蒸馏装置标定报告

中国石化湛江东兴石油企业有限公司 炼油改扩建工程 一联合 500×104t/a常减压蒸馏装置 标定报告 173031D1201A 中国石化集团洛阳石油化工工程公司 中国石化湛江东兴石油企业有限公司 二零零六年三月 中国石化湛江东兴石油企业有限公司 500 万吨/年常减压装置改造 标定报告 第 1 页 目 录 1. 概述.................................................................................................................. 2 2. 装置标定说明.................................................................................................. 6 3. 原油及产品质量分析数据 ............................................................................. 7 4. 物料平衡........................................................................................................ 14 5. 操作条件........................................................................................................ 15 6. 热平衡............................................................................................................ 23 7. 设备工艺计算................................................................................................ 32 8. 公用工程消耗与能耗.................................................................................... 44 9. 标定结果分析................................................................................................ 45 10. 结束语.......................................................................................................... 47 中国石化湛江东兴石油企业有限公司 500 万吨/年常减压装置改造 标定报告 第 2 页 1. 概述 1.1装置概况 中国石化湛江东兴石油企业有限公司 500×104t/a 常减压装置是由洛阳石化工 程公司总承包的一套大型常减压蒸馏装置。该装置于 2004年 12月中交，2005年 3 月投产。 1.1.1装置建设规模和组成 中国石化湛江东兴石油企业有限公司常减压装置的 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 规模为 500×104t/a，装 置年开工时数为 8400小时。装置主要由原油电脱盐部分、原油换热部分、初馏及常 压蒸馏部分、减压蒸馏部分、轻烃回收部分、石脑油碱洗水洗部分、液化气碱洗水 洗部分、减粘部分和三注部分组成。 1.1.2原料和产品 常减压装置原设计加工加工利比亚（Es.Sider）和尼日利亚（Brass River）原油 的混合原油，混合比例为 46：54。主要产品：干气、液化气、异构化料、重石脑油、 柴油、加氢蜡油、催化蜡油、催化渣油和减粘渣油。 1.1.3主要技术 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 1.1.3.1工艺流程采用初馏-常压-减压蒸馏-减粘-轻烃回收-石脑油碱洗水洗及液 化气碱洗水洗工艺流程。 1.1.3.2采用无压缩机回收轻烃技术 轻烃回收部分采用无压缩机回收轻烃技术，即初馏塔提压操作，控制初顶回流 罐基本不排气，使液化气组分被初顶油吸收。 1.1.3.3采用负荷转移技术 按照中国石化集团公司要求，装置要充分利用胜利油田有限公司石化厂停建的 常减压装置闲置的设备。 