东油品储运系统(共16页)

1、东油品储运(ch yn)系统1.1 车间(chjin)概况1.1.1 车间(chjin)简介 炼油厂东油品车间始建于1978年7月，于1982年竣工投用。东油品车间为适应上游生产装置的扩建改造等需要，先后完成过多次改扩建工程：历年改扩建情况：1983年增建400 m3球罐5座；1990年增建10000 m3拱顶储罐4座，1000 m3拱顶储罐1座，500 m3拱顶储罐1座；1990年增建溶剂油装车系统，其中包括装车泵房一座（装车泵3台）、装车鹤管4台及配套的储运设施；1990年增建石脑油卸车系统，主要储运设施：卸车泵房一座（卸车泵3台及配套的真空卸车系统）、卸车栈台一座（23台卸车鹤管）。19

2、92年1000 m3球罐8座；增建液化气汽车装车栈台一座（6台装车鹤位）；1993年燃料油装卸栈台由原有14个鹤位增至22个鹤位；1998年将3座5000 m3内浮顶储罐改建为10000 m3内浮顶储罐；1998年增建航空煤油储运系统，增加及改造内容：将原有汽油调合罐区改造为航煤罐区，汽油调合泵房改造位航煤泵房，轻油栈台拆除原有柴油装车鹤管10台，改建航煤装车鹤管10台；1999年拆除原有付产罐区储罐9台，改增建柴油储运系统设施；2000年在原付产罐区增建2座10000 m3内浮顶储罐，将22个石脑油鹤位改为22台柴油装车鹤位；2005年增建2座9700 m3内浮顶储罐；2007年拆除原有10

3、00 m3航煤储罐4台，增建2座10000 m3内浮顶储罐；2008年燃料油装卸栈台加长由原有22个鹤位增至44个鹤位；2010年，为配合辽阳石化公司1000万吨年俄油加工项目开车，东油品车间对原副产品泵房、多余产品泵房、石脑油泵房、石脑油卸车泵房、渣油罐区、蜡油罐区、柴油罐区、石脑油罐区、轻烃罐区、污油罐区、石脑油卸车栈台、轻油栈台等进行扩建、改建，具体改造项目有： 增设4台100万吨年加氢裂化装置冷进料泵、2台200万吨年加氢精制装置冷进料泵、2台0#柴油循环泵、2台-35#柴油循环泵、2台汽油调合泵、3台柴油添加剂泵、2台汽油添加剂泵；将C111C113改成100万吨年加氢裂化装置冷进料

4、原料储罐；将C217、C218改成200万吨年加氢精制装置冷进料原料储罐；将C211C216改成100万吨年加氢裂化装置和200万吨年加氢精制装置的0#柴油成品储罐；将C205C208改成100万吨年加氢裂化装置的-35#柴油成品储罐；将C201C204改成100万吨年汽油调合储罐；拆除C241C244储罐，原地增设0#柴油和-35#柴油添加剂设施；在轻油栈台增设10台卸甲苯鹤位；将现有石脑油卸车、装车栈台改建成汽油装车栈台。东油品车间目前共有7个罐区、10个泵房，4个火车装卸栈台，1个液化气汽车装卸栈台；各种机泵70台，各种塔罐71台（其中脱硫塔4台，真空罐3台）。储罐总容量24.71万立方

5、米。负责自产航空煤油、汽油、石脑油、柴油、液化石油气、C5、轻石脑油等油品的外销出厂以及自产渣油、焦化蜡油、石脑油、汽油组份油、航空煤油、燃料油储存、输转(sh zhun)、调合等储运任务。1.2工艺流程(n y li chn)说明1.2.1 燃料油系统(xtng)工艺流程1.2.1.1热渣油工艺流程常减压装置热渣油 C110 延迟焦化装置1.2.1.2焦化蜡油工艺流程 自压延迟焦化装置蜡油 C106C108 汽槽至首站 C111C113 B103 C102、C104、C105延迟焦化装置蜡油 C114、C115 B110A/B 英华化工厂1.2.1.3渣油工艺流程常减压装置渣油 C101C1

6、05 罐 1.2.1.4渣油工艺流程 常减压装置渣油 C102、C104、C105 B103 B106a 电厂1.2.1.5调合200#燃料油工艺流程常减压装置渣油 C101 、C103 烯烃厂92#装置、公用燃料站焦化重蜡、轻蜡 B103 1.2.2 石脑油系统工艺流程1.2.2.1 550常减压装置石脑油 C202、C204、C208 B201、B202 烯烃厂 11#装置 栈台装车1.2.2.2新精制石脑油工艺流程 新加氢精制装置石脑油 C201、C203、C205、C207 B207a/b 烯烃厂21#装置1.2.2.3精制石脑油工艺流程加氢精制装置石脑油 C201、C203、C205

