常减压装置节能降耗的举措论文

常减压装置节能降耗的举措论文（通用9篇）

篇1：常减压装置节能降耗的举措论文

常减压装置安全管理的论文

摘要：安全管理工作做不好，势必会给企业和职工造成巨大的经济损失，所以各个企业非常重视安全管理工作，成立安全组织机构，对安全生产工作进行严格监督，及时发现和解决问题，才能防患于未然。笔者简述了安全生产管理的发展历史，结合自身从事常减压装置现场安全管理经验，浅谈常减压装置日常安全管理中如何有效识别和控制风险，减少、控制事故的发生，向安全管理求效益。

关键词：安全管理;常减压;风险

科学的不断进步，生产力的发展，使人类生活变的丰富，但相应的安全问题也对人类安全与健康产生了威胁。比如人类“钻木取火”的目的是利用火，若不对火进行有效管理，它就会给人们带来灾难。现代安全管理的理论、方法和模式是20世纪50年代进入中国的。

21世纪以来，我们国家的一些学者提出系统化企业安全生产风险管理理论雏形，该将现代风险管理融入到了安全生产管理之中[1]。在经济高速发展今天，某些企业为了增加效益从而降低成本，减少安全投入的费用，在安全生产与效益之间，过于注重效益。因此对安全投入的减少，必然会导致事故的发生，给企业和员工带来严重的危害。安全生产管理是针对人们生产过程出现的安全问题，运用有效的资源，发挥人们的智慧，并且通过人们的努力，进行相关决策、计划、组织、控制等活动，从而实现生产过程中的人与机器设备、物料、环境的和谐，达到安全生产的目标。安全生产管理的目标就是减少、控制危害和事故的产生，尽量避免生产过程中由于事故所造成的人身伤害、财产损失、环境污染以及其它损失。

对于常减压装置现场安全管理中风险的识别和管控主要体现在以下几方面：(1)如何有效的识别风险。在日常生产过程中，巡检是我们识别风险的眼睛，作为安全管理人员更应该有一双善于发现问题的眼睛，每天至少两次现场检查，每周组织开展工艺、设备、安全专业人员联合检查，同时也参与到公司级检查中，深入不同生产一线查隐患。针对班组、车间、公司三级排查出的隐患，认真分析隐患发生的原因，找出隐患的根源所在，及时落实整改措施，并举一反三。(2)做好现场作业安全措施的落实。严格执行HSE作业许可制度，对每项检维修作业进行风险辨识、分析，落实相应安全措施，严格监护施工作业过程，及时监督完工质量与环境，同时加强现场特种作业数量的`控制，对于作业方案严格审核，现场施工设备、管线提前预制，减少现场动火次数，降低了现场作业风险。装置检修期间外来施工人员较多，安全技能参差不齐，同样存在事故隐患，因此不仅要加强外来人员安全培训，更要加强员工的安全意识与安全技能，真正起到监护人的职责。提前开展检修安全知识、监护人安全知识等方面的培训工作，让员工充分认识到检修作业中存在的风险及在检修作业过程中监护人的职责。同时对现场检修作业人员进行技术与安全交底，保证整个检修作业过程安全可控。做好检修期间的安全管理，落实检修期间的各项安全措施，强化现场的监督管理。(3)安全管理需要精细化。安全精细化管理要逐步强化员工的精细化管理理念，从自我做起，每一个岗位无论是管理还是操作，注重现场细节，工作追求卓越。比如日常安全设施检查，确保设备设施完好。对现场设备设施配件损坏、缺失情况要敏感，不能因为事情小就不作为。安全无小事，或许今天你在现场擦了一块油迹也可能是避免了一次事故的发生[2]。(4)强化特殊时段安全管理。比如抓好防冻防凝工作确保冬季安全生产，是冬季首要任务，同时对其它季节防雷、防汛、防风等安全生产工作，也要制定方案，并针对方案开展培训。节假日期间员工思想容易松懈，对于安全生产存在潜在隐患。因此节日前开展公司、车间安全大检查，针对安全关键部位、薄弱环节、特殊时段加强巡查监控。在装置进行开、停工或重大生产调整操作时，员工工作量较大，工作相对繁忙，容易疲劳导致误操作，引起事故发生。因此在工作分配和人员管理上进行适当合理调整。同时工艺管线、设备由于温度、压力波动较大，存在安全隐患。而这时由于员工在忙于调整操作，反而容易忽视现场巡检。在此阶段尽量安排细心的员工对换热器、炉出口法兰、转油线、塔人孔等重点部位加强巡检，同时车间管理人员也要对现场工艺、设备情况跟踪检查。

安全管理的核心是人,我们一方面要提高管理者的知识水平,对于目前安全动态要及时掌握，了解最新的法律法规，用以指导自己的安全管理工作;另一方面要提高员工们的安全技能和理念,用新的安全文化知识来武装员工队伍,让员工从要我安全到我要安全，最后到我会安全，这是实现安全生产的迫切任务。对于社会而言，安全是人们生活质量的反映;对于企业来说，安全更是一种生产力。因此只有通过系统有效的安全管理方法，才能为企业创造更多的效益，让企业更加健康、稳定的发展。

参考文献:

[1]韩中伟，安全生产管理知识，广州，华南理工大学出版社，.

[2]吴重光，危险与可操作性分析应用指南，北京，中国石化出版社，.

篇2：常减压装置节能降耗的举措论文

一、工程概况及承包工程范围

1、主要工程量

电气

配电屏(面)71

2、施工单位

本工程由中石化第五工程建设公司施工总承包，由岳阳长炼机电安装工程技术有限公司分包。

二、施工过程质量控制

1、仪表电缆保护管安装不符合设计要求

常减压装置仪表电缆保护管安装施工中，所安装的部分保护管不符合设计要求（见设计图纸50-02/160-31-49）及SH3521-2007“保护管从上向下敷设时，在最低点应加排水三通”之规定。

动力电缆

(m)47000 接地(m)7700

2、仪表成品保护事宜

目前常减压装置已进入仪表设备安装阶段，大量的仪表设备已经进入现场，质检工程师在现场巡查时发现你单位存在对进场的仪表设备保护不到位、1#管桥下面节流装置胡乱摆放，有的甚至管口朝上，管口没有防护等问题。

3、仪表施工成品保护事宜

2010年8月5日质检工程师现场发现你单位已安装的超声波流量计（FIQ10101）表头被损坏，之前我单位已多次针对现场仪表元器件的成品保护措施进行强调，并分别于2010年7月14日下发第48号、7月16日下发第50号质检工作联系单、7月30日再次下发下发0201-sv-lljl-027整改通知，提醒和责成贵单位加强成品保护，但是没有引起你单位足够的重视，致使造成今天已安装的超声波流量计（FIQ10101）表头被损坏，为此要求你单位针对此问题，查清损坏原因并提出处理意见报质检站，将视情节进一步处理。此通知要求48小时回复。

4、节流装置安装事宜

质检人员人员在巡视中发现由你部安装的节流装置存在如下问题：

1、孔板法兰±向有装反现象，如FE30703、FE30204等；

2、节流装置取压角度有安装错误现象，如FT31003、FT30901、FT10901等；

3、节流装置一次阀引出位置与引压管位置不相配合。

以上问题要求你单位认真整改，并高度重视，工艺管道施工和仪表自控施工应相互沟通，积极配合，不再发生类似事件，确保施工质量和进度。

5、仪表电缆被损坏事宜

在气割作业时因未对已敷设的仪表控制电缆采取有效防护，致使切割杂物落入电缆槽盒造成18根仪表电缆严重损伤。在此之前我单位曾多次口头或书面强调加强施工现场成品保护，但并未引起你单位重视，以致发生今天仪表电缆损坏事件，为此要求你单位调查事件责任人，严肃处理，就此事件拿出处理意见，对损坏电缆制定整改措施进行整改。因你单位领导对成品保护意识不强，多次发生成品损坏，特对你单位主管领导罚款贰仟圆（2，000元）整。

