焦化汽油加氢装置长周期运行探讨21-28
焦化汽油加氢精制过程中存在的问题与对策
焦化汽油加氢精制过程中存在的问题与对策广州分公司加氢精制装置在处理焦化汽油的过程中，一直被两方面的问题所困扰：一是催化剂的活性下降快，装置在处理其他原料油的工况下装置催化剂使用周期都可以达到6a 甚至更长，但是在处理焦化汽油后，催化剂的使用周期只有1—2a。
频繁的更换催化剂严重的影响了装置的经济效益；二是装置反应器床层压降升高得很快，在处理焦化汽油3-6 个月后装置就由于反应器压降达到指标上限而被迫停工。
通过对同类装置的调研发现，在焦化汽油加氢精制过程中都不同程度的存在反应器压力降升高过快的现象。
那么焦化汽油加氢精制到底存在哪些特殊性，又是那些特殊性造成了反应器压力降的快速升高就成为本研究探讨的主要内容。
1 生产中出现的问题1.1 广州分公司的问题广州分公司加氢精制装置处理焦化汽油作为乙烯原料，反应床层压力降快速升高，在2003-2005年期间由于压力降问题停工六次，对装置的平稳生产影响很大。
另外在压力降升高的过程中伴随着催化剂活性的下降，往往在压力降达到指标上限时伴随着产品质量下降。
其中在2003年12 月的撇头过程中发现，由于停工前的压力降较高，导致反应器内支撑梁弯曲变形，有两根出现裂纹，所以按照设备部门的意见将反映其床层压力降的指标修改为不超过0.3Mpa。
表1为处理焦化汽油后的催化剂分析情况。
表 1 待生剂 RN-10 催化剂分析结果 项目 上部剂 中部剂 下部剂指标压碎强度 /N -1 mm -1 2426 28 < 18.0w （硫） ，% 7.37.7 7.5 w （硫） ，% 5.55.1 3.8 w ( WO 3) % 21.421.5 21.4 < 26.0 w (NiO) ，% 2.12.1 2.1 w (SiO 2) ，% 6.56.97.9 w (As 2O 3) ，% 0.280.24 0.19 比表面积 /m 2 -1 2.g-1 101 103 104< 100孔容/ml.g -1 0.18 0.18 0.20< 0.25 带碳催化剂的含量，去掉杂质后催化剂金属含量为；w （W 3O 27.0 %, w （NiO ） 2.7 %从分析数据看出该催化剂的金属组分损失较大， 这就说明催化剂上的 活性组分减少， 同时孔容变小了许多， 导致反应物与催化剂接触面积 下降，这都直接反映在催化剂的活性下降上。
研究延迟焦化装置长周期运行的制约因素与措施
研究延迟焦化装置长周期运行的制约因素与措施延迟焦化装置是炼油厂中重要的装置之一，其主要功能是将重质原油或渣油中的高分子化合物转化为较轻的馏分。
由于装置内部的高温高压环境以及原料的多变性，延迟焦化装置在长时间运行中可能会面临一些制约因素。
本文将探讨延迟焦化装置长周期运行的制约因素以及相应的解决措施。
一个重要的制约因素是装置内部催化剂的失活。
由于高温高压条件下的催化反应，催化剂会逐渐失去活性。
原料质量的波动以及催化剂中的有害物质也会加速催化剂的失活。
为了解决这个问题，可以采用定期的催化剂再生工艺，通过高温氢气处理或烧结来恢复催化剂的活性。
定期的催化剂更换也是一种有效的措施。
装置内部的管道和设备可能会因为高温高压环境以及原料中的硫化物等有害物质而受到腐蚀和磨损。
这种腐蚀和磨损会导致管道泄露和设备故障，进而影响装置的正常运行。
为了解决这个问题，可以采用不锈钢、镍基合金等耐腐蚀材料来替换容易受到腐蚀的部件。
定期的设备检修和维护也是非常重要的。
延迟焦化装置在长时间运行中可能会面临原料中的杂质含量增加、混合物比例变化等问题。
这些问题可能会导致催化剂失活、设备堵塞以及产品质量下降等。
为了解决这个问题，可以采用精细过滤和脱盐工艺来去除原料中的杂质。
建立定期的原料采样与分析系统，可以帮助及时发现原料质量的变化。
装置内部的操作和控制参数的调整也是保证延迟焦化装置长周期运行的重要因素。
