汽油加氢改航煤加氢质量控制与分析*

裴季红，曹宏武

（中国石油化工股份有限公司洛阳分公司，河南洛阳471012）

汽油加氢改航煤加氢质量控制与分析*

裴季红，曹宏武

（中国石油化工股份有限公司洛阳分公司，河南洛阳471012）

针对汽油加氢改航煤加氢生产中出现的航煤闪点、腐蚀、颜色衰减问题进行了原因分析，采取了稳定来料航煤闪点、改高纯氢气提、增上脱硫罐、改双塔流程、提压操作等措施，以上问题得到了有效的解决，并具备生产军用航煤的条件。

汽油加氢改航煤加氢；产品质量；解决措施；军航

汽油加氢装置是2005年为满足汽油欧洲Ⅱ质量标准，将原80万t/a直柴加氢精制装置（压力4.0 MPa）进行适当改造而成，采用抚顺石油化工研究院的OCT-M技术，首先将催化汽油分馏为轻重两种组分，然后对重汽油进行选择性加氢，降低催化汽油混合全馏份的硫含量[1-3]。

洛阳分公司航煤的生产和质量控制用常规的常减压蒸馏+脱硫醇+补充精制，产品质量控制较好，但随着加工原料的日益恶劣，原油结构和性质的不断变化，特别是进口杰诺油加工比例增加,导致一联合精制航煤质量波动较大，硫醇硫经常超标，航煤生产任务难以完成。2009年随着蜡油加氢装置的开工，大大改善了两套催化的原料性质，通过优化原料配比，催化汽油质量能够满足国Ⅲ标准要求，为汽油加氢改航煤加氢提供了前提条件，因此分公司决定将现有的汽油加氢装置改为航煤加氢装置，以改善和稳定航煤质量[4-5]。

1 装置改造

改造原则：采用汽油加氢催化剂不变，流程原则上改动项目尽可能少、简单，原流程保留，新加跨线，做到流程灵活。

1.1 汽油加氢流程

图1为汽油加氢流程图，方框内为后来完善的双塔流程中增加的分馏塔。催化剂仍为原来抚研院OCT-M技术催化剂，主剂为FGH-20/FGH-11。

图1 汽油加氢流程图Fig.1 Flow chartof gasoline hydrogenation

1.2 汽油加氢流程改造

仍采用现有汽油加氢流程单塔流程，稍作改动：

（1）增加1条从P3203出口至V3206液控前的跨线；

（2）增加1条从V3206液控后至催柴加氢原料罐的跨线；

（3）增加P3203出口至V3206液控前的跨线及V3206液控后至催柴加氢原料罐的跨线，目的是在保证航煤闪点合格，同时塔顶外甩的轻组分也可做为重整原料。

1.3 常减压航煤流程改动

在保留原精制流程情况下，加跨线，保证流程灵活，即可用原流程进行常规的常减压蒸馏+脱硫醇+补充精制，又可使三联合加氢航煤走常压B剂罐（改为脱硫剂罐）进一步脱硫，还可跨过常压脱硫剂罐，保证了航煤产品合格。

2 装置开工

2009年7月3日改造结束，进入开工状态，经过蒸汽吹扫、贯通、气密、氮气气密、氢气置换气密，于9日5:30分开循环机，点炉，反应系统循环升温，15:30引常压航煤，22:00化验分析精制航煤铜片腐蚀1b，闪点45℃，硫醇硫质量分数为2×10-6，颜色正常28，产品合格经常压脱硫剂罐至罐区。

装置开工后，运行中出现过闪点超标不稳定、腐蚀不合格等问题，通过技术分析，采取一些有效措施得到了解决，生产出了稳定合格的民用航煤。

3 运行过程存在问题及解决措施

3.1 闪点偏低不稳定

开工初期及生产中加氢航煤闪点不稳定,经常低于控制指标38℃。

3.1.1 原因分析

（1）航煤闪点偏低是其中轻组分含量高。是分馏系统拔出不够，汽提氢气用重整氢（纯度为91%）中含有少量轻烃组分带入；

（2）来料航煤闪点偏低，提高常压航煤闪点。

3.1.2 采取措施

（1）降低汽提塔压力由0.62 MPa降至0.08 M Pa，多拔出轻组分外甩，同时调整汽提塔汽提氢气量，精制航煤闪点合格；

（2）气提氢气用重整氢改为用重整高纯氢，同条件下精制航煤闪点可提高1～2℃；

（3）汽提气改用蒸汽汽提，虽可提高精制航煤闪点，但航煤中带水，颜色稍浊，需静置脱水，然后再去脱硫剂脱微量硫，否则易造成脱硫剂吸水失效，从而影响产品质量。由于本装置没有脱水罐，故未采取此法；

