PGRP1-3A-0CEI-110-PRO-001-DEP-0001 C00常减压蒸馏装置工艺部分工艺说明书_图文

1、 此文件未经 CEI 书面许可不得扩散至第三方 JL ZC54 000-06 中国石油广西石化 1000万吨/年炼油工程第一联合装置 常减压蒸馏装置工艺部分D0 C00供使用 胡 军 刘登峰 韩 冰 20080330版 次目 的编 制校 对审 核日 期中 国 石 油 广 西 石 化 公 司文件编号PGRP1-3A-0CEI-110-PRO-001-DEP-0001版次C00编 制 胡 军 校 对 刘登峰 审 核 韩 冰 目 录1 概述. 3 1.1 设计依据. 3 1.2 设计范围. 3 1.3 装置概况. 3 1.4 设备总台数. 4 1.5 主要技术经济指标. 41.6 详细设计对基础设计

2、的修改. 52 原料、辅助材料及产品. 6 2.1 原料性质. 6 2.2 辅助材料技术规格. 62.3 产品性质. 123 物料平衡. 134 主要操作条件. 175 工艺流程简述. 176 消耗指标及能耗. 23 6.1 公用工程消耗. 23 6.2 化学药剂消耗. 31 6.3 能耗计算. 326.4 节能措施及能耗分析. 337 界区条件. 348 分析化验. 35 1 概述1.1设计依据1 关于广西石化1000万吨/年炼油工程1000万吨/年常减压蒸馏装置20万吨/年聚丙烯装 置硫磺回收联合装置及部分系统项目初步设计的批复石油办字2007357号; 2 中国石油广西石化公司1000万

3、吨/年炼油工程1000万吨/年常减压装置、20万吨/年聚 丙烯装置、动力站及部分系统工程初步设计审查会审查意见及其答复;3 与业主及相关设计单位的有关会议纪要;4 来自业主及各相关设计单位的传真和设计条件等依据性文件;5 供货商提供的有关资料。1.2设计范围设计范围为常减压蒸馏装置界区内的全部内容及与装置有关的公用工程系统等。变配电室 及 DCS 控制室不在本单元设计范围内。1.3装置概况1.3.1 装置规模一期工况加工量为 1000×104t/a,二期工况加工量为 1200×104t/a。装置设计操作弹性为 60%110%。1.3.2 建设性质装置为新建装置。1.3.3

4、装置组成装置主要由换热、电脱盐、闪蒸、常压炉、常压塔系统、减压炉、减压塔系统、三注等部 分组成。1.3.4 装置年开工时数装置设计年开工时数为 8400小时,运转周期按三年一大修考虑。装置生产制度为连续生产,实行四班三倒制。1.3.5 装置原料一期工况下装置所加工原料为苏丹 1/2/4区混合原油; 二期工况下装置所加工原料为沙轻、 沙中混合原油,混合比例为 1:1。1.3.6 产品方案一期工况装置的主要产品有直馏石脑油、航煤馏份、柴油馏份、减压蜡油、减压渣油、燃 料油等。二期工况装置的主要产品有直馏石脑油、航煤馏份、柴油馏份、减压蜡油和减压渣油等。 1.4设备台数装置主要设备数量见表 1.4-

5、1。表 1.4-1 装置主要设备数量序号 设备分类 单位 数量 备注一 静设备1 塔器 座2 容器 台3 换热器 台小计二 动设备1 压缩机 台2 泵 台小计总计1.5主要技术经济指标装置主要技术经济指标见表 1.5-1。表 1.5-1 装置技术经济指标数值序号 指标名称 单位一期 二期备注1 设计规模 1042 消耗指标2.1 原料 1042.2 主要辅助材料2.3 循环水2.4 除氧水 数值序号 指标名称 单位一期 二期备注2.5 净化水2.6 净化风 Nm 32.7 非净化风 Nm 3/h 最大 600 最大 600 间断2.8 氮气 Nm 3/h 最大 500 最大 500 间断2.9

6、 标准燃料2.10 电2.11 3.5MPa 蒸汽2.12 1.0MPa 蒸汽3 装置占地面积 ×133=239404 三废排放4.1 含油污水4.2 含硫污水4.3 烟气 Nm 35 装置定员 人6 装置综合能耗1.6详细设计对基础设计的修改在详细设计阶段,根据具体情况及工程需要,对基础设计做了适当修改和补充,主要有: 1 出于安全考虑,在闪蒸塔底、常压塔底、减压塔底、汽提塔底及各回流罐底增设紧急切 断阀,在火灾事故时紧急切断用。2 每张PFD图补充介质物性、温度、压力等数据。3 增加了阻垢剂注入系统,阻垢剂分别注入闪蒸罐底及常压塔底抽出线上。4 将E208A/H分开成E208A/

