汪澤偉

摘 要：在項目改造設計和規(guī)劃中，2014年50萬噸/年全鎦份2#加氫裝置將改造為80萬噸/年航煤加氫裝置。在此之前，經(jīng)過技術論證和市場調研后，發(fā)現(xiàn)揚子石化煉油廠50萬噸/年全鎦份2#加氫裝置可以采用現(xiàn)有的生產(chǎn)工藝和技術生產(chǎn)條件，通過簡單改造提前生產(chǎn)直餾航煤，并能夠取得良好的經(jīng)濟效益。在2013年10月，2#加氫裝置按航煤質量標準組織試生產(chǎn)，并取得成功。

關鍵詞：直餾航煤 生產(chǎn)技術 生產(chǎn)調整 產(chǎn)品質量

中圖分類號：TE986 文獻標識碼：A 文章編號：1672-3791（2014）04（b）-0088-02

煉油廠本身擁有四套加氫裝置，通過優(yōu)化這四套加氫裝置原料結構，結合設計條件與實際運行情況，2#加氫裝置加工原料由焦化全餾分油改為二常常一線，生產(chǎn)直餾航煤以提高航煤產(chǎn)量，在優(yōu)化產(chǎn)品結構的同時，又提升了經(jīng)濟效益。2013年10月23—28日，2#加氫裝置試加工常一線油；11月4日開始，正式加工常一線油生產(chǎn)直餾航煤，通過對產(chǎn)品質量不斷進行調整（調整期間，產(chǎn)品作為柴油送至柴油罐區(qū)），11月18日所有指標分析合格，并以直餾航煤產(chǎn)品送出裝置。

1 工藝技術可行性與原料選擇

1.1 工藝技術可行性

目前在中國石化共有直餾航煤加氫裝置11套。2#加氫裝置工藝設計能力為50萬噸/年全餾分加氫、設計操作壓力與溫度為9.0 MPa和400 ℃，主要處理原料為焦化裝置所產(chǎn)的汽油、柴油和蠟油，目前裝置使用的催化劑為FHUDS-6。為有效保證產(chǎn)品質量，在加工2#常減壓裝置的常一線物料生產(chǎn)直餾航煤的情況下，裝置實際操作壓力與溫度條件為5.0 MPa和315 ℃。由此可見，裝置實際運行的工藝參數(shù)高于目前集團公司11套運行的直餾航煤加氫裝置設計條件與裝置運行實際工藝參數(shù)。

1.2 原料選擇

根據(jù)目前中國石化11套直餾航煤加氫裝置對直餾航煤餾分油原料的篩選以及產(chǎn)品質量的控制要求，組織對兩套常減壓裝置可能作為直餾航煤餾分油的原料進行了分析和比選，既要適應裝置的工藝技術，又能確保反應產(chǎn)物餾分油質量滿足3#噴氣燃料的要求，對一常常一線、常二線，二常常一線、常二線進行對比分析，發(fā)現(xiàn)一常和二常的常二線偏重，經(jīng)過加氫處理后冰點和干點無法滿足要求，所以不考慮用常二線油進行加工。一常常一線冰點比二常常一線高，且閃點比較高。綜合分析，二常常一線油的各項物化性質和航煤主要質量指標較接近，確定以二常常一線餾分油作為生產(chǎn)航煤基礎油的原料。

2 有關2#加氫裝置生產(chǎn)直餾航煤的基本情況

目前，2#加氫裝置試生產(chǎn)直餾航煤的主要工藝流程仍采用目前原加工焦化全餾分油的工藝流程，相應的調整的具體情況如下。

2.1 原料系統(tǒng)調整

2#加氫裝置試生產(chǎn)航煤的原料由二常提供，主要餾分是常一線油。二常常一線餾分油通過原減四線進裝置的管線直供至原料緩沖罐，其流量通過FIC-1124進行控制（一般情況下FIC1124全開）（見圖1）。

