金海剛,張道光,費(fèi)　翔

(中海油石化工程公司，山東 青島　266101)

隨著國(guó)際低油價(jià)市場(chǎng)成未來(lái)新常態(tài)，國(guó)內(nèi)煉制原油指標(biāo)增加，裝置加工的原油傾向于輕質(zhì)化，某石化公司常減壓裝置原設(shè)計(jì)能力350萬(wàn)t/a，實(shí)際運(yùn)行中與裝置原設(shè)計(jì)原油相比，其石腦油、柴油組分收率較原設(shè)計(jì)上升幅度較大，蠟油和渣油收率降低，此外該裝置原設(shè)計(jì)按減壓深拔設(shè)計(jì)，對(duì)輕質(zhì)原油已不適用。受原油輕質(zhì)化影響，原裝置存在換熱流程不匹配，塔中段和塔回流取熱不足，換熱終溫在280℃左右，常壓爐熱負(fù)荷增加明顯；初頂、常頂及回流系統(tǒng)負(fù)荷明顯增大。改造前裝置存在各種瓶頸，導(dǎo)致處理能力下降，能耗相對(duì)較高。

對(duì)該裝置進(jìn)行技術(shù)改造，主要目的是提高裝置加工輕質(zhì)原油的適應(yīng)能力，通過(guò)優(yōu)化調(diào)整換熱流程，提高換熱終溫，消除裝置工藝和設(shè)備瓶頸，使輕質(zhì)原油加工能力達(dá)到420萬(wàn)t/a。

1　原裝置流程簡(jiǎn)述

該裝置采取的工藝技術(shù)路線(xiàn)為：原油換熱-三級(jí)電脫器-原油換熱-初餾塔-初底油換熱-常壓爐-常壓塔-減壓爐-減壓塔的三級(jí)蒸餾路線(xiàn)。減壓部分采用減壓深拔技術(shù)，提高拔出率。

2　原料性質(zhì)及餾程對(duì)比

改造設(shè)計(jì)原料主要性質(zhì)表1。

表1　改造設(shè)計(jì)原料油主要性質(zhì)及與原設(shè)計(jì)對(duì)比

根據(jù)以上數(shù)據(jù)對(duì)比可知：實(shí)際加工原油較原設(shè)計(jì)明顯輕質(zhì)，如按同樣的拔出深度估算，減渣收率約為原設(shè)計(jì)的61%，常壓(含初餾塔)收率約為原設(shè)計(jì)的127%，減壓收率與原設(shè)計(jì)變化不大。

3　改造方案分析

本次改造設(shè)計(jì)與原設(shè)計(jì)最大的區(qū)別是原料性質(zhì)的變化(輕質(zhì)化)及操作條件的改變(原設(shè)計(jì)為減壓深拔，改造后不進(jìn)行減壓深拔)，根據(jù)原料餾程及減壓操作條件進(jìn)行流程模擬后，各中段、餾分油、渣油取熱量對(duì)比如表2所示。

在此基礎(chǔ)上，對(duì)改造方案的設(shè)計(jì)分析如下：

(1)常壓塔和常壓爐負(fù)荷增加明顯，需要充分利用初餾塔進(jìn)行負(fù)荷轉(zhuǎn)移，即提高初餾塔進(jìn)料溫度，使大部分石腦油和部分柴油餾分在初餾塔抽出，降低常壓爐負(fù)荷和常壓塔氣相負(fù)荷；由于常壓中段取熱及收率增加，需更換部分機(jī)泵。

(2)常壓收率較原設(shè)計(jì)增加幅度較大，因此常渣進(jìn)減壓系統(tǒng)處理量占裝置總進(jìn)料的比例下降明顯，同時(shí)改造設(shè)計(jì)總處理量有一定增加，因此綜合結(jié)果，減壓系統(tǒng)負(fù)荷基本與原設(shè)計(jì)相同，不需要對(duì)塔內(nèi)件及側(cè)線(xiàn)泵進(jìn)行大的調(diào)整。

(3)原設(shè)計(jì)中減壓中段、減壓餾分油及減渣取熱量較大，在整個(gè)換熱網(wǎng)絡(luò)中給原油提供大部分換熱量，故這部分換熱器數(shù)量也相對(duì)較多；而常壓系統(tǒng)取熱量較少，故常壓系統(tǒng)設(shè)置的換熱器數(shù)量也相對(duì)較少。

(4)改造后，常壓中段取熱占總?cè)岬谋壤黾樱瑧?yīng)加強(qiáng)常壓中段特別是高溫位中段的換熱；減渣及減壓中段取熱比例下降，可適當(dāng)減少原減渣及減壓中段換熱器數(shù)量，用于常壓中段換熱，以減少新購(gòu)換熱器數(shù)據(jù)，節(jié)省投資。

