降低汽油加氫裝置辛烷值損失的優(yōu)化措施

唐夢瑤，王翛嫄

（中國石油長慶石化公司，陜西咸陽 712000）

降低汽油加氫裝置辛烷值損失的優(yōu)化措施

唐夢瑤，王翛嫄

（中國石油長慶石化公司，陜西咸陽 712000）

通過對比汽油加氫裝置各工況運行數(shù)據(jù)，分析其辛烷值損失原因，提出改進建議。

汽油加氫；辛烷值；溫差；DSO技術(shù)

長慶石化公司汽油加氫裝置采用了催化汽油選擇性加氫脫硫技術(shù)（DSO 技術(shù)）[1-5]，裝置設(shè)計 60×104t/a，開工時數(shù)8 400 h。裝置設(shè)計以催化汽油為原料，目的產(chǎn)品為國Ⅳ標準的精制汽油，產(chǎn)品硫含量小于50 μg/g，硫醇含量小于 10 μg/g，辛烷值（RON）損失小于 0.7，同時考慮滿足遠期的國Ⅴ汽油標準。

1 運行指標分析

1.1 裝置開工期間運行狀況

2013年11月23日，引進催化汽油裝置。25～27日，裝置進入初期國IV運行試生產(chǎn)階段，加工量逐漸從56 t/h提至設(shè)計負荷82 t/h。其中R9101入口溫度88℃～93℃，R9201入口溫度207℃～215℃，R9202入口溫度235℃～243℃。初期國IV運行階段輕汽油抽出比例穩(wěn)定，按設(shè)計值控制在總進料的40%左右。試運行結(jié)果表明，裝置滿足產(chǎn)品硫含量≯50 μg/g、硫醇≯10 μg/g、RON損失≯0.7個單位的國IV工況技術(shù)要求，裝置一次開車成功。

1.2 裝置正常生產(chǎn)運行狀況

汽油加氫裝置開工以來，一直按國IV生產(chǎn)方案進行生產(chǎn)。2014年3月4日至6日，對裝置進行了性能考核工作，生產(chǎn)運行期間的原料供應為催化汽油，由原料性質(zhì)可以看出，裝置使用催化原料性質(zhì)較設(shè)計值優(yōu)良，更有利于生產(chǎn)操作。其原料指標、裝置運行考核期間主要操作參數(shù)、裝置運行綜合分析（見表1～表3）。

表1 催化汽油原料性質(zhì)

表2 性能考核期間裝置主要操作參數(shù)

表2 性能考核期間裝置主要操作參數(shù)（續(xù)表）

表3 裝置運行綜合分析

通過裝置考核，從表1～表3數(shù)據(jù)看出，裝置在國IV工況標定期間，預加氫反應器入口溫度控制93℃，加氫脫硫反應器入口溫度控制209℃，加氫后處理反應器入口溫度控制243℃，可實現(xiàn)將催化汽油硫含量由121.1 μg/g降至29.2 μg/g，將催化汽油的硫醇硫含量由8.5 μg/g降至5.5 μg/g。整個過程研究法辛烷值損失0.2個單位，C5+產(chǎn)品收率99.76%，滿足國IV汽油調(diào)和組分要求，可實現(xiàn)在設(shè)計負荷100%的條件下平穩(wěn)運行達到設(shè)計標準。

2 存在的問題及改進措施

2.1 存在問題

（1）裝置的設(shè)計運行參數(shù)與實際生產(chǎn)運行數(shù)據(jù)差距較大，不能直接指導現(xiàn)實生產(chǎn)，如加氫脫硫反應器入口溫度設(shè)計值245℃，而實際為209℃，偏差較大。

（2）加氫脫硫反應器和加氫后處理反應器溫差設(shè)計值為50℃，試運行階段溫差僅為34℃，隨著運行時間的增長，兩個反應器溫差降至25℃左右，與設(shè)計值偏差較大。由表4可以看出，開工初期，隨著裝置處理量加大，產(chǎn)品汽油辛烷值損失變化不大，維持在0.6～1.0，初步判定汽油產(chǎn)品辛烷值損失較大是由加氫脫硫反應器和加氫后處理反應器溫差較小、反應器溫度調(diào)整手段不靈活導致。為了增加兩個反應器溫度的調(diào)整手段，在保證產(chǎn)品汽油總硫含量及硫醇硫的基礎(chǔ)上，對加氫脫硫反應器R9201與加氫后處理反應器R9202的換熱流程進行技改，拉開兩反應器之間的溫差并盡可能靠近設(shè)計值，以實現(xiàn)加氫脫硫反應器溫度調(diào)節(jié)的可控性，靈活調(diào)整三個加氫反應器的操作溫度，在一定程度上改善汽油產(chǎn)品的辛烷值。

表4 初期國IV運行期間典型分析數(shù)據(jù)

