常减压操作规程

1、第一章 概 述1 装置概述本装置是由中国石化总公司北京设计院设计，年加工大庆原油350万吨的润滑油型常减压蒸馏装置。全装置共有设备232台，占地面积17100m2，1989年4月破土动工，于1991年7月投产，各项主要技术指标均已达到设计要求。2 装置特点2.1本装置主要设计要求是能生产出优质润滑油料。减压蒸馏采用了粗转油线（低速段直径2m）、大塔径（汽化段直径10m，精馏段直径8.2m），高效规整全填料（GEMPAK）等多种技术措施来实现减压操作的低炉温、高真空、窄馏份，提高润滑油料的品质。2.2本装置生产的减压渣又作丙烷脱沥青装置生产150BS光亮润滑油料，装置总拔出率控制在62%左右。2

2、.3本装置减压渣油直接送到重油催化裂化装置作原料、对渣油的含盐量有一定限制，因此装置设有电脱盐系统。2.4 本装置生产航空煤油要求符合3号航煤标准，因此设计了航煤脱硫醇系统。2.5本装置采用集散型控制系统（DCS），以提高装置的管理水平并实现过程的部分优化控制，提高轻质油收率，降低能耗，确保润滑油质量，提高经济效益。2.6废水排放：为减少含油污水的排放量，减少了含油污水的排放。因为加工的是大庆原油，硫含量低，排放的污水无需脱硫，只需进行简单隔油，然后直接排放送到含油污水场。2.7废气排放：本装置正常生产时排放的低压瓦斯，如初顶产品罐排放初顶气送到轻烃回收设施加以回收，常顶气和减顶气分别引到加热

3、炉烧掉，因此本装置正常生产时，不向大气排放有污染性的废气。塔和容器顶部油气的安全阀放空设有放空总管，引到装置外火炬烧掉；本装置的大气污染源主要是燃料在加热炉燃烧后排放的烟气，从烟气监测数据可知，其中不含SO2，NOX的排放量低于国家排放标准，对环境质量没有太大的影响。2.8 本装置无废渣产生。2.9噪声：经调查，该套装置的噪声污染主要来自加热炉火嘴、泵和风机的电机、空冷器风机。加热炉火嘴在密闭的罩内操作，噪声低于85分贝。空冷器风机选用VF-N型风机，叶片为宽叶片，低转速，噪声也在85分贝以下。电机噪声，对于低于22KW YB型节能电机，其噪声也在87分贝以下，而高于22KW的电机，噪声大于8

4、5分贝。近年来，我装置出于节能降耗方面的考虑，部分机泵改为变频泵，故机泵的噪声也大幅下降，大泵工作的场所均设置了带玻璃看窗的隔音室。各隔音室内的噪声基本达到了GB12348-90工业企业厂界噪声标准中的有关标准。操作人员除每小时巡回检查10-15分钟外，都在隔音室内检测，减轻了噪声对工人的危害。对于装置内其他各类地点的噪声检测结果，均达到了GBJ87-85工业企业噪声控制设计规范中有关标准。2.10本装置为降低能耗，采用了一系列先进技术使装置能耗控制在11.53千克标油/吨原油以下。3 装置组成本装置主要有以下几部分组成：电脱盐系统、初馏和常压系统、航煤脱硫醇系统、减压分馏系统、水除氧及蒸汽发

5、生系统、加热炉烟气余热回收系统。4 原料来源原油由大庆油田东油库、东二库和南-油库供给，东油库入我厂原油线，管线公称直径250mm，管线长13km，管线内存油550t，正常输油7000t/d，最大输油量可达9000t/d；南-油库入我厂原油线公称直径250mm，11.9km，管线内存油500t，正常输油7000t/d，最大输油量可达7500t/d，两条原油线最大可输送原油16500t/d。油田在北油库附近设有原油计量站，进行原油计量。两条输油线由东、南油库直接入我厂原油中间罐或输入原油稳定万米罐储存，经管线由东向西进入装置内泵-1/1.2处。5 主要产品及付产品 5.1 主要产品：初顶汽油、常

6、顶汽油、常一线（航煤或分子筛料）、常二线、常三线 、常四线 、减顶油、减一线、减二线、减三线、减四线、减五线、热渣油、冷渣油。 5.2 付产品：初顶瓦斯、常顶瓦斯、减顶瓦斯。第二章 生产方法及工艺路线1 生产方法及反应机理 常减压蒸馏是原油加工的第一道工序。本装置是根据原油中各组份的沸点（挥发度）不同用加热的方法从原油中分离出各种石油馏份。 其中常压蒸馏蒸馏出低沸点的汽油、煤油、柴油等组份，而沸点较高的蜡油、渣油等组份留在未被分出的液相中。将常压渣油经过加热后，送入减压蒸馏系统，使常压渣油在避免裂解的较低温度下进行分馏，分离出润滑油料、催化料等二次加工原料，剩下减压渣油。2 工艺流程简述2.1

