350萬噸常減壓裝置培訓-1011

350萬噸/年常減壓裝置培訓

一聯(lián)合車間2010年11月

350萬噸/年常減壓裝置培訓裝置概況主要內容15操作條件工藝流程3工藝流程圖4原料、產品性質和物料平衡2QDPEC裝置概況主要內容15操作條件工藝流程3工藝流程圖4原料、產品2裝置概況針對高酸原油的特點和現(xiàn)有裝置實際情況，采用適宜的工藝技術和設備防腐技術，將該裝置改造為各項技術經濟指標均較先進的加工高酸原油的常減壓蒸餾裝置。QDPEC裝置概況針對高酸原油的特點和現(xiàn)有裝置實際情況，采用3裝置概況1、電脫鹽系統(tǒng)2、換熱系統(tǒng)3、加熱爐系統(tǒng)4、閃蒸、常壓塔系統(tǒng)5、減壓塔系統(tǒng)QDPEC裝置概況1、電脫鹽系統(tǒng)QDPEC4裝置概況主要設備：換熱器E空冷A機泵P容器V電脫鹽罐塔T加熱爐F壓縮機KQDPEC裝置概況主要設備：QDPEC5裝置概況閃蒸-常壓-減壓流程

考慮高酸原油石腦油含量低的特點，采用閃蒸-常壓-減壓方案，不設初餾塔。常、減壓塔采用高效塔內件和防腐材料

常、減壓塔采用適宜的高性能塔內件。塔板填料及內構件均選用適應部位的防腐材質。減壓采取適度深拔技術采用全填料干式減壓技術（包括高效填料、高效低壓降氣液分配器、液體收集器等）；在減一線填料段下設柴油分餾段保證減一線能生產柴油；減頂設置2組3級蒸汽抽空器。減壓蠟油為催化原料，減壓渣油為焦化原料，根據(jù)原料性質和總流程安排，減壓蒸餾按適度深拔設計，實際生產操作中可靈活調整。QDPEC裝置概況閃蒸-常壓-減壓流程QDPEC6裝置概況優(yōu)化換熱網絡和采用強化傳熱設備

應用窄點技術分析和優(yōu)化換熱網絡設計，并盡可能利舊原有換熱設備，部分換熱設備采用高效傳熱元件如雙弓板和螺旋折流板等強化傳熱；裝置發(fā)生0.4MPa低壓蒸汽自用，以降低裝置能耗。

加熱爐及煙氣余熱回收

利舊原常壓爐進行改造，新增減壓爐。加熱爐煙氣采用余熱回收，提高爐效率。保留原常壓爐余熱回收系統(tǒng)，新增減壓爐設獨立余熱回收設施。

采用低速減壓轉油線，爐管100%吸收轉油線熱脹。變頻調速技術

對負荷變化較大的低壓電機機泵采取變頻調速技術以節(jié)約電耗。QDPEC裝置概況優(yōu)化換熱網絡和采用強化傳熱設備QDPEC7原料、產品性質和物料平衡原料性質

常減壓裝置的原料為多巴和馬林高酸混合原油，混合比例為1：1?；旌显推骄嶂禐?.95mgKOH/g，其中馬林原油硫含量也較高，達到了0.77%（wt）。根據(jù)總工藝流程安排，考慮加工原料油性質變化的適應性，摻煉進口燃料油時，原油平均硫含量為0.91%（wt）。QDPEC原料、產品性質和物料平衡原料性質QDPEC8兩種原油及其混合后原油性質見表1-1。表1-1

混合原油性質項目巴西馬林原油多巴原油混合原油（1：1）數(shù)據(jù)來源石科院石科院石科院中試密度（20℃），g/cm30.93360.92270.9285API度19.5021.27粘度，mm2/s50℃70.27233.7(40℃)104.980℃26.9038.8332.04100℃19.1123.77-康氏殘?zhí)?，w%7.265.456.38硫含量，w%0.770.120.46氮含量，w%0.500.19凝點，℃-39-13酸值，mgKOH/g1.185.052.95蠟含量，w%1.412.1鹽含量，mgNaCl/L1303.216膠質，w%17.822.715.5瀝青質，w%3.0<0.11.1金屬含量，ppmFe3.412.49.6Ni19.610.916.0Ca-268129V25.51.116.9Pb<0.1<0.11.1石腦油收率（<180℃），％7.421.713.12（<175℃）柴油餾分收率（180～350℃），％℃），％22.6018.1522.84（175~350℃）特性因數(shù)11.411.9原油類別含硫環(huán)烷基低硫環(huán)烷中間基低硫環(huán)烷中間基QDPEC兩種原油及其混合后原油性質見表1-1。表1-1混合原油9混合原油各餾分主要性質見表1-2。餾分范圍，℃IBP～175175～350350～520>520收率，w％3.1222.8432.2741.77密度（20℃），g/cm30.74610.86920.92870.9387運動粘度，mm2/s，20℃6.101

