常减压蒸馏考试资料.docx

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常减压蒸馏考试资料

常减压蒸馏考试资料

常减压蒸馏装置概述

•根据不同的原油和不同的产品，考虑不同的加工方案和工艺流程，常减压蒸馏装置可分为燃料型、燃料－润滑油型和燃料－化工型三种类型。

这三者在工艺过程上并无本质区别，只是在侧线数目和分馏精度上有些差异。

燃料－润滑油型常减压蒸馏装置因侧线数目多且产品都需要汽提，流程比较复杂；而燃料型、燃料－化工型则较简单。

燃料型常减压蒸馏装置

•常压塔顶出重整原料或乙烯料。

•常压塔设3～4条侧线，出溶剂油（或航煤）、轻柴油、重柴油（或催化裂化原料）。

•常压各侧线都设有汽提塔，以保证产品的闪点和馏分轻端符合指标要求。

•减压塔设3～4条侧线，出催化裂化原料或加氢裂化原料，分馏精度要求不高，主要是从热回收和主塔汽液负荷均匀的角度设置侧线。

•减压各侧线一般不需要汽提塔。

•为尽量降低最重侧线的残炭和重金属携带量，需在最重侧线与进料段之间设1～2个洗涤段。

燃料型常减压蒸馏装置

•减压塔操作有传统的湿式和新工艺“干式”之分。

“湿式”减压蒸馏在加热炉管内注入蒸汽以增加炉管内油品流速和塔底注入蒸汽以降低塔内油品分压，减压塔一般采用填料舌型塔盘组合和采用两级蒸汽喷射抽真空，塔的真空度较低，压力降大，加工能耗高，减压拔出率也相对较低。

“干式”减压蒸馏则改变了减压塔传统操作方式及塔的内部结构，即在炉管和塔内不注入蒸汽，采用三级抽真空、减压炉管扩径和低速转油线，塔内部结构采用处理能力高、压降小、传质传热效率高的新型金属填料及相应的液体分布器等，使装置的处理能力提高，加工能耗降低，拔出率提高，经济效益明显。

燃料－化工型常减压蒸馏

•常压塔设2～3个侧线，产品去做裂解原料，分馏精度要求不高，塔盘数目也比较少。

•各侧线不设汽提塔。

•减压系统与燃料型基本相同。

燃料-润滑油型常减压蒸馏装置

•常压塔与燃料型基本相同。

•减压塔一般设4～5条侧线，每条侧线对粘度、馏分、馏程、宽度、油品颜色和残炭都有指标要求。

•减压各侧线一般都有汽提塔以保证产品的闪点和馏分轻端符合指标要求。

•减压加热炉出口最高温度控制在4000C，并且炉管逐级扩径尽量减少油品受热分解，以免润滑油料品质下降。

•为使最重润滑油侧线的残炭和颜色尽可能改善，在最重润滑油侧线与进料之间需设置1～2个洗涤段，以加强洗涤效果。

•燃料－润滑油型减压塔，国内外当前仍以湿法操作为主，塔顶二级抽真空。

•另外还有“拔头型”，主要生产重整原料、汽油组分、煤油、柴油、燃料油或重油催化裂化原料，不生产润滑油组分和加氢裂化原料。

•由于常减压装置的目的是将原油分割成为各种不同沸点范围的组分，以适应产品和下游工艺装置对原料的要求，因而不同原油和产品要求就有不同的加工方案和工艺流程，其典型流程可分为常减压蒸馏和常压蒸馏两种。

