M-PHG催化裂化汽油加氫改質(zhì)技術(shù)特點及其工業(yè)應用效果

李天明，李俊奎，任 凱，朱 盼，王洋洋

(中國石油慶陽石化分公司，甘肅 慶陽 745000)

2013年7月底，中國石油慶陽石化分公司(簡稱慶陽石化)采用中國石油石油化工研究院開發(fā)的DSO催化裂化汽油(催化汽油)選擇性加氫脫硫技術(shù)[1]，建成0.70 Mt/a催化汽油加氫裝置并投運，該裝置助力公司完成國Ⅳ/Ⅴ汽油質(zhì)量升級工作。隨著汽油產(chǎn)品質(zhì)量升級和清潔汽油產(chǎn)品質(zhì)量的要求，該技術(shù)已不能滿足大幅降低烯烴含量及提高辛烷值的生產(chǎn)需要，為全面實現(xiàn)國Ⅵ汽油質(zhì)量升級，慶陽石化采用中國石油石油化工研究院與撫順石化公司研究院聯(lián)合開發(fā)的M-PHG催化汽油加氫改質(zhì)技術(shù)(M-PHG技術(shù))，對原0.70 Mt/a汽油加氫裝置實施工藝及1.0 Mt/a擴能改造，解決公司汽油池烯烴含量超標、辛烷值不足的問題。

1 M-PHG技術(shù)簡述

1.1 工藝流程

圖1為 M-PHG技術(shù)流程示意。自催化裂化裝置來的催化汽油經(jīng)過濾、脫水、加熱后進入預加氫反應器；反應后進入分餾塔進行輕、重汽油的分離，塔底的重汽油經(jīng)泵升壓后與來自循環(huán)氫壓縮機的循環(huán)氫混合送往加氫改質(zhì)及脫硫部分；經(jīng)換熱器和加熱爐加熱后依次經(jīng)過加氫改質(zhì)反應器、加氫脫硫反應器、加氫后處理反應器；反應產(chǎn)物進入分離罐進行氣、油、水三相分離；氣體經(jīng)循環(huán)氫脫硫塔脫硫后進入循環(huán)氫壓縮機升壓后循環(huán)使用；反應產(chǎn)物分離罐底部液體在液位控制下至穩(wěn)定塔，在穩(wěn)定塔內(nèi)對反應產(chǎn)物重汽油進行脫硫，脫硫后的重汽油與輕汽油混合后進入產(chǎn)品罐進行調(diào)合。

1.2 技術(shù)特點

1.2.1 大幅降低汽油烯烴含量且汽油辛烷值損失小M-PHG技術(shù)采用全餾分催化汽油經(jīng)過脫砷、預加氫，然后在分餾塔內(nèi)實現(xiàn)輕、重汽油分離，重汽油進行加氫改質(zhì)、加氫脫硫的工藝路線。該工藝路線設計的核心理念就是以裝置長周期平穩(wěn)運行為前提，以最小的辛烷值損失為代價，實現(xiàn)大幅降烯烴、深度脫硫。具體特點為：①對全餾分催化汽油進行常溫脫砷，可使下游單元催化劑不受原料中砷的毒害影響，由于在非臨氫溫和狀態(tài)下操作，不會在脫砷過程中造成產(chǎn)品辛烷值損失；②對脫砷后全餾分催化汽油進行預加氫，可大幅度降低輕汽油餾分硫含量，使其滿足調(diào)合需要(輕質(zhì)硫化物重質(zhì)化)，同時延長后續(xù)加氫脫硫、加氫后處理催化劑運轉(zhuǎn)周期(飽和部分二烯烴)，并適當增加汽油中的高辛烷值組分(烯烴異構(gòu)化)；③對全餾分催化汽油進行切割，將硫含量滿足調(diào)合要求的輕汽油抽出，將硫含量高、烯烴含量低的重汽油餾分作為加氫脫硫單元原料，是減少產(chǎn)品辛烷值損失的重要措施;④對重汽油餾分進行加氫改質(zhì)，將汽油中的烯烴組分轉(zhuǎn)化為芳烴、異構(gòu)烴等高辛烷值組分，彌補后續(xù)加氫脫硫過程損失的部分辛烷值;⑤對重汽油餾分進行加氫脫硫，可將其中的大部分硫化物脫除，同時飽和部分烯烴，產(chǎn)品辛烷值損失較小。

圖1 M-PHG技術(shù)流程示意

實現(xiàn)M-PHG技術(shù)設計理念的核心是使用高選擇性催化劑，包括預加氫反應器使用的PHG-131催化劑、加氫脫硫反應器使用的PHG-111催化劑和加氫改質(zhì)反應器使用的FO-35M催化劑。通過使用上述3種高選擇性催化劑可保證M-PHG技術(shù)以最小的辛烷值代價實現(xiàn)催化汽油的清潔化。工業(yè)應用實踐表明，M-PHG技術(shù)具有烯烴降幅大、原料適應性較強、反應條件緩和、脫硫率高、脫硫選擇性好、辛烷值損失小、運轉(zhuǎn)周期長等特點。

