300万吨柴油加氢装置基础设计和开工方案优化研究.doc

300万吨/年柴油加氢装置基础设计和开工方案优化研究孙福林（上海高桥分公司炼油事业部炼油作业五区，上海，200137）摘要 介绍了高桥分公司炼油事业部新建3000kt/a柴油加氢精制装置的装置概况、工艺流程、物料能耗，以及从基础设计出发对装置在设计、施工和开工方面进行了研究，分析了存在的问题，给出解决办法，并对开车及生产运行过程中可能存在的问题进行了对策优化。关键词 柴油加氢精制 基础设计 开工 能耗 优化经过100多年的开采，世界上低硫轻质原油的产量已经越来越少1。目前，世界上含硫原油（含硫量在0.52.0）和高硫原油（含硫量在2以上）的产量已占原油总产量的75以上，其中含硫量在1以上的原油产量已占到原油总产量的55以上，含硫量在2以上的高硫原油的产量也占到30以上。同时，原油中的钒、镍、铁等重金属含量也呈上升趋势。炼厂加工含硫原油和重质原油的比例逐年增加，又由于炼厂对于高含硫原油和重质油品的加工能力不足2，出厂产品（例如柴油）质量已经达不到环保要求，不采用加氢技术已经无法满足市场需要。1 装置建设背景随着原油市场的变化，低硫低酸原油在国际上的采购越来越困难，采购成本较其它进口原油高出很多，根据集团公司原油资源配置总体要求，炼油原油油种变化要适应加工高硫高酸原油需要，适应市场发展以及环保的要求，高桥分公司炼油事业部到2007年以后除了继续加工大庆原油、海洋原油等低硫原油外，将主要加工含硫2.0%左右的含硫含酸进口原油。为此，高桥分公司需要在现有加工流程的基础上，适当对炼油系统的加工流程进行改造，提高部分装置的材质，使其能够适度加工部分价格相对便宜的进口含硫原油，以提高高桥分公司加工进口原油种类的适应性和经济效益。炼油事业部进行原油适应性改造时，现有的1000kt/a汽柴油加氢装置需被改造成1000kt/a蜡油加氢装置，剩余汽柴油加氢的能力只有800kt/a。为了满足高桥分公司未来发展的需要，保证项目建设具有前瞻性，新建一套3000kt/a直馏柴油加氢装置，既能满足生产欧排放标准柴油的要求，也保留了将来生产符合更高环保标准柴油的可能。2 装置概况及特点2.1 装置概况2.1.1 装置设计及承建3000kt/a柴油加氢精制装置由中国石化工程建设公司（SEI）承担设计，中国石化宁波工程有限公司（SNEC）承建，于2006年12月开始打桩，预计2008年1月18日建成中交，初步计划2008年3月投产。这套柴油加氢精制装置与25000Nm3/h制氢装置作为一个联合装置共同建设，联合装置占地约12328m2，其中加氢装置概算投资37594.41万元（含外汇413.38万美元）。2.1.2 装置建设规模公称规模为3000kt/a，年开工8400小时。2.1.3 装置的组成本装置由反应部分、压缩机部分、分馏部分、加热炉部分、循环氢脱硫部分、低分气脱硫部分及公用工程等部分组成。2.1.4 生产方法及流程特点本装置以直馏柴油、焦化汽柴油和催化柴油为原料，在催化剂作用下，经高温、中压、临氢反应，在反应器内进行脱硫、脱氮、烯烃饱和等反应，以改善汽油及柴油的质量。精制后石脑油满足重整预加氢原料的要求，柴油符合欧排放标准。本装置采用抚顺石油化工科学研究院开发的FHDS-6加氢精制催化剂。反应部分采用炉前部分混氢热高分方案；分馏部分采用硫化氢汽提塔分馏塔出柴油以及石脑油的方案；脱硫部分采用MDEA作脱硫剂的方案；催化剂的硫化采用湿法硫化；催化剂再生采用器外再生方案。2.1.5 设备概况本装置(包括膜分离设施)共有设备135台套，设备明细见表2.1。