【正文】 s] 管內(nèi)冷油流速 Z0（ — ） 。 常壓爐設(shè)計(jì)中的一些經(jīng)驗(yàn)數(shù)據(jù) （ 1）選擇爐型的原則 ① 熱負(fù)荷小于 29MW 時(shí)，首先考慮采用空心圓筒爐； 遼寧石油化工大學(xué)畢業(yè)設(shè)計(jì) (論文 )用紙 41 ② 熱負(fù)荷大于 29MW 時(shí)，可選用爐膛中部排管的圓筒爐或立管立式爐； ③ 處理易結(jié)焦，易堵塞 得介質(zhì)時(shí)，宜用臥管立式爐或無焰燃燒爐。 （ 7）堰長 lw：對(duì)單溢流一般取 lw為（ — ） D對(duì)雙溢流，?。?）D, 其中 D 為塔徑； （ 8）堰上液層高度 how：設(shè)計(jì)時(shí) how應(yīng)大于 6mm， how超過 60— 70mm 用雙溢流型； （ 9）液體在降液管內(nèi)的停留時(shí)間不應(yīng)小于 3— 5s； （ 10）隙液管底隙高度 ho:一般不宜小于 20— 25mm，設(shè)計(jì)時(shí)對(duì)小塔可取 ho為 25— 30mm，對(duì)大塔可取 40mm 左右，最大可達(dá) 150mm； 遼寧石油化工大學(xué)畢業(yè)設(shè)計(jì) (論文 )用紙 40 （ 11）直徑 800mm 以內(nèi)小塔采用整塊式塔板，直徑在 900mm 以上的大塔，通常采用分塊式塔板； （ 12）破沫區(qū)寬度 ws: 當(dāng) D﹤ 時(shí)， ws=60— 70mm； 當(dāng) D﹥ 時(shí)， ws=80— 110mm； （ 13）無效區(qū)寬度 wc：小塔為 30— 50mm，大塔可達(dá) 50— 75mm； （ 14）動(dòng)能因數(shù)后的數(shù)值常在 9— 12 之間； （ 15）開孔率 Φ ，對(duì)常壓塔或減壓塔開孔率在 10— 14%之間； （ 16）充氣因數(shù) ε 0，液相為水時(shí) ε 0=；為油時(shí) ε 0=— ；為碳?xì)浠衔飼r(shí) ε 0=— ； （ 17） Φ 考慮到降液管內(nèi)充氣及操作安全兩種因素的校正系數(shù)。 （ 4） 生產(chǎn)航煤時(shí)，原油的最高加熱溫度為 360— 365℃ 。 （ 2） 中段循環(huán)回流進(jìn)出口溫度差，國內(nèi)多用 80— 120℃ 。 （ 5）側(cè)線汽提塔底溫度 當(dāng)用水蒸氣汽提時(shí)，汽提塔塔底溫度比側(cè)線抽出溫度約低 8— 10℃ 。 （ 4）塔頂溫度 塔頂溫度是塔頂產(chǎn)品在其本身有其分壓下的露點(diǎn)溫度。 遼寧石油化工大學(xué)畢業(yè)設(shè)計(jì) (論文 )用紙 38 側(cè)線溫度的計(jì)算主要用猜測法 ,首先假設(shè)側(cè)線溫度 tm，作適當(dāng)?shù)母綦x體和熱平衡，求出回流量，算得油氣分壓，再求得該油氣分壓下的泡點(diǎn)溫度為 tm′ 。 （ 3）側(cè)線溫度 嚴(yán)格地說，側(cè)線抽出溫度應(yīng)該是未經(jīng)汽提的側(cè)線產(chǎn)品在該處的油氣分壓下的泡點(diǎn)溫度。于是可以作出進(jìn)料在常壓、在汽化段油氣分壓下以及爐出口壓力下的三條平衡汽化曲線，根據(jù)預(yù)定的汽化段中的總氣化率 eF,查得汽化段溫度 tF。 （ 1）汽化段溫度 汽化段溫度就是進(jìn)料的絕熱閃蒸溫度。氣相溫度是該處油氣分壓下的露點(diǎn)溫度，而液相溫度則是其泡點(diǎn)溫度。本次設(shè)計(jì)選用浮閥塔板，其壓力降 為 400— 650 巴。 塔頂操作壓力確定后，塔的各部位的操作壓力也隨之可以計(jì)算得。根據(jù)經(jīng)驗(yàn)，通過冷凝器或換熱器殼程的壓力降一般約 巴 ，使用空冷器時(shí)的壓 降可能稍低些。常壓塔頂產(chǎn)品接受罐在 — 巴的壓力操作時(shí)，常壓塔頂?shù)膲毫?yīng)稍高于產(chǎn)品接受罐的壓力。 常壓塔設(shè)計(jì)的參數(shù)確定 操作壓力的確定 確定操作溫度和壓力條件的主要手段是熱平衡和相平衡計(jì)算。從環(huán)保方面考慮，一般的常減壓裝置的注水水源：是“三頂”排水循環(huán)使用，以達(dá)到減少污水總量。還由于注氨生成的 NHaC1 為固相沉積在塔頂冷凝冷卻設(shè)備中，造成積垢堵塞設(shè)備，注水可以溶解洗滌 NH4Cl。 我們?nèi)壮p壓裝置沒有選用原油注堿工藝，主要是考慮到： (1)原油中鈉離子的增加會(huì)引起二次加工裝置的催化劑中毒，其中特別是對(duì)重油催化裝置影響較大； (2)原油中鈉離子的增加，相應(yīng)的會(huì)使渣油中的鈉離子增加，直接導(dǎo)致焦化裝置石油焦的品質(zhì)下降； (3)過多的鈉離子會(huì)使加熱爐爐管脆化，是一大安全隱患。 (二 )原油注堿 (NaOH) 注堿 (Na0H)作用：與 MgCh、 CaCh 作用生成不水解的 NaC1 以降低塔頂物流的氯化氫 (rE1)。 L 腐蝕率 hnm (一 )提高脫鹽效率，降低 腐蝕性無機(jī)鹽類含量對(duì)原油進(jìn)行脫鹽，是一項(xiàng)根本的防止設(shè)備結(jié)垢和防腐措施，原油中含鹽量與設(shè)備腐蝕成正比 (具體見表 1)。 (4)尋找其它潛在品 在公司系統(tǒng)范圍內(nèi)，積極尋找常壓塔頂系統(tǒng)沖洗水較高品質(zhì)的替代水遼寧石油化工大學(xué)畢業(yè)設(shè)計(jì) (論文 )用紙 33 源，許多情況下是因?yàn)樵椭宣}、水、泥沙質(zhì)量濃度和酸值高時(shí)，對(duì)常壓蒸餾裝置電脫鹽系統(tǒng)沖擊很大，導(dǎo)致常壓蒸餾裝置腐蝕嚴(yán)重 [20]。 (2)改善輕質(zhì)油種加工任務(wù) 常壓塔的操作工況有明顯惡化趨勢(shì)時(shí)可考慮在線清洗方案。 設(shè)備腐蝕對(duì)石油加工裝置的日常安全生產(chǎn)已構(gòu)成巨大威脅，其中常減壓裝置尤以“三頂”腐蝕為代表，本文重點(diǎn)介紹有關(guān)常減壓裝置的“三頂”腐蝕情況及防腐措施。脫鹽后原油中的鹽類水解生成 HC1，在有 H2s 存在的情況下， HCI— H2s— H20型的交替腐蝕是相當(dāng)嚴(yán)重的，電 化學(xué)腐蝕主要發(fā)生在溫度低于混合氣體的露點(diǎn)部位。 發(fā)生電化學(xué)腐蝕必須具備以下條件： 1)存在著液態(tài)水； 2)水中含有某些具有腐蝕性離子物質(zhì)； 3)表面有易受電化學(xué)腐蝕的金屬如 Fe 等。環(huán)烷酸的腐蝕溫度在 225—300~C 與金屬生成環(huán)烷酸鹽的速率較快，其腐蝕 部位多在加熱爐爐管、轉(zhuǎn)油、線、分餾塔側(cè)線和塔底等部位?