M-PHG催化裂化汽油加氫改質技術特點及其工業應用效果

李天明，李俊奎，任 凱，朱 盼，王洋洋

(中國石油慶陽石化分公司，甘肅 慶陽 745000)

2013年7月底，中國石油慶陽石化分公司(簡稱慶陽石化)采用中國石油石油化工研究院開發的DSO催化裂化汽油(催化汽油)選擇性加氫脫硫技術[1]，建成0.70 Mt/a催化汽油加氫裝置并投運，該裝置助力公司完成國Ⅳ/Ⅴ汽油質量升級工作。隨著汽油產品質量升級和清潔汽油產品質量的要求，該技術已不能滿足大幅降低烯烴含量及提高辛烷值的生產需要，為全面實現國Ⅵ汽油質量升級，慶陽石化采用中國石油石油化工研究院與撫順石化公司研究院聯合開發的M-PHG催化汽油加氫改質技術(M-PHG技術)，對原0.70 Mt/a汽油加氫裝置實施工藝及1.0 Mt/a擴能改造，解決公司汽油池烯烴含量超標、辛烷值不足的問題。

1 M-PHG技術簡述

1.1 工藝流程

圖1為 M-PHG技術流程示意。自催化裂化裝置來的催化汽油經過濾、脫水、加熱后進入預加氫反應器；反應后進入分餾塔進行輕、重汽油的分離，塔底的重汽油經泵升壓后與來自循環氫壓縮機的循環氫混合送往加氫改質及脫硫部分；經換熱器和加熱爐加熱后依次經過加氫改質反應器、加氫脫硫反應器、加氫后處理反應器；反應產物進入分離罐進行氣、油、水三相分離；氣體經循環氫脫硫塔脫硫后進入循環氫壓縮機升壓后循環使用；反應產物分離罐底部液體在液位控制下至穩定塔，在穩定塔內對反應產物重汽油進行脫硫，脫硫后的重汽油與輕汽油混合后進入產品罐進行調合。

1.2 技術特點

1.2.1 大幅降低汽油烯烴含量且汽油辛烷值損失小M-PHG技術采用全餾分催化汽油經過脫砷、預加氫，然后在分餾塔內實現輕、重汽油分離，重汽油進行加氫改質、加氫脫硫的工藝路線。該工藝路線設計的核心理念就是以裝置長周期平穩運行為前提，以最小的辛烷值損失為代價，實現大幅降烯烴、深度脫硫。具體特點為：①對全餾分催化汽油進行常溫脫砷，可使下游單元催化劑不受原料中砷的毒害影響，由于在非臨氫溫和狀態下操作，不會在脫砷過程中造成產品辛烷值損失；②對脫砷后全餾分催化汽油進行預加氫，可大幅度降低輕汽油餾分硫含量，使其滿足調合需要(輕質硫化物重質化)，同時延長后續加氫脫硫、加氫后處理催化劑運轉周期(飽和部分二烯烴)，并適當增加汽油中的高辛烷值組分(烯烴異構化)；③對全餾分催化汽油進行切割，將硫含量滿足調合要求的輕汽油抽出，將硫含量高、烯烴含量低的重汽油餾分作為加氫脫硫單元原料，是減少產品辛烷值損失的重要措施;④對重汽油餾分進行加氫改質，將汽油中的烯烴組分轉化為芳烴、異構烴等高辛烷值組分，彌補后續加氫脫硫過程損失的部分辛烷值;⑤對重汽油餾分進行加氫脫硫，可將其中的大部分硫化物脫除，同時飽和部分烯烴，產品辛烷值損失較小。

圖1 M-PHG技術流程示意

實現M-PHG技術設計理念的核心是使用高選擇性催化劑，包括預加氫反應器使用的PHG-131催化劑、加氫脫硫反應器使用的PHG-111催化劑和加氫改質反應器使用的FO-35M催化劑。通過使用上述3種高選擇性催化劑可保證M-PHG技術以最小的辛烷值代價實現催化汽油的清潔化。工業應用實踐表明，M-PHG技術具有烯烴降幅大、原料適應性較強、反應條件緩和、脫硫率高、脫硫選擇性好、辛烷值損失小、運轉周期長等特點。

