1、降低汽油加氫裝置辛烷值損失的優化措 施唐夢瑤王脩嫄 中國石油長慶石化公司摘要:通過對比汽油加氫裝置各工況運行數據，分析其辛烷值損失原因，提出改進建 議。關鍵詞：汽油加氫;辛烷值;溫差;dso技術;作者簡介：唐夢瑤，女，2011年畢業于哈爾濱商業大學工業工程專業，現在長 慶石化公司機動設備處從事設備管理工作。收稿日期：2017-10-06received： 2017-10-06長慶石化公司汽油加氫裝置采用了催化汽油選擇性加氫脫硫技術(dso技術) 1-5,裝置設計60x10t/a,開工時數8 400 2裝置設計以催化汽油為原料, 目的產品為國iv標準的精制汽油，產品硫含量小于50 u g/g,硫

2、醇含量小于 loyg/g,辛烷值(ron)損失小于0.7,同時考慮滿足遠期的國v汽油標準。1運行指標分析1.1裝置開工期間運行狀況 2013年11月23日，引進催化汽油裝置。2527日，裝置進入初期國iv運行試 生產階段，加工量逐漸從56 t/h提至設計負荷82 t/ho其中r9101入口溫度 88°c93°c, r9201 入口溫度 207°c215°c, r9202 入口溫度 235°c"243°co 初期 國iv運行階段輕汽油抽出比例穩定，按設計值控制在總進料的40%左右。試運 行結果表明，裝置滿足產品硫含量50ng/

3、g硫醇10ng/g. ron損失0.7 個單位的國iv工況技術要求，裝置一次開車成功。1. 2裝置正常生產運行狀況汽油加氫裝置開工以來，一直按國iv生產方案進行生產。2014年3月4日至6 h,對裝置進行了性能考核工作，牛產運行期間的原料供應為催化汽油，由原 料性質可以看岀，裝置使用催化原料性質較設計值優良，更有利于生產操作。其 原料指標、裝置運行考核期間主要操作參數、裝置運行綜合分析(見表表3)。表1催化汽油原料性質下載原表原料性質實際值硫含量 /(|ulg-g_i)120烯炷含量/%28硫醇硫含量/(plg-g-1)8.5二烯桂/(gl/loog)1.07終憾點/弋188.5項目單預加氫處

4、理量1/反應器r9101氫油比v/反應器r9101入口溫度°(反應器r9101入口壓力m反應器r9101差壓ml分憾塔c9101頂溫度分餡塔c9101底溫度°(分憎塔c9101頂壓力m反應器r9201入口溫度°(反應器r9201氫油比v/反應器r9201頂入口壓力m反應器r9201差壓m反應器r9202入口溫度°(反應器r9202差壓m產物分離罐d9201壓力m穩定塔c9202頂溫度%穩定塔c9202底溫度3穩定塔c9202頂壓力m序號項目1生產能力（催化汽油）密度（20 °o初懈點10 %鐳出溫度50 %丫留岀溫度90 %憾出溫度2k、krn

5、 八、硫含量 硫醇硫含量 博士試驗 研究法辛烷值銅片腐蝕（50 °c,3 h）燃料氣通過裝置考核，從表1表3數據看出，裝置在國iv工況標定期間，預加氫反應 器入口溫度控制93°c,加氫脫硫反應器入口溫度控制209°c,加氫后處理反應 器入口溫度控制243°c,可實現將催化汽油硫含量由121. 1 pg/g降至29. 2 u g/g, 將催化汽油的硫醇硫含量由& 5 m g/g降至5. 5 m g/go整個過程研究法辛烷值損 失0.2個單位，g+產品收率99. 76%，滿足國iv汽油調和組分要求，可實現在設 計負荷100%的條件下平穩運行達到設計標

6、準。2存在的問題及改進措施2.1存在問題 (1)裝置的設計運行參數與實際生產運行數據差距較大，不能直接指導現實生 產,如加氫脫硫反應器入口溫度設計值245°c,而實際為209°c,偏差較大。(2)加氫脫硫反應器和加氫后處理反應器溫差設計值為50°c,試運行階段溫差 僅為34°c,隨著運行時間的增長，兩個反應器溫差降至25°c左右，與設計值偏 差較大。由表4可以看出，開工初期，隨著裝置處理量加大，產品汽油辛烷值損 失變化不大，維持在0.61.0,初步判定汽油產品辛烷值損失較大是由加氫脫 硫反應器和加氧后處理反應器溫差較小、反應器溫度調整乎段不靈活

7、導致。為了 增加兩個反應器溫度的調整手段，在保證產品汽油總硫含量及硫醇硫的基礎上， 對加氫脫硫反應器r9201與加氫后處理反應器r9202的換熱流程進行技改，拉開 兩反應器之間的溫差并盡可能靠近設計值，以實現加氫脫硫反應器溫度調節的 可控性，靈活調整三個加氫反應器的操作溫度，在一定程度上改善汽油產品的 辛烷值。原料 產品 原料 產品 原料 產品 原料 產品 原料 產品日期類型總何11月25日11 月 26 h11月27日11月28日11月29日2.2改進措施 2. 2. 1增加加氫脫硫反應器r9201頂注氫點原流程屮，通過在反應器r9201屮部注入急冷氫的方式控制反應器床層溫升。為 進一步降低

