关键词 | 催化重整 装置运行 解决办法
导 读
催化重整技术是现代炼油和化工行业的支柱技术之一。催化重整装置是生产高辛烷值汽油、芳烃深加工、供应廉价氢气的重要装置，能适应市场需求，由生产燃油转型生产二甲苯。重整反应过程中副产氢气，炼油企业所用氢气有50%以上来自重整装置，且成本相对较低。
2018年，中国汽车市场产销低于预期，传统燃油汽车首次出现产销双降，新能源汽车仍呈逆势高速增长趋势，产销量均首次突破100万辆。据预测，2020年电动汽车约有500万辆，替代成品油消费600万~1000万吨，折合1500万吨/年炼油产能规模。因此，新能源带来的巨大冲击将直逼传统炼油业务做出转型调整。国内的炼化企业汽油池中多以催化汽油为主，催化汽油约占汽油池比例的70%。更严格的汽油产品指标呼之欲出，重整高辛烷值汽油因芳烃含量高，调入汽油池的比例将会受限。未来重整装置将面临成品油市场萎缩、汽油质量升级等挑战，为此，对国内33套重整装置运行情况进行调研，并提出优化建议。
1.1加工能力
据统计，2017年全球共有炼油厂947座，原油蒸馏总加工能力71.2亿吨/年，其中，催化重整装置加工能力约5.4亿吨/年（见表1）。
美国催化重整装置总加工能力约1.8亿吨/年，居世界首位；中国位居第二，2017年催化重整加工能力超过9300万吨/年。
2018年，我国已开工的连续重整装置92套，增速迅猛，国内连续重整装置产能超过9500万吨/年，其中，中国石化3279万吨/年，见图1。
与中国石化装置数量和产能增速日益放缓相反，地方企业迅速扩张。新建装置大多超过300万吨/年，向大型化发展，并成为炼油向化工转型的主力装置。
截至2018年底，中国石化连续重整装置加工能力3279万吨/年，占原油加工能力的11.53%，装置规模最大的为180万吨/年，规模最小的为40万吨/年，平均规模99.4万吨/年。中国石油连续重整装置平均规模为100.9万吨/年，全国平均规模为104.3万吨/年，均高于中国石化。
1.2主要技术经济指标
调研装置2018年平均负荷率为96.31%，负荷率超过110%的有5套，负荷低于80%的有6套；平均辛烷值桶90.43%；纯氢产率平均为3.78%；平均综合能耗为64.96千克标油/吨重整进料。某装置综合能耗达到103.5千克标油/吨重整进料，主要因凝气式增压机能耗高、负荷率（85%）较低等因素影响。
为比较不同装置毛利情况，对各装置各产品总价值减去装置原料成本进行计算，见图2。
排名靠前的3套装置特点是原料成本低，液收、氢气产率较高，综合效益较好；排名靠后的3套装置主要原因是原料芳潜较高，因工艺较落后，高芳潜原料未获得相应收益。
2.1原料管理与优化
各装置原料来源见图3。
从图3看出，重整装置原料来源广泛，主要以直馏石脑油、加氢裂化重石脑油为主，还包括加氢焦化汽油、乙烯抽余油等，原料不足的企业外购部分石脑油。各装置应优化装置原料来源、性质，提高原料芳烃潜含量。
加氢裂化重石脑油芳烃潜含量较高，是重整装置的理想原料，采用该原料的装置中，直供料占比17.4%，干燥器脱水占比4.3%，进预加氢分馏塔脱除水和硫化氢后进入重整装置的占比78.3%。直供料可节约预加氢汽提塔（分馏塔）的能耗，但存在含水超标等风险，建议直供料的企业增加重整原料罐容量，加氢裂化重石脑油首先进入重整原料罐，经过脱水、分析合格后再进重整装置；非直供料的企业加氢裂化重石脑油进入预加氢汽提塔或分馏塔，确保硫、水合格；同时企业应加强运行管理，严格执行生产异常汇报制度，当上游装置出现波动时，立即切出。渣油加氢石脑油氮含量高，建议固定床、沸腾床、浆态床渣油加氢石脑油经加氢满足重整进料要求后，才能进入重整装置。随着装置大型化、运行周期延长，应严格控制重油二次加工装置石脑油等高氮原料进重整装置，建议重整进料氮含量指标由0.5μg/g降至不大于0.2μg/g。乙烯抽余油中甲基环戊烷含量高，进入重整装置较难发生反应，占用重整加工能力且增加积碳，建议结合苯的价格，优化乙烯抽余油的后路。
