俄罗斯espo原油掺炼总结榆林炼油厂现有500万吨/年常压和220万吨/年常压两套原油加工装置，可实现年加工原油800万吨，按照2018年原油年计划加工395万吨，富裕加工量为405万吨。

为实现生产规模最优和物料平衡，同时拓宽榆炼原油来源，依据集团公司要求，5月3日-6月3日我厂常压装置进行掺炼俄罗斯espo进口原油试验，累计掺炼2.9万吨，收集装置运行基础数据，进行经济效益测算，为后期装置加工进口原油积累运行管理和操作经验。

一、进口原油与自产原油性质对比与分析进口原油与自产原油性质以榆林炼油厂化验中心分析数据为依据，详见表1.1.1。

表1.1.1：进口原油与自产原油性质过上述原油性质数据对比可以可知，进口原油密度较自产原油低，氮含量略低于于自产原油，硫含量为自产原油的 4.3倍，盐含量为自产原油的4.7倍，其它指标与自产原油相差不大。

二、进口原油掺炼注意事项1、受500万吨/年常压装置设备、管线设计材质限制，可能对设备长周期运行及柴、汽油成品调和带来较大影响，无法直接进行大量掺炼，加工时按照从少到多的原则进行逐步掺炼，同时俄罗斯原油硫含量较高需注意设备腐蚀问题。

2、为保证汽柴油产品质量合格，需对连续重整装置预加氢、汽、柴油加氢装置反应深度做针对性调整。

3、俄罗斯原油轻质组分含量较高，会增加常压装置轻烃液、石脑油等轻质组分的冷却负荷。

4、连续重整装置预加氢、汽、柴油加氢装置反应深度增加后轻烃液和轻烃气产量增加，另外俄罗斯原油轻质组分含量较高，会造成5.4万吨/年饱和液化气超出设计负荷。

三、掺炼进口原油对各装置的影响分析（一）500万吨/年常压装置掺炼进口原油调整措施和运行分析榆林原油硫含量约为1200ppm，进口俄罗斯原油硫含量约为5100ppm。

500万吨/年常压装置可以加工一定量的含硫原油，但装置材质设计要求原油硫含量不大于1700ppm，故掺炼进口原油比例上限为1:8，装置实际运行过程中掺炼比例见表3.1.1。

表3.1.1 掺炼时自产原油与进口原油比例1、电脱盐部分进口原油含盐量为32 mg/L，自产原油含盐量为6.89 mg/L。

在掺炼过程中，须密切注意电脱盐的电流及脱后含盐数据。

5月3日掺炼进口原油后，常压装置电脱盐出现电流高现象，共高报六次。

电脱盐排水较为清澈但出现发泡现象，故进口油乳化程度较自产原油大，脱水脱盐难度较大。

通过加大注水、提高电脱盐罐界位及调整超声波频率等措施调整，可以达到降低含盐的目的，原油脱后含盐量可控制在不大于3 mg/L的指标范围，掺炼前后脱后原油含盐对比见表3.1.2。

表3.1.2 掺炼前后脱后原油含盐对比表2、初馏塔、常压塔操作部分由于进口原油硫含量较高，掺炼后原料油中的硫含量将有所升高，掺炼前后脱后原油硫含量见表3.1.3，增加了常压装置腐蚀。

为了降低系统腐蚀，需加大缓蚀剂注入量，密切关注初、常顶含硫污水性质，并定期对易腐蚀部位定期进行壁厚的测量。

5月3日开始掺炼进口原油，5月4日4：00现场测初、常顶PH 有所降低。

5月5日加大缓蚀剂的注入量后（由原单耗0.05㎏/吨原油提到0.08㎏/吨原油），初、常顶含硫污水PH值合格，但铁离子含量较4月份明显上升，频繁出现铁离子超标现象，详见表3.1.4，继续增加缓蚀剂注入量铁离子含量影响无明显效果，装置情况腐蚀较为严重。

本月共消耗缓蚀剂23吨，平均单耗为0.065㎏/吨原油，缓蚀剂单耗较掺炼进口原油前平均值增加了0.015㎏/吨原油，掺炼进口原油增加了塔顶的腐蚀，化工原材料消耗有所增加，对塔顶系统的影响较大。

