李 昊 鵬

（中國石化上海石油化工股份有限公司，上海200540）

3.9 Mt/a渣油加氫裝置運行情況分析

李 昊 鵬

（中國石化上海石油化工股份有限公司，上海200540）

介紹了中國石化上海石油化工股份有限公司3.9 Mt/a渣油加氫裝置RHT系列催化劑中期工業(yè)標(biāo)定情況、RHT系列催化劑日常運行數(shù)據(jù)、裝置能耗及裝置運行存在的問題。工業(yè)標(biāo)定及日常運行數(shù)據(jù)結(jié)果表明，在冷高壓分離器壓力為15.5 MPa、體積空速為0.2 h－1、較低的反應(yīng)器床層平均溫度、較小的反應(yīng)器徑向溫差、平穩(wěn)的反應(yīng)器壓降條件下，渣油加氫裝置能夠為下游的催化裂化裝置提供低硫、低金屬、低殘?zhí)康募託渲赜驮稀Ｖ衅诠I(yè)標(biāo)定期間RHT系列催化劑的平均脫硫率為89.82%，平均降殘?zhí)柯蕿?5.01%，平均脫金屬率為86.39%，說明RHT系列加氫精制催化劑具有較高的脫硫、降殘?zhí)俊⒚摻饘倩钚?。同時，日常運行數(shù)據(jù)表明RHT系列加氫精制催化劑具有較低的失活率，能夠滿足催化劑長周期平穩(wěn)運行的需要。目前裝置由于循環(huán)氫壓縮機轉(zhuǎn)數(shù)無法調(diào)節(jié)，造成裝置的兩個反應(yīng)系列不能達(dá)到理想的氫油比，將成為渣油加氫裝置滿負(fù)荷運行至催化劑末期時的最大瓶頸。

渣油加氫 催化劑 工業(yè)標(biāo)定 能耗

中國石化上海石油化工股份有限公司（以下簡稱上海石化）在實施16 Mt/a煉油改造項目前，煉油綜合能力為12 Mt/a，柴汽比為4.5，是國內(nèi)煉化企業(yè)柴汽比最高的煉油廠之一。這種總流程配置的結(jié)果導(dǎo)致原油采購成本高、煉油產(chǎn)品結(jié)構(gòu)不合理，并且大部分煉油產(chǎn)品為化工裝置配套且不優(yōu)化，也致使化工原料結(jié)構(gòu)不合理。2011年上海石化進(jìn)行16 Mt/a煉油改造工程的建設(shè)，主要解決以下問題：①提高加工高硫原油的能力，取消加工低硫原油，降低原油采購成本；②調(diào)整煉油產(chǎn)品結(jié)構(gòu)，降低柴汽比，提升煉油產(chǎn)品平均價格；③優(yōu)化化工原料結(jié)構(gòu)，降低化工原料成本，為現(xiàn)有芳烴和乙烯原料的優(yōu)化提供更大的空間，同時為下游精細(xì)化工的發(fā)展提供原料支持；④將陳山原油碼頭、罐區(qū)轉(zhuǎn)變功能，成為汽油、柴油轉(zhuǎn)運樞紐，從而提高上海石化煉油板塊的綜合盈利水平［1］。

上海石化3.9 Mt/a渣油加氫裝置是16 Mt/a煉油改造工程中的主體裝置。針對高金屬含量劣質(zhì)渣油的加工過程，國外先后開發(fā)了移動床在線置換工藝及沸騰床加氫裂化工藝，并實現(xiàn)了工業(yè)應(yīng)用，但是這幾種新工藝在操作穩(wěn)定性以及經(jīng)濟效益方面都明顯不及固定床渣油加氫工藝［2］。因此，上海石化3.9 Mt/a渣油加氫裝置采用中國石化工程建設(shè)公司開發(fā)的固定床渣油加氫技術(shù)。研究表明，進(jìn)料中硫含量的增加能直接引起催化裂化汽油、柴油及焦炭中硫含量的增加，影響產(chǎn)品質(zhì)量，并導(dǎo)致再生煙氣排放無法達(dá)標(biāo)［3］。在固定床渣油加氫工藝中，由于原料油中金屬含量不斷增加，經(jīng)常導(dǎo)致裝置運轉(zhuǎn)過程中壓降上升而被迫停工［4］。為了提高渣油加氫裝置的脫雜質(zhì)率，選擇中國石化石油化工科學(xué)研究院（石科院）開發(fā)的脫硫催化劑RMS-30、脫金屬催化劑RDM-35等新一代RHT系列渣油加氫催化劑。本文介紹上海石化3.9 Mt/a渣油加氫裝置RHT系列催化劑中期工業(yè)標(biāo)定情況、RHT系列催化劑日常運行數(shù)據(jù)、裝置能耗及裝置運行中存在的問題。

