石化炼油过程优化方案释解

混合原油A进1#常减压加工，分离出轻石脑油后作为乙烯装置的原料，重石脑油经过石脑油预加氢装置处理后作为重整原料，直馏煤油经加氢后出3#航空煤油，柴油经加氢后出0#柴油，蜡油去加氢裂化和渣油加氢装置。150kt/a渣油去焦化装置，多余579kt/a作为渣油加氢装置的原料。混合原油B混合原油B的渣油去渣油加氢脱硫(RDS)，故渣油的重金属和残炭含量较低，原油中含Fe1.5μg/g、Ni10.68μg/g、V34.83μg/g，残炭的质量分数为5.86%。混合原油B分两路，分别进2#常减压2500kt/a老线和3500kt/a新线。2500kt/a老线的轻石脑油作为乙烯原料，重石脑油作为重整原料，航煤馏分经加氢出3#航煤，柴油馏分加氢后出0#柴油，常渣去减压塔拔出蜡油后作为加氢裂化的原料，渣油作为RDS原料。3500kt/a新线分出轻重石脑油作为乙烯原料，煤油经加氢后做3#航空燃料，柴油馏分加氢后出0#柴油，常渣直接作为RDS原料。(3)重油加工1#常减压减渣共计2729kt/a，其中2150kt/a去焦化装置，其余579kt/a与2#常减压装置的常渣和减渣(共计3095.6kt)作为RDS的原料;1#和2#常减压的轻蜡油(共计1727kt/a)作为加氢裂化装置原料;1#和2#常减压的重蜡油共计1562kt/a，其中1253kt/a去加氢裂化装置，其余重蜡油(309kt/a)、焦化蜡油(354.8kt/a)以及减四线(106kt/a)一同作为RDS的原料。RDS进料总计3865kt/a，产出加氢尾油达3340kt/a，作为流化催化裂化(FCC)装置的原料。柴油和煤油加氢能力基本平衡，本次改造没有新建装置，只是将2#柴油加氢由石脑油预加氢，经改造后重新恢复为1200kt/a柴油加氢装置，1#柴油加氢装置恢复为550kt/a柴油加氢功能。催化汽油(1450kt/a)经新建的1500kt/aS－Zorb装置处理后可达欧V标准。原设计存在的问题2012年11月上海石化炼油改造工程建成投产打通全流程，12月下旬对装置进行了72h考核标定，标定结果显示新老炼油装置均能达到或超过16Mt/a的综合加工能力。但是由于原油油种变化较大，导致各馏分的收率与原设计相比有一定差距，同时由于原油价格、成品油和化工产品市场变化，炼油项目改造完成后没有完全达到可行性研究报告的效益水平，促使我们要根据市场情况，重新考虑优化完善上海石化的炼油加工总流程，使原油加工和炼油、乙烯、芳烃3条线的资源配置更加合理，综合效益达到最大化。

