1.1.1 反应器压降上升过快
(1) 2004年至2006年，R101压降上升情况的调查分析如表 1。
表 1
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表 1 R101压降上升情况的调查表
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(2) 针对反应器压降上升过快，九江分公司多次安排预处理停工，对R101进行撇头处理。但是时间间隔很短，压降很快就上升。分公司很快就成立了技术攻关小组，通过分析和调研最终确定了三种对策。
对策一：控制原料中的烯烃含量≯2%。
已纳入车间指示单，对不符合要求的原料，及时联系调度换罐。
对策二：在预加氢催化剂上部装填级配剂及保护剂。
2006年9月26日，利用预加氢催化剂撇头的机会装填了级配剂，催化剂描述如下：
ARTGSK-19是一种适用于所有加氢过程的5孔陶瓷环，它是一种优良的床层缩减材料，具有高的抗磨损性能和抗热震性能。同时，ARTGSK-19有高达0.62的空隙率，能够为原料污染物提供容纳的空间，使差压最小。ARTGSK-9是一种适用于所有加氢过程的9 mm的氧化铝载体，它是一种优良的捕获颗粒和铁的支持介质。它有高达0.55的空隙率，能够提供更多的容纳空间，使差压最小。
ART720X是一种具有高强度、中等密度的6 mm圆柱形催化剂。720X上的活性金属有低的HDS活性，可以为下游的催化剂提供一些活性保护。ART720X的高空隙率使得它成为一种理想的活性和尺寸的级配材料。
ARTAT535是一种2.5 mm的Ni-Mo催化剂，它除了具有高活性和高稳定性之外，还可以提供良好的脱硫作用和芳烃饱和能力。由于AT535对硅吸附具有高亲和性，因此它特别适合应用于呈现硅污染潜在问题的焦化石脑油和焦化柴油原料。在这种情形中，建议在1.6 mm的主催化剂顶部使用AT535作为选用级配剂。
对策三：防止氯离子、硫化氢对管线的交叉腐蚀。
2006年5月19日，车间上了重整氢低温脱氯系统，脱氯效果如表 2。
表 2
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表 2 低温脱氯罐前后分析对比
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重整低温脱氯剂的脱氯效果明显，并且对重整装置的压降影响较小，达到预期目标。通过使用重整低温脱氯系统，可以很好地解决预加氢系统因氯离子、硫化氢对管线的交叉腐蚀而导致的压降增高问题。
(3) 效果检查及下步打算。采取措施后，R101压降上升的情况有明显好转，预加氢反应已经运行了2年，压降仅上升了80 kPa，大大延长了装置的运行周期，有效地降低了撇头的频次。产生了良好的经济效益和良好的社会效益。
由于级配剂不便于再生，而且特有的装填方式使得对预加氢催化剂进行更换或撇头很困难，因此考虑在预加氢反应器前，增加一个小罐(称为保护罐)，装入级配剂，来实现级配剂的在线置换，减少停工次数的设想。
1.1.2 空冷器E106、水冷E107容易发生铵盐堵塞
(1) 2004年以来空冷器E106、水冷E107运行情况如下：
a. 2004年9月22日，因预加氢气液分离器V102温度高，更换R102脱氯剂，空冷E106更换、水冷E107清洗完。
b. 2006年1月23日，R102脱氯剂更换。
c.2007年1月30日，更换R102脱氯剂；7月10日，预加氢测压降，空冷、水冷压降达0.37 MPa；7月25日，预加氢停工处理E106、E107；9月19日，停预加氢，处理E106、E107。
(2) 铵盐结晶，导致空冷、水冷全部堵死，画面如图 2所示。
铵盐结晶后，导致预加氢压降增加，重整循环机蒸汽大大增加；预加氢气液分离器V102温度高达93 ℃，导致氢气严重带油，给加氢装置带来很大隐患。
