关键词 | 柴油加氢裂化 开工标定
导 读
国内大多柴油加氢装置采用常减压直馏柴油经加氢脱硫、氮、氧及烯烃饱和的工艺生产清洁柴油，即仅进行加氢精制。随着国家环保法规的严格以及原油性质的劣质化，为满足国内油品质量升级、提升炼厂效益，以及为下游提供优质的化工原料，新建炼油装置多采用加氢精制与加氢裂化组合工艺。某石化公司新建柴油加氢裂化装置采用美国CLG公司ISOCRACKING专利技术，设计为双系列反应单元，1#和2#柴油系列加氢裂化处理量分别为4.0，3.5Mt/a，共用1套石脑油分离、脱硫系统，以常减压直馏柴油（以下简称常直柴油）为原料，主要产品为重石脑油，作为连续重整装置直接原料；此外，还副产轻石脑油、航空煤油、液化气、柴油等产品。该装置由中国石油寰球工程有限公司总体设计，由中国石化南京工程有限公司承建，于2019年11月27日投产，并满负荷平稳运行。
装置简介
1#柴油系列加氢裂化装置由反应、分馏、轻烃回收、脱硫等4部分组成，其部分工艺流程如图1所示。
反应部分采用单段一次通过、炉前混氢等工艺流程：直馏柴油经混合进入原料罐，经炉前换热、混氢，进入加热炉、反应器1和反应器2，反应产物与原料换热进入热高压分离器（简称热高分），热高分顶部出来气相经脱硫处理进入循氢机压缩循环，底部物质经降压至热低压分离器（简称热低分），轻组分经空气冷却器，进入冷低压分离器（简称冷低分），冷低分顶部低分气进入脱硫系统，冷低分液同热低分液混合经过与反应产物换热，进入分馏单元汽提塔，经高压蒸汽汽提，轻组分进入脱乙烷塔，重组分自流至分馏塔分离，分馏塔顶部气相进入脱丁烷塔，第1侧线抽出重石脑油，第2侧线抽出航空煤油，底部一部分进入加热炉，一部分作为合格柴油进入罐区。轻烃回收单元由脱乙烷塔、吸收塔、脱丁烷塔、石脑油分离塔构成，除处理本装置轻组分，同时也处理其他装置混合轻组分。脱硫系统采用传统贫胺液脱硫，包括低分气脱硫塔、干气脱硫塔、液化石油气（LPG）脱硫塔，主要处理轻烃回收单元处理后的气体，生产出合格的LPG、低分气和干气。
催化剂共4种类型：脱硫、脱氮以及芳烃饱和催化剂ICR513NAQ、脱金属催化剂ICR161NAQ和ICR186NAQ、裂化剂ICR215NAQ。
①催化剂装填
2019年12月19日开始装填1#柴油系列加氢裂化装置催化剂，于26日完成。装置共2台反应器，反应器1主要装填精制剂，设有3个床层，内径5.6m；反应器2主要装填裂化剂，设有3个床层，内径5.6m。由表1可知，精制、裂化反应器中，相同催化剂在不同床层的装填密度相近，保证了轴向催化剂的装填紧密性。
②催化剂硫化
催化剂的硫化采用湿法硫化法，以二甲基二硫为硫化剂，在催化剂干燥结束后开始注入硫化剂，低温硫化1d后，采用无水液氨钝化3h，之后进行高温硫化。
装置开工与标定
自2019年11月27日，1#柴油加氢裂化装置加热炉点火烘炉到产品质量全部合格，共运行41d。各单元先独立循环运行再联动，以节省开工时间，开工主要节点有：
（1）反应炉、分馏炉烘炉；
（2）分馏和轻烃系统油冲洗及冷油运行；
（3）反应系统热态考核；
（4）催化剂装填；
（5）分馏系统热油运行；
（6）脱硫系统胺液循环；
（7）催化剂硫化，调整直至产品合格。
由于催化剂运行初期活性高，各床层控制温升较低，但仍能达到较高的转化率，装置基本处于满负荷运行。开工期间处理原料约335614t/月，生产重石脑油和航空煤油分别约为17789，61409t/月，产品质量合格。
①原料油
于2020年6月20-23日，对1#柴油加氢裂化装置进行了72h满负荷标定，该装置设计有3路进料，包括1#热常直柴油（沙特中油和伊朗轻油质量比为1：1的混合原油）、2#热常直柴油（弗瑞德原油和伊朗重油质量比为3：7的混合原油），以及罐区冷直馏柴油（简称冷直柴油），三者质量比为43：37：20。
由表2可知，原料油含氮量远低于设计值，含硫质量分数与密度接近设计值，并且杂质含量低，与常规市场原料油相比，属于优良的柴油装置原料油。
②操作参数
