罐区操作规程

1、1 概述概述1.1 概况1.1.1 建设规模抚顺矿业集团有限责任公司页岩油化工深加工示范项目储运规模为新建 4 个罐区泵房：原料罐区共 6 台内浮顶储罐、4 台拱顶储罐，预留 2 台罐位，相应泵房一座、共计 9 台输送泵，成品罐区共计 10 台内浮顶储罐、预留 2 台罐位和综合泵房一座、共计17 台泵，中间罐区共计 4 台拱顶储罐、8 台内浮顶储罐、预留 4 台罐位和相应泵房一座、共计 17 台泵，液化烃罐区共计 10 台球型储罐和相应泵棚一座、注水泵房一座，共计 12 台泵，一套液化气汽化设施。储运罐区部分罐容总计 5.28 万立。1.1.2 地理位置抚顺矿业集团有限责任公司页岩油深加工示范

2、项目装置区及配套工程拟建在抚顺千金乡千金村的工业园区内，厂址北侧为南外环路，西侧为千金河，东侧为丘陵，南侧为丁家村旱田，南外环路的北侧为抚顺矿业集团现有页岩油厂，新建厂区与现有页岩油厂隔南外环路相望。新建厂区呈不规则形状，地势部分平坦，另一部分为丘陵，地面自然高程在 104m132m 之间，南北最宽处 880 米，东西最长处 963 米，以围墙为界总面积 349800 平方米。平面布置充分考虑了周围环境情况，平面布局合理，交通方便。1.1.3 年运转时数和操作班次1.1.3.1 年运转时数：系统年开工时数按 8000 小时计。1.1.3.2 操作班次:储运系统为连续生产，实行四班三运转制。1.

3、1.3.3 储运 08 单元 4 个罐区岗位定员配置见表 1.1.3.3。表 1.1.3.3 定员表序号岗位名称行政管理人员定员技术人员定员生产工人每班定员操作班制小计1负责人1白班12技术员1白班13班长1四班三运转44操作人员4四班三运转16合 计2221.2 原料、产品的性质、数量、运输方法及去向1.2.1 主要原料的名称、性质、数量和运输方式见表 1.2.1。表 1.2.1 主要原料的名称、性质、数量和运输方式主要性质原料名称密度 kg/m3粘度 mPa.s数量104t/a运输方式去向来自甲醇7940.591.14公路MTBE外购渣油97036011.96公路、铁路催化裂解外购页岩油9

4、101026公路页岩油预处理装置外购加氢尾油872837.55管道催化裂解页岩油预处理装置1.2.2 中间原料的名称、性质、数量和运输方式见表 1.2.2。表 1.2.2 中间原料的名称、性质、数量和运输方式主要性质中间原料名称密度kg/m3粘度 mPa.s数量104t/a运输方式去向来自催化柴油9200.65.45管道预处理催化裂解不合格石脑油7643.410.59管道汽油加氢预处理不合格 0#柴油8410.617.82管道汽油加氢预处理不合格低凝柴油8270.615.9管道汽油加氢预处理催化汽油7340.410.59管道汽油加氢催化裂解重质污油910810管道催化裂解预处理油浆99091.

5、48公路外售催化裂解1.2.3 成品及液化气罐区主要产品的名称、性质、数量，见表 1.2.3。表 1.2.3 主要产品的名称、性质、数量和运输方式主要性质产品名称密度kg/m3粘度mPa.s数量104t/a运输方式去向来自MTBE7473.42.9公路外售、调和油罐气分石脑油7640.41.89公路汽油加氢、外售预处理汽油7190.311.74公路、铁路调和油罐、外售汽油加氢0#柴油8420.629.37公路、铁路外售预处理3低凝柴油8270.615.86公路、铁路催化裂解预处理液化气6400.0811.74公路气分、外售催化裂解丙烷4690.080.86公路外售气分丙烯4780.088公路、

6、铁路外售气分液氨6170.110.67公路外售硫磺回收1.3 储运系统生产方法本项目的原料甲醇、渣油为外购，由车场卸车来，页岩油由原化工厂提供及部分卸车来，经管道分别送原料罐区内的甲醇储罐、渣油储罐、页岩油储罐储存，经沉降脱水后分别通过泵输送至 MTBE 装置、催化裂解装置、页岩油预处理装置。各装置生产出的中间原料在不能直接供给下游装置的时候通过管道送至各相应的中间储罐储存，经沉降脱水后分别通过泵输送至相应装置。预处理、催化、气分。加氢等装置生产出的产品经管道送至各成品储罐，通过装车泵送至汽车及火车装卸站外运销售。1.4 储运系统生产过程控制新建的原料罐、中间罐和产品储罐均设有温度、液位、压力

7、显示，需要加热的储罐设有温度指示、调节阀，信号均远传至控制室内；各储罐设高高、高、低液位报警，高高液位报警与罐入口阀联锁，报警信号传至控制室。原料输送泵泵出口压力低备用泵自启动，压力指示远传控制室；对原料输送泵电机电流、轴温进行自动监测。泵出口均设有现场压力指示。所有一次、二次仪表均为新选常规仪表。1.5 储运系统位置罐区部分位于整个厂区的南北侧，南邻 MTBE 气分装置，2#变电所、事故水池及污水处理厂，罐区最北侧为原料罐区。由北向南依次为原料罐区、中间罐区、液化气罐区。四个罐区的泵区分别在相应罐区的西侧。1.6 当地自然条件1.6.1 当地气象条件1.6.1.1 气温年平均气温 6.8最热

