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1、550万吨万吨/年常减压蒸馏装置新技术应用年常减压蒸馏装置新技术应用 一、项目背景一、项目背景 近年来，装置加工的原油性质逐渐变差，原油中的酸值和硫含量在升高，低酸值原油的比例在降低。而原有的第三套常减压装置因材质问题只能加工低酸值原油。故高酸高硫原油只能由第一、二套常减压装置加工。但由于上述两套设备老化、腐蚀严重，加工高酸高硫原油存在严重的安全生产隐患。同时两套装置虽经过多次技术改造，但装置工艺技术水平、加工流程、关键设备采用的技术始终是处于上世纪八九十年代的水平，自动化程度较低，迫切需要进行技术改造。而且大规模的常减压装置有利于发挥规模效益，降低装置能耗，降低装置炼油加工成本。现有的三套装
2、置因乌兰原油管道建成投产及重金属含量高的南疆原油进厂不均衡，必须同时加工，造成减压渣油无法优化加工，南疆原油与其他原油混炼也不能使南疆石脑油作为优质的乙烯原料。一、项目背景一、项目背景 综合以上因素，为保证公司一次原油加工能力稳定在1050万吨/年，同时能成为西部原油的调节阀，必需将二套小规模的常减压装置合并改建为一套550万吨/年的常减压蒸馏装置。通过异地改造，可解决加工高酸含硫原油的设备材质问题，减少设备腐蚀，做到装置本质安全；同时可以优化原油加工，提升公司炼油技术经济指标。一、项目背景一、项目背景二、技术创新点二、技术创新点 轻烃回收系统的应用：回收来自第三套常减压装置的初、常顶气与本装
3、置的初、常顶气，增加公司的经济效益，提高装置的轻油收率。低温余热回收系统：采用低温位的物流加热低温热媒水，用高温热媒水加热生水和除盐水。充分利用了装置低温位的热量，减少了装置热损失，降低装置的能耗。高速电脱盐技术：进料位置在电极板之间；进料管采用特殊喷头型式；采用水平极板。高速电脱盐罐耗电量比高效电脱盐罐降低1/3左右。减压深拔技术：减压操作采用微湿式全填料减压塔，减压塔内设6段填料，并配以重力型组合式液体分布器及汽体分布器，使得减压塔全塔压降更低，可获得更大的减压拔出率。同时减压塔顶采用三级抽真空，第一、二级采用高效喷射式抽真空系统，第三级采用机械抽真空，减少了蒸汽的使用量，在保证减顶真空度
4、的前提下，节能环保，减压塔顶的操作压力设计值为18mmHg（绝）。二、技术创新点二、技术创新点三、实施效果及前景三、实施效果及前景 装置自投产以来，从生产经营指标简单分析来看：装置主要产品（汽油、煤油、柴油、变压器油、渣油）馏出口合格率达到99.8%以上；最好综合能耗为8.08kgEo/t原油；加工损失为0.15%；污水排放合格率100%；装置为股份公司级达标装置。装置整体运行良好，各项技术指标均达到设计值或优于设计值。且装置投用后，整体实现了可研要求的优化原油加工流程和优化催化裂化原料；同时回收了常减压蒸馏装置的初馏塔顶气和常压塔顶气，增加了轻质油的收率，减少了炼油黑色产品的收率。从装置两年
5、来的运行来看，装置设计合理、工艺成熟、设备可靠、生产运行稳定，能耗、物耗、加工损失等经济技术指标均达到设计值。装置操作弹性大，运行平稳，质量稳定，可在12000吨/日-18000吨/日之间稳定运行，为设计负荷率的76%-125%。装置达到了设计要求，可以满足目前公司的生产要求。三、实施效果及前景三、实施效果及前景装置加工负荷达到设计值，标定负荷是设计负荷的100.46%。原油换热终温比设计低4，主要原因是装置为了保障下游装置的正常生产，要求减压炉炉出口温度控制在370，比设计温度低了26，减压塔各侧线抽出温度和量也随之降低，造成原油换热终温下降。装置轻拔达到46.73%，比设计高4.97%，总
6、拔为74.54%，比设计低5.24%，轻收高主要是标定原油中柴油组份多，仅常二线收率就比设计高6.7%；总拔低是因为渣油拔出率比设计高5.1%，主要是出于全厂资源的合理配置，实现经济效益最大化，生产上调整了减压炉出口温度和减压侧线抽出量。三、实施效果及前景三、实施效果及前景两炉热效率均低于设计值，烟气氧含量过高，常压炉达到4.8%，减压炉达到5.7%，而设计烟气氧含量只有2.38%；常压炉油品热负荷高于设计值，原因在于标定原油轻收高，比设计高4.97%，油品汽化率大，同时常压炉进料量是设计的101.4%，但总负荷是设计负荷的92.16%。装置含硫污水排放量比设计高13.5t/h，主要是为了减缓
7、塔顶设备腐蚀，尽可能使相变腐蚀前移，延长空冷器使用寿命，增大了三塔顶注水量。三、实施效果及前景三、实施效果及前景装置综合能耗为9.73kgEO/t，较设计低了0.08 kgEO/t，主要原因是燃气和电耗低。减压炉炉出口温度较设计低了26，同时减压炉进料量是设计的91.62%，量低温度低，所需燃气量自然下降；电耗低主要是轻烃压缩机运行正常，初常顶压力稳定，空冷器负荷低，空冷风机大多停用。装置循环水单耗高过设计0.336kgEO/t，达到设计的457.4%，主要是（1）热媒水进装置温度高出设计值6.3，达到76.3，热媒水冷却器E-607投用，耗水量达968t/h；（2）装置未完全实现热供料，常一
8、线、减二线、减三线、减四线、渣油出装置水冷器E-518也投用，耗水量达302t/h；（3）部分水冷器还有调节的余地。三、实施效果及前景三、实施效果及前景按照标定方案，除碱洗航煤外，其余质量分析数据全达到控制指标。常一线馏出口硫醇硫达到0.0073%，远大于0.0018%的指标；初顶油经过稳定塔后，各种理化性质和组成与常顶油基本相同。装置两套脱硫系统运行正常，脱硫效果显著。液化气总硫由脱硫前的138.9ppm降至52.8ppm，H2S由脱前的0.01%降至0.001%；减顶气总硫由脱前的大于1000ppm降至643ppm，H2S由脱前的大于1%，降至0.05%。三、实施效果及前景三、实施效果及前
9、景大多数机泵效率核算数据接近于设计效率，说明在满负荷下机泵运行正常，效率高，机泵选型准确，同时也说明提量余地不大。初常顶空冷风机负荷普遍偏低，说明风机余量大，装置有加工更轻原料的潜力，另外，加热炉鼓引风机负荷较低，减压炉引风机负荷只有设计的7.86%。装置废水废气排放均达到了排放指标。三、实施效果及前景三、实施效果及前景四、经济效益四、经济效益 550万装置的轻烃回收系统每年可以回收近3.6万吨的初常顶气，增加了炼厂的经济效益；装置轻拔达到50%以上，而第一套、第二套常减压装置的轻拔只在45%左右。装置减压深拔技术的应用使得渣油的收率为25%左右，而第一套、第二套常减压装置的渣油收率为30%左右，减少了炼油黑色产品。550万装置开工两年共加工原油1150万吨，按每加工1吨原油效益为24.92元，则共产生效益2.79亿元。经济效益十分显著。(详见下表)谢谢 谢谢 大大 家家！
