溫 博

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120萬t/a催化汽油選擇性加氫裝置標(biāo)定結(jié)果及分析

溫 博

（中國石油集團(tuán)東北煉化工程有限公司 沈陽分公司, 遼寧 沈陽 110167)

為了驗(yàn)證設(shè)計(jì)結(jié)果，對石油二廠120 萬t/a汽油選擇性加氫裝置進(jìn)行了標(biāo)定。結(jié)果顯示，標(biāo)定能耗為18.47 kg Eo/t，比設(shè)計(jì)值17.12 kg Eo/t略高；裝置加工量為144.5 t/h，加工負(fù)荷100.74%；液收98.80%，低于設(shè)計(jì)的98.99%；汽油產(chǎn)品干點(diǎn)、硫含量、硫醇硫含量、辛烷值損失均滿足設(shè)計(jì)值。

催化汽油; 加氫; Gardes工藝; 標(biāo)定

石油二廠120萬t/a汽油選擇性加氫裝置于2013年10月8 日中交，2013年12月6日并一次開汽成功[1]。汽油選擇性加氫裝置采用中國石油石油化工研究院和中國石油大學(xué)（北京）聯(lián)合開發(fā)的GARDES工藝技術(shù)[2]，本裝置以催化裂化汽油為原料，經(jīng)過加氫預(yù)處理-輕重汽油切割-重汽油選擇性加氫脫硫-辛烷值恢復(fù)并補(bǔ)充性脫硫路線[3]，加氫后的產(chǎn)品滿足國IV汽油質(zhì)量升級要求，在不改變工藝流程，適當(dāng)增加催化劑裝填量并改變工藝操作的條件下，可順利過渡到國V。汽油選擇性加氫裝置，設(shè)計(jì)規(guī)模為120萬t/a，操作彈性為60%～110%，年開工時(shí)數(shù)為8 400 h。包括汽油預(yù)加氫及分餾、重汽油加氫脫硫及辛烷值恢復(fù)、循環(huán)氫脫硫及公用工程四個(gè)部分[4,5]。

為了驗(yàn)證設(shè)計(jì)結(jié)果，2013年12月25日至27日對石油二廠120萬t/a汽油選擇性加氫裝置進(jìn)行了標(biāo)定，本次標(biāo)定主要是裝置設(shè)計(jì)初始條件下的滿負(fù)荷質(zhì)量標(biāo)定。本次標(biāo)定對掌握裝置物料平衡、產(chǎn)品分布、能耗物耗、產(chǎn)品質(zhì)量等方面的情況起到重要作用，為進(jìn)一步優(yōu)化操作條件或技術(shù)改進(jìn)提供可靠的依據(jù)。

1 標(biāo)定方案

1.1 生產(chǎn)負(fù)荷

100%負(fù)荷標(biāo)定，處理量120萬t/a。

1.2 標(biāo)定條件

本次標(biāo)定的操作參數(shù),系根據(jù)中國石油大學(xué)(北京)的要求確定的。相應(yīng)地分餾塔與穩(wěn)定塔的操作條件與設(shè)計(jì)相比發(fā)生了一定變化。

1.3 計(jì)量方法

催化汽油原料、汽油產(chǎn)品采用裝置內(nèi)質(zhì)量流量計(jì)計(jì)量，罐區(qū)檢尺校核。

中間油品用孔板流量計(jì)計(jì)量。

氫氣、酸性氣、不凝氣采用孔板計(jì)量。

除鹽水采用渦街計(jì)量，酸性水、氮?dú)?、非凈化風(fēng)和凈化風(fēng)采用渦街計(jì)量，循環(huán)水采用超聲波流量計(jì)計(jì)量[6]。

裝置1.0 MPa蒸汽采用渦街計(jì)量，3.5 MPa蒸汽采用畢托巴流量計(jì)計(jì)量。

1.4 標(biāo)定內(nèi)容

1.4.1 計(jì)量指標(biāo)

本次標(biāo)定主要考察水、電、燃料氣、蒸汽等能源的用量及產(chǎn)品收率。

1.4.2 分析指標(biāo)

本次標(biāo)定主要考察汽油產(chǎn)品干點(diǎn)、硫含量、硫醇含量、辛烷值損失等指標(biāo)。

2 計(jì)量標(biāo)定結(jié)果及分析

2.1 能耗結(jié)果及分析

裝置標(biāo)定能耗與設(shè)計(jì)能耗見表1。

表1 裝置標(biāo)定能耗情況表

裝置標(biāo)定的能耗為18.47 kg Eo/t，設(shè)計(jì)值為17.12 kg Eo/t，能耗略高的原因如下：

1）本次標(biāo)定48 h燃料氣用量為95 t，折合1.979 t/h ，設(shè)計(jì)值為1.84 t/h，燃料氣用量高于設(shè)計(jì)值；設(shè)計(jì)值能耗系數(shù)按模擬條件795 kg Eo計(jì)算，而標(biāo)定能耗系數(shù)，由于沒有具體測定，按950 kg Eo計(jì)算，所以造成與設(shè)計(jì)值偏差較大。

