加热炉标定报告A

1、标定报告一、装置概述常减压（II套）蒸馏装置由洛阳石化工程公司设计院于992年开始设计，92年8月破土动工，93年5月设计完毕，并于995年7月由兰州化建建成竣工，同年8月7日开始投产试车，9月7日生产出合格产品。装置设计加工能力250X104t/a，年开工时间8000小时。由于目前装置所炼原油与设计的相比变化较大，加热炉热效率较低。根据炼油厂要求及安排，需要对装置加热炉进行标定，找出影响装置加热炉热效率的影响因素，以做相应的适应性改造，故对装置进行一次标定。二、标定范围1、根据装置的实际生产情况，确定标定时的生产方案为航煤方案。初顶和常顶均生产重整原料，常压塔为航煤方案，减压塔出混蜡和渣油。

2、2、装置生产能力装置设计处理量为7500t/d（312.5t/h），根据装置现在实际生产状况，标定时实际处理量为7200t/d（300t/h）。3、标定范围高、低压瓦斯组成，烟气组成，加热炉热效率。4、测试工况本次标定在前期准备工作充分的情况下进行，测试期间装置运行平稳，原料品质稳定，产品质量合格，操作在正常的波动范围内。三、标定时间本次标定时间为半天（共计4小时），具体时间为：2004年7月20日10：00时2004年7月20日14：00时结束。四、标定内容1、瓦斯组成分析项目单位（V/V）减顶瓦斯初常顶瓦斯高压瓦斯甲烷%31.0720.3022.38乙烷%3.772.892.82乙烯%14

3、.2111.046.80丙烷%13.2428.683.43丙烯%5.3203.24异丁烷%2.3611.130.80正丁烷%13.2314.161.04丁烯+异丁烯%4.960.891.07反丁烯%0.470.520.49顺丁烯%0.330.440.29碳五以上%02.730氧气+氮气%7.346.9811.61一氧化碳%000二氧化碳%0.220.240.22氢气%3.48044.93硫化氢%000.882烟气组成分析项目单位（V/V）常压炉减压炉二氧化碳%3.64.2一氧化碳%12.810.4氧气%3.42.23、装置目前实际运行参数1）常压炉拔头量：272.8t/h换热终温：270.7C

4、加热炉出口温度：350.8C氧含量：5.3%（氧化镐在线指示）排烟温度：188.9C空气入炉温度：91.7C2)减压炉常底油量：149.5t/h入炉温度：333.1C加热炉出口温度：385C氧含量：6.0(氧化镐在线指示)排烟温度：193.8C空气入炉温度：69.3C过热蒸汽压力：0.523MPa过热蒸汽进炉温度：157C过热蒸汽出炉温度：304C过热蒸汽流量1.96t/h4、加热炉计算汇总(1)采用石油工业出版社候芙生主编的炼油工程师手册中P506-P508介绍的热效率简化算法。n=1-(0.006549+0.032685a)(tg+1.3475X10-4tg2)-1.1+(4.043a-.

5、252)X10-4CO/100-0.035X100若按在线分析的湿烟气数据(在线氧化镐指示)，则式中a=(21+0.116O)/(21-O)氧含量排烟温度C热效率常压炉5.3188.987.61减压炉6.0193.886.90若采用烟气采样分析数据计算，则式中a=(21-0.0627O)/(21-O)氧含量排烟温度C2.热效率常压炉12.8188.980.69减压炉10.4193.883.80(2)采用加热炉热效率计算软件计算。a.常压炉计算结果原料取热=0kW水汽取热=0kW对流辐射取热=8660.517kW辐射管取热=16325.5kW炉总热负荷=27195.31kW加热炉热效率=87.5

