惠炼常减压装置标定报告1028终版.docx
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惠炼常减压装置标定报告1028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
1.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→电脱盐→换热→闪蒸→换热→加热炉→常压蒸馏→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≯3mgNaCl/l，含水≯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。
2.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℃）,g/cm3
0.919
0.9115
0.8836
0.9189
API度
21.9
23.65
28
粘度，mm2/s（100℃）
11.53
8.875
凝点,℃
-30
-45
-25.5
-20
酸值,mgKOH/g
3.57
1.50
0.558
4.33
闪点（开口）,℃
118
42
43
蜡含量,%（m/m）
3.8
7.98
盐含量,mgNaCl/L
228
31.8
12.38
特性因数
11.97
11.8
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）
5.13
5.1
7.53
灰分,%（m/m）
0.024
0.011
2.87
硫,%（m/m）
0.28
0.49
0.62
0.3398
氮,%（m/m）
0.41
22.8
3400
胶质,%（m/m）
17.1
6.65
沥青质,%（m/m）
0.8
2.89
金属,μg/g
铁
6.3
7.38
5.30
镍
27.27
18.7
20.50
23.00
钒
0.99
7.0
19.90
4.60
钠
37.07
1.79
钙
4.53
原油馏程
初馏点/℃
47.2
57
49.6
160℃馏出量，v%
4.21
11
180℃馏出量，v%
5.64
13.2
200℃馏出量，v%
7.17
15.7
220℃馏出量，v%
9.33
17.9
240℃馏出量，v%
11.6
20.5
260℃馏出量，v%
14.37
22.7
280℃馏出量，v%
17.27
26
300℃馏出量，v%
20.08
30.8
2.1.2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
总计
9.119：
00～9.126：
00
9.126：
00～9.139：
00
9.139：
00～9.149：
00
9.119：
00～9.149：
00
流量（T/天）
收率（％）
流量（吨/天）
收率（％）
流量（吨/天）
收率（％）
流量（吨/天）
收率（％）
流量（吨/天）
收率（％）
原料
原油
34285.7
30070
37663
33981
101714
产品
自产瓦斯
51.4
0.15
28.49
0.09
33.58
0.09
35.14
0.10
97.21
0.10
常顶
1529.1
4.46
1878
6.25
2345
6.23
2156
6.34
6379
6.27
常一
2190.9
6.39
1903
6.33
2384
6.33
2147
6.32
6434
6.33
常二
3130.3
9.13
2663
8.86
3395
9.01
3077
9.05
9135
8.98
常三
2622.9
7.65
1851
6.16
2367
6.28
2152
6.33
6370
6.26
减顶油
85.7
0.25
59.71
0.20
43.59
0.12
41.28
0.12
144.58
0.14
减一
761.1
2.22
1960
6.52
2334
6.20
1907
5.61
6201
6.10
减二
5873.1
17.13
3218
10.70
4017
10.67
3571
10.51
10806
10.62
减三
4998.9
14.58
5513
18.33
6920
18.37
6302
18.55
18735
18.42
减四
1302.9
3.8
1180
3.92
1506
4.00
1350
3.97
4036
3.97
减渣
11739.4
34.24
9816
32.64
12318
32.71
11243
33.09
33377
32.81
合计
34285.7
30070
37663
33981
101714
轻收
30.25
34.40
34.26
33.89
34.17
总拔
65.76
67.36
67.29
66.91
67.19
常压拔出
27.73
27.68
27.94
28.15
27.94
减压拔出
38.03
39.68
39.35
38.76
39.25
2.1.3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%
27.73
27.68
27.94
28.15
减压拔出率wt%
38.03
39.68
39.35
38.76
总拔出率wt%
65.76
67.36
67.29
66.91
减渣收率wt%
34.24
32.64
32.71
33.09
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℃，减压切割点可达545℃，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350℃含量及减压渣油500℃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
350℃
7.5
7.6
7.9
500℃（ASTMD1160方法）
5.8
5.8
5.0
从上表看，常压渣油中350℃含量在7.6左右，减压渣油中500℃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500℃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545℃，500℃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℃
139
139.3
140.2
140.3
原油出电脱盐温度℃
135
132.7
131.6
134.22
注水量t/h
85.7
105.7
109.5
107.6
脱后原油含盐量mgNaCl/l
≯3
2.28
2.51
2.39
