新建常压操作规程

1第一章装置简介一、装置简介常压蒸馏装置是由中国石油集团工程设计有限责任公司大连分公司设计，于2010年4月8日破土动工，设计能力为70万吨/年，年开工时间8000小时，操作弹性70~120%。为了节约项目建设成本，本套装置的闪蒸塔和常压蒸馏塔分别利旧原常减压装置的抽提塔和减压塔。本装置主要以大庆原油为原料，经常压蒸馏生产常顶油、常一线馏分油、常二线馏分油、常三线馏分油、溶剂油和常压渣油。常顶油作为非临烃装置原料；常一线馏分油作为煤油出厂或与柴油调合成不同牌号的柴油出厂；常二线馏分油作为尿素脱蜡原料；常三线馏分油作为调合柴油出厂或并入常压渣油作为催化裂解原料，常底油作为催化裂解原料。二、装置工艺原理（一）、换热系统本项目采用的主要节能措施如下：a）合理分配中段回流取热比例是回收热量的重要手段。中段回流尽量抽出高温为热源并使其以最小的温差返塔，热量才能够更好的利用，本项目常压塔取热比例如下：顶回流：常一中：常二中=30.0：32.0：38.0b)提高拔头油换热终温，是节省燃料的主攻方向，它决定了装置的能耗水平。如果拔头油换热终温提高1℃，加工每吨原油可节省0.11kg燃料（加热炉效率按90%计）。本次改造采用窄点技术换热网络软件，模拟优化设计过程，使原油一次换热温度达到225℃，换热终温达到298℃，可有效降低装置能耗。C）在优化换热过程的同时，尽量采用近年来国内已开发并工业化的传质传热高效设备，如螺纹管换热，提高传热带来的换热面积庞大问题，同时减少工程投资费用。d）为进一步降低装置的总能耗，部分低压电机配变频器。e）加热炉采用余热回收系统，预热空气以提高加热炉效率。f）充分利用装置低温热加热新建罐区用热水，降低装置能耗。（二）、加热炉系统为了降低加热炉的燃料消耗，2003年10月将原加热炉上的热管式空气预热器更换为无机传热空气预热器（大连熵立得），使最终排烟温度降到150℃，加热炉热效率达到89.5%。加热炉采用2台闪底油-燃料气油气联合燃烧器，型号为COM-D-F-300。一台为闪底油-燃料气-低压瓦斯油气联合燃烧器，型号为COM-D-F-LP-300，改善了燃烧状况。在自控方面采取DCS操作系统，增加了炉膛氧含量分析仪，使加热炉始终保持良好的经济运行工况状态。（三）、电脱盐系统2电脱盐部分采用沈阳新电脱盐设备制造厂的三级SCB—2型半笼式电脱盐技术。SCB—2型半笼式电脱盐技术可以增加原料油在强电场中的停留时间以强化油水分离，使各种原油都达到较好的脱盐脱水效果，并降低装置能耗。（四）、常压系统闪顶油气直接进入常压塔，第17层塔盘，塔顶油气采用了二次冷凝方法，常压塔顶回流采用冷回流方式。（五）、仪表系统本装置采用DCS进行过程检测与控制，该DCS性能较好，使用灵活，具有丰富的控制运算功能。三、工艺流程说明一、常压蒸馏工艺原理利用原油中各组分的沸点不同，将原油加热到一定温度，送入常压精馏塔，在塔的进料段进行一次汽化，汽化后，汽相部分上升到塔的精馏段，液相部分下降到塔提馏段。在精馏段，上升汽相与塔顶打入的与之不平衡的液相回流，在塔板（或填料上）逆向接触，使液相中的轻组分不断多次汽化，汽相中的重组分不断多次冷凝，最后从塔顶和侧线分别得到轻重不同的组分。在提馏段(对于各侧线来说是气提塔各段)从塔底吹入的过热水蒸汽,使下降液相的油气分压减小,液相中的轻组分被充分蒸出,同时液相被提浓,从而保证了轻组分的收率。常压渣油由常底抽出，作为催化裂解原料。二、工艺流程简述（一）、换热部分原油自罐区55℃自流入装置，经原油泵（P101A、B）分两路换热，一路经原油—常一油换热器（E101），原油—常一中油（Ⅱ）换热器（E102A,B）,原油—常压渣油1路（Ⅵ）换热器(E-103A,B),原油—常一中油1路（Ⅰ）换热器(E-104A,B)换至135℃；另一路经原油—常三油（Ⅱ）换热器(E-201)，原油—常二油换热器（E202A,B），原油—常压渣油2路（Ⅵ）换热器(E-203A,B),原油—常一中油2路（Ⅰ）换热器(E-204A,B)换至144℃。