蜡油全液相加氢技术的工业应用！
信息来源：超级石化
主要内容：中海油惠州石化有限公司二期项目２．６Ｍｔ?ａ蜡油全液相加氢装置于２０１７年建成投产。该装置采用杜邦公司的ＩｓｏＴｈｅｒｍｉｎｇ全液相加氢技术设计，是国内首套采用全液相加氢技术的蜡油加氢装置。经过两年多的运转，该装置虽然经历多次开停工，但仍表现出较好的操作便利性和经济性。装置运行２年多后的标定结果表明：对于硫质量分数大于２．７％、氮质量分数大于 ５００ !ｇ?ｇ的 沙 特中质原油减压蜡油原料，加氢蜡油产品的硫质量分数小于１０００ !ｇ?ｇ、氮质量分数小于 １００ !ｇ?ｇ，均满足催化裂化装置对进料的要求；装置标定期间的综合能耗为２７４．６３ ＭＪ?ｔ，不但低于传统滴流床蜡油加氢装置，而且优于装置设计指标；装置整体运行情况达到设计要求。
在现代炼油行业，加氢处理装置往往由于操 作条件较为苛刻，所以装置投资很大。为生产满足环保要求的清洁石油产品，世界各国炼油技术人员开发了很多加氢技术，以降低装置的投资和能耗。其中液相加氢技术是近几年发展起来的一种突破性加氢技术。在液相加氢技术中，反应是以液相进行的。传统滴流床加氢技术需要大量的富氢气循环气与进料一起进入反应器，以确保反应所需的氢气被充分溶解至液相中。液相加氢工艺技术反应部分不设置氢气循环系统， 依靠液相产品循环以溶解足量的氢气，满足加氢反应的需要。
同时，由于液相加氢工艺技术可以消除催化剂润湿因子的影响，而且循环油的比热容大，从而提高催化剂的利用效率，大大降低反应器的温升，减少裂化等副反应的发生。与传统滴流床加氢装置相比，液相加氢装置 具有以下显著特点：①由于取消了氢气循环系 统，节省了循环氢压缩机系统、高压分离系统及其相应设备，可以减少装置占地，节约投资，没有高压空气冷却器后装置低温热损失大幅减少，能耗也大幅降低；②装置的生产安全性和稳定性大大提高，维护费用更低；③催化剂用量更低，实际操 作寿命延长；④氢损失更少；⑤可同时做到高脱硫 率和高脱氮率；⑥更安全地实现低综合成本加氢 目标。中海油惠州石化有限公司（简称惠州石化）二 期项目２．６Ｍｔ?ａ蜡油全液相加氢装置于２０１７年 建成投产。在开工后的两年时间内，因氢气不足 及循环油泵设计缺陷问题，该装置一直处于断断 续续的低负荷运行状态，平均负荷只有３０％左右， 累计加工蜡油原料量为１．４ Ｍｔ，催化裂化柴油量 约为０．１Ｍｔ。
在装置运行了两年多后，装置负荷提高到设计值并进行了标定。由于原料和产品库存受限，装置标定的调整和标定时间都很短， 只能将反应温度调整到接近设计的初期值就开始标定，装置的操作未达到最优化，催化剂活性仍处于初期水平，后续数据对比也取设计的初期 数据。以下对装置两年多的运行及标定情况进行总结。
１ 装置简介
装置采用了杜邦公司的ＩｓｏＴｈｅｒｍｉｎｇ全液 相加氢 技 术，由 上 海 河 图 工 程 股 份 有 限 公 司 设 计，是国内首套采用全液相加氢技术的蜡油加氢 装置。装置 反 应 系 统 的 原 则 流 程 如 图 １ 所 示。原料经反应进料泵升压后混入少量氢气，经换热和反应炉加热后与循环油混合，再依次进入第一 反应器（以下简称一反）和第二反应器（以下简称 二反），在每个床 层 入 口 的 混 氢 器 内 溶 入 饱 和 的 氢气后进入催化剂床层反应；反应器出来的生成 油一部分经 循 环 油 泵 与 新 鲜 进 料 混 合 进 入 反 应 器，另一部分与原料换热后减压进入热低压分离 器，后续流程与传统滴流床加氢装置相同。一反 第一床层主要装填保护剂和低活性催化剂，第二 床层装填中等活性催化剂，第三床层装填中高活 性催 化 剂；二 反 的 两 个 床 层 均 装 填 高 活 性 催 化剂。