8、月平均气温（7 月） 23.7最冷月平均气温（1 月） -13.8极端最高温度 37.7极端最低温度 -37.34最热月最高平均温度 28.7最冷月最低平均温度 -19.7夏季通风室外计算温度 28.0冬季采暖室外计算温度 -21.05 日干球温度（7 月） 24.05 日湿球温度（7 月） 22.41.6.1.2 湿度年平均相对湿度 68年平均绝对湿度 0.94kPa最热月份平均相对湿度（7 月） 81最冷月份平均相对湿度（1 月） 55月平均最高相对湿度（8 月） 87月平均最低相对湿度（4 月） 421.6.1.3 大气压力年平均大气压 100.22kPa极端最高大气压力（冬季） 103

9、.36kPa极端最低大气压力（夏季） 97.20kPa月平均最高气压 101.84kPa月平均最低气压 98.63kPa1.6.1.4 降雨量年平均降雨量 790.9mm月最大降雨量 436.1mm日最大降雨量 177.7mm历年平均降雨量 970.9mm历年最大降雨量 1110.8mm年最小降雨量 477.9mm年平均降雨天数 101d1.6.1.5 雷暴年平均雷暴天数 36 天年最大雷暴天数 51 天1.6.1.6 风向、风速、风压5年主导风向 NNE、16%年次主导风向 NNE、14%夏季主导风向 NNE、16%夏季次主导风向 NNE、15%冬季主导风向 NNE、22%年平均风速 2.6

10、m/s夏季平均风速 2.3m/s冬季平均风速 2.4m/s月平均最大风速（4 月） 3.5m/s月平均最小风速（8 月） 2.0m/s历年最大风速（10 分钟） 21.0m/s基本风压值 0.45kN/m21.6.1.7 雪雪荷载 0.45 kN/m2最大积雪深度 330mm1.6.1.8 最深冻土厚度 -1.43m1.6.2 工程地质、水文地质地震烈度1.6.2.1 工程地质概况千金乡千金村地区工业园区区域地质条件自上而下依次为素填土、耕土、粉质粘土、淤泥质粉质粘土、粉细砂、中粗砂、园砂、片麻岩等。土壤最大冻结深度-1.43m，标准冻土深度-1.20m。1.6.2.2 水文地质千金乡千金村水

11、的地下水主要靠大气降水河流侧渗补给。地下水位年变化幅度约12 米左右，地下水对结构及钢筋结构中的钢筋无腐蚀性，对钢结构具有弱腐蚀性。1.6.2.3 地震烈度场地地震基本烈度为 7 度，设计基础地震加速度值为 0.10g。1.7 公用工程和用量储运系统所需的水、电、蒸汽需用量和来源见表 1.8。6表 1.8 公用工程规格、用量和来源一览表序号项目规格单位用量来源备注电380VkWh/a627.11104罐区配电室间断使用2蒸汽1.0MPa(A)t/a1.36104系统管网连续使用3新鲜水0.4MPa(G)t/a0.4系统管网间断使用4氮气0.6MPa(G)标态 m3/a80104系统管网间断使用

12、5净化风0.6MPa(G)标态 m3/a72104系统管网间断使用6低压凝液0.6MPa(G)t/a-1.36104储罐和管道伴热间断输出1.8 主要技术经济指标储运系统设计的主要技术经济指标见表 1.9。表 1.9 主要技术经济指标序号指 标 名 称单 位数 值备 注1储运系统规模m35.3104新鲜水t/a0.4氮气标态 m3/a80104净化风标态 m3/a72104电380VkWh/a627.11104蒸汽1.0MPa(A)t/a1.361042消耗指标低压凝液0.6MPa(A)t/a-1.36104负值表示输出3占地面积m2581704建筑面积m212655总定员人22工艺设备总台数

13、：台92其中：容器台406机泵台527三废排放：含油污水t/a0.41048总投资万元14327.72 储运储运2.1 储运说明2.1.1 工艺流程简述2.1.1.1 原料输送流程7 本示范加工项目原料为甲醇、渣油、页岩油，由外购及化工厂炼油提供。a)甲醇储运来自汽车场的外购甲醇经管道输送至甲醇储罐（301-TK-001、002） ，经沉降脱水后，通过甲醇输送泵(301-P-101、102) 管输至 MTBE 装置。b) 加氢尾油储运加氢尾油自页岩油预处理装置经管道输送至加氢尾油储罐（301-TK-003、004） ，经沉降脱水后，通过加氢尾油输送泵(301-P-104、105) 管输至催化裂

14、解装置。c)渣油储运来自汽车场和火车栈桥的外购渣油经管道输送至渣油储罐（301-TK-005008） ，经沉降脱水后，通过渣油输送泵(301-P-107、108) 管输至催化裂解装置。d)页岩油储运页岩油分为自产页岩油和外购页岩油。来自汽车场的外购页岩油经管道输送至页岩油储罐（301-TK-009、010） ，经沉降脱水后，通过页岩油输送泵(301-P-110、111) 管输至页岩油预处理装置。当集中卸车的时候，通过页岩油倒罐泵(301-P-112) 管输至山上页岩油化工厂原有页岩油储罐，再通过山上原有页岩油泵出送至页岩油预处理装置。2.1.1.2 中间原料输送流程a)催化柴油储运催化柴油自催

15、化裂解装置经管道输送至催化柴油储罐（303-TK-003、004） ，经沉降脱水后，通过催化柴油输送泵(303-P-302) 管输至页岩油预处理装置。b)不合格石脑油储运不合格石脑油自页岩油预处理装置经管道输送至不合格石脑油储罐（303-TK-005、006） ，经沉降脱水后，通过不合格石脑油输送泵(303-P-304、305) 管输至汽油加氢装置。c)不合格柴油储运页岩油预处理装置的不合格柴油、轻质污油及催化裂解来的轻质污油均自管道输送至不合格柴油储罐（303-TK-007、008） ，经沉降脱水后，通过不合格柴油输送泵(303-P-306) 管输至汽油加氢装置。d)催化汽油储运催化汽油自催

