催化重整装置运行总结.ppt

催化重整装置运行总结,中国石化股份公司荆门分公司 生产处 二00五年九月,催化重整装置运行总结,一、前言 荆门分公司催化重整装置原为北京院设计的15万吨重整和芳烃抽提联合装置，建成于70年代初期，后改造为10万吨宽馏份重整 1998年，随着荆门分公司原油加工能力的提高和国家对汽油质量升级的强制要求，经中国石化总公司批准，由北京设计院对该装置进行了大幅度的技术改造装置规模扩大为25万吨/年、预处理部分由原料先拔头后加氢改为全馏份加氢，采用氢气一次通过流程；重整部分采用二段混氢， CB-6、CB-7催化剂分段装填、固定床半再生技术 装置于1999年7月份改造完毕中交，当月中旬开始进行单机试运，分馏系统进行水冲洗、冷油运等工作，8月底完成于9月进油开工催化重整装置运行总结,一、前言 荆门分公司25万吨/年催化重整装置自投产以来，受投资监控、设备利旧率高、设备配置等各种因素影响，逐渐暴露出种种问题，尤其是预加氢反应系统压降快速上升曾长期困扰重整装置长周期平稳运行荆门分公司多次与相关科研院所及兄弟单位进行技术交流，催化剂多次换型，采取了相应的技术措施，始终未能从根本上找到切实可行的技术方案， 2004年4月份装置停工检修期间对预加氢系统流程进行了调整，至今重整装置已平稳运行一年多。

本文就荆门分公司催化重整装置开工期间取得的成功经验和出现的问题及分析、解决措施做一个汇报，希望能对其他装置起到一定的借鉴作用催化重整装置运行总结,二、装置运行情况 重整预加氢系统2000～2005年生产任务完成情况见下表1,催化重整装置运行总结,二、装置运行情况 重整装置2000～2005年生产任务完成情况见下表2,催化重整装置运行总结,三、装置运行工艺分析 1、荆门分公司自行解决了预加氢反应器压降增长过快影响装置长周期运行的瓶颈问题 1999年重整装置开工以来，预加氢反应系统压降快速上升长期困扰重整装置长周期平稳运行，预加氢反应器平均四个月撇头或过筛一次，最短的时候曾经在装置开工一周后停工处理压降问题，2000～2003年累计撇头、过筛12次荆门分公司多次与相关科研院所及兄弟单位进行技术交流，催化剂3次换型，采取了相应的技术措施，始终未能从根本上找到切实可行的技术方案解决这一问题，下图为2003年3月至2004年4月的预加氢反应床层压降上升趋势：,催化重整装置运行总结,预加氢反应床层压降图,催化重整装置运行总结,从上图中我们可以看出，虽然每次催化剂撇头、过筛后开工初期反应器床层压降下降，但很快又重新上涨，而且每次过筛后预加氢反应器床层的起始压降均呈上升趋势，压降上涨的速率也变得越来越快。

很显然，通过对催化剂撇头、过筛是不能解决预加氢反应压降问题的 预加氢反应床层压降增长过快的原因分析 根据近几年来的生产数据及装置的实际情况，分析造成预加氢反应床层压降过快增长的原因有以下几点： ⑴、预加氢进料加热炉的热负荷过小：预加氢进料加热炉F201是原10万t/a半再生重整装置的预加氢原料加热炉，设计热负荷较小(1.874MW)预加氢设计进料38t/h，在进料达到33t/h左右时，炉膛温度就可高达800℃甚至更高从下图可以看出，预加氢进料越靠近炉管内壁，其流速越慢、吸收的热量越多、油品温度越高过高的温度使得预加氢进料极易在炉管内壁附着并形成焦质，从催化剂床层所采的焦状物的分析结果也证实了以上结论催化重整装置运行总结,炉膛温度与炉管油品吸热关系图,催化重整装置运行总结,表-3 反应器内结焦成分分析 以上分析数据中表明：催化剂床层中含有大量含铁杂质及碳粉由于加热炉F201两路进料均无阀门，随着加热炉管内产生结焦，炉管内截面逐渐变小，极易发生偏流现象，延长油料在结焦炉管中的停留时间，进一步加剧了炉管的结焦现象催化重整装置运行总结,⑵ 、重整装置原料氯含量过高：1999年至2002年荆门分公司进厂原油中发现江汉原油含有大量有机氯离子，引起重整装置严重腐蚀。

