异构脱蜡装置运行问题分析及措施

邹立

摘要：某石蜡基润滑油加氢装置实际生产中，加氢预处理反应器及异构脱蜡反应器出口温度偏高，润滑油基础油收率介于53%~62%之间，重润粘度偏低，通过对进料油成分及运行条件的分析，查找收率低的原因并提出解决方案以优化装置操作。

关键词：石蜡基润滑油；异构脱蜡；反应温度；收率

引言：减压蜡油中的蜡含量，氮含量及环烷烃含量均影响催化剂活性及异构脱蜡效果。根本解决措施为更换性质合适的原油或更换高性能催化剂。短期应对措施是降低反应空速，增大减三加工比例及降低VGO4干点来缓解催化剂压力。文章主要围绕异构脱蜡装置运行问题分析及措施方面展开分析，希望能够给相关人士提供重要的参考价值。

1.装置工艺介绍

国内某石蜡基润滑油加氢装置以西江、涠洲混合减压蜡油为原料，采用加氢裂化预处理-异构脱蜡-后精制联合生产技术，减三、减四两种进料切换操作。预处理反应器将低黏度指数分子裂化或升级，提高油的黏温性能；异构脱蜡反应器通过裂化/异构化把蜡除去或改变为油，改善油的低温流动性；后精制反应器将芳烃等活性分子饱和，改善油品的安定性。

2.运行问题分析

装置运行中发现，加氢裂化反应器和异构脱蜡（DW）反应器温度较设计温度偏高，基础油产品倾点、浊点偏高，黏度、收率偏低。根据原料实际处理状况判断由进料难度的提高引起，加氢裂化反应器需要维持在较高温度来控制异构脱蜡进料的氮含量，因此裂化反应过多，从而引起黏指富裕以及基础油总收率偏低。西江：涠洲=1：1减四线含蜡原料油（VGO4）分析结果结合实际运行状况，总结如下：第一，VGO4含量较设计值高，且芳烃及环烷烃含量高。VGO4中脱蜡油的环烷烃和芳烃之总量达85%左右，导致脱蜡油黏指低。蜡的组成以环烷烃为主，包括单环及多环，环烷基异构脱蜡反应所需温度较石蜡基所需温度高，异构脱蜡反应温度达到环烷基异构脱蜡最佳反应温度时，石蜡基已大量裂化。导致提高DW反应温度改善了基础油倾点，而收率大大降低。第二，原料油含氮化合物结构复杂，难以脱除。经分析VGO4有大量碳数大于40的含氮化合物及不饱和度高的含氮化合物，DW进料中残存难处理含氮化合物，其中低碳数低不饱和度的含氮化合物，易导致异构脱蜡催化剂活性降低。其中高碳数高不饱和度的含氮化合物难脱除且易引起后精制催化剂活性降低。2017年8月装置实际运行中，如图1所示，若DW进料中含氮量升高，则DW反应器二床层温升明显下降，重润基础油倾点升高。为使DW进料氮含量降低将一段反应温度提高，导致裂化反应严重，一段反应转化率变高，降低了异构脱蜡进料的黏度及重润基础油的收率。第三，催化剂装填情况。装置催化剂经过氮气恒温干燥、氢气还原、引入低硫柴油等程序后，切换加氢裂化尾油，并逐渐调整反应温度，使得异构脱蜡生成油凝固点小于－35℃，汽油干点178℃，满足指标要求，装置开工正常。第四，装置标定情况。尾油异构脱蜡装置在初期标定期间，装置实际进料符合贵金属催化剂对硫、氮的要求，在冷高分压力3．85MPa，体积空速1．026h－1、反应温度326℃、氢油比498的主要操作条件下，润滑油基础油收率达到79．63%。第五，异构脱蜡催化剂。FIW-1与降凝催化剂FDW-3对比异构降凝工艺是在氢气和催化剂作用下，通过大分子择形异构化，把润滑油中高凝固点组分转化为异构烷烃，保留在润滑油产品中，因而具有较高的目的产品收率。临氢降凝工艺是在催化剂和氢气作用下，润滑油馏分通过择形裂化，将润滑油中正构烷烃高凝点组分，裂解成小分子，以降低凝点。由于降凝过程中损失了高黏度指数理想组分———长侧链烷烃，和异构降凝工艺比较，目的产品收率和黏度指数低。在体积空速提高10%，平均反应温度低8℃的工艺条件下，FIW-1催化剂比FDW-3催化剂活性及选择性有显著地提高。目的产品基础油料不仅收率提高近10%，而且倾点降低了15℃，其中重质润滑油基础油馏分的倾点降低了25℃，显示异构脱蜡催化剂有对较重馏分提高流动性的优势。异构化催化剂与临氢降凝催化剂相比，无论是活性还是选择性均有较大的优越性。