16、化裂解装置经管道输送至催化汽油储罐（303-TK-010） ，经沉降脱水后，通过催化汽油输送泵(303-P-308) 管输至汽油加氢装置。8e)油浆自催化裂解装置经管道输送至油浆储罐（303-TK-001、002） ，经沉降脱水后，通过油浆输送泵(303-P-301) 管输至汽车装车。2.1.1.3 产品输送流程a)MTBE 储运MTBE 装置产出的 MTBE 经管道输送至 MTBE 储罐（302-TK-001、002） ，经沉降脱水后，通过 MTBE 装车泵(302-P-201) 管输至汽车场装车外售。同时，一部分MTBE 经汽油调和泵（302-P-202）管输至调和汽油罐（302-TK-0

17、05） 。b)石脑油储运页岩油预处理装置产出的加氢石脑油经管道输送至石脑油储罐（302-TK-003、004） ，经沉降脱水后，通过加氢石脑油装汽车泵 (302-P-203) 管输至汽车场装车外售，还有一部分石脑油通过石脑油输送泵（302-P-204）管输至汽油加氢装置。c)汽油储运汽油自汽油加氢装置管输至汽油储罐（302-TK-005、006） ，罐 302-TK-005 的汽油经 MTBE 调和至高号的汽油，经汽油倒罐泵管输至罐 302-TK-006,经沉降脱水后，通过汽油装汽车泵（302-P-205、206）和汽油装火车泵 (300-P-207) 管输至汽车场和火车场装车外售。 d)柴油

18、储运柴油分为 0#柴油和低凝柴油，都自页岩油预处理装置经管道输送至柴油储罐（302-TK-007010） ，经沉降脱水后，通过柴油装车泵 (302-P-208、209) 管输至汽车场装车外售，通过柴油装火车泵 (302-P-210) 管输至火车场装车外售，低凝柴油通过低凝柴油输送泵 (302-P-212) 管输至预处理和催化装置。f)液化气储运重 C4 自气分装置和自 MTBE 装置、净化液化气自催化裂解装置分别经管输至液化气储罐（304-TK-007010） ，再通过液化气装汽车泵（304-P-405、406）管输至汽车场装车外售，有一部分通过气分输送泵（304-P-403）经管输至气分装置

19、，一部分通过回炼碳四输送泵（304-P-404）经管输至催化和预处理装置。g)丙烯储运丙烯自气分装置经管输至丙烯储罐（304-TK-005、006） ，经沉降脱水后，通过丙烯装汽车泵（304-P-407、408）和丙烯装火车（304-P-409）经管道分别输送至汽车场、火车场装车外售。9h)丙烷储运丙烷自气分装置经管输至丙烷储罐（304-TK-003、004） ，经沉降脱水后，通过液氨装汽车泵（304-P-410）经管道输送至汽车场装车外售。i)液氨储运液氨自硫磺回收装置管输至液氨储罐（304-TK-001、002） ，再通过液氨装汽车泵（304-P-410）经管道输送至汽车场装车外售。2.1

20、.2 储罐配置及工艺参数2.1.2.1 原料罐区本项目 08 单元罐区原料罐区新建 5 台浮顶储罐和 3 台拱顶储罐，储罐参数见表2.1.2.1。表 2.1.2.1 原油罐区储罐参数表序号储 罐名 称物料名称周转量(104t/a)物料密度（t/m3）储存温度（）储罐形式储罐个数储罐容积（m3）装料系数储存天数备注1甲醇罐甲醇1.140.794常温浮顶25000.9102 加氢尾油 加氢尾油37.550.87270浮顶220000.94加热3渣油罐减压渣油11.960.9470拱顶430000.910 加热4 页岩油罐页岩油53.60.90350浮顶230000.98加热2.1.2.2 成品罐区

21、本项目 08 单元成品罐区共新建 10 台内浮顶储罐，储罐参数见表 2.1.2.2。表 2.1.2.2 原油罐区储罐参数表序号储 罐名 称物料名称周转量(104t/a)物料密度（t/m3）储存温度（）储罐形式储罐个数储罐容积（m3）装料系数储存天数备注1MTBE罐MTBE2.90.747常温浮顶210000.9102加氢石脑油罐加氢石脑油2.920.764常温浮顶210000.9103汽油罐减压渣油11.740.719常温浮顶230000.9104柴油罐页岩油45.230.842常温浮顶430000.910 加热2.1.2.3 中间罐区本项目 08 单元中间罐区新建 4 台拱顶储罐，8 台内浮

22、顶储罐储罐参数见表2.1.2.3。表 2.1.2.3 中间罐区储罐参数表10序号储 罐名 称物料名称周转量(104t/a)物料密度（t/m3）储存温度（）储罐形式储罐个数储罐容积（m3）装料系数储存天数备注1油浆罐油浆1.480.9975拱顶23000.910加热2催化柴油罐 催化柴油5.4480.9250拱顶23000.93加热3不合格石脑油罐不合格石脑油 2.9240.764常温浮顶25000.934 不合格柴油罐 不合格柴油 33.7290.82750浮顶210000.92加热5 催化汽油罐催化汽油10.5940.734常温浮顶210000.936 催化污油罐重污油2.40.970浮顶1