裝置收二常常一線餾分油，打開閥二、閥四和FIC-1124，關閉閥一和閥三。當裝置接收一常一線餾分油時，打開閥五、閥七和FIC1106，關閉閥四和閥六。

2.2 氫氣系統(tǒng)調整

2#加氫裝置試生產(chǎn)航煤基礎油時，系統(tǒng)壓力降至5.0～5.5 MPa，不用開新氫機，系統(tǒng)補充氫由5300#柴油加氫裝置提供。已將FIC-1116A和單向閥調向，補充氫由5300#柴油加氫裝置小高分排放氫線和原2#加氫裝置往5400#排放廢氫線經(jīng)FIC-1116A進入反應系統(tǒng)。系統(tǒng)壓力通過FIC1116A和小高分頂FAM-1116兩個壓控閥共同控制。

2.3 產(chǎn)品系統(tǒng)調整

直餾航煤出裝置流程如下：直餾航煤通過P106送至原HGO管排，打開原HGO循環(huán)線上的截止閥（閥二），再打開原LGO循環(huán)線上的截止閥（閥四），直餾航煤產(chǎn)品可以通過相通的兩條循環(huán)線送至LGO管排（打開高分旁管排閥七和閥八）。在LGO管排上增添一條跨線至原航煤產(chǎn)品管排，打開此跨線上的截止閥（閥六），航煤產(chǎn)品即可送出裝置（打開閥五）。具體流程見圖2。

如果直餾航煤產(chǎn)品不合格，則將其產(chǎn)品作為柴油出裝置，打開圖中閥二、閥八、閥七、閥四和閥三，其余閥關。

2.4 脫硫脫水系統(tǒng)調整

2#加氫裝置試生產(chǎn)出來的直餾航煤需要經(jīng)過脫水、脫硫才能作為最終的航煤基礎油產(chǎn)品出廠。直餾航煤脫水、脫硫罐沿用原5300#柴油加氫裝置兩個重石腦油脫硫罐。脫水、脫硫罐在5300#裝置，兩個罐串聯(lián)使用，航煤自P106升壓送至5300#，先經(jīng)過脫水罐脫水，再經(jīng)過脫硫罐脫硫之后送至產(chǎn)品航煤罐。

2.5 直餾航煤外送流程調整

2#加氫裝置試生產(chǎn)的直餾航煤先送到5300#裝置脫水脫硫，然后借用芳烴柴油管線送到芳烴廠航煤罐區(qū)，過程相關管線加裝盲板隔離。

2.6 工藝參數(shù)調整

由于2#加氫裝置生產(chǎn)航煤后，各工藝指標和原先加工焦化全餾分油有所改變。表1列出目前生產(chǎn)直餾航煤主要工藝參數(shù)，其他工藝參數(shù)沿用原工藝卡片。

由于原料中硫含量較低，系統(tǒng)壓力控制在5.0～5.5 MPa即可達到脫硫效果。R101入口溫度根據(jù)產(chǎn)品中硫含量進行調整，目前控制在320 ℃。由于系統(tǒng)壓力控制較低，反應耗氫量減少，循環(huán)氫量在40000 Nm3/h左右。由于二常常一線油比較輕，高分入口溫度控制在55 ℃，分餾爐出口溫度控制在230 ℃～240 ℃。分餾塔頂溫度根據(jù)航煤閃點來調整，直餾航煤出裝置溫度控制在40 ℃～50 ℃。

2.7 直餾航煤質量調整

直餾航煤閃點不合格的原因主要是原料性質發(fā)生變化，未能及時對分餾塔頂溫進行調整。下面做具體分析。

2.7.1 直餾航煤帶水

直餾航煤中的水主要來源是反應注水沒有完全分離，反應生成的水和T102塔底吹氣采用的過熱蒸汽。為了解決此問題，從11月12日起，停止反應注水，T102塔底吹氣由原先的1.0 MPa過熱蒸汽改為氮氣，解決了直餾航煤帶水問題。反應生成的少量水經(jīng)5300#的脫水罐脫水之后可以達到要求。氮氣管線接至分餾爐F102前原蒸汽管線，加熱后送至T101、T102作為塔底吹氣。

2.7.2 直餾航煤夾帶硫化氫

11月12日化驗分析發(fā)現(xiàn)銅腐試驗不合格。11月12日僅是T102塔底用氮氣，由于T102塔頂壓力達到0.15 MPa，為了防止安全閥起跳，氮氣用量不能太大，所以硫化氫不能完全出來。從11月13日起，提高T101進料溫度至150 ℃左右，增加T101塔底吹氣，大部分硫化氫和輕烴可以從T101頂送出。目前T101頂壓控制在0.5 MPa左右，T102頂壓控制在0.1 MPa以內。采取雙塔汽提，可以保證直餾航煤中硫化氫含量降低，銅腐試驗合格。

