辽河石化原油延迟焦化装置加工不同原料的工况分析及优化

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1、辽河石化原油延迟焦化装置加工不同原料的工况分析及优化张东明张英（中国石油辽河石化分公司科技信息处，辽宁盘锦，124022）摘要：介绍辽河石化公司原油延迟焦化装置投产后，加工辽河油田的超稠原油、减粘渣油以及常压渣油等原料油的生产情况，通过对装置运行状况全面总结，与常规延迟焦化装置相比较，重质原油直接延迟焦化装置在设计上和实际运行过程中表现突出，对原料的性质和加工能力适应能力较强，能够加工性质同原设计相差较大的多种重质原油、渣油，且运行平稳，产品质量合格，装置运转灵活，操作弹性大；文中对优化原油焦化运行工况进行了初步探讨。主题词：辽河超稠原油减粘渣油常压渣油延迟焦化1 前言近年来，世界原油的重质化

2、趋势在明显加快。在原油质量变重、变差的同时，对发动机燃料和化工轻油的需求量却逐年增加，而且对其质量要求日趋苛刻，同时环境保护法规也在不断强化。因此发展重质、劣质原油深度加工，增产优质轻质石油产品，已成为全世界炼油工业，特别是我国炼油工业的重大课题。延迟焦化由于对原料适应性强，可以加工各种高沥青质、高金属含量的渣油，已成为炼厂重油轻质化的重要手段，延迟焦化装置因此也成为各个炼厂降低原油采购成本、提高经济效益的重要装置。作为中国石油公司重油加工基地之一的辽河石化分公司对超稠油采用延迟焦化的加工工艺，并于2004年建成了1.0Mt/a的超稠油延迟焦化装置，现在装置已运行36个月，运行良好，焦化车间对

3、装置加工不同原料的工艺参数进行了摸索、优化，取得了可喜的成绩。2 重质原油直接延迟焦化实验2002年辽河石化以辽河超稠油为原料进行了重质原油直接延迟焦化的中型试验。原料油经加热炉加热到500后进焦炭塔进行焦化反应，焦炭塔压力控制为0.17MPa由于辽河超稠油的性质太差，为缓解加热炉炉管结焦，注水量从常规焦化的1.5%提高到2.0%，循环比选择为0.92。延迟焦化工艺是一个相当成熟的重油加工工艺，反应温度、操作压力的操作弹性受到装置设计及选用材质的制约，不可能有大的变动，因而循环比就成为唯一的可以有较大变化的操作参数另外，以辽河超稠油为原料进行延迟焦化所得蜡油性质很差，很难选择合适的下游加工工艺

4、，故试验采用了大循环比。实验结果见表1。表1重质原油直接延迟焦化实验产品分布表项目单位循环比0.92循环比0.4差值气体w%9.437.511.92汽油w%16.6713.233.44柴油w%43.2635.287.98蜡油w%3.8219.08-15.26焦炭w%26.8224.91.92总液收w%63.7567.59-3.843辽河石化原料的性质辽河石化从2001年起对辽河超稠油及其减压渣油的性质进行研究，辽河超稠油及其减压渣油的性质分别见表2和表3。20042007年对辽河大混合原油及其常压渣油、大庆原油及其常压渣油的性质进行研究。从表2可以看出，辽河超稠油密度大、粘度大、酸值高、氮含量

5、高、重金属含量高；轻质油收率低，其中汽油储分收率为0,60Cw%88.98Hw%9.83H/C（原子比）1.1Sw%0.49Nw%0.83饱和一w%一芳姓w%一胶质w%57.9沥吉质w%5.2Nig/g123Vug/g2.3Nag/g20.4Alpg/g6.5Fepg/g73Cupg/g0.3Capg/g400表4其它原料油性质;条件实际值项目单位辽河大混合原油蒸储渣油大庆原油蒸储渣油辽河大混合油密度，20ckg/m3964.9906.8935.4运动粘度80Cmm/s885.547.0183.21运动粘度100cmm/s225.8222.97闪点(开口)C208226184残炭W%12.98