7、、C207 B207a/b 烯烃厂21#装置1.2.2.4石脑油装车出厂工艺流程C202、C204、C206、C208 自压 装火车出厂（ 23个鹤位）1.2.3 柴油系统工艺流程加氢装置 C217、C218制氢装置 C211、C212 自压 柴油栈台(22个鹤位)常减压装置 C213、C214 西油品长输泵入口 西油品装置 C215、C2161.2.4 急冷油工艺流程 芳烃厂C10 跨P92090 B222泵出口(ch ku) C224西油品柴油(chiyu) B222 烯烃厂21#装置1.25 甩油工艺流程(n y li chn)焦化装置 C227、C228 B208 金兴化工厂 焦化装置

8、1.2.6 航煤系统工艺流程1.2.6.1航煤脱硫化氢工艺流程加氢裂化航煤基础油 脱硫化氢罐01或02 C229、C230、C2311.2.6.2航煤加剂工艺流程添加剂罐 C229、C230、C231 静态混合器 C605C6071.2.6.3航煤调合工艺流程C605C607 B603 C605C607 油品调合器1.2.6.4航煤装车工艺流程C605C607 B602 栈台装车（10个鹤位）1.2.6.5不合格航煤工艺流程C226 B601 西油品柴油罐区1.2.7 车用乙醇汽油调合组分油（）工艺流程汽油轻组分油芳烃厂组分油 C232、C235、C236 装火车出厂（7个鹤位）烯烃厂组分油

9、抗 爆 剂1.2.8 污油污水系统工艺流程1.2.8.1重污油工艺流程重油罐区脱水航煤罐区脱水 重隔油池 重储油池 9#泵 外运 1#井含油污水 重油栈台污油池污水1#井污油 污10泵 外运 西油品重油栈台污油池污油 污11#泵 1.2.8.2轻污油工艺流程石脑油罐区脱水 轻隔油池 轻储油池 污1#、2#泵汽油罐脱水 末站 1.2.8.3含油污水工艺流程各泵房、重油栈台下水 1#井 3#、4#泵 轻隔油池 C224、C231罐、航煤罐脱水 柴油罐脱水 3#井 7#泵 西油品车间1.2.8.4污水(w shu)工艺流程轻、重隔油池污水(w shu) 2#井 污5#7#泵 西油品车间(chjin)

10、1.2.9 C3收油流程 11# P92 131 9# 216 C308C312 脱硫 LP G 0313 C308C312、C315C3181.2.10 C4 收油流程21# P92 092 10# C301C304 215# C310-C3121.2.11 C5收油流程24# P 92 038 101# C305、C306 加氢 C305、C3061.2.12 C3付油流程C308C312 214# B306 1/2（或跨线） 218# 液化气站C308C312 216# 9# P92 131 P92-068 液化气站1.2.13 C4付油流程C301C304 202# B301 、B30

11、2 206# 栈台槽车C310C312 C308C312 216# 9# P92 131 P92068 液化气站1.2.14 C5、轻石脑油付油流程C305、C306、C313、C314、C319、C320 205# B303 207# 火车槽车 金兴化工厂 石脑油罐区 204# 汽油调合罐组 市石油公司 C313、C314、C319、C320 B306 /1、B306/2 烯烃厂1.2.15 收金兴化工厂抽余油工艺流程金兴化工厂抽余油 C303、C304罐1.2.16 100万吨/年加氢裂化装置原料系统1.2.16.1 热进料工艺流程常减压装置减三线、减二线热蜡油 混合器X301 100万吨

12、/年加氢裂化装置C107和C108送出的焦化(jiohu)蜡油1.2.16.2 冷进料工艺流程(n y li chn) 常减压(jin y)装置减三线、减二线热蜡油 C111C13储罐 混合器X301 100万吨/年加氢裂化装置C107和C108送出的焦化蜡油 1.2.17 200万吨/年加氢精制装置工艺流程1.2.17.1 冷进料工艺流程 不合格油常减压装置减三线、减二线热柴油 C217和C218储罐 混合器X302 200万吨/年加氢精制装置 焦化汽柴油1.2.17.2 开工进料工艺流程常减压装置、原有加氢裂化装置来的0#柴油、-35#柴油 C217和C218储罐 P304A/B200万吨

13、/年加氢精制装置1.2.18 -35#柴油装车出厂工艺流程100万吨/年加氢裂化装置 西油品柴油栈台原有120万吨/年加氢精制装置 C205-C208 P305、P306 0#柴油栈台原有160万吨/年加氢裂化装置 西油品装车泵 1.2.19 0#柴油系统工艺流程新建100万吨/年加氢裂化装置 经长输管线至营口鲅鱼圈新建200万吨/年加氢精制装置 C211-C216 西油品装车1.2.20 -35#柴油加剂系统艺流程 柴油润滑性改进剂 P309 R301 P307或P308B P305、P306入口管线1.2.21 0#柴油加剂系统工艺流程柴油流动性改进剂 P310A/B R302 P308A