3 生產(chǎn)直餾航煤的質量情況

按照技術變更、生產(chǎn)組織與產(chǎn)品質量的管理要求，對該裝置生產(chǎn)直餾航煤的全過程進行了檢查、整改、確認及完善工作。目前該裝置運行穩(wěn)定，生產(chǎn)的直餾航煤外觀達到清澈，冰點、煙點、硫醇硫定性、銅腐試驗等主要指標達到要求、產(chǎn)品質量滿足3#噴氣燃料的要求。

4 結論與建議

隨著航空技術的發(fā)展以及發(fā)動機的不斷進步，對航煤的產(chǎn)量和質量都提出了更高的要求，對落后技術的改進與改造能夠更好的促進航空事業(yè)的發(fā)展。煉油廠利用目前2#加氫裝置加工二常一線餾分油生產(chǎn)直餾航煤，在現(xiàn)有工藝技術條件下完全可以生產(chǎn)符合3#噴氣燃料質量要求的航煤產(chǎn)品，完全符合社會進步和發(fā)展的要求。

參考文獻

[1] 夏國富，朱玫.噴氣燃料臨氫脫硫醇RHSS技術的開發(fā)[J].石油煉制與化工，2001（1）.

[2] 劉濟瀛.中國噴氣燃料[M].北京：中國石化出版社，1991.endprint

摘 要：在項目改造設計和規(guī)劃中，2014年50萬噸/年全鎦份2#加氫裝置將改造為80萬噸/年航煤加氫裝置。在此之前，經(jīng)過技術論證和市場調研后，發(fā)現(xiàn)揚子石化煉油廠50萬噸/年全鎦份2#加氫裝置可以采用現(xiàn)有的生產(chǎn)工藝和技術生產(chǎn)條件，通過簡單改造提前生產(chǎn)直餾航煤，并能夠取得良好的經(jīng)濟效益。在2013年10月，2#加氫裝置按航煤質量標準組織試生產(chǎn)，并取得成功。

關鍵詞：直餾航煤 生產(chǎn)技術 生產(chǎn)調整 產(chǎn)品質量

中圖分類號：TE986 文獻標識碼：A 文章編號：1672-3791（2014）04（b）-0088-02

煉油廠本身擁有四套加氫裝置，通過優(yōu)化這四套加氫裝置原料結構，結合設計條件與實際運行情況，2#加氫裝置加工原料由焦化全餾分油改為二常常一線，生產(chǎn)直餾航煤以提高航煤產(chǎn)量，在優(yōu)化產(chǎn)品結構的同時，又提升了經(jīng)濟效益。2013年10月23—28日，2#加氫裝置試加工常一線油；11月4日開始，正式加工常一線油生產(chǎn)直餾航煤，通過對產(chǎn)品質量不斷進行調整（調整期間，產(chǎn)品作為柴油送至柴油罐區(qū)），11月18日所有指標分析合格，并以直餾航煤產(chǎn)品送出裝置。

1 工藝技術可行性與原料選擇

1.1 工藝技術可行性

目前在中國石化共有直餾航煤加氫裝置11套。2#加氫裝置工藝設計能力為50萬噸/年全餾分加氫、設計操作壓力與溫度為9.0 MPa和400 ℃，主要處理原料為焦化裝置所產(chǎn)的汽油、柴油和蠟油，目前裝置使用的催化劑為FHUDS-6。為有效保證產(chǎn)品質量，在加工2#常減壓裝置的常一線物料生產(chǎn)直餾航煤的情況下，裝置實際操作壓力與溫度條件為5.0 MPa和315 ℃。由此可見，裝置實際運行的工藝參數(shù)高于目前集團公司11套運行的直餾航煤加氫裝置設計條件與裝置運行實際工藝參數(shù)。

