北蒸馏操作规程2009.10

1、北蒸馏装置操作规程第一章 概 述1.1 主题内容与适用范围本操作规程包括了80万吨/年常减压-减粘裂化联合装置的概述、开工规程、停工规程、岗位操作法、安全技术规程、防冻防凝规程、事故处理规程以及装置中各类设备的明细表等内容。本规程适用于石大科技集团公司北蒸馏车间80万吨/年常减压-减粘裂化联合装置使用。1.2 装置简介北蒸馏装置始建于1997年，由中国石油天然气华东勘察设计研究院设计，中建八局施工，当时设计装置年处理50万吨孤岛原油，采用FCS现场总线操作控制系统，属于燃料型常减压装置，于1998年7月投产。在此基础上，2004年由石大炼油化工设计所、常减压车间和洛阳设计院等单位联合进行扩能改

2、造设计，中石化十公司施工，于2004年7月改造后开车投产，设计年处理80万吨管输原油，采用DCS集散操作控制系统。本装置除生产常规常减压产品外，还可生产运动粘度合格的减粘燃料油。1.2.1工艺流程简介本装置为燃料型常减压装置。原油由罐区送入装置后，经过一级换热，温度升到130150，进入电脱盐装置做脱盐、脱水处理，然后经过二级换热进一步升温到250左右进入初馏塔，从顶部馏出初顶汽油，塔底的初底油经过三级换热进一步升温到300左右进常压炉加热。加热至370左右的初底油进入常压塔，从顶部及上部馏出汽油和轻柴油，并送至电精制系统精制后送往成品罐区，下部馏出重柴油；底部抽出的常底渣油经减压炉进一步加热

3、升温至400左右后进入减压塔，分馏出侧线蜡油，底部抽出的减底渣油经减粘炉加热直接进入减粘装置生产减粘渣油。1.2.2产品简介本装置的产品有汽油、柴油、重柴油、减一、二、三、四线蜡油、70#甲道路沥青或减粘渣油，其中轻柴油经碱洗精制后送罐区与柴油调合为成品；汽油碱洗精制送溶剂油车间生产200#溶剂油；重柴油、减压侧线蜡油为半成品，用作催化裂化装置的原料；减粘渣油可以作为燃料油或成品送入成品罐区销售。1.2.3 工艺原理简介1.2.3.1电脱盐脱水原油中所含的盐和水都是加工中的有害物质。当原油在加热炉中被加热时，盐类会在高温下水解，产生氢离子等腐蚀性物质，侵蚀设备，还会影响换热效果。水在高温下会汽

4、化膨胀，不仅会冲击换热器、炉管等处造成机械损伤，而且会导致分馏塔顶压力剧烈波动，严重影响平稳操作。因此原油中的水和盐必须除去。原油经换热器换热后，与钙、镁离子含量较低的软化水充分混和，以固体颗粒形态存在于原油中的盐溶解在水中。进入电脱盐罐后，在破乳剂和高压电场的作用下，原油中原来处于分散状态的含盐水滴逐步聚合，形成较大水滴。由于水的比重比油大，大水滴便沉降到电脱罐底部，再通过切水系统将其除去，以达到脱盐、脱水的目的。1.2.3.2常减压蒸馏常压塔和减压塔都是精馏设备，提供油品分离的场所。所谓精馏是在精馏塔内存在回流的条件下，汽、液两相在塔盘上多次逆流接触，进行相间的传质、传热，使挥发性混合物中

5、的各种馏分在不同的温度和压力条件下有效地进行分离。常压蒸馏是在接近常压的条件下，将原油加热至部分汽化后使其在常压塔内利用各段馏分油不同的馏程范围，通过回流量调整塔内温度梯度和汽液相负荷的分布，利用塔盘的分离作用，将各馏分油在不同的塔盘分离出来，以得到所需的产品。减压蒸馏是利用蒸汽抽空器的作用使减压塔内保持负压状态，常压渣油经减压炉进一步加热后，进入减压塔进行部分汽化蒸馏以分离出需要的馏分；负压状态使得沸点较高的馏分在低于其常压沸点的温度下汽化蒸发，从而避免了汽化温度过高造成的渣油热裂化和结焦等不良反应。1.2.3.3减粘渣油为了使减压渣油粘度降低，生产合格的锅炉用燃料油，减粘装置利用热裂化反应

6、原理，使高温减压渣油发生两类主要化学反应已达到降低粘度的效果：A.裂解反应：即烷烃、烯烃裂解成较小分子的烷烃和烯烃，环烷烃断侧链、断环和脱氢，带侧链的芳烃断侧链，生成气体和轻质油，使渣油粘度降低。B.缩合反应：即烯烃和芳烃缩合成高分子的多环芳烃，最终生成焦炭。1.2.3.4 电化学精制含硫较高的原油，其中除了含有饱和的烃类外，还含有非烃化合物和不饱和烃，这些物质的含量虽小，但其危害极大，必须把它们从油品中除去。非烃化合物活性硫(元素硫、硫化氢、硫酸、二氧化硫)，在有水汽存在的情况下，都能腐蚀设备；元素硫在高温下与铁产生剧烈的化学反应；非活性硫化物(二硫化物，噬吩等)在燃烧时放出二氧化硫腐蚀金属

