王 震

(中國石油大慶石化分公司，黑龍江 大慶 163711)

SVQS和MSCS技術在重油催化裂化裝置上的工業(yè)應用

王 震

(中國石油大慶石化分公司，黑龍江 大慶 163711)

中國石油大慶石化分公司1.4 Mta重油催化裂化裝置存在沉降器結焦嚴重的問題，制約了裝置長周期運轉(zhuǎn)。對提升管出口油氣分離系統(tǒng)和汽提段進行分析，得出沉降器結焦的主要原因為：反應器粗旋風分離器升氣管開放式布置、沒有預汽提設備等使油氣在沉降器中停留時間過長，導致結焦；汽提段結構存在缺陷，未根據(jù)油氣存在狀況針對性地采用不同的汽提技術。采用中國石油大學(北京)開發(fā)的SVQS油氣快速分離系統(tǒng)和MSCS高效組合汽提技術對裝置進行改造，標定結果表明，與改造前相比，改造后輕質(zhì)油收率增加3.46百分點，液體收率增加1.44百分點，焦炭產(chǎn)率降低1.43百分點，裝置能耗降低41.5 MJt。

催化裂化 后反應系統(tǒng) 汽提段 SVQS MSCS

1 現(xiàn)有結構型式的缺陷

1.1 提升管后反應系統(tǒng)

提升管后反應系統(tǒng)是油氣由提升管出口到集氣室所流經(jīng)的一系列設備的總稱，包括提升管出口快速分離器、沉降器和頂旋風分離器(簡稱頂旋)。為避免油氣和催化劑在后反應系統(tǒng)尤其是在沉降器內(nèi)長時間停留引起裝置結焦、二次反應和熱裂化反應，進而影響產(chǎn)品的收率，后反應系統(tǒng)必須實現(xiàn)：①氣固間的快速分離；②油氣快速引出；③分離后催化劑的快速預汽提；④氣固的高效分離；⑤高的油氣包容率。油氣包容率越高，進入沉降器的油氣越少[1]。

大慶石化公司催化裂化裝置反應-再生系統(tǒng)工藝流程示意見圖1。提升管上部設置有第二反應區(qū)，提升管出口直接聯(lián)接粗旋風分離器(簡稱粗旋)，粗旋的升氣管為開放式布置，油氣直接進入沉降器，然后進入頂旋。裝置自投產(chǎn)以來，始終受到沉降器結焦的困擾，嚴重時甚至造成非計劃停工。2005年停工后，發(fā)現(xiàn)粗旋筒體至灰斗外壁掛有大量死焦，汽提段底部發(fā)現(xiàn)大量浮動焦塊，開工后僅179天，裝置就因沉降器結焦導致催化劑大量跑損而被迫停工。2014年6月，發(fā)現(xiàn)油漿外送量出現(xiàn)下滑，油漿固含率始終在180 gL左右，裝置被迫停工檢修，打開人孔后發(fā)現(xiàn)沉降器內(nèi)嚴重結焦。盡管采用各種方法調(diào)整操作，但由于后反應系統(tǒng)的原生缺陷，無法從根本上解決結焦的問題。原因是催化裂化裝置后反應系統(tǒng)結構型式存在以下缺陷：①粗旋升氣管為開放式布置，油氣由粗旋升氣管直接進入沉降器，在沉降器內(nèi)停留時間超過10 s，在一些死區(qū)油氣停留時間可能更長，易形成結焦；油氣中夾帶少量催化劑，熱裂化反應和二次反應較為普遍，影響了裝置的主要目的產(chǎn)品收率和選擇性。②粗旋料腿為正壓差排料，一般灰斗出口處的壓力比沉降器內(nèi)高2～3 kPa，因此料腿中不僅催化劑流(密度為200～300 kgm3)會攜帶部分油氣，正壓差的存在也會將一股油氣由料腿排出。根據(jù)實驗測定，粗旋料腿排出的油氣量占總油氣量的10%～15%，這部分油氣在沉降器內(nèi)緩慢向上流動，經(jīng)過10 m以上距離才能進入頂旋，其在沉降空間的停留時間可高達100 s，很容易導致結焦[2]。