7、 装置流程简述：原油泵-1/1.2 抽87单元11#.12#罐的原油，到装置内经过两路换热，到电脱盐罐经过脱盐、脱后原油从容-1出来经过四路换热后进入塔-经过闪蒸，塔-1顶出重整料，不凝气到炉-1烧掉或去原油稳定，塔-1 底油经泵-2/1.2抽出，经过四路换热到310度后到常压炉被加热到365度左右出来进入常压塔第四层上方，经过常压塔精馏后，塔顶油汽经过冷凝冷却后的汽油一部分打入塔顶，一部分作为常顶汽油出装置，不凝气到常压炉烧掉，然后从上到下侧线依次馏出常一线、常二线、常三线，常四线直接被抽出。其中并设有一个顶回流，两个中段回流（常一中、常二中），常底油经过泵-3/1.2 抽出到减压炉加热到3

8、95度左右后进入减压塔第四层上方，减压塔底吹入蒸汽。减顶设有两级抽真空系统，减顶油汽经过一级予冷器和一级抽空器和二级予冷器及二级抽空器，不凝气到常压炉烧掉，冷却下来的油水经减顶油水分液罐（容-6）分出的油经泵送出装置，减压塔沿塔壁至上而下依次馏出减一线、减二线、减三线、减四线、减五线，各侧线（除减五线）经过气提塔在由各泵抽出到各换热器进行换热，冷却最后送出装置，减压塔经过泵-21/1.2 抽出。经过两路换热，一部分热料去重催、焦化，另一部分经过冷却做冷渣送出装置。 2.2 各岗位流程说明：2.2.1 常压岗位：45原油从输转87单元11#、12#罐进装置，经原油泵-1/1.2分两路进行换热，泵

9、前注入破乳剂。注入量为占原油20ppm，浓度为2%。一路原油与E-1（常顶气）换热到68；与E-2（常二线）换热到76.6；与E-3（减顶回流）换热到86.9；与E-4(减三线)换热到94.1；与E-5(常一线)换热到101.4；与E-6(减渣油)换热到120.3。二路原油与E-14（常顶气）换热到68；与E-15/13（常顶循）换热到104.6；与E-16(常二线)换热到112.3；与E-17(减二线)换热到120.6。两路原油混合换热后温度为120，注入冷凝水注入量为5%(占原油)，经混合阀充分混合后，进入电脱盐罐(V-1)，将原油中水和盐分别脱到0.1%(重)及2.5毫克/升以下。脱后原

10、油117.4分成四路进行换热，一路脱后原油与E-7(常二线)换热到138.2；与E-8(减二线)换热到152.6；与E-9/1.2(减三线)换热到169.5；与E-10/14(渣油)换热到239.8。二路脱后原油与E-11/1.2（减一中）换热到162.7；与E-12/1.2(常二线)换热到203；与E-13/1.2(减渣)换热到239.7。三路脱后原油与E-18(渣油)换热到137.8；与E-19(常四线)换热到153；与E-20(减四线)换热到173；与E-21/1.2(减二线)换热到202.9；与E-22(减二中)换热到222.7；与E-23(减三线)换热到240.3。四路脱后原油与E-

11、24/1.2(渣油)换热到140.1；与E-25(减五线)换热到125；与E-26(常三线)换热到172.2；与E-27/1.2(渣油)换热到194.2；与E-28/1.2(常二中)换热到231；与E-29(常四线)换热到239.1。四路脱后原油升温到230合为一路进入初馏塔(C-1)汽化段。原油在塔内闪蒸，从初馏塔顶馏出的油气约120，与采暖水（E-44/14）换热，（非采暖季节停用E-44/14），油气改走空冷（KN-5/15）油气冷凝到77，进入初顶回流罐（V-2）。油气经分离后，液相用初顶回流泵（P-4/1.2）打回初馏塔顶作回流，其余油气继续由初顶空冷器（KN-1/13）、初顶后冷器

12、（N-1）冷却到40，进入初顶产品罐。液相用初顶产品泵（P-5）送出装置作重整原料。气相经瓦斯分液罐（V-17）分液后送出装置回收轻烃。当轻烃装置停运时，瓦斯引到本装置加热炉作燃料。初馏塔第10层（或12层）用初馏侧线泵（P-6/1.2）抽出与常一中返塔管线合并送到常压塔第33层塔盘上。初馏塔底拔头油，温度约为226，经初底泵（P-2/1）抽出再次分两路换热。一路拔头原油E-30/1.2(常二中)换热到260.9C；与E-31(渣油)换热到270C；与E-32(渣油)换热到275.7C；与E-33(减四线)换热到279.9C；与E-34/1.2(渣油)换热到309.5C。二路拔头原油与E-35

