大港石化加氫裂化裝置催化劑級配技術應用

鄧建勇，馬金松，李 響，高博文，范衛華，閆茂成

（1. 中國石油 大港石化公司，天津 300280；2. 中國科學院 金屬研究所，遼寧 沈陽 110016）

隨著煉化一體化改革的不斷深入，加氫裂化技術逐漸成為煉油化工產業轉型升級的關鍵工藝過程。加氫裂化技術靈活，可用于多產石腦油、航空煤油、柴油、潤滑油基礎油等優質燃料油或為重整和裂解提供優質原料，也可富產乙烯、丙烯等化工原料。加氫裂化催化劑是加氫裂化工藝技術的核心，性能直接影響到產品的收率和質量[1]。催化劑的級配技術是指基于反應過程機理，在不同反應區裝填不同類型的催化劑，使得各類催化劑的性能得以互補、發揮，最終實現各類化合物高效轉化，實現目的產品收率最大化[2]。中國石化四川石油化工有限公司將催化劑級配技術對柴油加氫裝置改造，將單反應器雙床層中低壓的常規加氫精制裝置升級為增產化工原料的加氫裂化裝置，為煉化企業化工轉型進行有意義的嘗試[3]。蠟油加氫裂化裝置工業評價結果顯示，適宜的催化劑級配技術可實現生產目標的靈活調變，在獲得清潔燃料油和優質化工原料的同時，兼產潤滑油基礎油原料[4]或乙烯裂解原料[5]。此外，將不同類型加氫裂化催化劑進行組合級配，不僅可以提高噴氣燃料質量，而且可以大幅降低裝置操作能耗[6-11]。

本工作針對中國石油大港石化公司（簡稱大港石化）加氫裂化裝置裝填輕組分產品負荷高和裂化床層溫升不均、冷氫量大等問題，使用HC150LT型靈活性催化劑與HC185LT型輕油型催化劑進行了級配優化，并進行了級配優化前后對比分析。

1 大港石化加氫裂化技術優化

大港石化1.0 Mt/a加氫裂化裝置采用單反應器雙劑串聯、尾油全循環的加工工藝，設計原料為減壓蠟油與焦化蠟油。為了配合煉化一體化的產業升級，裝置在上一個生產周期進行了輕質化改造，由原來多產柴油方案更改為多產重石腦油方案。但是裝置改造對運行生產帶來了一些新問題，主要包括：液化氣與輕石腦油收率高于設計值，輕油部分負荷過高；反應過程溫升較大，4，5床層冷氫量大；精制床層精制效果不佳，第一個裂化床層有機N中毒，溫升較低等。受到夏季高溫天氣影響，空冷出口和循氫機入口溫度超標、輕組分產品負荷高且分離差等問題愈加嚴重，導致引起的生產瓶頸難以突破。

為解決上述問題并適應市場需求，大港石化科技和生產部門聯合技術供應商通過該裝置的催化劑裝填方案調整優化，解決了輕組分產品負荷高和裂化床層溫升不均、冷氫量大問題，優化產品分布，降低液化氣、輕石腦油收率，適當提高重石腦油和航空煤油總收率，緩解裝置內輕油部分負荷過高和高溫期間被迫低負荷生產的難點問題；解決第一個裂化床層催化劑有機N中毒，降低4，5床層冷氫量等問題。

2 催化劑級配方案優化

餾分油加氫裂化反應過程的強放熱導致催化劑床層溫升高，不僅降低了對目的產品的選擇性，還會顯著影響催化劑的長周期運轉。工業生產過程中通常將反應器中設置多個床層，并根據需要將一定量的冷氫引入不同床層，從而實現催化劑床層的溫度控制。

大港石化加氫裂化裝置反應器共設5個床層，其中前3床層為精制床層，4，5床層為裂化床層，總裝填量約200 t。表1為反應器中催化劑的裝填方案。

表1 反應器中催化劑的裝填方案Table 1 Loading scheme of catalyst in reactor

由表1可知，在上一個生產周期，裝置選用UOP公司的輕油型催化劑。其中，精制床層裝填的催化劑以HYT-6119型為主，搭配部分UF-210r型再生精制催化劑以及少量HYT-8119型脫金屬劑。裂化床層則由HC-185LT型新鮮裂化劑和HC-115LTr型再生裂化劑組成。本周期催化劑裝填級配方案進行了優化。其中，精制劑以UOP公司的HYT-6219型為主，搭配少量HYT-8119型催化劑和HYT-6119r型再生精制劑。為了保證脫S脫N效果，反應器2，3床層的HYT-6219型采用密相裝填方案，以期保證精制油N含量小于20 μg/g。在裂化劑的選擇方面，為提高重石腦油和航空煤油收率，選用了靈活性HC-150LT型催化劑及部分輕油型HC-185LT型再生劑；為增加柴油低溫流動性，同時裝填具有異構活性的HC-120LTr型再生劑。

