550常减压装置操作规2.docx
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550常减压装置操作规2
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K1002/1，2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
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D1012，用封油泵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P1015/1，2、减三线及减二中泵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-1011/1，2）提供封油。
l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。
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PSV-1001/1，2放空线、地下污油罐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。
o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D1007，经压缩机提压后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D1009与初常顶气压缩机分液罐D1007新增跨线并入K1001/1.2.
（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
1.2 工艺指标
1.2.1原料指标（2008年原油评价）
俄罗斯原油一般性质表1—1
项目
性质
原油馏程
密度（20℃）/gcm-3
0.8404
初馏点/℃
45
API度
36.1
120℃馏出量，v%
11.29
粘度/mm2·s-1
140℃馏出量，v%
16.31
20℃
8.440
160℃馏出量，v%
20.70
50℃
3.426
180℃馏出量，v%
23.83
凝点/℃
-26
200℃馏出量，v%
27.00
水分，%
0
220℃馏出量，v%
30.10
酸值/mgKOHg-1
0.20
240℃馏出量，v%
34.50
蜡含量，%
4.36
260℃馏出量，v%
39.51
残炭，%
2.39
280℃馏出量，v%
43.90
灰分，%
0.010
300℃馏出量，v%
48.92
硫，%
0.70
金属分析/gg-1
氮，%
0.15
铁
0.10
沉淀物，%
0
镍
6.34
净热值/kJkg-1
42450
铜
<0.01
盐含量/mgNaClL-1
1.4
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
俄罗斯原油实沸点蒸馏及各窄馏分性质表1—2
序
号
沸点范围
/℃
占原油%
密度
（20℃）
/gcm-3
硫
凝点
/℃
折射率
运动粘度/mm2s-1
特性
因数
相关
指数
API
每馏分
总收率
/gg-1
%
20℃
70℃
20℃
50℃
100℃
1
＜15
0.88
0.88
0.5930
2
15～60
3.06
3.94
0.6330
110
1.3500
12.9
2.1
90.3
3
60～80
2.84
6.78
0.6860
118
1.3869
12.3
12.1
73.6
4
80～100
3.60
10.38
0.7200
13
1.4016
12.0
20.3
64.0
5
100～130
5.26
15.64
0.7380
18
1.4115
12.0
20.1
59.1
6
130～150
4.06
19.70
0.7571
41
1.4225
11.9
21.5
54.4
7
150～180
5.23
24.93
0.7750
107
1.4332
11.8
23.2
50.1
8
180～200
3.22
28.15
0.7920
223
1.4420
11.8
25.2
42.3
9
200～230
5.46
33.61
0.8122
0.06
1.4538
1.858
11.7
29.3
41.9
10
230～250
4.32
37.93
0.8243
0.10
1.4615
2.745
11.8
30.1
39.4
11
250～275
4.46
42.39
0.8379
0.20
-32
1.4690
3.797
11.7
32.6
36.7
12
275～300
4.46
46.85
0.8461
0.32
-21
1.4730
5.728
11.8
32.4
35.0
13
300～320
4.22
51.07
0.8520
0.42
-10
1.4761
8.208
11.9
31.8
33.8
14
320～350
5.38
56.45
0.8681
0.62
-2
1.4849
13.59
5.262
11.8
35.9
30.8
15
350～370
3.65
60.10
0.8768
0.73
10
1.4726
7.393
2.727
11.9
36.6
29.2
16
370～395
3.97
64.07
0.8844
0.80
16
1.4755
10.78
3.360
11.9
37.5
27.8
17
395～425
5.67
69.74
0.8929
0.86
22
1.4820
18.92
4.883
11.9
38.8
26.3
18
425～450
3.11
72.85
0.9119
0.91
30
1.4935
7.712
11.8
