我国炼油工业转型发展的技术策略

2024-01-23李大东

石油炼制与化工 2024年1期

李大东

(中石化石油化工科学研究院有限公司，北京 100083)

石油是炼油工业的原料,世界石油资源储量丰富,截止至2020年,世界石油剩余可采资源量超过860 Gt[1],按照世界原油年产量4.3 Gt计,还可开采200年。但是世界石油资源分布不均衡,主要集中分布在中东、美洲和欧洲地区。中国油气资源有限,资源替代率低,油气储采比低于世界平均水平,其中原油储采比仅相当于世界平均水平的1/4,而产量占消费量的1/4左右,导致中国油气对外依存度持续保持高位,自2018年以来,我国原油对外依存度一直高于70%。

我国国民经济的持续稳定增长为炼油、石化产业提供了广阔的市场空间,近年来中国炼油能力、生产乙烯能力和生产对二甲苯(PX)能力持续提升,2022年分别达到937,46.83,38.99 Mt/a,均位居世界首位。

在车用燃料生产方面,2022年,我国生产成品油366 Mt,其中汽油145 Mt,柴油191 Mt。从1997年推动汽油无铅化开始,中国车用汽柴油经历了多轮质量升级,汽油中硫含量、烯烃含量、芳烃含量和柴油中硫含量、多环芳烃含量逐步降低。目前,中国车用汽油、柴油质量分别执行相当于欧Ⅵ标准的国Ⅵb和国Ⅵ标准,硫含量等标志性指标值相同,个别指标如汽油中的烯烃含量和苯含量、柴油中的多环芳烃含量,甚至严于欧Ⅵ标准,汽柴油质量标准指标已达到国际先进水平。“双碳”目标下,我国石化产品需求增速放缓,中低端产品过剩,高端产品结构性短缺,高技术含量的化工新材料和高端专用化学品国内自给率低,“油转化”、“油转特”任重道远。

在二氧化碳减排方面,2021年,我国炼化产业碳排放总量约为526 Mt,其中能源相关的排放量为239 Mt,占总排放量的45%,过程排放160 Mt,占排放总量的31%,节能降碳和过程降碳是炼化产业减少碳排放的重中之重。

炼油企业产品结构调整和基本有机化学品延伸加工是应对炼油能力过剩、产品需求变化和减少CO2排放的主要举措。新形势下,炼油工业亟待转型发展,开发支撑技术艰巨而紧迫。虽然我国炼化技术经历多年快速发展,已拥有一批自主知识产权的核心技术和专有技术,但是应对新挑战仍存在很多短板和不足,制约着产业高质量发展和新目标的实现,因此要加快布局新技术的研发和应用。

1 清洁交通运输燃料生产的关键技术

1.1 生产高辛烷值汽油组分的C4固体酸烷基化技术

国Ⅵb汽油标准对汽油中烯烃和芳烃含量进一步限制,辛烷值达标面临挑战,而C4烷基化生产的高辛烷值汽油组分是最理想的清洁汽油调合组分,该生产技术在汽油质量升级中备受重视。传统烷基化生产工艺为液体硫酸或氢氟酸法,因其腐蚀性、毒性以及工艺过程的酸泄漏和副产酸溶油等对环境的危害,使烷基化汽油生产企业面临着巨大的安全、环保压力。

中石化石油化工科学研究院有限公司(石科院)致力于固体酸绿色烷基化技术研发,经过多年潜心研发,突破了相关核心技术,通过对分子筛酸中心分布进行调控和对颗粒内部结构进行精细设计,开发了具有优良活性中心和创新孔结构的固体酸烷基化专用催化剂AIB-2,结合独创的反应器物料高效分配和快速混合内构件、高效节能的产品分离方案、灵活简便的催化剂原位再生技术,研发出无“三废”排放、无腐蚀性、本质安全、环境友好的ZCA-1固体酸烷基化成套绿色工艺技术,该工艺从根源上避免了液体酸烷基化的安全和环境等问题,可实现烷基化生产工艺的绿色化[2]。

