第三节原油蒸馏工艺流程原

第三节原油蒸馏工艺流程
一、原油蒸馏工艺流程的类型
原油蒸馏工艺流程，就是用于原油蒸馏生产的炉、塔、泵、换热设备、工艺管线及控制仪表等按原料生产的流向和加工技术要求的内在联系而形成的有机组合。

将此种内在的联系用简单的示意图表达出来，即成为原油蒸馏的流程图。

现以目前燃料一润滑油型炼油厂应用最为广泛的初馏一常压一减压三段汽化式为例，对原油蒸馏的工艺流程加以说明，装置的工艺原则流程如图2.3.1所示。

图2.3.1 三段汽化的常减压蒸馏原理工艺流程图
经过严格脱盐脱水的原油换热到230－240℃，进入初馏塔，从初馏塔塔顶分出轻汽油或催化重整原料油，其中一部分返回塔顶作顶回流。

初馏塔侧线不出产品，但可抽出组成与重汽油馏分相似的馏分，经换热后，一部分打入常压塔中段回流入口处（常压塔侧一线、侧二线之间），这样，可以减轻常压炉和常压塔的负荷；另一部分则送回初馏塔作循环回流。

初馏塔底油称作拔头原油（初底油）经一系列换热后，再经常压炉加热到360－370℃进入常压塔，它是原油的主分馏塔，在塔顶冷回流和中段循环回流作用下，从汽化段至塔顶温度逐渐降低，组分越来越轻，塔顶蒸出汽油。

常压塔通常开3－5根侧线，煤油（喷汽燃料与灯煤）、轻柴油、重柴油和变压器原料油等组分则呈液相按轻重依次馏出，这些侧线馏分经汽提塔汽提出轻组分后，经泵抽出，与原油换热，回收一部分热量后经冷却到一定温度才送出装置。

常压塔底重油又称常压渣油，用泵抽出送至减压炉，加热至400℃左右进入减压塔。

塔顶分出不凝气和水蒸气，进入冷凝器。

经冷凝冷却后，用二至三级蒸气抽空器抽出不凝气，维持塔内残压 0.027－0.1MPa，以利于馏分油充分蒸出。

减压塔一般设有 4－5根侧线和对应的汽提塔。

经汽提后与原油换热并冷却到适当温度送出装置。

减压塔底油又称减压渣油，经泵升压后送出与原油换热回收热量，再经适当冷却后送出装置。

润滑油型减压塔在塔底吹入过热蒸汽汽提，对侧线馏出油也设置汽提塔，因为塔内有水蒸气而称为湿式操作。

对塔底不吹过热蒸汽、侧线油也不设汽提塔的燃料型减压塔，因塔内无水蒸气而称为干式操作。

它的优点是降低能耗和减少含油污水量，它的缺点是失去了水蒸气汽提降低油气分压的作用，对减少减压渣油＜500℃馏分含量和提高拔出率不利，对这一点
即使采用提高塔顶真空度和以全填料层取代塔盘降低全塔压降也难以完全弥补，所以还要保留一些蒸汽。

近年来有些炼油厂对燃料型减压塔采用微湿汽提的操作方式，即在减压加热炉入口注入一些过热蒸汽，以提高油在炉管内的流速，对粘度大、残炭值高的原油可起到提高传热效率、防止炉管结焦、延长操作周期的作用，在塔底也吹入少量过热蒸汽，有助于渣油中轻组分的挥发，将渣油中＜500℃含量降到5％以下。

