独山子石化公司 200万吨加氢裂化装置开工总结

—、概达独山子石化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U0P公司的UF210STARS、DHC32LT催化剂组合，最大限度生产BMCK10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。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UF21(PaRS，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，提髙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。一台原料泵设置热髙分液力透平驱动，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.IMPa/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\髙选控制O1.8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。独山子不化装置主要设备情况序号设备名称基本参数/型号22德国FLOVSERVE公司562哈尔滨空调股份有限公司88生产厂家中国第一重型机械（:集团）有限贵任公司兰州石化机械厂沈阳鼓风机厂杭州汽轮机股份有限公司德国NEA公司南阳防爆集团有限公司德国FLOWSERVE公司佳木斯电机加拿大DavidBrown粟业美国Ronningen-PetterFilters反应器e4000X37340(T.L):2V4Cr-lMo-1/4V十堆焊TP309L+TP347髙压换热器螺纹锁紧环结构循环机BCL406+NG25/20.JohnGrane干气密封系统新氢机3SVI5（Mh对称平衡型往复式压缩机，无刷励磁同步电动机驱动高压原料泵«VVCC15-l(hitK，

液力透平4WCC12-lfetg电机驱动SWCCL5-10stgp

电机驱动高压注水栗TD120,注塞泵原料过滤器自动反冲洗过滤器，过滤精度25jim髙痄空冷GP10.5X3-8-150-16S-23.4/DR-IV管程，换热管L25Cr-0.5Mo,入口衬管316L独山子石化二、开过程简介独山子石化主要试车节点"^号试车主要工作起始时间完成时间耗时，大备注1低压管线吹扫、试压2009;4.262009.5.29332分馆系统水联运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6脱硫系统引胺液循环2009.7,292009.8.1314问题7反应系统&气密2009.6.22009‘6,108热态考核、6.OMPaN2气密8催化剂装填2009.6.152009.7.5209反应系统1髙压气密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VG02009,9,102009.9,13313掺炼CG02009.9.272009.9.292掺炼比13戈独山子石化-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.OMPaN2的气密工作，消除了一些反应系统大漏点。自2009年6月15H-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,对装填工作要求较髙，采取固定料斗内催化剂量、固定料斗后进行标髙测量、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Zt理论密度/kg.m-3实际密度/kg.m-31TK-1016mm1.658011010.12834HC8mm7,2894971.13TK'7115mm3.45457457.14HC-DM3，3.96510534.15UF-210stars1.3mm13L8410401048.96DHC-32LT3hud217.22922,7925.1独山子石化2.2催化剂干燥由于UF-21(PARS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>110BCo:终催化剂干燥的条件为:循环介质：N2反应系统压力：4.OMPa(冷髙分顶压力)反应器入口温度：：MlOr在所有反应器床层达到11(TC条件时，冷高分没有脱出明水。独山子石化2.3高压气密装置髙压气密时间较长，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1448MPa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，沿途髙压泄放线、高压火炬罐正常，经U0P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.lMPa/min第一分钟泄压速度为1.122MPa,不能满足泄压要求。0,7MPa/min、2*lMPa/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U0P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,lMPa/min第一分钟泄压速度为1.985MPa,误差在5%以内，满足要求。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-210s™s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>i4or,由于uop要求初始反应进料不得低于设计进料的50%,—旦进料后将产生吸附热，则可能造成催化剂温度超过14CTC;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r3158裂化剂硫化终温X：2909汽提塔底温度TC4=175独山子石化硫化油性质序号项目单位设计实际1初饱点*C+230235,52终馏点r<330>3703653总氮ppm>10091.74总硫%(v/v)>20.155溴价g/lOOg<500.85选用常二线油，各项指标都比较好。8月28日晚20:30分启动髙压原料泵，反应进料125t/h，床层吸附热较大，一、二精制床层温度均在120'C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1561C；22；00点髙分开始向低分减油，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U0P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＞17flC升温，准备注入DMDS。8月29日凌晨5:45分，新氢机A/B均出现二级差压髙髙联锁，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23(TC，恒温硫化，按照U0P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23CTC第一阶段低温硫化结束。第二阶段为髙温硫化阶段，反应以＞17'C/h升温、系统中H2S米lOOOOppm;自4日凌晨4:00点开始升温，至21:00点反应器入口温度296flC,裂化床层入口达到290-C,此时，循环氢加热炉炉膛温度已达800aC，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'C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，髙温予硫化阶段终止；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。