国内外渣油加氢工艺区别.docx

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国内外渣油加氢工艺区别

文/李立权中石化洛阳工程

渣油加氢技术包含固定床渣油加氢处理、切换床渣油加氢处理、移动床渣油加氢处理、沸腾床渣油加氢处理、沸腾床渣油加氢裂化、悬浮床渣油加氢裂化、渣油加氢一体化技术及相应的组合工艺技术。

随着原油的重质化及劣质化、分子炼油技术的开展、环境保护要求的日益严格、市场对轻质油品需求、石油产品清洁化和石化企业面临的剧烈竞争，各种渣油加氢技术将快速开展。

１　国内外渣油加氢工程化技术应用现状

我国渣油加氢工程化技术起步较晚，１９９９年１２月我国开发的首套２．０Ｍｔ／ａ固定床渣油加氢技术实现了工程化；２０００年１月世界首套上流式渣油加氢反响器在我国某企业１．５Ｍｔ／ａ渣油加氢装置改造工程中实现工程化；２００４年８月我国开发的５０ｋｔ／ａ悬浮床渣油加氢技术进行了工业示范；２０１４年２月我国开发的５０ｋｔ／ａ沸腾床渣油加氢工业示范装置建成中交；２０１４年４５ｋｔ／ａ油煤共炼的重油加氢装置建成；目前引进的一套２．５Ｍｔ／ａ沸腾床渣油加氢装置正在建设中。

截止到２０１１年底我国投产的渣油加氢装置处理能力仅１３．３５Ｍｔ／ａ，而２０１２—２０１４年１０月投产的渣油加氢装置处理能力就到达了１９．３Ｍｔ／ａ；正在规划、设计和建设的渣油加氢装置处理能力超过３０Ｍｔ／ａ。

中国石油化工股份石油化工科学研究院〔ＲＩＰＰ〕开发的固定床渣油加氢处理重油催化裂化双向组合ＲＩＣＰ技术２００６年工程化应用，将ＲＦＣＣ装置自身回炼的重循环油〔ＨＣＯ〕改为输送到渣油加氢装置作为渣油加氢进料稀释油，和渣油一起加氢处理后再一同回到ＲＦＣＣ装置进行转化，同时有利于渣油加氢和催化裂化装置，工艺流程示意见图１。

国外渣油加氢工程化技术起步较早，１９６３年首套沸腾床渣油加氢技术工程化；１９６７年首套固定床渣油加氢技术工程化；１９７７年首套可自动切换积垢催化剂床层的固定床渣油加氢技术工程化；１９８９年可更换催化剂的料斗式移动床＋固定床渣油加氢技术工程化；１９９２年催化剂在线参加和排出的移动床＋固定床渣油加氢技术工程化；１９９３年切换反响器的移动床＋固定床渣油加氢技术工程化；２０００年上流式反响器＋固定床渣油加氢技术工程化。

各种技术工程化后都伴随着长期的技术改良和完善。

表１汇总了国内外不同公司首套渣油加氢工程化技术及后续的技术改良。

２　待工程化的渣油加氢技术现状

提高渣油转化率、延长装置运转周期和提高经济效益是渣油加工的研究方向，相关单位进行了大量探索性研究和工业示范试验。

２．１　Ｅｎｉ公司的渣油加氢裂化技术〔ＥＳＴ〕

２０００—２００３年，Ｅｎｉ公司进行了渣油加氢裂化技术ＥＳＴ４７．７Ｌ／ｄ的中试工艺试验，２００５年实现其６０ｋｔ／ａ规模工业示范装置的运转，最长运行周期为６个月，２００７年，根本完成了工业示范装置试验数据的收集工作。

在意大利ＳａｎｎａｚｚａｒｏｄｅＢｕｒｇｏｎｄｉ炼油厂建设的加工能力为１．１５Ｍｔ／ａ的ＥＳＴ工业装置已经投产；第二代ＥＳＴ技术正在开发中。

２．２　ＵＯＰ公司的渣油加氢裂化技术〔Ｕｎｉｆｌｅｘ〕

ＵＯＰ公司２００７年获得Ｃａｎｍｅｔ技术，并将Ｃａｎｍｅｔ工艺与ＵＯＰ的Ｕｎｉｏｎｆｉｎｉｎｇ和Ｕｎｉｃｒａｃｋｉｎｇ工艺整合形成了ＵＯＰ的Ｕｎｉｆｌｅｘ技术，在加拿大Ｍｏｎｔｒｅａｌ炼油厂开展了２５ｋｔ／ａ工业示范装置运行，并进行了超过１００００ｈ的试验。

