北海炼油异地改造石化项目基础设计说明书.docx

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北海炼油异地改造石化项目基础设计说明书

附图1：

全厂总工艺流程（基础流程）

附图2：

全厂总工艺流程（本项目）

1概述

1.1项目名称和建设地点

1）工程名称：

北海炼油异地改造石油化工（20万吨/年聚丙烯）项目

产品质量升级改造项目

工程简称：

产品质量升级改造项目

项目号：

176131B

2）建设单位：

中国石化北海炼化有限责任公司

3）建设地点：

广西壮族自治区北海市铁山港区

1.2设计依据

1）可行性研究报告和批文：

a）《中国石化北海炼化有限责任公司/北海炼油异地改造石油化工（20万吨/年聚丙烯）项目产品质量升级改造项目可行性研究报告》（中石化洛阳工程有限公司，2014年3月，项目文件号：

176131F0000）。

b）《关于北海炼油异地改造石油化工（20万吨/年聚丙烯）项目产品质量升级改造项目可行性研究报告的批复》，石化股份计【2014】399号。

2）中国石化北海炼化有限责任公司《北海炼化产品质量升级改造项目基础设计委托的函》，二〇一四年四月二十一日。

3）北海炼化产品质量升级改造项目环境影响报告书及批复文件（桂环审[2014]149号）。

4）北海炼化产品质量升级改造项目安全评价报告书及批复文件（北安监危化项安条审字[2014]3号）。

5）北海炼化产品质量升级改造项目职业病危害预评价报告书及批复文件（北安监协调[2014]17号）。

6）经确定的工艺装置工艺专利商提供设计基础数据。

7）《工程设计基础资料》（BEDD）。

8）业主提供的与该项目有关的技术资料。

9）相关工作会议纪要。

1.3设计原则

1）产品质量升级改造采用成熟、可靠、环境友好的工艺技术，降低消耗，使全厂各项技术指标和生产管理达到国内先进水平。

2）充分依托现有的生产装置及公用工程设施，合理控制投资，做到少投入多产出。

3）本着节约投资、减少占地、减少定员的原则，坚持工厂设计模式改革，全厂生产装置采用集中控制，统一管理。

4）依托地方和工厂现有条件，维持工厂现有的组织结构和生产运行模式。

5）重视环境保护，严格控制环境污染，严格遵守国家及当地的有关环境保护、劳动安全卫生等方面的法规，采取坚实有力的措施减少污染物的排放。

本项目做到增产不增污。

6）工厂现有一座中心控制室。

工艺装置和公用工程设施在中心控制室集中操作、控制和管理。

7）全厂按同开同停，四年一检修设计，年开工时数8400小时。

连续生产岗位采用四班配员，三班操作，非连续生产岗位根据工作需要按两班或一班配员。

生产和管理人员定员按中石化有关规定执行。

8）汽柴油产品按满足国V质量标准设计。

9）设计选用的标准规范：

装置及系统配套设施设计应严格执行现行的法律、法规、国家颁布的一般性规范和标准及行业规范和标准的要求。

1.4主要设计规定

1）关于全厂氢平衡

本工程以重整氢作为全厂氢源，重整氢压力为2.0MPa（表），催化重汽油加氢、石脑油加氢等装置不设新氢压缩机。

2）关于气体流向和脱硫设置

原料预处理装置常顶减顶气、加氢脱硫装置塔顶气、加氢处理装置干气、石脑油加氢塔顶气、重整稳定塔顶气送焦化富气压缩机入口；柴油加氢低分气经脱硫后送膜分离装置回收氢气，膜分离氢气进重整压缩机入口，膜分离尾气进全厂燃料气管网。

