石化炼油厂直馏航煤生产对策

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２０１４ ＮＯ．１１

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工　业　技　术

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９．０ＭＰａ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５．０ＭＰａ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５．０～５．５ＭＰａ，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

注：本次试生产直馏航煤是在２＃加氢装置改造为８０万吨／年航煤加氢装置之前，２０１４年２＃加氢装置将改造为８０万吨／年航煤加氢装置。

石化炼油厂直馏航煤生产对策

汪泽伟

(

中石化扬子分公司 江苏南京 210048)

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 产品质量中图分类号：ＴＥ９８６文献标识码：Ａ文章编号：１６７２－３７９１（２０１４）０４（ｂ）－００８８－０２

图1

表1 主要工艺参数

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供电管理制度进行重新编制后，只需要一至两个星期时间的技术推广加上现场纠偏，井下供用电单位基本就熟悉了整个新技术及其全过程管理。

②能避免非专职电钳工误停电或误送电：为了避免非专职电钳工进行操作，在综采工作面高低压防爆开关停送电操作过程中，需在闭锁杆上加一把金属锁，钥匙统一由专职电钳工保管，并且只有他们才能开启该金属锁。③能避免多个单位同时在一条线路上用电当故障发生时乱送电：不管哪个用电单位出现故障的时候，只要将公用的防爆馈电开关闭锁进行加锁，并由处理故障的单位电钳工随身保管钥匙，可避免其它用电单位由于着急生产而盲目送电的情况发生。

④具有避免处理井下电气设备故障时不能按章停上一级馈电开关和启动开关优点：在煤矿井下处理电气设备故障时，只要负责人停电落锁，钥匙有负责人随身保管即可。

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５．０～５．５ＭＰａ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４００００Ｎｍ３／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１．０ＭＰａ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塔底用氮气，由于Ｔ１０２塔顶压力达到０．１５ＭＰａ，为了防止安全阀起跳，氮气用量不能太大，所以硫化氢不能完全出来。从１１月１３日起，提高Ｔ１０１进料温度至１５０℃左右，增加Ｔ１０１塔底吹气，大部分硫化氢和轻烃可以从Ｔ１０１顶送出。目前Ｔ１０１顶压控制在０．５ＭＰａ左右，Ｔ１０２顶压控制在０．１ＭＰａ以内。采取双塔汽提，可以保证直馏航煤中硫化氢含量降低，铜腐试验合格。

3 生产直馏航煤的质量情况

按照技术变更、生产组织与产品质量

的管理要求，对该装置生产直馏航煤的全过程进行了检查、整改、确认及完善工作。目前该装置运行稳定，生产的直馏航煤外观达到清澈，冰点、烟点、硫醇硫定性、铜腐试验等主要指标达到要求、产品质量满足３＃

喷气燃料的要求。

4 结论与建议

随着航空技术的发展以及发动机的不断进步，对航煤的产量和质量都提出了更高的要求，对落后技术的改进与改造能够更好的促进航空事业的发展。炼油厂利用目前２＃加氢装置加工二常一线馏分油生产直馏航煤，在现有工艺技术条件下完全可以生产符合３＃喷气燃料质量要求的航煤产品，完全符合社会进步和发展的要求。

参考文献

［１］夏国富，朱玫．喷气燃料临氢脱硫醇

ＲＨＳＳ技术的开发［Ｊ］．石油炼制与化工，２００１（１）．

［２］刘济瀛．中国喷气燃料［Ｍ］．北京：中国

石化出版社，１９９１．

图2 直馏航煤出装置流程图

3 结语

应当利用这种装有闭锁装置的防爆门重点保护矿井口，以方便人员逃生和救援力量的快速介入。

参考文献

［１］许涛．煤矿高压防爆开关欠电压保护的

分析与改进［Ｊ］．山东煤炭科技，２０１０．［２］张俊丽．煤矿井下防爆开关机械丝杆闭

锁装置防护锁的研制［Ｊ］．煤，２０１３．

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