新版十四常减压蒸馏技术的现状和发展.doc

常减压蒸馏技术的现状和发展张立新洛阳石化工程公司（河南省洛阳市471003）1 炼油厂和常减压蒸馏装置的规模表1一些国家和地区炼厂能力变化情况百万吨/年国家和地区1983年1995年2023年炼厂数蒸馏能力炼厂平均能力炼厂数蒸馏能力炼厂平均能力炼厂数蒸馏能力炼厂平均能力美国220843.13.83169767.74.54143828.25.79日本45251.05.5841243.45.9435239.36.84德国26119.34.5919106.35.59171136.64意大利24152.56.3517114.26.7217114.16.71加拿大2890.33.232392.44.022197.24.63法国18133.57.421489.16.361394.87.29英国15104.66.971594.46.291189.28.11西班牙1074.77.471066.36.63964.77.19比利时534.76.94430.57.63538.47.68韩国638.86.47662.210.37612821.33印度1238.93.241254.34.5317106.76.28沙特44310.75882.810.35887.2510.91伊朗426.56.63858.47.3974.28.24新加坡555.0511.01458.514.63363.521.17中国台湾225.812.9227.113.644611.5近二十年来，美国、日本、加拿大和西欧等发达国家及地区，在环境保护和剧烈竞争的压力下，关闭了许多炼油厂。美国在1980年有303座炼油厂，加工能力为9.23亿吨/年。从1980年到1983年三年间，关闭了83座炼厂，加工能力减少了约8000万吨/年。1983年到1995年，进一步关闭了51座炼厂，减少了加工能力7540万吨/年，1995年到2023年，美国又关闭了26座炼油厂，但加工能力反而增长了6050万吨/年，表白在关闭了一部分中小型炼厂的同时，对一些竞争力较好的大型炼油厂进行了扩建。这种趋势在日本、加拿大和西欧各国有相同的表现。他们的炼油加工能力都在90年代中期降到了最低点，此后又逐渐上升，但炼厂的数目一直呈减少趋势，炼厂平均规模不断增长。美国炼厂的平均规模由1983年383万吨/年，增长至2023年579万吨/年。日本炼厂的平均规模由1983年558万吨/年，增长至2023年684万吨/年。其他西欧各国也都保持了相同的趋势。和美、日、欧等发达国家的情况有所不同，亚洲国家和地区的炼油能力近二十年来有了迅速的增长，其中尤以韩国最为突出。1964年4月韩国才在蔚山建成第一座炼油厂，当时的规模仅为175万吨/年，此后即快速发展。目前，韩国的炼油能力已达1.28亿吨/年。其6个炼油厂中，除1个规模较小的润滑油厂外，其余5个炼油厂的平均规模为2550万吨/年，居世界第一位。在全世界最大的10个炼油厂中，韩国占了3个，分别为SK公司的蔚山炼厂（4085万吨/年）、LGCaltex公司的丽水炼厂（3168万吨/年），和双龙公司的汶山炼厂（2600万吨/年）。1997年开始的亚洲金融危机给亚洲一些国家和地区的炼油工业带来了重大打击，韩国的炼油能力在1997年后即基本保持不变，未再继续增长。但印度、沙特、科威特、伊朗、越南等亚洲国家的炼油能力仍保持继续增长的态势，这些都使亚洲地区油品市场的竞争日益剧烈。由表1数据可以看出，到2023年终，亚洲不少国家和地区的炼厂平均规模在600万吨/年以上，有的甚至在1000万吨/年以上。大型化是提高炼厂劳动生产率和经济效益，减少能耗和物耗的一项重要措施。按2023年终的记录，全世界共有732座炼油厂，总加工能力40.58亿吨/年。其中加工能力在1000万吨/年以上的炼厂126座，分散在34个国家和地区，其中美国30座，西欧33座，前苏联18座，亚洲地区32座。加工能力在2023万吨/年以上的炼厂共有15座。长期以来，我国炼油工作者一直致力于炼油厂和常减压装置及其他炼油工艺装置的大型化，但和国外相比，仍有一定差距。