渣油加氫裝置高苛刻度運行分析

章 海 春

(中國石化揚子石油化工有限公司煉油廠, 南京 210048)

渣油加氫裝置高苛刻度運行分析

章 海 春

(中國石化揚子石油化工有限公司煉油廠, 南京 210048)

對中國石化揚子石油化工有限公司2.0 Mt/a渣油加氫裝置第一周期的運行情況及存在的問題進行了分析，并提出處理措施。運行結果表明：在處理量為設計負荷的104%的情況下，渣油加氫裝置的各項技術指標均滿足設計要求；FZC系列催化劑具有較高的脫雜質活性和加氫活性，加氫渣油的密度、硫含量、氮含量、殘炭和金屬含量均達到或優于設計值，是優質的催化裂化原料。針對裝置原料劣質化、熱高壓分離器氣體夾帶重烴、循環氫脫硫塔發泡及高壓換熱器結垢等情況，采取相應的對策，取得了較好的效果，初步解決了裝置高苛刻度運行過程中存在的問題。

渣油 加氫處理 運行分析 優化措施

中國石化揚子石油化工有限公司(揚子石化)渣油加氫裝置是該公司原油劣質化及油品質量升級項目的核心裝置。該裝置是國內已經建成投產的最大單系列渣油加氫裝置，采用中國石化撫順石油化工研究院(FRIPP)開發的固定床渣油加氫成套技術(S-RHT)，由中國石化洛陽工程有限公司設計，設計加工能力為2.0 Mt/a，年開工時間為8 000 h，反應部分采用熱高壓分離工藝流程，分餾部分采用(汽提塔+分餾塔)流程，以常減壓蒸餾裝置的減壓渣油和直餾重蠟油以及焦化裝置的焦化重蠟油為原料，經過催化加氫反應，脫除硫、氮、金屬等雜質，降低殘炭，為催化裂化裝置提供優質的低硫原料，同時副產部分柴油和少量石腦油。該裝置于2014年7月18日開車一次成功，第一周期采用FRIPP開發的新一代FZC系列渣油加氫催化劑，于2015年10月15日停工換劑，累計運行499天，累計加工原料油2.8 Mt，裝置處理量為設計負荷的104%。

在裝置第一周期運行過程中，企業效益壓力大，采購劣質原油比例高，渣油加氫裝置加工的原料相應劣質化，生產中還出現了熱高壓分離器氣體夾帶重烴、循環氫脫硫塔發泡、高壓換熱器結垢等問題。本文主要對其運行情況及存在的問題進行分析，并提出處理措施。

1 運行分析

1.1 生產情況

渣油加氫裝置第一周期的運行時間與加工量均超過了設計值，催化劑發揮了良好的加氫活性和穩定性。該裝置的穩定運行對重油平衡轉化、清潔化生產以及輕質油品收率的提高發揮了重要作用，但在運行過程中也暴露了一些問題，開工后裝置原料逐步趨于劣質化，尤其是原料中金屬(Ni+V) 含量一度超出設計指標。在運行的中后期，因原料油與反應產物換熱器結垢，反應進料換后溫度下降，反應爐設計負荷偏小，提溫困難，影響了裝置的摻渣量；運行至末期，因第一反應器、第二反應器下部出現溫度熱點，也影響了裝置摻渣量。裝置的主要異常情況為：2014年11月2日至11日因受2號常減壓蒸餾裝置加工的阿曼原油被伊重原油污染的影響，原料性質大幅波動，9天內反應溫度由381.6 ℃提高至386.4 ℃；2015年3月7日因熱低壓分離空冷器泄漏，裝置停工處理5天。

1.2 催化劑初期標定

渣油加氫裝置于2014年9月16日至9月18日進行了催化劑運行初期標定，通過物料衡算及產品質量考核，及時發現設計上的不足，為裝置運行中后期主要操作參數的調整提供依據。

1.2.1 原料性質 標定期間裝置原料油為2號常減壓蒸餾裝置(加工阿曼與巴士拉混合原油，兩者

比例1∶1)的減壓渣油、減壓蠟油與催化裂化一中抽出油的混合油。原料油性質和新氫純度見表1。由表1可以看出：原料油性質基本符合設計要求，但金屬(Ni+V)含量和瀝青質含量超過設計值；新氫純度為97.99%～98.23%，低于設計值(99.2%)。新氫純度偏低會造成裝置循環氫濃度降低，不利于催化劑的長周期運行。