优化后的炼油加工总流程优化后的炼油加工总流程见。原油优化基于乙烯原料从常减压装置直馏提取的部分比例大幅减小，优化后的方案只是将常减压的LPG和C5～85℃的轻馏分作为乙烯原料，原设计的912kt/a石脑油优化为C5～85℃的轻馏分油，并降至约850kt/a作为乙烯原料，占原油加工比例的5.3%。世界上绝大部分原油中的这部分组成均是裂解性能很好的乙烯原料，故在原油选择、采购时不考虑乙烯料的因素。优化后的方案可以把高油价的石蜡基原油排除在外，集中选择适应做RDS和FCC加工流程的原油以及为生产芳烃而选择芳烃潜含量较高的中间基原油，这样可以有效地降低原油采购成本。原油采购和分储分炼的原则是:为1#常减压装置选择芳烃潜含量高且适合出沥青的原油，为2#常减压装置选择催化裂化性能较好并兼顾芳烃潜含量高的原油。在加工过程中尽量减少1#和2#渣油混合使用的比例，真正起到分储分炼的效果。按照以上原油混配，蜡油产出9000×27.46%=2471.4kt/a;渣油产出9000×24.06%=2165.4kt/a(抽出100kt/a减四线后约为2060kt/a);石脑油产出9000×16.72%=1504.8kt/a。优化以后，1#常减压装置的劣质渣油由原设计的2729kt/a降至2060kt/a，减少了669kt/a，2060kt/a的渣油中500kt/a去溶剂脱沥青装置，350kt/a去RDS装置，视渣油质量情况有100kt/a左右去调和沥青，还有1110kt/a去焦化装置，比原设计减少1040kt/a的焦化处理量。如果能满足沥青标准，应可增加沥青产量，最大幅度减少焦化加工量而提高效益。渣油、蜡油优化在原设计的基础上通过系统优化，可以将500kt/a溶剂脱沥青装置开启，在处理500kt/a1#减渣的同时，可产出250kt/a脱沥青油作为RDS的原料，既可降低焦化负荷，又改善了RDS原料品质。在保证RDS进料重金属、残炭和胶质不超标的前提下提高掺渣比约8.68%，达65%左右，这样也可多消化1#常减压渣油350kt/a左右。另外可视1#减渣情况，适时调和沥青100kt/a，使原设计2150kt/a焦化进料降至1110kt/a，使低价值的石油焦产量从720kt/a降至371.9kt/a，相应也减少了其他焦化产品，焦化蜡油的产量也由355kt/a降至183kt/a(见表10～11)。经过优化以后可以将1#焦化停役，目前初步设想是改造用催化油浆作为原料生产高附加值产品针状焦(此技术正在研发中)。从年前的考核运行中发现高压加氢裂化还有较大的运行余量，目前按照1700kt/a运行没有瓶颈，这样就需要增加200kt/a的蜡油。研究发现催化柴油的芳烃潜含量较高，是比较好的加氢裂化原料，这既解决加氢裂化原料的缺口问题，又减少劣质柴油的调和组分。在蜡油存在缺口的情况下，用催化柴油掺入加氢裂化的原料中(试运行结果可以达到10%掺炼量)是一种很经济的方法。从蜡油和渣油的优化方案中可以得出:(1)原油分储分炼比原设计优化;(2)开溶剂脱沥青装置解决渣油出路，同时产出溶剂脱沥青油，顶出蜡油满足加氢裂化加工量;(3)RDS处理量比原设计提高4.3%，且原料质量也优，可以延长RDS运行周期。

直馏石脑油的优化原设计中1#常减压直馏石脑油分离出C5～65℃馏分作为乙烯原料，65～175℃预加氢后作为重整预加氢的原料，2#常减压老线的直馏石脑油与1#同样方法做，但新线的石脑油C5～175℃全部作为乙烯原料，这样不是很合理。优化的方法是利用原1#FCC轻重汽油分离塔将2#常减压新线的石脑油进行分离，并将全部轻石脑油的干点向上移至85℃，链烷烃摩尔分数可以大于85%，是非常优质的乙烯裂解原料。根据原油性质可以得到2650kt/a的石脑油，其中C5～85℃的约850kt/a可以作为乙烯原料，85～175℃的约1800kt/a去石脑油预加氢后作为催化重整原料，真正做到“宜烯则烯、宜芳则芳”。高压加氢裂化装置优化高压加氢裂化原设计900kt/a，全循环出重石脑油，经过几次改造后，现已达到1500kt/a，并一次通过流程，加氢尾油收率20%，重石脑油收率由45%下降至35%，同时也可生产航煤和柴油。经过2012年高负荷试验，优化后的炼油总流程中该装置处理能力提高至1700kt/a，不仅有利于蜡油加工能力的提升，同时又可多产优质的重整原料(重石脑油)和乙烯原料(加氢尾油)。航煤系统的优化原总流程中航煤加氢利用原装置800kt/a能力，没有改造，根据高负荷标定结果，该装置可以达到924kt/a。因为原油加工量提高了4000kt/a，直馏航煤组分(包括航煤馏分的干点提高20K)增加了近500kt/a，优化的方法是将原汽油加氢装置改造为350kt/a的直馏航煤加氢装置，这样直馏航煤加氢能力从924kt/a提高至1280kt/a左右，加上高压加氢裂化装置可以出280kt/a航煤，每年航煤产量可超过1560kt/a，比原设计多产383.4kt/a航煤的同时也减少383.4kt/a柴油产量。

作者：李鸿根 单位：中国石化上海石油化工股份有限公司