催化汽油加氫脫硫裝置國Ⅴ升級改造設計

接 瑜

中國石油工程建設公司華東設計分公司

催化汽油加氫脫硫裝置國Ⅴ升級改造設計

接 瑜

中國石油工程建設公司華東設計分公司

某煉廠已投產的90×104t/a催化汽油加氫脫硫裝置原設計為滿足國Ⅳ汽油標準的要求而建。同時，為了應對汽油升級步伐的加快，使其將來可以平穩過渡至國Ⅴ汽油生產，設計中兼顧了國Ⅴ汽油的生產工況。其主體設備如反應器、加熱爐采用“一步到位”的設計方法，而循環氫壓縮機和新氫壓縮機則根據機型的大小分別采取了“預留位置”和“一步到位”的設計方法。由此，不僅可滿足目前的生產要求，也為將來國Ⅴ汽油的順利升級奠定了基礎。但由于加工原油的品種發生了變化，在進行國Ⅴ汽油升級改造時，催化汽油的硫質量分數由150×10-6升高至200×10-6，分餾塔的切割比例與原設計國Ⅴ工況相比由4∶6變成了3.5∶6.5。結合新國Ⅴ工況下操作條件的變化及實際裝置運行過程中遇到的問題，對該裝置進行了增加1臺加氫后處理反應器、增加1臺循環氫壓縮機、更換加熱爐燃燒器、更換循環氫脫硫塔塔盤以及冷換設備等措施，順利完成本次改造。

催化裂化汽油 加氫脫硫 國V汽油標準 改造

隨著人們對環保問題的日益重視，對清潔燃料的需求不斷增長，汽、柴油標準也日益嚴苛[1]。為了適應國Ⅳ汽油質量升級的要求，某煉廠于2012年新建1套90×104t/a催化汽油選擇性加氫脫硫裝置，裝置原料催化裂化冷油性質見表1。原設計催化汽油中硫質量分數為150×10-6，考慮到汽油質量升級的需求，設計時同時兼顧了在對主體設備不做大改動的前提下平穩升級至國Ⅴ汽油產品的措施。該裝置于2013年10月一次開車成功，生產出滿足國Ⅳ標準要求的合格汽油。但根據全廠總體規劃，該煉廠于2014年開始將陸續加工一部分俄羅斯原油，導致催化汽油原料中的硫質量分數升至200×10-6，催化劑專利商根據原料性質的變化，提出在國Ⅴ汽油的生產工況下，原有設計條件需進行相應的變更。針對上述設計條件的變更，并結合目前裝置運行的實際情況，切實可行地制定了國Ⅴ汽油升級改造的具體方案。

表1 目前裝置原料催化裂化汽油性質Table1 PropertiesofFCCgasoline分析項目催化汽油餾程/℃IBP3850%80EP189族組成φ(烷烴)/%51．2φ(烯烴)/%36．4φ(芳烴)/%12．4w(硫)/(μg·g-1)150w(硫醇硫)/(μg·g-1)26．1RON90．2二烯值/(gI·(100g)-1)1．04

1 目前裝置的設計情況

本裝置采用中國石油DSO加氫脫硫技術[2]。該技術的基本特點是采用兩段加氫，全餾分催化裂化汽油首先經過一段預加氫處理，在非常緩和的加氫條件下，將輕質硫化物轉化為重質硫化物。同時，將大部分雙烯烴加氫轉化為單烯烴，以防止雙烯烴聚合生成的膠質對后續二段加氫操作周期產生影響。預加氫反應產物再進入分餾塔進行輕重汽油的切割，其切割點由加氫后汽油的硫含量要求決定。加氫后汽油中硫含量的要求越低，其切割點越低，即越多的重汽油需進入后續二段加氫部分進行深度脫硫。而輕汽油中硫含量很低，可直接作為汽油調合組分出裝置；硫含量較高的重汽油餾分則進入二段加氫脫硫部分，繼續進行深度處理。二段加氫脫硫的反應條件與精制后重汽油的硫含量要求直接對應，硫含量要求越低，反應條件越苛刻。精制后的重汽油餾分與輕汽油組分一同作為汽油調合組分。催化裂化汽油加氫脫硫裝置的工藝流程示意圖見圖1。