6、4327%燃料用量=2639.084kg/h空气量=50174.89kg/h烟气量=52813.98kg/h热空气温度=187.7814度吸收因数=.882744炉管表面交换因数=.658425挡墙温度=810度交换因数=.6108352修正辐射负荷=16312.33kW辐射负荷误差=-8.069227E-02%辐射表面热强度=30.44595kW/m9冷油重量流速=1304.771kg/m9/s冷油体积流速=1.466694m/s炉膛热强度=41.35138kW/mT烟气出下段温度=324.4371度下段对数平均温差=200.0726度下段油品动力粘度=1.701513mPas下段管内传热系

7、数=499.5775W/mA2.度下段hs=50.96775W/mA2.度下段钉头效率=.9250345下段hoc=25.01109W/mA2度下段hso=116.7539W/mA2.度下段总传热系数=94.63677W/mA2.度下段炉管面积=457.4001皿人2下段炉管根数=136.9068根下段炉管排数=22.8178排下段炉管热强度=18.93423kW/mA2附件：加热炉计算原始输入数据原料流量kg/h0原料出口温度C15辐射流量kg/h272800辐射对流出口温度C310选择蒸汽或水2水或蒸汽入口温度C10水蒸汽压力MPa.98辐射管面积m2535.78辐射段汽化率.463挡墙温

8、度初值C810过剩空气系数1.377辐射管外径m.152烟气出空气预热器温度C200大气温度C30辐射管内径m.136原料入口温度C10原料比重20C1辐射对流入口温度C270.7辐射进料比重.8896水或蒸汽流量kg/h0水或蒸汽出口温度C15水汽化率0辐射出口温度C350.8收敛判距10步长.5燃料发热值MJ/kg41.9078辐射管总根数72预热器取热值kW2209.302炉膛体积m3742.76炉管程数4炉型选择2对流室长度m7对流下段炉管内径m.136对流中段每排管数根6对流中段炉管外径m2对流上段炉管内径m1对流下段结垢系数m2C/W.00086对流上段结垢系数m2C/W.0006

9、88下段炉管管型选择2下段油品粘度系数K2476000中段油品粘度系数K10钉头管高度m.025钉头直径m.012中段管子周边钉头个数10辐射管管心距m.304炉膛总面积m2476.91燃料中碳氢比3.925烟气中水和二氧化碳体积分率.20708b.减压炉计算结果上段取热蒸汽=167.8622kW下段常底油取热=441.1342kW辐射管取热=7036.771kW加热炉热效率=87.10204%空气量=21739.13kg/h热空气温度=240.6723度挡墙温度=772.6974度修正辐射负荷=6968.576kW辐射表面热强度=22.03851kW/mA2冷油体积流速=1.174274m/

10、s烟气出下段温度=719.2064度下段油品动力粘度=1.229191mPas下段hoc=16.10366W/mA2.度下段ho=32.36838W/mA2.度下段总传热系数=30.57349W/mA2度下段炉管根数=15.53981下段炉管热强度=11.96395kW/mA2中段对数平均温差二181.526度中段管内传热系数二539.8408W/mA2度中段hs=35.2879W/mA2度中段hoc=17.53292W/mA2.度中段总传热系数=72.88127W/mA2度中段炉管根数=78.62953中段炉管热强度=13.22985kW/mA2上段对数平均温差二155.7837度上段hs=

11、33.47337W/mA2.度上段hoc=16.55475W/mA2.度上段总传热系数=49.16551W/mA2.度上段炉管根数=9.236768上段炉管热强度=7.659184kW/mA2对流室宽度m2对流下段每排管数根6对流下段炉管外径m.152对流中段炉管内径m1对流上段每排管数根6对流上段炉管外径m2对流中段结垢系数m2C/W.000688烟气结垢系数m2C/W.0043中段炉管管型选择2下段油品粘度系数M-2.438中段油品粘度系数M10下段管子周边钉头个数14钉头间距m.015遮闭管根数6辐射炉管长度m15园筒炉直径m7.788烟气中水体积分率.1255理论空气用量kg/kg13

