石化炼油厂直馏航煤生产对策
生产航煤的工艺及装置的操作条件
1、抽余油的工艺及装置的操作条件
加氢精制装置任务是将由炼油厂提供馏程在170～260℃的直馏煤油，先经除氧和预分馏系统除去煤油中的氧气及轻组分，再在加氢催化剂的作用下，进行选择性加氢，脱除直馏煤油中的含硫、含氮、含氧、含卤素化合物中的硫、氮、氧、卤素；通过加氢催化剂分解还原含砷、镍、矾等化合物，使析出的金属沉积在催化剂上面除去，这样起到精制直馏煤油
反应器入口压力≥5.4MPa
体积空速 1.5h-1
氢油体积比300:1
反应器入口温度（初期/末期）280℃/340℃
2、催化剂、处理剂类型等
1998年大修后本装置使用抚顺研究院研制、温州催化剂厂生产的国产加氢催化剂481-3。
实验表明，481-3在高空速下的脱硫、脱氮效果要比UOP的S-12和其它几种同类国产催化剂要好。
生产证明，国产催化剂在高空速下的脱硫、脱氮等加氢催化效果良好。
使用481-3催化剂，既达到扩容改造后加氢处理量提高的目的，又降低了装置改造的成本。
2006年装置大修后，R-101B内使用了FH-40A/B催化剂。
481-3型加氢催化剂的理化指标如下：
FH-40A和FH-40B催化剂的理化指标如下：。
航煤质量影响因素解析及对策
航煤质量影响因素解析及对策【摘要】简要介绍了装置航煤生产的重要意义及简要生产过程、产品现状、主要控制指标，从航煤生产的各个层面包括原料、主要操作条件、航煤收率及设备运行状态分析了影响航煤质量的主要因素，针对主观及客观因素提出了稳定航煤质量的措施。
【关键词】航煤质量原油换热器过滤器1 前言喷气燃料主要用于喷气式发动机，对燃料的质量要求非常严格，要求喷气燃料使用时应具有：适当的蒸发性能、较高的热值和密度，使其具有良好的燃烧性能；清洁、无腐蚀、安定性能好；良好的低温性能；较小的起电性能并具有一定的润滑性能。
大庆石化公司炼油厂二套常减压装置常一线生产的航煤馏分按3号喷气燃料规格设计。
装置采用国内已成熟的13X铜分子筛氧化脱硫醇工艺，将航煤馏分在130±15℃，反应空速为3时-1 （重时空速）下，通入少量空气进行氧化脱硫醇，后设活性炭脱色及过滤器流程来确保航煤各项指标合格。
2 产品现状2001年3号喷气燃料（以下简称航煤）荣获全国用户满意产品，在中华人民共和国50年大庆之时，被国家空军确定为国庆阅兵典礼检阅飞机用油，并确定为国家领导人专机用油，是引进的苏-27、苏-30在国内指定用油，同时也是炼油厂的主要效益点。
为此车间从原料进装置抓起，从每一个控制指标抓起，切实做好全员、全过程、全方位、全天候、多方法的质量控制和管理，航煤质量控制一直处于较高水平，航煤合格率99.5%以上。
3 航煤流程常一线油经常压塔第34层塔盘馏出，进入汽提塔上部，一线油自汽提塔集油箱流经再沸器换-40，用常三线做热源，把一线油加热至200～203℃，靠热虹吸返回汽提塔汽化段，轻组分在汽提塔顶部经挥发线进入常压塔第36层，汽提后的3#航煤在汽提塔底部经泵-9抽出，送至换-5与原油换热，注入适量空气后，进入脱硫醇反应器。
经脱硫醇反应3#航煤自反应器顶部出来，经换-41与伴热水换热，再经空冷-3冷却到40～50℃，进入中间罐容-14中部，剩余空气在容-14顶部排入大气，3#航煤经过泵-30抽出，送至脱色罐（容-8/1.2）及玻璃纤维过滤器，再至陶瓷过滤器过滤后送出装置进后路航煤罐区。
