中国炼油技术进展

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中国炼油技术进展
信息技术管理中心情报室
改革开放以来,中国炼油工业实现了突飞猛进的发展,全国原油加工量从20世纪80年代初的1亿吨/年发展到2008年的4.38亿吨/年,中国炼油工业已具有相当规模,形成了比较完整的体系和较强的综合实力,原油加工能力居世界第二位。

产业布局,北控南增,贴近市场,贴近消费中心,逐步趋向合理。

长三角、珠三角和环渤海地区,石化产业聚集度进一步提高,炼油企业和装置大型化不断扩大,已建成14个千万吨级炼油生产基地,新建南海炼油项目,规模达到1200万吨/年,以及400万吨/年加氢裂化,420万吨/年延迟焦化,210万吨/年连续重整,均属世界上目前同类装置中最大规模之一。

炼油企业向油化一体化方向发展,为乙烯提供优质原料,原油加工走深度加工道路,开发和采用一系列重油转化技术,最大量生产液体运输燃料和化工原料,提高轻质油收率,提高原油资源利用率,开发高硫、高酸、重质等劣质原油的加工技术,提高原油加工的适应性,坚持节能减排,降低能耗和控制污染排放,信息化技术的建设使炼油企业更加现代化等等。

近30年来,中国炼油在科研开发、工程设计等方面,在炼油重大技术领域,取得了一批又一批的重大创新成果。

炼油技术的创新发展,对中国炼油工业的发展起到了决定性的推动作用。

炼油催化剂的发展与炼油技术进展密切相关,炼油催化剂技术革新在很大程度上推动了炼油技术的进步;另一方面,炼油技术的发展又对催化剂的性能提出了更高的要求,从而推动了催化剂技术的发展。

下面就我国炼油企业面临的形势以及炼油技术进展进行讨论,希望能为炼油催化剂企业的发展提供参考。

1 炼油企业发展面临的挑战
当前炼油企业发展面临的主要挑战可以归纳为以下四个方面。

一是油价将持续走高,重质低质原油供应比例将增大。

近半年多来,由于油价下跌到70美元/桶以下,130个大型新油田开发项目中有35个已经被冻结,而且在全球800个大型油田中有580个油田的开采量在逐年下降。

国际能源机构(IEA)认为,世界经济会复苏,对石油的需
求在2010年就会增长。

一旦出现石油短缺,国际油价可能会突破2008年的纪录,达到200美元/桶。

预计2013年世界经济可能会因石油短缺而陷入新的危机。

既使不出现危机,油价也会持续走高。

此外,在目前17320亿桶的世界原油可采储量(包括委内瑞拉的超重原油和加拿大的油砂沥青)中,轻质原油为了350亿桶(其中轻质低硫原油占40%,轻质含硫/高硫原油占60%),中质原油为3300亿桶(其中中质低硫原油占20%,中质含硫/高硫原油占80%),重质原油为6670亿桶(其中重质低硫原油占15%,重质含硫/高硫原油占85%)。

目前的开采情况是,轻质原油占30%,中质原油占56%,重质原油占14%。

最近几年,在增产供应国际市场的原油中,重质原油占多数。

更值得注意的是,世界上原油可采储量最多的8个国家的原油可采储量为14180亿桶,占世界原油可采储量的82%,其中重质原油的可采储量为6668.6亿桶,占其原油可采储量的47%。

二是炼厂生产清洁燃料要升级换代,由清洁燃料向低碳燃料转变。

预计到2010年,全球消费的汽油中将有85%是含硫量小于50ppm的超低硫汽油,到2015年,全球超低硫柴油所占比例将由目前的65%上升到75%。

美国加州政府已提出实施低碳燃料标准。

按照这个标准,低碳汽油的平均燃料碳强度为二氧化碳排放量92克/兆焦,2010年开始实施;到2015年降低5%,至87克/兆焦;2020年降低10%,至83克/兆焦。