由于胜利石化厂停建的常减压装置常压塔规格为 Ø5000×52974 mm，经核算 按常规操作方案不能满足 500 万吨/年加工规模的需要，而作为初馏塔的常压塔 （Ø4200×49516 mm）塔径较富裕，因此原设计采用“负荷转移技术”，即适当提高 初馏塔入塔温度（约 248℃），将石脑油组分尽量从初馏塔拔出，利用初馏塔高度高， 塔盘多的优势，设置两条初侧线，初侧一线控制干点 165℃（约 34t/h），主要为石脑 油组分，送至轻烃回收部分；初侧二线（约 42t/h）送至常压塔，在常一中返回处合 中国石化湛江东兴石油企业有限公司 500 万吨/年常减压装置改造 标定报告 第 3 页 并进入常压塔，初馏塔拔出率约为 21.7%，这样既减少了常压炉负荷又使常压塔汽 液相负荷分布相对趋于均匀，从而保证胜利石化厂闲置的 Ø5000×52974 mm常压塔 在通过采用高性能塔内件的条件下可以满足 500万吨/年混合原油加工能力的要求。 此外，抽出常四线进入减压塔，以减少减压炉的负荷。 1.1.3.4常顶采用热回流 常压塔采用热回流，常顶油气经换热冷却至 90℃进热回流罐，分出的冷凝油 一部分作为回流返回常压塔，另一部分送至轻烃回收部分系统的异构化料分离塔， 油气经进一步冷凝冷却至 40℃进产品罐。 1.1.3.5常压塔等采用高性能塔板 初馏塔、常压塔、脱丁烷塔和异构化料分离塔等塔类，采用清华泽华公司的高 性能塔内件-ADV 塔盘，以提高塔盘效率和产品分离精度，满足装置加工能力的要 求。 1.1.3.6减压塔采用规整填料和塔板混合型内件 减压塔利旧胜利石化厂减压塔，其规格为 Ø4600/Ø7400/ Ø8200/ Ø4200×46022 mm（塔体已制造完成，并安装在现场，但无内件），由于装置加工轻质原油，常压 部分拔出率高，该塔塔径相对较为富裕，因此，该塔在综合考虑技术先进、能耗节 约和降低投资等方面的条件下，采用规整填料和塔板混合塔内件。 经过招标采用格利奇公司 GEMPAK-1.5A、2A 规整填料和 LSV-1 型浮阀塔板 混合型塔内件，保证减压塔全塔压降≯30mmHg，同时满足减一线生产柴油的质量 要求。 此外，减压塔还采用了以下技术。 减压塔进料口采用环型进料分布器，使上升气体均匀分布，减少雾沫夹带，减 少产品中沥青质、胶质的含量，提高产品质量。 减压塔底、减压炉管注入适量蒸汽，提高炉出口汽化量，提高产品质量。 采用减压炉管吸收热胀量技术，减少转油线压降和温降，降低减压炉出口温度。 塔顶抽空系统设置 2组 3级蒸汽抽空器使塔顶残压达到 20mmHg。 采用 Ø1800mm低速转油线。 1.1.3.7采用两级电脱盐 一级电脱盐罐规格为φ3200×22500（切线），采用国产高速交直流电脱盐技术 中国石化湛江东兴石油企业有限公司 500 万吨/年常减压装置改造 标定报告 第 4 页 （长江电脱盐设备公司专利），该罐采用四层水平板，设有三个高效电场，较国外的 高速电脱盐技术增加了一个弱电场和一个高强电场油水界位控制系统采用射频导纳 油水界面仪，并设有防爆低液位安全开关。 二级电脱盐罐规格为 Ø4200×25000（切线），采用低速电脱盐技术。 1.1.3.8采用先进技术提高加热炉效率 设置管束式空气预热器和前置热油式预热器，降低排烟温度，回收烟气余热。 辐射室底部采用底烧油气联合燃烧器，均匀布置。燃烧器采用低氧化氮技术， 多次供风分级燃烧方式。 采用超声波吹灰设施，保持加热炉长周期高效率运转。 通过采用上述技术，加热炉的效率可达 90%。 1.1.3.9采用延迟减粘工艺 减压渣油的减粘采用延迟减粘技术，设置两台减粘反应器，规格为 Ø3000× 22000 mm（切线）。减粘闪蒸塔 1座，规格为 Ø3000×22000 mm（切线）内设筛孔 塔盘 3层。 1.1.3.10作为产品的石脑油、液化石油气采用碱洗、水洗工艺 常减压装置生产的石脑油一部分作为重整原料送重整装置，另一部分作为产品 出装置。根据湛江东兴石油企业有限公司要求，作为产品的石脑油设置碱洗、水洗 处理措施。 1.1.3.11应用“窄点”换热网络优化技术和采用强化传热设备 （1）“窄点” 换热网络优化技术 综合运用 HENS等传热软件，在采用“窄点” 技术的基础上，对窄点温差、 热量回收率、换热终温及设备投资等方面综合优化，从而获得优化的换热网络。 经济网络窄点温差为 19℃，并通过多种可行的换热流程分析，网络方案基本 结构采用 4-4-2型，即脱前原油 4路、脱后原油 4路及初底油 2路。该网络原油进电 脱盐温度为 135℃，进初馏塔温度为 248℃，初底油换热终温为 290℃。 （2）冷换设备选型 部分新增换热器采用双弓板、波纹管等具有强化传热措施的冷换设备，以提高 传热效率，降低设备投资。 中国石化湛江东兴石油企业有限公司 500 万吨/年常减压装置改造 标定报告 第 5 页 1.2装置开工运转及标定 500万吨/年常减压装置于 2005年 3月 3日投产，3月 5日全部产品合格，顺 利实现了开车一次成功的总承包目标。装置平稳运行至今，主要设备运转正常。 