王猛

（中國(guó)石化揚(yáng)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(diǎn) 優(yōu)化

揚(yáng)子石化130萬(wàn)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(jìn)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(shí)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(diǎn)低于－60℃、煙點(diǎn)為25～27 mm的脫輕脫重塔底重石腦油餾分，原設(shè)計(jì)作為加氫裂化裝置原料?？尚行耘c經(jīng)濟(jì)性評(píng)估，認(rèn)為此餾分作為加氫裂化原料存在資源浪費(fèi)，可將之用于調(diào)和航煤，從而加大成品油產(chǎn)出比例，實(shí)現(xiàn)資源附加值最大化，達(dá)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(shí)際生產(chǎn)運(yùn)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(shí)際使用壽命低于設(shè)計(jì)壽命等問(wèn)題。揚(yáng)子石化以問(wèn)題為導(dǎo)向，通過(guò)對(duì)工藝控制流程的優(yōu)化，成功解決了產(chǎn)品質(zhì)量問(wèn)題，實(shí)現(xiàn)了裝置重石腦油餾分直接調(diào)和航煤的目標(biāo)，突破了航煤基礎(chǔ)油產(chǎn)量瓶頸，降低了裝置生產(chǎn)運(yùn)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(shí)施效果，為同類裝置提供借鑒。

1 工藝流程優(yōu)化

原設(shè)計(jì)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(chǔ)罐，作為加氫裂化裝置原料。經(jīng)可行性與經(jīng)濟(jì)性評(píng)估，認(rèn)為預(yù)加氫裝置基礎(chǔ)設(shè)計(jì)條件與裝置運(yùn)行實(shí)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(diǎn)、冰點(diǎn)和煙點(diǎn)等主要質(zhì)量指標(biāo)均達(dá)到并超過(guò)集團(tuán)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(yùn)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(chǔ)罐，開始生產(chǎn)航煤基礎(chǔ)油，產(chǎn)量為2.5 t/h。在實(shí)現(xiàn)生產(chǎn)運(yùn)行中發(fā)現(xiàn)，脫輕脫重塔進(jìn)料中重組分含量遠(yuǎn)大于設(shè)計(jì)值，造成吸附分離裝置進(jìn)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(biāo)等問(wèn)題。按照“短流程運(yùn)行，改善產(chǎn)品結(jié)構(gòu)”的優(yōu)化思路，結(jié)合裝置實(shí)際運(yùn)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(shí)施目標(biāo)，并進(jìn)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(kuò)徑改造

針對(duì)裝置航煤基礎(chǔ)油產(chǎn)量受工藝管線管徑（DN40）限制，對(duì)脫輕脫重塔底采出管線進(jìn)行改造，將管徑由DN40擴(kuò)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(chǔ)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(jì)溫度（40℃）的問(wèn)題，更換脫輕脫重塔進(jìn)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(kuò)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(jī)發(fā)動(dòng)機(jī)的專用燃料，因其特殊的應(yīng)用場(chǎng)合，被列為石油產(chǎn)品中控制指標(biāo)最多、質(zhì)量要求最嚴(yán)格的產(chǎn)品之一[2]。噴氣燃料在生產(chǎn)、儲(chǔ)運(yùn)過(guò)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(jī)失去動(dòng)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(biāo)，3#噴氣燃料產(chǎn)品執(zhí)行的國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)GB 6537－2006對(duì)水分離指數(shù)的要求是，未加抗靜電劑時(shí)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(duì)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(wèn)題，通過(guò)與國(guó)內(nèi)同行交流[5-6]、委托公司研究院進(jìn)行試驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)裝置航煤基礎(chǔ)油產(chǎn)品經(jīng)過(guò)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(dá)標(biāo)，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(yùn)行后，發(fā)現(xiàn)白土的平均使用壽命僅為20天（設(shè)計(jì)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(chǔ)罐改為重整料，并對(duì)FA6710進(jìn)行工藝處理、換劑，影響裝置運(yùn)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(yán)重的環(huán)境污染風(fēng)險(xiǎn)。裝置于2016年6月通過(guò)增設(shè)白土罐FA6710B及相應(yīng)管線，與原有FA6710（現(xiàn)位號(hào)改為FA6710A）切換使用，實(shí)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(chǔ)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(chǔ)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(wèn)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(chǔ)罐的跨線，在實(shí)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(chǔ)的同時(shí)，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(diǎn)是噴氣燃料低溫性能指標(biāo)，指低溫下燃料在飛機(jī)燃料系統(tǒng)中能否順利地泵送和過(guò)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(guò)濾器，影響輸送。針對(duì)該裝置航煤基礎(chǔ)油產(chǎn)品偶發(fā)冰點(diǎn)超標(biāo)現(xiàn)象，分別對(duì)冰點(diǎn)合格的航煤基礎(chǔ)油和冰點(diǎn)不合格的航煤基礎(chǔ)油進(jìn)行組成分析發(fā)現(xiàn)，冰點(diǎn)不合格的產(chǎn)品所夾帶的稠環(huán)芳烴較冰點(diǎn)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(diǎn)不合格的主要原因。有相關(guān)報(bào)道指出航煤產(chǎn)品的冰點(diǎn)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(gòu)石腦油的混合料，裝置航煤基礎(chǔ)油冰點(diǎn)不合格發(fā)生在原料罐接受外購(gòu)石腦油之時(shí)，當(dāng)停收外購(gòu)石腦油之后，該裝置航煤基礎(chǔ)油冰點(diǎn)恢復(fù)正常，可以推斷外購(gòu)石腦油的質(zhì)量影響了裝置航煤基礎(chǔ)油的質(zhì)量。通過(guò)實(shí)施《煉廠/外購(gòu)直餾石腦油分貯分送》項(xiàng)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(diǎn)控制要求（40～51℃）以及石腦油吸附分離裝置進(jìn)料干點(diǎn)控制要求的同時(shí)，實(shí)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(diǎn)

3 航煤水分離指數(shù)影響因素及對(duì)策

通過(guò)化驗(yàn)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(shí)際使用壽命低于設(shè)計(jì)值的主要原因。

3.1 白土對(duì)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(jìn)行對(duì)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(duì)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(diǎn)為226℃，隨精制油進(jìn)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(cè)定上述三個(gè)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(duì)航煤質(zhì)量影響較大。

表5 緩蝕劑對(duì)航煤水分離指數(shù)的影響

3.3 對(duì)策及實(shí)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(zhǎng)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(shí)際使用壽命為95天，與JH-01-YL相比，延長(zhǎng)了65天，滿足設(shè)計(jì)要求。

4 結(jié)論

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

2）推斷出外購(gòu)石腦油質(zhì)量是造成該裝置航煤基礎(chǔ)油冰點(diǎn)不合格的主要原因。通過(guò)實(shí)施《煉廠/外購(gòu)直餾石腦油分貯分送》項(xiàng)目，提高了原料質(zhì)量，確保了航煤基礎(chǔ)油質(zhì)量。

3）通過(guò)化驗(yàn)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(shí)際使用壽命低于設(shè)計(jì)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(zhǎng)至95天，大大降低了廢棄白土填埋對(duì)環(huán)境的污染，節(jié)省了白土購(gòu)買費(fèi)用和處理費(fèi)用，降低了裝置生產(chǎn)運(yùn)行成本。