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催化裂化汽油加氢工艺流程分析

发表时间：2021/5/12 来源：《基层建设》2021年第1期作者：蒋理

[导读] 摘要：通过对比兰州石化、吉林石化、辽阳石化催化裂化汽油加氢工艺流程的差异，分析其优缺点，为辽阳石化催化裂化汽油加氢装置运行提供优化措施和建议。

        中国石油辽阳石化油化厂辽宁辽阳 111003
        摘要：通过对比兰州石化、吉林石化、辽阳石化催化裂化汽油加氢工艺流程的差异，分析其优缺点，为辽阳石化催化裂化汽油加氢装置运行提供优化措施和建议。
        关键词：汽油加氢；预加氢；加氢脱硫；工艺分析
        1.前言
        在FCC汽油加氢脱硫的技术开发中，主要有两条路线，一条是提高加氢过程中脱硫反应相对于烯烃饱和反应的选择性，即多脱硫少脱烯，尽量减少辛烷值损失，这类技术称之为选择性加氢脱硫技术。另一条技术路线是在加氢脱硫及烯烃含量可能降低的同时，还促进其他有利于高辛烷值组分生成的反应，以弥补由于烯烃含量降低导致的辛烷值损失，这类技术成为加氢脱硫及改质技术［1-3］。
        兰州石化180万吨/年汽油加氢及吉林石化120万吨/年汽油加氢均采用Prime-G+技术生产国Ⅲ或国Ⅳ汽油，该技术采用简单固定床反应器，一般为两段工艺，主要由3个主要部分组成，即原料选择性预加氢单元、分馏系统和选择性加氢脱硫单元。
        FCC全馏分汽油首先进入预处理反应器，在缓和的工艺条件下，二烯烃被选择性加氢，变为单烯烃，硫醇和较轻的硫化物被转化为较重的硫化物，同时还发生单烯烃双键位移的异构化反应，流出物中总硫含量不降低，仅把轻硫化物转化成重硫化物，无H2S生成，烯烃不被饱和，产品辛烷值不损失。预处理反应器流出物随后在分馏塔中被分成轻汽油和重汽油。重汽油被送入加氢脱硫反应器和加氢后处理反应器，能够在保证较高脱硫水平的前提下，控制烯烃饱和率尽量低。该工艺采用了两种催化剂，通过第一种催化剂完成大部分的脱硫反应，第一种催化剂的脱硫率高、选择性好，烯烃饱和量少；第二种催化剂只是降低硫醇含量而没有烯烃饱和。通过两种催化剂的共同作用，在脱硫的同时使辛烷值的损失控制在允许范围内。辽阳石化采用石科院自主开发的DSO技术，加氢工艺流程与两套装置相似，在生产中可以借鉴兰州石化汽油加氢和吉林石化汽油加氢运行经验，优化装置操作。
        2.预加氢单元工艺流程分析
        兰州石化汽油加氢装置预加氢工艺流程采用分馏塔塔低重沸炉供热，主要是由于该公司蒸汽供应不平衡，中压蒸汽品质不稳定，从装置长周期运行考虑，采用了加热炉方案，通过控制E104的壳程油流量来控制预处理反应器入口温度。从2011年投产到至今，该方案运行平稳，保证了装置长周期运行，在醚化装置投产后，该工艺流程设计可以在加氢脱硫单元故障停车时（燃料气故障除外），保证预加氢单元平稳运行，确保下游醚化装置的运行。其余两套装置采用中压蒸汽供热，该方案是基于蒸汽供应平稳、品质好的前提，在装置开工阶段由中压蒸汽为预处理反应器提供热源，待预处理反应器生产出合格产品后，加氢脱硫部分提供热源，关闭中压蒸汽；在催化剂使用末期，当换热终温达不到设计温度时也可投用。吉林石化汽油加氢装置2010年建成投产，Prime-G+原设计是要使用中压蒸汽减温减压至2MPa左右的饱和蒸汽，利用冷凝放热加热原料，在实际中采用重整生产的过热蒸汽加热，显热加热效果不好，在开工监测中催化汽油中的马来酸酐值(MAV)2.2（检测二烯烃含量的指标）较低，开工时也没有投用预加热器，而是靠换热缓慢提升的。因此在2012年检修期间取消蒸汽加热，考虑装置运行后期热源问题，在加氢脱硫换热器增设一条跨线，将加氢脱硫热源后移，保证预加氢反应器入口温度处于工艺要求范围。此外国内其它汽油加氢装置在采用中压蒸汽加热时，运行期间曾出现换热器泄漏导致水进入预加氢反应器，造成重大经济损失。
        辽阳石化汽油加氢装置采用与吉林石化汽油加氢装置相似的工艺，但预加氢反应器入口温度设计90℃，比吉林汽油加氢低60℃，因此为保证分离效果，在分馏塔入口增设了一台换热器，保证分馏塔入口温度达到工艺要求。由于辽阳石化设有动力厂，蒸汽供应较为平稳，为确保装置长周期运行，但防止换热器出现故障需做好以下工作：
        装置在设计阶段应考虑换热器的材质问题，因此在HAZOP分析中考虑了蒸汽对换热器的冲刷和热应力，换热器材质采用Q345R。
        换热器在设计时充分考虑了管壳程单面受热及阀门关闭压力，考虑了上游蒸汽波动的情况。

