减压装置的工艺优化

减压装置的工艺优化（精选七篇）

减压装置的工艺优化 篇1

关键词：减压装置,拔出率,问题,工艺优化

一、减压装置常见问题

常减压工艺主要包括原油的脱盐脱水、常压蒸馏和减压蒸馏这3个工序。具体流程如图1所示。在工作过程中, 减压装置常见的问题如下所示:

1—脱盐罐;2—初馏塔;3—常压炉;4—常压塔;5—汽提塔;6—减压炉;7—减压塔1

1. 常减压蒸馏拔出率低造成减压装置超负荷运行

由于在常压蒸馏中, 蒸馏拔出率过低, 柴油不能在这个过程中很好地分离出来。这些柴油会留在常压油渣中, 而常压油渣是减压装置的加工材料, 这样就会使减压炉的负荷加大, 同时也会使减压塔内的气相负荷变大, 从而造成减压塔的塔盘和填料层发生降压变化, 直接对原油的气化产生影响。常减压的拔出率对柴油产量和节能降耗都有很大影响, 同时也影响着减压塔的减压拔出深度和真空度。

2. 原油脱后盐含量偏高

作为炼油厂进行原油加工的第一步, 原油的脱盐脱水效果是与常减压装置的工作状态是息息相关的。原油性质的不断变化对后续污水处理的要求日益增高, 传统的电场—化学破乳方法采用的化学破乳剂因其具有很高的表面活性, 可生化性能差, 使得污水处理难以进行, 使得污染物排放量难以控制, 无法实现绿色生产的目标。

3. 炉口温度控制不好

由于炉口温度控制不好, 很容易导致炉管结焦的现象, 使拔出率降低。

4. 真空度较低

在生产过程中, 减压装置的真空度降低。要保证减压系统的稳定运行, 必须使减压塔处于一个稳定的真空条件环境中, 实现常减压蒸馏系统的平稳操作。减压塔的真空度对原油的汽化率有很大的影响, 如果减压塔内真空度很低, 塔内的温度和压力平衡就会被打破, 油品分压会大大增加, 导致进料的汽化率下降, 不利于蒸馏系统的深度拔出。在进料段的真空度较低的情况下, 减压装置对常压渣油的拔出深度和汽化率就会大大降低。

二、减压装置的工艺优化措施

1. 脱盐工艺的优化

首先, 采用超声波—电脱盐组合技术。它是利用顺流—逆流超声波联合作用的方式来实现脱盐的。其工作过程主要如下:安置在原油进电脱盐罐前的管道上的超声波装置产生的超声波, 会使原油 (注水后) 发生破乳现象, 使油水在电场与重力作用下的分离能力大大提升。然后通过机械振动, 使原油乳状液实现油水沉降分离。其次, 通过过滤脱盐新技术对原油进行深度脱盐。通过这两种新技术的应用, 可以很好地降低原油脱后盐含量, 为后面的工序奠定了良好的基础。

2. 蒸馏工艺的优化

常减压蒸馏拔出率的影响因素主要有炉内温度、气化段的压力和温度这几个。因此, 要使蒸馏拔出率得到提高, 务必从炉内温度、气化段的压力和温度这几方面加强控制, 不断优化蒸馏工艺。具体措施如下所示:

(1) 合理控制炉口温度

为了避免出现炉管结焦的现象, 我国很多常减压蒸馏装置都采用了降低油渣热烈化发应, 控制炉口分支温度等措施。炉口温度在400度以下时, 炉内的温度一般不会超过345度, 炉内原油气化产生的油渣就会大大减少, 炉管内也就不会出现结焦现象。同时, 还可以使塔内的压力降低, 减小原油浪费, 从而提高拔出率。

(2) 提高减压炉出温度, 提高重组分气化率

减压炉炉出温度由380℃提高到380-385℃, 温度的提高可以提高油品的气化率, 使更多的蜡油组分从渣油中分离出来。

(3) 降低减压装置的热返量, 调整中段回流比

设计合理产品的分布及中段回流取热比例, 避免因塔内局部塔板压降过高而使气化段真空度降低, 影响蜡油收率。同时, 应该降低减压装置的热返量, 并合理控制其冷返量, 使塔内负荷得以平衡, 从而使减压塔压降控制得较小, 确保蜡油抽出量达到最大。

(4) 向炉管注汽, 可以有效提高原油分子气体在炉内的流速, 避免炉内结焦现象出现。

(5) 提高减压塔塔顶真空度, 适当提高塔底吹气量

调整塔底吹气量, 降低蒸发段分子气相流速, 起到分压作用, 但是塔底吹气量太大会增加蒸馏系统的耗能, 因此, 合理控制塔底的吹气量是关键。所以, 在原有蒸汽喷射泵的前提下, 多加1台真空泵, 提高减压塔顶的真空度, 使其从提高2Kpa。同时, 增加塔底吹气量, 使其在原有基础上增加1 t/h, 增至2.5t/h。

(6) 控制塔顶温度, 因为塔顶温度会直接影响塔内真空度, 塔顶温度超过100度, 塔内的真空度就会不稳定, 随之影响蒸馏拔出率;

(7) 控制塔顶气量, 在塔内温度相同的情况下, 喷射器的抽气量与不凝气量成正比。因此减小不凝气量, 可以使塔顶处于高真空环境, 有利于增加拔出率。

总结

减压装置的工艺优化探讨 篇2

关键词：常减压装置,工艺优化,问题

1常减压装置的现状和存在的问题分析

常见的常减压装置的工作包括原油的脱盐脱水环节、常压蒸馏环节、减压蒸馏环节等三个主要环节。在这些环节中, 存在着许多的问题, 影响了常减压装置的工作效果。

(1) 过低的拔出率对减压装置造成了过大的负载。目前的常压蒸馏环节中, 蒸馏拔出率往往偏低, 从原油中蒸馏出的柴油不能很好的分离而出, 所以, 残留的柴油就混合在常压油渣当中进入了下一个加工环节。在下个加工环节中, 混合有大量柴油的常压油渣作为减压装置的加工材料, 给减压炉的工作造成相当大的工作载荷, 在这个过程中, 往往会形成减压炉内气相载荷过大, 减压塔的塔盘气压降低的现象, 给原油的分馏工作造成了很大的阻挠。

