600万t·a-1常减压装置停工过程管理优化研究

陈 波

（中海石油宁波大榭石化有限公司，浙江 宁波 315812）

某石化企业600万t·a-1常减压装置，采用常减压-减黏联合工艺，加工原油600万t·a-1，设计选用原料油为绥中36-1、曹妃甸和西江原油，年开工时数为8 400 h，操作弹性60%～110%。考虑到将来的发展，常压炉、减压炉、减黏炉、空气预热器、常压塔、减压塔、电脱盐罐均按原油加工能力800万t·a-1设计。其主要作用是将原料原油分馏成不同组分的中间产品，不同产品分别供应下游二次加工装置。

1 检修概述

600万t·a-1常减压装置的主要原油有曹妃甸原油、秦皇岛32-6原油、勃中25-1原油等重质高酸原油。其主要产品是70#和90#“中海36-1”牌重交通道路沥青及180#、200#普通道路沥青，同时副产化工轻油、工业燃料油、轻裂解料、250#燃料油等产品。

600万t·a-1常减压装置主要由原油换热部分、原油电脱盐部分、原油闪蒸塔系统、常压蒸馏系统、减压蒸馏系统以及减黏裂化系统组成。到目前为止经历了2010年、2013年、2015、2018年4次装置大检修，经历的重大技改有：工业燃料油热供改造、减压蜡油热供改造、转动设备冷却水改造、减一中泵增设磁力耦合器改造、净化水回用改造、空气预热器改型改造、减顶瓦斯增压系统、SIS系统增设、引风机增设磁力耦合器等项目，均取得较好的效果。本次大修是上下游装置协同作战，作为龙头装置，依据前历年检修经验结合当前的装置存在的缺陷，共涉及检修项目805项。本次大检修工作中发现问题比较突出，同时在处理问题时采取了新方法、新技术。本文对检修过程设备检修方面进行总结，总结出检修过程的亮点与经验教训。

2 检修过程控制

2.1 检修准备及交底、培训

对检修的前期准备工作进行了清单化管理，特别是材料采办及到货跟踪、外部委托服务申请、专项检修计划编制等重要环节，每周二召开分指挥部会议，不定期组织并邀请第三方协作单位共同参与施工网络讨论及专项检修方案对接。将重点项目施工网络节点精确到小时。

为确保检修工作顺利、高效开展，生产部门与维保单位进行大修施工交底，落实了“三次交底”票制。

检修期间是安全事故多发期间，由部门安全专业牵头，将检修期间高风险作业进行风险评估，明确防护、防范措施，同时收集同类型装置检修期间发生的事故案例，制作成安全学习材料，以授课形式，组织参检人员及检修单位施工人员进行学习，累计学时达8课时。

2.2 检修安全控制

检修期间高风险作业进行风险评估，明确防护、防范措施，同时收集同类型装置检修期间发生的事故案例，制作成安全学习材料，以授课形式，组织参检人员及检修单位施工人员进行学习。

每周日和关键高风险、极端天气期间，进行集中安全喊话，对各作业的安全薄弱点进行强调。要求施工单位每50个作业人员配一个安全员，随时关注装置内存在安全风险的情况，部门安全监督人员不定期对人员配置情况进行检查。

2.3 检修质量控制

严格执行检修作业销项制度，所有设备检修都有相应的销项卡，按照销项卡规定检修步骤及质量控制要求，作业过程中逐条进行销项、签字，加强巡检和抽检，针对重要项目技术人员做到全程管控。

设备检修严格按照工序及方案进行，不暴力拆装，对有问题的零部件进行修复前影像记录、修复后或更换后影像记录。对设备密封面、管口进行保护或封堵，防止损坏或杂物进入。

有针对性地检查运行期间出现泄漏的法兰密封面，共检查发现17台设备共计19处法兰密封面缺陷，通过在线法兰修复方式对密封面进行修复。

2.4 检修进度控制

根据日施工网络计划，将重点项目施工网络精确到小时，很大程度上降低了交叉作业发生几率。每天下午3点对当天施工计划完成情况进行统计，适当调整第二天施工计划，确保第二天施工计划饱和度，推动整体施工网络节点向前靠，达到可控状态。将检修销项表及具体项目销项表上墙，对已完成的项目及时进行确认、销项。

2.5 文明检修、清洁检修情况

所有检修区域合理拉设警戒绳，确保逃生通道通畅，严禁无关人员随意进出施工区域。检修现场工器具及拆卸下来零配件、紧固件整齐摆放，向“5S”管理目标靠拢。

设备所有暴露的接头都用布或塑料薄膜包起来，防止进入杂质。密封面采用塑料封盖或复合板进行保护，杜绝密封面直接着地。

对检修过程中排放或清理的污油、污水进行收集，并及时清理出检修现场，收集到固定地点，禁止污油直接排入污水管道。

检修产生的施工废料每天由专人进行清理，特别是高处平台上的杂物，实行当天产生当天清理原则，降低高空坠物风险。设备完成检修同时，完成对设备卫生清理

3 检修结果

3.1 检修计划完成情况

停工检修计划共涉及检修项目805项，均已按期完成施工，无取消项目及未完成项目。

3.2 隐蔽项目检查及完成情况

3.2.1 T1204减压塔

腐蚀情况如图1、图2所示。减压塔自上而下第四段、第五段、第六段填料腐蚀、塌陷；第七段填料局部腐蚀；第7号人孔（减三线集油箱）下部至13号人孔段壁北偏东位置约1/3塔圆周面积存在大片麻点状腐蚀；塔壁多处存在凹蚀及焊缝腐蚀凹陷等问题；针对以上问题进行了更换填料、贴板、补焊填充等方式进行处理。

