沸腾床渣油加氢装置长周期稳定运转技术研究

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摘      要：介绍了目前国内外不同沸腾床渣油加氢技术特点及应用现状，就困扰装置长周期稳定运转的因素进行了分析，渣油在深度转化过程中因体系分相而造成的结焦是导致装置无法长周期运转的核心因素。综述了国内外技术专利商为解决上述问题所开发的措施，涉及工艺条件、工程设计、换热流程、设备选型、测量仪表、催化剂助剂、高芳烃稀释油注入等内容，并对这些措施的应用原理及实施效果进行简介。

关  键  词：沸腾床;渣油;结焦;稀释油;换热器

中图分类号：TQ051.1+1       文献标识码： A       文章编号： 1671-0460（2019）07-1603-05

Abstract： The characteristics and application of different ebullated bed residue hydrotreating technologies at home and abroad were introduced， and the factors affecting the long-term stable operation of the device were analyzed. It was found that the coking of residual oil caused by phase separation in the process of deep conversion was the core factor causing the failure of long cycle operation of the device. In view of this factor， the measures developed by domestic and foreign patent manufacturers to solve the above problems were summarized， including process conditions， engineering design， heat exchange process， equipment selection， measuring instrument， catalyst additives， high aromatic diluted oil injection， etc.， and the application principle and implementation effect of these measures were also introduced.

Key words：  Ebullated bed; Residue; Coke; Diluent oil; Heat exchanger

随着环保政策日益严格，延迟焦化、溶剂脱沥青等传统重油加工技术因污染大、液收低等因素发展受限，加氢技术逐渐得到越来越多炼油企业的青睐。按催化剂流动类型，通常渣油加氢技术可分为固定床、沸腾床以及悬浮床渣油加氢技术，其中，沸腾床渣油加氢技术因原料适应性强、液收高、技术成熟且能实现长周期运转等优点在国内外发展迅猛。

沸腾床渣油加氢技术国外主要有Axens的H-Oil技术及Chveron的LC-Fining技术，国内主要有中国石化抚顺石油化工研究院（以下简称抚研院）开发的STRONG沸腾床技术。H-Oil技术和LC- Fining技术基本相同，均在反应器底部设置高温高压循环油泵，依靠沸腾泵实现反应器内催化剂的流化，通过调节沸腾泵转速来调整催化剂膨胀的程度，将催化剂料面控制在一定的高度，实现液、固分离;在反应器顶部设置循环杯，用于实现气、液分离，同时降低催化剂被携带出反应器的风險。两者主要区别在于H-Oil技术为外置沸腾泵，LC-Fining技术则为内置沸腾泵。截止目前，已建和在建的LC-Fining工业装置共19套，总加工能力约85 Mt/a;已建和在建的H-Oil工业装置共16套，总加工能力约60 Mt/a，其中国内采用国外沸腾床技术新建及在建装置如表1所示。

抚研院开发的STRONG沸腾床技术与国外技术最大的区别在于取消了高温高压循环油泵和循环杯，STRONG沸腾床技术采用微球形催化剂及具有特殊结构的反应器内构件，仅通过气液流速调节即可以实现催化剂的全返混及气、液、固三相分离，在降低设备投资的同时大幅提高了装置的可靠性。目前采用STRONG沸腾床技术建设及在建的工业装置如表2所示。

沸腾床渣油加氢技术因原料适应性强、轻质油收率高、操作模式灵活等优点而备受企业青睐，如何实现装置长周期稳定运行至关重要，通过对已经工业化的沸腾床渣油加氢装置实际运行情况分析，发现存在诸多影响沸腾床加氢装置稳定运转的因素，其中最为重要的原因为渣油在深度转化过程中因体系分相结焦而导致的设备堵塞等。实际工业运转装置停工原因统计发现：反应器、级间分离器、热低分、常减压塔底部、减压炉及减底换热器等部位易结焦，是导致装置非正常停工的重点区域，工业装置易结焦区域分布参见图1。

渣油胶体稳定性一般取决于体系的结构、组成以及外部环境的条件的变化，例如通过加热改变温度和停留时间，外部环境的变化能够改变渣油的组成结构，从而影响渣油体系的相分离特性。渣油的组成一般采用四组分分离方法，分为饱和分、芳香分、胶质和沥青质，其中胶质又可以分为胶质轻组分、胶质重组分。在稳定的渣油体系中，胶质重组分与沥青质构成混合胶束，芳香分与胶质轻组分构成了分散介质，胶束与分散介质处于动态平衡。在这个平衡体系中，沥青质组分构成了胶体的胶核，在沥青质的周围吸附着胶质组分，芳香分组分作为溶剂，起到分散作用，而过多的饱和分组分的存在不利于胶体体系的稳定[1]。渣油大分子经过沸腾床加氢裂化反应后，组成及结构发生显著变化，一方面芳香分及胶质加氢饱和变为饱和分，另一方面，沥青质因胶质及芳香分加氢饱和而逐渐从胶团中脱离出来，体系胶溶沥青质的能力下降，由于沥青质本身具有自缔合特性，析出的沥青质集聚在一起逐渐变大，最终会在体系中沉积下来，继而结焦，造成后续设备或管线的堵塞（图2）。

