于長(zhǎng)青 孫宜彬

中國(guó)石油化工股份有限公司廣州分公司

中國(guó)石油化工股份有限公司廣州分公司(以下簡(jiǎn)稱廣州石化公司)煉油裝置分為高酸油(煉油Ⅰ系列)和高硫油(煉油II系列)兩個(gè)系列進(jìn)行生產(chǎn)和檢修。正常生產(chǎn)期間，國(guó)Ⅴ汽油的生產(chǎn)主要依靠催化汽油吸附脫硫S Zorb裝置，根據(jù)生產(chǎn)實(shí)際情況，S Zorb裝置的檢修安排在煉油II系列。因此，當(dāng)煉油II系列大修、煉油Ⅰ系列生產(chǎn)時(shí)，廣州石化公司根據(jù)罐容和汽油出廠的需要，必須要有催化汽油脫硫裝置才能滿足生產(chǎn)需要，否則無(wú)法安排煉油II系列檢修，同時(shí)會(huì)造成很大的經(jīng)濟(jì)效益損失。

1 技術(shù)方案的選擇

廣州石化公司加氫(二)A裝置為柴油加氫裝置，原設(shè)計(jì)壓力為8.0 MPa，處理量為40×104t/a，后進(jìn)行擴(kuò)能改造，對(duì)換熱流程進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，裝置處理能力提高到60×104t/a。廣州石化公司經(jīng)過(guò)國(guó)Ⅴ柴油質(zhì)量升級(jí)改造后，該裝置基本處于閑置狀態(tài)。

近年來(lái)，我國(guó)開發(fā)了多種催化汽油選擇性加氫技術(shù)，主要有中石化石油化工科學(xué)研究院開發(fā)的RSDS技術(shù)、中石化撫順石油化工研究院的OCT-M技術(shù)、中國(guó)石油大學(xué)等單位開發(fā)的Gardes技術(shù)[1]、中石油石油化工研究院開發(fā)的DSO技術(shù)[2]、以及中海石油煉化有限責(zé)任公司惠州煉化分公司等單位開發(fā)的CDOS-FRCN技術(shù)等[3]，上述技術(shù)均已得到成功應(yīng)用。

廣州石化公司根據(jù)對(duì)催化汽油選擇性加氫技術(shù)的調(diào)研及實(shí)際應(yīng)用情況，準(zhǔn)備選用RSDS技術(shù)把加氫(二)A裝置改造成催化汽油加氫裝置，設(shè)計(jì)院按照RSDS-III技術(shù)的要求，對(duì)加氫(二)A裝置生產(chǎn)國(guó)Ⅴ汽油進(jìn)行了適應(yīng)性改造方案設(shè)計(jì)。適應(yīng)性改造方案需要對(duì)加氫(二)A裝置改造的內(nèi)容包括：①更換現(xiàn)有加熱爐爐管；②增設(shè)循環(huán)氫脫硫設(shè)施，降低循環(huán)氫中的H2S濃度，提高脫硫反應(yīng)深度；③升級(jí)改造氫氣壓縮機(jī)；④新增脫二烯烴加氫反應(yīng)器，原加氫反應(yīng)器利舊，內(nèi)部構(gòu)件做適當(dāng)改造；⑤因反應(yīng)壓力降低，裝置反應(yīng)部分處于氣相、氣液混相介質(zhì)的實(shí)際體積流量翻倍，反應(yīng)部分相關(guān)設(shè)備及管道等進(jìn)行相應(yīng)調(diào)整。整個(gè)改造方案的投資較高，由于該裝置正常生產(chǎn)時(shí)利用率不高，僅在S Zorb裝置檢修或消缺時(shí)生產(chǎn)汽油調(diào)和組分，投資費(fèi)用的控制及提高裝置的利用效率是需要考慮的重要內(nèi)容。因此，對(duì)改造內(nèi)容進(jìn)行了以下分析：

(1) 新增脫二烯烴加氫反應(yīng)器主要是為了裝置的長(zhǎng)周期運(yùn)行，因加氫(二)A裝置的換熱流程已經(jīng)比較優(yōu)化，在加工焦化汽油時(shí)，沒有發(fā)生換熱器結(jié)垢的現(xiàn)象。同時(shí)，該裝置作為備用裝置，需要運(yùn)行的時(shí)間不長(zhǎng)，可以不增加二烯烴加氫反應(yīng)器。

