01
装置概况
Unit Profile
Key
Takeaway
Takeaway
全厂把重质渣油转化为轻质燃料油的核心装置：常减压切出的减压渣油粘度大、金属与残碳高，除渣油加氢外无法直接利用，催化裂化通过分子筛催化剂在高温下把大分子烃「裂开」，直接产出液化气、汽油和轻柴油，是实现原油轻质化收率最大化的关键一环，也是全厂汽油池和液化气（进而丙烯）的主要来源——本装置汽油 93.50 万吨/年、液化气 55.75 万吨/年，液化气再去气体分馏分出精丙烯，因此本装置的负荷和转化率直接决定全厂成品油产量与丙烯资源的多少。装置设计规模 250 万吨/年、年开工 8400 小时、操作弹性 60%~110%，原料为加工哈萨克斯坦、南疆及北疆混合原油减渣的 RDS（渣油加氢）装置所产加氢重油，并按公司计划掺炼常三线、渣油加氢柴油。采用石油化工科学研究院开发的 MIP-CGP 工艺：在常规提升管基础上增加第二反应区，第一反应区高温短接触把烃类裂化成烯烃，第二反应区低温长接触把烯烃转化为异构烷烃和芳烃——这样可以在降低催化汽油烯…
| 参数项 | 数值 / 说明 |
|---|---|
| 设计规模 | 2500 |
| 负荷调节范围 | 60% ~ 110% |
| 年运行时数 | 8400 |
| 倒班制度 | 四班二倒 |
| 原料 | 加氢处理后的重油（来自 RDS 渣油加氢装置，处理哈萨克斯坦、南疆及北疆混合原油的减渣）；辅以按生产计划掺炼常三线及渣油加氢柴油 |
| 投产时间 | 2014 年（与炼化一体化工程同步投产） |
| 设计/施工单位 | 洛阳石油化工工程公司设计；中油六建承建 |
| Shutdown Overhauls | • 2018-04 首次全面停工检修（连续运行 4 年） • 2022-2023 第二次大检修（详见技改情况） |
| 主要组成 | • 反应-再生部分（提升管反应器 + 烧焦罐-湍流床二段再生 + 外取热器） • 分馏部分（分馏塔 C-1201 + 一中/二中/顶循环/油浆四路取热） • 吸收稳定部分（气压机 + 吸收塔 + 解吸塔 + 稳定塔） • 热工部分（余热锅炉 F-501A/B + 除氧器 V-503A/B + 汽水系统） • 主风机组与气压机组 • 烟气脱硫单元（BELCO EDV®5000 + LoTOXTM 臭氧脱硝，152 单元） |
| 装置类型 | MIP-CGP 工艺重油催化裂化（石科院专利）+ 烟气湿法脱硫 |
| 关键技术升级 | • 富氧再生技术改造 • 原料与油浆换热技术改造 • 外取热器循环管技术改造 • 分馏塔顶油气冷却器技术改造 • 预热锅炉吹灰技术改造 • 烟机入口管线改造 • 稳定汽油热供料技术改造 • 机泵冷却水技术改造 • 臭氧发生器冷却技术改造 • 乏汽回收改造 • 柴油外送小线技术改造 • 烟气脱硫过滤模组泵技术改造 • 解吸塔重沸器技术改造 |
资料来源：《催化裂化（重油）操作规程》CH/WJ 201.002-2023 v8.0。
02
工艺原理
Process Principle
Key
Takeaway
Takeaway
采用石科院 MIP-CGP（多产异构烷烃-清洁汽油）专利工艺，在传统提升管反应器基础上串联两个反应区：一反高温短接触生成烯烃，二反低温长接触将烯烃转化为异构烷烃和芳烃，兼顾降烯烃、保辛烷值、增产丙烯。同时通过快速床-湍流床二段再生实现催化剂高效烧焦再生。
| 详细说明 |
|
资料来源：规程工艺原理章节。
03
工艺流程
Process Flow
Key
Takeaway
Takeaway
加氢重油 → 原料油罐 → 原料泵 → 与油浆换热至 200℃ → 提升管反应器（一反+二反）→ 沉降器汽提 → 分馏塔 → 轻柴油/粗汽油/油浆侧线抽出 → 气压机压缩 → 吸收解吸稳定 → 液化气/稳定汽油/干气；催化剂经汽提→烧焦罐→二密相再生→外取热器取热→返回提升管；烟气→三级旋分→烟机+主风机→余热锅炉→烟气脱硫→烟囱
| 序 | 工序 |
|---|---|
| 01 | 原料油（加氢重油） |
| 02 | 原料油罐 V-1201 |
| 03 | 原料油泵 P-1201A/B |
