常减压改造综合分析报告2.docx
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常减压改造综合分析报告2
常减压改造综合分析报告
运行一部
2014年11月
目录
1、装置概况3
1.1改造背景3
1.2改造后工艺流程简述4
2、主要改造工作说明5
2.1初馏塔系统5
2.2常压塔系统5
2.3加热炉系统5
2.4本次改造核算6
2.5本装置主要组成6
3、数据与分析7
3.1化验数据对比7
3.1.1原油性质对比7
3.1.2常压产品质量分析数据9
3.1.3减压产品质量分析数据10
3.2运行参数对比与分析11
3.2.1初馏与换热系统11
3.2.2常压塔系统12
3.2.3加热炉系统12
3.3效益分析与对比14
3.3.1收率情况对比与分析14
3.3.2经济效益对比14
3.3.3能耗对比15
1、装置概况
1.1改造背景
山东昌邑石化有限公司500×104t/a常减压蒸馏装置，系公司重交沥青装置能量系统优化改造项目核心装置，总投资7.6亿元，装置投资5.4亿元，占地15000m2。
由西安长庆科技工程有限责任公司设计，山东环海石化工程建设公司和山东宏扬石化工程公司等公司承建，于2008年5月开工建设，于2009年5月建成投产运行。
装置原设计加工混合重质含硫原料油，处理量为500万吨/年，设计年开工时间为8000小时，为燃料型装置。
但随着企业的持续性发展,加工规模的继续扩大,以及原油品种的日益多样化,装置难以适应加工轻质原油的变化情况。
装置于2010年08月，在原装置的基础上，进行了第一次挖潜改造，充分利用已有设备和成熟的工艺，最大限度地减少改造工程量及投资，使其轻油加工能力提升至450万吨/年，尽可能降低生产成本，确保装置安全运行。
改造后的装置增加了初馏塔系统，旧闪蒸塔T1001改造成初馏塔，装填8.8m高的规整填料及气液分布器等塔内件；增加一台初馏塔回流罐V1026；新增初顶回流泵P1032AB二台，初侧泵P1033AB二台；新增初顶油气后冷却器E1033一台。
通过初馏系统对混合油进行拔头，对初馏塔提压（约0.1Mpa），将轻烃送至催化装置压缩机入口进行回收。
改造后存在的主要问题在于:
（1）换热终温较低，致使常炉负荷较大，常炉炉膛温度超800℃以上，不利于安全生产的需要。
（2）常顶压力较高，常压分馏效果较差，冷后温度超高至60℃以上。
（3）常压塔气液相负荷较大，塔内回流至最大负荷，无法满足正常生产的需要。
（4）常压轻质油馏分至减压塔，致使减压塔顶温度较高，真空度下降，蜡油中柴油组分含量较高。
针对以上存在的问题尽可能提高常减压装置处理能力，满足全厂原料平衡供应，于2014年7月—8月，对现有常减压装置进行脱瓶颈扩能改造。
使其轻质原油处理能力500万吨/年。
1.2改造后工艺流程简述
原油罐的原油经原油泵送至装置，到装置后经过两路换热，140℃至电脱盐罐经过脱盐、脱水，脱后原油经过二路换热后进入初馏塔初馏，塔顶油汽经冷凝后一部分打入塔顶，一部分作为初顶油出装置；初侧线油一路并入常二线外送，一路送至罐区；塔底油经泵抽出二路换热到285度后到常压炉加热到365℃左右出来进入常压塔，经过常压塔精馏后，塔顶油汽经过冷凝冷却后一部分打入塔顶，一部分作为常顶石脑油出装置，不凝气到减炉烧掉或至气柜做燃料；然后从上到下侧线依次馏出常一线、常二线、常三线，设有一个顶循环回流，一个一中回流，一个二中回流，常底油经过泵抽出到减压炉加热到395度左右后进入减压塔汽化段，减顶设有三级抽真空系统，减顶油汽经过增压器、一级冷凝器和一级抽空器和二级冷凝器及二级抽空器，不凝气到加热炉或气柜回收，冷却下来的油水经减顶油水分液罐，分出的油经泵送出装置，减压塔沿塔壁至上而下依次馏出减一线、减二线、减三线、减四线，各侧线由各泵抽出到各换热器进行换热，减二减三线蜡油一路热料合并去催化，另一路经过冷却最后送出装置，减压塔底油经过泵抽出经过两路换热，一部分热料去焦化、DCC装置，另一部分经过冷却做冷渣送出装置。
2、主要改造工作说明
2.1初馏塔系统
由于本次改造调整了换热流程，初馏塔气液负荷增加较大，因此本次改造更换初馏塔（规格为Ø3600/Ø4000×42055），由填料塔更换为板式塔。
增加空冷8台，初顶后冷器1台，增加初侧线作为产品外送出装置。
2.2常压塔系统
常压塔设顶循、一中、二中三个中段回流油馏分，常三线作为蜡油。
本次改造常压塔利旧，增设二中侧线，常顶空冷由原有6台增加至12台。
对常二线、常一中线进行扩径。
2.3加热炉系统