(2) 原油的脱盐工作进行的不达标。由于工艺问题, 原油在脱盐脱水环节后往往达不到相关的标准, 其中的含盐率普遍偏高。原油在进入炼油厂的第一个加工环节就是脱盐工作, 这一步的成功与否直接影响到后面的常减压装置的工作效果。原油的成分不是一成不变的, 随着其性质的不断变化, 要求我们将相关的脱盐环节进行进一步的优化, 提高石油加工过程中产生的工业废水的净化率, 减少环境的污染程度。

(3) 减压塔的真空度太低。在实际的生产过程中, 减压装置需要很高的真空度, 保证减压系统的正常工作, 一旦减压塔所处的环境的真空度有所降低, 就很难实现减压蒸馏系统的正常工作, 其对原油的气化率产生很大的影响。但是, 减压塔的真空度太低的话, 塔内的气压和气温之间的平衡就会被破坏, 致使原油的气化率急速减小, 十分不利于原油的蒸馏环节的正常进行, 导致常减压装置的拔出率在很大程度上降低。

2就常减压装置存在的问题提出的相关优化方法

(1) 加强对脱盐工艺技术的优化。通过上文我们可以知道, 脱盐工艺在石油工业中占据极其重要的作用, 所以, 在对常减压装置的工艺进行优化的时候, 要首先考虑加强对脱盐工艺技术的优化。具体来说, 可以采用超声波和电组合的技术来进行脱盐, 其原理是借助超声波的顺流和逆流相结合实现脱盐工作。其相关的施工工艺可以参考如下流程:将原油的进管通道前段安装超声波发生装置, 让注水后的原油在进入管道的时候发生破乳, 并且在重力和电场的双重作用下发生油水分离现象, 接着再利用机械振动和物理过滤的相关技术进行脱盐, 通过以上几个环节, 就可以将原油中的含盐率降到一个比较理想的地步, 给后期的几个环节的顺利实施打好坚实的基础。

(2) 加强对原油进料的配比优化。原油的性质不会是一成不变的, 所以, 我们在对不同性质的原油混合进行常减压蒸馏工作时, 其两种原油的混合配比对原油的拔出率影响比较大。通过许多的研究和实验表明, 合适的不同性质原油混合配比可能要比单一的原油在蒸馏过程的拔出率更高, 所以, 在进行常减压装置的工艺优化工作时, 可以就不同性质的原油的进料的配比进行有关的优化, 借以提高原油在蒸馏过程中的拔出率, 提高减压工作装置的工作效率, 实现施工能耗的有效降低。

(3) 加强对减压装置的热返量的控制, 调节其回流比例。在减压装置的蒸馏过程中, 要对其热返量进行及时的控制, 并进行有效的降低, 以免减压塔内的局部板压降低过快而引起整个减压塔内原油气化环节的真空度降低, 减小了蜡油的回收率。与此同时, 在降低减压装置的热返量的同时, 要对其回流比例进行合理的调节, 确保塔内的负载平均化, 保证蜡油的出货量。

(4) 加强对减压塔塔顶真空度的控制, 加大塔底的进气量。从上文的分析我们可以清晰地得出减压塔内的真空度对整个减压装置的蒸馏工作的重要性, 所以, 在加强对减压塔的真空度的控制过程中, 其具体措施有很多, 我们可以在确保先前的蒸汽喷射泵数目不变的基础上, 增加真空泵的数目, 但是, 由于基于现有的蒸馏工艺, 也不用对真空度做出太大的要求, 普遍来说能够达到两千帕左右就足够正常使用了。同时, 加大塔底的进气量能够有效的降低蒸发的气体分子的相对流速, 达到很好的分压作用, 但是, 这也是优化工作的难点, 怎样调节好加大塔底进风量是关键, 要是进气量太大对整个减压装置的能耗来说是一个很大的负担, 进气量太小又会导致达不到预期的优化效果, 所以, 对这一步的优化, 仍然需要我们不断的研究和实验。

3结语

常减压蒸馏装置节能技术优化 篇3

关键词：常减压蒸馏,换热网络优化,节能

引言

中国石油哈尔滨石化公司一套常减压装置设计原油加工能力350万t/a,主要加工大庆原油和俄罗斯原油。实际运行过程中,由于生产条件、产品方案的变化,装置操作参数值与最初设计值相差较大,尤其是原油换热温度、加热炉进料温度、炉膛温度、电脱盐温度等严重偏离指标,从而制约了原油加工量的进一步提高。

实际运行中,加热炉火嘴为油气混烧,由于燃料油热值相对较高,为缓解炉膛超温的矛盾,被迫多烧燃料油(燃料油热值40.6×104MJ/kg,燃料气热值30.9×104MJ/kg),这势必造成炉管积灰加剧,燃料消耗增加。

为最大限度地回收装置低温余热,尽可能提高加热炉进料温度,进而降低加热炉负荷,从节能降耗、解决装置运行瓶颈的角度出发,进行了节能技术优化。

1 存在问题

1.1 热源离开换热网络的温度偏高,加热炉进料温度低

表1所示为各物料出换热网络温度。

通过表1对比分析可知:

(1)电脱盐温度远远高于120~125℃的最佳工艺指标,不利于电脱盐工艺的安全平稳运行。

(2)常二线和常一中离开换热网络的温度(即入水冷温度)明显偏高,尤其是常一中,大量的余热只能靠循环水带走,这样一方面低温热没有充分

利用,导致原油换热终温低,另一方面循环水消耗大幅度增加。

(3)常二中大温差,小流量(流量43t/h、温差大于140℃),高温位的热量传给低温的原油,传热效率低。

(4)加热炉进料温度只有270℃,远低于290℃的设计值,直接导致加热炉负荷大幅增加。

(5)原油换热分四路,在小处理量的情况下,换热介质的流量偏小,使得换热器运行状况严重恶化,难以达到设计要求。

(6)由于原料与加工方案变化较大,换热网络的弹性考虑不够,使得网络适应性差。

1.2 加热炉炉膛温度超高,原油加工量受到限制

由于原油换热温度低,炉膛温度超高,原油加工量无法满足要求,而且随着俄油掺炼量的增加,这种矛盾更加突出。

表2所示为原油量与炉膛温度测量数据。

通过表2对比分析可知:

(1)随着俄油量的增加,加热炉进料温度不断降低,为控制炉膛温度不大于780℃,原油总量被迫随之降低。当俄油掺炼比达到55%时,原油总量只有6000t/d。

(2)自3月份开始,随着时间的延长,原油量与炉膛温度的矛盾日益恶化。在掺炼俄油2800t/d的相同条件下,以炉膛温度不超780℃为准,4月1日原油总量可达到7300t/d,而到5月9日只能达到6900t/d。

1.3 中段回流取热偏少,塔顶取热比例过大

表3所示为常压塔的能量平衡表。

通过表3对比分析可知:

按照设计规范,分馏塔中段回流取热一般占全塔剩余热量的40%~60%,但从表中数据来看,虽然常一中和常二中的取热占到56%,但常二中取热还是偏少,如此一来,一方面由于常二中虽然温位高,但流量偏低,对原油换热的贡献降低,另一方面导致塔顶取热过大,塔顶空冷和水冷的冷却负荷均大幅度提高,致使循环水消耗和电耗增加。

2 改进的内容

根据上述现有操作状况及存在的问题,尤其是针对装置能耗偏高的现实,适应新的加工方案与生产条件,应该对装置进行节能技术改造,重点是换热网络的优化调整。

2.1 产品方案的生产组织

受该公司地理位置的影响,在产品方案的生产组织上,将常二线柴油分为0#柴油方案和-20#柴油方案两种。在0#柴油方案时,常二线柴油凝点一般控制+4~+8℃,而在-20#柴油方案时,一般控制-8~+4℃。在装置节能技术改造过程中,两种方案都要充分考虑和兼顾,其主要区别在于中段回流取热的不同、常二线柴油收率不同、轻质油收率不同。在0#柴油方案时,常二线柴油凝点控制较高,其轻柴油收率较高,轻质油收率亦较高,故此常二中取热减少,而在-20#柴油方案时情况相反,常二中取热明显增大,并且增大了常三线柴油的抽出量,更有利于原油换热。

2.2 中段回流取热重新分配

在换热网络调整中,常一中和常二中采用“大流量小温差”的操作方式,当实际取热量降低时,可以考虑将部分换热器旁通,其优点是保持大流量的操作方式下,分馏塔的内回流增大,分离效果提高,同时可以有效分配各段换热量。

实际操作中,增加了常一中与原油的换热量,将返塔温度从130℃降至120℃,取消了原有的循环水冷却器(此前常一中通过水冷从149℃降到130℃)。该调整不仅充分利用了中温位的热量,而且节省了大量的冷却水。

常二中取热,则通过三组换热器与脱后原油和初底油换热,其中两组与初底油换热。实际操作中,因0#柴油方案时取热量低,此时常二中的循环量较小,可采取旁通常二中换热器的方式来实现大流量小温差的操作,该方式另一个优点是:可以调节常二中与脱后原油和初底油换热的比例,保证初馏塔的入口温度和常二中的返塔温度。

如此优化调整后,常二中返塔温度从170~180℃升到210~220℃,提高了常二中的传热效率,同时不影响常二中的取热和常压塔的操作。

2.3 换热网络的改进

改进后的换热网络分为三段换热:脱前原油、脱后原油和初底油换热,其满足了以下要求:

(1)尽量提高初底油的换热终温,降低常压炉的负荷。

(2)按照工艺要求,适当降低原油电脱盐温度,使其操作温度在120~130℃,降低电脱盐电耗。

(3)优化冷热物流的温位匹配,优化换热网络,提高换热网络的总平均传热系数。

(4)增加换热面积应遵循充分利旧、尽量减少新换热器投资的原则。

(5)改进后的换热网络分多路传热时,要尽量保证各路的压降趋向一致,并且各冷热物流的换热压降增量应在输送泵的量程范围内。

(6)尽量降低装置各个产品出换热网络的温度,降低水冷消耗。

(7)中段回流在换热网络的取热应能够满足蒸馏塔的操作,并具有一定的灵活性和可操作性。

(8)换热网络应具备一定的灵活性,可以满足多种生产方案的要求。

2.4 初馏塔增开初侧线抽出

初侧油的主要成分为常顶油、常一线和少部分常二线,初侧油的抽出量可控制在10~15t/h(根据常一线和常二线的质量控制要求)。初侧油的抽出可以避免这部分轻组分(95%点<250℃)在常压炉内重复加热,减轻常压炉的加热负荷。同时避免过热的初侧油进入塔顶冷凝,减轻了常压塔顶的冷却系统的负担。

按抽出量10t/h计算,此措施可以节省加热负荷30万kcal/h,同时还节省相同数量的塔顶冷却负荷。

2.5 蒸馏装置与催化裂化装置的热联合

将蒸馏装置的初底油送到催化裂化装置,与催化主分馏塔循环油浆换热,提高原油换热终温,降低常压炉燃料消耗。

初底油-油浆换热器的选型和运行,直接影响到两个装置的运行,因此新增的油浆-初底油换热器设置在催化装置内,选用2台BES1100-2.5-315-6/25-6I换热器串联,以满足油浆350~320℃取热的要求。采用油浆走管程方案,在初底油侧设置旁通控制阀,调节油浆换后温度达到320℃返回的要求。

3 改进后的效果

3.1 换热网络改进后的效果(见表4)

新换热网络仍采用三段换热(第一段电脱盐前、第二段电脱盐后、第三段初馏塔至加热炉),各段均为两路换热。改进后的换热网络加强了第二段和第三段的换热,同时根据温位和传热系数,调整部分热流与冷流的换热顺序。

通过表4对比分析可知:

(1)原油电脱盐温度由改进前的141℃降到127℃,满足了工艺指标的要求。

(2)换热流程优化后,加热炉进料温度由270℃提高到300℃,同时通过与催化裂化装置油浆的热联合,又进一步提高到305℃,大幅度降低了加热炉负荷。

(3)常二线出换热网络的温度由改进前的123℃降到84℃,降低了循环水消耗。

(4)常一中出换热网络的温度由改进前的149℃降到120℃,不需冷却器即可满足工艺需要。

3.2 各回流取热改进后的效果(见表5)

由表5可以看出,改进后塔顶回流取热下降到38%,常一中的取热比例增加到37%,常二中的取热比例基本不变,但采用了大流量、小温差的操作方式,增加了常二中与原油的换热效率。

