发展战略延迟焦化装置已发展成为中国石化第一位的重油深度加工装置.docx
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发展战略延迟焦化装置已发展成为中国石化第一位的重油深度加工装置
延迟焦化装置已发展成为中国石化第一位的重油深度加工装置
[摘要]本文对国内外延迟焦化的技术发展情况进行了简要分析；从2003年起延迟焦化装置已发展成为中国石化第一位的重油深度加工装置；通过对近几年中国石化延迟焦化生产中存在问题的分析，提出了采用先进技术、优化操作、搞好高硫焦利用、改善环境保护、提高工艺技术水平等多项提高生产技术水平的措施意见。
[关键词]延迟焦化工艺技术环境保护重油深度加工
1焦化是世界炼油工业中第一位的重油转化技术
世界石油产品需求结构是，重油需求量继续下降，汽煤柴油等液体发动机燃料需求量增加，同时重质原油和超重原油的开采增加，如委内瑞拉奥里诺科（Orinoco）重油带开采的重油，其API度在8－14之间。
因此，进入21世纪，重油深度加工技术更是当今世界炼油工业发展的重点。
提高重油转化深度、增加轻质油品产量的主要技术，仍然是焦化、渣油催化裂化和渣油加氢处理等，而焦化则是第一位的重油转化技术。
1.1世界焦化能力持续增长
据美国《油气杂志》报道，2004年末世界焦化能力为2.44亿吨/年，占原油蒸馏能力41.2亿吨/年的5.9%，比2001年末的2.13亿吨增加了3100万吨焦化能力，增长率为11.46%。
美国的焦化能力最大，2004年末达到1.29亿吨/年，占世界焦化总能力的一半以上，达52.9%。
1.2世界焦化发展仍以延迟焦化为主
焦化除延迟焦化外，还有流化焦化（包括灵活焦化），釜式焦化则早已淘汰。
据Exxon公司报道，自日本川崎炼油厂于1976年建成第一套125万吨/年灵活焦化以来，迄今建有7套工业装置，总能力1750万吨/年。
2004年美国流化焦化占焦化总能力的8.2%，91.8％均是延迟焦化。
因此当今世界炼油工业中以发展延迟焦化为主。
1.3世界延迟焦化技术发展趋势
1.3.1装置趋向大型化
虽然Lummus公司认为延迟焦化装置规模一般在82.5万吨/年到275万吨/年，但是最近建设的装置许多超过了这一规模，究其原因与奥里诺科等重质原油的开发加工有很大关系。
例如，委内瑞拉Sincor公司采用Fosterwheeler选择收率延迟焦化（Sydec）工艺，于1998年在委内瑞拉Jose建设了一套三炉六塔规模为490万吨/年的延迟焦化装置；ConocoPhillips公司与委内瑞拉国家石油公司（PVSDA）合资在德州Sweeny炼厂于2000年建设了一套357.5万吨/年的延迟焦化装置，加工委内瑞拉重质原油；同样美国Coastal公司与PVSDA合资在Corpuscristi炼厂建设一套320万吨/年延迟焦化装置，加工委内瑞拉重质原油；委内瑞拉的Hovensa炼厂则由Conoco/Bechtel公司设计于2002年建成一套320万吨年的延迟焦化装置；最近Lummus公司正在设计一套新的焦化装置，第一阶段规模为682万吨/年，以后将发展到990万吨/年等。
1.3.2发展大型延迟焦化的配套设备
延迟焦化装置基本单元是一炉两塔，大型化装置由多炉多塔组成，焦炭塔、加热炉、出焦系统是延迟焦化的关键设备。
（1）焦炭塔
焦炭塔的直径一般标准为8.2~8.5米，但由于技术和机械设计的改进，直径超过9米的焦炭塔已设计采用。
Conocophillips的320万吨/年装置采用2炉4塔，焦炭塔直径9米，切线高度39米。