原設計中，對于生產滿足國Ⅳ、國Ⅴ兩種標準要求的汽油加氫工況，該技術的工藝流程相同，而且由于原料中硫含量偏低，二段加氫部分只需1臺加氫脫硫反應器。但在反應條件及輕、重汽油的切割比例上，兩種工況存在一定的差異，原設計在國Ⅳ、國Ⅴ兩種工況下，分餾塔的切割比例分別為5∶5和4∶6，二段加氫部分的氫油比分別為200和250，兩種工次下的操作條件對比見表2。針對這一特點，原設計在對反應器、加熱爐、壓縮機等關鍵設備的設計上，將加氫脫硫反應器、加熱爐的設計一步到位，并預留了國Ⅴ工況下增加1臺循環氫壓縮機的位置。由于國Ⅴ工況下二段加氫部分的處理量已經提高了20%，因此對二段加氫部分的設備如塔器、機泵、換熱器等，將國Ⅴ工況作為核算工況，為避免國Ⅳ運行工況下設備余量太大造成投資的增加和能耗的浪費，在此基礎上不再留有余量。采用這樣的設計思路，不僅實現了國Ⅳ汽油的生產目標，同時可兼顧將來以最低的投入、在最短時間內實現向國Ⅴ汽油升級改造的目標[3]。

該裝置自2013年投產以來，運行良好，生產的汽油產品滿足國Ⅳ標準。2014年5月，對該裝置進行了國Ⅳ汽油工況標定，標定結果表明：DSO技術穩定、可靠，產品中硫質量分數低于60×10-6、辛烷值損失在1個單位以下，裝置設計操作靈活，滿足國Ⅳ標準汽油的生產需求。為了解該裝置在國Ⅴ工況運行下的問題，以指導本次的國Ⅴ汽油升級改造，2015年9月，又對該裝置進行了國Ⅴ汽油工況標定，標定結果表明：

表2 國Ⅳ和國Ⅴ兩種工況下操作條件對比Table2 ComparisonofoperationconditionsofnationalgasolineⅣandV項目國Ⅳ國Ⅴ預加氫反應器反應溫度(初期/末期)/℃120/200120/200體積空速/h-133化學氫耗，w/%0．10．1氫油比(0℃，101．325kPa)1010分餾塔輕重汽油切割比例5∶54∶6加氫脫硫反應器反應壓力(G)/MPa2．22．2反應溫度(初期/末期)/℃250/300240/320體積空速/h-133化學氫耗，w/%0．30．58氫油比(0℃，101．325kPa)200250

(1) 在滿足國Ⅴ工況脫硫率的前提下，需要提高二段加氫脫硫反應器的溫度，而溫度的升高導致裂化反應加劇，從而造成辛烷值損失加大，產品硫質量分數低于15×10-6，辛烷值損失最高約2個單位。

(2) 國Ⅴ工況下分餾塔的切割與國Ⅳ工況相比，塔頂輕餾分減少，塔底重餾分增多，即需將更多的重餾分去二段加氫脫硫，由于輕餾分直接出裝置去汽油調合，在國Ⅴ工況要求更低硫含量的條件下，則需進一步提高分餾精度，以防止輕汽油餾分中的有機硫夾帶，即需要更大的回流比，而塔頂的冷卻負荷不足成為進一步增大回流比的瓶頸。

(3) 為防止脫除下來的硫化氫氣體與汽油中的烯烴重新反應生成硫醇，從而影響脫硫效果，二段加氫的循環氫流程中設置有循環氫脫硫塔，通過胺液洗滌以保證循環氫中的硫化氫體積分數低于40×10-6，由于國Ⅴ工況下要求更高的氫油比，而在循環氫流量提高的條件下，循環氫脫硫塔霧沫夾帶嚴重，導致液相被氫氣夾帶至循環氫壓縮機前的入口分液罐，影響裝置的安全平穩生產。

