中石化清潔生產(chǎn)工作匯報

清潔生產(chǎn)審核工作匯報

尊敬的各位專家、環(huán)境保護局領(lǐng)導：

大家上午好！歡迎各位領(lǐng)導和專家蒞臨中國石油化工股份有限公司洛陽分公司，參與對我公司清潔生產(chǎn)審核的驗收工作，在此，我代表中國石油化工股份有限公司洛陽分公司全體員工對各位領(lǐng)導和專家的辛勤工作表示衷心的感謝和最熱烈的歡迎。。

中國石油化工股份有限公司洛陽分公司地處河南省洛陽市，是我國中部地區(qū)的大型石油化工基地，集煉油、化纖、化工為一體的國家特大型企業(yè)。1978年開工建設，1984年建成投產(chǎn)，是我國自行設計的第一座單系列500萬噸/年大型煉油化工廠。1998年國家“九五”重點建設項目洛陽化纖工程20萬噸/年聚酯系列裝置破土動工，201*年全面建成投產(chǎn)。進入“十一五”，逐步實施了油品質(zhì)量升級改造項目，原油綜合加工能力提高至800萬噸/年，汽油質(zhì)量達到了國Ⅲ標準。是國家重點監(jiān)控企業(yè)。

目前，洛陽分公司擁有800萬噸/年常減壓、140萬噸/年重油催化裂化（兩套）、80萬噸/年溶劑脫瀝青，70萬噸/年連續(xù)催化重整、80萬噸/年直餾柴油加氫精制、100萬噸/年催化柴油加氫精制、45萬噸/年氣體分餾、4萬噸/年硫磺回收、26萬噸/年芳烴抽提、21.5萬噸/年P(guān)X、32.5萬噸/年P(guān)TA、20萬噸/年聚酯、9萬噸/年長絲、10萬噸/年短纖維、8萬噸/年聚丙烯、2萬噸/年雙向拉伸薄膜等多套生產(chǎn)裝置，可生產(chǎn)車用無鉛汽油（90號、93號、97號）、車用乙醇汽油調(diào)合組分油（90號、93號）、輕柴油（0號、5號、-10號、-20號）、3號噴氣燃料、燈煤、分子篩料、溶劑油（6號、120號、200號）、7號燃料油、石油液化氣、重整生成油、石腦油、丙烯、道路石油瀝青、工業(yè)硫磺、石油酸、液氨、聚丙烯、雙向拉伸薄膜、石油苯、甲苯、對二甲苯、精對苯二甲酸、聚酯切片、滌綸全牽伸絲、滌綸預取向絲、高強高模棉型和毛型纖維等60多種產(chǎn)品。

201*年實際加工原油709萬噸，生產(chǎn)煉油661、化工產(chǎn)品78萬噸，實現(xiàn)銷售收入292億元。目前員工人數(shù)4388人，大中專以上人員超過50％。企業(yè)積極開展管理創(chuàng)新、體制創(chuàng)新和機制創(chuàng)新，推動企業(yè)管理走上規(guī)范化、科學化道路；通過綜合管理體系的有效運行，增強了職工的質(zhì)量、職業(yè)健康安全、環(huán)保意識，不斷提高公司的綜合管理水平，使產(chǎn)品的安全、生產(chǎn)、經(jīng)營、銷售生機勃勃，職工收入穩(wěn)步提高，為公司的發(fā)展奠定了堅實的基礎。

我公司于201*年5月份按照省市環(huán)保部門的要求，立足節(jié)約資源、保護環(huán)境、減少污染、提高效益的發(fā)展戰(zhàn)略，在市環(huán)保局的指導下，積極認真地開展了清潔生產(chǎn)審核工作。下面我從以下幾個方面將我公司開展清潔生產(chǎn)審核的工作情況向各位領(lǐng)導作以簡單匯報：

一、積極主動、全面深入領(lǐng)會開展清潔生產(chǎn)審核工作的必要性

我公司生產(chǎn)管理始終把環(huán)保放在首位，向環(huán)保要效益，通過系統(tǒng)思考，大膽創(chuàng)新，深度挖潛，生產(chǎn)能力大幅度提升，在節(jié)能、環(huán)保等方面取得了長足的進步；在資源、能源的回收及綜合利用等方面取得了顯著的成績，整體水平不斷提高。國家于201*年頒布了《中華人民共和國清潔生產(chǎn)促進法》，公司領(lǐng)導根據(jù)生產(chǎn)實際狀況，立足于保護環(huán)境，提高能源資源利用率，認真學習和領(lǐng)會了法律法規(guī)和有關(guān)政府、部門文件通知精神，從增強企業(yè)環(huán)保意識、提高環(huán)境效益和經(jīng)濟效益出發(fā)，認識到了在企業(yè)內(nèi)部開展清潔生產(chǎn)審核工作的必要性和重要性。因此，決定在201*年5月啟動首輪清潔生產(chǎn)審核工作。二、認真選擇咨詢服務機構(gòu)

通過與市縣環(huán)保部門的匯報和溝通，并認真全面考察了我省清潔生產(chǎn)審核咨詢機構(gòu)的資質(zhì)、業(yè)績后，本著優(yōu)質(zhì)、專業(yè)、權(quán)威的原則，我公司選擇了河南省中原環(huán)境保護服務有限公司為我公司提供全過程的審核咨詢服務，并于201*年5月簽訂了服務合同，明確了

雙方的責任、權(quán)利和義務，為開展審核提供了技術(shù)保證。三、認真進行審核過程的策劃

我公司于201*年6月成立了清潔生產(chǎn)審核工作小組，并成立了審核工作辦公室，與中原環(huán)保公司審核咨詢小組一起，認真擬定了本輪清潔生產(chǎn)審核工作計劃，計劃本輪審核工作在6個月內(nèi)完成。并針對審核工作過程易出現(xiàn)的問題和障礙，通過全面的宣傳，認真的組織等手段予以消除。并于201*年6月24日，開展了清潔生產(chǎn)知識宣貫大會，使清潔生產(chǎn)工作在中國石油化工股份有限公司洛陽分公司深入人心，全體員工積極投入到審核工作中來。四、清潔生產(chǎn)審核工作進展情況

中國石油化工股份有限公司洛陽分公司本輪清潔生產(chǎn)審核過程嚴格按照國家、我省有關(guān)審核的技術(shù)規(guī)范進行，實施了全面的預審核和深入的審核過程。中國石油化工股份有限公司洛陽分公司的預審核工作從201*年6月23號至6月29號進行。在預審核階段，中國石油化工股份有限公司洛陽分公司審核工作小組成員和中原環(huán)保公司審核咨詢小組一起，通過現(xiàn)場查看、查閱報表記錄、詢問有關(guān)人員等方式，對公司一聯(lián)合、二聯(lián)合、三聯(lián)合、四聯(lián)合、芳烴車間、化工車間、長絲車間、短纖維車間、聚酯車間和熱電站等各個生產(chǎn)車間和裝置的生產(chǎn)工藝、設備管理維護、過程控制、污染物產(chǎn)排、能源物料消耗、制度及人員素質(zhì)等進行了全面調(diào)查和統(tǒng)計，并和有關(guān)專家一起，對各種指標狀況進行了分析、討論，從產(chǎn)品工藝、裝備水平、能耗物耗、污染物產(chǎn)排等方面對公司清潔生產(chǎn)水平進行了評價，認為公司清潔生產(chǎn)水平介于國內(nèi)一般水平和國內(nèi)先進水平之間。通過備選審核重點的權(quán)重排序從而進一步確定了本輪審核重點為一聯(lián)合和化工車間。并依據(jù)國內(nèi)外相關(guān)企業(yè)發(fā)展水平，參照專家意見，制定了清潔生產(chǎn)審核目標。在審核階段，公司審核工作小組圍繞審核重點，在中原環(huán)保公司審核咨詢小組的指導下，對一聯(lián)合常減壓裝置、催化裂化裝置和化工車間的生產(chǎn)工藝、污染物產(chǎn)排、

能耗物耗等進行了進一步的深入研究和分析，并于7月份組織實施了物料實測，掌握了第一手的數(shù)據(jù)。在此基礎上，結(jié)合公司報表數(shù)據(jù)和工藝流程，建立了物料平衡圖、水平衡圖、電平衡分析和蒸汽消耗平衡分析。通過對平衡圖的分析，用清潔生產(chǎn)的思路和方法，進行了污染物產(chǎn)排的原因分析，從而為清潔生產(chǎn)方案的產(chǎn)生奠定了基礎。

通過發(fā)動員工和組織專業(yè)技術(shù)人員研討，中國石油化工股份有限公司洛陽分公司本輪清潔生產(chǎn)審核過程共產(chǎn)生各類清潔生產(chǎn)方案93個，方案覆蓋了原輔材料和能源、生產(chǎn)工藝、設備、過程控制等各方面，經(jīng)過篩選，最終確定了80個無低費方案和13個中高費方案在本輪審核活動實施。這些方案均針對生產(chǎn)過程中的污染物產(chǎn)排、能耗物耗高等環(huán)節(jié)，具有明顯的針對性。同時，我公司還加強了污染物治理設施的運行控制管理，保證污水設施、廢氣治理設施的正常運行。通過對中高費方案進行技術(shù)、環(huán)境、經(jīng)濟等方面的可行性分析，認為通過實施這些方案可以起到有效提高公司能源資源利用率、減少污染物排放、提高環(huán)境效益和經(jīng)濟效益的作用，因此，本著“邊審核、邊實施”的原則，我公司在審核工作過程中積極組織實施了這些清潔生產(chǎn)方案。截止到201*年11月底，已經(jīng)全部實施完畢80個無低費方案和8個中高費方案。還有2個中高費目前還沒有完全實施完畢，3個高費方案計劃放在持續(xù)清潔生產(chǎn)審核階段實施。方案實施后，收到了明顯的環(huán)境效益和經(jīng)濟效益。。五、下一步工作計劃

本輪清潔生產(chǎn)審核無/低費清潔生產(chǎn)方案投資共計554.45萬元，取得直接經(jīng)濟效益1381.49萬元，中/高費清潔生產(chǎn)方案投資共計5877.62萬元，取得直接經(jīng)濟效益14629.52萬元，間接濟效益無法估算。

通過清潔生產(chǎn)審核，公司在生產(chǎn)和管理上取得了較大實效，產(chǎn)量提高，資源消耗降低，成本下降，“節(jié)能、降耗、減污、增效”各方面都取得了成效。清潔生產(chǎn)推動了激勵機制、管理體系的進一步完善，提高了管理人員、工程技術(shù)人員、操作人員及其他員工的

經(jīng)濟觀念、環(huán)保意識，增強了公司的市場競爭力。公司領(lǐng)導對清潔生產(chǎn)取得的成效也給予肯定，并決定在公司內(nèi)部建立清潔生產(chǎn)長效機制和常設機構(gòu)，實施持續(xù)清潔生產(chǎn)，定期總結(jié)清潔生產(chǎn)所取得的成效以及解決在實施清潔生產(chǎn)過程中存在的問題。在今后的生產(chǎn)發(fā)展中，公司已把清潔生產(chǎn)工作納入日常管理中，逐步制度化、規(guī)范化，為社會的發(fā)展做出自己應有的貢獻。

中國石油化工股份有限公司洛陽分公司

201*年10月

擴展閱讀：201*年中石化五大類裝置運行總結(jié)

中國石化

201*年常減壓蒸餾裝置運行報告

1概況

201*年，集團公司33家煉油企業(yè)有57套常減壓蒸餾裝運行，截至年底,總加工能力為18132萬噸，與201*相比,201*年新增能力1408萬噸。單套能力達到800萬噸/年的裝有4套（鎮(zhèn)海3#、高橋3#、金陵3#、上海石化3#），單套能力在500-800萬噸/年的裝(不包括800萬噸/年)有7套（廣州1#、茂名4#、上海石化2#、洛陽、湛江、鎮(zhèn)海1#、2#），單套能力在300-500萬噸/年（不包括500萬噸/年）的裝有19套，單套能力在100-300萬噸/年的裝有19套、單套能力在100萬噸/年以下的裝有8套(杭州2#蒸餾能力最小,為20萬噸/年)。其中，股份公司有49套,加工能力為1,6902萬噸,單套平均加工能力為344.94萬噸/年；非上市部分共有8套，單套平均加工能力為153.75萬噸/年。