ZCA-1技术以混合C4为原料,采用高效自动控制的固定床反应-再生切换工艺生产清洁的烷基化汽油。该技术先后完成了小试研究、中试放大和工业侧线试验,具有催化活性高、选择性好、反应温度低、装置操作和产品质量稳定、原料适应性强、催化剂再生性能好、烯烃利用率高、反应器内物料混合效率高等特点。

图1为ZCA-1固体酸烷基化工艺技术流程示意,主要包括原料预处理、烷基化反应、催化剂再生、产品分馏精制4个单元,工业侧线装置已经稳定运行5 000 h以上。烷基化反应的丁烯转化率为100%,装置操作和产品质量稳定,获得的烷基化汽油研究法辛烷值(RON)大于96.5,马达法辛烷值(MON)大于92.6,50%馏出温度小于110 ℃,终馏点小于190 ℃,产品中不含烯烃和芳烃,且几乎不含硫,装置能耗与液体酸工艺相当。表1是ZCA-1 C4烷基化技术工业侧线试验结果,标定的汽油的RON达到96.8,MON达到92.8。

表1 ZCA-1技术工业侧线装置固体酸法烷基化汽油性质

图1 ZCA-1固体酸烷基化侧线工艺流程示意

该技术已完成了百吨级工业侧线试验,通过了中国石油化工集团有限公司(中石化)的技术评议,采用这一技术已完成了0.20 Mt/a固体酸烷基化装置基础设计。

1.2 中石化生产生物喷气燃料技术(SRJET)

国际民航组织(ICAO)可持续航空燃料项目2027年正式生效。石科院以动植物油、餐饮废油、微藻类生成油等生物油脂为原料,经过脱杂质处理、加氢处理、加氢转化和产品分离等工序,得到生物喷气燃料[3]。2011年,中石化改造建成了亚洲第一套生物喷气燃料生产装置。以棕榈油、餐饮废油为原料,生产出了合格的生物喷气燃料,其性质见表2。

表2 工业生产的生物喷气燃料主要性质

2022年,中石化100 kt/a生物喷气燃料生产装置投产,获得欧盟《再生能源指令》认可项目RSB颁发的可持续认证证书,这是生物喷气燃料产品走出国门、规模化生产的通行证。

1.3 柴油超深度加氢脱硫(RTS)技术

柴油从国Ⅳ标准升级到国Ⅴ标准,要求硫质量分数从不大于50 μg/g降低到不大于10 μg/g,到国Ⅵ标准时要求多环芳烃质量分数从不大于11%降低到不大于7%。更低的硫和芳烃含量使加氢装置运转周期缩短50%以上,严重影响到企业运行效率和生产成本。石科院采用催化剂和工艺创新并举的整体解决方案,解决了超深度脱硫和多环芳烃饱和反应条件不一致的问题,开发了RTS技术[4]。相较传统工艺,RTS工艺能够加工更劣质的柴油馏分,生产满足国Ⅵ标准的柴油(图2)。

图2 RTS与传统工艺性能对比

中国石化上海高桥石油化工有限公司使用RTS技术的36个月内,催化剂失活速率比传统加氢工艺降低47.6%,产品硫质量分数小于10 μg/g,多环芳烃质量分数小于6%,满足国Ⅵ柴油标准要求。

1.4 船用燃料油生产技术

国际海事组织(IMO)规定,从2020年1月1日起,全球范围内船用燃料油中硫质量分数由3.5%降为0.5%,限排区(ECA)船用燃料油硫质量分数0.1%。为了应对这一挑战,石科院开发一系列组分油生产技术。

(1)高硫渣油深度加氢脱硫技术[5]:采用新型脱金属脱硫催化剂及兼顾加氢脱硫活性和稳定性的催化剂级配方案,加氢脱硫率较常规技术高1.6百分点。

(2)渣油选择性加氢脱硫技术[6]:与常规技术相比,氢分压降低1.0 MPa,化学氢耗降低10%。

(3)加氢渣油减压蒸馏技术[7]:根据不同炼油厂特点及其他调合组分来选择减压蒸馏方案。

(4)催化裂化油浆柔性脱固(RSFF)技术[8]:操作温度低,一般为110～150 ℃;收率高,可达90%以上;脱固率高,可达97%以上。

(5)油浆低压临氢脱硫技术:操作压力低,不高于5.0 MPa;脱硫活性稳定,产品硫质量分数稳定低于0.5%;加氢前后密度降低值不高于5 kg/m3,基本不发生芳烃饱和反应。