7、F和E210A/B,E208A/F用于燃料油及减压渣油出装置冷却, E210A/B用于减三线油(重蜡油冷却出装置。5 增加富胺液闪蒸罐,用于将富胺液中溶入的减顶气闪蒸出去。6 增加凝结水回收系统,将装置内1.0MPa蒸汽产生的凝结水回收,闪蒸出0.4MPa蒸汽回收 利用,低低压凝结水送出装置。 此表未经 CEI 书面许可不得扩散至第三方 JL ZC54 000-062 原料、辅助材料及产品 2.1 原料性质一期工况装置加工的原料为苏丹 1/2/4区混合原油。 苏丹原料性质见表 2.1-1、表 2.1-2。表 2.1-1 苏丹 124区混合原油的性质序号分析项目单位分析结果34.882 密度 3

8、80 2/3 运动粘度 100 2/4 凝点 34 5 闪点(开口646 残炭 3.57 7 碳 86.22 8 氢 13.62 9 硫 0.05 10 氮0.0911 酸值 0.32 12 盐 /L3.513 蜡含量 29.2 14 胶质 9.7 15沥青质0.2 4.86.2<0.10.4<0.1 16 金属含量1.817 特性因数 18原油类别低硫石蜡基 此表未经 CEI 书面许可不得扩散至第三方 JL ZC54 000-06表 2.1-2 苏丹 124区混合原油实沸点蒸馏数据折射率 运动粘度,mm 2/s S 含量 N 含量 序 号 沸点范围 每馏分 密度g/cm3(20凝

9、点 20 702040特性 因数 相关 指数 API 度 酸值 (mgKOH/g g/gg/g 1.369012.77.485.5<0.2*18.5<0.3 1.38114.677.6<0.2*17.9<0.3 1.391712.968.1<0.2*17.0<0.3 1.402810.164.80.2*10.6<0.3 1.41049.161.10.2*10.1<0.3 1.41649.358.00.2*16.2<0.31.42051.27 12.310.055.60.2*17.30.51.42611.51 12.311.153.2<

10、0.0217.10.41.43371.951.43 12.214.049.4<0.0234.70.71.44072.701.88 12.214.846.6<0.0230.40.51.44803.822.5117.143.50.0351.01.111.45355.443.3817.841.30.08112.94.1101.45547.594.4615.240.80.17162.87.5191.460410.846.0115.939.10.28282.215.730 1.44579.7316.336.90.38368.351.444 1.455320.233.10.38383.2170

11、.646 1.458219.232.10.47457.7220.749 1.461819.831.00.46500.6329.9>50 1.465421.129.70.53584.7533.2>50 1.466420.529.40.59615.4712.423 > 1.5072179.20 20.91100.0 24 损失*:酸度 此表未经 CEI 书面许可不得扩散至第三方 JL ZC54 000-06二期装置加工的原料为沙轻/沙中=1:1混合原油。 沙特轻质原油性质见表 2.1-3、表 2.1-4。表 2.1-3 沙特轻质原油的性质序号分析项目单位分析结果32.72 密度

12、350 2/3 运动粘度 80 2/4 凝点-245 酸值 0.04 6 水分 痕迹 7 灰分 0.006 8 残炭 4.45 9 蜡含量 3.36 10 硫 1.91 11 氮 0.09 12 胶质 3.26 13 沥青质 1.48 14盐/L81.085.150.0418.4 15金属含量0.1116 原油类别含硫中间基 此表未经 CEI 书面许可不得扩散至第三方 JL ZC54 000-06表 2.1-4 沙特轻质原油实沸点蒸馏及各窄馏分性质占原油%(m/m 折射率 运动粘度,mm 2/s 序号 沸点范围 每馏分 总收率 密度g/cm3(20凝点 20 70 20 50 100 特性 因

