1000万吨常减压装置标定报告常减压装置标定核算报告

1、1总论中国石油集团工程设计有限责任公司某分公司以下简称某分公司受某石化公司委托, 对某石化公司1000万吨/年蒸储装置进行标定核算.1.1 编制依据1.1.1 某石化公司1000万吨/年蒸储装置标定设计核算委托书.1.1.2 某石化公司1000万吨/年蒸储装置标定操作数据.1.1.3 某石化公司1000万吨/年蒸储装置标定原始设计文件.1.2 装置简介根据某石化分公司加工进口含硫原油技术改造工程总流程的规定,2022年将某石化分公司原有的三蒸储装置简易地改造为加工进口含硫原油的1000万吨/年常减压蒸储联合装置. 改造后的三蒸储装置由 1000万吨/年常减压蒸储、380万吨/年石脑油加氢、42

2、0万吨/年轻烧回 收、1#变电所和澳化锂制冷站五局部组成.在装置的改扩建中,常减压蒸储、石脑油加氢和轻燃回收由Shell Global Solutions International公司提供工艺设计包,采用了国外先进、 可靠的工艺技术设备,使装置改造后的总体水平达到国际先进的水平,装置设备、管道等级材质符合加工含硫原油的要求.本装置由中国石化集团洛阳石油化工工程设计,于 2022年11月建成,2022年3月一次开气成功,投产至今.投产后生产和标准说明,生产水平、油品收率、产品质量、能耗和加热炉效率等绝大局部指标均已到达或超过设计要求,只有极少数指标距设计期望值略有差距, 但已处于同类装置的最好

3、水平.由于本装置还处于过度期,轻燃回收单元处于低负荷运行,胺洗系统尚未投入使用,故与设计值存在较大的差异；同时石脑油加氢装置尚在建设中,因此本次标定只考察了常减压蒸储装置、轻烧回收装置.1.3 主要标定结果2022年7月份,按最大加工量进行了正式标定,由于调整仓促,不可能全部调优,但已经可以看出装置生产情况和质量、能耗水平.标定及核算结果汇总如下：表1-1常减压蒸储单元工程单位设计值标定值处理量t/h11901073换热终温C300302加热炉出 口温度常压炉C370365减压炉C408411加热炉出 口效率常压炉%9093减压炉%9091热回收率%69轻油收率%53.5136.88总拔出率%

4、70.4能耗Kg标油/t原料13.8414.332装置采用的主要技术及特点2.1常减压蒸储单元1初储塔提压操作,采用无压缩机回收液化气.2抑制原油及初底油在换热器中汽化.为保证单元的长周期远行,减轻油品在换热器中的结垢,在原油进初储塔前设置了调节阀以抑制原油出现汽化.3原油进初储塔前设置蒸汽加热器为稳定原油进初储塔的温度,进行稳定初储塔的操作,在原油进初储塔前设置蒸汽加热器,以补偿换热网络的温度变化,并可缩短单元开工时原油升温的时间.4原油进初储塔温度较低,塔底吹入一定量的汽提蒸汽.原油进初储塔的设计温度为190C.为保证塔顶石脑油的质量及收率,塔底吹入17 t/h汽提蒸汽.5常压塔不设置冷回

5、流常压塔设置常顶循、常一中和常二中三个取热段,塔顶不设置冷回流. 为提升换热效果,中段回流采用小温差、大流量的方式.6常二线油设置减压真空枯燥常二线油设置减压真空枯燥,限制柴油的含水量不大于80ppmwt,以满足柴油加氢装置对原料中含水量的要求.7常压塔强化汽提效果常压塔底采用内缩径,以强化塔底汽提效果.8换热网络对常减压和轻煌回收一起进行热整合,优化换热网络.9换热器设置旁路限制为稳定换热网络,增加换热网络的弹性,对重沸器、原油加热器、中段回流换热器以及局部原油换热器的热流侧设置限制旁路.10先进的HSE设置SGSI对重要的工艺参数均设置链锁保护系统、事故报警及紧急停车链锁系统,大大提升了