13、/1.2(减二中)换热到251.5C；与E-36(渣油)换热到259C；与E-37/1.2(减二中)换热到276.4C；与E-38(常四线)换热到280.4C；与E-39/1.2(渣油)换热到309.8C；与E-53（减五线）换热到312.8C;两路拔头原油换热到309C，然后分四路进入常压炉(F-1)，经过对流和辐射炉管，加热到365C，后进入常压塔(C-2)进料段。常压塔顶馏出的110C油气，与原油换热(E-1、E-14)，油气冷却到86C进入常顶回流罐(V-4).经油气分离及分水后，液相用常顶回流泵(P-7/1.2)抽出打回到常压塔顶作塔顶回流.从V-4出来的未凝油气继续经空冷器(KN-

14、2/1.2)和后冷器(N-2)冷却到40C，进入常顶产品罐(V-5)，经分水后由常顶产品泵(P-8)送出装置作为轻裂解料，不凝油气送到F-1作燃料气。常压塔设有47层塔盘及一个常二中填料段，顺次从第34层、23层、15层(或13层、11层)及第9层(或第7层)抽出常一线、常二线、常三线、常四线、，抽出温度分别为170C 、260C 、322C 、345C ，其中常一、二、三线分别进入常压汽提塔(C-3)的上、中、下段进行汽提，汽提出的轻组分分别返回常压塔.常一线汽提是用常三线作重沸器热源、常二、三线用蒸汽汽提。常一线泵(P-9/1.2)从汽提塔抽出常一线油，经与E-5(原油)换热到130C 注

15、入少量空气后送入内部装有13X铜分子筛的脱硫醇反应器(反-1/1.2)进行脱硫醇反应.经过脱硫醇后的常一线油顺次通过与E-41(伴热水)换热及KN-3，冷却到45C 后进入脱硫醇中间罐(V-14)，再用航煤脱硫醇泵(P-30/1.2)抽出.经过航煤脱色罐(V-8/1.2)，玻璃毛过滤器(滤-1/1.2)，和陶瓷过滤器(滤-2/1.2)送往装置外3#航煤储罐.常二线泵(P-10/1.2)从汽提塔抽出常二线油，依次经E-12/1.2、E-7、E-16、E-2(原油)换热后，进入空气预热器(KY-1)，与加热炉燃烧用的空气换热，然后送出装置.在开工期间，KY-1未启用时，常二线油也可走空冷器(KN-

16、4/1.2)冷却到60C 送出装置，作为轻柴油.常三线泵(P-11/1.2)从汽提塔抽出常三线油，经过E-40(常三热虹吸重沸器)提供汽提热源，然后与E-26(原油)，E-42(除盐水)，E-45(伴热水)，再经冷却器(N-3)冷却到60C 送出装置，作为75SN中型润滑油料。常四线泵(P-12/1.2)从常压塔第9层(或第7层)抽常四线油，先与E-38、E-29、E-19(原油)、E-46(采暖水)换热，然后经冷却器(N-4)冷却到70C ，送出装置，作为催化裂化原料。为了取走全塔的过剩热量，常压塔设有:顶回流，顶循回流，常一中，常二中，取热比例:10:20:35:35.顶循回流从第44层经

17、常一中泵(P-13/1.2)抽出，温度为132C ，经与E-15/13(原油)冷却到83.8C ，返回塔46层塔盘上。常一中从31层塔盘经常一中泵(P-14)抽出，温度为204C .经与蒸-1、蒸-3换热发生P=1.0MPa及P=0.4MPa的蒸汽后温度降为154C 返回常压塔33层塔盘上。常二中从第22层塔盘经常二中泵(P-15/1.2)抽出温度为288C ，与E-30/1.2、E-28/1.2(原油)换热，温度降为154C 返回常压塔常二中填料段上部.常压塔底油温度为355C .用常底泵(P-3/1.2)抽出，分四路送入减压炉(F-2)，在辐射段入口注入P=1.0MPa的蒸汽约1530kg

18、/h，经加热到395C，进入减压塔(C-4)的进料段进行减压蒸馏。常压塔底油温度为355C，用常底泵(P-3/1.2)抽出经过炉-2加热到395C ，进入减压塔(C-4)的进料段进行减压蒸馏。2.2.2 减压岗位减压塔按湿式蒸馏设计.塔底吹入汽提蒸汽，减二、三、四用蒸汽汽提，以保证产品的闪点合格并适当调整馏分宽度。减压塔顶出来的油气55C 、3.33KPa先进入予冷器(N-5/14)，将大部分蒸汽及可凝油冷凝下来，予冷器采用12C 深井水冷却，从予冷器出来的未凝油气和蒸汽为19.5C ，进入一段蒸汽喷射器(抽-1/1.2)由2.53KPa增压到16.80KPa进入一级冷凝器(N-6/1.2)，

