东油品储运系统.docx

1、东油品储运系统东油品储运系统 东油品储运系统 1.1 车间概况 1.1.1 车间简介 炼油厂东油品车间始建于 1978年 7月，于 1982年竣工投用。东油品车间为适应上游生产装置的扩建改造等需要，先后完成过多次改扩建工程：历年改扩建情况：1983年增建 400 m3 球罐 5座；1990年增建 10000 m3 拱顶储罐 4座，1000 m3 拱顶储罐 1座，500 m3 拱顶储罐 1座；1990年增建溶剂油装车系统，其中包括装车泵房一座（装车泵 3台）、装车鹤管4 台及配套的储运设施；1990年增建石脑油卸车系统，主要储运设施：卸车泵房一座（卸车泵 3台及配套的真空卸车系统）、卸车栈台一座

2、（23台卸车鹤管）。1992年 1000 m3 球罐 8座；增建液化气汽车装车栈台一座（6 台装车鹤位）；1993年燃料油装卸栈台由原有 14个鹤位增至 22个鹤位；1998年将 3 座 5000 m3 内浮顶储罐改建为 10000 m3 内浮顶储罐；1998年增建航空煤油储运系统，增加及改造内容：将原有汽油调合罐区改造为航煤罐区，汽油调合泵房改造位航煤泵房，轻油栈台拆除原有柴油装车鹤管 10 台，改建航煤装车鹤管 10台；1999年拆除原有付产罐区储罐 9台，改增建柴油储运系统设施；2000年在原付产罐区增建 2 座 10000 m3 内浮顶储罐，将 22 个石脑油鹤位改为 22台柴油装车鹤

3、位；2005年增建 2 座 9700 m3 内浮顶储罐；2007年拆除原有 1000 m3 航煤储罐 4台，增建 2 座 10000 m3 内浮顶储罐；2008年燃料油装卸栈台加长由原有 22个鹤位增至 44个鹤位；2010年，为配合辽阳石化公司 1000万吨年俄油加工项目开车，东油品车间对原副产品泵房、多余产品泵房、石脑油泵房、石脑油卸车泵房、渣油罐区、蜡油罐区、柴油罐区、石脑油罐区、轻烃罐区、污油罐区、石脑油卸车栈台、轻油栈台等进行扩建、改建，具体改造项目有：增设 4台 100万吨年加氢裂化装置冷进料泵、2台200 万吨年加氢精制装置冷进料泵、2台 0#柴油循环泵、2台-35#柴油循环泵、

4、2台汽油调合泵、3台柴油添加剂泵、2 台汽油添加剂泵；将 C111C113 改成 100万吨年加氢裂化装置冷进料原料储罐；将 C217、C218 改成 200万吨年加氢精制装置冷进料原料储罐；将 C211C216 改成 100万吨年加氢裂化装置和 200万吨年加氢精制装置的 0#柴油成品储罐；将 C205C208 改成 100万吨年加氢裂化装置的-35#柴油成品储罐；将 C201C204 改成 100万吨年汽油调合储罐；拆除 C241C244 储罐，原地增设 0#柴油和-35#柴油添加剂设施；在轻油栈台增设 10台卸甲苯鹤位；将现有石脑油卸车、装车栈台改建成汽油装车栈台。东油品车间目前共有 7

5、个罐区、10个泵房，4个火车装卸栈台，1个液化气汽车装卸栈台；各种机泵 70台，各种塔罐 71台（其中脱硫塔 4台，真空罐 3台）。储罐总容量 24.71万立方米。负责自产航空煤油、汽油、石脑油、柴油、液化石油气、C5、轻石脑油等油品的外销出厂以及自产渣油、焦化蜡油、石脑油、汽油组份油、航空煤油、燃料油储存、输转、调合等储运任务。1.2工艺流程说明 1.2.1 燃料油系统工艺流程 1.2.1.1热渣油工艺流程 常减压装置热渣油 C110 延迟焦化装置 1.2.1.2焦化蜡油工艺流程 自压 延迟焦化装置蜡油 C106C108 汽槽至首站 C111C113 B103 C102、C104、C105

6、延迟焦化装置蜡油 C114、C115 B110A/B 英华化工厂 1.2.1.3渣油工艺流程 常减压装置渣油 C101C105 罐 1.2.1.4渣油工艺流程 常减压装置渣油 C102、C104、C105 B103 B106a 电厂 1.2.1.5调合 200#燃料油工艺流程 常减压装置渣油 C101、C103 烯烃厂 92#装置、公用燃料站 焦化重蜡、轻蜡 B103 1.2.2 石脑油系统工艺流程 1.2.2.1 550常减压装置石脑油 C202、C204、C208 B201、B202 烯烃厂 11#装置 栈台装车 1.2.2.2新精制石脑油工艺流程 新加氢精制装置石脑油 C201、C203

