550常减压装置操作规2

1、550万吨/年常减压装置操作规程 i净化风、非净化风系统西界区来净化风经过滤器后送至各仪表用风点,西界区来非净化风分别送至减压塔区吹扫、风动隔膜泵及四注泵房吹扫、总图区吹扫服务点、至常压塔区吹扫、至常压框架吹扫、至减压框架吹扫、至炉区服务点、炉区及余热回收系统吹灰。 净化风与非净化风之间配有连通线。非净化风与西界区扫 线蒸汽之间配有连通线。j氮气系统氮气自西界区进装置后，分别送至初馏塔 C1001吹扫、常压塔C1002吹扫、各换热器吹扫、 常减 炉分支吹扫、火炬放空线吹扫、管网瓦斯线吹扫、电脱盐氮气补压、石脑油线吹扫、封油线吹扫、初 常顶气压缩机 K1001/1，2吹扫、减顶气压缩机 K100

2、2/1，2吹扫及氮封、界区进出装置线氮气吹扫高危泵双端面密封系统氮封等。k封油系统流程D1012,用封油泵P1015/1，2、减三减二线自减二线-热水换热器E-1504/1，2后抽出一部分做封油，进入封油罐P1029/1，2抽出，送初底泵 P1004/1，2、常底泵 P1012/1，2、减二线及减一中泵线及减二中泵 P1016/1，2、减压过汽化油泵 P1017/1，2、减压渣油泵 P1018/1，2做封油。开工时自西油品蜡油罐靠自压从减二线出装置反引蜡油进入封油罐D1012,为上述机泵提供封油。常三线自常三线出装置流控阀前抽出，为常三线泵(P-1007/1 ，2)、常二中泵(P-1011/1

3、 ，2)提供封油。I三注系统流程为了减少设备的腐蚀，除了在罐区原油注破乳剂外,在初馏塔、常压塔和减压塔塔顶馏出线上分别注中和剂、注缓蚀剂、注水，以减轻塔顶轻油部位腐蚀。破乳剂由原油罐区负责调注；中和剂、缓 蚀剂由缓蚀剂槽(D-1014/1 ，2)分别抽出，用缓蚀剂泵P1026/1，2分别送到初、常、减塔塔顶馏出线。PSV-1001/1，2放空线、地下m重污油系统减二出装置线、减三出装置线、减压渣油出装置线、电脱盐安全阀 污油罐D1017外送污油、P1031退油及各吹扫点来的重污油，合流至重污油总管出装置。n放空系统安全阀PSV1002- PSV1009放空油气合流(DN500进入安全阀放空罐

4、D1018,另有高压燃料气罐D1008来凝液自压至D1018,罐顶不凝油气自压至低压火炬管网，罐内凝液由P1031自罐底抽出送至轻污油线后经不合格柴油线出装置。0不合格柴油系统(1)不合格柴油出装置自各吹扫点、放空罐D1018来轻污油及常二线、常三线、减一线不合格柴油经不合格柴油线出装置。(2)开工柴油进装置开工柴油进装置(即不合格柴油出装置线)后，分别送至减一中返塔线、减顶回流返塔线、 封油缓冲罐D1012。P压缩机系统(1)K1001/1 , 2初常顶压缩机系统初顶回流产品罐油气及常顶产品罐油气汇总至初常顶压缩机入口分液罐送延迟焦化富气压缩机入口。 其中减顶气可以经减顶气压缩机入口分液罐D

5、1007,经压缩机提压后D1009与初常顶气压缩机分液罐D1007新增跨线并入 K1001/1.2.K1002/1 ，2减顶压缩机系统减顶分水罐D1004油气自罐顶至减顶压缩机入口分液罐D1009,经压缩机提压后送延迟焦化富气压缩机入口。其中，D1007、D1009内的凝液自流至 D1017。1.1.4工艺原则流程图原油Mb爲T高速电脱盐R 科 豐初哪由常压炉1 . 常压炉尸 當底油*常顶油 于當一线常二线常三线产I减压炉亠减顶油*减一线产减二线 减三线 减压过汽化油A初顶油*减底渣油1.2 工艺指标1.2.1原料指标（2008年原油评价）项目性质原油馏程密度（20C） /g cm-30.84

