第十十二章溶剂脱沥青减粘油浆拔头装置Word格式文档下载.docx

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2.原油及减压渣油的性质

目前洛阳分公司所加工的原油及渣油的有关性质分别见表1和表2。

表1原油的一般性质分析

原油名称

中原管输原油

塔里木原油

阿曼原油

混合原油

（中:

塔:

阿=2:

1:

1）

采样地点

中-洛管束末站

-

临邑首站

采样时间

1999.7

2001.11.12

2002.12.12

2002.12.18

密度，（20℃）kg·

m-3

863.6

849.5

857.8

861.2

盐含量，mgNaCl·

l-1

14

90

210

残炭，m%

5.12

4.3

3.32

4.18

粘度，mm2·

s-1

50℃

16.72

4.778

7.544

10.970

80℃

7.74

3.502

4.092

5.463

酸值，mgKOH·

g-1

0.22

0.16

0.292

0.251

凝点，℃

23

-17

<

-21

11

水份，m%

0.7

0.06

硫含量，m%

0.74

0.538

1.136

0.618

灰分，m%

0.04

0.305

1.098

金属分析，

μg·

Ni

V

Fe

Na

Mg

Cu

Ca

2.12

11.46

2.08

3.30

0.59

0.20

3.97

23.9

19.75

17.21

1.27

4.88

5.65

5.83

5.84

9.15

21.30

11.63

2.98

10.72

6.11

7.89

19.20

48.00

17.77

1.08

27.27

元素分析，m%

C

H

S

N

85.0

12.9

0.38

86.1

12.7

0.312

85.6

12.5

0.911

0.0445

85.5

12.8

0.293

0.0794

原油类别

含硫石蜡基原油

含硫中间基轻质原油

含硫中间基原油

含硫中间-石蜡基原油

表2减压渣油的性质分析

名称

项目

>

500℃

中原原油

520℃

收率，m%

33.88

30.85

23.52

27.99

13.0

13.9

0.03

—

粘度，（100℃）mm2s·

s-1

627.8

41

40

针入度，（25℃）0.1mm

125

245

延度，（25℃）cm

软化点，℃

21.5

元素分析

m%

85.8

87.7

86.7

86.5

11.8

10.9

10.5

11.6

1.56

1.62

1.95

0.504

0.714

0.769

0.55

0.522

四组份

饱和烃

26.9

25.9

23.1

28.4

芳烃

43.2

49.2

50.9

43.5

胶质+沥青质

29.9

24.9

26.0

28.1

金属含量

5.00

17.14

12.36

12.47

182.2

16.85

45.98

119.17

42.73

12.57

51.26

55.67

2.42

24.93

24.30

1.15

37.90

83.07

二、各产品性质及规格

1．脱沥青部分产品及中间产品性质

产品名称

脱沥青油

沥青质

比重密度，d

0.933

1.067

含硫，wt%

0.79

1.57

含氮，wt%

0.09

1.07

残炭，wt%

5.0

34.0

含镍，PPm

2.3

32.6

含钒，PPm

1.1

16.1

粘度mm2/S99℃

33

---

G不溶物wt%

0.05

78

软化点℃

144

2.道路沥青表

中、轻交通道路石油沥青技术要求

试验项目

A—200

A—180

A—140

A—100甲

A—100乙

针入度（0.1mm，25℃）

200~300

160~200

120~160

90~120

80~120

延度（15℃，不小于），cm

~

100

60

30~45

34~45

38~48

42~52

（三氯乙烯）溶解度（质量分数，不小于），%

99.0

蒸发损失试验

质量损失

（不大于），%

1

针入度比

（不小于），%

50

65

开口闪点（不低于），℃

180

200

230

重交通道路石油沥青技术要求（GB50092—96）

AH—130

AH—110

AH—90

AH—70

AH—50

120~140

100~120

80~100

60~80

40~60

80

40~50

41~51

44~54

45~55

蜡含量（蒸馏法，质量分数，不大于），%

3

密度（15℃），g/cm3

实测记录

99.0

薄膜加热试验

质量损失（不大于），%

1.3

1.2

0.8

0.6

针入度比（不小于），%

45

48

55

58

延度

25℃不小于

75

15℃

注：

（1）有条件时，应测定60℃温度的动力粘度（Pa·

S）及135℃温度的运动粘度（mm2/s），并在检验报告中注明；