6、单元平安运转的可靠性.2.3主要设备说明2.3.1 塔类1初储塔1进料温度211C/206C ,塔顶操作压力为0.33MPa,初储塔不设进料加热器,塔底不吹气.2初储塔进料段以上直径为 3.4M ,设20层塔盘；进料段以下直径为 5.7M,设5层塔盘, 总塔盘25层.塔盘采用高性能塔盘.3初储塔采用热回流,回流温度为96Co4） 壳体第五层塔盘以上材质采用16MnR+alloy400 ,其余为16MnR;顶部5层塔盘材质采用 alloy 400 ,其余为 0a13.2常压塔1） 常压塔进料温度 367C/356C；塔顶操作压力为 0.06MPa.常压塔设顶循、一中和二中 三个取热中段.常压塔塔

7、顶不设冷回流.2） 常压塔塔径分3段,常顶循段1至4层塔盘直径为 6.1M,其余进料段以上塔径均为8M ,共45层塔盘.塔底汽提段设 8层塔盘,采用内缩径,直径为 4.25M.3常压塔设4个局部抽出塔盘,分别是3个中段回流抽出和1个常二线抽出.设2个全抽 出塔盘,分别是常一线和常三线抽出.4塔盘采用高性能塔盘.5） 壳体在300 c以上材质采用 16MnR+316L,其余为16MnR+405和16MnR+304L.塔盘材 质根据不同温度,分别采用0a13、304L和316L.4减压塔1 减压塔进料温度为 384c 设计工况/383C 灵活工况；塔顶操作压力为 16mbar. 减压塔的设计压力为

8、 0.15MPa.2减压塔设计四个侧线,减一,减二,减三混合作为蜡油,减四线为洗涤油,返回至减压炉入口循环.3减压塔塔径分为三段,减一中塔径为7.8M,减二中段塔径为11.8M,其余段塔径为13.8M.4减压塔塔内采用SGSI设计结构.各中段回流取热段采用空塔喷淋取热技术.减压塔内 主要有两段填料,分别为柴油别离段和洗涤段.5 减压塔上部简体材料为 20R,中部简体以及过度段材料为20R+304L ,下部简体材料为20R+316L ,减压塔填料采用 316L材料.2.3.2加热炉1设计负荷常压加热炉的设计热负荷,工况一阿拉伯轻油为 104654KW ;工况二俄罗斯轻油为 103924KW o减

9、压加热炉的设计热负荷,设计工况阿拉伯轻油,VG0 T95=555 C为80641KW ;灵活工况阿拉伯轻油,VG0 T95=575 C为74488KW ,加热炉设计弹性为操作工况的50%110%.2加热炉炉型两台加热炉炉型均为三辐射室十二辐射单元立管式炉,每个辐射单元设置一台低氧化氮燃烧器,共用一个对流室.油品介质分十二程从对流段上部进炉,经对流加热后进入辐射段,从辐射顶出炉.2.3.3机泵由于原油泵、初底泵、常一中泵、常二中泵、减二线及减二中泵、减三泵及减三中泵等扬程较高或流量过大,对以上机泵采用 2开1备的运行方式,以节省投资.对于大流量机泵采用 效率较高、NPSH较低的双吸两端支撑式化工

10、流程泵,高电压电机采用隔爆型电机.2.4设计主要指标1.1 .1加工量及操作弹性CDU3规模为1000万吨/年,设计弹性为 50%100%.HVU3规模为630万吨/年,设计弹性为 50%100%.石脑油加氢单元规模为 380万吨/年,设计弹性为 50%100%.1.2 .2装置能耗常减压单元能耗不大于 13.8Kg标油/t原油.石脑油加氢单元能耗不大于6.71Kg标油/t原油.1.3 .3产品质量产品性质指标说明燃料气总硫,mg/Num3<22液化气& C2, mole%5> C5, mole%3VPat37.8 C, kap<1380铜片腐蚀通过轻石脑油RVPat

11、40 C<12.5psia重心脑油ASTMD86 , IBPCASTMD86 95%160C沙轻原油煤油凝点闪点ASTMD86 95%0 -47 C>43CW 230 c当作喷气燃料产品 时,闪点不大于38 C柴油LGO+HGO混合物ASTMD86 95% 闪点& 365 C>60C混合 LGO+HGO凝点冬季-10夏季+5混合蜡油ASTMD1160 95%<575设计工况C7沥青质(wt)<0.05Ni+V (ppm wt)<2.0CCR (%wt)<0.9总氮ppm wt<1500混合蜡油ASTMD1160 95%<555灵活工

