杜胜利，曹 然，文 斌，郭 强，保守新，张金龙

(中国石油独山子石化分公司，新疆 独山子833600)

截至2019年，我国炼油能力达约860 Mt/a，原油加工量约650 Mt/a，装置平均开工率为75.5%，炼油产能过剩近110 Mt/a，总体上看我国炼油产能过剩形势较为严峻，预计2025年我国炼油能力将升至1 020 Mt/a，产能过剩形势将进一步加剧[1]。然而我国成品油市场需求逐步分化，其中车用柴油市场需求进入负增长区，车用汽油市场需求增速减缓，而与此同时受民航运输业发展的影响，喷气燃料市场需求快速增长[2]；另外，与成品油市场不同的是，我国乙烯市场需求旺盛，对外依存度较高，且以较快的速率逐年增长[3-4]。

中国石油独山子石化分公司(以下简称独山子石化)现有10.0 Mt/a原油加工和1.22 Mt/a乙烯生产能力，并配套有2.0 Mt/a加氢裂化装置、1.2 Mt/a焦化装置和3.0 Mt/a柴油加氢精制装置等10余套炼油装置。其中，2.0 Mt/a加氢裂化装置自2009年投产以来，均采用国外催化剂，以减压蜡油、焦化蜡油等为原料，采用单段一次通过流程，生产喷气燃料、优质柴油和加氢尾油，同时副产轻烃气体、液化气和石脑油。装置运行期间，喷气燃料的收率为26%～30%，烟点约为26 mm；尾油的收率为25%～36%，BMCI为14.0～16.7[5-6]。

2.0Mt/a加氢裂化装置作为独山子石化生产喷气燃料的唯一装置，不仅需要增产喷气燃料以满足持续增长的喷气燃料市场需求，还需为下游蒸汽裂解制乙烯装置提供足量、优质的原料——尾油。近年来随着独山子石化加工俄罗斯原油比例的增加，原油中的芳烃含量、硫含量、氮含量均有所上升。为适应不断变化的工况和市场，2019年检修后独山子石化2.0 Mt/a加氢裂化装置换用中国石化石油化工科学研究院(简称石科院)开发的多产喷气燃料兼产优质尾油加氢裂化技术及配套的加氢精制催化剂(简称精制剂)RN-410B和加氢裂化催化剂(简称裂化剂)RHC-133B。精制剂RN-410B具有较高的加氢活性，芳烃饱和能力强；裂化剂RHC-133B含Y分子筛，具有活性高、开环性能好、对富含环状烃的重组分裂解选择性强的优点。采用这两种催化剂可有效降低反应产物中的芳烃含量，从而实现增产喷气燃料、改善尾油性质的目的[7]。以下对上述应用情况进行总结。

1 装置情况及催化剂

装置采用单段一次通过流程，设置一台热壁结构反应器，5个催化剂床层。上周期反应器装填的是国外某公司的加氢精制催化剂和加氢裂化催化剂。2019年8月装置大检修期间完成了催化剂的更换，第一床层上部装填RG系列保护催化剂，第一床层下部、第二床层及第三床层上部装填RN-410B精制剂，第三床层下部、第四床层和第五床层上部装填RHC-133B裂化剂，第五床层底部装填RN-410B精制剂。新催化剂的装填情况如表1所示。

表1 2.0 Mt/a加氢裂化装置本周期催化剂装填情况

2 催化剂标定

本周期更换国产精制剂RN-410B和裂化剂RHC-133B后，装置于2019年9月一次开车成功。2019年12月18—20日期间，装置完成运行初期催化剂性能标定。以下列出装置上周期[5-6]和本周期的催化剂标定结果。

2.1 原料油性质

上周期和本周期原料油性质如表2所示。由表2可知，上周期和本周期原料油的密度分别为881.2 kg/m3和888.4 kg/m3，硫质量分数分别为6 380 μg/g和8 860 μg/g，氮质量分数分别为768 μg/g 和630 μg/g，BMCI分别为34.4和36.0，总体上两个周期中装置的原料性质较为接近。

表2 装置标定期间的混合原料性质

2.2 主要工艺条件

上周期和本周期装置的主要工艺条件如表3所示。由表3可知，上周期和本周期装置进料量分别为230 t/h和234 t/h，冷高压分离器压力均为14.5 MPa，精制反应平均温度分别为372.5 ℃和372.6 ℃，裂化反应温度分别为388.2 ℃和391.3 ℃，总体上看上周期和本周期装置主要操作参数相近。

表3 标定期间装置的主要工艺条件

2.3 产品分布和性质

上周期和本周期装置的产品分布和产品性质如表4所示。

表4 标定期间装置的产品分布和主要产品性质

由表4可知，上周期和本周期装置控制尾油收率相当，分别为36.46%和35.87%时，产品轻石脑油收率分别为5.49%和6.18%，重石脑油收率分别为16.69%和18.66%，喷气燃料收率分别为22.89%和35.94%，重柴油收率分别为13.26%和0。由此可知，与上周期相比，本周期装置采用国产催化剂后，干气、液化气收率有所降低，轻石脑油和重石脑油收率有所上升，喷气燃料收率增加13.05百分点，重柴油零产出。由表4还可知，从上周期到本周期，产品喷气燃料烟点由26.0 mm增大至29.9 mm，尾油BMCI由11.5减小至8.3，实现了喷气燃料和尾油质量的改善。