（4）调整过程也发现由于汽提塔热源限制，1.0 MPa蒸汽加热只能加热至160℃左右，轻组分的拔出量受限，经过实践得出：加氢前后闪点基本维持，因此要保证加氢后精制航煤闪点需通过提高常压航煤闪点来保证。然而又出现了新问题，航煤闪点提高，则石脑油干点高，对重整装置稳定运行带来较大危害；石脑油干点合适，航煤闪点易低，产品航煤闪点超标，常压石脑油干点和航煤闪点控制相互牵制，操作控制难度大，（11月初经攻关发现是由于常压塔顶塔盘结盐所致，经水冲洗此问题得以解决，常压石脑油闪点控制正常在43℃左右）。

（5）鉴于单塔操作受上游装置影响大，热源局限性，10月24日改为双塔流程操作，调整手段多、灵活，抗航煤原料闪点波动冲击能力大，保证了航煤成品的闪点稳定。

常压航煤与加氢航煤闪点对比图见图2。

图2 常压航煤与加氢航煤闪点对比图Fig.2 Flash point contrast between atmospheric pressure aviation kerosene and aviation kerosene after hydrogenation

3.2 腐蚀问题

系统防腐蚀不合格，是由于油品中含有H2S、S超标所致。

3.2.1 H2S对腐蚀的影响

关键是反应后所产生H2S在分馏系统没被汽提干净。在开工初期铜、银片腐蚀均不合格，采取了以下措施：

①尽可能提高汽提塔热源1.0 MPa蒸汽温度，以提高汽提塔进料温度；

②降低低分压力由1.13 MPa降0.7 MPa，汽提塔压力由0.62 MPa至0.08 MPa；

③提高汽提氢气量；

④增大外甩轻油量。

以上措施的实施较快地保证了馏出口铜片腐蚀为1级合格，但银片腐蚀2级仍不合格。

（1）H2S对银片腐蚀的影响

H2S对银片腐蚀的影响是很大的。只要航煤中含有质量分数为1×10-6的H2S，航煤银片腐蚀就不合格。有实验证明了这个结论：取银片腐蚀0级的合格航煤为基础油料（含有各种硫醇、二硫化物、硫醚等硫化物，但不含硫化氢、元素硫），往其中分别添加一定量的硫化氢、元素硫和已知种类的硫醇、二硫化物等，结果证明：只有加入硫化氢、元素硫的航煤才会出现银片腐蚀不合格的现象。H2S质量分数为0.1×10-6，可以导致银片腐蚀不合格。H2S与S有协同效应，更低的含量可以导致银片腐蚀不合格。

（2）元素S对银片腐蚀的影响

除H2S对银片腐蚀的影响很大外，元素S对银片腐蚀的影响也很大。航煤中硫醇硫质量分数在30×10-6以下、元素S在0.5×10-6就能造成银片腐蚀不合格，若航煤中不含硫醇硫，则导致银片腐蚀不合格的元素S需达7×10-6。

元素硫在喷气燃料中具有一定的溶解度，溶解的无素硫很难从油品中去除，即使与强碱也很难反应，因此要严格控制元素硫的生成。元素硫来源于硫化氢的氧化转化。

①注除盐水中含有微量氧

②汽提蒸汽中氧。

③装置在开停工、检修时，系统内积存的硫化物遇氧生成S等多种产物，在开工时，元素硫不再反应而被航煤夹带出而导致银片腐蚀不合格。

（3）细菌对银片腐蚀的影响

细菌对航煤银片腐蚀影响也很大，航煤中可能会滋生两种微生物，一是厌氧菌，二是需氧菌，两类细菌均在有水的环境下生成，有水相的部分有原料罐、高低分、塔顶回流罐处；厌氧菌能吃掉油品中的硫，释放出H2S，从而导致油品银片不合格，需氧菌的生命活动会分离出有机酸和其它代谢物，引起生物化学腐蚀，从而导致油品银片不合格；由细菌引起的航煤银片腐蚀常会在装置非计划停工、油品未退的时候发生。本次开航煤加氢时反应系统及低分、原料罐均未彻底处理干净，可能有污物、细菌滋生。

3.2.2 采取对策

根据以上原因，除采取降压、提气提氢气量外，又采取：①停注除盐水，避免其带有微量氧导致的H2S氧化生成S；分析结果表明对航煤银片腐蚀没改善，恢复注水。但有条件还是采用除氧水较好；②加强原料脱水及容器水相切水；③加强化验分析的过程控制；④加大对系统的置换；⑤对常压B剂改装脱硫剂。

