加氢裂化装置加工焦化蜡油操作优化

陈国伟，郑文刚

(1.中国石化广州分公司，广州 510726；2.中国石油化工股份有限公司炼油事业部)

加氢裂化装置加工焦化蜡油操作优化

陈国伟1，郑文刚2

(1.中国石化广州分公司，广州 510726；2.中国石油化工股份有限公司炼油事业部)

为改善催化裂化汽油质量，提高经济效益，中国石化广州分公司进行了加氢裂化装置原料掺炼焦化蜡油试验研究。结果表明，掺炼焦化蜡油后，加氢裂化尾油BMCI增大，乙烯装置裂解炉运行周期缩短。为解决该问题，利用英国KBC公司开发的Petro-SIM软件，模拟出加氢裂化装置最佳操作工况，将加氢裂化装置反应器压力由12.98 MPa提高至13.31 MPa、分馏塔切割温度由369 ℃调整为375 ℃。优化后，加氢裂化尾油BMCI由13.01降至11.03，乙烯装置裂解炉运行周期从28天延长至52天。

加氢裂化装置 焦化蜡油 优化 乙烯裂解炉 Petro-SIM软件

1 加氢裂化装置掺炼焦化蜡油对蒸汽裂解炉运行的影响

广石化现有原油综合加工能力13.20 Mt/a，乙烯生产能力22 Mt/a。主要加工装置为加氢裂化装置、加氢处理装置、1～2号催化裂化装置、1～3号焦化装置等，其中加氢裂化装置加工的原料为1号蒸馏装置蜡油、3号蒸馏装置蜡油、2号催化裂化装置柴油及2号焦化装置蜡油、3号焦化装置蜡油。

加氢裂化装置处理焦化蜡油后，导致装置原料性质变差，引起加氢裂化尾油性质波动，对乙烯装置裂解炉的长周期运行及蒸汽裂解产生影响[3]。尽管将加氢裂化装置裂化段WABT由389 ℃提高至396 ℃，但是加氢裂化尾油的BMCI仍然较大，影响了乙烯装置裂解炉的运行周期，最短只有13天。裂解炉运行周期缩短，不仅影响全厂经济效益，也影响到裂解炉的安全运行。2012—2013年裂解炉投加氢裂化尾油时的运行周期统计数据见表1，其中2012年1月5日至2012年9月12日，加氢裂化装置未处理焦化蜡油；2012年10月31日至2013年1月22日，加氢裂化装置掺炼焦化蜡油。从表1可以看出：当加氢裂化尾油BMCI为10.80、终馏点为505 ℃时，裂解炉运行周期为40天；在加氢裂化装置掺炼焦化蜡油后，加氢裂化尾油BMCI值升高，最高达到了17.00，大于控制指标(BMCI小于13)，同时，加氢裂化尾油终馏点也有所增加，最高达到516 ℃，加氢裂化尾油性质变差，会影响裂解炉运行周期，当加氢裂化尾油BMCI为17.00、终馏点为516 ℃时，裂解炉运行周期为16天。因此，裂解炉运行时间与加氢裂化装置原料性质密切相关，只有优化加氢裂化装置原料改善加氢裂化尾油质量，才能提高裂解炉运行周期，提高全厂经济效益[4]。

表1 2012—2013年裂解炉投加氢裂化尾油时的

2 软件模拟测算

改善加氢裂化装置原料性质的措施，除了常规的调整减二线切割点外，还可以优化焦化蜡油走向。广石化利用Petro-SIM模型测算不同操作方案下加氢裂化尾油质量及效益。

2.1 加氢裂化装置不加工焦化蜡油

加氢裂化装置不加工焦化蜡油，保持2号催化裂化柴油全进入加氢裂化装置。经过Petro-SIM软件测算，加氢裂化装置不加工焦化蜡油与加工焦化蜡油两种情况对于全厂效益的影响见表2。

表2 加氢裂化装置不加工焦化蜡油与加工焦化蜡油相比全厂效益变化

同时，为解决焦化蜡油平衡问题，将其掺入加氢处理装置原料中。焦化蜡油不进入加氢裂化装置加工后，加氢处理装置原料性质变差，1号催化裂化原料性质变差，必须降低其反应器空速、提高其反应苛刻度，才能保证产品质量。加氢裂化装置不加工焦化蜡油后，加氢裂化装置进料比例及产品性质见表3和表4。

表3 不加工焦化蜡油时加氢裂化装置的进料比例

表4 不加工焦化蜡油时加氢裂化的主要产品性质

从表2可以看出，如果加氢裂化装置不加工焦化蜡油，民用液化气、93号汽油(国Ⅲ)、0号柴油(国Ⅲ)、加氢裂化尾油(送乙烯装置)、蜡油库存等产量减少，而1号催化裂化原料库存、2号催化裂化原料库存、石脑油库存等物料增加。炼油厂希望的是高附加值产品产量的增加，低附加值产品产量的减少；蜡油、渣油库存降低，石脑油、成品油库存增加。加氢裂化装置不加工焦化蜡油时，增加的主要是低附加值的1号、2号催化裂化原料库存，从而全厂的利润减少3.24万元d。

