30万吨环烷基馏分油加氢项目

30万吨环烷基馏分油加氢项目1.4项目背景及建设理由1.4.1项目背景北沥公司现有主要生产装置两套，一套为100万吨/年重交沥青装置，另一套为20万吨/年环烷基馏分油加氢装置。100万吨/年重交沥青装置于2011年10月31日中交，11月9日投用，除主产品沥青外，还有年产50余万吨减压侧线油，其中20余万吨作为环烷基馏分油加氢装置的原料，剩余的30余万吨作为基础料直接销售出厂，大大影响了企业“效益最大化”的发展方向。同时20万吨/年环烷基馏分油加氢装置所产的环烷基润滑油基础油存在着油品短期内“黄变”（即光热安定性差）的问题，极大的影响了产品的销售价格，进而影响着企业的经济效益。1.4.2项目建设理由环烷基原料油具有含蜡量低、馏分重、粘度高、密度大、凝点低等特点。其裂解性能差，是生产沥青的优质原料。加工方案多是燃料-沥青-润滑油型。常减压蒸馏切出直馏沥青产品，侧线调和燃料油，减压馏分经传统加工工艺一糠醛精制、络合脱氮、白土精制或新工艺加氢处理一加氢降凝一加氢补充精制，生产轻质、中质和重质润滑油料，然后经过调合生产润滑油成品。国内外生产沥青的公司，均选用环烷基原料或环烷、环烷中间基稠油的同时，联产性能特别的环烷基润滑油，实现资源综合利用，产品升级，企业效益提升，如国内的新疆克拉玛依石化、国外瑞典的NYNAS。新疆克拉玛依石化的润滑油在国内市场占有重要的地位，NYNAS是瑞典NESTE石油公司与委内瑞拉国家石油公司（PDVSA）1989年合资，利用委内瑞拉的环烷基超重油资源，现在已成为北欧最大沥青生产商和年产75万吨各类环烷基润滑油的世界领军企业。北沥公司所加工原油为环烷基类，环烷基原油是一种稀缺资源，只占世界原油储量的3%，该类原油的减压侧线油都是生产特种油的好原料。北沥公司减压侧线油按基础料销售，平均售价在6500〜7400元/吨，公司即没有取得最大经济效益又造成资源的浪费。如果采用高压加氢工艺把现有的基础料加工成环烷基润滑油基础油，售价提高到8000〜10000元/吨，可为公司带来巨大的经济效益，并能满足市场对环烷基润滑油基础油的需求。按照兵器集团石化产业发展的总体规划，北沥公司未来发展目标是要打造成为高品质沥青和环保型润滑油基础油的生产基地。减压侧线油的直接外销和加氢产品“黄变”等问题的存在是公司急需解决的，影响着公司发展目标的实现。目前环烷基馏分油加氢装置年加工规模为20万吨，现已满负荷运行，因受制于设备大小和催化剂的装填量（装置改造提升装置规模能力有限），该装置不可能实现年加工50余万吨减压侧线油的目标。同时，环烷基馏分油加氢装置部分产品（如橡胶填充油），因光热安定性差问题，不能满足高端市场的需求，为了满足公司产品多样性，以及实现公司效益最大化，我公司必须能够生产出高等级的环保型环烷基润滑油基础油，以便占领国内高端润滑油基础油的市场。另外，随着原油供应的日趋紧张，多套环烷基馏分油加氢装置可保证生产的稳定性和灵活性，可进一步促进公司发展。根据上述说明，北沥公司再建设一套30万吨/年环烷基馏分油加氢装置，即可实现减压侧线油的全部深加工，又可大大提高企业的经济效益和回避市场风险。1.4.3主要依托条件1.4.3.1盘锦北方沥青股份有限公司厂区内预留装置建设平面，不需另外征地。1.4.3.2公用工程设施（水、电、汽、风、氮气等）利用盘锦北方沥青股份有限公司厂区已建成设施，不足部分予以填平补齐。1.5产业政策与企业投资战略1.5.1国家产业政策分析我国经济长期向好的趋势没有改变。尽管受到金融危机冲击，但在一揽子宏观调控政策作用下，我国经济率先走出危机，回升向好势头日益巩固。其中，石油和化学工业行业保持了平稳较快发展，在金融危机影响最严重的2009年，我国化工行业总产值仍实现了9.2%的增长。“十二五”时期，我国工业化、信息化、城镇化、市场化、国际化深入推进，居民消费结构升级步伐持续加快，相关产业对石油和化工发展提出更高的要求，为我国石油和化学工业创新发展提供了强大的动力。