合理的操作和控制可以提高装置的效率和稳定性，减少失效的风险。
设立完善的操作规程和自动化控制系统非常重要。
延迟焦化装置长周期运行的制约因素与措施包括催化剂的失活与再生、管道和设备的腐蚀和磨损、原料的杂质变化以及操作和控制的调整等。
通过采取相应的措施，可以提高装置的稳定性和运行效率，延长装置的使用寿命。
研究延迟焦化装置长周期运行的制约因素与措施
研究延迟焦化装置长周期运行的制约因素与措施延迟焦化装置长周期运行的制约因素及其措施石油化工行业中，延迟焦化工艺被广泛采用，因其具有较高的经济效益和良好的资源利用率。
然而，长周期的稳定运行一直是工业界面临的难题。
在长时间的操作中,设备容易受到磨损和腐蚀，这些因素将影响延迟焦化装置的生产量和质量。
因此，本文分析了延迟焦化装置长周期运行的制约因素，并提出了相应的措施。
1. 热裂解管系的损坏热裂解管系是延迟焦化装置的重要组成部分，其工作环境无论是在高温还是高压下都具有较大的冲击力。
长期运行后,热裂解管系容易发生磨损和裂纹，影响其稳定运行。
对此，应增加热裂解管系的检查周期，定期进行管道壁厚测量、超声波探伤等工作，及时发现问题并进行维护和修复。
2. 催化剂的堆塞催化剂是延迟焦化过程中不可或缺的催化剂。
虽然催化剂的使用寿命较长，但是在长周期运行后，催化剂的表面会发生撕裂和变形等现象，导致催化剂的性能逐渐下降。
堆塞严重时，会影响反应速率和延迟焦化产品质量。
因此，应定期对催化剂进行评估，并选择合适的时间，及时更换。
3. 烟气排放系统烟气排放系统是延迟焦化装置中重要的组成部分，排放效果不仅关乎设备的环保性能，还直接影响设备的性能和寿命。
长周期的运行中，烟气排放系统会遭受高温和浓度较高的有机气体的侵蚀，造成管道堵塞，减少排放效果，严重时会导致系统爆炸等安全隐患。
加强烟气排放系统的维护，增加检查频率，及时发现和处理系统中的隐患，确保系统安全。
总之，延迟焦化装置的长周期运行需要全面系统地考虑各因素，针对性地制定合理的措施，不断优化工艺和技术，从而确保设备的稳定运行。
研究延迟焦化装置长周期运行的制约因素与措施
研究延迟焦化装置长周期运行的制约因素与措施延迟焦化装置是炼油厂中一种重要的装置，它通过高温条件下将石油原料进行热分解，产生大量的石油焦和其他重质油品。
延迟焦化装置在长周期运行过程中会面临一些制约因素，如设备老化、操作不当、原料质量变化等问题。
本文将探讨延迟焦化装置长周期运行的制约因素，并提出相应的解决措施。
设备老化是导致延迟焦化装置长周期运行问题的主要因素之一。
随着设备使用时间的延长，设备件的磨损、腐蚀等问题逐渐显现。
这些问题会导致设备性能下降，影响焦化反应效果。
为解决这一问题，可以采取以下措施：1. 定期检修和维护设备。
对设备进行定期的检查、维护和维修，修复或更换受损的设备件，确保设备的正常运行。
2. 加强设备保护。
在设备的易损部位设置保护措施，如喷涂耐磨材料、加装补偿装置等，延长设备使用寿命。
操作不当也是延迟焦化装置长周期运行的一个重要因素。
操作人员对于设备的操作技术和工艺要求不熟悉，容易导致操作不当。
为解决这一问题，可以采取以下措施：1. 建立完善的操作规程和操作培训制度。
制定明确的操作规程，并对操作人员进行培训，提高其操作技术水平。
2. 引入先进的自动化控制系统。
通过引入先进的自动化控制系统，减少对操作人员的依赖，提高设备操作的准确性和稳定性。
原料质量变化也会对延迟焦化装置的长周期运行造成一定的影响。
原料的硫含量、金属含量、凝点等参数会影响焦化反应的进行。
为解决这一问题，可以采取以下措施：1. 优化原料调配。
根据原料质量的变化情况，合理调配不同原料，调整生产工艺，使其适应原料质量变化。
2. 设置预处理装置。
在延迟焦化装置前设置预处理装置，对原料进行预处理，如脱硫、脱氮等，降低原料对焦化装置的影响。
