常减压装置减压渣油收率高原因分析及优化

摘 要：通过提高减压真空度、降低减五线填料段压降、增加冷却系统冷却负荷、操作方法工艺参数调整等优化，减压渣油收率降低1.7%。

关键词：常减压装置；减压渣油；收率；真空度

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

泰州石油化工有限责任公司的1#常减压装置以加工苏北石蜡基原油为主，2012年装置进行了以减压产品结构改善和换热流程优化调整为主的技术改造，减压部分新增4.605MW减压炉1座，减压塔筒体顶部增高3.4米、内部塔盘更换为高效孔板波纹填料（共七层），减压高温管线、阀门进行了材质升级，装置抗硫腐蚀、抗酸腐蚀能力进一步提高。经过5年多的运行，减压系统出现减压渣油收率偏高的问题，极大地影响了装置的运行效益。针对减压渣油收率高，通过提高减压真空度、降低减五线填料段压降、增加冷却系统冷却负荷、操作方法工艺参数调整等优化，常减压装置运行平稳，减压渣油的收率得到降低。

1 常减压装置工艺简介

泰州石化1#常减压装置采用两炉、三塔蒸馏流程。原油经过E101-E105一次换热后进入一级、二级电脱盐罐，后经过E201-E212二次换热后进入闪蒸塔，闪蒸塔塔顶轻组分进入常压塔中部，闪底油由闪底泵进入经过E301-E312、常炉加热到330℃-360℃后进入常压塔分离，常压塔主要有常顶汽油，常一线，常二线，常三线，常四线油，常底油经过常底泵进入减炉加热到390℃～410℃后进入减压塔进一步分离，减顶出减顶污油，侧线出减一线，减二线，减三线，减四线，减五线油，减底出渣油。流程示意如图1所示。

2 减压系统的现状

2.1 减顶抽真空系统工艺流程简介

1#常减压装置采用三级抽真空和一级湿空冷加二级水冷流程。减顶油气依次经减顶增压器、减顶湿空冷器增压冷却后，进行气液分离，液相（油和水）经大气腿进入减顶污油罐，未凝气体经二级抽空器、水冷器冷却后再进行气液分离，液相（油和水）经大气腿进入减顶污油罐，未凝气体进负压罐分离凝液后进入真空泵进行机械抽真空后进入正压罐，油气由正压罐送到常压炉燃烧，正压罐凝液排入地下罐，通过隔膜泵将地下罐内污油打入减顶油水分离罐，再由减顶污油泵外送。减顶抽真空系统工艺流程如图2所示。

图2 减顶抽真空系统工艺流程图

2.2 与其他装置主要参数对比

如表1所示，与周边先进或类似装置相比，1#常减压装置减压系统真空度较低，汽化段压力高，油品汽化率低。目前减压渣油5%点馏出温度基本稳定在在480-490℃之间，较之以前在500-510℃有较大下降，说明渣油中轻组分未拔尽，造成减压拔出率不足，减渣收率升高，严重影响装置的运行效益。

3 影响减压渣油收率的因素

3.1 原料性質

泰州石化1#常减压装置主要以加工苏北石蜡基原油为主，如表2所示，由于油田井口不同，原油的密度、馏程等性质也有差别。原油密度越小，蒸馏分割出的350℃之前的馏分收率越大。因此在相同的生产条件下，原油密度越小，原油中的轻组分能够有效地分离，提高了常压拔出率，减压系统的分离效果会得到改善。

3.2 减顶真空度和汽化段压力

高真空和低压降是提高总拔的重要手段[1]。减压塔真空度的高低对全塔气液相负荷大小，平稳操作影响很大，如果真空度降低，就改变了塔内油品压力与温度平衡关系，提高了油品的饱和蒸气压，相应油品分压增高，使油品沸点升高从而降低了进料的汽化率，收率降低。统计2017年一年以来的减顶真空度情况，如表3所示，从统计情况可以看出，减顶真空度偏低。外界气温在20℃左右时，减顶真空度一般保持在-0.096MPa左右。随着外界气温的升高，减顶真空度不断降低，到夏季时最低达到-0.094MPa，减顶真空度低，油品汽化率低，直接导致渣油收率的上升和能耗的上升。

3.3 减五线填料段压降较大

压力越低，在相同温度下，汽化率越大，相应的拔出率也越高[2]。为了更好的判断减压系统运行状况，对减压塔压降进行了检测，数据如下：

根据表4、表5的检测数据可得出，减五线填料段压降较大，空载时压降仅有0.156KPa，运行时压降高达3-4KPa，这会大大影响全塔的气液相平衡和拔出率。气化段真空度仅有-0.092MPa，真空度较低，油品汽化率低，减压系统分离精度低，有部分较轻的组分无法完全分离，减渣收率升高。