8、r9201入口溫度，將循環氫壓縮機返回線自控閥p1c6024后手閥處，接dn40臨時管線至r9201頂部的氮氣線，并通過自控閥pic6024控制注氫流量, 隨著冷氫流量的增加，可使r9201入口溫度有所降低（見圖1）。圖1下載原圖2. 2.2增加后處理反應器出口至e9103入口跨線通過増加后處理反應器r9202出口至e9103入口跨線的方式，減少進入 e9201ab. e9202ab管程熱流流量，微小調整換熱網絡，使冷流汽油流經換熱器 殼程換熱后，進入r9201的溫度有所降低，并達到可控狀態（見圖2） o圖2 下載原圖2. 2. 3 增加 e9201原流程中，通過調節主線上e9201ab的自控

9、閥t1c6050a及跨線上自控閥 tic-6050b的方式，在一定范圍內調節r9201入口溫度tic-6050。為使r9201 入口溫度進一步降低，在原e9201-ab跨線流程的基礎上進行微小變更，通過增 加混合器m9202后的混氫汽油至閥ttc6050b后跨線的方式增犬冷流流量，進一 步降低汽油至e9202ab殼程入口的溫度，從而達到降低r9201入口溫度的口的 （見圖3）。由裝置運行數據可以看出，在保證加氫后處理反應器r9202反應溫度的基礎上， 通過改造有效降低反應器r9201的入口溫度，使兩反應器間的溫差由原來的 25°c提高至32°c。由產品汽油的性質分析可以看出

10、，裝置按照國iv生產方案進 行生產期間，產品汽油硫含量達到36 m g/g40 m g/g,硫醇硫含量7 p g/g9 y g/g,在保證硫含量的基礎上，辛烷值得到有效的降低，損失值不大 于0.3,可以達到全廠汽油產品調和目標（見表5） o汽油口 p9201ab氫氣自k9201ab圖3 下載原圖3減少汽油辛烷值損失的局限性目前裝置按照國iv生產方案進行生產，可以達到全廠汽油產品調和目標。然而, 隨著國家對輕質油品質量要求的日益提高，國v汽油的生產已經成為新的生產 目標。2017年9月914日，裝置進行國v汽油試生產。試運行期間，未對現運 行的國iv汽油工藝流程進行調整，而主要通過提高加氫脫硫反

11、應系統溫度、調 整分懾塔輕重汽油切割比例的方式進行操作調整。結果表明，隨著反應器r9202 溫度的增加、輕組分抽出比例的降低，混合汽油產品硫含量小于10ng/g,可達 到國v汽油生產要求，汽油辛烷值損失維持在15個單位左右，最大可達到2. 8 個單位。可見，國v汽油試生產時，隨著產品硫含量下降，不可避免會帶來汽油 辛烷值損失加大的問題。此外，面對產品質量升級要求，改造并不能從根本上解 決辛烷值損失的問題，需要對裝置換熱流程進行改造來解決，滿足脫硫率的基 礎上最大限度降低產品辛烷值損失（見表6、表7） o4結論及建議（1）催化汽油選擇性加氫脫硫技術（dso技術）實現了汽油清潔生產階段性目 標，但

12、對持續清潔生產有其局限性。表5國iv運行期間產品汽油分析數據下載原表原料8月15日;?廣口）口口35.5原料8月20日;?廣口）口口32.5原料8月25日;?廣口）口口37.7原料8月30日;2 口 廣口口36.7原料9月5日;2 口 廣口口41.5日期類型總硫/(jlg-g-1)0.6°ii_iiiiiiiiil135791 11315 t天圖4下載原圖項目9月9日r9201入口溫度/兀212r9201出口溫度/兀220r9201溫升代8r9202入口溫度/°c247r9202出口溫度/兀248r9202 溫升/°c1r9201 冷氫量 /(clr1)1 348

13、加工量/(i-lr1)83輕重汽油切割比例42(2) 通過新工藝技術提高戊烷油、抽余油等組分辛烷值，提高現有汽油加氫裝置 加工能力。(3) 升級液相柴油加氫裝置、優選新型加氫裂化催化劑等措施，確保全廠汽柴油 全部達到國v標準。表7產品質量表卜載原表日期9月9日9 ,原料一110.3輕汽油硫含量/(|jlg* g_1)22.921.8重汽油硫含量/(|jlg* g_1)47.237.8混合汽油硫含量/(|jlg * g_1)38.736.2原料辛烷值88.788.8產品辛烷值88.588.5辛烷值損失值0.20.3參考文獻1 胡媛媛，劉勇.dso.fcc汽油加氫脫硫技術開發與應用j 廣州化工，2012, 40 (16) :174-176.2 樊蓮蓮.fcc汽油選擇性加氫脫硫過程中怪類組成與辛烷值損失的關系j. 石油煉油與化工，2010, 41 (9) :70-73.3 沈義濤辛烷值對發動機