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常减压装置冷却器的作用

发布时间:2025-01-24 22:16:55

❶ 原油蒸馏是什么

一、原油蒸馏原理

原油炼制的基本途径是将原油分割为几个不同沸点范围的馏分,然后按照石油产品的使用要求,分离除去这些馏分中的有害组分,或是经过化学反应转化成所需要的组分,从而获得合格的石油产品。原油的分割和石油馏分在加工过程中的分离常常采用蒸馏的手段。原油常减压蒸馏是原油加工中的第一道工序,常减压蒸馏装置是炼油厂的龙头装置。

(一)精馏

蒸馏是按原油中所含组分的沸点(挥发度)不同,加热原油使其汽化冷凝,将其分割为几个不同的沸点范围(即馏分)的方法。由于原油成分十分复杂,沸点相近,采用一次汽化和一次冷凝的蒸馏方法,分离效果差,因此在炼油厂采用多次汽化、多次冷凝的复杂的蒸馏过程,称为精馏。精馏按操作方式分为连续和间歇式两种。

图8-2原油常压塔

原油减压塔常采用减压和塔底通入水蒸气汽提“双管齐下”的方法,蒸馏重质油品效果较好。采用塔底水蒸气汽提可减少塔底排出的减压渣油中轻馏分的含量。

二、原油蒸馏流程

一个完整的原油蒸馏过程,除了精馏塔外,还配置了加热炉、换热器、冷凝器、冷却器、机泵等设备。这些设备按一定的关系用工艺管线连接起来,同时还配有自动检测和控制仪表,组成了一个有机的整体,这就形成了原油蒸馏装置的工艺流程。

图8-3是典型的原油常减压蒸馏原理流程图,主要由加热炉(常压炉、减压炉)、常压塔和减压塔三部分组成。其工艺过程为:

(1)原油换热。原油经原油泵加压后,在换热器内换热至130℃进入脱盐罐,在破乳剂、注水、电场的作用下脱去携带的水分和部分盐类;经脱盐、脱水的原油继续与各种馏分在换热器内换热,原油被加热到230℃进入初馏塔。在初馏塔塔顶蒸出一部分初顶汽油馏分,初馏塔塔底油经初底泵抽出后继续换热至270~300℃进入常压炉,加热至约360℃进入常压塔。

(2)常压蒸馏。原油经加热送入常压塔后,在塔顶分出汽油馏分或重整原料油,经换热、冷凝,冷却到30~40℃,一部分作塔顶回流,一部分作汽油产品流出装置。常压塔设有三个侧线,分别进入三个汽提段构成一个汽提塔,汽提出煤油、轻柴油和重柴油等馏分。

(3)减压蒸馏。用常底泵将常压塔底抽出常压重油(约358℃)通到减压加热炉加热到约390℃,进入减压塔,真空泵抽至塔内压力为3.0kPa左右或更低。减压塔顶不出产品,塔顶管线是供抽真空设备抽出不凝气之用。从减压塔侧抽出的几个侧线原料(减压一线、减压二线、减压三线等)和减压塔底抽出沸点很高(>550℃)的减压渣油,可进行二次加工。

图8-3典型的原油常减压蒸馏原理流程图

❷ 什么是循环油润滑方式

循环油润滑是通过油泵将润滑油从油箱吸油后输送到轴承需要润滑的部位,然后从回油口返回油箱,经过滤后重新使用的一种润滑方式。
循环油润滑润滑充分、供油量容易控制、散热和除杂质能力强。循环油润滑适用于以散热或除杂质为目的的场合,以及高速高温、重载的场合,使用可靠性高。循环油润滑是一种比较理想的润滑方式。但需要独立的供油系统,制造成本相对较高。供油系统由油泵、冷却器、过滤器、油箱、输油管道等组成。
循环油润滑包含:喷油润滑、强制润滑和喷雾润滑。们分类的角度不同。

❸ 保证常减压蒸馏装置的安全措施有哪些

常减压蒸馏装置是石油加工中最基本的工艺设备,随着减压蒸馏技术的改造和发展、原油蒸馏装置的平均能耗大幅下降、轻油拔出率和产品质量大大提高,危险、危害因素也随之增加。

常减压蒸馏装置的重点设备包括加热炉、蒸馏塔、机泵和高低压瓦斯缓冲罐等几部分。加热炉的作用是为油品的汽化提供热源,为蒸馏过程提供稳定的汽化量和热量。加热炉的平稳运行是常减压装置生产运行的必要保证,加热炉发生事故不能运行,整个装置都将被迫停工。而塔则是整个常减压蒸馏装置的核心,包括初馏塔、常压塔、常压汽提塔、减压塔及附属部分。原油在分馏塔中被分馏成不同组分的各测线油品,同时,塔内产生大量的易燃易爆气体和液体,直接影响生产的正常进行和装置的安全运行。机泵是常减压蒸馏装置的动力设备,它为输送油品及其他介质提供动力和能源,机泵故障将威胁到装置的平稳运行,特别是塔底泵的事故将导致装置全面停产。高低压瓦斯缓冲罐因其储存的介质为危害极大的瓦斯,瓦斯一旦发生泄漏将可能导致燃烧爆炸等重大事故的发生。因此高低压瓦斯缓冲罐在开工前要按照标准对其进行严格的试压和验收,检查是否泄漏。运行中要时常对其检查维护,如有泄漏等异常现象应立即停用并处理,同时还要定期排残液。

常减压蒸馏装置存在的主要危险因素,根据不同的阶段,存在不同的危险因素,避免或减轻这些危险因素的影响,可以采取相应的一些安全预防管理措施。

开工时危险因素及其安全预防管理措施

常减压装置的开工按照以下顺序步骤进行:

开工前的设备检查→设备、流程贯通试压→减压塔抽真空气密性试验→柴油冲洗→装置开车。

装置开车的顺序是:原油冷循环→升温脱水→250℃恒温热紧→常压开侧线→减压抽真空开侧线→调整操作。

在开工过程中,容易产生的危险因素主要是:机泵、换热器泄漏着火、加热炉升温过快产生裂纹等,其危险因素为油品泄漏、蒸汽试压给汽过大、机泵泄漏着火等,具体介绍如下:

油品泄漏

(1)事故原因:

①开工操作波动力大,检修质量差,或垫片不符合质量要求。

②改流程、设备投用或切换错误造成换热器憋压。

(2)产生后果:换热器憋压漏油,特别是自燃点很低的重质油泄漏,易发生自燃引起火灾。

(3)安全预防管理措施:

①平稳操作。

②加强检修质量的检查。

③选择合适的垫片。

④改流程、设备投用或切换时,严格按操作规程执行。

⑤发生憋压,迅速找出原因并进行处理。

蒸汽试压给汽过大

(1)事故原因:开工吹扫试压过程中,蒸汽试压给汽过大。

(2)产生后果:吹翻塔盘,开工破坏塔的正常操作,影响产品质量。

(3)安全预防管理措施:调节给汽量。

机泵泄漏着火

(1)事故原因:

①端面密封泄漏严重。

②机泵预热速度太快。

③法兰垫片漏油。

④泵体砂眼或压力表焊口开裂,热油喷出。

⑤泵排空未关,热油喷出着火。

(2)产生后果:机泵泄漏着火。

(3)安全预防管理措施:

①报火警灭火。

②立即停泵。若现场无法停泵,通过电工室内停电关闭泵出入口,启动备用泵。

③若泵出入口无法关闭,应将泵抽出阀及进换热器等关闭。

④若塔底泵着火,火势太大,无法关闭泵入口时,应将加热器熄火,切断进料。灭火后,迅速关阀。

停工时危险因素及其安全预防管理措施

在停工过程中,容易产生的主要危险因素有:炉温降低过快导致炉管裂纹,洗塔冲翻塔盘。停工主要危险因素有停工时炉管变脆断裂、停工蒸洗塔时吹翻塔盘等。

停工时炉管变脆断裂

(1)事故原因:停工过程中,炉温降温速度过快,可能会造成高铬炉管延展性消失而硬度增加,炉管变脆,炉管受到撞击而断裂。

(2)产生后果:炉管出现裂纹或断裂。

(3)安全预防管理措施:

①停工过程中,炉温降温不能过快,按停工方案执行。

②将原炉重新缓慢加到一个适当的温度,然后缓慢降温冷却,可以使炉管脆性消失而恢复延展性,继续使用。

③停工,将已损坏的炉管更换。

停工蒸洗塔时吹翻塔盘

(1)事故原因:停工蒸洗塔过程中,蒸汽量给的过大,又发生水击,吹翻塔盘。

(2)产生后果:停工蒸洗塔时吹翻塔盘。

(3)安全预防管理措施:适当控制吹气量。

正常生产中的危险因素及其安全预防管理

开工正常生产过程中的主要危险因素有原油进料中断加热炉炉管结焦、炉管破裂、瓦斯带油、分馏塔冲塔真空度下降、汽油线憋压、减压塔水封破坏、常顶空冷器蚀穿漏洞转油线蚀穿等。

原油进料中断加热炉炉管结焦

(1)事故原因:

①原油进料中断。

②处理量过低,炉管内油品流速低。

③加热炉进料流。

④加热炉火焰扑炉管。

⑤原料性质变重。

(2)产生后果:

①塔底液位急剧下降,造成塔底泵抽空,加热炉进料中断,加热炉出口温度急剧上升。

②结焦严重时会引起炉管破裂。

(3)安全预防管理措施:

①加强与原油罐区的联系,精心操作。

②若发生原油进料中断,联系原油罐区尽快恢复并减低塔底抽出量,加热炉降温灭火。

③炉管注汽以增加加热炉炉管内油品流速,防止结焦。

④保持炉膛温度均匀,防止炉管局部过热而结焦,防止物料偏流。

炉管破裂

(1)事故原因:

①炉管局部过热。

②炉管内油品流量少,偏流,造成结焦,传热不好,烧坏漏油。

③炉管质量有缺陷,炉管材料等级低,炉管内油品高温冲蚀,炉管外高温氧化爆皮及火焰冲蚀,造成砂眼及裂口。

④操作超温超压。

(2)产生后果:烟囱冒黑烟,炉膛温度急剧上升。

(3)安全预防管理措施:

①多火嘴、齐水苗可防止炉管局部过热造成破裂。

②选择适合材质的炉管。

③平稳操作,减少操作波动。

瓦斯带油

(1)事故原因:

①瓦斯罐排凝罐液位上升,未及时排入低压瓦斯罐网。

②瓦斯罐排凝罐加热盘管未投用。

(2)产生后果:烟囱冒黑烟,炉膛变正压,带油严重时,炉膛内发生闪爆,防爆门开,甚至损坏加热炉。

(3)安全预防管理措施:

①控制好瓦斯罐排凝罐液面,及时排油入低压瓦斯罐网。

②投用瓦斯罐排凝罐加热盘管。

③瓦斯带油严重时,要迅速灭火,带油消除后正常操作。

分馏塔冲塔真空度下降

(1)事故原因:

①原油带水。

②塔顶回流带水。

③过热蒸汽带水,塔底吹汽量过大。

④进料量偏大,进料温度突然。

⑤塔底吹汽量过大(湿式、微湿式),或炉管注汽量过大(湿式),汽提塔吹汽量过大(润滑油型),或炉出口温度波动或塔底液面波动。

⑥抽真空蒸汽压力不足或中断,减顶冷却器汽化,抽真空器排凝器气线堵,设备泄漏倒吸空气。

(2)产生后果:

①塔顶压力升高。

②油品颜色变深,甚至变黑。

③破坏塔的正常操作,影响产品质量。

④倒吸空气造成爆炸。

(3)安全预防管理措施:

①加强原油脱水。

②加强塔顶回流罐切水。

③调整塔底吹汽量。

④稳定适当进料量和进料温度。

⑤控制好塔底液位。

⑥保持适当的吹汽量,稳定的抽真空蒸汽,稳定的炉温。

⑦调整好抽真空系统的冷却器,保证其冷却负荷。

⑧加强设备检测维护。

汽油线憋压

(1)事故原因:管线两头阀门关死,外温高时容易憋坏管线。

(2)产生后果:管线爆裂,汽油流出,易起火爆炸。

(3)安全预防管理措施:夏季做好轻油的防憋压工作。

减压塔水封破坏

(1)事故原因:

①水封罐放大气线中存油凝线或堵塞,造成水封罐内压力升高,将水封水压出,破坏水封。

②水封罐放大气排出的瓦斯含对人有害的硫化氢,将其高点排空,排空高度与一级冷却器平齐。若水封罐内的减顶污油排放不及时,污油憋入罐内,当污油积累至一定程度时,水封水被压出,水封水变油封,影响末级真空泵工作。

(2)产生后果:易造成空气倒吸入塔,发生爆炸事故。

(3)安全预防管理措施:

①加强水封罐检查。

②水封破坏,迅速给上水封水,然后消除破坏水封的原因。

③若水封罐放大气线堵或凝,迅速处理畅通。

④水封变油封,迅速拿净罐内存油,并检查放大气线是否畅通。

常顶空冷器蚀穿漏洞转油线蚀穿

(1)事故原因:

①油品腐败,制造质量有问题或材质等级低。

②转油线高速冲刷及高温腐蚀穿孔,制造质量有问题或材质等级低。

(2)产生后果:

①漏油严重时,滴落在高温管线上引起火灾。

②高温油口泄漏。

(3)安全预防管理措施:

①做好原油一脱四注工作,加大防腐力度。

②报火警消防灭火,汽油罐给水幕掩护(降温)原油降量,常炉降温,关小常底吹汽,降低常顶压力,迅速切换漏油空冷器,灭火后检修空冷器。

③做好防腐工作。

④选择适当材质。

⑤将漏点处补板焊死或包盒子处理。

设备防腐

随着老油田原油的继续开采,原油的重质化、劣质化日益明显,原油的含酸介质量不断增加,加上对具有高含酸量的进口高硫原油的加工,都对设备的防腐提出更高的要求。原油中引起设备和管线腐蚀的主要物质是无机盐类及各种硫化物和有机酸等。常减压装置设备腐蚀的主要部位:

(1)初馏塔顶、常压塔顶以及塔顶油气馏出线上的冷凝冷却系统。

①腐蚀原因及结果:蒸馏过程中,原油中的盐类受热水解,生成具有强烈腐蚀性的HCl,HCl与H2S的蒸馏过程中随原油的轻馏和水分一起挥发和冷凝,在塔顶部和冷凝系统易形成低温HCl-H2S-H2O型腐蚀介质,使塔顶及塔顶油气馏出线上的冷凝冷却系统壁厚变薄,降低设备壳体的使用强度,威胁安全生产。原油中的硫化物(参与腐蚀的主要是H2S、元素硫和硫醇等活性硫及易分解为H2S的硫化物)在温度小于120℃且有水存在时,也形成低温HCl-H2S-H2O型腐蚀性介质。

②防腐预防管理措施:在电脱盐罐注脱盐剂、注水、注破乳剂,并加强电脱盐罐脱水,尽可能降低原油含盐量。在常压塔顶、初馏塔顶、减压塔顶挥发线注氨、注水、注缓蚀剂,这能有效抑制轻油低温部位的HCl-H2S-H2O型腐蚀。

(2)常压塔和减压塔的进料及常压炉出口、减压炉转油线等高温部位的腐蚀。

①腐蚀原因及结果:充化物在无水的情况下,温度大于240℃时开始分解,生成硫化氢,形成高温S-H2S-RSH型腐蚀介质,随着温度升高,腐蚀加重。当温度大于350℃时,H2S开始分解为H2和活性很高的硫,在设备表面与铁反应生成FeS保护膜,但当HCl或环烷酸存在时,保护膜被破坏,又强化了硫化物的腐蚀,当温度达到425℃时,高温硫对设备腐蚀最快。

②防腐预防管理措施:为减少设备高温部位的硫化物和环烷酸的腐蚀,要采用耐腐蚀合金材料。

(3)常压柴油馏分侧线和减压塔润滑油馏分侧线以及侧线弯头处。常压炉出口附近的炉管、转油线,常压塔的进料线。

①腐蚀原因及结果:220℃以上时,原油中的环烷酸的腐蚀性随着温度的升高而加强,到270℃~280℃时腐蚀性最强。温度升高,环烷酸汽化,液相中环烷酸浓度降低,腐蚀性下降。温度升至350℃时环烷酸汽化增加,汽相速度增加,腐蚀加剧。温度升至425℃时,环烷酸完全汽化,不产生高温腐蚀。

②防腐预防管理措施:为减少设备高温部位的硫化物和环烷酸的腐蚀,要采用耐蚀合金材料。

机泵易发生的事故及处理

机泵是整个装置中的动设备,相对装置的其他静设备如塔等更容易发生事故。机泵的故障现象有泵抽空或不上量;泵体振动大、有杂音和密封泄漏。

泵抽空或不上量

(1)产生原因:

①启动泵时未灌满液体。

②叶轮装反或介质温度低黏度大。

③泵反向旋转。

④泵漏进冷却水。

⑤入口管路堵塞。

⑥吸入容器的液位太低。

(2)处理措施:

①重新灌满液体。

②停泵联系钳工处理或加强预热。

③重新接电机导线改变转向。

④停泵检查或重新灌泵。

⑤停泵检查排除故障。

⑥提高吸入容器内液面。

泵体振动大、有杂音

(1)产生原因:

①泵与电机轴不同心。

②地脚螺栓松动。

③发生气蚀。

④轴承损坏或间隙大。

⑤电机或泵叶轮动静不平衡。

⑥叶轮松动或有异物。

(2)处理措施:

①停泵或重新找正。

②将地脚螺栓拧紧。

③憋压灌泵处理。

④停泵更换轴承。

⑤停泵检修。

⑥停泵检修,排除异物。

密封泄漏

(1)产生原因:

①使用时间长,动环磨损。

②输送介质有杂质,磨损动环产生沟流。

③密封面或轴套结垢。

④长时间抽空。

⑤密封冷却水少。

(2)处理措施:

①换泵检查。

②停泵换泵处理。

③调节冷却水太少。

❹ 关于炼油行业(炼油厂)