12、况C7沥青质(wt)<0.05Ni+V (ppm wt)<2.0CCR (%wt)<0.8总氮ppm wt<15003标定情况及说明3.1 原油及标定方案(1)加工原油为卡宾达原油,本标定及核算是根据2022年7月14日标定数据整理核算的,(2)标定生产方案 初、常顶石脑油 常一线常二、三线；减一线 减二、三线减压塔底渣油日炼油量为 25752吨.重整原料3#航空煤油0#柴油混合蜡油,按减压深拔工况操作95%点不大于575 c催化裂化原料3.2 检测说明(1)物料平衡均以装置油表计量为准,参考罐区检尺计量,并根据实际的温度进行密度校正.(2)对装置所有计量一次指示在标定

13、前进行了回零校正.(3)初储塔、常压塔、常压汽提塔的注汽量均以各自孔板计量为准.(4)各冷却器水分支流采用脉冲流量测量仪测定.(5)冷去系统中,冷热流无热偶处的温度值是由水银温度计测得.(6)冷换系统及辅助系统无压力变送指示均采用就地指示弹簧管式压力计测得,并在测量前经过校验.3.3 标定目的(1)考察装置的运行情况及装置的技术经济指标是否到达设计要求,为装置考核验收提供依据.(2)考察产品质量情况.(3)考察减压系统抽真空专利设备水环真空泵和蒸汽喷射泵实际抽真空的水平.(4)考察减压塔喷头喷淋效果,检验减压空塔喷淋技术,进而考察减压深拔技术的实际运行效果.(5)考察装置塔内构件的水力学性能,

14、并验证其适用性.(6)考察加热炉专利火嘴的运行水平.(7)考察装置物料平衡、热平衡情况.(8)考察装置换热网络实际运行情况.(9)考察装置各换热器换热效率.(10)考察装置加热炉运行情况及效率.(11)考察电脱盐运行情况.(12)考察装置能耗水平及技术指标,确定本装置在国内、国际上所处地位.(13)摸清目前装置存在影响正常生产、处理水平、 物耗、能耗、产品收率及产品质量的不利因素,为进一步调整优化操作及今后整改指明方向.(14)考察各单位单体设备处理水平和效果.(15)考察装置各计量表的精度、DCS限制系统的准确性和稳定性.3.4 标定时间2022年7月13日9: 30至2022年7月14日9

15、: 30时共计24小时.4原油及产品分析数据4.1原油性质本次标定的原油为卡宾达原油,其主要性质见下表表4-1卡宾达原有性质分析工程成绩分析工程成绩密度20C , kg/m3872.6胶质+沥青质,m%5.74粘度,m m2/s50 C15.67蜡含量,m%13.88100C4.748福程,V%初储点c65凝点,c-1100 c30康氏残碳m%4.75120 c4.5硫含量,m%0.22140 c6.5氮含量,m%0.41160 c8.0水含量,m%0.04180 c10.5盐含量,mgNaCl/L25.46200 c12.5金属含量,ppmFe1.32220 c15.0Ni3.07240 c

16、17.0Cu0.038260 c20.0Na0.39280 c24.0Ca0.12300 c27.0Pb0.03全播出28.0V1.41API30.10酸值,mgKOH/g0.36原油类别低硫中间基灰分,m%0.0164.2产品分析数据4.2.1蒸顶、常顶、减顶不凝气 表4-3塔顶干气分析化验成绩干气采样点初顶气常顶气减顶小凝气硫化氢,mg/m32574.6560.72978.5氢气55.215.27二氧化碳2.120.950.52丙烷29.293.047.28丙烯0.081.336.78异丁烷7.931.311.21止烷14.151.815.51丁烯-12.13组成,%(v/v)异丁烯0.0

17、12.12反丁烯-20.44异戊烷2.020.741.31顺丁烯-20.23正戊烷1.590.652.39乙烯4.084.64乙烷29.8411.5114.65氧气0.100.140.38氮气6.136.664.40甲烷6.7412.1939.68一氧化碳0.391.05由于胺洗系统未投用,轻烧干气未经精制,导致干气中硫化氢含量严重超标.4.2.3初顶、常顶、石脑油别离塔轻重石脑油：表4-5塔顶石脑油分析化验成绩采样点初顶常顶C-1211 顶C-1211 底密度(20 C) kg/m3780.1727.1716.3722.2储程初 储点,C29.041.9435110% C39.576.568