1.2 原料選擇

根據(jù)目前中國石化11套直餾航煤加氫裝置對直餾航煤餾分油原料的篩選以及產(chǎn)品質量的控制要求，組織對兩套常減壓裝置可能作為直餾航煤餾分油的原料進行了分析和比選，既要適應裝置的工藝技術，又能確保反應產(chǎn)物餾分油質量滿足3#噴氣燃料的要求，對一常常一線、常二線，二常常一線、常二線進行對比分析，發(fā)現(xiàn)一常和二常的常二線偏重，經(jīng)過加氫處理后冰點和干點無法滿足要求，所以不考慮用常二線油進行加工。一常常一線冰點比二常常一線高，且閃點比較高。綜合分析，二常常一線油的各項物化性質和航煤主要質量指標較接近，確定以二常常一線餾分油作為生產(chǎn)航煤基礎油的原料。

2 有關2#加氫裝置生產(chǎn)直餾航煤的基本情況

目前，2#加氫裝置試生產(chǎn)直餾航煤的主要工藝流程仍采用目前原加工焦化全餾分油的工藝流程，相應的調整的具體情況如下。

2.1 原料系統(tǒng)調整

2#加氫裝置試生產(chǎn)航煤的原料由二常提供，主要餾分是常一線油。二常常一線餾分油通過原減四線進裝置的管線直供至原料緩沖罐，其流量通過FIC-1124進行控制（一般情況下FIC1124全開）（見圖1）。

裝置收二常常一線餾分油，打開閥二、閥四和FIC-1124，關閉閥一和閥三。當裝置接收一常一線餾分油時，打開閥五、閥七和FIC1106，關閉閥四和閥六。

2.2 氫氣系統(tǒng)調整

2#加氫裝置試生產(chǎn)航煤基礎油時，系統(tǒng)壓力降至5.0～5.5 MPa，不用開新氫機，系統(tǒng)補充氫由5300#柴油加氫裝置提供。已將FIC-1116A和單向閥調向，補充氫由5300#柴油加氫裝置小高分排放氫線和原2#加氫裝置往5400#排放廢氫線經(jīng)FIC-1116A進入反應系統(tǒng)。系統(tǒng)壓力通過FIC1116A和小高分頂FAM-1116兩個壓控閥共同控制。

2.3 產(chǎn)品系統(tǒng)調整

直餾航煤出裝置流程如下：直餾航煤通過P106送至原HGO管排，打開原HGO循環(huán)線上的截止閥（閥二），再打開原LGO循環(huán)線上的截止閥（閥四），直餾航煤產(chǎn)品可以通過相通的兩條循環(huán)線送至LGO管排（打開高分旁管排閥七和閥八）。在LGO管排上增添一條跨線至原航煤產(chǎn)品管排，打開此跨線上的截止閥（閥六），航煤產(chǎn)品即可送出裝置（打開閥五）。具體流程見圖2。

如果直餾航煤產(chǎn)品不合格，則將其產(chǎn)品作為柴油出裝置，打開圖中閥二、閥八、閥七、閥四和閥三，其余閥關。

2.4 脫硫脫水系統(tǒng)調整

2#加氫裝置試生產(chǎn)出來的直餾航煤需要經(jīng)過脫水、脫硫才能作為最終的航煤基礎油產(chǎn)品出廠。直餾航煤脫水、脫硫罐沿用原5300#柴油加氫裝置兩個重石腦油脫硫罐。脫水、脫硫罐在5300#裝置，兩個罐串聯(lián)使用，航煤自P106升壓送至5300#，先經(jīng)過脫水罐脫水，再經(jīng)過脫硫罐脫硫之后送至產(chǎn)品航煤罐。

2.5 直餾航煤外送流程調整

2#加氫裝置試生產(chǎn)的直餾航煤先送到5300#裝置脫水脫硫，然后借用芳烴柴油管線送到芳烴廠航煤罐區(qū)，過程相關管線加裝盲板隔離。

2.6 工藝參數(shù)調整

由于2#加氫裝置生產(chǎn)航煤后，各工藝指標和原先加工焦化全餾分油有所改變。表1列出目前生產(chǎn)直餾航煤主要工藝參數(shù)，其他工藝參數(shù)沿用原工藝卡片。

由于原料中硫含量較低，系統(tǒng)壓力控制在5.0～5.5 MPa即可達到脫硫效果。R101入口溫度根據(jù)產(chǎn)品中硫含量進行調整，目前控制在320 ℃。由于系統(tǒng)壓力控制較低，反應耗氫量減少，循環(huán)氫量在40000 Nm3/h左右。由于二常常一線油比較輕，高分入口溫度控制在55 ℃，分餾爐出口溫度控制在230 ℃～240 ℃。分餾塔頂溫度根據(jù)航煤閃點來調整，直餾航煤出裝置溫度控制在40 ℃～50 ℃。