(2) 加熱爐爐管、氫氣壓縮機(jī)、反應(yīng)部分相關(guān)設(shè)備及管道的改造主要是為了在反應(yīng)壓力降低后，適應(yīng)汽油加工的工況，同時(shí)保證需要的處理量。廣州分公司加氫(一)A裝置曾利用OCT-M工藝改造過(guò)，本次可以適當(dāng)改造利用，彌補(bǔ)加氫(二)A裝置改造后處理量低的問(wèn)題，因此，確定本部分內(nèi)容也不進(jìn)行改造。

(3) 催化汽油進(jìn)行加氫深度脫硫，需控制好循環(huán)氫中的硫化氫濃度。因此，加氫裝置改造生產(chǎn)國(guó)V汽油必須進(jìn)行循環(huán)氫脫硫，故應(yīng)增設(shè)循環(huán)氫脫硫設(shè)施及配套內(nèi)容改造。

基于對(duì)催化汽油加氫脫硫的技術(shù)分析，為了充分利用現(xiàn)有裝置，盡可能減少改造內(nèi)容，降低投資，提高裝置的利用率，在加氫(二)A裝置中增設(shè)循環(huán)氫脫硫塔及相關(guān)配套設(shè)施，更換RSDS-III技術(shù)專有催化劑。利用RSDS-III技術(shù)的核心內(nèi)容，改造成全餾分催化汽油加氫裝置，生產(chǎn)國(guó)Ⅴ汽油。為了彌補(bǔ)規(guī)模不足的問(wèn)題，同時(shí)也對(duì)原加氫-A裝置進(jìn)行局部改造生產(chǎn)國(guó)Ⅴ汽油。經(jīng)過(guò)技術(shù)方案優(yōu)化后，改造總費(fèi)用大幅降低，兩套裝置的改造費(fèi)用僅為原來(lái)一套裝置的1/3左右。加氫(二)A裝置改造后，在使用汽油加氫催化劑的情況下，可以進(jìn)行航煤加氫，提高了裝置的利用率。

2 裝置改造情況

裝置自2016年11月開始改造，2017年5月完成改造，裝置的主要改造內(nèi)容為在原設(shè)計(jì)壓力下，增加循環(huán)氫脫硫系統(tǒng)，改造后的流程示意圖如圖1所示。

表1 催化劑裝填表Table 1 Catalyst loading condition反應(yīng)器床層裝填物質(zhì)高度/mm體積/m3質(zhì)量/t堆密度/(kg·m-3)一床層RGO-32701.430.80558RSDS-211 1005.843.48596二床層RSDS-211 0805.733.45602RSDS-223802.021.55769

裝置重新更換了RSDS-III技術(shù)的專有RGO-3、RSDS-21、RSDS-22催化劑,催化劑裝填情況見表1。

3 運(yùn)行效果

2017年6月30日，煉油II系列開始停工，7月5日，加氫(二)A裝置開工正常，并在7～9月一直運(yùn)行。由于裝置沒有進(jìn)行汽提塔改造,無(wú)法將精制汽油中的硫化氫完全汽提干凈，影響精制汽油的銅片腐蝕。在運(yùn)行過(guò)程中，通過(guò)汽油脫硫醇單元脫除精制汽油中的微量硫化氫和硫醇，保證銅片腐蝕合格。2017年8月7日～8日，對(duì)裝置進(jìn)行了24 h標(biāo)定。

3.1 原料性質(zhì)

標(biāo)定期間催化汽油來(lái)自于蠟油催化裂化裝置，其性質(zhì)見表2，催化汽油中總硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)為213 g/g，稍高于限制值。

表2 催化裂化穩(wěn)定汽油性質(zhì)Table 2 Stabilized gasoline properties of FCC項(xiàng)目限制值實(shí)際密度(20 ℃)/ (kg·m-3)723.2餾程/℃初餾點(diǎn)3010%43.550%84.090%164.5終餾點(diǎn)≤205191.5w(總硫)/(g·g-1)≤200213w(硫醇硫)/(g·g-1)36.1φ(苯)/%0.41φ(烯烴)/%≤1511.2φ(芳烴)/%≥2023.6蒸氣壓/kPa77RON90.4

3.2 操作條件

標(biāo)定期間，處理量為44.0 t/h(即37×104t/a)，反應(yīng)壓力1.64 MPa，氫油比233.6，脫后循環(huán)氫中硫化氫質(zhì)量濃度(20 ℃，101.325 kPa下，下同)30 mg/m3，反應(yīng)器入口溫度在272.3 ℃，反應(yīng)溫升約38.0 ℃。標(biāo)定完成后，短時(shí)間內(nèi)進(jìn)行了高負(fù)荷的試驗(yàn)，期間裝置處理量最大可以達(dá)到53.3 t/h(即44.8×104t/a)，反應(yīng)壓力降至1.53 MPa，氫油比181.5，脫后循環(huán)氫中硫化氫質(zhì)量濃度30 mg/m3，反應(yīng)器入口溫度提高至277.1 ℃，反應(yīng)溫升約31.1 ℃。主要工藝參數(shù)見表3。

