原油蒸餾裝置降低直餾柴油收率操作優化

龔傳波，殷榕澧，吳天柱，王學彬，劉 沙

(中國石油獨山子石化分公司煉油一部，新疆 獨山子 833600)

中國石油獨山子石化分公司煉油一部(獨煉)原油蒸餾裝置設計原油加工能力為10.0 Mt/a，屬燃料-化工型裝置。該裝置設計操作彈性為50%～110%，由原油換熱單元、原油電脫鹽單元、初餾單元、常壓蒸餾單元、減壓蒸餾單元、輕烴回收單元和液化氣及干氣脫硫單元組成。該裝置原設計加工100%哈薩克斯坦輕質原油，但伴隨原油結構變化，柴油收率上升至33.5%。

蒸餾裝置作為原油的初加工上游裝置，常壓蒸餾塔(簡稱常壓塔)側線產品含有瓦斯、石腦油、柴油等輕組分，由于蒸餾裝置常壓塔未設計側線煤油產品，其常一線油、常二線油、常三線油混合后進入下游柴油加氫裝置。蒸餾裝置減壓側線有減一線油、減二線油、減三線油和減壓渣油，減一線油主要作為裝置內機泵封油，其余部分與柴油混合后外放出裝置，減二線油作為蠟油Ⅰ產品去下游加氫裂化裝置，減三線油作為蠟油Ⅱ產品去下游蠟油加氫裝置。

目前受國內石油產品消費結構影響，國內柴油產品消費量較低，煉化企業出現成品柴油積壓現象，獨煉原油蒸餾裝置長期處于低負荷運行狀態，下游加氫裂化裝置同樣處于低負荷運行。為了緩解柴油過剩情況，同時優化產品結構，蒸餾裝置從提高石腦油終餾點，拔出柴油輕端組分，優化側線產品流程，將柴油組分通過加氫裂化反應轉化為非柴油組分，降低柴油總體收率，為企業創造更多經濟效益。

1 進裝置混合原油性質情況

該原油蒸餾裝置設計加工哈薩克斯坦庫姆科爾原油，進裝置原油設計密度(20 ℃)為0.817 g/cm3，伴隨進口哈薩克斯坦原油密度(20 ℃)逐步上升至0.865 g/cm3，原油酸值和硫含量相應上升，該原油酸值達到0.6 mgKOH/g，硫質量分數達到1.2%，蒸餾裝置材質設計要求酸值小于0.5 mgKOH/g，硫質量分數低于1%。通過調合哈薩克斯坦原油、克拉瑪依瑪湖原油和南疆牙哈原油等3種原油，確保進蒸餾裝置混合原油硫含量和酸值能滿足設計值，該蒸餾裝置實際加工的混合原油主要性質見表1。

表1 原油蒸餾裝置加工的混合原油主要性質

混合原油中哈薩克斯坦原油比例65%，克拉瑪依瑪湖原油比例32%，南疆牙哈原油比例3%，裝置的側線產品設計及實際收率情況見表2。

表2 原油蒸餾裝置產品收率 %

蒸餾裝置混合柴油產品原設計95%餾出溫度不大于365 ℃，收率為31.00%，伴隨原油密度上升，混合柴油95%餾出溫度提高至370 ℃左右，實際混合柴油收率上升至33.50%，較設計收率高2.50百分點。

2 降低蒸餾裝置柴油收率的措施

2.1 提高石腦油終餾點

蒸餾裝置石腦油主要作為下游裂解裝置原料，為了確保裂解裝置原料性質穩定，同時降低常一線油中輕端組分，通過提高蒸餾裝置常壓塔塔頂溫度，提高石腦油終餾點，減少石腦油和常一線油組分重疊，將常一線油中輕端組分拔入石腦油，從而降低柴油組分收率[1]。通過3種原油不同切割餾分收率情況(見表3)可判斷混合原油60～220 ℃切割溫度范圍內石腦油收率變化情況。

表3 混合原油的石腦油窄餾分收率 w，%

從表3可知，石腦油初餾點按60 ℃核算，原油蒸餾裝置混合石腦油終餾點控制在220 ℃時(60～220 ℃餾分)收率達到25.7%，較石腦油終餾點控制在200 ℃時(相當于60～200 ℃餾分)收率提高3.15百分點，有效地降低了直餾柴油中輕端組分比例。

2.2 優化側線產品流程

根據原油蒸餾裝置常壓塔側線產品的質量分析情況，結合下游二次加工裝置原料性質及物料平衡數據[2]，對裝置常一線油和常三線油外放流程進行優化改造，減少常一線油和常三線油進入直餾柴油的量，實現降低直餾柴油收率的目的。表4為蒸餾裝置常一線油和常三線油的性質。

表4 原油蒸餾裝置常一線油和常三線油的性質

從表4可知，常一線油與煤油組分餾程接近，將常一線油摻入蠟油Ⅰ中，有利于提高下游二次加工裝置煤油組分收率。常三線油介于柴油和蠟油組分之間，將常三線油摻入蠟油，有利于改善下游裝置蠟油原料性質。原油蒸餾裝置常壓塔側線流程改造示意見圖1。

