唐夢(mèng)瑤，王翛嫄

（中國(guó)石油長(zhǎng)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(mèng)瑤，王翛嫄

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶石化公司，陜西咸陽 712000）

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

汽油加氫；辛烷值；溫差；DSO技術(shù)

長(zhǎng)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(jì) 60×104t/a，開工時(shí)數(shù)8 400 h。裝置設(shè)計(jì)以催化汽油為原料，目的產(chǎn)品為國(guó)Ⅳ標(biāo)準(zhǔn)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(shí)考慮滿足遠(yuǎn)期的國(guó)Ⅴ汽油標(biāo)準(zhǔn)。

1 運(yùn)行指標(biāo)分析

1.1 裝置開工期間運(yùn)行狀況

2013年11月23日，引進(jìn)催化汽油裝置。25～27日，裝置進(jìn)入初期國(guó)IV運(yùn)行試生產(chǎn)階段，加工量逐漸從56 t/h提至設(shè)計(jì)負(fù)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(guó)IV運(yùn)行階段輕汽油抽出比例穩(wěn)定，按設(shè)計(jì)值控制在總進(jìn)料的40%左右。試運(yùn)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(gè)單位的國(guó)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(yùn)行狀況

汽油加氫裝置開工以來，一直按國(guó)IV生產(chǎn)方案進(jìn)行生產(chǎn)。2014年3月4日至6日，對(duì)裝置進(jìn)行了性能考核工作，生產(chǎn)運(yùn)行期間的原料供應(yīng)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(jì)值優(yōu)良，更有利于生產(chǎn)操作。其原料指標(biāo)、裝置運(yùn)行考核期間主要操作參數(shù)、裝置運(yùn)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(yùn)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(guó)IV工況標(biāo)定期間，預(yù)加氫反應(yīng)器入口溫度控制93℃，加氫脫硫反應(yīng)器入口溫度控制209℃，加氫后處理反應(yīng)器入口溫度控制243℃，可實(shí)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(gè)過程研究法辛烷值損失0.2個(gè)單位，C5+產(chǎn)品收率99.76%，滿足國(guó)IV汽油調(diào)和組分要求，可實(shí)現(xiàn)在設(shè)計(jì)負(fù)荷100%的條件下平穩(wěn)運(yùn)行達(dá)到設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)。

2 存在的問題及改進(jìn)措施

2.1 存在問題

（1）裝置的設(shè)計(jì)運(yùn)行參數(shù)與實(shí)際生產(chǎn)運(yùn)行數(shù)據(jù)差距較大，不能直接指導(dǎo)現(xiàn)實(shí)生產(chǎn)，如加氫脫硫反應(yīng)器入口溫度設(shè)計(jì)值245℃，而實(shí)際為209℃，偏差較大。

（2）加氫脫硫反應(yīng)器和加氫后處理反應(yīng)器溫差設(shè)計(jì)值為50℃，試運(yùn)行階段溫差僅為34℃，隨著運(yùn)行時(shí)間的增長(zhǎng)，兩個(gè)反應(yīng)器溫差降至25℃左右，與設(shè)計(jì)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(yīng)器和加氫后處理反應(yīng)器溫差較小、反應(yīng)器溫度調(diào)整手段不靈活導(dǎo)致。為了增加兩個(gè)反應(yīng)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(duì)加氫脫硫反應(yīng)器R9201與加氫后處理反應(yīng)器R9202的換熱流程進(jìn)行技改，拉開兩反應(yīng)器之間的溫差并盡可能靠近設(shè)計(jì)值，以實(shí)現(xiàn)加氫脫硫反應(yīng)器溫度調(diào)節(jié)的可控性，靈活調(diào)整三個(gè)加氫反應(yīng)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(guó)IV運(yùn)行期間典型分析數(shù)據(jù)

2.2 改進(jìn)措施

2.2.1 增加加氫脫硫反應(yīng)器R9201頂注氫點(diǎn) 原流程中，通過在反應(yīng)器R9201中部注入急冷氫的方式控制反應(yīng)器床層溫升。為進(jìn)一步降低R9201入口溫度，將循環(huán)氫壓縮機(jī)返回線自控閥PIC6024后手閥處，接DN40臨時(shí)管線至R9201頂部的氮?dú)饩€，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(yīng)器出口至E9103入口跨線 通過增加后處理反應(yīng)器R9202出口至E9103入口跨線的方式，減少進(jìn)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(jìn)入R9201的溫度有所降低，并達(dá)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(jìn)一步降低，在原E9201-AB跨線流程的基礎(chǔ)上進(jìn)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(jìn)一步降低汽油至E9202AB殼程入口的溫度，從而達(dá)到降低R9201入口溫度的目的（見圖3）。

由裝置運(yùn)行數(shù)據(jù)可以看出，在保證加氫后處理反應(yīng)器R9202反應(yīng)溫度的基礎(chǔ)上，通過改造有效降低反應(yīng)器R9201的入口溫度，使兩反應(yīng)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(guó)IV生產(chǎn)方案進(jìn)行生產(chǎn)期間，產(chǎn)品汽油硫含量達(dá)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(dá)到全廠汽油產(chǎn)品調(diào)和目標(biāo)（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(guó)IV生產(chǎn)方案進(jìn)行生產(chǎn)，可以達(dá)到全廠汽油產(chǎn)品調(diào)和目標(biāo)。然而，隨著國(guó)家對(duì)輕質(zhì)油品質(zhì)量要求的日益提高，國(guó)V汽油的生產(chǎn)已經(jīng)成為新的生產(chǎn)目標(biāo)。2017年9月9～14日，裝置進(jìn)行國(guó)V汽油試生產(chǎn)。試運(yùn)行期間，未對(duì)現(xiàn)運(yùn)行的國(guó)IV汽油工藝流程進(jìn)行調(diào)整，而主要通過提高加氫脫硫反應(yīng)系統(tǒng)溫度、調(diào)整分餾塔輕重汽油切割比例的方式進(jìn)行操作調(diào)整。結(jié)果表明，隨著反應(yīng)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(dá)到國(guó)V汽油生產(chǎn)要求，汽油辛烷值損失維持在1.5個(gè)單位左右，最大可達(dá)到2.8個(gè)單位。可見，國(guó)V汽油試生產(chǎn)時(shí)，隨著產(chǎn)品硫含量下降，不可避免會(huì)帶來汽油辛烷值損失加大的問題。此外，面對(duì)產(chǎn)品質(zhì)量升級(jí)要求，改造并不能從根本上解決辛烷值損失的問題，需要對(duì)裝置換熱流程進(jìn)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(shí)現(xiàn)了汽油清潔生產(chǎn)階段性目標(biāo)，但對(duì)持續(xù)清潔生產(chǎn)有其局限性。

表5 國(guó)IV運(yùn)行期間產(chǎn)品汽油分析數(shù)據(jù)

圖4

表6 國(guó)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(jí)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(dá)到國(guó)Ⅴ標(biāo)準(zhǔn)。

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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(mèng)瑤，女，2011年畢業(yè)于哈爾濱商業(yè)大學(xué)工業(yè)工程專業(yè)，現(xiàn)在長(zhǎng)慶石化公司機(jī)動(dòng)設(shè)備處從事設(shè)備管理工作。