接 瑜

中國石油工程建設(shè)公司華東設(shè)計分公司

催化汽油加氫脫硫裝置國Ⅴ升級改造設(shè)計

接 瑜

中國石油工程建設(shè)公司華東設(shè)計分公司

某煉廠已投產(chǎn)的90×104t/a催化汽油加氫脫硫裝置原設(shè)計為滿足國Ⅳ汽油標(biāo)準(zhǔn)的要求而建。同時，為了應(yīng)對汽油升級步伐的加快，使其將來可以平穩(wěn)過渡至國Ⅴ汽油生產(chǎn)，設(shè)計中兼顧了國Ⅴ汽油的生產(chǎn)工況。其主體設(shè)備如反應(yīng)器、加熱爐采用“一步到位”的設(shè)計方法，而循環(huán)氫壓縮機(jī)和新氫壓縮機(jī)則根據(jù)機(jī)型的大小分別采取了“預(yù)留位置”和“一步到位”的設(shè)計方法。由此，不僅可滿足目前的生產(chǎn)要求，也為將來國Ⅴ汽油的順利升級奠定了基礎(chǔ)。但由于加工原油的品種發(fā)生了變化，在進(jìn)行國Ⅴ汽油升級改造時，催化汽油的硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)由150×10-6升高至200×10-6，分餾塔的切割比例與原設(shè)計國Ⅴ工況相比由4∶6變成了3.5∶6.5。結(jié)合新國Ⅴ工況下操作條件的變化及實際裝置運行過程中遇到的問題，對該裝置進(jìn)行了增加1臺加氫后處理反應(yīng)器、增加1臺循環(huán)氫壓縮機(jī)、更換加熱爐燃燒器、更換循環(huán)氫脫硫塔塔盤以及冷換設(shè)備等措施，順利完成本次改造。

催化裂化汽油 加氫脫硫 國V汽油標(biāo)準(zhǔn) 改造

隨著人們對環(huán)保問題的日益重視，對清潔燃料的需求不斷增長，汽、柴油標(biāo)準(zhǔn)也日益嚴(yán)苛[1]。為了適應(yīng)國Ⅳ汽油質(zhì)量升級的要求，某煉廠于2012年新建1套90×104t/a催化汽油選擇性加氫脫硫裝置，裝置原料催化裂化冷油性質(zhì)見表1。原設(shè)計催化汽油中硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)為150×10-6，考慮到汽油質(zhì)量升級的需求，設(shè)計時同時兼顧了在對主體設(shè)備不做大改動的前提下平穩(wěn)升級至國Ⅴ汽油產(chǎn)品的措施。該裝置于2013年10月一次開車成功，生產(chǎn)出滿足國Ⅳ標(biāo)準(zhǔn)要求的合格汽油。但根據(jù)全廠總體規(guī)劃，該煉廠于2014年開始將陸續(xù)加工一部分俄羅斯原油，導(dǎo)致催化汽油原料中的硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)升至200×10-6，催化劑專利商根據(jù)原料性質(zhì)的變化，提出在國Ⅴ汽油的生產(chǎn)工況下，原有設(shè)計條件需進(jìn)行相應(yīng)的變更。針對上述設(shè)計條件的變更，并結(jié)合目前裝置運行的實際情況，切實可行地制定了國Ⅴ汽油升級改造的具體方案。

表1 目前裝置原料催化裂化汽油性質(zhì)Table1 PropertiesofFCCgasoline分析項目催化汽油餾程/℃IBP3850%80EP189族組成φ(烷烴)/%51．2φ(烯烴)/%36．4φ(芳烴)/%12．4w(硫)/(μg·g-1)150w(硫醇硫)/(μg·g-1)26．1RON90．2二烯值/(gI·(100g)-1)1．04