低碳柴油的平均燃料碳强度是二氧化碳排放量71克/兆焦,2010年开始执行;到2015年降低5%,至67克/兆焦;2020年降低10%,至54克/兆焦。

三是炼厂面临既要减少气体污染物的排放又要减少二氧化碳的排放。

炼油厂是气体污染物排放的大户之一,催化裂化装置又是炼油厂最大的气体污染物排放源。

目前美国提出的减排指标是:再生烟气中悬浮颗粒物(PM)的减排量是每燃烧1000千克焦炭的排放量不超过1千克,以后要下降到0.5千克;硫氧化物(SOx)的减排量是从300ppm下降到
25ppm;氮氧化物(NOx)的减排量是从不限制下降到20ppm;一氧化碳(CO)的减排量是从目前的500ppm下降到150ppm。

欧盟提出,到2020年炼油厂的二氧化碳排放量要减少10%(约5亿吨);要求从201)-年开始,炼油厂每年减少1%;到2013年,强制执行拍卖二氧化碳排放指标,拍卖价格为30欧元/吨。

四是由于原材料价格上涨、人工成本增加,新建和改造炼油厂的投资大幅度攀升,炼厂生产成本增加,利润减少。

与2004年年底相比,2008年炼油设备中的压力容器价格上涨了66.2%,换热器价格上涨47.4%,空冷器价格上涨59.4%,油泵价格上涨69.9%,压缩机价格上涨61.3%,加热炉价格上涨50%,其他设备价格上涨58.9%,平均价格上涨了59.7%;施工人员工资上涨了20%—100%。

例如,科威特国家石油公司计划新建的A1-Zour炼油厂(原油加工能力61.5万桶/日,约30757万吨/年)的投资已经由2005年11月预计的60亿美元上涨到2007年6月的150亿美元和2008年7月的200亿美元。

当前,原油成本已占油品生产总成本的70%甚至更高,复杂炼油厂的利润已经减少到2—3美元/桶,简单炼油厂的利润已经减少到零,甚至亏本。

2 炼油领域的主要技术创新
综观我国炼油领域,创新成果累累,内容丰富,具有很高技术水平。

现仅以炼油的工艺技术为重点,对炼油的技术创新发展作一扼要归纳。

2.1 催化裂化(FCC)技术
催化裂化是炼油的核心技术。

目前我国成品油中,70%以上的汽油,20%以上的柴油来自催化裂化装置。

30年来,我国催化裂化发展迅速,装置能力从2千万吨/年发展到超过1亿吨/年,仅次于美国,居世界第二位,对我国成品油的增长贡献巨大,技术创新成果最多。

2.1.1 建立FCC反应和再生动力学模型
FCC属正碳离子反应,有异构化、裂化、环化、烷基化、氢转移和缩合等多种较复杂的反应。

结合FCC的实际。

我国成功地开发了FCC十一集总动力学模型和RFCC十三集总动力学模型,可较正确预测FCC的反应过程、转化率和产品分布等,同时建立了再生动力学模型,为发展FCC提供理论依据。

2.1.2 开发提升管FCC
提升管FCC和床层FCC比较,反应可在数秒钟内完成,具有可提高处理能力、改善产品分布、操作弹性好和生产灵活性大等特点,提升管FCC的开发和推广应用,使我国FCC技术登上了一个新台阶。

2.1.3 渣油催化裂化(RFCC)技术
渣油催化裂化对提高轻质油收率非常显著,我国自主开发了串联快速流化床再生、二段逆流再生等RFCC技术,采用内外取热器、高效雾化喷嘴、提升管出口快速分离、抗金属污染催化剂等一整套技术,使RFCC技术在工业装置上得到普遍推广应用。

