蠟油全液相加氫技術(shù)的工業(yè)應(yīng)用

徐 秋 鵬

(中海油惠州石化有限公司，廣東 惠州 516086)

在現(xiàn)代煉油行業(yè)，加氫處理裝置往往由于操作條件較為苛刻，所以裝置投資很大。為生產(chǎn)滿足環(huán)保要求的清潔石油產(chǎn)品，世界各國煉油技術(shù)人員開發(fā)了很多加氫技術(shù)，以降低裝置的投資和能耗。其中液相加氫技術(shù)是近幾年發(fā)展起來的一種突破性加氫技術(shù)。在液相加氫技術(shù)中，反應(yīng)是以液相進行的。傳統(tǒng)滴流床加氫技術(shù)需要大量的富氫氣循環(huán)氣與進料一起進入反應(yīng)器，以確保反應(yīng)所需的氫氣被充分溶解至液相中。液相加氫工藝技術(shù)反應(yīng)部分不設(shè)置氫氣循環(huán)系統(tǒng)，依靠液相產(chǎn)品循環(huán)以溶解足量的氫氣，滿足加氫反應(yīng)的需要[1-2]。同時，由于液相加氫工藝技術(shù)可以消除催化劑潤濕因子的影響，而且循環(huán)油的比熱容大，從而提高催化劑的利用效率，大大降低反應(yīng)器的溫升，減少裂化等副反應(yīng)的發(fā)生。

與傳統(tǒng)滴流床加氫裝置相比，液相加氫裝置具有以下顯著特點[3-4]：①由于取消了氫氣循環(huán)系統(tǒng)，節(jié)省了循環(huán)氫壓縮機系統(tǒng)、高壓分離系統(tǒng)及其相應(yīng)設(shè)備，可以減少裝置占地，節(jié)約投資，沒有高壓空氣冷卻器后裝置低溫?zé)釗p失大幅減少，能耗也大幅降低；②裝置的生產(chǎn)安全性和穩(wěn)定性大大提高，維護費用更低；③催化劑用量更低，實際操作壽命延長；④氫損失更少；⑤可同時做到高脫硫率和高脫氮率；⑥更安全地實現(xiàn)低綜合成本加氫目標。

中海油惠州石化有限公司(簡稱惠州石化)二期項目2.6 Mt/a蠟油全液相加氫裝置于2017年建成投產(chǎn)。在開工后的兩年時間內(nèi)，因氫氣不足及循環(huán)油泵設(shè)計缺陷問題，該裝置一直處于斷斷續(xù)續(xù)的低負荷運行狀態(tài)，平均負荷只有30%左右，累計加工蠟油原料量為1.4 Mt，催化裂化柴油量約為0.1 Mt。在裝置運行了兩年多后，裝置負荷提高到設(shè)計值并進行了標定。由于原料和產(chǎn)品庫存受限，裝置標定的調(diào)整和標定時間都很短，只能將反應(yīng)溫度調(diào)整到接近設(shè)計的初期值就開始標定，裝置的操作未達到最優(yōu)化，催化劑活性仍處于初期水平，后續(xù)數(shù)據(jù)對比也取設(shè)計的初期數(shù)據(jù)。以下對裝置兩年多的運行及標定情況進行總結(jié)。

1 裝置簡介

裝置采用了杜邦公司的IsoTherming[5-6]全液相加氫技術(shù)，由上海河圖工程股份有限公司設(shè)計，是國內(nèi)首套采用全液相加氫技術(shù)的蠟油加氫裝置。裝置反應(yīng)系統(tǒng)的原則流程如圖1所示。原料經(jīng)反應(yīng)進料泵升壓后混入少量氫氣，經(jīng)換熱和反應(yīng)爐加熱后與循環(huán)油混合，再依次進入第一反應(yīng)器(以下簡稱一反)和第二反應(yīng)器(以下簡稱二反)，在每個床層入口的混氫器內(nèi)溶入飽和的氫氣后進入催化劑床層反應(yīng)；反應(yīng)器出來的生成油一部分經(jīng)循環(huán)油泵與新鮮進料混合進入反應(yīng)器，另一部分與原料換熱后減壓進入熱低壓分離器，后續(xù)流程與傳統(tǒng)滴流床加氫裝置相同。一反第一床層主要裝填保護劑和低活性催化劑，第二床層裝填中等活性催化劑，第三床層裝填中高活性催化劑；二反的兩個床層均裝填高活性催化劑。

圖1 液相加氫裝置反應(yīng)系統(tǒng)原則流程

裝置設(shè)計原料為質(zhì)量分數(shù)90%的沙特中質(zhì)原油(簡稱沙中原油)減壓蠟油與質(zhì)量分數(shù)10%的蓬萊原油減壓蠟油的混合原料，主要產(chǎn)品為催化裂化裝置原料。反應(yīng)器入口壓力為14.04 MPa，催化劑選用雅保公司生產(chǎn)的加氫精制催化劑，設(shè)計生產(chǎn)周期為3年，活性催化劑總體積空速與常規(guī)滴流床蠟油加氫裝置相當。