2.7 直餾航煤質量調整

直餾航煤閃點不合格的原因主要是原料性質發(fā)生變化，未能及時對分餾塔頂溫進行調整。下面做具體分析。

2.7.1 直餾航煤帶水

直餾航煤中的水主要來源是反應注水沒有完全分離，反應生成的水和T102塔底吹氣采用的過熱蒸汽。為了解決此問題，從11月12日起，停止反應注水，T102塔底吹氣由原先的1.0 MPa過熱蒸汽改為氮氣，解決了直餾航煤帶水問題。反應生成的少量水經(jīng)5300#的脫水罐脫水之后可以達到要求。氮氣管線接至分餾爐F102前原蒸汽管線，加熱后送至T101、T102作為塔底吹氣。

2.7.2 直餾航煤夾帶硫化氫

11月12日化驗分析發(fā)現(xiàn)銅腐試驗不合格。11月12日僅是T102塔底用氮氣，由于T102塔頂壓力達到0.15 MPa，為了防止安全閥起跳，氮氣用量不能太大，所以硫化氫不能完全出來。從11月13日起，提高T101進料溫度至150 ℃左右，增加T101塔底吹氣，大部分硫化氫和輕烴可以從T101頂送出。目前T101頂壓控制在0.5 MPa左右，T102頂壓控制在0.1 MPa以內。采取雙塔汽提，可以保證直餾航煤中硫化氫含量降低，銅腐試驗合格。

3 生產(chǎn)直餾航煤的質量情況

按照技術變更、生產(chǎn)組織與產(chǎn)品質量的管理要求，對該裝置生產(chǎn)直餾航煤的全過程進行了檢查、整改、確認及完善工作。目前該裝置運行穩(wěn)定，生產(chǎn)的直餾航煤外觀達到清澈，冰點、煙點、硫醇硫定性、銅腐試驗等主要指標達到要求、產(chǎn)品質量滿足3#噴氣燃料的要求。

4 結論與建議

隨著航空技術的發(fā)展以及發(fā)動機的不斷進步，對航煤的產(chǎn)量和質量都提出了更高的要求，對落后技術的改進與改造能夠更好的促進航空事業(yè)的發(fā)展。煉油廠利用目前2#加氫裝置加工二常一線餾分油生產(chǎn)直餾航煤，在現(xiàn)有工藝技術條件下完全可以生產(chǎn)符合3#噴氣燃料質量要求的航煤產(chǎn)品，完全符合社會進步和發(fā)展的要求。

參考文獻

[1] 夏國富，朱玫.噴氣燃料臨氫脫硫醇RHSS技術的開發(fā)[J].石油煉制與化工，2001（1）.

[2] 劉濟瀛.中國噴氣燃料[M].北京：中國石化出版社，1991.endprint

摘 要：在項目改造設計和規(guī)劃中，2014年50萬噸/年全鎦份2#加氫裝置將改造為80萬噸/年航煤加氫裝置。在此之前，經(jīng)過技術論證和市場調研后，發(fā)現(xiàn)揚子石化煉油廠50萬噸/年全鎦份2#加氫裝置可以采用現(xiàn)有的生產(chǎn)工藝和技術生產(chǎn)條件，通過簡單改造提前生產(chǎn)直餾航煤，并能夠取得良好的經(jīng)濟效益。在2013年10月，2#加氫裝置按航煤質量標準組織試生產(chǎn)，并取得成功。

關鍵詞：直餾航煤 生產(chǎn)技術 生產(chǎn)調整 產(chǎn)品質量

中圖分類號：TE986 文獻標識碼：A 文章編號：1672-3791（2014）04（b）-0088-02

煉油廠本身擁有四套加氫裝置，通過優(yōu)化這四套加氫裝置原料結構，結合設計條件與實際運行情況，2#加氫裝置加工原料由焦化全餾分油改為二常常一線，生產(chǎn)直餾航煤以提高航煤產(chǎn)量，在優(yōu)化產(chǎn)品結構的同時，又提升了經(jīng)濟效益。2013年10月23—28日，2#加氫裝置試加工常一線油；11月4日開始，正式加工常一線油生產(chǎn)直餾航煤，通過對產(chǎn)品質量不斷進行調整（調整期間，產(chǎn)品作為柴油送至柴油罐區(qū)），11月18日所有指標分析合格，并以直餾航煤產(chǎn)品送出裝置。

