PGRP1-3A-0CEI-110-PRO-001-DEP-0001 C00常減壓蒸餾裝置工藝部分工藝說明書_圖文

1、 此文件未經(jīng) CEI 書面許可不得擴散至第三方 JL ZC54 000-06 中國石油廣西石化 1000萬噸/年煉油工程第一聯(lián)合裝置 常減壓蒸餾裝置工藝部分D0 C00供使用 胡 軍 劉登峰 韓 冰 20080330版 次目 的編 制校 對審 核日 期中 國 石 油 廣 西 石 化 公 司文件編號PGRP1-3A-0CEI-110-PRO-001-DEP-0001版次C00編 制 胡 軍 校 對 劉登峰 審 核 韓 冰 目 錄1 概述. 3 1.1 設(shè)計依據(jù). 3 1.2 設(shè)計范圍. 3 1.3 裝置概況. 3 1.4 設(shè)備總臺數(shù). 4 1.5 主要技術(shù)經(jīng)濟指標. 41.6 詳細設(shè)計對基礎(chǔ)設(shè)計

2、的修改. 52 原料、輔助材料及產(chǎn)品. 6 2.1 原料性質(zhì). 6 2.2 輔助材料技術(shù)規(guī)格. 62.3 產(chǎn)品性質(zhì). 123 物料平衡. 134 主要操作條件. 175 工藝流程簡述. 176 消耗指標及能耗. 23 6.1 公用工程消耗. 23 6.2 化學(xué)藥劑消耗. 31 6.3 能耗計算. 326.4 節(jié)能措施及能耗分析. 337 界區(qū)條件. 348 分析化驗. 35 1 概述1.1設(shè)計依據(jù)1 關(guān)于廣西石化1000萬噸/年煉油工程1000萬噸/年常減壓蒸餾裝置20萬噸/年聚丙烯裝 置硫磺回收聯(lián)合裝置及部分系統(tǒng)項目初步設(shè)計的批復(fù)石油辦字2007357號; 2 中國石油廣西石化公司1000萬

3、噸/年煉油工程1000萬噸/年常減壓裝置、20萬噸/年聚 丙烯裝置、動力站及部分系統(tǒng)工程初步設(shè)計審查會審查意見及其答復(fù);3 與業(yè)主及相關(guān)設(shè)計單位的有關(guān)會議紀要;4 來自業(yè)主及各相關(guān)設(shè)計單位的傳真和設(shè)計條件等依據(jù)性文件;5 供貨商提供的有關(guān)資料。1.2設(shè)計范圍設(shè)計范圍為常減壓蒸餾裝置界區(qū)內(nèi)的全部內(nèi)容及與裝置有關(guān)的公用工程系統(tǒng)等。變配電室 及 DCS 控制室不在本單元設(shè)計范圍內(nèi)。1.3裝置概況1.3.1 裝置規(guī)模一期工況加工量為 1000×104t/a,二期工況加工量為 1200×104t/a。裝置設(shè)計操作彈性為 60%110%。1.3.2 建設(shè)性質(zhì)裝置為新建裝置。1.3.3

4、裝置組成裝置主要由換熱、電脫鹽、閃蒸、常壓爐、常壓塔系統(tǒng)、減壓爐、減壓塔系統(tǒng)、三注等部 分組成。1.3.4 裝置年開工時數(shù)裝置設(shè)計年開工時數(shù)為 8400小時,運轉(zhuǎn)周期按三年一大修考慮。裝置生產(chǎn)制度為連續(xù)生產(chǎn),實行四班三倒制。1.3.5 裝置原料一期工況下裝置所加工原料為蘇丹 1/2/4區(qū)混合原油; 二期工況下裝置所加工原料為沙輕、 沙中混合原油,混合比例為 1:1。1.3.6 產(chǎn)品方案一期工況裝置的主要產(chǎn)品有直餾石腦油、航煤餾份、柴油餾份、減壓蠟油、減壓渣油、燃 料油等。二期工況裝置的主要產(chǎn)品有直餾石腦油、航煤餾份、柴油餾份、減壓蠟油和減壓渣油等。 1.4設(shè)備臺數(shù)裝置主要設(shè)備數(shù)量見表 1.4-

5、1。表 1.4-1 裝置主要設(shè)備數(shù)量序號 設(shè)備分類 單位 數(shù)量 備注一 靜設(shè)備1 塔器 座2 容器 臺3 換熱器 臺小計二 動設(shè)備1 壓縮機 臺2 泵 臺小計總計1.5主要技術(shù)經(jīng)濟指標裝置主要技術(shù)經(jīng)濟指標見表 1.5-1。表 1.5-1 裝置技術(shù)經(jīng)濟指標數(shù)值序號 指標名稱 單位一期 二期備注1 設(shè)計規(guī)模 1042 消耗指標2.1 原料 1042.2 主要輔助材料2.3 循環(huán)水2.4 除氧水 數(shù)值序號 指標名稱 單位一期 二期備注2.5 凈化水2.6 凈化風 Nm 32.7 非凈化風 Nm 3/h 最大 600 最大 600 間斷2.8 氮氣 Nm 3/h 最大 500 最大 500 間斷2.9

