罕戈原油加工总结.doc

罕戈原油加工总结蒋仁彬广州分公司生产调度部（510725） 1 1 前言2004年10月下旬广州分公司首次加工安哥拉罕戈原油，罕戈原油的盐含量、重金属含量高，根据罕戈原油的评价数据，制订了在两套常减压蒸馏装置混炼的方案，并在原油输送过程中使用原油预处理剂，将盐在原油进装置前部分处理，以减轻蒸馏装置的脱盐压力，通过各方面的努力较好地完成了这次生产加工任务，为今后加工罕戈原油积累经验。2 罕戈原油的性质及评价数据罕戈原油属低硫-环烷基中质原油，性质见表1。其盐含量高、酸值较高、硫含量低、重金属镍、钒含量高、轻油收率较高。实沸点蒸馏收率见表2。表 1 原油性质 API27.9硫，%0.626灰分，%0.05馏程，%特性因数K11.8碳，%86.16机杂，%0.00初馏点/47密度(20)/( kg.m-3)884.0氢， %12.18镍，10-618.91 1007.5酸值 /(mgKOH.g-1)0.18氮，%0.25钒，10-615.19 14014.4凝固点/ 49033.88100.003加工方案罕戈原油在输送时已与吉拉索以1：1以及与图布索以1：2混输，并在原油输送中加入原油预处理剂，储运部在原油罐静置24 h后脱水，通知检验中心在分析原油含水、密度时增加原油含盐分析。与吉拉索1：1混合原油安排在蒸馏（一）装置加工，与图布索1：2混合原油安排在蒸馏（二）装置加工，按石脑油航煤柴油方案生产，蒸馏（一）装置处理量控制12 500 t/d，蒸馏（二）装置处理量控制7 200 t/d，由调度平衡。原油的石脑油作重整原料；航煤馏分经加氢精制，可生产3#航煤调和组分；柴油馏分酸值较高，建议柴油95%馏出360，经电精制可生产0号柴油调和组分，蜡油馏分作催化原料；减压渣油作为延迟焦化原料。主要操作控制指标及产品收率见表3。表3 主要操作控制指标及产品收率项 目数值质量控制指标/石脑油 KK 150160航煤 KK 220230柴油95%馏出 350360加热炉操作指标/常压炉出口温度 362土1减压炉出口温度 388土2主要产品收率,%石脑油收率（含气体） 11.92(蒸馏1)12.42（蒸馏2）航煤收率 8.2610.84柴油收率 25.5024.46蜡油收率 24.5219.55渣油收率 29.8030.724装置加工情况4.1原油预处理情况罕戈原油在输送时，与吉拉索原油1：1混输，与图布索原油1：2混输，原油预处理剂在罕戈原油输送管线中加入1010-6，罕戈原油在罐区静置24 h后脱水。根据技术开发中心提供的评价数据，罕戈原油盐含量31.6 mg/L、吉拉索原油盐含量9.5 mg/L、图布索原油盐含量10.4 mg/L。与吉拉索原油1：1的混合原油盐含量20.55 mg/L，与图布索原油1：2混合原油盐含量17.47 mg/L，注入前、后原油含盐分析见表4。 表 4注入前、后原油含盐分析表 mgNaCl/L采样地点25日102罐25日104罐25日108罐26日112罐27日101罐1日103罐2日110罐注入前20.5517.4717.4717.4720.5520.5517.47注入后7.69.966.416.27.56.2脱盐率，63.02 43.33 65.66 63.37 21.17 63.50 64.51 从以上罐区原油含盐分析表可以看出，加入原油预处理剂后，罐区原油含盐最高在16.2 mg/L，最低为6 mg/L，脱盐率基本在50%以上，达到了预期的效果。4.2常减压装置加工情况蒸馏（一）装置从2004年10月26日20：00时开始带炼罕戈和吉拉索混合原油，到2004年11月18日加工结束。蒸馏（二）装置2004年10月28日开始加工罕戈与图布索混合原油，至2004年11月8日加工结束，该种原油盐含量高、残炭及重金含量皆较高，对装置的“一脱三注”和防腐适应能力是一个的考验。a) “一脱三注”操作情况 蒸馏（一）的电脱盐操作情况，罕戈原油进装置脱前含盐均值为9.1 mg/L，最高为12.2 mg/L，最低为7.3 mg/L。破乳剂选用ZS-9302，切换罕戈油后注入量由2010-6调大至2710-6 左右，其它有关电脱盐的操作参数见表5。通过调整，电脱盐排水颜色白色，电柜电流电压稳定，但切换罕戈原油后，脱后含盐以3 mg/L计，脱后含盐多次出现超标情况，只能控制在2.84.6 mg/L的范围内，均值3.23 mg/L。装置塔顶冷凝水铁离子含量也不能达到指标要求，主要是常顶水的铁离子超标较多，在加大注量后也还是有超标现象出现，常顶水铁离子含量最高为7.8 mg/L，有关塔顶冷凝水分析数据见表6，也是今年以来最高的。