CN203866254U - 一种常减压-催化烟气油浆热联合装置 - Google Patents

Abstract

一种以催化烟气和油浆余热替代加热炉燃料的常减压装置，包括第一加热炉、第二加热炉、闪蒸塔、航煤常压塔和柴油减压塔，第一加热炉为烟气加热炉，其上设有第一路原油进入管线和第一路原油出口管线；闪蒸塔上设有第二路原油进入总管线，第一加热炉加热后原油与第二路原油进入管线相汇通；第二加热炉上设有与闪蒸塔的原油出口管线相连的管线以及原油出第二加热炉管线；航煤常压塔上设有与原油出第二加热炉管线相连的接口；柴油减压塔上设有与航煤常压塔原油抽出管线相连的接口，塔底设有重油抽出管线，重油抽出管线与第二加热炉之间设置有二中换热器与油浆换热器。本实用新型设计合理，使催化烟气、油浆、二中三种余热充分利用，高效节能，提高经济效益。

Description

一种常减压-催化烟气油浆热联合装置

技术领域

本实用新型属于石油加工技术领域，涉及是一种常减压装置，具体是一种用催化烟气和油浆余热替代加热炉燃料的常减压装置。

背景技术

催化是炼厂重要的生产装置，其生产工艺是用蜡油、渣油经催化裂解生产液化气、汽油、柴汽和焦炭。催化反应、烧焦和蒸馏过程产生大量余热，其中，温位较高（360℃以上）的余热由三部分组成：1、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(300万吨催化装置，烟气约25万立方米/时),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,其出口烟气（下称催化烟气）约500℃再进入一台100t/h的中压蒸汽余热锅炉（下称催化余锅）生产中压蒸汽。2、主分馏塔蒸馏过程产生的油浆余热：先进入蒸汽发生器生产中压饱和蒸汽，再进入催化余锅生产中压蒸汽。3、主分馏塔二中余热：先进入中压蒸汽发生器生产饱和蒸汽，再进入中压蒸汽余热锅炉生产中压蒸汽。

当前，炼油生产装置余热的利用方式主要有三种：

一、同本装置原料换热，达到节省加热炉燃料的目的，炼油厂生产装置都普遍采用了这样一种方法；

二、利用250℃以上的余热生产中压蒸汽，如催化装置用烟气、油浆等余热生产中压蒸汽；

三、利用250℃以下的余热生产低压蒸汽，130℃以下的低温余热生产热水。如常减压、催化和焦化装置。

目前，炼厂加热炉燃气约5000元/吨，而炼厂蒸汽使用燃煤锅炉生产，煤炭价格较低，大约500元/吨。由于炼油厂燃气价格较高，煤炭价格较低，因此，显然采用第一种方法最经济，炼厂在现有技术条件下，都尽量采用第一种方法。

催化装置的余热，热量大温度高，但是受到现有技术条件的限制，无法采用同原料热交换的方法，通常将余热用做锅炉燃料生产中压蒸汽，该方法有诸多弊端：

一、催化余热用做锅炉燃生产中压蒸汽经济效益较差

催化装置360℃以上高温位余热量大，如某炼厂300万吨催化，烟机出口烟气余热量约2.4吨标油/时，油浆余热约3.2吨标油/时，二中余热约0.8吨标油/时，合计余热量约6.4吨标油/时。当前，国内炼厂催化高温位余热全部用做锅炉生产中压蒸汽，如某炼厂300万吨催化将该余热生产100吨/时中压蒸汽，而炼厂电站均为用煤炭做燃料的高压蒸汽锅炉，因此，催化余热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30-50%）补充热量，这无疑是将燃气也变成了煤，同样降低了经济效益。

二、催化余热锅炉热能利用效率较低

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200t/h，中压汽少发电量可达到7200Kw/h。

2、催化余热锅炉均为小型锅炉，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%。

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，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。

