常减压装置培训教程

常减压装置培训教程前言常减压蒸馏装置是炼油厂的“龙头装置”，其核心功能是将原油通过常压蒸馏和减压蒸馏的物理分离过程，切割成汽油、煤油、柴油、蜡油、渣油等不同馏程的半成品，为后续二次加工装置（如催化裂化、加氢精制、延迟焦化等）提供原料。本教程旨在帮助操作人员、技术人员系统掌握常减压装置的基本原理、关键设备、工艺流程、操作规范及安全环保要求，提升岗位技能与应急处置能力，保障装置安全、稳定、高效运行。本教程适用于常减压装置新员工岗前培训、在岗员工技能提升培训，也可作为技术人员的参考资料。第一章常减压装置基础认知1.1装置核心作用与地位常减压装置是炼油生产的第一道关键工序，承担着“原料初加工、产品初分离”的核心任务。其主要作用包括：①脱除原油中的水分和盐类（电脱盐），避免后续加工设备腐蚀和结垢；②通过蒸馏切割得到不同馏程的轻质油（汽油、煤油、柴油）、中间馏分（蜡油）和重质馏分（渣油）；③为后续二次加工装置提供合格原料，同时直接生产部分合格产品（如直馏汽油、直馏柴油）。装置运行质量直接影响整个炼油厂的产品收率、产品质量和经济效益。1.2核心原理：蒸馏与减压蒸馏常减压装置的分离原理基于“不同物质沸点不同”的物理特性，通过控制温度和压力，实现原油中各组分的分离。1.2.1常压蒸馏原理：在大气压（约0.1MPa）下，将原油加热至360-370℃，利用蒸馏塔内的气液传质过程，使原油中沸点较低的组分（如汽油、煤油、柴油）汽化上升，在塔的不同高度冷凝分离，沸点较高的组分（蜡油、渣油）则留在塔底。1.2.2减压蒸馏原理：当原油中重组分的沸点超过370℃时，在常压下加热易发生裂解反应，导致产品质量下降且结焦堵塞设备。因此，通过减压塔将系统压力降至0.02-0.05MPa（绝压），降低重组分的沸点，在较低温度（约390-410℃）下实现蜡油与渣油的分离，避免重组分裂解。1.3原料与产品1.3.1原料：主要为原油，其性质直接影响装置操作参数和产品分布。关键性质包括：密度、粘度、含硫量、含盐量、水分含量、馏程范围等。常见原油类型有轻质原油、中质原油、重质原油和含硫原油。1.3.2产品：①轻质馏分：初顶汽油（馏程30-180℃），可作为重整原料或汽油调和组分；②中间馏分：常一线煤油（180-240℃）、常二线柴油（240-300℃）、常三线柴油（300-360℃），经后续精制可成为合格的航空煤油、车用柴油；③重质馏分：减一线蜡油、减二线蜡油、减三线蜡油（360-500℃），作为催化裂化、加氢裂化装置原料；④残渣：减压渣油（>500℃），可作为延迟焦化、沥青装置原料或生产燃料油。第二章常减压装置关键设备常减压装置主要由电脱盐系统、加热炉系统、蒸馏塔系统（常压塔、减压塔）、换热网络系统、泵阀系统及辅助系统组成，核心设备如下：2.1电脱盐设备2.1.1核心设备：电脱盐罐（一级/二级），是脱除原油中水分和盐类的关键设备。2.1.2工作原理：在高压电场（15-35kV）作用下，原油中的微小水滴聚集成大水滴，借助重力沉降与原油分离；同时向原油中注入破乳剂，强化破乳效果，降低油水分离难度。盐类主要溶解在水中，随水排出。2.1.3关键参数：操作压力0.8-1.2MPa（防止原油汽化）、操作温度120-140℃（降低原油粘度，促进油水分离）、电场强度、注水量（5%-8%）、破乳剂注入量（10-50ppm）。2.2加热炉系统2.2.1核心设备：常压炉、减压炉，用于加热原油至蒸馏所需温度。2.2.2结构特点：采用管式加热炉，原油在炉管内流动被加热，炉管采用耐高温、耐腐蚀合金材料；炉内通过燃烧燃料气或燃料油提供热量，设有空气预热器回收烟气余热，提升热效率。