加氫精制催化劑器外再生及應用情況分析

王仁南

（大慶石化公司煉油廠，黑龍江大慶163711）

工業技術

加氫精制催化劑器外再生及應用情況分析

王仁南

（大慶石化公司煉油廠，黑龍江大慶163711）

某石化公司1 200 kt/a加氫精制裝置以催化裂化柴油和焦化汽油、柴油為原料，生產精制石腦油和精制柴油產品。檢修時對部分加氫精制催化劑進行器外再生，再生后的加氫精制催化劑碳含量由6.91%下降至0.48%，硫含量由2.32%下降至0.25%，再生后催化劑比表面積，孔體積，強度和粒度分布等指標均滿足再生要求。

催化劑；再生；硫化

某石化公司加氫精制裝置以催化裂化柴油和焦化汽油、柴油為原料，生產精制石腦油和精制柴油。裝置規模為1 200 kt/a，占地面積8 907 m2，裝置工程總投資2.7億元，設計操作彈性為60%～110%，裝置于2010年9月建成投產。該裝置分為反應部分和產品分餾2個部分。其中反應部分包括加氫反應、冷高壓分離和冷低壓分離、氫氣循環；分餾部分包括脫硫化氫汽提塔、產品分餾塔和低凝柴油汽提塔。

加氫精制催化劑PHF-101為大慶化工研究中心開發，由撫順石化公司催化劑廠生產，該催化劑制備過程中克服了傳統載體助劑改性的缺點，載體的制備采用“功能化高效規整結構載體制備技術”［1～3］。主要用于加氫脫硫、烯烴飽和及改善產品質量，該催化劑于2012年5月份投用。檢修后不對第1、2床層加氫精制催化劑進行再生使用，只對第3床層催化劑進行再生，同時補充一部分新鮮催化劑，并將頂部的保護劑進行全部的更換。催化劑裝填過程采用密相裝填，第1、第2床層全部裝填PHF-101再生劑，第3床層下部裝填PHF-101新鮮催化劑。

1 催化劑再生前后物性指標分析對比

催化劑再生前后物性指標分析對比見表1。

表1 催化劑再生前后物性指標分析

2 裝填方案

2015年7月6日14：50分開始催化劑的裝填，7月8日1：10分完成了78.23 t催化劑（平均裝填密度0.949 t/m3）和5.39 t保護劑的裝填。

3 開工情況

3.1 催化劑干燥

2015年7月20日19：50～7月22日9：00，進行催化劑干燥。7月20日19：45加熱爐點火，開始進行催化劑干燥，反應器入口壓力2.92 MPa，氮氣循環量為146 000 m3/h（接近150 000 m3/h滿量程），7月21日1：00～9：00，進行150℃恒溫，7月21日19：00～7月22日1：00進行250℃恒溫，250℃恒溫結束后反應器降溫，9：00反應器入口溫度降至150℃，催化劑干燥結束。

整個干燥過程，溫度操作調節比較穩定，干燥水400 kg，即催化劑含水率0.5%。催化劑干燥后，溫度降至150℃，7月22日進行2.0 MPa、4.0 MPa和6.0 MPa的氫氣氣密。從催化劑干燥過程曲線可知，干燥過程操作達到開工方案設計要求。

3.2 催化劑硫化

2015年7月22日22：00反應器入口壓力為7.0 MPa、反應器入口溫度150℃、氫氣循環量為99 000 m3/h，循環氫組成為氫氣89.7%。反應器入口溫度開始以10～15℃/h的速度升溫至185℃。

2015年7月23日5：00開始注硫，反應器入口壓力6.5 MPa、反應器入口溫度187℃、床層壓降0.02 MPa、氫氣循環量109 845 m3/h。反應器入口溫度開始以8～10℃/h速度向230℃升溫，開始向反應系統注硫化劑，初始注硫速度約200 kg/h。