装置设计原料为质量分数９０％的沙特中质原 油（简称沙中原油）减压蜡油与质量分数１０％的蓬 莱原油减压蜡油的混合原料，主要产品为催化裂 化装置原料。反应器入口压力为 １４．０４ ＭＰａ，催 化剂选用雅保公司生产的加氢精制催化剂，设计 生产周期为３年，活性催化剂总体积空速与常规滴 流床蜡油加氢装置相当。
２ 装置典型运行数据及标定结果
２.１ 主要原料性质
２.１.１ 混合原料油性质
虽然装置设计原料为 质量分数 ９０％ 的沙中原油减压蜡油和质量分数 １０％的蓬莱原油减压蜡油的混合原料，但实际运 行中（包括 装 置 标 定 期 间）所 加 工 的 原 料 只 有 沙 中原油减压蜡油。表１所示为装置的设计原料性 质和装 置 标 定 期 间 两 次 采 样 分 析 的 原 料 性 质。由表１可以看出，因未掺炼质量分数１０％的低硫 环烷基蜡油，故装置实际加工原料的硫质量分数 略高于设 计 值，氮 质 量 分 数 较 低，馏 分 也 比 设 计 值轻。
２.１.２ 新氢分析数据
装置标定期间的新氢组成见表２。由表２可见，装置设计新氢纯度为 99.9％，实际纯度约为９８％，可能会对物料平衡中 的氢耗数据有较大影响。
２.２ 装置反应部分典型操作参数
装置标定期间反应部分的主要操作参数见表３。由于装置标定调整时间短，无法将反应温度 调整到合适温度，将反应出口温度调整到设计初 期３９０ ℃后就停止调整，稳定期间反应出口温度 逐渐上升 到395.4 ℃。标 定 期 间 运 行 参 数 与 设 计值相比有一些偏离，表现在以下几个方面：
一是反应器入口温度（即一反入口温度）比设 计值高15.9 ℃，但反应器出口温度（即二反出口 温度）仅比设计值高5.4 ℃，反应器总温升（20.5 ℃）比设计值（31.0 ℃）偏低较多。这是由于芳烃 加氢饱和是蜡油加氢反应热的主要来源之一，而 由于标定所用原料中未掺炼环烷基蜡油，因而原 料中芳烃含量比设计值低，导致反应热偏低，反 应总温升低于设计值。
二 是 反 应 器 入 口 注 氢 量 和 二 反 第 二 床 层 注 氢量与设计值偏差较大，炉前注氢量和一反入口 注氢量达到设计值的两倍，而二反第二床层入口 注氢量非常小，注 氢 阀 开 度 只 有 ５％。注 氢 量 分 布与设计值 偏 差 较 大 与 原 料 组 成 偏 差 及 反 应 温 度有关。原料中芳烃含量低于设计值，氢气在链 烷 烃 中 的 溶 解 度 高 于 芳 烃 中 的 溶 解 度，因 此 在反应器入口有 更 多 的 氢 气 溶 解 在 油 中。反 应 器入口温度较设计初期高１６ ℃，导致主 要 反 应 在 前 面 催 化 剂 床 层 就 完 成，最 后 一 个 反 应 器 的 加氢反应少，耗氢量也 低，实 际 总 注 氢 量 与 设 计 值基本吻合。
三是反应器总压降比设计值高，反应器出入 口压差设计值为0.22 ＭＰａ，实际达到0.40ＭＰａ。反应器压降比设计值高，对循环油泵流量有较大 的影响。
２.３ 主要产品性质
２.３.１ 加氢蜡油产品性质
加氢蜡油产品性质 见表４。由表４可以看出：两个加氢蜡油标定样品 的硫质量分数分别为９４５uｇ/ｇ和８６５uｇ/ｇ，均略低 于设计值；氮质量分数分别为８４ uｇ/ｇ和６５uｇ/ｇ， 均小于１００uｇ/ｇ，并远低于设计值；加氢蜡油产品 性质完全满足催化裂化装置对原料的要求，也显 示出催化剂经过两年的运行及多次开停工仍保持 着良好的活性。
２.３.２ 加氢柴油产品性质
加氢柴油产品性质 见表５。由表５可以看出，加氢柴油产品的馏程比 设计值明显偏低，标定期间分馏塔柴油抽出侧线 已经全开，柴油产品仍然不能全部抽出。但从加 氢蜡油馏程来看，分馏塔分离效果较好，柴油与蜡 油馏程基本没有重叠，蜡油中残留的柴油组分较 少，５％馏出温度与设计值基本吻合。
