焦化汽油加氢装置长周期运行探讨21-28

广州分公司焦化汽油加氢装置长周期运行探讨

钟宇峰

（中国石化广州分公司广东广州510726）

摘要：焦化汽油加氢装置由于反应器压差上升，影响了装置长周期的稳定生产，本文分析了引起本装置催化剂床层压差上升的原因，并对延长装置运转周期的措施进行深入的探讨。

关键词：焦化汽油加氢压差长周期

1 前言

广州分公司焦化汽油加氢精制装置设计年加工焦化柴油50万吨，该装置2010年10月投产，装置使用的催化剂是抚顺石油研究院研发的FH-40C，还有捕硅剂及FZC-102B保护剂。装置于2010年10月13日开工正常，装置共运行了3个半月的时间，就出现反应器第一床层压差升高至0.3MPa，由于过高的差压对反应器内构件和下床层催化剂有害，装置被迫停工撇头，如何确认压差升高的原因、寻找延长装置运行周期的措施，成为装置现阶段的主要问题。

2 装置运行情况

装置运行初期，由于焦化三装置还在建设阶段，只处理两套旧焦化生产的焦化汽油，装置基本维持在60%负荷（约45吨/小时）运行，装置运行稳定。自2010年12月焦化三开工以后，由于装置实现直供料，造成系统负荷波动较大（最大时有20t/h的波动），反应器压差呈快速上升趋势，一床层压差由原来的0.1MPa以下，逐步上升到12月31日的0.296MPa。进入2011年1月，装置降负荷运行，但仍不能遏制反应器压差上升势头，如图1～图3所示。

图1 装置2011年1月份处理量

图2 反应器2011年1月份第一床层、全床层压差

图3 E8301 2011年1月份压差

至1月25日，装置负荷已降到装置满负荷的40%，但一床层压差仍然超过0.3MPa，1月26日装置停车撇头，2月2日装置开工加负荷至50t/h，原料改由罐区进料。2月2日起，装置多次出现波动，原料曾出现带水现象，E8301压差开始上升，3月初，反应器一床层压差上升至0.16MPa。

图4 E8301压差PDI0801、R8301压差PDIA0702上升趋势图

自2月2日起，装置出现波动，2月2日E8301压差已出现上升趋势，由原来开车后的44kPa，上升到60kPa，一直上升到140kPa时，压差有所回落，但基本维持在100kPa以上；3月2日，反应器压差也开始上升，并呈上扬趋势，3月6日已达90kPa，3月9日更达160kPa。

3 装置撇头情况

揭开反应器头盖后，发现积垢蓝内有大量杂物，估计为焦化汽油在E8301壳程和加热炉炉管结焦后被循环氢带到反应器积垢蓝内。积垢蓝清理拆卸完后，发现泡罩板也有一层结焦物，拆下泡罩板，并清理后，开始清理瓷球。由于瓷球空隙较大，瓷球上层结焦物较少，但在瓷球与保护剂之间，有较多的粉状结焦物，基本穿透整个保护剂床层，并在粉状物中清理出少量块状物。在捕硅剂层，则比较干净，撇出650mm高度的捕硅剂时，确认再无结焦物，补充新的捕硅剂、保护剂和瓷球，并对积垢蓝、泡罩板清理碱洗后，反应器安装复位。本次撇头共更换：瓷球200mm高度，0.5吨；保护剂370mm高度，0.6吨；捕硅剂650mm高度，1.68吨。E8301A/B同时进行了抽芯检查，其中E8301A在抽芯过程中发现抽芯比较困难，抽出后发现管束间存在大量结焦物，并使管束出现变形，导致抽芯困难。E8301B则抽芯比较容

易。E8301A的结焦程度比B台要严重得多，两台换热器用高压水枪冲洗后复位，但E8301A 无法在短时间内完全冲洗干净，装置开车后，E8301A/B压差偏高。

图5 换热器上结焦物

图6 积垢栏、泡罩板上物体

4 反应床层压差问题原因分析

4.1 原料油的影响

4.1.1 原料油性质的影响

表1是对焦化汽油的跟踪数据，从表中的分析数据可以看出，原料油中含有大量的烯烃，尤其是含有二烯烃（表中没有此分析项目，椐文献报道推断），这些不饱和化合物极不稳定，尤其是二烯烃，在常规加氢精制条件下，二烯烃易聚合并堵塞换热器和反应器。椐文献报道，当反应温度达到180℃时约90%的二烯烃被还原。此外，焦化汽油还含有硫、氮、胶质等杂质，这些杂质在较高温度下易分解产生活性自由基，从而引发自由基链反应形成高分子聚合物。