围绕催化烟气余热，本发明人已经申请了两个专利：第一个是2013年10月28日申请、专利名称为《一种以催化烟气为加热炉燃料的原油蒸馏装置》的中国专利，专利号为201320668582.1，该专利刚授权，该项专利虽然实现了催化余热利用技术创新，已经为第二、第三块余热利用创造了条件。但技术方案存在不足：

1、催化装置余热利用不完整：催化装置用做生产中压蒸汽的余热共有三块：第一块为烟气余热，约占40%；第二块为油浆余热约占50%；第三块为二中余热约占10%。第一个专利申请，只包括了催化烟气余热利用，没有包括第二、第三块余热利用，但是已经为第二、第三块余热利用创造了条件。

2、将烟气余热利放在常减压装置加热炉内，影响催化装置节能效益：第一个专利申请将烟气余热利放在常减压装置加热炉内，由于催化烟机和常减压装置加热炉相距100～200米，这会增加烟机背压，使烟机功率降低约1000Kw，对催化节能不利。

综上，与催化装置相邻的原油蒸馏装置是采用燃气做加热炉燃料，燃气的消耗量大，成本较高，如果能将催化烟气和油浆余热进行合理的利用，利用催化烟气和油浆余热对原油进行加热，对两个装置的工艺进行改进，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，还能节约燃气，大大提高经济效益。

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、高效节能、以催化烟气和油浆余热替代加热炉燃料的常减压-催化烟气油浆热联合装置。

本实用新型解决上述技术问题所采用的技术方案为：一种常减压-催化烟气油浆热联合装置，其特征在于：包括第一加热炉、第二加热炉、闪蒸塔、航煤常压塔和柴油减压塔，

其中第一加热炉为烟气加热炉，第一加热炉的底部设有供催化烟气进入的烟气管线，第一加热炉的顶部设有烟气排出口，第一加热炉上还设置有第一路原油进入管线和第一路原油出口管线；

闪蒸塔，闪蒸塔上设置有第二路原油进入总管线，经第一加热炉加热后的原油通过第一路原油出口管线与第二路原油进入管线相汇通，在闪蒸塔的底部设有第二路原油出口管线；

第二加热炉为管式加热炉，分为第二对流室和辐射室上下二部分，第二加热炉上设有与闪蒸塔的第二路原油出口管线相连通的管线以及原油出第二加热炉管线；

航煤常压塔上设有与原油出第二加热炉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；

柴油减压塔上设有与航煤常压塔的底部原油抽出管线相连通的管道接口，柴油减压塔的底部设有与第二加热炉相连接的重油抽出管线，在重油抽出管线与第二加热炉之间设置有油浆换热器与二中换热器。

作为改进，所述第一加热炉分为第一对流室和燃烧室上下二部分，燃烧室内设有烟气火嘴，烟气管线设于燃烧室的底部与烟气火嘴相连通，第一对流室的顶部烟气排出口处设有排烟通道，第一路原油进入管线设于第一对流室的上端一侧，第一路原油出口管线设于第一对流室的下端一侧。

作为改进，所述第二路原油进入管线上设有换热器，闪蒸塔底部的第二路原油出口管线上设有用于将塔底的原油抽出输送至第二加热炉对流室中的增压油泵。

作为改进，所述第二加热炉包括上下设置的第二对流室和辐射室，与闪蒸塔的第二路原油出口管线相连通的管线设置在第二对流室的上侧部，原油出第二加热炉管线设置在第二对流室的下侧部，在第二对流室的顶部设有排烟通道。

再改进，所述辐射室内设有辐射管，辐射室的底部设有燃气火嘴，辐射室的一侧设有与二中换热器、油浆换热器相连接的重油入辐射室管线，辐射室的另一侧设有与蜡油减压闪蒸塔相连接的重油出辐射室管线。

再改进，所述二中换热器、油浆换热器为并联设置。

进一步改进，所述航煤常压塔上与原油出第二加热炉管线相连通的接口设置在航煤常压塔的下部一侧，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。

进一步改进，所述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，在柴油减压塔的底部重油抽出管线上设置有将塔底的重油抽出进入第二加热炉的进料泵，柴油减压塔的顶部设有与蒸汽抽空器相连接的塔顶线。