常压炉入口增设两排16根钉头管，更换辐射室高强燃烧器16台，更换铸铁板式预热回收系统，常压炉热负荷由32500KW提高至44245KW,加热炉热效率由90%提高至92%。
2.4本次改造核算
1）增加4台换热器，E1035A,,B（（初底油-常二中换热器）2台、E1036（原油-初测油换热器）1台、E1008B（原油-常一中换热器）；
2）增加2台冷却器，分别为E1033B（初顶后冷器）1台、E1034（初侧油气冷却器）1台；
3）现有初顶空冷6台供常压塔用，初馏塔顶空冷器需要增加8台。
4）减一中线泵P1011A,B可利旧，电机需更换YB315M1-2（132KW）
常一中泵P1005A,B更换为250AYS80。
常二线泵P1007A,B更换为200AY150×2B。
初顶回流泵P1032A,B，更换为150AY150×2A
初侧泵P1033A,B，更换为80AY100×2A
常压塔增设常二中，由泵P1034A,B抽出，流量为244m³/h，可利旧原常一中泵P1005A,B。
2.5本装置主要组成
电脱盐系统、初馏和换热系统、常压系统、减压分馏系统、蒸汽发生系统、加热炉烟气余热回收系统、三注系统。
3、数据与分析
3.1化验数据对比
3.1.1原油性质对比
改造前六月份加工惠州、比利牛斯、马瑞原油数据掺炼比例为70:
20:
10
项目
惠州
马瑞
比利牛斯
混合原油
密度（20℃）,g/cm3
0.8493
0.9267
0.9357
0.872
酸值,mgKOH/g
0.29
1.59
0.61
0.81
盐含量,mgNaCl/L
22.07
170.02
46.03
29.06
水分,%（m/m）
0.1
1.27
0.2
0.2
残炭,%（m/m）
1.22
硫,%（m/m）
0.18
1.92
0.11
0.74
杂质,%（m/m）
0.25
0.28
初镏点（%）
72
80
220
72
5
158
154
262
162
10
190
194
285
193
15
208
225
292
212
20
228
293
302
231
25
246
315
315
252
30
267
333
323
279
35
286
362
332
296
40
316
387
340
321
45
360
428
351
363
50
378
458
359
375
55
399
477
370
405
60
422
503
387
423
65
453
510
406
459
70
486
422
493
75
510/72%
445
510/73%
80
468
85
510/86%
总馏出
72
65
86
73
改造后9月份加工惠州、比利牛斯、马瑞原油掺炼比例50:
35:
15
项目
惠州
比利牛斯
马瑞
混合原油
密度（20℃）,g/cm3
0.8675
0.9056
0.9250
0.874
酸值,mgKOH/g
0.33
0.32
2.02
0.81
盐含量,mgNaCl/L
22.68
31.87
317.89
71.6
水分,%（m/m）
0.3
0.1
2.3
0.5
残炭,%（m/m）
2.81
8.82
硫,%（m/m）
0.59
0.30
2.42
0.74
杂质,%（m/m）
0.53
0.31
0.25
初镏点（%）
78
73
80
75
5
155
184
104
166
10
203
240
112
210
15
236
266
209
251
20
266
286
265
277
25
298
306
317
304
30
332
311
347
329
35
353
343
380
350
40
380
361
416
362
45
400
375
452
388
50
416
398
489
408
55
432
422
510/52%
429
60
448
448
446
65
472
472
470
70
492
495
493
510/74%
510/72%
510/76%
总馏出
74
72
52
76
加工同种原油拔出率对比表
项目
六月份
九月份
轻油收率wt%
37.97
41.35
蜡油收率wt%
35.79
35.07
减渣收率wt%
25.86
23.06
总拔出率wt%
73.76
76.42
根据改造前后原油性质对比发现改造前六月份化验数据分析，轻质油含量在45%，实际拔出率在38%。
改造后九月份化验数据与实际拔出率相比轻质油收率基本与原油化验性质相符，满足改造的要求。
改造前后总拔出率基本与原料化验数据相符合。
3.1.2常压产品质量分析数据
序号
样品
名称
分析项目
分析时间
单位
改造前6月平均化验数据
改造后9月平均化验数据
1
常顶
初馏点
53
42
℃
10%
98