RFCC掺炼渣油(均折成VR)2001年最高达到36%,长期以来居我国深度加工之首位,直到2005年,才由延迟焦化取代。

目前RFCC掺炼VR的比例仍维持在30%左右,对提高加工深度,增加轻质油收率,提高经济效益,起到关键作用。

2.1.4 FCC催化剂
为适应我国RFCC的发展,裂化催化剂的活性组分,从无定型硅铝向Y分子筛发展,基质的中孔分布得到改善,据此,我国开发出了REY,USY,REUSY,REHY等系列RFCC催化剂,都具有良好的重油裂解性能,抗金属污染性能,焦炭选择性和水热稳定性好等特点,典型的商品牌号如LCM-7、LCH-7、Orbit、Comet、LV-23、CC-20D等催化剂,还有LB白土原位晶化等RFCC催化剂系列。

同时结合不同工艺开发多种专用催化剂,如CRP、RMG、RAG等分别用于DCC、MGG和ARGG工艺,GOR,LGO和LBO用于降低汽油烯烃含量等。

在催化剂的制备技术创新方面,也有较大突破,NaY分子筛母液实现回收利用,提高了NaY的硅利用率;分子筛采用带式过滤机取代交换釜,实现连续交换和洗涤;催化剂细粉进行回收利用,从而使催化剂制备过程,实现了NaY硅利用率,分子筛收率和催化剂收率都提高到95%以上。

2.1.5 FCC新工艺
1) MIP工艺是为降低催化裂化汽油烯烃含量而开发的。

MIP将提升管反应器分为两个串联反应区,第一反应区实行充分裂化,第二反应区将裂化的烯烃通过异构化、氢转移、烷基化等反应,使烯烃再转化。

第一反应区在高温和高空速下进行,第二反应区在较低温度和空速下进行。

在一套140万吨/年MIP工业装置上运行,催化裂化汽油烯烃含量可从47.3%下降到33.1%。

MIP-CGP采用专有催化剂,可多产丙烯,丙烯产率高达9%。

2) FDFCC工艺是在常规FCC基础上,增设一根独立的FCC汽油提升管反应器,两根提升管共用一个再生器,反应产物采用双分馏塔流
程,汽油提升管反应温度可调控。

FDFCC-I型以降低汽油烯烃含量为目的,可在较低温度下反应,有利于异构化、氢转移、芳构化、烷基化等反应的进行,FDFCC-Ⅲ型可提高温度,有利于烷烃和烯烃的裂化,多产丙烯,因此FDFCC工艺具有对原料适应性强,产品方案调节灵活等特点。

在一套FD-FCC-Ⅲ型工业装置上试验,FCC汽油烯烃含量从常规RFCC的51.7%降到15.9%,RON和MON分别提高1.7和1.6个单位,丙烯产率从3.37%增加到7.75%,效果较为明显。

3) 两段提升管催化裂化(TSRFCC)是按催化剂接力原理、分段反应原理、短反应时间和大剂油比等原理开发的催化裂化新工艺,具有较强操作灵活性,可显著提高轻质油收率,改善质量和提高柴汽比。

4) DCC工艺是最大量生产丙烯的催化裂解新工艺,采用ZRP为活性组分的CRP系列催化剂,丙烯产率高达18%-23%,丁烯产率
14%-17%,是国际上最早工业化生产丙烯的FCC家族技术。

2.1.6 FCC新设备
1) 烟气轮机。

我国从30年前开发第一台FCC烟气轮机以来,制造技术不断提高,从小焓降的双级发展到大焓降的单级烟气轮机,轮盘直径从600ma到1400mm,功率范围从1500kW到40000kW,已形成我国催化裂化YL型高效烟气轮机系列,目前有160多台在FCC装置上运行。

2) 外取热器。

为控制再生器温度超高,先后开发下流式、上流式和气控式外取热器,可通过取热介质水的循环流动,取走催化剂上的过剩热量,单个外取热器的取热负荷可达50MW以上。

3) 高效雾化喷嘴。

研发了多代RFCC进料喷嘴,目前RFCCU上大量采用BWJ—3、LPC—3、SKH等高效喷嘴,都具有雾化粒度细,可达到60um,分散效果好,有利于降低焦炭和干气产率,提高轻油和LPG收率。

4) PV型旋风分离器。

我国开发的PV型旋风分离器,结构简单,分离效力高,并创造出一套《旋风分离器尺寸分类优化组合设计法》,可采用简单的结构形式,依靠各部分尺寸间和级间的优化匹配,在给定压力降下,获得最高的分离效率。