6、 標準燃料2.10 電2.11 3.5MPa 蒸汽2.12 1.0MPa 蒸汽3 裝置占地面積 ×133=239404 三廢排放4.1 含油污水4.2 含硫污水4.3 煙氣 Nm 35 裝置定員 人6 裝置綜合能耗1.6詳細設(shè)計對基礎(chǔ)設(shè)計的修改在詳細設(shè)計階段,根據(jù)具體情況及工程需要,對基礎(chǔ)設(shè)計做了適當修改和補充,主要有: 1 出于安全考慮,在閃蒸塔底、常壓塔底、減壓塔底、汽提塔底及各回流罐底增設(shè)緊急切 斷閥,在火災(zāi)事故時緊急切斷用。2 每張PFD圖補充介質(zhì)物性、溫度、壓力等數(shù)據(jù)。3 增加了阻垢劑注入系統(tǒng),阻垢劑分別注入閃蒸罐底及常壓塔底抽出線上。4 將E208A/H分開成E208A/

7、F和E210A/B,E208A/F用于燃料油及減壓渣油出裝置冷卻, E210A/B用于減三線油(重蠟油冷卻出裝置。5 增加富胺液閃蒸罐,用于將富胺液中溶入的減頂氣閃蒸出去。6 增加凝結(jié)水回收系統(tǒng),將裝置內(nèi)1.0MPa蒸汽產(chǎn)生的凝結(jié)水回收,閃蒸出0.4MPa蒸汽回收 利用,低低壓凝結(jié)水送出裝置。 此表未經(jīng) CEI 書面許可不得擴散至第三方 JL ZC54 000-062 原料、輔助材料及產(chǎn)品 2.1 原料性質(zhì)一期工況裝置加工的原料為蘇丹 1/2/4區(qū)混合原油。 蘇丹原料性質(zhì)見表 2.1-1、表 2.1-2。表 2.1-1 蘇丹 124區(qū)混合原油的性質(zhì)序號分析項目單位分析結(jié)果34.882 密度 3

8、80 2/3 運動粘度 100 2/4 凝點 34 5 閃點(開口646 殘?zhí)?3.57 7 碳 86.22 8 氫 13.62 9 硫 0.05 10 氮0.0911 酸值 0.32 12 鹽 /L3.513 蠟含量 29.2 14 膠質(zhì) 9.7 15瀝青質(zhì)0.2 4.86.2<0.10.4<0.1 16 金屬含量1.817 特性因數(shù) 18原油類別低硫石蠟基 此表未經(jīng) CEI 書面許可不得擴散至第三方 JL ZC54 000-06表 2.1-2 蘇丹 124區(qū)混合原油實沸點蒸餾數(shù)據(jù)折射率 運動粘度,mm 2/s S 含量 N 含量 序 號 沸點范圍 每餾分 密度g/cm3(20凝

9、點 20 702040特性 因數(shù) 相關(guān) 指數(shù) API 度 酸值 (mgKOH/g g/gg/g 1.369012.77.485.5<0.2*18.5<0.3 1.38114.677.6<0.2*17.9<0.3 1.391712.968.1<0.2*17.0<0.3 1.402810.164.80.2*10.6<0.3 1.41049.161.10.2*10.1<0.3 1.41649.358.00.2*16.2<0.31.42051.27 12.310.055.60.2*17.30.51.42611.51 12.311.153.2<

10、0.0217.10.41.43371.951.43 12.214.049.4<0.0234.70.71.44072.701.88 12.214.846.6<0.0230.40.51.44803.822.5117.143.50.0351.01.111.45355.443.3817.841.30.08112.94.1101.45547.594.4615.240.80.17162.87.5191.460410.846.0115.939.10.28282.215.730 1.44579.7316.336.90.38368.351.444 1.455320.233.10.38383.2170

11、.646 1.458219.232.10.47457.7220.749 1.461819.831.00.46500.6329.9>50 1.465421.129.70.53584.7533.2>50 1.466420.529.40.59615.4712.423 > 1.5072179.20 20.91100.0 24 損失*:酸度 此表未經(jīng) CEI 書面許可不得擴散至第三方 JL ZC54 000-06二期裝置加工的原料為沙輕/沙中=1:1混合原油。 沙特輕質(zhì)原油性質(zhì)見表 2.1-3、表 2.1-4。表 2.1-3 沙特輕質(zhì)原油的性質(zhì)序號分析項目單位分析結(jié)果32.72 密度

12、350 2/3 運動粘度 80 2/4 凝點-245 酸值 0.04 6 水分 痕跡 7 灰分 0.006 8 殘?zhí)?4.45 9 蠟含量 3.36 10 硫 1.91 11 氮 0.09 12 膠質(zhì) 3.26 13 瀝青質(zhì) 1.48 14鹽/L81.085.150.0418.4 15金屬含量0.1116 原油類別含硫中間基 此表未經(jīng) CEI 書面許可不得擴散至第三方 JL ZC54 000-06表 2.1-4 沙特輕質(zhì)原油實沸點蒸餾及各窄餾分性質(zhì)占原油%(m/m 折射率 運動粘度,mm 2/s 序號 沸點范圍 每餾分 總收率 密度g/cm3(20凝點 20 70 20 50 100 特性 因

