加氢装置停工过程反应器床层降温解决措施.pdf

业技术（3 7 1 3 7 6）Sep.2023Petrochemical Technology&Application2023年9 月石与No.5Vol.41应术技化用第5期第4 1 卷D0I:10.19909/ki.ISSN1009-0045.2023.05.0371加氢装置停工过程反应器床层降温解决措施罗贯纬（中国石油庆阳石化公司，甘肃庆阳7 4 50 0 0）摘要：针对中国石油庆阳石化公司1 2 0 万t/a柴油加氢装置，采取热氢带油、恒温氢解、热氮脱氢，延长循环降温时间等措施，解决了装置停工过程中加氢反应器床层降温难点问题。结果表明：加氢反应器床层温度平均降至4 4.6，其中第1 第4 床层平均温度依次为4 2.7,4 3.4，4 5.8,4 6.6；反应系统持续补人少量氮气进行置换，同时通过降低循环氢压缩机进、出口温度，在反应器床层温度降至8 5以下时，可保持0.7 5/h的降温速度持续降温，使反应器降温后期保持较高降温效率；延长循环氢压缩机运行时间的能耗与停机后采用氮气置换降温相比，在实现节省大量氮气的同时可有效降低床层温度；通过改进停工方法，停工时间较常规停工缩短3 2 h，低压氮气、中压氮气消耗量分别减少2 9 1 50,1 1 9 9 9 3 m，低压蒸汽、中压蒸汽消耗量分别增加1 9 0.9,58 2.7 t，待再生催化剂含硫量、含碳量均有所下降，同时高压换热器管壳程均无油。关键词：加氢装置；反应器；催化剂；循环氢压缩机；氮气；床层温度中图分类号：TE665.6文献标志码：B文章编号：1 0 0 9-0 0 4 5(2 0 2 3)0 5-0 3 7 1-0 6柴油加氢装置因反应器体积大、器壁厚等原因，停工过程中床层降温困难，一直以来是行业难题。较高的床层温度不仅影响催化剂卸剂工作的安全开展，严重时还影响装置的检修进度。对于大型炼厂而言，柴油加氢装置停工期间需要大量中压、低压氮气进行床层降温及系统置换，在公用工程配置充裕的情况下可满足装置供需要求，同时不会对全厂氮气管网压力造成影响。但对于小型炼厂而言，氮气供给量小，停工期间用氮气高峰期，造成氮气管网压力急剧下降，不但不能满足装置内部要求，还对其他停工用氮气装置造成影响。目前较为常见的降温方法为2 步冷却工艺：第1 步是将氢气通过反应循环段的循环气压缩机送至催化剂床层，冷却到9 3;第2 步是使用液氮进一步降低床层温度。第2 步降温过程较慢，同时液氮价格高，大量使用液氮导致费用增加。目前较先进的降温技术为Aggreko新技术，可缩短在停工时降低床层温度的时间。在Aggreko工艺中，冷却剂（乙二醇和水的混合物)通过一个闭环冷却系统进行循环，以降低循环气压缩机温度。压缩机出来的气体被送到下游的热交换器，迫使最冷的气体进到反应器床层的顶部，达到快速降低床层温度的目的，但需对现有装置进行改造，成本较高。中国石油庆阳石化公司（以下简称庆阳石化)1 2 0 万t/a柴油加氢装置在2 0 2 2 年大检修停工过程中，通过采取热氢带油、恒温氢解、热氮脱氢，延长循环降温时间等措施，解决了反应器床层降温难点问题，使加氢反应器床层温度平均降至4 4.6，其中第1 第4 床层平均温度依次为 4 2.7,4 3.4,4 5.8,4 6.6。1工业装置1.1工艺流程庆阳石化1 2 0 万t/a柴油加氢装置反应系统工艺流程如图1 所示。原料油经反应进料泵(P101A/B)升压后，在流量控制下，与混合氢混合进料。混合进料依次经过混氢油-反应产物换热器（E103C/B/A）、热混氢油-反应产物换热器(E101)换热后，进人反应进料加热炉(F101)加热至反应所需温度，再进人加氢反应器(R101)。收稿日期：2 0 2 3-0 4-2 6；修回日期：2 0 2 3-0 7-2 1作者简介：罗贯纬（1 9 8 5一），男，甘肃庆阳人，硕士，高级工程师。主要从事石油化工领域生产技术管理工作，已发表论文8 篇。石372与应术技化用第4 1 卷来自R101的反应产物，经E101、汽提塔底油-反应产物换热器（E102）、E1 0 3 A/B/C 依次与热混合进料、汽提塔塔底油、混合进料换热，然后经反应产物空冷器（A101)冷却至50 进入高压分离器(D102)。冷却后的反应产物在D102中进行气、油、水分离。