提高石油炼化效率的措施
提高石油炼化效率的措施石油炼化是指将原油经过一系列物理和化学过程，分离和转化成各种石油产品的生产过程。
石油炼化工艺是一个复杂的系统工程，涉及到多种工艺和设备，而提高炼化效率是炼油企业一直努力的方向。
本文将从技术、管理和节能减排等方面探讨提高石油炼化效率的措施。
一、技术方面。
1. 优化炼油工艺。
炼油工艺的优化是提高炼化效率的关键。
通过对炼油工艺的研究和改进，可以提高产品质量，减少能耗，降低生产成本。
比如，采用先进的分馏技术和催化裂化技术，可以提高产品收率和质量，减少废渣产生。
2. 提高设备利用率。
设备是炼油生产的核心，提高设备利用率是提高炼化效率的重要手段。
通过加强设备维护管理，减少设备故障停机时间，提高设备利用率，可以提高生产效率，降低生产成本。
3. 降低能耗。
炼油生产是一个能耗较大的过程，降低能耗是提高炼化效率的关键。
通过采用节能技术和设备更新，可以降低能耗，提高生产效率。
比如，采用先进的换热设备和蒸汽回收技术，可以降低能耗，提高炼化效率。
二、管理方面。
1. 加强生产计划管理。
生产计划管理是提高炼化效率的重要环节。
通过合理制定生产计划，优化生产流程，提高生产效率，降低生产成本。
比如，合理安排生产任务，减少生产停机时间，提高生产效率。
2. 加强设备管理。
设备管理是提高炼化效率的重要环节。
通过加强设备维护管理，减少设备故障停机时间，提高设备利用率，可以提高生产效率，降低生产成本。
3. 加强人员培训。
人员是炼油生产的重要资源，加强人员培训是提高炼化效率的关键。
通过加强人员技能培训，提高员工素质，可以提高生产效率，降低生产成本。
三、节能减排方面。
1. 采用清洁能源。
炼油生产是一个能耗较大的过程，采用清洁能源是降低能耗、减少排放的重要途径。
比如，采用天然气、生物质能等清洁能源替代传统燃料，可以降低能耗，减少排放。
2. 加强废气处理。
炼油生产会产生大量废气，加强废气处理是降低排放的重要手段。
通过采用先进的废气处理技术，减少废气排放，可以降低排放，保护环境。
炼厂优化加工的思路和对策
34炼厂优化加工的思路和对策郑文刚（中国石油化工集团公司炼油事业部，北京100728）收稿日期：2018–06–09。
作者简介：郑文刚，硕士，高级工程师，1998年毕业于浙江大学化学工程专业，长期从事炼油总流程优化、加工过程模拟与优化工作，曾获中国石化突出贡献专家，中国石化科技进步二等奖。
摘 要：优化是炼油提高盈利能力，增强竞争力的有力手段。
本文讨论了当前炼厂在原油采购、石脑油和重油加工、柴汽比、氢气平衡、燃料平衡、蒸汽动力系统等方面面临的主要问题。
在此基础上，提出了原油和氢气降本、石脑油和重油增效、柴汽比结构优化、燃料和蒸汽动力系统全局优化等方面的思路和对策。
关键词：炼厂优化 原油加工 重油加工 柴汽比 氢气优化 燃料和蒸汽动力系统目前，我国炼油行业经过快速发展，面临产能过剩，柴油消费见顶，市场竞争剧烈的局面。
同时，产品质量升级步伐加快、节能环保要求日趋严格，炼厂只有综合运用各种优化手段，挖潜增效，才能提高竞争能力。
1 炼厂生产过程中存在的主要问题目前，不同炼厂在生产过程中存在的问题不同，综合大部分炼厂情况，共性问题如下。
1.1 原油性质波动大，不利于装置稳定、优化运行大部分炼厂缺乏原油调合设施，由于原油品种多，且到厂不均匀，造成原油性质波动大，对长周期稳定和优化运行不利。
