3.9 Mt/a渣油加氢装置运行情况分析

李 昊 鹏

（中国石化上海石油化工股份有限公司，上海200540）

3.9 Mt/a渣油加氢装置运行情况分析

李 昊 鹏

（中国石化上海石油化工股份有限公司，上海200540）

介绍了中国石化上海石油化工股份有限公司3.9 Mt/a渣油加氢装置RHT系列催化剂中期工业标定情况、RHT系列催化剂日常运行数据、装置能耗及装置运行存在的问题。工业标定及日常运行数据结果表明，在冷高压分离器压力为15.5 MPa、体积空速为0.2 h－1、较低的反应器床层平均温度、较小的反应器径向温差、平稳的反应器压降条件下，渣油加氢装置能够为下游的催化裂化装置提供低硫、低金属、低残炭的加氢重油原料。中期工业标定期间RHT系列催化剂的平均脱硫率为89.82%，平均降残炭率为65.01%，平均脱金属率为86.39%，说明RHT系列加氢精制催化剂具有较高的脱硫、降残炭、脱金属活性。同时，日常运行数据表明RHT系列加氢精制催化剂具有较低的失活率，能够满足催化剂长周期平稳运行的需要。目前装置由于循环氢压缩机转数无法调节，造成装置的两个反应系列不能达到理想的氢油比，将成为渣油加氢装置满负荷运行至催化剂末期时的最大瓶颈。

渣油加氢 催化剂 工业标定 能耗

中国石化上海石油化工股份有限公司（以下简称上海石化）在实施16 Mt/a炼油改造项目前，炼油综合能力为12 Mt/a，柴汽比为4.5，是国内炼化企业柴汽比最高的炼油厂之一。这种总流程配置的结果导致原油采购成本高、炼油产品结构不合理，并且大部分炼油产品为化工装置配套且不优化，也致使化工原料结构不合理。2011年上海石化进行16 Mt/a炼油改造工程的建设，主要解决以下问题：①提高加工高硫原油的能力，取消加工低硫原油，降低原油采购成本；②调整炼油产品结构，降低柴汽比，提升炼油产品平均价格；③优化化工原料结构，降低化工原料成本，为现有芳烃和乙烯原料的优化提供更大的空间，同时为下游精细化工的发展提供原料支持；④将陈山原油码头、罐区转变功能，成为汽油、柴油转运枢纽，从而提高上海石化炼油板块的综合盈利水平［1］。

上海石化3.9 Mt/a渣油加氢装置是16 Mt/a炼油改造工程中的主体装置。针对高金属含量劣质渣油的加工过程，国外先后开发了移动床在线置换工艺及沸腾床加氢裂化工艺，并实现了工业应用，但是这几种新工艺在操作稳定性以及经济效益方面都明显不及固定床渣油加氢工艺［2］。因此，上海石化3.9 Mt/a渣油加氢装置采用中国石化工程建设公司开发的固定床渣油加氢技术。研究表明，进料中硫含量的增加能直接引起催化裂化汽油、柴油及焦炭中硫含量的增加，影响产品质量，并导致再生烟气排放无法达标［3］。在固定床渣油加氢工艺中，由于原料油中金属含量不断增加，经常导致装置运转过程中压降上升而被迫停工［4］。为了提高渣油加氢装置的脱杂质率，选择中国石化石油化工科学研究院（石科院）开发的脱硫催化剂RMS-30、脱金属催化剂RDM-35等新一代RHT系列渣油加氢催化剂。本文介绍上海石化3.9 Mt/a渣油加氢装置RHT系列催化剂中期工业标定情况、RHT系列催化剂日常运行数据、装置能耗及装置运行中存在的问题。

1 装置工艺简介

渣油加氢工艺流程示意见图1。由图1可见：反应进料泵至热、冷低压分离器的反应部分设置A、B两个独立的反应系列，每一个系列各有5台加氢反应器，分别为一反、二反、三反、四反和五反，两个系列可以实现单开单停；反应产物分离采用热高压分离器方案，并设置液力透平回收从热高压分离器（热高分）到热低压分离器（热低分）的能量；设置循环氢脱硫塔，并设置一套液力透平回收循环氢脱硫塔至富胺液闪蒸罐的能量；反应注水采用高-低压注水方案，热低分气空冷器前连续注水，冷低分兼作高压注水缓冲罐。

图1 渣油加氢装置工艺流程

2 RHT系列催化剂的运行情况

2.1 催化剂的装填情况

2012年10月21日开始进行催化剂装填。至2012年10月31日催化剂装填工作结束，装置反应系统总计装入催化剂1 431.705 t。

2.2 催化剂中期标定情况

上海石化渣油加氢装置A系列于2012年11月25日一次开车成功，并于11月26日开始掺炼渣油；B系列于11月30日一次开车成功，并于12月1日开始掺炼渣油。装置于2013年7月10—12日进行催化剂运行中期标定，对装置进行物料平衡核算，并对能耗、物耗及产品质量进行考核，同时考察渣油加氢催化剂的运行情况。