再进一步改进，所述航煤常压塔的压力为0.1～0.2Mpa，常压蒸馏温度为260～300℃；柴油减压塔的压力为5～7Kpa，减压蒸馏温度为230～240℃。

与现有技术相比，本实用新型的优点在于：取消原先的催化余热蒸汽锅炉，新建纯对流的第一加热炉，取消催化油浆余热蒸汽发生器，新建油浆换热器和二中换热器，取消减压炉和常压塔，新建航煤常压塔，柴油减压塔和第二加热炉；同时改进原油换热流程并降低原油蒸馏温度，将常压塔蒸馏改造为航煤常压塔和柴油减压塔，使从柴油减压塔抽出的低温位重油与油浆换热器、二中换热器换热后再进入第二加热炉，而第一加热炉采用以催化烟气燃料为主，燃气为辅加热原油，这样将催化烟气、油浆、二中三种余热都用于常减压装置加热原油，大大节省了常减压装置加热炉燃料；由于降低了原油蒸馏温度，才解决了原油与烟气、油浆和二中之间的传热温差技术难题，大大提高了热能利用的经济效果。本实用新型结构设计合理，能耗低，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，节约了燃气，提高了经济效益。

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，本实施例的以催化烟气和油浆余热替代加热炉燃料的常减压装置，包括第一加热炉1、第二加热炉2、闪蒸塔3、航煤常压塔4、柴油减压塔5、二中换热器6以及油浆换热器7，其中第一加热炉1为烟气加热炉，是一台无辐射室的纯对流管式加热炉，第一加热炉1分为第一对流室11和燃烧室12上下二部分，第一加热炉1的底部设有供催化烟气进入的燃烧室12的烟气管线16，燃烧室12内设有烟气火嘴121，烟气火嘴121使用燃气助燃，作用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16与烟气火嘴121相连通，第一加热炉1的顶部设有烟气排出口，在烟气排出口处设有排烟通道13，第一对流室11的上端一侧设有第一路原油进入管线14，第一对流室11的下端一侧设有第一路原油出口管线15；这样来自催化装置烟机出口的烟气，从燃烧室12底部引入燃烧室12内的烟气火嘴121，烧掉烟气中的一氧化碳之后，烟气向上从燃烧室12顶部流入第一对流室11，在第一对流室11内，烟气加热对流管内原油，温度降低到190℃后出第一对流室11，再向上从排烟通道13排出，来自总管101的原油经第一路原油管线14进第一对流室11的温度约150-160℃，出第一对流室11的温度约260-300℃；闪蒸塔3上设置有第二路原油进入总管线33，第二路原油进入管线31上设有二个换热器8，经第一加热炉1加热后的原油通过第一路原油出口管线15与来自总管101的第二原油进入管线31相汇通后经原油进入总管线33进入闪蒸塔3，闪蒸塔3底部设有第二路原油出口管线32，在第二路原油出口管线32上设有用于将塔底的原油抽出输送至第二加热炉2对流室21中的增压油泵9；第二加热炉2为一台完整的管式加热炉，分为第二对流室21和辐射室22上下二部分，在第二对流室21的上侧部设有与增压油泵9出口管线27相连通的管线，在第二对流室21的下侧部设有原油出第二加热炉管线24，在第二对流室21的顶部设有排烟通道23，辐射室22内设有辐射管，辐射室22的底部设有燃气火嘴，辐射室22的一侧设有与二中换热器6、油浆换热器7相连接的重油入辐射室管线25，辐射室22的另一侧设有与蜡油减压塔相连接的重油出辐射室管线26，这样第二对流室21加热的是经闪蒸塔3蒸馏后的原油，加热至280-300℃，进入航煤常压塔4，而辐射室22加热的是从二中换热器6以及油浆换热器7来的重油，加热后去蜡油减压塔，重油在辐射室22加热到温度为380-390℃；航煤常压塔4的压力为0.1～0.2Mpa，航煤常压塔4的下部一侧设有与第二加热炉2的原油出第二加热炉管线24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41，在航煤常压塔4的塔底设有原油抽出管线42，航煤常压塔4的顶部设有油汽去冷却器管线43；柴油减压塔5的压力为5～7Kpa，柴油减压塔5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51、与柴油常三线产品回收系统相连的常三线抽出口52以及与航煤常压塔4的底部原油抽出管线42相连通的管道接口，柴油减压塔5的底部设有与二中换热器6、油浆换热器7相连的重油抽出管线53，二中换热器6、油浆换热器7为并联设置，重油抽出管线53上设有进料泵10，从柴油减压塔5的底部出来的重油通过进料泵10分别与二中换热器6、油浆换热器7进行换热，然后经管线25再进入第二加热炉2的辐射室22中，重油出柴油减压塔5塔底的温度为230～240℃，而二中换热器6、油浆换热器7的温度为260～360℃；柴油减压塔5的顶部设有与蒸汽抽空器相连接的塔顶线54，使用蒸汽抽空器维持柴油减压塔5内的真空度压力。这样原油航煤常压塔4在温度260～300℃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5蒸馏温度230～240℃，拨出柴油（常二、三线）。

