一联合车间0.8Mta常压装置和0.5Mta催化裂化装置试车工作总结

第一篇：一联合车间0.8Mta常压装置和0.5Mta催化裂化装置试车工作总结

一、前言：

0.8Mt/a常压装臵和0.5Mt/a催化裂化装臵是****公司的振兴工程、腾飞工程，关系到分公司每一位职工的切身利益。只有新装臵开起来了，企业才能生存下去，并且逐步发展壮大。0.8Mt/a常压装臵由洛阳设计院设计，中国化学工程第十三建设公司承建，0.5Mt/a催化裂化装臵也由洛阳设计院设计，中石化第五建设公司承建。于2003年2月9日破土动工，2004年5月25日常压进行了吹扫试压、烘炉、水联运、油联运等一系列工作后，于6月18日实现投料试车一次成功，6月21日生产出合格产品。2004年6月4催化进行了吹扫试压、烘两器、水联运、油联运、锅炉打靶、烘炉、煮炉等一系列工作后，于7月6日实现投料试车一次成功，7月7日喷油生产出合格产品。联合装臵开工后生产运行正常，催化装臵于7月20日开主风机主机，投用烟机。二、一联合装臵概况：常压蒸馏、催化裂化、开工锅炉和气柜组成联合装臵，称为一联合。0.8Mt/a常压蒸馏装臵主要由一脱三注部分、原油换热部分、初馏及常压蒸馏部分和产品精制部分(碱洗部分)组成。0.5Mt/a催化裂化装臵主要包括反应-再生、分馏、吸收稳定（含气压机）、主风机-烟机系统、余热锅炉、产汽系统、产品精制部分。催化装置设计原料为陕北常压渣油和塔河减压蜡油的混合原料，主要产品有干气、液化气、汽油、轻柴油、油浆等。常压蒸馏设计原料为陕北安塞原油，主要产品有化工轻油、柴油、常压重油。装臵设计年开工8400小时。

常压装臵主要设备共有131台: 1．塔类:(1)初馏塔，塔径为Φ1800，共设22层高效塔盘。

(2)常压塔及常压汽提塔

常压塔，直径为Φ2400，塔内共设50层高效塔盘。

常压汽提塔直径为Φ800分为三段，内设填料。2．加热炉

常压炉的操作负荷为8510kw，设计负荷10645kw。初底油分2路入加热炉。

3．容器类

常压蒸馏装臵共需容器23台。原油采用两级电脱盐，电脱盐罐为Φ2800×9930，采用国内先进的鼠笼式电脱盐技术或交直流电脱盐技术。

4．冷换设备

换热流程采用简单、灵活的换热流程。在合适部位选用有强化作用的冷换设备，减少换热面积，减少投资。常压蒸馏装臵冷换热设备总计24台；空冷器总计4片。5．机泵

油泵多选用ZA、ZE油泵。电机采用YBXn型高效率电机，以减少电耗。常压蒸馏装臵共有泵4l台，电机4l台 催化装臵主要设备共有336台：

1、反应－再生部分 1.1提升管反应器

采用折叠式提升管，分为三段，下段为预提升段，钢径为0.85m、内衬150mm隔热耐磨衬里。中段为进料及第一反应区，钢径为1.0 m、内衬100mm隔热耐磨衬里；进料设两排各4组SKH-4型高效雾化喷嘴，进料采用回炼油、回炼油浆、原料油混合进料。上段为第二反应区，钢径为2.2m，内衬100mm隔热耐磨衬里；反应二区入口处设急冷油和急冷水各2组喷嘴；反应二区出口至粗旋部分，钢径为1.0 m、内衬100mm隔热耐磨衬里；提升管出口设1组粗旋。1.2沉降器及汽提段

沉降器臵于再生器之上，钢径为4.4m，内衬100mm无龟甲网衬里，采用2组单级PV型旋风分离器。

汽提段钢径2m，设8层改进型环形挡板，整个汽提段插入再生器中，外衬100mm隔热耐磨衬里。

在沉降器粗旋料腿出口下部设待生催化剂抽出斗，反应二区需补充的待生催化剂由此斗抽出。

1.3再生器

采用大小筒结构，稀、密相钢径分别为7.2m、5.8m（内径6.9m、5.5m），采用150mm厚的无龟甲网单层隔热耐磨衬里，主要内构件包括4组两级PV型旋风分离器、主风分布管、待生塞阀套筒及特殊设计的待生催化剂分配器、内取热器等。1.4取热器

本设计设一台气控外循环式翅片管外取热器，直径1.6m，内衬100mm隔热耐磨衬里，汽水循环系统采用自然循环方式，正常取热量为5885kW。内取热设3根翅片管式取热管，产饱和蒸汽；另设4根过热盘管；内取热器总取热量为6978 kW。1.5三级旋风分离器

采用一台卧管式三级旋风分离器。

2、塔类 2.1分馏塔：

分馏塔直径Φ3400mm，采用30层双溢流ADV高效微分浮阀塔盘。2.2轻柴油汽提塔

直径Φ1200mm，采用6层单溢流ADV高效微分浮阀塔盘。2.3吸收塔： 直径Φ1800mm，采用30层双溢流ADV高效微分浮阀塔盘。2.4解吸塔：

直径Φ2200mm，采用30层双溢流ADV高效微分浮阀塔盘。2.5再吸收塔：

直径Φ1000mm，采用22层单溢流ADV高效微分浮阀塔盘。2.6稳定塔：

直径Φ2200mm，采用40层双溢流ADV高效微分浮阀塔盘。3.1主风机组

主风机组采用主风机－烟机－电动机三机组配臵。主风机为离心式风机。烟机采用单级悬臂式，电动机为鼠笼式异步电动机。主风机设计流量1165m3n/min（干基），设计出口压力0.4MPa（绝）。主风机型号：

5E1400-4.079 / 0.979 功率：5365 kW

烟气轮机型号：YL-5000C 功率：4900 kW 电动机型号： YFKS900-4 功率：5500 kW 3.2备用主风机组

备用主风机组采用主风机－电动机两机组配臵。主风机为离心式风机。主风机设计流量816m3n/min（干基），设计出口压力0.32MPa（绝）。

备用主风机型号： D1000-3.263 / 0.979 功率：3030 kW 电动机型号： YKS710-4 功率：3400 kW 3.3增压机组

增压机采用增压机＋电动机二机组配臵。（一开一备），增压机为离心式。设计流量160m3n/min，设计出口压力0.48MPa（绝）。

增压机型号： B75-4.895 / 3.977 功率：158 kW 电动机型号： YB450-2W 功率：280 kW 3.4富气压缩机组

富气压缩机采用气压机－中压背压蒸汽轮机两机组配臵。气压机流量236m3n/min，入口压力0.19MPa（绝），出口压力1.6MPa（绝）；中压背压蒸汽轮机用汽量27t/h。气压机型号： 2MCL456-42 功率：1626 kW 蒸汽轮机型号： N1.8-35/11 功率：1789 Kw

4、冷换设备

对于一般的冷换设备选用BES、BJS系列为主；对于除盐水与分馏塔顶循环油换热的换热器选用BIU系列；对压降及油气冷却要求较严的部位，如分馏塔顶，采用低压降、高效率的波纹管折流杆冷凝器。共49台。

5、油泵

本装臵所选油泵以能满足大流量要求、高效率的ZA、ZE型离心泵为主，电机均选用YB系列电机。共102台。

6、余热锅炉

设臵一台余热锅炉，由过热段、蒸发段及省煤段组成。余热锅炉不补燃料气。

三、装臵工艺特点：

0.5Mt/a催化裂化装臵在设计上采用了目前国内乃至世界的先进工艺技术，主要有：

（1）、两器采用洛阳石化工程公司的同轴型式催化裂化技术，该两器型式具有技术先进、操作简单、抗事故能力强、能耗低及占地少等特点；（2）、再生器采用的同轴单段逆流高效再生技术是目前国内最可靠的先进再生技术之一，该技术已成功应用于十多套新建或改造的大型催化裂化装臵；

（3）、通过加高待生套筒使待生催化剂进入密相床上部，并在待生套筒出口配臵特殊设计的待生催化剂分配器，使待生剂均匀分布于再生密相床上部，然后向下流动与主风形成气固逆流接触，有利于提高总的烧焦强度并减轻催化剂的水热失活。为单段逆流高效再生提供基本的保证；

（4）、采用内、外结合取热方式，本装臵由于生焦率较高且为一段完全再生，故再生热量过剩较大，根据调节灵活性以及对再生的影响等方面的综合考虑，本装臵取热系统采用了内、外结合的取热方式，即在再生器密相床设臵内取热器取走一部分热，同时设臵一台气控式外取热器以调节总取热负荷，两取热器总的取热能力为12863KW～19295KW；

