惠州1200万吨炼油厂座落在广东省惠州市大亚湾石化工业区,原油加工

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惠州1200万吨炼油厂座落在广东省惠州市大亚湾石化工业区，原油加工规模为1200万吨/年

(8400h/a)渤海高含酸重质原油，包括16套生产装置及配套的储运、公用工程和辅助设施。16套生产装置见下表：

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 装置名称 常减压蒸馏装置 催化裂化装置 气体分馏装置 烷基化装置 MTBE 高压加氢裂化装置 中压加氢裂化装置 汽柴油加氢装置 制氢装置 催化重整装置 芳烃联合装置 延迟焦化装置 脱硫联合装置

建设规模，万吨/年

1200 120 30 16 6 400 360 200 15 200 84 420

气体、液化气脱硫脱硫

醇 6 1

工艺技术路线 闪蒸+常压+减压 MIP工艺 三塔流程 混相反应+催化蒸馏 STRATCO 一次通过 两剂串联流程 炉前混氢 水蒸汽转化 超低压连续重整 TransPlus/Eluxyl

两炉四塔 胺吸收/纤维膜/无碱脱臭

双塔加压汽提 Claus+HCR 干法

技术来源 SEI RIPP/SEI SEI SEI DUPONT SHELL RIPP/SEI SEI Uhde Uop AXENS/RIPP

FW SEI/Merichem/石油大

学 SEI SINI MONSANTO 酸性水汽提联合装置 150/150t/h两个系列

硫回收装置 废水再生装置

其中常减压蒸馏、催化裂化、高压加氢裂化、中压加氢裂化、汽柴油加氢、制氢、催化重整、延迟焦化为主要生产装置。

以蓬莱、渤海海上石油及部分进口中东原油为原料.蓬莱渤海原油属于低硫重质原油,类别为低硫环烷中间基；原油酸值高、油质重及中海油产业发展规划，惠州炼油定型为燃料—化工型的炼化企业；产成品质量要求高，全部为欧Ⅲ及欧Ⅲ以上标准，产品质量和原油性质及企业规模，惠州炼油择定了大型常减压（1200万T/a）+常规催化裂化+大型焦化(420万T/a)+大型加H2裂化（400+360万T/a）+大型催化重整(200万T /a)+大型芳烃（100T万/a)为主要生产装置的加工工艺技术路线（异于海南炼化)；具有大型化联合型装置部局；密集型集散分布控制；有毒有害易燃易爆安全环保要求苛刻等产业特点。

a）常减压蒸馏装置 ：

装置设计规模为 1200 万吨/年，原油为渤海高含酸重质原油。

原油罐（40℃）—原油泵—4路脱前换热（139℃）—电脱盐→4路脱后换热—闪蒸塔顶油气→常压塔→减压塔的工艺路线。

电脱盐技术拟采用三级电脱盐技术，确保原油脱后含盐≯3mgNaCl/l，含水≯0.2%。

常压塔采用板式塔，抽出 3 条侧线。为提高装置的适应性，采用高性能塔板。

减压塔采用全填料干式减压塔，设 4 条侧线。同时设计中也考虑了减压塔可按湿式方式操作，以便在需要的时候生产高等级道路沥青

b）催化裂化装置

装置设计规模为 120 万吨/年(MIP)，原料为直馏重蜡油和部分高压加氢裂化尾油（根据给下游中海壳牌化工项目乙烯料的供应情况，加氢裂化尾油进催化裂化装置的量可进行适当调节）。

装置流程包括反应-再生、分馏、吸收稳定、主风机组、气压机组、余热锅炉等部分。

装置反应部分采用中国石科院（RIPP）的MIP-CGP技术降低催化汽油稀烃含量、并适当增产丙稀； f）高压加氢裂化装置 装置的设计规模为400万吨/年，原料为直馏蜡油和焦化蜡油（约占进料量的18%左右）。

