徐先財，王成章，魏 文

（中國石油 烏魯木齊石化公司煉油廠，新疆 烏魯木齊 830019）

延遲焦化裝置污油回煉技術的研究及應用

徐先財，王成章，魏 文

（中國石油 烏魯木齊石化公司煉油廠，新疆 烏魯木齊 830019）

通過對延遲焦化裝置甩油和放空污油在回煉過程存在的焦炭塔預熱初期產(chǎn)生的甩油含水量高和放空塔底溫度低等問題進行分析，提出了引高溫（350 ℃）蠟油急冷油進放空塔，通過混合加熱的方式提高放空塔底溫度，解決甩油和放空污油在回煉過程中因污油帶水造成機泵汽蝕抽空及改善了放空瓦斯氣攜帶焦粉的難題。技術改造后實際運行情況表明，改造后的污油回煉技術實現(xiàn)了裝置污油的全部回煉，輕油收率提高了3百分點，加工損失率降低了3.22百分點，并且回收利用了裝置余熱，降低了裝置能耗，裝置運行平穩(wěn)安全，提高了企業(yè)經(jīng)濟效益。

延遲焦化；甩油；放空污油；全回煉

中國石油烏魯木齊石化公司1.20 Mt/a延遲焦化裝置于2011年11月一次試車成功投產(chǎn)。該裝置由中國石化工程建設有限公司設計，采用一爐兩塔的工藝路線，設計產(chǎn)物有干氣、液化氣、汽油、柴油、蠟油和石油焦。裝置原設計可通過放空系統(tǒng)回煉甩油（焦炭塔預熱產(chǎn)生的凝縮油）和老塔改放空處理產(chǎn)生的放空污油。但自投產(chǎn)以來，由于裝置放空系統(tǒng)操作異常，無法按原設計回煉全部的污油，產(chǎn)生的污油需經(jīng)冷卻后送至污油罐區(qū)。全年裝置不能回煉的污油約39.1 kt，收率約為3.26%。若能實現(xiàn)裝置污油全回煉，將大幅提高裝置的液體收率。

本工作對延遲焦化裝置甩油和放空污油在回煉過程中存在的焦炭塔預熱初期產(chǎn)生的甩油含水量高和放空塔底溫度低等問題進行了分析，提出引高溫蠟油急冷油進放空塔的方法，采用混合加熱方式提高放空塔底溫度，解決甩油和放空污油在回煉過程中因污油帶水造成機泵汽蝕抽空的難題。

1 污油回煉存在的問題

1.1 焦炭塔預熱初期產(chǎn)生的甩油含水量高

由于延遲焦化裝置焦炭塔間歇運行的特殊性，除焦后的空塔要進行蒸汽趕空氣、試壓和預熱［1］，這會造成焦炭塔油氣預熱前期甩油中含有大量水汽，含水甩油回煉期間機泵因汽蝕而易抽空，導致回煉困難且對分餾塔操作產(chǎn)生一定的影響［2］。為了能夠平穩(wěn)地進行甩油回煉操作，將焦炭塔預熱過程中前期產(chǎn)生的含大量水汽的甩油（預熱溫度在200℃以前的甩油）改至放空塔后甩至罐區(qū)，只回煉預熱焦炭塔后期產(chǎn)生的含水汽很少的甩油。因此，裝置無法直接回煉預熱初期產(chǎn)生的甩油。

1.2 放空塔底溫度低

裝置原設計放空污油可以在改放空期間回煉至分餾塔或作為急冷油回煉至焦炭塔。實際改放空操作中，前期放空塔底溫度一般控制在85～105 ℃之間，塔頂壓力在0.04～0.05 MPa左右。改放空期間，放空塔頂部循環(huán)油與來自焦炭塔的高溫放空油氣接觸，將放空油氣中所含的大量水汽洗滌下來冷凝在塔中，而此時放空塔底循環(huán)油經(jīng)過換熱后的溫度最高不超過110 ℃，無法將洗滌過程中冷凝在塔中的水汽完全蒸發(fā)出去。最終導致放空塔底循環(huán)泵（離心泵）汽蝕抽空，造成放空塔循環(huán)洗滌中斷［3］。

2 污油回煉的必要性

2.1 甩油及放空污油產(chǎn)量大

裝置生焦周期為24 h，焦炭塔平均預熱時間為6 h。每次預熱產(chǎn)生的甩油量約為53.2 t/h，全年甩油量為111.7 kt。從日常操作情況看，當預熱甩油溫度達200～210 ℃時，甩油中水汽含量較低，機泵不會發(fā)生汽蝕抽空現(xiàn)象，且回煉時對分餾系統(tǒng)操作影響較小。每次預熱前1.5 h內(nèi)產(chǎn)生的甩油（溫度低于200 ℃）因含水量較高影響回煉，正常生產(chǎn)中需改至放空塔后甩至罐區(qū)。如此計算，全年將有27.9 kt甩油因含水量較高而不能直接回煉。甩油組分主要是蠟油和柴油，若能全部回煉可提高裝置液體收率，降低損失［4］。