2.2.3关键参数：常压炉出口温度360-370℃，减压炉出口温度390-410℃；热效率需达到90%以上；炉管表面温度均匀，避免局部过热结焦。2.3蒸馏塔系统2.3.1常压塔功能：在常压下实现原油的初步切割，分离出汽油、煤油、柴油等轻质馏分和常底油（蜡油+渣油）。结构：塔体为立式圆筒形，内设有塔盘（浮阀塔盘、筛板塔盘）或填料，用于实现气液传质；塔顶设有冷凝器、回流罐和回流泵，形成回流系统；塔侧设有多个侧线抽出口（常一线、常二线、常三线），分别抽出不同馏程的产品；塔底设有底油抽出泵，将常底油送至减压炉。关键参数：塔顶压力0.12-0.15MPa（表压），塔顶温度100-120℃，塔底温度360-370℃。2.3.2减压塔功能：在减压条件下分离常底油，得到蜡油和减压渣油，避免重组分裂解。结构：与常压塔类似，但为降低压力损失，塔内多采用高效填料（如金属鲍尔环、阶梯环），减少塔盘数量；塔顶设有抽真空系统（蒸汽喷射器或机械真空泵），维持塔内真空度；塔侧设有多个侧线抽出口（减一线、减二线、减三线），塔底排出减压渣油。关键参数：塔顶压力0.02-0.05MPa（绝压），塔底温度390-410℃，真空度稳定是保证分离效果的核心。2.4抽真空系统核心设备：蒸汽喷射器（一级/二级/三级）、冷凝器，用于维持减压塔的真空环境。工作原理：通过高压蒸汽（1.0-1.6MPa）在喷射器内高速流动，产生负压抽吸减压塔塔顶的不凝气和蒸汽，经冷凝器冷却冷凝后，不凝气排出，冷凝液回收；多级喷射器可提升真空度，满足减压蒸馏要求。2.5换热网络系统核心设备：管壳式换热器、板式换热器，是装置节能的关键系统。功能：利用蒸馏塔塔顶、侧线产品及塔底重油的余热，预热进入装置的原油，降低加热炉的热负荷，提升装置热效率。通常采用“原油-产品”多级换热，原油预热温度可提升至280-320℃。第三章常减压装置工艺流程常减压装置工艺流程主要包括：原油电脱盐、常压蒸馏、减压蒸馏三大核心单元，辅以换热网络、产品储存、公用工程等辅助系统。整体流程可分为以下六个环节：3.1原油预处理（电脱盐环节）1.原料原油通过原油泵从罐区抽出，首先进入原油换热器，利用后续产品余热进行初步预热至80-100℃。2.向原油中注入破乳剂和稀释水（注水量5%-8%），充分混合后进入一级电脱盐罐。在高压电场作用下，油水分离，水相（含盐水）从罐底排出至含油污水处理系统。3.一级电脱盐后的原油进入二级电脱盐罐，进一步脱除剩余水分和盐类，确保原油含盐量≤3mg/L、含水量≤0.5%，达到后续加工要求。3.2原油预热与常压炉加热1.二级电脱盐后的原油进入换热网络，与常压塔塔顶汽油、侧线煤油、柴油及减压塔侧线蜡油、塔底渣油等产品进行多级换热，预热温度提升至280-320℃。2.预热后的原油进入常压炉，被加热至360-370℃（接近常压下原油中重组分的裂解温度，但未达到裂解条件），随后进入常压蒸馏塔。3.3常压蒸馏环节1.360-370℃的原油进入常压塔中部，在塔内进行气液传质分离：原油中的轻质组分（汽油、煤油、柴油）汽化上升，重组分（蜡油、渣油）沿塔壁下降。2.塔顶上升的油气经塔顶冷凝器冷却至100-120℃，进入塔顶回流罐，冷凝液分为两部分：一部分作为塔顶回流，由回流泵送回常压塔顶部，用于控制塔顶温度和塔内气液平衡；另一部分作为初顶汽油产品抽出，送至汽油罐区。3.塔侧线通过不同高度的抽出口分离出不同馏程的产品：常一线（180-240℃）抽出煤油，经冷却后送至煤油罐区；常二线（240-300℃）、常三线（300-360℃）抽出柴油，经冷却后送至柴油罐区。