張羅庚，胡云濤，簡建超

(中國石化青島煉油化工有限責任公司，山東 青島 266500)

加氫裝置降低柴汽比的優(yōu)化措施

張羅庚，胡云濤，簡建超

(中國石化青島煉油化工有限責任公司，山東 青島 266500)

在柴油消費市場需求不旺的形勢下，國內(nèi)某煉油廠通過優(yōu)化加氫類裝置生產(chǎn)方案，降低全廠柴汽比，取得了較好的效果。其中，對煤油加氫裝置進行擴能改造，增產(chǎn)噴氣燃料0.4 Mta；優(yōu)化柴油加氫裝置分餾系統(tǒng)流程，增加側(cè)線抽出，增產(chǎn)汽油調(diào)合組分0.3 Mta；蠟油加氫裝置分餾塔停止柴油側(cè)線抽出，通過增加催化裂化原料增產(chǎn)汽油0.06 Mta；加氫裂化裝置通過優(yōu)化生產(chǎn)方案，增產(chǎn)汽油組分0.22 Mta。通過以上措施的實施，實現(xiàn)加氫類裝置助力全廠柴汽比從1.23降至0.83，提高了煉油廠的經(jīng)濟效益。

柴汽比 煤油加氫 柴油加氫 蠟油加氫 加氫裂化

近幾年隨著國內(nèi)汽車保有量的增加，汽油消費量保持較快增長；另一方面，受國內(nèi)經(jīng)濟發(fā)展增速放緩以及液化氣(LNG)等清潔替代燃料等因素的影響，柴油消費量增幅放緩，預(yù)計“十三·五”期間將出現(xiàn)負增長，消費柴汽比進入下行通道[1]，造成柴油產(chǎn)能的過剩以及汽油產(chǎn)能的不足[2]。因此，通過調(diào)節(jié)煉油廠柴汽比來適應(yīng)成品油市場需求的變化，對保證我國成品油市場的供需平衡、降低能源安全風險和促進我國經(jīng)濟健康發(fā)展具有重要意義。同時近幾年國內(nèi)外市場上汽油與柴油始終維持較大價差，降低柴汽比有利于提高煉油廠經(jīng)濟效益。

在此背景下，國內(nèi)某單系列千萬噸級煉油廠圍繞煤油加氫、柴油加氫、蠟油加氫、加氫裂化等加氫類裝置，通過實施多項技術(shù)改造和生產(chǎn)優(yōu)化措施，助力全廠降低柴汽比。本文主要介紹采取的措施及其實施效果。

1 降低柴汽比的潛力分析

2 優(yōu)化措施

2.1 常減壓蒸餾裝置

為實現(xiàn)常一線餾分的全部拔出并與柴油餾分之間的清晰切割，對常減壓蒸餾裝置進行了改造。更換了常壓塔上部塔盤并增大開孔率，更換常一線油泵的葉輪，電機功率變大，工藝管線直徑由150 mm擴大到200 mm，常一線油的水冷卻器循環(huán)水側(cè)管線直徑由150 mm擴大到200 mm；常壓塔塔頂循環(huán)油泵及電機功率變大，工藝管線直徑由350 mm增加到450 mm。同時，由于常壓塔各側(cè)線的收率及取熱分布有較大變化，需對換熱網(wǎng)絡(luò)進行調(diào)整，經(jīng)過核算，新增1臺脫鹽油-常二線中段換熱器，1臺常三線-初餾塔塔底油換熱器，1臺常二線中段-初餾塔塔底油換熱器。

改造后的常一線油與柴油餾程數(shù)據(jù)見表1。改造后常一線油收率由7.28%增至10.87%，終餾點由239.0 ℃增至259.0 ℃，柴油餾分初餾點由162.5 ℃增至206.6 ℃。