(3) 原因分析及处理办法
空冷器E106、水冷E107容易铵盐堵塞的原因是高温脱氯剂氯容低、容易饱和。针对这些问题主要的解决手段有以下几点：
a.选择氯容较高的脱氯剂。一般高温脱氯剂氯容平均在20%~40%。
b.由于原料中的氯离子为定期分析数据，很难通过计算方法来确定脱氯剂是否饱和。因此可以考虑增加一个脱氯罐，使之与原有脱氯罐串联使用，并且对脱氯罐出口进行定期采样分析。新增脱氯罐和原有脱氯罐相互切换，可以确保在空冷、水冷处不易形成铵盐结晶。
c.考虑到增加脱氯罐不仅增加投资，同时又增加了预加氢系统的压降，会增加重整装置的整个能耗。因此，可以考虑在空冷前增加注水线，利用装置内5.5 MPa除氧水直接注入预加氢空冷前，这样可以保障脱氯剂饱和时，空冷和水冷不至于被铵盐堵塞，影响装置的处理量。2007年9月27日，E106入口增设注除氧水线，但是这种方法也带来很大隐患，一旦界位失灵，大量的水进入脱水塔，严重时会造成重整催化剂水中毒。
1.2 预加氢立式换热器E105换热效果差，预加氢炉F101不能满足大负荷的要求
1.2.1 预加氢炉F101热媒水改造
九江分公司的预加氢加热炉F101没有配置烟气余热回收装置，自对流室出来的320 ℃的烟气直接进入烟囱排往大气；柴油加氢精制反应加热炉F501配置热管空气预热器，但由于热管本身性能的问题，使得目前排烟温度很高，达到了240 ℃；重整加热炉F201配置扰流子空气预热器，但由于存在烟气露点腐蚀问题，许多换热管子因低温腐蚀而穿孔、漏风。为解决这三台加热炉造成的大量热量浪费，2007年利用大检修期间，对该三台加热炉余热回收系统进行了技术改造。F101改造内容如下：
(1) 在F101炉附近地面上增设鼓风机，将F101炉原来的自然通风燃烧器改为强制通风燃烧器，同时布置相应的冷热风道。在热风道上布置三台快开风门。
(2) F101炉新增水热媒空气预热器。将F101炉烟囱底座和对流室钢结构抬高1.2 m，在对流室上方增设一台烟气换热器，在新增鼓风机的出口布置一台空气换热器。改造后各加热炉的工况见表 3。
表 3
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表 3 投用热媒水系统后各加热炉工况
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1.2.2 预加氢炉F101热媒水改造后存在的问题
预加氢炉F101热媒水改造后，刚投用时，燃烧器出现脱火的现象，经核算，燃烧器喷头的喷孔瓦斯气流速达到了300 m/s，速度太高，造成脱火(刚投用时瓦斯组分轻，最大流量曾达到360 m3/h)。后来，将喷孔直径由Φ2.7 mm改为Φ5 mm，解决了脱火的问题，但又造成燃烧火焰太长、空气混合不均匀、燃烧脉动等问题，经常出现加热炉氧含量不足，增加风量时，炉膛出现正压，预加氢单元只能维持低负荷运行。怀疑可能是燃烧器的火盆未安装，并认为这是造成燃烧不稳定的主要原因；同时也认为喷孔直径改为Φ5 mm太大。燃烧器厂家提出，F101停炉后应将燃烧器火盆安装上，同时把燃烧器的喷孔直径改为Φ3.6 mm，数量和角度不变。2008年2月预加氢停工，F101安装火盆并增加耐火砖，加热炉燃烧情况有所好转。但随着负荷的提高、瓦斯量的增加，炉膛又出现氧含量和负压不足。为保证重整单元的负荷，在确保精制油合格的情况下，分公司采取降低预加氢反应入口温度的办法来弥补。
针对以上情况，九江分公司请专业单位对F101的烟气阻力进行核算，核算结果如表 4~表 6所示。
表 4
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表 4 F101炉原来的阻力核算
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表 5