12、.807原料取热=2468.26kW炉总热负荷=11392.12kW燃料用量=1123.7kg/h烟气量=22862.83kg/h炉管表面交换因数=.6153136交换因数=.5963343辐射负荷误差=-.9786125%冷油重量流速=1073.404kg/mA2/s炉膛热强度=33.19794kW/mA3下段对数平均温差二391.3177度下段管内传热系数二551.3528W/mA2度下段hoR=18.07995W/mA2.度下段炉管面积=36.87196MA2下段炉管排数=1.942477烟气出中段温度=405.5948度中段油品动力粘度=1.306603mPas中段钉头效率=.9465

13、948中段hso=84.2563W/mA2.度中一段炉管面积=186.5675MA2中段炉管排数=9.828691上段烟气出口温度二383.4832度上段水或蒸汽传热系数=127.4406W/mA2度上段钉头效率=.949169上段hso=80.04694W/mA2.度上段炉管面积=21.91646MA2上段炉管排数=1.154596烟气出预热器温度二209.7567度附件：加热炉计算原始输入数据常底油流量kg/h149500常底油出中段温度C352.4常底油入中段温度C333.1原料比重20C.9141选择蒸汽或水2水或蒸汽流量kg/h1960蒸汽出上段温度。C304辐射管面积m2316.2

14、辐射段汽化率.42燃料发热值MJ/kg41.436烟气出空气预热器温度C200大气温度C30挡墙温度初值C850炉膛体积m3389.5辐射管程数4辐射管A根数36辐射管B管心距m.336辐射管B根数8辐射管C外径m.219辐射管D管心距m.546辐射管D根数4对流室长度m6.5对流上中下段每排管数根8对流下段炉管外径m.127对流中段炉管内径m.111对流上段程数2对流上段炉管外径m.127对流上段结垢系数m2C/W.000172对流下段炉管选型1对流上段炉管选型2下段管子周边钉头个数12钉头间距m.015燃料中碳氢比3.65烟气中水和二氧化碳体积分率.2005下段油品粘度系数M-2.1理论空

15、气用量kg/kg13.379常底油出下段温度C355.8蒸汽入上段温度C157水蒸汽压力MPa.523辐射出口温度C385过剩空气系数1.446辐射管长度m12预热器取热值kW1278.093收敛判距50步长.5辐射管内径m.111辐射管A外径m.127辐射官A官心距m.25辐射管B外径m.168辐射管C管心距m.438辐射管C根数4辐射管D外径m.273对流室宽度m2.12对流炉管长度m5.95对流下段炉管内径m.111对流下中段程数4对流中段炉管外径m.127对流上炉管内径m.111对流下中段结垢系数m2C/W.000688烟气结垢系数m2C/W.0043对流中段炉管选型2钉头管高度m.0

16、25钉头直径m.012园筒炉直径m6.3烟气中水体积分率.1250下段油品粘度系数K287423.1炉膛内总面积m2309.7标定结果分析能量转换设备之一加热炉，从本次标定和计算结果看，无论用哪种方法计算，两个加热炉热效率均较低，都低于设计值，造成这一结果的主要原因是由于目前使用的1.0MPa蒸汽吹灰工艺落后，效果也差，1.0MPa蒸汽遇烟气中的硫化物还易生成硫酸等腐蚀性介质腐蚀设备，并结垢沉积在管壁外侧，影响传热效率。目前两炉空气预热器内的热管表面积灰较多，严重影响空气预热器热量的回收，同时加之装置已连续运行2年多，对流室炉管表面也积灰较多，传热效率下降较多，使得常压炉和减压炉热效率低。装置