201*年集團公司共加工原油15235.29萬噸，常減壓裝平均運行負荷率為85.99%，股份公司加工原油14349.43萬噸,平均運行負荷率為86.13%;平均換熱終溫為281℃,比201*年提高了3℃,其中,最高為312℃(長嶺1#),最低為208℃(天津2#);集團公司總拔出率為66.19%,比201*年降

低0.29個百分點。股份公司總拔出率為66.77%,比201*年降低0.28個單位,其中,在減壓塔也運行的裝中最高為78.48%(鎮(zhèn)海3#),最低為50.7%(洛陽);能耗平均值為10.66kg標油/t，比201*年降低0.82kg標油/t,其中,最高為19.17kg標油/t(西安2#)，最低為8.13kg標油/t(金陵1#);脫后含鹽平均值為2.2mg/l，比201*年降低0.74mg/l,最高為21.44mg/l(塔河2#);常壓爐熱效率平均為88.12%,最高為92.0%(鎮(zhèn)海2#),最低為83.5%(廣州1#);減壓爐平均熱效率為88.05%,最高為91.0%(鎮(zhèn)海3#),最低為82.0%(西安2#)。201*年各常減壓裝的部分運行數(shù)據(jù)見附表-1。

2新技術(shù)進展及應用情況2.1國外技術(shù)進展2.1.1高速電脫鹽技術(shù)

電脫鹽從技術(shù)特點來分一般有低速電脫鹽和高速電脫鹽兩種形式。國外的高速電脫鹽技術(shù)與國內(nèi)普遍采用的低速電脫鹽相比，具有脫鹽技術(shù)先進、脫鹽效率高（單級脫鹽率可達95%），單罐處理能力大、電耗低等優(yōu)點，其最主要的特點和技術(shù)核心為：進料位在電極板之間的油相；進料管分配器采用特殊的高效噴頭，原油以水平方向薄片狀向四周噴出,電脫鹽罐的處理能力取決于噴頭的能力；采用交（直）流電供電，變壓器數(shù)量和接電方式的選擇比較靈活。高速電脫鹽

技術(shù)能夠提高處理量的關(guān)鍵在于改變了原油的進油方式，從油相進油對罐底水層不會產(chǎn)生攪動，不會影響油水界面的穩(wěn)定，使提高進油速度成為可能，而雙層噴嘴的設計保證了有足夠量原油噴入電場中，從而可實現(xiàn)小罐體大處理量的目標。

高速電脫鹽技術(shù)的適應性和缺點：從高速電脫鹽高效噴頭的設計原理看，高效噴頭的分配效果與原油的API度有直接關(guān)系，也就是說該噴頭只能爭對一定范圍API度的原油發(fā)揮最佳效能,原油的輕重會影響高效噴頭的分配效果，尤其當加工油種較設計油種重時，分配效果將變差，即該技術(shù)對不同API度油種的適應性較差；另外,從充分利用電場的角度來看，當原油加工量較高時，原油以水平方向薄片狀向四周噴出效果就好，相鄰的兩個高效噴頭分配出的原油區(qū)域就越接近于相切，電場的利用率就越高，脫鹽性能也就越好，所以高速電脫鹽對原油的大處理量較適應，對低負荷工況的適應能力較差。

目前,世界上已有100多套電脫鹽裝采用了高速電脫鹽技術(shù)，國內(nèi)鎮(zhèn)海、上海石化、齊魯、大連等單位應用了美國PETROLITE公司于上世紀九十年代開發(fā)的高速電脫鹽技術(shù),應用效果較好。

高速電脫鹽和低速電脫鹽的技術(shù)特點對比見表－1。

表-1高速電脫鹽技術(shù)和低速電脫鹽技術(shù)特點比較

項目原油進料位進料部件形式供電型式油在電場中停留時間,min原油處理能力（相同罐體）一級脫鹽率，%二級脫鹽率，%脫后原油含水，%排水含油，ppm電耗，kWh/t原油投資（相同處理能力）低速電脫鹽技術(shù)水相多孔管或倒槽式交流或直流電61（比較基準）85～9095～970.2～201*.2～0.5一般高速電脫鹽技術(shù)電極板間（油相）高效噴頭式交流電不要求（很短）2～2.595990.2～1500.03～0.1略高2.1.2減壓深拔技術(shù)

減壓深拔工藝在國內(nèi)還未自主開發(fā)，少數(shù)幾個新建的大型常減壓裝的減壓深拔技術(shù)均從國外Shell和KBC兩個公司引進。根據(jù)情報調(diào)研和技術(shù)交流，這兩個公司的減壓深拔工藝技術(shù)情況如下:

SHELL公司的HVU減壓蒸餾技術(shù)，是采用獨特設計的閃蒸設施，高真空、高減壓爐出口溫度的空塔噴淋減壓深拔工藝，除減壓爐管需少量注汽外，減壓塔塔底不需注汽；減壓塔在傳熱段采用空塔噴淋傳熱技術(shù)，中段回流取熱段不采用填料，將全塔壓降降低，達到更高的拔出率（蠟油終餾點595C），同時合理的洗油段設計保證了拔出產(chǎn)品VGO的質(zhì)量指標,此項空塔噴淋傳熱技術(shù)目前世界上也只有殼牌公司可以設計。另外，殼牌公司保證減壓爐在430℃左右的出口溫度下可連續(xù)操作4年以上。從現(xiàn)場看，SGS減壓深拔技術(shù)所

設計出來的是一個直徑非常粗、高度比較短的減壓塔，采用干式抽真空。

KBC公司的減壓深拔技術(shù)是在常規(guī)減壓基礎上，采用該公司所開發(fā)的系統(tǒng)軟件將原油切割成非常窄的餾分，然后按照各切割點的要求將窄餾分進行合成，根據(jù)合成后的模擬油品性質(zhì)配以適當填料（高度），減壓爐及減壓塔底注入蒸汽，即所謂的軟硬件結(jié)合達到“減壓深拔”油品技術(shù)要求。其核心是對減壓爐管內(nèi)介質(zhì)流速、汽化點、油膜溫度、爐管管壁溫度、注汽量（包括爐管注汽和塔底吹汽）等的計算和選取，以防止爐管內(nèi)結(jié)焦;減壓爐出口溫度可達435℃，裂解氣生成量小于原料的0.3wt%，注汽量為原料的1-2wt%（新建裝），轉(zhuǎn)油線的溫差約為10-20℃;可以使蠟油/渣油的切割點達到630℃;也保證四年以上的操作周期和安全生產(chǎn)。除此以外,KBC的減壓深拔技術(shù)對減壓塔及其內(nèi)構(gòu)件的選取無特殊要求。目前,KBC的減壓深拔技術(shù)已在35～40套新建和改造減壓裝上應用，最近3套北美新建減壓裝也是由KBC設計的。國內(nèi)已經(jīng)和預備應用KBC減壓深拔技術(shù)的企業(yè)有大連、獨山子、大慶、天津和青島大煉油。2.2國內(nèi)技術(shù)進展

國內(nèi)常減壓蒸餾技術(shù)近些年來也有很大進展，在改進加工流程，挖掘設備潛力，降低能耗，提高產(chǎn)品質(zhì)量和收率方面做了大量的開發(fā)和實踐工作，少數(shù)常減壓蒸餾裝的能耗

已達到世界先進水平。2.2.1蒸餾裝大型化

近年來，SEI、LPEC等設計單位在蒸餾裝大型化的工程研究、設計等方面做了大量工作，如結(jié)合沿海企業(yè)常減壓裝的新建和擴能改造，茂名石化、鎮(zhèn)海煉化、金陵、金山、高橋等企業(yè)的部分單套裝能力達到了500－900萬噸/年。特別是1999年鎮(zhèn)海3#蒸餾裝由150萬噸/年改造為800萬噸/年的成功實踐，為我國在大型常減壓蒸餾裝的設計、設備制造和安裝、公用工程配套、協(xié)調(diào)組織生產(chǎn)、安全等方面均提供了非常寶貴的經(jīng)驗。2.2.2電脫鹽設備國產(chǎn)化、大型化

在國內(nèi)陸上原油變重、含鹽及含鈣量增加，進口原油硫含量、重金屬含量增加的情況下，電脫鹽系統(tǒng)在國產(chǎn)化、大型化和高效節(jié)能方面的技術(shù)進步，基本保證了后續(xù)加工裝的運行要求。如鎮(zhèn)海、茂名、金陵等企業(yè)吸收引進電脫鹽成套技術(shù)，開發(fā)電脫鹽成套設備，很好地解決了因操作不平穩(wěn)而引起經(jīng)常跳閘的問題，并使脫鹽、脫水率有了很大的提高，同時也降低了電脫鹽電耗。

國內(nèi)長江（揚中）電脫鹽設備公司在吸收消化進口高速電脫鹽技術(shù)基礎上進行改進，開發(fā)出新一代的交直流高速電脫鹽技術(shù)，從小試結(jié)果來看，與進口的高速電脫鹽相比，它具有適應性更廣、脫鹽脫水效率更穩(wěn)定等優(yōu)點，目前已申請國家專利，國內(nèi)已有高橋、上海石化、茂名、洛陽、金陵、

揚子、蘭州、鎮(zhèn)海、大連、湛江等處理量大于500萬噸/年的常減壓采用了國產(chǎn)高速電脫鹽技術(shù)，運行情況尚可。2.2.3開發(fā)應用高通量、高彈性塔板，提高常壓塔的通量及彈性

推廣應用新型塔盤、高效填料，特別是在大型化裝上應用高效新材質(zhì)填料改進分餾效果，如天津、洛陽、金陵、鎮(zhèn)海、九江、揚子、茂名等企業(yè)新型塔盤和填料的應用，對提高輕油收率、總拔出率以及分餾塔的切割精度均取得了良好的效果。

2.2.4采用負荷轉(zhuǎn)移技術(shù)，擴大裝的加工能力和節(jié)能降耗

近幾年,負荷轉(zhuǎn)移技術(shù)(包括兩段閃蒸和兩段減壓)被成功應用于擴能裝的改造中,最大限度地挖掘和利用了裝原有設備的潛能,達到擴能和節(jié)能降耗的目的。

兩段閃蒸工藝的關(guān)鍵是在常壓塔塔徑不變的情況下提高原油加工能力，大量閃蒸汽直接進入常壓塔的適宜位，閃蒸出來的氣相不必加熱到常壓塔的進料溫度，而不必通過常壓爐來獲取能量，從而降低了常壓爐負荷。同時閃蒸出來的氣相是通過換熱來獲得，有利于低溫位熱量的利用，對提高裝的熱量回收有好處，是一條有效的節(jié)能途徑。鎮(zhèn)海煉化1#常減壓蒸餾裝采用兩段閃蒸工藝將300萬噸/年裝改造成500萬噸/年，產(chǎn)品質(zhì)量穩(wěn)定，各項技術(shù)指標均達到較先進水平。

兩段減壓工藝即是增設一個減壓爐和減壓塔，將前段減壓的操作壓力設定為微負壓，該塔在較低的真空度下操作無需設增壓器，能減少抽空蒸汽的耗量，淺減壓塔底吹入少許汽提蒸汽。另外，適度的負壓操作能降低加熱爐出口溫度，減少餾出油品的過熱度，實現(xiàn)節(jié)能目的。金陵3#常減壓蒸餾裝于201*年擴能改造時，增設一級淺減壓系統(tǒng)，使裝能力由500萬噸/年擴至800萬噸/年,改造后運行情況良好。

2.2.5采用輕烴回收工藝降低加工損失率

一些大型裝特別是加工進口輕質(zhì)油的裝，如鎮(zhèn)海、金陵等采用不同輕烴回收工藝對“三頂氣”進行回收，有效回收了高附加值產(chǎn)品，提高了經(jīng)濟效益。

2.2.6應用強化劑進行強化蒸餾，取得了一定的成效和經(jīng)驗

強化蒸餾技術(shù)即是通過在原料中加入強化劑,來改變造成蠟油滯留在渣油中的物質(zhì)的極性,并降低蠟油溢出的表面張力,阻止自由基鏈聚合,消除霧沫夾帶,提高減壓拔出深度,強化劑可以是減壓側(cè)線餾分，也可以是專用強化劑。廣州分公司2#常減壓裝自201*年四季度開始，在減壓系統(tǒng)前（常底泵進口）注入強化蒸餾劑T208，對穩(wěn)定減壓操作，降低減壓塔內(nèi)壓降的作用明顯，達到了提高總拔的目的。

