CN203559018U - 一种以催化烟气为加热炉燃料的原油蒸馏装置 - Google Patents

Abstract

一种以催化烟气为加热炉燃料的原油蒸馏装置，其特征在于包括烟气加热炉、航煤常压塔和柴油减压塔，烟气加热炉分为对流室和幅射室，烟气加热炉的底部设有供催化烟气进入幅射室的烟气管线，顶部设有烟气排出口，还设置有原油进对流室管线和原油出对流室管线；航煤常压塔上设有与的原油出对流室管线相连通的接口以及煤油抽出口，塔底设有原油抽出管线；柴油减压塔上从上至下依次设有常二线抽出口、常三线抽出口以及与航煤常压塔的底部原油抽出管线相连通的管道接口。本实用新型结构设计合理，从根本上解决了催化余锅存在的热利用率较低、能耗浪费大以及余锅存在的各种安全隠患等问题，大大降低了能耗，具有较大的经济效益。

Description

一种以催化烟气为加热炉燃料的原油蒸馏装置

技术领域

本实用新型属于石油加工技术领域，涉及是一种原油蒸馏装置，具体是一种用催化烟气做加热炉燃料的原油蒸馏装置。

背景技术

催化是炼厂最重要的生产装置，其生产工艺是用蜡油、渣油生产液化气、汽油和柴汽。催化反应过程导致催化剂结焦，催化剂烧焦要生成数万立方米的高温烟气：中、大型催化装置再生器排出的烟气量约10-25万立方米/时。该烟气余能是分两段来使用的：出再生器的烟气压力约0.25Mpa温度约700℃，首先进入烟气轮机发电；烟气轮机出口烟气（下称催化烟气）约500-530℃再进入一台100t/h的中压蒸汽余热锅炉（下称催化余锅），用烟气余热生产中压蒸汽。由于烟气温度低、热量约占余锅总热负荷的30-40%，因此，余锅炉堂内设有多个燃气火嘴助燃提高烟气温度，补充不足的热量。余锅的燃气用量约3-5t/h。上世纪80-90年代，炼厂已基本消灭了能耗高、效益差的中压燃油燃气锅炉，只剩下催化余锅无法消灭。余锅蒸汽负荷一般为100t/h（有效热负荷8200千克标油/时），催化余锅存在能耗浪费大、经济效益差等诸多问题：

一、催化烟气余锅热利用率较低、能耗浪费大

（1）中压蒸汽少发电

催化余锅炉生产中压蒸汽，与炼厂电站高压锅炉生产的高压蒸汽相对比，毎100t/h中压汽少发电3600Kw/h。许多炼厂有两套催化装置，余锅蒸汽量约100-200t/h，中压汽少发电量可达到3600-7200Kw/h。

（2）催化余锅均为小型锅炉，热效率较低，仅有85%左右。与高压锅炉（如CFB锅炉热效率93%）相比较大约低8%。

二、烟气生产中压蒸汽经济效益较差

当前，催化烟气余锅是以催化烟气和燃气做燃料的中压锅炉，而炼厂电站均为用煤炭做燃料的高压蒸汽锅炉，因此，催化烟气的使用效能只相于当于煤。另外，催化余锅还需要使用大量燃气（约占50-60%）助燃，这无疑是将燃气也变成了煤，更降低了经济效益。

三、安全问题

中、大型催化装置余锅蒸汽产量约60-100t/h，如一个炼厂有两套催化装置，则余锅蒸汽产量约120-200t/h。炼厂生产用汽由热电站锅炉和催化余锅共同负担。由于催化余锅安全供汽的可靠性较差，因此，当催化装置生产不穏定时，炼厂的安全供汽将受到威胁。为了保证整个炼厂的安全生产，热电站运行锅炉往往要保留120-200t/h的锅炉闲置余量，迫使热电站要为催化装置余锅备用二台200t/h高压锅炉锅炉，这不仅降低了锅炉的效率，同时给热电站锅炉的安全生产造成很大的麻繁。一些中小型炼厂因催化余锅产蒸量在炼厂总的产汽量中占有的比例较大，成为炼厂生产中十分棘手的问题。例如，许多炼厂有两套催化装置，余锅蒸汽产量约150-200t/h，为应对催化装置事故造成余锅停运，蒸汽减产150-200t/h，热电站锅炉就要留足200t/h闲置余量，使得热电站锅炉低负荷运行，降低了热电站锅炉的效率，同时还影响安全生产，炼油生产系统无法采用其他节汽措施。