6、仪表成品保护事宜

巡检时发现，初馏塔EL+10800平台上准备安装的差压变送器，因你单位保护不力，被坠落的施焊熔渣引燃其包装盒而导致该差压变送器严重损坏，由同样原因被损坏的还有同层的汽提塔差压变送器引压管保护管等。为保证后续施工的顺利进行，现要求你单位尽快处理以上问题，同时加大现场成品保护力度（特别是在施工收尾阶段更应该加强成品保护力度），在动火作业时采取有效的隔离防护措施，以杜绝此类现象的再次发生。

7、仪表安装到货事宜

9月21日质检工程师在巡检时发现减压炉炉顶仪表管未施工，经与中石化五公司核实，仪表套管尚未到货。目前此情况已严重影响了整体施工进度，特请贵部督促有关厂家将所缺材料尽快送到现场，否则将影响按期中交。

所缺仪表套管数量、规格如下：Φ114×6 ； Φ114×4 ； Φ48×4； Φ25×3.5；每一规格2件，共计8件，材质为0cr18Ni9。

8、仪表螺栓混用安装

由你单位负责的常减压仪表安装工作，存在较为严重的螺栓混用现象，为保证仪表调试等工作的顺利进行，现要求你单位务必在两日内完成此问题的自查自改工作，并及时报监理部检查。否则，我质检站将严格按照项目部相关管理规定对你单位进行考核。

二、开工交工时存在的问题

1、仪表施工方案整改事宜；

你单位报审的仪表安装方案存在以下问题： 1）工程量统计与图纸有出入； 2）采用标准规范有过期现象； 3）质量保证体系不完整；

4）成品保护实施办法待进一步细化；

2、仪表安装进度滞后事宜

目前，常减压装置已引入蒸汽、瓦斯等危险介质，但仪表专业施工至今未完，仍有大量仪表伴热线需动火施工，给装置开工准备工作带来不利影响。

为保证常减压装置的顺利开工，要求你单位有效组织施工力量，未完施工项必须在11月7日18时前全部完成，否则我部将严格按照项目部相关管理规定对你单位进行考核。

3、仪表遗留问题整改事宜

篇3：常减压蒸馏装置节能降耗探讨

当今世界能源需求日益紧张, 导致能源价格不断攀升。我国目前能源供应相对不足, 能源利用率远远不及科学技术先进的发达国家, 节能降耗矛盾日益突出, 这在一定程度上抑制了我国国民经济的快速发展。因此石油行业面临这个巨大的压力, 希望能够采取有效地措施节能降耗, 降低生产成本, 不断提升企业的市场竞争力, 走上健康的可持续发展之路。有资料表明, 石油行业的能量消耗位于整个工业行业的首位, 而常减压蒸馏装置是炼油工业的必需装置, 同时也是大型能耗装置, 其能耗在全厂总能耗中所占比例高达百分之三十左右。因此, 对常减压蒸馏装置的节能降耗进行研究具有相当重要的意义。

一、常减压蒸馏装置概述

常减压蒸馏装置的工作原理主要是利用蒸馏原理对原油进行加热, 将其进一步的分离成汽油、柴油等馏分油。一般情况下, 其基本的工艺流程主要包括初馏塔、加热炉、常压塔、减压塔。常减压蒸馏装置输入的热量主要是原油进装置带入的热量以及原油在加热炉中加热放出的热量。而装置输出的热量主要是常顶不凝气、汽油、柴油、常 (减) 压重油等产品带走的热量。常减压装置的热量来源几乎全部来自加热炉。在能量的传入传出过程中, 温度、压力等参数会持续下降, 最终能量就会以冷却和散热等途径被排出, 加上损失掉的能量就构成了装置能耗。

二、常减压蒸馏装置节能降耗的必要性

常减压蒸馏装置是一个相当耗能的生产装置, 有资料统计, 在进行节能降耗之前某炼油厂的平均能耗为96.21万千卡/吨原油, 在这其中常减压蒸馏装置所占能耗就已达28.3万千/吨原油, 占全厂能耗的百分之三十。然而在进行节能降耗处理之后, 如果一年时间可以加工七千万吨原油, 那么估算常减压蒸馏装置每年能够有效地降低大约8亿万千卡的能耗, 也就是说能够降低燃料油大约80万吨的耗费, 这样来看从节能降耗处理中获得的经济效益是相当可观的。与此同时, 目前我国国内在节能降耗方面虽然通过设备、技术等方面的改进, 获得了一定的成效。但是这与水平先进的发达国家比较起来还存在相当大的差距, 因此加快对常减压蒸馏装置节能降耗的技术研究亟不可待。

三、常减压蒸馏装置节能降耗的措施

1. 减少用水量

减少常减压蒸馏装置的用水量具体包括循环水用量以及软化水用量。常减压蒸馏装置的循环水的用途主要是利用水冷器进行油品的冷却工作, 为了更进一步的降低循环水的使用量, 最大程度的降低加工成本, 在夏季可以将空冷器取代水冷器, 在冬季则可以利用装置的侧线余热对采暖水进行加热从而输出热量。另外, 在水冷器的使用过程中时常对其进行彻底的化学清洗, 可以增强其冷却效果, 从而有效减少循环水的用量。常减压蒸馏装置软化水的主要用途包括塔顶注水、机泵冷却、电脱盐罐注等等。因此可以两塔顶油水分离罐的排水进行回收利用, 将其灌注到电脱盐罐内, 这样一来可以有效节约软化水的用量。

2. 减少用电量

有资料表明, 仅电耗这一项在炼油厂总能耗中所占比例就高达近百分之十五。电耗过高的原因主要是某些泵的允许流量相对过大, 扬程也相对偏高。因此, 以下几点措施可用来有效节约电量, 减少用电量:最有效的措施就是采用变频调节技术, 尽可能的满足不同工况的需要。同时也可以对风机进行调角处理, 随时观察油品的冷后温度对风机扇叶角度进行及时的调整, 甚至关闭风机。另外, 对电脱盐系统进行改造也能够有效节约电量。据研究, 采用交直流电脱盐技术可节约用电将近百分之三十。

3. 减少蒸汽用量

常减压蒸馏装置在进行工艺处理中, 其蒸汽主要是在压力和温度都相对偏低的条件下进行冷凝, 因此回收任务难以实现, 因此, 我们应该尽可能的减少蒸汽的使用量。由于不同原油的生产方案不同, 不同产品的质量也存在差距, 对此就应该根据不同情况对蒸汽用量进行及时的调节, 同时还可以根据原油性质以及减压塔顶不凝气体的量对蒸汽用量进行合理的调整。

4. 减少燃料油用量

篇4：常减压装置节能降耗的举措论文

【关键词】常减压装置；清洁生产；节能降耗

1.常减压装置清洁生产

1.1清洁生产的概念

清洁生产是指不断采取改进设计、使用清洁的能源和原料、采用先进的工艺技术与设备、改善管理、综合利用等措施，从源头削减污染，提高资源利用效率，减少或者避免生产、服务和产品使用过程中污染物的产生和排放，以减轻或消除对人类健康和环境的危害。

根据国家环境保护总局发布的HJ/T125-2003《清洁生产标准石油炼制业》，国内炼油厂全行业要达到石油炼制业的清洁生产标准，同时，常减压装置等三类装置要达到相应的清洁生产标准。清洁生产标准分三级水平，分别是，同类装置国际先进水平，国内同类装置先进水平，国内同类装置基本水平。其中三级指标为国内清洁生产基本要求，是生产全过程采取污染预防措施所应达到的水平。

1.2常减压装置清洁生产标准及现状对比分析

（1）常减压装置清洁生产标准范围。常减压装置的清洁生产标准包括两项定性要求，三项定量要求，其中定性要求是，生产工艺与装备和环境管理，三项定量要求是，资源利用率和能耗，污染物产生，和产品质量。