另外，裝置改放空時產(chǎn)生的污油量平均為2 t/ h，每次改放空時間大約6 h。如此計算，全年放空產(chǎn)生污油量為4.2 kt。且裝置放空塔內(nèi)的循環(huán)油每經(jīng)過5次改放空操作需置換一次，每塔循環(huán)油按100 t計算，加上放空產(chǎn)生的污油，全年共計有11.2 kt污油需送去罐區(qū)。由于裝置放空塔循環(huán)油采用蠟油，因此放空污油組分主要為蠟油，回煉放空污油可提高裝置液體收率，降低損失。

2.2 裝置污油外送至罐區(qū)造成損耗

為保證罐區(qū)的安全運行，裝置污油外送至罐區(qū)時須經(jīng)過空冷冷卻至60 ℃以下，這樣既浪費了污油的高溫熱量，又造成了風機耗電損失。另外，污油外送至罐區(qū)后，需先進行脫水再送回裝置進行回煉，這樣不僅造成油品損失，增加下游污水處理負荷，而且在回煉污油前還需加熱升溫［4-5］。如此反復操作不符合能量轉換、回收、利用的“三環(huán)節(jié)”優(yōu)化原則［6-7］。

因此，實現(xiàn)污油全回煉，不僅能提高裝置液體收率，降低油品損失，還可充分回收利用污油的熱量，降低裝置及全廠的能耗，提高企業(yè)效益。

3 污油全回煉技術改造

3.1 污油全回煉流程改造

焦炭塔預熱前期甩油及放空污油無法正?；責挼脑颍河捎谖塾秃枯^高，造成機泵發(fā)生汽蝕抽空，回煉時對操作影響大。對此，結合裝置現(xiàn)有流程，在大檢修期間進行改造。在原有高溫蠟油（350 ℃）去焦炭塔作急冷油的控制閥前增設一條去放空塔的管線，將高溫蠟油引到放空塔中，然后再由放空塔底循環(huán)泵將高溫蠟油送至焦炭塔頂作急冷油。將高溫蠟油引進放空塔可提高塔底溫度，將污油中的水蒸發(fā)出去，同時改放空時大量的放空水汽不會冷凝在塔底。改造后具體流程如圖1所示。

3.2 污油全回煉的可行性分析

經(jīng)技術改造后，焦炭塔急冷油（蠟油）分為兩股。一股保持原來的注入方式不變；另一股由急冷油控制閥前引出進入放空塔，與甩油或放空污油混合換熱后，由放空塔底循環(huán)泵抽出，與上一股急冷油合并后一起注入。在生產(chǎn)中，根據(jù)污油回煉量及焦炭塔頂溫度，調(diào)節(jié)分配兩股急冷油流量大小。

焦炭塔預熱初期產(chǎn)生的甩油含水量較高，需送至放空塔中，待甩油溫度達到200 ℃后才可至分餾塔進行回煉［4］。技術改造后高溫蠟油與甩油在放空塔中混合后，甩油中的水汽可在低壓高溫的放空塔中蒸發(fā)出去。放空塔底循環(huán)泵再將放空塔中的污油送至焦炭塔作急冷油回煉。經(jīng)兩個月的實際摸索運行，焦炭塔預熱初期的甩油送放空塔，放空塔底溫度可控制在200～260 ℃之間，機泵不再發(fā)生汽蝕抽空，回煉過程中操作平穩(wěn)，完全實現(xiàn)了甩油全回煉。

3.2.2 放空污油的回煉

技術改造前，由于放空塔頂部循環(huán)油與高溫放空油氣接觸，將放空油氣中所含的大量水汽洗滌下來冷凝在塔中，導致放空塔底循環(huán)泵汽蝕抽空，放空塔頂循環(huán)洗滌中斷，放空污油無法回煉。技術改造后，高溫蠟油可將放空塔底溫度提升至200～260 ℃，在改放空操作時，放空塔建立塔頂循環(huán)洗滌，可將來自焦炭塔老塔處理過程中產(chǎn)生的高溫放空油氣經(jīng)洗滌傳熱后帶入塔底，水汽不會冷凝，完全實現(xiàn)了放空污油回煉。

圖1 污油全回煉的流程Fig.1 Flow chart of recovering all slop oil(the red dashed line was modifed).

