550万吨常减压新技术应用

,550,万吨,/,年常减压蒸馏装置新技术应用,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,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,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,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,8.08kg,Eo/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,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,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,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,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,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,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 大 家！,