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石油炼制与化工２０１４年１２月加工工艺ＰＥＴＲＯＬＥＵMＰＲＯＣＥＳＳＩＮＧＡＮＤＰＥＴＲＯＣＨＥMＩＣＡＬＳ第４５卷第１２期SZorb汽油精制装置操作优化刘进平，白永涛，宋红燕（陕西延长石油（集团）有限责任公司延安石油化工厂，陕西延安７２７４０６）摘要：ＳＺｏｒｂ催化汽油精制装置自首次开工以来，一直存在稳定汽油收率偏低、再生器取热系统与催化剂再生放热量不匹配等问题。通过优化稳定系统操作参数，降低了稳定塔塔顶燃料气排放量，提高汽油收率０．７百分点；同时对再生器取热系统进行改造，增设氮气取热系统，有效保护了再生器取热盘管，降低操作难度；然后将取热后的热氮气进行充分利用，作为氮气加热器的介质，达到节能降耗的目的。关键词：汽油精制硫含量再生器操作优化随着国家对环保要求的不断提高，汽油硫含量的指标日趋严格，２０１４年１月１日起在全国范围内开始实施国Ⅳ排放标准，要求硫质量分数不大于５０ｇ∕ｇ（北京地区已于２００８年１月１日在全国率先执行国Ⅳ排放标准）。长远要求汽油指标符合国Ⅴ排放标准，硫质量分数不大于１０ｇ∕ｇ，低硫、超低硫汽油是未来车用汽油的发展趋势。陕西延长石油（集团）有限责任公司延安石油化工厂１．８０Mｔ∕ａ汽油精制装置，为目前国内最大的汽油精制装置，于２０１３年底试车成功。该装置采用ＳＺｏｒｂ催化裂化汽油吸附脱硫技术，由进料与脱硫反应、吸附剂再生、吸附剂循环和产品稳定系统４部分组成。原料为上游催化裂化装置汽油，设计硫质量分数７０～１５０ｇ∕ｇ，产品为硫质量分数低于５０ｇ∕ｇ的低硫汽油，亦可以为硫质量分数低于１０ｇ∕ｇ的超低硫清洁汽油，分别能够满足国Ⅳ和国Ⅴ排放标准。汽油精制装置自２０１３年１２月２７日投产运行以来，随着装置的运行，逐渐暴露出一些设计上的不足，如汽油收率偏低、再生器取热系统与催化剂再生放热量不匹配等问题，为使装置安、稳、长、满、优运行，需对装置进行优化操作和技术改造［１﹣４］。1产品稳定系统优化1·1稳定塔系统流程稳定塔主要作用是除去液化气和轻烃组分，得到稳定的合格汽油产品。稳定塔的进料分别来自热产物气液分离罐和冷产物气液分离罐的罐底，分馏后塔顶气体经空气冷却器、水冷却器冷却后进入稳定塔塔顶回流罐，罐底油经过稳定塔回流泵打回稳定塔塔顶作为冷回流。罐顶燃料气部分用于原料缓冲罐气封（无氧气），其余的送至燃料气系统。塔底稳定的精制低硫汽油产品经冷却后送出装置。稳定塔流程示意见图１。图1稳定塔流程示意1·2稳定塔存在的问题装置自投运生产以来，稳定汽油收率一直偏低，且稳定塔塔顶回流罐的燃料气排放量一直偏收稿日期：２０１４﹣０５﹣２７；修改稿收到日期：２０１４﹣０７﹣１８。作者简介：刘进平，高级工程师，现从事石油化工工艺技术管理工作。通讯联系人：宋红燕，Ｅ﹣ｍａｉｌ：ｓｏｈｏｙａｎ２００３＠１６３．ｃｏｍ。第１２期刘进平，等．ＳＺｏｒｂ汽油精制装置操作优化５１高。对燃料气组成进行分析，数据见表１。