变压器油,工业白油,抗磨液压油专业厂家—淄博勤润

1 装置简介
某炼化企业建有一套加氢裂化装置，公称规模150万t/a，实际设计进料140万t/a。因企业对加氢尾油无有效加工手段，故加氢裂化装置采用尾油全循环工艺技术[1]。本装置为连续重整装置的配套装置，主要加工海洋原油蒸馏出的蜡油、焦化蜡油和催化柴油，以生产重石脑油为主要目的，同时副产部分液化气、轻石脑油和柴油等产品。自开工运行以来，装置历经两次大检修，运行质态良好。
1.1 主要工艺流程
本装置由反应部分、分馏部分、吸收稳定部分、低分气脱硫部分与公用工程共五部分组成。
反应部分采用炉前混氢方案，热高分流程。设置精制、裂化两个反应器，两反应器串联操作，中间不设置分离系统，塔底油全循环回到原料缓冲罐；分馏部分采用双塔流程，为避免稠环芳烃累积，装置运行过程中，塔底油需间断适量外甩；吸收稳定部分用混合石脑油做吸收剂，回收干气中的液化气，稳定塔、石脑油分馏塔先后分离出液化气、轻石脑油和重石脑油。催化剂的硫化采用湿法硫化与液氨钝化的方式。
1.2 主要技术改造
项目名称：中海油气（泰州）石化有限公司150万t/a加氢裂化装置增产23万t/a航煤改造。
改造内容：保持原有分馏流程不变，产品分馏塔塔体利旧，在第34层塔盘处增加航煤抽出口，第36层塔盘处增加航煤汽提塔气相返回口。柴油汽提塔汽提方式由间接汽提改为蒸汽直接汽提，并在柴油出装置前增设柴油聚结器。
新增航煤汽提塔1台、重沸器1台（塔底油为热源），自产品分馏塔C202第33层抽出来的航煤至航煤汽提塔C203，航煤经汽提后，气相自航煤汽提塔顶返回至产品分馏塔第36层塔盘处。航煤汽提塔底液经航煤汽提塔底泵P-205AB升压后，送至稳定塔进料与航煤换热器换热，经航煤空冷器A206ABC、航煤水冷器E225冷却，注入抗氧剂后送出装置。
2 试生产变压器油基础油
因柴油产品价格持续低迷，本装置柴油产量大，公司效益下滑，经过讨论，决定调整产品生产方案，试生产变压器油基础油。调整前，航煤侧线流程投用，并柴油出装置线。方案调整后，决定航煤单出送柴油产品罐，柴油调整闪点由≥60℃调整至≥135℃，试生产变压器油基础油。接到试生产任务后，本部门组织可行性讨论，决定通过提高柴油抽出温度、提高柴油汽提塔塔底温度、投用柴油汽提塔汽提蒸汽等方式，将柴油闪点逐渐靠近目标值。具体调整过程如下：
2.1 阶段一：提高航煤抽出量，提高柴油闪点
众所周知，油品的闪点是由混合组分中的轻质油品含量的多少决定的，轻油含量越低闪点越高，轻油含量越高闪点越低[2]。因此，装置初期通过提高航煤的抽出量来提高柴油的初馏点，探索此方式调整的极限。具体调整过程如表1所示：
通过以上调整，航煤抽出量由最初的15 t/h大幅提升至40 t/h，柴油的抽出量由80 t/h大幅降至50 t/h，而柴油初馏点由178℃上升至192.2℃，闪点也仅上升13℃左右，效果不理想。
2.2 阶段二：投汽提蒸汽，提高柴油闪点
通过增加航煤抽出量的方式提高柴油闪点已受限制，6月12日，柴油汽提塔汽提蒸汽管线疏水，引至柴油汽提塔前，做投用汽提蒸汽准备，6月13日起开始继续调整柴油闪点，调整过程如下表2所示：
汽提蒸汽投用后，柴油闪点上涨明显，当汽提蒸汽流量提至1.0 t/h后，柴油初馏点由193.8℃上升至270℃，闪点由90℃上升至135℃，柴油闪点逐步接近调整目标，满足闪点≥135℃的控制要求。
2.3 阶段三：异常处理阶段
上述工况稳定后，加氢裂化装置开始试生产变压器油基础油。但自6月23日起，航煤塔底泵P205陆续出现抽空现象。经排查，航煤侧线为新投用技改项目，初期航煤抽出流量小且稳定，随着航煤抽出量的大幅提高，部分铁锈杂质进入航煤汽提塔，机械杂质堵塞航煤泵入口过滤器，造成泵多次抽空。维保人员对P205A/B两台泵进行了多次清理，在确认入口过滤器无硬质杂物后，将过滤器细网拆除，此工作一直持续至6月28日结束。
在此期间，航煤泵维持单泵运行，柴油闪点开始下降，稳定在110℃左右。6月29日起，逐步恢复航煤抽出量至60 t/h，柴油闪点稳步上升。
2.4 阶段四：质量稳定调整阶段
通过提高航煤抽出量和投用柴油汽提塔汽提蒸汽，柴油闪点已逐步靠近目标值（≥135℃），后续不宜再大幅调整。在以上两方面调整的基础上，通过微调航煤柴油的抽出量、调控柴油抽出温度、稳定反应深度和微调汽提蒸汽流量的方式，探索柴油闪点持续稳定≥135℃的规律。