传统的原油蒸馏装置是采用常压炉加热和常压塔蒸馏，常压炉是采用燃气对原油进行加热，燃气的消耗比较大，成本较高，如果能将催化烟气余热进行合理的利用，利用催化烟气余热对原油进行加热，对装置进行重新布局设计，不仅能解决催化余锅存在的效能、效益和安全等多种问题，还能大大节约燃气，提高经济效益。

发明内容

本实用新型所要解决的技术问题是针对上述的技术现状而提供一种结构设计合理、能耗低、用催化烟气作为常压炉燃料的原油蒸馏装置。

本实用新型解决上述技术问题所采用的技术方案为：一种以催化烟气为加热炉燃料的原油蒸馏装置，其特征在于：包括烟气加热炉、航煤常压塔和柴油减压塔，其中烟气加热炉分为对流室和幅射室上下二部分，在烟气加热炉的底部设有供催化烟气进入幅射室的烟气管线和烟气火咀，烟气加热炉的顶部设有烟气排出口，烟气加热炉对流室还设置有原油进对流室管线和原油出对流室管线；

航煤常压塔上设有与烟气加热炉的原油出对流室管线相连通的接口以及蒸馏后将航煤抽出的航煤抽出口，在航煤常压塔的塔底设有原油抽出管线；

柴油减压塔上从上至下依次设有与柴油常二线产品回收系统相连的常二线抽出口、与柴油常三线产品回收系统相连的常三线抽出口以及与航煤常压塔的底部原油抽出管线相连通的管道接口。

作为改进，所述幅射室内设有烟气火嘴，所述烟气管线设于幅射室的底部与烟气火嘴相连通，所述烟气加热炉的顶部烟气排出口处设有排烟通道。

作为改进，所述对流室内设有呈弯曲状分布的对流管，所述原油进对流室管线设于对流室的上端一侧、与对流管的上端相连通，所述原油出对流室管线设于对流室的下端另一侧，与对流管的下端相连通。

再改进，所述航煤常压塔上与原油出对流室管线相连通的接口设置在航煤常压塔的下部一侧，所述煤油抽出口设置在航煤常压塔的上部另一侧，在航煤常压塔的顶部设有汽油去冷却器管线。

再改进，所述柴油减压塔的底部设有与减低泵相连的塔底原油抽出线，柴油减压塔的顶部设有与蒸汽抽空器相连接的塔顶线。

进一步改进，所述航煤常压塔的压力为0.15～0.25Mpa(绝压，下同)，常压蒸馏温度为260-280℃；所述柴油减压塔的压力为1.5～2.5Kpa(绝压，下同)，减压蒸馏温度为200～220℃。

与现有技术相比，本实用新型的优点在于：取消常压炉和常压塔，新建烟气加热炉替代常压炉、新建航煤常压塔和柴油减压塔替代原常压塔，采用以烟气燃料为主，燃气为辅的烟气加热炉加热原油，大大节省了加热炉燃料气；另外采用减压蒸馏，降低了原油蒸馏温度，大大提高了传热温差和烟气热能利用的经济效果。本实用新型结构设计合理，从根本上解决了催化余锅存在的热利用率较低、能耗浪费大以及催化余锅存在的各种安全隠患等问题，大大降低了能耗，具有较大的经济效益。

