万吨加氢裂化装置开工总结.ppt

独山子石化 200万吨 年加氢裂化装置开工总结 花小兵 独山子石化 一 概述 独山子石化 1 装置主要设计特点1 1反应部分采用一次通过流程 一台反应器 热壁结构 设五个床层 精制催化剂选用UF210STARS 裂化剂选用含少量分子筛的无定形硅铝复合型DHC 32LT催化剂 无后精制催化剂 开工催化剂采用湿法硫化 1 2采用热高分工艺 提高反应流出物的热能利用率 避免稠环芳烃在冷却器中沉积和堵塞 一台原料泵设置热高分液力透平驱动 降低能耗 节省操作费用 1 3采用炉后混油流程 加热炉只加热循环氢 避免反应油气两相炉内分配不均匀和原料油结焦 还可以降低系统压力降 1 4原料油采用美国RP自动反冲洗过滤器 滤去 25um的固体杂质 独山子石化 1 5催化剂采用密相装填 内构件采用UOP公司专利技术 有利于减小反应器的径向温差 消除局部过热现象 提高催化剂的利用率 1 6每个裂化床层底部均设置22支多点热电偶 外表面反应器设置器壁监控热电偶80支 这些热电偶均一选一参与装置2 1MPa min紧急泄压联锁 1 7循环氢加热炉支路流量控制采用了经典的支路平衡控制 加热炉出口温度控制采用交叉限幅控制 反应压力采用三返一 高选控制 1 8采用汽提塔工艺 保证塔底物流不含硫化氢 避免后续设备的腐蚀 产品分馏塔设侧线柴油汽提塔 设置重柴 轻柴两个循环回流回收热量 独山子石化 装置主要设备情况 独山子石化 二 开工过程简介 独山子石化 主要试车节点 独山子石化 2 1催化剂装填2008年10月 装置完成工程试压 使用空气 循环机未开机完成了反应系统热态考核 2009年6月 配合循环机单机试机 新氢机单机试运和催化剂催化剂装填前的准备工作 完成了反应系统6 0MPaN2的气密工作 消除了一些反应系统大漏点 自2009年6月15日 7月5日用时20天完成催化剂装填 除保护剂TK 10 834HC TK 711 HC DM采用稀相装填外 精制催化剂UF 210STARS 裂化DHC 32LT催化剂均为密相装填 装填设备采用UOP专用密相装填器 由UOP现场服务技术人员负责操作密相装填器 催化剂装剂公司和车间配合 整个装填过程在UOP现场服务技术人员的全程参与下完成 独山子石化 反应器直径为4000mm 对装填工作要求较高 采取固定料斗内催化剂量 固定料斗后进行标高测量 人工下反应器检查 随时计算装填密度等方法 严格规范装填作业 由于密相装填器的不稳定性和异常故障 影响了催化剂的装填速度 但经过20天的工作 顺利完成催化剂装填工作 从实际装填数据分析 各类催化剂的装填量 装填密度与理论值相比误差均在0 8 以内 很好地完成了催化剂装填工作 独山子石化 催化剂装填情况 独山子石化 2 2催化剂干燥由于UF 210STARS催化剂的金属表面活性组分的特殊性 UOP现场技术服务人员要求催化干燥反应器入口温度 110 最终催化剂干燥的条件为 循环介质 N2反应系统压力 4 0MPa 冷高分顶压力 反应器入口温度 110 在所有反应器床层达到110 条件时 冷高分没有脱出明水 独山子石化 2 3高压气密装置高压气密时间较长 达到48天 8 0MPa后 每一压力等级都进行了动压降测试 在操作压力14 48MPa下 反应系统动压降为0 014MPa h 影响气密工作的主要问题是新氢机存在故障 不断停机处理 反应系统只能间断升压气密 气密过程大的问题是 0 7MPa min在紧急泄压试压完后 出现关不严 拆除处理 