提高渣油加氢装置运行周期技术方案.docx
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提高渣油加氢装置运行周期技术方案
提高渣油加氢装置运行周期技术方案
随着原油重质化、劣质化趋势的加剧,市场对轻质油品需求的不断增加以及环保法规的日益严格,重油尤其是渣油的高效转化和清洁利用成为世界炼油工业关注的焦点。
渣油加氢是解决重油深加工最合理也最有效的方法。
目前,世界上渣油加氢工艺有四大类,即固定床、沸腾床(又称膨胀床)、移动床和悬浮床(又称浆态床)渣油加氢,已工业化的有固定床、沸腾床和移动床3种。
全球渣油加工能力中,约82%为固定床加氢处理。
固定床加氢技术成熟性最高,发展最快,装置最多。
国内固定床渣油加氢技术主要有引进UOP公司的ARDS,CLG公司的VRDS,UFR/VRDS,中国石化集团开发的S-RHT,RHT等。
固定床渣油加氢技术的优点是工艺成熟,产品收率高、质量好,脱硫率可以达到90%以上,工艺和设备结构简单,投资费用少,操作稳定。
固定床渣油加氢装置可以加工世界上大多数含硫原油和高硫原油的渣油,主要对残炭和金属含量有严格的要求,而对硫含量和氮含量的要求相对不太严格。
固定床渣油加氢技术主要用于催化裂化原料的加氢预处理,虽然转化率可以达到35%~45%,但由于要兼顾脱硫、脱残炭、脱金属和芳烃饱和的需要,所以一般转化率只有15%~20%。
此外,固定床渣油加氢技术还有以下两大缺陷:
(1)在劣质原料加工方面有一定的局限性。
为保证装置的运转周期,需要控制原料油的总金属含量<150μg/g,残炭<15%,沥青质含量<5%。
在处理高金属和高胶质、沥青质含量的原料时,催化剂结焦和失活较快,床层易被焦炭和金属有机物堵塞,产生压降和热点。
同时,固定床渣油加氢装置很难将高硫渣油的含硫量降至100~200μg/g(催化裂化装置需要生产含硫量<10μg/g的清洁汽油组分)。
(2)催化剂用量很大。
催化剂使用寿命短,无法及时更换催化剂,空速很低,运转周期较短(一般在12~15个月),所以工业应用的局限性很大[1]。
1固定床渣油加氢工艺技术的进展
固定床反应器前加上UFR和PRS保护反应器技术,是固定床渣油加氢技术的重要进展。
由于固定床加氢反应器的第一个床层容易堵塞,产生压力降,影响装置操作周期。
为了克服固定床对原料要求较高的缺点,通常会在主反应器前加设PRS可切除、可切换保护反应器或上流式反应器(upflowreactor,UFR)。
CLG公司的UFR工艺和IFP公司的Hyval工艺提高了固定床对原料的适应性,可加工杂质含量较高的原料油,大大延长了操作周期。
UFR工艺是一种上流式固定床加氢技术,反应物流自下而上,使催化剂床层轻微膨胀,从而解决了常规固定床反应器初末期压力降变化大的问题,2000年首次实现工业化。
目前采用UFR技术的工业装置有3套,总加工能力达19.35Mt/a。
Hyval工艺(图1)采用一个互换式保护反应器系统(permutablereactorsystem,PRS),可以处理金属含量达350μg/g的原料油。
两台带有连锁装置的保护反应器可以轮换操作,并可以快速装卸催化剂。
通过特殊的高压切换阀,可以使这两个保护反应器在装置运转中变换操作方式,如单独、串联(或并联)使用。
当一台保护反应器内的催化剂失活后,可在运转中切换至另一台保护反应器,而装置无需停工。
韩国双龙炼油厂的渣油加氢装置是最早、也是最具代表性的采用PRS技术的渣油加氢装置,该技术可加工100%减压渣油,装置已成功运行10余年,并且进行过超过10次的催化剂切换工况。
目前有7套采用Hyvahl技术的工业装置在运转,处理量为18.50Mt/a,还有3套装置在设计建设中,规模约为4.0Mt/a。
图1Hyvahl工艺流程图
UOP公司的固定床加氢技术在保护反应器与主反应器之间增设旁路,如图2所示,旁路上的阀门可以控制保护反应器的流量,确保其温度高于脆化温度。
