预加氢装置生产航煤基础油及后续优化

王猛

（中国石化扬子石油化工有限公司，南京 210048）

关键字：直馏石脑油 航煤基础油 分离指数 冰点 优化

扬子石化130万t/a预加氢装置采用先加氢再汽提后精馏的工艺流程，如图1所示，即直馏石脑油经加氢反应去除硫、氯、氮等杂质，含硫轻烃、含硫燃料气、酸水等自汽提塔顶拔出，塔底精制油送至脱轻脱重塔[1]进行轻（C5-）、重（C11+）组分的分离，侧线得到的C6～C10组分作为石脑油吸附分离装置的原料，实现石脑油资源的优化配置。馏程范围为175～215℃、硫含量小于0.5 μg/g、冰点低于－60℃、烟点为25～27 mm的脱轻脱重塔底重石脑油馏分，原设计作为加氢裂化装置原料。可行性与经济性评估，认为此馏分作为加氢裂化原料存在资源浪费，可将之用于调和航煤，从而加大成品油产出比例，实现资源附加值最大化，达到公司产能效益最大化的目的。

图1 预加氢装置工艺流程

在实际生产运行中发现，装置航煤基础油产品产量受工艺流程限制、产品间断性出现水分离指数不合格、工艺参数不优、白土实际使用寿命低于设计寿命等问题。扬子石化以问题为导向，通过对工艺控制流程的优化，成功解决了产品质量问题，实现了装置重石脑油馏分直接调和航煤的目标，突破了航煤基础油产量瓶颈，降低了装置生产运行成本。文章介绍了提高预加氢装置航煤基础油产量和质量所采取的措施以及实施效果，为同类装置提供借鉴。

1 工艺流程优化

原设计脱轻脱重塔底重石脑油馏分经换热器冷却后，由DN40主管线送至减压柴油（VGO）储罐，作为加氢裂化装置原料。经可行性与经济性评估，认为预加氢装置基础设计条件与装置运行实际工艺参数、原料质量、反应精制油硫质量、馏程以及闪点、冰点和烟点等主要质量指标均达到并超过集团公司直馏航煤加氢装置生产航煤基础油的所有工艺运行与原料、产品的质量要求，并符合航煤基础油的质量要求。2014年完成了流程改造，脱轻脱重塔底重石脑油馏分由原DN40管线经新增跨线送至航煤储罐，开始生产航煤基础油，产量为2.5 t/h。在实现生产运行中发现，脱轻脱重塔进料中重组分含量远大于设计值，造成吸附分离装置进料中C11+组分含量增加，装置航煤基础油产品产能潜力未完全释放、偶尔出现水分离指数超标等问题。按照“短流程运行，改善产品结构”的优化思路，结合装置实际运行情况，确定装置航煤基础油提质、增产的技术方案与实施目标，并进行相应改造，如图2所示。

图2 航煤基础油流程优化

1）工艺管线扩径改造

针对装置航煤基础油产量受工艺管线管径（DN40）限制，对脱轻脱重塔底采出管线进行改造，将管径由DN40扩至DN100，出界区后并入加氢裂化装置航煤基础油外管（DN150）共付航煤储罐，装置航煤基础油产品产量提高至15 t/h。

2）更换冷却器

为解决因装置航煤基础油产量提高，造成物料出界区温度（80℃）高于设计温度（40℃）的问题，更换脱轻脱重塔进料/塔底换热器和脱轻脱重塔底产品冷却器，相应循环水管线管径由DN80扩至DN150，使航煤基础油出界区温度满足工艺要求。

3）增设白土处理设施

喷气燃料是飞机发动机的专用燃料，因其特殊的应用场合，被列为石油产品中控制指标最多、质量要求最严格的产品之一[2]。喷气燃料在生产、储运过程中混入的微量水分若不分离，则在高空低温状态下极易导致燃料结冰，堵塞油路，从而使飞机失去动力，造成空难[3]。水分离指数是衡量油水分离能力的重要指标，3#喷气燃料产品执行的国家标准GB 6537－2006对水分离指数的要求是，未加抗静电剂时水分离指数不小于85，加入抗静电剂后水分离指数不低于70[4]。

针对装置航煤基础油产品加入抗静电剂后，间断性出现水分离指数不合格问题，通过与国内同行交流[5-6]、委托公司研究院进行试验，发现装置航煤基础油产品经过白土处理，脱除组分中的碱性氮化物、固体颗粒污染物后，水分离指数完全满足要求。装置在脱轻脱重塔底航煤基础油采出流程上增设白土处理设施（即白土罐FA6710），填装比表面积≥180的白土（JH-01-YL型）2 t。投用新增工艺以后装置航煤基础油产品水分离指数达标，见表1。

表1 航煤基础油水分离指数分析

在白土处理设施投用运行后，发现白土的平均使用寿命仅为20天（设计寿命90天），白土失活导致航煤基础油产品水分离指数不合格，停付航煤储罐改为重整料，并对FA6710进行工艺处理、换剂，影响装置运行效益和公司航煤产量，尤其是失活废白土的处置存在着严重的环境污染风险。装置于2016年6月通过增设白土罐FA6710B及相应管线，与原有FA6710（现位号改为FA6710A）切换使用，实现了装置航煤基础油产品连续稳定采出。

