催化裂化装置操作优化培训7-5-大连石化催化裂化装置运行情况

大连石化公司催化裂化装置长周期运行情况汇报祁兴国[e-mail]中国石油天然气股份有限公司大连石化分公司前言•为满足石油需求量的不断增长以及重油开采技术的不断进步，炼油厂加工重质原油的品种和比例在不断增加。受此影响，RFCC原料劣质化趋势明显，不断给装置的长周期稳定运行工作带来新的问题与挑战。•RFCC一直在大连石化公司的重油加工流程中占据重要地位。大连石化公司现有三套重油催化装置，总加工能力570（80/140/350）万吨/年，汽油产量的70%来自催化，几乎全部渣油靠催化加工，因此催化装置运行的好坏对公司加工任务的完成具有决定性作用。前言•经过近年来有针对性的攻关，大连石化公司已解决了分馏系统结焦、烟机及三旋结垢、分馏塔结盐、热工系统泄漏、烟气管道膨胀节腐蚀等诸多难题。140万催化实现了连续两个周期达到“三年一修”（分别为1138天、1298天，期间均未打开过人孔）。350万催化实现了“四年一大修”（2008年5月26日至2012年3月23日第四周期累计运行1397天，2010年2月两器停工消缺13天）。主要内容曾出现的问题与解决措施：分馏系统结焦烟机、三旋结垢分馏塔结盐热工系统泄漏烟气管道膨胀节腐蚀5分馏系统结焦分馏系统结焦曾出现过的结焦问题：•2003年6月30日350万催化装置由于油浆和回炼油系统结焦严重，导致停工抢修。7月11日抢修完毕开工喷油。•2003年7月11日80万催化装置由于油浆系统结焦停工抢修，7月20日开工喷油。•两套装置的油浆系统均是在3-4天内突然结焦堵塞，此前无油浆系统结焦迹象。回炼油系统快速结焦油浆系统快速结焦分馏系统结焦油浆系统快速结焦后，将管线全部堵塞，需要逐段切割清理焦块黑亮而且脆，灰分较低，与正常油浆灰分基本一致。分馏系统结焦分馏系统结焦原因分析：1、原料油性质变差是主要原因。项目大庆常渣大庆减渣7W＞365℃7W＞560℃占常渣%24.2相对密度0.89590.9220.91690.9702氢含量%13.2712.711.911.05残炭%4.37.23.814.63饱和烃%61.440.858.428.3芳烃%22.132.225.637.7胶质%16.4526.915.732.3沥青质%0.05＜0.50.31.7注：7W原油为萨哈林(66%)与塔皮斯(34%)混合油分馏系统结焦原因分析：2、加工原油品种多且性质差距大，受当时原料油调合过程和化验分析能力制约，未能及时对装置的回炼比、油浆外甩率做相应的调整。（加工大庆油的油浆外甩率在3~3.5%,而加工7W原油时,催化装置适宜的油浆外甩率应在6-10%）。油浆外甩率偏低使油浆中稠环芳烃、沥青质含量迅速增加并形成恶性循环，使油浆外甩线先堵塞。油浆外甩线堵塞后，催化装置是在较差的原料条件下进行全回炼操作，使油浆中稠环芳烃、沥青质含量更迅速地增加，直至使油浆系统堵塞。分馏系统结焦解决措施：1、进一步完善原油管理制度，加强对重点原油品种的监控，加强催化料调合及生产过程的监控与核算。要求：–开工过程应使用530℃馏出在80%以上的原料。–催化裂化原料的氢含量不小于11.8%，沥青质含量不大于5w%。–催化裂化原料的金属含量（Fe+Ni+V+Ca）总量不大于25ppm。分馏系统结焦解决措施：2、增加原油、催化原料及催化油浆的化验分析项目与频次。每批原油进厂后，切割并分析、计算其催化料API度、密度、残炭、馏程、折光、H/C、族组成等项目。三套催化装置油浆密度每天分析一次，油浆密度≯1035kg/m3。定期分析油浆固含量，控制≯6g/l。3、针对加工进口原油品种多、性质差异大的情况，制定不同性质原油对应的油浆外甩率，用于指导装置生产。