催化裂化裝置MIP技術(shù)改造后的操作優(yōu)化

隋建國

摘 要：分析了多產(chǎn)異構(gòu)烷烴的催化裂化工藝技術(shù)（MIP）改造后的主要問題，在現(xiàn)有設(shè)備條件下，創(chuàng)新操作思路，提高劑油比，同時(shí)應(yīng)用新技術(shù)，結(jié)果表明：待生劑氫碳比（H/C）降低，焦炭產(chǎn)率降低，液收增加，裝置摻渣能力明顯提升，長(zhǎng)周期運(yùn)行得到了保障；在汽油烯烴體積分?jǐn)?shù)提高4.00%的情況下，汽油辛烷值增加1.0個(gè)單位，整體上取得了良好的效果。

關(guān)鍵詞：催化裂化；低溫接觸；大劑油比；辛烷值

為了使全廠汽油滿足國Ⅲ車用汽油標(biāo)準(zhǔn)的要求，某1.4 Mt/a重油催化裂化裝置實(shí)施了增產(chǎn)丙烯、多產(chǎn)異構(gòu)化烷烴的清潔汽油生產(chǎn)技術(shù)（Maximizing Iso Paraffins-Cleaner Gasoline and Propylene，MIP-CGP）改造，采用配套CGP-C催化劑，實(shí)現(xiàn)一次性開車成功。裝置進(jìn)入正常生產(chǎn)后，按照工藝技術(shù)要求進(jìn)行了全面標(biāo)定。

1?標(biāo)定結(jié)果

標(biāo)定的原料油性質(zhì)與改造前的原料油性質(zhì)相近，個(gè)別差異主要表現(xiàn)在密度較大、殘?zhí)枯^低、飽和烴含量較低以及氮含量較低等方面，標(biāo)定整體原料比改造前輕。標(biāo)定混合原料密度、殘?zhí)烤陀谠O(shè)計(jì)值，密度、摻渣比、焦化蠟油質(zhì)量分?jǐn)?shù)（5.00%）均在保證值范圍內(nèi)。標(biāo)定時(shí)，平衡劑上的金屬Ni含量明顯升高，催化劑單耗高于改造前，新鮮催化劑單耗在1.0 kg/t左右，符合工藝包指標(biāo)要求，但高于改造前的催化劑單耗0.6 kg/t。標(biāo)定時(shí)，催化劑篩分0～40 μm的體積分?jǐn)?shù)達(dá)到了22.59%，細(xì)粉所占比例較大。為了使汽油的烯烴體積分?jǐn)?shù)降到30.00%以下，催化劑活性相應(yīng)提高到66.40%。

標(biāo)定與改造前操作參數(shù)的不同主要集中在提升管反應(yīng)器的溫度分布上。標(biāo)定時(shí)的提升管上部溫度為497.3 ℃，與改造前相比，提升管出口溫度高了5.1 ℃。改造前提升管出口溫度較低是由于當(dāng)時(shí)裝置為柴油、液化氣生產(chǎn)方案，而標(biāo)定時(shí)裝置為汽油生產(chǎn)方案。計(jì)算得到的第二反應(yīng)區(qū)重時(shí)空速為21.6 h^-1，對(duì)轉(zhuǎn)化率、產(chǎn)品分布和汽油族組成有重要的影響。標(biāo)定摻渣比（減壓渣油占原料的百分?jǐn)?shù)）與改造前相近，均在60.00%左右。從這一點(diǎn)看，當(dāng)汽油烯烴體積分?jǐn)?shù)控制在30.00%左右時(shí)，改造后渣油摻煉能力與改造前相近。另外，焦炭的收率因轉(zhuǎn)化率和深度提高而有一定程度的提高。

與改造前的產(chǎn)品分布相比，在原料油變化不大的情況下，標(biāo)定的干氣產(chǎn)率降低；液化氣產(chǎn)率提高；丙烯對(duì)原料的產(chǎn)率提高，達(dá)到了5.86%；汽油產(chǎn)率提高；輕柴油產(chǎn)率降低；油漿產(chǎn)率降低；焦炭產(chǎn)率略有提高；總液體收率（液化氣+汽油+輕柴油）提高。柴油產(chǎn)率降低是反應(yīng)深度提高造成的。標(biāo)定時(shí)，液化氣中的丙烯對(duì)原料的產(chǎn)率提高幅度較大；改造后，在較低的反應(yīng)溫度下即可達(dá)到較高的轉(zhuǎn)化率，使高附加值的總液體收率提高。

汽油烯烴體積分?jǐn)?shù)可降至30.00%以下，這在常規(guī)催化條件下較難達(dá)到。標(biāo)定時(shí)，汽油研究法辛烷值（Research Octane Number，RON）較改造前略低，標(biāo)定原料飽和烴含量高于設(shè)計(jì)值，而芳香烴含量明顯低于設(shè)計(jì)值。從這一點(diǎn)來看，相比于石蠟基原油，該技術(shù)更適用于環(huán)烷基原油的二次加工。另外，正常運(yùn)行期間有幾次分析數(shù)據(jù)穩(wěn)定汽油RON在90以上。在個(gè)別運(yùn)行數(shù)據(jù)中，穩(wěn)定汽油RON為90.1的同時(shí)，穩(wěn)定汽油烯烴體積分?jǐn)?shù)在29.80%，兩項(xiàng)數(shù)據(jù)同時(shí)達(dá)到設(shè)計(jì)值。汽油的硫含量變化不大；汽油誘導(dǎo)期明顯增加，標(biāo)定時(shí)大于1 000 min。

