蒸馏装置减压深拔问题分析及对策①

涂连涛

中国石油独山子石化分公司

中国石油独山子石化炼油厂(以下简称独山子石化)1 000×104t/a常减压蒸馏装置由中国石化洛阳工程公司设计，减压系统引进壳牌(Shell)公司减压工艺包，减顶采取3级抽真空[1]。减压炉炉管逐级扩径，使常压渣油充分汽化，吸收足够的热量。减压塔设置4段Mellapak填料，回流取热采取空塔喷淋技术，降低塔的压降。设计减压炉出口温度436 ℃，进料段温度415 ℃，汽化段压力(A)2.5 kPa，塔顶压力(A)1.2 kPa，设计减压渣油切割点575 ℃。

蒸馏装置总拔出深度通常采用减压渣油的切割点表示。需要强调的是，减压渣油的切割点不是减压渣油的初馏点，而是指减压渣油收率对应于原油实沸点蒸馏曲线上的温度[2]。国外减压渣油切割点标准设计是565 ℃，只有减压渣油切割点超过565 ℃才称为深拔[3]。美国KBC公司的原油深度切割技术使减压渣油切割点达到607～621 ℃[4]。减压深拔技术的关键为高温低压，具体可归纳为以下几点：

(1) 较高的减压炉出口温度和汽化率。

(2) 低压降、低温降的转油线。

(3) 塔顶高真空度。

(4) 填料层低压降。

(5) 高效的气液分布器。

2015年以来，受中哈管道原油资源平衡和成品油市场影响，独山子石化原油加工负荷逐步从90%降至70%，且原油性质逐步变重，原油密度(20 ℃)从830 kg/m3升至845 kg/m3，中哈管道输送的原油从以哈油为主转变为以俄油为主。哈油>540 ℃馏分收率为13.8%，俄油>540 ℃馏分收率为20.9%，蒸馏装置加工俄油比例上升后，蜡油收率降低。近年来，国内成品油市场消费结构变化，汽油消费量快速增长，柴油消费量增长缓慢，消费柴汽比持续下降，催化裂化装置保持高负荷生产，对蜡油原料的需求上升。为适应市场需求，独山子石化开展降低柴汽比工作，蒸馏装置实施减压深拔，提高蜡油收率。从2016年底开始，蒸馏装置开始实施减压深拔，减压炉出口温度逐步从418 ℃提至424 ℃，减三线回流量逐步从145 t/h降至120 t/h。

1 减压深拔存在问题分析

独山子石化1 000×104t/a常减压蒸馏装置减压深拔存在的问题及分析如下：

(1) 洗涤油泵抽空。洗涤油泵(P-204A、B)有大小两台泵，P-204A为小泵，必需气蚀余量NPSHr为3.6 m；P-204B为大泵，必需气蚀余量NPSHr为4.8 m。2017年，洗涤油泵出现抽空现象，且大泵比小泵更容易抽空，为防止泵抽空，必须控制泵出口流量，洗涤油罐被迫满罐操作，增加泵入口压头。洗涤油罐(V-204)满罐操作时，罐顶压力(A)在2.5～70 kPa波动，波动范围较大。根据洗涤段结构判断，洗涤油罐满罐操作时，罐顶压力波动大的原因是：洗涤油进入洗涤油罐气相返塔线，气相线内洗涤油高度变化，导致洗涤油罐罐顶压力变化。此时，罐顶压力指示的实际为该处液体静压+汽化段压力，当洗涤油液位未达到罐顶测压点时，显示的压力是汽化段压力(A)2.5 kPa，当洗涤油液位达到V-204气相返塔口时，V-204罐顶与气相返塔口高度差为10 m，洗涤油在该处温度下的密度为715 kg/m3，根据高度核算，液体静压见式(1)。

p=ρgh

=715 kg/m3×9.8 m/s2×10 m/1 000

=70 kPa

(1)