；瘜W(xué)腐蝕主要發(fā)生在200～ 400~C 的高溫部位，電化學(xué)腐蝕主要發(fā)生在 15O℃以下的低溫部位。一般原油中所含不純物主要有： 1)硫化物， 2)鹽類， 3)環(huán)烷酸， 4)其它不純物。根據(jù)近期到企業(yè)調(diào)研的情況，分析、歸納了常減壓裝置目前存在的腐蝕問題，提出了一些措施和建議。為降低原油采購成本，煉油廠采購硫含量 1%～ 2%或酸值（ KOH） ～ 含硫含酸原油的數(shù)量在增加。溫度較低時(shí)，遇過冷的金屬壁 ， S0：、S0，便 與水形成亞硫酸 、硫酸 ，引起設(shè)備的腐蝕。其硫化的反應(yīng)式為： Fe + H2S— }FeS + I{2Fe + S— FeS 生成的 FeS 膜具有防止進(jìn)一步腐蝕 的作用 ，但有酸存在時(shí) (HCI 和環(huán)烷酸 )，酸和 FeS 反應(yīng)破壞了保護(hù)膜，使腐蝕進(jìn)一步發(fā)牛，堰化了硫化物的腐蝕。腐蝕形態(tài)主要為均勻旖蝕和坑蝕對(duì) 1Crl8Ni9Ti 鍘則 能發(fā)牛氯化物應(yīng) 懵蝕丌裂對(duì) HC1一 HS— HO的防惜以工防腐為主，材料防腐為輔工藝防腐采用 “脫三注”，即電脫鹽、注緩蝕劑 、注氦 (中和劑 )和灃水。 HC1 一 HS— HO體系腐蝕的典 部位是常減壓裝置的初餾塔和常壓塔頂部 (頂部五層遼寧石油化工大學(xué)畢業(yè)設(shè)計(jì) (論文 )用紙 30 塔盤及其 f 部 )及塔頂冷凝冷卻系統(tǒng)。 Fe + H2S— FeS + H! Fe + S— FeS 但有 HC1 存在時(shí)，則發(fā)生下列反應(yīng) ，破壞 rFeS 保護(hù)膜。但在冷凝區(qū)出現(xiàn)液體水以后便形成腐蝕性很強(qiáng)的 HC1Hs— H0 體系其腐蝕過程可用下列反應(yīng)表示： 2HCl+ H 0 — 2HCI因此，用高硫值原油生產(chǎn)的柴油組分、減壓蠟油組分和減壓渣油組分的硫值都較高，從而影響產(chǎn)品的質(zhì)量。 原油中的硫化物主要分布在重質(zhì)餾分油中 [18]，常壓渣油 的硫含量占原油的 90％左右，其中 減壓餾分油 (VGO)約占 20％～ 40％，減壓渣油的硫 占原油的 50％以 ?？诮庸艿纫桩a(chǎn)生湍流、渦流部位，腐蝕速率高。通常情況下， NaC1 是不水解 的，但是當(dāng)原油中含有環(huán)烷酸和某些金屬元素時(shí)， NaC1 在 300oC 以前就開始水解 ，生成 HC1。彎頭、大小頭、三通、設(shè)備進(jìn)出 低溫 H2SHgI— H2O 腐蝕原油都含有不同數(shù)量的鹽和水，除少數(shù)原油含有結(jié)晶鹽以外，絕大多數(shù)原油中的鹽分都溶解在水里形成鹽水。高溫下碳鋼腐蝕速率較大。 原油的餾分越重，含硫越高，但腐蝕性不一定越大， 達(dá)到最高看具體介質(zhì)環(huán)境。 原油中的硫化物 隨著在常減壓蒸餾 的餾分切割，以各種形態(tài)分布到瓦斯氣、 腦油、煤油、柴油、蠟油和渣油中，會(huì)使一、二次加工裝置的各個(gè)部位產(chǎn)生不同程度的腐蝕 。 原油中的硫分布規(guī)律及危害性 原油中的硫含量變化范同為 0． 