縮短俄油常減壓裝置開工時間

王萬軍（中國石油遼陽石化分公司煉油部）

遼陽石化分公司煉油廠550×104t/a常減壓裝置是全國首套全加工俄羅斯原油裝置，由中國石化工程建設公司（SEI）設計，2005年10月由中國石油第七建設公司承建，2006年12月建成投產。設

計型式為燃料—化工型原油一次加工裝置[1]，采用初餾、常壓蒸餾、減壓蒸餾三級蒸餾方案，設計原油加工能力550×104t/a，設計年開工8 400 h，裝置自建成投產至今一直以俄羅斯原油（含硫原油）為原料，2009年擴能改造，加工能力提升至650×104t/a。文中針對常減壓裝置存在的問題提出了優化常減壓裝置開工操作規程，縮短裝置開工時間和開工能耗的方法，有效節省了開工時間。

1 原工藝技術狀況

1.1 俄羅斯原油性質

俄羅斯原油屬于低硫中間基原油，芳烴含量高，輕組分含量高，重組分含量相對較低。俄羅斯原油一般性質見表1。裝置開工時作為原油換熱熱源的蠟油和渣油含量較低[2]。

表1 俄羅斯原油一般性質Tab.1 General properties of Russian crude oil

俄羅斯原油實沸點蒸餾及各窄餾分性質見表2，數據表明：小于或等于200℃餾分收率為23.75%，小于或等于350℃餾分收率為51.36%，小于或等于560℃餾分收率為83.43%。從表2分析該原油分布均勻，輕油收率和總拔出率都很高，渣油收率較低。

表2 俄羅斯原油實沸點蒸餾及各窄餾分性質Tab.2 Real boiling point distillation of Russian crude oil and properties of each narrow fraction

1.2 傳統的常減壓裝置開工規程

按傳統的常減壓裝置開工規程[3]：為先引油冷循環階段；然后進入恒溫脫水階段，步驟為：

1）升溫到160℃時，過熱蒸汽放空。

2）切換塔底備用泵。

3）投用電脫鹽系統。

4）檢查塔頂油水分離器排水情況。

5）恒溫熱緊階段：升溫到260℃時，高溫部位法蘭、螺栓進行熱緊，各塔頂打回流。

6）開側線階段：常壓爐升溫到300℃，常壓塔開側線及中段回流；減壓爐升溫到360℃，減壓塔抽真空，開減壓側線。

7）最后到調整操作階段。

常減壓爐開工升溫曲線見圖1，國內常減壓蒸餾裝置開工一般需要72 h的開工時間[4]。

圖1 常減壓爐開工升溫曲線Fig.1 Temperature rise and start-up curve of atmospheric and vacuum furnace

1.3 存在的問題

裝置自投產以來一直加工俄羅斯原油，由于俄油中輕組分含量高而蠟油及渣油含量較低，與原油和初底油換熱的熱源量小，開工時原油溫升比較緩慢。在裝置各塔側線投用前，與原油換熱的熱源只有初底油，溫位低換熱效果差，導致原油入電脫鹽罐溫度及初餾塔的溫度較低，原油中的水無法在電脫鹽罐和初餾塔中有效脫除，致使大量的水被帶到常壓塔，容易發生常壓塔帶水事故，嚴重時會造成塔盤翻板，裝置被迫轉入退守狀態。由于上述原因延長了裝置開工總時長[5]，裝置開工常常超過傳統的72 h開工時間，嚴重影響安全運行，增加了開工能耗和費用。

2 優化開工方案

經過多次的裝置開工摸索，我們提出依據俄油性質和裝置的實際現況，通過熱源集中與原油換熱，使換熱熱源熱量前移，提高原油入初餾塔的溫度，縮短了脫水時間[6]。同時增加脫水階段切泵次數及提高脫水標準，以便積存在備用泵及管線內的存水及早脫除，并及時判斷脫水合格，來縮短開工時間。

2.1 優化開工操作節點

1）進油冷循環：聯系啟原油泵，裝置進油三塔液見液位，建立起開路循環，循環量控制大于或等于200 t/h，建立循環供需1 000 t原油。

2）點火后兩爐出口溫度以20℃/h升溫至160℃/h恒溫脫水，脫水期間聯系返輸蠟油進減壓塔減二、減三線集油箱（中液位后關回流控制閥及后截止閥）[7]，向封油系統引蠟油，建立封油罐返輸平衡。

3）兩爐出口溫度繼續以20℃/h升溫至260℃/h恒溫熱緊，熱緊期間汽提吹汽在吹汽控制閥低點導淋排凈存水后投常底吹汽，兩汽包上水，視頂溫投初、常頂冷回流，投塔頂三注。

4）兩爐出口溫度繼續以20℃/h升溫至300℃/h停開路循環，渣油改出裝置，常一中、常二中泵出口低點導淋、回流流控低點導淋排凈存水后緩慢投用，開常壓側線，根據物料平衡情況相應提進料量。

5）兩爐出口溫度繼續以20℃/h升溫，確認常壓側線開正常后再投用減壓抽真空系統，減壓塔開側線，根據物料平衡情況相應提進料量。

6）繼續升溫，常爐出口達到364℃，減爐出口達到382℃，裝置轉入正常生產。

2.2 優化開工流程

2.2.1 引油冷循環階段

1）要求開工用原油在罐區嚴格脫水，控制原油含水不大于2%進裝置[8]。

2）原油冷循環建立后要盡快投用電脫鹽系統，以發揮其沉降脫水功能。

3）初底換熱器渣油側改走副線，以利于升溫循環過程中減底渣油的熱量全部傳給脫后原油，提高初餾塔進料溫度，盡量將原油中的水份在初餾塔頂脫除。

2.2.2 恒溫脫水階段

1）增加了切換塔底泵次數，以便積存在備用泵及管線內的存水及早脫除。塔底升溫到90℃、110℃、160℃時，分別切換各塔底泵；恒溫脫水結束系統繼系統升溫到260℃，恒溫熱緊時再次切換各塔底泵續升溫前塔底泵再各切換一次。

