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800万吨/年常减压蒸馏装置设计摘 要本文对镇海炼化第三套800万吨/年常减压蒸馏装置的设计特点与现有的各种加工方案进行了比较，实践证明主要工艺设计是先进合理的，工艺参数基本达到设计要求。关键词：蒸馏装置；常减压蒸馏装置；设计；改造；大型加工装置；进口原油1 前 言800万吨/年常减压蒸馏装置是镇海炼化处理800万吨/年原油扩建工程的主要设备之一。改造和扩建工程是以原有的150万吨/年的常压蒸馏装置为基础的，并且也是中国同类中最大的单一生产装置。基础的工程设计是由洛阳石化工程公司和镇海炼化共同完成的，前者负责换热器的详细工程设计，后者负责系统其它部分的详细设计。1999年10月29日该扩建工程调试运行，1999年11月3日所有产品达到生产标准，标志着调试成功。2 原装置的现状原有的150万吨/年常减压蒸馏装置主要加工东南亚制造商的轻质原油，例如塔卡和塔皮斯原油。主要产品为液化石油气、石脑油、航空煤油和轻柴油馏分。常压渣油被直接用作催化裂化的供给。原装置的技术特点如下：（1） 轻烃的单塔回收无压缩机。（2） 初馏塔2600 /3600 mm36625 mm，有26块浮阀式塔板，设计压力为0.88 MPa。（3） 常压塔4200/2200 mm47443 mm，有49块浮阀式塔板和一个部分填料塔，设计压力为0.26 MPa。（4） 脱丁烷塔2400 / 1000mm41720 mm，有40块浮阀塔板，设计压力为1.83 MPa。（5） 电脱盐罐3200 mm20760 mm30 mm，设计压力为2.2 MPa。（6） 初馏塔塔底再沸器和常压炉并入一个炉体，设计热值为29075 kW。3 装置改造3.1 基础设计表1 原油性质项 目数 据API度33.4粘度（15.6），mm2/s12.8倾点，-34.4酸值，mg KOH/g0.07盐，NaCl l b/bbl8硫，m%1.80硫醇硫，ppm115水，v%0.1氮，m%0.087雷德蒸汽压，psi4.2轻烃（原油m%）C20.01C30.21i-C40.14n-C40.74i-C50.56n-C51.14合计2.80355，收率，%50.95535，收率，%80.11该装置设计加工800万吨/年沙特轻质原油。装置包括原油换热，原油预处理（脱盐，注水，腐蚀抑制剂和氨），预分馏和闪蒸，常压蒸馏，减压蒸馏，轻烃回收，石脑油分离。预计该设计产品有重整原料、航空煤油、柴油、汽油加氢裂化和加氢精制。原油性质和物料平衡分别列于表1和表2。表2 物料平衡物 料收 率，m%流 速，kt/a备 注进 料原 油100.008000沙特轻油产 品天然气+损失0.129.6液化石油气0.9072轻石脑油3.12249.6重石脑油11.43914.4重整原料常压塔第一侧线采出13.501080.0航空煤油组分常压塔第二侧线采出9.45756.0柴油加氢精制原料常压塔第三侧线采出11.59927.0柴油加氢精制原料减压塔顶油0.1310.4加氢精制原料减压塔第一侧线采出3.72297.6柴油加氢精制原料减压塔第二侧线采出13.041043.2加氢裂化原料减压塔第三侧线采出15.001200.0加氢精制/加氢裂化原料减压渣油18.001440.0焦化/脱沥青原料总 计100.080003.2 主要技术特点800万吨/ 年常减压蒸馏是中国最大的蒸馏装置之一。没有可利用的技术数据。在设计过程中，国外大型常减压蒸馏装置的经验已经提及并且证明，可采用可靠且先进的技术和设备。主要技术特点如下。（1） 无压缩轻烃回收在操作压力处于0.3 MPa下时可采用原有的预分馏器。控制回流罐顶没有气体馏出物。液化石油气组分被初馏塔塔顶的石油吸收，回收液化石油气无需压缩机。（2） 初馏塔塔底部石油的再次闪蒸初馏塔塔底的石油在自身压力下被送到闪蒸塔，蒸出部分石油蒸气，不仅减少在常压塔较低部分的汽液相负荷，而且还可以减少加热炉的负但以降低能耗。（3） 有热回流的大型常压塔常压塔有54块直径为6800 mm的塔板。