1.2.2 免活化硫化型催化劑裝填由于檢修期間裝置改造工程量大、開工時間緊，為最大程度縮短檢修后裝置開工時間，采用免活化型硫化態催化劑開工，與常規氧化態催化劑的開工相比，硫化態催化劑的開工過程節省了干燥及硫化時間。本次裝劑是免活化硫化型汽油加氫改質催化劑首次在工業裝置應用，通過采用以下措施最大程度避免催化劑與氧氣接觸：①催化劑采用專用集裝箱進行運輸及吊裝，確保催化劑在反應器頂部下料前不接觸氧氣；②反應器入口處直接放置下料漏斗，集裝箱底部出料口緊貼漏斗下料，確保在下料過程與氧接觸機會最小；③反應器底部持續通入氮氣保護，裝劑過程全程為氮氣環境;④從現場裝劑情況看，反應器容器越大，催化劑裝劑量越大，氮氣環境的氧含量越大，加氫改質反應器R203氧體積分數最大3%，但未發生反應放熱超溫情況。在整個裝填過程持續監控反應器內氧含量，一旦氧含量超標立即進行氮氣置換，未發生反應器催化劑床層異常溫升等標志硫與氧反應放熱的現象，效果達到預期，硫化態催化劑開工減少了催化劑干燥和硫化過程，開工時間縮短140 h以上，為今后加氫催化劑快速開工探索出了可行的實施方式。

2 M-PHG技術工業應用

2.1 DSO技術與M-PGH技術產品質量對比情況

表1為DSO技術與M-PHG技術應用效果的對比，表中數據均為平均值。從表1可以看出：采用M-PGH技術后汽油烯烴體積分數平均降幅為12.1 百分點，RON損失為0.6，汽油硫質量分數為6.9 μg/g,滿足國Ⅵ(B)標準汽油質量要求；與采用DSO技術相比，M-PGH技術在降烯烴、降硫和提高辛烷值方面效果更好。

表1 DSO技術與M-PHG技術應用效果對比

2.2 物料平衡及能耗情況

表2列出了采用M-PHG技術后裝置自開工以來平均物料平衡及平均能耗數據。從表2可以看出，慶陽石化汽油加氫裝置凝縮油平均收率為3.53%，混合加氫汽油平均收率為95.80%，總平均液體收率為99.33%，因凝縮油收率升高外送量增大，穩定塔塔頂氣相負荷減小，酸性氣攜帶輕組分損失量減少，總液體收率增加。凝縮油組分較輕，設計凝縮油收率為1.25%，混合加氫汽油收率為97.17%，凝縮油作為低效產品進入催化裂化裝置分餾塔塔頂油氣分離器進行氣、液、水三相分離。調整凝縮油收率減少后，高效產品混合汽油收率會升高，但與前者相反穩定塔塔頂負荷增大，因塔頂冷卻負荷一定，過高的冷后溫度導致酸性氣攜帶輕組分損失量增大，總液體收率降低。凝縮油產量較大，未達到設計要求，是下一步優化調整的重點。裝置設計能耗為944.3 MJ/t，實際能耗為576.0 MJ/t ，遠低于設計要求。一方面是優化操作和換熱路線后停用預加氫反應器進口換熱器熱源的中壓蒸汽。另一方面是原料輕組分含量和分餾塔塔底溫度、反應壓力等操作參數未達到設計要求。

表2 汽油加氫裝置物料平衡及能耗對比

3 結 論

運行實踐表明，經過M-PHG工藝處理，慶陽石化全餾分催化汽油烯烴體積分數平均降幅達到12.1百分點，汽油硫質量分數為6.9 μg/g，RON損失0.6個單位，達到了M-PHG技術的設計要求，可滿足國Ⅵ(B)標準汽油調合組分的生產要求。