17、减压炉对流室一直存在漏风的问题，目前车间无法解决，有待在停工检修时解决，这使得减压炉过剩空气系数增大，影响到减压炉热效率。另外加之长期运行，并使用炉管清灰剂，目前两炉炉管表面均有较厚一层白色的灰垢，也严重影响到传热效率，使得加热炉热效率降低。常压炉由于2002年检修后炉辐射室顶部保温效果不好，使得炉体表面散热较大，影响了热效率。比较这三组热效率数据，利用烟气组成计算得出的热效率较低，主要原因是取样点是负压状态，取样多少存在漏风现象，影响分析数据。另外，目前由于燃料气中含硫较多，烟气中的硫化物含量相应较高，两炉烟道挡板转动轴部位因腐蚀结垢经常出现卡住现象，严重危及安全生产，因此车间将两炉烟道挡板

18、都留有一定开度，这就导致两炉烟气出预热器温度测量值偏低，这也使得目前计算得出的加热炉热效率均偏高。对于两炉烟道挡板转动轴部位因腐蚀结垢经常出现卡住现象，车间计划在今年7月停工检修时进行处理。分析加热炉热效率计算软件计算出的数据，我们可以看出，目前装置热空气入炉温度较低，比理论计算值小许多，说明我装置热烟气回收工作还有很大潜力可挖，计划在今年7月停工检修时对两炉空气预热器进行清垢、更换部分热管等工作，在下一周期开工后提高烟气热量回收能力。为长周期安全运行，加热炉出口温度受炉膛温度不大于800度的限制，而加热炉热效率不高，又严重影响了加热炉出口温度。常压炉出口温度低，油品的过汽化率低，不利于油品的

19、分离，继而导致轻组分在常压拔不干净。这部分轻组分进入减压炉高温裂解后又进入减压塔，增大了减顶负荷，导致减压塔真空度降低，影响减压各侧线量，与原油换热后，各路原油换热温度温差大，混合佣损大，几路原油混合后的温度低，最终使得换热终温降低，这又使得加热炉热负荷增加，形成恶性循环。时间11:00DCS上热偶指示管程流量t/h壳程流量t/h折流板间距换热器型号位号换热介质管程温度壳程温度管程温度壳程温度壳程-管程进口C进口C进口C进口CE101A脱前原油-常顶油气26.751.3200BIU1100-4.0-335-6/25-2IE101B脱前原油-常顶油气13096285914526.72494.22

20、00BIU1100-4.0-335-6/25-2IE101C脱前原油-常顶油气13073285814526.724162.5200BIU1100-4.0-335-6/25-2IE102AB脱前原油-减顶回流油17614529962158051.3300BES600-2.5-90-6/25-21E103脱前原油-常三线1131008497651.3480BES600-2.5-100-6/19-6IE104AB脱前原油-常四线173949790117.5351.3200BES500-2.5-55-6/25-41E105AB脱前原油-常一线175117611032206094.2300BES600-

21、2.5-110-6/19-4IE106AB脱前原油-常二线11610499105121.53694.2200BES600-2.5-85-6/25-41E107AB脱前原油-减二线12571506421162.5300BES600-2.5-85-6/25-41E108AB脱前原油-减三线18077637923162.5300BES600-2.5-85-6/25-41E109AB减底渣油-脱前原油14411181103162.5104200BES800-2.5-205-6/19-4IE110脱前原油-减四线176136103110125.326.5162.5480BES600-2.5-85-6/2

22、5-41E111减底渣油-脱前原油89119170159136.9308104300BES900-2.5-215-6/25-21E112脱后原油-减四线208179104139128.926.557.3300BES600-2.5-75-6/25-61E113ABCD减三中-脱后原油151189205170217.857.374200BES800-2.5-170-6/2.5-2IE115AB脱后原油-减二线2281081131382672184.5200BES600-2.5-75-6/25-61E116AB脱后原油-减二中2251741341702507784.5200BES800-2.5-21

23、5-6/19-21E117脱后原油-减三线2552181841942962384.5480BES600-2.5-100-6/19-6IE118减四线-脱后原油205196289254226.533084.526.5150BES700-2.5-120-6/25-4IE119脱后原油-常三线170117114120677.8200BES500-2.5-65-6/19-41E121ABC脱后原油-常一中2311451161682606077.8480BES700-2.5-165-6/19-2IE122ABC减底渣油-脱后原油175190178206211.577.8104200BES700-2.5-

