增产航煤工艺改造及优化方案

李 凯 ，王 旭 ，尉 勇 ，王育林

（1.中国航空油料有限公司驻中国石油长庆石化公司办事处，陕西咸阳 712000；2.中国石油长庆石化公司，陕西咸阳 712000）

增产航煤工艺改造及优化方案

李 凯1，王 旭2，尉 勇2，王育林2

（1.中国航空油料有限公司驻中国石油长庆石化公司办事处，陕西咸阳 712000；2.中国石油长庆石化公司，陕西咸阳 712000）

鉴于航空煤油需求量的刚性增长，压减柴油产量增产航煤是燃料型炼油企业的优化方向。采用进料增加催化柴油馏分和常压直馏柴油馏分增大加氢裂化处理量，同时对60×104t/a柴油加氢进行优化改造，加工直馏煤油组分，生产市场需要的航煤产品。

航煤；增产；优化；航煤加氢

长庆石化公司航煤主要由常压装置和加氢裂化装置生产，目前航煤生产能力为40×104t/a，其中加氢裂化产能25×104t/a，常一线航煤精制装置产能15×104t/a。根据炼化行业产能调整及成品油市场的变化，尤其是西安咸阳国际机场的高速发展，航空煤油的刚性需求大幅增长，按照长庆原油性质分析，公司500×104t/a常压装置的规模生产航煤产率可达16%，结合公司成品油国VI质量升级规划方案、油品原料性质、装置结构、成品油产品结构等方面统筹考虑，通过进一步优化全厂加工流程，合理配套完善加工装置及设施，实现全厂结构优化调整降低柴汽比，进一步扩大航煤产量，增加高附加值产品的输出，进一步提高高附加值产品收率和综合商品率，增加公司经济效益。

1 目前航煤生产情况

1.1 公司航煤生产方案

长庆石化公司航煤是由航煤精制精制航煤和加氢裂化航煤按一定比例进罐后加定量抗静电剂调和而成。

航煤精制装置采用改进的CuX分子筛脱硫醇工艺，处理来自常压装置的常一线油，经碱洗电精制脱除酸性杂质，脱硫醇塔内装填Cu-13X分子筛催化剂可在氧的存在下将一线油中的硫醇转化为二硫化物溶解于喷气燃料中，然后采用第Ⅲ代聚结分离器，以脱除油品的水分；采用过滤器脱除其中的杂质，以提高油品清洁性；采用白土进一步脱色以提高油品透光率，得到的精制航煤，送到工厂半成品罐区。航煤精制设计处理能力为 15.3×104t/a，当年航煤任务 11.3×104t。

加氢裂化采用一段串联全循环流程，兼顾一次通过生产乙烯料流程。反应部分采用热分流程，炉前混氢工艺，设置双反应器，尾油循环至精制反应器入口。分馏部分采用了“脱丁烷塔+分馏塔”方案，同时设置了轻烃回收设施。在流程设置上考虑了全循环及一次通过两种工况下操作的可能性，具有较高的生产灵活性，其主产品煤油、柴油、石脑油以及尾油的产率均可进行较大幅度的调整。加氢裂化设计处理能力为120×104t/a，当年航煤任务25.7×104t。

公司现有6具2 000 m3航煤储罐，基本能够满足现有航煤生产要求。目前航煤产品全部通过管道输送至西安咸阳国际机场油库。生产方案（见图1），生产工艺流程（见图2）。

1.2 公司航煤控制指标

2017年公司航煤任务37×104t，产品质量符合《3号喷气燃料（GB 6537-2006）》标准。主要控制指标（见表 1）。

图1 航煤生产方案

图2 航煤生产工艺流程简图

表1 航煤出厂内控指标

1.3 航煤销售情况

“十二五”期间本公司共销售152.62×104t，占西安咸阳国际机场用量的55.56%，分年生产情况（见表2）。

表2 “十二五”期间公司航煤销售情况

2 公司优化改造方案

根据公司“十三五”总体发展要求和定位，结合公司成品油国VI质量升级规划方案，在充分利用长庆油田资源，以经济效益为中心，按照“示范型城市炼油厂”发展定位，通过进一步优化全厂加工流程，合理配套完善加工装置及设施，实现全厂结构优化调整，降低柴汽比和增产航煤，公司已明确“十三五”期间航煤增产目标。制订了流程优化结合及配套改造方案，分为两个阶段。

