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1、加氢裂化学习转抄加氢裂化技术：原料范围广、产品生产灵活性大、质量好、液体产品收率高、生产过程清洁、生产清洁汽柴油燃料和优质化工原料的唯一技术，油、化、纤结合的核心，企业“标准配置”，在国内得到广泛应用2011 年 6 月，中国石化、中国石油和中海石油共有高、中压加氢裂化（改质）装置 36 套，总加工能力超过 5000 万吨年。正在设计和规划建设的加氢裂化装置有 20 余套，总加工能力近 4000 万吨年。同其他技术一样，加氢裂化是根据原料资源和对产品的需求，基于相关理论、 原理和对相关化学反应的潜心研究而开发成功的。在其应用过程中，不断改进、日臻完善。在激烈的市场竞争中，以发展求生存加氢裂化历
2、史：20 世纪初, 德国人开发了煤转化生产液体燃料的加氢裂化技术。1925 年建成了第一套褐煤焦油加氢裂化装置，1943年已有 12 套装置投入生产。二次大战后期，为德国提供了 95的航空汽油和 47的烃类产品。英、法、日（在中国东北当时的“满洲”） 、韩国都进行过类似的尝试、类似技术的研究, 在美国则是直接面向重石油馏分加氢转化技术的开发。煤转化成液体燃料产品, 其典型的工艺条件是: 压力 20 -70 MPa, 温度 375 -525。技术复杂、投资大、生产成本高、无竞争力，发展缓慢。 “煤加氢制取液体燃料”的成功：证明了“低氢碳比的固体燃料在高压下添加氢气，使其转化为高氢碳比的液体燃料是
3、可行的”。二战以后，催化裂化技术的发展, 为重瓦斯油(HVGO)转化生产汽油提供了更经济的手段,，加氢裂化的重要性曾一度有所降低。40 年代末 50 年代初，铁路运输由蒸汽机车向柴油机车驱动的转变，廉价天然气的供应使燃料油用量减少, FCC 发展导致难转化的富含芳烃循环油过剩, 汽车压缩比的提高和高辛烷值汽油标准的实施等, 都迫切需要将难转化的原料加工成汽油、柴油，导致对新的烃类转化技术需求的增长。1959 年 Chevron研究公司宣布“加氢异构裂化工艺”在里奇蒙炼厂投入工业运转, 证实该发明的催化剂可允许在 200-400 、3.5 -14MPa 的条件下操作后, 加氢裂化从此走出低谷。1
4、960 年 UOP 公司开发了 “Lomax”加氢裂化工艺；Union oil 公司开发了“Unicacking”工艺； 60 年代加氢裂化作为炼油技术很快为人们所接受。1966 年有 7 种加氢裂化技术获得了销售许可证； 60 年代末已投产和在建的有 9 种不同的工艺;；其催化剂的活性、稳定性都好于早期催化剂, 特别是分子筛催化剂得到工业应用。在 60 年代, 加氢裂化能满足石脑油、喷气燃料、柴油、润滑油基础油、低硫燃料油、液化石油气及石油化工原料生产的要求，充分证明加氢裂化技术具有极重要的作用和广泛的应用前景。60 年代末和 70 年代初, 是美国加氢裂化迅速增长的时期; 70 年代中期，
5、FCC 广泛使用了分子筛催化剂、 氢气费用高, 对于生产汽油, FCC 比加氢裂化要经济, 加氢裂化的发展再度受到冲击而有所减缓。70 年代加氢裂化已成为一项成熟的工艺技术，催化剂的发展，允许现有装置的设备转向重质原料的加工，其柴油的收率可高达95v%(对原料油)。加氢裂化是增产石脑油、喷气燃料最有效的途径，这是其它炼油技术所无法替代的。在清洁燃料生产中，加氢裂化正扮演着一个重要的角色。我国 50 年代, 恢复了页岩粗柴油高压加氢, 发展了页岩油全馏分固定床加氢裂化, 以及低温干馏煤焦油的高压三段加氢裂化技术。60 年代中期, 开发了 107、219 无定型加氢裂化催化剂和 H-06 沸石催化
