常减压蒸馏装置的技术改造

广州石化常减压蒸馏(一)装置于1978年建成投产，至今大部分设备使用时间长，难以适应原油性质变化频繁、生产和安全要求不断提高的情况，生产操作及安全存在一定隐患。在2003年大修中，通过技术更新和硬件升级两方面的技术改造，取得了显著效果。装置生产安全系数得到提高，实现满负荷、低能耗、长周期安全生产。改造后的电脱盐系统节电约60％，节能效果明显。减压塔深拔效果良好，渣油500℃馏出达到7％以下。     

常减压蒸馏装置的扩能改造

呼和浩特石化公司常减压蒸馏装置于2005年进行了扩能改造，使其原油加工能力由130万t／a提到了150万t／a。改造后，从装置的运行状况来看，该次扩能改造取得了成功。     

常减压蒸馏装置节能降耗剖析

介绍了九江分公司常减压蒸馏装置通过对各项能耗指标对比分析,找出差距,从日常操作管理着手,加强局部流程的技术改造,优化生产操作.2007年上半年的能耗指标由2006年的485.25 MJ/t下降为441.29 MJ/t,下降了9个百分点.     

螺旋折流板换热器在常减压蒸馏装置中的应用

换热器的选型不仅影响到换热网络的能量回收,还会对常减压装置的长周期稳定运行产生重要影响.通过对壳程介质分别为柴油、脱前原油、常压重油、减渣急冷油和减压渣油的工艺流体进行螺旋折流板换热器（采用HelixTool程序）和弓形折流板换热器（采用HTRI 6.0软件）的工艺计算,对比发现,螺旋折流板换热器壳程的单位压力降传热系数更高.同时结合螺旋折流板换热器能够降低壳程结垢和振动风险、延长设备运行时间等自身特点,考虑了油品性质及价格因素影响,可为常减压蒸馏装置在选择合适的部位采用螺旋折流板换热器提供参考.以某厂脱前原油-初顶油气换热器为例,计算结果显示采用螺旋折流板换热器可将换热器壳径减小200 mm,重量减少约28％.可见,螺旋折流板换热器具有明显优势,既保证了工艺性能,又降低了设备投资.     

电感探针在常减压蒸馏装置的应用

介绍了电感式腐蚀探针的工作原理和技术特点，以及该探针在常压塔顶挥发线的应用情况，经过半年的使用，结果验证了感探针具有连续监测、响应时间短及测量准确等特点，测量得到的数据为腐蚀控制提供了工艺调节的依据。     

清洁生产在常减压蒸馏装置的初步实践

介绍清洁生产的定义、作用和工作内容。重点介绍蒸馏（二）装置在实行清洁生产过程中,依靠加强内部管理和技术改造,实施清洁生产方案,提高了装置整体生产水平,并取得了明显的经济效益和环境效益。     

常减压蒸馏装置的扩能改造

大连西太平洋石油化工有限公司常减压蒸馏装置原加工能力 5Mt/a ,通过将闪蒸塔改为初馏塔、调整换热流程、更换部分机泵等技术改造后 ,装置达到 8Mt/a的处理能力。改造效果较好 ,装置主要技术参数均达到或优于改造设计的指标     

二套常减压蒸馏装置运行总结

改造后的二套常减压蒸馏既可按常压拔头方案生产，又可按常减压蒸馏方案生产，具有很大的灵活性，装置在运行较长时间后各项经济技术指标均达到较高水平，特别在节能降耗方面取得较高的水平。这对常减压装置改造具有一定借鉴意义。     

常减压蒸馏装置停检化学清洗方案优化

中国石油天然气股份有限公司大连石化分公司10.0 Mt/a常减压装置为了提高停工处理效果,降低操作人员工作量,2011年开始引进化学清洗技术代替蒸汽吹扫。随着国家对环保要求不断加大,炼油厂对装置停工处理过程中的三废排放管控力度也不断加大。造成停工化学清洗效果不理想。结合常减压蒸馏装置生产实际情况以及对历年停工化学清洗过程中存在的问题分析,通过对装置停工期间化学清洗处理工艺方案和化学清洗废液排放流程进行优化,将临时线将系统各设备低点导淋与装置污油外送泵连通,利用污油外送系统将系统设备内存油和化学清洗液送至原油罐区全部回收。解决了往年停工化学清洗过程中化学清洗存在死角、效果差、清洗废液排放不及时、现场排放存在异味、对污水处理系统造成冲击等问题。最终实现系统流程中的废油和含油废化学清洗液全部回收,化学清洗效果良好,优于往年,对于同类型装置的停工处理有着指导意义。     

常减压塔顶油气换热器换热效果分析及处理

综合分析了常减压蒸馏装置塔顶油气换热器换热效果下降的原因,并以中国石油天然气股份有限公司独山子石化分公司10 Mt/a蒸馏装置为例,阐述了优化换热效果的具体方案。针对原油性质评价、原油进电脱盐单元温度低于设计的实际情况,从换热器油气侧结垢、原油侧油泥沉积两方面进行原因分析,对脱前原油分支温度平衡调节、原油支线冲洗、换热器蒸汽吹扫、换热器高压水射流等方案进行对比,提出了大型换热器长周期运行的注意事项及针对换热效果下降的建议。     

化学清洗技术在10.0 Mt/a常减压装置中的应用

介绍了化学清洗技术在中国石油天然气股份有限公司独山子石化分公司10.0 Mt/a常减压装置应用情况.从成本、蒸汽和新水消耗以及停工时间等方面对化学清洗中水基清洗和油基清洗两种技术进行了对比,最终选择油基清洗技术与热水循环冲洗撇油结合的方法来对常减压装置进行清洗,其中油基清洗以FCC柴油作为溶剂载体并经除臭及钝化清洗.应用结果表明,装置吹扫时没有发现异味现象,打开设备检测的硫化氢质量分数小于10 μg/g（实测硫化氢质量分数均为0）;打开设备人孔后没有发生硫化亚铁自燃现象,塔盘和填料表面有金属光泽,说明装置钝化和清洗效果良好.整个停工处理过程中,该清洗未对污水预处理系统造成任何冲击,化学清洗技术有效解决了蒸馏装置大型化后重油系统停工时不易彻底处理干净的难题,节约成本并缩短了停工及检修时间,实现了装置安全、环保、高效的绿色停工.     

