閆文廷(陜西延長石油集團有限公司延安煉油廠，陜西 延安 727400)

0 引言

陜西延長石油集團延安煉油廠航煤加氫采用常規(guī)滴流床航煤加氫技術(shù)，選用中國石油化工股份有限公司大連石油化工研究院開發(fā)的FZC系列加氫保護劑和FH-40B加氫精制催化劑，原料為兩套常壓裝置的常一線油，由于延安煉油廠沒有重整裝置，為了解決氫氣來源問題，開創(chuàng)性地提出航煤加氫裝置與乙苯-苯乙烯裝置聯(lián)合布置，充分利用乙苯脫氫尾氣中的氫氣，為航煤加氫裝置提供氫氣資源，實現(xiàn)了氫氣資源的高效利用，這在國內(nèi)也是首例。反應部分采用爐前混氫方案，分餾部分采用單汽提塔流程，以重沸爐為熱源，塔底精制航煤經(jīng)過濾器脫除≥3 μm的固體顆粒和游離水，在線加注抗氧劑、抗靜電劑后出裝置送至3號噴氣燃料儲罐。裝置于2019年12月一次開車成功，產(chǎn)品質(zhì)量一直穩(wěn)定合格，但裝置在2020年11 ～12月期間反應器壓降逐漸升至0.2 MPa，隨著壓降的增大，于2020年12月底按計劃停工進行撇頭處理，對撇頭過程中取出的各種垢樣進行了詳細分析，根據(jù)分析結(jié)果，初步找到了裝置形成壓降的原因并提出了解決辦法。

1 加氫裝置運行情況及現(xiàn)狀

1.1 航煤工藝簡介

原料油自儲運罐區(qū)來，經(jīng)原料油過濾器和過濾分離器除雜質(zhì)、脫水后進入原料緩沖罐，再經(jīng)反應進料泵加壓后與循環(huán)氫混合后進入反應進料加熱爐，升溫至反應所需溫度后進入加氫反應器R-1601。反應器出口的熱物料經(jīng)多次換熱降溫后送至汽提塔，汽提塔以重沸爐為熱源，汽提塔底油一部分作為重沸爐進料，另一部分經(jīng)產(chǎn)品過濾器及過濾分離器除雜及脫水后，作為航煤產(chǎn)品送至航煤產(chǎn)品罐。50萬噸/年航煤加氫裝置工藝流程圖如圖1所示。

圖1 50萬噸/年航煤加氫裝置工藝流程圖

1.2 裝置試運行情況

陜西延長石油集團延安煉油廠50萬噸/年航煤加氫裝置于2019年11月15日進油試運行，至2020年2月3日按照全廠計劃，停工消缺。裝置整個運行期間生產(chǎn)平穩(wěn)，反應操作壓力2.2～2.3 MPa，反應器入口溫度250 ℃，進料量40 t/h，反應器壓降僅為0.02～0.03 MPa。裝置于2020年5月29日試運行開車，裝置平穩(wěn)運行至11月反應器壓降開始上漲，裝置至12月停工，反應器壓降由11月的0.02 MPa漲至0.20 MPa，壓降漲幅較大，反應器壓降上升趨勢如圖2所示。

圖2 航煤加氫反應器壓降上升趨勢

2 反應器壓降增大的原因分析

2.1 反應系統(tǒng)雜質(zhì)多

2020年12月，在系統(tǒng)達到檢修條件后，打開反應器大蓋，直觀觀察，在反應器入口擴散器、分配盤、Ф13瓷球和FZC-105保護劑床層間均有大量紅褐色粉塵，并存在少量塊狀垢物，粉塵和垢物主要分布在Φ13瓷球和FZC-105層之間并未穿透整個保護劑床層。(如圖3所示)。

圖3 擴散器等結(jié)垢圖

通過直觀判斷，反應器結(jié)垢壓降增大的原因是系統(tǒng)原有雜質(zhì)等隨著裝置運行附著在瓷球、保護劑表面。

2.2 催化劑床層不同部位垢樣分析

為了查明加氫反應器R1601床層壓降形成原因，在撇頭卸劑時取反應器頂部床層不同部位的保護劑和催化劑樣品，委托中國石化大連石油化工研究院進行分析。分析樣品共有[1]：(1)頂部Φ13瓷球位置-垢物結(jié)塊(1#)；(2)頂部Φ13瓷球/FZC-105垢物結(jié)塊(2#)；(3)FZC-105過篩雜質(zhì)(3#)；(4)FZC-105保護劑(4#)；(5)FZC-106保護劑(5#)。不同垢物的分析結(jié)果如表1和表2所示。

