液相加氢技术在航煤装置中应用探讨

液相加氢技术在航煤装置中应用探讨
沈文丽１，张　旭１，范传宏１，宋智博１，刁贺婷１，夏国富２
（１．中国石化工程建设有限公司，北京市１００１０１；
２．中国石油化工股份有限公司石油化工科学研究院，北京市１０００８３）
摘要：随着航空事业的发展，对喷气燃料（航煤）需求日益增加。

航煤加氢技术，主要用于加工直馏煤油组分，传统加工工艺反应部分采用气相加氢工艺，目前，液相加氢工艺也开始应用到航煤加氢单元中。

介绍了液相航煤加氢的工艺特点，以１．９Ｍｔ／ａ航煤加氢装置为例，对液相航煤加氢技术和传统滴流床技术进行了反应条件和经济效益对比。

相比于传统气相加氢技术，液相航煤加氢技术节省设备投资２２４万元，节省占地面积７％左右，年节省电费３９４万元、燃料费４２２万元，经济效益可观。

关键词：液相加氢　航煤装置　上流式反应器　反应条件　能耗　经济效益
１　液相航煤加氢工艺特点
以１．９Ｍｔ／ａ处理量为例，对比液相航煤加氢技术和传统滴流床航煤加氢技术。

１．１　取消循环氢压缩机
由于航煤加氢精制工艺氢耗低，所加工的原料油中氮含量低［１］，适宜采用液相加氢技术。

液相航煤加氢工艺取消了传统航煤加氢工艺中主要耗电设备———循环氢压缩机的设置。

常规滴流床加氢工艺，循环氢压缩机的设置不仅占整个装置成本的比例高，而且氢气升温和降温的换热系统能耗大，采用液相航煤加氢技术可简化氢气换热网络。

１．２　生成油一次通过
柴油液相加氢技术需要设置反应产物循环，以达到攒氢的目的，提高氢气在油中的溶解。

而航煤液相加氢技术通常不需要热油循环，原因在于航煤加氢精制的目的主要是脱除沸点较低、较易脱除的非噻吩类硫醇硫，属于浅度加氢精制，装置氢耗很低，新鲜进料中溶解氢气即可满足要求，故不需要设置循环油泵，采用生成油一次通过流程即可以满足生产目的产品的要求［２］。

１．３　混合器的设置
该液相航煤加氢技术采用二次混氢流程，在进、出加热炉两个位置分别设置混合器。

液相加氢主要是靠油中溶解的氢进行加氢精制的化学反应，氢气随油带入反应器的量是液相加氢工艺必须进行核算的工程化学问题。

化学反应需要的氢气量，在实际生产中可以通过调整循环比（如有热油循环）、混氢次数和混氢温度来实现。

在同样混氢条件下，二次混氢流程相较于一次混氢流程循环比降低（如有热油循环）；同样工艺流程，混氢温度提高可以提高混氢量，从而可适当降低循环比。

１．４　反应器采用上流式
该液相技术反应器型式采用上流式。

反应器出口段的液相为连续相，气相为分散相，为防止分散相的气体聚集在反应器局部影响反应物流气、液两相流动的均匀性，上流式反应器是最佳的选择。

因为上流式反应器中介质的流动方向与气体扩散方向一致，最大程度减少了气体在反应器内部累积的可能性，有利于少量的气相均匀分布。

下行式反应器在气体流量偏低的条件下产生的气体浮力是较难解决的技术难题，床层间需设置排气措施才能维持液位稳定［３］。

２　反应条件
国内喷气燃料主要来源是原油常压蒸馏出来的直馏喷气燃料馏分，国内外主要原油的直馏喷气燃料馏分密度、冰点、烟点和硫含量基本符合航
收稿日期：２０２０－０４－２７；修改稿收到日期：２０２０－１０－１６。