標(biāo)定柴油的密度較改造前增加了0.037 6 g/cm^-3，柴油十六烷值下降7個(gè)單位。柴油和原料油硫含量之比從改造前的0.61%提高到標(biāo)定的0.85%，增幅為39.00%。標(biāo)定油漿密度較改造前增加了0.107 1 g/cm^-3，標(biāo)定油漿氫含量較改造前有所降低。標(biāo)定在生產(chǎn)烯烴體積分?jǐn)?shù)為30.00%的汽油時(shí)，液化氣中的丙烯體積分?jǐn)?shù)達(dá)到了29.40%，較改造前提高了1.30%。標(biāo)定液化氣組成中的異丁烷/異丁烯值較改造前明顯提高，氫轉(zhuǎn)移反應(yīng)增強(qiáng)。標(biāo)定液態(tài)烴總硫含量高于改造前，改造后硫向液態(tài)烴轉(zhuǎn)移趨勢(shì)較為明顯，如表1所示。

2?存在的主要問題

2.1? 汽油RON低于設(shè)計(jì)值

改造前汽油RON為89.2，標(biāo)定的汽油RON為88.8，較改造前略有降低。雖然在調(diào)和條件允許的情況下，將汽油烯烴體積分?jǐn)?shù)控制在較高水平，如35.00%左右時(shí)，汽油RON可以達(dá)到90.0，但是汽油RON偏低仍是阻礙裝置提質(zhì)增效的突出問題。

2.2? 總液收低于設(shè)計(jì)值

MIP-CGP標(biāo)定的總液收（液化氣+汽油+柴油）為82.55%，與改造前相比上升明顯，但低于設(shè)計(jì)值83.50%，影響裝置效益。液收偏低的另一面就是焦炭產(chǎn)率提高，內(nèi)取熱器、外取熱器負(fù)荷的限制會(huì)影響裝置負(fù)荷。

2.3? 待生循環(huán)滑閥作用不明確

從開工以來的操作看，待生循環(huán)滑閥的作用對(duì)降低汽油烯烴含量的作用不明顯，而且待生循環(huán)線路易發(fā)生堵塞，斜管狹窄檢修處理難度大。另外，待生線路催化劑抽出口與待生循環(huán)線路抽出口距離較近，待生循環(huán)滑閥打開時(shí)易出現(xiàn)搶量的問題。

2.4? 密度顯示單位不統(tǒng)一

改造新上的密度表單位為kg/m³，一再頂旋分入口密度DR-103A、B單位為Pa，其他密度點(diǎn)單位均為kPa，操作上不便于對(duì)比觀察，只能通過單一數(shù)據(jù)前后的變化分析操作的變化，同時(shí)容易造成混淆；由于單位不是正常的密度單位，不便于通過數(shù)據(jù)對(duì)流化狀態(tài)進(jìn)行計(jì)算分析。

2.5? 長(zhǎng)周期運(yùn)行困難

改造后裝置兩次因沉降器內(nèi)脫落的焦塊堵塞待生斜管入口或卡住二級(jí)旋風(fēng)分離器翼閥而停工搶修，影響煉油廠整體運(yùn)行。

3?解決措施

3.1? 采用“低溫接觸、大劑油比”的理念

強(qiáng)化催化裂化反應(yīng)、抑制熱裂化反應(yīng)，進(jìn)而降低干氣、焦炭產(chǎn)率，提高輕質(zhì)油收率。Isocat技術(shù)和冷再生催化劑循環(huán)（Cold Regeneration Catalyst Circulation，CRC）技術(shù)等都是按此思想開發(fā)的技術(shù)。田文君[1]的研究中公開的近年整體引進(jìn)UOP工藝技術(shù)的3.5 Mt/a重油催化裂化裝置設(shè)計(jì)劑油比為7.0，標(biāo)定劑油比達(dá)到8.1，也支持這一思想。裝置改變了以往的運(yùn)行模式，在現(xiàn)有內(nèi)取熱器、外取熱器負(fù)荷允許的條件下，落實(shí)“低溫接觸、大劑油比”理念，抑制熱裂化反應(yīng)、促進(jìn)催化裂化反應(yīng)，從而提高產(chǎn)品的選擇性[2]。操作上降低二再密相溫度，將劑油比提高到7以上。調(diào)整前后的關(guān)鍵操作參數(shù)對(duì)比情況如表2所示。

