《1000万吨常减压装置标定报告常减压装置标定核算报告.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《1000万吨常减压装置标定报告常减压装置标定核算报告.doc（19页珍藏版）》请在三一办公上搜索。
1、1总论中国石油集团工程设计有限责任公司某分公司（以下简称某分公司）受某石化公司委托，对某石化公司1000万吨/年蒸馏装置进行标定核算。1.1编制依据1.1.1某石化公司1000万吨/年蒸馏装置标定设计核算委托书。1.1.2某石化公司1000万吨/年蒸馏装置标定操作数据。1.1.3某石化公司1000万吨/年蒸馏装置标定原始设计文件。1.2装置简介根据某石化分公司加工进口含硫原油技术改造工程总流程的规定，2005年将某石化分公司原有的三蒸馏装置简易地改造为加工进口含硫原油的1000万吨/年常减压蒸馏联合装置。改造后的三蒸馏装置由1000万吨/年常减压蒸馏、380万吨/年石脑油加氢、420万吨/年轻
2、烃回收、1#变电所和溴化锂制冷站五部分组成。在装置的改扩建中，常减压蒸馏、石脑油加氢和轻烃回收由Shell Global Solutions International公司提供工艺设计包，采用了国外先进、可靠的工艺技术设备，使装置改造后的总体水平达到国际先进的水平，装置设备、管道等级材质符合加工含硫原油的要求。本装置由中国石化集团洛阳石油化工工程设计，于2005年11月建成，2006年3月一次开气成功，投产至今。投产后生产和标准表明，生产能力、油品收率、产品质量、能耗和加热炉效率等绝大部分指标均已达到或超过设计要求，只有极少数指标距设计期望值略有差距，但已处于同类装置的最好水平。由于本装置还处
3、于过度期，轻烃回收单元处于低负荷运行，胺洗系统尚未投入使用，故与设计值存在较大的差别；同时石脑油加氢装置尚在建设中，因此本次标定只考察了常减压蒸馏装置、轻烃回收装置。1.3主要标定结果2006年7月份，按最大加工量进行了正式标定，由于调整仓促，不可能全部调优，但已经可以看出装置生产情况和质量、能耗水平。标定及核算结果汇总如下：表1-1常减压蒸馏单元项目单位设计值标定值处理量t/h11901073换热终温300302加热炉出口温度常压炉370365减压炉408411加热炉出口效率常压炉%9093减压炉%9091热回收率%69轻油收率%53.5136.88总拔出率%70.4能耗Kg标油/t原料13
4、.8414.332装置采用的主要技术及特点2.1常减压蒸馏单元1初馏塔提压操作，采用无压缩机回收液化气。2抑制原油及初底油在换热器中汽化。为保证单元的长周期远行，减轻油品在换热器中的结垢，在原油进初馏塔前设置了调节阀以抑制原油出现汽化。3原油进初馏塔前设置蒸汽加热器为稳定原油进初馏塔的温度，进行稳定初馏塔的操作，在原油进初馏塔前设置蒸汽加热器，以补偿换热网络的温度变化，并可缩短单元开工时原油升温的时间。4原油进初馏塔温度较低，塔底吹入一定量的汽提蒸汽。原油进初馏塔的设计温度为190。为保证塔顶石脑油的质量及收率，塔底吹入17 t/h汽提蒸汽。5常压塔不设置冷回流常压塔设置常顶循、常一中和常二中
5、三个取热段，塔顶不设置冷回流。为提高换热效果，中段回流采用小温差、大流量的方式。6常二线油设置减压真空干燥常二线油设置减压真空干燥，控制柴油的含水量不大于80ppm(wt)，以满足柴油加氢装置对原料中含水量的要求。7常压塔强化汽提效果常压塔底采用内缩径，以强化塔底汽提效果。8换热网络对常减压和轻烃回收一起进行热整合，优化换热网络。9换热器设置旁路控制为稳定换热网络，增加换热网络的弹性，对重沸器、原油加热器、中段回流换热器以及部分原油换热器的热流侧设置控制旁路。10先进的HSE设置SGSI对重要的工艺参数均设置链锁保护系统、事故报警及紧急停车链锁系统，大大提高了单元安全运转的可靠性。2.3主要设