作者简介：沈文丽，高级工程师，硕士，２００１年毕业于辽宁石油化工大学（原抚顺石油学院）石油化工方向，从事炼油化工设计和质量安全工作。

联系电话：０１０－８４８７７１４２，Ｅ ｍａｉｌ：ｓｈｅｎｗｅｎｌｉ＠ｓｅｉ．ｃｏｍ．ｃｎ。

煤产品指标要求［４］。

直馏喷气燃料馏分的主要质量问题是硫醇超标、酸值偏高、氮含量尤其碱氮含量高及颜色需要改善，所以直馏喷气燃料精制的主要目的是脱硫醇、降酸值、改变颜色。

反应操作条件：压力４．０ＭＰａ，反应温度约２７０～２９０℃，体积空速４．０５ｈ－１，在该操作条件下，直馏喷气燃料通过加氢脱硫、脱硫醇和脱氮，同时发生少量的烯烃和萘系饱和等反应，以生产满足ＧＢ６５３７—２０１８《３号喷气燃料》要求的合格产品。

文中所采用喷气燃料取自某炼油厂全厂总加工流程中常压蒸馏装置的常一线油，初馏点１２９℃，终馏点２４５℃，是典型喷气燃料原料的馏程。

原料的密度、冰点、烟点和硫含量等基本符合ＧＢ６５３７—２０１８产品指标要求，原料油２０℃密度为８００ｋｇ／ｍ３，冰点－６１℃，硫质量分数为０．１４５％，硫醇硫质量分数为７０．９μｇ／ｇ，加氢精制后为５μｇ／ｇ，总酸值为０．３５ｍｇＫＯＨ／ｇ，加氢精制后为０．００８ｍｇＫＯＨ／ｇ，氮质量分数为１２．０～１８．８μｇ／ｇ。

ＧＢ６５３７—２０１８中没有碱及碱氮的具体产品指标，传统的低压气相加氢方式，会降低氮质量分数到１０μｇ／ｇ［５］，精制产品氮质量分数不大于５μｇ／ｇ，碱氮目标控制指标是不高于１μｇ／ｇ。

３　液相航煤加氢技术与常规技术经济效益对比３．１　氢气消耗对比
由于常规航煤加氢技术较液相技术氢气利用率低，造成氢气消耗多，而液相技术除去溶解氢气仅有少量过剩的氢气，１．９Ｍｔ／ａ常规航煤加氢装置与１．９Ｍｔ／ａ常规航煤加氢装置氢气消耗见表１。

表１　氢气消耗对比
Ｔａｂｅｌ１　Ｃｏｍｐａｒａｓｉｏｎｏｆｈｙｄｒｏｇｅｎｃｏｎｓｕｍｐｔｉｏｎ
通过表１可知，常规航煤加氢技术氢气利用率只有１９％，利用率较低。

液相加氢工艺较常规滴流床工艺每吨原料油节省氢气５．８ｍ３，氢气按１０５００元／ｔ计，每吨原料油氢气消耗成本降低约５．４元。

液相航煤加氢少消耗纯氢１１．０２ｈｍ３／ａ，氢气按８０００元／ｔ计，每年氢气消耗成本低１０３３万元。

３．２　电消耗对比
３．２．１　节电设备建设成本对比
由于液相航煤加氢技术取消了循环氢压缩机系统，需要冷却的反应产物中气量显著减少，反应产物空冷器设备规模较常规航煤加氢减少，因此压缩机和反应产物空冷器的设备投资和占地降低，１．９Ｍｔ／ａ常规航煤加氢装置与１．９Ｍｔ／ａ液相航煤加氢装置建设成本详细列表及分析见表２。

表２　建设成本对比
Ｔａｂｌｅ２　Ｃｏｍ
ｐａｒａｓｉｏｎｏｆｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎｃｏｓｔｓ
由表２所示，液相加氢技术与滴流床技术相比较由于取消了循环氢压缩机，节省循环氢压缩机设备造价２１０万元；由于气量减少，所以反应产物空冷器规格减小，节省反应产物空冷器设备造价１４万元。