观察组问卷由研究人员在我院接受家庭干预训练模式培训ASD儿童的符合纳入标准的母亲(主要养育者)中发放，对照组问卷由研究人员同期在儿保门诊中向符合纳入对照组标准的儿童的母亲发放，两组均使用统一指导语指导养育者填写，并讲解研究目的和保密原则，填写完毕，当场回收。

从表3和表4可以看出，加氢裂化装置不加工焦化蜡油后，加氢裂化装置原料中直馏蜡油、2号催化裂化柴油、加氢裂化尾油的比例分别为67.95%，19.75%，12.32%，其中直馏蜡油比例较高，改善了加氢裂化尾油质量，其95%馏出温度为508 ℃，BMCI为12.67，芳烃质量分数为5.58%。焦化蜡油不进入加氢裂化装置原料罐区，虽然使加氢裂化尾油的质量得到改善，但炼油厂效益减少3.24万元d。因此，如果炼油厂条件允许，应尽量将焦化蜡油掺入加氢裂化装置，以提高全厂利润。

2.2 加氢裂化装置不加工含催化裂化油浆的焦化蜡油

如果焦化装置不加工含催化裂化油浆的原料，可减少油浆中高芳烃组分给焦化蜡油性质带来的冲击，其产品焦化蜡油送至加氢裂化装置加工，能够改善加氢裂化尾油的性质[5]。焦化装置不加工油浆与焦化装置加工油浆相比全厂效益变化见表5。从表5可以看出，焦化装置加工催化裂化油浆后，喷气燃料、石脑油库存、2号催化裂化原料库存等物料增加，而加氢裂化尾油、加氢裂化蜡油库存减少。对于炼油厂而言，喷气燃料、石脑油是利润较高的产品，而加氢裂化尾油、蜡油的减少，对于减少中间库存有利，全厂利润增加7.92万元d。

表5 焦化装置不加工油浆与加工油浆相比全厂效益变化

焦化蜡油对于加氢裂化装置来说是劣质原料，需要对其进行优化调整，加氢裂化装置原料比例见表6。

表6 焦化装置加工油浆及不加工油浆时加氢裂化装置的进料比例

从表6可以看出，加氢裂化装置原料的主要变化是焦化装置加工油浆后的焦化蜡油走向。广石化3号焦化装置因为是新建装置，设计为灵活焦化装置，循环比可调，加工原料为高硫渣油，其单独加工催化裂化油浆较好，但3号焦化装置流程没有与两套催化裂化装置的油浆出装置管线相连，2号焦化装置与两套催化裂化装置有管线相连。因此，根据广石化两套焦化装置的实际情况，减少管线施工对装置安全运行的影响，利用2号焦化装置加工两套催化裂化的油浆较为合适；3号焦化装置不加工催化裂化油浆。通过将油浆集中至2号焦化装置加工，加氢裂化装置不加工富含油浆的焦化蜡油后，加氢裂化尾油性质发生变化，结果见表7。从表7可以看出：焦化装置加工油浆与不加工油浆相比，密度(20 ℃)由0.86 g/cm3降至0.85 g/cm3，

表7 油浆对加氢裂化尾油性质的影响

3 加氢裂化装置操作参数优化

3.1 原料优化方案

将全厂催化裂化油浆集中至1套焦化装置加工，另1套焦化装置不加工催化裂化油浆并将其蜡油产品送至加氢裂化装置加工，对催化裂化油浆进行分储分炼。按照Petro-SIM软件测算结果，催化裂化油浆富含大量的芳烃组分，焦化装置不加工油浆后，可减少加氢裂化装置进料的芳烃含量，从而改善加氢裂化尾油性质，将加氢裂化尾油BMCI指标控制在不大于15(模型计算为13.95)。因焦化蜡油含有大量的焦粉，可利用原料油过滤器过滤焦粉，减少副线开度，减少机械杂质、焦粉等进入反应器的量。合理调配原油及原料，在蒸馏加工低硫轻质原油时，可根据焦化蜡油分析数据提高其加工比例。加氢裂化装置的原料优化方案见表8。

表8 加氢裂化装置的原料优化方案 w，%

1)可按照实际情况增加其比例。

2)可按照实际情况缩小其比例。

2号催化裂化柴油及焦化蜡油含有芳烃组分，如果焦化装置加工2号催化裂化的油浆，那么需要增加直馏蜡油量和加氢裂化装置循环油量，减少2号催化裂化柴油量和焦化蜡油量，以减少加氢裂化原料的芳烃含量。反之，当焦化装置不加工焦化蜡油时，可以减少直馏蜡油量和加氢裂化装置循环油量，增加2号催化裂化柴油量和焦化蜡油量，多消耗焦化蜡油，减少全厂蜡油库存。

