渣油加氢工艺技术

渣油加氢工艺技术的现状2011年8月1.前言2.加氢过程化学反应3.渣油加氢处理作用4.渣油固定床加氢处理技术5.渣油沸腾床加氢裂化技术6.渣油悬浮床加氢裂化技术汇报提纲前言—石油组成•石油组成复杂：–主要元素：95%以上•碳：83.0~87.0%•氢：10.0~14.0%–杂原子：百分之几，含杂原子化合物量百分之几十•硫：0.05~8.00%•氮：0.02~2.00%•氧：0.05~2.00%•金属：微量，ppm级，不同原油相差巨大–Ni,V,Fe,Na,Ca,Mg,As,Pb,Cu前言•石油加工转化过程：–产品的碳含量和氢含量与原料相等，质量守恒–部分转化产品的H/C比高于原料，必须有部分产品的H/C比低于原料脱碳过程，焦化和催化等–通过外加H，可提高产品的H/C比加氢过程–实际为H，C和杂原子的重排组合过程–脱碳过程与加氢过程各有特点，合理组合使用前言-典型炼油厂加工流程常减压装置石脑油加氢重整煤油加氢PSA延迟焦化加氢处理制氢柴油加氢加氢裂化催化裂化选择性加氢烷基化前言--典型炼油厂加工流程•常压渣油加工流程–加氢过程•ARDS—RFCC•VRDS—RFCC+VGO加氢裂化•VGOHC—（AR+VR）DS—RFCC–脱碳过程•常压渣油催化裂化•VGOFCC+VR延迟焦化•LVGOHC+VR焦化+（HVGO+CGO）FCC•LVGOHC+VR焦化+（HVGO+CGO+VR）RFCC•LVGOHC+VR焦化+（HVGO+CGO+HVGO）HT--FCC加氢裂化FCC渣油加氢焦化前言—如何提高轻质油收率和H/C比？VGOVR脱碳加氢8前言—原油深度加工•常压渣油加工核心任务–提高液体产品的H/C比；•满足产品H/C比的要求–提高液体产品收率—更加重要•我国的宏观形势决定•我国的油气资源状况决定•我国及进口原油性质决定•环保保护的需要•保障国家安全的需要前言--石油产品的H/C原子比重整汽油1.5-1.6FCC汽油1.85-2.0焦化汽油（加氢精制）1.9-2.1直馏航煤1.9-2.05加氢裂化航煤2.0-2.05直馏柴油1.9-2.05加氢裂化柴油2.05-2.1焦化柴油（加氢精制）1.8-1.9LPG2.1-2.6石油焦0.4-0.6前言石油直馏馏分的收率和H/C比项目国外收率，%国内收率，%H/C原子比石脑油馏分~153~102.0-2.2煤油馏分~153~51.9-2.0柴油馏分~2015~201.8-1.9减压蜡油~30~27~1.7常压渣油~50~72~1.6减压渣油~20~45~1.4原油劣质化并非一无是处-成本优势•不仅带来挑战，同时带来机遇•硫含量、重度、酸值对原油价格影响很大，初步统计–原油含硫量每增加0.1个百分点，原油价格就降低0.15美元/桶–API度每降低一个单位，原油价格就降低0.27美元/桶–酸值每增加一个单位，采购成本就会降低2.5美元/桶项目含硫原油低硫原油轻油收率74.676.3产品平均价格50.7252.82原油成本37.6849.10炼油毛利13.043.72加工完全费用2.972.03利润10.071.692004年10月新加坡市场低硫与含硫原油的炼油毛利对比美元/桶高油价下，高硫与低硫原油价差越大，炼油毛利越高原油劣质化并非一无是处-成本优势1.发展深加工技术，提高轻质油收率和商品化率；2.提高加工各种海外原油的能力；3.提高清洁燃料生产能力和水平；4.大力推广应用新型节能降耗技术；5.生产过程清洁化技术（环保技术）。炼油技术发展趋势前言--我国炼油业面临的宏观形势前言--石化产业发展之路面对原油资源短缺,高油价和燃油质量标准不断升级,污染物排放浓度和总量要求更加严格的压力，石油化工产业的发展必须坚持科学发展观，走重油深度加工、环境友好,产品清洁化道路。提高资源综合利用率，把重质、劣质原油尽可能多地转化为优质成品油和化工原料。核心是合适的渣油加工技术前言—如何提高轻质油收率？