19、N-6/1.2的冷却水是利用N-5/14排出的深井水，从N-6/1.2出来的32C 的不凝气和水蒸气进入二级蒸汽喷射器(抽-2/1.2)，增压到106.66KPa，然后进入二级冷凝器(N-7/1.2)中将大部分蒸汽冷凝下来，不凝气引到加热炉烧掉.在予冷器，一级冷凝器和二级冷凝器中冷凝下来的凝缩油和水，通过大气腿流入减顶分水罐(V-6)中进行油水分离，分出的减顶油用顶油泵(P-24/1.2)送出装置作柴油组分.减顶分水罐排出的水排入含油污水管网及电脱盐注水泵(P-25/1.2)入口做电脱盐注水。减一线油130C ，从减压塔顶部填料段下面的集油箱中抽出，用减一线泵(P-16/1.2)抽出.经过E-

20、3(原油)，E-43/1.2(除盐水)换热后分成两路.一路做为减一线油送出装置做裂化原料；另一路继续经冷却器(N-8)，冷至50C ，返回减压塔顶做减顶回流。减二线油270C ，从减压塔第13层(或15层)塔盘馏出进入减二线汽提塔.汽提出的轻组分及水蒸汽返回减压塔.汽提过的减二线油用减二线油泵(P-17/1.2)抽出，依次与E-21/1.2、E-8、E-17原油、E-51(采暖水)换热，最后经冷却器(N-9)冷至60C 送出装置作200SN(或150SN)润滑油料。减三线油338C ，从减压塔第5层塔盘馏出，进入减三线汽提塔，汽提出的轻组分及水蒸汽返回减压塔，汽提过的减三线油用减三线泵(P-1

21、8)抽出，与E-23、E-9/1.2、E-4(原油)换热后，进入冷却器(N-10)冷至60C 送出装置，作500SN(或400SN)原料。减四线油358C ，从减压塔净洗油填料段下面的集油箱馏出，进入减四线汽提塔，汽提出的轻组分及水蒸气返回减压塔.汽提过的减四线油用减四线泵(P-19/1.2)抽出，大部分返回减压塔，通过喷头喷在净洗填料段的上方做为净洗油；另一部分依次与E-33、E-20(原油)、E-47(采暖水)换热，最后进入冷却器(N-11)冷至60C 送出装置，作为650SN(或150料)原料。减五线油370C ，从减压塔靠近汽化段之上集油箱流入减五线中间罐，再用减五线泵(P-20/1.

22、2)抽出，分送两处.一路作为过汽化油返回到常压塔底泵(P-3/1.2)入口，经减压炉返回减压塔汽化段；第二路经E-53（拔头油）、E-25(原油)，进入冷却器(N-12)冷至90C 送出装置，作为催化裂化原料.减压塔底渣油370C ，从减底油泵(P-21/1.2)抽出，分两路与原油换热，一路为E-39/1.2、E-31、E-10/14、E-18；另一路为E-34/1.2、E-32、E-36、E-13/1.2、E-27/1.2换热后两路合并温度为160C ，分出少量作为本装置的自用燃料供F-1、F-2使用，其余大部分继续与脱前原油E-6换热，接着与E-48换热(脱盐注水)换热，E-50(采暖水)

23、换热后渣油温度为98C ，可直接送出装置.非采暖季节，采暖水换热器停用，渣油改走冷却器(N-13/1.2)冷至98C 送出装置作催化裂化料.减压渣油在与电脱盐注水换热后温度为125C ，直接分出一部分送至焦化装置。减压塔设有两个中段回流，减一中用泵(P-22)从第18层塔盘抽出，温度为214C .经蒸-2/1.2中发生P=1.0MPa蒸汽之后，再与E-11/1.2(原油)换热温度为300C与E-37/1.2 、E-35/1.2、E-22(原油)换热后温度降为236C ，返回减压塔第11层塔盘上。为了减轻初馏塔，常压塔和减压塔塔顶部馏出物对设备和管线的腐蚀并使初顶油，常顶油腐蚀检验合格，本装置设

24、有塔顶注水泵(P-26/1.2)向上述三塔顶注水注氨。本装置设有仪表冲洗油泵(P-32)一台，从航煤脱硫醇中间罐(V-14)抽出部分常一线油作仪表冲洗油.2.2.3 司炉岗位加热炉：拔头油经换热到309C，分四路进入炉-1对流室，从对流室下来到辐射室上方出来被加热365C ，去常压塔蒸馏。常压重油355C 经泵-3/1.2到炉-2对流室下部然后到辐射室，最后从辐射室上方出来到减压塔蒸馏，减压炉对流室还分别给1.0MPa蒸汽和0.4MPa蒸汽加热，中间1.0MPa蒸汽，上下0.4MPa蒸汽，分别加热到250C 、400C ，分别作为加热炉烧火蒸汽、消防蒸汽、减压抽真空蒸汽及各塔吹汽，炉-1.2用

