炼油厂实习报告2010级油气储运工程专业xxx(2)

1.3. 产品各项性能和指标

表1 —— 主要产品产量（以2011年1月份为例） 0#柴油 7000t 90#汽油 500t 93#汽油 700t 粗苯 3000t 粗蜡 300t 软麻油 800t 煤油 2000t 石蜡 600t 皂蜡 400t 沥青原料 1000t 基础油 500t 液化气 600t 表2 —— 主要产品性能指标

90#汽油 项目 质量指标GB17930—1999 厂控指标 抗爆性 研究法辛烷值（RON） ≥ 90 90 抗爆指数[（RON+MON)/2] ≥ 85 85 铅含量/g.L-1 ≤ 0.005 0.005 硫含量% ≤ 0.05 0.05 硫醇硫含量% ≤ 0.001 0.001 铜片腐蚀（50℃，3h）级 ≤ 1 1 水溶性酸或碱 无 无 机械杂质及水分 无 无 馏程 10%蒸发温度/℃ ≤ 70 70 50%蒸发温度/℃ ≤ 120 120 90%蒸发温度/℃ ≤ 190 190 蒸气压/kPa 11月1日至4月30日 ≤ 88 88 5月1日至10月31日 ≤ 74 74

93#汽油 项目 质量指标GB17930—1999 厂控指标 抗爆性 研究法辛烷值（RON） ≥ 93 93 抗爆指数[（RON+MON)/2] ≥ 88 88 铅含量/g.L-1 ≤ 0.005 0.005 硫含量% ≤ 0.05 0.05 硫醇硫含量% ≤ 0.001 0.001 铜片腐蚀（50℃，3h）级 ≤ 1 1 水溶性酸或碱 无 无 机械杂质及水分 无 无 馏程 10%蒸发温度/℃ ≤ 70 70 50%蒸发温度/℃ ≤ 120 120 90%蒸发温度/℃ ≤ 190 190 蒸气压/kPa 11月1日至4月30日 ≤ 88 88 5月1日至10月31日 ≤ 74 74 轻柴油 项目 质量指标GB252—87 厂控指标 色号 ≤ 3.5 3.5 硫含量% ≤ 0.5 0.5

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硫醇硫含量% ≤ 0.01 0.01 水份% ≤ 痕迹 1 酸度mgKOH/100ml ≤ 5 5 10%蒸余物残炭% ≤ 0.3 0.3 灰份% ≤ 0.01 0.01 铜片腐蚀（50℃，3h） ≤ 1 1 水溶性酸或碱 无 无 机械杂质 无 无 运动粘度20℃（mm2/a） 3.0—8.0 3.0—8.0 凝点℃ ≤ 0 0 闭口闪点℃ ≤ 55 55 十六烷值 ≤ 45 45 馏程 50%馏出温度℃ ≤ 300 300 90%馏出温度℃ ≤ 355 355 95%馏出温度℃ ≤ 365 365 200#溶剂油 项目 质量指标SH0112—92 厂控指标 外观 无色透明 无色透明 密度（20℃）kg/m3 ≤ 790 芳香烃含量% ≤ 15 闪点（闭口）℃ ≥ 33 33 腐蚀 合格 合格 机械杂质及水分 无 馏程 初馏点℃ ≥ 140 140 98%馏出温度℃ ≤ 200 200 煤油 项目 质量指标GB253—81 厂控指标 密度kg/m3 ≤ 840 燃烧性（点试验） 合格 无烟火焰高度mm ≥ 30 闭口闪点℃ ≥ 40 40 浊点℃ ≤ -15 10%馏出温度℃ ≤ 205 200 干点℃ ≤ 300 280 硫含量% ≤ 0.04 机械杂质及水分 无 硫醇性硫含量 亚铝酸钠试验 ≥ 0.001 （博士试验） 通过 通过 色度（号） ≤ 1 1 铜片腐蚀级（100℃，2h） ≤ 1 直馏汽油

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项目 干点℃ ≤ 残留量% ≤ 残留量及损失 ≤ 诱导期min ≥ 硫含量%（m/m） ≤ 腐蚀 水溶性酸或碱 机械杂质及水分 实际胶质mg/100ml ≤ 馏程 10%馏出温度℃ ≤ 50%馏出温度℃ ≤ 90%馏出温度℃ ≤ 质量指标SH0112—92 205 1.5 4.5 480 0.15 合格 无 无 5 79 145 195 厂控指标 合格 无 无

蜡油 质量指标 常四线 减一线 减二线 减三线 减四线 馏程℃ 2%—97% 300 ~ 430 300 ~ 420 370 ~ 450 420 ~ 510 粘度m2m/s ≦7（50℃） ≦7（50℃） ≦13（50℃） ≦7（100℃） ≦9（100℃） 比色ISO ≧2.5 ≧1.5 ≧2.5 ≧3.5 ≧4.0 闪点℃ ≦190 ≦190 ≦220 ≦230 ≦240 第二章 化工技术部分

2.1 生产方法的选择

原油加工方案的确定取决于诸多因素，例如市场需求、经济效益、投资力度和原油的特性等。理论上可以用任何一种原油生产出各种所需的石油产品。但从最经济效益这一方面考虑，主要是从减少加工费用和获得最大市场收益两方面考虑。减少加工费用，这是选择合适于原有特性的加工方案，在此基础上根据市场的时刻变化进行局部的调整则可有益于朝向最大经济效益方面的发展。

