中石化公司第四小组见习总结
经济学专业
指导老师组员：见习地点：见习时间：
中石化公司见习总结
见习目的：以中石化衡阳分公司区船山路加油站非油品销售及油品
知识的相关内容作为实习对象，进行企业销售一线的实地学习与实践。并结合本科阶段所学专业知识以及入职培训学习内容，理论指导实践，进一步了解加油站非油品销售的流程和内容要求，加深对销售工作的认识，学以致用，争取做到既锻炼了自己的实际工作能力，又培养了分析解决实际问题的能力，为将来走向工作岗位奠定坚实的基础。
见习时间：201*年4月8日~5月5日
见习地点：中石化衡阳分公司船山路加油站
见习单位简介
中国石油化工集团公司（简称中国石化集团公司，英文缩写SinopecGroup）是1998年7月国家在原中国石油化工总公司基础上重组成立的特大型石油石化企业集团，是国家独资设立的国有公司、国家授权投资的机构和国家控股公司。中国石化集团公司注册资本1306亿元，总经理为法定代表人，总部设在北京。201*年底，中国石化股份公司总股本867亿股，中国石化集团公司持股占75.84%，外资股占19.35%，境内公众股占4.81%。201*年中石化净利707亿。
中国石化集团公司主营业务范围包括：实业投资及投资管理；石油、天然气的勘探、开采、储运（含管道运输）、销售和
综合利用；石油炼制；汽油、煤油、柴油的批发；石油化工及其他化工产品的生产、销售、储存、运输；石油石化工程的勘探设计、施工、建筑安装；石油石化设备检修维修；机电设备制造；技术及信息、替代能源产品的研究、开发、应用、咨询服务；自营和代理各类商品和技术的进出口（国家限定公司经营或禁止进出口的商品和技术除外）。
出勤安排
鉴于我们小组人数，在站长的安排下，我们小组被分成三组,每组2人，每组见习一周，分组安排如下：
第一周第二周第三周
人员唐锋、潘衡孟玉洁、王文倩谭正文、王祯工作时间4.9--4..174.18--4.254.26--5.4见习内容：熟悉加油站非油品销售的操作流程和细则。首先，我谨
向给我们提供这次见习机会的衡阳市中石化公司领导表示衷心的感谢，向见习期间手把手教我及给予我们巨大帮助的指导老师以诚挚的谢意。正因为这一个月的见习，让我们从一个零工作经验的大学生，向一名有一定工作经验积累的准毕业生转变。在此期间，我对待工作、
生活的态度有很大的转变，在日益充实自己的知识和技能的同时，也逐渐适应了新的环境。
初到加油站报到，接待我们的是一位有气质、做事干练一位姓贺的女站长，这也让我体会到了“石油”中的温柔，贺站长在听我汇报我们组的情况后，根据我们组的特点，对我们的具体工作和任务，进行规划和安排，鉴于石油制品的特殊性，站长不要求我们参加实质性的加油操作，只负责站内其他辅助油品类以及其他周边产品的销售，具体安排如下：
1、协助加油站员工进行非油品类货物的布置。中石化非油品类商品的销售目前在公司业务中已越来越来重要，为加油顾客营造一个舒适良好的购物环境是中国石化提升服务、塑造企业形象的有效途径。我们在工作期间在中石化员工的指挥下对易捷商品进行摆放和布置。2、负责加油站的卫生、安全。加油站作为一个有着易燃、易爆、有汽油挥发的特殊地点，所以对于卫生安全有很高的要求。工作期间，我们小组成员不定时搞好加油站卫生，保持一个清洁的加油环境。同时随时注意是否有加油顾客不注意在加油站内吸烟和打手机，进行及时的制止，防止安全事故的发生。
3、帮助加油站员工代打发票。我们所在加油站，加油的高峰期主要集中在早上8至11点这段时间，许多顾客加油需要加油站提供发票，导致加油站员工忙不过来。我们在这期间帮助他们机打发票。
4、销售燃油宝。销售燃油宝是我们此次见习的一个主要工作。由于我们此次是作为实习生在中国石化见习，所以站长安排我们在自
助加油机推销。
5、帮助加油站员工整理办公室文件。
见习心得：
在见习期间，我细心留意工作中与专业相关的实践知识，并观察领导和前辈们在接到任务和项目时各种各样的处理原则和方式方法，并记录下来供自己在将来真正工作中积累经验.见习是每一个大学生所必须经历的过程，它使我们在实践工作中了解社会、在实践中巩固所学知识；见习又是对每一位大学生所学专业知识的检验，它让我们学到了课堂书本上没有的知识，不仅开阔了我们的视野，也让我们在实践中增长见识，为我们以后进一步走向社会打下坚实的基础.
扩展阅读：201*年中石化五大类装置运行总结
中国石化
201*年常减压蒸馏装置运行报告
1概况
201*年，集团公司33家炼油企业有57套常减压蒸馏装运行，截至年底,总加工能力为18132万吨，与201*相比,201*年新增能力1408万吨。单套能力达到800万吨/年的装有4套（镇海3#、高桥3#、金陵3#、上海石化3#），单套能力在500-800万吨/年的装(不包括800万吨/年)有7套（广州1#、茂名4#、上海石化2#、洛阳、湛江、镇海1#、2#），单套能力在300-500万吨/年（不包括500万吨/年）的装有19套，单套能力在100-300万吨/年的装有19套、单套能力在100万吨/年以下的装有8套(杭州2#蒸馏能力最小,为20万吨/年)。其中，股份公司有49套,加工能力为1,6902万吨,单套平均加工能力为344.94万吨/年；非上市部分共有8套，单套平均加工能力为153.75万吨/年。
201*年集团公司共加工原油15235.29万吨，常减压装平均运行负荷率为85.99%，股份公司加工原油14349.43万吨,平均运行负荷率为86.13%;平均换热终温为281℃,比201*年提高了3℃,其中,最高为312℃(长岭1#),最低为208℃(天津2#);集团公司总拔出率为66.19%,比201*年降
低0.29个百分点。股份公司总拔出率为66.77%,比201*年降低0.28个单位,其中,在减压塔也运行的装中最高为78.48%(镇海3#),最低为50.7%(洛阳);能耗平均值为10.66kg标油/t，比201*年降低0.82kg标油/t,其中,最高为19.17kg标油/t(西安2#)，最低为8.13kg标油/t(金陵1#);脱后含盐平均值为2.2mg/l，比201*年降低0.74mg/l,最高为21.44mg/l(塔河2#);常压炉热效率平均为88.12%,最高为92.0%(镇海2#),最低为83.5%(广州1#);减压炉平均热效率为88.05%,最高为91.0%(镇海3#),最低为82.0%(西安2#)。201*年各常减压装的部分运行数据见附表-1。
2新技术进展及应用情况2.1国外技术进展2.1.1高速电脱盐技术
电脱盐从技术特点来分一般有低速电脱盐和高速电脱盐两种形式。国外的高速电脱盐技术与国内普遍采用的低速电脱盐相比，具有脱盐技术先进、脱盐效率高（单级脱盐率可达95%），单罐处理能力大、电耗低等优点，其最主要的特点和技术核心为：进料位在电极板之间的油相；进料管分配器采用特殊的高效喷头，原油以水平方向薄片状向四周喷出,电脱盐罐的处理能力取决于喷头的能力；采用交（直）流电供电，变压器数量和接电方式的选择比较灵活。高速电脱盐
技术能够提高处理量的关键在于改变了原油的进油方式，从油相进油对罐底水层不会产生搅动，不会影响油水界面的稳定，使提高进油速度成为可能，而双层喷嘴的设计保证了有足够量原油喷入电场中，从而可实现小罐体大处理量的目标。
高速电脱盐技术的适应性和缺点：从高速电脱盐高效喷头的设计原理看，高效喷头的分配效果与原油的API度有直接关系，也就是说该喷头只能争对一定范围API度的原油发挥最佳效能,原油的轻重会影响高效喷头的分配效果，尤其当加工油种较设计油种重时，分配效果将变差，即该技术对不同API度油种的适应性较差；另外,从充分利用电场的角度来看，当原油加工量较高时，原油以水平方向薄片状向四周喷出效果就好，相邻的两个高效喷头分配出的原油区域就越接近于相切，电场的利用率就越高，脱盐性能也就越好，所以高速电脱盐对原油的大处理量较适应，对低负荷工况的适应能力较差。
目前,世界上已有100多套电脱盐装采用了高速电脱盐技术，国内镇海、上海石化、齐鲁、大连等单位应用了美国PETROLITE公司于上世纪九十年代开发的高速电脱盐技术,应用效果较好。
高速电脱盐和低速电脱盐的技术特点对比见表－1。
表-1高速电脱盐技术和低速电脱盐技术特点比较
项目原油进料位进料部件形式供电型式油在电场中停留时间,min原油处理能力（相同罐体）一级脱盐率，%二级脱盐率，%脱后原油含水，%排水含油，ppm电耗，kWh/t原油投资（相同处理能力）低速电脱盐技术水相多孔管或倒槽式交流或直流电61（比较基准）85～9095～970.2～201*.2～0.5一般高速电脱盐技术电极板间（油相）高效喷头式交流电不要求（很短）2～2.595990.2～1500.03～0.1略高2.1.2减压深拔技术
减压深拔工艺在国内还未自主开发，少数几个新建的大型常减压装的减压深拔技术均从国外Shell和KBC两个公司引进。根据情报调研和技术交流，这两个公司的减压深拔工艺技术情况如下:
SHELL公司的HVU减压蒸馏技术，是采用独特设计的闪蒸设施，高真空、高减压炉出口温度的空塔喷淋减压深拔工艺，除减压炉管需少量注汽外，减压塔塔底不需注汽；减压塔在传热段采用空塔喷淋传热技术，中段回流取热段不采用填料，将全塔压降降低，达到更高的拔出率（蜡油终馏点595C），同时合理的洗油段设计保证了拔出产品VGO的质量指标,此项空塔喷淋传热技术目前世界上也只有壳牌公司可以设计。另外，壳牌公司保证减压炉在430℃左右的出口温度下可连续操作4年以上。从现场看，SGS减压深拔技术所
