大连锦源常减压操作规程完成版

-1-第一章工艺技术规程第一节装置流程1.1装置简介常减压蒸馏在炼油加工总流程中具有重要的作用，常被称为“龙头”装置。近年来，国内外常减压蒸馏技术不断进步，在原油深拔、产品质量提高、节能、环保和安全技术方面取得了丰硕的结果，尤其在装置大型化、蒸馏塔构件的改造和先进设备的应用方面，创造了许多新的技术方法，如出现了两段闪蒸、初馏塔加压操作等新技术；完善了轻烃回收工艺；这些新技术、新方法的应用，使得装置加工损失率降低，能耗下降，常减压蒸馏装置的技术进步，促进了炼油生产综合效益的提高。本装置采用闪蒸塔、常压塔、常压汽提塔、减压塔的流程。本装置主要有如下几部分组成：电脱盐系统闪蒸和常压分馏系统、减压分馏系统、加热炉及烟气余热回收系统。本装置供水系统共设新鲜水、循环水、除氧水、脱盐水、生活水、净化水等六个系统。其新鲜水作为冲洗设备用水；循环水作为冷却用水；脱盐水作为机泵冷却水、塔顶注水、配制三剂、补充电脱盐注水；生活水作为饮用水；净化水作为电脱盐注水。本装置蒸汽系统共分为两个压力等级管网。1.0Mpa级蒸汽由系统供给：供抽真空器、燃料油雾化及扫线消防之用。装置自产0.3Mpa蒸汽经加热炉过热后作汽提蒸汽、不足部分由1.0MPa蒸汽管网补充1.2工艺原理常减压蒸馏是原油加工的第一道工序，采用的方法是蒸馏。蒸馏是根据原油中各组分沸点不同，将原油反复地使用加热汽化和去热冷凝相结合的手段使其部分或完全分离的过程。它是利用液体混合物中各组分沸点和蒸汽压（即相对挥发度）的不同，在精馏塔内，将液体混合物中各组分进行分离的方法。轻组分不断汽化上升而提浓，重组分不断冷凝下降而提浓，相互间不断进行传热传质，在塔顶得到纯度较高的轻组分产物，在塔底得到纯度较高的重组分产物。它是实现分-2-离目的的一种最基本也是最重要的手段。在蒸馏操作中，可归纳为：闪蒸（平衡汽化）、蒸馏、精馏。1.3工艺流程说明1.3.1常压部分原油40℃自罐区经原油泵P-1101/AB升压至1.9MPa后以150425kg/h的流量，在原油流量与闪蒸塔底液位串级控制下进入电脱盐前换热器组。40℃原油分两路经E-1101/A、E-1101/B（原油－常顶油气换热器）换热至60℃后汇合一路依次经E-1102（原油－常一线换热器）换热至66℃、E-1103/AB（原油－减一减顶循换热器）换热至77℃、E-1104（原油－常二线〈Ⅱ〉换热器）换热至81℃、E-1105（原油-减二线换热器）换热到88℃、E-1106（原油-常三线〈Ⅱ〉换热器）换热至95℃、E-1107（原油-减三线换热器）换热至105℃，最后经E-1108/A-C（原油-碱渣〈Ⅳ〉换热器）换热到137℃后进入电脱盐罐V-1101、V-1102进行脱盐脱水，脱后原油控制原油含盐≯2mg/l，原油含水≯2%，原油经电脱盐后温度降为132℃，流量为150425kg/h进入脱后原油换热器组。依次经E-1109（脱后原油－减二减一中〈Ⅱ〉换热器）换热至141℃、E-1110（脱后原油－常二线〈Ⅰ〉换热器）换热至147℃、E-1111/AB（脱后原油－常一中换热器）换热至160℃、E-1112/AB（脱后原油－减二减一中〈Ⅰ〉换热器）换热至173℃、E-1113/AB（脱后原油－碱渣〈Ⅲ〉换热器）换热至203℃、E1114/AB（脱后原油－常二中〈Ⅱ〉换热器）换热至210℃、E-1115（脱后原油-常三线〈Ⅰ〉换热器）换热至215℃，最后经E-1116/AB(脱后原油-减三减二中〈Ⅱ〉换热器)换热至240℃。换热升温到240℃的脱后原油进入闪蒸塔C-1101,闪蒸塔塔顶压力约为0.1MPa，温度约为237℃的闪顶油气以2264kg/h的流量进入常压塔第27层塔板。