高分气(循环氢)经循环氢压缩机人口分液罐（D105)分液后，进入循环氢压缩机(K102)升压至1 0.8 MPa,然后分2 路：一路作为急冷氢进入反应器；另一路与升压后的新氢混合，混合氢与原料油混合作为混合进料 1 E101R101102K102D105E103AF101103BD102&LHXE103CQP101A/BP101A/B一进料泵;E103A/B/C换热器；E101/102一产物换热器；F101一加热炉;R101加氢反应器；A101一空冷器；D102高压分离器；D105分液罐；K102一循环氢压缩机图1120万t/a柴油加氢装置反应系统工艺流程示意1.2设备参数该柴油加氢装置有5台高压换热器，其中：混合进料换热与反应产物换热4 台高压换热器筒体壁厚为4 6 mm。外部保温材料为复合硅酸铝卷毡，E101保温层厚度为1 2 0 mm，E1 0 2 及E103A/B/C保温层厚度均为1 0 0 mm。加氢反应器设置4 个催化剂床层，其中：第1 第2 床层装填加氢精制催化剂，第3 第4 床层装填加氢改质催化剂，第2 第4 床层入口设置急冷氢控制床层温度 2 。加氢反应器封头壁厚为8 0 mm，筒体壁厚为1 2 8 mm。加氢反应器外部保温材料为复合硅酸铝卷毡，保温层厚度为1 8 0 mm。高压设备材质特殊，设备壁和保温层较厚，进一步造成反应器降温困难。高压换热器及加氢反应器设计参数如表1 所列。1.3催化剂装填柴油加氢装置使用FJG-1加氢积垢剂、FZC系列加氢保护剂、FF-66加氢精制催化剂和FC-16B加氢改质催化剂的硫化形式，主催化剂FF-66,FC-16B采用密相装填方法装填，保护剂和积垢剂采用普通装填 3 。装填FJG-1积垢剂0.8 8 t,瓷球1 0.7 1 t，保护剂6.2 3 t,FF-66精制催化剂77.28t,FC-16B改质催化剂7 2.7 2 t，装填总量167.82t。为保证催化剂全部装人反应器，装填过表1 高高压换热器及加氢反应器设计参数设备数操作介质金属总保温层规格型号结构型式主体材质保温材质位号量管程壳程质量厚度/mmE1011反应产物/H/HS原料油/H,/H,S 1 400 x7 500mm双壳程2.25Cr1Mo/堆焊/63.940硅酸铝纤维板120（管长）U型管O Cr18Ni10TiE1021反应产物/H/HS汽提塔塔底 1 200 x6 000 mm双壳程15CrMoR/堆焊/38.305硅酸铝纤维板100油（管长）U型管OCr18Ni10TiE1033反应产物/H/H,S原料油/H/HS 1 200 x7 500mm双壳程15CrMoR/堆焊/97.650硅酸铝纤维板100A/B/C（管长）U型管OCr18Ni10TiR1011柴油/H/H,S 3 400 x312 187x2.25Cr1Mo381.300硅酸铝纤维板180(128+6.5)mm程中根据装填高度将各床层瓷球量均进行了调整，调整后瓷球加入量为1 0.7 1 t，与设计量1 9.0 0 t相比少加了8.2 9 t。该催化剂的最大特点是在中压条件下可以实现油品深度脱硫、脱氮，其改质剂对环烷烃有选择性开环的作用，对重组分有优先裂解的能力，能够大幅度降低原料9 5%馏程温度和凝点 4 。保护剂及催化剂物性见表2,加氢反应器催化剂装填数据见表3。表2柴油加氢装置保护剂及催化剂物性保护剂催化剂物性FZC-105FZC-106FF-66FC-16 B化学组成Mo-NiMo-NiMo-NiMo-Ni外观形状七孔球拉西环三叶草条圆柱条孔容/(mLg)0.1500.3000.6000.8000.3200.345373第5期罗贯纬加氢装置停工过程反应器床层降温解决措施续表2保护剂催化剂物性FZC-105FZC-106FF-66FC-16 B比表面积/(mg)130260330160175颗粒直径/mm15.018.04.95.21.11.31.51.7颗粒长度/mm233103838装填密度/（gm-)0.850.500.880.940.870.93耐压强度/(Ncm)20020180185表3柴油加氢装置加氢反应器催化剂装填数据理论装填数据实际装填床层催化剂高度/mm体积/m3质量/质量/第1床层FJG-10.880.8813瓷球1001.251.00FZC-1054003.632.322.38FZC-1066305.723.783.85FF-66(密相)340030.8529.0028.80中3瓷球1001.250.75中6 瓷球1001.250.69第2 床层中6 