2 生产基本有机化工原料的关键技术

2.1 全馏分石脑油正构烷烃吸附分离(SMB)技术

SMB技术是基于分子择形实现正构烷烃和非正构烷烃高效分离的技术[9]。石脑油经过5A分子筛,其中正构烷烃分子直径约等于0.5 nm,能够进入5A分子筛内被吸附,非正构烷烃分子直径大于0.5 nm,因不能进入分子筛内而与正构烷烃分离。正构烷烃是裂解制乙烯的优质原料,非正构烷烃一定程度上富集了环烷烃、芳烃,芳烃潜含量高,适合作重整原料。中试结果表明,以石脑油馏分C6+为原料,轻烃作为解吸剂,分离所得抽出油正构烷烃含量大于99%(表3)。

表3 SMB中型试验结果

以某企业全馏分石脑油、吸附分离抽出液为原料进行蒸汽裂解对比评价,原料性质和三烯(乙烯、丙烯、丁二烯)产品分布见表4～表6。

表4 某企业全馏分石脑油组成 w,%

表5 吸附分离抽出液组成(富集正构烷烃) w,%

表6 两种原料蒸汽裂解三烯产品收率的比较

由表6可以看出,全馏分石脑油裂解的三烯收率为41.16%～44.14%,吸附分离抽出液裂解的三烯收率为55.13%～59.47%,经吸附分离后,三烯收率提高约15百分点,其中乙烯收率提高约12百分点。

2.2 催化丙烯(SHMP)技术

21世纪初,石科院提出了未来炼油厂的三种模式[10],即清洁燃料型炼油厂、油化结合型炼油厂及化工型炼油厂。其中化工型炼油厂以石油为原料,产品以化工原料[乙烯、丙烯、轻芳烃(BTX)]为主、油品为辅,目标是整体效益(利润)最大化,而不是某一化工产品如丙烯的最大化。优先转型的应该是大型炼油厂和石化厂结合在一起的大型石油化工联合企业,以便化工型炼油厂生产的低碳烯烃和芳烃的分离与利用都可在石化厂实现。化工型炼油厂的吨油利润远大于清洁燃料型炼油厂,当原油价格波动时,化工型炼油厂受油价波动的影响小于清洁燃料型炼油厂。

SHMP技术是未来化工型炼油厂的关键核心技术[11]。以中间基原油的蜡油(或常压渣油)为原料,定向加氢处理与选择性催化裂解技术集成,以生产丙烯为主,兼产乙烯和BTX,充分发挥炼油化工一体化的优势,以最小代价实现向化工转型。中东减压蜡油(VGO)加氢前后性质变化及其催化裂解产品分布与大庆VGO的比较分别见表7、表8。

表7 加氢前后VGO性质变化(中型试验结果)

表8 加氢前后中东VGO和大庆VGO裂解产品分布比较 w,%

2.3 重油高效催化裂解(RTC)技术

RTC技术是以劣重质石油烃为原料,以乙烯、丙烯和BTX为目标产品的技术。RTC技术以石科院开发的重油催化裂解制烯烃技术为基石,通过反应器技术创新,形成以新型快速流化床反应器为核心,集工艺、工程和催化剂等创新开发的炼化一体化关键核心技术[12],该技术于2020年成功完成首次工业试验。

RTC的核心是开发了具有拟全浓相、拟均速、拟均一温度的快速流态化行为特征的新结构反应器,改善了劣质重油的催化反应过程的选择性,从而实现了劣质重油最大化生产乙烯和丙烯,其原料适应性更广泛,可以加工蜡油、常压渣油,适用于加工环烷基、中间基加氢重油,尤其适用于加氢渣油。