荆门分公司研究院通过对江汉原油跟踪分析，发现重整原料有机氯离子含量居高不下，见表4 表4：江汉原油重整原料氯含量分析,催化重整装置运行总结,我厂现加工洪湖管输油（仪征油为主）与江汉油的比例一般为7:3，江汉原油经与这些原油混合后，在重整装置原料油中实际氯含量(见表4)一般在40～80ppm，最高达到144ppm 表5：重整装置原料油中氯含量分析数据表,催化重整装置运行总结,荆门分公司研究院对我厂加工的各主要原油生产的重整料中氯含量进行了跟踪分析，其结果表明除江汉油外，其它各种原油生产的重整原料氯含量均低于15ppm，因此判断江汉原油重整料中氯含量高是引起我厂重整原料中氯含量高的主要原因从表3中江汉原油重整料水洗前后氯含量变化不大分析，分析是江汉油田在开采原油过程中加入了含有机氯的助采剂所致，卤代烃在进炉管前就已经分解，在有水存在的环境下产生严重的腐蚀剥离作用，形成氯化铁、硫化铁进入反应器，沉积在反应器床层顶部，或占据催化剂颗粒间空隙，引起反应器压降上升 原料中氯含量过高，严重影响预加氢催化剂活性及稳定性发挥造成反应系统及后部用氢装置腐蚀严重，特别是用氢系统高含硫更加剧了设备腐蚀、减薄等现象，严重威胁装置安全生产。

催化重整装置运行总结,过高氯含量造成重整装置严重腐蚀，仅2000年我厂重整装置就因氯腐蚀造成9次非计划停工抢修，使用脱氯剂达50吨（165万元），2001年为34.1吨（113万元），装置运行成本大幅上升，更为严重的是过高的氯含量使送到下游用装置的重整氢威胁各用氢装置安全生产，影响了全厂物料平衡，重整装置依靠频繁更换脱氯剂来保证下游用氢装置安全生产，增加了装置的运行成本，无法从根本上解决问题预加氢原料中还含有一定数量的氮，经加氢后生成铵盐，附着在进料换热器上，影响换热效果，导致加热炉超温结焦，焦粉带入反应器床层，引起压差上升因此严格控制重整原料中水及杂质含量（特别是氯含量）是重整装置平稳长周期运转的关键 ⑶、预加氢循环氢压缩机故障频繁： 预加氢循环氢压缩机K201/3、4是日本70年代的产品，故障率一直较高，在每次切换压缩机的过程中必定会产生脉冲气流，将管线中的锈渣、加热炉管内壁上附着的焦粉等杂质剥落带入反应器R202/1，并在反应床层上部聚集、板结，造成反应压降上升催化重整装置运行总结,⑷、预加氢原料机械杂质含量高：由于原料罐区长期未清罐，导致预加氢原料的机械杂质含量较高而预加氢系统并未设置原料过滤器，造成这部分机械杂质直接进入预加氢反应器，并有一部分沉积在加热炉管中形成结焦的前身物。

⑸、预加氢进料偏流：由于加热炉管内产生结焦，炉管内截面因而逐渐变小，由于加热炉两路进料均无阀门，极易发生偏流现象，油料在结焦炉管中的停留时间延长，这势必进一步加剧了炉管的结焦现象 ⑹、预加氢加热炉管爆破吹扫不彻底：由于预加氢加热炉停工期间并未进行烧焦，而一般只进行爆破吹扫，不足以将所有结焦物吹扫干净开工之后还未吹扫干净的焦质便随反应进料进入催化剂床层，反而加剧了压降的上升还有部分附着在炉管内壁的焦质成为结焦前身物，加剧了炉管的结焦催化重整装置运行总结,预加氢压降过大的解决措施 ⑴、预加氢反应系统流程调整 A、针对预加氢反应系统在生产波动的情况下，易将炉管中剥落的焦粉等杂质带入预加氢反应器R202/1床层中引起压降快速上升的问题，将原预加氢脱氯反应器R201调至加氢反应器R202/1前，并装填容垢能力较强的HTP系列脱铁剂，改造前后流程见下图催化重整装置运行总结,,催化重整装置运行总结,流程更改后，预加氢反应系统波动造成结焦物被剥离，也会被阻拦在前面的R201中，这样就将反应压降前移至R201，从而达到减缓R202/1压降上升速率的目的从而降低了反应器床层压降的上升速率 B、预加氢进料泵后增设了两台过滤器，以过滤预加氢原料中的机械杂质。

