550萬(wàn)噸/年常減壓裝置優(yōu)化及應(yīng)用

李 學(xué)，劉宇虹，李宏偉

（1.遼陽(yáng)石化分公司研究院，遼寧遼陽(yáng) 111003；2.遼陽(yáng)石化分公司建修公司，遼寧遼陽(yáng) 111003）

公司正處于扭虧增效的關(guān)鍵時(shí)期，首當(dāng)其沖便是生產(chǎn)優(yōu)化。常減壓蒸餾裝置總拔出深度通常采用減壓渣油的切割點(diǎn)來(lái)表示[1]，減壓渣油的切割點(diǎn)是指減壓渣油收率對(duì)應(yīng)于實(shí)沸點(diǎn)蒸餾曲線上的溫度。2016年渣油收率為20.33%，相當(dāng)于切割溫度為520℃，這在國(guó)內(nèi)常減壓裝置水平中是比較低的。常減壓裝置生產(chǎn)優(yōu)化，降低減渣收率，既可以保證蠟油和渣油質(zhì)量，又可提高經(jīng)濟(jì)效益。

1 裝置概況

遼陽(yáng)石化公司550×104t/a常減壓裝置，設(shè)計(jì)形式為燃料-化工型原油一次加工裝置，采用初餾、常壓蒸餾、減壓蒸餾三級(jí)蒸餾方案，加工原料主要為俄羅斯原油（見(jiàn)圖1）。

裝置由原油電脫鹽、脫前+脫后+初底換熱網(wǎng)絡(luò)、初餾、常壓蒸餾、減壓蒸餾等部分組成，原油在裝置內(nèi)經(jīng)脫鹽脫水、常壓蒸餾、減壓蒸餾后被分割為各種餾分油，其中初頂油、常頂油、常一線油合流后經(jīng)脫硫處理，作為全餾分石腦油去催化重整或蒸汽裂解裝置，常二線按生產(chǎn)指令出-35#或0#柴油餾分油，常三線油、減頂油、減一線油合流后作為0#柴油餾分油，兩股柴油餾分油都去加氫精制裝置做進(jìn)一步的改質(zhì)處理，常四線油、減二線油、減三線油作為直餾蠟油餾分作加氫裂化裝置原料，減壓渣油大部分以熱出料形式送到延遲焦化裝置作原料，按生產(chǎn)指令，也可以同時(shí)出少量的冷渣油作為工藝加熱爐用燃料油的調(diào)和組分，初頂、常頂及減頂?shù)牟荒龤馑偷捷p烴回收裝置，通過(guò)壓縮和吸收穩(wěn)定過(guò)程，回收其中的液態(tài)烴。

2 裝置優(yōu)化

2.1 減壓深拔，降低渣油收率

550×104t/a常減壓裝置實(shí)際操作的切割點(diǎn)溫度為520℃左右，在滿足二次加工裝置原料質(zhì)量的前提下，減壓蠟油的切割點(diǎn)的控制水平應(yīng)該盡可能地提高，以實(shí)現(xiàn)裝置效益的最大化。

2.1.1 提高常壓系統(tǒng)的拔出率

（1）嘗試將常壓塔吹汽量由3.2 t/h逐漸提高到3.5 t/h，以此提高常壓塔拔出率。

（2）針對(duì)目前柴油輕拔的生產(chǎn)方案，充分利用好常四線，在保證常壓各側(cè)線產(chǎn)品質(zhì)量合格的前提下，隨加工負(fù)荷的變化及時(shí)調(diào)整常四線抽出量，盡可能通過(guò)多出常四線從常壓塔多拔輕組分，以此降低減壓塔特別是減頂負(fù)荷，防止因減頂輕組分過(guò)多導(dǎo)致減頂真空度下降的惡性循環(huán)。

2.1.2 提高減壓爐出口溫度 在保證減壓爐各路分支輻射室出口溫度不超設(shè)計(jì)值（402℃）的前提下，將減壓爐出口溫度由設(shè)計(jì)的382±1℃逐漸提升至387±1℃，來(lái)提高減壓塔進(jìn)料汽化率進(jìn)而提高減壓塔蠟油拔出量。

2.1.3 維持減壓塔頂高真空度 冬季如管網(wǎng)汽壓力不足無(wú)法滿足減頂抽真空時(shí)，可稍開(kāi)E1214/1～3減二線側(cè)副線，將熱源后移以保自產(chǎn)汽壓力和產(chǎn)汽量，用以維持減頂高真空度操作條件，從而保證蠟油拔出率。

2.1.4 優(yōu)化減壓塔取熱分配 優(yōu)化減壓各中段回流量，盡量提高減二線、減三線抽出溫度，降低塔內(nèi)壓力降，確保減壓塔各點(diǎn)操作溫度處于最優(yōu)狀態(tài)，盡可能提高減三線95%點(diǎn)溫度。

2.1.5 控制減底泵封油流量 減底泵封油注入點(diǎn)加裝內(nèi)徑為2 mm限流孔板，在保證減底泵正常運(yùn)轉(zhuǎn)的前提下，盡可能降低減底泵封油注入量，以此減少蠟油損失，降低渣油收率。