1.延迟焦化工艺流程:
本装置的原料为温度90℃的减压渣油,由罐区泵送入装置原料油缓冲罐,然后由原料泵输送至柴油原料油换热器,加热到135℃左右进入蜡油原料油换热器,加热至160℃左右进入焦化炉对流段,加热至305℃进入焦化分馏塔脱过热段,在此与来自焦炭塔顶的热油气接触换热。原料油与来自焦炭塔油气中被凝的循环油一起流入塔底,在380~390℃温度下,用辐射泵抽出打入焦化炉辐射段,快速升温至495~500℃,经四通阀进入焦碳塔底部。
循环油和减压渣油中蜡油以上馏分在焦碳塔内由于高温和长时间停留而发生裂解、缩合等一系列的焦化反应,反应的高温油气自塔顶流出进入分馏塔下部与原料油直接换热后,冷凝出循环油馏份;其余大量油气上升经五层分馏洗涤板,在控制蜡油集油箱下蒸发段温度的条件下,上升进入集油箱以上分馏段,进行分馏。从下往上分馏出蜡油、柴油、石脑油和富气。
分馏塔蜡油集油箱的蜡油在343℃温度下,自流至蜡油汽提塔,经过热蒸汽汽提后蜡油自蜡油泵抽出,去吸收稳定为稳定塔重沸器提供热源后降温至258℃左右,再为解吸塔重沸器提供热源后降温至242℃左右,进入蜡油原料油换热器与原料油换热,蜡油温度降至210℃,后分成三部分:一部分分两路作为蜡油回流返回分馏塔,一路作为下回流控制分馏塔蒸发段温度和循环比,一路作为上回流取中段热;一部分回焦化炉对流段入口以平衡大循环比条件下的对流段热负荷及对流出口温度;另一部分进水箱式蜡油冷却器降温至90℃,一路作为急冷油控制焦炭塔油气线温度,少量蜡油作为产品出装置。
柴油自分馏塔由柴油泵抽出,仅柴油原料油换热器、柴油富吸收油换热器后一部分返回分馏塔作柴油回流,另一部分去柴油空冷器冷却至55℃后,再去柴油水冷器冷却至40℃后分两路:一路出装置;另一路去吸收稳定单元的再吸收塔作吸收剂。由吸收稳定单元返回的富吸收油经柴油富吸收油换热器换热后也返回分馏塔。
分馏塔顶油气经分馏塔顶空冷器,分馏塔顶水冷器冷却到40℃,流入分馏塔顶气液分离罐,焦化石脑油由石脑油泵抽出送往吸收稳定单元。焦化富气经压缩机入口分液罐分液后,进入富气压缩机。
焦炭塔吹汽、冷焦产生的大量蒸汽及少量油气,进入接触冷却塔下部,塔顶部打入冷却后的重油,洗涤下来自焦炭塔顶大量油气中的中的重质油,进入接触冷却塔底泵抽出后经接触冷却塔底油及甩油水冷器冷却后送往接触冷却塔顶或送出装置。塔顶流出的大量水蒸气经接触冷却塔顶空冷器、接触冷却塔顶水冷器冷却到40℃进入接触冷却塔顶气液分离罐,分出的轻污油由污油泵送出装置,污水由污水泵送至焦池,不凝气排入火炬烧掉。甩油经甩油罐及甩油冷却器冷却后出装置。
2.吸收稳定工艺流程:
从焦化来的富气经富气压缩机升压至1.4Mpa,然后经焦化富气空冷器冷却,冷却后与来自解吸塔的轻组份一起进入富气水冷器,冷却到40℃后进入气液分离罐,分离出的富气进入吸收塔;从石脑油泵来的粗石脑油进入吸收塔上段作吸收剂。从稳定塔来的稳定石脑油打入塔顶部与塔底气体逆流接触,富气中的C3、C4组分大部分被吸收下来。吸收塔设中段回流,从吸收塔顶出来带少量吸收剂的贫气自压进入再吸收塔底部,再吸收塔顶打入来自吸收柴油水冷器的柴油,柴油自下而上的贫气逆流接触,以脱除气体中夹带的汽油组分。再吸收塔底的富吸收油返回分馏塔,塔顶气体为干气,干气自压进入焦化脱硫塔。
从富气分液罐抽出的凝缩油,经解析塔进料泵升压后进入解析塔进料换热器加热至75℃进入解析塔顶部,吸收塔底富吸收油经吸收塔底泵升压后进入富气分液罐,解析塔底重沸器由分馏来的蜡油提供热源。凝缩油经解析脱除所含有的轻组份,轻组份送至富气水冷器冷却后进入富气分液罐,再进入吸收塔。
解吸塔底油经稳定塔进料泵升压进入稳定塔,稳定塔底重沸器由分馏来的蜡油提供全塔热源,塔顶流出物经稳定塔顶水冷器冷至40℃后进入稳定塔顶回流罐,液化烃经稳定塔顶回流泵升压后一部分作为回流,另一部分至液化烃脱硫塔,稳定塔底的稳定汽油经解析塔进料换热器换热后再经稳定汽油冷却器冷却后,一部分经稳定汽油泵升压后进入吸收塔作为吸收剂,另一部分送至加氢装置进行加氢精制。
3.加氢工艺流程:
原料油自罐区来,经过滤后进入滤后原料缓冲罐,再由反应进料泵抽出升压后,先与氢气混合,再与加氢精制反应产物进行换热,然后经加热炉加热至要求温度,自上而下流经加氢精制反应器,在反应器中,原料油和氢气在催化剂作用下,进行加氢脱硫、脱氮、烯烃饱和等精制反应。
从加氢精制反应器中出来的反应产物与混氢原料及低分油换热后,再进入反应产物空冷器,冷却至60℃左右进入反应产物后冷器,冷至45℃左右进入高压分离器进行油、水、气三相分离。为了防止加氢反应生成的硫化氢和氨在低温下生成氨盐。堵塞空冷器。在空冷前注入洗涤水,高压分离器顶气体经循环氢压缩机升压后,与经压缩后的新氢混合,返回到反应系统。
从高压分离器中部出来的液体生成油减压后进到低压分离器,继续分离出残余的水、液相去分馏部分。
从高压分离器及低压分离器底部出来的含硫含氨污水经减压后送至污水汽提单元处理。
2、分馏系统
低分油经与反应产物及柴油产品换热后,经行生成油脱硫化氢塔。塔顶油汽经空冷器、水冷器冷凝冷却至40℃,进入塔顶回流罐,罐顶少量油汽至放火炬系统,罐底轻石脑油用塔顶回流泵抽出,一部分作为回流打入分馏塔顶部,一部分作为产品(乙烯料)送出装置。分馏塔底重沸炉提供热量,精制柴油、轻蜡油从塔底抽出后,经精制柴油泵升压与低分油换热后,再经精制柴油空冷器,后冷器冷却至45℃,作为产品出装置。
3.水煤气制氢工艺流程
在煤气发生炉内,交替的通入空气和过热蒸汽,与炉内灼热的煤炭经行气化反应,吹风阶段生成的吹风气送入吹风气回收岗位,其他阶段生成的半水煤气经热量回收,除尘冷却后,去半水煤气气柜。
来自造气工段的半水煤气,由气柜经水封进入焦炭过滤器,过滤掉部分煤焦油、灰尘后进入洗气塔,与来自铜洗工段的放空气混合后进入罗茨鼓风机,加压后进入煤气降温塔,与一次水逆流接触降温净化后,依次进入一级、二级脱硫塔,与塔顶喷淋的脱硫液逆流接触,脱除硫化氢的 半水煤气进入气液分离器,分离掉液体后的煤气进入焦炭过滤器,经静电除焦净化后进入压缩一段。
水煤气经分离器分离出水份后进入Ⅰ段入口,经两段压缩到0.8Mpa由二段出口引出经水冷器将温度将到40℃以下,再经油水分离器分离出油后送入往后工序。
从压缩来的水煤气经油水分离器去除夹带的油份后进入饱和热水塔的饱和段。在塔内的气体与塔顶喷淋而下的热水逆流接触,进行物质与热量传递。经提温增湿后的水煤气进入气水分离器分离掉夹带的液相。在气体进入热交换器之前先与添加蒸汽混合达到一定的汽气比值,在换热器内换热升温到300℃左右再经中变电加热器进入到中温变换炉。经一段变换反应后气体温度升至460℃左右引入蒸发填料段降温,由炉内**冷激使气体降温至350℃左右进入二段催化剂床层。经二段变换反应完的气体温度为380~400℃,经热交换器降温后需进入调温水加热器进一步降温至240℃左右。此时的中温变换气中CO含量约为7~8%。
经调温水加热器降温后的变换气送入低温变换炉的催化剂床层。经变换反应最终产生CO含量小于2.5%的合格低温变换气。
低温变换气离开低温变换炉后,经一水加热器,饱和热水塔的热水段回收热量,变换气温度进一步降低,再进入二水加热器及变换器冷却器将气体温度降至常温,经分离液滴后进入变压吸附汽提氢装置。
经变压吸附装置后,氢气的纯度达到99.99%,进入新氢压缩机,到加氢工段。
4.常减压装置工艺流程:
原油或燃料油自罐区进入装置,经过换热升温后原料油进入初馏塔,塔顶温度128℃,塔底温度220℃,一部分轻污油自初馏塔顶部进入油气分离罐,进行汽、油、水分离,由泵作为产品送出装置。初馏塔底油经塔底泵抽出升压后,经换热升温至310℃进入常压炉,升温至360℃左右,进入常压分馏塔闪蒸段,塔顶操作温度147℃,塔顶油气经过冷却至40℃进入油气分离罐,经泵抽出装置。常一、二、三侧线抽出均作为轻蜡油C馏分,经过冷却后进入油气分离罐,经泵抽出装置;常四线作为蜡油馏分抽出装置。
常压重油经常压塔底泵抽出进入减压炉,在炉内被加热至390℃左右进入减压塔的闪蒸段,减压塔顶部真空度为97KPa,温度95℃,减一、二、三线抽出作为蜡油组分,减底油作为渣油抽出,蜡油、渣油经换热降温后作为产品出装置。