表3 主要工藝參數(shù)Table 3 Main process parameters項(xiàng)目2017年8月7日9:002017年8月8日21:00(高負(fù)荷試驗(yàn))進(jìn)料量/(t·h-1)44.053.3體積空速/h-14.485.42反應(yīng)壓力/MPa1.641.53脫后循環(huán)氫中ρ(H2S)/(mg·m-3)3030反應(yīng)器入口氫油體積比233.6181.5反應(yīng)器溫度/℃一床層入口/出口272.3/290.0277.1/294.5二床層入口/出口392.2/310.3294.2/308.2床層溫升/℃38.031.1

3.3 產(chǎn)品性質(zhì)

精制汽油產(chǎn)品性質(zhì)見表4。由表4可知，標(biāo)定期間，精制汽油的總硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)為10.1 g/g，辛烷值損失為1.8個(gè)單位。在高負(fù)荷試驗(yàn)、處理量為53.3 t/h時(shí)，精制汽油的總硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)為11.8 g/g，辛烷值損失為1.0個(gè)單位，辛烷值損失減少的原因和產(chǎn)品中的硫含量升高有關(guān)。

表4 精制汽油產(chǎn)品性質(zhì)Table 4 Refined gasoline product properties項(xiàng)目2017年8月7日9:002017年8月8日21:00w(總硫)/(g·g-1)10.111.8w(硫醇)/(g·g-1)9.6φ(烯烴)/%8.211.77φ(芳烴)/%19.924.39蒸氣壓/kPa65.4RON88.689.1(原料90.1)RON損失1.81.0

加氫(二)A裝置加工催化汽油期間，反應(yīng)壓力控制在約1.6 MPa，處理量44 t/h，原料中總硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)為190～230 g/g，開雙循環(huán)機(jī)運(yùn)行，氫油比約200，精制汽油中總硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)基本控制在13.0 g/g以內(nèi)，辛烷值損失為1.5～2.0個(gè)單位，滿足了全廠國(guó)Ⅴ汽油調(diào)和組分的質(zhì)量要求。

3.4 運(yùn)行期間問(wèn)題分析

加氫(二)A裝置應(yīng)用RSDS-III全餾分加氫技術(shù)簡(jiǎn)單改造后，汽提塔不進(jìn)行改造，精制汽油中的硫醇含量較高，2017年8月8日15時(shí)的分析數(shù)據(jù)顯示，精制汽油堿洗前后硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為9.7 g/g和5.6 g/g，說(shuō)明精制汽油中硫醇含量較高。但如果通過(guò)不斷提高汽提量和降低塔壓來(lái)脫除輕組分，降低硫醇含量，減少對(duì)產(chǎn)品質(zhì)量的影響，對(duì)提高產(chǎn)品收率和減少辛烷值損失是不利的，產(chǎn)品收率和控制辛烷值損失需要根據(jù)全廠汽油池的具體情況進(jìn)行平衡。

加氫(二)A裝置主要設(shè)備沒有經(jīng)過(guò)改造，反應(yīng)進(jìn)料泵出口壓力和系統(tǒng)操作壓力的壓差大，導(dǎo)致進(jìn)料調(diào)節(jié)閥調(diào)節(jié)難度大，流量調(diào)節(jié)不穩(wěn)，需要小心操作，減少波動(dòng)。

4 結(jié) 論

(1) RSDS-III全餾分加氫技術(shù)可在柴油加氫裝置僅增加循環(huán)氫脫硫系統(tǒng)后進(jìn)行催化汽油深度脫硫，產(chǎn)品中總硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)控制在13.0 g/g以內(nèi)，辛烷值損失為1.5～2.0個(gè)單位，可以滿足生產(chǎn)國(guó)Ⅴ汽油調(diào)和組分的質(zhì)量要求。

(2) 60×104t/a柴油加氫裝置改造為催化汽油加氫裝置后，處理量可達(dá)到44.8×104t/a。

(3) 柴油加氫裝置汽提塔不改造，需要經(jīng)過(guò)下游汽油脫硫裝置堿洗才能使銅片腐蝕合格。