影响焦化汽油加氢装置长周期运行因素及防范措施主讲人：孙彬位单位：抚顺石化公司石油二厂目录装置概况制约装置长周期运行问题描述 装置长周期运行防范措施总结一、装置概况1.1装置简介抚顺石化公司石油二厂66万吨/年焦化汽油加氢装置由中国石油华东院设计，吉林化建施工建设，于2010年7月建成，2012年6月建施建建投产运行设计原料为焦化汽油和烃重组汽投产运行。
设计原料为焦化汽油和烃重组汽油，设计处理量为78吨/小时，实际处理量为50吨/小时，开工负荷率为65%，产品供乙烯作为裂解原料。
121.2 装置工艺流程简介汽油加氢装置与焦化装置并称焦化联合装置 汽油加氢装置与焦化装置并称焦化联合装置，公用工程系统依托焦化装置。
装置加工原料依次通过过滤器、脱水器、原料罐，换热器，二烯烃饱和过过滤器脱水器原料罐换热器二烯烃饱和反应器，加热炉，反应器，换热器、空冷、水冷器和高分，高分顶循环氢循环利用，高分油进入汽提塔系统进行汽提并产出合格精制汽油送至烯烃厂做优质裂解原料，高分底部酸性水送至酸性水汽提装置。
本装置采用炉前混氢，高压空冷和反应产物换热器前注水方式。
汽提塔顶汽送至焦化吸收稳定系统进行再加工处理。
统进行再加工处理流程示意图1.2装置经济技术指标2012016201项目达标指标2012年2013年2014年2015年年2017年精制汽油98859929919992199299179902收率%98.8599.299.1999.2199.299.1799.02综合能耗116812161228115911681148kgoe/t 1211.6812.1612.2811.5911.6811.48加工损失率%0.150.120.110.120.130.110.08汽油收率1.2.1汽油收率% 2012年2013年2014年2015年2016年2017年1.2.2综合能耗12412.41161211211.611.22012年2013年2014年2015年2016年2017年年年年年年年加工损失率1.2.3加工损失率% 0.060.022012年2013年2014年2015年2016年2017年1.3装置处理量项目2012年2013年2014年2015年2016年2017年合计处理量/万18.1532.6240.9144.4240.7217.17193.98吨处理量/万吨4020二制约装置长周期运行问题描述二、制约装置长周期运行问题描述2.1二烯烃饱和反应器压差上升情况汽油加氢装置自2012年6月开汽以来，整体运行平稳由于原设计烃重组装置未开工装置主要行平稳，由于原设计烃重组装置未开工，装置主要加工焦化汽油及部分甲乙酮C5组分，平均负荷率保持在右约吨小时由于焦化装置间歇65%左右（约50/小时）。
由于焦化装置间歇性操作及处理量波动原因，造成汽油加氢装置系统波动较大，二烯烃饱和反应器压差短时间内呈快速上升趋势，由正常运行情况下<0.1MPa，逐步上升上升趋势由常运行情下逐步上升至0.3MPa左右。
装置随即进行降量处理，短时间内可以维持平稳操作，长时间内无法正常生产。
可以维持平稳操作长时间内无法正常生产处理措施针对以上情况，焦化汽油加氢装置分别于月月2014年4月、2014年11月、2015年5月在线撇头处理，并于2015年10月在线整体更换二烯烃催化剂。
二烯烃饱和反应器可以与系统切除，短时间内不影响装置正常生产。
装置确保在正常生产前提下，完成了在线反应器撇头处理，属国内首次，取得了降低系统压撇头处理属国内首次取得了降低系统压差的效果。
图1-1 焦化汽油加氢装置二烯烃饱和反应器换剂前压差变化趋势0.40.250.12222图2-2 焦化汽油加氢装置二烯烃饱和反应器换剂后压差变化趋势03020.30.10.220222022202220汽油加氢装置二烯烃饱和反应器撇投处理顶部瓷球表面沉积物（类似焦粉、焦炭块状物）2.2 反应系统压差上升情况222016年10月以来，焦化汽油加氢装置反应系统压差逐步呈上升趋势循环氢压缩机应系统压差逐步呈上升趋势，循环氢压缩机出入口压差最大时达1.0Mpa，设计压差为≯1.2MPa，接近设计值，严重影响循环氢压12MPa接近设计值严重影响循环氢压缩机正常运转及装置平稳生产。
经反复排查落实原因后，主反应器后部“反应产物与原落实原因后主反应器后部“反应产物与原料换热器E-603”管层铵盐结晶较严重，换热器管层出入口压差较大达到04MP左右器管层出入口压差较大，达到0.4MPa左右，正常压差不大于0.1MPa。
处理措施对此，车间针对换热器E-603管层结晶问题进行深入探讨和分析，同时采用适当降低题进行深入探讨和分析同时采用适当降低处理量和提高注水量的方法进行了调整。
调整后，在注水量提高，循环氢压缩机出入口压差呈下降趋势，反应系统压差不再上升并保持稳定状态，确保了装置长周期生产。