05％ ～ 14％，但大部分原油的硫含量都低于 4％，硫分布在原油所有的餾分中，石腦油的硫含量最低，渣油的硫含量最高。孤島原油的特點(diǎn)是密度大、粘度高、含硫高、含鹽高、酸值高、腐蝕性強(qiáng)勝利管輸油的硫含量和酸值雖然較孤島原油小，但其鹽含量偏高該裝置常 壓塔塔頂冷凝冷卻系統(tǒng)采用常規(guī)“三注” (注氨、注水、注緩蝕劑 )防腐工藝。由于原油硫含量的提高，塔頂系統(tǒng) H2S含量急劇上升，造成設(shè)備腐蝕日趨嚴(yán)重。 遼寧石油化工大學(xué)畢業(yè)設(shè)計(jì) (論文 )用紙 27 裝 置的腐蝕原因和防腐措施 裝置的腐蝕原因 隨著加工進(jìn)口含硫原油的增加，煉油廠特別是沿海沿江煉油廠將面臨日益嚴(yán)重硫腐蝕的威脅。 (7)優(yōu)選高分餾效率、低壓降的規(guī)整填料。國外的減壓深拔技術(shù)是指減壓爐分支出口溫度達(dá) 420℃以上，原油的實(shí)沸點(diǎn)切割點(diǎn)達(dá)到 565℃～ 620 C E13；而國內(nèi)的常減壓蒸餾裝置都是按照減壓爐分支出口溫度 385℃～ 395℃、原油實(shí)沸點(diǎn)切割點(diǎn) 520。 (6)減底泵改用減四線或者減五線油作封油，避免機(jī)泵出現(xiàn)抽空現(xiàn)象；嚴(yán)格控制減壓塔底液位在177。 (5)保證減壓塔頂真空系統(tǒng)高壓蒸汽的品質(zhì)和壓力。 遼寧石油化工大學(xué)畢業(yè)設(shè)計(jì) (論文 )用紙 26 (4)減少常壓塔生產(chǎn)方案的變更頻率；塔底液位嚴(yán)格控制在177。空冷冷卻力度加大，就增大了這種壓降，驅(qū)使油氣從初頂向空冷部位的流速增大。要控制好初頂空冷的冷卻力度，還要兼顧環(huán)境氣候的影響因素，夏季、干燥的氣溫就要 增大空冷尤其是濕空冷的冷卻力度，即多啟運(yùn)濕空冷風(fēng)機(jī)，但是會(huì)增加單耗。國內(nèi)大多數(shù)常減壓蒸餾裝置二段換熱溫度僅達(dá)到 230℃左右，僅有個(gè)別裝置能達(dá)到300℃以上，所以這部分技改工作潛力很大，提高了初餾塔進(jìn)料溫度，可以舒緩初頂空冷的壓力負(fù)荷。為了后續(xù)裝置運(yùn)行穩(wěn)定，必須先 對(duì)電脫鹽系統(tǒng)的操作進(jìn)行優(yōu)化，最大限度地脫除有害雜質(zhì)，所以對(duì)脫鹽溫度、壓力、破乳劑注入量及濃度、脫金屬劑注入量及濃度、電場強(qiáng)度、注水量、混合強(qiáng)度進(jìn)行整體優(yōu)化，為后續(xù)提高總拔創(chuàng)造前提條件。 改進(jìn)措施 (1)電脫鹽系統(tǒng)操作優(yōu)化。一旦減底液位過高，淹沒的格柵和填料過多，就會(huì)形成惡性循環(huán)，常渣的氣化率將會(huì)大幅度降低，造成減壓分餾效果下降另外，部分煉廠已經(jīng)開始使用強(qiáng)化蒸餾劑，注入到減壓爐前的常渣中，但是強(qiáng)化蒸餾劑要處理好溶劑、濃度和減渣性質(zhì)問題，要綜合考慮并兼顧經(jīng)濟(jì)成本。減壓塔底液位穩(wěn)定，是減壓塔產(chǎn)品收率穩(wěn)定的 前提，液位穩(wěn)定與減底泵運(yùn)行狀態(tài)緊密相關(guān)。減壓側(cè)線汽提力度依據(jù)潤滑油料要求進(jìn)行卡邊操作，減少汽提蒸汽量，可以增加大塔的真空度。 (3)減壓塔產(chǎn)品收率。常壓生產(chǎn)方案的變更，也會(huì)影響常壓系統(tǒng)的產(chǎn)品收率。最后，還要考慮常底液位的因素。根據(jù)生產(chǎn)方案，如果常三線出重柴，可以考慮小汽提操作，卡邊控制好三線的閃點(diǎn)；如果三線調(diào)輕柴 ，可以采用無汽提操作，重遼寧石油化工大學(xué)畢業(yè)設(shè)計(jì) (論文 )用紙 24 點(diǎn)是控制好干點(diǎn)，又可以減少常頂?shù)臍庀嘭?fù)荷。盡量減少塔頂冷回流的調(diào)節(jié)幅度，可增加常頂石腦油的產(chǎn)量。常頂瓦斯和常頂汽油產(chǎn)率控制手段，可以說與初頂產(chǎn)品控制手段相同，若想提高常頂產(chǎn)品收率就是要實(shí)現(xiàn)較高的塔頂溫度和較低的常頂壓力。常壓塔產(chǎn)品包括常頂瓦斯、常頂汽油餾分、常一線煤油餾分、常二線輕柴油餾分和常三線重柴油餾分。良好的進(jìn)料溫度，再加上較低的塔頂壓力，就可以保證初頂產(chǎn)品收率。初頂產(chǎn)品減少，主要跟初頂壓力、溫度有關(guān)。它的影響因素有： (1)初餾塔產(chǎn)品收率。應(yīng)對(duì)這種問題，各個(gè)煉廠首選的處理手段就是增加常減壓裝置的總拔，盡可能減少減渣的外排量。 目前國內(nèi)采油廠開采出來的原油性質(zhì)存在著兩個(gè)趨勢(shì)發(fā)展，一是劣質(zhì)化，二是重質(zhì)化。 常減壓蒸餾裝置總拔影響因素分析及改進(jìn)措施 從工藝流程上分析了常減壓蒸餾裝置總拔影響因素，主要包括初餾塔產(chǎn)品收率、常壓塔產(chǎn)品收率和減壓塔產(chǎn)品收率。芳烴濃縮物起到相似相溶的萃取作用；表面活性劑起到降低界面和表面張力的作用：這兩種作用都屬于物理作用，兩者均通過強(qiáng)化傳質(zhì)提 高蒸餾拔出率，因此拔出率增加的幅度相對(duì)較小。 20世紀(jì) 80年代為了有效提高原油蒸餾的拔出率提出了“強(qiáng)化蒸餾”理遼寧石油化工大學(xué)畢業(yè)設(shè)計(jì) (論文 )用紙 22 論，應(yīng)用于工業(yè)裝置的強(qiáng)化蒸餾增收劑相繼問世，其主要是芳烴濃縮物、表面活性劑和復(fù)合活化劑等。如果焦化裝置原料占所加工原油的 25％ ， 提高減壓瓦斯油收率 5％，焦化原料量就減少 20％。通常原油的實(shí)沸點(diǎn)蒸餾曲線表明，在 510～ 593℃之間，實(shí)沸點(diǎn)蒸餾溫度變化 11℃ ，減壓瓦斯油收率就變化 1％ (體 )。加工中重質(zhì)原油或混煉重質(zhì)原油的煉油廠，提高減壓瓦斯油的切割點(diǎn)，從而提高減壓瓦斯油的拔出率，多產(chǎn)催化裂化或加氫裂化原料，是用好用足石油資源和提高煉廠經(jīng)濟(jì)效益的一項(xiàng)重要舉措。一種相對(duì)低投資的方案就是改造減壓塔，把含 50％～ 60％或更多柴油的常壓瓦斯油直接送進(jìn)減壓塔閃蒸，從減壓塔頂側(cè)線生產(chǎn)柴油。在減壓塔中沒有柴油產(chǎn)品側(cè)線，要得到高柴油收率是不可能的?；鹩梅治龇ㄒ圆豢赡孢^程中體系炯的減少為依據(jù)，指出能量在 質(zhì)的方面的利用程度和損失規(guī)律，揭示能量利用程度的實(shí)質(zhì)。 火用分析方法基于熱力