关键词：液相循环加氢（SRH） 硫含量 加氢 节能
前言
环境问题是中国21世纪面临的最严峻挑战之一，保护环境是保证经济长期稳定增长和实现可持续发展的基本国家利益。环境问题解决得好坏关系到中国的国家安全、国际形象、广大人民群众的根本利益，以及全面小康社会的实现。保护环境是中国长期稳定发展的根本利益和基本目标之一，实现可持续发展依然是中国面临的严峻挑战。企业在人类社会发展进程中同时扮演着保护环境与破坏环境的双重角色，负有不可推卸的环境责任。
硫是在铅之后最值得关注的油品质量指标，因为它可能引起癌症、心血管疾病等，尤其是它衍生的颗粒污染物会对呼吸道带来非常严重的影响。联合国环境署一项在撒哈拉以南地区的研究显示，对炼油设备每投资30亿美元改善油品质量，可以带来250亿美元的健康效益。“对于任何一个国家来说，这都是一项很好的投资。”
车用柴油质量升级,主要是通过柴油加氢来实现。目前柴油加氢精制脱硫率为95%左右,如果达到国四硫含量要求(50ppm), 加氢精制脱硫率需要达到99%;而要生产国五硫含量标准的车用柴油(10ppm), 加氢精制脱硫率要达到99.9%以上。如果再考虑提高十六烷值的问题, 则需要提高加氢的反应温度, 降低空速。这些都会大大增加能耗和氢耗。虽然油品质量升级会调整汽柴油定价，但是对于大部分炼油厂而言，效益都会出现下滑。因此在质量升级中采用的技术先进、投资小、能耗低、环境友好的升级技术成为炼厂现在迫切需要解决的问题。
油品质量升级增加了炼厂能耗, 加大了节能减排难度。我国从十一五规划开始，提出了节能降耗和污染减排的目标,节能减排成为企业主要的考核指标。而由于油品质量升级延长了加工链, 需要改扩建加氢精制装置, 提高加氢装置的苛刻度, 增加氢气消耗, 提高制氢装置的开工负荷,这些措施都将使炼厂能耗增加。初步估计仅由于车用汽柴油质量升级,装置能耗将增加2～3个单位以上。可见,油品质量升级将加大炼油企业节能减排的难度。
胜利油田分公司石化总厂为满足油品质量升级的要求。引进中石化开发的液相循环加氢（SRH）技术新建一套公称规模为100万吨/年的柴油加氢装置，以生产国Ⅳ柴油产品，满足柴油质量升级的要求。
一、工艺过程说明及流程
(一)工艺过程说明
1.反应部分
原料油自装置外来，在原料油缓冲罐Ⅰ（V-100）液面与流量串级控制下，经原料油增压泵（P-100A/B）升压后通过原料油过滤器（F-101)进行过滤，除去原料中大于25μm的颗粒。滤后的原料油在原料油缓冲罐Ⅱ（V-101）液面与流量串级控制下依次经精制柴油/原料油换热器（E-102A/B）、反应流出物/原料油换热器Ⅱ（E-106A/B）、反应流出物/原料油换热器Ⅰ（E-101A/B）分别与精制柴油、反应流出物换热后进入原料油缓冲罐Ⅱ（V-101）。原料油自V-101罐底抽出，经加氢进料泵（P-101A/B）升压后，在流量控制下进入反应进料加热炉（F-101）加热至一定温度后与循环油混合。混合后的物流经混合溶解器（M-101）使新补充的氢气完全溶解在油中之后进入加氢精制反应器（R-101），在催化剂作用下进行脱硫、脱氮、烯烃饱和、芳烃饱和等反应。该反应器设置四个催化剂床层，床层间设有混合器及补充氢注入点。反应器顶部及床层间设置液位及压力控制，以保证加氢反应始终处于纯液相的空间，并维持反应压力的稳定。
自加氢精制反应器顶部及床层间来的排放气经排放气/低温热水换热器（E-103）、排放气冷却器（E-104）冷却后进入排放气分液罐（V-103）进行气液分离，顶部气体与分馏汽提塔闪蒸含硫气体混合后，经干气冷却器（E201）至气体脱硫部分脱硫，底部凝液送至地下污油罐或V100。
来自加氢精制反应器底部的反应流出物分成两路：一路作为循环油经循环油泵（P-102A/B）升压后与新鲜进料混合作为反应器进料，另一路经高压降压阀降压后，再依次经反应流出物/原料油换热器Ⅰ(E101A/B)、反应流出物/分馏塔进料换热器（E-105）、反应流出物/原料油换热器Ⅱ(E106A/B)换热至210℃后进入热低压分离器（V-102）。热低分气和热低分油分别作为脱硫化氢汽提塔进料至分馏部分。
装置外来的新氢经新氢压缩机入口分液罐（V-104）分液后进入新氢压缩机（C-101A/B），经三级升压后作为装置的补充氢。新氢压缩机一级出口抽出部分氢气作为原料油缓冲罐Ⅱ的气封气。
2. 分馏部分