1 工藝技術可行性與原料選擇

1.1 工藝技術可行性

目前在中國石化共有直餾航煤加氫裝置11套。2#加氫裝置工藝設計能力為50萬噸/年全餾分加氫、設計操作壓力與溫度為9.0 MPa和400 ℃，主要處理原料為焦化裝置所產(chǎn)的汽油、柴油和蠟油，目前裝置使用的催化劑為FHUDS-6。為有效保證產(chǎn)品質量，在加工2#常減壓裝置的常一線物料生產(chǎn)直餾航煤的情況下，裝置實際操作壓力與溫度條件為5.0 MPa和315 ℃。由此可見，裝置實際運行的工藝參數(shù)高于目前集團公司11套運行的直餾航煤加氫裝置設計條件與裝置運行實際工藝參數(shù)。

1.2 原料選擇

根據(jù)目前中國石化11套直餾航煤加氫裝置對直餾航煤餾分油原料的篩選以及產(chǎn)品質量的控制要求，組織對兩套常減壓裝置可能作為直餾航煤餾分油的原料進行了分析和比選，既要適應裝置的工藝技術，又能確保反應產(chǎn)物餾分油質量滿足3#噴氣燃料的要求，對一常常一線、常二線，二常常一線、常二線進行對比分析，發(fā)現(xiàn)一常和二常的常二線偏重，經(jīng)過加氫處理后冰點和干點無法滿足要求，所以不考慮用常二線油進行加工。一常常一線冰點比二常常一線高，且閃點比較高。綜合分析，二常常一線油的各項物化性質和航煤主要質量指標較接近，確定以二常常一線餾分油作為生產(chǎn)航煤基礎油的原料。

2 有關2#加氫裝置生產(chǎn)直餾航煤的基本情況

目前，2#加氫裝置試生產(chǎn)直餾航煤的主要工藝流程仍采用目前原加工焦化全餾分油的工藝流程，相應的調整的具體情況如下。

2.1 原料系統(tǒng)調整

2#加氫裝置試生產(chǎn)航煤的原料由二常提供，主要餾分是常一線油。二常常一線餾分油通過原減四線進裝置的管線直供至原料緩沖罐，其流量通過FIC-1124進行控制（一般情況下FIC1124全開）（見圖1）。

裝置收二常常一線餾分油，打開閥二、閥四和FIC-1124，關閉閥一和閥三。當裝置接收一常一線餾分油時，打開閥五、閥七和FIC1106，關閉閥四和閥六。

2.2 氫氣系統(tǒng)調整

2#加氫裝置試生產(chǎn)航煤基礎油時，系統(tǒng)壓力降至5.0～5.5 MPa，不用開新氫機，系統(tǒng)補充氫由5300#柴油加氫裝置提供。已將FIC-1116A和單向閥調向，補充氫由5300#柴油加氫裝置小高分排放氫線和原2#加氫裝置往5400#排放廢氫線經(jīng)FIC-1116A進入反應系統(tǒng)。系統(tǒng)壓力通過FIC1116A和小高分頂FAM-1116兩個壓控閥共同控制。

2.3 產(chǎn)品系統(tǒng)調整

直餾航煤出裝置流程如下：直餾航煤通過P106送至原HGO管排，打開原HGO循環(huán)線上的截止閥（閥二），再打開原LGO循環(huán)線上的截止閥（閥四），直餾航煤產(chǎn)品可以通過相通的兩條循環(huán)線送至LGO管排（打開高分旁管排閥七和閥八）。在LGO管排上增添一條跨線至原航煤產(chǎn)品管排，打開此跨線上的截止閥（閥六），航煤產(chǎn)品即可送出裝置（打開閥五）。具體流程見圖2。