2023年终，我国有95座炼油厂，原油蒸馏能力2.26亿吨/年，炼油厂平均规模为238万吨/年，只有镇海和茂名两个炼厂加工能力在1000万吨/年以上。我国共有单系列加工能力500万吨/年及以上规模的常减压装置8套，其中最大的为镇海三蒸馏，加工能力目前已经达成1000万吨/年。此外，正在准备新建和扩建一批单套加工能力在5001000万吨/年的常减压蒸馏装置。表2世界加工能力2023万吨/年以上规模炼厂序号公司名地点加工能力万吨/年1帕拉瓜拉炼油中心委内瑞拉、法尔孔47002SK公司韩国、蔚山40853LG-Caltex公司韩国，丽水31684EXXONMOBIL公司新加坡28435印度信任石油公司印度，贾拉加27006荷文沙公司维尔京群岛26257双龙公司韩国，汶山26008EXXONMOBIL公司美国，贝汤25839EXXONMOBIL公司美国，巴吞鲁日244310俄罗斯投资公司俄罗斯，安佳斯克220411BP美国，德克萨期城218512BP美国，怀亭205013壳牌东石油公司新加坡202514伊朗国家石油公司伊朗，阿巴丹202315沙特阿拉伯石油公司沙特，拉比赫2023目前，世界上最大的常减压装置，其单套加工能力仍为12001300万吨/年，原属AMOCO公司，后被BP公司兼并的美国怀亭炼油厂，其第三套常减压装置1962年原设计的加工能力为1500万吨/年，加工API37原油，1994年已改为加工API29原油，加工能力1200万吨/年。世界各地大型炼厂的常减压装置一般都不止一套，有的甚至3套以上，重要是为了对不同的原油实行分贮分炼，以尽量减少加工费用，取得最大的目的产品收率和经济效益。表3一些大型炼厂常减压装置数目公司名地点炼厂能力万吨/年常减压装置数目SK韩国蔚山40854EXXON美国贝汤25833BP美国德克萨斯城21852BP美国怀亭20503日本石油日本根岸19254TOTAL法国诺曼底16002FINA比利时安特卫普16502出光兴产日本千叶12501ARCO美国洛杉矶12203COSMO日本千叶11002Phillips美国斯威尼10252ARCO美国樱桃角10001由表3数据可以看出，1500万吨/年以上规模的炼厂，其常减压装置的数量一般均在2套以上，重要是为了有助于对原油的分贮分炼。例如BP公司德克萨斯城炼厂，两套常减压装置分别加工不同的原油，一套重要加工高硫油，另一套则以加工低硫油为主。原油分贮分炼可以充足运用不同原油的资源特点，减少下游装置的加工费用，获得最大的经济效益。美国菲利普公司的斯威尼炼厂尽管加工能力仅为1000万吨/年，也采用了两套常减压装置，一套加工高硫原油，另一套加工低硫原油。2原油供应形势80年代初期，世界石油剩余可采贮量曾低到800亿吨，一度出现了石油资源即将枯竭的悲观论调。此后，随着石油勘探开发技术的进步，每年新发现的世界石油可采资源超过了当年的实际开采量，因而世界石油剩余可采贮量逐年上升，90年代后，达成1300亿吨以上，并且还保持着继续增长的态势。从目前情况看，预计至少在2050年以前，石油仍将是最重要的能源和化学品的原料。但是，石油资源的分布又极不均衡，大部分集中在少数地区。2023年终，世界石油剩余可采贮量的分布如表4所示。表42023年世界原油可采贮量探明情况国家地区探明贮量贮采比国家地区探明贮量贮采比亿立方米%亿立方米%全世界164010044.4中东109066.46105.1中国38.162.3320伊朗142.68.778.5亚太地区69.64.2416.4伊拉克178.8510.9157.3俄罗斯77.224.7119.3科威特149.449.11178.8西欧27.241.667.8沙特412.1625.13109.8美国35.052.1410.4非洲121.97.4330.6墨西哥42.832.6123.8利比亚46.92.8659.4委内瑞拉123.57.5375.2尼日利亚38.162.3331.3加拿大7.720.476.5由表4数据可知，2023年终世界已探明剩余可采贮量为1640亿立方米，我国仅占2.33%，按当年的开采量，我国贮采比仅为20。