十四常减压蒸馏技术的现状和发展.docx
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十四常减压蒸馏技术的现状和发展
常减压蒸馏技术的现状和发展
张立新
洛阳石化工程公司（河南省洛阳市471003）
1炼油厂和常减压蒸馏装置的规模
表1一些国家和地区炼厂能力变化情况百万吨/年
国家和地区
1983年
1995年
2001年
炼厂数
蒸馏
能力
炼厂平均能力
炼厂数
蒸馏
能力
炼厂平均能力
炼厂数
蒸馏
能力
炼厂平均能力
美国
220
843.1
3.83
169
767.7
4.54
143
828.2
5.79
日本
45
251.0
5.58
41
243.4
5.94
35
239.3
6.84
德国
26
119.3
4.59
19
106.3
5.59
17
113
6.64
意大利
24
152.5
6.35
17
114.2
6.72
17
114.1
6.71
加拿大
28
90.3
3.23
23
92.4
4.02
21
97.2
4.63
法国
18
133.5
7.42
14
89.1
6.36
13
94.8
7.29
英国
15
104.6
6.97
15
94.4
6.29
11
89.2
8.11
西班牙
10
74.7
7.47
10
66.3
6.63
9
64.7
7.19
比利时
5
34.7
6.94
4
30.5
7.63
5
38.4
7.68
韩国
6
38.8
6.47
6
62.2
10.37
6
128
21.33
印度
12
38.9
3.24
12
54.3
4.53
17
106.7
6.28
沙特
4
43
10.75
8
82.8
10.35
8
87.25
10.91
伊朗
4
26.5
6.63
8
58.4
7.3
9
74.2
8.24
新加坡
5
55.05
11.01
4
58.5
14.63
3
63.5
21.17
中国台湾
2
25.8
12.9
2
27.1
13.6
4
46
11.5
近二十年来，美国、日本、加拿大和西欧等发达国家及地区，在环境保护和激烈竞争的压力下，关闭了许多炼油厂。
美国在1980年有303座炼油厂，加工能力为9.23亿吨/年。
从1980年到1983年三年间，关闭了83座炼厂，加工能力减少了约8000万吨/年。
1983年到1995年，进一步关闭了51座炼厂，减少了加工能力7540万吨/年，1995年到2001年，美国又关闭了26座炼油厂，但加工能力反而增加了6050万吨/年，表明在关闭了一部分中小型炼厂的同时，对一些竞争力较好的大型炼油厂进行了扩建。
这种趋势在日本、加拿大和西欧各国有相同的表现。
他们的炼油加工能力都在90年代中期降到了最低点，此后又逐渐上升，但炼厂的数目一直呈减少趋势，炼厂平均规模不断增加。
美国炼厂的平均规模由1983年383万吨/年，增加至2001年579万吨/年。
日本炼厂的平均规模由1983年558万吨/年，增加至2001年684万吨/年。
其他西欧各国也都保持了相同的趋势。
和美、日、欧等发达国家的情况有所不同，亚洲国家和地区的炼油能力近二十年来有了迅速的增加，其中尤以韩国最为突出。
1964年4月韩国才在蔚山建成第一座炼油厂，当时的规模仅为175万吨/年，此后即快速发展。
目前，韩国的炼油能力已达1.28亿吨/年。
其6个炼油厂中，除1个规模较小的润滑油厂外，其余5个炼油厂的平均规模为2550万吨/年，居世界第一位。
在全世界最大的10个炼油厂中，韩国占了3个，分别为SK公司的蔚山炼厂（4085万吨/年）、LG—Caltex公司的丽水炼厂（3168万吨/年），和双龙公司的汶山炼厂（2600万吨/年）。
