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本次设立安全评价的范围包括:
(1)10套新建生产装置(55000Nm3/h制氢装置、200×104t/a重油加氢装置、200×104t/a催化裂化(Ⅲ)装置、50×104t/a气体分馏(Ⅲ)装置、双脱(Ⅲ)装置、220×104t/a柴油加氢(Ⅳ)装置、100×104t/a催化重整装置、4×104t/a硫磺回收(Ⅰ)装置、200t/h溶剂再生(Ⅳ)装置、150t/h酸性水汽提(Ⅲ)装置),1套异地改造装置 (500×104t/a常减压蒸馏(Ⅱ));
(2)配套的储运系统(新建和改造罐区、液态烃公路装车设施、铁路装车设施、油气回收设施等)
(3)公用工程和辅助设施(给排水系统、供热系统、供电系统、火炬等)。
2.2.5.1 总工艺流程简介
(1)原油加工
800×104t/a原油自原油罐区泵送入现有350×104t/a常减压蒸馏(Ⅰ)装置和异地改造的500×104t/a常减压蒸馏(Ⅱ)装置进行分馏,分出直馏石脑油、直馏煤/柴油、直馏蜡油和减压渣油等馏分再送往下游装置进行二次加工处理。其中,常减压蒸馏(Ⅰ)装置加工原油300×104t/a,常减压蒸馏(Ⅱ)装置加工原油500×104t/a。
(2)重油加工
常减压蒸馏(Ⅱ)深拔后的减压渣油大部分作延迟焦化装置的原料,其余作新建200×104t/a重油加氢装置的原料;减压重蜡油(540-580℃)馏分22.81×104t/a作重油加氢装置的原料。
常减压蒸馏(Ⅰ)装置和常减压蒸馏(Ⅱ)装置的直馏蜡油大部分作加氢装置的原料,其余作重油加氢装置的原料。焦化蜡油进蜡油加氢装置进行处理。蜡油加氢装置的精制蜡油和重油加氢装置的精制重油作三套催化裂化装置的原料,催化裂化油浆反回重油加氢装置。
(3)柴油馏分加工及生产
两套常减压蒸馏装置共产直馏煤油馏分小部分作烷基苯料外售,剩余作直馏柴油馏分送新建的220×104t/a柴油加氢(Ⅳ)装置与焦化汽油混合加氢,生产柴油产品。焦化柴油与三套催化裂化的催化柴油进现有的柴油加氢(Ⅲ)装置进行精制,精制后的混合焦化/催化柴油与部分加氢直馏柴油调合后为普通轻柴油。
(4)石脑油加工及汽油生产
焦化石脑油送柴油加氢(Ⅳ)装置与柴油进行混合加氢,在分馏塔顶得到的粗石脑油送轻烃回收装置。
常减压蒸馏(Ⅰ、Ⅱ)装置的粗石脑油、重油加氢装置的粗石脑油、柴油加氢(Ⅲ、Ⅳ)装置的粗石脑油,集中到500×104t/a常减压蒸馏(Ⅱ)装置内新建的轻烃回收单元进行稳定处理,回收液化气。稳定后的石脑油约进新建100×104t/a催化重整装置内进行加工。
在催化重整装置内,119.72×104t/a石脑油先经过全馏分加氢精制,再分馏拔头。拔头油19.21×104t/a作汽油调合组分,精制重石脑油99.95×104t/a作连续重整单元的原料生产重整生成油。重油生成油再经过分馏,得到戊烷、C6馏分、C7馏分、混合二甲苯和重芳烃等馏分。其中C6馏分送苯抽提单元,萃取得到苯和抽余油,苯为10×104t/a苯乙烯装置提供原料,抽余油作汽油调合组分和化工轻油外售;混合二甲苯作商品外售;其余戊烷、C7馏分和重芳烃混合后作汽油调合组分。
三套催化的催化汽油分别为52.80×104t/a、15.72×104t/a和67.43×104t/a,合计135.95×104t/a,分别进行脱硫醇处理后作汽油调合组分。
(5)氢气系统
100×104t/a催化重整装置产含氢气体8.98×104t/a(其中含纯氢3.81×104t/a,氢纯度93V%),折合约58230Nm3/h。其中2.49×104t/a为柴油加氢(Ⅳ)装置提供氢气,剩余6.49×104t/a(折合约42084Nm3/h)重整氢与重油/柴油加氢脱硫低
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含硫原油加工适应性改造及油品质量升级工程 设立安全评价报告
1085人参与 |分类: 安全预评价|时间: 2021年04月07日
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