惠炼常减压装置标定报告20091028终版

中国海洋石油总公司炼化公司

惠州炼油分公司1200万吨/年常减压蒸馏装置标定报告中海油惠州炼油分公司

中国石化镇海工程公司

2009年9月目录TOC\o"1-5"\h\z\o"CurrentDocument"概述 1\o"CurrentDocument"1.1装置概况 1\o"CurrentDocument"1.2装置特点 1\o"CurrentDocument"1.3装置开工运转与标定 2\o"CurrentDocument"标定数据与分析 3\o"CurrentDocument"2.1物料平衡 3\o"CurrentDocument"2.2操作条件及分析 6\o"CurrentDocument"2.3产品质量 9\o"CurrentDocument"2.4塔的水力学状况计算 19\o"CurrentDocument"2.5加热炉 28\o"CurrentDocument"能耗 32\o"CurrentDocument"装置防腐 34\o"CurrentDocument"4.1低温部位防腐情况 34\o"CurrentDocument"4.2高温部分防腐情况 34\o"CurrentDocument"环境保护 35\o"CurrentDocument"5.1废气 35\o"CurrentDocument"5.2废水 365.3噪声 37标定结果与讨论 37\o"CurrentDocument"结束语 38概述1.1装置概况1200万吨/年常减压蒸馏装置为中海油惠州炼油分公司的第一套原油加工装置，它利用蒸馏的原理将原油分离成各种不同沸点的馏分，送至下游装置进一步加工生产出合格产品。本装置设计加工渤海2号原油1200万吨/年，年开时数：8400小时。本装置采用换热一电脱盐一换热一闪蒸一换热一加热炉一常压蒸馏一减压蒸馏工艺。主要由电脱盐系统、换热网络系统、常压系统、减压系统等组成。原油在本装置内经脱盐脱水、常压蒸馏、减压蒸馏后被分为燃料气、石脑油、航煤、柴油馏分、加氢处理原料和焦化原料等满足后续加工装置要求的物料。1.2装置特点参照目前国内外常减压蒸馏工艺过程的现状与发展，根据所加工的混合原油特点，设计采用了许多国内外的先进技术，其主要技术特点如下：a） 电脱盐原油电脱盐系统为三级电脱盐，第一级为高速电脱盐，第二、三级为交直流电脱盐。高速电脱盐采用国内长江（扬中）电脱盐设备公司吸收国外先进技术开发的高速电脱盐技术，可保证原油脱后含盐才3mgNaCl/l，含水才0.2%。b） 采用闪蒸塔方案，简化流程，降低能耗，减少投资。c） 常压塔为板式塔，塔内件为国内华东理工大学的高效导向浮阀塔盘。并根据各部分汽液负荷，合理选择塔板的溢流数。d） 减压塔根据生产方案要求，减压塔内设5段填料及相应的汽、液分布系统，根据每段填料的功能，设计结合国内应用成熟的高效规整填料的特点，采用组合填料床层，并配以重力型组合式液体分布器及汽体分布器。减压塔的进料段采用技术先进、性能优良的双切环向进料分布器，以减少减压塔进料段的雾沫夹带量，保证减压侧线产品质量。e） 减顶抽真空系统减压塔顶采用高效喷射式蒸汽抽真空系统，在保证减顶真空度的前提下节省投资，减压塔顶的操作压力设计值为12mmHg（绝），减顶抽空系统、冷却器系统引进美国GRAHAM公司成套技术。f） 装置能量利用系统综合分析技术利用美国ASPEN公司的ADVENT软件、PRO—II流程模拟软件和SEI公司根据窄点技术开发的换热网络优化程序，从全装置能量利用层面进行系统分析，优化装置的物料平衡和操作条件，在满足生产方案、产品质量要求的前提下最大限度回收装置余热，降低加工能耗。本装置的换热网络，无论电脱盐前后、闪蒸塔后均采用原油四路换热，与常见的原油多路换热网络不同。g） 采用装置热联合，以减少能耗。正常工况下，本装置常压物流、减压物流首先经与原油充分换热回收其热量后不经冷却直接进入下游装置，既减少了本装置的冷却负荷及下游装置对原料加热的负荷，又相应降低了本装置及下游装置的能耗。h） 本装置在常压塔顶、减压塔顶的馏出线上设置了注氨、注缓蚀剂、注水等防腐设施。i） 本装置关键机泵（闪底泵、常底泵、渣油泵、减三线泵）引进德国鲁尔设备。1.3装置开工运转与标定惠炼1200万吨/年常减压装置是中海炼化惠州炼油厂的第一套集中加工高酸重质原油的蒸馏装置，由中国石化建设工程公司（SEI）承担基础设计，镇海石化工程公司（SNEC）承担详细设计，中国石化宁波工程公司承建。装置于2007年1月开始建设，2008年9月建成。2009年3月18日第一次投料开工，当日22：00开工正常，出合格产品，为下游装置提供足够的开工原料后停工。2009年4月21第二次投料，当日20：00开工正常，出合格产品，进入正常生产阶段。目前已平稳生产近四个月。装置2009年9月11、12、13日进行性能标定。由于惠州炼油的原油配置变化，因此标定原油与设计原油不同，标定原油采用蓬莱50%:达里亚35%:罕戈15%。装置标定按正常负荷1200万吨/年工况进行标定。正常负荷数据于2009年9月11日9点全面采样采集。9月14日9点之后，装置标定结束。本次装置标定，生产平稳，操作正常。标定数据与分析本装置标定原始数据如下：物料平衡取自标定期间惠州炼油的操作记录。样品分析数据取自装置标定期间惠州炼油LIMS数据库中数据。高压瓦斯燃料气低热值计算见附表-1。操作条件取自装置标定期间DCS拷屏数据。现将标定结果分述如下：2.1物料平衡2.1.1原油性质对比标定时，装置加工的原油为蓬莱原油、达里亚原油、罕戈原油的混合原油，混合比例为50：35：15。由于没有完整的混合设施，从分析数据看，原油性质在不同的时间有所变化。为了对比，列出了从原油评价中的各原油性质和实际分析的混合原油的性质，对比见表2.1-1。从表2.1-1可看出，实际加工的混合原油性质与各原油评价性质有所不同，酸值、残炭、灰分、总氮较各组分原油的评价数据高。从实际原油分析数据看，数据中硫含量约在0.34%(wt)左右，酸值约为4.33mgKOH/g左右，与设计中原油为低硫高酸的性质一致，但酸值比设计原油还高。表2.1-1原油分析数据对比项 目渤海达里亚罕戈混合原油密度(20°C),g/cm30.9190.91150.88360.9189API度21.923.6528粘度，mm2/s(100C)11.538.875凝点，C-30-45-25.5-20酸值,mgKOH/g3.571.500.5584.33闪点(开口)，C1184243蜡含量,％(m/m)3.87.98盐含量,mgNaCl/L22831.812.38特性因数11.9711.8原油类别低硫环烷中间基环烷中间基含硫中间基水分,％(m/m)1.1痕迹0.05残炭,％(m/m)5.135.17.53灰分,％(m/m)0.0240.0112.87硫,％(m/m)0.280.490.620.33980.4122.83400胶质,％(m/m)17.16.65沥青质,％(m/m)0.82.89金属，ug/g钙原油馏程初馏点/C160C馏出量，v%180C馏出量，v%200C馏出量，v%220C馏出量，v%240C馏出量，v%260C馏出量，v%280C馏出量，v%300C馏出量，v%6.327.270.9937.074.5347.24.215.647.179.3311.614.3717.2720.087.385.3018.77.020.5023.0019.904.601.79571113.215.717.920.522.72630.849.62.1.2处理量装置标定三天，物料平衡数据见表2.1-2,累计加工原油101714吨，日均加工原油33904吨/天，相当于1187万吨/年，为装置设计处理量的98.9%，开工初期，装置加工负荷为1000T/H，为70%的生产负荷，大约生产一个月，后逐渐提量至1250T/H，达到87%的生产负荷。从标定期间和正常生产情况看，除常顶汽油泵负荷较大，最大负荷时汽油外送量与冷回流量之和接近机泵的最大流量外，装置在100%负荷工况下运行良好，且加热炉出口温度、中段回流取热等仍有进一步提升的弹性，预计消除系统瓶颈后，装置完全可以开到110%的生产负荷。因此，就处理量而言，整个装置达到了设计要求。