2 國Ⅴ工況下設計條件的變化

由于未來規劃加工俄羅斯原油，原料催化汽油硫含量將會升高，專利商根據原料油性質的變化，提出未來國Ⅴ工況下分餾塔的切割比例需要達到35∶65，且二段加氫部分需要在加氫脫硫反應器后面串聯1臺加氫后處理反應器，改造后國Ⅴ工況與原設計國Ⅴ工況操作條件對比見表3。

表3 改造后國Ⅴ工況與原設計國Ⅴ工況操作條件對比Table3 OperationconditionscomparisonoforiginaldesignandrevampofnationalstandardofgasolineV項目原設計國Ⅴ改造后國Ⅴ預加氫反應器反應溫度(初期/末期)/℃120/200120/200體積空速/h-133化學氫耗，w/%0．10．1氫油比(0℃，101．325kPa)1010分餾塔輕重汽油切割比例4∶635∶65加氫脫硫反應器反應壓力(G)/MPa2．22．2反應溫度(初期/末期)/℃240/320220/310體積空速/h-133化學氫耗，w/%0．580．33氫油比(0℃，101．325kPa)250250

新增的加氫后處理反應器的操作條件見表4。

表4 加氫后處理反應器操作條件Table4 Operationconditionsofreactorafterhydrotreating項目初期末期反應入口溫度/℃260360反應出口溫度/℃275370體積空速/h-133化學氫耗，w/%0．10．1

改造后國Ⅴ條件與原設計國Ⅴ條件相比，分餾塔切割比例發生了變化，導致二段加氫部分的處理量在原國Ⅴ工況的基礎上又提高了8%，由于原設計的二段加氫部分在滿足分餾塔切割比例為4∶6(即原設計的國Ⅴ工況)的基礎上已無余量，因此，若要滿足新國Ⅴ工況下的分餾塔切割比例35∶65，二段加氫部分的設備和管線需要重新核算。

3 改造措施

3.1 加氫后處理反應器

根據專利商提供的數據包，改造后國Ⅴ條件中需要增加1臺加氫后處理反應器，進一步脫除重汽油中的微量硫和硫醇，以降低加氫脫硫反應器的苛刻度，同時降低氫耗和辛烷值損失。2015年9月的國Ⅴ工況標定也突顯了該問題，在國Ⅴ工況所要求的目標產品中硫含量更低的條件下，僅用1臺加氫脫硫反應器很難達到效果，只能采取提高反應溫度的方法，其結果是裂化反應加劇，從而導致辛烷值損失增大。

加氫后處理反應器有以下兩種設置方式：

(1) 在加氫脫硫反應器后、反應產物加熱爐前串聯。以末期工況為例，由于加氫脫硫反應器溫升為20 ℃，其出口溫度為330 ℃，而加氫后處理反應器入口溫度為360 ℃，因此，需要在兩臺反應器之間串聯1臺換熱器，利用加熱爐出口物流作為熱源，加氫后處理反應器的入口溫度通過加熱爐出口熱源的熱旁路控制；加氫脫硫反應器的入口溫度與加熱爐的出口溫度及燃料氣串級，通過控制燃料氣的消耗量進行控制。具體流程及控制方案見圖2。

(2) 在穩定塔塔底重沸器的后面、加氫脫硫進料/產物換熱器前面串聯。如果將加氫后處理反應器設置在穩定塔重沸器的后面，可以將加氫后處理反應器的入口溫度與加熱爐的出口溫度及燃料氣串級，通過控制燃料氣的消耗來控制加氫后處理反應器的入口溫度；而加氫脫硫反應器的入口溫度通過加氫后處理反應器出口物料的熱旁路控制。該設置方式與第1種設置方式相比，省去了1臺換熱器。具體流程及控制方案見圖3。

表5 兩種設置流程的設備選型表Table5 Equipmentselectionfortwoflowdesignschemes方案設備位號數量/臺型號方案1E?1061Ф600×6000R?1031Φ2800×3900(切)A?1022GP9×3方案2R?1031Φ2800×3900(切)A?1023GP9×3