13、數(shù) 相關(guān)指數(shù) API 度粘重 常 數(shù) 1 <65 3.41 0.6330 1.3635 90.3 2 65100 3.90 7.31 0.6864 1.3883 12.5 7.3 73.2 3 100130 4.37 11.68 0.7232 1.4075 12.2 13.1 63.0 4 130145 2.12 13.80 0.7448 1.4185 12.1 16.4 57.4 5 145160 2.66 16.46 0.7564 1.4252 12.0 17.7 54.5 6 160180 3.40 19.86 0.7680 1.4327 12.0 18.6 51.7 7 1802

14、00 3.46 23.32 0.7810 1.4385 12.0 20.0 48.7 8 200230 5.18 28.50 0.7956 1.4455 1.789 12.0 21.5 45.4 9 230240 1.68 30.18 0.8042 1.4507 2.335 12.0 21.6 43.6 10 240250 1.71 31.89 0.8107 -34 1.4539 2.763 12.0 22.8 42.2 11 250275 4.50 36.39 0.8248 -25 1.4610 3.511 11.9 26.4 39.2 12 275300 4.47 40.89 0.8399

15、 -14 1.4700 5.152 11.9 29.4 36.2 13 300320 3.23 44.09 0.8479 -6 1.4747 7.252 11.9 29.9 34.6 14 320350 5.49 49.58 0.8660 1 1.484511.52 11.8 35.0 31.2 15 350370 3.68 53.26 0.8824 10 1.4763 6.864 2.518 11.8 39.5 28.2 0.8398 16 370395 4.14 57.40 0.8885 17 1.4796 10.04 3.229 11.8 39.8 27.1 0.8437 17 3954

16、25 4.86 62.26 0.8994 23 1.4860 16.46 4.435 11.9 41.9 25.2 0.8530 18 425450 4.20 66.46 0.9199 25 1.4970 37.79 7.323 11.8 48.8 21.7 0.8720 19 450500 8.27 74.73 0.9313 27 1.5050 11.77 11.8 50.8 19.9 0.8793 20 500530 3.78 78.51 0.9457 1.5143 23.23 11.8 54.2 17.6 0.8873 21 530560 3.00 81.51 0.9562 1.5220

17、 36.60 11.8 56.9 16.0 0.9075 22>56018.3199.821.0009 此表未經(jīng) CEI 書面許可不得擴散至第三方 JL ZC54 000-06沙特中質(zhì)原油性質(zhì)見表 2.1-5、表 2.1-6。表 2.1-5 沙特中質(zhì)原油的性質(zhì)序號分析項目單位分析結(jié)果30.82 密度 350 2/3 運動粘度 80 2/4 凝點-75 酸值 0.24 6 水分 痕跡 7 灰分 0.010 8 殘?zhí)?5.67 9 蠟含量 3.10 10 硫 2.42 11 氮 0.12 12 膠質(zhì) 10.60 13 瀝青質(zhì) 1.84 14鹽/L121.8811.100.0631.40 15

18、金屬含量0.1516 原油類別高硫中間基 此表未經(jīng) CEI 書面許可不得擴散至第三方 JL ZC54 000-06表 2.1-6 沙特中質(zhì)原油實沸點蒸餾及各窄餾分性質(zhì)占原油%(m/m 折射率 運動粘度,mm 2/s 序 號 沸點范圍 總收率 密度g/cm3(20凝點 20 70 20 50 100 特性 因數(shù) 相關(guān) 指數(shù) API 度 氮 g/g 硫 g/g 1 <65 3.71 3.71 0.6357 1.3642 89.31 228 2 65100 3.74 7.45 0.6842 1.3878 12.56.3 73.91 243 3 100130 4.00 11.45 0.7233

19、1.4070 12.213.262.91 313 4 130145 2.12 13.57 0.7454 1.4190 12.116.757.22 452 5 145160 2.30 15.87 0.7572 1.4256 12.018.154.32 615 6 160180 3.02 18.89 0.7695 1.4325 12.019.451.43 845 7 180200 3.20 22.09 0.7790 1.4380 12.019.149.23 1244 8 200230 4.46 26.55 0.7956 1.4455 1.785 12.021.545.43 2112 9 23024

20、0 1.34 27.89 0.8046 1.4502 2.312 12.021.843.53 3530 10 240250 1.40 29.29 0.8096 -33 1.4540 2.745 12.022.342.44 4470 11 250275 4.39 33.68 0.8241 -25 1.4611 3.503 11.926.139.47 6362 12 275300 3.65 37.33 0.8387 -14 1.4688 5.086 11.928.936.418 10229 13 300320 3.44 40.77 0.8482 -6 1.4738 7.413 11.930.034