农业要求增加大颗粒尿素、缓控释肥、配方肥，发展高效安全环境友好型农药。汽车、高铁、大飞机等高端制造业需要高性能材料、高等级油品、低滚阻轮胎等与之配套。高档纺织面料要求提高化纤原料、染料、印染助剂等产品的性能。轻工、建材工业对化工原料的性能、安全、环保提出了新要求。国防军工的现代化迫切要求加快研制高端化工新材料、燃料、特种化学品。“十二五”期间，石油和化学工业仍具有广阔的市场和需求空间。我国石油和化学工业仍具有较大的比较优势。尽管国际竞争更加激烈，但我国石油和化学工业仍具有较大的比较优势。一是我国政府具有很强的宏观调控能力，能够根据经济形势变化，审时度势对产业政策和规划做出调整，为企业、行业发展营造良好的政策环境。二是国内市场巨大，消费增长强劲。汽车销量持续快速增长、保障性住房建设步伐加快等对石油和化工产品保持着旺盛的需求，石油和化工行业具有很大的市场发展空间。三是经过长期培育，化肥、农药、染料、纯碱、轮胎等传统行业已建立起较强的国际市场竞争优势，通过技术改造、结构调整后，将进一步推动降低这些传统行业的成本，提升相关产品的附加值，继续保持较大的市场竞争优势。四是我国在煤炭等资源方面有相对优势，也掌握了世界领先水平的技术，新型煤化工发展潜力较大，有可能形成新的行业增长点。五是随着企业结构的调整和产业集中度的提高，一批具有国际竞争优势的企业将会加速成长，全行业跨国经营的能力和水平将会明显提升。我国石油和化学工业已进入由大国向强国转变的新阶段。经过改革开放30多年的快速发展，我国石油和化工产品已由相对短缺转变为结构性过剩。加快淘汰落后工艺和产品，增强产品的技术含量、附加值和市场竞争力，是行业由大向强转变的内在要求；推进节能减排和清洁生产，提高生产效率、资源利用率和安全环保水平，是行业由大向强转变的发展动力。目前，我国石油对外依存度已超过50%，天然橡胶对外依存度超过70%，能源消费量和“三废”排放量居全国工业部门前列，传统粗放式发展方式已难以为继，石油和化学工业已经到了必须转变发展方式的关键时刻。这就要求我们努力推进产业结构调整，提高技术创新能力，大力发展循环经济，走绿色、环保、安全、可持续发展的新型工业化道路，推动由石油和化学工业大国向石油和化学工业强国转变。3原料、辅助材料及燃料供应3.1原料供应3.1.1原料构成和规格该装置主要原料为常减压装置的减三线油（或减四线油）和拟建制氢装置的氢气，分别为30X104t/a和0.564X104t/a，主要原料的品种、规格、数量见表3.1.1-1。表3.1.1-1主要原料的规格和数量表序号原料名称单位数量输送方式备注1减三线油（或减四线油）104t/a30管输2氢气104t/a0.564管输3.1.2主要原料供应可靠性分析3.1.2.1原料来源该装置主要原料减三线（或减四线油）是由常减压蒸馏装置提供的，氢气是由制氢装置提供的，正常生产时管输至本装置。3.1.2.2原料供应的可靠性世界上的环烷基原油资源主要集中在三个地方，即美国的德克萨斯州、加利福尼亚州、南美洲的委内瑞拉和中国的新疆、辽河地区。即美国德州的稀环烷基原油逐渐减少，重质环烷基原油开始开采；加州的稀环烷基原油也逐渐减少，预计很快将枯竭，目前大量开采的是委内瑞拉重质环烷基原油，盘锦北方沥青股份有限公司进口巴西玛林（Marlim）和MARLIM原油等多种环烷、环烷中间基稠油作为公司各沥青厂的原料，少量补充辽河稠油。因此本装置原料供应也是有保障的。3.2辅助材料供应本装置的辅助材料主要有加氢处理催化剂、临氢降凝催化剂、补充精制催化剂、保护剂以及化学用剂。主要辅助材料规格和用量见表3.2-1。表3.2-1主要辅助材料规格和用量表序号材料名称主要规格数量来源、一—IX运输方式备注t/ht/a1脱金属催化剂MaxTra[Ni/V]VGO4.935专利商汽运一次装入量2加氢处理催化剂LF-1960.83专利商汽运一次装入量3加氢降凝催化剂SLD-8007.25专利商汽运一次装入量4补充精制催化剂LN-519.9专利商汽运一次装入量522%MDEA溶液10外购汽运循环再生6硫化剂DMDS25外购汽运开工使用7缓蚀剂6外购汽运合计催化剂及保护剂的物理性质见表3.2-2、表3.2-3。表3.2-2催化剂的物理性质

