2014年常减压装置改造标定报告资料

中国化工集团油气公司

昌邑石化分公司

500万吨/年常减压蒸馏装置

标定报告

中国化工油气昌邑分公司生产技术部中国化工油气昌邑分公司运行一部

2014年10月

目录

1. 概述 (1)

1.1 装置概况 (1)

1.2主要改造工作说明 (1)

1.2.1初馏塔系统 (1)

1.2.2常压塔系统 (2)

1.2.3加热炉系统 (2)

1.3本次改造核算 (2)

1.4本装置主要组成 (2)

2.工艺流程简述 (2)

3 .装置开工运转与标定 (7)

3.1 标定期间数据与分析 (7)

3.2标定结果 (12)

3.2.1 原油加工量 (12)

3.2.2 轻收及总拔 (12)

3.2.3 产品质量 (13)

3.2.4 装置能耗 (14)

3.2.5 塔系统 (14)

3.2.6 换热网络 (15)

3.2.7 机泵 (15)

3.2.8 加热炉 (15)

3.2.9装置防腐 (16)

3.2.10 环境保护 (16)

4.存在的问题及建议 (16)

5.结论 (17)

1. 概述

1.1 装置概况

山东昌邑石化有限公司500×104t/a 常减压蒸馏装置，系公司重交沥青装置能量系统优化改造项目核心装置，总投资7.6亿元，装置投资5.4亿元，占地15000m2。由西安长庆科技工程有限责任公司设计，山东环海石化工程建设公司和山东宏扬石化工程公司等公司承建，于2008年5月开工建设，于2009年5月建成投产运行。

装置原设计加工混合重质含硫原料油，处理量为500万吨/年，设计年开工时间为8000小时，为燃料型装置。但随着企业的持续性发展, 加工规模的继续扩大, 以及原油品种的日益多样化, 装置难以适应加工轻质原油的变化情况。

装置于2010年08月，在原装置的基础上，进行了第一次挖潜改造，充分利用已有设备和成熟的工艺，最大限度地减少改造工程量及投资，使其轻油加工能力提升至450万吨/年，尽可能降低生产成本，确保装置安全运行。改造后的装置增加了初馏塔系统，旧闪蒸塔T1001改造成初馏塔，装填8.8m高的规整填料及气液分布器等塔内件；增加一台初馏塔回流罐V1026；新增初顶回流泵P1032AB 二台，初侧泵P1033AB二台；新增初顶油气后冷却器E1033一台。通过初馏系统对混合油进行拔头，对初馏塔提压（约0.1Mpa），将轻烃送至催化装置压缩机入口进行回收。改造后主要问题在于:（1）加热炉炉膛负荷过大（2）常顶压力高，分馏效果差（3）减顶温度高，真空度低（4）换热效果较差。

于2014年7月装置检修期间针对存在的问题对现有装置进行第二次扩能技术改造。

1.2主要改造工作说明

1.2.1初馏塔系统

由于本次改造调整了换热流程，初馏塔气液负荷增加较大，因此本次改造更换初馏塔（规格为Ø3600/Ø4000×42055），由填料塔更换为板式塔。增加空冷8台，初顶后冷器1台，增加初侧线作为产品外送出装置。

1.2.2常压塔系统

常压塔设顶循、一中、二中三个中段回流油馏分，常三线作为蜡油。

本次改造常压塔利旧，增设二中侧线，常顶空冷由原有6台增加至12台。对常二线、常一中线进行扩径。

1.2.3加热炉系统

常压炉入口增设两排16根钉头管，更换辐射室高强燃烧器16台，更换铸铁板式预热回收系统，常压炉热负荷由32500KW提高至44245KW,加热炉热效率由90%提高至92%。

1.3本次改造核算

1）增加4台换热器， E1035A,,B((初底油-常二中换热器)2台、E1036（原油-初测油换热器）1台、E1008B（原油-常一中换热器）；

2）增加2台冷却器，分别为E1033B(初顶后冷器)1台、E1034（初侧油气冷却器) 1台；

3）现有初顶空冷6台供常压塔用，初馏塔顶空冷器需要增加8台。

4）减一中线泵P1011A,B可利旧，电机需更换YB315M1-2(132KW) 常一中泵P1005A,B更换为250AYS80。

常二线泵P1007A,B更换为200AY150×2B。

初顶回流泵P1032A,B，更换为150AY150×2A

初侧泵P1033A,B，更换为80AY100×2A

常压塔增设常二中，由泵P1034A,B抽出，流量为244m³/h，可利旧

原常一中泵P1005A,B。

1.4本装置主要组成

电脱盐系统、初馏和换热系统、常压系统、减压分馏系统、蒸汽发生系统、加热炉烟气余热回收系统、三注系统。

2.工艺流程简述

原油自罐区经泵升压后送入装置分为两路。第一路原油依次经E1001A,B(原油-减一中线换热器)、E1002A,B（原油-常二线III换热器）、E1003A,B（原油-

常顶循油I换热器）和E1004（原油-减二中线II换热器）、E1008B（原油-常一中换热器）与热源换热；另一路原油依次经E1005(原油-常一线油换热

器)/E1036(原油-初测油气换热器)、E1006A,B (原油-常顶循油II换热器)、E1007（原油-常二线油II换热器）、E1008A（原油-常一中换热器）与热源换热后两路合并后约143℃进入V1001A-C（原油电脱盐罐）。

经三级脱盐脱水后原油分为两路。第一路脱后原油依次经E1009（原油—减三线油换热器）、E1010A,B（原油—减压渣油III换热器）、E1011A,B（原油—减三中线油II换热器）、E1016C,D(原油-减压渣油Ⅱ换热器)与热源换热；另一路脱后原油依次经E1012(原油—常三线油换热器)、E1013（原油—减二中线油I换热器）、E1014A-D（原油—减三中线油III换热器）、E1015（原油—常二线油I换热器）和E1016A,B(原油-减压渣油Ⅱ换热器)与热源换热。换热后的两路原油合并后约220℃进入T1001（初馏塔）。

T1001塔顶油气经A1005A-H（初顶油气空冷器）和E1033A,B（初顶后冷器）冷却至40℃后进入V1026（初顶回流罐）进行气液分离。分离出的气体至轻烃回收；分离出的初顶油由P1032A,B（初顶回流及产品泵）升压后分为两路，一路作为塔顶回流返回初馏塔顶；另一路作为石脑油产品送出装置或作为吸收剂进入轻烃回收装置。

初底油由P1002A,B(初底油泵)抽出分为两路。第一路经E1035B (初底油—常二中换热器)、E1017A-C（初底油—减三中线油I换热器）和E1018A-C (初底油—减压渣油I换热器)与热源换热；另一路经E1035A (初底油—常二中换热器)、E1017D-F（初底油—减三中线油I换热器）和E1018D-F(初底油—减压渣油I换热器)与热源换热。两路初底油合并后约268℃进F1001（常压炉），经加热至365℃后进入T1002（常压塔）。

初测油由泵P1033A,B抽出，经E1036(原油-初测油换热器)和E1034（初测油冷却器）后分两路一路直接出装置，一路和常二线混合后出装置。

T1002塔顶油气经A1001A-L（常顶油气空冷器）和E1022A,B（常顶后冷器）冷却至40℃后进入V1002（常顶回流罐）进行气液分离。分离出的气体一路至

V1007（低压燃料气罐）作为加热炉燃料，一路去轻烃回收装置；分离出的常顶油由P1003A,B（常顶回流泵）升压后分为两路，一路作为塔顶回流返回常压塔