6、备说明2.3.1塔类1初馏塔1) 进料温度211/206,塔顶操作压力为0.33MPa,初馏塔不设进料加热器，塔底不吹气。2) 初馏塔进料段以上直径为3.4M，设20层塔盘；进料段以下直径为5.7M，设5层塔盘，总塔盘25层。塔盘采用高性能塔盘。3) 初馏塔采用热回流，回流温度为96。4) 壳体第五层塔盘以上材质采用16MnR+alloy400，其余为16MnR；顶部5层塔盘材质采用alloy 400，其余为0Cr13。2常压塔1) 常压塔进料温度367/356；塔顶操作压力为0.06MPa。常压塔设顶循、一中和二中三个取热中段。常压塔塔顶不设冷回流。2) 常压塔塔径分3段，常顶循段（1至4层
7、塔盘）直径为6.1M，其余进料段以上塔径均为8M，共45层塔盘。塔底汽提段设8层塔盘，采用内缩径，直径为4.25M。3) 常压塔设4个部分抽出塔盘，分别是3个中段回流抽出和1个常二线抽出。设2个全抽出塔盘，分别是常一线和常三线抽出。4) 塔盘采用高性能塔盘。5) 壳体在300以上材质采用16MnR+316L,其余为16MnR+405和16MnR+304L。塔盘材质根据不同温度，分别采用0Cr13、304L和316L。4减压塔1) 减压塔进料温度为384（设计工况）/383（灵活工况）；塔顶操作压力为16mbar。减压塔的设计压力为0.15MPa。2) 减压塔设计四个侧线，减一，减二，减三混合作
8、为蜡油，减四线为洗涤油，返回至减压炉入口循环。3) 减压塔塔径分为三段，减一中塔径为7.8M，减二中段塔径为11.8M，其余段塔径为13.8M。4) 减压塔塔内采用SGSI设计结构。各中段回流取热段采用空塔喷淋取热技术。减压塔内主要有两段填料，分别为柴油分离段和洗涤段。5) 减压塔上部简体材料为20R，中部简体以及过度段材料为20R+304L，下部简体材料为20R+316L，减压塔填料采用316L材料。2.3.2加热炉（1）设计负荷常压加热炉的设计热负荷，工况一（阿拉伯轻油）为104654KW；工况二（俄罗斯轻油）为103924KW。减压加热炉的设计热负荷，设计工况（阿拉伯轻油，VG0 T95
9、=555）为80641KW；灵活工况（阿拉伯轻油，VG0 T95=575）为74488KW，加热炉设计弹性为操作工况的50%110%。（2）加热炉炉型两台加热炉炉型均为三辐射室十二辐射单元立管式炉，每个辐射单元设置一台低氧化氮燃烧器，共用一个对流室。油品介质分十二程从对流段上部进炉，经对流加热后进入辐射段，从辐射顶出炉。2.3.3机泵由于原油泵、初底泵、常一中泵、常二中泵、减二线及减二中泵、减三泵及减三中泵等扬程较高或流量过大，对以上机泵采用2开1备的运行方式，以节省投资。对于大流量机泵采用效率较高、NPSH较低的双吸两端支撑式化工流程泵，高电压电机采用隔爆型电机。2.4设计主要指标2.4.1
10、加工量及操作弹性CDU3规模为1000万吨/年，设计弹性为50%100%。HVU3规模为630万吨/年，设计弹性为50%100%。石脑油加氢单元规模为380万吨/年，设计弹性为50%100%。2.4.2装置能耗常减压单元能耗不大于13.8Kg标油/t原油。石脑油加氢单元能耗不大于6.71Kg标油/t原油。2.4.3产品质量产品性质指标说明燃料气总硫，mg/Num322液化气C2，mole%5C5，mole%3VPat37.8，kap1380铜片腐蚀通过轻石脑油RVPat4012.5psia重石脑油ASTMD86，IBPASTMD86 95%160沙轻原油煤油凝点闪点ASTMD86 95%-47