21、.641 11067 14 320350 5.06 45.830.8667 2 1.485012.24 11.835.331.1134 16382 15 350370 3.79 49.62 0.8842 10 1.4780 7.313 2.638 11.840.427.916 370395 3.25 52.87 0.8904 18 1.4800 10.56 3.262 11.840.626.8349 19588 17 395425 4.78 57.65 0.8994 26 1.4850 17.10 4.576 11.941.925.2516 21600 18 425450 3.60 61.25

22、 0.9209 32 1.4968 44.11 8.053 11.749.321.6709 23500 19 450500 7.99 69.24 0.9288 37 1.5021 12.04 11.849.620.3917 25400 20 500530 3.45 72.69 0.9447 38 1.5132 23.46 11.853.817.81400 28500 21 530555 2.56 75.25 0.9548 42 1.5190 35.99 11.956.416.21600 31300 22>55524.6299.871.0044300042100 此表未經(jīng) CEI 書面許可

23、不得擴散至第三方 JL ZC54 000-062.2 輔助材料技術(shù)規(guī)格1 甲基二乙醇胺 分子式: C5H 13NO 2 分子量: 119.16 沸點: 247 密度(20: 1047.8 kg/m3 粘度(20: 101 cP 常用溶液濃度:30 wt% 2 破乳劑性狀:黃色或黃褐色液體 密度(20 :9501050 kg/m3 粘度(40 : 10.5 cp pH 值:5.58.0 3 緩蝕劑性狀:黃色或黃褐色液體 密度(20 :9501050 kg/m3 粘度(40 : 10.5 cp pH 值:5.58.0 4 中和劑 性狀:液體密度(20 :9501050 kg/m3 粘度(40 :

24、10.5 cp pH 值:10.012.0 5 阻垢劑密度(20 : 800950 kg/m3 粘度(40 : 50mm 2/s 凝點: -20 6 磷酸三鈉 分子式: Na3PO 4 分子量: 164 純度: 95% 2.3產(chǎn)品性質(zhì)裝置常壓產(chǎn)品的性質(zhì)見表 2.3-1、表 2.3-2。表 2.3-1裝置常壓產(chǎn)品的性質(zhì)(一期性質(zhì) 單位 石腦油 常一線油 常二線油 常三線油 減一線油 比重 D(20/4 0.70890.75760.7963 0.82360.8216粘度(50 mm 2/s 0.96 2.19 5.16 5.0 粘度(100 mm /s 0.65 1.35 2.48 2.5 凝點

25、na -16 16 14 閃點(開口 44(閉口 73 116 120 ASTM D86 5% 63 170 214 281 286 10% 93 172 223 293 295 30% 111 180 239 314 313 50% 124 186 252 326 322 70% 138 191 266 337 331 90% 154 201 291 356 343 95% 161 206 305 365 347 98% 168 213 318 374 356表 2.3-2裝置常壓產(chǎn)品的性質(zhì)(二期性質(zhì) 單位 石腦油 常一線油 常二線油 常三線油 減一線油 比重 D(20/4 0.69370.

26、77590.8115 0.86070.8602粘度(50 mm /s 0.96 1.75 4.91 4.79 粘度(100 mm 2/s 0.59 0.93 1.95 1.91 凝點 -54 -36 -11 -11 閃點(開口 44 67 112 118 ASTM D86 5% 28 170 206 277 217 10% 45 172 215 292 226 30% 89 180 230 312 249 50% 109 186 243 324 270 70% 125 191 258 337 298 90% 149 201 280 358 338 95% 156 206 291 370 354

27、 98% 165 213 303 383 370此表未經(jīng) CEI 書面許可不得擴散至第三方 JL ZC54 000-06 裝置減壓產(chǎn)品的性質(zhì)見表 2.3-3、表 2.3-4。表 2.3-3裝置減壓產(chǎn)品的性質(zhì)(一期性質(zhì) 單位 減二線油 減三線油 減壓渣油 比重 D(20/4 0.8591 0.8745 0.9242 粘度(50 mm 2/s 14.8 35.0 2790 粘度(100 mm 2/s 4.7 8.8 188 凝點 42 50 60 閃點(開口 167 212 258 ASTM D1160 293 448 546 319 456 565 363 480 622 405 496 676

28、 454 518 740 489 550502 568530 586表 2.3-4裝置減壓產(chǎn)品的性質(zhì)(二期性質(zhì) 單位 減二線油 減三線油 減壓渣油 比重 D(20/4 0.9078 0.9371 1.0586 粘度(50 mm 2/s 23.97 130.33 1.08×107粘度(100 mm 2/s 5.41 14.09 3022 凝點 11 24 83 閃點(開口 170 202 258 ASTM D1160 300 427 549 322 441 565 370 476 615 398 499 671 427 523 740 469 557491 572525 587說明:以

29、上各表中餾程及比重為工藝包提供數(shù)據(jù),其它數(shù)據(jù)來自原油評價此表未經(jīng) CEI 書面許可不得擴散至第三方 JL ZC54 000-06 此表未經(jīng) CEI 書面許可不得擴散至第三方 JL ZC54 000-063 物料平衡一期裝置的物料平衡按年加工 1000萬噸蘇丹 1/2/4區(qū)混合原油計算,年開工時間按 8400小時。二期裝置的物料平衡按年加工 1200萬噸沙輕/沙中混合原油計算, 年開工時間按 8400小時。 裝置物料平衡見表 3.0-1、表 3.0-2。表 3.0-1 裝置物料平衡(一期序號 物料名稱 實沸點餾份 收 率 流 量 一 入方w%kg/ht /d104t/a1 蘇丹混合原油1000.

