M-PHG技术在国Ⅵ标准清洁汽油生产中的应用

M-PHG技术在国Ⅵ标准清洁汽油生产中的应用

作者：王宝成陶磊宋丽丽张宸豪任海波赵悦

来源：《当代化工》2019年第11期

Application of M-PHG Technology in the Production of

National Ⅵ;Standard Clean Gasoline ;

WANG;Bao-cheng1，TAO;Lei2，SONG Li-li1，ZHANG Chen-hao1，REN Hai-bo1，ZHAO;Yue1

（1.;PetroChina Fushun Petrochemical Company， Liaoning Fushun 113001， China;

2.;PetroChina North China Petrochemical Company， Liaoning Fushun 113001， China）

我國汽油组成以催化裂化（FCC）汽油为主，其中硫含量和烯烃含量均较高，在通用的加氢脱硫过程会出现不同程度的辛烷值损失，导致经济效益的流失[1-12]。

针对日益严格的环保要求，国V/国Ⅵ汽油标准对汽油中硫、烯烃含量要求日趋严格，具体指标见表1。2017 年1 月全国开始实施国V 汽油标准，2019年1月全国开始实施更严格的国ⅥA汽油标准，2024年将开始全国执行国ⅥB标准汽油[2]。

中国石油从2000年开始开展FCC汽油加氢改质催化剂研究，2004年在抚顺石化公司0.15 Mt/a汽油加氢装置完成了TMD全馏分催化汽油加氢降烯烃国Ⅲ工业试验、2009年在某炼厂0.2 Mt/a汽油加氢改质装置上完成M-DSO技术国Ⅳ工业应用试验[13，14]，2011年在某炼厂

0.6;Mt/a催化汽油加氢装置上进行了M-DSO技术国Ⅳ工业应用，装置平稳运行近五年后，2016年改进升级的M-PHG技术在该装置上进行了第二周期国Ⅴ兼顾国Ⅵ工业应用试验。

2016年M-PHG技术在某炼厂0.4;Mt/a催化汽油加氢装置上进行了国Ⅴ兼顾国Ⅵ工业应用。2018年在某炼厂1.0;Mt/a催化汽油加氢装置上进行国Ⅵ工业应用试验[15，16]。工业应用研究表明：FO-35M催化剂及其升级产品解决了普通加氢技术降硫、降烯烃导致辛烷值大幅降低的问题，该剂通过芳构化、异构化等反应，将汽油中的烯烃组分转化为芳烃、异构烷烃等高辛烷值组分，实现了在大幅降低烯烃含量的同时，保证辛烷值不损失或略有提高的目标。综上，M-PHG技术能够满足中石油炼厂国Ⅵ汽油质量升级的需求，技术水平处于国内领先地位。

本文重点介绍M-PHG（前身M-DSO）工艺技术在中国石油三家炼厂国Ⅵ工况下的工业应用情况。

M-PHG技术，前身M-DSO技术，是中国石油自主研发清洁汽油生产新技术，该技术有机耦合催化裂化汽油分段加氢脱硫、烯烃定向转换等核心技术，可将催化裂化汽油在深度脱硫、降烯烃的同时减小辛烷值损失，主要适用于大幅降烯烃、深度脱硫、保辛烷值需求的炼厂实现国Ⅵ清洁汽油调和组分生产，是目前催化裂化汽油清洁生产技术中降烯烃效果最好技术之一，特别适合于加工劣质高烯烃含量的催化汽油。

图1为M-PHG工艺原则流程图，全馏分催化裂化汽油经预加氢单元处理后进入分馏塔分割为轻、重两种组分，轻组分去醚化单元，重组分经加氢改质、選择性加氢脱硫后再与醚化汽油混合，作为国Ⅴ/国Ⅵ标准汽油调和组分进入汽油调和池。

其中加氢改质单元，利用FO-35M催化剂的降烯烃及辛烷值恢复功能，最大化减少FCC 汽油加氢过程的经济效益损失。

该0.6;Mt/a汽油加氢装置于2011年7月建成并一次性开车成功，生产出符合国Ⅲ标准汽油组分。2013年完成国Ⅳ标准汽油生产试验，2013年底装置正式生产国Ⅳ标准清洁汽油。2015年8月装置开始进行国Ⅴ标准汽油生产试验，为汽油国Ⅴ标准质量升级收集数据。2016年装置平稳运行59个月后停工检修，进行了催化剂再生补剂，装置第二周期开工平稳后，2017年完成中期标定，标定数据见表2。