装置于 2005年 10月进行了设计处理量及下限负荷标定。 1.3标定结果 1.3.1 处理量 标定时原油为利比亚埃斯 .锡德尔（Es Sider）原油，标定期间处理量为 583333kg/h，即年加工能力为 490万吨/年，为设计负荷的 98%。这主要是由于标定 期间的原油与原设计原油性质相差较大，原设计为利比亚（Es.Sider）和尼日利亚 （Brass River）原油的混合原油，混合比例为 46：54，其中≤360ºC（原油实沸点蒸 馏数据）为 62.67%，而标定原油≤360ºC（原油实沸点蒸馏数据）为 53.94%，因此 标定期间常压重油比原设计增加了约 23%以上，减压炉负荷已达到上限，因此标定 期间处理能力略低于设计负荷。 1.3.2 产品收率及产品质量 装置总拔出率为 81.26%，其中轻油收率为 54.69%。全部产品满足质量要求。 由于标定期间原油为利比亚埃斯.锡德尔（Es Sider）原油，对应 81.26%的拔出 率，减压拔出已达到 540ºC，远大于原设计减压拔出目标。 1.3.3 能量回收 换热终温 283.5ºC；常压炉根据核算热效率为 89.5%，减压炉热效率为 90%。 1.3.4 装置能耗 装置正常设计为 497.64MJ/t原油（11.89kg标油/t原油），标定期间能耗为 516.86 MJ/t原油（12.345kg标油/t原油）。这主要由以下几方面的原因：标定原油性质较重， 而原换热网络是按利比亚（Es.Sider）和尼日利亚（Brass River）原油的混合原油设 计，减渣及减粘油换热器面积较小，标定期间减渣及减粘油量虽然增加，但受换热 器面积限制其热量未能充分回收，导致冷热公用工程增加，引起燃料耗量及循环水 消耗增加；原油性质较重导致初底泵、常底泵、减底泵等大型机泵电耗增加；减压 塔减二中、减三中取热不合理，导致高温位热源少而低温位热源多，引起冷热公用 工程消耗量增加。 中国石化湛江东兴石油企业有限公司 500 万吨/年常减压装置改造 标定报告 第 6 页 2. 装置标定说明 本次标定从 2005 年 10 月 20 日至 10 月 25 日，共分四个阶段进行。 1、第一阶段（处理量 12980t/d） 20 日 9:00 时装置按 40t/h 的速度提量到 12980t/d（542t/h）,调整操作平稳 后 21 日 9:30 时各单位按标定要求采集好数据。 2、第二阶段（处理量 13800t/d） 21 日 11:00 时装置按 40t/h 的速度提量到装置最大处理(设计处理能力 14280t/d,由于标定原油较设计原油重,使减压炉严重超负荷而达不到标定需要)，维 持平稳操作至 24 日 11:00 时，21 日至 24 日各单位按标定要求采集好数据。 3、第三阶段（处理量 8700t/d） 24 日 11:00 时装置按 50t/h 的速度往装置最低处理量 8568t/d 降量(装置设计 最低处理量为设计负荷的60%),但为确保加热炉进料底线,在标定的原油下装置只能 降到 8700 t/d,维持平稳操作至 25 日 12：00 时，各单位按标定要求采集好数据。 4、第四阶段 标定结束，装置恢复正常处理量，维持平稳操作。 时间 第四阶段第三阶段 第一阶段 50t/h（4h）40t/h（3h） 8500t/d 10000t/d 15720t/d 8700 t/d 12980t/d 14300t/d 13800t/d 24日 11时 500 处理量 t/h 400 300 600 20日 9时 21日 11时 11时 15时 第二阶段 25日 12时 说明:细线为计划标定曲线,粗 线为实际标定曲线. 中国石化湛江东兴石油企业有限公司 500 万吨/年常减压装置改造 标定报告 第 7 页 3. 原油及产品质量分析数据 装置标定期间，加工利比亚埃斯.锡德尔（Es Sider）原油。其一般性质见表 3-1， 设计与标定主要产品馏程对比见表 3-2，主要产品性质见表 3-3。 表 3-1 利比亚原油的一般性质 利比亚原油 API 32 密度（20℃） g/cm3 0.8614 粘度 mm2/s 50℃ 4.216 凝点 ℃ -1 残炭（康氏） m% 2.77 硫 m% 0.37 水 m% 痕量 盐含量 mgNaCl/l 29.7 酸值 mgKOH/g 0.08 灰分 m% 0.06 胶质 m% 5.60 沥青质 m% 1.05 蜡含量 m% 6.05 碳 m% 84.49 氢 m% 13.12 机械杂质 m% - 铁 3.32 镍 6.32 铜 0.24 钒 1.68 铅 0.25 金属含量 ppm 钠 4.31 原油类别 低硫中间基 中国石化湛江东兴石油企业有限公司 500 万吨/年常减压装置改造 标定报告 第 8 页 表 3-2 利比亚原油与原设计混合原油实沸点蒸馏数据对比表 原设计混合原油收率，m% 标定原油收率，m% 序 号 温度℃ 馏分 累积 馏分 累积 