50℃3.26513.24（80℃）2701（80℃）100℃7.753733.7凝點，℃-42328殘?zhí)?，w%0.15(10%)0.2415.8酸值，mgKOH/100ml53.192.62.01(酸值)1.14(酸值)硫含量，μg/g550290050006400堿氮含量，μg/g0.81506823050.5研究法辛烷值67十六烷值36.1族組成，w%鏈烷烴42.6922.162.321.3環(huán)烷烴44.5846.0芳烴11.7131.928.838膠質0.98(烯烴)8.827.2瀝青質0.13.5金屬含量，μg/gNi36.7V41.8Fe25.2Na37.6QDPEC混合原油各餾分主要性質見表1-2。餾分范圍，℃IBP～17510產品方案和性質序號名稱主要技術指標及規(guī)格備注1不凝氣燃料氣2石腦油ASTMD86EP≤180oC重整原料3200#溶劑油ASTMD86EP≤200oC精制后作為產品4柴油ASTMD8650%≤300oCASTMD8690%≤355oCASTMD8695%≤365oC加氫精制原料5蠟油CCR≯0.30m%催化裂化原料6渣油小于520oC餾分≯5%

（ASTMD1160）焦化原料表3-1主要產品技術指標QDPEC產品方案和性質序號名稱主要技術指標及規(guī)格備注1不凝11裝置物料平衡（柴油方案）序號名稱收率W%流量備注Kg/ht/d×104t/a進料1馬林原油50.002083355000.04175.002多巴原油50.002083355000.04175.003合計100.0041667010000.08350.00出料1常頂氣0.2083019.920.70燃料氣加熱爐用2常頂油4.0016670400.0814.00汽油組份去重整3常一線油5.0020830499.9217.50柴油組份去加氫4常二線油10.00416701000.0835.00柴油組份去加氫5常三線油6.0025000600.0021.00柴油組份去加氫6減頂氣0.073107.440.26燃料氣加熱爐用7減頂油及減一線油4.1617320415.6814.54蠟油組份去催化或柴油組份去加氫8減二線油18.00750001800.0063.00蠟油組份去催化9減三線油10.00416701000.0835.00蠟油組份去催化10減壓渣油42.571773704256.88149.00焦化原料合計100.0041667010000.08350.00QDPEC裝置物料平衡（柴油方案）序號名稱收率W%流量備注Kg12工藝流程-換熱部分45℃的混合原油（其中馬林原油和多巴原油按質量比1：1混合）自原油罐區(qū)來，混合原油分兩路進入換熱網絡，第一路依次經E1101(原油-常一線換熱器)、E1102A,B(原油-減頂循、一線換熱器)、E1103A,B(原油-常二、三線(Ⅲ)換熱器)、E1104A~C(原油-減二、三線（Ⅱ）換熱器)、E1105A~C(原油-渣油（Ⅳ）換熱器)換熱升溫至145℃；第二路依次經E1201A,B(原油-常頂循換熱器)、E1202A,B(原油-常一中換熱器)、E1203A,B(原油-常二、三線（Ⅱ）換熱器)、E1204A,B(原油-渣油2（Ⅳ）換熱器)換熱升溫至143℃，然后一、二路原油分別進入V1101A,B(原油一級電脫鹽罐)進行脫鹽脫水后合為一路進入V1101C(原油二級電脫鹽罐)進行脫鹽脫水。脫鹽脫水后原油分兩路進入換熱網絡，第一路依次經E1106A~C(原油-渣油1（Ⅲ）換熱器)、E1107A,B(原油-常二中（Ⅱ）換熱器)、E1108A,B(原油-常二、三線(Ⅰ)換熱器)、E1109A,B(原油-減二、三線(Ⅰ)換熱器)、E1110A,B(原油-減二中（Ⅲ）換熱器)換熱升溫至222℃；第二路依次經E1205A~C(原油-渣油2（Ⅲ）換熱器)、E1206A,B(原油-減一中換熱器)、E1207A,B(原油-常二、三線（Ⅰ）換熱器)、E1208A,B(原油-常三換熱器)、換熱升溫至229℃，然后兩路原油匯合后進T1101(閃蒸塔)，閃頂油氣去T1102（常壓塔）。閃底油由P1101A,B（閃底油泵）抽出分兩路進入換熱網絡，第一路依次經E1109A~D(閃底油-渣油1（Ⅱ）換熱器)、E1111A~D(閃底油-渣油（Ⅱ）換熱器)、E1112A,B(閃底油-減二中（Ⅱ）換熱器)、E1113A.B(閃底油-減三線換熱器)、E1114A~D(閃底油-渣油（Ⅰ）換熱器)換熱升溫至304℃，第二路依次經E1209A~D(閃底油-渣油2（Ⅱ）換熱器)、E1210A,B(閃底油-減二中（Ⅰ）換熱器)、E1211A~D(閃底油-渣油2（Ⅰ）換熱器)換熱升溫至306℃，匯合后換熱終溫為305℃再分六路進F1101(常壓爐)加熱至365℃進入T1102(常壓塔)。QDPEC工藝流程-換熱部分45℃的混合原油（其中馬林原油和多巴原油13工藝流程-常壓部分

加熱至365℃的閃底油進入常壓塔第6層塔板上部。常壓塔頂油氣經過E1301A~C（低溫水-常頂油氣換熱器）和A1101A~I（常頂油氣空冷器）冷卻至40℃后，進入V1103（常頂汽油回流罐）。常頂汽油由P1102A,B（常頂汽油泵）抽出，一路返回塔作塔頂冷回流，一路送出裝置。常頂汽油回流罐分出的冷凝水經P1131A,B（常頂注水泵）抽出后一部分到常壓塔頂注水，一部分送出裝置。常壓塔出三條側線。常一線油自第39（或37）層塔板抽出自流進入T1103(常壓汽提塔)上段（常一線汽提塔）汽提，汽提后的常一線油由P1103/A,B（常一線油泵）抽出，經E1101換熱和A1102（常一線空冷器）冷卻后出裝置。汽提油氣返回常壓塔第39層塔板上方。常二線油自第27層塔板抽出自流進入T1103中段（常二線汽提塔）汽提，汽提后的常二線油由P1104A,B（常二線油泵）抽出與第一次換熱后的常三線油混合。汽提油氣返回常壓塔第27層板上方。常三線油自第17（或15）層塔板抽出自流進入T1103下段（常三線汽提塔）汽提，汽提后的常三線油由P1105A,B（常三線油泵）抽出，經E1208A,B換熱后與自P1104A,B來的常二線油混合，混合后的常二、三線油經E1108A,B、E1203A,B和E1203A.B換熱后去柴油加氫裝置；或再經A1103A~E（常二、三線空冷器）冷卻后去罐區(qū)。汽提油氣返回常壓塔第17層板上方。