2 裝置典型運行數(shù)據(jù)及標定結(jié)果

2.1 主要原料性質(zhì)

2.1.1 混合原料油性質(zhì)雖然裝置設(shè)計原料為質(zhì)量分數(shù)90%的沙中原油減壓蠟油和質(zhì)量分數(shù)10%的蓬萊原油減壓蠟油的混合原料，但實際運行中(包括裝置標定期間)所加工的原料只有沙中原油減壓蠟油。表1所示為裝置的設(shè)計原料性質(zhì)和裝置標定期間兩次采樣分析的原料性質(zhì)。由表1可以看出，因未摻煉質(zhì)量分數(shù)10%的低硫環(huán)烷基蠟油，故裝置實際加工原料的硫質(zhì)量分數(shù)略高于設(shè)計值，氮質(zhì)量分數(shù)較低，餾分也比設(shè)計值輕。

表1 原料性質(zhì)

2.1.2 新氫分析數(shù)據(jù)裝置標定期間的新氫組成見表2。由表2可見，裝置設(shè)計新氫純度(φ)為99.9%，實際純度約為98%，可能會對物料平衡中的氫耗數(shù)據(jù)有較大影響。

表2 新氫組成 φ，%

2.2 裝置反應(yīng)部分典型操作參數(shù)

裝置標定期間反應(yīng)部分的主要操作參數(shù)見表3。

由于裝置標定調(diào)整時間短，無法將反應(yīng)溫度調(diào)整到合適溫度，將反應(yīng)出口溫度調(diào)整到設(shè)計初期390 ℃后就停止調(diào)整，穩(wěn)定期間反應(yīng)出口溫度逐漸上升到395.4 ℃。標定期間運行參數(shù)與設(shè)計值相比有一些偏離，表現(xiàn)在以下幾個方面：

表3 反應(yīng)部分主要操作參數(shù)

一是反應(yīng)器入口溫度(即一反入口溫度)比設(shè)計值高15.9 ℃，但反應(yīng)器出口溫度(即二反出口溫度)僅比設(shè)計值高5.4 ℃，反應(yīng)器總溫升(20.5 ℃)比設(shè)計值(31.0 ℃)偏低較多。這是由于芳烴加氫飽和是蠟油加氫反應(yīng)熱的主要來源之一，而由于標定所用原料中未摻煉環(huán)烷基蠟油，因而原料中芳烴含量比設(shè)計值低，導(dǎo)致反應(yīng)熱偏低[7]，反應(yīng)總溫升低于設(shè)計值。

二是反應(yīng)器入口注氫量和二反第二床層注氫量與設(shè)計值偏差較大，爐前注氫量和一反入口注氫量達到設(shè)計值的兩倍，而二反第二床層入口注氫量非常小，注氫閥開度只有5%。注氫量分布與設(shè)計值偏差較大與原料組成偏差及反應(yīng)溫度有關(guān)。原料中芳烴含量低于設(shè)計值，氫氣在鏈烷烴中的溶解度高于芳烴中的溶解度[8]，因此在反應(yīng)器入口有更多的氫氣溶解在油中。反應(yīng)器入口溫度較設(shè)計初期高16 ℃，導(dǎo)致主要反應(yīng)在前面催化劑床層就完成，最后一個反應(yīng)器的加氫反應(yīng)少，耗氫量也低，實際總注氫量與設(shè)計值基本吻合。

三是反應(yīng)器總壓降比設(shè)計值高，反應(yīng)器出入口壓差設(shè)計值為0.22 MPa，實際達到0.40 MPa。反應(yīng)器壓降比設(shè)計值高，對循環(huán)油泵流量有較大的影響。

2.3 主要產(chǎn)品性質(zhì)

2.3.1 加氫蠟油產(chǎn)品性質(zhì)加氫蠟油產(chǎn)品性質(zhì)見表4。由表4可以看出：兩個加氫蠟油標定樣品的硫質(zhì)量分數(shù)分別為945 μg/g和865 μg/g，均略低于設(shè)計值；氮質(zhì)量分數(shù)分別為84 μg/g和65 μg/g，均小于100 μg/g，并遠低于設(shè)計值；加氫蠟油產(chǎn)品性質(zhì)完全滿足催化裂化裝置對原料的要求，也顯示出催化劑經(jīng)過兩年的運行及多次開停工仍保持著良好的活性。

表4 加氫蠟油產(chǎn)品性質(zhì)

2.3.2 加氫柴油產(chǎn)品性質(zhì)加氫柴油產(chǎn)品性質(zhì)見表5。由表5可以看出，加氫柴油產(chǎn)品的餾程比設(shè)計值明顯偏低，標定期間分餾塔柴油抽出側(cè)線已經(jīng)全開，柴油產(chǎn)品仍然不能全部抽出。但從加氫蠟油餾程來看，分餾塔分離效果較好，柴油與蠟油餾程基本沒有重疊，蠟油中殘留的柴油組分較少，5%餾出溫度與設(shè)計值基本吻合。

表5 加氫柴油產(chǎn)品性質(zhì)

