常减压蒸馏装置加工国外轻质原油的工艺路线选择

1998年6月PETROLEUMPROCESSINGANDPETROCHEMICALS常减压蒸馏装置加工国外轻质原油的工艺路线选择范晓梅(镇海炼油化工股份有限公司工程设计公司,宁波315207)第29卷第6期1前言摘要结合镇海炼油化工股份有限公司3套常减压蒸馏装置的改造,对加工伊朗原油、沙特原油等国外轻质原油中所采用的闪蒸流程、轻油回收、减压深拔等工艺路线进行了探讨。主题词:原油常减压蒸馏装置炼油工艺过程方案评价国外轻质原油的改造,装置从加工2.5Mtöa胜利原镇海炼油化工股份有限公司(下称镇海公司)自1989年开始加工国外原油以来,国外原油的比例逐年上升。根据总体规划,1999年原油加工能力将为12Mtöa,到2003年原油加工能力将扩大至16Mtöa,其中约70%为沙特轻质原油(下称沙特轻油)和伊朗轻质原油(下称伊朗轻油)。本文结合镇海公司在3套常减压蒸馏装置改造中,对有关加工国外轻质原油的工艺路线选择作一探讨。2装置概况及原油性质21装置概况镇海公司目前共有3套常减压蒸馏装置。其中,第É套常减压蒸馏装置原设计能力为2.5Mtöa(以胜利原油为设计依据),后经1986年及1987年两次扩能改造,处理能力达到3Mtöa(以管输油为设计依据)。为使装置能适应日益增加的中东含硫轻质原油的需要,1995年对该装置进行了4Mtöa(以伊朗轻油+沙特轻油为设计依据)的技术改造,改造的重点在常压部分和换热系统。常压部分由原来的初馏塔流程改为目前国内尚属首次使用的二段闪蒸流程,换热系统由原来的二路换热流程改为多路换热流程。根据总体规划,为使装置处理能力达到5Mtöa,因此,É套常减压蒸馏装置在1997年5月大修期间,对装置的瓶颈部位——电脱盐、常压炉及减压塔等进行了改造。该装置大修后,投料试车一次成功。Ê套常减压蒸馏装置原设计能力为2.5Mta(以胜利原油为设计依据)。于1990年1月进行了单炼油改造为加工1Mtöa的阿塔卡原油。为使能达到更大加工轻质原油的处理能力,1992年7月对该装置进行了第二次改造,在改造中将减压塔改为第二初馏塔,装置中其它设备未作任何改动,装置的处理能力由单炼阿塔卡原油1Mtöa提高到2Mtöa。为回收轻质原油中液化气,在改造中还增设了罗茨鼓风机回收液化气系统。根据总体规划,该装置又在1997年7月进行了以卡宾达和渤海混合原油为设计依据的3Mtöa改造。Ë套常压装置原设计为1.5Mtöa的常压拔头装置,加工原油以阿塔卡、塔皮斯等轻质原油为主。根据总体规划,该装置将在1999年在原地消除瓶颈改造成加工8Mtöa沙特轻油的常减压蒸馏装置。22原油性质由于在第É套和Ë套常减压蒸馏装置的改造设计中,是以伊朗轻油和沙特轻油为设计依据,因此,表1、2分别列出了这两种原油的一般性质。这两种原油的密度、粘度、残炭、酸值、蜡含量均较低,但硫含量较高,按硫含量及关键组分分类为含硫中间基原油。两种原油轻烃含量多、轻油收率高。伊朗轻油的350℃前馏分达到54.57%,565℃前馏分为收稿日期:1997211221。作者简介:范晓梅,工程师,毕业于华东理工大学石油炼制专业,目前在镇海炼油化工股份有限公司工程设计公司工作,任副总工程师,曾发表论文2篇。©1995-2005TsinghuaTongfangOpticalDiscCo.,Ltd.Allrightsreserved.第6期范晓梅.常减压蒸馏装置加工国外轻质原油的工艺路线选择82.21%,其中小于60℃馏分收率为4.88%。沙特轻采用闪蒸流程。国外炼油厂使用亦较普遍。油的355℃前馏分达到50.95%,565℃前馏分为31闪蒸流程的4种方案784.07%,其中小于70℃馏分收率为5.14%。由于轻组分多,所以液化气、汽油、煤油、柴油、蜡油收率均高,减压渣油只占20%左右。表1伊朗轻油的一般性质方案一,一段闪蒸2常压塔方案(见图1)。