45.0
23.1
19
450～475
4.39
77.24
0.9176
0.98
34
1.4955
10.11
11.9
45.4
22.1
20
475～500
4.20
81.44
0.9219
1.05
38
1.5006
13.86
12.0
45.3
21.4
21
500～530
3.02
84.46
0.9305
1.16
43
1.5057
21.01
12.0
47.1
20.0
22
530～565
2.94
87.40
0.9405
1.27
47
1.5130
35.81
12.1
49.4
18.4
22
＞565
12.60
100
俄罗斯原油每10℃馏分重量收率，%表1—3
十分度
百分
度
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
0
1.22
1.90
2.58
3.26
3.94
5.36
6.78
8.58
100
10.38
12.13
13.89
15.64
17.67
19.70
21.44
23.19
24.93
26.54
200
28.15
29.97
31.79
33.61
35.77
37.93
39.71
41.50
43.28
45.07
300
46.85
48.96
51.07
52.86
54.66
56.45
58.28
60.10
61.69
63.28
400
65.02
66.90
68.80
70.36
71.61
72.85
74.61
76.37
78.08
79.76
500
81.44
82.45
83.45
84.46
85.30
86.14
86.98
俄罗斯原油每10℃馏分体积收率，v%表1—4
十分
度
百分
度
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
0
1.59
2.42
3.25
4.08
4.92
6.58
8.23
10.28
100
12.33
14.28
16.23
18.17
20.37
22.57
24.42
26.27
28.12
29.82
200
31.53
33.41
35.29
37.18
78.76
41.58
43.37
45.15
46.94
48.71
300
50.48
52.56
54.64
56.38
58.11
59.85
61.60
63.35
64.86
66.37
400
68.01
69.79
71.57
73.03
74.18
75.32
76.93
78.54
80.11
81.64
500
83.17
84.08
84.98
85.89
86.64
87.39
88.14
俄罗斯原油15℃～65℃馏分性质和烃族组成表1—5
沸点范围/℃
15～65
收率，%
4.07
密度（20℃）/g·cm-3
0.6433
硫含量/g·g-1
55.1
氮含量/g·g-1
2.5
烃族组成，%
烷烃
C3
0.54
C4
13.61
C5
57.97
C6
12.62
C7
0.46
总量
85.20
环烷烃
C5
12.18
C6
2.13
C7
0.49
总量
14.80
俄罗斯原油15℃～200℃汽油馏分性质表1—6
沸点范围/℃
15～200
收率，%
27.27
密度（20℃）/g·cm-3
0.7281
酸度/mgKOH·（100mL）-1
0.60
硫含量/g·g-1
60.7
铜片腐蚀/级
1
实际胶质/mg（100mL）-1
1
溴价/gBr（100mL）-1
1.89
烷烃，v%
94.1
烯烃，v%
0.9
芳烃，v%
5.0
辛烷值（RON）
53.4
馏程/℃
初馏点
36.8
10v%
70.0
30v%
97.7
50v%
119.2
70v%
142.9
90v%
169.5
95v%
181.0
终馏点
193.5
收率，v%
97.8
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/℃
170～365
170～395
收率，%
35.07
41.53
密度（20℃）/g·cm-3
0.8360
0.8431
运动粘度（20℃）/mm2·s-1
3.843
4.912
凝点/℃
-24
-12
酸度/mgKOH·（100mL）-1
2.69
2.39
硫含量，%
0.27
0.33
闪点（闭口）/℃
72
76
铜片腐蚀/级
1
1
实际胶质/mg·（100mL）-1
27
50
十六烷值
51.5
53.0
十六烷指数
49.6
51.2
馏程/℃
初馏点
179.7
186.0
10v%
208.3
214.4
30v%
233.2
247.5
50v%
261.7
280.9
70v%
290.8
313.5
90v%
320.2
349.0
95v%
330.5
359.5
终馏点
337.4
363.6
收率，v%
99.9
97.8
俄罗斯原油重油及渣油的性质表1—8
沸点范围/℃
＞365
＞565
沸点范围/℃
＞365
＞565
收率，%
41.28
12.60
金属分析/gg-1
密度（20℃）/gcm-3
0.9343
1.0060
铁
1.74
13.49
粘度（100℃）/mm2s-1
23.20
1624
镍
16.21
55.35
元素分析，%
铜
<0.01
0.07
碳
86.98
87.48
钒
16.31
55.25
氢
11.48
10.57
铅
0.03
0.12
硫
1.12
1.40
钠
<0.01
<0.01
氮
0.42
0.55
钙
<0.01
<0.01
凝点/℃
21
>50
镁
<0.01
<0.01
残炭，%
5.96
19.17
结构参数
分子量
430
936
fa
0.23
0.32
四组分分析，%
CI
0.20
0.24
饱和烃
50.43
15.68
#C