1 HK-70 3.89 3.89 3.34 3.34 2 70-95 4.32 8.21 3.58 6.92 3 95-110 3.55 11.76 2.32 9.24 4 110-130 4.27 16.03 3.2 12.44 5 130-150 4.04 20.08 3.43 15.87 6 150-170 4.24 24.32 3.4 19.27 7 170-195 4.35 28.67 4.02 23.29 8 195-220 5.04 33.71 4.34 27.63 9 220-240 4.93 38.64 3.58 31.21 10 240-270 6.18 44.82 5.74 36.95 11 270-300 6.50 51.31 5.57 42.52 12 300-330 6.02 57.33 6.31 48.83 13 330-360 5.34 62.67 5.11 53.94 14 360-390 6.25 68.92 7.38 61.32 15 390-450 7.51 76.43 6.42 67.74 16 450-500 7.35 83.78 9.04 76.78 17 >500 16.22 100.00 23.22 100 中国石化湛江东兴石油企业有限公司 500 万吨/年常减压装置改造 标定报告 第 9 页 表 3-3 液化石油气的性质 分析项目 单位 液化石油气 分析项目 单位 液化石油气 CO V% C2H4 V% 3.03 CO2 V% C3H8 V% SO2 V% C3H6 V% 27.46 H2 V% iC4H10 V% N2 V% nC4H10 V% 69.28 O2 V% H2S V% 1ppm CH4 V% 相对密度 V% C2H6 V% 腐蚀 V% 1b 续表 3-3 异构化料性质 数据来源 设计数据 标定 比重（20℃），g/cm3 735.8 640 收率， m% 3.6 2.61 初镏点 18.7 28 5% 20.4 / 10% 21.8 34 30% 31.1 / 50% 32.5 46 70% 34.2 / 90% 54.6 69 95% 63.2 / 馏程，℃ EP 70.0 82 中国石化湛江东兴石油企业有限公司 500 万吨/年常减压装置改造 标定报告 第 10 页 续表 3-3 石脑油性质 项目 石脑油 数据来源 设计数据 标定 比重（20℃），g/cm3 746.9 728.9 收率， m% 18.3 硫含量，%(m) 0.0145 氮含量，ppm 0.9 腐蚀（铜片 50℃ 3h），级 合格 辛烷值（MON） 51.2 酸度，mgKOH/100ml 0 溴价，gBr/100g 初镏点 27.9 67 5% 90.8 / 10% 98.9 89 30% 105.9 / 50% 115.9 114 70% 128.9 / 90% 144.5 146 95% 151.9 / 馏程，℃ ASTM D86 EP 160.0 164 中国石化湛江东兴石油企业有限公司 500 万吨/年常减压装置改造 标定报告 第 11 页 续表 3-3 柴油性质 数据来源 设计数据 标定 收率， m% 密度（20℃）， g/cm3 833.8 822.7 运动粘度，mm2/s 20℃ 4.33 50℃ 2.32 闪点（闭口），℃ 61 硫含量，mg/kg 0.213 氮含量，mg/kg 腐蚀（铜片 50℃ 3h），级 合格 凝点，℃ -4 酸度，mgKOH/100ml 3.71 苯胺点，℃ 10%残炭，m% 0.008 溴价，gBr/100g 十六烷指数 56.8 IP 135.1 163 5% 182.8 / 10% 195.5 199 30% 220.6 / 50% 246.9 274 70% 282.1 / 90% 341.4 341 95% 354 361 恩氏蒸馏，℃ ASTM D86 EP 369.2 / 中国石化湛江东兴石油企业有限公司 500 万吨/年常减压装置改造 标定报告 第 12 页 续表 3-3 蜡油性质 数据来源 设计数据 标定 密度（20℃），g/cm3 915.5 890.6 运动粘度，mm2/s 80℃ 9.53 100℃ 5.94 硫含量，m% 0.455 氮含量，ppm 658 碱性氮含量，ppm 421.9 凝点，℃ 38 残炭，m% 0.11 Ni 0.1ppm V 0.1 Na 0.2 Al Fe 0.5 Cu 0.1 金属含量，mg/kg Ca IP 235.9 308 5% 303.2 344 10% 330.2 360 30% 379.0 398 50% 403.8 424 70% 460.8 452 90% 494.5 484 95% 508.9 504(97%) 恩氏蒸馏，℃ ASTM D1160 EP 540.1 中国石化湛江东兴石油企业有限公司 500 万吨/年常减压装置改造 