6、剂。1966 年在大庆炼厂建成了 40 万吨/年加氢裂化装置, 加工大庆常三线/减一线混合油, 生产喷气燃料和-50#低凝柴油。这是国内 60 年代炼油技术方面的重大突破，是现代加氢裂化技术起步的里程碑。70 年代末, 引进了 4 套加氢裂化装置, 1982-1990 年相继开工投产。80 年代中期, 引进了 140 万吨/年重油加氢联合装置, 1992 年在齐鲁石化公司建成投产。80 年代末，FRIPP 开发的中压加氢裂化技术、缓和加氢裂化技术先后在荆门和齐鲁胜利炼油厂实现工业化。1993 年，国内自行设计、建设的第一套大型单段串联全循环加氢裂化装置在镇海建成投产。相继在抚顺、镇海、辽阳、吉
7、林、天津和山东等地建设了 40 -140 万吨/年规模的多套加氢裂化装置。目前，国内已有加氢裂化装置 36 套，总加工能力超过 5000 万吨年加氢裂化双功能催化剂的使用范围：加氢裂化、加氢精制、加氢处理、加氢异构、加氢改质等。加氢裂化的基本原理及特点：多环芳烃加氢裂化以逐环加氢饱和/开环的方式进行, 生成小分子的烷烃及环烷-芳烃。两环以上的环烷烃, 发生开环裂解、异构，最终生成单环环烷烃及较小分子的烷烃。单环芳烃、环烷烃比较稳定, 不易加氢饱和、开环, 主要是断侧链或侧链异构，并富集在石脑油中。烷烃的异构、裂化同时进行, 反应生成物中的异构烃含量, 一般超过其热力学平衡值。烷烃的加氢裂化在其
8、正碳离子的 位处断链, 很少生成 C3 以下的低分子烃,加氢 裂化的液体产品收率高。非烃化合物基本上完全转化, 烯烃也基本加氢饱和，加氢裂化的产品质量好加氢裂化工艺流程：以馏分油（如汽、煤、柴及VGO、CGO、DAO 等）为主要原料的加氢裂化技术，至今仍以固定床工艺过程为主。固定床加氢裂化已开发出多种工艺过程，这些工艺过程的差异主要是由催化剂的反应性能、所使用的原料及目的产品等因素所决定。加氢裂化的工艺流程一般划分为反应部分和分馏部分。其中反应部分可以包括只有一个反应段或多个反应段。根据需要和实际情况，有些装置还包括酸性水处理部分、循环氢气体及干气、液化气脱硫部分。典型加氢裂化工艺流程：主要以
9、装置的核心区域-反应部分的区别来定义。单段加氢裂化、单段加氢裂化工艺。单段（一段）串联加氢裂化工艺、两段加氢裂化工艺、单段加氢裂化工艺。单程一次通过、加氢裂化尾油部分循环、加氢裂化尾油全循环操作流程优点：工艺流程简单、体积空速大、建设投资费用相对较低 、最适合用于多产中间馏分油单段加氢裂化工艺不足：采用无定形加氢裂化催化剂，起始反应温度高。 所能处理原料油的干点较低 。催化剂运转周期短。产品质量相对较差 。催化剂改进采用含分子筛催化剂后，反应温度有所降低，对原料油适应性较差 中国石油汽油质量升级的关键在于 FCC 汽油的清洁化。清洁汽油调节手段缺乏，导致 FCC 汽油必须经过深度加氢精制，从而