14、/B P301A/B入口管线1.2.22 汽油调和系统工艺流程常减压轻石脑油（拔头油）汽油(qyu)轻组分油脱戊烷油 C201C204 B225B227 石油(shyu)公司甲苯(ji bn)芳烃碳九 B204AN/BN芳烃抽余油碳五1.3工艺流程图（见附录）1.4主要操作条件及质量指标1.4.1主要操作条件操作指标项目单位指标汽油组分油罐C201、C202、C204液位m2.012.0汽油组分油罐C203m2.010.5-35#柴油罐C205、C206、C208液位m2.013.4-35#柴油罐C207液位m2.014.0柴油罐C211C216液位m2.014.0汽油组分油温度40石脑油温度

15、400#、-10#柴油温度550 -35#柴油温度常温轻质油脱水沉淀时间h2储罐压力MPa常压急冷油罐C224液位m1.17.4不合格汽油罐C225液位m1.17.4不合格3#喷气燃料罐C226液位m1.17.4甩油罐C227、C228液位m1.16.53#喷气燃料罐C229、C230液位m2.012.53#喷气燃料罐C231液位m2.010.293#汽油调合油C232、C235、C236液位m2.010.23#喷气燃料罐C605C607液位m2.013.7柴油罐C217、C218液位m2.014.0急冷油罐C224温度冬季：1040；夏季：常温不合格汽油罐C225温度40不合格3#喷气燃料罐

16、C226温度40甩油罐温度35903#喷气燃料罐温度4093#汽油调合油C232、C235、C236温度400#、-10#柴油温度550 -35#柴油温度常温重质油脱水沉淀时间h4轻质油脱水沉淀时间h2储罐压力MPa常压液化气罐C301C304、C307C312液位m0.26.4液化气罐C315C318液位m0.38.8C5罐C305、C306液位m0.26.4轻石脑油罐C313、C314、C319、C320液位m0.38.8液化气罐C301C304、C307C312温度40液化气罐C315C318温度40C5罐C305、C306温度40液化气罐C301、C302、C307C312、C315C

17、318压力MPa0.11.3液化气罐C303、C304压力MPa0.10.7C5罐C305、C306压力MPa0.050.2轻石脑油罐C313、C314压力MPa0.050.2轻石脑油罐C319、C320压力MPa0.050.25液化气、轻石脑油、C5脱水沉淀时间h1重油罐C102C105液位m2.012.5焦化蜡油罐C106108液位m2.012.5200#燃料油罐C101、C103液位m2.012.5重油罐C110液位m2.012.5原油罐C109液位m1.53.0减压蜡油罐C111C113液位m1.412.5焦化蜡油罐C114、C115液位m1.49.0重油罐C102C105温度6075

18、焦化蜡油罐C106108温度4080200#燃料油罐C101、C103温度6075重油罐C110温度115160原油罐C109温度3050减压蜡油罐C111C113温度5080焦化蜡油罐C114、C115温度4080重质油脱水沉淀时间h4储罐压力MPa常压注： 为厂级控制(kngzh)指标 1.4.2 主要操作指标项目指标常一粗柴油 ：焦化汽柴油 3 ： 1常一蜡油 ：焦化蜡油91 ： 9C101C108、C111C113、C227、C228、C217、C218罐氮封压力70mmH2O1.4.3 报警(bo jng)值、联锁值 罐号 项目C205（mm）C206（mm）C207（mm）C208

19、（mm） 低液位报警高度830高液位报警高度14000高高液位报警高度13718137181418013718 罐号 项目C211(mm)C212(mm)C213(mm)C214(mm)C215(mm)C216(mm)C217(mm) C218(mm)低液位报警高度780780760760760760740740高高液位报警高度14710147101416014160141601416014170141701.4.4 质量指标3#喷气燃料（航空煤油） GB 6537-2006 项目质量指标挥发性馏程初馏点,10%回收温度 不高于20%回收温度50%回收温度 不高于90%回收温度终馏点, 不高于

20、残留量,%(V/V) 不大于损失量,%(V/V) 不大于闪点（闭口）， 不低于密度(20),kg/m3报告205报告232报告3001.51.538775-830流动性运动粘度,mm2/s20 不小于-20 不大于冰点，1.258.0-47外观颜色清澈透明，无不溶解水及固体物质报告组成总酸值,mgKOH/g 不大于芳烃含量,%(V/V) 不大于烯烃含量，%(V/V) 不大于总硫含量，%（m/m） 不大于硫醇性硫含量%（m/m） 不大于博士试验直镏组分，%（V/V）加氢精制组分加氢裂化组分 0.01520.05.0 0.2 0.002 通过 报告报告 报告燃烧性能净热值MJ/kg 不小于烟点 m