⑵、荆门分公司在总公司协调下，与江汉油田协商解决了江汉油田在开采原油过程中加入含有机氯的助采剂问题，重整原料中氯含量降到10ppm以下，缓解了原料氯含量高带来的腐蚀、压降快速上升等问题 ⑶、加热炉F201改造 鉴于预加氢进料加热炉F201的热负荷过小的情况，采取了以下几点措施：,催化重整装置运行总结,A、在不改变加热炉基础结构的情况下，在加热炉对流室增设了两排炉管 B、加热炉燃烧器更换为高效燃烧器 C、加热炉炉膛重新喷涂陶纤衬里，降低散热损失，提高热效率 采取以上改造措施后加热炉炉膛温度平均下降了80～100℃左右，有效地降低了炉管结焦的速率，改造前后对比见表5：,催化重整装置运行总结,,催化重整装置运行总结,⑷、预加氢循环氢压缩机改造 对预加氢循环氢机K201/3、4的气缸进行重新测绘并进行了更新改造改造之后效果明显，压缩机故障率由改造前平均1个月一次下降到平均半年一次，减少了因压缩机频繁换机引起脉冲气流将炉管结焦物剥离带到反应床层的几率 ⑸、预加氢加热炉炉管烧焦并分段爆破吹扫 为了解决预加氢加热炉炉管结焦物剥离带到反应床层的问题，装置每次停工，对预加氢加热炉管进行烧焦，并对压缩机出口至反应器入口管线进行分段爆破吹扫。

2004年4月停工期间，F201吹扫出大量的铁粉及焦炭粉，从烧焦及爆破吹扫情况来看，加热炉炉管确实结焦比较严重催化重整装置运行总结,处理后的效果分析 2004年5月开工至今，重整装置已运行一年多， R201脱铁剂更换了4次，预加氢反应器压降上升缓慢，截止目前压降一直维持在0.05-0.07MPa，没有出现因预加氢反应器压降问题影响装置正常生产的情况催化重整装置运行总结,2、硫化态RS-30催化剂工业应用总结 2004年荆门分公司经过技术交流，预加氢催化剂选用石科院最新研制的高活性硫化态RS-30催化剂，该型催化剂为首次在工业装置上进行应用该催化剂为蝶形，由于该催化剂是器外预硫化催化剂，其催化剂表面残留有制备预硫化剂时所使用的烃类溶剂，催化剂在装填过程中产生的硫粉及烃类粉尘会刺激眼睛、皮肤及呼吸系统，如在装剂过程中受潮，会产生SO2和热量，引起催化剂性质发生变化并危及装剂人员的安全和健康，在装剂前专门组织装剂人员学习了装填方案4月27日在石科院专家的指导下，严格按照硫化态催化剂的装填方案进行了催化剂的装填工作 催化剂活化步骤：由于RS-30催化剂只是经过了器外预硫化阶段，并不是被充分硫化的催化剂，而器外的硫化过程只是将硫固定在催化剂上，硫在催化剂上与活性金属的结合形式是氧硫化态(即MeSxOy, Me代表金属，如W、Mo、Ni、Co等)。

因此器外预硫化的催化剂装入反应器后需进一步处理使之完全硫化(即MeSz)，以使催化剂活性达到最佳，这一过程称为器外预硫化催化剂的活化催化重整装置运行总结,只有经过活化后，催化剂才可能达到预期活性催化剂活化的充分与否决定了催化剂活性的高低，因此催化剂的活化成为器外预硫化催化剂开工过程中至关重要的步骤5月2日7：20引氢气进装置，根据石科院专家的建议，引氢气前催化剂床层最高温度点控制不高于80℃，因为高于此温度，催化剂会与氢气迅速发生反应，引起反应器内的放热氢气循环稳定后，反应器入口温度以30℃/h的速度升至130℃14：35启动泵201向预加氢进料，15：30预加氢建立闭路循环（带塔201），油路循环稳定后，反应温度以30℃/h向280℃升温RS-30开始进行活化，硫化油性质及催化剂活化曲线见下图： 表－7： 硫化油性质,催化重整装置运行总结,,催化重整装置运行总结,催化剂活化的工艺参数：容201压力:1.6-1.7MP 空速：3h－1 氢油比:100 v/v 21：00温度升至280℃，恒温3小时，24：00催化剂活化结束活化过程中，每半小时检测一次高分尾气中的H2S浓度， 并从高分放水、称重，以便掌握活化的程度，活化过程共脱水215kg,占硫化态RS-30催化剂重量的2.19％（占氧化态催化剂重量的2.9％），达到RS-30催化剂理论脱水量的要求。

RS-30催化剂活化结束后引原料进行正常生产，精制油的质量完全。