催化剂加氢处理催化剂加氢降凝催化剂补充精制催化剂平均颗粒度直径，mm1.271.65〜1.851.5〜1.75平均颗粒度长度，mm3.63.2〜6.03.4〜5.6装填密度，kg/m3密相装填密度，kg/m3790580530稀相装填密度，kg/m3680500450磨损指数>97>98>97平板破碎强度，Lb/mm>2.7>2.0>2.7CBD（范围），g/ml0.7〜0.770.47〜0.540.44〜0.50形状三叶草条圆柱条三叶草条3.3燃料供应本装置加氢处理反应进料炉、常压炉和减压炉均采用燃料气。燃料气用量见表3.3。表3.3燃料气用量序号设备名称燃料名称数量来源、一—IX运输万式备注t/ht/a1加氢处理反应进料加热炉燃料气0.3302640管网管输2常压塔进料加热炉燃料气0.122976管网管输3减压塔进料加热炉燃料气0.1581264管网管输合计0.61048804建设规模和产品方案4.1原料性质该装置的主要原料减三线油（或减四线油）是由常减压蒸馏装置提供的，氢气是由制氢装置提供的，原料油性质见表4.1-1。表4.1-1原料性质项目减三线密度（20°C），kg/m3936.1馏程（TBP），CIBP/5%337/37610%/20%389/40230%/50%411/42370%/80%433/43890%/95%444/448FBP457

馏程（D-1160）,°CIBP/5%315/39810%/20%405/41030%/50%412/41570%/80%417/42190%/95%432/438FBP-粘度（40C）,mm2/s120.5粘度（100C）,mm2/s8.43粘度指数-23硫含量，ppmw6410氮含量,ppmw2050凝固点，C6BMCI58.4芳烃含量，wt%46.3CCR,wt%才1%Ni+V,wppm>35沥青质（不溶性C7）,ppmw才120氢气技术规格见表4.1-2。表4.1-2氢气技术规格组成新氢H2，v%木99.9CO+CO2,uL/L>20微量水，uL/L无甲醇，v%>0.14.2产品方案根据蒸馏装置提供的减三线油为原料，生产石脑油、煤油、基础油1（变压器油）、基础油2（冷冻机油）和基础油3（橡胶填充油）。产品性质见表4.2-1〜4.2.4。表4.2-1石脑油和煤油产品的性质性质单位分析方法石脑油煤油粘度（40C）mm2/sD-445-Report馏分范围C<160160~280密度（20C）kg/m3Report

闪点（闭口）°CD-93-Report硫含量ppmwD-2622ReportReport表4.2-2基础油1（变压器油）产品性质项目数据牌号Grade2545表象appearance透明、无悬浮物、无机械杂质Transparent,nosuspensionandmechanicalsolids密度density(20C),kg/m3最大maximum895粘度Viscosity(40C),mm2/s最大maximum1311粘度Viscosity(-10C),mm2/s最大maximum200-粘度Viscosity(-30C)mm2/s最大maximum-1800倾点Pourpoint,C-22-45闪点Flashpoing(闭口closecup)/C,最大max140135中和值Neutralization/mgKOH.g-i,,mgKOH/g才0.01硫腐蚀CorrosiveS无No-corrosive水溶性酸Watersolubleacid