RTC工艺流程(图3)与常规催化裂化工艺流程相似,主要设备包括反应器、再生器和产品分离回收系统。其中,主反应器采用新型快速流化床反应器,为重质馏分油反应场所,进料为新鲜原料油,包括加氢蜡油和加氢渣油等。副反应器为轻质馏分油反应场所,进料为装置自产的C4烃、轻裂解石脑油(C5)等。RTC工艺可实现重油进料的最大转化和最佳的产品结构与选择性,反应再生部分包含下列4项技术:①重质原料快速床催化裂解技术;②馏分循环裂化技术;③轻汽油循环裂化技术;④抑制丙烯再转化技术。

RTC液体产品富含芳烃,裂解石脑油可以进一步抽取轻质芳烃或作为高辛烷值汽油的调合组分,裂解轻油可加氢改质后作为柴油调合组分或通过加氢裂化生产化工原料,裂解重油(油浆)可作燃料油或用于生产针状焦。

中国石化安庆分公司(安庆石化)3.00 Mt/a RTC装置工业应用结果表明,在中间基加氢渣油掺炼比例超过50%的条件下,乙烯产率大于4%,丙烯产率可高达18%～19%。

2.4 催化裂化柴油定向加氢和选择性催化裂化集成生产芳烃和汽油(LTAG)技术

随着国内汽柴油质量升级和需求结构变化,消费柴汽比逐年下降,高辛烷值汽油短缺,柴油产量过剩。催化裂化柴油(LCO)多环芳烃含量高、十六烷值低,不宜作柴油调合组分。国外采用加氢裂化技术将LCO转化为高辛烷值汽油,该技术转化率低、氢耗高、投资大、催化剂失活速率快、运转周期短。因此,迫切需要开发LCO低成本、高效生产高辛烷值汽油或芳烃料的新技术。

LTAG采用LCO定向加氢和选择性催化裂化集成技术[13],将劣质LCO通过专有加氢工艺和专用催化剂实现多环芳烃选择性芳环饱和,在相对缓和的反应条件及较低氢耗下最大化定向生成四氢萘型单环芳烃;加氢LCO通过独特催化裂化反应环境或单独的裂化反应区,采用特定工艺参数和专用裂化催化剂,强化四氢萘型单环芳烃开环裂化反应,抑制氢转移反应,最终实现LCO部分或全部转化成高辛烷值汽油或芳烃料。该技术具有LCO转化率高(单程达70%)、汽油选择性好(高达80%)、辛烷值高且氢耗低(1.0%～2.5%)的特点。

LTAG创新性地提出并实现了LCO烃类组分的定向加氢控制,设计了加氢LCO单独催化裂化的反应器和精准操作窗,开发了加氢LCO在重油催化裂化装置上的选择性裂化毫秒反应区和配套专用催化剂。

2.5 化工型双向组合(RICP)技术

石科院开发了一种新的以渣油为原料,多产低碳烯烃和轻质芳烃的化工型双向组合(RICP)技术[14]:将催化裂解低价值副产品LCO、重循环油(HCO)或脱固油浆掺入到渣油加氢原料中一起进行加氢,然后再进行催化裂解,流程如图4所示。

图4 以渣油为原料的化工型加氢-催化裂解双向组合技术流程

催化裂解LCO和HCO富含多环芳烃,基本不再裂化,但和渣油一起在高压下加氢饱和为芳环并环烷环分子,成为可催化裂解的结构,其中的芳环结构和环烷环结构在催化裂解条件下分别转化为轻质芳烃和低碳烯烃。催化裂解需大量裂解反应热,渣油各组分中价值最低的胶质、沥青质等残炭前身物提供了催化裂解生焦及裂解热量来源,充分利用了低价值组分。

在中型试验中,渣油原料采用高硫高金属的科威特常压渣油,将LCO、HCO以质量比m(渣油)∶m(LCO)∶m(HCO)=75∶17∶8的比例掺入到科威特常压渣油中,进行加氢处理。科威特常压渣油、LCO、HCO性质见表9。纯科威特常压渣油加氢体积空速为0.20 h-1,科威特常压渣油掺轻、重循环油加氢体积空速为0.267 h-1,以保证二者所加工的渣油量一致。