表5 蒸馏（一）电脱盐操作参数项目数据项目数据原油流量/(t.h-1)328脱前含水,%0.15进罐温度/123脱后含水,%0.03注水总量/(t.h-1)10脱前含盐/(mg.L-1)容107/18.8破乳剂注量10-627V1101/A9.8电罐压力/MPa1.3脱后含盐/(mg.L-1)容107/22.8混合阀压差/MPa0.01V1101/B 3.2表6 蒸馏（一）塔顶冷凝水分析数据表项 目容1201容102容112V1102V1103合格率,%pH值最高8.17.77.97.78.3100最低7.37.06.96.86.5Fe/(Mg.L-1)最高1.937.82.131.882.3297.8最低00000蒸馏（二）装置在加工罕戈油前，装置按消缺计划更换了电脱盐罐容-1/3已损坏的变压器（T8、T9），并投用了8天多，运行状况良好。从原油评价来看，罕戈原油突出的特点是含盐量及重金属含量较高，分析其可能引致导电率、即变压器电流偏高。在28日罕戈和图布索混合油进入装置全炼后，装置负荷调整为7 300 t/d左右，电脱盐排水清澈，电流电压未出现波动，但次日的分析数据显示脱后含盐超标（5 mg/L），说明盐份较难洗下来，但还不至于对变压器造成冲击。为此，我们在电流稳定的情况下，做了如下调整：调大破乳剂注量2010-6至2510-6；调大二级注水量，适当调高三个电脱盐罐的油水界面，延长洗涤水停留时间；进电脱盐罐温度调至上限。经调整，11月15日原油脱后含盐皆不大于3 mg/L，平均2.76 mg/L,见表7 。存在的问题是注水量的调整受到限制，主要是制约于注水泵扬程。加工同一原油，处理量越大电脱盐罐压力越高就越难注进水，如此次调整后的注水量已是可调整的最大量。另外，三塔顶冷凝水分析数据（见表8）显示，总铁离子（指标3 mg/L）全部合格，但须调大缓蚀剂注量。表7 蒸馏（二）电脱盐分析数据日期罐号原油脱前,%脱后含水，%脱后含盐/( mg.L-1)含水含盐1#2#3#1#2#3#10.291040.036.70.035.011.011120.038.00.032.911.0211211.60.180.120.037.35.02.711.031100.037.30.032.711.041100.069.70.032.911.051040.036.40.032.6表8 蒸馏（二）塔顶冷凝水分析数据日期初 顶常 顶减 顶 pHCl-/( mg.L-1)Fe/( mg.L-1)pHCl-/( mg.L-1)Fe/( mg.L-1)pHCl-/ ( mg.L-1)Fe/( mg.L-1)10.297.921.660.48.8114.070.88.741.870.411.017.920.222.248.988.101.568.713.100.5611.029.343.321.08.7113.031.09.058.100.9611.038.974.040.288.645.042.528.565.100.5611.058.845.040.888.761.041.568.743.320.88合计0.961.490.67b) 常减压系统操作情况表9 蒸馏（一）常减压塔主要操作数据(处理量517t/h)项 目数据项 目数据初馏塔进料温度/251常二中流量/(t.h-1)100初馏塔顶温/142减压炉进料温度/349初馏塔顶压/MPa0.28常压炉出口温度/362常压炉进料温度/292减压炉出口温度/370常压塔顶压/MPa0.04减压塔顶温度/113常一抽出温度/182减压塔顶真空度/kPa-97.6常二抽出温度/261减一抽出温度/183常三抽出温度/333减二抽出温度/282常四抽出温度/346减三抽出温度/334常顶循抽出温度/149重冲抽出温度/370常顶循返塔温度/68减一中流量/(t.h-1)55顶循流量/(t.h-1)48减二中流量/(t.h-1)104常一中抽出温度/230汽化段真空度/kPa-94.6常一中返塔温度/136汽化段温度/365常一中流量/(t.h-1)105减压塔进料温度/375常二中抽出温度/318减压塔底温度/362常二中返塔温度/219渣油量/(t.h-1)128 蒸馏（一）装置加工罕戈和吉拉索混合原油，平均处理量12 409 t/d，该原油与阿曼原油相比，初常顶压力较低，石脑油和航煤产量较阿曼油要少，柴油组分较阿曼油要多，抽出量大约60 t/h左右。而减压塔负荷较大，减炉进料量236 t/h，减压塔塔顶温度能控制在指标范围内，减顶油流量较大，抽出量约6 t/h左右，渣油收率较高，原油的换热终温有所提高。