40万吨汽油加氢装置开工及运行总结

40万吨/年汽油加氢脱硫装置开工运行总结
张超群崔昕宇
重整加氢车间
一、装置概况
中国石油玉门油田公司炼油化工总厂40万吨/年汽油加氢装置，采用中国石油化工研究院研发的DSO技术，运用低压固定床工艺，以催化汽油为原料，对催化汽油进行预加氢、加氢精制和加氢改质，以改善汽油产品质量，满足全厂调和生产国Ⅳ汽油产品的需求，并为满足全厂调和生产国Ⅴ汽油产品打下基础。

根据玉门炼化总厂催化汽油的生产情况，本装置预加氢部分设计规模为40万吨/年，操作弹性为60%～110%,设计年开工时间8400h。

玉门炼化总厂40万吨/年汽油加氢装置由中国石油华东勘察设计院EPC项目总承包，于2013年9月28日装置建成中交，炼化总厂从9月29日开始组织装置投料试车。

二、开工情况
1、非临氢系统主要开工过程：
9月29日至10月4日进行分馏、稳定系统吹扫；10月5日至7日原料脱砷、分馏、稳定系统试压；10月8日至9日单机试运后水联运；10月10日至11日冷油联运；10月12日热油联运，带分馏塔底循环加热炉烘炉。

10月16日分馏系统冲压至操作压力0.7MPa、稳定系统冲压至操作压力0.9MPa，气密结束。

10月18日E-1205密封面整改完毕，稳定塔冲压做气密。

10月19日分馏塔底再沸炉烘炉完毕。

10月22日18:00装置广播对讲系统调试完毕。

10月23日至30日进行非临氢系统检查，并对发现问题及时整改。

2、临氢系统主要开工过程：
9月28日至10月2日临氢系统爆破吹扫；10月3日至5日临氢氮气置换，系统1.0MPa氮气气密、试压、整改漏点，并进行新氢压缩机、循环氢压缩机试运；10月6日至9日临氢系统2.2MPa 氮气气密、试压、整改漏点；10月9日至13日加氢脱硫产物加热炉烘炉、反应系统升温干燥；10月13日至15日，各反应器催化剂的装填完毕；10月16日脱砷剂装填完毕。

10月17日20:00启动循环氢压缩机，预加氢催化剂、加氢脱硫催化剂开始干燥；10月20日19:50，预加氢催化剂和加氢脱硫催化剂干燥结束；10月21日8:20，开始干燥后处理催化剂；10月22日22:30，后处理催化剂干燥结束；10月23日8:30，开始脱砷剂干燥；10月24日15:30 脱砷剂干燥结束；10月25日至28日，装置所有工艺联锁逻辑回路调试完毕。

11月6日至9日，预加氢催化剂、加氢脱硫催化剂、后处理催化剂硫化结束，20:10导通开工正向流程。

21:10预加氢反应器开始充液。

11月10日4:50切进催化汽油原料，调整操作参数。

11月11日20:00，R-1101入口温度升至80℃，R-1201入口升至215℃，R-1202入口温度升至260℃，汽油产品总硫降至48.95ppm，硫醇硫2ppm，辛烷值损失小于1，产品质量达到设计值，标志着40万吨/年催化汽油加氢脱硫装置一次开车成功。

三、运行数据
装置开工成功后运行主要工艺参数如表-1、表-2所示。

化验分析数据如表-3所示。

表-1反应系统主要工艺参数
表-2 分馏系统主要运行工艺参数
表-3 化验分析数据
四、装置优化调整情况
1、往复式压缩机（新氢压缩机和循环氢压缩机）共4台进出口增加旁路设计，解决了压缩机“0”负荷开车时入口负压、出口正压压力不平衡的可靠性和安全性问题；
2、稳定塔设计和施工建设均没有补压线，塔压低时无补压手段，开工过程中新增稳定塔顶补压线，解决稳定塔压力过低时无法补压控制的问题，目前稳定塔压力控制平稳；
3、在压缩机试运行过程中，新氢压缩机振动偏大，经过厂家沟通维修，压缩机振动问题已经解决；在循环氢压缩机试运行过程中，循环氢压缩机进出口管线振动较大，通过增加管线支撑，解决压缩机进出口管线振动问题；
4、装置运行初期系统压力控制不稳，无法实现自动控制，手动控制调节频繁，而且压力波动较大，将反应系统压力与补充新氢流量串级控制改为反应系统压力与循环氢压缩机入口分液罐顶废氢外排流量串级控制后，系统压力实现自动控制，而且一直稳定在设计压力1.5Mpa。

5、由于施工过程中没有单独设置产品不合格线，开工过程中新增污油出装置至50万吨/年柴油加氢改质装置流程，本装置污油打至柴油加氢装置经过加氢后进入重整原料，同时，催化剂硫化后硫化油也可以通过该流程退至柴油加氢装置，解决了催化剂硫化后硫化油的退油问题。