| 04 | 分馏二中/原料油换热器 E-1206A/B + 油浆/原料油换热器 E-1220（200℃） |
| 05 | 提升管反应器（一反 |
| 06 | 二反，喷嘴 8 路） |
| 07 | 沉降器 R-1101 |
| 08 | 汽提段 |
| 09 | 分馏塔 C-1201 |
| 10 | 顶循/一中/二中/油浆四路取热 |
| 11 | 轻柴油 P-1205A/B（100℃） |
| 12 | 柴油加氢装置 / 罐区；粗汽油 P-1202A/B |
| 13 | 吸收塔 C-1301；油浆 P-1209A/B |
| 14 | 油浆蒸汽发生器（4.0MPa 蒸汽）+ 油浆冷却器 E-1214A/B |
| 15 | 产品油浆 P-1213A/B（90℃）送出；富气 |
| 16 | 气压机 K-1301（1.6MPa） |
| 17 | 吸收塔 |
| 18 | 干气 / 解吸塔 C-1302 / 稳定塔 C-1304 |
| 19 | 液化气、稳定汽油；待生催化剂 |
| 20 | 烧焦罐（90% 焦炭） |
| 21 | 二密相（690℃） |
| 22 | 再生斜管 |
| 23 | 提升管；再生烟气 312400 Nm³/h（515℃） |
| 24 | 三旋 S-1101 |
| 25 | 烟机+主风机（三机组 4228~4261 r/min） |
| 26 | 余热锅炉 F-501A/B |
| 27 | 烟气脱硫单元 |
| 28 | 烟囱 |
资料来源：规程工艺流程章节。
| 侧线产品 |
|
04
投入产出物料
Material Balance
Key
Takeaway
Takeaway
共 5 项，前三大（汽油、液化气、轻柴油）合计占 87.1%（2,025 万吨/年），是排产与效益测算的主要抓手。
Exhibit 4-1 · 产品构成帕累托分析（按万吨/年）
Bar = 各项数值（按最大值归一） │ Line = 累计占比 %
项目数值（按最大值归一）万吨/年累计
汽油送至汽油加氢装置（稳定汽油热供料）93540.22
液化气送至气体分馏装置提纯丙烯/丙烷557.564.19
轻柴油送至柴油加氢装置（100℃ 热供料）532.587.10
油浆副产品外送（固体 ≤ 6 g/L，密度 ≤ 1100 k212.596.24
干气送至产品精制单元脱硫（C2/C3+）87.5100.00
前三大项其他项累计占比 %
| 年运行时数 | 8400 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| 进料 |
| ||||||||||||||||||||||||||||||
| 产品 |
| ||||||||||||||||||||||||||||||
| 副产品 |
| ||||||||||||||||||||||||||||||
| 副产品说明 | 规程 1.3.2 副产品产量表列干气、油浆两项；规程未注明其去向，待补充。 |
资料来源：规程物料平衡章节。口径以规程原表为准，未做补全或估算。
05
公用工程与三剂
Utilities & Chemicals
| 水（t/h） |
| ||||||||||||||||||||||||
| 电（kW） |
| ||||||||||||||||||||||||
| 蒸汽（t/h） |
| ||||||||||||||||||||||||
| 燃料气（Nm³/h） |
| ||||||||||||||||||||||||
| 风（Nm³/h） |
| ||||||||||||||||||||||||
| 氮气（Nm³/h） |
| ||||||||||||||||||||||||
| 氧气（Nm³/min） |
| ||||||||||||||||||||||||
| 化学药剂（t/年） |
|
资料来源：规程公用工程消耗 / 三剂消耗章节。
06
装置能耗
Energy Consumption
Key
Takeaway
Takeaway