表1 焦化汽油性质

采样时间02.5 05.11.16 06.3.15

分析项目

密度(20℃)/g.cm-3 0.7351 0.7334 0.7325

硫/μg.g-1 2600 3400 4700

氮/μg.g-1153.3

溴价/gBr.(100g)-1 53.4

芳烃/% 11.2 10.1/9.4* 10.2/10.0*

烯烃/% 33.2 36.0/36.5* 35.2/36.4*

胶质/mg.(100mL)-1 150/188* 8.0/18.0*

馏程/℃

HK/10% 46/83 42.0/78.9 42/62

50%/90% 127/178.5 130.6/178.9 124.6/180.1

KK 201.5 206.6 206.6

*储存十天后的分析数据

由于焦化汽油含有硫、氮、胶质等杂质和不饱和化合物，致使其安定性极差，从延迟焦化装置生产的焦化汽油的颜色是微黄色，储存一段时间后变成了黑色，胶质增加。在中间罐储存的过程中由于储罐不可能做到与空气完全隔绝，所以加氢焦化汽油原料必然与空气接触发生一定的反应，使油品的性质发生变化。

焦化汽油的干点对加氢精制反应器的压降也有影响。焦化汽油的干点升高，原料油的较重馏分增多，所带杂质也增多，在生产过程中催化剂床层杂质沉积速度提高，从而使反应器催化剂床层的压降上升速度加快。

4.1.2 原料油内携带固体微粒的影响

焦化汽油含有少量细小焦粉，这些细小焦粉具有极强吸附性，易与聚合反应中形成的有机大分子化合物粘结在一起，使焦垢颗粒逐渐长大，当其长大到物流不能携带其继续向前运动时就从物流中析出，沉积在设备内部。这些固体微粒主要是机械杂质、焦粉、油泥、铁锈等，虽然装置设有过滤器（过滤器滤孔为20～25μm），可使大部分固体微粒(包括原料中携带的固体微粒、反应产物与进料换热器换热生成的焦粉等)除去。尽管如此，更细的微粒在通过换热器、加热炉和催化剂床层时，会聚集成更大的粒子，小部分积聚在进料换热器，绝大部分最终积聚在催化剂床层上部及催化剂颗粒之间。同时新装置开工过程中的脏东西也随着原料油输送进装置，加剧了反应器压降上升。

在装置消缺时，经过对反应器上部的结焦物质进行分析(表2)，可以看出，沉积在反应器最上部的物质中所含的铁的含量相当高，同时在装置消缺时对反应器前换热器抽芯发现管束上沉积有大量的油胶类物质，已将换热器管束压变形，证明在反应器顶部的积垢物是在反应前换热器中形成的。

表2 催化剂床层及上部结焦物质分析（抚顺石油化工研究院分析）

样品名称换热器垢样积垢栏垢样瓷球垢样保护剂样脱硅剂样品

硫含量，% 3.80 2.88 3.09 1.50 2.18

碳含量，% 84.95 86.40 86.60 6.22 7.28

XFV测定主要元素含量，%

Na 0.641 0.6116 0.4822 0.0801 0.0333 Al 0.5012 0.4932 2.0376 71.8136 70.7862 Si 1.8863 1.9877 1.6648 4.2804 6.5563 P 0.1920 0.3416 0.9865 0.5288 0.897 S 73.7132 72.5361 78.491 4.2483 4.357 Ca 0.1432 0.356 0.2702 0.0307 0.079 Fe 22.3716 22.0398 17.0818 2.1691 0.5808

4.1.3 焦化汽油原料干点超标

焦化汽油加氢装置原料的干点的工艺指标是≯205℃。由于上游装置参数波动或非计划停工等原因，就会造成焦化汽油原料干点超高，造成其馏分较重，亦较容易造成其他杂质（如焦粉、消泡剂中硅）被夹带。

4.1.4 原料油带水的影响

原料油如果严重带水会导致反应器床层温度突然大幅下降。如果操作工判断失误，就有可能提高进料温度来补偿反应温度，而当原料油中的水含量在升温的过程中或在超温操作中又降到正常范围时，由于来不及降低进料温度而导致反应器床层温度又急剧上升，致使反应器床层反应过剧，导致催化剂结焦，从而引起反应器床层压降上升。反应温度大幅波动，引