国Ⅴ工况下汽油加氢装置操作条件变化及其对产品收率和质量的影响
2015-06-09吴成美周柏城候翔天黄德芳
吴成美，周柏城，候翔天，黄德芳
(1.中国石油吉林石化公司 炼油厂，吉林 吉林 132022；2.中国石油工程建设公司 华东设计分公司，吉林 吉林 132022；3.中国石油吉林石化公司 物资采购公司，吉林 吉林 132022)
吉林石化汽油加氢脱硫装置采用的是法国AXENS公司的PRIME G+工艺[1-3]技术，设计规模为120×104t/a，它是以炼厂3套催化裂化装置产催化汽油为原料，经选择性加氢、加氢脱硫后，生产满足国Ⅲ、国Ⅳ排放标准的轻、重汽油，部分重汽油给下游烃重组装置作原料。装置于2010年11月一次开车成功，2012年6月，进行了脱瓶颈改造，改造后的汽油加氢装置设计规模为150×104t/a，加工量由原设计的的149 t/h提高至188t/h，改造后的装置运行较平稳。但基于2017年，车用汽油开始实行国Ⅴ汽油标准，2015年装置检修期间需进行改造，以便汽油顺利升级国Ⅴ。2014年4月18日，Ⅱ催化装置检修期间，汽油加氢装置进料负荷较低，加氢脱硫反应部分能力充足，对汽油加氢装置进行了为期24 h的国Ⅴ标定，装置处理量按156 t/h控制，w(硫)按国Ⅴ标准控制，也就是轻汽油w(硫)<10 mg/kg，重汽油w(硫)<10 mg/kg，标定期间未进行大的生产调整。
作者主要针对装置生产国Ⅴ标准汽油时反应系统调整情况、轻汽油切割点下调幅度、轻、重汽油采出比例变化幅度等操作条件变化以及其对产品收率、辛烷值损失等影响进行分析，为2015年生产国Ⅴ标准汽油改造提供方向。
1 装置简介
1.1 装置流程概述
汽油加氢装置采用法国Axens公司的汽油选择性加氢专利技术，详细设计部分由中国石油华东设计勘察研究院完成。装置由选择性加氢、加氢脱硫和公用工程3个部分组成。主要功能为在尽量减少辛烷值损失的情况下，将催化裂化汽油的轻质裂化石脑油(LCN)和重质裂化石脑油(HCN)进一步加氢脱硫，使催化汽油中的w(硫)<50 mg/kg，w(硫醇)<10 mg/kg。
1.2 装置流程框图
装置的流程框图见图1。
图1 汽油加氢装置流程框图
2 国Ⅴ工况操作条件分析
2.1 反应系统操作条件变化分析
2.1.1 选择性加氢反应系统
加氢反应系统温度的变化见表1。
表1 加氢反应系统温度的变化 t/℃
国Ⅴ工况下，选择加氢反应部分反应温度未作调整，基本稳在168.5 ℃至169.0 ℃之间，反应器温升约10.6 ℃，比较稳定。
2.1.2 加氢脱硫反应系统
(1) 反应温升变化
加氢脱硫反应系统温升变化见表2。
表2 加氢脱硫反应系统温升变化
国Ⅴ工况下，第一加氢脱硫反应器入口温度控制在269.5～270 ℃，较国Ⅳ工况高13 ℃，床层总温升19.59 ℃，急冷烃注入量较国Ⅳ工况高0.90 t/h。
国Ⅴ工况下，第二加氢脱硫反应器入口温度控制在318.5～319.5 ℃之间，较国Ⅳ工况高4.2 ℃，床层无温升。将加氢脱硫反应进料重汽油中的硫醇以及重组硫醇脱至1 mg/kg以下。
国Ⅴ工况下，第一加氢脱硫反应器温升明显增加，主要原因是加氢脱硫反应进料量增加的同时，烯烃含量亦有所增加，随着反应温度升高，烯烃饱和反应增加，放出大量的热，反应床层压降的变化见表3。
表3 反应床层压降变化 kPa
国Ⅴ工况下，第一加氢脱硫反应器的压降为89.34 kPa,较国Ⅳ工况高10 kPa，第二加氢脱硫反应器的压降为35.7 kPa,较国Ⅳ工况高4.2 kPa，表明空速增加后，反应器床层压差会上升。
2.2 分馏系统操作条件变化分析
2.2.1 分馏塔系统
分馏塔的操作温度变化见表4。
表4 分馏塔操作温度变化 t/℃