标定报告 第 13 页 续表 3-3 减粘渣油性质 数据来源 标定 收率， m% 密度（20℃），g/cm3 976.8 运动粘度，mm2/s 80℃ 736.2 100℃ 236.4 折光率（70℃） 硫含量，m% 0.864 氮含量，m% 碱性氮含量，mg/kg 凝点，℃ 37 酸值，mgKOH/100ml 残炭，m% 17.37 灰分，m% 0.061 续表 3-3 减压渣油性质 数据来源 设计数据 标定 收率， m% 密度（20℃），g/cm3 1008.2 980.3 运动粘度，mm2/s 80℃ 1724 100℃ 457.2 折光率（70℃） 硫含量，m% 0.947 氮含量，m% 碱性氮含量，mg/kg 凝点，℃ 47 酸值，mgKOH/100ml 残炭，m% 16.9 灰分，m% IP 494.6 390 5% 528.3 479 10% 547.8 517 30% 588.3 50% 627.2 70% 90% 95% 恩氏蒸馏，℃ ASTM D1160 EP 中国石化湛江东兴石油企业有限公司 500 万吨/年常减压装置改造 标定报告 第 14 页 4. 物料平衡 装置物料平衡见表 4-1。 装置物料平衡表 表 4-1 流率 名称 收率 wt% ×104t/a t/d kg/h 原料 设计 标定 设计 标定 设计 标定 设计 标定 利比亚原油 100.00 100.00 500.00 490.00 14285.70 14000.00 595240 583333 合计 100.00 100.00 500.00 490.00 14285.70 14000.00 595240 583333 产品 气体+损失 0.44 0.44 2.22 2.16 63.36 61.68 2640 2570 液化气 0.95 1.63 4.75 7.98 135.72 228.00 5655 9500 异构化料 3.60 2.57 18.00 12.60 514.32 360.00 21430 15000 石脑油 16.43 14.06 82.13 68.88 2346.71 1968.00 97780 82000 常一线油 11.76 7.54 58.80 36.96 1679.99 1056.00 70000 44000 常二线油 15.29 10.46 76.44 51.24 2183.99 1464.00 91000 61000 常三线油 13.44 14.23 67.20 69.72 1919.99 1992.00 80000 83000 减顶油 0.13 0.43 0.64 2.08 18.24 59.52 760 2480 减一线油 3.36 3.77 16.80 18.48 480.00 528.00 20000 22000 减二线油 12.42 12.00 62.08 58.80 1773.71 1680.00 73905 70000 减三线油 5.81 10.70 29.04 52.42 829.80 1497.60 34575 62400 减四线油 6.00 3.60 29.99 17.64 856.80 504.00 35700 21000 减压渣油 4.00 11.21 20.00 54.92 571.44 1569.19 23810 65383 减粘凝缩油 0.13 0.27 0.67 1.34 19.20 38.40 800 1600 减粘渣油 6.24 7.10 31.24 34.78 892.44 993.60 37185 41400 合计 100.00 100.00 500.00 490.00 14285.70 14000.0 595240 583333 中国石化湛江东兴石油企业有限公司 500 万吨/年常减压装置改造 标定报告 第 15 页 5. 操作条件 操作条件设计值与标定值对比见表 5-1。 表 5-1 电脱盐操作条件标定数据 项目 位号 设计数据 处理量 13000T/D 处理量 14300T/D 处理量 8700T/D 一级混和阀前 (现场) / 1.6 1.57 1.4 1.44 一级混和阀后 (现场) / 1.4 1.3 1.4 一级电脱盐罐 PICA1081 1.4 1.3 1.4 二级混和阀前 (现场) 1.4 1.3 1.3 二级混和阀后 (现场) 1.31 1.23 1.3 压 力 MPa （a） 二级电脱盐罐 PICA1085 1.28 1.23 1.3 一级电脱盐前 (现场测温) 116 112 126 一级电脱盐后 TI1081 115 111 126 温 度 ℃ 二级电脱盐后 TI1085 112 110 122 一级电脱盐注水 FIC1081 11 13 9 二级电脱盐注水 FIC1501 15 16 12 一级电脱盐注 破乳剂 二级电脱盐注 破乳剂 新鲜水用量 0 0 0 流 量 t/h 汽提净化水用量 15 16 