4 优化改造后经济效益分析

4.1 节省燃料

调整换热网络后,加热炉进料温度由270℃上升到300℃,提高了30℃,效益计算如下:

(1)原油加工量350万t/a(417t/h),初顶瓦斯0.2%,初顶油8.0%,则初底油流量为382t/h。

(2)加热炉进料温度由270℃上升至300℃,焓值由671.9kJ/kg增加到759.9kJ/kg。则降低加热炉热负荷33.6×103MJ/h,节省燃料803kg/h。若燃料价格按1500元/t,年运行时间8400h,则年效益1011万元。

4.2 节约循环水

从目前实际运行来看,加热炉运行状况明显改善,炉膛温度分布均匀,同时由于低温余热的合理应用,循环水消耗日降低10000t,循环水单耗降低1.16t/吨原油,则年效益138.7万元。

5 结语

常减压蒸馏装置换热网络优化 篇4

化工生产过程中,根据工艺的需要,设置了各种不同类型的换热设备,通过物流把这些换热设备相互联结起来,就构成了换热器网络系统。换热网络的主要作用就是在各种条件允许的情况下,尽可能经济的回收所有过程物流的有效能量,以达到减少公用工程消耗量的目的[2]。

原油进入常减压蒸馏装置中的初馏塔前需预热到一定温度,而这个过程需要大量的热量,从常压塔及减压塔出来的产品温度非常高,不便于运输和储存,因此又需要大量的冷量来将产品冷却到一定温度.除此之外,工艺过程中的中段循环,冷凝过程,再沸过程也需要大量的冷量和热量。因此,合理匹配冷热流股,对于炼厂节能增效非常重要。由于常减压蒸馏过程工艺的特点,常减压装置都拥有一套庞大的换热网络。通过换热网络优化设计对提高装置的节能水平非常重要[3]。

换热网络优化中合理利用低温热源非常重要,常减压蒸馏装置中的低温热源有:塔顶油气、常压一线油、常压二线油,以及高温油品换热后的低温位热流等。可将这些低温热源用于预热原油,加热低温热水,发生低压蒸汽等;或可通过转换设备回收动力,如低温热发电、吸收制冷、热泵等。本文通过对换热网络进行优化,对低温位热源、高低温热源与低温冷源进行温位匹配和流量匹配,从而有效降低常减压装置的能耗,降低整个炼厂的综合能耗。

1 “夹点技术”在常减压蒸馏装置换热网络优化中的应用

在生产实际中,换热网络是一个复杂的系统,需考虑的因素很多。常减压蒸馏一般利用“夹点”技术优化换热流程,即将换热网络分隔成夹点上方(热阱)及夹点下方(热源)两个系统,从而分析出换热网络最大回收热,使冷、热公用工程负荷达到最小值,冷热物流的匹配最优,同时热回收率能达到约80%[4]。

夹点技术理论依据是热力学第二定律,从能量回收的极限值的观点出发,通过组合温焓曲线寻找出整个系统中的能量回收瓶颈,从而建立一个最大限度能量回收的初始网络,并通过对投资费用与运转费用的权衡比较,对换热网络进行进一步调优,最终得到一个最有效的换热网络[5]。

2 常减压蒸馏装置换热网络优化

常减压蒸馏完善的换热网络要求生产装置能充分利用各种余热,原油预热温度较高且合理;换热器的换热强度较大,可以使用较小的换热面积就能达到换热要求;原油流动压力降较小;操作和检修可靠、方便,设备总投资和操作费用低;有一定的温度调节余地,增加操作的灵活性。

2.1 原有常减压蒸馏装置的换热网络

图1为原有换热网络的结构示意图。分别为进装置的原料油经过与常压塔顶油气、减压一线、常压一线、减三压线和常压二线换热,换热后的原油进入电脱盐装置,电脱盐装置的最佳操作温度为125～140 ℃。电脱盐后的原料油经过一系列换热后作为闪蒸塔的进料,其中分别与常压塔顶循环油、减压一中段、常压一线、减压一线和渣油等热源换热,闪蒸塔的进料温度要求达到215～225 ℃。闪蒸塔底产品(拔头油)经过一系列换热后进入常压加热炉加热到常压蒸馏所需要的进料温度,其中拔头油依次与减压渣油、常压一线中段、常压二线中段、常压三线、减压二中段、减压三线和减压渣油换热。

2.2 原有换热网络优化改进

2.2.1 换热要达到的要求

表1为物料换热要达到的目标温度与实际换热后的温度对比。

由表1的温度对比,我们可以看到:初馏塔底的原油的换热终温较低,常压加热炉入口要求进料的初馏塔底油温度高于300 ℃,而实际换热后温度仅仅达到270 ℃,为了保证常压蒸馏塔的入口温度,常压加热炉的加热负荷变大,能耗增加。另外,进电脱盐系统的原油换热终温过低,进闪蒸塔的脱后原油的温度虽能满足工艺要求,但换热终温稍稍偏低,冷介质的换热终温有待提高。常压及减压各馏分油和减压渣油的换热后的温度较高,不能满足常压塔取热要求以及产品输出温度的要求,为了满足取热要求和产品输出温度要求我们必须为这些高温热源配备冷凝器,消耗大量冷凝水。造成冷流体换热后的换热终温过低,而热流体换热后的换热终温偏高的原因一方面是由于换热网络设置不合理,换热器中冷热流体的温差过小,另一方面可能是因为冷热流体经过换热器的流量分布不合理。

2.2.2 对换热网络的优化改进

要保证有效能损失最小,即遵循高温位热流与高温位冷流换热,中温位与中温位换热,低温位与低温位换热的匹配原则,而且要有效利用热流的高温位热源,对原有换热器进行充分利用,使设备投资费降到最低。

进料原油预热系统中一方面热介质的换热终温过高,另一方面进电脱盐系统的原油温度过低,可采取的措施:一方面可以增加换热器的组数,另一方面可以增大低温位热介质的流量,充分利用低温位热源,流程中常一线直接作为E-4/AB加热介质。由于E-31渣油入口温度比上游换热器E-30热物流常二中入口温度低,故将换热器E-31出口的渣油改进换热器E-28作为换热的热源,换热器E-31中采用常三线作为热源,从换热器E-31中出来的经过换热后的常压三线进E-21继续作为热源。

