渣油加氢脱硫装置试运行技术分析
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摘 要：四川石化有限责任公司300万吨/年渣油加氢脱硫装置开工试运行6个月。结果表明本套渣油加氢脱硫装置设计合理、设备选配适当、催化剂性能优良、活性稳定。虽然在开工运行中出现个别小问题，但经过小技措改造，目前装置运行平稳。
中国石油天然气股份有限公司四川石化分公司300×104t/a渣油加氢脱硫装置采用CLG公司的固定床渣油加氢脱硫工艺技术，以哈萨克斯坦、南疆及北疆原油的减压重蜡油和减压渣油为原料，经过催化加氢反应，进行脱除硫、氮、金属等杂质，降低残碳含量，为催化裂化装置提供原料，同时生产部分柴油，并副产少量石脑油和燃料气。
一、装置概况
本装置的原料主要有来自常减压装置的减压渣油、减压重蜡油，来自于渣油原料罐区的减压渣油、减压重蜡混合油，进料中减压渣油与减压重蜡油的混合比例为89.7：10.3。渣油产品大部分送催化装置，少部分送催化裂化原料罐区；柴油送柴油加氢装置；石脑油送乙烯装置罐区；含硫燃料气送加氢裂化装置脱硫后并入工厂燃料气管网。含硫富氢气体，送加氢裂化装置脱硫后去PSA 回收氢气。该工艺技术满足操作周期8000小时，柴油产品硫含量不大于500PPm、加氢常渣产品硫含量不大于0.3w%、残炭不大于5.0w%、Ni+V不大于15PPmwt的指标要求。
装置由美国CLG公司提供工艺包，洛阳石化工程公司负责基础设计和详细设计，中油一建施工。
装置经历了单机试车、联动试车，从2013年1月16日正式引入物料，进入投料试车阶段。到1月28日正式生产的产品分析合格。截止5月30日，装置运行平稳，各项产品指标合格。
1.本装置的主要工艺技术特点有：
1.1采用上流式反应器。反应部分设置两个系列，每个系列可以单开单停（单开单停是指装置内二个系列分别进行正常生产和停工更换催化剂）。由于渣油加氢脱硫装置的设计操作周期与其它主要生产装置不一致，从全厂生产安排的角度，单开单停可以有效解决原料储存、催化裂化装置进料量等问题，并使全厂油品调配更灵活。
1.2反应部分采用热高分工艺流程，减少反应流出物冷却负荷；优化换热流程，充分回收热量，降低能耗。
1.3采用炉前混氢流程，避免进料加热炉炉管结焦。
1.4循环氢脱硫塔前设高压离心式分离器除去携带的液体烃类，减少循环氢脱硫塔的起泡倾向，有利于循环氢脱硫的正常操作。
1.5设置高压膜分离氢提浓设施，保证反应氢分压提高氢气利用率降低损耗。
1.6冷低压闪蒸罐的富氢气体去加氢裂化装置脱硫后去PSA回收氢气。
1.7分馏部分采用主汽提塔+分馏塔流程，在汽提塔除去轻烃和硫化氢，降低分馏塔材质要求。
1.8催化剂预硫化按液相预硫化方式设置。
2.原料指标
本装置所加工的原料为Kumkol、南疆及北疆原油的减压重蜡油和减压渣油的混合油。混合比例为减压重蜡油10.3%，减压渣油为89.7%。边界条件：温度 150℃，压力 0.6 MPa（G）。原料性质见表1，原料油质量指标见表2。
二、产品分析
经过3个月平稳运行，本装置的主要产品分析如下：
主产品为加氢常渣，副产品为柴油、石脑油、富氢气体和含硫燃料气（冷低分气、富胺闪蒸气、酸性水闪蒸气、膜分离尾气和汽提塔顶气）。产品性质见表4、表5、表6。
以上结果可见，各产品质量达到设计要求，柴油满足清洁柴油的标准，常渣满足催化裂化原料的要求。说明装置运转平稳，催化剂性能可靠。
三、生产技术分析
本套渣油加氢脱硫装置，使用CLG渣油加氢处理催化剂，该催化剂中的脱金属催化剂活性较强，床层的温升一般接近20℃，由于常渣是作为RFCC原料，需要控制其Ni+ V的含量，因此在操作中以常渣Ni+ V小于20μg/g为基准，控制脱金属催化剂的反应温度，以延长催化剂寿命。催化剂脱硫、脱氮、脱金属活性分析见表6。
1.催化剂活性
在装置运行期间，催化剂脱硫率为88. 5%，并且比较稳定，说明催化剂具有较强的脱硫能力和较高的稳定性；脱氮催化剂的脱氮率58. 22%，设计指标46%高12个百分点，说明催化剂脱氮能力较强、稳定性好；催化剂平均脱残碳率57%，比设计值的49%高8个百分点，说明催化剂具有较高的脱残炭能力。同时也说明催化剂整体剂配是较为合理。
2.反应器压降
在开工试运行期间内，反应器压降变化平稳。但从4月底开始由于原料粘度大、残炭高，反应器压降上升较快。一方面采取了加强反冲洗过滤器的冲洗频次，一方面对高压换热器E-1002进行了冲洗，冲洗出的杂质全是粉末状沥青质，说明在原料中杂质较多，为保护催化剂，延长催化剂的使用寿命，必须在改善原料性质的同时，对原料进行反冲洗过滤。
四、结束语
四川石化分公司300×104t/a渣油加氢脱硫装置试生产运行的结果表明：装置设计合理，设备选配适当，催化剂的各项性能指标能够满足生产要求，装置总体生产情况达到并超出了设计要求。