炉管注汽和塔底吹汽两者总和不超过1％，此量大大低于常规的塔底 2％－3％的汽提量。

2. 汽化段数
原油蒸馏过程中，在一个塔的进口段要经历一次汽化过程（实际为闪蒸过程，只是一次汽化的近似过程）。

原油经过加热汽化的次数，称为汽化段数。

实际上，有几个塔，就称之为几段汽化。

汽化段数一般取决于原油性质、产品方案和处理量等。

原油蒸馏装置汽化段数可分为以下几种类型：
①一段汽化式：常压。

②二段汽化式：初馏（闪蒸）一常压；常压一减压。

③三段汽化式：初馏一常压一减压；常压—一级减压一二级减压。

④四段汽化式：初馏一常压—一级减压一二级减压。

一段汽化式和初馏（闪蒸）一常压二段汽化式主要适用于中、小型炼油厂，只生产轻、重燃料或较为单一的化工原料。

常压一减压二段汽化式和初馏一常压一减压三段汽化式主要用于大型炼油厂的燃料型、燃料一润滑油型和燃料一化工型。

常压—一级减压一二级减压三段汽化式和初馏一常压—一级减压一二级减压四段汽化式用于燃料一润滑油型和较重质的原油，以提高拔出深度或制取高粘度润滑油料。

原油蒸馏中，最常见的是初馏一常压一减压三段汽化型式。

四、原油蒸馏过程中防腐措施
随着采油技术的不断进步，我国原油产量稳步增长，尤其是重质原油产量增长较快，使炼厂加工的原油种类日趋复杂、性质变差、含硫量和酸值都有所提高。

此外，我国加工进口原油的数量也逐年增加，其中含硫量高的中东原油必须采取相应对策防止设备腐蚀。

另外，原油中含有的环烷酸也是引起设备腐蚀的重要原因。

一般可从原油的盐、硫、氮含量和酸值的大小来判断加工过程对设备造成腐蚀的轻重，通常认为含硫量＞0.5％、酸值＞0.5mgKOH／g、总氮＞0.1％和盐未脱到5mg／L以下的原油，在加工过程中会对设备和管线造成严重腐蚀。

腐蚀部位一般在初馏塔和常压塔顶挥发线和塔顶冷凝器以及回流罐。

为此，必须采用一定的防腐措施。

1. 腐蚀的原因
1）低温部位HCl—H2S—H2O型腐蚀
脱盐不彻底的原油中残存的氯盐，在120℃以上发生水解生成HCl，加工含硫原油时塔内有H2S，当HCl和H2S为气体状态时只有轻微的腐蚀性，一旦进入有液体水存在的塔顶冷凝区，不仅因HCl生成盐酸会引起设备腐蚀，而且形成了HCl—H2S—H2O的介质体系，由于HCl和H2S相互促进构成的循环腐蚀会引起更严重的腐蚀，反应式如下：
Fe＋2HCl―→FeC12＋H2
Fe＋H2S―→FeS＋H2
Fe＋2HCl―→FeC12＋H2S
这种腐蚀多发生在初馏塔、常压塔顶部和塔顶冷凝冷却系统的低温部位。

2）高温部位硫腐蚀
原油中的硫可按对金属作用的不同分为活性硫化物和非活性硫化物。

非活性硫在160℃开始分解，生成活性硫化物，在达到300℃以上时分解尤为迅速。

高温硫腐蚀从250℃左右开始，随着温度升高而加剧，最严重腐蚀在340－430℃。

活性硫化物的含量越多，腐蚀就越严重。

反应式如下：
Fe＋S―→FeS
Fe＋H2S―→FeS＋H2
RCH2SH＋Fe―→FeS＋RCH3
高温硫腐蚀常发生在常压炉出口炉管及转油线、常压塔进料部位上下塔盘、减压炉至减压塔的转油线、进料段塔壁与内部构件等，腐蚀程度不仅与温度、含硫量、均S浓度有关，而且与介质的流速和流动状态有关，介质的流速越高，金属表面上由腐蚀产物FeS形成的保护膜越容易被冲刷而脱落，因界面不断被更新，金属的腐蚀也就进一步加剧，称为冲蚀。

3）高温部位环烷酸腐蚀
原油中所含的有机酸主要是环烷酸。

我国辽河、新疆、大港原油中的有机酸有95％以上是环烷酸，胜利原油中的有机酸40％是环烷酸。

环烷酸的相对分子质量为180－350，它们集中于常压馏分油（相当于柴油）和减压馏分油中，在轻馏分和渣油中的含量很少。

环烷酸的沸点有两个温度区间：230－300℃及330－400℃，在第一个温度区间内，环烷酸与铁作用，使金属被腐蚀：
2C n H2n-1COOH＋Fe―→Fe（C n H2n-1COO）2＋H2
在第二个温度区间，环烷酸与高温硫腐蚀所形成的FeS作用，使金属进一步遭到腐蚀，生成的环烷酸铁可溶于油被带走，游离出的H2S又与无保护膜的金属表面再起反应，反应不断进行而加剧设备腐蚀。