•加氢技术—根据加工原料油性质–馏分油加氢–蜡油加氢–渣油加氢技术类型加氢精制加氢处理缓和加氢裂化加氢裂化裂化转化率，%接近于01515~4040实例液化气加氢、石脑油加氢、煤油加氢、柴油加氢、石蜡加氢、润滑基础油加氢补充精制、特种油品深度加氢脱芳、重整生成油选择性加氢脱烯烃OTA、RIDOS、催化柴油MCI、催化柴油FHI、蜡油加氢处理、渣油加氢处理柴油中压加氢改质、柴油临氢降凝、柴油加氢降凝、柴油加氢改质降凝、柴油加氢改质异构降凝、蜡油缓和加氢裂化、润滑油加氢处理、加氢尾油催化脱蜡、加氢尾油异构脱蜡LCO加氢转化、馏分油加氢裂化、渣油加氢裂化(LC-Fining、H-Oil、EST、FRET)前言--加氢技术发展历程•国外加氢技术发展历程和概况–在重油加氢处理领域•最早的渣油加氢工艺技术始于20世纪50年代,采用含硫或高硫原油的馏分油加氢脱硫,脱硫后的减压馏分油再与减压渣油混兑以生产硫含量大于1%的燃料油,此过程称为间接脱硫过程•到60年代，该技术已比较成熟，得到大量工业应用，到1973年底全球共建成间接脱硫装置40多套•70年代后,由于世界各国对燃料油的硫含量限制越来越严格,一般均要求燃料油的硫含量要求1%，高度工业化地区要求0.7%前言--加氢技术发展历程•国外加氢技术发展历程和概况–在重油加氢处理领域•使用间接脱硫过程已不能满足生产低硫燃料油的要求，只能采用渣油固定床直接加氢脱硫过程以生产低硫燃料油;•世界上第一套固定床渣油加氢装置由UOP公司设计，于1967年10月在日本出光兴产公司千叶炼油厂建成投产，到1972年全球共建成10套渣油加氢装置，到1979年增加到21套，到2004年增加到57套•80年代以前的渣油固定床加氢处理装置，主要以生产低硫燃料油为目的，渣油加氢转化率低，杂质脱出率相对较低前言--加氢技术发展历程•国外加氢技术发展历程和概况–在重油加氢处理领域•进入80年代后，由于催化剂等技术水平的提高，渣油加氢转化率高，杂质托出率较高，不仅能为下游的催化裂化装置提供高质量的原料油，而且还能生产部分高质量柴油六分和石脑油馏分•为了使渣油固定床加氢装置可以加工更加劣质的渣油原料，同时延长固定床渣油加氢装置的运转周期。Chevron公司于1979年开始开发OCR工艺技术，1992年在日本爱知炼厂建成第一套OCR移动床加氢工业装置•Shell公司开发了的Hycon移动床工艺技术，于1989年代初在荷兰Pernis，Nederland炼油厂建成第一套125万吨/年Hycon工业装置前言--加氢技术发展历程•国外加氢技术发展历程和概况–在重油加氢处理领域•法国石油研究院（IFP）开发了HYVAHL-M移动床渣油加氢处理工艺技术•为适应加工更加劣质的渣油，开发了沸腾床加氢工艺–美国HRI和城市服务公司共同开发的,H-Oil。首套H-Oil装置与1963年在美国查理湖炼厂建成投产–1975年城市服务公司与Lummus公司合作，并将沸腾床加氢裂化过程更名为LC-Fining过程。而烃研究公司（HRI）和德士古(Texaco)合作，仍然将这一沸腾床加氢裂化过程称为H-Oil过程–1994年IFP收购HRI的资产，2001年7月重组成立AXENS公司，成为H-Oil和T-Star技术许可的发放人。而LC-Fining工艺目前由Chevron公司发放专利许可证。前言--加氢技术发展历程•国外加氢技术发展历程和概况–在重油加氢处理领域•沸腾床渣油加氢–H-Oil和LC-Fining工艺的区别在于H-Oil过程采用外循环，而LC-Fining过程采用内循环–已建和在建H-Oil工业装置12套，LC-Fining工业装置10套前言--加氢技术发展历程•国外加氢技术发展历程和概况–在重油加氢处理领域•悬浮床渣油加氢–EST工艺：意大利埃尼集团，完成12.5万吨/年中试，正进行百万吨级装置设计–VCC工艺：德国Veba公司，17.5万吨/年工业示范–Canmet工艺：加拿大矿产能源部，25万吨/年工业示范，UOP收