武 宝 平

(中国石油四川石化有限责任公司，成都 611930)

近年来，我国成品油市场需求逐步分化，其中车用柴油市场需求进入负增长，车用汽油市场需求增速减缓，而与此同时受民航运输业发展的影响，喷气燃料市场需求快速增长[1]。其中，国内喷气燃料表观消费量由2009年的14.55 Mt上升到2019年的36.84 Mt，近10年的年平均增长率大于9%，特别是西南地区，早在2011年，西南地区的喷气燃料需求已达2.56 Mta，市场需求旺盛[1]。

为应对上述市场需求的变化，国内炼油厂采取多种方式压减柴油和增产喷气燃料，包括加氢裂化装置掺炼煤油加氢精制原料[2]，加氢裂化装置掺炼加氢精制柴油[3]，柴油加氢装置侧线抽出170～210 ℃馏分生产溶剂油、调合石脑油或汽油[4]，以及通过改进加氢裂化技术及匹配催化剂来提高喷气燃料收率和压减柴油等[5-6]。

中国石油四川石化有限责任公司(简称四川石化)现有一套3.0 Mta柴油加氢装置和一套2.7 Mta蜡油加氢裂化装置。其中，柴油加氢装置已改造为柴油加氢改质装置(以下统一称为柴油加氢改质装置)，加工常一线油和常二线油的混合油生产精制柴油；加氢裂化装置加工蜡油和催化裂化柴油生产重石脑油、喷气燃料、柴油和尾油。2018年蜡油加氢裂化装置采用中国石化石油化工科学研究院(简称石科院)开发的多产重石脑油和喷气燃料加氢裂化技术及配套的加氢精制催化剂RN-410、加氢裂化催化剂RHC-210和RHC-220，以在压减柴油的同时多产重石脑油和喷气燃料并兼顾改善尾油质量[7]。由于四川石化无喷气燃料加氢精制装置，且常一线油无法由加氢裂化装置直接掺炼加工，为在现有装置加工流程下充分利用常一线原料，实现全厂进一步压减柴油和多产喷气燃料的目的，开展了柴油加氢改质装置和蜡油加氢裂化装置的联合优化。以下主要介绍此两套加氢装置联合优化的实践情况。

1 柴油加氢改质装置现状及优化可行性分析

柴油加氢改质装置的原料和产品柴油性质数据列于表1。由表1可知，产品柴油闪点(闭口)为65 ℃，运动黏度(20 ℃)为3.010 mm2s，分别仅比产品柴油出厂指标高3 ℃和0.01 mm2s，即两项性质指标均“卡边”，在装置操作波动情况下，存在较大的柴油产品质量不合格的风险。这是由于柴油加氢改质装置分馏精度不足，现有操作工况下产品柴油通常会夹带部分轻组分。

表1 柴油加氢改质装置原料和产品柴油性质

由于全厂蜡油原料不足，蜡油加氢裂化装置加工负荷有裕量。但是，根据文献[3]报道，蜡油加氢裂化装置直接掺炼柴油加氢改质装置的原料或产品虽然能在一定程度上压减柴油，但并不能直接改善加氢改质柴油产品的闪点和黏度；另外，通过常减压蒸馏装置和全厂流程改造，直接将常一线油或部分常二线油在加氢裂化装置掺炼加工，虽可达到增产喷气燃料的预期目标，但由常减压蒸馏装置改造直接提高柴油加氢改质装置进料的初馏点，并不能有效解决柴油加氢改质装置因分馏精度不足带来的柴油产品闪点和黏度性质“卡边”的问题。

通常地，由常一线油加氢生产喷气燃料的主要方式为由喷气燃料加氢精制装置直接加工或由加氢裂化装置掺炼加工。由于四川石化现有加工流程中无喷气燃料加氢精制装置，且常一线油无法由加氢裂化装置直接掺炼加工，考虑到柴油加氢改质装置和加氢裂化装置距离较近，且两套装置部分流程互通，因此在不增加改造费用的情况下考虑利用两套装置开展联合优化。

此外，考虑到在柴油加氢改质装置设计条件下，反应单元操作调整空间较小，因而主要对分馏单元调整手段进行分析。图1为柴油加氢改质装置的流程示意。由图1可知，现有流程下，由主分馏塔采出的中段馏分油侧线不单独外送出装置，而是与装置进料换热降温后与主分馏塔塔底采出油一并送至柴油罐区进行调合。

图1 柴油加氢改质装置工艺流程示意

装置中段馏分油的性质如表2所示。由表2可知：中段馏分油的运动黏度(20 ℃)为1.559 mm2s，闪点(闭口)为41.0 ℃，其黏度小、闪点低是影响全馏分产品柴油闪点和黏度性质“卡边”的重要因素；此外装置中段馏分油芳烃质量分数为14.4%，十六烷指数为42.1，为性质较差的柴油组分；且在原料低转化深度下，间歇存在产品博士试验不通过的问题，其性质指标不能直接满足喷气燃料指标要求。