5) 三级旋风分离器。

我国开发的三旋,可把烟气含尘量降到小于180mg/m3,采用新一代PDC型旋风管的立管式三旋,出口粉尘浓度小于100mg/m3,大于10btm的颗粒可降到零。

PHM型卧管式三旋出
口粉尘浓度小于150mg/m3,可将大于8um的颗粒除尽。

2.2 加氢技术
30年来,中国加氢工艺技术发展迅速,总能力从不到1.0百万吨/年发展到2007年的1.2亿吨/年(包括加氢裂化)。

加氢技术的发展对我国炼油结构调整,提高含硫原油加工能力,清洁油品生产,提高轻质油收率,发展乙烯和芳烃等石油化工起到重要作用,是炼油技术创新的重点领域。

2.2.1 清洁汽油加氢技术
由于汽车排放的严格控制,开发低硫清洁燃料是世界各国技术创新的重点。

我国开发了一批FCC汽油选择性加氢脱硫工艺,如第二代的RSDS,OCT-M技术,可把汽油的硫含量降到符合国Ⅲ,欧Ⅳ汽油标准,RON损失1.5-2个单位。

RIDOS异构化技术可使FCC汽油硫含量从119ug/g降到17ug/g,烯烃含量从51.8%降到18.7%,抗爆指数损失1.25个单位。

FRS技术是FCC全馏分加氢脱硫技术,汽油硫含量可达到国Ⅲ标准,RON损失小于1.85个单位。

目前FCC选择性加氢脱硫技术已在很多炼油厂推广应用。

2.2.2 清洁柴油加氢技术
1) LCO加氢技术。

FCC生产大量LCO,烯烃和芳烃含量高,十六烷值低,安定性差,不能直接做柴油调合组分,通过一般的加氢精制,可脱硫和饱和烯烃,十六烷值增加不多。

我国开发的MCI和RICH技术,是独特的LCO加氢技术,具有脱硫,烯烃和芳烃饱和,以及部分芳烃开环功能,十六烷值增加值超过十个单位。

如MCI工艺在中压常规条件下,LCO硫含量可从7000ug/g降到5.8ug/g,密度从0.8962g/cm3降到0.8534g/cm3,十六烷值增加10.9个单位;RICH工艺可使LCO的硫含量从6043ug/g降到19ug/g,密度降低0.0352g/cm3,十六烷值增加10.4个单位,成为柴油优良的调合组分。

2) 焦化LCGO和直馏含硫柴油加氢技术。

近期开发的加氢催化剂,脱硫相对活性都很高,如RS-1000,FH-UDS都可将这类柴油,加氢脱硫达到欧Ⅳ或超低硫柴油标准。

2.2.3 喷气燃料加氢技术
我国独特开发的RHSS喷气燃料临氢脱硫醇技术,采用W、Ni含量
低的催化剂,在压力0.7MPa,温度240℃,氢油比40,空速4.0h-1很缓和的条件下,脱除喷气燃料的硫醇,取代较为复杂的Merox方法。

2.2.4 含硫VGO加氢处理技术
含硫VGO主要用做FCC原料,为改善FCC原料质量,直接生产低硫FCC汽油,并降低FCC烟气中SOx和NOx的排放,我国开发了含硫VGO的加氢预处理技术,催化剂从3936、FF-14、FF-18到新一代的FF-24,不断更新换代。

以FF-18催化剂为例,在180万吨/年VGO预加氢处理装置上,于9.85MPa压力下,VGO的硫含量从1.98%降到精制蜡油的硫含量0.085%,脱硫率超过95%,作为FCC原料,可以生产欧Ⅳ或超低硫FCC汽油。

2.2.5 加氢裂化技术
加氢裂化工艺的特点是可以生产轻石脑油,作为高辛烷值汽油组分;可以生产芳潜含量高的重石脑油,作为催化重整原料,用于生产高辛烷值汽油或BTX芳烃;可以最大量生产喷气燃料和低硫柴油等中间馏分油;可以生产BMCI值低的尾油,作为生产乙烯的裂解原料。

