催化裂化装置长周期生产调查报告

催化裂化装置长周期生产调查报告中国石油天燃气股份公司催化裂化长周期调研组催化裂化装置（FCCU）是我国炼油企业获取经济效益的主要生产装置，在原料及产品市场日益国际化的前提下，长周期已成为企业效益最大化的焦点。国外FCCU长周期一般在3-5年，而国内90%以上的装置仍在1-2年徘徊，国内FCCU长周期水平急待提高。中国石油天然气股份公司炼油与销售分公司组织成立了催化裂化装置长周期调查组，在函调的基础上于2002年7月对锦州石化、锦西石化、大连西太平洋石化（西太）、抚顺石化、华北石化、呼和浩特石化、兰州石化、青海油田公司格尔木炼油厂、独山子石化、大庆炼化和大庆石化十一个单位的催化装置进行了现场调研。本次调查力求能真实反映催化裂化装置运行状况和存在的问题，找出影响催化裂化装置长周期的主要因素、防范措施或解决问题的方向，目的是对延长我国催化裂化装置开工周期、提高炼油企业经济效益有所帮助。此次调研对部分装置进行了摸底，在装置规模、类型、设计、施工、操作、维护、管理上基本代表了我国催化裂化装置目前的现状。一、21套催化裂化装置运行现状调查组对21套装置的各个生产周期进行了全面调研，其中现场调研13套、函调8套，长周期运行情况见表-1。装置掺渣比%处理量（万吨）每周期运行天数（以距今最近的周期为1周期，次之为2周期，以此类推）非计划停工数各装置最长周期12345678910锦西Ⅱ080660240753*371*33117753*独山子Ⅱ750455*3071963415810148182142846455*呼炼860711*535*427510*14611711*独山子Ι1060742692*6891784284742克拉玛依1780265715*26252133134110715*锦西Ⅲ251406个月4个月8个月5240抚顺一厂331001085*648*35547331085*抚顺二厂33100670*704*713*24713*大庆石化Ⅱ40100217732690*3573433697732兰化49140320*230*330*500*320*17500*21套催化裂化装置长周期运行现状表－1装置掺渣比%处理量（万吨）每周期运行天数（以距今最近的周期为1周期，次之为2周期，以此类推）非计划停工数各装置最长周期12345678910格尔木50602181852112082082072737原料不足未统计长庆5080477374284无数据477华北506036835*633*1504835*西太503001054*337*16241054*玉门555062136441930241836721217621大庆炼化571803404101805410吉化5960448289424*192*32333431512448大庆石化Ⅲ601404051405抚顺二厂6114033011330抚顺三厂7750280308366223483243272332356各周期平均运行天数476446373294305292无代表性，不予统计58610续表－1注：表中掺渣比取自近两年的数据和《2000年炼油生产装置基础数据汇编》，数字取整；表中带*的数据表示该周期中含有停工抢修、小修或消缺；锦西Ⅲ无具体天数只统计到月；考虑到原料不足因素，以各装置历史上最长周期的平均值610天表示21套装置的最好水平。由表-1可看出如下特点：（1）21套装置各周期平均运行天数由较早的292天提高到476天，呈逐年上升趋势；但仍未达到二年一修标准，与国外先进水平差距更大。（2）各装置差距较大。调查到的重催装置中，按长周期标准（可消缺7天）开工最长的为西太，为1054天；连续开工（无消缺）最长的为大庆石化Ⅱ，为732天；开工天数在50天以下的有抚顺三厂（22天）、及独山子（34天、48天）。（3）馏分油催化裂化装置实现“三年一修”是完全可以做到的。但重油催化裂化装置还没有全部达到“二年一修”，要实现“三年一修”还有很多问题需要解决。