QDPEC工藝流程-常壓部分加熱至365℃的閃底油進入常壓14工藝流程-常壓部分為降低能耗，常壓過汽化油全部自集油箱自流至T1104（減壓塔）。常頂循油自第49層塔板由P1106A,B（常頂循油泵）抽出，經E-1201A,B換熱后返回常壓塔第51層塔板。常一中油自第33層塔板由P1107A,B（常一中油泵）抽出，經ER1101（常一中蒸汽發(fā)生器）、E1202A,B換熱后返回常壓塔第35層塔板。常二中油自第23層塔板由P1108A,B（常二中油泵）抽出，經E1207A,B、E1107A,B換熱后返回常壓塔第25層塔板。常壓塔底通入過熱蒸汽汽提。常壓渣油由P1109A,B(常底油泵)抽出分四路進F1102（減壓爐）升溫至390℃匯合進入T1104。QDPEC工藝流程-常壓部分為降低能耗，常壓過汽化油全部自集油箱自流至15工藝流程-減壓部分

減頂70℃油氣先經過減頂增壓器（EJ1101A,B）,然后進入A1136A~L（減頂抽空空冷器）冷凝冷卻，不凝氣進EJ1102A,B(減頂一級抽空器)，然后經E1137A~C（一級抽空冷凝冷卻器）冷凝冷卻，不凝氣進EJ1103A,B（減頂二級抽空器），然后經E1138A,B（二級抽空冷凝冷卻器）冷凝冷卻，冷凝液分別經過三個大氣腿排入V1104（減頂油氣分水罐），減頂油經P1110A,B（減頂油泵）抽出與減一線合并后出裝置。不凝氣至V1107（低壓瓦斯罐）作為自用燃料氣。V1104分出的含硫污水自P1132（減頂注水泵）抽出后，一部分至減頂注水，一部分送出裝置。減壓塔抽出三條側線。減一線及減頂循油從塔頂部第一段填料集油箱由P1111A,B（減一及頂循泵）抽出后分二路，一路返回減壓塔第二段填料上部，一路經E1102A,B換熱后再分二路，一路經E1131A,B（減頂循水冷器）冷卻后作為減頂冷回流返回塔頂，另一路經A1107A,B（減一線空冷器）冷卻后出裝置。QDPEC工藝流程-減壓部分減頂70℃油氣先經過減頂增壓器（EJ1116工藝流程-減壓部分減二線及減一中油自減壓塔第三段填料集油箱由P1112A,B（減二及一中泵）抽出后分二路，一路經E1206A,B、ER1102（減一中蒸汽發(fā)生器）、換熱后返回減壓塔第三段填料上部，一路與自E1113A,B來的減三線油混合。減三線及減二中油自減壓塔第四段填料集油箱由P1113A,B（減三及二中泵）抽出后分三路，一路返回減壓塔第五段填料上作為洗滌油，一路經E1210A,B、E1112A,B、E1110A,B換熱后作為減二中返回減壓塔第四段填料上部，另一路經E1113A,B換熱后與減二線混合，混合后的減二、三線油經E1109A,B、E1104A~C、換熱后去催化裂化裝置，或經E1132A,B（減二、三線水冷器）冷卻后出裝置。QDPEC工藝流程-減壓部分減二線及減一中油自減壓塔第三段填料集油箱由17工藝流程-減壓部分減壓過汽化油由P1114A,B抽出分兩路，一路返回至減壓爐前，一路返回減壓塔底部。減壓渣油由P-1115A,B(減底油泵)抽出后分兩路換熱，一路經E1211A~D、E1209A~D、E1205A~C、E1204A~C換熱至155℃，一路經E1114A~D、E1111A~D、E1106A~C、E1105A~C換熱至158℃后兩路匯合去焦化裝置；后經E1133A~D（減壓渣油水冷器）冷卻后去罐區(qū)。QDPEC工藝流程-減壓部分減壓過汽化油由P1114A,B抽出分兩路，18主要操作條件-柴油方案

