基于RHDS-SIM的固定床渣油加氢装置全流程模拟与应用

范明，赵元生，王苑，何盛宝

（中国石油天然气股份有限公司石油化工研究院，北京 102206）

基于流程模拟技术建立的单装置模型和全厂模型可用于指导生产，提高企业经济效益[1]。Petro-SIM系列模型以严格的动力学与质能平衡理论为基础，并结合炼油反应工艺专家多年的实际经验及现场数据优化确认从而建立，既可模拟装置的反应部分，也可进行全厂全流程模拟，目前已经在国内外各大石油公司得到广泛应用[2-3]。

渣油加氢装置通过加氢反应脱除原料中硫、金属，降低残炭，用于生产低硫船燃（LSFO）以及为渣油催化裂化（RFCC）等装置提供原料，是劣质高硫原油深加工的关键技术[4-5]。近年来，基于流程模拟技术对加氢装置进行分析与优化已成为降本增效的重要手段[6]。刘新月等[7]利用Petro-SIM 对渣油加氢装置高压分离部分进行了模拟，预测了高压换热器腐蚀的情况。范晓等[8]基于总结出的实组分体系及数据对渣油加氢工艺进行模拟，实现了计算值与实际数据较好的吻合。甘彬彬等[9]对渣油加氢分馏塔进行了模拟优化，通过改变塔操作条件增产柴油馏分，提高了装置的经济效益。

实现生产装置的先进控制、实时优化和炼化一体化计划优化、打造智能炼厂，是数字化转型促进能源化工产业高质量发展的重要一环，上述工作的核心之一是利用机理模型作为优化计算的基础[10-12]。由于渣油加氢装置原料多变、表征难度大、反应过程复杂，目前鲜有基于渣油加氢反应机理模型进行工艺分析的研究报道。本文对国内某2.4×106t/a 固定床渣油加氢处理装置进行建模，催化剂由中国石油石油化工研究院提供。利用催化剂动力学数据及KBC 公司的RHDS-SIM 渣油加氢模块完成反应器工段模型的建立及校准，并建立了装置的全流程模型，以此为基础对装置进行深度工艺分析，并提出生产优化方案。

1 模型建立

1.1 反应器模型建立与校准

建模过程分为反应器模型建立和全流程模型建立两个阶段。其中反应器模型主要包括固定床渣油加氢处理反应器（RHDS-SIM Reactor）、轻组分分离 器（Light Ends Splitter） 及 分 馏 塔（Main Fractionator） 三部分，模型采用修正的Peng-Robinson炼油物性包。

RHDS-SIM Reactor 属于固定床、绝热式反应器，其中介质自上而下流动。RHDS-SIM Reactor可最多设立三个反应器，每个反应器可最多设置6个催化剂床层，每个床层划分为若干个反应单元。当进料经过反应单元时，按照KBC 专利的动力学经验公式对脱硫、脱氮、烯烃和芳烃饱和、环烷烃开环、裂化、脱金属和康氏残炭脱除等关键渣油加氢处理反应进行计算，包括氢分压、反应物浓度、温度以及相关化学平衡对反应的影响，反应全过程对碳、硫、氮、金属和氢等保持严格的质量平衡，上述动力学经验公式见式(1)。

为了使所建立的反应器模型能够更加直观、准确地反映实际运行情况，模型中反应器的设置应与工业装置反应器的数量和催化剂级配模式相匹配。文中的渣油加氢装置采用四级反应器工艺流程，其中一级反应器主要装填保护剂和脱金属剂，二级反应器主要装填脱金属剂和小部分脱硫剂，三、四级反应器主要装填脱硫、脱残炭剂。基于上述催化剂级配形式，按照功能将模型反应器划分为R1、R2、R3 三个反应器，其中R1、R2为单床层，对应实际装置反应器R101 和R102，R3 划分为Bed1 和Bed2 两个床层，对应实际装置反应器R103 和R104。模型开发人员可以根据催化剂研发及评价人员提供的试验数据对模型反应器进行修正。此外，装置反应工段为双系列且进料相同，催化剂的装填量与级配方式也完全相同，两个系列反应器同时换剂投运，因此建立反应器工段模型时可先建立单系列模型，待建立全流程模型时再将另一系列的反应器模型加入。装置反应器与模型反应器关联方式见表1。

表1 模型反应器与物理反应器关联方式

反应器模型主要的建模过程包括以下几个部分。

（1）规定工艺流程及操作参数。包括原料及循环进料数量与入口、反应器数量、各反应器床层数量、气体系统（新氢、循环氢、急冷氢及弛放氢的流程设计以及高低分数量）、反应器各床层入口及出口的温度压力、催化剂相关数据等。