（5）、反应一区采用分层进料技术：在反应一区适宜的部位分层布臵进料喷嘴，不仅可根据混合进料的不同裂化性能采取不同的反应条件，而且可根据装臵处理量的变化和对产品质量的要求来控制反应时间。上、下两层共8个喷嘴。（6）、进料喷嘴采用雾化效果好的SKH型喷嘴，并采用较高的原料油预热温度(200℃)以降低原料进喷嘴的粘度，确保原料的雾化效果及油气接触效果；

（7）、沉降器采用新型防结焦措施，提高汽提效果对降低再生器烧焦负荷在减轻催化剂水热失活有很大好处，本装臵采用了特殊设计的汽提段挡板，以改善汽提蒸汽与待生催化剂触，提高汽提效果；（8）、降烯烃工艺采用石科院的MIP（多产异构烷烃）技术。该工艺突破了现有的催化裂化工艺对某些反应的限制，实现可控性和选择性地进行某些反应，产品的性质和产品分布得到改善。

四、装臵开工及运行：4.1装臵开工情况

西安分公司十分重视本次清洁燃料技改工程的技术培训和生产准备工作，成立了生产准备小组，并组织了相关技术人员和操作人员先后分两批去上海高桥分公司进行培训和技术交流，组织技术人员对操作人员进行讲课。建立了东方仿真系统培训室，让大批的操作人员在开工前熟悉了开工过程和DCS操作，并逐一进行了考核。

常压装臵：5.25日开始引非净化风吹扫正式进入开工阶段；6.4日水冲洗结束；6.10日水联运全面结束6.12日常压加热炉烘炉结束；6.18日柴油循环结束；6.18日16：00引原油；6.19日14：00常压炉点火；6.21日19：00馏出口产品质量全部合格，常压装臵一次开车成功。

催化装臵：6.11，反应引主风试密正式进入开工阶段；7.2日反再系统烘器升温结束；7.3日完成流化试验；7.4日4:18反应喷油；7月6日12:20停净化风,装臵自保停车；7月7日15:00反应喷油；7月8日，馏出口产品质量全部合格；7月9日11:20开气压机,富气进稳定；7月20日,开主风机主机,开烟气轮机。4.2装臵运行情况

装臵投入正常生产后，按照MIP工艺技术要求，通过摸索原料油性质、反应温度与反应转化率、待生循环塞阀开度、剂油比、蒸汽量、催化剂活性等操作参数的影响，初步掌握了MIP工艺的特点，使汽油烯烃有了较大幅度的下降，汽油烯烃目前保持在35%一下。经过一个月的平稳运行，经初步标定和生产统计考核，装臵的处理量和产品收率都达到或超过了设计值，其中常压最高日加工量2660t/d(89万吨/年),催化最高日加工量1440t/d（50万吨/年）。催化装臵：汽油收率在41.7%，柴油收率在27.85%，液化气收率在11.92%，油浆收率在3.36%，装臵总液收在84.84%。常压装臵：石脑油收率14.08%,柴油收率在29.89%,装臵轻收在43.97%，产品分布良好。4.2.1摸索经验，严格控制工艺指标

催化装臵反应部分采用MIP工艺，新增了烟机、汽轮机等新设备，而且新增了汽油、干气、液化气脱硫等新工艺。在开工初期生产波动较大，系统藏量难以维持，产品分布不理想，气压机不时的发生喘振现象，油浆固含量也偏高。

①针对催化剂跑损，系统藏量难以维持问题。经分析跑损的原因主要因为加入的催化剂细粉太多（40μm以下占25%），平衡剂种类较杂，催化剂硬度不同，磨损指数不同，催化剂磨损较大。一方面排除了设备问题，另一方面我们围绕生产操作进行了调整，一是控制好反应蒸汽用量，防止催化剂热崩；二是控制好二区循环塞阀开度；三是提高再生器系统藏量（40吨提高至60吨）。通过这些措施的采用，遏制了跑剂现象。目前催化剂单号稳定在1.0kg/t。

②开工初期，装臵负荷较低，产品质量波动较大，装臵收率较低。在7月20日投用主风机主机后，逐渐提起装臵负荷后，分馏塔改为柴油上抽、中段上返；提高反应压力。柴油95%℃由330升至360℃，柴油收率上升5%。其次，降低回炼比，减少回炼比就等于减少总进料中重芳烃含量，降低重质烃分压，减轻了原料油和回炼油反应-吸附的恶性竞争（回炼油的吸附性和气化率好于原料油），从而增加新鲜原料中重质烃的气化率，提高新鲜原料重质烃类的转化率。最后采用较大的雾化蒸汽量，约占总进料的7-9%。一是可以保证较好的雾化效果；二是降低油气分压，有利于重油大分子的充分汽化和裂化，从肯本上改善了反应条件。

③油浆固含量偏高的问题，主要因为反应蒸汽量较大，催化剂存在热崩情况，反应流化状态不稳。装臵改预提升蒸汽为预提升干气，控制预提升线速2.0-3.0m/s左右,间接控制预提升段催化剂密度在250-400kg/m3。适宜的线速可以使催化剂形成均匀向上的活塞流，减少催化剂返混，提高油剂接触效率，同时防止液滴穿透催化剂层，在提升管器壁结焦。④气压机不时的发生喘振现象，经分析出现喘振的根本原因是压缩机的流量过小，小于压缩机的最小流量（或者说由于压缩机的背压高于其最高排压）导致机内出现严重的气体涡流区；外因则是管网的压力高于压缩机所能提供的排压，造成气体倒流，并产生大幅度的气流脉动。离心式压缩机的防喘振控制从原理上讲就是设法改变压缩机的性能曲线或者改变管网性能曲线，使工况点远离喘振线，使压缩机能适应生产要求在变工况下操作，以保持生产系统的稳定。

离心式压缩机的防喘振控制一般通过以下两种调节方法来实现：一是等压调节，即在背压不变的前提下调节流量；二是等流量调节，即在保证流量不变的情况下调节压缩机的排气压力。（1）等压调节

从前所述，当离心式压缩机入口流量过小时，喘振就会发生。解决的根本方法就是提高入口流量，使工况点远离喘振区。此时，可通过改变转速的方法来调节。不过，这时要考虑增加转速后机组的操作参数是否超标，如最大转速、汽室压力、真空度等，还要考虑转子的强度及轴承的寿命。（2）等流量调节

此种调节方法较为常用，可通过调节出口放空量或反喘振循环量来改变工况点的位臵。

对于富气压缩机，当两器压力较低时，入口流量较小，工况点落在喘振线上就会发生喘振。此时，可调节反喘振阀，将压缩机出口的部分气体打循环，使压缩机满足所需的最小流量，脱离喘振区。应当指出的是，反喘振循环量的大小对两器压力的影响较为明显。当两器压力增加到一定值时，调节反喘振循环量的方法就受到了限制，此时可结合转速调节或出口放空的方法脱离喘振区。

目前，气压机喘振现象已经消失。

五、目前装臵存在的问题： 常压装臵:

1、机泵频繁跳闸问题：装臵水联运期间，发现P1103频繁跳闸，而且泵出口不能开大，否则电流超高，将这一情况汇报给相关部门，一直未能得到有效处理。直到柴油冷油运时，p1101也出现同样问题，泵出口压力比设计压力均高出0.4兆帕，经有关专家及设备、电气专业共同分析为泵叶轮直径过大，又会同洛阳设计院对拆下的叶轮进行直径测量，发现泵叶轮只经过两次切削，未能达到设计要求。（设计要求叶轮直径须经过三次切削。）最后对泵叶轮再次切削，p1103工况有所改善，彻底解决了频繁跳闸的问题。但是p1101工况依旧，泵出口压力仍维持在2兆帕左右，只能靠泵出口阀门卡量来降低系统压力，但仍旧存在电脱盐系统压力不稳定的情况。这一现象只能等检修时彻底解决。

2、常压加热炉鼓风机选型过大: 开工期间为了降低加热炉排烟温度，使热管预热器在合适的温度范围内运行，以提高热效率，加热炉6.21 采取了强制通风，当时炉膛负压在—20---30帕波动，鼓风机入口蝶阀开度20%，6.26下午三点多发现炉膛负压大幅下降，出现正压至2帕，调节蝶阀开度无效，遂采取自然通风后压力正常。8.6重新投用强制通风系统验证了这种猜测。鼓风机出口蝶阀开度仅在3%---5%波动，难以保证炉膛负压在合适的过剩空气系数范围内运行。从而判断出鼓风机选型过大。这一现象只能等检修时彻底解决。催化装臵：

1、仪表的问题：装臵仪表问题较多，许多重要的流量表、测震表失灵。俗话说，“仪表是操作工的眼睛”，现在可以说是摸着石头过河无法准确反应操作，装臵存在较大的安全隐患。再就是许多以前提交给洛阳院的DCS优化问题，和洛阳院一起消失了，迟迟得不到解决。