名稱單位指標名稱單位指標混合原油進裝置溫度℃45常一中抽出溫度℃201混合原油進裝置流量kg/h416670常一中返回溫度℃131原油電脫鹽溫度℃135常二中抽出溫度℃280常壓爐入口溫度℃301常二中返回溫度℃210常壓爐出口溫度℃365減壓爐出口溫度℃390閃蒸塔頂壓力（A）MPa0.15減壓塔頂溫度℃70閃蒸塔進料溫度℃217減一線及減頂循抽出溫度℃162常壓塔頂壓力（A）MPa0.145減二線及減一中抽出溫度℃265常壓塔頂溫度℃105減三線及減二中抽出溫度℃323常一線抽出溫度℃174減壓塔底溫度370常二線抽出溫度℃247減壓塔頂壓力（A）MPa0.00173常三線抽出溫度℃313減頂循返回溫度℃55常壓塔底溫度℃355減一中返回溫度℃185常頂循抽出溫度℃125減二中返回溫度℃243常頂循返回溫度℃85QDPEC主要操作條件-柴油方案名稱單位指標名稱單位指標混合原油19工藝流程圖-脫前原油及脫鹽罐QDPEC工藝流程圖-脫前原油及脫鹽罐QDPEC20原油含水含鹽的危害性原油含水和含鹽給原油運輸、貯存、加工、設備腐蝕、產品質量都帶來了危害。原油中所含的無機鹽類主要為氯化鈉、氯化鎂、氯化鈣。在原油加工過程中由于氯化鎂、氯化鈣水解產生強腐蝕性的氯化氫，尤其在其溶于水形成鹽酸后腐蝕就更為嚴重。這種腐蝕常發(fā)生在塔頂冷凝冷卻系統(tǒng)。另外，在加熱爐管及換熱設備中，由于水份蒸發(fā)使鹽沉積下來而結垢，影響傳熱，同時使爐管壽命縮短，壓力降增大，嚴重時可使爐管或換熱器堵塞，造成裝置停工。QDPEC原油含水含鹽的危害性QDPEC21脫水脫鹽原理由于原油中的鹽類，大部分是溶于所含水中的，因此脫鹽脫水是同時進行的。原油脫鹽的原理是將鹽份用一定量的淡水稀釋，將懸浮在油中的鹽份溶解洗凈，然后借助于油水密度差，把水和鹽脫除。它們的分離，基本符合球形粒子在靜止流體中自由沉降斯托克斯定律。QDPEC脫水脫鹽原理由于原油中的鹽類，大部分是溶于所含水中的，因此22影響原油脫鹽脫水的因素溫度壓力破乳劑電場梯度和原油在電場內停留時間電脫鹽罐的結構QDPEC影響原油脫鹽脫水的因素溫度QDPEC23工藝流程圖-閃蒸系統(tǒng)QDPEC工藝流程圖-閃蒸系統(tǒng)QDPEC24精餾原理原油蒸餾是原油加工的第一步，因此，也稱為初餾。原油初餾是將原油分餾成各種石油餾分，這些餾分再經加工精制后，即得各種石油產品。蒸餾就是將原油加熱，其中輕組份汽化，將其導出冷凝，即使原油中輕重組份分離的過程。原油加熱是在換熱器和加熱爐爐管內進行的，當原油加熱到規(guī)定的溫度后，便引入分餾塔進行分離。原油在分餾塔內分離的過程稱為精餾。QDPEC精餾原理原油蒸餾是原油加工的第一步，因此，也稱為初餾。原油25精餾的過程與方法原油的分離是在分餾塔內完成的，加熱后的原油以汽液混合狀態(tài)進入塔中，在進料段經一次汽化，使絕大數(shù)應蒸出的餾分與液相分離，油氣上升，未汽化部分下降流入塔底，上升的油氣在塔內令其溫度逐漸降低，就會出現(xiàn)部分冷凝的現(xiàn)象。首先冷凝的是沸點較高的常四蠟油，未冷凝的汽相中主要是沸點較低的汽油、煤油、柴油，再降低溫度令其部分冷凝時，依次冷凝的是柴油、煤油，最后不能冷凝的是汽油蒸汽。此時在分餾塔底取得較純的高沸點餾分，塔側自下而上可取得蠟油、柴油、煤油等餾分，自塔頂可取得汽油餾分。根據(jù)需要也可從塔的側線分出輕重不同的其它產品。QDPEC精餾的過程與方法原油的分離是在分餾塔內完成的，加熱后的原油26氣相混合物在塔上部逐漸降溫冷凝，氣體降溫冷凝要放出熱量，這部分熱量是通過回流取走的，同時從塔的不同位置采用中段回流取熱，使分餾塔形成自下而上溫度逐漸降低的溫度梯度，以便于切割出不同餾分的產品。精餾過程的實質可概括為：不平衡的汽液兩相，經過熱交換，氣相多次部分冷凝，與液相多次部分汽化相結合的過程。QDPEC氣相混合物在塔上部逐漸降溫冷凝，氣體降溫冷凝要放出熱量，這部27工藝流程圖-常頂循QDPEC工藝流程圖-常頂循QDPEC28工藝流程圖-常一中QDPEC工藝流程圖-常一中QDPEC29工藝流程圖-常二中QDPEC工藝流程圖-常二中QDPEC30工藝流程圖-常壓過汽化油QDPEC工藝流程圖-常壓過汽化油QDPEC31工藝流程圖-常一線QDPEC工藝流程圖-常一線QDPEC32工藝流程圖-常二、三線QDPEC工藝流程圖-常二、三線QDPEC33工藝流程圖-常頂回流QDPEC工藝流程圖-常頂回流QDPEC34工藝流程圖-減頂系統(tǒng)QDPEC工藝流程圖-減頂系統(tǒng)QDPEC35工藝流程圖-減一線QDPEC工藝流程圖-減一線QDPEC36工藝流程圖-減二、三線QDPEC工藝流程圖-減二、三線QDPEC37工藝流程圖-減壓過汽化油QDPEC工藝流程圖-減壓過汽化油QDPEC38工藝流程圖-螺桿壓縮機液位50%,閥關閉液位60%,閥打開液位30%,閥打開液位40%,閥關閉壓縮機開機,閥打開兩臺壓縮機停機,閥打開任一臺壓縮機開機,閥關閉催化壓縮機停機,壓力達到高報警時,閥打開壓縮機進氣控制QDPEC工藝流程圖-螺桿壓縮機液位50%,閥關閉液位30%,閥打開壓39連鎖自保(1)常壓爐、減壓爐連鎖控制1）當常壓爐煙氣出空氣預熱器壓力小于等于連鎖低報警設定值時，連鎖開常壓爐空氣快開風門、開加熱爐煙道擋板，停鼓風機、引風機：2）當減壓爐煙氣出空氣預熱器壓力小于等于低報警設定值時，空氣預熱器煙氣出口壓力大于等于高報警時，連鎖開減壓路空氣快開風門、開加熱爐煙道擋板，停鼓風機、引風機3）當常壓爐、減壓爐預熱器煙氣進、出溫度大于等于高報警設定值時，連鎖開常壓爐、減壓爐空氣快開風門、關加熱爐進風蝶閥，停鼓風機、引風機4）當常壓爐、減壓爐鼓風機故障時，連鎖開常壓爐、減壓爐空氣快開風門、關加熱爐進風蝶閥，停鼓風機5）當常壓爐、減壓爐引風機故障時，連鎖開常壓爐、減壓爐空氣快開風門、關加熱爐進風蝶閥，停引風機QDPEC連鎖自保(1)常壓爐、減壓爐連鎖控制QDPEC406)壓縮機油氣分離器液位聯(lián)鎖控制壓縮機油氣分離器液位達到高高液位時，聯(lián)鎖開排液閥；液位達到低液位時，聯(lián)鎖關排液閥；液位達到低低液位時，開補液閥，液位達到高液位時，關補液閥7）壓縮機聯(lián)鎖兩臺壓縮機同時停機，聯(lián)鎖開瓦斯分液罐瓦斯氣放空閥；任一臺壓縮機開，則聯(lián)鎖關瓦斯分液罐放空閥。壓縮機開機/關機時，聯(lián)鎖開/關循環(huán)補液閥。8）瓦斯氣進催化壓縮機壓力聯(lián)鎖瓦斯氣進催化壓縮機壓力達到高報警時（或催化壓縮機停機）聯(lián)鎖開瓦斯分液罐頂瓦斯去催化壓縮機控制閥。QDPEC6)壓縮機油氣分離器液位聯(lián)鎖控制QDPEC41串級控制（1）常壓塔、減壓塔側線回流管線入口溫度（主回路）與側線回流流量（副回路）串級控制。（2）常壓塔側線抽出溫度（主回路）與常壓汽提塔側線外送流量（副回路）串級控制。（3）減壓塔側線液位（主回路）與減壓塔側線外送流量（副回路）串級控制。（4）常壓爐、減壓爐爐管出口溫度（主回路）與爐膛溫度（副回路）串級控制。（QDPEC串級控制（1）常壓塔、減壓塔側線回流管線入口溫度（主回路）與42謝謝!謝謝!