10、增加辛烷值损失。中国石油大部分炼厂原来按照加工低硫原料油设计，汽油硫含量要求不高，未建 FCC 原料预加氢装置。随着加工进口原油份额的增加，原料硫含量增高，清洁汽油硫含量降低，汽油清洁化手段只能采用后加氢处理手段，造成辛烷值损失，增加企业汽油质量升级的经济压力。改善进料的裂化性能，降低 FCC 操作苛刻度；改善产品分布，提高目的产品收率；降低干气和焦炭产率；降低目的产品硫含量；减少再生烟气中 SOx 及 NOx 含量；使 FCC 具有加工含硫重油等劣质进料的能力。我国的 FCC 汽油加氢处理苛刻度要远高于美国，增加了 FCC 汽油辛烷值损失，进而增加企业进行汽油质量升级的经济损失。中国石油走调
11、和生产国V 汽油的路，需要进一步降低 FCC 汽油加氢处理过程的苛刻度，主要思路是降低汽油池中 FCC 汽油的比例以及对 FCC 原料进行加氢预处理。中国石油的 12 家炼厂已有或在建 FCC 汽油加氢装置；2012 年后中石油将有 20 余套 FCC 汽油加氢装置，中国石油大多数炼厂要依托 FCC 汽油加氢技术来实现汽油质量升级。中石油大部分炼厂 FCC 汽油硫含量低于 300 g/g，未来国 IV、国 V 汽油质量升级对脱硫技术有需求。硫含量较高的炼厂如不新建渣油加氢装置，推荐生产国 IV 汽油；FCC 汽油硫含量低于 300 g/g 的炼厂是未来生产国 V 汽油的主力炼厂。如果炼油厂硫达
12、 500g/g，汽油加氢后处理技术开发难点：烯烃饱和率上升与辛烷值下降的矛盾。FCC 原料加氢预处理工艺：改善进料的裂化性能，改善 FCC 产品分布，提高高价值产品产率，降低低价值产品产率。减少高转化率下的生焦选择性。改善 FCC 产品质量，降低 FCC 产品硫含量；降低 FCC 再生器 SOx、NOx 的排放量；减少 FCC 催化剂的消耗；提高 FCC 对原料的适应性，扩大 FCC 原料来源；焦化蜡油作为加氢处理/加氢裂化装置掺炼原料时，在出装置前应先单独进行过滤，而后直接送加氢处理/加氢裂化装置，与直馏蜡油混合，并再进行一次过滤。若过滤得好，则加氢处理/加氢裂化装置第一运转周期能够保证稳定
13、运转 3 年以上。对于蜡油加氢处理装置，一定要严格控制原料沥青质含量，通常要求原料沥青质含量最好不要超过 500g/g。对于加氢裂化装置，通常要求原料沥青质含量不要超过 100g/g。若沥青质含量超标，则催化剂活性将会受到不可逆转的影响甚至导致催化剂失活，并会影响产品质量。加氢蜡油外观颜色一般为淡黄色或橙黄色。一旦发现加氢蜡油外观颜色变成黑色或灰色，就应意识到原料沥青质含量可能超标，必须马上采取措施。为此，必须重视常减压装置运行操作，保证良好的分离效果。原料输送过程中要防止串线。若重质劣质原料串入轻质原料加氢装置，则将会对催化剂性能造成无可挽回的损害。若碱液串入原料中，也将会使催化剂迅速中毒失活，从而影响产品质量和催化剂运转周期寿命。原料中的游离水一定要分离干净，避免大量明水带入装置，进入催化剂床层。否则，催化剂结构会遭到破坏，活性金属组分会发生聚结，使催化剂失活速率明显加快。氢气中的 CO、CO2 不能超标，一般要求小于 50L/L，最好低于20L/L。采用新的制氢技术可以达到6 年。床层上部保护剂和催化剂沉积较多的重金属，通常不能再生使用。应根据加氢装置工艺过程、设计工艺条件、实际加工原料构成性质和对目的产品质量的要求，合理选用性能适宜的加氢催化剂，以取得预期的使用效果。通过加强原料、设备和工艺管理，加氢装置能够做到“安稳长满优”运行，可以降低装置生产运行成本，提高经济效益。