13、数 相关指数 API 度粘重 常 数 1 <65 3.41 0.6330 1.3635 90.3 2 65100 3.90 7.31 0.6864 1.3883 12.5 7.3 73.2 3 100130 4.37 11.68 0.7232 1.4075 12.2 13.1 63.0 4 130145 2.12 13.80 0.7448 1.4185 12.1 16.4 57.4 5 145160 2.66 16.46 0.7564 1.4252 12.0 17.7 54.5 6 160180 3.40 19.86 0.7680 1.4327 12.0 18.6 51.7 7 1802

14、00 3.46 23.32 0.7810 1.4385 12.0 20.0 48.7 8 200230 5.18 28.50 0.7956 1.4455 1.789 12.0 21.5 45.4 9 230240 1.68 30.18 0.8042 1.4507 2.335 12.0 21.6 43.6 10 240250 1.71 31.89 0.8107 -34 1.4539 2.763 12.0 22.8 42.2 11 250275 4.50 36.39 0.8248 -25 1.4610 3.511 11.9 26.4 39.2 12 275300 4.47 40.89 0.8399

15、 -14 1.4700 5.152 11.9 29.4 36.2 13 300320 3.23 44.09 0.8479 -6 1.4747 7.252 11.9 29.9 34.6 14 320350 5.49 49.58 0.8660 1 1.484511.52 11.8 35.0 31.2 15 350370 3.68 53.26 0.8824 10 1.4763 6.864 2.518 11.8 39.5 28.2 0.8398 16 370395 4.14 57.40 0.8885 17 1.4796 10.04 3.229 11.8 39.8 27.1 0.8437 17 3954

16、25 4.86 62.26 0.8994 23 1.4860 16.46 4.435 11.9 41.9 25.2 0.8530 18 425450 4.20 66.46 0.9199 25 1.4970 37.79 7.323 11.8 48.8 21.7 0.8720 19 450500 8.27 74.73 0.9313 27 1.5050 11.77 11.8 50.8 19.9 0.8793 20 500530 3.78 78.51 0.9457 1.5143 23.23 11.8 54.2 17.6 0.8873 21 530560 3.00 81.51 0.9562 1.5220

17、 36.60 11.8 56.9 16.0 0.9075 22>56018.3199.821.0009 此表未经 CEI 书面许可不得扩散至第三方 JL ZC54 000-06沙特中质原油性质见表 2.1-5、表 2.1-6。表 2.1-5 沙特中质原油的性质序号分析项目单位分析结果30.82 密度 350 2/3 运动粘度 80 2/4 凝点-75 酸值 0.24 6 水分 痕迹 7 灰分 0.010 8 残炭 5.67 9 蜡含量 3.10 10 硫 2.42 11 氮 0.12 12 胶质 10.60 13 沥青质 1.84 14盐/L121.8811.100.0631.40 15

18、金属含量0.1516 原油类别高硫中间基 此表未经 CEI 书面许可不得扩散至第三方 JL ZC54 000-06表 2.1-6 沙特中质原油实沸点蒸馏及各窄馏分性质占原油%(m/m 折射率 运动粘度,mm 2/s 序 号 沸点范围 总收率 密度g/cm3(20凝点 20 70 20 50 100 特性 因数 相关 指数 API 度 氮 g/g 硫 g/g 1 <65 3.71 3.71 0.6357 1.3642 89.31 228 2 65100 3.74 7.45 0.6842 1.3878 12.56.3 73.91 243 3 100130 4.00 11.45 0.7233

19、1.4070 12.213.262.91 313 4 130145 2.12 13.57 0.7454 1.4190 12.116.757.22 452 5 145160 2.30 15.87 0.7572 1.4256 12.018.154.32 615 6 160180 3.02 18.89 0.7695 1.4325 12.019.451.43 845 7 180200 3.20 22.09 0.7790 1.4380 12.019.149.23 1244 8 200230 4.46 26.55 0.7956 1.4455 1.785 12.021.545.43 2112 9 23024

20、0 1.34 27.89 0.8046 1.4502 2.312 12.021.843.53 3530 10 240250 1.40 29.29 0.8096 -33 1.4540 2.745 12.022.342.44 4470 11 250275 4.39 33.68 0.8241 -25 1.4611 3.503 11.926.139.47 6362 12 275300 3.65 37.33 0.8387 -14 1.4688 5.086 11.928.936.418 10229 13 300320 3.44 40.77 0.8482 -6 1.4738 7.413 11.930.034