7、，油品中的硫化物会降低油品的辛烷值(或十六烷值)。油品中的不饱和烃是很不稳定的，极容易被氧化成胶质和沥青质，使油品安全性变差。硫醇和氮化物的存在，使油品产生强烈的臭味，影响油品的颜色。精制原理:碱洗精制就是利用氢氧化钠(NaOH)和油品中的酸性非烃化合物反应，生成相应的盐类 (这些盐类大部分是溶于水)并以碱渣的形式排放掉，氢氧化钠溶液和烃类不起反应，因此碱洗能除去硫化氢、低分子硫醇、环烷酸和酚等物质。其反应方程式如下:H2S+2NaOHNa2S十2H2OH2S十NaOHNaSH十H2ONa2S+H2S 2NaSH有机酸十NaOH盐和水(碱渣)当碱量大时，生成Na2S；当碱量小时，生成NaSH。

8、但两者都溶于水，随碱渣排掉。1.3 工艺指标1.3.1 主要原料性质:1.3.1.1管输油: 表1.1管输油性质样品名称管输油取样地点2006取样时间2008.3.18分析时间8时分 析 项 目试验方法检验结果分 析 项 目试验方法检验结果密度(20)kg/m3GB/T 1884895.5粘度(80）mm2/sGB/T 1113724.36水分 % (m/m)GB/T 2600.03机械杂质 %(m/m)GB/T 5110.21盐含量 mg/LGB 653232.5凝固点 GB/T 51026酸值 mgKOH/gGB/T 2640.42硫含量 % (m/m)SH/T 02220.71馏程GB/

9、T9168馏出温度收率%(m/m)汽 油初馏点2007.06柴 油20036021.59重 柴36044015.66蜡 油44051514.30渣 油51540.74损失量%(m/m)0.65总馏出量%（m/m）99.351.3.1.2 赵东油性质描述：赵东油为海洋原油，属于环烷基原油，脱水、脱盐比较困难，也难裂解。汽油含量较少，蜡油收率较管输油高。柴油含环烷酸较多，容易乳化。表1.2 赵东油性质样品名称赵东油取样地点取样时间2009.2.15分析时间8时分 析 项 目试验方法检验结果分 析 项 目试验方法检验结果密度(20)kg/m3GB/T 1884909.4粘度(80）mm2/sGB/T

10、 1113718.45水分 % (m/m)GB/T 2600.35机械杂质 %(m/m)GB/T 5110.05盐含量 mg/LGB 653225.7凝固点 GB/T 510-15酸值 mgKOH/gGB/T 2641.28硫含量 % (m/m)SH/T 02220.29馏程GB/T9168馏出温度收率%(m/m)汽 油初馏点2005.15柴 油20036022.7重 柴36044034.28蜡 油440515渣 油51536.32损失量%(m/m)1.64总馏出量%（m/m）98.361.3.1.3 牛庄油表1.3牛庄油性质样品名称牛庄油取样地点取样时间2008.4.14分析时间9时分 析

11、项 目试验方法检验结果分 析 项 目试验方法检验结果密度(20)kg/m3GB/T 1884864.7粘度(80）mm2/sGB/T 1113714.90水分 % (m/m)GB/T 2600.30机械杂质 %(m/m)GB/T 5110.11盐含量 mg/LGB 653225.1凝固点 GB/T 51034酸值 mgKOH/gGB/T 2640.05硫含量 % (m/m)SH/T 02220.32馏程GB/T9168馏出温度收率%(m/m)汽 油初馏点2007.84柴 油20036025.46重 柴36044017.84蜡 油44051514.65渣 油51532.45损失量%(m/m)1.

12、76总馏出量%（m/m）98.241.3.1.4 东辛油表1.4东辛油性质样品名称东辛油取样地点取样时间2008.4.14分析时间9时分 析 项 目试验方法检验结果分 析 项 目试验方法检验结果密度(20)kg/m3GB/T 1884889.6粘度(80）mm2/sGB/T 1113726.22水分 % (m/m)GB/T 2600.30机械杂质 %(m/m)GB/T 5110.14盐含量 mg/LGB 653230.4凝固点 GB/T 51019酸值 mgKOH/gGB/T 2640.08硫含量 % (m/m)SH/T 02221.53馏程GB/T9168馏出温度收率%(m/m)汽 油初馏点

13、2005.20柴 油20036024.07重 柴36044016.16蜡 油44051513.02渣 油51540.68损失量%(m/m)0.87总馏出量%（m/m）99.131.3.1.5 科威特油表1.5科威特油性质样品名称科威特原油取样地点取样时间2006.6.10分析时间15时分 析 项 目试验方法检验结果分 析 项 目试验方法检验结果密度(20)kg/m3GB/T 1884906.5粘度(80）mm2/sGB/T 1113714.5水分 % (m/m)GB/T 2600.10机械杂质 %(m/m)GB/T 5110.046盐含量 mg/LGB 653268.2凝固点 GB/T 510

