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摘要：一套ARGG装置进行降压操作，针对该状态下的产品分布、能耗变化情况，进行经济测算，并对出现问题进行数据对比分析。
关键词：反应压力 降压 能耗
一、情况说明
一套ARGG装置降压操作，对装置产品分布、能耗变化，效益测算、出现问题进行数据对比及原因分析。
二、原因分析及总结
（一）、操作调整过程
1.7月17日，反应压力由0.218MPa降至0.210MPa，再生器压力由0.252MPa降至0.250MPa，两器差压由35kpa提至40kpa。
2.7月18日，反应压力由0.210MPa降至0.2MPa，再生器压力由0.250MPa降至0.245MPa，两器差压由40kpa提至45kpa。
3.7月21日，再生器压力由0.245MPa提至0.248MPa，两器差压由45kpa提至48kpa。
4.7月26日，再生器压力提至0.250MPa;为提高剂油比，将重油预提升段温度由670℃降至665℃;为改造待生线路流化效果，套筒增压风量由4000Nm3/h提至5500Nm3/h，主风量由136000～137000Nm3/h降至135000Nm3/h。
5.7月28日，重油预提升温度恢复至670℃，并将重油进料量由124t/h降至116t/h（澄清油浆降低2t/h），重油反应温度由520℃降至517℃，并将油浆泵启双泵运行5小时，提高油浆系统流速。反应压力由0.2MPa提至0.205MPa，再生器压力由0.250MPa提至0.253MPa，两器差压48 kpa。
6.8月2日，油浆蒸汽发生器E1214A切至E1214B运行;反应压力恢复至0.217MPa。
7.8月3日，套筒增压风量恢复至4000Nm3/h。
（二）、产品分布及能耗变化
将再生器压力由0.245MPa提至0.248MPa后，装置轻收下降0.43%，液收下降0.07%，其中液态烃上升0.35%，汽油下降0.53%，柴油上升0.1%。
将再生器压力提压后，双动滑阀关小，烟机做功增加，装置电单耗降低0.8828 KWh/t，原料残炭含量由4.2%上涨至4.4%，再生器床温升高，外取热产汽量增大，中壓蒸汽外输量增大，3.5MPa蒸汽外输单耗增加0.0246t/t，调整后装置能耗降低1.26 Kgoil/t。
（三）、装置效益情况
从装置效益表中可以看出，进行降压操作后，装置单位利润降低9.78元/吨，单位加工费上涨10.77元/吨，主要是由于装置降压后，用电量增加，3.5MPa蒸汽外输减少，导致动力成本上升所致。
（四）、出现问题及原因分析
1、待生线路流化不畅。降压操作恢复后，待生塞阀保持44～45%情况下，其压降由55KPa逐渐上涨至68KPa。
待生线路流化不畅原因与降压操作时两器差压高，再生线路推动力大，待生线路流化推动力减小，部分催化剂堆积在汽提段内有关（汽提段环板，锥板汽提嘴结焦堵塞，流化不畅，可能存在死区）。在降压操作阶段，出现过两次两器差压达到51kpa ，汽提段藏量快速上涨，待塞阀位开大到69%左右的情况。
目前，待生塞阀压降维持在60KPa左右，装置定期提高反应压力，活动待生塞阀阀位的方式来改善待生线路流化效果。
2、油浆蒸汽发生器结焦。为保证长周期运行，装置将油浆上返塔控制阀及付线阀全开，下返塔手阀在30%左右，调节上下返塔时，总循环量不受影响。即可保证回炼加氢柴油分馏系统增加的高温余热尽量由循环油浆取走，同时油浆循环量提高后，油浆系统线速也增加，降低系统内催化剂含量，可以缓解换热器结焦速度，采取上述操作变动后，油浆固含量基本控制在3.0g/l以下。
