摘要：某石化公司催化裂解(DCC)装置外甩油浆的灰分含量为0.2%～0.3%，在输送管路中加入油浆脱灰助剂(比例为300 mg/kg)，在油浆储罐中静态沉降72 h(温度为100～105℃)，要求处理后的油浆灰分含量低于0.1%，且硅+铝含量≤60 mg/kg，以用于调配低硫船用燃料油。原用油浆脱灰助剂A以及现用油浆脱灰助剂B，脱除率均可满足技术指标。因清理库存需要，拟将之前剩余的油浆脱灰助剂A用于装置中，但对两种药剂混用是否会影响脱灰效果尚不清楚。针对此问题，开展了试验研究，结果表明不同油浆脱灰助剂混合后会出现浑浊、分层和析出胶状物的现象，脱灰效果介于两者之间。

　　关键词：催化裂解；油浆；脱灰助剂；沉降

　　1装置概况

　　1.1装置简介

　　某石化公司2.2 Mt/a催化裂解(DCC)装置采用中国石化石油化工科学研究院研发的DCC-plus专利技术[1-3]。DCC工艺流程与常规催化裂化工艺流程相似，与常规催化裂化工艺相比，DCC工艺要求较高的反应温度、较低的反应压力、较多的反应注入水蒸气量和较低的反应床层空速。原料为常压渣油和加氢尾油的混合原料，比例约为1∶1，其中控制残炭量≤4.5%、密度≤900 kg/m3、氢含量≥12.8%。产品为干气、液化气、碳五、裂解石脑油、碳十粗芳烃和油浆，其中，油浆收率约3.0%，油浆出装置前加注脱灰助剂，冷却后送至罐区，调和船用燃料油。

　　油浆主要由沸点较高的烃类化合物组成，富含芳烃、稠环芳烃、胶质和沥青质，是生产针状焦、重质道路沥青、橡胶填充油及炭黑等的优质原料，具有良好的经济利用价值[4]。由于催化裂解工艺的特点，油浆中不可避免地含有催化剂固体颗粒，粒径一般为0～40μm，固含通常控制≤6 g/L。另外，由于近年催化裂解原料呈现重质化、劣质化趋势，原料的硫、氮、金属、胶质、沥青质等含量较高，很难满足油浆再加工利用对油浆品质的要求，且加工成本逐年提升，经济效益下降。若能找到一种经济可行的方法将油浆固体颗粒有效地分离，再进行加工利用，可以发挥较大的经济效益。

　　通过研究分析，DCC装置所产的油浆硫含量非常低、灰分含量偏高，只需将DCC油浆进行脱灰处理，脱灰后油浆可作为优质的船用燃料油调和原料。此方法投资小、收益高、见效快、施工简单，可在装置正常运行期间实施。装置使用过的两种脱灰助剂，脱除率均可满足技术指标。因清理库存需要，拟将之前剩余的脱灰助剂A用于装置中，但对于两种药剂混用是否会影响脱灰效果尚不清楚。针对此问题，开展了试验研究。

　　1.2脱灰助剂加注工艺流程

　　DCC装置分馏塔油浆由油浆泵从分馏塔底抽出，经泵升压后分两路：一路至反应提升管回炼；一路经换热冷却后返回分馏塔。其中一部分冷却后的油浆作为产品经油浆产品泵加压后，冷却至120℃送至罐区。罐区配套改造建设了2台20 000 m3外浮顶储罐，为油浆沉降和脱后油浆储存提供条件。油浆脱灰剂加注流程如图1所示。从图1可以看出，油浆脱灰助剂注入点在油浆出装置调节阀排凝处，加注设备是撬装设备，助剂加注比例由计量泵精准控制。

　　2油浆性质

　　DCC装置油浆产品的主要理化性质参数如表1所示。由表1可知，DCC油浆固含低、残炭低、密度小、黏度小。0～20μm的固体颗粒占比较高，超过90%。油浆的硫、氮、金属含量很低。这些特点都有利于油浆中固体催化剂粉末的脱除，且比较适合作为船用燃料油的调和组分。

　　3脱灰助剂理化性质

　　本次所测试的油浆脱灰助剂A为有机表面分散剂，主要成分为C、H、N元素，对环境无不利影响。脱灰助剂A通过极性电荷将固体杂质和灰分聚集在一起，克服油表面张力，快速沉入油罐底部，加速了悬浮油浆中的催化剂沉淀速率[5]。油浆脱灰助剂B为有机表面分散剂，主要成分为C、H、O元素，不含S、N，对环境无不利影响。脱灰助剂B能够减小油浆表面张力，增加极性分子之间的凝聚力，使催化剂粉末较小的堆比重变成较大的真比重，减小油浆的黏度，加快粉末的沉降速度[6]。油浆脱灰助剂的理化性质如表2所示。从表2可以看出脱灰助剂A的凝点较高，低温流动性较差，在冬季环境下可能会影响脱灰效果。

　　4不同脱灰助剂的混合实验

　　脱灰助剂的外观形态如图2所示。由图2可以看出，脱灰助剂A为褐色澄清透明液体，脱灰助剂B为淡黄色轻微雾浊液体，而两者1∶1混合后，则立即变为浑浊液体。静置6 h后，脱灰助剂的外观形态如图3和图4所示。由图3可以看出，脱灰助剂A和脱灰助剂B均保持原来状态，而混合药剂变为澄清透明但分为上下两层。从图4可以看出，混合6 h后的药剂上层颜色较浅，下层颜色较深且流动性差。说明二者混合后，发生某些物理化学变化，导致体系不均匀，因油浆脱灰助剂为非标产品，不了解配方成分，无法判定是否发生了化学反应。但该实验说明，如果将两种药剂在药剂罐、加剂管路里共混，则会出现浑浊、析出现象，使药剂不均匀，且易堵塞滤网、计量泵、加剂管路等，最终会影响系统的安全稳定。