7、、C205、C207 B207a/b 烯烃厂 21#装置 1.2.2.3精制石脑油工艺流程 加氢精制装置石脑油 C201、C203、C205、C207 B207a/b 烯烃厂 21#装置 1.2.2.4石脑油装车出厂工艺流程 C202、C204、C206、C208 自压 装火车出厂（23个鹤位）1.2.3 柴油系统工艺流程 加氢装置 C217、C218 制氢装置 C211、C212 自压 柴油栈台(22个鹤位)常减压装置 C213、C214 西油品长输泵入口 西油品装置 C215、C216 1.2.4 急冷油工艺流程 芳烃厂 C10 跨 P92090 B222泵出口 C224 西油品柴油 B2

8、22 烯烃厂 21#装置 1.25 甩油工艺流程 焦化装置 C227、C228 B208 金兴化工厂 焦化装置 1.2.6 航煤系统工艺流程 1.2.6.1航煤脱硫化氢工艺流程 加氢裂化航煤基础油 脱硫化氢罐 01或 02 C229、C230、C231 1.2.6.2航煤加剂工艺流程 添加剂罐 C229、C230、C231 静态混合器 C605C607 1.2.6.3航煤调合工艺流程 C605C607 B603 C605C607 油品调合器 1.2.6.4航煤装车工艺流程 C605C607 B602 栈台装车（10个鹤位）1.2.6.5不合格航煤工艺流程 C226 B601 西油品柴油罐区 1

9、.2.7 车用乙醇汽油调合组分油（）工艺流程 汽油轻组分油 芳烃厂组分油 C232、C235、C236 装火车出厂（7 个鹤位）烯烃厂组分油 抗 爆 剂 1.2.8 污油污水系统工艺流程 1.2.8.1重污油工艺流程 重油罐区脱水 航煤罐区脱水 重隔油池 重储油池 9#泵 外运 1#井含油污水 重油栈台污油池污水 1#井污油 污 10泵 外运 西油品 重油栈台污油池污油 污 11#泵 1.2.8.2轻污油工艺流程 石脑油罐区脱水 轻隔油池 轻储油池 污 1#、2#泵 汽油罐脱水 末站 1.2.8.3含油污水工艺流程 各泵房、重油栈台下水 1#井 3#、4#泵 轻隔油池 C224、C231 罐、

10、航煤罐脱水 柴油罐脱水 3#井 7#泵 西油品车间 1.2.8.4污水工艺流程 轻、重隔油池污水 2#井 污 5#7#泵 西油品车间 1.2.9 C3 收油流程 11#P92 131 9#216 C308C312 脱硫 LP G 0313 C308C312、C315C318 1.2.10 C4 收油流程 21#P92 092 10#C301C304 215#C310-C312 1.2.11 C5 收油流程 24#P 92 038 101#C305、C306 加氢 C305、C306 1.2.12 C3 付油流程 C308C312 214#B306 1/2（或跨线）218#液化气站 C308C3

11、12 216#9#P92 131 P92-068 液化气站 1.2.13 C4 付油流程 C301C304 202#B301、B302 206#栈台槽车 C310C312 C308C312 216#9#P92 131 P92068 液化气站 1.2.14 C5、轻石脑油付油流程 C305、C306、C313、C314、C319、C320 205#B303 207#火车槽车 金兴化工厂 石脑油罐区 204#汽油调合罐组 市石油公司 C313、C314、C319、C320 B306/1、B306/2 烯烃厂 1.2.15 收金兴化工厂抽余油工艺流程 金兴化工厂抽余油 C303、C304 罐 1.2

12、.16 100万吨/年加氢裂化装置原料系统 1.2.16.1 热进料工艺流程 常减压装置减三线、减二线热蜡油 混合器 X301 100万吨/年加氢裂化装置 C107 和 C108 送出的焦化蜡油 1.2.16.2 冷进料工艺流程 常减压装置减三线、减二线热蜡油 C111C13 储罐 混合器 X301 100 万吨/年加氢裂化装置 C107 和 C108 送出的焦化蜡油 1.2.17 200万吨/年加氢精制装置工艺流程 1.2.17.1 冷进料工艺流程 不合格油 常减压装置减三线、减二线热柴油 C217 和 C218 储罐 混合器 X302 200 万吨/年加氢精制装置 焦化汽柴油 1.2.17