UOP公司对高杂质含量原料的固定床加氢处理技术使用两床层保护反应器;其内部气体旁路如图3所示,可最大限度利用保护床层的催化剂、最大限度减小压力降的增加;与保护反应器催化剂替换系统相比更有效,且更具有经济性。
图2带旁路的保护反应器示意
图3高杂质原料的保护反应器示意
中国石化石油化工科学研究院(以下简称石科院)开发了高效的重油加氢处理技术(RHT)及其与催化裂化双向组合新技术(RICP)。
RICP技术利用常规重油加氢与催化裂化组合工艺的便利条件,通过改变HCO的循环方式,如图4所示,将催化裂化原来自身回炼的HCO改为循环到重油加氢装置,与重油原料一起加氢后再返回催化裂化装置进行转化,使HCO在重油加氢和催化裂化两套装置间循环。
该技术方案以最简捷方式,有效并且低成本地解决了传统重油加氢与催化裂化组合工艺存在的技术难题。
中试结果表明,采用RICP技术,在重油加氢原料中加入20%HCO,可降低加氢催化剂上积炭量,提高加氢催化剂整体性能,有效促进重油加氢脱杂质反应,为下游催化裂化提供更优质进料,从而使催化裂化总液体产品(汽油+柴油+液化气)收率提高3个百分点。
图4加氢处理与催化裂化双向组合技术(RICP)工艺流程示意
中国石油天然气股份有限公司发明了一种劣质重油、渣油加氢处理方法,重油和/或渣油原料先经过浆态床进行预处理,气液分离后,液相产物再经固定床加氢改质,其中,浆态床加氢预处理部分包括一个直筒式浆态床预处理反应器和浆态床加氢催化剂;固定床加氢改质部分所用反应器按先后次序主要包括:
两个并联的上流式脱铁脱钙反应器,一个上流式脱金属反应器,一个固定床脱硫反应器,一个固定床脱氮反应器。
这种方法既能提高催化剂加氢脱杂质能力,又延长装置运行周期。
这种方法可以处理高硫、高金属含量、高沥青质的劣质重油、渣油,转化率在30%~80%,能够有效减缓反应器压降的上升速度,从而实现装置的长周期运转。
其组合工艺示意见图5。
图5浆态床-固定床组合工艺流程示意图
2固定床渣油加氢工程设备的进展
2.1发展催化剂级配装填技术和密相装填技术
为提高催化剂的利用率和床层空隙率,同时降低床层的压降,Chevron公司、Albemarle公司、荷兰Topsøe公司开发了专利催化剂级配装填技术。
根据催化剂的物理形状、大小和催化反应功能的不同,顺序装填顶层催化剂,以解决顶层堵塞问题[2]。
Topsøe公司的催化剂级配技术使得炼油厂在采用高活性加氢处理催化剂时不会因压降问题导致过早停工。
Topsøe公司设计了大约20种床层级配材料,目的是增加催化剂床层上部各层的空隙体积。
表2是HaldorTopsøe公司典型的催化剂床层级配方案。
在该体系中,原料油中颗粒较大的杂质在大空隙率的顶床层中沉积,而颗粒较小的杂质分散于其下面的床层中。
这使得催化剂床层堵塞和压降升高的可能性降至最低。
HaldorTopsøe公司的催化剂级配技术已用于全球数百套加氢处理装置。
IFP公司开发了CatapacTM催化剂密相装填技术。
Catapac技术主要通过轻型的高速装填机来确保催化剂的安全快速装填,采用Catapac技术可使催化剂均匀分布于整个床层。
对于给定的反应器容积,Catapac技术能够将催化剂的装填量提高20%,与传统密相装填技术相比,Catapac装填方法较为温和,能够减少催化剂的断裂和粉碎。
Catapac技术的应用已超过500次,催化剂装填总量超过1万吨。
表1HaldorTopsøe公司的典型催化剂床层级配方案
2.2在装置大型化上取得重要进展
CLG公司将在科威特国家石油公司建设世界上最大的3套渣油加氢处理装置,每套装置能力达到11万桶/天。
这3套装置将采用UFR技术,每套装置采用两个反应器,共用一个分馏装置,相当于单个反应器的能力达到5.5万桶/天。
出于投资方面的考虑,单系列最大加工能力是各国外专利商的追求目标。
单系列最大处理能力取决于工艺流程设置、高压静设备机加工水平和装置能耗指标。
CLG公司采用炉前混氢两相流换热流程,反应进料加热炉采用两路对称自然分配方案。