18、7850%, C74.3141.110911690% C116.0147.1151156干点,139.4172.4176178全播出,ml95.598.29797残油,ml1.01.01.01.0S 含量,% (m/m)0.0010.020.010.01N含量,科g/g0.51.290.710.71Cl含量,科g/g0.70.60.70.6As 含量,g/kg9192421Pb 含量,g/kg<10<10<10<10Cu含量,g/g10121110Hg含量,科g/kg3.22.42.12.2含水量,% (m/m)0.01500.01390.0320.011族 组成,%(

19、m/m)环烷烧23.7533.9031.0831.84异构烷 煌42.1731.5834.2533.29正构烷 煌42.1731.5834.2533.29芳煌2.508.096.847.54标定期间初、常顶石脑油质量完全符合工艺指标要求的数值,并且标定期间各储出点温度也比拟稳定,这说明常压塔采用常顶循环回流来限制塔顶温度是可行的.但重石脑油的初储点比设计值低30 C,与设计值有较大的偏差,这主要是石脑油别离塔塔底重沸器热量不够造 成的,在以后生产中需要调整操作参数.4.2.4 常一线：表4-6常一线航煤产品化验分析成绩采样点常一线密度20 C kg/m3785.6储程初储点17010%, C1

20、7820%, C18250%, C18190%, C干点,c212234全储出,ml98.5残油,ml1.0损失,ml0.5冰点,C-53实际胶质,mg/100ml2.0闪电,C54运动粘度-20 C , mm2/s3.700运动粘度(20C) , mm2/s1.608铜离子,闻/g18硫醇性酸,% (m/m)0.00245S 含量,% m/m0.02赛氏色,号7Ag片腐蚀,级0铜片腐蚀,级1a总酸值mgKOH/g0.026芳煌,% (v/v)10.1烯煌,% v/v0.7饱和烧,% (v/v)89.2烟点,mm27.0净热值,Mj/kg安定性：压力降,kpa管壁评级1.9/不合格水应反响：界

21、面情况,级别离程度,级1b/2 级电导率(20 C)3固体颗粒污染物含量,mg/l2.55标定期间常一线航煤质量完全符合工艺卡片的指标要求.同时,常顶 KK平均值与常一线HK平均值之差为14C,满足常压产品煤油与石脑油脱空度大于5c的别离要求.4.2.5常二线/常三线/减一线：表4-7柴油产品化验分析成绩采样点常二线常三线减一线密度20C kg/m3813.4830.9842.9十六烷值506256.5实际胶质mg/100ml4.440.040.0闪点,C926283运动粘度,(20C),mm2/s3.3127.1606.549冷滤点,C-224-2凝点,C-263-3S 含量,% (m/m)

22、0.040.070.10水溶性酸碱无无无铜片腐蚀,级1a1a1a灰分,% (m/m)0.0020.0030.00210%蒸余物残炭,%(m/m)0.020.030.03酸度 mgKOH/100ml5.018.599.74水分,% (V/V)无无无硫醇硫,% (m/m)0.02560.002510.00504色度,号<0.5<0.5<3.0氧化胺定性,总不容物,mg/100ml0.60.91.8储程初储点,C216.014821810%, C228.226326550%, C233.732131290%, C257.135434795%, C298.6361357干点,c310

23、.4369369标定期间常二线产品质量完全符合0#柴油的质量要求,且产品质量稳定；尽管常三线初储点较低,但与常二线、减一线混合后完全满足0#柴油的质量要求.常三线初储点低的主要原因是常三线抽出层塔盘为全抽出塔盘,且汽提塔无汽提蒸汽.标定期间减一线产品质量完全符合柴油指标要求,可见,该减压塔在只有两段填料的前提下,减一线产柴油是完全可行的.常二线HK平均值与常一线 KK平均值之差为 1 C ,不满足常压产品煤油与石脑油脱空 度5 C的别离要求,在生产中需优化操作条件以满足产品质量的要求.4.2.6混合蜡油表4-8混合蜡油产品化验分析成绩采样点混合蜡油混合蜡油密度, kg/m3(20C)882.1