1.2 加工高含硫原油存在瓶颈部分炼厂由于设备材质未升级，常减压、催化裂化硫含量设防值低，造成原油选择困难，炼厂不得不采购低硫中间基调和高含硫中间基、环烷基原油，导致原油成本偏高。
部分低硫渣油进延迟焦化或渣油加氢加工，降低了炼厂的效益。
1.3 重油加工不优化由于满足渣油加氢进料要求的原油可选范围有限，在生产实际中，为了保证装置长周期运行，掺渣率往往低于设计值，造成部分渣油进焦化，损失效益。
和渣油加氢配套的重油催化生产运行方案不优化，造成催化剂金属污染失活、水热失活严重，产品分布不理想。
大部分常减压装置都没有达到减压深拔的标准，导致延迟焦化进料残炭约20%，减压渣油TBP 切割点只有540~545℃，重蜡油进延迟焦化生焦，损失效益。
影响航煤质量因素分析及应对措施
影响航煤质量因素分析及应对措施摘要：航煤质量对于航煤生产而言极为重要，文章基于对航煤生产具体过程详细分析，对影响航煤质量主要因素进行了深入剖析，并针对性地提出相关解决对策，以期能够为提升航煤生产质量提供有效参考。
关键词：航煤；质量；原油；换热器；过滤器一、航煤简介航煤是喷气燃料的别称，是喷气式发动机的主要燃料，由于喷气式发动机的作用原理特殊性，对于燃料有着较高的质量要求。
经过多年的实验研究，验证了航煤是较为适用的喷气式发动机燃料，然而，即便如此，在对航煤具体使用过程中必须充分满足这些要求。
首先，航煤应具备适当蒸发性，具备较高的燃烧热值与密度，尤其是燃烧性能必须充分满足喷气式发动机的运行要求。
其次，航煤燃料应不断往清洁能源方向发展，尽可能地降低对环境的污染、破坏，航煤还应具备一定低温性能与较小的起电性能，具备较好的润滑效果。
二、航煤生产主要流程分析一般来说，常一线油经过常压塔第34层塔盘的蒸馏，汽化之后进入至汽提塔上面位置,一线油经过汽提塔集油箱，之后流入再沸器。
常三线作为主要热源，当对一线油进行持续加热至200-203℃，借助热虹吸作用实现汽提塔气化，质量较轻部分会以蒸汽的形式进入常压塔中，经此环节实现对三号航煤的汽提，并经过汽提塔下方位置动力泵的抽取作用而被抽取到-5塔中和原油产生换热反应。
加入适量空气进行脱硫醇反应，在反应器中得打脱硫后的3号航煤,再与热水进行换热反应，逐步进入冷却塔冷凝，将温度控制在40-50℃左右,随后送入中间中间反应罐中，并将多余的空气排放到大气之中。
经冷凝之后的三号航煤在动力泵作用下抽送到悦色罐中，经过玻璃纤维过滤器以及过陶瓷过滤器双重过滤作用后，形成航煤成品储存在航煤罐中。
三、影响航煤质量因素分析（一）原料因素1.原油性质近年来，虽然我国油田开采的数量与规模不断扩大，但是原油的质量却未得到显著提升，甚至变得越来越差,有些原油中硫含量居高不下，导致航煤在反应器进行反应过程中产生大量的疏醇性硫,在反应设计中的含硫值设置在了10-20ppm 之间,然而在现实反应中往往测算结果会在100ppm以上。
航煤产品在生产和储运过程中影响其质量的因素和对策
341 概述航空煤油（以下简称航煤）主要用于民航客机和军用飞机的喷气式发动机，近年来航空发动机对质量要求越来越高，军用航空煤油更加苛刻，航煤具有较高的清净性，对杂质、水分、细菌和表面活性物质有严格的控制，其中固体颗粒物污染含量不大于1.0mg\L。