干气脱硫原设置两个脱硫塔，其中：

气柜气和催化干气合并脱硫；饱和干气（含焦化干气、原料预处理干气、加氢干气等）单独脱硫，脱硫后干气进全厂燃料气管网。

催化液化气与焦化液化石油气合并脱硫脱硫醇，脱硫后进气体分馏装置，分出精丙烯、丙烷及混合碳四。

混合碳四做为MTBE原料，醚后碳四作为液化气产品出厂。

原料预处理液化气利用现有设施脱硫脱硫醇。

3）催化裂化装置设置催化汽油分馏塔，轻汽油去产品精制脱硫脱硫醇后直接作为汽油调和组分；重汽油去催汽加氢装置精制后，单独作为汽油调和组分。

4）气分装置的不凝气返回催化裂化装置回收丙烯。

5）原油进厂及产品出厂方式

本工程所需原油罐、原油调合设施、原料预处理装置供料泵及原油供料计量等相关设施全部依托320万北海商业储备库；

本工程所需汽、柴油成品罐，汽、柴油公路装车设施（含装车泵），汽、柴油装船及计量等相关设施，全部依托北海-南宁成品油管道工程首站。

6）储运专业按催化轻汽油、催化重汽油、重整重汽油、重整拔头油（重整戊烷油与拔头油合并作为一个调和组分）、柴油加氢石脑油、MTBE分别设置汽油组分罐，并按以上组分设计汽油在线调和设施。

汽油产品分为车用汽油及乙醇汽油基础油两类，按各占50％考虑，汽油牌号按92#、95#考虑；柴油产品分为车用柴油及普通柴油两类，按各占50％考虑。

2设计范围及设计分工

本项目工程单元划分及设计主项见下表。

工程单元划分及设计主项表

序号

装置（单元）名称

单元号

说明

备注

1

工艺装置

1.1

500万吨/年原料预处理装置改造

0201A

消除瓶颈改造

1.2

170万吨/年催化裂化装置改造

0202A

MIP-DCR技术改造

1.3

连续重整装置改造

0211A

由60万吨/年扩能改造至80万吨/年

1.4

苯抽提装置改造

0212A

由12万吨/年扩能改造至15万吨/年

1.5

260万吨/年柴油加氢装置

0215A

串联一台柴油精制反应器

1.6

50万吨/年催化原料改质装置

0216

新增一台催化原料改质反应器

1.7

产品精制装置改造

0234A

1.8

产品精制干气回收改造

0214

4500m3/h氢气

1.9

50万吨/年催化重汽油加氢装置改造

0239A

1.10

6万吨/年硫磺回收装置改造

0256A

南京工程公司

2

总图运输

2.1

工厂总平面

0101A

3

储运设施

3.1

原油泵棚改扩建

0302A

增加1台原油泵

3.2

LPG罐区及泵棚改扩建

0303-3A

增加1台3000m3LPG球罐

3.3

全厂工艺及热力管网改扩建

0326A

4

给排水

4.1

厂内给排水及消防管网

0507A

4.2

含盐污水处理改造

0257

5

供电

5.1

厂区供电及照明改造

0602A

5.2

全厂电信改造

0603A

5.3

35kV变电所-1改造

0607-1A

5.4

35kV变电所-2改造

0607-2A

5.5

10kV变电所-1改造

0607-4A

6

管理区及辅助生产设施

6.1

中心化验室及环保监测站

0701A

6.2

全厂中心控制室改造

0710A

6.3

现场机柜间-1改造

0719-1A

6.4

现场机柜间-2改造

0719-2A

6.5

现场机柜间-3改造

0719-3A

6.6

现场机柜间-4改造

0719-4A

6.7

现场机柜间-5改造

0719-5A

3建设规模、产品方案及工艺流程

3.1建设规模及加工原料

本项目原油加工规模为650万吨/年，设计加工进口混和含硫原油，平均API为29.9，平均硫含量为1.51％，平均酸值为0.35mgKOH/g（按1.0mgKOH/g设防），设计基准油种为沙中原油及罕戈原油按1：