6、04初馏点/ C45API度36.1120 C馏出量，V%11.29粘度 /mm2 s-1140 C馏出量，V%16.3120 C8.440160 C馏出量，V%20.7050 C3.426180 C馏出量，V%23.83凝点/C-26200 C馏出量，V%27.00水分，%0220 C馏出量，V%30.10酸值 /mgKOH g-10.20240 C馏出量，V%34.50蜡含量，%4.36260 C馏出量，V%39.51残炭，%2.39280 C馏出量，V%43.90灰分，%0.010300 C馏出量，V%48.92硫，%0.70金属分析/4g g-1氮，%0.15铁0.10沉淀物，%0镍6

7、.34净热值/kJ kg-142450铜0.01盐含量 /mgNaCI I-11.4钒6.53胶质，%6.99铅0.02沥青质，%0.76钠0.01原油类别含硫中间基钙0.01镁0.01俄罗斯原油一般性质表1 1550万吨/年常减压装置操作规程 俄罗斯原油实沸点蒸馏及各窄馏分性质序 号沸点范围/ C占原油%密度(20 O /g cm-3硫凝点/ C折射率运动粘度/mm s-1特性 因数相关 指数AP1。每馏分总收率/阴%20 C70 C20 C50 C100 C1 56512.60100550万吨/年常减压装置操作规程 十分度 百分度010203040506070809001.221.902.

8、583.263.945.366.788.5810010.3812.1313.8915.6417.6719.7021.4423.1924.9326.5420028.1529.9731.7933.6135.7737.9339.7141.5043.2845.0730046.8548.9651.0752.8654.6656.4558.2860.1061.6963.2840065.0266.9068.8070.3671.6172.8574.6176.3778.0879.7650081.4482.4583.4584.4685.3086.1486.98表1 3俄罗斯原油每10C馏分重量收率，%十分度 百分

9、度010203040506070809001.592.423.254.084.926.588.2310.2810012.3314.2816.2318.1720.3722.5724.4226.2728.1229.8220031.5333.4135.2937.1878.7641.5843.3745.1546.9448.7130050.4852.5654.6456.3858.1159.8561.6063.3564.8666.3740068.0169.7971.5773.0374.1875.3276.9378.5480.1181.6450083.1784.0884.9885.8986.6487.398

10、8.14表1 4俄罗斯原油每10C馏分体积收率，V%沸点范围/C15 65收率，%4.07密度(20 C )/g cm-30.6433硫含量/kg g-155.1氮含量/kg g-12.5烃族组成，%烷烃C30.54C413.61C557.97C612.62C70.46总量85.20环烷烃C512.18C62.13C70.49总量14.80俄罗斯原油15 C65 C馏分性质和烃族组成表1 5沸点范围/C15 200收率，%27.27密度(20 C )/g cm-30.7281酸度 /mgKOH (100mL)-10.60硫含量/也g-160.7铜片腐蚀/级1实际胶质/mg (100mL)-11

11、溴价 /gBr (100mL)-11.89烷烃，V%94.1烯烃，V%0.9芳烃，V%5.0辛烷值(RON)53.4馏程/ C初馏点36.810V%70.030V%97.750v%119.270v%142.990v%169.595v%181.0终馏点193.5收率，V%97.8俄罗斯原油15C200 C汽油馏分性质表1 6沸点范围/C170365170395收率，%35.0741.53密度(20 C ) /g cm-30.83600.8431运动粘度(20C) /mm2 s-13.8434.912凝点/C-24-12酸度 /mgKOH (100mL)-12.692.39硫含量，%0.270.3

12、3闪点（闭口） /C7276铜片腐蚀/级11实际胶质 /mg (100mL)-12750十六烷值51.553.0十六烷指数49.651.2馏程/C初馏点179.7186.010v%208.3214.430v%233.2247.550v%261.7280.970v%290.8313.590v%320.2349.095v%330.5359.5终馏点337.4363.6收率，v%99.997.8质谱法测定俄罗斯原油柴油馏分烃族组成表1 7沸点范围/C 365 565沸点范围/C 365 565收率，%41.2812.60金属分析/也g-1密度(2CC)/g cm-30.93431.0060铁1.74