由以上数据可知，装置本周期采用国产催化剂RN-410B和RHC-133B实现了多产喷气燃料和优质尾油的预期目标。

3 装置灵活增产尾油情况

2020年喷气燃料消费需求缩减，而低凝柴油和乙烯产品市场需求旺盛。结合装置尾油BMCI低、有裕量的特点，在独山子石化加氢裂化装置上进行了尾油切轻试验，即在产品切割时，采用降低尾油初馏点的方式以提高优质尾油收率，同时生产部分低凝柴油以压减喷气燃料。尾油切轻试验中，不同初馏点下尾油的收率和主要性质如表5所示。由表5可知，随着尾油初馏点由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，产品尾油BMCI仍满足优质尾油BMCI不大于12.0的内控指标。

表5 不同初馏点下尾油的收率和性质

装置上周期和本周期多产优质尾油切割方案下的产品分布如表6所示。由表6可知：本周期，装置通过切轻尾油馏程，使尾油收率达44.4%，BMCI为11.8；上周期多产尾油切割方案下，尾油的收率为41.8%，BMCI为16.7。与上周期相比，尾油的收率提高2.6百分点，BMCI减小4.9。

表6 换剂前后装置多产尾油方案下产品分布和尾油性质

利用SPYRO模拟软件进行模拟计算(设定蒸汽裂解炉出口温度为845 ℃)，对比分析尾油BMCI由上周期的16.7减小至本周期的11.8时对主要裂解产物收率的影响，结果见表7。

表7 不同BMCI时尾油蒸汽裂解模拟计算产物收率 w，%

由表7可知：当尾油BMCI由16.7减小至11.8后，裂解产物双烯收率由42.10%提高至44.61%，提高2.51百分点；三烯收率由47.10%提高至51.21%，提高4.11百分点，经公司内部测算由此产生的经济效益可达到6 700万元/a，增效显著。

4 催化剂运行的问题及对策

4.1 床层压降问题

上周期反应器第一床层(简称一床层)压降平稳控制在55～68 kPa之间，总压降平稳控制在300～350 kPa。本周期一床层压降为100～130 kPa，较上周期上升40～70 kPa，且波动较大，总压降为620～790 kPa，较上周期上升400～460 kPa。

分析其原因，有以下3点：①主催化剂采用密相装填(之前为稀相装填)，装填量和装填密度增加，导致压降明显上升；②循环氢纯度降低，甲烷含量上升，导致床层压降上升；③催化剂加氢活性较高，一床层温升大，导致第二床层(简称二床层)冷氢阀开度波动大，二床层测压点位于冷氢管线上，最终导致一床层底部压力测量不准造成波动。在一床层冷氢完全关闭的情况下，一床层压降稳定在130 kPa左右。

可采取的管控措施有：①在精制床层平均温度满足生产要求的前提下，适当降低反应器入口温度，使二床层冷氢阀逐步关小至20%以下，避免影响一床层出口压力的测量；②设置床层压降的报警和预警值：一床层压降150 kPa，床层总压降790 kPa；③持续排废氢，提高循环氢纯度。

4.2 床层径向温差高

换剂后第三、四、五床层(分别简称三、四、五床层)下部径向温差较大，其中三床层径相温差为20～29 ℃，四床层径相温差为14～22 ℃，五床层径相温差为10～12 ℃，三、四、五床层径向温差较检修前均有所上升，其中三床层上升尤为明显。

分析其原因，有以下两点：①2009年至今三床层底部都存在明显的径向温差，在装置设计建设时三床层内构件即存在一定技术落后的情况下，现内构件可保证径向温差小于3 ℃，反应器内构件分配不均造成物流分布不均是造成床层径向温差高的主要原因，即三床层入口分配盘不能够完全满足流体分布均匀的要求，导致三床层固有径向温差大；②本周期与上周期相比，三床层径向温差由12～15 ℃增长至25～28 ℃，与三床层采取了精制剂和裂化剂分级装填的方式有关，催化剂型号、装填方式、级配方式较停工前都有变化，造成反应剧烈程度不同。

可采取的管控措施有：①调整加热炉负荷和冷氢流量，降低三床层整体温度，控制三床层底部最高温度，确保三床层底部径向温差小于25 ℃；②目前精制催化剂活性高，反应放热量大是三床层径向温差大的原因之一，在精制反应温度有裕量的情况下，提高一、二床层精制温度，将加氢负荷转移至前部，降低三床层上部精制反应剧烈程度，从而降低三床层底部径向温差；③由于流体在各床层入口分布是影响其在整个床层径向分布的关键，各床层间内构件需进行改造，以改善物流分布降低反应器径向温差。

4.3 催化剂长周期运行问题

根据运行数据测算出催化剂的失活速率为18 ℃/a，在目前满负荷情况下反应器最高点温度控制在405～408 ℃，预测5年后将达到423～426 ℃，催化剂要求末期操作温度不大于435 ℃，理论上催化剂的寿命可以保证5年的运行周期，但存在末期操作温度卡边(临近设计极限)的可能。

目前通过严控床层最高点温度、强化原料性质管控、设置催化剂长周期运行的限定条件等方面予以监控。

5 结 论

(1)独山子石化2.0 Mt/a加氢裂化装置采用国产精制剂RN-410B和裂化剂RHC-133B，在装置运行初期尾油收率为35.87%的情况下，喷气燃料收率为35.94%。与换剂前相比，在相近转化深度下，喷气燃料收率增加13.05百分点，可实现柴油零产出，喷气燃料的烟点为29.9 mm，尾油的BMCI为8.3，实现了多产喷气燃料和优质尾油的预期目标。

(2)在产品切割时，通过降低尾油初馏点，可使尾油收率提高至44.4%，且BMCI为11.8，仍满足优质尾油BMCI不大于12.0的内控指标，实现了灵活多产优质尾油的目标，企业增效显著。

(3)目前催化剂运行存在床层初始压降高、径向温差大、末期操作温度卡边等问题，需对催化剂的长周期运行条件进行有效的监控、规范和限制，才能实现5年长周期运行的目标。