加氫裂化裝置生產5號工業白油的探索

張 飛，呼曉昌，李 斌

(1.中國石化天津分公司，天津 300271；2.中海油節能減排監測中心)

近年來，原油重質化、劣質化趨勢日益加重，加氫裂化技術成為現代煉油化工企業“油-化-纖”結合的中心[1-3]，扮演著越來越重要的角色。天津分公司根據市場行情，為進一步降低柴油產量，同時拓寬高附加值產品范圍，通過調整加氫裂化裝置反應部分和分餾系統的工藝參數，在2號加氫裂化裝置進行了試生產工業白油的工業試驗。由于天津分公司沒有生產工業白油的先例，因此本次2號加氫裂化裝置試生產工業白油為天津分公司原油的二次加工方案及拓寬產品結構開辟了新的思路。

1 裝置流程

加氫裂化裝置反應部分為常規高壓加氫裂化反應流程，采用爐前混氫流程。原料油與氫氣的混合物(混氫油)與反應產物換熱后進入反應進料加熱爐，加熱至反應需要的溫度后進入加氫精制反應器，進行加氫脫硫、脫氮、芳烴飽和等反應。用冷氫將精制反應產物調整至所需要的裂化溫度后，進入加氫裂化反應器，進行加氫裂化反應。精制反應器中裝填中國石化大連(撫順)石油化工研究院開發的FF-66精制催化劑，裂化反應器中級配裝填FC-52FC-32FC-80裂化催化劑。

加氫裂化裝置分餾系統的原則流程如圖1所示。自反應部分來的生成油(包括冷低壓分離器油和熱低壓分離器油)進入脫丁烷塔，脫丁烷塔塔底油經與反應生成油換熱后進入分餾塔進料加熱爐，加熱至分餾塔所需要的溫度進入主分餾塔，并在主分餾塔塔底吹入過熱蒸汽。主分餾塔設有兩個中段回流，分別簡稱一中回流和二中回流。一中回流和二中回流分別與噴氣燃料側線及柴油側線在同一層塔盤抽出，回收熱量后返回主分餾塔。

主分餾塔塔頂氣相經換熱冷卻后進入分餾塔回流罐，一部分液體回流至主分餾塔塔頂，一部分液體經過換熱后送至石腦油分餾塔，將輕、重石腦油分離后送出裝置。主分餾塔設兩個側線抽出，分別為噴氣燃料和柴油；噴氣燃料側線汽提塔塔底熱源為主分餾塔二中回流；柴油側線汽提塔塔底熱源為過熱蒸汽。從主分餾塔底抽出加氫裂化尾油依次作為石腦油穩定塔底重沸器、石腦油分餾塔底重沸器熱源。

圖1 2號加氫裂化裝置分餾系統原則流程C-201—脫丁烷塔；P-203—主分餾塔進料泵；P-202—脫丁烷塔塔底循環泵；F-201—脫丁烷塔塔底重沸爐；C-202—主分餾塔；F-202—主分餾塔進料加熱爐；P-209—主分餾塔一中回流泵；P-215—主分餾塔二中回流泵；D-202—主分餾塔塔頂回流罐；A-202—主分餾塔塔頂空氣冷卻器；P-205—主分餾塔塔頂回流泵；C-205—石腦油分餾塔；A-203—石腦油分餾塔塔頂空氣冷卻器；P-210—輕石腦油泵；P-211—重石腦油泵；C-203—噴氣燃料汽提塔；P-206—噴氣燃料泵；C-204—柴油汽提塔；P-207—柴油泵；P-208—主分餾塔塔底泵(尾油泵)

2 柴油產品與白油指標對比

表1 2號加氫裂化裝置原柴油產品性質與5號工業白油指標(Ⅰ)的對比

油品的閃點與其蒸發性有關，與油品的10%餾出溫度關聯密切[4]，為了保證側線產品的閃點合格，應該通過汽提把低沸點物質去除[5]，即提高柴油的初餾點可提高其閃點。柴油的黏度與其化學組成有關，對于同一系列的烴類，除個別情況外，平均相對分子質量越大，其黏度也越大[6]，因此可以通過提高柴油產品的終餾點來提高柴油餾分的平均相對分子質量，從而提高黏度。或者，可將柴油餾分的輕端適當切除，亦可提高其平均相對分子質量，從而在提高閃點的同時也可提高黏度[7]。柴油的芳烴含量隨著加氫裂化轉化率的增加而減小[6]，與反應氫分壓和精制反應深度的關系尤為密切。反應氫分壓高，精制反應深度大，均對降低柴油產品的芳烴含量有利。