3裝置運行情況分析

據(jù)統(tǒng)計，201*年集團公司常減壓裝原油脫前含鹽平均為35.9mg/l,脫后含鹽平均為2.2mg/l,脫前含鹽比201*年上升6.4mg/l,脫后含鹽下降0.75mg/l,可見,脫鹽水平有一定進步,但各裝間原油含鹽、脫鹽率等差異較大,部分裝縱然是脫鹽率較高，脫后含鹽距離考核指標仍存在較大差距。塔河2#原油脫前含鹽106.2mg/l,脫后含鹽高達21.44mg/l;西安2#原油脫前含鹽244.2mg/l,脫后含鹽高達9.5mg/l；齊魯2#常減壓電脫鹽系統(tǒng)是加工陸上原油的配套系統(tǒng)，裝改造時未進行同步改造，自裝加工進口原油以來，脫鹽脫水效果不理想，目前，裝在加工量約6500噸/天的情況下，若原料含鹽在40mg/l以下，脫后含鹽勉強能夠脫到5mg/l左右，若進一步提高原油加工量，則原料在脫鹽罐中的脫鹽時間會更短，會造成裝脫鹽效果更差和原油脫后含鹽更高；鎮(zhèn)海1#常減壓裝通過組織專家進行技術(shù)攻關(guān)，摸索出適宜的溫度、混合閥壓降、注水量等參數(shù);篩選破乳劑，以適應加工多巴等高酸值原油的加工，并對破乳劑的原油適應性進行考察;做好劣質(zhì)油的加工，保證摻煉比例，避免波動引起操作不穩(wěn);加強對采樣環(huán)節(jié)的管理,對異常數(shù)據(jù)及時進行加樣分析，確保平穩(wěn)運行等,在脫前含鹽較201*年升高的情況下，使原油脫后含鹽降到3.15mg/l(201*年脫前平均含鹽為15.92mg/l,脫后平均含鹽為3.65mg/l)。除了以上提及的裝,201*年中國石化還有9套裝原油脫后含

鹽沒有達到指標要求(3mg/l),占脫鹽裝總套數(shù)的1/4。

201*年集團公司總拔出率為66.19%,比201*年降低0.29個百分點。其中，在股份公司減壓塔運行的裝中，鎮(zhèn)海3#常減壓的總拔出率最高(78.48%),比中石化平均水平高出10個單位有余;洛陽常減壓的總拔出率為最低(50.7%),可見,總拔出率差異很大。鎮(zhèn)海3#常減壓裝在提高總拔方面主要做了三方面工作,一是合理安排和調(diào)整該裝原油加工品種及規(guī)模，適當調(diào)整裝加工量;二是減四線油由原減壓塔底改為返減壓爐前，經(jīng)二次汽化后降低了渣油500℃前含量，提高了蠟油拔出率;三是將渣油530℃前含量納入日常考核。

201*年能耗平均為10.66kg標油/t,比201*年下降0.82kg標油/t,其中,金陵1#(只開常壓塔)能耗最低(8.13kg標油/t);西安2#能耗最高(19.17kg標油/t)。金陵1#常減壓裝一是開好聲波除灰系統(tǒng)，使常壓爐的排煙溫度一直控制在160-180℃，加熱爐熱效率提高到90%以上,降低了燃料消耗;二是針對冷卻器結(jié)垢嚴重的狀況進行在線沖洗,冷卻水用量明顯減少;三是調(diào)整換熱流程,保證發(fā)汽熱源,盡量保證蒸汽自給自足，減少外供汽的消耗;四是開好變頻泵，降低裝電耗。鎮(zhèn)海1#常減壓裝能耗為9.81kg標油／t,比其201*年10.44kg標油／t的能耗水平下降了0.63個單位。其主要節(jié)能措施一是優(yōu)化加熱爐和預熱器操作，降低排煙溫度;二是爐管實施在線除垢，改善傳熱效果;

三是優(yōu)化減一、常三和常二線流程，實現(xiàn)常三線油直供加氫裝;四是新投用了蠟油直供加氫裂化精制系列,減三線200℃的蠟油直供;五是投用了渣油直供焦化流程;六是多投用變頻泵，降低機泵耗電。中石化57套常減壓裝能耗對比圖見圖1～圖4。

20191817161514131211109876543210能耗（kgEO/t)石家莊滄州1＃濟南1＃齊魯1＃齊魯2＃齊魯3＃燕山1＃燕山2＃燕山3＃天津1＃天津2＃洛陽圖1201*年部分裝置能耗對比圖141312111098765432101＃2＃3＃1＃2＃1＃2＃1＃2＃1＃2＃1＃1＃陵陵陵子子慶慶江江漢漢門嶺金金金揚揚安安九九武武荊長長嶺2＃能耗(kgEO/t)圖2部分裝置能耗對比圖11

勝利1＃河南1＃中原2＃塔河1＃西安2＃西安3＃

1312111098765432103#1＃3＃2＃1＃2＃3＃建1＃2＃1＃2＃3＃名茂茂海橋橋海海海海福州州名名高高上上鎮(zhèn)鎮(zhèn)鎮(zhèn)廣廣茂茂名4＃能耗(kgEO/t)圖3部分裝置能耗對比圖20191817161514131211109876543210能耗(kgEO/t)北海青島清江1＃岳陽杭州1＃杭州2＃揚州泰州1＃圖4部分裝置能耗對比圖

除此以外,201*年中國石化常壓和減壓加熱爐的排煙溫度各自平均降低10℃左右,煙氣的余熱回收情況得到改善,加熱爐效率明顯提高。另外，加熱爐耗用燃料油由201*年的2.84kg/t降低到2.77kg/t，常減壓裝全年節(jié)約燃料油超過1萬噸。部分裝在提高加熱爐熱效率和換熱終溫等方面做了相應工作。其中,茂名4#常減壓裝利用3月19日裝大修的機會，對加熱爐進行水熱媒改造，加熱爐排煙溫度降至150℃左右,常壓爐熱效率從79.95%提高至89.99%，減壓爐熱效率從85.25%提高至89.95%。加熱爐熱效率的提高

使能耗從201*年的11.36kg標油/t下降至10.44kg標油/t，下降了0.92個單位。同時,水熱煤的改造也有效減輕了其露點腐蝕狀況。齊魯3#常減壓裝于201*年9月份利用檢修機會采用窄點技術(shù)對換熱網(wǎng)絡進行優(yōu)化，使換后溫度由270℃升高到298℃左右，裝能耗大幅降低，201*年能耗為13.34kg標油/t，201*年能耗為12.0kg標油/t。201*年和201*年中國石化常減壓裝部分運行參數(shù)匯總數(shù)據(jù)見表-2。

表-2常減壓裝部分運行參數(shù)匯總數(shù)據(jù)

201*年集團股份0.890.7138.02.39.77.226.7366.7719188.1918688.056.302.785.74集團0.790.7430.12.959.87.125.9766.48201*7.7619983.525.782.845.44201*年股份0.860.7430.93.009.26.727.0067.05201*7.97201*5.635.822.905.57原油含硫，%原油酸值，mgKOH/g原油脫前含鹽，mg/l原油脫后含鹽，mg/l常渣350℃餾出，%減渣500℃餾出，%減渣收率,%總拔出率,%常爐排煙溫度,℃常爐熱效率,%減爐排煙溫度,℃減爐熱效率,%耗電,kw.h/t耗燃料油,kw.h/t耗燃料氣,kg/t0.810.7135.92.210.37.625.8166.1919288.1218688.056.292.775.81能耗,kgEO/t10.6610.8511.4811.46

4存在問題和差距分析

4.1脫后含鹽偏高,電脫鹽電耗大,運行狀況不理想

隨著進口原油加工量的逐年上升及國內(nèi)原油性質(zhì)的日漸惡化，常減壓蒸餾裝加工的原油性質(zhì)在逐年變差、原油品種日益繁雜，電脫鹽的運行狀況越發(fā)顯得重要。

目前在集團公司33家煉油企業(yè)中，與常減壓蒸餾相配套的電脫鹽裝有52套。采用的電脫鹽技術(shù)有水平式電極板電脫鹽技術(shù)、垂直極板電脫鹽技術(shù)、鼠籠式高效電脫鹽技術(shù)、雙電場高速電脫鹽技術(shù)四種。目前使用最廣泛的還是水平式電極板電脫鹽技術(shù)，占有率超過50％。加工的國內(nèi)原油品種主要有大慶、勝利、中原、南陽、渤海、南海、蘇北等油田的原油，國外原油主要來自中東（包括沙特、阿曼、科威特、伊朗等）、東南亞以及中南美等地區(qū)。隨原油品種的不同，原油中的鹽含量從6－200mg/l不等。其中,201*年原油脫鹽前后含鹽最高的裝是塔河2#常減壓裝和西安2#瀝青裝。塔河2#常減壓裝原油脫鹽前后含鹽分別為106.2mg/l和21.44mg/l;西安2#瀝青裝原油脫鹽前后含鹽分別為171-214mg/L和9.5mg/l。201*年在中國石化13套脫后含鹽未達到考核指標（3.0mg/l）的裝中，有9套裝為加工量在250萬噸/年以上的大型裝，其中6套為加

工進口油或以加工進口油為主的裝。在電脫鹽耗電方面，目前國內(nèi)電脫鹽裝電耗普遍在0.4-1.0kw.h/t之間，明顯高于國外電脫鹽裝的電耗（0.06-0.5kwh/t之間）。電脫鹽系統(tǒng)的運行狀況不理想。

電脫鹽系統(tǒng)運行狀況不理想的原因一是原油性質(zhì)發(fā)生變化后,破乳劑的品種和注入量未及時調(diào)整;二是電脫鹽系統(tǒng)的操作參數(shù)沒有隨原油品種、數(shù)量的變化做出相應調(diào)整;三是常減壓裝做擴能改造時電脫鹽系統(tǒng)未做配套改造,脫鹽效率下降;四是管理不嚴,脫鹽系統(tǒng)的分析和考核不到位。

原油的電脫鹽處理已不僅僅是一種單純的防腐手段,隨脫鹽、脫水和脫金屬技術(shù)的成熟，原油電脫鹽已成為給下游裝提供優(yōu)質(zhì)原料必不可少的原油預處理工藝，其運行效果的好壞不僅關(guān)系到常減壓裝的腐蝕、結(jié)垢問題，而且影響到后續(xù)加工裝的安全經(jīng)濟運行。優(yōu)化電脫鹽工藝條件是電脫鹽裝穩(wěn)定操作的保證。電脫鹽的工藝條件主要包括溫度、注水量、注水點的位、界位、混合強度、電場強度以及破乳劑的型號和注入量等。針對不同原油優(yōu)化選擇電脫鹽的最佳工藝參數(shù)是一項基礎性技術(shù)工作，需要廣大工程技術(shù)人員付出辛勤的勞動。鎮(zhèn)海、金陵和茂名等企業(yè)針對加工原油的性質(zhì)，在電脫鹽破乳劑的篩選、工藝條件的優(yōu)化等方面均做了大量的工作并取得了良好的效果。這些企業(yè)的生產(chǎn)實踐也證明針對不同原油品種選擇合適的電脫鹽工藝參數(shù)可

以明顯降低原油脫后含鹽量和脫后含鹽合格率。目前有些煉廠在這方面做的工作還很不夠，沒有根據(jù)本廠加工的原油品種有針對性地開展工作，脫后含鹽合格率偏低。4.2能耗偏高

201*年集團公司的常減壓裝平均能耗為10.66kg標油/t，最高能耗為19.17kg標油/t(西安2#)，最低能耗為8.13kg標油/t(金陵1#)。同比,201*年常減壓裝的平均能耗為11.48kg標油/t，最高能耗為19.24kg標油/t，最低能耗為8.57kg標油/t�？梢�,經(jīng)過一年的裝技術(shù)改造、控制水平的提高以及一些節(jié)能新技術(shù)的采用，常減壓蒸餾裝的能耗下降了0.82kg標油/t。但從統(tǒng)計數(shù)據(jù)看,201*年能耗高于平均水平的裝有34套,占開工總套數(shù)的比例為62.82%,造成超過六成常減壓裝能耗普遍偏高的主要原因有。4.2.1單套裝規(guī)模小，加工負荷率低

