炼化一体化项目工程概况课件.ppt

中国石油化工股份有限公司安庆分公司含硫原油加工适应性改造及油品质量升级工程简介,第一节：概述,工程采用“重油加氢+催化裂化”的加工总流程，使劣质的减压渣油先经过加氢处理改善原料性质，大大降低催化裂化的生焦率，大幅提高了轻油收率和综合商品率。建设催化重整和柴油加氢装置，改善汽柴油的质量，全部油品达到国III质量要求，部分满足国IV质量标准。项目建成后，安庆分公司原油综合加工能力将由目前的500万吨/年扩大到800万吨/年，汽、柴油产量达到550万吨/年，满足区域市场的成品油消费需求。同时，化工原料大幅增加，年产液化气67万吨、丙烯腈21万吨、苯乙烯10万吨、混合二甲苯24万吨、丙烯14万吨，将为加速地方经济建设和发展作出更大贡献。,第一节：概述,安庆分公司作为中石化直属大型企业，是中国石化在沿江中上游炼化企业当中唯一一家“油、化、纤、电”一体化的企业，炼油综合配套能力达到500万吨/年。2009年元月9日，中国石化集团公司与安徽省人民政府签订战略合作协议，明确在安庆石化建设含硫原油加工适应性改造及油品质量升级工程。该工程的目的是对安庆分公司炼油系统进行全面改造，提高其加工含硫原油适应性，实现油品质量升级。,第二节：项目建设原则,建设原则：新思路、新技术、新体制、新机制建设目的：“低投入、高产出、高回报”。通过项目建设，将装置结构调整、产品质量升级、环境质量提升结合起来，努力创造出中国石化老企业扩能改造的典范工程。产品方案原则：以满足周边市场特别是安徽市场对成品油及化工原料的需求，同时结合经济效益等诸多因素来确定。总体布局原则：坚持“投资省、占地少、用人精、高水平、高起点、高回报”的原则。,第二节：项目建设原则,总图布置原则：借鉴国际大型现代化联合石化企业的布置模式，在保证安全、有利生产、方便管理的前提下，结合现状，生产装置尽可能采用联合布置，集中控制、统一管理。各类新建装置、辅助设施及公用工程在满足生产要求的前提下，采用相对集中布置的方式，以减少占地，降低操作能耗。充分挖掘厂区内现有的能力，对部分现有的装置、辅助设施及公用工程就地进行改扩建。人力资源：充分发挥安庆石化在人力资源上的优势，原则上不需要新增定员，依托在企业内部进行适当调整解决。,第二节：项目建设原则,工艺路线选择原则：工艺技术路线的选择，以适应含硫原油加工，提高油品质量，满足油品质量升级需要为目的。注重采用世界上的先进、可靠技术，尽量选择物耗、能耗低及“三废”排放量少并易治理的技术，符合循环经济和清洁生产以求，同时兼顾经济合理性，以求获得较好的经济效益和较强的竞争力。此外本着成熟、先进、可靠的原则，积极采纳中国石化集团公司拥有自主知识产权的技术。,第三节：项目组成和规模,项目组成：安庆分公司含硫原油加工适应性改造及油品质量升级工程由9套新建炼油装置、配套建设公用工程、辅助设施、管理设施。新建炼油装置规模：200万吨/年重油加氢、200万吨/年催化裂化、100万吨/年连续重整、220万吨/年柴油加氢、50万吨/年气体分馏、4万吨/年硫磺回收、150吨/小时酸性水汽提、220吨/小时富液再生及140万吨/年双脱装置；套常减压异地改造为500万吨/年。丙烯腈扩建规模：新建13万吨/年丙烯腈装置。,第三节：项目组成和规模,配套建设公用工程：循环水场、110KV总降、35KV变电站、热电设施、除盐水站、凝结水回收、空分、空压辅助设施：原料及产品罐区、中间罐区、全厂性仓库、火炬气回收设施、装车设施、污水处理设施、油泥浮渣萃取设施、厂际管线、电信设施管理设施：中央控制室、化验室、办公楼、职工之家,第五节：工程主要组成及占地面积,本工程建设用地范围主要包括炼油新区、炼油老区、二联合大院、热电部、火炬山、北山罐区及其南侧、铁路工业站等。炼油新区位于北山罐区的西侧，二联合大院的北侧，大观凤凰工业园的东侧，霞虹路南侧的新征地内。新区工程占地面积为60.62公顷；老厂区内新建及扩建工程占地面积38.31公顷；合计工程总占地面积98.93公顷（其中新征用地73.92公顷）。,第四节：厂址,含硫原油加工适应性改造及油品质量升级工程厂址用地分为两部分，分别是：炼油新区：包括原联盟大队区域和原徐家畈区域二联合大院北侧地块及老厂区改扩建用地。,第六节：总图布置,全厂总图布置按功能不同划分为生产装置区、公用工程区、中间原料和成品油罐区、生产操作和管理区等几部分。