預(yù)加氫裝置生產(chǎn)航煤基礎(chǔ)油及后續(xù)優(yōu)化

王猛

（中國石化揚子石油化工有限公司，南京 210048）

關(guān)鍵字：直餾石腦油 航煤基礎(chǔ)油 分離指數(shù) 冰點 優(yōu)化

揚子石化130萬t/a預(yù)加氫裝置采用先加氫再汽提后精餾的工藝流程，如圖1所示，即直餾石腦油經(jīng)加氫反應(yīng)去除硫、氯、氮等雜質(zhì)，含硫輕烴、含硫燃料氣、酸水等自汽提塔頂拔出，塔底精制油送至脫輕脫重塔[1]進行輕（C5-）、重（C11+）組分的分離，側(cè)線得到的C6～C10組分作為石腦油吸附分離裝置的原料，實現(xiàn)石腦油資源的優(yōu)化配置。餾程范圍為175～215℃、硫含量小于0.5 μg/g、冰點低于－60℃、煙點為25～27 mm的脫輕脫重塔底重石腦油餾分，原設(shè)計作為加氫裂化裝置原料?？尚行耘c經(jīng)濟性評估，認為此餾分作為加氫裂化原料存在資源浪費，可將之用于調(diào)和航煤，從而加大成品油產(chǎn)出比例，實現(xiàn)資源附加值最大化，達到公司產(chǎn)能效益最大化的目的。

圖1 預(yù)加氫裝置工藝流程

在實際生產(chǎn)運行中發(fā)現(xiàn)，裝置航煤基礎(chǔ)油產(chǎn)品產(chǎn)量受工藝流程限制、產(chǎn)品間斷性出現(xiàn)水分離指數(shù)不合格、工藝參數(shù)不優(yōu)、白土實際使用壽命低于設(shè)計壽命等問題。揚子石化以問題為導(dǎo)向，通過對工藝控制流程的優(yōu)化，成功解決了產(chǎn)品質(zhì)量問題，實現(xiàn)了裝置重石腦油餾分直接調(diào)和航煤的目標，突破了航煤基礎(chǔ)油產(chǎn)量瓶頸，降低了裝置生產(chǎn)運行成本。文章介紹了提高預(yù)加氫裝置航煤基礎(chǔ)油產(chǎn)量和質(zhì)量所采取的措施以及實施效果，為同類裝置提供借鑒。

1 工藝流程優(yōu)化

原設(shè)計脫輕脫重塔底重石腦油餾分經(jīng)換熱器冷卻后，由DN40主管線送至減壓柴油（VGO）儲罐，作為加氫裂化裝置原料。經(jīng)可行性與經(jīng)濟性評估，認為預(yù)加氫裝置基礎(chǔ)設(shè)計條件與裝置運行實際工藝參數(shù)、原料質(zhì)量、反應(yīng)精制油硫質(zhì)量、餾程以及閃點、冰點和煙點等主要質(zhì)量指標均達到并超過集團公司直餾航煤加氫裝置生產(chǎn)航煤基礎(chǔ)油的所有工藝運行與原料、產(chǎn)品的質(zhì)量要求，并符合航煤基礎(chǔ)油的質(zhì)量要求。2014年完成了流程改造，脫輕脫重塔底重石腦油餾分由原DN40管線經(jīng)新增跨線送至航煤儲罐，開始生產(chǎn)航煤基礎(chǔ)油，產(chǎn)量為2.5 t/h。在實現(xiàn)生產(chǎn)運行中發(fā)現(xiàn)，脫輕脫重塔進料中重組分含量遠大于設(shè)計值，造成吸附分離裝置進料中C11+組分含量增加，裝置航煤基礎(chǔ)油產(chǎn)品產(chǎn)能潛力未完全釋放、偶爾出現(xiàn)水分離指數(shù)超標等問題。按照“短流程運行，改善產(chǎn)品結(jié)構(gòu)”的優(yōu)化思路，結(jié)合裝置實際運行情況，確定裝置航煤基礎(chǔ)油提質(zhì)、增產(chǎn)的技術(shù)方案與實施目標，并進行相應(yīng)改造，如圖2所示。

圖2 航煤基礎(chǔ)油流程優(yōu)化

1）工藝管線擴徑改造

針對裝置航煤基礎(chǔ)油產(chǎn)量受工藝管線管徑（DN40）限制，對脫輕脫重塔底采出管線進行改造，將管徑由DN40擴至DN100，出界區(qū)后并入加氫裂化裝置航煤基礎(chǔ)油外管（DN150）共付航煤儲罐，裝置航煤基礎(chǔ)油產(chǎn)品產(chǎn)量提高至15 t/h。

2）更換冷卻器

為解決因裝置航煤基礎(chǔ)油產(chǎn)量提高，造成物料出界區(qū)溫度（80℃）高于設(shè)計溫度（40℃）的問題，更換脫輕脫重塔進料/塔底換熱器和脫輕脫重塔底產(chǎn)品冷卻器，相應(yīng)循環(huán)水管線管徑由DN80擴至DN150，使航煤基礎(chǔ)油出界區(qū)溫度滿足工藝要求。