表3.1.3 掺炼前后脱后原油含硫对比表表3.1.4 掺炼前后初、常顶含硫污水对比表3、轻质油收率通过整月的收率对比分析如表3.1.5所示，掺炼进口原油后收率较去年同期有所升高，较4月份有所降低。

提高和降低的比例不大，因此掺炼进口原油对常压装置的收率影响较小。

考虑到原油的加工负荷和掺炼外购渣油等因素对常压装置轻质油收率影响较大，故无法直观的判断收率是否提高。

表3.1.5 收率对比表4、产品质量常压装置产品主要有石脑油、常压柴油、渣油和饱和液化气等。

（1）常压石脑油4月份平均密度为724.8Kg/m3,掺炼后密度降为720.7Kg/m3，主要与俄罗斯进口原油密度较低有关。

常压石脑油4月份平均硫含量为90ppm,掺炼后常压石脑油硫含量上升至为148ppm，主要与俄罗斯进口原油硫含量高有关。

石脑油其它指标无明显差别。

（2）常压柴油硫含量由掺炼前500ppm上升至635ppm，其它指标无明显影响。

（3）渣油硫含量由掺炼前1200ppm上升至1966ppm，其它指标无明显影响。

（二）180万吨/年催化裂化装置调整措施和运行分析1、掺炼进口原油对装置收率的影响表3.2.1 装置收率对比表从表3.2.1可知本月汽柴液综合收率较上月增加了1.23%，其中汽油增加了0.58%，柴油增加了0.54%，液化气增加了0.31%。

本月与去年同期相比汽柴液综合收率增加了1.13%，其中汽油增加了1.39%，柴油降低了0.74%，液化气增加了0.49%,5月份与4月份及去年同期相比，综合收率都有所增加，但因装置回炼次品及回炼油浆对收率的影响较大，故无法直观判断收率是否因掺炼进口原油导致。

2、掺炼进口原油对催化剂的影响表3.2.2 180万t／年催化装置催化剂分析（平衡剂）表3.2.3 180万t／年催化装置催化剂分析（平衡剂）从表3.2.2和表3.2.3对4月份和5月份的平衡剂分析数据看，重金属Fe和Ni有所下降，Fe下降了2000ppm，Ni下降了1000ppm，其他数据没有发生明显变化。

由表1.1可知，进口原油与自产原油Fe、Ni含量基本相同，故不会影响到催化剂Fe、Ni含量，催化剂Fe、Ni含量下降主要与5月份增大催化剂置换有关。

3、掺炼进口原油对进装置原料油的影响表3.2.4 180万t／年催化进装置原料油性质从表3.2.4对4月份和5月份的进装置原料油的分析数据看，S含量较前期稍有增加，从其他各数据分析看在掺炼进口原油前后没有发生明显变化。

4、掺炼进口原油对主要产品的影响表3.2.5 180万t／年催化装置稳定汽油从表3.2.5对4月份和5月份稳定汽油分析数据看，除硫含量发生明显增大外（平均值由96.2增长至115.7ppm），其他各数据在掺炼进口原油前后没有发生明显变化。

表3.2.6 180万t／年催化装置柴油从表3.2.6对4月份和5月份柴油分析数据看，硫含量由原来的1100ppm上升至1694~1862ppm范围，其他各数据在掺炼进口原油前后没有发生明显变化。

4月份和5月份液化气分析数据看，各数据在掺炼进口原油前后没有发生明显变化。

表3.2.7 180万t／年催化装置干气从表3.2.7对4月份和5月份干气分析数据看，H2S在掺炼前维持在2415-5964mg/m3之间，在掺炼后维持在4473-6390mg/m3之间，其他各数据在掺炼进口原油前后没有发生明显变化。