螺旋折流板换热器在常减压装置中的应用

介绍了新型螺旋折流板换热器在常减压装置常压渣油与原油换热器上的应用 ,实际使用证明 ,螺旋折流板换热器具有传热系数高、压降低、防振动及适用范围广的优点 ,是冷换设备较为理想的选择。     

曼尼希碱模拟常减压装置条件下缓蚀性能的研究

介绍了曼尼希碱的合成工艺和评价方法。确定了最佳合成工艺条件:醛胺酮摩尔比6∶6∶5,反应温度90℃,反应时间10 h。采用静态失重法,模拟用于炼油厂常减压装置介质条件下对碳20#的缓蚀效果,探讨了甲醛、芳香酮、有机胺为原料时摩尔比、反应温度和反应时间对缓蚀性能的影响。结果表明曼尼希碱在该环境下具有良好的缓蚀性能,说明曼尼希碱是一种良好的炼油缓蚀剂。当加入量达到80μL/L时,缓蚀率可达到90%以上。     

常减压装置封油技术优化改造

封油作为机泵密封的一种手段,在石化行业应用广泛。中国石油化工股份有限公司洛阳分公司常减压蒸馏装置原有封油系统存在问题,借装置大检修之际对封油系统实施了技术改造,将性质接近于常三线柴油的减一线油作为封油引入封油罐,将原有常三线柴油作为封油系统的补充封油;另一方面对高温机泵的封油系统进行改造,将一部分高温机泵改为双端面密封,并且引用白油作为大气侧密封介质,外端面密封共采用了PLAN52与PLAN53B两个方案,改造后运行效果良好。     

先进控制系统在常减压装置应用分析

介绍了中国石油化工股份有限公司洛阳分公司在常减压装置上投用先进控制系统(简称APC)的效果。该系统采用DMCplus先进控制软件,根据生产实际设计6个APC控制器,对炉效率、加热炉支路温度、常减压塔液位等进行控制。通过APC的实施,生产波动得到大幅减小,极大地降低了操作员的劳动强度;通过卡边操作,提高了常压塔拔出率以及柴油和喷气燃料的分离精度;关键控制点的标准偏差平均降低71%,最高降低97%;经济效益以2016年2月加工量计算,年增加约500万元;炉效率提高,氧体积分数降低0.27百分点。但是APC系统在应对加工量发生较大变化时调整过慢,且设备的老化弱化了APC优化效果,今后应加以改善。     

常减压蒸馏装置常顶换热器腐蚀原因分析及对策

中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司Ⅱ套常减压装置常顶换热器管束材质原来使用的是10号碳钢,频繁出现腐蚀泄漏问题,平均泄漏间隔约18个月。将一台换热器更换为衬钛管固定管板换热器后,表现出优良的耐蚀性能,已连续使用超过8 a,设备状态仍良好。在电脱盐污水分析各项指标正常的情况下,分析常顶换热器出现严重腐蚀的主要原因是常顶油气初凝区酸液中和不完全所致,造成的局部酸腐蚀,而氯化铵盐结晶冲刷和堵塞换热管加重了这种腐蚀。通过将常顶换热器全部升级为衬钛管固定管板换热器,并采取原油注碱、使用有机胺中和剂替代氨水等工艺防腐措施,降低了常顶介质中氯离子含量和系统铵盐结晶,常顶换热器腐蚀泄漏问题得到有效解决。     

常减压装置掺炼原油储罐清罐油的工业实践

原油储罐清罐油(清罐油)具有数量大、黏度高、水含量高、乳化稳定、机械杂质含量高等特点,进常减压装置加工时,易引起电脱盐电流波动,甚至跳闸停止运行,下游装置也不同程度受到影响,成为困扰炼油企业生产经营的新难题。中国石化海南炼油化工有限公司针对清罐油性质,开展了常减压装置掺炼研究和试验,实际运行数据表明,根据储罐底层油和上层油性质的不同,按照不同的比例掺炼,严格控制掺炼比例和提量速度,可成功处置清罐油。对于储罐液位4 m以下的底层清罐油,初期掺炼比例控制不超过0.5%,液位下降1~2 m后,根据实际运行情况,适当调整掺炼比例,最高不超过1.0%;对于储罐液位4 m以上的上层清罐油,控制初期掺炼比例不超过1.0%~2.0%,液位下降8~10 m后,根据实际运行情况,灵活调整掺炼比例,最高不超过5.0%。     

常减压蒸馏装置换热网络的节能技术改造

为提高原油的换热终温,中国石油长庆石化公司通过模拟计算,采用夹点技术对５００万ｔ／ａ常减压蒸馏装置换热网络进行了节能技术改造。主要改造内容是调整换热网络和新增换热面积。与改造前相比,改造后原油的换热终温达到２９７℃,提高了１４℃;加热炉燃料单耗［ｍ（标准油）／ｍ（原油）］下降了０．８ｋｇ／ｔ。