设计出来的是一个直径非常粗、高度比较短的减压塔，采用干式抽真空。
KBC公司的减压深拔技术是在常规减压基础上，采用该公司所开发的系统软件将原油切割成非常窄的馏分，然后按照各切割点的要求将窄馏分进行合成，根据合成后的模拟油品性质配以适当填料（高度），减压炉及减压塔底注入蒸汽，即所谓的软硬件结合达到“减压深拔”油品技术要求。其核心是对减压炉管内介质流速、汽化点、油膜温度、炉管管壁温度、注汽量（包括炉管注汽和塔底吹汽）等的计算和选取，以防止炉管内结焦;减压炉出口温度可达435℃，裂解气生成量小于原料的0.3wt%，注汽量为原料的1-2wt%（新建装），转油线的温差约为10-20℃;可以使蜡油/渣油的切割点达到630℃;也保证四年以上的操作周期和安全生产。除此以外,KBC的减压深拔技术对减压塔及其内构件的选取无特殊要求。目前,KBC的减压深拔技术已在35～40套新建和改造减压装上应用，最近3套北美新建减压装也是由KBC设计的。国内已经和预备应用KBC减压深拔技术的企业有大连、独山子、大庆、天津和青岛大炼油。2.2国内技术进展
国内常减压蒸馏技术近些年来也有很大进展，在改进加工流程，挖掘设备潜力，降低能耗，提高产品质量和收率方面做了大量的开发和实践工作，少数常减压蒸馏装的能耗
已达到世界先进水平。2.2.1蒸馏装大型化
近年来，SEI、LPEC等设计单位在蒸馏装大型化的工程研究、设计等方面做了大量工作，如结合沿海企业常减压装的新建和扩能改造，茂名石化、镇海炼化、金陵、金山、高桥等企业的部分单套装能力达到了500－900万吨/年。特别是1999年镇海3#蒸馏装由150万吨/年改造为800万吨/年的成功实践，为我国在大型常减压蒸馏装的设计、设备制造和安装、公用工程配套、协调组织生产、安全等方面均提供了非常宝贵的经验。2.2.2电脱盐设备国产化、大型化
在国内陆上原油变重、含盐及含钙量增加，进口原油硫含量、重金属含量增加的情况下，电脱盐系统在国产化、大型化和高效节能方面的技术进步，基本保证了后续加工装的运行要求。如镇海、茂名、金陵等企业吸收引进电脱盐成套技术，开发电脱盐成套设备，很好地解决了因操作不平稳而引起经常跳闸的问题，并使脱盐、脱水率有了很大的提高，同时也降低了电脱盐电耗。
国内长江（扬中）电脱盐设备公司在吸收消化进口高速电脱盐技术基础上进行改进，开发出新一代的交直流高速电脱盐技术，从小试结果来看，与进口的高速电脱盐相比，它具有适应性更广、脱盐脱水效率更稳定等优点，目前已申请国家专利，国内已有高桥、上海石化、茂名、洛阳、金陵、
扬子、兰州、镇海、大连、湛江等处理量大于500万吨/年的常减压采用了国产高速电脱盐技术，运行情况尚可。2.2.3开发应用高通量、高弹性塔板，提高常压塔的通量及弹性
推广应用新型塔盘、高效填料，特别是在大型化装上应用高效新材质填料改进分馏效果，如天津、洛阳、金陵、镇海、九江、扬子、茂名等企业新型塔盘和填料的应用，对提高轻油收率、总拔出率以及分馏塔的切割精度均取得了良好的效果。
2.2.4采用负荷转移技术，扩大装的加工能力和节能降耗
近几年,负荷转移技术(包括两段闪蒸和两段减压)被成功应用于扩能装的改造中,最大限度地挖掘和利用了装原有设备的潜能,达到扩能和节能降耗的目的。
两段闪蒸工艺的关键是在常压塔塔径不变的情况下提高原油加工能力，大量闪蒸汽直接进入常压塔的适宜位，闪蒸出来的气相不必加热到常压塔的进料温度，而不必通过常压炉来获取能量，从而降低了常压炉负荷。同时闪蒸出来的气相是通过换热来获得，有利于低温位热量的利用，对提高装的热量回收有好处，是一条有效的节能途径。镇海炼化1#常减压蒸馏装采用两段闪蒸工艺将300万吨/年装改造成500万吨/年，产品质量稳定，各项技术指标均达到较先进水平。
两段减压工艺即是增设一个减压炉和减压塔，将前段减压的操作压力设定为微负压，该塔在较低的真空度下操作无需设增压器，能减少抽空蒸汽的耗量，浅减压塔底吹入少许汽提蒸汽。另外，适度的负压操作能降低加热炉出口温度，减少馏出油品的过热度，实现节能目的。金陵3#常减压蒸馏装于201*年扩能改造时，增设一级浅减压系统，使装能力由500万吨/年扩至800万吨/年,改造后运行情况良好。
2.2.5采用轻烃回收工艺降低加工损失率
一些大型装特别是加工进口轻质油的装，如镇海、金陵等采用不同轻烃回收工艺对“三顶气”进行回收，有效回收了高附加值产品，提高了经济效益。
2.2.6应用强化剂进行强化蒸馏，取得了一定的成效和经验
强化蒸馏技术即是通过在原料中加入强化剂,来改变造成蜡油滞留在渣油中的物质的极性,并降低蜡油溢出的表面张力,阻止自由基链聚合,消除雾沫夹带,提高减压拔出深度,强化剂可以是减压侧线馏分，也可以是专用强化剂。广州分公司2#常减压装自201*年四季度开始，在减压系统前（常底泵进口）注入强化蒸馏剂T208，对稳定减压操作，降低减压塔内压降的作用明显，达到了提高总拔的目的。
3装置运行情况分析
据统计，201*年集团公司常减压装原油脱前含盐平均为35.9mg/l,脱后含盐平均为2.2mg/l,脱前含盐比201*年上升6.4mg/l,脱后含盐下降0.75mg/l,可见,脱盐水平有一定进步,但各装间原油含盐、脱盐率等差异较大,部分装纵然是脱盐率较高，脱后含盐距离考核指标仍存在较大差距。塔河2#原油脱前含盐106.2mg/l,脱后含盐高达21.44mg/l;西安2#原油脱前含盐244.2mg/l,脱后含盐高达9.5mg/l；齐鲁2#常减压电脱盐系统是加工陆上原油的配套系统，装改造时未进行同步改造，自装加工进口原油以来，脱盐脱水效果不理想，目前，装在加工量约6500吨/天的情况下，若原料含盐在40mg/l以下，脱后含盐勉强能够脱到5mg/l左右，若进一步提高原油加工量，则原料在脱盐罐中的脱盐时间会更短，会造成装脱盐效果更差和原油脱后含盐更高；镇海1#常减压装通过组织专家进行技术攻关，摸索出适宜的温度、混合阀压降、注水量等参数;筛选破乳剂，以适应加工多巴等高酸值原油的加工，并对破乳剂的原油适应性进行考察;做好劣质油的加工，保证掺炼比例，避免波动引起操作不稳;加强对采样环节的管理,对异常数据及时进行加样分析，确保平稳运行等,在脱前含盐较201*年升高的情况下，使原油脱后含盐降到3.15mg/l(201*年脱前平均含盐为15.92mg/l,脱后平均含盐为3.65mg/l)。除了以上提及的装,201*年中国石化还有9套装原油脱后含
盐没有达到指标要求(3mg/l),占脱盐装总套数的1/4。
201*年集团公司总拔出率为66.19%,比201*年降低0.29个百分点。其中，在股份公司减压塔运行的装中，镇海3#常减压的总拔出率最高(78.48%),比中石化平均水平高出10个单位有余;洛阳常减压的总拔出率为最低(50.7%),可见,总拔出率差异很大。镇海3#常减压装在提高总拔方面主要做了三方面工作,一是合理安排和调整该装原油加工品种及规模，适当调整装加工量;二是减四线油由原减压塔底改为返减压炉前，经二次汽化后降低了渣油500℃前含量，提高了蜡油拔出率;三是将渣油530℃前含量纳入日常考核。
201*年能耗平均为10.66kg标油/t,比201*年下降0.82kg标油/t,其中,金陵1#(只开常压塔)能耗最低(8.13kg标油/t);西安2#能耗最高(19.17kg标油/t)。金陵1#常减压装一是开好声波除灰系统，使常压炉的排烟温度一直控制在160-180℃，加热炉热效率提高到90%以上,降低了燃料消耗;二是针对冷却器结垢严重的状况进行在线冲洗,冷却水用量明显减少;三是调整换热流程,保证发汽热源,尽量保证蒸汽自给自足，减少外供汽的消耗;四是开好变频泵，降低装电耗。镇海1#常减压装能耗为9.81kg标油／t,比其201*年10.44kg标油／t的能耗水平下降了0.63个单位。其主要节能措施一是优化加热炉和预热器操作，降低排烟温度;二是炉管实施在线除垢，改善传热效果;
三是优化减一、常三和常二线流程，实现常三线油直供加氢装;四是新投用了蜡油直供加氢裂化精制系列,减三线200℃的蜡油直供;五是投用了渣油直供焦化流程;六是多投用变频泵，降低机泵耗电。中石化57套常减压装能耗对比图见图1～图4。
20191817161514131211109876543210能耗（kgEO/t)石家庄沧州1＃济南1＃齐鲁1＃齐鲁2＃齐鲁3＃燕山1＃燕山2＃燕山3＃天津1＃天津2＃洛阳图1201*年部分装置能耗对比图141312111098765432101＃2＃3＃1＃2＃1＃2＃1＃2＃1＃2＃1＃1＃陵陵陵子子庆庆江江汉汉门岭金金金扬扬安安九九武武荆长长岭2＃能耗(kgEO/t)图2部分装置能耗对比图11
胜利1＃河南1＃中原2＃塔河1＃西安2＃西安3＃
1312111098765432103#1＃3＃2＃1＃2＃3＃建1＃2＃1＃2＃3＃名茂茂海桥桥海海海海福州州名名高高上上镇镇镇广广茂茂名4＃能耗(kgEO/t)图3部分装置能耗对比图20191817161514131211109876543210能耗(kgEO/t)北海青岛清江1＃岳阳杭州1＃杭州2＃扬州泰州1＃图4部分装置能耗对比图