五、目前装置存在的问题
1、装置工艺联锁繁多，部分工艺联锁不具备投用条件，具体如下：
（1）加热炉入炉空气压力联锁，由于各加热炉入炉压力表引线安装位置距离二次风门太近，加热炉处于负压操作，导致仪表引线处为负压值，而加热炉供风压力联锁值为≤100Pa，因此该联锁投用时直接就会导致加热炉联锁自保。

（2）由于装置所有仪表伴热施工不到位，仪表引线过长，全部仪表表头均无伴热，在玉门所处地理环境，冬季仪表极易低温失灵，在近期气温较低的天气已经出现过仪表大面积失灵现象，因此，部分流量低低、液位低低联锁投用后容易因低温天气仪表失灵导致联锁，影响装置的长周期平稳运行。

2、装置伴热系统不完善，影响装置的安全平稳运行。

（1）汽油加氢装置伴热管线混乱，一根蒸汽引出同时给不同工艺管线或仪表伴热后又回到不同的凝结水线，经常发生伴热不过现象，遇到低温天气，仪表由于伴热不过经常失灵。

（2）由于本装置所有伴热采用蒸汽，温度太高，部分仪表伴热引线内介质汽化严重，导致仪表测量值误差较大，如果停用又容易发生冻凝。

3、分馏塔压控阀选型太小，塔压控制波动较大。

分馏塔塔压采用分程控制，压力低时由新氢补压，压力高时排至低压瓦斯系统。

但是由于瓦斯气外排阀芯偏小，经常出现塔压偏高气体外排不畅现象。

同时导致装置液收损失较大，经化验分析，分馏塔顶回流罐气体中C4、C5含量有将近40%，因此建议将分馏塔顶回流罐D-1103外排瓦斯气通过新增管线引进稳定塔C-1202进料后进塔进行再吸收，这样可以进一步提高装置总液收率。

4、分馏塔底循环热油泵冲洗油冷却器循环水管线负荷不够。

分馏塔低循环泵冲洗油通过循环水冷却，但是由于循环水进出冷却器管线太细，循环进水和回水压差较小，循环水进冷却器后极易汽化或气阻，导致循环水不畅，通过更换管线，冷却水常压排放近期能平稳运行，但是循环水消耗太大，装置能耗也将增大。

5、分馏塔顶轻汽油硫含量在线分析仪不准确。

为了实施监控分馏塔顶轻汽油硫含量，实现切割塔切割点自动控制，分馏塔顶轻汽油设计有一硫含量在线分析仪表，该仪表也是本装置关键性仪表，通过对轻汽油的硫含量的实时监测，可以准确控制分馏塔的切割点，准确控制切割比，该表对加氢脱硫部分影响较大，但自开工以来一直不准确，分析数据与化验室结果偏差较大，而且没有规律，轻汽油硫含量只能通过化验分析检测中心定时取样分析，分析频次较低，装置调整相对滞后，不利于装置轻重汽油切割的精确控制，不利于产品质量的稳定。

希望仪表车间尽快和厂家沟通，争取使该表能够正常平稳运行。

6、拔头油改进汽油加氢装置后的影响。

为了提高全厂汽油组分产量，自12月2日将重整装置拔头油通过开工石脑油线改进汽油加氢装置，拔头油流量由最初的2t/h提至5t/h，装置进料轻重组分比例较设计值变化较大，导致分馏塔C-1101负荷增大，又由于目前装置处于开炼初期，预加氢反应器温度较低，进塔温度偏低，分馏塔热负荷全靠塔底再沸炉提供，塔底温度提高至230℃（设计值210℃），塔底雾沫夹带量大，塔顶回流量升高，轻重汽油切割不完全，重汽油烯烃含量升高，最终导致加氢脱硫反应温升增加，装置辛烷值损失增加。

建议通过增加管线将拔头油直接改进加氢脱硫进料部分，这样既可以减小汽油辛烷值损失，又可以将拔头油转化为高效产品。

7、产品辛烷值损失偏大。

由于玉门炼厂烯烃含量高达50%，同时开炼初期，分馏塔进料温度偏低，导致轻重汽油切割不完全，加氢重汽油烯烃含量偏高，导致产品辛烷值损失偏高，平均在1.5个单位，有时辛烷值损失甚至高达2个单位，高于设计值（辛烷值损失不大于1），有待于进一步的调整优化分馏塔的操作，降低切割重汽油中的烯烃含量，降低装置的辛烷值损失。

六、结论
总结了40万吨汽油加氢装置开工过程，通过开工后近两个月运行数据情况看，DSO工艺能够达到设计指标，生产出硫含量小于70μg/g、硫醇硫含量小于10μg/g的低硫汽油调和组分，有了该装置，玉门炼厂所产汽油能够满足国Ⅳ标准要求，但是装置在运行过程中也暴露出一些问题，有待
于在装置的下一步优化调整中进一步整改。