随着芳烃市场尤其是苯市场饱和日渐明显，苯与石脑油的价差逐渐缩小，甚至出现阶段性倒挂。企业应根据市场优化重整原料初馏点，控制苯产量，提高装置效益。通过PetroSIM软件模拟不同石脑油原料的重整反应性能，发现进料中基本不含C5以下组分时，进料初馏点与原料中C6组分相关；重整生成油中的苯含量与进料C6组分含量基本呈线性关系。模拟重整进料终馏点变化对重整进料和汽油组成的影响，发现进料终馏点大于165℃时，随着终馏点的升高，C10+重组分的含量逐步升高；进料终馏点超过180℃时，待生催化剂积炭含量出现大幅上升。重整原料优化建议：一是由单纯馏程管理改为“馏程+组分”精细化管理模式。因不同类原油的石脑油组成不同，适合重整进料的馏程范围变化较大。企业应变馏程管理为组分管理，确保重整进料中C5组分含量不大于0.5%、C11组分含量不大于2%，以改善重整装置进料性质，提高装置效益。二是优化增产重整原料。优化常减压装置操作、采购石脑油芳潜高的原油等措施，增产重整原料；适当提高加氢裂化装置的转化率，并控制适宜的重石脑油馏程，优化重整原料；加氢改质、加氢焦化石脑油满足指标要求后，进入重整装置，拓宽重整原料来源。三是区域原料优化开展区域内石脑油原料互供，实现区域效益最大化；有两套或以上重整装置的企业，完善装置间物料互供流程，实现开工零排放、缩短开工时间。
2.2重整反应条件
2.2.1反应温度
反应温度是重整装置重要操作参数之一，直接影响反应深度。提高反应温度有利于芳烃的生成和辛烷值的提高，但会降低生成油的收率并增加催化剂积炭。不同的催化剂、原料油、辛烷值的范围，每增加一个单位辛烷值所需要提高的反应温度也不完全相同，通常为反应器加权平均入口温度（WAIT）2~5℃。以装置的重整汽油中C8烷烃含量、重整反应温度、待生剂碳含量制作泡图，见图4。
黄色装置主要因为反应温度偏低导致汽油中C8烷烃含量偏高，应通过提高反应温度，降低C8烷烃含量；红色装置反应温度较高，汽油中的C8烷烃含量依然很高，存在异常，应分析催化剂活性、空速、原料结构和进料换热器泄漏情况；蓝色装置可通过适当调整水氯平衡，提高催化剂活性，降低反应产物中C8烷烃含量；绿色装置反应深度控制较好。
应用PetroSIM软件模拟不同反应温度对产物的影响，见图5。
以某企业模拟数据为例，反应温度应该控制在515~525℃，综合考虑各参数达到最优的反应温度为520℃，此温度下C8烷烃含量为0.45%。各企业应利用模拟软件，找出装置最优的反应温度控制范围，指导增效操作。
2.2.2反应氢油比
以重整装置氢油比、烧焦峰温、再生单元负荷率制作泡图，见图6。
绿色装置氢油比和再生烧焦情况都较好；红色装置氢油比较高，但烧焦峰温已达580℃，说明催化剂再生能力严重受限，应控制反应苛刻度，降低催化剂积碳量；蓝色装置可以适当降低氢油比操作；黄色装置再生峰温较低，应优化降低氢油比。装置苛刻度控制较好，且再生烧焦能力还有余量的情况下，装置应优化降低氢油比操作，同时注意烧焦峰温的控制。
2.3重整装置催化剂使用周期
催化剂比表面积与运行年限、再生工艺、反应苛刻度等有直接关系。催化剂使用年限与催化剂比表面积关系见图7。
从图7看出，运行时间最长的已达7年，装置1、8和9比表面积过低，影响了装置效益，建议考虑换剂；装置16、21和27催化剂使用年限较短，但比表面积下降过快，装置应分析原因并采取措施，避免催化剂比表面积下降过快。
当催化剂比表面积下降至140~145m2/g以下时，相同产品辛烷值下WAIT需升高4~5℃，C5+产品收率下降1.5~2.0个百分点，运行经济性大幅降低，建议核算效益换剂。结合图7中14、17和27装置实际原料性质、产品价格和三剂（催化剂、注氯剂）消耗，详细计算了不同换剂周期的经济效益，见表2。
数据表明，第一周期末催化剂比表面积155m2/g左右更换催化剂更具经济性。
2.4重整生成油脱烯烃技术
重整生成油脱烯烃技术目前有3种，分别是白土、分子筛、选择性加氢技术，白土、分子筛技术虽能满足脱烯烃要求，但（因烯烃聚合）会导致生成油干点提高4~5℃，影响装置效益，且废剂处置后路不畅和环保处置费用高。调研装置采用选择性加氢脱烯烃技术的占比为33%。重整生成油选择性液相加氢脱烯烃技术具有高空速，低反应温度，流程短、投资小、能耗低等特点。该技术可以在较为缓和的工艺条件下，对重整生成油进行选择性加氢脱烯烃，加氢过程中芳烃损失量可以控制在0.5个百分点以下。催化剂使用周期长，一般可使用6年以上，旧催化剂回收，贵金属循环使用，是环境友好型技术，且流程简单，操作方便。