瓷球1001.250.69FF-66(密相)4.45040.3837.9436.483瓷球1001.250.75中6 瓷球1001.250.69第3床层中6 瓷球1001.250.69FC-16 B(密相)447040.5641.7741.563瓷球1001.250.75中6 瓷球1001.250.69第4 床层中6 瓷球1001.250.69FC-16B(密相)330029.9530.8631.16FF-66(密相)1 40012.7011.9312.003瓷球1001.251.00中6 瓷球1001.250.92中13瓷球200*4.002.40*：高出收集器平面数值。2反应器床层温度降低措施2.1反应器床层循环降温过程120万t/a柴油加氢装置反应器床层温度随停工时长变化趋势如图2 所示。2 0 2 2 年6 月9 日11时停反应进料泵,切进料后以1.0 MPa/h的降压速度将反应系统压力降至6.0 MPa，以15/h将加热炉出口温度升至36 0（图2 中ab），恒温恒压热氢带油12 h(图2 中b一c)。热氢带油结束后以1.0 MPa/h速度将反应器压力升至3.0 MPa,以25/h 速度将加热炉出口温度降至2 50（图2中cd),恒温恒压反应氢解12 h(图2 中d一e)。恒温氢解结束后维持反应系统温度及压力恒定，引中压氮气补人反应系统，稍开排废氢调阀，在反应系统进行氮气置换的同时，反应器2 50 热氮脱氢12 h(图2 中ef)。此步骤是维持循环氢压缩机稳定运行的关键，根据循环氢氢气纯度分析情况及循环氢压缩机气阀开度，调整系统氮气补人量，因供氢装置提前停工，系统过多补人氮气后无提高氢气纯度措施，需加强循环氢分析频次及控制补氮手阀开度。热氮脱氢结束后以10/h降加热炉出口温度至150，以1.0 MPa/h速度降反应器压力至2.0 MPa（图2 中fg），当炉膛温度降至2 50 时停反应加热炉（图2 中g一h）。6 月13日10:0 0 时，分析系统循环气体达到现场排放标准后，拆除高压分离器顶部安全阀，并连接消音器现场放空置换。6 月14 日0 8:4 0 时，反应系统泄压至0.4 MPa，循环氢压缩机进出口引低压氮气进行置换；10:4 3时，循环氢压缩机降转速至7 8 16 r/min，按正常操作停运循环氢压缩机，反应系统降温结束。360b280aPfde200120h40020406080100120停工时长/h图2120万t/a柴油加氢装置反应器床层温度随停工时长变化趋势2.2循环氢流量变化120万t/a柴油加氢装置停工过程中循环氢流量变化趋势如图3所示。停工过程中当循环氢中氢气纯度下降后，对应氮气含量升高，因氮气相对分子质量为氢气的14 倍，故在维持循环氢流量不变的情况下，需更多中压蒸汽做功带动循环氢压缩机正常转动。同时需大量通循环氢带走反应器床层热量，因此，控制循环氢流量略高于正常操作时流量。循环氢组成中置换部分氮气后，可通过提高循环氢压缩机转速来提高循环氢量，以控制高循环氢量来提高反应器床层降温效率。因重整装置停工后氢气成为停供气体，所以在氮气置换系统氢气时，需重点关注循环氢纯度石374与术化用技第4 1卷及循环氢压缩机气阀开度，以循环氢体积分数控制在4 0%4 5%，循环氢流量控制正常流量的1.21.3倍为佳。同时，操作人员需关注中压蒸汽管网压力及循环氢压缩机气阀开度变化情况，发现压力波动或气阀全开，及时联系外操现场打开低压蒸汽放空手阀，确保循环氢压缩机气阀开度在8 0%9 0%。为提高循环氢压缩机转速及中压蒸汽压力波动导致气阀开大等留有余地，防止出现气阀全开造成循环氢压缩机振动过大引起联锁停机。160000r2022年2018年120000800004000000000306090120 150 180停工时长/h图3120万t/a柴油加氢装置停工过程中循环氢流量变化趋势2.3反应器床层后期降温过程如图4 所示，在反应器床层温度降至8 5时，降温速度明显下降，主要原因是反应器床层温度达到循环氢压缩机出口温度，降温介质与被降温介质温差减少，循环氢带走热量减少，床层降温速度大幅降低。