表9 渣油和轻、重循环油性质

催化裂解试验在小型固定流化床中进行,分别以纯科威特常压渣油的加氢生成油,以及科威特常压渣油掺LCO和HCO的混合原料的加氢生成油作为催化裂解进料,进行催化裂解试验。催化剂为经金属污染及老化预处理的MMC-2催化裂解催化剂。以新鲜进料为基准的各产品收率见表10。

表10 以新鲜进料为基准的催化裂解试验产品收率 %

由表10可以看出,在裂解石脑油中的非芳烃组分未循环裂解的情况下,双向组合技术的低碳烯烃和轻质芳烃的产率总和为55.01%(以新鲜渣油进料为基准),比LCO、HCO未进行循环加氢和催化裂解的常规工艺高12.44百分点。化工型RICP技术可显著提高低碳烯烃和轻质芳烃收率。

3 生产高价值特种产品的关键技术

3.1 针状焦生产技术

针状焦生产技术的难点在于选择理想原料和控制广域中间相形成条件。采用石科院自主开发的石油系针状焦生产技术,以辽河催化裂化澄清油为原料,1995年11月中国石油锦州石化公司100 kt/a(原料)石油系针状焦生产装置建成投产,生产出合格的针状焦,结束了我国针状焦不能连续生产的历史。2006年,石科院开发了第二代针状焦生产技术,在原料精制的基础上,通过优化操作工艺条件,提高了焦炭的强度和焦炭质量的均匀性。

2009年开始,针对进口高硫原油副产的高硫劣质催化裂化油浆原料,石科院开发高硫劣质油浆生产优质针状焦成套技术,为第三代石油系针状焦生产技术。第三代技术主要是针对高硫、高灰分、高沥青质含量劣质催化裂化油浆,开发原料预处理工艺[15],实现对油浆中杂质的选择性脱除,研究经预处理催化裂化油浆的中间相形成和碳化反应机理,利用劣质催化裂化油浆生产的针状焦产品达到国际优质油系针状焦质量水平,与进口针状焦制备的同等规格超高功率(UHP)石墨电极性能相当,同时可作为性能良好的锂离子电池负极材料[16]。与国外技术和产品相比,该技术原料适应性强,产品灰分、热膨胀系数低,技术先进、可靠。此项技术的开发可解决劣质催化裂化油浆的出路,提高其附加值。中国石化茂名分公司100 kt/a高端碳材料项目工业应用于2021年8月一次性开车成功,生产的针状焦产品性能指标符合国标GB 37308—2019和团体标准T/ZGTS 002—2019的Ⅰ级焦指标,满足UHP石墨电极和锂电池负极材料要求。石科院油系针状焦技术汇总见表11。

表11 石科院油系针状焦技术汇总表

3.2 低黏度聚α-烯烃(PAO)生产技术

PAO是使用量最大、应用范围最广的合成基础油,在国防工业、航空航天、重型机械、高级汽车、风电、高铁、智能制造等高端及尖端领域发挥着不可替代的作用。

PAO合成基础油是以C8～C12线性α-烯烃为原料,经齐聚反应、组分分离、加氢饱和、调合等工艺制成。根据所要生产的PAO基础油黏度的不同,烯烃齐聚采用不同的催化剂和齐聚工艺条件。制备低黏度PAO的齐聚反应主要产物为α-烯烃的二聚体、三聚体、四聚体、五聚体等。加氢饱和是为了降低PAO分子中的双键比例,以提高油品的热及氧化安定性。

低黏度PAO的生产流程长,技术难度高,涉及到烯烃的可控齐聚、催化剂的分离回收、痕量催化剂的高效脱除、高沸点热敏性产物的精细分离、高选择性加氢饱和精制、废水环保处理等多项关键技术难点。石科院科研团队从分子水平上深入研究揭示了齐聚反应机理和PAO分子结构与性能内在关系,针对关键技术难题,开展实验室小试、中试,开发出高效定向齐聚催化剂和α-烯烃齐聚工艺技术、多元化原料α-烯烃分子组分适配技术、催化剂高效分离回收技术、催化剂脱除与环保处理技术、高真空精细分离技术、高选择性深度加氢饱和技术,形成了具有自主知识产权的低黏度PAO成套技术[17]。采用该成套技术齐聚转化率可以达到98%以上,生产的低黏度PAO合成基础油产品综合性能优异,整体性能可达到甚至部分超越国际一流产品,产品性质如表12所示。