發(fā)達國家常減壓蒸餾裝單套處理能力較大，許多裝能力達到1000萬噸/年以上。與之相比，我們的單套裝規(guī)模偏小，沒有達到經(jīng)濟運行的規(guī)模。在目前原油資源有限的情況下，針對這一問題有多套常減壓蒸餾裝的煉廠可合理安排裝的運行時間，盡可能保證單套裝的高負荷連續(xù)運行，優(yōu)化原油摻煉比例，這在一定程度上可減少加工負荷率偏低對能耗帶來的負面影響。

4.2.2換熱流程不盡合理，高效傳熱設備使用少，換熱終溫

偏低

201*年常減壓蒸餾裝的平均換熱終溫為278℃，換熱終溫在278℃以上的裝比例為60%。201*年常減壓蒸餾裝的平均換熱終溫為281℃，換熱終溫在281℃以上的裝比例為61.54%�？梢娪捎诮�年來節(jié)能管理及降本增效活動的深入開展，利用各種先進換熱網(wǎng)絡設計技術(shù)對換熱流程進行改造，換熱終溫在逐年小幅提高，但目前水平仍顯偏低。

換熱終溫的提高標志著裝熱量回收率的上升，公用工程耗量減少，但是仍有不少企業(yè)的換熱流程不盡合理，特別是一些原設計加工國內(nèi)中重質(zhì)原油現(xiàn)改為加工進口輕質(zhì)油的裝，要抓緊應用先進換熱網(wǎng)絡設計方法對換熱流程進行改造，提高熱量回收率，減少公用工程消耗，在進行換熱流程的改造時要根據(jù)實際情況應用一些強化傳熱設備。對于那些易結(jié)垢部位的傳熱設備更要重視其選型，傳統(tǒng)管板式換熱器由于其本身結(jié)構(gòu)原因存在流動死區(qū)，不適合于易結(jié)垢的工藝介質(zhì)，一些新開發(fā)的強化傳熱設備如折流桿、雙弓板、波紋管換熱器等不但傳熱系數(shù)大，而且不易結(jié)垢，值得推廣使用。

另外,越來越多煉廠在渣油換熱系統(tǒng)采取注阻垢劑的方法以減緩換熱器的結(jié)垢，提高換熱效率。從滄州、鎮(zhèn)海等煉廠的使用結(jié)果看，渣油阻垢劑的使用可以保持渣油換熱器的傳熱系數(shù)平穩(wěn)并有所提高，說明阻垢劑應用后不但可以起到

防止結(jié)垢的作用，還可以對換熱器原有的積垢有一定的剝離作用，解決換熱器的結(jié)垢問題并能起到較好的節(jié)能效果。個別常減壓蒸餾裝的換熱終溫開工初期和開工末期的差值達到30℃以上，可見換熱器的結(jié)垢會造成熱量回收率的大幅度下降，造成能量的巨大損失，需要采取適宜措施盡快改善。4.2.3機泵“大馬拉小車”現(xiàn)象，電耗偏高

由于裝負荷率低，同時由于許多裝在設計時機泵選型過大，造成目前許多機泵長期處于低負荷下運行。201*年常減壓蒸餾裝的平均電耗為6.29kwh/t，平均電耗比201*年上升0.51kwh/t（201*年常減壓蒸餾裝的平均電耗為5.78kwh/t），日后還要繼續(xù)選擇長期處于低負荷運行或介質(zhì)流量變化大的機泵使用變頻節(jié)電措施或合理切削葉輪來降低電耗，同時變頻設施的投用還可以提高操作平穩(wěn)率，降低噪聲污染，減少設備磨損和泄漏。4.2.4加熱爐效率低，燃料消耗大

201*年集團公司常減壓裝常壓爐的平均熱效率為88.12%，減壓爐的平均熱效率為88.05%。201*年常壓爐的平均熱效率為87.76%，減壓爐的平均熱效率為83.52%。說明一年來我們在提高常減壓蒸餾裝加熱爐效率方面取得一定進展，但加熱爐的熱效率仍偏低,在加熱爐的管理方面仍存在很多問題。

加熱爐的燃料消耗約占常減壓蒸餾裝能耗的60-70%，

也是一個煉油企業(yè)燃料消耗的大戶。因此提高加熱爐的熱效率對降低常減壓蒸餾裝的能耗乃至全廠能耗都至關(guān)重要。加熱爐效率偏低與近年來各企業(yè)的加熱爐管理有所放松有很大關(guān)系。各家要重視對加熱爐“三門一板”操作的管理，一些加熱爐管理的好傳統(tǒng)不能丟，這是提高加熱爐效率的關(guān)鍵。目前常減壓裝加熱爐存在的較為普遍的問題是排煙溫度高、爐體散熱損失大。合理選擇加熱爐爐墻襯里材料并用高溫防輻射涂料進行處理可以大大降低爐體外壁溫度，減少散熱損失，根據(jù)有些廠家的經(jīng)驗，經(jīng)此項措施處理后爐體外壁溫度可降至50℃以下，可將加熱爐效率提高1%。空氣預熱器的結(jié)垢或腐蝕也會致使煙氣熱量回收系統(tǒng)的效率降低、爐管積灰是造成加熱爐排煙溫度高的主要因素，尤其是隨著開工時間的延長，這一問題尤為突出，各煉廠要根據(jù)裝的實際情況選擇合適的吹灰器、爐管積灰在線清除技術(shù)、提高空氣預熱器的材質(zhì)等級、控制燃料硫含量等措施來提高加熱爐的效率。另外,各企業(yè)要重視對加熱爐的操作與管理，針對存在不同問題采取具體措施，力爭在近兩年內(nèi)將我們常減壓蒸餾裝的加熱爐平均效率提高至90％以上。4.3對加工進口輕質(zhì)油、含硫和含酸原油的適應性差

隨國內(nèi)原油資源短缺和市場對油品需求量的增加，外油加工的比例在逐年上升，常減壓裝對加工進口輕質(zhì)油、含硫和含酸油的適應性顯得越發(fā)重要。

目前大部分常減壓蒸餾裝不具備單煉進口輕質(zhì)油的能力，大都是按一定比例與國內(nèi)原油進行混煉，而且摻煉比例不能過高。加工進口輕質(zhì)油時普遍存在初餾塔、常壓塔超負荷，換熱終溫低、常壓爐超負荷、低溫位熱量過剩無法回收造成裝能耗高等一系列問題。

加工含硫和高硫原油時存在裝腐蝕嚴重、非計劃停工多、開工周期短等問題。201*年中石化常減壓蒸餾裝共發(fā)生非計劃停工3次，計13.71天。其中，揚子2#由于減壓塔底泵入口管線彎頭腐蝕泄漏,停工3.53天。

加工含酸和高含酸原油時存在電脫鹽系統(tǒng)油水界面不清、脫鹽脫水困難，設備低溫H2S-HCl-H2O型腐蝕加劇、220~400℃高溫環(huán)烷酸設備腐蝕嚴重（其中280℃和380℃為兩個腐蝕高峰）、重金屬導致深加工裝催化劑中毒失活、結(jié)垢結(jié)焦等問題。對產(chǎn)品性質(zhì)的影響為石腦油含量少，芳烴潛含量高，不適宜作乙烯原料；煤油餾份收率低，芳烴含量高，煙點低，不能直接作噴氣燃料使用；柴油膠質(zhì)含量高，安定性差，酸度高，十六烷值低，硫、氮含量高；蠟、渣油收率高，其中蠟油硫、氮含量高，芳烴、環(huán)烷烴含量高，裂化性能差，不是理想的催化裂化原料；渣油的膠質(zhì)和瀝青質(zhì)、金屬（鎳、釩）含量、硫氮和殘?zhí)恐蹈�，屬于難加工的劣質(zhì)渣油等。目前，部分企業(yè)尤其是沿海大型煉油企業(yè)曾通過摻煉方式陸續(xù)加工過一些含酸原油。

對于加工含硫和高含硫原油，沿海企業(yè)如茂名、鎮(zhèn)海等煉廠經(jīng)過近幾年的生產(chǎn)實踐，已經(jīng)積累了一定的工藝防腐、設備選材和生產(chǎn)管理經(jīng)驗，中石化已出臺了工藝防腐蝕的管理規(guī)定。在加工含酸油方面，也正在探討一套行之有效的管理規(guī)定用于指導生產(chǎn)操作，防患于未然。各企業(yè)要重視收集在加工含硫和含酸原油過程中的相關(guān)數(shù)據(jù)，為工藝防腐和設備選材提供更全面的基礎資料。4.4餾份切割重疊多，拔出深度不夠

輕油收率和總拔出率提高的效益不僅體現(xiàn)在常減壓蒸餾裝上，更重要的是體現(xiàn)在二次加工裝、產(chǎn)品調(diào)和及整個煉廠的效益上。我們所加工的原油逐年變重，提高常減壓蒸餾裝的切割精度、完善深拔技術(shù)以提高輕油收率和總拔出率顯得尤為重要。近年來各企業(yè)在常減壓裝改造中，對常壓塔和減壓塔內(nèi)部構(gòu)件、減壓塔轉(zhuǎn)油線、減壓爐爐管等均進行了較好的改造，這些對提高常減壓蒸餾裝的輕油收率和總拔出率起到了一定的作用，但仍存在一些問題。切割精度方面的主要問題是蠟油中的柴油組份含量較高,如中石化常渣350℃以前餾出201*年為9.8%,201*年為10.3%;在拔出深度方面，減壓渣油中500℃以前餾份含量201*年為7.1％，201*年為7.6%,有的企業(yè)甚至高達30％以上。

提高常減壓蒸餾裝的拔出深度是一項綜合工程，首先要從完善常壓塔和減壓塔的設計及塔內(nèi)部構(gòu)件的選擇入手，

保證新建塔的分餾效果和低壓降；對改造裝要通過更換高效塔盤,提高理論塔板數(shù)來改善塔的分離精度;操作上要對不同油品選擇不同的操作條件，如控制合理的過汽化率,在爐出口溫度和能耗合理的情況下,可根據(jù)最低側(cè)線和塔底產(chǎn)品的重疊程度,適當提高過汽化率;常壓塔底汽提段的汽提效果會直接影響常底重油中350℃以前餾分的含量,側(cè)線汽提塔的汽提效果會影響側(cè)線產(chǎn)品對輕組份的攜帶量,要根據(jù)原油品種和生產(chǎn)方案的變化及時調(diào)整汽提蒸汽用量,完善汽提操作。若常壓塔的分餾效果不好，則會導致過量的應在常壓塔拔出的柴油組份進入減壓塔，致使減壓塔頂部負荷偏大，頂溫高，真空度低，無法做到減壓塔的深拔，減壓渣油中500℃以前餾份含量高，會造成二次加工裝進料的不優(yōu)化和不必要的能量消耗。

有的企業(yè)在工藝條件允許的情況下將減一線油返回常壓塔進行回煉，這對提高輕油收率有一定的好處。另外,利用新型高效能的塔盤和填料不但可以提高餾份油的收率和切割精度，而且可以大幅度提高分餾塔的處理能力，國外有些公司利用新型高性能塔盤和填料改造過的分餾塔處理能力可增加3050%，國內(nèi)研制生產(chǎn)各種塔盤和填料的企業(yè)也較多，各企業(yè)在擴能改造時可考慮使用適當型號的塔盤和填料，利用各種高性能塔盤和填料的優(yōu)點，根據(jù)工藝要求將其組合在一個塔內(nèi)，在塔徑和高度不變的情況下，提高塔的處

理能力，并降低改造成本。除此以外,石油大學等院校及各企業(yè)在利用強化蒸餾技術(shù)提高常減壓蒸餾裝的輕油收率和總拔出率方面做了較多的研究，曾在燕山石化、濟南煉廠等進行了應用試驗。從燕山石化煉油廠的工業(yè)試驗結(jié)果來看，針對油種選擇合適的蒸餾強化劑可以提高常三線以前＋減一線油的收率，可以使常減壓蒸餾裝的總拔出率提高1％至2％，使原油切割深度提高30-50℃，這對常減壓蒸餾裝提高總拔出率是有好處的。4.5清潔化生產(chǎn)水平低