30、00合計 1000.00 二 出方 1 常頂氣 0.00 41 0.984 0.03 2 常頂油 7.63 90800 2179.2 76.27 3 常一線油 165-200 3.26 38800 931.2 32.59 4 常二線油 200-300 14.48 172400 4137.6 144.82 5 常三線油 300-3509.641148002755.296.436 減頂氣7 減頂油 0.00 59 1.416 0.05 8 減一線油 350-370 3.70 44000 1056 36.96 10 減二線油 370-480 18.28 217600 5222.4 182.78 11

31、 減三線油 480-540 10.45 124400 2985.6 104.50 12 減壓渣油 >540 32.56 387600 9302.4 325.56 13 合計100.00119050028572.01000.00注:1、物料平衡中未考慮原油中含水和加工損失(與 PFD 數(shù)據(jù)略有差別 ; 2、常二線物料平衡中不包括循環(huán)柴油量。 表 3.0-2 裝置物料平衡(二期序號 物料名稱 實沸點餾份收 率 流 量一 入方 w% kg/h t /d104t/a 1 沙輕沙中混合原油 34286.41200.00 合計 34286.41200.00 二 出方1 常頂氣 0.023007.20

32、.252 常頂油 17.112445005868205.383 常一線油 165-200 4.6566500159655.864 常二線油 200-300 15.622232005356.8187.495 常三線油 300-350 10.461494003585.6125.506 減頂氣7 減頂油 0.03500120.428 減一線油 350-370 3.5050000120042.00 10 減二線油 370-465 14.692099005037.6176.32 11 減三線油 465-540 10.581511003626.4126.92 12 減壓渣油 >540 23.3433

33、32007996.8279.86 13 合計 100.00142860034286.41200.00注:1、物料平衡中未考慮原油中含水和加工損失(與 PFD 數(shù)據(jù)略有差別 ;2、常二線物料平衡中不包括循環(huán)柴油量。 4 主要操作條件主要操作條件見表 4.0-1、表 4.0-2。表 4.0-1 主要操作條件(一期名 稱 單位 指標 名 稱 單位 指標 原油進裝置溫度 50 常二中油抽出溫度 251 原油進裝置流量 kg/h 1190500 常二中油返回溫度 219 原油電脫鹽溫度 142 常二中油循環(huán)量 kg/h 896735 原油電脫鹽操作壓力 MPa(g 1.62常壓爐入口溫度 301 減壓爐

34、出口溫度 399 常壓爐出口溫度 358 減壓塔頂壓力 mmHg(a 10 減壓塔頂溫度 63 閃蒸罐進料溫度 158 減壓塔底溫度 357 閃蒸罐頂壓力 MPa(g 0.310 減一線抽出溫度 122 閃蒸罐頂溫度 158 減二線抽出溫度 233 閃蒸罐底溫度 158 減三線抽出溫度 309 減一線流量 kg/h 44000 常壓塔頂壓力 MPa(g 0.14 減二線流量 kg/h 217608 常壓塔頂溫度 157 減三線流量 kg/h 124400 常壓塔底溫度 350 減一中抽出溫度 122 常一線抽出溫度 192 減一中返回溫度 49 常二線抽出溫度 251 減一中循環(huán)量 kg/h

35、283231 常三線抽出溫度 313 減二中抽出溫度 233 常頂石腦油流量 kg/h 90811 減二中返回溫度 198 常一線油流量 kg/h 38809 減二中循環(huán)量 kg/h 710833 常二線油流量 kg/h 172400減三中抽出溫度 309 常三線油流量 kg/h 114905 減三中返回溫度 264 常一中油抽出溫度 192 減三中循環(huán)量 kg/h 983850 常一中油返回溫度 145 過汽化油流量 kg/h 68627 常一中油循環(huán)量 kg/h 502530 減壓渣油流量 kg/h 387600 表 4.0-2 主要操作條件(二期名 稱 單位 指標 名 稱 單位 指標 原

36、油進裝置溫度 40 常二中油返回溫度 207原油進裝置流量 kg/h 1434500 常二中油循環(huán)量 kg/h 938746 原油電脫鹽溫度 143 常三中油抽出溫度 307原油電脫鹽操作壓力 MPa(g 1.62 常三中油返回溫度 276常壓爐入口溫度 290 常三中油循環(huán)量 kg/h 568157 常壓爐出口溫度 357減壓爐出口溫度 409閃蒸塔進料溫度 152 減壓塔頂壓力 mmHg(a 10閃蒸塔頂壓力 MPa(g 0.414 減壓塔頂溫度 63閃蒸塔頂溫度 152 減壓塔底溫度 357閃蒸塔底溫度 152 減一線抽出溫度 122減二線抽出溫度 237常壓塔頂壓力 MPa(g 0.1

