多產噴氣燃料和優質尾油的國產加氫裂化催化劑工業應用

杜勝利，曹 然，文 斌，郭 強，保守新，張金龍

(中國石油獨山子石化分公司，新疆 獨山子833600)

截至2019年，我國煉油能力達約860 Mt/a，原油加工量約650 Mt/a，裝置平均開工率為75.5%，煉油產能過剩近110 Mt/a，總體上看我國煉油產能過剩形勢較為嚴峻，預計2025年我國煉油能力將升至1 020 Mt/a，產能過剩形勢將進一步加劇[1]。然而我國成品油市場需求逐步分化，其中車用柴油市場需求進入負增長區，車用汽油市場需求增速減緩，而與此同時受民航運輸業發展的影響，噴氣燃料市場需求快速增長[2]；另外，與成品油市場不同的是，我國乙烯市場需求旺盛，對外依存度較高，且以較快的速率逐年增長[3-4]。

中國石油獨山子石化分公司(以下簡稱獨山子石化)現有10.0 Mt/a原油加工和1.22 Mt/a乙烯生產能力，并配套有2.0 Mt/a加氫裂化裝置、1.2 Mt/a焦化裝置和3.0 Mt/a柴油加氫精制裝置等10余套煉油裝置。其中，2.0 Mt/a加氫裂化裝置自2009年投產以來，均采用國外催化劑，以減壓蠟油、焦化蠟油等為原料，采用單段一次通過流程，生產噴氣燃料、優質柴油和加氫尾油，同時副產輕烴氣體、液化氣和石腦油。裝置運行期間，噴氣燃料的收率為26%～30%，煙點約為26 mm；尾油的收率為25%～36%，BMCI為14.0～16.7[5-6]。

2.0Mt/a加氫裂化裝置作為獨山子石化生產噴氣燃料的唯一裝置，不僅需要增產噴氣燃料以滿足持續增長的噴氣燃料市場需求，還需為下游蒸汽裂解制乙烯裝置提供足量、優質的原料——尾油。近年來隨著獨山子石化加工俄羅斯原油比例的增加，原油中的芳烴含量、硫含量、氮含量均有所上升。為適應不斷變化的工況和市場，2019年檢修后獨山子石化2.0 Mt/a加氫裂化裝置換用中國石化石油化工科學研究院(簡稱石科院)開發的多產噴氣燃料兼產優質尾油加氫裂化技術及配套的加氫精制催化劑(簡稱精制劑)RN-410B和加氫裂化催化劑(簡稱裂化劑)RHC-133B。精制劑RN-410B具有較高的加氫活性，芳烴飽和能力強；裂化劑RHC-133B含Y分子篩，具有活性高、開環性能好、對富含環狀烴的重組分裂解選擇性強的優點。采用這兩種催化劑可有效降低反應產物中的芳烴含量，從而實現增產噴氣燃料、改善尾油性質的目的[7]。以下對上述應用情況進行總結。

1 裝置情況及催化劑

裝置采用單段一次通過流程，設置一臺熱壁結構反應器，5個催化劑床層。上周期反應器裝填的是國外某公司的加氫精制催化劑和加氫裂化催化劑。2019年8月裝置大檢修期間完成了催化劑的更換，第一床層上部裝填RG系列保護催化劑，第一床層下部、第二床層及第三床層上部裝填RN-410B精制劑，第三床層下部、第四床層和第五床層上部裝填RHC-133B裂化劑，第五床層底部裝填RN-410B精制劑。新催化劑的裝填情況如表1所示。

表1 2.0 Mt/a加氫裂化裝置本周期催化劑裝填情況

2 催化劑標定

本周期更換國產精制劑RN-410B和裂化劑RHC-133B后，裝置于2019年9月一次開車成功。2019年12月18—20日期間，裝置完成運行初期催化劑性能標定。以下列出裝置上周期[5-6]和本周期的催化劑標定結果。