（2）常减压装置现状与清洁生产标准对比分析。国内的常减压装置采用的工艺是很接近的，已经很成熟先进，所以工艺与装备上只作定性要求，三级水平是一样的，采用初常顶、减顶不凝气回收技术，加热炉采用空气预热及先进控制等节能技术，采用DCS控制系统和密闭回收式采样系统。公司常减压装置已全部采用，工艺比较先进。而装置现有的泄漏防护系统（围堤、围堰）、隔油池、火炬放空罐环保设施，目前运行状况良好。

公司常减压装置由于设计工艺成熟先进，又进行了多项用能优化改造，综合能耗为10.41kg标油/t原油，处于二档水平。该装置新鲜水水耗为0.027t水/t油，远小于一级水平的≤0.05t水/t油，这是由于，该装置采用满足工艺要求净化水替代新鲜水作为注水及配剂用水所实现的。从标定的数据看，这套常减压装置的原料加工损失率为0.175%，处于二级档位。常减压装置清洁生产污染物产生排查含硫污水，含油污水，和烟气，其中含油污水和和含硫污水的单排量分别为43.8kg/t原料和26.3kg/t原料，分别处以三档和一档水平，常减压装置原料主要是原油，因原油中含盐、含水，工艺上专门设置了电脱盐罐进行原油的脱盐脱水操作，此生产操作会产生较大量的含油废水。从环保监测数据看，含油污水的含油量为200mg/l，不及三档水平，含硫污水的含油量为151mg/l，处于三档水平，偏高，而加热炉烟气SO2含量47.5mg/Nm3，处于一档水平。

1.3常减压装置清洁生产审核

清洁生产审核是筛選和实施清洁生产方案有效途径，即经过调查、诊断、分析和结论，找到问题瓶颈，并制定可行方案。通过和清洁生产标准对比，显示这套常减压装置的问题主要在原料加工损失率较大，而和本套常减压装置设计能耗9.96千克标油/吨及清洁生产标准，实际10.41千克标油/吨的能耗偏高，所以本次审核重点排查影响加工损失和能耗高的因素。经过连续72小时的物料、能耗和水平衡监测，从物料平衡的结果显示投入和产出相差0.8t/h，这是因为减顶瓦斯直接去常压炉烧掉没有计量，有一部分物料随着初馏塔、常压塔和减压塔顶回流罐排水时流失了。水平衡显示，常压塔底汽提蒸汽和减压塔的抽真空蒸汽冷却后都流到了各自的塔顶回流罐，再切水排走，产生的废水量较大，而为了保证电脱盐罐的脱盐脱水效果，需要定期进行电脱盐罐的反冲洗操作，在反冲洗过程中废水的产生量较大，而装置工艺用蒸汽量大，造成能耗偏高。

1.4常减压装置清洁生产方案

经过多次讨论研究，确定了可实施无、低费，和中高费的清洁生产方案，无/低费方案21项和中/高费方案2项。无费的方案如投用初馏塔侧线流程，减少常压炉负荷，节省燃料消耗，停用蜡油水箱循环泵，对水箱的换热没有影响，可节约电能等，加强工艺参数控制，保证生产稳定，减少生产波动。中高费方案，发生低压蒸汽等节能效果显著。电脱盐罐切水线上增加水质观察口，及时判断切水带油情况，可减少加工损失。而增加常压炉和减压炉先控系统软件，优化加热炉的操作，优化装置换热网络，两项中/高费项目需等到停工检修时实施。本次常减压装置清洁生产实施以来，大约每年可节约新鲜水30.52万吨；减少循环水用量16.8万吨；节电30万kWh；节省燃料100吨；共投资47.1万元，增效365.24万元，圆满地完成了审核初期制定的清洁生产目标。

2.常减压装置的节能降耗

加热炉是常减压装置的主要耗能设备。提供了炼油工艺过程中所需的大部分能量。占整个装置能耗的70%～80%左右。正常生产条件下影响加热炉热效率的主要原因有空气过剩系数和排烟温度。

2.1机泵的节能降耗

机泵是炼油的心脏，提供流体在管线中的动能，主要消耗电能，在整个装置的能耗中占有很大的比例。我厂常压装置在2009年末进行了全面升级改造，增加了减压装置。除二中泵P109AB和一中泵P108B外，其它所有泵都全部更换。但P109AB的设计流量较大，二中在实际生产操控中的流量相对较小，二中的自控阀只开不到10个阀位，属于低流量，高温差，对节能不利。可在二中换热器E122AB、E108AB开二中的副线，达到增大二中流量，却不改变二中和原油的换热量，从而降低二中泵电耗的目的。汽油泵P103AB设计流量要小于汽油的实际流量，装置升级后的这两个生产周期，汽油泵基本上是同时运转的，所以汽油泵要更换流量更大的泵，达到降低电耗的目的。

2.2换热器的节能

换热器是常减压的能量回收设备，提高换热器的换热效率和减少换热器的热损失就是提高了装置的能量利用率。我装置的汽油、一、二线出装置后直接进入灌区，在夏天时，汽油和二线外送时常超过灌区的控制温度上限。所以，侧线还有余热可取。汽油从塔顶出来后，经过空冷、水冷器E104AB后，一部分回流，一部分外送出装置。所以可减少冷回流，降低了冷换设备的负荷，出装置汽油温度降低。同时，减少了冷回流，能提高塔顶温度，降低了塔压，进而提高了常压塔的过汽化率。

2.3加热炉的节能

我厂常减压装置有常压炉和减压炉两个加热炉，但两个加热炉的设计加工量均大于实际的加工量，其中减压炉的6个火咀只点燃5个。属于低负荷运行，而加热炉是装置的主要用能设备，低负荷使得每吨原油的能量消耗增高。

3.结论

清洁生产是一种新的创造性思想，以“节能、降耗、减污、增效”为主要目的。清洁生产思想与传统的末端治理方式不同，强调预防性。实施清洁生产是可持续发展战略的要求，也是控制环境污染的有效手段，同时还可以大大降低末端处理的负担，在实现环境效益的同时，提高企业的经济效益。在炼化装置的日益规模化的趋势下，多套装置的能量综合设计才是节能的唯一方法，只有在大系统范围内能量才能得到合理的匹配，从而带来巨大的节能效益。 [科]

【参考文献】

[1]钱家麟.管式加热炉，中国石化出版社，2003.

篇5：常减压装置节能降耗的举措论文

前言

常减压装置采用干空冷与湿空冷相结合的方式，对从初馏塔及常压塔塔顶汽油馏分进行冷却，使油气充分冷却以达到安全的出装置温度，装置目前有干空冷14台，湿空冷8台。随着装置进入开炼后期，且原油性质逐渐变重、变恶劣。导致空冷设备腐蚀加剧，在2012年年初干、湿空冷先后出现腐蚀泄露，所幸由于及时发现处理未造成严重后果。装置空冷防腐现状

装置空冷管束在2007年检修时，对大部分管束进行了更换，以满足装置继续开炼的需求。为减小塔顶冷凝系统的腐蚀，装置采取“一脱三注”的措施。不但对原油进行脱盐处理，使脱后原油含盐降至3.0mg/L以下，减小HCl的生成。而且装置采用注水、注中和缓蚀剂、注脱金属剂的方法，对管线、冷却设备进行保护。通过采取以上措施装置塔顶污水中铁离子及氯离子含量均控制在了指标范围内，但任然无法避免腐蚀泄露的现象出现。3 腐蚀机理及原因分析 3.1 冷换设备管内腐蚀 3.1.1 HCl－H2S－H2O型腐蚀