25、的燃料油是本装置的减压渣油经换热，从E-6/1.2阀前160C经过控制阀PRCA-502.一路:经过炉-1油表FQ-503和控制阀PRC-103到炉-做烧火燃料，另一路经过炉-2油表FQ-504和控制阀PRC-129到炉-2做烧火燃料，多余燃料经过回流油表F-1(FQ-505) 、F-2(FQ-506)、最后合走返回到塔-4下部。炉-1.2烧火用的燃料气(高压瓦斯)是从气体分馏一车间来到装置内E-52/1加热后到容-12高压瓦斯罐脱油、脱水出来经过总压控PRCA-502分二路.一路经过炉-1控制阀FRC-123去炉-1做烧火燃料，另一路经过炉-2控制阀FRC-209去炉-2做烧火燃料。从容-3

26、出来的不凝气(低压瓦斯）经过E-52/2加热到容-17脱油、脱水后，一部分到原油稳定做乙烯原料，另一部分和熔来的不凝气合走到加热炉低压瓦斯火嘴烧掉，炉-1还有一个真空火嘴烧的是从减顶来的不凝气体.烟气余热回收系统流程:从常、减压炉排出的大约300380C 热烟气，经过顶部烟道，进入重合烟囱的一侧下行，进入双向翅片空气预热器(空予-2)与空气换热，烟气温度降到160C ，被引风机抽出送入重合烟囱的另一侧排空，空气经吸风道被鼓风机送到热油式空气预热器(空予-1).再进入翅片管空气预热器.被预热约230C ，分别进入常、减压加热炉燃烧器供火嘴燃料燃烧用. 3 工艺流程图和物料平衡图 3.1 带控制点

27、的工艺流程图（见附页）3.2 装置物料平衡图 物料平衡（年开工8000小时） 表3-1序号物料名称收率%重 数 量 备 注千克/时吨/日X104吨/年1234567一原料1原油100.0010500350.002含水0.062636.30.213合计100.0610506.3350.21二产品1初顶气0.35151336.311.225去原油稳定装置2常顶气0.052195.260.175瓦斯去加热炉3初顶油4.01750042014.0重整原料4常顶油2.087502107.0加氢裂化料序号物料名称收率%(重) 数 量备 注 千克/时千克/时千克/时5常一线6.82975071423.83号

28、航煤6常二线14.5634381522.5150.750#柴油，生产-10# 柴油时收率9.5%7常三线4.01750042014.075SN或重柴油8常四线4.21837544114.7生产-10# 柴油时 催化料收率9.0%9减顶气0.052195.260.175瓦斯去常压炉10减顶油0.1565615.740.525柴油组分11减一线4.62012548316.10裂解料生产150SN +400SN时收率3.3%12减二线11.048125115538.5200SN或 150SN13减三线5.524062577.4919.25500SN生产 400SN时收率7.0%14减四线3.7161

29、88388.5112.95650SN生产150SN+ 400SN时收率3.5#15减五线1.85687136.494.55催化原料16减渣油37.83969.43132.3去焦化、重催、动力站装置17合计10010500350.0三拔出统计1轻质油收率%27.32866.5195.55计算到常二线2最大中性润滑油收率%24.2254184.73常压拔出率%35.53727.51124.254减压拔出率%26.252756.2391.8755总拔出率%61.756483.74216.125第三章 工艺技术指标1 原辅材料本装置加工原料为大庆原油，其主要元素是碳、氢、氧，其中碳的含量占83-87%

30、，氢含量占11-14%，两者合计达96-99%，其余的硫、氮、氧及微量元素总共不过1-4%。2 三剂使用2.1 催化剂本装置生产的航煤馏分按3号航煤规格设计，大庆原油馏出的航煤馏分，硫性硫含量在12-20PPM之间，因此需要经过脱硫醇工序，本装置采用国内已成熟的13X铜分子筛氧化脱硫醇工艺，使航煤馏分在130，反应空速为3时-1 （重时空速）下，通入少量空气进行氧化脱硫醇，脱硫醇后，为使产品消光值达到0.02的要求或赛比25，还需要经过脱色罐脱色，罐内装有活性碳。产品经过玻璃毛过滤器和陶瓷过滤器过滤后送出装置。 装置使用催化剂型号：13X铜 使用催化剂规格：4.55 使用地点：反应器-1/1.