6、5.2210.39水分W%痕迹痕迹痕迹酸值mgKOH/c1.4640.32.88凝点C28408灰分w%0.110.0050.05Sw%0.266410.33000.1813族组成饱和姓w%41.7862.9芳姓w%27.4319.75胶质+沥青质w%26.86+3.2116.49+0.8617.39+4.58金Nimg/Kg101.116.784.8Namg/Kg23.39.311.7属Femg/Kg28.110.125.11Camg/Kg45.31.44.6储初储点C277.52055%C380.310%c414.1381程50%c588.3526大混合原油与超稠原油相比较，密度为935.

7、4kg/m3(20C),较超稠原油小，粘度为403.7mnm/s(50c),较超稠原油小，凝点为8c,较超稠原油的低很多，酸值为2.88mgKOH/g,较超稠原油的5.50mgKOH/g低，金属Ni含量为84.8仙g/g,较超稠原油的80.3仙g/g高，硫含量为1813仙g/g,较超稠原油的3698仙g/g低，胶质、沥青质含量略高，残炭略高，金属Fe含量略高，Na含量略低，按原油关键馏分分类，该原油属于环烷-中间基原油。从原油性质可以看出，该原油不宜进入我公司沥青生产系统。焦化加工时，反应温度比加工超稠油时略高。大混合原油常压渣油与大庆原油蒸馏常压渣油相比较，密度大，为964.9kg/m3（2

8、0），粘度大，为885.5mm2/s（80），硫、氮含量略高，胶质、沥青质含量高，分别为26.86m%、3.21m%，饱和烃含量低，为41.78%，残炭含量高，为12.98%，灰分含量高，为0.11%，金属Fe、Ni、Na含量高，分别为28.1g/g、101.1g/g、23.3g/g。从性质分析可以看出，大混合原油常压渣油不宜作为催化裂化原料，考虑作为焦化原料加工。4 超稠油延迟焦化装置加工不同油品运行情况辽河石化100万吨/年重质原油直接延迟焦化装置及系统配套工程由中国石化工程建设公司设计，中国石油天然气第一建设公司承建，2002年11月份开始项目设计，2003年7月份破土动工，2004年7

9、月20日进行中交，2004年9月20日一次投料开车成功，9月22日第一塔石油焦顺利出炉，并且实现了无泄漏运行。重质原油直接延迟焦化装置由电脱盐系统、焦化系统和压缩吸收脱硫系统组成。电脱盐系统主要包括原油换热部分、电脱盐部分、化学药剂配置部分；焦化系统主要包括原料油换热部分、加热炉部分、焦炭塔部分、分馏塔及换热部分、冷切焦水处理部分、焦炭塔的密闭放空部分、高压水泵及水力除焦部分、焦炭的装运部分；压缩吸收脱硫系统主要包括焦化富气的压缩部分、柴油吸收部分、干气脱硫部分。延迟焦化主要设备包括加热炉、焦炭塔、分馏塔、压缩机和除焦系统。图1为重质原油直接延迟焦化装置原则流程图。重质原油直接延迟焦化装置实现

10、了长周期、平稳运行，保证了装置加工的原料和产品方案的灵活调节。在装置实际运行过程中既克服了辽河超稠油直接进行延迟焦化加工的难点，同时也突出了重质原油直接延迟焦化技术的先进性。4.1 主要操作条件及优化探讨4.1.1 大循环比操作重质原油直接延迟焦化装置设计循环比为0.74（相对于分储进料），目的是通过对原料的稀释降低加热炉进料的残炭、沥青质和胶质的含量，减少加热炉炉管结焦，同时提高汽、柴油的收率，降低蜡油的收率。在实际运行过程循环比控制在0.50.6,超稠油与循环比为0.55时加热炉进料的残炭和族组成对比见表10。表5超稠油与加热炉进料族组成对比表项目单位超稠油循环比0.55时加热炉进料残炭W