2.2.1 原料性质 标定期间渣油加氢装置原料由Ⅱ套常减压蒸馏装置和Ⅲ套常减压蒸馏装置提供，Ⅱ套常减压蒸馏装置加工巴士拉、阿曼、罕戈、沙中原油，Ⅲ套常减压蒸馏装置加工巴士拉、沙中、沙轻原油。标定期间常压渣油加工量为195 t/h，减压渣油加工量为195 t/h。另外，掺炼罐区焦化蜡油30 t/h，掺炼减四线、减压重蜡油及减压洗涤油共35 t/h。标定期间的原料油性质见表1。从表1可以看出，标定期间原料油中S，N，V，Ca，Na含量及残炭均比设计值低，Ni含量与设计值接近，Fe含量高于设计值，沥青质含量远远低于设计值，即标定期间装置的原料性质优于设计值，原料性质的优化可以相对延长催化剂的运转周期。

2.2.2 主要操作条件 标定期间的主要操作条件见表2。从表2可以看出：标定期间的主要操作参数基本在设计范围内，冷高分压力、平均反应温度及系统压差等均与设计值接近；两个系列反应器的径向温差基本小于4℃。该加氢反应器具有较小的径向温差、较平稳的系统压差、较低的反应器床层平均温度，说明加氢精制催化剂运行效果良好，可满足装置长周期运行的需要。

2.2.3 产品性质 标定期间的主要产品性质见表3。从表3可见，加氢渣油中硫质量分数平均为0.35%左右，残炭量平均为5.4%左右，沥青质含量平均为1.8%左右，金属含量较低，是优质的催化裂化原料。由标定数据可见，该套渣油加氢技术所使用的RHT系列加氢精制催化剂在脱硫、降残炭和脱金属方面具有较高的活性。

2.2.4 催化剂性能 标定期间的催化剂性能评价结果见表4。从表4可以看出，在冷高分压力为15.5 MPa、两个系列反应器平均床层温度在376℃左右的条件下，平均脱硫率为89.82%，平均脱氮率为53.33%，平均降残炭率为65.01%，平均脱金属率为86.39%，与设计值基本一致，说明渣油加氢装置所使用的RHT系列催化剂具有较高的脱硫、降残炭、脱金属活性，并且催化剂失活率较低，能

够满足装置连续稳定生产的需要。

表1 渣油加氢装置标定期间的原料油性质

表2 标定期间的主要操作条件

表3 标定期间产品性质

表4 标定期间的催化剂性能评价结果

3 装置运行情况分析

上海石化3.9 Mt/a渣油加氢装置A系列于2012年11月26日切换渣油，B系列于12月1日切换渣油，至2013年11月10日A系列运转350天，B系列运转345天。

3.1 平均反应温度

渣油加氢装置自投入运转至今，A、B两个系列的平均反应温度（CAT）以及各反应器的平均温度变化情况见图2和图3。由图2和图3可以看出：B系列反应温度比A系列略高；A系列的平均反应温度为383℃，其中一反至五反床层平均温度分别为368，382，388，387，383℃；B系列的平均反应温度为385℃，一反至五反床层平均温度分别为369，385，389，390，384℃；在装置运行接近一年的周期里，两个系列反应器提温速率平稳，催化剂失活速率较低，各反应器的提温空间比较大，反应系统可以满足装置继续连续平稳运行的需要。

图2 渣油加氢装置A列的平均反应温度及各反应器平均温度的变化情况

图3 渣油加氢装置B列的平均反应温度及各反应器平均温度的变化情况

3.2 反应器径向温差

图4、图5为A、B两系列各反应器径向温差的变化情况。从图4和图5可以看出，两系列反应器径向温差较小且较稳定，平均在6℃以下，距离反应器径向温差不能大于12℃的指标还有很大空间。

3.3 反应器压降

图6、图7为A、B两系列各反应器压降的变化情况。由图2、图3、图6和图7可见：运转的前45天，二反、三反、四反和五反压降逐渐增加，其后随着反应温度的升高，压降逐渐下降；两系列各反应器的压降较稳定，平均在0.4 MPa以下，远低于单台反应器压降不大于0.7 MPa的指标要求。

3.4 反应器温升

图8、图9为A、B两系列各反应器温升的变化情况。由图8和图9可见，虽然装置运转至250天以后两个系列的二反温升逐渐升高，其中B列的二反温升达到25℃，但是与单台反应器温升不大于30℃的指标要求还有一定的差距，装置运行依然比较平稳。