美国FosterWheeler公司正在考虑设计直径为9.75米、切线高度42.672米的大型焦炭塔，甚至是直径为12米的大型焦炭塔。
为缩短焦化塔操作循环周期和提高安全，焦炭塔的底盖、顶盖实现自动卸盖安装，进行远程控制。
（2）加热炉
大型焦化装置的加热炉采用双面辐射炉管。
炉管的热强度已达到42000－46500w/m2，约为单面辐射炉管的1.5倍，辐射管周向不均匀系数<1.25，由于热强度提高原料在管内可实现短停留时间（427℃≯40秒），同时采用多点注气，冷油流速大于1.8米/秒，降低生焦倾向，还设置在线清焦，延长加热炉开工周期，加热炉热效率>90%，能耗降低。
（3）高压水泵
高压水泵是水力切焦系统的关键，其性能与焦炭塔直径、焦层厚度以及焦炭质量（挥发份含量）等有关。
例如，直径8.4米的焦炭塔需用流量255m3/h、扬程2850m的高压水泵；直径9.4米的焦炭塔需用扬程3300m、流量300m3/h的高压水泵，加上必需的汽蚀余量（NPSHR），水泵出口压力将提高到42MPa。
1.3.3延迟焦化工艺技术进展
延迟焦化工艺技术创新发展的重点是提高装置处理能力，增加液体产品收率，降低焦炭产率，提高产品质量，包括生产高功率电极用的针状焦等，以及扩大原料适应性，处理重质、高硫渣油等。
下面就近几年美国NPRA年会上发表的延迟焦化技术，列举几项供参考。
（1）超低循环比和零循环比技术[1]
FosterWheeler公司为提高液体产品收率，提出了延迟焦化超低循环比（0.05）和零循环比操作工艺。
当循环比从低循环比0.1降到0.05时即为超低循环比。
两种操作的收率比较如表1。
表1两种操作的收率比较
低循环比操作
超低循环比操作
循环比
0.1
0.05
气体v%
5.59
5.24
LPGv%
8.79
8.34
总液收v％
72.20
73.79
焦炭w％
30.04
28.69
两者比较，超低循环比操作液收增加1.58个体积百分点，焦炭降低1.35个重量百分点。
由于液收增加、焦炭降低以及产能提高，经济效益明显提高。
在超低循环比操作中，循环的液体主要来自焦炭塔的汽相物的冷凝液，即塔顶管线降低生焦的急冷油、塔顶管线保温不良产生的凝液、分流塔底HCGO洗涤液等。
为使凝液降至最少，塔顶油管线采用雾化喷嘴和温差控制，并在分馏塔底使用一个喷淋洗涤室取代塔盘或填料。
真正的零循环比操作就是一次通过操作，所有急冷油和洗涤油作为重焦化瓦斯油不进行循环，另行处理。
表2两种操作的收率比较
超低循环比
零循环比
干气v％
5.80
5.78
C3/C4v％
7.27
7.07
石脑油v％
13.34
12.41
LCGOv％
32.52
30.48
HCGOv％
24.02
27.83
焦炭w％
32.73
31.43
两者相比，零循环比操作比超低循环比操作液收率增加0.82个体积百分比，焦炭降低1.3个重量百分点。
但是重焦化蜡油HCGO质量有所下降，主要是残炭从0.53%提高到2.43%，C7不溶物从432μg/g提高到2000μg/g。
为此，需根据HCGO后处理工艺决定采用那种循环比方式。
（2）闪蒸区蜡油（FlashzoneGasoilFZGO）抽出技术[2]
常规焦化将焦化塔吹气的重质冷凝液送到分馏塔底和新鲜进料混合达到自然循环，而ConocoPhillips公司的FZGO技术是在分馏塔底部专门设计一个抽出塔盘，将重质冷凝液从自然循环中分离抽出作为闪蒸区蜡油FZGO，可直接用作催化裂化装置进料，从而提高C5＋液收，降低烃类收率，增加处理能力。
（3）优化焦化技术（Opticokingtechnology）[3]