由于加热炉炉管压降的限制,单系列最大处理能力为2.4~2.5Mt/a。
在处理量较大的装置中,UOP公司采用单相换热、混相反应进料加热炉,各炉管流量靠调节阀调节,炉管可采用4路,因而解决了炉管压降过高的问题,其单系列最高处理量为2.8~3.0Mt/a,但该方案增加了高压换热器的台位数和总面积。
2.3Genoil公司开发加氢转化改质(GHU)技术
GHU技术克服了传统固定床反应器传质和传热不充分的缺点,使用专利混合设备使烃原料与氢气混合,实现较低温度和压力下的高转化率。
CHU工艺使用固定床反应器,缓和操作条件,其操作费用低于其他加氢转化工艺。
该技术已经进行工业演示。
在加拿大Alberta省Genoil重油改质装置的试验结果已达到生产合成原油的要求。
试运转结果表明脱硫率达到91.6%,脱氮率达到45.9%,脱金属率达到86.4%。
2.4固定床内构件等技术不断完善
反应器大型化以后,内构件的先进适用性将更加重要。
国外各大石油公司最近几年在加氢反应器内构件的研究改进和完善方面都取得了一些重要进展。
Shell公司开发的加氢反应器内构件可提高装置处理能力30%~40%,高效HD分配盘使反应器床层顶部物流分布均匀性由10%~20%提高到80%;超平流挡板(UFQ)占用空间小,使反应温度分布更均匀。
Shell反应器内构件目前已用于350多套新建或改造的炼油装置。
Topsøe公司加氢反应器内构件可使反应器顶部床层温差控制在<±5℃,急冷段下游床层入口处径向温差<±1℃。
Topsøe公司的反应器内构件已用于全球240套以上的加氢装置。
UOP公司开发了UltraMixTM加氢反应器内构件。
UltraMixTM降低了床层径向温差,降低了对床层水平度的要求,保证气/液分布均匀,减少零部件数量,方便维修,改善急冷混合状况,降低内构件高度及提高催化剂利用率和装填量;床层径向温差可控制在<3℃,馏分油收率提高2%。
目前已用于300多套工业装置。
CLG公司开发了新型ISOMIX®系列反应器内构件,采用设计独特的混合箱,可使催化剂床层之间的物料更加完全地混合、急冷和平衡,防止温度或者浓度分布不均,高效喷嘴可在催化剂表面形成更加均一的气液分布,在气-液喷雾状态良好的条件下,催化剂达到完全浸湿所需的床层厚度有所减小,催化剂利用率提高,同时增强了分配盘的耐用性,避免其在运行过程中出现非正常状况。
2.5国内工程设备水平
SEI开发了一系列渣油加氢单系列处理量最大化的技术,针对渣油加氢单位高度催化剂床层温升较低的特点,减少催化剂床层数量可有效降低反应器的总质量及操作的复杂度。
SEI在气液混合理论分析和CFD模拟计算基础上,创新开发了针对渣油加氢特点的反应器内构件技术,强化了混合效果,有效改善了反应器的径向温差分布,提高了催化剂的利用率,在满足分配均匀的前提下单床层催化剂高度最高可达19m,从而减少了反应器的尺寸及催化剂用量。
SEI还开发出高压部分的换热器并联设置方案,混氢及原料经调节阀分别分成两路进料,两路进料再靠对称分配进入四路炉管,反应产物对称分配成两路去换热器。
此方案在目前成熟的加热炉两路自然对称分配的基础上发展而成,克服了加热炉四路靠完全对称分配的风险,解决了制约渣油加氢装置大型化所带来的高压换热流程的问题,该方案在反应系统同等压降的前提下比国外某公司的方案节省换热面积约30%。
SEI优化的高压空冷配置方案——高压空冷器靠自然对称分配,其配置数量应是2的指数。
装置大型化后,虽然空冷器设置16片在理论上可行,但从投资及操作可靠性上考虑,每组空冷器设置最多不宜超过8片。
渣油加氢高压空冷器的材质一般选用INCOLOY825,因此装置大型化后减少空冷器的数量对节省投资十分关键。
开发出了两组空冷器串联布置再分离方案、两组空冷器之间分离方案以及上述两种方案的组合方案,减少高压空冷器4~6片,大大减少了高压空
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