根据全国第二次油气资源评价结果，截至2023年终，全国石油资源探明率为23%，全国石油勘探的潜力还很大。随着石油资源的进一步探明，可采储量还会进一步增长。根据“九五”石油勘探发展的情况，新发现的石油贮量可以在二十一世纪初期，支持1.7亿吨的年产量。涉及国际能源机构在内的中外十余家研究机构对我国原油产量的预测基本一致，假如没有大的石油发现和技术上的突破性进展，中国在2023年前后的高峰年产量很难超过2亿吨。据海关进出口记录，2023年我国进口原油7013万吨，出口原油1044万吨，净进口原油5969万吨。以燃料油为主的成品油净进口量为978万吨。我国石油的消费量每年将以约4%的速度增长，按此速度计算，2023年中国大陆的原油净进口量将达成1亿吨以上，我国对进口原油的依赖将日益严重。由表4可以看出，中东地区和南美的委内瑞拉集中了全球已探明原油剩余可采贮量的73.99%，而伊朗、伊拉克、科威特和沙特四个国家集中了全球可采石油资源的54%。2023年终和1999年终相比，全球剩余可采石油贮量增长了25.62亿立方米，其中中东地区占15.84亿立方米，委内瑞拉占8.08亿立方米，其他地区很少增长，甚至有所减少。作为原油加工第一道工序的常减压蒸馏装置，受原油性质的影响非常严重。由于中东地区将成为世界原油重要的供应地，这些地区的原油性质和国内石蜡基低硫原油的性质差别很大，新建和改扩建的进口含硫原油加工基地的常减压蒸馏装置，必须要能适应这些原油的加工。我国的原油勘探和开发在渤海湾取得了较好的突破。1995年以来在渤海湾地区已经发现了10个贮量大于5000万吨的油田，其中5个油田的贮量大于1亿吨，最大的一个油田PL193贮量大于5亿吨。预计2023年渤海原油的产量将达2023万吨/年。但渤海原油属重质环烷中间基原油，比重为0.920.97，酸值高，蓬莱PL193原油的酸值高达6.02mgKOH/g，金属含量高，原油Ni含量为32ppm，常减压及下游装置的加工解决将面临新的课题。原油供应形势的发展和变化，给常减压装置的设计和改造带来许多新的课题，如含硫原油和含酸原油加工，防腐解决和长周期安全平稳运营，对不同原油的适应能力，轻烃回收，常压和减压拔出率及馏分质量，节能降耗等等。一个良好设计和操作的常减压装置，是全厂经济效益的重要基础。3常压和减压拔出率及馏分质量3.1常压拔出率及馏分质量常压拨出率和馏分质量影响着直馏柴油的收率，对全厂的经济效益有重大的影响。直馏柴油十六烷值高，加工费用低。对于低硫低酸值原油，直馏柴油不需任何精制，就是优质柴油组分；对于含硫原油，直馏柴油也只需压力较低，空速较高的加氢精制，就可以达成符合世界燃料规范类和类优质柴油的规定。假如直馏柴油馏分混入减压蜡油中，就需要用催化裂化或加氢裂化的方法加工，不仅需要增长二次加工装置的规模，从而增长投资和操作费用，减少了柴汽比，并且催化裂化的柴油十六烷值低，质量差，后续加工费用高。从目前国内常减压装置的实际情况看，直馏柴油的收率和潜含量之间存在较大的差距。在常压拔出率和馏分质量上普遍存在着较大的改善余地。一方面在减顶和减一线馏分中，具有较大量的350以前的馏分，有些常减压装置减一线350以前的馏分含量占到60%以上。因而，有些炼厂采用在减压塔设立柴油分馏段，或将部分减一线与常二中一起打回常压塔的方法，以提高直馏柴油的收率。但是，在减压塔设立柴油分馏段，事实上是将一部分本应在常压塔进行的分馏作用移到减压塔，会增长减压塔的全塔压降，不利于提高减压拔出率。减一线回炼到常压塔，则会增长塔和加热炉的负荷，增长能耗，属于一种无奈的选择。另一方面，常压塔的下部侧线，如常三线（或常四线），往往又具有大量的重质馏分。许多常减压装置普遍有这样的现象：常三线（或常四线）往往比减一线还要重，无法作为柴油组分而被迫进入二次加工装置。即使在常压塔拔出来，也未能取得应有的效益，只能作为二次加工装置的原料，既减少了直馏柴油的收率，又增长了二次加工装置的负荷，增长了操作费用。