23、10000.92加热7 调和汽油罐调和汽油11.740.734常温浮顶110000.922.1.2.4 液化气罐区本项目 08 单元共新建 10 台球型储罐，储罐参数见表 2.1.2.4。表 2.1.2.4 液化气罐区储罐参数表序号储 罐名 称物料名称周转量(104t/a)物料密度（t/m3）储存温度（）储罐形式储罐个数储罐容积（m3）装料系数储存天数备注1 液化气罐 液化气4.460.64常温球罐420000.9102丙烯罐丙烯80.478常温球罐220000.9103丙烷罐丙烷0.860.469常温球罐24000.9104液氨罐液氨0.670.625常温球罐22000.9102.1.3 机

24、泵配置及工艺参数本项目 08 单元罐区部分的机泵配置及工艺参数详见表 2.1.3。表 2.1.3 机泵配置及工艺参数序号位号设备名称数量(台)流量(m3/h)扬程或压 差(m 或MPa)出口压力Mpa入口压力 Mpa备注1 301-P-101/102 甲醇输送泵23.3900.760.06屏蔽泵2 301-P-103甲醇倒灌泵170400.380.06屏蔽泵3 301-P-104/105 加氢尾油输送泵245800.860.06离心泵4 301-P-106加氢尾油装车泵185500.50.06离心泵5 301-P-107/108 减压渣油输送泵2171201.350.06转子泵6 301-P-

25、109减压渣油倒灌泵1120700.520.06转子泵117 301-P-110/111 页岩油输送泵2801101.010.06离心泵8 301-P-112页岩油倒灌泵11201000.9270.06离心泵9 302-P-201MTBE 装汽车泵180600.490.06离心泵10 302-P-202MTBE 调和泵160500.420.06离心泵11 302-P-203加氢石脑油装汽车泵180600.510.06离心泵12 302-P-204开工石脑油输送泵1121401.120.06离心泵13 302-P-205汽油装汽车泵1240600.490.06离心泵14 302-P-206汽油装

26、汽车泵1160600.490.06离心泵15 302-P-207汽油装火车泵12301000.780.06离心泵16 302-P-208/209 柴油装汽车泵2240600.550.06离心泵17 302-P-210柴油装火车泵12301000.880.06离心泵18 302-P-211柴油循环倒罐泵1160600.550.06离心泵19 302-P-212低氮柴油输送泵1751401.180.06离心泵20302-P-213汽油循环泵1200500.4170.06离心泵21 303-P-301油浆装汽车泵18500.80.890.09转子泵22 303-P-302催化柴油输送泵1101201

27、.050.08离心泵23 303-P-303催化柴油装汽车泵1601000.890.08离心泵24 303-P-304不合格石脑油输送泵11.6850.710.08转子泵25 303-P-305不合格石脑油倒罐泵180650.560.08离心泵26 303-P-306不合格柴油输送泵11.6850.760.08转子泵27 303-P-307不合格柴油倒罐泵180700.650.08离心泵28 303-P-308催化汽油输送泵11.6850.680.08转子泵29 303-P-309/310 汽油加氢原料泵2181100.880.08离心泵30 303-P-311调和汽油装汽车泵1300800.

28、640.08离心泵31 303-P-312催化污油输送泵11.6850.80.08转子泵32 304-P-401注水泵1601202.30.7离心泵33 304-P-402稳压泵11520.0.90.8屏蔽泵34 304-P-403液化气输送泵1501001.3280.8屏蔽泵35 304-P-404碳四输送泵1101001.030.4屏蔽泵36 304-P-405/406 液化气装汽车泵290601.1190.8屏蔽泵37 304-P-407/408 丙烯装汽车泵290701.4390.8屏蔽泵38 304-P-409丙烯装火车泵1601001.8730.4屏蔽泵1239 304-P-410

29、丙烷装汽车泵130701.130.8屏蔽泵40 304-P-411液氨装汽车泵130501.610.8屏蔽泵41 304-P-412液化气卸车泵120501.0641.2屏蔽泵2.1.4 进出界区主要操作条件原料、产品及中间原料主要操作条件见表 2.1.4。表 2.1.4 原料、产品及中间原料进出装置界区主要操作条件表操作温度操作压力 MPa(G)物料名称装置-罐区罐区-装置装置-罐区罐区-装置流量(104t/a)管径 (DN)操作时间 小时(h)备注甲醇常温0.562400508000减压渣油901.128200808000页岩油501.1625001508000加氢尾油601.130625

30、1508000MTBE常温0.53300508000石脑油常温0.53402402100汽油常温0.613243802100柴油常温0.632970100油浆1100.9164481508000催化柴油401.86810508000不合格石脑油常温0.5340240间断不合格柴油600.8332970100间断轻质污油601.26200040间断开工低氮柴油常温1.2667200100间断催化汽油常温1.11468080间断重污油801.233280080间断液化气常温1.222680100重碳四常温0.99123140混合碳四常温1.43805480间断丙烯常温2.458604080丙烷常温

31、2.598750液氨常温1.6625402.1.5 管道走向及敷设方式本项目 08 单元 4 个罐区的油品及公用工程管道均为管墩和管架敷设。2.1.6 主要公用工程消耗13主要公用工程电、蒸汽、水、氮气、净化风等消耗量分别见表 2.1.6-1、2.1.6-2、2.1.6-3、2.1.6-4、2.1.6-5、2.1.6-6。表 2.1.6-1 电耗量用电设备(台)容量(kW)序号位号用电设备电压(V)操作 备用操作备用1301-P-101/102 甲醇输送泵380111.51.52301-P-104/105 加氢尾油输送泵3801155553301-P-107/108 减压渣油输送泵380113

