2013年川西北气矿轻烃厂一工段操作规程

编号CXBQK/QT/GD2013川西北气矿江油轻烃厂轻烃回收装置操作规程（V13）二O一三年五月版本更新记录版本号日期再版原因更改内容页码1020118川西北气矿江油轻烃厂一工段操作规程试行安全隐患整改后开产使用所有1120123隐患治理改造完善相关内容所有1220126年度评审操作规定所有1320133年度评审根据实际工况修改所有目录第一章工艺技术基础1011装置概况10111装置简介10112工艺原理10114仪表用风系统12115蒸汽供给系统13116循环冷却水系统15117火炬系统15118消防系统16119液氮系统1612工艺指标17121原料气17122外输干气17123产品指标17124循环冷却水19125装置用交流电源规格19126仪表空气19127蒸汽指标19128主要操作条件20129消耗指标执行全厂总指标211210污染物排放21第二章操作指南2221预处理系统22211原料气外旁通阀控制2222制冷系统23221膨胀机转速控制23222低温分离器液位控制2423脱乙烷塔25231塔底温度控制25232塔底液位控制26233塔101顶压力控制2724脱丙丁烷塔28241塔底温度控制28242塔顶温度控制29243脱丙丁烷塔顶压力控制30244脱丙丁烷塔底液位控制3125液化石油气回流罐液位3226再生气温度3327再生气流量3428锅炉35281锅炉液位控制35282锅炉压力控制3529燃料气压力35第三章开工规程3731装置开工程序3732仪表风系统开工3733软化水装置开工3934锅炉开工4035循环水开工4236轻烃回收主体装置开工43第四章停工规程4841装置停工程序4842轻烃回收装置停工4843循环水装置停工5144锅炉装置及蒸汽系统停工5245软化水装置停工5346仪表风系统停运54第五章关键设备操作规程5551DTY500压缩机组启运和停运5552膨胀机启动和停运5853加热炉的启运及停运6054锅炉的启运及停运63第六章基础操作规程6561回流泵启运和停运6562锅炉转炉6863干燥器切换6964凉水塔启运与停运7065循环水泵启运和停运7266电动消防泵启运和停运7467、柴油消防泵启运和停运7668仪表风系统启停7969、火炬的投用81第七章故障处理8371故障处理原则8372装置紧急停工步骤8373关键设备紧急停运操作84731DTY500紧急停车84732膨胀机紧急停车8574故障处理86第八章控制系统操作方法8881DCS系统的操作8882SIS系统操作规程9983DTY500压缩机控制系统的操作10584锅炉控制系统的操作112第九章操作规定11491定期工作规定114911概述114912定期工作内容114913设备定期维护保养规定115914DTY500增压机使用、维护、保养管理要求115915加油规定11692长期操作规定117921交接班管理规定117922岗位巡检规定117923取样监护管理规定118924运转设备电气管理规定119925运转设备维护保养操作规定119926阀门的安装、使用与维护操作规定120927清污分流操作规定121928火炬点火操作规定121929润滑油管理规定1229210无阀过滤器操作规定1239211分离器排污1249212冲洗锅炉液位计1249213锅炉定期排污1249214氮气置换1259215软化水装置启停运1269216污水装运1269217液氮充装1279218液氮气化1279219液氮首次充装1279220气密性实验1289221稳压消防泵启停及切换129第十章安全生产及环境保护131101安全、环保基础知识131102安全、环保规定134103装置防冻防凝措施136104本装置易燃易爆介质的安全性质136105本装置主要有害物质（易燃易爆、有毒）参数138106本装置污染物及主要排放部位139附录1装置自动保护系统141附录2主要设备结构图142附录3装置设备明细143附录4安全阀定压值158附录5装置消防器材设施资源明细表159附录6轻烃装置主要控制参数工艺卡片160附录7工艺流程图163附录8装置开工程序167附录9装置停工程序表168附录10分析项目及频率一览表169附录11川西北气矿江油轻烃厂生产装置区域应急逃生路线示意图172附录12可燃气体、火焰检测、报警仪布置图173附录13平面布置图174第一章工艺技术基础11装置概况111装置简介江油轻烃厂45104M3/D轻烃回收装置，是一个以回收中坝气田须二气藏不含硫天然气中的C3H8、C4H10、C5H12等以上轻烃组份为目的生产装置，地处江油市石岭乡翠屏村，距江油市火车站6公里。装置始建于1978年，原定为原油稳定装置，后于1984改建为7104M3/D膨胀机制冷轻烃回收试验装置，1986年随着须二气量递增又扩建为30104M3/D轻烃回收装置，2001年随着DTY710压缩机组投运，装置处理气量再增加，进一步扩建为45104M3/D轻烃回收装置，扩建后设计日产175吨，稳定轻烃5吨。装置现处理量为38104M3/D，年产液化石油气约4000吨、稳定轻烃1600吨。