24、2%, C342(70C)848.25%, C354粘度(100C) ,mm2/s6.10310%, C368残碳% (m/m)0.1920%, C391S 含量,% (m/m)0.1330%, C404总氮,% (m/m)0.1240%, C420含盐量,mgNaCl/L1.5050%, C436碳/氢比60%, C452Ni+V70%, C468族组成：饱和燃80%, C486% (m/m)芳香煌90%, C509胶质95%, C523C7沥青质97%, C531全储出,ml98从上表储程分析可以看出,减压蜡油还未到达设计深拔的要求,但已经到达灵活性工况(95% 不大于555C)要求.标定

25、期间减压蜡油的氮含量满足设计要求,低于1500ppm；残碳平均为0.19%,远低于设计值 0.9%.1) 塔顶真空度还未到达设计值1216mbar,即99kpa以上,主要是由于水环真空泵未投用.2)由于减压系统局部流量局部孔板不指示值,造成减压系统操作未到达设计值.3)加压系统符合略低,局部操作条件与设计值相差较大.4.2.7常压渣油：表4-9常压渣油产品化验分析成绩采样点常压渣油常压渣油密度, kg/m3(20C)908.92%, C322(70C)875.05%, C345粘度(100C) ,mm2/s20.9010%, C370残碳% (m/m)5.5920%, C400S 含量,% (

26、m/m)0.1630%, C426总氮,% (m/m)0.2840%, C454含盐量,mgNaCl/L10.3450%, C484碳/氢比60%, C524Ni+V70%, C族组成：% (m/m)饱和燃68.9580%, C芳香煌18.3190%, C胶质12.0095%, CC7沥青质0.7497%, C常压渣油中小于 350c微分含量大于 5%,尚未到达设计指标,其主要原因常压塔进料温度 低于设计值5 c左右,小于350 c微分蒸发不完全所致.4.2.8减压渣油：表4-10减压渣油产品化验分析成绩采样点减压渣油减压渣油密度, kg/m3(20C)963.92%, C(70C)931.3

27、5%, C粘度(100C) ,mm2/s457.510%, C残碳% (m/m)14.2420%, CS 含量,% (m/m)0.2030%, C总氮,% (m/m)0.5640%, C含盐量,mgNaCl/L10.3150%, C碳/氢比60%, CNi+V29.9670%, C族组成：饱和燃80%, C% (m/m)芳香煌90%, C胶质95%, CC7沥青质97%, C全储出,ml由于分析仪器的原因,减压渣油的蒸储数据暂时无法提供,故对于减压深拔的效果暂时无法评价.4.2.9脱盐前后油品性质表4-11电脱盐成绩一级脱盐原油二级脱盐原油水含量,% (V/V)0.450.50盐含量,mgNa

28、Cl/L14.828.06原油的含盐量为 25.46 mgNaCl/L , 一级脱后盐含量为14.82mgNaCl/L脱盐率为41.8%;二级后脱盐含量为8.06 mgNaCl/L ,脱盐率为68.3%,水含量为0.5%,此数值与设计有较大的差 距,由于电脱盐系统尚处于调整期,其操作条件还需要继续摸索.工程单位设计值实际操作值一、初福塔原油进装置温度C3035原油进装置流量t/h1057电脱盐入口温度C144138电脱盐注水温度C92电脱盐排水温度C36.5电脱盐注水量t/h33.6初储塔加热器入口温 度C189200初储塔加热器出口温 度c196201初储塔入口温度C190201初福塔闪蒸区

29、压力pMPa(g)0.660.55初储塔塔顶压力MPa(g)0.630.53初福塔塔顶罐压力MPa(g)0.600.50初储塔塔顶温度158121初储塔塔顶进罐温度9655初储塔塔底温度c188195初顶油出装置温度C31初储塔塔底汽提蒸汽 量t/h172.8初顶油出装置流量t/h15初顶回流量t/h31.8初底油流量t/h1058初顶污水流量t/h10.52二、常压加热炉总进料点温度C302一路辐射出口温度C365.5二路辐射出口温度C366.0三路辐射出口温度C365.7四路辐射出口温度C365.7五路辐射出口温度C365.8六路辐射出口温度C365.6七路辐射出口温度C365.6八路辐射

30、出口温度C365.6九路辐射出口温度C365.5十路辐射出口温度C365.8HL路辐射出口温度C365.3十二路辐射出口温度C365.8炉膛上部温度C829炉膛中部温度C652炉膛下部温度C528烟气出口温度P-166空气入炉温度C245一路辐射出口流量t/h82.7二路辐射出口流量t/h89.3三路辐射出口流量t/h88.3四路辐射出口流量t/h84.9五路辐射出口流量t/h78.0六路辐射出口流量t/h78.6七路辐射出口流量t/h83.8八路辐射出口流量t/h87.8九路辐射出口流量t/h88.4十路辐射出口流量t/h93.4H一路辐射出口流量t/h78.6十二路辐射出口流量t/h83.