87
℃
50%
125
113
℃
90%
148
133
℃
终馏点
173
157
℃
2
常一线
初馏点
172
160
℃
10%
191
187
℃
50%
206
207
℃
90%
236
243
℃
终馏点
246
255
℃
3
常二线
初馏点
216
222
℃
10%
255
269
℃
50%
295
311
℃
90%
360
362
℃
终馏点
365/92%
365/92%
℃
4
混合柴油
初馏点
176
156
℃
10%
204
197
℃
50%
256
266
℃
90%
334
349
℃
终馏点
363
359
℃
从上表可以看出，直馏石脑油干点满足要求。
混合柴油的终馏点满足柴油标准的要求。
所以本装置轻油产品的质量优良，为下游装置的进一步加工创造了好的基础。
馏分之间脱空度较好，本装置常压塔汽液负荷正常、分馏效果较好。
3.1.3减压产品质量分析数据
序号
样品
名称
分析项目
分析时间
单位
改造前6月平均化验数据
改造后9月平均化验数据
1
减一
初馏点
183
200
℃
10%
216
255
℃
50%
262
296
℃
90%
308
346
℃
终馏点
318
358
℃
2
混合蜡油
初馏点
240
305
℃
5%
289
343
℃
10%
320
365/8%
℃
15%
338
℃
20%
355
℃
365℃
365/23%
℃
3
减底油
初馏点
403
432
℃
5%
459
510/1%
℃
10%
510/6%
从上表可以看出改造前减压蜡油中轻质油含量较高，常顶压力高
3.2运行参数对比与分析
3.2.1初馏与换热系统
时间
关键参数
改造前（6月份平均数据）
改造后（9月份平均数据）
加工量
507t/h
624t/h
脱前温度
126℃
144℃
原油进初馏塔温度
218℃
232℃
初顶油流量
22t/h
36t/h
换热终温
277℃
288℃
（1）换热系统调整后换热效果提高，脱前换热温度144℃，较前期提高18℃。
入初馏塔温度提高至232℃，较前期提高14℃，换热终温较前期提高11℃。
主要原因是脱前增加换热器E1008B，调整E1016AB-CD与E1035AB-CD换热流程，换热效果显著提高。
（2）初馏塔规格由Ø2600/Ø4000×43205改为Ø3600/Ø4000×42055，由填料塔更换为24层ADV浮阀塔盘板式塔,石脑油收率及初侧油收率显著提高。
有效的降低了常炉负荷，提高了换热效果，原油加工量平均提高了117t/h。
（3）初侧线油由原来打入一中作为回流改为作为产品外送，有效地减轻了常压塔负荷，提高了柴油收率。
3.2.2常压塔系统
时间
关键参数
改造前（6月份平均数据）
改造后（9月份平均数据）
常顶压力
0.10Mpa
0.03Mpa
常顶温度
148℃
121℃
常顶回流流量
76t/h
52t/h
柴油外送量
135t/h
187t/h
（1）常压塔常顶改造将原有初顶空冷6台改至常顶，常顶增加至空冷12台，冷后温度显著降低，常顶压力由0.10Mpa降低至0.03Mpa，有效的降低了油气分压，提高了精馏效果，产品轻油收率显著提高。
（2）减炉及减压塔负荷降低，减炉炉膛温度由790℃降低至750℃，减顶温度由118℃降低至93℃，减顶真空度由-95.5Kpa提高-99.1Kpa，有效提高了减压塔柴油、蜡油的拔出率，为公司创造效益显著。
（3）增加二中回流侧线一条，有效地降低了各回流量，增加了中断回流取热，提高换热效果的同时有效的降低了塔内的油气分压，精馏效果变好。
利用中段回流控制塔内热量平衡，有效地减少了塔顶冷回流量，减轻了塔顶腐蚀，提高了轻质油收率。
3.2.3加热炉系统
时间
常炉关键参数
改造前（6月份平均数据）
改造后（9月份平均数据）
常炉四路进料流量
125t/h
147t/h
炉膛温度
772℃
746℃
排烟温度
205℃
152℃
炉膛氧含量
6.04%
3.45%
加热炉热效率
88.73%
91.68%
时间
减炉关键参数
改造前（6月份平均数据）
改造后（9月份平均数据）
减炉八路进料流量
46t/h
48t/h
炉膛温度
790℃
750℃
排烟温度
205℃
152℃
炉膛氧含量
4.86%
2.62%
加热炉热效率
87.94%
91.68%
（1）常压炉入口增设两排16根钉头管，更换辐射室高强燃烧器16台。
常炉炉膛温度由772℃降低至746℃，加热炉炉膛温度制约提量的因素消除，原油加工量由原来507t/h提高至624t/h。