主体装置由低压气增压原料气预处理、透平膨胀机制冷、液烃混合物精馏、干气增压外输、储存充装组成，配套辅助生产设施包括放空火炬、空压站、加热炉、锅炉（以及软水系统）、循环水、分析化验、高、低压配供电各一座。液氮汽化装置由液氮储罐，汽化器和缓冲罐组成。消防系统由由一套稳压系统和两台消防泵组成（一台柴油泵一台电动泵）。装置现有压力容器45台（套），重要动设备7台，占地25939亩。112工艺原理脱水采用双塔分子筛吸附方法脱除天然气中的水份，防止水气在低温系统堵塞，双干燥器塔定时切换再生复活，确保分子筛的吸附性能。制冷本轻烃回收装置采用的是透平膨胀机制冷工艺，原料气降温所需的冷量由气体直接经过串接在该系统的透平膨胀机来提供，使其降温至露点以下（即进入两相区）部分冷凝，制冷能力直接取决于气体的压力、组成、膨胀比及膨胀机的热力学效率等。透平膨胀机是一种输出功率并使气体绝热膨胀因而压力降低和能量减少的原动机，它是利用气体能量减少获得低温实现制冷目的，它具有流量大、体积小、冷损少、结构简单、通流部分无机械摩擦件、不污染制冷工质（即压缩气体）、调节性能好、安全可靠等优点。参考图11原理流程液烃混合物精馏采用双塔精馏方式，从脱乙烷塔顶部主要脱除CH4、C2H6轻组份，塔底重组份进入脱丙丁烷塔，于塔顶得到C3H8和C4H10的混合组份，商品名称叫液化石油气，塔底得到轻质油，商品名称叫稳定轻轻。113工艺流程描述图11膨胀机制冷的天然气凝液回收原理流程A1原料气分离品；A2脱水吸附器；A3换热器；A4低温分离器；A5脱乙烷塔；A6脱丙丁烷塔；A7膨胀机组压缩端；A8膨胀机组膨胀端；A9、A10再沸器；A11冷凝器；A12回流罐；A13节流阀1131预处理系统参见附录7工艺流程图来自中20、中34井的35MPA，20高压天然气与来自中4井的低压天然气经增压后汇合，首先进入装置的原料气进口卧式分离器（分101），利用重力沉降原理分离出原料气带来的游离液体、固体杂质等，然后进立式分离器（分103A/B）利用离心力的作用进一步分离液体、固体杂质，再进入分子筛干燥吸附塔（器101A/B），脱除饱和水，使天然气中含水量50PPM，出分子筛干燥器后原料气进入粉尘过滤器（滤101A/B）再次滤除固体杂质，最后进入制冷系统。从透平膨胀机的同轴增压端出口引一小股干气用作再生气，进入加热炉（炉101）加热后进入干燥器，以烘干已吸附了水分的分子筛，出干燥器含饱和水的再生气经再生气冷却器（冷101）冷却后，进入再生气分离器（分105）分离出液体水后汇入干气总管。分子筛干燥器属二类压力容器，工作介质为天然气。设计压力为38MPA，正常工作压力为35MPA，设计温度为300。该装置干燥器为两塔切换操作，单塔尺寸为12001064018。该容器为4A分子筛充填床层，在分子筛上、下部分别装有瓷球，在床层下部设有两层不锈钢丝网，并有支承板。预处理系统主要设备为干燥器，介质为天然气，主要起到干燥原料气的作用。1132制冷系统经干燥、过滤后的原料气进入原料气换热器（换101）与来自脱乙烷塔顶干气和低温分离器底部液烃进行换冷到55左右，再导入低温分离器（分104），分离出气相和液相。气相进入透平膨胀机（机101）膨胀端利用等熵焓降的原理压力从33MPA膨胀降低至17MPA，使原料气温度降低到72，此时又有部分液烃析出，该部分液烃与气相一同进入脱乙烷塔（塔101）顶部分离器分离出液烃作为该塔的顶部回流；而液相通过节流阀降压后再经换101与原料气复热到2030作为塔101中部进料。塔101顶部出来的干气温度为77左右，压力约17MPA的气相经换101复热后，进入膨胀机增压端增压至18MPA左右。该干气中的一少部分被送往再生气加热炉（炉101）加热，以作再生气用，其余大部分经压力控制阀直接进入外输干气总管。制冷系统的主要设备为透平膨胀机，工作介质为天然气，规格型号为TG276/3517，分为增压端和膨胀端，主要起到制冷作用。1133精馏系统塔101底部出来的温度约70，压力约17MPA的液体，利用压力差直接送入脱丙丁烷塔（塔201）中部，塔顶出来的气相经冷却器（冷201）冷却到约40后成为液化石油气，进入液化石油气回流罐（容201），再用回流泵（泵201A/B）将液化石油气从容201抽出一部分通过顶温控制调节阀返回塔201顶部作回流；另一部分则经过回流罐液位控制阀送往液化石油气贮配站。塔底出来的脱丙丁烷油经冷却器（冷204）冷却到40以下送往稳定轻烃储罐。系统的主要设备为脱乙烷塔和脱丙丁烷塔属二类压力容器，工作介质为天然气、液化石油气、稳定轻烃。脱乙烷塔（塔101）塔顶主要分离出甲烷、乙烷，塔底得到丙烷以上液烃混合物。脱丙丁烷塔（塔201）塔顶主要分离得到丙、丁烷混合气相，塔底得到C5以上成分的液烃，即稳定轻烃。114仪表用风系统空气先经过预过滤网，然后通过空气过滤器及进气控制器，进入螺杆主机压缩腔与润滑油混合，通过两个非对称转子进行线性的、连续的压缩。经过压缩的油气混合物进入油罐及分离系统进行三级分离（离心、自重和精分离）。经过分离的压缩空气通过冷却器降温后排出，压力开关系统控制排气压力。当机器运行时，螺杆压缩机润滑油靠系统内压力差自动循环，无须油泵。刚开机时，最小压力阀关闭以保证润滑油循环所需的最小压力。除了润滑，油还起到密封、冷却和降噪的作用。