圖1 大慶石化公司1.4 Mta 重油催化裂化反應-再生系統(tǒng)示意

該裝置典型產(chǎn)品分布見表1。從表1可以看出，主要目的產(chǎn)品收率不理想，焦炭產(chǎn)率高達9.33%。大量油氣和催化劑長時間停留在沉降器內(nèi)是造成結焦的主要原因，只有實現(xiàn)油劑的快速分離、氣體快速引出，才能從根本上解決結焦問題，因此需要對后反應系統(tǒng)進行優(yōu)化設計和改造。

表1 1.4 Mta催化裂化裝置典型產(chǎn)品分布 %

表1 1.4 Mta催化裂化裝置典型產(chǎn)品分布 %

項 目數(shù) 據(jù)干氣+損失4.03液化氣20.72汽油40.97輕柴油20.86油漿4.09焦炭9.33合計100

1.2 汽提技術

圖1中催化裂化裝置的汽提段采用錐盤式結構，直徑為Φ3 560 mm，共布置了4組錐盤，采用單段汽提的形式。錐盤式汽提段結構存在以下問題：①汽提段錐體和錐盤夾角為45°，遠高于催化劑堆積的休止角，增加了每層錐和盤的高度，造成錐、盤總層數(shù)減少，空間利用率降低。此外，催化劑在錐盤上的流動速率快、停留時間短，不利于汽提蒸汽與催化劑的有效接觸和油氣的置換。②在長度分別為1 040 mm和767 mm的錐和盤上只布置了2排開孔，開孔過少，沒有充分利用錐、盤表面的高效接觸區(qū)。③整個汽提段只在底部設置了蒸汽分布環(huán)，汽提段上部新鮮蒸汽分壓過低，不利于油氣的置換。④整個汽提段均采用常規(guī)錐盤式汽提技術，只能對催化劑間隙內(nèi)的油氣起到一定的汽提作用，無法有效置換出催化劑內(nèi)孔吸附的油氣。

2 SVQS和MSCS技術改造方案

2.1 后反應系統(tǒng)改造方案

SVQS系統(tǒng)是中國石油大學(北京)基于VQS系統(tǒng)開發(fā)的第三代技術，通過減少噴出口的短路流，將分離效率提高近1百分點[3]。大慶石化公司1.4 Mta重油催化裂化裝置SVQS改造方案見圖2。與原粗旋+頂旋結構相比，SVQS系統(tǒng)優(yōu)點在于：①油劑的快速分離和高效分離。旋流頭+封閉罩結構有效縮短一級分離所需要的時間，實現(xiàn)油劑的快速分離，分離效率高達99%以上。②油氣的快速引出。封閉罩出口與頂旋采用直接聯(lián)接，正常操作時可起到粗旋-頂旋密閉直連的效果，實現(xiàn)油氣的快速引出；封閉罩上設置有4根平衡管，將沉降器內(nèi)的油氣抽吸引入頂旋，與此同時在事故或非正常操作狀態(tài)時，又允許油氣能夠進入沉降器，具有泄壓的作用。③油氣的快速預汽提。SVQS封閉罩下部設置有預汽提結構，使催化劑一經(jīng)分離就得到高效汽提，實現(xiàn)油氣的快速汽提。④油氣的高包容率。在整個后反應系統(tǒng)中，待生劑夾帶的大部分油氣由封閉罩直接進入頂旋，少量被夾帶的油氣進入汽提段后，被汽提蒸汽置換出來并返回封閉罩，極少量進入沉降器的油氣則通過4根平衡管快速引入頂旋入口，整個系統(tǒng)保證了較高的油氣包容率。

圖2 SVQS結構示意

2.2 汽提段改造方案

MSCS技術是中國石油大學(北京)提出的新型汽提技術，目前該技術成功應用于中國石化揚子石油化工有限公司800 kta 重油催化裂化裝置和中國石化北京燕山分公司800 kta 重油催化裂化裝置，歷經(jīng)3個開工周期的考驗，未發(fā)現(xiàn)任何開孔堵塞的問題[4-5]。大慶石化公司1.4 Mta重油催化裂化裝置MSCS改造方案見圖3。MSCS技術采用組合式汽提技術[6-7]，針對催化劑間隙內(nèi)的油氣，采用高效錯流擋板汽提技術，通過優(yōu)化擋板上的開孔尺寸、開孔布置和擋板角度實現(xiàn)擋板上的氣固高效錯流接觸。對于催化劑內(nèi)孔內(nèi)吸附的油氣，采用新型氣固環(huán)流汽提技術[7-8]。該技術使催化劑在汽提段內(nèi)環(huán)流流動，每環(huán)流一次即可與新鮮蒸汽接觸一次。研究表明，催化劑與新鮮蒸汽平均接觸4～6次才會流出汽提器，從而實現(xiàn)待生劑與新鮮蒸汽長時間的高效接觸。