二、影响催化裂化装置长周期运行的因素催化裂化长周期平稳运行的实现是一项系统工程，我们以切断进料为突破口把影响长周期的各种因素贯穿起来。造成21套催化裂化装置切断进料的原因如图-1所示，主要由设备故障、工艺问题、公用工程、误操作四个部分构成。其构成见图2-5，其中设备故障由机组（主风机等三项）、两器及内构件（再生器裂纹等六项）、一般设备（内外取热器等十一项）问题组成；工艺故障由结焦、流化不畅、跑剂组成；公用工程由水、电、汽、风四项组成；误操作由操作岗位、电仪岗位、施工单位三项组成。在1-2年生产周期中未充分暴露的问题（如磨损、结垢）可能影响三年一修；同时很多隐患未造成切断进料，却使设备不能与装置同步运行（同期率低）或维护费用高；以上问题本文将一并讨论。图-120套FCC341次切断进料次数汇总工艺问题共52次15%设备故障共176次52%公用工程共104次30%误操作共9次3%图-2切断进料之设备故障统计(176次)010203040506070故障次数6220155516106114913百分比35.211.48.52.82.89.15.73.46.32.35.17.4机组内外取热器滑阀阀类泵类DCS/UPS膨胀节三旋旋风内构件衬里两器及其他漏点图-3切断进料之工艺故障（共52次）统计流化不畅共15次29%结焦共30次57%跑剂共4次8%结钙共3次6%图-4切断进料之公用工程（共104次）统计水2%风4%停电、晃电共95次91%汽3%图-5切断进料之误操作（共9次）统计施工共1次11%电仪共2次22%操作共6次67%三．影响催化裂化装置长周期运行的工艺问题（含误操作）及对策催化装置长周期运行运行的关键在于工艺方面，工艺不合理，一般是通过设备表现出来，因此工艺条件对装置长周期运行非常重要。由图-3可知由工艺原因造成的切断进料中，结焦占30次，涉及10套装置。各装置结焦量有所不同，从几十吨到二、三百吨。锦州、锦西、抚顺结焦较多，其结焦以穹顶、旋分等为基础呈钟乳状，如图-6所示。绝大部分催化裂化装置沉降器的穹顶、内外集气室外壁及盲区、旋风分离器升气孔管内壁及二级旋分器料腿结焦严重。如锦西重油催化装置2001年结焦严重，直径为7m的沉降器结焦成直径是1.5m的空间。一旦反应再生系统出现大幅度波动（如切断原料）时，焦块因热胀冷缩大面积脱落堵在汽提段格栅上；同时大油气管线焦块脱落，堵在分馏塔和油浆泵入口，导致装置停工。图-6钟乳状结焦情况图-6钟乳状结焦情况3.1结焦因素随着催化裂化原料性质变劣，掺渣比提高，原料中残炭、稠环芳烃、焦质、沥青质的增加，反应、分馏系统的结焦趋势增加，严重威胁装置的长周期生产。3.1.1结焦原因（1）沉降器旋分器入口以上拱顶广大空间是油气流动的盲区，油气接触到较低温度的器壁时，油气中未汽化的雾状油滴和反应产物中重组分达到其露点，凝析出来的高组分很容易粘附在器壁表面形成焦核，随着油气中芳构化、缩合、氢转移反应的进行，一部分油气缩合成为焦炭，焦核逐渐长大，导致结焦严重。（2）提升管进料喷嘴上方结焦与进料性质、雾化效果、进料段温度、催化剂种类、剂油接触的流动状态有关。进料与热再生催化剂不充分的闪蒸接触导致原料未能完全的汽化，会增加催化剂上的积炭和提升管局部挂焦。（3）油浆系统结焦与油浆的化学组成、分馏塔底温度、催化剂含量、操作控制有关。油浆体系温度高，含有的活性组分多，使得缩合反应加剧，导致生焦。3.1.2建议采取的措施：（1）增加沉降器防焦蒸汽量，采用二级孔喷嘴。（2）缩短催化剂与油气分离时间，以减少油气在沉降器内停留时间，减少二次反应，降低沉降器和旋风分离器入口处结焦。（3）采用合理的旋分器分离技术，缩短催化剂与油气的分离时间。（4）提高原料预热温度。提高原料雾化效果，不应只靠加大雾化蒸汽量提高原料雾化效果。（5）改进汽提段设计，采用高效汽提技术，并加强保温和平稳操作，减少热损和操作波动。（6）改进预提升段设计与操作，实现稀相输送，减少催化剂返混。