加氫裂化柴油產品的硫含量很低，通常質量分數應低于10 μgg[8]，但該裝置所產柴油產品硫含量卻較高，質量分數為18.8 μgg，原因是換熱器異常導致柴油產品被污染。此外，由于柴油汽提塔采用1.0 MPa蒸汽汽提，故柴油產品中的水含量較高(質量分數為492 μgg)，并導致產品外觀渾濁。

通過上述分析可知，要用2號加氫裂化裝置的柴油餾分生產滿足標準NBSHT 0006—2017中5號工業白油(Ⅰ)指標要求的白油產品，需要對裝置的反應部分及分餾系統進行工藝參數的優化調整，并應在檢修期間增加柴油餾分脫水設施。

3 試生產白油工業試驗

3.1 原料性質

試生產白油前，天津分公司在2020年2月的整體原油加工量只有780 kt，裝置負荷率很低，原油油種為巴士拉輕質原油+烏拉爾原油(質量比為3∶1)。相應地，2號加氫裂化裝置加工量為155 th，負荷率僅為70%，其中摻煉有6 th的催化裂化柴油(簡稱催化柴油)和5 th的3號常減壓蒸餾裝置的減一線油(簡稱3號減一線油)。

第一次試生產白油期間，公司加工原油的油種不變，2號加氫裂化裝置的加工量提高至180 th，裝置不摻煉催化柴油，而僅摻煉5 th的3號減一線油。第二次試生產白油期間，公司加工原油的油種改為巴士拉輕質原油+俄羅斯管混CPC原油(質量比3∶1)，2號加氫裂化裝置的加工量提至165 th，裝置不摻煉催化柴油，而僅摻煉5 th的3號減一線油。由此可見，兩次試生產白油期間，裝置負荷相差較大，可分別在高空速和低空速的工況下，驗證裝置是否可生產出滿足白油指標中芳烴含量要求的柴油產品。表2為裝置試生產白油前及兩次試生產白油期間的原料性質。

表2 試生產白油前及兩次試生產白油期間的原料性質對比

3.2 生產調整措施

3.2.1 降低柴油餾分芳烴含量的措施降低柴油餾分芳烴含量的措施有：①提高加氫精制反應深度；②提高加氫裂化反應轉化率。

工業白油(Ⅰ)指標中要求芳烴質量分數不大于5%，而2號加氫裂化裝置所產柴油的實際芳烴質量分數為9.8%，因此需通過提高加氫精制反應深度來降低柴油的芳烴含量。具體做法是，通過對反應加熱爐升溫、提高加氫精制反應器入口溫度來提高加氫精制反應深度。雖然加氫反應是放熱反應，從熱力學平衡來說，提高溫度對加氫反應化學平衡不利，但是在工業裝置的操作條件下，對于大多數含硫化合物和芳烴而言，決定反應深度高低的因素是反應速率而不是化學平衡[6]。在對加氫精制反應器進行升溫的同時，對加氫裂化反應器的各床層溫度進行緩慢提升，提高裂化轉化率，同時分步提升冷高壓分離器壓力。

3.2.2 提高柴油餾分黏度及閃點的措施提高柴油餾分黏度和閃點的措施有：①提高主分餾塔塔底溫度，即通過提高脫丁烷塔塔底重沸爐及主分餾塔進料加熱爐爐膛溫度使主分餾塔塔底溫度緩慢提升，主分餾塔塔底溫度由289 ℃最高提升至295 ℃，后穩定在294 ℃。②提高柴油抽出溫度，提高柴油外送量，具體做法是加大主分餾塔柴油側線抽出量，使柴油外送量增大至31.7 th左右，柴油抽出溫度提高至275 ℃；同時相應調整噴氣燃料側線抽出溫度，增大柴油汽提塔蒸汽量，使之由0.16 th 增大至0.40 th，提高柴油的初餾點及終餾點；調整過程中，同步對一中回流及塔頂系統進行調整，保證在生產白油期間裝置噴氣燃料產品質量持續合格。

