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炼油一厂相关资料
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一、燕山石化概况
2.1
简介
中国石油化工股份有限公司北京燕山分公司,简称燕山石化,坐落于北京市房山区,地处京广线旁边,具有十分便利的陆路、铁路运输条件。
公司于2000年4月25日随中国石化股份有限公司重组设立,主要业务为石油炼制、石油产品的储运销售、石油化工技术和催化剂的研究、开发。
2.2 发展规模
燕山分公司是中国特大型燃料-润滑油-化工原料型综合性炼油企业之一,拥有30多套生产装置。
主要包括三大系统:
⑴三套常减压蒸馏装置能力为850万吨/年。
⑵燃料油生产装置。
主要包括:
三套重油催化裂化装置,加工能力为400万吨/年;中压加氢裂化装置,设计加工能力为130万吨/年;宽馏份重整装置,设计加工能力为60万吨/年;铂重整装置,设计能力为15万吨/年;天然气制氢装置,设计能力为2万立方米/时;汽油加氢装置,设计能力22万吨/年;柴油加氢精制装置,设计能力为100万吨/年;气体分馏装置,设计加工能力为40万吨/年。
⑶润滑油装置。
主要生产装置包括70万吨/年丙烷脱沥青装置、52万吨/年酮苯脱蜡装置、两套糠醛精制装置、20万吨/年润滑油白土补充精制装置、6万吨/年石蜡加氢精制装置。
2.3 产品与服务
燕山分公司每年可向社会提供汽油、柴油、煤油、润滑油、石蜡等33个品种75个牌号的石油化工产品;其中全精炼石蜡、60号食品蜡、石油甲苯、导热油等产品获得国家金奖或银奖;有27种产品曾获国家、部、市级优质产品称号,产品畅销全国各地,石蜡、甲苯等产品还远销欧、美、亚洲的国家和地区,在国内外用户中享有较高的声誉。
汽油全部实现了高标无铅化,汽油、柴油质量达到了欧洲Ⅱ号质量标准。
银催化剂产品在美国和欧盟等国家和地区获得了专利,其性能居世界领先水平。
燕山分公司拥有橡塑新材料合成国家工程研究中心和合成树脂质量监督检验中心两个国家级技术开发和鉴定机构;拥有一支从事情报调研、实验室研究、中间实验、过程控制、设备开发以及工业化装置基础设计的科研开发队伍,在石油化工催化剂、基本有机合成、高分子材料合成及应用、精细化工、水质处理、分析测试等领域具备了雄厚的科研开发能力。
燕山分公司研究开发的YS系列银催化剂在国内现有全部环氧乙烷/乙二醇装置上得到工业应用,占国内市场的85%以上;锂系橡胶聚合成套技术实现了向国内外的转让,水平均居国际先进水平。
燕山分公司研究开发的SBS、溶聚丁苯橡胶SSBR、MTBE合成及裂解制异丁烯技术、己烯-1等成套生产技术具备了工业化生产条件,已经或者正在实现工业化生产。
二、本装置介绍
2.1 概况说明
2.1.1 装置的地位、作用与装置的改造背景
燕化公司一直加工大庆原油,从原油资源供应情况看,燕化公司原油供应形势十分紧迫,随着大庆原油自然减产和中石油原油加工量的增加,供应中石化的大庆原油量也在逐年减少。
自2000年到2003年,大庆油田平均每年减产153.67万
改为800万吨/年(简称常减压蒸馏I装置又称新区蒸馏装置)。
常减压蒸馏I装置作为1000万吨/年改扩建工程的主要装置,担负着今后全场含硫原油一次加工的的重要任务。
其生产任务的完成情况、产品质量的好坏直接影响着后续装置的运行。
2.1.2 装置的主要构成
参照目前国内外常减压蒸馏工艺过程的现状和发展,根据所加工的混合原油特点、全厂总加工流程规划要求的产品方案和下游装置对原油的要求,本装置采用电脱盐-初馏塔-常压塔-减压塔的工艺路线。
改造后的常减压装置由电脱盐部分、初馏部分、常压部分、减压部分、原油换热网络部分、轻烃回收部分等六部分组成。
2.1.3 装置操作的技术数据
常减压蒸馏Ⅰ装置是由中国石化建设工程公司(SEI)设计,燕山建安公司承建,加工能力为800万吨/年。
装置于2005年12月建成。
装置操作的技术数据:
1、保持减压塔顶真空度的稳定,真空度指标为≮12mmHg,波动范围≯5mmHg; 2、控制减压塔顶温度≯70℃,波动±3℃,减顶回流量≮90t/h;
3、保持电脱盐罐脱盐压力的平稳,一般一级罐的压力为1.6MPa左右,二级罐4、压力为1.4MPa左右,保持拖延操作温度为110~140℃; 5、根据原油进料量调节脱盐注水量,注入量控制为原油量的3~6%;6、电脱盐罐的界位一般控制在20~50%;
7、控制蒸汽发生器的液面平稳,一般维持在50~60%左右。
2.1.4 装置的主要原料、产品与用途
常减压蒸馏I装置按照加工俄罗斯原油、阿曼原油和沙特轻质原油的混合原油(混合比例为3:
4:
3)设计,原油硫含量1.17wt%。
经常减压分流后的常一线去航煤加氢装置进行加氢,常二线去柴油加氢罐区作为柴油加氢原料,常三线和减顶油、减一线合并去加氢改质罐区,减二、三线蜡油作为加氢原料去加氢裂化罐区以及新建200万吨/年新区加氢裂化装置,减底渣油去新区焦化装置以及焦化罐区作为焦化原料。
2.2 工艺路线
2.2.1 装置工艺路线的特点
(1)本装置加工的几种进口原油含盐量一般不超过60mgNacl/L,装置设计采用吸收国外先进技术开发的二级高速电脱盐技术,确保原油脱后含盐不大于3mgNacl/L,含水不大于0.2%,排水含油不大于100ppm;
(2)初馏塔共有26层塔板,初侧与常一中返塔一起进常压塔34层,初馏塔采用提压方案,将原油中的轻烃在稍加压力的条件下溶于初顶油,初顶油经泵升压后去稳定塔回收其中的轻烃,石脑油去做重整原料,干气、液化气去焦化装置脱硫;
(3)常压塔选用板式塔,板内件采用国内先进高效导向浮阀塔盘。
常压塔内设50层塔盘,抽出3条侧线,承担石脑油、航空煤油,柴油的分离任务,设计常压拔出率为50.99%;
(4)根据生产方案要求,减压塔选用全填料内件。
减压塔内设5段填料及相应的气液分布器以及气体分布器。
为满足加氢裂化装置对原料中重金属含量、残炭、C7不溶物等指标的限制要求,优化了洗涤段液体分布器,洗涤油的喷淋量,洗涤段集油箱的设计。
减一线坐柴油加氢料或与减二、三线合并去蜡油加氢。
减压塔顶采用高效喷射式蒸汽抽空器加上机械抽真空混合真空系统,在保证减顶真空度的前提下,降低装置能耗。
减压塔顶的操作压力设计值为12mmHg(绝);(5)通过系统化的减压蒸馏技术,使装置在生产高质量馏分油的同时,达到深拔节能的目的。
采用“窄点”技术,对原油换热网络进行优化设计,充分利用装置余热,使原油换热终温达到295℃,并在不影响换热终温的前提下,利用合适温位的物流发生蒸汽装置供装置自用,会受低温余热,降低能耗。
在初馏塔顶、常压塔顶和减压塔顶设置了注氨、注水、住缓蚀剂等防腐措施。
加热炉采用热管式空气预热器,尽量降低加热炉排烟温度,使加热炉温度达到90%以上。
采用大直径低速转油线以及100%炉管吸收转油线热膨胀技术,减小减压转油线的压降和温降,从而降低低压炉的出口温度,延长减压炉的操作周期;
(6)本装置能耗为407MJ/t原油,国内常减压装置的平均能耗在461-502MJ/t左右。
国外常减压装置从文献上得到的资料来看最先进的能耗大约在440MJ/t左右。
因此本装置的能耗较低,在国内外处于领先水平。
2.2.2 基本原理
2.2.2.1 脱水脱盐原理
电脱盐是通过在原油中注水,使原油中的盐分溶于水中,再通过注破乳剂,破坏油水界面和油中固体盐颗粒表面的吸附膜,然后借助高压电场的作用,使水滴感应极化而带电,通过高压电场的作用,带不同电荷的水滴相互吸收,融合成较大的水滴,原油和水的分离是靠油水两种互不相容的液体密度不同的沉降分离,他们的分离基本上符合球形粒子在静止流体中自由沉降斯托克斯公式。
2.2.2.2 精馏原理和条件
加热混合物使其沸点较低的轻组分气化和冷凝,进行粗略分离的操作称为蒸馏。
同时并多次运用部分气化和部分冷凝,使各组分达到精确分离的操作成为精馏。
精馏的依据是液体混合物中各组分的挥发度有明显差异,即各组分的沸点不同。