原油中含有氯盐组分，其中的氯化镁和氯化钙容易在原油加工过程中受热水解，生成强腐蚀性的氯化氢。而在脱盐装置无法去除的有机氯化物，在高温和水蒸气的共同作用下也会分解，产生HCl，生成的HCl随挥发性气体进入常压塔顶，再进到冷凝冷却系统。当油气经空冷器冷却后，因氯化氢的沸点很低，在110℃以下遇蒸汽结露出现水滴，HCl即溶于水成为盐酸。由于初凝区水量极少，盐酸浓度可达1％～2％，成为腐蚀性十分强烈的稀盐酸腐蚀环境，当塔顶负荷较大时，油气通过管束线速度较快，在这种腐蚀环境下，液体夹带着未冷凝的油气气泡，对管束内壁进行冲刷，从而引起塔顶冷凝系统出现严重的腐蚀。同时，加工过程中原油所含硫化物也热分解为硫化氢，由于硫化氢的沸点很低伴随着油气聚集在常压塔顶，随后进入冷凝冷却系统。由于硫化氢的存在，加剧了冷凝冷却区的腐蚀。H2S与金属Fe生成具有保护膜作用的FeS，而HCl又可与FeS反应破坏保护膜，使金属界面不断更新，HCl与H2S相互促进，构成循环腐蚀。3.1.2氯离子腐蚀

氯离子主要来自原油中的氯盐（主要是MgCl2和CaCl2）的水解和有机氯化物的分解。氯离子作为活性阴离子，能破坏碳钢表面的氧化膜，使其遭受去极化腐蚀而产生点蚀穿孔。氯离子对设备引起的应力腐蚀破坏是在氯离子与拉应力的共同作用下产生的。拉应力除了来源于工作应力外，更多的来自于各种冷加工产生的拉应力、焊接残余应力以及管壳程温差造成的温差应力等。3.1.3 空冷入口段的湍流腐蚀

空冷入口端存在气液共存现象，由于入口端存在气相，同时由于流动阻力的影响，翅片管入口的流速明显高于其他管束的纯液相流速。达到或超过发生流体冲刷的临界流速。在高的流速下，流体不断击穿紧贴金属表面几乎静态的边界液膜，一方面加速了去极剂的供应和阴阳极腐蚀产物的迁移，使阴、阳极的极化作用减小；另一方面流体流动和对金属表面产生了附加的剪切力，剪切力不断地剥离金属表面的腐蚀产物（包括保护膜），形成湍流腐蚀，造成入口端穿孔。

针对管内腐蚀，装置通过对化验室塔顶污水数据进行分析发现，由于装置采取了“一脱三注”的措施，塔顶污水中铁离子和氯离子均在控制指标内，表示空冷管束内HCl－H2S－H2O型腐蚀及氯离子腐蚀并不严重。因此塔顶腐蚀是由于原油性质的变重，导致汽油收率降低，在空冷中油气分压降低加剧了气象的产生，形成了湍流腐蚀导致的 3.2 湿空冷的管外腐蚀

湿空冷管束外表面有明显可见锈瘤，结垢腐蚀严重，管外腐蚀严重，湿空冷注水罐中的补给水都是循环式和除盐水，但是随着冷却水的循环利用湿空冷注水罐中Ca2+、Mg2+还是会有所增加，这是由于水的温度升高，水不断蒸发，各种位无机离子和有机物质的浓缩，而Cl-、SO42-离子明显增加，可能是循环水在循环过程中吸附了大气中的酸性气引起的。对水箱中的沉积物进行分析，发现其主要成分为铁的氢氧化物。因此造成湿空冷管束腐蚀穿孔的主要原因是管外腐蚀，造成管外腐蚀主要是如下几种原因： 3.2.1 冷却水中溶解氧引起电化学腐蚀

湿空冷实际上是属于一种敞开式循环冷却系统，冷却水通过水泵进入喷淋管束，由上均匀喷洒而下，空气则在轴流风机的驱动下，从百叶窗逆流而上，喷淋冷却水与空气能充分地接触，因此水中溶解的02可达到饱和状态。当管壁与溶有02的冷却水接触时，由于金属表面的不均一性和冷却水的导电性，在管壁表面会形成许多腐蚀微电池，微电池的阳极区和阴极区分别发生氧化反应和还原反应。这些反应促使微电池中阳极区的金属不断溶解而被腐蚀。在水对钢铁的腐蚀过程中，溶解氧的质量浓度是腐蚀速率的关键因素。淡水中钢铁的腐蚀速率与氧质量浓度和温度间的关系见图1。由图1可见，在空冷器冷却水温度和氧质量浓度范围内，钢铁的腐蚀速率随氧质量浓度的增加而增加。

图1 腐蚀速率与氧和温度的关系

3.2.2 有害离子引起的腐蚀

循环冷却水在浓缩过程中，除重碳酸盐质量浓度随浓缩倍数增长而增加外，其他盐类如氯化物、硫酸盐等的质量浓度也会增加。同时由于空冷器是一个敞开式冷却系统，由于湿空冷与塔顶中间罐防空位于同一高度，且距离很近。在这种环境下，容易造成Cl-和SO42-质量浓度增高，从而加速碳钢腐蚀。Cl-和SO42-会使金属上保护膜的保护性降低，尤其是Cl-的离子半径小，容易穿过膜层，置换氧原子形成氯化物，加速阳极过程的进行，使腐蚀加速，所以氯离子是引起点蚀的原因之一。从水箱底部沉积物成分分析来看，氯化物的质量浓度不高，虽然不是造成空冷器腐蚀穿孔的主要原因，但在多种因素作用下，加剧了腐蚀的产生。3.2.3 微生物引起的腐蚀

在冷却水中，由于养分浓缩，水温升高和日光照射，给细菌和藻类创造了迅速繁殖的条件。大量细菌分泌的黏液像粘合剂一样，能使水中漂浮的灰尘杂质和化学沉淀物等黏附在换热管传热表面。微生物的滋生也会使金属发生腐蚀，这是由于微生物排出的黏液与无机垢和泥砂杂物等形成的沉积物附着在金属表面，形成氧的浓差电池，促使金属腐蚀。此外，在金属表面和沉积物之问缺乏氧，因此一些厌氧菌(主要是硫酸盐还原菌)得以繁殖，当温度为25～30℃时，繁殖更快。厌氧菌分解水中的硫酸盐，产生H2S，引起碳钢腐蚀，其反应如下：

SO42-+8H++8e=S2-+4H20+能量(细菌生存所需)

Fe2++S2-=FeS↓

铁细菌是钢铁锈瘤产生的主要原因，能使Fe2+氧化为Fe3+，释放的能量供细菌生存需要。

Fe2+—→Fe3++能量(细菌生存所需)4 腐蚀防护措施 4.1 管内腐蚀防护

通过化工艺参数，保证空冷器进口开度，关小出口开度，保持管内液相充满，降低翅片管管束入口流速，达到降低湍流腐蚀的目的。4.2 管外腐蚀防护 4.2.1 优化管束材质

装置在07年及10年检修中将湿空冷管束材质更换为09Cr2AlMoRe和304钢。材质的优化明显降低了有害离子造成的腐蚀。4.2.2 定期排污

随着循环冷却水被浓缩，冷却水的硬度和碱度会升高，水中游离的和半结合的CO2在循环过程中不断逸人大气而散失，冷却水的pH值逐渐上升。pH值升高虽然有利于管束防腐蚀，但pH值过高时使冷却水中碳酸钙的沉积倾向大大增加，易引起结垢和垢下腐蚀，同时还加速微生物的生长。随着冷却水不断蒸发浓缩和与大气接触，水中的悬浮物和浊度不断升高，溶解氧也不断增加。因此装置将部分冷却水通过地步放空进行排放，并补充部分新鲜冷却用水以达到防腐目的。5 结束语

篇6：常减压装置节能降耗的举措论文

1 能耗设计较高的原因分析

1.1 电耗高

1)以2011年为例,全年加工原油量951万t,是设计负荷1200万t·a-1的79.25%,属于低负荷运行。

2)电脱盐运行效果不理想。电脱盐设计电流一般应在260A以内运行为佳。由于原油品种较多,性质波动较大,加上开工初期原油调和管理缺乏经验,使得电脱盐电流一度超过260A,甚至达到330A左右。据计算,当电脱盐电流大于260A时,耗电量会增加2%。

