常減壓裝置減壓渣油收率高原因分析及優化

摘 要：通過提高減壓真空度、降低減五線填料段壓降、增加冷卻系統冷卻負荷、操作方法工藝參數調整等優化，減壓渣油收率降低1.7%。

關鍵詞：常減壓裝置；減壓渣油；收率；真空度

DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2018.19.076

泰州石油化工有限責任公司的1#常減壓裝置以加工蘇北石蠟基原油為主，2012年裝置進行了以減壓產品結構改善和換熱流程優化調整為主的技術改造，減壓部分新增4.605MW減壓爐1座，減壓塔筒體頂部增高3.4米、內部塔盤更換為高效孔板波紋填料（共七層），減壓高溫管線、閥門進行了材質升級，裝置抗硫腐蝕、抗酸腐蝕能力進一步提高。經過5年多的運行，減壓系統出現減壓渣油收率偏高的問題，極大地影響了裝置的運行效益。針對減壓渣油收率高，通過提高減壓真空度、降低減五線填料段壓降、增加冷卻系統冷卻負荷、操作方法工藝參數調整等優化，常減壓裝置運行平穩，減壓渣油的收率得到降低。

1 常減壓裝置工藝簡介

泰州石化1#常減壓裝置采用兩爐、三塔蒸餾流程。原油經過E101-E105一次換熱后進入一級、二級電脫鹽罐，后經過E201-E212二次換熱后進入閃蒸塔，閃蒸塔塔頂輕組分進入常壓塔中部，閃底油由閃底泵進入經過E301-E312、常爐加熱到330℃-360℃后進入常壓塔分離，常壓塔主要有常頂汽油，常一線，常二線，常三線，常四線油，常底油經過常底泵進入減爐加熱到390℃～410℃后進入減壓塔進一步分離，減頂出減頂污油，側線出減一線，減二線，減三線，減四線，減五線油，減底出渣油。流程示意如圖1所示。

2 減壓系統的現狀

2.1 減頂抽真空系統工藝流程簡介

1#常減壓裝置采用三級抽真空和一級濕空冷加二級水冷流程。減頂油氣依次經減頂增壓器、減頂濕空冷器增壓冷卻后，進行氣液分離，液相（油和水）經大氣腿進入減頂污油罐，未凝氣體經二級抽空器、水冷器冷卻后再進行氣液分離，液相（油和水）經大氣腿進入減頂污油罐，未凝氣體進負壓罐分離凝液后進入真空泵進行機械抽真空后進入正壓罐，油氣由正壓罐送到常壓爐燃燒，正壓罐凝液排入地下罐，通過隔膜泵將地下罐內污油打入減頂油水分離罐，再由減頂污油泵外送。減頂抽真空系統工藝流程如圖2所示。

圖2 減頂抽真空系統工藝流程圖

2.2 與其他裝置主要參數對比

如表1所示，與周邊先進或類似裝置相比，1#常減壓裝置減壓系統真空度較低，汽化段壓力高，油品汽化率低。目前減壓渣油5%點餾出溫度基本穩定在在480-490℃之間，較之以前在500-510℃有較大下降，說明渣油中輕組分未拔盡，造成減壓拔出率不足，減渣收率升高，嚴重影響裝置的運行效益。

3 影響減壓渣油收率的因素

3.1 原料性質

泰州石化1#常減壓裝置主要以加工蘇北石蠟基原油為主，如表2所示，由于油田井口不同，原油的密度、餾程等性質也有差別。原油密度越小，蒸餾分割出的350℃之前的餾分收率越大。因此在相同的生產條件下，原油密度越小，原油中的輕組分能夠有效地分離，提高了常壓拔出率，減壓系統的分離效果會得到改善。

3.2 減頂真空度和汽化段壓力

高真空和低壓降是提高總拔的重要手段[1]。減壓塔真空度的高低對全塔氣液相負荷大小，平穩操作影響很大，如果真空度降低，就改變了塔內油品壓力與溫度平衡關系，提高了油品的飽和蒸氣壓，相應油品分壓增高，使油品沸點升高從而降低了進料的汽化率，收率降低。統計2017年一年以來的減頂真空度情況，如表3所示，從統計情況可以看出，減頂真空度偏低。外界氣溫在20℃左右時，減頂真空度一般保持在-0.096MPa左右。隨著外界氣溫的升高，減頂真空度不斷降低，到夏季時最低達到-0.094MPa，減頂真空度低，油品汽化率低，直接導致渣油收率的上升和能耗的上升。

3.3 減五線填料段壓降較大

壓力越低，在相同溫度下，汽化率越大，相應的拔出率也越高[2]。為了更好的判斷減壓系統運行狀況，對減壓塔壓降進行了檢測，數據如下：

根據表4、表5的檢測數據可得出，減五線填料段壓降較大，空載時壓降僅有0.156KPa，運行時壓降高達3-4KPa，這會大大影響全塔的氣液相平衡和拔出率。氣化段真空度僅有-0.092MPa，真空度較低，油品汽化率低，減壓系統分離精度低，有部分較輕的組分無法完全分離，減渣收率升高。