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❺ 原油蒸馏是什么

一、原油蒸馏原理
原油炼制的基本途径是通过原油中不同组分的沸点差异,采用蒸馏手段将其分割为几个不同的沸点范围(即馏分),然后根据石油产品的使用要求,分离并除去这些馏分中的有害组分,或经过化学反应转化成所需的组分,从而获得合格的石油产品。原油的分割和石油馏分在加工过程中的分离通常采用蒸馏的方法。原油常减压蒸馏是原油加工中的第一道工序,常减压蒸馏装置是炼油厂的核心装置。
(一)精馏蒸馏
精馏是按原油中所含组分的沸点不同,加热原油使其汽化冷凝,将其分割为几个不同的沸点范围(即馏分)的方法。由于原油成分复杂,沸点相近,采用一次汽化和一次冷凝的蒸馏方法,分离效果较差,因此在炼油厂采用多次汽化、多次冷凝的复杂精馏过程,称为精馏。精馏按操作方式分为连续和间歇式两种。
间歇式精馏装置类似于蒸馏水装置。蒸气不断被引出并经冷凝冷却后收集起来,可以分出汽油、煤油、柴油、润滑油和重油。但这种装置分离效果差,生产效率低,仅适用于小规模生产和实验室。
连续精馏是采用连续式精馏塔(见图8-1)。精馏前塔内装有提供气、液相接触的塔板(或填料),塔板上有许多塔帽,塔板(或填料)是进行精馏的主要场所。按照塔内各部分的作用不同,全塔分为两段:进料段以上是精馏段,进料段以下是提馏段。
原油经加热炉加热到360℃左右,此时原油中低沸点组分(如汽油、柴油等)已经汽化,其余的高沸点组分(如裂化原料、润滑油原料等)不能汽化,仍呈现液态。这种油气和未汽化的油混合物一起经转油线进入精馏塔的进料段后,气、液两相迅速分开,油气通过塔板上升到精馏段,未汽化的油经塔板孔下降到提馏段。这样的一次汽化分离效果差。一方面,油气中夹着一些高沸点组分,而未汽化的油中也夹带一些低沸点的轻组分;另一方面,油气和未汽化的油沸点范围很宽,需切割为几个馏分来利用。因此为了达到精确分离,塔顶蒸出的油气(轻组分)经冷凝后,一部分作为塔顶产品,另一部分作为塔顶回流。由于原油蒸馏的常压塔不设再沸器,是一个不完全塔,故进料段以下并非是严格的提馏段。塔底通入过热水蒸气,使塔底油中夹带的轻组分汽化,上升到精馏段。在这种情况下,塔顶流下来的塔顶回流冷液体沿塔板下流,塔底上升的油气进入塔板,热油气和冷液体在塔板相遇,发生传质传热,油气温度下降,油气中夹带的一部分高沸点组分沿塔板下流。而冷液体由于温度上升,其组成也发生变化,其中一部分低沸点组分汽化后,沿塔板继续上升。因此,整个精馏段建立了两个梯度:一是温度梯度,即从进料段到塔顶温度逐级降低。二是浓度梯度,即从进料段到塔顶,气相物流、液相物流的轻组分浓度逐级增大。塔顶温度最低,经引出冷凝后,是最轻的汽油馏分或者重整原料,在精馏塔塔侧适当位置上抽出几个侧线产品(煤油、轻柴油、重柴油等)。石油精馏塔除采用塔顶回流外,还采用中段循环回流。这种方法是在精馏塔塔侧中部引出一部分热油或侧线部分,经冷却后返回到塔内,其抽出口在入塔口之下。这种方法的优点在于将塔内多余的热量从塔中部取走一部分,从而减少塔顶取走的热量,使塔顶回流量减少,减少塔顶第一、第二块塔板之间的气、液相负荷,提高原油处理量。目前,国内外大、中型石油精馏塔几乎都采用中段循环回流。
(二)常减压蒸馏
精馏按操作压力大小分为常压、加压和减压精馏。常压精馏是指精馏塔内压力接近大气压下进行的精馏;对于常压下为气态的混合物分离,需采用塔内加压,提高沸点进行精馏,即加压精馏;但对于沸点较高,且又是热敏性的混合物分离需采用塔内减压,降低沸点即减压精馏。原油在常压塔里进行精馏时,从塔顶馏出汽油馏分或重整原料油,从塔侧引出煤油、轻柴油和重柴油等侧线部分,这些馏分沸点低于365℃,常压下即可蒸出。但塔底产物(常称“常压重油”)是沸点高于360℃的重组分,其中含有润滑油原料和催化裂化原料,在常温下分离它们必须继续加热。但高温会使重油中胶质、沥青质等不稳定组分发生严重降解、缩合等化学反应,使馏出的油品变质,同时也会加剧设备内结焦而缩短生产周期。因此石油工业常采用常减压蒸馏,即常压塔内限制温度在360℃左右,精馏出原油中低沸点馏分;再将沸点高、在高温下易变质的常压重油在减压塔内进行减压蒸馏。减压时,采用蒸汽喷射泵抽真空,使塔内残压约保持在3.0kPa左右或更低,温度限制在390℃以下。减压蒸馏时,塔顶逸出的主要是减顶油气、水蒸气及少量的裂化气,从减压塔侧抽出几个侧线原料(减压一线、减压二线、减压三线),可作为润滑油原料或裂化原料;减压塔底是沸点很高(>550℃)的减压渣油,它主要由胶质、沥青质组成,用作锅炉燃料、焦化原料,也可进一步加工成高黏度润滑油、沥青或重燃料油。
(三)水蒸气汽提
水蒸气汽提是指在精馏塔底吹入过热水蒸气,从而降低塔内的油气分压,使混入产品中的较轻馏分汽化而返回塔内,因而汽提和减压有同样的作用。汽提设备简单,操作方便,但要耗用大量高温水蒸气,且水蒸气随塔顶油气一起馏出,增加了塔顶冷凝器的负荷。水蒸气汽提在常减压蒸馏中,常压塔塔底、常压塔侧线以及减压塔塔底、减压塔侧线等都有使用。原油常压塔汽化段中未汽化的油流向塔底,这部分油中含有一部分低于350℃的轻馏分,常压塔底一般不设再沸器,而是在常压塔底通过热水蒸气,使其中的轻馏分汽化后返回到精馏段,保证排出的重油中不含轻馏分。因此原油常压塔是个不完全塔,只有精馏段,没有严格的提馏段,进料板以下可称为汽提段。侧线产品(煤油、轻柴油、重柴油)之间只有精馏段而没有提馏段,侧线产品中必然含有一定量的轻组分,也会影响侧线产品的质量。因此,在常压塔外,为三个侧线产品设汽提塔。三个汽提塔重叠起来,但相互之间又是隔开的,只需向塔底通入过热水蒸气,使混入侧线产品中的较轻馏分能返回到常压塔的精馏段,见图8-2。原油减压塔常采用减压和塔底通入水蒸气汽提“双管齐下”的方法,蒸馏重质油品效果较好。采用塔底水蒸气汽提可减少塔底排出的减压渣油中轻馏分的含量。
二、原油蒸馏流程
一个完整的原油蒸馏过程,除了精馏塔外,还配置了加热炉、换热器、冷凝器、冷却器、机泵等设备。这些设备按一定的关系用工艺管线连接起来,同时还配有自动检测和控制仪表,组成了一个有机的整体,这就形成了原油蒸馏装置的工艺流程。图8-3是典型的原油常减压蒸馏原理流程图,主要由加热炉(常压炉、减压炉)、常压塔和减压塔三部分组成。其工艺过程为:
1. 原油换热。原油经原油泵加压后,在换热器内换热至130℃进入脱盐罐,在破乳剂、注水、电场的作用下脱去