如果直餾航煤產(chǎn)品不合格，則將其產(chǎn)品作為柴油出裝置，打開圖中閥二、閥八、閥七、閥四和閥三，其余閥關。

2.4 脫硫脫水系統(tǒng)調整

2#加氫裝置試生產(chǎn)出來的直餾航煤需要經(jīng)過脫水、脫硫才能作為最終的航煤基礎油產(chǎn)品出廠。直餾航煤脫水、脫硫罐沿用原5300#柴油加氫裝置兩個重石腦油脫硫罐。脫水、脫硫罐在5300#裝置，兩個罐串聯(lián)使用，航煤自P106升壓送至5300#，先經(jīng)過脫水罐脫水，再經(jīng)過脫硫罐脫硫之后送至產(chǎn)品航煤罐。

2.5 直餾航煤外送流程調整

2#加氫裝置試生產(chǎn)的直餾航煤先送到5300#裝置脫水脫硫，然后借用芳烴柴油管線送到芳烴廠航煤罐區(qū)，過程相關管線加裝盲板隔離。

2.6 工藝參數(shù)調整

由于2#加氫裝置生產(chǎn)航煤后，各工藝指標和原先加工焦化全餾分油有所改變。表1列出目前生產(chǎn)直餾航煤主要工藝參數(shù)，其他工藝參數(shù)沿用原工藝卡片。

由于原料中硫含量較低，系統(tǒng)壓力控制在5.0～5.5 MPa即可達到脫硫效果。R101入口溫度根據(jù)產(chǎn)品中硫含量進行調整，目前控制在320 ℃。由于系統(tǒng)壓力控制較低，反應耗氫量減少，循環(huán)氫量在40000 Nm3/h左右。由于二常常一線油比較輕，高分入口溫度控制在55 ℃，分餾爐出口溫度控制在230 ℃～240 ℃。分餾塔頂溫度根據(jù)航煤閃點來調整，直餾航煤出裝置溫度控制在40 ℃～50 ℃。

2.7 直餾航煤質量調整

直餾航煤閃點不合格的原因主要是原料性質發(fā)生變化，未能及時對分餾塔頂溫進行調整。下面做具體分析。

2.7.1 直餾航煤帶水

直餾航煤中的水主要來源是反應注水沒有完全分離，反應生成的水和T102塔底吹氣采用的過熱蒸汽。為了解決此問題，從11月12日起，停止反應注水，T102塔底吹氣由原先的1.0 MPa過熱蒸汽改為氮氣，解決了直餾航煤帶水問題。反應生成的少量水經(jīng)5300#的脫水罐脫水之后可以達到要求。氮氣管線接至分餾爐F102前原蒸汽管線，加熱后送至T101、T102作為塔底吹氣。

2.7.2 直餾航煤夾帶硫化氫

11月12日化驗分析發(fā)現(xiàn)銅腐試驗不合格。11月12日僅是T102塔底用氮氣，由于T102塔頂壓力達到0.15 MPa，為了防止安全閥起跳，氮氣用量不能太大，所以硫化氫不能完全出來。從11月13日起，提高T101進料溫度至150 ℃左右，增加T101塔底吹氣，大部分硫化氫和輕烴可以從T101頂送出。目前T101頂壓控制在0.5 MPa左右，T102頂壓控制在0.1 MPa以內。采取雙塔汽提，可以保證直餾航煤中硫化氫含量降低，銅腐試驗合格。

3 生產(chǎn)直餾航煤的質量情況

按照技術變更、生產(chǎn)組織與產(chǎn)品質量的管理要求，對該裝置生產(chǎn)直餾航煤的全過程進行了檢查、整改、確認及完善工作。目前該裝置運行穩(wěn)定，生產(chǎn)的直餾航煤外觀達到清澈，冰點、煙點、硫醇硫定性、銅腐試驗等主要指標達到要求、產(chǎn)品質量滿足3#噴氣燃料的要求。

4 結論與建議

隨著航空技術的發(fā)展以及發(fā)動機的不斷進步，對航煤的產(chǎn)量和質量都提出了更高的要求，對落后技術的改進與改造能夠更好的促進航空事業(yè)的發(fā)展。煉油廠利用目前2#加氫裝置加工二常一線餾分油生產(chǎn)直餾航煤，在現(xiàn)有工藝技術條件下完全可以生產(chǎn)符合3#噴氣燃料質量要求的航煤產(chǎn)品，完全符合社會進步和發(fā)展的要求。

參考文獻

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