13、13.49粘度(100C)/mm2 s-123.201624镍16.2155.35兀素分析，%铜0.010.07碳86.9887.48钒16.3155.25氢11.4810.57铅0.030.12硫1.121.40钠0.010.01氮0.420.55钙0.0150镁0.010.01残炭，%5.9619.17结构参数分子量430936fa0.230.32四组分分析，%Ci0.200.24饱和烃50.4315.68#C31.168.2芳烃34.2946.10#Ca7.122.0胶质12.5132.55Ra1.35.0沥青质1.813.75Rn2.84.1俄罗斯原油重油及渣油的性质表1 81.2.2

14、半成品、成品指标生质密度g/cm3比重指数分子量特性因数粘度mm /s备注名称、20 C15.6 CAPIMK80 C100C石脑油0.759354.914011.75重整料常一线0.798245.817911.795.0725.94重石脑油(20 C)(40 C)常二线0.859933.0526511.723.1132.12柴油加氢料(20 C)(40 C)常三线0.91323.439411.693.692.61柴油加氢料减一线0.893426.93346.097.8加氢裂化料11.7(50 C)(40 C)减二线0.936919.546911.6210.126.7加氢裂化料减三线0.946

15、61857111.7622.7913.36加氢裂化料减压渣油0.962515.580411.962423668.9焦化料1-9、1-10。产品性质半成品、成品性质见表表1-9ASTM D86初常顶油常一线油ASTM D86常二线油常三线油ASTM D1160减二线油减三线油V%CCV%CCV%CC02.55138.990182200.70334.2378544.39162.45206273.25361.5413.31064.37172.310216307.910371.6427.23094.61180.930233.5340.530390.9455.350111.73187.550254.63

16、54.450404.5473.670126.91194.770284.3360.670428.8494.690148.97203.790316.3373.290462524.695157.01209.495329.5379.495476.8538.7100165.05215100342.5385.6100494.4552.5常一线重石脑油作产品或重整石脑 油补充料，目前外卖。常二线常三线混合后，作为柴油加 氢精制料，去炼厂三套加氢精制装 置。减二线减三线混合后，作为蜡油， 作加氢裂化料，去炼厂两套加氢裂 化装置。切割点大于TBP 530C的减 压渣油去焦化装置。表 1-10产品性质1.2.3原

17、油技术标准及相关安全要求表 1 111.2.3.1 原油质量指标项目指标试验方法水份，% (m/m)2.0 （全样）GB/T 260如果原油含水量不符合本标准要求时，油品车间继续脱水，直到满足本标准要求。123.2安全要求储存地点应远离火种、热源，防止阳光直射，保持容器密闭，远离氧化剂。附近照明设施应采用防1.2.3.3 石脑油技术标准石脑油质量指标爆型。罐储时要有防火防爆技术措施，禁止使用易产生火花的机械设备和工具。项目质量指标试验方法密度(20 C ) kg/m 3650750GB/T1884,GB/T1885 或 SH/T0604馏程，终馏点，C 205GB/T6536表 1 121.2

18、.3.4渣油技术标准渣油按粘度分为二种牌号:1号渣油一一适用于 4月1日至10月31日期间使用;2号渣油一一适用于 11月1日至次年3月31日期间使用。项目质量指标试验方法1号12号密度(20 C) , kg/m3报告GB/T 1884 , GB/T1885恩氏粘度（100 C），条件度4535GB/T 11137渣油质量指标表 1 13动力供应指标项目仪表位号单位指标管网蒸汽温度TI1805C170管网蒸汽压力PI1805kPa800燃料油压力PIC1750kPa800燃料气压力PIC1730kPa300循环水温度TI1812C32循环水压力PI1812kPa450仪表风压力PI1811kP

