北蒸馏操作规程10.docx
《北蒸馏操作规程10.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《北蒸馏操作规程10.docx（272页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
北蒸馏操作规程10
第一章概述
1.1主题内容与适用范围
本操作规程包括了80万吨/年常减压-减粘裂化联合装置的概述、开工规程、停工规程、岗位操作法、安全技术规程、防冻防凝规程、事故处理规程以及装置中各类设备的明细表等内容。
本规程适用于石大科技集团公司北蒸馏车间80万吨/年常减压-减粘裂化联合装置使用。
1.2装置简介
北蒸馏装置始建于1997年，由中国石油天然气华东勘察设计研究院设计，中建八局施工，当时设计装置年处理50万吨孤岛原油，采用FCS现场总线操作控制系统，属于燃料型常减压装置，于1998年7月投产。
在此基础上，2004年由石大炼油化工设计所、常减压车间和洛阳设计院等单位联合进行扩能改造设计，中石化十公司施工，于2004年7月改造后开车投产，设计年处理80万吨管输原油，采用DCS集散操作控制系统。
本装置除生产常规常减压产品外，还可生产运动粘度合格的减粘燃料油。
1.2.1工艺流程简介
本装置为燃料型常减压装置。
原油由罐区送入装置后，经过一级换热，温度升到130～150℃，进入电脱盐装置做脱盐、脱水处理，然后经过二级换热进一步升温到250℃左右进入初馏塔，从顶部馏出初顶汽油，塔底的初底油经过三级换热进一步升温到300℃左右进常压炉加热。
加热至370℃左右的初底油进入常压塔，从顶部及上部馏出汽油和轻柴油，并送至电精制系统精制后送往成品罐区，下部馏出重柴油；底部抽出的常底渣油经减压炉进一步加热升温至400℃左右后进入减压塔，分馏出侧线蜡油，底部抽出的减底渣油经减粘炉加热直接进入减粘装置生产减粘渣油。
1.2.2产品简介
本装置的产品有汽油、柴油、重柴油、减一、二、三、四线蜡油、70#甲道路沥青或减粘渣油，其中轻柴油经碱洗精制后送罐区与柴油调合为成品；汽油碱洗精制送溶剂油车间生产200#溶剂油；重柴油、减压侧线蜡油为半成品，用作催化裂化装置的原料；减粘渣油可以作为燃料油或成品送入成品罐区销售。
1.2.3工艺原理简介
1.2.3.1电脱盐脱水
原油中所含的盐和水都是加工中的有害物质。
当原油在加热炉中被加热时，盐类会在高温下水解，产生氢离子等腐蚀性物质，侵蚀设备，还会影响换热效果。
水在高温下会汽化膨胀，不仅会冲击换热器、炉管等处造成机械损伤，而且会导致分馏塔顶压力剧烈波动，严重影响平稳操作。
因此原油中的水和盐必须除去。
原油经换热器换热后，与钙、镁离子含量较低的软化水充分混和，以固体颗粒形态存在于原油中的盐溶解在水中。
进入电脱盐罐后，在破乳剂和高压电场的作用下，原油中原来处于分散状态的含盐水滴逐步聚合，形成较大水滴。
由于水的比重比油大，大水滴便沉降到电脱罐底部，再通过切水系统将其除去，以达到脱盐、脱水的目的。
1.2.3.2常减压蒸馏
常压塔和减压塔都是精馏设备，提供油品分离的场所。
所谓精馏是在精馏塔内存在回流的条件下，汽、液两相在塔盘上多次逆流接触，进行相间的传质、传热，使挥发性混合物中的各种馏分在不同的温度和压力条件下有效地进行分离。
常压蒸馏是在接近常压的条件下，将原油加热至部分汽化后使其在常压塔内利用各段馏分油不同的馏程范围，通过回流量调整塔内温度梯度和汽液相负荷的分布，利用塔盘的分离作用，将各馏分油在不同的塔盘分离出来，以得到所需的产品。
减压蒸馏是利用蒸汽抽空器的作用使减压塔内保持负压状态，常压渣油经减压炉进一步加热后，进入减压塔进行部分汽化蒸馏以分离出需要的馏分；负压状态使得沸点较高的馏分在低于其常压沸点的温度下汽化蒸发，从而避免了汽化温度过高造成的渣油热裂化和结焦等不良反应。
1.2.3.3减粘渣油
为了使减压渣油粘度降低，生产合格的锅炉用燃料油，减粘装置利用热裂化反应原理，使高温减压渣油发生两类主要化学反应已达到降低粘度的效果：
A.裂解反应：
即烷烃、烯烃裂解成较小分子的烷烃和烯烃，环烷烃断侧链、断环和脱氢，带侧链的芳烃断侧链，生成气体和轻质油，使渣油粘度降低。
B.缩合反应：
即烯烃和芳烃缩合成高分子的多环芳烃，最终生成焦炭。