3.4 減頂冷卻系統冷卻效果差

目前減頂冷卻系統由一臺減頂濕空冷器和兩臺減頂水冷器組成。減頂濕空冷器翅片管結垢嚴重，換熱效果差，且存在垢下腐蝕的情況。此外，濕空冷器水噴頭易堵塞，需頻繁清理。

從表6可知，減頂抽真空系統中，減頂油氣經過減頂水冷器處存在較大壓降，壓降高達4-5KPa，說明目前減壓部分水冷系統冷量不足，存在一定的氣相無法冷卻，造成壓降較大。觀察真空泵出口溫度表，減頂油氣約在50-60℃之間，減頂油氣冷后溫度高，也反映出減頂水冷器存在冷卻負荷不足的問題。

3.5 操作因素

3.5.1 減壓爐出口溫度

減壓爐出口溫度是影響減壓總拔出率的關鍵因素，減爐出口溫度將會影響油品進入減壓塔內的汽化率。根據裝置工藝指標，減壓爐出口溫度控制在396℃-400℃。減爐出口溫度低，油品汽化率低，油品分離不完全，減渣收率高。若減爐出口溫度過高，油品在加熱條件下則容易受熱裂解、結焦。

3.5.2 減底吹汽量

減壓塔采用濕式蒸餾，吹入的蒸汽需經加熱爐加熱成為過熱蒸汽，溫度約380-450℃，目的降低減壓塔內油氣分壓，提高油品汽化率[3]。生產過程中若吹汽量調整過大，則會影響真空度下降，反而降低了油品汽化率。

3.5.3 中段回流量

減壓塔中段回流量取走塔的剩余熱量，可以根據減壓塔氣液負荷分布均勻情況，利用分餾塔熱量情況進行調節。選擇合理的中段回流取熱比例以利于換熱回收熱量，若減壓塔下部中段回流量過大，則會降低塔上部氣相負荷，加大減壓渣油收率。

4 調整優化

4.1 提高減壓真空度

提高減壓真空度可提高油品拔出率，改進產品質量，降低減壓渣油收率，而常壓拔出率、不凝汽量、蒸汽壓力、塔頂溫度、冷卻水溫度、真空泵抽力等因素均會影響塔頂真空度。為提高減壓真空度，采取以下優化措施：（1）降低減壓塔頂溫度，減少塔頂不凝氣量；（2）降低循環水溫度；（3）穩定減壓抽空器蒸汽壓力；（4）提高常壓拔出率；（5）使用高效水環式真空泵，提高真空泵抽力。

4.2 降低減五線填料段壓降

減五線填料段壓降越小，在進料溫度相同的條件下，油品汽化率相應增加。針對減五線填料段壓降較大，一方面保證足夠的減四洗滌油量，對減五填料段進行置換清洗，避免結焦堵塞，另一方面可考慮減五線更換低壓降、高分餾效率的規整填料。

4.3 增加冷卻系統冷卻負荷

根據裝置目前冷卻負荷不夠的現狀，將新系統的兩臺水冷器并入，由原來的兩臺水冷器變更為四臺水冷器，增加減頂系統的冷卻負荷，降低減頂油氣的冷后溫度。同時可以考慮增開循環水冷卻器的管道泵，對減頂水冷器的循環水進行加壓。

4.4 操作方法、工藝參數調整

在生產過程中，及時關注加工原油調罐情況，原油密度、餾程等性質，根據原料性質及時調整工藝參數，平穩操作，控制好減壓塔頂真空度和各抽出層溫度，保證產品質量，合理調節，避免余度過大，影響減壓拔出率。（1）控制好減壓爐爐膛溫度和各爐管分支溫差，減壓爐出口溫度盡量控制工藝指標規定396℃-400℃的指標上限；（2）減壓塔底吹入的過熱蒸汽流量控制指標為80kg/h；（3）合理調整好減壓塔內中段回流的取熱分配，降低減壓塔下部中級回流取熱量，以增加減壓塔上部氣相負荷，提高油品總拔出率；（4）確保產品質量指標的情況下，減壓各側線油確?？ㄟ叢僮?。

5 減壓渣油質量、收率分析

如表7、表8所示，1#常減壓裝置進行調整優化后，加工蘇北原油，減壓渣油5%餾出溫度由486℃提高到502℃，減壓渣油的收率由32.597%降低到30.876%，減渣收率降低1.721%。

6 結論

泰州石化1#常減壓裝置加工蘇北原油時，通過提高減壓真空度、降低減五線填料段壓降、增加冷卻系統冷卻負荷、操作方法工藝參數調整等優化，常減壓裝置運行平穩，減壓渣油的收率降低1.7%左右，提高了裝置的運行效益。

參考文獻：

[1]陳建民，楊娜，羅銘芳等.常減壓裝置減壓深拔技術研究進展[J].現代化工，2010，30（06）：20-24.

[2]劉志剛，周立巖.常減壓蒸餾裝置減壓深拔的影響因素及改進措施[J].石化技術與應用，2010，28（01）：41-43.

[3]唐孟海，胡兆靈.常減壓蒸餾裝置技術問答[M].北京：中國石化出版社，2011：115-116.

作者簡介：吳駿（1991-），男，江蘇南通人，本科，助理工程師，主要從事石油化工行業。