5、掺炼进口原油对装置外排烟气的影响表3.2.8 180万吨/年催化烟气脱硫脱硝装置烟气在线监测数据从表3.2.8烟气脱硫脱硝装置烟气在线监测数据可以看出，烟气中的SO2明显增大，在掺炼进口原油前脱硝两台余锅SCR 反应器入口SO2分析的平均值分别为375 mg/Nm3、296 mg/Nm3，掺炼进口原油后，脱硝两台余锅SCR反应器入口SO2分析的平均值为572 mg/Nm3、489 mg/Nm3，但掺炼进口原油前后脱硝R-901入口NO X没有发生明显变化。

从脱硫装置看，虽然烟气在线监测数据SO2数据为0 mg/Nm3，但是装置的耗碱量发生了变化，在掺炼进口原油前，脱硫的每天耗碱量平均为13.93t，掺炼进口原油后，脱硫的每天耗碱量平均为15.82t。

180万吨/年催化装置在掺炼进口原油后，装置发生明显变化的是：1.烟气中的SO2含量明显增加，由375 mg/Nm3增加至572 mg/Nm3；2.烟气脱硫外排水中的CL-含量有所增加，由91.72mg/L增加至105.39mg/L；3.干气中的H2S含量明显增加，由3951.1mg/m3增加至5056.64mg/m3；4.稳定汽油硫含量明显增加，平均值由96.2增长至115.7ppm。

5.原料油的硫含量稍有增加，较前期所有数据对比，增加大约500ppm；6.烟气脱硫装置耗碱量增加约2吨/天（原来13.8吨）；7.油浆的密度较前期有所增加，由原来的1051.15kg/m3,增加至1065.73kg/m3，因油浆密度较高油浆收率控制较高。

（三）100万吨/年连续重整装置调整措施和运行分析1、原料石脑油性质变化及预加氢系统操作调整（1）100万吨/年连续重整装置预加氢部分进料（混合石脑油）原料硫含量由掺炼前93ppm上涨至117ppm，原料氮含量由掺炼前0.8ppm上涨至1.7ppm，烯烃含量由掺炼前0.3%（m/m）上涨至0.58%（m/m），其它指标无明确变化。

（2）5月9日重整进料硫含量不合格0.8ppm（指标：0.2ppm-0.5ppm），为控制重整进料硫含量，将预加氢反应温度由292℃提高至294℃，重整进料硫、氮等指标能够满足工艺指标要求。

（3）由于原料烯烃含量升高，在加工过程中预加氢反应器温升增大，由原来的2℃上升至6 ℃左右。

2、对装置收率和主要产品质量的影响装置收率较未掺炼前无明显变化。

根据化验分析数据对比，本装置饱和液化气、混合二甲苯、苯、重整汽油等产品全部合格，相关经济技术指标如重整汽油辛烷值等较未掺炼无明显变化。

（四）90万吨/年汽油精制装置调整措施和运行分析1、原料性质及其对产品质量的影响掺炼进口原油后，90万汽油精制装置原料催化汽油硫含量明显增大，平均值由96.2ppm增长至115.7ppm，装置运行过程中，需切割塔降低轻汽油切割比例，加大反应深度，加大循环氢置换，才能保证产品质量合格，产品分析数据见表3.4.1。

表3.4.1 90万吨/年汽油精制装置产品化验分析数据表掺炼过程，装置加工负荷约为67t/h至80t/h，反应温度在252℃至258℃之间调整控制；轻重汽油切割比例约为1:4，反应注水量从1.6t/h调整至4t/h,装置运行参数较未掺炼时苛刻，但产品质量极不稳定，5月8日-9日精制汽油硫含量连续4个样不合格，5月13日16:00时-14日19:00时硫含量不合格，5月19日8时-16时因精制汽油硫含量33ppm，装置被迫改次品。

同时因切割塔降低轻汽油切割比例，使部分烯烃含量高的轻汽油进入加氢反应器，反应深度加大，精制汽油辛烷值损失较掺炼前增大，掺炼期间辛烷值损失由原来的1.0增加至2.0，增加了汽油出厂调和成本。

2、对装置收率的影响表3.4.2 90万吨/年汽油精制装置月收率表掺炼过程中，装置频繁调整操作，反应深度及轻重汽油切割比例调整，致使装置副产轻烃较多，同时装置改次品等操作，严重影响到装置汽油收率，5月份汽油收率较4月份降低0.5个百分点。