表2.1-1物料平衡表设计第一天第二天第三天9.119：00〜9.126：009.126：00〜9.139：009.139：00〜9.流量（T/天）收率（%）流量（吨/天）收率（%）流量（吨/天）收率（%）流量（吨/天）原料原油34285.7300703766333981产品自产瓦斯51.40.1528.490.0933.580.0935.14常顶1529.14.4618786.2523456.232156常一2190.96.3919036.3323846.332147常二3130.39.1326638.8633959.013077常三2622.97.6518516.1623676.282152减顶油85.70.2559.710.2043.590.1241.28减一761.12.2219606.5223346.201907减二5873.117.13321810.70401710.673571减三4998.914.58551318.33692018.376302减四1302.93.811803.9215064.001350减渣11739.434.24981632.641231832.7111243合计34285.7300703766333981轻收30.2534.4034.26总拔65.7667.3667.29常压拔出27.7327.6827.94减压拔出38.0339.6839.352.1.3装置拔出率标定期间原油配比稳定，故三天标定的产品收率都基本相同。标定装置拔出率与设计拔出率对比见表2.1-3表2.1-3 装置拔出率对比表项目设计数据2009年9月11日标定数据2009年9月12日标定数据2009年9月13日标定数据常压拔出率wt%27.7327.6827.9428.15减压拔出率wt%38.0339.6839.3538.76总拔出率wt%65.7667.3667.29项目设计数据2009年9月11日标定数据2009年9月12日标定数据2009年9月13日标定数据常压拔出率wt%27.7327.6827.9428.15减压拔出率wt%38.0339.6839.3538.76总拔出率wt%65.7667.3667.2966.91减渣收率wt%34.2432.6432.7133.09由上表可见，常压及减压拔出率均达到或超过理论值，经分析，常压切割点大于等于350°C，减压切割点可达545°C，基本实现了多拔直馏柴油和直馏蜡油，满足中压和高压加氢装置需要的设计目标。常压渣油350C含量及减压渣油500C含量分析数据见表2.1-7表2.1-7 标定渣油性质表常压渣油(wt%)减压渣油(wt%)9月11日9月12日9月13日9月11日9月12日9月13日350C7.57.67.9500C（ASTMD1160方法）5.85.85.0从上表看，常压渣油中350C含量在7.6左右，减压渣油中500C含量在5.5左右，基本达到了国内平均水平，需要说明的是本次标定操作期间减四线溢流到减压渣油组分中约30T/H，当采用减四线全抽出不溢流操作时，减压渣油中500C含量在1.5%左右，达到国内乃至世界先进指标，但由于减四线残炭过高达到6〜10%，FCC无法掺炼，因此实际生产中深拔已失去意义。(2001年中国石化45套常减压装置常压渣油350含量平均为6.4%，最高为14%，最低为3%；减压渣油切割点平均为545C，500C含量平均为7.5%)2.2操作条件及分析2.2.1电脱盐系统电脱盐系统标定操作条件见表2.2-1

表2.2-1电脱盐系统操作条件项目设计值9月11日数据9月12日数据9月13日数据原油入电脱盐温度。C139139.3140.2140.3原油出电脱盐温度。C135132.7131.6134.22注水量t/h85.7105.7109.5107.6脱后原油含盐量mgNaCl/l才32.282.512.39脱后原油含水量%(wt)才0.20.20.180.2排水含油量ppm<15040.6123113本装置设计采用了高速电脱盐+两级交直流电脱盐的三级电脱盐技术，从标定结果看，电脱盐实际操作温度与设计相当，注水量较设计大，一方面是全厂净化污水量大，要求电脱盐尽可能大的回用，另一方面是因为优化注水流程后，两路并联注水流程较原设计串联注水流程的脱水、脱盐效果要好，且注水比例要小，但总量稍大。电脱盐各项指标均优于设计值。标定结果表明，本装置电脱盐系统的设计是成功的，需要补充说明的是只有设计成三级电脱盐方可在加工海洋高酸原油时电脱盐脱后含盐达标，第二级脱后含盐一般在4〜6mgNaCl/l，说明选择三级脱盐是正确的。2.2.2塔系统本装置塔部分主要设计条件及三天标定操作条件分别见表2.2-2。从表中可见，各塔的操作条件与设计数据基本接近，特别是减压塔的塔顶压力和进料段压力，均好于设计数据，为提高减压拔出率创造了好的条件。表2.2-2主要操作条件汇总表项目单位设计数据9月11日9月12日9月13日闪蒸八、、塔C101塔顶压力MPa0.090.1170.12120.1298C101塔顶温度C220203.2202.83202.39C101进料温度C220203.91203.57203.57C101塔底温度C220206.81206.31205.91常C102塔顶压力MPa0.070.100.100.10