表2.1 设备明细表2.1.6 主要消耗指标，见表2.2。表2.2 主要消耗指标2.1.7 总能耗：585.57MJ/t（原料油），13.99104kcal/t（原料油）2.2. 装置特点 (1)反应部分采用炉前部分混氢方案，很好地解决了反应进料加热炉入口物流的分配问题，同时也保持了炉前混氢所具有的操作方便、流程简化、传热效率高等优点。 (2)分馏部分采用双塔汽提流程，即采用硫化氢汽提流程，产品分馏塔采用重沸炉汽提，避免了用蒸汽汽提时出现的柴油带水的问题。双塔汽提分馏流程既可使汽油腐蚀合格，不需碱洗，又可使分馏部分产生的含硫气体作制氢原料或直接进入气体脱硫装置，经脱硫后并入全厂燃料气管网。(3)原料油、贫胺液及反应注水采用氮气保护，防止其与空气接触。设置原料油自动反冲洗过滤器防止原料油中固体杂质带入反应器床层，堵塞催化剂，过早造成反应器压降增加。(4)采用SEI开发的双壳程换热器和丝堵管箱轧制翅片管空冷器，提高传热系数，改善系统压降，节省能耗和占地面积。(5)采用SEI开发的新型反应器内构件，使流体分配均匀，温度分布均匀。(6)装置排出的含硫污水、低压含硫气体分别送至全厂已有的污水汽提及加氢裂化装置统一处理，不在本装置内处理。同时装置接受来自加氢裂化装置的低分气体到本装置统一脱硫。脱硫后气体作膜分离原料，膜分离的尾气去制氢装置作原料。(7)本装置的最主要工艺特点就是采用了热高分流程。热高分流程能充分地利用热能，降低能耗，它主要是将反应生成物经热高压分离器及热低压分离器分离后，大部分的液相物料不必经过冷却后再换热的过程，而直接由分离器压至分馏部分，这样使热量得到了最有效的利用。2.3 节能措施 (1)反应系统的换热器均利用双壳程高效换热器，一是可以降低反应系统的压降，节省循环氢压缩机的功率。二是大大提高了换热效率，节省换热面积。 (2)装置各部分需冷却的物料及产品尽量选用空气冷却器，以节省用水。 (3)选择节能电气设备，如节能变压器，节能电机，节能光源等。 (4)加热炉设置烟气余热回收系统，回收烟气余热。(5)采用新型保温材料，减少散热损失。(6)设置蒸汽发生器，回收装置富裕热量。(7)原料油经预热后与氢气在换热器前混合，这样可提高换热器的换热效率，减少进料加热炉炉管结焦。3 原料及产品3.1 原料性质根据加工含硫2.0%进口原油总流程安排，本装置加工的原料油主要来自三套催化装置，两套焦化装置和3号常减压装置，分别是催化柴油，焦化汽柴油和直馏柴油。流程安排的原料见表3.1。表3.1 总流程原料3.1.1 原料油性质，见表3.2表3.2 原料油性质项目焦化汽油焦化/催化柴油直馏柴油混合油总流程安排进料量，t/h32.7150.95/64.28178.64348.55设计进料量，t/h29.7460.46/0.00266.95357.14进料比例，wt%8.3316.9374.74100密度 20，g/cm30.7380.85230.84580.8370硫 wt%0.782.010.971.13氮 g/g58750100200十六烷值（D4737）49（指数）馏程 D86初馏点51178240/5%62203/10%75210/18330%10023327025250%120255/27570%13928728529290%172320/32295%189327310/干点202350350/3.1.2 补充氢气性质本装置所需的氢气来自25000Nm3/h制氢装置，重整氢管网和膜分离氢，其中重整氢约为10000 Nm3/h，设计的氢气组成见表3.3、表3.4。