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1、30万吨/年FCC汽油加氢装置标定总结报告某某XX化工股份(简称“XX化工) 30万吨/年催化汽油选择性加氢脱硫装置，于2013年8月上旬装填了安耐吉能源工程技术提供的ALT-1和AGP-1催化剂，该装置于8月21日一次投料开车成功。该催化剂可生产满足国家标准的国(硫含量小于50ppm)或国硫含量小于10ppm汽油。装置开工初期，根据市场情况，仍按照国汽油 (硫含量小于150ppm) 组织生产。至2013年9月下旬，该装置投产已一月有余，根据XX化工公司安排，对装置进展初期标定。标定目的：n 重点考核装置辛烷值损失情况n 考察催化剂活性与选择性情况n 通过标定，找到适宜的工艺条件，为以后的正常
2、生产提供指导依据。在XX化工的精心组织和安排下，2013年9月24-26日，进展了操作调整和优化。9月27-29日，对装置进展标定。由于XX化工销售任务较重，要求标定不能影响汽油出厂，在保证产品质量的前提下进展工艺调整，调整工作缓慢有序进展。下面是本次标定的总结报告。XX化工160万吨/年重油催化裂化装置于今年8月投产。所产汽油一局部供本装置做原料。目前该催化装置生产的原料汽油硫含量低，烯烃少。具体催化汽油性质列于表2.1。从表2.1中数据可见,原料汽油硫含量很低,约300400ppm,烯烃含量不高，约33%。馏程较轻,终馏点控制在193-194。24-26日，进展装置操作调整优化工作。虽然对
3、汽油加氢装置进展了精心优化，但因现场条件所限，局部操作条件调整至标定前仍不理想。具体如下： 一反(R001)入口温度低，床层温升偏小，床层温升正常仅1-3。主要受系统蒸汽压力低正常仅0.7-0.8MPa所限。 二反(R201)循环氢量小，为6300Nm3/h左右，氢油比偏低，仅180-190h-1，切换压缩机后，循环氢量变化不大。 预分馏塔塔顶气相冷却负荷小，回流比拟低，影响轻重汽油分割效果。轻重汽油重叠4-5。 新氢CO和CO2超标，至27日标定时，CO+CO2含量仍达180ppm以上。以上操作条件，因客观条件所限，暂时无法解决，与车间商议就现有工况进展标定。27日和28日上午9:00集中采
4、样做全分析。29日上午，仅做辛烷值测定。现将9月27至29日的标定数据与操作条件汇总至表4.1表4.5。标定期间，产品汽油按照国标准控制，根据辛烷值损失情况，操作仍做逐步优化。第一天27日因循环氢系统CO和CO2含量高，反响温度较高，混合汽油含硫为41.2ppm，辛烷值损失偏大，为1.8，第二天28日循环氢系统CO和CO2大幅降低，反响入口温度降低10，混合汽油含硫为30.19ppm，辛烷值损失1.42。第三天29日反响入口温度再降低1，混合汽油含硫为48.83ppm。辛烷值损失1.2。为便于比拟，选择标定前9月25日数据进展比照，9月25日混合汽油含硫为77.26ppm，满足国标准。由表4.