3)由于常减压设计工况为1200万t·a-1,而选择的侧线泵和塔底泵都是按照该工况设计,并且大部分机泵都设置有最小流量线,为了保护机泵,这些机泵的最小流量线均有开度,这也是电耗高的原因。

1.2 燃料消耗高

1)总拔出率偏高。原油性质波动较大,产品收率偏离设计值,总拔一期设计67%、二期设计76%,而2011年平均收率达到79%,7月份总拔高达82.06%。

2)低温热源无法回收。受原油性质影响,直馏石脑油最高收率达到22%,高于一期设计值7%、二期设计值17%。而UOP设计的防腐要求,常顶回流罐温度不低于119℃,大量的低温热源只能在产品罐后冷却,使得此部分低温热量无法回收,只能靠空冷器和水冷器来冷却,因此增大了电耗和水耗。

3)换热终温偏低。渣油收率低,一期设计32%、二期设计23%,由于原油换热的主力为减压渣油的18台高温换热器,而2011年渣油收率仅有18%~21%,因此换热终温低于设计值。

1.3 蒸汽耗量高

1)按照初始原油的工况,减顶设计采用的格林汉姆抽真空器,为目前国内最大的抽真空系统,蒸汽耗量达到36.6t·h-1,单这一项消耗就比四川石化高出1.48kg EO·t-1。

2)汽提蒸汽的设计耗量高。由于设计为湿式蒸馏,常压塔、减压塔、常二线、常三线汽提塔设计需要25.6t·h-1的汽提蒸汽,相比之下,耗量也是国内最大的。

3)炉管注汽的设计耗量高。为了保证长周期运行,炉管设计使用的蒸汽压力为3.5MPa,用量为3.99t·h-1,也属国内最大。

1.4 热供料远低于设计值

按照设计,柴油热供料/冷料=4∶1,轻蜡油热供料/冷料=3∶1,重蜡油热供料/冷料=4∶1,渣油热供料/冷料=4∶1。而从2011年的运行情况看,差距很大。热供料平均能耗1.28kg EO·t-1,低于设计值2.09kg EO·t-1。

1.5 循环水耗量高

抽真空系统使用的循环水量占本装置循环水量的60%左右,由于抽真空系统属于国内最大,故而耗水量也最大,达到3000t·h-1。

2 与其他炼厂的比较

2.1 能耗对比

表1是我公司炼厂与其他1000万t·a-1炼厂的能耗对比。2011年大连石化的能耗是12.12kg EO·t-1,独山子石化是10.85kg EO·t-1,我公司炼厂是12.92kg EO·t-1,中石油平均水平是11.03kg EO·t-1。

2.2 分项对比

2.2.1 电耗

表2是电耗对比。大连石化7.58k Wh·t-1,独山子石化2.08k Wh·t-1,而我公司炼厂8.25k Wh·t-1,中石油平均水平5.65k Wh·t-1。我公司炼厂二期加工量1200万t·a-1,各大塔底泵和侧线泵选型都大,根据UOP的设计理念,中段回流又采用大流量小温差的设计,选型也较其他炼厂的大。

2.2.2 1.0MPa蒸汽

表3是1.0MPa蒸汽消耗对比。大连石化40kg·t-1,独山子石化16.49 kg·t-1,而我公司炼厂47 kg·t-1,中石油平均水平26.7kg·t-1。

就常减压装置来说,1.0MPa蒸汽的使用量主要在抽真空系统、加热炉的雾化蒸汽、常压塔的汽提蒸汽及伴热系统。我公司的抽真空系统1.0MPa蒸汽的使用量为36.6t·h-1,仅此一项已经属于国内最大。另根据UOP设计理念,常压塔、减压塔和各侧线汽提塔的汽提蒸汽量10~13 kg·t-1,在国内属于最大量。

2.2.3 循环水消耗

表4为循环水消耗对比分析。大连石化水消耗为1.2t·t-1,独山子石化1.75t·t-1,我公司炼厂4.58t·t-1,中石油的平均水平3.45t·t-1。我们的循环水量明显大于其他炼厂,原因是我们二期设计加工的原油性质较轻,UOP设计的抽真空器较大,因此抽真空蒸汽的使用量较多。为了冷却如此大的蒸汽量,循环水的耗量也较大。就循环水使用量来说,抽真空的设计循环水量3000t·h-1,仅此一项就远大于其他炼厂的循环水总使用量。

2.2.4 燃料消耗

表5为燃料消耗对比。大连石化的燃料消耗为8.02 kg·t-1,独山子石化9.33 kg·t-1,我公司炼厂9.26kg·t-1,中石油的平均水平在8.1 kg·t-1,燃料消耗分析在下面的换热终温中分析。

2.2.5换热终温对比

表6是换热终温对比结果。2011年换热终温大连石化为290℃,独山子石化286℃,我公司炼厂287℃,中石油平均水平296.5℃。从换热终温可以看出,我们的油品明显较轻,换热终温低于中石油平均水平9.5℃,因此燃料消耗必然大于中石油平均水平。

2.2.6加工量对比

表7为2011年的加工量对比结果。2011年大连石化的加工量为1085万t,独山子石化1050万t,而我公司炼厂950万t。从计算能耗角度来说,我们的分母是最小的,这也是能耗高的影响因素之一。

2.2.7 拔出率对比

表8是2011年三大炼厂的拔出率对比结果。从表8可看出,从石脑油收率、常拔、总拔来说,3家大炼厂都大于中石油的平均水平,油品都相对较轻。就3家炼厂相比,石脑油收率我公司是最低的,总拔出率介于大连石化和独山子石化之间。独山子石化的石脑油收率和总拔出率都居第一,其电耗、蒸汽消耗数据却处于最低水平,值得我们研究和学习。

3 措施

随着常减压装置的正常开工,本装置的工作重点转移至节能降耗。通过开工至今的平稳运行,我们不断提升管理水平,强化细节管理,多跟兄弟企业交流学习,不断降低能耗。

3.1 优化加热炉运行

加热炉排烟温度控制在160℃左右。由于本装置加热炉用的燃料油比较多,故氧含量控制在3%~3.5%之间,当前火焰燃烧非常好,炉子热效率达到90.96%。

3.2 优化蒸汽用量

3.2.1 调整减顶抽真空蒸汽

减压塔抽真空系统设计使用抽真空蒸汽36.6t·h-1。经装置组技术人员细心摸索,结合公司原油品种复杂的实际情况,调整减压系统操作,降低深拔力度,既保证轻蜡油能维持蜡油加氢的需求,又能保证重蜡油和渣油对渣油加氢的需求,最终实现了真空度的稳步调整,大大降低了蒸汽用量,目前为14.5t·h-1,只此一项降低能耗1.6kg EO·h-1。

3.2.2 降低常压塔及侧线汽提蒸汽

加强与柴油加氢的配合,不断优化热供料比例,摸索常二线和常三线柴油的馏出量平衡点,最终实现常二线直供料全部送入柴油加氢,由常三线柴油作为柴油和轻蜡油的平衡,既降低了常二线汽提塔和常压塔的汽提蒸汽量,又保证了混柴闪点的合格。

3.3 加大热联合,提高热效率

通过与调度中心和下游装置的协调配合,大大加强了石脑油加氢、航煤加氢、柴油加氢、蜡油加氢、渣油加氢的热联合,尽可能增大热供料。当前热供料比例达到90%以上,降低能耗1.4kg EO·h-1。

3.4 优化换热终温

国内的常减压在运行3年后,一般换热终温会下降5~10℃,如此势必会增加加热炉的负荷,进而大大增加能耗。自开工以来,我公司特别注重换热终温的调整,结合渣油、蜡油、柴油等的外送和回流的流量变化,通过不断调整控制换热终温的稳定,实现了连续3年换热终温保持不变,大大降低了燃料消耗。