13、.2 开工进料工艺流程 常减压装置、原有加氢裂化装置来的 0#柴油、-35#柴油 C217 和 C218 储罐 P304A/B 200万吨/年加氢精制装置 1.2.18-35#柴油装车出厂工艺流程 100万吨/年加氢裂化装置 西油品柴油栈台 原有 120万吨/年加氢精制装置 C205-C208 P305、P306 0#柴油栈台 原有 160万吨/年加氢裂化装置 西油品装车泵 1.2.19 0#柴油系统工艺流程 新建 100万吨/年加氢裂化装置 经长输管线至营口鲅鱼圈 新建 200万吨/年加氢精制装置 C211-C216 西油品装车 1.2.20-35#柴油加剂系统艺流程 柴油润滑性改进剂 P3

14、09 R301 P307 或 P308B P305、P306 入口管线 1.2.21 0#柴油加剂系统工艺流程 柴油流动性改进剂 P310A/B R302 P308A/B P301A/B入口管线 1.2.22 汽油调和系统工艺流程 常减压轻石脑油（拔头油）汽油轻组分油 脱戊烷油 C201C204 B225B227 石油公司 甲苯 芳烃碳九 B204AN/BN 芳烃抽余油 碳五 1.3工艺流程图（见附录）1.4主要操作条件及质量指标 1.4.1主要操作条件 操作指标 项目 单位 指标 汽油组分油罐 C201、C202、C204液位 m 2.012.0 汽油组分油罐 C203 m 2.010.5-

15、35#柴油罐 C205、C206、C208 液位 m 2.013.4-35#柴油罐 C207 液位 m 2.014.0 柴油罐 C211C216 液位 m 2.014.0 汽油组分油温度 40 石脑油温度 40 0#、-10#柴油温度 550 -35#柴油温度 常温 轻质油脱水沉淀时间 h 2 储罐压力 MPa 常压 急冷油罐 C224 液位 m 1.17.4 不合格汽油罐 C225 液位 m 1.17.4 不合格 3#喷气燃料罐 C226 液位 m 1.17.4 甩油罐 C227、C228 液位 m 1.16.5 3#喷气燃料罐 C229、C230 液位 m 2.012.5 3#喷气燃料罐

16、C231 液位 m 2.010.2 93#汽油调合油 C232、C235、C236液位 m 2.010.2 3#喷气燃料罐 C605C607 液位 m 2.013.7 柴油罐 C217、C218 液位 m 2.014.0 急冷油罐 C224 温度 冬季：1040；夏季：常温 不合格汽油罐 C225 温度 40 不合格 3#喷气燃料罐 C226 温度 40 甩油罐温度 3590 3#喷气燃料罐温度 40 93#汽油调合油 C232、C235、C236温度 40 0#、-10#柴油温度 550 -35#柴油温度 常温 重质油脱水沉淀时间 h 4 轻质油脱水沉淀时间 h 2 储罐压力 MPa 常压

17、液化气罐 C301C304、C307C312液位 m 0.26.4 液化气罐 C315C318 液位 m 0.38.8 C5罐 C305、C306 液位 m 0.26.4 轻石脑油罐 C313、C314、C319、C320 液位 m 0.38.8 液化气罐 C301C304、C307C312温度 40 液化气罐 C315C318 温度 40 C5罐 C305、C306 温度 40 液化气罐 C301、C302、C307C312、C315C318 压力 MPa 0.11.3 液化气罐 C303、C304 压力 MPa 0.10.7 C5罐 C305、C306 压力 MPa 0.050.2 轻石脑

18、油罐 C313、C314 压力 MPa 0.050.2 轻石脑油罐 C319、C320 压力 MPa 0.050.25 液化气、轻石脑油、C5 脱水沉淀时间 h 1 重油罐 C102C105 液位 m 2.012.5 焦化蜡油罐 C106108 液位 m 2.012.5 200#燃料油罐 C101、C103 液位 m 2.012.5 重油罐 C110 液位 m 2.012.5 原油罐 C109 液位 m 1.53.0 减压蜡油罐 C111C113 液位 m 1.412.5 焦化蜡油罐 C114、C115 液位 m 1.49.0 重油罐 C102C105 温度 6075 焦化蜡油罐 C10610

