FH-40B催化剂在喷气燃料加氢装置的工业应用

杨 帆，孙守华

(中化泉州石化有限公司，福建 泉州 362103)

FH-40B催化剂在喷气燃料加氢装置的工业应用

杨 帆，孙守华

(中化泉州石化有限公司，福建 泉州 362103)

国内某石化公司1.4 Mta喷气燃料加氢装置采用中国石化抚顺石油化工研究院开发的FH-40B催化剂。装置标定结果表明，采用FH-40B催化剂处理直馏喷气燃料(总硫质量分数为0.14%)，在反应器入口压力1.75 MPa、反应器入口温度265 ℃、氢油体积比100、体积空速2.95 h-1的条件下，产品的硫醇硫质量分数低于3 μgg，烟点为24.5 mm，萘系烃体积分数为0.36%，冰点为-57.2 ℃，催化剂具有优异的脱硫醇硫性能，并能使喷气燃料产品的烟点稍有提高，所得喷气燃料产品质量满足3号喷气燃料国家标准(GB 6537—2006)的要求。装置运行结果表明，FH-40B催化剂失活速率为0.021 ℃d，催化剂床层压力降变化趋势较平缓，催化剂具有良好的活性和稳定性，有利于工业装置的长周期运行。

喷气燃料 加氢 低压临氢脱硫醇(RHSS)

为保护环境，各国环保法规日趋严格，对清洁燃料产品的质量要求也越来越苛刻。然而，随着我国高含硫原油加工量的日益增加及二次加工技术的不断发展，使得直馏及二次加工轻质馏分油中的硫、氮等杂质含量越来越高；同时，部分炼油厂又面临着老装置扩能改造及装置技术更新问题，要求轻质馏分油加氢精制催化剂在更为苛刻的条件下使用。为了提高轻质馏分油加氢精制催化剂的市场竞争力，中国石化抚顺石油化工研究院在总结成功开发481-3及FDS-4A[1]催化剂经验的基础上，通过制备性能优异的大孔体积、高比表面积改性氧化铝载体，调节金属与载体间相互作用及优化催化剂制备方法等改进措施，开发了性能优异的FH-40系列新一代轻质馏分油加氢精制催化剂[2-5]。其中FH-40B催化剂主要用于以脱硫醇硫为目的直馏轻质馏分油加氢装置，该催化剂已成功应用于国内部分炼油厂[6-8]。为满足生产清洁3号喷气燃料的需要，国内某石化公司1.40 Mta喷气燃料加氢装置引入FH-40B催化剂，于2014年2月16日一次开车成功，生产出合格产品[9]。为进一步探讨FH-40B催化剂的反应性能，以此1.40 Mta喷气燃料加氢装置为研究对象，详细分析FH-40B催化剂的工业标定情况以及装置长周期运行情况。

1 装置概况

装置由中京工程设计软件技术有限公司承包设计，采用直馏喷气燃料低压临氢脱硫醇(RHSS)技术[10-12]，以12.0 Mta常减压蒸馏装置的直馏喷气燃料为原料，生产3号喷气燃料产品。装置由反应、分馏2个部分组成，其工艺流程示意如图1所示。装置的工艺流程具有如下特点：①反应部分采用炉前混氢、固定床单段一次通过的低压临氢脱硫醇硫工艺；②反应部分选用冷低压分离器，反应产物与反应进料换热后，经空气冷却器冷却后再在低压分离器进行气液分离；③分馏部分采用带塔底重沸炉的单塔汽提流程，酸性气组分在分馏塔塔顶分离出来，塔底得到喷气燃料产品；④采用双壳程换热器，提高换热器传热效率，尽量降低反应器流出物进空气冷却器的温度，提高反应加热炉入口温度，减少加热炉负荷，降低装置能耗。

2 催化剂的物化性质

FH-40B催化剂以改性氧化铝为载体，以Co-Mo为活性组分，具有孔体积大、比表面积高、加氢脱硫活性高、选择性好、机械强度高及装填堆密度小等特点。FH-40B催化剂的物化性质见表1。

图1 喷气燃料加氢装置流程示意

项 目指 标孔体积∕(mL·g-1)040比表面积∕(m2·g-1)200压碎强度∕(N·粒-1)30实际装填密度∕(g·cm-3)070外型齿球型粒度∕mmΦ(25～30)

3 工业标定

为了考察该新建装置的生产负荷、设计能力以及新设备的性能，装置于2014年12月24—26日进行了为期48 h的标定。标定期间，由于受到常减压蒸馏装置低加工负荷量的影响，直馏喷气燃料产量不足，喷气燃料加氢装置标定负荷为设计负荷的81%。标定期间，各项设备运转正常，所得到的产品全部合格。