从表１可以看出，燃料气中Ｃ４含量较高。由此可以推断，可能由于稳定塔操作参数不合理，致使稳定汽油部分轻组分进入燃料气系统，从而导致汽油收率较低。表1稳定塔回流罐顶燃料气组成ψ，％日期Ｃ１Ｃ２Ｃ３Ｃ４Ｃ４以上０１﹣２２３．８０２．８６１．９３２６．４４０．１１０１﹣２４２．９３２．２６１．７６３２．８６０．０８０１﹣２６３．１２２．２６１．７１３０．６８０．１８０１﹣２７４．０１２．５４１．８９３５．４００．１９０１﹣２９５．１２２．６７２．０２３１．９５０．３１1·3稳定塔系统参数优化优化前稳定塔系统操作参数见表２。由表２可以看出，稳定塔按照原设计工艺参数进行操作，塔顶燃料气排放量较高。根据精馏塔操作特点，造成塔顶馏分量增大的原因有：①精馏塔温度偏高，即塔底重沸器供热量过大或塔回流量过小；②精馏塔塔压偏低。表2优化前稳定塔系统操作参数塔底塔顶塔顶塔顶回流稳定日期温度∕温度∕压力∕回流量∕罐外排量∕汽油℃℃MＰａ（ｔ·ｈ－１）（ｍ３·ｈ－１）收率，％０１﹣２２１４７４６０．６５２．５２５９９．００１﹣２４１４２４００．６５２．９３０９９．１０１﹣２６１４８３９０．６５３．０４５９９．３０１﹣２７１４５４１０．６５２．８３８９９．２０１﹣２９１４９４４０．６５２．７４１９９．２分析原因后调整稳定塔操作：①塔底重沸器１．０MＰａ蒸汽用量由原设计３．０ｔ∕ｈ，逐步调整为０，即停用塔底重沸器，塔底温度由原设计操作参数１４７℃降至１３５℃以下；②塔顶压力由原设计０．６５MＰａ提高至０．７５MＰａ。根据装置运行工况，在稳定塔无回流量时，塔顶温度已降至２５℃左右，因而冬季空气冷却器可停用，水冷却器亦可以完全切除；夏季视实际情况是否投用冷却器。优化后，稳定系统相应参数变化如表３所示，回流罐顶燃料气组成如表４所示。对比表１和表４，优化后燃料气中Ｃ４含量明显下降；对比表２和表３，优化后塔顶回流罐燃料气外排量明显下降，稳定汽油收率明显提高，从而达到了优化操作的目的。表3优化后稳定系统工艺操作参数塔底塔顶塔顶塔顶回流稳定日期温度∕温度∕压力∕回流量∕罐外排量∕汽油℃℃MＰａ（ｔ·ｈ－１）（ｍ３·ｈ－１）收率，％０２﹣０２１３０２５０．７５２．５３９９．７０２﹣０４１３２３００．７５２．９２９９．９０２﹣０６１３５２９０．７５３．０６９９．９０２﹣０９１３７２８０．７５２．８０９９．８０２﹣１１１３５３１０．７５２．７５９９．９表4优化后稳定塔回流罐顶燃料气组成ψ，％日期Ｃ１Ｃ２Ｃ３Ｃ４Ｃ４以上０２﹣０２５．０６１．７３０．６２９．５４０．６６０２﹣０４４．５７２．１１０．５４６．５８０．３４０２﹣０６５．２１１．９２０．６９７．９１０．５２０２﹣０９５．１１１．８７０．７４８．３５０．２６０２﹣１１４．９８２．０９０．６５８．０９０．６１根据设计，稳定汽油产品执行质量指标：硫质量分数不大于５０ｇ∕ｇ，雷德蒸气压不大于６５ｋＰａ（夏季）、８５ｋＰａ（冬季）。分析优化后稳定塔底稳定汽油产品性质见表５。