常减压蒸馏装置面临的新问题

•作为炼油企业的“龙头”，常减压蒸馏装置运行水平的高低，不仅关系到原油的有效利用，而且对全厂的产品质量、产品收率、经济效益产生很大的影响。

这就要求我们积极应用先进适用的技术，不断推进常减压蒸馏技术的进步。

但长期以来，特别是近几年来，常减压蒸馏工业运行中所暴露出的问题已引起重视（同时新的实用技术和高效设备也不断被开发和应用），主要体现在以下四个方面：

•1、装置综合能耗偏高。

2001年中国石化平均能耗为11.85kg标油/t，国外的先进水平已达10.22kg标油/t。

原因是：

①装置规模小，开工负荷率低（国外炼油厂常减压装置单套加工能力已高达15Mt/a，开工率一般在85%以上，国内中石化仅为10Mt/a，平均负荷率70%多）。

②加热炉燃料消耗大，排烟温度高，烟气含氧量高，辐射、对流管积灰严重，低温露点腐蚀加剧，原油的换热终温低造成了加热炉燃料消耗大。

③装置电耗高：

装置负荷率低，变频技术应用少，电机“大马拉小车”等现象严重。

•2、分馏精度和减压拔出率低

•特别是生产润滑油料时，减压塔的侧线分馏精度至关重要，只有足够的减压分馏精度，才能确保减压侧线馏分“窄馏程，浅颜色”；而常压拔的分馏精度目前尚未引起足够的重视。

•在国内，常减压蒸馏减压拔出偏低，是与国外主要差距之一。

可通过降低汽化段压力，提高汽化段温度等途径来实现减压拔出率的提高。

•3、电脱盐运行工况不理想

•电脱盐已不仅仅是一种单纯的防腐手段，伴随着电脱盐、脱水、脱金属技术的日趋成熟，它已成为了下游装置提供优质原料所必不可少的原油预处理工艺。

而造成运行工况不理想的主要原因有：

①原油品种发生变化，破乳化剂的品种，注入量没有随之调整，造成破乳、脱盐效果下降。

②电脱盐操作条件没有随原油品种、处理量的变化及时调整优化。

③常减压蒸馏装置扩量，电脱盐没有相应配置扩量，导致电脱盐罐内原油线速偏高，脱盐停留时间偏短。

•4、含硫原油加工的适应性较差

•国内自产陆上原油与进口油相比，其性质主要差异是重质、低硫、含蜡，所以过去按加工国内自产陆上原油设计的常减压蒸馏装置对进口含硫原油加工适应性差。

近几年，随着国内原油加工量的增加进口原油比例也明显增加。

此外国内自产陆上原油的硫含量也呈上升趋势，因此对含硫原油加工适应性较差的问题也愈显突出，由于原油高含硫造成设备管线腐蚀严重而引起的非计划停工事故时有发生。

常减压蒸馏装置发展趋向

•近十年来，世界各国围绕提高常减压蒸馏装置的经济效益、社会效益及环境效益这个中心，采用了大量的新技术、新工艺、新设备、新材料。

归纳起来有四大趋势：

装置规模趋向大型化，加工原油品种趋向多样化，生产操作趋向智能化，使用功能趋向多样化，具体表现在以下四个方面：

•1）在节能方面，采用原油闪蒸（初馏）流程、窄点技术优化换热流程、提高换热终温、计算机优化塔中段回流取热、电机变频调速技术、降低装置电耗。

•2）采用先进控制及新型塔器内部构件提高质量和增加收率，减少加工损失。

•3）在电脱盐技术方面，采用电动态脱盐工艺（国外），国内则开发了交直流电脱盐工艺，最近也正开发新一代国产高电脱盐技术可有效地解决了各种原油的深度脱盐问题。