常压拔出率和拔出馏分的质量，已经成了国内常减压装置进一步提高效益的一个重要瓶颈。为了消除这一瓶颈，充足发挥常减压装置作为原油加工第一道工序的作用，可以考虑采用以下一些措施。（1）新设计或改扩建的常减压装置应增长常压塔的塔盘数，特别是常压塔下部的塔盘数，以改善常压塔轻重馏分的分割精度。目前，常压塔的发展趋势是塔盘数不断增长，塔盘效率不断提高。新设计的常压塔，其精馏段的塔盘数不应少于50层。适当增长塔盘数投资增长不多，得到的经济效益却非常显着。（2）改善常压塔汽提段的设计和操作。常压塔汽提段的设计和操作，对提高常压拔出率，改善轻重馏分的分割起着重要的作用。从水力学条件上看，常压塔汽提段和精馏段有重大差别，汽提段的液相负荷大而气相负荷很小，特别是常压拔出率低的重质原油，气、液相负荷的差别更为悬殊，需要针对不同的原油精心设计。从流程模拟的结果可以看出，增长汽提段的理论板数，可以便常压拔出率和直馏柴油的收率提高13%。适当增长常压汽提段的汽提蒸汽量，可以减少塔底的油气分压，改善汽提段的水力学条件，有助于提高常压拔出率和改善轻、重馏分的分割情况。（3）保持必要的常压塔过汽化率。为了给常压塔下部的分馏发明条件，常压塔应保持必要的过汽化率。不能单纯强调节能而减少必要的常压塔过汽化率。从提高全厂柴汽比和全厂优质柴油观点来看，保持必要的常压塔过汽化率往往是代价较小的措施之一。每吨直馏柴油组分和蜡油的差价在600元以上，常压直馏柴油组分增长1%，对于一个1000万吨/年炼厂来说，全年的效益就可以增长6000万元以上。对于不同的原油和不同的常压塔，最佳的过汽化率是不同的。过汽化油量应有测量手段，实际生产中，可根据产品质量的分析情况来调整过汽化油量，一般来说，保持23%的过汽化率是适宜的。3.2减压拔出率和馏分质量对于不同的原油，减压拔出率的规定和意义是完全不同的。对于低硫低金属石蜡基原油的燃料型常减压装置，由于其减压渣油可以所有进入重油催化裂化装置加工，因此不必追求减压拔出率，甚至可以不需要减压蒸馏，所有常压渣油都可以直接进入重油催化裂化装置加工。对于生产润滑油的常减压装置，减压拔出率应根据对润滑油的粘度规定和丙烷脱沥青装置的情况来决定减压拔出率。对于生产道路沥青的常减压装置，减压拔出率应根据沥青的生产规定而定。但是，对于硫含量高，金属含量高的原油来说，减压拔出率的意义就完全不同了。硫含量高、金属含量高的减压渣油，很难直接用催化裂化装置加工，这种渣油一般只能用溶剂脱沥青或焦化的方法。假如进入催化裂化装置，则需进行渣油加氢预解决，而渣油加氢装置的投资和操作费用都很高。在这种情况下，减压拔出率和拔出的馏分质量对全厂的经济效益就会有重大的影响。拔出的蜡油，可以作为加氢裂化装置的原料，即使作为催化裂化装置的原料，其加氢预解决的投资和操作费用也要比渣油加氢低得多。我国目前进口中东含硫原油的数量越来越大，减压拔出率和拔出馏分质量的意义也就越来越突出。在减压拔出率问题上，目前国内常减压装置的技术水平和国外存在较大的差距。国外常减压装置的标准设计是将减压渣油的切割点定在1050F，即565.6。有不少国外文献讨论减压深拔问题，他们所指的深拔，是指减压渣油的实沸点切割点在565以上。据报导，有些国外常减压装置的实沸点切割点已经达成600以上，而国内多数常减压装置的实沸点切割点都在540以下，有一些常减压装置的实沸点切割点还在520以下。国内和国外都对一些含硫原油500以上的窄馏分的性质进行过研究。洛阳石化工程公司炼制研究所对胜利原油的重油及500以上窄馏分性质的研究结果如表5和表6所示。