该方案的优点是可降低炉子的热负荷,降低能耗;可减少常压塔第二中段回流段抽出板下的气相负荷,使常压塔塔径缩小,减少投资;减少了闪蒸后原油换热的压°API分析项目数值33.5降及常压炉的压降。密度(20℃)粘度凝点残炭酸值硫ö%氮ö%水ö%胶质°API密度粘度凝点酸值硫ö%氮ö%APImm2(30(50ö℃ö%ööö%ö%ö%原油类别(15.6ö(15.6(37.8ö℃ööö%öΛ原沥青质蜡含量盐含量(mgNaCl)õL-10.85367.624.67-5.03.690.118.01.490.12痕迹9.130.554.31含硫中间基图1一段闪蒸2常压塔方案方案二,二段闪蒸2常压塔方案(见图2)。方案二与方案一对比,该方案可进一步降低炉子的负荷;由于预闪蒸塔、再闪蒸塔塔顶气体分别进入常压塔的不同部位,更均匀了常压塔的负荷,缩小了常压塔的2沙特轻油的一般性质塔径。但由于闪蒸量的增加,可能会影响常压塔产品mm分析项目℃ögõcm-3℃℃数值33.40.858112.86.14-34.4的质量,而且二段闪蒸后,需增加2台再闪蒸塔底泵,投资和电耗都将增加。3mgKOHg-1盐含量(mgNaCl)õL-1水及渣硫醇硫kPa0.0722.831.80.0870.111528.96含硫中间基图2二段闪蒸2常压塔方案方案三,初馏塔2一段闪蒸2常压塔方案(见图3)。该方案与方案一相比,由于增设了初馏塔系统,(°加工原油相对密度小于0.860233)的轻质原油时,常压蒸馏部分增多可增加了操作弹性,而且初馏塔提压操作,为无压缩机回收轻烃提供了条件。该流程特别适合于原设计有©1995-2005TsinghuaTongfangOpticalDiscCo.,Ltd.Allrightsreserved.8石油炼制与化工1998年第29卷初馏塔的老装置改造。图3初馏塔2一段闪蒸2常压塔方案方案四,初馏塔2二段闪蒸2常压塔方案(见图4)。该方案兼有方案二及方案三的优缺点,由于流程较为复杂,使用时应慎重考虑。的气相负荷降低,因此每吨原油可降低能耗约合标准燃料油0.068kg。4轻烃回收由于国外轻质原油中轻烃含量比国内原油高出很多,因此,在大规模加工国外原油时,对其轻烃进行充分的回收是十分必要的。表3几种国外原油和胜利原油中轻烃含量的比较原油C1轻烃收率(质量分数)C2C3i0.040.420.060.360.00.240.080.460.010.07而国内原油一般在0.3%回收一般有三个方法。进入吸收稳定系统回收液化气及轻汽油等组分。该流程用于老装置改造,此方案需依托其它装置,只、缓冲罐1年两年多的运行来看,C40.330.260.130.190.08必须对轻烃加以回收,后送至催化裂化装置富气压缩机入口C1、投资少,采用此方案经济合理,年瓦斯平衡数据测算,第蒸馏装置每年被加热炉烧掉的液态烃达只及冷却器ö%-10133伊朗轻油0.0n左右。因此2套常减压蒸馏装置在Ê月增设了轻烃回收系统1效果很好C4合计1.091.88伊朗重油0.00.881.56沙特轻油0.00.821.19沙特重油0.00.861.59胜利原油0.00.160.32由表3可见,国外原油的轻烃含量一般在1.0%-18880以上-18866,,在加工国以提高综合经外轻质原油时,济效益。根据我国目前加工国外轻质原油的情况,轻烃41将初顶油气、常顶油气引入催化裂化装置这种方法通常是将初、常顶油气用鼓风机升压图4初馏塔2二段闪蒸2常压塔方案32闪蒸馏程的选择在第É套常减压蒸馏装置(4Mtöa)改造中,为次升压后,C4,经压缩机再C干气和C3、流程简单。特节省投资并最大程度地降低常压炉和常压塔的负别是在催化裂化气体压缩机和吸收稳定系统能力有荷,以适应加工中东轻质原油的需求,因此,选用了二段闪蒸2常压塔流程(即方案二)。该装置在1997年富裕的情况下,简单可行。但催化裂化原料或处理量的5月进行的进一步扩能改造中,在未对常压塔作改造的情况下,运用该二段闪蒸流程,使装置加工能力达到了5Mtöa。