237℃的闪底油经闪底油泵P-1102/AB抽出升压至2.64MPa与热源换热，闪底油以148161k）依次经E-1117/AB（闪底油－常二中〈Ⅰ〉换热器）换热至245℃、E-1118/AB（闪底油－减压渣油〈Ⅱ〉换热器）换热至261℃、E-1119/AB（闪底油－减三减二中〈Ⅰ〉换热器）换热至280℃、E-1120/A-D（闪底油－碱渣〈Ⅰ〉换热器）换热至327℃后以148161kg/h的流量均分两路进入常压炉，油品出炉温-3-度约370℃后合并一路去常压塔。闪底油进入常压塔第4层塔板后进行气液传质传热，根据馏程对各馏分进行分离。常压塔塔顶124℃油气均分为两路经E-1101A、E-1101B（原油－常顶油气换热器）换热至96℃后合并一路依次经A-1101/ABCD（常顶空冷器）冷却至60℃、E-1131/AB（常顶油气冷却器）冷却至40℃进入常顶产品罐进行油水分离，分离出的常顶油经常顶回流泵P-1103/AB抽出升压至0.5MPa后，一部分在温度和流量串级控制下作为常顶回流以12994kg/h的流量返回常压塔顶部，另一部分以3016kg/h的流量去精制车间，分离出的含硫污水由P-1128/AB抽出升压至0.75MPa以2496kg/h的流量送出装置。常顶不凝气去常顶瓦斯罐V-1110。控制常顶压力0.07Mpa。为减少设备管线的腐蚀，在塔顶进行注胺、注缓蚀剂、注水。常一线油温度约189℃，从常压塔第36、38层塔板在汽提塔液位控制下自流进入常压汽提塔上段，采用380℃、0.3MPa过热蒸汽进行汽提。常一线油气返回常压塔第39层，常一线191℃油由常一线油泵P-1104/AB抽出，升压至1.18MPa后经E-1102（原油-常一线换热器）换热至105℃、E-1132（常一线水冷器）冷却至50℃送出装置。常二线油温约为269℃从常压塔第24/26层塔板在汽提塔液位控制下自流进入常压汽提塔中段，采用380℃、0.3MPa过热蒸汽进行汽提。常二线油气返回常压塔第27层塔板，汽提后的常二线255℃油由常二线油泵P-1105/AB升压至1.26MPa抽出，依次经E-1110（脱后原油－常二线〈Ⅰ〉换热器）换热至170℃、E-1104（原油－常二线〈Ⅱ〉换热器）换热至112℃、E-1133(常二线水冷器)冷却至50℃后送至灌区。常二线流量为9020Kg/h。常三线330℃油从常压塔第12、14层塔板在汽提塔液位控制下自流进入常压汽提塔下段，采用380℃、0.3MPa过热蒸汽进行汽提，常三线油气返回常压塔第16层塔板，汽提后的常三线316℃油由常三线油泵P-1106/AB升压至1.24MPa后抽出，依次经E-1115（脱后原油-常三线〈Ⅰ〉换热器）换热至239℃、E-1106（原油-常三线〈Ⅱ〉换热器）换热至138℃、E-1134（常三线水冷器）冷却至50℃后，以7640Kg/h的流量出装置。常一中油由常一中油泵P-1108AB自常压塔第30层塔盘抽出，温度约229℃，压力约为0.84MPa，以31619kg/h的流量经E-1111/AB（脱后原油－常一中换热-4-器）换热至169℃后返回常压塔第33层塔盘上。常二中油由常二中油泵P-1109/AB自常压塔第18层塔盘抽出，压力约为0.83MPa，温度约291℃，以31216kg/h的流量依次经E-1117/AB（闪底油－常二中〈Ⅰ〉换热器）换热至255℃、E-114/AB(脱后原油－常二中〈Ⅱ〉换热器)换热至221℃后返回常压塔第21层塔盘上。363℃的常压塔底油经常底油泵P-1107/AB抽出升压至1.65MPa后以120806kg/h的流量经流量均匀控制分两路进入减压炉F-1102，升温到约400℃后合并一路送往减压塔C1104。1.3.2减压部分自减压炉来的常底油进入减压塔内，进行减压操作。75℃减顶油气依次经减顶一级抽空器EJ-1122，E-1123/AB（减顶增压冷凝器）冷却至40℃后进行气液分离，液相(油和水)经大气腿进入减顶油分水罐V-1104，未凝气体经二级抽空器EJ-1124、E-1125(减顶一级抽空冷凝器)冷却后再进行气液分离，液相(油和水)经大气腿进入减顶一级油分水罐V-1104，减顶瓦斯去瓦斯罐V-1111，分离出的减顶油由减顶油泵P-1115以214kg/h的流量送出装置，分离出的含硫污水由减顶水泵P-1116AB送出装置。