表3.3 重整新氢组成组 成H2C1C2C3C4C5mol%941.722.141.560.570表3.4 制氢新氢组成组 分H2CH4合 计V%99.90.1100注：其中CO+CO220ppm3.1.3 辅助材料(1)催化剂理化性质（包括保护剂）催化剂选用FRIPP（抚顺石油化工研究院）开发的FHDS-6精制催化剂和FZC系列保护剂，其性质见表3.5。表3.5 催化剂和保护剂性质保护剂和催化剂FZC-100FZC-102BFZC-103FHDS-6化学组成，m%： MoO34.06.06.08.017 CoO-3 NiO1.02.01.52.5-物理性质：孔容，mL/g0.15-0.300.600.800.500.650.30比表面，m2/g1-30260330150220200形状七孔球拉西环拉西环三叶草直径(外/内)，mm15-184.95.2/2.02.43.33.6/1.01.21.3长度，mm3103828装填密度，g/cm30.75-0.850.440.500.560.620.800.85耐压强度，N/cm200(N/粒)2030150(2)催化剂使用寿命FHDS-6催化剂运转周期3年（运转时间按8400小时/年），催化剂可再生使用，总寿命6年或120t原料/kg催化剂。FZC系列保护剂使用寿命不小于3年，不进行再生。3.2 产品主要产品是符合欧排放标准的柴油及可作为连续重整原料的石脑油，同时副产少量气体。产品分配情况见表3.6。表3.6 产品年产量产品名称产量，万吨/年精制柴油272.13 石脑油25.29 气体0.694 对基础设计存在的问题及优化对策本装置由中国石化工程建设公司（SEI）承担设计，本装置是分公司“十一五”原油适应性改造项目之一，由于改建和新建项目较多，加上设计时间上的仓促，尽管装置设计方面有诸多优点，但仍存在一定的不足，需要通过研究给与优化。4.1 反应部分反应部分是装置的龙头和关键部分，产品质量是否能合格或者达到设计要求，都要靠这部分来完成，但是在基础设计时存在一定不足，影响装置开工或平稳运行： 原料罐D-1101缺界位计及排污水线，如果原料带水，将带来催化剂损坏等不可预知的后果； D-1101气封线后路只有火炬线，不能作为燃料进入本装置的低压瓦斯线，造成能耗的浪费； 换热器E-1101等没有设置低点排凝，开停工以及检维修都会碰到管道低点带油带水的问题； 热高分D-1104和冷低分D-1106的流控和液控都是没有关联的一般控制，根据以往的经验，单独控制都会带来较大的流量波动，给后续的分馏塔操作带来了难度。 为了减少氨盐之类的盐类堵塞管道，本装置设置了多点注水，设计反应注水量为14吨/时，从同类装置以及原料性质来说，此水量偏小。通过与SEI探讨后，采取以下措施进行优化：（1） D-1101缺界位计及排污水线，油相抽出口存在带水风险，D-1101内部要设置油水分离器，油相改侧面抽出，底部设置切水线。以保证油水分离效果，以利于切水，保护催化剂。（特别是开工时及原料边进边出时带水量大，必须定期切水）。（2） 原料罐D-1101气封线后路只有火炬线，应在气封线压控分程控制泄压后路设置一路低压瓦斯线与D-1202低压瓦斯线并一路去F-1201。这样汽封后低压瓦斯得到了充分利用，利于节能。（3） E-1101、E-1102/ABC的管壳程低点设置低点排凝或预留口，便于装置开工时水洗或油洗后和停工时系统碱洗时低点排污。