常減壓裝置蠟油熱供系統(tǒng)改造研究與應用

高健GAO Jian

（中海石油寧波大榭石化有限公司，寧波 315812）

1 概況

600萬t/a常減壓裝置（以下簡稱Ⅱ常）所產(chǎn)減壓蠟油經(jīng)過冷卻后進罐區(qū)，作為下游蠟油加氫裝置原料，考慮到全廠能量綜合利用，常減壓裝置增加了減二、減三、減四部分直供、部分進罐流程。因常減壓裝置與蠟油加氫裝置處于兩個片區(qū)，距離較遠，考慮建設條件及成本，蠟油直供未設有單獨直供下游裝置的管線流程，直供料與罐區(qū)冷料合并后再進下游裝置。

在實際運行過程中，受供料管道系統(tǒng)壓力高、Ⅱ常設備能力低的限制，蠟油直供量最大為60t/h，直供占比低，僅約25%。為了保證蠟油加氫裝置的原料量，在蠟油熱供的同時，需要罐區(qū)冷料（70℃）約150t/h，蠟油熱供量偏小，存在較大的能量利用空間。裝置間直供后，減二、減三外送管線壓力高，致使部分輕蠟油組分轉移至洗滌油及渣油組分中，造成裝置總拔出率的降低。同時，為緩解減壓側線雜質在蠟油儲罐過多沉積，如鐵含量高，給下游裝置供料品質帶來影響，對此，對蠟油直供流程進行優(yōu)化調整。

為了解決上述問題，提高蠟油熱供比例，從節(jié)省投資考慮，計劃停運狀態(tài)裝置原料緩沖罐作為中間罐、產(chǎn)品泵作為蠟油熱供增壓泵，同時利用部分管道和儀表，并新增部分管線對蠟油熱供流程進行優(yōu)化改造。

2 改造前狀態(tài)

Ⅱ常裝置蠟油熱供主要是減二、減三、減四線在與原油換熱器后、冷卻器前分別引出熱供線，增設調節(jié)閥及壓力監(jiān)控儀表，合并后出裝置，在與儲運供料管線合并后進蠟油加氫裝置原料緩沖罐，運行期間主要存在以下幾個問題：①因常減壓裝置與加氫裝置處于兩個片區(qū)，熱供管線長度約為3500米，距離較長，且Ⅱ常外送料需與罐區(qū)供料合并后去加氫，導致蠟油熱供線壓力相對較高，約為0.85～1.0MPa。由于熱供管線壓力相對較高，減壓側線至罐區(qū)調節(jié)閥需關小以保證熱供量正常，同時受減壓側線泵設計能力限制，對減壓側線拔出造成了一定制約，當裝置高負荷時或者加工蠟油收率相對較高油品期間，減壓側線不能夠完全拔出，對裝置收率造成了一定影響。②蠟油熱供量最大為60t/h，熱供比例均值約為25%，從比例來看，相比于其他側線熱供數(shù)據(jù)整體略低，存在優(yōu)化的方向和思路。③蠟油經(jīng)罐區(qū)周轉后，儲罐內存在油品內鐵離子沉降問題，同時周轉量大也會造成設備損耗的鐵離子隨著供料進入大下游裝置，造成下游蠟油加氫裝置供料有鐵離子不穩(wěn)定的特點，供料性質有待改善。④改造前流程簡圖如圖1。

圖1 改造前流程簡圖

3 改造思路

從改造前的狀態(tài)分析中可以看出目前現(xiàn)狀的根本難點就是蠟油熱供管線壓力過高，導致了一系列問題的存在。那么從改造的思路上，就要以通過流程改造，降低蠟油熱供管線壓力、減少罐區(qū)周轉為核心內容，同時優(yōu)化裝置的操作條件，達到降本增效的目的。

4 流程改造目標

①解決蠟油熱供管線壓力高，Ⅱ常裝置外送能力受限問題，提高裝置總拔出率，提高公司經(jīng)濟效益。②提高減壓蠟油熱供量占比，一定程度上增加提高下游加氫裝置進料溫度，提高能源利用效率，降低公司整體生產(chǎn)成本。③蠟油直供量增加后，同步減少了罐區(qū)的供料量，相對降低混合供料中的鐵離子數(shù)，改善加氫裝置供料品質，同時也能降低罐區(qū)的運行成本。④利用閑置設備，節(jié)省裝置改造成本，增加投資回報率。

