吉化Prime G+裝置國(guó)Ⅴ質(zhì)量升級(jí)技術(shù)方案及運(yùn)行分析

喬景輝，李程飛，周雪梅

(1．中國(guó)石油吉林石化公司 煉油廠，吉林 吉林 132022；2．中國(guó)石油吉林石化公司 調(diào)度中心，吉林 吉林 132022)

中國(guó)石油吉林石化公司汽油加氫脫硫裝置采用法國(guó)AXENS公司的Prime G+工藝[1-3]技術(shù)，設(shè)計(jì)規(guī)模為120萬(wàn)t/a。以煉廠三套催化汽油裝置生產(chǎn)的催化汽油為原料，經(jīng)選擇性加氫、加氫脫硫后，生產(chǎn)滿足國(guó)Ⅳ排放標(biāo)準(zhǔn)的輕、重汽油[4]，部分重汽油作為下游烴重組裝置原料。裝置于2010年11月一次開(kāi)車(chē)成功，2012年6月，進(jìn)行了脫瓶頸改造，改造后的汽油加氫裝置設(shè)計(jì)規(guī)模為150萬(wàn)t/a，加工量由原設(shè)計(jì)的149 t/h提高至188 t/h，并有一定的操作彈性，改造后的裝置運(yùn)行較平穩(wěn)[5]。

1 裝置存在的問(wèn)題

2017年所有輕型車(chē)用汽油須符合國(guó)Ⅴ汽油標(biāo)準(zhǔn)，但基于2014年4月對(duì)原有汽油加氫裝置進(jìn)行的為期24 h的標(biāo)定實(shí)驗(yàn)結(jié)果，按照輕汽油控制w(硫)<10 mg/kg，重汽油控制w(硫)<10 mg/kg進(jìn)行的標(biāo)定實(shí)驗(yàn)情況來(lái)看[6]，產(chǎn)品雖然可以滿足國(guó)Ⅴ標(biāo)準(zhǔn)，但是分餾塔切割點(diǎn)需要下調(diào)至112 ℃，輕汽油收率隨之下降，由40%下降至30%，這就使得裝置的進(jìn)料負(fù)荷必須降低至約156 t/h才能滿足要求，也就是說(shuō)在國(guó)Ⅴ工況下，要加工150萬(wàn)t/a催化汽油是不可能的；同時(shí)隨著加氫脫硫反應(yīng)單元原料中烯烴含量和脫硫深度的增加，整個(gè)裝置的w(烯烴)下降，RON辛烷值從89.9降至87.3，損失達(dá)2.6[5]，這在煉油廠是不可接受的，也不利于裝置的長(zhǎng)周期運(yùn)行，國(guó)Ⅴ質(zhì)量升級(jí)改造迫在眉睫。

2 裝置改造情況及改造后的流程概述

為了解決生產(chǎn)國(guó)Ⅴ汽油時(shí)，原有裝置加工能力不足以及辛烷值損失過(guò)大問(wèn)題，裝置于2016年進(jìn)行了改造。由于原有裝置采用的是Axens公司的Prime G+技術(shù)及工藝包，考慮所采用技術(shù)與原有裝置技術(shù)的統(tǒng)一性，降低裝置改造難度和風(fēng)險(xiǎn)，并考慮盡可能縮短裝置改造施工周期，決定增上二段加氫脫硫反應(yīng)單元，包括兩臺(tái)反應(yīng)器、兩臺(tái)循環(huán)氫壓縮機(jī)(一開(kāi)一備)、一臺(tái)胺吸收塔、一臺(tái)穩(wěn)定塔、罐和泵若干，并于2016年9月對(duì)原有裝置進(jìn)行停工換劑。2016年10月改造部分首次開(kāi)車(chē)，兩段加氫脫硫反應(yīng)單元一起按照國(guó)Ⅴ工況運(yùn)行，輕汽油控制w(硫)<7 mg/kg，重汽油w(硫)<5 mg/kg。改造后的汽油加氫裝置由選擇性加氫、一段加氫脫硫、二段加氫脫硫單元和公用工程四個(gè)部分組成。主要功能為在盡量減少辛烷值損失的情況下，將催化裂化汽油的輕質(zhì)裂化石腦油(LCN)和重質(zhì)裂化石腦油(HCN)進(jìn)一步加氫脫硫，使產(chǎn)品汽油中的w(硫)<10 mg/kg，w(硫醇)<10 mg/kg[1]。改造后，原一段加氫脫硫反應(yīng)單元的負(fù)荷為100 t/h，與設(shè)計(jì)值相符，經(jīng)一段加氫后，與分餾塔塔底約33 t/h的高硫熱重汽油混合后進(jìn)入二段加氫脫硫反應(yīng)單元進(jìn)行二次脫硫，裝置流程框圖見(jiàn)圖1。

