范衛(wèi)東 ，馮珂婷 ，牛 犇

（1.西安石油大學(xué)，陜西西安 710065；2.中國(guó)石油獨(dú)山子石化分公司，新疆獨(dú)山子 833600）

我國(guó)原油質(zhì)量逐年變重、變差，高硫原油的加工逐年增加，環(huán)保法規(guī)對(duì)煉油工藝本身及石油產(chǎn)品質(zhì)量要求日趨嚴(yán)格，市場(chǎng)對(duì)清潔燃料和優(yōu)質(zhì)化工原料需求量持續(xù)增長(zhǎng)，重質(zhì)原料清潔輕質(zhì)化工藝技術(shù)持續(xù)快速增長(zhǎng)。加氫裂化作為二次加工技術(shù)具有加工原料的范圍寬、原料適應(yīng)性強(qiáng)、產(chǎn)品方案靈活、產(chǎn)品質(zhì)量好、液體產(chǎn)品收率高等特點(diǎn)，能生產(chǎn)從液化石油氣、石腦油、噴氣燃料、柴油到蒸汽裂解原料、潤(rùn)滑油基礎(chǔ)油等多種優(yōu)質(zhì)產(chǎn)品、原料，是大型煉廠和石油化工企業(yè)最重要、最可靠、最靈活和最有效的加工手段[1，2]，在全廠生產(chǎn)流程中起到產(chǎn)品質(zhì)量分布和產(chǎn)品質(zhì)量調(diào)節(jié)器的作用，是“油-化-纖”結(jié)合的核心，已成為現(xiàn)代煉油和化工中最重要的重油深度加工工藝之一。

獨(dú)山子石化公司煉油廠原油一次加工能力10 Mt/a，含1 Mt/a蒸餾裝置、1.2 Mt/a焦化裝置、2 Mt/a蠟油加氫裂化裝置、3 Mt/a柴油加氫精制裝置和重整及催化裝置等裝置。2 Mt/a蠟油加氫裂化裝置因其原料加工范圍廣，產(chǎn)品附加值高等優(yōu)勢(shì)在煉油廠占有重要地位。近年來，柴油市場(chǎng)產(chǎn)能過剩日益嚴(yán)重，石油化工原料供應(yīng)不足，通過優(yōu)化原料組成、調(diào)整反應(yīng)深度、優(yōu)化分餾系統(tǒng)等措施，可大幅度改善產(chǎn)品分布，提高石腦油、航煤、加氫尾油收率，降低重柴油收率，實(shí)現(xiàn)效益的最大化。

1 裝置簡(jiǎn)介

我國(guó)現(xiàn)有加氫裂化裝置絕大部分采用單段雙劑或單段串聯(lián)工藝流程，兩種工藝占總處理能力的91.2%。加氫裂化裝置操作模式根據(jù)尾油循環(huán)方式分為全循環(huán)、部分循環(huán)和一次通過三種。中國(guó)石油獨(dú)山子石化煉油廠200×104t/a蠟油加氫裂化裝置采用UOP公司提供的工藝包，裝置以減壓蠟油、焦化蠟油為原料，采用單段一次通過流程，最大限度生產(chǎn)BMCI＜14的尾油（作乙烯原料）和硫含量＜50 mg/L，十六烷值＞55的優(yōu)質(zhì)柴油，同時(shí)副產(chǎn)輕烴氣體、液態(tài)烴和石腦油。裝置設(shè)計(jì)規(guī)模200×104t/a，操作彈性50%～110%，年開工時(shí)數(shù)8 400 h。根據(jù)實(shí)際生產(chǎn)需要，反應(yīng)轉(zhuǎn)化率可以在70%～85%進(jìn)行調(diào)整（以生成油365℃餾出量來計(jì)量轉(zhuǎn)化率）。裝置由反應(yīng)部分（包括新氫壓縮機(jī)、循環(huán)氫壓縮機(jī)）、分餾部分及公用工程設(shè)施組成。

