1、延迟焦化装置调研总结及长周期（三年）运行指导性建议延迟焦化装置长周期运行工作小组2005 年 4 月延迟焦化装置调研总结及长周期（三年）运行指导性建议1目 录 一、股份公司制定的工作目标1二、五家分公司延迟焦化装置调研总结1三、五家分公司延迟焦化装置实现三年长周期运行目标存在的问题11四、五家分公司延迟焦化装置实现三年长周期运行目标技措项目12五、关于五家分公司长周期优化运行指导性建议17六、参照使用技术18七、五家分公司延迟焦化装置实现三年长周期运行方案20八、附录36九、基础资料汇编50延迟焦化装置调研总结及长周期（三年）运行指导性建议2延迟焦化装置调研总结及长周期（三年）运行指导性建议2
2、004 年是中石油股份有限公司技术效益年，炼油与销售分公司技术处组织成立了延迟焦化装置长周期运行小组，参加企业有抚顺、大庆、锦州、锦西、辽化分公司（以下简称五家分公司）。根据文件要求，长周期运行小组主要做了以下几项工作：编写了延迟焦化装置长周期运行的开题报告，确定了工作目标；完成了五家分公司的延迟焦化基础数据汇编；五家分公司编制了各自企业的延迟焦化装置长周期运行方案；2004 年 7 月 16 日至 18 日由股份公司组织在大连召开了阶段性研讨会；最后形成了五家分公司延迟焦化装置调研总结及长周期（三年）运行指导性意见。现将总体工作汇报如下：一、 股份公司制定的工作目标总体目标是：提高装置运行水
3、平，延长装置烧焦周期。二、 五家分公司延迟焦化装置调研总结1、 五家分公司延迟焦化装置概况（表-1）五家分公司共有六套延迟焦化装置，原设计总加工能力 470 万吨/年，到2003 年改造后已形成 800 万吨/年加工能力。其中加工大庆减压渣油有大庆、抚顺一厂、二厂三套装置；加工辽河减压渣油的有辽化、锦州、锦西三套装置。抚顺二厂和大庆为六十年代建设的有堵焦阀预热形式的 30 万吨/年、60 万吨/ 年延迟焦化装置，装置建设时间长，工艺比较落后。大庆焦化 1988 年改造到 100万吨/ 年，97 年取消堵焦阀。抚顺二厂焦化 2002 年改造到 120 万吨/ 年，同时取消堵焦阀。抚顺一厂焦化是
4、84 年建设的 100 万吨/ 年有堵焦阀延迟焦化装置，2002 年改造为 120 万吨/年，同时取消堵焦阀。抚顺一厂、二厂、大庆属于第一代延迟焦化工艺，三套装置经过近几年的技术改造，实现了冷焦水、切焦水自循环使用及全密闭放空系统等新技术。锦州、锦西、辽化延迟焦化装置分别为 90 年、93 年和 96 年建设的延迟焦化装置，原设计能力 100 万吨/年，加工辽河减渣，塔径 6100，无堵焦阀，冷焦水、切焦水自循环使用，采用全密闭放空系统，水利除焦系统、高压水泵、延迟焦化装置调研总结及长周期（三年）运行指导性建议3辐射进料泵、风动绞车，四通阀全部为引进设备，三套装置均由北京院设计。该工艺属于我国
5、第二代延迟焦化技术。锦西分公司 2002 年新增一炉两塔（焦炭塔 6100），能力增加到 150 万吨/年。辽化分公司 2003 年新增一炉两塔（焦炭塔 6100）能力增加到 160 万吨/年。锦州分公司 2003 年投用的大直径焦炭塔（ 8400），新建双面辐射炉，炉管采用多点注汽技术，焦炭塔的能力增加到 200 万吨/年，分馏塔的能力为 150 万吨/年。2、 1999-2004 年延迟焦化设计负荷、实际加工量、负荷率统计（表-3）2003 年抚顺二厂、一厂、大庆三套焦化装置设计负荷分别为120、120、100 万吨/年，2003 年实际加工量分别为 103、98、92 万吨，负荷率分别为
