周禮俊， 宋永一

（1. 中國(guó)石化鎮(zhèn)海煉化分公司， 浙江 寧波 315207； 2. 中國(guó)石化撫順石油化工研究院，遼寧 撫順 113001）

為滿足國(guó)內(nèi)航煤市場(chǎng)拓展的需要，鎮(zhèn)海煉化公司在現(xiàn)有一套常規(guī)100萬t/a航煤加氫裝置的基礎(chǔ)上，計(jì)劃增上一套航煤生產(chǎn)裝置，在滿足生產(chǎn)需要的前提下，為節(jié)約投資成本[1]，決定利舊1982年建成，歷經(jīng)8次改造的Ⅰ柴油加氫（簡(jiǎn)稱Ⅰ加氫）再次改造成液相航煤加氫裝置，生產(chǎn)航煤產(chǎn)品。

Ⅰ加氫裝置原設(shè)計(jì)負(fù)荷為40萬t/a柴油加氫精制裝置，1982年底投料試車，在2001年第4次改造時(shí)更換了反應(yīng)器，擴(kuò)能至60萬t/a，2006年第6次改造時(shí)增加了循環(huán)氫脫硫系統(tǒng)，2009年第7次臨時(shí)改造成70萬t/a OCT-MD催化汽油脫硫裝置生產(chǎn)國(guó)Ⅲ汽油，運(yùn)行3個(gè)月至S Zorb裝置投產(chǎn)后停工，2010年改造恢復(fù)成焦化汽柴油加氫裝置，2012年第9次改造為液相航煤加氫裝置。

裝置由鎮(zhèn)海石化工程有限責(zé)任公司設(shè)計(jì)，處理量70萬t/a，年開工時(shí)間為8 400 h，操作彈性60%～100%，采用撫順石油化工研究院的液相加氫工藝[1]，2012年5月完成工程設(shè)計(jì)，2012年6月由鎮(zhèn)海石化工程建設(shè)安裝公司開始施工建設(shè)，2012年9月10日中交，9月17～18日催化劑裝填，19～20日氫氣5.0 MPa氣密，21～22日點(diǎn)火升溫催化劑硫化，23日切換原料調(diào)整，產(chǎn)品合格，裝置開車一次成功。

1 裝置改造

1.1 改造內(nèi)容

裝置改造前后工藝流程圖見圖 1、圖 2。裝置改造后流程較改造前更簡(jiǎn)單，具體改造內(nèi)容如下：

圖1 改造前工藝流程圖Fig. 1 The process flow diagram before transformation

（1）取消循環(huán)氫系統(tǒng)，停運(yùn)循環(huán)氫壓縮機(jī)、循環(huán)氫脫硫塔，新氫從7.0 MPa氫氣管網(wǎng)直供。

（2）取消了原汽提塔，原分餾塔內(nèi)填料卸出，改造為32層浮閥塔盤，作為液相加氫精制航煤汽提塔。

（3）高分罐未改造，但高分氣液相分離功能取消，滿罐操作，利舊高分液控閥組作為反應(yīng)器液位控制閥組。

（4）原料油泵，原分餾塔底泵因負(fù)荷不匹配，整體更新。

（5）精制航煤后精脫硫罐利舊停運(yùn)MEROX裝置航煤精脫硫罐，位置不變，新增管線連接。

（6）新增兩臺(tái)液相加氫的專利產(chǎn)品混氫均質(zhì)器。（7）原料油過濾器濾更新為50/25μm兩級(jí)過濾。原裝置取消功能部分設(shè)備管線均未廢棄，全部采用盲板隔離。

1.2 催化劑

催化劑利用原裝置催化汽油選擇性脫硫OCTMD工藝運(yùn)行時(shí)裝填的FGH-21、FGH-31催化劑，卸出再生后回裝，補(bǔ)充部分新劑。2012年9月16、17日進(jìn)行催化劑裝填，上部集垢籃取消，同時(shí)催化劑上床層，、下床層頂部分別空1 500、4 500 mm，具體裝填見表1。

