煤柴油加氢联合装置扩能升级瓶颈问题探讨

2018-06-07张汉民

山东化工 2018年10期

张汉民

(中国石化青岛炼油化工有限责任公司，山东青岛 266500)

某炼厂煤油加氢装置原设计规模60万t/a，年操作时间8400h。2015年大检修进行扩能改造，通过增加一台反应器，将空速由5.0 h-1降至2.5 h-1，以及换热器扩容、增加机泵等一系列措施，装置规模提至100万t/a，最大处理量可达120万t/a。

柴油加氢装置原设计规模410万t/a，年操作时间8400h，以直馏柴油、焦化汽柴油、催化柴油为原料。2015年进行国Ⅴ柴油质量升级改造，通过新增一台反应器、催化剂空速由2.5h-1降至1.0-1，可生产硫含量低于10μg/g的国Ⅴ柴油。采用抚顺石油化工研究院开发的FHUDS-5、FHUDS-6、FHUDS-8系列柴油加氢精制催化剂。

煤油加氢与柴油加氢设计为联合装置，两套装置共用一套公用工程系统、余热回收系统。煤油加氢装置氢气为一次通过方案，不设置循环氢系统，所需氢气由柴油加氢新氢压缩机一级出口提供，反应后的煤油加氢低分气返回氢气管网。此外，煤油加氢汽提塔底重沸器热量由柴油加氢装置精制柴油供应。

在航煤需求不断增长、汽柴油需求降低的市场环境下，煤油加氢装置需进一步扩能改造至150万t/a；全面生产国Ⅴ柴油苛刻条件下，柴油加氢装置需要实现长周期稳定运行至少2年的目标。根据以上两个要求，结合装置当前运行情况，分析煤柴油加氢联合装置的扩能升级瓶颈问题，并针对问题的解决策略进行了探讨。

1 扩能升级瓶颈问题

1.1 煤油加氢

1.1.1 精制航煤总硫超标

煤油加氢装置航煤产品执行3#喷气燃料标准，下表给出了GB6537-94质量标准及120t/h工况下的航煤产品性质。

表1 精制航煤质量标准及目前性质

由表1可见，在装置进料120t/h、折合100万t/a负荷下，精制航煤总硫0.195%，接近质量标准上限。如果进一步提高加工能力，精制航煤总硫将难以满足质量要求。

2.1.2 反应产物空冷能力不足

在当前负荷150t/h工况下，夏季煤油加氢反应产物空冷出口温度已高于60℃。如果进一步扩能，则反应产物冷却能力不足问题将更加突出。按扩能至150万t/a、空冷冷后温度降至40℃计，核算反应产物空冷所需负荷，具体数据见表2。

表2 煤油加氢反应产物空冷负荷核算数据

该空冷目前共4台，设计冷却能力为：进料72t/h，自170℃降至40℃，折合负荷5900kW。空冷出口温度过高，存在两个问题：(1)溶解氢问题。氢气在油中的溶解度随温度升高而升高，空冷冷后温度升高，将造成低分油中的氢含量增加，进入汽提塔后自塔顶干气排出，最终进入燃料气管网，造成氢气流失；(2)对PSA系统产生冲击。煤油加氢低分气去向为加氢处理装置PSA系统。过高的冷后温度，必然造成煤油加氢低分气携带重烃，进而污染PSA系统的分子筛吸附剂。

2.2 柴油加氢

2.2.1 新氢压缩机供氢能力不足

目前，柴油加氢装置新氢压缩机供氢能力不足，造成装置加工能力难以满足全厂生产平衡要求。

根据目前公司柴油产品配置计划，结合各种牌号柴油的十六烷指数(值)要求，以及焦化汽柴油需实时加工的生产实际，在加氢裂化加工15t/h催化柴油的前提下，统筹得出柴油加氢装置月度原料分配表，见表3。

表3 柴油加氢装置月度原料分配表

对柴油加氢装置按以上原料配比条件下、装置氢气消耗进行计算，详见下表。

表4 柴油加氢装置氢耗数据

表4的数据表明：生产出口柴油期间，按该加工量、该原料配比，装置总氢耗达到66516 m3/h，装置目前最大供氢能力61000m3/h(包含蜡油加氢装置供氢9000 m3/h)，供氢能力缺口5516 m3/h。

2.2.2 催化剂失活较快

2017年3月份，柴油加氢装置检修换剂投产后，催化剂失活速度相对较快。在投产前3个月期间，一反催化剂失活速度达到2.69℃/月，二反催化剂失活速度达到2.03℃/月。考虑初期快速失活因素、以及国Ⅳ、国Ⅴ频繁切换，此处统计投产4个月后、2017年8月1日至今、稳定生产国Ⅴ柴油的催化剂失活数据，见图1。

图1 柴油加氢催化剂失活曲线(2017.8～2018.1)

由图1可见，经历初期快速失活阶段后、在稳定生产国V柴油、平均进料390t/h工况下，一反催化剂失活速度为1.67℃/月，二反催化剂失活速度为1.33℃/月，平均失活速度为1.50℃/月。

柴油加氢装置一反平均温度设计末期370℃，二反平均温度设计末期390℃。以目前的催化剂工作温度及失活速度推算，一反催化剂运行周期为21个月；二反催化剂运行周期为23个月。