31、2 填装量：15.7M32.2破乳剂本装置设有电脱盐系统，其原理是原油在一定的温度下，注入20x10-6(占原油)浓度为2% 的破乳剂、水5%(占原油)在混合器的作用下使其充分混合，进入一定容积的容器内，在高压电场的作用下，原油中的小水滴聚结成大水滴，靠油水密度差将原油中的水和溶解在其中的盐同时分离的过程。常减压装置加工出来的二次加工原料中要求含盐量5.0mg/l。3 产品及付产品的性质、用途规格去向初顶瓦斯走低压瓦斯线，去原油稳定，做乙烯原料，另外V-17（低压瓦斯分液罐）去F-1.2做燃料气。初顶汽油走470/3#线去重整做铂料，另外走10/3# 线进成品88单元进70#管调。常顶瓦斯去F

32、-1火嘴烧掉。在开工或初顶汽油，常顶汽油不合格走10/3#线进88单元139#、140#、141#罐。常一线走12/3#线去88单元156#、160#罐，由此来看8单元转南罐区调合出厂。不合格油进出口公司88单元157#、158#罐。常一线生产高煤油走后门73/3#线跨地区266线去成品93单元72#灌区211-216#罐。 常一线生产分子筛料走后门73/3#线进成品罐区别不同情况204#、205#罐。常二线走出14/3#线成品88单元169#、170#罐做调合柴油， 还可进93单元0#管调。常三线可走专线跨601/1#线进柴油灌区，还可走18/3#、29/3#、35/3#、501/3#线。常

33、四线走18/3#、29/3#线。减一线走专线经87单元去重催装置，还可走18/3#、35/3#、501/3#线。减二线走专线601/3#去调合进410-416罐，还可走18/3#、29/3#、35/3#线。减三线走专线602/3#去调合进410、413、414、406、409、411罐，还可走18/3#、29/3#、35/3#线。减四线走专线603/3#去调合进罐，还可走18/3#29/3#35/3#线。减五线走专线经87单元去重催装置，可走18/3#29/3#线，还可跨冷渣油出装置。热渣油走38/3#去丙烷、焦化做原料去动力站做燃料。 冷渣油走42/3#线去93单元76灌区，另一路走专线去重

34、催装置。18/3#线进87单元45灌区119#-124#罐。29/3#线进 87单元42灌区13#-18#罐。35/3#线进裂化装置13#-18#罐。501/3#线进加氢57单元302#、304#、306#罐。4 公用工程条件指标 项目温度指标压力指标电压指标4.1蒸汽0.4MPa 1.0 MPa380 2500.44MPa 1.0 MPa4.2水循环水除盐水深井水凝结水281415300.2MPa4.3电泵-1/1.2泵-2/1.2泵-3/1.2泵-21/1.2引风机其它机泵照明6000伏6000伏6000伏6000伏6000伏380伏220伏4.4净化风工业风仪表风0.4MPa 4.5 消

35、耗指标4.5.1航煤脱硫醇系统为了脱硫醇使用13X铜催化剂，一年更换一次，一次用量为15.7M3。4.5.2 破乳剂：每吨原油需加0.03Kg的破乳剂。即用量为0.03Kg/t。4.5.3 公用工程消耗项目消耗量总能耗104千卡/年单位能耗104千卡/吨原油106焦耳/吨原油小时耗量吨/时年耗量吨/年1.0MPa0.4MPa循环水除盐水深井水凝结水电（度/时）净化风采暖水1.4421.25978.7520.5350242961.63.2标米3/分715.41.13761041.010478310416.410428010419.21042289.587104度/年153.6104标米3/分42

36、1.0710492.14561046610478.310437.7210450.4104142.08104686.8761046.144104-421.071040.2633（11.023）0.1886（7.896）0.2237（9.360）0.1078（4.513）0.144（6.029）0.4059（16.994）1.963（82.185）0.017（0.0733）-1.2031（-50.37）5 工艺参数运行指标序号名称仪表位号单位控制指标备注123456789F-1总出口F-2总出口F-1分支温差F-2分支温差F-2分支温度F1炉膛温度F2炉膛温度原油换热终温拔头油换热终温TRC-11

37、3TRC-201TRC-125、126、128、129TI-201、201、203、204TI-201、201、203、204TRC-115、116、117TRC-210、211、211TR-102TI-12436513931544007607602203005.1温度指标10111213141516171819202122232425塔-1顶回流返塔温度塔-2顶回流返塔温度常顶循返塔温度常一中返塔温度常二中返塔温度减顶温度减顶回流温度减一中返塔温度减二中返塔温度脱硫醇反应器温度冷-1、2温度冷-3、9、10、11空冷-4温度冷-12冷-13循环水深井水TI-103TI-139TdT-104B