1比例混和而成，混和原油性质见表3.1-1。

表3.1-1原油主要性质

原油名称

单位

混合原油

API

29.9

密度

g/ml

0.8730

硫含量

wt%

1.52

酸值

mgKOH/g

0.35（按1.0设防）

残炭

wt%

5.38

镍含量

ppm

16.48

钒含量

ppm

23.70

表3.1-2原油切割方案

侧线名称

切割温度（℃）

收率％

产品去向

干气

0.53

自用燃料

液化气

1.15

商品外销

直馏石脑油

＜170

15.38

重整预处理

直馏柴油

170～370

31.30

柴油加氢

直馏蜡油

370～565

28.37

催化裂化

减压渣油

＞565

23.28

延迟焦化、沥青

表3.1-3直馏石脑油（<170℃）馏分性质

项目

混和直馏石脑油

备注

比重

0.7155

硫含量，wt％

0.0254

链烷烃，wt％

55.42

环烷烃，wt％

30.49

芳烃，wt％

14.09

芳潜N2A

53.40

表3.1-4直馏柴油（170－370℃）馏分性质

项目

混和直柴

备注

比重

0.8369

硫含量，wt％

0.6640

总氮，ppm

56.74

十六烷指数

53.32

表3.1-5直馏蜡油（370－565℃）馏分性质

项目

混和VGO

备注

比重

0.9343

硫含量，wt％

2.0629

总氮ppm

2057

残炭，wt％

0.36

镍含量ppm

0.03

钒含量ppm

0.08

注*镍＋钒按max3.0ppm考虑

表3.1-6减压渣油（>565℃）馏分性质

项目

混和减渣

备注

比重

1.0066

硫含量，wt％

3.0799

总氮，ppm

6770

残炭，wt％

23.24

镍含量，ppm

68.91

钒含量，ppm

94.81

表3.1-7各混和直馏馏分馏程

项目

石脑油

柴油

减压蜡油

减压渣油

ASTMD86AT760，℃

ASTMD1160AT760，℃

初馏点

39

144

345

484

5%

56

201

370

528

10%

59

216

381

553

30%

76

241

469

598

50%

109

268

480

657

70%

134

300

511

764

90%

157

343

562

878

95%

165

356

580

878

98%

176

366

605

878

3.2主要产品规格标准

本项目以生产车用燃料为主，兼顾生产化工产品。

汽油产品生产国Ⅴ乙醇汽油基础油及国Ⅴ车用汽油，各占50%；柴油产品满足国Ⅴ柴油标准，其中车用柴油及普通柴油各占50%，其它产品标准按满足现行国标执行，详见下表。

表3.2-1主要产品执行标准汇总

产品名称

执行标准

备注

车用汽油

GB17930-2013

车用乙醇汽油基础油

参照GB17930-2013

其中：

辛烷值相应降低1.5单位

车用柴油

GB19147-2013

普通柴油

GB252-2011

硫含量≯10ppm

液化石油气（工业和民用燃料）

液化石油气（GB11174-2011）

石油苯

石油苯（GB3405-89）

工业硫磺

工业硫磺（GB2449-2006）

表3.2-2车用汽油产品主要技术指标

项目

GB17930-2013（国V）

辛烷值RON

899295

抗爆指数DON

848790

硫含量（mg/kg），不大于

10

芳烃含量（体积分数）/％，不大于

40

烯烃含量（体积分数）/％，不大于

24

苯含量（体积分数）/％，不大于

1.0

氧含量（质量分数）/％，不大于

2.7

锰含量（g/L），不大于

0.002

蒸汽压/kpa

11月1日至4月30日

45～85

5月1日至10月31日

40～65

馏程

10％蒸发温度/℃，不高于

70

50％蒸发温度/℃，不高于

120

90％蒸发温度/℃，不高于

190

终馏点/℃，不高于

205

残留量（体积分数）/％，不大于

2

表3.2-3柴油产品主要技术指标

项目

GB19147-2013

（国Ⅴ车用柴油）

GB252-2011

（普通柴油）

十六烷值

51

45

十六烷指数

46

43

硫含量（mg/kg），不大于

10

10

密度，20℃kg/m3

810-850

报告

多环芳烃（质量分数）/％，不大于

11

-

95%回收温度℃，不高于

365

365

**普通柴油硫含量现有标准为350ppm，表中10ppm为将来执行的预估值。

表3.2-43号喷气燃料主要技术指标

项目Item

GB6537-2006

