推荐-350万吨年常减压装置操作规程 精品

版本：A 受控状态：

NO.

KSH/CJ—

350万吨/年常减压装置操作规程

编制：

审核：

批准：

20XX-12-06发布20XX-12-06实施

本规程由生产技术部组织相关单位依据本装置的具体情况及有关设计资料制定。

归口部门：生产技术部

审核人：

批准人：

第一章装置简介 (1)

第二章工艺流程说明 (2)

第三章常减压装置岗位操作法

第一节常压部分操作法 (8)

第二节减压部分操作法 (14)

第三节加热炉岗位操作法 (19)

第四节司泵岗位操作法 (25)

第五节电脱盐装置操作法 (31)

第四章开工方案

第一节常减压装置开工吹扫方案 (36)

第二节减压装置单机试运、水冲洗、水联运方案 (39)

第三节常减压装置设备及管线的贯通试压 (43)

第四节常减压装置开工方案 (46)

第五节电脱盐装置开工方案 (54)

第五章岗位紧急事故处理方案

第一节设备事故 (56)

第二节操作事故 (61)

第三节动力事故 (67)

第六章岗位安全操作规程

第一节安全规程 (71)

第二节防冻凝规程 (72)

第三节检修时的技术安全规程 (73)

第四节一般安全知识 (74)

第五节有关消防设备原理简介 (78)

第一章装置简介

350万吨/年常减压装置于20XX年12月31日开工投产，由中国石油天然气华东勘察设计研究院设计，中石化十公司施工，装置设计点规模为220×104t/a （设计弹性：上限250万吨/年，下限120万吨/年）。

本装置工艺设备的特点是：

1、原油蒸馏采用三级蒸馏：初馏、常压蒸馏和减压蒸馏；

2、初顶油气和常顶油气均与原油换热，回收低温位热量；

3、原油电脱盐系统采用二级交直流电脱盐技术；

4、应用先进的工艺模拟软件（ASPEN PLUS）对全装置进行模拟计算，优化操作条件；

5、采用窄点技术（ASPEN PINCH）优化换热网络，在适当部位选用高效换热设备，提高换热强度；

6、加热炉设空气预热系统，降低排烟温度，提高加热炉效率；

7、初馏塔顶、常压塔顶和减压塔顶的馏出线上采取了注水、注中和缓蚀剂和缓蚀剂防腐措施；

8、初馏塔、常压塔、汽提塔采用高效浮阀塔盘，减压塔采用全填料干式减压塔；

9、采用DCS集散控制系统，并设紧急停车和安全连锁保护系统（ESD&SIS）。

第二章工艺流程说明

一、原油换热及初馏部分

原油经原油泵P1001 A-C升压进入装置后分为两路，一路与原油—初顶油气换热器E1001AB换热，然后经过原油—常顶循（II）换热器E1003、原油—减一及减一中换热器E1004、原油—常一中（II）换热器E1005AB、原油—常三线（II）换热器E1006AB，换热后温度升至134℃，与另一路换后原油合并进电脱盐罐V1001；另外一路与原油—常顶油气换热器E1002AB换热后，依次经过原油—常顶循（I）换热器E1007、原油—常一线换热器E1008、原油—常二线（II）换热器E1009、原油—减渣（V）换热器E1010A-C，温度升至138℃，与另一路合并。合并后温度为136℃的原油至电脱盐。

脱盐后的原油分为两路，一路脱后原油分别经过E1011AB、E1012AB、E1013AB、E1014A-C、E1015AB，分别与减三线（II）、常二线（I）、常二中（II）、减渣（IV）、减二及减二中换热，温度升至240℃。另一路脱后原油分别经过E1016、E1018、E1019AB、E1020A-C，分别与减二线、常一中（I）、减三线（I）、减三及减三中（II）换热，温度升至236℃，然后与从E1015AB 来的脱后原油合为一路进入初馏塔T1001。