3.3 工藝參數

裝置試生產白油前后的相關工藝參數對比如表3所示。

由表3可以看出：在裝置兩次試生產白油期間，精制反應器平均溫度、溫升均較試生產前提高約10 ℃；第一次試生產期間，裝置負荷相對較大，裂化反應器平均溫度較試生產前提高約7 ℃，第二次試生產期間，由于裝置低負荷運行，因此裂化反應溫度較試生產前提高約2 ℃；主分餾塔塔底溫度由280 ℃提至292 ℃和294 ℃，柴油抽出溫度由260 ℃提高至276 ℃和274 ℃，汽提蒸汽量由0.16 th增大至0.40 th和0.32 th，柴油外送量由28 th增加至36 th和32 th。

表3 試生產白油前后操作參數對比

3.4 柴油性質

經過上述調整措施，裝置得到的柴油餾分的性質如表4所示。由表4可以看出：試生產期間柴油餾分中的芳烴質量分數降低至2.95%和2.59%，滿足5號工業白油(Ⅰ)指標要求；餾程穩定在240～340 ℃；柴油黏度(40 ℃)增大至4.299 mm2s和4.415 mm2s，滿足5號工業白油(Ⅰ)指標要求；

表4 試生產白油期間分析數據

需要說明的是，兩次試生產期間，柴油餾分的硫質量分數均為40 μgg左右，未能滿足工業白油(Ⅰ)指標要求。經咨詢相關研究單位，對裝置的柴油及尾油進行了硫含量分析，確定柴油餾分中硫含量不合格是高壓換熱器存在輕微內漏所致，后經采樣分析熱低壓分離器油、脫丁烷塔塔底油、分餾塔塔底油(即尾油未經換熱前樣品)，經對比，進一步確定原料油與反應產物換熱器存在內漏。此外，由于柴油汽提塔采用1.0 MPa蒸汽汽提，因此使得柴油含水量較高且外觀渾濁。以上問題將在天津分公司2020年裝置大檢修期間通過對高壓換熱器進行檢修，以及在柴油出裝置流程增上脫水措施進行解決，因此2號加氫裂化裝置通過調整操作條件，利用柴油側線，可生產滿足行業標準的5號工業白油。

3.5 產品分布

試生產白油前后裝置的產品分布如表5所示。由表5可以看出，裝置試生產白油時，由于需要提高柴油餾分的終餾點，分餾塔塔底重組分上行，使得噴氣燃料及柴油(白油)的收率增加較明顯，尾油收率則有所降低。由于2號加氫裂化裝置利用柴油汽提塔產出白油，在裝置生產白油期間，柴油餾分按照白油產品出廠，而并非按照普通柴油出廠，因此裝置在壓減柴油產量及提高高附加值產品產量方面起到雙贏的作用。

表5 試生產白油前后裝置的產品分布對比 w，%

3.6 其他產品性質

試生產白油前后，除柴油以外的產品性質如表6所示。由表6可以看出，裝置試生產白油后，其他產品性質未受影響，并且由于提高了反應苛刻度，使得噴氣燃料煙點有所提高，尾油BMCI有所降低，對產品質量有利。

表6 試生產白油前后除柴油外的產品性質對比

4 結 論

(2)目前除硫含量及水含量仍未滿足5號工業白油(Ⅰ)指標要求外，柴油餾分的其余性質均已達到行業標準NBSHT 0006—2017中5號工業白油(Ⅰ)指標要求。此問題將在天津分公司2020年裝置大檢修期間通過對高壓換熱器進行檢修，以及在柴油出裝置流程增上脫水措施進行解決。

(3)2號加氫裂化裝置利用柴油側線生產5號工業白油，將為天津公司減產柴油、生產高附加值白油產品、拓寬產品結構提供有力支持。