航煤加氫裝置反應器壓降過大原因及對策

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滴流床航煤加氫技術，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，開創性地提出航煤加氫裝置與乙苯-苯乙烯裝置聯合布置，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，實現了氫氣資源的高效利用，這在國內也是首例。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，產品質量一直穩定合格，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，根據分析結果，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狀

1.1 航煤工藝簡介

原料油自儲運罐區來，經原料油過濾器和過濾分離器除雜質、脫水后進入原料緩沖罐，再經反應進料泵加壓后與循環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，另一部分經產品過濾器及過濾分離器除雜及脫水后，作為航煤產品送至航煤產品罐。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平穩，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 反應系統雜質多

2020年12月，在系統達到檢修條件后，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 擴散器等結垢圖

通過直觀判斷，反應器結垢壓降增大的原因是系統原有雜質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-垢物結塊(1#)；(2)頂部Φ13瓷球/FZC-105垢物結塊(2#)；(3)FZC-105過篩雜質(3#)；(4)FZC-105保護劑(4#)；(5)FZC-106保護劑(5#)。不同垢物的分析結果如表1和表2所示。

表1 焙燒前垢物硫碳分析結果 單位:m%

表2 焙燒后垢物ICP分析結果 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550 ℃焙燒后減重約95%；焙燒后樣品的金屬雜質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、金屬等雜質含量大幅下降，趨勢比較明顯。

從分析數據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，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，發生過聯鎖導致緊急停工兩次。

2.3.2 脫氧冷卻器內漏

2020年11月3日氫氣變壓吸附凈化裝置(PSA)的脫氧冷卻器發生內漏，航煤裝置緊急停工搶修，反應器退油降溫后保持氫氣循環，11月5日重新開起后，發現換熱器仍內漏，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過兩次壓差超過標準運行，導致原料過濾質量差。

上述裝置多次緊急停工、開工及異常操作，導致系統波動大，Fe2+等雜質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

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

3.1 從源頭控制原料質量

(1)優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，根據生產需要，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，原料氣的處理能力穩定在 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，通過上述調整可將PSA變壓吸附系統阻力由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。

3.2 規范原料油過濾器操作

根據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)開蓋檢查時發現濾芯霉變；(4)在過濾器的下游發現了不正常的雜質；(5)流量下降到不可接受的水平。

3.3 開工前對裝置內部系統進行凈化

盡量保持加氫相關裝置的日常維護，確保裝置的平穩運行，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殘留垢物帶入加氫反應器。

4 結語

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