对于柴油加氢催化剂失活较快原因进行分析，主要因素有3个：(1)催化柴油比例较高，平均占比达17.9%。催化柴油中的多环芳烃缩合，造成催化剂结焦；(2)焦化汽柴油比例高，平均占比达28.9%。焦化汽柴油中含硅，造成催化剂硅中毒；(3)原料氮含量高，平均氮含量达300mg/kg，原料中的氮对脱硫反应有抑制作用，并且会造成催化剂氮中毒。

3 解决策略探讨

3.1 煤油加氢

3.1.1 精制航煤总硫问题

对于精制航煤总硫问题，参考相关文献，认为有以下两种解决思路：

(1)改用新型催化剂。根据文献[1]报道，采用FF-46催化剂，在反应压力2.5MPa、反应器入口275℃条件下，对硫含量0.24%的航煤原料进行加氢精制，可得到产品总硫90mg/kg的航煤产品。但是，该文献没有给出产品航煤的硫醇硫数值及颜色数据。因此，有待进一步试验、论证。

(2)对装置设备进行改造，提高设备温度等级。石科院的研究表明[2]，采用RSS-2催化剂(目前在用)，在氢分压1.6MPa、一反温度360℃、二反温度260℃条件下，对硫含量0.21%的航煤原料进行加氢精制，可得到产品总硫3mg/kg的合格航煤产品。

煤油加氢装置一反设计温度302℃、二反设计温度340℃，设计温度相对偏低。如果考虑方案2，需要更换两台反应器，投资较大。此外，需注意反应程度不能过深，国内同类装置工业数据表明：在7.0MPa压力下，煤油加氢装置需降温操作，原因在于硫是天然抗氧剂，脱硫过于彻底会造成抗氧性变差、颜色变深等问题。综上，建议考虑方案1，采取加氢脱硫催化剂与脱硫醇催化剂组合方式，在现有设计压力等级下满足脱硫要求。

3.1.2 反应产物空冷能力不足

对于煤油加氢反应产物空冷冷却能力不足问题，解决思路为：

(1)对反应产物换热器E101扩容。在150t/h进料、换热器存在结垢情况下，目前，空冷入口温度为150℃。如果对反应产物换热器E101扩容，将空冷入口温度冷却至120℃，换热器平均换热效率按300W/m2·K计，则需换热面积2843m2。目前A/B/C三台总换热面积为1806m2，需将E101D面积扩容至1037m2。表5给出了换热面积核算结果。

表5 煤油加氢E101换热面积核算结果

由表5可见，将冷后温度降至120℃比较合理。如果追求110℃，则换热面积增幅近1倍，从经济性来讲是不合理的。根据空冷负荷计算结果，如果将空冷入口温度降120℃，所需空冷负荷为8621kW。现有空冷能力为5900kW，尚有2721kW的缺口。

(2)由于空冷能力仍有缺口，建议在空冷前增加一台除盐水换热器。

3.2 柴油加氢

3.2.1 新氢压缩机供氢能力不足

目前，柴油加氢装置新氢压缩机在100%负荷下，一级出口供应煤油加氢新氢8000m3/h，出口供应柴油加氢氢气量52000 m3/h。为提高柴油加氢装置供氢量，考虑煤油加氢装置新增一台循环氢压缩机，从而将柴油加氢供应煤油加氢氢气量降至反应需要的3000 m3/h，提高新氢压缩机供应柴油加氢装置氢气量。

煤油加氢装置低分气目前去向为加氢处理装置PSA系统，占用PSA处置能力5000 m3/h。按此方案，加氢处理装置PSA系统负荷过高问题可得到有效解决。但是，煤油加氢装置能耗将有所增加。

3.2.2 催化剂失活较快

国Ⅴ柴油质量升级后，催化剂失活较快、运行周期缩短是一个普遍性问题。从生产实际出发，追求4年的长周期目标已不现实。结合当前公司4年一修的运行要求，保证柴油加氢装置稳定运行2年是比较理想的水平。为确保这一目标，需要从原料、工艺、催化剂三个方面着手。

(1)原料方面，建议适当降低催化柴油加工比例、控制催化柴油干点不高于350℃，抚顺石油化工研究院的研究表明：催化柴油中>350℃馏分的三环芳烃含量达50%；控制常三线干点不高于370℃，研究发现：直馏柴油干点由370℃提至380℃，柴油加氢反应温度需提高3～5℃；硅会导致加氢催化剂通道堵塞，金属组分活性降低[3]，建议控制焦化汽柴油中的硅含量不高于1mg/kg；氮会抑制脱硫反应，建议控制总氮小于200 mg/kg。

(2)较高的氢分压、充足的氢油比，有利于延缓催化剂失活速度。目前，柴油加氢装置循环氢纯度在80%左右，需提高新氢纯度、提高排废氢量，进而提高氢分压；同时，在循环氢压缩机能力范围内，尽可能提高氢油比至300的设计指标。

(3)催化剂级配方面，需要催化剂供应商结合柴油加氢装置原料组成，进一步优化催化剂级配方案，选用芳烃脱硫性能更佳、耐硅能力更强的催化剂。