1997年开始的亚洲金融危机给亚洲一些国家和地区的炼油工业带来了重大打击，韩国的炼油能力在1997年后即基本保持不变，未再继续增长。
但印度、沙特、科威特、伊朗、越南等亚洲国家的炼油能力仍保持继续增长的态势，这些都使亚洲地区油品市场的竞争日益激烈。
由表1数据可以看出，到2001年底，亚洲不少国家和地区的炼厂平均规模在600万吨/年以上，有的甚至在1000万吨/年以上。
大型化是提高炼厂劳动生产率和经济效益，降低能耗和物耗的一项重要措施。
按2001年底的统计，全世界共有732座炼油厂，总加工能力40.58亿吨/年。
其中加工能力在1000万吨/年以上的炼厂126座，分散在34个国家和地区，其中美国30座，西欧33座，前苏联18座，亚洲地区32座。
加工能力在2000万吨/年以上的炼厂共有15座。
长期以来，我国炼油工作者一直致力于炼油厂和常减压装置及其他炼油工艺装置的大型化，但和国外相比，仍有一定差距。
2001年底，我国有95座炼油厂，原油蒸馏能力2.26亿吨/年，炼油厂平均规模为238万吨/年，只有镇海和茂名两个炼厂加工能力在1000万吨/年以上。
我国共有单系列加工能力500万吨/年及以上规模的常减压装置8套，其中最大的为镇海三蒸馏，加工能力目前已经达到1000万吨/年。
另外，正在准备新建和扩建一批单套加工能力在500~1000万吨/年的常减压蒸馏装置。
表2世界加工能力2000万吨/年以上规模炼厂
序号
公司名
地点
加工能力万吨/年
1
帕拉瓜拉炼油中心
委内瑞拉、法尔孔
4700
2
SK公司
韩国、蔚山
4085
3
LG-Caltex公司
韩国，丽水
3168
4
EXXONMOBIL公司
新加坡
2843
5
印度信任石油公司
印度，贾拉加
2700
6
荷文沙公司
维尔京群岛
2625
7
双龙公司
韩国，汶山
2600
8
EXXONMOBIL公司
美国，贝汤
2583
9
EXXONMOBIL公司
美国，巴吞鲁日
2443
10
俄罗斯投资公司
俄罗斯，安佳斯克
2204
11
BP
美国，德克萨期城
2185
12
BP
美国，怀亭
2050
13
壳牌东石油公司
新加坡
2025
14
伊朗国家石油公司
伊朗，阿巴丹
2000
15
沙特阿拉伯石油公司
沙特，拉比赫
2000
目前，世界上最大的常减压装置，其单套加工能力仍为1200~1300万吨/年，原属AMOCO公司，后被BP公司兼并的美国怀亭炼油厂，其第三套常减压装置1962年原设计的加工能力为1500万吨/年，加工API37°原油，1994年已改为加工API29°原油，加工能力1200万吨/年。
世界各地大型炼厂的常减压装置一般都不止一套，有的甚至3套以上，主要是为了对不同的原油实行分贮分炼，以尽量减少加工费用，取得最大的目的产品收率和经济效益。
表3一些大型炼厂常减压装置数目
公司名
地点
炼厂能力
万吨/年
常减压装置
数目
SK
韩国蔚山
4085
4
EXXON
美国贝汤
2583
3
BP
美国德克萨斯城
2185
2
BP
美国怀亭
2050
3
日本石油
日本根岸
1925
4
TOTAL
法国诺曼底
1600
2
FINA
比利时安特卫普
1650
2
出光兴产
日本千叶
1250
1
ARCO
美国洛杉矶
1220
3
COSMO
日本千叶
1100
2
Phillips
美国斯威尼
1025
2
ARCO
美国樱桃角
1000
1
由表3数据可以看出，1500万吨/年以上规模的炼厂，其常减压装置的数量一般均在2套以上，主要是为了有利于对原油的分贮分炼。
例如BP公司德克萨斯城炼厂，两套常减压装置分别加工不同的原油，一套主要加工高硫油，另一套则以加工低硫油为主。