11、43230当作喷气燃料产品时，闪点不大于38柴油（LGO+HGO混合物）ASTMD86 95%闪点凝点36560冬季-10夏季+5混合LGO+HGO混合蜡油ASTMD1160 95%C7沥青质（%wt）Ni+V（ppm wt）CCR（%wt）总氮ppm wt5750.052.00.91500设计工况混合蜡油ASTMD1160 95%C7沥青质（%wt）Ni+V（ppm wt）CCR（%wt）总氮ppm wt5550.052.00.81500灵活工况3标定情况及说明3.1原油及标定方案(1) 加工原油为卡宾达原油，本标定及核算是根据2006年7月14日标定数据整理核算的，日炼油量为25752吨。
12、(2) 标定生产方案初、常顶石脑油重整原料常一线3#航空煤油常二、三线；减一线0#柴油减二、三线混合蜡油，按减压深拔工况操作95%点不大于575减压塔底渣油催化裂化原料3.2检测说明(1) 物料平衡均以装置油表计量为准，参考罐区检尺计量，并根据实际的温度进行密度校正。(2) 对装置所有计量一次指示在标定前进行了回零校正。(3) 初馏塔、常压塔、常压汽提塔的注汽量均以各自孔板计量为准。(4) 各冷却器水分支流采用脉冲流量测量仪测定。(5) 冷去系统中，冷热流无热偶处的温度值是由水银温度计测得。(6) 冷换系统及辅助系统无压力变送指示均采用就地指示弹簧管式压力计测得，并在测量前经过校验。3.3标定
13、目的(1) 考察装置的运行情况及装置的技术经济指标是否达到设计要求，为装置考核验收提供依据。(2) 考察产品质量情况。(3) 考察减压系统抽真空专利设备水环真空泵和蒸汽喷射泵实际抽真空的能力。(4) 考察减压塔喷头喷淋效果，检验减压空塔喷淋技术，进而考察减压深拔技术的实际运行效果。(5) 考察装置塔内构件的水力学性能，并验证其适用性。(6) 考察加热炉专利火嘴的运行能力。(7) 考察装置物料平衡、热平衡情况。(8) 考察装置换热网络实际运行情况。(9) 考察装置各换热器换热效率。(10) 考察装置加热炉运行情况及效率。(11) 考察电脱盐运行情况。(12) 考察装置能耗水平及技术指标，确定本装
14、置在国内、国际上所处地位。(13) 摸清目前装置存在影响正常生产、处理能力、物耗、能耗、产品收率及产品质量的不利因素，为进一步调整优化操作及今后整改指明方向。(14) 考察各单位单体设备处理能力和效果。(15) 考察装置各计量表的精度、DCS控制系统的准确性和稳定性。3.4标定时间2006年7月13日9：30至2006年7月14日9：30时共计24小时。4原油及产品分析数据4.1原油性质本次标定的原油为卡宾达原油，其主要性质见下表表4-1卡宾达原有性质分析项目成绩分析项目成绩密度（20），kg/m3872.6胶质+沥青质，m%5.74粘度，m/s5015.67蜡含量，m%13.881004.7
15、48馏程，V%初馏点65凝点，-110030康氏残碳m%4.751204.5硫含量，m%0.221406.5氮含量，m%0.411608.0水含量，m%0.0418010.5盐含量，mgNaCl/L25.4620012.5金属含量，ppmFe1.3222015.0Ni3.0724017.0Cu0.03826020.0Na0.3928024.0Ca0.1230027.0Pb0.03全馏出28.0V1.41API30.10酸值，mgKOH/g0.36原油类别低硫中间基灰分，m%0.0164.2产品分析数据4.2.1蒸顶、常顶、减顶不凝气表4-3塔顶干气分析化验成绩干气采样点初顶气常顶气减顶不凝气硫