14、低于-20酸值 mgKOH/gGB/T 2640.14硫含量 % (m/m)SH/T 02224.46馏程GB/T9168馏出温度收率%(m/m)汽 油初馏点20014.76柴 油20036022.14重 柴36044012.68蜡 油4405159.81渣 油51540.47损失量%(m/m)0.14总馏出量%（m/m）99.861.3.1.6 马瑞油表1.6马瑞油性质样品名称马瑞油取样地点取样时间2006.1113分析时间8时分 析 项 目试验方法检验结果分 析 项 目试验方法检验结果密度(20)kg/m3GB/T 18849392粘度(80）mm2/sGB/T 1113748.93水分

15、% (m/m)GB/T 2600.60机械杂质 %(m/m)GB/T 5110.83盐含量 mg/LGB 653254.4凝固点 GB/T 510低于20酸值 mgKOH/gGB/T 2640.88硫含量 % (m/m)SH/T 02222.10馏程GB/T9168馏出温度收率%(m/m)汽 油初馏点2006.30柴 油20036022.05重 柴36044015.39蜡 油4405157.36渣 油51547.68损失量%(m/m)1.22总馏出量%（m/m）98.781.3.2 成品、半成品控制指标 表 1.7 成品、半成品控制指标考核项目考核指标考核项目考核指标汽油干点180柴油95%点

16、380脱后原油含盐10mg/l脱后原油含水0.5%碱洗后柴油含水0.25%软化点48汽油、柴油水溶性酸或碱无减粘油运动粘度10040mm2/s汽油、柴油腐蚀合格常三重柴油3%馏程360柴油酸度8mg/100ml减一油凝点-10101.3.3主要操作指标表1.8 主要操作指标项目单位指标项目单位指标炉-101出口温度370±3炉-101炉膛温度800炉-102出口温度382±3炉-102炉膛温度800炉-102过热蒸汽温度300400炉-102过热蒸汽压力Mpa0.7燃料油系统压力Mpa0.50.8塔-101顶温度105120塔-101一线温度165180塔-101二线温度2

17、60285塔-101三线温度340355塔-101顶冷回流温度45塔-104底温度370390塔-104底液位%25±10减粘闪蒸塔液位%2060原油一次换后温度130150原油二次换后温度230塔-104抽空器蒸汽压力Mpa0.7塔-104顶温度3060塔-104顶真空度Mpa-0.099塔-101底部温度360±5塔-101顶部压力Mpa0.06塔-101底部液位%3050塔-104一线(集油箱温度)50120塔-104二线集油箱温度220280塔-104三线(集油箱温度)2803451.3. 4物料平衡表1.9 物 料 平 衡物 料 名 称收 率%(Wt)流 量t/h

18、入方原 油合 计100.0090.00出方常顶瓦斯+损失常顶油常一线常二线常三线减顶瓦斯+损失减顶油减一线减二线减三线减压渣油合计0.107.210.1012.003.500.130.076.0420.6114.9532.51000.0906.489.0910.83.150.1170.4405.43618.54913.45529.2590轻油收率拔出率19367.517.3760.75注：本物料平衡是以管输油为原料。1.3.5 能耗和动力指标表1.10 能耗和动力指标项目单耗指标折算系数折算能量104kcal/h折算能量104kcal/h/t原油折算能量104MJ/h/t原油新鲜水0.16t/

19、t0.182.880.02880.1206循环水2.1 t/t0.1210.210.8792软化水0.053 t/t0.251.330.01330.0557电6.5Kw.h/t0.31951.958.16438kg/cm2蒸汽58kg/t0.076440.84.40818.4554燃料油6.6kg/t16606.627.6329合计/132113.2155.3076 注：每小时按100T计算。1.3.6 化验项目表1.11 化验项目项目名称分析内容分析频率原油含水1次/日含盐1次/日比重1次/日汽油常压馏程3次/日比重1次/日柴油常压馏程6次/日比重1次/日常三重柴油常压馏程,比重2次/周常压

20、渣油360馏程2次/周一、周四减压一线油凝点2次/周减压三线蜡油比重、残炭2次/周一、周四减底渣油(燃料油方案)软化点6次/日减底渣油(沥青方案)软化点12次/日减粘渣油(燃料油方案)恩氏粘度12次/日碱洗汽油腐蚀、水溶性酸碱1次/日碱洗柴油腐蚀、酸度1次/日水溶性酸碱3次/日外排水含油量3次/周减压渣油520馏程2次/周1.4工艺流程说明本装置由电脱、精制、常压、减压、司炉、减粘、热进料七个部分组成，各部分流程说明如下：1.4.1、电脱、换热部分原油经原油罐区原油泵（P-801/1,2）送入北蒸馏装置，首先经原油流量计到原油靶、调节阀，进入一换系统换热到130150，一换系统具体流程：经原油

21、常一换热器（E-1001）、原油减一换热器（E1002）、原油常二换热器（E-1003）、原油减三换热器（E1004）、原油减二换热器（E-1005/1，2）、原油常三换热器（E-1006/1，2）、原油减三换热器（E1007/1，2）、原油常二换热器（E-1008/1，2）、原油减二换热器（E1009）、原油渣油换热器(E-1010/3)，原油温度升到位后，进入1电脱盐罐，再进入2电脱盐罐，随后进入3电脱盐罐，在这三个电脱盐罐中脱盐脱水，出来后的原油进入二换系统：经原油渣油换热器（E1010/1，2）、原油常一中换热器（E1011/1，2）、原油常二换热器（E1012/1，2），原油减二换热