31.1
68.2
芳烃
34.29
46.10
#Ca
7.1
22.0
胶质
12.51
32.55
RA
1.3
5.0
沥青质
1.81
3.75
RN
2.8
4.1
1.2.2半成品、成品指标
半成品、成品性质见表1-9、1-10。
1.2.3原油技术标准及相关安全要求
1.2.3.1原油质量指标 表1—11
项目
指 标
试验方法
水份，%（m/m）≤
2.0（全样）
GB/T260
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。
1.2.3.2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。
1.2.3.3石脑油技术标准
石脑油质量指标 表1—12
项目
质量指标
试验方法
密度（20℃）kg/m3
650～750
GB/T1884,GB/T1885或SH/T0604
馏程，终馏点，℃
≤205
GB/T6536
1.2.3.4渣油技术标准
渣油按粘度分为二种牌号：
1号渣油——适用于4月1日至10月31日期间使用；
2号渣油——适用于11月1日至次年3月31日期间使用。
渣油质量指标 表1—13
项目
质量指标
试验方法
1号
2号
密度（20℃），kg/m3
报告
GB/T1884，GB/T1885
恩氏粘度（100℃），条件度≤
45
35
GB/T11137
1.2.4公用工程指标表1—14
动力供应指标
项目
仪表位号
单位
指标
管网蒸汽温度
≥
TI1805
℃
170
管网蒸汽压力
≥
PI1805
kPa
800
燃料油压力
≥
PIC1750
kPa
800
燃料气压力
≥
PIC1730
kPa
300
循环水温度
≤
TI1812
℃
32
循环水压力
≥
PI1812
kPa
450
仪表风压力
≥
PI1811
kPa
500
名称
界区
状态
流量
Nm3/h
t/h
温度℃
压力MPa（g）
公称直径DNmm
备注
进
出
脱盐水
√
液
常温
≮0.3
100
连续
软化水
√
液
常温
≮0.3
150
连续
新鲜水
√
液
最大500t/h
常温
0.4
300
连续
饮用水
√
液
常温
≮0.1
50
间断
净化水
√
液
60
≮0.6
200
连续
循环冷水
√
液
29
≮0.45
600
连续
1.0MPa（g）蒸汽
√
汽
3t/h
250
≮0.8
250
连续
燃料油
√
液
120
≮0.8
100
连续
高压燃料气
√
气
最大12000Nm3/h
40
0.3～0.5
250
连续
非净化风
√
气
300Nm3/h
常温
≮0.4
100
间断
仪表风
√
气
200Nm3/h
常温
≮0.5
80
连续
氮气
√
气
最大300Nm3/h
常温
≮1.5
50
间断
消防水
√
液
生活污水
√
液
埋地
采暖热水自装置外来
√
液
50
≮0.1
300
连续
凝结水
√
液
176
≮0.85
80
间断
含油污水
√
液
100
埋地
含硫污水
√
液
23t/h
40
≯0.4
100
连续
含盐污水
√
液
40.5t/h
50
≯0.4
150
连续
高浓度污水
√
液
250
间断
采暖热水回装置外
√
液
75
≯0.09
300
连续
燃料油
√
液
120
80
连续
表1—15
1.2.5主要操作条件
1.2.5.1操作指标表1—13
项目
仪表位号
单位
指标
★常压炉F1001炉出口温度
TIC1717
℃
355～375
常压炉F1001炉膛温度
≤
TI1775
℃
800
常压炉F1001炉膛温度
≤
TI1776
℃
800
常压炉F1001炉膛温度
≤
TI1777
℃
800
常压炉F1001炉膛温度
≤
TI1778
℃
800
常压炉F1001炉膛温度
≤
TI1779
℃
800
常压炉F1001炉膛温度
≤
TI1780
℃
800
常压炉F1001炉膛温度
≤
TI1781
℃
800
常压炉F1001炉膛温度
≤
TI1782
℃
800
常压炉0.3MPa过热蒸汽温度
≤
TI1719
℃
450
★减压炉F1002炉出口温度
TIC1738
℃
365～385
减压炉F1002炉膛温度
≤
TI1783
℃
800
减压炉F1002炉膛温度
≤
TI1784
℃
800
减压炉F1002炉膛温度
≤
TI1785
℃
800
减压炉F1002炉膛温度
≤
TI1786
℃
800
初馏塔C1001塔顶温度
TIC1101
℃
100～140
◆初馏塔C1001塔顶压力（表压）
≤
PIC1101
kPa
20～99
初馏塔C1001塔底液位
LIC1101
%
40～80
常压塔C1002塔顶温度
TIC1201
℃
100～140
◆常压塔C1002塔顶压力（表压）
≤
PI1211
kPa
20～70
常压塔C1002塔底吹汽量
FIC1204
t/h
1.00～3.46
常压塔C1002塔底液位
LIC1201
%
40～60
减压塔C1004塔顶温度
TIC1401
℃
60～130
◆减压塔C1004塔顶压力（真空度）
≥
PI1401
kPa
94.5
减压塔C1004塔底液位
LIC1404
%
40～60
电脱盐罐D1001/1操作压力（表压）
PI1601
kPa
500～1800
电脱盐罐D1001/2操作压力（表压）
PI1602
kPa
500～1800
电脱盐罐D1001操作温度
TI1601
℃
110～145
注：
★－为公司级控制指标；◆－为厂级控制指标
1.2.5.2设计操作参数表1—14
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
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