3.2 调整柴油切割点

加氢裂化柴油与尾油的馏程有重叠部分，通过适当调整柴油切割点，能够改善加氢裂化尾油的BMCI。从Petro-SIM模拟结果可知，加氢裂化柴油95%馏出温度由375 ℃调整为380 ℃后，加氢裂化尾油BMCI能够降低0.075。在保证全厂调合柴油产品合格的情况下，调整加氢裂化柴油切割温度，可以降低加氢裂化尾油BMCI。在2号催化裂化柴油95%馏出温度由380 ℃调整为370 ℃、加氢裂化柴油95%馏出温度保持371 ℃不变时，加氢裂化尾油BMCI可降低0.75，即通过调整2号催化裂化柴油95%馏出温度，也可以降低加氢裂化尾油的BMCI。

3.3 改变操作压力

反应压力是加氢裂化装置的重要的操作参数，提高反应压力，有利于促进脱硫、脱氮、脱芳烃及脱金属反应。通过提高加氢裂化装置操作压力，加大原料中的芳烃开环反应趋势，可以降低加氢裂化尾油的密度及BMCI[6]。当加氢裂化装置操作压力由12.02 MPa提高至13.30 MPa时，加氢裂化尾油BMCI可降低1.25[7]。

4 优化方案实施后的效果

优化前后加氢裂化装置操作参数及产品性质对比见表9。从表9可以看出，通过优化加氢裂化装置操作参数，将反应器压力由12.98 MPa提高至13.31 MPa，循环氢流量(标准状态)由164 650 m3h提高至183 536 m3h，提高了加氢裂化装置的氢油比，通过优化分馏塔切割点，将加氢裂化柴油终馏点由369 ℃调整为375 ℃，改善了加氢裂化尾油质量，其终馏点由521 ℃降至505 ℃，BMCI由13.01降至11.03，而乙烯裂解炉运行周期由28天提高至52天。

表9 优化前后加氢裂化装置操作参数及产品性质对比 w，%

5 结 论

(1) 利用Petro-SIM模拟现场实际工况，并指导装置的实际生产是可行的。

(2) 焦化装置加工催化裂化油浆时，进行分储分炼，不仅能改善下游蜡油加工装置的产品性质，而且可提升炼油厂利润。

(3) 通过优化加氢裂化装置操作参数，将反应器压力由12.98 MPa提高至13.31 MPa，循环氢流量(标准状态)由164 650 m3/h提高至183 536 m3/h，提高了加氢裂化装置的氢油比，通过优化分馏塔切割点，将加氢裂化柴油终馏点由369 ℃调整为375 ℃，改善了加氢裂化尾油质量，其终馏点由523 ℃降至506 ℃，BMCI由13.01降至11.03，

而乙烯装置裂解炉运行周期由28天提高至52天。

[1] 陈刚，胡正海.1.4 Mta加氢裂化装置加工焦化蜡油生产技术总结[J].齐鲁石油化工，2006，34(2)：114-l18

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[3] 赵玉琢，方向晨，刘涛，等，加氢裂化装置掺炼焦化蜡油工艺研究[J].当代化工，2007(6)，251-252

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OPERATION OPTIMIZATION FOR PROCESSING COKER GAS OIL IN HYDROCRACKING UNIT

Chen Guowei1， ZhengWengang2

(1.SINOPECGuangzhouCompany，Guangzhou， 510726； 2.SINOPECPetroleumRefiningDepartment)

In order to improve the quality of FCC gasoline and increase the economic profit， SINOPEC， Guangzhou Company， tried the hydrocracking of feedstock blending with coker gas oil. The results indicated that when processing the blending feed， the tail oil BMCI was increased and steam cracking furnace operation cycle was shortened. To solve these problems， we used KBC’s Petro-SIM software to optimize the operation conditions of the hydrocracking unit. The optimized conditions are： hydrogen partial pressure of 13.31 MPa and the cut-point of fractionation tower of 375 ℃. After optimization， the tail oil BMCI decreases from 13.01 to 11.03， the cracking furnace coke cleaning cycle extend from 28 days to 52 days.

hydrocracking unit； coker gas oil； optimization； ethylene cracking furnace； Petro-SIM software

2014-04-15； 修改稿收到日期： 2014-07-30。

陈国伟，工程师，2005年毕业于西安石油大学化学工程与工艺专业，从事炼油厂装置优化及经济核算工作，已公开发表论文多篇。

陈国伟，E-mail：chengw.gzsh@sinopec.com。