安庆石化800万概况

炼油新区总流程介绍2011年8月,2,主要内容,一、炼油项目基础设计基本情况二、炼油新区六套工艺装置基本情况三、五大平衡,3,炼油项目基础设计基本情况,4,炼化一体化项目：包括炼油、化工及企外合作项目1、炼油部分，含硫原油加工适应性改造及油品质量升级项目：新建和改造10套工艺装置，配套建设、改造系统和公用工程。国汽油质量升级项目：150万吨的汽油吸附脱硫装置。整个炼油项目总投资约70亿元。炼油项目通过新建500万吨/年常减压蒸馏（II）等11套炼油生产装置及部分配套的系统工程，使安庆分公司一次原油加工能力由现有500万吨/年达到800万吨/年，并完善二次加工能力的配套，提高含硫原油加工的适应性（原油硫含量1.0%），实现油品的质量升级（汽油实现国标准、柴油实现普柴和国车柴标准）。2、化工部分（即21万吨/年丙烯腈扩建项目），在腈纶老区就地改造，总投资10亿元。3、外部供氢和合资丁辛醇项目，其中煤制氢项目由曙光公司独资建设，丁辛醇项目由曙光公司与安庆石化合资建设，项目选址在安庆市化学工业区，7月26日项目可研报告已上报总部。,一、项目概况,5,炼油项目主要进度目标：2011年12月底之前完成详细设计。2012年6月底公用工程建成投用，9月底工艺装置中交，12月份投料试车。（力争上述节点分别提前一个月，即2012年5、8、11）丙烯腈项目主要进度目标2011年9月底之前完成详细设计。2012年6月底工程中交，8月份投料试车。（力争上述节点分别提前一个月，即2012年5、7）,6,1、坚持工厂设计模式改革生产装置设计实现联合化、露天化；建（构）筑物力求装配化、轻型化。新建生产装置采用联合及流程式布置，建立区域控制中心，将新区内的工艺装置、公用工程、储运设施等集中控制，以减少项目定员，提高效率。（炼油三部按中石化最新定员标准设置，总定员228人，其中操作人员167人，管理人员61人）2、新区公用工程供应集中化，并充分依托安庆分公司现有设施炼油新区的公用工程设施尽可能集中建设（如循环水、除盐水、凝结水、空分、空压、变配电），并依托安庆分公司老区已有设施（主要为热电、原油及成品油储运、消防、气防等）。,二、设计思想及设计原则,7,3、工艺装置技术选择的先进性及国产化本项目采用技术先进、生产可靠和环境友好的工艺技术（重油加氢-催化裂化组合工艺），确保生产装置在技术上的先进性、经济上的合理性和操作上的可靠性。在尊重技术先进性原则的同时，兼顾考虑技术的工程应用经验。【但液相柴油加氢为首批工业化装置，存在一定技术风险（石家庄情况）；重油加氢反应器为单系列设置，影响装置长周期运行。这些问题，在项目前期工作中均作了较大努力，但总部综合各方面因素，最确定了上述技术方案；不过重整装置通过努力，最终采用了UOP工艺（连续重整情况：法国IFP、国产化超低压连续重整：广石化）；汽油脱硫方案，经过反复工作，采用了S-zorb工艺（汽油脱硫国内技术：石科院RSDS汽油选择性加氢技术，FRS全馏分加氢技术；抚研院OCT-M选择性加氢技术）】。在能满足产品质量要求和长周期运转的前提下，设计中采用的装备和技术最大限度地实现本土化、国产化，控制进口以降低造价成本。生产装置在同等条件下首选国内专利技术和国产设备，提高项目国产化程度。（但也存在一些风险，如重整电加热器电加热部分、重整板式换热器国产化；大量高效换热器的使用：波纹管式，相同换热面积下占地减小，投资节省，但存在易结垢、易泄露的风险）。工艺装置中连续重整购买了UOP专利使用权，液化气脱硫醇购买了美国merichem工艺包，汽油吸附脱硫（S-Zorb）由总部统一购买美国康菲公司专利技术。,8,4、生产装置及公用工程的设计原则本项目主要生产装置的年操作时数（装置规模的计算）按8400小时设计，全厂按三年一大修的运行周期进行设计。工艺装置的技术选择及设备、仪表、电器和管道等设计应满足装置在计划停工间隔周期内连续操作3年的要求。原则上按全厂统一检修考虑（特别是火炬检修要求）。