大连锦源常减压操作规程完成版.doc

第一章 工艺技术规程第一节 装置流程1.1 装置简介常减压蒸馏在炼油加工总流程中具有重要的作用，常被称为“龙头”装置。近年来，国内外常减压蒸馏技术不断进步，在原油深拔、产品质量提高、节能、环保和安全技术方面取得了丰硕的结果，尤其在装置大型化、蒸馏塔构件的改造和先进设备的应用方面，创造了许多新的技术方法，如出现了两段闪蒸、初馏塔加压操作等新技术；完善了轻烃回收工艺；这些新技术、新方法的应用，使得装置加工损失率降低，能耗下降，常减压蒸馏装置的技术进步，促进了炼油生产综合效益的提高。本装置采用闪蒸塔、常压塔、常压汽提塔、减压塔的流程。本装置主要有如下几部分组成：电脱盐系统闪蒸和常压分馏系统、减压分馏系统、加热炉及烟气余热回收系统。本装置供水系统共设新鲜水、循环水、除氧水、脱盐水、生活水、净化水等六个系统。其新鲜水作为冲洗设备用水；循环水作为冷却用水；脱盐水作为机泵冷却水、塔顶注水、配制三剂、补充电脱盐注水；生活水作为饮用水；净化水作为电脱盐注水。本装置蒸汽系统共分为两个压力等级管网。1.0Mpa级蒸汽由系统供给：供抽真空器、燃料油雾化及扫线消防之用。装置自产0.3Mpa蒸汽经加热炉过热后作汽提蒸汽、不足部分由1.0MPa蒸汽管网补充1.2 工艺原理常减压蒸馏是原油加工的第一道工序，采用的方法是蒸馏。蒸馏是根据原油中各组分沸点不同，将原油反复地使用加热汽化和去热冷凝相结合的手段使其部分或完全分离的过程。它是利用液体混合物中各组分沸点和蒸汽压（即相对挥发度）的不同，在精馏塔内，将液体混合物中各组分进行分离的方法。轻组分不断汽化上升而提浓，重组分不断冷凝下降而提浓，相互间不断进行传热传质，在塔顶得到纯度较高的轻组分产物，在塔底得到纯度较高的重组分产物。它是实现分离目的的一种最基本也是最重要的手段。在蒸馏操作中，可归纳为：闪蒸（平衡汽化）、蒸馏、精馏。1.3 工艺流程说明 1.3.1 常压部分原油40自罐区经原油泵P-1101/AB升压至1.9MPa后以150425kg/h的流量，在原油流量与闪蒸塔底液位串级控制下进入电脱盐前换热器组。40原油分两路经E-1101/A、E-1101/B（原油常顶油气换热器）换热至60后汇合一路依次经E-1102（原油常一线换热器）换热至66、E-1103/AB（原油减一减顶循换热器）换热至77、E-1104（原油常二线换热器）换热至81、E-1105（原油-减二线换热器）换热到88、E-1106（原油-常三线换热器）换热至95、E-1107（原油-减三线换热器）换热至105，最后经E-1108/A-C（原油-碱渣换热器）换热到137后进入电脱盐罐V-1101、V-1102进行脱盐脱水，脱后原油控制原油含盐2mg/l，原油含水2%，原油经电脱盐后温度降为132，流量为150425kg/h进入脱后原油换热器组。依次经E-1109（脱后原油减二减一中换热器）换热至141、E-1110（脱后原油常二线换热器）换热至147、E-1111/AB（脱后原油常一中换热器）换热至160、E-1112/AB（脱后原油减二减一中换热器）换热至173、E-1113/AB（脱后原油碱渣换热器）换热至203、E1114/AB（脱后原油常二中换热器）换热至210、E-1115（脱后原油-常三线换热器）换热至215，最后经E-1116/AB(脱后原油-减三减二中换热器)换热至240。换热升温到240的脱后原油进入闪蒸塔C-1101,闪蒸塔塔顶压力约为0.1MPa，温度约为237的闪顶油气以2264kg/h的流量进入常压塔第27层塔板。237的闪底油经闪底油泵P-1102/AB抽出升压至2.64MPa与热源换热，闪底油以148161k）依次经E-1117/AB（闪底油常二中换热器）换热至245、E-1118/AB（闪底油减压渣油换热器）换热至261、E-1119/AB（闪底油减三减二中换热器）换热至280、E-1120/A-D（闪底油碱渣换热器）换热至327后以148161kg/h的流量均分两路进入常压炉，油品出炉温度约370后合并一路去常压塔。闪底油进入常压塔第4层塔板后进行气液传质传热，根据馏程对各馏分进行分离。常压塔塔顶124油气均分为两路经E-1101A、E-1101B（原油常顶油气换热器）换热至96后合并一路依次经A-1101/ABCD（常顶空冷器）冷却至60、E-1131/AB（常顶油气冷却器）冷却至40进入常顶产品罐进行油水分离，分离出的常顶油经常顶回流泵P-1103/AB抽出升压至0.5MPa后，一部分在温度和流量串级控制下作为常顶回流以12994kg/h的流量返回常压塔顶部，另一部分以3016kg/h的流量去精制车间，分离出的含硫污水由P-1128/AB抽出升压至0.75MPa以2496kg/h的流量送出装置。