22、器（E1013/1，2），原油常二中换热器（E1014）、原油渣油油换热器（E1015/1，2）、原油减三换热器（E1016/1，2）、原油渣油换热器（E1017/1，2），在二换系统加热到235255之间，最后进入初馏塔，在这里分离出部分汽油。初底油至初馏塔底部抽出到初底泵（P-104/1,2），经原油常三换热器（E1018）、原油减三换热器（E1019/1，2）、原油常二中换热器（E1020）、原油减三换热器（E1021）、原油渣油换热器（E1022/3）, 原油渣油换热器（E1022/1,2）分东、西两支进常压炉（F-102），在常压炉原油加热到368，然后两支合并后经常压炉转油线进常压

23、塔（T-103）进行常压蒸馏。1.4.2、常压部分 初底油经常压炉加热之后，进入常压塔分馏出汽油、常一油、常二油、常三油、过汽化油以及最后的常压渣油。现分别介绍流程如下：1.4.2.1、初顶汽油流程 初顶汽油为初馏塔顶蒸馏出的部分汽油，所占比例为3左右，经空冷、水冷冷却，然后经初顶汽油泵外送并部分打回流。具体流程如下：初顶汽油从初馏塔（T-101）顶馏出，经初顶空冷到初顶水冷器（L1023/3，L-1023/1,2）进初顶回流罐（D-102），然后从初顶回流罐抽出，经初顶汽油泵（P-102/1,2）后分两路，一路经初顶外送调节阀送到精制区进行碱洗后经流量计外送成品罐区或溶剂油，一路经初顶回流调

24、节阀返回初馏塔顶打回流。1.4.2.2、常顶汽油流程 常顶汽油馏出温度为120左右，经空冷、水冷冷却，然后经常顶汽油泵外送并部分打回流。具体流程如下：常顶汽油从常压塔（T-103）顶馏出，经常顶空冷到常顶汽油水冷器（L1024/1,2）进常顶回流罐（D-103），然后从常顶回流罐抽出，经常顶汽油泵（P-103/1,2）后分两路，一路经常顶外送调节阀送到精制进行碱洗后经流量计外送溶剂油或成品罐区，一路经常顶回流调节阀返回常压塔顶打回流。1.4.2.3、常一柴油流程常一油为轻柴油组分，抽出温度为170左右。从常压塔馏出，然后到汽提塔汽提部分轻组分，经泵压送至换热器与原油和循环水换热，进精制碱洗后送

25、成品罐区。具体流程如下：常一油从常压塔39和41塔盘馏出，流入汽提塔（T-102）常一汽提段，然后从常一汽提段抽出经常一泵（P-105/1,2）外送，经原油常一换热器（E-1001）、常一水冷器（E-1025）到常一外送调节阀，到精制后进D110罐进行碱洗经流量计后外送成品罐区。1.4.2.4、常二柴油流程常二油为柴油组分，抽出温度为270左右。从常压塔馏出，然后到汽提塔汽提部分轻组分，经泵压送至换热器与原油和循环水换热，进精制碱洗后送成品罐区。具体流程如下：常二油从常压塔27塔盘馏出，流入汽提塔（T-102）常二汽提段，然后从常二汽提段抽出经常二泵（P-106/1,2）外送，经原油常二换热器

26、（E1012/1，2）、原油常二换热器（E-1008/1,2）、原油常二换热器（E-1003）、常二水冷器（E-1026）后到常二外送调节阀，到精制后进D111罐进行碱洗经流量计后外送罐区。1.4.2.5、常三流程常三油为重柴油组分，抽出温度为330左右。从常压塔馏出，然后到汽提塔汽提部分轻组分，经泵压送至换热器与原油和循环水换热，最后进热进料系统。具体流程如下：常三油从常压塔17塔盘馏出，流入汽提塔（T-102）常三汽提段，然后从常三汽提段抽出经常三泵（P-107/1,2），经原油常三换热器（E1018）、原油常三换热器（E-1006/1,2）、常二中常三换热器（E-1041）、常三水冷器（

27、E-1027/1,2）到常三外送调节阀、常三外送流量计，并减压蜡油进热进料系统。1.4.2.6、过汽化油流程过汽化油为重柴油组分，主要保证防止雾沫夹带，保证常三产品质量。具体流程如下：过汽化油从常压塔5塔盘抽出，经过汽化油线跨常三线一起进汽提塔，后随常三油一块换热后外送。1.4.2.7、常一中流程常一中为中段回流，主要平衡常压塔内汽液相负荷，取走部分热能，保证常一产品质量。具体流程如下：常一中从常压塔35塔盘抽出，经常一中泵（P-108/1,2），再经原油常一中换热器（E1011/1,2）、常一中-常三换热器（E-1041）返回到常压塔37塔盘打回流。1.4.2.8、常二中流程常二中为中段回流

28、，主要平衡常压塔内汽液相负荷，以及取走部分热能，保证常二产品质量。具体流程如下：常二中从常压塔23塔盘抽出，经常二中泵（P-109/1,2），再经原油常二中换热器（E1020）、原油常二中换热器（E1014）、常二中常三换热器（E-1041），返回到常压塔25塔盘打回流。1.4.2.9、常底渣油流程常底渣油为常压塔拔出轻组分后剩余部分，被用作减压原料。具体流程如下：常底渣油在常压塔（T-103）底部抽出，经常底泵（P-110/1,2）后，经常底流量靶到炉区，分东、西两支进减压炉（F-103）加热到400左右，然后两支合并后经转油线进减压塔（T-104）进行减压蒸馏。1.4.3、减压部分 常压渣