32、0304301-P-110/111 页岩油输送泵3801155555301-P-112页岩油倒罐泵3801756302-P-20MTBE 装汽车泵380130307302-P-203加氢石脑油装汽车泵380130308302-P-205/206 汽油装汽车泵38024529302-P-207汽油装火车泵380155210 P-208/209柴油装汽车泵380275211 302-P-210柴油装火车泵380145212 302-P-211柴油循环倒罐泵38013713 302-P-214注剂泵38011.514 302-P-202MTBE 调和泵38017.515 303-P-301油浆装汽车

33、泵3801303016 303-P-302催化柴油输送泵3801303017 303-P-304不合格石脑油输送泵380118.518.518 303-P-306不合格柴油输送泵38019019 303-P-307不合格柴油倒灌泵38017.520 303-P-308催化汽油输送泵3801454521 303-P-312催化污油输送泵38011757522 303-P-311调和汽油装汽车泵38014523 303-P-309/310 汽油加氢原料泵38024524 304-P-401注水泵38019014 续表用电设备(台)轴功率(kW)序号位号用电设备电压(V)操作备用操作备用25 304

34、-P-402稳压泵3801326 304-P-403气分输送泵38017527 304-P-404碳四输送泵38017528 304-P-405/406 液化气装汽车泵38011303029 304-P-407/408 丙烯装汽车泵380218.5230 304-P-409丙烯装火车泵380118.531 304-P-410丙烷装汽车泵38017.532 304-P-411/412 液氨装汽车泵380111515380V 用电设备合计38036131544.5445表 2.1.6-2 蒸汽耗量序号使 用 地 点蒸汽用量 kg/h备注1原料罐区2050折为当量连续使用流量2成品罐区220折为当量

35、连续使用流量3中间罐区530折为当量连续使用流量4液化气罐区压力1.0MPa(A)1500折为当量连续使用流量合计4300折为当量连续输出流量表 2.1.6-3 热水耗量序号使 用 地 点热水用量 kg/h备注1成品罐区5500折为当量连续使用流量2中间罐区压力0.7MPa(A)5000折为当量连续使用流量合计10500折为当量连续输出流量表 2.1.6-4 水耗量给水耗量 t/h序号使 用 地 点新鲜水循环水(上水)备注151原料罐区及泵房0.020.0已折成当量连续流量2成品罐区及泵房0.040.0已折成当量连续流量3中间罐区及泵房0.060.0已折成当量连续流量合 计0.120已折成当量

36、连续流量表 2.1.6-5 氮气耗量用量(标态 m3/h)序号使用地点及用途正常最大压力(MPa)备 注1吹扫10已折成当量连续流量2氮封240已折成当量连续流量合计2500.6(G)已折成当量连续流量表 2.1.6-6 净化风耗量序号使用地点压力净化风用量 m3/h备注液化气罐区仪表 0.6MPa(G)50已折成当量连续流量2.2 安全与卫生2.2.1 火灾、爆炸危险物料本项目生产过程中的物料多为火灾危险性较大的物质，普遍具有易燃、易爆、易挥发等特性。液体石油化工品在装卸、储运过程中，在储罐、泵房、装车站及管路等场所易挥发出易燃气体，与空气形成爆炸性混合气体，一旦遇明火、电弧、静电火花等火源

37、，就会发生火灾、爆炸事故，造成生命财产的巨大损失。2.2.2 生产过程中的其它危害分析本项目涉及到的机械设备主要为泵、压缩机及其附属转动设备，即电机及其传动系统对作业人员有发生机械伤害的可能性。从扶梯等高处有可能会掉下某物件或部件等，可造成物体打击，高处平台上的物体有可能掉落而使下部人员受到伤害，高处工具掉落也都有可能造成物体打击伤害。供电系统绝缘不良、设备接地不良以及个体防护无效也有可能造成触电伤害。作业人员在上下储罐过程中，可能造成高处坠落事故。噪声作用于人体会产生各方面影响及危害，长期接触高强度的噪声会使听力下降，甚至耳聋；噪声还能干扰报警信号，引发事故，影响安全生产。本工程的主要噪声源

38、16是机泵等处，其声压级小于 85dB(A)。4 操作指南操作指南4.1 总则4.1.1 油品的调合是将各炼油装置生产的半成品油按一定比例互相掺合，或加入一定量的添加剂，以生产合乎国家规定标准的产品。它是油品生产过程中的最后一道工序，是非常重要的一个环节，因此，各有关调合岗位人员必须给予高度重视。4.1.2 油品车间负责全厂油品调合的具体工作，即根据厂生产运行部安排以及下达的油品生产计划指标和生产方案具体安排和组织调合工作。4.1.3 油品调合工作统一在油品调度指挥下进行，调合中发生的各种问题统一报油品调度处理和解决。油品调度处理不了时及时请示领导和生产运行部。4.1.4 各有关调合岗位必须按

39、本规程进行操作，并认真填写调合记录，严禁跑、冒、串油事故发生。4.1.5 油品调度员应经常深入调合岗位现场，熟悉情况，了解问题，及时处理，以使生产指挥工作更加切合实际。4.1.6 各种成品油调合工作应严格按调合工艺卡片和有关规定进行。不得随意改动，遇有特殊情况，要经生产运行部、质检车间等有关人员共同研究解决。4.2 汽油调合4.2.1 调合方法我厂调合汽油的组份有：加氢汽油、抗氧剂和 MTBE 等，调合的成品油有：93号车用汽油、97 号车用汽油等。4.2.2 调合步骤4.2.2.1 油品调度根据各汽油品种完成情况，决定调合罐及进油组分，并通知有关半成品、成品岗位的操作人员改线、切换罐，作业结