（4） 将D-1104、D-1106的液控与流量控制改为串级控制，使得既保证了罐液面的平稳，又保证了去分馏系统流量的平稳，确保分馏塔平稳操作。（5） 装置反应注水从同类装置以及高硫高氮的原料性质相比，实际使用原料性质比设计苛刻，实际注水应该增加，水量约在处理量的4，即约在400416吨/时。注水泵P-1103设计流量为19吨/时，可以满足要求。4.2 分馏部分分馏部分承担着产品分馏的重大任务，如果这部分存在一些不足，将导致开工或停工时间拖延，或者正常生产存在一定的隐患。例如： 汽提塔和分馏塔的回流泵入口没有新鲜水线，造成分馏系统水洗困难甚至无法水洗； 装置的4台热油泵，没有封油作为冲洗冷却液，将导致泵运行时泄漏明显； 分馏循环线设置不合理，反应部分在预硫化循环时，分馏系统还在热油联运，如果此时分馏需要垫油则无流程可用； 汽提塔所用汽提蒸汽是从F-1201对流段过热蒸汽来，但对流段进口设计只有一路从E-1204来，如果E-1204发汽故障，将使得汽提塔不能正常操作，造成产品质量不合格。通过与SEI探讨后，采取以下措施进行优化：（1） 汽提塔C-1201回流泵P-1202入口，以及分馏塔C-1202回流泵P-1204入口需分别增加新鲜水线，便于开停工时分馏系统水洗。（2） 对本装置4台热油泵，设置封油自压流程，将其作为冲洗冷却液。并将封油引出线从控制阀后移到控制阀前。（3） 开工时，反应部分在预硫化循环，而分馏部分从冷油运到热油运过渡时需要重新垫油以维持各塔和回流罐液位平稳。设一路垫油线直接接到C-1201进料总阀后，便于分馏循环与反应循环同时进行。（4） 在F-1201对流段过热蒸汽进口增加一路从1.0MPa蒸汽管网过来的蒸汽，当E-1204发汽故障时，由于汽提蒸汽可由管网蒸汽补充，从而保证了汽提塔C-1201的正常运转。4.3 脱硫部分脱硫部分也存在需要整改的地方，例如： 循环氢脱硫塔C-1101底部没有扫线介质线，低分气脱硫塔C-1301底部只有氮气扫线线，开工时特别是首次开工时，由于没有蒸汽扫线，将很难将塔吹扫干净； 废胺液罐中的废胺液出路只有一条到装置外富液系统，不利于扫线后罐内残液的排出； 循环氢分液罐D-1108，罐底出口只有手阀来控制排液，如果排液激增，凝液来不及及时排出，将威胁到循环压缩机的正常运行。通过与SEI探讨后，采取以下措施进行优化：（1） 在C-1101底部和C-1301底部都新接一路蒸汽吹扫线，以利于开停工扫线。（2） 在废胺液出路后，新接一路至酸性水出装置处，便于排废胺液。（3） 鉴于事业部贫胺液质量会波动，会连锁反应使脱硫塔波动，有可能冲塔后造成D-1108排液量突增，此时手阀操作达不到不及时排液。因此，在在罐底增加液控阀门，实现自动排液。5 装置开车及生产运行优化对策5.1 开车的总体思路（1）装置开工本着早动手、细安排、高标准、严要求的态度，精心组织投料前的各项检查和准备工作，并力保在投料试车过程中，各主要控制点的正点到达和一次投料试车成功，实现装置全线开车成功。（2）严格按照试车程序依次进行，先单机试车，后联动试车，再投料试车。投料试车顺序采用按工艺流程开车，即：先开反应部分，再开分馏部分和循环氢脱硫及低分气脱硫部分。（3）统筹安排好投料需要的原料和辅助材料，合理安排项目负荷，调整好储运手段，确保试车成功。（4）坚持先辅助项目和公用工程后工艺主体项目、先上游工序后下游工序的原则，逐步打通全线流程，确保早出合格产品。（5）针对耗时工序、难点工序和难点部位，采取先局部提前运行，缩短开车时间。（6）坚持三废治理设施和项目同步开工，文明开车。