21、.641 11067 14 320350 5.06 45.830.8667 2 1.485012.24 11.835.331.1134 16382 15 350370 3.79 49.62 0.8842 10 1.4780 7.313 2.638 11.840.427.916 370395 3.25 52.87 0.8904 18 1.4800 10.56 3.262 11.840.626.8349 19588 17 395425 4.78 57.65 0.8994 26 1.4850 17.10 4.576 11.941.925.2516 21600 18 425450 3.60 61.25

22、 0.9209 32 1.4968 44.11 8.053 11.749.321.6709 23500 19 450500 7.99 69.24 0.9288 37 1.5021 12.04 11.849.620.3917 25400 20 500530 3.45 72.69 0.9447 38 1.5132 23.46 11.853.817.81400 28500 21 530555 2.56 75.25 0.9548 42 1.5190 35.99 11.956.416.21600 31300 22>55524.6299.871.0044300042100 此表未经 CEI 书面许可

23、不得扩散至第三方 JL ZC54 000-062.2 辅助材料技术规格1 甲基二乙醇胺 分子式: C5H 13NO 2 分子量: 119.16 沸点: 247 密度(20: 1047.8 kg/m3 粘度(20: 101 cP 常用溶液浓度:30 wt% 2 破乳剂性状:黄色或黄褐色液体 密度(20 :9501050 kg/m3 粘度(40 : 10.5 cp pH 值:5.58.0 3 缓蚀剂性状:黄色或黄褐色液体 密度(20 :9501050 kg/m3 粘度(40 : 10.5 cp pH 值:5.58.0 4 中和剂 性状:液体密度(20 :9501050 kg/m3 粘度(40 :

24、10.5 cp pH 值:10.012.0 5 阻垢剂密度(20 : 800950 kg/m3 粘度(40 : 50mm 2/s 凝点: -20 6 磷酸三钠 分子式: Na3PO 4 分子量: 164 纯度: 95% 2.3产品性质装置常压产品的性质见表 2.3-1、表 2.3-2。表 2.3-1装置常压产品的性质(一期性质 单位 石脑油 常一线油 常二线油 常三线油 减一线油 比重 D(20/4 0.70890.75760.7963 0.82360.8216粘度(50 mm 2/s 0.96 2.19 5.16 5.0 粘度(100 mm /s 0.65 1.35 2.48 2.5 凝点

25、na -16 16 14 闪点(开口 44(闭口 73 116 120 ASTM D86 5% 63 170 214 281 286 10% 93 172 223 293 295 30% 111 180 239 314 313 50% 124 186 252 326 322 70% 138 191 266 337 331 90% 154 201 291 356 343 95% 161 206 305 365 347 98% 168 213 318 374 356表 2.3-2装置常压产品的性质(二期性质 单位 石脑油 常一线油 常二线油 常三线油 减一线油 比重 D(20/4 0.69370.

26、77590.8115 0.86070.8602粘度(50 mm /s 0.96 1.75 4.91 4.79 粘度(100 mm 2/s 0.59 0.93 1.95 1.91 凝点 -54 -36 -11 -11 闪点(开口 44 67 112 118 ASTM D86 5% 28 170 206 277 217 10% 45 172 215 292 226 30% 89 180 230 312 249 50% 109 186 243 324 270 70% 125 191 258 337 298 90% 149 201 280 358 338 95% 156 206 291 370 354

27、 98% 165 213 303 383 370此表未经 CEI 书面许可不得扩散至第三方 JL ZC54 000-06 装置减压产品的性质见表 2.3-3、表 2.3-4。表 2.3-3装置减压产品的性质(一期性质 单位 减二线油 减三线油 减压渣油 比重 D(20/4 0.8591 0.8745 0.9242 粘度(50 mm 2/s 14.8 35.0 2790 粘度(100 mm 2/s 4.7 8.8 188 凝点 42 50 60 闪点(开口 167 212 258 ASTM D1160 293 448 546 319 456 565 363 480 622 405 496 676

28、 454 518 740 489 550502 568530 586表 2.3-4装置减压产品的性质(二期性质 单位 减二线油 减三线油 减压渣油 比重 D(20/4 0.9078 0.9371 1.0586 粘度(50 mm 2/s 23.97 130.33 1.08×107粘度(100 mm 2/s 5.41 14.09 3022 凝点 11 24 83 闪点(开口 170 202 258 ASTM D1160 300 427 549 322 441 565 370 476 615 398 499 671 427 523 740 469 557491 572525 587说明:以

29、上各表中馏程及比重为工艺包提供数据,其它数据来自原油评价此表未经 CEI 书面许可不得扩散至第三方 JL ZC54 000-06 此表未经 CEI 书面许可不得扩散至第三方 JL ZC54 000-063 物料平衡一期装置的物料平衡按年加工 1000万吨苏丹 1/2/4区混合原油计算,年开工时间按 8400小时。二期装置的物料平衡按年加工 1200万吨沙轻/沙中混合原油计算, 年开工时间按 8400小时。 装置物料平衡见表 3.0-1、表 3.0-2。表 3.0-1 装置物料平衡(一期序号 物料名称 实沸点馏份 收 率 流 量 一 入方w%kg/ht /d104t/a1 苏丹混合原油1000.

