SLHT液相柴油加氢装置开工遇到的问题及处理

郭建龙 蒲瑞梅

摘 要：中海油东方石化质量升级二期新建项目液相柴油加氢装置，在开工过程中遇到加热炉偏烧、高温高压循环泵不上量、反应器床层压差高等系列严重影响开工进度以及制约开工步骤的问题。为了不影响开工，针对遇到的每个问题通过分析研究，提出了处理措施并解决了所有问题，最终一次开车成功。本文所阐述的问题以及解决方法和思路，可为同类装置在开工时提供借鉴意义。

关键词：液相加氢;开工;偏烧;压差高;頻繁冲洗

0 前言

中海油东方石化有限责任公司产品质量升级改造二期60万t/a液相柴油加氢装置采用RIPP和SEI联合开发的连续液相加氢技术设计建设，催化剂采用RS-2000超深度脱硫催化剂和配套的RG-1保护剂，以常一线、常二线、常三线油和催化裂化柴油为原料，来生产硫含量小于10ppm的超低硫国五标准清洁柴油。装置于2016年12月中旬进油，2017年1月2日产出满足国Ⅴ标准的柴油，在开工过程中遇到一些制约开工进度的技术难题。本文着重介绍了在开工过程中遇到的加热炉偏烧、反应器压差高等问题的分析以及解决措施，以期为同类装置提供参考。

1 液相柴油加氢技术流程概述

混合原料油自装置外来，在反应进料泵出口与新氢混合后，经过反应生成油与混合原料油换热器进行换热后进入反应进料加热炉加热，在反应加热炉出口与来自反应产物循环泵的循环油混合，一起自下而上流经加氢精制反应器。在反应器三个床层间设有两路补充氢气，补充适度的过量氢气用以弥补液相中溶解氢气的消耗。

反应器中通过脱硫脱氮等系列反应后，反应产物进入整合在反应器顶部的热高压气提分离器进行气液分离，为更大限度地脱除油相反应产物中溶解的硫化氢以及氨，按比例在热高压气提分离器下部通入适量的气提氢气。从热高压分离器顶部出来的反应生成气和冷低分油换热并经空冷冷却后进入冷低压分离器。从热高压分离器底部馏出的油相分成两路，一路经反应产物循环泵作为循环油不经过换热直接与反应加热炉出口油混合进入反应器，另一路则作为反应生成油与混氢原料油换热降温后进入热低压分离器进一步闪蒸，热低压分离器顶部闪蒸出的低分气并入反应生成气进入冷低压分离器后进入低分气脱硫系统，热低分油则与冷低分油混合后进入分馏系统，经气提脱硫脱氮后作为产品柴油送出装置。

2 开工遇到的问题及处理

2.1 反冲洗过滤器频繁冲洗

东方石化液相柴油加氢装置混合原料过滤器采用自动反冲洗过滤器，冲洗条件为正常运行10h或过滤器压差达到150kPa，当达到这两个条件中的任意一个时将会进行单筒体8s的反冲洗，冲洗一次共产生污油4.6t。在装置引罐区常二线油进行反应系统催化剂预湿过程中反冲洗过滤器开始频繁冲洗，大约30～40min进行一次。

由于反冲洗频率太过频繁，无法进行催化剂预湿。怀疑是罐区常二线油备料太脏，颗粒物过多，于是对进入自动反冲洗过滤器前的原料进行采样观察，发现该油样清澈，仅瓶底有极少量黑色杂质，排除备料质量问题后又怀疑取样时置换不彻底，管线中的杂质没有完全排出，故在现场采样口进行排油，直至没有之前的黑色杂质，但反冲洗过滤器仍然频繁冲洗，甚至不能保证原料缓冲罐的液位，被迫无奈开启了反冲洗过滤器出入口跨线。