2.2 降低綜合能耗

圖1 550萬(wàn)噸/年常減壓裝置簡(jiǎn)易流程圖

減壓深拔模式下，常減壓裝置的能耗上升，為了提高經(jīng)濟(jì)效益，應(yīng)盡可能地降低裝置綜合能耗，提高裝置的運(yùn)行效率。

（1）減壓過(guò)汽化油全回?zé)捄?，外送換熱流程停用，可將與減壓過(guò)汽化油換熱的脫前原油和脫后原油在構(gòu)一處走外副線，減少了脫前、脫后原油熱損失，進(jìn)而提高換熱終溫，降低常壓爐燃料消耗；

（2）優(yōu)化常壓爐、減壓爐操作，嚴(yán)格控制好兩爐氧含量在工藝指標(biāo)范圍內(nèi)，以此提高爐熱效率；

（3）常四線多拔也可有效減少減壓爐熱負(fù)荷，降低減壓爐燃料單耗；

（4）做好煙氣余熱回收系統(tǒng)定時(shí)吹灰、設(shè)備日常檢查及運(yùn)行維護(hù)工作，確保系統(tǒng)長(zhǎng)周期強(qiáng)制通風(fēng)運(yùn)行，控制排煙溫度在工藝指標(biāo)范圍內(nèi)，進(jìn)而提高加熱爐熱效率；

（5）降低管網(wǎng)蒸汽消耗：加強(qiáng)水環(huán)泵的巡檢及運(yùn)行維護(hù)，減頂抽真空盡可能使用水環(huán)真空泵代替三級(jí)蒸汽抽真空運(yùn)行；做好熱工系統(tǒng)平穩(wěn)運(yùn)行維護(hù)工作，盡量多產(chǎn)自產(chǎn)汽。

3 應(yīng)用情況

開(kāi)年以來(lái)，煉油廠550×104t/a常減壓裝置采取有效措施優(yōu)化運(yùn)行，渣油收率為18.78%，渣油收率創(chuàng)歷史最好水平，每月增產(chǎn)蠟油達(dá)0.5×104t，大幅增加了經(jīng)濟(jì)效益（見(jiàn)表1）。

2017年渣油收率18.78%與優(yōu)化前（2016年11月前）渣油收率20.33%相比平均降低1.55%，蠟油收率同比增加1.55%，完成目標(biāo)值。550裝置1月共加工原油46.5×104t，則蠟油增產(chǎn)=46.5×1.15%=0.535×104t；渣油（1 542元/噸）與蠟油（2 012元/噸）差價(jià)為470元/噸，同時(shí)由于提高減壓爐出口溫度，燃料氣消耗增加300 m3/h，但通過(guò)生產(chǎn)優(yōu)化兩爐燃料氣耗量在原有基礎(chǔ)上降低了200 m3/h，實(shí)際燃料氣消耗僅增加了100 m3/h。2017年1月實(shí)際效益：

蠟油增產(chǎn)效益=0.535×470=251.45萬(wàn)元

增加減壓爐燃料成本=100 m3/h×1.173 kg/m3×31×24 h/1 000 kg/t×2 956 元/噸=25.80 萬(wàn)元

效益計(jì)算=251.45-25.80=225.65萬(wàn)元

4 總結(jié)及建議

遼陽(yáng)石化公司550×104t/a常減壓裝置設(shè)計(jì)水平比較低，沒(méi)有達(dá)到560℃的深拔要求，同時(shí)減壓渣油中≤530℃餾分收率為11%～15%，也不符合實(shí)際生產(chǎn)中深拔的判斷標(biāo)準(zhǔn)。為了提高拔出率，現(xiàn)已將切割溫度從520℃提升至了530℃以上，但是缺少減壓深拔的兩個(gè)必要因素，即爐管、塔底吹汽和塔底急冷油，限制了拔出率提高，并且?jiàn)A帶嚴(yán)重，造成減壓渣油中的蠟含量偏高。從目前看，優(yōu)化調(diào)整后已趨于平穩(wěn)，渣油收率達(dá)到歷史最好水平，可調(diào)整的措施已經(jīng)非常有限，建議對(duì)裝置進(jìn)行改造。

（1）提高蒸餾裝置減壓系統(tǒng)的設(shè)計(jì)水平：遼陽(yáng)石化公司可以選擇與KBC公司合作對(duì)裝置進(jìn)行改造[2]，通過(guò)軟件模擬，對(duì)減壓爐管內(nèi)介質(zhì)流速、汽化點(diǎn)、油膜溫度、爐管管壁溫度、注汽量（包括爐管注汽和塔底注汽）等進(jìn)行計(jì)算和選取，以防止?fàn)t管內(nèi)結(jié)焦，保證4年以上的生產(chǎn)周期和安全生產(chǎn)口，適用于操作優(yōu)化和裝置局部改造。

（2）增加爐管注汽和塔底吹汽管線[3]：為防止油品在爐管內(nèi)結(jié)焦、裂化，在爐管對(duì)流轉(zhuǎn)輻射段處注入少量蒸汽，降低油品在高溫下的停留時(shí)間。同時(shí)，在減壓塔塔底吹入少量蒸汽可以降低閃蒸段油氣分壓，提高進(jìn)料段的汽化率。

（3）對(duì)減壓塔塔底泵的封油進(jìn)行改進(jìn)和完善：由于采用減二線蠟油作為減壓塔塔底泵的封油，封油量較大就會(huì)導(dǎo)致減壓渣油中蠟油含量上升。對(duì)減壓塔底泵進(jìn)行改造，在改造過(guò)程中，設(shè)置減三線蠟油回注系統(tǒng)，將冷后的蠟油作為封油，從而減少封油的影響。