经高效的油气分离器和高效冷却器的高品质压缩空气进入干燥器干燥，净化后的空气被送入净化风储罐，然后进入装置区系统管网，供仪表调节系统使用。115蒸汽供给系统由新鲜水管线来的新鲜水，首先通过加压泵加压后进入机械过滤器，除去悬浮物和杂质，然后进入全自动软水处理器（NA交换器），除去水中的钙、镁离子，再进入软水箱，通过加压泵加压后进入高架水箱，高架水箱来的软水进入锅炉房，经给水泵进入锅炉。锅炉产生的饱和蒸汽，经蒸汽管网送往脱乙烷塔、脱丙丁烷塔重沸器等提供热源。由燃料气稳压罐来的天然气经过过滤器，去除杂质，再通过减压阀，然后进入锅炉燃烧机。由装置返回的凝结水进入高位水罐，作为锅炉的补充用水。锅炉简介锅炉型号为WNS2125Q型、WNS3125Q天然气锅炉，内部结构如下示意图12。图12内部结构示意图该型号锅炉由锅炉本体、汽水系统、空燃系统、燃烧机、程序控制系统及电气仪表柜组成。该型锅炉仪表控制系统先进，分为手动和自动控制，水位自动调节，燃烧自动调节。另设有超高、低水位，超高压力保护停炉措施。且锅炉水位计配有高、低水位报警装置。锅炉参数表1210热力参数单位WNS2125Q设计指标WNS3125Q设计指标运行参数额定蒸发量T/H2030额定蒸汽压力MPA1251250810饱和蒸汽温度193193182给水温度10410480天然气耗量M3/H17025585热效率88289受热面积M2509762本体水容积M34256116循环冷却水系统循环水装置工艺原则流程图，见图13图13轻烃循环水流程流程简述来自轻烃回收装置的循环热水，经玻璃钢冷却器冷却后进入集水池，池中冷水经循环水泵加压后送至装置区。本系统2011年9月新增无阀过滤器，旁滤水量为89M3/H，以降低循环水中悬浮物含量。工作原理循环水将工艺装置带来的热量，进入凉水塔内喷成水雾状，通过风机冷却降温，一般可降温610，然后流入循环水池，由循环水泵再输送到工艺装置，形成闭路循环。无阀过滤器设计参数最大处理量16M3/H。117火炬系统放空火炬系统由火炬1座，分液罐1座组成。轻烃回收装置放空泄压气体经分液罐分液后，进入放空立管燃烧。立管上加设回流阻火器，防止火炬回火。分液罐设在新建放空区内，分液罐内的凝液利用管道泵压送到装置的凝液罐。放空火炬点火系统采用2套高空电点火装置和1套地面内传焰点火装置。并设置远程控制箱进行远程点火操作。火炬采用塔架固定，为保证检修的安全操作，火炬上配设鼠笼式爬梯和操作平台。火炬点火系统具有电子点火引燃、熄火保护（熄火后自动重新点火引燃）及现场远程自动、手动操作等功能。内串火燃烧系统只能在现场进行手动点火操作。高空电点火装置的引火枪安装在火炬头上，点火电嘴置于引火枪下部。高空点火点火器控制箱布置在火炬现场地面。当要进行点火操作时，操作人员按下点火器面板上的“手动点火”按钮后，点火电嘴打火，然后操作人员打开引火燃料气电磁阀开关，点火电嘴点燃引火枪，再由引火引燃主放空气体，主放空气体燃烧后，操作人员再关闭引火电磁阀，切断引火燃料气源，熄灭引火枪，完成一个点火过程，表明点火成功，点火程序结束。当需要手动遥控点火时，在控制室按下远程控制箱上点火按钮，重复上述点火过程完成点燃引火枪及主放空气体。点火系统的调压过滤流程建在新建放空区内。118消防系统轻烃厂统一设置1套消防给水设施，充装站消防用水由消防管网统一供给。全厂消防系统由一座2000M3消防水池、一套独立的消防稳压系统（含2台消防稳压泵和1台消防稳压罐）、两台消防泵（1台电动消防泵和1台柴油消防泵）及附属消防管网及消防用水设施构成。工艺装置消防管道沿装置厂界成环状布置，在环状管网上适当位置设置消防栓，每个消防栓旁设置消防水带箱，为方便检修，消防管道每隔一定距离设有控制阀。119液氮系统低温液态氮气储槽为双层圆筒形结构，内筒、配管及仪表阀门均采用0CR18NI9不锈钢制造，外筒采用Q235B（Q245R）制造，夹层充满珠光砂并抽高真空，同时设置了经过特殊处理的吸附剂，以延长低温液氮储槽的使用寿命。液氮气化系统为翅片空气浴换热器。通过换热，液氮吸收空气热量，蒸发为气态氮气,经减压后到气态氮气储罐。气态氮气储罐为28M3卧式罐。外购液氮从充装口充入液氮储槽，开启增压阀，待液氮储槽压力增至07MPA时，开启排液阀，液氮进入气化器。在气化器中，液氮蒸发为气态氮气。通过开启气化器出口管道阀门，氮气经减压阀减压后进入气态氮气储罐，供各装置使用。12工艺指标121原料气设计处理量45104M3/D（0，101325KPA），处理负荷3654104M3/D（20，101325KPA）；压力2736MPA；温度常温。原料气设计组成MOL表121C1C2C3IC4NC4IC5NC5C6CO2N2907578158031035011008020048038122外输干气设计输出商品天然气426104M3/D（0，101325KPA）；外输气量3452104M3/D（20,101325KPA）；压力17519MPA；温度50。