11、%13.928.99饱和姓W%37.347.7芳姓W%35.434胶质+沥吉质W%27.318.3从表10中可以看出，当装置循环比为0.55时，加热炉进料的残炭、胶质和沥青质含量明显降低，尤其是残炭的降低有效抑制了加热炉炉管结焦的倾向，实际运行过程中加热炉炉管未发现结焦的迹象。4.1.2 重质原油直接延迟焦化装置物料平衡辽河石化重质原油直接延迟焦化装置自开工以来，装置加工的原料在不断的变化，除加工辽河超稠油外，还掺炼了辽河大混合原油、常压渣油、北沥渣油、鞍炼渣油、厂内污油、进口多巴原油和中海原油。表6加工不同原料的产品分布表1物料名称减粘渣油大混合油常压渣油纯超稠油超稠掺大混合油大庆原油常渣油

12、原料28382913318829452977甩油5524492431干气177162187155127液化气2232302048汽油250167261318405柴油11881228155514671426蜡油428443399412576焦炭728839765710427液收65.7563.0969.4875.2880.85表7加工不同原料的产品分布表2物料名称超稠油掺炼东常渣超稠油掺多巴油（2:1）超稠油掺多巴油（1:1）超稠油掺中海油（2:1）北沥渣油原料28593337321432262505汽油261372374421340柴油973137515341126823蜡油45455344

13、5492397干气261247228242242甩油4462677932焦炭858729657617966轻收43.8453.3460.649.146.00液收59.9669.8674.7468.762.00与设计值相比，汽油收率低于设计值，柴油收率与设计值相近，蜡油收率远高于设计值，干气收率略高于设计值，焦炭收率低于设计值，液收高于设计值。产品分布与设计值偏差较大的主要原因是装置设计原料是辽河超稠油，但实际上掺炼了多种不同的原油和渣油，导致产品分布发生变化；装置实际操作循环比控制在0.50.6之间，比设计值0.74低；采取了优化延迟焦化压缩机入口工艺流程，降低分储塔顶至压缩机入口压降的措施，

14、实现了装置低压操作，有利于提高装置液体产品收率。原料（减粘渣油）时处理量为132t/h,即年加工能力为105.6万吨/年，是设计值100万吨/年的105.6%,超过设计负荷。原料（常压渣油）处理量为104t/h,即年加工能力为104.0万吨/年，是设计值100万吨/年的104%超过设计负荷。原料（纯超稠油）处理量为100t/h,即年加工能力为100万吨/年，是设计值100万吨/年的100%达到设计负荷。原料（大混合油）处理量为104t/h,即年加工能力为104万吨/年，是设计值100万吨/年的104%超过设计负荷。循环比最小值为为0.52;最大值为0.677;循环比实现了灵活调节。超稠油中掺炼

15、多巴油时轻收和液收均较高，掺炼东常渣和单独加工北沥渣油时轻收和液收较低。这主要是因为设计加工的原料是以超稠油为主的原油，而且原油经脱盐、预热后直接进入分储塔底部，原油中含有的轻组分在分储塔中分离出来，原油中轻组分含量的多少直接影响产品分布，多巴油含有轻组分相对较多，因此掺炼多巴油时轻收和液收较高，而掺炼渣油时轻收和液收较低。超稠油与大混合油进行混炼后，氢的利用率得到了很大得提高，损失相对较少，受原料含水的影响较大。焦化侧线油收率均超过计划指标，焦炭产率比计划指标稍低，干气产量比计划低。总液收均超过计划指标。装置总液体收率最低为63.62%（大混合油蒸储常压渣油），高于设计值的62.8%。采取的