煉油工業(yè)產(chǎn)品是滿足社會能源需求的主力軍，也是消耗能源的大戶,隨著全社會環(huán)保意識的提高，煉油生產(chǎn)過程逐步向清潔化過渡,常減壓蒸餾裝的“三廢”和噪聲治理也逐步得到重視。其實，環(huán)保問題的解決和我們節(jié)能降耗、設備管理和工藝技術(shù)水平的提高是密切相關(guān)的。廢水排放的治理即是降低生產(chǎn)過程中的水耗，減少外排污水中的油含量，這與電脫鹽操作條件的優(yōu)化、設備泄漏率的降低、控制合適的汽提蒸汽和抽真空蒸汽量等工藝、加強設備管理是一致的。

目前有些企業(yè)的電脫鹽排水油含量超標、設備泄漏率高造成外排污水合格率低，要抓緊電脫鹽操作條件的優(yōu)化、破乳劑的篩選、減少設備泄漏等方面的工作，提高生產(chǎn)管理水平。常減壓蒸餾裝的廢氣主要來自于“三頂氣”和加熱爐

的煙氣排放，現(xiàn)在大部分企業(yè)的“三頂氣”都得到了回收利用，這不僅降低了常減壓蒸餾裝的加工損失率，也避免了環(huán)境污染。加熱爐煙氣中的主要污染物是SOx和NOｘ，降低燃料中的硫含量是減少SOx排放的根本措施。現(xiàn)在大部分煉廠蒸餾裝的燃料氣都經(jīng)過脫硫處理，硫含量較低，但燃料油經(jīng)過脫硫處理的很少，硫含量基本在1%左右，加工含硫和高含硫企業(yè)的燃料油硫含量則更高。常減壓蒸餾裝的噪聲主要來源于運行中的機泵、空冷器，變頻節(jié)電措施的應用不僅可以降低電耗，而且也可以減少其噪聲污染。

5201*年主要工作及建議

5.1嚴格執(zhí)行工藝防腐蝕管理規(guī)定，提高工藝防腐技術(shù)水平，保證裝的安穩(wěn)長運行

近年來，在國際油價逐級攀升，國內(nèi)成品油和原油價格倒掛的形勢下，受利益驅(qū)動，加工原油的重質(zhì)化、劣質(zhì)化趨勢明顯，表現(xiàn)在原油含硫、含酸逐漸升高，設備腐蝕速度加快，工藝防腐蝕形勢越趨嚴峻。為加強煉油生產(chǎn)裝工藝防腐蝕措施的管理，減輕腐蝕介質(zhì)在原油加工過程中對設備、管道的腐蝕，保證生產(chǎn)裝安全、穩(wěn)定、長周期運行，201*年股份公司煉油事業(yè)部技術(shù)處和設備處在廣泛征求北京設計院、洛陽防腐中心意見和組織齊魯、鎮(zhèn)海、揚子工藝和設備人員深入討論的基礎上，制定了《煉油生產(chǎn)裝工藝防腐

蝕管理規(guī)定（試行本）》，從管理環(huán)節(jié)和操作方法、指標上加以明確，并責成系統(tǒng)內(nèi)所有煉油企業(yè)嚴格執(zhí)行。另外，還要重點要抓好以下工作：抓緊對高效、低電耗電脫鹽技術(shù)的開發(fā)和推廣應用、優(yōu)化電脫鹽操作條件、抓緊對破乳劑品種的消化吸收和優(yōu)化選型等，進一步降低原油脫后含鹽和含水的水平，確保裝安穩(wěn)長周期運行。

5.2加大裝改造和新技術(shù)的應用力度，提高現(xiàn)有裝技術(shù)水平

主要為加大新型塔盤、填料的推廣應用，提高裝輕油收率和總拔出率。采用新型塔盤和填料，進一步提高分餾塔的切割精度，降低分餾塔壓降，可以提高裝的輕油收率和總拔出率，降低后續(xù)加工裝的負荷，避免重復加工帶來的能量浪費，提高常減壓蒸餾裝的經(jīng)濟效益。企業(yè)和研究單位之間可以采取多種合作方式，加大新型塔盤和填料的研制和推廣力度，共同努力提高我國常減壓蒸餾技術(shù)水平。5.3采用節(jié)能降耗新技術(shù)和新措施，降低裝能耗

目前,中石化大部分常減壓裝能耗在11.00kgEO/t左右；國外常減壓裝平均能耗在10.51kgEO/t左右。為縮小與國外同類裝的差距，建議在設計和操作中采取以下節(jié)能措施。

(1)在滿足裝產(chǎn)品質(zhì)量的前提下，優(yōu)化常壓塔、減壓塔的中段回流取熱，使裝的熱量盡可能得以回收。

(2)采用“窄點”技術(shù)優(yōu)化換熱網(wǎng)絡，推廣采用高效換熱器（如外螺紋管及內(nèi)波紋外螺紋管等），使換熱網(wǎng)絡中某些低傳熱系數(shù)的換熱器的換熱得以強化，努力使中石化平均換熱終溫達到290℃左右。

(3)在適當?shù)臏匚话l(fā)生蒸汽供裝自用，減少裝的蒸汽耗量；回收低溫余熱發(fā)生低壓蒸汽，在周邊尋找用戶使用，減少熱損失。

(4)繼續(xù)探討高速電脫鹽技術(shù)的適用范圍和操作條件，對適合裝推薦采用此技術(shù)，在脫鹽效率有保證的情況下，爭取電脫鹽耗電量降低1/3左右。

(5)對新建和擴建的裝,建議采用閃蒸塔，在減少常壓塔“卡脖子”負荷的同時，減少了常壓爐的負荷，降低燃料消耗。

(6)優(yōu)化減壓塔、減壓爐、減壓轉(zhuǎn)油線系列的設計和操作，使減壓轉(zhuǎn)油線的壓降和溫降減小，進而降低減壓爐出口溫度，節(jié)省燃料用量。

(7)在保證拔出效果的情況下，減頂采用蒸汽+機械抽真空系統(tǒng)，并試驗減少塔底注汽量，降低抽空和汽提蒸汽用量。(8)加大在加熱爐系統(tǒng)的設計和改造攻關(guān)，如采用新型高效的節(jié)能火嘴、空氣預熱器和吹灰器、利用裝低溫余熱預熱入爐空氣和燃料氣等，控制加熱爐排煙溫度不高于170℃，氧含量不大于3％，提高加熱爐的熱效率和減少燃料

耗量。

(9)推薦采用裝熱聯(lián)合方式，側(cè)線產(chǎn)品熱出料，如蠟油直供催化裂化、加氫裂化或蠟油加氫；柴油直供加氫精制；渣油直供延遲焦化、催化裂化或溶劑脫瀝青裝等，降低能耗。

(10)各設備、各管線嚴格按有關(guān)標準進行保溫，減少熱損失。

(11)直餾柴油若供加氫精制，則不控制閃點，停用汽提蒸汽。

(12)電脫鹽注水和三頂注水優(yōu)先采用污水汽提后的凈化水。

(13)加強對循環(huán)水的使用管理,將循環(huán)水的溫差控制納入日�？己�,避免局部出現(xiàn)循環(huán)水側(cè)溫差為0℃的情況,控制裝進出循環(huán)水溫差在5℃以上,降低裝能耗。5.4減少非計劃停工，提高裝運行水平，延長開工周期裝的安穩(wěn)長運行需要設計、采購、施工、公用工程系統(tǒng)、生產(chǎn)管理、設備維護、操作人員等各方面的密切配合。應加大技術(shù)培訓工作力度，提高工程技術(shù)人員和操作人員的技術(shù)水平，為裝的安穩(wěn)長運行提供技術(shù)支持。各企業(yè)之間要互相交流，吸取經(jīng)驗教訓，取長補短，尤其是要認真分析總結(jié)本企業(yè)和其它企業(yè)的事故原因，最大限度減少非計劃停工。201*年中石化常減壓裝非計劃停工3次，力爭今后避

免出現(xiàn)非計劃停工。另外，現(xiàn)在大部分裝已經(jīng)實現(xiàn)三年一修，我們要進一步加強各項工作，延長裝運行周期，逐步實現(xiàn)更長運行周期。

5.5加強技術(shù)交流，提高生產(chǎn)管理和操作人員的技術(shù)水平

一線生產(chǎn)管理和操作人員的技術(shù)水平是保證我們裝“安、穩(wěn)、長、滿、優(yōu)”運行的關(guān)鍵。加強職工技術(shù)培訓和各企業(yè)間的交流與合作有利于常減壓蒸餾裝整體操作水平的提高，煉油事業(yè)部和常減壓科技情報站擬針對目前常減壓蒸餾裝上存在的一些共性問題，選擇專題，組織企業(yè)、科研單位及設計單位進行調(diào)研、技術(shù)交流和攻關(guān)，逐步解決生產(chǎn)上出現(xiàn)的難題，對于一些成熟的技術(shù)或方案要逐步加以推廣，為提高常減壓裝的整體技術(shù)水平做出更大努力。5.6推廣使用先進控制技術(shù)，進一步優(yōu)化裝操作

目前新建的和經(jīng)過技術(shù)改造的常減壓蒸餾裝基本都已實現(xiàn)了DCS控制，如何利用先進控制技術(shù)進一步提高裝的控制水平，提高操作平穩(wěn)率、輕油收率和總拔出率，降低裝能耗，實現(xiàn)常減壓蒸餾裝效益的最大化，也是我們下一步在提高裝控制水平方面工作的重點。

附表-1201*年常減壓蒸餾裝置部分運行數(shù)據(jù)統(tǒng)計表

能力序號企業(yè)名稱噸/年石化集團公司合計上市部分合計非上市部分合計1燕山分公司1＃2燕山分公司2＃3燕山分公司3＃4天津分公司1＃5天津分公司2＃6石家莊煉化股份公司7滄州分公司1＃8濟南分公司1＃9齊魯分公司1＃10齊魯分公司2＃11齊魯分公司3＃12洛陽分公司13勝利油田有限公司1＃14河南油田分公司1＃15中原油田分公司2＃16金陵分公司1＃17金陵分公司2＃18金陵分公司3＃19揚子石化公司1＃20揚子石化公司2＃21安慶分公司1＃22安慶分公司2＃23九江分公司1＃24九江分公司2＃25武漢分公司1＃26武漢分公司2＃27荊門分公司1＃28長嶺煉化分公司1＃29長嶺煉化分公司2＃30高橋分公司1＃31高橋分公司3＃1813201*01690201*012300000250000030000003000000250000025000004201*00350000040000003500000201*0004000000650000015000006201*01201*002500000350000080000003500000450000040000001500000350000015000003500000150000035000003500000150000033000008000000開工天數(shù)天加熱爐熱效率原油脫原油脫原油換熱餾出口加工量負荷率損失總拔能耗前含鹽后含鹽含硫終溫常壓爐減壓爐合格率噸%mg/lmg/l%℃%%%%%kgbo/t34215235291785.9935.92.20.8128188.1288.050.2166.1998.3710.6634514349427086.1338.02.20.8928188.1988.050.1966.7798.3510.85326365349341323323324365365334365365315334365365298365365349358353365358365364324345365354365365885864772.3218.22.40.1329485.600.5452.4098.692540809101.638.63.10.2926485.9885.980.0474.8099.9010.89291501097.1713.92.80.1128186.0088.000.0563.8599.7510.92251292583.7610.52.80.1728789.9889.980.0567.0199.7810.92235786094.3131.53.40.3522089.7889.950.2969.4598.0311.39234632993.8532.53.30.8720889.7889.950.2975.1399.6511.67362229286.255.82.30.6928588.3087.800.2565.3198.0311.18299760385.6520.53.60.7029289.5589.320.2760.9298.4010.8040939201*2.3527.42.70.5429991.0088.400.1857.5998.0010.45349921999.9850.05.91.5527085.0082.000.2651.6399.5211.932376175118.8125.63.01.0425287.1087.200.2872.3599.4811.964461251111.5315.02.71.2829890.0090.000.2574.7898.9211.64461494471.002.50.6630091.0090.000.3250.7099.6910.72142148094.7762.62.80.5827391.5085.100.1259.0499.4611.6159427595.8515.52.80.1828185.4082.700.2764.0798.3012.0874227361.86107.00.2647.3399.6310.490.1533.5299.338.13181599572.6432.92.90.3026889.00295630084.4726.02.00.8729889.0289.120.1560.1399.7910.82624566578.0714.52.31.8228589.0089.000.1573.8699.5111.52347181799.1935.03.40.6529588.0088.000.2062.1399.7812.154602126102.2718.33.51.4628488.0088.500.2171.9599.5011.59314986178.750.2965.0599.0511.3399469666.3115.54.70.5329089.2588.250.3069.4299.8612.87244270569.7910.02.40.7027588.4188.250.2263.9399.201*.99121456080.979.01.81.0026687.03315176890.0520.081021954.01128.40.2539.7599.329.210.3064.3698.9611.050.3039.5499.5810.46345796698.8043.43.01.0729388.0088.000.2757.4598.259.82310741788.7854.71.30.7731288.3989.690.1561.0398.9610.93111858274.5736.41.30.6930388.5189.200.2064.5899.279.59277301584.03729244491.162.80.1427688.0088.000.1072.4198.5611.182.80.4526788.8788.930.1073.7098.8810.8632上海石化股份公司1＃280000010880600028.792.3