具体工艺流程为：40℃原油从油罐区进入常减压装置，同分馏塔出来产品换热，温度上升到150～160℃时进入电脱盐罐，经过电脱之后的原油经总管线101分成两路继续加热：第一路原油（大约20～30%）经第一路原油进入管线14去催化装置第一加热炉1的第一对流室11，经对流管加热到250～300℃，原油出第一加热炉1的第一对流室11后经第一路原油出口管线15返回常减压装置同第二路原油管线即第二路原油进入管线31合流；第二路原油进入管线31在常减压装置内继续同较高温度产品换热器8换热，换热结束后，温度大约为250-280℃左右，同第一路原油出口管线15返回的第一路原油合流，原油合流后经原油进入总管线33进入闪蒸塔3蒸馏拔出大部分的富气，汽油，由于闪蒸塔3蒸馏温度不够高，少部分富气，汽油乃然残留在原油中；之后原油流入闪蒸塔3底部经原油出口管线32进入增压油泵9，经增压油泵9增压后原油经泵出口管线27进入第二加热炉2的第二对流室21加热到280～300℃，之后原油出第二对流室22，经原油出第二加热炉管线24进入航煤常压塔4内蒸馏，拔出原油中剩余的富气、汽油和全部的航煤，之后原油流入航煤常压塔4底，依靠自身的压力经原油抽出管线42流入柴油减压塔5，在柴油减压塔5内，柴油依靠原油自身的显热汽化蒸馏拔出常二、三线柴油，蒸馏拔出富气、汽油、航空煤油和柴油之后原油下称重油。之后重油温度降低至230～240℃左右流入柴油减压塔5底，因重油温度较低，才能够实现与二中换热器6、油浆换热器7中260～360℃左右的油浆换热，柴油减压塔5底重油经重油抽出管线53流入进料泵10，增压后的重油出常减压装置去催化装置，进入二中换热器6和油浆换热器7加热，之后经重油入辐射室管线25返回到常减压装置，进入第二加热炉2的辐射室22内，经辐射管继续加热至380～390℃之后出辐射室22，经重油出辐射室管线26进入蜡油减压塔蒸馏分离出减一、二线、减三线蜡油。

下面就本实用新型的技术设计构思做进一步详细说明。

一、技术原理

1、改进催化装置的余热回收工艺

（1）、取消催化余锅，其中压蒸汽由热电站锅炉高压蒸汽供应，相当于用煤替换下催化余锅使用的燃气和烟气余热。

（2）、将催化烟气、油浆、二中等三种余热用于常减压装置加热原油，达到节省催化装置余锅和常减压装置加热炉燃气的目标。

2、改进常减压装置的工艺，降低原油加热温度

要把催化三种余热用于常减压装置原油加热，关键是要解决原油与余热之间传热温差太小的问题：催化烟气的排烟温度为190℃，按烟气与原油之间的传热温差不小于40℃，如要求用烟气来加热原油，则原油加热的起点温度不能高于150℃；油浆、二中抽出360℃，返塔油温260℃，按油浆、二中与原油之间的传热温差不小于20℃，同样要求原油换热的起点温度不能高于240℃。而原油在常减压装置内同本装置的产品换热后的温度约为250～280℃，由此导致烟气、油浆和二中之间的传热温差已经小于零，换热已经不可能实现。