2.1 原料油性質

上周期和本周期原料油性質如表2所示。由表2可知，上周期和本周期原料油的密度分別為881.2 kg/m3和888.4 kg/m3，硫質量分數分別為6 380 μg/g和8 860 μg/g，氮質量分數分別為768 μg/g 和630 μg/g，BMCI分別為34.4和36.0，總體上兩個周期中裝置的原料性質較為接近。

表2 裝置標定期間的混合原料性質

2.2 主要工藝條件

上周期和本周期裝置的主要工藝條件如表3所示。由表3可知，上周期和本周期裝置進料量分別為230 t/h和234 t/h，冷高壓分離器壓力均為14.5 MPa，精制反應平均溫度分別為372.5 ℃和372.6 ℃，裂化反應溫度分別為388.2 ℃和391.3 ℃，總體上看上周期和本周期裝置主要操作參數相近。

表3 標定期間裝置的主要工藝條件

2.3 產品分布和性質

上周期和本周期裝置的產品分布和產品性質如表4所示。

表4 標定期間裝置的產品分布和主要產品性質

由表4可知，上周期和本周期裝置控制尾油收率相當，分別為36.46%和35.87%時，產品輕石腦油收率分別為5.49%和6.18%，重石腦油收率分別為16.69%和18.66%，噴氣燃料收率分別為22.89%和35.94%，重柴油收率分別為13.26%和0。由此可知，與上周期相比，本周期裝置采用國產催化劑后，干氣、液化氣收率有所降低，輕石腦油和重石腦油收率有所上升，噴氣燃料收率增加13.05百分點，重柴油零產出。由表4還可知，從上周期到本周期，產品噴氣燃料煙點由26.0 mm增大至29.9 mm，尾油BMCI由11.5減小至8.3，實現了噴氣燃料和尾油質量的改善。

由以上數據可知，裝置本周期采用國產催化劑RN-410B和RHC-133B實現了多產噴氣燃料和優質尾油的預期目標。

3 裝置靈活增產尾油情況

2020年噴氣燃料消費需求縮減，而低凝柴油和乙烯產品市場需求旺盛。結合裝置尾油BMCI低、有裕量的特點，在獨山子石化加氫裂化裝置上進行了尾油切輕試驗，即在產品切割時，采用降低尾油初餾點的方式以提高優質尾油收率，同時生產部分低凝柴油以壓減噴氣燃料。尾油切輕試驗中，不同初餾點下尾油的收率和主要性質如表5所示。由表5可知，隨著尾油初餾點由288 ℃降低至263 ℃，尾油收率由35.9%提高至44.4%，尾油BMCI由8.3增大至11.8，產品尾油BMCI仍滿足優質尾油BMCI不大于12.0的內控指標。

表5 不同初餾點下尾油的收率和性質

裝置上周期和本周期多產優質尾油切割方案下的產品分布如表6所示。由表6可知：本周期，裝置通過切輕尾油餾程，使尾油收率達44.4%，BMCI為11.8；上周期多產尾油切割方案下，尾油的收率為41.8%，BMCI為16.7。與上周期相比，尾油的收率提高2.6百分點，BMCI減小4.9。

表6 換劑前后裝置多產尾油方案下產品分布和尾油性質

利用SPYRO模擬軟件進行模擬計算(設定蒸汽裂解爐出口溫度為845 ℃)，對比分析尾油BMCI由上周期的16.7減小至本周期的11.8時對主要裂解產物收率的影響，結果見表7。

表7 不同BMCI時尾油蒸汽裂解模擬計算產物收率 w，%

由表7可知：當尾油BMCI由16.7減小至11.8后，裂解產物雙烯收率由42.10%提高至44.61%，提高2.51百分點；三烯收率由47.10%提高至51.21%，提高4.11百分點，經公司內部測算由此產生的經濟效益可達到6 700萬元/a，增效顯著。

4 催化劑運行的問題及對策

4.1 床層壓降問題

上周期反應器第一床層(簡稱一床層)壓降平穩控制在55～68 kPa之間，總壓降平穩控制在300～350 kPa。本周期一床層壓降為100～130 kPa，較上周期上升40～70 kPa，且波動較大，總壓降為620～790 kPa，較上周期上升400～460 kPa。

