Shell重油气化装置运行总结
Shell重油气化装置运行总结
陈平平
(福建联合石油化工有限公司，福建省泉州市)
摘要：某公司重油气化装置采用壳牌(Shell)新重油气化工艺，以脱油沥青为进料，设计硫质量分数6.8%，灰分0.18%，250 ℃ 动力黏度 300.0 mPa·s，是Shell在运重油气化装置中进料性质最差、单炉负荷最高、总规模最大的装置。该装置高度自动化可实现“六年一修”，其关键设备——气化主烧嘴寿命最长可达8 736 h。对装置投产以来遇到的重大问题及相应解决措施进行了介绍，并对装置运行情况进行了评价。基于该气化装置已实现的长周期运行业绩，提出采用重油气化工艺解决目前炼油厂面临的减压渣油、催化裂化油浆、乙烯焦油、渣油加氢未转化油的出路问题。
关键词：Shell 重油气化装置 新SGP工艺 三级状态转移图
中国石油化工股份有限公司九江分公司和内蒙古天野化工集团有限公司于1996年、中国石油天然气股份有限公司兰州石化分公司于1998年先后引进壳牌(Shell)重油气化技术(SGP)，业界惯称老三套。某公司于2007年引进 Shell 最新的SGP工艺，以脱油沥青为进料，应用于该公司公用工程岛气电联产装置[1-2]。
1、新SGP装置的技术优势
新SGP装置工艺流程示意见图1。
图1 新SGP装置工艺流程示意
该装置的流程设置、主要设备类型等与老三套基本一致，但作为新一代SGP工艺，其技术优势十分明显，见表1。所有在运SGP装置中，该装置进料性质最差，单炉负荷最高，气化总规模最大。
表1 新SGP装置与老三套比较
2、独特的状态转移图
新SGP装置采用状态转移图的方式重新定义气化开车/停车防护逻辑系统。该防护逻辑系统不仅可确保气化单元能够以安全的方式进行开车、运行和停车，并且具有执行维护、测试辅助烧嘴、隔离气化反应器以允许安装辅助烧嘴、更换反应器热电偶或者用内窥镜检查主烧嘴头、反应器压力试验、冷却反应器至环境温度等多种功能。
由于该SGP装置开车/停车防护系统考虑了多种事故叠加工况，并要求在维修、准备、启动、停车、运行所有过程中防范各种安全风险，杜绝操作人员误操作，功能十分复杂，导致单独一个状态转移图无法有效对其加以描述，最终采用了分层的三级状态转移图来阐述。以沥青进料停车为例，三级状态转移关系见图2。
图2 三级状态转移示例
Ⅰ—工艺离线;Ⅱ—测试辅助烧嘴;Ⅲ—反应器隔离;Ⅳ—反应器试压;Ⅴ—工艺选择;Ⅵ—升温;Ⅶ—沥青投料开车;Ⅷ—正常运行;Ⅸ—沥青停车;Ⅹ—冷却降温;Ⅺ—吹扫停止;Ⅻ—升温停止;1—切断到气化炉的氧气;2—切断到气化炉的沥青;3—隔离外送合成气;4—启动气化系统泄压;5—准备沥青通道吹扫;6—沥青通道吹扫;7—建立烧嘴头冷却蒸汽;8—使用低压氮吹扫;9—确认沥青通道吹扫成功;10—完成沥青停车程序;11—确认到气化炉的氧气已切断;12—确认外送合成气已隔离;13—中止沥青通道吹扫;14—中止泄压;15—准备重新进行沥青通道吹扫;a—启动低压氮吹扫;b—完成低压氮吹扫;c—中止低压氮吹扫
3、运行主要问题及解决措施
3.1 主烧嘴泄漏
开车初期，气化主烧嘴频繁发生泄漏，运行寿命不足1个月[3]，泄漏主要出现在唇口与水夹套间的异种钢焊缝处。主烧嘴通道示意及泄漏情况分别见图3和图4。烧嘴出现泄漏的本质原因是由于该烧嘴各组件高度精密，维修、安装、运行过程中操作不当或监控不到位，均会造成烧嘴损坏。
图3 主烧嘴通道示意
图4 主烧嘴泄漏情况