作者简介：王长城，助理级工程师，2004年毕业于大庆石油学院，现从事炼油生产工作。
大庆炼化公司生产运行处 黑龙江 大庆 163411
关键词：反应压力 降压 能耗
一、情况说明
一套ARGG装置降压操作，对装置产品分布、能耗变化，效益测算、出现问题进行数据对比及原因分析。
二、原因分析及总结
（一）、操作调整过程
1.7月17日，反应压力由0.218MPa降至0.210MPa，再生器压力由0.252MPa降至0.250MPa，两器差压由35kpa提至40kpa。
2.7月18日，反应压力由0.210MPa降至0.2MPa，再生器压力由0.250MPa降至0.245MPa，两器差压由40kpa提至45kpa。
3.7月21日，再生器压力由0.245MPa提至0.248MPa，两器差压由45kpa提至48kpa。
4.7月26日，再生器压力提至0.250MPa;为提高剂油比，将重油预提升段温度由670℃降至665℃;为改造待生线路流化效果，套筒增压风量由4000Nm3/h提至5500Nm3/h，主风量由136000～137000Nm3/h降至135000Nm3/h。
5.7月28日，重油预提升温度恢复至670℃，并将重油进料量由124t/h降至116t/h（澄清油浆降低2t/h），重油反应温度由520℃降至517℃，并将油浆泵启双泵运行5小时，提高油浆系统流速。反应压力由0.2MPa提至0.205MPa，再生器压力由0.250MPa提至0.253MPa，两器差压48 kpa。
6.8月2日，油浆蒸汽发生器E1214A切至E1214B运行;反应压力恢复至0.217MPa。
7.8月3日，套筒增压风量恢复至4000Nm3/h。
（二）、产品分布及能耗变化
将再生器压力由0.245MPa提至0.248MPa后，装置轻收下降0.43%，液收下降0.07%，其中液态烃上升0.35%，汽油下降0.53%，柴油上升0.1%。
将再生器压力提压后，双动滑阀关小，烟机做功增加，装置电单耗降低0.8828 KWh/t，原料残炭含量由4.2%上涨至4.4%，再生器床温升高，外取热产汽量增大，中壓蒸汽外输量增大，3.5MPa蒸汽外输单耗增加0.0246t/t，调整后装置能耗降低1.26 Kgoil/t。
（三）、装置效益情况
从装置效益表中可以看出，进行降压操作后，装置单位利润降低9.78元/吨，单位加工费上涨10.77元/吨，主要是由于装置降压后，用电量增加，3.5MPa蒸汽外输减少，导致动力成本上升所致。
（四）、出现问题及原因分析
1、待生线路流化不畅。降压操作恢复后，待生塞阀保持44～45%情况下，其压降由55KPa逐渐上涨至68KPa。
待生线路流化不畅原因与降压操作时两器差压高，再生线路推动力大，待生线路流化推动力减小，部分催化剂堆积在汽提段内有关（汽提段环板，锥板汽提嘴结焦堵塞，流化不畅，可能存在死区）。在降压操作阶段，出现过两次两器差压达到51kpa ，汽提段藏量快速上涨，待塞阀位开大到69%左右的情况。
目前，待生塞阀压降维持在60KPa左右，装置定期提高反应压力，活动待生塞阀阀位的方式来改善待生线路流化效果。
2、油浆蒸汽发生器结焦。为保证长周期运行，装置将油浆上返塔控制阀及付线阀全开，下返塔手阀在30%左右，调节上下返塔时，总循环量不受影响。即可保证回炼加氢柴油分馏系统增加的高温余热尽量由循环油浆取走，同时油浆循环量提高后，油浆系统线速也增加，降低系统内催化剂含量，可以缓解换热器结焦速度，采取上述操作变动后，油浆固含量基本控制在3.0g/l以下。
作者简介：王长城，助理级工程师，2004年毕业于大庆石油学院，现从事炼油生产工作。
大庆炼化公司生产运行处 黑龙江 大庆 163411