3.4 减顶冷却系统冷却效果差

目前减顶冷却系统由一台减顶湿空冷器和两台减顶水冷器组成。减顶湿空冷器翅片管结垢严重，换热效果差，且存在垢下腐蚀的情况。此外，湿空冷器水喷头易堵塞，需频繁清理。

从表6可知，减顶抽真空系统中，减顶油气经过减顶水冷器处存在较大压降，压降高达4-5KPa，说明目前减压部分水冷系统冷量不足，存在一定的气相无法冷却，造成压降较大。观察真空泵出口温度表，减顶油气约在50-60℃之间，减顶油气冷后温度高，也反映出减顶水冷器存在冷却负荷不足的问题。

3.5 操作因素

3.5.1 减压炉出口温度

减压炉出口温度是影响减压总拔出率的关键因素，减炉出口温度将会影响油品进入减压塔内的汽化率。根据装置工艺指标，减压炉出口温度控制在396℃-400℃。减炉出口温度低，油品汽化率低，油品分离不完全，减渣收率高。若减炉出口温度过高，油品在加热条件下则容易受热裂解、结焦。

3.5.2 减底吹汽量

减压塔采用湿式蒸馏，吹入的蒸汽需经加热炉加热成为过热蒸汽，温度约380-450℃，目的降低减压塔内油气分压，提高油品汽化率[3]。生产过程中若吹汽量调整过大，则会影响真空度下降，反而降低了油品汽化率。

3.5.3 中段回流量

减压塔中段回流量取走塔的剩余热量，可以根据减压塔气液负荷分布均匀情况，利用分馏塔热量情况进行调节。选择合理的中段回流取热比例以利于换热回收热量，若减压塔下部中段回流量过大，则会降低塔上部气相负荷，加大减压渣油收率。

4 调整优化

4.1 提高减压真空度

提高减压真空度可提高油品拔出率，改进产品质量，降低减压渣油收率，而常压拔出率、不凝汽量、蒸汽压力、塔顶温度、冷却水温度、真空泵抽力等因素均会影响塔顶真空度。为提高减压真空度，采取以下优化措施：（1）降低减压塔顶温度，减少塔顶不凝气量；（2）降低循环水温度；（3）稳定减压抽空器蒸汽压力；（4）提高常压拔出率；（5）使用高效水环式真空泵，提高真空泵抽力。

4.2 降低减五线填料段压降

减五线填料段压降越小，在进料温度相同的条件下，油品汽化率相应增加。针对减五线填料段压降较大，一方面保证足够的减四洗涤油量，对减五填料段进行置换清洗，避免结焦堵塞，另一方面可考虑减五线更换低压降、高分馏效率的规整填料。

4.3 增加冷却系统冷却负荷

根据装置目前冷却负荷不够的现状，将新系统的两台水冷器并入，由原来的两台水冷器变更为四台水冷器，增加减顶系统的冷却负荷，降低减顶油气的冷后温度。同时可以考虑增开循环水冷却器的管道泵，对减顶水冷器的循环水进行加压。

4.4 操作方法、工艺参数调整

在生产过程中，及时关注加工原油调罐情况，原油密度、馏程等性质，根据原料性质及时调整工艺参数，平稳操作，控制好減压塔顶真空度和各抽出层温度，保证产品质量，合理调节，避免余度过大，影响减压拔出率。（1）控制好减压炉炉膛温度和各炉管分支温差，减压炉出口温度尽量控制工艺指标规定396℃-400℃的指标上限；（2）减压塔底吹入的过热蒸汽流量控制指标为80kg/h；（3）合理调整好减压塔内中段回流的取热分配，降低减压塔下部中级回流取热量，以增加减压塔上部气相负荷，提高油品总拔出率；（4）确保产品质量指标的情况下，减压各侧线油确保卡边操作。

5 减压渣油质量、收率分析

如表7、表8所示，1#常减压装置进行调整优化后，加工苏北原油，减压渣油5%馏出温度由486℃提高到502℃，减压渣油的收率由32.597%降低到30.876%，减渣收率降低1.721%。

6 结论

泰州石化1#常减压装置加工苏北原油时，通过提高减压真空度、降低减五线填料段压降、增加冷却系统冷却负荷、操作方法工艺参数调整等优化，常减压装置运行平稳，减压渣油的收率降低1.7%左右，提高了装置的运行效益。

参考文献：

[1]陈建民，杨娜，罗铭芳等.常减压装置减压深拔技术研究进展[J].现代化工，2010，30（06）：20-24.

[2]刘志刚，周立岩.常减压蒸馏装置减压深拔的影响因素及改进措施[J].石化技术与应用，2010，28（01）：41-43.

[3]唐孟海，胡兆灵.常减压蒸馏装置技术问答[M].北京：中国石化出版社，2011：115-116.

作者简介：吴骏（1991-），男，江苏南通人，本科，助理工程师，主要从事石油化工行业。