延迟焦化装置长周期运行受到设备老化、操作不当和原料质量变化等因素的制约。
通过定期检修维护设备、加强设备保护、建立完善的操作规程和操作培训制度、引入先进的自动化控制系统、优化原料调配和设置预处理装置等措施，可以有效地解决这些问题，确保延迟焦化装置的长周期运行效果。
焦化汽油加氢装置运行问题及对策
焦化汽油加氢装置运行问题及对策高娜【摘要】高压换热器结焦堵塞、反应器床层压力降上升是近年来制约中国石油化工股份有限公司茂名分公司1号焦化汽油加氢装置长周期运行的主要因素.对装置原料及换热器结焦物进行分析,发现原料中烯烃(二烯烃)质量分数达到17.96％(1.49％),而换热器垢物中有机结焦物质量分数为91.6％,认为有机物结焦、焦粉等杂质沉积是垢物生成的主要原因.通过增设原料油过滤器、预反应器系统,采取原料保护、换热流程优化等措施,可有效缓解原料在高压换热器和反应器顶部的结垢,延长装置运行周期.【期刊名称】《炼油技术与工程》【年(卷),期】2016(046)008【总页数】5页(P23-27)【关键词】焦化汽油;结焦;加氢装置;有机物【作者】高娜【作者单位】中国石油化工股份有限公司炼油事业部,北京市100728【正文语种】中文中国石油化工股份有限公司茂名分公司(茂名石化)1号焦化汽油加氢装置由1号柴油加氢装置改造而成，装置处理能力为400 kt/a，主要以焦化汽油为原料，生产乙烯裂解原料，其原则流程如图1所示。
装置运行过程中，反应生成油/混氢原料换热器(E202/1，2)容易出现结焦堵塞、反应器床层压力降上升也较快，装置运行周期通常只有3～6个月。
自2006年改造完成至2012年7月，装置先后进行了9次催化剂撇头和换热器抽芯清洗，严重影响了装置的正常运行和工厂的生产平衡。
2.1 原料性质的影响焦化汽油组成分析见表1，换热器结焦物采样分析见表2。
由表1可见，装置原料焦化汽油中烯烃、二烯烃含量较高。
由表2可见，对装置反应生成油/混氢原料换热器(E202/1，2)产生的垢物进行采样分析，垢物组成中除少量FeS外，大部分为有机结焦物。
结焦物H/C原子比低，仅为1.1∶1.0，说明该结焦物含有芳香烃及其他杂环原子。
由表2计算可得垢样中有机结焦物质量分数为91.6%。
根据结焦机理，焦化汽油中烯烃、二烯烃等不饱和化合物极不稳定，尤其是二烯烃，受热后易发生Diels-Alder环化反应和聚合反应而形成大分子化合物［1］。
影响汽油加氢精制装置运转周期原因分析
影响汽油加氢精制装置运转周期原因分析摘要：汽油加氢装置系统压力降的上升影响了装置长周期的稳定生产，分析了引起装置差压上升的原因及结焦机理关键词：焦化汽油加氢精制结垢烯烃1.前言大庆石化公司炼油厂300Kt/a汽油加氢精制是为大庆乙烯二期工程提供原料（石脑油）的配套工程项目，于1990年7月份建成投产。
装置为大庆石化公司设计院设计，核工业部第23公司承建，投资2131.46万元，占地4726.4平方米，设计能力为30万吨/年。
装置加工的原料主要为劣质的焦化汽油并混入部分石脑油，为乙烯裂解提供原料。
装置于2007年7月份停工检修，开工正常后至2008年1月份装置由于系统压差高被迫停工两次，导致系统压差高的主要原因是换热器结垢。
2.装置运行状况2007年7月21日开工正常，运转至2007年9月24日系统压差由0.6MPa上升至1.05MPa，10月10日装置被迫停工。
2008年1月14日装置由于系统压差较高（1.07MPa）被迫停工检修。
检修时换热器芯子抽出后发现换热器E101/1、E101/3两台换热器壳程结焦严重，其余换热器较干净。
换热器E101/1、E101/3管束之间均被堵死（尤其是顶部堵塞严重，两侧及底部堵塞相对较轻），顶部结焦厚度大约为150mm左右，见下图3.原因分析3.1 原料油性质分析大部分加氢装置的焦化汽油原料从焦化装置出来后都要经过中间罐区再进入加氢装置，大庆石化公司的焦化汽油从焦化装置出来后在中间罐区要经过静置脱水，中间罐区有3个罐交替使用，油品在进入加氢装置前在罐区需停留2～3d。
