第二章 常减压蒸馏车间

第二章常减压装置第一节装置概况及特点一、装置概况常减压蒸馏装置是炼厂加工原油的第一工序，属一次加工装置，在炼厂加工总流程中有非常重要的作用，又常常被称为龙头装置。

常减压蒸馏装置生产航煤、溶剂油、分子筛原料、柴油等产品，同时担负着为催化裂化(Ⅰ)、催化裂化(Ⅱ)提供常压渣油和减压蜡油，为连续催化重整装置提供重整原料，为溶剂脱沥青装置提供减压渣油的重任。

常减压蒸馏装置包括电脱盐装置、常压蒸馏装置、减压蒸馏装置、电化学精制装置和催化汽油硫醇氧化装置。

1983年7月建成电脱盐装置，1984年10月开工投入运行，使用长江电脱盐公司的成套技术。

1987年12月建成常减压蒸馏装置，1988年2月开工投产，设计为闪蒸塔和常压塔、减压塔的两段精馏工艺。

1988年开工时减压未开，常压重油经减压渣油流程换热后作催化装置原料。

1996年4月，在装置检修改造中将闪蒸塔改为初馏塔，增加了初馏塔顶产品和回流系统，蒸馏段数变为三段。

2000年3月，对常压换热流程进行了重新调整设计，初馏塔和常压塔塔盘由浮阀更换为立体梯形喷射和导向浮阀，使常压装置真正实现500万吨/年加工能力，控制部分也由常规仪表改为DCS控制。

减压蒸馏装置是洛阳分公司500万吨/年蒸馏装置的重要组成部分，因生产形势与加工方案变化，装置一直未开工运行。

2002年随着加工原油性质的变化及产品质量升级的需要，2002年5月，对减压蒸馏装置换热流程进行了重新设计改造，塔盘开孔率也作了相应调整。

2002年6月正式投产。

2002年8月，对减顶抽真空系统进行了重新设计安装，减顶抽真空系统由原来的三级三组改造为三级两组，真空度最高达到99KPa。

1987年1月建成电化学精制装置，1987年3月开工投产。

1987年12月建成催化汽油硫醇氧化装置，1989年5月开工投产。

二、装置组成及规模电脱盐装置采用两路两级工艺，加工能力为500万吨/年。

常压蒸馏装置由初馏塔、常压塔、汽提塔三部分组成，原油加工能力为500万吨/年。

减压蒸馏装置原设计加工能力250万吨/年，2002年恢复改造为150万吨/年。

电化学精制装置现由直馏柴油碱洗，催化柴油破乳沉降、航煤氧化脱硫醇组成，加工能力为206万吨/年。

催化汽油氧化脱硫醇装置分预碱洗和氧化脱硫醇两部分，加工能力为92万吨/年。

三、工艺流程特点1、常减压蒸馏装置为三段精馏装置，减压蜡油做催化裂化装置的热进料，减压渣油送溶剂脱沥青。

不开减压部分时，常压重油换热后做为催化裂化装置的原料。

2、常减压蒸馏装置与催化裂化装置(Ⅰ)联合，设有拔头油—油浆换热器，运行中拔头油从催化油浆中获得一部分热量使拔头油入常压炉温度得到升高，从而减轻常压加热炉负荷。

催化裂化装置(Ⅱ)运行时，重油分别供两套催化裂化装置运行。

3、初馏塔顶设产品、回流系统，初顶瓦斯正常情况下送催化裂化装置(Ⅰ)气压机入口回收，初侧油不出产品，做为中间组分经常一中回流线返回常压塔。

4、常压塔顶设有热回流系统，回流油不经冷却做为饱和液体返回塔内，提高能量利用率。

同时兼有冷回流手段。

5、常一线油汽提方式为重沸汽提，热源为常三线油(或常二线油)。

第二节工艺原理及工艺流程说明一、工艺原理1、电脱盐工艺原理原油中含有水、盐类胶质及天然乳化剂等杂质，而绝大部分的盐是溶解在水中，形成乳化液，脱盐就必须先脱水，脱水就必须破乳。