外输干气设计组成MOL表122C1C2C3IC4NC4IC5NC5C6CO2N29316567033000000000000000047038123产品指标1231液化石油气（以C3收率80计）设计产量17136T/D液化石油气设计组成MOL表123C1C2C3IC4NC4IC5NC5C6CO2N2000173674811921686160040000000000液化石油气质量执行GB111742011商品丙丁烷混合物指标表124质量指标项目商品丙、丁烷混合物试验方法378时蒸汽压表压，KPA不大于1380GB/T12576C3C4烃类组分（体积分数）/不小于95SH/T0230C5及C5以上烃类组分（体积分数）/，不大于30SH/T0230油渍观察通过残留物100ML蒸汽残留物，ML不大于005SY/T7509密度（20或15），KG/M3实测SH/T02212铜片腐蚀，级不大于1SH/T0232总硫含量/（MG/M3）不大于343SH/T0222硫化氢（乙酸铅法）无SH/T0125游离水无目测1232稳定轻烃设计产量721T/D稳定轻烃设计组成MOL表125C1C2C3IC4NC4IC5NC5C6CO2N200000000002827325651985154000000稳定轻烃质量执行GB90531998稳定轻烃的2指标。表126质量指标项目12试验方法饱和蒸汽压，KPA74200夏74，冬88GB/T801787馏程10蒸发温度，不低于90蒸发温度，不高于终馏点，不高于60蒸发率，135190实测35150190GB/T65361997硫含量，不大于00501SH/T025392机械杂质及水分无无目测铜片腐蚀，级不大于13GB/T50968591颜色，赛波特色号不小于25GB/T355592冬季指在9月1日至第二年2月28日间；将油样注入100ML的玻璃量筒中观察，应当透明，没有悬浮与沉淀的机械杂质及游离水。124循环冷却水循环水系统设计指标表127项目参数项目参数循环水量60160M3/HPH值自然平衡过滤器旁滤系统水量总水量的10硬度400浓缩倍数30倍浊度20装置循环水使用量表128序号名称用量T/H压力MPA进出口温度备注1再生气冷却器30400532/402液化石油气冷却器30400532/403轻油冷却器10200532/404膨胀机润滑油冷却器350532/40125装置用交流电源规格输入电源表129项目频率高压电压低压电压（三相四线制、中性点接地）指标50HZ6KV380V，220V126仪表空气仪表风规格表1210流量项目压力仪表用温度露点其它要求指标05065MPA90M3/H425油3PPM、无尘127蒸汽指标蒸汽技术指标表1211项目指标饱和蒸汽压力MPA0810温度174531832目前实际用量KG/H8001100128主要操作条件1、流量（20,101325KPA）原料气流量15225104SM3/H再生气流量24002800M3/H冷吹气流量28003200M3/H2、压力（MPA表压）高压原料气进厂压力2835低压原料气进厂压力0813脱乙烷塔操作压力1518脱丙丁烷塔操作压力0912膨胀机润滑油压力1013密封气压力膨胀端2327增压端1620增压机润滑油压力03450413燃料气压力020040装置蒸汽主管压力080110装置仪表风压力0500653温度（）再生气出加热炉温度280320再生气出干燥器温度200210加热炉炉膛温度500脱乙烷塔重沸器气相返回温度7085脱丙丁烷塔塔顶温度4055脱丙丁烷塔重沸器气相返回温度150170膨胀机轴承温度70增压机油温65增压机轴承温度70增压机电机相温100循环水进装置温度32仪表风露点154、液位（）原料气卧式分离器1030原料气立式分离器1030再生气气水分离器4060低温分离器1040脱乙烷塔液位5080脱丙丁烷塔液位7090脱丙丁烷塔回流罐液位50805、转速（RPM）膨胀机转速3000038000129消耗指标执行全厂总指标1）轻烃生产单耗电1238KWH/T；2）轻烃生产总水量16104M3；3）轻烃生产耗燃料气530M3/T。1210污染物排放污水通过贮存装运到油田统一处理，不外排；没有废气排放。第二章操作指南21预处理系统211原料气外旁通阀控制设计原料气外旁通阀的目的是让主装置轻烃回收部分一旦计划或故障停产，原料气能通过外旁通阀外输，不影响气矿天然气产量。控制范围分101压力（2835）MPA。控制目标紧急情况下HV102调101能迅速切断进装置原料气，同时PV104调节阀调105能及时打开，控制分101压力在给定值的01MPA范围波动。控制方式见图22HV102调101调节阀可切断进主装置原料气；PV104调105调节阀打开后原料气外输，进气矿商品气管网。PV104没有投用时，可通过手动操作外旁通角阀实现，但必须不间断监视分101压力及时调整，防止超压。HV102由DCS系统远程控制，PV104为单回路控制。212增压机组加卸载增压机组加载分为手动加载和自动加载两种方式。手动加载加载前确认自动加载阀及手阀以及内旁通手阀全开，润滑油温在30以上；确认低压气已供气，确认进增压机天然气手阀已开，一级进口气压在（06085）MPA间。缓慢开启增压机出口手阀，点击增压机控制面盘“加载”按钮，关闭加载阀手阀，逐渐关闭内旁通手阀。加载完毕。自动加载加载前确认自动加载阀及手阀以及内旁通手阀全开，润滑油温在30以上；确认低压气已供气，确认进增压机天然气手阀已开，一级进口气压在（06080）MPA间。