200万吨加氢裂化装置开工总结 (1).ppt

1、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,200万吨/年加氢裂化装置采用UOP公司工艺包、由洛阳工程公司设计、中国石油第一化工建设公司承建,是中国石油独山子石化1000万吨/年炼油及120万吨/年乙烯技术改造工程（炼油部分）新区炼油加氢联合装置的一部分，该装置与新建300万吨/年直馏柴油加氢精制装置、80万吨/年催焦化柴油加氢精制装置、8万标方/时制氢装置组成加氢联合装置，共用部分公用工程设施。该装置2006年月开始建设，2009年4月25日装置中交。2009年9月13日一次开工正常。,独山子石化,装置以减压蜡油（70%）、焦化蜡油（30%）为

2、原料，采用单器单段一次通过流程，选用UOP公司的UF210STARS、DHC32LT催化剂组合，最大限度生产BMCI10的尾油（作乙烯原料）和硫含量50ppm，十六烷值55的优质柴油，反应转化率可以在63-70之间进行调整。 装置由反应部分（包括新氢压缩机、循环氢压缩机）、分馏部分（汽提塔+主分馏塔+脱丁烷塔流程）、气体脱硫（液化气、干气、低分气）组成。,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。

3、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

4、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6.0MPa N2

5、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

6、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。

7、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1.122

8、MPa，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1.985 MPa ，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

9、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125 t/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，

10、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H2S3000ppm，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H2S10000ppm；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，

11、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29

12、0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

13、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

14、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4g/g，必须先进

15、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

16、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5.14 MW，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

17、,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

18、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

19、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/

20、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John Grane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

21、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