29、油经减压炉加热到402左右，然后进入减压塔后，分离成减一、减二、减三、减四蜡油和减底渣油。现分别介绍流程如下：1.4.3.1、减顶油气线流程减压塔顶部所出产品主要是瓦斯气，在这里利用蒸汽喷射泵将这些瓦斯气抽出，以达到减压塔抽真空目的。具体流程如下： 减顶油气，经一级抽子、减顶一级水冷器（L-1032）、二级抽子、减顶二级水冷器（L-1033）、三级抽子、三级水冷器（L-1034/1,2），然后减顶瓦斯进入常炉炉膛燃烧，冷凝的瓦斯油经大气腿进入到水封罐切出外送。1.4.3.2、减一流程减一油为轻蜡油组分，抽出温度为100左右。首先经泵压送至换热区与原油换热，然后分两路，一路直接外送，另一路经水冷

30、冷却后回塔，作为减一段冷凝液。具体流程如下：减一从减压塔（T-104）减一集油箱抽出，经减一泵（P-112/1,2），分成三路。一路经减一热回流调节阀组，返回到减压塔减一热回流填料上部打热回流。另一路再经换热器原油减一换热器（E-1002），分两路：一路经减一外送调节阀、流量计进热进料系统；一路经减一水冷器（L-1028/1,2,3）,再经减一回流阀组，返回到减压塔减一段填料上部作为冷回流。第三路泵出口直接跨接到E1019/1,2原油入口线回炼。1.4.3.3、减二流程减二油为蜡油组分，抽出温度为290左右。首先经泵压送至换热区与原油换热，然后分两路，一路经水冷冷却后外送，另一路回塔，作为减二

31、段冷回流。具体流程如下：减二从减压塔（T-104）减二集油箱抽出，经减二泵（P-113/1,2）,再经原油减二换热器（E1013/1，2）、原油减二换热器（E1009），分两路：一路经原油减二换热器（E-1005/1，2）、减二水冷器（L-1029），然后经减二外送调节阀、流量计进热进料系统；一路经减二回流阀组，返回到减压塔减二段填料上部作为冷回流。1.4.3.4、减三流程减三油为蜡油组分，抽出温度为340左右。首先经泵压送，一路直接返回塔内作为清洗油，另一路至换热区与原油换热，然后又分两路：一路经水冷冷却后外送，另一路回塔，作为减三段冷回流。具体流程如下：减三从减压塔（T-104）减三集油箱

32、抽出，经减三泵（P-114/1,2）后分两路：一路经减三热回流调节阀组，返回到减压塔减三集油箱下部作为热回流；另一路再经原油减三换热器（E1021）、经原油减三换热器（E1019/1，2）、原油减三换热器（E1016/1，2）后分两路：一路经原油减三换热器（E-1007）、减三外送调节阀、原油减三换热器（E-1004）、减三水冷器（L-1030），然后经流量计进热进料系统，一路经减三回流调节阀组，返回到减压塔减三段填料上部作为冷回流。1.4.3.5、减四流程过汽化油为重蜡油组分，主要保证防止雾沫夹带，保证减三产品质量。具体流程如下：减四从减压塔（T-104）减四集油箱抽出，经减四泵（P-115

33、/1,2），到减四外送调节阀组，分两路：一路跨到减三热回流调节阀组上，一路跨到E1007/1,2减三线，可以和减三一块外送，也可以和减三一块去热进料。1.4.3.6、减底渣油流程减底渣油为减压塔拔出蜡油组分后剩余部分，被用作减粘原料或生产沥青后外送。具体流程如下：减底渣油在减压塔（T-104）底部抽出，经减底泵（P-116/1,2），到减底阀组，分两路：一路直接去换热器，经原油渣油换热器E1022/1、2、E1022/3、E1017/1、2、E1015/1、2、E1010/1、2、E1010/3后经外送靶和外送流量计后去罐区或南蒸馏；另一路到减粘炉（F-104），加热后进反应塔（T-106）生

34、产减粘渣油。1.4.4、减粘部分减压渣油经减粘炉加热到400左右，然后进入反应塔进行延迟裂化，裂解后的渣油从反应塔顶馏出，然后进入闪蒸塔，闪蒸出部分瓦斯气，塔底渣油经泵送至换热区与原油换热后，降低到180以下，最后送至成品罐区；塔顶瓦斯气经过水箱和水冷冷却后，冷凝的瓦斯油外送罐区，未冷却的瓦斯气去炉区燃烧。具体流程如下：减底渣油自减粘炉来，进反应塔，然后从顶部馏出进闪蒸塔（T-107），轻组分从闪蒸塔顶部馏出经水箱（-1040）,再经水冷器（L-1035）冷却后经凝缩油罐（D-129）后瓦斯油经P128外送,瓦斯气再经缓冲罐到炉区后燃烧；减粘渣油至闪蒸塔（T-107）底部抽出，经闪底泵（P-1