40、束后及时向调度汇报。4.2.2.2 油品调度根据进油情况，确定调合罐的各组分进油量及封罐时间。当组分油进够量或封罐时，有关岗位操作员请示油品调度将进油线改进其它调合罐，然后沉降脱水，检尺计量后将罐存量报给油品调度。4.2.2.3 油品调度经过认真计算该罐的空白辛烷值和诱导期，并将所需添加剂的种类及准确数量、循环时间通知有关岗位。4.2.2.4 调合完毕后，静置一小时由油品调度委托质检车间采样分析，同时要告知罐号、牌号及采样时间，经分析合格后即可作为成品交库。由调度记录质量台帐。4.2.2.5 在油品分析不合格时，油品调度应根据质量情况重新调合并将处理结果报质检17车间。4.2.3 汽油调合中的

41、有关规定4.2.3.1 汽油干点大于 210、冲塔变黑或其它原因造成胶质大于 10mg100m1 不准参加调合。4.2.3.2 铜片腐蚀不合格，不能直接参加调合。4.2.3.3 二次加工的汽油未经精制不能单独做为成品出厂。4.2.3.4 各半成品组分油不合格不准直接参加油品调合。如遇特殊情况，在可调范围内和不致影响出厂控制质量指标的前提下，必须由生产运行部和质检车间共同研究处理。4.2.3.5 半成品向成品罐捣送前必须脱水、检尺、计量并将结果报油品调度。4.2.3.6 装置馏出口不合格时必须切入不合格罐(中间罐)，然后输送到重油催化等装置进行回炼。4.2.3.7 循环捣油时，如果管内存有低标号

42、油，要用该管路送高标号油时必须做顶线处理。处理方法是：先抽回管线内存油，再用 2 倍的高标号油量进行顶线。抽回的油及顶线油都应进入低标号油的油罐。4.2.3.8 管线内存有高标号油，要送低标号油可不做顶线处理。4.2.4 汽油调合操作指南4.2.4.190 号车用汽油（）控制范围：研究法辛烷值不小于 90控制目标：内控指标 90.2相关参数：10%蒸发温度最大值 70，内控指标 68；终馏点最大值 205，内控指标 203。控制方式：管道调合控制各组分油量。正常调整：根据厂小调试验下达的比例，车间调度计算各组分油量，通知相关岗位人员进行调合、添加及其它操作。异常处理：出现产品质量过剩或不足时，

43、由车间调度根据质检部门的分析数据进行适当增加相应组分油量。4.2.4.2 93 号车用汽油()控制范围：研究法辛烷值不小于 93控制目标：内控指标 93.2相关参数：10%蒸发温度最大值 70，内控指标 68；终馏点最大值 205，内18控指标 203。控制方式：管道调合控制各组分油量。正常调整：根据厂小调试验下达的比例，车间调度计算各组分油量，通知相关岗位人员进行调合、添加及其它操作。异常处理：出现产品质量过剩或不足时，由车间调度根据质检部门的分析数据进行适当增加相应组分油量。4.2.4.3 97 号车用汽油控制范围：研究法辛烷值不小于 97控制目标：内控指标 97.2相关参数：10%蒸发温

44、度最大值 70，内控指标 68；终馏点最大值 205，内控指标 203。控制方式：管道调合控制各组分油量。正常调整：根据厂小调试验下达的比例，车间调度计算各组分油量，通知相关岗位人员进行调合、添加及其它操作。异常处理：出现产品质量过剩或不足时，由车间调度根据质检部门的分析数据进行适当增加相应组分油量。4.3 柴油调合4.3.1 调合方法4.3.1.1 我厂目前生产的柴油有三种牌号：0#、5#、-10#轻柴油。4.3.2 调合步骤4.3.2.1 成品泵房和中间泵房的有关岗位在接到油品调度进行柴油捣运的通知后，应按规定时间准确而迅速地进行切换调合管道或切换罐操作，不得提前或拖延。在涉及两个或两个以

45、上岗位协同操作时，岗位与岗位之间要互相联系，明确任务，防止误操作。4.3.2.2 任何一个岗位在完成调度安排的工作后都应立即向调度汇报任务完成情况及确切时间。4.3.2.3 在成品罐进油完毕或罐满封罐时，应先请示调度将各进油管道改走，然后沉降、脱水、检尺、计量并将结果报油品调度。4.3.2.4 油品调度根据进油情况决定循环时间，调合完毕，通知质检车间采样分析，分析合格后即为成品交库。 194.3.3 柴油调合操作指南4.3.3.10 号轻柴油控制范围：凝点不高于 0控制目标：凝点不高于1相关参数：闪点（闭口）不低于 57，冷滤点不高于 3。控制方式：管道调合控制各组分油量。正常调整：根据厂小调

46、试验下达的比例，车间调度计算各组分油量，通知相关岗位人员进行调合、添加及其它操作。异常处理：出现产品质量过剩或不足时，由车间调度根据质检部门的分析数据进行适当增加相应组分油量。4.3.3.25 号轻柴油控制范围：凝点不高于 5控制目标：凝点不高于 4相关参数：闪点（闭口）不低于 57，冷滤点不高于 7。控制方式：管道调合控制各组分油量。正常调整：根据厂小调试验下达的比例，车间调度计算各组分油量，通知相关岗位人员进行调合、添加及其它操作。异常处理：出现产品质量过剩或不足时，由车间调度根据质检部门的分析数据进行适当增加相应组分油量。4.3.3.3-10 号轻柴油控制范围：凝点不高于-10控制目标：