1 裝置工藝簡介

渣油加氫工藝流程示意見圖1。由圖1可見：反應(yīng)進(jìn)料泵至熱、冷低壓分離器的反應(yīng)部分設(shè)置A、B兩個獨立的反應(yīng)系列，每一個系列各有5臺加氫反應(yīng)器，分別為一反、二反、三反、四反和五反，兩個系列可以實現(xiàn)單開單停；反應(yīng)產(chǎn)物分離采用熱高壓分離器方案，并設(shè)置液力透平回收從熱高壓分離器（熱高分）到熱低壓分離器（熱低分）的能量；設(shè)置循環(huán)氫脫硫塔，并設(shè)置一套液力透平回收循環(huán)氫脫硫塔至富胺液閃蒸罐的能量；反應(yīng)注水采用高-低壓注水方案，熱低分氣空冷器前連續(xù)注水，冷低分兼作高壓注水緩沖罐。

圖1 渣油加氫裝置工藝流程

2 RHT系列催化劑的運行情況

2.1 催化劑的裝填情況

2012年10月21日開始進(jìn)行催化劑裝填。至2012年10月31日催化劑裝填工作結(jié)束，裝置反應(yīng)系統(tǒng)總計裝入催化劑1 431.705 t。

2.2 催化劑中期標(biāo)定情況

上海石化渣油加氫裝置A系列于2012年11月25日一次開車成功，并于11月26日開始摻煉渣油；B系列于11月30日一次開車成功，并于12月1日開始摻煉渣油。裝置于2013年7月10—12日進(jìn)行催化劑運行中期標(biāo)定，對裝置進(jìn)行物料平衡核算，并對能耗、物耗及產(chǎn)品質(zhì)量進(jìn)行考核，同時考察渣油加氫催化劑的運行情況。

2.2.1 原料性質(zhì) 標(biāo)定期間渣油加氫裝置原料由Ⅱ套常減壓蒸餾裝置和Ⅲ套常減壓蒸餾裝置提供，Ⅱ套常減壓蒸餾裝置加工巴士拉、阿曼、罕戈、沙中原油，Ⅲ套常減壓蒸餾裝置加工巴士拉、沙中、沙輕原油。標(biāo)定期間常壓渣油加工量為195 t/h，減壓渣油加工量為195 t/h。另外，摻煉罐區(qū)焦化蠟油30 t/h，摻煉減四線、減壓重蠟油及減壓洗滌油共35 t/h。標(biāo)定期間的原料油性質(zhì)見表1。從表1可以看出，標(biāo)定期間原料油中S，N，V，Ca，Na含量及殘?zhí)烤仍O(shè)計值低，Ni含量與設(shè)計值接近，F(xiàn)e含量高于設(shè)計值，瀝青質(zhì)含量遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于設(shè)計值，即標(biāo)定期間裝置的原料性質(zhì)優(yōu)于設(shè)計值，原料性質(zhì)的優(yōu)化可以相對延長催化劑的運轉(zhuǎn)周期。

2.2.2 主要操作條件 標(biāo)定期間的主要操作條件見表2。從表2可以看出：標(biāo)定期間的主要操作參數(shù)基本在設(shè)計范圍內(nèi)，冷高分壓力、平均反應(yīng)溫度及系統(tǒng)壓差等均與設(shè)計值接近；兩個系列反應(yīng)器的徑向溫差基本小于4℃。該加氫反應(yīng)器具有較小的徑向溫差、較平穩(wěn)的系統(tǒng)壓差、較低的反應(yīng)器床層平均溫度，說明加氫精制催化劑運行效果良好，可滿足裝置長周期運行的需要。

2.2.3 產(chǎn)品性質(zhì) 標(biāo)定期間的主要產(chǎn)品性質(zhì)見表3。從表3可見，加氫渣油中硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均為0.35%左右，殘?zhí)苛科骄鶠?.4%左右，瀝青質(zhì)含量平均為1.8%左右，金屬含量較低，是優(yōu)質(zhì)的催化裂化原料。由標(biāo)定數(shù)據(jù)可見，該套渣油加氫技術(shù)所使用的RHT系列加氫精制催化劑在脫硫、降殘?zhí)亢兔摻饘俜矫婢哂休^高的活性。