集成加氢处理的Ｕｎｉｆｌｅｘ可生产超低硫柴油，也可生产船用燃料油，工艺流程示意见图２。

巴基斯坦卡拉奇炼油厂加工减压渣油的Ｕｎｉｆｌｅｘ装置正在建设中。

２．３　ＳＩＮＯＰＥＣ的渣油加氢裂化技术〔ＳＴＲＯＮＧ〕

２０世纪６０年代中国ＳＩＮＯＰＥＣ开展了ＳＴＲＯＮＧ的相关研发工作，５０ｋｔ／ａ的工业示范装置已于２０１４年开工，开发了ＳＴＲＯＮＧ技术工艺流程、带三相别离器的全返混沸腾床加氢反响器、气力输送与气力＋液力混相输送催化剂在线参加技术、高温高压催化剂在线排出技术、外排催化剂的处理方法及催化剂加排专用控制系统等。

２．４　Ｉｎｔｅｖｅｐ公司的ＨＤＨ和集成技术ＨＤＨＰＬＵＳ

委内瑞拉Ｉｎｔｅｖｅｐ公司与Ｖｅｂａ合作开发了渣油加氢裂化技术ＨＤＨ，１９８４年进行了２３．８５ｍ３／ｄ规模的中试工艺试验，１９８６年在１ｔ／ｈ试验装置上进行ＨＤＨ工艺开发工作：

转化局部与催化剂别离局部联用，以验证催化剂别离技术〔ＣＳＳ〕和未转化渣油循环操作。

１９９８—２００３年进行了１．５９ｍ３／ｄ规模的工艺试验，开发了渣油加氢裂化集成技术ＨＤＨＰＬＵＳ，将渣油加氢裂化与裂解的减压馏分油用加氢处理／加氢裂化集成工艺处理，生产优质中馏分油。

２００６年与ＡＸＥＮＳ公司合作，推广该技术。

委内瑞拉ＰｕｅｒｔｏＬａＣｒｕｚ炼油厂的ＨＤＨＰＬＵＳ装置方案于２０１６年工业化。

２．５　ＢＰ和ＫＢＲ公司的ＢＰＶＣＣ技术

１９８３年Ｖｅｂａ与Ｌｕｇｒｉ合作开展了１ｔ／ｈ规模的渣油加氢裂化技术工艺试验，１９８８年在德国博特洛普〔Ｂｏｔｔｒｏｐ〕炼油厂进行了１７５～２００ｋｔ／ａ规模的工业试验，形成了ＶＣＣ技术。

２００２年ＢＰ收购Ｖｅｂａ，进行了１９种减压渣油试验，将ＶＣＣ与加氢处理技术集成形成ＢＰＶＣＣ技术，可生产清洁燃料；２００２年ＢＰ与ＫＢＲ合作推广ＢＰＶＣＣ技术。

采用该技术的陕西延长石油集团５００ｋｔ／ａ煤焦油加氢、４５０ｋｔ／ａ煤油共炼装置即将进行工业验证。

２．６　ＣＬＧ公司渣油加氢裂化技术ＶＲＳＨ

２００３年开始小型试验和中型试验，２０１０年在密西西比州Ｐａｓｃａｇｏｕｌａ运行了１７５ｋｔ／ａ规模的工业示范装置，生产汽油、煤油和柴油产品，验证了工艺技术和经济可行性，为大型工业生产装置提供设计数据和解决工程放大问题。

该技术采用３台反响器，每台反响器出口设别离器，热高分油可循环回第一反响器。

２．７　ＥＭＲＥ的渣油加氢裂化技术〔ＭｉｃｒｏｃａｔＲＣ〕

１５５０ｄ的中型试验说明，使用微型催化剂，设置催化剂参加系统，在４４０～４６５℃操作温度下，加工５２４℃以上馏分冷湖减压渣油，５６５℃以上原料的转化率为９５％。

２．８　出光兴产和凯洛格的渣油缓和加氢裂化ＭＲＨ

１９８０年日本出光兴产公司在千叶炼油厂进行了ＭＲＨ小型试验，美国凯洛格公司根据小型试验结果设计的１．５９ｍ３／ｄ规模的中型试验装置于１９８５年运转，该技术主要用于重质原油和油砂沥青改质。