压塔C102塔顶温度°C118119.95122.13122.41常一线馏出温度°C193192.56193.65193.66常二线馏出温度C253249.56249.86249.88常三线出馏温度C304278.92279.48279.35过汽化油温度C351332.33332.79332.87常顶循抽出温度C138143.28145.15145.08常顶循返塔温度C93112.12114.06114.47常一中抽出温度C223232.07232.89231.55常一中返塔温度C163158.68158.79158.62常二中抽出温度C303294.08296.19294.23常二中返塔温度C223204.33204.60205.00闪蒸段C358335.84336.86342.48塔底C352342.22342.13344.53常压炉出口C362359.79359.70359.18C104塔顶残压(A)KPa1.601.301.201.25C104塔顶温度C7092.9185.3788.64减一线馏出温度C142157.85154.41153.32减二线馏出温度C237228.04226.93225.48减三线馏出温度C307292.70291.57290.03减压减四线馏出温度C361361.51360.67358.64减顶循返塔温度C5048.0647.2646.24塔减一中返塔温度C117155.31154.74153.57减二中返塔温度C227192.16192.01191.94闪蒸段温度C370358.69357.48357.05闪蒸段压力(A)KPa3.202.852.702.78塔底C369358.39356.47352.88减压炉出口C389364.66363.96362.33

2.2.3换热网络本装置换热网络设计本着装置大型化的原则，通过多个换热流程的方案对比，最后采用了原油四路的换热流程。四路换热流程具有换热器台数少，节省管线、阀门等优点。在换热器选型方面，通过在换热网络设计中合适的部位选用螺旋折流板、波纹管单弓板或波纹管双弓板等高效换热器，以减少换热器台数，节省占地。在上述条件下，装置设计换热终温高至311°C，在国内外处于先进水平。装置标定时换热终温数据见表2.2-3表2.2-3换热网络标定结果项目换热终温单位项目换热终温单位2008年11月20日标定数据2008年11月23日标定数据2008年11月25日标定数据C297.6297.3296.9从表2.2-3数据要看出，换热终温平均在297C左右，没有达到原设计换热网络计算数值，这是因为减压炉出口温度为363C（设计389C），减压馏分油温度较设计低。在开工之初单炼蓬莱原油期间，当减炉出口温度靠近设计值时，换热终温能达到319C左右（设计为311C）。依标定数据计算换热网络传热效果，换热网络充分利用了高低温位的热能，换热网络有较强的适应性，操作弹性大，达到了设计指标。2.3产品质量装置标定时产品质量数据见表2.3-1、表2.3-2、表2.3-42.3.1两顶瓦斯分析项目单位常顶瓦斯9月12日标定数据减顶瓦斯9月12日标定数据氢气%（体积分数）0.077.34氧气%（体积分数）0.220.48氮气%（体积分数）8.44.18一氧化碳%（体积分数）0.145.32二氧化碳%（体积分数）10.937.9硫化氢%（体积分数）0.092.81甲烷%（体积分数）18.0933.35表2.3-1 两瓦斯气质量分析数据两顶瓦斯气

乙烷%（体积分数）17.1913.62乙烯%（体积分数）1.013.06丙烷%（体积分数）22.278.09丙烯%（体积分数）0.183.25异丁烷%（体积分数）5.840.83正丁烷%（体积分数）9.832.88反丁烯%（体积分数）0.010.36正丁烯%（体积分数）0.020.77异丁烯%（体积分数）0.010.92顺丁烯%（体积分数）0.070.141,3-丁二烯%（体积分数）00.01C5+%（体积分数）54.52从表2.3-1可见，减顶瓦斯气质量中H伊含量较高，不能够满足加热炉燃料要求，常顶瓦斯气可直接引入加热炉作燃料。2.3.2常压产品表2.3-2 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2009091120090912200909138:0016:000:008:0016:000:008:0016:003常顶密度744.1746.3746.9746.2749.3751.1741.9754.7kg/m3初馏点38.740.038.540.738.639.439.440.4°C10%78.582.881.187.482.984.783.987.8°C50%121.9124.4125.0126.8126.7127.8126.8157.3C90%151.0151.3154.7155.8156.8157.3157.0159.6C终馏点162.2162.2166.2167.7169.1169.4169.4173.3C硫含量0.01630.01830.019%(m/m)酸值0.060.060.06mgKOH/g)铁含量0.10.10.1mg/Kg镍含量000mg/Kg钒含量000mg/Kg氮含量446pg/g4常一密度831.9834.7834.9837.4835.9837.4837.3840.3kg/m3初馏点156.3159.6169.0170.4164.0159.7169.0162.5C

初馏点198.0201.4196.4200.0197.0197.4197.4200.0C5%230.0232.2231.6234.2232.4233.6233.6235.4C10%243.2245.2244.0245.6244.4245.6245.6246.8C20%260.4262.2259.6260.6260.4261.8262.0262.8C50%291.0293.0290.0289.6291.4293.2293.8295.0C90%327.2329.2328.0326.6329.2331.8333.2333.6C95%339.4340.8339.4337.6340.6343.0344.8344.8C终馏点353.6354.2351.4349.4352.6354.6356.8356C凝点<-30<-30<-30<-30<-30<-30<-30<-30C闪点7384727875767578C硫含量0.16510.16590.17%(m/m)酸值3.493.523.54mgKOH/g铁含量0.250.10.5mg/Kg镍含量0.030.10.1mg/Kg钒含量000mg/Kg氮含量183160190pg/g油品颜色111号十六烷值40.6密度913.5911.9kg/m3初馏点320.4317.0C5%343.1338.2C10%357.5355.1C20%420.2401.3C30%446.3440.7C常底40%458.7455.1C50%506.9503.8C60%548.2547.6C350°C回收体积7.67.9%500C回收体积49.149.4%7