0.00附表-1201*年常減壓蒸餾裝置部分運行數(shù)據(jù)統(tǒng)計表（續(xù)）

能力序號企業(yè)名稱噸/年33上海石化股份公司2＃34上海石化股份公司3＃35鎮(zhèn)海煉化股份公司1＃36鎮(zhèn)海煉化股份公司2＃37鎮(zhèn)海煉化股份公司3＃38福建煉化股份公司39廣州分公司1＃40廣州分公司2＃41茂名分公司1＃42茂名分公司2＃43茂名分公司3＃44茂名分公司4＃45北海分公司46塔河分公司1＃47塔河分公司2＃48西安石化分公司2＃49西安石化分公司3＃50青島石化廠51清江石化廠1＃52岳陽石化總廠53杭州煉油廠1＃54杭州煉油廠2＃55揚州石化廠56泰州石化廠1＃57湛江東興60000008000000500000060000001000000040000005201*00250000030000003000000250000050000006000006000001201*00100000080000025000001201*00201*000500000201*00300000600000開工天數(shù)天350307365365365339365337347357336338357346365349343285364353316280365350加熱爐熱效率原油脫原油脫原油換熱餾出口加工量負荷率損失總拔能耗前含鹽后含鹽含硫終溫常壓爐減壓爐合格率噸%mg/lmg/l%℃%%%%%kgbo/t311430051.918.7574718981.900.0975.0099.7511.200.0975.0999.2412.19448423589.6824.53.31.3728990.0090.000.1775.9898.789.70469487878.2531.72.60.5530092.0091.000.1871.0998.739.85812636181.2632.52.11.6529391.0091.000.1478.4898.608.69348398887.106.50.1562.2499.1710.21426414582.0033.12.70.4628583.5085.200.1670.7799.2810.62242666197.0710.92.80.6528387.5087.300.1769.7298.9311.54257149885.7220.51.71.6525584.1088.400.2070.0499.6010.84293438597.8122.11.20.2427587.6087.500.1072.7399.5611.89234670693.8725.42.22.5725584.2088.200.0970.9099.7010.01482636396.5311.12.21.7028889.9589.900.1574.2199.7010.4053517389.201*.91.90.2025485.8054909591.52106.21258540104.88106.20.3041.7899.1612.230.5438.1687.1815.440.1831.1383.177.8079109479.11244.39.51.4886.5082.000.9438.7698.1619.17832158104.0233.74.40.1387.30198391579.3610.489524874.600.7345.3798.2815.690.2879.8798.6211.041.7335.1798.2214.050.2536.4199.948.760.0036.9095.7118.710.0039.1497.6413.820.2035.9398.2110.691.4458.7998.9611.310.4585.47171929885.9625.446748093.506.017583987.924.028005193.3522.03.00.3829485.6040534567.5634.05000000291293147171.000.36

中國石化

201*年催化裂化裝置運行總結(jié)

1概況

201*年，集團公司有55套催化裂化裝，加工能力為5217萬噸/年，約占原油一次加工能力的30%；201*年，集團公司共有49套催化裂化裝投入運行，運行能力達到4931萬噸/年。201*年集團公司催化裂化裝實際加工量達到4757萬噸。

股份公司共有46套催化裂化裝，總處理能力達到4724萬噸/年；201*年股份公司共有41套裝投入運行，運行裝的總能力達到4473萬噸/年。201*年股份公司催化裂化裝實際加工量達到4432.13萬噸

存續(xù)公司共有9套催化裂化裝，總處理能力為453萬噸/年。201*年共有8套裝運行，運行裝的總處理能力為418萬噸/年，平均規(guī)模為52萬噸/年。

201*年股份公司的41套催化裂化裝共生產(chǎn)汽油1711萬噸/年、生產(chǎn)輕柴油1144.82萬噸/年、生產(chǎn)重柴油14.63萬噸/年，生產(chǎn)液化氣760.55萬噸/年、生產(chǎn)丙烯260萬噸/年，創(chuàng)造了巨大的經(jīng)濟效益。

201*年股份公司41套催化裂化裝的平均規(guī)模為109萬

噸/年，最高能力為300萬噸/年（鎮(zhèn)海），最低為12萬噸/年（揚州）；催化裂化裝平均加工能耗61.34KgEO/t，最高河南油田分公司102.92KgEO/t，最低鎮(zhèn)海煉化股份公司1＃催化裝51.03KgEO/t。平均催化劑消耗0.9Kg/t，最高青島石化廠2＃1.62Kg/t，最低廣州分公司1＃0.41Kg/t。

2新技術(shù)進展及應用情況2.1新工藝技術(shù)

國內(nèi)近年來開發(fā)與應用的催化裂化工藝技術(shù)主要有靈活多效催化裂化技術(shù)(FDFCC)、多產(chǎn)異構(gòu)烷烴的催化裂化技術(shù)（MIP）及汽油組成滿足歐Ⅲ排放標準并增產(chǎn)丙烯的流化催化裂化技術(shù)(MIP-CGP)、兩段提升管催化裂化技術(shù)(TSRFCC)等。這些技術(shù)的共同特點是降低汽油烯烴含量和硫含量，調(diào)整產(chǎn)品分布，增產(chǎn)丙烯和(或)提高柴汽比。

石油化工科學院開發(fā)的MIP工藝技術(shù)采用新型的串聯(lián)提升管反應器，優(yōu)化催化裂化一次反應和二次反應；在二次裂化反應和氫轉(zhuǎn)移反應的雙重作用下，汽油中烯烴轉(zhuǎn)化為丙烯和異構(gòu)烷烴，使汽油烯烴大幅度降低，達到了降低汽油烯烴含量，提高異構(gòu)烷烴含量的目的。在降低汽油烯烴含量的同時，汽油辛烷值基本不變，安定性得到改善，產(chǎn)品分布也有所改善。

MIP-CGP是在MIP工藝的基礎上，應用新型雙分子降烯

烴的理論，使烴類發(fā)生單分子反應和雙分子反應的深度和方向得到有效的控制，烴類可選擇性地轉(zhuǎn)化，生成富含異構(gòu)烷烴的汽油和丙烯，在生產(chǎn)清潔汽油組分同時，提供了大量的丙烯原料，實現(xiàn)MIP-CGP工藝開發(fā)的多重目標。

從高橋MIP標定結(jié)果看，干氣產(chǎn)率3.09%，比常規(guī)FCC工藝降低1個百分點，生焦率與常規(guī)FCC工藝相當；汽油烯烴含量32%（v），研究法辛烷值93.2，誘導期達到650min，安定性得到明顯改善，硫含量降低10%左右，液化氣收率達到18～20%，比改造前提高了近7個百分點，丙烯產(chǎn)率大幅度提高，達到7.78%。

自MIP技術(shù)201*年2月在中國石化高橋分公司Ⅲ套1.4Mt/a催化裂化裝成功應用，MIP-CGP技術(shù)201*年4月在中國石化鎮(zhèn)海煉化公司Ⅰ套催化裂化裝首次投用以來，MIP系列技術(shù)已先后在中國石化九江、安慶、滄州、青島、石家莊、西安、燕山、天津等多套FCC裝上應用。采用MIP-CGP技術(shù)后裝汽油烯烴含量可降低到15.0v%，丙烯對原料的產(chǎn)率可達到8.96w%，汽油的硫含量有所下降，誘導期有較大提高，抗爆指數(shù)增加；干氣產(chǎn)率下降，總液收有所提高。中國石化鎮(zhèn)海煉化股份公司180萬噸/年MIP-CGP裝年經(jīng)濟效益為2億元；中國石化九江分公司100萬噸/年MIP-CGP裝年經(jīng)濟效益為1.8億元。

靈活多效催化裂化技術(shù)（FDFCC技術(shù)）可降低催化裂化

汽油烯烴和硫含量,提高催化裂化裝柴汽比和汽油辛烷值，同時可增產(chǎn)丙烯。FDFCC技術(shù)采用一套設有兩根提升管反應器的催化裂化裝，兩根提升管反應器均可以在各自最優(yōu)化的反應條件下單獨加工不同原料油。該技術(shù)對FCC汽油的改質(zhì)效果十分顯著，改質(zhì)后汽油烯烴含量可降低至16v%以下，硫含量可降低25%～40%，辛烷值提高1～2.5個單位。FCC裝的柴汽比可提高0.2～0.7，柴油質(zhì)量不受影響，全裝丙烯產(chǎn)率可提高3～6個百分點。該技術(shù)201*年在中國石化清江石化公司120kt/a的FCC裝上應用，201*年在中國石化長嶺分公司應用。2.2新催化劑

201*年新的催化劑技術(shù)主要針對市場的要求，開發(fā)出降烯烴、增產(chǎn)丙烯、降低硫含量等催化劑及助劑。

在第一代GOR系列催化劑的基礎上開發(fā)了第二代降烯烴催化劑COR-C。對分子篩活性組元進行了改性，開發(fā)出新的基質(zhì)材料應用于催化劑上。高橋分公司Ⅰ套催化裂化裝應用情況表明在摻渣比上升的情況下，重油產(chǎn)率下降，干氣和焦炭產(chǎn)率上升。

在第二代降烯烴催化劑(GOR-Ⅱ)的基礎上開發(fā)的GOR-Ⅲ第三代降烯烴催化劑，進一步降低汽油烯烴和提高催化劑的活性穩(wěn)定性，并通過提高催化劑的芳構(gòu)化能力來確保汽油的辛烷值不降低。該劑在武漢分公司聯(lián)合催化裝上的應用

同比條件下，汽油烯烴含量降低3.5～4.3個百分點；在平衡催化劑上金屬鎳釩污染水平相當?shù)那闆r下，催化劑的活性提高3個單位以上。

GVR-C催化劑是為加工中間基原料而設計的降烯烴催化劑。新型MOY分子篩的應用，具有更強的裂化活性、穩(wěn)定性和優(yōu)良的汽油降烯烴性能，更適合加工中間基管輸原料。九江分公司使用GVR-C催化劑后，在渣油摻煉比提高2.5％的情況下，汽油烯烴降低8～10個體積百分點，輕液收增加1.49個百分點，生焦降低0.18個百分點。

LPI-1增產(chǎn)丙烯助劑是洛陽石化工程公司工程研究院開發(fā)的一種FCC工藝的輔助催化劑。增產(chǎn)丙烯助劑（LPI-1）以改性的擇形分子篩作為活性組份。在催化裂化催化劑中加入5%LPI-1助劑，催化裂化可增產(chǎn)丙烯1百分點以上。汽油收率下降約2個百分點左右，柴油收率基本保持不變，液化氣產(chǎn)率上升，干氣和焦炭產(chǎn)率基本不變。催化裂化汽油的辛烷值和抗爆指數(shù)均有所提高，催化汽油烯烴含量可降低2～3個單位。2.3新設備技術(shù)

至201*年國外催化裂化裝上出現(xiàn)了一些新型的設備。UOP公司設計開發(fā)的軸流式三級氣固分離器，該設備比常規(guī)設備小40%，再生煙氣的顆粒排放濃度為36～50mg/m3，只有規(guī)定排放濃度的67%，目前已經(jīng)有5套工業(yè)裝應用該設

備。Shell石油公司針對催化劑循環(huán)量制約催化裂化裝處理量的瓶頸問題，開發(fā)了提高催化劑循環(huán)量的CCET技術(shù)，技術(shù)核心是在催化劑輸送立管入口附近優(yōu)化催化劑流動狀態(tài)以增加蓄壓，顯著提高立管催化劑流動的穩(wěn)定性，使得滑閥維持高壓差來提高催化劑的循環(huán)量，從而提高催化裝的處理量，而不必對催化劑輸送管線和滑閥進行昂貴的改造。