30、00合计 1000.00 二 出方 1 常顶气 0.00 41 0.984 0.03 2 常顶油 7.63 90800 2179.2 76.27 3 常一线油 165-200 3.26 38800 931.2 32.59 4 常二线油 200-300 14.48 172400 4137.6 144.82 5 常三线油 300-3509.641148002755.296.436 减顶气7 减顶油 0.00 59 1.416 0.05 8 减一线油 350-370 3.70 44000 1056 36.96 10 减二线油 370-480 18.28 217600 5222.4 182.78 11

31、 减三线油 480-540 10.45 124400 2985.6 104.50 12 减压渣油 >540 32.56 387600 9302.4 325.56 13 合计100.00119050028572.01000.00注:1、物料平衡中未考虑原油中含水和加工损失(与 PFD 数据略有差别 ; 2、常二线物料平衡中不包括循环柴油量。 表 3.0-2 装置物料平衡(二期序号 物料名称 实沸点馏份收 率 流 量一 入方 w% kg/h t /d104t/a 1 沙轻沙中混合原油 34286.41200.00 合计 34286.41200.00 二 出方1 常顶气 0.023007.20

32、.252 常顶油 17.112445005868205.383 常一线油 165-200 4.6566500159655.864 常二线油 200-300 15.622232005356.8187.495 常三线油 300-350 10.461494003585.6125.506 减顶气7 减顶油 0.03500120.428 减一线油 350-370 3.5050000120042.00 10 减二线油 370-465 14.692099005037.6176.32 11 减三线油 465-540 10.581511003626.4126.92 12 减压渣油 >540 23.3433

33、32007996.8279.86 13 合计 100.00142860034286.41200.00注:1、物料平衡中未考虑原油中含水和加工损失(与 PFD 数据略有差别 ;2、常二线物料平衡中不包括循环柴油量。 4 主要操作条件主要操作条件见表 4.0-1、表 4.0-2。表 4.0-1 主要操作条件(一期名 称 单位 指标 名 称 单位 指标 原油进装置温度 50 常二中油抽出温度 251 原油进装置流量 kg/h 1190500 常二中油返回温度 219 原油电脱盐温度 142 常二中油循环量 kg/h 896735 原油电脱盐操作压力 MPa(g 1.62常压炉入口温度 301 减压炉

34、出口温度 399 常压炉出口温度 358 减压塔顶压力 mmHg(a 10 减压塔顶温度 63 闪蒸罐进料温度 158 减压塔底温度 357 闪蒸罐顶压力 MPa(g 0.310 减一线抽出温度 122 闪蒸罐顶温度 158 减二线抽出温度 233 闪蒸罐底温度 158 减三线抽出温度 309 减一线流量 kg/h 44000 常压塔顶压力 MPa(g 0.14 减二线流量 kg/h 217608 常压塔顶温度 157 减三线流量 kg/h 124400 常压塔底温度 350 减一中抽出温度 122 常一线抽出温度 192 减一中返回温度 49 常二线抽出温度 251 减一中循环量 kg/h

35、283231 常三线抽出温度 313 减二中抽出温度 233 常顶石脑油流量 kg/h 90811 减二中返回温度 198 常一线油流量 kg/h 38809 减二中循环量 kg/h 710833 常二线油流量 kg/h 172400减三中抽出温度 309 常三线油流量 kg/h 114905 减三中返回温度 264 常一中油抽出温度 192 减三中循环量 kg/h 983850 常一中油返回温度 145 过汽化油流量 kg/h 68627 常一中油循环量 kg/h 502530 减压渣油流量 kg/h 387600 表 4.0-2 主要操作条件(二期名 称 单位 指标 名 称 单位 指标 原