21、m 不小于奈系烃含量（烟点最小为20mm时）,% （V/V）不大于 42.825.03.0腐蚀性铜片腐蚀（100，2h）,级 不大于银片腐蚀（50，4h）,级 不大于 1 1安定性热安定性（260.2.5 h）压力降，kPa 不大于管壁评级，级 3.3小于3，且无孔雀蓝色或异常污染物洁净性实际胶质 不大于水反应；界面情况，级 不大于分离程度，级 不大于固体颗粒污染物含量，mg/L 不大于 7 1b 2 1.0电导率（20），Ps/m 50-450水分离指数未加抗静电剂 不小于加入抗静电剂 不小于 85 70润滑性（磨痕直径WSD）,mm 不大于 （民用0.85）0.65 轻柴油 GB 252-

22、2000 项目0号 -10号 -20号-35号色度 ，号 不大于 3.5氧化安定性，总不溶物mg/100mL 不大于 2.5硫含量，%（m/m） 不大于 0.2酸度，mgKOH/100mL 不大于 710%蒸余物残炭%（m/m） 不大于 0.3灰分%（m/m） 不大于 0.01铜片腐蚀（50,3h） 不大于 1水分%（V/V） 不大于 痕迹机械杂质 无运动粘度20.mm2/s 3.0-8.0 1.8-7.0凝点 不高于0号10号-20号-35号冷滤点 不高于 4 -5 -29闪点（闭口）， 不低于 55 45十六烷值 不小于 45馏程：50%回收温度， 不高于90%回收温度， 不高于95%回收

23、温度， 不高于 300 355 365密度（20），kg/m3 实测 石脑油 Q/SY 26-2002 项目质量指标 1号2号颜色（赛博特色号） +20密度（20），kg/m3 馏程初馏点 报告50%馏出温度 报告终馏点205烷烃和环烷烃含量,%(体积分数)70/90烯烃含量%(体积分数)2.0硫含量%(体积分数)0.05铅含量%(体积分数)100砷含量%(体积分数)报告(GB/T22030-2008)车用乙醇汽油调合组分油()技术要求和试验方法 项目质量指标实验方法抗爆性 研究法辛烷值（RON）抗爆指数（RONMON）/2 铅含量,g/L 90# 93# 97# (不小于) 88 91.0

24、95.5 (不小于) 83.5 86.5 报告 (不大于) 0.005 GB/T5487GB/T503 GB/T8020馏程10蒸发温度,50蒸发温度, 90蒸发温度, 终馏点,残留量,(V/V)(不高于) 70 (不高于) 120 (不高于) 190 (不高于) 205 (不大于) 2 GB/T8536蒸气压kPa 从11月1日至4月30日从5月1日至11月30日 实际胶质,mg/100mL 诱导期,min 硫含量,(m/m) 硫醇(需满足下列要求之一) 博士试验硫醇硫含量,（质量分数) 铜片腐蚀(50,3h),级水溶性酸或碱 机械杂质及水分 有机氧化合物（质量分数) 苯含量,(V/V)烯烃

25、含量,(V/V) 芳烃含量,(V/V)铅含量（g/L） 铁含量（g/L） (不大于) 81 (不大于) 67 (不大于) 5 (不小于) 540 (不大于) 0.036 通过(不大于) 0.001 (不大于) 1无 无(不大于) 0.5 (不大于) 1.0 (不大于) 38 (不大于) 44 (不大于)0.016 (不大于)0.010 GB/T8017GB/T8019GB/T8018GB/T11140 GB/T0253 GB/T0689 GB/T0742SH/T0174GB/T1792GB/T5096GB/T259目测SH/T0663SH/T0720SH/T0693SH/T0713GB/T11

26、132GB/T0741GB/T11132SH/T0741GB/T0711GB/T0712G车用汽油（）的技术要求和实验方法分 析 项 目车用汽油（）试验方法909397抗爆性：研究法辛烷值（RON） 不小于909397GB/T 5487抗爆指数（RON+MON）/2 不小于8588报告GB/T 503、GB/T 5487铅含量 g/L 不大于0.005GB/T 8020铁含量 g/L 不大于0.01SH/T 0712锰含量 g/L 不大于0.016SH/T 0711馏程10%回收温度， 不高于70GB/T 653650%回收温度， 不高于12090%回收温度， 不高于190终馏点， 不高于205残留量，%（体积分数）不大于2蒸气压，KpaGB/T 8017从11月1日至4月30日 不大于88从5月1日至10月