循环机本体在14 48MPa压力下 本体出现漏点 不得不停机消漏等问题 独山子石化 2 4紧急泄压试验2009年8月17日中午进行紧急泄压试验 沿途高压泄放线 高压火炬罐正常 经UOP现场服务技术人员核算 0 7MPa min第一分钟泄压速度为0 374MPa 2 1MPa min第一分钟泄压速度为1 122MPa 不能满足泄压要求 0 7MPa min 2 1MPa min泄压孔板内径分别进行了扩孔 扩孔率27 22日进行第二次测试 经UOP现场服务技术人员核算 0 7MPa min第一分钟泄压速度为0 677MPa 2 1MPa min第一分钟泄压速度为1 985MPa 误差在5 以内 满足要求 独山子石化 2 5催化剂予硫化本装置设计为液相硫化 选用二甲基二硫 DMDS 为硫化剂 按UOP工艺包要求 考虑UF 210STARS催化剂的特殊性 在催化剂未完全润湿前 催化剂床层任意点温度 140 由于UOP要求初始反应进料不得低于设计进料的50 一旦进料后将产生吸附热 则可能造成催化剂温度超过140 同时 进料量大 将造成反应系统降压过大 存在反应系统超压的危险 按照UOP开工手册要求 确定硫化条件 硫化油性质 独山子石化 硫化主要操作条件 独山子石化 硫化油性质 选用常二线油 各项指标都比较好 独山子石化 8月28日晚20 30分启动高压原料泵 反应进料125t h 床层吸附热较大 一 二精制床层温度均在120 以下 随着温度叠加 裂化床层温升普遍较高 尤其是三床层最高达到156 22 00点高分开始向低分减油 分馏接受低氮油 随即改外甩 冲洗催化剂床层 8月29日凌晨3 30分C202底取样 经UOP现场服务技术人员目测后改长循环 建立反应分馏系统循环 反应按 17 升温 准备注入DMDS 8月29日凌晨5 45分 新氢机A B均出现二级差压高高联锁 停机消缺60h 9月2日凌晨1 45分 反应器入口195 反应开始注硫予硫化 独山子石化 9月3日下午15 00分 硫化氢穿透反应器 维持系统H2S 3000ppm 反应器入口提至230 恒温硫化 按照UOP要求 在此低温硫化阶段 需完成注入理论注硫量的75 且至少维持12h 至4日凌晨4 00点230 第一阶段低温硫化结束 第二阶段为高温硫化阶段 反应以 17 h升温 系统中H2S 10000ppm 自4日凌晨4 00点开始升温 至21 00点反应器入口温度296 裂化床层入口达到290 此时 循环氢加热炉炉膛温度已达800 换热流程调整到位 已没有手段继续升温 无法满足精制催化剂315 的硫化要求 21 02分 循环机干气密封低压端漏气压力突然增大 机组联锁停机 高温予硫化阶段终止 装置泄压至0 7MPa 引中压氮气置换 降温 组织更换干气密封 用时72h 独山子石化 7日19 00点循环机开机运行将反应床层温度全部降至200 以下 19 30分开新氢机反应系统升压 至8日上午10点 反应系统升压至12 0MPa 反应器入口温度 170 10 45分启动高压泵 引入低氮油 14 00注入DMDS 再次予硫化开工 由于受到循环氢加热炉的限制 经与UOP商量 决定精制 裂化均以290 为高温硫化的最高温度 以床层无温升 冷高分界面不再上升为予硫化结束条件 至10日凌晨6 00点 催化剂予硫化结束 本次催化剂予硫化 受到装置设备故障的影响 造成低温 高温两个硫化阶段分开进行 用时12天 DMDS使用90t 为理论使用量的2倍 由于UOP设计注硫采用计量泵标定后按泵量计量 