中石油钦州1000万吨常减压装置首次开工情况.ppt

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1、中石油钦州1000万吨常减压首次开工备料情况汇报,2010.6.267.14,备料试车的目的（1）为下游装置投料试车准备开工物料，尽可能减少外购开工物料，以提高广西石化首次投料试车的经济效益。（2）为投料试车实现“倒开车”创造了条件，也为主体装置基本实现同步投料创造了条件。,备料试车的安排（1）加工原油：80%苏丹尼罗油+20%阿尔及利亚撒哈拉原油。（2）加工量：14万吨。（3）加工负荷：75%-80%。（4）投料时间：2010年6月28日，运行7天。,开工准备情况 常减压备料试车拟采用原油罐区现有105、106罐原油作为开工原油，共计151601万吨，其中尼罗油121714吨，占80.28%

2、；撒哈拉原油29859吨，占19.69%。除去垫底原油，基本可以满足常减压装置70%负荷运行7天（约14000吨）的要求。,开工备料:1原油：常减压备料试车拟采用原油罐区现有混合原油作为开工原油，共计15万吨左右，其中尼罗油大部分；撒哈拉原油少部分，基本可以满足常减压装置70%负荷运行7天（约14000吨）的要求。开工原油属低硫石蜡基原油，硫含量为0.115%；酸值0.452 mgKOH/g。2开工柴油开工柴油备料5000吨，通过常减压直馏柴油至中间罐区的流程反输至常减压装置。作为常减压垫油、开工期间封油。,3液化气液化气备料500吨，作为常减压装置烘炉、热油联运以及原油升温期间所需液化气，利

3、用外购的液化气汽化供给。常减压装置备料试车生产燃料气。在常减压装置备料试车期间，常减压装置的闪顶气、常顶气通过放空管网送到燃料气回收单元气柜中，通过气柜压缩机增压后送到燃料气管网供常减压装置加热炉用，液化气汽化器处于备用状态，保证燃料气供应。常减压开工期间，燃料气从全厂燃料气管网输送入装置，其它装置相应的瓦斯总阀都关上并加装盲板。,4开工汽油开工汽油从东油沥青外购，利用临时设施流程，外购2000吨直馏石脑油存储在中间罐区中。然后通过直馏石脑油至中间罐区的流程反输至常减压装置回流罐中。5.冲洗油及封油开工期间机泵封油和仪表冲洗油利用中间罐区的直馏柴油（从东油沥青外购）供应。6.常顶气 由于催化裂

4、化不具备接收常顶气条件。为此常顶气改放火炬，通过燃料气回收装置回收后送回燃料气管网。,常减压装置开工组1.装置组管理人员 共计7名，含大庆开工队3名。2.技术管理人员 共计16名，含大庆开工队3名,东北保运5名。3.操作人员 班组:9人/班，其中常减压2 名内操，2 名外操。开工期间实行4班3倒。,4开工队人员 管理人员：6人 班组人员：15人 开工队人员参加了广西石化公司专利商培训，“过五关”培训。5保运人员 常减压装置保运单位为东北炼化，目前保运人员59人已按计划全部到位。机修、电气、仪表、维修各专业。,6保镖人员 常减压保镖单位为中油一建，目前保镖人员68人已经按计划全部到位。7.技术支

5、持人员（1）设计院人员华东院各专业人员共8人于6月10日到达现场。（2）专家组：计划邀请3名专家到现场指导开工。,备料试车进度安排（一）备料试车进度5月20日，完成蒸汽贯通吹扫气密，抽真空试验；6月4日，引瓦斯进行烘炉；6月11日，完成烘炉；6月12日-13日，系统冷却降温，恢复正常流程；6月14日-18日，炉膛内部检查，同时完成系统氮气置换。6月19日-20日，加热炉转油线升温检查；6月21日，引柴油；6月22日-23日，循环流程冷油运；6月24日-25日，大流程热油运，中段切水，中段、侧线流程充柴油；,6月26日，引原油开工，建立冷循环；6月27日，150恒温脱水；6月28日，250恒温热

6、紧；6月27日12：00，所有准备工作就绪。6月27日下午，举行开工仪式，签署开工调度令。6月28日，切换原油。6月29日，升温开常压侧线；6月30日，升温开减压侧线；6月30日，调整汽油、柴油产品合格。7月1日，投辅助系统。,首次投料试车统筹图,26日：柴油热油运完成，降温。常压各中段、侧线充柴油。,进度：装置已完成柴油150热油运（恒温24小时，进行脱水），常压炉、减压炉熄火，保留部分长明灯火嘴，系统开始降温。计划循环油降至70，需用时24个小时。同时常压塔各侧线及各中段装开工柴油，进行联运冲洗。联运时，一边退油一边补油，退油经装置的轻污油罐再到罐区。,27日：减压塔各中段侧线充柴油,进度