表6 兩種設置流程的能耗Table6 Energyconsumptionoftwoflowdesignschemes項目方案1方案2反應產物加熱爐F?102燃料氣消耗/(kg·h-1)335502反應產物空冷器A?102電耗/kW5266進料/(MJ·t-1)135．65202．22注：1．燃料氣發熱量為41868kJ/kg，加熱爐效率為92%。2．數據為末期工況消耗。

設備選型方面，方案1比方案2增加了一臺Ф600×6 000換熱器，其介質溫度較高，并且含氫，需要采用合金鋼材質；方案2比方案1增加了1臺GP9×3空冷器，其材質選用碳鋼。方案1比方案2一次性投資增加約33萬元。

能耗方面，方案1比方案2節省燃料氣167 kg/h，電耗14 kW，折合能耗指標66.57 MJ/t進料。以1 m3燃料氣(0 ℃，101.325 kPa)2.7元、1 kW·h電0.7元計算，方案1的投資回收期為1個月。因此，從投資和能耗方面考慮，方案1優于方案2。但對于改造項目，方案1存在以下缺點：①由于新增了1臺換熱器E-106，循環氫系統壓降增大了80 kPa；②占地面積增加了15 m2。

本項目由于原設計的國Ⅴ工況未考慮增加加氫后處理反應器，其占地面積及壓降對目前的平面布置及循環氫壓縮機的壓比影響較大，如若采用方案1，需再增加1臺換熱器，平面布置及循環氫壓縮機不能滿足要求，故只能采用方案2。但對于新設計，推薦采用方案1以節省能耗。

3.2 循環氫壓縮機

原設計中預留了國V升級改造新增1臺循環氫壓縮機的位置，以與現有的兩臺壓縮機兩開一備使用，本次國V汽油操作條件與原設計的國V汽油操作條件相比，氫油比不變，但二段加氫處理量增加了8%。經計算選型，目前的預留位置可以滿足要求。因此，新增1臺循環氫壓縮機。

3.3 加熱爐

由于二段加氫規模的增加及新增的加氫后處理反應器需要更高的加熱爐出口溫度，因此，反應產物加熱爐(F-102)的負荷由原設計的4.9 MW增至6 MW，本次改造原有的4臺燃燒器需全部更換，同時，為降低該爐對流段出口的煙氣溫度，在對流段的排管位置增加了2排翅片管。

分餾塔塔底重沸爐熱負荷受兩個因素影響：①國Ⅴ工況下分餾塔的分餾精度提高，使得該重沸爐負荷提高；②國Ⅴ工況下塔頂輕汽油餾分所占比例減少，重沸爐負荷降低?？紤]兩方面綜合作用，重沸爐負荷由10.18 MW增至10.8 MW，經核算，該加熱爐可利舊。

3.4 循環氫脫硫塔

二段加氫規模的增大及氫油比的增大均導致循環氫脫硫塔的氣相負荷增加，而標定結果反映出的發泡現象也表明塔盤開孔率不足，故本次改造對該塔塔盤進行全部更換。

3.5 冷換設備

3.5.1 分餾塔頂空冷器

由于國Ⅴ工況下需要的分餾塔分餾精度提高，因此，回流比增大，塔頂冷卻負荷提高，原分餾塔塔頂空冷器采用4臺4管排空冷器(型號GP9×3)，由于目前的空間有限，將原有的4臺空冷器更換為6管排。

3.5.2 反應產物空冷器

由于二段加氫部分加熱爐出口溫度提高，反應產物空冷器原為2臺GP9×3空冷器，需再增加1臺型號相同的空冷器。

其他管線和儀表等根據核算情況進行更換。

4 運行總結

該裝置于2016年9月一次開車成功，生產出合格產品，產品中硫含量及辛烷值損失均達到預期目標。實際運行經驗總結如下：(1) 新增的加氫后處理反應器反應溫度較高，為防止反應飛溫，本次設計在反應器入口及反應器中部均設置了冷氫注入裝置，據現場操作人員反映，該措施非常必要且實用。