新区公用工程及辅助生产设施以尽量靠近负荷中心为原则，形成相对集中、分散设置的布置方式。将控制中心、生产管理中心布置在主装置东南侧，循环水、凝结水回收、除盐水、空分空压及总变电所靠近布置在主装置的东侧，罐区布置在新区北面和东侧，其中成品罐区相对集中布置于厂区的边缘，便于外运及管理。污水处理场布置在新区西北侧。事故池布置在新区西南角（新区场地最低处）。,炼油新区装置平面布置示意图,第七节：工程主要节点及投资概况,工程节点炼油扩建项目：2012年6月30日前公用工程相继建成中交，2012年9月30日工艺装置建成中交，2012年12月31日投料试车。丙烯腈扩建项目：2012年3月28日前公用工程相继建成中交，2012年6月30日工艺装置建成中交，2012年9月30日投料试车。投资概况：含硫原油加工适应性改造及油品质量升级工程总体设计批复总投资为676945万元（含外币5377万美元），其中设备费256011万元，主材费122092万元，安装费71358万元，建筑费73056万元，其他费154428万元。建设期贷款利息16110万元，铺底流动资金24842万元。建设期三年，项目建成后年新增税后利润119762万元。丙烯腈扩建项目：总投资约13亿元。,第八节：工艺总流程简述,800万吨/年原油自原油罐区泵送入现有400万吨/年常减压蒸馏（I）装置和异地改造的500万吨/年常减压蒸馏（II）装置进行分馏，分出直馏石脑油、直馏煤/柴油、直馏蜡油和减压渣油等馏分再送往下游装置进行二次加工处理。常减压蒸馏（II）深拔后的减压渣油中100万吨/年作延迟焦化装置的原料，剩余作新建200万吨/年重油加氢装置的原料；减压重蜡油馏分作重油加氢装置的原料。常减压蒸馏（I）装置和常减压蒸馏（II）装置的大部分直馏蜡油作220万吨/年蜡油加氢装置的原料，其余作重油加氢装置的原料。焦化蜡油进蜡油加氢装置进行处理。,第八节：工艺总流程简述,蜡油加氢装置的精制蜡油和重油加氢装置的精制重油作三套催化裂化装置的原料。生成干气、液化气、催化汽油、催化柴油。干气经脱硫后作乙苯苯乙烯装置原料，液化气经脱硫、脱硫醇后，进气体分馏装置分离出丙烯，作为丙烯腈和下游化工装置原料。直馏柴油进新建220万吨/年柴油加氢(IV)装置加氢，生产满足国IV标准车用柴油产品。焦化柴油与三套催化裂化的催化柴油进现有的100万吨/年柴油加氢（III）装置进行精制，精制后的混合焦化/催化柴油与部分加氢直馏柴油调合后可生产满足国III标准的普通轻柴油质量要求。,第八节：工艺总流程简述,常减压装置和重油加氢、柴油加氢的粗石脑油集中到500万吨/年常减压蒸馏（II）装置内新建的轻烃回收单元进行稳定处理，回收液化气。稳定后的石脑油进新建100万吨/年催化重整装置内进行加工。重整装置生成拔头油、抽余油、苯、混合二甲苯和重整汽油。拔头油作汽油调合组分，苯为10万吨/年苯乙烯装置提供原料，抽余油作汽油调合组分和化工轻油外售；混合二甲苯作商品外售。三套催化的催化汽油分别进行脱硫醇处理后作汽油调合组分。焦化石脑油送汽油加氢（I）装置进行加氢精制。,2019/12/16,17,可编辑,第九节：公用工程系统主要装置概况,空分装置气氮产量为8000Nm3/h的空分设备1套，同时可生产液氮，氮气的纯度为99.99%。空分设备采用深度冷冻及低温精馏的方法，把原料空气分离成带压力的产品氮气和液氮。全厂设置0.60.7MPa（g）、2.5MPa（g）两个氮气管网及一条专供重整装置催化剂再生用的0.85MPa（g）氮气管网。空分设备氮气出口压力为0.7MPa，由空分设备产出的氮气直接进入0.7MPa氮气管网，供各装置及系统连续用氮使用。空分设备生产的液氮进入3座200m3储存压力为0.7MPa(g)的液氮储槽中储存，在液氮储槽的出口设置了1台12000Nm3/h、0.7/2.7MPa(g)的液氮气化器，当装置因处理紧急事故需要大量氮气时，将液氮用泵升压至2.7MPa经汽化器汽化后，送入2.5MPa氮气管网供装置使用。液氮储槽中的液氮也可通过0.7/2.7MPa(g)的液氮气化器直接气化后供给0.7MPa(g)氮气管网，以保证空分设施停车时各装置的连续用氮。,第九节：公用工程系统主要装置概况,空分装置为满足装置紧急事故时用氮及维持管网压力的需求还设置了1台400m3的氮气球罐,操作压力为3.6MPa(g)。