0.9Mt/a柴油加氢改质装置的设计与标定

王佩瑜 董佳鑫 孙嫚

摘 要：对国内某炼厂0.9 Mt/a柴油加氢改质装置的工程设计与工业标定进行了总结，介绍了该装置工艺及工程技术特点，并对装置的工业运转标定结果作出分析。结果表明，柴油加氢改质催化剂FF-20和加氢精制催化剂FF-36效果良好，柴油产品硫含量、凝点、十六烷指数均达到了设计值要求。

关 键 词：柴油加氢改质； 工程设计； 工业标定

中图分类号：TE 624 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2016）08-1811-03

Abstract： The engineering design and industry calibration of a 0.9 Mt/a diesel hydroupgrading unit were summarized， process flow and technology features were introduced， and industry calibration result was analyzed. The results indicate that the performances of catalyst FF-20 and FF-36 are excellent； sulfur content， condensation point and cetane index of diesel product can reach the design requirements.

Key words： diesel hydroupgrading； engineering design； industry calibration

国内某炼厂为满足新国标，对原0.9 Mt/a柴油加氢改质装置进行了改造。该装置以催化裂化装置产出的催化柴油为原料，使用抚顺石油化工研究院（FRIPP）开发的FZC系列加氢保护剂、FF-36加氢精制催化剂、FC-20加氫改质催化剂，生产满足国Ⅳ排放标准的精制柴油。该装置于2010年8月开工建设，2012年6月顺利投产。为了掌握新建装置在正常生产负荷下的物料平衡、技术指标、装置能耗、设备运行状况、装置操作条件以及加热炉热效率等，于2013年9月16日10：00-2013年9月18日22：00进行了为期60 h的标定。本次标定因为原料不足，未按照100%负荷进行标定，负荷最高到84.4%，最低到71.6%，标定负荷偏低可能对标定结果有一定的影响。

1 工艺流程及技术特点

装置由反应部分（包括新氢压缩机、循环氢压缩机）、分馏部分、低分气脱硫部分和相应的公用工程部分等四部分组成。本装置共有两台反应器，第一台反应器装填FF-36[1-3]型加氢精制催化剂，第二台反应器装填FC-20[4，5]型加氢改质催化剂及FF-36加氢精制催化剂。第一反应器入口压力8.99 MPa，第二反应器入口压力8.83 MPa。工艺流程简图如图1所示。

本装置流程具有以下特点：①原料油缓冲罐采用燃料气进行气封，以避免原料油与空气接触，降低装置操作风险；②设置自动反冲洗过滤器，以防止固体杂质沉积于催化剂表面，避免长周期操作条件下反应器压降增大；③原料与循环氢在加热炉前进行混合、采用冷高压分离流程，该流程操较简便，流程简练；④在反应产物空冷器上游设置注水点，防止加氢过程中生成的铵盐在空冷器管束中凝结，造成管道设备的腐蚀；⑤分馏部分采用先蒸汽汽提后分馏的双塔流程，分馏塔底设置一台重沸炉，生产无水柴油；⑥在汽提塔塔顶设置注缓蚀剂流程，在一定程度上减轻塔顶流出物中硫化氢对汽提塔顶系统的腐蚀；⑦采用双壳程高压换热器，提高换热器传热效率，进一步提高反应进料加热炉入口温度，从而降低加热炉负荷，达到节能减排的目的；⑧为确保催化剂、高压设备及操作人员的安全，设置0.7 MPa/min紧急泄压系统；⑨在加热炉内设置空气预热器，回收烟气余热，降低排烟温度，从而提高加热炉效率；⑩催化剂采用器外再生方式。

2 工业标定

装置2012年6月投产，于2013年9月16日10：00-2013年9月18日22：00进行了60 h的夏季工况标定，为掌握装置在正常负荷生产下的物料平衡、技术指标、装置能耗、设备运行状况、装置操作条件和加热炉热效率，进一步优化操作、改进技术提供了可靠依据。