装置单位能耗 47.94 kg 标油/t。装置设计能耗 2007.24 MJ/t 原料（47.94 kgEO/t 原料）。本装置的能耗结构与常减压、加氢类装置完全不同，必须分开看正项与负项：正项合计 4067.22 MJ/t，其中焦炭 3380.88 MJ/t 占正项的 83.1%——这是催化裂化特有的，反应过程中沉积在催化剂上的焦炭在再生器中烧掉，放出的热量正好供给裂化反应所需，因此它不是外购能源，而是装置自产自用；把这笔热量计入能耗是行业惯例口径，财务上不应把它与外购燃料气…
Exhibit 6-1 · 单耗构成瀑布图（MJ/t）
单位：MJ/t │ 从左至右逐项累加 │ 绿色为回收抵扣项 │ 末列为净合计
0
1,154.2
2,308.3
3,462.5
4,616.7
生产水
循环水
污水
除盐水
电
1.2MP…
4.0MP…
凝结水（回…
焦碳（化学…
燃料气（补…
净化压缩空…
非净化压缩…
原料油带入…
回收低温热
顶循环油外…
合计
净合计
读图：各项自左向右累加（单位 MJ/t），绿色为回收抵扣项，最终落在净合计 4,014.49。柱子越高代表该项对总量的贡献越大。
| 计算标准 | GB/T 50441-2007《石油化工设计能耗计算标准》 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 总能耗 MJ/t | 2007.24 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 总能耗 kg 标油/t | 47.94 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 适用范围 | 催化裂化联合装置（不含烟气脱硫单元） | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 能耗构成 |
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 烟气脱硫单元（kg 标油/t） | 832.62 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 结构说明 | 装置设计能耗 2007.24 MJ/t 原料（47.94 kgEO/t 原料）。本装置的能耗结构与常减压、加氢类装置完全不同，必须分开看正项与负项：正项合计 4067.22 MJ/t，其中焦炭 3380.88 MJ/t 占正项的 83.1%——这是催化裂化特有的，反应过程中沉积在催化剂上的焦炭在再生器中烧掉，放出的热量正好供给裂化反应所需，因此它不是外购能源，而是装置自产自用；把这笔热量计入能耗是行业惯例口径，财务上不应把它与外购燃料气等同看待。其余正项：燃料气 199.66 MJ/t（1820 Nm³/h，正常为余热锅炉补燃用，开工时辅助燃烧室另用 3740 Nm³/h）；电 181.25 MJ/t；原料油带入热 159.39 MJ/t；除盐水 77.30 MJ/t；循环水 49.81 MJ/t；净化压缩空气 11.77、非净化压缩空气 4.84、污水 2.15、生产水 0.17 MJ/t。负项合计 -2059.97 MJ/t，即本装置是能源净输出方：外输 4.0MPa 蒸汽 122.1 t/h 折 -1511.38 MJ/t（最大抵扣项），外输 1.2MPa 蒸汽 18.53 t/h 折 -198.11；顶循环油外输热 -168.10；回收低温热 -166.45；凝结水 -15.93。也就是说，本装置一边烧自己生成的焦炭，一边把大量余热变成 4.0MPa 高压蒸汽外送给全厂管网——它是炼油区重要的蒸汽生产点，而不只是耗能点。核算其真实成本时应按净能耗口径（47.94 kgEO/t 原料）评估，并单独计量外输蒸汽的价值，否则会低估本装置对全厂的贡献。配套的烟气脱硫单元能耗另计：832.62 MJ/t，构成为电 622.69（1681.1 kWh/h）、氧气 166.61、除盐水 10.48、氮气 10.25、生产水 7.19、净化压缩空气 6.49、循环水 4.13 MJ/t——以电耗为主。 |
资料来源：规程能耗计算章节。计算标准见规程原文。
07
装置关联
Unit Interconnections
Key
Takeaway