延迟焦化既是间歇又是连续的循环操作工艺，会带来焦炭塔压力不稳，造成焦炭塔泡沫层控制不好，焦炭塔损失生焦空间，缩短运转周期，甚至出现停工检修等问题。
URS公司的优化焦化技术是在当焦炭塔进行暖塔和四通阀切换期间将轻焦化蜡油（轻蜡油）或焦化石脑油于热态下在线注入塔顶，以稳定塔压，避免发泡和冲塔，提高焦炭塔生焦空间，增加焦化进料，延长操作周期，降低消泡剂用量，节省费用等，设备改造费用很小，主要是在塔顶增加一套压力控制和液体注入系统，已有多个炼厂应用，效益较好。
例如，一套200万吨/年的焦化装置，塔顶油气管线为18吋，塔压2.76kg/cm2，塔顶温度432℃，注入的LGO或石脑油量为100和150加仑/分。
（4）最大焦化技术（Maxcoking）[4]
美国Cokertech公司最大焦化技术（Maxcoking）的原理类似上述的优化焦化技术，该技术也是在焦化塔预热和切换期间，控制地注入轻质瓦斯油/石脑油，以减少压力波动。
该技术在美国德州Crowcentral炼厂能力为68.8万吨/年两塔延迟焦化装置上应用，每年可得到1220万美元的效益。
（5）Lummus近期设计延迟焦化的工艺技术特点[5]
Lummus延迟焦化技术在60多套装置上应用，焦化技术不断创新改进，最近总结现代工业化设计的工艺技术特点和早期设计的比较可供参考。
表3早期和最近工业化设计的工艺技术特点
项目
早期的焦化设计
最近的焦化设计
操作压力
25-35psig（0.17-0.25MPa）
15psig（0.1MPa）
卸盖系统
手动
自动
四通阀
手动旋转阀
电动球阀
蒸汽次扫阀
楔形旋塞阀/手动
球阀/楔形旋塞阀/楔形闸阀/手动或自动
焦化加热炉
单面辐射
双面辐射/在线清焦
焦炭塔直径
最大27英尺（8.23米）
可达30英尺（9.14米）
焦炭塔安全连锁
无
广泛采用
安全特征
80年代
广泛改进
环境保护
80年代标准，轻质污油排到污水系统
满足最近标准，重质污油设置于空塔，轻质污油分离系统
焦炭塔暖塔/切换
现场
控制室
（6）缩短循环周期，提高焦化处理能力[6]
缩短延迟焦化循环周期可大幅度提高焦化处理能力，Fosterwheeler认为将18小时焦化循环周期降到15小时左右，瓶颈消除不太难，装置处理能力可提高20％；如将焦化周期降低到12小时，则处理能力可提高50％，但需用大量设备和进行系统瓶颈消除。
现在新一代设计的延迟焦化装置，整个循环操作周期多为32到36小时，当双塔操作一个塔的生焦周期为16小时，另一塔的除焦周期为16小时。
Fosterwheeler提出焦炭塔32小时循环周期的时间分配如表4。
表4Fosterwheeler的焦炭塔32小时循环周期时间分配
操作步骤
时间分配（时）
生焦
16
小吹气至分馏塔
0.75
大吹气放空
0.25
急冷和注水
5
排水
2
卸头盖
1
除焦
3
安装头盖及试压
1
暖塔
3.5
合计
32
2我国延迟焦化发展现状
2.1延迟焦化能力迅速扩展
2001年我国延迟焦化能力为2164万吨/年，2004年已增到3725万吨/年，仅2003年到2004年一年期间，焦化能力就增加了960万吨，增长率高达35％。
2003年，中国石油、中国石化两大集团焦化加工量约为2430万吨/年，而催化裂化掺炼重油折合为减渣油2800万吨，焦化处理量略低于重油催化的掺渣量；2004年，两大集团焦化加工量约为3200万吨，与重油催化裂化掺渣量基本持平；预计2005年焦化处理能力将超过重油催化的掺渣量，上升为我国重油深度加工第一位装置。