16、化氢，mg/m32574.6560.72978.5组成，%（v/v）氢气55.215.27二氧化碳2.120.950.52丙烷29.293.047.28丙烯0.081.336.78异丁烷7.931.311.21正丁烷14.151.815.51丁烯-12.13异丁烯0.012.12反丁烯-20.44异戊烷2.020.741.31顺丁烯-20.23正戊烷1.590.652.39乙烯4.084.64乙烷29.8411.5114.65氧气0.100.140.38氮气6.136.664.40甲烷6.7412.1939.68一氧化碳0.391.05由于胺洗系统未投用，轻烃干气未经精制，导致干气中硫化氢含量
17、严重超标。4.2.3初顶、常顶、石脑油分离塔轻重石脑油：表4-5塔顶石脑油分析化验成绩采样点初顶常顶C-1211顶C-1211底密度（20）kg/m3780.1727.1716.3722.2馏程初馏点，29.041.9435110% 39.576.5687850%，74.3141.110911690% 116.0147.1151156干点，139.4172.4176178全馏出，ml95.598.29797残油，ml1.01.01.01.0S含量，%（m/m）0.0010.020.010.01N含量， g/g0.51.290.710.71Cl含量， g/g0.70.60.70.6As 含量，
18、g/kg9192421Pb含量， g/kg10101010Cu含量， g/g10121110Hg 含量， g/kg3.22.42.12.2含水量，%（m/m）0.01500.01390.0320.011族组成，%（m/m）环烷烃23.7533.9031.0831.84异构烷烃42.1731.5834.2533.29正构烷烃42.1731.5834.2533.29芳烃2.508.096.847.54标定期间初、常顶石脑油质量完全符合工艺指标要求的数值，并且标定期间各馏出点温度也比较稳定，这说明常压塔采用常顶循环回流来控制塔顶温度是可行的。但重石脑油的初馏点比设计值低30，与设计值有较大的偏差，这
19、主要是石脑油分离塔塔底重沸器热量不够造成的，在以后生产中需要调整操作参数。4.2.4常一线：表4-6常一线航煤产品化验分析成绩采样点常一线密度（20）kg/m3785.6馏程初馏点17010%，17820%，18250%，18190%，干点，212234全馏出，ml98.5残油，ml1.0损失，ml0.5冰点，-53实际胶质，mg/100ml2.0闪电，54运动粘度（-20），mm2/s3.700运动粘度（20），mm2/s1.608铜离子， g/g18硫醇性酸，%（m/m）0.00245S含量，%（m/m）0.02赛氏色，号7Ag片腐蚀，级0铜片腐蚀，级1a总酸值mgKOH/g0.026芳烃
20、，%（v/v）10.1烯烃，%（v/v）0.7饱和烃，%（v/v）89.2烟点，mm27.0净热值，Mj/kg安定性：压力降，kpa管壁评级1.9/不合格水应反应：界面情况，级分离程度，级1b/2级电导率（20）3固体颗粒污染物含量，mg/l2.55标定期间常一线航煤质量完全符合工艺卡片的指标要求。同时，常顶KK平均值与常一线HK平均值之差为14，满足常压产品煤油与石脑油脱空度大于5的分离要求。4.2.5常二线/常三线/减一线：表4-7柴油产品化验分析成绩采样点常二线常三线减一线密度（20）kg/m3813.4830.9842.9十六烷值506256.5实际胶质mg/100ml4.440.04
21、0.0闪点，926283运动粘度，（20），mm2/s3.3127.1606.549冷滤点，-224-2凝点，-263-3S含量，%（m/m）0.040.070.10水溶性酸碱无无无铜片腐蚀，级1a1a1a灰分，%（m/m）0.0020.0030.00210%蒸余物残炭，%（m/m）0.020.030.03酸度 mgKOH/100ml5.018.599.74水分，%（V/V）无无无硫醇硫，%（m/m）0.02560.002510.00504色度，号0.50.55的分离要求，在生产中需优化操作条件以满足产品质量的要求。4.2.6混合蜡油表4-8混合蜡油产品化验分析成绩采样点混合蜡油混合蜡油密度，