（2）输入原料及产品分析数据。包括原料渣油、加氢渣油、石脑油、柴油的温度、压力、流量、馏程、API°、硫含量、氮含量、金属含量、残炭含量及沥青质含量等。此外，还包括新氢、弛放氢及低分气等进出装置气体的分析数据。

（3）完成质量衡算。完成进出装置物流的质量衡算、硫平衡及氮平衡计算。

（4）完成模型标定。基于上述输入数据，进行模型标定。标定收敛后审查C5+馏程曲线、各反应器反应热、压降、总氢耗分配、产品性质等指标是否合理，并进行精调。

通过上述步骤，完成反应器模型的建立及校准工作，具备开展全流程建模基础。反应器模型建模步骤见图1，部分输入参数见表2，工艺流程见图2。

图1 反应器模型建模流程

图2 渣油加氢处理装置反应器工段模型

表2 反应器模型主要输入参数

1.2 全流程模型建立

装置为双反应器系列，高低压分离为“两高两低”设置，双系列共用冷低分、汽提塔及分馏塔，分馏塔设置柴油侧线汽提。对应的全流程模型主要包括四个部分：反应器部分、高低压分离部分、循环氢部分及产品分馏部分。总流程采用Peng-Robinson作为全局物性方法，其中为了防止反应过程生成的硫化氢和氨进一步反应生成硫氢化铵盐类结晶并堵塞设备，在冷高分入口空冷器前进行注水[13]，该过程使用带酸性水计算的Sour PR 物性方法；循环氢脱硫采用吸收解析工艺，吸收剂为MDEA 溶液，该过程使用专用的Amine Pkg 物性包进行计算。操作条件按照标定数据输入，全流程模型主要设备采用的模块和物性方法见表3，全流程模型见图3。

表3 全流程模型主要设备及物性方法

图3 渣油加氢处理装置全流程模型

1.3 模型准确性验证

基于建立的全流程模型，对标定后反应器入口累计提温1℃、2.5℃时工况进行预测。模拟结果与装置实际运行参数、产品性质数据进行对比分析，结果见表4、表5。

表4 不同工况下装置运行参数模拟（单系列）

表5 不同工况下产品性质模拟（单系列）

由表4 和表5 可以看出，装置的主要操作条件包括新氢流量、循环氢流量、汽提塔顶温度、主分馏塔顶温度、主分馏塔底温度、柴油侧线汽提塔顶温度等；装置的主要生产指标包括转化率、产品收率、加氢渣油硫含量、金属含量和康氏残炭含量等，其模型计算值与实际值较为吻合，表明模型具有较高的精确度。

基于建立的全流程模型，对装置能耗进行了分析，模拟结果与装置实际运行数据进行对比，结果见表6。

由于烃类物流使用虚拟组分进行物性计算，导致物流的密度、黏度、摩尔焓等参数的计算结果会与实际存在偏差，进而会对换热设备、泵及压缩机的能量计算造成影响。如在规定加热炉出口温度、辐射段热效率作为加热炉模块设计规定的前提下，模型根据被加热物料温差计算出加热炉的热负荷（燃料消耗按照固定的燃料气组成计算）。由表6可见，燃料消耗量、中压蒸汽产生量与电耗的计算值与实际值仅存在≤1.2%偏差，表明模型的计算精度满足用于指导装置进行生产方案的预测及优化研究的要求。

表6 装置能耗

2 工艺分析优化结果与讨论

工艺分析包括：不同的循环氢纯度、不同的反应器入口温度设置对加氢过程的影响。为了进一步提高加氢渣油中硫的脱除率，对各反应器入口所需温度进行预测。优化方案研究包括：满足低分油中轻组分及酸性气脱除率的前提下降低汽提塔底蒸汽消耗量；最大化生产加氢柴油对加氢柴油、渣油性质的影响。

2.1 循环氢纯度对加氢过程的影响

循环氢纯度或氢分压是渣油加氢装置最重要的工艺条件之一，反应器入口氢分压=反应器入口总压×反应器入口气体中氢气的摩尔分数（即进入反应器的新氢和循环氢混合气中氢气的摩尔分数）。高氢分压可以提高达到热力学平衡时的反应温度，因此也扩大了为了弥补催化剂失活所需的升温操作范围。此外，提高氢分压可以抑制大分子的脱氢缩合反应，缓解积炭的生成，有利于延长渣油加氢催化剂的使用周期。在工业装置实际运行过程中，由于设计压力已经确定，系统总压通常不能提升，若提高氢分压，需要及时排放循环氢并提浓处理[14]，造成运行成本增加。基于全流程模型，考察了当一级反应器入口温度不变时将氢分压从12.76MPa 增加至13.34MPa时各反应器床层平均温度（WABT）、硫脱除率及预测催化剂剩余寿命的变化，如表7所示。