1 目前裝置的設(shè)計情況

本裝置采用中國石油DSO加氫脫硫技術(shù)[2]。該技術(shù)的基本特點是采用兩段加氫，全餾分催化裂化汽油首先經(jīng)過一段預(yù)加氫處理，在非常緩和的加氫條件下，將輕質(zhì)硫化物轉(zhuǎn)化為重質(zhì)硫化物。同時，將大部分雙烯烴加氫轉(zhuǎn)化為單烯烴，以防止雙烯烴聚合生成的膠質(zhì)對后續(xù)二段加氫操作周期產(chǎn)生影響。預(yù)加氫反應(yīng)產(chǎn)物再進(jìn)入分餾塔進(jìn)行輕重汽油的切割，其切割點由加氫后汽油的硫含量要求決定。加氫后汽油中硫含量的要求越低，其切割點越低，即越多的重汽油需進(jìn)入后續(xù)二段加氫部分進(jìn)行深度脫硫。而輕汽油中硫含量很低，可直接作為汽油調(diào)合組分出裝置；硫含量較高的重汽油餾分則進(jìn)入二段加氫脫硫部分，繼續(xù)進(jìn)行深度處理。二段加氫脫硫的反應(yīng)條件與精制后重汽油的硫含量要求直接對應(yīng)，硫含量要求越低，反應(yīng)條件越苛刻。精制后的重汽油餾分與輕汽油組分一同作為汽油調(diào)合組分。催化裂化汽油加氫脫硫裝置的工藝流程示意圖見圖1。

原設(shè)計中，對于生產(chǎn)滿足國Ⅳ、國Ⅴ兩種標(biāo)準(zhǔn)要求的汽油加氫工況，該技術(shù)的工藝流程相同，而且由于原料中硫含量偏低，二段加氫部分只需1臺加氫脫硫反應(yīng)器。但在反應(yīng)條件及輕、重汽油的切割比例上，兩種工況存在一定的差異，原設(shè)計在國Ⅳ、國Ⅴ兩種工況下，分餾塔的切割比例分別為5∶5和4∶6，二段加氫部分的氫油比分別為200和250，兩種工次下的操作條件對比見表2。針對這一特點，原設(shè)計在對反應(yīng)器、加熱爐、壓縮機(jī)等關(guān)鍵設(shè)備的設(shè)計上，將加氫脫硫反應(yīng)器、加熱爐的設(shè)計一步到位，并預(yù)留了國Ⅴ工況下增加1臺循環(huán)氫壓縮機(jī)的位置。由于國Ⅴ工況下二段加氫部分的處理量已經(jīng)提高了20%，因此對二段加氫部分的設(shè)備如塔器、機(jī)泵、換熱器等，將國Ⅴ工況作為核算工況，為避免國Ⅳ運行工況下設(shè)備余量太大造成投資的增加和能耗的浪費，在此基礎(chǔ)上不再留有余量。采用這樣的設(shè)計思路，不僅實現(xiàn)了國Ⅳ汽油的生產(chǎn)目標(biāo)，同時可兼顧將來以最低的投入、在最短時間內(nèi)實現(xiàn)向國Ⅴ汽油升級改造的目標(biāo)[3]。

該裝置自2013年投產(chǎn)以來，運行良好，生產(chǎn)的汽油產(chǎn)品滿足國Ⅳ標(biāo)準(zhǔn)。2014年5月，對該裝置進(jìn)行了國Ⅳ汽油工況標(biāo)定，標(biāo)定結(jié)果表明：DSO技術(shù)穩(wěn)定、可靠，產(chǎn)品中硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)低于60×10-6、辛烷值損失在1個單位以下，裝置設(shè)計操作靈活，滿足國Ⅳ標(biāo)準(zhǔn)汽油的生產(chǎn)需求。為了解該裝置在國Ⅴ工況運行下的問題，以指導(dǎo)本次的國Ⅴ汽油升級改造，2015年9月，又對該裝置進(jìn)行了國Ⅴ汽油工況標(biāo)定，標(biāo)定結(jié)果表明：

表2 國Ⅳ和國Ⅴ兩種工況下操作條件對比Table2 ComparisonofoperationconditionsofnationalgasolineⅣandV項目國Ⅳ國Ⅴ預(yù)加氫反應(yīng)器反應(yīng)溫度(初期/末期)/℃120/200120/200體積空速/h-133化學(xué)氫耗，w/%0．10．1氫油比(0℃，101．325kPa)1010分餾塔輕重汽油切割比例5∶54∶6加氫脫硫反應(yīng)器反應(yīng)壓力(G)/MPa2．22．2反應(yīng)溫度(初期/末期)/℃250/300240/320體積空速/h-133化學(xué)氫耗，w/%0．30．58氫油比(0℃，101．325kPa)200250