表1是不同时期焦化加氢装置原料性质的变化数据。
表1 不同时期焦化汽油加氢装置原料性质的变化从表1可以看出，焦化汽油经储存后，胶质含量发生大幅度升高，由2.8 mg/100ml提高到13.2mg/100ml。
原料的其它组成也发生较大变化：芳烃降低3.57%、溴价降低4.67%、二烯价降低7.45%，说明部分原料发生了氧化缩合反应及聚合反应。
焦化汽油加氢装置长周期运行探讨21-28
广州分公司焦化汽油加氢装置长周期运行探讨钟宇峰（中国石化广州分公司广东广州510726）摘要：焦化汽油加氢装置由于反应器压差上升，影响了装置长周期的稳定生产，本文分析了引起本装置催化剂床层压差上升的原因，并对延长装置运转周期的措施进行深入的探讨。
关键词：焦化汽油加氢压差长周期1 前言广州分公司焦化汽油加氢精制装置设计年加工焦化柴油50万吨，该装置2010年10月投产，装置使用的催化剂是抚顺石油研究院研发的FH-40C，还有捕硅剂及FZC-102B保护剂。
装置于2010年10月13日开工正常，装置共运行了3个半月的时间，就出现反应器第一床层压差升高至0.3MPa，由于过高的差压对反应器内构件和下床层催化剂有害，装置被迫停工撇头，如何确认压差升高的原因、寻找延长装置运行周期的措施，成为装置现阶段的主要问题。
2 装置运行情况装置运行初期，由于焦化三装置还在建设阶段，只处理两套旧焦化生产的焦化汽油，装置基本维持在60%负荷（约45吨/小时）运行，装置运行稳定。
自2010年12月焦化三开工以后，由于装置实现直供料，造成系统负荷波动较大（最大时有20t/h的波动），反应器压差呈快速上升趋势，一床层压差由原来的0.1MPa以下，逐步上升到12月31日的0.296MPa。
进入2011年1月，装置降负荷运行，但仍不能遏制反应器压差上升势头，如图1～图3所示。
图1 装置2011年1月份处理量图2 反应器2011年1月份第一床层、全床层压差图3 E8301 2011年1月份压差至1月25日，装置负荷已降到装置满负荷的40%，但一床层压差仍然超过0.3MPa，1月26日装置停车撇头，2月2日装置开工加负荷至50t/h，原料改由罐区进料。
2月2日起，装置多次出现波动，原料曾出现带水现象，E8301压差开始上升，3月初，反应器一床层压差上升至0.16MPa。
图4 E8301压差PDI0801、R8301压差PDIA0702上升趋势图自2月2日起，装置出现波动，2月2日E8301压差已出现上升趋势，由原来开车后的44kPa，上升到60kPa，一直上升到140kPa时，压差有所回落，但基本维持在100kPa以上；3月2日，反应器压差也开始上升，并呈上扬趋势，3月6日已达90kPa，3月9日更达160kPa。
浅谈柴油加氢装置改炼焦化汽油长周期运行优化改造
浅谈柴油加氢装置改炼焦化汽油长周期运行优化改造作者：邹聪文来源：《中国新技术新产品》2012年第11期摘要：该文针对中国石化茂名分公司1#加氢装置反应系统压降上升块、装置运行周期短等问题，对换热器和反应器系统压降进行分析,认为高压换热器壳程和加氢反应器结垢是造成装置系统压降上升快的主要原因；发现焦化汽油原料中二烯烃缩合及胶质缩合生焦是垢物生成的主要原因。
讨论采取加强原料油预处理、扩大加氢反应器上部容垢能力等措施，有效减缓原料在高压换热器和反应器顶部的结垢速率，达到装置长周期运行。
关键词：焦化汽油；高压加氢装置；长周期运行中图分类号：V557+.2 文献标识码：A焦化汽油作为延迟焦化的主要产品之一，在我国的年产量已达到450万吨以上。
加氢精制油用途广泛，可用于乙烯裂解原料、重整原料和合成氨原料等。