31、6燃料气流量t/h0.002燃料油流量t/h16.8三、常压塔常压塔进料温度C367361.5常压塔闪蒸区压力MPa(g)0.10.11常压塔塔顶压力MPa(g)0.060.0.6常压塔塔顶罐压力MPa(g)0.030.02常压塔塔顶温度C122109常压塔塔顶进罐温度p4554常压塔塔底温度c356347常压塔塔底流量t/h700.9常顶油流量t/h135.6常顶出装置温度C54常一线抽出温度c179169.4常一线出装置温度C26常一线出装置流量t/h38.9常二线抽出温度C262233常二线出装置温度C37.4常二线出装置流量t/h148常三线抽出温度C298272常三线出装置温度c61

32、.7常三线出装置流量t/h50.8常压塔汽提蒸汽量t/h1111.6常顶循流量t/h14431668常顶循抽出/返回温 度C133/113128/99常一中流量t/h14431542常一中抽出/返回温 度C205/160190/154常二中流量t/h10501516常二中抽出/返回温 度C318/281297/269常顶污水流量t/h29.84四、常一汽提塔塔顶压力MPa(g)0.161进料温度C169.4塔底温度C226.9五、常二汽提塔塔顶压力MPa(g)0.105进料温度p一233.6塔底温度C26.5汽提蒸汽量t/h3.8从常压系统操作条件比照可以看出,标定期间操作条件与设计操作条件存

33、在一些差异,具体差异及原因分析如下：由于加工原油比设计原油 沙轻原油重,导致初储塔的操作条件与设计值有较大差异,具体为：塔底吹气量低于设计值,进料温度高于设计值,塔顶压力低于设计值.为了保证石脑油尽可能从初储塔别离出来,操作上除保证初储塔进料温度外,塔底也进行了吹气, 但吹气量大小受塔顶压力限制,因此比设计吹气量选择较小.5.2减压局部主要操作条件表5-2减压局部主要操作条件工程单位设计值实际操作值一、减压加热炉总进料点温度C347一路辐射出口温度411.4二路辐射出口温度C413.8三路辐射出口温度C414.0四路辐射出口温度C413.5五路辐射出口温度C413.5六路辐射出口温度C413.

34、5七路辐射出口温度C414.2八路辐射出口温度C413.3九路辐射出口温度C413.4十路辐射出口温度C413.7广路辐射出口温度C737十二路辐射出口温度C564炉膛上部温度C454炉膛中部温度C187炉膛下部温度C222烟气出口温度C57.1空气入炉温度P57.7一路辐射出口流量t/h63.3二路辐射出口流量t/h66.3三路辐射出口流量t/h64.3四路辐射出口流量t/h68.3五路辐射出口流量t/h60.6六路辐射出口流量t/h60.3七路辐射出口流量t/h60.9八路辐射出口流量t/h66.3九路辐射出口流量t/h62.0十路辐射出口流量t/h69.0广路辐射出口流量t/h66.4十

35、二路辐射出口流量t/h69.1燃料气流量t/h0.001燃料油流量t/h7.5二、减压塔减压进料量t/h819756.6塔进料温度C384394塔顶压力Kpa(a)-99-96.4一段填料下Kpa(a)-91.7二段填料下Kpa(a)-90.8塔闪蒸区压力Kpa(a)-98-92.9塔顶温度飞9035减一中冷回流流量t/h187185减一中冷回流流量温 度C4948减一中顶回流流量t/h375289减一线内回流流量t/h5958减一线内回流温度C4226减一线流量t/h9081减一线出装置温度C4229.2减二中流量t/h9081减二中抽出/返塔温 度C11251022减二线流量t/h239/