取消循环氢压缩机系统后，节省了整个装置大概７％的占地，大大降低了装置建设用地面积。

３．２．２　电消耗
由于液相航煤加氢技术取消了循环氢压缩机系统，反应产物空冷器设备规模较常规航煤加氢减少，因此大量节省了电耗，液相加氢技术与滴流床技术相比较，节省压缩机轴功率的电消耗量４０１（ｋＷ·ｈ）／ｈ，反应产物空冷器电机轴功率较常规滴流床技术节省８５
（ｋＷ·ｈ）／ｈ，工业用电价格按照１元／（ｋＷ·ｈ），电费减少３９４万元／ａ。

３．３　燃料气消耗对比
常规航煤加氢装置的反应产物与原料油／混合氢换热器，管、壳程均是两相流，降低了传热效率；而液相技术中该换热器为纯液相换热器，传热效率更高，回收热量多，多回收的热量见表３。

常规航煤加氢装置的反应进料加热炉介质中存在较大比例的氢气，而液相技术的反应进料加热炉中需要加热的氢气量明显减少，燃料消耗较常规技术降低。

相较于常规滴流床，节省的燃料气量和燃料费用见表３。

燃料气量按照模拟中反应进料加热炉正常操作热负荷和反应产物／混合氢换热器中热量损失
部分计算，按年操作８４００ｈ计，燃料气的低热值为４１６８０ｋＪ／ｋｇ，加热炉效率按９２％计，燃料气价格按２５００元／ｔ计算，航煤液相加氢技术较滴流床技术年节约燃料费４２２万元，经济效益非常可观。

表３　节省燃料气消耗及经济效益Ｔａｂｌｅ３　Ｓａｖｉｎｇｏｆｆｕｅｌａｎｄｅｃｏｎｏｍｉｃｂｅｎｅｆｉｔｓ
３．４　总经济效益对比
液相航煤加氢技术较常规滴流床技术在氢气消耗、电消耗和燃料消耗方面均有显著优势，每年可节省费用１８
４９万元，同时还可节省循环氢压缩机和反应产物空冷器建设费用等部分的一次性投资２２４万元，经济效益可观。

４　结束语
液相加氢技术是与传统气相循环的滴流床加氢技术相对应的工艺，区别在于加氢反应所处的
相态不同，液相加氢技术加氢反应在液相发生，传统的滴流床技术加氢反应在气相中发生。

两者的工艺和设备有所区别，液相加氢不需要循环氢系统，不需要循环氢压缩机系统，节省了设备投资和占地面积。

以１．９Ｍｔ／ａ航煤加氢装置为例，液相航煤加氢技术相比于传统气相加氢技术，节省了设备投资２２４万元，节省占地面积７％左右，年节省电消耗３
９４万元，年节省燃料费４２２万元，年节省氢气消耗１０３３万元，经济效益可观。