除此以外,201*年中国石化常压和减压加热炉的排烟温度各自平均降低10℃左右,烟气的余热回收情况得到改善,加热炉效率明显提高。另外，加热炉耗用燃料油由201*年的2.84kg/t降低到2.77kg/t，常减压装全年节约燃料油超过1万吨。部分装在提高加热炉热效率和换热终温等方面做了相应工作。其中,茂名4#常减压装利用3月19日装大修的机会，对加热炉进行水热媒改造，加热炉排烟温度降至150℃左右,常压炉热效率从79.95%提高至89.99%，减压炉热效率从85.25%提高至89.95%。加热炉热效率的提高
使能耗从201*年的11.36kg标油/t下降至10.44kg标油/t，下降了0.92个单位。同时,水热煤的改造也有效减轻了其露点腐蚀状况。齐鲁3#常减压装于201*年9月份利用检修机会采用窄点技术对换热网络进行优化，使换后温度由270℃升高到298℃左右，装能耗大幅降低，201*年能耗为13.34kg标油/t，201*年能耗为12.0kg标油/t。201*年和201*年中国石化常减压装部分运行参数汇总数据见表-2。
表-2常减压装部分运行参数汇总数据
201*年集团股份0.890.7138.02.39.77.226.7366.7719188.1918688.056.302.785.74集团0.790.7430.12.959.87.125.9766.48201*7.7619983.525.782.845.44201*年股份0.860.7430.93.009.26.727.0067.05201*7.97201*5.635.822.905.57原油含硫，%原油酸值，mgKOH/g原油脱前含盐，mg/l原油脱后含盐，mg/l常渣350℃馏出，%减渣500℃馏出，%减渣收率,%总拔出率,%常炉排烟温度,℃常炉热效率,%减炉排烟温度,℃减炉热效率,%耗电,kw.h/t耗燃料油,kw.h/t耗燃料气,kg/t0.810.7135.92.210.37.625.8166.1919288.1218688.056.292.775.81能耗,kgEO/t10.6610.8511.4811.46
4存在问题和差距分析
4.1脱后含盐偏高,电脱盐电耗大,运行状况不理想
随着进口原油加工量的逐年上升及国内原油性质的日渐恶化，常减压蒸馏装加工的原油性质在逐年变差、原油品种日益繁杂，电脱盐的运行状况越发显得重要。
目前在集团公司33家炼油企业中，与常减压蒸馏相配套的电脱盐装有52套。采用的电脱盐技术有水平式电极板电脱盐技术、垂直极板电脱盐技术、鼠笼式高效电脱盐技术、双电场高速电脱盐技术四种。目前使用最广泛的还是水平式电极板电脱盐技术，占有率超过50％。加工的国内原油品种主要有大庆、胜利、中原、南阳、渤海、南海、苏北等油田的原油，国外原油主要来自中东（包括沙特、阿曼、科威特、伊朗等）、东南亚以及中南美等地区。随原油品种的不同，原油中的盐含量从6－200mg/l不等。其中,201*年原油脱盐前后含盐最高的装是塔河2#常减压装和西安2#沥青装。塔河2#常减压装原油脱盐前后含盐分别为106.2mg/l和21.44mg/l;西安2#沥青装原油脱盐前后含盐分别为171-214mg/L和9.5mg/l。201*年在中国石化13套脱后含盐未达到考核指标（3.0mg/l）的装中，有9套装为加工量在250万吨/年以上的大型装，其中6套为加
工进口油或以加工进口油为主的装。在电脱盐耗电方面，目前国内电脱盐装电耗普遍在0.4-1.0kw.h/t之间，明显高于国外电脱盐装的电耗（0.06-0.5kwh/t之间）。电脱盐系统的运行状况不理想。
电脱盐系统运行状况不理想的原因一是原油性质发生变化后,破乳剂的品种和注入量未及时调整;二是电脱盐系统的操作参数没有随原油品种、数量的变化做出相应调整;三是常减压装做扩能改造时电脱盐系统未做配套改造,脱盐效率下降;四是管理不严,脱盐系统的分析和考核不到位。
原油的电脱盐处理已不仅仅是一种单纯的防腐手段,随脱盐、脱水和脱金属技术的成熟，原油电脱盐已成为给下游装提供优质原料必不可少的原油预处理工艺，其运行效果的好坏不仅关系到常减压装的腐蚀、结垢问题，而且影响到后续加工装的安全经济运行。优化电脱盐工艺条件是电脱盐装稳定操作的保证。电脱盐的工艺条件主要包括温度、注水量、注水点的位、界位、混合强度、电场强度以及破乳剂的型号和注入量等。针对不同原油优化选择电脱盐的最佳工艺参数是一项基础性技术工作，需要广大工程技术人员付出辛勤的劳动。镇海、金陵和茂名等企业针对加工原油的性质，在电脱盐破乳剂的筛选、工艺条件的优化等方面均做了大量的工作并取得了良好的效果。这些企业的生产实践也证明针对不同原油品种选择合适的电脱盐工艺参数可
以明显降低原油脱后含盐量和脱后含盐合格率。目前有些炼厂在这方面做的工作还很不够，没有根据本厂加工的原油品种有针对性地开展工作，脱后含盐合格率偏低。4.2能耗偏高
201*年集团公司的常减压装平均能耗为10.66kg标油/t，最高能耗为19.17kg标油/t(西安2#)，最低能耗为8.13kg标油/t(金陵1#)。同比,201*年常减压装的平均能耗为11.48kg标油/t，最高能耗为19.24kg标油/t，最低能耗为8.57kg标油/t。可见,经过一年的装技术改造、控制水平的提高以及一些节能新技术的采用，常减压蒸馏装的能耗下降了0.82kg标油/t。但从统计数据看,201*年能耗高于平均水平的装有34套,占开工总套数的比例为62.82%,造成超过六成常减压装能耗普遍偏高的主要原因有。4.2.1单套装规模小，加工负荷率低
发达国家常减压蒸馏装单套处理能力较大，许多装能力达到1000万吨/年以上。与之相比，我们的单套装规模偏小，没有达到经济运行的规模。在目前原油资源有限的情况下，针对这一问题有多套常减压蒸馏装的炼厂可合理安排装的运行时间，尽可能保证单套装的高负荷连续运行，优化原油掺炼比例，这在一定程度上可减少加工负荷率偏低对能耗带来的负面影响。
4.2.2换热流程不尽合理，高效传热设备使用少，换热终温
偏低
201*年常减压蒸馏装的平均换热终温为278℃，换热终温在278℃以上的装比例为60%。201*年常减压蒸馏装的平均换热终温为281℃，换热终温在281℃以上的装比例为61.54%。可见由于近年来节能管理及降本增效活动的深入开展，利用各种先进换热网络设计技术对换热流程进行改造，换热终温在逐年小幅提高，但目前水平仍显偏低。
换热终温的提高标志着装热量回收率的上升，公用工程耗量减少，但是仍有不少企业的换热流程不尽合理，特别是一些原设计加工国内中重质原油现改为加工进口轻质油的装，要抓紧应用先进换热网络设计方法对换热流程进行改造，提高热量回收率，减少公用工程消耗，在进行换热流程的改造时要根据实际情况应用一些强化传热设备。对于那些易结垢部位的传热设备更要重视其选型，传统管板式换热器由于其本身结构原因存在流动死区，不适合于易结垢的工艺介质，一些新开发的强化传热设备如折流杆、双弓板、波纹管换热器等不但传热系数大，而且不易结垢，值得推广使用。
另外,越来越多炼厂在渣油换热系统采取注阻垢剂的方法以减缓换热器的结垢，提高换热效率。从沧州、镇海等炼厂的使用结果看，渣油阻垢剂的使用可以保持渣油换热器的传热系数平稳并有所提高，说明阻垢剂应用后不但可以起到
防止结垢的作用，还可以对换热器原有的积垢有一定的剥离作用，解决换热器的结垢问题并能起到较好的节能效果。个别常减压蒸馏装的换热终温开工初期和开工末期的差值达到30℃以上，可见换热器的结垢会造成热量回收率的大幅度下降，造成能量的巨大损失，需要采取适宜措施尽快改善。4.2.3机泵“大马拉小车”现象，电耗偏高
由于装负荷率低，同时由于许多装在设计时机泵选型过大，造成目前许多机泵长期处于低负荷下运行。201*年常减压蒸馏装的平均电耗为6.29kwh/t，平均电耗比201*年上升0.51kwh/t（201*年常减压蒸馏装的平均电耗为5.78kwh/t），日后还要继续选择长期处于低负荷运行或介质流量变化大的机泵使用变频节电措施或合理切削叶轮来降低电耗，同时变频设施的投用还可以提高操作平稳率，降低噪声污染，减少设备磨损和泄漏。4.2.4加热炉效率低，燃料消耗大
201*年集团公司常减压装常压炉的平均热效率为88.12%，减压炉的平均热效率为88.05%。201*年常压炉的平均热效率为87.76%，减压炉的平均热效率为83.52%。说明一年来我们在提高常减压蒸馏装加热炉效率方面取得一定进展，但加热炉的热效率仍偏低,在加热炉的管理方面仍存在很多问题。
加热炉的燃料消耗约占常减压蒸馏装能耗的60-70%，
也是一个炼油企业燃料消耗的大户。因此提高加热炉的热效率对降低常减压蒸馏装的能耗乃至全厂能耗都至关重要。加热炉效率偏低与近年来各企业的加热炉管理有所放松有很大关系。各家要重视对加热炉“三门一板”操作的管理，一些加热炉管理的好传统不能丢，这是提高加热炉效率的关键。目前常减压装加热炉存在的较为普遍的问题是排烟温度高、炉体散热损失大。合理选择加热炉炉墙衬里材料并用高温防辐射涂料进行处理可以大大降低炉体外壁温度，减少散热损失，根据有些厂家的经验，经此项措施处理后炉体外壁温度可降至50℃以下，可将加热炉效率提高1%。空气预热器的结垢或腐蚀也会致使烟气热量回收系统的效率降低、炉管积灰是造成加热炉排烟温度高的主要因素，尤其是随着开工时间的延长，这一问题尤为突出，各炼厂要根据装的实际情况选择合适的吹灰器、炉管积灰在线清除技术、提高空气预热器的材质等级、控制燃料硫含量等措施来提高加热炉的效率。另外,各企业要重视对加热炉的操作与管理，针对存在不同问题采取具体措施，力争在近两年内将我们常减压蒸馏装的加热炉平均效率提高至90％以上。4.3对加工进口轻质油、含硫和含酸原油的适应性差