12 中国石化湛江东兴石油企业有限公司 500 万吨/年常减压装置改造 标定报告 第 16 页 表 5-2 初馏塔操作条件 项目 位号 设计数据 处理量 13000T/D 处理量 14300T/D 处理量 8700T/D 顶部 PIC1101 0.34 0.41 0.42 0.36 初顶回流罐 PI1103 0.3 0.26 0.26 0.21 压力 MPa(a) 进料段 PI1102 0.457 0.47 0.41 塔顶 TIC1101 119 126 124.5 127 初顶冷回流 TI1105 40 33 32.1 31.5 初侧一线抽出 TIC1106 160 162 160.5 161 初馏中段返回 TI1107 121 115 115 125 初馏中段抽出 TI1108 171 177 175.5 169 初侧二线抽出 TI1109 207 201 200.5 175 进料段 248 255 250 245 温度 ℃ 塔底(现场) 245 251 246 240 初顶油 FIC1104 54.4 64 68 45 初顶冷回流 FIC1101 57.8 45 48 36 初侧一线 FI1322 34 18 19 5 初侧二线 FIC1103 42 26 28 0 初馏中段 FIC1102 189.6 198 198 170 流量 t/h 初底油 - 464.8 431.5 460 311.5 中国石化湛江东兴石油企业有限公司 500 万吨/年常减压装置改造 标定报告 第 17 页 表 5-3 常压塔操作条件 项目 位号 设计数据 处理量 13000T/D 处理量 14300T/D 处理量 8700T/D 顶部 PIC1141 0.19 0.21 0.22 0.18 常顶回流罐 - 0.16 0.18 0.19 0.17 常顶产品罐 PI1171 0.13 0.173 0.172 0.165 压力 MPa(a) 进料段 PI1127 - 0.24 0.248 0.21 塔顶 TIC1141 140 117 120 128 常顶冷回流 TIC1146 90 71 69.5 81 常顶二级冷 凝油 - 30 26 26 常顶循返回 TI1147 101 57 54 68 常顶循抽出 TI1148 156 134 141 151 常一气相 TI1150 - 172 176 180 常一抽出 TIC1151 196 185 189 196 常一中返回 TI1149 159 166 164 152 常一中抽出 TI1152 219 208 212 220 常二气相 TI1154 - 240 246 229 常二抽出 TI1156 258 248 254 256 常二中返回 TI1153 210 176 179 185 常二中抽出 TI1155 285 255 264 264 常三气相 TI1157 - 300 309 263 常三抽出 TIC1158 325 316 324 316 常四抽出 TI1159 352 304 342 329 进料段 TI1128B 364 340 339 337 温度 ℃ 塔底 TI1145 355 352 351 349 中国石化湛江东兴石油企业有限公司 500 万吨/年常减压装置改造 标定报告 第 18 页 续表 5-3 常压塔操作条件 项目 位号 设计数 据 处理量 13000T/D 处理量 14300T/D 处理量 8700T/D 常顶油 - Q` 26 30 33 常顶冷回流 FIC1141 22.2 5 9.2 12 常顶一级冷凝油 FIC1171 33.3 20 20 20 常顶二级冷凝油 FIC1172 3.15 / / / 常顶循 FIC1142 195.6 120 106 90 常一中 FIC1143 180.1 170 160 139 常二中 FIC1144 289.6 173 175 149 常一线 FI1011 70 40 44 34 常二线 FI1051 91 52 61 27 常三线 FI1071 80 84 83 56 常四线 FIC1145 27.2 4.5 1.5 3.8 流量 t/h 常底油 - 200 256 273 169.9 中国石化湛江东兴石油企业有限公司 500 万吨/年常减压装置改造 标定报告 第 19 页 表 5-4 减压塔操作条件 项目 设计数据 处理量 13000T/D 处理量 14300T/D 处理量 8500T/D 顶部(KPa) -97 -96.09 -96.4 -96.7 增压器出口(现场) （未开） / / / 一级抽空器入口 / -96.21 -96.47 -96.8 一级抽空器出口 / -41 -39 -39 二级抽空器入口 / -81 -81.3 -84.3 二级抽空器出口 / / / / 第一段填料下 -95.8 -96.1 -96.2 第二段填料下 -94.8 -95 -95.1 