重油催化裂化装置主要技术方案

1、重油催化裂化装置主要技术方案1.1 工艺技术路线采用多产丙烯技术采用多产丙烯技术，在降低汽油中的烯烃含量的同时，增加液化石油气特别是丙烯的产率。采用增产丙烯专用催化剂为满足本装置生产低烯烃汽油的要求，设计考虑采用增产丙烯专用催化剂。重油原料雾化采用CS型高效喷嘴CS型喷嘴具有雾化效果好、焦炭产率低、轻质油收率高、操作平稳等特点，可以充分满足工艺过程的要求，且在一定程度上可降低蒸汽消耗。反应再生系统采用LY型高效旋风分离器从维持反再系统平稳操作，减少催化剂自然跑损的角度出发，反应再生系统中旋风分离器均采用分离效率高的LY型旋风分离器。采用高效汽提技术提高汽提效果对降低再生器烧焦负荷有很大好处。本设计重油沉降器及汽油沉降器采用了高效汽提技术并对汽提段进行特殊设计，以改善汽提蒸汽与待生催化剂的接触，提高汽提效果。1.2 工艺技术特点1.2.1采用同轴式两器型式本设计重油沉降器与再生器采用同轴式两器布置。该两器型式具有技术先进、操作简单、抗事故能力强、能耗低及占地少等特点。1.2.2再生工艺方案再生方案的选择以满足降低再生催化剂的定碳、使催化剂性能得以充分恢复，同时避免采用过于苛刻的再生条件，

2、有利于保护催化剂活性为前提。本装置采用单段逆流再生，催化剂定碳0.1%。该技术由以下几种单项技术组成：采取加CO助燃剂的完全再生方案采用该方案后，平均氧浓度的提高可使再生剂含碳明显降低，特别对于单段再生其效果更加明显。采用较低的再生温度较低的再生温度有利于提高剂油比并保护催化剂活性，为反应原料提供更多的活性中心。采用逆流再生通过加高待生套筒使待生催化剂进入密相床上部，并良好分配，然后向下流动与主风形成气固逆流接触，有利于提高总的烧焦强度并减轻催化剂的水热失活。采用待生催化剂分配技术在待生套筒出口配置特殊设计的待生催化剂分配器，使待生剂均匀分布于再生密相床上部，为单段逆流高效再生提供基本的保证。采用高床层再生。设置较高的密相床层，这不仅可提高气固单程接触时间，而且有利于CO在密相床中燃烧，并提高催化剂输送的推动力。采用改进的主风分布管主风的分布好坏直接影响再生器的流化质量，从而影响烧焦效果。单段再生的再生器直径较大，因此，主风的分布好坏尤为重要。为改善流化质量，采用改进的主风分布管。1.2.3 反应部分工艺技术特点(1)采用双提升管、双沉降器设计。(2)采用特殊设计的重油提升管预提升段，

3、将再生催化剂与汽油待生催化剂混合，以降低再生剂温度提高剂油比。(3)重油提升管原料油喷嘴选用特殊设计、雾化效果好、经过实际应用证明效果良好的CS型喷嘴，采用适宜的原料油预热温度，尽可能降低原料进喷嘴的粘度，确保原料的雾化效果及油剂接触效果。(4)两根提升管分别采用优化的反应时间设计，为降低汽油烯烃、多产丙烯创造良好的条件。(5)重油提升管后部设有终止剂（正常情况下不投用），控制反应出口温度。(6)两根提升管出口设快速终止反应设施，提升管出口设置粗旋快分使油气与催化剂快速分离，粗旋升气管与沉降器单级旋分器入口软连接，以达到快速终止二次反应，减少反应油气在沉降器的停留时间从而减少二次反应和热裂化反应的发生，同时提高旋分效率，减少催化剂的跑损。(7)汽提段采用高效汽提技术：其中汽油汽提段采用填料式高效汽提技术。采取上述措施使得催化剂在从进入提升管至离开沉降器汽提段的整个过程中均处于优化状态。通过予提升段尽可能地使催化剂流动均匀。采用高效雾化喷嘴使催化剂与良好雾化并均匀分布的原料油雾滴接触，达到瞬间汽化、反应的目的。使用粗旋升气管与单级旋分对口软连接技术可以减少过度裂化及热裂化反应，使反应油气