随国内原油资源短缺和市场对油品需求量的增加，外油加工的比例在逐年上升，常减压装对加工进口轻质油、含硫和含酸油的适应性显得越发重要。
目前大部分常减压蒸馏装不具备单炼进口轻质油的能力，大都是按一定比例与国内原油进行混炼，而且掺炼比例不能过高。加工进口轻质油时普遍存在初馏塔、常压塔超负荷，换热终温低、常压炉超负荷、低温位热量过剩无法回收造成装能耗高等一系列问题。
加工含硫和高硫原油时存在装腐蚀严重、非计划停工多、开工周期短等问题。201*年中石化常减压蒸馏装共发生非计划停工3次，计13.71天。其中，扬子2#由于减压塔底泵入口管线弯头腐蚀泄漏,停工3.53天。
加工含酸和高含酸原油时存在电脱盐系统油水界面不清、脱盐脱水困难，设备低温H2S-HCl-H2O型腐蚀加剧、220~400℃高温环烷酸设备腐蚀严重（其中280℃和380℃为两个腐蚀高峰）、重金属导致深加工装催化剂中毒失活、结垢结焦等问题。对产品性质的影响为石脑油含量少，芳烃潜含量高，不适宜作乙烯原料；煤油馏份收率低，芳烃含量高，烟点低，不能直接作喷气燃料使用；柴油胶质含量高，安定性差，酸度高，十六烷值低，硫、氮含量高；蜡、渣油收率高，其中蜡油硫、氮含量高，芳烃、环烷烃含量高，裂化性能差，不是理想的催化裂化原料；渣油的胶质和沥青质、金属（镍、钒）含量、硫氮和残炭值高，属于难加工的劣质渣油等。目前，部分企业尤其是沿海大型炼油企业曾通过掺炼方式陆续加工过一些含酸原油。
对于加工含硫和高含硫原油，沿海企业如茂名、镇海等炼厂经过近几年的生产实践，已经积累了一定的工艺防腐、设备选材和生产管理经验，中石化已出台了工艺防腐蚀的管理规定。在加工含酸油方面，也正在探讨一套行之有效的管理规定用于指导生产操作，防患于未然。各企业要重视收集在加工含硫和含酸原油过程中的相关数据，为工艺防腐和设备选材提供更全面的基础资料。4.4馏份切割重叠多，拔出深度不够
轻油收率和总拔出率提高的效益不仅体现在常减压蒸馏装上，更重要的是体现在二次加工装、产品调和及整个炼厂的效益上。我们所加工的原油逐年变重，提高常减压蒸馏装的切割精度、完善深拔技术以提高轻油收率和总拔出率显得尤为重要。近年来各企业在常减压装改造中，对常压塔和减压塔内部构件、减压塔转油线、减压炉炉管等均进行了较好的改造，这些对提高常减压蒸馏装的轻油收率和总拔出率起到了一定的作用，但仍存在一些问题。切割精度方面的主要问题是蜡油中的柴油组份含量较高,如中石化常渣350℃以前馏出201*年为9.8%,201*年为10.3%;在拔出深度方面，减压渣油中500℃以前馏份含量201*年为7.1％，201*年为7.6%,有的企业甚至高达30％以上。
提高常减压蒸馏装的拔出深度是一项综合工程，首先要从完善常压塔和减压塔的设计及塔内部构件的选择入手，
保证新建塔的分馏效果和低压降；对改造装要通过更换高效塔盘,提高理论塔板数来改善塔的分离精度;操作上要对不同油品选择不同的操作条件，如控制合理的过汽化率,在炉出口温度和能耗合理的情况下,可根据最低侧线和塔底产品的重叠程度,适当提高过汽化率;常压塔底汽提段的汽提效果会直接影响常底重油中350℃以前馏分的含量,侧线汽提塔的汽提效果会影响侧线产品对轻组份的携带量,要根据原油品种和生产方案的变化及时调整汽提蒸汽用量,完善汽提操作。若常压塔的分馏效果不好，则会导致过量的应在常压塔拔出的柴油组份进入减压塔，致使减压塔顶部负荷偏大，顶温高，真空度低，无法做到减压塔的深拔，减压渣油中500℃以前馏份含量高，会造成二次加工装进料的不优化和不必要的能量消耗。
有的企业在工艺条件允许的情况下将减一线油返回常压塔进行回炼，这对提高轻油收率有一定的好处。另外,利用新型高效能的塔盘和填料不但可以提高馏份油的收率和切割精度，而且可以大幅度提高分馏塔的处理能力，国外有些公司利用新型高性能塔盘和填料改造过的分馏塔处理能力可增加3050%，国内研制生产各种塔盘和填料的企业也较多，各企业在扩能改造时可考虑使用适当型号的塔盘和填料，利用各种高性能塔盘和填料的优点，根据工艺要求将其组合在一个塔内，在塔径和高度不变的情况下，提高塔的处
理能力，并降低改造成本。除此以外,石油大学等院校及各企业在利用强化蒸馏技术提高常减压蒸馏装的轻油收率和总拔出率方面做了较多的研究，曾在燕山石化、济南炼厂等进行了应用试验。从燕山石化炼油厂的工业试验结果来看，针对油种选择合适的蒸馏强化剂可以提高常三线以前＋减一线油的收率，可以使常减压蒸馏装的总拔出率提高1％至2％，使原油切割深度提高30-50℃，这对常减压蒸馏装提高总拔出率是有好处的。4.5清洁化生产水平低
炼油工业产品是满足社会能源需求的主力军，也是消耗能源的大户,随着全社会环保意识的提高，炼油生产过程逐步向清洁化过渡,常减压蒸馏装的“三废”和噪声治理也逐步得到重视。其实，环保问题的解决和我们节能降耗、设备管理和工艺技术水平的提高是密切相关的。废水排放的治理即是降低生产过程中的水耗，减少外排污水中的油含量，这与电脱盐操作条件的优化、设备泄漏率的降低、控制合适的汽提蒸汽和抽真空蒸汽量等工艺、加强设备管理是一致的。
目前有些企业的电脱盐排水油含量超标、设备泄漏率高造成外排污水合格率低，要抓紧电脱盐操作条件的优化、破乳剂的筛选、减少设备泄漏等方面的工作，提高生产管理水平。常减压蒸馏装的废气主要来自于“三顶气”和加热炉
的烟气排放，现在大部分企业的“三顶气”都得到了回收利用，这不仅降低了常减压蒸馏装的加工损失率，也避免了环境污染。加热炉烟气中的主要污染物是SOx和NOｘ，降低燃料中的硫含量是减少SOx排放的根本措施。现在大部分炼厂蒸馏装的燃料气都经过脱硫处理，硫含量较低，但燃料油经过脱硫处理的很少，硫含量基本在1%左右，加工含硫和高含硫企业的燃料油硫含量则更高。常减压蒸馏装的噪声主要来源于运行中的机泵、空冷器，变频节电措施的应用不仅可以降低电耗，而且也可以减少其噪声污染。
5201*年主要工作及建议
5.1严格执行工艺防腐蚀管理规定，提高工艺防腐技术水平，保证装的安稳长运行
近年来，在国际油价逐级攀升，国内成品油和原油价格倒挂的形势下，受利益驱动，加工原油的重质化、劣质化趋势明显，表现在原油含硫、含酸逐渐升高，设备腐蚀速度加快，工艺防腐蚀形势越趋严峻。为加强炼油生产装工艺防腐蚀措施的管理，减轻腐蚀介质在原油加工过程中对设备、管道的腐蚀，保证生产装安全、稳定、长周期运行，201*年股份公司炼油事业部技术处和设备处在广泛征求北京设计院、洛阳防腐中心意见和组织齐鲁、镇海、扬子工艺和设备人员深入讨论的基础上，制定了《炼油生产装工艺防腐
蚀管理规定（试行本）》，从管理环节和操作方法、指标上加以明确，并责成系统内所有炼油企业严格执行。另外，还要重点要抓好以下工作：抓紧对高效、低电耗电脱盐技术的开发和推广应用、优化电脱盐操作条件、抓紧对破乳剂品种的消化吸收和优化选型等，进一步降低原油脱后含盐和含水的水平，确保装安稳长周期运行。
5.2加大装改造和新技术的应用力度，提高现有装技术水平
主要为加大新型塔盘、填料的推广应用，提高装轻油收率和总拔出率。采用新型塔盘和填料，进一步提高分馏塔的切割精度，降低分馏塔压降，可以提高装的轻油收率和总拔出率，降低后续加工装的负荷，避免重复加工带来的能量浪费，提高常减压蒸馏装的经济效益。企业和研究单位之间可以采取多种合作方式，加大新型塔盘和填料的研制和推广力度，共同努力提高我国常减压蒸馏技术水平。5.3采用节能降耗新技术和新措施，降低装能耗
目前,中石化大部分常减压装能耗在11.00kgEO/t左右；国外常减压装平均能耗在10.51kgEO/t左右。为缩小与国外同类装的差距，建议在设计和操作中采取以下节能措施。
(1)在满足装产品质量的前提下，优化常压塔、减压塔的中段回流取热，使装的热量尽可能得以回收。
(2)采用“窄点”技术优化换热网络，推广采用高效换热器（如外螺纹管及内波纹外螺纹管等），使换热网络中某些低传热系数的换热器的换热得以强化，努力使中石化平均换热终温达到290℃左右。
(3)在适当的温位发生蒸汽供装自用，减少装的蒸汽耗量；回收低温余热发生低压蒸汽，在周边寻找用户使用，减少热损失。
(4)继续探讨高速电脱盐技术的适用范围和操作条件，对适合装推荐采用此技术，在脱盐效率有保证的情况下，争取电脱盐耗电量降低1/3左右。
(5)对新建和扩建的装,建议采用闪蒸塔，在减少常压塔“卡脖子”负荷的同时，减少了常压炉的负荷，降低燃料消耗。
(6)优化减压塔、减压炉、减压转油线系列的设计和操作，使减压转油线的压降和温降减小，进而降低减压炉出口温度，节省燃料用量。
(7)在保证拔出效果的情况下，减顶采用蒸汽+机械抽真空系统，并试验减少塔底注汽量，降低抽空和汽提蒸汽用量。(8)加大在加热炉系统的设计和改造攻关，如采用新型高效的节能火嘴、空气预热器和吹灰器、利用装低温余热预热入炉空气和燃料气等，控制加热炉排烟温度不高于170℃，氧含量不大于3％，提高加热炉的热效率和减少燃料
耗量。
(9)推荐采用装热联合方式，侧线产品热出料，如蜡油直供催化裂化、加氢裂化或蜡油加氢；柴油直供加氢精制；渣油直供延迟焦化、催化裂化或溶剂脱沥青装等，降低能耗。
(10)各设备、各管线严格按有关标准进行保温，减少热损失。
(11)直馏柴油若供加氢精制，则不控制闪点，停用汽提蒸汽。
(12)电脱盐注水和三顶注水优先采用污水汽提后的净化水。