至201*年中石化在催化裂化裝生產(chǎn)運行中也采用了多項新設備技術(shù)，主要有新型塔盤技術(shù)、檢測技術(shù)等。2.3.1催化裂化主分餾塔分離技術(shù)

該技術(shù)的特點在于綜合了高效導流浮閥塔盤、LVG塔盤、多降液管塔盤三者的優(yōu)點，根據(jù)催化裂化主分餾塔各段不同的汽液負荷以及結(jié)鹽、結(jié)焦情況，采用不同的塔盤，充分發(fā)揮各自優(yōu)點，可有效地緩解結(jié)鹽、結(jié)焦堵塞塔盤的情況。使用該技術(shù)對武漢分公司Ⅰ套1.0Mt/a催化裂化主分餾塔進行改造后，以往結(jié)鹽、結(jié)焦堵塞塔盤的狀況達到根本好轉(zhuǎn),液化氣收率提高2%,在增加汽油回煉量20t/hr的情況下,催化主分餾塔的最大處理能力可達1.2Mt/a，通過提高處理能力每年提升的經(jīng)濟效益為201*.5萬元,各段產(chǎn)品分割良好，效果非常顯著。

2.3.2γ射線掃描檢測診斷技術(shù)

長嶺、福福建分公司等多家企業(yè)應用了“γ射線掃描檢測診斷技術(shù)”，該技術(shù)主要用于煉化設備的過程故障診斷與

操作優(yōu)化，具有快速、準確、直觀、安全且不影響裝生產(chǎn)等優(yōu)點�？稍诓煌９�條件下洞察、分析多種煉油化工過程設備的結(jié)構(gòu)變化與操作狀態(tài)。采用該技術(shù)可以對分餾塔內(nèi)操作、反再系統(tǒng)立管流化狀態(tài)進行檢測。2.3.3新型預提升技術(shù)

該技術(shù)將提升管底部預提升段變更為小型流化床，在流化床內(nèi)分別設有流化分布環(huán)和內(nèi)輸送管，實現(xiàn)了流化氣體和預提升氣體獨立進氣，催化劑經(jīng)再生斜管先進入底部擴大段，在此區(qū)間充分混合后經(jīng)內(nèi)輸送管送入提升管反應區(qū)。該技術(shù)較好地解決了催化劑偏流、循環(huán)量不穩(wěn)定及設備振動等諸多問題，減少了設備結(jié)焦，提高了輕質(zhì)油收率。2.3.4新型待生劑分配器

該技術(shù)在荊門分公司0.8Mt/aDCC-Ⅱ裝上得到應用，應用后燒焦罐燒焦效率明顯提高，再生器稀密相溫差由改造前的62℃下降到28.5℃，稀相溫度由改造前的746℃下降到709℃，CO助燃劑使用量下降50%。有效地降低了再生稀相尾燃。

2.3.5催化劑預提升技術(shù)

反應器預提升技術(shù)在中國石化中原分公司、荊門分公司、濟南分公司等多套催化裂化裝上推廣應用，結(jié)果表明：預提升段催化劑的流化情況得到顯著改善，裝操作平穩(wěn)，溫度及壓力波動范圍較窄，操作彈性增加，輕質(zhì)油收率提高

0.5%-1%，有效地減少了設備結(jié)焦，減輕了設備的振動，使裝非計劃停工減少，在催化劑循環(huán)量相同的情況下，滑閥開度降低了15%-20%。2.3.6高效汽提技術(shù)

新型FCC高效汽提技術(shù)主要包括新型催化裂化汽提設備與工藝。該技術(shù)著眼于提高氣固接觸效率，對內(nèi)外環(huán)擋板結(jié)構(gòu)做了較大改進，設了催化劑導流結(jié)構(gòu)，汽提段內(nèi)固相催化劑的填充率由普通盤環(huán)型擋板的58%提高到95%～98%，加大了氣固接觸面積；裙體及內(nèi)外環(huán)擋板傾角a的改進，使催化劑在汽提器內(nèi)停留時間增長10%～30%，從而進一步提高了油氣換率，減輕了再生器負荷。多段汽提工藝則注重汽提蒸汽在汽提段內(nèi)上、下區(qū)域的流向及分配，汽提蒸汽有效利用率提高15%以上，總汽提效率提高到98%。為實現(xiàn)高效汽提設備的長周期運轉(zhuǎn)，對擋板表面及擋板上內(nèi)構(gòu)件采用了噴涂合金耐磨層技術(shù)。在中國石化荊門分公司（2套）、武漢分公司、濟南分公司（2套）、青島分公司改造效果均非常顯著。在汽提蒸汽量下降16%～25%的情況下，焦炭中氫含量仍降低了12%～42%，達到6%，焦炭產(chǎn)率下降0.5～1個百分點。2.4新信息技術(shù)

信息技術(shù)應用主要體現(xiàn)在對催化裂化工藝的生產(chǎn)優(yōu)化上，廣州、高橋等企業(yè)的應用效果表明應用信息技術(shù)可以取得一定的優(yōu)化效果。

廣州1＃催化裂化裝應用了“催化裂化多方案多工藝實時優(yōu)化控制系統(tǒng)”，該技術(shù)能夠根據(jù)設定的目標函數(shù)，運用內(nèi)設的優(yōu)化控制器計算出實時操作的最佳參數(shù)條件，同時可以通過控制器來實時控制主要參數(shù)，實現(xiàn)實時優(yōu)化生產(chǎn)，達到效益最大化的目的。應用該技術(shù)后，在最佳經(jīng)濟效益優(yōu)化方案下，可以增加經(jīng)濟效益8.65元/噸原料，柴油方案增加收率0.81%，汽油方案收率提高0.85%，液態(tài)烴方案收率提高0.79%，總液收方案增加收率0.51%。

201*年5月高橋石化公司正式對1#催化裂化裝實施APC技術(shù)現(xiàn)場應用。經(jīng)過201*年現(xiàn)場運行考核，該系統(tǒng)增強了裝的抗干擾能力，提高了裝生產(chǎn)的平穩(wěn)性，減輕了操作負荷。實現(xiàn)了主要生產(chǎn)指標和質(zhì)量指標的卡邊控制，提高了目的產(chǎn)品收率，增加了裝效益，減少了能耗。裝對先進控制器各參數(shù)的投用率達到95％以上。

3裝置運行情況分析3.1裝能耗

根據(jù)統(tǒng)計可以看出，催化裝的能耗與裝加工能力密切相關(guān)，能力越大，能耗越低。

表1催化裂化裝能耗統(tǒng)計表

實際加工規(guī)模120萬噸以上80～120萬噸（萬噸/年）套數(shù)1420平均能耗（KgEO/t）55.6764.9639

80萬噸以下1577.最高能耗（KgEO/t）71.63福建87.76岳化ARGG140安慶石化201*年加工量在100萬噸以上的催化裂化裝的能耗平均57KgEO/t，較低的是金陵1#47.5KgEO/t、鎮(zhèn)海1＃51.03KgEO/t，最高的是燕山3#71.63KgEO/t(見圖1)。鎮(zhèn)海1＃、金陵的1#催化低溫余熱利用比較好，頂循環(huán)回流和塔頂油氣的低溫熱得到了較好的利用；燕山3#則是生焦率高達9.67%，煙氣量大，201*年煙機運行不理想，煙氣能量回收不充分。

加工量在50～100萬噸催化裂化平均能耗為63KgEO/t。安慶的DCC最高140KgEO/t，其次是石家莊2#催化裝83.63KgEO/t、高橋2#82.07KgEO/t和荊門DCC（Ⅱ）81.95KgEO/t(見圖2)。

加工量100萬噸以上催化裝置能耗對比圖80.0070.0060.0050.0040.0030.0020.0010.000.00金陵鎮(zhèn)1#海鎮(zhèn)1#海洛2#陽濟2#南金2#陵武2#漢1滄#洛州陽安1#慶廣1#州茂2#名廣3#州齊1#魯高1#橋九3#江長1#嶺1福#燕建山3#千克標油/噸圖1部分催化裂化裝201*年能耗對比圖石家莊的2#因為管網(wǎng)的1.0Mpa蒸氣壓力不能滿足氣壓

機需要，裝自產(chǎn)的50t/h中壓蒸汽減溫減壓作氣壓機的透平蒸汽，造成6個單位的能耗上升；高橋的2#由于中壓蒸汽系統(tǒng)設備原因，反再系統(tǒng)發(fā)生低壓蒸汽供氣壓機，由于蒸汽的降節(jié)使用，影響裝能耗7～12個單位。安慶的DCC包括氣分的能耗，裝沒有頂循環(huán)回流，注汽量很大，低溫余熱沒有回收。

加工量100萬噸以上催化裝置能耗1009080千克標油/噸7060504030201*0金陵1＃鎮(zhèn)海1＃鎮(zhèn)海2＃洛陽2＃濟南2＃金陵2＃武漢1＃滄州2＃洛陽1＃廣州2＃茂名3＃廣州1＃齊魯1＃高橋3＃九江1＃長嶺1＃福建*天津安慶燕山3＃*岳化ARGG圖2部分催化裂化裝201*年能耗對比圖50萬噸/年加工量以下的裝能耗平均為80KgEO/t(見圖3)。這些裝中只有西安有煙機，河南、北海沒有煙機；河南煙氣管線設較長，煙氣溫降達到110℃，煙氣能量回收設施不完備，裝能耗較高。

50～100萬噸催化裝置能耗1201*0806040200Kg標油/噸茂名2＃茂名1＃長嶺2＃荊門2＃揚子九江2＃武漢2＃青島2＃齊魯2＃高橋1＃清江2＃高橋2＃石煉化1＃上海石化濟南1＃*勝利2＃*燕山2＃*荊門DCC石煉化2＃*安慶DCC*圖3部分催化裂化裝201*年能耗對比圖

從裝的能耗結(jié)構(gòu)看，沒有煙機的河南、北海等催化的電耗比平均值高20kwh/t，蒸汽的單耗高5～6kg/t。

水電蒸汽燃料焦碳熱輸出（入）綜合能耗燕山3＃2.84.79-26.941.5696.74-7.3371.62福建5.198.028.0264.84-19.6766.4安慶2＃8.827.72-19.5466.01-5.1557.86河南7.0129.76-3.2869.83-0.4102.92北海8.0926.6-4.780.0575.79-8.4597.3茂名2＃金陵1＃鎮(zhèn)海1＃鎮(zhèn)海2＃股份平均5.22-0.23-10.5561.9656.42.025.24-23.2368.07-4.5447.564.65.45.361.12-25.451.023.126.2-6.8546.311.0949.876.368.69-9.9169.88-1.5664.86注：表中數(shù)據(jù)為201*年能耗結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)從表中可以看出，金陵1#催化生焦率低于平均值，低溫熱輸出是平均值的三倍，輸出蒸汽的比例也很大，所以能耗較低。相比之下，燕山3#雖然蒸汽輸出和低溫熱的輸出也較大，但是生焦率達到9.67%，比平均值高出2.6個百分點，比金陵1#高2.8，比鎮(zhèn)海2#（蠟油催化）高5個百分點，電耗卻沒有下降，煙氣的壓力能沒有充分回收。

相比于201*年股份公司催化裂化裝平均能耗65.20KgEO/t，201*年下降3.86KgEO/t，說明各企業(yè)在催化裝的節(jié)能管理、節(jié)能技術(shù)改造方面取得一定的進展。但同時看到，節(jié)能工作仍具有一定潛力，特別是在規(guī)模在50～100萬噸/年的催化裂化裝，具有相當?shù)墓?jié)能潛力。

催化裂化裝的進一步節(jié)能應當在煙機、余熱鍋爐、低溫熱利用等幾方面繼續(xù)強化。

（1）強化煙機運行管理，提高煙機能量回收率

201*年集團公司催化裂化裝的煙機在同步率、能量回收率方面均比04年有所提高。其中齊魯2＃、高橋3＃、金陵2＃、滄州、揚子、洛陽1＃、洛陽2＃等裝煙機同步率達到100%；高橋2＃、高橋3＃、濟南1＃、濟南2＃、洛陽2＃、九江1＃的年度能量回收率達到或超過100%，達到了較好的運行水平。