为避免或延缓体系结焦，尽量延长装置的运转周期，技术专利商、设计单位及生产企业从工艺条件优化、工艺流程设计、设备仪表选型等方面提出相应的解决措施。

2  防结焦技术及措施

2.1  改善工艺条件

2.1.1  渣油原料中掺入高芳烃组分

从上述的渣油胶体体系稳定性理论中可以发现，增加胶质与芳香分可以提高渣油胶体体系稳定性。通过向原料中添加高芳烃组分油，例如芳烃车间的重芳烃（HA）、催化轻、重循环油（LCO、 HCO）、催化油浆等高芳烃含量的稀释油可以减少沥青质沉淀，提高渣油胶体体系的稳定性。相关研究表明[2]各组分对提高渣油胶体稳定性的效果为：催化油浆> HCO > LCO > HA。各炼厂可根据自身的生产结构选择适宜的掺炼组分。同时，相关实验证明掺入5%左右的高芳烃组分经济性最优。高芳烃组分不仅可以掺入原料中，也可考虑掺入后续流程中的热低分、常压塔、减压塔等部位[2]。

2.1.2  控制适宜的转化率

沸腾床渣油加氢高转化率操作的极限是各项产品指标符合要求，确保设备不结焦，装置能够长期稳定运转。由上所述可知，随着转化率提高，胶质与芳香分比例减少，饱和分增加，对未转化沥青质的溶解能力下降，且由于未转化沥青质的结构在加氢反应过程中发生缩合，沥青质组分的芳香度和缩合指数增加，结焦风险变大。金陵石化5万t/a STRONG沸腾床渣油加氢示范装置在实验期间采用抚研院开发的不稳定性参数法对渣油体系的稳定性进行了跟踪分析，整个试验过程中加氢生成油的稳定性随加氢转化深度的变化趋势如图3所示。

该检测体系不稳定性参数法是基于渣油胶体稳定性理论，借助光学原理来判断体系的稳定性。体系抗稀释能力越差，对应不稳定性参数越大，反之，则越小。由图3可知，在转化率较低时，渣油体系相对比较稳定，随着转化率提高，体系中的饱和分含量增加，胶体不稳定性增加，对应的不稳定性参数变大，当转化率达到一定程度后，生成油中轻重组分开始分相，重组分在下部，轻组分在上部，此时采样已不具有代表性，只能采到上部的轻组分，从不稳定性曲线来看，体系稳定性出现“变好”的假象，实则体系已分相。

另外，根据国外沸腾床渣油加氢装置的运行经验，过高的转化率会导致渣油体系的不稳定性增加，减压等部位结焦明显。因此，从装置长周期运行的角度，为了减少装置结焦带来的风险和处理费用，在产品收率和质量满足生产要求的情况下，尽量控低转化率[3-7]。

2.1.3  采用助剂HCAT

HCAT催化剂助剂是由HTI公司发明的一种能够降低催化剂结焦，提高渣油加氢转化率的液体催化剂。HCAT催化剂助剂采用蜡油稀释后加入到反应系统，HCAT开始裂化的反应温度为300 ℃左右，以硫化态的形式分散到反应物料中，裂化后的HCAT能够接近沥青质大分子，同时可将氢原子带至沥青质大分子上，促进沥青质分子发生加氢裂化反应，减少沥青质稠环芳烃之间的缩合，提高生成油的稳定性。

2.1.4  微界面强化技术

微界面强化技术是最近出现的一种新技术理念，其借助特殊设备将进入反应器的氢气由毫米级降至微米级，气液相界面及传质效率提高。据介绍采用该技术后，在达到相同转化效果下，可大幅降低反应压力及操作苛刻度，降低反应温度，有助于降低结焦风险，目前该技术尚未得到工业验证。

2.2  优化工艺流程

2.2.1  设置级间分离罐

渣油原料经沸腾床第一反应器加氢反应后会产生大量饱和烃，根据渣油胶体体系稳定性原理可知，饱和烃的存在不利于胶体体系稳定性，在两个沸腾床反应器之间设置级间分离罐可以将产生的富含饱和烃的轻质油及时移除反应系统，在避免轻质油继续深度裂化的同时，提高了进入二反的渣油体系的稳定性，降低了渣油胶体体系分相结焦的风险（图4）。

2.2.2  设置冲洗油和冲洗氢

沸腾床渣油加氢装置因加氢反应产物的不稳定性较低，后续流程的结焦风险大，尤其是与设备及工艺管道相连的测量仪表、控制阀、仪表引线等部位易出现结焦的现象，因此，工艺流程设计时须设置连续冲洗系统。一般重油经过的部位需设置蜡油冲洗，根据温度、压力的不同设置4种冲洗油：热高压冲洗油、热低压冲洗油、冷高压冲洗油、冷低压冲洗油。可能携带重油组分的气相管线上的压力指示、流量计等仪表引线设置氢气冲洗。另外，在工艺主流程上也需设置冲洗油，当装置停工或局部管路切出的时候，需要及时对管路及设备进行冲洗。