因此,加氢裂化是炼油的主体技术,近年来得到迅速发展。

1) 一段串联加氢裂化。

我国自主开发的第一套一段串联加氢裂化,于1993年建成投产,标志我国加氢裂化工艺在研究、设计、设备制造技术等方面,取得了突破性进展。

在此后建设的加氢裂化装置中,可根据产品要求,按轻油型或中间馏分型设计生产。

2) 灵活加氢裂化。

采用FF-16/FC-24催化剂,通过调节反应温度以调节产品分布,如使重石脑油收率在22.4%-32.4%,大于350℃尾油控制在42.1%-24.6%,对调节芳烃或乙烯原料有很大灵活性。

3) 单段加氢裂化。

与一段串联加氢裂化比,空速高,设备简单。

可一次通过,也可循环操作。

我国自主开发的单段加氢裂化。

采用新一代HC-14催化剂。

喷气燃料加柴油的中间馏分油收率高达79%。

4) 中压加氢裂化。

我国开发过多种中压加氢裂化技术,如MHC,MHUG和RMC等,在工业装置上取得良好效果。

目前运行的主要是RMC技术,在一体化炼油企业中,提供大量化工原料。

RMC采用RN-2/RT-1催化剂,在氢分压8-10MPa,空速1-1.4h-1下操作,除可生产喷气燃料和重石脑油外,尾油收率可在40%-60%之间调节,尾油的BMCI 值在10-12之间,对提供化工轻油起到很大作用。

RMC新一代催化剂采
用活性更高的RN-32精制段和RHC裂化段催化剂系列。

2.2.6 渣油加氢处理/渣油催化裂化(RDS/RFCC)组合工艺技术
RDS/RFCC是加工高含硫原油的一条重要的深度加工技术路线,可最大量生产轻质油品,提高原油利用率。

我国自主开发的RDS/RFCC组合工艺技术,在工业生产上取得了很成功的经验。

RDS/RFCC组合工艺的主要特点是:RDS可处理高含硫、高残炭、高金属含量的劣质渣油,加氢常渣可满足RFCC进料要求;可最大量生产轻油,原油利用率高;RFCC用加氢渣油为原料,可降低烟气中SOx和NOx的排放污染;加氢渣油作为RFCC原料,可降低FCC汽油的硫含量、烯烃含量,并提高汽油辛烷值,有较高的经济效益。

1) SRHT/RFCC技术。

是我国自主开发的VRDS/RFCC组合工艺,200万吨/年工业装置于1998年建成投产,长期加工硫含量
2.6%-
3.1%,氮含量0.20%-0.24%,残炭10.5%-11.1%,重金属
(Ni+V)59-74ug/g的中东含硫减压渣油,采用FZC催化剂系列,在系统压力15.5MPa,反应温度365-385℃,空速0.2h-1,氢油比650的条件下,脱硫率保持86%-88%,脱氮率57%-59%,脱金属率65%-75%,脱残炭率55%-56%,加氢常渣硫含量0.18%-0.42%,氮含量小于0.1%,金属含量小于20u/g,残炭5%,为RFCC生产低硫汽油提供优质原料。

2) ARDS/RFCC技术。

我国自主设计建设的海南310万吨/年ARDS和280万吨/年RFCC组合工艺于2006年建成投产。

ARDS设计两个加氢系列,分别采用FZC和RHT系列催化剂,原油为阿曼和文昌油(4∶1),常压渣油硫含量为1.89%,残炭9.35%,金属含量53.66ug/g。

实际运行结果,平均脱硫率86.5%,脱氮率41.2%,脱残炭率38.8%,脱金属率63.7%,加氢常渣作RFCC原料,可直接生产国Ⅲ标准的汽油,产品分布较理想,轻油+LPG收率达81%。