2）加強脫水標準的確認。建立恒溫脫水狀態后，聯系分析部門每隔1 h采樣、分析脫后、初底、常底油中的水含量，直至脫后、初底、常底、減底油水含量小于0.5%為合格。務必確認三塔底油含水小于0.5%后方可繼續升溫。防止因脫水不凈，造成常壓塔沖塔，同時及早判斷出脫水合格后再順利轉入下一階段操作[9]。

3）嚴禁不按規定的升溫曲線大幅度快速升溫，以防因水分大量蒸發造成系統內壓力驟升，引發泄漏、塔盤吹翻等事故。期間注意控制各塔頂溫度恒定在110℃，以使原油中的水份從塔頂充分逸出。

4）蠟油返輸（收封油）。恒溫脫水期間聯系調度、罐區倒引蠟油自減二線、減三線進裝置，進裝置低點導淋排凈存水，繼續向減壓塔倒引蠟油至減二、減三中液位，關閉減一中、減二中輕洗回流流控及后截止閥，同時打開減二線流控處封油抽出根閥，將管蠟引入封油罐，待封油罐建立中液位后，啟動封油泵，建立封油系統的循環，根據實際需要聯系調度和罐區停蠟油返輸。各重油泵封油注入點針閥前斷口，用小桶接放封油管線內的存水，確認排凈后恢復斷口。向各重油泵注入封油，注意調整封油注入壓力，避免機泵密封腔內油品反串入封油管線，封油的投用有利于防止機泵因帶水抽空，拖延開工時間。返輸的蠟油通過減二線、減三線流程引入減壓塔內，建立減二線、減三線液面，當開減壓系統后能快速外送減二線、減三線油，提供與原油換熱熱源，提高換熱終溫，節省開工時間及燃料消耗。

2.2.3 開側線階段

1）隨著常壓開側線，原油入電脫鹽溫度逐漸升高，達到100℃時電脫鹽開始送電，使原油中未乳化的水可以在電脫鹽罐中被脫除，減少后續流程水的含量。

2）當入電脫鹽溫度達到130℃時，再投注破乳劑及注水系統，避免了電脫鹽由于溫度低，脫水效果差，使得大量注水不能脫除帶到后面流程中。

3）投用中段回流前必須要對流程中的設備和管線進行排水檢查，防止將大量水份帶入塔內。投用時，流量先控制小一些，防止流程內的存水大量進入塔內，導致塔壓突增吹翻塔板。

4）嚴格控制各回流、產品罐及減頂油水分離罐液、界位，防止回流帶水或液位控制過高導致油品進入壓縮機入口分液罐。

5）注意常壓和減壓系統開工過程中塔底泵能力的匹配，在恒溫熱緊后，常壓爐升溫速度應快于減壓爐，將常壓系統開正常后再開減壓，以免受減底泵能力限制影響裝置物料平衡。

6）開工過程中，常壓塔側線未正常前禁止投用減頂抽空器，防止減頂罐冒罐。常減壓爐按規定升溫曲線進行操作，當常減壓操作正常時，要適當控制常減壓拔出率，控制減壓渣油黏度[10]。

3 應用效果

自改進的開工規程實施后，在歷年的裝置大檢修后開工過程中，通過熱源集中與原油換熱，使換熱熱源熱量前移，切實提高了原油入初餾塔的溫度。增加脫水階段切泵次數后，每次切泵均能在泵出口導淋處排出大量集聚在泵體及泵入口管線內的存水。原油入電脫鹽罐溫度達到100℃時送電，現場排出了一定量的水，避免了這部分水帶到后面流程中。當電脫鹽溫度達到130℃后再投入破乳劑及注水，避免了電脫鹽由于溫度低，脫水效果差，使得大量注水不能脫除帶到后面流程中，未再發生因原油脫水不凈，造成常壓塔帶水影響開工進程的問題，實現了裝置順利開工，使開工時間縮短到40 h以內（國內常減壓裝置開工時間一般在72 h），節省了開工時間32 h和開工費用89 945.86萬元。節約開工費用明細見表3。

表3 節約開工費用明細Tab.3 Details of saving on start-up costs

4 結論

1）優化后的開工規程，是依據俄羅斯原油性質和裝置的實際現況，通過熱源集中與原油換熱，使換熱熱源熱量前移，提高原油入初餾塔的溫度，縮短了脫水時間。同時常壓爐的進料溫度升高，減少了常壓爐的燃料用量，降低了開工總時長和開工能耗。

2）增加脫水階段切泵次數及提高脫水標準，以便積存在備用泵及管線內的存水及早脫除，并及時判斷脫水合格，縮短了開工時間。

3）向減壓塔內返輸蠟油有助于加速減壓側線外送，提供原油換熱熱源，提高換熱終溫，節省開工時間及燃料消耗。

4）電脫鹽罐提前送電及達到溫度后再投入破乳劑及注水，也為減少脫水時間及避免引發原油帶水事故提供了保障。

5）裝置開工過程中加熱爐一定要嚴格按照操作規程升溫曲線進行升溫，防止因升溫過快造成事故被迫轉入退守狀態，影響開工進度。