(13)加强对循环水的使用管理,将循环水的温差控制纳入日常考核,避免局部出现循环水侧温差为0℃的情况,控制装进出循环水温差在5℃以上,降低装能耗。5.4减少非计划停工，提高装运行水平，延长开工周期装的安稳长运行需要设计、采购、施工、公用工程系统、生产管理、设备维护、操作人员等各方面的密切配合。应加大技术培训工作力度，提高工程技术人员和操作人员的技术水平，为装的安稳长运行提供技术支持。各企业之间要互相交流，吸取经验教训，取长补短，尤其是要认真分析总结本企业和其它企业的事故原因，最大限度减少非计划停工。201*年中石化常减压装非计划停工3次，力争今后避
免出现非计划停工。另外，现在大部分装已经实现三年一修，我们要进一步加强各项工作，延长装运行周期，逐步实现更长运行周期。
5.5加强技术交流，提高生产管理和操作人员的技术水平
一线生产管理和操作人员的技术水平是保证我们装“安、稳、长、满、优”运行的关键。加强职工技术培训和各企业间的交流与合作有利于常减压蒸馏装整体操作水平的提高，炼油事业部和常减压科技情报站拟针对目前常减压蒸馏装上存在的一些共性问题，选择专题，组织企业、科研单位及设计单位进行调研、技术交流和攻关，逐步解决生产上出现的难题，对于一些成熟的技术或方案要逐步加以推广，为提高常减压装的整体技术水平做出更大努力。5.6推广使用先进控制技术，进一步优化装操作
目前新建的和经过技术改造的常减压蒸馏装基本都已实现了DCS控制，如何利用先进控制技术进一步提高装的控制水平，提高操作平稳率、轻油收率和总拔出率，降低装能耗，实现常减压蒸馏装效益的最大化，也是我们下一步在提高装控制水平方面工作的重点。
附表-1201*年常减压蒸馏装置部分运行数据统计表
能力序号企业名称吨/年石化集团公司合计上市部分合计非上市部分合计1燕山分公司1＃2燕山分公司2＃3燕山分公司3＃4天津分公司1＃5天津分公司2＃6石家庄炼化股份公司7沧州分公司1＃8济南分公司1＃9齐鲁分公司1＃10齐鲁分公司2＃11齐鲁分公司3＃12洛阳分公司13胜利油田有限公司1＃14河南油田分公司1＃15中原油田分公司2＃16金陵分公司1＃17金陵分公司2＃18金陵分公司3＃19扬子石化公司1＃20扬子石化公司2＃21安庆分公司1＃22安庆分公司2＃23九江分公司1＃24九江分公司2＃25武汉分公司1＃26武汉分公司2＃27荆门分公司1＃28长岭炼化分公司1＃29长岭炼化分公司2＃30高桥分公司1＃31高桥分公司3＃1813201*01690201*012300000250000030000003000000250000025000004201*00350000040000003500000201*0004000000650000015000006201*01201*002500000350000080000003500000450000040000001500000350000015000003500000150000035000003500000150000033000008000000开工天数天加热炉热效率原油脱原油脱原油换热馏出口加工量负荷率损失总拔能耗前含盐后含盐含硫终温常压炉减压炉合格率吨%mg/lmg/l%℃%%%%%kgbo/t34215235291785.9935.92.20.8128188.1288.050.2166.1998.3710.6634514349427086.1338.02.20.8928188.1988.050.1966.7798.3510.85326365349341323323324365365334365365315334365365298365365349358353365358365364324345365354365365885864772.3218.22.40.1329485.600.5452.4098.692540809101.638.63.10.2926485.9885.980.0474.8099.9010.89291501097.1713.92.80.1128186.0088.000.0563.8599.7510.92251292583.7610.52.80.1728789.9889.980.0567.0199.7810.92235786094.3131.53.40.3522089.7889.950.2969.4598.0311.39234632993.8532.53.30.8720889.7889.950.2975.1399.6511.67362229286.255.82.30.6928588.3087.800.2565.3198.0311.18299760385.6520.53.60.7029289.5589.320.2760.9298.4010.8040939201*2.3527.42.70.5429991.0088.400.1857.5998.0010.45349921999.9850.05.91.5527085.0082.000.2651.6399.5211.932376175118.8125.63.01.0425287.1087.200.2872.3599.4811.964461251111.5315.02.71.2829890.0090.000.2574.7898.9211.64461494471.002.50.6630091.0090.000.3250.7099.6910.72142148094.7762.62.80.5827391.5085.100.1259.0499.4611.6159427595.8515.52.80.1828185.4082.700.2764.0798.3012.0874227361.86107.00.2647.3399.6310.490.1533.5299.338.13181599572.6432.92.90.3026889.00295630084.4726.02.00.8729889.0289.120.1560.1399.7910.82624566578.0714.52.31.8228589.0089.000.1573.8699.5111.52347181799.1935.03.40.6529588.0088.000.2062.1399.7812.154602126102.2718.33.51.4628488.0088.500.2171.9599.5011.59314986178.750.2965.0599.0511.3399469666.3115.54.70.5329089.2588.250.3069.4299.8612.87244270569.7910.02.40.7027588.4188.250.2263.9399.201*.99121456080.979.01.81.0026687.03315176890.0520.081021954.01128.40.2539.7599.329.210.3064.3698.9611.050.3039.5499.5810.46345796698.8043.43.01.0729388.0088.000.2757.4598.259.82310741788.7854.71.30.7731288.3989.690.1561.0398.9610.93111858274.5736.41.30.6930388.5189.200.2064.5899.279.59277301584.03729244491.162.80.1427688.0088.000.1072.4198.5611.182.80.4526788.8788.930.1073.7098.8810.8632上海石化股份公司1＃280000010880600028.792.3
0.00附表-1201*年常减压蒸馏装置部分运行数据统计表（续）
能力序号企业名称吨/年33上海石化股份公司2＃34上海石化股份公司3＃35镇海炼化股份公司1＃36镇海炼化股份公司2＃37镇海炼化股份公司3＃38福建炼化股份公司39广州分公司1＃40广州分公司2＃41茂名分公司1＃42茂名分公司2＃43茂名分公司3＃44茂名分公司4＃45北海分公司46塔河分公司1＃47塔河分公司2＃48西安石化分公司2＃49西安石化分公司3＃50青岛石化厂51清江石化厂1＃52岳阳石化总厂53杭州炼油厂1＃54杭州炼油厂2＃55扬州石化厂56泰州石化厂1＃57湛江东兴60000008000000500000060000001000000040000005201*00250000030000003000000250000050000006000006000001201*00100000080000025000001201*00201*000500000201*00300000600000开工天数天350307365365365339365337347357336338357346365349343285364353316280365350加热炉热效率原油脱原油脱原油换热馏出口加工量负荷率损失总拔能耗前含盐后含盐含硫终温常压炉减压炉合格率吨%mg/lmg/l%℃%%%%%kgbo/t311430051.918.7574718981.900.0975.0099.7511.200.0975.0999.2412.19448423589.6824.53.31.3728990.0090.000.1775.9898.789.70469487878.2531.72.60.5530092.0091.000.1871.0998.739.85812636181.2632.52.11.6529391.