表1 標定期間的原料油性質

1.2.2 產品性質 標定期間渣油加氫產品的性質如表2所示。由表2可以看出，加氫渣油的密度、硫含量、氮含量、殘炭和金屬含量均達到或優于設計值，是優質的催化裂化原料。說明FZC系列渣油加氫催化劑具有較高的脫硫、降殘炭和脫金屬活性，能夠滿足裝置運行需求。

表2 渣油加氫產品的性質

1.3 主要操作條件及分析

渣油加氫裝置催化劑床層平均溫度(CAT)及4個反應器(一反～四反)的床層平均溫度(BAT)變化情況見圖1，不同原料油的進料量變化情況見圖2，各反應器的壓降變化情況見圖3。

圖1 渣油加氫裝置CAT及各反應器BAT的變化—一反BAT; —CAT; —二反BAT; —三反BAT; —四反BAT

圖2 渣油加氫裝置不同原料油的進料量變化◆—總進料量； ■—渣油進料量； ▲—蠟油進料量； —催化裂化一中抽出油進料量

圖3 渣油加氫裝置各反應器的壓降變化—一反壓降； —二反壓降；—三反壓降； —四反壓降

由圖1可以看出，裝置反應溫度控制較為平穩，在運行時間120～330天范圍為催化劑的穩定期，運行210天時僅提溫5 ℃。在2015年10月15日停工時，裝置CAT為398.5 ℃，一反、二反、三反、四反的BAT分別為385.6，395.5，402.5，405.0 ℃，一反BAT稍低，其余3個反應器的BAT梯度分布較合理。

由圖2可以看出，裝置總進料量基本保持在260 t/h左右，為設計負荷的104%，其中減壓渣油進料量為150 t/h左右，蠟油進料量為85 t/h左右(3號常減壓蒸餾裝置的深拔減四線油50 t/h左右，2號常減壓蒸餾裝置的減四線油25 t/h左右，焦化重蠟油10 t/h左右)，催化裂化一中抽出油進料量為 20 t/h 左右。

由圖3可以看出，4個反應器的壓降變化較為平緩，運行300天后，二反、三反、四反的壓降有所下降，主要是受二反中溫度熱點的影響，摻渣率有所下降，運行390天后，一反、二反的壓降呈現快速上升的趨勢，停工前一反、二反、三反、四反的壓降分別為0.32，0.48，0.32，0.30 MPa。

2 運行中存在的問題及處理措施

2.1 原料性質劣質化

渣油加氫裝置開工后，為提高經濟技術指標，逐步提高摻渣率。表3為 2015年中國石化5套同類渣油加氫裝置的原料統計數據[1]。由表3可以看出，2015年揚子石化渣油加氫裝置摻渣率為65.1%，遠高于其它企業渣油加氫裝置，原料油的金屬含量、殘炭、硫含量、氮含量等均較高，加工難度大。

表3 中國石化5套同類渣油加氫裝置的原料統計數據

1) 摻渣率以大于538 ℃質量餾出量為基準。

2014年11月上旬渣油加氫裝置原料油過于劣質化，特別是金屬含量嚴重超標，11月4日原料中金屬(Ni+V)質量分數達147.9 μg/g，超出控制指標近63%，導致產品質量變差，催化劑失活速率加快。表4為2014年11月2日至17日渣油加氫反應溫度變化情況。由表4可以看出，11月9日二反BAT為384 ℃，與三反BAT相同，說明由于原料中金屬含量嚴重超標，第一周期的催化劑級配方案已不能滿足生產要求。如果在一反(裝有大孔保護劑)、二反(裝有大孔脫金屬催化劑)中不能將鎳和釩脫除，則會帶入三反、四反，可能造成脫硫及降殘炭催化劑(小孔型催化劑)的堵塞失活[2]，使三反、四反的壓降快速上升。