100°C粘度外委无法分析mm2/S硫含量0.48680.50430.4795%(m/m)残炭6.957.236.95%(m/m)酸值外委无法分析mgKOH/g铁含量6366.755mg/Kg钠含量0.100.3mg/Kg镍含量8.69.78.9mg/Kg钒含量3.133.2mg/Kg氮含量436842034523岫/g8混合柴油密度876.0878.3876.2876.5876.6877.2877.5878.6kg/m3初馏点213.4217.2218.6221.4219.6220.0220.0221.0C5%238.4241.6245.0246.2245.8246.4246.4247.8C10%248.8251.8251.8252.8252.6253.6253.2254.4C20%261.4264.2261.8262.6262.6263.8263.6264.8C50%289.0291.6288.2288.8289.2290.0290.6290.6C90%332.2335.2330.8330.6331.2333.0333.6332.4C95%344.0347.0343.0342.4343.0344.8345.4344.2C终馏点357.6360.4354.8353.6354.2356.0356.6355.2C凝点<-30<-30<-30<-30<-30<-30<-30<-30C闪点92102939594969398C硫含量0.18380.18680.2018%(m/m)酸值3.433.513.31mgKOH/g铁含量0.20.20.2mg/Kg镍含量00.10mg/Kg钒含量000mg/Kg氮含量213220220岫/g油品颜色111号链烷烃20.9%环烷烃42.6%芳烃36.5%十六烷值 37.5 37.5 39.6从表2.3-2可看出，直馏石脑油干点满足要求。常一线的闪点、比重、馏程均可满足

3#航煤的指标。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。为了表明各产品之间的分割精度，常压各侧线之间脱空度见表2.3-3表2.3-3常压侧线之间的分割精度馏分名称分割精度标定数据1标定数据2标定数据3常一线一石脑油T5y、-T9S轻「C31.61737.8常二线一常一线T5%,重、-T95%,轻「C30.117.433.6常三线一常二线T5%（重）-T95%（轻「C 25.412.827.6常一线汽提蒸汽比例%1.111.121.12常二线汽提蒸汽比例%1.591.611.56从表2.3-3馏分之间脱空度数据可看出，本装置常一线与塔顶脱空非常好，常二线与常一线、常三线与常二线也脱空良好。数据说明，本装置常压塔汽液负荷正常、分馏效果非常好，塔内件性能达到设计要求。2.3.3减压蜡油及渣油产品表2.3-4减压塔产品质量分析表序号样品名称分析项目分析时间200909112009091220090913单位8:0016:000:008:0016:000:008:0016:009减顶密度859.7858.7860.9857.0858.7855.1854.0852.8kg/m3初馏点143.0140.0133.0133.0131.8124.4124.4121.6C5%183.2178.6177.4176.4174.2167.4166.4162.8C10%194.0190.0190.6190.2188.8182.4180.6177.6C20%208.2205.4206.4205.8203.8199.6197.8195.6C50%228.8227.4228.4227.2226.4223.4221.2219.4C90%266.0264.4265.4264.6263.0260.2258.0257.0C95%283.2282.0280.2279.6277.8275.4272.2271.6C终馏点304.0303.6299.6299.0297.2295.0291.8292.0C硫含量0.26640.17630.178%（m/m）酸值0.420.380.39mgKOH/g

铁含量0.10.10.1mg/Kg镍含量000mg/Kg钒含量000mg/Kg氮含量353438岫/g油品颜色0.50.50.5号1减一密度897.1899.2897.6899.2898.1898.9899.1900.2kg/m3初馏点258.8263.0266.8268.8267.8268.4267.8268.2°C5%277.0280.2285.8286.6286.0287.0286.4287.0°C10%288.2291.8291.4292.6291.8293.0292.4293.0C20%301.6305.6301.0301.8301.0302.4302.0302.6C50%321.6325.0318.6318.6318.6320.0319.8319.8C90%348.2350.6348.6347.2347.2349.0349.0347.8C95%357.2359.4358356.2356.2358.0358.0356.8C终馏点367.4369.8366.6364.4364.4366.0366.2364.6C凝点<-30<-30-30<-30<-30<-30<-30<-30C闪点134136136136140138136136C硫含量0.18050.30060.3059%(m/m)酸值3.563.463.81mgKOH/g铁含量0.10.10.1mg/Kg镍含量000mg/Kg钒含量000mg/Kg氮含量423400410Mg/g油品颜色1.51.51.5号十六烷值38.9链烷烃：15.9%环烷烃：42.1%芳烃：42.0%2减二密度913.5912.6914.8kg/m3初馏点274.0278.2279.1C5%340.4334.6344.6C10%357.4347.6358.3C20%372.4363.4375.1C

50%399.4388.0398.6C90%432.8421.0436.4C95%446.0434.0448.5C终馏点459.6447.0458.9C40°C粘度35.8335.0035.90mm2/S硫含量0.31060.32160.3098%(m/m)残炭0.040.010.06%(m/m)酸值7.387.467.35mgKOH/g铁含量0.30.10.1mg/Kg镍含量0.10.10mg/Kg钒含量000mg/Kg氮含量120511131167四/g3减三密度921.9921.8919.6kg/m3初馏点369.2362.8365.4C5%403.4406.2404.5C10%417.8425.8421.5C20%429.4443.2440.6C50%454.8470.4469.5C90%507.0517.2512.4C95%524.2532.6526.8C终馏点541.2548.0546.0C40C粘度277.2277.5277.1mm2/S100C粘度14.7914.8314.88mm2/S硫含量0.38050.37250.3888%(m/m)残炭0.220.220.23%(m/m)酸值5.525.485.56mgKOH/g铁含量0.10.20.3mg/Kg镍含量0.10.10.1mg/Kg钒含量0.10.10.1mg/Kg氮含量215422352000四/g