減壓蠟油、焦化蠟油混合原料經(jīng)原料油過濾器、原料油緩沖罐切水，加壓至17.5 MPa、換熱，采用爐后混氫流程，與420℃循環(huán)氫混合，350℃、14.5 MPa進(jìn)入加氫精制/裂化反應(yīng)，經(jīng)熱高、熱低、冷高、冷低壓分離器，分離出循環(huán)氫、低分生成油和低分氣（見圖1）。

冷低分油與熱低分油分別進(jìn)入主汽提塔（C-201）的第11層和第23層，塔底用過熱蒸汽汽提。塔頂氣經(jīng)主汽提塔頂回流罐（V-201）進(jìn)行油、水、氣三相分離。分離出的輕烴氣與脫丁烷塔頂氣進(jìn)入干氣脫硫塔。主汽提塔頂液相一路作為塔頂回流，另一路進(jìn)入脫丁烷塔（C-204），分離出液化氣和輕石腦油。主汽提塔底油經(jīng)預(yù)閃蒸罐閃蒸后，底液經(jīng)分餾塔進(jìn)料泵增壓后進(jìn)入分餾塔進(jìn)料加熱爐（F-201）加熱到371℃，進(jìn)入分餾塔的第48層塔板（見圖2）。

圖1 2 Mt/a加氫裂化裝置反應(yīng)部分原則流程圖

產(chǎn)品分餾塔塔底用過熱蒸汽汽提，塔頂氣經(jīng)塔頂回流罐（V-202）進(jìn)行油、水、氣三相分離，油相一路做塔頂回流，另一路為重石腦油外送至罐區(qū)；產(chǎn)品分餾塔中部設(shè)輕柴油（第17層）側(cè)線抽出、重柴油側(cè)線抽出，塔底油經(jīng)增壓換熱后作加氫尾油送出裝置。

2 裝置分析

200×104t/a加氫裂化裝置采用設(shè)備臺(tái)數(shù)相對(duì)較少、流程相對(duì)簡(jiǎn)單的單段一次通過流程。裝置自2009年9月開工投產(chǎn)以來，運(yùn)行平穩(wěn)，原料加工范圍廣、副產(chǎn)品少、目的產(chǎn)品質(zhì)量好、收率高、熱能利用合理。受近年來重柴油市場(chǎng)日益萎縮的影響和石油化工原料供不應(yīng)求的作用，降低裝置重柴油柴油收率，最大限度提高裝置石腦油收率、航煤收率、加氫尾油收率，一直是裝置生產(chǎn)優(yōu)化的方向。

為優(yōu)化產(chǎn)品分布、擴(kuò)大加氫原料供應(yīng)、凈化裂化原料質(zhì)量、提升加氫裂化反應(yīng)的轉(zhuǎn)化率、改善裂化產(chǎn)品質(zhì)量、延長(zhǎng)裂化催化劑使用壽命，主要對(duì)原有催化劑進(jìn)行了優(yōu)化級(jí)配。最初設(shè)計(jì)保護(hù)劑選用TK10、TK711、834-HC、HC-DM，精制催化劑選用UF-210STARS，裂化劑選用DHC-32LT，裂化劑采用含少量分子篩的無定形硅鋁復(fù)合型催化劑，有良好的中間餾分油選擇性，產(chǎn)品結(jié)構(gòu)穩(wěn)定，初期和末期變化小；具有良好的抗有機(jī)氮的能力，不再單獨(dú)設(shè)置加氫精制反應(yīng)器。2015年大修保護(hù)劑更換為CATTRAP-30和CATTRAP-50保護(hù)劑，脫金屬劑更換為KF-542、KF-647、KG-6型；精制劑更換為鎳鉬型KF-851-1.5Q、KF-851-3Q催化劑，在進(jìn)行脫硫、脫氮和芳烴飽和反應(yīng)的同時(shí)，具有極高的加氫和脫除雜質(zhì)能力，使通過反應(yīng)器出口物料中微量的烯烴組分飽和，以防止在硫化氫存在的環(huán)境下生成硫醇。裂化劑更換為HC-140LT，在滿足最大量生產(chǎn)國(guó)V柴油的前提下，獲得更多的重石腦油和輕柴油的收率。HC-140LT具有更高的活性，更低的氫耗，同時(shí)保證裝置的運(yùn)行周期。

