卞瑞庆，肖玉娟，俞 莉

（长庆石化公司生产运行处，陕西咸阳 712000）

1 装置概况

汽油加氢装置由中石油华东设计分公司设计，装置采用中国石油石油化工研究院的催化汽油加氢脱硫专利技术（DSO技术）[2]，以催化汽油为原料，生产满足国IV、国V排放标准的汽油。装置由脱砷、预加氢、分馏、加氢脱硫、加氢后处理、产物分离及稳定、公用工程等部分组成。主要功能是在尽量减少辛烷值损失的条件下[1，3-5]，使混合汽油产品中的硫含量不大于10 mg/L/50 mg/L，工艺流程（见图1）。

2 第一周期运行情况及存在的问题

汽油加氢装置自2013年11月24日开工成功至2016年5月6日停工检修，共运行890天，本装置第一周期以生产国IV汽油为主，2014年10月开始生产国V汽油，此后装置维持国IV、国V汽油交替生产直至停工检修。但在生产运行中也存在一些问题，具体如下：

（1）装置长期超设计负荷运行。当公司满负荷运行时，全年催化汽油产量可达88.5 t/h，超过原装置设计点（76 t/h）12.5 t/h。根据国V方案运行分析，最大加工量64×104t/a，全年将剩余约10.4×104t催化汽油不能加氢处理。

图1 催化汽油加氢装置工艺流程简图

（2）由于本装置加氢脱硫反应炉位于加氢脱硫和后处理反应器之间，无法单独调节加氢脱硫温度，加氢脱硫反应器温度很大程度上取决于后处理反应器的出口温度。换热流程不理想造成加氢脱硫反应器和加氢后处理反应器温差小，造成辛烷值损失大，反应系统换热流程需要优化。

（3）分馏塔顶气相空冷原设计3组，夏季高温天气时易出现超温现象，冷却负荷设计不足，需要增加空冷。

（4）2015年12月分馏塔轻汽油抽出至轻汽油醚化装置进行加工，轻汽油至醚化装置流量随着生产不同牌号汽油而波动，无自控调节手段，需手动频繁调节，工作量大且不精确。

（5）轻、重汽油混合处由于设计不合理，两股汽油通过单流阀后相互顶撞，容易憋压和冲刷腐蚀管线，第一周期末期轻汽油单流阀已经损坏，造成轻汽油流通不畅。

（6）装置开工时间长，尤其是催化剂干燥和硫化过程，影响到全公司整体检修时间安排，需优化开工流程和关键环节，缩短开工时间。

3 技术改造情况

针对装置第一周期运行存在问题，结合公司汽油国V升级改造，公司启动了汽油加氢装置流程优化和消除瓶颈改造项目，满足油品升级和装置长周期运行的需求。具体改造项目如下：

（1）增加一台加氢脱硫反应器R9203代替R9201，新加氢脱硫反应器催化剂装填体积比原有反应器增加17 m3，增大处理量。配套增加一台循环氢压缩机K9201C，与原有压缩机K9201AB配套使用两开一备，相应增加4台机泵。

（2）优化换热流程，加氢脱硫反应器入口温度调节由单旁路改为双旁路，旁路接口位置由混氢前改为混氢后，以满足初期工况加氢脱硫反应器入口温度较低的需求。新增加氢脱硫进料/反应产物换热器E-9208，调整加氢脱硫反应器和加氢后处理反应器间温差，减少辛烷值损失；新增预加氢反应产物/加氢脱硫反应产物换热器（E-9107），加热分馏塔进料并冷却加氢脱硫反应产物空冷器进料。将原有E9103换热器移至高压分离罐D9201前，对后处理反应产物进一步冷却。

（3）增加一组分馏塔顶空冷，解决夏季高温时冷却负荷不足问题。

（4）改造轻汽油至醚化装置流程，充分利用轻汽油抽出泵P9103AB返塔线流程，由返塔自控阀控制轻汽油至醚化装置流量，由原轻汽油抽出自控阀控制轻汽油至轻重汽油混合处流量。

（5）更换损坏轻汽油单流阀，改造轻、重汽油混合处流程，防止两股物料顶撞冲刷腐蚀管线。

（6）调整催化剂干燥和硫化流程，采用三个反应器串联干燥和串联硫化流程，缩短开工时间。干燥流程调整为：F9201-R9101-R9203-R9202-R9102A/B串联干燥及R9102A/B单独干燥流程。硫化流程调整为：F9201-R9101-R9203-R9202串联硫化流程。

4 开工情况

4.1催化剂装填

2016年6月8日～15日按照装剂方案进行了3个加氢反应器、1个脱砷反应器的工业装填。R9101（预加氢）、R9203（加氢脱硫）、R9202（加氢后处理）、R9102B（脱砷）反应器实际装填情况（见表1～表3）。