但焦化汽油不饱和烃硫氮及重金属杂质含量均较高，且稳定性差，难以作为下一工序的原料，须经过加氢精制，改善其稳定性并脱除杂质后才能使用。
中国石化茂名分公司1#加氢装置原设计为40万吨/年柴油加氢装置，2003年装置扩能改造为60万吨/年。
2006年8月260万吨/年柴油加氢装置投产后，1#加氢装置随即改为处理焦化汽油。
由于该装置一直未作适应性改造，随着原油日益变重、品质变差和加工深度的不断提高，该装置运行周期只有3～8个月，出现换热器堵塞、催化剂床层压力降达到极限等反应系统严重结垢问题，严重制约装置长周期运行。
1 1#加氢装置原料性质特点焦化汽油处理量：80m3/h，含有焦粉和机械杂质，密度：721.9kg/m3（20℃）；馏程：初馏点：31℃、10%馏出温度：47.5℃50%馏出温度：129.5℃、90%馏出温度：204℃终馏点：230℃。
2 反应系统严重结垢原因分析1#加氢装置高压加氢装置处理焦化汽油存在工艺缺陷：（1）没有针对聚合反应的工艺预防手段。
（2）操作条件有利于聚合物的生成。
焦化汽油在储存过程中颜色由微黄色变成黑色，胶质增加。
研究延迟焦化装置长周期运行的制约因素与措施
研究延迟焦化装置长周期运行的制约因素与措施延迟焦化装置是炼油厂中重要的装置之一，主要用于将重质石油馏分转化为高辛烷值的汽油。
在长周期运行中，延迟焦化装置常常面临一系列的制约因素，比如设备老化、操作变化和管理不善等。
本文将探讨延迟焦化装置长周期运行的制约因素与应对措施。
设备老化是延迟焦化装置长周期运行的主要制约因素之一。
在长时间的运行过程中，高温、高压、腐蚀等因素不断地对设备进行磨损，使得设备性能下降。
为了解决这个问题，可以采取以下措施：1.定期检修和维护设备。
定期对设备进行检修和维护，检查设备的磨损情况并及时更换受损部件，以保证设备的正常运行。
2.加强设备的保护措施。
采用耐磨材料对设备进行涂覆或衬里，并安装保护设备的附件，如防爆装置和防腐设施，以增强设备的耐用性。
操作变化是延迟焦化装置长周期运行的另一个制约因素。
在实际操作中，人为的操作失误或不当的操作会导致设备运行不稳定，产生一系列的问题。
为了解决这个问题，可以采取以下措施：1.加强操作培训。
向操作人员提供必要的培训，使其了解设备的工作原理和操作规程，并定期组织考核，确保操作人员具备良好的操作技能。
2.制定严格的操作规程。
制定详细的操作规程，规范操作人员的操作行为，并确保操作人员严格按照规程进行操作，减少操作变化对设备的影响。
1.建立完善的管理系统。
建立科学合理的设备管理流程和制度，明确各级管理人员的职责和权限，并加强对设备的监控和跟踪，及时发现和解决问题。
2.加强数据分析和评估。
对设备运行数据进行定期分析和评估，了解设备的运行情况，发现问题，并采取相应的措施进行改进，提高设备的可靠性和稳定性。
延迟焦化装置长周期运行的制约因素与措施是一个复杂的问题，需要综合考虑设备老化、操作变化和管理等方面的因素。
通过采取合理的措施，可以提高设备的可靠性和稳定性，延长设备的使用寿命，实现长周期运行。
研究延迟焦化装置长周期运行的制约因素与措施
研究延迟焦化装置长周期运行的制约因素与措施延迟焦化装置是一种常见的重油加工生产设备，具有高度的自动化控制和连续生产能力。
由于其操作条件的苛刻性和高度复杂的工艺过程，其长周期运行可能受到多种因素的限制。
本文将重点讨论这些因素并提出相应的措施。
延迟焦化装置长周期运行的制约因素之一是设备的老化和磨损。
由于高温和高压的工作环境，设备常常会出现管道堵塞、泵阀漏气等问题，导致设备性能下降甚至停工。
为了解决这个问题，可以采取定期检修、更换易损件和优化设备保养计划等措施，确保设备处于良好的工作状态。
燃料供应和质量问题也可能影响延迟焦化装置的长周期运行。
燃料的供应不稳定或者质量不达标都会影响装置的正常运行。
为了保证燃料质量，可以加强对燃料的采购和质量监控，建立完善的供应链管理系统。