环保上要严格执行环保三同时制度，针对装置首次试车时间长、操作不稳定、耗费资源大、产生废物和不合格品等特点，要充分节约资源，在保证项目正常投料生产的前提下，尽量减少废水、废气、废渣的产生和排放，能回收的回收，能利用要利用，同时要降低噪音污染。（7）安全上要采取稳扎稳打、步步为营的原则，对于在试车过程中的各道工序，既不等不拖，也不急不燥，积极稳妥地做好投料试车过程中的各项工作，保证投料试车安全、正点、一次成功。5.2 装置开车及生产运行可能存在的问题及优化对策根据开工节点以及开工准备工作，我们稳扎稳打，步步为营，把每一项工作做到位，深入思考，细致工作。从现在培训工作和准备资料材料等工作来看，技术、人力方面都可以做到顺利一次开车成功。但装置从立项到装置中交，总共不足一年半的时间，大部分关键设备到货时间均较晚，特别是一些关键的高压设备、机组和国外订购设备如原料泵等，真正的设备安装时间不到半年，影响工期。由于设备到货迟，工期紧，技术人员所能得到的技术培训时间和机会少，动设备试运及验收过程控制困难。并且开工后，一些以前操作方面没有碰到的情况，例如：新型催化剂、溶剂脱硫、炉前后混氢等，都会给未来的操作带来挑战。因此，我们在开工前的准备工作中尽可能多分析，做好操作识别工作，未雨绸缪，将劣势转化为优势。5.2.1 催化剂FHDS-6第一次使用装置采用抚顺石油化工研究院研究开发的新一代柴油加氢精制催化剂FHDS-6，该新型精制催化剂是第一次工业使用，投料试车和正常生产中工艺参数对脱硫、脱氮的影响没有经验数据可查，什么状态下会出现催化剂床层“飞温”问题或脱硫、脱氮效率低问题需要重点关注。优化措施及对策：1) 在人员配备上，选配精兵强将，强化技术培训，使技术人员和操作人员队伍在对加氢精制的理解与操作上均有足够的经验。2) 开工前，请催化剂研究人员（抚顺石化研究院）对全体人员重点讲解新技术（重点讲解新、老柴加的不同点和新型催化剂的使用性能、工艺条件、理化性质等），使每一个人都能充分理解新工艺、新特点，掌握操作、装填、硫化、操作调节等过程中的难点和注意事项，充分发挥新工艺的优点。3) 技术人员认真研究新工艺、新催化剂，并汇同研究、设计人员进行完善，针对新装置制订完善的操作规程和开工方案及操作调节方案，使之落实起来切实可行，制订应急预案，确保开工顺利进行。5.2.2 脱硫塔受溶剂再生装置影响较大装置规模大，配置了循环氢脱硫和低分气脱硫系统，工艺流程较我厂已有的两套柴油加氢精制装置复杂，操作技术要求更高，脱硫塔受溶剂再生装置影响较大，溶剂再生装置操作波动都会对本装置产生负面影响，溶剂变质可能会堵塞塔盘、换热器等部位，制订应对溶剂质量波动的处理预案需要重点考虑。优化措施及对策：1) 强化气体脱硫知识和操作技能培训，虽然本装置不接触溶剂再生部分，但也要对操作人员进行溶剂再生基本知识培训，使职工了解原理、懂性能，本装置发现异常，及时联系对方处理。2) 本装置溶剂系统加强死角和低点排污，形成书面操作规程，防止溶剂变质在换热器、塔盘、容器底部等流速放缓或流通面积变小区域积聚造成堵塞等故障影响装置平稳运行。3) 定期检测溶剂系统压降，发现异常及时组织处理。5.2.3 工期短，到货晚，缺少资料装置从立项到装置中交，总共不足一年半的时间，真正的设备安装时间不到半年，大部分关键设备到货时间均较晚，特别是一些关键的高压设备、机组和国外订购设备如原料泵等，影响工期，单体设备及随机操作资料和技术说明文件均未到，缺少操作指导和技术支持，技术文件编制的困难，操作人员技能培训困难。