催化劑硫化過程時間節點見表2。

表2 催化劑硫化過程節點（2015年）

7月23日9：30反應器入口溫度達到202℃時，循環氫中檢測到硫化氫，含量為0.02%，表明硫化氫已穿透催化劑床層。7月23日14：00～22：00進行230℃恒溫，7月24日2：00～6：00進行260℃恒溫，7月24日10：10～14：30進行295℃恒溫，7月24日21：00～7月25日5：30進行350℃恒溫，恒溫時間8.5 h后，硫化氫大劑量穿透催化劑床層，表明硫化過程基本完成。硫化過程中需要至少每h分析一次循環氫中的硫化氫含量，并以此來調節DMDS的注入量［4～10］。

催化劑硫化升溫過程按照開工方案升溫速率等要求進行，硫化全過程床層最大溫升5℃，硫化期間注硫平穩、升溫緩和，部分吸硫較強階段減慢了升溫速率、加大了注硫量，催化劑的硫化過程圓滿完成。

催化劑硫化過程于2015年7月25日5：30結束，反應器入口溫度350℃，經核算硫化劑使用量約12.6 t。收集硫化水6.2 t。實際注硫量和硫化水生成量均達到理論值［11～15］。

4 運行情況

4.1 操作條件

2015年7月開工（反應初期）時，生產操作條件為：反應器入口286℃、平均溫度310℃、入口壓力7.24 MPa、空速2.01 h-1、氫油比569：1。

4.2 反應器床層徑向溫差

從反應器床層徑向溫差看，裝置開工至2016年6月末反應器床層徑向溫差始終在2～3℃，說明催化劑床層裝填較均勻，裝填效果較好，未出現溝流、短路及局部聚結等現象。

4.3 產品質量

產品質量情況見圖1～4。

圖1 開工后石腦油烯烴含量

圖2 開工后精制柴油硫含量

圖3 開工后精制柴油多環芳烴含量

圖4 開工后精制柴油氧化安定性變化

從圖1～4可以看出，開工后石腦油烯烴含量主要在0.1%～0.4%，精制柴油的硫含量在10～50 μg/g范圍內，多環芳烴在4%～8%范圍內，氧化安定性在0.5～1.5的范圍內，均在PHF-101新催化劑產品質量保證值范圍內，能滿足乙烯裂解料和國四柴油的要求。

4.4 產品收率

加氫精制裝置從2015年8～12月共加工焦化汽油78 397 t、混合柴油291 247 t、氫氣3 014 t，其中產出石腦油66 714 t、精制柴油24 8134 t、低凝柴油55 854 t，氣體中的C5以上組分共485 t，C5以上液收為99.605%，達到再生催化劑活性評定保證值（C5以上液收≮99.6%）。該項指標說明催化劑精制功能較好，液體收率較高。

5 結論

（1）加氫精制催化劑PHF-101再生劑含硫、含碳、比表面積、強度等物化性質指標均滿足再生要求，催化劑再生效果較好。

（2）從再生后運行實際情況看，再生催化劑具有良好的活性及穩定性。

（3）再生劑使用初期，反應器床層溫度較低，再生催化劑具有較高的反應活性。

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Regeneration of hydrorefining catalyst out-of-reactor and its industrial application analysis

Wang Rennan
（Oil Refinery of Daqing Petrochemical Company，Daqing 163711，China）

The 1 200 kt/a hydrorefining unit of a petrochemical company uses FCC diesel,and coker gasoline and diesel as raw materials for production of refined naphtha and refined diesel products.During this time of overhaul,the out-of-reactor regeneration was made to some of hydrorefining catalyst,the content of carbon in hydrorefining catalyst was reduced to 0.48%from 6.91%,sulfur content was reduced to 0.25%from 2.32%,all the indexes inclusive of the specific surface area,pore volume,strength and size distribution of the regenerated catalyst meet the regeneration requirement.Seeing from the data during startup,the activity of the sulfurized catalyst recovered preferably,all the items of quality indexes such as the contents of naphtha olefin and sulfur in diesel meet the national standard.

catalyst;regeneration;sulfurization

TE624.93

B

1671-4962（2017）04-0014-03

2017-06-13

王仁南，男，工程師，2006年畢業于沈陽工業大學化學工程與工藝專業，現從事煉油生產工藝管理工作。