2.2.4 催化劑性能 標(biāo)定期間的催化劑性能評價結(jié)果見表4。從表4可以看出，在冷高分壓力為15.5 MPa、兩個系列反應(yīng)器平均床層溫度在376℃左右的條件下，平均脫硫率為89.82%，平均脫氮率為53.33%，平均降殘?zhí)柯蕿?5.01%，平均脫金屬率為86.39%，與設(shè)計值基本一致，說明渣油加氫裝置所使用的RHT系列催化劑具有較高的脫硫、降殘?zhí)?、脫金屬活性，并且催化劑失活率較低，能

夠滿足裝置連續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)的需要。

表1 渣油加氫裝置標(biāo)定期間的原料油性質(zhì)

表2 標(biāo)定期間的主要操作條件

表3 標(biāo)定期間產(chǎn)品性質(zhì)

表4 標(biāo)定期間的催化劑性能評價結(jié)果

3 裝置運行情況分析

上海石化3.9 Mt/a渣油加氫裝置A系列于2012年11月26日切換渣油，B系列于12月1日切換渣油，至2013年11月10日A系列運轉(zhuǎn)350天，B系列運轉(zhuǎn)345天。

3.1 平均反應(yīng)溫度

渣油加氫裝置自投入運轉(zhuǎn)至今，A、B兩個系列的平均反應(yīng)溫度（CAT）以及各反應(yīng)器的平均溫度變化情況見圖2和圖3。由圖2和圖3可以看出：B系列反應(yīng)溫度比A系列略高；A系列的平均反應(yīng)溫度為383℃，其中一反至五反床層平均溫度分別為368，382，388，387，383℃；B系列的平均反應(yīng)溫度為385℃，一反至五反床層平均溫度分別為369，385，389，390，384℃；在裝置運行接近一年的周期里，兩個系列反應(yīng)器提溫速率平穩(wěn)，催化劑失活速率較低，各反應(yīng)器的提溫空間比較大，反應(yīng)系統(tǒng)可以滿足裝置繼續(xù)連續(xù)平穩(wěn)運行的需要。

圖2 渣油加氫裝置A列的平均反應(yīng)溫度及各反應(yīng)器平均溫度的變化情況

圖3 渣油加氫裝置B列的平均反應(yīng)溫度及各反應(yīng)器平均溫度的變化情況

3.2 反應(yīng)器徑向溫差

圖4、圖5為A、B兩系列各反應(yīng)器徑向溫差的變化情況。從圖4和圖5可以看出，兩系列反應(yīng)器徑向溫差較小且較穩(wěn)定，平均在6℃以下，距離反應(yīng)器徑向溫差不能大于12℃的指標(biāo)還有很大空間。

3.3 反應(yīng)器壓降

圖6、圖7為A、B兩系列各反應(yīng)器壓降的變化情況。由圖2、圖3、圖6和圖7可見：運轉(zhuǎn)的前45天，二反、三反、四反和五反壓降逐漸增加，其后隨著反應(yīng)溫度的升高，壓降逐漸下降；兩系列各反應(yīng)器的壓降較穩(wěn)定，平均在0.4 MPa以下，遠(yuǎn)低于單臺反應(yīng)器壓降不大于0.7 MPa的指標(biāo)要求。

3.4 反應(yīng)器溫升

圖8、圖9為A、B兩系列各反應(yīng)器溫升的變化情況。由圖8和圖9可見，雖然裝置運轉(zhuǎn)至250天以后兩個系列的二反溫升逐漸升高，其中B列的二反溫升達(dá)到25℃，但是與單臺反應(yīng)器溫升不大于30℃的指標(biāo)要求還有一定的差距，裝置運行依然比較平穩(wěn)。

圖4 渣油加氫裝置A列各反應(yīng)器徑向溫差變化情況

圖5 渣油加氫裝置B列各反應(yīng)器徑向溫差變化情況

圖6 渣油加氫裝置A列各反應(yīng)器壓降變化情況

圖7 渣油加氫裝置B列各反應(yīng)器壓降變化情況

圖8 渣油加氫裝置A列各反應(yīng)器溫升變化情況

圖9 渣油加氫裝置B列各反應(yīng)器溫升變化情況

3.5 裝置能耗

2013年1月—9月裝置能耗數(shù)據(jù)見表5。從表5可以看出，裝置運行的能耗高于設(shè)計的末期能耗，其主要原因是3.5 MPa蒸汽和燃料氣單耗遠(yuǎn)高于設(shè)計單耗，因此在裝置安穩(wěn)運行的過程中還有進(jìn)一步降低能耗的潛力。

