汽油加氢脱硫装置标定报告.docx
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汽油加氢脱硫装置标定报告
16万吨/年汽油脱硫加氢装置
2011年度标定报告
执笔人：
殷磊赵煦
装置审核：
部门审核：
厂部审核：
玉门炼油化工总厂重整加氢车间
2011年12月10日
目录
一、装置概况2
1.1装置概况2
1.1.1装置简介2
1.1.2装置特点2
二、装置工艺标定2
2.1前言2
2.2原始化验数据汇编3
2.2.1油品分析项目3
2.2.2气体分析项目3
2.2.3加热炉监测分析3
2.3原始操作数据汇编4
2.4催化剂基础数据4
2.5工艺核算汇总5
2.5.1装置物料平衡5
2.5.2反应系统物料平衡6
2.5.3稳定塔物料平衡6
2.5.4加热炉热效率计算6
2.5.5装置能耗计算7
2.5.6热平衡计算7
2.5.7机泵效率8
三、标定结果分析8
3.1原料油分析8
3.2脱硫效果分析9
3.3加热炉效率分析9
3.4机泵效率分析9
3.5装置能耗和液收分析10
四、结论10
一、装置概况
1.1装置概况
1.1.1装置简介
玉门油田分公司炼油化工总厂DSO-FCC汽油加氢脱硫装置应用中国石油天然气股份有限公司石油化工研究院开发的“DSO-FCC汽油加氢异构脱硫成套技术”，于2007年在原15万吨/年柴油加氢精制装置的基础上进行了DSO-FCC汽油加氢异构脱硫技术的改造，新增分馏塔、稳定塔和预加氢反应器，利旧加氢反应器、循环氢压缩机等设备，并增加注氨水系统，处理FCC汽油，以降低汽油中的硫含量、脱除少量烯烃，生产清洁汽油。
根据玉门炼化总厂催化汽油的情况，本装置预分馏部分设计规模为32万吨/年，反应部分的进料为16万吨/年，年开工时间8400小时。
1.1.2装置特点
1、汽油加氢异构脱硫装置预分馏部分布置在80万吨/年重油催化裂化装置内。
预分馏部分将催化汽油馏分切割为轻、重两部分。
预分馏塔底由蒸汽再沸器提供塔底热源。
2、重汽油馏分进行加氢脱硫，在脱除重馏分汽油中有机硫同时，注重其选择性加氢，尽可能减少烯烃加氢饱和。
3、轻汽油馏分直接送至碱液抽提脱硫醇部分。
4、加氢后的重汽油馏分与碱液抽提后的轻汽油馏分再混合至固定床脱硫醇部分，生产RDSD汽油。
5、加氢脱硫反应大部分利旧原15万吨/年柴油加氢装置反应部分，新增加预处理反应器，进行二烯烃转化为单烯烃反应。
6、新建汽油稳定部分。
稳定塔底设重沸炉提供热源。
二、装置工艺标定
2.1前言
本次标定时间为2011年11月9日9:
15～11月11日10：
30。
原料为FCC催化汽油，主要产品有轻馏分汽油、重馏分加氢稳定汽油，同时副产少量含硫燃料气。
加工负荷：
进料18.3吨/小时。
标定的主要目的是评估装置的总体运行情况，在装置目前处理能力下，对装置催化剂性能、处理能力、工艺参数、产品质量、能耗做一次全面标定，找出装置最佳操作参数，提出相应技改措施，稳定和提高产品质量，降低装置能耗，为进一步提高装置的运行质量提供准确的数据。
2.2原始化验数据汇编
2.2.1油品分析项目
表-1标定油品分析数据表
项目
催化重汽油
D-301
D-302
C-322
RON
90.8
90.6
87.4
87.9
密度（20℃）/kg/m3
758.2
762.3
759.3
760.7
馏程/℃
HK
87.5
89
92
90
10%
97
97
98
98
30%
105
105
106
-
50%
115
117
120
116
70%
132.5
131
133
-
90%
160
155
159
154
KK
180.5
175
178
180
总硫/ppm
233.87
231.52
174.38
84.07
硫醇硫含量/%
0.0004
0.0003
0.0004
0.0004
烯烃含量/V%
45.02
43.61
33.58
33.84
2.2.2气体分析项目
表-2气体分析数据表
分析项目
新氢
D302气体
D-322气体
加热炉瓦斯
H2/%
88
88
38
38
C1/%
10.98
8.77
46.24
29.55
C2/%
1.02
2.48
10.69
17.94
C3/%
0
0.75
2.82
7.92
C4/%
0
0
1.42