第一阶段主要提高常一线抽出量，对60×104t/a柴油加氢装置进行原料替换，该装置采用美国杜邦的Iso-Therming全液相等温床加氢专利工艺技术，优化改造后于2018年初开始实现航煤60×104t/a产量。

第二阶段在2019年装置大修常减压、加氢裂化系统改造及催化剂更换，提高航煤产量。形成加氢航煤+加氢裂化航煤+煤精制的生产流程。

2.1 第一阶段

（1）按照第一阶段航煤增产计划，常一线抽出为9.6%，抽出量为52 t/h，常一线最大抽出量10.9%，约59 t/h。减少常一线与常顶石脑油馏程重叠，降低常一线与常二线馏程重叠度，部分石脑油、常二线馏分进入常一线。为保证柴油品质和常一线重沸器热源，适当降低常二线抽出量，增大常三线抽出量。为保证减压塔总体负荷，减一线全部压入蜡油并增大抽出量。降低减三线抽出量，优化蜡油尾部性质。

（2）对现有柴油加氢装置进行适当改造[1-3]，增加产品出口冷却器、聚结器、抗氧剂注入设施等改造项目，对原料进行替换调整操作，关小F8101燃料气控制阀，反应温度降至350℃，开大反应器底部压力控制阀，反应压力降至6.0 MPa，系统压力降到航煤加氢精制压力要求，最低负荷按60%运行，进料量最低42 t/h，加工直馏煤油组分。

（3）减一线改为蜡油生产方案后，增加蜡油倒罐频次，使加氢裂化原料性质实现平稳过渡。适当降低反应温度及注硫行程，降低反应深度。减一线并入蜡油后，产品分布发生变化，航煤产量升高，及时对航煤品质进行化验分析，进行相应调整操作。

（4）储发系统功能改造，新建输油管道，改造航煤储罐增加罐储输转能力。

2.2 第二阶段

（1）加氢裂化装置进料增加10×104t催化柴油馏分、18×104t直馏柴油重柴油馏分。装置进料为催化柴油馏分、直馏柴油重柴油馏分和减压轻蜡油，加工量提高到120×104t/a。

（2）催化裂化装置处理量提高至160×104t/a，采用降烯烃技术，将催化原料由减压重蜡油、脱沥青油和加氢尾油，改为减压重蜡油、加氢尾油、脱沥青油和常压渣油。同时降低减压蒸馏和溶剂脱沥青部分的操作负荷。催化裂化装置调整操作，适当提高反应温度、降低柴油馏程至350℃以下，降低催化柴油产量。

根据公司装置整体发展规划方案，优化改造后生产工艺流程（见图3）。

图3 航煤优化改造生产工艺流程简图

3 优化改造后航煤生产情况

根据国家成品油国VI质量升级要求，2019年1月1日起执行国VI新标准。公司新建及改造装置的建设施工需在2017-2018年进行，保证2018年底投产，改造后的汽柴煤等产品达到预期标准。公司航煤消量及生产测算（见表3）。

表3 航煤生产情况

4 结论

优化调整常减压装置工艺操作，加大常一线收率，增加常一线产量。优化加氢裂化装置操作，通过掺炼催化柴油和常二线等措施，继续回收航煤组分。柴油加氢装置较航煤加氢装置要求更为苛刻，装置经过很少的优化改造后，用柴油加氢装置现有的催化剂，控制好反应压力、反应温度和装置进料，经过操作调整可以产出合格的航煤馏分。结合全厂装置优化，最大限度的增产航煤，提高高附加值产品收率和综合商品率，增加公司经济效益。

［1］庞龙.柴油加氢精制装置试生产直馏航煤［J］．石化技术，2015，（8）：18.

［2］何剑英，屈建新.催化重汽油加氢装置改航煤加氢的生产控制［J］．石油化工技术与经济，2015，31（3）：27-28.

［3］董海明，赵德强，李超然.0.6 Mt/a焦化汽柴油加氢装置的技术改造［J］．当代化工，2015，4（9）：2158-2161.

TE626.22

A

1673-5285（2017）10-0129-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.10.034

2017－09-30