国Ⅴ工况下，进料温度相同的情况下，分馏塔顶温度97.99 ℃，较国Ⅳ工况低10.12 ℃，分馏塔塔底温度198.77 ℃，较国Ⅳ工况低16.97 ℃，而分馏塔切割点温度则为112.92 ℃，较国Ⅳ工况低8.17 ℃，说明，切割点下移之后，塔顶组成和塔底组成均较国Ⅳ工况轻,分馏塔的汽油采出量变化见表5。
表5 分馏塔的汽油采出量变化
国Ⅴ工况下，轻汽油切割点下调8.17 ℃，轻汽油采出比例由40.94%降为27.48%，轻汽油中的w(硫)由约40 mg/kg下降至6.3 mg/kg，同时塔底重汽油采出比例由59.05%提高至69.75%，加氢脱硫反应进料负荷增大，分馏塔顶干气产量相应的也降低。
2.2.2 稳定塔系统
稳定塔的操作温度变化见表6。
表6 稳定塔的操作温度变化 t/℃
国Ⅴ工况下，稳定塔进料温度154.6 ℃，较国Ⅳ工况低3.5 ℃，稳定塔顶温度147.35 ℃，较国Ⅳ工况低15.5 ℃，稳定塔底温度203.43 ℃，较国Ⅳ工况低17.3 ℃，整体组成较轻，稳定塔的酸性气量变化见表7。
表7 稳定塔的酸性气量变化
国Ⅴ工况下，稳定塔顶干气排放量从471.49 kg/h增至605.02 kg/h，较国Ⅳ工况高出133.53 kg/h，主要是因为分馏塔切割点下移使得塔底物料携带的C6以下组分造成的。
2.3 氢耗分析
国Ⅴ工况下，选择加氢反应氢气消耗量无变化，但加氢脱硫反应部分氢气消耗量明显增加，从460 kg/h增至650 kg/h，上涨了190 kg/h，除脱硫深度增加耗氢外，烯烃饱和也是耗氢量增加的主要原因。
3 国Ⅴ工况操作条件变化对产品收率影响分析
国V工况物料平衡收率分析见表8。
表8 国Ⅴ工况物料平衡表
从现有数据看来，生产国Ⅴ标准汽油时，液收率较国Ⅳ时偏低0.03%，分馏塔顶干气收率由0.283%下降至0.264%，稳定塔顶干气收率由0.286%提高至0.386%。物料平衡数据表明国Ⅴ工况时，损失主要在加氢脱硫反应部分(因反应深度增加而发生的裂解损失)。
4 国Ⅴ工况操作条件变化对产品辛烷值损失影响分析
4.1 分馏塔系统
分馏塔进料MON值为80.1，RON值为89.8，切割点温度控制在112.5±0.5 ℃，轻汽油MON值为83.3，RON值为94.5，塔底重汽油MON值为78.5，RON值为86.0。从辛烷值数据看，轻汽油的辛烷值升高，而重汽油的辛烷值则下降。主要原因在于，轻汽油虽然采出量下降，但轻汽油产品中的w(烯烃)=43.3%，高于进料中的烯烃质量分数(约30%)，故辛烷值较高；而塔底重汽油中的w(烯烃)=27.74%，低于进料中的烯烃质量分数(约30%)，故辛烷值较低。
4.2 加氢脱硫反应系统
加氢脱硫反应器进料中MON值为78.5，RON值为86，深度脱硫后，重汽油产品中的MON值为75.9，RON值为81.5。深度脱硫前后，MON损失高达2.6，RON损失高达4.5。而加氢脱硫反应进料w(烯烃)=27.74%，深度脱硫后w(烯烃)=14.4%，而生产国Ⅳ汽油时，分馏塔底重汽油中的w(烯烃)=26.59%，重汽油产品中的w(烯烃)≈24%。可见，国Ⅴ工况下，重汽油产品的辛烷值损失的主要原因是烯烃发生饱和[4-5]反应造成的。
5 结 论
(1) 国Ⅴ工况时，分馏塔切割点需要下移至112 ℃，轻汽油采出比例会下降至原料的约30%。
(2) 随着加氢脱硫反应单元原料中烯烃质量分数和脱硫深度的增加，整个装置的烯烃质量分数下降，RON辛烷值从89.9降至87.3，损失较大。数据表明烯烃饱和是引起辛烷值变化的主要原因[4]。
(3) 分馏塔切割点下移后，加氢脱硫反应系统进料组成变轻，稳定塔顶酸性气流量会上升。
(4) 因分馏塔切割点下移，分馏塔塔底温度从215 ℃降至198 ℃，稳定塔塔底温度从220 ℃降至203 ℃。烃重组在全部进料为热进料的情况下，进料温度降至92 ℃，低于烃重组装置的设计进料温度93 ℃。
[ 参 考 文 献 ]
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