闪蒸塔进料的原油预热系统中,E-10/AB的热介质采用E-6出口210 ℃的减压四线,E-9换热器的热介质采用E-15/AB出口180 ℃的减压二中段油。

高温位的减压馏分油和减压渣油以及常压三线换热终温过高,为了充分回收高温位热源,可以在装置中增加低压或中压蒸汽发生系统。

3 结 语

本文利用夹点技术对我国某炼油厂的常减压蒸馏装置换热网络进行了优化分析,一方面对换热流程进行优化保证高温位热源与高温位热源匹配,另一方面对高温热源的余热利用提出了建议。

本文对常减压蒸馏装置的换热网络优化针对固定工况设计换热网络的,而实际过程中,流体操作参数经常会发生波动变化,使网络操作偏离最优点,能耗上升,原因是这些网络结构缺乏弹性,难以适应不确定参数的变化。换热网络适应各流体工艺参数的变动能力,即网络的弹性,己成为普遍关注的问题。弹性换热网络就是要求能在给定的操作范围内,如指定流体流量、进出口温度变化的上下限之间保持操作可行,而且要求总费用最低。

摘要：常减压蒸馏装置作为原油的一次加工装置,在原油加工总流程中占有非常重要的作用。常减压装置的耗能约占炼油厂所用能量的10%～20%,优化设计常减压装置的换热网络结构,最大限度地回收热量,具有非常重大的意义。利用夹点技术对常减压蒸馏换热网络进行分析,对我国某常减压蒸馏装置进行换热网络优化。

关键词：常减压蒸馏,换热网络,夹点,优化

参考文献

[1]徐春明.石油炼制工程(第四版)[M].北京:石油工业出版社,2010:259.

[2]董其伍,刘敏珊,谢伟.换热网络优化设计的研究进展[J].能源工程,2005(6):15-19.

[3]冀新生.常减压蒸馏装置及其换热网络的优化分析[D].大连:大连理工大学,2005:3.

[4]徐文斌.常减压蒸馏装置换热网络优化与改进[J].高桥石化,2006,21(3):19-21.

减压装置的工艺优化 篇5

由于原油的重质化和劣质化, 催化裂化作为重油转化的主要装置, 其核心地位仍然没有改变。2013年, 中国石化催化裂化装置加工负荷6446.86万吨, 占原油加工总量 (22131.83万吨) 的29.13%。油浆是催化裂化的副产品, 含有大量的稠环芳烃, 很难进行再次加工。催化油浆作为二次加工产生的重油, 其数量相当大, 占到原油加工量的3-5%。因此, 油浆的后续处理是炼油企业提高经济效益最主要、最基本的优化方向。目前, 炼厂处理油浆的方式一般有三种:第一是直接作为重质燃料油出厂;第二是进焦化装置回炼;第三是通过减压拔头, 轻组分进催化回炼, 重组分用于调合道路沥青。

一、项目背景

中国石化股份有限公司某分公司现有催化裂化装置两套, 加工能力分别为80万吨/年和120万吨/年, 年油浆产量达到15万吨。长期以来, 催化油浆主要作为焦化装置原料以及以重质燃料油出厂。重质燃料油的销售价格很低, 2013年平均税后价格2233元/吨, 属于严格控制的低价值产品。催化油浆含有大量稠环芳烃, 在焦化条件下无法完全裂化, 仅有20%左右的饱和烃可以裂化成汽油、柴油, 一部分大分子稠环芳烃缩合成为石油焦, 另一部分油浆则不能裂化。

二、油浆减压拔头

1. 工艺原理

油浆中含有大量的多环芳烃和一定量高分子烯烃, 在高温下极易发生缩合反应[1]。油浆在常压下必须加热到400℃以上才能继续分馏, 但高温容易造成油浆缩合结焦, 影响产品质量和长周期生产。根据油品的沸点随压力降低而降低的原理, 在塔内采用抽真空的方法降低油品的沸点, 使高沸点组分在低于它们常压沸点的温度下汽化蒸出。

对于同一族烃类, 在同一温度下, 分子质量较大的烃类, 蒸汽压较小。就某一种纯烃而言, 其蒸汽压是随温度的升高而增大的。在实际应用中, 常采用Antoine方程式计算纯烃的蒸汽压:

式中A、B、C均为常数。

此工艺减压抽真空单元采用的是高效喷射式蒸汽抽真空系统与水环泵串联工作, 确保减压塔顶真空度>97KPa。工作蒸汽进入喷射泵, 经过喷嘴时压力能转换为动能, 蒸汽在喷嘴出口处可达到极高的速度, 因而压力急剧下降, 在喷嘴周围形成高度真空。

2. 工艺流程

催化分馏塔底高温 (320℃) 油浆经泵加压后, 进入减压切割塔 (C-801) 第7层塔板。轻油浆自中部第5层塔板抽出, 经泵升压后, 作为副产品进催化原料。塔顶循环回流自第3层塔板抽出, 经泵升压后, 进入顶循-热媒水换热器和水冷器冷却至50℃后返回塔顶。

塔顶油气经过两级蒸汽喷射泵抽真空后, 不凝气进水环式真空泵, 升压后进蒸馏瓦斯压缩机入口。可凝油气及水蒸汽经过冷凝、冷却后进塔顶回流罐, 沉降分离后, 凝缩轻油和拔头轻油浆混合后经过泵升压进催化原料, 含油污水经泵升压后出装置。

塔底拔头油浆经塔底泵升压至0.8MPa后, 经过拔头油浆-热媒水换热器和拔头油浆水槽冷却器冷却至120℃后出装置。

三、应用情况

1. 运行状况

油浆拔头单元于2014年1月18日一次开车成功, 并进行了初步标定。1月26日停工消缺, 主要增加塔顶循环回流抽出斗, 以便以后直接将轻油浆抽出作产品, 同时完善重油罐区的沥青调合设施和装车系统, 2月20日再次开工运行。

2. 分离效果

经过减压拔头, 油浆中有30%以上的轻组分被拔出进入到催化原料。油浆密度略有增加。拔头油浆的350℃、380℃含量大幅增加;闪点大幅上升, 达到241℃, 完全满足道路沥青的要求 (≥230℃) ;固体物含量明显上升。分析数据见表1。