2.5重整反应加热炉
装置反应加热炉中，自然通风占比48.5%，强制通风占比51.5%，平均热效率92.1%。强制通风热效率最高的是94.8%；自然通风加热炉热效率最高的是93.1%，热效率最低的是86.0%。整体加热炉热效率控制较好。
某企业采取的提高加热炉热效率的措施有：四合一炉增设CO在线分析仪，CO控制值约为50%（v），氧含量降至约1%；瓦斯硫含量控制在5mg/m3以下，通过改强制通风，排烟温度降至95℃；炉膛增设“人字”热辐射架，瓦斯消耗总下降约142Nm3/h，炉膛最高温度下降约30℃。某企业反应加热炉虽然是自然通风，但通过考核促进加热炉的精细调整，通过降低省煤段进水温度降低排烟温度等措施，使自然通风加热炉热效率排名第一。
2.6重整进料换热器
调研装置使用绕管式换热器的占比45.5%，使用进口板式换热器的占比36.4%，国产板式占比18.1%。装置中，有13套将板式换热器更换为缠绕管式换热器，有10台为国产板式换热器，2台为进口板式换热器，1台为立式列管式换热器。更换原因是9台内漏，1台外漏，其余还有压降过大、设备更新等。
重整进料换热器泄漏台数中国产板式换热器最高，进口板式换热器次之，绕管换热器至今未发生泄漏，见图8。
部分企业使用国产板式换热器未出现泄漏和换热效率下降等问题，主要原因是操作平稳、管理精细。板式换热器长周期运行经验总结如下：日常提降量过程中不大于0.5t/h（正常3~5t/h），并严格准守先提量后提温的原则。停车过程中，板、壳程均衡平稳降压，避免反压差。再开车过程中确保板式换热器热端温差不超过50℃，升降温速率不大于50℃/h。加强原料管理，消除因腐蚀导致的设备泄漏风险。检修期间注意进料换热器的隔离保护，防止潮湿空气进入，造成腐蚀。缠绕管式换热器无论从换热效果还是抗冲击能力，均优于其他类型换热器，且目前还未出现其他问题。建议在新建装置、改造装置、换热器更新中应用绕管式换热器。
2.7新技术和设备应用
2.7.1重整催化剂在线换剂技术
某企业0.6Mt/年连续重整装置因检修周期与全厂检修不同步，于2017年12月实施了国内首次连续重整装置在线换剂工作。此次在线换剂与前次停工换剂相比，新鲜催化剂的使用量减少8%。在线换剂后，氢气和C5+液收明显增加。按照新剂与旧剂运行数据比较，增效约3000万元/年。
在线换剂技术的应用，使重整催化剂的更换不受检修时间制约，且装置的长周期运行不受催化剂更换的影响，能最大限度发挥装置运行的经济效益。但在线换剂的实施具有前提，即无反应器压降高、内构件损坏、催化剂粉尘等问题。
2.7.2催化剂烧焦模式程序切换
某企业1.2Mt/年连续重整装置，技术人员自行开发烧焦模式一键切换程序，将白烧切换至黑烧的过程分为10个步骤，将黑烧切换至白烧分为12个步骤，全部按程序自动执行。项目投用后，操作难度降低，切换过程中烧焦峰温的波动控制在8℃以内，并保证烧焦峰温不下移、不超温，确保再生器和催化剂安全运行。
2.7.3“激光无纵缝焊接”技术
激光焊接技术，实现了中心管无纵缝焊接，中心管内侧冲孔板与约翰逊网可以自由膨胀或收缩，大大降低因应力不均而开裂的风险。扇形筒强度是冲孔板的2倍以上，同时其价格不到国外相关技术价格的1/4，目前采用该技术的国产连续重整装置多年未出现问题。
2.7.4重整产氢碱洗脱氯
某企业采用氢气碱洗脱氯技术，其外送重整氢气中氯化氢含量为0。该技术的优点是替代固体脱氯剂，避免废剂产生；外送氢气产品中氯化氢含量为0，减缓下游用氢装置的腐蚀和结盐。但碱洗系统因少量氯逃逸，存在腐蚀泄漏的问题。建议重整产氢直接进氢气管网的装置，采用碱洗脱氯替代固相脱氯剂；考虑微量水对PSA吸附剂的影响，重整氢经PSA提纯的装置建议参考实施。
2.7.5催化剂密度分离技术的应用
调研连续重整装置中使用密度分离的占比45.5%，其余未使用。检修期间使用密度分离将高炭剂、迷你球和正常催化剂分离，可以提高催化剂回用效率，避免高炭剂混入再生系统引发氯氧化区飞温。建议密度分离时将碳含量大于6%的催化剂定为高炭剂。