由表５可以看出，优化后的汽油产品满足质量要求，因此本次优化操作是完全可行的。通过此次优化，稳定汽油收率平均提高０．７百分点，取得了较好的经济效益。其次，停用塔底重沸器，可节省１．０MＰａ蒸汽约３．０ｔ∕ｈ；塔顶冷却器停用，既节省了电能，同时循环水用量下降，起到了节能降耗的功效。表5优化后稳定汽油产品性质密度（）w（硫）研究法雷德蒸日期２０℃∕∕（·－３）（·－１）辛烷值气压ｍｋｇｇｇ∕ｋＰａ０２﹣０２７２０．４３．２８７．８７１．４０２﹣０４７１７．６１．２８７．９７０．６０２﹣０６７１９．８１．３８７．７７１．８０２﹣０９７１８．５３．５８７．８７２．３０２﹣１１７２０．１１．１８８．０７１．９2再生器取热系统技术改造2·1再生器取热系统简介为了维持吸附剂的活性，使装置能够连续操作，装置设有吸附剂连续再生系统。再生器内的反应温度控制在不大于５２０℃，操作压力控制在０．１３MＰａ左右。为了控制再生器内床层的温度，装置设有一套热除氧水循环系统，用于取出吸附５２石油炼制与化工２０１４年第４５卷剂再生过程中释放的热量。取热后产生的蒸汽最终并入全厂低压管网系统。2·2再生器取热系统存在的问题汽油精制装置自开工以来低负荷运行，且催化裂化汽油原料硫质量分数为７０～１５０ｇ∕ｇ，硫含量低，吸附剂吸附硫后，载硫量较少，所以再生系统脱硫脱碳量较少，即氧化反应较少，放热量较少。再生器取热系统原设计采用除氧水（或蒸汽凝结水），由于上述原因使得取热介质除氧水用量较少，产生低压蒸汽量相对较少，且压力较低，增加了并入全厂低压蒸汽系统管网的难度。技改前，装置采用低压蒸汽间断性直排和并入低压蒸汽系统两种操作方式，这样不仅增加人工劳动强度，且催化剂再生系统热量平衡操作难度加大，即装置低负荷运行时，除氧水用量少，不能保证除氧水流量是连续的；同时除氧水可能发生偏流或断流，从而增大了取热管烧穿的可能性。为保证装置平稳操作，对再生器取热系统进行技术改造。2·3再生器取热系统技术改造针对上述问题，提出如下技术改造方案：将取热介质由比热容较大的除氧水［４２００Ｊ∕（ｋｇ·℃）］，改为比热容相对较小的氮气［１．０３８Ｊ∕（ｋｇ·℃）］，即在装置负荷低时用氮气介质取热，负荷高时改回除氧水取热。对该改造方案详细论证后予以实施。技改以来，再生器取热系统连续运行正常，氮气在取热管中的流量连续稳定；从而装置低负荷时，再生器不会因吸附剂载硫和载碳量小，引起取热管介质断流或偏流的可能性，从而有效保护了取热盘管，且降低了人工操作。具体技改流程见图２。由图２可知，技术改造后，氮气自再生器取热盘管取热后，进入氮气加热器，加热介质由原来管网来的冷氮气改为热氮气。因此加热功率由原来的平均２０．６ｋW降低至现在的平均２．４ｋW左右（见表６），即降低了氮气电加热器负荷，减少了能耗。通过此次技术改造，优化了再生器的取热系统，图2再生器取热系统技改前后流程注：实线部分为原流程，虚线部分为新增流程表6技改前后氮气加热器功率对比日期功率∕ｋW日期功率∕ｋW０３﹣０２２２０５﹣０２１０３﹣１０２００５﹣０８２０３﹣１５２４０５﹣１２３０３﹣２４１９０５﹣１５２０４﹣１１１８０５﹣２０４有效保护了再生器取热盘管，同时也降低了再生系统氮气加热器的负荷即再生氮气加热器功率，节省装置电能消耗，减少设备维护频次，保证装置安全长周期平稳运行。