2.2.7 加氢精制催化剂
我国馏分油加氢精制能力发展迅速,加氢新催化剂的开发,起到重要的促进作用。

加氢新催化剂的开发思路主要向高活性、低反应温度、高空速、低氢耗和长寿命方向发展,这一思路指导了20世纪多代催化剂的开发。

如FRIPP开发的FH-5、FH-98、FH-DS等,RIPP开发的RN-1、RN-IO等催化剂,都是以Al2O3为主要载体,匹配金属活性组分,尽
量提高脱硫、脱氮活性,但在常规条件下,难以生产出符合国Ⅲ标准的柴油。

进入21世纪,由于提高了对加氢催化剂的认知程度,促进更多催化剂Ⅱ类活性相的生成,对提高脱硫相对活性,出现了重大突破。

我国科研单位对催化剂活性相的研究非常重视,如RIPP开展催化剂活性相的表征研究,FRIPP开发了RASS反应活性相协调技术等,从而开发出脱硫相对活性比老一代催化剂高出1.5-2.5倍的超深度加氢脱硫催化剂,如RS-1000和FH-UDS等催化剂,可以把高含硫柴油经加氢,直接生产欧Ⅳ或超低硫柴油。

2.2.8 加氢裂化催化剂
加氢裂化催化剂早期以无定型硅铝为酸性组分,发展到用分子筛为酸性组分,因此沸石的改性及表面性质的调度是近代加氢裂化催化剂开发的关键技术。

通过加强USY改性的研究,加快了裂化催化剂的更新换代,如FRIPP轻油型催化剂从3825、3905、3955一直到第四代的FC-24,以及中油型裂化催化剂的发展均是遵循这一发展思路。

一段串联用精制催化剂以改性氧化铝为载体,迄今已开发出3936、3996到FF-16、PP-26、FF-36等多代催化剂。

2.3 延迟焦化技术
近十多年,我国延迟焦化能力实现快速增长,从1995年的1328万吨/年增长到2005年的4245万吨/年,十年期间净增加2917万吨/年,约增长3.2倍。

近两三年又有多套焦化装置建成投产,预测2008年焦化能力将超过5千万吨/年。

我国延迟焦化加工渣油的能力已远超RFCC,成为中国第一位的重油深度加工装置。

延迟焦化发展如此迅速,其原因一是劣质重质原油加工量大幅增长,需加快提高重油加工深度;二是我国掌握了焦化大型化技术,单套装置能力超过120万吨/年;三是焦化设备比较简单,投资低,建设周期短;四是高硫焦可以作为CFB锅炉燃料,劣质焦有了出路。

延迟焦化的主要创新技术列出以下几点。

1) 大型化技术。

加热炉采用多管程水平箱式双面辐射炉管,炉管平均热强度可达4.2kW/m2以上,热效率大于90%,炉管实现多点注汽、在线清焦技术,延长开工周期。

焦炭塔直径高达9.4米,由一台4室4管程水平箱式炉、2台焦炭塔组成的单套延迟焦化装置能力可达160万吨/年,实现了装置的大型化技术。

2) 新工艺新技术。

开发可根据原料性质灵活调节循环比的工艺;冷焦水实现密闭循环处理技术,改善环境;提高焦化装置出焦系统机械化,实现了焦炭塔顶盖和底盖的:拆卸和安装的自动化,可以远程遥控操作,确保安全生产。

3) 成功开发了焦化/CPB组合工艺,解决了高硫焦的出路。

高硫焦用作CFB炉的燃料,根据焦的硫含量,加入石灰石脱硫,控制钙硫摩尔比2.0左右,形成固硫灰渣,脱硫率可达90%,使焦化/CFB组合工艺成为我国一条重要的渣油深度加工技术路线。

2.4 连续重整(CCR)技术
催化重整在石油加工中占有重要地位,重整汽油既是高辛烷值汽油组分,经抽提可生产BTX芳烃,是重要的化工原料,副产氢气又是炼油厂加氢装置用氢的主要来源。

