重油催化装置沉降器防结焦措施--范钦臻

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1、2012年第2期抚顺石化6抚顺石化重油催化装置沉降器防结焦措施范钦臻（中国石油抚顺石化公司）摘要：催化裂化是石油加工重要的加工手段，将石油馏分中的高沸点、高分子量的碳氢化合物转化为有更高价值的汽油、柴油和其它有用产品。随着原料性质的逐渐变差，结焦问题成为影响催化裂化装置长周期运行的关键因素。针对催化裂化装置结焦问题，本文介绍了中国石油抚顺石化分公司石油二厂1.7Mt／a重油催化装置的情况，并分析沉降器结焦部位和结焦机理，找出结焦的影响因素，并提出相应的对策，优化操作条件，保证了装置的长周期运行。关键词：渣油催化裂化结焦沉降器运行2012年第2期

2、抚顺石化6前言世界上有400多家炼油企业拥有催化裂化装置，处理这些炼油企业近三分之一的炼油加工量[1，2]，我国FCC装置已达一百余套，加工量超过1亿吨，因此催化裂化装置是我国原油深度加工最重要的手段。随着催化裂化原料的重质化和劣质化，尤其是高硫、高酸性、高碱性氮原料，催化裂化装置沉降器内油气结焦问题日益严重，已经成为影响装置长周期运行的主要障碍之一[3,4]。目前世界最大的渣油催化裂化装置为425万吨/年，我国国内最大的催化裂化装置已达到350万吨/年，催化裂化是炼厂进行二次加工非常有效的手段，因此催化裂化装置是炼油厂的核心装置,催化装置的长

3、周期运转是世界各国炼油厂共同努力的方向。抚顺石化分公司石油二厂1.7Mt／a重油催化裂化装置于2000年8月12日建成投产，设计处理量为1.5Mt／a。装置反应器与再生器同高并列，再生器为重叠，逆流，两段再生。2004年5月进行汽油降烯烃改造，新增辅助降烯烃提升管与新分流塔。2010年进行MIP-CGP改造，扩能至1.7Mt／a，提升管器外部分进行更换，新增第二反应区，采用新型预提升技术，再生器仍采用两段、逆流、重叠再生型式，同时拆除降烯烃烯烃与新分馏塔系统。待生催化剂管有折转提升结构。反应提升管出口为4组粗旋风分离器（粗旋），粗旋升气管出口设

4、有水平档板，4组顶旋；沉降器顶部设有防焦蒸汽。提升管有效长度为42.87米，从下往上依次为混合原料喷嘴（6组）、回炼油喷嘴(4组)、油浆喷嘴（2组）、急冷水喷嘴（2组）和急冷油喷嘴（2组）。通过几年的生产运行发现结焦易发生在提升管、沉降器顶部、沉降器内旋风分离器、大油气管线、分馏塔底以及油浆系统等部位。有资料显示，结焦问题占到我国催化裂化装置非计划停工的50%以上，是催化裂化装置长周期运行的主要影响因素之一。其中沉降器结焦的危害严重，会导致装置非正常停工，直接影响催化装置的长周期安全运行和炼油厂的经济效益，如何减缓或避免结焦，延长催化裂化装置生

5、产周期已经成为各大炼厂亟待解决的课题。本文对结焦机理、结焦影响因素、降低结焦改进措施进行探讨，防止结焦工作是一项系统性工程，涉及多部门协调工作，作为技术人员应该重视防结焦的新技术、新工艺、新材料，提高生产运行与管理水平，此进行总结,在工艺、设备上进行了许多改进,如采用高效进料喷嘴、合理控制进料温度、提升管出口注终止剂、降低回炼比、增加沉降器防焦蒸汽量、采用高效（分段）汽提技术、改进提升管预提升段设计、严控塔底不超温（350℃以内）、严控钝化剂加入量等,采用有效措施使制约反应-再生系统长周期运行的结焦问题有所缓解。1沉降器结焦情况概述2012年第

6、2期抚顺石化6沉降器是RFCC装置反应再生系统的重要组成部分，其主要作用是将反应油气与催化剂分离开来，并将待生催化剂导入再生器进行烧焦再生，反应油气经大油气管线进入分馏塔进行组分切割。沉降器能否正常工作直接影响反应再生系统的压力平衡和物料平衡。随着RFCC装置掺渣比的不断提高，沉降器结焦情况越来越严重。压力波动或温度变化(如切断进料、停工流化、再生器闷床等)使得沉降器顶部的焦块脱落，堵塞沉降器汽提段和旋分器料腿，轻则导致催化剂循环不畅或催化剂大量跑损，重则导致催化剂循环中断，装置被迫停工。沉降器发生结焦后，由于积碳严重的器壁与未积碳的器壁热传递

7、速率有差异，所以沉降器顶部的器壁存在着较大的温差，由温差引起的沉降器的应力有可能导致器壁变形。2沉降器结焦机理分析目前，对重油催化裂化装置的结焦原因探讨很多，归纳起来可以分为以下三种结焦机理。2.1液相重组分高温缩合机理季根忠等[5]提出催化裂化结焦可能的假设模型：原料中的重组分未能充分气化，而以液相形式粘附在催化剂颗粒的表面，就会很容易粘附在沉降器器壁上形成结焦中心。在高温条件下发生缩合反应结焦。根据实验室模拟计算渣油沸程，未气化的液相部分在重油原料中占50%以上。重油中的胶质和沥青质绝大部分存在于577℃以上的馏分中，而提升管中剂油混合点温

8、度一般在560℃以下，故此类物质喷到催化剂表面时多以液态存在。另外，胶质、沥青质含极性物质越多，越难挥发气化，越易分解和缩合，有明显的生焦倾向。2.2