350萬噸/年常減壓裝置培訓

一聯(lián)合車間2010年11月

350萬噸/年常減壓裝置培訓裝置概況主要內容15操作條件工藝流程3工藝流程圖4原料、產品性質和物料平衡2QDPEC裝置概況主要內容15操作條件工藝流程3工藝流程圖4原料、產品45裝置概況針對高酸原油的特點和現(xiàn)有裝置實際情況，采用適宜的工藝技術和設備防腐技術，將該裝置改造為各項技術經濟指標均較先進的加工高酸原油的常減壓蒸餾裝置。QDPEC裝置概況針對高酸原油的特點和現(xiàn)有裝置實際情況，采用46裝置概況1、電脫鹽系統(tǒng)2、換熱系統(tǒng)3、加熱爐系統(tǒng)4、閃蒸、常壓塔系統(tǒng)5、減壓塔系統(tǒng)QDPEC裝置概況1、電脫鹽系統(tǒng)QDPEC47裝置概況主要設備：換熱器E空冷A機泵P容器V電脫鹽罐塔T加熱爐F壓縮機KQDPEC裝置概況主要設備：QDPEC48裝置概況閃蒸-常壓-減壓流程

考慮高酸原油石腦油含量低的特點，采用閃蒸-常壓-減壓方案，不設初餾塔。常、減壓塔采用高效塔內件和防腐材料

常、減壓塔采用適宜的高性能塔內件。塔板填料及內構件均選用適應部位的防腐材質。減壓采取適度深拔技術采用全填料干式減壓技術（包括高效填料、高效低壓降氣液分配器、液體收集器等）；在減一線填料段下設柴油分餾段保證減一線能生產柴油；減頂設置2組3級蒸汽抽空器。減壓蠟油為催化原料，減壓渣油為焦化原料，根據(jù)原料性質和總流程安排，減壓蒸餾按適度深拔設計，實際生產操作中可靈活調整。QDPEC裝置概況閃蒸-常壓-減壓流程QDPEC49裝置概況優(yōu)化換熱網絡和采用強化傳熱設備

應用窄點技術分析和優(yōu)化換熱網絡設計，并盡可能利舊原有換熱設備，部分換熱設備采用高效傳熱元件如雙弓板和螺旋折流板等強化傳熱；裝置發(fā)生0.4MPa低壓蒸汽自用，以降低裝置能耗。