3）增設(shè)白土處理設(shè)施

噴氣燃料是飛機發(fā)動機的專用燃料，因其特殊的應(yīng)用場合，被列為石油產(chǎn)品中控制指標最多、質(zhì)量要求最嚴格的產(chǎn)品之一[2]。噴氣燃料在生產(chǎn)、儲運過程中混入的微量水分若不分離，則在高空低溫狀態(tài)下極易導(dǎo)致燃料結(jié)冰，堵塞油路，從而使飛機失去動力，造成空難[3]。水分離指數(shù)是衡量油水分離能力的重要指標，3#噴氣燃料產(chǎn)品執(zhí)行的國家標準GB 6537－2006對水分離指數(shù)的要求是，未加抗靜電劑時水分離指數(shù)不小于85，加入抗靜電劑后水分離指數(shù)不低于70[4]。

針對裝置航煤基礎(chǔ)油產(chǎn)品加入抗靜電劑后，間斷性出現(xiàn)水分離指數(shù)不合格問題，通過與國內(nèi)同行交流[5-6]、委托公司研究院進行試驗，發(fā)現(xiàn)裝置航煤基礎(chǔ)油產(chǎn)品經(jīng)過白土處理，脫除組分中的堿性氮化物、固體顆粒污染物后，水分離指數(shù)完全滿足要求。裝置在脫輕脫重塔底航煤基礎(chǔ)油采出流程上增設(shè)白土處理設(shè)施（即白土罐FA6710），填裝比表面積≥180的白土（JH-01-YL型）2 t。投用新增工藝以后裝置航煤基礎(chǔ)油產(chǎn)品水分離指數(shù)達標，見表1。

表1 航煤基礎(chǔ)油水分離指數(shù)分析

在白土處理設(shè)施投用運行后，發(fā)現(xiàn)白土的平均使用壽命僅為20天（設(shè)計壽命90天），白土失活導(dǎo)致航煤基礎(chǔ)油產(chǎn)品水分離指數(shù)不合格，停付航煤儲罐改為重整料，并對FA6710進行工藝處理、換劑，影響裝置運行效益和公司航煤產(chǎn)量，尤其是失活廢白土的處置存在著嚴重的環(huán)境污染風(fēng)險。裝置于2016年6月通過增設(shè)白土罐FA6710B及相應(yīng)管線，與原有FA6710（現(xiàn)位號改為FA6710A）切換使用，實現(xiàn)了裝置航煤基礎(chǔ)油產(chǎn)品連續(xù)穩(wěn)定采出。

4）增設(shè)航煤基礎(chǔ)油至航煤儲罐的跨線

完成該裝置航煤基礎(chǔ)油并入加氫裂化裝置航煤基礎(chǔ)油外管共付航煤儲罐流程改造后，隨著兩套裝置航煤基礎(chǔ)油產(chǎn)量的提高，出現(xiàn)了該裝置航煤基礎(chǔ)油與加氫裂化裝置航煤基礎(chǔ)油搶量的新問題，造成加氫裂化裝置航煤基礎(chǔ)油采出受阻，不僅影響公司航煤產(chǎn)量，還存在安全隱患。利用該裝置航煤基礎(chǔ)油管線在界區(qū)處的4寸甩頭，增設(shè)航煤基礎(chǔ)油至航煤儲罐的跨線，在實現(xiàn)該裝置航煤基礎(chǔ)油與加氫裂化裝置航煤基礎(chǔ)油分送共儲的同時，加氫裂化裝置航煤基礎(chǔ)油采出量增加3～4 t/h。

2 原料結(jié)構(gòu)及工藝參數(shù)優(yōu)化

1）優(yōu)化原料結(jié)構(gòu)

航煤冰點是噴氣燃料低溫性能指標，指低溫下燃料在飛機燃料系統(tǒng)中能否順利地泵送和過濾的性能，即不能因產(chǎn)生烴類結(jié)晶體或所含水分結(jié)冰而堵塞過濾器，影響輸送。針對該裝置航煤基礎(chǔ)油產(chǎn)品偶發(fā)冰點超標現(xiàn)象，分別對冰點合格的航煤基礎(chǔ)油和冰點不合格的航煤基礎(chǔ)油進行組成分析發(fā)現(xiàn)，冰點不合格的產(chǎn)品所夾帶的稠環(huán)芳烴較冰點合格的產(chǎn)品增加5.35%，而該稠環(huán)芳烴組分主要由原料帶入裝置。原料組分變化，即所夾帶的稠環(huán)芳烴增多、組分偏重是導(dǎo)致該裝置航煤基礎(chǔ)油產(chǎn)品冰點不合格的主要原因。有相關(guān)報道指出航煤產(chǎn)品的冰點受裝置原料質(zhì)量的影響[7]。