表12 中石化低黏度PAO产品典型数据

中石化采用石科院低黏度PAO合成基础油成套技术设计建成国内首套12 kt/a低黏度PAO工业装置,并于2021年8月成功投产,2021年12月完成满负荷工业标定。工业应用结果表明,该成套技术齐聚转化率高、产物分布好、产品收率高,PAO产品性能整体达到甚至部分优于国际一流产品性能水平。装置安全环保,运行稳定,自主生产的PAO产品已在国内外市场实现产业化应用,获得国内高端用户、国际知名润滑油公司的认可,有力支撑了高端润滑油产业的发展,经济和社会效益显著。

4 减少二氧化碳排放的关键技术

炼油行业向化工转型时,生产环节碳排放强度升高[18]。现阶段节能降碳仍是主流技术方案,针对炼油厂规划项目,应打造低碳总流程。催化裂化和制氢装置在炼油厂碳排放中占比较高,炼油厂应更多关注降低二者的工艺排放,通过先进的催化裂化技术、加氢技术和全厂氢气资源优化技术可大幅降低过程碳排放,同时可产生巨大的经济效益。

4.1 提高能源利用效率的降碳技术

4.1.1换热网络集成优化技术

我国能源利用效率相较发达国家低30%左右,提高能源利用效率是降碳的重要环节。需要结合装置用能特点和限制条件,提出操作优化与改造优化建议,实现能量介质的优化分配和综合利用,助力炼油工业节能减碳。

换热网络集成优化技术[19]能够广泛运用于炼油厂各装置及全厂装置间热联合,通过提高能量利用效率,减少加热炉燃料气及蒸汽消耗,实现节能降碳。对于千万吨级常减压蒸馏装置,通过换热网络集成优化可减少碳(CO2)排放20～50 kt/a,能效提升1～3 kgOE/t(1 kgOE=41.86 MJ),增效1 500～3 000万元/a。

4.1.2蒸汽动力系统优化技术

蒸汽系统用能占全厂用能的15%～30%左右,是炼油厂仅次于燃料消耗的第二大用能环节,优化蒸汽系统是现阶段降碳的重要途径[20]。采用流程模拟建立蒸汽动力系统数学模型并实施优化,包含蒸汽系统设备调优、动力源驱动方式优化、蒸汽网络优化及蒸汽平衡配置优化。应用蒸汽动力系统优化技术,每节省1 t蒸汽,可减排二氧化碳0.17～0.29 t;对于千万吨级炼油厂,通过开展蒸汽动力系统优化,可实现蒸汽节能13～19 kgOE/t,减少CO2排放25～60 kt/a。

4.1.3低温余热高效利用技术[19,21]

与发达国家相比,我国石化行业的能源利用效率较低,其中低温余热资源的浪费是关键。目前美国的余热利用率为60%,欧洲是50%,而我国石化行业生产过程中余热利用率只有30%。千万吨石化企业的低温热总量在150 ktCE(1 kgCE=29.3 MJ)以上,对于千万吨级炼油厂,使用低温余热高效利用技术开展优化,在提高低温热回收利用率10%的情况下,全厂二氧化碳排放可减少40 kt/a。

4.1.4氢气资源高效利用技术

制氢过程碳排放高,节约使用氢气可减少碳排放。氢气节约体现在三个关键环节:氢气资源回收利用、临氢装置节氢管理、氢气网络整合优化[19]。目前,工业生产的氢气主要还是碳基灰氢,其中煤制氢的碳排放量约为24 kg/kg,天然气制氢的碳排放约为10 kg/kg。对千万吨级炼油厂开展氢气资源高效优化利用,可实现碳减排20～30 kt/a,年增经济效益3 000～6 000万元。

4.2 过程降碳的选择性催化裂化工艺集成(IHCC)技术

催化裂化工艺是我国重油转化主要技术之一,加工能力接近200 Mt/a,提供汽油池约2/3的车用汽油,所产丙烯占丙烯市场近30%。同时催化裂化反应过程产生焦炭经烧焦再生以CO2形式排放,是典型炼油厂直接碳排放的主要排放源,占总碳排放的30%以上。可见,催化裂化不是低碳高效炼油过程,仍存在焦炭产率过高、碳氢资源利用不合理问题。