精馏的实质是气相多次冷凝,液相多次气化进行传热传质。
精馏过程必须具备的条件是:
a、必须有气液两组份充分接触的场所,即塔板或填料; b、必须提供给精馏塔气相回流和液相回流;
c、接触的气液两相必须存在温度差和浓度差。
及液相必须温度低,轻组分含量高;气相必须温度高,重组分含量高;
d、每层塔板上气液两相必须同时存在,而且充分接触。
2.2.2.3 减压蒸馏原理
液体沸腾的必要条件是蒸汽压必须等于或者大于外界压力,因此,降低外界压力就相当于降低液体沸腾时所需要的蒸汽压,也就是降低了液体的沸点,压力越低,沸点降的越低。
如果采用抽真空的办法使整流过程在压力低于大气压条件下进行,降低油品的沸点,把原油中的较高沸点组分,在低于其裂解温度的条件下,其气化分馏出来,这就叫减压蒸馏。
2.2.2.4 传质传热原理
气液两相充分接触时,高温气相中的重组分被冷凝放热,而下降的液相回流中的轻组分被加热气化,结果上升的气相被下降的液相冷却,气相中重组分不断被冷凝除去,液相轻组分不断气化而提浓,这就是传质传热过程。
2.2.2.5 注剂的原理
原油中主要含有碳、氢两种元素,约占原有的95-99%,还有部分氧、硫、氮以及一些微量金属元素和非元素金属,如氯、砷,他们是以化合物形式存在于原料中的。
原油中的氯化物和硫化物在原油被蒸馏过程中受热分解或水解,产生硫化氢和氯化氢,还有有机酸等腐蚀介质,造成设备和管线的腐蚀。
在常减压蒸馏装置中,腐蚀可以产生在高温的重油部分,如:
减压炉管、塔底等;也可以发生在低温轻油部分,如常减压塔顶冷凝冷却系统的腐蚀,目前炼厂普遍采用“一脱三注”的防腐措施。
其中“一脱”是指脱盐脱水,即原油电脱盐又叫原油蒸馏前预处理;“三注”就是原油塔顶挥发线注氨、注缓蚀剂和注水。
氨、缓蚀剂、破乳剂、脱盐剂统称为常减压的辅助材料。
2.2.3 流程介绍
2.2.3.1 初馏系统
原油自装置外原油罐区来,经原油泵后分两路送入脱前原油换热系统。
脱前原油分别与初定循环油、常顶循环油、常一线油、常二线油、常三线油、减一线油、常一中油和常二中油进行换热,脱后原油分别与常一线油、常二线油、常三线油、常一中油、常二中油、减一线油、减二线油、减三线油、减一中油、减二中油和减渣油进行换热。
两路脱盐原油换热后合并进入初馏塔,混合后的脱盐原油温度为253℃。
初馏塔共26层塔板,合并后的脱盐原油从初馏塔第四层塔板送入塔内蒸馏。
初馏塔定的油气与原油换热到87℃,进入初顶空冷器冷凝冷却到60℃,再进过初顶水冷器冷凝冷却到40℃后进入初顶回流以及产品罐进行气液分离。
初顶不凝气从产品管顶部送至初顶气分液罐作为常压加热炉的燃料,初顶气也可进入压缩机入口分液罐经压缩机升压后去焦化装置脱硫;初顶油用初顶回流及产品泵从产品罐中抽出,一部分打回初馏塔顶做回流,另一部分送至轻烃回收部分回收其中的轻烃;产品罐中的水相与常顶回流及常压产品罐的水相一起作为含硫污水由常顶含硫污水泵送出装置。
初侧线油从初馏塔的第十六层或第十二层塔板送出,由初侧泵送至常压塔与常一中返塔线合并送入常压塔。
初底油从初馏塔顶抽出,经初低泵送入初底油换热系统换热。
初底油在换热前分成两路,与常二中油、常三线油、减二中油和渣油进行换热,温度达到295℃,再分八路送入常压炉加热,升温至358℃,进入常压塔第六层塔盘。
2.2.3.2 常压系统 凝气从产品管顶部送至初顶气分液罐作为常压加热炉的燃料,初顶气也可进入压缩机入口分液罐经压缩机升压后去焦化装置脱硫;初顶油用初顶回流及产品泵从产品罐中抽出,一部分打回初馏塔顶做回流,另一部分送至轻烃回收部分回收其中的轻烃;产品罐中的水相与常顶回流及常压产品罐的水相一起作为含硫污水由常顶含硫污水泵送出装置。
初侧线油从初馏塔的第十六层或第十二层塔板送出,由初侧泵送至常压塔与常一中返塔线合并送入常压塔。
初底油从初馏塔顶抽出,经初低泵送入初底油换热系统换热。
初底油在换热前分成两
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