5.47
C5/%
0
0
0.83
1.12
合计/%
100
100
100
100
2.2.3加热炉监测分析
表-3加热炉分析数据表
分析项目
排烟温度/℃
CO含量/ppm
O2含量/%
CO2/%
热效率/%
F301
236.2
3
8.87
3.02
86.2
F302
251.1
31
9.01
4.42
88.5
注：
表-3数据来源于重整加氢装置2011年下半年加热炉监测情况统计表
2.3原始操作数据汇编
表-4标定时装置主要操作参数
操作参数
单位
2011-11-99:
15
2011-11-1110:
30
反应进料量
kg/h
21060
15573
循环氢量
Nm3/h
4443
4448
R-301入口压力
MPa
1.83
1.83
R-301压降
MPa
0.05
0.05
R301入口温度
℃
226
225
R301出口温度
℃
255
248
R301加权平均温度
℃
241
236
R301冷氢盘冷氢流量
Nm3/h
3044
2790
R321入口压力
MPa
2.06
2.07
R321压降
KPa
86.42
86.0
R321入口温度
℃
168
165
D302压力
MPa
1.75
1.75
C-322塔底温度
℃
181
190
C-322塔顶温度
℃
106
111
C-322进料温度
℃
159
167
D-322压力
MPa
0.45
0.45
2.4催化剂基础数据
表-5装置所用催化剂理化指标
分析项目
单位
质量指标
催化剂型号
GHC-11
形状
三叶草
主要化学组成
MoO3/m%
8.0～10.0
COO/m%
1.5～2.5
直径
mm
1.5～2.0
长度
mm
3～8
比表面积
m2/g
≮150
孔容
cm3/g
≮0.3
抗压碎强度
N/cm
≮120
表-6反应器内催化剂装填数据
位置
名称
高度/mm
体积/m3
质量/t
堆比t/m3
上部
GHC-21
120
0.24
0.250
1.04
GHC-22
70
0.14
0.084
0.60
GHC-24
990
1.99
1.200
0.60
GHC-11
1420
2.83
1.740
0.61
ф3瓷球
70
0.14
0.175
1.25
ф6瓷球
100
0.20
0.300
1.50
下部
ф6瓷球
100
0.20
0.250
1.25
GHC-11
4350
8.57
5.580
0.65
ф3瓷球
100
0.20
0.250
1.25
ф6瓷球
120
0.24
0.375
1.56
ф13瓷球
至底部切线（570）
1.000
2.5工艺核算汇总
2.5.1装置物料平衡
表-7全装置物料平衡
项目
名称
m%
kg/h
t/d
wt/y
进料
催化重汽油
100.00
18318
439.63
15.39
氢气
0.14
25
0.60
0.02
合计
100.14
18343
440.23
15.41
出料
稳定汽油
99.65
18253
438.07
15.33
含氢气体
0.13
23
0.55
0.02
干气+损失
0.36
67
1.61
0.06
合计
100.14
18343
440.23
15.41
2.5.2反应系统物料平衡
表-8反应系统物料平衡
入
方
物料名称
kg/h
t/d
104t/y
对原料W/%
装置进料
18318
439.63
15.39
100.00
新氢进料
25
0.60
0.02
0.14
合计
18343
440.23
15.41
100.14
出
方
C322进料
18298
439.15
15.37
99.89
含氢气体
23
0.55
0.02
0.13
损失
22
0.53
0.02
0.12
合计
18343.00
440.23
15.41
100.14
2.5.3稳定塔物料平衡
表9稳定塔物料平衡
物料名称
kg/h
t/天
104t/年
对原料W/%
进料
C322进料
18298
439.15
15.37
99.89
合计
18298
439.15
15.37
99.89
出
料
加氢重汽油
18253
438.07
15.33
99.65
干气
30
0.72
0.03
0.16
损失
15
0.36
0.01
0.08
合计
18298
439.15