表5胜利原油的重油性质馏分蜡油常渣减渣馏程，350500350500收率，%26.4679.5953.13密度，20，kg/m3910.6963.1980.9粘度，mm2/s,808.05385.056431006.104146.61425残炭，%0.038.513.12碳，%85.786.2885.96氢，%13.1211.911.40硫，%0.581.231.56氮，%0.130.500.68H/C原子比1.841.661.59镍，ug/g0.133.549.0钒，ug/g0.12.43.5铁，ug/g0.131.056.8铜，ug/g0.10.30.5钠，ug/g0.26.09.0钙，ug/g1.436.051.4饱和烃，%70.738.018.5芳烃，%23.730.937.4胶质+沥青质，%5.631.144.1由表5数据可以看出，胜利500以上的减压渣油，重金属的含量很高，Ni为49ppm，V为3.5ppm，Fe为56.8ppm，很难用催化裂化的方法加工。由表6窄馏分的分析数据可以看出，胜利减压渣油的重金属重要集中在600以上的重质馏分中，600以前的各馏分金属含量低，氢含量在12%以上，通过适当的加氢精制后，是很好的催化裂化原料。由表6数据还可以看出，胜利减压渣油中500605馏分占原油的收率达14.31%，深拔的经济效益是十分显着的。决定减压拔出率的关键是减压塔汽化段的温度和压力。国外最新设计的燃料型减压塔，在各中段回流取热段采用了空塔喷淋取热技术，大大减少了全塔压降，使减压塔汽化段的压力可以减少到15mmHg左右。新设计的燃料型减压塔汽化段的温度已提高至415左右。由于改善了减压炉和转油线的设计，在减压塔汽化段温度为415情况下，减压炉的不烧焦连续运转周期可达56年。和旧式减压塔相比，加工中东原油时，减压蜡油的收率可以提高512%。表6胜利原油窄馏分重油性质项目500535535570570605605640收率，（占原油）5.194.454.675.15密度，kg/m3,20933.8936.3942.4944.9粘度，mm2/s8048.6171.45118.8244.610022.4131.7248.7692.05烃族组成，饱和烃68.153.246.734.4芳烃27.233.135.740.5胶质8.713.117.625.1残炭，0.541.22.825.03平均分子量478548624715元素分析，C86.0386.0486.0786.12H12.5712.2012.0411.80S0.881.131.221.28N0.270.340.430.61金属含量分析g/gNi0.42.09.447.6V0.10.20.84.2Fe0.30.30.50.5Cu0.20.20.20.2Pb0.050.050.050.05Na0.40.40.40.6Ca2.32.32.52.6减压深拔时，减压蜡油，特别是重质蜡油的质量会发生变化。不同的原油，其重金属在窄馏分中的分割是不同的，应根据不同原油的特性决定拔出深度。对于类似胜利原油的其他原油，其直到600的重质窄馏分的重金属、残炭都不高，是可以尽量深拔的。由于每吨蜡油和渣油的差价在500元左右，深拔的经济效益十分显着。此时，影响深拔蜡油质量的关键在于尽量减少雾沫夹带量。为了减少雾沫夹带量，在减压塔进料段的设计上，许多工程公司和专利商都不断推出新设计和新结构，使减压塔重蜡油侧线的质量不断改善。一些国外的减压塔采用了将过汽化油返回减压炉入口的流程，以保证减压塔最下一条侧线的质量可以满足下游加氢裂化或加氢解决的规定，同时又能提高减压拔出率。4改善减压蒸馏，发展润滑油和石蜡的生产我国是仅次于美国和俄罗斯的世界第三大润滑油生产国，也是世界上第三大润滑油消费国。目前我国的润滑油生产能力约为380万吨/年。由于我国原油多属石蜡基原油，有发展润滑油和石蜡生产的有利条件。减压馏分的分割情况对润滑油和石蜡的生产有重要影响，特别是对于采用溶剂脱蜡和溶剂精制等“老三套”加工手段的润滑油和石蜡的生产有极大的影响。美国是世界上润滑油生产能力最大的国家，美国用于润滑油生产的常减压装置能力为1.73亿吨/年，占美国所有常减压蒸馏能力的20.9%。润滑油生产能力为1126万吨/年，全精炼蜡生产能力为51万吨/年，半精炼蜡生产能力为78万吨/年。在润滑油加工手段中，深度加氢解决、加氢裂化、加氢异构化的能力分别为486万吨/年、368万吨/年和355万吨/年，后加氢精制能力为643.5万吨/年。