表1 催化劑裝填表Table 1 Catalyst charge

2 生產(chǎn)概況

2.1 流程簡(jiǎn)述

原料油經(jīng)泵升壓后在第一混氫器內(nèi)（圖 2）與新氫進(jìn)行混和，溶解新氫200 Nm3后經(jīng)換熱器、加熱爐后在第二混氫器內(nèi)進(jìn)行二次溶氫，約450 Nm3，再進(jìn)入反應(yīng)器，反應(yīng)器頂部設(shè)少量氣相空間進(jìn)行壓力控制，過剩氫氣通過反應(yīng)器頂部壓控排出，反應(yīng)器內(nèi)油相液面換算成壓差進(jìn)行控制，確保液面高過催化劑床層。隨后原料油和溶解氫在催化劑上[1-3]，進(jìn)行加氫精制反應(yīng)。從反應(yīng)器流出的反應(yīng)產(chǎn)物與原料換熱后經(jīng)汽提塔塔底爐對(duì)流段加熱后進(jìn)入汽提塔進(jìn)行汽提，塔頂回流罐頂出干氣，回流罐底出石腦油，塔底出銀片腐蝕≤2級(jí)的精制航煤，最后通過后精制脫硫罐精制后保證銀片腐蝕≤1級(jí)后出廠。

圖2 改造后工藝流程圖Fig. 2 The process flow diagram after transformation

2.2 原料

為了更好說明液相加氫裝置工藝特點(diǎn)，本文增列了鎮(zhèn)海煉化公司100萬t/a，采用RSS-1A催化劑，常規(guī)氫氣循環(huán)滴流床工藝的航煤加氫參數(shù)進(jìn)行比較（簡(jiǎn)稱航煤加氫）。

Ⅰ加氫裝置原料為常減壓裝置常一線，表2列出了Ⅰ加氫裝置和航煤加氫裝置2012年10月1日至2013年10月1日原料平均數(shù)據(jù)，各數(shù)據(jù)均在設(shè)計(jì)范圍內(nèi)，同時(shí)兩裝置原料餾程相近，硫含量相當(dāng)，航煤加氫裝置硫醇性硫稍高，較Ⅰ加氫高12 mg/kg。

表2 原料性質(zhì)Table 2 Feed properties

2.3 工況

裝置2012年9月21日試車投料，23日產(chǎn)品合格封罐，10月通過航鑒委驗(yàn)收后正式投入生產(chǎn)，運(yùn)行至今已滿一年，運(yùn)行平穩(wěn)（表3）。

表3 運(yùn)行參數(shù)表Table 3 Running parameter table

表3看出Ⅰ加氫壓力較設(shè)計(jì)低0.8 MPa，氫耗較設(shè)計(jì)增加110 Nm3/h?；谝合嗉託涔に囃ㄟ^溶解氫來提供反應(yīng)所需氫氣，消除了催化劑的潤(rùn)濕因子影響，提高了催化劑的利用效率特點(diǎn)[1-3]，同時(shí)航煤原料浸泡了整個(gè)反應(yīng)器床層，有利于原料在催化劑上的分散。液相加氫工藝可以采用較常規(guī)氫氣循環(huán)加氫工藝更高的空速，Ⅰ加氫體積空速為5.4 h-1，達(dá)設(shè)計(jì)上限，較航煤加氫4.2 h-1高1.2 h-1。

2.4 產(chǎn) 品

表4數(shù)據(jù)可以看出，Ⅰ加氫精制航煤產(chǎn)品能滿足3#航煤標(biāo)準(zhǔn)要求，銅片腐蝕評(píng)級(jí)1a，銀片腐蝕評(píng)級(jí)0級(jí)，硫醇性硫分別為9.59 mg/kg，硫醇脫除率跟航煤加氫相當(dāng)，但Ⅰ加氫總脫硫率為27.74%，較航煤加氫19.48%高8.26個(gè)百分點(diǎn)。