❻ 轮胎炼油厂主要设备都有哪些

按作用炼油设备大致分可为流体输送设备、加热设备、换热设备、传质设备、反应设备以及储存设备等几种类型。
(一)流体输送设备
流体输送设备的作用就是将各种介质从一个设备输送到另一个设备,或者使其压力升高来满足炼油工艺的要求。包括各种泵、压缩机、鼓风机以及与其配套的管线和阀门等等。
(二)加热设备
将油品加热到一定的温度,使其汽化或者为油品进行反应提供热量的设备称为加热设备。炼厂中通常采用的是管式加热炉,它是一种火力加热的设备,按结构有圆筒炉、立式炉、及斜顶炉等。炼厂中应用较多的是圆筒炉。
(三)换热设备
将热量从高温流体传给低温流体,以达到加热、冷凝、冷却油品,并从中回收热量、节约燃料的设备称为换热设备。换热设备的种类很多,按其使用目的有加热器、换热器、冷凝器、冷却器及再沸器等;按换热方式可分为直接混合式、蓄热式和间壁式。在炼油厂中,应用最多的是各种间壁式换热设备。
(四)传质设备
传质设备的作用是利用介质之间的某些物理性质不同,如沸点、密度、溶解度等,将处于混合状态的物质中的某些组分分离出来。这类设备大多都呈细而高的塔状,所以通常也叫塔设备,如精馏塔、吸收塔、解吸塔、萃取塔等。按结构,塔设备可分为板式塔和填料塔,其中板式塔应用较多。
(五)反应设备
反应设备的作用是完成一定的化学和物理反应。其中化学反应是起主导和决定作用的、物理过程是辅助的或伴生的。反应设备在炼油厂的应用也是很多的,如催化裂化、催化重整、加氢裂化、加氢精制等装置,都要采用不同类型的反应器。
(六)储存设备
用于储存各种油品、石油气及其他液体或气体物料的设备称为储存设备或储罐。按其结构特征有立式储罐、卧式储罐及球形储罐等。
上述各种设备中有的主要用于炼油、化工类生产装置,如加热炉、反应设备、塔设备、换热设备等叫做工艺设备;有些则不仅可用于炼油、化工生产中,还可用于其他方面,如各种泵、压缩机、风机包括阀门等叫做通用设备。