4.2 催化剂硫化

硫化和预湿前对直馏石脑油进行分析，满足硫化用油要求，其中溴价低于5 gBr/100g，胶质低于5 mg/100mL。

本次硫化采取三个加氢反应器串联硫化，6月27日13点开始引直馏石脑油润湿催化剂，进入硫化阶段，6月29日19点280℃恒温硫化结束。

表1 预加氢反应器（R9101）装填数据（直径1.8 m）

表2 加氢脱硫反应器（R9203）装填数据（直径2.6 m）

表3 加氢后处理反应器（R9202）装填数据（直径2.2 m）

图2 催化剂硫化曲线

升温过程密切关注催化剂床层温升，升温过程升温速率控制在8℃/h～10℃/h。温升大时要降低升温速率，甚至停止升温或降温。整个硫化期间，温度操作平稳，所有没出现温升≯25℃的现象。实际硫化升温曲线（见图2）。

硫化期间共注入硫化剂7 524 kg，高于理论注入量（理论注入量为5 584 kg）。在280℃恒温19 h后高分D9201出水不明显，循环氢中硫化氢浓度高于15 000 mg/L后连续2 h不再降低，判定硫化结束。催化剂硫化期间共出水2 716 kg，理论出水量3 018 kg，实际出水量占理论出水量90%，说明催化剂硫化是完全的。

4.3 催化剂硫化后的系统置换

硫化氢对加氢催化剂的活性具有抑制作用，硫化结束时系统内循环氢中的硫化氢含量在20 000 mg/L以上（体积含量），为充分发挥催化剂性能，硫化结束后需要进行系统置换，要求将系统内循环氢中的硫化氢含量降至100 mg/L（体积含量）以下。

实际运行时在反应器温度降温过程即将循环氢脱硫塔切入流程进行置换，在贫胺液3 t/h的条件下耗时8 h将系统硫化氢降至600 mg/L左右。

4.4 开工引油及调整

6月30日14：19预加氢反应器充液完毕，15：52建立预加氢、分馏塔、稳定塔的大循环流程（循环油量30 t/h），21：30 将反应器 R9203、R9202 切入大循环流程，流程调整为反应流程。7月1日15：25轻汽油可以正常抽出，23：05 R9101入口 88 ℃、R9203入口185℃、R9202入口270℃，引催化汽油进装置。7月2日2：30产品硫38.5 mg/L，外甩油直接进入成品汽油罐，逐渐提高FCC汽油引入量，9：07将FCC汽油引入量升至72 t/h，9：27停部分产品循环、改为一次通过，装置开车一次成功。

5 装置运行情况分析

5.1 加工量

装置进行扩能改造，加工量由65×104t/a提至75×104t/a，加工量由80 t/h提高至92 t/h，在上游装置满负荷运行的情况下，可将催化汽油全部加工，解决技改前国Ⅴ工况下催化汽油不能全部加工的问题（见表4）。

表4 改造前后运行参数对比

5.2 反应氢油比

本次技改新增1台循环氢压缩机，正常工况是两用一备，循环氢量由技改前24 712 m3/h提至41 502 m3/h，反应氢油比由353提高至512，高于设计值350，本周期全国Ⅴ工况生产，汽油产品质量苛刻度升高，反应耗氢量增加，氢油比升高。

5.3 反应温度

R9101、R9203、R9202三个反应器温度较检修前均下降且贴近国V初期设计运行工况，一是说明催化剂再生后性能良好，二是说明设计院对装置换热系统重新优化调整后，实际运行工况和设计工况相吻合，热换系统改造成功。

5.4 辛烷值损失

图3 催化汽油中烯烃含量（图中数据时间段为2016年7月～2017年2月）

装置开工初期，催化汽油原料的烯烃含量高，2016年7月的烯烃含量高达51%，2016年7～11月的烯烃含量平均值为48%，原料烯烃含量高，汽油辛烷值提高，7月原料辛烷值平均为92，7月～11月汽油辛烷值平均为91.6。但是烯烃含量高，进行加氢反应时会导致大量烯烃饱和，造成辛烷值损失大。2016年12月后，催化装置进行调整操作，催化汽油烯烃含量大幅下降，2016年12月～2017年2月，烯烃平均含量为39.9%，辛烷值平均为91.6，烯烃平均下降8%，但辛烷值平均值并未损失。通过换热流程的优化，加氢后处理反应器与加氢脱硫反应器的温差拉大至53℃，较改造前增加18℃，有效减少了辛烷值的损失。通过轻、重汽油按比例混合后分析，加氢后辛烷值损失0.8个单位，较改造前减少损失0.5～1个单位（见图3、图4）。

图4 催化汽油辛烷值变化（图中数据时间段为2016年7月～2017年2月）

5.5 能耗分析（见表5）

表5 装置能耗数据表

（3）改造醚化汽油至咸阳石化流程，使轻汽油抽出实现双阀控制，有效减少手动调节且实现精准控制。

（4）改造轻重汽油混合处流程，有效减小两股物料顶撞及冲刷腐蚀管线。

（5）装置开工初期，烯烃含量高，加氢后汽油辛烷值损失大，通过催化装置优化调整，烯烃含量大幅下降，辛烷值损失减小。

（6）汽油加氢装置在第二周期开工后，装置运行平稳，反应条件温和，具备长周期运行优势。

6 结论

（1）通过汽油加氢装置流程优化和消除瓶颈改造项目，有效解决了装置加工负荷不足的问题，使装置加工负荷由64×104t/a提高至75×104t/a。

（2）通过流程优化，使装置的换热流程更加合理，有效拉大加氢脱硫与后处理反应器之间的温差，减少辛烷值损失。