分析蜡油加氢裂化装置低负荷生产问题及对策

分析蜡油加氢裂化装置低负荷生产问题及对策

邵德健

中国石油广东石化公司广东省揭阳市522000

摘要：加氢裂化装置在低负荷加工条件下运行，对装置内设备使用提出了更高的要求，但装置本周期已连续运行2年半，综合考虑安全生产和装置经济效益指标，决定采取“小进料量，低转化率，大空速，高循环比”生产方案，通过连续2个月的运行分析，对装置在低负荷操作过程中部分参数进行优化调整，保证设备参数均在设计流速、温度、压差条件下运行。

关键词：加氢裂化；低负荷；优化转化率

中国石油长庆石化公司120×104t/a加氢裂化装置由洛阳工程设计院设计，以本公司的重柴油和减压蜡油为原料，采用全循环流程操作时，最大限度生产航煤及柴油（多产中油方案），同时副产液化气、轻石脑油、重石脑油，此流程为该装置的主方案；采用一次通过流程操作时，在生产中间馏分油的同时，生产尾油，为乙烯项目提供裂解原料。加氢裂化装置设计操作弹性为60-110%，本周由于常减压装置进行降量操作，蜡油产量降低至2000吨/天，为确保加氢裂化装置正常生产运行，同步降低加工量，维持58%加工负荷连续运行2个月，并成功在58%负荷操作条件下平稳运行。

1、加氢裂化装置概况

该加氢裂化装置为2.0Mt/a高压加氢裂化装置，由中国石化工程建设公司参与设计，并于2007年成功投料开车。该装置主要由四部分组成，分别是反应部分、分馏部分、吸收稳定部分及脱硫部分组成，其中反应部分采用的是目前国内外已经应用较为成熟的炉前混氢流程，操作更加简便，传热效率更加高效，流程也得到了良好的优化。分馏部分通过设置硫化氢汽提塔，并采用分馏塔进料，常压塔与加热炉出柴油的方案，在分馏塔中，还设置了两个中段回流，从而使得热量得到了较好的回收，有利于整体装置能耗降低。吸收稳定部分在吸收方案选择上，采用的是重石脑油作为吸收剂的方案，从而使得干气中的液化气得到很好的回收，有效避免了轻石脑油与液化气出现更大的损失；最后对于脱硫部分来说，在脱硫剂选择上，选择的是N-甲基二乙醇胺，进行低分气与液化气的脱硫方案。主要产品为石脑油、航煤、柴油及用作制乙烯原料的尾油。该装置所得产品众多，并且分向不同的去向，例如所得的柴油更加清洁，十六烷值高，倾点低，造成污染更小；所得的尾油作为乙烯原料，烷烃含量高，芳烃指数值较低；所得的重石脑油作为催化重整原料，芳烃潜含量较高。在2010年，该装置转入了第二生产周期，结合实际生产需求，该装置采用了RN—32V制催化剂和RHC—3裂化催化剂，上述两种催化剂由中国石化石油化工科学研究院研发，对尾油质量提升上具有较为积极的影响意义。

2、低负荷生产运行情况

2.1调整思路

本装置在低负荷加工条件下运行，对装置内设备使用提出了更高的要求，但装置本周期已连续运行2年，综合考虑安全生产和装置经济效益指标，决定采取“小进料量，低转换率，大空速，高循环比[1]”生产方案，即降低新鲜进料量，降低反应单程转化率，维持反应系统大空速，稳定循环氢量不变，提高循环油量。尽可能降低工艺参数条件变化范围，保证设备参数均在设计流速、温度、压差条件下运行。

2.2运行情况

目前装置加工负荷由76%降至58%，日均加工量降至2000-2200吨，航煤收率由31%降至26%，柴油收率由31%升高至36%，尾油外甩≯4%，反应总进料量FI53108开度由69.0%降至66.0%，总进料流量由188吨/小时降至167吨/小时。精制反应器入口温度385℃降至383℃，精制反应器二床温度393.5℃降至389.5℃，裂化反应器一床层由393.0℃降至386.0℃，裂化二床层温度由393.5℃降至386.0℃，裂化三床层温度由393℃降至386.0℃。

2.3原料性质

低负荷运行期间，原料性质及组成发生了较大变化，馏程较正常运行情况降低20～30℃，硫、氮含量降低100ppm，残炭与正常情况一致。

2.4工艺参数

2.4.1低负荷运行期间装置反应部分具体影响

①反应系统原料油缓冲罐罐底温度升高，主要采用大循环比操作，以维持装置低负荷下的物料平衡，保持反应空速与正常情况下接近，平衡反应器操作；②循环氢及新氢压缩机维持原负荷操作，氢油比升高110左右；③循环油增加，反应器原料油性质变差，单程转化率下降7.5%。