解决方案：考虑到反冲洗过滤器在冲洗过程中，可能将滤芯上的杂质冲出，但是没有被反冲洗油带走，而是随原料进入滤芯中导致压差的增大。于是将8个反冲洗过滤器筒体单独逐一切出，采用氮气进行反吹，完毕后再次投用，采用此方式整体吹清一遍后，反冲洗频率略有降低，但任然冲洗频繁。最后经研究决定，单独隔离筒体并拆出26根滤芯，先用洗衣粉搓洗油泥，再用蒸汽吹扫每一根滤芯，最后用仪表风吹干净滤芯回装，8个筒体拆清一遍回装后，反冲洗频率大幅降低，最低压差达到28kPa，达到设计冲洗要求。

2.2 预硫化时加热炉偏烧及300℃升温慢

2.2.1 F-101炉偏烧

预硫化过程中，在230℃恒温结束，开始向320℃升温时，显示加热炉引风机流量偏小，导致加热炉辐射段两边温差达到200℃，一侧显示已经达到800℃，另一侧仅600℃，加热炉进出口物料温差仅能达到40℃，装置提温缓慢。炉膛设计温度最高不大于820℃，此时加热炉已经接近温度上限，有很大的安全风险，于是将加热炉由预热回收系统改为自然通风，调整完成后加热炉对流段两侧温度分别为750℃和760℃，进出口物料温差达到46℃左右，最高达到55℃。与此同时，发现混氢原料与反应生成物换热器的调节副线DCS系统上显示关闭状态，但现场保持一定开度，联系仪表调校调节阀后，反应器按照15℃/h的提温速率进行升温。（后经过计算得知，引风机功率设计错误，导致热烟气流量偏低，炉膛气流紊乱，造成加热炉偏烧）

2.2.2 预硫化300度升温缓慢

在预硫化提温至300℃时，加热炉主火嘴全开，但温度提高很缓慢，严重影响预硫化进度，随着温度的升高，催化剂上流率逐渐提高，严格按照升温速率就能达到较高的整体硫化效果保证每一种金属组分的硫化效果。在升温过程中硫化剂注硫泵持续运转，不断有硫化剂注入系统，硫化反应是放热反应，当硫化剂在催化剂床层积聚太多时就会发生剧烈的放热反应，导致催化剂床层超温，超高的温度将会使催化剂表明熔融，原料油严重结焦，催化剂表面积碳，影响催化剂的活性。

解决方案：根据反应加热炉的现状，与石科院沟通后建议适当降低新鲜原料进料量，从设计值57t/h降至54t/h，同时在保证低分气硫化氢含量的前提下适当的降低注硫量，直到催化剂床层温度开始上涨。反应器入口温度开始上升直至320℃，恒温结束，低分界位几乎不再上涨，预硫化结束，开始降温等待引新鲜原料油初活稳定。

2.3 循环油泵不上量（油里带气，排气慢）

液相柴油加氢采用进口的高温高压循环油泵，启泵过程要经过排气，排气的位置在泵的压力表高点位置，不便于操作且存在安全风险，同时造成排气时间延长（排气时间要6个小时），严重影响开工时间，在首次开启时一直不上量，反复开、停一共多达七次之多，严重影响开工进度。

解决方案：高压高温循环油泵启泵要求比较苛刻，冷油条件下油品带气或者排气不干净容易导致不上量。据此原因，调整操作方案，将冷油条件下启泵改为热油启泵，并且，调整循环流程，将系统升温后改长循环经过一个释气过程，排出油品里的溶解气。热油循环8h候后启泵，则能正常启动运转。

2.4 反应器压差高

中海油东方石化60萬t/a液相柴油加氢装置氢气气密合格后，装置准备进油开始催化剂预硫化。反应系统开始引罐区常二线硫化循环油进装置，反应器R-101顶部热高压分离器见油后，引油至热低压分离器D-103，液位正常开始自D-103外甩污油，2个半小时后外甩污油由污油出装置线改至装置不合格线出装置，取样观察高分油无杂质，装置改通硫化循环流程。此后，装置开启热油循环泵P-104A，由于首次开启不顺利，之后又反复开、停一共多达七次。发现P-104A入口过滤网有堵塞情况出现，反应器R-101二床层压差就开始由之前的（0.05～0.07）MPa上升至0.16MPa，此后二床层压差一直大于0.1MPa，且在第五次开启P-104A后此压差值猛然上升至0.42MPa并逐渐增大至0.5MPa以上。