中国石化集团公司2003年的焦化加工量就超过当年重油催化裂化掺渣量，2004年焦化加工能力为2245万吨/年，比上年的1695万吨/年增加了550万吨，焦化实际加工量达到了1877万吨，比重油催化掺渣量（折合VR）1493万吨高出了384万吨，延迟焦化加工的渣油继续超过重油催化裂化，成为中国石化第一位的重油深度加工装置。
预计今后焦化能力将持续增长。
2.2延迟焦化技术创新发展取得较大进展
2.2.1掌握了焦化大型化设计技术
上海石化股份公司于1999年建成了一套100万吨/年处理高硫渣油的延迟焦化装置，采用一炉两塔，其主要技术特点是加热炉采用双面辐射、低NOX扁平焰燃烧器、多点注汽、双向烧焦和在线清焦技术，热效率达到91％；焦炭塔实行大型化，直径为Φ8400mm，切线高度21000mm，焦炭塔采用密闭放空、浸泡式冷焦工艺，控制环境污染；分馏塔采用槽形喷淋式换热板和增设HCGO抽出线，减轻油品中焦粉夹带；水力出焦系统采用PLC安全联锁系统；换热流程采用原料油逐级与分馏塔侧线换热等，该装置于2000年1月一次投产成功，为我国延迟焦化向大型化发展奠定了基础。
之后，高桥石化公司建设了一套一炉两塔的140万吨/年延迟焦化装置，焦炭塔直径为Φ8800mm。
扬子石化公司于2004年建成投产的160万吨/年一炉两塔延迟焦化装置，焦炭塔直径到达Φ9400mm。
到2005年6月止，中国石化25套焦化装置已有7套实现了设备大型化。
2.2.2焦化工艺技术的创新发展
近几年，由于大型化焦化装置的发展，提升了相应的焦化工艺技术，同时设计科研部门及各企业在焦化技术创新上也取得了很多重大成果。
（1）可灵活调节循环比的工艺
洛阳石化工程公司改进了传统的渣油分两路进入分馏塔的方式，原料油不直接进分馏塔，经换热后进入缓冲罐，从罐底部抽出进入加热炉和焦炭塔，油气进入分馏塔，分馏塔底部的循环油分成四路，一路与原料混合，至加热炉调节循环比，二路可作HCGO直接出装置，三路用于分馏塔上部回流控制蒸发段温度，四路用于下部回流控制塔底温度，从而可灵活调节循环比，实现超低循环比或零循环比操作，已在中国石化广州分公司和长岭分公司实现工业化运行，起到提高装置处理能力，降低塔底生焦倾向，延长开工周期的目的。
（2）甩油回炼
甩油包括焦炭塔预热油和大吹气时的放空污油，其数量约占原料的5％～6％，大都没有利用作污油出厂。
中国石化荆门分公司将暖塔甩油在温度大约为200℃时，进分馏塔回炼，避免甩油带水引起分馏塔操作波动，将焦炭塔大吹汽时的放空污油也作了回炼试验，甩油回炼使焦化装置外甩污油量大幅减少。
（3）大循环比处理劣质稠油
塔河原油粘度大，硫含量和沥青质含量高，是难以加工的劣质稠油，塔河分公司建设了一套120万吨/年常压/焦化联合装置，由于缺乏蜡油加工手段，以及原料油沥青质量高容易造成炉管和分馏塔底结焦，因此焦化采用了1.0大循环比操作，把蜡油全部循环转化为轻质产品，2004年底开车成功，蜡油对原油收率仅为0.81-1.17％，折合对焦化进料的收率约为1.1-1.6％，为稠油焦化加工取得了有益的经验。
（4）延长开工周期
普遍采用向焦炭塔注入消泡剂及安装中子料位计检测焦炭层高度和泡沫层高度，控制油汽中焦粉的夹带，减少油气管线及分流塔底结焦，延长开工周期。
（5）冷焦水密闭处理流程
传统的延迟焦化冷焦水采用敞开式排放、隔油，凉水塔冷却的循环方式，造成大量恶臭气体污染周围大气，有害人体健康，镇海炼化公司首先将冷焦水系统进行改造，采取密闭循环处理技术，冷焦水除油效果和温度都达到了要求，空气中臭气浓度由原来的2000μg/m3降至20μg/m3。