在预测模式下，将反应器收敛目标规定为R1的入口温度和塔底产品的硫含量（Bottoms Sulfur）。按照催化剂的级配模式，R1主要进行脱金属反应，R2主要进行脱金属、硫、氮反应，R3主要进行脱硫、氮、残炭反应。由表7可见，随着氢分压的提高，R1 的WABT 伴随氢分压的增加只出现了0.1℃的小幅变化；而R2、R3的WABT则分别从389.7℃和401℃下降至388.2℃和400.1℃，这是由于氢分压的提高有助于降低达到相同脱硫率和脱残炭率所需要的反应器床层入口温度。同时，因为高氢分压可以抑制积炭生成，进而降低了因生焦而引起的催化剂失活速率，R1、R2、R3催化剂预测剩余寿命分别增加了6天、36天和33天。

表7 氢分压变化对加氢过程的影响

2.2 反应器入口温度对加氢过程影响分析

温度是影响渣油加氢过程中杂原子脱除的重要因素，对反应速率的影响程度遵循阿累尼乌斯公式，在其他反应参数不变的情况下，反应速率的提高即意味着杂原子脱除率的提高。基于基础工况，令R1入口温度分别提高1℃、3℃、5℃，并通过调节急冷氢流量保持R3 入口温度不变，考察对杂原子脱除率及化学氢耗的影响，如表8所示。

表8 R1入口温度变化对加氢过程的影响

由表8 可见，和基础工况相比，随着R1 入口温度分别提高至377.6℃、379.6℃、381.6℃，总脱硫率从85.36% 提高至86.14%，总脱残炭率从66.55%提高至67.19%，总脱金属率变化最大，从72.13%提高至75.85%；由于脱杂原子率的增加，R1温升和R2的入口温度均有所提高，化学氢耗由141.3m³/m³增加至144.7m³/m³。

2.3 提高加氢渣油中硫脱除率分析

装置目前运行在中后期，各反应器床层平均温度（WABT）、末期操作温度（EOR）及模型预测的各反应器预测剩余寿命见表9。

表9 模型反应器WABT、EOR及预测剩余寿命

由于R1、R2中装填的脱硫剂比例较低，提高加热炉出口温度即R1 入口温度，虽然可以间接提高后续反应器的催化剂床层温度，继而提高脱硫率，但对提高R1和R2的脱硫负荷收效甚微，而且会加快R1、R2催化剂的失活。因此，考虑通过降低R3入口急冷氢流量提高R3床层温度，考察脱硫效果。基于全流程模型，考察了R3 急冷氢流量从19500m³/h下调至10500m³/h时加氢渣油硫含量以及R3 催化剂床层入口温度和加权平均温度的变化，如图4所示。

图4 加氢渣油硫含量、R3床层平均温度及入口温度与R3急冷氢流量关系

由图4 可见，随着急冷氢流量由19500m³/h 减少 到10500m³/h，R3 入 口 温 度 由384℃提 高 至390℃，R3床层平均温度由401℃提高至406℃，加氢渣油硫含量由5514µg/g 下降至4880µg/g。目前加氢渣油产品指标硫含量控制在5500～5600µg/g 区间，当下游加工装置要求原料硫含量进一步降低时，结合渣油加氢装置换剂周期安排及R3 催化剂剩余寿命情况，可以考虑通过降低R3 急冷氢流量的方式提高R3 反应器入口温度，进而提高硫的脱除率。

2.4 汽提塔节能优化

汽提塔有27 块塔板，热低分油与冷低分油混合进料，采用过热中压蒸汽[400℃，3.5MPa(g)]为汽提介质，将轻端（C4组分、硫化氢及其他不凝气）从油品中脱除。塔顶物料经空冷器、水冷器和回流罐后分出尾气、酸性水及粗石脑油，塔底物料去分馏塔加热炉。使用模型考察了中压蒸汽消耗量对汽提塔底加氢渣油产品性质的影响，如图5所示。

图5 汽提塔中压蒸汽消耗量与塔底渣油中轻端、硫化氢含量的关系

经模型计算，随着蒸汽流量由2.8t/h降至2.4t/h，汽提塔底油中硫化氢含量始终≤10µg/g，轻端含量由≤10µg/g 上升至40µg/g；继续降低蒸汽量，硫化氢及轻端含量显著上升并超过控制指标。尽管减少汽提蒸汽量会提高加氢渣油中待分离轻端组分的气相分压，不利于液相中轻端的分离，但过量蒸汽也会导致汽提能力过剩及塔顶冷凝器负荷增加。由表10 可见，根据当前工况下产品性质及模型计算结果，将中压蒸汽流量由当前的2.8t/h 下调至2.4t/h，可以在满足产品指标的前提下降低能耗，年经济效益约137.2万元。

