卞瑞慶，肖玉娟，俞 莉

（長(zhǎng)慶石化公司生產(chǎn)運(yùn)行處，陜西咸陽 712000）

1 裝置概況

汽油加氫裝置由中石油華東設(shè)計(jì)分公司設(shè)計(jì)，裝置采用中國(guó)石油石油化工研究院的催化汽油加氫脫硫?qū)＠夹g(shù)（DSO技術(shù)）[2]，以催化汽油為原料，生產(chǎn)滿足國(guó)IV、國(guó)V排放標(biāo)準(zhǔn)的汽油。裝置由脫砷、預(yù)加氫、分餾、加氫脫硫、加氫后處理、產(chǎn)物分離及穩(wěn)定、公用工程等部分組成。主要功能是在盡量減少辛烷值損失的條件下[1，3-5]，使混合汽油產(chǎn)品中的硫含量不大于10 mg/L/50 mg/L，工藝流程（見圖1）。

2 第一周期運(yùn)行情況及存在的問題

汽油加氫裝置自2013年11月24日開工成功至2016年5月6日停工檢修，共運(yùn)行890天，本裝置第一周期以生產(chǎn)國(guó)IV汽油為主，2014年10月開始生產(chǎn)國(guó)V汽油，此后裝置維持國(guó)IV、國(guó)V汽油交替生產(chǎn)直至停工檢修。但在生產(chǎn)運(yùn)行中也存在一些問題，具體如下：

（1）裝置長(zhǎng)期超設(shè)計(jì)負(fù)荷運(yùn)行。當(dāng)公司滿負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，全年催化汽油產(chǎn)量可達(dá)88.5 t/h，超過原裝置設(shè)計(jì)點(diǎn)（76 t/h）12.5 t/h。根據(jù)國(guó)V方案運(yùn)行分析，最大加工量64×104t/a，全年將剩余約10.4×104t催化汽油不能加氫處理。

圖1 催化汽油加氫裝置工藝流程簡(jiǎn)圖

（2）由于本裝置加氫脫硫反應(yīng)爐位于加氫脫硫和后處理反應(yīng)器之間，無法單獨(dú)調(diào)節(jié)加氫脫硫溫度，加氫脫硫反應(yīng)器溫度很大程度上取決于后處理反應(yīng)器的出口溫度。換熱流程不理想造成加氫脫硫反應(yīng)器和加氫后處理反應(yīng)器溫差小，造成辛烷值損失大，反應(yīng)系統(tǒng)換熱流程需要優(yōu)化。

（3）分餾塔頂氣相空冷原設(shè)計(jì)3組，夏季高溫天氣時(shí)易出現(xiàn)超溫現(xiàn)象，冷卻負(fù)荷設(shè)計(jì)不足，需要增加空冷。

（4）2015年12月分餾塔輕汽油抽出至輕汽油醚化裝置進(jìn)行加工，輕汽油至醚化裝置流量隨著生產(chǎn)不同牌號(hào)汽油而波動(dòng)，無自控調(diào)節(jié)手段，需手動(dòng)頻繁調(diào)節(jié)，工作量大且不精確。

（5）輕、重汽油混合處由于設(shè)計(jì)不合理，兩股汽油通過單流閥后相互頂撞，容易憋壓和沖刷腐蝕管線，第一周期末期輕汽油單流閥已經(jīng)損壞，造成輕汽油流通不暢。

（6）裝置開工時(shí)間長(zhǎng)，尤其是催化劑干燥和硫化過程，影響到全公司整體檢修時(shí)間安排，需優(yōu)化開工流程和關(guān)鍵環(huán)節(jié)，縮短開工時(shí)間。

3 技術(shù)改造情況

針對(duì)裝置第一周期運(yùn)行存在問題，結(jié)合公司汽油國(guó)V升級(jí)改造，公司啟動(dòng)了汽油加氫裝置流程優(yōu)化和消除瓶頸改造項(xiàng)目，滿足油品升級(jí)和裝置長(zhǎng)周期運(yùn)行的需求。具體改造項(xiàng)目如下：

（1）增加一臺(tái)加氫脫硫反應(yīng)器R9203代替R9201，新加氫脫硫反應(yīng)器催化劑裝填體積比原有反應(yīng)器增加17 m3，增大處理量。配套增加一臺(tái)循環(huán)氫壓縮機(jī)K9201C，與原有壓縮機(jī)K9201AB配套使用兩開一備，相應(yīng)增加4臺(tái)機(jī)泵。