3.5 优化电脱盐操作

电脱盐系统的脱盐情况直接影响装置防腐及各加氢装置催化剂的寿命,排水情况直接影响污水处理厂的运行。多家炼厂均出现过电脱盐系统频繁跳闸、电击棒击穿烧坏、排水大量带油等情况,给常减压装置及全厂运行带来严重不利影响。我公司炼厂改造前,掺炼5%的苏丹达尔劣质原油,电脱盐的电流最高可上升至300A以上,脱后原油含水偏高,含盐不合格,严重影响了公司的经济效益。通过对电极板进行改造,增加AGER界面计、超声波破乳设备的应用,电脱盐系统运行取得了非常好的效果,达尔油的掺炼比例可达8%,电脱盐电流持续低于200A,不仅收到了非常好的节电效果,而且大大提高了电脱盐系统的抗晃动能力,连续3年实现了脱后盐含量、含水量合格率的100%。

3.6 加热炉的在线除灰

常减压装置加热炉是主要能耗设备,在燃料消耗上占很大比重。由于燃料在燃烧的过程中会产生烟气、烟尘并不断被吸附,造成加热炉炉管积灰结垢,致使加热炉排烟温度上升,炉膛温度升高,热效率下降。对此,我公司通过注入药剂,将炉管表面附着的灰分等杂质处理干净,辐射室顶温度平均降低50℃,提高了炉管热效率,降低了加热炉能耗。

3.7 优化热媒水用量,增大热输出

对本装置15台热媒水换热器逐一进行调整,保证每台换热器平稳运行,既降低了循环水的使用量,又增大了输出热,本装置能耗降低1.8kg EO·t-1。

3.8 加强净化水的使用,降低新鲜水的能耗

常减压的电脱盐装置开工初期使用的注水是新鲜水,在保证电脱盐平稳运行的前提下,逐步切换为净化水,既降低了净化水中的COD含量,又减少了新鲜水的消耗量,节约能耗0.01kg EO·t-1。

经过以上努力,本装置能耗从2011年1月的14.52kg EO·t-1,逐月下降,到2016年8月最终降低至10 kg EO·t-1,大大地提高了能源利用率,降低了能耗,达到了国内的先进水平。

参考文献

[1]唐孟海,胡兆灵.常减压蒸馏装置技术问答[M].北京:中国石化出版社,2004.

篇7：常减压装置节能降耗的举措论文

[关键词]减压深拔、蒸馏、系统、拔出

[中图分类号]TQ016 [文献标识码]A [文章编号]1672-5158（2013）06-0211-01

前言

目前我国的减压深拔成套技术是从国外引进的减压深拔工艺包，国内对该项技术的吸收掌握还需要一段时间。通常来讲，国外的减压深拔技术是指减压炉分支温度达到420℃以上，原油的实沸点切割点达到565～620℃。我国近几年新引进的减压深拔技术是按原油的实沸点切割点达到565℃设计，也即是国外减压深拔技术的起点，其余减压装置未实现深度拔出的主要原因是装置建成时间较早，当时多按原油实沸点切割点为520～540℃设计，无法实现减压深拔。

一、影响减压系统拔出率的因素

减压塔汽化段的压力和温度是影响减压拔出深度的两个关键因素。炉管注汽量、塔底吹汽量、进料量、洗涤段的效果等对总拔出率也有影响。

汽化段压力由汽化段到塔顶总压降和塔顶抽真空系统操作决定，汽化段真空度越高，油品汽化越容易，减压拔出深度越高（国外的先进设计，汽化段残压可以达到1.33～2.00kPa）。汽化段温度的提高受限于炉管的结焦和高温进料的过热裂化倾向，在汽化段压力不变的情况下，以不形成结焦和过热裂化为前提，应尽量提高汽化段温度。汽化段温度升高，油品汽化程度也会增加，减压拔出深度提高。

二、存在的主要问题

通过分析未达到深度拔出的装置主要表现出以下几个问题。

1、常压系统拔出率不足造成减压系统超负荷，多数装置的常压渣油3500C馏出为5%以上，最高达到15%。常压渣油中的柴油组分过多会增加减压炉的负荷，增大减压塔的汽相负荷，并加大减压塔填料层（或塔盘）的压降，直接影响到减压塔汽化段的真空度。

2、减压炉出口温度较低造成油品汽化率较低，提高减压炉出口的温度主要受以下几个因素制约：（1）炉管的材质不能适应提温后的炉管热强度，也不能抵抗高温下的环烷酸腐蚀，应进行材质升级，尤其是扩径后的几根炉管。（2）炉管吊架材质需要升级以适应提高炉温后的炉膛辐射温度。（3）注汽流程部分装置在日常操作中没有投用。合理的注汽位置应设在对流转辐射的炉管内，此点注汽能很好的起到降低炉管内的油膜温度和缩短油品停留时间的作用，降低油品在炉管内的结焦风险。（4）部分老装置的减压炉炉管表面热强度已超过设计值，需对减压炉进行扩能改造。

3、汽化段的真空度较低造成油品汽化率不足，部分装置减压进料段的真空度较低，直接影响了常压渣油的汽化率和减压系统的拔出深度。汽化段的真空度主要受塔顶真空度和塔内件压降两方面的限制。

4、无急冷油流程而无法控制提温后塔底的结焦风险，老装置由于设计时未考虑减压深拔操作，一般没有顾及提高进料段温度后会造成塔底温度升高，易造成管线、换热器、控制阀、塔底结焦、减压塔塔底泵抽空等影响，很多减压装置未设置急冷油流程，无法控制提温后塔底的结焦风险和塔底裂解气的产生，对装置的长周期运行和塔顶真空度的控制有着不利影响；部分装置虽没有设置专门的急冷油流程，但设有经过一次换热后的减压渣油作为燃料油再返回减压塔底的流程，同样可以起到降低塔底温度的作用。

5、机泵封油的性质和流量对减压渣油500℃馏出有影响，减压塔塔底泵采用减压侧线油作为封油，但仍有部分装置使用直馏柴油作封油。直馏柴油或封油（蜡油）量较大会提高减压渣油中500℃馏出量，还可能造成减压塔塔底泵抽空。

6、减压塔底汽提蒸汽过小或未投影响了塔底的提馏效果，部分装置减压塔的负荷已经较大，为避免降低塔顶真空度而未投减压塔底吹汽或吹汽量较小。另外，少量装置本来按湿式操作设计，在生产中为了降低装置能耗而停止吹汽。

三、提高减压系统拔出率的措施

提高常减压蒸馏装置减压系统的拔出深度是一项综合工程，首先要从完善减压塔的设计及塔内件的选择人手，其次要根据原油性质变化及时调整操作参数，在确保安全和不影响装置运行周期的情况下，提高减压系统的操作苛刻度。

1、提高蒸馏装置减压系统的设计水平

（1）减压炉和转油线的设计对汽化段的压力有较大影响。采用炉管扩径，注汽等可提高汽化段温度，提高炉出口汽化率；转油线温降小可有效降低炉温，从而较少裂解和保证高拔出率所需温度。

（2）采用低压降、高分馏效率、大通量的塔盘和填料，不但可以提高馏分油的收率和切割精度，还可以大幅提高分馏塔的处理能力。采用填料的减压塔一般全塔压降小于20mmHg，而板式减压塔压降明显大，是填料塔的一倍以上。

（3）改进抽真空系统的设备水平，提高塔顶真空度。

（4）改进减压进料分布器的结构，适当增加进料口上方的自由空间高度，可减少雾沫夹带量。

（5）为避免减压塔底结焦和减少裂解气体生成，减压塔底部应设置急冷油流程，控制塔底温度不超过370℃。

（6）常压塔的设计要着力考虑降低塔底重油中350℃以前馏分的含量，防止过量的应在常压塔拔出的柴油组分进入减压塔，致使减压塔顶部负荷偏大，顶温高，真空度低，影响总拔出率。