表4 渣油加氫反應溫度變化情況

通過梳理原油進廠后各環節，發現在原油轉輸過程中，阿曼與巴士拉混合原油中混入了部分高金屬含量的伊重原油，導致2014年11月初的渣油加氫原料金屬含量偏高。另外，固定床渣油加氫裝置加工的原料中還必須配有適量稀釋油(輕餾分油)，起到降低渣油黏度、改善渣油流動性能的作用，有利于渣油更好地進入催化劑活性中心，防止其在催化劑表面快速結焦，延長催化劑的使用壽命[2]。為了起到較好的稀釋作用，一般要求稀釋油的硫含量較高，幾乎不含殘炭前身物及金屬。通過梳理發現，揚子石化渣油加氫稀釋油罐內含有加氫常壓渣油、2號常減壓蒸餾裝置減四線油、重柴油等多個油種，導致稀釋油硫含量低、殘炭高、餾分范圍寬，性質不穩定，在罐內就已經分層嚴重，這樣的油本身流動性就很差，不能起到降低渣油黏度、改善流動性的作用，也無助于渣油更好地進入催化劑活性中心。另外，低硫稀釋油還使得一反、二反的反應熱相應減少，反過來又不利于金屬的脫除。

針對上述問題，采取了以下措施：①鑒于甬滬寧管線分段輸送，有時切割不到位，存在混入劣質油的風險，將較好品質的阿曼原油改由船運至物流部，在物流部與巴士拉原油按1：1混合，持續做好分儲分煉工作，確保渣油加氫加工原料的品質；②改變目前的固定摻渣率控制模式，以不突破內控指標(主要是金屬含量)為底線靈活調整摻渣率，在原料性質較好時提高摻渣率，在原料性質劣質化時適當降低摻渣率，保證原料性質符合指標要求；③對蠟油罐區進行功能分類，設置渣油加氫專用稀釋油罐，不再儲存加氫常壓渣油、重柴油等低硫二次加工油種，避免原料罐倒油引起的稀釋油質量波動大等問題，盡可能用減三線、減四線、焦化重蠟油、催化裂化一中抽出油作為稀釋油。

在采取一系列措施后，原料性質逐步好轉，金屬含量明顯降低，均能控制在要求的范圍內，加氫產品的金屬含量基本穩定并控制在指標范圍內。在原料油性質穩定后，反應平均溫度保持在385 ℃左右，催化劑失活速率恢復正常，但失去的活性不會恢復，即反應平均溫度不會降到381 ℃。

2.2 熱高壓分離器氣體夾帶重烴進入冷高壓分離器

在摻渣率提至65%左右時，經常出現冷高壓分離器(冷高分)及冷低壓分離器(冷低分)油水分離不清，大量水帶入脫硫化氫汽提塔，造成分餾系統操作大幅波動，冷高分及冷低分排出的酸性水也帶油嚴重。這是由于加工的原料性質偏重，熱高壓分離器(熱高分)內開始出現發泡現象，熱高分氣夾帶部分重烴進入冷高分，冷低分油(熱高分氣冷卻后產物)的90%以上餾出物基本為大于365℃的蠟油組分，這部分重烴與水的分離效果較差，導致冷高分及冷低分油水分離不清。

針對上述問題，采取了以下措施：①通過適當降低熱高分液位(由55%降至40%)，增加熱高分氣在熱高分內的停留時間，減少重烴夾帶量；②在氫油比有保障的情況下，優化控制循環機轉速；③控制摻渣量，調節減四線等稀釋油的比例，避免各組分大幅波動；④制定冷低分油帶水處理預案，在分離不好時，減少注水量，經調整后再提高注水量，減少帶水對分餾系統的影響。

通過一系列的優化調整，冷低分油沒有再出現大量帶水、影響分餾系統操作的情況。

2.3 循環氫脫硫塔易發泡

開工后，多次發生循環氫脫硫塔內胺液發泡、胺液進入循環氫壓縮機入口分離罐的情況，嚴重威脅裝置的安全平穩運行。這是由于循環氫純度低、循環量大，導致循環氫脫硫塔差壓偏高，脫硫塔差壓一般為30 kPa左右，一旦超過33 kPa就容易發泡。