3 優(yōu)化操作實(shí)例

3.1 優(yōu)化原料

圖2 2 Mt/a加氫裂化裝置分餾部分原則流程圖

表1 摻煉餾分油基本性質(zhì)

在相同的催化劑和工藝條件下，產(chǎn)品烴類組成與原料烴類組成密切相關(guān)。加氫裂化不發(fā)生環(huán)化反應(yīng)，原料中的環(huán)狀烴含量越高，對(duì)應(yīng)的重石腦油、航煤和柴油產(chǎn)品中的環(huán)狀烴含量隨之增加。原料中環(huán)狀烴含量越高，加氫裂化生產(chǎn)的重石腦油芳潛越高、航煤煙點(diǎn)越低、柴油十六烷值越低。在原料中摻煉常三線、常一線、減一線和催化柴油，可增產(chǎn)輕質(zhì)、重質(zhì)裂解原料和航空煤油、對(duì)提高加氫裂化效益意義重大[3，4]。

為擴(kuò)大原料來源，優(yōu)化裝置產(chǎn)品分布，分別進(jìn)行摻煉減一線油（10 t/h）、常一線油（15 t/h）、常三線油（20 t/h）和混合摻煉常三線、常一線油、減一線、催化柴油的工業(yè)試驗(yàn)，在保證產(chǎn)品質(zhì)量的同時(shí)，調(diào)整反應(yīng)、分餾操作參數(shù)，以維持裝置穩(wěn)定平穩(wěn)。摻煉餾分油性質(zhì)（見表1），混合摻煉原料性質(zhì)（見表2），摻煉前后反應(yīng)、分餾單元操作條件及產(chǎn)品分布（見表3、表4）。

表2 混合摻煉前后加氫裂化原料性質(zhì)

表2 混合摻煉前后加氫裂化原料性質(zhì)（續(xù)表）

表3 摻煉前后主要操作條件變化

表4 摻煉前后產(chǎn)品分布

減一線油主要為柴油組分，摻煉后VGO加工量減少，輕組分產(chǎn)品（航煤及航煤以上產(chǎn)品）收率較正常加工VGO有小幅下降（0.52%），柴油+尾油收率有所上升。摻煉常一線油后，輕組分產(chǎn)品（航煤及航煤以上產(chǎn)品）收率較正常加工VGO上升（1.45%），較摻煉減一線油輕組分產(chǎn)品收率上升1.97%。摻煉常一線油后航煤收率較正常加工VGO大幅上升（4.96%），較摻煉減一線油后航煤收率上升（3.82%），主要是由于常一線組分主要為航煤餾分，基本上常一線都轉(zhuǎn)化為航煤以上組分。摻煉常三線油后航煤以上組分多8.95 t/h，收率提高4.06%。

常一線、常三線、減一線餾分保持了石油中的原始烴類組成，烷烴、環(huán)烷烴含量較多，芳烴含量有限，在加氫裂化反應(yīng)條件下，易發(fā)生裂化反應(yīng)。催化柴油中含量較高的芳烴加氫后大部分仍以環(huán)狀烴形式存在，即使發(fā)生加氫裂化反應(yīng)產(chǎn)生單環(huán)環(huán)狀烴，由于催化柴油中輕餾分與航煤餾程的重疊，反應(yīng)產(chǎn)物進(jìn)入航煤組分，故混合摻煉時(shí)航煤中環(huán)狀烴含量顯著增加，航煤煙點(diǎn)降低。混合摻煉試驗(yàn)反應(yīng)進(jìn)料量控制230±1 t/h，摻煉常一線 10 t/h、常三線油25 t/h、減一線 10 t/h、催柴 17 t/h，其余為焦化蠟油168 t/h，執(zhí)行航煤生產(chǎn)方案。

混合摻煉后原料組分明顯變輕，進(jìn)料飽和度增加，硫氮含量更高，精制床層溫升將略增加，由于原料組分變化，烷烴含量升高，經(jīng)過精制后的油品飽和度更高，裂化床層溫升將會(huì)降低。裝置各項(xiàng)產(chǎn)品均合格受控，充分拔出航煤及以上組分，航煤以上組分含氫收率達(dá)到48.97%。摻煉催柴后，反應(yīng)精制床層溫升無明顯變化，加工催柴時(shí)的反應(yīng)放熱量與加工焦化蠟油時(shí)相當(dāng)，反應(yīng)氫耗略有增加。