缓慢开启增压机出口手阀，逐渐关闭内旁通手阀，在增压机控制面盘点击“加载”按钮。（注意自动加载时，确认入厂低压气不超过080MPA）卸载为防止停运机组压力波动大，对机组造成冲击，机组停运采取手动模式。卸载前，缓慢关小增压机进气总管阀门，使进气压力在（06085）MPA间，同时缓慢开启增压机内旁通手阀，开始卸载。卸载完毕后，点击增压机控制面盘“卸载”按钮。22制冷系统221膨胀机转速控制膨胀机在本装置是关键设备，涉及膨胀机控制的调节阀主要有HV101调201，控制进膨胀机的气量；FV104调206，起到防喘振作用；PV105调205，控制干气进增压端压力；PV106调207，控制增压端出口压力，间接控制塔101压力。这几个阀门需要协同作用，膨胀机才能运转正常。1控制范围膨胀机转速3000038000转/分。2控制目标四个调节阀共同作用稳定膨胀机转速在给定值的1000转/分范围。3控制方式HV101在DCS手动控制，FV104、PV105及PV106为单回路控制。流程控制关系见图23。4）正常调整影响因素处理方法进站原料气量及压力变化，造成转速波动。投用或调整FV104，调整PV104。5）转速异常处理现象引起原因处理方法原料气突然停止。开外旁通阀，按紧急停膨胀机按钮，关闭PV106，装置停工膨胀机停转装置突然停电、装置连锁停车。开外旁通阀，按紧急停膨胀机按钮，关闭膨胀端及增压端进出口手动阀，装置紧急停产。转速降低夹杂异响轴承或密封损坏。开外旁通阀，按紧急停膨胀机按钮，关闭膨胀端及增压端进出口手动阀，装置紧急停产。222低温分离器液位控制1）控制范围1040；2）控制目标控制LV101调204的液位在给定值的5波动范围。3）控制方式通过调节阀组LV101调204进行自动调节阀位开度，当调节阀失灵时可用旁通手动阀操作，LIC101为单回路控制。参见下图24。4正常调整影响因素处理方法原料气量及组成、膨胀机参数变化，造成液烃量不稳定。LV101自动控制。5）液位异常处理现象引起原因处理方法液位高或低无法稳定调节阀失灵。手动开旁通阀，关闭调204调节阀前后手动阀，维修调节阀。液位一直降低无法稳定1、调204旁通手动阀内漏2、调204内漏1、开外旁通阀，按紧急停膨胀机按钮，关闭膨胀端及增压端进出口手动阀，装置紧急停产；2、手动开旁通阀，关闭调204调节阀前后手动阀，维修调节阀。23脱乙烷塔231塔底温度控制1控制范围塔101底温度在（7085）。2控制目标稳定塔101底温度TI122在给定值的5范围。而给定值根据塔102的操作压力和产品液化石油气的蒸汽压决定。3控制方式流入塔底重沸器换103的轻烃被加热后再返回塔内，使塔底的温度发生变化，重沸器的热量来自于蒸汽，由TIC122A控制。见图25。4正常调整影响因素处理方法温度轻微波动。由TIC122A自动调整。5）异常处理现象引起原因处理方法TI122超高调节阀失灵。由TIC122A解除自动改手动操作，温度稳定后再投自动。蒸汽温度低或带水严重，或凝结水管堵塞。通知锅炉调整，或检查凝结水管线及阀门。TI122超低调节阀失灵开启旁通阀，关闭调节阀前后闸阀，维修调节阀232塔底液位控制1控制范围塔101底液位在（5080）。2控制目标稳定塔101底液位在给定值的10。3控制方式塔底液位与塔101进料、塔底温度及塔101出料量有关，直接用LV102调209调节阀来控制液位，LIC102属单回路控制。见图26。4正常调整影响因素处理方法液位轻微波动。由LV102自动调整。5）异常情况处理现象引起原因处理方法塔101液位一直升高或降低调节阀失灵。LV102解除自动改手动操作，检查仪表及调节阀，或改LV102旁通阀手动操作。塔101无液位重沸器漏；LV102关闭不严。检查凝结水；检查LV102及旁通阀。233塔101顶压力控制塔顶压力由PV105调205和PV106调207控制，要精确控制塔101压力时，调205PV105也可以介入，正常情况下PV105应全开以减少压力能损失；当外输干气压力较高时，通知调度室协调降低外输气压力。1控制范围塔101压力为（150180）MPA。2控制目的稳定塔101压力在给定值的05MPA。3控制方式主要由PIC106单回路控制。见图27。4异常情况处理现象引起原因处理方法塔101压力波动大调节阀失灵。PV106解除自动改手动操作，检查仪表及调节阀，或改PV106旁通阀手动操作。24脱丙丁烷塔241塔底温度控制塔底温度是由塔底重沸器换201的蒸汽量，与塔的进料量、进料温度也有关，塔底温度由TV145控制蒸汽量大小进行调节。1控制范围塔201底部温度为（150170）。2控制目标控制温度TIC145在给定值的2。给定值由液化石油气过程分析报告中的C5H12含量决定，C5H12含量高则TIC145给定值降低，否则升高。3控制方式由TIC145单回路控制。见图28。4异常情况处理现象引起原因处理方法塔201底温度一直升高或降低。调节阀失灵。TV145解除自动改手动操作，检查仪表及调节阀。换201无法进蒸汽。蒸汽进口管道或出口冷凝液管道阀门关闭；重沸器检查换201及塔102液位；检查蒸汽、凝结水管线等。内无液位。