表5 裝置能耗情況

4 裝置目前存在的問題

（1）裝置B系列反應(yīng)分離部分三相分離效果不佳，造成重油組分進(jìn)入冷高分及冷低分，使油水分離困難，酸性水中帶重油。這可能是由于中間分隔板檢修人孔的密封不好，使水相漏至油相中。停工換劑期間應(yīng)仔細(xì)檢查、更換墊片。若密封沒有問題，將在油側(cè)擋板頂部增設(shè)導(dǎo)流板，使油、水進(jìn)料沿?fù)醢逑蛳铝髦练炙淖髠?cè)。

（2）裝置兩個系列循環(huán)氫壓縮機蒸汽透平在氣閥全開的情況下依然達(dá)不到正常轉(zhuǎn)速，造成循環(huán)氫氣量無法達(dá)到設(shè)計要求，使兩個反應(yīng)系列的氫油比低于設(shè)計值。其原因可能如下：①蒸汽品質(zhì)差，汽輪機葉輪結(jié)垢；②汽輪機蒸汽入口過濾器壓差大，需清洗；③蒸汽供給壓力低。循環(huán)氫壓縮機轉(zhuǎn)數(shù)將成為渣油加氫裝置長周期運行的最大瓶頸。

5 結(jié) 論

自開工運行至2013年11月上海石化渣油加氫裝置運行情況基本達(dá)到了預(yù)期的目標(biāo)，在冷高分壓力為15.5 MPa、體積空速為0.2 h－1、較低的反應(yīng)器床層平均溫度、較小的反應(yīng)器徑向溫差、平穩(wěn)的反應(yīng)器壓降條件下，能夠為下游的催化裂化裝置提供低硫、低金屬、低殘?zhí)康募託渲赜驮?。中期工業(yè)標(biāo)定期間的平均脫硫率為89.82%，平均降殘?zhí)柯蕿?5.01%，平均脫金屬率為86.39%，說明RHT系列加氫精制催化劑具有較高脫硫、降殘?zhí)?、脫金屬活性。同時，日常運行數(shù)據(jù)表明RHT系列加氫精制催化劑具有較低的失活率，能夠滿足催化劑長周期平穩(wěn)運行的需要。目前裝置由于循環(huán)氫壓縮機轉(zhuǎn)數(shù)無法調(diào)節(jié)，造成裝置兩個反應(yīng)系列不能達(dá)到理想的氫油比，將成為渣油加氫裝置滿負(fù)荷運行至催化劑末期時的最大瓶頸。

［1］李鴻根.上海石化煉油總流程優(yōu)化方案探討［J］.石油化工技術(shù)與經(jīng)濟，2013，29（2）：1-9

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［3］陳俊武.催化裂化工藝與工程［M］.北京：中國石化出版社，2005：439-440

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OPERATION ANALYSIS OF 3.9 Mt/a RESIDUE HYDROTREATING UNIT

Li Haopeng
（SINOPEC Shanghai Petrochemical Co.Ltd.，Shanghai 200540）

The calibration results，daily operation data，unit energy consumption，and the problems in operation of 3.9 Mt/a residue hydrotreating unit with RHT series catalysts in Shanghai Petrochemical Co.Ltd.was introduced.Industrial operation shows that RHT series catalysts have higher HDS，HDCCR，and HDM activity as well as lower deactivation rate and can provide RFCC feedstocks with low sulfur，low carbon and low metal under the reaction conditions of 15.5 MPa in cold high pressure separator and space velocity 0.2 h－1.The mid-term calibration results show that the average removal rates of HDS，HDCCR，and HDM are 89.82%，65.01%，86.39%respectively.The unit runs smoothly with lower reaction temperature，less radical temperature difference and pressure drop rising and can meet the requirements for long term operation.The problem is that the two series of residue hydrotreating reactor system cannot reach the ideal hydrogen to oil ratio due to the difficulties to adjust revolutions of circulating hydrogen compressor，which may become the bottleneck for full capacity operation at the endof-run.

residue hydrotreating；catalyst；industrial calibration；energy comsumption

2013-10-28；修改稿收到日期：2014-01-23。

李昊鵬，本科，工程師，2007年畢業(yè)于南京工業(yè)大學(xué)化學(xué)工程與工藝專業(yè)，主要從事加氫裝置的生產(chǎn)管理工作。

李昊鵬，E-mail：lihaopeng1984＠163.com。