常顶不凝气去常顶瓦斯罐V-1110。控制常顶压力0.07Mpa。为减少设备管线的腐蚀，在塔顶进行注胺、注缓蚀剂、注水。常一线油温度约189，从常压塔第36、38层塔板在汽提塔液位控制下自流进入常压汽提塔上段，采用380、0.3MPa过热蒸汽进行汽提。常一线油气返回常压塔第39层，常一线191油由常一线油泵P-1104/AB抽出，升压至1.18MPa后经E-1102（原油-常一线换热器）换热至105、E-1132（常一线水冷器）冷却至50送出装置。常二线油温约为269从常压塔第24/26层塔板在汽提塔液位控制下自流进入常压汽提塔中段，采用380、0.3MPa过热蒸汽进行汽提。常二线油气返回常压塔第27层塔板，汽提后的常二线255油由常二线油泵P-1105/AB升压至1.26MPa抽出，依次经E-1110（脱后原油常二线换热器）换热至170、E-1104（原油常二线换热器）换热至112、E-1133(常二线水冷器)冷却至50后送至灌区。常二线流量为9020Kg/h。常三线330油从常压塔第12、14层塔板在汽提塔液位控制下自流进入常压汽提塔下段，采用380、0.3MPa过热蒸汽进行汽提，常三线油气返回常压塔第16层塔板，汽提后的常三线316油由常三线油泵P-1106/AB升压至1.24MPa后抽出，依次经E-1115（脱后原油-常三线换热器）换热至239、E-1106（原油-常三线换热器）换热至138、E-1134（常三线水冷器）冷却至50后，以7640Kg/h的流量出装置。常一中油由常一中油泵P-1108AB自常压塔第30层塔盘抽出，温度约229，压力约为0.84MPa，以31619kg/h的流量经E-1111/AB（脱后原油常一中换热器）换热至169后返回常压塔第33层塔盘上。常二中油由常二中油泵P-1109/AB自常压塔第18层塔盘抽出，压力约为0.83MPa，温度约291，以31216kg/h的流量依次经E-1117/AB（闪底油常二中换热器）换热至255、E-114/AB(脱后原油常二中换热器)换热至221后返回常压塔第21层塔盘上。363的常压塔底油经常底油泵P-1107/AB抽出升压至1.65MPa后以120806kg/h的流量经流量均匀控制分两路进入减压炉F-1102，升温到约400后合并一路送往减压塔C1104。 1.3.2 减压部分自减压炉来的常底油进入减压塔内，进行减压操作。75减顶油气依次经减顶一级抽空器EJ-1122，E-1123/AB（减顶增压冷凝器）冷却至40后进行气液分离，液相(油和水)经大气腿进入减顶油分水罐V-1104，未凝气体经二级抽空器EJ-1124、E-1125(减顶一级抽空冷凝器)冷却后再进行气液分离，液相(油和水)经大气腿进入减顶一级油分水罐V-1104，减顶瓦斯去瓦斯罐V-1111，分离出的减顶油由减顶油泵P-1115以214kg/h的流量送出装置，分离出的含硫污水由减顶水泵P-1116AB送出装置。本装置采用蒸汽抽真空流程，蒸汽温度约为250，压力为1.0MPa，经三级抽真空后，保持减压塔顶操作压力控制在2.67MPa。为减少设备管线的腐蚀，在塔顶进行注水、注胺、注缓蚀剂。减一线及减顶循152油以31320kg/h的流量由减一线及减顶循油泵P-1110/AB从第一层集油箱抽出升压到1.18MPa后分两路，一路以7800kg/h的流量作为塔的内回流返回减压塔第二段填料上部，另一路以23520kg/h的流量经E-1103/AB（原油减一减顶循换热器）换热到106，再经E-1135（减一线水冷器）冷却到50后分两路，一路以17570kg/h的流量返回到减压塔第一段填料上部，另一路以5950kg/h的流量送出装置。减二线及一中249油由减二线及一中油泵P-1111/AB从减压塔第二层集油箱抽出，升压至1.26MPa后，以40885kg/h的流量依次经E-1112/AB（脱后原油减二线及一中换热器）换热至207、E1109（脱后原油减二线及一中换热器）换热到178后分两路，一路以22995kg/h的流量作为回流返回减压塔第三段填料上部；另一路以17890kg/h的流量依次经E-1105（原油-减二线换热器）换热到124、E-1136AB（减二线水冷器）冷却至80后送出出装置。减三线及二中310、流量105688kg/h的油经减三线及二中油泵P-1112/AB从减压塔第三层集油箱抽出，升压至1.69MPa后分两路，一路作为内回流返回减压塔第五段填料上部，另一路依次E-1107（原油-减三线换热器）换热至138、E-137（减三线水冷器）冷却至80后送出出装置。