因此，如何降低反应器人口温度成为后期反应器床层降温过程中的关键，可通过降低循环氢压缩机人口温度、反应器人口温度等措施来实现，具体方法有：（1）提前用氮有效避开公司停工用氮高峰期，确保中压氮气、低压氮气系统压力稳定；（2）采用系统持续少量补人中压氮气的方法进行氮气循环降温，同时对系统进行氮气置换；（3）优化停工时间节点，适当延长夜间循环降温时间，通过夜间环境温度降低优势来降低循环氢压缩机人口温度；（4）启运鼓风机提高负荷，全开快开风门及烟道挡板，通过空气冷却炉管来降低反应器人口温度；（5）全启反应产物空冷器，全开空冷百叶窗并提高风机负荷，可降低循环氢压缩机人口温度至环境温度；（6)全开反应器三路急冷氢调阀及副线阀，使未经过高压换热器换热的冷氢直接注人第2，第3，第4床层；（7）优先打开原料泵出口中压氮气手阀向系统补充中压氮气，同时全开原料泵出口冷油旁路调阀，使未经过高压换热器换热的冷氢直接进人反应器54003002001000153045607590停工时长/h2018年出口温度：O一第1床层；一第2 床层；一第3床层；一第4 床层2022年出口温度：一第1床层；一第2 床层；口一第3床层；一第4 床层图4 12 0 万t/a柴油加氢装置停工过程中反应器各床层温度下降趋势3改进前后效果对比3.1床层降温效果改进前2018年9 月19 日11:2 0 时，停反应进料泵；9 月2 2 日9:34 时，停循环氢压缩机（氮气纯度过高，气阀全开造成振动过大引起联锁停运），热氢带油及循环降温时间共计9 0 h，停机后加氢反应器床层温度平均为8 7.2 5，系统充氮气进行间歇性置换，各床层降温如图4 所示。循环氢压缩机停机后，通过反应系统低压氮气置换、拆反应器保温、拆卸剂口接风扇进行强制通风等措施进行降温，无明显效果，持续3d床层温度仅降低1。9 月2 5日16:30 时，装置交付检修，反应器床层温度较高6 改进后2022年6 月9 日11:0 0 时，停反应进料泵；6 月14 日10:30 时，停循环氢压缩机（正常步骤停运），热氢带油及循环降温时间共计119 h。停机后加氢反应器床层温度平均为44.6，其中加氢反应器第1 第4 床层出口平均温度依次为4 2.7,4 3.4,4 5.8,4 6.6。3.2公用工程消耗改进后低压蒸汽、中压蒸汽消耗量较改进前分别增加19 0.9,58 2.7 t，主要原因是为降低反应器床层温度（6 0 以下），延长循环氢压缩机运行时间18 h所致。改进后低压氮气、中压氮气消耗375第5期罗贯纬.加氢装置停工过程反应器床层降温解决措施量较改进前分别减少2 9 150，119 9 9 3m，主要原因是反应系统循环降温过程中采用系统少量补氮的方法进行置换及降温，提前用氮有效避开公司停工用氮高峰期，确保了中压氮气、低压氮气系统压力分别在2.5,0.6 MPa以上，为公司氮气系统压力稳定作出贡献7 。循环降温过程补充氮气的同时也对反应系统进行置换，有效利用循环降温时间节点，反应系统合格时间较改进前提前24 h。3.3停工用时及置换效果改进后反应系统停工共用时133h，较改进前缩短32 h。考虑到后期氮气持续补入系统进行循环降温，故2 0 2 2 年停工期间将循环氢压缩机出口补氮气脱氢与反应器2 50 热氮脱氢步骤合并，同时在2 50 热氮脱氢结束，直接熄炉进行循环降温，较2 0 18 年省去10/h降加热炉出口温度至150 的过程，节省停工用时。改进前循环氢压缩机停机后反应器床层温度为8 7.2 5，后期采用氮气间歇性置换，降温效率低8 。改进后通过控制氮气补人量来稳定汽轮机运行，以保持较高的循环降温效率。对待再生催化剂进行物性分析，各项数据表明，改进后催化剂含硫量、含碳量均较改进前低，同时高压换热器管壳程打开后均无油，说明改进停工方法后较常规停工省时且高效。4结论a.采取热氢带油、恒温氢解、热氮脱氢，延长循环降温时间等措施，使加氢反应器床层温度平均降至4 4.6，其中加氢反应器第1 第4 床层平均温度依次为4 2.7,4 3.4,4 5.8，4 6.6。b.通过延长夜间循环降温时间，鼓风机提升负荷运行，全启反应产物空冷器，全开反应器三路急冷氢、原料泵出口中压氮气阀等操作，可有效降低循环氢压缩机进出口温度及反应器人口温度。在反应器床层温度降至8 5以下时，仍可保持0.7 5/h的降温速度，使反应器降温后期保持较高降温效率。c.与改进前相比，改进后低压氮气、中压氮气消耗量分别减少2 9 150，119 9 9 3m，低压蒸汽、中压蒸汽消耗量分别增加19 0.9,58 2.7 t，停工时间缩短32 h，催化剂含硫量、含碳量均较低，同时高压换热器管壳程打开后均无油参考文献：1辛丁业，武晓灿，齐宏伟，等.柴油加氢改质装置降低柴汽比运行分析J.