24、165-6/19-2IE123ABC脱后原油-常二线1341161131223679.4300BES500-2.5-70-6/19-2IE124AB减底渣油-脱后原油12613413612879.4104450BES800-2.5-160-6/25-4IE125ABCD脱后原油-常二线216140149158297220.93679.4300BES600-2.5-85-6/25-41E126ABC拔头油-减三774148.5300BES700-4.0-165-6/19-2IE127AB减底渣油-拔头油210217238231148.552300BES70

25、0-4.0-160-6/19-2IE128拔头油-常四线244218217235309237.93148.5480BES600-4.0-85-6/25-41E129拔头油-常二中(开副线)258222200220270216.762148.5150BES800-4.0-205-6/19-4IE130AB减底渣油-拔头油199218227222148.552300BES700-4.0-160-6/19-2IE131拔头油-常三线270209212230322237.96148.5480BES600-4.0-100-6/19-6IE132AB拔头油-常二中283226197220326.46229

26、7450BES900-4.0-205-6/25-4IE133ABC减底渣油-拔头油221249328250278.1376297104300BES900-4.0-275-6/19-2IE134脱前原油-常一中1601148011112460308300BES900-2.5-215-6/25-2IE-135A电厂新水-减顶油121913441115802.45600BJS800-1.6-160-6/25-4E-135B电厂新水-减顶油121512841115802.45600BJS800-1.6-160-6/25-4E-135C电厂新水-减顶油121813628115802.45600BJS80

27、0-1.6-160-6/25-4E-135D电厂新水-减顶油1216.612143115802.45600BJS800-1.6-160-6/25-4E-136A一线抽空油气冷却器12176540636.2600BJS600-1.6-90-6/25-2E-136B一线抽空油气冷却器12196443636.2600BJS600-1.6-90-6/25-2E-137二级抽空油气冷却器121991716312.4600BJS600-1.6-90-6/25-2E-138A电厂新水-初顶油2024985112648.942.57.5600BJS900-1.6-210-6/25-4E-138B电厂新水-初顶

28、油20241064312648.942.57.5600BJS900-1.6-210-6/25-4E-138C电厂新水-初顶油20241044912648.942.57.5600BJS900-1.6-210-6/25-4E-138D电厂新水-初顶油20241013412648.942.57.5600BJS900-1.6-210-6/25-4E-139A电厂新水-常顶油202490572455.742.524600BJS1000-1.6-260-6/25-6E-139B电厂新水-常顶油202460392455.742.524600BJS1000-1.6-260-6/25-6E-141常一中0.3M

29、Pa蒸发器135150116141600.7600BJS500-2.5-70-6/19-2E-142减三线0.3MPa蒸发器215148114137230.7600BJS800-2.5-180-6/19-6E-143减二中0.3MPa蒸发器172141116136770.7600BJS800-2.5-205-6/19-2E-146/AB伴热水-常二线(IV)25381039536200BES500-2.5-70-6/25-21E-147/AB伴热水-常三线(IV)20406838516150BES500-2.5-55-6/25-41E148AB减底渣油-循环水255011492104200BE

30、S500-2.5-55-6/25-21E149AB减底渣油-循环水4050918690104450BES1000-2.5-275-6/25-2IE-150常一线冷却器3526554460200BES600-1.6-115-6/19-2IE-151常二线冷却器3341957036300BES500-2.5-70-6/19-2IE-152减顶回流冷却器285014910812178200BES500-2.5-70-6/19-2IE-155混合蜡油冷却器2645103839595.3200BES600-2.5-90-6/25-21由于检测换热器管壳程进出口温度使用的是红外线测温枪，并且检测的是换热器