6、 86.0%、81.4% 、92.0% ，负荷率偏低。锦州、锦西设计负荷均为 100 万吨/年，2001 年锦州、锦西加工渣油分别为 103、115 万吨，2002 年加工113、115 万吨，锦州、锦西分公司焦化装置改造前超负荷生产。辽化焦化装置改造前满负荷生产。2001 年、2002 年负荷率分别为 99.8、100.9%。现在锦州、锦西、辽化焦化设计负荷分别为 150、150、160 万吨/ 年，均满负荷生产。3、 焦化装置运行生产周期（表-4）五家分公司的焦化装置为两炉四塔或三炉六塔。生产期间，由于焦化塔间歇操作，加热炉可以分炉烧焦，焦炭塔的大瓦斯管线可以更换。如不考虑大瓦斯管线烧焦和
7、加热炉分炉烧焦，2002-2003 年五家分公司延迟焦化装置运行周期超过两年的是：抚顺二厂 800 天；大庆 781 天；抚顺一厂 1190 天；锦州 834 天。运行周期不足两年的是：辽化 366 天（2003.62004.6），锦西 490 天（20032004）。4、 焦化原料和产品（表-5）五家分公司延迟焦化装置，抚顺、大庆以加工大庆减压渣油为主，锦州、锦西、辽化以加工辽河减压渣油为主。大庆减压渣油比重、残炭比辽河减压渣油的低，比重分别为 0.90-0.92 和 0.97-0.99（20密度 g/cm3），残炭分别为 7-9m%和 17-20m%。大庆减压渣油含硫、金属镍含量比辽河减压
8、渣油低，大庆为0.1-0.2%和 4-7PPm，辽河 0.3-0.4%和 90-120PPm。辽河减压渣油比大庆减压渣油黏度高，辽河减压渣油为 776-900，而大庆减渣为 90（100运动黏度mm2/s）。延迟焦化装置调研总结及长周期（三年）运行指导性建议4五家分公司焦化汽油通过加氢后作为乙烯原料的是抚顺一厂、二厂、大庆、辽化，做重整原料的是锦州、锦西分公司。柴油全部加氢后作为高十六烷值柴油出厂。辽化焦化蜡油经糠醛抽提后去加氢裂解，其余四家作为重油催化裂化装置原料。5、 轻油收率和总液收（表-12）抚顺二厂、大庆、抚顺一厂轻油收率分别为 50.61%、57.04%、49.19%，其中大庆轻油
9、收率最高 57.04%。锦州、锦西、辽化轻油收率分别为：40.96%、41.04%、46.00% ，其中锦州轻油收率最低 40.96%。加工大庆渣油的焦化装置比加工辽河渣油的焦化装置轻油收率高。抚顺二厂、大庆、抚顺一厂总液体收率分别为77.50%、74.52%、75.13% ，其中抚顺二厂总液体收率最高 77.50%。锦州、锦西、辽化总液体收率分别为：59.70%、65.53%、70.60%，其中锦州总液收最低59.70%，加工大庆渣油焦化比加工辽河渣油焦化总液体收率高。渣油残炭低，焦化循环比高，其轻油收率高。大庆渣油残炭低，抚顺、大庆焦化循环比高，这样，抚顺、大庆轻油收率高。渣油残炭低，焦炭
10、塔压力低，炉出口高，焦化总液体收率高。大庆渣油残炭低，抚顺、大庆焦炭塔压力低，炉出口温度高，这样，抚顺、大庆总液体收率高。辽化焦化原料中辽河渣油占 55%、大庆渣油占 45%，锦州公司焦化原料中辽河渣油占 80%、杜巴原油渣油占 10%、大庆渣油占 10%，锦西焦化原料中辽河渣油占 70%、大庆渣油占 30%。所以，锦州、锦西、辽化轻油收率、总液体收率也不同。锦州分公司焦炭塔顶压力偏高，影响总液体收率。6、 能耗（表-14）五家分公司焦化装置能耗辽化最高 36.08104kal/hr，锦西最低19.96104kal/hr。抚顺二厂、大庆、抚顺一厂、锦州分别为24.42、21.94、21.67、