热回流是采用将来自于热回流罐的第一阶段浓缩油和来自于脱丙烷塔底部的石脑油直接混合作为重石脑油，与第二阶段来自产品罐的浓缩油送往脱丁烷塔。可以减少部分轻烃回收和石脑油分离的负荷。（4） 大型减压塔在550时有较深的切割点和较高的残留量a. 三级蒸汽放射器在由于深切割在顶部保持0.00272Mpa（20mmHg）的残留压力。b. 减压塔5400mm/9000mm/6000mm 有五部分填料结构以降低压力，并且保持一个较高的真空区域。c. 塔底排出的蒸汽和真空炉炉管的蒸汽注入已增加炉出口的汽化率，提高产品质量。d. 管式分离器在防务委员会可以减少残碳和重金属含量，降低塔高。e. 360度环形分离器入口进料可以确保正确的上升气体分布和避免夹带。f. 塔底急冷油控制底部温度小于365，并且避免过度层油裂解。g. 通过加热管道对于热膨胀的吸收来降低压降和温降来降低流动管线真空加热器的出口温度。h. 一个直径2200毫米的低速流动管线（5）大型加热器使用80KW的常压加热器和35KW的减压加热器可以简化流程，方便操作：来自于常压加热器和减压加热器的烟道气蒸气，包括回收废热，预热空气和烟道气的混合气，消减腐蚀性烟道气的露点并且能加两个加热器的热效率。经计算两个加热器的热效率由90%增长到92.9%,每小时节省250KG燃料油。（6）灵敏换热器的高效计划原油换热器5-4-2计划的采用使终温可达到293。装置控回收（不包括热流出物和预热空气）达到83.44%。（7）高效电脱盐过程采用美国石油公司高速电脱盐技术，两个3600 mm19560 mm32mm的电脱盐数的处理能力从250万吨/年增长到800万吨/年。 （8）变频电机（9）紧凑的布局出于中央控制室空间安全的考虑，装置总占地面积需要13573 = 9355 m2。装置实际占地面积为11473 = 8322 m2。4 过程方案的选择4.1 无压缩机轻烃回收关于1990年镇海炼化150万吨/年常压蒸馏装置的设计，洛阳石化工程公司他提出了无压缩机轻烃回收技术。后来该技术被广东石化总公司、上海石化总公司和扬子石化总公司采用。运行多年的实践证明这项技术对简单工艺方案的重要性，降低能耗，减少土地需求，减少运营商，便于操作和维修。在设计改造时，对各种轻烃回收方案进行审查，仍然选择无压缩轻烃回收技术。原来在0.7MP设计压力下的预分馏装置是可以保留，并且是可利用的。4.2 石脑油和脱丙烷塔添加的的分离蒸馏装置石脑油的分离以处理镇海炼化处理量有限的80万吨/年连续重置装置。蒸馏装置低温水平热源是利用从重石脑油中分离轻石脑油和减少重整装置预加氢负担来获得的，设计中对两种工艺方案都进行考虑了。方案1：预分流器底部的浓缩油和第二阶段浓缩油来自于常压塔顶部，送往脱丁烷塔，然后是脱丙烷塔。来自于脱丙烷塔顶部的浓缩油被作为轻石脑油，来自常压塔顶的第一阶段浓缩油和脱丙烷塔尾油混合成重石脑油，如图1所示。图1 方案1流程图方案2：预分流器顶部的浓缩油送往脱丁烷塔，而脱丁烷塔尾油送往常压塔作为回流。来自于常压塔顶部的第一阶段浓缩油直接被用作重石脑油，而同样来自于常压塔顶部的第二阶段浓缩油被直接用作轻石脑油，如图2所示。图2 方案2流程图两种方案的计算列于表3。从表3可以看出，方案1液化石油气收率高，轻、重石脑油分离较好，小于C5的组分在重石脑油中重占1.69%。方案2的液化石油气收率比方案1的6700吨/年低，轻石油收率较高，但轻、重石脑油分离困难。相当多的重石脑油出现在轻石脑油中。轻于C5的组分在重石脑油中占7.18%。方案1质量比较容易控制，第一阶段浓缩油也可以被送到脱丙烷塔以确保重油质量。因为方案2没有脱丙烷塔，所以质量不容易控制，操作不灵活。表3 方案1与方案2比较项目方案1方案2液化石油气轻石脑油重石脑油液化石油气轻石脑油重石脑油收率，m%0.9003.12011.4300.8173.575111.432m%C2C3iC4nC4iC5nC5nC4C51.0221.4413.2460.561.801.7096.2699.760.24/0.244.1916.2636.634.43/42.74/0.0080.010.090.301.08/1.6998.311.1222.0713.0359.751.811.7095.9799.480.520.020.740.745.308.9316.826.80/67.45/0.030.060.541.974.58/7.1892.824.3 预分馏器尾油的再次闪蒸对于无压缩轻烃回收技术，预分馏器在0.4MPa下操作。