22、kg/m3（20）882.12%，342（70）848.25%，354粘度（100）,mm2/s6.10310%，368残碳%（m/m）0.1920%，391S含量，%（m/m）0.1330%，404总氮，%（m/m）0.1240%，420含盐量，mgNaCl/L1.5050%，436碳/氢比60%，452Ni+V70%，468族组成：%（m/m）饱和烃80%，486芳香烃90%，509胶质95%，523C7沥青质97%，531全馏出，ml98从上表馏程分析可以看出，减压蜡油还未达到设计深拔的要求，但已经达到灵活性工况（95%不大于555）要求。标定期间减压蜡油的氮含量满足设计要求，低于150
23、0ppm；残碳平均为0.19%，远低于设计值0.9%。1) 塔顶真空度还未达到设计值1216mbar，即99kpa以上，主要是因为水环真空泵未投用。2) 由于减压系统部分流量部分孔板不指示值，造成减压系统操作未达到设计值。3) 加压系统符合略低，部分操作条件与设计值相差较大。4.2.7常压渣油：表4-9常压渣油产品化验分析成绩采样点常压渣油常压渣油密度，kg/m3（20）908.92%，322（70）875.05%，345粘度（100）,mm2/s20.9010%，370残碳%（m/m）5.5920%，400S含量，%（m/m）0.1630%，426总氮，%（m/m）0.2840%，454含盐
24、量，mgNaCl/L10.3450%，484碳/氢比60%，524Ni+V70%，族组成：%（m/m）饱和烃68.9580%，芳香烃18.3190%，胶质12.0095%，C7沥青质0.7497%，常压渣油中小于350馏分含量大于5%，尚未达到设计指标，其主要原因常压塔进料温度低于设计值5左右，小于350馏分蒸发不完全所致。4.2.8减压渣油：表4-10减压渣油产品化验分析成绩采样点减压渣油减压渣油密度，kg/m3（20）963.92%，（70）931.35%，粘度（100）,mm2/s457.510%，残碳%（m/m）14.2420%，S含量，%（m/m）0.2030%，总氮，%（m/m）0
25、.5640%，含盐量，mgNaCl/L10.3150%，碳/氢比60%，Ni+V29.9670%，族组成：%（m/m）饱和烃80%，芳香烃90%，胶质95%，C7沥青质97%，全馏出，ml由于分析仪器的原因，减压渣油的蒸馏数据暂时无法提供，故对于减压深拔的效果暂时无法评价。4.2.9脱盐前后油品性质表4-11电脱盐成绩一级脱盐原油二级脱盐原油水含量，%（V/V）0.450.50盐含量，mgNaCl/L14.828.06原油的含盐量为25.46 mgNaCl/L，一级脱后盐含量为14.82mgNaCl/L脱盐率为41.8%；二级后脱盐含量为8.06 mgNaCl/L，脱盐率为68.3%，水含量为
26、0.5%，此数值与设计有较大的差距，由于电脱盐系统尚处于调整期，其操作条件还需要继续摸索。项目单位设计值实际操作值一、初馏塔原油进装置温度3035原油进装置流量t/h1057电脱盐入口温度144138电脱盐注水温度92电脱盐排水温度36.5电脱盐注水量t/h33.6初馏塔加热器入口温度189200初馏塔加热器出口温度196201初馏塔入口温度190201初馏塔闪蒸区压力MPa(g)0.660.55初馏塔塔顶压力MPa(g)0.630.53初馏塔塔顶罐压力MPa(g)0.600.50初馏塔塔顶温度158121初馏塔塔顶进罐温度9655初馏塔塔底温度188195初顶油出装置温度31初馏塔塔底汽提蒸
