1.7 Mt/a 煤柴油加氫精制裝置的設(shè)計(jì)與標(biāo)定

劉瑞萍，劉曉步，李鐵森，王 珮瑜，王國旗

（中國石油工程建設(shè)公司華東設(shè)計(jì)分公司， 山東 青島 266071）

1.7 Mt/a 煤柴油加氫精制裝置的設(shè)計(jì)與標(biāo)定

劉瑞萍，劉曉步，李鐵森，王 珮瑜，王國旗

（中國石油工程建設(shè)公司華東設(shè)計(jì)分公司， 山東 青島 266071）

國內(nèi)某煉廠 1.7 Mt/a 煤柴油加氫精制裝置包括 1.4 Mt/a 柴油加氫精制部分和 0.3 Mt/a 煤油加氫精制部分，兩部分熱量聯(lián)合，共用一套公用工程系統(tǒng)。對該裝置的工程設(shè)計(jì)與工業(yè)標(biāo)定進(jìn)行總結(jié)，簡要介紹了工藝及工程技術(shù)特點(diǎn)，并對裝置的工業(yè)運(yùn)轉(zhuǎn)標(biāo)定結(jié)果作了簡要分析。結(jié)果表明，柴油加氫精制催化劑 DN-3630 和煤油加氫精制催化劑 FH-40B 效果良好，柴油產(chǎn)品硫含量達(dá)到 15 μg/g，滿足國 IV 車用柴油排放標(biāo)準(zhǔn)，煤油產(chǎn)品全面滿足 GB6537-2006 標(biāo)準(zhǔn) 3#噴氣燃料要求，裝置能耗達(dá)到國內(nèi)先進(jìn)水平。

柴油加氫精制；煤油加氫精制；工程設(shè)計(jì)；工業(yè)標(biāo)定

國內(nèi)某煉廠 1.7 Mt/a 煤柴油加氫精制裝置包括1.4 Mt/a柴油加氫精制部分和 0.3 Mt/a煤油加氫精制部分。柴油加氫精制部分以直餾柴油為原料，采用標(biāo)準(zhǔn)公司開發(fā)的 DN-3630、DN-3531 加氫精制催化劑和 SDD-800 臨氫降凝催化劑生產(chǎn)國 IV 標(biāo)準(zhǔn)車用柴油產(chǎn)品，通過切換降凝反應(yīng)器實(shí)現(xiàn)夏季加氫精制和冬季臨氫降凝的生產(chǎn)方案。煤油加氫精制部分以直餾煤油為原料，采用撫研院開發(fā)的 FH-40B 航煤加氫精制專用催化劑，生產(chǎn)滿足 GB6537-2006 標(biāo)準(zhǔn)的 3#噴氣燃料。該裝置柴油加氫精制部分 2012 年11 月 19 日投料開車一次成功，煤油加氫精制部分2013 年 4 月 29 日投料開車一次成功，2013 年 9 月進(jìn)行了首次標(biāo)定。

1 工藝流程及技術(shù)特點(diǎn)

裝置由 1.4 Mt/a 柴油加氫精制部分、0.3 Mt/a 煤油加氫精制部分及公用工程三部分組成。柴油加氫精制部分設(shè)置兩個反應(yīng)器，一反裝填 DN-3630 加氫精制催化劑，二反裝填 SDD-800 臨氫降凝、DN-3531、DN-3630 后精制催化劑，通過切換二反降凝反應(yīng)器實(shí)現(xiàn)夏季加氫精制和冬季臨氫降凝的生產(chǎn)方案。反應(yīng)器入口氫分壓為 3.2 MPa，工藝流程圖見圖1。

圖 1 柴油加氫精制部分工藝流程圖Fig.1 Diesel hydrofining section process flow diagram

柴油加氫精制部分設(shè)計(jì)具有以下特點(diǎn)：①反應(yīng)部分采用爐前混氫、冷高分流程，操作方便，流程簡化。②分餾部分采用先汽提后分餾的雙塔流程，汽提塔采用水蒸汽汽提，分餾塔設(shè)置塔底重沸爐，解決柴油產(chǎn)品帶水問題。③原料油緩沖罐、注水罐等采用燃料氣保護(hù)，防止介質(zhì)與空氣接觸。④設(shè)置自動反沖洗過濾器，防止固體雜質(zhì)沉積在催化劑表面，造成反應(yīng)器床層壓降增加。⑤反應(yīng)產(chǎn)物空冷器上游設(shè)置注水點(diǎn)，防止加氫過程中生成的銨鹽沉積在空冷器管束中，引起系統(tǒng)壓降增大和管道設(shè)備的腐蝕。⑥催化劑采用器外再生方式。⑦為確保催化劑、高壓設(shè)備及操作人員的安全，設(shè)置0.7 MPa/min緊急泄壓系統(tǒng)。

煤油加氫精制部分采用撫研院開發(fā)的 FH-40B航煤加氫精制專用催化劑，反應(yīng)器入口壓力為 2.2 MPa，工藝流程圖見圖 2。

圖 2 煤油加氫精制部分工藝流程圖Fig.2 Kerosene hydrofining section process flow diagram

煤油加氫精制部分設(shè)計(jì)具有以下特點(diǎn)：①反應(yīng)部分采用爐前混氫，提高換熱器傳熱效率和產(chǎn)品質(zhì)量。②分餾部分采用單塔流程，塔底設(shè)置重沸器，利用柴油加氫部分分餾塔底精制柴油作熱源，提高熱量利用率。③原料油緩沖罐等采用燃料氣保護(hù)，防止介質(zhì)與空氣接觸。④設(shè)置自動反沖洗過濾器，防止固體雜質(zhì)沉積在催化劑表面，造成反應(yīng)器床層壓降增加。⑤催化劑采用器外再生方式。

