200万吨加氢裂化装置开工总结

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３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。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。独山子石化序号设备名称基本参数/型号数量生产厂家1反应器￠4000×37340(T.L)；21/4Cr-1Mo-1/4V+堆焊TP309L+TP3471中国第一重型机械（集团）有限责任公司2高压换热器螺纹锁紧环结构7兰州石化机械厂3循环机BCL406+NG25/20，JohnGrane干气密封系统1沈阳鼓风机厂杭州汽轮机股份有限公司4新氢机3SVL500，对称平衡型往复式压缩机，无刷励磁同步电动机驱动2德国NEA公司南阳防爆集团有限公司5高压原料泵8WCC15-10stg，液力透平4WCC12-10stg电机驱动1德国FLOWSERVE公司8WCC15-10stg，电机驱动1德国FLOWSERVE公司佳木斯电机6高压注水泵TD120，注塞泵2加拿大DavidBrown泵业7原料过滤器自动反冲洗过滤器，过滤精度25μm1美国Ronningen-PetterFilters8高压空冷GP10.5×3-8-150-16S-23.4/DR-IV管程，换热管1.25Cr-0.5Mo，入口衬管316L8哈尔滨空调股份有限公司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序号试车主要工作起始时间完成时间耗时，天备注1低压管线吹扫、试压2009.4.262009.5.29332分馏系统水联运2009.6.22009.6.2018水联运后，问题整改3分馏系统冷油运2009.7.262009.8.7124分馏系统热油运2009.8.82009.8.28205脱硫系统水联运2009.7.182009.7.2810解决供应贫胺液压力高的问题6脱硫系统引胺液循环2009.7.292009.8.13147反应系统N2气密2009.6.22009.6.108热态考核、6.0MPaN2气密8催化剂装填2009.6.152009.7.5209反应系统H2高压气密2009.7.82009.8.2648设备问题，影响试车10紧急泄压试验2009.8.172009.8.226试验两次，孔板修正11催化剂予硫化2009.8.282009.9.1012予硫化分两次完成12切换VGO2009.9.102009.9.13313掺炼CGO2009.9.272009.9.292掺炼比13%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序号催化剂名称型号/mm装填量/t理论密度/kg.m-3实际密度/kg.m-31TK-1016mm1.658011010.12834HC8mm7.2894971.13TK-7115mm3.45457457.14HC-DM3mm3.96510534.15UF-210STARS1.3mm131.8410401048.96DHC-32LT3mm217.22922.7925.1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。独山子石化序号操作参数单位数值1进料润湿工况下反应器入口温度℃1052进料量t/h≮1253进料润湿工况下反应压力MPa12.04硫化阶段工况下压力MPa14.485循环机转数rpm95006硫化期间循环氢纯度%≮857精制剂硫化终温℃3158裂化剂硫化终温℃2909汽提塔底温度℃≮175硫化主要操作条件独山子石化硫化油性质序号项目单位设计实际1初馏点℃≮230235.52终馏点℃≮330≯3703653总氮ppm≯10091.74总硫％（v/v）≯20.155溴价g/100g＜500.85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