第三段填料下 -93.4 -93.5 -93.6 第四层塔盘上 -92 -92 -92.1 压力 KPa(表 压) 闪蒸段 -89 -89 -90 塔顶 75 98 93 89 增压器出口(现场测量) 66 65 60 一级抽空器入口 28.6 27 27 一级抽空器出口 136 133 156 二级抽空器入口 30.5 29.1 29.5 二级抽空器出口 171 145 140 减一中返回 50 52 54.3 42.6 减一中及一线抽出 141 171 168 159 减二中返回 175 176 171 186 减二中及二线抽出 255 262 261 248 减三中返回 230 228 220 226 减三中及三线抽出 320 314 310 300 进料段 405 395 394 393 温度 ℃ 塔底 382 376 377 367 中国石化湛江东兴石油企业有限公司 500 万吨/年常减压装置改造 标定报告 第 20 页 续表 5-4 减压塔操作条件 项目 设计数据 处理量 13000T/D 处理量 14300T/D 处理量 8500T/D 炉管注汽 0.5 0.4 0.4 1.0 塔底吹汽 0.5 0.59 0.62 0.46 抽空蒸气 7.4 3.68 3.69 3.66 减顶油 - / 减一中 90.7 82 91 42 减二中 95.7 115 115.6 86 减三中 158.1 129 124 103 减一线 21 21 22 15 减二线 50 68 70 38 减三线 50 60 62.4 44 减四线 35.7 19 21 17 流量 t/h 减压渣油 64.2 90 95.4 58.45 减一中及一线 45 62 47.8 液位 减二中及二线 49 55.6 49 中国石化湛江东兴石油企业有限公司 500 万吨/年常减压装置改造 标定报告 第 21 页 表 5-5 脱丁烷塔操作条件 项目 设计数据 处理量 13000T/D 处理量 14300T/D 处理量 8500T/D 顶部 1.25 1.04 1.05 1.05 塔顶回流罐 - 0.9 0.86 0.9 进料段(现场) 1.9 1.05 1.06 1.06 压力 MPa （绝） 塔底压力(现场) - 塔顶 75 67 65.3 65 顶回流 40 45 42 44 塔底 169 156 163 169 重沸器返回 / 167 167.7 174 温度 ℃ 进料段 124 121 121.7 129 液化气 5.6 9 9.5 5.5 塔顶回流 22.6 30 27 27 流量 t/h 粗石脑油 51.9 55 58.5 39.5 表 5-6 异构化料分离塔操作条件 项目 设计数据 处理量 13000T/D 处理量 14300T/D 处理量 8500T/D 顶部 0.21 0.18 0.18 0.16 塔顶回流罐 - 0.17 0.17 0.14 进料段 - 0.188 0.186 0.17 压力 MPa （绝） 塔底压力(现场) - / / / 塔顶 55 70 68 66 顶回流 40 37 35 34 塔底 141 116 115.5 117 温度 ℃ 进料段 90 87.5 90 89 异构化料 21.4 12 15 12 塔顶回流 11.4 10 4.7 5 流量 t/h 粗石脑油 97.8 80.6 82 52.5 中国石化湛江东兴石油企业有限公司 500 万吨/年常减压装置改造 标定报告 第 22 页 表 5-7 减粘反应器 A操作条件 项目 位号 处理量 13000T/D 处理量 14300T/D 处理量 8500T/D 顶部 PI1404 0.35 0.35 0.35 压力 MPa（绝） 进料段 PI1401 0.59 0.59 0.59 塔顶 TI1403 367 370 362 温度 ℃ 进料段 TI1401 374 376 366 流量 t/h 进料 FIC1226A 42 43 36 续表 5-7 减粘反应器 B操作条件 项目 位号 处理量 13000T/D 处理量 14300T/D 处理量 8500T/D 压力 MPa（绝） 顶部(现场) / / / 塔顶 TI1405 361 363.8 357 温度 ℃ 进料段 363 364 357 流量 t/h 进料 FIC1226A 42 43 36 续表 5-7 减粘闪蒸塔操作条件 项目 位号 处理量 13000T/D 处理量 14300T/D 处理量 8500T/D 压力 MPa（绝） 顶部 PI1402 0.203 0.21 0.195 塔顶 TI1407 322 329 310 进料段 361 363 357 温度 ℃ 塔底 TI1406 357 360 353 进料 FIC1226A 42 43 36 塔顶 FI1402 1.6 1.6 0.75 流量 t/h 塔底 FT1012 40.4 41.4 35.25 中国石化湛江东兴石油企业有限公司 500 万吨/年常减压装置改造 标定报告 第 23 页 6. 