两路原油换热后混合为一路，温度140℃，进入一、二、三级电脱盐脱水罐（D101A,B,C）脱盐脱水。脱后原油分两路换热，一路经脱盐油—常压渣油1路（Ⅴ）换热器(E-105A,B)，脱盐油—常二中油（Ⅱ）换热器(E-106A,B),脱盐油—常压渣油1路（Ⅳ）换热器(E-107A,B),脱盐油—常压渣油1路（Ⅲ）换热器(E-108A,B),脱盐油—常二中油1路（Ⅰ）换热器(E-109)换至227℃；另一路经脱盐油—常压渣油2路（Ⅴ）换热器(E-205A，B)，脱盐油—常三油（Ⅰ）换热器（E-206A,B），脱盐油—常压渣油2路（Ⅳ）换热器（E-207A,B），脱盐油—常压渣油32路（Ⅲ）换热器（E-208A,B），脱盐油—常二中油2路（Ⅱ）换热器（E-209A,B）换至223℃。两路原油混合后225℃，进入闪蒸塔（C-101）。闪顶油气入常压塔(C-102)17层塔盘上，闪底油由闪底泵（P-102AB）抽出分两路换热：一路经闪底油—常压渣油1路（Ⅱ）换热器(E-110A,B)，闪底油—常压渣油1路（Ⅰ）换热器(E-111A,B)换至298℃；另一路经闪底油—常压渣油2路（Ⅱ）换热器(E-210A,B)，闪底油—常压渣油2路（Ⅰ）换热器(E-211A,B)换至298℃。两路闪底油混合后进常压炉（F-101）被加热至365℃后入常压塔（C-102）。（二）、常压分馏部分常顶油气122℃由常压塔（C-102）顶馏出，经低温水—常底油气换热器（E-301A,B）冷却至87℃，经常顶冷却器（E-302A,B）冷却至40℃，进入常顶回流罐（D-102）进行气液分离，常顶不凝气送加热炉作燃料气，常顶油经常顶抽出泵（P-103AB）后分两路，一路冷回流返回常压塔；另一路作产品送往罐区。溶剂油自常压塔五层100℃抽出，进入溶剂油缓冲罐（D-103）,经溶剂油泵（P-109AB）抽出，经过溶剂油冷却器（E-308A,B）温度降至40℃送至罐区。常一线油自常压塔（C-102）的第10块塔盘以145℃抽出，进入常压汽提塔（C-103）上段，油气自塔顶馏出返回常压塔第8块塔盘；常一线油从汽提塔底170℃抽出，至常一线泵（P-104AB）与原油—常一油换热器（E-101）换热，再经常一线冷却器（E-303）冷却到40℃送至罐区。常二线油自常压塔第24块塔盘以230℃抽出入汽提塔中段，油气馏出后返回常压塔第21块塔盘；常二线油自塔底以227℃抽出，入常二线泵（P-106AB）与原油—常二油换热器（E-202A,B）换热，再经常二线冷却器（E-304）冷却到50℃送至罐区。常三线自常压塔第36块塔盘以298℃抽出，入汽提塔下段，油气馏出后返回常压塔第33块塔盘，常三线油自塔底300℃抽出，经常三线泵（P-108AB）与脱盐油—常三油（Ⅰ）换热器（E-206A,B），原油—常三油（Ⅱ）换热器（E-201），再同常三线冷却器（E-305）冷却到60℃送至罐区。常一中油自常塔15块塔盘以196℃抽出，经常一中泵（P-105AB）后与原油—常一中油1路（Ⅰ）换热器（E-104A,B），原油—常一中油2路（Ⅰ）换热器（E-204A,B）降至134℃，再经原油—常一中油（Ⅱ）换热器（E-102A,B）降至116℃返回常压塔第13块塔盘。常二中油自常压塔第29块塔盘以278℃抽出，经常二中泵（P-107AB）后分别与脱盐油—常二中油1路（Ⅰ）换热器（E-109）和脱盐油—常二中油2路（Ⅱ）换热器（E-209A,B）到233℃，再经脱盐油—常二中油（Ⅱ）换热器（E-106A,B）降温至186℃返回常压塔第27块塔盘。