郭建龍 蒲瑞梅

摘 要：中海油東方石化質(zhì)量升級二期新建項目液相柴油加氫裝置，在開工過程中遇到加熱爐偏燒、高溫高壓循環(huán)泵不上量、反應(yīng)器床層壓差高等系列嚴(yán)重影響開工進(jìn)度以及制約開工步驟的問題。為了不影響開工，針對遇到的每個問題通過分析研究，提出了處理措施并解決了所有問題，最終一次開車成功。本文所闡述的問題以及解決方法和思路，可為同類裝置在開工時提供借鑒意義。

關(guān)鍵詞：液相加氫;開工;偏燒;壓差高;頻繁沖洗

0 前言

中海油東方石化有限責(zé)任公司產(chǎn)品質(zhì)量升級改造二期60萬t/a液相柴油加氫裝置采用RIPP和SEI聯(lián)合開發(fā)的連續(xù)液相加氫技術(shù)設(shè)計建設(shè)，催化劑采用RS-2000超深度脫硫催化劑和配套的RG-1保護(hù)劑，以常一線、常二線、常三線油和催化裂化柴油為原料，來生產(chǎn)硫含量小于10ppm的超低硫國五標(biāo)準(zhǔn)清潔柴油。裝置于2016年12月中旬進(jìn)油，2017年1月2日產(chǎn)出滿足國Ⅴ標(biāo)準(zhǔn)的柴油，在開工過程中遇到一些制約開工進(jìn)度的技術(shù)難題。本文著重介紹了在開工過程中遇到的加熱爐偏燒、反應(yīng)器壓差高等問題的分析以及解決措施，以期為同類裝置提供參考。

1 液相柴油加氫技術(shù)流程概述

混合原料油自裝置外來，在反應(yīng)進(jìn)料泵出口與新氫混合后，經(jīng)過反應(yīng)生成油與混合原料油換熱器進(jìn)行換熱后進(jìn)入反應(yīng)進(jìn)料加熱爐加熱，在反應(yīng)加熱爐出口與來自反應(yīng)產(chǎn)物循環(huán)泵的循環(huán)油混合，一起自下而上流經(jīng)加氫精制反應(yīng)器。在反應(yīng)器三個床層間設(shè)有兩路補充氫氣，補充適度的過量氫氣用以彌補液相中溶解氫氣的消耗。

反應(yīng)器中通過脫硫脫氮等系列反應(yīng)后，反應(yīng)產(chǎn)物進(jìn)入整合在反應(yīng)器頂部的熱高壓氣提分離器進(jìn)行氣液分離，為更大限度地脫除油相反應(yīng)產(chǎn)物中溶解的硫化氫以及氨，按比例在熱高壓氣提分離器下部通入適量的氣提氫氣。從熱高壓分離器頂部出來的反應(yīng)生成氣和冷低分油換熱并經(jīng)空冷冷卻后進(jìn)入冷低壓分離器。從熱高壓分離器底部餾出的油相分成兩路，一路經(jīng)反應(yīng)產(chǎn)物循環(huán)泵作為循環(huán)油不經(jīng)過換熱直接與反應(yīng)加熱爐出口油混合進(jìn)入反應(yīng)器，另一路則作為反應(yīng)生成油與混氫原料油換熱降溫后進(jìn)入熱低壓分離器進(jìn)一步閃蒸，熱低壓分離器頂部閃蒸出的低分氣并入反應(yīng)生成氣進(jìn)入冷低壓分離器后進(jìn)入低分氣脫硫系統(tǒng)，熱低分油則與冷低分油混合后進(jìn)入分餾系統(tǒng)，經(jīng)氣提脫硫脫氮后作為產(chǎn)品柴油送出裝置。

2 開工遇到的問題及處理

2.1 反沖洗過濾器頻繁沖洗

東方石化液相柴油加氫裝置混合原料過濾器采用自動反沖洗過濾器，沖洗條件為正常運行10h或過濾器壓差達(dá)到150kPa，當(dāng)達(dá)到這兩個條件中的任意一個時將會進(jìn)行單筒體8s的反沖洗，沖洗一次共產(chǎn)生污油4.6t。在裝置引罐區(qū)常二線油進(jìn)行反應(yīng)系統(tǒng)催化劑預(yù)濕過程中反沖洗過濾器開始頻繁沖洗，大約30～40min進(jìn)行一次。