加熱爐及煙氣余熱回收

利舊原常壓爐進行改造，新增減壓爐。加熱爐煙氣采用余熱回收，提高爐效率。保留原常壓爐余熱回收系統(tǒng)，新增減壓爐設獨立余熱回收設施。

采用低速減壓轉油線，爐管100%吸收轉油線熱脹。變頻調速技術

對負荷變化較大的低壓電機機泵采取變頻調速技術以節(jié)約電耗。QDPEC裝置概況優(yōu)化換熱網絡和采用強化傳熱設備QDPEC50原料、產品性質和物料平衡原料性質

常減壓裝置的原料為多巴和馬林高酸混合原油，混合比例為1：1?；旌显推骄嶂禐?.95mgKOH/g，其中馬林原油硫含量也較高，達到了0.77%（wt）。根據(jù)總工藝流程安排，考慮加工原料油性質變化的適應性，摻煉進口燃料油時，原油平均硫含量為0.91%（wt）。QDPEC原料、產品性質和物料平衡原料性質QDPEC51兩種原油及其混合后原油性質見表1-1。表1-1

混合原油性質項目巴西馬林原油多巴原油混合原油（1：1）數(shù)據(jù)來源石科院石科院石科院中試密度（20℃），g/cm30.93360.92270.9285API度19.5021.27粘度，mm2/s50℃70.27233.7(40℃)104.980℃26.9038.8332.04100℃19.1123.77-康氏殘?zhí)浚瑆%7.265.456.38硫含量，w%0.770.120.46氮含量，w%0.500.19凝點，℃-39-13酸值，mgKOH/g1.185.052.95蠟含量，w%1.412.1鹽含量，mgNaCl/L1303.216膠質，w%17.822.715.5瀝青質，w%3.0<0.11.1金屬含量，ppmFe3.412.49.6Ni19.610.916.0Ca-268129V25.51.116.9Pb<0.1<0.11.1石腦油收率（<180℃），％7.421.713.12（<175℃）柴油餾分收率（180～350℃），％℃），％22.6018.1522.84（175~350℃）特性因數(shù)11.411.9原油類別含硫環(huán)烷基低硫環(huán)烷中間基低硫環(huán)烷中間基QDPEC兩種原油及其混合后原油性質見表1-1。表1-1混合原油52混合原油各餾分主要性質見表1-2。餾分范圍，℃IBP～175175～350350～520>520收率，w％3.1222.8432.2741.77密度（20℃），g/cm30.74610.86920.92870.9387運動粘度，mm2/s，20℃6.101

50℃3.26513.24（80℃）2701（80℃）100℃7.753733.7凝點，℃-42328殘?zhí)?，w%0.15(10%)0.2415.8酸值，mgKOH/100ml53.192.62.01(酸值)1.14(酸值)硫含量，μg/g550290050006400堿氮含量，μg/g0.81506823050.5研究法辛烷值67十六烷值36.1族組成，w%鏈烷烴42.6922.162.321.3環(huán)烷烴44.5846.0芳烴11.7131.928.838膠質0.98(烯烴)8.827.2瀝青質0.13.5金屬含量，μg/gNi36.7V41.8Fe25.2Na37.6QDPEC混合原油各餾分主要性質見表1-2。餾分范圍，℃IBP～17553產品方案和性質序號名稱主要技術指標及規(guī)格備注1不凝氣燃料氣2石腦油ASTMD86EP≤180oC重整原料3200#溶劑油ASTMD86EP≤200oC精制后作為產品4柴油ASTMD8650%≤300oCASTMD8690%≤355oCASTMD8695%≤365oC加氫精制原料5蠟油CCR≯0.30m%催化裂化原料6渣油小于520oC餾分≯5%