3. 产品调合情况

在油浆与DOA调合的基础上, 加入适当比例的抽出油, 以期达到提高调合沥青的针入度比和软化点的目的。表2为AH-70调合试验主要结果。在尽量多利用油浆而少加抽出油的前提下, 选择适宜拔出深度的重油浆以及合适的配比, 三种组分调合的沥青各项性质可完全达到GB/T 15180-2010指标的要求。

4. 效益测算

(1) 测算基准

价格体系:取2013年全年产品的平均价格。

以每年销售40000吨重质燃料油 (2013年实际销售42734吨) 和道路沥青对比。

(2) 效益对比

每吨道路沥青比重质燃料油高1450元, 按照年销售量4万吨计算, 出售道路沥青每年可增加效益近5800万元。

结束语

油浆减压拔头工艺简单, 技术成熟可靠, 投资少, 见效快。油浆减压拔头工艺的应用有效缓解了催化油浆的后续处理问题, 提升了企业经济效益。

摘要：为减少重质燃料油出厂, 提升企业经济效益, 中国石化股份有限公司某分公司在催化裂化装置上采用了油浆减压拔头工艺。项目实施后, 从催化油浆中分离出30%以上的轻组分, 作为催化裂化装置原料;拔头后的重油浆可用于道路沥青的调合, 经济效益明显。

关键词：催化裂化,减压拔头,道路沥青,经济效益

参考文献

[1]马伯文.催化裂化装置技术问答 (第二版) .北京:中国石化出版社, 2003:236.

减压装置的工艺优化 篇6

1 腐蚀状况

该炼油化工股份有限公司第Ⅲ套常减压装置塔顶系统，有一部分是碳钢设备，在加工高硫原油过程中，产生了比较严重腐蚀。投产不久，常顶换热器(E102A/B)就发生腐蚀泄漏，腐蚀较严重，至2000年10月先后共发生腐蚀泄漏20次。

2001年的大修腐蚀调查显示，常压塔塔顶球形封头的内表面、塔盘支撑圈有明显蚀坑，塔盘板及浮阀点蚀、腐蚀减薄严重，压垫片断裂，另外塔顶第一人孔处还存在龟裂纹;常顶换热器的管束表面都有蚀坑，局部腐蚀减薄严重，部分管束冲刷腐蚀严重已穿孔;常压塔顶回流罐内壁坑蚀、均匀腐蚀减薄严重。2001年大修以后，Ⅲ套常减压装置常顶换热器因氨(胺)盐沉积造成垢下腐蚀，又多次发生泄漏。

2003年的大修期间，常顶换热器系统的腐蚀腐蚀调查情况如下：E102A/B、E102C/D、E102E/F管束外表面都结一层厚的垢样，去除表面垢样后发现管束表面有蚀坑，其中E102A/B入口处冲刷腐蚀严重，E102C入口处的拉杆和定距管腐蚀减薄严重，E102G/H特别是U型管弯头处坑蚀严重，焊接处减薄严重。

2 腐蚀原因分析

1)电脱盐合格率低。公司第Ⅲ套常减压装置引进了美国Pe trolite公司的高速电脱盐技术(BilectricDeealter) ，替代传统的电脱盐装置。在开工近一年时间内，电脱盐合格率较低，最好的月份电脱盐合格率(按脱后含盐小于5mg/L计)也只有71.4%。而中石化关于炼油厂“一脱四注”工艺防腐蚀控制指标见表1。

逐年上升, 每年的平均硫含量见表2 (2005年为第一季度的平均硫含量) 。原油中氯含量成倍增加, 2002年第Ⅲ套常减压装置常压塔顶污水分析结果见表3。从表3数据可以看出, 每月的氯离子平均含量都高达300～500 m g/L。在加工乌拉尔原油时, 脱后原油盐含量在3m g/L以下。但常顶切水中氯离子含量高达976.2mg/L。H2S和HCl含量的上升, 无疑加剧了塔顶系统的腐蚀。

从安装在塔顶大油气线的腐蚀探针数据分析，主要是Ⅲ常加工高硫、高酸原油，从而造成塔顶系统的HCL-H2O-H2S-RSH腐蚀，相对腐蚀速率较大。

3)“三注”工艺落后。原第Ⅲ套常减压防腐采用传统的“三注”工艺，其中缓蚀剂是多年来一直不变的水溶性缓蚀剂，中和剂是无机氨。防腐药剂加入量是静态的，无法根据原油性质及电脱盐工况作出相应调整，也不知道应调整到何种程度。因为pH值控制太低会发生酸腐蚀，而控制太高又易发生垢下腐蚀，在塔顶腐蚀系统中，其腐蚀性对pH依赖性很强见图1。同时，常顶换热系统也缺少持续、稳定、足量的水洗。

3 防腐措施

针对腐蚀产生的原因，实施了工艺防腐、应用腐蚀监测技术、成立常减压装置技术攻关组等措施：

3.1 工艺防腐

3.1.1 提高电脱盐合格率

结合原油总体计划安排，做好新油种的原油评价，优化原油掺炼比例，将含硫、含盐较高的原油与其他低硫、低盐原油进行混炼，使原油硫含量和酸值及盐含量有较大降低。在掺炼奥连特原油评价数据中，其含盐量达到184mg/L，混合原油平均含盐为23.1mg/L，脱盐率为84%左右。为此开展技术攻关，搞清美国Pe trolite的高速电脱盐的关键技术，从原油分配器的结构设计、原油进入电场的位置、破乳剂种类和注入量、注水量等参数进行优选，找出最佳工艺条件，切实解决脱后盐含量高的问题。同时启用原油罐注破乳剂项目，原油罐注破乳剂后，脱后含盐下降显著，脱盐合格率明显提高见表4:

3.1.2 改注油溶性缓蚀剂及有机胺

2000年11月，塔顶系统改注栗田公司生产的E一8237有机胺中和剂，2001年1月又在塔顶注入El572油溶性缓蚀剂以取代原水溶性缓蚀剂，以有效地防止初始露点部位的腐蚀。检修期间对塔顶注入系统进行了改造，对塔顶的4组换热器都安装了药剂注入点和药剂分布器，以保证每一组换热器都有防腐药剂注入并使注入的药剂分布均匀，经过一年多的运行，塔顶换热器的腐蚀泄漏问题基本上得到了控制。