由于反沖洗頻率太過頻繁，無法進(jìn)行催化劑預(yù)濕。懷疑是罐區(qū)常二線油備料太臟，顆粒物過多，于是對進(jìn)入自動反沖洗過濾器前的原料進(jìn)行采樣觀察，發(fā)現(xiàn)該油樣清澈，僅瓶底有極少量黑色雜質(zhì)，排除備料質(zhì)量問題后又懷疑取樣時置換不徹底，管線中的雜質(zhì)沒有完全排出，故在現(xiàn)場采樣口進(jìn)行排油，直至沒有之前的黑色雜質(zhì)，但反沖洗過濾器仍然頻繁沖洗，甚至不能保證原料緩沖罐的液位，被迫無奈開啟了反沖洗過濾器出入口跨線。

解決方案：考慮到反沖洗過濾器在沖洗過程中，可能將濾芯上的雜質(zhì)沖出，但是沒有被反沖洗油帶走，而是隨原料進(jìn)入濾芯中導(dǎo)致壓差的增大。于是將8個反沖洗過濾器筒體單獨逐一切出，采用氮氣進(jìn)行反吹，完畢后再次投用，采用此方式整體吹清一遍后，反沖洗頻率略有降低，但任然沖洗頻繁。最后經(jīng)研究決定，單獨隔離筒體并拆出26根濾芯，先用洗衣粉搓洗油泥，再用蒸汽吹掃每一根濾芯，最后用儀表風(fēng)吹干凈濾芯回裝，8個筒體拆清一遍回裝后，反沖洗頻率大幅降低，最低壓差達(dá)到28kPa，達(dá)到設(shè)計沖洗要求。

2.2 預(yù)硫化時加熱爐偏燒及300℃升溫慢

2.2.1 F-101爐偏燒

預(yù)硫化過程中，在230℃恒溫結(jié)束，開始向320℃升溫時，顯示加熱爐引風(fēng)機流量偏小，導(dǎo)致加熱爐輻射段兩邊溫差達(dá)到200℃，一側(cè)顯示已經(jīng)達(dá)到800℃，另一側(cè)僅600℃，加熱爐進(jìn)出口物料溫差僅能達(dá)到40℃，裝置提溫緩慢。爐膛設(shè)計溫度最高不大于820℃，此時加熱爐已經(jīng)接近溫度上限，有很大的安全風(fēng)險，于是將加熱爐由預(yù)熱回收系統(tǒng)改為自然通風(fēng)，調(diào)整完成后加熱爐對流段兩側(cè)溫度分別為750℃和760℃，進(jìn)出口物料溫差達(dá)到46℃左右，最高達(dá)到55℃。與此同時，發(fā)現(xiàn)混氫原料與反應(yīng)生成物換熱器的調(diào)節(jié)副線DCS系統(tǒng)上顯示關(guān)閉狀態(tài)，但現(xiàn)場保持一定開度，聯(lián)系儀表調(diào)校調(diào)節(jié)閥后，反應(yīng)器按照15℃/h的提溫速率進(jìn)行升溫。（后經(jīng)過計算得知，引風(fēng)機功率設(shè)計錯誤，導(dǎo)致熱煙氣流量偏低，爐膛氣流紊亂，造成加熱爐偏燒）

2.2.2 預(yù)硫化300度升溫緩慢

在預(yù)硫化提溫至300℃時，加熱爐主火嘴全開，但溫度提高很緩慢，嚴(yán)重影響預(yù)硫化進(jìn)度，隨著溫度的升高，催化劑上流率逐漸提高，嚴(yán)格按照升溫速率就能達(dá)到較高的整體硫化效果保證每一種金屬組分的硫化效果。在升溫過程中硫化劑注硫泵持續(xù)運轉(zhuǎn)，不斷有硫化劑注入系統(tǒng)，硫化反應(yīng)是放熱反應(yīng)，當(dāng)硫化劑在催化劑床層積聚太多時就會發(fā)生劇烈的放熱反應(yīng)，導(dǎo)致催化劑床層超溫，超高的溫度將會使催化劑表明熔融，原料油嚴(yán)重結(jié)焦，催化劑表面積碳，影響催化劑的活性。