２．９　中国石油的渣油加氢裂化技术

２００１年中国石油天然气股份以新疆克拉玛依常压渣油和中东含硫常压渣油为原料进行了加氢裂化中试实验，２００４年５０ｋｔ／ａ规模的悬浮床加氢裂化工业示范装置运行，进行了３次工业试验，开发了工艺流程及环流反响器等。

２．１０　ＣＬＧ的渣油加氢裂化集成技术〔ＬＣ-ＭＡＸ〕

ＣＬＧ公司在大量中型试验的根底上，开发了ＬＣ-ＭＡＸ集成技术。

该技术首先将减压渣油进第一段沸腾床加氢裂化，反响产物分馏后的加氢减压渣油进溶剂脱沥青，脱沥青油进第二段沸腾床加氢裂化，第二段沸腾床加氢裂化热高分气与第一段沸腾床加氢裂化热高分气混合，经换热、冷却、别离、脱硫、压缩后作为两段加氢的循环氢，第一段沸腾床加氢裂化热高分油与第二段沸腾床加氢裂化热高分油混合，进公用的常减压分馏系统，工艺流程示意见图３。

３　我国渣油加氢技术工程化与国外的差距

３．１　沸腾床渣油加氢技术

〔１〕国外已有两种工程化技术〔ＬＣ-Ｆｉｎｇ和Ｈ-Ｏｉｌ〕，我国的ＳＴＲＯＮＧ技术处于工业示范阶段；

〔２〕国外开发的沸腾床渣油加氢工艺流程、特殊沸腾床渣油加氢反响器及内构件、催化剂在线高压参加流程、催化剂在线高压排出流程、反响器级间别离流程、特殊换热设备、防结垢注入设施及流程、特殊防结垢塔内件等技术已工程化，局部技术已形成多代工程化应用，国内尚未有工程化的应用报道；

〔３〕国外开发了在一套装置集成沸腾床渣油加氢裂化、固定床加氢处理〔或固定床加氢裂化〕的组合技术，并在多套装置工程化，工艺流程示意见图４。

我国仅有组合技术的专利申请。

４．２　切换反响器或切换床的渣油加氢技术

〔１〕国外有多年切换反响器的渣油加氢工程化技术应用〔ＰＲＳ已运行１２个周期以上〕，典型的切换反响器的渣油加氢技术工艺流程示意见图５。

我国工程设计单位已开始相关研究；

〔２〕国外切除的反响器可卸剂、装剂、枯燥、硫化、升降压，我国未有工程化实践。

３．３　移动床的渣油加氢技术

国外有反响物流与催化剂的流动方向相同〔Ｈｙｃｏｎ〕及反响物流与催化剂的流动方向相反〔ＯＣＲ〕的渣油加氢工程化技术应用，国内尚未见研究报道。

３．４　悬浮床的渣油加氢技术

国外有０．２５Ｍｔ／ａ工业示范装置运行已超过１００００ｈ，国内５０ｋｔ／ａ工业示范装置进行过３次工业试验。

４　充分利用已工程化的渣油加氢装置

〔１〕加强渣油性质的根底研究。

包括：

由渣油的宏观性质研究转向微观性质研究；基团性质研究转向分子结构及分子形态研究；研究渣油原料与结焦、结垢的关系；形成不同原油渣油加氢的工业指导意见；解决渣油加氢工程化遇到的级配催化剂失活不同步问题、床层压力降问题及原料引起的运行周期短问题。

〔２〕加强渣油加氢反响产物性质的根底研究。

包括：

开展渣油加氢反响机理、分子结构变化规律、结焦机理、产物稳定性等与反响有关的根底研究；确定渣油加氢加热温度限制及转化率限制，形成针对性工业指导意见；解决渣油加氢工程化遇到的别离器乳化问题、加氢反响流出物和减压分馏塔底物料换热设备结垢、结焦问题及产物引起的运行周期短的问题。

〔３〕开发催化剂级配专用技术。

在工业应用根底上完善基于对催化剂性能的认识及构建的反响动力学和催化剂失活模型，开发了催化剂级配专用技术。

目前已进行了１４次工业应用。

〔４〕开发催化剂寿命预测模型。

该模型可根据生产原料、操作条件、产品性质、加工量及生产过程出现的的问题，分析原料对催化剂寿命的影响、反响温度变化与催化剂寿命变化的关系、出现的生产问题如何折减催化剂寿命及预测渣油加氢装置中每个反响器内催化剂的剩余寿命，解决渣油加氢工程化遇到的级配催化剂失活不同步问题，或通过调节操作条件实现装置停工时所有催化剂同步失活。