圖1 改造后裝置流程框圖(虛線內(nèi)為改造后流程)

3 改造后運(yùn)行情況

改造后裝置運(yùn)行三個(gè)月，運(yùn)行期間生產(chǎn)平穩(wěn)。為了考核改造后的脫硫能力、辛烷值損失等方面能否達(dá)到設(shè)計(jì)水平，在裝置運(yùn)行平穩(wěn)后，于2016年12月進(jìn)行了標(biāo)定，對(duì)改造后2016年12月標(biāo)定數(shù)據(jù)與改造前2014年國(guó)Ⅴ工況下的操作條件及改造前后催化劑的使用情況兩方面進(jìn)行對(duì)比，對(duì)改造后裝置的運(yùn)行情況進(jìn)行了分析。

3.1 改造前后國(guó)Ⅴ工況操作條件分析

3.1.1 反應(yīng)系統(tǒng)操作條件分析

3.1.1.1 選擇性加氫反應(yīng)系統(tǒng)

國(guó)Ⅴ工況下，改造前后選擇性加氫反應(yīng)系統(tǒng)操作運(yùn)行對(duì)比數(shù)據(jù)見(jiàn)表1。

表1 改造前后選擇性加氫反應(yīng)系統(tǒng)操作運(yùn)行對(duì)比數(shù)據(jù)

由于改造前選擇性加氫反應(yīng)催化劑已使用了4 a，由表1可見(jiàn)，改造前選擇性加氫反應(yīng)器R-8101入口溫度為168 ℃，床層溫升為11 ℃，高于設(shè)計(jì)的初期使用溫度(150 ℃)，而改造后，因?yàn)樵摲磻?yīng)器全部更換了新的催化劑，選擇性加氫反應(yīng)器R-8101催化劑處于初期活性階段，入口溫度僅為118.7 ℃，低于設(shè)計(jì)值(150～200 ℃)，改造前后，該系統(tǒng)運(yùn)行狀況均較好。改造前，國(guó)Ⅴ工況下，裝置所能允許的進(jìn)料負(fù)荷僅為156 t/h，改造后，裝置的進(jìn)料負(fù)荷提至192 t/h，裝置的處理能力大大提高。

3.1.1.2 一段加氫脫硫反應(yīng)系統(tǒng)

國(guó)Ⅴ工況下，改造前后一段加氫脫硫反應(yīng)系統(tǒng)操作運(yùn)行對(duì)比數(shù)據(jù)見(jiàn)表2。

表2 改造前后一段加氫脫硫反應(yīng)系統(tǒng)操作運(yùn)行對(duì)比數(shù)據(jù)

由表2可見(jiàn)，改造前一段加氫脫硫反應(yīng)系統(tǒng)包含兩個(gè)反應(yīng)器，第一加氫脫硫反應(yīng)器R-8201和第二加氫脫硫反應(yīng)器R-8202，改造后，第二加氫脫硫反應(yīng)器R-8202挪至二段加氫脫硫反應(yīng)單元，位號(hào)改為R-8502。改造前，第一加氫脫硫反應(yīng)器R-8201催化劑已經(jīng)使用了4 a，第一加氫脫硫反應(yīng)器R-8201入口溫度為269.7 ℃，床層溫升19.6 ℃，反應(yīng)溫度已經(jīng)高于設(shè)計(jì)的初期使用溫度(250 ℃)，床層溫升更是接近建議的最大值(<20 ℃)，此種情況長(zhǎng)期運(yùn)行，對(duì)催化劑的使用壽命不利。而改造后，因?yàn)樵摲磻?yīng)器全部更換了新的催化劑，第一加氫脫硫反應(yīng)器R-8201入口溫度為239.7 ℃，低于設(shè)計(jì)值(240～290 ℃)，溫升為7.7 ℃，均低于設(shè)計(jì)值(<20 ℃)。改造后更有利于催化劑的使用壽命，運(yùn)行狀況良好。改造前后，一段加氫脫硫反應(yīng)系統(tǒng)進(jìn)料負(fù)荷情況相當(dāng)。

3.1.1.3 二段加氫脫硫反應(yīng)系統(tǒng)

國(guó)Ⅴ工況下，改造前后二段加氫脫硫反應(yīng)系統(tǒng)操作運(yùn)行對(duì)比數(shù)據(jù)見(jiàn)表3。

表3 改造前后二段加氫脫硫反應(yīng)系統(tǒng)操作運(yùn)行對(duì)比數(shù)據(jù)