15.37
99.89
2.5.4加热炉热效率计算
表-10加热炉热效率计算
项目
单位
F-301
F-302
入口压力
MPa
1.97
2.0
出口压力
MPa
1.85
0.57
入口温度
℃
166
182
出口温度
℃
227
186
介质流量
kg/h
18318
（H2）850
19019
有效热负荷
MW
1.34
0.93
热效率
%
84.95
84.0
总热负荷
MW
1.58
1.11
瓦斯用量
kg/h
118.2
82.96
过剩空气系数
1.68
1.70
表-11加热炉效率反平衡计算
项目
单位
F-301
F-302
有效热负荷
MW
1.13
0.79
过剩空气系数
1.70
1.70
瓦斯流量
kg/h
118
83
热效率
%
83.2
82.1
2.5.5装置能耗计算
表-12装置能耗数据
名称
耗能系数
消耗量
单耗
计算能耗
kg标油/t原料
循环水
0.1kg标油/t
25.9t/h
1.44t/t
0.14
电力
0.2338kg标油/度
493.9度/h
27.3度/t
6.31
燃料气
950kg标油/t
201.2Kg/h
11.1kg/t
10.54
除盐水
0.25kg标油/t
1.27t/h
70kg/t
0.02
蒸汽
0.76kg标油/t
0Kg/h
0kg/t
0
新鲜水
0.18kg标油/t
0kg/h
0kg/t
0
总计
-
-
-
17.01
2.5.6热平衡计算
表-13C-322热量平衡
物料名称
温度
流量
焓
焓流量
℃
Kg/h
Kcal/kg
103Kcal/h
塔进料
液相
160
13723
127.7
1870
气相
160
4574
186.1
681
循环
气相
186
11411
202.7
2313
循环
液相
186
7607
152.7
1162
顶回流进
液相
20
1010
55.5
56
进合计
—
—
—
6084
顶抽出
气相
106
1010
186.1
188
底抽出
液相
182
18253
152.7
2788
底循环
液相
182
19019
152.7
2905
干气和损失
气相
106
45
186.1
8.37
抽出合计
—
—
—
5890
计算热损失：
193235Kcal/h比例：
3.1%
2.5.7机泵效率
表-14重要机泵效率计算结果
P-303
P-324
入口压力（Mpa）
0.2
0.57
出口压力（Mpa）
5.8
2.0
流体密度（kg/m3）
762.3
760.7
质量流量（kg/h）
18318
19019
电机功率（KW）
78.88
68.81
有效功率（KW）
37.94
13.25
效率（%）
48.10
19.26
设计效率（%）
62
57
三、标定结果分析
3.1原料油分析
表-15原料油性质对比
项目
标定原料
石化院提供数据
总硫μg/g
233.87
276.8
比重（20℃）kg/m3
758.2
726.1
硫醇硫μg/g
40
44
RON
90.8
92.4
馏程/℃
初馏
87.5
35.5
10%
97
52.6
30%
105
67.0
50%
115
90.8
90%
160
157.3
干点
180.5
184.0
烯烃
gBr/100g油
45.02
45.6
此次标定为装置加工FCC催化重汽油，从恩氏馏程的数据来看：
初馏点、10％点、50％点均较设计重，90％点基本符合，干点区别不大。
分析其主要原因，是玉门炼化总厂加工管输原油后，催化汽油的组份变化较大。
3.2脱硫效果分析
汽油脱硫效果分析：
本次标定原料硫含量233.87ppm，标定期脱硫汽油硫含量最高为93.51ppm，最低为83.88ppm，综合脱硫率计算为62%。
产品含硫量达到生产要求。
操作反应温度较低，产品硫含量即达到厂部要求，所以脱硫率标定结果不高。
参考往期数据，在操作温度达到235℃时，综合脱硫率显著提升。
汽油辛烷值降幅：
DSO-FCC汽油加氢脱硫异构技术在脱硫、降烯烃的同时，具有良好的异构化功能以弥补烯烃饱和带来的汽油辛烷值损失。
本次标定催化重汽油烯烃饱和率25.4%，原料RON辛烷值为90.6，产品RON为87.9，辛烷值损失2.7个单位，装置在较高烯烃饱和率的同时，辛烷值损失较少。
3.3加热炉效率分析