解決方案：根據(jù)反應(yīng)加熱爐的現(xiàn)狀，與石科院溝通后建議適當(dāng)降低新鮮原料進(jìn)料量，從設(shè)計值57t/h降至54t/h，同時在保證低分氣硫化氫含量的前提下適當(dāng)?shù)慕档妥⒘蛄?，直到催化劑床層溫度開始上漲。反應(yīng)器入口溫度開始上升直至320℃，恒溫結(jié)束，低分界位幾乎不再上漲，預(yù)硫化結(jié)束，開始降溫等待引新鮮原料油初活穩(wěn)定。

2.3 循環(huán)油泵不上量（油里帶氣，排氣慢）

液相柴油加氫采用進(jìn)口的高溫高壓循環(huán)油泵，啟泵過程要經(jīng)過排氣，排氣的位置在泵的壓力表高點位置，不便于操作且存在安全風(fēng)險，同時造成排氣時間延長（排氣時間要6個小時），嚴(yán)重影響開工時間，在首次開啟時一直不上量，反復(fù)開、停一共多達(dá)七次之多，嚴(yán)重影響開工進(jìn)度。

解決方案：高壓高溫循環(huán)油泵啟泵要求比較苛刻，冷油條件下油品帶氣或者排氣不干凈容易導(dǎo)致不上量。據(jù)此原因，調(diào)整操作方案，將冷油條件下啟泵改為熱油啟泵，并且，調(diào)整循環(huán)流程，將系統(tǒng)升溫后改長循環(huán)經(jīng)過一個釋氣過程，排出油品里的溶解氣。熱油循環(huán)8h候后啟泵，則能正常啟動運轉(zhuǎn)。

2.4 反應(yīng)器壓差高

中海油東方石化60萬t/a液相柴油加氫裝置氫氣氣密合格后，裝置準(zhǔn)備進(jìn)油開始催化劑預(yù)硫化。反應(yīng)系統(tǒng)開始引罐區(qū)常二線硫化循環(huán)油進(jìn)裝置，反應(yīng)器R-101頂部熱高壓分離器見油后，引油至熱低壓分離器D-103，液位正常開始自D-103外甩污油，2個半小時后外甩污油由污油出裝置線改至裝置不合格線出裝置，取樣觀察高分油無雜質(zhì)，裝置改通硫化循環(huán)流程。此后，裝置開啟熱油循環(huán)泵P-104A，由于首次開啟不順利，之后又反復(fù)開、停一共多達(dá)七次。發(fā)現(xiàn)P-104A入口過濾網(wǎng)有堵塞情況出現(xiàn)，反應(yīng)器R-101二床層壓差就開始由之前的（0.05～0.07）MPa上升至0.16MPa，此后二床層壓差一直大于0.1MPa，且在第五次開啟P-104A后此壓差值猛然上升至0.42MPa并逐漸增大至0.5MPa以上。

由于R-101第二床層壓差大于0.4MPa，整個R-101反應(yīng)器進(jìn)出口壓差將近0.7MPa，P-104A泵廠家表示該熱油循環(huán)泵無法在這么高的反應(yīng)器壓降下啟動。同時，由于0.7MPa的壓差也遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過了裝置設(shè)計的正常反應(yīng)器壓降（應(yīng)為0.2MPa），決定暫不進(jìn)行催化劑硫化步驟，需要先核對數(shù)據(jù)，查找原因。

問題分析及解決方案：因懷疑一、二床層間內(nèi)構(gòu)件安裝可能有問題，決定先對裝置停工退油、熱氫汽提后，再次引硫化循環(huán)油進(jìn)裝置觀察壓差情況，如高壓差仍然存在將正式停工，對反應(yīng)器進(jìn)行拆蓋卸劑檢查。裝置按照停工流程，退油吹掃，熱氫汽提24h。