2.2.3  减压系统设置切除流程

减压塔进料加热炉及减压塔是沸腾床渣油加氢装置结焦的高危区域。沸腾床加氢反应产物经减压塔进料加热炉加热，缩合生焦趋势加剧，成为影响装置长周期运转的重要环节。H-Oil技术专利商结合多年生产运行经验，设置了减压系统切除流程，即在减压塔加热炉前设置一条旁路，在减压系统结焦严重时，将分馏塔底油通过该旁路直接送出装置。这样，便可在装置不停工的状态下对减压系统进行清洗处理，除焦后再将减压系统投入正常生产流程。

2.2.4  简化换热流程

装置设计时需要考虑重油系统换热流程，高温停留时间过长是导致体系结焦的外在客观因素，因此在设计时，分馏塔与减压塔间距、減压塔底油换热流程、原料油换热流程均应尽量简短，避免因流程过长造成管线内结焦。因此，需根据现场场地，合理布局各设备位置，尽量缩短重油的换热流程。

2.2.5  工艺主流程设置可切换过滤器

为避免结焦对主设备造成非计划停工，可在工艺主流程上设置可切换过滤器来拦截结焦物质。反应生成油在流经高低分、分馏塔、减压塔的过程中，轻重组分逐渐分离，每一次分离都会加重渣油胶体系统中的沥青质的聚集，形成结焦物。可分别在热低分液相出口、分馏塔及减压塔底、分馏塔及减压塔中段抽出等部位设置可切换的过滤器，监控过滤器压差，当压差上升至设定值后切换并清洗，避免结焦物沉积在塔盘、塔底泵入口等部位。

2.3  选择适应性较强的设备、仪表

2.3.1  换热器选型

减压塔底未转化油是渣油沸腾床加氢过程中剩余的最重组分，其富集了渣油加氢过程中可能存在的生焦前驱物，经分馏系统加热炉高温处理，其生焦倾向变大，工业运转结果表明减压塔底未转化油在进行换热时极易导致换热器结焦。换热器结焦会导致传热系数及换热效率下降，装置运转末期，换热器结焦会导致工艺介质换热温度难以达到设计要求，更严重的会堵塞设备和管道，造成装置非计划停工。因此，有必要开发抗结焦的高效换热器。

普通管壳式换热器由于折流板存在，存在很多死区，内部容易结焦，国外炼厂使用普通管壳式换热器的清焦频率为5～7天。目前阿法拉伐公司开发了一种螺旋板换热器，该换热器带有自冲洗功能，清洗周期约为1～3个月，换热器示意图见图5。螺旋板换热器为单通道自清洗换热器，采用整块钢板（板厚度为3～6 mm）卷制而成，板宽≤2 m，形成两个均匀的螺旋通道。单通道设计，特别适合于含有固体颗粒、浆料、易结垢的介质，在结垢部位流道变窄，流速增加，可带走沉积物，具有自清洁特性。目前此换热器在镇海炼化260万t/a沸腾床渣油加氢装置及恒力石化320万t/a×2沸腾床渣油加氢装置予以引用，具体效果有待验证。

另外，国内自主研发的缠绕管式换热器也具有较好抗结焦性能。缠绕管式换热器具有自清洁、不易堵塞，耐冲击性能好，逆流传热效率高，结构紧凑，占地小，管壳程可检修清洗等特点，但目前在渣油加氢装置尚没有工业应用业绩（图6）。

2.3.2  液位测量仪表的选择

沸腾床渣油加氢装置以劣质渣油为原料，加氢过程中易发生结焦现象，重油经过的塔和容器无法使用普通的液位测量仪表进行测量和观察，如玻璃板液位计、沉筒液位计、磁翻板液位计。对于高温重油部位，目前国外H-Oil技术使用较多的是放射源液位计、双法兰液位计以及鼓泡式液位计。放射源液位计精确度较高，但是抗干扰能力较差，周围出现探伤作业时需要加强防护，需重点关注带联锁的液位指示，根据需要及时按程序摘除联锁，防止联锁误动作。

3  结 论

沸腾床渣油加氢技术因原料适应性强、轻质油收率高、操作模式灵活等优点而备受企业青睐，实际运转过程中因渣油深度加氢转化体系容易出现结焦等现象。

为实现装置长周期稳定运转，需要从源头做起，结合减压渣油原料的生焦倾向评价，进行工业装置工艺流程设计、工艺条件优化、换热流程设置、换热器选型、高压冲洗油及冲洗氢设置、备用流程切换等操作，配套选用防结焦的测量仪表。

此外，装置运转过程可在线注入高芳烃稀释油或者催化剂助剂来减缓结焦，同时，生产运行过程中需要对加氢生成油稳定性进行跟踪分析，根据生成油稳定性情况灵活调整操作条件，多管齐下，真正实现装置长周期稳定运转。

参考文献：

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[4]姚国欣. 渣油沸腾床加氢裂化技术在超重原油改质厂的应用[J].当代石油石化，2008， 16（1）：23-43.

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