該裝置原料是煉油廠直餾油與外購石腦油的混合料，裝置航煤基礎(chǔ)油冰點不合格發(fā)生在原料罐接受外購石腦油之時，當(dāng)停收外購石腦油之后，該裝置航煤基礎(chǔ)油冰點恢復(fù)正常，可以推斷外購石腦油的質(zhì)量影響了裝置航煤基礎(chǔ)油的質(zhì)量。通過實施《煉廠/外購直餾石腦油分貯分送》項目，僅將煉油廠直餾石腦油送該裝置，優(yōu)化了原料結(jié)構(gòu)，提高了原料質(zhì)量，確保了航煤基礎(chǔ)油質(zhì)量。

2）優(yōu)化脫輕脫重塔底溫度

依據(jù)原料組分變化適當(dāng)降低脫輕脫重塔底溫度，在滿足航煤基礎(chǔ)油閃點控制要求（40～51℃）以及石腦油吸附分離裝置進料干點控制要求的同時，實現(xiàn)了裝置航煤基礎(chǔ)油平均產(chǎn)量由15 t/h提至20 t/h，如表2所示。

表2 脫輕脫重塔底溫度、產(chǎn)品產(chǎn)量和閃點

3 航煤水分離指數(shù)影響因素及對策

通過化驗分析，確定了上游及該裝置所用咪唑啉型緩蝕劑是影響產(chǎn)品質(zhì)量以及造成白土實際使用壽命低于設(shè)計值的主要原因。

3.1 白土對氮化物的脫除能力

取未經(jīng)白土吸附處理的航煤基礎(chǔ)油樣品1 L，在500 mL航煤基礎(chǔ)油樣品中加入10 g白土，室溫靜置后，與未經(jīng)白土吸附的航煤基礎(chǔ)油進行對比，見表3、4。由分析結(jié)果可知，航煤基礎(chǔ)油中總氮含量偏高為0.78 μ g/g，經(jīng)白土吸附后，總氮降至0.18 μ g/g，脫除率為77%；航煤基礎(chǔ)油中堿性氮的含量較低，堿性氮占總氮含量的8.5%，經(jīng)白土吸附后，堿性氮濃度僅為0.007 5 μg/g，堿氮脫除率為89%。

表3 總氮含量分析

表4 堿氮含量分析

3.2 緩蝕劑對航煤水分離指數(shù)的影響

上游常減壓及該裝置所用緩蝕劑為含氮的咪唑啉物質(zhì)，該物質(zhì)分子量為324，沸點為226℃，隨精制油進入脫輕脫重塔，并在塔底聚集。在航煤基礎(chǔ)油中分別加入0.001 g、0.005 g及0.01 g緩蝕劑并稀釋至1 L，得到緩蝕劑含量分別為1 μg/g、5 μg/g及10 μg/g的航煤樣品，測定上述三個樣品加劑后的水分離指數(shù)，結(jié)果如表5所示，可以看出緩蝕劑含量對航煤質(zhì)量影響較大。

表5 緩蝕劑對航煤水分離指數(shù)的影響

3.3 對策及實施效果

1）降低緩蝕劑加注量

在滿足工藝防腐要求的基礎(chǔ)上，即汽提塔頂回流罐水包內(nèi)酸水中鐵離子含量≤3 000 μ g/L，逐漸降低預(yù)加氫汽提塔頂緩蝕劑加注量，使塔頂氣相物料中緩蝕劑含量由10 μg/g降至3μg/g，白土處理設(shè)施中的白土（JH-01-YL）使用壽命由20天延長到30天。

2）改用比表面積≤300的白土（HG/T 2825—2009）

將汽提塔頂氣相物料中緩蝕劑含量維持在3 μ g/g，實際使用壽命為95天，與JH-01-YL相比，延長了65天，滿足設(shè)計要求。

4 結(jié)論

1）通過對工藝控制流程的優(yōu)化，成功解決了產(chǎn)品質(zhì)量問題，實現(xiàn)了重石腦油餾分直接調(diào)和航煤的目標，產(chǎn)品產(chǎn)量由2.5 t/h提至20 t/h，突破了裝置運行瓶頸，提高了公司航煤產(chǎn)量，實現(xiàn)公司產(chǎn)能效益最大化的目標。

2）推斷出外購石腦油質(zhì)量是造成該裝置航煤基礎(chǔ)油冰點不合格的主要原因。通過實施《煉廠/外購直餾石腦油分貯分送》項目，提高了原料質(zhì)量，確保了航煤基礎(chǔ)油質(zhì)量。

3）通過化驗分析，確定了上游及該裝置所用咪唑啉型緩蝕劑是造成航煤基礎(chǔ)油水分離指數(shù)不合格以及白土實際使用壽命低于設(shè)計值的主要原因。采取降低緩蝕劑加注量、改用比表面積≥300的白土等措施，使白土使用壽命由20天延長至95天，大大降低了廢棄白土填埋對環(huán)境的污染，節(jié)省了白土購買費用和處理費用，降低了裝置生產(chǎn)運行成本。