圖3 MSCS結構示意

3 標定結果

3.1 操作參數(shù)

兩次標定的操作參數(shù)對比見表2。從表2可以看出，兩次標定裝置的處理量、兩器差壓、防焦蒸汽量、預提升干氣量等基本沒有變化，由于加工方案的限制，改造后提升管出口溫度比改造前提高12.5 ℃，第二再生器(二再)密相溫度并不高，只有651.0 ℃，這種操作的初衷在于盡量提高催化劑循環(huán)量，以獲得更高的目的產(chǎn)品收率。但這種操作方式也存在弊端，再生溫度低容易造成再生效果差、再生劑定碳高、催化劑活性低的問題。從表2還可以看出，與改造前相比，改造后二再密相溫度變化不大，但是第一再生器(一再)密相溫度顯著降低，降幅達到17.6 ℃，說明熱裂化反應和二次反應明顯減少，再加上高效汽提技術將夾帶油氣和可汽提焦充分置換，顯著減小了帶入再生器的焦炭量，因此再生器不需要維持高的再生溫度就可以實現(xiàn)較好的再生效果，再生劑定碳為0.16%。

根據(jù)文獻，重油催化裂化裝置循環(huán)催化劑的汽提蒸汽用量一般為每噸催化劑4.2 kg左右蒸汽[9]。改造后標定催化劑循環(huán)量為1 237.8 th，按此估算汽提蒸汽量應在5.2 th左右，由于采用MSCS高效汽提技術，汽提蒸汽量只有5.05 th，折合每噸循環(huán)催化劑4.08 kg蒸汽，考慮到其中還有0.69 th的蒸汽為汽提段底部流化蒸汽，此部分蒸汽汽提作用有限，實際參與高效汽提的蒸汽量更小。

表2 兩次標定的操作參數(shù)

3.2 產(chǎn)品分布

改造前后裝置的產(chǎn)品分布見表3。從表3可以看出：與改造前相比，改造后干氣產(chǎn)率降低0.32百分點，焦炭產(chǎn)率降低1.43百分點；輕質(zhì)油 (汽油+輕柴油+重柴油) 收率增加3.46百分點，其中汽油收率增加0.42百分點，輕柴油收率增加4.16百分點，重柴油收率降低1.12百分點；液體收率由改造前的83.01%增加至改造后的84.45%，增加1.44百分點；主要指標達到設計要求。此外，標定期間產(chǎn)品質(zhì)量全部合格，汽油中烯烴體積分數(shù)平均值為41.5%，芳烴體積分數(shù)平均值為10.0%，汽油RON平均值為90.7。改造后由于反應系統(tǒng)采用了SVQS后反應系統(tǒng)和MSCS高效汽提技術，熱裂化反應和二次反應明顯減少。