3.1.3 完善注水设施

对注水设施进行完善，改用脱氧水和回流罐水回注，增大常顶回流罐容量和相应管线直径，能够保证四组换热器不间断进行水冲洗，大大减缓换热器结垢，抑制了常顶换热器因氨(胺)盐沉积造成垢下腐蚀。但要根本解决垢下腐蚀，还得对每一组换热器进行单独的连续水冲洗，且保证每组换热器注水量控制在8.5t/h以上。

3.1.4 严格控制常顶污水的pH值

稳定的pH值对于控制塔顶系统的腐蚀相当重要。当pH值小于6时，HCL的腐蚀会很严重;而当pH值大于8时，H2S的腐蚀作用最强。操作上主要做好污水PH的控制，严格控制PH值在6.0～7.5间，使用无机胺作中和剂，塔顶回流罐的pH值尽量靠近6，并注意调整好中和剂和氨水的比例。对V102、V103、V105污水定期分析，并根据结果及时调节氨水、中和剂注入量及配液浓度。平时要求外操巡检时用PH试纸检查脱水PH值，保持在一个合理范围内，纳入月度考核中进行考核，对V103中铁离子含量超过20m g/L要加样分析。2005年10月，III套常减压塔顶冷凝水分析数据见表5。

一般来说，塔顶冷凝水中的“总铁”要求≤3mg/L，“Cl-”≤60m g/L。从III套常减压装置10月份的塔顶冷凝水分析数据看，除常压塔顶V103的“总铁”、“Cl-”仍然超标，其余均能达到指标要求。这是由于III常常压塔顶的含硫污水回注到E102并循环利用，污水中的“总铁”、“Cl-”会逐步累积。此外，总铁离子浓度高与污水PH值控制有关，PH越低，Fe S溶解量大，PH值高，Fe S溶解量小，水中分析总铁离子低，但大量Fe S吸附在管线上容易成垢，造成垢下腐蚀，同时，随着时间的延长，结块层不断加厚，从而增加换热器压降，影响换热效果。要求Ⅲ常控制PH值在6.0～7.5间略酸性环境，这样污水中总铁离子浓度虽然较高，因此实际设备使用寿命反而会增加。

3.2 应用腐蚀监测技术

3.2.1 定点测厚

从国外管理先进的炼油厂的腐蚀监测措施和国内同行腐蚀监测的经验来看，对装置的设备与管道进行大规模定点测厚，是一项行之有效的措施。超声波测厚具有简单、可靠、直接、全面的优点，可以监测设备与管道的均匀腐蚀和冲刷腐蚀。公司从1996年开始进行装置的定点测厚的研究与试验工作，将I套常减压、II套常减压、重油催化裂化、延迟焦化、氨精制等五套腐蚀典型装置作为测厚试点装置。1997年6月发现了常压塔顶汽油管线弯头出口部位一根φ159mm×6mm的管线壁厚已减至2.5mm，采取“包盒子”措施之后，保证了装置的长周期安全运行。1998年4月I套常减压装置减压塔顶冷凝冷却器大气腿一段φ108mm×6mm的管线局部已减薄至1.1mm，及时采取了更换措施，消除了重大设备隐患。对更换下来的管线壁厚进行解剖，用卡尺检测厚度为1.1mm，证明了测厚数据的准确性。经过几年努力，目前定点测厚工作已覆盖炼油厂的主要生产装置，III常目前设有测厚点87个，隔半年进行一次。

3.2.2 应用瞬时腐蚀速度测量仪

采用瞬时腐蚀速度测量仪对常减压塔顶污水的腐蚀速率进行监测，检测中发生腐蚀速率异常，迅速查找原因并采取相应对策，调整电脱盐装置的操作，同时对“一脱三注”系统的指标作相应的调整。2000年7月，检测发现腐蚀速率异常，最高达1mm/a，及时反馈有关部门，迅速查找原因并采取相应对策。首先调整电脱盐装置的操作，控制脱后原油的盐含量，同时“一脱三注”系统的指标作相应的调整，取得了明显的效果，腐蚀速率降至0.3mm/a以下。

3.2.3 应用电阻探针

电阻探针法是通过测量暴露在工艺介质中处于腐蚀过程的金属传感元件电阻值的变化来测定腐蚀速率的，大修时采用中科院金属所的技术，在第Ⅲ套常减压装置的13个监测点安装了电阻探针，并安装在线腐蚀监测系统。通过多点连续在线监测，获得了生产过程中各点的腐蚀状况。数据汇总到生产车间，根据反馈数据调整生产工艺，如调整塔顶注水、注氨、注缓蚀剂周期或注入量，选择减缓设备腐蚀的最佳工艺。

3.2.4 应用电感探针

电感法是一项检测金属腐蚀的新技术，通过测量置于金属/合金敏感元件周围的线圈由于敏感元件腐蚀而引起的阻抗的变化来测定腐蚀速率的。目前，在III套常减压常压塔顶的5个不同位置安装美国热电公司生产的Microcor电感探针腐蚀监测系统。应用现场实时腐蚀监测数据可以指导装置原油加工、开展工艺防腐和腐蚀规律研究，达到腐蚀监测到腐蚀监控的目的。2005年1月和3月，III套常减压常顶换热器E102C/D连续发生两次泄漏，主要表现在E102C入口端的冲刷腐蚀和出口端的垢下腐蚀。一方面，通过提高注水量，另一方面常顶污水罐的PH值尽量往下限6.0靠，以降低在换热器内的结垢。在降低PH值操作时，对腐蚀速率的变化进行跟踪，以保证控制在指标范围内。

3.3 开展常减压装置技术攻关

3.3.1 建立常顶离子防腐模型

从2002年开始，公司与美国BPC公司及日本栗田公司共同开发第Ⅲ套常减压装置常压塔顶系统的离子防腐模型(IEM)。通过模型，预先以原油进行评价，计算得出在特定情况下，塔顶系统从最初的露点到各回流罐之间的pH值分布图及所需要的冲洗水量等重要数据，及早有针对性地落实工艺防腐措施，提出电脱盐和塔顶“三注”的操作指导意见，从而确保将腐蚀率控制在合理的范围内。改变了以往简单地通过控制塔顶回流罐pH值来控制常顶腐蚀的方法，实现了常顶腐蚀的量化控制。

