常减压装置蜡油热供系统改造研究与应用

高健GAO Jian

（中海石油宁波大榭石化有限公司，宁波 315812）

1 概况

600万t/a常减压装置（以下简称Ⅱ常）所产减压蜡油经过冷却后进罐区，作为下游蜡油加氢装置原料，考虑到全厂能量综合利用，常减压装置增加了减二、减三、减四部分直供、部分进罐流程。因常减压装置与蜡油加氢装置处于两个片区，距离较远，考虑建设条件及成本，蜡油直供未设有单独直供下游装置的管线流程，直供料与罐区冷料合并后再进下游装置。

在实际运行过程中，受供料管道系统压力高、Ⅱ常设备能力低的限制，蜡油直供量最大为60t/h，直供占比低，仅约25%。为了保证蜡油加氢装置的原料量，在蜡油热供的同时，需要罐区冷料（70℃）约150t/h，蜡油热供量偏小，存在较大的能量利用空间。装置间直供后，减二、减三外送管线压力高，致使部分轻蜡油组分转移至洗涤油及渣油组分中，造成装置总拔出率的降低。同时，为缓解减压侧线杂质在蜡油储罐过多沉积，如铁含量高，给下游装置供料品质带来影响，对此，对蜡油直供流程进行优化调整。

为了解决上述问题，提高蜡油热供比例，从节省投资考虑，计划停运状态装置原料缓冲罐作为中间罐、产品泵作为蜡油热供增压泵，同时利用部分管道和仪表，并新增部分管线对蜡油热供流程进行优化改造。

2 改造前状态

Ⅱ常装置蜡油热供主要是减二、减三、减四线在与原油换热器后、冷却器前分别引出热供线，增设调节阀及压力监控仪表，合并后出装置，在与储运供料管线合并后进蜡油加氢装置原料缓冲罐，运行期间主要存在以下几个问题：①因常减压装置与加氢装置处于两个片区，热供管线长度约为3500米，距离较长，且Ⅱ常外送料需与罐区供料合并后去加氢，导致蜡油热供线压力相对较高，约为0.85～1.0MPa。由于热供管线压力相对较高，减压侧线至罐区调节阀需关小以保证热供量正常，同时受减压侧线泵设计能力限制，对减压侧线拔出造成了一定制约，当装置高负荷时或者加工蜡油收率相对较高油品期间，减压侧线不能够完全拔出，对装置收率造成了一定影响。②蜡油热供量最大为60t/h，热供比例均值约为25%，从比例来看，相比于其他侧线热供数据整体略低，存在优化的方向和思路。③蜡油经罐区周转后，储罐内存在油品内铁离子沉降问题，同时周转量大也会造成设备损耗的铁离子随着供料进入大下游装置，造成下游蜡油加氢装置供料有铁离子不稳定的特点，供料性质有待改善。④改造前流程简图如图1。

图1 改造前流程简图

3 改造思路

从改造前的状态分析中可以看出目前现状的根本难点就是蜡油热供管线压力过高，导致了一系列问题的存在。那么从改造的思路上，就要以通过流程改造，降低蜡油热供管线压力、减少罐区周转为核心内容，同时优化装置的操作条件，达到降本增效的目的。

4 流程改造目标

①解决蜡油热供管线压力高，Ⅱ常装置外送能力受限问题，提高装置总拔出率，提高公司经济效益。②提高减压蜡油热供量占比，一定程度上增加提高下游加氢装置进料温度，提高能源利用效率，降低公司整体生产成本。③蜡油直供量增加后，同步减少了罐区的供料量，相对降低混合供料中的铁离子数，改善加氢装置供料品质，同时也能降低罐区的运行成本。④利用闲置设备，节省装置改造成本，增加投资回报率。

5 改造关键点

5.1 技术特点

①通过装置间原料直供，装置耗能介质的降低，提高下游装置进料温度，相对全部罐区冷料供料，直供改造后，装置运行能耗下降。②增设蜡油直供流程后，降低并稳定了常减压装置减压侧线外送压力，特别是减二、减三线外送压力降低，其外送量增加，避免轻质蜡油损失，对提高装置总拔出率有利。③利用闲置管线、缓冲罐及泵，积极推进蜡油直供项目的设计改造及现场施工投用工作，降低蜡油直供项目投资费用。④利旧蜡油缓冲罐及提升泵后，降低并稳定了常减压装置减压侧线外送压力，对常减压设备稳定运行有利。

5.2 改造后流程图

改造后流程简图如图2。

图2 蜡油热供流程改造后简图

6 项目实施方案

6.1 减压蜡油直供改造

技改项目实施前：二常装置减压蜡油直供管线与罐区合并后，至下游加氢装置，因系统管线存在压力高，故二常常减压侧线泵背压升高，操作中需提高供料压力才能正常输送，致使较多轻质蜡油进入渣油组分。

技改项目实施后：二常装置减压蜡油直供管线先至溶脱装置，再由闲置装置的提升泵增压后与罐区合并后，至下游加氢装置。改造后，二常常减压侧线泵无需提高外送压力就能正常输送，背压仅为缓冲罐的压力。减二减三线能最大能力拔出，减少轻质蜡油进入渣油组分。

6.2 优化循环水温度，降低减压真空度

出于降本增效角度考虑，循环水厂风机停运，切换至水轮机运行，降低装置电力消耗。但循环水整体温度略有上升。综合蜡油热供项目考虑，重新起运循环水厂风机，降低减顶真空度系统循环水温度，蒸汽抽真空系统中，循环水温度降低有利于真空系统运行。循环水场启运循环水风机，从循环水变化趋势上看，循环水进装置温度下降约为5～6℃，有利于减压真空度提升。循环水进装置温度下降后，减压真空度明显得到了好转，减压真空度由3～4kPa逐步下降至2～3kPa，有利于减压拔出率。