37、4 減三線抽出溫度 298常壓塔頂溫度 161 減一線流量 kg/h 50000 常壓塔底溫度 349 減二線流量 kg/h 209908 常一線抽出溫度 194 減三線流量 kg/h 151100 常二線抽出溫度 242 減一中抽出溫度 122常三線抽出溫度 307 減一中返回溫度 49常頂石腦油流量 kg/h 241532 減一中循環(huán)量 kg/h 315397 常一線流量 kg/h 66551 減二中抽出溫度 237常二線流量 kg/h 223200減二中返回溫度 187常三線流量 kg/h 149557 減二中循環(huán)量 kg/h 452578 減三中抽出溫度 298常一中油抽出溫度 194

38、 減三中返回溫度 251常一中油返回溫度 135 減三中循環(huán)量 kg/h 127650 常一中油循環(huán)量 kg/h 513133 過汽化油流量 kg/h 74048 常二中油抽出溫度 242 減壓渣油流量 kg/h 3332005 工藝流程簡述1 原油換熱及閃蒸部分原油(50/40自原油罐區(qū)的原油泵升壓后進入裝置,分為兩路,其中一路原油經(jīng)過換熱 器 E101A、E102A/C、E103A、E104A、E106A 換熱后溫度升高至 142/143;另一路原油經(jīng)過換熱 器 E101B、E102B/D、E103B、E104B、E106B 換熱后溫度升高至 142/143。兩路原油合并為一路, 然后依次

39、經(jīng)過一級電脫鹽罐 D102、 二級電脫鹽罐 D103進行脫鹽脫水。 脫鹽后的原油又分為兩路。一路脫后原油經(jīng)過換熱器 E114A/B,溫度升高至 161/157;第 二路脫后原油經(jīng)過換熱器 E113A/B,溫度升高至 161/157。經(jīng)過調(diào)節(jié)閥后兩路原油合并為一路 溫度為 158/152進入閃蒸罐。閃頂油氣通過管道進入常壓塔的常三線抽出板下。閃底油經(jīng)閃底泵 P102A/B抽出升壓后經(jīng)流量分配調(diào)節(jié)閥分為兩路。一路閃底油經(jīng)換熱器 E110A/B、E112A/B、E108A/C、E115A/C、E109A/B(二期 、E116A/D,換熱至 301/290;另一 路閃底油經(jīng)換熱器 E110C/D、E1

40、12C/D、E108D/F、E115E/G、E109C/D(二期 、E116E/H,換熱至 301/290。兩路閃底油合并為一路,再經(jīng)過流量調(diào)節(jié)閥分為十二路,進入常壓爐 F101,經(jīng)常壓爐加熱 至 358/357后進入常壓塔 C101進行分離。2 常壓蒸餾部分常壓塔頂設(shè)計溫度為 157/161, 設(shè)計壓力為 0.14MPa (g 。 常壓塔頂油氣采用兩級冷凝冷卻流程。 常頂油氣經(jīng)原油-常頂油氣換熱器 E102A/D換熱至 126后進入常頂回流罐 D105,分離出的氣相經(jīng)常 頂油氣空冷器 A101和后冷器 E120冷凝冷卻后進入常頂產(chǎn)品罐 D101進行氣液分離, 液相由常頂回流泵 P110A/B

41、抽出后作為塔頂回流返回常壓塔頂或至常頂空冷器入口。 常頂產(chǎn)品罐頂出來的不凝氣經(jīng)常頂氣 壓縮機 K101升壓、 冷卻后與常頂油再接觸。 罐底抽出常頂油由泵送至壓縮機出口與常頂氣在加壓條件 下在再接觸罐 D107中再一次接觸以吸收常頂氣中的輕烴 (在操作需要時可將一部分作為冷回流返回常 壓塔 。 再接觸罐頂?shù)牟荒龤馑椭?FCC 裝置的氣壓機入口緩沖罐, 罐底液相經(jīng)泵 P113A/B升壓后, 作為 直餾石腦油送至石腦油加氫裝置。常一線油自常壓塔 C101第 16層塔板下集油箱自流進入常一線油汽提塔 C104。 C104采用重 沸器汽提, 用常三線油作為汽提塔重沸器 E118的熱源。 從汽提塔頂出來的

42、氣相返回常壓塔 C101第 14層板上。汽提塔液相由常一線油泵 P107A/B抽出,經(jīng)常一線油-熱水換熱器 E119換熱至 89/89,再經(jīng)常一線油冷卻器 E121冷卻至 45/45后作為直餾航煤出裝置。常二線油自常壓塔 C101第 27層塔板下集油箱自流進入常二線汽提塔 C103,采用過熱蒸汽 汽提。汽提后的氣相返回常壓塔第 25層板上,液相由泵 P106A/B抽出,經(jīng)原油-常二線油換熱 器 E103A/B換熱至 140(二期 190,再經(jīng)常二線油-熱水換熱器 E123換熱至 140后分兩 路,一路(總流量的 80%直接至下游柴油加氫裝置,另一路經(jīng)常二線油空冷器 A104A/F,冷 卻至 5