图1.DW进料氮含量，DW反应器（R301）二床层温升及重润倾点变化：

3.应对措施

第一，考虑其它低含蜡低含氮的原油。第二，催化剂撇头，一段反应器更换脱氮功能更强的催化剂，异构脱蜡反应器更换抗氮性能更高及活性更高的新一代异构剂。第三，降低空速。降低处理量减轻催化剂负担。第四，延长减三加工时间。减四线中高难度氮含量高，长时间加工减四线也是引起催化剂失活的原因之一。目前减三减四加工周期比是大约1：3，而原始设计是3：1，并且催化剂氮失活是可逆的，因此延长减三线的加工时间有利于冲洗掉残存在催化剂上的氮，有利于催化剂活性恢复。第五，降低减四干点，减少高难度氮含量，从而降低一段脱氮难度。

4.建议

第一，氢气含水。微量水在反应条件下虽为过热状态，但水含量过高会使铂晶粒聚集、分子筛脱铝，进而影响催化剂的加脱氢性能及异构性能。加氢裂化尾油异构脱蜡装置循环气水含量最低，新氢水含量最高，混合后在650μg/g左右，满足反应器入口小于700μg/g的技术协议指标要求。第二，原料油馏程。标定期间原料初馏点为252℃，10%馏出温度347℃，干点506℃，满足设计原料要求。但据了解，原料中的轻组分和重组分混合后，易发生多次裂解等副反应，不仅会提高反应床层的温度，还会影响目的产品收率。为有效控制副反应发生，降低反应温度，提高加氢生成油的液收和目的产品收率，需要调整加氢裂化蒸馏塔的操作，将异构脱蜡装置进料的初馏点提高到大于350℃。第三，开停工油及原料罐专储。因FIW-1为贵金属催化剂，要求开停工所用喷气燃料或柴油的硫小于10．0μg/g，氮小于1．0μg/g。由于厂区装置开停工用油为共用流程，用户较多、油品较杂，使用时需先对管线进行置换，合格后方能引入该装置。因此需设异构脱蜡装置开停工冲洗油专线，同时原料罐也应改为专线专罐。第四，循环氢温度。装置原设计使用ZSM-5催化剂时为吸热反应，即床层表现为温降[1]。使用FDW-1降凝催化剂并于1993年改生产白油基础料后床层表现为温升，冷高分后循环氢出现冷却不到位的现象，特别是夏天高达60℃，被迫维持低负荷运转。说明在目前工艺条件下，冷却能力明显不足，需重新核算系统热平衡并进行改造。第五，汽提塔。装置原设计生产倾点为－10℃宽馏分柴油，因此后部配备产品汽提塔。自1993年该装置生产白油基础料后，汽提塔顶按石脑油生产。但操作中多次出现汽提塔上部塔盘被吹翻的情况，石脑油干点控制不稳定，同时尾油中柴油组分为低附加值产品，所以需考虑核算改造汽提塔系统，增加煤油或柴油侧线抽出。

结论

文章主要以某石蜡基润滑油加氢装置实际生产为例，对润滑油基础油产品收率、黏度低及倾点不合格问题进行分析，并提出改进措施[2]。

参考文献：

[1]李德松.润滑油加氢装置原料的影响及对策[J].高桥石化，2016，21（5）：13-17

[2]曹文磊，刘英.润滑油加氢装置的原料优化与合理利用[J].润滑油，2017，27：55-60