式中：p为液体静压，kPa；ρ为液体密度，kg/m3；g为重力加速度，m/s2；h为液体高度，m。

液体静压加上2.5 kPa的气相压力，则罐顶压力为72.5 kPa，与压力波动上限70 kPa很接近。减压塔洗涤段流程见图1。

(2) 洗涤段填料结焦严重。2015年蒸馏装置检修开工后至2019年大检修停工前，洗涤段填料层压降由0.15 kPa逐步升至0.45 kPa，反映填料层逐步结焦的趋势。2019年大修时发现：减三线回流过滤器丝网破损，减压塔内减三线回流主管、分配管油泥较多，越靠近主管末端，油泥越多，见图2(a)，减三线回流部分喷嘴堵塞。减压塔洗涤段共6层Mellapak填料，从上至下填料结焦逐步加重，1～2层结焦较少，3～4层结焦加重，喷头下方的焦粉少而喷淋间隙区域的焦粉较多，5～6层结焦最严重，见图2(b)，喷头下方较干净的区域也很少。洗涤油集油槽内焦粉、碎焦块较多，见图2(c)，洗涤油抽出口焦粉、碎焦块较多，见图2(d)。

从大检修时的检查情况判断，洗涤油泵出现抽空的原因为：洗涤油填料层结焦，结焦物落入洗涤油抽出槽，导致洗涤油抽出口堵塞，流道变窄。

洗涤油填料层上的“焦”有两种存在形式，第1种为焦粉，第2种为亮黑色的结焦区。焦粉一方面来源于气相携带的减压炉、转油线等部位剥离的焦粉；另一方面，洗涤油集油槽的焦粉随洗涤油返回至减压炉入口，然后回到减压塔，部分焦粉在减压塔内随油品汽化进入洗涤段填料层。

为了分析洗涤段填料层结焦的原因，对各填料层结焦情况进行对比分析。从洗涤段第3层填料开始，喷头下方较干净的区域逐步减少，并在喷淋间隙出现亮黑色的结焦区，颜色比焦粉亮，类似于沥青状附着在填料的波纹板上，硬度高。判断该处填料润湿不足，产生高温干区，导致沥青质结焦。洗涤段第4层填料的亮黑色结焦区(见图3红圈内)明显增多，主要分布在喷淋间隙区域。检查填料内部发现，亮黑色生焦区并非只存在于填料层表面，而是贯穿于整个填料层，亮黑色结焦区的焦粉附着量高于其他区域。洗涤段第5层填料亮黑色结焦区继续增加，相应的焦粉含量也随之增加。洗涤段第6层填料结焦情况与第5层相近，但喷头下方圆形的干净区域几乎消失，焦粉分布相对均匀。

2019年大修时的洗涤段填料层总体结焦情况比2015年大修时更为严重，且该大修周期内填料运行4年，而在2015年大修时填料共运行6年。

亮黑色结焦区主要分布于3～6层，纵向呈锥型或圆台型，贯穿于整个填料层，判断结焦与本周期加工负荷较低及减压深拔有关。2015年大修后，蒸馏装置加工负荷从90%降至70%，导致减压塔进料量降低，进而导致洗涤段内回流量减少。2016年底，开始减压深拔后，减三线回流量逐步从145 t/h降至120 t/h，虽然洗涤段填料润湿量满足壳牌(Shell)公司所给的下限值，但与下限值非常接近，且润湿量计算每月进行1次，并不能保证润湿量总是高于下限值。内回流量和减三线回流量下降导致洗涤段喷淋密度降低，喷淋间隙区域扩大，这对洗涤段第1～2层填料的影响不大(因第1～2层内回流量较高，可弥补喷淋不足的影响)，但第3～6层内回流量小，会导致第3～6层填料局部润湿量不足，造成局部结焦。减三线回流部分喷嘴堵塞，则喷头下方的结焦情况将更加严重。填料层表面结焦会导致下方缺乏喷淋，加剧下方填料的结焦。洗涤段填料润湿量计算公式见式(2)。

qV(WO)=(qm(DWO)-qm(SR in DWO))/ρ(DWO)

