550常减压装置操作规2.docx

1、550常减压装置操作规2i 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、

2、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

3、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PSV1002PSV1009放空油气合流（DN500）进入安全阀放空罐D1018，另有高压燃料气罐D10

4、08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

5、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11项 目性 质原油馏程密度(20) /gcm-30.8404初馏点/45API度36.1120馏出量，v%11.29粘度/mm2s-1140馏出量，v% 16.31208.440160馏出量，v%20.70503.426180馏出量，v%

6、23.83凝点/-26200馏出量，v%27.00水分，%0220馏出量，v%30.10酸值/mgKOHg-10.20240馏出量，v%34.50蜡含量，%4.36260馏出量，v%39.51残炭，%2.39280馏出量，v%43.90灰分，%0.010300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-142450铜0.01盐含量/mgNaCl L-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 俄罗斯原油实沸点蒸馏及各窄馏分性质 表12序号沸点范围/占原

7、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%207020501001150.880.880.5930215603.063.940.63301101.350012.92.190.3360802.846.780.68601181.386912.312.173.64801003.6010.380.7200131.401612.020.364.051001305.2615.640.7380181.411512.020.159.161301504.0619.700.7571411.422511.921.554.471501805.232

8、4.930.77501071.433211.823.250.181802003.2228.150.79202231.442011.825.242.392002305.4633.610.81220.061.45381.85811.729.341.9102302504.3237.930.82430.101.46152.74511.830.139.4112502754.4642.390.83790.20-321.46903.79711.732.636.7122753004.4646.850.84610.32-211.47305.72811.832.435.0133003204.2251.070.85

9、200.42-101.47618.20811.931.833.8143203505.3856.450.86810.62-21.484913.595.26211.835.930.8153503703.6560.100.87680.73101.47267.3932.72711.936.629.2163703953.9764.070.88440.80161.475510.783.36011.937.527.8173954255.6769.740.89290.86221.482018.924.88311.938.826.3184254503.1172.850.91190.91301.49357.712

10、11.845.023.1194504754.3977.240.91760.98341.495510.1111.945.422.1204755004.2081.440.92191.05381.500613.8612.045.321.4215005303.0284.460.93051.16431.505721.0112.047.120.0225305652.9487.400.94051.27471.513035.8112.149.418.42256512.60100 俄罗斯原油每10馏分重量收率，% 表13十分 度百分度010203040506070809001.221.902.583.263.9

11、45.366.788.5810010.3812.1313.8915.6417.6719.7021.4423.1924.9326.5420028.1529.9731.7933.6135.7737.9339.7141.5043.2845.0730046.8548.9651.0752.8654.6656.4558.2860.1061.6963.2840065.0266.9068.8070.3671.6172.8574.6176.3778.0879.7650081.4482.4583.4584.4685.3086.1486.98 俄罗斯原油每10馏分体积收率，v% 表14十分度百分度010203040

12、506070809001.592.423.254.084.926.588.2310.2810012.3314.2816.2318.1720.3722.5724.4226.2728.1229.8220031.5333.4135.2937.1878.7641.5843.3745.1546.9448.7130050.4852.5654.6456.3858.1159.8561.6063.3564.8666.3740068.0169.7971.5773.0374.1875.3276.9378.5480.1181.6450083.1784.0884.9885.8986.6487.3988.14 俄罗斯原油

13、1565馏分性质和烃族组成 表15 沸点范围/1565收率，%4.07密度(20)/gcm-3 0.6433硫含量/gg-155.1氮含量/gg-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15200汽油馏分性质 表16沸点范围/15200收率，%27.27密度(20)/gcm-30.7281酸度/mgKOH(100mL)-10.60硫含量/gg-160.7铜片腐蚀/级1实际胶质/mg(100mL)-11溴价/gBr(100mL)-11.89烷烃，v%94.1烯烃，