图3-3处理前焦化汽油加氢装置反应系统压差变化趋势（循环氢压机出入口压差）1.2080.80.420222022202220222022222图4-4处理后焦化汽油加氢装置反应系统压差变化趋势（循环氢压机出入口压差）0.80508050.790.7850.770770.755661111110000上述两图可以看出，提高注水量后，反应系统循环氢压缩机出入口压差由1.0MPa下降10MPa至0.77～0.8MPa并保持恒定，未出现压差上升趋势，虽然仍大大高于正常运行情况下的升趋势虽然仍大大高于正常运行情况下的压差，但有效控制了压差上升趋势，为装置平稳长周期运行起到重要作用将原设计注平稳长周期运行起到重要作用。
将原设计注水量2%提高至装置处理量的4～5%。
增加铵盐溶解率，降低换热器管束及空冷管束铵盐结晶，可有效解决装置反应系统压差因铵盐结晶上升的目的。
图5-5提注水量前焦化汽油加氢装置换热器E-603管层出入口压差变化趋势0450.30.450.12月月月月月月月月月月月月月月月月月月月022202220222022202图6-6提注水量后焦化汽油加氢装置换热器E-603管层出入口压差变化趋势0.410410.390360.360.3411100000002222上述两图可以看出提高注水量后换热 上述两图可以看出，提高注水量后，换热器E-603管层出入口压差由0.4MPa下降至0.36～0.38MPa并保持恒定，未出现压差上并保持恒定未出现压差上升趋势，虽然仍大大高于正常运行情况下的压差，但有效控制了压差上升趋势，增加了换热器管束铵盐溶解率，有效控制了铵盐结晶速度，为装置平稳长周期运行起到重要作用。
汽油加氢装置主反应器顶部分配盘表面沉积物（焦粉等杂质）2017年6月检修期间汽油加氢主反应器出口换热器E-601汽油加氢换热器E-603（前部注水）二、制约装置长周期运行问题描述1、由于装置原料为焦化汽油，进料中携带杂质较多，沉积在二烯烃饱和反应器R-602顶部，导致反多沉积在二烯烃饱和反应器R602顶部导致反应器顶部固体颗粒沉积物较多，堵塞反应器床层。
甲乙酮组分伊科斯2、甲乙酮C5组分，伊科斯C4组分等非原设计原料组份掺炼后，原料组成发生变化，加剧了结焦物的生成，在R-602反应器床层长期积累、沉积，导致生成在R602反应器床层长期积累沉积导致瓷球、保护剂及催化剂床层堵塞，从而导致R-602出入口压差上升同时焦化汽油中携带的少量焦粉出入口压差上升。
同时焦化汽油中携带的少量焦粉也对反应器压差有一定影响。
3、焦化汽油二烯烃含量高，在热的作用下易于产生自由基，并引发自聚、环化、脱氢、易于产生自由基并引发自聚环化脱氢缩合等反应，由低级芳烃转变为多环芳烃，进而转化为稠环芳烃，再进一步转变为焦垢。
进而转化为稠环芳烃再进步转变为焦垢二烯烃等容易在炉管内快速缩合结焦形成碳粉颗粒沉积到催化剂床层表面。
上游装置生产波动及原料性质变化对 4、上游装置生产波动及原料性质变化，对汽油加氢装置反应器床层压降有重要关系。
5、焦化汽油干点对汽油加氢装置床层压降也有影响，干点升高，原料中重组分增多，携带杂质也增多，在生产运行过程中催化剂床层杂质沉积速度提高，从而直接导致反应器床层压降上升速度提高。
6、装置注水量设计偏小，设计为装置处理量的2%，目前科学经验数据应为装置处理量的4～5%。
焦化焦化汽油加氢装置注水量偏小，是导致换热器管层铵盐结晶的主要原因。
目前装置注水量提至处理量的结晶的主要原因目前装置注水量提至处理量的4～5%后，反应系统压差得到有效控制，有力证明原设计注水量偏小。
原设计注水量偏小三、装置长周期运行防范措施1、减少上游装置生产波动，优化操作，降低原料携带杂质含量降低反应器床层杂质沉积速度延携带杂质含量。
降低反应器床层杂质沉积速度，延长生产周期。
尽量少掺或不惨非设计范围内原料组分降低2、尽量少掺或不惨非设计范围内原料组分，降低非设计原料特性影响催化剂性能及反应器床层压降速度。
速度3、平稳操作，及时加强装置参数调整，定期对二烯烃饱和反应器进行在线撇头处理，消除装置隐患。
4、优化注剂、注水操作，包括注入量，注入点位置等及时采用先进的注入方式及高科点位置等，及时采用先进的注入方式及高科技试剂。
不断更新和优化相关设备不断创新和采 5、不断更新和优化相关设备，不断创新和采取先进的生产操作技术，不断提高装置运行周期周期。
6、提高注水量，将原设计注水量2%提高至增加铵盐溶解率降装置处理量的4～5%。
增加铵盐溶解率，降低换热器管束及空冷管束铵盐结晶，可有效解决装置反应系统压差因铵盐结晶上升的目的。
四、总结对于焦化汽油加氢装置反应器床层压降及装置长周期问题本文中提到的原料中杂质装置长周期问题，本文中提到的原料中杂质、烯烃及所导致的聚合反应是不可避免的，在实际生产中，应多措并举，加强生产操作参数调整，可大幅度降低反应器床层压降上升速度。
提高注水量至装置处理量的4～5%，可提高铵盐溶解率，减少铵盐结晶，达到装可提高铵盐溶解率减少铵盐结晶达到装置长周期运行的目的。