4 污油全回煉后的參數(shù)分析

4.1 主要操作參數(shù)的對比

表1是污油回煉技術改造前后裝置的主要操作參數(shù)對比。由表1可見，回煉前后急冷油量、急冷油溫度和放空塔底溫度變化較大，但焦炭塔頂溫度、壓力及分餾塔底溫度變化不大，說明污油回煉未對分餾系統(tǒng)造成較大的不利影響。

表1 技術改造前后裝置的主要操作參數(shù)對比Table 1 Comparison of main operating parameters before and after the modifcation

4.2 產(chǎn)品收率的對比

表2是污油回煉技術改造前后裝置的收率對比。由表2可見，污油實現(xiàn)全部回煉后，相比污油外送時，輕質(zhì)油收率提高了3百分點，裝置不再產(chǎn)生外甩污油后，油品總收率提高了3.22百分點，即加工損失率降低了3.22百分點。

為了全面提高柳林縣鄉(xiāng)鎮(zhèn)抗旱應急能力，保障嚴重干旱年城鄉(xiāng)用水安全，推進構建與經(jīng)濟社會可持續(xù)發(fā)展相適應的抗旱減災體系，為全縣經(jīng)濟轉型發(fā)展、跨越發(fā)展、和諧發(fā)展打造良好用水環(huán)境，提供有力水資源支撐，根據(jù)國家水利部組織編制的《抗旱規(guī)劃實施方案（2013—2017年）》大綱和省、市水利部門統(tǒng)一安排，結合柳林縣實際，縣水利局制定了《柳林縣抗旱規(guī)劃實施方案》。

4.3 效益分析

4.3.1 甩油熱量回收

技術改造前，焦炭塔預熱初期產(chǎn)生的甩油不能回煉。甩油只能通過風機冷卻后送至罐區(qū)。技術改造后，這部分熱量可以得到很好的回收利用。

4.3.2 放空油氣余熱回收

技術改造前，由老塔處理時改放空油氣攜帶的熱量只能通過風機冷卻，然后進行油水分離。經(jīng)過技術改造，焦炭塔放空余熱在放空塔中通過洗滌熱交換，部分熱量得以回收［8］。

4.3.3 風機電能耗降低

技術改造前，由于污油溫度較高，外送至罐區(qū)前必須通過風機冷卻。通過技術改造，污油直接 回煉，節(jié)省了外送前冷卻所耗的電能。

表2 技術改造前后裝置的收率對比Table 2 Comparison of the product yields before and after the modifcation

4.3.4 產(chǎn)品收率增加

實現(xiàn)污油全回煉后，裝置的汽油、柴油和液化氣收率均有不同程度的增加。蠟油收率下降了0.05百分點，這是由于技術改造后急冷油為溫度較低的污油，使得反應油氣進分餾塔溫度偏低，為控制分餾塔底溫度，操作中加大了蠟油熱回流量［9］。技術改造后，污油實現(xiàn)全回煉，裝置總液體收率上升了2.95百分點，輕油收率上升了3百分點，總油品損失率下降了3.22百分點，裝置效益得到了提升。

4.3.5 放空瓦斯得到凈化

技術改造前，放空塔無法正常建立循環(huán)洗滌，不能有效地洗滌放空瓦斯，低壓瓦斯系統(tǒng)攜帶焦粉嚴重。通過技術改造，放空塔能夠正常操作，加大放空塔頂循環(huán)油量可使放空瓦斯得到很好的凈化［10］。

5 結語

1）通過將高溫蠟油急冷油引進放空塔，采用混合加熱方式提高放空塔底溫度，解決了甩油和放空污油在回煉過程中因污油帶水造成機泵汽蝕抽空的難題，裝置實現(xiàn)了污油全回煉，徹底解決了放空系統(tǒng)存在的問題。

2）應用該技術方法回收了焦炭塔預熱初期甩油和放空污油的部分余熱，降低了污油外送額外增加的能耗，提高了裝置收率，改善了放空瓦斯氣攜帶焦粉的問題。同時有效地避免了污油外送至罐區(qū)后脫水處理造成的二次污染。

3）從連續(xù)兩個月的運行情況看，改造后的污油全回煉技術實際應用可行，操作簡單、安全可靠，對裝置平穩(wěn)運行沒有影響。

4）技術改造后實際運行情況表明，改造后的污油回煉技術實現(xiàn)了裝置污油的全部回煉，輕油收率上升了3百分點，加工損失率降低了3.22百分點。

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（編輯 王 馨）

Discussion and application of technologies for recovering slop oil in delayed coking unit

Xu Xiancai，Wang Chengzhang，Wei Wen
（Urumqi Petrochemical Company Refnery，CNPC，Urumqi Xinjiang 830019，China）

Aimed at high water content in oil slung and low bottom temperature of blow-down tower in recovering slop oil process of a delayed coking unit，high temperature(350 ℃) quenching oil was sent to the blow-down tower to increase the bottom temperature and solve the problem of pump cavitation caused by the slop oil with water. The application results showed that all the slop oil in the unit was recovered，the light oil yield increased by 3 percentage points，the processing loss reduced by 3.22 percentage points，the waste heat of the unit was recycled， the running operation was stable and safe， and the economic beneft of the unit was increased.

delayed coking；oil slung；slop oil；recovering all slop oil

1000 - 8144（2016）05 - 0620 - 04

TE 624.3+2

A

10.3969/j.issn.1000-8144.2016.05.018

2015 - 12 - 17；［修改稿日期］2016 - 02 - 18。

徐先財（1987—），男，甘肅省武威市人，大學，助理工程師，電話 0991 - 6910329，電郵 xuxcws@petrochina.com.cn。