(2)

式中：qV(WO)为填料底部的清洁洗油润湿量，m3/h；qm(DWO)为去加热炉的洗涤油循环流量，kg/h；qm(SR in DWO)为循环洗涤油中减压渣油的量，kg/h；ρ(DWO)为洗涤油的密度，kg/m3。

qm(SR in DWO)=qm(DWO)×(w(DWO)-

w(HVGO))/(w(SR)-

w(HVGO))

(3)

式中：w(x)为质量分数，x是DWO(洗涤油)、HVGO(蜡油Ⅱ)及SR(减压渣油)，μg/g。

(3) 减压炉烟气中SO2含量超标。设计减顶瓦斯胺液脱硫后进减压炉燃烧，减顶瓦斯有机硫含量高，但胺液脱硫无法脱除有机硫。蒸馏装置原油中硫质量分数设计值为0.62%，自2017年3月起，原油中硫质量分数逐步从0.5%升至0.85%，最高为0.995%，导致减顶瓦斯脱硫后总硫质量浓度升至约3 500 mg/m3。其中，H2S质量浓度只有约5 mg/m3，其余全部为硫醇、硫醚等有机硫。实施减压深拔时，减压塔进料温度高，渣油裂解反应加剧，导致减顶瓦斯量上升，其中携带的有机硫含量随之增加。根据操作经验，当减压炉出口温度高于424 ℃时，会导致减压炉烟气中SO2质量浓度超过50 mg/m3，不能满足GB 31570-2015《石油炼制工业污染物排放标准》的要求。

2 减缓洗涤段填料层结焦速率的措施

减压塔洗涤段填料层结焦是影响蒸馏装置长周期运行的关键因素，为确保蒸馏装置运行周期达到5年，根据上述对洗涤段填料层结焦原因的分析，制定以下措施，减缓洗涤段填料层结焦速率：

(1) 大修时对洗涤段填料进行全部更换，并确保填料安装质量。

(2) 对洗涤段减三线回流主管、分配管进行清理，更换全部喷头。

(3) 定期对减三线回流过滤器进行检查清理，注意检查过滤器滤网，及时更换有破损的滤网。

(4) 严格按照壳牌(Shell)公司给出的限制值控制洗涤段填料润湿量，并保持一定的安全裕量。每周对洗涤段填料润湿量进行计算，原油性质发生大幅变化时也要对洗涤段填料润湿量进行计算。

(5) 提高常压拔出率，有利于降低减压塔压降，从而提高汽化段真空度，在拔出率相同的情况下，可降低减压炉出口温度，减缓沥青质的结焦趋势。在相同的温度条件下，当压力(A)低于2.66 kPa时，压力每降低0.13 kPa，汽化率约增加0.5%～0.7%，与温度升高2 ℃的作用相当[3]。

2019年9月大修结束，蒸馏装置开工正常，洗涤油罐液位降至60%，洗涤油泵运行正常，减压塔洗涤段填料层压降由检修前的0.45 kPa恢复至0.14 kPa。填料层结焦是长期缓慢发生的，日常操作时需密切关注填料层压降变化趋势，将填料层压降作为装置长周期运行监控参数。发现压降异常上升，及时分析原因，并对操作进行优化调整，确保装置长周期运行。

3 减顶瓦斯脱硫增加柴油吸收措施

为解决减顶瓦斯胺液脱硫无法脱除有机硫、减压深拔造成减压炉烟气SO2排放超标的问题，借鉴VOC治理技术中利用低温柴油吸收有机硫的原理，委托设计院进行研究，将原有减顶瓦斯胺液脱硫塔(C-202)改为柴油吸收塔，利用蒸馏装置混合柴油(约35 ℃)作为吸收剂，吸收减顶瓦斯中的有机硫。2018年经论证该方法可行，开始进行设计工作。2019年4月-5月实施改造，减顶瓦斯脱硫改造流程见图4，虚线框内为新增的减顶瓦斯分液罐(V-217)。