减压渣油500馏出平均5.8%，说明总拔水平较高。主要操作参数见表9。 蒸馏（二）加工罕戈和图布索混合原油10多天，剔除消缺因素(11月2日停常二中,降量更换泵-11/2预热阀)，平均处理量7 300.3 t/d。在此负荷下，常减压的操作基本稳定，主要操作参数见表10。 表10 蒸馏（二）常减压系统主要操作数据项目数据项目数据原油流量/(t.h-1)304常二中抽出温度/329初馏塔进料温度/216常二中返塔温度/233初馏塔顶温/127常二中流量/(t.h-1)40初馏塔顶压/MPa0.17塔底吹汽/(t.h-1)2.48常压炉进料温度/279减压炉进料温度/342常压炉出口温度/360减压炉出口温度/373常压塔进料温度359减压塔进料温度/371常压塔顶温/140减压塔顶温度/94常压塔顶压/MPa0.13减压塔顶真空度/kPa-99.3常一抽出温度/207减一抽出温度/186常二抽出温度/249减二抽出温度/285常三抽出温度/309减三抽出温度/313常四抽出温度/345重冲抽出温度/352常顶循抽出温度/151减一中流量/(t.h-1)85常顶循返塔温度/105减二中流量/(t.h-1)110顶循流量/(t.h-1)52汽化段真空度/kPa-96.6常一中抽出温度/265汽化段温度/369常一中返塔温度/193减压塔底温度/364常一中流量/(t.h-1)70换热终温较低，加热炉负荷偏大。原油评价渣油收率为30.72%，实际收率只有22.75%，虽然与此同时蜡油收率较高，高温位热源居多，但显然渣油量偏少对换热终温的影响更大，仅维持在275280之间。受此影响，并且装置已进入三年一修的末期，常压炉出口温度只可勉强达到360，导致轻收水平下降，为此调大塔底吹汽量至2.5 t/h。减压负荷偏大，由表10可看出，减顶温度高达90以上，中段回流量较大，真空度略有波动，说明减压负荷偏大。分析原因，一方面是由于常压炉出口温度低，常压拔出率不够，加大了减压系统负荷；另一方面取决于原油本身的特点，蜡油收率较高。但从减渣500馏出观察，其平均值6.4%相对于年均的4.5%仍偏高，说明总拔水平一般，主要原因是蜡油收率高，减压负荷偏大，导致真空度稳定性不好。4.3脱硫装置加工情况 10月26日19：00时蒸馏（一）B套开始炼“罕戈、吉拉索”油，比例为1：1；10月27日2：30时蒸馏（一）A套开始炼“罕戈、吉拉索”油，比例为1：1。一蒸直柴原料酸度为5569 mgKOH/100mL，从原油性质看，混和原油酸值较高， 对直馏柴油电精制造成影响，由于原料酸度较高，本装置产品质量合格率较低。4.4蜡催装置加工情况 加工罕戈油以来，蜡催装置原料油密度超标严重，油浆收率持续偏高，收率一直维持在68的水平，对装置的操作及经济效益带来了一系列的影响。原料油性质详见表11。 表11 原料油性质时 间 5日10日17日19日混合进料密度/(g.cm-3)0.936 30.918 40.926 50.926 8残碳，%0.30.40.60.3含硫，%0.540.650.720.53 从表11的数据可以看出，近期来由于加工罕戈、图布索等油种以来，原料性质明显变差，冷蜡罐换罐5次，共4罐超标，混合进料残炭密度超标次数较多。在原料性质变差的情况下，裂解难度增加，导致床温升高，重质油增加，轻质油组分较少，影响了产品分布，致使油浆收率较前期上升较为明显。催化剂性质的影响。由于近期来所炼油种多为罕戈、图布索等劣质油，对催化剂的性能有较大影响，蜡催装置增加了催化剂分析频次，加强了催化剂的监控。从表2可以看出，原料的Ni、V含量较设计值大（设计量为Ni+V2.5），而Na含量则上升较大，主要是盐的影响，催化剂性能下降对产品分布有很大的影响。具体数据见表12。表12 催化剂性质采样时间样品名称040 um铜含量FeNaNiSbV催化剂微反活性 11月1日再生剂7.1617.92 4272 2281 9303101 0666811月8日再生剂5.1918.82 2092 7092 0014381 3717011月8日混合进料18.81.541.142.760.5511月15日再生剂7.5182 2042 7661 8641 02669操作方面的难度加大。原料性质重,需维持较高反应深度，控制反应温度在5002的范围操作，但从实际操作中看，在处理量要求4 300 t/d的前提下，反应温度控在500以上时，再生器的床温超710，并造成气压机负荷超标，影响装置安全生产，为此必须降量操作；油种较重，较难裂解，重油增加导致油浆液面难以维持操作，油浆外排增加；分馏塔内部的负荷大，操作较难，轻柴产品质量容易超标。