2C n H2n-1COOH＋Fe―→Fe（C n H2n-1COO）2＋H2S
Fe＋H2S―→ FeS＋H2
环烷酸严重腐蚀部位大都发生在塔的进料段壳体、转油线和加热炉出口炉管等处，尤其是气液流速非常高的减压塔汽化段。

因为这些部位受到油气的冲刷最为激烈，使金属表面的腐蚀产物硫化亚铁和环烷酸铁不能形成保护膜，露出的新表面又不断被腐蚀和冲蚀，形成恶性循环。

所以在加工既含硫又含酸的原油时，腐蚀尤为剧烈，应该尽量避免含硫原油与含酸原油的混炼。

2. 防腐蚀措施
1）“一脱四注”
“一脱四注”是行之有效的工艺防腐措施，也是国内外炼厂长期普遍采用的办法。

“一脱”是指原油脱盐，原油中少量的盐，水解产生氯化氢气体，形成HCl—H2S—H2O腐蚀介质，造成常压塔顶塔盘、冷凝系统的腐蚀。

原油脱盐后，减少原油加工过程中氯化氢的生成量，可以减轻腐蚀。

工艺上采用原油预处理，脱盐脱水的办法，祥见本章第二节。

四“注”即注碱（原油注碱性水）、注氨（塔顶馏出线注氨）、注碱性水（塔顶馏出线注碱性水）、注缓蚀剂（塔顶馏出线注缓蚀剂）。

2）“一脱三注”
目前普遍采取的工艺防腐措施是：“一脱三注”。

实践证明，这一防腐措施基本消除了氯化氢的产生，抑制了对常减压蒸馏馏出系统的腐蚀。

“一脱三注”较之于“一脱四注”是停止向原油中注碱。

①原油电脱盐脱水
充分脱除原油中氯化物盐类，减少水解后产生的HCl，是控制三塔塔顶及冷凝冷却系统Cl-1腐蚀的关键。

②塔顶馏出线注氨
原油注碱后，系统腐蚀程度可大大减轻，但是硫化氢和残余氯化氢仍会引起严重腐蚀。

因此，可采用注氨中和这些酸性物质，进一步抑制腐蚀。

注入位置应在水的露点以前，这样，氨与氯化氢气体充分混合才有理想的效果，生成的氯化铰被水洗后带出冷凝系统。

注入量按冷凝水的pH值来控制，维持pH在7－9。

③塔顶馏出线注缓蚀剂
缓蚀剂是一种表面活性剂，分子内部既有S、N、O等强极性基团，又有烃类结构基团，极性基团一端吸附在金属表面上，另一端烃类基团与油介质之间形成一道屏障，将金属和腐蚀性水相隔离开，从而保护了金属表面，使金属不受腐蚀。

将侧剂配成溶液，注入到塔顶管线的注氨点之后，保护冷凝冷却系统，也可注入塔顶回流管线内，以防止塔顶部腐蚀。

④塔顶馏出线注碱性水
注氨时会生成氯化按沉积既影响传热效果又会造成垢下腐蚀，因氯化铰在水中的溶解度很大，故可用连续注水的办法洗去。

过去在原油脱盐后，注入纯碱（Na CO3）或烧碱（NaOH）溶液，这样可以起到三方面的作用：
·能使部分原油中残留的容易水解的氯化镁等变成不易水解的氯化钠；
·将已水解（部分不可避免的盐类）生成的氯化氢中和；
·在碱性条件下，也能中和油中环烷酸和部分硫化物，减轻高温重油部位的腐蚀。

