SRH液相加氢技术在柴油加氢装置中的工业应用_刘兵兵

2013年 第4期 广 东 化 工 第40卷 总第246期 www.gdchem.com · 109 ·

设计与装备

SRH 液相加氢技术在柴油加氢装置中的工业应用

(中石化洛阳工程有限公司，河南 洛阳 471003)

刘兵兵

[摘 要]SRH液相加氢技术具有高压设备少、流程简单、装置能耗低、投资费用和操作费用低的优点，是很好的低成本油品质量升级技术。介绍了SRH 液相加氢技术的工艺原理，对采用该技术的九江分公司和湛江东兴公司在柴油加氢装置设计中的反应条件、产品规格、技术特点、技术关键、能耗和投资等进行了说明，并对该技术的工业应用领域进行了预期和展望。

[关键词]SRH液相加氢；柴油加氢；工业应用

[中图分类号]TH [文献标识码]A [文章编号]1007-1865(2013)04-0109-02

Commercial Application of SRH Liquid Phase Recycling Hydrogenation

Technology in Diesel Hydrofining

Liu Bingbing

(SINOPEC Luoyang Petrochemical Engineering Corporation, Luoyang 471003, China)

Abstract: SRH liquid phase recycling hydrogenation technology takes the advantages of fewer high pressure devices, simpler process, lower energy consumption, lower investment and operation cost, and the technology is good oil products upgrading technology. The technological principle, reaction conditions, products quality, process characteristics, technical key, energy consumption and investment of the technology applied in Jiujiang Petrochemical Company and Zhanjiang Dongxing Petrochemical Company diesel hydrofining units were introduced. The commercial application field of SRH liquid phase recycling hydrogenation technology was expected and prospected.

Keywords: SRH liquid phase recycling hydrogenation；diesel hydrofining；commercial application

近年来，由于环保法规对于车用柴油中硫含量等杂质的限制日趋严格，低硫化柴油是当今世界范围内清洁燃料发展的趋势[1]。欧盟法规规定2009年欧洲车用柴油的硫含量限制在10 μg/g以下。美国、日本等发达国家也分别将柴油产品的硫含量降低至15 μg/g和10 μg/g以下。我国2011年7月1日将参照欧Ⅲ标准执行硫含量小于350 μg/g。北京市车用柴油于2012年开始执行欧V 车用柴油质量标准，即要求硫含量小于10 μg/g。为应对新排放标准柴油的生产，开发装置投资低、操作费用低的柴油深度加氢技术非常必要。

目前传统滴流床加氢技术成熟、可靠，广泛应用于炼油厂加氢装置中。在传统滴流床加氢工艺过程中，需要在一定的氢分压下维持较高的氢油体积比，大量的循环氢循环带来大量的动力消耗，氢气升、降温换热系统能耗较大。因此，针对常规滴流床加氢工艺的不足，世界各大炼油公司及炼油科技工作者都竞相开发低成本、高效加氢新技术。

为了提高我国石油炼制加氢技术水平，中石化洛阳工程有限公司(LPEC)和抚顺石油化工研究院(FRIPP)联合开发了SRH 液相循环加氢技术。该技术取消了循环氢系统，采用相对较低的循环比，应用在柴油加氢装置上可以生产硫含量小于50 μg/g的超低硫柴油。与常规的滴流床加氢技术相比，该技术降低了装置投资和操作成本。

剂的性能。

2 工业应用

SRH 液相加氢技术已应用在中石化九江分公司150万吨/年柴油加氢装置和中石化湛江东兴石化公司200万吨/年柴油加氢装置中，目前九江分公司150万吨/年柴油加氢装置一次开车成功，湛江东兴200万吨/年柴油加氢装置已于2012年4月中交，由于全厂氢气原因，该装置尚未开车。 2.1 原料及产品性质

原料与产品性质见表1。原料油的组成由全厂总加工规划流程而得，精制柴油的性质由抚顺石油化工研究院根据中试实验的结果提供。

表1 原料与产品性质 Tab.1 Feed and product properties

项目

九江分公司

湛江东兴石化

原料油 来源 直馏柴油+焦化柴油 直馏柴油

比例/% 85/15 100 馏分范围/℃ 180～365 171~364

0.8430 0.8515 密度(20 ℃)/(g·cm-3)

硫/(μg·g-1) 6225 3500

氮/(μg·g-1) 160 120 十六烷指数* 49.6 48.9 精制柴油 初期/末期 初期/末期 收率/% 99.24/98.91 99.47/99.18