常底油由常底油泵（P-110AB）以356℃抽出分两路换热：一路（A路）先后与闪底油—4常压渣油1路（Ⅰ）换热器（E-111A,B），闪底油—常压渣油1路（Ⅱ）换热器（E-110A,B），脱盐油—常压渣油1路（Ⅲ）换热器（E-108A,B），脱盐油—常压渣油1路（Ⅳ）换热器（E-107A,B），脱盐油—常压渣油1路（Ⅴ）换热器（E-105A,B），原油—常压渣油1路（Ⅵ）换热器（E-103A,B）降至119℃，再经低温水—常压渣油换热器（E-306A,B）降到90℃；另一路（B路）先后与闪底油—常压渣油2路（Ⅰ）换热器（E-211A,B），闪底油—常压渣油2路（Ⅱ）换热器（E-210A,B），脱盐油—常压渣油2路（Ⅲ）换热器（E-208A,B），脱盐油—常压渣油2路（Ⅳ）换热器（E-207A,B），脱盐油—常压渣油2路（Ⅴ）换热器（E-205A,B），原油—常压渣油2路（Ⅵ）换热器（E-203A,B）降到132℃，再经低温水—常压渣油换热器（E-306C,D）降至90℃两路合并去罐区。（三）、一脱三注部分破乳剂经破乳剂装料泵（P1025）打入破乳剂配制罐（D105AB）,与水按比例配成溶液，一级破乳剂由破乳剂泵（P114AB）自破乳剂配制罐（D105AB）抽出,送到原油泵（P101AB）入口或一级注水泵入口。二级破乳剂由破乳剂泵（P114AB）自破乳剂配制罐（D105AB）抽出,送到二级电脱盐罐（D101B）入口。复用水自地下管线进入电脱盐注水罐（D104），一级注水由V1004(加热到80℃)抽出，经一级注水泵（P1020B）注入一级电脱盐罐。二级脱盐注水由V1005(加热到80℃)抽出，经泵（P1021）抽出，经一级、二级排水与二级注水换热器（E1034AB）加热后注入二级电脱盐罐（V1001B）。二级脱盐罐排水回注一级时，二级排水经脱盐注水罐（V1004）跨线，进入一级脱盐注水泵（P1020B），注入一级脱前原油管线。一级脱盐排水经（E1034AB）冷却后排至含油冷水系统。防腐剂经装料泵打入防腐剂配制罐（D106AB）,与水按比例配成溶液，配好后经塔顶注剂泵（P115AB）送至常压塔顶油气挥发管线。塔顶产品及回流油罐（D102）水包内冷凝水经常顶注水泵（P117AB）直接排人含油污水井。四、工艺指标（一）原料指标1、原料性质原料大庆混合原油密度（20℃）g/cm30.863运动粘度50℃mm2/s24.41开口闪点℃26凝点℃285备注：设计电脱盐设备要满足盐含量200mgNaCl/L，水含量5.0%（质量分数）原料油的分离要求。2、原油实沸点蒸馏序号沸点范围℃收率wt%累计收率wt%1初馏点2HK～701.511.51370～1001.933.444100～1201.084.525120～1401.656.176140～1602.128.297160～1902.6910.98残碳%（质量分数）3.1水份%（质量分数）0.1灰份%（质量分数）0.012蜡含量%(质量分数)26.5酸值mgKOH/g0.03碳含量m%(质量分数)氢含量m%(质量分数)硫含量m%(质量分数)0.11氮含量m%(质量分数)0.2微量元素ppm铁5.55镍3.32钒＜0.05砷0.06沥青质0.13胶质m%(质量分数)10.6饱和烃m%(质量分数)芳烃m%(质量分数)含盐量mgNaCl/L3.9原油类别石蜡基原油API31.76机械杂质%（质量分数）0.01568190～2103.8914.879210～2303.3818.2510230～2603.4321.6811260～2802.9624.6412280～3002.5727.2113300～3303.4430.6514330～3502.3132.9615350～3804.3537.3116380～4000.7638.0717400～4201.2939.3618420～4403.9543.3119＞50043.9987.320损失0.6187.913、燃料气组成气体组成，V%H238.331N24.134CO0.072C157.319C20.144合计100.00（二）、半成品、成品指标项目单位石脑油溶剂油轻柴油馏分脱蜡原料重柴油馏分密度20℃馏出口温度℃≮80≮120≮160≮220≯310