36、油进装置温度 40 常二中油返回温度 207原油进装置流量 kg/h 1434500 常二中油循环量 kg/h 938746 原油电脱盐温度 143 常三中油抽出温度 307原油电脱盐操作压力 MPa(g 1.62 常三中油返回温度 276常压炉入口温度 290 常三中油循环量 kg/h 568157 常压炉出口温度 357减压炉出口温度 409闪蒸塔进料温度 152 减压塔顶压力 mmHg(a 10闪蒸塔顶压力 MPa(g 0.414 减压塔顶温度 63闪蒸塔顶温度 152 减压塔底温度 357闪蒸塔底温度 152 减一线抽出温度 122减二线抽出温度 237常压塔顶压力 MPa(g 0.1

37、4 减三线抽出温度 298常压塔顶温度 161 减一线流量 kg/h 50000 常压塔底温度 349 减二线流量 kg/h 209908 常一线抽出温度 194 减三线流量 kg/h 151100 常二线抽出温度 242 减一中抽出温度 122常三线抽出温度 307 减一中返回温度 49常顶石脑油流量 kg/h 241532 减一中循环量 kg/h 315397 常一线流量 kg/h 66551 减二中抽出温度 237常二线流量 kg/h 223200减二中返回温度 187常三线流量 kg/h 149557 减二中循环量 kg/h 452578 减三中抽出温度 298常一中油抽出温度 194

38、 减三中返回温度 251常一中油返回温度 135 减三中循环量 kg/h 127650 常一中油循环量 kg/h 513133 过汽化油流量 kg/h 74048 常二中油抽出温度 242 减压渣油流量 kg/h 3332005 工艺流程简述1 原油换热及闪蒸部分原油(50/40自原油罐区的原油泵升压后进入装置,分为两路,其中一路原油经过换热 器 E101A、E102A/C、E103A、E104A、E106A 换热后温度升高至 142/143;另一路原油经过换热 器 E101B、E102B/D、E103B、E104B、E106B 换热后温度升高至 142/143。两路原油合并为一路, 然后依次

39、经过一级电脱盐罐 D102、 二级电脱盐罐 D103进行脱盐脱水。 脱盐后的原油又分为两路。一路脱后原油经过换热器 E114A/B,温度升高至 161/157;第 二路脱后原油经过换热器 E113A/B,温度升高至 161/157。经过调节阀后两路原油合并为一路 温度为 158/152进入闪蒸罐。闪顶油气通过管道进入常压塔的常三线抽出板下。闪底油经闪底泵 P102A/B抽出升压后经流量分配调节阀分为两路。一路闪底油经换热器 E110A/B、E112A/B、E108A/C、E115A/C、E109A/B(二期 、E116A/D,换热至 301/290;另一 路闪底油经换热器 E110C/D、E1

40、12C/D、E108D/F、E115E/G、E109C/D(二期 、E116E/H,换热至 301/290。两路闪底油合并为一路,再经过流量调节阀分为十二路,进入常压炉 F101,经常压炉加热 至 358/357后进入常压塔 C101进行分离。2 常压蒸馏部分常压塔顶设计温度为 157/161, 设计压力为 0.14MPa (g 。 常压塔顶油气采用两级冷凝冷却流程。 常顶油气经原油-常顶油气换热器 E102A/D换热至 126后进入常顶回流罐 D105,分离出的气相经常 顶油气空冷器 A101和后冷器 E120冷凝冷却后进入常顶产品罐 D101进行气液分离, 液相由常顶回流泵 P110A/B

41、抽出后作为塔顶回流返回常压塔顶或至常顶空冷器入口。 常顶产品罐顶出来的不凝气经常顶气 压缩机 K101升压、 冷却后与常顶油再接触。 罐底抽出常顶油由泵送至压缩机出口与常顶气在加压条件 下在再接触罐 D107中再一次接触以吸收常顶气中的轻烃 (在操作需要时可将一部分作为冷回流返回常 压塔 。 再接触罐顶的不凝气送至 FCC 装置的气压机入口缓冲罐, 罐底液相经泵 P113A/B升压后, 作为 直馏石脑油送至石脑油加氢装置。常一线油自常压塔 C101第 16层塔板下集油箱自流进入常一线油汽提塔 C104。 C104采用重 沸器汽提, 用常三线油作为汽提塔重沸器 E118的热源。 从汽提塔顶出来的