美国是润滑油加氢解决能力最大的国家，但美国的溶剂抽提能力和溶剂脱蜡能力仍分别高达1461.5万吨/年和781.5万吨/年，可见“老三套”的加工方法在润滑油生产中仍在发挥重要的作用。改善润滑油型减压塔的分馏精度，减少减二线、减三线、减四线和减五线的馏分宽度可以大大改善溶剂脱蜡装置的操作条件，减少溶剂比，提高过滤速度，提高润滑油基础油和石蜡的收率，提高溶剂精制装置基础油的粘度指数。实践表白，减压侧线馏分的宽度越窄，溶剂脱蜡的效果越好，不仅过滤速度可以大大加快，更重要的是脱蜡后的润滑油基础油组分和蜡的收率都可以有较大的提高。不少常减压装置在改善减压塔的分离效果后，基础油和蜡的收率之和可以提高10%以上。由于基础油和精蜡与蜡油的差价在1500元/吨以上，效益是非常显着的。为了在减压塔获得必需的分馏精度，同时又尽量减少全塔压降，国内外的发展趋势都是采用全填料型的减压塔，同时不断改善填料分布器的结构，提高分馏效率，Mellapakplus等新型填料，已得到了广泛应用。5轻烃回收许多炼厂的常减压装置，由国内原油改炼国外原油后，轻烃如何回收就成了突出的问题。中东原油，即使是阿拉伯重质原油也具有约占原油总量2%左右的C3、C4馏分，一些轻质原油，C3、C4的含量可高达34%以上。由于液态烃和燃料气价格差别悬殊，原油中的C3、C4馏分的回收就有很大的经济效益，特别是对于大型化常减压蒸馏装置。在加工具有轻烃的国外原油时，一方面应注意原油的贮存温度。对于低凝点的中东原油，原油贮存温度应尽也许低，原油罐不需要加热，以尽量减少轻烃的蒸发损失。对于石蜡基轻质原油，原油罐的贮存温度控制高于原油凝固点56即可，过高的原油贮存温度不仅会增长轻烃的蒸发损失，并且容易导致原油泵抽空。从现场的实际数据看，原油在装卸和贮存过程中的轻烃损失量普遍偏大，这是导致轻烃实际回收率远低于原油中轻烃潜含量的重要因素。轻烃回收可以采用将初顶气和常顶气用压缩机升压后进行回收的流程，也可以采用无压缩机流程。无压缩机轻烃回收流程的关键是初馏塔提压操作，当初馏塔顶的压力为0.350.4MPa时，初馏塔顶即可作到不排瓦斯，轻烃所有溶解于初馏塔顶的石脑油馏分中，然后再对溶解了轻烃的石脑油馏分进行分离，即可以将C3、C4轻烃回收。无压缩机回收轻烃的方法具有流程简朴，投资省，操作维护费用低，占地面积少等优点，已经在镇海150万吨/年常压装置、镇海1000万吨/年常减压装置、广石化520万吨/年常减压装置和金山600万吨/年常减压装置等装置上得到成功应用，C3、C4的回收率可以达成95%以上。初期设计的无压缩机轻烃回收装置中，多采用脱丁烷塔单塔流程。对于加工轻烃含量高的原油的大型化常减压装置，为了进一步提高C3、C4回收率，减少回收液化气中的C2含量，在脱丁烷塔前，可以考虑增长脱乙烷塔，采用双塔流程。6电脱盐作为原油预解决的电脱盐技术，对于常减压装置的腐蚀防护和长周期运营，对于下游二次加工装置，如重油催化裂化、渣油加氢等装置的操作和经济效益都有重要影响，一般均规定脱后含盐小于3mg/L。我国自八十年代从Petrolite公司和HOW-Baker公司引进9套电脱盐设施后，电脱盐的技术水平有了很大提高。涉及高阻抗防爆变压器、复合绝缘高压电极棒、油浸式十字套筒、预组装式电极板、界面测量仪、混合伐、静态混合器等在内的一批性能好的电脱盐设备迅速国产化，新型破乳剂不断研制成功，使我国电脱盐技术接近了当时的国际先进水平。此后又发展了交直流电脱盐技术，过滤电脱盐技术和原油脱钙、脱重金属技术以及平流卧式电脱盐技术，反映了我国电脱盐技术的不断发展和进步。近十年来国外电脱盐技术有了迅速的发展，特别值得注意的是Petrolite公司的Bilectric高速电脱盐技术，这一技术在电脱盐的理念上有许多重大的突破和创新。Bilectric高速电脱盐技术采用三层电极板，形成两个强电场；油水混合物通过特殊的分派器提成两股直接进入两个强电场内，而不是按照传统的方法进入水相；特殊结构的分派器可以加速乳化液的聚集，加上两个强电场的同时作用，解决能力可以提高约100%；由于进料直接进入两个强电场，脱盐罐内油水界位较高，增长了水相的停留时间，有助于减少脱盐排水的含油量；脱盐电耗可以有较大幅度减少。