常减压蒸馏装置加工国外轻质原油的工艺路线选择模板.doc
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1、1998年6月PETROL EUM PRO CESS IN G AND PETRO CH EM ICAL S常减压蒸馏装置加工国外轻质原油工艺路线选择范晓梅(镇海炼油化工股份工程设计企业, 宁波 315207)第29卷第6期1前言摘要结合镇海炼油化工股份3套常减压蒸馏装置改造, 对加工伊朗原油、沙特原油等国外轻质原油中所采取闪蒸步骤、轻油回收、减压深拔等工艺路线进行了探讨。专题词: 原油常减压蒸馏装置炼油工艺过程方案评价国外轻质原油改造, 装置从加工2. 5 M ta胜利原镇海炼油化工股份 (下称镇海企业) 自1989年开始加工国外原油以来, 国外原油百分比逐年上升。依据总体计划, 1999年
2、原油加工能力将为12M ta, 到原油加工能力将扩大至16 M ta, 其中约70% 为沙特轻质原油 (下称沙特轻油) 和伊朗轻质原油 (下称伊朗轻油)。本文结合镇海企业在3套常减压蒸馏装置改造中, 对相关加工国外轻质原油工艺路线选择作一探讨。2装置概况及原油性质21装置概况镇海企业现在共有3套常减压蒸馏装置。其中,第套常减压蒸馏装置原设计能力为2. 5 M ta (以胜利原油为设计依据) , 后经1986年及1987年两次扩能改造, 处理能力达成3 M ta (以管输油为设计依据)。为使装置能适应日益增加中东含硫轻质原油需要, 1995年对该装置进行了4 M ta ( 以伊朗轻油+沙特轻油为
3、设计依据) 技术改造, 改造关键在常压部分和换热系统。常压部分由原来初馏塔步骤改为现在中国尚属首次使用二段闪蒸步骤,换热系统由原来二路换热步骤改为多路换热流程。依据总体计划,为使装置处理能力达成5 M ta,所以, 套常减压蒸馏装置在1997年5月大修期间,对装置瓶颈部位 电脱盐、常压炉及减压塔等进行了改造。该装置大修后, 投料试车一次成功。套常减压蒸馏装置原设计能力为2. 5 M t a(以胜利原油为设计依据)。于1990年1月进行了单炼油改造为加工1 M ta 阿塔卡原油。为使能达成更大加工轻质原油处理能力, 1992年7月对该装置进行了第二次改造, 在改造中将减压塔改为第二初馏塔, 装置
4、中其它设备未作任何改动, 装置处理能力由单炼阿塔卡原油1 M ta提升到2 M ta。为回收轻质原油中液化气, 在改造中还增设了罗茨鼓风机回收液化气系统。依据总体计划, 该装置又在1997年7月进行了以卡宾达和渤海混合原油为设计依据3M ta 改造。套常压装置原设计为1. 5 M ta常压拔头装置, 加工原油以阿塔卡、塔皮斯等轻质原油为主。依据总体计划, 该装置将在1999年在原地消除瓶颈改造成加工8 M ta 沙特轻油常减压蒸馏装置。22原油性质因为在第套和套常减压蒸馏装置改造设计中, 是以伊朗轻油和沙特轻油为设计依据, 所以,表1、2分别列出了这两种原油通常性质。这两种原油密度、粘度、残炭
5、、酸值、蜡含量均较低, 但硫含量较高, 按硫含量及关键组分分类为含硫中间基原油。两种原油轻烃含量多、轻油收率高。伊朗轻油350前 馏 分 达 到 54. 57% , 565前 馏 分 为收稿日期: 。作者介绍: 范晓梅, 工程师, 毕业于华东理工大学石油炼制专业,现在在镇海炼油化工股份工程设计企业工作, 任副总工程师, 曾发表论文2篇。 1995- Tsinghua Tongfang Optical Disc Co., Ltd. All rights reserved.第6期范晓梅.常减压蒸馏装置加工国外轻质原油工艺路线选择82. 21% , 其中小于60 馏分收率为4. 88%。沙特轻采取闪
6、蒸步骤。国外炼油厂使用亦较普遍。油355前馏分达成50. 95% , 565前馏分为31闪蒸步骤4种方案784. 07% , 其中小于70 馏分收率为5. 14%。因为轻组分多, 所以液化气、汽油、煤油、柴油、蜡油收率均高, 减压渣油只占20% 左右。表1伊朗轻油通常性质方案一, 一段闪蒸2常压塔方案 (见图1)。该方案优点是可降低炉子热负荷, 降低能耗; 可降低常压塔第二中段回流段抽出板下气相负荷, 使常压塔塔径缩小, 降低投资; 降低了闪蒸后原油换热压A P I分析项目数值33. 5降及常压炉压降。密度(20)粘度凝点残炭酸值硫%氮%水%胶质A P I密度粘度凝点酸值硫%氮%A P Imm