初馏塔顶油气经过E1001AB，与原油换热后再经初顶油气空冷器Ec1001AB、后冷器E1041AB，冷凝冷却到40℃后，进入初馏塔顶回流罐V1002进行气液分离，V1002顶不凝气进入低压瓦斯罐，然后引至加热炉F1001燃烧。初顶油进入初顶油泵P1002AB，升压后一路作为初馏塔顶回流返回到T1001顶部，另一路作为汽油馏分送至罐区（汽油）。

初馏塔底油经初底泵P1003AB抽出升压后分为两路，一路经初底油—减渣（III）换热器E1021A-D、初底油—常三线（I）换热器E1022、初底油—减

三及减三中（I）换热器E1026A-C，换热至297℃；另一路经过初底油—常二中（I）换热器E1025A-C、初底油—减渣（II）换热器E1026A-D换热后温度升至291℃，二路混合后温度为294℃，进入初底油—减渣（I）换热器，温度升至311℃进常压炉F1001，经加热炉加热至369℃后，进入常压塔T1002进行分离。

二、常压蒸馏部分

常顶油气106℃经原油—常顶油气换热器E1002AB换热至101℃，经常顶油气空冷器Ec1002A-F、常顶油气后冷器E1042AB换热至40℃后，进入常顶回流罐V1003，不凝气经低压瓦斯罐引至加热炉F1001，液相经常顶回流泵P1004AB升压后，一部分作为塔顶回流返回常压塔顶，另一部分作为汽油馏分送至罐区（汽油）。

常一线油自常压塔T1002第15层塔板自流入常一线油汽提塔，用过热蒸汽进行汽提，汽提后的气相返回常压塔T1002第13层板，液相由泵P1005AB 抽出，经原油—常一线换热器E1108换热器E1008换热至126℃，经常一线油—瓦斯换热器E1044、常一线油—热水换热器E1031AB、常一线水冷器E1043AB，冷至40℃后，送至罐区（轻柴）。

常二线自常压塔T1002第29层塔板自流入汽提塔T1003中段，用过热蒸汽气提，汽提后的气相返回常压塔T1002第27层塔板，液相由泵P1006AB抽出，经原油—常二线换热器（I）E1012、原油—常二线换热器E1032AB、常二线油空冷器Ec1003AB，冷至50℃后，送至罐区（轻柴）。

常三线自常压塔T1002第41层塔板自流入汽提塔T1003下段，用过热蒸汽气提，汽提后的气相返回常压塔T1002第39层塔板，液相由泵P1007AB 抽出，经初底油—常三线换热器（I）E1022、原油—常三线换热器（II）E1006AB

换热至153℃后，再经常三线油—热水换热器E1033AB换热和常三线空冷器Ec1004AB冷至60℃后，送至罐区（蜡油）。

常顶循油自常压塔T1002第5层塔板由泵P1009AB抽出，经原油—常顶循换热器（I）E1007、原油—常顶循（II）E1003AB，换热至89℃后，返回常压塔顶。

常一中油自常压塔T1002第19层塔板由泵P1010AB抽出，经脱后原油—常一中换热器（I）E1018、原油—常一中换热器（II）E1005AB，换热至150℃后，返回常压塔第16层塔盘。

常二中油自常压塔T1002第33层塔板由泵P1012AB抽出，经初底油—常二中换热器（I）E1025A-C、脱后原油—常二中换热器（II）E1013AB，换热至202℃后，返回常压塔第30层塔盘。

常压渣油由泵P1012AB抽出，升压后分为两路，一路送至减压炉F1002加热至339℃后，送至减压塔进行分离；另一路经脱后原油—常渣换热器E1014 C、原油—常渣换热器E1010 C 换热后，再分为两路，一路去蜡油罐，一路经常渣—热水换热器E1037后送至燃料油罐。