图1 填料塌陷及点状腐蚀

图2 塔壁凹蚀及焊缝腐蚀

3.2.2 减压塔转油线

封头北侧中部有三点机械损伤，北下进料口环焊缝未焊满，筒体、焊缝轻微腐蚀，如图3所示。对存在缺陷的焊缝进行消缺。

图3 塔壁凹蚀及焊缝腐蚀

3.2.3 脱后闪蒸塔

由上往下1#人孔顶封头、塔壁、焊缝轻微腐蚀，下方填料腐蚀轻微变色；2#人孔第1层塔盘个别浮阀缺失；3#人孔塔盘、底封头腐蚀轻微，如图4所示。对缺失的浮阀进行补齐。

图4 浮阀缺失及焊缝腐蚀

3.2.4 常压塔T1202常压塔发现封头、塔壁均匀腐蚀+轻微点蚀、浮阀腐蚀及缺失现象，部分塔盘断裂，焊缝存在未焊满现象，如图5所示。对塔盘进行清扫，补齐浮阀，对断裂处及焊缝进行补焊消缺。

图5 浮阀腐蚀缺失及塔盘断裂

3.2.5 常一、二线汽提塔T1203发现人孔顶封头、塔壁、塔盘、浮阀、降液板、受液槽轻微腐蚀，横梁均匀腐蚀+坑蚀，塔壁存在焊缝缺陷问题，如图6所示。对塔盘进行清扫，更换部分浮阀，对焊缝问题进行补焊。

图6 塔盘腐蚀缺失及横梁腐蚀

3.2.6 减压炉F1202南、北室各四路进料炉管表面均有高温氧化皮，垢下均匀腐蚀+点蚀，南北室底部均有氧化皮堆积，炉壁耐火保温层表面均有不同程度的剥离缺失，如图7所示。对炉管进行清灰，更换南北二室对流室与辐射室过渡段炉壁板，更换对应部位衬里，对喷涂层损坏部位进行加固或填充，对流室顶部浇筑料裂纹及缺失部分进行修补。

图7 氧化皮堆积及保温层剥离

3.2.7 常压炉F1201

炉管外表有黑灰色锈垢，垢下均匀腐蚀+点蚀，炉管迎火面见明显发黑起斑变形，炉壁耐火保温表面轻微剥离缺失，东室炉膛顶部中路的保温层有两处局部鼓起，四个辐射室顶部耐火模块均存在1～2块掉落，对流室缩径喇叭口位置耐火衬里存在小范围脱落或开裂，如图8所示。对缺失的耐火模块进行补齐，修复浇注料裂纹及缺失部分，对喷涂层损坏部分进行填充。

图8 耐火保温剥离及保温层鼓起

4 开工验证情况

本次检修，对通过压检或隐蔽项目检查方式发现的缺陷问题进行了修复，为设备在本周期安全平稳运行创造了条件，通过本次检修，得以彻底解决。

5 结论

1）每一次停工检修过程都是一次经验积累过程，以往对于一些特殊设备的检修过渡依赖于厂家服务，造成检修进度不可控、检修费用大等问题。在此次电脱盐变压器检修过程中，由检修单位自己进行检修，自行更换内部配件，通过实战，充分地掌握了检修过程质量控制点，对变压器检修及电脱盐内件更换积累丰富的经验，同时也掌握了易损件的使用周期，确保了电脱盐检修的彻底性。

2）本次检修对重点、关键项目进行了日工作计划的编排。将施工完成节点精确到了小时，很大程度上降低了交叉作业发生几率，每天对当天施工完成情况进行统计，一旦有滞后，马上落实纠偏措施，确保整体进度向前推，为下周期停工检修进度控制积累了经验。

3）本次检修准备工作期间，编制了部门级安全管控策略，将检修期间高风险作业进行风险评估，明确防护、防范措施，并组织参检人员学习。检修期间，每周日及恶劣天气期间，进行集中安全喊话，对各作业的安全薄弱点进行强调。要求施工单位每50个作业人员配一个安全员，随时关注装置内存在安全风险的情况，部门安全监督人员不定期对人员配置情况进行检查。本次检修施工期间，未发生安全、环保事件。

4）本次动设备检修过程中采用了新方法、新技术。大修前期制作2种支架：吊装支架，底部配有8套滑轮组，用于设备上部没有吊装点、吊机无法作业以及需要吊装物移动等情况；小型三角支架，小巧灵活，现场拆装，用于机泵检修时大盖及轴承箱吊装和小型设备吊装。使用过程中极大节省了搭设承重架的工作量以及风险，缩短检修时间，增加检修效率，更加减小脚手架使用的检修成本。对于因联轴器长度不够无法安装表座的设备，采用激光找正仪配合找正，弥补了打表找正带来的局限性。

5）装置加工劣质原油的前提下，列入技术攻关或科研项目，并委托设计院做好重新设计并优化改造方案和设备更新的投资测算，以便为下检修周期做好充分准备。

6）委托国家院、安恪公司出具安全评估报告，便于装置本周期安全运行提出宝贵意见。另外定检工作闭环管理。