重油加氢装置的换剂周期应不小于12个月，换剂天数控制在25天左右。换剂期间，全厂通过原油性质的调节（低硫蜡油、轻质原油），部分装置操作负荷调整，以及中间罐区的合理调配，满足全厂连续生产操作和全年原油加工量的要求。生产装置、公用工程系统、辅助生产设施等的规模严格按照全厂加工流程的要求进行设计，装置操作弹性一般为设计能力的60-110%；公用工程系统的设计余量按不大于20%考虑。,9,5、辅助生产设施的设置原则本项目的机修、电修、仪修、消防、气防等辅助生产设施尽可能依托现有的设施及社会力量，原则上不考虑新建。新建的中心控制室原则上只考虑新区生产装置及公用工程系统的集中控制，二联合大院内新建装置和系统的控制依托二联合大院现有控制室进行改造。全厂的分析化验进行集中化管理。新建1座中心化验室用于承担新建生产装置、现有生产装置的中控分析，人员、仪器由中心化验室统一调配。新建炼油生产装置的产品分析和水质分析将依托现有中心化验室（位于炼油厂东大门）进行。行政和生活设施的设计在满足使用要求的前提下，追求平面功能与立面造型完美结合，使室内外空间合理高效，简洁舒适，美观大方。,10,6、储运设施的设置原则全厂储运设施在充分依托、优化调整和部分新建的基础上，满足全厂800万吨/年原油加工的生产需要。在正常生产情况下，各生产装置之间的中间原料，由上游装置直接进入下游装置，实现热进料，以降低全厂的能耗。考虑到开停工、生产过程中进料不均衡或者装置有小故障需停工检修，根据不同情况设置中间原料罐，由系统用泵送至装置。中间原料罐区设置在各装置区附近，以便装置集中管理。渣油及蜡油中间原料罐的设置，需要满足重油加氢装置停工换剂（天数按不大于25天考虑）期间原料的储存要求。（重油加氢装置换置换剂工况，根据换剂期间全厂加工总流程的安排，两套常减压蒸馏装置需降量操作，常减压蒸馏（I）装置的减压渣油需送入新区的渣油和蜡油罐区（4台1万立方渣油罐和4台5千立方蜡油罐）进行存储，催化裂化（III）装置降负荷或停工。重油加氢装置换剂结束后，中间原料罐区的存料需逐渐掺入到重油加氢装置中）。,11,7、总图布置本项目严格遵守和执行国家和地方有关工程项目建设用地的法律、法规和政策，在保证项目合理用地的前提下，提高土地资源的利用率。全厂总图布置按功能不同划分为生产装置区、公用工程区、中间原料和成品油罐区、生产操作和管理区等几部分；老区就地改造单元按照最新的规范要求满足与周边单元的防火防爆、环境保护和安全、卫生等距离要求（如火炬防护距离内的搬迁；环境防护距离按照老区老办法、新区新办法）。根据生产流程，将新区生产装置划分为六个联合装置，集中布置；公用工程及中间原料罐区尽可能布置在生产装置的周围，便于生产操作，减少损耗；中心控制室、作业部办公楼等建筑物集中布置于相对远离生产区的区域，既满足防火、防爆的要求，也构成一个相对集中的建筑群。新区竖向布置应与周围场地、城市公路的标高相协调；利用厂区现有完善的道路排雨水系统及厂外城市雨水系统满足厂区排水要求；满足工艺、物料的装卸及运输对竖向的要求；满足空军机场对厂区建、构筑物的限高要求。,12,8、清洁安全生产本项目将认真贯彻清洁生产和安全生产的思想，严格遵守国家及地方关于环境保护和劳动安全的法规和要求，体现环保清洁的主题，执行清洁生产标准，全部做到有组织排放和密闭排放，做到三废治理和安全卫生保障措施与工程建设同时进行。安全（含消防）设施按照HSE管理体系的要求，建立健全的劳动安全卫生管理制度，实现劳动安全卫生的科学化管理。全厂污水治理通过压缩污水排放量、清污分流、污污分流、分类处理等手段进行处理，含油污水处理后回用（400m3/h)，吨油取水、吨油排水量大幅降低。生产装置排出的废弃物，根据其性质不同采用回收、焚烧和填埋（一般固废、危废）的方法予以处置。劳动安全防护措施包括有装置安全控制及紧急停车控制系统、可燃气体与硫化氢气体报警系统、火灾报警与电视监视系统、安全泄压系统、消防设施及消防站、防毒、防腐蚀伤害、防尘及通风设施、噪声控制设施、隔热防烫措施、防雷防静电接地设施等手段。