三、减压部分

减压塔为全填料干式减压塔。减顶温度为75℃，残压为15mmHg。减顶油气从减压塔顶出来后，经过增压器后进入减顶增压器EJ1001AB、空冷器Ec1008A-F冷凝冷却至38℃，凝缩油经大气腿流入减顶分水罐V1004；未凝气体经减顶一级抽空器EJ1002AB后，再经减顶一级空冷器Ec1007AB冷凝冷却至40℃，液相经大气腿流入减顶分水罐V1004，气相被减顶二级抽空器EJ1003AB抽出至减顶分水罐V1004，减顶分水罐内的减顶油经减顶油泵P1014AB升压后合并到减一线油出装置，气相至减顶瓦斯罐V1020，分液后引

至减压炉F1002烧掉。

减一线油由减一及减一中油泵P1015AB自T1004第I段填料下集油箱抽出升压，经原油—减一及一中换热器E1004、减一及一中—热水换热器E1034AB换热后至减一线及一中空冷器EC1005冷却至50℃分为两路：一路作为回流打回T1004顶部，一路作为蜡油出装置。

减二线油由减二及减二中油泵P1016AB自T1004第III段填料下集油箱抽出升压，经脱后原油—减二及二中换热器E1015AB、减二及二中蒸汽发生器ER-1001，温度降为203℃分为两路：一路作为中段回流打回T1004，另一路经脱后原油—减二线换热器E1016后再分为两路，一路作为热进料至催化裂化装置，另一路经减二线—热水器换热器E1035AB冷至90℃后出装置。

减三线油由减三及减三中油泵P1017AB自T1004第IV段填料下集油箱抽出升压，经初底油—减三及三中(I)换热器E1023A-D、脱后原油—减三及减三中（II）换热器E1020A-C，换热至246℃分为两路：一路作为中段回流打回T1004，另一路经脱后原油-减三线（I）换热器E1019AB、脱后原油—减三线（II）换热器E1011AB后再分为两路，一路作为热进料至催化裂化装置，另一路经减三线—热水换热器E1036AB冷至90℃后出装置。

减压渣油由减压渣油泵P1019A-C抽出，经初底油—减渣(I)换热器E1027AB、初底油—减渣(II)换热器E1026A-D、初底油—减渣(III)换热器E1021A-D、脱后原油—减渣(IV)换热器E1014A-C、原油—减渣(V)换热器E1010A-C换热至156℃，作为焦化原料热进料至焦化装置。

四、司炉部分

常压渣油由P1012AB抽出，经原油—常渣换热器E1014C、原油—常渣换热器E1010C、常渣—热水换热器E1037后，送至燃料油罐，经燃料油泵

P1032AB后分为两路，一路进常压路，一路进减压炉。

高压瓦斯自催化来，经高压瓦斯罐U1010、常一线换热器E1044后，进两炉。

五、一脱三注部分

净化水自装置外引入电脱盐注水罐V1006后，由电脱盐注水泵P1022AB 升压后经过电脱盐排水—注水换热器E1028AB换热至100℃后，注入二级电脱盐混合器前；二级电脱盐排水经泵P1021AB升压后注入一级电脱盐罐混合器前。一级电脱盐罐排水经换热器E1028AB换热至70℃后再经电脱盐排水冷却器E1045冷却至50℃后出装置。