附图说明

图1为本实用新型的结构示意图。

具体实施方式

以下结合附图实施例对本实用新型作进一步详细描述。

如图1所示，本实施例的原油蒸馏装置，包括烟气加热炉1、航煤常压塔2和柴油减压塔3，其中烟气加热炉1分为对流室11和幅射室12上下二部分，在烟气加热炉1的底部设有供催化烟气进入的幅射室12的烟气管线13，幅射室12内设有烟气火嘴121，烟气火嘴121使用燃气助燃，是为了提高烟气温度，烧掉烟气中的一氧化碳，使之变成二氧化碳，同时补充烟气热量的不足，烟气管线13与烟气火嘴121相连通，烟气加热炉1的顶部设有烟气排出口，在烟气排出口处设有排烟通道14，对流室11内设有弯曲状分布的用来加热原油的对流管111，对流室11的上端一侧设有与对流管111的上端相连通原油进对流室管线16，对流室11的下端另一侧设有与对流管111的下端相连通的原油出对流室管线15；这样来自催化装置烟机出口的烟气，从幅射室12底部引入幅射室12内的烟气火咀121，之后，经燃烧后的烟气向上从幅射室12顶部流入对流室11，在对流室11内，烟气与对流管111之间存在370℃左右的传热温差，使烟气向对流管111传热，温度降低到160℃后出对流室11，再向上流入排烟通道14排空，对流室11加热的是换热后的原油，原油进对流室约150-200℃，出对流室约260-280℃。

航煤常压塔2的压力为0.15～0.25Mkpa，航煤常压塔2的下部一侧设有与烟气加热炉1的原油出对流室管线15相连通的接口，航煤常压塔2的上部另一侧设有蒸馏后将煤油抽出的煤油抽出口21，在航煤常压塔2的塔底设有原油抽出管线22，航煤常压塔2的顶部设有汽油去冷却器管线23；柴油减压塔3的压力为1.5～2.5Kpa，柴油减压塔3上从上至下依次设有与柴油常二线产品回收系统相连的常二线抽出口31、与柴油常三线产品回收系统相连的常三线抽出口32以及与航煤常压塔1的底部原油抽出管线22相连通的管道接口，柴油减压塔3的底部设有与减低泵相连的塔底原油抽出线33，柴油减压塔3的顶部设有与与蒸汽抽空器4相连接的塔顶线34，使用蒸汽抽空器4维持柴油减压塔3内的真空度压力1.5～2.5Kpa。这样原油航煤常压塔2（绝压0.15～0.25Mkpa），在温度260-280℃下蒸馏出富气、汽油、煤油，之后原油再采用减压蒸馏，柴油减压塔3压力15～25Kpa，减压蒸馏温度200-220℃，拨出柴油（常二、三线）。

具体操作过程为：来自烟机出口约510℃的催化烟气，经烟气管线13进入幅射室12内的烟气火咀121，经烟气火咀121烧掉烟气中的一氧化碳之后，烟气约600℃向上，出幅射室12顶部进入对流室11向对流管111传热，温度降低到160℃后出对流室11再向上流入排烟通道14排空，150-200℃原油经原油进对流室管线16进入对流室11中的对流管111。原油在对流管111内被烟气加热到260-280℃左右，之后出对流室11，经原油出对流室管线15进入航煤常压塔2内蒸馏：蒸馏压力0.15～0.25Mkpa，温度260-280℃左右，蒸馏出富气、汽油、航煤（常一线）。航煤产品经煤油抽出口21进入产品回收系统。富气、汽油产品从航煤常压塔2的塔顶流出，经汽油去冷却器管线23进入产品回收系统，拨出煤油等产品后余下的的原油向下流入该塔底部，再经塔底的原油抽出管线22进入柴油减压塔3；由于航煤常压塔2的压力0.15～0.25Mkpa，柴油减压塔3的压力1.5～2.5Kpa，两者存在0.2Mpa左右的压差。因此，原油经常压塔原油抽出管线22流入柴油减压塔3时，不用油泵，靠自压。原油在柴油减压塔3内继续进行蒸馏：蒸馏压力1.5～2.5Kpa（绝压），温度200-220℃左右，蒸馏出常二线和常三线柴油。常二线和常三线柴油产品分别经常二线抽出口31、常三线抽出口32进入常二、三线产品回收系统，原油在蒸馏拨出常二线和常三线柴油之后，原油向下流入塔底，经塔底原油抽出线33流入减底泵。