2、漏点问题：由于这次施工质量问题，装臵大大小小出现了近百处漏点，截至目前部分仍在处理。

3、外部干扰因素多：

一段时间蒸汽管网压力波动较大，常导致反应压力大幅波动，汽提蒸汽安全阀起跳；

非净化风压力波动较大，除导致停工一次外，还导致再生器超温一次和汽油固定床反应器切除一次。

两次出现精制液化气出装臵后路不通情况，一次导致液化气脱硫脱硫醇系统安全阀起跳。

两次出现催化冷渣中断，给反应造成较大的波动。

4、稳定塔顶压力控制：冷路、热旁路和不凝气泄压阀分程控制稳定塔顶回流罐压力，而看不到稳定塔顶压力，现冷路蝶阀卡到70%，泄压泄到高压干气线上，如果开泄压阀影响干气质量，稳定塔顶压力只有热旁路能作为调节手段。

5、E2207原料油三通阀门方向装反，现在改原料油全进换热器，通过调节油浆副线来控制反应预热温度。以后检修时更换三通方向。

6、增压机出口放空电动阀漏量。

回顾整个试车过程，开工过程中多多少少出现了许多问题，如备用主风机喘振,班组对ESD不熟悉直接按自保停机；蒸汽串油等，总的来说对新装臵的介入，时间上过于晚。在“三查四定”期间，大部分问题都是由各区域技术员提出来的，多次的提交给工程公司，但很多问题一拖再拖，有些问题直至试车前才得到解决。中交以后，又发现了许多需要整改问题。，由于时间短，至今没有得到解决，留在以后技改时完成。

同时，操作人员对新装臵的熟悉时间过于短，从老装臵停车到新装臵吹扫，不到十天的时间要熟悉所有工艺管线，困难相当大。无论是中交以前还是在试车过程中，各方面关系缺乏统一完善的协调。在“三查四定”期间，车间发现的问题，多次的提交给工程公司，但很多问题一拖再拖，有些问题直至试车前才得到解决。还有部分问题，由于时间短，至今没有得到解决，留在以后技改时完成。

现在想起来，只能说我们有一支团结过硬，善于打硬仗的队伍，有一群踏踏实实，埋头苦干，不计报酬，无私奉献的好职工，虽然，他们身上也有这样那样的缺点，这样那样的毛病和不足，但是，一个装臵的开车成功，不是那一个人的功劳，应该说是集体的智慧，是无数滴汗水铺就的智慧河流，是多少辛勤劳动建成的幸福梯田。

开工只是一个装臵的起点，未来的路还很长。我们车间要一如既往的发扬艰苦奋斗的精神，为装臵的长周期运行贡献自己的力量。

第二篇：炼油一车间常压装置顺利开工

炼油一车间常压装置顺利开工

“明天就要开工了，我们必须再排查一遍，确保万无一失！”这是炼油一车间车间常减压一位技术人员坚定的话语。为确保装置一次开工成功，这年轻的敢打敢拼、务实高效的队伍再一次用实际行动践行着心中的目标和执着。

炼油一车间常减压装置车间肩负着100万吨/年常减压装置的生产重任。自一套常减压停工检修以来，一常的青年员工们就积极行动，自发组成了青年突击队，力保一常一次开工成功。早在几个月前，这支年轻的队伍就为检修装置忙碌起来了。为了编写完成开停工方案、操作规程、统筹图等，工艺组的几名队员一遍遍核实，一遍遍修改完善，在电脑前一坐就是好几个小时，经常能看到他们熬红的双眼；在此基础上，设备组的队员们与相关单位积极进行沟通协调，落实了开工所需更换的材料、设备等，为装置开工检修更换设备做好了物资保障。

10月13日，装置一停工，各项工作便如火如荼的开展起来，由于工期紧、任务重，很多工作都需要去认真仔细的检查，我们年轻的技术人员便每天连班加点在现场检查细节，试运转设备，查找问题，每天都忙到晚上很晚。在此过程中累计查出问题累计几十项，并积极联系相关单位进行整改，消除隐患，为装置一次开工奠定了坚实的基础。与此同时，针对此次检修的专项培训也由技术力量过硬的技术人员承担，他们采用书面材料学习和现场实际操作相结合的方式，宣贯、讲解相关方案、流程、操作，用这次难得的装置检修工作为车间新来人员的培训做好了人员准备。正是这样严谨负责的工作态度，保证了装置顺利生产。

由于本厂一套常减压装置已经投产近40年，存在着设备老化、工艺条件落后等问题，所以不论领导还是技术人员都全程参与，他们一直泡在装置现场，细致地监督检查,反复查确认，生怕在运行过程中出现无法预料的问题，直至凌晨三四点才回家休息。为确保进度，技术干部连班加点，经常是匆匆扒拉几口饭就又冲向装置；他们兵分几路，从作业票办理、安全措施到作业监护等逐一落实，大大提高了工作效率。工作结束后，他们也不忘清理干净现场。快速、准确、及时成为了此次一常大检修的代名词。辛勤的付出最终换来了收获。11月12日，航煤装置产品纯度为xx%，达到装置设计指标，装置一次开工成功；11月13日，柴油产品主要指标达到设定要求，100万吨/年柴油常减压装置一次开工成功，此次一常的开停工展现的是一常多年来薪火相传的精神，一种不忘本质的精神，是一常人人一代又一代吃苦耐劳、艰苦奋斗、永不磨灭的印记。不论是领导还是基层干部都经过了这种历练，凡事都要从基本干起，踏踏实实，苦尽甘来。没有检修中吃到的苦何来装置平稳运行的甜。也正是这历史积淀，岁月留痕，才让一常装置平稳运行了近40年，才会为炼油厂培养了一批又一批的优秀人才，正是这种精神一代又一代的延续，才能够让我们脚踏实地、细致入微、甘当炼油的基石。从装置大检修到装置开工，从日常工作到应急处置，炼油一车间常压装置的集体人员始终冲锋在前，吃苦在先，展现着一常人的执着与奉献，而通过这次检修与开工他们也将继续战斗在最需要的地方，出现在最紧要的关头，成为炼厂最鲜艳的那一面旗帜。

第三篇：呼石化年500万吨常压蒸馏装置试车成功

呼石化年500万吨常压蒸馏装置试车成功

中国石油网消息（记者邢利平）“常压装置试运行12天，加工原油5万吨，生产的柴油、石脑油等产品质量全部合格，装置运行稳定可控。”9月19日，一组优异数据的出炉，表明呼和浩特石化公司年500万吨炼油扩能改造工程常压蒸馏装置试车一次成功。这套装置9月8日正式引原油试运，9月13日产出合格产品，9月18日10时完成为催化裂化、连续重整和加氢精制装置储备原料的任务，开始降温降量。截至9月19日18时，这套装置退油结束，试车圆满成功。呼石化年500万吨常压蒸馏装置的试车成功，标志着这个公司年500万吨项目公用工程、油品储运等各系统流程被全面打通。呼石化年500万吨炼油扩能改造工程2010年8月开工，经过一年多的有效工期建设，今年7月30日实现全面中交。呼石化年500万吨工程全面投产后，按现行的税费政策和价格测算，每年可实现销售收入300亿元以上、税费70亿元以上，将为呼和浩特市乃至内蒙古自治区经济快速发展提供强劲动力。为确保试车工作稳妥推进，呼石化把握工作节奏，生产准备扎实有序，“三查四定”认真细致。同时，这个公司强化安全管理、现场管理和受控管理，严把每一道关口，紧盯每一个环节，严防死守，有效衔接，顺利打通各个工序流程，从而确保常压蒸馏装置试车一次成功。

中国石油首艘自升式海上钻井平台交付

拥有完全自主知识产权，可在全球无限航区作业

中国石油网消息（记者苏子开 特约记者刘冰）9月24日，在渤海湾辽宁省盘锦新港，由中国石油渤海装备制造有限公司自主研制，拥有完全自主知识产权的第一艘自升式海上钻井平台CP-300正式交付使用。集团公司副总经理、党组成员李新华出席交付仪式并为CP-300钻井平台砍缆。这艘满载着中国石油装备制造技术希望的平台起航远行。CP-300自升式海上钻井平台2011年11月成功下水，根据国际质量保证要求，经过10个月的调试和试验后，今年9月达到交付条件。CP-300的交付使用，对于落实国家发展高端装备制造业规划，振兴辽宁省与盘锦市工业基地，以及加快中国石油装备制造业大发展具有重要意义。CP-300自升式海上钻井平台，适用于浅海海上石油勘探开发，可在全球无限航区施工作业，最大作业水深300英尺（91.44米），最大钻井作业深度9000米，一次就位可钻井30口，设计定员105人，各项指标均处于国内外领先水平。