装置工艺包技术引进荷兰Shell Global Solutions公司的工艺包 装置反应部分采用双系列、单段单剂一次通过流程，并且采用热高分和炉后混油流程，分馏部分采用脱丁烷塔和常压塔汽提流程，设置分馏进料加热炉。

g)中压加氢裂化装置

装置的设计规模为360万吨/年，原料为直馏煤、柴油

装置反应部分采用两剂串联一次通过和部分炉前混氢及热高分流程，分馏部分采用脱硫化氢汽提塔+常压塔出航煤和柴油的方案，吸收稳定部分采用重石脑油作吸收剂的技术方案。

装置的工艺技术采用北京石科院（RIPP）的工艺包。

h）汽柴油加氢装置

装置的设计规模为200万吨/年，原料为焦化汽、柴油。

装置反应部分选用炉前混氢方案，分馏部分采用重沸炉汽提方案、将石脑油和汽油分开。

i）催化重整装置

装置的设计规模为200万吨/年，原料为直馏石脑油、高压加氢裂化和中压加氢裂化装置的重石脑油。

装置包括预处理和重整两部分。直馏石脑油进预加氢脱除各种杂质，加氢裂化重石脑 油直接进重整部分。重整采用超低压连续重整工艺。

装置的工艺技术引进美国UOP公司工艺包考虑。J）芳烃联合装置

装置的设计规模为84万吨/年（PX 产品），原料为上游催化重整装置产的重整油。

装置包括抽提、吸附分离、歧化、异构化、二甲苯分离共五个单元、歧化单元采用乙苯脱烷基工艺技术、二甲苯分离单元同时考虑生产对二甲苯、邻二甲苯和混合二甲苯产品。

装置的工艺技术引进法国Axens公司工艺包，其中抽提单元采用北京石科院的工艺包。

k）延迟焦化装置

装置的设计规模为420万吨/年，原料为常减压蒸馏装置的减压渣油。

装置包括焦化和吸收稳定两部分。焦化部分采用两炉四塔工艺路线，采用技术先进的加热炉技术，同时考虑多点注汽、双向烧焦、在线除焦等技术，生焦时间按 18小时考虑，循环比按 0.3 设计。

装置的工艺技术及关键设备按引进美国FW公司的FEED包。l）脱硫联合装置

装置包括气体、液化气脱硫化氢和液化气和催化汽油脱硫醇、溶剂再生等部分组成。

脱硫化氢部分选用醇胺法脱硫工艺；液化气脱硫醇部分选用技术先进、环境友好的纤维-膜接触器技术，以节省占地及设备投资，减少废碱液排放量。

催化汽油脱硫醇部分选用石油大学的无碱脱臭（II）工艺

溶剂再生部分公用一个系列集中再生，再生塔的规模未100吨/小时 m）硫回收装置

装置的设计规模为6万吨/年，原料为脱硫联合装置来的富含H2S酸性气和酸性水汽提装 置来的富含H2S酸性气。

装置按两头一尾（即两套制硫配一套尾气处理）方案设置，包括制硫、尾气处理和液硫脱气三部分。

装置采用改良Claus法制硫+SCOT 法尾气处理的工艺技术，有利于提高硫的回收率。n）酸性水汽提装置

装置分为两个汽提系列（每个系列的处理量均为 150 吨/小时），分别处理加氢装置（高压加氢裂化、中压加氢裂化和汽柴油加氢装置）排放的酸性水和非加氢装置（常减压、延迟焦化、催化裂化、制硫）排放的酸性水。

针对酸性水中 NH3含量较高的特点，采用双塔加压汽提的工艺方案。装置包括酸性水除油、酸性水脱 H2S 及脱 NH3、氨气精制及压缩制液氨等过程，装置内设一套公用氨回收系统，采用浓氨水循环洗涤法+结晶法的工艺精制气氨，再经过吸附的方法粗脱硫精脱气氨中的H2S，气氨经压缩冷凝后制备液氨。