5 改造關鍵點

5.1 技術特點

①通過裝置間原料直供，裝置耗能介質的降低，提高下游裝置進料溫度，相對全部罐區(qū)冷料供料，直供改造后，裝置運行能耗下降。②增設蠟油直供流程后，降低并穩(wěn)定了常減壓裝置減壓側線外送壓力，特別是減二、減三線外送壓力降低，其外送量增加，避免輕質蠟油損失，對提高裝置總拔出率有利。③利用閑置管線、緩沖罐及泵，積極推進蠟油直供項目的設計改造及現(xiàn)場施工投用工作，降低蠟油直供項目投資費用。④利舊蠟油緩沖罐及提升泵后，降低并穩(wěn)定了常減壓裝置減壓側線外送壓力，對常減壓設備穩(wěn)定運行有利。

5.2 改造后流程圖

改造后流程簡圖如圖2。

圖2 蠟油熱供流程改造后簡圖

6 項目實施方案

6.1 減壓蠟油直供改造

技改項目實施前：二常裝置減壓蠟油直供管線與罐區(qū)合并后，至下游加氫裝置，因系統(tǒng)管線存在壓力高，故二常常減壓側線泵背壓升高，操作中需提高供料壓力才能正常輸送，致使較多輕質蠟油進入渣油組分。

技改項目實施后：二常裝置減壓蠟油直供管線先至溶脫裝置，再由閑置裝置的提升泵增壓后與罐區(qū)合并后，至下游加氫裝置。改造后，二常常減壓側線泵無需提高外送壓力就能正常輸送，背壓僅為緩沖罐的壓力。減二減三線能最大能力拔出，減少輕質蠟油進入渣油組分。

6.2 優(yōu)化循環(huán)水溫度，降低減壓真空度

出于降本增效角度考慮，循環(huán)水廠風機停運，切換至水輪機運行，降低裝置電力消耗。但循環(huán)水整體溫度略有上升。綜合蠟油熱供項目考慮，重新起運循環(huán)水廠風機，降低減頂真空度系統(tǒng)循環(huán)水溫度，蒸汽抽真空系統(tǒng)中，循環(huán)水溫度降低有利于真空系統(tǒng)運行。循環(huán)水場啟運循環(huán)水風機，從循環(huán)水變化趨勢上看，循環(huán)水進裝置溫度下降約為5～6℃，有利于減壓真空度提升。循環(huán)水進裝置溫度下降后，減壓真空度明顯得到了好轉，減壓真空度由3～4kPa逐步下降至2～3kPa，有利于減壓拔出率。

7 投用效果

7.1 裝置減壓側線熱供量增加

①蠟油直供項目投用前，減二減三直供，蠟油熱供量均值約為60噸/小時。

②蠟油直供項目投用后，減二減三減四直供，蠟油熱供量均值約為105噸/小時，見圖4所示。

圖4 蠟油熱供量趨勢圖

7.2 裝置蠟油熱供溫度升高

①蠟油直供項目投用前，減二減三直供，蠟油熱供溫度均值約118.0℃。

②蠟油直供項目投用后，減二減三減四直供，蠟油熱供溫度均值約為130℃，提高12℃，見圖5所示。

圖5 蠟油熱供溫度趨勢圖

7.3 裝置總拔出率提高

通過調整操作，曹妃甸原油總拔出率提高1.6%，勃中原油加工時總拔出率提高0.5%，均值提高1.0%。同時減壓塔蠟油最下面一條側線減四線97%餾程由546℃提高至大于550℃，直接說明，通過調整操作后，減壓蠟油收率明顯有提高，減四餾程溫度見圖6。

圖6 減四線干點趨勢圖

7.4 對蠟油加氫裝置的影響

蠟油熱供項目的投用，將為運行七部蠟油加氫原料鐵離子含量下降創(chuàng)造很好的條件，蠟油加氫裝置7月15日～16日熱供流量由60t/h上升至約115t/h，為檢驗熱供流量提升后是否可以減緩蠟油加氫壓降上升速度，對熱供增加前后分別進行采集數(shù)據(jù)進行分析驗證，熱供增加后以7月16日為界，分別進行分析。

從趨勢上可以看出，R101一床層壓降與進料量的變化趨勢總體一致，但從整體趨勢來看，R101一床層壓降處于不斷上升的趨勢，說明一床層內部垢物的累積在持續(xù)。

圖3 循環(huán)水進裝置溫度趨勢圖

圖7 下游加氫裝置反應器壓降趨勢圖

6月17日～7月12日，此期間反應進料量穩(wěn)定在225t/h，氫油比穩(wěn)定在800，R101一床層壓降由38kPa上升至71kPa，上升速度約為1.27kPa/天。