石油炼制与化工，2 0 2 1,52（1)：37-4 2.2】吴璇，鲁旭，王书芹，等.劣、重柴油加氢裂化多产石脑油兼产优质柴油催化剂的开发J.工业催化，2 0 19,2 7（12）：50-55.3周晓龙.利用催化剂装填级配技术降低柴油多环芳烃含量J.精细石油化工，2 0 19,36（5)：6 7-7 0.4许孝玲，王华，魏军，等。原料性质对柴油中压加氢改质反应的影响J.石油学报（石油加工）,2 0 18,34（6)：110 4-1110.5郭蓉，周勇，高娜，等.原料油性质对柴油加氢装置长周期稳定运行的影响J.炼油技术与工程，2 0 2 1,513)：1-4.6王书芹，鲁旭，杨朝华，等.直馏柴油加氢裂化生产航空煤油催化剂的开发J.石化技术与应用,2 0 2 1,39(1)：14-17.7刘丽，姚运海，段为宇，等.含介孔ZSM-5分子筛MoCoP/Al.O3催化剂的加氢脱硫反应性能研究J.现代化工,2 0 2 0,4 0(3):122-125.8赵书娟.催化裂化柴油加工转化过程的经济性分析J.石油炼制与化工，2 0 19,50(11)：8 7-9 1.相关文献链接：1高文杰.渣油加氢装置循环氢压缩机事故停运要点及总结J.山西化工，2 0 2 3,4 3（5：114-115.2王卓宇，李宏超.溶剂油加氢反应器催化剂床层飞温原因分析及对策J.河南化工，2 0 19,36（7)：2 1-2 3.3】曹卫波，黄晓晖.柴油加氢改质装置催化剂烧结原因分析J.炼油技术与工程,2 0 16,4 6(6)：4 8-51.4】张孔远，刘爱华，燕京，等.焦化汽油加氢精制催化剂的级配及其评价J.石化技术与应用，2 0 0 8，2 6（4）：2 9 7-30 0.5童军，黎臣麟，武宝平，等.催化剂级配在加氢裂化装置中的应用J.石油化工，2 0 19,4 8(11)：117 4-117 9.6】冯连坤，陈晓华，冯连朋.汽油加氢催化剂湿法硫化存在问题原因分析及对策J.石化技术与应用，2 0 18,36(2)：12 8-131.7翟玉娟，王猛.汽油和柴油加氢装置石脑油烯烃含量高的对策J.炼油技术与工程,2 0 18,4 8(8):2 4-2 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44.6 o n a v e r a g e ,a n d t h e a v e r a g e t e mp e r-ature of the first to the fourth bed was 42.7,43.4,45.8 and 46.6 r e s p e c t i v e l y.T h e r e a c t i o n s y s t e mwas replaced by continuously adding a small amountof nitrogen,and the inlet and outlet temperatures ofthe hydrogen compressor were decreased at the sametime.It could keep the cooling rate of 0.75 C/h andkeep the cooling efficiency of the reactor when thebed temperature of the reactor was less than 85.Compared with using nitrogen replacement to cooldown after shutdown,the method of prolonging therunning time of the circulating hydrogen compressorcould save a large amount of nitrogen and reduce thebed temperature effectively.By improving the shut-down method,the shut-down time was 32 h shorterthan that of conventional shut-down,and the con-sumption of low pressure nitrogen and medium pres-sure nitrogen was less than 