0091.000.1478.4898.608.69348398887.106.50.1562.2499.1710.21426414582.0033.12.70.4628583.5085.200.1670.7799.2810.62242666197.0710.92.80.6528387.5087.300.1769.7298.9311.54257149885.7220.51.71.6525584.1088.400.2070.0499.6010.84293438597.8122.11.20.2427587.6087.500.1072.7399.5611.89234670693.8725.42.22.5725584.2088.200.0970.9099.7010.01482636396.5311.12.21.7028889.9589.900.1574.2199.7010.4053517389.201*.91.90.2025485.8054909591.52106.21258540104.88106.20.3041.7899.1612.230.5438.1687.1815.440.1831.1383.177.8079109479.11244.39.51.4886.5082.000.9438.7698.1619.17832158104.0233.74.40.1387.30198391579.3610.489524874.600.7345.3798.2815.690.2879.8798.6211.041.7335.1798.2214.050.2536.4199.948.760.0036.9095.7118.710.0039.1497.6413.820.2035.9398.2110.691.4458.7998.9611.310.4585.47171929885.9625.446748093.506.017583987.924.028005193.3522.03.00.3829485.6040534567.5634.05000000291293147171.000.36
中国石化
201*年催化裂化装置运行总结
1概况
201*年，集团公司有55套催化裂化装，加工能力为5217万吨/年，约占原油一次加工能力的30%；201*年，集团公司共有49套催化裂化装投入运行，运行能力达到4931万吨/年。201*年集团公司催化裂化装实际加工量达到4757万吨。
股份公司共有46套催化裂化装，总处理能力达到4724万吨/年；201*年股份公司共有41套装投入运行，运行装的总能力达到4473万吨/年。201*年股份公司催化裂化装实际加工量达到4432.13万吨
存续公司共有9套催化裂化装，总处理能力为453万吨/年。201*年共有8套装运行，运行装的总处理能力为418万吨/年，平均规模为52万吨/年。
201*年股份公司的41套催化裂化装共生产汽油1711万吨/年、生产轻柴油1144.82万吨/年、生产重柴油14.63万吨/年，生产液化气760.55万吨/年、生产丙烯260万吨/年，创造了巨大的经济效益。
201*年股份公司41套催化裂化装的平均规模为109万
吨/年，最高能力为300万吨/年（镇海），最低为12万吨/年（扬州）；催化裂化装平均加工能耗61.34KgEO/t，最高河南油田分公司102.92KgEO/t，最低镇海炼化股份公司1＃催化装51.03KgEO/t。平均催化剂消耗0.9Kg/t，最高青岛石化厂2＃1.62Kg/t，最低广州分公司1＃0.41Kg/t。
2新技术进展及应用情况2.1新工艺技术
国内近年来开发与应用的催化裂化工艺技术主要有灵活多效催化裂化技术(FDFCC)、多产异构烷烃的催化裂化技术（MIP）及汽油组成满足欧Ⅲ排放标准并增产丙烯的流化催化裂化技术(MIP-CGP)、两段提升管催化裂化技术(TSRFCC)等。这些技术的共同特点是降低汽油烯烃含量和硫含量，调整产品分布，增产丙烯和(或)提高柴汽比。
石油化工科学院开发的MIP工艺技术采用新型的串联提升管反应器，优化催化裂化一次反应和二次反应；在二次裂化反应和氢转移反应的双重作用下，汽油中烯烃转化为丙烯和异构烷烃，使汽油烯烃大幅度降低，达到了降低汽油烯烃含量，提高异构烷烃含量的目的。在降低汽油烯烃含量的同时，汽油辛烷值基本不变，安定性得到改善，产品分布也有所改善。
MIP-CGP是在MIP工艺的基础上，应用新型双分子降烯
烃的理论，使烃类发生单分子反应和双分子反应的深度和方向得到有效的控制，烃类可选择性地转化，生成富含异构烷烃的汽油和丙烯，在生产清洁汽油组分同时，提供了大量的丙烯原料，实现MIP-CGP工艺开发的多重目标。
从高桥MIP标定结果看，干气产率3.09%，比常规FCC工艺降低1个百分点，生焦率与常规FCC工艺相当；汽油烯烃含量32%（v），研究法辛烷值93.2，诱导期达到650min，安定性得到明显改善，硫含量降低10%左右，液化气收率达到18～20%，比改造前提高了近7个百分点，丙烯产率大幅度提高，达到7.78%。
自MIP技术201*年2月在中国石化高桥分公司Ⅲ套1.4Mt/a催化裂化装成功应用，MIP-CGP技术201*年4月在中国石化镇海炼化公司Ⅰ套催化裂化装首次投用以来，MIP系列技术已先后在中国石化九江、安庆、沧州、青岛、石家庄、西安、燕山、天津等多套FCC装上应用。采用MIP-CGP技术后装汽油烯烃含量可降低到15.0v%，丙烯对原料的产率可达到8.96w%，汽油的硫含量有所下降，诱导期有较大提高，抗爆指数增加；干气产率下降，总液收有所提高。中国石化镇海炼化股份公司180万吨/年MIP-CGP装年经济效益为2亿元；中国石化九江分公司100万吨/年MIP-CGP装年经济效益为1.8亿元。
灵活多效催化裂化技术（FDFCC技术）可降低催化裂化
汽油烯烃和硫含量,提高催化裂化装柴汽比和汽油辛烷值，同时可增产丙烯。FDFCC技术采用一套设有两根提升管反应器的催化裂化装，两根提升管反应器均可以在各自最优化的反应条件下单独加工不同原料油。该技术对FCC汽油的改质效果十分显著，改质后汽油烯烃含量可降低至16v%以下，硫含量可降低25%～40%，辛烷值提高1～2.5个单位。FCC装的柴汽比可提高0.2～0.7，柴油质量不受影响，全装丙烯产率可提高3～6个百分点。该技术201*年在中国石化清江石化公司120kt/a的FCC装上应用，201*年在中国石化长岭分公司应用。2.2新催化剂
201*年新的催化剂技术主要针对市场的要求，开发出降烯烃、增产丙烯、降低硫含量等催化剂及助剂。
在第一代GOR系列催化剂的基础上开发了第二代降烯烃催化剂COR-C。对分子筛活性组元进行了改性，开发出新的基质材料应用于催化剂上。高桥分公司Ⅰ套催化裂化装应用情况表明在掺渣比上升的情况下，重油产率下降，干气和焦炭产率上升。
在第二代降烯烃催化剂(GOR-Ⅱ)的基础上开发的GOR-Ⅲ第三代降烯烃催化剂，进一步降低汽油烯烃和提高催化剂的活性稳定性，并通过提高催化剂的芳构化能力来确保汽油的辛烷值不降低。该剂在武汉分公司联合催化装上的应用
同比条件下，汽油烯烃含量降低3.5～4.3个百分点；在平衡催化剂上金属镍钒污染水平相当的情况下，催化剂的活性提高3个单位以上。
GVR-C催化剂是为加工中间基原料而设计的降烯烃催化剂。新型MOY分子筛的应用，具有更强的裂化活性、稳定性和优良的汽油降烯烃性能，更适合加工中间基管输原料。九江分公司使用GVR-C催化剂后，在渣油掺炼比提高2.5％的情况下，汽油烯烃降低8～10个体积百分点，轻液收增加1.49个百分点，生焦降低0.18个百分点。
LPI-1增产丙烯助剂是洛阳石化工程公司工程研究院开发的一种FCC工艺的辅助催化剂。增产丙烯助剂（LPI-1）以改性的择形分子筛作为活性组份。在催化裂化催化剂中加入5%LPI-1助剂，催化裂化可增产丙烯1百分点以上。汽油收率下降约2个百分点左右，柴油收率基本保持不变，液化气产率上升，干气和焦炭产率基本不变。催化裂化汽油的辛烷值和抗爆指数均有所提高，催化汽油烯烃含量可降低2～3个单位。2.3新设备技术
至201*年国外催化裂化装上出现了一些新型的设备。UOP公司设计开发的轴流式三级气固分离器，该设备比常规设备小40%，再生烟气的颗粒排放浓度为36～50mg/m3，只有规定排放浓度的67%，目前已经有5套工业装应用该设
备。Shell石油公司针对催化剂循环量制约催化裂化装处理量的瓶颈问题，开发了提高催化剂循环量的CCET技术，技术核心是在催化剂输送立管入口附近优化催化剂流动状态以增加蓄压，显著提高立管催化剂流动的稳定性，使得滑阀维持高压差来提高催化剂的循环量，从而提高催化装的处理量，而不必对催化剂输送管线和滑阀进行昂贵的改造。
至201*年中石化在催化裂化装生产运行中也采用了多项新设备技术，主要有新型塔盘技术、检测技术等。2.3.1催化裂化主分馏塔分离技术
该技术的特点在于综合了高效导流浮阀塔盘、LVG塔盘、多降液管塔盘三者的优点，根据催化裂化主分馏塔各段不同的汽液负荷以及结盐、结焦情况，采用不同的塔盘，充分发挥各自优点，可有效地缓解结盐、结焦堵塞塔盘的情况。使用该技术对武汉分公司Ⅰ套1.0Mt/a催化裂化主分馏塔进行改造后，以往结盐、结焦堵塞塔盘的状况达到根本好转,液化气收率提高2%,在增加汽油回炼量20t/hr的情况下,催化主分馏塔的最大处理能力可达1.2Mt/a，通过提高处理能力每年提升的经济效益为201*.5万元,各段产品分割良好，效果非常显著。