之后，中国石化已有14套装置采用冷焦水密闭循环处理技术，改善了环境污染。
2.2.3焦化产品的利用
（1）焦化的石脑油、柴油、蜡油等产品均有相应的处理方法。
如焦化石脑油加氢作化工原料或重整原料，还有的不经精制作催化裂化进料；焦化柴油则经加氢可作较高16烷值柴油组分；焦化蜡油过去大都未经精制直接作催化裂化进料，或部分调入加氢裂化原料中。
但焦化蜡油质量差，氮含量高，尤其是辽河等中间基焦化蜡油，芳烃含量高，氮含量高，中东焦化蜡油则硫含量高，因此均需进行加氢预精制。
中国石化安庆分公司及中国石油辽阳化纤公司采用溶剂抽提降低氮含量和芳烃含量也有一定效果，但抽余油收率仅为80％左右。
（2）焦化产生大量的石油焦，其收率在25-30％左右，石油焦的利用对焦化的发展影响重大，一般低硫（<0.8%）、低灰分（<0.5%）1号石油焦可用作炼钢用普通电极，高功率及超高功率电极需用针状石油焦，中国石化系统目前没有条件生产。
硫含量<1.5%的2号石油焦可作炼铝用的石墨阳极糊，硫含量<3.0%的石油焦可作电石等原料，中国石化企业生产的油焦部分可达2-3号油焦标准，而很大部分由于加工中东高硫原油其硫含量高达4-6%，因此利用困难，用作燃料需采用相应的设备和工艺。
（3）CFB循环硫化床锅炉。
循环硫化床（CFB）锅炉的出现，可以用高硫焦作燃料，从而促进了高硫渣油的焦化发展。
我国用高硫焦作CFB锅炉燃料已积累了经验，镇海炼化公司建设两台210吨/时的CFB锅炉，采用硫含量5－6％的油焦作燃料，已稳定运行多年。
CFB锅炉与常规燃料锅炉汽水系统基本相同，锅炉给水经预热、汽化、水冷壁管、过热器外供蒸汽。
不同点是在物料系统，根据油焦硫含量加入石灰石以控制SO2排放，加入石灰石的钙硫摩尔比为2.0左右，物料进行流化、燃烧同时脱硫，烟气中粉尘经旋分离器通过J阀返回燃烧室形成灰循环流化过程，脱硫率可达90％。
一台410吨/时的CFB锅炉年需油焦40万吨作燃料，当油焦硫含量为6％时，每年约需用25万吨石灰石脱硫。
固硫废渣的出路，可用于填海、水泥配料等。
CFB锅炉在运行过程中主要出现的问题：
一是J阀堵塞，通过加强原油脱盐，完善J阀的监控系统，增加J阀侧墙吹堵风喷嘴，规范J阀吹堵技术等措施，堵塞明显好转；二是飞灰含碳量高达40－50％，通过飞灰再循环技术，飞灰含碳量可下降至20％以下。
（4）整体气化联合技术（IGCC）
当前世界IGCC技术主要采用煤为气化原料，由煤气化与净化和燃气－蒸汽联合循环发电两大部分组成。
第一部分主要设备有气化炉、空分装置、合成气净化（包括硫回收）。
第二部分主要设备有燃气轮机和发电系统、预热锅炉和蒸汽轮机发电系统，如果炼油企业要生产氢气，还需要增加变换、脱碳等制氢的第三部分。
由于IGCC工艺技术设备较复杂，在国外炼油厂还未见以纯石油焦作为原料的IGCC系统。
IGCC系统有10多个独立单元，相应地组成一个整体，一个单元出现故障就会影响整个系统的运行，因此要求工艺技术和设备可靠性高，工人具有高度综合管理能力。
我国炼油厂如要采用石油焦为气化原料的IGCC，在技术、装备、管理上要进行认真研究，确保安全长周期运行。
3进一步提高中国石化延迟焦化的生产技术水平
3.1存在的问题
中国石化近几年延迟焦化工艺技术虽然进展很快，但在生产工艺技术，生产操作等方面还存有很多问题。
（1）设备和系统不配套。
一半以上的焦化装置加热炉采用单面辐射，表面热强度低，不均匀系数低，不能在线清焦，热效率低，影响长周期运转和提高能耗。
还有许多套装置没有配套的吸收稳定系统，影响液化气的收率等。