7 投用效果

7.1 装置减压侧线热供量增加

①蜡油直供项目投用前，减二减三直供，蜡油热供量均值约为60吨/小时。

②蜡油直供项目投用后，减二减三减四直供，蜡油热供量均值约为105吨/小时，见图4所示。

图4 蜡油热供量趋势图

7.2 装置蜡油热供温度升高

①蜡油直供项目投用前，减二减三直供，蜡油热供温度均值约118.0℃。

②蜡油直供项目投用后，减二减三减四直供，蜡油热供温度均值约为130℃，提高12℃，见图5所示。

图5 蜡油热供温度趋势图

7.3 装置总拔出率提高

通过调整操作，曹妃甸原油总拔出率提高1.6%，勃中原油加工时总拔出率提高0.5%，均值提高1.0%。同时减压塔蜡油最下面一条侧线减四线97%馏程由546℃提高至大于550℃，直接说明，通过调整操作后，减压蜡油收率明显有提高，减四馏程温度见图6。

图6 减四线干点趋势图

7.4 对蜡油加氢装置的影响

蜡油热供项目的投用，将为运行七部蜡油加氢原料铁离子含量下降创造很好的条件，蜡油加氢装置7月15日～16日热供流量由60t/h上升至约115t/h，为检验热供流量提升后是否可以减缓蜡油加氢压降上升速度，对热供增加前后分别进行采集数据进行分析验证，热供增加后以7月16日为界，分别进行分析。

从趋势上可以看出，R101一床层压降与进料量的变化趋势总体一致，但从整体趋势来看，R101一床层压降处于不断上升的趋势，说明一床层内部垢物的累积在持续。

图3 循环水进装置温度趋势图

图7 下游加氢装置反应器压降趋势图

6月17日～7月12日，此期间反应进料量稳定在225t/h，氢油比稳定在800，R101一床层压降由38kPa上升至71kPa，上升速度约为1.27kPa/天。

7月15日～7月26日，此期间反应进料量稳定在210t/h，氢油比稳定在800，R101一床层压降由63kPa上升至70kPa，上升速度约为0.64kPa/天。

7月30日～8月25日，此期间反应进料量由225t/h逐步提高至240t/h，氢油比略有降低，R101一床层压降由54kPa上升至88kPa，按照经验数据，每提高5t/h的进料量，R101一床层压降上升约3.5kPa，按照此比例，此期间R101一床层压降上升为（88-3.5*3-54）/26上升速度约为0.87kPa/天。

压降上升速率呈下降趋势。

7.5 总拔提升数据

利用蜡油热供项目提供的有力操作条件，对减压侧线收率进行了优化操作，同时优化装置减压真空度、优化换热系统负荷，装置收率得到了较好的提升。收集往年同原油下的收率数据的均值作为基准数据，与优化后数据进行对比。优化后各常规加工原油收率均高于基准收率，装置收率提升均值在1.0%以上。减压深拔操作取得了较好的效果。装置各侧线收率数据如表1。

表1 侧线收率数据表

7.6 经济效益

①热供提量节能计算：通过优化改造，结合蜡油量提高45t/h，外送温度约为130℃，罐区供料温度约为70℃。蜡油密度约为920kg/m3，查表可得蜡油由70℃提升至130℃，热焓增加约为25kcal/kg，换算为能量约为25*4.1868=104.67kJ/kg=0.10467MJ/kg。年开工时数按照8400小时计算，蜡油热供量增加约为8400*45*1000=378000000kg，能量增加约为378000000*0.10467=39565260MJ。燃料气低发热值约为37.5MJ/kg，折算为燃料气约为39565260/37.5=1055074kg=1055.1吨。燃料气成本约为2513元/吨，换算节约成本1055.1*2513≈265.1万/年。

②P105和循环水风机用能计算。蜡油直供改造投用后，提升泵P105作为直供泵，增加电耗，P105功率为90kW，年开工数为8400小时，用电量约为90*8400=756000kWh=756000度电，每度电成本约为0.56元，计算增加成本756000*0.56=423360元=42.3万/年。

为提升减压真空度循环水场风机启运，增加装置电耗，风机功率为180kW，风机运行时间为90天。用电量约为180*90*24*0.56=21.7万元。

③装置总拔提高带来的效益。通过调整及蜡油直供后，相对调整前，蜡油拔出率提高0.5%～1.6%，按提高1.0%进行计算，若装置全年加工曹妃甸/勃中原油按300万吨计算，全年可多回收约30000吨蜡油，若减压蜡油与渣油差价按150元/吨计算，全年可带来约450万元的经济效益。

④装置总拔提高带来的效益。节省经济效益：蜡油供料温度提高（265.1万/年）、装置蜡油收率提高带来的经济效益（450万/年）；需支出的费用：蜡油热供泵电耗（42.3万/年）；需支出的费用：循环水风机电耗（21.7万/年）；总体经济效益=265.1+450-42.3-21.7=651.1万元/年。

8 投资回报率

项目总预算32.89万元，大部分为材料费及安装费用，建设投资费用约占总费用的83.3%，其他费用主要为固定资产投资费用及预备费约占总费用的16.7%。

经计算总体经济效益=265.1+450-42.3-21.7=651.1万元/年，投资回报周期为0.6个月。

9 技术应用和产业化前景

Ⅱ常常减压装置蜡油直供改造及生产调整，现场实际应用好，经济效益明显，在后续生产操作中，可继续优化调整，在满足输送管线设计温度的前提下，尽可能提高蜡油加氢供料温度。对于需要进行热供项目项目改造装置具有较好的示范和指导意义。对于同类型工艺改造具有实例参考意义，对于新建装置在热供系统设计具有参考意义。