1.2.3.4电化学精制
含硫较高的原油，其中除了含有饱和的烃类外，还含有非烃化合物和不饱和烃，这些物质的含量虽小，但其危害极大，必须把它们从油品中除去。
非烃化合物活性硫（元素硫、硫化氢、硫酸、二氧化硫），在有水汽存在的情况下，都能腐蚀设备；元素硫在高温下与铁产生剧烈的化学反应；非活性硫化物（二硫化物，噬吩等）在燃烧时放出二氧化硫腐蚀金属，油品中的硫化物会降低油品的辛烷值（或十六烷值）。
油品中的不饱和烃是很不稳定的，极容易被氧化成胶质和沥青质，使油品安全性变差。
硫醇和氮化物的存在，使油品产生强烈的臭味，影响油品的颜色。
精制原理:
碱洗精制就是利用氢氧化钠（NaOH）和油品中的酸性非烃化合物反应，生成相应的盐类（这些盐类大部分是溶于水）并以碱渣的形式排放掉，氢氧化钠溶液和烃类不起反应，因此碱洗能除去硫化氢、低分子硫醇、环烷酸和酚等物质。
其反应方程式如下:
H2S+2NaOH→Na2S十2H2O
H2S十NaOH→NaSH十H2O
Na2S+H2S→2NaSH
有机酸十NaOH→盐和水（碱渣）
当碱量大时，生成Na2S；当碱量小时，生成NaSH。
但两者都溶于水，随碱渣排掉。
1.3工艺指标
1.3.1主要原料性质:
1.3.1.1管输油:
表1.1管输油性质
样品名称
管输油
取样地点
2006＃
取样时间
2008.3.18
分析时间
8时
分析项目
试验方法
检验结果
分析项目
试验方法
检验结果
密度（20℃）kg/m3
GB/T1884
895.5
粘度（80℃）mm2/s
GB/T11137
24.36
水分%（m/m）
GB/T260
0.03
机械杂质%（m/m）
GB/T511
0.21
盐含量mg/L
GB6532
32.5
凝固点℃
GB/T510
26
酸值mgKOH/g
GB/T264
0.42
硫含量%（m/m）
SH/T0222
0.71
馏程
GB/T9168
馏出温度℃
收率%（m/m）
汽油
初馏点～200
7.06
柴油
200～360
21.59
重柴
360～440
15.66
蜡油
440～515
14.30
渣油
＞515
40.74
损失量%（m/m）
0.65
总馏出量%（m/m）
99.35
1.3.1.2赵东油
性质描述：
赵东油为海洋原油，属于环烷基原油，脱水、脱盐比较困难，也难裂解。
汽油含量较少，蜡油收率较管输油高。
柴油含环烷酸较多，容易乳化。
表1.2赵东油性质
样品名称
赵东油
取样地点
取样时间
2009.2.15
分析时间
8时
分析项目
试验方法
检验结果
分析项目
试验方法
检验结果
密度（20℃）kg/m3
GB/T1884
909.4
粘度（80℃）mm2/s
GB/T11137
18.45
水分%（m/m）
GB/T260
0.35
机械杂质%（m/m）
GB/T511
0.05
盐含量mg/L
GB6532
25.7
凝固点℃
GB/T510
-15
酸值mgKOH/g
GB/T264
1.28
硫含量%（m/m）
SH/T0222
0.29
馏程
GB/T9168
馏出温度℃
收率%（m/m）
汽油
初馏点～200
5.15
柴油
200～360
22.7
重柴
360～440
34.28
蜡油
440～515
渣油
＞515
36.32
损失量%（m/m）
1.64
总馏出量%（m/m）
98.36
1.3.1.3牛庄油
表1.3牛庄油性质
样品名称
牛庄油
取样地点
取样时间
2008.4.14
分析时间
9时
分析项目
试验方法
检验结果
分析项目
试验方法
检验结果
密度（20℃）kg/m3
GB/T1884
864.7
粘度（80℃）mm2/s
GB/T11137
14.90
水分%（m/m）
GB/T260
0.30
机械杂质%（m/m）
GB/T511
0.11
盐含量mg/L
GB6532
25.1
凝固点℃
GB/T510
34
酸值mgKOH/g
GB/T264
0.05
硫含量%（m/m）
SH/T0222
0.32
馏程
GB/T9168
馏出温度℃
收率%（m/m）
汽油
初馏点～200
7.84
柴油
200～360
25.46
重柴
360～440
17.84
蜡油
440～515
14.65
渣油
＞515
32.45
损失量%（m/m）