/caustic无Nil颜色/号(赛氏)Breakthroughvoltage,min(2.5mm)/KV35损失因数Lossfactor(90C)0.005氧化后TANafteroxidiation/mgKOH.g-i最大max0.2氧化后固体含量Solidsafteroxidization,%最大max0.05表面张力，mN/m.min4038水，mg/kgreport表4.2-3基础油2（冷冻机油）性质项目牌号L-DRA/BISOviscosity(GB/T3141)15223246粘度Viscosity(40C)/mm2*s-113.E6.519®24.228®35.241.4-50.6倾点Pourpoint/C,max-35-35-30-30闪点Flashpoing(开口opencup)/C,最大max150160165170燃点Ignitionpoint/C,最小min162172177182水含量Watermg/Kg,最大max50介电常数dielectricconstant,kV,最小min25中和值Neutralization/mgKOH.g-1,最大max0.03硫含量S,%,最大max0.3残炭CCR,%，最大max0.005

腐蚀试验Corrosiontest(铜片Copper,100°C3h,)级grade,最大max1b氧化稳定性Oxidationstability(140C14h)氧化后TANafterOxidation/mgKOH.g-i氧化后固体含量Solidsafteroxidation,%0.050.005颜色(D1500)/最大Color(D1500)/max0.51.01.01.5灰分Ash最大max0.003凝点Flocpoint,最大max-45-40-40-35机械杂质Mechanicalsolids无Nil芳烃含量wt%<1表4.2-4基础油3（橡胶填充油）性质项目ItemSpecs6810粘度viscosity,mm2/s40CReport100C5.0〜<7.07.0〜<9.09.0〜<11.0颜色/号（赛氏）Color,Saybolt最小minimum+28闪点Flashpoint(开口opencup)C最小minimum185190210倾点Pourpont,C最大maximum-25-20-15密度density(20C),kg/m3Report紫外线吸收值UVabsorption(260nm),最大maximum0.20蒸发损失Evaporationloss(107C,22h),%最大maximum3.02.00.8紫外线稳定性UVstability,Saybolt取小minimum+15热稳定性Thermalstability,Saybolt最小minimum+20族组成C-type,%芳烃Ca最大maximum环烷烃Cn最小minimum烷烃Cp135Report机械杂质和水Mechanicalsolidsandwater无nil4.3建设规模根据全厂总流程安排，本装置建设规模为30万吨/年，开工时数8000小时。5.1.2工艺技术选择a）工艺流程选择辽河油田低凝环烷基原油酸值高，采用糠醛精制-白土精制工艺生产润滑油效果不好，在糠醛精制过程中存在设备腐蚀、结焦等问题。产品的色度及氧化安定性等指标难以达到质量标准，更不能满足日益提高的环保要求。采用全氢型环烷基润滑油高压加氢技术包括高压加氢处理、高压临氢降凝、高压加氢补充精制三种工艺过程及产品分馏过程。高压加氢处理主要功能是脱除原料中含硫、氮、氧等杂环化合物，饱和芳烃，改善油品的粘温性能和氧化安定性。加氢处理生成油再经高压临氢降凝，选择性除去凝点高的大分子正构烷烃，使油品的倾点符合要求。然后经高压加氢补充精制饱和少量烯烃并进一步饱和芳烃，改善油品的色度和氧化安定性。最后经分馏得到基础油产品。