43、0/50后出裝置至中間罐區(qū), 冷卻后的柴油還有一部分經(jīng)泵 P120A/B升壓作為循環(huán)柴油至 輕烴回收裝置。常三線油自常壓塔第 36層塔板下集油箱自流進入常三線汽提塔 C102,采用過熱蒸汽汽提。 汽提后的氣相返回常壓塔第 34層塔板上,液相由常三線油泵 P105A/B抽出,經(jīng)常一線重沸器 E118、脫后原油-常三線(II換熱器 E104A/B換熱至 170(二期 180 ,再經(jīng)常三線油-熱 水換熱器 E122換熱至 140/140,分兩路,一路(總流量的 80%并入常二線至下游裝置,另 一路經(jīng)常三線油空冷器 A105A/F,冷卻至 50/50后并入常二線油出裝置至中間罐區(qū)。常一中油自常壓塔第

44、16層塔板下集油箱由常一中油泵 P108A/B抽出升壓后分為兩路, 分別 經(jīng)原油-常一中油換熱器 E101A 和 E101B 換熱至 172/145后,再合并為一路后再經(jīng)常一中油空 冷器 A102A/D冷卻至 144/135返回常壓塔第 14層。常二中油自常壓塔第 27層塔板下集油箱由常二中油泵 P104A/B抽出后分為兩路, 分別經(jīng)閃 底油-常二中換熱器 E112A/B和 E112C/D換熱至 219/207 ,然后合并為一路返回常壓塔第 25層塔盤上。二期還增設(shè)常三中回流系統(tǒng)。常三中油自常壓塔第 36層塔板下集油箱由常三中油泵P118A/B抽出后分為兩路,分別經(jīng)閃底油-常三中油換熱器 E1

45、09A/B和 E109C/D換熱至 286后 合并為一路,再經(jīng)過常三中蒸汽發(fā)生器 E117溫度降至 276,返回常壓塔第 34層塔板上。 常壓重油由常底油泵 P103A/B抽出后經(jīng)過流量調(diào)節(jié)閥分為八路,進入減壓爐 F201,經(jīng)減壓 爐加熱至 399/409后進入減壓塔 C201進行分離。3 減壓部分減壓塔頂溫度設(shè)計為 63/63,殘壓為 10mmHg。從減壓塔頂出來的減頂油氣經(jīng)增壓器增壓 后, 再經(jīng)過減頂增壓器冷凝器 E211A/B冷凝冷卻至 38/38, 凝縮油和凝結(jié)水經(jīng)大氣腿流入減頂 分水罐 D201, 未凝氣體經(jīng)減頂一級抽空器升壓,再經(jīng)減頂一級冷凝器 E212冷凝冷卻至 45/45, 液

46、相經(jīng)大氣腿流入減頂分水罐,氣相分兩路并聯(lián),互為備用。一路經(jīng)減頂二級抽空器升壓,再經(jīng) 減頂二級冷凝器 E213冷凝冷卻至 49/49,液相經(jīng)大氣腿流入減頂分水罐,氣相也進入減頂分 水罐氣相空間;另一路經(jīng)減頂真空泵 P210升壓送至減頂水封罐。減頂水封罐內(nèi)的減頂油經(jīng)減頂 油泵 P207A/B升壓后作為輕污油送出裝置。減頂氣至減頂氣壓縮機系統(tǒng) K201,升壓至 0.5MPa 后,經(jīng)過減頂氣胺接觸罐 D204脫硫,硫含量達標的減頂氣與高壓瓦斯混合進瓦斯分液罐 D115。 D204中分離的液相返回減頂分水罐 D201。減一線及減一中油由減一線及減一中油泵 P205A/B自減壓塔第 I 段填料下集油箱抽出

47、升壓, 分為兩路,一路作為產(chǎn)品并入直餾柴油線出裝置,或并入蠟油線出裝置。另一路作為減一中回 流經(jīng)減一中油空冷器 A201A/J和減一線油冷卻器 E203冷卻至 49/49返回減壓塔頂部。 減二線及減二中油由減二線及減二中泵 P204A/B自減壓塔第 III 段填料下集油箱抽出升壓, 分為兩路, 一路作為減二中回流經(jīng)換熱器 E110A/D換熱至 198返回減壓塔第三段填料上部。 另 一路經(jīng)換熱器 E114A/B、 E209換熱至 140/140, 后分為兩路, 一路出裝置直接送至蠟油加氫裂 化裝置作原料,另一路再經(jīng)蠟油冷卻器 E205A/C冷卻至 90/90出裝置至罐區(qū)。減三線及減三中油由減三線