27、汽量t/h172.8初顶油出装置流量t/h15初顶回流量t/h31.8初底油流量t/h1058初顶污水流量t/h10.52二、常压加热炉总进料点温度302一路辐射出口温度365.5二路辐射出口温度366.0三路辐射出口温度365.7四路辐射出口温度365.7五路辐射出口温度365.8六路辐射出口温度365.6七路辐射出口温度365.6八路辐射出口温度365.6九路辐射出口温度365.5十路辐射出口温度365.8十一路辐射出口温度365.3十二路辐射出口温度365.8炉膛上部温度829炉膛中部温度652炉膛下部温度528烟气出口温度166空气入炉温度245一路辐射出口流量t/h82.7二路辐射出
28、口流量t/h89.3三路辐射出口流量t/h88.3四路辐射出口流量t/h84.9五路辐射出口流量t/h78.0六路辐射出口流量t/h78.6七路辐射出口流量t/h83.8八路辐射出口流量t/h87.8九路辐射出口流量t/h88.4十路辐射出口流量t/h93.4十一路辐射出口流量t/h78.6十二路辐射出口流量t/h83.6燃料气流量t/h0.002燃料油流量t/h16.8三、常压塔常压塔进料温度367361.5常压塔闪蒸区压力MPa(g)0.10.11常压塔塔顶压力MPa(g)0.060.0.6常压塔塔顶罐压力MPa(g)0.030.02常压塔塔顶温度122109常压塔塔顶进罐温度4554常压
29、塔塔底温度356347常压塔塔底流量t/h700.9常顶油流量t/h135.6常顶出装置温度54常一线抽出温度179169.4常一线出装置温度26常一线出装置流量t/h38.9常二线抽出温度262233常二线出装置温度37.4常二线出装置流量t/h148常三线抽出温度298272常三线出装置温度61.7常三线出装置流量t/h50.8常压塔汽提蒸汽量t/h1111.6常顶循流量t/h14431668常顶循抽出/返回温度133/113128/99常一中流量t/h14431542常一中抽出/返回温度205/160190/154常二中流量t/h10501516常二中抽出/返回温度318/281297/
30、269常顶污水流量t/h29.84四、常一汽提塔塔顶压力MPa(g)0.161进料温度169.4塔底温度226.9五、常二汽提塔塔顶压力MPa(g)0.105进料温度233.6塔底温度26.5汽提蒸汽量t/h3.8从常压系统操作条件对比可以看出，标定期间操作条件与设计操作条件存在一些差别，具体差别及原因分析如下：由于加工原油比设计原油（沙轻原油）重，导致初馏塔的操作条件与设计值有较大差别，具体为：塔底吹气量低于设计值，进料温度高于设计值，塔顶压力低于设计值。为了保证石脑油尽可能从初馏塔分离出来，操作上除保证初馏塔进料温度外，塔底也进行了吹气，但吹气量大小受塔顶压力限制，因此比设计吹气量选择较小
31、。5.2减压部分主要操作条件表5-2减压部分主要操作条件项目单位设计值实际操作值一、减压加热炉总进料点温度347一路辐射出口温度411.4二路辐射出口温度413.8三路辐射出口温度414.0四路辐射出口温度413.5五路辐射出口温度413.5六路辐射出口温度413.5七路辐射出口温度414.2八路辐射出口温度413.3九路辐射出口温度413.4十路辐射出口温度413.7十一路辐射出口温度737十二路辐射出口温度564炉膛上部温度454炉膛中部温度187炉膛下部温度222烟气出口温度57.1空气入炉温度57.7一路辐射出口流量t/h63.3二路辐射出口流量t/h66.3三路辐射出口流量t/h64