表1 常壓塔改造前后的常一線油與柴油餾程對比 ℃

2.2 噴氣燃料加氫裝置

對噴氣燃料加氫裝置進行了擴能改造，在原加氫精制反應(yīng)器前新增1臺加氫精制反應(yīng)器，與原反應(yīng)器串聯(lián)操作；反應(yīng)進料加熱爐由單管程改為兩管程，更換燃燒器；增加反應(yīng)產(chǎn)物-混氫油換熱器、噴氣燃料產(chǎn)品-生成油換熱器換熱面積；分別新增1臺反應(yīng)原料進料泵、噴氣燃料產(chǎn)品泵、汽提塔塔頂回流泵；整體更換汽提塔及汽提塔塔頂回流罐，汽提塔直徑由2.0 m增至2.8 m。

2.3 柴油加氫裝置

對柴油加氫裝置分餾塔進行改造，增加一條側(cè)線抽出，拔出175～210 ℃的重石腦油餾分，作為石腦油產(chǎn)品或者汽油調(diào)合組分。表2為柴油加氫裝置分餾塔增加側(cè)線抽出后的產(chǎn)品收率和質(zhì)量變化情況。結(jié)果表明：側(cè)線產(chǎn)品產(chǎn)量約35 th，收率8.47%，精制柴油初餾點由170.5 ℃升至210.5 ℃，柴油產(chǎn)品產(chǎn)量減少0.3 Mta，汽油調(diào)合組分產(chǎn)量增加0.3 Mta。同時，由于側(cè)線產(chǎn)品的十六烷指數(shù)較低，平均值為38左右，將該組分拔出后有助于提高分餾塔塔底柴油產(chǎn)品的十六烷值。

表2 柴油加氫分餾塔增加側(cè)線抽出前后的數(shù)據(jù)對比

2.4 蠟油加氫裝置

為增產(chǎn)催化裂化原料、提高全廠汽油產(chǎn)量，對蠟油加氫裝置的操作進行了優(yōu)化調(diào)整，采用熄滅分餾加熱爐、停止分餾塔側(cè)線柴油抽出、停用分餾塔中段回流等操作手段，將加氫柴油全部隨加氫尾油送入催化裂化裝置[5]。

蠟油加氫分餾塔停止抽出柴油后的技術(shù)指標變化見表3。由表3可見：相比于停止柴油抽出前，停止柴油抽出后的加氫尾油收率由92.25%升至98.52%，其硫、氮含量和殘?zhí)恳簿兴档停b置能耗降低11.29 MJt；由方案調(diào)整后催化裂化裝置產(chǎn)品分布數(shù)據(jù)可見，加氫柴油進入催化裂化裝置后表現(xiàn)出良好的裂化性能[6]。停止蠟油加氫裝置側(cè)線柴油抽出后，柴油產(chǎn)品產(chǎn)量減少0.13 Mta，催化裂化裝置原料相應(yīng)增加，按催化裂化汽油收率48%計算，可增產(chǎn)汽油0.06 Mta。

表3 蠟油加氫分餾塔停止柴油抽出前后的數(shù)據(jù)對比

2.5 加氫裂化裝置

2012年，為滿足柴油質(zhì)量升級要求，該煉油廠2.0 Mta加氫裂化裝置建成投產(chǎn)，根據(jù)全廠蠟油平衡情況，裝置低負荷運行。在此情況下，利用加氫裂化裝置運行方案的靈活性[7-9]，通過不斷優(yōu)化操作，采取多項措施降低柴汽比。

加氫裂化重石腦油芳烴潛含量高，是優(yōu)質(zhì)的重整原料[10]；輕石腦油辛烷值高且硫含量低，可作為汽油調(diào)合組分。摸索合適的操作條件(見表4)，采取尾油全循環(huán)操作，同時將部分柴油組分進行循環(huán)，達到提高加氫裂化輕、重石腦油收率的目的。

表4 加氫裂化裝置操作參數(shù)調(diào)整對比

圖1為加氫裂化裝置操作調(diào)整前后輕、重石腦油收率的變化趨勢。由圖1可見，與優(yōu)化調(diào)整前相比，優(yōu)化調(diào)整后輕石腦油收率提高約20百分點，重石腦油收率提高約15百分點。