38、TdT-105BTdT-106BTRC-202TI-127TdT-203BTdT-204BTRC-112TI-105 TI-106TI-136、224、225、226 KN4TI-227TI-2307015751585151601520515904515160152251513015401570151008010028155.2处理量序号名称仪表位号单位控制指标备注80008500850090009000950095001000010000105001234567891011初顶回流常顶回流常顶循常一中常二中减顶回流减一中减二中净洗油塔-2吹汽塔-4吹汽FRC-103FRC-105FIC-10

39、1FIC-102FIC-103FRC-211FIC-201FIC-202FRC-220FI-126FI-216吨/天吨/天吨/天吨/天吨/天吨/天吨/天吨/天吨/天吨/天吨/天2530182270851501657590354515017010012045504.55.04.55.025302025759017018590105354517018512514550555.05.54.55.03035203090100185200105120405017519016518050555.05.5 4.55.0354020309010019520511513045551851951701855055

40、 5.05.54.55.03545203090105205220120135506019521018520555605.56.05.05.55.3压力指示序号名称仪表位号单位控制指标备注12345678塔-1顶部塔-2顶部塔-4顶部燃料油高压瓦斯过热蒸汽净化风深井水PIA-101PIC-102PRA-202PRCA-502PRCA-501MPaMPaMPaMPaMPaMPaMPaMPa0.070.060.0060.60.80.200.250.350.30.2表压表压绝压表压表压表压表压表压5.4废热锅炉（西炉水）碱度mol/l蒸汽炉水给水备注0.0251.02.00.10.2PH10128.5

41、10.0总含盐量mp/l3000SiO2ug/l30氧ug/l305.5环保要求：污水排入标准：150mg/l6、中间产品化验分析指标：6.1原料要求：6.1.1原油含水1.0%6.1.2东南油库来油均匀，不混对二次加工原料。6.2产品质量控制指标初顶常顶常一线（航煤）常一线（高煤）常二线HVI75料 反应：中性腐蚀：合格KK：155KK：205反应：中性腐蚀：合格20：775.1kg/m3冰点：-48FP39RSH：0.0009%CU: 20g/kg赛比：+26#微量水：70PPmSp：-40-47Fop：45Sp：+10-10 Fp：55HK：320Fp：180V50：78mm2/s比色：

42、1.5#减二线减三线减四线HVI150料HVI200料HVI350料HVI400料HVI500料HVI650料V50：12.513.5mm2/sFp：205比色：2.0#2%97%90V50：16.518.0mm2/sFp：215比色：2.5#2%97%90V100：6.37.3mm2/sFp：225比色：3.5#2%97%100V1007.58.5mm2/s Fp：230比色：4.0#2%97%100Rc：0.1%V100：8.89.8mm2/s Fp：240比色：5.0#2%97%100Rc：0.2%V100：1113mm2/s Fp：260比色：6.0#2%97%110Rc：0.5%6.

43、3废热锅炉指标名称蒸汽炉水碱度mmol/L0.031.04.0PH值10126.4环保指标：装置排水：监测点名称水温油mg/L硫mg/L碱度mg/LPH值氨氮mg/LCODmg/L备注装置总排口401501510696.5环保要求污水入标准含油200mg/l第四章 工艺控制理论1 产品质量与操作的关系 1.1 常减压生产的汽油主要控制其干点、腐蚀性及反应性质。1.1.1 塔-1汽油干点一般主要受塔- 1顶温度，回流量温度塔-1 顶压力、进料温度、原油性质、原油含水或回流带水的影响。 1.1.2 汽油干点-塔顶温度：在其它条件不变情况下塔顶温度升高，汽油干点上升，反之会降低。 1.1.8 汽油干

44、点-回流温度：回流温度升高，塔顶温度压不下来，汽油干点上升，反之下降。 1.1.4 汽油干点-塔-1 顶压力：塔-1 顶压力下降，油品中较重组分也随之到塔顶部作为汽油组分，所以汽油干点会上升，反之汽油干点会下降。 1.1.5 汽油干点-进料温度：进料温度：油品进塔的汽化率增大，油品中较重组分也会汽化到塔顶，使汽油干点上升，反之会减小。1.1.6 汽油干点-原油性质：原油性质（组分）变重，汽油从原油组分切割出来的成分也会变重，汽油干点会上升，反之会减少。 1.1.7 汽油干点-原料含水或回流带水“原料含水超指标时，当原料进入塔内此时温度一般在240此时的水已经成汽状，到塔内大量汽体冲到塔顶使操作

45、失去平衡，一部重组分也被带到塔顶汽油组分会变重，干点上升。 1.2 塔-2 汽油干点除了和塔-1 汽油干点的影响因素还和塔-2 底吹汽大小及压力：当塔-2 底吹汽压力升高降低了油品的蒸气分压，使油品在较低压力汽化，汽化率高而引起塔- 2 汽油干点变重，反之则降低。 1.3 塔-1.2 汽油的腐蚀性和反应酸碱性主要受到：注氨量的压力、冷后温度、注水量、氨水浓度、汽油量是否平稳。1.3.1 汽油腐蚀-注氨：注氨量下降或不稳时不能完全中合汽油中的酸性物质，造成腐蚀不合格。1.3.2 汽油腐蚀冷后温度：冷后温度低汽油中的有机酸不能完全溶解在水中，水洗不好，也就不能完全中和酸性物质，造成腐蚀不合格。1.