4减四密度961.2961.2965.0kg/m3初馏点375.8374.4377.4C5%454.9454.2455.9C10%502.1501.7505.6C20%544.9542.6550.4C30%565.4563.1571.2C350°C回收体积///%(v/v)500°C回收体积9.79.89.4%(v/v)40C粘度外委无法分析mm2/S硫含量0.55190.53270.5411%(m/m)残炭12.169.3911.60%(m/m)酸值外委无法分析mgKOH/g铁含量10.410.29.2mg/Kg镍含量55.448.948.6mg/Kg钒含量10.39.811.2mg/Kg氮含量583457625806Mg/g5减渣密度982.9975.6980.3kg/m3初馏点432.2431.7429.9C5%493.6492.0500.1C10%523.3524.0525.7C20%557.3556.3557.7C500C回收体积5.85.85.0%(v/v)100C粘度外委无法分析mm2/S硫含量0.56120.55070.5512%(m/m)残炭14.1312.7914.62%(m/m)灰分5.458.343.10%(m/m)酸值1.641.581.54mgKOH/g铁含量11.513.28.9mg/Kg镍含量66.965.667.2mg/Kg钒含量12.710.512.4mg/Kg氮含量628762636237Mg/g1） 减一线柴油的ASTMD8695%点小于360度，达到了设计的规定值。柴油的流量达到76吨/小时，大大超过了设计值所要求的回收率。2） 减二线蜡油的ASTMD116010%点接近360度，仍然有5%的柴油可以从中进行回收。减二线蜡油的ASTMD1160干点仅为460度，仍然具有25度左右的上调空间（设计值减二线干点为485度）。减二线的收率可以进一步提高。3） 减三线蜡油的ASTMD1160干点小于550度。铁、镍、钒的含量远远小于设计值，残炭值仅为0.22,完全满足加氢裂化原料的要求。考虑到全部减二线和部分减三线混合后作为加氢裂化装置的原料。减三线的干点完全可以进一步提高到560-565度的水平（设计值减三线干点为565度）。装置的整体收率还可以进一步提高。4） 减压塔的洗涤段工作状态良好。通过蜡油的内回流洗涤，使绝大多数的重金属离子和残炭均富集在过汽化油内，从而保证了减三线蜡油的产品质量。减四线的重金属离子含量和残炭值较高，565度以前的轻组分含量为30%。减四线过汽化油并不适合全部作为催化裂化装置的原料。建议将其分为两部分：视催化裂化装置的掺渣比情况而定，一部分过汽化油与部分减三线混合进入催化裂化装置。剩余部分与减底的渣油混合作为延迟焦化装置的进料。5） 减压渣油500度以前的轻组分含量为5%。520度以前的轻组分含量为10%。考虑到闪蒸区目前的操作温度仅为355-360度，离设计温度尚有10-15度的温差。通过适当提高闪蒸区的温度，装置的整体收率还可以进一步提高。6） 我厂FCC设计时要求减四线残炭控制在0.5%，而常减压装置在设计时设计院、减压塔内件厂商只保证减一、二、三线产品质量，对减四线产品质量没有提出保证值，因为实际生产减渣必定携带进入过汽化油（相当我厂减四线），目前国内减压塔过汽化油走向是回炼进入减压炉进口或进入溶剂脱沥青装置、焦化装置等。