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表 5 F101炉目前的阻力核算
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表 6
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表 6 F101炉烟气换热器抽管后的阻力核算
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表 4结果说明，原来F101未改造前的辐射室顶部最大负压值为-53.1Pa。
表 5结果说明，F101顶部增加烟气换热器后，辐射室的顶部负压值很小。
表 6结果说明，F101的烟气换热器抽掉一组换热管后，辐射室顶部可产生-20 Pa的负压。
从表 4~表 6计算结果可以看出，由于F101炉对流室上部增加了一台烟气换热器，尽管降低了排烟温度，提高了加热炉的热效率，但改造后增加了烟气阻力，并且由于烟气温度的降低使得烟囱抽力变小，同时由于原来炉子的负压余量较小，使得改造后辐射室顶部的负压值接近为0(实际运行时可能会出现微正压)。考虑到加热炉的安全运行，辐射的顶部一般都要求有一定的负压，经核算，可以将烟气换热器的管组抽掉一组(原来共6组)，使得烟气换热器的阻力变小，同时排烟温度上升到200 ℃，也提高了烟囱的抽力，这样可以使辐射室的顶部负压达到-20 Pa。同时，结合燃烧器的改造，解决燃烧的脉动、火焰长等问题，可以使加热炉达到正常运行的状态。烟气换热器抽管和燃烧器的火盆安装工作停炉一天就可以完成。
2008年4月，分公司安排预加氢停工，对燃烧器进行更换，对烟气换热器进行抽管。处理前后对比如图 3。
对F101进行技术改造后，炉子燃烧状况有所改善，预加氢的处理量得以提高，但还是不能满足设计负荷的要求。
1.2.3 利用Aspen Plus流程模拟软件对F101进行分析
(1) 建立模型如图 4所示。
(2) 模型数据见表 7。
表 7
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表 7 F101模型输入数据及模拟结果
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(3) 模型分析
按照目前E105换热后的温度200 ℃，F101的设计负荷2 176 kW计算，F101的出口温度模拟值为271 ℃。而实际控制F101的出口温度为291 ℃，说明加热炉在超负荷运行。因此影响预加氢处理量的主要问题还是在预加氢换热器E105。
1.2.4 E105更新
通过对E105进行模拟，影响预加氢加热炉正常燃烧的原因主要是预加氢换热器E105换热效果变差，由于该换热器为立式换热器，难以清洗，并且运行多年，换热器结垢严重，分公司利用装置停工检修期间对该设备进行更新。新E105换热面积为原换热器的1.2倍，换热器管壳层温度对比如表 8。从表 8中对比数据可看出，在30 t/h的进料量、进料温度接近的工况下，原料油换热温升由以前的123 ℃提高到现在的160 ℃，反应炉炉膛温度由以前的780 ℃下降到590 ℃，节约瓦斯超过115 m3/h。新换热器换热效率提高明显，预加氢炉加热负荷得到降低，消除了重整装置的一个重要瓶颈。
表 8
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表 8 预加氢换热器更换前后效果对比
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2 瓶颈消除后装置的运行情况
装置瓶颈问题逐一消除后，在确保装置运行安全的前提下，开始对重整装置进行处理量爬坡试验。通过逐步提高装置处理量，寻找到超负荷运行的瓶颈，确定装置超负荷运行的生产能力，为下一阶段重整最大供氢能力提供参考依据。