4）增设航煤基础油至航煤储罐的跨线

完成该装置航煤基础油并入加氢裂化装置航煤基础油外管共付航煤储罐流程改造后，随着两套装置航煤基础油产量的提高，出现了该装置航煤基础油与加氢裂化装置航煤基础油抢量的新问题，造成加氢裂化装置航煤基础油采出受阻，不仅影响公司航煤产量，还存在安全隐患。利用该装置航煤基础油管线在界区处的4寸甩头，增设航煤基础油至航煤储罐的跨线，在实现该装置航煤基础油与加氢裂化装置航煤基础油分送共储的同时，加氢裂化装置航煤基础油采出量增加3～4 t/h。

2 原料结构及工艺参数优化

1）优化原料结构

航煤冰点是喷气燃料低温性能指标，指低温下燃料在飞机燃料系统中能否顺利地泵送和过滤的性能，即不能因产生烃类结晶体或所含水分结冰而堵塞过滤器，影响输送。针对该装置航煤基础油产品偶发冰点超标现象，分别对冰点合格的航煤基础油和冰点不合格的航煤基础油进行组成分析发现，冰点不合格的产品所夹带的稠环芳烃较冰点合格的产品增加5.35%，而该稠环芳烃组分主要由原料带入装置。原料组分变化，即所夹带的稠环芳烃增多、组分偏重是导致该装置航煤基础油产品冰点不合格的主要原因。有相关报道指出航煤产品的冰点受装置原料质量的影响[7]。

该装置原料是炼油厂直馏油与外购石脑油的混合料，装置航煤基础油冰点不合格发生在原料罐接受外购石脑油之时，当停收外购石脑油之后，该装置航煤基础油冰点恢复正常，可以推断外购石脑油的质量影响了装置航煤基础油的质量。通过实施《炼厂/外购直馏石脑油分贮分送》项目，仅将炼油厂直馏石脑油送该装置，优化了原料结构，提高了原料质量，确保了航煤基础油质量。

2）优化脱轻脱重塔底温度

依据原料组分变化适当降低脱轻脱重塔底温度，在满足航煤基础油闪点控制要求（40～51℃）以及石脑油吸附分离装置进料干点控制要求的同时，实现了装置航煤基础油平均产量由15 t/h提至20 t/h，如表2所示。

表2 脱轻脱重塔底温度、产品产量和闪点

3 航煤水分离指数影响因素及对策

通过化验分析，确定了上游及该装置所用咪唑啉型缓蚀剂是影响产品质量以及造成白土实际使用寿命低于设计值的主要原因。

3.1 白土对氮化物的脱除能力

取未经白土吸附处理的航煤基础油样品1 L，在500 mL航煤基础油样品中加入10 g白土，室温静置后，与未经白土吸附的航煤基础油进行对比，见表3、4。由分析结果可知，航煤基础油中总氮含量偏高为0.78 μ g/g，经白土吸附后，总氮降至0.18 μ g/g，脱除率为77%；航煤基础油中碱性氮的含量较低，碱性氮占总氮含量的8.5%，经白土吸附后，碱性氮浓度仅为0.007 5 μg/g，碱氮脱除率为89%。

表3 总氮含量分析

表4 碱氮含量分析

3.2 缓蚀剂对航煤水分离指数的影响

上游常减压及该装置所用缓蚀剂为含氮的咪唑啉物质，该物质分子量为324，沸点为226℃，随精制油进入脱轻脱重塔，并在塔底聚集。在航煤基础油中分别加入0.001 g、0.005 g及0.01 g缓蚀剂并稀释至1 L，得到缓蚀剂含量分别为1 μg/g、5 μg/g及10 μg/g的航煤样品，测定上述三个样品加剂后的水分离指数，结果如表5所示，可以看出缓蚀剂含量对航煤质量影响较大。

表5 缓蚀剂对航煤水分离指数的影响

3.3 对策及实施效果

1）降低缓蚀剂加注量

在满足工艺防腐要求的基础上，即汽提塔顶回流罐水包内酸水中铁离子含量≤3 000 μ g/L，逐渐降低预加氢汽提塔顶缓蚀剂加注量，使塔顶气相物料中缓蚀剂含量由10 μg/g降至3μg/g，白土处理设施中的白土（JH-01-YL）使用寿命由20天延长到30天。

2）改用比表面积≤300的白土（HG/T 2825—2009）

将汽提塔顶气相物料中缓蚀剂含量维持在3 μ g/g，实际使用寿命为95天，与JH-01-YL相比，延长了65天，满足设计要求。

4 结论

1）通过对工艺控制流程的优化，成功解决了产品质量问题，实现了重石脑油馏分直接调和航煤的目标，产品产量由2.5 t/h提至20 t/h，突破了装置运行瓶颈，提高了公司航煤产量，实现公司产能效益最大化的目标。

2）推断出外购石脑油质量是造成该装置航煤基础油冰点不合格的主要原因。通过实施《炼厂/外购直馏石脑油分贮分送》项目，提高了原料质量，确保了航煤基础油质量。

3）通过化验分析，确定了上游及该装置所用咪唑啉型缓蚀剂是造成航煤基础油水分离指数不合格以及白土实际使用寿命低于设计值的主要原因。采取降低缓蚀剂加注量、改用比表面积≥300的白土等措施，使白土使用寿命由20天延长至95天，大大降低了废弃白土填埋对环境的污染，节省了白土购买费用和处理费用，降低了装置生产运行成本。