下面就本实用新型的技术设计构思做进一步详细说明。

1、新建以催化烟气为主要燃料的加热炉

取消专利实施前催化的烟气锅炉和常减压装置的常压系统（取消常压炉和常压塔）。新建烟气加热炉替代常压炉、新建航煤常压塔和柴油减压塔替代原常压塔。本专利新建一台以烟气燃料为主，燃气为辅的新型加热炉（下称烟气炉）顶替常压炉用于加热原油。一般情况下，200-300万吨/年催化装置烟气量约15-25万立方米/时，该烟气510-160℃余热量约3000-4000千克标油/时,约占相配套的常减压装置常压炉（有效热负荷7000千克标油/时）有效热负荷的40-60%。

但是，在现有技术状况下，用烟气余热烟加热原油存在两大问题：（1）、因烟气热能温位较低，约50%的烟气热能无法利用：原油的换热温度，即原油的初始加热温度为280℃左右，烟气温度为510℃，按50℃传热温差推算，330℃以下的烟气热能无法利用，约占烟气总热能的50%。（2）、传热温差太小：常减压装置常压炉幅射室烟气温位较高，约750℃，烟气进入对流室的温度为700℃。原油的初始加热温度280℃左右，原油终端加热温度为370℃，传热温差大。而烟气炉采用烟气加热原油，因烟气温度较低，约510℃，如果原油加热温度仍然为280-370℃，由于原油终端加热传热温差太小，使该技术难以实现。为解决这两项技术难题，本专利技术采用降低原油的蒸馏温度的方法来来解决上述问题。

2、降低原油蒸馏温度：专利技术实施前，常减压装置常压塔原油蒸馏是在压力0.15～0.25Mkpa，温度370-375℃下进行的。其产品为富气、汽油、煤油（常一线）和柴油（常二、三线）。为了降低原油蒸馏温度，本专利取消原常压塔，新建一个略小的航煤常压塔和一个略小的柴油减压塔。同时将原常压塔蒸馏的原油分为两段来蒸馏：第一段：原油先在航煤常压塔内蒸馏：蒸馏压力0.15～0.25Mkpa蒸馏温度260-280℃，蒸馏拨出富气、汽油、航煤（常一线）；第二段：原油经常压蒸馏之后，余下的原油再进入较小的减压塔进行减压蒸馏。减压塔蒸馏压力1.5～2.5Kpa（绝压）,蒸馏温度200-220℃拨出柴油（常二、三线），产品实沸点馏程250-350℃。经本专利技术改进了原油的蒸馏方法后，原油的蒸馏温度由原来的370℃降低至260-280℃，由于产品余热减少，因此原油的换热温度变为150-200℃左右，原油的初始加热温度降低为150-200℃（原为280℃），原油终端加热温度降低为260-280℃，烟气热能基本都能利用，原油加热温过程在对流室内就能完成。另外，原油终端加热温度降低为260-280℃，相当于将常压炉出口温度由370℃降低到260-280℃，与专利技术实施前常压炉燃料用量对比，新建的烟气炉燃料用量下降约20-30%。

3、烟气加热炉设备结构：

该炉是一台对流室较大的管式加热炉：因原油的加热和汽化热全部由对流室提供，因此，对流室热负荷较大，对流管用来加热原油，幅射室内有常规烟气火咀，该火咀使用燃气助燃，作用是提高烟气温度，烧掉烟气中的一氧化碳，使之变成二氧化碳，同时补充烟气热量的不足，幅射室用来加热从柴油减压塔出来的原油。对来自催化装置烟机出口的烟气，从幅射室底部引入室内的烟气火咀燃烧。之后，烟气向上从幅射室顶部进入对流室。在对流室内，烟气与对流管原油之间存在较大的传热温差，使烟气向对流管传热，温度降低到160℃后出对流室，再向上流入炉子烟道排空。对流室加热的是换热后的原油，原油进对流室约150-200℃，出对流室约260-280℃。

4、本专利新建常压塔和减压塔结构

专利技术实施前，原油是在常压塔（0.15～0.25Mkpa），温度370℃下蒸馏出富气、汽油、煤油（常一线）和柴油（常二、三线）。专利技术实施后，原油先在新建的常压塔（0.15～0.25Mkpa），温度260-280℃下蒸馏出富气、汽油、煤油。之后原油再采用减压蒸馏，减压塔压力1.5～2.5Kpa（绝压）,减压蒸馏温度200-220℃。拨出柴油（常二、三线）。减压塔顶使用蒸汽抽空器维持减压塔真空度压力1.5～2.5Kpa（绝压）。