依据环评报告的要求，本项目采取了地下水污染防渗的设计，设计方案的原则是满足环评报告及批复的要求，并且在环评报告及批复的方案基础上局部做了细化和优化。,13,三、加工方案及设计范围,本项目选择了常减压-重油加氢-催化裂化的全厂总工艺加工路线，配以建设催化重整和汽油脱硫、柴油加氢精制装置，提高安庆分公司含硫原油加工的适应性，实现油品的质量升级。本项目共划分为96个设计单元，新建包括500万吨/年常减压蒸馏（II）装置在内共计11套炼油工艺装置，并对储运系统和给排水、供热、供电等公用工程系统，以及中心控制室、中心化验室等辅助生产设施进行配套完善，满足800万吨/年原油加工的能力需求。,14,15,四、总图及总流程,平面布置图1平面布置图2现状总流程炼化一体化项目总流程,16,本项目设计原油以沿江管输油为代表API=29-30，硫含量1.0wt%，酸值1.5mgKOH/g。原油选择为胜利原油与进口原油的混合原油（胜利：阿曼：马西拉=30：45：25）。其性质见右表。目前胜利油比例约为40%（呈逐年下降）。API26，硫含量0.7%，酸值1.0-1.15。,原油性质,17,总流程说明,原油加工800万吨/年原油由管道送到炼厂北山原油罐区，再自原油罐区用泵分别送入老区的400万吨/年常减压蒸馏（I）装置和新区异地改造新建的500万吨/年常减压蒸馏（II）装置进行分馏，分出直馏石脑油、直馏柴油、直馏蜡油和减压渣油等馏分再送往下游装置进行二次加工处理。新建500万吨/年常减压蒸馏（II）装置采用减压深拔的工艺技术，减压渣油主要作延迟焦化装置原料，以降低渣油收率并使焦化原料劣质化，提高全厂的轻油收率。常减压蒸馏（II）装置的常顶气和常顶油共计65.80万吨/年送轻烃回收单元回收液化气；生产常一线油27.05万吨/年，产品可满足年产12万吨/年烷基苯料的生产要求，剩余部分并入到柴油馏分；常二线、常三线和减顶油、减一线及剩余常一线共计131.59万吨/年送柴油加氢（IV）进行精制；减二线、减三线共计生产140.55万吨/年直馏蜡油送蜡油加氢和重油加氢装置精制后作催化裂化原料；减四线22.81万吨/年送重油加氢装置精制后作催化裂化原料；减压渣油126.22万吨/年，其中100万吨/年作延迟焦化装置的原料，剩余26.20万吨/年送重油加氢装置。,18,重油加工利旧老区100万吨/年延迟焦化装置，集中加工常减压蒸馏（II）装置的减压深拔后减压渣油。利旧老区220万吨/年蜡油加氢装置，加工直馏蜡油199.50万吨/年和焦化蜡油10.50万吨/年，合计加工量为210万吨/年，满足新老区催化装置对原料的需求。新建一套200万吨/年重油加氢装置和200万吨/年催化裂化（III）装置，两装置采用双向组合（RICP）技术，催化裂化循环油返回到重油加氢装置的原料中进一步加氢饱和，从而可提高整体经济效益。重油加氢装置的原料包括常减压蒸馏（I）装置的减压渣油96.75万吨/年、常减压蒸馏（II）装置的减压渣油26.20万吨/年和减四线油22.81万吨/年、直馏蜡油和焦化蜡油30.75万吨/年，以及催化循环油17.82万吨/年，共计194.33万吨/年（六股物料）。蜡油加氢装置的精制蜡油和重油加氢装置的精制重油共计369.58万吨/年，分别作三套催化裂化装置的原料。其中，新建200万吨/年催化裂化（III）装置的实际进料量为加氢重油146.05万吨/年、加氢蜡油43.53万吨/年，合计为189.58万吨/年；催化裂化（I）装置加工加氢重油27.60万吨/年、加氢蜡油92.40万吨/年，合计为120万吨/年；催化裂解（II）装置加工加氢蜡油60万吨/年。,19,重油馏分的加工分配,20,柴油馏分加工和生产全厂两套蒸馏装置共产直馏柴油馏分229.74万吨/年，其中43.28万吨/年直馏煤油馏分中约12.00万吨/年作烷基苯料外售，剩余直馏柴油馏分共计217.74万吨/年需加氢精制；全厂共产焦化柴油30.38万吨/年，催化柴油74.25万吨/年，合计104.64万吨/年。