经过摸索，为了进一步提高柴油闪点，柴油抽出量需继续下调，航煤抽出量需进一步提高。航煤抽出量稳定在≥65 t/h，柴油流量稳定在25～30 t/h，汽提蒸汽流量1.0 t/h，柴油闪点可保持稳定[3]。
3 调整过程中出现的问题及对策
本次柴油闪点调整幅度很大，温度、流量变化较大，出现了以往不常见的困难，对工艺操作和设备运行都提出了更高要求。
3.1 柴油抽出温度高
调整前期，随着航煤抽出量不断提高，航煤、柴油抽出温度逐渐上升，6月12日柴油抽出温度高达305℃，柴油汽提塔底温度更是飙升至311℃，已严重超出以往正常运行范围，接近柴油塔底泵P206允许最高运行温度，因此当日起不再提高航煤抽出量。
6月13日，柴油汽提塔汽提蒸汽投用后，虽然侧线抽出温度较高，但汽提塔底温度开始缓慢下降，温度持续稳定在300℃以下，基本满足机泵机封长期运行要求，但仍需加强监控。
柴油抽出温度高，也直接导致柴油95%点超标（指标：95%点≤365℃），一度高达370℃，但通过提高反应深度，可有效降低柴油95%点。
95%点高对策：此问题可通过适当提高反应深度解决。
3.2 航煤泵外送量超出设计值
航煤泵P205额定流量38 t/h，但柴油闪点调整需大幅提高航煤抽出量，航煤抽出量最高已达57 t/h，航煤泵单台运行时振动、抽空现象加剧，难以满足试生产需要。因此，加氢裂化装置于6月20日夜间启双泵运行，两台泵同时运行状态良好，流量稳定可靠，可以满足航煤外送量需求，但是无备用泵，给设备正常运行和产品质量稳定带来较大风险。
试生产期间双泵运行，如泵故障导致航煤外送量不足，将会导致柴油闪点不合格，此时应将柴油改走柴油出装置线。试生产稳定后，考虑新增1台大流量航煤塔底泵。
3.3 柴油带水
试生产前，柴油汽提塔、航煤汽提塔均采用重沸器进行汽提，热源均为塔底油。试生产后，为了保证航煤产品的闪点满足柴油标准，大部分塔底油热量供给航煤重沸器，造成柴油汽提塔汽提效果差。
自投用柴油汽提塔汽提蒸汽以来，柴油透光度下降，排查柴油聚结器未发现问题，对柴油进行水含量分析的结果为痕迹[4]。透光度下降的原因主要是含有微量水，聚结器分离精度低，微量水难以脱除，经罐区沉降脱水后可恢复透明状态。柴油产品外观如图1、图2所示。
3.4分馏塔液位控制困难
加氢裂化装置分馏塔C-202除塔底油外，共有3个侧线抽出，从塔顶至塔底依次是：混合石脑油、航煤、柴油。因为本套加氢裂化装置为塔底油全循环加工方案，且混合石脑油终馏点要求稳定，不能做大幅调整。所以，分馏塔液位正常是通过稳定反应深度，调整柴油抽出量来控制的。
但本次试生产变压器油基础油，从工艺上就要求了航煤和柴油的抽出温度、抽出量、混合石脑油量要相对稳定，而塔底油无法实时调整，导致了分馏塔C-202液位除调整反应深度外，基本上无其他调整手段。
经与生产指挥部沟通，试生产变压器油基础油期间，塔底油可部分外送罐区，通过调整塔底油外送量稳定C-202液位。
4 总结
经过上述调整，柴油闪点可持续稳定≥135℃，满足变压器油基础油试生产方案要求的控制指标。
从试生产期间柴油闪点结果分析，柴油闪点≥135℃时，其初馏点需达到270℃以上。除了保证分馏塔的参数适合、稳定以外，反应深度不宜过大（热低分油与冷低分油比值≥2.6）。因此，装置对生产变压器油基础油期间的关键参数做了固化，形成指导意见：
1）反应进料量调整后，特别是装置负荷降低后，反应深度要及时调整，深度不可过大，热低分油与冷低分油比值≥2.6；
2）一中、二中流量除非生产负荷大幅变动，否则不做调整；
3）塔顶温度根据混合石脑油终馏点控制要求进行调整；
4）航煤抽出温度≥232℃，柴油抽出温度≥305℃，航煤抽出量与柴油抽出量的比值≥2.4。
5）在采取以上调整方案后，如果分馏塔C-202液位高时，航煤、柴油抽出量不做大幅调整，可通过加大塔底油外送量维持液位；分馏塔C-202液位低时，说明反应深度过大，应及时降低二反温度。
此次试生产，证明了加氢裂化装置通过改变思路和精细调整，可以连续稳定生产出符合要求的高附加值产品，为炼油企业效益提升做出更大的贡献，同时也为其他类似装置转型发展提供了借鉴。