(1) 在滿足國Ⅴ工況脫硫率的前提下，需要提高二段加氫脫硫反應(yīng)器的溫度，而溫度的升高導(dǎo)致裂化反應(yīng)加劇，從而造成辛烷值損失加大，產(chǎn)品硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)低于15×10-6，辛烷值損失最高約2個單位。

(2) 國Ⅴ工況下分餾塔的切割與國Ⅳ工況相比，塔頂輕餾分減少，塔底重餾分增多，即需將更多的重餾分去二段加氫脫硫，由于輕餾分直接出裝置去汽油調(diào)合，在國Ⅴ工況要求更低硫含量的條件下，則需進(jìn)一步提高分餾精度，以防止輕汽油餾分中的有機(jī)硫夾帶，即需要更大的回流比，而塔頂?shù)睦鋮s負(fù)荷不足成為進(jìn)一步增大回流比的瓶頸。

(3) 為防止脫除下來的硫化氫氣體與汽油中的烯烴重新反應(yīng)生成硫醇，從而影響脫硫效果，二段加氫的循環(huán)氫流程中設(shè)置有循環(huán)氫脫硫塔，通過胺液洗滌以保證循環(huán)氫中的硫化氫體積分?jǐn)?shù)低于40×10-6，由于國Ⅴ工況下要求更高的氫油比，而在循環(huán)氫流量提高的條件下，循環(huán)氫脫硫塔霧沫夾帶嚴(yán)重，導(dǎo)致液相被氫氣夾帶至循環(huán)氫壓縮機(jī)前的入口分液罐，影響裝置的安全平穩(wěn)生產(chǎn)。

2 國Ⅴ工況下設(shè)計條件的變化

由于未來規(guī)劃加工俄羅斯原油，原料催化汽油硫含量將會升高，專利商根據(jù)原料油性質(zhì)的變化，提出未來國Ⅴ工況下分餾塔的切割比例需要達(dá)到35∶65，且二段加氫部分需要在加氫脫硫反應(yīng)器后面串聯(lián)1臺加氫后處理反應(yīng)器，改造后國Ⅴ工況與原設(shè)計國Ⅴ工況操作條件對比見表3。

表3 改造后國Ⅴ工況與原設(shè)計國Ⅴ工況操作條件對比Table3 OperationconditionscomparisonoforiginaldesignandrevampofnationalstandardofgasolineV項目原設(shè)計國Ⅴ改造后國Ⅴ預(yù)加氫反應(yīng)器反應(yīng)溫度(初期/末期)/℃120/200120/200體積空速/h-133化學(xué)氫耗，w/%0．10．1氫油比(0℃，101．325kPa)1010分餾塔輕重汽油切割比例4∶635∶65加氫脫硫反應(yīng)器反應(yīng)壓力(G)/MPa2．22．2反應(yīng)溫度(初期/末期)/℃240/320220/310體積空速/h-133化學(xué)氫耗，w/%0．580．33氫油比(0℃，101．325kPa)250250

新增的加氫后處理反應(yīng)器的操作條件見表4。

表4 加氫后處理反應(yīng)器操作條件Table4 Operationconditionsofreactorafterhydrotreating項目初期末期反應(yīng)入口溫度/℃260360反應(yīng)出口溫度/℃275370體積空速/h-133化學(xué)氫耗，w/%0．10．1

改造后國Ⅴ條件與原設(shè)計國Ⅴ條件相比，分餾塔切割比例發(fā)生了變化，導(dǎo)致二段加氫部分的處理量在原國Ⅴ工況的基礎(chǔ)上又提高了8%，由于原設(shè)計的二段加氫部分在滿足分餾塔切割比例為4∶6(即原設(shè)計的國Ⅴ工況)的基礎(chǔ)上已無余量，因此，若要滿足新國Ⅴ工況下的分餾塔切割比例35∶65，二段加氫部分的設(shè)備和管線需要重新核算。