原油加工方案可以分为三种基础类型：1、燃料型，2、燃料—润滑油型，3、燃料—化工型。根据田东炼油厂的产品和车间构成，可以基本判断，其属于燃料—润滑油型。工厂始建于1978年，当时的主要原料应以自产原油和国内原油为原料。其原油类型与大庆油田原油类似，属于石蜡基。以大庆原油为例，其主要特点是含蜡量高、凝点高、沥青质含量低、重金属和硫含量低。减压馏分的润滑油潜含量（烷烃+环烷烃+轻芳烃）高，粘度指数可达90~120，是合成润滑油的良好原料。

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（图2 加工方案：燃料—润滑油型）

2.2. 生产方法及工艺流程叙述 2.2.1. 常减压车间：

原油 → 初馏塔 → 常压塔 → 汽提塔 减压塔 → 汽提塔 1 原油的预处理

原油中含水会造成塔内气相线速度过高，同时增加加热和冷凝符合，一方面增加了能耗，一方面是操作不稳定，甚至会引起塔内超压和冲塔事件。而原油中含盐除了会腐蚀设备和生成盐垢，影响传热和安全性能以外，还会使重油、渣油中的重金属含量高，加剧污染二次加工催化剂，影响二次加工产品的质量。所以原油的充分脱盐脱水十分重要。本厂采用电化学脱盐法。在高压和破乳剂的共同作用下，使水微滴的外层乳化膜破坏而形成大水滴沉淀。

（图3 高压电场中水滴的偶极集聚）

2 汽化段数的确定

原油采用几段气化，应根据原油性质、产品方案和处理量的确定。和大多数炼油厂一样，田东炼油厂采用三段气化流程，即包括初馏（预气化）、常压蒸馏、减压蒸馏。常压塔可分馏

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出汽油、煤油、轻柴油、重油等组分。但如果只使用常压塔会有很多的局限性。一方面润滑油馏分分离不出，另一方面当轻组分含量和水分含量较高时，系统压降大、塔的操作不稳定，所以需要减压塔和预气化塔（初馏塔）。初馏塔的存在，能够有效的减少常压塔的负荷、减少进入常压塔的水分和盐类，改善产品质量和减少汽油的损失。在大处理量的情况之下，都会设置初馏塔。常压下，要提高塔的拔出率，需要更高的汽化温度，但这会导致油品的分离，所以第三段塔要在减压下蒸馏。

3 工艺流程叙述

由装置外来的40°C原油经原油泵加压后四路经换01/1,2管（原油与初顶油气换热器）、

换01/3,4管（原油与常顶油气换热器）、换1/1,2管（原油与减一线油（Ⅱ）换热器）、换2/1管（原油与常四线油（Ⅱ）换热器）、换2/2管（原油与常一线油换热器）、容8电脱盐缸、换3/1,2,3壳（原油与常二线油换热器）换热至120°C进行电脱盐脱水。

原油经电脱盐脱水后经换4/1,2,3壳（原油与渣油（Ⅲ）换热器），换5管（原油与减二线油（Ⅱ）换热器）后分二路：一路经换6/1,2管（原油与减一线油（Ⅰ）换热器）、换7/1,2管；（原油与渣油（Ⅱ）换热器）第二路经换8管（原油与减三线油（Ⅱ）换热器）、换9/1壳（原油与常三线油换热器）、换9/2壳（原油与常二中油（Ⅱ）换热器），加热至200°C与第一路混合进初馏塔。

常顶油气经换01/3,4，冷2/1,2冷凝冷却器后去容4，切水后由泵23,24抽出分两路：一路返回常压塔，另一路出装置。

常一线油由常压塔抽出进常二线汽提塔，油气从塔顶返回常压塔，常一线油由9.10从塔底抽出经换2/2（壳），经冷3冷却后出装置。

常二线油由常压塔抽出进常二线汽提塔，油气从塔顶返回常压塔，常二线油由泵15.16从塔底抽出经换3/1,2,3（管）后一路经冷3冷却后出装置，另一路返回常压塔。

常三线油由常压塔抽出进常三线汽提塔，油气从塔顶返回常压塔，常三线油由17.16从塔底抽出经换9/1（管）后经冷5冷却后出装置。

常二中油由13/1,2泵从常压塔抽出经换12/1、换9/2返回常压塔。

常四线油由常压塔抽出进常四线汽提塔，油气从塔顶返回常压塔，常四线油由泵14.13/2从塔底抽出经换12/2（管）后经换2/1（壳）冷5/2冷却后出装置，另一路返回减顶回流管线。

常低油由泵3.4抽出经减压炉加热至400℃进减压塔。或直接经减渣换热流程，经冷却水箱（冷13）冷却后出装置（不开减压装置时）。

减顶油气被抽真空系统抽出，经冷6，冷,7，冷8，冷凝冷却后冷凝油由减顶油泵（（泵27.28）经常二或常三管线或污油管线送出装置。

减一线油由减压塔抽出进减一线汽提塔，油气从塔顶返回减压塔，减一线油由泵20.19从汽提塔塔底抽出经换6/1,2（壳）换1/1,2（壳）冷10冷却后， 一路返回减压塔顶，另一路出装置。

减二线油由减压塔抽出进减二线汽提塔，油气从塔顶返回减压塔，减二线油由泵

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