各侧线均设有汽提塔，通过注入蒸汽进一步脱除轻组分，保证产品馏程合格。4.常压塔底的常底油（360-370℃）主要为蜡油和渣油，由塔底泵抽出，送至减压蒸馏单元。3.4减压炉加热与减压蒸馏环节1.常压塔底的常底油进入减压炉，被加热至390-410℃（减压条件下不会发生裂解），随后进入减压蒸馏塔。2.减压塔塔顶通过抽真空系统维持0.02-0.05MPa（绝压）的真空环境，常底油在减压条件下发生汽化分离：蜡油组分汽化上升，渣油组分留在塔底。3.减压塔侧线抽出减一线、减二线、减三线蜡油，经换热冷却后送至蜡油罐区，作为催化裂化、加氢裂化装置原料；部分蜡油可作为回流返回塔内，控制塔内温度和分离效果。4.减压塔底的减压渣油（>500℃）由塔底泵抽出，一部分经换热网络回收余热后，送至渣油罐区，作为延迟焦化、沥青装置原料或生产燃料油；另一部分可作为减压塔底回流，稳定塔底温度。3.5产品冷却与储存常压塔、减压塔的侧线产品（煤油、柴油、蜡油）和塔顶产品（汽油）经换热网络回收余热后，再通过空气冷却器或水冷却器冷却至40-60℃，然后送至相应的产品罐区储存。3.6辅助系统流程1.蒸汽系统：提供加热炉燃烧、蒸汽喷射器、产品汽提等所需蒸汽，分为高压蒸汽（1.0-1.6MPa）、中压蒸汽（0.3-0.5MPa）、低压蒸汽（0.1-0.2MPa）。2.给水排水系统：提供装置冷却用水、电脱盐注水，收集处理含油污水、雨水等。3.燃料系统：为加热炉提供燃料气或燃料油，确保加热炉正常燃烧。4.仪表风系统：为装置内的仪表、阀门提供压缩空气，保障自动化控制正常运行。第四章常减压装置操作要点常减压装置操作的核心目标是：保证产品质量合格、提高轻质油收率、降低能耗、保障安全运行。关键操作要点如下：4.1电脱盐操作要点1.严格控制电脱盐罐的温度（120-140℃）、压力（0.8-1.2MPa），温度过低会导致原油粘度大，油水分离效果差；压力过低可能导致原油汽化，影响电场稳定。2.合理控制注水量和破乳剂注入量，根据原油性质（含盐量、含水量）及时调整，确保脱盐后原油含盐量≤3mg/L、含水量≤0.5%。3.定期检查电脱盐罐的电极板、油水界面，避免电极板短路、油水界面过高或过低，影响脱盐效果。4.2加热炉操作要点1.严格控制常压炉、减压炉出口温度，波动范围不超过±5℃。温度过高易导致原油裂解，产生结焦堵塞炉管；温度过低则会导致蒸馏分离不彻底，影响产品收率和质量。2.保证加热炉燃烧充分，调整燃料气/油流量与空气流量的比例，控制烟气中氧含量在3%-5%，避免不完全燃烧产生一氧化碳或炭黑，同时提升热效率。3.定期检查炉管表面温度，发现局部过热、结焦时，及时调整火焰或进行清焦处理，防止炉管烧穿。4.3蒸馏塔操作要点4.3.1常压塔操作1.稳定塔顶压力（0.12-0.15MPa）和塔顶温度（100-120℃），通过调整塔顶回流量控制温度，压力波动时及时调整塔顶冷凝器冷却水量。2.控制各侧线抽出量和汽提蒸汽量，确保各产品馏程合格。例如，常一线煤油馏程180-240℃，可通过调整抽出量和汽提蒸汽量控制终馏点；常二线、常三线柴油馏程同理。3.维持塔内液位稳定，尤其是塔底液位，通过调整塔底抽出量控制，避免液位过高或过低影响塔内气液平衡。4.3.2减压塔操作1.稳定塔顶真空度（0.02-0.05MPa绝压），真空度是减压蒸馏的核心参数。通过调整蒸汽喷射器的蒸汽压力、冷却水量，确保真空度稳定；若真空度下降，需及时排查是否存在泄漏、喷射器故障等问题。2.控制减压炉出口温度（390-410℃）和塔底温度，温度过高易导致渣油裂解结焦，温度过低则蜡油收率下降。3.调整各侧线蜡油抽出量，确保蜡油馏程合格，同时兼顾蜡油收率和渣油质量。