但注碱也带来一些不利因素，对后续的二次加工过程有不利影响，如 Na+会造成裂化催化剂中毒，使延迟焦化装置的炉管结焦、焦炭灰分增加、换热器壁结垢等。

在加工环烷酸含量高的原油时还发现环烷酸是一种很好的清净剂，在一定条件下它可以破坏碳膜和FeS膜，使金属表面失去保护而加剧腐蚀。

所以近年来在深度电脱盐的前提下，调整好注氨、注缓蚀剂量，停止向原油中注碱，也能控制塔顶低温部位腐蚀；所以已将“一脱四注”改为“一脱三注”。

原油深度电脱盐、向塔顶馏出线注氨、注缓蚀剂和注碱性水是行之有效的低温轻油部位的防腐措施。

对于高温部位的抗硫腐蚀和抗环烷酸腐蚀，则须依靠合理的材质选择和结构设计加以解决。

四、原油蒸馏过程的技术进步
1. 原油蒸馏中轻烃的回收
近年来，随着国内原油市场的变化和国内与国际原油价格的接轨，国内各主要炼油厂加工中东油的比例越来越高。

中东原油一般都具有硫含量高、轻油收率和总拔较高的特点，尤其是中东轻质原油，如伊朗轻油和沙特轻油的硫含量一般在1.5％以上，350℃前馏分含量在50％左右，C5以下的轻烃含量达2％－3％。

从常压蒸馏中所得到的轻烃组成看，其中C1、Ｃ２占20％左右，C3、C4占60％左右，而且都以饱和烃为主。

国产原油几乎不含C5以下的轻烃，这样就给常减压装置带来一个新的技术问题——轻烃回收问题。

大量轻烃如果不加以回收，只作为低压瓦斯供加热炉作燃料，不仅在经济上不合理，而且大量的低压瓦斯在炼油厂利用起来也比较困难。

在加工中东含硫原油时，如果轻烃没有很好的回收设施，会造成常压蒸馏塔压力的波动，影响正常操作。

回收轻烃不仅是资源合理利用的需要，也是加工含硫原油实际生产操作的要求。

只有处理好轻烃回收和含硫轻烃回收问题，才能提高炼油厂的综合效益。

因此对新建的以加工中东原油为主的炼油厂，应该考虑单独建立轻烃回收系统。

对掺炼进口原油的老厂，在没有单独设置回收系统时，常借助于催化裂化的富余能力，可采用两种方法：1）常减压与催化裂化联合回收轻烃
常减压与催化裂化联合回收轻烃的方法，最大的优点在于常减压装置不再增加新的设备。

虽然常压塔顶压力高了一点，但各测线馏分油质量还能达到要求，操作也比较稳定，所以，这种轻烃回收方法得到应用。

采用与催化裂化联合回收轻烃，如若在常减压装置增加一台轻烃压缩机，把常压部分的低压轻烃经压缩机增压后，再送往催化裂化装置回收轻烃，这就可以把常压塔的操作压力控制得更低，有利于提高常压塔的分馏效果。

2）提压操作回收轻烃
提压操作回收轻烃，首先是提压操作，然后才是回收轻烃。

提压操作对常压分馏来说是不适宜的。

要实现提压操作，只有在初馏塔实行。

提高初馏塔操作压力，使C3、C4轻烃，在较高的压力和较低的温度下被汽油馏分充分吸收，把吸收有C3、C4轻烃的汽油馏分送到脱丁烷塔，轻烃和汽油馏分得到分离。

轻烃可以通过催化裂化气压机压缩，在吸收稳定系统得到回收。

常压塔顶二级冷凝油中，也存在轻烃，也通过脱了烷塔来回收轻烃。

我国在800万吨／年常减压装置已成功地采用提压操作的方法回收轻烃。

提压操作回收轻烃，选用初馏塔——闪蒸塔——常压塔组成的三塔工艺流程不仅比较合理，而且也完全可行。

不同的轻烃回收方法，各有特点。

2. 低温位热的回收利用
常减压蒸馏装置的能耗占炼油装置的8％－10％，其燃料消耗约相当中加工原油量的1％－2％，为全厂消耗自用燃料量最大的生产装置。

国内常减压蒸馏装置的热回收率一般为60％，一些经过最优化设计的蒸馏装置热回收率可达到80％左右。

目前国内常减压蒸馏装置进一步提高热回收率的关键在于如何解决好低温位热源的利用问题。

常减压蒸馏装置低温热源来自两个方面，一个来自于高温位热源经过多次换热温度逐渐降低，最终变成了低温位热源；另外一个是低温位热源直接来自轻质油，轻质油从塔内馏出的温度不高，它本来就是低温位热源。