分馏部分为双塔汽提流程。自反应部分来的低分油及低分气进入脱硫化氢汽提塔（T-201）第2层塔盘上，脱硫化氢汽提塔共有20层浮阀塔盘，塔底用过热后的水蒸汽汽提。塔顶油气经脱硫化氢汽提塔顶空冷器（A-201）冷凝冷却至40℃后进入脱硫化氢汽提塔顶回流罐（V-201）进行气、油、水三相分离，闪蒸出的含硫气体与来自排放气分液罐（V-103）的排放气混合后经干气冷却器（E-201）冷却后，送至气体脱硫部分；水相送出装置，油相经脱硫化氢汽提塔顶回流泵（P-201A/B）升压后全部作为塔顶回流。
为了防止塔顶油气在冷却过程中析出铵盐，堵塞管道和设备，在脱硫化氢汽提塔顶空冷器（A-201）上游侧设置注水点。
同时为了抑制硫化氢对塔顶管道和冷换设备的腐蚀，在脱硫化氢汽提塔顶管道注入缓蚀剂。
脱硫化氢汽提塔(T-201)塔底油在液位控制下经反应流出物/分馏塔进料换热器(E-105)换热后进入产品分馏塔（T-202），产品分馏塔底热源由产品分馏塔底重沸炉（F-201）提供。产品分馏塔底油经产品分馏塔底重沸炉泵（P-203A/B）升压、分馏塔底重沸炉加热后返回塔底。产品分馏塔顶油气经产品分馏塔顶空冷器（A-202）、产品分馏塔顶后冷器（E-202）冷凝冷却至40℃后进入产品分馏塔顶回流罐（V-202）中，产品分馏塔顶回流罐的压力通过调节燃料气的进入或排出量来控制，从而使罐的操作压力保持稳定。由产品分馏塔顶回流罐底部抽出的塔顶液经产品分馏塔顶回流泵（P-202A/B）升压后分成两路，一路在流量和产品分馏塔顶温度串级控制下作为产品分馏塔的塔顶回流，另一路在产品分馏塔顶回流罐液位控制下作为石脑油产品出装置。分水包排出的含油污水至含油污水总管。
产品分馏塔底油经精制柴油泵（P-204A/B）升压后，再经精制柴油蒸汽发生器（E-203）、精制柴油/原料油换热器（E-102A/B）、精制柴油/低温热水换热器（E-204）和精制柴油空冷器（0215-A-203）换热、冷却后作为精制柴油产品送出装置。
3.气体脱硫部分
分馏部分来的含硫气体和反应部分排放气分液罐顶部的排放气合并后至干气冷却器（E-201）至干气脱硫塔入口分液罐（V-203）分液，分液后的酸性气进入干气脱硫塔（T-203）下部。干气脱硫塔内装三层散堆填料，自装置外来的贫胺液在流量控制下直接进入干气脱硫塔（T-203）顶部。由干气脱硫塔塔底上升的气体与由塔顶下流的贫液在塔中逆流接触，气体中的硫化氢被胺液吸收。塔顶脱硫后的气体经干气聚结器（V-204）分液后在压力控制下送装置外管网，塔底富胺液在液位控制下送出装置。
二、液相循环加氢（SRH）技术应用效果分析
针对SRH技术应用的效果，在生产国三柴油工况、生产国四柴油工况、生产国五柴油工况下对原料到产品性质进行了分析。
(一)主要工艺条件及原料油、产品性质
生产国Ⅴ柴油
原料油为常压柴油、催化柴油， 催化柴油掺炼比29%（设计值为23%），精制柴油产品质量及主要操作参数
与同规模采用传统加氢技术的装置相比，采用液相循环加氢（SRH）技术的新型装置能耗降低3～3.5千克标油/吨原料。
三、经济效益分析
液相循环加氢（SRH）技术在柴油加氢装置中应用后，装置自2013年6月开工至今，装置运行平稳，能耗比传统加氢装置显著降低。产品满足国Ⅳ柴油要求，并于2013年7月，在未经过升级改造的前提下成功试生产出国Ⅴ柴油。
液相循环加氢（SRH）技术应用后，能耗与常规柴油加氢装置相比降低了3～3.5千克标油/吨。
按年加工量100万吨，节能效果3千克标油/吨，每吨燃料油价格4000元计算，年降低燃料成本
1000000×3/1000×4000=1200万元
结论
液相循环加氢（SRH）技术与传统加氢工艺相比，因为采用了液相循环技术，突破了传统加氢工艺的许多限制条件，省去了循环氢压缩机、热高压分离器、节约了催化剂用量，减小了反应器体积，优化了工艺流程和换热流程，减少了高压换热器，装置建设投资和操作费用明显降低 。
2013年液相循环加氢（SRH）技术在柴油加氢装置中应用后不仅显著改善柴油产品质量，同时能耗比传统加氢装置显著降低。
在新一轮柴油质量升级中推广液相循环加氢（SRH）技术，能够实现低投资、低能耗目标；能够大幅缩减建设投资和操作费用。并能经过简单改造，实现生产国Ⅴ柴油，满足下一步生产要求。
参考文献：
【1】李大东 ，加氢处理技术与工程
【2】田端强等 ，液相循环加氢（SRH）装置工艺规程
作者简介：周卫锋，中石化胜利油田分公司石油化工总厂，高级工程师，胜利油田高级专家；田端强，中石化胜利油田分公司石油化工总厂，高级工程师 。
论文作者:周卫锋 田端强
论文发表刊物:《科学与技术》2019年第12期
论文发表时间:2019/11/14
标签：柴油论文; 塔顶论文; 装置论文; 分馏塔论文; 原料论文; 产品论文; 换热器论文; 《科学与技术》2019年第12期论文;