利旧老区100万吨/年柴油加氢（III）装置集中处理全部的催化柴油74.25万吨/年和焦化柴油25.75万吨/年。新建一套220万吨/年柴油加氢（IV）装置，集中处理全部的直馏柴油217.74万吨/年和焦化柴油4.64万吨/年，合计为222.37万吨/年。柴油加氢（IV）装置采用SEI开发的循环液相柴油加氢精制专利技术，可生产超低硫柴油产品，满足国IV以及未来国V柴油的质量要求。,21,石脑油加工因柴油加氢（IV）装置选用循环液相加氢技术，焦化石脑油不能再与柴油馏分一起混合加氢处理。因此12.11万吨/年焦化石脑油送至老区的20万吨/年轻质油加氢精制装置单独处理，精制后的焦化石脑油作重整原料。常减压蒸馏（I）装置的粗石脑油39.55万吨/年及老区蜡油加氢和柴油加氢（III）的粗石脑油2.47万吨/年、常减压蒸馏（II）装置的粗石脑64.65万吨/年、重油加氢装置的粗石脑油1.50万吨/年、柴油加氢（IV）装置的粗石脑油0.73万吨/年，合计为108.90万吨/年，集中到常减压蒸馏（II）装置内新建的轻烃回收单元进行稳定处理，回收液化气。稳定后的石脑油约104.93万吨/年作重整原料。新建一套100万吨/年催化重整装置，以稳定直馏石脑油（含小部分加氢石脑油）和加氢精制焦化石脑油（约占10.37%）为原料，生产高辛烷值汽油组分。催化重整包括预加氢部分、反应和再生部分、分馏部分、苯抽提部分、二甲苯精制部分。,22,气体加工本项目在常减压蒸馏（II）装置内集中设置一套轻烃回收单元，集中处理新建装置部分的气体，包括常减压蒸馏（II）的常顶气、重油加氢和柴油加氢（IV）的塔顶气。气体经过压缩机压缩后，再经过吸收-解析-再吸收-稳定的流程后，回收干气中的C3/C4液化气组份。干气和液化气送双脱（III）装置进行脱硫和脱硫醇处理。柴油加氢（IV）的低分气送至重油加氢装置，与重油加氢的低分气一起脱硫后再送至重油加氢装置内的PSA（III）设施，与蜡油加氢的脱硫低分气（在蜡油加氢装置内）、I/III加氢的高分尾气、苯乙烯装置的脱氢尾气，以及重整氢一起提纯和回收氢气，得到99.9V%高纯度氢气送至全厂氢气管网，PSA尾气压缩升压后送全厂燃料气管网。催化裂化（III）装置设置独立的稳定吸收单元，催化干气和液化气送双脱（III）装置脱硫脱硫醇。净化催化干气作苯乙烯装置的原料或全厂燃料；净化液化气（包括轻烃回收的饱和液化气和催化液化气）送气体分馏（III）装置回收丙烷和丙烯，丙烷作商品，丙烯作丙烯腈和丁辛醇的原料，剩余C4组分作商品液化气。,23,氢气系统全厂的主要氢源有两个，一个是新建100万吨/年催化重整装置产的含氢气体（纯度约91.4V%，分子量4.7）；另一个是化肥装置中2000吨/天煤气化装置产生的合成气（氢纯度只有73.83V%，分子量约10.73）（曙光氢气作为备用氢源）。由于新建重油加氢和柴油加氢（IV）装置要求使用高纯度的氢气，而老区现有蜡油加氢和柴油加氢（III）装置的设计氢源也是纯氢，因此全厂氢气管网只考虑设置一个纯氢管网。重油加氢装置内设置一套PSA（III）设施，集中处理催化重整装置的含氢气体，重油加氢、柴油加氢和蜡油加氢的低分气及高分尾气，以及苯乙烯的脱氢尾气等含氢气体也一并送至PSA（III）中回收氢气，PSA（III）的规模为90000Nm3/h，可回收纯氢（99.9V%）5.65万吨/年，新建重油加氢、柴油加氢（IV）和S-zorb装置共需消耗纯氢6.13万吨/年，不足部分（0.48万吨/年）由老区的化肥氢（或曙光氢）补充。,24,炼油三部六套工艺装置基本情况常减压、催化（含气分、双脱）、重整、重油加氢（含PSA）、柴油加氢、汽油吸附脱硫,25,500万吨/年常减压装置(),技术方案及来源闪蒸塔、常压塔、减压塔（深拔）+轻烃回收SEI技术部分主要设备最高操作弹性达到120%，且预留了航煤生产能力。