1、汽油非临氢异构化装置在塔河分公司的汽油非临氢异构化装置在塔河分公司的生产应用生产应用万重山概述概述l 塔河分公司7104t/a汽油异构化装置采用石油化工科学研究院开发的石脑油非临氢改质技术，利用RGW-1型催化剂的催化作用，以加氢石脑油为原料，生产出了符合要求的车用石油液化汽及高辛烷值的汽油调和组分。1 生产综述l石脑油非临氢改质过程利用RGW-1型催化剂的催化作用，使低辛烷值的轻石脑油发生选择性裂解、异构、齐聚和环化脱氢等反应，转化为烯烃、芳烃含量低的高辛烷值汽油调和组分，用于调兑汽油，降低调和汽油的烯烃及芳含量，降低汽油密度，提高调和汽油的辛烷值，将低辛烷值的汽油馏分转化为几乎不含烯烃、芳
2、烃含量低的高辛烷值的汽油调和组分。该工艺过程简单、投资小，操作条件缓和，干气产率低，可大幅度提高加氢石脑油辛烷值。1 生产综述l因非临氢改质反应的特点会使催化剂上积炭很快，导致催化剂活性下降，因此反应器内催化剂单程运转周期大约在2-2.5个月左右，装置采用间歇操作，停工再生的生产方式。l本设计年处理量为7万吨，装置进料量为10吨/小时；车用石油液化汽收率为30%，高辛烷值汽油收率为68%。见下表1：表表1 装置设计负荷及液收装置设计负荷及液收物料名称kg/ht/dt/am%入方加氢石脑油1000024070000100.00出方干气加损失2004.814002液 化 气300072210003
3、0改质汽油6800163.24760068合 计5714.2824070000100.001 生产综述l目前，装置进料量最大为56吨/小时，年处理量约为4万吨。自2006年8月开工至今，已经两年半，历经10个生产周期和10次催化剂烧焦。共生产石脑油8.81万吨，年平均处理量3.5万吨，其中生产出液化石油汽23329吨，异构化汽油62886吨，RON平均82.3；液收97.86%；液化石油汽收率26.48%，异构化汽油收率71.38%。见表2：表表2 装置生产负荷及液收装置生产负荷及液收物料名称t收率%入方加氢石脑油88100100出方干气加损失18852.14液化石油汽2332926.48异构
4、化汽油6288671.38合计881001001 生产综述l通过表1表2 看，装置液收达到了97.86%，基本达到了设计指标。而导致干气超标和液化汽收率低的主要原因是在08年6-7月的生产过程中，装置单独加工重整轻石脑油，造成吸收稳定系统压力高，气相组分多而吸收剂量不够，使干气中携带大量的液化汽组分进入火炬管网，而使影响了装置的液收。重整轻石脑油分析见表3：流 程KK 10%50%90%KK 密度 kg/m3温度 29.632.438.551.866.6637.41 生产综述l从流程分析看，原料油组分太轻；在实际生产中反应油汽中大部分都以气态组分进入吸收和解析系统，导致吸收剂无法将轻组分完全吸
5、收，系统压力高，干气中C3、C4含量高，干气携带部分液化汽组分进入火炬管网，使液化石油汽的收率降低。同样在液化石油汽中C5含量超指标，影响了液化汽的质量；导致系统压力高和液化汽中含量高的另一个原因是，异构化装置T602顶冷却器E607/AB冷却负荷较小，导致冷却后液化气温度高于设计值45，1 生产综述l而达到了54，从而增加了T602的负荷，使T602塔顶压力偏高又影响到T601操作压力，干气量明显增大，为确保塔顶压力不超过控制指标，T601、T602放空阀开度过大，导致轻组分大量排放，使塔内分离效果变差；同时，T602底温偏高、顶温高，造成液态烃中重组分携带较多，使液态烃中C5含量上升，液化
6、气中C5含量出现偏高。1 生产综述l为此，车间及时对加工量和操作参数进行调节，将加工量由5t/h降至3t/h，同时将T602顶压指标上限由1.07MPa，更改为1.17 MPa，V605减少液态烃排放；同时，降低T601、T602塔底温度至100和125，减轻吸收稳定系统负荷，在保证稳定汽油辛烷值不低于指标的情况下，尽可能控制反应器升温速度，避免催化反应剧烈而增加分馏系统负荷；通过操作调整液态烃的质量得到有效控制。2 原料性质l装置设计反应原料主要为加氢石脑油，同时考虑重整拔头油及部分加氢轻石脑油，为了能使催化剂正常操作，保证产品合格及收率，对原料的组成及杂质含量有一定的要求；对汽油原料的设计