本装置采用蒸汽抽真空流程，蒸汽温度约为250℃，压力为1.0MPa，经三级抽真空后，保持减压塔顶操作压力控制在2.67MPa。为减少设备管线的腐蚀，在塔顶进行注水、注胺、注缓蚀剂。减一线及减顶循152℃油以31320kg/h的流量由减一线及减顶循油泵P-1110/AB从第一层集油箱抽出升压到1.18MPa后分两路，一路以7800kg/h的流量作为塔的内回流返回减压塔第二段填料上部，另一路以23520kg/h的流量经E-1103/AB（原油－减一减顶循换热器）换热到106℃，再经E-1135（减一线水冷器）冷却到50℃后分两路，一路以17570kg/h的流量返回到减压塔第一段填料上部，另一路以5950kg/h的流量送出装置。减二线及一中249℃油由减二线及一中油泵P-1111/AB从减压塔第二层集油箱抽出，升压至1.26MPa后，以40885kg/h的流量依次经E-1112/AB（脱后原油－减二线及一中〈Ⅰ〉换热器）换热至207℃、E1109（脱后原油－减二线及一中〈Ⅱ〉换热器）换热到178℃后分两路，一路以22995kg/h的流量作为回流返回减压塔第三段填料上部；另一路以17890kg/h的流量依次经E-1105（原油-减-5-二线换热器）换热到124℃、E-1136AB（减二线水冷器）冷却至80℃后送出出装置。减三线及二中310℃、流量105688kg/h的油经减三线及二中油泵P-1112/AB从减压塔第三层集油箱抽出，升压至1.69MPa后分两路，一路作为内回流返回减压塔第五段填料上部，另一路依次E-1107（原油-减三线换热器）换热至138℃、E-137（减三线水冷器）冷却至80℃后送出出装置。减压过汽化油由减压过汽化油泵P-1114/AB从减压塔第四层集油箱抽出，升压至2.04MPa后分两部分，一部分作为液相回流重回塔内，另一部分与减三线油混合抽出装置。385℃减压渣油在塔底液位控制下由减压渣油泵P-1113/AB抽出，升压至2.04MPa于减压过汽化油合并后，以81343kg/h的流量依次经E-1120/A-D（闪底油－碱渣〈Ⅰ〉换热器）冷却至295℃、E-1118/AB（闪底油－减压渣油〈Ⅱ〉换热器）冷却至265℃、E-1113/AB（脱后原油－碱渣〈Ⅲ〉换热器）冷却至209℃、E-1108/A-C（原油-碱渣〈Ⅳ〉换热器）冷却至150℃，最后经E-1138（减压渣油水冷器）冷却到90℃后送到罐区。1.4工艺原则流程图（PFD）工艺流程图见附录-6-第二节工艺指标2.1原料指标原油脱后含水≯0.2%，脱后原油含盐≯2.0mg/L2.2主要操作条件控制项目控制指标测量仪表原油电脱盐罐操作温度℃135闪蒸塔操作压力MPa0.15操作温度℃237进料温度℃240常压炉入口温度℃310出口温度℃365常压塔塔顶温度℃119塔顶压力MPa0.13进料温度℃365塔底温度℃355减压炉入口温度℃363出口温度℃385减压塔塔顶温度℃70塔顶压力KPa1.3塔底温度℃370汽化段压力KPa3.32.3装置消耗及能耗指标2.3.1装置总消耗-7-序号项目单位消耗量备注1燃料kg/h2电kW31.0MPa蒸汽t/h40.3MPa蒸汽t/h5新鲜水t/h6循环水t/h7脱盐水t/h8除氧水t/h9净化水t/h10净化空气m3n/min11非净化空气m3n/min120.6MPa氮气m3n/min2.3.2常减压部分消耗序号项目消耗量燃料低热值单位能耗单位耗量小时耗量或能耗指标MJ/t原料千克标油/t原料单位数量单位数量单位数量1燃料油Kg/tKg/hMJ/Kg2电kWh/tkWh/hMJ/kWh31.0MPa蒸汽t/tt/hMJ/t40.3MPa蒸汽t/tt/hMJ/t50.3MPa蒸汽t/tt/hMJ/t-8-6除氧水t/tt/hMJ/t7脱硫净化水t/tt/hMJ/t8循环水t/tt/