42、气相返回常压塔 C101第 14层板上。汽提塔液相由常一线油泵 P107A/B抽出,经常一线油-热水换热器 E119换热至 89/89,再经常一线油冷却器 E121冷却至 45/45后作为直馏航煤出装置。常二线油自常压塔 C101第 27层塔板下集油箱自流进入常二线汽提塔 C103,采用过热蒸汽 汽提。汽提后的气相返回常压塔第 25层板上,液相由泵 P106A/B抽出,经原油-常二线油换热 器 E103A/B换热至 140(二期 190,再经常二线油-热水换热器 E123换热至 140后分两 路,一路(总流量的 80%直接至下游柴油加氢装置,另一路经常二线油空冷器 A104A/F,冷 却至 5

43、0/50后出装置至中间罐区, 冷却后的柴油还有一部分经泵 P120A/B升压作为循环柴油至 轻烃回收装置。常三线油自常压塔第 36层塔板下集油箱自流进入常三线汽提塔 C102,采用过热蒸汽汽提。 汽提后的气相返回常压塔第 34层塔板上,液相由常三线油泵 P105A/B抽出,经常一线重沸器 E118、脱后原油-常三线(II换热器 E104A/B换热至 170(二期 180 ,再经常三线油-热 水换热器 E122换热至 140/140,分两路,一路(总流量的 80%并入常二线至下游装置,另 一路经常三线油空冷器 A105A/F,冷却至 50/50后并入常二线油出装置至中间罐区。常一中油自常压塔第

44、16层塔板下集油箱由常一中油泵 P108A/B抽出升压后分为两路, 分别 经原油-常一中油换热器 E101A 和 E101B 换热至 172/145后,再合并为一路后再经常一中油空 冷器 A102A/D冷却至 144/135返回常压塔第 14层。常二中油自常压塔第 27层塔板下集油箱由常二中油泵 P104A/B抽出后分为两路, 分别经闪 底油-常二中换热器 E112A/B和 E112C/D换热至 219/207 ,然后合并为一路返回常压塔第 25层塔盘上。二期还增设常三中回流系统。常三中油自常压塔第 36层塔板下集油箱由常三中油泵P118A/B抽出后分为两路,分别经闪底油-常三中油换热器 E1

45、09A/B和 E109C/D换热至 286后 合并为一路,再经过常三中蒸汽发生器 E117温度降至 276,返回常压塔第 34层塔板上。 常压重油由常底油泵 P103A/B抽出后经过流量调节阀分为八路,进入减压炉 F201,经减压 炉加热至 399/409后进入减压塔 C201进行分离。3 减压部分减压塔顶温度设计为 63/63,残压为 10mmHg。从减压塔顶出来的减顶油气经增压器增压 后, 再经过减顶增压器冷凝器 E211A/B冷凝冷却至 38/38, 凝缩油和凝结水经大气腿流入减顶 分水罐 D201, 未凝气体经减顶一级抽空器升压,再经减顶一级冷凝器 E212冷凝冷却至 45/45, 液

46、相经大气腿流入减顶分水罐,气相分两路并联,互为备用。一路经减顶二级抽空器升压,再经 减顶二级冷凝器 E213冷凝冷却至 49/49,液相经大气腿流入减顶分水罐,气相也进入减顶分 水罐气相空间;另一路经减顶真空泵 P210升压送至减顶水封罐。减顶水封罐内的减顶油经减顶 油泵 P207A/B升压后作为轻污油送出装置。减顶气至减顶气压缩机系统 K201,升压至 0.5MPa 后,经过减顶气胺接触罐 D204脱硫,硫含量达标的减顶气与高压瓦斯混合进瓦斯分液罐 D115。 D204中分离的液相返回减顶分水罐 D201。减一线及减一中油由减一线及减一中油泵 P205A/B自减压塔第 I 段填料下集油箱抽出

47、升压, 分为两路,一路作为产品并入直馏柴油线出装置,或并入蜡油线出装置。另一路作为减一中回 流经减一中油空冷器 A201A/J和减一线油冷却器 E203冷却至 49/49返回减压塔顶部。 减二线及减二中油由减二线及减二中泵 P204A/B自减压塔第 III 段填料下集油箱抽出升压, 分为两路, 一路作为减二中回流经换热器 E110A/D换热至 198返回减压塔第三段填料上部。 另 一路经换热器 E114A/B、 E209换热至 140/140, 后分为两路, 一路出装置直接送至蜡油加氢裂 化装置作原料,另一路再经蜡油冷却器 E205A/C冷却至 90/90出装置至罐区。减三线及减三中油由减三线