在CP-300自升式海上钻井平台研制中，渤海装备制造采用6项国际先进技术系统、6项国内领先技术，打造出中国石油第一张进入世界高端海工市场的名片。通过发挥生产模块建造与平台建造一体化优势，渤海装备制造的产品结构向海洋工程高端装备制造为主、陆地石油与风电装备制造并举转变，产业结构向装备工程服务领域一体化转变。作为中国石油唯一的海洋油气工程装备生产基地，渤海装备制造以CP-300的交付使用为契机，进一步面向市场深化发展。此外，由渤海装备制造设计的更为先进的CP-400海上钻井平台已通过中国、美国和挪威三国船级社审核，将进一步填补中国石油装备制造技术空白。来自辽宁省、中国石油相关部门，以及当地政府和企业代表共同见证这一历史时刻。

大庆油田重点工程建设全速推进

中国石油网消息（记者邹德庆 王志田）9月20日，大庆油田基建大项目施工建设现场传来喜讯，国家发改委批复的大庆油田热电厂“上大压小”扩建工程实现“一到顶两就位”（主体框架到顶，高压和低压加热器吊装就位）。这是大庆油田强化科学管理，全速推进重点工程建设，为原油年4000万吨持续稳产提供保障的缩影。大庆油田积极响应国家节能减排战略部署，响亮提出“建一项精品工程，经得起百年考验”的目标，推进油田热电厂“上大压小”扩建工程等油田基建大项目建设，为建设资源节约型和环境友好型社会做贡献。2011年6月20日，大庆油田热电厂“上大压小”扩建工程项目正式开工。一年多来，项目经理部围绕“建设百年精品工程”的工作目标，制定下发“创优质工程实施规划”、“现场文明施工管理标准”等一系列管理办法，严抓施工现场质量控制。截至目前，这项工程顺利通过黑龙江省电力质监站对工程的首次验收和土建一阶段的检查验收，实现主体工程框架到顶，工程合格率达到100%。

为确保工程质量，项目经理部组织施工、监理和设计等单位坚持每半个月开展一次质量联合大检查，发现问题齐唱“黑脸”包公，不做“红脸”关公。记者在现场看到，锅炉平台和集控楼等质量标准高的项目，均悬挂“工程创优示范样板”标牌。“截至目前，我们的‘施工竞赛公告栏’已对98项好做法进行了表扬，发放奖励资金2.22万元，对115项质量不符合要求的项目在‘施工管理曝光栏’公开批评，处罚8.43万元。”项目经理部负责人告诉记者。大庆油田参建单位在严把质量关的同时，严把管理关，使精品工程和效益工程不断涌现。采油二厂聚南3—10联合站工程新建转油放水站、注水站、变电所和中控楼各1座，担负站外117口油井来液处理任务，是大庆稳油上产的基建大项目。工程开工建设以来，这个厂基建工程管理中心确立“当年任务当年完”的目标，各项工程和各道工序坚持“样板起步”，并在施工现场设立实物样板。作为承建单位的大庆油田工程建设油建公司坚持高标准施工，目前已完成主体工程的80%；站外117口油井已完成基建工作量71口，利用老区剩余能力投产油井21口和计量间两座，工程按计划顺利推进。此外，采油四厂聚杏八转油站和采油一厂聚南1—2高浓度聚驱污水处理站等样板工程建设也正紧锣密鼓地进行。

长庆油田采气三厂无人值守站改造全部完成网络电子巡井 点击鼠标控制

中国石油网消息（特约记者南洁 通讯员李亮亮）9月24日，随着苏20—1数字化集气站的投运，长庆采气三厂无人值守站改造全部完成。各生产区域实现信息化、网络化、智能化、自动化管理，推动了生产方式的变革。苏里格气田地处毛乌素沙漠，地质条件差，开发难度大，是典型的低渗、低压、低丰度岩性气藏。要有效管理好上万口气井，难度很大。为降低操作成本、提高工作效率、保护草原环境，近年来，长庆采气三厂积极探索，紧密结合气田生产管理实际，对生产环节进行合理优化，通过不断改造和创新，全面加快数字化建设。这个厂利用网络技术、控制技术的最新成果，自主开发了一套数字化、智能化的生产管理系统，实现作业区监控室、采气厂调度中心二级监控。同时，这个厂积极调整气田数字化管理思路，逐级开展气田数字化升级改造，全力推进业务流与数据流的统一，增加了设备智能管理、生产集中调度、预警和信息资料汇集等功能。这个厂为所有投产气井安装紧急截断阀，实现单井智能化管理，可通过设定油压控制自动开关井。单井拍照、录像监测和数据采集系统，实现了对井场动态、单井开关状态、单井流量、单井压力四个重点部位的实时监控，有效提高了气田生产效率和开发效益。作业区集中推行中心站管理模式，形成“电子巡井、人工巡检、中心值守、应急联动”的生产方式，具备了指导生产运行、支持决策分析的功能。作业一区生产大班班长杨伟伟说：“以前关井需要我们到井场手工关井，至少需要一个多小时，实施管理数字化后员工可直接在中心站内自动关井，整个关井过程只需几分钟，大大提高了生产效率和安全性。” 在推进数字化作业区建设上，这个厂形成“作业区监控—中心站应急”的管理办法，建成了以作业区监控室为生产组织中枢的生产管理模式，实现集气站“就地自动控制，远程操作管理和集中监视运行”，改变了人工巡井、集气站驻守的劳动组织方式，为采气厂作业区在数字化条件下的生产管理和运行做出有益探索。如果站上员工需要查看气井数据，只需轻轻用鼠标点击一下，就可以从计算机中查出所有生产数据，一目了然。

第四篇：常村矿压风自救装置汇报材料

常村煤矿压风自救系统情况

为满足矿井安全生产和人员自救的需要，常村煤矿高度重视压风自救系统的建设，严格按照有关文件和技术规范之规定，建设了一套完善的矿井压风自救系统。

一、压风自救系统组成矿井压风自救系统由空气压缩机、压风主管路、压风子管路、压风自救装置组成。

1、空气压缩机

空压机编号：1#、2#、3#空压机型号：OGD—61/8 排气量：61m3/min安装地点：排矸井

投运时间：1#、2#2008年3月

3#2010年5月

空压机类型：固定式单螺杆空压机

2、压风主管路：由直径200mm铁管子从压风机房铺设至矿井开拓区域，并安装有控制阀，共计5590m。

3、压风子管路：由直径75mm铁管子从开拓区域铺设至采掘工作面，并安装有控制阀,共计4081m。

4、压风自救装置

压风自救装置型号：ZY-J型呼吸器供气范围：30-55L/min 呼吸器调节压力范围：0.05-0.1MPa安装数量：106组

二、规范管理

1、常村煤矿设置专门的压风自救系统管理机构，技术和管理人员三人。

2、常村煤矿压风自救系统相关规章制度和岗位职责健全，有《常村煤矿压风自救系统安装使用规定》、《地面空压机司机岗位责任制》、《空压机司机交接班制度》、《空压机操作规程》、《地面空压机维护维修检查制度》、《压风机巡回检查图表》、《巡回检查制》、《煤矿压风管路管理制度》、《设备维修保养制度》。

三、技术资料

常村煤矿压风自救系统各项记录、图标资料齐全。

1、有主要设备安全标志认证和检测检验报告。

2、有值班记录、设备运行记录、设备维修记录、设备布置图、设备台账、人员配备及组织机构图在地面空压机房记录存放。

3、有压风自救装置班检查记录。

4、绘制有压风自救系统管路图、采掘工作面压风自救装置布置示意图（见附图）。

四、安装情况

1、压风自救装置安装要求

（1）、我矿安装的箱式压风自救装置每组有5个呼吸面罩，安装高度以开关阀门距底板1.6-1.8m。

（2）、我矿采煤工作面的进、回风巷在距采煤工作面安全出口50m的范围内集中串联安设3组压风自救装置，自工作面向外100米，每50米安设1组压风自救系统，直至上下巷外口；掘进工作面自巷道口往里每50米安设1组压风自救装置，掘进迎头集中串联安设3组。

（3）、压风自救装置统一要求挂牌管理。

五、使用情况

目前，矿井压风自救系统完善，设备设施运转正常，各项管理制度健全，图纸技术资料齐全，能够正常使用。

防冲办

2012年5月16日

第五篇：化工仿真实习软件之石油炼制常压减压蒸馏装置

第十四章 石油炼制常压减压蒸馏装置

一、常减压蒸馏装置概述及工艺流程说明

1、装置概述

装置主要设备有30台, 各类设备参数如下。(１)加热炉2台

常压炉1 台, 138,160,000 kJ/h 减压炉1台，75,360,000 kJ/h(２)蒸馏塔4座

初馏塔（塔-1）： 3000×26033 mm 常压塔（塔-2）：3800×34962 mm 汽提塔（塔-3）：1200×24585 mm 减压塔（塔-4）：6400/3200×38245 mm(３)冷换设备116台（不包括空气预热器）

换热器76台，总换热面积11455 m2，其中用于发生蒸汽有1140 m2，用于加热电脱盐注水175 m2；冷凝冷却器40 台，总冷却面积10180 m2。(４)泵55台

