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北蒸馏装置操作规程1第一章概述1.1主题内容与适用范围本操作规程包括了80万吨/年常减压-减粘裂化联合装置的概述、开工规程、停工规程、岗位操作法、安全技术规程、防冻防凝规程、事故处理规程以及装置中各类设备的明细表等内容。本规程适用于石大科技集团公司北蒸馏车间80万吨/年常减压-减粘裂化联合装置使用。1.2装置简介北蒸馏装置始建于1997年，由中国石油天然气华东勘察设计研究院设计，中建八局施工，当时设计装置年处理50万吨孤岛原油，采用FCS现场总线操作控制系统，属于燃料型常减压装置，于1998年7月投产。在此基础上，2004年由石大炼油化工设计所、常减压车间和洛阳设计院等单位联合进行扩能改造设计，中石化十公司施工，于2004年7月改造后开车投产，设计年处理80万吨管输原油，采用DCS集散操作控制系统。本装置除生产常规常减压产品外，还可生产运动粘度合格的减粘燃料油。1.2.1工艺流程简介本装置为燃料型常减压装置。原油由罐区送入装置后，经过一级换热，温度升到130～150℃，进入电脱盐装置做脱盐、脱水处理，然后经过二级换热进一步升温到250℃左右进入初馏塔，从顶部馏出初顶汽油，塔底的初底油经过三级换热进一步升温到300℃左右进常压炉加热。加热至370℃左右的初底油进入常压塔，从顶部及上部馏出汽油和轻柴油，并送至电精制系统精制后送往成品罐区，下部馏出重柴油；底部抽出的常底渣油经减压炉进一步加热升温至400℃左右后进入减压塔，分馏出侧线蜡油，底部抽出的减底渣油经减粘炉加热直接进入减粘装置生产减粘渣油。1.2.2产品简介本装置的产品有汽油、柴油、重柴油、减一、二、三、四线蜡油、70#甲道路沥青或减粘渣油，其中轻柴油经碱洗精制后送罐区与柴油调合为成品；汽油碱洗精制送溶剂油车间生产200#溶剂油；重柴油、减压侧线蜡油为半成品，用作催化裂化装置的原料；减粘渣油可以作为燃料油或成品送入成品罐区销售。1.2.3工艺原理简介1.2.3.1电脱盐脱水原油中所含的盐和水都是加工中的有害物质。当原油在加热炉中被加热时，盐类会在高温下水解，产生氢离子等腐蚀性物质，侵蚀设备，还会影响换热效果。水在高温下会汽化膨胀，不仅会冲击换热器、炉管等处造成机械损伤，而且会导致分馏塔顶压力剧烈波动，严重影响平稳操作。因此原油中的水和盐必须除去。原油经换热器换热后，与钙、镁离子含量较低的软化水充分混和，以固体颗粒形态存在于原油中的盐溶解在水中。进入电脱盐罐后，在破乳剂和高压电场的作用下，原油中原来处于分散状态的含盐水滴逐步聚合，形成较大水滴。由于水的比重比油大，大水滴便沉降到电脱罐底部，再通过切水系统将其除去，以达到脱盐、脱水的目的。1.2.3.2常减压蒸馏常压塔和减压塔都是精馏设备，提供油品分离的场所。所谓精馏是在精馏塔内存在回流的条件下，汽、液两相在塔盘上多次逆流接触，进行相间的传质、传热，使挥发性混合北蒸馏装置操作规程2物中的各种馏分在不同的温度和压力条件下有效地进行分离。常压蒸馏是在接近常压的条件下，将原油加热至部分汽化后使其在常压塔内利用各段馏分油不同的馏程范围，通过回流量调整塔内温度梯度和汽液相负荷的分布，利用塔盘的分离作用，将各馏分油在不同的塔盘分离出来，以得到所需的产品。减压蒸馏是利用蒸汽抽空器的作用使减压塔内保持负压状态，常压渣油经减压炉进一步加热后，进入减压塔进行部分汽化蒸馏以分离出需要的馏分；负压状态使得沸点较高的馏分在低于其常压沸点的温度下汽化蒸发，从而避免了汽化温度过高造成的渣油热裂化和结焦等不良反应。1.2.3.3减粘渣油为了使减压渣油粘度降低，生产合格的锅炉用燃料油，减粘装置利用热裂化反应原理，使高温减压渣油发生两类主要化学反应已达到降低粘度的效果：A.裂解反应：即烷烃、烯烃裂解成较小分子的烷烃和烯烃，环烷烃断侧链、断环和脱氢，带侧链的芳烃断侧链，生成气体和轻质油，使渣油粘度降低。B.缩合反应：即烯烃和芳烃缩合成高分子的多环芳烃，最终生成焦炭。