200万吨加氢裂化装置开工总结

单击此处编辑母版标题样式,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第四级,第五级,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,UF210,STARS,、,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+TP347,1,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,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,25m,1,美国,Ronningen-Petter,Filters,8,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,316L,8,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,2009.4.26,2009.5.29,33,2,分馏系统水联运,2009.6.2,2009.6.20,18,水联运后，问题整改,3,分馏系统冷油运,2009.7.26,2009.8.7,12,4,分馏系统热油运,2009.8.8,2009.8.28,20,5,脱硫系统水联运,2009.7.18,2009.7.28,10,解决供应贫胺液压力高的,问题,6,脱硫系统引胺液循环,2009.7.29,2009.8.13,14,7,反应系统,N,2,气密,2009.6.2,2009.6.10,8,热态考核、,6.0MPa N,2,气密,8,催化剂装填,2009.6.15,2009.7.5,20,9,反应系统,H,2,高压气密,2009.7.8,2009.8.26,48,设备问题，影响试车,10,紧急泄压试验,2009.8.17,2009.8.22,6,试验两次，孔板修正,11,催化剂予硫化,2009.8.28,2009.9.10,12,予硫化分两次完成,12,切换,VGO,2009.9.10,2009.9.13,3,13,掺炼,CGO,2009.9.27,2009.9.29,2,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,6.0MPa N,2,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-210,STARS,、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,-3,1,TK-10,16mm,1.65,801,1010.1,2,834HC,8mm,7.2,894,971.1,3,TK-711,5mm,3.45,457,457.1,4,HC-DM,3mm,3.96,510,534.1,5,UF-210,STARS,1.3mm,131.84,1040,1048.9,6,DHC-32LT,3mm,217.22,922.7,925.1,独山子石化,2.2,催化剂干燥,由于,UF-210,STARS,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：,N,2,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,1.122,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-210,STARS,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,105,2,进料量,t/h,125,3,进料润湿工况下反应压力,MPa,12.0,4,硫化阶段工况下压力,MPa,14.48,5,循环机转数,rpm,9500,6,硫化期间循环氢纯度,%,85,7,精制剂硫化终温,315,8,裂化剂硫化终温,290,9,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,230,235.5,2,终馏点,330 370,365,3,总氮,ppm,100,91.7,4,总硫,（,v/v,）,2,0.15,5,溴价,g/100g,50,0.85,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，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,H,2,S3000ppm,，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,H,2,S10000ppm,；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