焦化汽油加氢装置运行问题及对策

高压换热器结焦堵塞、反应器床层压力降上升是近年来制约中国石油化工股份有限公司茂名分公司1号焦化汽油加氢装置长周期运行的主要因素。对装置原料及换热器结焦物进行分析,发现原料中烯烃(二烯烃)质量分数达到17.96%(1.49%),而换热器垢物中有机结焦物质量分数为91.6%,认为有机物结焦、焦粉等杂质沉积是垢物生成的主要原因。通过增设原料油过滤器、预反应器系统,采取原料保护、换热流程优化等措施,可有效缓解原料在高压换热器和反应器顶部的结垢,延长装置运行周期。     

焦化汽油加氢精制过程中存在的问题与对策

中国石油化工股份有限公司广州分公司焦化汽油加氢精制装置因原料油中硅含量较高、水含量波动大,造成催化剂活性快速下降;此外焦化汽油储存时间过长、二烯烃含量高造成反应器床层压力降快速上升。通过对原料油至反应系统的设备、管线进行清洗和爆破吹扫、焦化装置向加氢精制装置直接供料、提高换热器壳程物料流速等措施,反应器床层压力降的上升速率明显变缓,装置最长连续运行23个月。     

焦化汽油单独加氢技术工程化的问题及对策

介绍了国内焦化汽油单独加氢工程化应用的技术及其流程,针对焦化汽油单独加氢工程化过程中遇到的问题,包括加氢反应器顶部结焦、反应器床层压力降快速上升、操作周期缩短、反应部分换热器结垢、压力降增大、传热系数降低等,分析了加氢反应器顶部分配盘、积垢篮、顶部催化剂结焦样品和反应部分换热器垢样的元素组成,追踪这些元素的来源或产生的原因,提出了应对措施。指出饱和焦化汽油加氢装置产品(低分油、加氢焦化汽油)循环并不能完全解决长周期运行问题,同时会增加投资、能耗及操作费用;由于焦化汽油单独加氢过程结焦的不可避免性,建议规划炼油厂总流程时应避免新建焦化汽油单独加氢装置;焦化汽油可分别与焦化柴油,催化柴油,焦化柴油与催化柴油混合油,焦化柴油与焦化蜡油混合油,或焦化柴油、催化柴油、焦化蜡油混合油一起加氢以延长焦化汽油加氢装置的操作周期。     

重整预加氢反应压降上升原因分析及解决措施

连续重整装置预加氢反应器压降上升过快,严重影响装置的长周期运行。通过对预加氢原料洁净度和反应器内保护剂垢样元素组成的分析,得出形成压降的主要原因为上游装置带来大量的微小杂质颗粒,裹挟罐区金属腐蚀产物和罐底少量杂质,受高温聚合形成粉末状杂质,从而堵塞反应器保护剂表面,形成压降。针对压降形成原因,提出并实施了新增原料自动反冲洗过滤器和使用新型蜂窝脉冲保护剂级配的措施,预加氢反应压降上升得到有效的缓解,运行周期从8个月延长至28个月以上。     

延长焦化汽油加氢装置操作周期的方法

对焦化汽油结焦机理和加氢反应器压降上升原因进行了分析,提出了通过降低原料换热温度来缓解焦化汽油生焦速率的解决方案。结果表明,装置连续运行2 a,反应器压差仅为130 kPa,确实做到了装置长周期运行。     

预加氢处理对焦化汽油加氢精制影响的研究

在焦化汽油当中,烯烃或二烯烃与细小炭粒会发生反应,引起高压换热器结焦堵塞、反应器床层压力降上升,制约了焦化汽油加氢装置长周期运行。为了应对结焦这一现象,采取炉前两级预加氢饱和处理,运行效果显著,焦化汽油中大部分二烯烃、烯烃被脱除,消除了结焦现象。本文简要介绍了结焦现象的产生和预加氢处理的作用。     

焦化汽油加氢装置反应系统结垢原因分析及对策

针对中国石化茂名分公司焦化汽油加氢装置反应系统压降升速过快、循环氢压缩机发生喘振、装置运行周期短等问题,对换热器和反应器系统压降进行分析,认为高压换热器壳程和反应器结垢是造成装置系统压降上升快的主要原因.通过对垢物组成进行分析,发现焦化汽油原料中二烯烃缩合及胶质缩合生焦是垢物生成的主要原因.通过采取加强原料管理、扩大反...     