参考文献
［１］沈文丽．航煤加氢装置中液相技术的应用探讨［Ｊ］．产业科技
创新，
２０２０，２（１２）：７ ８．［２］范学?，陈松洁，蒋海宁，等．进口航空煤油规格标准的探
讨［
Ｊ］．复旦学报（自然科学版），２００９，４８（５）：６１０ ６１５，６２２．［３］刘凯详，李浩，孙丽丽，等．连续液相加氢技术工艺计算验证
［Ｊ］．石油炼制与化工，２０１２，４３（７）：６７ ７０．
［４］ＣＡＮＴＥＲＮ．Ｓａｆｅｒｊｅｔｆｕｅｌ［Ｊ］．Ｔｒｉｂｏｌｏｇｙａｎｄｌｕｂｒｉｃａｔｉｏｎｔｅｃｈｎｏｌ
ｏｇｙ，２０１５，７１（１２）：１０ １１．
［５］王云飞，缪希平，兰创宏．低馏分油液相加氢与气相加氢技术
方案对比分析［
Ｊ］．当代化工，２０１６，４５（１）：１４６ １４８．（编辑　彭　扬）
Ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆｌｉｑｕｉｄｐｈａｓｅｈｙｄｒｏｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｆｏｒｊｅｔｆｕｅｌ
ＳｈｅｎＷｅｎｌｉ１，ＺｈａｎｇＸｕ１，ＦａｎＣｈｕａｎｈｏｎｇ１，ＳｏｎｇＺｈｉｂｏ１，ＤｉａｏＨｅｔｉｎｇ１，ＸｉａＧｕｏｆｕ
２
（１．ＳＩＮＯＰＥＣＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＩｎｃｏｒｐｏｒａｔｉｏｎ，Ｂｅｉｊｉｎｇ１００１０１；２．ＳＩＮＯＰＥＣＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍＰｒｏｃｅｓｓｉｎｇ，Ｂｅｉｊｉｎｇ１０００８３）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｗｉｔｈｔｈｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆａｖｉａｔｉｏｎｉｎｄｕｓｔｒｙ，ｔｈｅｄｅｍａｎｄｆｏｒｊｅｔｆｕｅｌｉｓｉｎｃｒｅａｓｉｎｇ．Ｈｙｄｒｏｐｒｏ ｃｅｓｓｉｎｇｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｆｏｒｊｅｔｆｕｅｌｉｓｍａｉｎｌｙｕｓｅｄｔｏｐｒｏｃｅｓｓｓｔｒａｉｇｈｔ ｒｕｎｋｅｒｏｓｅｎｅ，ｗｈｉｌｅｔｒａｄｉｔｉｏｎａｌｐｒｏｃｅｓｓａｄｏｐｔｓｇａｓｐｈａｓｅｈｙｄｒｏｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇｐｒｏｃｅｓｓ，ｗｈｅｒｅａｓ，ｌｉｑｕｉｄｐｈａｓｅｈｙｄｒｏｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇｉｓａｌｓｏａｐｐｌｉｅｄｔｏｊｅｔｆｕｅｌｈｙｄｒｏｐｒｏ ｃｅｓｓｉｎｇｕｎｉｔ．Ｔａｋｉｎｇａ１．９ＭＭＴＰＹｊｅｔｆｕｅｌｈｙｄｒｏｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇｕｎｉｔａｓａｎｅｘａｍｐｌｅ，ｔｈｅｐｒｏｃｅｓｓｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｌｉｑｕｉｄｐｈａｓｅｈｙｄｒｏｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｆｏｒｊｅｔｆｕｅｌａｒｅｉｎｔｒｏｄｕｃｅｄ，ａｎｄｔｈｅｒｅａｃｔｉｏｎｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓａｎｄｅｃｏｎｏｍｉｃｂｅｎｅｆｉｔｓｏｆｌｉｑｕｉｄｐｈａｓｅｈｙｄｒｏｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙａｎｄｔｒａｄｉｔｉｏｎａｌｔｒｉｃｋｌｅｂｅｄｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙａｒｅｃｏｍｐａｒｅｄ．Ｔｈｅｒｅｓｕｌｔｓｉｎｄｉｃａｔｅｔｈａｔｌｉｑｕｉｄｐｈａｓｅｈｙｄｒｏｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｃａｎｓａｖｅ２．２４ｍｉｌｌｉｏｎｙｕａｎｏｆｅｑｕｉｐｍｅｎｔｉｎｖｅｓｔ ｍｅｎｔ
，７％ｏｆｌａｎｄａｒｅａ，３．９４ｍｉｌｌｉｏｎｙｕａｎｏｆｅｌｅｃｔｒｉｃｉｔｙｃｏｓｔａｎｄ４．２２ｍｉｌｌｉｏｎｙｕａｎｏｆｆｕｅｌｃｏｓｔｐｅｒｙｅａｒ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｌｉｑｕｉｄｐｈａｓｅｈｙｄｒｏｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ，ｊｅｔｆｕｅｌｕｎｉｔ，ｕｐｆｌｏｗｒｅａｃｔｏｒ，ｒｅａｃｔｉｏｎｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ，ｅｎｅ
ｒｇｙｃｏｎ ｓｕｍｐｔｉｏｎ，ｅｃｏｎｏｍｉｃｂｅｎｅｆｉｔｓ。