•4）在装置长周期运作方面，采用抗腐蚀的设备材料如高温部分Cr5Mo,塔盘1Cr18Ni9Ti及防腐技术使生产周期39～53个月。

含硫原油的常减压蒸馏技术

•根据中东原油的特点，加工中东含硫原油需要处理好以下几方面的问题：

•

（1）原油中的轻烃加以回收利用。

•

（2）提高常压蒸馏的处理能力，避免常压蒸馏和减压蒸馏负荷失衡。

•（3）充分回手利用低温余热。

•（4）减压深拔，多产馏分油，少产高硫渣油。

•（5）工艺设备的防腐，实现长周期安全生产。

原油蒸馏中的轻烃回收

•一、常减压与催化裂化联合回收轻烃

•二、提压操作法回收轻烃

•三、采用增压机增压的方法回收轻烃

选择不同的工艺提高处理能力

•选择新型的常压塔内件，提高处理能力

•原油分两次闪蒸，提高处理能力

•初馏塔提压操作和初底油降压闪蒸，减少常压塔负荷

低温位热的回收利用

•原油分多段换热，充分利用低温位热源

•采用“窄点”技术，优化换热网络

减压深拔技术

•提高常压塔拔出率，促进减压深拔

•采用全填料减压塔，提高真空度达到深拔

•控制减压塔底油温度，减少裂解气产生

•改善减压塔闪蒸段分离效果，减少雾沫夹带

•一段净洗和低液量分配，改善深拔瓦斯油质量

•减压深拔生产重交沥青

蒸馏设备的腐蚀及其防腐措施

•产生腐蚀的原因及其分类

•原油的深度脱盐

•塔顶的“三注”-----注中和剂、注水、注缓蚀剂

•高温部位腐蚀及其防腐措施

产生腐蚀的原因及其分类

•硫化物分解与温度的关系：

•T≤120℃，硫化物未分解，在没有水存在的情况下设备无腐蚀，但当有水存在时，则形成对轻油部位的H2S-H2O型腐蚀。

•120℃≺T≤240℃原油中活性硫化物未分解，故设备无腐蚀。

•240℃≺T≤340℃，硫化物开始分解，生成H2S对设备开始产生腐蚀，随着温度的升高腐蚀加重。

•340℃≺T≤400℃，H2S开始分解，生成H2和S，此时生成的FeS本身具有防止进一步发生腐蚀设备的保护膜作用，但当有HCl存在时，HCl与FeS反应破坏了FeS保护膜，使腐蚀进一步发生，强化了腐蚀。

•426℃≺T≤430℃，高温硫对设备腐蚀最快。

•T>480℃，H2S几乎完全分解，腐蚀率下降。

原油的性质与评价

原油的一般性状

•原油（或称石油）通常是黑色、褐色或黄色的流动或半流动的粘稠液体，相对密度一般介于0.80～0.98之间。

世界各地所产的原油在性质上都有不程度的差异，随着产地的不同而不同。

原油的颜色深浅取决于原油中含有胶质和沥青质的多少；原油有的有很浓的臭味，这是由于原油含有一些臭味的硫化物；不同的原油有着不同的凝固点，主要是原油中含有一定数量的蜡；原油的粘度取决于原油中含有润滑油馏分和胶质的多少；原油的比重（相对密度）取决于原油所含有的重质馏分、胶质、沥青质的多少。

原油的元素组成

•对于原油，其化学组成基本上由五种元素即碳、氢、硫、氮、氧所组成。

原油中碳的质量分数一般为83.0%～87.0%，氢的质量分数一般为11.0%～14.0%，硫的质量分数一般为0.05～8.0%，氮的质量分数一般为0.02%～2.0%，氧的质量分数一般为0.05%～2.00％。