总酸值（mgKOH/g），不大于

0.015

芳烃含量（体积分数）/％，不大于

20.0

烯烃含量（体积分数）/％，不大于

5.0

总硫含量（质量分数）/％，不大于

0.20

硫醇性硫（质量分数）/％，不大于

0.002

闪点（闭口）/℃，不低于

38

密度20℃（kg/m3）

775~830

冰点/℃，不高于

-47

运动粘度，（mm2/s）

20℃，不小于

1.25

-20℃，不大于

8.0

烟点/mm，不小于

25

表3.2-5液化石油气主要质量指标（GB11174-2011）

项目

质量指标

试验方法

密度（15℃），kg/m3

报告

SH/T0221

蒸气压（37.8℃）/kPa不大于

1380

GB/T12576

C5及C5以上组分含量，%（v/v）不大于

3.0

SH/T0230

残留物

蒸发残留物，mL/100mL不大于

油渍观察

0.05

通过

SY/T7509

铜片腐蚀（40℃，1h）/级不大于

1级

SH/T0232

总硫含量，mg/m3　不大于

343

SH/T0222

硫化氢（需满足下列要求之一）：

乙酸铅法

层析法/（mg/m3）不大于

无

10

SH/T0125

SH/T0231

游离水

无

目测

表3.2-6工业硫磺主要质量指标（GB2449-2006）

项目

质量指标

优等品

一等品

合格品

硫含量，%（m）不小于

99.95

99.5

99.0

酸度，（以H2SO4计），%不大于

0.003

0.005

0.02

有机物，%（m）不大于

0.03

0.30

0.80

灰分，%（m）不大于

0.03

0.10

0.20

砷，%（m）不大于

0.0001

0.01

0.05

铁,%（m）不大于

0.003

0.005

-

液体硫磺：

水分,%（m）不大于

0.10

0.50

1.00

固体硫磺：

水分,%（m）不大于

2.0

2.0

2.0

筛余物（粒度大于150μm）,%（m）不大于

0

0

3.0

筛余物（粒度为75μm～150μm）,%（m）不大于

0.5

1.0

4.0

3.3总工艺流程

3.3.1总工艺流程描述

650万吨/年混和原油进原料预处理装置加工。

本装置采用减压深拔技术，并设置轻烃回收设施，以将催化原料最大化拔出为设计目标，原设计加工规模为500万吨/年，本项目进行脱瓶颈技术改造，满足650万吨/年原油的加工需求。

原料预处理装置将混和原油分馏为干气、LPG、直馏石脑油、直馏柴油、减压蜡油与减压渣油。

减压渣油主要去延迟焦化装置、部分生产沥青，减压蜡油去催化裂化装置，直馏柴油去柴油加氢装置，直馏石脑油作重整预加氢装置进料。

干气经脱硫后作装置加热炉燃料，液化气经脱硫后作商品。

1）渣油加工

全厂生产减压渣油151.29万吨/年，其中10万吨/年减压渣油生产沥青，其余141.29万吨/年减压渣油及16.25万吨/年催化油浆共计157.54万吨/年，进延迟焦化装置加工。

生产出焦化干气、焦化液化气、焦化汽油、焦化柴油及石油焦。

焦化干气经脱硫后进工厂瓦斯管网，焦化液化气经脱硫后作产品，焦化汽柴油进柴油加氢装置，焦化蜡油进催化装置。

2）蜡油加工

全厂生产直馏蜡油184.40万吨/年、焦化蜡油27.58万吨/年。

焦化蜡油及直馏重蜡油共50万吨/年进新建催化原料改质单元经加氢脱硫后，与直馏蜡油混合进催化裂化装置。

本催化装置生产高辛烷值、低烯烃含量的汽油组分，反应部分原采用石油化工科学研究院的MIP-CGP工艺技术，本项目改造为MIP-DCR工艺技术。

3）煤、柴油加工

全厂生产直馏煤油46.80万吨/年，经航煤加氢精制单元精制后作为航煤产品出厂。

全厂生产焦化汽柴油、催化柴油、直馏柴油共计271.35万吨/年，进柴油加氢装置加工。

本装置生产的精制柴油原按满足国Ⅳ标准设计，本项目新增一个串联反应器，生产满足国Ⅴ标准的精制柴油。

装置所用氢源为连续重整装置提供的重整氢。

加氢石脑油一部分作为汽油调合组分参与全厂汽油调合，一部分作为石脑油产品出厂。

4）催化汽油加工

催化裂化装置将催化汽油分为轻汽油和重汽油，其中催化轻汽油16.69万吨/年，进行碱洗脱硫醇处理后作为汽油调合组分；催化重汽油71.17万吨/年，进催化重汽油加氢装置加工，本装置原设计采用石科院RSDS-Ⅱ技术，本项目进行技术改造，增加反应器、更换催化剂等，生产满足全厂国Ⅴ汽油调和需求的精制产品。

5）石脑油加工

全厂生产直馏石脑油99.93万吨/年，进重整预加氢。

经预加氢装置加工后，产19.06万吨/年预加氢拔头油作为汽油调合组分，产80.04万吨/年预加氢重石脑油进连续重整装置，重整生成油切割为轻、重两组分，轻组分作为苯抽提装置进料抽提出苯作为产品，重组分经二甲苯塔蒸馏生产混二甲苯产品，其余重整重汽油作为高辛烷值汽油调合组分。