242塔顶温度控制塔201顶部温度主要由塔顶液化石油气回流量决定，与塔底温度也有一定关系，可直接用调节阀TV128调301来控制塔顶温度。1控制范围塔201顶部温度为（4055）。2控制目标控制塔201顶部温度TIC128在给定值的2。给定值由液化石油气过程分析报告中的C5H12含量决定，C5H12含量高则TIC128给定值降低，否则升高。当回流量较大但液化石油气中的C5H12含量仍无法降低时，适当由TV145调303降低塔底温度，相反也一样。3控制方式由TIC128单回路调节液化石油气回流量进行控制。见图29。4正常调整影响因素处理方法温度轻微波动。由TV128自动调整。5）异常情况处理现象引起原因处理方法塔201温度超高调节阀失灵；回流泵故障；处理量太低检查仪表及调节阀；检查回流泵；调整处理量达到设计负荷塔201温度超低塔201底重沸器运行不正常；蒸汽系统故障。检查重沸器并调整蒸汽量；检查锅炉，保证正常供蒸汽。243脱丙丁烷塔顶压力控制主要通过PV115调节阀调302控制冷201壳程液相淹没管束面积大小进行，冷201的旁通阀及塔101底温也对塔201压力有次要影响。1控制范围塔201顶部压力为（090120）MPA。2控制目标稳定塔201顶部压力在给定值的005MPA。3控制方式由PIC115单回路控制。见图210。4正常调整影响因素处理方法压力轻微波动。由PV115自动调整。5）异常情况处理现象引起原因处理方法塔201压力超高塔201顶C1、C2含量高；调节阀失灵关闭。冷201无循环水冷201泄漏多次打开塔201顶部放空阀适当排放不凝气，脱乙烷塔低温度也配合适当升高，直至脱丙丁烷塔顶压力能够稳定；检查维修调节阀；检查冷201及循环水供应情况。塔201压力超低调301故障，回流量过大；塔201顶部放空阀未关严或严重泄漏。检查调301，将回流量控制在正常值；检查塔201顶部放空阀。244脱丙丁烷塔底液位控制塔201底液位高低与塔201出料关系最大，塔底温度及塔201进料量有次要关系，可直接用LV106调304来控制液位。见图211。1控制范围塔201底部液位为（7090）。2控制目标稳定塔201底部液位在给定值的5。3控制方式由LIC106单回路控制。4正常调整影响因素处理方法液位轻微波动。由LV106自动调整。5）异常情况处理现象引起原因处理方法塔201液位超高稳定轻烃至贮罐管线不通；调304失灵关闭。检查冷204及稳定轻烃输送到贮罐管线；检查维修调节阀。塔201液位超低LV106调节阀组关闭不严或旁通阀泄漏；塔底温度过高或装检查调节阀组；检查塔201底重沸器及调整装置处理量。置处理量太低。25液化石油气回流罐液位容201的液化石油气，通过泵201A/B加压外输，除满足打回流外，多余的液化石油气由LV108（调305）液位调阀进行调节，将液化石油气送进产品罐中。见下图212。1控制范围50802控制目标稳定容201液位在给定值的5。3控制方式由LIC108单回路控制。4正常调整影响因素处理方法液位轻微波动。由LV108自动调整。5）异常情况处理现象引起原因处理方法容201液位超高泵201故障；调节阀失灵关闭。检查泵201必要时倒备用泵运行，检查液化石油气输送到贮罐管线；检查维修调节阀。容201液位超低LV108调节阀组关闭不严或旁通阀泄漏；装置处理量太低。检查调节阀组；调整装置处理量。26再生气温度再生气温度主要由TV103（调103）调节阀控制。见图213。1控制范围再生气温度为（280320）。2控制目标控制再生气温度在给定值的5。3控制方式由TIC103单回路控制。4正常调整影响因素处理方法温度轻微波动。由TIC103自动调整。5）异常情况处理现象引起原因处理方法再生气温度超高再生气流量太低；燃料气调节阀失灵或开度太大。调整再生气流量；检查调整或维修调103，调整燃料气流量再生气温度超低TV103调节阀调节阀失灵或开度小；再生气流量太大。检查调节阀组，调整燃料气流量；调整再生气量。27再生气流量1控制范围由FV102调节阀控制再生气流量为（24002800）NM3/H。2控制目标稳定再生气流量在给定值的100M3/H。3控制方式由FIC102调节阀单回路控制，见图213。4正常调整影响因素处理方法流量轻微波动。由FV102自动调整。5）异常情况处理现象引起原因处理方法再生气流量超高或超低调节阀失灵。检查调整或维修调节阀。28锅炉281锅炉液位控制1控制范围由液位开关控制锅炉给水泵启停，来确保锅炉液位在正常范围（4560）。2控制目标稳定锅炉液位在50。3控制方式由液位开关阀闭环控制，由锅炉液位信号控制给水泵的启停，从而控制锅炉液位。见图214。282锅炉压力控制1控制范围锅炉压力控制在正常范围（0811）MPA。2控制目标稳定锅炉压力在09MPA。3控制方式由锅炉压力PLC自动阀进行综合控制。见图214。29燃料气压力1控制范围燃料气压力控制在正常范围（020040）MPA。2控制目标稳定燃料气压力在030MPA。3控制方式当燃料气压力低时，由调节阀PV113调211A自动补充；当燃料气压力过高，超过PIC107的给定值时，开PV107调节阀调211B放空。确保燃料气压力在正常范围。见图215。