热平衡 6.1 初馏塔 初馏塔物流图见图 6-1，初馏塔热平衡计算见表 6-1。 中国石化湛江东兴石油企业有限公司 500 万吨/年常减压装置改造 标定报告 第 24 页 初馏塔热平衡计算 表 6-1 焓值 kcal/kg 物 流 名 称 流 量 kg/h 温 度 ℃ 比 重 D420 气相 液相 热 量 ×104kcal/h 入方： 原油 583330 250 0.8943 152.5 8895.8 合计 583330 8895.8 出方： 初顶气 130 125 141.4 1.8 初顶油 68000 125 0.6528 141.4 961.5 初侧一线 19000 160 0.7576 89.5 170.1 初侧二线 28000 200 0.7858 110.6 309.7 初底油 468200 246 0.8921 134.1 6278.6 合计 583330 7721.7 全塔余热 1174.1 初馏塔中段回流取热 续表 6-1 温 度 ℃ 焓值 回流取热比% 物流 名称 流 量 kg/h 抽出 返回 比 重 D420 抽出 返回 热 量 104kcal/h 设计值 标定值 初顶回流 48000 125 32 0.6528 141.4 19.7 584.2 53.6 46.1 初中段 198000 175 115 0.8056 91.5 57.0 683.1 46.4 53.9 合计 1267.3 100 100 塔顶回流回流比=48000/68000=0.71 初馏塔热平衡误差=(1174.1-1267.3)/8895.8=1.05% 中国石化湛江东兴石油企业有限公司 500 万吨/年常减压装置改造 标定报告 第 25 页 6.2 常压塔 常压塔物流图见图 6-2。 常压塔热平衡计算见表 6-2。 中国石化湛江东兴石油企业有限公司 500 万吨/年常减压装置改造 标定报告 第 26 页 常压塔热平衡计算 表 6-2 焓 值 kcal/kg 物 流 名 称 流 量 kg/h 温 度 ℃ 比 重 D420 气相 液相 热 量 ×104kcal/h 入方： 初底油 468200 360 0.8921 216.4 10131.8 初侧油 28000 200 0.7858 110.6 309.7 水蒸汽 3400 766 260.4 合计 510055 10701.9 出方： 常顶气 200 120 60 1.2 常顶一级油 20000 120 0.7600 60 120.0 常一线油 44000 189 0.8097 97.1 427.24 常二线油 61000 254 0.8351 142.8 871.08 常三线油 83000 324 0.8704 181.2 1503.96 常四线油 1500 342 0.8955 196.7 29.505 常底油 286500 351 0.9536 195 5586.75 水 3400 90 30.6 合计 499600 8570.3 全塔余热 2131.6 常压塔中段回流取热 续表 6-2 温 度 ℃ 焓值 kcal/kg 回流取热比% 物 流 名 称 流 量 kg/h 抽出 返回 比 重 D420 抽出 返回 热 量 104kcal/h 设计值 标定值 常顶回流 9200 120 70 0.7600 60.0 33.6 24.3 8.2 1.4 常顶循 106000 141 54 0.7870 69.9 24.6 480.2 20.8 25.6 常一中 160000 212 164 0.8137 109.5 81.0 456.0 22.5 24.3 常二中 175000 264 179 0.8445 139.4 87.2 913.5 48.5 48.7 合计 1874.0 100.0 100.0 塔顶回流回流比=9200/20000=0.46 常压塔热平衡误差=(2131.6-1874.0)/10701.9=2.41% 中国石化湛江东兴石油企业有限公司 500 万吨/年常减压装置改造 标定报告 第 27 页 6.3 减压塔 减压塔物流图见图 6-3。 减压塔热平衡计算见表 6-3。 中国石化湛江东兴石油企业有限公司 500 万吨/年常减压装置改造 标定报告 第 28 页 减压塔热平衡计算 表 6-3 焓值 kcal/kg 物 流 名 称 流 量 kg/h 温 度 ℃ 比 重 D420 气相 液相 热 量 × 104kcal/h 入方： 常底油 286500 394 0.9536 243.2 6967.7 常四线油 1500 342 0.8955 196.7 29.5 塔底吹汽 400 370 766 30.6 合计 288400 7027.8 出方： 减顶油气 4617 75 409.4 189.0 减一线油 22000 168 0.8697 68.1