Takeaway
上游 2 项，下游 9 项。上游断料即本装置降负荷或停工。
上游进料 · 2 项
渣油加氢 RDS 装置
输送方式：管线 说明：提供加氢重油（250×104 t/a，湿基）
常减压装置
输送方式：管线 说明：常三线、渣油加氢柴油按公司生产计划掺炼
催化裂化（重油）
炼油一部
下游去向 · 9 项
气体分馏装置
物料：液化气 55.75 万吨/年 输送方式：管线
汽油加氢装置
物料：稳定汽油 93.50 万吨/年 输送方式：管线（热供料）
柴油加氢装置
物料：轻柴油 53.25 万吨/年（100℃ 热供料） 输送方式：管线
产品精制单元
物料：干气 8.75 万吨/年 输送方式：管线（脱硫）
燃料气管网
物料：净化干气（脱硫后） 输送方式：管线
罐区 / 厂外
物料：油浆 21.25 万吨/年 输送方式：管线（副产品外送）
酸性水汽提装置
物料：酸性水 输送方式：管线
污水处理厂
物料：含油污水 + 含盐污水 输送方式：管线
渣油加氢装置（减压）
物料：部分中压过热蒸汽 122.1 t/h 输送方式：蒸汽管线（2.0MPa）
| 装置内循环 |
|
资料来源：规程上下游关联章节。
08
行业技术特点
Industry Position
| 规模等级 | 国内大型重油催化裂化装置（250 万吨级） |
| 装置类型 | MIP-CGP 工艺（石科院专利，兼顾降烯烃、保辛烷值、增产丙烯） |
| 设计单位 | 洛阳石油化工工程公司 |
| 关键技术 |
|
| 2023 年大检修 | 技改涉及富氧再生、原料-油浆换热、外取热器循环管、烟机入口管线、柴油外送小线、解吸塔重沸器、机泵冷却水、乏汽回收等多项节能技改 |
| 环保合规 | 冷却吸收塔烟气 SO2 ≤ 47.5 mg/Nm³、NOx ≤ 95 mg/Nm³、颗粒物 ≤ 28.5 mg/Nm³（折算值，远低于 GB 31570 标准） |
资料来源：规程装置概况 / 技术特点章节。
09
财务关注点
Financial Focus
加工能力
2500千吨/年
SRC 规程 1.1.1（250×10⁴ t/a）
原料
加氢重油 250 万吨/年（湿基）
SRC 规程 1.2.7.1
主要产品
液化气 55.75 + 汽油 93.50 + 轻柴油 53.25（合计 202.50 万吨/年）万吨/年
SRC 规程 1.3.1
副产品
干气 8.75 + 油浆 21.25（合计 30.00 万吨/年）万吨/年
SRC 规程 1.3.2
能耗 kg 标油/t
47.94kg 标油/吨原料
SRC 规程 1.2.7.9 能耗指标
总能耗 MJ/t
2007.24MJ/吨原料
SRC 规程 1.2.7.9 能耗指标
年耗电
4161×10⁴kWh/年
SRC 规程 1.2.7.1（折 4161 万 kWh/年）
化学品年耗
催化剂 3500 t/a + CO 助燃剂 14.0 t/a + 阻垢剂 32.5 t/a + 钝化剂 150 t/a …t/年
催化剂 3500 t/a + CO 助燃剂 14.0 t/a + 阻垢剂 32.5 t/a + 钝化剂 150 t/a + 磷酸三钠 6.3 t/a + 20%碱液 27720 t/a + 絮凝剂 35.3 t/a
SRC 规程 1.2.7.1、1.2.7.2
外送蒸汽
4.0MPa 蒸汽 122.1 t/h + 1.2MPa 蒸汽 18.53 t/h（装置副产外送）t/h（持续）
SRC 规程 1.2.7.1（负值 = 外输）
原料气补充
1820 Nm³/h（正常）/ 2312 Nm³/h（最大）Nm³/h
SRC 规程 1.2.7.1
行业对标
国内大型重油催化裂化（250 万吨级），MIP-CGP 工艺（石科院专利）+ 烟气湿法脱硫
SRC 规程 1.1.1 + 1.1.5
Note · 核算口径提示
1. 数据边界：本页所有数据均摘自规程原文，未做估算、外推或行业平均值填补。
缺失字段标注为「待补充」。2. 口径一致性：物料量为规程设计值 / 典型工况值，非实际核算数据， 用于学习与量级判断。
3. 检修与折旧：涉及大修周期的装置，费用计提须按实际周期平滑， 避免年度间大幅波动。