-3

密度(20 ℃)/(g·cm) 0.830/0.831 0.8335/0.8355

-1

硫/(μg·g) 40/45 40/45 氮/(μg·g-1) 16/20 十六烷指数* 54.9/54.5 55.9/55.1 *ASTMD4737-96a

1 工艺原理

常规滴流床加氢反应器的脱硫、脱氮等反应主要以氢气传质，

大量循环氢起到维持反应所需的氢分压、带走反应释放出来的热量、稀释反应产物中杂质从而促进深度脱杂质反应等一系列的作用。

SRH 液相加氢技术的工艺原理如下：

(1)催化剂床层处于全液相中，可以消除催化剂润湿因子的影响，大大提高了催化剂利用效率。氢气溶解在原料油里，而原料油又浸泡整个催化剂床层，液相在催化剂上获得良好分散，反应器内空间利用效率高，反应器体积小；

(2)由于循环油的比热容大，可大幅度降低反应器催化剂床层温升，使催化剂床层接近等温操作，反应器的操作温度与等温条件越接近，催化剂的寿命就越长；

(3)有机氮化物是加氢催化剂的毒物，在催化剂的加氢反应活性中心具有非常强的吸附能力，对加氢脱氮、加氢脱硫和加氢脱芳反应有明显的抑制作用[2-3]。SRH 液相加氢技术通过反应产物循环将大大稀释原料中的有机氮化物等杂质浓度，有利于发挥催化

2.2 反应条件

反应条件见表2。 2.3 工艺流程介绍

[收稿日期] 2013-01-16

[基金项目] 中石化“十条龙”攻关项目柴油液相循环加氢技术(09056A200)

[作者简介] 刘兵兵(1982-)，男，河南洛阳人，博士，主要从事石油化工工艺设计。

反应部分流程图见图1，分馏部分采用典型的双塔汽提流程。文章的重点是介绍反应部分，分馏部分不再叙述。

表2 反应条件 Tab.2 Reaction conditions

键如下：

(1)反应器内构件的工艺计算与开发。内构件应满足原料油、循环油和所需的补充氢混合均匀，使反应器内形成稳定的连续液相和均匀的分散气相；

(2)循环油泵的选型。循环油泵的出、入口均处在高温高压且含H2S 的环境中，应满足泵密封的安全可靠和长周期稳定的运行； 项目 九江分公司 湛江东兴石化

(4)装置开、停工的流程设置。应保证安全、可靠、便捷及尽反应器入口总压/MPaG 10.0 11.0

量缩短开、停工时间； 体积空速/h-1 2.0 2.0

(5)装置的安全设施、安全连锁的设置及全新的安全应急预

催化剂床层数 3 3

案；

平均反应温度/℃ 352/386(初期/末期) 356/391(初期/末期) (6)装置正常操作参数调整的工艺手段。

循环比 2.5∶1 1.5∶1 经LPEC 、FRIPP 及九江分公司的联合攻关，目前已成功地解

决了上述的技术关键，为装置的顺利投产奠定了基础。 化学氢耗/% 0.57/0.56(初期/末期) 0.49/0.48(初期/末期)

催化剂运行周期/年 >3 >3

2.6 装置能耗及投资

图 1 反应部分流程

Fig.1 Process flow diagram of reaction section

新鲜原料油经原料油泵增压后，进入反应进料加热炉加热，加热至一定温度后，与循环油混合，经氢油混合器与新氢压缩机增压后的氢气强制混合后，进入加氢反应器，少量未能在混合油中溶解的氢气在反应器顶部排出。混合物流在适宜的工艺条件和催化剂作用下，进行脱硫、脱氮、烯烃饱和、芳烃饱和等反应。加氢反应器设置三个催化剂床层，床层间设有混合器及补充氢注入点。来自加氢反应器底部的反应产物分成两路：一路作为循环油经循环油泵升压后与新鲜进料混合作为反应器进料，另一路经减压阀减压，经过换热器换热后进入热低压分离器，分离的液相进分馏部分，气相冷凝后排出装置外。 2.4 SRH液相加氢技术特点 2.4.1 加氢反应器及内构件

SRH 液相加氢反应器床层间设有氢油混合器，使氢气与反应产物在进入反应器下一个床层前混合并充分溶解，以便为加氢反应提供必要的氢气。将氢油混合器置入反应器中，可减少混合器内外的压力差，减少其壁厚降低设备投资。氢油混合器有进料和氢气入口，同时还设有溶氢混合物出口和气体出口[4-5]。混合器结构简单，可有效地增加气液相间接触面，使氢气溶解在混合油中，促进反应，大大提高加氢的效率。 2.4.2 加氢反应压力的控制