7、2(30(50%原油类别(15. 6(15. 6(37. 8%原油类别闪蒸步骤大于s2sgg雷氏蒸汽压一 般 认 为g- 1表)- 1)- 1,cm- 3)m gKO Hg- 1沥青质蜡含量盐含量(m gN aC l) L- 10. 853 67. 624. 67- 5. 03. 690. 118. 01. 490. 12痕迹9. 130. 554. 31含硫中间基图1一段闪蒸2常压塔方案方案二, 二段闪蒸2常压塔方案 (见图2)。方案二和方案一对比, 该方案可深入降低炉子负荷; 由于预闪蒸塔、再闪蒸塔塔顶气体分别进入常压塔不一样部位, 更均匀了常压塔负荷, 缩小了常压塔2沙特轻油通常性质塔径
8、。但因为闪蒸量增加, 可能会影响常压塔产品mm分析项目g cm- 3数值33. 40. 858 112. 86. 14- 34. 4质量, 而且二段闪蒸后, 需增加2台再闪蒸塔底泵,投资和电耗全部将增加。3m gKO Hg- 1盐含量(m gN aC l) L- 1水及渣硫醇硫kPa0. 0722. 831. 80. 0870. 111528. 96含硫中间基图2二段闪蒸2常压塔方案方案三, 初馏塔2一段闪蒸2常压塔方案 (见图3)。该方案和方案一相比, 因为增设了初馏塔系统,(加 工 原 油 相 对 密 度 小 于 0. 860 233) 轻质原油时, 常压蒸馏部分增多可增加了操作弹性, 而
9、且初馏塔提压操作, 为无压缩机回收轻烃提供了条件。该步骤尤其适合于原设计有 1995- Tsinghua Tongfang Optical Disc Co., Ltd. All rights reserved.8石油炼制和化工1998年第29卷初馏塔老装置改造。图3初馏塔2一段闪蒸2常压塔方案方案四, 初馏塔2二段闪蒸2常压塔方案 ( 见图4)。该方案兼有方案二及方案三优缺点, 因为步骤较为复杂, 使用时应慎重考虑。气相负荷降低, 所以每吨原油可降低能耗约合标准燃料油0. 068 kg。4轻烃回收因为国外轻质原油中轻烃含量比中国原油高出很多, 所以, 在大规模加工国外原油时, 对其轻烃进行充足
10、回收是十分必需。表3多个国外原油和胜利原油中轻烃含量比较原油C1轻烃收率(质量分数)C2C3i0. 040. 420. 060. 360. 00. 240. 080. 460. 010. 07而中国原油通常在0. 3%回收通常有三个方法。进入吸收稳定系统回收液化气及轻汽油等组分。该步骤用于老装置改造,此方案需依靠其它装置,只、缓冲罐1年两年多运行来看,C40. 330. 260. 130. 190. 08必需对轻烃加以回收,后送至催化裂化装置富气压缩机入口C1、投资少,采取此方案经济合理,年瓦斯平衡数据测算,第蒸馏装置每十二个月被加热炉烧掉液态烃达只及冷却器%-10133伊朗轻油0. 0n左右
11、。所以2套常减压蒸馏装置在月增设了轻烃回收系统1效果很好C4累计1. 091. 88伊朗重油0. 00. 881. 56沙特轻油0. 00. 821. 19沙特重油0. 00. 861. 59胜利原油0. 00. 160. 32由表3可见, 国外原油轻烃含量通常在1. 0%-18880以上-18866,在加工国以提升综合经外轻质原油时,济效益。依据中国现在加工国外轻质原油情况, 轻烃41将初顶油气、常顶油气引入催化裂化装置这种方法通常是将初、常顶油气用鼓风机升压图4初馏塔2二段闪蒸2常压塔方案32闪蒸馏程选择在第套常减压蒸馏装置 (4 M ta)改造中, 为次升压后,C4, 经压缩机再C干气和