針對上述問題，采取了以下措施：①優化氫氣外管，將低純度乙烯氫氣送至柴油加氫裝置，渣油加氫的新氫采用PSA高純度(大于99.2%)氫氣；②監控循環氫純度，保證其純度在85%以上，一旦純度低于該指標，即增加廢氫馳放量；③制定循環氫脫硫塔發泡處理預案，在循環氫脫硫塔差壓大于33 kPa時開大副線，減少胺液進塔量。

通過一系列的優化調整，循環氫脫硫塔沒有再出現胺液發泡的情況。

2.4 高壓換熱器結垢

渣油加氫反應進料與反應產物高壓換熱器(E102)的管殼程進料均為較重組分，屬易結垢換熱器，因此設計在原料中加注阻垢劑，以減緩換熱器的結垢速率。裝置運行至2014年8月中旬后，E102的管殼程溫差均出現較快的下降趨勢，主要是由于隨著末期加氫反應深度的提高，膠質-瀝青質膠溶體系被打破，瀝青質中可溶質減少，瀝青質析出生成“干渣”[3]，在E102中形成結垢。自8月29日起，逐步提高阻垢劑加注量，E102管殼程溫差的快速下降趨勢得到一定程度的緩解。停工前，E102的反應產物換后溫度已上升至378 ℃(設計溫度360 ℃)，說明加阻垢劑只能緩解E102的結垢情況，而且E102的設計換熱富裕量不夠，需考慮增加一臺高壓換熱器來解決反應末期E102反應產物換后溫度超過設計溫度的問題。

2.5 一反、二反中催化劑板結嚴重

在渣油加氫裝置運行15個月后，催化劑上堆積了168 t金屬(Ni+V)，大部分堆積在一反、二反的催化劑上，一反和二反底部卸出的催化劑呈金屬光亮色，說明隨著金屬的堆積，催化劑出現板結現象。在運行的中后期，一反、二反下部先后出現的溫度熱點亦印證了催化劑的板結。

由于一反、二反中催化劑的板結，停工后，卸劑十分困難，下部催化劑完全依靠人工，用風鎬一塊一塊鑿出，一反、二反的裝卸劑時間比三反、四反多10天左右，成為制約裝置檢修時間的關鍵因素。

3 結 論

(1) 渣油加氫裝置的各項技術指標均滿足設計要求，催化劑體系具有較高的脫雜質活性和加氫活性，加氫渣油的密度、硫含量、氮含量、殘炭和金屬含量均達到或優于設計值，是優質的催化裂化原料。

(2) 針對裝置原料劣質化、熱高分氣夾帶重烴、循環氫脫硫塔發泡及高壓換熱器結垢等情況，采取相應的對策，取得了較好的效果，初步解決了裝置高苛刻度運行過程中存在的問題。

[1] 袁勝華.延長固定床渣油加氫裝置運轉壽命的措施和方案[R].北京：石化干部管理學院，2016：177

[2] 李大東.加氫處理工藝與工程[M].北京：中國石化出版社，2004：1133-1175

[3] 李春年.渣油加工工藝[M].北京：中國石化出版社，2002：370-371

HIGH SEVERITY OPERATION ANALYSIS OF RESIDUE HYDROTREATING UNIT

Zhang Haichun

(RefineryofSINOPECYangziPetrochemicalCo.Ltd.Nanjing210048)

The first cycle operation of 2.0 Mt/a residual oil hydrotreating unit in SINOPEC Yangzi Petrochemical Co.Ltd. was analyzed.The operation results for 15 months show that in the case of capacity 104% of the design load，FZC series catalysts showed good activities in hydrogenation and metal removal.The density，contents of S and N，residual carbon，asphaltene and metals (Ni+V) of the product can meet or even be better than the design values and can be used as a catalytic cracking feed.The negative effects of the inferior raw material，the heat high pressure separator gas entrainment with heavy hydrocarbon，and the circulating hydrogen desulfurization tower foaming，and the high pressure heat exchanger fouling are all overcome by taking corresponding optimization measures.

residue； hydrotreating； operation analysis； optimization measures

2016-07-01； 修改稿收到日期： 2016-11-16。

章海春，高級工程師，從事煉油技術管理工作，已發表論文3篇。

章海春，E-mail：zhanghch.yzsh@sinopec.com。