(2) 本次開工將預加氫反應器、加氫脫硫反應器和加氫后處理反應器串聯硫化，與國Ⅳ開工分別硫化相比，不僅節省了開工時間，還節省了硫化劑的用量。

(3) 由于二段加氫部分的加氫后處理反應器所需反應溫度最高，因此，采用其入口溫度與加熱爐燃料氣串級控制方案，而加氫脫硫反應器的入口溫度通過加氫脫硫進料/產物換熱器的熱流跨線進行控制，此控制方案最節省能耗。但由于開工初期需頻繁調整溫度，該控制方案存在一定程度的滯后，因此，現場開工初期該控制方案投用，加氫后處理反應器的入口溫度通過入口冷氫線進行控制，但長時間操作會增加能耗，因為加熱爐必須將加氫后處理反應器加熱至比所需溫度更高后此方案才可行，故需待反應平穩后再重新投用該串級控制。

5 結 語

針對某煉廠國Ⅳ至國Ⅴ汽油升級改造的要求，根據其原料中硫含量升高的實際情況，并結合國Ⅴ標定顯示出的操作瓶頸，分別討論了反應器、壓縮機、加熱爐、塔盤、冷換設備等設備的改造方案。結果表明：①加氫后處理反應器串聯在加熱爐之前，在加氫后處理反應器和加氫脫硫反應器之間設置換熱器的方法能耗最低，但本項目由于占地面積及壓降的限制，只能犧牲能耗以滿足改造要求；②在原預留位置上新增1臺循環氫壓縮機；③由于加熱負荷的增加，更換了反應產物加熱爐的燃燒器；④由于循環氫脫硫塔氣相負荷增加較多，實際國Ⅴ標定出現的霧沫夾帶現象嚴重，因此，將循環氫脫硫塔的塔盤全部更換；⑤其他冷換設備根據空間位置適當增加或原位更換。通過實施以上方案，完成了國Ⅳ至國Ⅴ汽油的升級改造。

[1] 吳云鵬, 張平. 汽油催化、醚化、烷基化組合技術的應用[J]. 石油與天然氣化工, 2016, 45(3): 47-50.

[2] 蘭玲, 鞠雅娜. 催化裂化汽油加氫脫硫(DSO)技術開發及工業試驗[J]. 石油煉制與化工, 2010, 41(11): 53-56.

[3] 接瑜, 任建生, 栗雪云, 等. 新建汽油加氫裝置適應油品升級的工程實踐[J]. 煉油技術與工程, 2014, 44(2): 22-25.

Revamp design of the FCC gasoline hydrodesulfurizationunit to upgrade to national V gasoline

Jie Yu

CNPCEastChinaDesignInstituteCo.,Ltd.,Qingdao,Shandong,China

An FCC gasoline hydrodesulfurization unit of 0.9 Mt/a in a refinery was designed to meet the national Ⅳgasoline standard. In order to reach the national V gasoline standard in the future, the main equipments such as reactor and furnaces were designed to satisfy the the national Ⅳgasoline standard. The recycle hydrogen compressor was designed to satisfy the national Ⅳ gasoline standard and the place was reserved taking the national V case into consideration while the hydrogen make-up compressor was designed to satisfy the national V gasoline standard just by one-step. The orginal design was not only to meet the national standard of gasoline Ⅳ but also laid a foundation to the smooth transition to the national standard of gasoline V. Due to the change of crude oil variety, the sulfur mass fraction of FCC was increased from 150×10-6to 200×10-6when upgraded to the national V gasoline. The cut proportion of the fraction column was changed from 4∶6 to 3.5∶6.5. Based on the change of operating conditions and problems encountered in the actual operation process, the revamp of the unit was conducted by adding a new post-hydrotreating reactor and recycle hydrogen compressor, replacing the burners of heating furnace, the tower tray of recycle hydrogen desulfurization tower and the heat exchangers.

FCC gasoline, hydrodesulfurization, the national V gasoline standard, revamp

接瑜(1983-)，女，高級工程師，2006年畢業于天津大學化學工藝專業，研究生學歷(工學碩士)，現就職于中國石油華東設計院有限公司，從事石油煉制工作，已發表論文近10篇，多次獲省部級獎勵。E-mail：jieyu@cnpccei.cn

TE624.4+31

B

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.04.003

2016-11-28；編輯：溫冬云