5.1 全厂工艺总流程说明

本项目原油加工量为1200万吨/年，原油为渤海蓬莱原油，API 为 21.9，硫含量 0.32%，酸值 3.57mgKOH/g，为高含酸重质原油。

全厂加工流程如下：

5．2 原油加工 1200万吨/年蓬莱、渤海原油经常减压蒸馏装置分馏成（1）直馏石脑油馏份—连续重整装置原料；（2）煤油馏份—中压加氢裂化装置原料；（3）柴油馏份—中压加氢裂化装置原料（4）减压轻蜡油（360~450℃）和重蜡油（450~545℃）馏份—高压加氢裂化装置、催化裂化装置（5）减压渣油馏分（>545℃）—延迟焦化装置。

5.3 渣油加工

减压渣油进延迟焦化装置进行加工产出品为（1）焦化干气和液化气—脱硫联合装置集中脱硫（2）焦化石脑油和柴油合并—汽柴油加氢精制装置（3）焦化蜡油—高压加氢裂化装置的原料（4）所产的石油焦为低硫石油焦，通过铁路和海路外售

5.4 蜡油加工

常减压装置的直馏轻蜡油（360~450℃）和部分直馏重蜡油（450~520℃）及焦化蜡油进高压加氢裂化（装置规模为 400 万吨/年）。高压加氢裂化装置兼顾生产（1）尾油产量57.35万吨/年（BMCI=10）—中海壳牌乙烯裂解原料、可全部做裂解原料，也可部分做裂解原料，部分做催化裂化装置的原料；（2）柴油—质量满足欧 IV 柴油标准的要求成品出厂；（3）航煤—产品满足国家 3#航煤标准要求成品出厂；（4）重石脑油—重石脑油收率为19%做重整芳烃联合装置的原料，轻石脑油部分调汽油产品；（5）低分气、液化气及干气—脱硫联合装置集中脱硫。常减压装置的剩余的直馏重蜡油（450~520℃、520~545℃）及部分蜡油加氢裂化尾油进催化裂化（MIP）装置生产（1）催化干气—脱硫联合装置集中脱硫；（2）催化液化气—脱硫联合装置脱硫后到气体分馏装置分馏；（3）催化汽油—做为汽油调合组份产品出厂（4）催化柴油—中压加氢裂化装置提高产品质量（5）催化裂化的油浆和催化柴油—送到全厂燃料油系统做燃料油调和组份。

常减压装置的直馏煤油、柴油馏份和催化柴油做为中压加氢裂化装置的原料，生产（1）柴油—提高产品的质量，柴油产品可达到欧 III 柴油的质量要求出厂；（2）重石脑油—重整芳烃联合装置的原料，约 70 万吨/年左右；（3）轻石脑油—或做为汽油调合组份，或做为乙烯裂解原料；（4）低分气、液化气及干气送脱硫系统集中脱硫 5.5 航煤、柴油生产

航煤产品来自高压加氢裂化装置，为 120 万吨/年。

柴油调合组份包括高压加氢裂化柴油、中压加氢裂化柴油及加氢焦化柴油，产品质量可达到欧 III/IV 柴油的标准要求。

5.6石脑油加工及汽油生产

常减压的直馏石脑油、高压加氢裂化的重石脑油和中压加氢裂化的重石脑油做为催化重整和芳烃联合装置的原料（重整规模 200万吨/年，PX100万吨/年），生产苯、对二甲苯等产品。

焦化石脑油到汽柴油加氢装置（规模为 200 万吨/年）进行精制，加氢后的焦化石脑油是优质的乙烯裂解原料。

脱硫后的催化液化气经气体分馏装置分馏，C4馏份送下游 MTBE、烷基化装置生产MTBE 和烷基化油。烷基化装置还需补充脱硫后的加氢裂化液化气，以满足原料对异构烷烃的要求。