DSO装置反应加热炉为单排单面辐射立管型立式圆筒炉。
本次标定对装置加热炉进行正、反热平衡计算：
正平衡计算由油品经过加热炉后所增加的热量与燃料气发热量做比较，计算加热炉F301实际效率为84.95％（正），加热炉F321实际效率为84.0%；反热平衡计算由烟气带热量及炉壁热损失与燃料气发热值进行比较，计算加热炉F301热效率为83.2％（反），加热炉F321热效率为82.1%。
由此说明加热炉，烟气带热量高，炉壁温度较高，对加热炉应进行炉壁保温、增加炉膛反射涂料、降低排烟温度的技术改造措施。
3.4机泵效率分析
汽油加氢脱硫装置一共有各类机泵12组21台，本次标定对常用的重要的2台机泵进行效率标定。
P-303（反应进料泵）标定效率为48.1％，P324（稳定塔底泵）效率最低为19.26％，总体效率均低于设计值。
P303效率较低的原因分析：
P303是利旧原15万吨/年柴油加氢精制装置进料泵，输送流体改变，对泵效率有所影响。
3.5装置能耗和液收分析
本次装置能耗标定为16.92kg标油/t原料，2011年11月计划值20.00kg标油/t原料，标定能耗较计划能耗低。
对标定数据进行分析对比，可以看出本装置的能耗主要集中在燃料气及电力的消耗上。
其中燃料气消耗占装置总能耗的62％，电的消耗占装置总能耗的37％，两者一共占装置能耗的99％，接近装置能耗总值。
可见，要降低装置能耗，提高装置经济水平，保证装置能耗达标，主要应降低装置电力及燃料气的消耗。
本次装置标定的脱氧水能耗为0.02kg标油/t原料。
脱氧水用于系统注水，对比去年同期生产数据，水用量增大，是因为装置平稳运行后，对注水量做了适当调整。
本次标定催化汽油进料量为18318kg/h，重整装置供给新氢量为149Nm3/h，约合18343kg/h以装置进料量为基准计算，加氢汽油产量为18253kg/h，收率99.65％，外排干气0.29%，损失0.20%，装置综合液收为100.14％。
重汽油加氢部分氢耗0.14%（m），相对于原料的收率为99.65%，高于液收≮99.5%的指标。
四、结论
根据上述标定分析可以看出，目前装置总体运行平稳，产品质量可达到厂部要求，为催化装置提供了合格的汽油产品，大幅降低了炼厂汽油的硫含量，提高了装置运行效益。
同时，装置保持了较低的生产能耗，降低了装置的生产成本。
该装置液收高，能够长周期稳定运行。
但为保证炼厂效益最大化，装置运行最优化，装置目前还存在一定问题，现列举如下：
1、由于催化汽油进料量不足，汽油加氢装置反应系统进料不能很好稳定，数量和质量均有较大波动，导致反应系统调节频繁，加氢重汽油产品硫含量波动较大。
目前装置为减少调节频次，延长催化剂使用寿命，稳定反应原料，一是积极联系催化稳定进料，二是将15%左右的加氢重汽油产品循环回进料。
这样，虽能满足装置进料稳定要求，但导致装置单位加工成本和能耗增加，降低了装置收益率。
请厂部能协调要求催化装置稳定汽油加氢原料，保证装置正常运行。
2、加氢反应生成油经过换热器、空气冷却器冷却后温度仍然较高，在夏季高温天气运行时，最高冷后温度可40℃以上，容易造成循环氢压缩机带液，影响装置设备的正常运行，同时影响装置液收。
可否考虑增加一组水冷却器，解决此问题。
3、根据机泵运行效率可以看出，部分机泵运行效率较低，而电能损耗量又是本装置的主要能耗之一。
改善机泵运行状况，降低机泵耗电量，是保证装置能耗进一步降低的重要条件。
建议更换部分机泵电机为可调频电机，有效提高电能利用。
4、根据加热炉热效率计算可以看出，现加热炉热散失量较大，特别是烟气外排带热与炉壁热损失量，是导致加热炉热效率低下的重要原因。
可以考察新技术新方法，在适当时机对加热炉进行调整，提高加热炉热效率。
5.通过物料平衡计算可知，装置存在加工损失，且损失较多，需对系统严查死守，做好气密检查工作，减少因泄漏造成的加工损失，同时加强装置设备优化运行，降低因设备维修造成的物料跑损，杜绝“跑、冒、滴、漏”现象。
6.汽油加氢脱硫装置是改造自15万吨/年柴油加氢装置，在标定中发现少数流量、压力计量仪表不能准确测量汽油流体数据。
在装置检维修时需请相关计量、仪表专业部门对仪表进行进一步校准。
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