4、在高温区的停留时间尽可能缩短。加之完善的汽提设施，从而达到提高轻质油收率，降低干气、焦炭产率之目的。1.2.4合理采用内、外取热技术置一台气控外循环取热器。该取热器不设滑阀而是通过调节流化风或提升风量来达到调节取热量、控制再生温度的目的，具有结构简单、运行可靠等特点。外取热器取热管采用肋片管，具有传热系数高、设备结构紧凑、抗事故能力强(取热管断水不易破裂漏水)等优点。外取热水系统采用自然循环方式，节省动力，运行可靠。1.3 主要工艺计算汇总1.3.1反应部分工艺操作条件见表5-1。1.3.2再生部分工艺操作条件见表5-2。1.3.3重油再生线路压力平衡汇总见表5-3。1.3.4重油待生线路压力平衡汇总见表5-4。1.3.5汽油再生线路压力平衡汇总5-5。1.3.6汽油待生循环线路压力平衡汇总表5-6。1.3.7塔类设备计算汇总表5-7。1.3.8冷却换热设备计算汇总表5-8。表5-1 反应部分主要操作条件和计算结果序号项 目单位设计数据备注一重油提升管1原料油预热温度2002反应温度5203沉降器顶压力MPa(绝)0.314回炼比0.15反应时间s3.936再生催化剂循环量t/h835

5、7汽油管反待生剂循环量t/h2258剂油比(对总进料)9.649粗旋入口线速m/s16.510单级旋分入口线速m/s19二汽油提升管1进料温度452反应温度5503沉降器顶压力MPa(绝)0.324反应时间s2.715粗旋入口线速m/s16.56单级旋分入口线速m/s197再生催化剂循环量t/h2258剂油比11.23三重油汽提段1催化剂总循环量t /h10602质量流速t/（m2.h）172四汽油汽提段1催化剂总循环量t /h2252质量流速t/（m2.h）158表5-2 再生部分主要操作条件和计算结果序号项 目单 位设计数据备 注1再生器密相温度6902再生器顶压力MPa(绝)0.353烟气过剩氧v%1.04主风总量Nm3/min22625一级旋分入口线速m/s206二级旋分入口线速m/s22表5-3 重油再生线路压力平衡汇总序号项 目单 位数 据备 注1推动力1)再生顶压MPa0.352)再生稀相静压MPa0.0043)再生密相静压MPa0.02524)再生斜管静压MPa0.0385合 计MPa0.41772阻 力1)沉降器顶压MPa0.312)粗旋压降MPa0.00753)提升

6、管总压降MPa0.064)再生滑阀压降MPa0.0402合 计MPa0.4177 表5-4 重油待生线路压力平衡汇总序 号项 目单位数 据备 注1推动力1)沉降器顶压MPa0.312)沉降器稀相静压MPa0.00033)汽提段静压MPa0.05524)待生立管静压MPa0.07合 计MPa0.43552阻力1)再生顶压MPa0.352)再生稀相静压MPa0.0043)再生密相静压MPa0.00984)待生立管套筒静压MPa0.030255)待生分配器压降MPa0.076)待生塞阀压降MPa0.03445合 计MPa0.4355表5-5 汽油再生线路压力平衡汇总序 号项 目单 位数 据备 注1推动力1)再生顶压MPa0.352)再生稀相静压MPa0.0043)再生密相静压MPa0.0214)再生斜管静压MPa0.03675合 计MPa0.411752阻力1)沉降器顶压MPa0.322)粗旋压降MPa0.00753)提升管总压降MPa0.064)再生滑阀压降MPa0.03425合 计MPa0.41175表5-6 汽油待生循环线路压力平衡汇总序号项 目单位数 据备 注1推动力1)汽油沉降器顶

7、压力MPa0.322)汽油沉降器稀相静压MPa0.00053)汽油汽提段静压MPa0.0424)汽油待生循环管静压MPa0.08合 计MPa0.44252阻 力1)重油沉降器顶压力MPa0.312)重油提升管总压降MPa0.063)重油粗旋压力降MPa0.00754)汽油待生循环滑阀压降MPa0.65合 计MPa0.4425表5-7冷却换热设备工艺计算汇总序号流程编号设备名称介 质操作温度操作压力（绝）MPa流量热负荷kw对数平均温差温差校正系数重 量流 率Kg/(m2h)膜传热系 数W/(m2k)积 垢热 阻(m2k)/W传热系数W/(m2k)传热面积m2型 号折流板间距mm台数及联接方式备 注进口出口进口出口数量单位计算采用12345678910111213141516171819202122231E1201A-F分馏塔顶油气-热水换热器管程热水7077.3500000kg/h42179.40.8824290.0001732314552880RCBOS1300-1.6-480-6/25-6I2006台并联壳程分馏塔顶油气97.879.6107300kg/h4350.000172E1202A-L分馏塔顶油气空冷器管程分馏塔顶油气79.661107300kg/h5122310.9510050.000173875341560P93-4-130-1.57S-23.4/GJ-Ia12片6路并联壳程空气30403

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