表10 汽提塔优化方案经济效益分析

2.5 产品方案

加氢柴油硫、氮含量低、多环芳烃含量低、饱和烃含量高，经过进一步加氢处理可直接生产清洁柴油，也可经过加氢改质/裂化处理同时多产高芳潜石脑油和清洁柴油。根据市场需求的变化灵活调整加氢柴油产量，进一步优化全厂产品结构，以实现更高经济效益。

目前装置加氢渣油切割温度为282℃（设计值为350℃），按照最大化生产催化裂化原料进行操作。为了更好地应对市场波动，应用模型对产品方案进行分析，在设计工况（正常工况）及多产柴油工况时预测产品性质变化趋势。

由图6 可见，主分馏塔C302 有37 块塔板，低分油经加热炉由第28 板进塔，塔底用220℃低压蒸汽作为汽提介质。塔顶气相经空冷器后进入回流罐，分出石脑油和水；全塔设1 个中段回流取热段，并设置侧线汽提塔，汽提塔再沸热源采用主分馏塔底加氢渣油，柴油经汽提塔汽提后抽出。

图6 C302主分馏塔流程示意图

利用灵敏度分析工具考察主分馏塔侧线抽出量对柴油和加氢渣油性质的影响。由表11可以看出，随着柴油抽出量的增加，加氢渣油抽出量逐渐减少，初馏点提高。当侧线柴油抽出量为19.5t/h 时，加氢渣油产品指标与正常工况的设计值（硫含量≤6000µg/g，金属Ni+V≤20µg/g，残炭≤4.8%）相符；当侧线抽出量继续提高至23.5t/h 时，杂原子浓度依然维持在下游装置最大承受范围内（硫含量≤6500µg/g，金属Ni+V≤20µg/g，残炭≤5%），因此对加氢渣油性质影响在生产允许范围内，但是柴油95%馏出温度为369.2℃，产品质量已经不合格。因此在执行多产柴油加工方案时，主分馏塔侧线柴油抽出量应控制在23t/h以下。

表11 侧线抽出量对柴油及加氢渣油性质的影响

3 结论

基于Petro-SIM 的RHDS-SIM 渣油加氢反应模块构建了固定床渣油加氢的反应器模型及全流程模型，验证了模型的准确性，并基于模型开展了工艺分析及生产方案优化，结论如下。

（1）分别选取了标定后反应器入口累计提温1℃、2.5℃时两种工况下的运行参数和产品性质数据与模拟结果对比，对模型进行了准确性验证，结果表明模型预测结果具有较高的精确度，可以作为预测和优化的分析工具。

（2） 将R1 入 口 氢 分 压 从12.76MPa 增 加 至13.34MPa，R2、R3的床层平均温度分别从389.7℃和401℃显著下降至388.2℃和400.1℃，R1、R2、R3 催化剂预测剩余寿命分别增加了6 天、36 天和33天。

（3）将R1 入口温度分别提高1℃、3℃、5℃，总脱硫率从85.36%提高至86.14%，总脱残炭率从66.55%提高至67.19%，总脱金属率从72.13%提高至75.85%，R1 温升和R2 的入口温度均有所提高，化学氢耗由141.3m³/m³增加至144.7m³/m³。

（4） 将R3 急 冷 氢 流 量 由19500m³/h 减 少 到10500m³/h，R3 入口温度由384℃提高至390℃，加氢渣油硫含量由5514µg/g 下降至4880µg/g，在统筹考虑下游加工装置需求、换剂周期及R3 催化剂剩余寿命等因素的前提下，可通过适当减少急冷氢流量进一步提高加氢渣油硫的脱除率。

（5）将汽提塔底中压蒸汽流量降低0.4t/h，可在满足产品指标的前提下降低能耗，实现年经济效益约137.2万元。

（6）将柴油侧线汽提塔抽出量控制在≤23t/h，加氢柴油及加氢渣油产品性质能够满足产品规格及下游装置进料要求，实现多产柴油生产方案。

实践表明，基于RHDS-SIM Reactor 建立的渣油加氢反应器模型及全流程模型能够准确反映装置的实际运行工况，为操作人员进行深度工艺分析提供了工具和手段，为解决生产瓶颈、提高产品收率和质量、实现降本增效提供了理论依据，可用于指导装置生产，并实现良好的经济效益。