47、凝点不高于-9相关参数：冷滤点不高于-5。控制方式：管道调合控制各组分油量。正常调整：根据厂小调试验下达的比例，车间调度计算各组分油量，通知相关岗位人员进行调合、添加及其它操作。异常处理：出现产品质量过剩或不足时，由车间调度根据质检部门的分析数据进行适当增加相应组分油量。4.3.4 柴油调合有关规定4.3.4.1 柴油闪点低于 55或比色大于 4.0 时，不准调合轻柴油。4.3.4.2 二次加工的柴油未经精制不准调合轻柴油。204.3.4.3 柴油满罐循环时间不准少于两小时(管道调合例外)。4.3.4.4 调合完毕，静置一小时，采样分析，符合厂内控标准即可交库。4.3.4.5 循环捣油时，如果

48、管内存有高牌号油，要用该管路送低牌号油时必须做顶线处理。处理方法是：先抽回管线内存油，再用 2 倍的低牌号油量进行顶线。抽回的油及顶线油都应进入高牌号油的油罐。4.3.4.6 管线内存有低牌号油，要送高牌号油可不做顶线处理。4.3.4.7 水溶性酸、碱及腐蚀不合格的油品不准参加调合。4.3.4.8 由于冲塔串油造成变质或污染的油品不准参加调合。4.4 油品加温操作指南4.4.1 原油加温操作指南控制范围：(3255)控制目标：(403)相关参数：油罐液位要在安全高度范围内，油品含水量要小于 0.5%。控制方式：油罐加温器控制。正常调整：增加油罐加温器的组数和阀门开度，可使油品温度升高，减少油罐

49、加温器的组数和阀门开度，可降低油品温度。异常处理：当一组或几组加温器出现泄漏时，要关闭该组加温器的进汽阀门和回水阀门，防止油品串入蒸汽系统，泄漏的加温器等待油罐清罐时处理。当油罐因含水较大、加温过高造成突沸时，要迅速关闭进入罐区的蒸汽阀门，同时按事故预案进行处理。4.4.2 渣油加温操作指南控制范围：(6090)控制目标：(80)相关参数：油罐液位要在安全高度范围内，油品含水量要小于 0.5%。控制方式：油罐加温器控制。正常调整：增加油罐加温器的组数和阀门开度，可使油品温度升高，减少油罐加温器的组数和阀门开度，可降低油品温度。异常处理：当一组或几组加温器出现泄漏时，要关闭该组加温器的进汽阀门和

50、回水阀门，防止油品串入蒸汽系统，泄漏的加温器等待油罐清罐时处理。21当油罐因含水较大、加温过高造成突沸时，要迅速关闭进入罐区的蒸汽阀门，同时按事故预案进行处理。4.4.3 柴油加温操作指南控制范围：柴油温度比凝固点高 10，比闪点低 10相关参数：油罐液位要在安全高度范围内，油品含水量要小于 0.5%控制方式：油罐加温器控制。正常调整：增加油罐加温器的组数和阀门开度，可使油品温度升高，减少油罐加温器的组数和阀门开度，可降低油品温度。异常处理：当一组或几组加温器出现泄漏时，要关闭该组加温器的进汽阀门和回水阀门，防止油品串入蒸汽系统，泄漏的加温器等待油罐清罐时处理。当油罐因含水较大、加温过高造成突

51、沸时，要迅速关闭进入罐区的蒸汽阀门，同时按事故预案进行处理。4.5 调合计算 油品调合实质上就是针对各组分油在质量上的差异，采用相互掺合的手段，有目的地调整油品的某项或几项质量指标，使其成为合乎规格、标准的产品。由于在油品质量调整计算中，各项指标的计算具有不同的数学关系，因此，就必须针对不同的质量指标采取相应不同的计算方法。2.5.1 具有加成性质的质量指标有比重、馏程、酸值、灰份、含硫量、残炭、杂质、胶质、十六烷值、诱导期等。油品的凝固点、辛烷值可近似看作具有加成性质。具有加成性质的质量指标的调整质量计算可按加成关系进行。4.5.1.1 两种组分调合计算方法 (1)公式法： 两种组分调合计算

52、公式的表达较多，可根据给定条件选用方便的计算式，亦可临时进行推导和变换。如：已知两组分油质量数据和实际重量，求混合油质量，可采用下式进行计算。BABBAAPPXPXPX式中：PAA 组分重量(吨)； PBB 组分重量(吨)；XAA 组分油质量指标数据；XBB 组分油质量指标数据；X混合油质量指标数据；如果已知 PB 、XA 、XB 、X，求 PA ，公式可变换如下：22BABAPXXXXP例：调合 90#汽油，罐内现有 2000 吨催化汽油，辛烷值为 89，要捣入辛烷值为 100 的芳烃油多少吨，才能使油品辛烷值达到 90？解：设 PA为要捣入的芳烃油的吨数吨2002000901008990A

53、P(2)交叉法交叉法最适用于已知两组质量要求调合比例的问题，具体应用如下图所示：举例如下：甲组分凝固点-17，乙组分凝固点-7，要调合-11的合格成品油，计算调合比例。质量数据如下：甲组分-17乙组分-74-11差值差值等于等于6从图中可以看出甲乙两组分比例为：4：6，即 40对 60。4.5.1.2 多组分调合，可采用下式计算：1002211nnVXVXVXX式中：Xl、X2、Xn是各组分油有关质量指标；V1、V2、Vn是各组分油在调合油中的重量百分数；X 是上述相同规格调合油的指标数据。 4.5.2 有些质量指标在数学上不具有加成性，因此，不能用加成关系(平均值法)来进行质量指标调整计算。