2 工業(yè)標(biāo)定

裝置于 2013 年 9 月 16 日-19 日進(jìn)行夏季工況標(biāo)定，主要考核催化劑性能、物料平衡和裝置能耗，同時(shí)發(fā)現(xiàn)生產(chǎn)中存在的問題，為進(jìn)一步優(yōu)化操作、技術(shù)改進(jìn)和提高經(jīng)濟(jì)技術(shù)指標(biāo)提供可靠的依據(jù)。

2.1 裝置物料平衡

裝置煤、柴油加氫部分設(shè)計(jì)與標(biāo)定期間物料平衡對比見表 1和表 2。從表中可以看出，煤、柴油加氫部分重整氫耗量均小于設(shè)計(jì)值，柴油產(chǎn)品收率高于設(shè)計(jì)值。

2.2 原料與產(chǎn)品性質(zhì)

設(shè)計(jì)與標(biāo)定期間新氫組成及原料油性質(zhì)、產(chǎn)品性質(zhì)分別見表 3和表 4。從表中可以看出，柴油產(chǎn)品和煤油產(chǎn)品性質(zhì)基本達(dá)到設(shè)計(jì)要求。柴油加氫部分直餾柴油硫含量平均為 476 μg.g-1，石腦油產(chǎn)品硫含量為 129 μg.g-1，柴油產(chǎn)品硫含量為 12.8 μg.g-1，催化劑 DN-3630 的總脫硫率為 95.98%。石腦油產(chǎn)品的硫含量與設(shè)計(jì)值相差較大，是脫硫化氫汽提塔汽提效果不好導(dǎo)致，該塔的設(shè)計(jì)進(jìn)料溫度為 200℃，標(biāo)定期間進(jìn)料溫度為 180 ℃，導(dǎo)致該塔汽提效果不好。煤油加氫部分直餾煤油硫含量平均為 728 μg.g-1，石腦油產(chǎn)品硫含量為 0.5 μg.g-1，煤油產(chǎn)品硫含量為 29.1 μg.g-1，催化劑 FH-40B 的總脫硫率為 99.96%。

表 1 柴油加氫部分物料平衡Table 1 Diesel hydrofining section material balance

表 2 煤油加氫部分物料平衡Table 2 Kerosene hydrofining section material balance

表3 新氫組成Table 3 Make-up hydrogen composition

2.3 主要操作條件

裝置設(shè)計(jì)與標(biāo)定期間反應(yīng)主要操作條件見表5。從表中可以看出，煤油加氫部分反應(yīng)器入口壓力低于設(shè)計(jì)值，氫油比高于設(shè)計(jì)值，其它各項(xiàng)指標(biāo)與設(shè)計(jì)值基本相吻合。

表 4 原料油與產(chǎn)品性質(zhì)Table 4 Feedstock and product property

表 5 反應(yīng)主要操作條件Table 5 Main operating condition

2.4 裝置能耗

設(shè)計(jì)與標(biāo)定期間裝置能耗對比見表 6。從表中可以看出，裝置實(shí)際能耗小于設(shè)計(jì)值。與國內(nèi)同類裝置能耗指標(biāo)對比，該裝置煤、柴油加氫部分能耗均達(dá)到國內(nèi)先進(jìn)水平。

表 6 裝置能耗(MJ/t)Table 6 Unit energy consumption

3 結(jié) 論

（1）裝置標(biāo)定數(shù)據(jù)顯示，柴油加氫精制催化劑 DN-3630 效果良好，標(biāo)定期間總脫硫率達(dá)到95.98%；煤油加氫精制催化劑 FH-40B 效果良好，標(biāo)定期間總脫硫率達(dá)到 99.96%。

（2）柴油加氫部分石腦油產(chǎn)品硫含量偏高，是脫硫化氫汽提塔汽提效果不好導(dǎo)致，操作過程中應(yīng)注意提高塔頂溫度，保證汽提效果。

（3）分餾部分重沸爐的設(shè)計(jì)使柴油產(chǎn)品水含量為痕量，同時(shí)操作靈活。

（4）裝置柴油加氫部分和煤油加氫部分能耗較低，均達(dá)到國內(nèi)先進(jìn)水平。

（5）臨氫降凝催化劑 SDD-800 性能有待進(jìn)一步驗(yàn)證。

Design and Calibration of a 1.7 Mt/a Kerosene and Diesel Hydrofining Unit

LIU Rui-ping，LIU Xiao-bu，LI Tie-sen，WANG Pei-yu，WANG Guo-qi
（CPECC East-China Design Branch, Shandong Qingdao 266071, China）

A 1.7 Mt/a kerosene and diesel hydrofining unit is composed of 1.4 Mt/a diesel hydrofining section and 0.3Mt/a kerosene hydrofining section, whose heat is combined and shared by a set of utilities system. In this paper, the engineering design and industry calibration of the unit were summarized, including an introduction of process flow, technology features and a brief analysis of industry calibration. The results indicate that the performances of catalyst DN-3630 and FH-40B are excellent. Diesel product can meet China IV diesel with sulfur content less of 15 μg/g, and kerosene product can meet GB6537-2006 3#jet fuel. The energy consumption of diesel hydrofining section and kerosene hydrofining section both can reach domestic advanced level.

Diesel hydrofining; Kerosene hydrofining; Engineering design; Industry calibration

TE 624

： A文獻(xiàn)標(biāo)識碼： 1671-0460（2014）07-1303-03

2014-01-13

劉瑞萍（1982-），女，山東煙臺人，工程師，工學(xué)碩士，2007 年畢業(yè)于浙江大學(xué)材料與化學(xué)工程學(xué)院，從事煉油工藝設(shè)計(jì)工作。E-mail：liuruiping@cnpccei.cn。