慧正资讯：进入二十一世纪，全球对于环境、油品的标准日趋严格，加氢装置占整个炼油装置的比例越来越大，但是，至少在10年内，都不能改变全球催化裂化生产的汽油占比较高的事实。在二十世纪，催化裂化装置生产的汽油最高占汽油池的70--80%，进入二十一世纪后，才降至40--60%。各炼油商、专利商都在不断地完善催化裂化技术、开发装置间的双向组合技术，适合新时代的要求。

较为经典的技术有，中国石化开发的DCC、FDFCC、MIP、CPP技术；UOP公司开发的毫秒催化裂化MSCC技术、PetroFCC技术；Kellogg和Mobil公司合作开发的Re-genMax技术;KBR公司开发的ACO技术等等。

图一 国内汽油调和组分构成

一、催化裂化发展史

     催化裂化技术是由法国人E.J.胡德利研究成功，1936年美国索康尼真空油公司和太阳石油公司合作实现工业化，1938年，太阳石油公司创办者阿瑟.皮尤宣布了催化裂化工艺的成功，标志着催化裂化工艺正式诞生。 

     1941年2月11日，新泽西标准石油公司宣布，催化研究协会开发成功了流化催化裂化工艺。三座处理量为每天12000桶(约60万吨/年)的流化催化裂化装置相继建成。其中第一套是凯洛格公司设计、建造在巴吞鲁日炼油厂的那一套。投产日期是1942年5月25日。

     我国第一套催化裂化装置的建成与古巴有一定的关联。1959年，古巴成功后，中国在1960年与其建交，1961年便派人考察古巴的洛佩兹炼油厂的TV型催化裂化装置——该装置是由美国设计，技术水平很高。1962年6月完成国内第一套同高并列流化床催化裂化装置设计——规模56万吨/年，1965年5月5日正式建成投产，该装置位于抚顺石油二厂。

图二 国内第一套催化裂化装置       图片来源:新华网 图三 密相床催化裂化

     1973年石油化工科学研究院（以下简称“石科院”）建成了一套中型提升管流化催化裂化实验装置。1974年8月，石科院与玉门石油管理局炼油厂、石油化工规划设计院等单位合作，建成/改成了国内第一套高低并列式提升管流化催化裂化装置，该装置处理量12万吨/年。

图四 提升管催化裂化

     二十世纪80年代，受中东石油危机影响，各大催化裂化专利商开发、发展了渣油催化裂化技术。1983年洛阳院采用重油催化裂化技术（RFCC），在石家庄建设了国内第一套渣油催化裂化技术，后面陆续建成了九江、济南、锦州等渣油催化裂化装置。

     1986年，国内引进石伟公司技术改造、新建南京、长岭、镇海、广州、武汉炼油厂的渣油催化裂化装置。在充分消化、吸收石伟技术后，国内陆续新建了吉林、前郭、辽河等渣油催化裂化装置。

     1990--2000年国内开始自主开发新工艺、新技术，1990年的DCC技术，多产丙烯；1998--2001年的FDFCC技术，多产丙烯和异构烯烃，兼顾汽油。

      2002--2010年，国内开始自主开发新工艺TSRFCC，两段提升管，轻柴油收率高；MIP技术，多产异构烯烃，降低汽油烯烃；MIP-CGP技术，多产丙烯；

      1999--2010年国内开始装置大型化设计，350万吨/年的催化裂化装置已经是常态。

图五 国内催化裂化发展史

二、国内催化裂化产能

截止2014年，国内催化裂化装置约有150套，总产能接近1.5亿吨/年，其中可处理渣油的催化裂化占总产能的40%左右。

根据“大地”的不完全统计，国内催化裂化装置达到197—210套，总产能接近2.4—2.5亿吨/年。根据催化裂化装置所属集团分布来看，中国石化下属的产能最大，占全国产能的35%左右，相应的其汽油产量也是国内最大的；其次为中国石油下属的产能，占全国产能的24%左右，相应的其汽油产量也是国内第二大的；再次为中海油下属的产能，占全国产能的7%左右。但是，地炼合计的产能占全国产能的24%，也是一股不可忽视的力量。

图六 国内催化裂化产能

从产能分布来看，山东省的催化裂化产能占了全国总产能的26%左右，是国内第一大汽油生产省份；其次是广东，催化裂化产能占了全国总产能的9%左右，是国内第二大汽油生产省份；再次是辽宁，催化裂化产能占了全国总产能的8%左右，也是国内不可忽视的汽油生产省份。

图七 国内催化裂化产能二

三、主要工艺技术

催化裂化装置一般由三个单元组成，反应与再生单元、分馏单元、吸收稳定单元，多数装置还有再生烟气回收单元或烟气脱硫、脱硝单元。

上游加氢装置或者蒸馏装置来的蜡油或者渣油经过换热器换热、提温后，与雾化蒸汽一起混合进入提升管下部，与再生器来的高温催化剂（600--750°C）接触后，进行反应。一般油气在提升管的停留时间为2--4秒。反应后的油气经过旋风分离器、沉降器分离催化剂与油气后，油气进入分馏单元；催化剂进入再生器后再循环至提升管入口。