由于R-101第二床层压差大于0.4MPa，整个R-101反应器进出口压差将近0.7MPa，P-104A泵厂家表示该热油循环泵无法在这么高的反应器压降下启动。同时，由于0.7MPa的压差也远远超过了装置设计的正常反应器压降（应为0.2MPa），决定暂不进行催化剂硫化步骤，需要先核对数据，查找原因。

问题分析及解决方案：因怀疑一、二床层间內构件安装可能有问题，决定先对装置停工退油、热氢汽提后，再次引硫化循环油进装置观察压差情况，如高压差仍然存在将正式停工，对反应器进行拆盖卸剂检查。装置按照停工流程，退油吹扫，热氢汽提24h。

装置开始第二次开工，反应器入口压力升至8.0MPa，催化剂床层温度120℃～130℃，开始引油入反应器。同时联系仪表专业将反应器床层压差表PDI-11504、PDI-11505、PDI-11506的单位由原来的MPa更改为kPa。为避免流量过大导致床层压降产生太快，先控制引入常二线硫化油流量不大于30t/h。当反应器R-101顶高压分离器见液位后，现场液位显示1m左右，整个反应器压差PDI-11504仅有154kPa。此后，逐步对反应进料泵提量，催化剂冲洗油继续外甩，压差没有明显变化。当反应进料量提至68t/h时，将现场改流程为硫化循环流程，调整反应进料量至理论硫化进油量57t/h后，试启热油循环泵P-104A，启动瞬间PDI-11504瞬间达到200kPa，后立即控制P-104A流量，压差恢复正常，维持150kPa左右。其后，大约每1h对P-104A进行提量，至P-104A流量约90t/h，反应器总压差PDI-11504为200～210kPa，在设计范围内，决定维持现有流量稳定控制装置大循环，等待预硫化。

2.5 反应器R101最小流量线器壁法兰泄漏着火

60万t/a液相柴油加氢装置反应器正常生产压力为9.0MPa-10.2MPa，属于高温高压反应器，器壁连接法兰均安装有拉伸垫圈。在反应器五层平台最小流量线器壁处法兰，原设计为P104回流线，后因流程变动，SEI将该管线取消，器壁法兰用盲板盲堵，法兰规格为DN150，1500LB，没有安装拉伸垫圈。在装置开停工过程中，由于升降温、升降压导致法兰螺栓有松动，造成法兰预紧力不足出现微量渗漏，反应器内柴油及少量氢气渗入保温棉中，随着渗漏量不断累积增加，高温油气接触空气后引起自燃着火。由于发现和扑灭及时，未造成现场设备损坏，外漏柴油量极小，未造成直接经济损失。

2.5.1 存在的问题

①操作工对该渗漏点检查不仔细，日常巡检未及时发现渗漏，工程师对装置高处定期检查落实不到位;

②由于设计原因，高压法兰没有加装拉伸垫圈;

③施工期对高温、临氢法兰加装保温棉，没有提出整改拆除。

2.5.2 解决方案

①严格执行巡检制度，完善高位定期巡检、装置临氢系统闭灯检查制度;

②反应器R101渗漏法兰螺栓加装拉伸垫圈，彻底消除事件隐患;

③对装置不符合管理要求的保温进行拆除，逐个法兰螺栓排查，检查是否紧固可靠、密封完好。

3 结束语

东方石化液相柴油加氢装置在开工过程中遇到一些问题，开工过程虽然比较曲折，但在团队整体努力下逐个得以解决，最后取得一次开车成功，顺利生产出国五标准超低硫清洁柴油。遇到的这些问题和处理方法可对同类装置提供参考。

参考文献：

[1]史开洪，艾中秋.加氢精制装置技术问答[M].北京：中国石化出版社，2014.

[2]刘凯祥，阮宇红，李浩.连续液相加氢技术在柴油加氢精制装置的应用[J].石油化工设计，2012（02）：6+34-37.

作者简介：

郭建龙（1989- ），男，汉族，海南海口人，本科学历，中海油东方石化有限责任公司助理工程师，研究方向：汽柴煤油加氢、VPSA氢气分离技术。