长岭炼化重整装置扩能改造
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168 陈国兴．长岭炼化重整装置扩能改造
长岭炼化重整装置扩能改造
陈国兴
（中国石化长岭分公司炼油二部）
摘要：介绍了2012年11月长岭分公司700kt/a连续重整装置消缺改造的主要内容，通过对装置改造后各项运行参数的分析总结，表明本次装置改造提高了装置的整体运行水平，取得了良好的经济效益。
关键词：连续重整 改造 发泡剂 加热炉
1 概述
长岭分公司原有一套2001年投产的500kt/a低压组合床重整装置，催化剂连续再生规模为260kg/h，装置年开工8000h。2009年，根据中石化长岭分公司产品质量升级改造总体设计方案，即10Mt/a原油加工综合规划总流程，重整装置规模由500kt/a改扩建到700kt/a，将原有的组合床重整技术改造为连续重整技术。改造后重整苛刻度按C5+馏份油辛烷值RONC100设计。催化剂选用国产的连续重整催化剂PS-Ⅵ，催化剂再生能力由催化剂循环量260 kg/h提高到350 kg/h。2012年装置又进行了消缺完善改造，包括预加氢汽提塔、发泡剂塔、再生系统改造等内容，装置主要技术特点如下：
1）采用国产高空速加氢催化剂RS-1，预加氢反应器后设高温脱氯罐，以适应原料中氯含量的变化；
2）采用国产连续重整工艺，四台反应器为径向移动床反应器，采用并列式布置；
3）氢气再接触及氨制冷系统加上溴化锂制冷机组，充分回收重整氢中的轻烃组分，提高氢气纯度；
4）在原焊板式重整进料换热器前增加一台重整进料预热器，以加强换热深度，降低能耗；
5）重整加热炉采用高效“四合一”方型炉作为重整加热炉，采用多流路U型低压降炉管和低NOx燃烧器，对流段发生3.5MPa蒸汽，产生的蒸汽全部供重整循环氢压缩机透平使用，剩余部分送至系统3.5MPa蒸汽管网。从对流室最上层过热水管组下部抽出部分烟气，将烟气引到地面与空气预热器换热后再返回烟囱排空。全炉热效率可达90%以上；
6）重整循环氢压缩机采用3.5MPa背压透平驱动的离心式压缩机，重整氢增压机采用往复式压缩机；
7）重整产氢出装置前设脱氯设施，以防止下游设备的氯腐蚀及胺盐结晶。
2 改造前装置的运行情况及存在问题
2.1 装置物料平衡情况
以2011年装置的物料平衡为依据和装置设计值进行对比，2011年重整装置物料平衡情况见表1。
从表1中看出：
1）装置加工最高负荷为81.45%，装置改造前后均没有满负荷生产；
2）受后续芳烃分离装置影响，提高了抽提进料收率；
3）重整大部分汽油进后续装置分离出二甲苯后，增加了新物料重芳烃，重芳烃和汽油总收率基本与设计值持平；
4）装置轻石脑油全部进脱丁烷塔和戊烷油塔生产车用液化汽和发泡剂，增加了车用液化汽、发泡剂和干气的产量，三者收率均高于设计值；
5）受再生系统催化剂再生能力不足，以及抽提进料芳烃含量的限制，和全厂氢气管网的平衡，重 第五届长炼科技论坛优秀论文集 169
整各反应器反应苛刻度低，芳烃转化率低，产氢率低。
2.2 改造前装置存在的问题
虽然装置自2009年改造后，通过不断优化，装置整体运行平稳，但同时也存在不少问题，其中主要包括以下几点：
1）重整四合一炉排烟温度高达到210℃，需要进行节能改造。
2）脱丁烷塔进料C6+组分增加，发泡剂质量差，原有发泡剂分离塔已经无法生产高质量发泡剂，装置效益降低。
3）重整催化剂再生碱水洗系统压降大，管线腐蚀堵塞严重，催化剂再生系统抢修频繁，重整催化剂烧焦能力不足，装置无法高负荷生产。
4）重整四合一炉加热炉火嘴堵塞频繁。
表1 2011年重整装置物料平衡情况
项目 2009年 2010年 2011年 设计值
收率，% 产量/t 产量/t 收率，% 产量/t 收率，% 产量/t 收率，%
原料 外购化工轻油 20.34 79071 67857 15.11 45048 6.91
石脑油 79.08 307502 375853 83.67 604389 92.76 800000 100
精制油 0.58 2262 5473 1.22 2158 0.33
加工量 100 388835 449183 100 651595 100
产品 抽提进料 45.89 178441 225796 50.27 303619 46.6 345600 43.21
干气 6.4 24882 28445 6.33 42182 6.47 182000 2.27
氢气 3.72 14473 17028 3.79 22624 3.47 20900 2.61
液化气 0.03 100 0 0
车用液化气 2.45 9544 17731 3.95 34044 5.22
汽油 3.65 14179 19296 4.3 46857 7.19 237100 29.64
重芳烃A 29.64 115263 99636 22.18 155428 23.85
精制油 0.73 2821 3077.3 0.69 2717 0.42
发泡剂 0.82 3194 6177.7 1.38 35772 5.49 19300 2.41
轻污油 6.26 24357 4095 0.91 6922 1.06
轻石脑油 6922 1.06
加工损失 0.41 1581 1488 0.33 1510 0.23
加工负，/% 48.6 56.1 81.45
装置能耗/ kg标油.t-1 79.54 80.98 62.70 84.77