1.76
总馏出量%（m/m）
98.24
1.3.1.4东辛油
表1.4东辛油性质
样品名称
东辛油
取样地点
取样时间
2008.4.14
分析时间
9时
分析项目
试验方法
检验结果
分析项目
试验方法
检验结果
密度（20℃）kg/m3
GB/T1884
889.6
粘度（80℃）mm2/s
GB/T11137
26.22
水分%（m/m）
GB/T260
0.30
机械杂质%（m/m）
GB/T511
0.14
盐含量mg/L
GB6532
30.4
凝固点℃
GB/T510
19
酸值mgKOH/g
GB/T264
0.08
硫含量%（m/m）
SH/T0222
1.53
馏程
GB/T9168
馏出温度℃
收率%（m/m）
汽油
初馏点～200
5.20
柴油
200～360
24.07
重柴
360～440
16.16
蜡油
440～515
13.02
渣油
＞515
40.68
损失量%（m/m）
0.87
总馏出量%（m/m）
99.13
1.3.1.5科威特油
表1.5科威特油性质
样品名称
科威特原油
取样地点
取样时间
2006.6.10
分析时间
15时
分析项目
试验方法
检验结果
分析项目
试验方法
检验结果
密度（20℃）kg/m3
GB/T1884
906.5
粘度（80℃）mm2/s
GB/T11137
14.5
水分%（m/m）
GB/T260
0.10
机械杂质%（m/m）
GB/T511
0.046
盐含量mg/L
GB6532
68.2
凝固点℃
GB/T510
低于-20
酸值mgKOH/g
GB/T264
0.14
硫含量%（m/m）
SH/T0222
4.46
馏程
GB/T9168
馏出温度℃
收率%（m/m）
汽油
初馏点～200
14.76
柴油
200～360
22.14
重柴
360～440
12.68
蜡油
440～515
9.81
渣油
＞515
40.47
损失量%（m/m）
0.14
总馏出量%（m/m）
99.86
1.3.1.6马瑞油
表1.6马瑞油性质
样品名称
马瑞油
取样地点
取样时间
2006.11．13
分析时间
8时
分析项目
试验方法
检验结果
分析项目
试验方法
检验结果
密度（20℃）kg/m3
GB/T1884
939．2
粘度（80℃）mm2/s
GB/T11137
48.93
水分%（m/m）
GB/T260
0.60
机械杂质%（m/m）
GB/T511
0.83
盐含量mg/L
GB6532
54.4
凝固点℃
GB/T510
低于20℃
酸值mgKOH/g
GB/T264
0.88
硫含量%（m/m）
SH/T0222
2.10
馏程
GB/T9168
馏出温度℃
收率%（m/m）
汽油
初馏点～200
6.30
柴油
200～360
22.05
重柴
360～440
15.39
蜡油
440～515
7.36
渣油
＞515
47.68
损失量%（m/m）
1.22
总馏出量%（m/m）
98.78
1.3.2成品、半成品控制指标
表1.7成品、半成品控制指标
考核项目
考核指标
考核项目
考核指标
汽油干点
≯180℃
柴油95%点
≯380℃
脱后原油含盐
≯10mg/l
脱后原油含水
≯0.5%
碱洗后柴油含水
≤0.25%
软化点
≮48℃
汽油、柴油水溶性酸或碱
无
减粘油运动粘度100℃
≯40mm2/s
汽油、柴油腐蚀
合格
常三重柴油3%馏程
＞360℃
柴油酸度
≯8mg/100ml
减一油凝点
-10～10℃
1.3.3主要操作指标
表1.8主要操作指标
项目
单位
指标
项目
单位
指标
炉-101出口温度
℃
370±3
炉-101炉膛温度
℃
≯800
炉-102出口温度
℃
382±3
炉-102炉膛温度
℃
≯800
炉-102过热蒸汽温度
℃
300～400
炉-102过热蒸汽压力
Mpa
≯0.7
燃料油系统压力
Mpa
0.5～0.8
塔-101顶温度
℃
105～120
塔-101一线温度
℃
165～180
塔-101二线温度
℃
260～285
塔-101三线温度
℃
340～355
塔-101顶冷回流温度
℃
≯45
塔-104底温度
℃
370～390
塔-104底液位
%
25±10
减粘闪蒸塔液位
%