3 改造措施

3.1 加氫后處理反應(yīng)器

根據(jù)專利商提供的數(shù)據(jù)包，改造后國Ⅴ條件中需要增加1臺加氫后處理反應(yīng)器，進(jìn)一步脫除重汽油中的微量硫和硫醇，以降低加氫脫硫反應(yīng)器的苛刻度，同時降低氫耗和辛烷值損失。2015年9月的國Ⅴ工況標(biāo)定也突顯了該問題，在國Ⅴ工況所要求的目標(biāo)產(chǎn)品中硫含量更低的條件下，僅用1臺加氫脫硫反應(yīng)器很難達(dá)到效果，只能采取提高反應(yīng)溫度的方法，其結(jié)果是裂化反應(yīng)加劇，從而導(dǎo)致辛烷值損失增大。

加氫后處理反應(yīng)器有以下兩種設(shè)置方式：

(1) 在加氫脫硫反應(yīng)器后、反應(yīng)產(chǎn)物加熱爐前串聯(lián)。以末期工況為例，由于加氫脫硫反應(yīng)器溫升為20 ℃，其出口溫度為330 ℃，而加氫后處理反應(yīng)器入口溫度為360 ℃，因此，需要在兩臺反應(yīng)器之間串聯(lián)1臺換熱器，利用加熱爐出口物流作為熱源，加氫后處理反應(yīng)器的入口溫度通過加熱爐出口熱源的熱旁路控制；加氫脫硫反應(yīng)器的入口溫度與加熱爐的出口溫度及燃料氣串級，通過控制燃料氣的消耗量進(jìn)行控制。具體流程及控制方案見圖2。

(2) 在穩(wěn)定塔塔底重沸器的后面、加氫脫硫進(jìn)料/產(chǎn)物換熱器前面串聯(lián)。如果將加氫后處理反應(yīng)器設(shè)置在穩(wěn)定塔重沸器的后面，可以將加氫后處理反應(yīng)器的入口溫度與加熱爐的出口溫度及燃料氣串級，通過控制燃料氣的消耗來控制加氫后處理反應(yīng)器的入口溫度；而加氫脫硫反應(yīng)器的入口溫度通過加氫后處理反應(yīng)器出口物料的熱旁路控制。該設(shè)置方式與第1種設(shè)置方式相比，省去了1臺換熱器。具體流程及控制方案見圖3。

表5 兩種設(shè)置流程的設(shè)備選型表Table5 Equipmentselectionfortwoflowdesignschemes方案設(shè)備位號數(shù)量/臺型號方案1E?1061Ф600×6000R?1031Φ2800×3900(切)A?1022GP9×3方案2R?1031Φ2800×3900(切)A?1023GP9×3

表6 兩種設(shè)置流程的能耗Table6 Energyconsumptionoftwoflowdesignschemes項目方案1方案2反應(yīng)產(chǎn)物加熱爐F?102燃料氣消耗/(kg·h-1)335502反應(yīng)產(chǎn)物空冷器A?102電耗/kW5266進(jìn)料/(MJ·t-1)135．65202．22注：1．燃料氣發(fā)熱量為41868kJ/kg，加熱爐效率為92%。2．?dāng)?shù)據(jù)為末期工況消耗。

設(shè)備選型方面，方案1比方案2增加了一臺Ф600×6 000換熱器，其介質(zhì)溫度較高，并且含氫，需要采用合金鋼材質(zhì)；方案2比方案1增加了1臺GP9×3空冷器，其材質(zhì)選用碳鋼。方案1比方案2一次性投資增加約33萬元。

能耗方面，方案1比方案2節(jié)省燃料氣167 kg/h，電耗14 kW，折合能耗指標(biāo)66.57 MJ/t進(jìn)料。以1 m3燃料氣(0 ℃，101.325 kPa)2.7元、1 kW·h電0.7元計算，方案1的投資回收期為1個月。因此，從投資和能耗方面考慮，方案1優(yōu)于方案2。但對于改造項目，方案1存在以下缺點：①由于新增了1臺換熱器E-106，循環(huán)氫系統(tǒng)壓降增大了80 kPa；②占地面積增加了15 m2。