由于Bilectric电脱盐技术在电脱盐罐壳体直径不变的情况下，可以使解决能力提高一倍左右，对常减压装置的扩能改造非常有利。镇海炼化三蒸馏原为加工150万吨/年轻质原油的常压装置，有两台360019560mm的电脱盐罐。在改造为800万吨/年常减压蒸馏装置时，仍然使用了两台360019560mm的电脱盐罐壳体，仅将其内构件按Bilectric技术进行改造，1999年投产后，成功使用至今。由于电脱盐罐仍然采用两台较小的罐体，加上优化平面布置设计，使镇海800万吨/年常减压装置的占地面积仅为11473=8322平方米。为了提高脱盐效果，除了不断改善硬件设备外，破乳剂的评选以及工艺操作条件的制定也是一项重要的关键因素。茂名石化公司为了保证渣油的盐含量可以满足新上的200万吨/年渣油加氢脱硫装置的规定，与洛阳石化工程公司设备研究所进行合作，在破乳剂的评选和工艺操作条件的制定上作了大量工作，采用了洛阳石油化工工程公司设备研究所提供的LY-A、B破乳剂和相应的工艺操作条件，使脱后原油含盐3mg/l，渣油加氢原料的Na+含量3ug/g，保证了渣油加氢脱硫装置的安全、平稳、长周期运营。国内和国外都在进行原油脱钙和脱重金属的研究工作，并已取得一些初步结果。这一技术的发展将会给渣油加工方案带来重大的突破，值得重视和进一步研究。7关于节能常减压装置是炼油厂的用能大户，减少能耗一直是一项重要课题。长期以来，通过不懈的努力，我国常减压装置的能耗已大幅度减少，取得了可喜的成绩。对节能的结识也更加进一步，已从总体的优化和综合经济效益来全面考虑装置的用能和能量回收环节，而不是单纯地追求能耗这一项指标。常减压装置的节能可以分为三个层次，单体设备的节能，装置内的综合节能，多装置的系统综合节能。7.1常减压装置单体设备的节能单体设备的节能是节能工作的基础。对常减压装置而言，单体设备的节能重要涉及以下方面：7.1.1加热炉热效率燃料消耗是常减压装置最大的用能项目，对于一个1000万吨/年的常减压装置，其常压炉和减压炉的热负荷之和可达150MW以上，即使加热炉热效率为90%，全年的燃料消耗量也在12万吨以上。热效率每提高1%，全年的燃料消耗量可减少1200吨以上，可见对大型常减压装置，加热炉热效率问题的重要性。7.1.2机泵耗电量常减压装置机泵数量多、流量大，不少机泵的扬程高，电耗是仅次于燃料消耗的重要耗能项目，一般约占装置总能耗的10-25%。影响耗电量的重要因素是泵的效率、电机效率以及机泵的运营区域是否处在其高效区。近年来，已不断推出各种新型的节能泵和高效电机。常减压装置一般都要加工多种原油，各物流的流量变化范围往往很大，使用变频调速电机节能的潜力往往很大。此外，使用变频调速电机尚有控制平稳，减少设备磨损，维护工作量少和噪音低等优点。7.1.3塔盘数和回流取热比例在满足一定的分馏精度条件下，增长塔盘数或者提高塔盘效率，都会减少分馏的用能，可以通过投资与操作费用的比较选择最经济的塔盘数和相应的回流比。常压塔和减压塔是多侧线的复杂精馏塔，设立中段回流后，对中段回流以下的分馏效果没有影响，但减少了中段回流以上分馏段的回流比。在满足塔顶和上部侧线产品分馏规定的前提下，应尽量增长下部高温位中段回流的取热，这是一个全塔优化的问题。现在国外一些新的常压塔通过适当增长塔盘数，取消了塔顶冷回流，用塔顶循环回流代替冷回流。塔顶循环回流的温位较高，有助于换热，同时尚有减少塔顶冷凝冷却系统的负荷，减少塔顶压降，减少投资等优点。燃料型减压塔和润滑油型减压塔不同，其侧线产品之间的分割并无意义，对其产品质量的重要规定是防止雾沫夹带，使重金属、残炭、C7不溶物含量等指标满足下游加工装置的规定。在满足这些指标规定的情况下，其各侧线产品可以混合起来，送到下游装置。燃料型减压塔的分馏段事实上起凝缩段的作用。为了减少全塔压降，提高拔出率，侧线数量不宜多。