加强设备的可调试性和适应性，可以提高延迟焦化装置对不同燃料质量的适应能力。
操作人员的技术能力和安全意识也是长周期运行的重要因素。
延迟焦化装置的操作要求技术水平高，熟悉设备的工作原理和常见故障处理方法。
为了保证操作的安全性，操作人员应具备良好的安全意识，熟悉应急处理措施和防火防爆设备的使用方法。
提高操作人员的技术能力和安全意识是确保延迟焦化装置长周期运行的关键。
延迟焦化装置所处的外部环境因素也可能对其长周期运行造成影响。
气候条件的变化，如温度、湿度、风力等，都可能对设备的运行产生不利影响。
适当的环境监测和条件控制是确保设备长周期运行的重要手段。
延迟焦化装置长周期运行面临着多种制约因素。
为了解决这些问题，可以采取一系列措施，包括优化设备维护计划、加强燃料质量管理、提高操作人员技术能力和安全意识等。
这些措施将有助于提高延迟焦化装置的稳定性和长周期运行能力，从而提高生产效益和降低故障风险。
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广州分公司焦化汽油加氢装置长周期运行探讨钟宇峰（中国石化广州分公司广东广州510726）摘要：焦化汽油加氢装置由于反应器压差上升，影响了装置长周期的稳定生产，本文分析了引起本装置催化剂床层压差上升的原因，并对延长装置运转周期的措施进行深入的探讨。
关键词：焦化汽油加氢压差长周期1 前言广州分公司焦化汽油加氢精制装置设计年加工焦化柴油50万吨，该装置2010年10月投产，装置使用的催化剂是抚顺石油研究院研发的FH-40C，还有捕硅剂及FZC-102B保护剂。
装置于2010年10月13日开工正常，装置共运行了3个半月的时间，就出现反应器第一床层压差升高至0.3MPa，由于过高的差压对反应器内构件和下床层催化剂有害，装置被迫停工撇头，如何确认压差升高的原因、寻找延长装置运行周期的措施，成为装置现阶段的主要问题。
2 装置运行情况装置运行初期，由于焦化三装置还在建设阶段，只处理两套旧焦化生产的焦化汽油，装置基本维持在60%负荷（约45吨/小时）运行，装置运行稳定。
自2010年12月焦化三开工以后，由于装置实现直供料，造成系统负荷波动较大（最大时有20t/h的波动），反应器压差呈快速上升趋势，一床层压差由原来的0.1MPa以下，逐步上升到12月31日的0.296MPa。
进入2011年1月，装置降负荷运行，但仍不能遏制反应器压差上升势头，如图1～图3所示。
图1 装置2011年1月份处理量图2 反应器2011年1月份第一床层、全床层压差图3 E8301 2011年1月份压差至1月25日，装置负荷已降到装置满负荷的40%，但一床层压差仍然超过0.3MPa，1月26日装置停车撇头，2月2日装置开工加负荷至50t/h，原料改由罐区进料。
2月2日起，装置多次出现波动，原料曾出现带水现象，E8301压差开始上升，3月初，反应器一床层压差上升至0.16MPa。
图4 E8301压差PDI0801、R8301压差PDIA0702上升趋势图自2月2日起，装置出现波动，2月2日E8301压差已出现上升趋势，由原来开车后的44kPa，上升到60kPa，一直上升到140kPa时，压差有所回落，但基本维持在100kPa以上；3月2日，反应器压差也开始上升，并呈上扬趋势，3月6日已达90kPa，3月9日更达160kPa。
3 装置撇头情况揭开反应器头盖后，发现积垢蓝内有大量杂物，估计为焦化汽油在E8301壳程和加热炉炉管结焦后被循环氢带到反应器积垢蓝内。
积垢蓝清理拆卸完后，发现泡罩板也有一层结焦物，拆下泡罩板，并清理后，开始清理瓷球。
由于瓷球空隙较大，瓷球上层结焦物较少，但在瓷球与保护剂之间，有较多的粉状结焦物，基本穿透整个保护剂床层，并在粉状物中清理出少量块状物。
在捕硅剂层，则比较干净，撇出650mm高度的捕硅剂时，确认再无结焦物，补充新的捕硅剂、保护剂和瓷球，并对积垢蓝、泡罩板清理碱洗后，反应器安装复位。