b）催化剂选择高压加氢工艺过程选择的催化剂是美国Shell公司开发研制的并已工业应用的加氢专用催化剂。高压加氢处理采用LF-19非贵金属催化剂，使油品深度改质。高压加氢降凝SLD-800非贵金属催化剂，改善油品的低温流动性。高压加氢补充精制LN-5贵金属催化剂，改善油品的氧化安定性。为了保护催化剂不受重金属污染，延长运转周期，高压加氢处理反应器前需增加脱金属催化剂，脱除铁、镍等重金属。c）催化剂的硫化和再生催化剂的硫化有两种方法，一种是干法硫化，另一种是湿法硫化。国外催化剂普遍采用干法硫化。干法硫化催化剂活性一般比湿法硫化活性高5〜10%，而且预硫化期间加热炉负荷少，预硫化所需时间短，加氢炉设计热负荷可不考虑预硫化工况。因此本设计催化剂硫化采用干法硫化。国内催化剂再生最初采用器内再生，曾出现损坏高压设备的情况，因此目前国内高压加氢装置已不再采用器内再生。目前国内催化剂器外再生能力已较高，具有了一定的水平和规模，而且越来越多的加氢精制装置催化剂再生也采用器外再生。因此本项目催化剂的再生采用器外再生。5.2工艺方案5.2.1工艺概述5.2.1.1装置规模及开工时数装置设计规模：30X104t/a装置年开工时数：8000小时操作弹性：70%〜110%5.2.1.2装置组成本装置由加氢部分、常减压分馏部分、循环氢脱硫部分及公用工程部分组成。5.2.1.3原料本装置原料为来自常减压蒸馏装置的减三线油（或减四线油）和制氢装置氢气。主要原料的数量见表5.2.1.3。表5.2.1.3主要原料数量序号原料名称单位数量备注1减三线油（或减四线油）104t/a302工业氢气104t/a0.5645.2.1.4产品和副产品该装置根据蒸馏装置提供的减三线油（或减四线油）为原料油，主要生产石脑油、煤油、基础油1（变压器油）、基础油2（冷冻机油）和基础油3（橡胶填充油）。副产品为酸性气。主要产品和副产品输送方式及去向见表5.2.1.4。表5.2.1.4主要产品和副产品汇总表序号名称产kg/h量104t/a运输方式及去向备注一主要产品1石脑油450.00.36管输至产品罐区2煤油1725.01.38管输至产品罐区3基础油1（变压器油）2212.51.77管输至产品罐区4基础油2（冷冻机油）4837.53.87管输至产品罐区5基础油3（橡胶填充油）28050.022.44管输至产品罐区合计3727529.82二副产品1酸性气9300.77管输至系统管网合计9300.775.2.2工艺流程说明5.2.2.1工艺流程简述本装置由加氢部分、常减压分馏部分、循环氢脱硫部分及公用工程部分组成。1）加氢处理部分原料油由装置外进入原料油缓冲罐（V-101A）。原料油自V-101由原料升压泵（P-101）抽出，先与常减压分馏部分换热，再经自动反冲洗过滤器（SR-101）,除去油中大于20U的机械杂质，然后进入滤后原料油缓冲罐（V-101B），由一段反应进料泵（P-102）将过滤原料油自V-102抽送至一段加氢产物/一段混氢油换热器（E-101）换热。油在进入E-101前，先同来自高压汽提气/一段混合氢换热器（E-102B）的氢气混合，混合后的物流在E-101中与来自加氢降凝反应器（R-102）的反应产物换热。然后进入反应器进料加热炉（F-101），加热后进入加氢处理反应器（R-101）。加氢处理反应器是装置最重要的设备，油品的改质在这里发生。原料油和氢气混合物料，在高压（15MPa氢分压）、高温（360〜410°C）和催化剂的作用下，进行一系列的加氢改质反应，脱硫、脱氮、芳烃饱和、裂化等反应，脱除原料中的杂质，提高油品的粘温性质。加氢处理反应器设有3个催化剂床层，两个冷氢段。