催化裂化汽油加氢装置床层压力降大的原因与对策

中化弘润石油化工有限公司催化裂化汽油加氢装置存在一级反应器(一反)床层压力降升高的问题,对床层杂质组分的分析发现,一反分配盘和积垢篮内的黑色粉末中碳质量分数分别为69.6%和64.9%,确定引起床层压力降升高的根本原因是结焦物积垢。从积炭的来源进行推断,结焦物来源于一反进料换热器壳程,脱落后被带入一反床层。采取的应对措施为:对装置原料控制及工艺操作进行优化;加强原料控制;提高氢油比;一反进料换热器壳程出口温度降低约20℃;充分发挥一反保护剂的作用;从而减缓了催化剂表面的结焦趋势。通过调整,装置一反床层压力降上升问题得到有效控制,2016年9月装置开工运行至2017年9月一反床层压力降维持稳定(60~75 k Pa),基本解决了一反床层压力降升高问题,保证了装置的长周期平稳运行。     

延迟焦化装置加工掺柴油稠油的问题及对策

总结了中国石油天然气股份有限公司克拉玛依石化公司焦化装置稠油原料中大比例掺炼柴油的经验。针对轻油组分含量超高引起的电脱盐超电流、设备异常运行、焦粉携带、柴油拔出率低等问题,对装置加工量、原料换热及分馏塔侧线进行了优化调整和技术改造。结果表明,稠油掺柴油后,蜡油收率降低,汽油、柴油收率超过了计算模拟值,优化了装置产品分布,保证了装置高效及长周期运行。     

蜡油加氢反应器第一周期工况突变原因分析

从操作因素和催化剂物性数据两方面对镇海炼化分公司1.8 Mt/a蜡油加氢脱硫装置反应器第一周期末保护剂床层压力降上升和催化剂活性下降为特征的工况突变原因进行了详细分析,发现在第一周期运行末期,存在苛刻度提高、原料金属超标、过滤器失效、频繁非正常停工等客观因素。其中,频繁的非正常停工促使压力降上升、活性下降拐点的形成。导致保护剂床层压力降上升的具体原因为:保护剂破碎、结块、积炭和金属沉积。导致主催化剂活性下降的主要原因是催化剂严重积炭。     

FZC与FBN系列保护剂工业应用对比

针对中国石化扬子石油化工有限公司的高压加氢裂化装置精制反应器的催化剂床层压降上升过快的问题,采用将原FZC系列保护剂部分更换为FBN系列保护剂的方法对装置进行了改造。工业应用表明,在原料劣质化的前提下,改造后装置经过2 a多的运行,系列Ⅰ加氢精制反应器(装填FBN保护剂)的催化剂床层最高压降为140 k Pa,低于改造前(210 k Pa)。无论在适应性,还是容垢、拦截杂质能力等方面,FBN保护剂均优于FZC者。     

气动除焦粉技术在延迟焦化装置的应用

某公司采用气动除尘技术,通过流场模拟、优化设计、实验验证,开发出一种延迟焦化分馏塔气动除焦粉装备,可有效降低焦化分馏塔产物中的焦粉含量。该技术应用后,分馏塔蜡油升气孔到塔顶的压力降由176 kpa降至144 kpa,对分馏塔的操作状况基本无影响。加氢精制装置原料过滤器平均反冲洗时间间隔由16.4分钟延长到48分钟,反冲洗周期明显延长。焦化柴油中焦粉含量平均值由43.57 mg/l降到7.02 mg/l,焦粉脱除率达到80%以上,效果符合预期。同时,该技术具有运行成本低、占地面积小、焦粉脱除效率高、不易堵塞等优点。     

应对焦化石脑油加氢装置长周期运行的催化剂策略研究

目前焦化石脑油加氢装置要实现长周期稳定运行，需要重点解决两大问题：焦化石脑油的二烯烃含量高，在较高的反应温度下易缩合生焦，导致反应器压力降上升；前序加工阶段使用的含硅添加剂会造成二氧化硅在催化剂表面沉积，导致催化剂失活快、运行周期短。针对上述问题提出了解决方案：对焦化石脑油加氢工艺流程进行了改进，增设了低温脱二烯烃保护反应器；配套开发了容硅能力强的加氢捕硅剂及高活性加氢精制催化剂。应用结果表明：焦化石脑油加氢装置的运行周期大幅延长，为装置的长周期运行提供了技术保障。     

2.2Mt/a蜡油加氢催化剂失活原因分析及对策

针对中国石油化工股份有限公司洛阳分公司2.2 Mt/a蜡油加氢装置反应器第二周期催化剂失活较快的问题,对催化剂物性及装填、原料组成、操作条件、失活催化剂剖析等方面进行了分析,发现在原料劣质化、反应苛刻度较高的条件下,催化剂脱硫率由87%降至70%不是由工况突变引起的,而是由于缓慢失活。结合第一周期催化剂失活原因和分析结果,导致第二周期中一床层(保护剂)压力降上升的原因是FF-18再生剂性能不佳、原料干点过高和保护剂金属沉积;导致第二周期中主催化剂活性下降的主要原因是催化剂积炭和金属沉积。为保证装置第三周期平稳运行,配合分公司生产国Ⅳ油品,在原料控制、保持平稳操作条件和产品监控等方面提出了相应的对策。     