原油分贮分炼可以充分利用不同原油的资源特点，减少下游装置的加工费用，获得最大的经济效益。
美国菲力浦公司的斯威尼炼厂尽管加工能力仅为1000万吨/年，也采用了两套常减压装置，一套加工高硫原油，另一套加工低硫原油。
2原油供应形势
80年代初期，世界石油剩余可采贮量曾低到800亿吨，一度出现了石油资源即将枯竭的悲观论调。
此后，随着石油勘探开发技术的进步，每年新发现的世界石油可采资源超过了当年的实际开采量，因而世界石油剩余可采贮量逐年上升，90年代后，达到1300亿吨以上，而且还保持着继续增长的态势。
从目前情况看，预计至少在2050年以前，石油仍将是最重要的能源和化学品的原料。
但是，石油资源的分布又极不均衡，大部分集中在少数地区。
2001年底，世界石油剩余可采贮量的分布如表4所示。
表42001年世界原油可采贮量探明情况
国家地区
探明贮量
贮采比
国家地区
探明贮量
贮采比
亿立方米
%
亿立方米
%
全世界
1640
100
44.4
中东
1090
66.46
105.1
中国
38.16
2.33
20
伊朗
142.6
8.7
78.5
亚太地区
69.6
4.24
16.4
伊拉克
178.85
10.9
157.3
俄罗斯
77.22
4.71
19.3
科威特
149.44
9.11
178.8
西欧
27.24
1.66
7.8
沙特
412.16
25.13
109.8
美国
35.05
2.14
10.4
非洲
121.9
7.43
30.6
墨西哥
42.83
2.61
23.8
利比亚
46.9
2.86
59.4
委内瑞拉
123.5
7.53
75.2
尼日利亚
38.16
2.33
31.3
加拿大
7.72
0.47
6.5
由表4数据可知，2001年底世界已探明剩余可采贮量为1640亿立方米，我国仅占2.33%，按当年的开采量，我国贮采比仅为20。
根据全国第二次油气资源评价结果，截至2000年底，全国石油资源探明率为23%，全国石油勘探的潜力还很大。
随着石油资源的进一步探明，可采储量还会进一步增加。
根据“九五”石油勘探发展的情况，新发现的石油贮量可以在二十一世纪初期，支持1.7亿吨的年产量。
包括国际能源机构在内的中外十余家研究机构对我国原油产量的预测基本一致，如果没有大的石油发现和技术上的突破性进展，中国在2010年前后的高峰年产量很难超过2亿吨。
据海关进出口统计，2000年我国进口原油7013万吨，出口原油1044万吨，净进口原油5969万吨。
以燃料油为主的成品油净进口量为978万吨。
我国石油的消费量每年将以约4%的速度增加，按此速度计算，2010年中国大陆的原油净进口量将达到1亿吨以上，我国对进口原油的依赖将日益严重。
由表4可以看出，中东地区和南美的委内瑞拉集中了全球已探明原油剩余可采贮量的73.99%，而伊朗、伊拉克、科威特和沙特四个国家集中了全球可采石油资源的54%。
2001年底和1999年底相比，全球剩余可采石油贮量增长了25.62亿立方米，其中中东地区占15.84亿立方米，委内瑞拉占8.08亿立方米，其他地区很少增加，甚至有所减少。
作为原油加工第一道工序的常减压蒸馏装置，受原油性质的影响非常严重。
由于中东地区将成为世界原油主要的供应地，这些地区的原油性质和国内石蜡基低硫原油的性质差别很大，新建和改扩建的进口含硫原油加工基地的常减压蒸馏装置，必须要能适应这些原油的加工。
我国的原油勘探和开发在渤海湾取得了较好的突破。
1995年以来在渤海湾地区已经发现了10个贮量大于5000万吨的油田，其中5个油田的贮量大于1亿吨，最大的一个油田PL19—3贮量大于5亿吨。
预计2005年渤海原油的产量将达2000万吨/年。