31、接管外表面温度，人为误差增大，与实际温度存在较大误差，从上述数据可以看出一些换热器的计算数据异常，可信度低，主要是由以上原因造成。五.标定结果分析1、能量转换分析能量转换设备之一加热炉，从本次标定和计算结果看，两个加热炉热效率均较低，仅87%左右，都低于设计值，造成这一结果的主要原因是由于目前使用的l.OMPa蒸汽吹灰工艺落后，效果也差，l.OMPa蒸汽遇烟气中的硫化物还易生成硫酸等腐蚀性介质腐蚀设备，并结垢沉积在管壁外侧，影响传热效率。目前两炉空气预热器内的热管表面积灰较多，严重影响空气预热器热量的回收，同时加之装置已可连续运行2年多，对流室炉管表面也积灰较多，传热效率下降较多，使得常压炉和

32、减压炉热效率低。装置减压炉对流室一直存在漏风的问题，目前车间无法解决，有待在停工检修时解决，这使得减压炉过剩空气系数增大，影响到减压炉热效率。另外加之长期运行，并使用炉管清灰剂，目前两炉炉管表面均有较厚一层白色的灰垢，也严重影响到传热效率，使得加热炉热效率降低。常压炉由于2002年检修后炉辐射室顶部保温效果不好，使得炉体表面散热较大，影响了热效率。为长周期安全运行，加热炉出口温度受炉膛温度不大于800度的限制，加热炉热效率不高，严重影响了加热炉出口温度。常压炉出口温度低，油品的过汽化率低，不利于油品的分离，继而导致轻组分在常压拔不干净。这部分轻组分进入减压炉高温裂解后又进入减压塔，增大了减顶负

33、荷，导致减压塔真空度降低，影响减压各侧线量，与原油换热后，各路原油换热温度温差大，混合佣损大，几路原油混合后的温度低，最终使得换热终温降低，这又使得加热炉热负荷增加，形成恶性循环。2、热量利用分析从装置的换热网络上看，装置的换热终温只有275度，比设计值低10度，另外本次标定采用红外线测温仪测试管线的表面温度有一定的误差，从标定结果上看部分换热器的测量数据的可信度很低，目前从实际操作上看此换热网络基本能完成换热任务，只是热量损失较大,这主要是由于脱前三路、脱后四路换热器的热源受操作变化的影响导致提供的热量与设计时的偏差较大，脱前三路、脱后四路各支温差大，混合佣损大，几路原油混合后的温度低，浪费

34、了部分热量。3、影响装置长周期大负荷运行的问题（1）常压炉的炉出口温度无法烧到370度，部分轻组分无法在常压塔拔出，只能进入减压塔，增大减压负荷，影响装置安全运行。原因有：高压瓦斯中掺大量氢气，氢气的体积燃烧发热值低，同时因装置加热炉燃烧器上的孔径大小固定，为提高加热炉出口温度，掺有大量氢气的燃料气必须得大量同时进入加热炉内燃烧，燃料气流速增加，这样就要求高压瓦斯压力必须要高才能使燃料气流速达到要求，压力高的燃料气进入炉膛使得高压瓦斯火焰高度较高，达炉膛中上部以上，而炉膛温度测量热偶就插在辐射室顶部，因而测量到的炉膛温度就高。炉膛最高温度受炉管材质的限制，要求不大于800度，因此进入加热炉的燃料气流量有限，使得加热炉出口温度不能无限制的提高。加工的原油性质偏轻，渣油量少，另外由于连续开工时间已经2年多，加之加工的原油较脏，换热器污垢系数增加，换热器换热效果变差，尤其是渣油换热器，因渣油中有灰份和焦粉，长时间运行易在换热器管束外表面大量沉积，严重影响换热效果，这个问题已在去年渣油换热器E133ABC运行一年后因泄漏检修时得到验证，经管束清垢投用E133ABC后，换热终温最高能提至接近300度。但目前这些情况造成常压炉进料温度比设计值（285度）低1020度左右，常压炉负荷大，