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user: 5. 航煤生产工艺技术比选 5.1. 选择航煤加氢工艺的必要性 格尔木炼油厂油品主要满足青海、西藏两省市场需求，该地区航煤市场同时存在民用和军用要求，其中军用航煤质量要求远高于民用航煤。 格尔木炼油厂原油来源于青海油田自产原油(原油性质见表2)，原油中的煤油馏分氮含量等杂质较高、安定性较差，(煤油馏分性质见表3)，生产的油品外销时曾出现过颜色严重变差的现象，煤油馏分若不进行加氢精制，将无法保证航煤的产品质量，同时对加氢精制深度的要求还高于一般炼厂，因此必须选择航煤加氢工艺。 Table 2 Crude oil properties of Qinghai oilfield in 201 项目 结果 密度，kg∙m −3 (20℃) 850.7 运动粘度，mm 2 /s (40℃) 18.95 凝点，℃ 32 组分分析，% 蜡含量 16.99 沥青质 0.40 胶质 9.41 残炭，% 3.98 盐含量，mgNaCl∙1 −1 4.26 闪点，℃ (闭口) <24 平均分子量 400 元素分析，% 碳 85.36 氢 13.44 硫 0.33 氮 0.22 微量金属，ug/g 钒 0.3 镍 8.5 铁 9.7 铜 0.6 铅 <0.1 钙 3.1 锌 0.4 镁 0.4 钠 15.7 微量非金属，ug/g 氯 26.73 磷 0.6 馏程测定，mL IBP 69℃ 100℃ 2 120℃ 5 150℃ 9 160℃ 11 180℃ 14 200℃ 17 220℃ 20 240℃ 23 260℃ 27 280℃ 31 300℃ 35 特性因数K 12.2 原油属性 石腊基 表2. 2017年青海油田原油性质 Table 3 Properties of kerosene fraction in crude oil of Qinghai oilfiel 项目 130℃~240℃ 165℃~240℃ 收率，m% 15.19 11.73 密度，kg∙m −3 (20℃) 776.4 788.4 API 49.67 46.94 硫含量，mg/L 403 501 硫醇硫含量，ppm 11.15 13.41 氮含量，mg/L 4 7 酸度，mgKOH/100 mL 5.63 6.75 铜片腐蚀，(100℃∙2 h)级 1a 1a 苯胺点，℃ 62.6 65 闪点，℃ (闭口) 33 42.1 烟点，mm 31.0 30.2 冰点，℃ −52.3 −46.9 运动粘度，mm 2 /s (20℃) 1.4 1.72 运动粘度，mm 2 /s (−20℃) 3.1 3.57 净热值，Mj/kg 46.45 46.58 馏程，℃ IBP 131.5 140.4 5% 149.8 178.2 10% 154.2 183.9 15% 157.4 185.5 20% 159.9 187.1 30% 165.6 190.2 40% 171.5 194.0 50% 178.4 198.0 60% 186.5 202.4 70% 195.7 207.2 80% 205.4 212.7 85% 210.6 215.9 90% 215.9 219.5 95% 222.6 224.4 终馏点% 226.6 230.0 终馏体积% 96.70 97.70 回收% 97.70 98.20 剩余% 1.10 1.10 总回收% 98.80 99.30 损失% 1.20 0.70 特性因数K 11.94 11.93 相关指数BMCI 20.1 21.7 表3. 青海油田原油中煤油馏分的性质 5.2. 选择航煤加氢工艺的经济性、环保性 在格尔木炼油厂150万吨/年原油加工能力下，航煤非临氢精制工艺与临氢工艺经济性对比如表4。 Table 4 Comparison table of non-hydrofining and hydrogenation process economy of aviation coa 项目 非临氢精制 临氢精制 投资，万元 3700 3557 能耗，kgoe/t原料油 1.3 5.46 废渣排放量，t/a 150 16.3 表4. 航煤非临氢精制与临氢工艺经济比对表 从表4可以看出，临氢工艺虽能耗略高，但投资较低，并且废渣排放量较低，环保优势较大。目前，非临氢精制工艺产生的废白土的处理费用约为3200元/吨，环保投资较高。而临氢精制工艺产生的废催化剂有专门厂家进行回收，并支付给炼厂相应的回收费用，因此临氢精制工艺在废渣处理方面的环保投资较低。 