中國石化青島煉化公司
250萬噸/年延遲焦化裝置
標定報告
中國石化青島煉油化工有限責任公司
二〇〇九年十一月
1. 裝置概況
中國石化青島煉化公司延遲焦化裝置由中國石化工程公司（sei）設計，設計規模為250萬噸/年，採用「兩爐四塔」大型化工藝技術方案，由焦化、吸收穩定兩部分組成，年開工時數按8400小時計算，裝置占地面積40700平方公尺。裝置原料為來自常減壓裝置的減壓渣油，以及來自常減壓裝置、加氫裝置的尾氣、輕烴，主要產品為焦化幹氣、液化氣、穩定汽油、柴油、蠟油、石油焦，裝置設計能耗27.14kg標油/噸原料。
延遲焦化裝置由北京燕華建築安裝工程公司承建，2023年5月破土動工，2023年5月5日一爐兩塔一次開車成功，5月26日兩爐四塔開車成功，投產以來生產平穩。
根據生產技術部安排，常減壓裝置於11月19日至25日進行標定，焦化裝置同步進行標定。主要標定裝置在100%設計負荷下工藝、儀表、裝置、環保各系統的執行狀況，確定裝置執行能力和水平，同時發現問題，為裝置的進一步長週期運轉提供依據。
2. 標定情況說明
焦化裝置的標定主要分為兩種工況分別進行標定，其中11月22日06：00至11月23日06：00裝置按照設計迴圈比0.
4，進行滿負荷操作標定；11月24日06：00至11月25日06：00裝置按迴圈比0.
25，進行滿負荷操作標定。具體說明如下：
2.1標定大事記
（1）11月19日16：00，隨著常減壓裝置逐漸達到標定值，焦化裝置相應調整操作，逐漸提量至滿負荷300t/h，迴圈比按0.4控制，加熱爐出口溫度維持在497.
5℃，加熱爐三點注汽分別為125kg/h、200 kg/h、100 kg/h，一直平穩執行至11月20日下午15：17分，此時因瓦斯系統管網帶液嚴重，緊急降量，至15：38分時降量至260t/h，18：
48分根據全廠瓦斯系統平衡需要提量至270 t/h，標定暫時終止。
（2）全廠瓦斯系統平穩後，11月21日12：50重新提量至300t/h，恢復至標定條件：迴圈比0.
4，加熱爐分支進料52.5t/h，爐三點注汽相應調整為125kg/h、200 kg/h、100 kg/h，兩爐出口溫度維持497.5℃不變。
（3）11月22日維持標定條件不變，11點開始回煉部分催化油漿，約10t/h，一直維持到23日6：00。
（4）11月23日，處理量維持300 t/h不變，逐漸降低迴圈比至0.25，注汽量相應調整為150 kg/h、230 kg/h、120 kg/h，爐出口溫度497.5℃，其他關鍵操作條件維持不變。
（5）11月24日，維持操作條件至中午12：00，接接排程通知，因系統瓦斯壓力難平衡遂降低焦化處理量，至13：10分降量至275t/h，三點注汽分別調整為170 kg/h、280 kg/h、140 kg/h，兩爐出口溫度497.
5℃未變，其他操作未變。滿負荷標定未進行完畢，至25日6:00迴圈比0.
25條件下標定結束，未進行超負荷標定。
2.2標定簡要說明
（1）標定期間裝置原料80%由常減壓裝置直供，20%左右由罐區提供。
（2）標定期間的可顯示運算元據均取自穩態下的dcs資料，部分取自現場資料。
（3）標定期間的物料和能量核算資料均取自當日06：00至次日06：00值，與全廠的物料統計臺帳一致。
（4）標定期間處理量按照原料幫浦出口量fic10301累計，該量包括了部分甩油回煉量，計量時已修正。
（5）標定期間加氫輕烴停止進d102，大部分改進催化裝置，少部分進壓縮機級間分液罐。
3.標定期間主要操作引數（見表1）
表1 裝置主要操作引數
資料分析：
標定期間，主要操作引數均在控制指標範圍內，與設計值偏差不大。在滿足生產的情況下，部分引數偏差較大，如解吸塔、穩定塔底控制溫度較設計指標偏低較多，幹氣、汽油、蠟油產品流量亦與設計值偏差較大。
4. 兩種工況下的標定情況及重點資料分析
4.1 裝置標定期間原料性質分析資料（見表2）
表2：原料性質分析
資料分析：
裝置標定期間，焦化原料為沙中：沙重=1：1的混合**的減壓渣油，原設計為沙輕：
沙重=1：1的混合**的減壓渣油，渣油性質不同。分析可見，實際原料性質密度較設計值偏大，但硫含量、殘炭值較設計值低，瀝青質含量較設計值稍低低，其中殘炭值分別低0.
96%、1.75%，主要是常減壓裝置深拔不足，且24日降低了深拔程度，總體上原料性質略優於設計值。
4.2 裝置物料平衡（見表3）
表3：裝置物料衡算表
資料分析：
設計迴圈比0.4標定時，焦化產品收率與設計值偏差較大，其中幹氣收率較設計值偏大2.65%，液化氣收率較設計值偏小0.
59%，焦化汽油收率較設計值偏大7.39%，柴油收率較設計值低1.26%，蠟油收率較設計值低7.
37%，石油焦收率較設計值低0.95%。
工況2條件下，與工況1相比，幹氣收率降低0.693%，液化氣收率降低0.05%，汽柴油收率降低1.
57%，蠟油收率提高3.15%，石油焦收率降低1.36%。
具體分析如下：
4.2.1 關於幹氣（幹氣質量見表5）
（1）幹氣收率偏大原因之一是焦化幹氣存在不幹問題，取樣分析幹氣中c3+組份含量達6.83%，部分液化氣組份進入到幹氣中。
（2）若去除液化氣影響因素，即液化氣組份約0.8%，幹氣收率仍較設計值大1.8%左右，說明原料本身性質較易裂解，決定了幹氣收率偏高。
4.2.2關於液化氣（液化氣質量見表6）
部分液化氣組份進入到幹氣中，導致液化氣收率偏低。
4.2.3 關於汽油組份（汽油質量見表7）
（1）柴油加氫、加氫處理的輕烴組份原設計無此部分物料，標定期間部分進入焦化裝置，且其中含較多汽油組份，導致汽油組份偏多近1%。
（2）焦化原料本身較易裂解，生成較多的汽油組份，造成汽油組份多出6%左右。
4.2.4 關於柴油組份（柴油質量見表8）
標定期間，柴油組份幹點偏低，導致部分柴油組份進入蠟油組份，剔除影響因素，柴油收率與設計基本相符。
4.2.5 關於蠟油組份（蠟油質量見表9）
蠟油收率較設計值低達7.37%，偏差較大，若去除蠟油中的柴油組份影響，蠟油收率更低，分析主要原因是該種焦化原料較易裂解，本身蠟油組份較少。
4.2.6 關於石油焦（石油焦質量見表10）
石油焦收率較設計值低0.95%，主要是原料殘炭值較設計值低0.96%，因此生焦率稍低。
4.2.7 工況2與工況1對比
在迴圈比由0.4降至0.25的情況下，蠟油收率提高3.
15%，相應的其餘各組份均有所降低，但汽、柴、蠟油組份合計提高1.57%，石油焦收率降低1.36%，總體上利於效益提高。
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