48、及減三中泵 P203A/B自減壓塔第 IV 段填料下集油箱抽出升壓, 經(jīng)換熱器 E115A/G換熱至 268/253, 然后分為兩路, 一路作為減三中回流再經(jīng)過減三中蒸汽發(fā) 生器 E201溫度降至 264/251返回減壓塔;另一路再經(jīng)換熱器 E113A/B、E204換熱,溫度降至 140/140,經(jīng)減三線產(chǎn)品泵 P212A/B升壓,再分為兩路,一路出裝置直接送至催化裂化裝置作 原料,另一路出裝置至中間原料罐區(qū)。減壓過汽化油由過汽化油泵 P202A/B自減壓塔第 V 段填料下集油箱抽出升壓,送至減壓塔 汽提段上部。減壓渣油由減壓渣油泵 P201A/B抽出, 經(jīng)換熱器 E116A/H換熱至 296

49、/293后分為兩路, 一 路返回減壓塔底作急冷油, 另一路繼續(xù)經(jīng)換熱器 E108A/F換熱至 232/227后又分為兩路, 一路 返回過汽化油泵入口, 另一路經(jīng)換熱器 E104A/B換熱至 170/180后, 分為兩路, 一路作為催化 熱原料直接送至催化裂化裝置,另一路可直接出裝置至中間原料罐區(qū)。一期還分出一路作為燃 料油,經(jīng)過 E208換熱器至 95/95,送至全廠燃料油管網(wǎng)。4 氣體壓縮部分常頂氣設(shè)壓縮機。常頂產(chǎn)品罐 D101頂?shù)某ｍ敳荒龤饨?jīng)常頂氣壓縮機 K101A/B壓縮升壓至 0.3MPa,常頂產(chǎn)品罐 D101底的常頂油經(jīng)常頂產(chǎn)品泵升壓,與升壓后的常頂氣混合,經(jīng)冷卻器冷 至 40,進常

50、壓尾氣再接觸罐。罐頂氣體送催化裂化裝置處理(正常無量 ,罐底吸收了輕烴的 直餾石腦油送至石腦油加氫及輕烴回收裝置,回收輕烴。本裝置減壓塔頂氣由于含硫化氫,裝置內(nèi)設(shè)減頂氣壓縮機,將減頂氣壓縮升壓并脫硫后送 加熱爐作燃料,保護環(huán)境。減頂分水罐 D201頂?shù)臏p頂不凝氣經(jīng)減頂氣壓縮機 K201壓縮升壓至 0.5MPa, 送至減頂氣胺接觸罐 D204, 進行脫硫處理。 脫硫后的減頂不凝氣被送至瓦斯分液罐 D115作為加熱爐燃料。5 減頂氣脫硫部分采用醇胺法溶劑脫硫工藝。脫硫溶劑選用國內(nèi)新開發(fā)的復(fù)合型甲基二乙醇胺(MDEA溶劑。 進入減頂氣胺接觸罐 D204的減頂氣, 在 D204的上部的脫硫塔中與濃度為

51、 25%的復(fù)合型甲基二乙 醇胺(MDEA溶液逆向接觸,氣體中的硫化氫被溶劑吸收,脫除硫化氫的凈化氣自 D204上部的 脫硫塔頂排出,送至瓦斯分液罐 D115。含硫化氫的富 MDEA 溶液自塔底送至富胺閃蒸罐 D206進 行閃蒸,將 MDEA 溶液中攜帶的不凝氣閃蒸出來,富胺液由罐底的富胺泵抽出送至溶劑再生裝置 進行再生。減頂氣脫硫部分不再設(shè)置溶劑再生系統(tǒng),貧胺液由溶劑再生裝置直接提供,富胺液送到溶 劑再生裝置集中處理。6 一脫三注部分凈化水自裝置外引入電脫鹽注水罐 D121后, 由脫鹽注水泵 P117A/B升壓后經(jīng)過換熱器 E127、 E209、E204換熱至 135/119后,注入二級電脫鹽

52、混合器前;二級電脫鹽排水的 70%經(jīng)二級電 脫鹽排水循環(huán)泵 P116A/B升壓后注入一級電脫鹽罐混合器前,同時二級電脫鹽排水的 30%經(jīng)二 級電脫鹽排水加壓泵 P115A/B升壓注入 E101A/B之前的原油管線上。一級電脫鹽罐排水經(jīng)電脫 鹽注水-排水換熱器 E127換熱至 105/103后,經(jīng)電脫鹽排水空冷器 A110冷卻至 60/60,再 經(jīng)電脫鹽排水除油罐 D129除油后出裝置。桶裝破乳劑自裝置外倉庫運至裝置,用氣動泵加入到破乳劑配制儲罐 D125AB 中,用凈化水 配成一定濃度的溶液, 由注破乳劑泵 P124AB 抽出, 一級脫鹽破乳劑的 30%注入到原油泵出口總 管,70%注入到一級電脫鹽入口注水點之后,二級脫鹽破乳劑注入二級電脫鹽罐入口注水點之 后。桶裝緩蝕劑自裝置外倉庫運至裝置,由氣動泵加入到緩蝕劑配制儲罐 D126AB