2.1 装置物料平衡

本装置设计与标定期间的物料平衡对比如表1及表2所示。从表中可以看出，氢耗远大于设计值，石脑油收率明显高于设计值，精制柴油收率未达到设计值。产品中石脑油收率偏高，有较多的原料裂解为轻质油品和气体，造成氢耗增加。

2.2 原料与产品性质

设计与标定期间新氢组成及原料油性质、产品性质分别如表3及表4所示。从表中可以看出，标定原料大部分性质指标要优于或接近于设计值：标定原料的硫含量最高为1 389×10-6，低于设计值2 000×10-6；氮含量与设计值接近，凝点和十六烷指数高于设计值。

设计氢气为纯氢，标定用氢气的氢纯度没有达到设计值要求，氢气中含有少量的O2和N2，CH4含量未分析。新氢纯度降低将会导致循环氢纯度的降低，降低反应氢分压。

标定石脑油产品硫含量最高为4.3×10-6，氮含量小于0.5×10-6，达到了设计值的要求；标定柴油的硫含量、凝点、十六烷指数均达到了设计值要求，蒸馏数据基本一致。

2.3 主要操作条件

因本次标定原料不足，未按照100%负荷进行标定，标定负荷偏低可能对标定结果有一定的影响。标定期间加氢精制反应器和加氢改质反应器的各床层温度均低于设计值，加氢精制反应器的床层总温升与设计值较接近，加氢改质反应器的床层总温升比设计值偏高较多，在原料油硫、氮含量均比设计值低的情况下，加氢改质反应温升偏高，说明改质反应的深度高，这也是氢耗偏高的原因。

标定期间高压分离器压力比设计值低。标定用氢气纯度未达到设计值要求，导致循环氢纯度降低，故标定期间反应氢分压比设计值偏低。

标定期间脱硫化氢汽提塔塔顶温度比设计值偏低，但不影响脱硫化氢汽提塔的正常操作。产品分馏塔进料温度比设计值偏低。因低分气脱硫塔低分气管线上温度表损坏，根据高压分离器温度，低分气和贫胺液温差偏小，贫胺液温度未达到设计值，将影响到低分气脱硫塔的脱硫化氢效果。

2.4 装置能耗

本装置设计与标定期间，装置标定期间的能耗为11.18 kg标准油/t原料，比设计能耗低1.47 kg标准油/t原料（夏季工况），主要是因为标定期间操作压力和操作温度均比设计值低，占能耗比例最大的电、燃料消耗均比设计值低。

标定用电量单耗为22.14 kW·h/t，比设计值低4.40 kW·h/t原料，主要原因是标定时反应系统压力低，反应进料泵、压缩机等主要用电设备用电量降低。标定燃料单耗为4.64 kg/t原料，比设计值低0.75 kg/t原料，主要原因是标定是反應器入口温度低，反应进料加热炉热负荷低，并且产品分馏塔底重沸炉热负荷也比设计值偏低。

3 结 论

通过本次标定可以得出以下结论：

（1）在标定工况下（夏季生产方案，反应进料92.79 t/h，反应器入口温度280 ℃，反应器入口压力8.99 MPa（g），氢油比790），装置三生产操作平稳，工艺指标受控，原料柴油经加氢精制效果明显，硫含量由加氢前的1 279×10-6降至加氢的1.9×10-6，脱硫率达到99.8%，达到了原设计保证值；

（2）装置设计能耗为12.92 kg标准油/t原料（夏季工况），在标定工况下装置实际能耗为11.18 kg标准油/t原料，低于设计能耗。主要是因为标定期间操作压力和操作温度均比设计值低，占能耗比例最大的电、燃料消耗均比设计值低；

（3）装置标定期间氢耗为1.96%，远大于设计值；石脑油收率为3.75%，远远高于石脑油收率设计值；精制柴油收率为93.28%，未达到设计值精制柴油收率，说明柴油在加氢改质反应器内发生了部分裂解反应，加氢改质反应器的入口温度可在一定程度上进一步降低，以避免在夏季操作时，柴油在反应器中发生裂解反应，从而既增加了柴油收率，

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