微量元素包括钒、镍、铁、铜、铅，非金属元素包括氯、硅、磷、砷等，这些元素虽然极为微量，但对原油炼制工艺过程中影响很大。

•这些元素并非以单质出现，组成原油的化合物主要是碳元素和氢元素，是以烃类化合物的形式存在。

硫、氮、氧这些元素则以各种含硫、含氮、含氧化合物以及兼含有硫、氮、氧多种元素的高分子的胶状和沥青质物质存于原油中，它们统称为非烃类化合物。

原油中的烃类化合物

•原油中的烃类主要含有烷烃、环烷烃、芳香烃，一般不含烯烃，只有在原油的二次加工产品中含烯烃。

这些烃类组成是以气态、液态、固态的化合物存在。

•原油伴生气主要是甲烷及其低分子同系物组成的，因组成不同可分为干气（贫气）及湿气（富气）。

在干气中，含有大量的甲烷和少量的乙烷、丙烷等气体。

而在湿气中，除含有较多的甲烷、乙烷外，还含有少量易挥发的液态烃如戊烷、已烷直至辛烷蒸汽，还可能有少量的芳香烃及环烷烃存在。

•在原油伴生气中还经常杂有非烃气体，其中最主要的是二氧化碳、氮气。

在含硫原油产地的原油伴生气中，常有硫化氢的存在。

•原油含的液体状态烃按其沸点不同，可分为低沸点馏分、中间馏分以及高沸点馏分，如在汽油馏分中含有C5-C11的正构烷烃、异构烷烃、单环环烷烃、单环芳香烃（苯系）。

•中间馏分如在煤油、柴油馏分含有C10-C20的正异构烷烃、带侧链的单环环烷烃、双环及三环环烷烃、双环芳烃、环烷一芳香的混合烃。

•高沸点馏分如润滑油馏分中含有C20-C36左右的正异构烷烃、环烷烃和芳香烃。

环烷烃包括从单环直到六环甚至高于六环的带有环戊烷或环已烷的环烷烃，其结构主要是以稠环类型为主。

芳香烃除包含单环、双环、三环芳香环外，还含有四环的甚至多于四个芳香环的芳烃。

此外，在芳香环中还含有为数不等，多至5-6个环的环烷-芳香混合烃，它们主要也是呈稠合型的。

•原油中还含有一些高熔点、在常温下为固态的烃类，它们通常在原油中是处于溶解状态，但如果温度降低到一定程度，其溶解度降低就会有一部分结晶析出，在工业上称之为蜡。

它们主要是分子量很大的正构烷烃，少量的异构烃、环烷烃及极少量芳香烃。

原油中的非烃化合物

•原油中含有相当数量的非烃化合物，尤其在原油重馏分中其含量更高。

非烃化合物的存在对原油的加工及产品的使用性能具有很大的影响。

在原油加工过程中，绝大多数的精制过程都是为了解决非烃化合物的问题。

•原油中的非烃化合物主要包括含硫、含氮化合物以及胶状、沥青状物质。

•在原油馏分中的分布一般是随着馏分沸程的升高而增加，大部分硫均集中在重馏分和渣油中。

硫在原油中的存在形态已经确定的有：

元素硫、硫化氢、硫醇、硫醚、环硫醚，二硫化物，噻吩及其同系物。

直馏汽油馏分中的有机含硫化合物有硫醇，硫醚以及少量二硫化物和噻吩。

直馏中间馏分中的硫化物主要是硫醚类和噻吩类。

高沸馏分中含硫化合物大部分也是稠环、硫原子也多在环结构上。

•原油中的氧大部集中在胶状、沥青状物质中，除此之外，原油中氧均以有机化合物状态存在。

这些含氧化合物，可分为酸性氧化物和中性氧化物两类。

酸性氧化物中有环烷酸、脂肪酸以及酚类，总称为石油酸。

中性氧化物有醛、酮等它们在原油中含量极少。

在原油的酸性氧化物中，以环烷酸为最重要，它约占原油酸性氧化物的90%左右，环烷酸的含量，因原油产地不同而异，一般多在1%以下。

环烷酸在原油馏分中的分布规律很特殊，在中间馏分中（沸程约为250-350℃左右）环烷酸含量最高，而在低沸馏分以及高沸重馏分中环烷酸含量都比较低