表3數(shù)據(jù)表明，二段加氫脫硫反應(yīng)單元是改造后新增的，包含兩個(gè)反應(yīng)器，第一加氫脫硫反應(yīng)器R-8501和第二加氫脫硫反應(yīng)器R-8502，而R-8502反應(yīng)器是利舊一段的第二加氫脫硫反應(yīng)器R-8202，催化劑未更換。二段第一加氫脫硫反應(yīng)器R-8501與一段第一加氫脫硫反應(yīng)器R-8201采用的是相同的催化劑，其入口溫度為243.1 ℃[7]，低于設(shè)計(jì)值(250～300 ℃)，溫升為11.7 ℃，低于設(shè)計(jì)值(<20 ℃)，二段第二加氫脫硫反應(yīng)器R-8502入口溫度為307.8 ℃[8]，低于設(shè)計(jì)值(330～350 ℃)，溫升為-0.6 ℃，低于設(shè)計(jì)值(<2 ℃)，與利舊前反應(yīng)溫度相差不大，運(yùn)行狀況良好。改造后，二段加氫脫硫反應(yīng)系統(tǒng)除對(duì)一段穩(wěn)定塔底來(lái)的重汽油進(jìn)行二次脫硫外，還加工了分餾塔底少量的高硫重汽油，其加工負(fù)荷較一段明顯有所提高，這也是改造后國(guó)Ⅴ工況下，裝置的加工負(fù)荷有所提高的關(guān)鍵。

3.1.2 分餾系統(tǒng)操作條件分析

3.1.2.1 分餾塔系統(tǒng)

分餾塔系統(tǒng)未進(jìn)行改造，其操作數(shù)據(jù)主要受原料組成和選擇加氫反應(yīng)溫度影響，不作對(duì)比分析。

3.1.2.2 一段穩(wěn)定塔系統(tǒng)

一段穩(wěn)定塔系統(tǒng)未進(jìn)行改造，因?yàn)楦脑烨?，該塔所出產(chǎn)品直接送入汽油罐區(qū)作為產(chǎn)品調(diào)和組分，因此，為避免產(chǎn)品出現(xiàn)銅片腐蝕不合格情況，該系統(tǒng)的操作尤為重要。改造后，該塔所出產(chǎn)品作為一個(gè)中間產(chǎn)品，還需要送入二段加氫脫硫反應(yīng)系統(tǒng)進(jìn)行處理，其操作苛刻度沒(méi)有之前嚴(yán)格，不做具體分析。

3.1.2.3 二段穩(wěn)定塔系統(tǒng)

國(guó)Ⅴ工況下，改造前后二段穩(wěn)定塔系統(tǒng)操作運(yùn)行對(duì)比數(shù)據(jù)見(jiàn)表4。

表4 改造前后二段穩(wěn)定塔系統(tǒng)操作運(yùn)行對(duì)比數(shù)據(jù)

表4數(shù)據(jù)表明，改造后，因?yàn)樾略隽苏麄€(gè)加氫脫硫反應(yīng)單元，該穩(wěn)定塔所出產(chǎn)品直接送入汽油罐區(qū)作為產(chǎn)品調(diào)和組分，因此，為避免產(chǎn)品出現(xiàn)銅片腐蝕不合格情況，該系統(tǒng)的操作尤為重要。開(kāi)工后，二段穩(wěn)定塔C-8502進(jìn)料溫度179.6 ℃，低于設(shè)計(jì)值(191 ℃)，塔頂溫度120.7 ℃，低于設(shè)計(jì)值(141 ℃)，塔底溫度199.7 ℃，低于設(shè)計(jì)值(226 ℃)，同樣說(shuō)明催化汽油組成低于設(shè)計(jì)偏輕，回流比0.07，低于設(shè)計(jì)值(0.1)，運(yùn)行情況良好。

3.2 裝置催化劑使用效果分析

3.2.1 裝置原料、產(chǎn)品數(shù)據(jù)分析

3.2.1.1 原料汽油組成分析

國(guó)Ⅴ工況下，改造前后催化汽油組成分析數(shù)據(jù)見(jiàn)表5。

表5 改造前后催化汽油組成分析數(shù)據(jù)

3.2.1.2 裝置中間產(chǎn)品及產(chǎn)品組成數(shù)據(jù)分析

國(guó)Ⅴ工況下，改造前后中間產(chǎn)品及產(chǎn)品組成分析數(shù)據(jù)見(jiàn)表6。

表6 改造前后中間產(chǎn)品及產(chǎn)品組成分析數(shù)據(jù)

3.2.2 改造前后裝置催化劑使用情況分析

3.2.2.1 選擇性加氫反應(yīng)系統(tǒng)