❼ 减压蒸馏实验装置的控制变量是什么

54转 永立 抚顺石油化工研究院

DCS在我国炼油厂应用已有15年历史,有20多家炼油企业安装使用了不同型
号的DCS,对常减压装置、催化裂化装置、催化重整装置、加氢精制、油品调合等实施
过程控制和生产管理。其中有十几套DCS用于原油蒸馏,多数是用于常减压装置的单回
路控制和前馈、串级、选择、比值等复杂回路控制。有几家炼油厂开发并实施了先进控制
策略。下面介绍DCS用原油蒸馏生产过程的主要控制回路和先进控制软件的开发和应用
情况。
一、工艺概述
对原油蒸馏,国内大型炼油厂一般采用年处理原油250~270万吨的常减压装置
,它由电脱盐、初馏塔、常压塔、减压塔、常压加热炉、减压加热炉、产品精馏和自产蒸
汽系统组成。该装置不仅要生产出质量合格的汽油、航空煤油、灯用煤油、柴油,还要生
产出催化裂化原料、氧化沥青原料和渣油;对于燃料一润滑油型炼油厂,还需要生产润滑
油基础油。各炼油厂均使用不同类型原油,当改变原油品种时还要改变生产方案。
燃料一润滑油型常减压装置的工艺流程是:原油从罐区送到常减压装置时温度一般为
30℃左右,经原油泵分路送到热交换器换热,换热后原油温度达到110℃,进入电脱
盐罐进行一次脱盐、二次脱盐、脱盐后再换热升温至220℃左右,进入初馏塔进行蒸馏
。初馏塔底原油经泵分两路送热交换器换热至290℃左右,分路送入常压加热炉并加热
到370℃左右,进入常压塔。常压塔塔顶馏出汽油,常一侧线(简称常一线)出煤油,
常二侧线(简称常二线)出柴油,常三侧线出润料或催料,常四侧线出催料。常压塔底重
油用泵送至常压加热炉,加热到390℃,送减压塔进行减压蒸馏。减一线与减二线出润
料或催料,减三线与减四线出润料。
二、常减压装置主要控制回路
原油蒸馏是连续生产过程,一个年处理原油250万吨的常减压装置,一般有130
~150个控制回路。应用软件一部分是通过连续控制功能块来实现,另一部分则用高级
语言编程来实现。下面介绍几种典型的控制回路。
1.减压炉0.7MPa蒸汽的分程控制
减压炉0.7MPa蒸汽的压力是通过补充1.1MPa蒸汽或向0.4MPa乏气
管网排气来调节。用DCS控制0.7MPa蒸汽压力,是通过计算器功能进行计算和判
断,实现蒸汽压力的分程控制。0.7MPa蒸汽压力检测信号送入功能块调节器,调节
器输出4~12mA段去调节1.1MPa蒸汽入管网调节阀,输出12~20mA段去
调节0.4MPa乏气管网调节阀。这实际是仿照常规仪表的硬分程方案实现分程调节,
以保持0.7MPa蒸汽压力稳定。
2.常压塔、减压塔中段回流热负荷控制
中段回流的主要作用是移去塔内部分热负荷。中段回流热负荷为中段回流经热交换器
冷却前后的温差、中段回流量和比热三者的乘积。由中段回流热负荷的大小来决定回流的
流量。中段回流量为副回中路,用中段热负荷来串中段回流流量组成串级调节回路。由D
CS计算器功能块来求算冷却前后的温差,并求出热负荷。主回路热负荷给定值由工人给
定或上位机给定。
3.提高加热炉热效率的控制
为了提高加热炉热效率,节约能源,采取了预热入炉空气、降低烟道气温度、控制过
剩空气系数等方法。一般加热炉控制是利用烟气作为加热载体来预热入炉空气,通过控制
炉膛压力正常,保证热效率,保证加热炉安全运行。
(1)炉膛压力控制
在常压炉、减压炉辐射转对流室部位设置微差压变送器,测出炉膛的负压,利用长行
程执行机构,通过连杆来调整烟道气档板开度,以此来维持炉膛内压力正常。
(2)烟道气氧含量控制
一般采用氧化锆分析器测量烟道气中的氧含量,通过氧含量来控制鼓风机入口档板开
度,控制入炉空气量,达到最佳过剩空气系数,提高加热炉热效率。
4.加热炉出口温度控制
加热炉出口温度控制有两种技术方案,它们通过加热炉流程画面上的开关(或软开关
)切换。一种方案是总出口温度串燃料油和燃料气流量,另一种方案是加热炉吸热一供热
值平衡控制。热值平衡控制需要使用许多计算器功能块来计算热值,并且同时使用热值控
制PID功能块。其给定值是加热炉的进料流量、比热、进料出口温度和进口温度之差值
的乘积,即吸热值。其测量值是燃料油、燃料气的发热值,即供热值。热值平衡控制可以
降低能耗,平稳操作,更有效地控制加热炉出口温度。该系统的开发和实施充分利用了D
CS内部仪表的功能。
5.常压塔解耦控制
常压塔有四个侧线,任何一个侧线抽出量的变化都会使抽出塔板以下的内回流改变,
从而影响该侧线以下各侧线产品质量。一般可以用常一线初馏点、常二线干点(90%干
点)、常三线粘度作为操作中的质量指标。为了提高轻质油的收率,保证各侧线产品质量
,克服各侧线的相互影响,采用了常压塔侧线解耦控制。以常二线为例,常二线抽出量可
以由二线抽出流量来控制,也可以用解耦的方法来控制,用流程画面发换开关来切换。解
耦方法用常二线干点控制功能块的输出与原油进料量的延时相乘来作为常二线抽出流量功
能块的给定值。其测量值为本侧线流量与常一线流量延时值、常塔馏出油量延时值之和。
组态时使用了延时功能块,延时的时间常数通过试验来确定。这种自上而下的干点解耦控
制方法,在改变本侧线流量的同时也调整了下一侧线的流量,从而稳定了各侧线的产品质
量。解耦控制同时加入了原油流量的前馈,对平稳操作,克服扰动,保证质量起到重要作
用。
三、原油蒸馏先进控制
1.DCS的控制结构层
先进控制至今没有明确定义,可以这样解释,所谓先进控制广义地讲是传统常规仪表
无法构造的控制,狭义地讲是和计算机强有力的计算功能、逻辑判断功能相关,而在DC
S上无法简单组态而得到的控制。先进控制是软件应用和硬件平台的联合体,硬件平台不
仅包括DCS,还包括了一次信息采集和执行机构。
DCS的控制结构层,大致按三个层次分布:
·基本模块:是基本的单回路控制算法,主要是PID,用于使被控变量维持在设定
点。
·可编程模块:可编程模块通过一定的计算(如补偿计算等),可以实现一些较为复
杂的算法,包括前馈、选择、比值、串级等。这些算法是通过DCS中的运算模块的组态
获得的。
·计算机优化层:这是先进控制和高级控制层,这一层次实际上有时包括好几个层次
,比如多变量控制器和其上的静态优化器。
DCS的控制结构层基本是采用递阶形式,一般是上层提供下层的设定点,但也有例
外。特殊情况下,优化层直接控制调节阀的阀位。DCS的这种控制结构层可以这样理解
:基本控制层相当于单回路调节仪表,可编程模块在一定程度上近似于复杂控制的仪表运
算互联,优化层则和DCS的计算机功能相对应。原油蒸馏先进控制策略的开发和实施,
在DCS的控制结构层结合了对象数学模型和专家系统的开发研究。
2.原油蒸馏的先进控制策略
国内原油蒸馏的先进控制策略,有自行开发应用软件和引进应用软件两种,并且都在
装置上闭环运行或离线指导操作。
我国在常减压装置上研究开发先进控制已有10年,各家技术方案有着不同的特点。
某厂最早开发的原油蒸馏先进控制,整个系统分四个部分:侧线产品质量的计算,塔内汽
液负荷的精确计算,多侧线产品质量与收率的智能协调控制,回流取热的优化控制。该应
用软件的开发,充分发挥了DCS的强大功能,并以此为依托开发实施了高质量的数学模
型和优化控制软件。系统的长期成功运行对国内DCS应用开发是一种鼓舞。各企业开发
和使用的先进控制系统有:组份推断、多变量控制、中段回流及换热流程优化、加热炉的
燃料控制和支路平衡控制、馏份切割控制、汽提蒸汽量优化、自校正控制等,下面介绍几
个先进控制实例。
(1)常压塔多变量控制
某厂常压塔原采用解耦控制,在此基础上开发了多变量控制。常压塔有两路进料,产
品有塔顶汽油和四个侧线产品,其中常一线、常二线产品质量最为重要。主要质量指标是
用常一线初馏点、常一线干点和常二线90%点温度来衡量,并由在线质量仪表连续分析
。以上三种质量控制通常用常一线温度、常一线流量和常二线流量控制。常一线温度上升
会引起常一线初馏点、常一线干点及常二线90%点温度升高。常一线流量或常二线流量
增加会使常一线干点或常二线90%点温度升高。
首先要确立包括三个PID调节器、常压塔和三个质量仪表在内的广义的对象数学模
型:
式中:P为常一线产品初馏点;D为常一线产品干点;T〔,2〕为常二线产品90
%点温度;T〔,1〕为常一线温度;Q〔,1〕为常一线流量;Q〔,2〕为常二流量