本次撇头共更换：瓷球200mm高度，0.5吨；保护剂370mm高度，0.6吨；捕硅剂650mm高度，1.68吨。
E8301A/B同时进行了抽芯检查，其中E8301A在抽芯过程中发现抽芯比较困难，抽出后发现管束间存在大量结焦物，并使管束出现变形，导致抽芯困难。
E8301B则抽芯比较容易。
E8301A的结焦程度比B台要严重得多，两台换热器用高压水枪冲洗后复位，但E8301A 无法在短时间内完全冲洗干净，装置开车后，E8301A/B压差偏高。
图5 换热器上结焦物图6 积垢栏、泡罩板上物体4 反应床层压差问题原因分析4.1 原料油的影响4.1.1 原料油性质的影响表1是对焦化汽油的跟踪数据，从表中的分析数据可以看出，原料油中含有大量的烯烃，尤其是含有二烯烃（表中没有此分析项目，椐文献报道推断），这些不饱和化合物极不稳定，尤其是二烯烃，在常规加氢精制条件下，二烯烃易聚合并堵塞换热器和反应器。
椐文献报道，当反应温度达到180℃时约90%的二烯烃被还原。
此外，焦化汽油还含有硫、氮、胶质等杂质，这些杂质在较高温度下易分解产生活性自由基，从而引发自由基链反应形成高分子聚合物。
表1 焦化汽油性质采样时间02.5 05.11.16 06.3.15分析项目密度(20℃)/g.cm-3 0.7351 0.7334 0.7325硫/μg.g-1 2600 3400 4700氮/μg.g-1153.3溴价/gBr.(100g)-1 53.4芳烃/% 11.2 10.1/9.4* 10.2/10.0*烯烃/% 33.2 36.0/36.5* 35.2/36.4*胶质/mg.(100mL)-1 150/188* 8.0/18.0*馏程/℃HK/10% 46/83 42.0/78.9 42/6250%/90% 127/178.5 130.6/178.9 124.6/180.1KK 201.5 206.6 206.6*储存十天后的分析数据由于焦化汽油含有硫、氮、胶质等杂质和不饱和化合物，致使其安定性极差，从延迟焦化装置生产的焦化汽油的颜色是微黄色，储存一段时间后变成了黑色，胶质增加。
在中间罐储存的过程中由于储罐不可能做到与空气完全隔绝，所以加氢焦化汽油原料必然与空气接触发生一定的反应，使油品的性质发生变化。
焦化汽油的干点对加氢精制反应器的压降也有影响。
焦化汽油的干点升高，原料油的较重馏分增多，所带杂质也增多，在生产过程中催化剂床层杂质沉积速度提高，从而使反应器催化剂床层的压降上升速度加快。
4.1.2 原料油内携带固体微粒的影响焦化汽油含有少量细小焦粉，这些细小焦粉具有极强吸附性，易与聚合反应中形成的有机大分子化合物粘结在一起，使焦垢颗粒逐渐长大，当其长大到物流不能携带其继续向前运动时就从物流中析出，沉积在设备内部。
这些固体微粒主要是机械杂质、焦粉、油泥、铁锈等，虽然装置设有过滤器（过滤器滤孔为20～25μm），可使大部分固体微粒(包括原料中携带的固体微粒、反应产物与进料换热器换热生成的焦粉等)除去。
尽管如此，更细的微粒在通过换热器、加热炉和催化剂床层时，会聚集成更大的粒子，小部分积聚在进料换热器，绝大部分最终积聚在催化剂床层上部及催化剂颗粒之间。
同时新装置开工过程中的脏东西也随着原料油输送进装置，加剧了反应器压降上升。
在装置消缺时，经过对反应器上部的结焦物质进行分析(表2)，可以看出，沉积在反应器最上部的物质中所含的铁的含量相当高，同时在装置消缺时对反应器前换热器抽芯发现管束上沉积有大量的油胶类物质，已将换热器管束压变形，证明在反应器顶部的积垢物是在反应前换热器中形成的。