1.2.3.4电化学精制含硫较高的原油，其中除了含有饱和的烃类外，还含有非烃化合物和不饱和烃，这些物质的含量虽小，但其危害极大，必须把它们从油品中除去。非烃化合物活性硫(元素硫、硫化氢、硫酸、二氧化硫)，在有水汽存在的情况下，都能腐蚀设备；元素硫在高温下与铁产生剧烈的化学反应；非活性硫化物(二硫化物，噬吩等)在燃烧时放出二氧化硫腐蚀金属，油品中的硫化物会降低油品的辛烷值(或十六烷值)。油品中的不饱和烃是很不稳定的，极容易被氧化成胶质和沥青质，使油品安全性变差。硫醇和氮化物的存在，使油品产生强烈的臭味，影响油品的颜色。精制原理:碱洗精制就是利用氢氧化钠(NaOH)和油品中的酸性非烃化合物反应，生成相应的盐类(这些盐类大部分是溶于水)并以碱渣的形式排放掉，氢氧化钠溶液和烃类不起反应，因此碱洗能除去硫化氢、低分子硫醇、环烷酸和酚等物质。其反应方程式如下:H2S+2NaOH→Na2S十2H2OH2S十NaOH→NaSH十H2ONa2S+H2S→2NaSH有机酸十NaOH→盐和水(碱渣)当碱量大时，生成Na2S；当碱量小时，生成NaSH。但两者都溶于水，随碱渣排掉。北蒸馏装置操作规程31.3工艺指标1.3.1主要原料性质:1.3.1.1管输油:表1.1管输油性质样品名称管输油取样地点2006＃取样时间2008.3.18分析时间8时分析项目试验方法检验结果分析项目试验方法检验结果密度(20℃)kg/m3GB/T1884895.5粘度(80℃）mm2/sGB/T1113724.36水分%(m/m)GB/T2600.03机械杂质%(m/m)GB/T5110.21盐含量mg/LGB653232.5凝固点℃GB/T51026酸值mgKOH/gGB/T2640.42硫含量%(m/m)SH/T02220.71馏程GB/T9168馏出温度℃收率%(m/m)汽油初馏点～2007.06柴油200～36021.59重柴360～44015.66蜡油440～51514.30渣油＞51540.74损失量%(m/m)0.65总馏出量%（m/m）99.351.3.1.2赵东油性质描述：赵东油为海洋原油，属于环烷基原油，脱水、脱盐比较困难，也难裂解。汽油含量较少，蜡油收率较管输油高。柴油含环烷酸较多，容易乳化。表1.2赵东油性质样品名称赵东油取样地点取样时间2009.2.15分析时间8时分析项目试验方法检验结果分析项目试验方法检验结果密度(20℃)kg/m3GB/T1884909.4粘度(80℃）mm2/sGB/T1113718.45水分%(m/m)GB/T2600.35机械杂质%(m/m)GB/T5110.05盐含量mg/LGB653225.7凝固点℃GB/T510-15酸值mgKOH/gGB/T2641.28硫含量%(m/m)SH/T02220.29馏程GB/T9168馏出温度℃收率%(m/m)汽油初馏点～2005.15柴油200～36022.7重柴360～44034.28蜡油440～515渣油＞51536.32损失量%(m/m)1.64总馏出量%（m/m）98.36北蒸馏装置操作规程41.3.1.3牛庄油表1.3牛庄油性质样品名称牛庄油取样地点取样时间2008.4.14分析时间9时分析项目试验方法检验结果分析项目试验方法检验结果密度(20℃)kg/m3GB/T1884864.7粘度(80℃）mm2/sGB/T1113714.90水分%(m/m)GB/T2600.30机械杂质%(m/m)GB/T5110.11盐含量mg/LGB653225.1凝固点℃GB/T51034酸值mgKOH/gGB/T2640.05硫含量%(m/m)SH/T02220.32馏程GB/T9168馏出温度℃收率%(m/m)汽油初馏点～2007.84柴油200～36025.46重柴360～44017.84蜡油440～51514.65渣油＞51532.45损失量%(m/m)1.76总馏出量%（m/m）98.241.3.1.4东辛油表1.4东辛油性质样品名称东辛