购–VRSH工艺：美国Chevron公司，完成中试–HDH工艺：委内瑞拉INTEVEP公司，1万吨/年中试–Aurabon：UOP公司，中试–M-Coke：Exxon公司，中试–(HC)3：Alberta研究机构，小试–Tervahl-C：IFP，5万吨/年示范全球渣油加氢装置初步统计专利商名称技术名称总处理量BPSD装置套数ChevronVRDS/RDS104960024OCR/RDS2000004ExxonRESIDfining1620003HRI/LummusH-Oil，Lcfining33030012IFPHYVAHL-F640003ShellShellHDS，HYCON1300004UnocalRESIDUnionfining4440009UOPRCDUnibon34170010SinopecS-RHT1020002总计282360072几种渣油加氢工艺过程特点项目固定床沸腾床悬浮床移动床原料油金属150ppm,CCR15%的渣油金属800ppm,CCR40%的渣油劣质重渣油金属400ppm,CCR20%的渣油反应温度，℃反应压力，MPa体积空速，h-1370-42010-200.2-0.5400-45015-210.2-0.8450-48010-301.0370-44010-200.1-0.5转化率和杂质脱除率渣油转化率，%脱硫率，%脱氮率，%脱残炭率，%脱金属率，%20-509050-7050-7070-9050-9060-9030-5060-8070-959060-7030-4070-9080-9545-8060-9050-7070-8580-95几种渣油加氢工艺过程特点项目固定床沸腾床悬浮床移动床产品质量可作为低硫燃料油和深加工原料轻油可作成品，重油还需加工或作燃料油含硫高，需进一步加氢脱硫可得到低硫轻质油品和重质油品化学氢耗，Nm3/m3100-150200-300200-300200-250技术难易程度工艺设备简单，容易操作复杂较复杂较复杂技术成熟性成熟较成熟开发中，基本成熟基本成熟装置投资中等较高中等较高前言--加氢技术发展历程•国内加氢技术发展历程和概况–重油加氢处理领域技术开发•1986年初，探索性研究•1995年，脱硫和脱氮两个品种催化剂在齐鲁VRDS装置首次工业化•1996年，减渣系列四大类12个牌号催化剂在齐鲁VRDS全部工业化•1999年10月，常渣系列催化剂在大连WEPEC200万吨/年ARDS上首次工业化•1999年12月，完全采用国内技术和催化剂的茂名200万吨/年S-RHT开汽成功前言--加氢技术发展历程•国内加氢技术发展历程和概况–重油加氢处理领域技术开发•2002年上流式渣油加氢催化剂工业应用；•2006年，自主技术建成海南310万吨/年RDS装置；•2008年，国产渣油加氢催化剂在印尼国家石油公司ARDS应用；•RIPP开发渣油加氢—催化裂化双向组合技术；•FRIPP开发了渣油加氢—催化裂化深度耦合技术，即将在石家庄应用；前言--加氢技术发展历程•国内加氢技术发展历程和概况–重油加氢处理装置•建成运行的渣油加氢处理装置5套，总加工能力1160万吨/年；–齐鲁84万吨/年VRDS装置，Chevron技术，1992年投产，1999年改造为150万吨/年UFR/VRDS装置;–WEPEC200万吨/年ARDS装置，UOP技术，1997年投产;–茂名200万吨/年S-RHT装置，Sinopec技术，1999年投产；–海南炼化310万吨/年RDS装置，Sinopec技术，2006年投产；–大连石化300万吨/年RDS装置，Chevron技术，2008年投产.前言--加氢技术发展历程•国内加氢技术发展历程和概况装置专利商及技术反应器系列加工原料类型装置规模(Mt/a)反应器年开工时数齐鲁ChevronVRDS双单开单停VR、AR（扩建后）0.84扩建到1.5048床层3UFR，5VRDS7920（330）西太UNOCAL双同开同停AR