36、211245/204减二线出装置温度C194.4减二中流里t/h80减三中抽出/返塔温 度C937989减二流里t/h294/234263/204减三线出装置温度C122.6冲洗油流量t/h214冲洗油温度21576.3过汽化油抽出温度c294242过汽化油急冷返回温 度c330374过汽化油急冷量t/h247301过汽化油回炼量t/h42140.8减压塔底温度C6857.7急冷渣油返回温度p384393急冷渣油流量t/h310304减压渣油流量t/h144孔板坏减压渣油出装置温度144317.1减顶抽真空用蒸汽量t/h17.6减顶污水量t/h15.6从减压系统操作条件表比照可以看出,标定期间

37、操作条件与设计操作条件也存在一些差异, 具体差异及原因分析如下：1 .减顶采用三级蒸汽抽真空,未使用水环真空泵,导致塔顶真空度比设计值低.2 .由于减压系统局部孔板流量计施工安装存在一定问题,导致局部数据无法提取.3 .3石脑油系统主要操作条件表5-3石脑油系统主要操作条件工程单位设计值实际操作值石脑油别离塔塔顶回流罐压力MPag0.030.05顶部压力MPag0.060.06进料温度C10677塔顶回流罐温度C5324顶部温度c7445底部温度c12885塔顶轻石脑油流量t/h塔顶回流量t/h19.6塔底重启脑油流量t/h141塔底重沸器流量t/h5.4辅助及公共工程系统主要操作条件表5-4

38、辅助及公用工程体统操作条件工程单位设计值实际操作值装置自发0.7MPa蒸汽量t/h0.97装置自发0.4MPa蒸汽量t/h1.012.5低压蒸汽压力MPag0.890.81低压蒸汽温度C260260低压蒸汽流量t/h4532.3中压蒸汽压力MPag3.43中压蒸汽温度p243中压蒸汽流里t/h燃料气压力MPag0.23燃料气温度C23燃料气流量t/h0.676燃料油压力MPag0.15燃料油温度C40燃料油流量t/h6装置物料及热平衡6.1装置物料平衡6.1.1常压蒸储局部物料平衡表6-1常压局部物料平衡序号福分名称收率wt%流率kg/h流率t/b流率 X 104t/a一原料1卡宾原油100.

39、00107300025752.35901.32一产品2初顶粗石脑 油1.4015000360.012.603常顶粗石脑 油12.64156003254.4113.914常一线4.32463001111.238.905常二线13.791480003552124.326常三线4.73508001219.242.677常压渣油63.1267730016255.2568.938合计100.00107300025752.35901.32常压总拔出 率36.886.1.2减压蒸储局部物料平衡6-2减压局部物料平衡序号福分名称收率wt%流率kg/h流率t/b流率 X 104t/a一原料1常压渣油100.00

40、67730016255.2568.932合计100.0067730016255.2568.93一产品3减顶气体0.221500361.264减顶油1.851250030010.55减一线4.3129200700.824.536减二线28.171944004665.6163.307减三线18.11226002942.4102.988减压渣油46.823171007610.4266.369合计100.0067730016255.2568.93减压拔出率53.18标定期间24小时中,原油量为 25752吨,原油的日炼量为25752吨,按设计年开工 8400小时计算,常压单元加工水平为901 X 10

41、4t/a的设计水平.标定期间初顶、常顶和减顶不凝气量没有计量, 另外也未考虑加工损失；同时由于装置计量 仍存在较大的计量误差,因此本平衡数据是根据装置物料供给平衡得到的.6.2装置热量料平衡由表可以得出装置热回收率为 (19676.5+182+947.5+1002.1)/31360.4=69.8%6.3塔类设备热量料平衡6.3.1初储塔热量平衡表6-4初储塔热量平衡表序号工程流量kg/h温度C热火含104kcal/h一入方1原油105690020111625.92过汽化油16100201305.93原油含水5365201345.04汽提蒸汽2800400219.0合计12495.8一出方1初顶

42、气2初顶53蒸汽8160121528.04初底油105800019511438.0合计12078.5全塔余热417.3回流取热31800121-55349.8热损失0.54%6.3.2常压塔热量平衡表6-5常压塔热量平衡表序号工程流量kg/h温度C热燃 104kcal/h一入方1常顶小凝气2常顶油1356003614164.63常一线389003611189.24常二线1480003614170.05常三线508003611571.66常底过汽化油6900361232.97常底油67040036114948.88汽提蒸汽153004001196.5合计2747.6二出方1常顶小凝气2常顶油135600109861.43常一线38900226455.74常二线1480002331972.05常三线50800270812.86常底油67730034713384.77蒸9合计1