圖1 輕石腦油和重石腦油收率變化趨勢◆—輕石腦油； ●—重石腦油

在原料優(yōu)化方面，結(jié)合直餾柴油加氫裂化生產(chǎn)噴氣燃料技術(shù)[11]，考慮到若將部分常三線油作為加氫裂化原料，將其裂化為輕石腦油、重石腦油和噴氣燃料組分，可有效降低全廠柴汽比，因此將部分常三線油改進加氫裂化裝置，表5為優(yōu)化前后加氫裂化裝置的產(chǎn)品收率變化情況。結(jié)果表明，加工21.2 th常三線油后，裝置氫耗由3.04%降至2.93%，同時通過優(yōu)化操作，增產(chǎn)輕、重石腦油合計25.63 th，可減產(chǎn)柴油0.18 Mta，增產(chǎn)汽油組分0.22 Mta。

表5 加氫裂化裝置優(yōu)化前后的物料平衡

3 降低柴汽比的總體效果

近幾年來，該煉油廠通過實施以上技術(shù)改造措施和生產(chǎn)優(yōu)化措施，全廠柴汽比持續(xù)降低(見表6)，柴汽比由2012年的1.23降至2016年的0.83。在全廠原油加工量小幅增加的情況下，汽油產(chǎn)量增加0.440 1 Mta，煤油產(chǎn)量增加1.033 0 Mta，柴油產(chǎn)量減少0.790 2 Mta。

表6 全廠柴汽比變化情況

4 結(jié) 論

在成品油質(zhì)量升級步伐日趨加快的形勢下，加氫類裝置在煉油廠中的比重越來越大，如何優(yōu)化加氫類裝置的運行是各煉油廠所面臨的共同課題。某煉油廠通過對煤油加氫、柴油加氫、蠟油加氫、加氫裂化4套裝置進行系統(tǒng)優(yōu)化，通過對煤油加氫裝置進行擴能改造，柴油加氫裝置增加側(cè)線抽出，蠟油加氫裝置分餾塔停止柴油抽出，加氫裂化裝置優(yōu)化生產(chǎn)方案，助力將全廠柴汽比降至0.83。

柴油加氫裝置抽出側(cè)線產(chǎn)品后，還有利于提高柴油產(chǎn)品的十六烷值；加氫裂化裝置摻煉常三線油，有效降低了柴油加氫裝置的操作苛刻度，提高了裝置的操作彈性。在對4套加氫裝置進行優(yōu)化調(diào)整的同時，也增加了全廠生產(chǎn)方案的靈活性，滿足在不同時期生產(chǎn)多種牌號柴油產(chǎn)品的生產(chǎn)需求。

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OPTIMIZATIONOFHYDROGENATIONUNITSFORREDUCTIONOFDIESELGASOLINERATIO

Zhang Luogeng， Hu Yuntao， Jian Jianchao

(SINOPECQingdaoRefining&ChemicalCo.Ltd.，Qingdao，Shandong266500)

In the face of weak diesel market，a refinery reduced the diesel over gasoline ratio through optimization of the production schedule of hydrogenation units.Among of them，the kerosene hydrofining unit was expanded to increase jet fuel production of 0.4 Mta；the fractionation system of diesel hydrogenation unit was optimized to yield 0.3 Mta gasoline blending component by drawing out more side stream；through stopping diesel side stream drawn out，all VGO hydrotreated diesel fractions were sent to FCC unit as feed to increase 0.06 Mta gasoline；optimization of hydrocracking unit increased another gasoline component 0.22 Mta.These measures reduced the dieselgasoline ratio from 1.23 to 0.83 and improved the economic benefit of the refinery.

dieselgasoline ratio； kerosene hydrofining； diesel hydrotreating； VGO hydrotreating； hydrocracking

2017-01-09；修改稿收到日期： 2017-03-16。

張羅庚，高工，長期從事煉油生產(chǎn)運行管理工作。

簡建超，E-mail：jjc.qdlh@sinopec.com。