减压过汽化油由减压过汽化油泵P-1114/AB从减压塔第四层集油箱抽出，升压至2.04MPa后分两部分，一部分作为液相回流重回塔内，另一部分与减三线油混合抽出装置。385减压渣油在塔底液位控制下由减压渣油泵P-1113/AB抽出，升压至2.04MPa于减压过汽化油合并后，以81343kg/h的流量依次经E-1120/A-D（闪底油碱渣换热器）冷却至295、E-1118/AB（闪底油减压渣油换热器）冷却至265、E-1113/AB（脱后原油碱渣换热器）冷却至209、E-1108/A-C（原油-碱渣换热器）冷却至150，最后经E-1138（减压渣油水冷器）冷却到90后送到罐区。1.4 工艺原则流程图（PFD）工艺流程图见附录第二节 工艺指标2.1 原料指标原油脱后含水0.2%，脱后原油含盐2.0mg/L2.2 主要操作条件控制项目控制指标测量仪表原油电脱盐罐操作温度 135闪蒸塔操作压力 MPa0.15操作温度 237进料温度 240常压炉入口温度 310出口温度 365常压塔塔顶温度 119塔顶压力 MPa0.13进料温度 365塔底温度 355减压炉入口温度 363出口温度 385减压塔塔顶温度 70塔顶压力 KPa1.3塔底温度 370汽化段压力 KPa3.32.3 装置消耗及能耗指标2.3.1 装置总消耗序 号项 目单 位消耗量备注1燃料kg/h2电kW31.0MPa蒸汽t/h40.3MPa蒸汽t/h5新鲜水t/h6循环水t/h7脱盐水t/h8除氧水t/h9净化水t/h10净化空气m3n/min11非净化空气m3n/min120.6MPa氮气m3n/min2.3.2 常减压部分消耗序号项 目消 耗 量燃料低热值单位能耗单位耗量小时耗量或能耗指标MJ/t原料千克标油/t原料单位数量单位数量单位数量1燃料油Kg/tKg/hMJ/Kg2电kWh/tkWh/hMJ/kWh31.0MPa蒸汽t/tt/hMJ/t40.3MPa蒸汽t/tt/hMJ/t50.3MPa蒸汽t/tt/hMJ/t6除氧水t/tt/hMJ/t7脱硫净化水t/tt/hMJ/t8循环水t/tt/hMJ/t9污水t/tt/hMJ/t10净化空气m3n/tm3n /hMJ/ m3n11装置热出料MJ/h常二中MJ/h常一线MJ/h合计注：装置进料为：第二章 操作指南第一节 电脱盐系统1.1 电脱盐运行控制图见附录PDF流程图1.2 电脱盐优化运行目标电脱盐运行良好；产品质量合格。电脱盐优化运行指标：项 目单 位指 标处理量t/hV-1101/2操作温度V-1101/2操作压力（表）MPa原油脱后含水%原油脱后含盐/lV-1101/2混合阀压差MPaV-1101注水量t/hV-1102注水量t/hV-1101/2操作界位%外排污水污水含油量mg/l外排含盐污水含油量mg/l1.3 电脱盐日常操作1.3.1 电脱盐温度控制影响因素： 原油进装置温度变化，原油压力、流量波动，脱前各换热器的介质的流量，温度变化，脱前换热器热源介质的投用或停用或流量变化，原油注水量变化。调节方法： 调整换热器付线，平稳脱前换热温度，平稳原油压力，流量，调节换热器付线，平稳脱盐罐温度，平稳原油注水量。1.3.2 电脱盐压力控制：影响因素： 脱盐罐切水量；注水压力变化；脱盐罐混合阀压差变化；进装置原油压力；流量变化；原油接力泵运转情况；原油性质变化。调节方法： 稳定原油切水量；注水量及注水压力；稳定混合阀压差；联系原油罐区平稳原油压力流量；维护好原油接力泵，使其运转正常；根据原油轻重相应调节原油接力泵出口阀开度及脱后换热器副线开度。1.3.3 电脱盐界面控制：影响因素： 注水量波动；原油乳化及原油含水量高；原油温度，压力变化；注水泵抽空不上量；界面变送器及调节器失灵；切水量过大或过小；切水后路堵塞；仪表失灵。调节方法： 根据实际界面调节好注水量；增加破乳剂注入及联系原油罐区脱水；调节好原油温度、压力，不要大幅度变化；处理注水泵，使之尽快上量正常；联系仪表处理；调整切水；联系疏通切水后路；联系仪表处理。1.4 常见故障处理1.4.1 电脱盐罐电流过大影响因素： 脱盐温度高；脱盐罐水面太高；脱盐罐压力不稳；电极变形；电压波动；电极吊挂击穿；电器设备故障；原油性质变化，（乳化严重或含水多）；注破乳剂量少，混合强度过大，造成严重乳化；注水量突然增大；电器本身故障。处理方法： 调节降低电脱温度；加大切水量；稳定操作压力；停电脱盐罐联系电工重新送电；停电脱盐罐，更换新电极吊挂；联系电工处理；停注水、适当降低脱盐或加大注破乳剂量后，再送电，还可以甩开脱盐罐静止10分钟后再送电，加大注破乳剂量，降低混合温度；稳定注水量；联系电工处理。1.4.2 电脱盐罐切水带油影响因素： 水面过低；加工重质原油时，脱盐温度过低；切水控制阀失灵或界面计失灵，使罐内实际界面过低；混合强度过高，造成机械乳化，原油加工量过高，沉降分层时间不够。