　　5不同脱灰助剂对油浆沉降影响的实验

　　5.1试验目的

　　前一部分结果证明，两种药剂不能混合使用。但如果将药剂罐及加剂管线清空后，再加入另一种药剂，混有不同药剂的油浆在同一沉降罐中沉降是否会对结果造成影响。

　　5.2试验方法

　　(1)为验证该想法，在预热后的油浆中按加剂比例

　　300 mg/L分别加入脱灰助剂A和脱灰助剂B，充分搅拌，混合均匀。取未加剂油浆样品，测原始油浆灰分。

　　(2)取10个250 mL具塞量筒，分为5组，每组两个平行样。1、2组为试验组，用于模拟混有不同药剂的油浆在同一沉降罐的沉降情况，其中1组先倒入125 g混有脱灰助剂B的油浆，再倒入125 g混有脱灰助剂A的油浆，模拟沉降罐中先倒入混有脱灰助剂B的油浆，再倒入混有脱灰助剂A的油浆；2组则相反，先倒入125 g混有脱灰助剂A的油浆，再倒入

　　125 g混有脱灰助剂B的油浆。3组和4组加入单一药剂，作为阳性对照，其中3组倒入混有脱灰助剂B的油浆；4组倒入混有脱灰助剂A的油浆。5组倒入不加剂油浆，用于空白对照。

　　(3)将具塞量筒放入100℃烘箱中静置沉降，沉降实验如图5所示。样品分别在沉降24 h和72 h后，用移液管在距离底部20%处(即50 mL刻度处)取样10 mL，参照国标GB/T 508—1991《石油产品灰分测定法》测灰分，取两个平行样平均灰分为最终结果。

　　5.3数据分析

　　油浆灰分含量及脱灰率的实验数据如表3所示。从表3中可以看出，未经任何处理的油浆灰分为0.227 3%，在油浆的正常范围内(0.2%～0.3%)。未加药剂，自然沉降24 h和72 h后，灰分分别降至0.195 3%和0.152 9%，脱灰率分别为14.10%和32.75%。这说明，在不加药剂的情况下，油浆中仍有部分颗粒缓慢沉降。但很明显，静置72 h后，尚不满足调和船用燃料油的要求。

　　单独使用脱灰助剂A处理72 h后可将灰分降至0.024 9%，而利用脱灰助剂B处理72 h后可将灰分降至0.015 5%，效果优于脱灰助剂A。1组和2组处理72 h后灰分分别降至0.022 5%、0.020 3%，脱灰率分别为90.12%、91.07%，试验数据介于两个阳性对照组之间。说明在该实验条件下，将混有不同药剂的油浆共同沉降，仍能起到良好的脱灰效果。就灰分数值而言，二者混合并没有起到明显的抑制或促进作用。

　　可能原因有三：一是药剂浓度低，加剂量仅为0.03%，不同药剂里的药剂分子相互碰撞且发生作用的概率低；二是药剂与油浆混合后，活性位点优先与油浆中的固体颗粒结合，避免了不同药剂之间的干扰；三是两种药剂的作用机理相近，并不能发挥明显的拮抗或协同作用。

　　相比之下，2组可将灰分降至0.020 3%，略优于1组(0.022 5%)，但差别并不显著，排除测量误差的影响，这可能是加剂顺序造成的。从3、4组数据对比可知，脱灰助剂B的沉降效果优于脱灰助剂A，2组将含有脱灰助剂B的油浆置于上部，脱灰助剂A未能捕获的固体颗粒会被从上部沉降下来的脱灰助剂B的药剂分子捕获，从而提高整个体系的脱灰率。相反，1组中上部未被脱灰助剂A捕获的固体颗粒不足以沉到底部，在油浆中扩散，导致油浆灰分稍高。

　　6结论

　　通过本次试验研究，可得出以下结论：

　　(1)脱灰助剂B与原用的脱灰助剂A共混后，先浑浊，后析出，最终会影响系统的安全稳定。

　　(2)脱灰助剂B效果优于原用的脱灰助剂A，将混有不同药剂的油浆置于同一具塞量筒中沉降，脱灰效果介于两者之间。

　　(3)实验室研究证明，不能将两种药剂直接共混，但将混有不同药剂的油浆共同沉降时，仍能起到良好的脱灰效果。

　　参考文献：

　　[1]谢朝钢.DCC工艺技术灵活性及其在化工型炼油厂的应用[J].石油炼制与化工,2022,53(7):1-5.

　　[2]朱根权,汪燮卿.重质油制烯烃的催化裂化家族工艺开发回顾及展望[J].石油炼制与化工,2021,52(10):10-17.

　　[3]马文明,成晓洁,朱根权,等.DCC-plus技术及其产品灵活性[J].石油学报(石油加工),2019,35(2):217-223.

　　[4]黄辉明,杨成武,马庆功,等.JR-SA06高效油浆脱灰剂的工业应用[J].石油炼制与化工,2019,50(11):21-25.

　　[5]贾中辉,刘刚,王旵东,等.XLT-C80A油浆沉降剂在大港石化公司的应用[J].石油石化节能与减排,2015,5(6):43-45.

　　[6]刘秋梅.炼厂催化油浆脱灰技术研究[J].化工管理,2022(17):46-48.