2.4.2低负荷运行期间装置分馏部分具体影响

①分馏塔T3403全塔负荷低，塔顶回流量65t/h，影响全塔气质交换；柴油出装置阀开度持续保持低阀位，易造成泵出口憋压，不利于换热器的管壳程压差控制；②循环油流量降低，尾油经空冷流量降低，在冬季低温环境下容易发生空冷管束凝堵现象，导致尾油空冷管束偏流，影响平稳操作机及设备的安全运行。

3、操作要求及注意事项

①低负荷运行期间保证反应器空速稳定（总进料自控阀FIC53108阀位不变），操作根据反应情况可适当调整床层温度（±0.5℃），若反应效果不佳，T3401、T3403液位长时间保持较高时可适当提高尾油外甩量（≯10%）。②调整反应床层温度时密切监控R3401入口及床层温度，确保精制油中硫、氮含量合格。③E3404冷后温度TI53151按38～45℃控制，确保冷低分气管线无结霜、结冰现象，确保E3403管程出口温度稳定。④密切监控脱丁烷塔、石脑油分馏塔塔顶冷后温度，保证轻重石脑油中硫含量低于1ppm，监控尾油出装置温度，出现异常及时检查处理。⑤液化气组成分析C3+C4含量≮90%，对于不合格样，应及时检查脱乙烷塔顶泄压阀是否畅通，确保甲烷、乙烷由塔顶排出进入干气系统；并对循环氢系统进行排废氢作业，确保气体中甲烷、乙烷含量不超过脱乙烷塔处理符合。

4、操作过程中存在问题及解决方案

（1）分馏塔全塔负荷低，塔顶回流量65t/h，影响全塔气质交换；柴油出装置阀开度15%，低于13%后易造成泵出口憋压，不利于换热器的管壳程压差控制。经讨论分析后，提高了中段返塔流量，保证中段塔盘高液位，确保分馏塔下部气质交换平衡；分馏塔上部操作降低航煤抽出量，保证上层塔盘液相负荷稳定；同时提高柴油抽出量，保证柴油线换热器工况稳定。

（2）冬季环境温度下降，循环油流量偏低，引起尾油空冷偏流，部分空冷管束凝结；及时切除尾油空冷，进行柴油冲洗；现场通过调节循环油冷流自控阀副线手阀开度调节原料油缓冲罐温度建议给尾油空冷增加变频或百叶窗，优化尾油空冷操作及原料油缓冲罐温度，进而优化反应操作条件。

（3）精制床层反应温度低，易引起精制油中氮含量升高。措施：提高精制反应器入口温度，维持精制反应温升，裂化床层逐层打入冷氢，平衡裂化反应深度。

（4）装置加工量降低，氢耗降低，新氢压缩机C3402A负荷不变，导致C3402A二返二自控阀阀位开度增大，自控阀内气流与阀座形成共振，现场二返二自控阀及其连接管线振动增大，对设备长周期运行造成一定影响。

5、结论

加氢裂化装置本周期连续2月低与设计负荷运行，采取“小进料量，低转换率，大空速，高循环比”生产方案，即降低新鲜进料量，降低反应单程转化率，维持反应系统大空速，稳定循环氢量不变，提高循环油量。优点是运行过程中各操作参数比较平稳，工艺操作条件较稳定，各产品质量合格，对装置内设备使用影响小，缺点是装置轻质油收率降低，循环油量增加，能耗增加。通过在加氢裂化装置中掺入一定量的FCC柴油，并进行炼化处理，能够有效改善FCC柴油品质，促使FCC柴油十六烷值得到有效降低，与此同时，部分FCC柴油还能转化为石脑油、航煤等轻质产品，提升石脑油和航煤比例，从而使得FCC柴油价值得到更进一步的发挥，对于我国炼油企业实现可持续发展具有重要的影响意义。

参考文献：

[1]郇兴龙.加氢裂化装置掺炼催化裂化柴油可行性探讨[J]当代化工研究2015.1

[2]石威，李琦，田喜磊.加氢裂化装置掺炼环烷基蜡油和FCC柴油的探索[J].炼油技术与工程，2018（2）

[3]闫博.加氢裂化装置加工催化裂化柴油运行分析[J].工业，2015（10）