为此，本专利改进了常减压装置的工艺，降低了原油换热和蒸馏温度，解决传热温差太小的技术难题。

1、改进原油换热流程：电脱盐后150℃的原油分两路进行换热：第一路原油（大约20～30%）去催化装置用烟气加热到250～300℃，之后返回常减压装置同第二路原油管线合流；第二路原油在常减压装置内同常压和减压较高温度产品换热。换热结束后，第一、二路原油合流进入闪蒸塔蒸馏。

2、降低常减压装置原油蒸馏温度：将原常压塔蒸馏改造为两个塔：第一个：常压塔，蒸馏温度260～300℃，蒸馏拨出航煤；第二个：减压塔，蒸馏温度230～240℃，蒸馏拨出柴油（常二、三线），蒸馏之后余下的原油温度230～240℃。该温度正好适用于同油浆、二中（抽出360℃，返塔油温260℃）换热，传热温差较大。

二、具体技术内容

1、改造催化装置的烟气和油浆等余热回收系统

取消专利申请实施前的催化余热蒸汽锅炉，改为新建一台纯对流管式加热炉的第一加热炉1用来加热150℃原油。取消专利申请实施前的催化油浆和二中余热蒸汽发生器，改为新建两台换热器即油浆-原油换热器7和二中-原油换热器即二中换热器6，用来加热230～240℃原油。催化装置蒸汽由电站管网供应。

2、改造常减压装置生产工艺

（1）、加热炉组成和结构

取消常压炉和和减压炉。新建一台第二加热炉2替代常压炉和减压炉用于加热原油。专利申请实施前，常减压装置有两台加热炉（常压炉和和减压炉），其中，常压炉热负荷较大，约占两台炉总热负荷的三分之二，减压炉热负荷较小，约占三分之一。专利申请实施后，因催化装置三种余热量已大于或等于减压炉热负荷，因此，可以取消减压炉，将常压炉和减压炉合并为一台加热炉。这样一来，常减压装置的原油加热就由第一加热炉1和第二加热炉2共同完成。

（2）、蒸馏系统

实施前，常减压装置基本上是三塔蒸馏（常压塔:蒸馏富气和汽油的闪蒸塔、蒸馏航空煤油、柴油的常压塔和一个蒸馏蜡油的减压塔）。技术实施后，常压塔被改为两个塔，新建航煤常压塔4和柴油减压塔5。原油先在常压塔（压力0.1～0.2Mpa，温度260～300℃）内蒸馏，拨出余下的富气、汽油和煤油。之后原油去减压塔内蒸馏，减压塔压力（5～7Kpa绝压,蒸馏温度230～240℃）。拨出柴油（常二、三线）。之后原油去催化装置同油浆、二中换热。换热结束之后，原油再返回常减压装置进入第二加热炉2辐射室22加热到380～390℃，之后出辐射室22去蜡油减压塔蒸馏拨出蜡油。

实施后产生的效益分析：

三、专利申请实施效益：

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

300万吨催化烟气余热量约2.4吨标油/时，油浆余热3.2吨标油/时，二中余热0.8吨标油/时，合计余热量6.4吨标油/时。该三项余热用常减压加热原油，使常减压节省燃气6.4吨标油/时。取消催化燃气中压余锅，催化装置蒸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2吨标油/时全部被节省下来。上述两项合计8.4吨标油/时。燃气同煤价差约4000元/吨标油，燃煤换燃气产生效益为

