论文部分内容阅读
【摘要】重油催化油浆系统长周期运行优化改造，节能节水
【关键词】油浆系统 热水流程 优化改造 长周期
重油装置在重油转化和炼油厂经济效益中占居重要地位，长周期安全平稳运行则是提高催化装置经济效益的重要途径。装置长周期平稳运行的实现是一项系统工程，它反映工程设计、设备制造、施工建设和生产管理等各个环节的完善程度，它体现着催化裂化技术的整体水平。影响长周期运行的因素大致可分为原料性质及工艺操作条件、设备、辅助动力系统（包括水、电、汽、风）和人为因素等。
1 装置概况
1.0Mt/a催化裂化装置是在原0.6Mt/a重催装置基础上改造而成，改造过程中采用了洛阳设计院FDFCC-Ⅰ工艺技术
重油提升管反应器的原料为大庆常压渣油，设计规模为1.0Mt/a，汽油提升管反应器的原料是1.8Mt/a ARGG装置的稳定汽油，设计规模为0.36Mt/a。装置的主要产品为液态烃、低烯烃汽油和轻柴油，副产品为干气和油浆。
2 油浆系统长周期运行措施
该装置经过8年的运行，经历了停电、停水、停汽、催化剂破损大量跑剂等事故的考验，油浆系统仍保持良好的运行状态。现针对装置分馏油浆系统，探讨油浆系统长周期平稳运行经验。
2.1 保证油浆阻垢剂的加入量
自从2003开工以来我分馏油浆系统就一直保证了油浆阻垢剂加入，加入量为25PPM（对重油进料）。
2.2 分馏塔底温度低
在这个周期分馏塔底温度一直控制在330-340之间，分馏塔底温度高会使油浆在塔底结焦。
2.3 保证油浆循环量
自2003年开工以来我装置的油浆系统一直保持最大循环量，在分馏塔底不超温的情况下，保证了油浆上返塔的量，使催化剂粉末完全洗涤下来，保证了分馏塔盘不被催化剂粉末堵塞。
2.4 定期切换油浆泵
我们装置油浆泵保证了一月一次的切换，防止了备用油浆泵长期不运行，油浆中的催化剂粉末和焦炭沉积在泵体及管线中，致使启泵后油浆循环量达不到使用要求。
2.5 分馏塔底液面低
在这个周期里，塔底液面由原来的30—70%范围改为30-50%，尽可能减少油浆在塔底的停留时间，有效的防止油浆在塔底结焦。
2.6 保证油浆外甩并保持一定的外甩量不做大幅度调节
保证油浆外甩量是为了降低油浆固体含量，同时降低了油浆的密度；不做大幅度调节是因为外甩量忽大忽小会使油浆中的催化剂粉末和焦炭在冷却器和管线中沉积，致使外甩不畅，影响装置的正常运行。
2.7 油浆系统各手阀不限量
在正常操作中油浆系统各手阀一直在全开状态，以防止油浆中的催化剂粉末磨损各手阀阀板，致使各手阀关不严，特别是泵出入口阀门。
2.8 保证油浆蒸汽发生器的发汽量
在正常操作中，保证油浆发汽量可以使油浆在换热器中保持一定的流速不变，使换热器一直处于良好的使用状态，减少油浆在换热器的停留时间，以减少结焦。
2.9 原料预热温度和雾化蒸汽
在这个周期里，原料预热温度一直不低于180度，雾化蒸汽的比例按原料的5%调节，并且保证了雾化汽的温度大于原料预热温度，
2.10 加强了操作员的技能培训
针对结焦问题对反应及分馏操作员的岗位培训，使每个操作员对结焦部位、结焦原因以及防焦措施有了深刻的了解，在日常操作中能够及时发现问题，并采取相应的措施处理。
3 优化热水流程
装置在检修时对热水流程进行了优化改造，改造后使用情况良好。采暖和伴热温度能满足生产和生活需要。
3.1 改造内容
将装置采暖和伴热由原来蒸汽加热器E1502B出口引出改为E1502B入口引出，这样装置采暖和伴热用热水不经过加热器加热，将使装置采暖和伴热用热水温度由加热器E1502B出口的115℃降至入口的105℃，既可解决装置采暖和伴热由于温度高而引起的伴热线产生气阻导致伴热不畅的问题，又可降低加热蒸汽用量，并可杜绝伴热线高点放空现象，从而节约能源。
3.2 投用时间及投用效果
该项目投用后，装置采暖和伴热用热水温度由加热器E1502B出口的115℃降至入口的105℃，解决了装置采暖和伴热由于温度高而引起的伴热线产生气阻导致伴热不畅的问题，又降低了加热蒸汽用量，并杜绝了伴热线高点放空现象，从而节约了能源。3.3 投资情况及效益分析