电脱盐就是加入破乳剂，破坏乳化液中油水界面上的状态，然后在电场的作用下，使微小水滴聚成大水滴，利用油水比重差，使之分离，达到脱盐脱水的目的。

2、三注原理三注是常减压蒸馏所采取的防腐措施，包括注碱、注氨、注水、注缓蚀剂。

现已改为注中和缓蚀剂、注水。

中和缓蚀剂既调节常、减顶冷凝系统PH值，又能吸附在金属表面形成保护膜，使腐蚀介质与金属表面隔离，起到防腐作用。

塔顶注水可以溶解生成的NH4CL 积垢，同时使露点前移，保护设备。

3、常压蒸馏原理原油经过预处理、换热、加热至一定温度后进入常压塔进料段，平衡汽化后，大部分油气经塔盘上升，在塔盘上与液相回流发生传热传质作用，气相回流中的重组分经冷却转变为液相，液相中的轻组分受热转变为气相，这样塔内从上到下，组分由轻变重，在塔体不同高度抽出液体，就可以得到所需各种馏分的油品。

4、减压蒸馏原理液体沸腾的必要条件是蒸汽压必须等于外界压力，因此，降低外界压力就相当于降低液体沸腾时的所需要的蒸汽压，也就是降低了液体的沸点，压力越低，沸点越低。

如果采用抽真空的办法使蒸馏过程在压力低于大气压下进行，降低油品的沸点，把原油中较高沸点组份，也能在低于其裂化温度的条件下，使其汽化分馏出来，这就叫减压蒸馏。

5、电化学精制原理轻质油品中含有一定的酸性杂质，如硫化氢、环烷酸等。

这些成分具有较强的腐蚀性，如不采取措施加以脱除，将影响油品的储存和使用，精制过程即是利用碱对杂质反应和脱除杂质的过程。

酸性杂质可直接在常温条件下与NaOH发生中和反应生成盐类，反应如下：H2S+2NaOH→Na2S+2H2ＯH2S+NaOH →NaSH+H2ＯRCOOH+NaOH→RCOONa+H2Ｏ反应所生成的盐类溶解到剩余碱液中，通过排除碱渣使这些杂质得以脱除。

由于油品碱液在混合过程中形成了碱微粒和乳化液，在一般条件下需要较长的时间才能彻底沉降，为了加强导电微粒在油品中的运动、聚集，因而增设了高压电场，使得电精制罐中形成强、弱电场，使碱微粒得以有效的沉降，净化了油品。

6、氧化脱硫醇原理硫醇即是氧化诱发剂，使油品安定性变坏，又具有腐蚀性，有臭味，为保持汽油的稳定性，消除臭味，需将汽油的硫醇进行氧化处理。

其反应过程为：第一步反应：RSH+NaOH——RSNa+Ｈ2O第二步反应：2RSNa+ 1/2Ｏ2+Ｈ2O ——RSSR+2NaOH产生的二硫化物性质得以改善，可作为油品组分，溶于油品中，碱液经分离循环使用，现催化汽油、航煤脱硫醇均采用这种方法。

二、工艺流程说明1、电脱盐1）电脱盐原油流程：自原油罐区来的40℃的原油，由3#和6#线进装置，经原油泵(泵1101/1、2、3)送经换1500/1～3(初顶油气—原油)、换1001/1～3(常顶油气—原油)，换热后，原油分为两路：一路经换1002(常二线Ⅳ—原油)、换1003(常三线Ⅴ—原油)，换1004/1、2(渣油Ⅶ—原油)换热至110℃，进入容1101/1和容1101/3在高压电场内进行两级脱盐、脱水；另一路经换1005(常三线Ⅵ—原油)、换1006(常一线Ⅱ—原油)，换1007/1~3(渣油Ⅶ—原油)换热至110℃进入容1101/2和容1101/4在高压电场下进行两级脱盐、脱水。

电脱盐温度和两路原油流量分别由TC101、TC102和FC101、FC102进行控制。

2）注、切水流程：电脱盐注水分为一、二级两级注水，二级注水采用污水汽提装置来的净化水，不足部分由一催化气体脱硫醇装置部分凝结水补充。

污水汽提装置来的净化水通过F173进入装置容1202，一部分经泵1120/2.3送至换1116/3.4，与一级切水换热后作为二级注水注入混合阀PDC104和PDC105前的原油线中，注水量分别由FC109和FC110控制。