20～60
原油一次换后温度
℃
130～150
原油二次换后温度
℃
＞230
塔-104抽空器蒸汽压力
Mpa
＞0.7
塔-104顶温度
℃
30～60
塔-104顶真空度
Mpa
＜-0.099
塔-101底部温度
℃
360±5
塔-101顶部压力
Mpa
≯0.06
塔-101底部液位
%
30～50
塔-104一线（集油箱温度）
℃
50～120
塔-104二线集油箱温度
℃
220～280
塔-104三线（集油箱温度）
℃
280～345
1.3.4物料平衡
表1.9物料平衡
物料名称
收率%（Wt）
流量t/h
入方
原油合计
100.00
90.00
出方
常顶瓦斯+损失
常顶油
常一线
常二线
常三线
减顶瓦斯+损失
减顶油
减一线
减二线
减三线
减压渣油
合计
0.10
7.2
10.10
12.00
3.50
0.13
0.07
6.04
20.61
14.95
32.5
100
0.090
6.48
9.09
10.8
3.15
0.117
0.440
5.436
18.549
13.455
29.25
90
轻油收率
拔出率
19．3
67.5
17.37
60.75
注：
本物料平衡是以管输油为原料。
1.3.5能耗和动力指标
表1.10能耗和动力指标
项目
单耗指标
折算
系数
折算能量
104kcal/h
折算能量
104kcal/h/t原油
折算能量
104MJ/h/t原油
新鲜水
0.16t/t
0.18
2.88
0.0288
0.1206
循环水
2.1t/t
0.1
21
0.21
0.8792
软化水
0.053t/t
0.25
1.33
0.0133
0.0557
电
6.5Kw.h/t
0.3
195
1.95
8.1643
8kg/cm2蒸汽
58kg/t
0.076
440.8
4.408
18.4554
燃料油
6.6kg/t
1
660
6.6
27.6329
合计
/
/
1321
13.21
55.3076
注：
每小时按100T计算。
1.3.6化验项目
表1.11化验项目
项目名称
分析内容
分析频率
原油
含水
1次/日
含盐
1次/日
比重
1次/日
汽油
常压馏程
3次/日
比重
1次/日
柴油
常压馏程
6次/日
比重
1次/日
常三重柴油
常压馏程,比重
2次/周
常压渣油
＜360℃馏程
2次/周一、周四
减压一线油
凝点
2次/周
减压三线蜡油
比重、残炭
2次/周一、周四
减底渣油（燃料油方案）
软化点
6次/日
减底渣油（沥青方案）
软化点
12次/日
减粘渣油（燃料油方案）
恩氏粘度
12次/日
碱洗汽油
腐蚀、水溶性酸碱
1次/日
碱洗柴油
腐蚀、酸度
1次/日
水溶性酸碱
3次/日
外排水
含油量
3次/周
减压渣油
＜520℃馏程
2次/周
1.4工艺流程说明
本装置由电脱、精制、常压、减压、司炉、减粘、热进料七个部分组成，各部分流程说明如下：
1.4.1、电脱、换热部分
原油经原油罐区原油泵（P-801/1,2）送入北蒸馏装置，首先经原油流量计到原油靶、调节阀，进入一换系统换热到130～150℃，一换系统具体流程：
经原油—常一换热器（E-1001）、原油—减一换热器（E－1002）、原油—常二换热器（E-1003）、原油—减三换热器（E－1004）、原油—减二换热器（E-1005/1，2）、原油—常三换热器（E-1006/1，2）、原油—减三换热器（E－1007/1，2）、原油—常二换热器（E-1008/1，2）、原油—减二换热器（E—1009）、原油—渣油换热器（E-1010/3），原油温度升到位后，进入1＃电脱盐罐，再进入2＃电脱盐罐，随后进入3＃电脱盐罐，在这三个电脱盐罐中脱盐脱水，出来后的原油进入二换系统：
经原油—渣油换热器（E－1010/1，2）、原油—常一中换热器（E－1011/1，2）、原油—常二换热器（E－1012/1，2），原油—减二换热器（E－1013/1，2），原油—常二中换热器（E－1014）、原油—渣油油换热器（E－1015/1，2）、原油—减三换热器（E－1016/1，2）、原油—渣油换热器（E－1017/1，2），在二换系统加热到235～255℃之间，最后进入初馏塔，在这里分离出部分汽油。