3.2? 保持待生循環(huán)最小流通

如果將二反加粗，二反的重時(shí)空速會(huì)進(jìn)一步減慢，烯烴生成異構(gòu)烷烴和芳烴反應(yīng)的作用更能顯現(xiàn)。但在現(xiàn)有條件下，二反加粗、取消待生循環(huán)線路無法實(shí)現(xiàn)。調(diào)研其他同類型裝置發(fā)現(xiàn)，待生循環(huán)線路均保持最小流通量甚至故意堵死。最終根據(jù)待生循環(huán)滑閥關(guān)死點(diǎn)開度確定保持待生循環(huán)滑閥最小流通量的開度在17.00%，可以有效避免堵塞并發(fā)揮其作用。

3.3? 統(tǒng)一密度顯示單位

由兩器密度的計(jì)算公式得知密度的轉(zhuǎn)換是線性的。因此，只要在分散控制系統(tǒng)（Distributed Control System，DCS）上根據(jù)每個(gè)測(cè)量表的具體情況對(duì)密度點(diǎn)測(cè)量范圍進(jìn)行修改，即可改變密度單位。在DCS上對(duì)單位為kPa或Pa的密度表進(jìn)行修改，統(tǒng)一為kg/m³，使其成為真正的密度表，這樣的修改不增加系統(tǒng)負(fù)荷，不影響冗余不足的操作系統(tǒng)運(yùn)行。近年來新建的催化裂化裝置均采用DCS直接顯示密度的方式，說明其更具優(yōu)勢(shì)。通過論證，在DCS上修改密度點(diǎn)測(cè)量范圍，將密度點(diǎn)單位統(tǒng)一為kg/m3是可行的，可以使觀測(cè)操作數(shù)據(jù)更加直觀，更易觀察裝置的流化狀態(tài)，方便數(shù)據(jù)的計(jì)算分析。

3.4? 應(yīng)用新技術(shù)避免沉降器稀相結(jié)焦

經(jīng)過調(diào)研，應(yīng)用旋流快分系統(tǒng)（Super-Vortex Quick Separator，SVQS）可有效實(shí)現(xiàn)油劑快速分離，縮短油氣在沉降器內(nèi)的停留時(shí)間，改善產(chǎn)品分布，減少油氣返混，緩解系統(tǒng)結(jié)焦，提高液體收率。裝置應(yīng)用SVQS和高效汽提系統(tǒng)（Multi-Stage Circulation Stripper，MSCS）進(jìn)行了改造。

4?運(yùn)行效果分析

4.1? 物料平衡核算

經(jīng)過物料平衡核算，實(shí)施提高劑油比操作后干氣收率降低了0.23%，液化氣收率降低了0.58%，汽油收率提高了3.40%，柴油收率降低了1.91%。總液收為83.46%，與2009年相比提高了0.91%。應(yīng)用新技術(shù)后，焦炭產(chǎn)率降低了0.90%，液收提高了1.44%，待生劑H/C降低了20.62%，裝置摻渣能力和加工負(fù)荷明顯提升。

通過熱平衡計(jì)算發(fā)現(xiàn)，應(yīng)用新技術(shù)后，焦炭燃燒熱為133.34 MW，顯著低于應(yīng)用新技術(shù)前的焦炭燃燒熱145.09 MW。

4.2? 汽油性質(zhì)

實(shí)施提高劑油比操作后，穩(wěn)定汽油RON變化趨勢(shì)如圖1所示。從圖1可以看出，與2009—2010年相比，2012—2015年穩(wěn)定汽油RON明顯提高，平均值提高1.0個(gè)單位。雖然從經(jīng)濟(jì)性上考慮，2012—2015年汽油烯烴體積分?jǐn)?shù)控制在37.00%左右（汽油烯烴體積分?jǐn)?shù)平均為37.80%），與2009—2010年汽油烯烴體積分?jǐn)?shù)相比高4.00%，但是落實(shí)“低溫接觸、大劑油比”理念的收效還是比較顯著的。

4.3? 長(zhǎng)周期運(yùn)行情況

實(shí)施SVQS和MSCS改造后，裝置未出現(xiàn)沉降器焦塊脫落導(dǎo)致停工的問題，裝置長(zhǎng)周期運(yùn)行得到了有效保障。檢修打開沉降器觀察結(jié)焦情況發(fā)現(xiàn)，只有頂旋頂部等局部輕微結(jié)焦；處理裝置事故時(shí)可以順利建立流化，縮短了恢復(fù)時(shí)間。

5?結(jié)語

催化裂化裝置在現(xiàn)有煉油流程中仍有一席之地，具備應(yīng)用新技術(shù)、創(chuàng)新操作方式、匹配先進(jìn)催化劑的廣闊空間，持續(xù)做好長(zhǎng)周期運(yùn)行、提高目的產(chǎn)品收率，可以為企業(yè)增加效益。

[參考文獻(xiàn)]

[1]田文君.UOP工藝技術(shù)在3.5 Mt/a重油催化裂化裝置的工業(yè)應(yīng)用[J].煉油技術(shù)與工程，2012（5）：17-21.

[2]孟凡東，黃延召，王龍延，等.低溫接觸/大劑油比的催化裂化技術(shù)[J].石油煉制與化工，2011（6）：34-39.