7、要求和实际生产指标见表3。表表4 反应原料油规格要求反应原料油规格要求项 目单 位设计指标实际生产指标分析方法干 点 170GB/T 6536碱性氮g/g 2SH/T 0162硫含量g/g 150SH/T 0253-92实际胶质mg/100ml 1.5GB/T 509机械杂质无水溶性酸碱无GB/T 258水含量无游离水2 原料性质l根据实际生产情况看，原料干点、硫含量、实际胶质、机械杂质、水溶性酸碱、水含量、碱性氮含量都在控制指标内。但是原料中的碱性氮含量和原料的干点低于120时，对催化剂的正常使用有很大的影响。07年10月碱性氮含量超标，最高达到3g/g，使催化剂的活性下降很快，反应器床层温
8、度提升较快，一月内反应器床层提温达到了45，但当月异构化稳定汽油辛烷值仍为81.7，低于82的指标；因而导致第5次生产周期只有63天就停工对催化剂进行再生烧焦。碱性氮分析见表5：表表5 原料中碱性氮分析原料中碱性氮分析HK10%50%90%KK密度kg/m3碱性氮g/g10月分析 38.653.287.7126.9155.9690.53.029月分析39.954.588.2132.1155.3692.11.93设计-17022 原料性质l同样，在08年7月当原料中组分较轻干点只有60-80时，对催化反映也有较大的影响，当月生产中催化剂活性下降很慢，一月内反应器床层提温只有10，因而使第8次生产
9、周期维持了120天。当月稳定汽油辛烷值均在83以上，最高的达到86，平均在84。l由此可见，较低的碱性氮含量和合理的原料可以延长催化剂的使用寿命和生产周期。3 装置操作条件要求l表6 一段反应器（R601）反应操作条件表项 目反应初期反应末期入口压力MPa(g)0.450.470.450.5入口温度320420质量空速h-10.180.22注：注：1、质量空速为反应器的质量空速；、质量空速为反应器的质量空速；2、一、二段反应器总质量空速为、一、二段反应器总质量空速为0.4 表7 二段反应器（R602）反应操作条件表 项 目反应初期反应末期入口压力MPa(g)0.340.360.340.38入口
10、温度320420质量空速h-10.220.243 装置操作条件要求 表表8 吸收稳定操作指标吸收稳定操作指标T601顶压力MPa1.11.38T601顶温度3252T601底温度102112T602顶压力MPa0.971.17T602顶温度4757T602底温度1251504 装置产品质量及控制指标 表9 装置产品质量控制指标项 目单位控 制 指 标稳定汽油烯烃V%5稳定汽油RON82液化气蒸气压kPa1380液化气C5含量V%3表10 实际指标项 目单位控 制 指 标稳定汽油烯烃V%1.7-2.8稳定汽油RON82-84液化气蒸气压kPa965-1220液化气C5含量V%0.01-0.15
11、表表11 液化汽质量分析液化汽质量分析l备注：本装置生产的液化气C3、C4烷烃的含量在90m以上，烯烃的含量低于5m%，脱硫后可作为车用液化石油气。蒸气压密度C20C30C3=iC40nC40nC4=cC4=+C4=C5037.8 kPakg/m3v/v%v/v%v/v%v/v%v/v%v/v%v/v%v/v%v/v%1013524.91.0769.674.6715.677.211.310.130.250.02表12 稳定汽油质量分析密度初馏10%50%90%干点全馏辛烷值烷烃烯烃环烷烃芳烃kg/m3v/v%v/v%v/v%v/v%682.9252767.6149.4206.895.183.1
12、72.891.839.2113.824 装置产品质量及控制指标l产品质量对比分析：l1、加氢石脑油非临氢改质后，族组成发生变化，烷烃含量减少，烯烃含量有所增加，芳烃含量大幅度增加，从而使汽油辛烷值提高，RON约提高25个单位。l加氢石脑油进行非临氢改质后，有利于改善产品结构，增产液化气和高品质汽油调和油，降低出厂汽油烯烃含量。5 催化剂催化剂l 装置催化剂采用中石化石油化工科学研究院开发的RGW-1型催化剂，该催化剂的周期寿命约为80天，总使用寿命为2年。RGW-1型催化剂为改性分子筛和-Al2O3混合挤条产品，主要性质见表13：表13 催化剂组成及性质项 目指 标组 分分子筛、氧化铝、活性促