从表2标定数据可以看出，在设计的操作条件下，产品重汽油的硫含量可脱至10 mg·kg-1以下，烯烃降低15.9%，芳烃提高3%，辛烷值增加0.1个单位，产品重汽油质量已达到国Ⅵ标准汽油调和组分要求。

该0.4;Mt/a汽油加氢装置于2013年建成并一次性开车成功，采用DSO（PHG）技术，按照国Ⅳ标准设计建设。为应对国Ⅴ标准汽油质量升级，2016年检修期间采用M-PHG技术对装置进行了改造，改造主要内容为新增一台辛烷值恢复反应器，并对换热流程进行了适当调整，装置顺利开车，生产出国Ⅴ标准清洁汽油组分。2018年7月，为适应国ⅥA汽油质量标准生产需求，对操作条件进行了适当的调整，并于12月份进行了国ⅥA工况标定，标定数据见表3。

从表3标定数据来看，在设计的操作条件下，产品重汽油的硫含量由351.8;mg·kg-1降至10 mg·kg-1以下，烯烃降低10.3%，芳烃提高4.0%，辛烷值损失1.6个单位，折合成全馏分汽油计算辛烷值损失1.0个单位，产品各项指标均满足国ⅥA标准调和汽油组分的要求。

该汽油加氢装置2013年建成，生产能力0.7;Mt/a，采用DSO技术，按照国Ⅳ标准设计建设，2013年7月一次开车成功。2016年完成适合国Ⅴ标准清洁汽油生产的技术改造，主要增加了一台补充脱硫反应器，国V标准工况稳定运行，应用结果表明该技术辛烷值损失小、液收高、能耗低。

为全面实现国VI汽油质量升级，2018年大检修期间，该厂按照M-PHG催化汽油加氢改质技术工艺流程，对原0.7;Mt/a汽油加氢装置实施工艺及1.0 Mt/a处理能力的扩能改造，改造主要内容为新增一台辛烷值恢复反应器，并对换热流程进行了适当调整，从而解决该炼厂汽油池烯烃含量超标、辛烷值不足的矛盾。

本次M-PHG技术工业应用，首次采用了中石油自主知识产权的新一代免活化硫化态催化剂，2018年11月装置开车，开工过程用直馏汽油打通全流程并冲洗系统，升温到设计温度后开始钝化、切换原料继续升温，36;h后产品各项指标均达到设计要求，装置进入稳定运行状态。新一代免活化硫化态M-PHG技术与原氧化态M-PHG技术相比，开工过程可节约催化剂的干燥、硫化等工序140;h，并且减小了催化剂硫化过程中的环境污染、设备腐蚀等各种风险。

为考察装置运行情况及寻找最佳的操作条件，在开工一个月后对装置进行了初期标定，改造前后标定数据见表4。

由表4标定数据对比可以看出，在国V工况操作条件下，全馏分催化汽油的硫含量由110.77 mg·kg-1降至14.6;mg·kg-1，烯烃降低5个单位，辛烷值损失1.1个单位，装置综合能耗15.88;kg;Eo/t，液收99.8%，满足设计指标要求;而在国ⅥA工况操作条件下，全馏分催化汽油的硫含量由107.94 mg·kg-1降至7.14;mg·kg-1，烯烃降低12.05个单位，辛烷值损失0.69个单位，装置综合能耗13.78;kgEo/t，液收99.33%，产品各项指标均达到设计考核指标要求，优于国V工况。

在装置未改造前，该厂通过在催化裂化装置上采用MIP技术，同时调整PHG工艺条件进行汽油国Ⅵ工况条件试验，在烯烃满足国Ⅵ标准出厂调和要求的情况，辛烷值损失高达4个单位以上，极大地降低了炼厂经济效益，因此决定采用M-PHG工艺，进行装置改造。

综合国Ⅵ工况初期标定结果，说明FCC汽油加氢改质FO-35M及其改进催化剂降烯烃、保辛烷值性能优异，虽然M反应器反应温度相对较高，但热量合理回收利用后，装置综合能耗非增反降，进一步证明M-PHG清洁汽油生产技术经济实用，是中国石油劣质催化汽油国Ⅵ质量升级最优解决方案。

3 ;结论

参考文献：