（2）对高速公路、一级公路和城市快速路、主干路的沥青路面，如有需要，用户可对薄膜加热试验后的15℃延度、粘度等指标向供方提出要求。

第四节装置物料平衡及主要操作条件

一、物料平衡

溶剂脱沥青设计有高DMO收率的二产品方案和低DMO收率的三产品方案，两种生产方案的物料平衡表如下：

物料名称

收率

数量

备注

%

Kg/h

t/d

×

104t/a

减压渣油

100.0

100000

2400

80.0

68

68000

1632

54.4

去催化裂化

32

32000

768

25.6

去调合或去减粘装置

合计

二、主要操作条件

设备编号

原料缓冲罐

V—101

抽提器

V—102

胶质沉降器

V—103

溶剂分离器

V—104

溶剂罐

V—105

温度（℃）

150

110/129

132℃/152

234

53

压力（Mpa）

0．079

4.313

4.140

5.071

0.60

脱沥青油汽提塔

T—101

沥青汽提塔

T—102

塔顶温度（℃）

220℃

275℃

塔底温度（℃）

246℃

281℃

进口温度（℃）

217℃

288℃

沥青相加热炉

H—101

脱沥青油相加热炉

H—103

出口温度（℃）

295℃

出口压力（℃）

3.415MPa

5.139MPa

介质流量

44842Kg/h

284575Kg/h

第五节主要工艺参数操作分析及名词解释

一、名词解释

1．沥青

呈黑色或暗褐色的固态或半固态的粘稠状物质，主要成分由高分子烃类组成。

2．沥青质

沥青质是中性物质，它不溶于低沸点的饱和烃和酒精，但可以溶于苯、氯仿和二硫化碳中。

从表面上看，沥青质是暗褐色或黑色的非晶粉末。

3．针入度与针入度比

针入度表示沥青的稠度。

针入度越大，表示沥青的稠度越低。

针入度的测定，是用沥青的样品置于规定温度的温水浴中，用一特制的针加上100克的负荷，计量在一定时间内插入沥青的深度，用1/10mm单位表示。

“针入度比”表明沥青的热稳定性。

即样品蒸发后测定的针入度与原始样品针入度的比值，用百分率表示，百分率越大，沥青的热稳定性越好。

4．软化点

软化点表示沥青的耐热性能。

软化点越高，则耐热性越好。

软化点的测定是把沥青样品在一特性的圆环中制成模，在其上面放一圆钢球，在甘油浴中逐渐升温，直至沥青软化，钢球穿过沥青而落下的温度称为软化点。

5．延度

延度表示沥青的塑性。

延度的测定是把沥青样品在一特定的蜂腰型小盒中制成模，放在规定温度的恒温水浴中，用一定的拉力和速度使蜂腰拉成细丝，测定刚刚断裂时拉伸的距离，就是延度。

二、工艺参数分析

1．溶剂组成

溶剂分子中的碳原子数越多，其溶解能力越强，但选择性越差。

Demex工艺选用丁烷作溶剂，丁烷不但能溶解油分（DMO），对胶质也有较大的溶解度。

这样就可使油分和胶质与沥青分开。

升温后油分与胶质又能分开。

丁烷相对于丙烷来说，蒸汽压低，容易加工液化，装置省去了溶剂压缩机。

溶剂不能含有太多的轻组分（即C3以下组分），轻组分越多，溶剂越不易于液化，导致增压泵抽空和操作压力上升。

重组分越多，则DMO的残碳值上升，影响DMO质量。

溶剂也不能含有太多的烯烃，因为烯烃的选择性差。

2．溶剂比

Demex工艺设计溶剂比为5～6：

1，在一定范围内溶剂增大，DMO残碳上升，反之DMO残碳下降，生产中，为了降低能耗，在不影响操作的情况下，尽可能采用小溶剂比操作。

3．原料组成

溶剂脱沥青的原料为减压渣油，减压拔出率越大，剩余的减渣越利于溶剂脱沥青操作。

反之，原料越轻，其中的轻组分会溶于溶剂中，使溶剂被污染。

4．抽提系统温度及压力

（1）温度

溶剂脱沥青过程温度升高，溶剂的溶解度降低，抽提物减少，但油品（DMO）质量提高，残碳值减少。

温度过高，油组分沉降过多，会造成沥青含油量上升，软化点下降；

温度过低，溶解度过大，重质组分溶于抽提物过多，造成脱沥青油质量下降，严重时会造成抽提器内混相。

所以抽提温度和沉降温度是影响产品质量、收率的关键因素，要控制在指标范围内。

（2）压力

抽提系统压力升高，则溶剂的密度增大，溶解能力增大，选择性降低，脱沥青油收率上升，但质量变差。

降低压力则相反，如果抽提系统压力过低，则溶剂会发生汽化冲塔冒黑油。

所以要控制抽提系统的压力在指标范围内，以保证溶剂处于液相状态。

第六节装置消耗指标及能耗

一、装置消耗

序号

项目

单位

能耗系数kgNo/t

设计消耗

设计能耗

MJ/t

kgNo/t

新鲜水

t/h

0.17

9

64.06

1.53

2

循环水

0.10

550

2302.85

低温热水

2.30

185

-17815.685

-425.5

4

电

kw/h

0.2828

1683.95

1939.33

476.22

5

1.0MPa蒸气

76

10.6

33730.472

805.6

6

0.3MPa蒸气

66

1934.39

46.2

8

净化风

NM3/h

334.96

凝结水

7.65

-640.61

-15.3

10

燃料气

1000

2.5

104675

2500

装置处理量

12

单位能耗

1265.24

34.51

二、其它消耗

为防止溶剂系统的酸性介质腐蚀，设置了缓冲剂加注系统，年用量为2.4吨，调合沥青用催化澄清油11×