19、8 温度 4080 200#燃料油罐 C101、C103 温度 6075 重油罐 C110 温度 115160 原油罐 C109 温度 3050 减压蜡油罐 C111C113 温度 5080 焦化蜡油罐 C114、C115 温度 4080 重质油脱水沉淀时间 h 4 储罐压力 MPa 常压 注：为厂级控制指标 1.4.2 主要操作指标 项目 指标 常一粗柴油：焦化汽柴油 3：1 常一蜡油：焦化蜡油 91：9 C101C108、C111C113、C227、C228、C217、C218 罐氮封压力 70mmH2O 1.4.3 报警值、联锁值 罐号 项目 C205（mm）C206（mm）C207（m

20、m）C208（mm）低液位报警高度 830 高液位报警高度 14000 高高液位报警高度 13718 13718 14180 13718 罐号 项目 C211(mm)C212(mm)C213(mm)C214(mm)C215(mm)C216(mm)C217(mm)C218(mm)低液位报警高度 780 780 760 760 760 760 740 740 高高液位报警高度 14710 14710 14160 14160 14160 14160 14170 14170 1.4.4 质量指标 3#喷气燃料（航空煤油）GB 6537-2006 项目 质量指标 挥发性 馏程 初馏点,10%回收温度 不

21、高于 20%回收温度 50%回收温度 不高于 90%回收温度 终馏点,不高于 残留量,%(V/V)不大于 损失量,%(V/V)不大于 闪点（闭口），不低于 密度(20),kg/m3 报告 205 报告 232 报告 300 1.5 1.5 38 775-830 流动性 运动粘度,mm2/s 20 不小于-20 不大于 冰点，1.25 8.0-47 外观 颜色 清澈透明，无不溶解水及固体物质 报告 组成 总酸值,mgKOH/g 不大于 芳烃含量,%(V/V)不大于 烯烃含量，%(V/V)不大于 0.015 20.0 5.0 0.2 总硫含量，%（m/m）不大于 硫醇性硫含量%（m/m）不大于 博

22、士试验 直镏组分，%（V/V）加氢精制组分 加氢裂化组分 0.002 通过 报告 报告 报告 燃烧性能 净热值 MJ/kg 不小于 烟点 mm 不小于 奈系烃含量（烟点最小为 20mm 时）,%（V/V）不大于 42.8 25.0 3.0 腐蚀性 铜片腐蚀（100，2h）,级 不大于 银片腐蚀（50，4h）,级 不大于 1 1 安定性 热安定性（260.2.5 h）压力降，kPa 不大于 管壁评级，级 3.3 小于 3，且无孔雀蓝色 或异常污染物 洁净性 实际胶质 不大于 水反应；界面情况，级 不大于 分离程度，级 不大于 固体颗粒污染物含量，mg/L 不大于 7 1b 2 1.0 电导率（2

23、0），Ps/m 50-450 水分离指数 未加抗静电剂 不小于 85 加入抗静电剂 不小于 70 润滑性（磨痕直径 WSD）,mm 不大于 （民用 0.85）0.65 轻柴油 GB 252-2000 项目 0号 -10号 -20号-35号 色度，号 不大于 3.5 氧化安定性，总不溶物mg/100mL 不大于 2.5 硫含量，%（m/m）不大于 0.2 酸度，mgKOH/100mL 不大于 7 10%蒸余物残炭%（m/m）不大于 0.3 灰分%（m/m）不大于 0.01 铜片腐蚀（50,3h）不大于 1 水分%（V/V）不大于 痕迹 机械杂质 无 运动粘度 20.mm2/s 3.0-8.0 1

24、.8-7.0 凝点 不高于 0号 10号-20号-35 号 冷滤点 不高于 4 -5 -29 闪点（闭口），不低于 55 45 十六烷值 不小于 45 馏程：50%回收温度，不高于 300 355 90%回收温度，不高于 95%回收温度，不高于 365 密度（20），kg/m3 实测 石脑油 Q/SY 26-2002 项目 质量指标 1号 2 号 颜色（赛博特色号）+20 密度（20），kg/m3 馏程 初馏点 报告 50%馏出温度 报告 终馏点 205 烷烃和环烷烃含量,%(体积分数)70/90 烯烃含量%(体积分数)2.0 硫含量%(体积分数)0.05 铅含量%(体积分数)100 砷含量%