本次爬坡重整进料由爬坡前的35.0 t/h逐步提至设计负荷的37.5 t/h，重整各反应温度均提高1 ℃(分别为489 ℃、489 ℃、492 ℃、492 ℃)，装置增产含氢气体约1 400 m3/h。经过1 d的稳定，重整处理量逐步提至40.0 t/h，重整各反应温度均再提高1 ℃(分别为490 ℃、490 ℃、493 ℃、493 ℃)，含氢气体增加量接近2 800 m3/h。操作稳定后，该阶段暴露出预加氢分液罐温度超过60 ℃、串氢困难、重整反应加热炉炉膛温度高等情况。装置提量后分别对两个阶段的重整稳定汽油辛烷值分析，研究法辛烷值分别为95.2、95.5，反应情况还比较理想。
爬坡至40.0 t/h阶段时，装置遇到的生产瓶颈如下：
(1) 预加氢反应后的气液分离罐温度最高达60 ℃(提量前约54 ℃左右)，同时氢气产量增加后流速高，导致氢气带液量增加明显，该温度升高为高负荷生产暴露出来的瓶颈之一；
(2) 预加氢系统在高负荷状态下系统压降增加明显, 由爬坡前的0.45 MPa增加到爬坡后的0.65 MPa，其中R102压降增加0.04 MPa。爬坡前R102压降为0.12 MPa，爬坡后达到0.16 MPa，压降上升明显。压降上升的主要原因为反应器级配剂已经使用了1 a(预计使用寿命为1.5 a)。在使用周期的后期，级配剂吸附杂质量增加后压降上升速度较快。考虑到该装置生产任务较重，等装置有停工机会时再对该级配剂进行更换，以确保下一周期的优化生产；
(3) 重整高负荷产氢量增加、预加氢压降增加后，重整氢至预加氢串氢困难，成为装置高负荷生产的重要瓶颈。高负荷生产时，C201出口压力最高超过1.86 MPa，C201消耗蒸汽量增加约4 t/h，后来通过在预加氢V102处排至低瓦降压来降低C201出口压力，稳定后，C201出口压力稳定在1.85 MPa。
(4) 重整高负荷生产下，重整反应加热炉炉膛温度上升，其中B、C两炉上升后接近工艺卡片的上限。最高温度达到767 ℃，操作稳定时维持在760 ℃左右。炉膛温度升至高限后，成为装置超负荷生产的主要瓶颈之一。
3 对九江分公司汽油产品质量升级的影响
随着人们环保意识增强，国家对环保要求日趋严格，2010年1月1日起车用汽油质量全面实施国Ⅲ标准，汽油硫含量将由500×10-6 降至150×10-6 ，江西市场将于2010年2月20日正式实施该标准。九江分公司的成品汽油主要由催化汽油和重整汽油组成，其中催化汽油占80%~85%，催化汽油硫含量及烯烃含量较高。要实现汽油质量升级，全面达到国Ⅲ标准，汽油硫含量高的矛盾将非常突出。2010年1月31日，九江分公司新建90×104 t/a催化汽油加氢装置开工一次成功，实现了汽油质量升级。汽油产品的升级需要消耗更多的氢气，因此，重整满负荷运行，多产氢气，成为九江分公司迫切需要解决的问题。
重整装置经过一系列攻关，消除瓶颈后，装置处理量最高可达37.5 t/h，纯氢产量增加0.24 t/h，高辛烷值汽油增加4.5 t/h，可以很好地解决九江分公司多产高标号汽油、多产高附加值产品的问题，提高了九江分公司的经济效益。另外根据九江分公司全厂硫平衡情况，重整装置多产3 000 m3/h氢气，九江分公司大概可以多处理3 000 t /h原油，提高了全厂的加工能力，成为九江分公司最大的效益增长点。
4 结论及建议
通过查找制约重整装置大负荷运行的瓶颈，对其进行分析，有效地提高了装置的处理量，目前重整装置进料能在设计负荷下正常长周期运行，产氢能力可达15 000 m3/h，为九江分公司的汽油产品升级提供保障，产生了良好的社会效益和经济效益。另外，充分利用Aspen Plus软件对工艺过程进行模拟，可以有效地分析设备的运行情况，提高了技术人员分析问题、解决问题的能力。
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2011, Vol. 40