但渤海原油属重质环烷中间基原油，比重为0.92—0.97，酸值高，蓬莱PL—19—3原油的酸值高达6.02mgKOH/g，金属含量高，原油Ni含量为32ppm，常减压及下游装置的加工处理将面临新的课题。
原油供应形势的发展和变化，给常减压装置的设计和改造带来许多新的课题，如含硫原油和含酸原油加工，防腐处理和长周期安全平稳运行，对不同原油的适应能力，轻烃回收，常压和减压拔出率及馏分质量，节能降耗等等。
一个良好设计和操作的常减压装置，是全厂经济效益的重要基础。
3常压和减压拔出率及馏分质量
3.1常压拔出率及馏分质量
常压拨出率和馏分质量影响着直馏柴油的收率，对全厂的经济效益有重大的影响。
直馏柴油十六烷值高，加工费用低。
对于低硫低酸值原油，直馏柴油不需任何精制，就是优质柴油组分；对于含硫原油，直馏柴油也只需压力较低，空速较高的加氢精制，就可以达到符合世界燃料规范Ⅱ类和Ⅲ类优质柴油的要求。
如果直馏柴油馏分混入减压蜡油中，就需要用催化裂化或加氢裂化的方法加工，不仅需要增加二次加工装置的规模，从而增加投资和操作费用，降低了柴汽比，而且催化裂化的柴油十六烷值低，质量差，后续加工费用高。
从目前国内常减压装置的实际情况看，直馏柴油的收率和潜含量之间存在较大的差距。
在常压拔出率和馏分质量上普遍存在着较大的改进余地。
一方面在减顶和减一线馏分中，含有较大量的350℃以前的馏分，有些常减压装置减一线350℃以前的馏分含量占到60%以上。
因而，有些炼厂采用在减压塔设置柴油分馏段，或将部分减一线与常二中一起打回常压塔的方法，以提高直馏柴油的收率。
但是，在减压塔设置柴油分馏段，实际上是将一部分本应在常压塔进行的分馏作用移到减压塔，会增加减压塔的全塔压降，不利于提高减压拔出率。
减一线回炼到常压塔，则会增加塔和加热炉的负荷，增加能耗，属于一种无奈的选择。
另一方面，常压塔的下部侧线，如常三线（或常四线），往往又含有大量的重质馏分。
许多常减压装置普遍有这样的现象：
常三线（或常四线）往往比减一线还要重，无法作为柴油组分而被迫进入二次加工装置。
即使在常压塔拔出来，也未能取得应有的效益，只能作为二次加工装置的原料，既减少了直馏柴油的收率，又增加了二次加工装置的负荷，增加了操作费用。
常压拔出率和拔出馏分的质量，已经成了国内常减压装置进一步提高效益的一个重要瓶颈。
为了消除这一瓶颈，充分发挥常减压装置作为原油加工第一道工序的作用，可以考虑采取以下一些措施。
（1）新设计或改扩建的常减压装置应增加常压塔的塔盘数，特别是常压塔下部的塔盘数，以改善常压塔轻重馏分的分割精度。
目前，常压塔的发展趋势是塔盘数不断增加，塔盘效率不断提高。
新设计的常压塔，其精馏段的塔盘数不应少于50层。
适当增加塔盘数投资增加不多，得到的经济效益却非常显著。
（2）改进常压塔汽提段的设计和操作。
常压塔汽提段的设计和操作，对提高常压拔出率，改善轻重馏分的分割起着重要的作用。
从水力学条件上看，常压塔汽提段和精馏段有重大差别，汽提段的液相负荷大而气相负荷很小，尤其是常压拔出率低的重质原油，气、液相负荷的差别更为悬殊，需要针对不同的原油精心设计。
从流程模拟的结果可以看出，增加汽提段的理论板数，可以便常压拔出率和直馏柴油的收率提高1—3%。
适当增加常压汽提段的汽提蒸汽量，可以降低塔底的油气分压，改善汽提段的水力学条件，有利于提高常压拔出率和改善轻、重馏分的分割情况。
（3）保持必要的常压塔过汽化率。
为了给常压塔下部的分馏创造条件，常压塔应保持必要的过汽化率。
不能单纯强调节能而减少必要的常压塔过汽化率。
从提高全厂柴汽比和全厂优质柴油观点来看，保持必要的常压塔过汽化率往往是代价较小的措施之一。
每吨直馏柴油组分和蜡油的差价在600元以上，常压直馏柴油组分增加1%，对于一个1000万吨/年炼厂来说，全年的效益就可以增加6000万元以上。