2.3.2γ射线扫描检测诊断技术
长岭、福福建分公司等多家企业应用了“γ射线扫描检测诊断技术”，该技术主要用于炼化设备的过程故障诊断与
操作优化，具有快速、准确、直观、安全且不影响装生产等优点。可在不停工条件下洞察、分析多种炼油化工过程设备的结构变化与操作状态。采用该技术可以对分馏塔内操作、反再系统立管流化状态进行检测。2.3.3新型预提升技术
该技术将提升管底部预提升段变更为小型流化床，在流化床内分别设有流化分布环和内输送管，实现了流化气体和预提升气体独立进气，催化剂经再生斜管先进入底部扩大段，在此区间充分混合后经内输送管送入提升管反应区。该技术较好地解决了催化剂偏流、循环量不稳定及设备振动等诸多问题，减少了设备结焦，提高了轻质油收率。2.3.4新型待生剂分配器
该技术在荆门分公司0.8Mt/aDCC-Ⅱ装上得到应用，应用后烧焦罐烧焦效率明显提高，再生器稀密相温差由改造前的62℃下降到28.5℃，稀相温度由改造前的746℃下降到709℃，CO助燃剂使用量下降50%。有效地降低了再生稀相尾燃。
2.3.5催化剂预提升技术
反应器预提升技术在中国石化中原分公司、荆门分公司、济南分公司等多套催化裂化装上推广应用，结果表明：预提升段催化剂的流化情况得到显著改善，装操作平稳，温度及压力波动范围较窄，操作弹性增加，轻质油收率提高
0.5%-1%，有效地减少了设备结焦，减轻了设备的振动，使装非计划停工减少，在催化剂循环量相同的情况下，滑阀开度降低了15%-20%。2.3.6高效汽提技术
新型FCC高效汽提技术主要包括新型催化裂化汽提设备与工艺。该技术着眼于提高气固接触效率，对内外环挡板结构做了较大改进，设了催化剂导流结构，汽提段内固相催化剂的填充率由普通盘环型挡板的58%提高到95%～98%，加大了气固接触面积；裙体及内外环挡板倾角a的改进，使催化剂在汽提器内停留时间增长10%～30%，从而进一步提高了油气换率，减轻了再生器负荷。多段汽提工艺则注重汽提蒸汽在汽提段内上、下区域的流向及分配，汽提蒸汽有效利用率提高15%以上，总汽提效率提高到98%。为实现高效汽提设备的长周期运转，对挡板表面及挡板上内构件采用了喷涂合金耐磨层技术。在中国石化荆门分公司（2套）、武汉分公司、济南分公司（2套）、青岛分公司改造效果均非常显著。在汽提蒸汽量下降16%～25%的情况下，焦炭中氢含量仍降低了12%～42%，达到6%，焦炭产率下降0.5～1个百分点。2.4新信息技术
信息技术应用主要体现在对催化裂化工艺的生产优化上，广州、高桥等企业的应用效果表明应用信息技术可以取得一定的优化效果。
广州1＃催化裂化装应用了“催化裂化多方案多工艺实时优化控制系统”，该技术能够根据设定的目标函数，运用内设的优化控制器计算出实时操作的最佳参数条件，同时可以通过控制器来实时控制主要参数，实现实时优化生产，达到效益最大化的目的。应用该技术后，在最佳经济效益优化方案下，可以增加经济效益8.65元/吨原料，柴油方案增加收率0.81%，汽油方案收率提高0.85%，液态烃方案收率提高0.79%，总液收方案增加收率0.51%。
201*年5月高桥石化公司正式对1#催化裂化装实施APC技术现场应用。经过201*年现场运行考核，该系统增强了装的抗干扰能力，提高了装生产的平稳性，减轻了操作负荷。实现了主要生产指标和质量指标的卡边控制，提高了目的产品收率，增加了装效益，减少了能耗。装对先进控制器各参数的投用率达到95％以上。
3装置运行情况分析3.1装能耗
根据统计可以看出，催化装的能耗与装加工能力密切相关，能力越大，能耗越低。
表1催化裂化装能耗统计表
实际加工规模120万吨以上80～120万吨（万吨/年）套数1420平均能耗（KgEO/t）55.6764.9639
80万吨以下1577.最高能耗（KgEO/t）71.63福建87.76岳化ARGG140安庆石化201*年加工量在100万吨以上的催化裂化装的能耗平均57KgEO/t，较低的是金陵1#47.5KgEO/t、镇海1＃51.03KgEO/t，最高的是燕山3#71.63KgEO/t(见图1)。镇海1＃、金陵的1#催化低温余热利用比较好，顶循环回流和塔顶油气的低温热得到了较好的利用；燕山3#则是生焦率高达9.67%，烟气量大，201*年烟机运行不理想，烟气能量回收不充分。
加工量在50～100万吨催化裂化平均能耗为63KgEO/t。安庆的DCC最高140KgEO/t，其次是石家庄2#催化装83.63KgEO/t、高桥2#82.07KgEO/t和荆门DCC（Ⅱ）81.95KgEO/t(见图2)。
加工量100万吨以上催化装置能耗对比图80.0070.0060.0050.0040.0030.0020.0010.000.00金陵镇1#海镇1#海洛2#阳济2#南金2#陵武2#汉1沧#洛州阳安1#庆广1#州茂2#名广3#州齐1#鲁高1#桥九3#江长1#岭1福#燕建山3#千克标油/吨图1部分催化裂化装201*年能耗对比图石家庄的2#因为管网的1.0Mpa蒸气压力不能满足气压
机需要，装自产的50t/h中压蒸汽减温减压作气压机的透平蒸汽，造成6个单位的能耗上升；高桥的2#由于中压蒸汽系统设备原因，反再系统发生低压蒸汽供气压机，由于蒸汽的降节使用，影响装能耗7～12个单位。安庆的DCC包括气分的能耗，装没有顶循环回流，注汽量很大，低温余热没有回收。
加工量100万吨以上催化装置能耗1009080千克标油/吨7060504030201*0金陵1＃镇海1＃镇海2＃洛阳2＃济南2＃金陵2＃武汉1＃沧州2＃洛阳1＃广州2＃茂名3＃广州1＃齐鲁1＃高桥3＃九江1＃长岭1＃福建*天津安庆燕山3＃*岳化ARGG图2部分催化裂化装201*年能耗对比图50万吨/年加工量以下的装能耗平均为80KgEO/t(见图3)。这些装中只有西安有烟机，河南、北海没有烟机；河南烟气管线设较长，烟气温降达到110℃，烟气能量回收设施不完备，装能耗较高。
50～100万吨催化装置能耗1201*0806040200Kg标油/吨茂名2＃茂名1＃长岭2＃荆门2＃扬子九江2＃武汉2＃青岛2＃齐鲁2＃高桥1＃清江2＃高桥2＃石炼化1＃上海石化济南1＃*胜利2＃*燕山2＃*荆门DCC石炼化2＃*安庆DCC*图3部分催化裂化装201*年能耗对比图
从装的能耗结构看，没有烟机的河南、北海等催化的电耗比平均值高20kwh/t，蒸汽的单耗高5～6kg/t。
水电蒸汽燃料焦碳热输出（入）综合能耗燕山3＃2.84.79-26.941.5696.74-7.3371.62福建5.198.028.0264.84-19.6766.4安庆2＃8.827.72-19.5466.01-5.1557.86河南7.0129.76-3.2869.83-0.4102.92北海8.0926.6-4.780.0575.79-8.4597.3茂名2＃金陵1＃镇海1＃镇海2＃股份平均5.22-0.23-10.5561.9656.42.025.24-23.2368.07-4.5447.564.65.45.361.12-25.451.023.126.2-6.8546.311.0949.876.368.69-9.9169.88-1.5664.86注：表中数据为201*年能耗结构数据从表中可以看出，金陵1#催化生焦率低于平均值，低温热输出是平均值的三倍，输出蒸汽的比例也很大，所以能耗较低。相比之下，燕山3#虽然蒸汽输出和低温热的输出也较大，但是生焦率达到9.67%，比平均值高出2.6个百分点，比金陵1#高2.8，比镇海2#（蜡油催化）高5个百分点，电耗却没有下降，烟气的压力能没有充分回收。
相比于201*年股份公司催化裂化装平均能耗65.20KgEO/t，201*年下降3.86KgEO/t，说明各企业在催化装的节能管理、节能技术改造方面取得一定的进展。但同时看到，节能工作仍具有一定潜力，特别是在规模在50～100万吨/年的催化裂化装，具有相当的节能潜力。
催化裂化装的进一步节能应当在烟机、余热锅炉、低温热利用等几方面继续强化。
（1）强化烟机运行管理，提高烟机能量回收率
201*年集团公司催化裂化装的烟机在同步率、能量回收率方面均比04年有所提高。其中齐鲁2＃、高桥3＃、金陵2＃、沧州、扬子、洛阳1＃、洛阳2＃等装烟机同步率达到100%；高桥2＃、高桥3＃、济南1＃、济南2＃、洛阳2＃、九江1＃的年度能量回收率达到或超过100%，达到了较好的运行水平。
201*年仍有部分装的烟机运行水平需要进一步提高，例如烟机年度同步率胜利石化70.5%、九江2＃82.3、福建86.8%；烟机年度平均能量回收率齐鲁1＃47%、长岭2＃59%、胜利62%、上海64%。上述指标均比集团公司平均水平低较多，具有相当大的节能潜力。
（2）余热锅炉提高运行负荷，提高能量回收率
部分催化裂化装的余热锅炉系统受各种原因的影响，运行负荷一直不高，导致烟气热量不能充分回收，影响能耗。
例如福建、南阳催化的余热锅炉受设备影响，负荷长期不足，对能耗影响较大；茂名2＃、齐鲁2＃催化余热锅炉省煤器存在露点腐蚀问题，大量烟气走旁路，影响了烟气能耗回收。
余热锅炉在提高发汽量、延长余热锅炉运行周期方面具有相当的潜力。（3）催化低温热利用
催化裂化分馏塔具有大量的低温热，对低温热的充分利用是降低装能耗的最佳方法。镇海、金陵催化裂化装的低温热利用较好，因而装能耗较低；而石家庄、九江1＃等催化裂化装的低温热利用不充分，虽然与气分进行了热联合，但受设计、设备等条件影响，低温热利用程度较低，