调节方法： 提高电脱盐的水面，提高脱盐温度，请示领导，降低原油处理量。1.4.3 电脱盐脱后含盐超标影响因素： 脱盐温度变化；脱盐罐水面太低；脱盐罐压力不稳；原油性质变化，（乳化严重或含水多）电压波动，电流高；注破乳剂量少，混合强度过大，造成严重乳化；注水量不够。处理方法： 控制电脱温度135；控制电脱盐水位看样口两根；稳定操作压力；停注水、加大注破乳剂量后，还可以甩开脱盐罐静止10分钟后再投用，加大注破乳剂量，降低混合强度；稳定注水量。1.5 电脱盐操作要点1) 稳定原油进料量，不能忽大忽小，否则会使破乳剂在原油中比例不均，影响破乳效果；使水混合器流量不均，影响水洗盐效果；使原油通过电极板间的流速不同，影响强制破乳沉降的效果；使电脱盐罐内压力波动，严重时会顶开安全阀；2) 稳定原油性质。原油黏度过大，不易破除油水乳化，不易沉降脱水；原油本身导电率高，会增加电器设备的负荷，电流易超高，电压提不起来，减弱了电场强度，不利于脱水；3) 稳定原油入罐的温度。温度过高虽有利于沉降，但会增大强制电场负荷，影响供电；温度过低则不利于原油破乳沉降脱水；4) 稳定注水量。注水量太小，原油中的盐不能充分溶解，影响脱盐效果；注水量太大，会增大电场负荷，严重时还会跳闸。注水量的调节幅度不能过大，否则会造成罐内压力和电流的剧烈波动；5) 稳定破乳剂注入量。过大造成浪费，过小则起不到破乳作用；6) 稳定油水界面。水界位过高容易引起供电系统跳闸；水位过低会造成脱水带油；应经常从采样口处观察校对液面计是否正确，发现问题及时处理；7) 稳定电极板供电电压。电压过高，不但浪费电能，还容易造成事故；电压过低，电场强度不够，破乳效果差，不利于脱水；8) 稳定罐内压力。过高可能导致安全阀跳开，过低原油容易汽化，脱盐罐不能正常工作；9) 油水混合器混合强度不宜过大，否则会造成原油乳化致使脱盐效果下降，且使脱盐罐电流上升。第二节 闪蒸塔系统2.1 闪蒸塔运行控制图见附录PDF流程图。2.2 闪蒸塔优化运行目标闪蒸塔优化运行指标：项 目单 位指 标塔顶温度237塔顶压力MPa0.1塔底液位%602.3 闪蒸塔的操作要点1) 保持塔底液位平稳，必须稳定：a.进料量和进料温度；b.塔底抽出量；2) 保持塔顶温度平稳，必须稳定：进料量和进料温度；3) 原油性质变轻时，汽化量增加，塔底液位下降；4) 原油性质变重时，汽化量减少，塔底液位上升。应做以下调整：平稳塔进料量、控制进料温度、性质变化时，要及时作出调整。2.4 闪蒸塔的一般操作参数控制闪蒸塔控制原则1) 温度：控制脱后原油换热终温。2) 液面：用控制阀自动控制在工艺卡片范围内。闪蒸塔塔底液面控制影响原因：原油量变化；原油含水量变化；原油性质变化；进料温度变化；塔底液面指示失灵；塔底泵上量不好。调节方法：稳定原油量；联系原油罐区加强脱水或换罐，加强电脱盐罐切水；找出塔顶压力变化原因进行处理；根据原油性质；稳定进料温度；处理仪表，同时以玻璃板液面为准调节；换泵，处理塔底泵，严重时降原油量。第三节 常压塔系统3.1 常压塔运行控制图 见附录PDF流程图。3.2 常压塔运行目标 常压塔运行状态良好，三大平衡相对稳定；各产品质量合格。 常压塔运行指标：项 目单 位指 标C-1102顶压力（表）MPaC-1102顶温度V-1103液位%C-1102底汽提蒸汽量t/hC-1102底液位%汽油出装置温度常一线出装置温度常二线出装置温度常三线出装置温度常顶回流温度常一线抽出温度常二线抽出温度常三线抽出温度C-1103汽提蒸汽量/h3.3 常压塔的操作要点1) 常压塔操作的关键是物料平衡、热量平衡、汽液相平衡，在操作中是以控制物料平衡为主，相应调节热量平衡，最终达到汽液相平衡的目的；2) 保持塔底液位平稳，必须稳定：a.进料量和进料温度；b.塔顶、侧线和塔底抽出量；c.塔顶压力；3) 保持塔顶温度平稳，必须稳定：a.进料量和进料温度；b.塔顶回流、循环回各中段回流量及温度；c.塔顶压力；d.汽提蒸汽量；e.原料及回流不带水；f.物料平衡；4) 原油性质变轻时，塔顶压力上升，塔顶不凝气量增加，塔顶冷却负荷增加，各产品冷后温度上升，塔底液位下降，原油换热系统压力上升，塔顶产品干点下降，全塔热位下移。应做以下调整：a.增大炉子热负荷；b.增加常压产品抽出量，维持物料平衡；c.增大中段回流取热量；d.调整塔顶冷却负荷，把顶温顶压维持在工艺指标范围内；5) 原油性质变重时，塔顶压力下降，塔顶不凝气量减少，塔顶负荷减小，各产品冷后温度下降，塔底液位上升，原油换热系统压力下降 ，塔顶产品干点上升。应做以下调整：a.减小炉子热负荷；b.减小常压产品抽出量，维持物料平衡；c.减小中段回流取热量；d.