2.4塔的水力学状况计算2.4.1常压系统2.4.1.1常压塔塔板结构参数中国海洋石油总公司惠州炼油项目常压塔塔板结构项目号:SZ06-1105档案号：第2页共6页单位华东理工大学项目名称惠州常减压地址上海市梅陇路130号，邮编:200237设计阶段标定计算条件：结构参数塔板编号44-42#41-29#28-26#25-17#16-14#13-7#6-1#塔板层数31338386塔内径m6.86.86.86.86.86.86.8板间距mm700700700700700700700液流程数2222222Ad/At%10101010101017.8开孔率%9.6711.7514.6814.6818.0818.086.65堰长m5.73/6.784.03/6.785.12/6.784.03/6.785.73/6.786.7795.77/6.77堰高mm30/4040/5030/4040/5030/4040/5030/40底隙/侧隙mm140/12070140/12070140/12070170/150降液管宽mm662/590662/534662/590662/534662/590662/5341100/980受液盘宽mm534/662534/662534/662534/662534/662534/662980/1100受液盘深mm150150150150150150170降液板厚mm6666666支承件厚mm12121212121212塔盘板厚mm3333333浮阀形式导向浮阀导向浮阀导向浮阀导向浮阀导向浮阀导向浮阀导向浮阀2.4.1.2常压塔标定水力学核算中国海洋石油总公司惠州炼油项目标定负何塔板水力学项目号:SZ06-1105档案号：第4页共6页单位华东理工大学项目名称惠州常减压地址上海市梅陇路130号邮编:200237设计阶段标定计算条件：一.结构参数四.负荷性能图塔板编号3#(44-42)5#(41-29)12#(41-29)14#(28-26)塔板层数313133塔内径 m6.86.86.86.8板间距 mm700700700700液流程数2222Ad/At %10.019.9910.019.99开孔率 %9.6711.7511.7514.68堰长 m4.736.7794.0326.779堰高 mm30504050底隙/侧隙 mm1407070120降液管宽 mm662534662534受液盘宽 mm590662534662受液盘深 mm150150150150降液板厚 mm6666支承件厚 mm12121212塔盘板厚 mm3333二.气液负荷汽相负荷kg/hr283180367075343188430989汽相密度kg/m32.512.832.913.2液相负荷kg/hr884592258069136246573138液相密度kg/m3707.6691.5696.1697.8系统因子0.90.90.90.9三.水力学数据操作点/最佳点1.3181.5441.4941.216液流强度m3/m.h132.1527.5324.2760.58空塔气速m/s0.8630.9920.9021.03喷射液泛率 %90.692.184.681阀孔动能因子14.114.213.112.6校正孔动能因子16.8317.1115.7215.05降液管停留时间s7.324.546.811.1降液管液泛率%5937.331.739.1雾沫夹带 %1.824.133.823.26塔板压降mmHg6.535.184.434.89操作点/操作下限7.155.134.61底隙流速 m/s0.2620.1090.0960.14降液管清液mm212.05167.82140.99172.450.*53 T3液相况量n3/hTF：1O,](41-20)_-一一/p/-/-L_L 1 1 1 L-441湾相流量h3/IitIX：1D*I汽相■量nfl,心丁]R<140U?5iuES2T棚Jft量rt3.%r[K伸']中国海洋石油总公司惠州炼油项目标定负何塔板水力学项目号:SZ06-1105档案号：第5页共6页单位华东理工大学项目名称惠州常减压地址上海市梅陇路130号邮编:200237设计阶段标定计算条件：一.结构参数塔板编号15#(25-17)20#(25-17)23#(16-14)24#(13-7)塔板层数8838塔内径 m6.86.86.86.8板间距 mm700700700700液流程数2222Ad/At %10.019.9910.019.99开孔率 %14.6814.6818.0818.08堰长 m4.0326.7794.736.779堰高 mm40503050底隙/侧隙mm707014070降液管宽mm662534662534受液盘宽 mm534662590662受液盘深 mm150150150150降液板厚mm6666支承件厚 mm12121212塔盘板厚 mm3333二.气液负荷汽相负荷kg/hr455949442670529662589492汽相密度kg/m33.293.324.354.59液相负荷kg/hr25660578698714524319076液相密度kg/m3691.9691.2692.7683.2系统因子0.90.90.90.9三.水力学数据操作点/最佳点1.3711.5271.0411.235液流强度m3/m.h45.998.4109.0434.45空塔气速m/s1.061.020.9310.982喷射液泛率%84.982.169.776四.负荷性能图汽郴流量na/rpni']阀孔动能因子校正孔动能因子降液管停留时间s13.115.7724.7降液管液泛率％雾沫夹带 %35.54.3212.710J11.615.25 12.94 14.1280.3 8.9 19.629 49.3 32.47.1 2.76 4.9塔板压降mmHg操作点/操作下限底隙流速m/s降液管清液 mm4.695.360.183157.823.8 4^4 3.874.14 5.4 4.180.033130.640.216159.540.137145.89中国海洋石油总公司惠州炼油项目标定负荷塔板水力学单位 华东理工大学地址 上海市梅陇路130号邮编:200237计算条件:一.结构参数塔板编号28#(13-7)31#(6-1)塔板层数86塔内径m6.86.8板间距mm700700液流程数22Ad/At%10.0118.29开孔率%18.086.65堰长m4.0326.729堰高mm4040底隙/侧隙mm70150降液管宽mm662980受液盘宽mm5341100受液盘深mm150150降液板厚mm66支承件厚mm1212塔盘板厚mm33二.气液负荷汽相负荷kg/hr525913131073汽相密度kg/m34.482.55四.负荷性能图项目号:SZ06-1105档案号：项目名称 惠州常减压设计阶段 标定液相负荷kg/hr液相密度kg/m3系统因子1328536950.91061865766.60.9三.水力学数据操作点/最佳点一液流强度m3/m.h空塔气速m/s喷射液泛率 ％阀孔动能因子一校正孔动能因子~降液管停留时「间s降液管液泛率％雾沫夹带 ％塔板压降mmHg操作点/操作下点底隙流速m/s降液管清液 mm1.20523.70.8986810.512.6447.925.94.583.144.120.094115.10.838102.920.39358.19.410.7912.139.80.525.123.850.191177.19核算结果：常压塔标定数据核算显示，常压塔气相负荷比原设计大了很多，已经基本达到该塔的操作上限。常压塔的液相负荷还算正常，降液管停留时间足够，处于正常操作范围。一中以上塔板的气相负荷超设计40%以上，该部分应是全塔的瓶颈。全塔除阀孔动能偏高外，其余指标均处于正常范围，产品质量可以得到保证。上表中A/B，A为两侧降液管结构参数，B为中间降液管结构参数。2.4.1.3常压汽提塔塔板结构参数中国海洋石油总公司惠州炼油项目常压汽提塔塔板结构项目号:SZ06-1105档案号：第2页共3页单位华东理工大学项目名称惠州常减压地址上海市梅陇路130号，邮编:200237设计阶段标定计算条件：结构参数塔板编号一线侧降一线中降二线侧降二线中降塔板层数8866塔内径 m2.82.82.82.8板间距 mm600600600600液流程数Ad/At开孔率16.273.651.918堰高 mm底隙/侧隙 mm降液管宽 mm4070380受液盘宽 mm360受液盘深 mm100降液板厚mm支承件厚 mm塔盘板厚 mm103浮阀形式导向浮阀216.333.652.77750703603801006103导向浮阀216.273.651.91840703803601006103导向浮阀216.333.652.77750703603801006103导向浮阀2.4.1.4常压汽提塔标定水力学核算计算条件:中国海洋石油总公司惠州炼油项目标定负何塔板水力学项目号:SZ06-1105档案号：第3页共3页华东理工大学项目名称惠州常减压上海市梅陇路130号邮编:200237设计阶段标定一.结构参数塔板编号一线1#(8-1)一线3#(8-1)二线1#(6-1)二线2#(6-1)塔板层数8866塔内径m2.82.82.82.8板间距mm600600600600液流程数2222Ad/At%16.2716.3316.2716.33开孔率%3.653.653.653.65堰长m1.9182.7771.9182.777堰高mm40504050底隙/侧隙mm70707070降液管宽mm380360380360受液盘宽mm360380360380受液盘深mm100100100100降液板厚mm6666支承件厚mm10101010四.负荷性能图|二敏妇｝_1 I I |_1.11 2.11"IISJI5.11液帮况量对］塔盘板厚 mm3333二.气液负荷汽相负荷kg/hr1293475442625715916汽相密度kg/m32.642.12.972.39液相负荷kg/hr9905490000141916128000液相密度kg/m3699.7709.5699.7708.9系统因子0.90.90.90.9三.水力学数据操作点/最佳点1.0550.7081.9211.334液流强度m3/m.h36.922.8452.8732.51空塔气速m/s0.2210.1620.3990.3喷射液泛率 %68.544.4131.188阀孔动能因子9.86.418.812.7校正孔动能因子11.787.6522.5515.13降液管停留时间s15.317.110.712降液管液泛率%38.738.466.746.5雾沫夹带 %0.440.191.650.71塔板压降mmHg4.034.048.935.36操作点/操作下限3.952.217.724.46底隙流速 m/s0.1460.0910.210.129降液管清液mm143.22144.09246.83174.4流相浦宜03/117'X1I/I核算结果：一线汽提塔负荷处于正常范围，二线汽提塔气相负荷比原设计大了很多，已经达到该塔的操作上限。液相负荷还算正常，降液管停留时间足够，处于正常操作范围。除二线汽提塔阀孔动能偏高外，其余指标均处于正常范围，产品质量可以得到保证。2.4.2减压塔2.4.2.1液体分布器的运行情况核算表2.4-1液体分布器的流量设计流量Kg/hr操作弹性％操作流量Kg/hr床层110680075〜205〜170000床层22500080〜140〜12000床层357760060〜130〜373000床层471190060〜130〜755000床层520940060〜140〜170000核算结果：1） 顶循液体分布器的操作上限可以达到220-230吨/小时。目前减压塔的顶温偏高，可以通过加大顶循的流量争取将顶温控制在70度以下。2） 柴油分馏段的液体分布器目前操作在非常低的下限（50%左右），如果柴油的质量能够得到保证，可以继续维持在该流量下进行操作。反之则应增大内回流的流量至正常的设计范围。3） 减一中段的液体分布器目前操作在65%左右的下限；而减二中段的液体分布器目前操作在106%左右的上限。建议贵方可以考虑调整两个中段的取热分配比例，将整塔的热量适当上移。这也将有助于进一步地回收减二线中的柴油组分。4） 洗涤段的液体分布器目前操作在81%左右的下限。考虑到闪蒸区的温度不高，减三线的产品质量完全可以满足要求。经过核算，建议贵方可以考虑将洗涤油的流量减少至135-140吨/小时的水平（闪蒸区的温度需低于370度）。这将有助于提高装置的整体拔出率。2.4.2.2规整填料的处理能力表2.4-2填料性能核算表液泛值％（100%的设计处理能力下）操作弹性％液泛值％（基于装置标定数据进行模拟计算）床层13950〜12054.1床层22950〜12043.4床层34250〜12051.1床层46150〜12074.2床层55150〜12061.2由于原料性质的变化，减压塔内气液相负荷也相应发生变化，但依然在正常的水力学操作范围内。2.4.2.3减压塔压降