汽油调合组份包括外购的裂解汽油（来自中海壳牌化工项目）、催化汽油（含气分的C5 组份）、MTBE、烷基化油及部分加氢轻石脑油，产品质量可满足欧 III 汽油标准的要求。

5.7 全厂气体生产

为了合理回收利用全厂的气体，气体总体安排如下：

加氢装置（包括高压加氢裂化、中压加氢裂化和汽柴油加氢装置）的低分气脱硫后先经过 PSA 回收部分氢气送入全厂氢气管网，解析气作为制氢装置的原料和燃料。

加氢装置（包括高压加氢裂化、中压加氢裂化和汽柴油加氢装置）的干气脱硫后作为制氢的原料和燃料。

重整氢及芳烃联合装置中歧化单元的含氢气体经 PSA 提纯氢气，氢气送全厂氢气管网，解析气作为制氢装置的原料和燃料。

重整和芳烃联合装置的其它燃料气送制氢装置作为原料和燃料，多余部分排入燃料气管网。

焦化和催化干气脱硫后，送全厂燃料气管网。

制氢采用气体制氢方案，原料为炼厂饱和干气（加氢低分气、干气、重整 PSA 解析气）和外供 LNG。制氢规模为 15 万吨/年，转化炉按 2*100000Nm3/h 设置。

全厂燃料气不足量由外供 LNG 补充。

5.8 氢气来源 全厂设一个氢气管网（压力 2.4MPa(g)），氢气纯度为 99.9V% 氢气有三个来源：（1）制氢装置产氢气；（2）重整装置 PSA 提纯氢气；（3）低分气经PSA 回收氢气。

氢气由管网送往高压加氢裂化装置、中压加氢裂化装置、汽柴油加氢装置及其它装置（制硫装置、烷基化装置）用氢。芳烃联合装置用氢由重整氢直接供给，排放的含氢气体与剩余的重整氢一起经 PSA 提纯后进入全厂氢气管网。

5.9 液化气、气体脱硫

全厂的气体、液化气集中在脱硫联合装置进行脱硫脱硫醇，富胺液集中再生。

a）焦化干气和催化干气一起脱硫；焦化液化气、催化液化气分别脱硫脱硫醇。这三套脱硫装置的富胺液共用一套再生系统。脱硫后的焦化干气和催化干气送全厂燃料气管网。脱硫脱硫醇后的焦化液化气做产品；脱硫脱硫醇后的催化液化气去气体分馏装置。

b）加氢装置的干气合并脱硫，加氢的低分气也合并在一起脱硫，高压加氢裂化和中压加氢裂化的液化气合并脱硫，这三套脱硫装置的富胺液共用一套再生系统。脱硫后加氢干气、低分气作为制氢装置的原料和燃料；脱硫后的加氢液化气部分做烷基化装置的原料，剩余调入液化气产品。

脱硫后的酸性气去硫回收装置。

制硫装置自设独立的脱硫系统和溶剂再生系统。

5.10酸性水流向 全厂集中设置酸性水汽提装置，采用双塔加压汽提方案，汽提部分分为两个系列，分别处理来自加氢装置（高压加氢裂化、中压加氢裂化、汽柴油加氢装置）和非加氢装置（常减压、焦化、催化、制硫）的酸性水；共用一套氨回收系统。

汽提出的富含 H2S 的酸性气去硫磺回收装置，液氨作为产品出厂。

汽提后的净化水用做装置的注水回用和循环水场的补充水，以减少用水量。加氢装置的注水只能使用加氢装置酸性水汽提后的净化水。

5.11硫磺回收

脱硫联合装置及酸性水汽提联合装置排出的富含H2S酸性气体送到硫磺回收装置回收硫磺，装置设计规模为6万吨/年，按两头一尾的加工方案，即 2×3 万吨/年制硫+6 万吨/年尾气处理，以适应原油硫含量的变化以及装置的检修等，保证尾气排放达到环保要求。