５　渣油加氢技术的工程化开展方向

５．１　开发活动床渣油加氢工程技术

活动床渣油加氢可转化６０％～９５％的渣油，液体产品体积收率可提高６～８百分点，当渣油加氢裂化转化率７０％时，６３％的生焦前驱物在加氢裂化过程中被转化，从而降低了石油焦的产量，提高了资源利用率。

活动床渣油加氢工程技术开发包括：

工艺流程〔包括短循环、长循环技术〕、专用活动床反响器及配套设备、专用催化剂处理技术、专用催化剂参加技术、专用催化剂排出技术、设备内构件、防结焦技术〔助剂、设备、流程〕、防堵塞技术〔稀释剂、分布器、过滤器、流程〕、防磨损技术〔催化剂、操作条件、管件、阀门、流程〕及事故处理技术〔泄压、催化剂排放〕。

５．２　开发切换床与固定床结合的渣油加氢技术

切换床〔或活动床〕与固定床结合的技术，可使固定床渣油加氢装置运转周期最多延长１．６倍；活动床与固定床结合的渣油加氢，不带加排催化剂系统时，可使固定床渣油加氢装置运转周期最多延长１．５倍。

切换床〔或活动床〕与固定床结合的工程技术开发包括：

切换床〔或活动床〕与固定床组合工艺流程；专用控制技术；切除反响器时的降温、降压技术；催化剂装卸、催化剂硫化技术；含新鲜催化剂的反响器单独升温、升压、并入技术；反响器正序并入、切除技术；反响器反序并入、切除技术。

５．３　开发大型化渣油加氢工程技术

在设备制造能力范围内，渣油加氢装置建设投资与加工规模指数〔一般为０．６５～０．７０〕成正比；可比条件下，渣油加氢装置加工规模越大，能耗越低；对单系列渣油加氢装置，装置规模越大投资利用率越高〔超大型化、需要大量研发新设备时除外〕；对双系列或多系列渣油加氢装置，集成度越高，装置规模越大，投资利用率越高。

大型化渣油加氢工程技术开发包括：

工艺流程；直径不小于５．６ｍ的加氢反响器及内构件；直径不小于２ｍ的螺纹锁紧环高压换热器、多股流缠绕管换热器、螺旋板换热器；别离分馏一体化设备；大通量大压力降循环氢压缩机；高效能量回收设备；复合式空气冷却设备等。

５．４　开发渣油加氢裂化与减压馏分油加氢裂化一体化工程技术

渣油加氢裂化装置可产生２５％～４５％的减压馏分油，通过渣油加氢与减压馏分油加氢裂化可全部转化为轻质燃料油品。

渣油加氢裂化与减压馏分油加氢裂化一体化工程技术开发包括：

活动床渣油加氢裂化与固定床减压馏分油加氢裂化一体化工艺流程；减压馏分油净化技术〔过滤、分馏、洗涤〕；两段压力平衡技术〔控制、调节〕；氢气技术〔分配、压力控制〕。

５．５　开发渣油加氢裂化与馏分油加氢精制一体化工程技术

图６为活动床渣油加氢裂化与固定床馏分油加氢精制一体化工程技术工艺流程示意。

渣油加氢裂化装置生产的典型柴油馏分性质为：

密度８５８～８６５ｋｇ／ｍ３，十六烷值４０～４５，硫质量分数１０００～９５００μｇ／ｇ。

柴油馏分不能满足国Ⅳ、国Ⅴ调合组分要求。

活动床渣油加氢裂化与固定床馏分油加氢精制一体化组合后，可使柴油馏分硫质量分数小于１０μｇ／ｇ，十六烷值提高５个单位以上，密度降低２５～３５ｋｇ／ｍ３，柴油馏分可作为清洁燃料调合组分。

活动床渣油加氢裂化与固定床馏分油加氢精制一体化工程技术开发包括：

渣油加氢裂化与馏分油加氢精制一体化工艺流程；固定床原料净化技术；氢气提纯技术〔油洗、膜别离〕；未转化油防结焦技术〔设备、流程〕等