表2 柴油加氢改质装置中段馏分油的性质

结合上述分析，在不影响柴油加氢改质装置热量平衡的条件下，可由装置主分馏塔侧线抽出一定比例的中段馏分油作为蜡油加氢裂化装置的混配原料进一步加工。

2 柴油加氢改质装置和加氢裂化装置的联合优化

2.1 柴油加氢改质装置抽出中段馏分油的分析

柴油加氢改质装置抽出中段馏分油去蜡油加氢裂化装置加工前后柴油产品的性质列于表3。由表3可知：装置抽出20 th的中段馏分油后，柴油的收率由82.13%降低至75.35%，降低6.78百分点；在产品性质上，产品柴油密度(20 ℃)由812.4 kgm3增大至816.5 kgm3，闪点(闭口)由65.0 ℃升至77.5 ℃，运动黏度(20 ℃)由3.010 mm2s增大至3.540 mm2s，十六烷指数由53.1升高至54.7。以上结果表明，优化后柴油收率降低，实现了压减柴油的预期目标，而且柴油的闪点和黏度均得到有效改善，不仅解决了产品性质“卡边”的问题，还实现了产品质量的提升。

表3 联合优化前后柴油加氢改质装置产品柴油的性质对比

2.2 蜡油加氢裂化装置掺炼柴油加氢改质装置中段馏分油的分析

蜡油加氢裂化装置掺炼柴油加氢改质装置中段馏分油前后混合原料(滤后)的性质数据见表4。由表4可以看出，蜡油加氢裂化装置掺炼20 th柴油加氢改质装置中段馏分油(质量分数为7.41%)后，混合原料密度(20 ℃)由886.0 kgm3降低至883.6 kgm3，硫含量、氮含量、BMCI和馏程均有所降低。

表4 蜡油加氢裂化装置掺炼柴油加氢改质装置中段馏分油前后的原料油性质

掺炼前后装置的主要工艺条件参数列于表5。掺炼期间通过降低蜡油处理量的方式控制装置处理量一致。由表5可知，在精制反应器入口压力不变的情况下，精制反应平均温度降低1.7 ℃，裂化反应平均温度降低3.2 ℃，精制反应总温升降低1.1 ℃，裂化反应总温升降低1.5 ℃，新氢流量降低652 m3h。这是由于蜡油加氢装置掺炼中段馏分油后，混合原料性质得到改善，相应使得反应苛刻度降低，精制和裂化反应温度及总温升相应降低。需要说明的是，由于掺炼前后装置控制石脑油收率基本相近，裂化反应转化深度相近，因此新氢流量降低幅度较小。

表5 掺炼期间装置主要工艺条件

掺炼前后装置的产品分布和产品性质列于表6。由表6可知：掺炼后，在石脑油收率相近条件下，产品喷气燃料收率为41.20%，较掺炼前增加5.08百分点；掺炼前后喷气燃料烟点无明显变化，均为26.5 mm，且博士试验通过。说明柴油加氢改质装置中段馏分油经加氢裂化装置处理后烟点得到提升，抗腐蚀性能得到改善。这与高压加氢裂化反应条件下中段馏分油的加氢深度提高直接相关。此外，产品尾油收率为25.16%，较掺炼前降低4.31百分点，尾油BMCI下降0.12。

表6 2.7 Mta加氢裂化装置掺炼柴油加氢改质装置中段馏分油前后产品分布和产品性质

表6 2.7 Mta加氢裂化装置掺炼柴油加氢改质装置中段馏分油前后产品分布和产品性质

项 目掺炼前掺炼后产品分布(w),% 液化气+干气+酸性气3.262.98 轻石脑油9.799.04 重石脑油21.3621.62 喷气燃料36.1241.20 尾油29.4725.16 合计100100产品性质 喷气燃料烟点∕mm26.526.5 喷气燃料博士试验通过通过 尾油BMCI8.698.57

由以上分析可知，在相近转化率下，蜡油加氢裂化装置掺炼柴油加氢改质装置中段馏分油可显著提高喷气燃料产品的收率，且对喷气燃料性质影响不大。

2.3 联合优化结果分析

柴油加氢改质装置和蜡油加氢裂化装置联合优化前后的处理量以及原料油、氢气及各产品的价格列于表7。根据表7的数据核算得到：优化前在柴油加氢改质装置和蜡油加氢裂化装置进料量分别为254 th和270 th时，两套装置对应的总收益为160 662.1 元h；优化后柴油加氢改质装置和蜡油加氢裂化装置进料量同样分别为254 th和270 th(其中含蜡油原料250 th)，两套装置对应的总收益为163 014.5 元h，联合优化后两套装置总收益可增加2 352元h。

表7 柴油加氢改质装置和蜡油加氢裂化装置联合优化结果

3 结 论

利用加氢裂化装置掺炼柴油加氢改质装置中段馏分油的方式进行两套装置的联合优化，结果表明：优化后，一方面柴油产品的闪点(闭口)由65.0 ℃提高至77.5 ℃，运动黏度(20 ℃)由3.010 mm2s增至3.540 mm2s，十六烷指数由53.1 提高至54.7，在解决柴油闪点和黏度质量指标“卡边”问题的同时改善了产品柴油质量；另一方面，柴油产品收率降低6.78百分点，喷气燃料产品收率提高5.08百分点；优化后在柴油加氢改质装置和蜡油加氢裂化装置进料量分别为254 th和270 th(蜡油原料250 th)的情况下，两套装置总收益可增加2 352元h，达到预期目标。