原油性质主要指标常减压：API29.5；硫含量1%；酸值1.5mgKOH/g轻烃回收：重油加氢、柴油加氢分馏塔塔顶气+常顶气+所有加氢粗石脑油+直馏粗石脑油常减压产品分布常顶气0.23%进轻烃回收减顶气0.44%经脱硫塔后作加热炉自用燃料常顶油12.93%进轻烃回收常一线5.41%一部分作烷基苯料，剩余作柴油常二、常三、减顶、减一线23.31%直馏柴油（进新建柴油加氢）减二、减三线28.11%直馏轻蜡油（进蜡油/重油加氢）减四线（580）4.56%深拔重蜡油（进重油加氢）渣油25.24%焦化（100）/重油加氢（26.2）与现有装置区别规模、电精制、轻烃回收、减压深拔,26,200万吨/年重油加氢装置（含90000Nm3/hPSA),技术方案及来源固定床加氢工艺，国内最大单系列反应器。技术来源：SEI/RIPP炉前混氢方案、热高分流程；分馏部分采用单分馏塔；催化剂硫化采用湿法硫化加氢反应器台数：5台（1+4），其中一反装填保护剂，后四台为脱硫、脱氮反应器催化剂寿命12个月，脱硫率90%主要原料加氢原料为一常全部减渣、二常部分减渣、二常重蜡油、部分焦化蜡油、部分减压轻蜡油、催化循环油浆（保持25%以上的蜡油比例）原料（平均）:硫含量1.7%、氮4600ppm、残炭8%、重金属含量40ppm（设计65）9万标立/小时PSA装置处理重整氢气、蜡油加氢、重油加氢及新建柴油加氢的低分气、苯乙烯脱氢尾气、/加氢的高分尾气。产品为99.9%的高纯氢气，PSA尾气进燃料管网。重油加氢产品分布H2S1.60%循环氢脱硫（50%）、冷低压分离器含硫污水（23%）、低分气（16%）、塔顶气（8%）NH30.26%冷低压分离器含硫污水去污水汽提塔顶气0.87%去轻烃回收低分气0.23%脱硫后去PSA粗石脑油0.77%去轻烃回收柴油8.5%去罐区调和（硫含量不大于100ppm）加氢重油89.36%去催化装置与蜡油加氢区别压力高、反应器台数多（5台，其中后四台反应器单台重量750吨）,27,200万吨/年催化裂化装置(含50万吨/年气分和双脱）,技术方案及来源MIP-CGP工艺及“渣油加氢-重油催化双向组合技术技术来源：RIPP/SEI包括反应-再生、分馏、吸收稳定、烟气能量回收及余热锅炉主要原料加氢重油：残炭3.38%；硫0.18%（关于三套催化装置的原料配置：一催为加氢蜡油为主，裂解为全部加氢蜡油，三催为重油催化）产品分布H2S+NH30.17%干气、分馏塔、稳定塔塔顶油气分离器含硫氨污水干气3.03%脱硫后去乙苯装置或燃料管网液化气21.7%脱硫后去气分汽油33.8%进S-Zorb柴油21%去加氢，生产普通柴油循环油9.4%回重油加氢油浆2.9%作燃料油烧焦8%与现有装置区别规模、反应器形式（并列式，现为筒柱式）、烧焦量、循环油再加氢（双向组合）,28,220万吨/年柴油加氢装置,技术方案及来源采用循环液相加氢技术，为国内首批采用该技术的大型工业化装置（石家庄已建成）技术来源：SEI可生产国城市车用柴油（硫含量不大于50ppm,十六烷值不低于49）主要原料全部直馏柴油+部分焦化柴油（最高比例不超过20%）产品分布H2S0.42%产品分馏塔塔顶气（40%）及低分气（60%）携带NH30.01%冷低分含硫污水携带塔顶气0.28%去轻烃回收低分气0.42%去重油加氢低分气脱硫，然后进PSA粗石脑油0.33%去轻烃回收柴油99.42%去罐区调和与现有装置区别液相循环加氢（无循环氢脱硫，硫化氢主要通过产品分馏塔塔顶气及低分气带走）；压力高,29,100万吨/年催化重整装置,技术方案及来源采用美国UOP公司超低压连续重整工艺，装置分为预处理（先加氢、后分馏）、催化重整、催化剂再生、重整油分馏（含二甲苯精制）、苯抽提等部分。预加氢能力120吨/年，重整反应能力100万吨/年。苯抽提采用环丁砜抽提蒸馏工艺（石科院技术)，处理能力20万吨/年。重整生成油的RON达到102%，脱除苯