专利实施后产生的效益分析：

1、用电站燃煤的高压锅炉顶替催化燃气中压余锅产生效益

取消催化燃气中压余锅，催化装置生产用汽由电站燃煤高压锅炉提供。这样一来，催化中压余锅所用燃气全部被节省下来，其效益相当于燃气同煤的价差。催化中压余锅燃气消耗7.52吨标油/时，6.3万吨标油/年。燃气同煤价差约4000元/吨标油，电站燃煤锅炉顶替催化燃气余锅，每套催化装置产生效益为

6.3Ｘ10⁴Ｘ4000=2.65亿元/年

2、节能效益

1)、高压锅炉比中压锅炉多发电：

毎100t/h高压蒸汽比低压蒸汽多发电3600Kw。每年多发电量为3600Ｘ8400=3024Ｘ10⁴度/年

电价0.6元/度，多发电效益为：

3024Ｘ10⁴Ｘ0.6元/度=0.18亿元/年

2)、锅炉热效率提高产生效益

燃气价约5000元/吨

高压锅炉热效率为93%，比中压锅炉（85%）高出8%

6.3Ｘ10⁴Ｘ8%Ｘ5000=0.25亿元/年

节能总效益为

2.65+0.18+0.25=3.08亿元/年

3、解决了催化余锅存在的安全隠患

实施本专利技术后，催化余锅被取消，炼厂生产用汽全部由电站供应，从根本上解决了催化余锅存在的各种安全隠患和问题。

3、专利技术投资回收约为半年

一套催化装置采用本专利技术，烟气加热炉投资约0.8亿元；航煤常压塔和柴油减压塔投资约0.5亿元合计专利技术总投资约1.3亿元。一套催化装置采用本专利技术产生效益约为3亿元/年，扣除专利技术投资后，当年的纯效益约为1.7亿元/年，投资回收期很短，约为半年。

Claims (6)

1.一种以催化烟气为加热炉燃料的原油蒸馏装置，其特征在于：包括烟气加热炉、航煤常压塔和柴油减压塔，其中烟气加热炉分为对流室和幅射室上下二部分，在烟气加热炉的底部设有供催化烟气进入幅射室的烟气管线和烟气火嘴，烟气加热炉的顶部设有烟气排出口，烟气加热炉对流室还设置有原油进对流室管线和原油出对流室管线；

航煤常压塔上设有与烟气加热炉的原油出对流室管线相连通的接口以及蒸馏后将煤油抽出的煤油抽出口，在航煤常压塔的塔底设有原油抽出管线；

柴油减压塔上从上至下依次设有与柴油常二线产品回收系统相连的常二线抽出口、与柴油常三线产品回收系统相连的常三线抽出口以及与航煤常压塔的底部原油抽出管线相连通的管道接口。

2.根据权利要求1所述的原油蒸馏装置，其特征在于：所述幅射室内设有烟气火嘴，所述烟气管线设于幅射室的底部与烟气火嘴相连通，所述烟气加热炉的顶部烟气排出口处设有排烟通道。

3.根据权利要求2所述的原油蒸馏装置，其特征在于：所述对流室内设有呈弯曲状分布的对流管，所述原油进对流室管线设于对流室的上端一侧、与对流管的上端相连通，所述原油出对流室管线设于对流室的下端另一侧，与对流管的下端相连通。

4.根据权利要求1所述的原油蒸馏装置，其特征在于：所述航煤常压塔上与原油出对流室管线相连通的接口设置在航煤常压塔的下部一侧，所述煤油抽出口设置在航煤常压塔的上部另一侧，在航煤常压塔的顶部设有汽油去冷却器管线。

5.根据权利要求1所述的原油蒸馏装置，其特征在于：所述柴油减压塔的底部设有与减低泵相连的塔底原油抽出线，柴油减压塔的顶部设有与蒸汽抽空器相连接的塔顶线。

6.根据权利要求1所述的原油蒸馏装置，其特征在于：所述航煤常压塔的压力为0.15～0.25Mpa，常压蒸馏温度为260-280℃；所述柴油减压塔的压力为1.5-2.5Kpa，减压蒸馏温度为200～220℃。

Images