我国半再生式催化重整开发较早,但装置能力偏小,20世纪80年代开始,大批引进连续重整装置,到2000年已建设CCR装置14套,总加工能力900万吨/年。

由于国内高辛烷值汽油和BTX芳烃需求量大幅增长,进入21世纪,CCR步入快速发展阶段,到2008年,我国已拥有29套CCR,总加工能力达到2250万吨/年。

CCR催化剂,我国开发较早,催化剂水平很高,但CCR装置技术复杂,技术为美国UOP和法国Axens垄断,经过多年的努力,我国终于自主开发建成百万吨级超低压连续重整装置,虽是较为迟到的成果,但非常值得庆贺。

2.4.1 连续重整催化剂
我国对CCR催化重整催化剂的研发,有较强实力。

RIPP开发的PS-Ⅱ型Pt-SnCCR催化剂(3861),用于AxensCCR装置上,PS-Ⅲ型催化剂用于UOPCCR装置上,均取得良好的效果。

CCR的发展趋势是降低反应压力,提高苛刻度,反应压力从1.0MPa降到0.35MPa,实现超低压反应,同时降低氢油比,提高空速,致使催化剂积炭速率加快,再生周期缩短。

为适应CCR的发展需求,RIPP开发出一种具有特殊孔结构的球形氧化铝载体,使催化剂的水热稳定性明显提高,从而研制成PS-Ⅳ和PS-V(低铂)高活性、高水热稳定性的CCR催化剂,接着又开发出高选择性和低积碳速率PS-Ⅵ和PS-ⅦCCR催化剂。

目前国内29套CCR装置中有25套使用PS系列催化剂。

2.4.2 连续重整工艺技术
1) 组合床重整。

通过多年研发,21世纪初,对一套半再生重整装置,采用国内创新技术,改造为一套组合床连续重整装置,重整一、二反应器为半再生固定床,三、四反应器采用移动床连续工艺,催化剂采用自主开发的连续再生系统,在反应压力0.75MPa下,C5+收率
87.05%,RON100.8,氢气产率3.12%。

2) 连续重整成套技术。

在组合床重整的基础上,进一步开发出连续重整成套技术,2005年采用自主技术将一套50万吨/年CCR装置,成功地改造成能力为70万吨/年的CCR装置,催化剂的再生能力从200kg/h 提高到500kg/h,至此CCR已形成整套国产技术。

总的看,国产RCC成套技术的创新点是:催化剂实现连续再生;闭锁料斗优化控制技术;催化剂无阀输送,降低催化剂磨损;再生气体采用干、冷循环,保护催化剂比表面和活性;再生氯化区含氯腐蚀气体单独抽出处理;采用一段烧焦;降低再生回路的复杂性;设置淘析风机,降低能耗;设置循环氮气系统;提高设备的安全可靠性。

3) 百万吨级超低压连续重整。

在上述两套CCR装置技术改造的基础上,我国自主开发的连续重整成套技术已趋成熟,第一套能力为100万吨/年的超低压连续重整装置于2009年建成投产,结束了我国连续重整技术长期依靠引进的局面。

2.5 节能减排和环保技术
1) 硫磺回收。

加工含硫原油产生大量酸性气体,需进行硫磺回收,先进的全加氢炼油厂,硫磺回收率可大于95%,因此硫磺回收装置大型化是近年开发的重点。

我国开发的SRR和ZHSR硫磺回收技术,装置可实现大型化,硫磺回收采用经典的Claus二级转化,硫回收率可达到95%,尾气进行加氢还原为H2S,返回Claus系统,总的硫磺回收率可达99.5%-99.9%。

2) 污水回用技术。

炼油厂污水经处理达到外排标准,要直接回用,与新鲜水比,还存在污染物浓度和无机盐含量高、对金属腐蚀性强、水质富营养化、微生物繁殖快等问题。

RIPP开发出BFCWT技术,将外排合格污水再进行杀菌、过滤等适度处理,达到回用要求,进入循环水系统,并根据水质添加相关的水处理剂,污水回用对炼油厂节水减排取得明显效果。

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