实际计量泵行程随着泵的运行出现松动 计量不准 综上 造成催化剂上硫率未能计算 对予硫化的效果未能评价 独山子石化 2 6切换VGO予硫化在290 阶段 裂化床层开始出现反应 反应分馏循环的低氮油逐步减少 重新外引部分低氮油 控制精制段入口温度290 裂化段入口280 且裂化各床层入口呈3 递减控制 按照UOP要求 切换VGO需在4h完成 按10t 次 每次间隔20min的速度逐步完成VGO与低氮油的切换 在切换过程维持精制 裂化温度稳定 10日凌晨6 45分开始切换VGO 至10 45分完毕 反应进料120t h 在此进料条件下 全面调整操作 至11日晚23 30分 轻石 重石 轻柴 重柴 尾油等产品陆续合格进罐 9月17掺炼CGO 由于CGO性质中氮含量在5000ppm以上 按照设计要求 混合进料的氮含量控制在1080ppm 控制掺炼比13 独山子石化 三 装置主要操作条件产品性质分析 独山子石化 开工运行1个月后 10月18 20日进行的装置符合性标定来分析 2个月后 11月20日装置进行了设计负荷标定 从标定分析 装置总体运行较好 3 1从混合进料性质分析 由于CGO氮含量偏高 按照设计混合进料氮含量为依据 控制掺炼CGO比13 远低于30 的设计值 进料性质中硫含量 残碳 金属镍 钒 铁 硅均低于设计值 氮含量和氢含量与设计进料大致相同 设计进料中没有钠 但实际钠含量为1 18wppm 相对较高 若带入1 3 的钠 则催化剂失活50 若催化剂上钠含量超过0 25 则催化剂不能再生 所以要注意原料中钠含量的控制 独山子石化 原料性质 独山子石化 3 2从产品性质分析 重石脑油芳烃潜含量54 94 是优质的重整料 但硫含量达到4 g g 必须先进预加氢 轻柴油与设计相比 冰点达到 42 烟点28mm 都略高于设计值 十六烷值48 6 略低于设计 但仍然是优质的调和低凝柴油的组分 重柴油与设计相比 十六烷值高于设计值 达到71 8 芳烃含量1 5 凝点 8 是很好的柴油调油组分 尾油与设计相比 硫含量很低 BMCI值3 31 是优质的乙烯裂解原料 很好地保障了百万吨乙烯所需的原料供应 独山子石化 主要产品性质 独山子石化 3 3产品分布充分体现了无定型催化剂的特性 表现了很好的中油选择性 在首次符合性标定中 操作转化率72 的条件下 目的产品柴油和尾油的收率之和仍然高于设计数据 轻石脑油与液化气收率明显低于设计数据 造成脱丁烷塔操作与设计偏差很大 12月20日的设计负荷标定中 脱丁烷塔进料达到合计负荷的60 脱丁烷塔运行平稳 总体装置产品分布和收率达到设计要求 独山子石化 产品分布 注 洛阳院依据UOP工艺包设计数据 转化率为70 实际数据为10月17 19日标定数据 转化率72 独山子石化 3 4加热炉负荷不足 开工过程加热炉负荷严重不足 影响反应升温速度 延缓了反应开工时间 正常生产加热炉进出口温差设计可达98 实际生产 80 通过核算 在炉膛温度 800 条件下 燃料气燃烧放热7 57MW 循环氢吸收热5 14MW 燃料气的有效热效率68 循环氢量已达到设计负荷 但燃料燃烧热没有被循环氢有效吸收 独山子石化 3 5精制与裂化床层温度控制问题 开工后 无定形催化剂的特性表现明显 在所需的转化率下 裂化初始温度较高 按照UOP的操作要求 裂化按床层出口等温控制 裂化各床层的入口温度和平均温度实际都呈温升控制 以10月18日为例 入口温度分别为 381 386 3 392 2 床层平均温度为390 9 393 