低温位热的回收，可以从两个方面入手：首先是选用适宜的工艺流程，采用先进的换热网络技术；其次是更新换热设备，用高效换热器提高传热效果。

1）原油分多段换热，充分利用低温位热源
含硫原油中轻组分多，在常减压蒸馏过程中会产生比较多的低温位热，回收利用这部分低温位热难度较大。

在加工国产原油的时候，因为轻组分油少，初馏塔和闪蒸塔的作用不突出，加工合硫原油初馏塔和闪蒸塔的作用显得尤为重要。

初馏塔和闪蒸塔既有单独与常压塔匹配的工艺流程，也有一起与常压塔匹配的工艺，甚至有两个闪蒸塔与常压塔匹配的工艺。

不论是何种工况，都是从有利于加工含硫原油出发，既要实现装置原油加工能力的最大化，又要使加热炉负荷，尤其是常压炉负荷不会大幅度增加。

利用好低温位热源预热原油，最大限度地使轻组分在较低的原油预热温度下从中分离。

含硫原油，无须从加热炉获取热量，而是通过与低温位热源换热。

原油换热到150－250℃，经过初馏塔、闪蒸塔就可以得到分离。

分离出轻组分后的拔头原油，可以进一步与中低温位热源进行换热，原油的多段换热就有了实际意义。

含硫原油经过初馏和闪蒸，进常压炉拔头油的量比进装置的原油量少16％左右。

而加工国产原油时，初馏塔或闪蒸塔的拔出率只有3％－6％。

尽管加工会硫原油时低温位热多，但
是由于原油的多段换热，充分发挥初馏塔和闪蒸塔的作用，做到轻组分在低温下充分汽化分离，低温位热得到有效回收利用，原油经换热，进常压炉的温度与加工国产原油时相当，一般也可达到294℃左右。

2）利用窄点技术，优化换热网络
窄点换热技术的显著特点是与原油换热的热源每经过一次热交换，它的温度降幅比较小，相应地原油温升也比较小。

常减压蒸馏得到的各种馏分从塔内馏出时，具有不同的温位。

按照窄点技术，每一热馏分油要分几个温度段与原油等冷介质进行热交换。

热源和冷源都被分割成众多的温度段，换热网络的优化就有了数量上的保证。

过去传统的换热方式，原油每经过一次换热，温升幅度大，热源经换热温降幅度也大，热交换次数少，换热网络的优化比较困难。

加工中东含硫原油，低温位热量多，高温位热量不足。

换热流程采用窄点技术设计，有利于换热网络的优化，提高低温位热的回收利用率。

国内某厂加工中东含硫原油，温降幅度小于50℃的占65％－85％，温降幅度超过100℃的仅为3％－4％。

3. 减压深拔技术
在减压拔出率上，国内与国外相比，存在一定差距。

国内减压渣油实沸点切割温度多数在520－540℃，而国外已将减压渣油的切割点设在565℃，有的甚至设在600℃以上。

减压深拔技术主要有：
①提高常压塔拔出率。

②采用全填料减压塔。

减压塔能否深拔，从根本意义上来说，取决于减压塔闪蒸段的真空度和温度。

美国的Koch－Glish公司的GemPak填料已用于十几座润滑油型减压塔，其中塔径最大的达到12.5m。

Sulzer公司的Mellapak填料也已在数十座减压塔中使用，最大润滑油型减压塔塔径9m。

填料技术在不断改进，新的更高效的填料又将问世，Sulzer公司在改进其Mellapak 填料的基础上又研制了新一代规整填料Mellapakplus。

与传统规整填料相比，新填料可提高20％－30％处理量。

③控制减压塔底油温度。

4. 干式减压蒸馏
1）干式减压蒸馏的概念
传统的减压塔使用塔底水蒸气汽提，并且在加热炉管中注入水蒸气，其目的是在最高允许温度和汽化段能达到的真空度的限制条件下尽可能地提高减压塔的拔出率。