54、如闪点、粘度、蒸汽压等。4.5.2.1 粘度的调整 粘度之间的关系是对数关系，可用计算法，也可用图解法来调整质量指标。 计算调合油的粘度可采用下列公式： LogN=LogN1V1+LogN2V2 式中： V1、V2两种组分油的体积； N1、N2两种组分油同温度下的粘度指标数据； N调合油同温度下的粘度指标数据。甲组分质量指标甲组分比例成品质量指标乙组分比例成品质量指标乙组分质量指标234.5.2.2 闪点的调整(1)容积计算法2101. 0201. 011010XXVVLogX式中：X：调合油闪点，；V1、V2：两种组分油的不同体积；X1、X2：两种组分油的闪点，。（2）重量法100BABBA

55、AXXfVXVXX式中：X调合油闪点，；XAA 组分闪点，；XBB 组分闪点，；VAA 组分(高闪点)重量百分数；VBB 组分(低闪点)重量百分数；f常数，由表可查。VA510152025303540455055VB9590858075706560555045f3.36.59.211.914.51719.421.723.925.927.6VA6065707580859095VB403530252015105f293030.330.429.22621125 专用设备操作规程5.1 油罐胀油管操作胀油管描述：胀油管：是指安装于输油管线与储油罐之间，安装有阀门、逆止阀的小径管。控制范围：输油管线控制

56、目标：保证输油管线安全运行。控制参数：静态输油管线压力0.3mpa。正常操作：管线输转作业时关闭胀油管阀门，管线输转作业完毕打开胀油管阀门。异常处理：1） 静态管线压力升高；油罐胀油管未打开，打开油罐胀油管。242） 储油罐有混油现象；打开的油罐的胀油管阀门不对，检查管线存油与油罐存油，打开与管线存油油品相同油罐的胀油管阀门。3） 储油罐有串油现象；逆止阀损坏，一条管线打开一个以上油罐胀油管。5.1.1 油罐切水油罐切水描述：油罐切水：是指将储油罐中底部积水排出。控制范围：库内全部油罐。控制目标：油罐积水不得高于油罐进出口管线底部高度的三分之一。油罐切水作业必须排净积水。5.1.2 上罐作业安

57、全事项上罐作业描述：上罐作业：是指作业人员，通过油罐扶梯上到油罐顶，进行数、质量作业及附件检查。控制范围：库内全部油罐。控制目标：不发生坠落、滑跌及由人体静电引起的油罐着火。控制参数：雷雨天、大雪天、大风天（6级）不得上罐作业。注意滑跌、当心坠落。正常操作：上罐必须穿防静电服，严禁携带非防爆通讯工具。上罐前导除人体静电；手扶油罐扶梯护栏上罐；作业时必须使用安全绳，配戴安全帽。异常处理：发生坠落、滑跌、由人体静电引起的油罐着火时，及时报警、救护。5.1.3 呼吸阀、阻火器维护管理及正负压定值呼吸阀、阻火器维护管理及正负压定值描述：25呼吸阀、阻火器维护管理：是指为保证油罐收发油作业时所要求的通气

58、量，以及发生火灾时阻止火源进出油罐的重要设备进行的维护管理。呼吸阀正负压定值：是指油罐收发油作业时，所要求的最大通气量的最大压力值及最大真空度。控制范围：库内全部拱顶油罐。控制目标：不发生胀罐、瘪罐。控制参数：呼吸阀正压力2103pa、负压力0.5103pa。正常操作：呼吸阀、阻火器每月检查一次清洁灰尘，冬季清除冷凝水防止冻结；冬季油罐每次作业前必须检查呼吸阀盘是否冻结。异常处理：发生胀罐、瘪罐：呼吸阀、阻火器阻塞、冻结；清除阻塞、冻结。阻火器损坏：更换阻火器。5.1.4防雷防静电接地测试要求及接地电阻防雷防静电接地测试要求及接地电阻描述：防雷防静电接地测试要求：是指对防雷防静电接地电阻进行测

59、试。接地电阻：是指防雷防静电接地体的最大允许电阻值。控制范围：库内全部油罐。控制参数：油罐防雷防静电合用接地电阻值应10欧姆。控制目标：降低油罐雷击点的电位、反击电位和跨步电压；减少油罐静电积聚，避免由于静电放电引起油罐爆炸着火事故。正常操作：a)防雷防静电接地接地电阻测试时，必须将接地体与油罐完全断开，单独测试接地体电阻。26b)每月检查一次接地装置连接情况，腐蚀三分之一更换；每年检测一次接地电阻值（小于10欧姆） 。异常处理：接地电阻值10欧姆时；外引重新埋接地体；采用降阻剂。5.2营业业务操作5.2.1 营业换票业务操作控制范围：调拨单转换油库油品出库单。控制目标：流量计安排有序，提货数

60、量准确。相关参数：参见油品出库作业传板和发油密度通知单 。控制方式：换票作业流程主要是根据油品出库作业传板和发油密度通知单的内容标注选择流量计，换票作业通过微机及配套硬件、操作软件和人工操作进行控制。正常操作：a)营业员登录系统，根据营业员上岗情况调整。b)流量计付油品种的更换严格依照油品出库作业传板的指令，并遵循新单覆盖旧单的原则。在爆炸危险区进行测试时，应当首先进行油气浓度测试记录测试数值用仪器检测防雷防静电装置接地电阻值读取测试数值断开接地装置对比测试数值与规定数值是否达标接地装置恢复正常使用对测试结果和接地装置的恢复情况进行复核签字存档27c)在密度采集和换算登记过程中，对应付油罐、储