液化氣和重石腦油收率明顯上升，輕石腦油收率基本持平，航煤收率更低，更多重柴壓入尾油中，導(dǎo)致重柴收率更低，尾油收率更高。航煤以上組分含氫收率達(dá)到48.97%呈現(xiàn)明顯上升趨勢(shì)。輕、重石腦油餾程無明顯變化，輕石腦油醋酸鉛腐蝕均合格；航煤殘留控制≮1.4%（V/V），終餾點(diǎn)控制在240℃，最大限度生產(chǎn)航煤；為保證尾油外送量≮85 t/h，裝置將重柴油壓入尾油，重柴油終餾點(diǎn)降低190℃左右，尾油2%餾出溫度降至300℃左右，BMCI控制在11.5左右。

3.2 調(diào)整反應(yīng)深度

隨著加氫裂化裝置轉(zhuǎn)化率的提高，餾程范圍基本不變的石腦油餾分收率持續(xù)增加，航煤產(chǎn)率先隨轉(zhuǎn)化率提升后趨于平穩(wěn)，柴油餾分收率先緩慢升高至最高點(diǎn)后緩慢下降。隨轉(zhuǎn)化率的增加，中間餾分油密度降低，噴氣燃料的煙點(diǎn)和柴油十六烷值提高，產(chǎn)品低溫流動(dòng)性如冰點(diǎn)、凝點(diǎn)變化不大。

為保證加氫裂化裝置最大限度地獲得高附加值產(chǎn)品，對(duì)裝置的反應(yīng)深度進(jìn)行調(diào)節(jié)。在管網(wǎng)新氫富裕和壓縮機(jī)負(fù)荷允許情況下，逐漸提高反應(yīng)溫度（每次0.3℃），檢查反應(yīng)床層各點(diǎn)溫度是否平穩(wěn)可控，新氫耗量和新氫壓縮機(jī)負(fù)荷運(yùn)行情況，并協(xié)調(diào)優(yōu)化操作至穩(wěn)定，穩(wěn)定操作不小于8 h。為保證分餾塔足夠的分餾精度，分餾加熱爐出口溫度控制在305℃，不再繼續(xù)調(diào)整，防止影響航煤質(zhì)量。操作調(diào)整到位后，對(duì)航煤（分析密度、餾程、殘留、損失和閃點(diǎn)）、尾油（分析密度、餾程和BMCI值）、重柴加樣分析，對(duì)混合原料油、重柴油和尾油加樣進(jìn)行族組成分析。

反應(yīng)床層平均溫度由392.5℃提高至394.5℃，反應(yīng)氫耗由58 000 m3/h逐漸提高至61 500 m3/h，每噸原料油耗氫量由246.8 m3提高至261.7 m3，反應(yīng)溫度隨氫耗增大而增加。

隨反應(yīng)溫度提高，反應(yīng)深度不斷加深，液化氣、輕石腦油、重石腦油等輕組分收率上升，航煤量維持穩(wěn)定，為保證尾油產(chǎn)量壓低重柴產(chǎn)量，重柴收率明顯降低，尾油收率維持穩(wěn)定（見表5）。

提高轉(zhuǎn)化率后，尾油2%餾出溫度由287℃降至257℃，密度由838 kg/m3逐漸降至833.3 kg/m3，BMCI值有所上升（見表6）。

航煤質(zhì)量變化情況：密度由806kg/m3降至799kg/m3，干點(diǎn)降至230℃左右，殘留仍然維持在1.4左右，損失量明顯上升，煙點(diǎn)26 mm，比較卡邊（指標(biāo)≥26 mm）。航煤干點(diǎn)、密度明顯降低，航煤殘留、煙點(diǎn)沒有明顯改善，且損失量明顯上升（見表7）。