3.1催化剂循环问题
在调研装置中，有48.5%的装置出现过催化剂循环不畅问题。其原因主要分为两类：催化剂提升器问题和闭锁料斗问题。催化剂提升器问题相关的原因有：两器压差变小或波动导致提升器不能正常工作，需恢复提升器前后设备压差；待生剂提升器喷嘴安装错误或出现异物堵塞，需要对喷嘴重新安装并清除杂物；系统内催化剂粉尘较多，造成提升管内稀相密度发生变化，偏离工作区，需要检查粉尘来源，做好粉尘管理工作。
闭锁料斗问题相关的原因有：闭锁料斗自动控制程序异常，系统压差经常联锁。需对补氮阀、压控阀进行自适应调整，或调整程序；上下平衡阀串气，导致闭锁料斗装卸料时间改变，不能建立料封进而发生串压，需检修平衡阀；上部料斗或再生器出现架桥托剂现象，导致闭锁料斗不能正常装卸剂，需调整系统各部分压力和循环风量，避免催化剂架桥或贴壁。
3.2装置运行瓶颈
调研装置加工负荷率超100%的占比57.6%；超过50%的装置存在运行瓶颈，如再生烧焦能力不足、空冷负荷不足、加热炉负荷不足等。考虑重整装置在炼化一体化总流程承上启下的重要作用，应尽可能满负荷运行。加热炉是重整装置提高负荷的最主要制约因素，建议推广强制通风提高加热炉效率；增上“人字”热辐射架，降低炉膛温度；采用绕管式进料换热器降低热端温差，降低加热炉负荷。对扩能改造的装置，设计院应进行反应器贴壁、再生能力、增压机、分馏塔及其他关键设备核算。
3.3重整装置内构件破损原因分析
调研装置中出现反应器或再生器的内构件发生损坏的占比33%。13次内构件损坏案例中，再生器内筒损坏6次，反应器扇形筒损坏3次，反应器中心筒损坏4次。主要原因是紧急停工，特别是重整循环氢压缩机跳停造成的停车，对反应器中心管、扇形筒及其他附件冲击大；再生单元频繁发生热停车，对再生器中心管温度波动大，降低其使用寿命，增加了损坏风险；器壁积碳造成反应器内构件损坏为原料管理问题，原因在于重整进料硫含量长期低于0.25mg/kg容易发生器壁积碳。
3.4脱氯技术优劣分析
再生烟气脱氯技术有3种，分别是UOP的Chlorsorb工艺技术、碱洗技术和固定床吸附脱氯技术。调研表明，UOPChlorsorb技术再生尾气HCl（国家标准小于10mg/m3）、非甲烷总烃（国家标准小于30mg/m3）含量不能满足国标要求，需要设置脱氯和脱烃设施。催化剂在吸附再生尾气中氯的同时还吸附了其中的水，催化剂强度和比表面积均降低，影响催化剂寿命。固定床吸附脱氯技术，HCl、非甲烷总烃含量满足国家标准要求，但脱氯剂使用时间缩短（3~12个月），运行费用高，废脱氯剂处理后路不畅且环保处置费用不断升高。碱洗技术，HCl、非甲烷总烃含量满足国家标准要求，但运行过程中存在腐蚀问题。主要原因是碱液pH值、电导率监控不到位，碱洗混合器混合效果差、设备材质选型不合理等。应加大碱洗系统混合器和腐蚀问题的攻关力度，确保碱洗系统长周期运行。目前固定床吸附脱氯的工业应用较多，具有操作简单等优点，但存在环保处置成本高等问题；碱洗脱氯具有长期稳定运行、成本低等优点，但有碱渣排放。各企业可根据自身情况和需要，选择碱洗或固相脱氯两种技术。
结 论
①调研装置平均负荷率为96.31%，负荷率超过110%的装置有5套，负荷低于80%的装置有6套；平均辛烷值桶90.43%；纯氢产率平均为3.78%；平均综合能耗为64.96千克标油/吨重整进料。
②重整装置原料来源广泛，主要以直馏石脑油、加氢裂化重石脑油为主，还包括加氢焦化汽油、乙烯抽余油等，原料不足的企业外购部分石脑油。建议原料由单纯馏程管理改为“馏程+组分”精细化管理模式。
③操作精细化方面仍有提升空间。多数装置优化潜力较大，部分装置反应苛刻度低，生成油C8烷烃含量高、氢气及芳烃产率低；部分装置氢油比控制不优化、加热炉热效率低，影响装置能耗；部分装置频繁提降量及升降温幅度大，导致内构件损坏等问题。
④装置存在的主要问题包括催化剂循环、运行瓶颈、内购件破损、再生烟气脱氯等问题。
素材来源&作者简介：周建华，高级工程师，中国石油化工股份有限公司炼油事业部。
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