2、提高常压系统的拔出率

常压系统的拔出率对减压深拔的影响很大，应根据加工原油性质的变化尽可能地提高常压塔的拔出率，降低常压渣油中350℃含量到4%以下。主要措施有控制合理的过汽化率，提高常压炉出口温度、降低常压塔顶压力、调整常压塔底吹汽量和侧线汽提蒸汽量、提高常压侧线的拔出且（尤其是常压最下侧线）。

3、提高减压炉出口温度和减压塔进料温度

在拥有相关工具软件的情况下，应根据加热炉的设计参数和进料性质进行模拟计算，绘制加热炉的结焦曲线，以模拟结果为指导逐步提高炉温；即使没有炉管结焦曲线的模拟软件，也可小幅提高炉温并增大炉管注汽，观察减压塔操作工况确定合适的炉温并维持操作，首先要达到设计温度，在此基础上再增加炉管注汽，继续提温。

4、提高减压塔顶真空度，合理分配炉管注汽和塔底吹汽

优化减压塔顶抽空器和抽空冷却器的运行，减少抽空系统泄露，保证塔顶真空度。合理分配炉管注汽和塔底吹汽的流量，控制减压系统总注汽量，减少对真空度的影响。

5、优化洗涤段的操作，优化减压塔取热分配，控制合理的减压塔底温度

要确保洗涤段底部填料保持润湿，即合理的喷淋密度能够保证总拔出率和减压馏分油的质量，洗涤段操作效果好，可以降低过汽化率，在同样的烃分压和蜡油质量的前提条件下可以提高拔出率。为提高装置总拔出率，减压塔的取热可作适当调整，降低减压塔下部中段回流取热量，以增加减压塔上部气相负荷。投用减压塔底急冷油流程，控制塔底温度不超过370℃即可，过多的急冷油量会影响塔底的换热效率。

四、提高减压系统拔出率应注意的事项

（1）应根据减压渣油的加工流向确定是否适合深拔操作，减压渣油作延迟焦化原料和减压渣油虽作催化裂化原料，但由于催化消化不完还有减压渣油作燃料油或外售的蒸馏装置。

（2）原油实沸点切割达到565℃时，减压塔最下侧线的干点必然在580℃以上，若有携带现象还将导致蜡油中的沥青质和重金属含量上升，可能会给加氢裂化装置带来操作问题，建议实施深拔后重新考虑重蜡油的流程走向，由现在的进加氢裂化改进蜡油加氢处理或催化裂化装置等。

篇8：石油炼制常减压装置节能探析

石油炼制中的蒸馏装置核心工艺就是常减压分馏系统, 它的能耗是由原油产品的质量好坏以及原油内需要拨出馏分的含量来决定的。因此, 常减压装置的过气化率是石油炼制系统中的关键问题, 以下将对此进行详细的分析。

1过汽化率问题。过气化率的高低从不同方面来看, 其达到的效果不同。经过分析对比之后得出的规律三点规律:第一, 闪蒸段压力与每吨常渣的汽提蒸汽量保持不变时, 闪蒸段温度每增加4℃, 可增加l%过汽化率;第二, 当闪蒸段温度和汽提蒸汽量都不变时, 闪蒸段压力每降低15.3胁, 也可增加1%过汽化率;第三, 当闪蒸段温度和压力都不变时, 每吨渣油的汽提蒸汽量每增加3kg也可增加1%的过汽化率。从上文中可以看得出来, 提高过气化率可以通过对蒸段温度、蒸段压力以及塔底汽提蒸汽量进行调整来达到目的。因此, 降低常压炉出口温度能够提高轻油收率, 降低塔顶的冷却负荷。

2中段回流取热分配及返塔温度差问题。在石油炼制过程中, 合理的控制过气化率之后要做的就是回收进塔热量过剩的问题, 在整个常减压装置的热量回收与换热网络的结构有着密切关系的就是优化分配中段回流取热问题。石油产品的收率与质量与分配中段回流的取热息息相关, 常减压装置上部侧线的质量以及收率会受到下部高位热量取出多少的影响。正确做法是将中段回流的取热量控制在总段剩余热量的60%~70%之间, 如此一来, 上部塔板的内回流就得到充足的保证。在此基础上, 充足的热量能够使得上一侧线的产品转化为合格的石油产品。其中需要注意的是, 要避免对石油质量的过分控制, 从而导致石油产品过纯。这样不但对高温的热量回收造成影响, 还会使得产品收率降低。

3加热炉系统。在石油炼制生产过程中, 最主要的能源消耗设备是加热炉, 石油炼制过程中所需要的大部分能量都是由加热炉提供的。据统计数据来看, 整个常减压装置的能源消耗中, 有70%~80%是加热炉系统消耗的, 通过分析得出过剩空气系数以及排烟温度是影响加热炉效率的两个主要因素。

1优化过剩空气系数, 减少排烟气总量。加热炉会受到过大过剩空气系数造成的以下三方面影响:第一, 排烟温度保持不变, 那么排烟量的大小会随着过剩空气系数大小的变化而变化, 由此导致的烟气排出热量也越来越多。如此一来, 大量的过程空气热量就被排放到大气中去, 使得加热炉热效率下降, 由此造成热损失的增加。第二, 过剩空气系数越大露点腐蚀温度就越高, 为避免空气预热系统遭受露点腐蚀;影响其长周期运行, 只能限制降低排烟温度。因此降低过剩空气系数, 可使排烟温度有降低的余地。第三, 过大的过剩空气系数还会加剧炉管的氧化, 影响加热炉使用寿命;促使氮氧化物增加, 对环境产生不利的影响。

2确定过剩空气系数最佳值。从理论上来看, 过剩空气系数的最高燃烧温度是在a=1时, 也就是说燃烧过程中所有进入炉内的氧气都被燃烧。如果a≠1时, 无论是空气以及然绕都会造成浪费。在分析了加热炉燃烧器内的火焰横断面的含量之后发现, 火焰边缘的含氧量要远远超过火焰中心的。换句话说就是, 火焰中心含有较高的一氧化碳成分, 没有完全的燃烧。从加热炉的角度来看, 过剩空气系数的最佳值是在上述因素都确定之后才能确定的, 也就是说加热炉最高的运行热效率是在这种条件下才能达到的。

3烟气热量回收, 维持较低排烟温度。加热炉总热量交换的25%是对流交换热量所占的百分比, 400℃左右是烟气在辐射室出口所能达到的温度, 对流换热主要是为了降低此时的温度。所以, 降低排烟的关键所在就是保持较高的加热炉对流传热的效率水平。现阶段, 烟气预热是现阶段石油炼制加热炉系统所采用的, 其排烟温度都能够控制在180℃以下, 有部分可以进一步将排烟温度降低到160℃左右, 这需要对装置的露点温度进行计算。然而, 在实际的石油炼制过程中, 传热会受到空气预热管、对流管积灰的影响。在烟气然后之后, 通常会残留一些不可燃烧的成分以及没有燃烧完毕的碳粒。这些在烟气的运行过程中, 会在换热管的表面沉积吸附, 从而形成积灰, 对传热产生严重的影响。

三、装置内综合节能途径

这里所说的节能, 是常减压装置多变量、多参数以及各个不同流程组合形成的综合节能。

1在石油炼化的装置中, 物流数目最多, 网络合成的工作量以及难度最大的就是常减压装置换热。要合成以及优化换热网络。在实际应用的过程中, 应当充分考虑所有热源包括加热炉烟气以及所有冷源包括了燃料用的空气, 以夹点为划分, 冷公用工程不应当在夹点以上应用, 热公用工程不应当在夹点以下应用。

