常减压基础能耗计算

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1、1适用范围本基准能耗适用范围为250万t/a及以上规模的新建或改扩建的常减压蒸馏装置。独立的常压蒸馏装置或减压蒸馏装置，处理量在250万t/a以下的常减压装置以及常压和减压不匹配的常减压装置参考使用。装置的主要组成包括：①两级电脱盐部分；②原油换热部分；③初底油换热及初馏部分；④常压炉及常压蒸馏部分；⑤减压炉及减压蒸馏部分；⑥轻烃回收部分等。272基准能耗的基础条件以沙特轻质原油和中质原油按混合比例为50%：50%的原油作为基准原油。装置处理规模按500万t/a，年开工时数按8400小时考虑。装置组成主要包括电脱盐、初馏、常压蒸馏

2、、减压蒸馏和轻烃回收等5部分。主要工艺技术方案：①设两级交流电脱盐；②采用无压缩机—初馏提压操作方案回收轻烃；③减压一线考虑拔出柴油技术；④当减压深拔时采用微湿式技术。（1）原油进入装置温度按40℃考虑。（2）电脱盐后原油含水按0.2m%考虑。（3）原油换热分为三段。·第一段在脱盐罐前换热，由40℃加热到135℃。·第二段在脱盐罐后换热，由132℃加热到合适的进入初馏塔温度。·第三段是初馏塔底油换热，由初馏塔底温度同装置内热流换热至优化的经济合理换热终温，再由加热炉加热至合适的温度进常压塔。作为装置基准能耗，不考虑初馏塔底油同装置

3、外热流（如催化油浆等）换热。（4）产品方案及性质·初馏塔顶油：ASTMD86干点≤180℃。·常压塔顶油：ASTMD86干点≤180℃。·轻烃回收脱丁烷塔顶（必要时脱乙烷）液化石油气：蒸气压≯1380kPa，C5≯3%（mol）。·轻烃回收脱戊烷塔顶轻石脑油：ASTMD86干点≤80℃。·常一线油（作为航煤）：ASTMD86干点≤250℃。·常二线油（作为柴油）：ASTMD8695%点≤365℃。·常三线油（作为柴油）：ASTMD8695%点≤365℃。·常四线油（作为蜡油）：ASTMD116095%点≤575℃。·减一线油（作为

4、柴油）：ASTMD8695%点≤365℃。27·减二线油（作为蜡油）：ASTMD116095%点≤575℃。·减三线油（作为蜡油）：ASTMD116095%点≤575℃。（1）产品质量（脱空度）·石脑油与航煤的脱空度：ASTMD86（5%-95%）≥12℃。·航煤与轻柴油的脱空度：ASTMD86（5%-95%）≥8℃。·轻柴油与重柴油的脱空度：ASTMD86（5%-95%）≥-20℃。（2）初馏塔、常压塔塔顶油气热量回收。回收热量中因传输热损失，需扣除3%热损失。（3）各塔侧线产品的回收热量均按出塔温度换热至下述换后终温后去冷却。

5、石脑油40℃常压各侧线油70℃减压各侧线油90℃减压渣油110℃回收热量中因传输热损失，也需扣除3%热损失。（4）各塔剩余热（即回流热）的热量回收，因传输热损失，也需扣除3%热损失。（5）换热网络以“窄点”技术为基础，采用最佳窄点温差。参加换热的冷流和热流组成吸热和放热两个区域，避免跨过窄点换热。（10）各塔的汽提蒸汽量初馏塔0常压塔相当于常压渣油的1.5m%（包括侧线汽提蒸汽）减压塔燃料型的为减压渣油的0.5m%，减压采用“微湿式”操作时；润滑油型的为减压渣油的3.0m%（包括侧线汽提蒸汽）。（11）加热炉的热效率等于或大于90

6、%。（12）装置用汽量规定①汽提蒸汽量，一般采用0.3MPa，经加热炉过热至400℃，见第10项；27②雾化蒸汽量，一般采用1.0MPa蒸汽，相当于所用燃料的20m%；③抽空用蒸汽量，一般采用1.0MPa蒸汽，250℃；8.0kg/t（湿式，含微湿式）；10.0kg/t（干式，不含微湿式）。（13）压力为0.3MPa及1.0MPa的蒸汽分别到加热炉对流室过热到400℃及250℃，计入加热炉有效热负荷内。（14）装置用电折算成热量后为65MJ/t（包括电脱盐），如不设电脱盐则需扣除6.0MJ/t。（15）装置用水润滑油型13.40M

7、J/t燃料型10.50MJ/t（湿式，不含微湿式）9.20MJ/t（干式，含微湿式）273基准能耗的工艺计算举例基于原油评价及生产总流程的安排或根据生产实际确定装置的产品方案，采用工艺流程模拟软件（PROII、ASPEN和HYSES等）计算装置主要操作条件和物料平衡及热量平衡。本基准能耗以沙特轻油：沙特中油=50%：50%作为计算基准，原油TBP切割按565℃考虑。装置的物料平衡、产品性质、热量传递系统网络热量回收工况分析及网络能量利用等见表1~4。3.1装置的物料平衡基于原油评价及基础条件，通过流程模拟所确定的物料平衡数据见表1

8、。表1装置的物料平衡序号物料名称收率流率备注m%kg/h一原料1原油100595240沙轻和沙中各50%二产品1气体0.2011902液化气1.1669003轻石脑油3.22191704重石脑油10.92649905常一线油13.49803306常