预分馏器尾油的再次闪蒸是为了更一步减少常压塔热负荷，降低能耗。预分馏器和常压塔的操作压力不同是利用预分馏器底部尾油流入闪蒸塔再次闪蒸。为了研究预分馏器尾油再次闪蒸的节能，在完全相同的产品质量和收率下模拟有再次闪蒸和无再次闪蒸的流动方案，如表4所示。表4加热器在相同的产品质量有无闪蒸的影响因素项目有闪蒸无闪蒸预分流器底部石油，kg/h855638855638预分流器底部温度，235.7235.7闪蒸温度，230.9/闪蒸压力，Mpa（a）0.25/闪蒸蒸汽，kg/h44320/排出蒸汽，kg/h40004000换热器尾油闪蒸T，231.562916236.262916换热器尾油闪蒸，MW38.78038.036常压换热器出口温度，370.4363常压换热器热值，MW69.33369.749常压塔底温度，362.6356.1减压换热器热值的不同，MW02.140总供热，MW108.11109.925ASTMD86L,V%IP5%90%95%一号侧线采出二号侧线采出三号侧线采出一号侧线采出二号侧线采出三号侧线采出138.2165.6223.4232.2195.3234.1299.5307.4238.8290.2350.6365.1141.4166.7223.5232.1190.3233.6299.9307.4232.7289.2349.8365.0在相同产品质量和收率下有再次闪蒸方案闪蒸塔尾油流速小但在再次闪蒸后温度低使换热器和常压热值与无再次闪蒸方案基本相同。有再次闪蒸方案比无再次闪蒸方案节约更多能量。计算得出加热器热效率达到90%的可以节省燃料油173.4kg/h，显然有再次闪蒸方案节省效果显著。4.4 高速电脱盐4.4.1 背 景该改造是基于原有的150万吨/年常压蒸馏装置，仅使用11473=8322的小面积土地。新电脱盐领域的开发区域需要精密的规范布置设计。4.4.2 高速电脱盐的技术特点中石油开发国内电脱盐技术，该技术已在中国大部分常减压蒸馏装置中使用。90年代初发明了高速脱盐技术，该技术具有大容量，高效率，低能耗和占地面积小的特点。这种技术在世界各地已经得到广泛的应用。4.4.3 投资和运营成本对于800万吨/年镇海常减压蒸馏装置的改进项目，如果中国普遍采用低速电脱盐装置，至少需要两个直径5400mm21000mm的电脱盐罐和四个直径3800mm21768mm34mm的电脱盐罐。由于中国没有采用大直径电脱盐罐的经验，所以采用高速电脱盐技术可以克服空间有限低速束缚。然而，操作和运营费用始终是一个问题。（1） 投 资国际上对于单一电脱盐装置的投资比国内高。然而，对于大型蒸馏装置。总设备投资是具有可行性的，甚至更低，因为需要的电脱盐罐较少。因此高速电脱盐的投资不能更大。（2） 运营成本运营成本的区分是能耗。国内技术：目前能耗一般在0.5-0.6KW/t原油的水平，最低为0.3KW/t原油。对800镇海常压蒸馏装置的能耗进行计算，即使在先进水平每年也要达到2400MW。高速电脱盐技术：800万吨/年镇海常减压蒸馏装置需要两个电脱盐罐，每个电脱盐罐都要有一个75KVA的转换器。能耗主要基于转换器的能力，每年1200MW，显然，节能是显著的。5 操 作1999年7月30对该改造项目进行反复考虑，在1999年10月29日首批原油投产。2000年9月底，该厂已经连续操作336天，加工原油5471747吨。共加工20种原油。该厂于2000年6月5日到6日，通过镇海炼化的项目测试。在测试过程中原油加工用沙特轻油代替伊朗轻油设计。原油进料率为835.8 t/h，也就是704万吨/年，比设计能力800万吨/年少（原预分流器直径为2.6m，限制进一步增加吞吐量。）常压切割为53.22%，低于设计的50.04%，减压切割为25.4%，低于设计的31.96%。总切割为78.62%，低于设计的82.00%。原油换热器终温为290.7，在不考虑输出情况下的