在长周期的航煤生产和储运过程中，我们有时会发现产品中携带黑色、褐色、白色晶体等细小颗粒或片状的机械杂质，如果控制不当，他们将被携带至成品罐，造成产品污染，对发动机的正常飞行和安全运行造成很多威胁。
本文主要对航空煤油中的水分、机械杂质、纤维等物质的来源和鉴别以及采用的对应措施进行探讨。
2 航空煤油的主要生产过程塔河炼化公司航煤加氢装置的原料主要来源于常压装置的常一线，原料自罐区来通过自动反冲洗过滤器（SR-101）进入原料油缓冲罐（V-101），由进料泵（P-101A/B）增压后与混合氢混合后进入反应流出物/反应进料换热器（E-101A/B/C/D）壳程与反应流出物换热后再进入加热炉（F-101），加热至280℃左右进入加氢反应器（R-101）。
反应流出物经过反应流出物/反应进料换热器（E-101A/B/C/D）管程与混合进料换热后经过空冷器（A-101）冷却至50℃左右后进入气液分离器（V-102）。
为了防止反应流出物在冷却过程中析出铵盐，堵塞管道和设备，反应流出物空冷器（A-101）上游侧及E101B管程出口的管道中注如脱盐水注。
冷却后的反应流出物在气液分离器（V-102）中进行气、油、水三相分离，顶部出来的高分气（循环氢）经循环氢压缩机入口分液罐（V-103）分液后，进入循环氢压缩机（C-101A/B）升压，与来自2#加氢装置新氢压缩机（0215-C-102A/B）出口的新氢混合成为混合氢。
自气液分离器（V-102）下部出来的冷低分油经精致航煤/低分油换热器（E-201A/B/C/D）壳程换热至200℃后进入分馏塔（T-201），塔底精制航煤经精制航煤泵（P-202A/B）增压后，经精致航煤/低分油换热器（E-201A/B/C/D）管程和精制航煤空冷器（A-202）及精制航煤后冷器（E-203）冷却，再经硫化氢吸附罐（V-202A/B）、精致航煤过滤器（FI-201A/B）、精致航煤脱水器（V-203）、注入抗氧化剂后出装置。
航煤质量影响因素及对策分析
航煤质量影响因素及对策分析航煤作为喷气式发射机实际工作过程中最主要部分，航煤是否具有优良燃烧性能至关重要。
目前我国航煤生产过程中均存在部分问题，对我国航煤质量造成一定消极影响。
本文对可影响航煤质量因素如原料、设备等进行分析，并对如何提升航煤质量提出几点建议，以此促进我国航煤生产技术进一步发展。
标签：航煤;原油;换热器;过滤器喷气燃料又被称为航煤，航煤主要用途为喷气式发射机领域，因此，航煤质量尤为重要。
航煤实际使用过程中应具备良好燃烧性能。
但航煤实际生产过程中原料及设备均可对航煤生产质量造成影响。
为提升航煤生产质量，相关操作人员可通过扩大反应器体积、及时清理换热器、定期检修过滤器等方式，在一定程度上保障喷气式发射机使用性能。
1 航煤质量影响因素1.1 原料影响随着油田开采程度不断加深，原油质量劣质化严重，原油含硫量持续增加，致使航煤进入反应装置前硫醇性硫含量提高。
如设计为10-20ppm，实际必高于100ppm。
为实现同等质量条件，则必须以更加严苛的操作条件予以配合，造成反应装置强度深化，加重航煤颜色，增加脱色装置负荷，使航煤颜色与标准航煤颜色具有一定差距。
同时也会降低反应装置、脱色装置内催化剂使用寿命。
此外，原油带水也会对原油质量产生较大影响，原油中所带水分可破坏原油分子筛、活性炭，降低原油强度，泥化航煤。
此种环境下，可使航煤质量难以符合航煤标准，同时减少催化剂使用寿命。