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在此基础上加强对蒸汽系统的监控检查，确保温度、压力平稳，防止出现较大波动。在生产过程中加强对换热器的监测，防止发生泄漏。
        3. 加氢脱硫单元工艺流程分析
        三套汽油加氢脱硫部分工艺均采用加热炉在反应器后的设计思路，主要是考虑汽油烯烃含量高，原料首先进行加氢脱硫并烯烃饱和，然后再进入加热炉，若加热炉设计在反应器前容易造成炉管结焦。
        兰州石化汽油加氢脱硫单元为常规设计，经过加氢后处理器后的物料和进加氢脱硫反应器的物料换热，控制该反应器温度，再将多余的热源与预加氢进料换热，提高热量的利用率，最后由空冷冷却。稳定塔设置单独加热炉，通过控制加热炉燃料气流量来调节加氢后处理温度，这样设计可以减少因物料波动造成的温度波动，保持反应器入口温度平稳，但稳定塔单独设置加热炉增加投资和装置能耗，该装置设计能耗22.42 kgEO/t，在标定中能耗为22.142kgEO/t。
        吉林石化汽油加氢脱硫单元增设了重沸器和换热器跨线，重沸器为稳定塔提供热源，重沸器的流量采用压差控制，这样设计的思路是充分利用反应加热炉的热源，减少了投资和装置能耗；在加氢后处理器换热器增设跨线，基于两方面考虑：
        在装置开工阶段可以将热源提供给预加氢单元，使预加氢反应器操作温度和压力达到较快的达到工艺要求，减少开工时间；在运行末期时，可以通过调节跨线阀门开度，在保证加氢脱硫单元运行平稳的基础上，使热源转移到预加氢单元，减少中压蒸汽消耗。该设计思路在吉林石化汽油加氢装置得到了验证，目前装置已将减温减压器取消，装置运行平稳；通过增设跨线，该装置的能耗也有所降低，装置设计能耗为19.59kgEO/t，在标定中能耗为18.14kgEO/t。
        辽阳石化汽油加氢脱硫单元借鉴了吉林石化设计思路，通过增设了换热器跨线，将加氢脱硫单元热源给预加氢单元加热。目前在设计上存在一个问题：在装置开工阶段，加氢脱硫单元与预加氢单元同时开工，根据设计数据，加氢脱硫反应器180℃进料，操作压力1.5MPa，假设重沸器不吸收热源，全部转移至换热器，两台反应器在热氢阶段的温差为0，预加氢原料、氢气和重汽油的组分、流量按照设计数据，运用软件对进行模拟，仅能使预加氢进料换热后的温度提高至75℃。而实际中热源不可能全部转移至E102，实际温度应该更低。因此辽阳石化汽油加氢开工时，加氢脱硫单元用直馏石脑油率先进油，逐步提高加氢脱硫单元温度，当预加氢反应器达到工艺操作温度时，预加氢单元再进催化汽油并使加氢脱硫单元逐步退出直馏石脑油。
        4. 结论
        通过对三套催化汽油加氢装置比较可知：
        兰州石化汽油加氢装置预加氢单元、加氢脱硫单元的热源独立，可以在加氢脱硫单元故障时单独生产轻汽油，保证下游装置生产，但由于设计了三台加热炉，装置能耗较高。
        吉林石化加氢脱硫单元换热器增设跨线，使加氢脱硫单元热源转移至预加氢单元，取消了蒸汽加热，减少了装置能耗，但若增加醚化装置时，若加氢脱硫单元故障，影响下游装置正常生产。
        辽阳石化具有催化汽油加氢装置和轻醚化装置，存在与吉林汽油加氢装置相同的问题。可以在后续改造中参照兰州石化汽油加氢装置预加氢单元工艺流程，尽可能在汽油加氢加氢脱硫部分故障时，能保证轻汽油醚化装置的运行，同时在装置开工阶段可采取加氢脱硫单元先进油，然后再开预加氢单元的开工过程。
        参考文献：
        ［1］张志雄,葛培珠等.催化汽油选择性加氢技术综述[J].山东化工，2011,2（10）：27-32.
        ［2］卞瑞庆，肖玉娟，俞莉，等.汽油加氢装置技术改造及运行情况分析［J］.石油化工应用，2018，9（23）：113-117.
        ［3］蔡建崇，田振兴，彭成华等.DCC汽油全馏分选择性加氢脱硫技术(CDOS-FRCN Ⅱ)的工业应用［J］.石油炼制与化工，2018，1（42）：15-20.