油取样地点取样时间2008.4.14分析时间9时分析项目试验方法检验结果分析项目试验方法检验结果密度(20℃)kg/m3GB/T1884889.6粘度(80℃）mm2/sGB/T1113726.22水分%(m/m)GB/T2600.30机械杂质%(m/m)GB/T5110.14盐含量mg/LGB653230.4凝固点℃GB/T51019酸值mgKOH/gGB/T2640.08硫含量%(m/m)SH/T02221.53馏程GB/T9168馏出温度℃收率%(m/m)汽油初馏点～2005.20柴油200～36024.07重柴360～44016.16蜡油440～51513.02渣油＞51540.68损失量%(m/m)0.87总馏出量%（m/m）99.13北蒸馏装置操作规程51.3.1.5科威特油表1.5科威特油性质样品名称科威特原油取样地点取样时间2006.6.10分析时间15时分析项目试验方法检验结果分析项目试验方法检验结果密度(20℃)kg/m3GB/T1884906.5粘度(80℃）mm2/sGB/T1113714.5水分%(m/m)GB/T2600.10机械杂质%(m/m)GB/T5110.046盐含量mg/LGB653268.2凝固点℃GB/T510低于-20酸值mgKOH/gGB/T2640.14硫含量%(m/m)SH/T02224.46馏程GB/T9168馏出温度℃收率%(m/m)汽油初馏点～20014.76柴油200～36022.14重柴360～44012.68蜡油440～5159.81渣油＞51540.47损失量%(m/m)0.14总馏出量%（m/m）99.861.3.1.6马瑞油表1.6马瑞油性质样品名称马瑞油取样地点取样时间2006.11．13分析时间8时分析项目试验方法检验结果分析项目试验方法检验结果密度(20℃)kg/m3GB/T1884939．2粘度(80℃）mm2/sGB/T1113748.93水分%(m/m)GB/T2600.60机械杂质%(m/m)GB/T5110.83盐含量mg/LGB653254.4凝固点℃GB/T510低于20℃酸值mgKOH/gGB/T2640.88硫含量%(m/m)SH/T02222.10馏程GB/T9168馏出温度℃收率%(m/m)汽油初馏点～2006.30柴油200～36022.05重柴360～44015.39蜡油440～5157.36渣油＞51547.68损失量%(m/m)1.22总馏出量%（m/m）98.78北蒸馏装置操作规程61.3.2成品、半成品控制指标表1.7成品、半成品控制指标考核项目考核指标考核项目考核指标汽油干点≯180℃柴油95%点≯380℃脱后原油含盐≯10mg/l脱后原油含水≯0.5%碱洗后柴油含水≤0.25%软化点≮48℃汽油、柴油水溶性酸或碱无减粘油运动粘度100℃≯40mm2/s汽油、柴油腐蚀合格常三重柴油3%馏程＞360℃柴油酸度≯8mg/100ml减一油凝点-10～10℃1.3.3主要操作指标表1.8主要操作指标项目单位指标项目单位指标炉-101出口温度℃370±3炉-101炉膛温度℃≯800炉-102出口温度℃382±3炉-102炉膛温度℃≯800炉-102过热蒸汽温度℃300～400炉-102过热蒸汽压力Mpa≯0.7燃料油系统压力Mpa0.5～0.8塔-101顶温度℃105～120塔-101一线温度℃165～180塔-101二线温度℃260～285塔-101三线温度℃340～355塔-101顶冷回流温度℃≯45塔-104底温度℃370～390塔-104底液位%25±10减粘闪蒸塔液位%20～60原油一次换后温度℃130～150原油二次换后温度℃＞230塔-104抽空器蒸汽压力Mpa＞0.7塔-104顶温度℃30～60塔-104顶真空度Mpa＜-0.099塔-101底部温度℃360±5塔-101顶部压力Mpa≯0.06塔-101底部液位%30～50塔-104一线(集油箱温度)℃50～120塔-104二线集油箱温度℃2