调整塔顶冷却负荷，把顶温顶压维持在工艺指标范围内。3.4 常压塔的一般操作参数控制及控制原则 3.4.1 一般操作参数1) 温度：塔顶温度用顶回流量来调节，一线抽出温度用顶回流量和侧线馏出量串级调节，二、三线抽出温度用侧线馏出量来调节；2) 压力：塔顶压力根据常顶汽油蒸汽和不凝气体出装置压力控制阀调节；3) 常压产品的流量：根据产品的质量和原油的蒸馏数据调整；4) 液面：用控制阀自动控制在工艺卡片范围内；5) 界面：根据切水含油量用控制阀自动控制在工艺卡片范围内。 3.4.2 常顶温度控制 影响常顶温度的原因：1) 常压塔进料温度高，汽化率大，入塔热量多，常顶温度高；常压塔进料温度低，汽化率低，入塔热量少，常顶温度低；2) 塔顶回流量波动；3) 塔顶回流带水；4) 中段回流返塔温度高、流量小，塔内高温位热量取出少，塔内汽相负荷大，顶温度高；中段回流返塔温度低、流量大，塔内高温位热量取出多，塔内汽相负荷低，常顶温度低；5) 常一线馏出温度高、馏出量大，常一线馏出层塔板上液相负荷小，造成该层塔板以下汽相负荷上升，常顶温度高；常一线馏出温度低、馏出量小，常一线馏出层塔板上液相负荷大，造成该层塔板以下汽相负荷大量冷凝，常顶温度低；6) 原油含水量变化；7) 原油性质变化；8) 塔底吹汽量波动；9) 原油量波动；10) 塔顶压力变化；11) 常顶回流温度高、回流量小，塔顶汽相负荷大，常顶温度高；常顶回流温度低、回流量大，塔顶汽相负荷小，常顶温度低；12) 冲塔。 调节方法：1) 稳定常压炉出口温度；2) 控制好顶回流；3) 加强回流罐的切水；4) 控制好中段回流温度回流量；5) 稳定侧线量；6) 联系原油罐区加强脱水或换罐,加强电脱盐罐切水；7) 根据原油轻重相应调节塔顶温度；8) 稳定过热蒸汽压力；9) 稳定原油量；10) 找出塔顶压力变化的原因进行调节；11) 调节回流温度，若不能调节，根据油品质量适当调节塔顶温度；12) 按冲塔事故处理方案处理。 3.4.3 常顶回流罐的液面控制：影响因素： 顶回流量变化；回流泵故障；常顶压力波动；回流罐界面波动；原油性质变化；仪表失灵；常顶空次序换热器冷却效果不好；使回流罐不来油。调节方法： 稳定常顶回流量；切换备用泵联系处理；平稳常顶压力；平稳回流罐界面；稳定原油量；根据愿性质提高或降低常顶温度；联系仪表处理；增开空冷台数；降低常顶回流油温度。3.4.4 常压侧线汽提塔液面控制液面的变化，反映物料平衡的变化，这主要是原料汽化率的变化；取决于进料流量、温度的稳定。侧线抽出量由侧线对应的汽提塔液位来调节控制。3.4.5 常压塔塔底液面控制影响原因： 原油量变化；减压炉进料量变化；侧线量变化；过汽化油量变化；塔顶回流量大幅度变化；塔底吹汽量变化；原油含水量变化；塔顶压力变化；原油性质变化；常压炉出口温度变化；塔底液面指示失灵；塔底泵上量不好。调节方法： 稳定原油量；稳定减压炉进料；稳定侧线量；过汽化油量；稳定塔顶回流量；稳定过热蒸汽压力；联系原油罐区加强脱水或换罐，加强电脱盐罐切水；找出塔顶压力变化原因进行处理；根据原油性质；适当调节侧线量；稳定常压炉出口温度；处理仪表，同时以玻璃板液面为准调节；换泵，处理塔底泵，严重时降原油量。3.4.6 常压侧线温度控制影响原因： 塔顶压力变化，塔顶温度变化；侧线馏出量变化；中段回流量变化；炉出口温度变化；冲塔；吹汽波动；仪表故障；操作不当；原油量变化；原油含水变化；原油性质变化。调节方法： 平稳塔顶压力，找出顶温波动原因，平稳塔顶温度；平稳侧 线量；平稳中段回流量；平稳炉出口温度；按冲塔处理方案处理；稳定过热蒸汽压力；联系仪表进行处理；调整操作；稳定原油量；联系罐区加强脱水或换罐，加强电脱盐罐切水；根据原油轻重，产品质量适当调节塔顶温度或侧线量。3.4.7 常压塔顶压力控制影响原因： 处理量变化；天气温度变化；常压炉出口温度变化；原油含水变化；空冷器运转台数变化；吹汽量变化；仪表失灵；回流带水；中段回流量变化；中段回流温度变化；塔顶回流量变化；塔顶回流温度变化；原油性质变化；挥发线注水量变化。调节方法： 稳定处理量；根据原油处理量的变化，适当开、停空冷器；稳定常压炉出口温度；联系原油罐区加强切水或换罐，加强电脱盐罐切水；稳定过热蒸汽压力；联系处理仪表；加强回流罐切水，保持好回流罐油水界面；调节中段回流量；稳定塔顶回流量 ；稳定塔顶回流温度；根据原油轻重调整塔顶压力；稳定挥发线注水量。3.4.8 常压产品流量影响因素： 生产方案的调整，原油性质变化，炉出口温度的变化，塔底吹汽量变化，塔顶压力、温度的变化。调节方法： 根据原油分析数据和生产方案、产品质量分析数据做好物料平衡，调整各自的抽出量。稳定影响到产品收率的其他因素。