基于原油性質變化的航煤加氫裝置節能優化經驗淺析

盧秋旭

（中國石化塔河煉化有限責任公司，新疆庫車 842000）

某煉廠航煤加氫裝置于2014年開工投產，采用洛陽石化工程公司（LPEC）的航煤加氫工程技術，氫氣來自汽、柴油加氫精制裝置增壓機出口，催化劑采用石油化工科學研究院（RIPP）的RHSS配套催化劑RSS-2。以直餾煤油為原料，生產滿足GB 6537－2006標準的3#噴氣燃料，同時產品硫含量不大于50 μg/g，設計規模為30萬 t/a。

1 裝置運行現狀

裝置運行初期原料油的氮含量較高，設計反應器入口壓力4.0 MPa；生產航煤時，反應器入口溫度280℃；生產柴油時，設計反應器入口溫度31℃。運行一年多后，裝置平均煤油收率為95.34%（w），比同類裝置低2～3百分點，平均能耗高達10.27千克標油/噸，比同類裝置高43.44 %，平均純氫耗量高達0.13%（w），是同類裝置平均值的兩倍。

2016年以后，煉廠原油性質改變，密度升高、航煤餾分段硫、氮含量明顯降低。因此，原油性質改變后，相較2014年設計初期，航煤裝置存在較大的運行優化空間。2013年以來煉廠原油密度及硫、氮含量統計見表1。

將裝置的關鍵運行參數與使用RSS-2型催化劑的其他工藝類似裝置生產航煤時進行對比，具體見表2。

由表2可以看出，該煉廠航煤加氫裝置生產航煤時的反應溫度相比其他裝置高20～50℃，反應壓力高1.0～1.5 MPa。因此氣體收率、運行能耗、純氫耗量也高，特別是平均純氫耗量遠遠高于其他使用RSS-2型催化劑的工藝類似裝置。

2 裝置運行優化分析

航煤加氫裝置的主要操作參數為反應壓力、溫度、空速和氫油比。由于航煤為高價值產品，普遍存在較好的利潤空間，因此受裝置排產計劃和設計規模的影響，裝置空速的優化空間不大。另外，目前裝置實際新氫流量只有200～300 m3/h，新氫流量控制閥已調至最小閥位。因此，裝置氫油比的優化空間也不大。綜合上述分析，裝置反應溫度和反應壓力為主要運行優化參數。

表1 2013年以來煉廠原油密度及硫、氮含量統計

表2 關鍵運行參數與相似裝置對比

2.1 反應壓力

反應壓力是影響航煤裝置產品質量的重要參數，最適宜的操作壓力依據原料油性質和催化劑的要求確定。一般認為直餾航煤餾分的精制反應壓力在2.0～3.0 MPa之間較為適宜。操作壓力過高或過低，都不利于產物的脫硫醇。

隨著反應壓力增加，有利于氮化物的脫除，可有效抑制催化劑表面積碳的形成，延長催化劑的使用壽命。反應壓力的選擇不僅考慮加氫精制的需要，更應考慮催化劑的合理使用壽命和氫氣的合理利用，從工廠應用實際出發，結合實際條件而加以綜合考慮。

為此，該煉廠利用大檢修期間加氫精制裝置增壓機停工契機，對航煤加氫裝置進行降壓試驗。出于該裝置還需要同時兼產硫含量小于50 μg/g的清潔柴油調和組分的考慮，設計單位推薦高分氫分壓按照＞4.0 MPa的操作壓力操作。因此，降壓試驗重點針對航煤加氫裝置生產清潔柴油調和組分時，對產品質量進行考察。試驗期間，裝置按原設計進料條件操作，進料量為35 t/h，反應壓力由3.57 MPa降低至全廠氫氣管網壓力1.8～2.2 MPa，反應入口溫度參照降壓前的經驗溫度294℃進行操作，產品柴油相關質量指標變化見表3。

依據表3可以看出，柴油產品質量滿足國Ⅴ清潔柴油調和組分標準。

因此，在當前原油及原油中的航煤餾分段硫、氮含量明顯降低的條件下，航煤加氫裝置生產國Ⅴ清潔柴油調和組分時，可以考慮停運柴油加氫裝置增壓機出口氫氣付航煤加氫裝置流程，同時降低航煤加氫裝置循環機操作壓力，直接利用全廠氫氣管網的氫氣作為航煤加氫裝置的補充氫氣，達到節約電能的目的。

表3 裝置低壓生產柴油試驗產品質量情況

2.2 反應溫度

直餾航煤精制的方法主要有非臨氫法和臨氫法兩種。目前，國內臨氫法航煤精制工藝技術主要有中國石化石科院開發的專門用于直餾航煤臨氫脫硫醇的RHSS技術和中國石化撫順研究院開發的航煤低壓加氫技術兩種，這兩種工藝技術在多套工業裝置中得到應用，均能生產滿足GB 6537－2006標準的3#噴氣燃料。

RHSS技術具有氫耗低、氫油比低、空速高、操作條件緩和等特點，且對環境友好。為此，該煉廠利用裝置大檢修停工契機，對航煤加氫裝置進行降溫試驗。降溫試驗重點針對航煤加氫裝置生產滿足GB 6537－2006標準3#噴氣燃料時，對產品質量進行考察。試驗期間，裝置按原設計進料條件操作，進料量為35 t/h，反應溫度按照表1中的沿江2號煉廠的反應入口溫度256℃，反應壓力按照1.8～2.2 MPa進行操作，3#噴氣燃料產品相關質量指標變化見表4。

依據表4可以看出，產品質量符合GB 6537－2006標準規定的3#噴氣燃料。

因此在當前原油及原油中的航煤餾分段硫、氮含量明顯降低的條件下，航煤加氫裝置生產GB 6537－2006標準的3#噴氣燃料時，不僅可以考慮停運柴油加氫裝置增壓機出口氫氣付航煤加氫裝置流程，降低航煤加氫裝置循環機操作壓力，直接利用全廠氫氣管網的氫氣作為航煤加氫裝置的補充氫氣，還可以降低裝置的反應入口溫度，降低裝置電耗和燃料氣消耗。

表4 裝置低溫生產3#噴氣燃料試驗產品質量情況

2.3 試驗期間能耗及經濟數據分析

8月21日6時，裝置開始試驗，21—23日20時為柴油工況，8月24日2時至26日23時為航煤工況。參照2016年裝置實際工況，柴油工況加工量∶航煤工況加工量為1.6∶1，裝置能耗數據、液體收率、純氫耗量等經濟技術指標如表5，6所示，統計時間為8月24日2時至26日23時。

表5 裝置能耗數據統計

表6 裝置其他經濟技術數據統計

依據優化前后的數據對比可以看出，優化后裝置能耗降低約2.93 kgEO/t，裝置液體收率增加0.39百分點，純氫耗量降低約3.93 t/t。通過合理降低裝置反應溫度和壓力，有助于提升裝置經濟、技術指標。

3 結論

綜上所述，在原油及原油中的航煤餾分段硫、氮含量明顯降低的條件下，裝置存在較大優化節能空間。經過試驗，將裝置的反應壓力由3.57 MPa降低至1.8～2.2 MPa，反應入口溫度由設計值310℃降低至294℃操作，裝置能夠產出合格的國Ⅴ清潔柴油調和組分。保持反應壓力在1.8～2.2MPa，反應入口溫度由設計值280℃降低至256℃進行操作，裝置依舊能夠產出符合GB 6537－2006標準的3#噴氣燃料，優化后裝置能耗降低約2.93 kgEO/t，裝置液體收率增加0.39百分點，純氫耗量降低約3.93 t/t。