7月15日～7月26日，此期間反應進料量穩(wěn)定在210t/h，氫油比穩(wěn)定在800，R101一床層壓降由63kPa上升至70kPa，上升速度約為0.64kPa/天。

7月30日～8月25日，此期間反應進料量由225t/h逐步提高至240t/h，氫油比略有降低，R101一床層壓降由54kPa上升至88kPa，按照經(jīng)驗數(shù)據(jù)，每提高5t/h的進料量，R101一床層壓降上升約3.5kPa，按照此比例，此期間R101一床層壓降上升為（88-3.5*3-54）/26上升速度約為0.87kPa/天。

壓降上升速率呈下降趨勢。

7.5 總拔提升數(shù)據(jù)

利用蠟油熱供項目提供的有力操作條件，對減壓側線收率進行了優(yōu)化操作，同時優(yōu)化裝置減壓真空度、優(yōu)化換熱系統(tǒng)負荷，裝置收率得到了較好的提升。收集往年同原油下的收率數(shù)據(jù)的均值作為基準數(shù)據(jù)，與優(yōu)化后數(shù)據(jù)進行對比。優(yōu)化后各常規(guī)加工原油收率均高于基準收率，裝置收率提升均值在1.0%以上。減壓深拔操作取得了較好的效果。裝置各側線收率數(shù)據(jù)如表1。

表1 側線收率數(shù)據(jù)表

7.6 經(jīng)濟效益

①熱供提量節(jié)能計算：通過優(yōu)化改造，結合蠟油量提高45t/h，外送溫度約為130℃，罐區(qū)供料溫度約為70℃。蠟油密度約為920kg/m3，查表可得蠟油由70℃提升至130℃，熱焓增加約為25kcal/kg，換算為能量約為25*4.1868=104.67kJ/kg=0.10467MJ/kg。年開工時數(shù)按照8400小時計算，蠟油熱供量增加約為8400*45*1000=378000000kg，能量增加約為378000000*0.10467=39565260MJ。燃料氣低發(fā)熱值約為37.5MJ/kg，折算為燃料氣約為39565260/37.5=1055074kg=1055.1噸。燃料氣成本約為2513元/噸，換算節(jié)約成本1055.1*2513≈265.1萬/年。

②P105和循環(huán)水風機用能計算。蠟油直供改造投用后，提升泵P105作為直供泵，增加電耗，P105功率為90kW，年開工數(shù)為8400小時，用電量約為90*8400=756000kWh=756000度電，每度電成本約為0.56元，計算增加成本756000*0.56=423360元=42.3萬/年。

為提升減壓真空度循環(huán)水場風機啟運，增加裝置電耗，風機功率為180kW，風機運行時間為90天。用電量約為180*90*24*0.56=21.7萬元。

③裝置總拔提高帶來的效益。通過調整及蠟油直供后，相對調整前，蠟油拔出率提高0.5%～1.6%，按提高1.0%進行計算，若裝置全年加工曹妃甸/勃中原油按300萬噸計算，全年可多回收約30000噸蠟油，若減壓蠟油與渣油差價按150元/噸計算，全年可帶來約450萬元的經(jīng)濟效益。

④裝置總拔提高帶來的效益。節(jié)省經(jīng)濟效益：蠟油供料溫度提高（265.1萬/年）、裝置蠟油收率提高帶來的經(jīng)濟效益（450萬/年）；需支出的費用：蠟油熱供泵電耗（42.3萬/年）；需支出的費用：循環(huán)水風機電耗（21.7萬/年）；總體經(jīng)濟效益=265.1+450-42.3-21.7=651.1萬元/年。

8 投資回報率

項目總預算32.89萬元，大部分為材料費及安裝費用，建設投資費用約占總費用的83.3%，其他費用主要為固定資產(chǎn)投資費用及預備費約占總費用的16.7%。

經(jīng)計算總體經(jīng)濟效益=265.1+450-42.3-21.7=651.1萬元/年，投資回報周期為0.6個月。

9 技術應用和產(chǎn)業(yè)化前景

Ⅱ常常減壓裝置蠟油直供改造及生產(chǎn)調整，現(xiàn)場實際應用好，經(jīng)濟效益明顯，在后續(xù)生產(chǎn)操作中，可繼續(xù)優(yōu)化調整，在滿足輸送管線設計溫度的前提下，盡可能提高蠟油加氫供料溫度。對于需要進行熱供項目項目改造裝置具有較好的示范和指導意義。對于同類型工藝改造具有實例參考意義，對于新建裝置在熱供系統(tǒng)設計具有參考意義。