开工以来，减压塔顶的残压一直优于设计压力，效果最好时达到0.6kPa（4.5mmHg）,标定期间，减顶残压平均为1.13，闪蒸段压力为3.15kPa（设计为3.2kPa），减压塔的压降大约为2kPa，略超过设计值（1.6kPa），在减四线不溢流操作的情况下减压塔的压降大约为1.4〜1.7kPa，说明减压塔各床层填料的压降较好。表2.4-3 标定期间测量的减压塔压力分布测量值1 测量值2 DCS减压塔顶 1.11kPa 1.16kPa 1.12kPa闪蒸段 3.18kPa 3.15kPa 3.12kPa转油线末端（进料） 9.33kPa 10.65kPa 10.45 kPa2.4.2.2减压塔汽提段从装置实际运行的数据看，减压塔汽提段工作得相当好，其温度如表3.4-2所示。表2.4-4 减压塔汽提段各塔板的温度（2009年9月12日数据）项目仪表位号单位数值汽化段温度TI-01708C357.5汽提段1层塔板温度TI-01707C356.5汽提段6层塔板温度TI-01718C361.9减底温度TI-01719C354.6从汽化段到1层塔板，从1层塔板到第6层塔板均有5°C多的温差，说明汽提段工作良好。2.4.2.5减压转油线压降、温降分析本装置减压转油线采用了低速转油线，与国内常规的减压转油线相比，直径较大，最大处直径为3200mm，以适应装置大型化需求。减压转油线设计充分考虑了压降、流型及热应力的要求，采取逐步变径的办法。标定结果表明，减压转油线的设计是成功的。实际标定的减压转油线压降及设计压降对比见表3.3-1。表2.4-5 减压转油线设计压降与实测值节点设计值测量值kPakPa减压汽提段压力3.23.12转油线后部压力3.23.12转油线前部压力3030.1减压炉出口压力46.854.2转油线压降AP43.651.08从表2.4-1测量的数据可以看出，实际的转油线压降为51.08kPa，与设计的转油线压降相近。表2.4-6 减压转油线设计温降与实测值节点设计值测量值CC转油线后部温度370365.8转油线前部温度389382.3减压炉出口温度393389.9转油线温降AT2324.1从上表看见，装置转油线温降为24.1°C,与设计值偏差1.1°C,主要是为满足大管径低速转油线需要，参比国内同类装置的转油线温降和设计标准，此值是在可接收允许温降范围之内的。从以上分析来看，减压塔的运行情况良好。2.5加热炉常压炉设计最大处理量为1402848kg/h，减压炉设计最大处理量为1032444kg/h。装置标定时处理量基本和设计值吻合。标定数据与设计值对比见表2.6.1-1、表2.6.1-2。由表2.6.1-1中数据可以看出，常压炉操作参数基本与原设计吻合。实际标定的常压炉烟气出辐射段温度为765C，原设计计算值为721C；烟气出对流段温度低于原设计计算值，实际标定的常压炉烟气出对流段温度为328C，原设计计算值为327C；对流转辐射转油线内的介质温度标定值与计算值基本相同。由表2.6.1-2中数据可以看出，减压炉操作参数基本与原设计吻合。实际标定的减压炉烟气出辐射段温度为745C，原设计计算值为713C；烟气出对流段温度也低于原设计计算值，实际标定的常压炉烟气出对流段温度为319C，原设计计算值为333C；对流转辐射转油线内的介质温度标定值与计算值基本相同。