（2）加热炉更换铸铁板式预热回收系统，常压炉热负荷由32500KW提高至44245KW,加热炉热效率显著提高，排烟温度由原来205℃降低至152℃，加热炉热效率常炉提高2.95%，减炉提高3.74%。
（3）加热炉DCS新增智能优化系统，通过控制鼓风机、引风机风量，烟道挡板开度，对炉膛负压和氧含量进行控制，实现加热炉热效率的最优化。
3.3效益分析与对比
3.3.1收率情况对比与分析
项目
名称
单位
6月份
9月份
对比情况
数量
收率％
数量
收率％
收率
开工天数
天
30
30
30
原料
吨
364884
437033
产品：
石脑油
吨
33411
9.16
42810
9.80
0.64
柴油
吨
96332
26.4
134845
30.85
4.45
蜡油
吨
120326
32.98
132103
30.23
-2.75
渣油
吨
102562
28.11
108957
24.93
-3.18
催化料
吨
10540
2.89
16146
3.69
0.8
干气
吨
损失
吨
1713
0.46
2172
0.50
九月份常减压轻质油收率40.65%，比六月份环比提高5.09%。
其中石脑油收率9.8%，比六月份环比提高0.64％；九月份轻柴油收率30.85％，比六月份环比提高4.45％；蜡油收率30.23％，比六月份环比降低2.75％；九月份总拔出率70.88％，比六月份环比提高2.34％。
3.3.2经济效益对比
名称
单位
改造前6月份效益
改造前9月份效益
效益对比
单价
总计
单价
总计
收入
低沸点馏分
元
6950.00
10,001,050.00
6750.00
6,952,500.00
-3,048,550.00
中沸点馏分
元
7050.00
20,607,150.00
6620.00
27,028,880.00
6,421,730.00
高沸点馏分
元
6000.00
20,256,000.00
5900.00
28,231,500.00
7,975,500.00
渣油
元
5000.00
21,305,000.00
4800.00
24,705,600.00
3,400,600.00
合计
元
72,169,200.00
86,918,480.00
14,749,280.00
支出
原油
元
5867.00
70,709,084.00
5600.00
84,672,000.00
13,962,916.00
加工费
元
54.30
654,423.60
54.30
821,016.00
166,592.40
合计
元
71,363,507.60
85,493,016.00
14,129,508.40
利润
元
35,395,423.20
121,520,449.40
86,125,026.20
通过上表可以看出改造后随着产能的增加及轻质油收率的提高，月利润综合收益达8612.50万元。
3.3.3能耗对比
6月实物量统计
9月实物量统计
对比值
能源名称
实物量
实物量
实物量
实物量
能量换算系数
吨
千克标油/吨
吨
千克标油/吨
（kg标油）
加工量
364884
10.79
437033
10.17
能源合计
电kwh
0.234
2538720
1.63
2592000
1.39
-0.24
1.0MPa
76
9625.5
2.01
10910
1.90
-
工艺炉燃料
燃料油
1000
197
0.54
305
0.70
燃料气
950
2587
6.76
2862
6.22
水
新鲜水
0.18
10974
0.01
11515
0.05
循环水
0.1
923078
0.25
1266795
0.29
软化水
除盐水
2.3
4924
0.03
5906
0.03
除氧水
9.2
4320
0.09
4320
0.11
外输热
电kwh
热水
19715209
-0.55
8138130
-0.50
装置9月份能耗为10.17千克标油/吨，6月份能耗为10.79千克标油/吨，9月装置能耗较上期降低，具体耗能情况介绍：
（1）电：
9月份改造后用电能耗较上期降低0.24千克标油/吨。
（2）蒸汽：
9月份蒸汽耗能1.90千克标油/吨，较6月份降低0.11千克标油/吨。
（3）燃料：
9月份消耗燃料气2862吨，耗能6.22千克标油/吨较6月份降低0.54千克标油/吨，原因是换热终温较高，加热炉热效率提高所致。
（4）水：
本期各种水消耗与上期相差不大
综上所述，改造后9月份装置能耗较改造前6月份能耗降低0.62千克标油/吨，改造后月综合能耗节约生产成本约135.50万元，节约年生产成本约合人民币1626万余元。
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