48、及减三中泵 P203A/B自减压塔第 IV 段填料下集油箱抽出升压, 经换热器 E115A/G换热至 268/253, 然后分为两路, 一路作为减三中回流再经过减三中蒸汽发 生器 E201温度降至 264/251返回减压塔;另一路再经换热器 E113A/B、E204换热,温度降至 140/140,经减三线产品泵 P212A/B升压,再分为两路,一路出装置直接送至催化裂化装置作 原料,另一路出装置至中间原料罐区。减压过汽化油由过汽化油泵 P202A/B自减压塔第 V 段填料下集油箱抽出升压,送至减压塔 汽提段上部。减压渣油由减压渣油泵 P201A/B抽出, 经换热器 E116A/H换热至 296

49、/293后分为两路, 一 路返回减压塔底作急冷油, 另一路继续经换热器 E108A/F换热至 232/227后又分为两路, 一路 返回过汽化油泵入口, 另一路经换热器 E104A/B换热至 170/180后, 分为两路, 一路作为催化 热原料直接送至催化裂化装置,另一路可直接出装置至中间原料罐区。一期还分出一路作为燃 料油,经过 E208换热器至 95/95,送至全厂燃料油管网。4 气体压缩部分常顶气设压缩机。常顶产品罐 D101顶的常顶不凝气经常顶气压缩机 K101A/B压缩升压至 0.3MPa,常顶产品罐 D101底的常顶油经常顶产品泵升压,与升压后的常顶气混合,经冷却器冷 至 40,进常

50、压尾气再接触罐。罐顶气体送催化裂化装置处理(正常无量 ,罐底吸收了轻烃的 直馏石脑油送至石脑油加氢及轻烃回收装置,回收轻烃。本装置减压塔顶气由于含硫化氢,装置内设减顶气压缩机,将减顶气压缩升压并脱硫后送 加热炉作燃料,保护环境。减顶分水罐 D201顶的减顶不凝气经减顶气压缩机 K201压缩升压至 0.5MPa, 送至减顶气胺接触罐 D204, 进行脱硫处理。 脱硫后的减顶不凝气被送至瓦斯分液罐 D115作为加热炉燃料。5 减顶气脱硫部分采用醇胺法溶剂脱硫工艺。脱硫溶剂选用国内新开发的复合型甲基二乙醇胺(MDEA溶剂。 进入减顶气胺接触罐 D204的减顶气, 在 D204的上部的脱硫塔中与浓度为

51、 25%的复合型甲基二乙 醇胺(MDEA溶液逆向接触,气体中的硫化氢被溶剂吸收,脱除硫化氢的净化气自 D204上部的 脱硫塔顶排出,送至瓦斯分液罐 D115。含硫化氢的富 MDEA 溶液自塔底送至富胺闪蒸罐 D206进 行闪蒸,将 MDEA 溶液中携带的不凝气闪蒸出来,富胺液由罐底的富胺泵抽出送至溶剂再生装置 进行再生。减顶气脱硫部分不再设置溶剂再生系统,贫胺液由溶剂再生装置直接提供,富胺液送到溶 剂再生装置集中处理。6 一脱三注部分净化水自装置外引入电脱盐注水罐 D121后, 由脱盐注水泵 P117A/B升压后经过换热器 E127、 E209、E204换热至 135/119后,注入二级电脱盐

52、混合器前;二级电脱盐排水的 70%经二级电 脱盐排水循环泵 P116A/B升压后注入一级电脱盐罐混合器前,同时二级电脱盐排水的 30%经二 级电脱盐排水加压泵 P115A/B升压注入 E101A/B之前的原油管线上。一级电脱盐罐排水经电脱 盐注水-排水换热器 E127换热至 105/103后,经电脱盐排水空冷器 A110冷却至 60/60,再 经电脱盐排水除油罐 D129除油后出装置。桶装破乳剂自装置外仓库运至装置,用气动泵加入到破乳剂配制储罐 D125AB 中,用净化水 配成一定浓度的溶液, 由注破乳剂泵 P124AB 抽出, 一级脱盐破乳剂的 30%注入到原油泵出口总 管,70%注入到一级电脱盐入口注水点之后,二级脱盐破乳剂注入二级电脱盐罐入口注水点之 后。桶装缓蚀剂自装置外仓库运至装置,由气动泵加入到缓蚀剂配制储罐 D126AB