（2）優(yōu)化換熱流程，加氫脫硫反應(yīng)器入口溫度調(diào)節(jié)由單旁路改為雙旁路，旁路接口位置由混氫前改為混氫后，以滿足初期工況加氫脫硫反應(yīng)器入口溫度較低的需求。新增加氫脫硫進(jìn)料/反應(yīng)產(chǎn)物換熱器E-9208，調(diào)整加氫脫硫反應(yīng)器和加氫后處理反應(yīng)器間溫差，減少辛烷值損失；新增預(yù)加氫反應(yīng)產(chǎn)物/加氫脫硫反應(yīng)產(chǎn)物換熱器（E-9107），加熱分餾塔進(jìn)料并冷卻加氫脫硫反應(yīng)產(chǎn)物空冷器進(jìn)料。將原有E9103換熱器移至高壓分離罐D(zhuǎn)9201前，對(duì)后處理反應(yīng)產(chǎn)物進(jìn)一步冷卻。

（3）增加一組分餾塔頂空冷，解決夏季高溫時(shí)冷卻負(fù)荷不足問題。

（4）改造輕汽油至醚化裝置流程，充分利用輕汽油抽出泵P9103AB返塔線流程，由返塔自控閥控制輕汽油至醚化裝置流量，由原輕汽油抽出自控閥控制輕汽油至輕重汽油混合處流量。

（5）更換損壞輕汽油單流閥，改造輕、重汽油混合處流程，防止兩股物料頂撞沖刷腐蝕管線。

（6）調(diào)整催化劑干燥和硫化流程，采用三個(gè)反應(yīng)器串聯(lián)干燥和串聯(lián)硫化流程，縮短開工時(shí)間。干燥流程調(diào)整為：F9201-R9101-R9203-R9202-R9102A/B串聯(lián)干燥及R9102A/B單獨(dú)干燥流程。硫化流程調(diào)整為：F9201-R9101-R9203-R9202串聯(lián)硫化流程。

4 開工情況

4.1催化劑裝填

2016年6月8日～15日按照裝劑方案進(jìn)行了3個(gè)加氫反應(yīng)器、1個(gè)脫砷反應(yīng)器的工業(yè)裝填。R9101（預(yù)加氫）、R9203（加氫脫硫）、R9202（加氫后處理）、R9102B（脫砷）反應(yīng)器實(shí)際裝填情況（見表1～表3）。

4.2 催化劑硫化

硫化和預(yù)濕前對(duì)直餾石腦油進(jìn)行分析，滿足硫化用油要求，其中溴價(jià)低于5 gBr/100g，膠質(zhì)低于5 mg/100mL。

本次硫化采取三個(gè)加氫反應(yīng)器串聯(lián)硫化，6月27日13點(diǎn)開始引直餾石腦油潤(rùn)濕催化劑，進(jìn)入硫化階段，6月29日19點(diǎn)280℃恒溫硫化結(jié)束。

表1 預(yù)加氫反應(yīng)器（R9101）裝填數(shù)據(jù)（直徑1.8 m）

表2 加氫脫硫反應(yīng)器（R9203）裝填數(shù)據(jù)（直徑2.6 m）

表3 加氫后處理反應(yīng)器（R9202）裝填數(shù)據(jù)（直徑2.2 m）

圖2 催化劑硫化曲線

升溫過程密切關(guān)注催化劑床層溫升，升溫過程升溫速率控制在8℃/h～10℃/h。溫升大時(shí)要降低升溫速率，甚至停止升溫或降溫。整個(gè)硫化期間，溫度操作平穩(wěn)，所有沒出現(xiàn)溫升≯25℃的現(xiàn)象。實(shí)際硫化升溫曲線（見圖2）。

硫化期間共注入硫化劑7 524 kg，高于理論注入量（理論注入量為5 584 kg）。在280℃恒溫19 h后高分D9201出水不明顯，循環(huán)氫中硫化氫濃度高于15 000 mg/L后連續(xù)2 h不再降低，判定硫化結(jié)束。催化劑硫化期間共出水2 716 kg，理論出水量3 018 kg，實(shí)際出水量占理論出水量90%，說明催化劑硫化是完全的。

4.3 催化劑硫化后的系統(tǒng)置換

硫化氫對(duì)加氫催化劑的活性具有抑制作用，硫化結(jié)束時(shí)系統(tǒng)內(nèi)循環(huán)氫中的硫化氫含量在20 000 mg/L以上（體積含量），為充分發(fā)揮催化劑性能，硫化結(jié)束后需要進(jìn)行系統(tǒng)置換，要求將系統(tǒng)內(nèi)循環(huán)氫中的硫化氫含量降至100 mg/L（體積含量）以下。

實(shí)際運(yùn)行時(shí)在反應(yīng)器溫度降溫過程即將循環(huán)氫脫硫塔切入流程進(jìn)行置換，在貧胺液3 t/h的條件下耗時(shí)8 h將系統(tǒng)硫化氫降至600 mg/L左右。