3 物料平衡

裝置標定期間的物料平衡數(shù)據(jù)見表6。由表6可以看出，裝置標定期間物料平衡數(shù)據(jù)與設(shè)計值基本吻合，在補充氫攜帶烴類化合物含量高于設(shè)計值的情況下，低分氣、不凝氣收率低于設(shè)計值，說明催化劑選擇性好，副反應(yīng)少，氣體產(chǎn)率低。石腦油和柴油產(chǎn)率略高于設(shè)計值，原因一是原料油餾程較設(shè)計值低，攜帶柴油組分多，二是因為裝置裝填催化劑的酸性比設(shè)計的基準催化劑略強，長鏈分子蠟油發(fā)生了部分裂化反應(yīng)，生成石腦油和柴油，因此柴油和石腦油收率都稍高于設(shè)計值。

表6 物料平衡數(shù)據(jù)

4 能 耗

裝置主要耗能設(shè)備為補充氫壓縮機、反應(yīng)進料泵和兩臺加熱爐，補充氫壓縮機裝有無級調(diào)量設(shè)施，反應(yīng)進料泵帶液力透平回收能量。裝置標定期間的能耗數(shù)據(jù)見表7。由表7可以看出，裝置標定期間綜合能耗為274.63 MJ/t，比設(shè)計值(370.30 MJ/t)低95.67 MJ/t。

標定期間由于反應(yīng)進料泵液力透平離合器故障未投用，不能通過液力透平回收電能，如果投用液力透平，可省電980(kW·h)/t，可降低能耗33.44 MJ/t。此外，用于分餾塔汽提蒸汽的分餾塔中段回流蒸汽發(fā)生器的產(chǎn)汽量遠低于設(shè)計值，需要補充大量低壓蒸汽用作汽提蒸汽，對能耗也有一定的影響。

5 存在的問題

(1)裝置循環(huán)油泵選用德國Hermetic公司生產(chǎn)的高壓屏蔽泵，在開工進油之前無法試運，首次開工過程中循環(huán)油泵軸向位移持續(xù)增加并導(dǎo)致最后聯(lián)鎖停運，因設(shè)備設(shè)計存在隱患，經(jīng)過5次返廠維修改造才解決問題，每次維修后裝置都需要在柴油工況下開工試泵，因此在裝置加工蠟油前就經(jīng)歷多次開停工。

(2)循環(huán)油泵實際流量與設(shè)計值存在較大差距，變頻電機無法達到設(shè)計的最高轉(zhuǎn)速，存在定子溫度高、接線柱溫度高的問題，裝置高負荷運行時需同時開兩臺泵。

(3)反應(yīng)器每個床層底部收集器的縫隙大，需要裝填最大Ф50 mm的瓷球，瓷球裝填數(shù)量多，占用較多的空間，內(nèi)構(gòu)件還有很大的改進空間。

(4)裝置分餾系統(tǒng)設(shè)計存在一些不足，裝置低負荷運行時分餾塔中段回流無法建立；滿負荷運行下，中段回流量也遠低于設(shè)計值，導(dǎo)致中段回流蒸汽發(fā)生器產(chǎn)汽不足，不能滿足分餾塔汽提蒸汽的需求量，需要額外補充低壓蒸汽作汽提蒸汽，增加了裝置能耗。

6 液相加氫裝置催化劑保護經(jīng)驗總結(jié)

惠州石化蠟油全液相加氫裝置在兩年多時間內(nèi)經(jīng)歷了十多次各類開停工，但是催化劑仍然維持著較好的活性水平。液相加氫裝置不管是正常操作還是在開停工時，都需要讓催化劑處于液相中。在開停工階段反應(yīng)器液位不易控制時，寧可讓反應(yīng)器滿液位也不能讓催化劑暴露在氣體環(huán)境中；而在裝置長時間停工時，則需用柴油循環(huán)將溫度降到較低值(此溫度由催化劑專利商提供)后再退出存油，并在氮氣環(huán)境下保護催化劑。

在裝置正常生產(chǎn)階段需要維持循環(huán)比盡量大，特別是在原料中少量摻煉熱裂化原料時，由于此類原料加氫飽和需要的氫耗大而且溶解氫能力低，因此需要3～5倍甚至更多的循環(huán)油來提供氫氣，避免反應(yīng)中出現(xiàn)貧氫情況。

7 結(jié) 論

惠州石化2.6 Mt/a蠟油全液相加氫裝置以沙中原油減壓蠟油為原料生產(chǎn)催化裂化裝置原料。標定結(jié)果表明：對于硫質(zhì)量分數(shù)大于2.7%、氮質(zhì)量分數(shù)大于500 μg/g的減壓蠟油原料，加氫蠟油產(chǎn)品的硫質(zhì)量分數(shù)小于1 000 μg/g，氮質(zhì)量分數(shù)小于100 μg/g，完全滿足催化裂化裝置的進料要求；裝置標定期間的綜合能耗為274.63 MJ/t，不但低于傳統(tǒng)滴流床蠟油加氫裝置，而且優(yōu)于裝置設(shè)計指標；裝置整體運行情況達到設(shè)計要求。