3.1 原料性质

标定原料为直馏喷气燃料，其主要性质见表2。由表2可以看出，标定期间原料性质优于设计值，尤其是总硫质量分数为0.14%，仅为设计值(0.28%)的一半。

3.2 操作参数

标定期间反应器的主要操作参数见表3，其中反应器入口温度265 ℃、入口压力1.75 MPa。由于装置设计新氢和循环氢共用一台压缩机，系统内氢气全量循环，因此反应器入口氢油体积比不作为主要控制参数，实际操作中，根据反应系统压力的要求，适量补入新氢。

表2 标定期间原料性质

表3 标定期间反应器的主要操作参数

3.3 产品性质

标定期间喷气燃料产品的主要性质见表4。由表4可以看出：喷气燃料产品的赛氏比色为+30号；喷气燃料产品的硫醇硫质量分数为3 μgg，总酸值为0.002 mg KOHg；喷气燃料产品的烟点为24.5 mm，而直馏喷气燃料原料油的烟点为23.0 mm，说明经过加氢精制后产品烟点稍有增加，起到了降低积炭生成倾向的作用；喷气燃料产品的冰点为-57.2 ℃，产品有较好的低温性，能够减少烃结晶和冰晶产生。标定期间，喷气燃料产品的各项指标均满足3号喷气燃料国家标准(GB 6537—2006)的要求。

表4 标定期间产品性质

3.4 反应性能讨论

FH-40B催化剂的主要作用是使直馏喷气燃料中的非烃化合物与氢气反应，达到脱硫醇硫、脱酸、改善颜色的目的，同时对不饱和烃、萘系烃等进行不同程度的加氢饱和。由表3、表4可以看出，在反应器入口温度为265 ℃、入口压力为1.75 MPa、体积空速为2.95 h-1的条件下，喷气燃料硫醇硫质量分数由100 μgg降低至3 μgg以下，硫醇硫脱除率高达97%，表明FH-40B催化剂具有较优异的脱硫醇硫性能；喷气燃料芳烃体积分数由17.9%降低至17.0%，表明在缓和的低压临氢反应条件下，FH-40B催化剂具有部分芳烃加氢饱和功能。

3.5物料平衡

标定期间装置的物料平衡数据见表5。由表5可以看出，装置氢耗仅为0.05%，远低于设计值(0.14%)，这主要是由于原料硫含量较低，装置所需加氢反应深度低，有利于降低装置氢耗。装置的喷气燃料产品收率为99.16%，较设计值低0.24百分点，然而轻石脑油收率为0.36%，较设计值高0.33百分点，主要是由于直馏喷气燃料中轻组分含量偏高，同时直馏喷气燃料的馏程与设计值偏差较大(见表2)。在工程设计上，装置不排放尾氢，然而在实际操作中，为控制循环氢中硫化氢的含量，需要间断性排放尾氢，标定期间的尾氢质量收率为0.04%；酸性气收率为0.33%，较设计值低0.24百分点，这是因为原料硫质量分数偏低，在保证喷气燃料产品质量的前提下，降低了加氢精制反应深度，进而减少了裂解反应的发生，使得生成的酸性气量减少。

表5 标定期间的物料平衡数据

3.6 能 耗

标定期间装置能耗见表6。由表6可以看出：电消耗为97.39 MJt，较设计值高5.01 MJt，主要是因为标定期间装置实际加工负荷仅为设计负荷的81%，提高了单位电消耗量；1.0 MPa蒸汽消耗量较设计值偏高，主要是重沸炉频繁吹灰及原料过滤器的1.0 MPa蒸汽吹扫，增加了1.0 MPa蒸汽消耗；在工程设计上，加热炉采用燃料气，重沸炉采用燃料油和燃料气混用，标定期间燃料气消耗为166.78 MJt，较设计值高33.44 MJt，这是因为标定期间原料油性质优于设计值，加氢反应深度低，反应器的反应热少，降低了反应进料经换热器换热后的温度，增加了加热炉的负荷，燃料气消耗量增加；燃料油消耗为85.69 MJt，较设计值低53.50 MJt，主要是装置从节能降耗出发，优化分馏塔操作，标定期间分馏塔塔顶压力及塔顶温度均明显低于设计值，有效地降低了装置燃料油的消耗量。标定期间装置总能耗为367.84 MJt，较设计能耗低11.28 MJt，装置能耗水平达到设计要求。

表6 标定期间能耗 MJt

表6 标定期间能耗 MJt

项 目标定值设计值循环水251334电9739923810MPa蒸汽1421961燃料气1667813334燃料油856913919净化风084084氮气042042合计3678437912