35、27/1,2），到减底阀组，经原油渣油换热器（E1022/1，2）、原油渣油换热器（E1022/3）、原油渣油换热器（E1017/1，2）、原油渣油换热器（E1015/1，2）、原油渣油换热器（E1010/1，2）、原油渣油换热器（E1010/3），经外送流量计，到成品。1.4.5、热进料部分热进料主要是利用沥青塔作为蜡油缓冲罐，将装置内所产蜡油送入罐内，然后用泵送至催化。具体流程如下：常三、减一、减二、减三、减四经热进料集合管到沥青塔（T-105），然后蜡油经沥青塔底抽出，经泵（P126/1，2）送到催化装置。1.4.6、精制部分 1.4.6.1、汽油流程 汽油从常压系统来，到精制与碱液（主

36、要是NaOH）充分混合，与汽油中的活性硫反应，生成能溶解到水里的盐类，然后在碱洗罐内分离，碱液循环使用，汽油不断碱洗后送往溶剂油车间或成品罐区。具体流程如下：初顶汽油和常顶汽油自常压岗位来，分别经注碱流量计进初顶碱洗罐（D-109）和常顶汽油碱洗罐（D-108）,从碱洗罐顶抽出到大管排经汽油外送流量计到溶剂油车间或成品罐区。1.4.6.2、柴油流程柴油从常压系统来，到精制与碱液（主要是NaOH）充分混合，与柴油中的酸性物质反应，生成能溶解到水里的盐类，然后在碱洗罐内分离，废碱液不断排出，柴油不断碱洗后送往成品罐区。具体流程如下：常一自常压系统来，经混合器进常一碱洗罐（D-110），从碱洗罐顶部

37、出，经外送流量计后外送到成品。具体流程如下：常二自常压系统来，经混合器进常二碱洗罐（D-111），从碱洗罐顶部出，经外送流量计后外送到成品。第二章 装置开工规程2.1开工要求1、 在开工过程中，始终坚持“安全第一、预防为主”的思想，做到准备充分，稳妥可靠，不留隐患。2、 依据装置的特点，采取有针对性的切合实际的有效措施，正确指挥，精心操作。3、 对操作人员进行开工前培训，使其对装置的工艺流程、岗位操作、事故处理及安全措施等做到心中有数。4、 投产前的各项准备工作由专人负责，做到分工明确、条理清晰。5、 服从统一指挥，认真按照本方案规定的步骤操作。6、 不发生设备故障，不发生操作事故，做到一次开

38、车成功。7、 做到“十不”，即“不跑油，不串油，不超温，不超压，不着火，不爆炸，不冲塔，不满塔，不抽空，不出次品。” 8、 不发生人身伤害事故，不发生火灾和爆炸事故。开工过程中切实做好环保工作，严禁污染环境。2.2开工日程安排1、 第一日8：00，装置工艺管线开始吹扫、贯通、试压。2、 第二日8：00，塔器和容器试正压，减压塔试负压；16：00装置改正常生产流程。3、 第三日8：00班组人员开始正常倒班，检查并确认装置所有流程；9：00装置开始引油，进入冷油循环阶段；15：00燃料油系统引进装置原油开始循环，17：00试点火咀并使用油火烘炉（常减炉出口不高于120）。4、 第四日6：00常炉开

39、始升温，并逐步开常压、精制、减压系统，15：00常压系统正常；18：00装置开工正常，开始取样。5、 开工三日内为生产调整期。6、 开工十日内为操作重点监控期。2.3 开工准备工作确认装置开工前，应完成以下工作，以确保装置开工所具备的各项条件。2.3.1、 开工准备工作1、 全员技术练兵：包括集体学习开工方案，时间安排、特点和要求，明确各单元间的衔接，对设备、管线检查鉴定情况，技术改造和合理化建议项目的目的、操作方法等进行技术交底。2、 准备好开工方案、工艺卡片、对讲机、照明灯、测振仪、测温仪、大气压计、交接班本及记录本、操作记录纸、工具等。3、 装置由班组改正常生产流程，改完后由班长和车间进

40、行检查，并落实到每一根管线、每一个阀门，责任落实到人。4、 检查所有伴热线是否达到正常生产要求，有无接错、不通畅、泄漏现象，重点检查蜡油系统和重油系统。5、 专人负责检查、确认所有工艺管线盲板的拆除、安装情况。盲板表见附表。6、 准备好各种开工生产所需原料，如30的碱液、工业用盐、机泵润滑油、真空泵用油、缓蚀剂、破乳剂、液氨等。将汽、柴油碱配好后，分别压入BD108、BD109、BD119/1.2罐内；破乳剂压入破乳剂罐内以备注入原油进装置调节阀处；缓蚀剂压入缓蚀剂罐后，打入BD114罐备用。7、 联系调度，通知各相关部门做好供应水、电、汽、风的准备工作，要求消防、机修、油品、电修、仪表、化验