在常压塔直径只有4400mm的工况变化都会直接影响常减压蒸馏装置轻烃的回收,而常减压蒸馏装置气体量的变化也同样会影响催化裂化的平稳操作。下,生产出合格的汽油、煤油、柴油。二段闪蒸流程大镇海公司第Ê1990年1月大缓解了常压塔超负荷问题,创造了良好的经济效单炼国外轻质原油后,初、常顶瓦斯大大增加。根据益。在第Ë套常减压蒸馏装置(8Mtöa)改造设计1990年到1991套常减压10kt以上。中,经过多方案技术经济比较,并根据该装置原有设为此,在1992年7,为了节省备的情况,保留了初馏塔和无压缩机回收液化气系统,在初馏塔后设置了闪蒸塔,即初馏塔2一段闪蒸2投资、缩短施工周期,将该装置的初、常顶瓦斯引入催化裂化装置进行回收。该措施只需增加罗茨鼓风常压塔(方案三)。设计中,对无闪蒸流程和有闪蒸流程进行了比较。结果表明,常压塔第二中段回流段下机2台、脱液罐1年至1994台。从1992,有效地回©1995-2005TsinghuaTongfangOpticalDiscCo.,Ltd.Allrightsreserved.第6期范晓梅.常减压蒸馏装置加工国外轻质原油的工艺路线选择收了液态烃组分和轻汽油组分。设计要求。942设压缩机回收轻烃在原油种类变化频繁、轻烃含量不稳定情况下,可采用将初、常顶油气直接用压缩机压缩回收的方案。设压缩机回收轻烃,常减压蒸馏装置可按常规操作条件运转,初馏塔不须提压操作,不会影响初馏塔拔出率,并可对初顶气和常顶气中的轻烃同时回收,而且液化气回收率较高,装置灵活性较强。轻烃回收系统是否正常开工,常减压蒸馏部分均不受影响。但由于设置了压缩机,使工艺流程趋于复杂,占地面积增加,操作人员增多,设备投资较高,操作和维护费用提高。43无压缩机轻烃回收无压缩机方案是通过初馏塔提压操作,使初顶油在较高的压力下能溶解初顶气体中的C3、C4组分,然后用初顶油泵将含有轻烃组分的轻石脑油送入气体回收系统回收液化气。由于该流程省去了压缩机,因而流程简单,操作方便,设备投资较低,占地面积减少,设备维修方便。但初馏塔提压操作,给初馏塔拔出率带来不利影响。应用该流程回收液化气,影响液化气收率的主要因素为初馏塔顶的压力和初顶油中液化气与石脑油的比率。初馏塔顶压力越高,初顶油中液化气与石脑油的比率越大,液化气在石脑油中的溶解度越大。但过高的初馏塔顶压力,会降低分馏精度,增加能量消耗,同时也会增加设备投资和操作费用。而液化气与石脑油的比率则和装置的换热流程以及产品的收率有关。根据计算表明,较为合理的方案为:初馏塔顶压力(绝)控制在0.4MPa,液化气与石脑油的比率控制在10%左右。洛阳石化工程公司为镇海公司设计的第Ë套1.5Mtöa的常压蒸馏装置,以印度尼西亚的阿塔卡原油和马来西亚的塔皮斯原油为设计依据,该两种原油含有的小于C4组分(占原油,体积分数)约为3.76%。因此,必须对这部分轻烃加以回收。在设计中,对加压缩机和不加压缩机两种方案进行了详细的比较,计算结果表明,不加压缩机方案比加压缩机方案可节约能量约8243kW,节电约200kW,节省投资337万元。根据比较结果,该装置率先在国内应用了无压缩机回收轻烃,并通过脱丁烷塔实现液化气和石脑油分离的单塔流程(见图5)。该装置在1994年4月投料试车一次成功,产品质量和产品收率均达到根据镇海公司总流程安排,第Ë套能力为1.5Mtöa的常压蒸馏装置将在原地改造成能力为8Mtöa的常减压蒸馏装置。在改造设计中,保留了原设计的无压缩机轻烃回收系统。由于受到重整能力的限制,需将轻、重石脑油分开,因此,在原设计的基础上,增设了脱戊烷系统,使回收部分成为脱丁烷塔和脱戊烷塔的双塔流程(见图6)。在以沙特轻油为原料的8Mtöa常减压蒸馏装置设计中,初馏塔顶压力(绝)为0.4MPa,液化气与石脑油的比率为10.6%。将初顶油和常顶的二级冷凝油送入脱丁烷塔,脱丁烷塔顶回收液化气,脱丁烷塔底油进入脱戊烷塔,再分割出轻石脑油。如果原料中C2含量较多,并对液化气的质量及回收率有较高的要求,可采用脱丁烷和脱戊烷的双塔流程,该流程对脱丁烷塔顶