催化剂活性较低，需加大催化剂的置换量，提高催化剂活性，改善产品分布。主要操作参数详见表13。表13 主要操作参数主要操作参数1日4日8日10日15日19日提升管出口温度TIC1001/ 492495497500493506沉降器顶压PIC1205/ MPa0.170.1710.1610.1640.1510.160再生器顶压PIC1206/ MPa0.1530.1520.1510.1510.1710.151蜡油流量 FIC1301/(t.h-1)182182165164177159入容302原料FI1325/(t.h-1) 183183165165183152总进料 FI1212 /(t.h-1) 194190167172185162分馏塔顶温度TI1320 /121124121120122120一中流量FVC1312/(t.h-1) 281290276290273290塔底汽相温度TI1328/ 364362360366361365油浆外排量FI1320/(t.h-1) 91113117164.5重催装置加工情况重催装置从11月开始加工罕戈原料，罕戈原料和以往加工的原料相比有较大的不同，罕戈原料性质较差，主要表现密度大、残碳高、饱和烃含量低、原料裂解性质差。在产品分布方面，加工罕戈原料时装置的液化气、汽油产率降低，油浆产率上升。表14 重催装置装置物料平衡项 目11月13日11月15日处理量/t33143352重质油，%40.1941.86蜡油，%59.8158.14干气，%5.095.23液化气，%12.8013.17稳定汽油，%43.7144.71柴油，%24.2023.40油浆，%6.165.90 表15 重催装置主要操作条件项目11月13日11月15日混合进料量 /(t.h-1)h129.4130蜡油喷嘴进料量 /(t.h-1)14.9914.6掺重比 ,%4142原料预热温度/213213反应温度/522522一再压力（表）/MPa209210一再密相温度/641640一再主风量/(Nm3.h-1)59 00058 900二再压力（表）/MPa212213二再密相温度/723722二再主风量/(Nm3.h-1) 14 90015 600外取热器汽包产汽量/(t.h-1)27.927.9分馏塔顶温/135134针对产品分布的变化，在操作调整上主要是提高反应温度，降低掺炼比，以降低油浆产率，提高液化气、汽油产率。反应温度由提高到521522。适当加快催化剂置换速度，提高催化剂活性。通过调整，产品分布逐步好转，油浆产率下降，液化气产率提高。重催装置装置物料平衡见表14，主要操作条件见表15，原料性质见表16。 表16 重催装置原料性质原料油蜡油重质油混合进料d4200.900 30.963 80.931 1残炭，0.27.634.3S，0.771.311.04金属含量/(g.g-1)Ni7.0V4.8Na0.9烃族组成，饱和烃54.92芳烃31.62胶质沥青质13.46馏程/HK16427819910%315500350馏出,%7.8500馏出,%10538馏出,%194.6焦化装置加工情况焦化装置的原料由减压渣油和减粘渣油组成，目前减粘渣油占总处理量的60%左右，减压渣油占总处理量的40%左右。10月26日起减粘渣油中包含罕戈油种，减压渣油中没有包含罕戈油种，11月11日起，减粘渣油和减压渣油都包含罕戈油种。加工罕戈油种后对产品分布的影响如下：10月26日11月11日期间，柴油收率比平时下降了23个百分点，蜡油收率比平时提高了23个百分点，焦碳、汽油、液化气、干气的收率基本保持不变。11月11日11月14日期间，汽油收率比平时下降了约1个百分点，柴油收率比平时下降了23个百分点，蜡油收率比平时基本保持不变，焦碳收率比平时提高了23个百分点，气体收率明显的增加，具体收率情况见表17。原料性质变重后，焦碳塔安全空高一度下降到8.9 m，装置处理量下降到3 000 t以下。表17 焦化装置收率情况日期处理量/t轻质油中质油蜡油石油焦液化气干气/t,%/t,%/t,%/t,%/t,%/t,%10月30日3 108.26457.4614.72879.4528.29748.4624.08816.8026.2845.861.48160.245.1610月31日3 133.02465.0914.84899.3228.70734.0223.43824.0026.3045.281.45165.305.2811月13日2 970.34410.8813.83912.3630.72605.7120.39840.8028.3138