电动离心泵42台，蒸汽往复泵1台，计量泵10台，刮板泵2台。(５)风机1台。(６)容器 33个(７)吹灰器26台

其中伸缩式4台，固定式22台。

2、工艺流程说明（1）原油换热系统

 原油从油罐靠静位能压送到原油泵（1#、2#）进口，在原油泵进口注入利于保证电脱盐效果的破乳剂和新鲜水，经泵后再注入热水，然后分三环路与热油品换热到110~120℃，进入电脱盐罐进行脱盐脱水。

 原油在电脱盐罐内经20000V高压交流电所产生的电场力作用，微小的水滴聚集成大水滴，依靠密度差沉降下来，从而与原油分离。因原油中的盐分绝大部分溶于水中，故脱水其中也包括脱盐。

 原油从电脱盐罐出来后注入NaOH，目的是把原油残留的容易水解的MgCl2、CaCl

2转化为不易水解的NaCl，同时中和原油中的环烷酸、H2S等，降低设备腐蚀速率，延长开工周期。然后经接力泵（01#，02#）后分三路，其中二路继续与热油品换热到220~230℃后进初馏塔，另一路则先后经过炉-

2、炉-1对流室冷进料管加热到210~220℃后进初馏塔。（2）初馏系统

被加热至220~230℃的原油进入初馏塔（塔-1）第6层（汽化段）后，分为汽液两相，汽相进入精馏段（第6层上至塔顶），液相进入提馏段（第6层下至塔底）。

 初顶油气从塔顶出来，分四路进入冷1/2-5，冷凝冷却到30~40℃进入容-1。冷凝油经泵（14#、15#）后部分打回初馏塔顶第26层作冷回流，另一部分作重整料或汽油出装置；未冷凝的气体（低压瓦斯）去加热炉燃烧或向气柜放空（亦可以向塔-2顶放空）。冷凝水（pH=8~9）部分用泵（45#、46#）注入挥发线，另一部分排入碱性水下水道。

 初顶循环回流油从塔-1第22层集油箱抽出。由泵（55#、56#）送去换-1/A、B，与脱盐前原油换热后返回塔-1第26层。

 初侧线从塔-1第18层集油箱抽出，经泵（11#、18#）送入常压塔第25层（与常一中合并入常压塔）。

 从塔-1底出来的拨头油由泵（4#、5#）抽出，分两路与高温油品换热，换热至295℃左右，合并，再分四路进入常压炉（炉-1）进行加热，加热到364℃进入常压塔（塔-2）第4层。

（3）常压系统

从炉-1加热出来的油进入塔-2汽化段后，汽相进入精馏段，在精馏段分馏切割出4个产品，液相进入提馏段，在塔底面上方吹入过热水蒸气作汽提用。

 常顶油气、水蒸气从塔顶挥发线出来（在挥发线依次注入氨水、缓蚀剂、碱性水），分七路进入冷-2/1-7，冷却到30~40℃，进入容-2作油、水、气分离。容-2分离出来的冷凝水（pH=8~9）部分用泵（45#、46#）注入挥发线，另一部分排入碱性水下水道。不凝气（瓦斯）从容-2顶出来与初顶瓦斯汇合去炉子燃烧或向气柜放空（亦可以向塔-2顶放空）。常顶汽油由泵（16#、17#）抽出，部分打回塔-2顶作冷回流，另一部分经混合柱碱、水洗进入容-27汽油沉降罐，沉降碱渣后出装置。常顶油亦可作重整料出装置。

 常压二线自塔-2第27层馏出，经塔-3上段汽提，油汽返回塔-2第29层，馏出油由泵（20#）抽出，经换-

3、冷-5冷却至40~45℃进入煤油沉降罐，作航煤或灯油出装置。

 常压三线自塔-2第17层馏出，进入塔-3中段汽提，油汽返回塔-2第19层，馏出油由泵（22#）抽出经预-2、换-5、冷-6冷却到60~80℃后与碱液混合进入柴油电离罐容-

34、35，在罐内15~20kV高压直流电场作用下沉降分离碱渣，再进入柴油沉降罐容-30，沉降后作轻柴油出装置。

 常压四线自塔-2第9层馏出，进入塔-3下段汽提，油汽返回塔-2第11层，馏出油由泵（23#）抽出，经换-

7、冷-7冷却作催化料出装置（塔-2过汽化油自塔-2第7层馏出与常四合并进塔-3下段）。

 常顶循环回流自塔-2第36层馏出，由泵（17#）抽出经换-2与原油换热后返回塔-2第39层。

 常一中回流自塔-2第23层馏出，由泵（12#）抽出经换-4返回塔-2第25层。

 常二中回流自塔-2第13层馏出，由泵（19#）抽出经换-6与软化水换热后返回塔-2第15层。

 常压塔底重油由泵（5）抽出，分四路进入炉-2加热。

（4）减压系统

从炉-2加热出来的常底油（395℃）进入塔-4第4层，在塔内93~98kPa真空度下进行减压分馏。

 塔-4顶油气、水蒸气由挥发线引出（为了防腐注有氨水），分三路进入冷-3-1/A、B、C冷却，冷凝油水流入容-4进行油水分离，未冷凝油汽被一级蒸汽抽空器送入冷-3-2/A、B

冷却，冷凝液进入容-4，未冷凝气被二级蒸汽抽空器送入冷-3-3/A、B、C 冷却，冷凝液进入容-4，最后的不凝气引到炉子燃烧，或向塔-4顶放空排入大气。

 减压一线自塔-4全凝段集油箱馏出，由泵（25#）抽送去与炉用空气预热，然后一进入冷-8冷却至45~60℃，部分打回塔-4顶作冷回流，另一部分作重柴油或催化料装置。

 减压三线自塔-4第17层集油箱馏出，由泵（26#）抽出，经换-

8、冷-9冷却至60~80℃，作加氢裂化或催化原料，进冷-9前一部分打回塔-4作减二回流。冷-9出口引一支路去作重质封油用。

 减压三线自塔-4第11层 馏出，由泵（28#）抽出后，一小部分作减三轻洗油打回塔-4第10层，另外大部分减三油经换-9，一部分作减三回流打回塔-4第16层，另一部分油经冷-10冷却至60~80℃，作加氢裂化或催化原料出装置。冷-10出口引一支路去作重质封油用。

 减压四线自塔-4第6层集油箱馏出，由泵（29#）抽出经换-10，一部分作燃料油到炉子燃烧，另一部分经冷-11冷却至70~80℃作燃料油或催化料出装置。

 减底渣油由泵（9#）抽出，经换-11换热后进入冷-12，然后作氧化沥青，焦化或丙烷脱沥青原料出装置（注：换-11-2/AB出来引一支路到炉作出燃料油用）。

 塔底通入过热水蒸气，目的是降低油气分压，提高拨出率。

二、调节器说明

TC106

T-4顶温,控制减一循流量(主调)

79℃

0~120

FC124

F-2一路进料流量及正常控制值

t/h

0~160

FC114

减一循流量及正常控制值

t/h

0~100

FC125

F-2二路进料流量及正常控制值

t/h

0~160

FC115

减二循流量及正常控制值

t/h

0~160

FC126

F-2三路进料流量及正常控制值

t/h

0~160

FC116

减三循流量及正常控制值

t/h

0~100

FC127

F-2四路进料流量及正常控制值

t/h

0~160

LC112

T-4顶贮罐液面,控制顶产品流量

%

0~100

PC132

F-2炉膛压力,控制挡板开度

-157 Pa

-220~0

PC102

T-4二线产品出口压力,控制采出流量0.83 MPa

0~2

AC105

F-2炉膛含氧量,控制热空气进入量

2.3 %

0~25

PC103

T-4二线产品出口压力,控制采出流量 0.85 MPa

0~2

TC109

F-2热油出口温度, 控制燃料量(主调)393℃

0~600

TC110

F-2炉膛温度,控制燃料进入量(副调)

721℃

0~1200

PC104

T-4三线产品出口压力

1.08 MPa

0~2

FC117

T-4冲洗油流量用正常控制值

t/h

0~20

LC114

T-4冲洗段液面,控制四线产品流量

%

0~100

PC105

T-4四线产品出口压力

1.43 MPa

0~2

LC115

T-4塔釜液面 ,控制塔釜渣油流量

%

0~100

PC106

T-4塔釜渣油出口压力

0.53 MPa

0~2

FC120

F-1一路进料流量

t/h

0~160

FC103

T-1东路进料控制(副调)

159 t/h

0~300

FC121

FC104

FC122

FC105

FC123

LC105

PC131

LC103

AC103

TC101

TC107

FC106

TC108

FC108

TC102

PC101

FC109

LC101

TC103

LC102

TC104

TC105

LC106

LC109

LC108

LC110

LC111

FC110

FC111

FC112

F-1二路进料流量

99.5 t/h

T-1北路进料控制(副调)

176 t/h

F-1三路进料流量控制

99.5 t/h

T-1西路进料控制(副调)

