石化炼油厂直馏航煤生产对策

石化炼油厂直馏航煤生产对策

摘要:在项目改造设计和规划中,2014年50万吨/年全镏份2#加氢装置将改造为80万吨/年航煤加氢装置。在此之前,经过技术论证和市场调研后,发现扬子石化炼油厂50万吨/年全镏份2#加氢装置可以采用现有的生产工艺和技术生产条件,通过简单改造提前生产直馏航煤,并能够取得良好的经济效益。在2013年10月,2#加氢装置按航煤质量标准组织试生产,并取得成功。

关键词:直馏航煤生产技术生产调整产品质量

炼油厂本身拥有四套加氢装置,通过优化这四套加氢装置原料结构,结合设计条件与实际运行情况,2#加氢装置加工原料由焦化全馏分油改为二常常一线,生产直馏航煤以提高航煤产量,在优化产品结构的同时,又提升了经济效益。2013年10月23—28日,2#加氢装置试加工常一线油;11月4日开始,正式加工常一线油生产直馏航煤,通过对产品质量不断进行调整(调整期间,产品作为柴油送至柴油罐区),11月18日所有指标分析合格,并以直馏航煤产品送出装置。

1 工艺技术可行性与原料选择

1.1 工艺技术可行性

目前在中国石化共有直馏航煤加氢装置11套。2#加氢装置工艺设计能力为50万吨/年全馏分加氢、设计操作压力与温度为9.0 MPa

和400 ℃,主要处理原料为焦化装置所产的汽油、柴油和蜡油,目前装置使用的催化剂为FHUDS-6。为有效保证产品质量,在加工2#常减压装置的常一线物料生产直馏航煤的情况下,装置实际操作压力与温度条件为5.0 MPa和315 ℃。由此可见,装置实际运行的工艺参数高于目前集团公司11套运行的直馏航煤加氢装置设计条件与装置运行实际工艺参数。

1.2 原料选择

根据目前中国石化11套直馏航煤加氢装置对直馏航煤馏分油原料的筛选以及产品质量的控制要求,组织对两套常减压装置可能作为直馏航煤馏分油的原料进行了分析和比选,既要适应装置的工艺技术,又能确保反应产物馏分油质量满足3#喷气燃料的要求,对一常常一线、常二线,二常常一线、常二线进行对比分析,发现一常和二常的常二线偏重,经过加氢处理后冰点和干点无法满足要求,所以不考虑用常二线油进行加工。一常常一线冰点比二常常一线高,且闪点比较高。综合分析,二常常一线油的各项物化性质和航煤主要质量指标较接近,确定以二常常一线馏分油作为生产航煤基础油的原料。

2 有关2#加氢装置生产直馏航煤的基本情况

目前，2#加氢装置试生产直馏航煤的主要工艺流程仍采用目前原加工焦化全馏分油的工艺流程,相应的调整的具体情况如下。

2.1 原料系统调整

2#加氢装置试生产航煤的原料由二常提供,主要馏分是常一线油。二常常一线馏分油通过原减四线进装置的管线直供至原料缓冲罐,其流量通过FIC-1124进行控制(一般情况下FIC1124全开)（见图1）。

装置收二常常一线馏分油,打开阀二、阀四和FIC-1124,关闭阀一和阀三。当装置接收一常一线馏分油时,打开阀五、阀七和FIC1106,关闭阀四和阀六。

2.2 氢气系统调整

2#加氢装置试生产航煤基础油时,系统压力降至5.0～5.5 MPa,不用开新氢机,系统补充氢由5300#柴油加氢装置提供。已将FIC-1116A 和单向阀调向,补充氢由5300#柴油加氢装置小高分排放氢线和原2#加氢装置往5400#排放废氢线经FIC-1116A进入反应系统。系统压力通过FIC1116A和小高分顶FAM-1116两个压控阀共同控制。

2.3 产品系统调整

直馏航煤出装置流程如下:直馏航煤通过P106送至原HGO管排,打开原HGO循环线上的截止阀(阀二),再打开原LGO循环线上的截止阀(阀四),直馏航煤产品可以通过相通的两条循环线送至LGO管排(打开高分旁管排阀七和阀八)。在LGO管排上增添一条跨线至原航煤产品管排,打开此跨线上的截止阀(阀六),航煤产品即可送出装置(打开阀

五)。具体流程见图2。

如果直馏航煤产品不合格,则将其产品作为柴油出装置,打开图中阀二、阀八、阀七、阀四和阀三,其余阀关。

2.4 脱硫脱水系统调整

2#加氢装置试生产出来的直馏航煤需要经过脱水、脱硫才能作为最终的航煤基础油产品出厂。直馏航煤脱水、脱硫罐沿用原5300#柴油加氢装置两个重石脑油脱硫罐。脱水、脱硫罐在5300#装置,两个罐串联使用,航煤自P106升压送至5300#,先经过脱水罐脱水,再经过脱硫罐脱硫之后送至产品航煤罐。

2.5 直馏航煤外送流程调整

2#加氢装置试生产的直馏航煤先送到5300#装置脱水脱硫,然后借用芳烃柴油管线送到芳烃厂航煤罐区,过程相关管线加装盲板隔离。

2.6 工艺参数调整

由于2#加氢装置生产航煤后,各工艺指标和原先加工焦化全馏分油有所改变。表1列出目前生产直馏航煤主要工艺参数,其他工艺参

数沿用原工艺卡片。

由于原料中硫含量较低,系统压力控制在5.0～5.5 MPa即可达到脱硫效果。R101入口温度根据产品中硫含量进行调整,目前控制在320 ℃。由于系统压力控制较低,反应耗氢量减少,循环氢量在40000 Nm3/h左右。由于二常常一线油比较轻,高分入口温度控制在55 ℃,分馏炉出口温度控制在230 ℃～240 ℃。分馏塔顶温度根据航煤闪点来调整,直馏航煤出装置温度控制在40 ℃～50 ℃。

2.7 直馏航煤质量调整

直馏航煤闪点不合格的原因主要是原料性质发生变化,未能及时对分馏塔顶温进行调整。下面做具体分析。

2.7.1 直馏航煤带水

直馏航煤中的水主要来源是反应注水没有完全分离,反应生成的水和T102塔底吹气采用的过热蒸汽。为了解决此问题,从11月12日起,停止反应注水,T102塔底吹气由原先的1.0 MPa过热蒸汽改为氮气,解决了直馏航煤带水问题。反应生成的少量水经5300#的脱水罐脱水之后可以达到要求。氮气管线接至分馏炉F102前原蒸汽管线,加热后送至T101、T102作为塔底吹气。

2.7.2 直馏航煤夹带硫化氢

11月12日化验分析发现铜腐试验不合格。11月12日仅是T102