表2 催化剂床层及上部结焦物质分析（抚顺石油化工研究院分析）样品名称换热器垢样积垢栏垢样瓷球垢样保护剂样脱硅剂样品硫含量，% 3.80 2.88 3.09 1.50 2.18碳含量，% 84.95 86.40 86.60 6.22 7.28XFV测定主要元素含量，%Na 0.641 0.6116 0.4822 0.0801 0.0333 Al 0.5012 0.4932 2.0376 71.8136 70.7862 Si 1.8863 1.9877 1.6648 4.2804 6.5563 P 0.1920 0.3416 0.9865 0.5288 0.897 S 73.7132 72.5361 78.491 4.2483 4.357 Ca 0.1432 0.356 0.2702 0.0307 0.079 Fe 22.3716 22.0398 17.0818 2.1691 0.58084.1.3 焦化汽油原料干点超标焦化汽油加氢装置原料的干点的工艺指标是≯205℃。
由于上游装置参数波动或非计划停工等原因，就会造成焦化汽油原料干点超高，造成其馏分较重，亦较容易造成其他杂质（如焦粉、消泡剂中硅）被夹带。
4.1.4 原料油带水的影响原料油如果严重带水会导致反应器床层温度突然大幅下降。
如果操作工判断失误，就有可能提高进料温度来补偿反应温度，而当原料油中的水含量在升温的过程中或在超温操作中又降到正常范围时，由于来不及降低进料温度而导致反应器床层温度又急剧上升，致使反应器床层反应过剧，导致催化剂结焦，从而引起反应器床层压降上升。
反应温度大幅波动，引起产品质量波动，对催化剂的机械强度和活性造成较大的危害。
自2月2日起，受炼油I 系列大修影响，上游装置出现波动，曾经出现比较严重的带水现象，2月7日曾取原料样分析，水含量全部超过500μg/g ，最高达586μg/g ，接下来的分析甚至出现超过800μg/g 的，远远高于催化剂厂家提供的小于300μg/g 指标。
表3为2月7日分析数据，表中数据可见，烯烃含量不算高，干点也在设计范围内。
表3 2月7日原料分析数据样品 焦汽原料油采样时间 2.73:40 2.723:15 2.723:25 2.80:55分析项目 结果 结果 结果 结果 馏程/℃ 初馏点34.7 33.6 33.5 33.5 10%回收温度 59.6 57.958.2 57.5 50%回收温度 122 123.1 124.4 124.3 90%回收温度 171.6 174.6 174.9 176.4 终馏点 191.8 195.5 195.0 198.4 2月14日，装置又出现波动，图7为当时反应器温度波动趋势图，可见，原料不稳定对反应器温度影响，由于反应温升较高，出现波动时，温升呈放大趋势。
图8为当时含硫污水量趋势，由图可见，出现含硫污水流量波动，可认为是由于原料含水量导致装置波动。
图7 反应器温度波动趋势图注：TICA0713B 为一床层出口温度，TICA0715B 为二床层出口温度，TI0703为反应器出口温度。
图8 装置注水量及含硫污水流量趋势图注：FI0904为含硫污水流量，FIC1004为装置注水量。
4.2 装置系统波动4.2.1 系统负荷波动装置撇头前的情况可以充分说明，装置负荷的波动也能促进结焦的生成，反应器压差上升，达到0.2MPa以上时，呈现加速趋势，直接导致装置停车撇头。
4.2.2 氢气系统波动自撇头以来，装置出现多次波动，除由于原料性质波动，还有其它原因造成的波动。
从图4可见，反应器一床层压差就是从3月3日开始上升，而3月3日曾出现氢管网压力波动，管网压力由2.4MPa跌至1.7MPa，大幅度的波动导致装置循环氢量、注入床层冷氢量和床层温度等跟随大幅波动，如图9～图11所示。
图9 3月3日氢管网压力波动图10 3月3日循环氢FI1103、冷氢FI0702波动趋势从图4可见，反应器一床层压差是从3月3日因循环氢量、注入床层冷氢量和床层温度等波动又进一步跳跃式上升的；另外，操作人员操作经验不足，不能及时发现反应器温度趋势，不能及时作出精细调整，也是造成装置波动的原因之一。