2分馏流程组合。常减压装置的发分流流程是与原油的性质以及具体的条件有关系的, 原有性质不同, 常减压装置的分馏流程也会随之改变, 并能与换热网络合成息息相关, 也就是说冷源的状况以及参数都会随着分馏流程组合的不同而有所改变。从原则上来看, 多级蒸馏可以在较低的温位下实现原油中一部分组分的分馏过程, 减少最终必须使用燃料加热的热公用工程用量, 有利于利用较低温位的热源, 降低分馏过程所需的能耗, 特别是对于轻质原油更是如此。

结语

现阶段, 石油炼化装置正在朝着规模化的方向发展, 要想在石油炼制过程中达到节能的效果, 只有综合设计多套装置的能量才是唯一解决办法。合理的将大系统范围里的能量进行匹配, 才能够给石油炼制带来节能效益, 而信息技术的发展进步, 也为能量系统的优化提供了科学合理的方法。

摘要：现如今, 原油的生产成本在不断的增加, 炼油企业之间的竞争也日趋激烈。因此, 炼油企业当前的重中之重就是降低生产成本, 提高企业自身的市场竞争力, 这也是石油企业生存发展的必然选择。而在石油炼制过程中, 能源消耗的费用占据了石油生产成本相当大的一部分。石油企业要想降低生产成本, 从石油炼制的装置系统研究, 降低能源的消耗是一种有效且重要的手段。本文从石油炼制过程中的常减压整流装置的节能进行了分析探讨, 通过对石油常减压装置的工艺改进, 将能源消耗降到最低程度。

关键词：常减压,节能探析,石油炼制

参考文献

[1]邓爱琴.常减压装置节能优化技术综述[J].炼油与化工, 2010 (06) :15-17.

[2]王兵.常减压蒸馏装置操作指南[M].北京:中国石化出版社, 2006.

[3]武金伦.常减压装置节能途径探讨[J].湖北化工, 2003 (01) :44-45.

篇9：常减压装置节能降耗的举措论文

【关键词】常减压装置；高硫腐蚀；设计防腐；施工防腐

随着国家对原油资源的调控，加工高硫原油的比例逐年增加。原油的硫含量和酸值呈现上升的趋势，导致装置中的含硫量超过计划值。带来一系列设备、管线的腐蚀问题，给装置安全生产留下了重大隐患。为提高产品质量和企业经济效益，采取工艺设备综合防腐措施，以延长设备使用寿命和装置开工周期。为此，不但应加强常减压装置的电脱盐操作，严格控制各分馏塔顶系统低温腐蚀，而且还应对高温部位的设备及管线进行腐蚀防护和腐蚀检测。下面我们对高硫原油一组数值的分析，观察硫量分布及对设备的腐蚀状态。

硫含量最高的原油为沙轻原油，硫含量分数为1.88%，平均值为1.66%，馏分油越重硫质量分数越高。硫主要分布在渣油中，虽然渣油收率仅24.43%，但硫分布中占44.23%，硫量分数达到3.61%。其次，是蜡油馏分数率23.98%，在硫分布中占30.41%，硫质量分数达2.53%。再次是柴油馏分收率24.29%。在硫分布中占13.64%，硫质量分数为1.15%，其他轻组分硫质量分数较低。从以上数据不难看出，硫分布形成对装置的严重腐蚀状态。设计防腐和施工防腐对高硫防腐效果显著，下面对这两种技术的概念、内涵和操作方法一一加以阐述。

1.设计防腐

这项技术的具体概念，就是在容易受腐蚀的部位用耐腐蚀的材料或复合材料，为装置在运行过程中防腐提供有利条件。下面把各个部位所需材料做一详细介绍：

（1）低温部位（三塔顶系统）选材：初项系统—1）初馏塔塔顶材质：基材为16MnR，衬里为3RE60；2）塔顶第一台原油换热器管线为20号钢，其换热器管束为lCr18Ni9Ti；3）换热器—回流罐—空冷—水冷却器，其中管线均为20号钢：空冷器管束为10号钢，水冷器管束为ICr18Ni9Ti.常顶系统—1）常压塔塔顶材质：为不锈钢复合板，基层为20R，复层为321。2）塔顶材质：空冷气管线是不锈钢复合板卷管，基层为20号钢，复层为316L（无缝钢管为316L），其空冷器管束为10号钢。3）空冷器—水冷却器间管线为20号无缝钢管。水冷却器管束为ICr18Ni9Ti.减顶系统—1）减压塔顶材质为不锈钢复合板：基层为20R，复层为321。2）塔顶—一级抽空器间管线为不锈钢复合板卷管：基层为20号钢，复层为316L。—级抽空器—一级空冷器—二级空冷器—三级抽空器—三级空冷器—水冷却器管线为20号无缝钢管。空冷却器管束均为ICr18Ni9Ti.抽空器均为ICr18Ni9Ti.水冷却器管束为20号钢。

（2）高温部位选材：初馏塔塔底—基材为16MnR，衬里为ICr18Ni9Ti。常压塔塔底—基层为20R，复层为321，常二中Cr5M，常压过汽化油Cr5M，减二线OCr18Ni10Ti，减四线OCr18Ni9Ti，减压塔塔底—基层为20R，复层为316L。常压转油线—OCr18Ni10Ti。减压转油线—不锈钢复合板卷管：基层为20号钢，复层为316L（无缝钢管316L）。

从以上所用材料可以看出，该装置不仅常压塔和减压塔选用的是复合材料，而且发挥线也选用复合材料。这些材料经济耐用，不仅节约了资金而且达到了防腐的目的，一举两得。从经营的角度可以看出，设计防腐这一技术能够可行的关键，是所用材料经济而且耐用。只有这样，不但设备和管线腐蚀得到控制，为加工装置安全生产创造了有利条件，而且也为企业经济赢得利益。

2.施工防腐

这项技术的内涵，就是全过程监督和监测容易发生腐蚀部位的焊缝。大家知道，耐腐蚀是对炼油设备最基本的要求。不锈钢复合板就具备炼油所需要的足够的强度，较高的耐腐蚀性。而且，这种复合板价格低廉，因而越来越受到广泛的应用。常减压装置使用材料种类很多，不同种钢材有不同的焊接工艺。并对成千上万条焊缝从焊工管理，焊接工艺管理，焊条管理，焊接质量管理等环节进行全过程控制。

（1）不锈钢复合板的焊接，由于不锈钢复合板复层较薄，如果成形质量不好极易造成错边量和棱角度超标，对焊缝质量的影响很大。其危害有以下几点：

A）降低了焊缝的耐蚀性，B）减弱了焊缝接头的强度，C）在过渡层焊接时，由于错边量引起外形突变，将在焊接接头处形成局部高应力。加之线膨胀系数相差较大，加大了产生焊缝裂纹的可能性。D）由于棱角度较大，很容易使焊缝余高超标，造成明显的局部结构不连续，而在余高处引起很高的应力集中。从而使焊缝的疲劳寿命明显降低。

（2）相同壁厚管子、管件组对时，应使内壁平齐、错边量不应超过1mm。内壁平齐对增强焊缝的抗腐蚀性尤为重要。

（3）焊后首先对焊缝进行外观检查。焊缝应圆滑过渡，做到无溶渣、飞溅、裂纹、分层、过烧等缺陷。外观检查合格后，方能进行无损探伤检查。

（4）对管道焊缝有进行热处理要求的，应按热处理工艺进行。对有冷裂纹倾向的材料，焊后应及时热处理并进行100%的硬度检查。重要的特殊材料管道，在施工前应做好施工方案并严格按施工方案进行施工。

（5）焊缝拍片要求。焊缝拍片不合格时，应按不合格数量加倍探伤。如仍有不合格时，应对焊工施工的焊缝全部探伤。不合格焊缝的返修：碳钢同一部位的返修不得超过三次；合金钢和不锈钢同一部位的返修不得超过二次，对不合格焊缝，施工员要查明原因采取措施。

3.结论