1.2.2 免活化硫化型催化劑裝填由于檢修期間裝置改造工程量大、開工時間緊，為最大程度縮短檢修后裝置開工時間，采用免活化型硫化態(tài)催化劑開工，與常規(guī)氧化態(tài)催化劑的開工相比，硫化態(tài)催化劑的開工過程節(jié)省了干燥及硫化時間。本次裝劑是免活化硫化型汽油加氫改質(zhì)催化劑首次在工業(yè)裝置應用，通過采用以下措施最大程度避免催化劑與氧氣接觸：①催化劑采用專用集裝箱進行運輸及吊裝，確保催化劑在反應器頂部下料前不接觸氧氣；②反應器入口處直接放置下料漏斗，集裝箱底部出料口緊貼漏斗下料，確保在下料過程與氧接觸機會最小；③反應器底部持續(xù)通入氮氣保護，裝劑過程全程為氮氣環(huán)境;④從現(xiàn)場裝劑情況看，反應器容器越大，催化劑裝劑量越大，氮氣環(huán)境的氧含量越大，加氫改質(zhì)反應器R203氧體積分數(shù)最大3%，但未發(fā)生反應放熱超溫情況。在整個裝填過程持續(xù)監(jiān)控反應器內(nèi)氧含量，一旦氧含量超標立即進行氮氣置換，未發(fā)生反應器催化劑床層異常溫升等標志硫與氧反應放熱的現(xiàn)象，效果達到預期，硫化態(tài)催化劑開工減少了催化劑干燥和硫化過程，開工時間縮短140 h以上，為今后加氫催化劑快速開工探索出了可行的實施方式。

2 M-PHG技術(shù)工業(yè)應用

2.1 DSO技術(shù)與M-PGH技術(shù)產(chǎn)品質(zhì)量對比情況

表1為DSO技術(shù)與M-PHG技術(shù)應用效果的對比，表中數(shù)據(jù)均為平均值。從表1可以看出：采用M-PGH技術(shù)后汽油烯烴體積分數(shù)平均降幅為12.1 百分點，RON損失為0.6，汽油硫質(zhì)量分數(shù)為6.9 μg/g,滿足國Ⅵ(B)標準汽油質(zhì)量要求；與采用DSO技術(shù)相比，M-PGH技術(shù)在降烯烴、降硫和提高辛烷值方面效果更好。

表1 DSO技術(shù)與M-PHG技術(shù)應用效果對比

2.2 物料平衡及能耗情況

表2列出了采用M-PHG技術(shù)后裝置自開工以來平均物料平衡及平均能耗數(shù)據(jù)。從表2可以看出，慶陽石化汽油加氫裝置凝縮油平均收率為3.53%，混合加氫汽油平均收率為95.80%，總平均液體收率為99.33%，因凝縮油收率升高外送量增大，穩(wěn)定塔塔頂氣相負荷減小，酸性氣攜帶輕組分損失量減少，總液體收率增加。凝縮油組分較輕，設計凝縮油收率為1.25%，混合加氫汽油收率為97.17%，凝縮油作為低效產(chǎn)品進入催化裂化裝置分餾塔塔頂油氣分離器進行氣、液、水三相分離。調(diào)整凝縮油收率減少后，高效產(chǎn)品混合汽油收率會升高，但與前者相反穩(wěn)定塔塔頂負荷增大，因塔頂冷卻負荷一定，過高的冷后溫度導致酸性氣攜帶輕組分損失量增大，總液體收率降低。凝縮油產(chǎn)量較大，未達到設計要求，是下一步優(yōu)化調(diào)整的重點。裝置設計能耗為944.3 MJ/t，實際能耗為576.0 MJ/t ，遠低于設計要求。一方面是優(yōu)化操作和換熱路線后停用預加氫反應器進口換熱器熱源的中壓蒸汽。另一方面是原料輕組分含量和分餾塔塔底溫度、反應壓力等操作參數(shù)未達到設計要求。

表2 汽油加氫裝置物料平衡及能耗對比

3 結(jié) 論

運行實踐表明，經(jīng)過M-PHG工藝處理，慶陽石化全餾分催化汽油烯烴體積分數(shù)平均降幅達到12.1百分點，汽油硫質(zhì)量分數(shù)為6.9 μg/g，RON損失0.6個單位，達到了M-PHG技術(shù)的設計要求，可滿足國Ⅵ(B)標準汽油調(diào)合組分的生產(chǎn)要求。