2）冬季循環(huán)水的副線開度大，用量上升。

3）新鮮水為間歇用量，原設(shè)計(jì)中沒有新鮮水作為能耗指標(biāo)，本次標(biāo)定將這新鮮水納入能耗指標(biāo)中。

2.2 產(chǎn)品收率結(jié)果及分析

48 h標(biāo)定數(shù)據(jù)顯示，裝置處理量6 937.51 t；出裝置汽油產(chǎn)品6 813.12 t，外送輕污油約20 t。本次的物料平衡以出入裝置的計(jì)量表為準(zhǔn)，具體見表2。

從上述數(shù)據(jù)可見，加工量折合144.53 t/h，加工負(fù)荷100.74%，裝置實(shí)際處理量和設(shè)計(jì)值基本吻合。液收（含外送的污油）為98.80%，低于設(shè)計(jì)設(shè)計(jì)值0.19%。

表2 物料平衡表

3 產(chǎn)品指標(biāo)結(jié)果及分析

3.1 產(chǎn)品指標(biāo)要求

汽油產(chǎn)品指標(biāo)要求見表3[7]。

表3 汽油產(chǎn)品指標(biāo)要求表

3.2 分析結(jié)果

經(jīng)分析，原料油技術(shù)規(guī)格見表4。

表4 原料油規(guī)格表

經(jīng)分析，汽油產(chǎn)品技術(shù)規(guī)格見表5。

產(chǎn)品分析值與設(shè)計(jì)值對比分析可得出以下結(jié)論：

1）汽油產(chǎn)品干點(diǎn)設(shè)計(jì)指標(biāo)為190～205oC。三次標(biāo)定分析，汽油產(chǎn)品干點(diǎn)平均為192oC，滿足設(shè)計(jì)值。

表5 汽油產(chǎn)品規(guī)格表

2）汽油產(chǎn)品硫含量設(shè)計(jì)指標(biāo)為0～50 μg/g。三次標(biāo)定分析，硫含量均滿足設(shè)計(jì)值。

3）汽油產(chǎn)品硫醇硫含量設(shè)計(jì)指標(biāo)為0～10 μg/g。三次標(biāo)定分析，硫醇硫含量均滿足設(shè)計(jì)值。

4）汽油產(chǎn)品辛烷值損失設(shè)計(jì)指標(biāo)為0～0.7。三次標(biāo)定分析，辛烷值損失平均為0.6，滿足設(shè)計(jì)值。

5）汽油產(chǎn)品砷含量降低30%以上。

4 結(jié)論

通過標(biāo)定，裝置標(biāo)定能耗為18.47 kgEo/t，比設(shè)計(jì)值17.12 kg Eo/t略高；裝置加工量為144.5 t/h，加工負(fù)荷100.74%；液收98.80%，低于設(shè)計(jì)的98.99%；汽油產(chǎn)品干點(diǎn)、硫含量、硫醇硫含量、辛烷值損失均滿足設(shè)計(jì)值。

［1］王鐵剛．催化汽油加氫裝置工藝設(shè)計(jì)[D]．北京：北京化工大學(xué)，2015.

［2］夏建平．呼和浩特石化公司汽油質(zhì)量升級可行性研究[D]．內(nèi)蒙古：內(nèi)蒙古大學(xué)，2012.

［3］黃宏林，李燁，谷曉琳．優(yōu)化操作條件降低汽油加氫裝置辛烷值損失[J]．石油化工應(yīng)用，2015（12）：116-118.

［4］吳瓊．汽油加氫裝置流程模擬研究[D]．北京：北京化工大學(xué)，2015.

［5］黃維紅，馬濤，黃金剛．GARDES系列加氫催化劑在寧夏石化的工業(yè)應(yīng)用[J]．石油化工應(yīng)用，2014（11）：101-105.

［6］金茜．汽油催化裂解的輔助反應(yīng)器技術(shù)[D]．天津：天津大學(xué)，2007.

［7］胡耀強(qiáng), 劉傳強(qiáng), 劉曉,等．40萬t/a 催化汽油加氫裝置設(shè)計(jì)與開工[J]．石油化工應(yīng)用，2015，44（2）：318-320.

Calibration Results and Analysis of 1.2 Mt/a Catalytic Gasoline Selective Hydrogenation Unit

（CNPC Northeast Refining & Chemical Engineering Co., Ltd. Shenyang Company, Liaoning Shenyang 110167, China)

In order to verify the design results, calibration was carried out for 1.2 Mt/a gasoline selective hydrogenation unit of No.2 refinery. The results showed that the calibration energy consumption of the unit was 18.47 kgEo/t, which was slightly higher than the design value of 17.12 kgEo/t. The process capacity was 144.5 t/h with processing load of 100.74%, and liquid yield was 98.80%, which was lower than the design value of 98.99%. Dry point, sulfur content, thiolsulfur content and octane loss of gasoline products met the requirements of design values.

Catalytic gasoline; Hydrogenation; Gardes process;Calibration

TQ 531.7

A

1671-0460（2017）12-2570-03

2017-09-04

溫博（1981-），男，遼寧撫順人，工程師，工程碩士，2015年畢業(yè)于遼寧石油化工大學(xué)化學(xué)工程專業(yè)，研究方向：從事石油化工工程設(shè)計(jì)。E-mail：wenbo@hqcec.com。