（ASTMD1160）焦化原料表3-1主要產品技術指標QDPEC產品方案和性質序號名稱主要技術指標及規(guī)格備注1不凝54裝置物料平衡（柴油方案）序號名稱收率W%流量備注Kg/ht/d×104t/a進料1馬林原油50.002083355000.04175.002多巴原油50.002083355000.04175.003合計100.0041667010000.08350.00出料1常頂氣0.2083019.920.70燃料氣加熱爐用2常頂油4.0016670400.0814.00汽油組份去重整3常一線油5.0020830499.9217.50柴油組份去加氫4常二線油10.00416701000.0835.00柴油組份去加氫5常三線油6.0025000600.0021.00柴油組份去加氫6減頂氣0.073107.440.26燃料氣加熱爐用7減頂油及減一線油4.1617320415.6814.54蠟油組份去催化或柴油組份去加氫8減二線油18.00750001800.0063.00蠟油組份去催化9減三線油10.00416701000.0835.00蠟油組份去催化10減壓渣油42.571773704256.88149.00焦化原料合計100.0041667010000.08350.00QDPEC裝置物料平衡（柴油方案）序號名稱收率W%流量備注Kg55工藝流程-換熱部分45℃的混合原油（其中馬林原油和多巴原油按質量比1：1混合）自原油罐區(qū)來，混合原油分兩路進入換熱網絡，第一路依次經E1101(原油-常一線換熱器)、E1102A,B(原油-減頂循、一線換熱器)、E1103A,B(原油-常二、三線(Ⅲ)換熱器)、E1104A~C(原油-減二、三線（Ⅱ）換熱器)、E1105A~C(原油-渣油（Ⅳ）換熱器)換熱升溫至145℃；第二路依次經E1201A,B(原油-常頂循換熱器)、E1202A,B(原油-常一中換熱器)、E1203A,B(原油-常二、三線（Ⅱ）換熱器)、E1204A,B(原油-渣油2（Ⅳ）換熱器)換熱升溫至143℃，然后一、二路原油分別進入V1101A,B(原油一級電脫鹽罐)進行脫鹽脫水后合為一路進入V1101C(原油二級電脫鹽罐)進行脫鹽脫水。脫鹽脫水后原油分兩路進入換熱網絡，第一路依次經E1106A~C(原油-渣油1（Ⅲ）換熱器)、E1107A,B(原油-常二中（Ⅱ）換熱器)、E1108A,B(原油-常二、三線(Ⅰ)換熱器)、E1109A,B(原油-減二、三線(Ⅰ)換熱器)、E1110A,B(原油-減二中（Ⅲ）換熱器)換熱升溫至222℃；第二路依次經E1205A~C(原油-渣油2（Ⅲ）換熱器)、E1206A,B(原油-減一中換熱器)、E1207A,B(原油-常二、三線（Ⅰ）換熱器)、E1208A,B(原油-常三換熱器)、換熱升溫至229℃，然后兩路原油匯合后進T1101(閃蒸塔)，閃頂油氣去T1102（常壓塔）。閃底油由P1101A,B（閃底油泵）抽出分兩路進入換熱網絡，第一路依次經E1109A~D(閃底油-渣油1（Ⅱ）換熱器)、E1111A~D(閃底油-渣油（Ⅱ）換熱器)、E1112A,B(閃底油-減二中（Ⅱ）換熱器)、E1113A.B(閃底油-減三線換熱器)、E1114A~D(閃底油-渣油（Ⅰ）換熱器)換熱升溫至304℃，第二路依次經E1209A~D(閃底油-渣油2（Ⅱ）換熱器)、E1210A,B(閃底油-減二中（Ⅰ）換熱器)、E1211A~D(閃底油-渣油2（Ⅰ）換熱器)換熱升溫至306℃，匯合后換熱終溫為305℃再分六路進F1101(常壓爐)加熱至365℃進入T1102(常壓塔)。QDPEC工藝流程-換熱部分45℃的混合原油（其中馬林原油和多巴原油56工藝流程-常壓部分

加熱至365℃的閃底油進入常壓塔第6層塔板上部。常壓塔頂油氣經過E1301A~C（低溫水-常頂油氣換熱器）和A1101A~I（常頂油氣空冷器）冷卻至40℃后，進入V1103（常頂汽油回流罐）。常頂汽油由P1102A,B（常頂汽油泵）抽出，一路返回塔作塔頂冷回流，一路送出裝置。常頂汽油回流罐分出的冷凝水經P1131A,B（常頂注水泵）抽出后一部分到常壓塔頂注水，一部分送出裝置。常壓塔出三條側線。常一線油自第39（或37）層塔板抽出自流進入T1103(常壓汽提塔)上段（常一線汽提塔）汽提，汽提后的常一線油由P1103/A,B（常一線油泵）抽出，經E1101換熱和A1102（常一線空冷器）冷卻后出裝置。汽提油氣返回常壓塔第39層塔板上方。常二線油自第27層塔板抽出自流進入T1103中段（常二線汽提塔）汽提，汽提后的常二線油由P1104A,B（常二線油泵）抽出與第一次換熱后的常三線油混合。汽提油氣返回常壓塔第27層板上方。常三線油自第17（或15）層塔板抽出自流進入T1103下段（常三線汽提塔）汽提，汽提后的常三線油由P1105A,B（常三線油泵）抽出，經E1208A,B換熱后與自P1104A,B來的常二線油混合，混合后的常二、三線油經E1108A,B、E1203A,B和E1203A.B換熱后去柴油加氫裝置；或再經A1103A~E（常二、三線空冷器）冷卻后去罐區(qū)。汽提油氣返回常壓塔第17層板上方。

QDPEC工藝流程-常壓部分加熱至365℃的閃底油進入常壓57工藝流程-常壓部分為降低能耗，常壓過汽化油全部自集油箱自流至T1104（減壓塔）。常頂循油自第49層塔板由P1106A,B（常頂循油泵）抽出，經E-1201A,B換熱后返回常壓塔第51層塔板。常一中油自第33層塔板由P1107A,B（常一中油泵）抽出，經ER1101（常一中蒸汽發(fā)生器）、E1202A,B換熱后返回常壓塔第35層塔板。常二中油自第23層塔板由P1108A,B（常二中油泵）抽出，經E1207A,B、E1107A,B換熱后返回常壓塔第25層塔板。常壓塔底通入過熱蒸汽汽提。常壓渣油由P1109A,B(常底油泵)抽出分四路進F1102（減壓爐）升溫至390℃匯合進入T1104。QDPEC工藝流程-常壓部分為降低能耗，常壓過汽化油全部自集油箱自流至58工藝流程-減壓部分