3结束语通过对装置稳定系统的优化操作及再生取热系统的技术改造，汽油精制装置提高了稳定汽油产品收率，创造了较为显著的经济效益；同时减少了除氧水、循环水和电能的消耗，达到了节能降耗的目的。参考文献［１］曹文磊．ＳＺｏｒｂ装置长周期生产低硫含量汽油的影响因素及对策［Ｊ］．石油炼制与化工，２０１４，４５（２）：７４﹣７８［２］姚智．１．２Mｔ∕ａＳＺｏｒｂ装置生产超低硫清洁汽油运行概况［Ｊ］．石油炼制与化工，２０１３，４４（８）：４５﹣５０［３］胡跃梁，孙启明．ＳＺｏｒｂ吸附脱硫装置运行过程中存在的问题分析及应对措施［Ｊ］．石油炼制与化工，２０１３，４４（７）：６９﹣７２［４］吴德飞，庄剑，袁忠勋，等．ＳＺｏｒｂ技术国产化改进与应用［Ｊ］．石油炼制与化工，２０１２，４３（７）：７７﹣８０OPERATIONOPTIMIZATIONOFSZorbGASOLINEREFININGUNITＬｉｕＪｉｎｐｉｎｇ，ＢａｉＹｏｎｇｔａｏ，ＳｏｎｇＨｏｎｇｙａｎ（ShaanxiYanchangPetroleum（Group）Co．，Ltd．，Yan’anPetrochemicalFactory，Yan’an，Shaanxi７２７４０６）Abstract：ＴｈｅｒｅｗｅｒｅｓｏｍｅｐｒｏｂｌｅｍｓｉｎＳＺｏｒｂｇａｓｏｌｉｎｅｒｅｆｉｎｉｎｇｕｎｉｔｏｆＹａｎ’ａｎＰｅｔｒｏｃｈｅｍｉｃａｌＦａｃ﹣第１２期刘进平，等．ＳＺｏｒｂ汽油精制装置操作优化５３ｔｏｒｙｉｎｏｐｅｒａｔｉｏｎ，ｓｕｃｈａｓｌｏｗｙｉｅｌｄｏｆｓｔａｂｉｌｉｚｅｄｇａｓｏｌｉｎｅ，ｍｉｓｍａｔｃｈｏｆｈｅａｔｒｅｍｏｖａｌｓｙｓｔｅｍｏｆｔｈｅｒｅ﹣ｇｅｎｅｒａｔｏｒａｎｄｃａｔａｌｙｓｔｒｅｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ．Ｂｙｏｐｔｉｍｉｚｉｎｇｔｈｅｏｐｅｒａｔｉｎｇｐａｒａｍｅｔｅｒｓｏｆｓｔａｂｉｌｉｚａｔｉｏｎｓｙｓｔｅｍ，ｔｈｅｅｍｉｓｓｉｏｎｏｆｆｕｅｌｇａｓｆｒｏｍｓｔａｂｉｌｉｚａｔｉｏｎｔｏｗｅｒｉｓｒｅｄｕｃｅｄａｎｄｔｈｅｙｉｅｌｄｏｆｇａｓｏｌｉｎｅｉｓｉｍｐｒｏｖｅｄｂｙ０．７％．ＴｈｅｍｏｄｉｆｉｃａｔｉｏｎｓｏｆｒｅｖａｍｐｉｎｇｔｈｅｒｅｇｅｎｅｒａｔｏｒｈｅａｔｒｅｍｏｖａｌｓｙｓｔｅｍａｎｄａｄｄｉｎｇＮ２ｈｅａｔｒｅｍｏｖａｌｓｙｓｔｅｍｅｆｆｅｃｔｉｖｅｌｙｐｒｏｔｅｃｔｔｈｅｒｅｇｅｎｅｒａｔｏｒｈｅａｔｒｅｍｏｖａｌｃｏｉｌａｎｄｒｅｄｕｃｅｏｐｅｒａｔｉｏｎｄｉｆｆｉｃｕｌｔｙ．Ｔｈｅｎｔｈｅｈｏｔｎｉｔｒｏ﹣ｇｅｎｉｓｕｓｅｄａｓａｈｅａｔｓｏｕｒｃｅｆｏｒｆｒｅｓｈＮ２．Ｔｈｅｐｕｒｐｏｓｅｏｆｓａｖｉｎｇｃｏｎｓｕｍｐｔｉ