16、具体措施如下：1在保证装置平稳运行的基础上，降低装置操作压力，提高装置液收，同时焦炭塔顶油气大管线短节定期清焦，确保低反应压力操作；2加热炉出口变温操作进一步完善，及时优化反应温度，保证焦炭塔在不同生焦阶段的反应深度合理化，提高装置液收;3优化小吹汽量，延长小吹汽时间，使老塔内裂化反应程度尽量彻底，瓦斯油全部回收至分储系统；4加强对容易结焦处的监控，保证平稳操作，确保装置平稳运行，避免因操作波动给装置液收造成影响；5根据原料性质变化，优化装置循环比，争取焦化反应轻质油利润最大化；6及时调节分储侧线回流流量、温度，寻找合适的切割点，最大限度的提高液体收率。通过生产实践证明，辽河石化的重质原油直接

17、延迟焦化装置可以加工不同种类的重质原油，原油性质可以由较轻的多巴油变化到劣质的辽河超稠油，通过对操作条件的调整能够保证重质原油直接延迟焦化装置在加工不同原料时平稳优化运行。表8加工不同原料的操作条件表1操作条件单位超稠油超稠油掺炼大混合油大混合原油常渣大庆原油常渣减粘渣油原料量t/h125130130125132原料温度C8385868988分储塔底温度C343347356361351油气入塔温度C411409411415415分储塔顶压力Mpa0.100.100.090.100.10分储塔顶温度C100989593100加热炉出口温度c495496498507495加热炉分之流量t/h49.

18、849.751.652.450.4焦炭塔进料温度C479481483492480焦炭塔顶压力Mpa0.160.160.150.150.15焦炭塔顶温度C422420419420424压缩机入口压力Mpa0.070.070.070.070.07脱硫塔顶压力Mpa0.850.850.850.850.85压缩机转速rpm105111011110267974210505表9加工不同原料的操作条件表2操作条件单位超稠油掺炼东常渣超稠油掺多巴油(2:1)超稠油掺多巴油(1:1)超稠油掺中海油(2:1)北沥渣油原料量t/h116141135135125原料温度C8511068988101分储塔底温度C352

19、352358358349油气入塔温度C40642740914114201分储塔顶压力Mpa0.100.090.100.100.09分储塔顶温度C989810410682加热炉出口温度c492；4964974954931加热炉分之流量t/h46.052.452.052.548.8焦炭塔进料温度C485487489487482焦炭塔顶压力Mpa0.1210.120.1310.130.121焦炭塔顶温度C418418420418415压缩机入口压力Mpa0.060.060.060.060.06脱硫塔顶压力Mpa0.850.850.850.850.851压缩机转速rpm1052310287104871

20、016810542如表8中所示，焦炭塔塔顶压力为0.16Mpa,设计值为0.170.20Mpa,略低，适当的降低焦炭塔顶压力可以增加液体收率。焦炭塔设计加工超稠油，进料温度为495C,实际进料温度为495507C,适当的提高进料温度可以提高汽柴油的收率，并可以降低焦炭中的挥发份。分储塔顶压力为0.1Mpa,设计值为0.2Mpa。塔顶温度为100C,设计温度为131C。进分储塔油气温度为411C,低于设计420C,可适当的降低急冷油的注入量，提高油气进分储塔温度。如表8、9中所示，单独加工超稠油炉出口温度控制在495C,生焦时间为24小时；单独加工大庆原油蒸储常压渣油炉出口温度控制在507C,适

21、宜生焦时间为36小时；单独加工辽河大混合原油蒸储渣油炉出口温度控制在498c左右，适宜生焦时间为24小时；单独加工减粘渣油炉出口温度控制在495C,适宜生焦时间为24小时；加工超稠掺大混合油炉出口控制在496C,适宜生焦时间为24小时。单独加工东蒸储常压渣油炉出口温度控制在492C；单独加工北沥渣油炉出口温度控制在493c左右；单独加工多巴油炉出口温度控制在496-498C；单独加工中海油炉出口控制在496Co装置在实际运行过程中，根据超稠油及各种油品的不同调整加热炉出口温度，加热炉出口温度的调整倾向于掺炼油品中所占比例多的油品的炉出口温度。4.1.3 装置能耗重质原油直接延迟焦化装置的设计总