減頂70℃油氣先經過減頂增壓器（EJ1101A,B）,然后進入A1136A~L（減頂抽空空冷器）冷凝冷卻，不凝氣進EJ1102A,B(減頂一級抽空器)，然后經E1137A~C（一級抽空冷凝冷卻器）冷凝冷卻，不凝氣進EJ1103A,B（減頂二級抽空器），然后經E1138A,B（二級抽空冷凝冷卻器）冷凝冷卻，冷凝液分別經過三個大氣腿排入V1104（減頂油氣分水罐），減頂油經P1110A,B（減頂油泵）抽出與減一線合并后出裝置。不凝氣至V1107（低壓瓦斯罐）作為自用燃料氣。V1104分出的含硫污水自P1132（減頂注水泵）抽出后，一部分至減頂注水，一部分送出裝置。減壓塔抽出三條側線。減一線及減頂循油從塔頂部第一段填料集油箱由P1111A,B（減一及頂循泵）抽出后分二路，一路返回減壓塔第二段填料上部，一路經E1102A,B換熱后再分二路，一路經E1131A,B（減頂循水冷器）冷卻后作為減頂冷回流返回塔頂，另一路經A1107A,B（減一線空冷器）冷卻后出裝置。QDPEC工藝流程-減壓部分減頂70℃油氣先經過減頂增壓器（EJ1159工藝流程-減壓部分減二線及減一中油自減壓塔第三段填料集油箱由P1112A,B（減二及一中泵）抽出后分二路，一路經E1206A,B、ER1102（減一中蒸汽發(fā)生器）、換熱后返回減壓塔第三段填料上部，一路與自E1113A,B來的減三線油混合。減三線及減二中油自減壓塔第四段填料集油箱由P1113A,B（減三及二中泵）抽出后分三路，一路返回減壓塔第五段填料上作為洗滌油，一路經E1210A,B、E1112A,B、E1110A,B換熱后作為減二中返回減壓塔第四段填料上部，另一路經E1113A,B換熱后與減二線混合，混合后的減二、三線油經E1109A,B、E1104A~C、換熱后去催化裂化裝置，或經E1132A,B（減二、三線水冷器）冷卻后出裝置。QDPEC工藝流程-減壓部分減二線及減一中油自減壓塔第三段填料集油箱由60工藝流程-減壓部分減壓過汽化油由P1114A,B抽出分兩路，一路返回至減壓爐前，一路返回減壓塔底部。減壓渣油由P-1115A,B(減底油泵)抽出后分兩路換熱，一路經E1211A~D、E1209A~D、E1205A~C、E1204A~C換熱至155℃，一路經E1114A~D、E1111A~D、E1106A~C、E1105A~C換熱至158℃后兩路匯合去焦化裝置；后經E1133A~D（減壓渣油水冷器）冷卻后去罐區(qū)。QDPEC工藝流程-減壓部分減壓過汽化油由P1114A,B抽出分兩路，61主要操作條件-柴油方案

名稱單位指標名稱單位指標混合原油進裝置溫度℃45常一中抽出溫度℃201混合原油進裝置流量kg/h416670常一中返回溫度℃131原油電脫鹽溫度℃135常二中抽出溫度℃280常壓爐入口溫度℃301常二中返回溫度℃210常壓爐出口溫度℃365減壓爐出口溫度℃390閃蒸塔頂壓力（A）MPa0.15減壓塔頂溫度℃70閃蒸塔進料溫度℃217減一線及減頂循抽出溫度℃162常壓塔頂壓力（A）MPa0.145減二線及減一中抽出溫度℃265常壓塔頂溫度℃105減三線及減二中抽出溫度℃323常一線抽出溫度℃174減壓塔底溫度370常二線抽出溫度℃247減壓塔頂壓力（A）MPa0.00173常三線抽出溫度℃313減頂循返回溫度℃55常壓塔底溫度℃355減一中返回溫度℃185常頂循抽出溫度℃125減二中返回溫度℃243常頂循返回溫度℃85QDPEC主要操作條件-柴油方案名稱單位指標名稱單位指標混合原油62工藝流程圖-脫前原油及脫鹽罐QDPEC工藝流程圖-脫前原油及脫鹽罐QDPEC63原油含水含鹽的危害性原油含水和含鹽給原油運輸、貯存、加工、設備腐蝕、產品質量都帶來了危害。原油中所含的無機鹽類主要為氯化鈉、氯化鎂、氯化鈣。在原油加工過程中由于氯化鎂、氯化鈣水解產生強腐蝕性的氯化氫，尤其在其溶于水形成鹽酸后腐蝕就更為嚴重。這種腐蝕常發(fā)生在塔頂冷凝冷卻系統(tǒng)。另外，在加熱爐管及換熱設備中，由于水份蒸發(fā)使鹽沉積下來而結垢，影響傳熱，同時使爐管壽命縮短，壓力降增大，嚴重時可使爐管或換熱器堵塞，造成裝置停工。QDPEC原油含水含鹽的危害性QDPEC64脫水脫鹽原理由于原油中的鹽類，大部分是溶于所含水中的，因此脫鹽脫水是同時進行的。原油脫鹽的原理是將鹽份用一定量的淡水稀釋，將懸浮在油中的鹽份溶解洗凈，然后借助于油水密度差，把水和鹽脫除。它們的分離，基本符合球形粒子在靜止流體中自由沉降斯托克斯定律。QDPEC脫水脫鹽原理由于原油中的鹽類，大部分是溶于所含水中的，因此65影響原油脫鹽脫水的因素溫度壓力破乳劑電場梯度和原油在電場內停留時間電脫鹽罐的結構QDPEC影響原油脫鹽脫水的因素溫度QDPEC66工藝流程圖-閃蒸系統(tǒng)QDPEC工藝流程圖-閃蒸系統(tǒng)QDPEC67精餾原理原油蒸餾是原油加工的第一步，因此，也稱為初餾。原油初餾是將原油分餾成各種石油餾分，這些餾分再經加工精制后，即得各種石油產品。蒸餾就是將原油