5、1数据可见，标定期间R001入口温度141-142，温升2左右，氢油比为2.9-3.5Nm3/m3；受系统蒸汽温度影响，R001入口温度偏低，温升偏小。从分馏塔顶气氢气含量分析来看，氢油比适宜。从表4.2来看，轻汽油回流量过小，回流比仅0.2-0.35，轻、重汽油重叠4-5，主要受塔顶气相冷却负荷限制，假如加大回流量，如此会降低轻汽油拔出率。导致辛烷值损失加大。从表4.3来看，R201反响入口温度，28日降低10，而加氢重汽油在原料硫含量增加的情况下，精制重汽油硫含量仍明显降低。分析原因，27日新氢杂质主要是CO和CO2较多，如表6.1所列，循环氢气体中CO和CO2含量高。28日，新氢、循环氢
6、纯度较高，CO和CO2杂质明显减少。判断为CO和CO2对加氢脱硫有较强的抑制作用。选取9月27日8:00-29日8:00两天累计数据，进展物料衡算，其物料平衡，见表5.1。每小时损失768kg,占原料汽油2%，而此局部损失大局部为高辛烷值汽油。应通过优化、改造预分馏系统进展回收。标定期间对各种气体组成、油品性质的分析数据列于表6.1表6.8。标定期间混合汽油满足国标准。6.1 轻汽油逸失量较大 从表6.3可以看出，分馏塔顶气体C4和C5含量累计达20%以上，28日分析C6竟达3%，说明轻汽油的逸失量较大。影响辛烷值和加工损失，应通过提高操作压力等措施加以回收。6.2 二烯烃饱和不充分，硫含量约
7、500ppm，硫醇硫910ppm。因厂方无法分析出原料和产品中的二烯烃，无法判断出二烯烃的饱和情况，但结合预处理反响器温升较低，R-201差压上升较快的情况，分析二烯烃饱和不充分。6.3 催化剂选择性脱硫效果好-1，入口温度245，出口温度262的条件下，将预处理重汽油硫含量从约550ppm降低到27ppm左右，加氢脱硫率达到95%，说明催化剂具有很高的加氢脱硫活性，而且温升只有18，新氢消耗小。从28日原料汽油和混合汽油族组成分析来看，混合汽油芳烃体积分数减少0.1%，说明芳烃饱和反响根本没有发生；混合汽油烯烃体积分数减少仅1%，说明辛烷值损失应该比拟小。因此，安耐吉汽油选择性加氢催化剂在达
8、到深度脱硫的同时，烯烃饱和程度低，选择性脱硫效果好。6.4 辛烷值损失低25日，按照国汽油生产时，辛烷值损失为0.87。27-29日，按照国标准生产，随着二反R-201入口温度降低，辛烷值损失逐渐减小，28日，在降低R-201反响入口温度10后，研究法辛烷值损失由1.8降至1.42。29日，在进一步降低R-201入口温度至244，温升16时，混合汽油总硫为48.83ppm，辛烷值损失为1.2。从29日轻汽油干点和总硫来看，轻汽油还可以多拔一些，实际辛烷值损失还可以进一步降低。7.结 论从催化汽油加氢装置的标定考核数据，以与自开工以来装置运转情况来看。可以得出如下结论： 采用安耐吉公司提供的汽油
9、选择性加氢催化剂，完全能够满足XX化工生产国标准汽油的要求。 在目前原料油硫含量和装置现有操作条件下，按照国标准生产时，研究法辛烷值损失可降至0.87以下；按照国标准生产时，研究法辛烷值损失可降至1.2以下。 目前预反响器温升较低，二反氢油比不高，新氢CO和CO2含量超标，对装置长周期生产有不利影响，应尽快予以完善。以进一步降低辛烷值损失和加工损失。 提高一反R-001入口温度至150以上，建议床层温升5，不允许床层无温升状况出现，确保二烯烃尽可能少带入二反R-201造成床层结焦。确保装置长周期生产。 要保证二反入口氢油比，力争250。目前氢油比为180-190h-1，小于推荐值。建议开两台循
10、环机； 降低PSA产品氢CO+CO2含量至30ppm以下。因CO和CO2含量高，抑制了加氢脱硫活性，目前被迫提高反响温度维持脱硫率，使辛烷值损失加大，同时加剧了催化剂的结焦速率； 一反与二反入口、一反与二反出口预硫化跨线均要加盲板。确保不出现汽油内漏现象。 预分馏塔系统尽快进展改造完善。目前预分馏塔顶部气体冷却负荷不足，回流比拟小，操作压力又偏低，加工损失较大，导致汽油辛烷值损失较大。 由于公司重油催化裂化装置投产，催化裂化汽油中高分子硫醇随之增多，加氢脱硫过程中也要生成一局部高分子硫醇，脱臭难度加大，原来采取的MERROX液液抽提氧化法脱臭已经不适应目前的原料状况。生产中往往造成产品汽油博士