第三章开工规程31装置开工程序（见附录8装置开工程序表）32仪表风系统开工A级纲要321开工前对仪表风系统检查；322启动空气压缩机准备；323启动空气压缩机组；324启动冷干机组；325仪表风系统查漏；326仪表风系统稳定运行。B级操作初始状态S0仪表风系统启动前检查和确认321开工前对仪表风系统检查P携带必需的阀门扳手；P确认空气压缩机油箱油位在H与L之间；P检查一遍仪表风系统流程，将仪表风罐排污阀打开排污，排完后关闭。稳定状态S1启动前检查和确认，启动机组前准备322启动空气压缩机准备稳定状态S2准备工作完成，启动空气压缩机组323启动空气压缩机组M确认空压机已正常运转。稳定状态S3空压机运转正常，启动冷干机组324启动冷干机组M确认冷干机运转正常。稳定状态S4空压机、冷干机运转正常，仪表风系统查漏325仪表风系统查漏P确认仪表风储罐正常；P沿仪表风流程，确认无泄漏最终状态FS仪表风系统稳定运行326仪表风系统稳定运行P打开手动泄水阀，排除系统内的冷凝水，排完后关闭；P确认冷干机的进、出口油水分离器投用，P确认自动排水阀畅通无堵塞；P确认冷干机供电操作面板供电指示灯亮，供电正常。P打开空压机输出到空气罐的排气阀；P按下启动按钮“I”键，空压机开始运转；P观察空压机的运转状况；P确认进出口压力与仪表风系统压力基本平衡；P按下启动按钮“I”键，冷干机开始运转；P确认冷干机的进、出口油水分离器压差指示在绿色区域；P确认空压机排气压力（050065）MPAG；P确认空压机排气温度100；P确认油箱油位在H与L之间；P确认空压机操作盘上无报警显示；M确认空压机、冷干机运行正常；P做好仪表风系统开车运行记录。C级操作说明1、空气压缩机起动前准备工作，主要是检查油位、机械运转部件无异常，自动控制系统无报警，显示参数正常，动作可靠。2、仪表风管线系统查漏要认真检查，逐个接头用肥皂水检查，包括仪表变送器、过滤器、定位器等，减少泄漏，节约能源。33软化水装置开工A级纲要331软水处理启动前检查和确认；332启动软水处理系统；333水样合格，软水处理系统投自控；334水处理系统正常运行。B级操作初始状态S0软水处理启动前检查和确认331软水处理启动前检查和确认P确认软化水装置投运指令；P携带必需的阀门扳手；P确认水处理系统生产流程正常；P确认盐桶加盐充足；P确认水处理系统具备送电条件；I通知调度室安排送电。稳定状态S1检查完毕，启动软水处理系统332启动软水处理系统P确认软水处理器自控系统供电操作面板供电正常；P自控系统投手动；P导通新鲜水新鲜水泵水处理器流程，开启水处理器软化水现场排水阀；P启动新鲜水泵；I联系分析室取样分析，如果水样不合格，手动切换至另一组处理器，如果水样分析仍不合格，等待处理器自动再生完成后取样分析，直至合格。稳定状态S2水样合格，软水处理系统投自控333水样合格，软水处理系统投自控P关闭水处理器软化水现场排水阀；P导通水处理器中间水罐软化水泵高位水罐流程；I系统投自控；P确认系统各管线、法兰、设备无泄漏；P确认机泵运转正常无异常振动、声响、异味及火花；P做好开车运行记录。最终状态FS水处理系统正常运行334水处理系统正常运行P新鲜水压力（0305）MPA，软化水压力（0204）MPA；P中间水箱液位在（2080）之间；P高位水罐液位在（5080）之间；P处理器操作盘上无报警显示。34锅炉开工A级纲要341做锅炉点火准备；342锅炉点炉；343对蒸汽系统暖管；344向蒸汽系统送汽；345锅炉正常运转。B级操作初始状态S0冷锅炉无压力，点炉准备341做启动锅炉准备M确认启动号锅炉运行；P确认排污阀、取样阀、主汽阀关闭，燃料气阀开启；P确认软水处理系统已启动；P确认锅炉液位在4555，软水箱液位在5070，高位水罐液位5070；P确认燃料气压力为（020040）MPA；P确认锅炉水位计、压力表、安全阀正常投用；P通知主控室准备点炉。稳定状态S1准备工作完成，点锅炉342锅炉点炉稳定状态S2对蒸汽系统暖管343对蒸汽系统暖管P当汽压升至工作压力09MPA时，微开主汽阀对蒸汽管网进行暖管，并沿蒸汽总管走向，低点排放凝结水；P暖管結束后，通知主控室可用蒸汽。稳定状态S3向蒸汽系统送汽344向蒸汽系统送汽I启动点火程序；I手动给小火，暖炉；（如临时停炉且蒸汽压力02MPA，可省略此步骤）P检查燃烧机是否有异常振动，异常声响；P当蒸汽压力升至（00501）MPA表压时，冲洗水位计；P当蒸汽压力升至（0506）MPA时，再次冲洗水位计；P升压过程中注意检查水位，加强排污；P检查人孔、手孔、法兰、阀门等有无泄漏。I接班长指令，送蒸汽；P缓慢全开主汽阀注意蒸汽管网有无水击现象；I锅炉改自动控制，设定工作压力095MPA；I填写相关记录。最终状态FS锅炉运转正常平稳供汽345锅炉正常运转C级操作说明1、如燃烧机未启动，立即按下“停止”按钮复位，待处理后重复点火程序；2、若暖管中发生严重水击时，应关小主汽阀，加强排放凝结水，待水击消除后，再慢慢开大主汽阀，继续进行暖管，直至蒸汽总管达到额定压力；35循环水开工A级纲要351开工前检查和确认；352做起动循环水泵准备；353启动循环水泵；354启动凉水塔；355循环水系统稳定运行。