46、3.3 同理，当注水量小时不能使酸性物质完全分解，氨水浓度低也不能完全中和酸，汽油量不稳忽高忽低也会影响中合反应不完全，导致汽油腐蚀不和格。1.3.4 汽油反应碱性-注氨量，氨量过大在酸碱发生中和反应后，碱过剩，所以汽油反应碱性。汽油反应碱性冷后温度，冷后温度过高，汽油中的游离酸性物质增多，这种物质不易被碱中合，说眼所以汽油碱性。 1.3.5同理氨水浓度变大，注入量不变，汽油量不变，这样会使氨水过剩，造成汽油反应碱性。1.4 常减压生产的航煤主要控制密度、硫醇、冰点、消光值。1.4.1 航煤密度主要控制下限，不能低于775.1kg/m3，主要影响因素，常一线量，馏出温度，热虹吸温度，常一、二中

47、取热，炉温、吹汽、进料性质。 1.4.2 航煤密度常一线放量、流出温度、热虹吸温度：常一线放量小，会使本应属于常一线馏分油没有馏出而压到下一侧线，常一线尾部变轻，馏出温度低会使常一馏分没有汽化上来，常一线变轻，热虹吸温度低，会使常一线油中较轻的汽油馏分不能排除，会使常一线变轻。1.4.3 常一线密度常一中、二中、炉温、吹汽压力、吹汽量、进料：常一中、二中回流量大取热增多，塔的内回流增大，塔从上至下油品变轻，汽化率降低，常一线密度降低，；炉温低，吹气压力低，量小使塔内油品汽化率降低，油品变轻，进料性质变化、油品变轻使塔从上到下各侧线油品普遍变轻。1.5 常一线（航煤）脱硫醇、消光值的因素分析：1

48、.5.1 反应温度和反应压力对航煤脱硫醇影响，在航煤脱硫过程中，由于液态水存在会使催化剂掉铜影响脱硫醇质量，为此脱醇控制一定的反应压力，而反应温度和反应压力成正比关系，当反应压力增加时，反应温度也增加，来保证生成的汽相，从而保证产品质量，但脱硫醇压力不能太高，否则反应温度也高，产品颜色不好，并且注风也困难，为此要控制适当的操作压力和温度，对油品颜色、注风均有利。1.5.2 反应空速对航煤脱硫醇影响：通过单位床层的原料量称反应空速（重时空速），单位hr-1,反应空速大，脱硫醇催化、氧化反应不完全，且分子筛骨架上Cu2+以Cu(SH)2形式进入油中，造成金属铜离子对油污染，设计重时空速3hr-1。

49、1.5.3 注风量对航煤脱硫醇影响：注风量不足，RSH氧化反应进行不完全，如注风量大，虽然氧化反应进行彻底，但也会带来不必要的氧化反应，影响产品质量，而且容易形成床层短路，使氧化脱硫醇效果不好，注风量过大还会导致跑铜和消光值不合格。1.6 常一线（轻柴）主要控制指标为凝固点，一般讲，对同种油品而言，油品越重，凝固点越高，反之凝固点愈低，凝固点高、低主要受到常二线抽出量或馏出温度，常一线抽出量大小，塔-3（）汽提蒸汽量大小，塔-2底吹汽量大小，压力高低，炉温等。在其它条件不变的情况下，二线抽出量大或抽出温度高都会使常二线油品变重，常一线抽出量大，把常二线头部馏分抽出，使二线变重。塔-3（）汽提蒸汽量大或塔-底吹汽量大，都会使油品变重，把本属于二线的轻组分汽提。炉温高，使油品汽化率增大，油品变重、凝固点升高，反之会变轻，凝固点低。 1.7 常减压装置减压部分设计时主要生产优质的润滑油料，润滑油料主要控制指标：粘度、比色、残碳、流程，影响这些指标的主要原因有，最容易引起减压侧线馏分油残碳高、颜色深，干点高的是减压塔最下一个侧线油，对于我们润滑油型减压塔为减五线。1.7.1 湿式减压塔中，塔底吹汽量过大或气相负荷过大时也会导致馏分油品质量变坏，再有减压塔中，净洗量太少或净洗油返塔泵长时间抽空，净洗效果不佳可引起油品重组分进入馏分油中使