4 稳定性

稳定性是催化剂的一个重要技术指标。为了考察催化剂FH-40B加氢脱除硫醇硫的活性稳定性，统计了自2014年9月1日至2017年3月24日反应器入口温度和喷气燃料产品硫醇硫含量随运行时间的变化，列于图2；同时，统计了催化剂床层压力降及装置加工量随运行时间的变化，列于图3。由图2可以看出，在此期间反应器入口温度由265 ℃提高至285 ℃，催化剂失活速率为0.021 ℃d，而喷气燃料产品的硫醇硫含量均在控制指标内，说明FH-40B催化剂具有良好的活性稳定性。从图2还可以看出，2017年以来反应器入口温度略有降低，这是由于为落实公司降本增效和节能减排要求，装置喷气燃料产品硫含量按照3号喷气燃料国家标准(GB 6537—2006)给出的硫含量上限值进行控制，在保证喷气燃料产品硫醇硫含量及硫含量合格的前提下，通过逐渐降低反应器入口温度来降低反应苛刻度。从图3可以看出，催化剂床层压力降随装置运行时间的总体变化趋势较平缓，表明催化剂床层结垢、结焦、催化剂破损等情况不明显。综上分析，FH-40B催化剂活性稳定性良好，有利于装置长周期运行。

图2 反应器入口温度和喷气燃料产品硫醇硫 含量随运行时间的变化 ▲—反应器入口温度； ◆—产品硫醇硫质量分数

图3 催化剂床层压力降及装置加工量 随运行时间的变化 ▲—催化剂床层压力降； ◆—装置加工量

5 存在的问题及技改效果

该装置的循环氢压缩机为对称平衡型往复式压缩机，两列一级压缩。自装置开工以来，尤其是在夏季环境温度高时，循环氢压缩机带液比较严重，表现为：①循环氢压缩机的气缸内出现异响；②循环氢压缩机停机后，可从循环压缩机入口罐内排出油水混合物。可能的原因为：①在夏季环境温度高时，循环氢空冷器的冷后温度高于50 ℃，使得循环氢带液严重；②装置在正常运行期间，循环氢流量(标准状态)基本维持设计最大工况的上限操作(约26 000 m3h)。

针对上述原因，装置在操作调整中按照氢油体积比不低于100的要求，投用循环氢压缩机返回线，降低氢油比，使循环氢流量(标准状态)降低至22 000 m3h，控制循环氢空冷器的冷后温度低于50 ℃；同时低压分离器和循环氢压缩机入口罐加强脱液。通过采取上述措施，循环氢压缩机带液的现象得到有效控制，保证了装置安全平稳生产。

6 结 论

(1)国内某石化公司将FH-40B催化剂成功应用于1.40 Mta喷气燃料加氢装置。

(2)在标定工况下，硫醇硫脱除率为97%，能够生产硫醇硫质量分数低于3 μgg的喷气燃料产品，喷气燃料产品的烟点与冰点分别为24.5 mm和-57.2 ℃，其各项指标满足3号喷气燃料国家标准(GB 6537—2006)的要求。

(3)装置运行结果表明，FH-40B催化剂具有良好的活性和稳定性，催化剂失活速率为0.021 ℃d，催化剂床层压力降变化趋势较平缓，满足装置长周期运行需要。

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COMMERCIALAPPLICATIONOFFH-40BCATALYSTFORJETFUELHYDROGENATION

Yang Fan， Sun Shouhua

(SinoChemQuanzhouPetrochemicalCo.Ltd.，Quanzhou，Fujian362103)

FH-40B catalyst developed by SINOPEC Fushun Research Institute of Petroleum and Pe-trochemicals was commercially used in a 1.4 Mta jet fuel hydrogenation unit of a petrochemical refinery.The calibration results showed that the qualified No.3 jet fuel(in compliant with GB 6537—2006)can be produced from the feed with the mass fraction of sulfur of 0.14%.The jet fuel produced is characterized by the mass fraction of mercaptan sulfur of 3 μgg,smoking point of 24.5 mm,freezing point of -57.2 ℃ and the volume fraction of naphthalenes of 0.36%,at reaction conditions of 265 ℃，1.75 MPa，H2oil volume ratio of 100 and LHSV of 2.95 h-1.The commercial results demonstrated that the catalyst FH-40B has a good activity and stability，the catalyst deactivation rate is 0.021 ℃d，the pressure drop of the catalyst bed is smooth，which is favor of long-running for the unit.

jet fuel； hydrogenation； RHSS

2017-04-28；修改稿收到日期2017-05-24。

杨帆，工程师，从事加氢技术与生产管理工作。

杨帆，E-mail：yangfan02@sinochem.com。