产品馏出口合格率，% 98.99 99.09 98.49
芳烃转化率，% 120 128 130
3 装置主要改造内容
2012年11月装置进行了改造，针对装置存在的问题，主要改造项目包括加热炉改造、T315更换高效塔盘、发泡剂塔扩能改造和碱水洗塔扩能改造等内容。
3.1 重整加热炉改造
重整装置有1台四合一方形炉F1201和4台圆筒炉F1101、F1102、F1202、F1203，是全厂燃料气消耗较大使用单位，提高加热炉热效率，降低燃料气消耗，一直是重整节能降耗工作的重点。针对重整加热炉排烟温度高，尤其F1201排烟温度210℃，热损失较大，本次重整检修方形炉F1201增加鼓风机和引风机，圆筒炉对流室更新放大，有效减少加热炉热损失，提高了重整加热炉热效率。
3.2 扩能改造戊烷油分离塔T1205，增加侧线抽出，生产发泡剂
为保证公司C5组份的优化利用，重整石脑油组份中的C5组份被开发为发泡剂产品，为优化重整运 170 陈国兴．长岭炼化重整装置扩能改造
行，提高了汽提塔T1101底温以提高重整进料初馏点，降低催化剂积碳；提高了重整脱戊烷塔T1201底温以提高6#溶剂油的质量。以上调整使得生产发泡剂的原料中C6含量过高，发泡剂中C6含量不能满足质量要求[1]；同时发泡剂塔的进料量已超出了6t/h的设计值。所以将T1205放大更新，并将戊烷油分离系统流程优化。
3.3 催化剂再生系统改造
3.3.1 更新再生气混合器、放空气混合器及再生循环气碱洗塔
由于再生器2009年未进行扩能改造，在装置实际运行过程中当催化剂碳含量超过4%，烧焦床层温度接近540℃，接近550℃的设计最高床层温度，因此催化剂的循环量受到了限制，由此带来的后果是在大负荷的处理量下，重整反应必须保持相对较低的苛刻度，使得三苯和氢气产率降低。同时再生烧焦循环气系统压降较大，降低了烧焦循环气压缩机的出口流量，进一步限制了烧焦能力的提高。另外经过十二年的运行再生气碱洗塔T1941腐蚀较为严重，因此更新再生循环气碱洗塔（T1941），直径由原来的1000mm扩大到1200mm，同时更换再生气混合器（M1953）、放空气混合器（M1954），降低循环气系统的压降，提高烧焦循环气量。
3.3.2 增加一台配碱罐
原再生系统设计是注30%碱液，操作方法为先开注碱泵注碱，再开水泵注水，完全靠人为控制，难度很大，本次改造为新增一台配碱罐V1948，增加2台碱洗注碱泵P1942A、B，将30%碱液配置成10%碱液后再注入两台碱水洗塔，保证了碱浓度的准确。
3.3.3 再生气干燥器入口分液罐更新
原再生干燥器入口分液罐V1980直径为1200mm，现扩大至1600mm。
4 装置改造后的运行情况
4.1 装置主要运行数据
截止2013年4月，装置共加工原料油207228t， 产品物料分布情况见表2，典型操作条件见表3，能源消耗情况见表4。
表2 700kt/a重整装置2013年上半年物料平衡表
项 目 设计值 2013年1月至4月
吨 % 吨 %
原料 重整料 700000 100 207228 99.91
精制油 191 0.09
产品 抽提进料 345600 49.38 114389 55.15
干气 16300 2.32 9300 4.48
氢气 47900 6.84
其中纯氢 20900 2.98 7654 3.69
液化气 33800 4.83 5468 2.64
车用液化气
汽油 237100 33.87 5370 2.59
重芳烃A 47718 23.01
轻污油 4629 2.23
发泡剂 19300 2.76 6047 2.92
乙烯裂解料 6529 3.15
加工损失 316 0.15
合计 700000 100 207420 100
芳烃转化率 130 120
能耗/ kg标油.t-1 84.77 93.76
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表3 装置主要操作条件与设计条件
项目 典型运行数据 设计条件
重整进料/t.h-1 78 83.33
负荷率，% 94 100
R1201入口温度/温降/℃ 508/112 517
R1202入口温度/温降/℃ 508/62 517
R1203入口温度/温降/℃ 510/41 517
R1204入口温度/温降/℃ 51/31 517
重整氢油比（质量比） ≥3:1 3
V1201压力/MPa 0.72 0.75
重整反应总温降/℃ 244
R1101入口温度/℃ 290～295 320
V1101压力/MPa 1.90±0.05 1.95
预加氢氢油比（质量比） ≥0.6 0.6
V1901压力/MPa 1.98 2.05
再生系统压力/MPa 0.96~1.0 1.06
T1101底油馏程/℃ HK≥80 79
T1202顶油馏程/℃ （68~143）
脱戊烷油收率，% 89.04
脱戊烷油芳含，% 78
C6~C9芳烃转化率，%
130
表4 截止2013年4月装置能源消耗表
项目 实物消耗（t或kWh） 单耗（t/t或kWh/t） 能量单耗（kgEO/t）
新鲜水 4875 0.024 0.004
循环水 4998190 24.097 2.41
除盐水 30581 0.147 0.339
除氧水 50745 0.245 2.251
凝结水 -36818 -0.178 -0.648
3.5 MPa蒸汽 56526 0.273 23.982