同时为了满足球罐充气要求，在液氮储槽的出口设置了1台1200Nm3/h、压力为3.7MPa(g)的液氮泵及液氮气化器。储存于球罐中的氮气，经调压阀减压后可供给0.7MPa、2.5MPa管网，用于稳定氮气管网的压力及供给装置处理紧急事故时使用。设置两台500Nm3/h氮气增压机，负责高压氮气球罐正常运行时的充气需求。重整装置需要的专用氮气由储存于球罐中的氮气经减压阀减压后供给重整装置使用。,第九节：公用工程系统主要装置概况,第九节：公用工程系统主要装置概况,空压站本次设计新增空压站1座，站内设置：设置处理量为188Nm3/min的离心式压缩机组5台，4台操作1台备用，排气压力为0.80MPa(g)。压缩机选用全进口知名品牌：英格索兰设置3组压缩热再生净化压缩空气干燥器，正常生产时2组运行，1组作为备用。为了在净化压缩空气量发生波动时维持管网压力的稳定，故障时保证净化压缩空气系统的安全性，在空压站内设置增压仪表储存系统，由空气储罐和增压机组成。设置1台400m3空气储罐，压力2.5MPa(g)，保证压缩机故障时，全厂净化压缩空气维持约30分钟的供应。,空压工艺流程示意图,第九节：公用工程系统主要装置概况,第九节：公用工程系统主要装置概况,循环水场炼油新区循环水场设计水量20000m3/h，新建5间单塔处理量4000m3/h的机力抽风式大型逆流冷却塔。风机选用豪顿华、减速箱采用日本住友等知名合资品牌。循环冷水泵6台，扬程55m，正常运行时3用3备。其中五台大泵：单台流量5500m3/h，并配置一台3000m3/h的小流量水泵，用以调节水量及开停工使用。因全厂蒸汽系统平衡的需要，2台大流量循环水泵采用蒸汽透平驱动。旁滤设施采用节水型无阀过滤器。设置相应的自动加药设施和智能型在线监测器。考虑未来发展规划，本次炼油新区循环水场预留3间冷却塔占地位置。,第九节：公用工程系统主要装置概况,凝结水站凝结水处理系统设计容量为300t/h，实际处理量约为150t/h。制得的除盐凝结水合并二级除盐水供应全厂锅炉给水、除盐水。凝结水回收系统主要由除油除铁、活性炭过滤、精制、储罐和输送系统四部分组成。凝结水处理工艺选用三级过滤、一级除盐工艺，即：采用表面冷凝液过滤和精密过滤串联工作，再经过活性炭过滤器。除盐采用混床工艺。凝结水处理流程凝结水管网凝结水/新鲜水换热器凝结水罐凝结水泵表面冷凝液过滤器精密过滤器活性炭过滤器凝结水混床二级除盐水罐。,第九节：公用工程系统主要装置概况,除盐水站水处理设计规模为250t/h3套，装置连续制水能力为750t/h。除盐水系统选用一级过滤、两级离子交换除盐工艺。即：预处理采用高效过滤、一级除盐采用双室双层沸腾床工艺、二级除盐采用混床工艺。其中，二级除盐水与处理后的凝结水混合后，供应全厂锅炉给水、除盐水。系统由预处理、一级除盐、二级除盐酸碱再生、废水中和及自动加氨等六部分组成。除盐水处理流程来自给水系统凝结水/新鲜水换热器生水罐生水泵高效纤维过滤器活性炭过滤器阳离子交换器除二氧化碳器（中间水箱）中间水泵阴离子交换器混合离子交换器二级除盐水罐二级除盐水泵除盐水管网。,第九节：公用工程系统主要装置概况,给水及消防加压泵站给水及消防加压泵站生产给水设计能力：1100m3/h。主要设备有：3台生产用水加压泵、4台消防水泵、稳压设施一组、生产水及消防水储水罐各一座（15000m3）。新接一根生产用水管道穿过炼油老区到炼油新区给水加压及消防水泵站，作为给水加压及消防泵站储水罐的进水管。水管进入泵站设切断阀和流量计后进入储水罐。储罐补水据液位显示手动控制。水管道流量计后引一根DN500管道，加闸阀、止回阀，与系统消防水管道连通，作为系统消防水管道的补充水。,第九节：公用工程系统主要装置概况,污水处理场新建炼油污水处理场分高浓度含盐污水、低浓度含油污水两个处理系列。采用西门子工艺包技术路线。高浓度含盐污水经调节、隔油、两级气浮、一级生化等设施处理，达到水质净化场的进水标准后，排至水质净化场炼油污水处理系列进一步处理达标后排入长江。低浓度含油污水经调节、隔油、两级气浮、两级生化、杀菌等设施处理合格后回用。低浓度含油污水处理系列，装置处理能力为600m3/h。用于处理各炼油生产装置及公辅装置排放的含油污水、装置区地面冲洗水、围堰内的初期雨水、机泵填料函排水、容器冲洗水和放空水、未能回用的汽提净化水、化肥装置低浓度氨