由表3可知，标定期间主要操作参数为氢油比（体积比）896、加热炉出口温度358℃、汽提塔塔顶温度176℃、压力1.37MPa，分馏塔塔顶压力0.12MPa、塔顶温度108℃，基本控制在设计指标范围内，仅主汽提塔进料温度（227℃）、分馏塔塔底温度（314℃）与设计值偏差较大，这是由于分馏塔加热炉高负荷运行，从而未进行提温调整操作。
③产品性质
由于1#柴油加氢裂化装置柴油产品没有外送，主要产品只有重石脑油和航空煤油。
由表4可知，在装置满负荷运行状态下，重石脑油的密度、含硫（氮）质量分数、铜片腐蚀等性质符合设计要求；C6质量分数高于设计指标，这主要由于分馏塔塔顶温度按设计值（108℃）操作，塔顶温度偏高，造成塔顶分离效果欠佳。标定结束后，通过将塔顶温度降至93℃，增加塔顶回流量提高分离效果，重石脑油产品性质均满足质量要求。
由表5可知，航空煤油主要性质除密度略低外，其他均符合设计指标要求。这主要是由于标定期间原料油密度较设计值偏低所致，通过后期常减压装置切换进料原油罐后，组分整体变重，产品各项性质均满足质量要求。
④物料平衡
由表6可知，标定期间装置重石脑油收率计算值为52.26%，较设计值（53.06%）低0.80个百分点；航空煤油、柴油收率之和为24.40%，比设计值（30.58%）低6.18个百分点，LPG收率为11.36%，比设计值（4.86%）高6.50个百分点，主要原因是催化剂对于芳烃加氢饱和、二次裂化的程度较高，导致轻烃组分收率偏高。
⑤装置能耗
由表7可知：标定期间装置的综合能耗（以标准油计，下同）为44.13kg/t，低于设计能耗（46.46kg/t）。这主要是由于设计时充分考虑冷料和热料间的换热、热高分透平进料泵的投用、2台新氢压缩机采用贺尔碧格无极气量调节等，节省了大量电能；同时，工艺凝液的产量比设计值高约25t/h，低压氮气、伴热给水的消耗量比设计值分别低273m3/h，1452MJ/h，从而降低了装置综合能耗。但即使通过调整循环水用量，在保证满足换热基本要求的情况下，循环水的能耗也一直超高，这可能是循环水的设计能耗不足，无法满足装置最低循环水用量需求。
结 论
a.以常直柴油为原料，在反应压力10.75MPa，反应温度332℃的操作条件下，1#系列柴油加氢裂化装置主要产品重石脑油的密度为743kg/m3，含硫（氮）质量分数小于0.2×10-6，铜片腐蚀为1a；航空煤油除密度略低于设计指标外，冰点（-45.4℃）、闪点（56℃）均合格。
b.通过调整1#系列柴油加氢裂化装置的操作参数，在氢油比896，加热炉出口温度358℃，汽提塔塔顶温度176℃、塔顶压力1.37MPa，分馏塔塔顶压力0.12MPa、塔顶温度93℃、塔底温度314℃的条件下，产品各项指标均满足要求。
c.航空煤油、柴油收率之和比设计值低6.18个百分点，LPG的收率高于设计值6.50个百分点；装置的能耗为44.13kg/t，低于设计值。
中国化工学会
中国化工学会化工安全专业委员会
特邀单位
支持单位
中国石油天然气集团有限公司
3.石油化工装置机泵在线监测系统、预知性维护技术；
4.石化化工企业转动设备维护检修及节能改造升级技术；
5.特种机泵：螺杆机、真空压缩机、屏蔽泵等检修运维技术；
6.石油化工设备润滑要求、机组润滑系统运行及管理；
7.石油化工装置法兰密封结构安装与维修技术；
8.炼油化工装置烟气轮机长周期运行管理；
9.石油化工装置耐高温防腐防护和防火技术；
10.液压工具、法兰扭矩及法兰连接完整性管理；
11.风机、离心泵、各类压缩机等大型机组优化增效节能改造；
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6月20号：全 天
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素材来源：化工活动家、石油化工设备维护与检修网整理
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