14、v%0.9芳烃，v%5.0辛烷值(RON)53.4馏程/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 质谱法测定俄罗斯原油柴油馏分烃族组成 表17沸点范围/170365170395收率，%35.0741.53密度(20) /gcm-30.83600.8431运动粘度(20) /mm2s-13.8434.912凝点/-24-12酸度/mgKOH(100mL)-12.692.39硫含量，%0.270.33闪点（闭口）/7276铜片腐蚀/级11实际胶质/mg(100mL)-12750十六烷值5

15、1.553.0十六烷指数49.651.2馏程/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 俄罗斯原油重油及渣油的性质 表18沸点范围/365565沸点范围/365565收率，%41.2812.60金属分析/gg-1密度(20)/gcm-30.93431.0060铁1.7413.49粘度(100)/mm2s-123.201624镍16.2155.35元素分析，%铜0.010.07碳86.9887

16、.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1.813.75RN2.84.11.2.2 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111项 目指标试 验 方 法水

17、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。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112项 目质量指标试 验 方 法密度(20) kg/m3650750GB/T1884,GB/T1885或SH/T0604馏程，终馏点，205GB/T65361.2.3.4 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

18、；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113项 目质 量 指 标试 验 方 法1号2号密度(20)，kg/m3报告GB/T 1884，GB/T1885恩氏粘度(100)，条件度 4535GB/T 111371.2.4 公用工程指标 表114动力供应指标项目仪表位号单位指标管网蒸汽温度TI1805170管网蒸汽压力 PI1805kPa800燃料油压力 PIC1750kPa800燃料气压力 PIC1730kPa300循环水温度 TI181232循环水压力 PI1812kPa450仪表风压力 PI1811kPa500名称界区状态流量Nm3/ht/h温度 压力 MPa(

19、g)公称 直径 DN mm备注进出脱盐水液常温0.3100连续软化水液常温0.3150连续新鲜水液最大500 t/h常温0.4300连续饮用水液常温0.150间断净化水液600.6200连续循环冷水液290.45600连续1.0MPa(g)蒸汽汽3 t/h2500.8250连续燃料油液1200.8100连续高压燃料气气最大12000Nm3/h400.30.5250连续非净化风气300Nm3/h常温0.4100间断仪表风气200Nm3/h常温0.580连续氮气气最大300Nm3/h常温1.550间断消防水液生活污水液埋地采暖热水自装置外来液500.1300连续凝结水液1760.8580间断含油污

20、水液100埋地含硫污水液23 t/h400.4100连续含盐污水液40.5 t/h500.4150连续高浓度污水液250间断采暖热水回装置外液750.09300连续燃料油液12080连续表 1151.2.5 主要操作条件 1.2.5.1 操作指标 表113项目仪表位号单位指标常压炉F1001炉出口温度TIC1717355375常压炉F1001炉膛温度TI1775800常压炉F1001炉膛温度TI1776800常压炉F1001炉膛温度TI1777800常压炉F1001炉膛温度TI1778800常压炉F1001炉膛温度TI1779800常压炉F1001炉膛温度TI1780800常压炉F1001炉膛

21、温度TI1781800常压炉F1001炉膛温度TI1782800常压炉0.3MPa过热蒸汽温度TI1719450减压炉F1002炉出口温度TIC1738365385减压炉F1002炉膛温度TI1783800减压炉F1002炉膛温度TI1784800减压炉F1002炉膛温度TI1785800减压炉F1002炉膛温度TI1786800初馏塔C1001塔顶温度TIC1101100140初馏塔C1001塔顶压力（表压） PIC1101kPa2099初馏塔C1001塔底液位LIC1101%4080 常压塔C1002塔顶温度TIC1201100140常压塔C1002塔顶压力（表压） PI1211kPa20

22、70常压塔C1002塔底吹汽量FIC1204t/h1.003.46常压塔C1002塔底液位LIC1201%4060减压塔C1004塔顶温度TIC140160130减压塔C1004塔顶压力（真空度） PI1401kPa94.5减压塔C1004塔底液位LIC1404%4060电脱盐罐D1001/1操作压力（表压）PI1601kPa5001800电脱盐罐D1001/2操作压力（表压）PI1602kPa5001800电脱盐罐D1001操作温度TI1601110145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 114 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