41、等单位做好相应的准备工作。8、 对电脱盐罐、精制碱洗罐电器部分的空载送电要详细检查，达到正常待用状态。9、 通知生产调度联系成品、溶剂油车间罐区做好送原油、开工用轻柴油、轻质蜡油、收油等准备工作，并要求确保进装置原油含水量<0.5%。10、 提前使用油火对常、减炉进行烘炉（常炉点南侧油火，减炉点南侧油火，要求小火苗）。对外注汽伴热系统试通一次，确保正常。2.3.2设备检查确认2.3.2.1塔和容器1、 检查人孔、法兰螺栓是否拧紧及满帽，管线连接法兰、阀门是否装好，法兰垫片的材质是否符合规定，安装是否偏斜、松驰。2、 液位计、安全阀是否完好，放空阀是否关闭。3、 电离器的电极是否平整安全，

42、间距是否符合要求，绝缘部分是否良好，结构是否牢固，安全保护是否灵敏。2.3.2.2加热炉1、 十大件(火咀、压力表、灭火蒸汽、烟道挡板、看火窗、通风门、点火孔、点火棒、温度计、自控系统)是否齐全好用，有无泄漏。2、 检查炉管、吊架、花板是否牢固，炉膛内部是否有杂物，炉管烧焦变形情况，各弯头有无泄漏。3、 检查燃料油、燃料气系统等有无缺陷。4、 检查燃料油控制系统是否好用。2.3.2.3机泵1、 检查机泵附件：压力表、防护罩、油标是否齐全。2、 检查地脚螺栓、出入口阀门、法兰螺栓是否把紧。3、 用手盘车，并空转数圈检查转动方向，盘车有无异音。4、 润滑油箱、机油杯加足润滑油，冷却水畅通无阻。2.

43、3.2.4冷换设备1、 冷换设备附件、温度计、压力表、自控系统、热电偶、阀门齐全情况。2、 冷换设备本身泄漏及阀门，法兰泄漏情况，排管破裂情况。2.3.3工艺管线检查确认1、 管线连接阀门、法兰、螺栓齐全，旋紧丝扣齐整，外露23丝，阀门阀心阀杆灵活，放空阀关死，取样阀上好。2、 管线安装横平竖直，保温油漆等完好。3、 管线连接正确，无串线，新安装管线按照规定试压。4、 管线附件压力表、热电偶、温度计齐全好用，截止阀、单向阀方向正确，阀门法兰无泄漏。5、 对盲板应进行全面检查，应拆、应装的全部符合要求。2.3.4安全措施的检查确认2.3.4.1装置投产前必须具备以下条件:1、 装置内主要交通干道

44、应畅通无阻，临时设施、装置内外地面平整清洁。2、 安装工程结束后，所有符合设计施工图的工程项目应全部完成，不留尾巴，所有设备、管道、容器和阀门均需进行严格的试压、试漏；设备、容器和管道在密封前其内部均应进行严格检查，清理干净。3、 压力容器应根据安全监察制度，经本地劳动部门监察并登记，取得使用证后才能投入使用。4、 根据规定，建立设备档案，各种技术资料、图纸资料、制造合格证、质量证书等齐全。5、 所有安全设施必须齐全、灵活、可靠，并经校验后做好登记。6、 避雷、防静电系统应完好可靠，经测试后符合要求。7、 生产运行部保证生产指挥系统、消防系统、安全防护系统、后勤保障系统之间通讯的畅通无阻。2.

45、3.4.2安全设施检查:1、 消防道路是否通畅，消防栓设置是否合理，水压、水量是否满足要求。2、 各种灭火器和消防水带、蒸汽胶带、灭火石棉布、沙箱、铁锹等消防器材是否配备齐全、灵活好用，摆放位置是否合理。3、 各种事故处理，工艺流程，如消防蒸汽线、事故蒸汽线、紧急放空线、事故放空线、退油线、轻重污油线、伴热线等是否齐全好用。4、 各自动保护装置、设备安装是否合理，操作是否方便，各自保系统反应是否迅速灵敏，动作是否准确无误。5、 各安全阀定压是否合适，铅封是否完好，动作是否准确；加热炉防爆门是否灵活。6、 避雷、防静电系统是否齐全完好，接地电阻符合要求。7、 各平台、梯子、栏杆、安全护栏是否牢固

46、，是否方便操作。8、 照明设施是否完好、适用、防爆。9、 各下水井是否通畅好用，井盖是否符合要求；各明沟是否通畅清洁，盖板是否齐全。10、 各种安全标志，如禁止牌、禁动牌、警惕牌等是否就位。11、 各平台、框架、楼梯间紧急避险线路选择是否合理、可靠。2.3.4.3检查设备静密封，严防泄漏、爆炸、起火1、 对全装置的阀门进行全面检查，检查其盘根、压盖是否完好，符合使用要求;阀芯、阀片是否光滑完整，接合是否紧密，发现不合格的要及时更换。对高温高压系统，由专人把关确保安全，高温热油系统的阀门应采用柔性石墨作为填料。2、 对装置内所有管线、设备上的法兰、人孔所用的垫片及螺栓，进行全面检查和登记，尺寸不

47、符合要求的予以更换。蒸汽、软化水和汽油等系统严禁使用铝、铜质垫片。3、 塔器一律不带丝堵，若有丝堵则必须将其焊死。2.3.5其它准备工作确认1、 检查装置区内所有管线设备、土建、电器、仪表等检修任务的完成情况，场地清洁情况等并验收合格。2、 塔器、容器、加热炉、冷换设备、动力设备、管线、仪表、电气等，必须符合有关的质量标准，符合设计要求和开工要求。3、 成立指挥班子，组织生产班组，定人定时定岗位，安排好各项工作，明确内容和要求。4、 组织全体开工人员熟悉工艺流程，认真学习、讨论、消化开工方案，学习事故汇编，进行事故预想，开展岗位操作练兵，进行技术考核，为投产打下良好的基础。5、 安排专人负责加