11、22.2410 4kal/hr，基本相同。辽化能耗高，其主要原因是该装置能耗包括焦化富气吸收稳定工序的能耗。7、 主要操作条件（表-16）延迟焦化装置调研总结及长周期（三年）运行指导性建议5 加热炉出口温度控制抚顺二厂、大庆、抚顺一厂分别为 502、500、501，锦州、锦西、辽化分别为 496、496、487。加工大庆减压渣油装置的焦化炉出口温度高，为 500-502；加工辽河减压渣油的焦化炉出口温度低，为 496和 487。辽化最低 487。加热炉出口温度偏高，焦炭塔顶温度高，分馏塔底温度高，大瓦斯管线、加热炉炉管易结焦。加热炉出口温度偏低，焦炭塔泡沫层高，分馏塔底焦粉多，加热炉也容易结焦
12、。焦化加热炉出口温度最佳值应由实验和经验共同确定。实际情况是：抚顺、大庆加工大庆减压渣油，焦化炉辐射出口温度初期偏高。造成分馏塔顶空冷、冷焦水系统的焦粉沉积、分馏塔塔盘及分馏塔底结焦、焦炭塔大瓦斯线结焦、分馏塔底结焦。辽化延迟焦化装置辐射炉出口温度 487偏低，造成生产后期焦炭塔泡沫层高，大瓦斯管线带焦粉，冷焦水系统污油量大等一系列问题。辽化延迟焦化的辐射炉温度控制的不合理，对流出口控制的温度为 360，偏高；射炉出口温度 487偏低，如果辽化辐射炉出口温度提高到锦州、锦西的控制指标 496，辽化辐射炉对流可能要超温，所以辽化加热炉对流、辐射热分配不合理，加热炉需要重新设计核算。 焦炭塔顶温度
13、抚顺二厂、大庆、抚顺一厂分别为 435、420-428、419，锦州、锦西、辽化分别为 420、417、420。焦炭塔顶温度高，焦炭塔大瓦斯管线易结焦。目前国内部分延迟焦化装置焦炭塔顶温度实现自动控制，温度小于 420较为合理。抚顺二厂焦化塔顶温度控制的偏高。 分馏塔底温度抚顺二厂、大庆、抚顺一厂分别为 380、385-387、385，锦州、锦西、辽化分别为 350、369、377。加工大庆减压渣油的分馏塔底温度高，最低 385，加工辽河减压渣油的分馏塔底温度低，最低350。分馏塔底温度高，分馏塔底、加热炉易结焦。焦化分馏塔底温度控制 350-360较为合适。分馏塔底温度高，塔底有焦粉，加速加
14、热炉管结焦。延迟焦化装置调研总结及长周期（三年）运行指导性建议6 分馏塔顶温度抚顺二厂、大庆、抚顺一厂分别为 108、118-125、114，锦州、锦西、辽化分别为 115、115、119。分馏塔顶温度控制各分公司比较接近。 焦炭塔顶压力抚顺二厂、大庆、抚顺一厂分别为 0.16-0.19、0.18-0.21、0.20MPa，锦州、锦西、辽化分别为 0.22、 0.20、0.21MPa 。焦炭塔顶压力低，焦化总液收高，抚顺二厂焦炭塔顶压力 0.16-0.19MPa 为最低，其总液体收率也最高为 77.50%。锦州焦炭塔顶压力 0.22MPa 偏高，其总液体收率也最低为 59.70%。锦州辽河减压
15、渣油比例较大，渣油经过减粘装置后去焦化也影响总液体收率。 分馏塔顶压力抚顺二厂、大庆、抚顺一厂分别为 0.12、0.10-0.12、0.10MPa，锦州、锦西、辽化分别为 0.15、 0.09、0.13MPa 。分馏塔顶压力高，同样影响液收。锦州公司分馏塔顶压力最高 0.15MPa，影响总液体收率。 循环比抚顺二厂、大庆、抚顺一厂分别为 0.58、0.50、0.53，锦州、锦西、辽化分别为 0.20、0.20、0.18MPa。焦化循环比高，分馏塔底温度高，易结焦。焦化循环比高，焦炭塔内油气线速高，焦炭塔顶温度高，大瓦斯管线易结焦。焦化循环比高，石油焦收率高，轻油收率高，总液收低。抚顺、大庆焦化