余热回收系统部分操作参数基本与原设计吻合，排烟温度设计值为163°C，标定值为188°C〜191°C；空气预热后温度设计值为230C,标定值为163C。包括余热回收在内的加热炉系统总体热效率原计算设计值为91.3%，标定值约为89%（烟气氧含量辐射炉膛取样分析的结果4.2%计算）。表2.6.1-1常压炉设计工况与标定工况数据对比项目设计值实际值对比部位辐射段入口辐射段出口辐射段入口辐射段出口温度C362318.5360流量kg/h14028481378000热负荷kw表面热强度kw/m2部位对流段入口对流段出口对流段入口对流段出口温度C305296.92318.5流量kg/h14028481378000热负荷MW79.29（油品总的热负荷）表面热强度kw/m2部位过热蒸汽段入口过热蒸汽段出口过热蒸汽段入口过热蒸汽段出口温度C147373152363流量kg/h1659620740热负荷MW2.17表面热强度kw/m2炉膛体积热强度kw/m3冷油流速m/s最大流速m/s压降Mpa0.38燃料消耗kg/h燃料总发热MW86.5175345NM3/H排烟温度C721.3,327,163765,328,191

过剩空气系数20散热损失kw1298排烟损失Kw热效率％91.3辐射室氧含量％3.5（烧油）4.82,4.4备注表2.6.1-2减压炉设计工况与标定工况数据对比项目设计值实际值对比部位辐射段入口辐射段出口辐射段入口辐射段出口温度。C393.9362390流量kg/h10324441061000热负荷MW表面热强度kw/m2部位对流段入口对流段出口对流段入口对流段出口温度C352342.3362流量kg/h10324441061000热负荷MW45.46表面热强度kw/m2部位过热蒸汽段入口过热蒸汽段出口过热蒸汽段入口过热蒸汽段出口温度C188261193273流量kg/h2170816400热负荷kw1.07表面热强度kw/m2炉膛体积热强度kw/m3冷油流速m/s

最大流速m/s压降Mpa0.23燃料消耗kg/h3687NM3/H燃料总发热MW49.584排烟温度。C712.9,333.2,163745,319,191过剩空气系数20散热损失kw744排烟损失Kw热效率％91.3辐射室氧含量％3.5（烧油）3.79,5.11备注表2.6.1-3余热回收设计工况与标定工况数据对比1）设计工况空气预热器型式：热管空气预热器单位空气侧烟气侧备注流量Kg/s55.559.82介质温度热管式空气预热器入口C20330出口C230163热负荷热管式空气预热器MW12.2212.6流动阻力Pa<2000<20002）操作工况:空气预热器型式：热管空气预热器单位空气侧烟气侧备注流量Kg/s介质温度热管式空气预热器入口C大气温度308出口C163191热负荷热管式空气预热器MW流动阻力Pa2.5.1不足及改进措施此次标定数据基本与设计值吻合或接近，加热炉系统在最大处理量基础上还存在一定的操作弹性，但也存在着一些问题和不足。常压炉和减压炉辐射室顶在线分析的烟气氧含量在3.8%〜5.11%，对于烧气的加热炉氧含量可以降到3%以下，预热器排烟温度标定值为190°C，效率约为89%。热效率偏低，如果排烟温度能降低到125C，加热炉热效率可以提高到93%，每年可节约燃料费用1500万左右。建议在停工检修期间对预热器进行改造。能耗表2.7-1为标定期间的平均能耗值（8.57kg标油/t原油）和每天的能耗值与设计能耗值的对比。本装置设计计算能耗为8.719千克标油/吨原油。标定期间，加热炉燃料为燃料油和燃料气的混烧，由于装置的燃料油计量表与实际使用量偏差较大，故能耗计算中燃料油用量根据全厂平衡的量，参照计量表计算。

表3-1标定期间装置能耗统计项目实物消耗（吨、103度）单耗（吨/吨或度/吨）设计9.11数据9.12数据9.13数据标定数据设计9.11数据9.12数据9.13数据标定数据设计处理量34272300703766333981101714生产给水7210.3313.1732.7356.230.00210.00030.00030.00100.00060.0003循环水416285274366079594011782231.211.751.751.751.750.除氧水964.88921129102130420.030.030.030.030.030二除盐水044357747014900.0150.0150.0140.0151.0MPa蒸汽7.3177.7995.1576.382600.00020.0030.0030.0020.0020.(燃料燃料油296.5881141023040.0090.0030.0030.0030.0038.燃料气1774062317662074026165745.906.156.106.06净化风4800363045494106122850.140.120.120.120.120.(电137.82118.13151.871354054.023.934.033.973.981.热出料装置能耗8..装置防腐4.1低温部位防腐情况表4-1常减压低温部位防腐情况对比常顶罐切水减顶罐切水Fe离子mg/LCl-mg/LPHFe离子mg/LCl-mg/LPH惠炼9月11日0.622.27.20.625.17.79月12日0.58.76.40.926.37.29月13日0.727.96.40.842.87.9镇海1#4.941158.54.741178.6茂名1#3.631792969.4从上表的对比可以看出，惠炼的常顶和减顶的铁离子和Cl-交其他同类装置低得多，说明防腐蚀控制情况比较理想，但在装置运行和标定过程中，仍有以下问题需注意：1） 当处理量逐步从1150t/h提高到1430t/h的装置设计负荷后，由于所加工原油性质较轻,常顶负荷远超过设计值。常顶汽油泵流量达110t/h，由此塔顶流速达到原来的近3倍,造成冲刷腐蚀加剧，容易冲刷掉金属表面的保护膜,而裸露的金属表面腐蚀更加严重。2） 加工负荷上升后原油中的有机酸等酸性物相应增加,特别是标定期间常压炉及减压炉出口温度均比此前提高5°C以上，从而导致更多的无机盐水解及有机酸裂解成小分子酸，使塔顶油气中酸性物含量增加;同时因提温后需要更大的回流量控制产品质量，使塔顶及中段回流均增加，进一步加剧了冲刷腐蚀。3） 由于常顶油气进E-401处的探针位置与注水位置均在换热器入口管同一平面上,注水容易对探头造成直接冲击，实践证明增加注水腐蚀速率上升，而太小的注水又无法稀释塔顶酸性介质，控制露点腐蚀。4.2高温部分防腐情况表4-1高温部分油品防腐效果分