201*年仍有部分裝的煙機運行水平需要進一步提高，例如煙機年度同步率勝利石化70.5%、九江2＃82.3、福建86.8%；煙機年度平均能量回收率齊魯1＃47%、長嶺2＃59%、勝利62%、上海64%。上述指標均比集團公司平均水平低較多，具有相當大的節(jié)能潛力。

（2）余熱鍋爐提高運行負荷，提高能量回收率

部分催化裂化裝的余熱鍋爐系統(tǒng)受各種原因的影響，運行負荷一直不高，導致煙氣熱量不能充分回收，影響能耗。

例如福建、南陽催化的余熱鍋爐受設備影響，負荷長期不足，對能耗影響較大；茂名2＃、齊魯2＃催化余熱鍋爐省煤器存在露點腐蝕問題，大量煙氣走旁路，影響了煙氣能耗回收。

余熱鍋爐在提高發(fā)汽量、延長余熱鍋爐運行周期方面具有相當?shù)臐摿Α＃?）催化低溫熱利用

催化裂化分餾塔具有大量的低溫熱，對低溫熱的充分利用是降低裝能耗的最佳方法。鎮(zhèn)海、金陵催化裂化裝的低溫熱利用較好，因而裝能耗較低；而石家莊、九江1＃等催化裂化裝的低溫熱利用不充分，雖然與氣分進行了熱聯(lián)合，但受設計、設備等條件影響，低溫熱利用程度較低，

因而能耗略高。

催化低溫余熱利用對比（噸標油）4500040000350003000025000201*0150001000050000石家莊1#石家莊2#燕山2#燕山3#齊魯1#齊魯2#濟南1#濟南2#勝利長嶺1#長嶺2#高橋1#高橋2#高橋3#鎮(zhèn)海1#鎮(zhèn)海2#廣州1#已經(jīng)利用尚未利用廣州2#茂名1#圖4部分催化裂化裝低溫熱利用情況對比

從圖4可以看出，燕山2＃、燕山3＃、石家莊1＃、齊魯1＃、齊魯2＃、長嶺2＃等裝尚未利用的低溫熱比例較高，具有相當?shù)墓?jié)能潛力。

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茂名2#3.2裝原料構(gòu)成

201*年催化裂化裝的原料構(gòu)成情況見表2：

表2催化裂化裝原料統(tǒng)計

其中：常減渣渣(%)(%)溶脫(%)焦蠟(%)VGO殘?zhí)?%（m）)密度硫含量％(kg/m3)120萬噸以22.25617.4125.5366.0848.7473.902上80～120萬23.58480萬以下36.60418.879.4725.1749.1574.04547.7874.05740.713.1743.008915.16917.83900.520.6220.6880.605201*年與201*年催化裝原料構(gòu)成比例看，原料組成中直餾蠟油比例有所上升，焦化蠟油（未加氫）比例下降，催化裝處理的焦化蠟油201*年為417.2萬噸，201*年為264.12萬噸，下降153.07萬噸。

表3201*～201*年催化裂化裝原料匯總

201*年201*年其中：常渣減渣焦蠟溶脫(%)(%)(%)(%)20.5817.8416.918.06.312.959.44VGO殘?zhí)?%（m）)3.28/密度硫含量％(kg/m3)913.28/0.515.8249.4642.713.3裝產(chǎn)品分布分析

201*年股份公司催化裝產(chǎn)品分布同201*年相比，汽油收率基本不變，柴油收率下降1.24個百分點，，液態(tài)烴收率增加0.84個百分點，焦炭和油漿略有增加，干氣產(chǎn)率增加0.12個百分點。201*年股份公司液態(tài)烴收率為17.16%，催化裂化從生產(chǎn)汽油和柴油為主的模式向多產(chǎn)液態(tài)烴等化工原料的方向繼續(xù)深入，多產(chǎn)丙烯成為催化裝201*年效益最大的亮點，股份公司催化裝較201*年多產(chǎn)液化氣39.65萬噸，多產(chǎn)丙烯13.08萬噸。

表4201*～201*年催化裂化裝產(chǎn)品分布

產(chǎn)品分布：輕收輕柴油重柴油液態(tài)烴(%)汽油(%)(%)(%)油漿(%)(%)64.4465.67-1.2338.6138.60.0125.8327.07-1.240.330.10.235.585.50.0817.1616.320.84干氣焦碳損失(%)(%)其它(%)(%)4.574.450.127.257.230.020.240.20.040.430.430201*年201*年差值由于增加液態(tài)烴的收率需要增加反應深度，故干氣和焦炭有一定的增加；同時受反應限制，增加液化氣將導致汽油、柴油收率略有降低，故201*年較201*年輕質(zhì)產(chǎn)品收率降低。

在降低低附加值產(chǎn)品方面，天津分公司的干氣收率最低（2.97%），其次為高橋分公司1＃催化（3.2%），石家莊煉化股份公司1＃催化（3.27%）；安慶分公司DCC干氣收率最高（7.74%0，其次為泰州石化廠2＃催化（7.04%）、上海石化（6.95%）、長嶺1＃催化（6.8%）。干氣收率在不同企業(yè)能相差一倍，對一套100萬噸/年的裝來說，干氣收率降低1%，可以增加效益約1500萬元以上。因而在催化產(chǎn)品分步方面，如何采取措施降低干氣收率、增加效益具有相當?shù)闹匾�性�?.4汽油的質(zhì)量升級

受集團公司裝結(jié)構(gòu)的影響，催化裂化汽油占調(diào)和汽油的比例一直較高，仍在70%左右，因而催化裂化汽油的質(zhì)量升級成為汽油質(zhì)量升級的重要問題。

在201*年的催化裝生產(chǎn)中，通過采用新工藝、新催化劑或助劑、以及對催化原料的預處理及催化汽油的后加氫處理，確保了汽油升級要求。

由石科院開發(fā)的MIP、MIP-CGP工藝以及洛陽石化工程公司開發(fā)的FDFCC工藝可以使汽油的烯烴含量降低到15～35%。201*～201*年上述技術(shù)在集團公司內(nèi)部穩(wěn)步推廣，至201*年底已有11套裝進行了MIP、FDFCC改造；上述改造使集團公司約540萬噸汽油烯烴得到較大幅度降低，集團公司整體汽油烯烴因此降低了4～5v%。

齊魯、洛陽、濟南、武漢、荊門、廣州、茂名等企業(yè)大量使用了降烯烴、降硫含量的催化劑或助劑，了較好地滿足了汽油質(zhì)量標準升級的要求。催化裂化工藝通過技術(shù)進步、技術(shù)改造，使用較少的投資，實現(xiàn)了汽油質(zhì)量升級的要求。

201*年，通過將荊門、武漢、安慶、濟南等4家企業(yè)閑的柴油加氫裝改造為蠟油加氫裝，蠟油加氫處理能力增加了190萬噸/年，改善了原料情況。

201*年，通過將長嶺、石家莊、洛陽閑的柴油加氫裝改造為汽油后加氫處理裝，汽油后加氫裝能力增加112萬噸/年。

上述措施，使股份公司的催化汽油質(zhì)量得到明顯的改善，保證了汽油硫含量的指標達到500ppm的要求，部分大城市供應的汽油硫含量達到150ppm。3.5化工原材料消耗

201*年催化裂化裝的平均劑耗是0.87Kg/t，201*年催化裂化裝的平均催化劑消耗0.9Kg/t。最高的是青島石化

廠2＃1.62Kg/t；其次是北海分公司1.45Kg/t、岳陽石化總廠ARGG1.44Kg/t；劑耗最低的是廣州分公司1＃催化僅0.41Kg/t；其次是長嶺煉化分公司1＃0.43Kg/t、茂名分公司3＃0.43Kg/t。

與201*年相比，催化劑消耗有所增加，主要原因有：（1）為多產(chǎn)液態(tài)烴，需要增加反應深度，提高催化劑的活性有利于增產(chǎn)液態(tài)烴，因而新鮮催化劑的補充速率加大。（2）個別企業(yè)是由于操作不當，導致催化劑出現(xiàn)異常大量跑損，造成消耗高。（3）對催化原料管理存在一定問題，由于原油電脫鹽裝脫鹽效果差，造成催化裝催化劑重金屬或鈣污染。催化劑的失活速度加快，為了維持系統(tǒng)催化劑的活性在一定的水平，新鮮催化劑的補充增加。（4）一部分催化裝（10套）改造為MIP裝后，需要更換MIP專用催化劑，使得催化劑消耗增加。（5）催化劑的制造質(zhì)量有待提高，部分企業(yè)的催化裝使用催化劑存在強度不足而破碎，導致自然跑損增加。

3.6裝長周期運行

201*年催化裝僅出現(xiàn)7次非計劃停工，其中操作事故1起，設備問題3起，輔助系統(tǒng)事故3起。裝長周期運行取得了良好的成績。較201*年去年因反應沉降器結(jié)焦導致非計劃停工的狀況有所好轉(zhuǎn)。說明各企業(yè)在防止反應系統(tǒng)結(jié)焦及焦塊脫落方面，取得了一定的成效。

3.7裝技改技措

為滿足成品油質(zhì)量標準升級的要求，201*年起股份公司對一批催化裂化裝進行了MIP、MIP-CGP、FDFCC改造。到201*年底，已經(jīng)有10套裝完成了MIP改造，并轉(zhuǎn)入正常生產(chǎn)。201*年MIP及FDFCC改造裝的總處理能力達到1395萬噸，占集團公司催化能力的28.3%；股份公司改造裝的總處理能力1215萬噸，占股份公司催化能力的28.1%。預計到201*年底，將有14套催化裂化裝完成MIP或MIP-CGP改造，對集團公司汽油質(zhì)量升級具有良好的作用。

此外，還有一批裝進行了節(jié)能技術(shù)改造，例如巴陵ARGG對煙機進行了整體更新，主風機消耗功率由改造前的1100～1200KW下降到300～400KW，充分回收了煙氣壓力能，改造效果非常顯著。濟南對1＃催化新增了強制循環(huán)蒸發(fā)器，實現(xiàn)再生煙氣熱量全部回收，余熱鍋爐蒸汽產(chǎn)量比改造前增加8噸/時，裝能耗降低6個單位。

4存在問題和差距分析

4.1繼續(xù)強化管理，減少非計劃停工

201*年共出現(xiàn)7次催化裂化裝的非計劃停工事件（參見下表），累計停工事件58.8天；與去年相比停工次數(shù)減少了3次，停工時間減少了5.5天。

表5催化裂化裝非計劃匯總表

序號時間12345671月2日1月18日7月26日9月8日10月1日10月3日企業(yè)西安茂名2＃洛陽2＃北海西安長嶺1＃原因操作原因，造成主風低流量自保動作料腿穿孔，催化劑跑損雙動滑閥導軌部分螺栓斷裂，閥桿嚴重彎曲電氣開關(guān)崩燒操作失誤造成催化劑跑損電氣施工誤操作造成裝波動，焦塊脫落襯里脫落，堵塞再生滑閥事故類型儀表誤操作設備設備電氣誤操作電氣操作設備12月12日杭州從上表中可以看出，儀表、電氣故障及設備施工安裝質(zhì)量因素導致的停工次數(shù)居于多數(shù)；工藝原因?qū)е峦９さ膭t主要是新進股份公司的企業(yè)，原因是誤操作。

通過對股份公司部分企業(yè)的調(diào)研，201*年企業(yè)在儀表、電氣、設備維護、工藝操作等方面技術(shù)水平在總體上有一定的下滑趨勢。造成上述問題的原因有幾方面：一是企業(yè)對儀電設備的管理有所滑坡。二受檢維修改制等因素的影響，出現(xiàn)部分人員流失，總體技術(shù)水平出現(xiàn)下降。三是企業(yè)的設備檢維修質(zhì)量有不盡人意，部分企業(yè)在檢修后不久就出現(xiàn)了設備故障；如福建，檢修后開工不久煙機出現(xiàn)故障，隨后二再分布環(huán)出現(xiàn)磨損；說明在催化裝的特殊設備檢修過程中，檢查驗收水平有待進一步提高。四是操作人員的基本技能有待進一步加強。西安違章操作，導致停工；長嶺電氣誤操作導致停工。提高人員的技術(shù)水平是確保裝安全運行的重要內(nèi)容，特別是事故預案演練將是以后培訓工作中避免次生事

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