各中段回流取热比例已完全不受分馏效果的影响，而应从最有助于换热角度考虑。下部回流取热量增长固然可使高温位热源数量增长，但当下部侧线抽出量增长后，由于侧线产物的泡点温度减少，侧线的抽出温度也会减少，因此各侧线的抽出量及相应的各中段回流取热比例存在优化问题。常压塔和减压塔的中段回流取热负荷决定后，中段回流量和返塔温差之间存在优化问题，增长中段回流量虽然增长了电耗，但在给定取热负荷下，提高了返塔温度，有助于运用热源的温位，要根据具体情况作出选择。7.1.4其他单体设备高效换热设备可在较小的压力损失情况下，获得较高的传热系数，不易结垢，有助于长周期运营。不同的电脱盐设备，电耗差别悬殊。抽真空设备应尽量运用本装置的自产低压蒸汽，蒸汽抽真空和机械抽真空的恰当组合，可以减少能耗。由于工程技术的不断进步，常减压装置每一项单体设备都在不断改善。单体设备节能的目的值应进行技术经济评价，对投资和节能效益进行比较，选取最经济的工况条件。由于仅为单体设备自身的比较，这种优化涉及的面相对来说比较单一。7.2常减压装置内综合节能这类节能是指在常减压装置内，通过流程的组合，进行多变量、多参数的综合节能。7.2.1换热网络合成在炼油装置中，常减压装置换热的物流数目最多，网络合成的工作量和难度也最大。窄点概念的提出和窄点技术的发展为换热纲络的合成和优化提供了重要的理论基础，已经在常减压装置的设计中，得到了普遍应用。在实际应用时，应将涉及加热炉烟气在内的所有热源和涉及燃料用的空气在内的所有冷源考虑在内，在夹点以上，不应使用冷公用工程；在夹点以下，不应使用热公用工程。7.2.2分馏流程组合针对不同的原油性质和不同的具体限制条件，常减压装置的分馏流程可以有多种组合，如仅有常压塔和减压塔的两级蒸馏，增长初馏塔后成为三级蒸馏，初馏塔可以改为闪蒸塔，还可以采用两级闪蒸，减压塔也可以采用两级减压等等。与换热纲络合成相联系，不同的分馏流程组合相称于改变了冷源的状况和参数，原则上说，多级蒸馏可以在较低的温位下实现原油中一部分组分的分馏过程，减少最终必须使用燃料加热的热公用工程用量，有助于运用较低温位的热源，减少分馏过程所需的能耗，特别是对于轻质原油更是如此。有些加工轻质原油的常减压装置在常压塔之前，采用了两级闪蒸。最近国外推出的D2023渐次蒸馏技术，就是在常压塔之前，原油先后进行干式和湿式两次闪蒸，然后再进入常压塔和减压塔。在选择和决定分馏的流程组合时，要根据原油的性质和装置的具体情况，在节能和减少流程的复杂限度，减少装置的投资之间作出权衡。7.3装置间的系统综合节能常减压装置和下游装置之间在系统综合节能上存在着很大的潜力，这种潜力重要表现在以下几方面。7.3.1装置之间的热联合常减压装置的中间物流如减压蜡油和减压渣油等，在换热到一定限度后，假如直接作为下游装置的热进料，可以减少常减压装置的冷公用工程用量和下游装置的热公用工程用量。催化裂化装置的油浆用于常减压装置的的换热可以提高原油换热的终温，减少常减压装置的燃料消耗量，和发生蒸汽相比，可以提高全厂的用能水平。工程设计时，重要应充足考虑也许发生的情况，在常减压装置设立必要的冷却手段，使装置始终能保持正常运营。7.3.2装置之间的流程组合Shell公司最近提出了常压、减压、加氢脱硫、加氢裂化、减粘、石脑油分离等装置高度一体化的组合流程，该流程有以下特点：（1）由于加工含硫原油，常压侧线均需通过加氢精制后才干作为成品，常压侧线不再设立汽提塔，而在加氢精制的主分馏塔侧线设汽提塔，省去了常压汽提塔。（2）常压蒸馏的石脑油和轻烃与加氢精制、加氢裂化的石脑油和轻烃一起分离得到轻重石脑油、液化气和燃料气，避免了石脑油和轻烃分离系统的反复设立。（3）减压渣油不经换热，直接去减粘装置，闪蒸后的减粘渣油用于和原油的换热，减粘闪蒸塔的气相物流直接进入加氢精制装置。Shell公司称由于采用了这种高度一体化的流程，设备数量可以减少48%，投资可以节约30%，能耗可以减少15%。应当指出，能耗指标固然重要，但是，经济利益的判断应是第一位的，前面已经指出，常压塔和减压塔的拔出率和拔出馏分