（7）对大油气管线采用冷壁设计，提高大油气管线中油气线速，尽量缩短油气管设计长度，以减少油气在大油气管中停留时间，降低结焦趋势。（8）大油气管线在沉降器出口使用大曲率弯头，在分馏塔入口处使用小曲率弯头。（9）严格控制工艺指标，分馏塔底不超温（原则上控制在350℃以内），油浆固体物不超标，视油浆密度决定外甩油浆的多少，在油浆系统添加油浆阻垢剂。（10）在装置切断原料等待恢复生产时，建议采用先投原料联锁后停原料泵的方式，这样避免因阀门漏量导致的原料进入反应器导致的结焦。在此次调研的装置中，我们在翻阅某些装置停工的照片时，发现沉降器器壁上的焦炭有大量液体下流的形状，可能是由于原料泄漏引起的。3.1.3钝化剂的加入控制钝化剂的加入量,一般加入量控制在原料量的15ppm以下，加入时应与水混兑,以稀释有效浓度。3.2优化操作条件，注意控制操作平稳率在日常调节操作中，要注意采用“少量、多次”的调节方法，使调节参数缓慢达到预定值，不要使设备在设计条件的“卡边”状态下操作，消耗设备。加强催化冷原料的脱水，完善催化原料的调合设施，使得原料调合均匀，也是催化装置保持操作平稳率的一个重要条件。3.3催化剂跑损不适当的工艺条件可造成催化剂跑损,加大三旋的分离负荷,烟机入口催化剂浓度增加,烟机振值上升。因此，选择合适的操作条件在一定程度上可以避免催化剂跑损。3.4生产问题的处理对生产中出现的问题，应采取恰当的方法处理。如某厂发现外取热管束有泄漏现象，于是将其中一根管束出入口阀同时关死，观察压力表指示下降，判定其泄漏，如此法试其它管束，发现每个管束都泄漏，最后被迫停掉外取热器。实际上，上述操作方法有误，在将管束出入口阀关死后，管束内残留的水迅速汽化、超压，造成爆管现象。3.5误操作造成切断进料的误操作共有9次，涉及6套装置。其中主风机岗位有6次。操作岗位的两次调静叶误操作值得注意。可通过编制软限位程序解决。4.设备故障调查及对策由图1-2可知设备故障占52%，是造成切断进料及非计划停工的第一要素。其中大机组、烟气取热器（含内、外取热器）、滑阀、膨胀节、旋风分离系统、DCS、两器漏点等是故障次数最多的设备。4.1.1主风机组油系统含润滑油及动力油，主要问题有：低油压自起动及漏油。静叶飘移控制系统故障切断进料主要包括仪表和电气控制系统。叶片断裂，如图7-10所示叶片、榫槽裂纹与涂层剥落，如图11-12所示磨损、磨蚀，如图13所示动叶片出槽，如图14-15所示结垢（结焦、积灰），如图16-19所示应力与变形4.1.2气压机组调节油系统管路振动频繁。调速器问题较多。使用浮环密封的封油系统问题较多。图-71#装置动叶断裂情况图-81#装置动叶断裂情况图-92#装置动叶断裂情况图-10静叶损坏情况图-11榫槽裂纹图-12涂层剥落图-13叶根磨损图-14动叶片出槽图-15动叶片出槽与静叶环刮磨图-16动叶片结垢叶顶垢停机后因胀缩剥落的垢图-17动叶片结垢图-18（图16中的）叶顶垢图-19静叶结垢4.2两器及内构件再生系统应力腐蚀裂纹主风分布管磨损，如图20所示大压降分布板，如图21所示旋风分离器主风分布管人孔大盖两器及装置漏点造成的切断进料4.3两器以外的设备问题取热器（内、外、烟气取热器）滑阀膨胀节，如图22所示衬里DCS问题余锅问题三旋中压蒸汽法兰漏点油浆蒸汽发生器变频问题阀门图-20喷嘴及支管磨损情况图-21衬环压裂情况腐蚀溶液腐蚀漏点图-22膨胀节腐蚀泄漏情况5.公用工程故障及对策5.1电气系统问题提高内、外网供电的可靠性，从源头上减少“晃电”的产生。系统内采取措施防止和减小“晃电”的影响。（1）高压电机防“晃电”措施。可通过设置延时低电压保护，躲过雷击、短路引起的“晃电”，或通过电机群控装置按程序自起动，实现安全自起动。（2）低压电机防“晃电”措施。可对交流接触器、变频器进行改造实现转速跟踪再起动功能和故障自动一次复位功能。（3）采用电动机群的群控技术提高整体防“晃电”能力5.2水问题改善循环水场水质的同