3.5 常压产品质量调整指南 3.5.1 影响汽油干点影响因素： 塔顶压力变化，塔顶温度变化，原油量变化，塔底或侧线吹汽量变化过原油性质变化，原油含水量变化，常顶或常一线温控失灵，塔底液面进高冲塔，塔收液槽、馏出口堵，中段回流变化过大，顶回流带水，顶回流温度变化，常顶换热器内漏。调节方法： 平稳塔顶压力，调稳塔顶温度，平稳原油量，稳定过热蒸汽压力和吹汽量，适当调节塔顶温度，联系罐区加强切水或换罐。加强电脱盐罐的切水，常顶或常一线温度控制改自动，参考塔顶回流量、侧线、质量分析进行操作，同时联系仪表及时处理，降原油量加大塔底抽出量，按洗塔处理，平稳中段回流，加强常顶回流罐V-1103切水，调节顶回流温度，若没有调节余地，可适当增加顶回流量，检查判断出内漏的换热器，并甩掉，联系处理。3.5.2 侧线闪点控制侧线产品闪点由其轻组分含量决定的，闪点低表明油品中易挥发的轻组分含高。影响因素： 侧线汽提蒸汽量小，塔顶或上层馏出温度低，上层抽出量少，中段回流量变化，侧线泵抽空，原油性质变轻，塔顶压力大。调节方法： 适当开大汽提，使油品中易挥发的轻组分挥发出来，提高闪点，在保证干点合格的情况下提高该侧线馏出温度，适当增加上一层馏出量，平稳中段回流量，适当提高塔顶温度或适当提侧线量，降塔顶压力。3.5.3 侧线干点（凝固点）控制影响因素： 侧线馏出量过多，侧线馏出温度高，下一线汽提量大，上一线抽出量大，炉温波动，换热器内漏，原油串入侧线，蒸汽压力波动，塔底吹汽量过大，塔底液面过高冲塔，原油量下降，原油含水增加，常顶或常一线温控失灵，汽油太重，常顶换热器内漏，盐垢堵塔板。调节方法： 减少侧线馏出量，压塔顶温度或适当提中段回流量，减少下一线汽提量，平稳炉出口温度，停用漏的换热器，改走付线，平稳过热蒸汽压力，调节汽提量，按冲塔处理，提原油量到正常，联系原油罐区加强切水或换罐，加强电脱盐罐切水，常顶或常一线温控改遥控，参考顶回流量，侧线温度、油品质量进行调节，同时处理仪表，甩掉内漏的换热器，洗塔。 第四节 减压系统4.1 减压塔运行控制图 见附录PDF流程图。4.2 减压塔优化运行目标减压塔运行良好；产品质量合格；减压塔运行指标：项 目单 位指 标C-1104底汽提蒸汽量t/hC-1104底液位%减一线出装置温度50减二线出装置温度80减三线出装置温度80减一线抽出温度152减二线抽出温度249减三线抽出温度310减压过汽化油抽出温度减一中回流温度179减二中回流温度230C-1104顶温度70C-1104顶真空度（表）KPa1.34.3 减压塔运行调整控制4.3.1 减顶温度控制影响因素： 炉出口温度波动，顶回流量波动，侧线量波动，进料量变化，真空度变化，常压拔出率变化，中段回流量，回流温度变化，冲塔，某一泵长时间抽空，塔顶填料设施、进油分布器喷嘴堵塞。调节方法： 平稳炉出口温度调整回流平稳，顶回流改手动控制，修表调节加流温度，稳定侧线量，根据进料量变化大小，适当调节各侧线量，稳定过热蒸汽压力。找出原因进行处理，调整顶回一中流量与一线抽出量，稳定中段回流和回流温度，按冲塔方案处理，处理或换泵，特别严重时要停工处理。4.3.2 侧线温度控制影响原因： 减顶温度变化，侧线量变化，塔底吹汽量变化，顶回流或中段回流温度变化，真空度变化，炉出口温度变化。调节方法： 稳定减顶温度，调整平稳侧线量平稳蒸汽压力，平稳回流量及回流温度，找出原因稳定真空度，平稳炉出口温度。4.3.3 侧线液面控制影响因素： 各侧线产品抽出量变化，各回流、洗涤油量变化，塔顶温度变化，进料量及性质变化，仪表失灵，机泵故障，真空度变化，减压炉出口温度变化。调节方法： 平稳抽出量，平稳回流、洗涤油量，平稳塔顶温度，根据进料量、进料性质、集油箱液面相应调节，联系仪表处理，换备用泵联系处理，查找原因，稳定真空度，平稳减压出口温度。4.3.4 塔底液面的控制原则： 用塔底抽出量来控制。影响因素： 常压塔过汽化油流量变化，减底油抽出量各侧线抽出量变化，各回流、洗涤油量变化，进料量及性质变化，塔顶温度变化，仪表失灵，机泵故障，真空度变化。调节方法： 稳定常压过汽化油量，稳定减底油出装置量，平稳各侧线抽出量，稳定各回流、洗涤油量，根据进料量、性质变化，塔底液面相应调节，稳定塔顶温度，联系仪表处理，切换备用泵，联系钳工处理，查找原因，稳定真空度，平稳减压炉出口温度，稳定过热蒸汽压力。4.3.5 影响真空度的因素及调节影响因素： 塔顶温度波动，抽真空蒸汽压力、流量、温度变化；冷却水的温度、水压；天气变化；塔底液面波动，抽空器故障，顶回流带水，大气腿堵塞，水封罐水封破坏，减顶瓦斯后路堵塞，减顶注胺，注水量变化，减压真空系统泄漏，减压塔进料性质变化，真空表失灵，减顶油水分离罐装满，减底吹汽压力、流量波动。