•原油中氮含量一般在万分之几至千分之几。

我国大多数原油含氮量均低于千分之五。

大部分氮也是以胶状、沥青状物质形态存在于渣油中。

原油中的氮化物可分为碱性和非碱两类。

所谓碱性氮化物是指能用高氯酸在醋酸溶液中滴定的氮化物。

非碱性氮化物则不能。

•在原油非烃化合物中，大部分是胶状、沥青状物质。

它们在原油中的含量相当可观，我国目前各主要原油中，含有大约百分之十几至四十几的胶质和沥青质。

胶状、沥青状物质是原油中结构最复杂，分子量最大的物质，在其组成中除了碳、氢外还含有硫、氧、氮以及一些金属元素。

原油的馏分组成

•原油是一个多组分的复杂混合物，其沸点范围很宽，从常温一直到500℃以上，所以，无论是对原油进行研究或进行加工利用，都必须对原油进行分馏。

分馏就是按照沸点的差别将原油“切割”成若干“馏分”，每个馏分的沸点范围简称为馏程或沸程。

一般把原油中从常压蒸馏开始馏出的温度（初馏点）到200℃（或180℃）之间的轻组分称为汽油馏分（或称为轻油、石脑油馏分），常压蒸馏200℃（或180℃）～350℃之间的中间馏分分称为煤柴油馏分或常压瓦斯油（简称为AGO）。

由于原油从350℃开始有明显的分解现象，所以对于沸点高于350℃的馏分，需要在减压下进行蒸馏，在减压下蒸出馏分的沸点再换算成常压沸点。

一般将相当于350℃～500℃的高沸点馏分称为减压馏分或润滑油馏分或减压瓦斯油（简称为VGO）；而减压蒸馏后残留的>500℃的油称为减压渣油（简称VR）；同时也将>350℃的油称为常压渣油（简称AR）。

原油的评价

•原油评价方法概述：

原油评价按照其目的的不同，可以分为三个层次：

原油的一般性质；常规评价，除了原油的一般性质外，还包括原油的实沸点蒸馏数据及窄馏分性质；总合评价，除了上述两项内容外，还包括直馏产品的产率和性质。

根据需要，也可以增加某些馏分的化学组成、某些重馏分或渣油的二次加工性能等。

•原油的一般性质；原油一般性质分析：

比重、粘度、凝点、含蜡量、沥青质、硅胶胶质、残炭、水分含量、含盐量、灰分、机械杂质、元素分析、微量金属及馏程等。

•原油的实沸点蒸馏及窄馏分性质：

分析原油切割窄馏分收率及性质，并给出原油实沸点曲线。

实沸点蒸馏是用来考察石油馏分组成的实验方法。

原油实沸点蒸馏所用的试验装置和操作条件都有一定规定。

试验装置是一种间歇式精馏设备，精馏柱的理论板数为15～17，精馏过程在回流比为5：

1的条件下进行。

馏出物的最终沸点一般为500～520℃，釜底残留物则为渣油。

为了避免原油的裂解，蒸馏时釜底温度不得超过350℃，因此整个蒸馏过程分为三段进行：

常压蒸馏、减压蒸馏（10mmHg）、二段减压蒸馏（1～2mmHg，不带精馏柱）。

•直馏产品的性质及产率：

直馏产品一般为较宽组分，为了取得其较准确的性质数据作为设计和生产的数据，必须由实验实际测定。

通常的作法是先由实沸点蒸馏将原油切割成多个窄馏分和残油，然后根据产品的需要把相邻的几个馏分按其在原油中的含量比例混合，测定该混合物的性质。

也可以直接由实沸点蒸馏切割得相应于该产品的宽馏分。

•有了原油评价的总合评价过程所提供的原油及其它馏分的性质数据，就可以对原油进行加工之前提出加工方案，确定原油的加工方案，主要是使用上述原油评价过程中实沸点中各组分的产率及性质测定数据制成的原油实沸点蒸馏——性质曲线及各石油馏分的产率——性质曲线，按产品规格进行比较，确定各种产品的切割温度，从而也就能预测各种产品能够达到的产率和产品质量的情况。