因此，在目前环保形势严峻的情况下，选用航煤加氢工艺带来的经济性、环保性较高。 5.3. 航煤滴流床加氢与液相加氢工艺技术的选择 [ 6 ] 滴流床加氢工艺需要借用循环氢系统维持较高的氢油体积比，这是因为循环氢在加氢过程中有以下关键作用：维持反应所需的氢分压；控制催化剂床层温升；稀释反应器内H 2 S的浓度，促进深度脱硫反应。但循环氢系统气体压力高、流量大，带来气路系统设备、管道尺寸大。上述原因造成循环氢系统的能耗及投资较高。 图1. 航煤液相加氢工艺流程 液相加氢技术将氢气溶解于原料油中来满足加氢反应所需氢气，取消传统的氢气循环系统，进而可省去循环氢压缩机等用电设备的消耗；液相加氢反应器出口产物为液相，无需冷却、分液即可直接进入产品分馏塔。航煤液相加氢工艺流程如图1。 航煤液相加氢技术较常规滴流床加氢技术在装置投资、节能降耗方面具有较大的优势，工艺对比详见表5。 Table 5 Comparison of jet fuel drip-bed hydrogenation and liquid-phase hydrogenation processe 项目 航煤液相加氢 航煤滴流床加氢 氢油比，Nm 3 /Nm 3 5~10 ≥150 装置能耗，kgoe/t原料油 5.46 8.50 主要设备 无循环氢压缩机 有循环氢压缩机 占地面积，m 2 1233 1733 投资，万元 3557 4714 表5. 航煤滴流床加氢与液相加氢工艺对比 从表5可以看出，航煤液相加氢工艺由于没有循环氢系统，装置能耗、投资较低，占地面积较小，较航煤滴流床加氢工艺更节能。 5.4. 新建航煤加氢装置 通过对比航煤滴流床加氢工艺与液相加氢工艺的差异性，滴流床加氢工艺存在投资相对较大、操作费用较高等缺点，液相加氢工艺取消了循环氢系统、占地面积较少，并且可以与常压装置联合布置，充分利用常压装置热源，减少加热炉，具有能耗低，投资少等特点，因此新建航煤加氢装置时选择航煤液相加氢工艺。 国内航煤液相加氢技术工业应用的有抚研院开发的航煤液相加氢技术以及湖南长岭石化科技公司开发的航煤管式液相加氢技术，这两个技术均已应用于中石化部分炼厂中(见表6)。 Table 6 Comparison table of jet fuel liquid hydrogenation technolog 项目 湖南长岭航煤管式液相加氢技术 抚研院航煤液相加氢工艺技术 一、操作条件 反应器入口压力，MPa (g) 3.0 4.0 主催化剂体积空速，h −1 5.1 3.0 反应器入口温度，℃ 初期260，末期280 初期265，末期295 平均反应温度，℃ 初期261，末期281 初期266，末期296 氢油比，Nm 3 /Nm 3 5~10 化学氢耗，w% 初期0.03，末期0.04 初期0.05，末期0.07 二、航煤产品收率及性质 航煤产品，w% 99.32 初期99.83，末期99.69 硫含量，ug/g 初期156，末期191 初期100，末期10 硫醇硫含量，ug/g 3 5 氮含量，ug/g 初期1.6，末期2.0 5 碱性氮含量，ug/g 1 三、工程费用，万元 3557 4533 四、装置能耗，kgoe/t原料油 5.46 5.5 五、占地面积，m 2 1233.25 1250 表6. 航煤液相加氢技术对比表 从表6两种工艺技术对比情况可以看出抚研院航煤液相加氢工艺需要的反应操作压力高、工艺投资高、能耗高且航煤产品中氮含量高。因此选择湖南长岭石化科技开发公司开发的航煤管式液相加氢技术。 湖南长岭石化科技开发有限公司开发的FITS航煤管式液相加氢技术采用气液微孔分散技术和管式液相加氢技术组合，提高了反应过程中的传质和传热效率，反应空速增加，产品质量和装置运行稳定性进一步提高，是目前较先进的液相加氢工艺。且该工艺已在中石化北海炼化和长岭分公司实现工业应用，并通过航鉴委审批。 同时湖南长岭石化科技开发有限公司2016年10月完成了格尔木炼油厂常一线FITS航煤管式液相加氢技术生产航煤的工业评价试验。其结果表明：格尔木炼油厂常一线 < 245℃馏分适合作为航煤加氢原料，采用石科院的RSS-2催化剂，在反应压力3.0 MPa、反应温度260℃、体积空速6~8 h −1 、体积氢油比10 v/v的条件下，生产的航煤产品总酸值0.008 mgKOH/g，硫醇3 mg/kg，1.6~2.0 mg/kg、碱氮 < 1 mg/kg、烯烃0.6~0.7 wt%、热氧化安定性破点温度超过300℃、静态热安定性4~7 mg/100 ml，航煤产品质量满足航煤质量认证要求。格尔木炼油厂航煤液相加氢工艺流程简图如图2。 图2. 格尔木炼油厂航煤液相加氢装置工艺流程图