12、 C3、步骤简单。特节省投资并最大程度地降低常压炉和常压塔负别是在催化裂化气体压缩机和吸收稳定系统能力有荷, 以适应加工中东轻质原油需求, 所以, 选择了二段闪蒸2常压塔步骤 (即方案二)。该装置在1997年富裕情况下,简单可行。但催化裂化原料或处理量5月进行深入扩能改造中, 在未对常压塔作改造情况下, 利用该二段闪蒸步骤, 使装置加工能力达到了5 M ta。在常压塔直径只有4 400 mm工况改变全部会直接影响常减压蒸馏装置轻烃回收, 而常减压蒸馏装置气体量改变也一样会影响催化裂化平稳操作。下, 生产出合格汽油、煤油、柴油。二段闪蒸步骤大镇海企业第1990年1月大缓解了常压塔超负荷问题, 发
13、明了良好经济效单炼国外轻质原油后, 初、常顶瓦斯大大增加。依据益。在第套常减压蒸馏装置 (8 M ta ) 改造设计1990年到1991套常减压10 k t 以上。中, 经过多方案技术经济比较, 并依据该装置原有设为此, 在1992年7, 为了节省备情况, 保留了初馏塔和无压缩机回收液化气系统, 在初馏塔后设置了闪蒸塔, 即初馏塔2一段闪蒸2投资、缩短施工周期, 将该装置初、常顶瓦斯引入催化裂化装置进行回收。该方法只需增加罗茨鼓风常压塔 (方案三)。设计中, 对无闪蒸步骤和有闪蒸流程进行了比较。结果表明, 常压塔第二中段回流段下机2台、脱液罐1年至1994台。从1992, 有效地回 1995-
14、 Tsinghua Tongfang Optical Disc Co., Ltd. All rights reserved.第6期范晓梅.常减压蒸馏装置加工国外轻质原油工艺路线选择收了液态烃组分和轻汽油组分。设计要求。942设压缩机回收轻烃在原油种类改变频繁、轻烃含量不稳定情况下,可采取将初、常顶油气直接用压缩机压缩回收方案。设压缩机回收轻烃, 常减压蒸馏装置可按常规操作条件运转, 初馏塔不须提压操作, 不会影响初馏塔拔出率, 并可对初顶气和常顶气中轻烃同时回收, 而且液化气回收率较高, 装置灵活性较强。轻烃回收系统是否正常开工, 常减压蒸馏部分均不受影响。但因为设置了压缩机, 使工艺步骤趋于
15、复杂, 占地面积增加, 操作人员增多, 设备投资较高, 操作和维护费用提升。43无压缩机轻烃回收无压缩机方案是经过初馏塔提压操作, 使初顶油在较高压力下能溶解初顶气体中 C 3、C 4 组分, 然后用初顶油泵将含有轻烃组分轻石脑油送入气体回收系统回收液化气。因为该步骤省去了压缩机, 所以步骤简单, 操作方便, 设备投资较低, 占地面积降低, 设备维修方便。但初馏塔提压操作, 给初馏塔拔出率带来不利影响。应用该步骤回收液化气, 影响液化气收率主要原因为初馏塔顶压力和初顶油中液化气和石脑油比率。初馏塔顶压力越高, 初顶油中液化气和石脑油比率越大, 液化气在石脑油中溶解度越大。但过高初馏塔顶压力,
16、会降低分馏精度, 增加能量消耗, 同时也会增加设备投资和操作费用。而液化气和石脑油比率则和装置换热步骤和产品收率相关。依据计算表明, 较为合理方案为: 初馏塔顶压力 (绝) 控制在0. 4 M Pa, 液化气和石脑油比率控制在10% 左右。洛阳石化工程企业为镇海企业设计第套1.5 M ta 常压蒸馏装置, 以印度尼西亚阿塔卡原油和马来西亚塔皮斯原油为设计依据, 该两种原油 含有小于 C 4 组分 (占原油, 体积分数) 约为 3.76%。所以, 必需对这部分轻烃加以回收。在设计中,对加压缩机和不加压缩机两种方案进行了具体比较, 计算结果表明, 不加压缩机方案比加压缩机方案可节省能量约8 243
17、 kW , 节电约200 kW , 节省投资337万元。依据比较结果, 该装置率先在中国应用了无压缩机回收轻烃, 并经过脱丁烷塔实现液化气和石脑油分离单塔步骤 (见图5)。该装置在1994年4月投料试车一次成功, 产品质量和产品收率均达成依据镇海企业总步骤安排, 第套能力为1. 5M ta常压蒸馏装置将在 原 地 改 造 成 能 力 为 8M ta 常减压蒸馏装置。在改造设计中, 保留了原设计无压缩机轻烃回收系统。因为受到重整能力限制, 需将轻、重石脑油分开, 所以, 在原设计基础上, 增设了脱戊烷系统, 使回收部分成为脱丁烷塔和脱戊烷塔双塔步骤 (见图6)。在以沙特轻油为原料8 M ta常减
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