(5)常壓負(fù)荷的大幅增加對(duì)初頂和常頂?shù)睦鋮s系統(tǒng)造成較大影響。原初常頂冷卻系統(tǒng)需增加額外的空冷或水冷，為節(jié)省投資、降低能耗和減少占地，初餾塔增加頂循系統(tǒng)，并增加塔頂后冷器，空冷器數(shù)量不變。

表2　各中段、餾分油、渣油取熱量對(duì)比

4　改造措施及效果

針對(duì)以上方案分析結(jié)果，采取以下改造措施：

(1)盡量提高初餾塔進(jìn)料溫度，在初餾塔多出石腦油，降低常壓塔內(nèi)氣相負(fù)荷。

(2)初餾塔側(cè)線(xiàn)油進(jìn)常一線(xiàn)抽出塔板，進(jìn)一步降低常壓塔內(nèi)常一線(xiàn)以下塔板的氣相負(fù)荷。

(3)初餾塔增加頂循系統(tǒng)，提高熱量回收率，降低初頂冷卻負(fù)荷，同時(shí)增加水冷器進(jìn)一步提高初頂冷卻能力。

(4)根據(jù)改造后的初餾塔和常壓塔負(fù)荷，進(jìn)行塔板水力學(xué)核算，在塔徑不變的前提下，提出塔內(nèi)件改造方案。

(5)根據(jù)原油性質(zhì)、餾分油收率及操作條件，優(yōu)化各中段取熱，重點(diǎn)對(duì)常二中取熱進(jìn)行優(yōu)化，增加多臺(tái)常二中換熱器，回收高溫位熱量。

(6)減渣和減壓中段取熱量明顯減少，減少減渣換熱器(2臺(tái))和減3中換熱器(2臺(tái))，用于其它新增部位換熱器，減少設(shè)備新購(gòu)數(shù)量。

(7)對(duì)部分改造后流速過(guò)高的換熱器，盡量通過(guò)與網(wǎng)絡(luò)中其它換熱器互換，改變換熱器管程數(shù)或增大換熱器直徑，保證合理的換熱器內(nèi)流速和壓降。

(8)脫后換熱系統(tǒng)由于處理量及氣化率增加造成流速和壓降增加，在脫后換熱網(wǎng)絡(luò)增加一個(gè)小支路，解決流速和壓降過(guò)高的問(wèn)題。

(9)合理取消部分小負(fù)荷換熱器，盡量減少換熱器新增臺(tái)位，在脫后換熱新增一路的情況下，保證平面布置位置。

(10)將部分原初低油換熱器移至初餾塔前，以提高進(jìn)初餾塔的原油溫度，將常壓塔的部分氣相負(fù)荷和冷卻負(fù)荷轉(zhuǎn)移至初餾塔。

圖1改造后裝置流程

改造后，通過(guò)設(shè)備的合理利舊，盡量減少換熱器新購(gòu)數(shù)量，換熱器共新增13臺(tái)，其余利舊，原換熱器在改造后沒(méi)有閑置(全部利舊使用)；原有初餾塔塔徑為3200mm，共22 層、雙溢流塔盤(pán)，改造后由于氣相量增加較大，需要更換全部塔盤(pán)；原常壓塔塔徑4600mm，共52 層、雙溢流塔盤(pán)，改造后需要更換塔盤(pán)28～36#；減壓塔改造前后負(fù)荷變化不大，不需要進(jìn)行改造；由于擴(kuò)量及餾分油收率變化，部分機(jī)泵需要進(jìn)行更換。改造后裝置流程見(jiàn)圖1。改造后，原油的換熱終溫達(dá)到302℃，改造前實(shí)際操作溫度為280℃左右，通過(guò)方案改造，實(shí)現(xiàn)了擴(kuò)能、適應(yīng)輕質(zhì)原油同時(shí)節(jié)能的目的。

5　結(jié)論

針對(duì)某3.5M t/a常減壓裝置擴(kuò)能(處理量增加20%)、輕質(zhì)化及節(jié)能改造(提高換熱終溫)的要求，通過(guò)對(duì)原油性質(zhì)、現(xiàn)有換熱網(wǎng)絡(luò)進(jìn)行充分分析和對(duì)比的基礎(chǔ)上，建立了全流程模擬和換熱網(wǎng)絡(luò)計(jì)算，通過(guò)負(fù)荷轉(zhuǎn)移、中段負(fù)荷調(diào)整、提高初餾塔進(jìn)料溫度、增加換熱小分支、增加初頂循和后冷器等措施達(dá)到裝置改造的目的。