对于不同的原油和不同的常压塔，最佳的过汽化率是不同的。
过汽化油量应有测量手段，实际生产中，可根据产品质量的分析情况来调整过汽化油量，一般来说，保持2—3%的过汽化率是适宜的。
3.2减压拔出率和馏分质量
对于不同的原油，减压拔出率的要求和意义是完全不同的。
对于低硫低金属石蜡基原油的燃料型常减压装置，由于其减压渣油可以全部进入重油催化裂化装置加工，因此不必追求减压拔出率，甚至可以不需要减压蒸馏，全部常压渣油都可以直接进入重油催化裂化装置加工。
对于生产润滑油的常减压装置，减压拔出率应根据对润滑油的粘度要求和丙烷脱沥青装置的情况来决定减压拔出率。
对于生产道路沥青的常减压装置，减压拔出率应根据沥青的生产要求而定。
但是，对于硫含量高，金属含量高的原油来说，减压拔出率的意义就完全不同了。
硫含量高、金属含量高的减压渣油，很难直接用催化裂化装置加工，这种渣油一般只能用溶剂脱沥青或焦化的方法。
如果进入催化裂化装置，则需进行渣油加氢预处理，而渣油加氢装置的投资和操作费用都很高。
在这种情况下，减压拔出率和拔出的馏分质量对全厂的经济效益就会有重大的影响。
拔出的蜡油，可以作为加氢裂化装置的原料，即使作为催化裂化装置的原料，其加氢预处理的投资和操作费用也要比渣油加氢低得多。
我国目前进口中东含硫原油的数量越来越大，减压拔出率和拔出馏分质量的意义也就越来越突出。
在减压拔出率问题上，目前国内常减压装置的技术水平和国外存在较大的差距。
国外常减压装置的标准设计是将减压渣油的切割点定在1050°F，即565.6℃。
有不少国外文献讨论减压深拔问题，他们所指的深拔，是指减压渣油的实沸点切割点在565℃以上。
据报导，有些国外常减压装置的实沸点切割点已经达到600℃以上，而国内多数常减压装置的实沸点切割点都在540℃以下，有一些常减压装置的实沸点切割点还在520℃以下。
国内和国外都对一些含硫原油500℃以上的窄馏分的性质进行过研究。
洛阳石化工程公司炼制研究所对胜利原油的重油及500℃以上窄馏分性质的研究结果如表5和表6所示。
表5胜利原油的重油性质
馏分
蜡油
常渣
减渣
馏程，℃
350—500
>350
>500
收率，%
26.46
79.59
53.13
密度，20℃，kg/m3
910.6
963.1
980.9
粘度，mm2/s,80℃
8.05
385.0
5643
100℃
6.104
146.6
1425
残炭，%
0.03
8.5
13.12
碳，%
85.7
86.28
85.96
氢，%
13.12
11.9
11.40
硫，%
0.58
1.23
1.56
氮，%
0.13
0.50
0.68
H/C原子比
1.84
1.66
1.59
镍，ug/g
0.1
33.5
49.0
钒，ug/g
0.1
2.4
3.5
铁，ug/g
0.1
31.0
56.8
铜，ug/g
0.1
0.3
0.5
钠，ug/g
0.2
6.0
9.0
钙，ug/g
1.4
36.0
51.4
饱和烃，%
70.7
38.0
18.5
芳烃，%
23.7
30.9
37.4
胶质+沥青质，%
5.6
31.1
44.1
由表5数据可以看出，胜利500℃以上的减压渣油，重金属的含量很高，Ni为49ppm，V为3.5ppm，Fe为56.8ppm，很难用催化裂化的方法加工。
由表6窄馏分的分析数据可以看出，胜利减压渣油的重金属主要集中在600℃以上的重质馏分中，600℃以前的各馏分金属含量低，氢含量在12%以上，经过适当的加氢精制后，是很好的催化裂化原料。
由表6数据还可以看出，胜利减压渣油中500—605℃馏分占原油的收率达14.31%，深拔的经济效益是十分显著的。