3.3.2 成立防腐技术攻关小组

成立了IEM工作小组，定期进行专题活动，及时了解国际上有关常顶系统开展工艺防腐的新技术和动态。解决了常顶回流罐V103污水pH值的有效控制、在线腐蚀监测系统电感探针位置的调整、常顶注水量控制、常顶系统露点计算软件的开发应用以及如何经济、有效地进行中和剂的添加等技术问题。成立了常减压防腐技术攻关小组，相关成员到其他分公司炼油厂调研学习。查找该公司与其他分公司常减压装置运行和管理的差距，并就常减压装置电脱盐及塔顶工艺防腐等问题进行了深入讨论。确定塔顶污水的分析项目由Fe2+改为总铁离子，以更好地反映实际腐蚀情况。工艺操作上，主要做好污水pH值的控制，严格控制pH值在6.0～7.5之间(略酸性环境)，适当降低了氨水在缓蚀中和剂中的加入比例，相对增加缓蚀中和剂的注入量，提高了缓蚀效果。

4 结论

减压装置的工艺优化 篇7

1 常减压装置的能耗特点

常减压装置是常压蒸馏与减压蒸馏两个装置的总称, 主要包括了三个工序, 即原油脱盐脱水、常压蒸馏、减压蒸馏。常压蒸馏和减压蒸馏都属于物理过程, 原油在经过脱盐脱水以及加热后, 放置在蒸馏塔内, 根据其沸点的不同, 从塔顶到塔底分为沸点不同的油品, 也就是馏分油, 之后根据实际需要, 对这些馏分油进行调和、加入相应的添加剂, 作为二次加工装置的原料, 换言之, 常减压蒸馏可以说是原油的一次加工。

当前, 在炼油企业中, 设备的能耗在企业生产成本中占据着相当大的比例, 得到了企业管理层的高度重视。在针对设备的能耗进行计算时, 通常情况下, 都是依照《综合能耗计算通则》的相关标准。根据统计数据, 在不同的炼油企业中, 受技术条件、资金条件等因素的影响, 各自的节能水平存在着一定的差异, 应该得到企业管理人员的重视, 采取合理有效的措施, 提升节能效果。在对常减压装置的能耗特点进行分析时, 选择了多个具有代表性的、规模不同的炼油企业, 对其常减压装置的能耗水平和节能措施进行研究。研究结果表明, 常减压装置的能耗一般都是由燃料、点、水以及蒸汽等构成, 以其中三个企业的常减压装置能耗组成为例, 则可以看出, 在常减压装置的能耗组成中, 燃料、电、蒸汽等占据的比例相对较大, 因此, 要想真正实现节能降耗, 应该从降低燃料消耗、节汽节电等方面入手。例如, 从降低燃料消耗方面分析, 可以通过改进加热炉、优化换热流程、设置余热回收系统等方法;从节汽方面分析, 可以采用热进料、优化工艺流程、回收蒸汽等方法, 减少蒸汽的浪费;从节电方面分析, 可以采用高效节能设备, 减少对于电能的消耗。

2 常减压装置优化用能技术

从目前来看, 比较常用且有效的常减压装置优化用能技术主要包括以下几种:

(1) 优化装置换热网络对于常减压装置而言, 在实际运行过程中, 许多环节都需要进行热量的交换, 而在交换过程中, 必然会出现热量的流失, 造成能源的浪费。对此, 可以采取合理有效的措施, 对常减压装置的换热网络进行优化, 实现对于热量的回收利用, 减少能源消耗。在对换热网络进行设计时, 应该设置一个高温热源多次换热, 以确保每次换热过程的传热温差较小。在当前的技术条件下, 优化换热网络作为常用的技术措施, 是加垫技术, 能够通过相应的措施, 使得换热网络不跨越夹点换热, 从而减少热量交换过程中的能量损失。

(2) 采用高效节能设备 (1) 加热炉:加热炉作为常减压装置的核心设备, 同时也是耗能最为巨大的设备, 具有良好的节能潜力。因此, 应该从企业自身实际出发, 对加热炉进行相应的优化, 如提升加热炉热效率或者联合回收余热等。从目前来看, 最为常用的加热炉节能优化技术, 包括更换高效燃烧器火嘴、设置烟气余热回收系统等。 (2) 换热器:在常减压蒸馏过程中, 需要回收大量的余热, 同时也需要冷凝或者冷却大量低温热, 因此, 选择高效节能的换热器及冷凝冷却器, 对于降低常减压装置的能耗也是非常关键的。国外发达国家对于管壳式换热器进行了大量的研究, 开发出了一种变截面管换热器, 可以同时对管内和关外的传热进行强化, 具有较低的壳程压降和良好的“传热—压降”性能。

3 优化操作条件

在保证装置安全稳定运行的前提下, 对其操作条件进行优化, 是一种具备良好经济性, 同时易于推广的节能手段。在实际应用中, 应该结合原油的性质, 配置高效适用的监测和调控手段, 以保证节能效果。

4 应用先进技术

对先进的高效节能技术进行合理应用, 同样是实现常减压装置节能降耗的重要手段, 目前常用的技术包括变频调速技术、高速电脱盐技术以及抽真空技术等。以抽真空技术为例, 一般是采用蒸汽喷射抽空器, 如果常减压装置的规格较大, 则应该配合机械抽真空设备, 以保证装置减顶所需的真空度, 同时减少抽空用水蒸汽量, 减少能耗以及减顶污水的排放量。

5 结语

总之, 作为炼油企业生产中的关键设备, 常减压蒸馏装置能耗的大小直接影响整个生产过程的能耗水平, 做好设备的节能改造非常重要。随着科学技术的发展, 各种节能措施得到了日益广泛的应用, 也使得常减压装置节能降耗取得了显著成效, 需要相关技术人员的重视, 确保生产的高效稳定开展。

摘要：本文结合常减压装置在运行过程中的能耗特点, 对其优化用能技术进行了分析和探讨, 希望可以为炼油企业的节能降耗提供一定的参考。

关键词：常减压装置,能耗特点,优化用能技术

参考文献

[1]王敏, 赵东风, 王永强, 张婷婷.常减压装置能耗特点及优化用能技术分析[J].现代化工, 2014, 34 (3) :130-133.