2.2 改進措施

2.2.1 增加加氫脫硫反應器R9201頂注氫點 原流程中，通過在反應器R9201中部注入急冷氫的方式控制反應器床層溫升。為進一步降低R9201入口溫度，將循環(huán)氫壓縮機返回線自控閥PIC6024后手閥處，接DN40臨時管線至R9201頂部的氮氣線，并通過自控閥PIC6024控制注氫流量，隨著冷氫流量的增加，可使R9201入口溫度有所降低（見圖1）。

圖1

2.2.2 增加后處理反應器出口至E9103入口跨線 通過增加后處理反應器R9202出口至E9103入口跨線的方式，減少進入E9201AB、E9202AB管程熱流流量，微小調(diào)整換熱網(wǎng)絡(luò)，使冷流汽油流經(jīng)換熱器殼程換熱后，進入R9201的溫度有所降低，并達到可控狀態(tài)（見圖 2）。

圖2

2.2.3 增加E9201跨線 原流程中，通過調(diào)節(jié)主線上E9201AB的自控閥TIC6050A及跨線上自控閥TIC-6050B的方式，在一定范圍內(nèi)調(diào)節(jié)R9201入口溫度TIC-6050。為使R9201入口溫度進一步降低，在原E9201-AB跨線流程的基礎(chǔ)上進行微小變更，通過增加混合器M9202后的混氫汽油至閥TIC6050B后跨線的方式增大冷流流量，進一步降低汽油至E9202AB殼程入口的溫度，從而達到降低R9201入口溫度的目的（見圖3）。

由裝置運行數(shù)據(jù)可以看出，在保證加氫后處理反應器R9202反應溫度的基礎(chǔ)上，通過改造有效降低反應器R9201的入口溫度，使兩反應器間的溫差由原來的25℃提高至32℃。由產(chǎn)品汽油的性質(zhì)分析可以看出，裝置按照國IV生產(chǎn)方案進行生產(chǎn)期間，產(chǎn)品汽油硫含量達到 36 μg/g～40 μg/g，硫醇硫含量 7 μg/g～9 μg/g，在保證硫含量的基礎(chǔ)上，辛烷值得到有效的降低，損失值不大于0.3，可以達到全廠汽油產(chǎn)品調(diào)和目標（見表5）。

圖3

3 減少汽油辛烷值損失的局限性

目前裝置按照國IV生產(chǎn)方案進行生產(chǎn)，可以達到全廠汽油產(chǎn)品調(diào)和目標。然而，隨著國家對輕質(zhì)油品質(zhì)量要求的日益提高，國V汽油的生產(chǎn)已經(jīng)成為新的生產(chǎn)目標。2017年9月9～14日，裝置進行國V汽油試生產(chǎn)。試運行期間，未對現(xiàn)運行的國IV汽油工藝流程進行調(diào)整，而主要通過提高加氫脫硫反應系統(tǒng)溫度、調(diào)整分餾塔輕重汽油切割比例的方式進行操作調(diào)整。結(jié)果表明，隨著反應器R9202溫度的增加、輕組分抽出比例的降低，混合汽油產(chǎn)品硫含量小于10 μg/g，可達到國V汽油生產(chǎn)要求，汽油辛烷值損失維持在1.5個單位左右，最大可達到2.8個單位?？梢?，國V汽油試生產(chǎn)時，隨著產(chǎn)品硫含量下降，不可避免會帶來汽油辛烷值損失加大的問題。此外，面對產(chǎn)品質(zhì)量升級要求，改造并不能從根本上解決辛烷值損失的問題，需要對裝置換熱流程進行改造來解決，滿足脫硫率的基礎(chǔ)上最大限度降低產(chǎn)品辛烷值損失（見表6、表7）。

4 結(jié)論及建議

（1）催化汽油選擇性加氫脫硫技術(shù)（DSO技術(shù)）實現(xiàn)了汽油清潔生產(chǎn)階段性目標，但對持續(xù)清潔生產(chǎn)有其局限性。

表5 國IV運行期間產(chǎn)品汽油分析數(shù)據(jù)

圖4

表6 國V試生產(chǎn)操作參數(shù)

表7 產(chǎn)品質(zhì)量表

（2）通過新工藝技術(shù)提高戊烷油、抽余油等組分辛烷值，提高現(xiàn)有汽油加氫裝置加工能力。

（3）升級液相柴油加氫裝置、優(yōu)選新型加氫裂化催化劑等措施，確保全廠汽柴油全部達到國Ⅴ標準。

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TE626.21

A

1673-5285（2017）11-0140-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.11.033

2017-10-06

唐夢瑤，女，2011年畢業(yè)于哈爾濱商業(yè)大學工業(yè)工程專業(yè)，現(xiàn)在長慶石化公司機動設(shè)備處從事設(shè)備管理工作。