决定减压拔出率的关键是减压塔汽化段的温度和压力。
国外最新设计的燃料型减压塔，在各中段回流取热段采用了空塔喷淋取热技术，大大降低了全塔压降，使减压塔汽化段的压力可以降低到15mmHg左右。
新设计的燃料型减压塔汽化段的温度已提高至415℃左右。
由于改进了减压炉和转油线的设计，在减压塔汽化段温度为415℃情况下，减压炉的不烧焦连续运转周期可达5—6年。
和旧式减压塔相比，加工中东原油时，减压蜡油的收率可以提高5—12%。
表6胜利原油窄馏分重油性质
项目
500～535℃
535～570℃
570～605℃
605～640℃
收率，％（占原油）
5.19
4.45
4.67
5.15
密度，kg/m3,20℃
933.8
936.3
942.4
944.9
粘度，mm2/s80℃
48.61
71.45
118.8
244.6
100℃
22.41
31.72
48.76
92.05
烃族组成，％
饱和烃
68.1
53.2
46.7
34.4
芳烃
27.2
33.1
35.7
40.5
胶质
8.7
13.1
17.6
25.1
残炭，％
0.54
1.2
2.82
5.03
平均分子量
478
548
624
715
元素分析，％C
86.03
86.04
86.07
86.12
H
12.57
12.20
12.04
11.80
S
0.88
1.13
1.22
1.28
N
0.27
0.34
0.43
0.61
金属含量分析μg/g
Ni
0.4
2.0
9.4
47.6
V
0.1
0.2
0.8
4.2
Fe
0.3
0.3
0.5
0.5
Cu
0.2
0.2
0.2
0.2
Pb
<0.05
<0.05
<0.05
0.05
Na
0.4
0.4
0.4
0.6
Ca
2.3
2.3
2.5
2.6
减压深拔时，减压蜡油，特别是重质蜡油的质量会发生变化。
不同的原油，其重金属在窄馏分中的分割是不同的，应根据不同原油的特性决定拔出深度。
对于类似胜利原油的其他原油，其直到600℃的重质窄馏分的重金属、残炭都不高，是可以尽量深拔的。
由于每吨蜡油和渣油的差价在500元左右，深拔的经济效益十分显著。
此时，影响深拔蜡油质量的关键在于尽量减少雾沫夹带量。
为了减少雾沫夹带量，在减压塔进料段的设计上，许多工程公司和专利商都不断推出新设计和新结构，使减压塔重蜡油侧线的质量不断改善。
一些国外的减压塔采用了将过汽化油返回减压炉入口的流程，以保证减压塔最下一条侧线的质量能够满足下游加氢裂化或加氢处理的要求，同时又能提高减压拔出率。
4改进减压蒸馏，发展润滑油和石蜡的生产
我国是仅次于美国和俄罗斯的世界第三大润滑油生产国，也是世界上第三大润滑油消费国。
目前我国的润滑油生产能力约为380万吨/年。
由于我国原油多属石蜡基原油，有发展润滑油和石蜡生产的有利条件。
减压馏分的分割情况对润滑油和石蜡的生产有重要影响，特别是对于采用溶剂脱蜡和溶剂精制等“老三套”加工手段的润滑油和石蜡的生产有极大的影响。
美国是世界上润滑油生产能力最大的国家，美国用于润滑油生产的常减压装置能力为1.73亿吨/年，占美国全部常减压蒸馏能力的20.9%。
润滑油生产能力为1126万吨/年，全精炼蜡生产能力为51万吨/年，半精炼蜡生产能力为78万吨/年。
在润滑油加工手段中，深度加氢处理、加氢裂化、加氢异构化的能力分别为486万吨/年、368万吨/年和355万吨/年，后加氢精制能力为643.5万吨/年。
美国是润滑油加氢处理能力最大的国家，但美国的溶剂抽提能力和溶剂脱蜡能力仍分别高达1461.5万吨/年和78
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