分馏系统结焦分析项目＞360℃＞560℃＞360℃＞560℃＞360℃＞560℃石蜡基油＞560℃比例w%≯中间基油＞560℃比例w%≯相对密度≯0.9050.930.9150.940.9250.985运动粘度100℃mm2/s≯301304015050620K值≮(参考项目)1211.811.6石蜡基油康氏残炭w%≯5.56.57.5中间基油康氏残炭w%≯4.58.55.510613氢/碳w%≮12.5/87.512/8812.3/87.711.8/88.211.8/88.211.1/88.9硫w%≯0.3氮w%≯0.20.30.4碱氮≯ppm5008001000金属Ni+Vppm≯152025金属Fe、Ca、Nappm≯实测值实测值实测值四组分分析饱和烃w%≮604055355025芳烃w%≯实测值33实测值实测值实测值实测值胶质w%≯202820实测值实测值30沥青质w%≯0.5111.51.53加工比例单炼/掺炼可单炼可单炼与一二档油掺炼注:粘度高的油要适当提高催化装置提升管进料预热温度。进口原油性质及对应的催化油浆外甩比例一等油标准二等油标准三等油标准与不同档次原料相对应的生产方案与工艺参数反应温度,原料预热温度、雾化蒸汽量、终止剂比例、各点线速度、催化剂活性、油浆外甩率≮3w%反应温度,原料预热温度、雾化蒸汽量、终止剂比例、各点线速度、催化剂活性、油浆外甩率≮5w%反应温度,原料预热温度、雾化蒸汽量、终止剂比例、各点线速度、催化剂活性、油浆外甩率≮7w%905060253575解决措施：4、加强对工艺参数的核算与监控，对旋风线速度、油气大管线速度、油浆在塔底停留时间及管线和换热器内线速度定期核算。控制油浆系统线速不小于1.5m/s。5、要求各催化装置每天采样，现场观察油浆状态的变化,是否有变粘稠、拉丝及对棉布浸润能力变差的现象，以及降低流量后外送冷却效果反而变差的现象。要重视对油浆外甩量的监控，储运车间配合各装置每周与罐区核对油浆外甩量,防止因仪表假指示造成的油浆外送量过低，进而造成管线堵塞。分馏系统结焦两器核算工艺条件再生系统核算结果项目流量t/h温度℃进再生器干空气量Nm3/h423.23主风进再生器KNm3/h430.00213.03再生器烧焦总量t/h35.82外取热器用风KNm3/h213.03焦炭氢碳比0.067再生器注入水蒸气再生器烧碳总量t/h33.57原料油437.96190.31再生器烧氢总量t/h2.25回炼油39.38304.20再生器干主风单耗11.82回炼油浆0.00343.82烟风比1.03预提升干气2.3127.33总湿烟气量Nm3/h442.54出装置干气18.0027.33出口湿烟气重度kg/Nm31.271出装置液化气64.58总湿烟气量t/h562.31出装置汽油150.59再生器焦炭燃烧热MJ/h1370671.37出装置轻柴油131.02主风升温热MJ/h297287.57出装置油浆37.66焦炭升温热MJ/h11998.48空气分子湿度kmol水/kmol空气0.016焦炭脱附热MJ/h82377.60再生器顶烟气出口温度710.46再生器注入蒸汽升温热MJ/h烧焦罐温度700.00内外取热器取热MJ/h365240.95二密相温度700.00散热损失MJ/h68533.57反应器汽提段底部温度500.00给催化剂净热MJ/h545233.21外取热器催化剂进烧焦罐温度551.47催化剂循环量t/h2521.89再生器核算工艺条件设备尺寸再生器注入水蒸气流量0.00烧焦罐内径m9.100主风进再生器KNm3/h430.00外取热器烟气返回管面积m20.056外取热器用风KNm3/h0.00再生器旋分器料腿总面积m20.933空气分子湿度kmol水/kmol空气0.016二密相内径m12.250再生器烟器出口温度℃710.46稀相段内径m15.400烧焦罐温度℃700.00二密相温度℃700.00核算结果反再系统催化剂循环量t/h2521.89再生器烧焦强度kg/(t*h)138.589外取热催化剂循环量t/h2166.67再生器烧碳强度kg/(t*h)129.887烧焦罐催化剂藏量t110.82烧焦罐催化剂停留时间min