4.4换热网络操作要点1.定期检查换热器的换热效果，若出现换热温差增大、压力降升高，可能是换热器结垢堵塞，需及时进行清洗。2.调整原油和产品的换热流量，确保原油预热温度稳定在280-320℃，最大限度回收余热，降低加热炉负荷。第五章安全与环保规范5.1安全操作规范5.1.1高温高压设备安全1.加热炉、蒸馏塔、换热器等高温高压设备，严禁超温、超压运行，定期进行压力试验和壁厚检测，确保设备完好。2.设备检修前必须进行吹扫、置换、隔离，办理动火作业许可证、进入受限空间作业许可证等相关作业票证，严禁无证作业。5.1.2防火防爆安全1.装置内严禁明火，严禁携带火种进入生产区域；动火作业需严格执行动火作业规范，清理作业区域周围的易燃物质，配备灭火器材和监护人员。2.原油、汽油、煤油、柴油等均为易燃液体，其储存、输送过程中需确保设备密封良好，避免泄漏；装置内设置可燃气体检测报警器，定期校验，确保灵敏可靠。5.1.3防腐蚀安全1.原油中的盐类、硫化物在加热过程中会产生腐蚀介质（如HCl、H₂S），需向系统中注入缓蚀剂、中和剂，控制设备腐蚀。2.定期检查设备腐蚀情况，尤其是加热炉炉管、蒸馏塔塔壁、换热器管程等部位，发现腐蚀严重时及时更换。5.1.4应急处置1.常见突发事件及处置：①加热炉熄火：立即切断燃料供应，吹扫炉膛，查明原因后重新点火；②蒸馏塔超压：打开安全阀或放空阀泄压，调整操作参数，排查超压原因；③设备泄漏：立即切断泄漏设备的进料，设置警戒区域，组织人员撤离，同时启动应急预案进行堵漏和处理。2.操作人员需熟悉应急预案，掌握消防器材、应急救援设备的使用方法，定期参与应急演练。5.2环保规范1.含油污水处理：电脱盐排出的含油污水、装置地面冲洗水等，需送至含油污水处理装置，经隔油、气浮、生化处理等工艺，达到GB8978-1996《污水综合排放标准》后排放或回用。2.废气处理：加热炉燃烧产生的烟气需经脱硫、脱硝处理，确保SO₂、NOx排放达标；装置内的不凝气、挥发气需收集至火炬系统燃烧处理，避免直接排放。3.固废处理：装置产生的废催化剂、废油渣、检修产生的废金属等，需分类收集，委托专业机构进行无害化处理或回收利用，严禁随意丢弃。4.噪声控制：泵、压缩机、加热炉等设备产生的噪声，需采取隔音罩、减震基础、消声器等降噪措施，确保厂界噪声符合GB12348-2008《工业企业厂界环境噪声排放标准》。第六章装置常见故障与处理6.1电脱盐罐脱盐效果差1.现象：脱盐后原油含盐量>3mg/L、含水量>0.5%，后续换热器结垢严重。2.原因：①温度过低或压力不足；②破乳剂注入量不足或型号不合适；③注水量不足；④电极板短路或电场不稳定。3.处理：①提高电脱盐罐温度和压力至规定范围；②增加破乳剂注入量或更换合适型号的破乳剂；③调整注水量至5%-8%；④检查电极板，清理短路故障，稳定电场。6.2减压塔真空度下降1.现象：减压塔顶压力升高，蜡油收率下降，塔底温度升高。2.原因：①蒸汽喷射器蒸汽压力不足；②冷凝器冷却水量不足或冷却效果差；③减压塔或抽真空系统泄漏；④塔内结焦导致阻力增大。3.处理：①提高蒸汽喷射器的蒸汽压力至规定值；②增加冷却水量，清洗冷凝器管束；③检查系统密封性，堵漏处理；④适当降低减压炉出口温度，必要时停工清焦。6.3加热炉炉管结焦1.现象：炉管表面温度局部升高，加热炉热效率下降，出口温度难以提升。2.原因：①加热炉出口温度过高；②原油流量过小或偏流，导致炉管局部过热；③原油预处理效果差，含盐量高，结垢堵塞炉管。3.处理：①降低加热炉出口温度至规定范围；②调整原油流量，确保炉管内流量均匀；③加强电