进入分馏单元的油气，在分馏单元切割、分离。液体产品主要是粗汽油、轻柴油、循环油或者油浆，气体产品主要是干气。

粗汽油进入吸收稳定单元，主要产品干气、液化气、稳定汽油。

1 、RFCC工艺

在二十世纪80年代，受中东石油危机影响，主要的工艺商、专利商Phillips、UOP、石伟、道达尔等等，开发了渣油催化裂化工艺（RFCC）。国内五家炼油厂，南京、长岭、镇海、广州、武汉炼油厂引进石伟技术，新建、改造了催化裂化装置。RFCC工艺流程、技术特点与常规的催化裂化装置类似。

洛阳院于1983年设计了国内第一套渣油催化裂化装置，位于石家庄。

2 、DCC工艺

DCC工艺是石科院开发的多产烯烃工艺，工艺流程与常规的重油催化裂化装置类似，主要的原料有脱沥青油、减压蜡油、减压渣油等，装置的丙烯产量最高可达20%（WT）左右。

工艺的特点，1）建议加工石蜡基的原油；2）需要配比专门的催化剂；3）提升管停留时间较长；4）反应温度约为530--564°C；5）剂油比是普通工况的1.5--2倍。

图八 DCC装置收率

DCCC工艺的优点，1）丙烯产量较高，最高可达20%；2）汽油中甲苯、二甲苯含量较高，简单处理后，就是很好的重整装置原料；3）汽油辛烷值RON高达98，抗暴指数约为92。

图九 DCC技术反再系统

3 、FDFCC工艺

FDFCC工艺与常规的重油催化裂化工艺类似，唯一的区别是在反应器单元增加了一根单独的汽油改质提升管，装置分馏单元的粗汽油循环至汽油改质提升管，在高活性催化剂、大剂油比的操作条件下，汽油进行二次反应，实现了汽油改质、增产丙烯的目的。

FDFCC工艺的主要特点，1）增加一根汽油提升管，反应系统为双提升管；2）适合中等烯烃含量的汽油改质，部分汽油需要循环；3）根据不同炼油商的不同情况及汽油烯烃要求，可以设置单沉降器、单分馏塔或者双分馏塔等；4）汽油中烯烃含量11—20%，最高丙烯收率可达20%左右；5）装置的干气、焦炭收率较高；6）装置能耗会比常规的RFCC工艺增加13.5—18%，如果是按照最大量丙烯模式操作，装置能耗将比常规操作或者工艺高17.76%；7）一般改造的装置多数是重油催化裂化装置。

图十 DCC装置收率二

FDFCC的优点很多，1）在不降低汽油辛烷值的前提下，可以大幅度降低催化裂化汽油的烯烃含量；2）提高催化裂化装置柴汽比，少量降低汽油产量；3）可以提高丙烯、液化气产品的收率；4）略微降低催化裂化汽油硫含量。

图十一 FDFCC反再系统

已知的采用FDFCC工艺的国内炼油厂有，清江石化、长岭炼化、大庆炼化、济南炼化等等。

4 LTAG技术

LTAG技术是石科院研究、开发的将劣质LCO（催化裂化轻循环油或者轻柴油）转化汽油或者芳烃的技术，该技术可以降低炼油厂的柴油产品产量，提高汽油产品产量。一般需要改造或者新建一套柴油加氢装置，并对催化裂化的提升管进行改造（新增特殊的喷嘴等等）。根据石科院在安庆的改造及标定结果，LTAG技术可以增加催化裂化装置7--9%的汽油收率，降低催化裂化装置13--17%的轻柴油收率，增加催化裂化装置3--6%的液化气收率。

    按照“大地”的初步估算，在汽油高于柴油约300—400元/吨的时候，该技术性价比较高；此外，还要注意，如炼油厂可以通过调整切割点或者调整加氢裂化装置操作，减产柴油的，可以增设加氢裂化装置，性价比更佳。反之，如一些小型炼油厂，催化裂化装置负荷不高、氢气成本便宜，比较适合该技术。

图十二 LTAG技术改造

5 其它

国外增产丙烯的催化裂化工艺，KBR的AOC技术，采用KBR专有的FCC反应器，其丙烯/乙烯产量约为1:1，催化剂由SK公司独家提供；UOP公司IFA的PetroFCC工艺、ABB Lummus公司开发的SCC工艺、芬兰NesteOy公司开发的NEXCC工艺等等。