4.4 開工引油及調(diào)整

6月30日14：19預(yù)加氫反應(yīng)器充液完畢，15：52建立預(yù)加氫、分餾塔、穩(wěn)定塔的大循環(huán)流程（循環(huán)油量30 t/h），21：30 將反應(yīng)器 R9203、R9202 切入大循環(huán)流程，流程調(diào)整為反應(yīng)流程。7月1日15：25輕汽油可以正常抽出，23：05 R9101入口 88 ℃、R9203入口185℃、R9202入口270℃，引催化汽油進(jìn)裝置。7月2日2：30產(chǎn)品硫38.5 mg/L，外甩油直接進(jìn)入成品汽油罐，逐漸提高FCC汽油引入量，9：07將FCC汽油引入量升至72 t/h，9：27停部分產(chǎn)品循環(huán)、改為一次通過，裝置開車一次成功。

5 裝置運(yùn)行情況分析

5.1 加工量

裝置進(jìn)行擴(kuò)能改造，加工量由65×104t/a提至75×104t/a，加工量由80 t/h提高至92 t/h，在上游裝置滿負(fù)荷運(yùn)行的情況下，可將催化汽油全部加工，解決技改前國(guó)Ⅴ工況下催化汽油不能全部加工的問題（見表4）。

表4 改造前后運(yùn)行參數(shù)對(duì)比

5.2 反應(yīng)氫油比

本次技改新增1臺(tái)循環(huán)氫壓縮機(jī)，正常工況是兩用一備，循環(huán)氫量由技改前24 712 m3/h提至41 502 m3/h，反應(yīng)氫油比由353提高至512，高于設(shè)計(jì)值350，本周期全國(guó)Ⅴ工況生產(chǎn)，汽油產(chǎn)品質(zhì)量苛刻度升高，反應(yīng)耗氫量增加，氫油比升高。

5.3 反應(yīng)溫度

R9101、R9203、R9202三個(gè)反應(yīng)器溫度較檢修前均下降且貼近國(guó)V初期設(shè)計(jì)運(yùn)行工況，一是說明催化劑再生后性能良好，二是說明設(shè)計(jì)院對(duì)裝置換熱系統(tǒng)重新優(yōu)化調(diào)整后，實(shí)際運(yùn)行工況和設(shè)計(jì)工況相吻合，熱換系統(tǒng)改造成功。

5.4 辛烷值損失

圖3 催化汽油中烯烴含量（圖中數(shù)據(jù)時(shí)間段為2016年7月～2017年2月）

裝置開工初期，催化汽油原料的烯烴含量高，2016年7月的烯烴含量高達(dá)51%，2016年7～11月的烯烴含量平均值為48%，原料烯烴含量高，汽油辛烷值提高，7月原料辛烷值平均為92，7月～11月汽油辛烷值平均為91.6。但是烯烴含量高，進(jìn)行加氫反應(yīng)時(shí)會(huì)導(dǎo)致大量烯烴飽和，造成辛烷值損失大。2016年12月后，催化裝置進(jìn)行調(diào)整操作，催化汽油烯烴含量大幅下降，2016年12月～2017年2月，烯烴平均含量為39.9%，辛烷值平均為91.6，烯烴平均下降8%，但辛烷值平均值并未損失。通過換熱流程的優(yōu)化，加氫后處理反應(yīng)器與加氫脫硫反應(yīng)器的溫差拉大至53℃，較改造前增加18℃，有效減少了辛烷值的損失。通過輕、重汽油按比例混合后分析，加氫后辛烷值損失0.8個(gè)單位，較改造前減少損失0.5～1個(gè)單位（見圖3、圖4）。

圖4 催化汽油辛烷值變化（圖中數(shù)據(jù)時(shí)間段為2016年7月～2017年2月）

5.5 能耗分析（見表5）

表5 裝置能耗數(shù)據(jù)表

（3）改造醚化汽油至咸陽石化流程，使輕汽油抽出實(shí)現(xiàn)雙閥控制，有效減少手動(dòng)調(diào)節(jié)且實(shí)現(xiàn)精準(zhǔn)控制。

（4）改造輕重汽油混合處流程，有效減小兩股物料頂撞及沖刷腐蝕管線。

（5）裝置開工初期，烯烴含量高，加氫后汽油辛烷值損失大，通過催化裝置優(yōu)化調(diào)整，烯烴含量大幅下降，辛烷值損失減小。

（6）汽油加氫裝置在第二周期開工后，裝置運(yùn)行平穩(wěn)，反應(yīng)條件溫和，具備長(zhǎng)周期運(yùn)行優(yōu)勢(shì)。

6 結(jié)論

（1）通過汽油加氫裝置流程優(yōu)化和消除瓶頸改造項(xiàng)目，有效解決了裝置加工負(fù)荷不足的問題，使裝置加工負(fù)荷由64×104t/a提高至75×104t/a。

（2）通過流程優(yōu)化，使裝置的換熱流程更加合理，有效拉大加氫脫硫與后處理反應(yīng)器之間的溫差，減少辛烷值損失。