2019年5月底，投用柴油吸收塔，投用后对操作进行调整，投用前后数据对比见表1。

柴油吸收塔投用后，经操作调整，减顶瓦斯总硫脱除率逐渐好转，吸收后的柴油中硫质量分数明显上升。由表1可知：

表1 柴油吸收塔投用前后数据对比柴油吸收剂量/(t·h-1) 柴油吸收剂温度/℃ 脱后减顶瓦斯中ρ(总硫)/(mg·m-3)总硫脱除率/%吸收前柴油中w(硫)/%吸收后柴油中w(硫)/%减压炉烟气中ρ(SO2)/(mg·m-3) 投用前 3 47934.20工况1 5372 15438工况2 7351 662520.442 0.585 10.14工况3 9.529401880.455 0.588 1.99工况4 9.5361 1106810.32

(1) 柴油吸收剂流量从5 t/h提至7 t/h，柴油吸收剂温度从37 ℃降至35 ℃，减顶瓦斯总硫脱除率从38%升至52%。

(2) 柴油吸收剂流量从7 t/h提至9.5 t/h，柴油吸收剂温度从35 ℃降至29 ℃，减顶瓦斯总硫脱除率从52%升至88%。

(3) 为验证柴油吸收剂温度对吸收效果的影响，将柴油吸收剂温度从29 ℃升至36 ℃，减顶瓦斯总硫脱除率从88%降至68%。

综上所述，柴油吸收剂流量和温度均会影响减顶瓦斯总硫脱除效果。在柴油温度相同的情况下，每增加1 t/h柴油，总硫脱除率提高约6.6百分点；在柴油流量相同的情况下，柴油温度每降低1 ℃，总硫脱除率提高约2.9百分点。目前，减压炉出口温度424 ℃，C-202柴油吸收剂流量7 t/h，柴油温度35 ℃，可保证减压炉排放烟气中SO2质量浓度满足环保要求。根据减压深拔的需要，可继续提高减压炉出口温度。

4 结论

减压塔洗涤段中下部填料层存在喷淋间隙，形成高温干区，引起沥青质结焦，表面结焦进一步加剧下方填料结焦，导致填料层从上至下结焦逐步加重。分析填料层结焦严重的原因如下：

(1) 2015年大修后，蒸馏装置加工负荷下降，导致减压塔洗涤段内回流量减少。

(2) 2016年底开始减压深拔后，减三线回流量降低。

(3) 减三线回流部分喷嘴堵塞。

以上因素导致填料层润湿量下降，喷淋间隙区域扩大，加剧了填料层的结焦。填料层的焦粉、碎焦块被回流液带入洗涤油集油槽，造成集油槽内焦粉、碎焦块沉积，导致焦粉、碎焦块堵塞洗涤油抽出口，使流道变窄，进而导致洗涤油泵出现抽空现象。根据洗涤段填料层结焦原因分析，制定了减缓填料层结焦速率的措施。2019年9月，装置检修开工后，洗涤油罐液位降至正常液位，洗涤油泵运行正常，减压塔洗涤段填料层压降恢复正常。日常操作时，将洗涤段填料层压降作为装置长周期运行监控参数，发现异常及时进行操作调整。

实施减压深拔时，减压塔进料温度高，渣油裂解反应加剧，造成减顶瓦斯量上升，导致减压炉烟气中SO2排放超标。为此，减顶瓦斯脱硫系统增加了柴油吸收措施，该措施有效降低了减顶瓦斯中有机硫和总硫含量，顺利实现了减压炉烟气达标排放，为进一步减压深拔创造了条件。