原油的分类方法

•原油的组成复杂，对原油的确切分类是很困难。

原油性质的差异，主要在于化学组成的不同，所以一般偏向于化学分类，但有时为了应用方便，也采用工业分类。

化学分类法有关键馏分特性分类法、特性因素分类法、相关系数分类法、结构组成分类法。

•关键馏分特性分类法：

1935年美国矿务局提出了对原油的关键馏分特性分类法，该方法能够较好的反映原油的化学组成特性，我国也广泛使用该法。

用原油简易蒸馏在常压下蒸馏得到250～275℃馏分作为第一关键馏分，残油用没有填料柱的蒸馏瓶在40mmHg残压下蒸馏，切取275～300℃馏分（相当于395～425℃）作为第二关键馏分。

将分别测定上述两个关键馏分的密度对照关键馏分分类指标表：

密度分类标准，决定两个关键馏分的属性，最后按照原油关键馏分特性分类表来确定该原油属于哪一类。

商品分类法

•A、 密度分类（20℃密度）

•轻质原油：

>34。

API；〈0.852

•中质原油：

34～20。

API；0.852～0.930

•重质原油：

20～10>。

API；0.931～0.998

•特稠原油：

〈10。

API；>0.998

•B、 硫含量分类：

•低硫原油：

硫含量〈0.5%。

•含硫原油：

硫含量0.5～2.0%。

•高硫原油：

硫含量>2.0%。

•C、 含蜡量分类：

•低蜡原油：

蜡含量0.5～2.5%

•含蜡原油：

2.5～10%

•高蜡原油：

>10%。

开停工与事故处理

装置开工：

1、开工前的准备工作

2、设备、工艺管线蒸汽贯通试压（气密）

3、减压抽真空试验

4、加热炉烘炉（必要时才做）

5、进退油

6、试油压、闭路循环

7、加热炉点火，恒温脱水。

8、设备热紧

9、切换原油，常压开侧线

10、抽真空，减压开侧线

11、调整操作

1.3减压抽真空试验

•检查抽真空系统及有关设备（真空泵）是否符合要求和满足工艺要求。

•通过气密试验，检验减压塔及其系统的泄漏情况。

检验标准：

•无负荷时，真空度不得小于93kpa（残压小于8kpa）

•停真空泵后，减压系统真空度下降速度小于2kpa/h，否则要重新查找漏点。

1.4加热炉烘炉（必要时才做）

•通过缓慢加热除去炉体内砌筑的耐火砖及耐火材料中的水分，并使耐火胶泥得到充分的烧结，以防在开工时炉温上升太快，水分汽化膨胀造成炉体胀裂或变形，甚至炉墙倒塌等设备事故。