22、能耗为39.12万千卡/吨原料，比中国石油股份有限公司延迟焦化装置的平均能耗25X104千卡/吨原料高了很多，其中燃料消耗为26万千卡/吨原料，占总能耗的66.67%;电消耗为10.869万千卡/吨原料，占总能耗的27.87%,二者相加占总能耗的94.54%。装置设计能耗较高的原因是重质原油直接延迟焦化装置与常规渣油延迟焦化相比，多了电脱盐系统，电脱盐系统的设计能耗为4.27万千卡/吨原料；装置采用的是电动气压机使装置电耗增加5.12万千卡/吨原料；装置采用大循环比操作（设计0.74）,比常规焦化装置操作循环比为0.20.4高很多，致使燃料和动力消耗增大，使得装置的总能耗比常规渣油延迟焦化装置

23、要高；装置采用地面焚烧炉系统使装置能耗增加1.874万千卡/吨原料；原油进装置温度较低，分储塔的过剩热量用于加热原油，导致自产蒸汽量减少。表10综合能耗统计表原料超稠油混合油西常渣东常渣减粘渣油综合能耗（Kg标油/吨原料36.7236.434.1333.2833.6重质原油直接延迟焦化装置实际能耗平均为35.52万千卡/吨原料，比设计值低了3.6万千卡/吨原料，这得益于大量节能降耗措施的实施。根据焦炭质量和原料性质，选择相应的除焦方法，保证高压水泵高效运行，节省耗电量；优化加热炉操作，加热炉的热效率控制在90%以上，降低了燃料消耗；对分储塔顶空冷器和富气入流程进行优化操作，降低流程压降，使得压

24、缩机实际入口压力能够控制在0.05-0.07Mpa（设计0.04Mpa）,压缩机出口压力控制1.0MPa（设计1.3Mpa）,压缩机变频调速控制，焦化车间技术人员根据原料变化优化压缩机运行优化操作条件，加工常压渣油时，将压缩机转速降低，节电效果明显；正常生产过程中不使用反飞动，提高压缩机效率，降低压缩机耗电量；另外优化了电脱盐的操作，将电脱盐的操作压力提高，降低了电流。通过用切焦水补充冷焦水等新鲜水系统技术改造，污水全部回收至冷、切焦系统再利用，减少了系统补充新鲜水的量；降低新鲜水耗量，使新鲜水耗量逐月递减。进一步节能降耗的建议：进一步优化焦炭塔操作，降低蒸汽消耗；在适当部位采用变频调速技术，

25、降低电耗；采用热联合。5 结论5.1 在国内首次实现了真正意义上的重质原油直接焦化，技术成熟可靠，达到了世界先进水平；5.2 对原料的性质和加工能力适应能力较强，能够加工性质同原设计相差较大的多种重质原油、渣油，且运行平稳，产品质量合格，装置运转灵活，操作弹性大；5.3 优化焦化富气压缩机入口前的工艺流程，降低分馏塔顶富气至压缩机入口压降，实现装置低压操作，有利于提高液体收率，同时降低了装置电耗；6 结束语100万吨/年延迟焦化装置加工不同原料油的过程中，在处理量、产品质量和收率、公用工程消耗和能耗等方面都达到或好于设计预期值，技术水平达到国内先进水平，为辽河石化公司创造了较好的经济效益。参考文献1 倪红.世界油气资源现状分析.石油化工动态2000,008(005)：692 朱煜.21世纪中国石化工业展望.中国石油化工，2000，29(12)9469513 张峰.辽河油田超稠原油延迟焦化的研究.天然气与石油，2004,22(2):50524 姜文程刚赵玉军等苏丹稠油的延迟焦化.炼油技术与工程，2005，35(4):68