以改造前后，表5和表6中催化汽油原料和輕汽油產(chǎn)品中的w(硫)和w(硫醇)來(lái)看，選擇性加氫反應(yīng)催化劑HR-845S對(duì)輕質(zhì)硫和輕質(zhì)硫醇轉(zhuǎn)化為重質(zhì)硫的轉(zhuǎn)化能力均較好；以催化汽油原料和分餾塔入口物料以及分餾塔塔底物料中的w(烯烴)和w(二烯烴)來(lái)看，選擇性加氫反應(yīng)催化劑HR-845S對(duì)于二烯烴加氫反應(yīng)和烯烴加氫反應(yīng)的選擇性也非常好[9]；以催化汽油和分餾塔入口的RON分析數(shù)據(jù)來(lái)看，改造前，選擇性加氫反應(yīng)系統(tǒng)內(nèi)有0.2的辛烷值損失，而改造后，選擇性加氫反應(yīng)器內(nèi)沒(méi)有辛烷值損失，說(shuō)明反應(yīng)溫度越高，選擇性加氫反應(yīng)系統(tǒng)內(nèi)的辛烷值損失越大。

3.2.2.2 一段加氫脫硫反應(yīng)系統(tǒng)

以改造前后，表5和表6中分餾塔塔底物料和一段穩(wěn)定塔底重汽油產(chǎn)品中的w(硫)來(lái)看，一段加氫脫硫反應(yīng)催化劑HR-806的脫硫能力較好，改造前，通過(guò)提高反應(yīng)溫度的方式可以達(dá)到國(guó)Ⅴ標(biāo)準(zhǔn)；以分餾塔塔底物料和一段穩(wěn)定塔底重汽油產(chǎn)品中的w(烯烴)來(lái)看，加氫脫硫反應(yīng)發(fā)生的同時(shí)會(huì)有少量烯烴發(fā)生加氫反應(yīng)，這也是裝置辛烷值損失發(fā)生的原因[5，10]。從分析數(shù)據(jù)上來(lái)看，改造前，一段加氫脫硫反應(yīng)系統(tǒng)的辛烷值損失高達(dá)4.5，改造后一段加氫脫硫反應(yīng)系統(tǒng)的辛烷值損失為1.5，兩段脫硫后辛烷值損失為3.1，明顯較改造前低，說(shuō)明達(dá)到了預(yù)期的使用效果。

3.2.2.3 二段加氫脫硫反應(yīng)系統(tǒng)

以改造前后，表5和表6中實(shí)際生產(chǎn)時(shí)分餾塔底重汽油和一段穩(wěn)定塔底重汽油物料流量以及各自的w(硫)來(lái)看，二段加氫脫硫反應(yīng)原料中的w(硫)≈100 mg/kg，w(硫醇)≈10 mg/kg，經(jīng)過(guò)二段加氫脫硫反應(yīng)后，控制w(硫)≤5 mg/kg，w(硫醇)≤3 mg/kg，說(shuō)明二段加氫脫硫反應(yīng)的兩個(gè)催化劑HR-806和HR-841均表現(xiàn)出了較好的脫硫能力；以改造前后分餾塔塔底物料和一段穩(wěn)定塔底重汽油以及二段穩(wěn)定塔底重汽油產(chǎn)品的烯烴含量來(lái)看，深度加氫脫硫反應(yīng)發(fā)生的同時(shí)更會(huì)有烯烴發(fā)生加氫反應(yīng)[11]，同樣會(huì)造成辛烷值損失，改造后，一段和二段加氫脫硫反應(yīng)造成的辛烷值損失為3.1，較改造前低1.4。改造后，整個(gè)裝置的辛烷值損失為1.4，較改造前裝置的辛烷值損失高達(dá)2.6 (RON辛烷值從89.8降至87.2)[12]明顯有所下降，說(shuō)明改造后，達(dá)到了預(yù)期的使用效果。

3.3 改造前后液收率變化

國(guó)V工況下，改造前后液收率變化見(jiàn)表7。

表7 改造前后液收率變化

表7數(shù)據(jù)表明，改造后，汽油液收率較改造前高0.39%，大幅度提高。

4 結(jié) 論

經(jīng)汽油國(guó)Ⅴ質(zhì)量升級(jí)改造后，裝置在國(guó)Ⅴ工況下的處理能力顯著提高，能夠與煉廠催化汽油產(chǎn)量相匹配，運(yùn)行比較平穩(wěn)，各主要操作條件均在設(shè)計(jì)范圍內(nèi)，裝置輕汽油和重汽油產(chǎn)品的w(硫)均滿足升級(jí)要求，即產(chǎn)品汽油中的w(硫)<10 mg/kg，w(硫醇)<10 mg/kg，同時(shí)辛烷值損失為1.4，較低，在可接受范圍內(nèi)，并且汽油的液收率較改造前明顯提高，達(dá)到了預(yù)期的使用效果。

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