液相加氢反应器压力的控制有两种方法：一种方法是通过控制液相进料中混合氢气的量来调节反应器内的压力和液位[6]，该方法在控制过程中，补充氢气量随液位或压力的变化而不断变化，对反应的稳定进行带来不利影响。另一种方法是通过控制排气量来控制反应器内的压力。反应器上部及床层间设置气相空间，设置与该气相空间相通的压力控制系统，这种方法使得液相加氢处理可以稳定控制和操作，并获得理想的反应效果[7]。本工艺采用后一种方法控制反应压力。 2.4.3 循环比

循环比的定义为：循环油与反应产物的质量比。过高的循环比，受限于循环油泵的选型及反应器的内径，也增加了循环油系统的管线、阀门的尺寸，同时也不利于节能。因此，循环比在满足液相为连续相的前提下应依反应放热量而定，选择合适的循环比。

2.4.4 催化剂预硫化方案的选择

采用本技术后，装置中不再设循环氢系统，因此催化剂预硫化采用湿法方案。

2.5 工业应用的技术关键

SRH 液相加氢技术是全新的技术，实现工业化涉及的技术关

装置在设计条件下的能耗及投资见表3。

表3 装置能耗及投资

Tab.3 Energy consumption and investment of unit

项目 九江分公司 湛江东兴石化

电/(kW·t-1

) 18.27 17.40 循环水/(t·t-1) 1.09 1.68 除氧水/(t·t-1) 0.12 0.12 1.0MPa 蒸汽/(t·t-1

) -0.08 -0.09 净化风/(Nm3·t-1

) 0.74 0.84 氮气/(Nm3·t-1) 0.0672 0.0504 燃料气/(Nm3·t-1) 0.17

0.24 凝结水/(t·t-1) 0.0028 0.0021

热进料/(kWh·t-) 1 9.93 20.97 低温热/(kWh·t-1

) -12.66 单位能耗/(kg标油·t-)

15.60 6.59

工程费/亿元 ~2.3

~2.7

由于九江分公司与湛江东兴公司装置规模、公用工程条件(湛江东兴石化无低温热水) 、原料与产品的界区条件及装置具体设计范围的差别，单位能耗有一定的差别，但由上表可以看出，采用SRH 液相加氢技术的柴油加氢精制装置的设计能耗值较低，比采用传统滴流床技术低25 %以上。其原因主要得益于SRH 液相加氢技术取消了传统滴流床技术中的高压循环氢系统，汽化热损失小，综合上述特点使装置的能耗降低显著。

总体来说，SRH 液相加氢技术比传统加氢技术工程投资略低，主要是SRH 液相加氢技术较传统加氢技术节省了循环氢压缩机、循环氢脱硫系统、高压换热器、高压空冷器和高压分离器等高压设备，同时增加了循环油泵和部分低压空冷，另外SRH 液相加氢反应器内构件与传统加氢反应器有较大区别，综上使SRH 液相加氢投资比传统滴流床加氢略低。

3 结论

(1)SRH液相加氢技术是利用油品中溶解氢来满足加氢反应的需要，以油品中氢浓度的变化作为反应的推动力。液相加氢反应和催化剂床层接近等温操作，消除了催化剂的润湿因子影响，反应效率高、催化剂寿命长。

(2)SRH液相加氢技术首次在中石化九江分公司和湛江东兴公司柴油加氢装置中工业应用。技术可靠，设备运行稳定，在装置建设投资和操作费用方面具有明显竞争优势，装置能耗较低，满足了低成本柴油产品质量升级的要求。

(3)SRH液相加氢技术不但可以应用在柴油加氢装置中，从其原理上还可拓展到煤油加氢精制、蜡油加氢处理、低转化率的加氢裂化装置中；SRH 液相加氢技术也可以与现有的滴流床加氢技术相组合，尤其适用于对现有装置扩能改造，可以作为滴流床系统的前置反应系统，充分发挥两项技术的优势。

参考文献

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[2]Laredo Georgina C，Antonio De los Reyes H J，Luis Cano D J．Inhibition effects of nitrogen compounds on the hydrodesulfurization of dibenzothiophen [J]．Applied Catalysis A：General ，2001，207(1)：103-112．

(下转第122页)

的附录C“管道零件及部件的计算”，弯头外弧最小壁厚s om 按以下

[1]