（2）国外焦化装置已普遍采用16~18小时生焦周期，中国石化仍采用24小时生焦操作周期，仅有少数几套装置试验较少生焦周期到20～22小时，处理量就明显提高7～15％。
（3）有多个炼厂将催化裂化油浆掺炼到焦化原料中去，造成液体产品收率下降，蜡油残碳上升，芳烃含量增加，油焦灰分增加，产品质量下降等。
（4）国外延迟焦化装置循环比一般在0.1以下[7]，而中国石化大部分企业焦化装置采用较高循环比0.2-0.3操作，其中有10套装置超过0.3，造成生焦量高，装置处理能力下降，能耗增加。
（5）焦化装置大型化设备配套国产化有待解决，主要是除焦系统，例如直径8.4米的焦碳塔，高压水泵压力为28.8MPa，流量250m3/h。
直径9.4米的焦炭塔高压水泵压力为33MPa，流量300m3/h。
还有保证安全配套降低劳动强度的头盖自动卸盖机等设备仅在个别装置上试用，绝大多数装置处于手动操作状态。
（6）少数装置的焦碳塔尚未按装中子料位计，凭经验判断焦层和泡沫层高度，注入消泡剂的部位、时间也未曾规范化，影响使用效果。
（7）焦化装置能耗偏高，同类装置间能耗相差很大。
2004年，中国石化焦化装置平均能耗为27.78公斤标油/吨，最高为38.40公斤标油/吨，最低为18.35公斤标油/吨，相差20.05公斤标油/吨，装置节能有较大潜力。
3.2进一步提高延迟焦化生产技术水平的措施意见
（1）推广大型化焦化装置中的先进技术，如双面辐射炉、炉管多点注汽在线清焦等技术，改造老焦化装置，提高中国石化焦化同类装置生产技术水平。
（2）研究采用低循环比或超低循环比操作方案，同时配套完善焦化蜡油处理技术，提高焦化处理能力，降低生焦量。
（3）通过消除焦化装置的瓶颈，把现有24小时生焦周期缩短到16－18小时的操作方案，充分发挥焦化装置的潜力。
（4）大型化配套的高压出焦系统的国产化已取得一定经验，在此基础上作进一步配套完善。
（5）规范消泡剂、急冷油的注入方案包括注入量，注入地点、时间等，以及所有焦炭塔均需安装中子料位计检测焦层及泡沫层，尽量减少油气中焦粉夹带，防止系统结焦，降低操作周期。
（6）进一步完善CFB锅炉使用高硫焦的燃烧技术，如彻底解决J阀的堵塞及降低飞灰中的含碳量，解决焦化装置处理高硫渣油的后顾之忧。
（7）中国石化所有焦化装置均应推广冷焦水密闭循环，焦炭塔吹气密闭放空，改善焦化装置周围环境。
（8）提高焦化装置出焦系统机械化程度，组织实现焦炭塔头盖拆卸、安装的遥控自动化，确保安全生产。
（9）加强焦化装置的工艺技术管理，正确规范各项工艺操作参数，搞好原油电脱盐，控制原料质量，如进料中沥青质含量等，降低炉管和分馏塔塔底的结焦。
催化油浆如要掺炼则应控制固含量，防止催化剂沉淀结焦，影响焦炭灰分等。
同时加强培训，提高工人技术素质，按规定的工艺参数，加强调节操作，实现焦化装置的长周期运转。
（10）延迟焦化装置已成为中国石化第一位的原油深度加工装置，其生产技术水平的高低，运转是否正常，涉及到轻质油收率、能耗、效益等各项技术经济指标。
为此，焦化装置应在现有DCS的基础上，应用推广APC控制，进一步平稳操作，实现优化生产。
以上意见，因准备时间较紧，难免有不当之处，请批评指正。
参考文献
（1）NPRA AM-03-30
（2）NPRA AM-03-90
（3）NPRA AM-01-06
（4）NPRAAM-04-52
（5）NPRAAM-02-06
（6）NPRAAM-04-69
（7）NPRAAM-03-30
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