分析其原因，有以下3點：①主催化劑采用密相裝填(之前為稀相裝填)，裝填量和裝填密度增加，導致壓降明顯上升；②循環氫純度降低，甲烷含量上升，導致床層壓降上升；③催化劑加氫活性較高，一床層溫升大，導致第二床層(簡稱二床層)冷氫閥開度波動大，二床層測壓點位于冷氫管線上，最終導致一床層底部壓力測量不準造成波動。在一床層冷氫完全關閉的情況下，一床層壓降穩定在130 kPa左右。

可采取的管控措施有：①在精制床層平均溫度滿足生產要求的前提下，適當降低反應器入口溫度，使二床層冷氫閥逐步關小至20%以下，避免影響一床層出口壓力的測量；②設置床層壓降的報警和預警值：一床層壓降150 kPa，床層總壓降790 kPa；③持續排廢氫，提高循環氫純度。

4.2 床層徑向溫差高

換劑后第三、四、五床層(分別簡稱三、四、五床層)下部徑向溫差較大，其中三床層徑相溫差為20～29 ℃，四床層徑相溫差為14～22 ℃，五床層徑相溫差為10～12 ℃，三、四、五床層徑向溫差較檢修前均有所上升，其中三床層上升尤為明顯。

分析其原因，有以下兩點：①2009年至今三床層底部都存在明顯的徑向溫差，在裝置設計建設時三床層內構件即存在一定技術落后的情況下，現內構件可保證徑向溫差小于3 ℃，反應器內構件分配不均造成物流分布不均是造成床層徑向溫差高的主要原因，即三床層入口分配盤不能夠完全滿足流體分布均勻的要求，導致三床層固有徑向溫差大；②本周期與上周期相比，三床層徑向溫差由12～15 ℃增長至25～28 ℃，與三床層采取了精制劑和裂化劑分級裝填的方式有關，催化劑型號、裝填方式、級配方式較停工前都有變化，造成反應劇烈程度不同。

可采取的管控措施有：①調整加熱爐負荷和冷氫流量，降低三床層整體溫度，控制三床層底部最高溫度，確保三床層底部徑向溫差小于25 ℃；②目前精制催化劑活性高，反應放熱量大是三床層徑向溫差大的原因之一，在精制反應溫度有裕量的情況下，提高一、二床層精制溫度，將加氫負荷轉移至前部，降低三床層上部精制反應劇烈程度，從而降低三床層底部徑向溫差；③由于流體在各床層入口分布是影響其在整個床層徑向分布的關鍵，各床層間內構件需進行改造，以改善物流分布降低反應器徑向溫差。

4.3 催化劑長周期運行問題

根據運行數據測算出催化劑的失活速率為18 ℃/a，在目前滿負荷情況下反應器最高點溫度控制在405～408 ℃，預測5年后將達到423～426 ℃，催化劑要求末期操作溫度不大于435 ℃，理論上催化劑的壽命可以保證5年的運行周期，但存在末期操作溫度卡邊(臨近設計極限)的可能。

目前通過嚴控床層最高點溫度、強化原料性質管控、設置催化劑長周期運行的限定條件等方面予以監控。

5 結 論

(1)獨山子石化2.0 Mt/a加氫裂化裝置采用國產精制劑RN-410B和裂化劑RHC-133B，在裝置運行初期尾油收率為35.87%的情況下，噴氣燃料收率為35.94%。與換劑前相比，在相近轉化深度下，噴氣燃料收率增加13.05百分點，可實現柴油零產出，噴氣燃料的煙點為29.9 mm，尾油的BMCI為8.3，實現了多產噴氣燃料和優質尾油的預期目標。

(2)在產品切割時，通過降低尾油初餾點，可使尾油收率提高至44.4%，且BMCI為11.8，仍滿足優質尾油BMCI不大于12.0的內控指標，實現了靈活多產優質尾油的目標，企業增效顯著。

(3)目前催化劑運行存在床層初始壓降高、徑向溫差大、末期操作溫度卡邊等問題，需對催化劑的長周期運行條件進行有效的監控、規范和限制，才能實現5年長周期運行的目標。