8.4Ｘ104Ｘ4000=3.36亿元/年

2、节能效益

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

节能总效益为

3.36+0.18=3.54亿元/年

3、解决了催化余锅存在的安全隠患

实施本专利申请技术后，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。

4、技术投资回收时间短

一套催化装置采用本专利申请技术，烟气加热炉投资约0.5亿元；常减压改造约0.5亿元合计专利申请技术总投资约1亿元。采用本专利申请技术产生效益约为3.54亿元/年，扣除投资后，技术当年的纯效益约为2亿元/年，投资回收期很短，约为三个月到半年。

Claims (9)

1.一种常减压-催化烟气油浆热联合装置，其特征在于：包括第一加热炉、第二加热炉、闪蒸塔、航煤常压塔和柴油减压塔，

其中第一加热炉为烟气加热炉，第一加热炉的底部设有供催化烟气进入的烟气管线，第一加热炉的顶部设有烟气排出口，第一加热炉上还设置有第一路原油进入管线和第一路原油出口管线；

闪蒸塔，闪蒸塔上设置有第二路原油进入总管线，经第一加热炉加热后的原油通过第一路原油出口管线与第二路原油进入管线相汇通，在闪蒸塔的底部设有第二路原油出口管线；

第二加热炉为管式加热炉，分为第二对流室和辐射室上下二部分，第二加热炉上设有与闪蒸塔的第二路原油出口管线相连通的管线以及原油出第二加热炉管线；

航煤常压塔上设有与原油出第二加热炉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；

柴油减压塔上设有与航煤常压塔的底部原油抽出管线相连通的管道接口，柴油减压塔的底部设有与第二加热炉相连接的重油抽出管线，在重油抽出管线与第二加热炉之间设置有油浆换热器与二中换热器。

2.根据权利要求1所述的常减压-催化烟气油浆热联合装置，其特征在于：所述第一加热炉分为第一对流室和燃烧室上下二部分，燃烧室内设有烟气火嘴，烟气管线设于燃烧室的底部与烟气火嘴相连通，第一对流室的顶部烟气排出口处设有排烟通道，第一路原油进入管线设于第一对流室的上端一侧，第一路原油出口管线设于第一对流室的下端一侧。

3.根据权利要求1所述的常减压-催化烟气油浆热联合装置，其特征在于：所述第二路原油进入管线上设有换热器，闪蒸塔底部的第二路原油出口管线上设有用于将塔底的原油抽出输送至第二加热炉中的增压油泵。

4.根据权利要求1所述的常减压-催化烟气油浆热联合装置，其特征在于：所述第二加热炉包括上下设置的第二对流室和辐射室，与闪蒸塔的第二路原油出口管线相连通的管线设置在第二对流室的上侧部，原油出第二加热炉管线设置在第二对流室的下侧部，在第二对流室的顶部设有排烟通道。

5.根据权利要求4所述的常减压-催化烟气油浆热联合装置，其特征在于：所述辐射室内设有辐射管，辐射室的底部设有燃气火嘴，辐射室的一侧设有与油浆换热器、二中换热器相连接的重油入辐射室管线，辐射室的另一侧设有与蜡油减压塔相连接的重油出辐射室管线。

6.根据权利要求1所述的常减压-催化烟气油浆热联合装置，其特征在于：所述二中换热器、油浆换热器为并联设置。

7.根据权利要求1所述的常减压-催化烟气油浆热联合装置，其特征在于：所述航煤常压塔上与原油出第二加热炉管线相连通的接口设置在航煤常压塔的下部一侧，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。

8.根据权利要求1所述的常减压-催化烟气油浆热联合装置，其特征在于：所述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，在柴油减压塔的底部重油抽出管线上设置有将塔底的重油抽出进入第二加热炉的进料泵，柴油减压塔的顶部设有与蒸汽抽空器相连接的塔顶线。

9.根据权利要求1所述的常减压-催化烟气油浆热联合装置，其特征在于：所述航煤常压塔的压力为0.1～0.2Mpa，常压蒸馏温度为260～300℃；柴油减压塔的压力为5～7Kpa，减压蒸馏温度为230～240℃。