加氢处理反应产物经冷氢冷却至355〜396C后进入临氢降凝反应器（R-102），在降凝催化剂的作用下改善油品的低温流动性，临氢降凝反应产物进入E-101与混氢油换热后温度降至250C，进入高压级间汽提罐（V-102），V-102顶气体经高压汽提气/二段混合氢换热器（E-102A）和高压汽提气/一段混合氢换热器（E-102B）换热后，与循环氢及除氧水混合进入热高分气空冷器（EA-101）换热，将温度降至40C后，进入冷高压分离罐（V-105），进行气、油、水的三相分离，气相送入循环氢脱硫系统，脱硫后进入循环氢压缩机（K-102），K-102出口的循环氢分为三路，第一路经在E-102B中与V-102的气相换热后，再与原料油混合，进入E-101换热；第二路去R-101、R-102、R-103作为急冷氢，调整物料温度；第三路与自新氢压缩机（K-101）来的氢气混合后去E-102A换热后与R-103的进料混合后进入R-103；水相即为含硫污水，送至冷低分罐（V-106）水相段，分离后含硫污水送至低分气和酸性水综合利用装置处理，油相送入冷低分罐（V-106）油相段，从热低压分离罐（V-104）分离出来的油相与冷低分罐（V-106）来的油混合后送至低分油/减压塔底油换热器（E-203）换热；V-102底部的油相由二段反应进料泵升压与E-102A来的混合氢一并进入加氢补充精制反应器（R-103），反应产物进入热高压分离罐（V-103），V-103的气相至V-102底部作为汽提使用，V-103的液相至热低压分离罐（V-104），V-104的气相至热低分气空冷器（EA-102）冷却进入冷低压分离罐（V-106）。新氢用K-101压送，K-101出口的氢气一路与循环氢混合，一路通过水冷器返回到新氢分液罐入口管道上，作为K-101的溢返线，还有一路送至补充精制部分。除氧水自系统送至冲洗水补充罐（V-107），由除氧水泵（P-105）送至V-106,V-106的分水斗中的水由注水泵（P-104）送至E-102B出口与V-102气相混合进入EA-101。3）产品分馏部分从反应部分来的低分油经低分油/减压塔底油换热器（E-203）换热后，进入常压加热炉加热至所需的温度后，进入常压塔（C-201），C-201顶油气经过去空冷（EA-201）、水冷（E-205）后，进入塔顶回流罐（V-201），油相用塔顶回流泵（P-203）抽出，一部分作为C-201的回流，另一部分作为产品送至罐区。含油污水经泵（P-204）送至V-107作为注水的一部分或送至污水处理场。自常压塔的侧线抽出煤油，自流到侧线汽提塔（C-203），气相返回常压塔，液相由C-203塔底泵（P-202）抽出，经空冷器（EA-202）冷却至60°C送至罐区。C-203底部由煤油汽提塔再沸器（E-206）的热量由常压塔底油提供。常压塔塔底设有蒸汽汽提。常压塔底油用常底泵（P-201）抽出，经减压炉（F-202）加热至所需温度后送入减压塔（C-202），减压塔为规整填料塔，其特点是分馏精度高，塔内设五个填料段，塔底部有4层浮阀塔盘，从上向下，第一段填料为换热段，柴油从该段下的集油箱自压进入顶循回流罐（V-203），由减压塔顶回流泵（P-208）抽出一部分至减压塔第一段填料上部，另一部分必要时至减压塔顶部回流空冷器（EA-203）冷却至60C送至罐区。基础油1（变压器油）从第二段填料下部进入该段下的外集油箱，然后自流至基础油1的侧线汽提塔（C-204），基础油（（变压器油）由C-204塔底泵（P-207）抽出，送入空冷器（EA-204）冷却至40°C，作为基础油1（变压器油）产品送出装置。第三段填料为换热段，中段回流油从第三段填料下部集油箱自流至中段回流罐（V-204），由轻循环油泵（P-209）中段回流油自V-204抽出一部分回到第四段填料的上部，另一部分经减压塔中段回流水冷器冷却后送至第三段填料上部。第四段填料为分馏段，基础油2（冷冻机油）从该段下部自流至基础油2的侧线汽提塔（C-205），气相返回到第五段填料上部，油相由泵（P-206）抽出至空冷器（EA-205）冷却至40C，作为基础油2（冷冻机油）产品送出装置。C-205塔底用基础油2（冷冻机油）