3.3 優(yōu)化產(chǎn)品方案

通過摻煉常三線、減一線、常一線油，改善了加氫裂化原料性質(zhì)，提高航煤及以上組分產(chǎn)品收率，提高航煤與尾油收率，滿足全廠的油品配比，實(shí)現(xiàn)了加氫裂化裝置在油-化結(jié)合效益的最大化。為保障冬季低標(biāo)號(hào)柴油（-35#柴油）的市場(chǎng)需求，進(jìn)一步調(diào)整操作，降低柴汽比，靈活多產(chǎn)滿足國(guó)Ⅴ要求的-35#柴油或0#柴油。

對(duì)比國(guó)Ⅳ和國(guó)Ⅴ柴油技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，-35#柴油十六烷值控制指標(biāo)由≥45提高至≥47，十六烷指數(shù)仍為≥44，凝點(diǎn)≤-37℃，冷濾點(diǎn)≤-30℃。其中-35#柴油的十六烷值股份公司內(nèi)控指標(biāo)在此基礎(chǔ)上又提高了0.5的單位，同時(shí)對(duì)-35#柴油凝點(diǎn)、冷濾點(diǎn)做出了明確要求，-35#柴油質(zhì)量控制指標(biāo)更為嚴(yán)格，裝置原輕柴側(cè)線抽出產(chǎn)品的凝點(diǎn)、冷濾點(diǎn)和十六烷值成為影響-35#柴油生產(chǎn)的主要瓶頸。

經(jīng)計(jì)算、分析論證，在主汽提塔系統(tǒng)維持平穩(wěn)操作，通過降低分餾加熱爐出口溫度，降低分餾塔頂溫度，降低航煤抽出量將部分航煤組分壓入重柴油側(cè)線，降低重柴油（-35#柴油）抽出量，優(yōu)化分餾塔各項(xiàng)參數(shù)，降低重柴抽出溫度，將重柴側(cè)線產(chǎn)品終餾點(diǎn)壓至295℃以下，保證凝點(diǎn)、冷濾點(diǎn)、十六烷值的合格。

經(jīng)過近10個(gè)月的生產(chǎn)，獨(dú)山子石化公司成為國(guó)內(nèi)首家成功利用加氫裂化重柴油生產(chǎn)國(guó)Ⅴ標(biāo)準(zhǔn)-35#柴油的煉化企業(yè)，總結(jié)出了柴油餾程與十六烷指數(shù)、餾程與冷濾點(diǎn)、冷濾點(diǎn)與凝點(diǎn)之間的相互關(guān)系，明確了原料油中芳烴含量及反應(yīng)深度對(duì)柴油的十六烷值的影響規(guī)律，確定了重柴側(cè)線生產(chǎn)-35#柴油的操作參數(shù)，制定了-35#柴油質(zhì)量?jī)?nèi)控指標(biāo)，保證了產(chǎn)品質(zhì)量的有效控制。

4 結(jié)論

隨裂解原料的供應(yīng)緊張、柴油市場(chǎng)的過剩和航煤市場(chǎng)的興旺，降低裝置柴油收率，最大限度提高裝置石腦油收率、加氫尾油、航煤收率已成為石化企業(yè)產(chǎn)品方案調(diào)整的方向。加氫裂化裝置在最大量生產(chǎn)尾油保證乙烯裂解原料的前提下，通過優(yōu)化原料組成、調(diào)整反應(yīng)深度、優(yōu)化分餾系統(tǒng)等措施，在航煤生產(chǎn)的同時(shí)，利用重柴側(cè)線生產(chǎn)符合國(guó)V標(biāo)準(zhǔn)要求的-35#柴油，不但提高了裝置操作靈活性，滿足了尾油和航煤生產(chǎn)需求，降低了0#柴油的產(chǎn)量，還解決了輕柴側(cè)線生產(chǎn)-35#柴油的一系列問題，實(shí)現(xiàn)了尾油和航煤產(chǎn)量的最大化，低凝柴油質(zhì)量的最優(yōu)化，經(jīng)濟(jì)效益的最佳化。

表5 反應(yīng)溫度變化對(duì)加氫裂化裝置產(chǎn)品分布的影響

表6 不同轉(zhuǎn)化率下加氫尾油質(zhì)量變化

表7 不同轉(zhuǎn)化率下航煤質(zhì)量變化