公式计算：

s om =

pD o 2R +D o /2

•+α (1) 2R +D o 2[σ]η+2Yp

弯头内弧最小壁厚s im 按以下公式计算：

s im =

pD o 2R −D o /2•+α (2) 2R −D o 2[σ]η+2Yp

t

图6 管道受撞击位置 Fig.6 Impact position of pipeline

由此可以初步推断，如果由于事故管道自身的原因导致管道

西行车道位置管段下垂并低于桥主梁底部，西行车辆撞到该管道应不会导致桥主梁的损坏；反之可以判断，是否有超高车辆经过，接连撞到管道和桥主梁，使管道脱落，造成后续的东行车道和铁路的事故。但因交警部门不能提供监控录像，所以需要进一步分析。

2.2 材质分析与强度校核 2.2.1 材质分析

在事故管道断裂位置附近的无损伤部位多处取样进行化学成分和力学性能试验，管道材料性能均符合GB/T 699-1999《优质碳素结构钢》标准之20钢的要求。金相检验和硬度检测结果未见异常。

2.2.2 管道弯头最小壁厚计算

按照DL/T 5054-1996《火力发电厂汽水管道设计技术规定》

该管线介质及管道材质特性参数如下：

p 为最高工作压力：取p =0.99 MPa；D o 为管子外径：D o =159 mm ；[σ]t 为钢材在最高工作温度304.13 ℃下的许用应力：参考GB/T 20801.2-2006《压力管道规范 工业管道》标准的GB3087

t [2]

无缝钢管中的20钢材质，[σ] =122 MPa；η为许用应力修正系数：对于无缝钢管，η=1.0；Y 为温度对计算管子壁厚公示的修正系数：对于20钢482 ℃以及以下时Y =0.4；R 为弯头弯曲半径：根据设计，R =1.5 d = 238.5 mm；α为考虑腐蚀的附加厚度：此处不再考虑由于腐蚀造成的减薄，α=0。

代入公式(1)和公式(2)计算得到：s om =0.64 mm，s im =0.91 mm 弯头计算最小壁厚s ={s om ，s im }=0.91 mm 2.2 事故管道断口分析

从现场管道断裂口的形貌来看，该管线北侧(汽源侧) 断口位于弯头母材处，属扭曲变形撕裂，呈明显塑性变形和拉伸颈缩特征，如图8所示；断面与母材表面呈45°角，母材内表面冲蚀和局部减薄明显，如图9所示；最薄处壁厚约2 mm。

南侧断裂口主要位于焊缝熔合区，未见显著的塑性变形，整圈焊缝断裂，呈脆断的宏观特征。该处焊缝未焊透缺陷严重，如图10和图11所示，管壁焊接深度最小约3 mm(该管线其他多个焊缝均发现类似的未焊透缺陷) 。由于该断口露天放置时间较长，断口锈蚀严重，其细节难以辨析。

3 结论与思考

图8 北侧弯头断口 图9 北侧弯头断口形貌 图10 南侧焊缝断口 图11 南侧焊缝断口

Fig.8 North side elbow fracture Fig.9 North side elbow fractography Fig.10 South side weld fracture Fig.11 South side weld fracture

断口宏观形貌未见喇叭口状，不符合20钢管内压超载爆破特纷。在本案例分析过程中发挥了特种设备院技术与专业上的优势，征，且断裂处的最小剩余壁厚均大于前文计算得到的理论最小要以事实为依据，综合运用多种方法进行事故分析并给出初步结论； 求壁厚0.91 mm。 (2)目前的特种设备检验机构大多主要从事特种设备本体的

查阅该管道运行历史，未发现泄漏和维修更换等记录，因此检验工作，但和特种设备安全相关的检验与评定业务我们一直很虽然管道焊缝及部分位置母材存在减薄现象和焊接缺陷，但仍可少触及。通过本案例也提示我们应该发挥专业优势，拓宽业务范保证管道安全运行，可以排除介质压力和温度因素导致的管道断围，为社会提供检验，安全评定，事故分析等更加全面的服务。 裂破坏。

3.1 结论

根据现场情况和对事故管道的试验检测结果综合分析，该管段事故前服役条件满足运行要求，其断裂非管道自身缺陷所致。初步认定为一起人为破坏事故，排除了业主的事故责任； 3.2 思考

(1)由于本次事故造成了广深铁路中断运行近4个小时，铁路部门和事故管道业主之间就事故责任和经济赔偿等问题产生了纠

(上接第110页)

参考文献

[1]DL/T 5054-1996．《火力发电厂汽水管道设计技术规定》附录C[S]． [2]GB/T 20801.2-2006．压力管道规范 工业管道[S]．

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(本文文献格式：刘兵兵．SRH液相加氢技术在柴油加氢装置中的工业应用[J]．广东化工，2013，40(4)：109-110)