19、a5001.2.4公用工程指标表 1 14表 1 15名称界区状态流量3Nm /h t/h温 度C压力MP a(g)公称直径DNmm备注进出脱盐水V液常温 0.3100连续软化水V液常温 0.3150连续新鲜水V液最大500 t/h常温0.4300连续饮用水V液常温 0.150间断净化水V液60 0.6200连续循环冷水V液29 0.45600连续1.0 MP a(g)蒸汽V汽3 t/h250 0.8250连续燃料油V液120 0.8100连续高压燃料气V气最大312000Nm /h400.3 0.5250连续非净化风V气300Nm3/h常温 0.4100间断仪表风V气200Nm3/h常温 0

20、.580连续氮气V气最大 300Nm 3/h常温 1.550间断消防水V液生活污水V液埋地采暖热水自装置外来V液50 0.1300连续凝结水V液176 0.4100连续含盐污水V液40.5 t/h50 0.4150连续高浓度污水V液250间断采暖热水回装置外V液75 0.09300连续燃料油V液12080连续1.2.5主要操作条件项目仪表位号单位指标常压炉F1001炉出口温度TIC1717C355375常压炉F1001炉膛温度TI1775C800常压炉F1001炉膛温度TI1776C800常压炉F1001炉膛温度TI1777C800常压炉F1001炉膛温度TI1778C800常压炉F1001炉

21、膛温度TI1779C800常压炉F1001炉膛温度TI1780C800常压炉F1001炉膛温度TI1781C800常压炉F1001炉膛温度TI1782C800常压炉0.3MPa过热蒸汽温度TI1719C450减压炉F1002炉出口温度TIC1738C365385减压炉F1002炉膛温度TI1783C800减压炉F1002炉膛温度TI1784C800减压炉F1002炉膛温度TI1785C800减压炉F1002炉膛温度TI1786C800初馏塔C1001塔顶温度TIC1101C100140初馏塔C1001塔顶压力（表压）PIC1101kPa20 99初馏塔C1001塔底液位LIC1101%40 8

22、0常压塔C1002塔顶温度TIC1201C100140常压塔C1002塔顶压力（表压）P11211kPa20 70常压塔C1002塔底吹汽量FIC1204t/h1.00 3.46常压塔C1002塔底液位LIC1201%40 60减压塔C1004塔顶温度TIC1401C60 130减压塔C1004塔顶压力（真空度）P11401kPa94.5减压塔C1004塔底液位LIC1404%40 60电脱盐罐D1001/1操作压力（表压）P11601kPa5001800电脱盐罐D1001/2操作压力（表压）PI1602kPa5001800电脱盐罐D1001操作温度TI1601C110145操作指标表 1 1

23、3125.1注：为公司级控制指标；为厂级控制指标初馏塔常压塔减压塔取热状况项目采用值项目采用值项目采用值项目采用值一、压力MPa（表）一、压力MPa（表）一、压力KPa（绝）Mkcal/h塔顶0.07塔顶0.06塔顶2初馏塔二、温度C二、温度C二、温度C顶回流17.79初顶107常顶121减顶70顶回流40顶回流60顶回流50常压E塔初侧线142常一152减一146顶回流12.45常二228减二251常一中12常三335减三301常二中13.1减顶回流出146减压塔减顶回流入50顶回流4.27常一中出169减一中出251减一中4常一中入109减一中入191减二中13.4常二中出304减二中出3

24、01常二中入244减二中入241闪蒸段197闪蒸段355闪蒸段369过热蒸汽380塔底197塔底350塔底368常压炉出口362减压炉出口382常压塔汽提蒸汽3143kg/h常一线汽提蒸汽0 kg/h常二线汽提蒸汽850 kg/h125.2设计操作参数表 1 14550万吨/年常减压装置操作规程 1.261用水量126原材料消耗、公用工程消耗及能耗指标序号使用地点供水(吨/时)排水(吨/时)备注新鲜水循环冷水除盐水软化水净化水循环热水含油污水含盐污水含硫污水碱渣水量最大量水温C水量最大量水温C1初顶水冷器(E-10510/1,2)221.26331.8929221.26331.8939连续2常