13、进剂比 表 面 ，m2/g300压碎强度 ，N/cm90外 形白色条状尺 寸 (直径长度)mm23310堆 密 度 ,g/cm30.720.056 反应器及催化剂装填反应器及催化剂装填l 2台反应器，直径1400mm，采用热壁结构，均利旧原反应器。表14 一段反应器（R601）催化剂、瓷球装填表设计需用量实际需用量装剂种类装填高度mm装填体积m3装填重量kg装填高度mm装填体积m3堆密度g/cm3装填重量kg上层6瓷球1500.2314622400.36931.232210上层3瓷球1500.2314622400.36931.232315催化剂床层903013.8910000927014.26
14、0.69789950下层3瓷球1000.1543081660.25561.232315下层6瓷球1000.1543081660.25561.232315下层16瓷球3500.3606465100.71011.2322875表15 二段反应器（R602）催化剂、瓷球装填表设计需用量实际需用量装剂种类装填高度mm装填体积m3装填重量kg装填高度mm装填体积m3堆密度g/cm3装填重量kg上层6瓷球1500.2314622400.36931.2322455上层3瓷球1500.2314622400.36931.2322455催化剂床层903013.8910000932014.340.700810050
15、下层3瓷球1000.1543081660.25561.232315下层6瓷球1000.1543081660.25561.232315下层16瓷球3500.3606465100.71011.23228756 反应器及催化剂装填l因两台反应器利旧，在磁球和20吨催化剂全部完成装填后，反应器入口离床层还有2m的空间，而却反应器直径小，导致催化剂装填高度大，在生产过程增加反应器进出口压降。7 催化剂的再生l由于反应器利旧，使原设计的操作反应温度（320450 ）无法实现，目前的操作温度仅为320410，压力0.25 MPa，原料空速（重量）0.25 h-1；RGW-1催化剂装量为20吨，单程操作周期2
16、.5 3个月（设计22.5个月），再生时间约15天（设计7天），年操作时间为7900小时（原设计7000小时）。表表16 催化剂再生指标催化剂再生指标l由上表看，因受反应器操作条件的限制，在生产过程中没有完全利用RGW-1催化剂的活性就停工再生，不能使生产周期更好地延长；同时，在催化剂烧焦再生过程中，也受反应器操作条件的限制，使催化剂上的积碳无法完全燃烧，使再生时间从设计的7天延长到了15天。反应温度 烧焦温度 操作周期 天再生时间 天设计320450380480737实际3204103804209015 表表17 催化剂干燥再生条件催化剂干燥再生条件干燥压力，MPa(a)0.6干燥温度，40
17、0(床层最高)再生压力，MPa(a)0.5再生温度，380410气剂比，v/v225再生气体氧含量V%0.521再生气体循环量Nm352005500循环再生气体中CO2含量v/v%107 催化剂的再生l 在催化剂烧焦的过程中，烧焦循环压缩机机经常在催化剂再生到一半左右时气缸超温，负荷带不起来而停机检修；经检修检查，发现压缩机吸气阀和出气阀阀片上结有大量的焦炭和水垢，导致压缩机吸气阀和出气阀阀片无法正常工作，压缩机负荷增大再生循环量下降，影响了催化剂的正常烧焦。经过分析和查找，判断如下：7 催化剂的再生l7.1 压缩机吸气阀和出气阀阀片上积碳l因催化剂在烧焦过程中循环气内CO2含量高，大都控制在
18、20%以上，导致烧焦循环气中CO含量也随之增加，烧焦循环气中含量越高，说明反应器内催化剂烧焦不完全，会产生大量未完全燃烧的活性炭随循环气一起进入压缩机，活性炭进入压缩机气缸后，附着在吸气阀和出气阀阀片上，堵塞了出气孔增加压缩机负荷，使压缩机超温被迫停车检修，更换和清理气阀。l同时，因烧焦尾气放空罐V601设计上不合理，尾气入口和出口相距太近，却容积小，烧焦尾气中的活性炭来不及沉降和放空就被吸入压缩机入口管线，加剧了压缩机阀片积碳。影响了装置的正常生产和催化剂烧焦进度。表表18 压缩机积碳时烧焦循环气中气体分析压缩机积碳时烧焦循环气中气体分析l因烧焦循环气中的活性炭无法直接测出，只能通过烧焦循环