为了获得G(S),在工作点附近采用飞升曲线法进行仿真拟合,得出对象的广义对
象传递函数矩阵。针对广义对象的多变量强关联、大延时等特点,设计了常压塔多变量控
制系统。
全部程序使用C语言编程,按照采集的实时数据计算控制量,最终分别送到三个控制
回路改变给定值,实现了常压塔多变量控制。
分馏点(初馏点、干点、90%点温度)的获取,有的企业采用引进的初馏塔、常压
塔、减压塔分馏点计算模型。分馏点计算是根据已知的原油实沸点(TBT)曲线和塔的
各侧线产品的实沸点曲线,实时采集塔的各部温度、压力、各进出塔物料的流量,将塔分
段,进行各段上的物料平衡计算、热量平衡计算,得到塔内液相流量和气相流量,从而计
算出抽出侧线产品的分馏点。
用模型计算比在线分析仪快,一般系统程序每10秒运行一次,克服了在线分析仪的
滞后,改善了调节品质。在计算出分馏点的基础上,以计算机间通讯方式,修改DCS系
统中相关侧线流量控制模块给定值,实现先进控制。
还有的企业,操作员利用常压塔生产过程平稳的特点,将SPC控制部分切除,依照
计算机根据实时参数计算出的分馏点,人工微调相关侧线产品流量控制系统的给定值,这
部分优化软件实际上只起着离线指导作用。
(2)LQG自校正控制
某厂在PROVOX系统的上位机HP1000A700上用FORTRAN语言开
发了LQG自校正控制程序,对常减压装置多个控制回路实施LQG自校正控制。
·常压塔顶温度控制。该回路原采用PID控制,因受处理量、环境温度等变化因素
的影响,无法得到满意的控制效果。用LQG自校正控制代替PID控制后,塔顶温度控
制得到比较理想的效果。塔顶温度和塔顶拨出物的干点存在一定关系,根据工艺人员介绍
,塔顶温度每提高1℃,干点可以提高3~5℃。当塔顶温度比较平稳时,工艺人员可以
适当提高塔顶温度,使干点提高,便可以提高收率。按年平均处理原油250万吨计算,
如干点提高2℃,塔顶拨出物可增加上千吨。自适应控制带来了可观的经济效益。
·常压塔的模拟优化控制。在满足各馏出口产品质量要求前提下,实现提高拨出率及
各段回流取热优化。馏出口产品质量仍采用先进控制,要求达到的目标是:常压塔顶馏出
产品的质量在闭环控制时,其干点值在给定值点的±2℃,常压塔各侧线分别达到脱空3
~5℃,常二线产品的恩氏蒸馏分析95%点温度大于350℃,常三线350℃馏份小
于15%,并在操作台上CRT显示上述各侧线指标。在保证塔顶拨出率和各侧线产品质
量之前提下优化全塔回流取热,使全塔回收率达到90%以上。
·减压塔模拟优化控制。在保证减压混和蜡油质量的前提下,量大限度拔出蜡油馏份
,减二线90%馏出温度不小于510℃,减压渣油运行粘度小于810■泊(对九二三
油),并且优化分配减一线与减二线的取热。
(3)中段回流计算
分馏塔的中段回流主要用来取出塔内一部分热量,以减少塔顶负荷,同时回收部分热
量。但是,中段回流过大对蒸馏不利,会影响分馏精度,在塔顶负荷允许的情况下,适度
减少中段回流量,以保证一侧线和二侧线产品脱空度的要求。由于常减压装置处理量、原
油品种以及生产方案经常变化,中段回流量也要作相应调整,中段回流量的大小与常压塔
负荷、塔顶汽油冷却器负荷、产品质量、回收势量等条件有关。中段回流计算的数学模型
根据塔顶回流量、塔底吹气量、塔顶温度、塔顶回流入口温度、顶循环回流进口温度、中
段回流进出口温度等计算出最佳回流量,以指导操作。
(4)自动提降量模型
自动提降量模型用于改变处理量的顺序控制。按生产调度指令,根据操作经验、物料平
衡、自动控制方案来调整装置的主要流量。按照时间顺序分别对常压炉流量、常压塔各侧
线流量、减压塔各侧线流量进行提降。该模型可以通过DCS的顺序控制的几种功能模块
去实现,也可以用C语言编程来进行。模型闭环时,不仅改变有关控制回路的给定值,同
时还在打印机上打印调节时间和各回路的调节量。
四、讨论
1.原油蒸馏先进控制几乎都涉及到侧线产品质量的质量模型,不管是静态的还是动
态的,其基础都源于DCS所采集的塔内温度、压力、流量等信息,以及塔内物料/能量
的平衡状况。过程模型的建立,应该进一步深入进行过程机理的探讨,走机理分析和辨认
建模的道路,同时应不断和人工智能的发展相结合,如人工神经元网络模型正在日益引起
人们的注意。在无法得到全局模型时,可以考虑局部模型和专家系统的结合,这也是一个
前景和方向。
2.操作工的经验对先进控制软件的开发和维护很重要,其中不乏真知灼见,如何吸
取他们实践中得出的经验,并帮助他们把这种经验表达出来,并进行提炼,是一项有意义
的工作,这一点在开发专家系统时尤为重要。
3.DCS出色的图形功能一直为人们所称赞,先进控制一般是在上位机中运行,在
实施过程中,应在操作站的CRT上给出先进控制信息,这种信息应使操作工觉得亲切可
见,而不是让人感到乏味的神秘莫测,这方面的开发研究已获初步成效,还有待进一步开
发和完善。
4.国内先进控制软件的标准化、商品化还有待起步,目前控制软件设计时还没有表达
其内容的标准符号,这是一大障碍。这方面的研究开发工作对提高DCS应用水平和推广
应用成果有着重要意义。

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