调节方法： 稳定塔顶温度，控制好抽真空蒸汽压力、温度，联系生产高度，调节水温，找出水压下降的原因进行处理。根据天气变化情况，调整冷却水量，稳定塔底液面，处理真空泵，查找原因进行处理，疏通大气腿，重新建立水封，瓦斯改大气放空处理，联系三注稳定注入量，找出漏处堵上，联系仪表处理，尽快将减顶污油送出去，稳定减底吹汽压力、流量。4.3.6 产品残炭（干点）高的控制与调节影响因素： 侧线馏出量过大，换热器泄漏串油，侧线温度过高，真空度高，拔出率过高，塔底吹汽量过大，减压炉出口温度过高，塔盘腐蚀，分馏效果差，处理量过大，汽相负荷过大，塔底液面过高，回流油分配器发生故障，上一侧线拔太重。调节方法： 适当减少馏出量，停用换热器检修，加大回流量压侧线温度，减少馏出量，降低减压炉出口温度，减少侧线馏出量或稍降常压拔出率，或维持生产待检修处理，请示领导，降低处理量，加大抽出是降低液面，待停工处理，降低上一侧线馏出量。 第五节 加热炉系统5.1 加热炉运行控制图参看附录流程图5.2 加热炉运行目标加热炉燃烧状态良好；余热回收系统运行良好。加热炉运行指标：项 目单 位指 标处理量t/hF1101：;F102：炉膛最高温度氧含量%炉膛同水平面温差炉膛上下温差炉膛负压Pa热空气温度排烟温度炉出口温度炉分支出口温度差对流室排烟温度炉管分支流量偏差t/h5.3 加热炉的点火5.3.1 炉内可燃气体的吹扫与采样时间1) 拆除燃料气或燃料油盲板、引燃料气或燃料油到火嘴阀前、并检查确认没有燃料气或燃料油泄漏。开鼓风机、引风机或用吹扫蒸汽吹扫炉膛时间应不少于15分钟（用蒸汽吹扫必须保证烟道顶部见汽5分钟以上）后停鼓风机、引风机或吹扫蒸汽。2) 吹扫结束的5分钟内必须进行炉膛内爆炸性气体分析采样。5.3.2 分析时间从开始采样到分析结束并下达分析单到装置的时间应在30分钟内完成。5.3.3 点火操作1) 爆炸性气体检测：用蒸汽向炉膛吹扫1015min，直至烟囱冒白烟后，停气。联系化验做炉膛爆炸性气体检测，如不合格，继续给气吹扫，直至合格为止；2) 将烟道挡板开度置于1/3左右，各火嘴一、二次风门适当关小，防止炉膛压力过大而点不着火；3) 先点长明灯再点燃料气火：在有燃料气的情况下一般应先点燃料气，点火时将燃着的点火棒从点火孔伸向火嘴，打开燃气手阀，点燃后调整燃料气压力及一二次风门，使火焰达到最佳状态。如果一次点火没有成功，不允许进行连续点火，必须再用灭火蒸汽吹扫炉膛，直至烟囱冒白烟为止，然后在进行第二次点火。5.3.4 点火时间1) 爆炸性气体采样分析合格15分钟内必须完成点火操作，同时点火前应采用便携式可燃气体分析仪进行复查；超过15分钟必须重新进行爆炸性气体采样分析；2) 如果5秒钟内点火不成功，严禁二次直接点火，必须按规定吹扫炉膛，重新进行爆炸性气体采样分析，分析合格后，在规定的时间内进行重新点火。5.3.5 采样方法1) 操作人员必须配合和监督分析人员在正确的地点和时间取样；2) 采样器自采样孔插入深度应不低于500mm。5.3.6 分析仪器1) 化验采用专用爆炸性气体分析仪器进行分析；2) 操作人员采用便携式可燃气体分析仪。5.3.7 化验分析采样单 1) 化验分析单必须注明合格指标；2) 化验分析单必须注明爆炸性气体浓度，氧气浓度；3) 化验分析单还需注明采样时间、采样地点、以及分析人员。5.3.8 爆炸气分析管理 1) 加热炉点火前要按照规程进行采样，分析可燃气体含量低于或等于0.2(v)%为合格；2) 采样位置规定：对采四个样。5.4 加热炉燃烧状态调整1) 根据炉分支出口温差和炉膛同水平面温差、炉膛上下温差的运行指标调整炉火嘴燃料的供给量和火嘴数量，若火焰颜色发红，适当减少燃料的供给量，或调整供风量，使火焰刚直有力并呈现橘黄色，若个别火焰高，应关小燃料气阀，套烧燃料油，并增点其相邻的火嘴，若火焰舔炉管，适当调低火焰高度，调整通风量扶直火焰，或增点其相邻的火嘴，停下该火嘴，清理该火嘴；2) 根据加工量，通过炉总出口温度与燃料气流量的串级调节，炉分支流量与总进料量的串级调节，并通过改变各分支流量分配系数来稳定炉出口温度，炉分支出口温度差3，炉膛最高点温度800。炉管分支流量偏差50t/h；3) 引风机、鼓风机运行正常，通过调整烟囱底部烟道挡板、各炉热空气进炉挡板、引风机入口挡板的开度，保持炉膛负压在-20-60Pa；4) 通过对炉子对流室和预热器热管的定期吹灰，定期向炉膛加清灰剂来维持对流室排烟温度不超运行指标，维持预热器热管正常工作；5) 通过调整鼓风机入口挡板的开度，控制加热炉总的供风量，调整各炉子强制通风风道挡板的开度均衡各炉子的风量分配，使各炉子正常燃烧，可把氧含量稳定在运行指标范围内；6) 通过调整炉前燃料油调节阀PV-1501可以稳定燃料油压力。