200万吨加氢裂化装置开工总结

1、独山子石化200万吨/年加氢裂化装置 开工总结独山子石化一、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%）为原料，采用单器单段

2、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

3、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400037340(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，John Grane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

4、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David Brown泵业7原料过滤器自动反冲洗过滤器，过滤精度25m1美国Ronningen-Petter Filters8高压空冷GP10.53-8-150-16S-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 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

5、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

6、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-210STARS

7、1.3mm131.8410401048.96DHC-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

8、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 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

9、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

10、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/h1253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ppm10091.74总硫（v/v）20.155溴价g/100g500.85 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125 t/h，床层吸附热较大

11、，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H2S3000ppm，反应器入口提至230，恒温硫化，按照UOP要求，在此

12、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，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

13、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

14、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

15、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1.18wp

16、pm，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 原料性质序号 项目设计混合进料性质（CGO掺炼30%）VGOCGO混合（CGO掺炼13%）1密度，kg/m3/878.5898.8881.82HK，321324.0237.0308.032%，346349.0298.0355.0410%，358375.0355.0383.0530%，389403.0379.0406.0650%，412424.0390.0424.0770%，438445.0402.0445.0890%，470474.0423.047

17、6.0998%，510500.0452.0505.010硫，%(m/m)0.850.5660.8600.61811氮(mg/kg)1082671.36260.4105812沥青质（m/m）/0.0150.0320.0113残炭，%0.160.020.020.0114铅(mg/kg)/小于0.2小于0.2小于0.215铁，g/g2.261.140.540.6916镍钒，g/g1.5小于0.1小于0.1小于0.117铜，g/g/小于0.1小于0.1小于0.118硅，g/g0.9小于0.50.5小于0.519钠，g/g/1.31.081.24独山子石化 3.2 从产品性质分析，重石脑油芳烃潜含量54

18、.94% ，是优质的重整料，但硫含量达到4g/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序号项目 轻石脑油重石脑油轻柴油重柴油尾油设计实际设计实际设计实际设计实际设计实际1密度，kg/m3625.9638.9749.4748.0 813.8809.6 822.98

19、14824.4819.12HK，/326593.5 165180.5 2882193503343KK，6565.5165161.2 288283.0 350364/4704硫，g/g/4.0100.5100.55015氮，g/g/0.5 0.5/0.5/2/6闪点，/5667.514994.5/2147冰点，/-46-42/8烟点 mm/27.328/9凝点 /8/10十六烷值/50.248.6 64.471.8/11BMCI/5.53.3112总芳烃%m/m/0.38/4.64/4.721.53/13总环烷烃%m/m/8.07/54.94/0.0/49/14总烷烃%m/m/91.55/41.

20、41/95.3/98.548/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 产品分布序号物料设计实际偏差1干气 %2.182.52+0.342液化气 %1.660.43-1.173轻石脑油 %3.801.73-1.94重石脑油 %10.7014.87+4.175轻柴油

21、%35.5231.44-4.086重柴油 %16.2420.69+6.457尾油 % 30.0028.32-1.688总液收 % 97.8297.48-0.349合计100100/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

22、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

23、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，

24、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

25、.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