因而能耗略高。
催化低温余热利用对比（吨标油）4500040000350003000025000201*0150001000050000石家庄1#石家庄2#燕山2#燕山3#齐鲁1#齐鲁2#济南1#济南2#胜利长岭1#长岭2#高桥1#高桥2#高桥3#镇海1#镇海2#广州1#已经利用尚未利用广州2#茂名1#图4部分催化裂化装低温热利用情况对比
从图4可以看出，燕山2＃、燕山3＃、石家庄1＃、齐鲁1＃、齐鲁2＃、长岭2＃等装尚未利用的低温热比例较高，具有相当的节能潜力。
44茂名2#3.2装原料构成
201*年催化裂化装的原料构成情况见表2：
表2催化裂化装原料统计
其中：常减渣渣(%)(%)溶脱(%)焦蜡(%)VGO残碳(%（m）)密度硫含量％(kg/m3)120万吨以22.25617.4125.5366.0848.7473.902上80～120万23.58480万以下36.60418.879.4725.1749.1574.04547.7874.05740.713.1743.008915.16917.83900.520.6220.6880.605201*年与201*年催化装原料构成比例看，原料组成中直馏蜡油比例有所上升，焦化蜡油（未加氢）比例下降，催化装处理的焦化蜡油201*年为417.2万吨，201*年为264.12万吨，下降153.07万吨。
表3201*～201*年催化裂化装原料汇总
201*年201*年其中：常渣减渣焦蜡溶脱(%)(%)(%)(%)20.5817.8416.918.06.312.959.44VGO残碳(%（m）)3.28/密度硫含量％(kg/m3)913.28/0.515.8249.4642.713.3装产品分布分析
201*年股份公司催化装产品分布同201*年相比，汽油收率基本不变，柴油收率下降1.24个百分点，，液态烃收率增加0.84个百分点，焦炭和油浆略有增加，干气产率增加0.12个百分点。201*年股份公司液态烃收率为17.16%，催化裂化从生产汽油和柴油为主的模式向多产液态烃等化工原料的方向继续深入，多产丙烯成为催化装201*年效益最大的亮点，股份公司催化装较201*年多产液化气39.65万吨，多产丙烯13.08万吨。
表4201*～201*年催化裂化装产品分布
产品分布：轻收轻柴油重柴油液态烃(%)汽油(%)(%)(%)油浆(%)(%)64.4465.67-1.2338.6138.60.0125.8327.07-1.240.330.10.235.585.50.0817.1616.320.84干气焦碳损失(%)(%)其它(%)(%)4.574.450.127.257.230.020.240.20.040.430.430201*年201*年差值由于增加液态烃的收率需要增加反应深度，故干气和焦炭有一定的增加；同时受反应限制，增加液化气将导致汽油、柴油收率略有降低，故201*年较201*年轻质产品收率降低。
在降低低附加值产品方面，天津分公司的干气收率最低（2.97%），其次为高桥分公司1＃催化（3.2%），石家庄炼化股份公司1＃催化（3.27%）；安庆分公司DCC干气收率最高（7.74%0，其次为泰州石化厂2＃催化（7.04%）、上海石化（6.95%）、长岭1＃催化（6.8%）。干气收率在不同企业能相差一倍，对一套100万吨/年的装来说，干气收率降低1%，可以增加效益约1500万元以上。因而在催化产品分步方面，如何采取措施降低干气收率、增加效益具有相当的重要性。3.4汽油的质量升级
受集团公司装结构的影响，催化裂化汽油占调和汽油的比例一直较高，仍在70%左右，因而催化裂化汽油的质量升级成为汽油质量升级的重要问题。
在201*年的催化装生产中，通过采用新工艺、新催化剂或助剂、以及对催化原料的预处理及催化汽油的后加氢处理，确保了汽油升级要求。
由石科院开发的MIP、MIP-CGP工艺以及洛阳石化工程公司开发的FDFCC工艺可以使汽油的烯烃含量降低到15～35%。201*～201*年上述技术在集团公司内部稳步推广，至201*年底已有11套装进行了MIP、FDFCC改造；上述改造使集团公司约540万吨汽油烯烃得到较大幅度降低，集团公司整体汽油烯烃因此降低了4～5v%。
齐鲁、洛阳、济南、武汉、荆门、广州、茂名等企业大量使用了降烯烃、降硫含量的催化剂或助剂，了较好地满足了汽油质量标准升级的要求。催化裂化工艺通过技术进步、技术改造，使用较少的投资，实现了汽油质量升级的要求。
201*年，通过将荆门、武汉、安庆、济南等4家企业闲的柴油加氢装改造为蜡油加氢装，蜡油加氢处理能力增加了190万吨/年，改善了原料情况。
201*年，通过将长岭、石家庄、洛阳闲的柴油加氢装改造为汽油后加氢处理装，汽油后加氢装能力增加112万吨/年。
上述措施，使股份公司的催化汽油质量得到明显的改善，保证了汽油硫含量的指标达到500ppm的要求，部分大城市供应的汽油硫含量达到150ppm。3.5化工原材料消耗
201*年催化裂化装的平均剂耗是0.87Kg/t，201*年催化裂化装的平均催化剂消耗0.9Kg/t。最高的是青岛石化
厂2＃1.62Kg/t；其次是北海分公司1.45Kg/t、岳阳石化总厂ARGG1.44Kg/t；剂耗最低的是广州分公司1＃催化仅0.41Kg/t；其次是长岭炼化分公司1＃0.43Kg/t、茂名分公司3＃0.43Kg/t。
与201*年相比，催化剂消耗有所增加，主要原因有：（1）为多产液态烃，需要增加反应深度，提高催化剂的活性有利于增产液态烃，因而新鲜催化剂的补充速率加大。（2）个别企业是由于操作不当，导致催化剂出现异常大量跑损，造成消耗高。（3）对催化原料管理存在一定问题，由于原油电脱盐装脱盐效果差，造成催化装催化剂重金属或钙污染。催化剂的失活速度加快，为了维持系统催化剂的活性在一定的水平，新鲜催化剂的补充增加。（4）一部分催化装（10套）改造为MIP装后，需要更换MIP专用催化剂，使得催化剂消耗增加。（5）催化剂的制造质量有待提高，部分企业的催化装使用催化剂存在强度不足而破碎，导致自然跑损增加。
3.6装长周期运行
201*年催化装仅出现7次非计划停工，其中操作事故1起，设备问题3起，辅助系统事故3起。装长周期运行取得了良好的成绩。较201*年去年因反应沉降器结焦导致非计划停工的状况有所好转。说明各企业在防止反应系统结焦及焦块脱落方面，取得了一定的成效。
3.7装技改技措
为满足成品油质量标准升级的要求，201*年起股份公司对一批催化裂化装进行了MIP、MIP-CGP、FDFCC改造。到201*年底，已经有10套装完成了MIP改造，并转入正常生产。201*年MIP及FDFCC改造装的总处理能力达到1395万吨，占集团公司催化能力的28.3%；股份公司改造装的总处理能力1215万吨，占股份公司催化能力的28.1%。预计到201*年底，将有14套催化裂化装完成MIP或MIP-CGP改造，对集团公司汽油质量升级具有良好的作用。
此外，还有一批装进行了节能技术改造，例如巴陵ARGG对烟机进行了整体更新，主风机消耗功率由改造前的1100～1200KW下降到300～400KW，充分回收了烟气压力能，改造效果非常显著。济南对1＃催化新增了强制循环蒸发器，实现再生烟气热量全部回收，余热锅炉蒸汽产量比改造前增加8吨/时，装能耗降低6个单位。
4存在问题和差距分析
4.1继续强化管理，减少非计划停工
201*年共出现7次催化裂化装的非计划停工事件（参见下表），累计停工事件58.8天；与去年相比停工次数减少了3次，停工时间减少了5.5天。
表5催化裂化装非计划汇总表
序号时间12345671月2日1月18日7月26日9月8日10月1日10月3日企业西安茂名2＃洛阳2＃北海西安长岭1＃原因操作原因，造成主风低流量自保动作料腿穿孔，催化剂跑损双动滑阀导轨部分螺栓断裂，阀杆严重弯曲电气开关崩烧操作失误造成催化剂跑损电气施工误操作造成装波动，焦块脱落衬里脱落，堵塞再生滑阀事故类型仪表误操作设备设备电气误操作电气操作设备12月12日杭州从上表中可以看出，仪表、电气故障及设备施工安装质量因素导致的停工次数居于多数；工艺原因导致停工的则主要是新进股份公司的企业，原因是误操作。
通过对股份公司部分企业的调研，201*年企业在仪表、电气、设备维护、工艺操作等方面技术水平在总体上有一定的下滑趋势。造成上述问题的原因有几方面：一是企业对仪电设备的管理有所滑坡。二受检维修改制等因素的影响，出现部分人员流失，总体技术水平出现下降。三是企业的设备检维修质量有不尽人意，部分企业在检修后不久就出现了设备故障；如福建，检修后开工不久烟机出现故障，随后二再分布环出现磨损；说明在催化装的特殊设备检修过程中，检查验收水平有待进一步提高。四是操作人员的基本技能有待进一步加强。西安违章操作，导致停工；长岭电气误操作导致停工。提高人员的技术水平是确保装安全运行的重要内容，特别是事故预案演练将是以后培训工作中避免次生事
友情提示：本文中关于《中石化公司第四小组见习总结》给出的范例仅供您参考拓展思维使用，中石化公司第四小组见习总结：该篇文章建议您自主创作。
来源：网络整理 免责声明：本文仅限学习分享，如产生版权问题，请联系我们及时删除。
《中石化公司第四小组见习总结》
由互联网用户整理提供,转载分享请保留原作者信息,谢谢!
http://m.bsmz.net/gongwen/636464.html
- 上一篇：拌合站站长职责
- 下一篇：广播站总结