1.2 设备影响装置长期运转后，换热装置易产生结垢现象，使换热装置工作效率下降。
换热器工作效率下降造成冷、热物流换热完成后温度无法达到标准设计要求，对航煤反应温度造成一定影响，从而影响航煤颜色。
此外，因常压塔顶缓蚀剂执行注入操作时剂量不稳，造成装置所生产航煤中出现絮状物、黑色杂质，影响航煤使用质量。
此类现象所产生的根本原因为，常压塔顶缓蚀剂中酸性腐蚀物质、碱性缓蚀剂反复和常顶管线进行反应，装置内杂质持续从管线内剥落，并由常顶回流将剥落杂质带入常压塔中，经常一线馏出。
炼油企业如何获得航煤生产资质
炼油企业如何获得航煤生产资质为了加强航煤产品质量管理，指导各炼油企业航煤设计、施工、生产、储运、检验、认证工作，规范航煤生产流程，加强航煤生产管理，依据中国国产航空（舰艇）油料鉴定委员会（以下简称“航鉴委”）的有关规定，特制订本指导手册。
一、管理机构1.机构设置1.1成立航煤领导小组。
生产民用航煤的企业需成立航空油料领导小组，生产军用航煤的企业需成立军用油领导小组。
组长：企业厂长（或负责航煤管理的副厂长），负责领导小组的全面工作。
副组长：驻厂军事代表室总军事代表、民航、航空部驻厂主任、企业的总工程师（或副总工程师）担任，协助组长进行工作。
组员：企业的技术、生产、质量、设备、储运、采购、科研、销售等相关部门的领导及驻厂代表（如民航代表、军航代表）等。
1.2航煤领导小组每半年至少召开一次全体会议（遇特殊情况可随时召开会议），协调、研究航煤问题，并记录会议内容或形成会议纪要。
1.3 航煤领导小组下设秘书组，负责航煤日常具体管理。
1.4秘书组的组成组长：主管军工产品科（处）室领导担任，负责秘书组的领导工作。
副组长：由驻厂军事代表担任，和组长共同做好秘书组工作；组员：由企业质量科（处）、生产科（处）、技术科（处）、运销科（处）、研究所、生产军用油的有关车间、装置及驻厂军事代表及民航代表处人员组成（企业也可根据需要确定其他参加单位）。
2. 航煤领导小组及秘书组职责2.1 领导小组的职责航煤领导小组需贯彻执行上级有关的各项指示和决定；抓好航空燃料的生产、技术、质量、储运、化验、科研等方面的工作；研究处理生产、技术、质量、销售等方面的重大问题。
航煤领导小组每半年至少召开一次全体会议（遇特殊情况可随时召开会议），研究处理领导小组职责范围内的各项工作。
2.2秘书组的职责秘书组需贯彻执行领导小组的决议及军用油各项制度，并监督执行；负责协调处理日常生产、科研、产品质量等方面的有关问题；检查油品计划的执行；组织用户调查；每季度召开一次秘书组会，总结检查工作，解决处理有关问题；对工艺卡片及厂订标准等的制定和修改工作进行审定；负责军用油的各种技术资料的积累工作，并组织整理归档；负责起草季、年度军用油管理工作总结。
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石化炼油厂直馏航煤生产对策
摘要:在项目改造设计和规划中,2014年50万吨/年全镏份2#加氢装置将改造为80万吨/年航煤加氢装置。
在此之前,经过技术论证和市场调研后,发现扬子石化炼油厂50万吨/年全镏份2#加氢装置可以采用现有的生产工艺和技术生产条件,通过简单改造提前生产直馏航煤,并能够取得良好的经济效益。
在2013年10月,2#加氢装置按航煤质量标准组织试生产,并取得成功。
关键词:直馏航煤生产技术生产调整产品质量