３ 物料平衡
装置标定期间的物料平衡数据见表６。由表６ 可以看出，装置标定期间物料平衡数据与设计值 基本吻合，在补充氢携带烃类化合物含量高于设 计值的情况下，低分气、不凝气收率低于设计值， 说明催化剂选择性好，副反应少，气体产率低。石脑油和柴油产率略高于设计值，原因一是原料油馏 程较设计值低，携带柴油组分多，二是因为装置装 填催化剂的酸性比设计的基准催化剂略强，长链 分子蜡油发生了部分裂化反应，生成石脑油和柴 油，因此柴油和石脑油收率都稍高于设计值。
4 能耗
装置主要耗能设备为补充氢压缩机、反应进 料泵和两台加热炉，补充氢压缩机装有无级调量 设施，反应进料泵带液力透平回收能量。装置标 定期间的能耗数据见表７。由表７可以看出，装置 标 定 期 间 综 合 能 耗 为 ２７４．６３ ＭＪ?ｔ，比 设 计 值 （３７０．３０ＭＪ?ｔ）低９５．６７ＭＪ?ｔ。
标定期间由于反应进料泵液力透平离合器故障 未投用，不能通过液力透平回收电能，如果投用液力 透平，可省电９８０（ｋＷ·ｈ）?ｔ，可降低能耗３３．４４ＭＪ?ｔ。此外，用于分馏塔汽提蒸汽的分馏塔中段回流蒸汽 发生器的产汽量远低于设计值，需要补充大量低压 蒸汽用作汽提蒸汽，对能耗也有一定的影响。
５ 存在的问题
（１）装置循环油泵选用德国 Ｈｅｒｍｅｔｉｃ公司生 产的高压屏蔽泵，在开工进油之前无法试运，首次 开工过程中循环油泵轴向位移持续增加并导致最 后联锁停运，因设备设计存在隐患，经过５次返厂 维修改造才解决问题，每次维修后装置都需要在 柴油工况下开工试泵，因此在装置加工蜡油前就 经历多次开停工。
（２）循环油泵实际流量与设计值存在较大差 距，变频电机无法达到设计的最高转速，存在定子 温度高、接线柱温度高的问题，装置高负荷运行时需同时开两台泵。
（３）反应器每个床层底部收集器的缝隙大，需 要装填最大 Ф５０ｍｍ 的瓷球，瓷球装填数量多，占 用较多的空间，内构件还有很大的改进空间。
（４）装置分馏系统设计存在一些不足，装置低 负荷运行时分馏塔中段回流无法建立；满负荷运 行下，中段回流量也远低于设计值，导致中段回流 蒸汽发生器产汽不足，不能满足分馏塔汽提蒸汽 的需求量，需要额外补充低压蒸汽作汽提蒸汽，增 加了装置能耗。
６ 液相加氢装置催化剂保护经验总结
惠州石化蜡油全液相加氢装置在两年多时间 内经历了十多次各类开停工，但是催化剂仍然维 持着较好的活性水平。液相加氢装置不管是正常 操作还是在开停工时，都需要让催化剂处于液相 中。在开停工阶段反应器液位不易控制时，宁可 让反应器满液位也不能让催化剂暴露在气体环境 中；而在装置长时间停工时，则需用柴油循环将温 度降到较低值（此温度由催化剂专利商提供）后再 退出存油，并在氮气环境下保护催化剂。在装置 正 常 生 产 阶 段 需 要 维 持 循 环 比 尽 量 大，特别是在原料中少量掺炼热裂化原料时，由于 此类原料加氢饱和需要的氢耗大而且溶解氢能力 低，因此需要３～５倍甚至更多的循环油来提供氢 气，避免反应中出现贫氢情况。
７ 结论
惠州石化2.6Ｍｔ/ａ蜡油全液相加氢装置以沙 中原油减压蜡油为原料生产催化裂化装置原料。标定结果表明：对于硫质量分数大于2.7％、氮质 量分数大于500uｇ/ｇ的减压蜡油原料，加氢蜡油 产品的硫质量分数小于1000 uｇ/ｇ，氮质量分数小 于100uｇ/ｇ，完全满足催化裂化装置的进料要求；装置标定期间的综合能耗为274.63 ＭＪ/ｔ，不但低 于传统滴流床蜡油加氢装置，而且优于装置设计 指标；装置整体运行情况达到设计要求。