32、.3四路辐射出口流量t/h68.3五路辐射出口流量t/h60.6六路辐射出口流量t/h60.3七路辐射出口流量t/h60.9八路辐射出口流量t/h66.3九路辐射出口流量t/h62.0十路辐射出口流量t/h69.0十一路辐射出口流量t/h66.4十二路辐射出口流量t/h69.1燃料气流量t/h0.001燃料油流量t/h7.5二、减压塔减压进料量t/h819756.6塔进料温度384394塔顶压力Kpa(a)-99-96.4一段填料下Kpa(a)-91.7二段填料下Kpa(a)-90.8塔闪蒸区压力Kpa(a)-98-92.9塔顶温度9035减一中冷回流流量t/h187185减一中冷回流流量温度
33、4948减一中顶回流流量t/h375289减一线内回流流量t/h5958减一线内回流温度4226减一线流量t/h9081减一线出装置温度4229.2减二中流量t/h9081减二中抽出/返塔温度11251022减二线流量t/h239/211245/204减二线出装置温度194.4减三中流量t/h80减三中抽出/返塔温度937989减三流量t/h294/234263/204减三线出装置温度122.6冲洗油流量t/h214冲洗油温度21576.3过汽化油抽出温度294242过汽化油急冷返回温度330374过汽化油急冷量t/h247301过汽化油回炼量t/h42140.8减压塔底温度6857.7急冷渣
34、油返回温度384393急冷渣油流量t/h310304减压渣油流量t/h144孔板坏减压渣油出装置温度144317.1减顶抽真空用蒸汽量t/h17.6减顶污水量t/h15.6从减压系统操作条件表对比可以看出，标定期间操作条件与设计操作条件也存在一些差别，具体差别及原因分析如下：1. 减顶采用三级蒸汽抽真空，未使用水环真空泵，导致塔顶真空度比设计值低。2. 由于减压系统部分孔板流量计施工安装存在一定问题，导致部分数据无法提取。5.3石脑油系统主要操作条件表5-3石脑油系统主要操作条件项目单位设计值实际操作值石脑油分离塔塔顶回流罐压力MPag0.030.05顶部压力MPag0.060.06进料温度1
35、0677塔顶回流罐温度5324顶部温度7445底部温度12885塔顶轻石脑油流量t/h塔顶回流量t/h19.6塔底重石脑油流量t/h141塔底重沸器流量t/h5.4辅助及公共工程系统主要操作条件表5-4辅助及公用工程体统操作条件项目单位设计值实际操作值装置自发0.7MPa蒸汽量t/h0.97装置自发0.4MPa蒸汽量t/h1.012.5低压蒸汽压力MPag0.890.81低压蒸汽温度260260低压蒸汽流量t/h4532.3中压蒸汽压力MPag3.43中压蒸汽温度243中压蒸汽流量t/h燃料气压力MPag0.23燃料气温度23燃料气流量t/h0.676燃料油压力MPag0.15燃料油温度40燃
36、料油流量t/h6装置物料及热平衡6.1装置物料平衡6.1.1常压蒸馏部分物料平衡表6-1常压部分物料平衡序号馏分名称收率wt%流率kg/h流率t/b流率104t/a一原料1卡宾原油100.00107300025752.35901.32二产品2初顶粗石脑油1.4015000360.012.603常顶粗石脑油12.64156003254.4113.914常一线4.32463001111.238.905常二线13.791480003552124.326常三线4.73508001219.242.677常压渣油63.1267730016255.2568.938合计100.00107300025752.35901.32常压总拔出率36.886.1.2减压蒸馏部分物料平衡6-2减压部分物料平衡序号馏分名称收率wt%流率kg/h流率t/