炼油厂本身拥有四套加氢装置,通过优化这四套加氢装置原料结构,结合设计条件与实际运行情况,2#加氢装置加工原料由焦化全馏分油改为二常常一线,生产直馏航煤以提高航煤产量,在优化产品结构的同时,又提升了经济效益。
2013年10月23—28日,2#加氢装置试加工常一线油;11月4日开始,正式加工常一线油生产直馏航煤,通过对产品质量不断进行调整(调整期间,产品作为柴油送至柴油罐区),11月18日所有指标分析合格,并以直馏航煤产品送出装置。
1 工艺技术可行性与原料选择
1.1 工艺技术可行性
目前在中国石化共有直馏航煤加氢装置11套。
2#加氢装置工艺设计能力为50万吨/年全馏分加氢、设计操作压力与温度为9.0 MPa
和400 ℃,主要处理原料为焦化装置所产的汽油、柴油和蜡油,目前装置使用的催化剂为FHUDS-6。
为有效保证产品质量,在加工2#常减压装置的常一线物料生产直馏航煤的情况下,装置实际操作压力与温度条件为5.0 MPa和315 ℃。
由此可见,装置实际运行的工艺参数高于目前集团公司11套运行的直馏航煤加氢装置设计条件与装置运行实际工艺参数。
1.2 原料选择
根据目前中国石化11套直馏航煤加氢装置对直馏航煤馏分油原料的筛选以及产品质量的控制要求,组织对两套常减压装置可能作为直馏航煤馏分油的原料进行了分析和比选,既要适应装置的工艺技术,又能确保反应产物馏分油质量满足3#喷气燃料的要求,对一常常一线、常二线,二常常一线、常二线进行对比分析,发现一常和二常的常二线偏重,经过加氢处理后冰点和干点无法满足要求,所以不考虑用常二线油进行加工。
一常常一线冰点比二常常一线高,且闪点比较高。
综合分析,二常常一线油的各项物化性质和航煤主要质量指标较接近,确定以二常常一线馏分油作为生产航煤基础油的原料。
2 有关2#加氢装置生产直馏航煤的基本情况
目前，2#加氢装置试生产直馏航煤的主要工艺流程仍采用目前原加工焦化全馏分油的工艺流程,相应的调整的具体情况如下。
2.1 原料系统调整
2#加氢装置试生产航煤的原料由二常提供,主要馏分是常一线油。
二常常一线馏分油通过原减四线进装置的管线直供至原料缓冲罐,其流量通过FIC-1124进行控制(一般情况下FIC1124全开)（见图1）。
装置收二常常一线馏分油,打开阀二、阀四和FIC-1124,关闭阀一和阀三。
当装置接收一常一线馏分油时,打开阀五、阀七和FIC1106,关闭阀四和阀六。
2.2 氢气系统调整
2#加氢装置试生产航煤基础油时,系统压力降至5.0～5.5 MPa,不用开新氢机,系统补充氢由5300#柴油加氢装置提供。
已将FIC-1116A 和单向阀调向,补充氢由5300#柴油加氢装置小高分排放氢线和原2#加氢装置往5400#排放废氢线经FIC-1116A进入反应系统。
系统压力通过FIC1116A和小高分顶FAM-1116两个压控阀共同控制。
2.3 产品系统调整
直馏航煤出装置流程如下:直馏航煤通过P106送至原HGO管排,打开原HGO循环线上的截止阀(阀二),再打开原LGO循环线上的截止阀(阀四),直馏航煤产品可以通过相通的两条循环线送至LGO管排(打开高分旁管排阀七和阀八)。
在LGO管排上增添一条跨线至原航煤产品管排,打开此跨线上的截止阀(阀六),航煤产品即可送出装置(打开阀
五)。
具体流程见图2。