容1101/3和容1101/4底来的二级切水分别经LDC121和LDC122切至容1106，此部分水与容1202底来的另一部分水共同作为一级注水，经泵1120/1.2分两路注入换1002和换1005之前的原油线中，注水量由FC107和FC108控制。

3）注破乳剂和塔顶三注部分流程：初馏塔顶、常压塔顶和减压塔顶注缓蚀剂，由容1109/1、2内的缓蚀剂水溶液经泵1128和泵1127/1、2分别送至初顶、常顶和减顶油气挥发线。

初馏塔顶和常压塔顶注碱性水经由容1500、容1103和容1104中的冷凝水自流进入容1111后，一部分用泵1123/1、2送到塔顶油气挥发线，一部分作含硫污水经F171送至污水汽提装置。

正常情况，塔顶注水循环利用一个循环周期(15天左右)后，塔顶改注软化水或净化水进行换热器冲洗，将系统内置换为较干净的水，容1111内含硫污水，送至污水气提装置进行处理。

原油注破乳剂、脱盐剂由容1108/1、2内配制成一定浓度的两剂水溶液，经泵1124/1、泵1125由F001注入原油泵入口处完成或经F252注入泵1120/2入口。

4）含盐污水预除油流程：电脱盐含盐污水由容1101/1、2底切出，经冷1116/3、4与二级注水换热后，再经冷1116/、2，冷1201/1、2冷却至60～70℃后进入污水预除油设施。

含盐污水首先进入容1/1、2(隔油罐)进行隔油，隔出的污油自流进入容4，隔油后的污水自流进入容2(粗粒化罐)，在填料中加以净化，经粗粒化后的净化水自流进入容3，污油切至容4中。

减压塔顶污水由容1105底，经泵1121/1、2送入污水预除油设施，含油污水经容6/1、2进行粗粒化，再送至容5进行隔油，净化水自流进入容3。

容3中的净化水和容4中的污油分别定期送至排水车间和油品车间。

2、常压蒸馏原油40℃自罐区由3 #埋地线和6 #线供油进入装置。

经原油泵(泵1101/1～3)先分为三路并联进入原油—初顶油气换热器(换1500/1～3)，合并后再分三路进入原油—常顶油气换热器(换1001/1～3)，之后分为两路，一路与原油—常二线Ⅳ换热器(换1002)，原油—常三线Ⅴ换热器(换1003)、原油—常压重油Ⅶ换热器(换1004/1、2)换热；另一路与原油—常三线Ⅵ换热器(换1005)、原油—常一线Ⅱ换热器(换1006)、原油—常压重油ⅤⅡ换热器(换1007/1～3)换热。

原油温度经换后升至110℃分两路进入电脱盐罐进行脱盐脱水。

脱后原油仍走两路，一路与原油—常一中Ⅱ换热器(换1008)、原油—常压重油Ⅵ换热器(换1009/1～2)、原油—常一中Ⅰ换热器(换1010/1～4)［换1010/1、2与换1010/3、4并联］、原油—常二线Ⅱ换热器(换1011)、原油—常三线Ⅲ换热器(换1012)［换1011、换1012并联］、原油—常二线Ⅰ换热器(换1013)、原油与常压重油Ⅳ换热器(换1015)换热；另一路与原油—常二线Ⅲ换热器(换1014/1～4)［换1014/3、4走副线］、原油—常三线Ⅳ换热器(换1016/1～3)［换1016/2、3走副线］、原油—常一线Ⅰ换热器(换1017/1～3)、原油—常压重油Ⅴ换热器(换1018/1～2)［换1018/1~2走副线］或原油—常压重油Ⅴ换热器(换1019/1～3)、原油—常二中Ⅱ换热器(换1020/1～4)换热。

原油温度升至210℃两路合并进入初馏塔(塔1101)。

初顶油气自初馏塔顶分馏出进入换1500/1～3(并联)后，分两路进入初顶油气水冷却器(冷1500/1、2)，再自流至容1500，初顶不凝气自压经F204去催化裂化装置容1323，初顶汽油(40℃)经初顶产品及回流油泵一部分送至初馏塔顶打回流控制塔顶温度，另一部分与常顶油一起送出装置。