29 150,119 993 m,andthe consumption of low pressure steam and mediumpressure steam was more than 190.9,582.7 t,re-spectively.The sulfur content and carbon content ofthe regenerated catalyst were lower.At the sametime,there was no oil in the shell-and tube-side ofhigh-pressure heat exchanger.Key words:hydrogenation unit;reactor;catalyst;circulating hydrogen compressor;nitrogen;bed tem-peratureQuantitative characterization and prediction for coking in furnace of residualoil hydrogenation unitZHANG Bing,ZHENG Xiao-jun,YANG Cai-juan,ZHANG Zheng,FU Ji-lin(Petro-Cyber Works Information Technology Co Ltd,Shanghai 200040,China)Abstract:In order to accurately and quickly de-termine the coking degree and predict coking trend inthe furnace of residual oil hydrogenation unit,thequantitative index of coking (N)was designed ac-cording to energy transfer,which was the internalheat transfer coefficient without coking divided by theinternal heat transfer coefficient with coking underthe same operation condition.The prediction modelfor N was established by Aspen HYSYS software.Themodel was confirmed by production data from a 3 Mta residual oil hydrogenation unit.The results showedthat the calculated N value and its trend of changewas consistent with the actual condition,and thePerson correlation coefficient met the exclusivity re-quirement.The established coking quantitative pre-diction model had good accuracy.The average self-checking relative error between the actual N valueand its regression value during the same period inhistory was 3.15%.During next 4 months period oftracking production and operation of the unit,theoverall trend of the predicted N value was basicallyconsistent with the actual N value,with the averagerelative prediction error of 3.90%.Key words:residual oil hydrogenation unit;fur-nace tube;coking;quantitative characterization;pre-diction