1 395 5 而床层温升分别为18 6 14 6 8 三床温度最低然而温升却最高 由此分析应当是部分精制反应在裂化床层发生 从而造成温升较大 由于裂化催化剂为无定形催化剂 本身具有良好的抗氮性 对氮中毒不敏感 而没有表现为催化剂活性的抑制 裂化床层呈温升控制 五床的催化剂积炭的倾向很大 实际表现为活性的衰减很快 UOP坚持认为床层出口等温控制方式是最好的控制方案 有利于装置长周期运行 独山子石化 3 6化学氢耗略高于设计值 装置刚开工 在未掺炼CGO时 由于原料性质较好 氢耗在设计范围 但掺炼CGO后 原料性质变差 反应温度提温很快 化学氢耗上升较多 3 7床层压降稳定 径向温差略高 虽然床层采用了密相装填技术 但开工后一床压降和总床层压降分别为166KPa和528KPa 掺炼CGO后 压降略有上升 达到196KPa和528KPa 在设计负荷条件下 在200KPa和659KPa 基本保持稳定 床层各支径向温差在循环氢环境下 全部 3 但从进低氮油开始 各床层出口径向温差最高达到10 随着VGO进料和装置负荷的调整 目前保持在在5 7 初步判断即使反应进料保证在设计进料的50 以上 但床层直径4000mm 仍然存在一定程度的物料偏流 独山子石化 四 试车过程问题分析 独山子石化 4 1仪表联锁误报 造车装置紧急停工在装置设计上 UOP设计裂化床层温度 反应器表面热电偶共162支一取一参与装置紧急停工联锁 UOP仪表设计为一旦温度失灵 温度指示跑低点 避免造成装置停工 而且 UOP坚持认为选择可靠的仪表后 能够避免仪表失灵对装置的影响 8月22日在高压气密阶段 凌晨4 00点裂化第三床层出口中间热偶TI1053突然跳越 最高达到551 装置2 1MPa min紧急泄压打开 装置紧急停工 9月1日20 22分裂化第四床层一支多点热偶TI1084突然跳越 最高达到519 装置2 1MPa min紧急泄压打开 装置紧急停工 使催化剂予硫化工作推迟1天 原因 仪表检查接线无问题 两次原因均是温度变送器损坏 更换后正常 独山子石化 4 2高压设备出口管线震动在装置高压气密过程 耗时48天 主要解决新氢机出口管线震动和高压注水泵出口管线震动问题 分别通过增加支撑 管线调整等方式基本解决了管线震动问题 4 3循环机干气密封故障循环机采用德国JohnGrane干气密封系统 设计流程使用除湿除雾器保证干气不带凝液 2009年9月4日 装置开工进行到高温硫化阶段 低压端漏气压力突然升高 达到0 8MPa 机组停机 装置紧急泄压 拆检发现低压端密封动环损坏 更换密封 随后 主密封气增加伴热措施 防止干气不干 独山子石化 4 4分馏塔柴油抽出管线泄露2009年9月12日凌晨 操作人员巡检发现柴油抽出侧线泄露 装置降温降量循环 经检查 发现施工时固定管线的临时支撑焊透管线且在施工完毕后未割除 随着管线升温膨胀后将管线拉裂 产生裂纹 属施工不规范问题 处理7h后 装置恢复生产 独山子石化 五 开工体会 独山子石化 通过本次开工 深切感受到对引进的工艺包 在开工前必须吃透操作理念 掌握控制方法 同时 也感受到UOP工艺包具有的独到特点 5 1高压容器现场液面指示不适用玻璃板液面计 全部使用磁翻板 UOP建议 在压力超过7 0MPa的工作条件 就不能再使用玻璃板 5 2设置管道安全阀 UOP坚持只要管线上设置了自动控制阀或手阀 则该阀门之前的管线上必须设置安全阀 防止误操作 造成管线或设备超压 同时所有机泵设置最小流量控制 5 3高分液面不设置液面