104吨/年。

第七节装置开、停工准备及主要步骤方案

一、开工方案

1、准备工作

1）、消缺项目完毕，现场清理干净。

2）、安全设备达到投用条件，盲板表上墙并有专人负责。

3）、动力系统投用正常，所有机动设备和仪表应达到完好备用状态。

4）、启用所有管线的蒸气伴热和电伴热。

5）、联系调度、罐区准备好溶剂500吨。

2、注意事项

1）、流程改动时认真执行三级检查制度。

2）、高压系统蒸汽贯通后系统保持0。

2MPa压力，防止溶剂气化损坏设备。

3）、设备顶部放空排不凝气时要缓慢，切水时安排专人看管，防止跑冒溶剂、渣油。

4）、关闭T103进料阀，严禁进渣油

5）、加热炉点火升温时严格执行操作规程严禁超温。

6）、渣油热循环时返回V101温度控制在150～160℃。

7）、系统升温期间注意对检修项目进行检查。

3、蒸汽贯通

1）、高压系统

V102给汽→E101（管程）→V103→P103出口给汽→E102管程→FV203～206→H103→V104

E102管程→开工线→V104

V104→LV201→T101→E104→E111→V105→V106

V104→FV207→E104→E111→V105→V106→V106

E102/1-8给汽→E102→E101→E103→TV501/502→M103→V102→E101→V103→V106

2）、低压溶剂系统

P104给汽→E104→E111→V105排凝

P104给汽→FV509/510→高压溶剂总管→V102

P104给汽071#/6→E104出口→V105

3）、原料系统

（1）原料线

001#给汽→E108（壳程）→FV101→V101

（2）058#线

架-1澄清油线给汽→058#→058/1→P101

架-1澄清油线给汽→058#→058/1→V101

架-1澄清油线给汽→058#→058/2.3→FV105/108→H101→PV402→T102→E104→E111→V105

架-1澄清油线给汽→058#→058/4.5→FV301/302→H102→PV302→T103→E104→E111→V105

架-1澄清油线给汽→058#→058/6→P113/2

4）、产品系统

（1）、脱沥青油系统

P105给汽→E108→E109→V101/T101

P105给汽→T102/T103新鲜洗涤油/仪表冲洗油线

（2）、沥青系统

P106给汽→LV401→M107→E205→重污油罐区

P106给汽→M106→E208→重污油罐区

P106给汽→038#/039#→V101

5）、其他系统

（1）、洗涤油系统

P107给汽→LV401→T102

（2）、柴油冲洗、冲压系统

V107给汽→P110/111、112→封油、冲洗油、冲洗点。

P105给汽→预热线→DMO封油系统→各泵前排放

P105给汽→预热线→DMO封油系统→V107

P105给汽→预热线→柴油系统→P106/1、2→P105/2入口排放

P105给汽→预热线→柴油系统→E110→P110出口→退柴油边界排放

P105给汽→预热线→V107/FV702前排放/各泵前排放

（3）、澄清油系统

架1澄清油给汽→FV701→V108→V106放空

P114出口给汽→M105/M106/V101/P106/3排放→E106/E107→重污油罐区

P114/1给汽→V108/V106

（5）、燃料气系统

架1给汽→V110→267→V105/V106/H101/H102/H103/H201火嘴前排放

（6）、火炬系统经

V101/102/103/107/108/→V106→出装置阀前放空排放

4.系统收溶剂、收渣油

1）、高压系统收溶剂

（1）、打开收溶剂线往V105内收溶剂，当V105液面达40%时，停止收溶剂静置脱水。

（2）、缓慢打开退溶剂线手阀，关闭收溶剂线手阀，直接向系统收溶剂。

当抽提器装满后，溶剂经E101/1～6自流到V103/1.2，当V103/1.2装满后，经E102/1-8自流到V104，当V104液面达40%时，关闭溶剂总管手阀。

。

（3）、改好下列流程：

溶剂总管→E103/1、2→E101/1～6→E102/1～8→V104

当V104液面40%时，打开E103冷热旁路阀将E103中不凝气赶至V-104。

（4）、打开V102/1.2、V103/1.2底部付溶剂温控TV503、TV504、TV103及TV105，流控线阀FV506、FV507、FV110及FV111，赶不凝气后关闭。

（5）、改好V104底部开工线流程：

V104底抽空线→P102→E104→E111→V105，并打开V103底部胶质循环线及P102出口线上的手阀赶不凝气，打开V102底抽空线赶不凝气，最后关闭P102出口阀。

（6）、打开V102/1、2紧急稀释线上的手阀，在V102底排凝处赶不凝气。

（7）、V105液位维持在40%左右，V102、V103、V104及V105静置脱水。

2）、系统收渣油

（1）、扫通燃料油、脱沥青油、重污油至罐区管线。

（2）、改好以下流程：

罐区→V101→P101→058#/2、3→H101→T102→P106→M107→E208→V101

V101→P101→058#/4、5→H102→T101→P105→E108→E109→V101

（3）、联系调度，从罐区或常减压车间收渣油。

（4）、高压瓦斯引