48、、拆盲板，并负责检查所有工艺管线中的限流孔板的安装，准备好开工用的各种原材料和消耗材料，如30%液碱、46#机泵润滑油、1#真空泵油、氨、盐、清灰剂、缓蚀剂、破乳剂等。6、 联系调度，安排好原油及原油罐、汽柴油罐、污油罐、蜡油罐、渣油罐，并安排分析、检尺计量、原油加热脱水，确保含水小于0.5%。7、 联系调度，通知动力车间做好供应回用水、循环水、软化水、蒸汽、净化风及非净化风的准备。8、 联系环保办，做好检测生产装置排出污水的准备。9、 联系化验部门，做好分析的准备工作，分析项目由生产运行部、车间和化验室商定。开工前提供原油的分析数据。10、 联系仪修，安装、检查、调试、校验所有仪表，试验各自

49、控系统是否灵活可靠，各仪表盘标记是否清楚准确。11、 联系安全、消防部门，落实安全防火措施，部署好消防车和灭火力量。装置内的消防器材，包括各类灭火器、消防砂、铁锹等定点配置，不得挪用，消防水带盘放整齐。12、 联系调度，通知成品车间做好接收汽油、柴油、蜡油等产品的准备。13、 准备好各种工具、用具、交接班日志及操作记录纸。2.4 吹扫、贯通、试压2.4.1目的吹扫试压是以蒸汽为介质对设备和管线的连接部位或密封点进行气密性试验，并利用蒸汽将工艺管线按流程贯通，吹出其中的杂物。活连接部位和密封点有泄漏的可能，设备和管线内的杂物可能造成堵塞，一旦发生泄漏或堵塞，轻则延缓整个开工工作的进程，重则引发事

50、故。因此，吹扫试压进行得好坏直接影响后续开工过程能否顺利进行。2.4.2吹扫试压前检查确认1、 装置在正式吹扫、试压前，应在不同部位根据需要相应加上临时过滤网，以防焊渣、铁锈进入容器设备及管配件中，影响后续开工，并且这些过滤网应与装置内的减压回流、机泵入口、流量计入口过滤网一起，视吹扫、贯通、水冲洗、水联运情况定期拆洗、清理。2、 装置应根据蒸汽吹扫、试压、贯通要求，在一定部位打上临时盲板或永久性盲板，以防内漏，造成串、跑蒸汽、水、柴油、重油和瓦斯等介质，影响正常开工。3、 所有设备上的安全阀必须检验、定压，并在蒸汽吹扫、试压、贯通过程中得到很好的保护，保证准确及时投用。4、 水、电、汽、风等

51、公用工程及高压瓦斯、原油、重油、常压及减压各侧线等与外界有连通的管线，在吹扫、贯通、收发油、引油等过程中，应注意与有关单位协调联系，严禁憋、串、跑蒸汽、水或油，造成不必要的损失，影响装置和人员安全，延迟开工进度。5、 关闭一次表引线，拆卸所有流量孔板、限流孔板、转子流量计、调节阀，关闭玻璃板液位计，关闭污油线放空阀。2.4.3原则和要求1、 引风、水、蒸汽时注意检查流程，防止串汽、风和水。2、 引蒸汽时注意排凝，缓慢给汽暖线，防止水击。引风时也要注意排尽凝水。3、 仪表管线用风吹扫试压；电精制碱线可用风吹扫，也可用蒸汽吹扫；其余管线全部用蒸汽吹扫。4、 吹扫时应做到认真细致，全面彻底，不留死角

52、。所有备用泵、连通线、副线、支线都要扫净。5、 吹扫试压时蒸汽不得进入加热炉炉膛。设备管线吹扫后严防重新污染。6、 蒸汽进入冷换设备前要先走副线，吹净后方可吹扫设备。管程或壳程引汽时要缓慢，谨防热胀冷缩损坏密封或设备。吹扫试压一程时，另一程应排凝放空，防止憋压。7、 吹扫管线时应尽量将杂物吹扫干净，不得向塔器或容器内吹扫。吹扫时管线与机泵、容器或塔的连接法兰应全部拆开，并用铁皮板或石棉板隔开。8、 吹扫过程中管线的阀门应经常开关，以便将死角内的杂物吹出;对于水平安装的闸阀，阀槽内容易落入焊渣、石块等杂物，不能将阀门完全关死，以免卡坏闸板或顶弯丝针。9、 试压时压力要缓慢提高，引汽时要从高处排净设备管线内的气体；当压力达到标准时，停留1020分钟，由专人负责看护，防止超压，专人检查法兰、人孔及管线焊缝等处，以无漏痕、无裂纹、不变形和压降符合要求为合格。10、 试压过程中应用校验好的压力表检测压力，并按规定严格控制压力的升降，严禁超压，损坏设备。11、 试压过程中发现问题时，首先停汽(或风)撤压，然后进行处理，处理后重新试压，直至合格为止。12、