19、气中CO和CO2的含量判断。当循环气中的CO2含量超过5%时，将氮气补充进入系统，置换循环气中的CO2将其中燃烧不完全的CO和活性炭从放空阀排出，防止压缩机阀片积碳。O2%N2%CO%CO2%烃类R601 出口0.7285.551.3212.340.07R602 出口0.9384.571.5713.840.07C602 出口0.8578.811.1219.150.077 催化剂的再生l7.2 压缩机吸气阀和出气阀阀片上结水垢l 反应器内催化剂烧焦会产生少量的水，但是已经在V601底部脱出，大量携带的可能性不大；通过观察，发现烧焦用系统工业风中含有大量明水，而循环压缩机气缸内正常温度为8090，
20、部分明水进入压缩机后在8090的环境下结成水垢聚集在阀片上，堵塞吸气孔。l7.3 针对以上问题，在操作上采取严格烧焦循环气中CO2含量不大于5%，相应降低循环气中活性炭的和工业风管线低点排水以及在压缩机入口加过滤网等措施，使压缩机超温、超负荷的问题得到了有效控制。但要从根本上解决问题，则还要更换烧焦尾气放空罐V601。8 存在的问题l8.1 应器温度和再生温度达不到设计值l 因异构化装置的反应器是利旧的，反应器材质无法满足设计生产要求；设计要求反应器正常生产温度为320-450，催化剂再生烧焦温度为320-480，而旧反应器的最高使用温度仅为410，严重制约了异构化装置的生产周期和催化剂再生周
21、期。l8.2 液化汽冷却负荷小l 在设计上，稳定塔顶液化气冷却温度应该在45 以下，而实际操作过程中，由于冷却器负荷不够，导致液化汽冷却温度达不到设计要求，目前只能维持在55；致使液化气收率明显下降，在加工重整石脑油时，影响液化汽质量和收率，同时给系统的平稳操作带来了困难。8 存在的问题l8.3 反应产物油气分离罐及再生循环气缓冲罐V601容积小而且设计上有缺陷，反应油气和再生循环气进V601和出V601管线并排在一起，使气液分离效果差，在正常生产过程中，导致富气压缩机带液多；烧焦时再生循环气压缩机入口携带未完全燃烧的活性碳，影响压缩机的正常运行和催化剂再生周期。l8.4 加热炉负荷小，排烟温
22、度高；原设计装置最大处理量为10t/h，而在实际生产中，当处理量达到6.5t/h以上时，在反应中期以后，加热炉温度就无法满足生产要求，而且回火严重。9 解决办法l针对上述生产和催化剂烧焦过程中存在的问题，已经通过技改技措项目由洛阳设计院进行了立项改造。主要有四点：l9.1 原反应器R601、R602（1400mm13000mm）生产温度不大于410，更换为设计温度480，规格1400mm13000mm18，材质为15CrMoR的新反应器。提高生产周期和缩短再生时间。l9.2 更换稳定塔顶液化气冷却器两台，将现有两台冷却器EBS600-2.5-55-4.5/19-4I更换为型号EBS700-2.
23、5-155-6/19-4I的冷却器两台，增大换热面积100m2,降低液化汽温度。l9.3 更换反应产物油气分离罐V601（利旧），将V601（利旧，1400mm3000mm10mm）更换为2000mm4500mm12mm，以改善V601的汽液分离效果，避免压缩机带液和烧焦时循环机积碳。9 解决办法l9.4 对现有两台加热炉进行节能改造，1将F602 烟气引至F601 对流室，并将F601 对流l室11 排石脑油进料炉管（规格：114101820，44 根，材质：1Cr5Mo）由光管改为钉头管，可将排烟温度降至250以下，从而提高加热炉热效率。完善加热炉仪表指示系统。将F601 炉膛热偶温度指示移位，增设F601 原料入炉预热温度显示、炉膛氧含量显示、l炉膛负压指示。3更换加热炉火嘴燃烧系统，提高加热炉负荷。10 结论l通过两年来的生产运行，由石油化工科学研究院开发的采用RGW-1型催化剂的石脑油非临氢改质技术，在塔河分公司7104t/a汽油异构化装置生产出了符合要求的车用石油液化汽及高辛烷值的汽油调和组分。满足了清洁生产的要求；RGW-1型催化剂使用两年来经过10次烧焦再生，仍能满足生产需求。谢谢！谢谢！