表4 產(chǎn)品性質(zhì)Table 4 Product properties

2.5 能 耗

表 5能耗數(shù)據(jù)可以看出，Ⅰ加氫燃料氣消耗5.47 kg EO/t，占整體能耗的77.4%；電量消耗為1.47 kg EO/t，較航煤加氫1.90 kg EO/t低0.43 kg EO/t，主要由于Ⅰ加氫不設(shè)循環(huán)氫壓縮機(jī)，整體能耗7.07 kg EO/t，較設(shè)計(jì)7.74 kg EO/t低0.67 kg EO/t，但整體能耗比負(fù)荷更大的航煤加氫還稍有優(yōu)勢(shì)。

表5 能量消耗表Table 5 Equipment energy consumption kgEO/t

2.6 工藝特點(diǎn)

（1）因航煤加氫精制主要為臨氫脫除硫醇的脫硫反應(yīng)[4]，脫硫絕對(duì)量約500 mg/kg，則噸油脫硫化學(xué)耗氫為 3.5 Nm3，為保證所需的反應(yīng)氫，根據(jù)Aspen Plus模擬的壓力，溫度噸油溶解氫的趨勢(shì)圖（圖3）可以看出，第一個(gè)混氫點(diǎn)的溫度為150 ℃、壓力3.2 MPa達(dá)到溶解平衡時(shí)，噸油最多可混氫5.45 Nm3；第二個(gè)混氫點(diǎn)再次混氫后可增加1.43 Nm3至6.88 Nm3，說明通過兩次混氫后的油中溶解氫能夠滿足化學(xué)反應(yīng)所需氫耗。

圖3 噸油溶氫趨勢(shì)圖Fig. 3 Soluble hydrogen per ton oil trend

（2）通過氫氣進(jìn)出的物料平衡計(jì)算得出Ⅰ加氫、航煤加氫的化學(xué)耗氫（表3）分別為4.23，4.78 Nm3/t油，與反應(yīng)脫硫率的表現(xiàn)一致，但表現(xiàn)在新氫整體消耗上，航煤加氫循環(huán)氫系統(tǒng)為避免CH4的聚集和控制循環(huán)氫H2S濃度，需要排放860 Nm3/h的廢氫來滿足生產(chǎn)的要求，導(dǎo)致氫耗高達(dá)15.43 Nm3/噸油，氫氣利用率只有27.4%，較Ⅰ加氫氫耗7.96 Nm3/t油，氫氣利用率60.0%落后較多。以航煤加氫為計(jì)算基準(zhǔn)，Ⅰ加氫少消耗氫氣7.47×106 Nm3／a，氫氣按9 000元/t計(jì)，氫氣消耗成本低615萬元/a。

3 結(jié) 論

（1）從鎮(zhèn)海煉化公司采用撫順石油化工研究院開發(fā)的液相航煤加氫工藝的Ⅰ加氫裝置運(yùn)行結(jié)果來看，航煤液相加氫工藝能夠滿足生產(chǎn)合格 3＃噴氣燃料的需要，同時(shí)該工藝消除了催化劑潤(rùn)濕因子影響，可以在更高空速下運(yùn)行。

（2）航煤液相加氫工藝氫氣利用率可達(dá) 60.0%，氫氣消耗成本較常規(guī)滴流床低6.15元/t。

（3）航煤液相加氫工藝運(yùn)行設(shè)備少，電能消耗方面有優(yōu)勢(shì)，操作也更簡(jiǎn)單，在耗氫較少的裝置中，擁有較大的市場(chǎng)潛力。

［1］宋永一，方向晨，等. SRH液相循環(huán)加氫技術(shù)的開發(fā)及工業(yè)應(yīng)用［J］. 化工進(jìn)展，2012（1）：240-245．

［2］王萌，金月昶，等．液相加氫技術(shù)現(xiàn)狀及發(fā)展前景[J]. 當(dāng)代化工，2013(4)：436-438．

［3］劉凱祥，李浩，等. 連續(xù)液相加氫技術(shù)工藝計(jì)算驗(yàn)證[J]. 石油煉制與化工，2012(7)：67-70．

［4］李大東. 加氫處理工藝與工程[M]. 中國(guó)石化出版社，2011-01: 95 4-962.