图4 渣油加氢装置A列各反应器径向温差变化情况

图5 渣油加氢装置B列各反应器径向温差变化情况

图6 渣油加氢装置A列各反应器压降变化情况

图7 渣油加氢装置B列各反应器压降变化情况

图8 渣油加氢装置A列各反应器温升变化情况

图9 渣油加氢装置B列各反应器温升变化情况

3.5 装置能耗

2013年1月—9月装置能耗数据见表5。从表5可以看出，装置运行的能耗高于设计的末期能耗，其主要原因是3.5 MPa蒸汽和燃料气单耗远高于设计单耗，因此在装置安稳运行的过程中还有进一步降低能耗的潜力。

表5 装置能耗情况

4 装置目前存在的问题

（1）装置B系列反应分离部分三相分离效果不佳，造成重油组分进入冷高分及冷低分，使油水分离困难，酸性水中带重油。这可能是由于中间分隔板检修人孔的密封不好，使水相漏至油相中。停工换剂期间应仔细检查、更换垫片。若密封没有问题，将在油侧挡板顶部增设导流板，使油、水进料沿挡板向下流至分水包的左侧。

（2）装置两个系列循环氢压缩机蒸汽透平在气阀全开的情况下依然达不到正常转速，造成循环氢气量无法达到设计要求，使两个反应系列的氢油比低于设计值。其原因可能如下：①蒸汽品质差，汽轮机叶轮结垢；②汽轮机蒸汽入口过滤器压差大，需清洗；③蒸汽供给压力低。循环氢压缩机转数将成为渣油加氢装置长周期运行的最大瓶颈。

5 结 论

自开工运行至2013年11月上海石化渣油加氢装置运行情况基本达到了预期的目标，在冷高分压力为15.5 MPa、体积空速为0.2 h－1、较低的反应器床层平均温度、较小的反应器径向温差、平稳的反应器压降条件下，能够为下游的催化裂化装置提供低硫、低金属、低残炭的加氢重油原料。中期工业标定期间的平均脱硫率为89.82%，平均降残炭率为65.01%，平均脱金属率为86.39%，说明RHT系列加氢精制催化剂具有较高脱硫、降残炭、脱金属活性。同时，日常运行数据表明RHT系列加氢精制催化剂具有较低的失活率，能够满足催化剂长周期平稳运行的需要。目前装置由于循环氢压缩机转数无法调节，造成装置两个反应系列不能达到理想的氢油比，将成为渣油加氢装置满负荷运行至催化剂末期时的最大瓶颈。

［1］李鸿根.上海石化炼油总流程优化方案探讨［J］.石油化工技术与经济，2013，29（2）：1-9

［2］胡大为，杨清河，邵志才，等.劣质渣油加氢脱金属催化剂RDM-36的开发［J］.石油炼制与化工，2013，44（6）：39-43

［3］陈俊武.催化裂化工艺与工程［M］.北京：中国石化出版社，2005：439-440

［4］聂红，杨清河，戴立顺，等.重油高效转化关键技术的开发及应用［J］.石油炼制与化工，2011，42（1）：1-6

OPERATION ANALYSIS OF 3.9 Mt/a RESIDUE HYDROTREATING UNIT

Li Haopeng
（SINOPEC Shanghai Petrochemical Co.Ltd.，Shanghai 200540）

The calibration results，daily operation data，unit energy consumption，and the problems in operation of 3.9 Mt/a residue hydrotreating unit with RHT series catalysts in Shanghai Petrochemical Co.Ltd.was introduced.Industrial operation shows that RHT series catalysts have higher HDS，HDCCR，and HDM activity as well as lower deactivation rate and can provide RFCC feedstocks with low sulfur，low carbon and low metal under the reaction conditions of 15.5 MPa in cold high pressure separator and space velocity 0.2 h－1.The mid-term calibration results show that the average removal rates of HDS，HDCCR，and HDM are 89.82%，65.01%，86.39%respectively.The unit runs smoothly with lower reaction temperature，less radical temperature difference and pressure drop rising and can meet the requirements for long term operation.The problem is that the two series of residue hydrotreating reactor system cannot reach the ideal hydrogen to oil ratio due to the difficulties to adjust revolutions of circulating hydrogen compressor，which may become the bottleneck for full capacity operation at the endof-run.

residue hydrotreating；catalyst；industrial calibration；energy comsumption

2013-10-28；修改稿收到日期：2014-01-23。

李昊鹏，本科，工程师，2007年毕业于南京工业大学化学工程与工艺专业，主要从事加氢装置的生产管理工作。

李昊鹏，E-mail：lihaopeng1984＠163.com。