7、：柴油循环已降到70，常压塔一中、二中、三中及各一线、二线、三线已完成联运及冲洗，退油至装置轻污油罐，再到罐区污油罐。减压塔一线及一中、二线及二中、三线及三中段开始装柴油，进行联运及冲洗,28日：收开工回流汽油，原油进装置置换柴油，建立原油冷循环。,进度：减压塔一线及一中、二线及二中、三线及三中已完成柴油联运及冲洗，退油至装置轻污油罐，再到罐区污油罐。上午开始进行常压回流罐收汽油作开工回流用油。下午装置进开工原油置换柴油开工，开工柴油由减渣线经置换到罐区轻污油罐。原油含水未合格时到罐区重污油罐；含水合格后原油开路循环时原油经原油溢流线返回至罐区。,29日：原油冷油循环转热油循环，升温至150。

8、,上午装置继续进行冷油循环，9：30投入电脱盐罐进行循环（2台电脱盐罐28日晚上已完成装油，水位控制在第三根左右）。12：00点常压炉、减压炉进行升温（燃料为液化气，各点4个主火嘴）。19：00升温至150恒温脱水至30日零点；后继续升温，8：00升温至250恒温热紧2小时；10：00继续升温，15：00升温至350。因液化气备料少，计划升温至150后，燃料油（柴油）系统投用，炉子改烧燃料油升温。因装置减底泵（一台）在柴油热油运阶段（油温150）存在抽空现象，原因不明，现在已折去维修。现原油冷油循环只有一台泵运行，无备用泵。现设专人30分钟/次对此泵电流、压力、电机及机泵温度及震动进行现场监测

9、记录。,30日:升温至250恒温热紧，升温350开侧线，后因常底泵、减底泵出现问题，装置计划停工。,常压炉出口升温：6：30升温至250恒温热紧；12：30升温至310，14：30升温至330，16：30升温至350。14：00，原油改走开路走罐区。常压一中、二中、一线、二线、三线投用。15：30，减压塔投用末级蒸汽抽真空（装置一级三台增压器，二级2台蒸汽抽真空，三级1台蒸汽抽真空和1台液环真空泵备用）。,30日:升温至250恒温热紧，升温350开侧线，后因常底泵、减底泵出现问题，装置计划停工。,16：40，常压塔底油窜入过热蒸汽管网，造成原油从常压炉蒸汽消音器放空处喷出。17：00，投用常压

10、塔底汽提吹汽。18：00，常二中泵因密封问题大量泄漏，停泵。18：50，减底泵曾抽空上不量，及时恢复上量。19：00，常底B泵密封漏，切换至A泵。同时减底泵多次出现半抽空现象。计划用原油置换减压渣油后停工。,30日:升温至250恒温热紧，升温350开侧线，后因常底泵、减底泵出现问题，装置计划停工。,20：20，系统降温，停常压炉部分火嘴。20：10，停减压塔末级抽真空。20：30，原油降量。21：00，停减压炉主火嘴，保留长明灯。23：00，停常压、减压炉长明灯。23：50，逐级停常压各侧线及中段，减压各侧线及中段。,1日：装置全面停工。,0：20，常底A泵抽空，电机跳闸，轴承盘车紧，轻微抱轴

11、，停泵。3：00，停原油泵、闪底泵、减底泵。5：00装置全面停工。常底泵、减底泵、常二中泵，过油化油泵进行吹扫处理待检修。,2-5日：处理首次开工中存在的问题。,封油系统线:前期的开工过程中发现封油有带水的情况，一些机泵的抽空不排除是由封油带水造成的。用氮气进行置换，再蒸汽吹扫封油线，达到动火条件。改造：投用封油的机泵在封油进泵的最后一道阀前加一个排凝阀。在投用封油时可检查封油的状况。改造完后进行氮气吹扫封油管线，将封油罐内柴油退至重污油线，重新引柴油至封油罐，联系化验水含量。,2-5日：处理首次开工中存在的问题。,2-5日：处理首次开工中存在的问题。,问题机泵进行吹扫处理待检修常底泵A泵：在

12、开工过程中抽空，电机跳闸，轴承盘车紧，轻微抱轴。常底泵B泵：密封泄漏。减底泵B泵：抽空，造成口环间隙的磨损。常三线泵B泵：盘车不动，口环有磨损情况。常底泵电机：拆去做常规检查。,2-5日：处理首次开工中存在的问题。,过热蒸汽线管网处理 检查过热蒸汽线管网窜油情况，进行吹扫处理。激波吹灰器试运 激波吹灰器试运过程中大部分存在漏气现象，逐台试运。阀门、法兰：1、部分燃料油副线阀（闸阀、新阀）打不开现象。2、常二中泵电动出口阀失灵，联系厂家维修。,2-5日：处理首次开工中存在的问题。,3、减底泵（A泵）的进口阀处理，因该阀阀芯底部有磨损，造成关不严的现象。4、检查装置的伴热线，主要是为了防止前面的停