表3 改造前后裝置的產(chǎn)品分布及收率 %

3.3 標定裝置能耗分析

改造前后裝置能耗對比見表4。本次改造不僅進行了反應系統(tǒng)的改造，同時進行了煙氣凈化裝置的新建，為客觀反映反應系統(tǒng)改造前后能耗的變化，本文給出的能耗計算結果已經(jīng)扣除了煙氣凈化裝置增加的能耗。從表4可以看出：改造后標定裝置的能耗為1 595.1 MJt，比改造前標定裝置能耗降低41.5 MJt。分析其原因，主要受裝置產(chǎn)3.6 MPa蒸汽、1.0 MPa蒸汽及催化劑燒焦能耗影響較大，具體表現(xiàn)為：①SVQS旋流快分系統(tǒng)和MSCS高效汽提系統(tǒng)改造后焦炭產(chǎn)率明顯降低，催化劑燒焦能耗降低，改造后待生劑HC質(zhì)量比由9.7%降至7.7%，由于氫的燃燒熱為120.06 MJkg，碳完全燃燒的燃燒熱為32.79 MJkg，碳不完全燃燒的燃燒熱為9.21 MJkg，待生劑HC質(zhì)量經(jīng)降低后，1 kg焦炭燃燒熱由32.50 MJ降低至31.04 MJ，綜合以上因素計算可得，由于少燒焦而節(jié)約能耗為590.6 MJt；②燒焦放熱量的減少必然導致裝置產(chǎn)汽量的變化，由表4計算可得，與改造前標定數(shù)據(jù)相比，產(chǎn)出的1.0 MPa蒸汽量增加18.1 th，但3.6 MPa蒸汽減少41.4 th，綜合產(chǎn)出蒸汽部分增加能耗540.6 MJt；③由于2015年標定時間為冬季，主風機出口主風溫度僅為132 ℃，2014年標定時主風機出口主風溫度為222 ℃，主風溫度低導致空氣升溫熱增加1.53 MW。

表4 改造前后裝置能耗的對比 MJt

表4 改造前后裝置能耗的對比 MJt

項 目改造后改造前新鮮水0.0210.160循環(huán)水121.6116.2除鹽水61.961.4電185.1184.81.0MPa蒸汽-911.2-582.73.6MPa蒸汽-597.7-1466.8瓦斯65.265.2催化燒焦3042.23632.8外輸熱-372.0-374.5合計1595.11636.6

4 結 論

[1] 盧春喜，時銘顯.國產(chǎn)新型催化裂化提升管出口快分系統(tǒng)[J].石化技術與應用，2007，25(2)：142-146

[2] 魏耀東，宋健斐，張鍇，等.催化裂化裝置沉降器內(nèi)結焦的微觀結構及其生長過程的分析[J].燃料化學學報，2005，33(4)：445-449

[3] 胡艷華，盧春喜，時銘顯.催化裂化提升管出口緊湊式旋流快分系統(tǒng)[J].石油學報(石油加工)，2009，25(1)：20-25

[4] 李鵬，劉夢溪，韓守知，等.錐盤-環(huán)流組合式汽提器在揚子石化公司重油催化裂化裝置上的應用[J].石化技術與應用，2009，27(1)：32-35

[5] 牛馳.重油催化裂化裝置技術改造措施及效果[J].石油煉制與化工，2013，44(4)：13-17

[6] 劉夢溪，盧春喜，王祝安，等.組合式催化劑汽提器：中國，ZL 200610088923[P].2006

[7] 劉夢溪，盧春喜，時銘顯.氣固環(huán)流反應器的研究進展[J].化工學報，2013，64(1)：116-123

[8] 劉夢溪，牛占川，盧春喜，等.導流筒分布器位置對環(huán)隙氣升式氣固環(huán)流反應器流體力學性能的影響[J].化工學報，2010，61(9)：2250-2256

[9] 陳俊武.催化裂化工藝與工程[M].北京：中國石化出版社，2005：1202-1203

APPLICATION OF SVQS AND MSCS TECHNOLOGIES IN RFCC UNIT

Wang Zhen

(DaqingBranchofCNPC，Daqing，Heilongjiang163711)

The serious coking in disengager in 1.4 Mta RFCC unit of Daqing Branch of CNPC limited the long-term operation. The analysis on the post-riser system and the stripper of the unit indicated that the open-type structure of the exit-tube of primary cyclone separator without pre-stripping device led to a long residence time of oil and gas in the disengager and coking； the structure defects and single stripping technology of stripping section were the another important reason for the coking in disengager. The technologies of SVQS (oil and gas quick separation system) and MSCS (high efficiency stripping combination technology) developed by China University of Petroleum (Beijing) were employed to revamp the disengager. The results show that the light oil yield increases 3.46 percentage points， and the liquid yield increases 1.44 percentage points， while the coke yield decreases 1.43 percentage points， and the unit energy consumption reduces by 41.5 MJt.

RFCC； post-riser system； stripper； SVQS； MSCS

2015-12-29； 修改稿收到日期： 2016-05-22。

王震，高級工程師，從事煉油技術與技術管理、企業(yè)發(fā)展規(guī)劃工作。

王震，E-mail：wangzhen-ds@petrochina.com.cn。