77.3 t/h

F-1四路进料流量控制

98.5 t/h

T-1釜液面控制初馏塔进料(主调)

%

F-1炉膛压力, 控制挡板开度

-157 Pa

T-1顶储罐液面,控制顶产品流量

%

F-1炉膛含氧量, 控制热空气进入量

2.41 %

T-1第25板温度, 控制塔顶回流量(主调)102℃

F-1热原油出口温度,控制燃料量(主调)364℃

T-1回流控制(副调)

20.4 t/h

F-1炉膛温度,控制燃料进入量(副调)

670℃

T-1侧线产品流量控制

10.3 t/h

T-2 顶温, 控制塔顶回流量(主调)

102℃

脱盐罐压力控制

0.13 MPa

T-2回流控制(副调)

24.0 t/h

脱盐罐水面控制

%

T-2第25板温度,控制二线出塔流量

176.7℃

脱盐罐水面控制

%

T-2第15板温度,控制三线出塔流量

297.2℃

T-2四线出塔温度,控制四线出塔流量

353.3℃

T-2顶储罐液面,控制顶产品流量

%

T-3上汽提液面 , 控制二线产品流量

%

T-2釜液面,控制F-2进料流量

%

T-3中汽提液面, 控制三线产品流量

%

T-3下汽提液面, 控制四线产品流量

%

T-2顶循环回流量

t/h

T-2常一中回流量

t/h

0~260 T-2常二中回流量

18.3 t/h

0~50 0-160

0~300

0~160

0~200

0~160

0~100

-220~0

0~100

0~25

0~160

0~600

0~30

0~1000

0~16

0~200

0~0.5

0~50

0~100

0~300

0~100

0~500

0~600

0~100

0~100

0~100

0~100

0~100

0~260

FC113

T-2低吹蒸汽量

2.8 t/h

0~10

FC107

T-1顶循流量

49.8 t/h

0~100

FC118

T-4低吹蒸汽量

3.7 t/h

0~10

FC101

新鲜水注水流量

3.8 t/h

0~10

FC102

注水流量

3.5 t/h

0~10

三、手操器说明

HV1 初馏塔回流罐排水阀 2 HV2 3 HV3 4 HV4 5 HV5 6 HV6 7 HV7 8 HV8 9 HV9

四、开关说明 1 SS1 F-1 2 IG1 F-1 3 173 F-1 4 P-2 5 P2B 6 P55 7 P56 8 P-4 9 P4B 10 P11 11 P18 12 P14 13 P15 14 P17 15 P12 16 P19 17 P-5 18 P5B 19 P16 20 P20 常压塔回流罐排水阀 汽提蒸汽阀 炉-2油路注汽阀 炉-2油路注汽阀 炉-2油路注汽阀 炉-2油路注汽阀 减压阀

减压塔顶罐放水阀 雾化蒸汽兼吹扫 点火 燃油泵 初馏塔进料泵 初馏塔进料备用泵 初馏塔顶循环泵 初馏塔顶循环备用泵 初馏塔釜出料泵

初馏塔釜出料备用泵 初馏塔侧线出料泵 初馏塔侧线出料备用泵 初馏塔回流泵 初馏塔回流备用泵 常压塔顶循回流泵 常压塔一中循环回流泵 常压塔二中循环回流泵 常压塔釜出料泵 常压塔釜出料备用泵 常压塔回流泵 常压塔二线出料泵 21 P21 常压塔二线出料备用泵 22 P22 常压塔三线出料泵 23 P23 常压塔四线出料泵 24 23B 常压塔四线出料备用泵 25 P-1 原油进料泵 26 P42 新鲜水注水泵 27 P41 注水泵

SS2 F-2雾化蒸汽兼吹扫 29 IG2 F-2 30 172 F-2 31 P35 32 P36 33 P25 34 P24 35 P26 36 P27 37 P28 38 P29 39 P30 40 P-9 41 P9B 42 VAC 43 G.Y 44 Y.B 45 ShY 46 JD1 C-7 47 JD2 C-8 48 TC1 49 TC2 50 TC3 51 LOP

五、指示变量说明

T156

T158

T160

T162

F134 点火 燃油泵 减压塔顶回流泵 减压塔顶回流备用泵 减压塔一线出料泵 减压塔一线出料备用泵 减压塔二线出料泵 减压塔二线出料备用泵 减压塔三线出料泵 减压塔四线出料泵 减压塔四线出料备用泵 减压塔釜出料泵 减压塔釜出料备用泵 真空系统投运 公用工程投用 仪表投用 试压合格 加电开关 加电开关 初馏塔顶冷却水 常压塔顶冷却水 减压塔冷却水 原油循环

157℃

T-4一线出塔温度

269℃

T-4二线出塔温度

337℃

T-4三线出塔温度

373℃

T-4四线出塔温度

0.2 t/h

T-3汽提蒸汽量

T157

59℃

T-4顶循回流温度

T159

97℃

T-4二循回流温度

T161

196℃

T-4三循回流温度

F167

14.8 t/h

T-4一线产品流量

F168

63.3 t/h

T-4二线产品流量

F169

52.9 t/h

T-4三线产品流量

F170

6.6 t/h

T-4四线产品流量

T134

117℃

T-2 第39层汽相温度

T148

T124

T129

T131

T126

T137

T138

F162

T136

T139

F142

F143

F144

F163

T177

T178

T179

T180

T214

T173

T174

T175

T176

T201

T133

F173

T224

F172

T121 43

T122

169℃

225℃

98℃

130℃

227℃

304℃

360℃

10.3 t/h

187℃

357℃

t/h

t/h

14.8 t/h

7.0 t/h

397℃

401℃

397℃

397℃

208℃

368 ℃

364℃

363℃

365℃

193℃

294℃

2.3 t/h

267℃

1.3 t/h

35℃

121℃

T-2常二出塔温度 T-1进料温度 T-1塔顶温度 T-1侧线出塔温度 T-1汽提段温度 T-2常三出塔温度 T-2汽化段温度

T-1侧线采出流量(也是T-2中部进料流量)T-2第25层汽相温度 T-2塔釜温度 T-3二线产品流量 T-3三线产品流量

T-3四线产品流量

T-2顶产品流量 F-2一路油出口温度

F-2二路油出口温度

F-2三路油出口温度

F-2四路油出口温度

F-2烟气出口温度

F-1一路油出口温度

F-1二路油出口温度

F-1三路油出口温度

F-1四路油出口温度

F-1烟气出口温度

F-1原油入口温度

F-1燃料油流量

F-1& F-2 热风入口温度

F-1燃料油流量 原油温度

原油预热后入脱盐馆C-7温度

P121

0.8MPa

原油泵(P-1)出口压力

A101

1.0%

原油含水量

T171

211℃

经 F-1对流段原油出口温度

T124

223℃

T-1北路油预热后温度

T123

245℃

T-1东路油预热后温度

F161

391 t/h

T-1进油流量

P123

0.029MPa

T-2塔顶压力

P135

1MPa

F-1雾化蒸汽压力

P122

T130

T141

T142

F135

F136

T127

T128

T132

T147

T143

T144

T145

T146

T152

T153

T154

T155

T166

T167

T168

T169

F171

P125

L104

L107

L113

六、报警限说明

AC103 > 3.0 %

0.054MPa

45℃

110℃

42℃T/hr

0.51 t/h

110℃

43℃

220℃

42℃

212℃

161℃

310℃

206℃

375℃

39℃

53℃

51℃

64℃

77℃

71℃

123℃

168 t/h

0.007 MPa

<60%

<60 %

<60%

(H)

T-1塔顶压力

T-1顶产品入罐温度

T-2顶循出塔温度

T-2顶循入塔温度

F-1雾化蒸汽流量

F-2雾化蒸汽流量

T-1顶循出塔温度

T-1顶循入塔温度

T-1塔釜温度

T-2顶产品入罐温度

T-2常一中出塔温度

T-2常一中入塔温度

T-2常二中出塔温度

T-2常二中入塔温度

T-4塔釜温度

T-4顶一级热交换后温度

T-4顶二级热交换后温度

T-4顶三级热交换后温度

T-4二线入贮罐温度

T-4 三线入贮罐温度

T-4四线 入贮罐温度

T-4釜渣油出厂温度

T-4 釜渣油流量

T-4塔顶真空度 C-1水位

C-2水位

C-4水位

AC103 < 0.8 %(L)

PC131 >-50 Pa

(H)

F173 < 0.2 t/h

(L)

TC107 > 500 ℃

(H)

LC103 > 80 %

(H)

LC103 < 10 %

(L)

LC105 > 80 %

(H)

LC105 < 45 %

(L)

LC106 >80 %

(H)11

LC106 < 45 %

(L)

LC108 > 80 %

(H)

LC108 < 30 %

(L)

LC109 > 55 %

(H)

LC109 < 30 %

(L)

LC110 > 80 %

(H)17

LC110 < 30 %

(L)

LC111 > 80 %

(H)