5.5 余热回收系统调整1) 控制排烟温度上限不超运行指标，通过调整热空气旁路阀开度稳定排烟温度下限不超运行指标；2) 通过调整炉烟囱上部挡板的开度、引风机入口挡板的开度，热空气旁路阀的开度，可改变预热器的热源热负荷。可通过改变鼓风机入口挡板的开度改变冷源负荷，维持预热器热交换平衡，保证排烟温度在运行指标内。5.6 常见故障处理5.6.1 火嘴漏油、结焦1) 燃料油少，蒸汽多；开大燃料油手阀，关小雾化蒸汽手阀；2) 燃料油多，蒸汽少；关小燃料油手阀，开大雾化蒸汽手阀；3) 燃料油和雾化蒸汽都多；关小燃料油和雾化蒸汽手阀；4) 燃料油温度低，粘度大，雾化不好；提高燃料油温度；5) 燃料油火嘴安装不垂直，位置过低，或火嘴连接不严密；将火嘴拆下修理，并将火嘴置调对中；6) 火嘴堵；清理火嘴；7) 燃料油和雾化蒸汽带水；加强切水；8) 烟道挡板或一、二次风门开度不够；调大烟道挡板或一、二次风门开度；9) 结焦；灭油火，蒸汽吹扫完火嘴，用瓦斯火烧焦，清理干净火盆处焦块。5.6.2 燃料燃烧不完全1) 进炉子燃料量变大；调节入炉燃料量；2) 入炉空气变小；开大供风蝶阀和二次风门；3) 燃料性质变化；联系处理稳定燃料性质；4) 火嘴点的少，燃烧不完全；多点火嘴，短火焰齐火苗。5.6.3 回火原因及预防 1) 燃料大量喷入炉内，或瓦斯大量带油；严禁燃料大量喷入炉内，严禁瓦斯大量带油；2) 烟道挡板开度过小，降低炉子的抽力；搞情烟道挡板实际开度位置，严防在调节烟道挡板时将挡板关死或关的太小；3) 炉子超负荷运行，烟气来不及排放；严禁炉子超负荷运行，保持炉内负压操作。5.6.4 炉膛温度不均匀1) 在用火嘴分布不均匀；均匀分布在用的火嘴；2) 相邻火嘴燃烧的燃料相同；调换不同的燃料火嘴分布，使各种燃料火嘴分布均匀；3) 个别火嘴的燃烧强度大；降低该火嘴的燃烧强度，同时均衡增加其相邻火嘴的燃烧强度。5.6.5 燃料气性质发生变化1) 系统掺入液化气或者是催化瓦斯的组成发生变化造成火焰高度改变，炉膛温度、炉出口温度、炉膛负压、氧含量波动，冒烟；2) 热值变小：增加燃料油的燃烧比例，并把超高的火焰压低到炉管的2/3处；3) 热值变大：减少燃料油的燃烧比例，每隔一个火嘴适当关小另一个火嘴的燃料气手阀，把炉膛同一水平面的温度调整到控制的优化指标范围内。暂时把炉出口温度与燃料气流量的串级控制摘除，燃料气流量暂时恢复自动控制。5.6.6 燃料油火嘴缩火1) 油汽配比不合适；根据炉火颜色把油汽差压调整到0.150.25MPa；2) 油温低；提高油温；3) 雾化蒸汽带水；加强蒸汽切水；4) 燃料油手阀开度小；根据炉火颜色把燃料油手阀开度调整到位。 第三章 开工规程第一节 开工刚要（A级）1 开工总原则2 制定方案、联系有关部门3 蒸汽贯通、吹扫、试压4 减压塔抽真空气密试压5 引工艺介质原油进装置1) 引原油前准备工作2) 引封油、汽油、柴油、冲洗油3) 引原油6 建立原油冷循环1) 改闭路循环2) 系统闭路循环正常7 系统循环、升温、脱水、热紧1) 点火前准备工作2) 常压炉点火3) 减压炉点火4) 系统升温至1005) 系统循环150恒温脱水6) 系统循环250恒温热紧8 常压开侧线1) 常压塔准备开侧线2) 常压炉出口升温至300期间工作3) 加热炉出口升温至280，建立常顶循回流4) 渣油转开路循环5) 调节常顶冷回流，汽油外送6) 建立常一中回流7) 准备开常一线8) 建立常二中回流9) 升温到35010) 准备开常二线、开常一线11) 准备开常三线，开常二线、常三线12) 开减顶抽真空系统13) 减顶油外送14) 常压炉升温至3649 开减压侧线1) 投减顶循回流2) 投减一中回流，开减一线3) 投减二中回流、开减二线4) 减压炉出口升温到4005) 开减三线6) 开减压过汽化油线7) 调整减压操作10 投用辅助系统1) 投用电脱盐系统2) 投三注系统3) 烟气余热回收系统投用11 收尾工作第二节 开工操作（B级）2.1 操作确认1) 按检修计划逐项验收，检修项目按计划完成2) 检查计划完成情况和检修质量情况，达到检修合格标准3) 装置地平、道路平整畅通4) 检修废料全部清理掉，无垃圾杂物5) 高空处木架全部拆除确认下列盲板拆除1) 开工循环线2) 原油进装置线3) 柴油罐区来减一外援盲板4) 柴油至罐区界区盲板5) 蜡油去罐区盲板6) 减压榨油去罐区盲板7) 除氧水界区盲板8) 瓦斯界区盲板9) 汽油出装置界区盲板10) 除盐水进装置盲板11) 冷凝水进装置盲板12) 含硫污水出装置盲板13) 去火炬盲板14) 1.0MPa蒸汽界区盲板确认下列盲板处于盲位1) 电脱盐罐V-1101/2退油线2) 各泵入口新鲜水3) 减压炉F-1102