裝置開始第二次開工，反應(yīng)器入口壓力升至8.0MPa，催化劑床層溫度120℃～130℃，開始引油入反應(yīng)器。同時聯(lián)系儀表專業(yè)將反應(yīng)器床層壓差表PDI-11504、PDI-11505、PDI-11506的單位由原來的MPa更改為kPa。為避免流量過大導(dǎo)致床層壓降產(chǎn)生太快，先控制引入常二線硫化油流量不大于30t/h。當(dāng)反應(yīng)器R-101頂高壓分離器見液位后，現(xiàn)場液位顯示1m左右，整個反應(yīng)器壓差PDI-11504僅有154kPa。此后，逐步對反應(yīng)進(jìn)料泵提量，催化劑沖洗油繼續(xù)外甩，壓差沒有明顯變化。當(dāng)反應(yīng)進(jìn)料量提至68t/h時，將現(xiàn)場改流程為硫化循環(huán)流程，調(diào)整反應(yīng)進(jìn)料量至理論硫化進(jìn)油量57t/h后，試啟熱油循環(huán)泵P-104A，啟動瞬間PDI-11504瞬間達(dá)到200kPa，后立即控制P-104A流量，壓差恢復(fù)正常，維持150kPa左右。其后，大約每1h對P-104A進(jìn)行提量，至P-104A流量約90t/h，反應(yīng)器總壓差PDI-11504為200～210kPa，在設(shè)計范圍內(nèi)，決定維持現(xiàn)有流量穩(wěn)定控制裝置大循環(huán)，等待預(yù)硫化。

2.5 反應(yīng)器R101最小流量線器壁法蘭泄漏著火

60萬t/a液相柴油加氫裝置反應(yīng)器正常生產(chǎn)壓力為9.0MPa-10.2MPa，屬于高溫高壓反應(yīng)器，器壁連接法蘭均安裝有拉伸墊圈。在反應(yīng)器五層平臺最小流量線器壁處法蘭，原設(shè)計為P104回流線，后因流程變動，SEI將該管線取消，器壁法蘭用盲板盲堵，法蘭規(guī)格為DN150，1500LB，沒有安裝拉伸墊圈。在裝置開停工過程中，由于升降溫、升降壓導(dǎo)致法蘭螺栓有松動，造成法蘭預(yù)緊力不足出現(xiàn)微量滲漏，反應(yīng)器內(nèi)柴油及少量氫氣滲入保溫棉中，隨著滲漏量不斷累積增加，高溫油氣接觸空氣后引起自燃著火。由于發(fā)現(xiàn)和撲滅及時，未造成現(xiàn)場設(shè)備損壞，外漏柴油量極小，未造成直接經(jīng)濟(jì)損失。

2.5.1 存在的問題

①操作工對該滲漏點檢查不仔細(xì)，日常巡檢未及時發(fā)現(xiàn)滲漏，工程師對裝置高處定期檢查落實不到位;

②由于設(shè)計原因，高壓法蘭沒有加裝拉伸墊圈;

③施工期對高溫、臨氫法蘭加裝保溫棉，沒有提出整改拆除。

2.5.2 解決方案

①嚴(yán)格執(zhí)行巡檢制度，完善高位定期巡檢、裝置臨氫系統(tǒng)閉燈檢查制度;

②反應(yīng)器R101滲漏法蘭螺栓加裝拉伸墊圈，徹底消除事件隱患;

③對裝置不符合管理要求的保溫進(jìn)行拆除，逐個法蘭螺栓排查，檢查是否緊固可靠、密封完好。

3 結(jié)束語

東方石化液相柴油加氫裝置在開工過程中遇到一些問題，開工過程雖然比較曲折，但在團(tuán)隊整體努力下逐個得以解決，最后取得一次開車成功，順利生產(chǎn)出國五標(biāo)準(zhǔn)超低硫清潔柴油。遇到的這些問題和處理方法可對同類裝置提供參考。

參考文獻(xiàn)：

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[2]劉凱祥，阮宇紅，李浩.連續(xù)液相加氫技術(shù)在柴油加氫精制裝置的應(yīng)用[J].石油化工設(shè)計，2012（02）：6+34-37.

作者簡介：

郭建龍（1989- ），男，漢族，海南海口人，本科學(xué)歷，中海油東方石化有限責(zé)任公司助理工程師，研究方向：汽柴煤油加氫、VPSA氫氣分離技術(shù)。