25、顶水冷器(E-1511/1,2)43.4265.132943.4265.1339连续3常一线水冷器(E-1512)21.3229.852921.3229.8539连续4含盐污水水冷器(E-1515)198.28237.9329198.28237.9339连续5封油冷却器(E-1516)24.0536.082924.0536.0839连续6减顶回流水冷器(E-1513)56.6885.022956.6885.0239连续7咸二线采暖水换热(水冷)器(E-1504)186.29223.5529186.29223.5539连续8咸三线采暖水换热(水冷)器(E-1505)131.3157.562913

26、1.3157.5639连续9减渣采暖水换热(水冷)器(E-1514/14)(521.61)(819)29(521.61)(819)39间断10机械抽空器水冷器(E-1518)4048.0040.0048.00连续11取样器冷却用水(1.00)(1.00)2939(1.00)间断12生活用水(2)(2)间断13地面冲洗(3)(3)间断表 1 15序号使用地点供水（吨/时）排水（吨/时）备注新鲜水循环冷水除盐水软化水净化水循环热水含油污水含盐污水含硫污水碱渣水量最大量水温C水量最大量水温C14电脱盐用水52.38(最大58.4)58.9(最大64.9)连续15开停工用水(500)间断16塔顶注水4

27、连续17化学药剂配制(3)间断18初顶回流产品罐排水1.31连续19常顶回流产品罐排水4.0连续20减顶分水罐排水4连续21减顶湿空冷注水0.4间断22蒸汽发生器用水7.5连续23机泵冷却水5070.002934473916最大23连续(最大22.4)合计连续972.61285.017.50.452.38956.581285.01658.99.31间断（正常）(505)(522.61)(820)(3.00)(819)(6)最大(62.4)29(64.9)12550万吨/年常减压装置操作规程 表 1 161.262用电量序号使用地点电压伏设备数量，台设备容量，十瓦轴功率千瓦年工作时数年用电量万千

28、瓦时备注操作备用操作备用1机泵用电6000118312025152202.984001850.438022211091.7926.7454.68400381.938020(52.5)(34.8)间断2空冷器用电38038295344828.64200348.038011118.842003.7喷水泵用3电脱盐用电380232020084001684加热炉用电6000405270.18400226.93802(1.6)吹灰用5仪表用电38024840020.26米暖通风用电38050840042.07照明用电220120420050.48机械抽真空用电380113290840075.69压缩机用

29、电3801113277107840089.9根据需要10其它380287间断小计60002077.33801132.322050.4合计3547表 1 171.263蒸汽用量序号用汽地点0.3 MPa(表)蒸汽(t/h)1.0 MPa(表) 蒸汽(t/h)备注1常压塔底汽提3.1432常二线汽提0.8513减顶抽空用汽4.9544(3.2)备用5加热炉雾化2.126加热、伴热1.87吹扫(1.5)间断用8加热燃料油/9自产蒸汽-3.0-3.710除氧用蒸汽0.15合计15.32(4.70)使用地点单烧燃料油（热值41868KJ/Kg）备注公斤/小时吨/年常压炉387932584热效率按 90%

30、计算减压炉148512474合计5364450581.264燃料用量表 1 18序号使用地点及用途用量，Nm3/h备注非净化风净化风正常最大正常最大1仪表用风2202加热炉烧焦及吹扫（300）间断1.2.6.5压缩空气用量表 1 19序号使用地点或用途用量3N m /h备注吹扫用(160)间断合计(160)表 1 201.2.6.6氮气用量序号名称型号或规格年用量，吨备注1油溶性中和缓蚀剂中和剂缓蚀剂120桶装LR-001LR-002桶装KURITA-E-8237KURITA-E-1573桶装2磷酸三钠0.21.267化学药剂用量表表 1 21注：破乳剂、中和缓蚀剂型号待原油评选试验后确定。进料量654.762t/h序号项目消耗量能量折算值设计能耗kW单位设计能耗MJ/t单位数量单位数量1电力KW.h4222.6MJ/(kW.h)10.8912773.3770.2302循环水t/h972.6MJ/t4.1911326.2243新鲜水t/h8.00MJ/t7.1215