圖1 原油蒸餾裝置常壓塔側線流程改造示意

2.3 常一線油改入蠟油組分

常一線油餾程范圍為200～260 ℃，主要為煤油組分，根據下游加氫裂化裝置增產煤油需求，蒸餾裝置實施常一線油改入蠟油Ⅰ流程，通過加氫裂化裝置后將常一線油轉化為煤油成分，達到降低混合柴油收率的目的。

通過改造將蒸餾裝置常一線油改入蠟油Ⅰ摻煉，摻煉量為15 t/h時，加氫裂化裝置生產負荷為230 t/h，操作正常，產品收率核算情況見表5。

表5 常一線油摻入蠟油后加氫裂化裝置產品收率變化

由表5可以看出，加氫裂化裝置摻煉常一線油后，煤油收率上升8.46百分點，其中常一線油主要轉化為煤油組分，加氫裂化裝置煤油及輕組分收率上升5.96百分點。按照摻煉量為15 t/h、常一線油中91.4%的組分轉化為非柴油組分、裝置典型加工量為833 t/h核算，實施常一線油改入蠟油Ⅰ后直餾柴油收率可降低1.65百分點。

2.4 常三線油改入蠟油組分

按照降低直餾柴油收率的總體目標，蒸餾裝置繼續對現場流程進行改造，將常三線重質柴油組分改入蠟油Ⅰ和蠟油Ⅱ內，通過加氫裂化轉化直餾柴油中的重質組分，降低直餾柴油總收率。

通過改造將原油蒸餾裝置常三線油改入蠟油Ⅰ摻煉，摻煉量為20 t/h，加氫裂化裝置生產負荷為230 t/h，操作正常，產品收率核算情況見表6。

由表6可以看出，加氫裂化裝置摻煉常三線油后，石腦油和煤油收率均有所上升，煤油收率上升2.52百分點，煤油及輕組分收率上升4.07百分點，按照摻煉量為20 t/h、常三線油中65.1%的組分轉化為非柴油組分、裝置典型加工量為833 t/h核算，實施常三線油改入蠟油Ⅰ后直餾柴油收率可降低1.56百分點。

表6 常三線油摻入蠟油后加氫裂化裝置產品收率變化

2.5 減一線油改入蠟油組分

減一線油原設計進入蒸餾裝置混合柴油，為了降低蒸餾裝置直餾柴油收率，通過改造將減一線油改入蠟油Ⅰ，蠟油Ⅰ進入下游加氫裂化裝置后對減一線油進一步深度裂化，將其部分轉化為非柴油組分。加氫裂化裝置摻煉減一線油后，產品收率變化情況見表7。

表7 減一線油摻入蠟油后加氫裂化裝置產品收率變化

從表7可知，加氫裂化裝置摻煉10 t/h減一線油時，煤油及輕組分收率上升0.83百分點。按照摻煉量為10 t/h、減一線油中19%的組分轉化為非柴油組分、裝置典型加工量為833 t/h核算，實施減一線油改入蠟油Ⅰ后，直餾柴油收率降低0.23百分點。

2.6 常壓塔側線投用汽提蒸汽提高分餾精度

原油蒸餾裝置常二線油和常三線油初餾點偏低，存在與石腦油組分重疊現象，通過投用側線常壓汽提塔蒸汽，降低塔內油氣分壓[3]，提高常二線油和常三線油初餾點，將直餾柴油中的輕端組分汽提進入石腦油中。投用汽提蒸汽前后常二線油及常三線油餾程見表8。

表8 投用汽提蒸汽前后常二線油及常三線油餾程

從表8可知，通過常二線油和常三線油初餾點分析，常壓系統存在分離精度差的問題，石腦油組分與常二線油和常三線油輕端組分重疊。提高常二線油和常三線油分離精度，降低其中石腦油組分含量，有利于降低混合柴油收率。通過投用常二線汽提蒸汽(0.5 t/h)和常三線汽提蒸汽(0.3 t/h)，常二線油初餾點由168.3 ℃上升至216.9 ℃，常三線油初餾點由192 ℃上升至261.6 ℃，投用汽提蒸汽后，常二線油和常三線油初餾點上升明顯，柴油輕端組分汽提進入石腦油中[4]。表9為常二線和常三線投用汽提蒸汽前后石腦油收率變化。

從表9可知，通過投用常二線和常三線汽提蒸汽，裝置石腦油收率上升，有效降低了常二線油和常三線油中輕端組分含量，石腦油收率提高0.85百分點，直餾柴油收率降低0.85百分點。

表9 常二線和常三線投用汽提蒸汽前后石腦油收率變化

3 結 論

通過優化原油蒸餾裝置生產流程，降低柴油收率，按照裝置典型加工量833 t/h核算，直餾柴油收率由優化前的33.50%降低至優化后的26.06%，降低7.44百分點，其中：提高石腦油終餾點后柴油收率降低3.15百分點；常一線油改蠟油Ⅰ后直餾柴油收率降低1.65百分點；常三線油改入蠟油Ⅰ后直餾柴油收率降低1.56百分點；減一線油改入蠟油Ⅰ后直餾柴油收率降低0.23百分點；投用常二線和常三線汽提蒸汽后直餾柴油收率降低0.85百分點。同時優化產品分布，為提高整體運行效益做出突出貢獻。