2.637烧焦罐压力(绝)MPa0.417烧焦罐线速m/s1.568二密相催化剂藏量t147.62二密相催化剂停留时间min3.512二密相段压力(绝)MPa0.401二密相段线速m/s0.901稀相段压力(绝)MPa0.388稀相段线速m/s0.552稀相温度℃639.05再生器烧炭总量kg/h33.57再生器烧氢总量kg/h2.25再生器烧焦总量kg/h35.82再生器旋风分离器核算工艺条件设备数据再生器顶湿烟气量kNm3/h442.536一级旋分器入口面积m20.347再生器稀相段温度℃639.048二级旋分器入口面积m30.318再生器顶压力(绝)MPa0.388一级旋分器料腿截面积m20.127再生器稀相段催化剂密度kg/m33.319二级旋分器料腿截面积m30.017再生器顶湿烟气重度kg/m31.271旋分器并联组数16三旋入口温度℃694.456再生器顶至一旋入口高度m3.986三旋入口压力（绝）MPa0.388三旋总管数201.00三旋出口压力（绝）MPa0.361三旋单管入口面积m20.023核算结果一级旋分器入口线速m/s19.04一级旋分器料腿质量流速kg/m2*s172.95一级旋分器压力降MPa0.00242二级旋分器入口线速m/s20.79二级旋分器料腿质量流速kg/m2*s127.60二级旋分器压力降MPa0.00376三旋入口线速m/s24.60三旋单管压力降MPa0.00461沉降器旋分器核算工艺条件设备数据沉降器稀相油气实际体积流量m3/h121885.57粗旋入口面积m20.7336沉降器稀相段温度℃513.681单级旋分器入口面积m20.3220沉降器顶压力(绝)MPa0.352粗旋料腿截面积m20.6793沉降器稀相段催化剂密度kg/m3-2.900单级旋分器料腿截面积m30.0712沉降器稀相油气重度kg/m33.914粗旋组数3单级旋分器组数6沉降器顶至粗旋高度m4.326核算结果粗旋入口线速m/s15.38粗旋料腿质量流速kg/m2*s-48.18粗旋压力降MPa0.00184一级旋分器入口线速m/s17.52一级旋分器料腿质量流速kg/m2*s-22.98一级旋分器压力降MPa0.00708分馏系统结焦解决措施：6、控制分馏塔底液相温度不大于350℃，最好低于340℃，减少油浆停留时间，以不大于5min为宜。7、日常生产中密切关注油浆循环量的变化情况，油浆换热器、油浆发汽按换热效率定期进行切换，始终保证较高的油浆流速。分馏系统结焦解决措施：8、回炼比控制在0.1，原料油越重、掺渣比越高，回炼比控制越小。目前二、三催化基本为单程裂化，四催化回炼比一般在0.1以下。9、对油浆阻垢剂、钝化剂效果要进行监测，每个周期要对使用效果进行评价和筛选。分馏系统结焦实施效果：1、自2003年以后三套催化从未因反应系统、分馏系统结焦而导致停工事故发生。2、开工末期油浆循环量较开工初期均没有明显降低现象发生。烟机、三旋结垢烟机、三旋结垢曾出现过的问题：•四催化再生系统采用快速床-湍流床两段串联再生技术，共设置一、二级旋风分离器16组，三旋为卧管式三旋，有201根分离单管。装置于2002年11月投产，03年11月之前烟机连续运行时间较短，到04年5月烟机结垢造成轴振动值增加问题显现，此后到07年3月期间，烟机振动问题多次出现，停机检查发现烟机静叶片、动叶片和叶顶围带催化剂结垢较重，动叶片顶部出现磨损问题。在此期间还发现再生器一部分二级旋风料腿在停工过程中容易被催化剂堵塞，三旋有约30%单管因催化剂结垢堵塞。烟机、三旋结垢曾出现过的问题：烟机叶顶围带结垢烟机、三旋结垢曾出现过的问题：烟机静叶片结垢烟机、三旋结垢曾出现过的问题：烟机动叶片损坏烟机、三旋结垢曾出现过的问题：烟机动叶片结垢磨损烟机、三旋结垢曾出现过的问题：三旋单管结垢烟机、三旋结垢原因分析：——基于如下两个事实：1、结垢物是由小于1μm的微粒相互粘连组成。烟机、三旋结垢原因分析：——基于如下两