11、试验难以通过，操作调整频繁，应尽快进展改型。表3.1 原料油性质采样时间9-25-9:009-27-9:009-28-9:009-29-9:00密度(20) g/ cm3硫 wppm硫醇硫 wppm溴值族组成,v%烯烃芳烃馏程 ASTM D-86 ，初馏点394010%525350%1049890%178173终馏点194193辛烷值RON*备注：标定前25日原料未做分析，与27日为同罐原料，原料性质应一样。表4.1 预加氢系统操作条件采样时间9-25-9:009-27-9:009-28-9:009-29-9:00装置进料量t/h新氢进料量Nm3/h体积空速h-1氢油比Nm3/m3预加氢反响器
12、R-001入口压力Mpa出口压力Mpa入口温度床层上排温度1床层上排温度2床层上排温度3床层下排温度1床层下排温度2床层下排温度3反响器总出口总温升表4.2 预分馏系统操作条件采样时间9-25-9:009-27-9:009-28-9:009-29-9:00轻汽油外送流量t/h轻汽油回流流量t/h分馏塔T-101塔顶压力Mpa进料温度塔顶温度塔底温度表4.3 加氢脱硫反响系统操作条件采样时间9-25-9:009-27-9:009-28-9:009-29-9:00进料流量t/h新氢流量Nm3/h循环H2流量Nm3/h6374633863786294体积空速主剂，h-1氢油比，Nm3/m318419
13、1198187反响器R-201入口压力Mpa出口压力Mpa差 压Mpa入口温度第一床层上排温度第一床层下排温度第二床层上排温度第二床层下排温度出口温度温 升表4.4 汽提局部操作条件采样时间9-25-9:009-27-9:009-28-9:009-29-9:00汽提塔 T-301塔顶压力Mpa塔顶回流量t/h进料温度塔顶温度塔底温度塔顶回流罐V-301温度塔顶气流量Nm3/h压力Mpa表4.5 低分换热系统操作条件采样时间9-25-9:009-27-9:009-28-9:009-29-9:00冷低分V-202压力Mpa入口温度脱硫塔T-201贫胺液流量t/h入口温度出口温度表5.1 标定物料平
14、衡入 方流量，kg/h比例，%出方流量，kg/h比例，%催化汽油轻汽油氢 气加氢重汽油损失合 计合计*备注：按照27日9:00至29日9:00累计计量表计算。表6.1 新氢组成 (v%)采样时间9-25-9:009-27-9:009-28-9:009-29-9:00H2C1ppmCOppmCO2ppm表6.2 脱硫后循环氢组成(v%) 采样时间9-25-9:009-27-9:009-28-9:009-29-9:00H2C1COCO2 H2S，wppm16488表6.3 分馏塔顶气组成(v%)采样时间9-25-9:009-27-9:009-28-9:00H2CO00CO200C1C200C3C4
15、C5C6H2Sppm000合计100.00表6.4 汽提塔顶气组成(v%)采样时间9-25-9:009-27-9:009-28-9:00H2CO0CO20C1C20C3C4C5C6H2S合计100.00表6.5 预分馏塔轻汽油性质采样时间9-25-9:009-27-9:009-28-9:009-29-9:00密度(20) g/ cm3硫 wppm硫醇硫 wppm博士试验通过通过通过通过溴值,gBr/100ml胶质，mg/100ml馏程 ASTM D-86 ，初馏点2630282510%2832313150%4142424090%73697263终馏点92908480辛烷值RON表6.6 预分馏
16、塔重汽油性质采样时间9-25-9:009-27-9:009-28-9:00密度(20) g/cm3硫 wppm硫醇硫 wppm溴值,gBr/100ml胶质, mg/100ml馏程 ASTM D-86 ，初馏点858010%929850%12013090%173179终馏点196195辛烷值RON表6.7 加氢脱硫重汽油性质采样时间9-25-9:009-27-9:009-28-9:009-28-9:00密度(20) g/cm3硫 wppm硫醇硫 wppm溴值,gBr/100ml胶质，mg/100ml馏程 ASTM D-86 ，初馏点7784868610%9196999850%12412812812890%174176176176终馏点197195197197辛烷值RON脱硫率，%表6.8 混合汽油产品性质采样时间9-25-9:009-27-9:009-28-9:009-29-9:00密度(20) g/ cm3硫 wppm硫醇硫 wppm溴值,gBr/100ml族组成,v%烯烃芳烃馏程 ASTM D-86 ，初馏点45374110%56496050%1039510490%171174173终馏点191192194辛烷值RON 损失
