煤直接液化油加氢提质RCHU技术的工业应用

吴 昊，韩来喜，梁家林，康开通，张璠玢

(1. 中国石化石油化工科学研究院，北京 100083；2.中国神华煤制油化工有限公司鄂尔多斯煤制油分公司)

我国是一个煤炭资源丰富的国家，面对日益增长的原油进口量，做好煤制油技术的开发和应用是保障我国液体燃料供应安全的重要途径。煤直接液化技术受到众多研发机构的重视。德国于1927年实现了煤直接液化生产汽油的工业化。自从1973年世界发生第一次石油危机以来，煤直接液化技术再次受到重视，美国、德国、日本等国家相继开发了许多煤直接液化新工艺(SRC，EDS，H-Coal，HTI，IGOR，NEDOL等)，但都未实现工业化[1-3]。中国神华集团从1997年开始了煤直接液化相关研究，至2001年先后以有代表性的煤样开展了煤液化试验，最终形成了具有自主知识产权的离线式供氢溶剂加氢的煤液化技术[4]。

煤直接液化所生产的液化粗油保留了原料煤的一些性质特点，如芳烃含量高、氮和氧含量高的特点，需要进一步加氢改质后才能作为最终产品使用。为此，中国石化石油化工科学研究院(简称石科院)开发了RCHU技术，并成功应用于全球首套百万吨级煤直接液化装置——中国神华煤制油化工有限公司(简称神华煤制油公司)鄂尔多斯煤制油分公司1.0 Mt/a煤液化油加氢提质工业装置。

该装置于2008年中交，2009年1月首次开工投产运行至今，其中2013年6月进行第一反应器加氢精制催化剂的再生，2014年6月进行第二反应器加氢改质催化剂和后精制催化剂的再生，2016年10月全部催化剂进行第二次再生。截至2017年8月，装置稳定运行累计近9年，表现出优异的反应性能和运行稳定性。

1 RCHU技术及催化剂简介

RCHU技术工艺流程如图1所示，该工艺采用固定床加氢方式对煤液化稳定加氢产品油进行深度加氢改质，原料油首先在加氢精制反应器内实现深度加氢脱硫、脱氮、芳烃饱和，然后在加氢改质反应器内对环状烃类实现选择性开环裂化。加氢产品油经分馏塔分离为石脑油和柴油。

完成了RCHU技术在神华煤制油公司6 t/d的PDU中试试验后[5-6]，对1.0 Mt/a煤液化油加氢提质装置进行设计，采用石科院开发的高芳烃饱和性能和良好水热稳定的RNC-2加氢精制催化剂和具有高选择性开环性能的RCC-1加氢改质催化剂。

图1 RCHU工艺流程示意

2 第一周期反应性能

2010年6月21—24日进行了装置第一周期运行标定。标定期间加工煤液化柴油馏分8 664 t，加工煤液化石脑油馏分1 473 t，合计10 137 t(140.8 t/h)，实际加工负荷为105%(设计加工能力134.375 t/h)。

标定期间原料性质见表1，主要操作参数见表2，石脑油和柴油产品性质见表3，物料平衡数据见表4。由表1可知，煤液化柴油从馏程看属于轻柴油馏分，但其密度(20 ℃)高达0.879 9 g/cm3、十六烷值仅为19.1，说明该原料含有大量的短侧链芳烃和环烷烃，其改质难度较大。由表2可知，在装置高负荷运行工况下，加氢精制和加氢改质温度均较为缓和，表明催化剂具有较高的活性。

表1 第一次标定原料性质

1)95%馏出温度。

表2 第一次标定反应系统主要操作参数

对比原料性质和产品性质可以看出：原料油经过加氢提质后，产品柴油密度(20 ℃)降低至0.855 g/cm3，十六烷值提高至38.4，提高幅度达19.3个单位，硫、氮质量分数均低于0.5 μg/g，是清洁的柴油调合组分；产品石脑油硫、氮质量分数均低于0.5 μg/g，芳烃潜含量达68.6%，是优质的催化重整原料。

表3 第一次标定产品性质

1)95%馏出温度。

表4 第一次标定物料平衡数据 w，%

由表4可以看出，装置氢耗率低于设计值，柴油收率略高于设计值，满足设计要求。

3 第二周期反应性能

2013年6月装置加氢精制催化剂再生后，于10月24—27日进行了反应性能考核。考核期间共加工煤液化柴油馏分7 850.72 t，煤液化石脑油馏分1 868.50 t，合计9 719.22 t(134.99 t/h)，实际加工负荷为100%。

考核期间原料性质见表5，主要操作参数见表6，石脑油和柴油产品性质见表7，物料平衡数据见表8。由表5可见，煤液化柴油密度(20 ℃)高达0.901 g/cm3，与第一周期标定时相比，原料密度有所提高。由表6可见，在装置满负荷运行的工况下，加氢精制和加氢改质温度均较为缓和。