表1 焙燒前垢物硫碳分析結(jié)果 單位:m%

表2 焙燒后垢物ICP分析結(jié)果 單位:1×10-6

從表1和表2可以看出，撇出的垢物中碳含量和硫含量較高，樣品經(jīng)550 ℃焙燒后減重約95%；焙燒后樣品的金屬雜質(zhì)分析中鐵含量也非常高。隨著床層高度下降，所取的樣品中硫、碳、金屬等雜質(zhì)含量大幅下降，趨勢比較明顯。

從分析數(shù)據(jù)可以判斷壓降形成的原因主要是原料中以及設備管道腐蝕而成的Fe2+離子隨原料油進入反應系統(tǒng)，與硫化氫反應生成硫化亞鐵沉淀在泡罩盤、反應器頂部沉積使床層空隙率減小，從而導致反應器床層壓降升高。

2.3 運行期內(nèi)裝置異常原因分析

2.3.1 異常停工分析

航煤加氫裝置是新開工裝置，由于操作不熟練，在反應器壓降升高之前，發(fā)生過聯(lián)鎖導致緊急停工兩次。

2.3.2 脫氧冷卻器內(nèi)漏

2020年11月3日氫氣變壓吸附凈化裝置(PSA)的脫氧冷卻器發(fā)生內(nèi)漏，航煤裝置緊急停工搶修，反應器退油降溫后保持氫氣循環(huán)，11月5日重新開起后，發(fā)現(xiàn)換熱器仍內(nèi)漏，11月6日再次緊急停工。

2.3.3 原料油過濾器異常

由于濾芯供貨問題，原料油過濾器曾出現(xiàn)過兩次壓差超過標準運行，導致原料過濾質(zhì)量差。

上述裝置多次緊急停工、開工及異常操作，導致系統(tǒng)波動大，F(xiàn)e2+等雜質(zhì)被帶入反應器頂部床層，從而導致反應器床層壓降升高。

3 應對措施

結(jié)合上述分析，重點針對反應器中催化劑中垢樣產(chǎn)生的主要原因入手提出如下應對措施[2]。

3.1 從源頭控制原料質(zhì)量

(1)優(yōu)化上游常減壓蒸餾裝置電脫鹽單元以及分餾塔單元的操作，根據(jù)生產(chǎn)需要，在常一線油作為航煤加氫原料時，脫后原油鹽含量由 ≤3 mg(NaCl)/L調(diào)整到≤2.5 mg(NaCl)/L，加強設備和管道防腐管理，避免腐蝕垢物帶入加氫反應器。(2)控制脫氫尾氣密封罐低液位操作，減少原料氣帶液量。同時在提純裝置(PSA變壓吸附)前增加凈化吸附裝置，高效去除H2中攜帶的雜質(zhì)，原料氣的處理能力穩(wěn)定在 1 700 Nm3/h，氣體中高烴類含量＜200 mg/L，苯含量＜10 mg/L，水份含量＜60 mg/L，通過上述調(diào)整可將PSA變壓吸附系統(tǒng)阻力由500 kPa降至≤ 80 kPa，達到了設計要求(100 kPa)，最大限度降低氫氣中機械雜質(zhì)。

3.2 規(guī)范原料油過濾器操作

根據(jù)3號噴氣燃料過濾器濾芯使用頻率，正常情況下3號噴氣燃料過濾器連續(xù)使用6個月、累計使用不超過24個月，必須更換濾芯，從而保證濾芯使用效果。當出現(xiàn)下列特殊情況，應立即更換濾芯：(1)過濾器壓差達到0.1 MPa(100 kPa)；(2)濾芯破損(壓差突然下降)，沒有查明原因；(3)開蓋檢查時發(fā)現(xiàn)濾芯霉變；(4)在過濾器的下游發(fā)現(xiàn)了不正常的雜質(zhì)；(5)流量下降到不可接受的水平。

3.3 開工前對裝置內(nèi)部系統(tǒng)進行凈化

盡量保持加氫相關(guān)裝置的日常維護，確保裝置的平穩(wěn)運行，在裝置必須的停、開工運行中，在再次開工之前，采取局部爆破吹掃的方式對原料油換熱器、加熱爐管及反應進料系統(tǒng)進行徹底地清垢處理，對原料油緩沖罐進行清罐處理，避免裝置開工后系統(tǒng)殘留垢物帶入加氫反應器。

4 結(jié)語

航煤加氫反應器壓降過大的原因為系統(tǒng)內(nèi)Fe2+等雜質(zhì)含量多，裝置緊急開停工及異常操作導致雜質(zhì)等在反應器內(nèi)大量積聚，為此針對性地提出解決方案和預防措施。生產(chǎn)實踐證明，通過規(guī)范原料油過濾器、原料源頭控制及開工前裝置內(nèi)部系統(tǒng)凈化等系列措施的實施，在后續(xù)生產(chǎn)過程中，加氫反應系統(tǒng)運行平穩(wěn)，反應器壓降維持在0.02～0.03 MPa之間，為裝置安全平穩(wěn)和長周期運行奠定良好的基礎。