如果直馏航煤产品不合格,则将其产品作为柴油出装置,打开图中阀二、阀八、阀七、阀四和阀三,其余阀关。
2.4 脱硫脱水系统调整
2#加氢装置试生产出来的直馏航煤需要经过脱水、脱硫才能作为最终的航煤基础油产品出厂。
直馏航煤脱水、脱硫罐沿用原5300#柴油加氢装置两个重石脑油脱硫罐。
脱水、脱硫罐在5300#装置,两个罐串联使用,航煤自P106升压送至5300#,先经过脱水罐脱水,再经过脱硫罐脱硫之后送至产品航煤罐。
2.5 直馏航煤外送流程调整
2#加氢装置试生产的直馏航煤先送到5300#装置脱水脱硫,然后借用芳烃柴油管线送到芳烃厂航煤罐区,过程相关管线加装盲板隔离。
2.6 工艺参数调整
由于2#加氢装置生产航煤后,各工艺指标和原先加工焦化全馏分油有所改变。
表1列出目前生产直馏航煤主要工艺参数,其他工艺参
数沿用原工艺卡片。
由于原料中硫含量较低,系统压力控制在5.0～5.5 MPa即可达到脱硫效果。
R101入口温度根据产品中硫含量进行调整,目前控制在320 ℃。
由于系统压力控制较低,反应耗氢量减少,循环氢量在40000 Nm3/h左右。
由于二常常一线油比较轻,高分入口温度控制在55 ℃,分馏炉出口温度控制在230 ℃～240 ℃。
分馏塔顶温度根据航煤闪点来调整,直馏航煤出装置温度控制在40 ℃～50 ℃。
2.7 直馏航煤质量调整
直馏航煤闪点不合格的原因主要是原料性质发生变化,未能及时对分馏塔顶温进行调整。
下面做具体分析。
2.7.1 直馏航煤带水
直馏航煤中的水主要来源是反应注水没有完全分离,反应生成的水和T102塔底吹气采用的过热蒸汽。
为了解决此问题,从11月12日起,停止反应注水,T102塔底吹气由原先的1.0 MPa过热蒸汽改为氮气,解决了直馏航煤带水问题。
反应生成的少量水经5300#的脱水罐脱水之后可以达到要求。
氮气管线接至分馏炉F102前原蒸汽管线,加热后送至T101、T102作为塔底吹气。
2.7.2 直馏航煤夹带硫化氢
11月12日化验分析发现铜腐试验不合格。
11月12日仅是T102
塔底用氮气,由于T102塔顶压力达到0.15 MPa,为了防止安全阀起跳,氮气用量不能太大,所以硫化氢不能完全出来。
从11月13日起,提高T101进料温度至150 ℃左右,增加T101塔底吹气,大部分硫化氢和轻烃可以从T101顶送出。
目前T101顶压控制在0.5 MPa左右,T102顶压控制在0.1 MPa以内。
采取双塔汽提,可以保证直馏航煤中硫化氢含量降低,铜腐试验合格。
3 生产直馏航煤的质量情况
按照技术变更、生产组织与产品质量的管理要求,对该装置生产直馏航煤的全过程进行了检查、整改、确认及完善工作。
目前该装置运行稳定,生产的直馏航煤外观达到清澈,冰点、烟点、硫醇硫定性、铜腐试验等主要指标达到要求、产品质量满足3#喷气燃料的要求。
4 结论与建议
随着航空技术的发展以及发动机的不断进步,对航煤的产量和质量都提出了更高的要求,对落后技术的改进与改造能够更好的促进航空事业的发展。
炼油厂利用目前2#加氢装置加工二常一线馏分油生产直馏航煤,在现有工艺技术条件下完全可以生产符合3#喷气燃料质量要求的航煤产品,完全符合社会进步和发展的要求。
参考文献
[1] 夏国富,朱玫.喷气燃料临氢脱硫醇RHSS技术的开发[J].石
油炼制与化工,2001(1).
[2] 刘济瀛.中国喷气燃料［M］.北京:中国石化出版社,1991.。