LC111 > 30 %

(L)

LC112 > 80 %

(H)

LC112 < 30 %

(L)

LC115 > 55 %

(H)

LC115 < 10 %

(L)

AC105 > 3

%

(H)25

AC105 < 0.8 %

(L)

P125 > 0.02 MPa

(H)27

PC132 >-50 Pa

(H)

TC109 > 500 ℃

(H)29

TC101 > 105 ℃

(H)

TC101 < 98 ℃

(L)31

TC102 > 105 ℃

(H)

TC102 < 98 ℃

(L)33

TC106 > 85 ℃

(H)

TC106 < 75 ℃

(L)35

FC106 < 10 t/h

(L)

FC109 < 10 t/h

(L)

图14-1 电脱盐流程图画面

图14-2 初馏塔及常压炉流程图画面

图14-3 常压塔及汽提塔流程图画面

图14-4 减压炉流程图画面

图14-5 减压塔流程图画面

图14-6 控制组画面之一

图14-7 控制组画面之二

图14-8 泵开关组画面

七、冷态开车操作方法

1．开车准备

全部调节器处于手动，全流程的泵处于停状态。

① 打开“G.Y”开关，表示公用工程具备。

② 打开“Y.B”开关，表示仪表投用。

③ 打开“ShY”开关，表示全系统试压完成。

２．进油及原油循环

① 打开原油泵P-1。打开水泵P-41。打开新鲜水泵 P-42。打开JD1开关，使电脱盐罐C-7

加电压20000V。打开JD2开关，使电脱盐罐C-8加电压20000V。

② 手动调节FC101水流量约3.5 t/h投自动,使A101水含量 < 1.0%。手动调节FC102水流量约3.5 t/h 投自动。手动调节PC101压力控制，给定值0.13 MPa投自动。当C-7, C-8水位高于30%, 调节LC101、LC102，给定值50% 投自动。③ 打开初馏塔进料泵P-2。

④ 手动调节FC104、FC103、FC105，对初馏塔进料。当塔釜液位LC105高于30%左右时，打开初馏塔塔釜出料泵 P-4。当LC105接近50%时，手动开FC120、FC121、FC122、FC123输出分别为30%左右，同时将LC105与FC103、FC104、FC105投自动与串级。LC105给定值50%。

⑤ 手动调节 FC120、FC121、FC122、FC123，使常压塔塔釜液位LC108上升，达30%

左右打开常压塔塔釜出料泵P-5。

⑥ 当LC108接近50%时，手动开FC124、FC125、FC126, FC127，输出分别为30%左右，同时将LC108与FC124、FC125、FC126、FC127投自动与串级。LC108给定值为50%。

⑦ 打开减压塔塔釜出料泵P-9，检查减压塔塔釜的两个出料阀, 即 LC115的输出关闭，PC106的输出开约50%。当LC115达到50%时投自动。

⑧ 至此原油全线贯通。打开LOP开关，表示完成原油冷循环操作。

⑨ 通过调节系统的自动控制，使进、出物料平衡，即观察流量F161与F171是否保持

基本相等且各塔釜液位保持稳定。

⑩ 原油冷循环流量调节在正常生产的50%左右（200t/h）。

提示：在自动控制时，改变循环流量的具有自由度的调整环节是FC120、FC121、FC122 和

FC123。

⑾ 原油进料量在后续开车过程中逐步加大，最终达到400~420t/h。

３．一号炉开车

详细开车步骤见加热炉单元。此处按简化开车处理。

① 手动调节PC131的输出为50%。

② 手动调节AC103的输出为50%。

③ 打开燃油雾化蒸汽开关阀SS1（兼蒸汽吹扫）。

④ 打开燃油泵173。

⑤ 打开点火开关IG1（表示一系列点火操作），点燃时有火焰出现。

⑥ 手动渐渐开启TC108的输出达30%时保持。观察一号炉出口温度TC108、T173、T174、T175、T176和炉内温度TC108开始上升，通过调节燃料阀调节器 TC108，可

控制炉温和管内介质出口温度。

⑦ 将烟气氧含量AC103调节为2.4%, 投自动。

⑧ 炉内负压PC131将逐步升高，当达到-157 Pa 左右，投自动。

4．二号炉开车

详细开车步骤见加热炉单元。此处按简化开车处理。

① 手动调节PC132的输出为50%。

② 手动调节AC105的输出为50%。

③ 打开燃油雾化蒸汽开关阀SS2（兼蒸汽吹扫）。

④ 打开燃油泵172。

⑤ 打开点火开关IG2（表示一系列点火操作），点燃时有火焰出现。

⑥ 手动渐渐开启TC110的输出达30%时保持。观察一号炉出口温度TC109、T177、T178、T179、T180和炉内温度TC110开始上升，通过调节燃料阀调节器 TC110 可

控制炉温和管内介质出口温度。

⑦ 将烟气氧含量AC105调节为2.4%, 投自动。

⑧ 炉内负压PC132将逐步升高，当达到-157 Pa 左右，投自动。

５．常压塔开车操作

常压塔开车的同时应随时关注初馏塔和减压塔的状态，有问题及时处理。

① 手动调节燃料调节器 TC108，调节炉-1燃料量, 使原油出口温度TC107以每分钟7~8 ℃上升（实际为0.5℃/min），达150℃时恒温10分钟（实际为3小时），进行热循环 脱水（时间长短也可自定）。

② 以每分钟7~8℃手动调节燃料调节器TC108，提高炉-1温度, 当原油出口温度TC107达

170℃后恒温, 继续进行热循环脱水(时间长短自定)。

③ 手动调节燃料调节器 TC108继续提高炉-1温度, 当原油出口温度TC107达250℃后

恒温, 进行设备热紧10分钟。时间也可长短自定（实际为3小时)。

④ 手动调节燃料调节器 TC108继续提高炉-1温度, 最终使TC107达到3642℃。当塔

顶温度上升时开塔顶冷却水开关TC2。⑤ 当回流罐液位达30%左右打开泵 P16。

⑥ 手动调节回流量调节器 FC109，塔顶开始回流。

⑦ 当常顶C-2罐液位达50 % 时, 将 LC106投自动, 产品进入精制塔进行精制。⑧ 当炉-1 原油出口(常压塔进料)温度达到300℃, 手动调节底吹蒸汽调节器 FC113，流量达到2.8 t/h时投自动。

⑨ 手动开调节器（常二抽出）TC103，当输出达50%且稳定后投自动。

⑩ 观察LC109上升至30%时开泵P20。LC109达到50%投自动。常二线采出柴油进

入柴油精制塔进行精制。

⑾ 手动开调节器（常三抽出）TC104，当输出达50%且稳定后投自动。⑿ 观察LC110上升至30%时开泵P22。LC110达到50%投自动。⒀ 手动开调节器（常四抽出）TC103，当输出达50%且稳定后投自动。⒁ 观察LC111上升至30%时开泵P23。LC111达到50%投自动。⒂ 开中间循环泵P17、P12和P19。

⒃ 调节中间循环回流量, 应根据流程的负荷逐步开大流量，防止抽空现象发生。最终

使FC110达139 t/h，投自动；FC111达151 t/h，投自动；FC112达18 t/h，投自动。⒄ 开汽提蒸汽阀HV3，使F134达到0.2 t/h。

⒅ 如果回流罐下部排水液面高于50%，开放水阀HV2。

⒆ 将调节器TC107和TC108投自动及串级, 控制炉-1油出口温度（即常压塔进料

温度）稳定在364℃。

⒇ 调整回流量FC109，使塔顶温度TC102控制在102℃，将TC101和FC109投自动

及串级。

６． 减压塔开车操作

减压塔开车的同时应随时关注初馏塔和常压塔的状态，有问题及时处理。

① 当塔底液位正常以后，调节炉-2 燃料调节器 TC110, 提高炉-2温度TC109。② 炉-2出口油温度达360℃, 常四采出正常, 打开VAC, 表示减压塔顶真空系统投用。③ 调节塔顶喷射蒸汽手操阀HV8，使真空度 P125达到0.007MPa。

④ 调节炉-2油路注汽阀HV4，使F137达到0.3 t/h； 调节炉-2油路注汽阀HV5，使F138 达到0.3 t/h；调节炉-2油路注汽阀HV6，使F139 达到0.3 t/h；调节炉-2油路

注汽阀HV7，使 F140 达到0.3 t/h。

⑤ 观察塔顶温度上升，当顶温达到60℃时, 开所有侧线冷却器的冷却水开关TC3。

⑥ 打开塔顶循环采出泵P25。

⑦ 手动调节FC114，塔顶开始回流, 控制顶温TC106（正常值为79℃）。⑧ 手动调节塔底吹蒸汽阀，当 FC118 达到 3.7 t/h 时投自动。⑨ 自上而下依次开减