本項目由于原設(shè)計的國Ⅴ工況未考慮增加加氫后處理反應(yīng)器，其占地面積及壓降對目前的平面布置及循環(huán)氫壓縮機(jī)的壓比影響較大，如若采用方案1，需再增加1臺換熱器，平面布置及循環(huán)氫壓縮機(jī)不能滿足要求，故只能采用方案2。但對于新設(shè)計，推薦采用方案1以節(jié)省能耗。

3.2 循環(huán)氫壓縮機(jī)

原設(shè)計中預(yù)留了國V升級改造新增1臺循環(huán)氫壓縮機(jī)的位置，以與現(xiàn)有的兩臺壓縮機(jī)兩開一備使用，本次國V汽油操作條件與原設(shè)計的國V汽油操作條件相比，氫油比不變，但二段加氫處理量增加了8%。經(jīng)計算選型，目前的預(yù)留位置可以滿足要求。因此，新增1臺循環(huán)氫壓縮機(jī)。

3.3 加熱爐

由于二段加氫規(guī)模的增加及新增的加氫后處理反應(yīng)器需要更高的加熱爐出口溫度，因此，反應(yīng)產(chǎn)物加熱爐(F-102)的負(fù)荷由原設(shè)計的4.9 MW增至6 MW，本次改造原有的4臺燃燒器需全部更換，同時，為降低該爐對流段出口的煙氣溫度，在對流段的排管位置增加了2排翅片管。

分餾塔塔底重沸爐熱負(fù)荷受兩個因素影響：①國Ⅴ工況下分餾塔的分餾精度提高，使得該重沸爐負(fù)荷提高；②國Ⅴ工況下塔頂輕汽油餾分所占比例減少，重沸爐負(fù)荷降低。考慮兩方面綜合作用，重沸爐負(fù)荷由10.18 MW增至10.8 MW，經(jīng)核算，該加熱爐可利舊。

3.4 循環(huán)氫脫硫塔

二段加氫規(guī)模的增大及氫油比的增大均導(dǎo)致循環(huán)氫脫硫塔的氣相負(fù)荷增加，而標(biāo)定結(jié)果反映出的發(fā)泡現(xiàn)象也表明塔盤開孔率不足，故本次改造對該塔塔盤進(jìn)行全部更換。

3.5 冷換設(shè)備

3.5.1 分餾塔頂空冷器

由于國Ⅴ工況下需要的分餾塔分餾精度提高，因此，回流比增大，塔頂冷卻負(fù)荷提高，原分餾塔塔頂空冷器采用4臺4管排空冷器(型號GP9×3)，由于目前的空間有限，將原有的4臺空冷器更換為6管排。

3.5.2 反應(yīng)產(chǎn)物空冷器

由于二段加氫部分加熱爐出口溫度提高，反應(yīng)產(chǎn)物空冷器原為2臺GP9×3空冷器，需再增加1臺型號相同的空冷器。

其他管線和儀表等根據(jù)核算情況進(jìn)行更換。

4 運行總結(jié)

該裝置于2016年9月一次開車成功，生產(chǎn)出合格產(chǎn)品，產(chǎn)品中硫含量及辛烷值損失均達(dá)到預(yù)期目標(biāo)。實際運行經(jīng)驗總結(jié)如下：(1) 新增的加氫后處理反應(yīng)器反應(yīng)溫度較高，為防止反應(yīng)飛溫，本次設(shè)計在反應(yīng)器入口及反應(yīng)器中部均設(shè)置了冷氫注入裝置，據(jù)現(xiàn)場操作人員反映，該措施非常必要且實用。

(2) 本次開工將預(yù)加氫反應(yīng)器、加氫脫硫反應(yīng)器和加氫后處理反應(yīng)器串聯(lián)硫化，與國Ⅳ開工分別硫化相比，不僅節(jié)省了開工時間，還節(jié)省了硫化劑的用量。