B级操作初始状态S0开工前检查和确认351开工前检查和确认P准备必需的阀门扳手等工具；P补充循环水池的水量到规定液位；P确认循环水池水位在正常刻度；P确认循环水泵大修后已进行单机试运合格；P确认循环水装置动力、控制电源已送；I确认DCS系统投运正常。稳定状态S1启动前检查和确认完成，灌泵排气352做起动循环水泵准备P检查装置循环水系统流程；P打开泵进口阀；P打开泵出口排空阀，排尽空气；P确认排空阀有连续的水排出；P关闭泵出口排空阀。P确认工艺装置已做好启用循环水准备工作。稳定状态S2完成灌泵，启动循环水泵353启动循环水泵P按循环水泵启动操作卡，启动循环水泵；（P）检查循环水回水管回水情况。（P）沿循环水系统管线检查一遍，有无跑冒滴漏情况，否则应及时处理。稳定状态S3循环水泵正常，启动凉水塔354启动凉水塔P按凉水塔启动操作卡，启动凉水塔风机；最终状态FS循环水装置稳定运行355循环水系统稳定运行P确认泵的振动、轴承温度正常，凉水塔转动平稳；P确认泵盘根正常滴漏（填料函漏水程度以每分钟1020滴为正常）；M确认泵出口压力稳定，循环水池水位在正常位置。36轻烃回收主体装置开工A级纲要361确认开产条件，作投产准备；362净化系统建压；363导通热吹流程，热吹低温系统；364低温系统建压；365塔101建压；366启动膨胀机组；367塔101投运；368塔201投运；369装置进入正常生产。B级操作初始状态S0装置开产条件具备，作装置投产准备361确认开产条件，作投产准备M确认装置PSSR综合报告已批准，同意装置开产；P准备必需的阀门扳手等工具；M确认开工指令及开产时间；M确认供电正常；M确认燃料气系统压力设定030MPA，调210、调211A、调211B投入自动；M确认新鲜水供应正常；M确认罐区具备储运条件；M确认干燥器状态正常；M确认仪表风系统正常运行；M确认仪表控制系统DCS系统、ESD系统、PLC等已投用正常；M确认膨胀机油泵运行正常，（1013）MPA，投自动；M确认油压容器延迟供油时间50秒；M确认循环水装置运行正常；M确认锅炉运行正常；M确认消防设施、安全防护用品完备；M确认装置区所有可燃气体报警仪投运正常；M确认分析室设备正常；P确认对讲机正常；P确认操作卡、岗位操作记录、交接班记录齐全。稳定状态S1准备工作就绪，净化系统建压362净化系统建压M确认“ESD系统”投运，连锁投入，阀位与现场一致，手动阀开启；M联系厂调度室，要求供高压气；P缓慢打开高压原料气进气总阀；P手动调节调105，控制分101压力在（2025）MPA；I调101、调201全关，调205、调206全开；P确认调101、调201全关，调205、调206全开；I按下“紧急停工”按钮；I点ESD系统“连锁复位”按钮；I通过ESD系统手动开启调203；P确认调203开启；I手动开启调101，给5开度，净化系统建压P确认净化系统与进厂压力平衡；P通知仪控人员全开调101；I手动全开调101，调101最终状态手动、开度100；P确认调101状态开度100P检查确认净化系统各容器压力与分101压力平衡、液位热吹现场排污时，确认排放点30米范围内无明火，人员处于上风口M确认热吹扫时间不少于24小时且DCS显示的低温系统各点温度均不低于30；P停炉按加热炉停炉操作卡操作，冷吹系统1小时；P关闭热吹流程；M确认热吹流程关闭。稳定状态S3热吹工序完成，低温系统建压364低温系统建压M确认调201全关，分104液相出口手动阀关闭；I缓慢开启滤101出口手动阀，给分104及膨胀机进口管线建压；P检查低温系统各容器压力与进厂原料气压力一致、液位20；I确认室外仪表显示参数与DCS系统显示一致；P缓慢开启膨胀机密封气过滤器前阀门，导通密封气流程；M确认密封气流程畅通。稳定状态S4低温系统建压完成，塔101建压365塔101建压P缓慢打开增压端进出口手动阀；P缓慢开启通206给塔101建压，通知主控室监控塔101压力；I调207投自动，设定16MPA；I监控塔101建压至（1416）MPA，通知外操关闭通206；P确认各容器、管线压力正常，无泄漏。稳定状态S5建压完毕，启运膨胀机组366启运膨胀机组M再次确认开产流程是否畅通；P确认密封气压力正常膨胀端（2426）MPA，增压端1819MPA；P确认油箱压力（0304）MPA，进轴承油压（1013）MPA，油过滤器压差如果低压进厂气压力超过15MPA,则开启低压气进厂放空阀放空，保证不超过15MPA；M确认低压气切断阀开启；P填写相关记录。C级说明1、当压缩机临时停车，根据班长指令可将机内泄压，也可不泄压；2、为防止停运机组压力波动大，对机组造成冲击，机组停运采取手动模式。52膨胀机启动和停运521膨胀机启运A级纲要5211启动膨胀机前检查确认；5212启动膨胀机；5213膨胀机运行正常。B级操作初始状态S0装置建压完成，启动膨胀机前检查确认5211启动膨胀机前检查确认M再次确认开产流程是否畅通；P确认密封气压力正常膨胀端（2426）MPA，增压端（1819）MPA；P确认油箱压力（0304）MPA，进轴承油压（1013）MPA，油过滤器压差02MPA。稳定状态S1准备工作完成，启动膨胀机5212启动膨胀机P慢慢打开调201前膨胀机进口手动阀；I手动开启调201膨胀机入口，每次操作只允许增加1开度；I监控调207增压端