二、减

三、减四抽出泵 P26、P28、P29。

⑩ 自上而下依次开减

一、减

二、减

三、减四循环阀，应根据流程的负荷逐步开大流量，防止抽空现象发生。最终调节FC114 达到48 t/h, 投自动；FC115 达到73 t/h, 投自动；

手动调节 FC116 达到67 t/h投自动；手动调节 FC117 达到12 t/h, 投自动。⑾ 全塔温度基本正常后, 手动开侧线采出调节器 PC102，当压力稳定在0.83 MPa 时

投自动；手动开侧线采出调节器 PC103，当压力稳定在0.85 MPa 时投自动；手动

开侧线采出调节器 PC104，当压力稳定在1.08 MPa 时投自动。

⑿ 手动开侧线采出调节器 PC105的输出约50%，观察LC114达到50%时投自动。再

手动调整PC105，当压力稳定在1.43 MPa 时投自动。⒀ 检查LC115是否自动控制在50%。

⒁ 手动调节顶罐液位LC112，达到50%左右投自动。

⒂ 检查顶罐下部水液位L113, 手操放水阀使L113保持在60%以下。⒃ 转入正常运行, 控制炉-2出口温度使减压塔釜温度稳定在375℃。

７．初馏塔开车操作

初馏塔的能量来自系统的换热网络，随着常压炉、减压炉、常压塔和减压塔的开工，初馏塔也在不断升温。因此，F-

1、F-2点火升温后，先初步将本塔开车（参见如下步骤），当常压塔、减压塔开车达标后再细调本塔直到达标。

① 当顶温达到85℃时, 开塔顶冷却水开关TC1，回流罐见液位。② 开回流泵P14。

③ 手动调节回流量调节器 FC106, 塔顶开始回流。控制顶温TC101为102℃。④ 打开中间循环泵P55。

⑤ 手动调节循环量 FC107，应根据流程的负荷逐步开大流量，防止抽空现象发生。最

终达到49.8 t/h, 投自动。⑥ 检查LC103达到50%时投自动。

⑦ 全塔温度基本正常后, 开侧线采出泵P11。

⑧ 手动调节侧线流量调节器 FC108，达到10.3 t/h, 投自动。

⑨ 根据顶罐下部水液位L104调节放水阀HV1，保持L104 不超过60%。

八、正常操作

开车以后转入正常运行。本装置年处理量3000kt，原油入口流量400~420 t/h左右。进 16 油量在开车过程中需逐步提升，以便达到维持各塔正常运行的能量。操作人员参照正常工况数据表，通过修正调节器给定值及手操阀门开度，使全系统达到正常工况设计值范围以内。操作质量的最高成绩为98分（详见评分标准）。

控制稳定操作完成后，根据教师安排可改变某些操作条件，观察各控制点的影响，或进行调节器参数整定试验，或进行事故排除训练等项目。

九、停车操作

在熟悉全流程工艺、自动控制系统、相关设备、工艺条件及开车操作后，可进行停车操作。操作细节参考开车说明，以下仅给出停车主要步骤。

① 首先要进行降量（减少进料量，关小燃料量，保持进料温度不变）。② 降低采出量。③ 降温（关燃料）。

④ 炉-１出口温度＜310℃时, 关常减塔、汽提塔吹汽，自上而下关侧线。⑤ 炉-2出口温度＜350℃时, 关注汽。⑥ 停各塔中间循环。⑦ 减压塔撤真空。

⑧ 初馏塔、常压塔顶温＜80℃, 停止塔顶冷回流。⑨ 退油。⑩ 停泵。⑾ 其他。

十、事故设定及排除

1．常压塔顶冷却水停（F2）

事故现象：常压塔顶回流罐液位下降，当LC106低于45% 时报警。LC106继续下降为零时，回流断，顶温上升。

事故原因：冷却水停。

排除方法：在画面G3中将TC2开关再置开状态。送冷却水，LC106液位恢复。

2．炉-2灭火（F3）

事故现象：炉-2无火焰，烟气含氧量上升，超过3% 时报警。炉子出口温度TC109缓慢下

降。其后，炉膛压力逐渐上升，超过-50 Pa 时报警。事故原因：灭火。

排除方法：在画面G4中将IG2开关再置开状态。炉-2见火焰，炉出口温度上升。

3．减压塔真空停（F4）

事故现象：当减压塔顶压力P125高于0.02 MPa 时报警。塔顶抽出量F167逐渐减少为零，顶温上升。随着压力继续上升，全塔分离作用下降，减

一、减

二、减三抽出量减

少，顶温下降，当TC106低于75℃时报警。塔底液位上升，导致流量F171增大。事故原因：减压塔真空系统停。

排除方法：在画面G5中将真空系统VAC开关再置开状态。真空恢复。

4．减压塔釜出料泵坏（F5）

事故现象：减压塔釜液位上升，当LC115高于55% 时报警。流量F171下降为零。事故原因：减压塔釜出料泵机械故障。

排除方法：在画面C3中将备用泵P9B置开状态。

5．常压塔二线出料泵坏（F6）

事故现象：常压汽提塔液位LC109上升，当高于55% 时报警。流量F142下降为零。事故原因：常压塔二线出料泵电路故障，在画面G3中无法再启动P20。排除方法：在画面C3中开备用泵P21。

十一、开车评分信息

本软件设有三种开车评分信息画面。1.简要评分牌

能随时按键盘的F1键调出。本评分牌显示当前的开车步骤成绩、开车安全成绩、正常工况质量（设计值）和开车总平均成绩。为了有充分的时间了解成绩评定结果，仿真程序处于冻结状态。按键盘的任意键返回。2.开车评分记录

能随时按键盘的Alt+F键调出。本画面记录了开车步骤的分项得分、工况评分的细节、总报警次数及报警扣分信息。显示本画面时，软件处于冻结状态。在第二幅画面显示时按键盘的回车键返回。两幅画面之间用键“”和“”切换。详见图14-9及图14-10。3．趋势画面

本软件的趋势画面记录了重要变量的历史曲线，可以与评分记录画面配合对开车全过程进行评价。

图14-9 评分记录画面之一

图14-10 评分记录画面之二

十二、开车评分标准

（一）开车步骤评分要点：

1、开车前检查F-

1、F-2 处于停状态, 系统无原油进入，无物料采出。开GY、YB和ShY开关

分

2、电脱盐进原油，进水

分

3、电脱盐加电

分

4、初馏塔进油

分

5、初馏塔釜出油

分

6、常压塔釜出油，总进油量F161大于50 t/h 分

7、减压塔釜出油，且进行原油循环

分

8、炉F-1点火升温

分

9、炉F-2点火升温

分

10、完成初馏塔初步开车分

11、完成常压塔开车分

12、完成汽提塔开车分

13、炉F-2注汽

分

14、开减压塔真空系统

分

15、完成减压塔开车，且终止原油循环

分

总分：98分

（二）正常工况质量评分标准

0.6 < A101 < 1.01

(2分)385 < TC109 < 400

< LC102 < 70

(1分)

-170 < PC132 <-145

< LC101 < 70

(1分)

2.2 < AC105 < 2.7

< TC101 < 103

(2分)

0.25 < F137 < 0.35

< LC103 < 60

(2分)

0.25 < F138 < 0.35

< FC107 < 52

(2分)

0.25 < F139 < 0.35

400 < F161 < 425

(2分)

0.25 < F140 < 0.35

< LC105 < 60

(2分)

< L113 < 80

2.2 < AC103 < 2.8

(2分)

< LC115 < 55

-170 < PC131 <-140

(2分)

0.006 < P125 < 0.008

360 < TC107 < 368

(2分)

< TC106 < 80

< FC110 < 143

(1分)

< F167 < 16 < FC108 < 11

(2分)

< FC115 < 75

210 < T132

(2分)

< FC116 < 70

< FC111 < 153

(1分)

< FC117 <13 < FC112 < 19

(1分)

< LC114 < 55

2.7 < FC113 < 2.9

(2分)

< F171 <180

< LC108 < 60

(2分)

0.48 < PC106 < 0.6

(2分)(2分)(2分)(1分)(1分)(1分)(1分)(1分)(2分)(2分)

(2分)(2分)(2分)(2分)(2分)(2分)(2分)(2分)

350 < T139 < 365

(2分)

1.4 < PC105 < 1.48

(2分)

0.18 < F134 <0.22

(2分)

0.9 < PC104 < 1.1

(2分)

< LC111 < 55

(1分)

0.7 < PC103 < 0.9

(2分)< F144 < 16

(2分)

0.75 < PC102 < 0.9

(2分)

< LC110 < 55

(1分)

< F168 < 65

(2分)

< F143 < 52

(2分)

< F169 < 54

(2分)

< LC109 < 55

(1分)

< F170 < 7.5

(2分)< F142 < 33

(2分)

3.6 < FC118 < 3.8

(2分)

< TC102 < 103

< LC106 < 60

< L107 < 80

(2分)

56(2分)

(1分)

0.12 < PC101 < 0.14

总分: 98 分

(2分)21