16、循环比偏高，影响加工量。8、 加热炉的运行 现有加热炉的结构抚顺二厂、大庆、抚顺一厂、锦州、锦西、辽化的加热炉均为老式卧管、立式、单面辐射加热炉，炉管选用 Cr5Mo，炉底设置 26 台普通火嘴，炉辐射室侧墙、端墙及炉顶均采用普通耐火纤维，对流室及烟囱衬里采用普通浇注料。2003 年锦州公司新建 100 万吨延迟焦化加热炉。该炉采用双辐射室、双对流室四管程水平管双面辐射立式炉炉型，辐射管选用 ASTMA335PS，对流原料油预热段选用 ASTMA335PS 炉管，过热蒸汽段及注水段选用碳钢炉管。工艺盘管每管程分别设置 12 个管壁热电偶，以监测正常操作或烧焦时的管壁温度，以免烧坏炉管，从而增加
17、了加热炉操作的安全性。该炉炉底采用 96 台低 N0x 型扁平焰气体燃烧器。为减少炉壁散热损失、提高加热炉热效率，该炉辐射室侧墙、延迟焦化装置调研总结及长周期（三年）运行指导性建议7端墙及炉顶均采用耐火纤维组合件衬里结构，对流室及烟囱衬里采用 BLJ7轻质浇注料。新型加热炉较旧型加热炉先进得多。 加热炉热负荷、加热炉热效率大庆、抚顺一厂、抚顺二厂、锦西加热炉的热效率较高,为 88-90%，锦州、辽化的加热炉热效率较低，为 84-85%，锦州、辽化新建的加热炉效率较高，分别为 90%、88%。加热炉效率低，主要原因是：加热炉密封不好，火嘴、热回收系统效率低。 加热炉冷油流速六套延迟焦化装置冷油流
18、速分别为：抚顺二厂 0.91-1.02m/s、大庆 1.72-2.24m/s、抚顺一厂 1.32-1.33m/s、锦州 1.02-1.12m/s、锦西 1.36-1.39m/s、辽化 1.18-1.27m/s，其中抚顺二厂最低，0.91-1.02m/s，大庆焦化最高 2.24-1.72m/s。冷油流速低，加热炉管易结焦。 加热炉注水五家分公司的加热炉注水占渣油百分量：抚顺二厂 3.4%、3.3%、2.2%，大庆 3.0%、抚顺一厂 3.3%、3.0%、2.6% ，锦州 2.1%、锦西 2.3%、辽化1.6%。抚顺、大庆注水量高，锦州、锦西、辽化低。注水量应与负荷、循环比相对应。负荷高、循环比大
19、可以适当降低注水量。延迟焦化原料性质对注水量也有要求，沥青质高、初期结焦温度低的原料注水量应大一些。 1999-2004 年单炉生产周期抚顺二厂每台焦化炉每年均要烧焦一次。2003 年大庆焦化炉-1、2、3 的烧焦次数分别是 4 次、3 次、2 次。2003 年石油一厂炉-1、2 各烧焦一次。锦州焦化炉两年一次大修，大修期间烧焦一次。2002-2004 年锦西炉-2 生产周期 844天，2003 年炉-1 单炉最短生产周期 106 天。辽阳石化分公司焦化炉 1999 年炉-1 烧焦 5 次、炉-2 烧焦 4 次，2000 年炉-1 分炉 8 次烧焦 6 次，炉-2 烧焦 2 次，2002 年炉