25、(体积分数)报告 (GB/T22030-2008)车用乙醇汽油调合组分油()技术要求和试验方法 项目 质量指标 实验方法 抗爆性 研究法辛烷值（RON）抗爆指数（RONMON）/2 90#93#97#(不小于)88 91.0 95.5 (不小于)83.5 86.5 报告 GB/T5487 GB/T503 GB/T8020 铅含量,g/L (不大于)0.005 馏程 10蒸发温度,50蒸发温度,90蒸发温度,终馏点,残留量,(V/V)(不高于)70 (不高于)120 (不高于)190 (不高于)205 (不大于)2 GB/T8536 蒸气压 kPa 从 11月 1 日至 4月 30日 从 5 月

26、 1 日至 11月 30日 实际胶质,mg/100mL 诱导期,min 硫含量,(m/m)硫醇(需满足下列要求之一)博士试验 硫醇硫含量,（质量分数)铜片腐蚀(50,3h),级 水溶性酸或碱 机械杂质及水分 有机氧化合物（质量分数)苯含量,(V/V)烯烃含量,(V/V)芳烃含量,(V/V)(不大于)81 (不大于)67 (不大于)5 (不小于)540 (不大于)0.036 通过(不大于)0.001 (不大于)1 无 无(不大于)0.5 (不大于)1.0 (不大于)38 (不大于)44 (不大于)0.016 (不大于)0.010 GB/T8017 GB/T8019 GB/T8018 GB/T11

27、140 GB/T0253 GB/T0689 GB/T0742 SH/T0174 GB/T1792 GB/T5096 GB/T259 目测 SH/T0663 SH/T0720 SH/T0693 SH/T0713 GB/T11132 GB/T0741 GB/T11132 SH/T0741 GB/T0711 GB/T0712 G 铅含量（g/L）铁含量（g/L）车用汽油（）的技术要求和实验方法 分 析 项 目 车用汽油（）试验方法 90 93 97 抗爆性：研究法辛烷值（RON）不小于 90 93 97 GB/T 5487 抗爆指数（RON+MON）/2 不小于 85 88 报告 GB/T 503、

28、GB/T 5487 铅含量 g/L 不大于 0.005 GB/T 8020 铁含量 g/L 不大于 0.01 SH/T 0712 锰含量 g/L 不大于 0.016 SH/T 0711 馏程 10%回收温度，不高于 70 GB/T 6536 50%回收温度，不高于 120 90%回收温度，不高于 190 终馏点，不高于 205 残留量，%（体积分数）不大于 2 蒸气压，Kpa GB/T 8017 从 11月 1 日至 4月 30 日 不大于 88 从 5 月 1 日至 10月 31 日 不大于 72 实际胶质，mg/100mL 不大于 5 GB/T 8019 诱导期，min 不大于 480 G

29、B/T 8018 硫含量，%（m/m）不大于 0.015 GB/T 380、GB/T 11140、SH/T 0253、SH/T 0689、SH/T 0742 铜片腐蚀（50，3h），级 不大于 1 GB/T 5096 水溶性酸或碱 无 GB/T 259 机械杂质及水分 无 目测 硫醇（需满足下列条件之一）：硫醇硫（博士试验法）硫醇硫含量，%（m/m）不大于 通过 SH/T 0174 0.001 GB/T 1792 氧含量，%（m/m）不大于 2.7 SH/T 0663 甲醇含量，%（m/m）不大于 0.3 SH/T 0663 苯含量，%（v/v）不大于 1.0 SH/T 0693、SH/T 0

30、713 烯烃含量，%（v/v）不大于 30 GB/T 11132、SH/T 0741 芳烃含量，%（v/v）不大于 40 GB/T 11132、SH/T 0741 1.5 公用工程（水、汽、气、风）指标 名称 项目 单位 指标 0.4MPa 低压蒸汽 压力 MPa 0.4-0.5 温度 133-143 0.8 MPa 低压蒸汽 压力 MPa 0.45-1.0 温度 137-175 消防水 压力 MPa 1.0-1.1 温度 常温 氮气 压力 温度 MPa 1.0-1.7 常温 外供净化风 压力 MPa 0.65-0.8 温度 35-40 1.6 设计化工原材料消耗指标设计化工原材料消耗指标 项 目 单位 指标 T1502无灰抗静电剂加入量 ppm 小于 2.5 T501抗氧防胶剂加入量 mg/L 1724 T1602抗磨剂加入量 mg/L 1020 HR-QKJ 抗爆剂 g/t 105 KT9262抗爆剂%0.1 习题 1.东油品储运系统的主要任务是什么？储存的油品品种主要有哪些（回答 7 种即可）？2.东油品储运系统共有多少个罐区？储罐总容量约为多少？3.东油品储运系统共有多少个油品装、卸车栈台？