由表7可见，加氢柴油馏分密度(20 ℃)降低至0.852 g/cm3，柴油馏分硫、氮含量均较低，是清洁的柴油调合组分。产品石脑油的硫、氮质量分数均低于0.5 μg/g，芳烃潜含量为68.2%，是优质的催化重整原料。

表5 第二次标定原料性质

1)95%馏出温度。

表6 第二次标定反应系统主要操作参数

表7 第二次标定产品性质

1)95%馏出温度。

从表8中氢耗数据可以看出，此次标定氢耗高于第一周期标定的氢耗，这是由于本次标定原料密度较高、氢含量低所致。本次标定石脑油收率高于设计值，柴油收率低于设计值，这是由装置进料中的煤液化石脑油比例较高所致。

表8 第二次标定物料平衡数据 w，%

综上所述，加氢精制催化剂经过一次再生(累积运行5年)、加氢改质催化剂连续运转5年后，催化剂各项反应性能满足生产要求。

4 第三周期反应性能

装置全部催化剂于2016年10月进行了第二次再生，进入第三周期运行，于2017年8月22—25日进行了反应性能考核。受原料供给影响，本次反应性能考核期间运行负荷为66.9%。考核期间共加工煤液化柴油馏分4 944 t，煤液化石脑油馏分1 520 t，合计6 464 t。本次标定为多产石脑油方案，为重整装置提供原料。

考核期间原料性质见表9，主要操作参数见表10，石脑油和柴油产品性质见表11，物料平衡数据见表12。从表10～表12可知：在精制反应温度和改质反应温度分别为362 ℃和361 ℃的情况下，就已经实现了石脑油收率50.51%的效果，说明虽然催化剂经过了两次再生，仍然表现出较好的反应活性，产品石脑油、柴油质量较优；本次标定氢耗高于第一周期和第二周期标定的氢耗，这是由此次标定转化率较高所致。

表9 第三次标定原料性质

1)95%馏出温度。

表10 第三次标定反应系统主要操作参数

表11 第三次标定产品性质数据

1)95%馏出温度。

表12 第三次标定物料平衡数据 w，%

5 装置运行稳定性

由于该装置为全球首套百万吨级煤直接液化装置，运行第一周期时煤液化单元来料不够稳定，装置第一周期进料量、操作温度波动较大，因此运行稳定性以第二周期和第三周期数据进行分析。图2～图5分别给出了装置运行第二周期和第三周期时加氢精制反应器和加氢改质反应器入口温度及平均温度随运转时间的变化。

图2 第二周期精制反应温度随运转时间的变化●—入口温度； ■—平均温度。图3～图5同

图3 第二周期改质反应温度随运转时间的变化

由图2和图3可知：第二周期加氢精制反应器入口温度保持在320～335 ℃之间，精制反应器加权平均温度保持在355～360 ℃之间，整个运行过程中温度变化较小，表明加氢精制催化剂活性稳定；第二周期加氢改质反应器入口温度保持在355～365 ℃之间，加氢改质反应器加权平均温度均保持在360～370 ℃之间，整个运行过程中温度变化较小，表明加氢改质催化剂活性稳定。其中加氢改质反应器运行到第60天至第90天时温度较低，主要是这期间装置运行负荷较低，为避免柴油馏分过度裂化，加氢改质装置降温操作。

图4 第三周期精制反应温度随运转时间的变化

图5 第三周期改质反应温度随运转时间的变化

由图4和图5可知：自2016年12月第三周期运转开始至2017年4月，加氢精制和加氢改质反应器入口温度及加权平均温度基本与第二周期相同，且保持稳定，没有表现出明显的失活情况。加氢精制和加氢改质催化剂在整个运行周期中保持了较好的活性稳定性，催化剂的再生对催化剂活性损失影响很小。

6 结 论

(1)装置运行第一周期和第二周期分别在装置运行负荷105%和100%的工况下进行了多产柴油方案的运行考核，表明在较为缓和的反应条件下，可以实现煤直接液化油的深度改质，产品柴油馏分密度(20 ℃)可降低至0.852～0.855 g/cm3、十六烷值提高19.3个单位，柴油收率为71.92%～74.28%。石脑油芳烃潜含量达68.2%～68.6%，硫、氮质量分数均低于0.5 μg/g，为优质的重整原料。

(2)装置运行第三周期进行了多产石脑油方案的运行考核，表明在较为缓和的反应条件下，实现了煤直接液化油的深度转化。石脑油收率达50.51%，石脑油产品芳烃潜含量达67.5%，硫、氮质量分数均低于0.5 μg/g，为优质的重整原料；柴油馏分密度(20 ℃)可降低至0.842 g/cm3。

(3)催化剂经过两次再生、累计运行9年后，仍保持较好的反应性能，运行稳定性好。RCHU技术工业应用效果良好，反应性能和产品质量达到设计要求。