优化措施及对策：1) 尽早介入，提前与有关各方联系，从设备制造厂到设备安装单位，在正式资料到达之前，寻找电子版本的说明书，实在找不到，就找同类设备，同型设备资料，先研究、比较，先编写学习材料，共同组织方案，最后在资料到达后，找出不同点，再行补充文件。2) 前期工作提前进入，尽量缩短开工周期，如对清洁施工检查，在施工单位进行设备、管线打压时，装置人员就加入，打压后立即进行管线、设备的水冲洗、吹扫工作，这就大大缩短了开工周期。3) 在单机试运时，装置提前熟悉方案、准备好外围条件如提前完成系统吹扫、爆破等工作，单机试运结束，立即组织进行带负荷试运、水联运，反应部分立即进行烘炉等工作，这也可以节省开工周期。5.2.4 炉前后混氢工艺，各段混氢量控制有难度装置设计中采取了部分炉前混氢工艺，如果炉前混氢量少则容易引起反应炉管或催化剂床层结焦，因此控制好炉前混氢量是装置安全运行的关键，但从设计流程看，各段混氢量控制困难。优化措施及对策：1) 督促设计单位（SEI）提供各段混氢量控制方案和炉前混氢最小量，确保反应炉管不结焦。2) 控制好反应炉升温速度不大于30/h，确保开工顺利。5.2.5 流程设计上的不合理将导致生产中能耗过高装置工艺流程设计上的不合理性必定导致本装置生产运行过程中能耗过高，公用工程消耗过大。例如：1) 原料缓冲罐设计了双罐和两级增压流程，二级罐设置氮气充压，两级增压能效损失大，氮气充压又增加了物料消耗，能耗浪费较大。2) 本装置高分油在365t/h左右，设计中采中高压角阀从6.4MPa减压到2.5MPa左右，势能差浪费严重，根据国内同处理量装置经验，高分油使用液力透平减压可以节电450kwh/h左右。(金陵分公司2500kt/a柴油加氢精制装置液力透平功率为350kw，茂名石化2600kt/a柴油加氢精制装置液力透平功率为453kw)优化措施及对策：1) 加强对同类装置节能项目研究，具有可行性项目申报技措项目给予解决。2) 研究在不增加投资情况下，原料罐使用单罐单泵增加可行性问题。3) 高分油通过使用液力透平为原料泵提供能量，具有可行性和较大节能潜力。茂名石化2600kt/a柴油加氢装置使用FLOWSERVE生产的液力透平参数见表5.1。表5.1 液力透平技术参数型号6WCH-144T介质热高分油操作温度280 密度（操作温度下）750 kg/m3流量422 m3/h入口压力7.4 MPa出口压力1.8 MPa扬程(额定点)880 m转速2991 r/min效率69%额定回收功率453 KW从液力透平参数可以知道，其额定功率为453KW，若使用每小时可以节电453KWh，按一年开工8400小时计，一年可节约380万度电。5.2.6 设计空速大，将影响装置平稳和长周期运行本装置设计最大空速为2.2h-1，在国内同类装置中是最大的，加工高硫原油时，如果本装置二次加工油比例过大，将会出现催化剂床层超温、脱硫效率不足等问题，前者导致催化剂床层结焦，后者导致产品质量不合格，总体是影响装置平稳和长周期运行。优化措施及对策：1) 跟生产调度部门搞好经常性沟通，原料配比尽量参照设计数据，如果二次加工油比例大则装置必须降负荷，严防冒进操作影响催化剂寿命和装置平稳运行。2) 装置开工正常后搞好生产能力和技术标定，对装置操作弹性进行充分了解。3) 加强对操作人员教育培训，严禁“飞温”事件发生。5.2.7 联合装置同期开工，交叉作业有风险由于本3000kt/a柴油加氢精制装置和25000Nm3/h制氢装置属于联合装置。联合装置同时设计、同时施工、同时开工，特别是公用工程属于公用部分。装置操作