石科院针对原料特点,基于对反应化学分析和焦炭生成反应的认识,研究发现[22]:催化裂化反应初期,随转化率增加,焦炭产率缓慢增加,转化率达到一临界值后,焦炭产率呈现指数级增加,即存在着焦炭产率的突变点(图5)。

图5 焦炭产率与转化率之间关系

基于图5焦炭产率和转化率之间关系,提出在突变点前后,催化裂化工艺过程存在着一个最佳转化率区间,在此区间焦炭选择性处于最低。由此开发出多产轻质油的催化裂化重油(FGO)选择性加氢工艺与选择性催化裂化工艺集成技术(简称IHCC),并实现工业化。IHCC原则流程示意如图6所示,工业试验装置包括选择性催化裂化(HSCC)装置、催化裂化重油加氢(HAR)装置、催化剂预处理器和FGO过滤系统。

图6 IHCC工艺技术的原则流程示意

分别对催化裂化装置改造前流化催化裂化(FCC)技术和改造后的IHCC技术进行工业标定,装置原料主要性质以及产物分布见表13。

表13 IHCC和FCC装置标定时的原料油性质和产物分布

从表13可知,对于性质相近的加氢重油原料,相对于FCC工艺,IHCC工艺的液体产品收率从80.05%增加到90.09%,增加10.04百分点,焦炭产率从9.74%降低到7.69%,下降20%以上。IHCC工艺实现了石油碳氢资源的高效利用和减少催化裂化技术碳排放的目标[23],标志着炼油技术从追求高转化率向追求高选择性的转变,今后重点工作是降低催化裂化汽油烯烃含量。

4.3 低能耗柴油加氢(SLHTDR)技术

石科院针对未来柴油需降低多环芳烃以及降低碳排放的要求,开发了SLHTDR技术,在生产国Ⅵ柴油时,较同类工艺能耗降低11.9%,减少了生产环节的碳排放。SLHTDR工艺为未来柴油质量进一步升级及减少碳排放提供了技术支撑[24]。

安庆石化2.20 Mt/a柴油加氢采用SLHTDR技术,从2020年1月至2022年10月期间,装置加工直馏柴油、焦化柴油和渣油加氢柴油的混合原料,原料硫质量分数在2～5 mg/g之间波动,产品硫质量分数在1～10 μg/g之间波动(图7),平均值仅为3 μg/g,产品多环芳烃质量分数在1.4%～2.3%范围内,达到国Ⅵ柴油要求硫质量分数小于10 μg/g,多环芳烃质量分数小于7%的要求。

图7 SLHTDR装置产品硫质量分数变化情况

从2020年1月至2022年10月期间,装置第一反应器和第二反应器温度的变化情况如图8所示。自2020年4月催化剂进入稳定阶段开始,在运转过程中,催化剂总加权平均反应温度损失为每月0.59 ℃。表明该工艺可用于长期稳定生产国Ⅵ柴油,且催化剂活性稳定性好,可以满足长周期运转要求。

图8 SLHTDR加氢装置总平均反应温度变化情况

2020年装置全年能耗统计见表14。综合所有的消耗,该装置2020年平均能耗为4.83 kgOE/t,较中石化2020年柴油加氢装置的总平均能耗10 kgEO/t降低了5.17 kgOE/t,节能优势明显。依据《SH/T 5000—2011石油化工生产企业CO2排放量计算方法》计算,降低5.17 kgEO/t的能耗相当于降低了18.41 kg/t的二氧化碳排放,按照2.20 Mt的年加工量计算,采用本技术CO2年排放量可降低40.502 kt。与采用国外柴油液相加氢技术的国内某炼油厂3.75 Mt/a柴油液相加氢精制装置相比(平均能耗为5.48 kgOE/t),SLHTDR技术较此类技术可减少2.33 kg/t的二氧化碳排放,按照2.20 Mt的年加工量计算,可以实现同类技术二氧化碳年排放量降低5.126 kt。