3 兩種級配方案對比分析

為對比近兩個生產周期加氫裂化裝置的工業應用效果，分別在2017年和2021年裝置換劑運行初期進行標定。表2為原料性質。由表2可知，在2021年標定時，原料摻煉了8.9%（w）的焦化柴油，因此初餾點低且輕組分含量高。其中，S，N含量均小于設計值，N含量的降低直接緩解了裝置精制段脫S脫N的壓力，利于裝置催化劑初期的低溫運行，從而延長催化劑使用壽命。

表2 原料性質Table 2 Properties of raw materials

表3為加氫裂化裝置在兩次標定中換劑前后主要生產參數對比。由表3可知，在上一個生產周期標定期間，其中精制床層總溫升為25.2 ℃，相對設計值44 ℃低約19 ℃；反應器裂化床層實際操作工況（4床375.3 ℃，5床367.9 ℃）與設計初期值（4床385 ℃，5床383 ℃）相差較大，裂化4，5床層主要催化劑裝填基本一致，4床入口操作溫度比5床入口操作溫度高8 ℃左右，但4床溫升卻低于5床溫升近7 ℃，說明4床層裂化催化劑活性降低，造成此現象的主要原因是有機N吸附在催化劑酸性中心，裂化催化劑出現有機N中毒情況。因此導致上一個生產周期，5床層的冷氫量較大，且閥開度平均在75%左右，超出設計值（≤66%），最大開度到達過80%，限制了控制床層飛溫的有效手段，對安全生產產生了不利的影響。對比發現，本生產周期裂化4，5床層溫升基本接近，精制床層的入口溫度在相對較低的情況下，達到精制油脫N效果，能滿足生產需求，降低裂化床層有機N中毒情況。裂化床層催化劑活性穩定，裂化床層冷氫量降低10000～17000 Nm3/h，冷氫閥開度降至55%左右，降低了20%左右，提高了裝置的操作安全性。此外，由于5個床層的入口溫度得到較好控制，也減緩了各個床層催化劑的失活速率，本生產周期截至目前催化劑每月失活速度為0.3 ℃，和上周期的0.5 ℃相比降低0.2 ℃，為長周期生產創造了有利條件。

表3 換劑前后主要生產參數對比Table 3 Comparison of main production parameters before and after agent change

為了對比近兩個周期的生產狀況，將3年中6種產品的收率統計于圖1中。其中2020年和2022年為該年度的平均結果，2021年為本周期的標定結果。由圖1可知，對比2021年標定值與2020年平均值，本周期液化氣收率下降了3百分點，輕石腦油收率下降了8百分點，說明新裂化劑的活性較低；重石腦油收率下降7百分點，航空煤油收率增加15百分點，重石腦油與航空煤油總收率達到64%，說明新的級配方案對目的產品的選擇性更好。相比2022年平均值與2021年標定值，出現差異的主要原因為根據市場需求，調節反應深度，降低柴油收率等導致。雖然輕組分產品收率相對增加，但輕油部分負荷過高的問題也得到了解決，同樣達到了此次換劑預期目標。

圖1 換劑前后兩周期液體產品收率對比Fig.1 Comparison of liquid product yield in two cycles before and after agent change.

表4為兩周期重石腦油產品性質對比。由表4可知，兩周期重石腦油產品的餾程、密度、組分和雜原子含量相差不大，均可為連續重整裝置提供優質原料。

表4 重石腦油性質對比Table 4 Comparison of properties of heavy naphtha

表5為兩周期航空煤油產品性質對比。由表5可知，航空煤油產品煙點提升7.8 mm，且總芳烴含量下降3.73百分點。可見，將催化劑進行優化級配后，加氫裂化裝置可在收率增加15%的情況下，生產出各項指標出色且品質優異的航空煤油產品，且本周期催化劑級配經優化后展現出對芳烴更加優異的加氫飽和能力。

表5 航空煤油性質對比Table 5 Comparison of properties of aviation kerosene

表6為兩周期柴油性質對比。由表6可知，柴油低溫流動性能得到改善，凝固點降低近9 ℃，充分展示出HC-120LT催化劑優異的異構性能，也表明催化劑級配優化后對柴油的降凝效果明顯。此外，本周期柴油的十六烷值相較于上周期提高了3.5。這與本周期多環芳烴和總芳烴含量較低的數值相一致，再次驗證了優化后的催化劑級配方案可顯著提升加氫精制深度。

表6 柴油性質對比Table 6 Comparison of properties of diesel fuel

4 結論

1）大港石化加氫裂化裝置使用HC-150LT型靈活性催化劑與HC-185LT型輕油型催化劑級配方案進行優化，實驗結果表明，床層溫度得到了有效控制，裂化床層溫升分布均勻，裂化床層冷氫量降低10000～17000 Nm3/h，提高了操作安全性。

2）各產品分布情況較好，液化氣和輕石腦油收率降低11百分點，也解決了輕油負荷過高，夏季無法高負荷生產的問題；航空煤油收率提高15百分點的情況下，煙點提升7.8 mm；重石腦油與航空煤油總收率達到64%，實現多產重石腦油與航空煤油的目標。

3）通過合理規劃催化劑級配裝填，實現了不同催化劑的優勢互補，最大化目標產品收率，顯著提高煉化企業經濟效益。