中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司150万吨年加氢裂化生产运行总结(第一周期)

150万吨/年加氢裂化生产运行总结

(第一周期)中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司2010年6月1装置概况150万吨/年规模，原料减二、三线VGO。主要产品40万吨/年重整料、30万吨/年航煤、40万吨/年尾油（乙烯料）单段串联、一次通过流程，反应部分采用炉前混氢、冷高分流程，设置循环氢脱硫设施；精制反应器二床层，催化剂FF-36，装剂160吨，空速1.1

裂化反应器四床层，催化剂FC-24，装剂62吨，空速2.42007年3月开工一次成功，2010年3月停工换剂几个亮点：裂化催化剂高空速2.4缠绕管式换热器在加氢裂化装置首次使用原料油过滤器RPA-Ⅴ型，简单高效循环氢脱硫设置旋流器，避免胺液发泡2开工初期满负荷考察(2007年4月)

原料性质表项目设计4月21日8：004月22日8：00比重

g/cm30.915

0.9002

0.900馏程，

℃

IBP336看不见10%38435035050%44640940590%515469465EBP550502497硫，%1.81.421.41氮，μg/g160014031308残炭，%0.8710.080.05金属含量,μg/gFe≯21.470.67主要操作条件项目设计值4月21日8：004月22日8：00VGO进料量FIC1104/t.h-1178.6178178高分V1002压力/MPa13.513.5113.51R1001一床层温度(入口/出口)/℃348/392358.3/398.5358.8/398.5二床层温度(入口/出口)/℃374/392369.8/387.3369.0/387.5精制空速/h-11.11.11.1R1002一床层温度(入口/出口)/℃377/386366.9/369.0366.8/368.4二床层温度(入口/出口)/℃377/387367.6/372.6366.8/371.3三床层温度(入口/出口)/℃377/388368.1/374.5368.3/375.0四床层温度(入口/出口)/℃377/390368.5/371.2368.8/371.5裂化空速/h-12.42.42.4总温升R1001/R1002/℃72/4352.5/23.753.4/22.0平均反应温度R1001/R1002/℃378/382382.8/370.0382.6/369.9R1001出口精制油氮含量μg/g<2055.1氢耗/Nm3.t-1283292295单程转化率/%7574.074.0平均温度R1001/382℃，较设计高4℃（精制油总氮按<10ppm控制，所以温度较高），R1002/370℃，较设计低12℃，两反应器温度匹配不理想。

R1001二床层入口冷氢及R1002入口冷氢量是设计值的两倍，两冷氢阀开度均在70%左右，调节余地小，事故状态飞温可能性大。物料平衡物料名称设计值考察值t（48h）产率%(w)/对原料t(48h)产率%(w)/对原料脱硫后燃料气80.20.941271.50脱硫后低分气44.40.521031.22液化气143.61.681231.45酸性气128.81.501101.30轻石脑油461.25.386607.79重石脑油2902.633.86196823.23航煤168019.6202523.91柴油1194.813.94143116.89尾油2142.825.0214525.32装置能耗项目设计耗量设计能耗实际耗量实际能耗t/hkgEO/tt/hkgEO/t循环水13180.74791.650.45脱盐水29.9170.3914.080.18凝结水-26.26-0.54-14.27-0.3电,kw.h10505.516.6410187.615.013.5MPa蒸汽12.426.1211.925.941.0MPa蒸汽7.163.0510.194.39燃料油2.66514.920.63.4燃料气0.4111.912.1811.75热进料

1.910.71合计

45.3941.54产品质量重石脑油硫、氮含量均小于1mg/kg，芳潜51，是优质重整原料。航煤芳烃含量12%左右，烟点在23mm左右，与设计偏差较大，其它指标均合格，是优质民用航煤。柴油硫含量小于10mg/kg，十六烷值62，是优质超低硫柴油。尾油BMCI值13，略高于设计值，是较优的乙烯裂解原料。3第一周期生产情况物料平衡项目设计值2007年2008年2009年吨%吨%吨%吨%

原料热蜡150000097.0998376996.66132423796.5493293196.68

氢气458002.91339523.34474893.46320183.32

产品干气21806.41.41325533.20372452.72307093.18

酸性气22537.21.4672430.71207811.51154521.60

液化气25141.21.63286032.81461863.37255462.65

轻石80715.65.22542915.33684064.99758347.86

重石507956.432.8825527025.0838132527.8024269925.15

航煤293991.619.0326024925.5732858323.9519865020.59

白油--91870.9095780.70129811.35

柴油209101.213.5316089715.8116489312.02703087.29

尾油375001.224.2720233619.8830813122.4628805829.85

污油--28590.2816400.1213280.14

损失9105.60.5742030.4149580.3633840.35

能耗完成情况项目能量单耗（kgEO/t）设计2007年20082009水循环水0.740.460.350.34新鲜水0000脱盐水0.380.280.290.33凝结水-0.54-0.28-0.29-0.34蒸汽1.0MPa3.053.341.171.113.5MPa6.126.787.026.69电16.6417.2115.1413.59燃料燃料油14.92---燃料气1.9115.0414.0614.64能量输入能耗合计热进料1.911.10.30.0045.1343.9238.0436.36初末期催化剂运行数据比较项目时间2007年6月28日8：002010年1月26日8：00上游常减压装置原油类别以伊轻原油为主以伊轻原油为主本装置原料蜡油性质硫,%1.711.47总氮,mg/kg17011431密度，kg/m3915.3916.0HK，℃看不见看不见KK，℃535536处理量，t/h155150精制油总氮，mg/kg5.88.3R1001平均反应温度，℃386.2391.7R1002平均反应温度，℃374.2385.44主要技术改造及检修内容2008年5月新氢压缩机C1002A增上无级调量系统，平均节电1200kw。尾油直供Ⅱ催化裂化装置流程改造，尾油出装置温度从约80℃提高至约140℃。高压空冷A1001风机同步带改造，冷却能力提高，解决了高温高负荷生产瓶颈。尾油、航煤、柴油等低温热利用，分馏系统用能优化，减少瓦斯