副产的重整氢作为全厂氢源。

连续重整装置原设计规模为60万吨/年，本项目改扩建为80万吨/年；苯抽提装置原设计规模为12万吨/年，本项目改扩建为15万吨/年。

6）全厂气体加工安排

（1）原料预处理装置常顶减顶气、加氢脱硫装置塔顶气、加氢处理装置干气、石脑油加氢塔顶气、重整稳定塔顶气送焦化富气压缩机入口，柴油加氢低分气经脱硫后送膜分离装置回收氢气，膜分离氢气进重整压缩机入口，膜分离尾气进全厂燃料气管网。

（2）干气脱硫原设置两个脱硫塔，其中：

气柜气和催化干气合并脱硫；焦化干气、原料预处理干气合并脱硫，脱硫后干气进PSA提取氢气后进全厂燃料气管网。

（3）催化液化气单独脱硫脱硫醇；焦化液化气、原料预处理液化气合并脱硫脱硫醇，并设置焦化液化气进催化液化气脱硫脱硫醇设施的管线。

（4）脱硫后催化液化气进气体分馏装置，分出精丙烯、丙烷及混合碳四作为液化气产品出厂。

3.3.2主要工艺装置加工规模

表3.3-1主要工艺装置加工规模单位：

万吨/年

序号

装置名称

原设计规模

本次改造后加工能力

备注

1

原料预处理

500

650

改造

2

延迟焦化

120

120

3

催化裂化

170

210

改造

4

柴油加氢

260

270

改造

5

催化原料改质

-

50

新建

6

航煤加氢

50

50

7

催化重汽油加氢

50

80

改造

8

连续重整

60

80

改造

9

苯抽提

12

15

改造

10

气体分馏

40

40

11

MTBE

8

8

12

聚丙烯

14

14

13

硫磺回收

6

9

改造

14

产品精制

配套建设

配套改造

改造

3.3.3全厂物料平衡

表3.3-2全厂物料平衡表单位：

万吨/年

序号

项目

加工量

备注

一

入方

652.41

1

混和原油

650.00

2

甲醇

2.41

二

出方

652.41

1

国Ⅴ汽油

164.47

92#基础油

65.79

95#基础油

16.45

92#汽油

65.79

95#汽油

16.45

2

航煤

46.66

3

柴油

250.30

普通柴油

125.15

国Ⅴ车用柴油

125.15

4

石脑油

18.45

5

液化气

39.14

6

聚丙烯

13.19

7

苯

4.23

8

混二甲苯

14.68

9

沥青

10.00

10

石油焦

50.29

11

硫磺

7.29

12

自用小计

33.25

催化烧焦

14.08

装置用燃料气

16.25

锅炉用燃料气

2.92

13

损失

0.47

三

技术经济指标

1

综合商品率%

94.83

2

轻油收率%

76.45

3

（柴+煤）/汽

1.81

3.3.4全厂燃料平衡

全厂工艺加热炉及动力锅炉正常工况以自产燃料气为燃料，燃料气主要由脱硫催化干气、焦化干气、加氢干气、气分干气等组成，混合燃料气组成及全厂燃料平衡分别见表3.3-3、3.3-4。

工厂燃料气管网条件：

温度：

40℃；压力：

0.4～0.6MPa（表）；低发热值：

7983kcal/Nm3。

表3.3-3工厂燃料气组成

组分

体积组成%

氢气

28.82

甲烷

37.45

乙烷

15.98

乙烯

5.23

丙烷

1.25

二氧化碳

0.16

丙烯

0.63

异丁烷

0.16

正丁烷

0.62

硫化氢

0.00

反丁烯

0.08

正丁烯

0.08

异丁烯

0.06

顺丁烯

0.06

氧气

0.48

氮气

8.09

一氧化碳

0.42

C5及以上

0.43

合计

100.00

表3.3-4全厂燃料平衡单位:

万吨/年

序号

装置名称

装置加工负荷

燃料气消耗

备注

万吨/年

万吨/年

一、

燃料气产出

19.17

二、

燃料气消耗

1

原料预处理

650.00

5.62

2

延迟焦化

152.43

3.50

3

催化裂化

210.19

4

柴油加氢

271.57

0.41

5

催化原料改质

50.00

0.20

6

航煤加氢

46.80

7

催化重汽油加氢

71.17

0.32

8

连续重整

80.04

5.82

9

苯抽提

14.33

10

气