该项目主要是降低采暖和伴热温度，装置采暖和伴热用热水温度由原来的115℃降至改造后的90℃，同时节约大量的能源。（采暖期按180天计算）。
（1）E1502AB加热蒸汽用量由原来的14t/h降低至改造后的11t/h。每吨1.0MPA蒸汽价格为138元。经济效益为：（14-11）*24*180*138=178.848万元。
（2）改造前热水高点排放的蒸汽量为0.5 t/h。低压除氧水价格为17元/吨。经济效益为：0.5*24*180*17=3.672万元
合计年经济效益为：178.848+3.672=182.52万元。
4 增加大流量热水泵
检修时将热水泵P1501A更换为大流量热水泵。我装置与气体分馏装置实施热水联合，但是由于气分回水与采暖伴热回水需要E1501AB冷却（85℃降至70℃），而与各路油品换热后的热水需要E1502AB加热（由105℃加热至115℃）。换热网络和用能存在不合理现象，可通过增加大功率热水泵和气分车间塔底重沸器改型增加换热面积实现热水系统的优化运行。热水流量增加后（从420t/h（冬天650t/h）增加到800t/h），可使E1201出口油气温度进一步下降，减小E1202和E1203冷却负荷，解决因富气温度高而造成气压机运行不安全的生产瓶颈问题；热水从E1204取热量增加，进一步降低顶循系统E1205AB冷却负荷，降低顶循环油返塔温度，利用顶循流量和温度控制塔顶温度，从而取消冷回流，有效降低了系统的负荷；增加了从E1207柴油中的取热量，可节约E1208风机电能和E1209循环水用量；由于热水量大，热水取热量增加，而气分装置用热量一定，因此可降低去气分热水温度，因此减少加热蒸汽和冷却水用量。
本项目节约1.0MPa低压蒸汽消耗8000吨/年，节约循环水120万吨/年，节电16万千瓦时/年，单装置炼油综合能耗下降0.64个单位。
总之，合理改造是提高设备高效运行的重要途径，平稳操作是在已有硬件条件下实现装置长周期安全运行的重要手段。只有不断提高检修质量，加强设备技术及运行管理，优化工艺操作，采用先进技术，彻底消除“瓶颈”问题，合理利用资源能源，催化装置安全、稳定、长周期运行的目标就一定能够实现。
【关键词】油浆系统 热水流程 优化改造 长周期
重油装置在重油转化和炼油厂经济效益中占居重要地位，长周期安全平稳运行则是提高催化装置经济效益的重要途径。装置长周期平稳运行的实现是一项系统工程，它反映工程设计、设备制造、施工建设和生产管理等各个环节的完善程度，它体现着催化裂化技术的整体水平。影响长周期运行的因素大致可分为原料性质及工艺操作条件、设备、辅助动力系统（包括水、电、汽、风）和人为因素等。
1 装置概况
1.0Mt/a催化裂化装置是在原0.6Mt/a重催装置基础上改造而成，改造过程中采用了洛阳设计院FDFCC-Ⅰ工艺技术
重油提升管反应器的原料为大庆常压渣油，设计规模为1.0Mt/a，汽油提升管反应器的原料是1.8Mt/a ARGG装置的稳定汽油，设计规模为0.36Mt/a。装置的主要产品为液态烃、低烯烃汽油和轻柴油，副产品为干气和油浆。
2 油浆系统长周期运行措施
该装置经过8年的运行，经历了停电、停水、停汽、催化剂破损大量跑剂等事故的考验，油浆系统仍保持良好的运行状态。现针对装置分馏油浆系统，探讨油浆系统长周期平稳运行经验。
2.1 保证油浆阻垢剂的加入量
自从2003开工以来我分馏油浆系统就一直保证了油浆阻垢剂加入，加入量为25PPM（对重油进料）。
2.2 分馏塔底温度低
在这个周期分馏塔底温度一直控制在330-340之间，分馏塔底温度高会使油浆在塔底结焦。
2.3 保证油浆循环量
自2003年开工以来我装置的油浆系统一直保持最大循环量，在分馏塔底不超温的情况下，保证了油浆上返塔的量，使催化剂粉末完全洗涤下来，保证了分馏塔盘不被催化剂粉末堵塞。
2.4 定期切换油浆泵
我们装置油浆泵保证了一月一次的切换，防止了备用油浆泵长期不运行，油浆中的催化剂粉末和焦炭沉积在泵体及管线中，致使启泵后油浆循环量达不到使用要求。
2.5 分馏塔底液面低
在这个周期里，塔底液面由原来的30—70%范围改为30-50%，尽可能减少油浆在塔底的停留时间，有效的防止油浆在塔底结焦。