1周后，馏出口银片腐蚀1级，经常压脱硫剂后进大罐为0级合格，一直控制较好。

从以上可得出：①在装置检修后或非计划停工开工时，可以适当加大处理量，并且将产品外甩，加快对系统中积存元素硫、细菌等污染物的置换速度。②增上脱硫剂有利于吸收加氢处理后产留的微量H2S及S，保证航煤银片腐蚀为0级，但要注意脱硫剂为氧化锌，易吸水失效，所以特别注意其忌水的特性。

3.3 颜色衰减

引起航煤颜色问题的本质原因是硫、氮、芳烃及胶质等极性物质存在所导致。含氮化合物特别是碱性氮化物是引起航煤颜色及其安定性问题的最直接原因；碱性氮和酚氧协同作用，能快速引起颜色安定性的下降；在低压条件下，过高的反应温度会导致芳烃部分饱和，油品颜色安定性变差；系统杂质（胶质、脏）的影响。

加氢航煤馏出口酸度0，氮质量分数在3×10-6左右，航煤颜色在28左右，大罐中取样观察颜色有一定衰减。

4 流程完善及效果

4.1 流程完善

针对航煤生产过程中，采用单塔流程时闪点受上游条件制约，及低压加氢航煤颜色有一定的衰减，于是对流程进行了完善，操作上进行优化。

（1）10月份对航煤装置分馏塔系统包括机泵、重沸炉、冷换设备等进行了检修，20日停工，24日双塔流程开工。双塔流程提高分馏温度。调整手段多灵活，同时停止了汽提塔降压操作时含硫气体至低压的排放。当航煤原料组分轻，闪点低时，可通过提分馏系统温度多拔轻石脑油来提高精制航煤闪点，抗航煤原料闪点波动冲击能力大，保证了航煤成品的闪点稳定；

（2）航煤加氢装置提压操作，将汽油加氢生产流程中的反应器打冷氢系统彻底停用，抽出冷氢管，加上盲法兰，使反应系统具备了进一步提压操作的条件，压力由2.3 MPa提至3.3 MPa，提高其加氢脱氮等性能；

（3）稳定上游加工原料油，摸索加工原料油品种对航煤质量的影响规律。

4.2 完善效果

从10月下旬改双塔流程并提压操作后，精制航煤颜色稳定在30，清透亮，经过几个月的生产，2009年12月份开始加氢航煤银片腐蚀也由馏出口的1级变为0级，更说明了系统脏经长时间置换有利于银片腐蚀合格。航煤加氢装置主要参数和质量见表1、表2。

5 结束语

（1）航煤加氢工艺较常规精制工艺减少碱渣和白土排放污染，原料适应性强，是发展的必然方向。

表1 航煤加氢装置主要参数Table 1 Mainparameters of aviationkerosene hydrogenation unit

（2）汽油加氢改航煤加氢单塔流程简单，能够生产出合格的民用航煤；采用完善后的双塔流程并提压操作，对原料的适应性更强，操作调整更加灵活，具备生产军用航煤的条件，并已于2010年1月通过军航生产验收。

表2 产品质量Table 2 Productquality situation

（3）汽油加氢改航煤加氢成功，解决了长期困扰洛阳分公司的航煤质量问题。

[1]李大东.加氢处理工艺与工程[M].北京：中石化出版社，2005.

[2]方向晨.加氢精制[M].北京：中石化出版社，2010.

[3]赵德强，石逢栋，缪伟，等.加氢精制航煤变色问题分析与改进[J].石化技术与应用，2006（1）：29-32.

[4]张洪钧.改善3号喷气燃料质量的措施[J].炼油设计，1998（3）：19-22.

[5]赵德强.兰州石化公司加氢精制航煤变色和银片腐蚀不合格问题研究[D].兰州：兰州大学，2007.

Quality Control and Analysis of Aviation Kerosene Hydrogenation With the Reformed Gasoline Hydrogenation Unit

PEIJi-hong，CAOHong-wu
（SINOPECLuoyang Company，HenanLuoyang 471012，China）

Aviation kerosene quality problems after hydrogenation with the reformed gasoline hydrogenation unit was introduced，such as low flash point，corrosion and color change.Some measures including stabilizing raw materials’flash point，using high pure hydrogen in gas stripping，raising operation pressure and so on were put forward to solve above problems，andrequirementof producing aviationkerosene was met.

Gasoline hydrogenation；Aviationkerosene hydrogenation；Productquality；Solutionmeasure

TE624.4

A

1671-0460（2010）04-0397-04

2010-06-04

裴季红（1968-），女，河南洛阳人，工程师，1992年毕业于北京服装学院化学化工系有机化工专业，现在从事工艺技术管理工作。电话：0379-66991928，E-mail：lpcpjh@163.com。