(3) 由于二段加氫部分的加氫后處理反應(yīng)器所需反應(yīng)溫度最高，因此，采用其入口溫度與加熱爐燃料氣串級控制方案，而加氫脫硫反應(yīng)器的入口溫度通過加氫脫硫進(jìn)料/產(chǎn)物換熱器的熱流跨線進(jìn)行控制，此控制方案最節(jié)省能耗。但由于開工初期需頻繁調(diào)整溫度，該控制方案存在一定程度的滯后，因此，現(xiàn)場開工初期該控制方案投用，加氫后處理反應(yīng)器的入口溫度通過入口冷氫線進(jìn)行控制，但長時間操作會增加能耗，因為加熱爐必須將加氫后處理反應(yīng)器加熱至比所需溫度更高后此方案才可行，故需待反應(yīng)平穩(wěn)后再重新投用該串級控制。

5 結(jié) 語

針對某煉廠國Ⅳ至國Ⅴ汽油升級改造的要求，根據(jù)其原料中硫含量升高的實際情況，并結(jié)合國Ⅴ標(biāo)定顯示出的操作瓶頸，分別討論了反應(yīng)器、壓縮機(jī)、加熱爐、塔盤、冷換設(shè)備等設(shè)備的改造方案。結(jié)果表明：①加氫后處理反應(yīng)器串聯(lián)在加熱爐之前，在加氫后處理反應(yīng)器和加氫脫硫反應(yīng)器之間設(shè)置換熱器的方法能耗最低，但本項目由于占地面積及壓降的限制，只能犧牲能耗以滿足改造要求；②在原預(yù)留位置上新增1臺循環(huán)氫壓縮機(jī)；③由于加熱負(fù)荷的增加，更換了反應(yīng)產(chǎn)物加熱爐的燃燒器；④由于循環(huán)氫脫硫塔氣相負(fù)荷增加較多，實際國Ⅴ標(biāo)定出現(xiàn)的霧沫夾帶現(xiàn)象嚴(yán)重，因此，將循環(huán)氫脫硫塔的塔盤全部更換；⑤其他冷換設(shè)備根據(jù)空間位置適當(dāng)增加或原位更換。通過實施以上方案，完成了國Ⅳ至國Ⅴ汽油的升級改造。

[1] 吳云鵬, 張平. 汽油催化、醚化、烷基化組合技術(shù)的應(yīng)用[J]. 石油與天然氣化工, 2016, 45(3): 47-50.

[2] 蘭玲, 鞠雅娜. 催化裂化汽油加氫脫硫(DSO)技術(shù)開發(fā)及工業(yè)試驗[J]. 石油煉制與化工, 2010, 41(11): 53-56.

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Revamp design of the FCC gasoline hydrodesulfurizationunit to upgrade to national V gasoline

Jie Yu

CNPCEastChinaDesignInstituteCo.,Ltd.,Qingdao,Shandong,China

An FCC gasoline hydrodesulfurization unit of 0.9 Mt/a in a refinery was designed to meet the national Ⅳgasoline standard. In order to reach the national V gasoline standard in the future, the main equipments such as reactor and furnaces were designed to satisfy the the national Ⅳgasoline standard. The recycle hydrogen compressor was designed to satisfy the national Ⅳ gasoline standard and the place was reserved taking the national V case into consideration while the hydrogen make-up compressor was designed to satisfy the national V gasoline standard just by one-step. The orginal design was not only to meet the national standard of gasoline Ⅳ but also laid a foundation to the smooth transition to the national standard of gasoline V. Due to the change of crude oil variety, the sulfur mass fraction of FCC was increased from 150×10-6to 200×10-6when upgraded to the national V gasoline. The cut proportion of the fraction column was changed from 4∶6 to 3.5∶6.5. Based on the change of operating conditions and problems encountered in the actual operation process, the revamp of the unit was conducted by adding a new post-hydrotreating reactor and recycle hydrogen compressor, replacing the burners of heating furnace, the tower tray of recycle hydrogen desulfurization tower and the heat exchangers.

FCC gasoline, hydrodesulfurization, the national V gasoline standard, revamp

接瑜(1983-)，女，高級工程師，2006年畢業(yè)于天津大學(xué)化學(xué)工藝專業(yè)，研究生學(xué)歷(工學(xué)碩士)，現(xiàn)就職于中國石油華東設(shè)計院有限公司，從事石油煉制工作，已發(fā)表論文近10篇，多次獲省部級獎勵。E-mail：jieyu@cnpccei.cn

TE624.4+31

B

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.04.003

2016-11-28；編輯：溫冬云