2.6 保证油浆外甩并保持一定的外甩量不做大幅度调节
保证油浆外甩量是为了降低油浆固体含量，同时降低了油浆的密度；不做大幅度调节是因为外甩量忽大忽小会使油浆中的催化剂粉末和焦炭在冷却器和管线中沉积，致使外甩不畅，影响装置的正常运行。
2.7 油浆系统各手阀不限量
在正常操作中油浆系统各手阀一直在全开状态，以防止油浆中的催化剂粉末磨损各手阀阀板，致使各手阀关不严，特别是泵出入口阀门。
2.8 保证油浆蒸汽发生器的发汽量
在正常操作中，保证油浆发汽量可以使油浆在换热器中保持一定的流速不变，使换热器一直处于良好的使用状态，减少油浆在换热器的停留时间，以减少结焦。
2.9 原料预热温度和雾化蒸汽
在这个周期里，原料预热温度一直不低于180度，雾化蒸汽的比例按原料的5%调节，并且保证了雾化汽的温度大于原料预热温度，
2.10 加强了操作员的技能培训
针对结焦问题对反应及分馏操作员的岗位培训，使每个操作员对结焦部位、结焦原因以及防焦措施有了深刻的了解，在日常操作中能够及时发现问题，并采取相应的措施处理。
3 优化热水流程
装置在检修时对热水流程进行了优化改造，改造后使用情况良好。采暖和伴热温度能满足生产和生活需要。
3.1 改造内容
将装置采暖和伴热由原来蒸汽加热器E1502B出口引出改为E1502B入口引出，这样装置采暖和伴热用热水不经过加热器加热，将使装置采暖和伴热用热水温度由加热器E1502B出口的115℃降至入口的105℃，既可解决装置采暖和伴热由于温度高而引起的伴热线产生气阻导致伴热不畅的问题，又可降低加热蒸汽用量，并可杜绝伴热线高点放空现象，从而节约能源。
3.2 投用时间及投用效果
该项目投用后，装置采暖和伴热用热水温度由加热器E1502B出口的115℃降至入口的105℃，解决了装置采暖和伴热由于温度高而引起的伴热线产生气阻导致伴热不畅的问题，又降低了加热蒸汽用量，并杜绝了伴热线高点放空现象，从而节约了能源。3.3 投资情况及效益分析
该项目主要是降低采暖和伴热温度，装置采暖和伴热用热水温度由原来的115℃降至改造后的90℃，同时节约大量的能源。（采暖期按180天计算）。
（1）E1502AB加热蒸汽用量由原来的14t/h降低至改造后的11t/h。每吨1.0MPA蒸汽价格为138元。经济效益为：（14-11）*24*180*138=178.848万元。
（2）改造前热水高点排放的蒸汽量为0.5 t/h。低压除氧水价格为17元/吨。经济效益为：0.5*24*180*17=3.672万元
合计年经济效益为：178.848+3.672=182.52万元。
4 增加大流量热水泵
检修时将热水泵P1501A更换为大流量热水泵。我装置与气体分馏装置实施热水联合，但是由于气分回水与采暖伴热回水需要E1501AB冷却（85℃降至70℃），而与各路油品换热后的热水需要E1502AB加热（由105℃加热至115℃）。换热网络和用能存在不合理现象，可通过增加大功率热水泵和气分车间塔底重沸器改型增加换热面积实现热水系统的优化运行。热水流量增加后（从420t/h（冬天650t/h）增加到800t/h），可使E1201出口油气温度进一步下降，减小E1202和E1203冷却负荷，解决因富气温度高而造成气压机运行不安全的生产瓶颈问题；热水从E1204取热量增加，进一步降低顶循系统E1205AB冷却负荷，降低顶循环油返塔温度，利用顶循流量和温度控制塔顶温度，从而取消冷回流，有效降低了系统的负荷；增加了从E1207柴油中的取热量，可节约E1208风机电能和E1209循环水用量；由于热水量大，热水取热量增加，而气分装置用热量一定，因此可降低去气分热水温度，因此减少加热蒸汽和冷却水用量。
本项目节约1.0MPa低压蒸汽消耗8000吨/年，节约循环水120万吨/年，节电16万千瓦时/年，单装置炼油综合能耗下降0.64个单位。
总之，合理改造是提高设备高效运行的重要途径，平稳操作是在已有硬件条件下实现装置长周期安全运行的重要手段。只有不断提高检修质量，加强设备技术及运行管理，优化工艺操作，采用先进技术，彻底消除“瓶颈”问题，合理利用资源能源，催化装置安全、稳定、长周期运行的目标就一定能够实现。