通常，当减压塔顶残压约8kPa时，水蒸气用量约为5kg/t进料，而在塔顶残压约13.3kPa时则达约20kg/t 进料。

减压塔中使用水蒸气虽然起到提高拔出率的作用，但是也带来一些不利的结果，主要的有：
①消耗蒸汽量大。

②塔内气相负荷增大。

塔内水蒸气在质量上虽只占塔进料的1％～3％。

但对气相负荷（按体积流量计）却影响很大，因为水蒸气的相对分子质量比减压瓦斯油的平均相对分子质量小得多。

例如以拔出率为35％（质量分数）（对进料）、减压瓦斯油相对分子质量为350计算，则当水蒸气量为进料量质量分数的1％时，在气相负荷中，水蒸气的份额约占三分之一。

③增大塔顶冷凝器负荷。

④含油污水量增大。

如果能够提高减压塔顶的真空度，并且降低塔内的压力降，则有可能在不使用汽提蒸汽
的条件下也可以获得提高减压拔出率的同样效果。

这种不依赖注入水蒸气以降低油汽分压的减压蒸馏方式称为干式减压蒸馏，而传统使用水蒸气的方式则称为湿式减压蒸馏。

近年来，干式减压蒸馏技术已有很大发展，在燃料型减压蒸馏方面已有取代湿式减压蒸馏的趋势。

2）实现干式减压蒸馏的技术措施
实现干式减压蒸馏主要是采取了以下的技术措施。

①使用三级抽真空以提高减压塔顶的真空度
在前面已提到减压塔所能达到的真空度受到水温的限制。

当塔顶冷凝器内的水温为20℃时，理论上的极限真空度约2.4kPa，而实际生产中在使用两级抽真空时，减压塔顶的残压一般在8.0kPa以上，为了把塔顶残压降至1.3～2.7kPa，有必要采用增压泵，而干式减压蒸馏不使用汽提蒸汽，给使用增压泵也创造了条件。

通常是在减压塔顶使用增压泵，并在中间冷凝器之后再用两级抽真空。

这样的抽真空系统有可能将减压塔顶的残压降至0.7kPa左右，但从优选条件的计算结果来看，塔顶残压在1.2～2.7kPa时的经济效益为最佳。

干式减压蒸馏完全可以用机械真空泵来代替蒸汽喷射器。

据报导，国外已有不少大型炼厂的减压蒸馏装置采用了液环式机械泵，与采用蒸汽喷射器相比，具有数率高、能耗低的优点，取得良好经济效益。

但蒸汽喷射器具有无机械传动部件、操作可靠和一次投资少的优点，因此在设计时应作综合考虑和比较。

目前，国内的机械真空泵如何进一步提高效率、提高操作的可靠性、稳定性等问题还有待于研究。

②降低从汽化段至塔顶的压降
不用或少用水蒸气汽提本身就有利于减小塔内的压力降，但仅靠此还是不够的，还需选用高效、低压降的塔板。

近年来，在干式减压塔内广泛采用新型填料部分地或全部地代替塔板。

这些填料不仅具有气一液接触效率高的优点，而且压降小。

近年使用较多的填料有阶梯环、英特洛克斯（矩鞍环）、扁环、共轭环等乱堆填料和栅格（格里希）、GEMPAK、MELLAPAK 等规则填料。

在一个减压塔里也可以根据需要，在不同的塔段使用不同型式的填料，也可以在部分塔段使用低压降塔板以减少投资。

对于燃料型减压塔，塔的上部实质上是冷凝段，因此，填料层的高度主要是根据传热需要来确定的。

可根据有关的具体公式计算。

③降低减压炉出口至减压塔入口间的压力降
由于减压炉内不再注入水蒸气，故在炉出口处应维持较高的真空度以保证常压重油在炉出口处有足够的汽化率，否则，即使减压塔汽化段的温度、压力条件具备达到要求的汽化率的可能性，也会由于减压炉供应的热量不足而不能达到要求的汽化率。

降低减压炉出口处压力的办法是采用低速转油线以减小从炉出口至减压塔的压力降。

关于低速转油线的问题在前面已有论述。

④没洗涤和喷淋段
除了在汽化段上方设洗涤段以减少携带的杂质外，在采用填料时，在填料层的上方应设有适当设计的液体分配器，其作用是将回流液体均匀地喷淋到填料层以保证填料表面的有效利用率。

3）使用干式减压蒸馏的效益
根据一些原油蒸馏装置技术改造的情况，将湿式减压蒸馏改造成干式减压蒸馏时，一般都能获得以下的效益：提高拔出率或提高处理量，降低能耗，降低加热油料的最高温度，使产品质量有所改善而不凝气量有所减小，减少含油污水量等。

表2.3.1 干式、湿式减压蒸馏比较。