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通过升级烧嘴材质、改进焊接工艺、规范耐火砖安装、增加陶纤绳组件封堵、严格控制进料等一系列措施，彻底解决了该问题。目前运行寿命平均5个多月，最长达 8 736 h。
3.2 废热锅炉大法兰泄漏
自气化炉来的高温高压合成气通过废热锅炉(废锅)管束与废锅壳体的水换热，产出超高压饱和蒸汽，同时合成气被冷却降温。废锅壳体设计温度为350 ℃，操作温度约329 ℃；设计压力为16.68 MPa，操作压力12.80 MPa。壳体大法兰直径3 272 mm，采用焊唇密封。自2009年开工，本体大法兰多次出现焊缝泄漏[4]。通过改进焊唇密封组装程序和焊接工艺、定期组织预紧螺栓等措施，彻底解决了该问题，本体大法兰再未发生过泄漏。
3.3 废水蒸汽汽提系统问题频发
由于装置产生的废水含有微量氢氰酸和悬浮物，导致汽提系统问题频发：汽提塔填料严重结垢、气相管线氢氰酸腐蚀、塔顶回流罐内件氢氰酸腐蚀、外送酸性气管线管托处氢氰酸腐蚀、外排废水氰化物高[5]。通过严格控制压滤单元回用滤液品质、升级填料为专门研发的抗堵型填料、升级气相管为衬四氟管线、升级回流罐内件材质为哈氏合金、升级酸性气管线管托为保温加强型管托、控制原料油氮含量等一些列措施，彻底解决了该问题。
3.4 省煤器管束严重结垢及泄漏
装置长期低负荷运行后，省煤器出现泄漏。超高压锅炉给水漏进合成气侧，气化炉憋压最终被迫停车。低负荷运行时，烧嘴雾化效果变差，炭黑颗粒增大，同时合成气流速过低，合成气中夹带的炭黑烟灰会大量沉积黏附于省煤器管壁，形成致密坚硬垢层。尤其在管束U形弯处，由于通径变小，烟灰会持续冲撞弯头，导致弯头处磨蚀穿孔泄漏。通过改进水力清洗方式、将常规U形管省煤器布管方式改为交叉布管等技术措施，该问题得到解决。
3.5 废锅盘管严重结垢
装置长期低负荷运行后，废锅盘管出现了同省煤器一样的结垢问题，甚至堵塞，废锅出口合成气温度在很短的时间内快速上涨，最终因出盘管合成气温度达到设计高限，气化炉被迫停车。通过定期组织化学清洗、定期更换进口和出口局部减薄管线等技术措施，彻底解决了该问题。
4、装置运行状况评价
4.1 原料可进一步劣质化以提升经济性
目前装置进料性质未超过设计值，有较大的提升空间。另外，从加拿大长湖项目及浙江石化(二期)油渣制氢项目来看，其原料性质更恶劣，见表2，可见 SGP 工艺对劣质原料的适应性很强。如果溶剂脱沥青装置将轻油收率提高到75%[6]，重油气化技术的经济性可进一步提升。
表2 原料性质
4.2 主要设备寿命接近或超过设计值
经过技术改进和运行维护，主要设备使用寿命已接近或超过设计值，见表3。主要设备的可靠运行提升了气化炉在线率，减少了非计划停车。
表3 主要设备运行寿命
4.3 重要设备和易损件已完成国产化替代或维修
重要设备及易损件(如主烧嘴、耐火砖、废锅盘管、压滤机滤板、气化炉高温热电偶)国产化替代或维修工作已完成。装置检修及维修费用大幅下降，国内新授权的SGP项目工程造价大幅下降。
4.4 装置已实现长周期稳定运行
2013年12月完成第一次大修后，装置进入平稳期，非计划停工次数很少，见表4。目前装置大修周期已从“五年一修”提高到“六年一修”。
表4 非计划停工情况
5、展望
随着主烧嘴、废锅、省煤器、废水汽提系统等一系列气化炉长周期运行瓶颈的攻克，装置实现了长周期稳定运行。在焦化因环保提标受限和浙江石化(二期)第一套SGP激冷流程的成功应用后，重油气化装置将会发挥更大的作用，部分氧化法制氢将会是以后炼油厂重油加工的发展方向，以解决炼油厂面临的减压渣油、催化裂化油浆、乙烯焦油、渣油加氢未转化油的出路问题。