初底油至初馏塔底部抽出到初底泵（P-104/1,2），经原油—常三换热器（E－1018）、原油－减三换热器（E－1019/1，2）、原油－常二中换热器（E－1020）、原油－减三换热器（E－1021）、原油－渣油换热器（E－1022/3）,原油－渣油换热器（E－1022/1,2）分东、西两支进常压炉（F-102），在常压炉原油加热到368℃，然后两支合并后经常压炉转油线进常压塔（T-103）进行常压蒸馏。
1.4.2、常压部分
初底油经常压炉加热之后，进入常压塔分馏出汽油、常一油、常二油、常三油、过汽化油以及最后的常压渣油。
现分别介绍流程如下：
1.4.2.1、初顶汽油流程
初顶汽油为初馏塔顶蒸馏出的部分汽油，所占比例为3％左右，经空冷、水冷冷却，然后经初顶汽油泵外送并部分打回流。
具体流程如下：
初顶汽油从初馏塔（T-101）顶馏出，经初顶空冷到初顶水冷器（L－1023/3，L-1023/1,2）进初顶回流罐（D-102），然后从初顶回流罐抽出，经初顶汽油泵（P-102/1,2）后分两路，一路经初顶外送调节阀送到精制区进行碱洗后经流量计外送成品罐区或溶剂油，一路经初顶回流调节阀返回初馏塔顶打回流。
1.4.2.2、常顶汽油流程
常顶汽油馏出温度为120℃左右，经空冷、水冷冷却，然后经常顶汽油泵外送并部分打回流。
具体流程如下：
常顶汽油从常压塔（T-103）顶馏出，经常顶空冷到常顶汽油水冷器（L－1024/1,2）进常顶回流罐（D-103），然后从常顶回流罐抽出，经常顶汽油泵（P-103/1,2）后分两路，一路经常顶外送调节阀送到精制进行碱洗后经流量计外送溶剂油或成品罐区，一路经常顶回流调节阀返回常压塔顶打回流。
1.4.2.3、常一柴油流程
常一油为轻柴油组分，抽出温度为170℃左右。
从常压塔馏出，然后到汽提塔汽提部分轻组分，经泵压送至换热器与原油和循环水换热，进精制碱洗后送成品罐区。
具体流程如下：
常一油从常压塔39＃和41＃塔盘馏出，流入汽提塔（T-102）常一汽提段，然后从常一汽提段抽出经常一泵（P-105/1,2）外送，经原油—常一换热器（E-1001）、常一水冷器（E-1025）到常一外送调节阀，到精制后进D110罐进行碱洗经流量计后外送成品罐区。
1.4.2.4、常二柴油流程
常二油为柴油组分，抽出温度为270℃左右。
从常压塔馏出，然后到汽提塔汽提部分轻组分，经泵压送至换热器与原油和循环水换热，进精制碱洗后送成品罐区。
具体流程如下：
常二油从常压塔27＃塔盘馏出，流入汽提塔（T-102）常二汽提段，然后从常二汽提段抽出经常二泵（P-106/1,2）外送，经原油—常二换热器（E－1012/1，2）、原油—常二换热器（E-1008/1,2）、原油—常二换热器（E-1003）、常二水冷器（E-1026）后到常二外送调节阀，到精制后进D111罐进行碱洗经流量计后外送罐区。
1.4.2.5、常三流程
常三油为重柴油组分，抽出温度为330℃左右。
从常压塔馏出，然后到汽提塔汽提部分轻组分，经泵压送至换热器与原油和循环水换热，最后进热进料系统。
具体流程如下：
常三油从常压塔17＃塔盘馏出，流入汽提塔（T-102）常三汽提段，然后从常三汽提段抽出经常三泵（P-107/1,2），经原油—常三换热器（E－1018）、原油—常三换热器（E-1006/1,2）、常二中—常三换热器（E-1041）、常三水冷器（E-1027/1,2）到常三外送调节阀、常三外送流量计，并减压蜡油进热进料系统。
1.4.2.6、过汽化油流程
过汽化油为重柴油组分，主要保证防止雾沫夹带，保证常三产品质量。
具体流程如下：
过汽化油从常压塔5＃塔盘抽出，经过汽化油线跨常三线一起进汽提塔，后随常三油一块换热后外送。
1.4.2.7、常一中流程
常一中为中段回流，主要平衡常压塔内汽液相负荷，取走部分热能，保证常一产品质量。
具体流程如下：
常一中从常压塔35＃塔盘抽出，经常一中泵（P-108/1,2），再经原油—常一中换热器（E－1011/1,2）、常一中-常三换热器（E-1041）返回到常压塔37＃塔盘打回流。
1.4.2.8、常二中流程
常二中为中段回流，主要平衡常压塔内汽液相负荷，以及取走部分热能，保证常二产品质量。
具体流程如下：
常二中从常压塔23＃塔盘抽出，经常二中泵（P-109/1,2），再经原油—常二中换热器
升级会员 