7019以下系统升压至12.OMPa,髙压泵，引入低氮油由于受到循环氢加热炉的限制，经与UOP商量化均以29(TC为髙温硫化的最高温度，以床层无温升面不再上升为予硫化结束条件，至10日凌晨6:00点硫化结束。本次催化剂予硫化，受到装置设备故障的影响，造成低温、髙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&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。00点循环机开机运行将反应床层温度全部降至200*C19：30分开新氢机反应系统升压，至8日上午10点，反应反应器入口温度＜17(TC，10：45分启动14：00注入DMDS,再次予硫化开工；决定精制、裂冷高分界催化剂予独山子石化-2,6切换VGO予硫化在290X?阶段，裂化床层开始出现反应，反应分饱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°C，裂化段入口280°C,且裂化各床层入口呈3'C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%。独山子石化开工运行1个月后，10月18-20曰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CG0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,相对较髙，若带入卜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。独山子不化原料性质序号项目设计黨合进料性质(CGO»炼30«>VGOCGO襬合(CGO捿炼1JV1密度•kg/n5/878.589B.8S81.82HK,1321324.0237.0308.0321,"C346349,0298.0355.04ioi,r358375.0355.0383.0530V"C则4010379-0406.0650Vr412424.0390,0424.0770V,1C438445.0402.0445.0890V*C470474,04210476,09981.X?510500.0452.0505.010硫，«（■/«}0.850+5660.8600.61811ft（略/kg>1082671.36260.4105812沥育质(b/bS)/0+0150.0320.0113残炭，«0.160.020.020.0114铅（K/kg>/小于0.2小于a2小于0.215铁：pg/g^2.261.140.540.6916tt+H,iis/s名1.5小于0.1小于0.1小子0.117蟧，Mg/g/小于0.1小于0.1小于0.118链，Pe/e<0.9小于0.50.5小于0.519钠，pe/g/1,11.08L24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4pg/g，必须先进预加氢;轻柴油与设计相比，冰点达到-42'C,烟点28mm,都略髙于设计值；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，十六烷值髙于设计值，达到7L8,芳烃含量1.5,凝点+8'C，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X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/m3625.9638.9749,4748.0813.8809.6822.9814824.4819,12HK,t!/326593.5165180.52882193503343KKtr6565,5165L6L2288283.0350364/4704味，Mg/g///4.0<100.5<100.5<50<15氮，Mg/g///Q.50,5/0.5/<2/6闪点，r////5667.514994+5/2147冰点，r////，46t42////8烟点皿////27.328////9凝点r///////8//10十六烷值////50.24064.47L8//11BMCI////////5.511112总芳烃te/ni/0.38/4.64/4.72L53/13总环浣轻知/m/8.07//0,0//49/14总烷烃IWra/91,55/4L41/95.3/98+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髙于设计数据，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，洛汩院依据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序号物料设计实际偏差1%2.182.52+0.342液化气%1.660+43-L173轻石脑油%3.801.73-1.945重石脑油%10.7014.87+4.17轻柴油%35.5231.44-4*036重柴油%16.2420.69+6.451尾油%28.32-L688总液收%97.8297,48-0.349合计100100/{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#C,实际生产＜8(rc,通过核算，在炉膛温度＞8o(rc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%。循环氢量己达到设计负荷，但燃料燃烧热没有被循环氢有效吸收。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：38VC、386.JVC、392.2*0,床层平均温度为390.9'C、393.1X\395.5#C，而床层温升分别为18.6aC>14.6X38TC，三床温度最低然而温升却最髙，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。U0P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。3.6化学氢耗略髙于设计值。装置刚开工，在未掺炼CGO时由于原料性质较好质变差，反应温度提温很快，化学氢耗上升较多。3,7床层压降稳定、径向温差略髙。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'C;但从进低氮油开始，各床层出口径向温差最髙达到10_C，随着VGO进料和装置负荷的调整，目前保持在在5-7'C，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。氢耗在设计范围；但掺炼CGO后，原料性4.1仪表联锁误拫，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，最髙达到55KC,装置2,IMPa/min紧急泄压打开，装置紧急停工。9月1020：22分裂化第四床层一支多点热偶TI1084突然跳越，最高达到519'C，装置2.IMPa/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。4.2髙压设备出口管线震动在装置髙压气密过程，耗时48天，主要解决新氢机出口管线震动和髙压注水泵出口管线震动问题；分别通过増加支撑、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，装置开工进行到髙温硫化阶段，低压端漏气压力突然升髙，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。