•进一步熟悉炉区仪表的性能，并考验其是否符合生产要求。

•考核加热炉炉体各零部件及炉管在热状态下的性能。

•考验各火嘴的使用性能并进行岗位练兵，达到提高操作水平的目的。

1.5进退油

•目的是打通装置主流程，将装置内的存水退出。

•进油前装置必须达到四不开汽的条件，并经有关部门确认。

•进油前必须联系好原油罐及退油罐。

•进油前详细检查原油系统流程，对于放空阀，排污阀，联通阀，蒸汽扫线阀必须检查是否关严，严防跑油、串油，同时打开塔顶安全阀的手阀和塔顶系统放空流程。

•进油前仪表要启用，机泵送好电。

•启动原油泵并跟着受油流程作详细检查，严防跑油、串油。

•启动渣油泵后,退油开始,以一定的速度进退油4~6个小时，期间切换原油泵及各塔底泵以赶净装置存水。

•进退油流程如图

1.6试油压、闭路循环

•退油开始后，转入试油压阶段，初馏塔、常压塔底、减压塔底液面稍控高点。

•试油压前，安排好¡°看压人、蹩压人和检查人¡±，放慢进退油速度。

试油压过程重点检查法兰、垫片、阀盖、温度计等处的严密性。

•试油压顺序，流程如下：

•原油泵出口→脱前换热器→电脱盐罐→脱后换热器→初馏塔

•初底泵出口→换热器→常压炉进料→常压塔（用常压炉出口阀调压）。

•常底泵出口→炉进料→减压塔。

•渣油泵→换热器→渣油冷却器→退油线。

•试完油压后装置改闭路循环（也可以在装置改闭路循环后试油压）

说明：

若装置检修质量较高，漏点少，一般此阶段需要2小时

1.7加热炉点火，恒温脱水。

•检查加热炉烟道挡板、风门、风机状态、燃料油、燃料气调节阀是否灵活好用。

•改通初顶、常顶、减顶瓦斯放空流程，冷却器给上冷却水，减顶水封罐给上水封。

•加热炉管给上介质。

•吹扫瓦斯系统管线，引系统瓦斯进入装置，经气体采样分析合格后准备点火。

•点火后，常压炉以35℃/h的速度升温，循环油温达80℃时，电脱盐罐送电。

•常压炉出口温度150℃时，开始恒温脱水。

•恒温脱水时要保证常压塔顶温度＞110℃（若塔顶温度达不到要求应适当提高常压炉出口温度），确保水能从塔顶脱尽。

恒温脱水4小时后，循环油开始采样分析水份，直至含水＜1.0%为止。

•循环油含水＜1.0%后，恒温脱水阶段结束。

说明：

脱水主要是将水从常压塔顶脱除，送电后电脱盐罐也可以脱除部分水，一般需4~6小时；此阶段只是对塔底主流程进行脱水，各侧线及中段回流难以实现，因此开工过程中各中段回流很容易抽空。

1.8设备热紧

•常压炉继续升温，温度达250℃时进行恒温设备热紧。

说明：

设备热紧阶段只对塔底主要流程的工艺管线、设备进行热紧，侧线及中段回流部位在本阶段无法热紧。

这些部位的热紧只能在切换原油后进行。

此阶段需2～4小时。

1.9切换原油，常压开侧线

•设备热紧结束后，常压炉继续以35℃/h的速度升温。

•常压炉出口温度达300℃左右时（各装置视油种及各自情况定），切换原油，常压开侧线。

•切换原油后，常压炉以40℃/h向正常操作温度升温（350℃～360℃）。

常压塔底给上吹汽。

•初、常顶挥发线注上氨、缓蚀剂和水。

•常压塔由上到下逐条开侧线，从上而下启动中段回流泵。

•常压侧线上量正常后，常压汽提塔给上吹汽，常压各油品颜色正常后送出装置。

1.10抽真空，减压开侧线

•常压系统以及减底液面正常后，建立减顶回流，启动一、二级抽真空。

•减压炉以40℃/h的速度升温，减压炉出口温度达320℃（各装置视自己情况定）时炉管给注汽，减压塔底给上吹汽。

•减顶挥发线注上氨、缓蚀剂。

•减压系统从上而下建立中段回流、从上而下开减压侧线。

•减压各侧线来油及中段回流正常后，减压汽提塔给上吹汽。

1.11质量调整

•操作全面平稳后电脱盐注上一、二级水；

•蒸汽发生器并网

•引三塔顶瓦斯至炉烧或到轻烃回收装置。

•如果有用封油的装置，减压侧线来油正常后各塔底泵引注封油（注意赶水）。

•有初侧线的投用。

•联系分析产品质量。

•按调度要求提量调整。

装置停工

装置停工主要步骤

•准备工作。

•降量、降温。

•熄火，关侧线，装置改循环。

•退油、工艺管线吹扫及蒸塔。

停工前的准备工作

•学习停工方案。

•提前3¡ª5天落实计划，收配好氨.碱.缓蚀剂和破乳剂，以免收配过多造成不必要的浪费和影响环保。

•检查装置含油污水道清理畅通，落实好各项安全措施。

•降量前扫通装置循环线，渣油冷却器走正线，开足水量。

•停工前回炼完污油。

降量、降温

•首先按要求降量。

降量过程中常、减压各侧线压轻出装置，降量过程中要注意调节各冷却