20、-1 烧焦 2 次，炉-2 烧焦 3 次，2003 年炉-1 分炉 4 次烧焦 2 次，炉-2烧焦 2 次。锦州分公司焦化原料为减粘后减压渣油，焦炭塔操作压力高，焦化单炉生产周期长。延迟焦化装置调研总结及长周期（三年）运行指导性建议8辽化焦化加热炉结构可能有些问题，烧焦次数太多，最好请专家分析后，设计院重新核算。抚顺、大庆每年焦化炉均要烧焦，老式加热炉结构不合理、焦化条件还要进一步优化。 加热炉管结焦分析据炼油工艺学介绍：原料油性质与加热炉管内结焦的情况有关根据梅克勒和勃罗克关于原料临界分解温度范围的机理，认为油品在其临界分解温度范围内最容易结焦。因此，若油品以低速流经临界分解温度范围所在的那
21、段炉管时，就容易引起炉管内结焦。为了避免炉管结焦，油品应当以高速、湍流状态通过这段炉管，因为这样可以缩短在临界分解温度范围区内的停留时间、提高传热速率以降低炉管壁温，以及即使在有焦炭生成时也不易沉积在管壁上。不同性质的原料有不同的临界分解温度范围，原料的特性因数 K 越大，则临界分解温度范围的起始温度越低对于特性因数小的原料，其临界分解温度高，当达到此温度范围时，油品的汽化率可能已相当大，可以以较高流速通过这段护管而抑制了结焦反应。对于临界分解温度较低的原料或较重的原料，可能在临界分解温度区内还未能有足够的汽化率，因而炉管内的流速较低，对这种情况可以向炉管内注入水蒸汽或软化水以提高炉管内流速。
22、 大庆原油 K 值是 12.4，辽河原油 K 值是 11.7，大庆减压渣油比辽河减压渣油易造成加热炉管结焦。加热炉管结焦与原料有关，同时与加热炉负荷、火嘴形式、加热炉结构、操作员的实际操作经验有很大关系。像石油二厂、石油一厂、大庆这样的老焦化加热炉（水平立式单面辐射炉）加热炉处于高热负荷下运行，加热炉管极易结焦。所以必要时应对这些陈旧的加热炉作相应的改造，延迟焦化装置调研总结及长周期（三年）运行指导性建议9更换相应的火嘴和空气预热器等。从数据上看，辽化有可能属于加热炉结构不合理，造成加热炉管结焦。 关于对阻焦剂看法据专家讲：对阻焦剂的评价是很难的，任何阻焦剂无非是改变炉原料的“四组成结构”这才
23、是技术所在。否则是有水分的，另外有无副作用？是要注意的。辽化焦化加热炉结焦严重，情况复杂，辽阳石化分公司炼油厂与洛阳石化工程公司炼制研究所共同开发和研制的延迟焦化加热炉阻焦剂在辽化延迟焦化装置使用效果较好，结论是：.延迟焦化阻焦剂可有效阻止和延缓焦垢在加热炉炉管内壁形成和沉积，使加热炉保持较高的热效率，降低装置的能量损耗。. 延迟焦化阻焦剂的使用，能明显延长加热炉的烧焦周期，从而延长装置的开工周期，对装置在较长周期内平稳运行具有积极作用。. 延迟焦化阻焦剂的使用，使装置保持了较高的处理量，确保了装置经济效益的充分发挥。9、 焦炭塔运行 焦炭塔急冷油五家分公司焦炭塔的急冷油控制方法，注入介质有区
24、别：采用自动控制的有大庆和锦州两家，其余为手动控制。急冷油采用的介质，锦州、锦西采用中段油，大庆、抚顺采用蜡油或甩油，辽化焦化急冷油采用柴油。焦炭塔顶温度控制指标不同：抚顺二厂、大庆、抚顺一厂、锦州、锦西、辽化焦炭塔塔顶温度控制分别为 4123、430、425、420、415-425、420。采用急冷油介质的温度不同：抚顺二厂、大庆、抚顺一厂、锦州、锦西、辽化急冷油介质温度控制分别为 90、170260、200、300、320、60。急冷油注入位置：抚顺二厂焦-14 除焦口、焦-56 注在管线；大庆塔口法兰下相对两点注入，与水平成 30；抚顺一厂焦炭塔顶部挥发线；锦州焦塔口内圆形分配管四点；锦西焦-14 塔口圆形分配管、焦-56 油气线入口圆形分配管；辽化急冷油单管（1 寸）45度斜下注入。