脱后原油含水量%（wt）
≯0.2
0.2
0.18
0.2
排水含油量ppm
≤150
40.6
123
113
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
塔
C101塔顶压力
MPa
0.09
0.117
0.1212
0.1298
C101塔顶温度
℃
220
203.2
202.83
202.39
C101进料温度
℃
220
203.91
203.57
203.57
C101塔底温度
℃
220
206.81
206.31
205.91
常
压
塔
C102塔顶压力
MPa
0.07
0.10
0.10
0.10
C102塔顶温度
℃
118
119.95
122.13
122.41
常一线馏出温度
℃
193
192.56
193.65
193.66
常二线馏出温度
℃
253
249.56
249.86
249.88
常三线出馏温度
℃
304
278.92
279.48
279.35
过汽化油温度
℃
351
332.33
332.79
332.87
常顶循抽出温度
℃
138
143.28
145.15
145.08
常顶循返塔温度
℃
93
112.12
114.06
114.47
常一中抽出温度
℃
223
232.07
232.89
231.55
常一中返塔温度
℃
163
158.68
158.79
158.62
常二中抽出温度
℃
303
294.08
296.19
294.23
常二中返塔温度
℃
223
204.33
204.60
205.00
闪蒸段
℃
358
335.84
336.86
342.48
塔底
℃
352
342.22
342.13
344.53
常压炉出口
℃
362
359.79
359.70
359.18
减
压
塔
C104塔顶残压（A）
KPa
1.60
1.30
1.20
1.25
C104塔顶温度
℃
70
92.91
85.37
88.64
减一线馏出温度
℃
142
157.85
154.41
153.32
减二线馏出温度
℃
237
228.04
226.93
225.48
减三线馏出温度
℃
307
292.70
291.57
290.03
减四线馏出温度
℃
361
361.51
360.67
358.64
减顶循返塔温度
℃
50
48.06
47.26
46.24
减一中返塔温度
℃
117
155.31
154.74
153.57
减二中返塔温度
℃
227
192.16
192.01
191.94
闪蒸段温度
℃
370
358.69
357.48
357.05
闪蒸段压力（A）
KPa
3.20
2.85
2.70
2.78
塔底
℃
369
358.39
356.47
352.88
减压炉出口
℃
389
364.66
363.96
362.33
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℃，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
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
换热终温
℃
297.6
297.3
296.9
从表2.2-3数据要看出，换热终温平均在297℃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363℃（设计389℃），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319℃左右（设计为311℃）。
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2.3-4
2.3.1两顶瓦斯
表2.3-1两瓦斯气质量分析数据
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
两顶瓦斯气
氢气
%（体积分数）
0.07
7.34
氧气
%（体积分数）
0.22
0.48
氮气
%（体积分数）
8.4
4.18
一氧化碳
%（体积分数）
0.14
5.32
二氧化碳
%（体积分数）
10.93
7.9
硫化氢
%（体积分数）
0.09
2.81
甲烷
%（体积分数）
18.09
33.35
乙烷
%（体积分数）
17.19
13.62
乙烯
%（体积分数）
1.01
3.06
丙烷
%（体积分数）
22.27
8.09
丙烯
%（体积分数）
0.18
3.25
异丁烷
%（体积分数）
5.84
0.83
正丁烷
%（体积分数）
9.83
2.88
反丁烯
%（体积分数）
0.01
0.36
正丁烯
%（体积分数）
0.02
0.77
异丁烯
%（体积分数）
0.01
0.92
顺丁烯
%（体积分数）
0.07
0.14
1,3-丁二烯
%（体积分数）
0
0.01
C5+
%（体积分数）
5
4.52
从表2.3-1可见，减顶瓦斯气质量中H2S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
20090911
20090912
20090913
8:
00
16:
00
0:
00
8:
00
16:
00
0:
00
8:
00
16:
00
3
常顶
密度
744.1
746.3
746.9
746.2
749.3
751.1
741.9
754.7
kg/m3
初馏点
38.7
40.0
38.5
40.7
38.6
39.4
39.4
40.4
℃
10%
78.5
82.8
81.1
87.4
82.9
84.7
83.9
87.8
℃
50%
121.9
124.4
125.0
126.8
126.7
127.8
126.8
157.3
℃
90%
151.0
151.3
154.7
155.8
156.8
157.3
157.0
159.6
℃
终馏点
162.2
162.2
166.2
167.7
169.1
169.4
169.4
173.3
℃
硫含量
0.0163
0.0183
0.019
%（m/m）
酸值
0.06
0.06
0.06
mgKOH/g）
铁含量
0.1
0.1
0.1
mg/Kg
镍含量
0
0
0
mg/Kg
钒含量
0
0
0
mg/Kg
氮含量
4
4
6
μg/g
4
常一
密度
831.9
834.7
834.9
837.4
835.9
837.4
837.3
840.3
kg/m3
初馏点
156.3
159.6
169.0
170.4
164.0
159.7
169.0
162.5
℃
10%
178.
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