催化裂化提升管回炼焦化汽油探索分析

为提高焦化汽油综合利用价值,分析了焦化汽油至催化裂化提升管底部回炼的可行性。在满足催化裂化(催化)汽油吸附脱硫(S Zorb)装置脱硫能力的条件下,通过焦化汽油回炼至提升管底部的高温高剂油比区域,使焦化汽油重新反应转化,获得更高附加值产品。实施焦化汽油回炼催化裂化装置后,焦化汽油转化为主要产品的收率为汽油57.4%、液化石油气26.7%、干气7.5%。通过分析得出,催化裂化装置提升管回炼焦化汽油是否有利于提高全厂的经济效益,应综合考虑全厂汽油池组成以及催化装置的运行负荷是否满足回炼条件。     

减压渣油换热器在线清洗技术的研究与应用

中国石油天然气股份有限公司乌鲁木齐石化分公司1.2 Mt/a延迟焦化装置投产后出现了渣油换热器换热效率下降快的问题,检修时发现换热器壳程(渣油侧)结垢严重。分析认为,焦垢主要为渣油中高稠环胶质、沥青质氧化后在高温下析出的产物;用新鲜水、焦化柴油和重芳烃浸泡不同硬度的垢样,发现重芳烃对硬焦块有一定的溶解性,对软焦块及焦粉溶解性更好,当温度升至130℃时,重芳烃可以完全溶解软焦块及焦粉。对装置在线清洗流程进行了改造,将重芳烃物流并入换热器柴油冲洗流程,实现了渣油换热器的在线清洗。清洗后在相同操作条件下换热后温度由250℃上升至295℃左右,效果非常明显。且清洗后的污油由装置自己回炼,对环境没有影响。     

S Zorb吸附脱硫装置运行过程中存在的问题分析及应对措施

对中国石化上海高桥分公司S Zorb吸附脱硫装置运行至第二周期后陆续出现反应器过滤器压差高、原料换热器结垢等一系列影响装置长周期运行的问题进行分析。结果表明,造成反应器过滤器压差过高的原因是：①装置检修时,过滤器滤芯的永久滤饼层受到破坏;②反吹系统阀门故障,导致高压氢气对过滤器反吹时,阀门打开不及时,影响了反吹效果。而原料换热器结垢的主要原因是从原料罐区来的汽油原料中的胶质前躯物和垢物较多。针对上述问题,采取修改反应过滤器压差高联锁值或者是提高反应压力和反吹氢气压力等措施可以解决过滤器压差高的问题;通过采用直接将催化裂化装置稳定汽油输送至S Zorb装置的方法可以解决换热器结垢问题,在一定程度上延长装置的运转周期。     

重整装置预加氢系统结焦堵塞原因分析及对策

介绍长岭分公司重整装置预加氢单元加氢反应器加热炉炉管结焦堵塞、反应器结焦床层压力降上升的情况及处理方法,从原料油的硫、氮、氯、金属离子等杂质含量,原料油储存,催化剂器外再生技术的运用,循环氢压缩机故障时工艺流程改"一次通过",反应原料换热和炉人口温度等方面,对预加氢系统炉管、反应器结焦的影响进行分析,并提出了增加原料油过滤设施、系统进行高温烧焦、优化换热流程、提高炉入口温度、改善炉人口物料分配状况等措施,以解决预加氢加热炉炉管结焦堵塞、反应器床层压力降问题.     

连续重整装置预加氢反应器压力降快速上涨原因分析

针对预加氢反应器压力降快速上涨的异常现象，从预加氢进料过滤器运行情况、原料性质、工艺操作、催化剂强度等方面进行了分析。结果表明，原料中C₅烯烃含量高及氧化物中甲基叔丁基醚高温裂解生成叔戊烯，加剧了反应系统结焦，导致预加氢反应器压力降快速持续上涨。建议控制原料中溴指数不高于1 000 mg/100g、氧质量分数不高于20μg/g,降低预加氢单元加工负荷，防止预加氢反应系统压力降上涨过快；预加氢进料换热器E101、预加氢进料加热炉F101、预加氢反应器R101A均有结焦堵塞迹象，建议监控预加氢反应系统各位置压力降上涨情况，择机进行反应器“撇头”、换热器抽芯清理、加热炉炉管吹扫清焦，保证装置的平稳运行。     

催化裂化汽油烯烃含量对S Zorb装置长周期运行影响分析

介绍了某公司催化裂化汽油中烯烃含量的上升对S Zorb装置进料换热器(E101)、反应器过滤器(ME101)等设备以及装置工艺参数调整的影响。该公司S Zorb装置中原料烯烃的质量分数在短时间内从21.5%上升到28.0%,不仅造成装置中反应进料换热器(E101)管程结焦严重,换热能力大幅下降,换热器偏流现象加剧,而且使得反应器过滤器(ME101)压差短时间内明显上涨,严重影响了装置的安全运行,同时还造成装置的辛烷值损失加剧。为保证装置长周期安全运行,针对烯烃结焦现象,提出了加强原料和关键设备监控、及时调整反吹系统和反应器温升以及严格控制醚后碳四回炼流程等优化建议。