四、操作参数及能耗

1、操作参数

催化裂化装置有三大平衡，即物料平衡、压力平衡、热量平衡。本文主要说说压力、“热量”。

一般而言，在条件许可的情况下，催化裂化装置操作尽量是：高的反应温度、低的压力以及大的剂油比。

图十三 催化裂化操作参数

一般的催化裂化反应温度都是500—520°C左右，反应温度越高，装置的汽油收率就越高，但是，这里要注意，受催化剂活性及剂油比等因素影响，反应温度与汽油收率在某个温度下，会达到峰值，之后，再随着反应温度的增加，汽油收率有可能下降。

操作压力类似，随着操作压力的增加，催化裂化装置的能耗降低、投资成本降低；但是，高的操作压力不利于增加装置汽油、液化气产量，并导致装置烧焦增加。综合装置轻油收率、能耗后，选择适当的操作压力，有利于装置效益最大化。一般的反应压力为0.138Mpa左右，受此影响，国内特大型催化裂化装置的再生压力可确定为0.28—0.42Mpa。

大的剂油比能够促进催化裂化反应、强化氢转移反应、抑制热裂化反应，降低装置的干气收率，提高装置的轻油收率。国内的催化裂化装置，剂油比相对较低，仅有6—9。

图十四 催化裂化物料平衡

受国内装置反应温度、剂油比、催化剂单耗等指标影响，国内催化裂化装置的汽油收率是不同的。一般而言，常规的催化裂化装置汽油收率大致为32—45%，丙烯收率6%左右；采用FDFCC技术的催化裂化装置，汽油收率为33—43%，丙烯收率达到5—9%；采用DCC技术的催化裂化装置，汽油收率23—25%，丙烯收率达到13—18%。

2 装置能耗

一般的催化裂化装置，完全费用中折旧是大头，一套百万吨规模的催化裂化装置，建设成本从7亿到11.77亿元不等，相对应地其上游需要配置的渣油加氢装置，其建设成本大致需要20亿元，不过，按照性价比来看，就算投资12个亿，在成品油质量升级前，炼油商最快半年就可以收回建设一套催化裂化装置的投资。折旧大致占催化裂化装置完全费用的61%左右。

其次为操作费用，主要就是常规的水、电、气、风。这块大致占催化裂化装置完全费用的16%左右。再次为其它的费用。

图十五 催化裂化完全费用

在操作费用中，电耗是催化裂化装置的大头，一般占整个操作费用的34%左右，尤其是催化裂化装置的“三机组”，主风机、烟机以及电动发电机，现在多数是“四机组”四机组包括、烟机、主风机、汽轮机、电机，如果电机能够高负荷、满负荷发电的话，催化裂化装置的能耗就能进一步降低。

其次，外取热器汽包、油浆汽包以及余热锅炉汽包的产汽也是占了大头，一般占整个操作费用的-23%左右，多数能耗降低的催化裂化装置，其产汽量都是较高的，一般接近设计值甚至有的高于设计值。

图十六 催化裂化操作费用

五、发展趋势

1、高的平衡剂活性

国内的平衡剂活性较低，反观国外的平衡剂活性较高。美国炼油商的平衡剂活性普遍到71.8%（wt），国内一般都在60--65%（wt）。按照发展来看，高的平衡剂活性，装置的效益更佳。

图十七 美国炼油商催化剂活性

2、高的催化剂单耗

国内催化剂单耗一般为0.92—2.1Kg/t，相对较低；反观国外，催化剂单耗高达2.6—2.7Kg/t。高的催化剂单耗，装置的轻油收率较高，整体的降级效益较佳。

3、抗金属中毒催化剂

由于未来加工的原油越来越“重”，国内多数沿海炼油厂都是按照加工重质原油设计的，蜡油、渣油组分中的金属含量逐年增加，美国Albemarle公司及国内的催化剂专利商开始开发抗金属中毒的催化剂。在保持催化剂活性、裂解性能的前提下，提高装置液体收率。

4、跨装置技术

根据IHS的数据，埃克森美孚与沙特阿美开发的原油裂解技术，使用的原油API是43;该原油裂解装置大致有三部分组成，加氢裂化装置、全馏分分馏装置以及裂解装置。

根据IHS对外宣传的数据，“原油”裂解就是多产石脑油、多产聚烯烃，其聚烯烃产量与原油的比例为40%；而常规炼化一体化企业，聚烯烃与原油的比例可能只有10%，多产石脑油的化工型炼油厂最多的才能达到15--25%。“原油”裂解相应的吨聚烯烃产量高，那比传统的石脑油裂解装置毛利高。

装置的核心是“原油”裂解装置及高苛刻度的催化裂化装置。

图十八 原油裂解

六、小结

未来催化裂化技术的发展，必然是大型化、一体化及加工原料灵活化，多产烯烃、汽油将是发展的方向之一。各炼油商根据自身情况，采取不同的催化裂化技术，增强自身的竞争力，才能提升企业的效益，在未来2—5年的低裂解利润行情下，立于不败之地。