13、工过程中，由于检查不够仔细，匆忙投用伴热线后，造成了部分阀门法兰的泄漏。（两边的阀门关闭，管线中间充满油品，当投用伴热线后，管线内的油品受热膨胀，而引起法兰的泄漏）。,6日：装置建立冷油循环。,10:20，将P-102/B.P-103/B.P-201/B的密封蒸汽引入泵体为泵预热。15:30，启动P-102/B（闪底泵）、P-103/B(常底泵)、P-201/B(减压塔底泵)。循环建立后，进行装置大流程检查，发现跑、冒、滴、漏及时进行处理。控制三塔液位平稳操作。,7日：升温至150恒温脱水。,12:00，点常压炉、减压炉的长明灯及瓦斯主火嘴。16:50，开始点常压炉、减压炉油嘴升温，按15/h

14、升温至150恒温脱水。建立减三、二中回流，目的脱水。联校各塔底液位。,8日：循环150恒温，减底泵P-201/A回装。,联校各塔顶液位、界位。18:15，减底泵P-201/A返回，开始回装。装置循环150恒温脱水。,9日：循环150恒温，减底泵P-201/A试运。,减底泵P-201/A试运：1、7:10：通过机泵的密封蒸汽线向泵体内通入蒸汽暖泵，同时加强泵的盘车。2、9:00：开始打开泵的进口阀灌泵。3、10:05：P-201/A泵盘车不动，原因疑为预热时间太短。4、11:45：仍然盘车不动，经过三方决定点试P-201/A，泵启动两分钟后跳闸。5、12:05：再次启动P-201/A，电流正常（

15、70mA），运行正常。后停P-201/B备用。,10日：升温250恒温热紧，升温350开侧线。,1、4:00，开始升温，升温速度15-20/h。2、8:00，250恒温热紧。3、12:00，20/h向350升温。逐级开常压中段及侧线。4、15:05，升温到300开始改开路循环。改开路时，原油泵溢流线阀门开度过大造成原油往油品罐区内回流。,10日：升温250恒温热紧，升温350开侧线。,5、18:08，常一中泵(循环量300t/h左右)抽空，几分钟后处理上量。但因内操未能及时发现处理，造成常压塔冲塔。常压塔顶温度升至230，塔顶压力为0.14MPa，常顶回流罐满罐。及时关闭塔底吹汽量。加大常二中

16、的取热量，以平衡常压塔的热负荷。冲塔的主要原因:常一中、一线为同一塔盘抽出,一线抽出量过大,一中量相对减少造成抽空。常压塔形式阶段操作波动大造成抽空。内操未及时预判到一中抽空对常压塔顶温度和压力的影响，调整不及时。当时是封油罐液位较低，内操正在处理封油罐液位。,10日：升温250恒温热紧，升温350开侧线。,6、20:50，常顶温度降低至147左右,重新投常压塔汽提蒸汽，进行操作调整。,11日：常压系统调整，开减压系统。,常压系统基本平，产品质量合格。开减压系统。1、8:50开始投末级抽真空。2、点减压炉油嘴升温。3、18:10投一级抽真空（两台抽真空器）。4、减压炉由于点燃料油（开工柴油），

17、现场调节无法保证平稳，造成减压炉出口温度波动较大，对减压塔的调整影响很大。,11日：常压系统调整，开减压系统。,5、14:00，常底泵出现抽空的情况（10分钟左右），及时降温、降量处理。启动备用泵。抽空造成装置的较大波动，减压炉出口温度由350降至280。常压系统直到16:00左右装置才慢慢恢复正常操作。,12日：常压系统调整，投辅注系统。,增点油嘴，减压炉向升温390。投用中和剂、缓蚀剂系统。1、14:00，投用中和剂、缓蚀剂；注入的点为：常压塔顶、减压塔的减顶抽空增压器（3台分为A/B两组）、减顶一级抽空器、减顶空冷器。常压炉火嘴普遍有结焦的情况，现场是用人工清焦结合烧焦的方式处理。结焦的

18、主要原因是雾化蒸汽压力低，油汽配比不当。而造成蒸汽压力低的原因不是总管网的压力低，是现场流程检查不仔细，雾化蒸汽引入加热炉的管线阀门开度过小造成蒸汽压力低。,13日：常压系统调整，开减压系统。,投电脱盐注水及注破乳剂系统。11:40，开始投减压塔塔底汽提蒸汽15:05，开始投减压塔顶抽真空增压器（3台），其中负荷为50%的增压器是全负荷运行；另外的两台负荷分别为25%的增压器未全负荷运行。8、增压器投用后减压塔顶的压力为5.16kpa。常压塔控制正常，常顶压力0.114MPa左右，温度在130上下波动五度左右。,14日：投辅注系统，开工正常。,投电脱盐注水、阻垢剂。启动二级注水泵向二级电脱盐罐注水，注水量为27t/h；半小时后启动二级电罐的排水泵向一级电脱盐罐注水，注水量为23t/h。一级电罐的排水冷却后外送污水处理场处理。投注阻垢剂。投阻垢剂（向闪蒸塔、常压塔两塔的塔底泵入口注入阻垢剂）,14日：投辅注系统，开工正常。,装置开工正常：原油处理量提至910t/h常压塔顶温度为127-132，塔顶压力0.143MPa减压塔顶温度为63-67，塔顶压力1.83KPa（约为13.76mmhg）常压炉出口为358左右；减压炉出口为390左右,装置计划18日备料结束，停工转折！谢谢!2010.07.18,