桶装破乳剂运至装置，用气动泵加入到破乳剂配置储罐中，用除盐水配成一定浓度的溶液，由注破乳剂泵P1024AB抽出，分别注入各级电脱盐罐入口混合阀前。

桶装中和剂运至装置，用气动泵加入到缓蚀剂配置储罐中，用除盐水配成一定浓度的溶液，由中和剂泵抽出，分别注入初馏塔、常压塔和减压塔顶气相馏出线上。

除盐水进入塔顶注水罐V1007AB，经塔顶注水泵P1023AB升压后注入到初馏塔、常压塔和减压塔顶气相馏出线上，多余部分排至污水管道。

六、装置主要开、停工及不合格线

1、开工引汽油线和开工引蜡油线

开工汽油经开工汽油及不合格汽油线引至初馏塔顶回流罐和常压塔顶回流罐。

开工蜡油经开工蜡油线引至减一及一中泵前，然后进入减压塔顶部。

2、开工循环线

原油经运转通过减压渣油换热、冷却流程后可跨入原油进料装置管线，实现闭路循环，也可送入原油罐区实现开路循环。

3、不合格油线

不合格汽油由开工汽油及不合格汽油线送出装置；不合格柴油通过不合格柴油线送出装置。

4、污油线

装置的气相安全阀放空排至放空阀，其中的轻污油经轻污油泵送至装置污油管线出装置，气体进入全厂火炬管网。

装置的污油排至地下污油罐，地下污油罐中的污油经污油泵送至污油管线出装置。

5、退油线

开停工或事故状态时，电脱盐罐中的原油由泵抽出，经管道送至重污油线出装置。初馏塔底油、常压塔底油、减压塔底油最终由减底油泵抽出进罐区。

第三章常减压装置岗位操作法

第一节常压部分操作法

一、操作特点和主要任务

1、常压岗位的操作特点是：反应灵、变化快，对整个装置的平稳操作起主导作用，并掌控着主要的产品质量。

2、初馏塔的主要任务是脱除原油中所含的水分和部分轻组分，为常压操作打下基础，提高初馏塔的拔出率还能降低常炉热负荷，有利于提高处理能力。

3、常压塔的主要任务是根据原油性质及工艺要求，合理切割各种产品，努力提高操作水平，保证产品质量，稳定减压炉进料量及催化料性质，不断提高常压拔出率，有利于提高装置的总拔出率。

二、初馏塔操作法

1、作用：初馏塔的作用在于预先蒸出原油中的水分和部分轻组分，塔顶馏出产品与常压塔顶汽油合并外送至汽油罐，减轻常压炉负荷。

2、原油含水大的影响

（1）原油含水增大后，初馏塔的汽相负荷加剧使塔的操作压力增高，塔顶回流罐的水界位上升，同时塔底液位不稳，甚至冲塔。

（2）由于水在换热器中吸收热量后汽化，产生气阻使加工量提不上来，又使原油换热温度显著下降。同时有可能由于换热温度低，水不能完全汽化而造成初底泵抽空，或增加了常压塔的负荷，严重时原油中的水不能从常压塔顶蒸发出来，引起常压操作事故发生。

（3）大量蒸发后的水蒸气，需要用常压塔系统的冷却器冷凝，增大了冷却系统的负荷。冷不下来使回流量增多，逐步达到恶性循环，低压瓦斯增多，既浪费又不安全。

（4）原油含水量增大，使塔的进料温度降低，影响闪蒸效果，增加了常压炉的负荷。

3、处理方法：

（1）联系调度和罐区，加强切水或换罐。

（2）降量，适当提高塔顶温度。

4、影响初馏塔底液位的因素

（1）换热温度变化。换热温度高，蒸发量增大，液面下降；反之，则上升。液面变化要及时调节原油一、二路流量。

（2）原油含水变化及原油性质变化。原油含水量大，液面下降。

（3）塔顶温度及塔顶压力变化。顶度高，塔顶压力小，蒸发量大，液面下降，反之则上升。

（4）进料量或抽出量变化。进料量大或抽出量少，液面上升，反之则下降。

（5）仪表失灵引起量的波动，从而引起液面波动。

5、影响初馏塔顶温度的因素

（1）换热温度变化。换热温度升高则塔顶温度升高。

（2）原油含水或原油性质变化。原油含水大，进料温度下降，但因含水变化，水分汽化携带到塔顶的热量增多，所以塔顶温度高；原油轻组分多，塔顶压力上升而塔顶温度下降。

三、常压塔操作法

常压塔又名精馏塔。通过常压操作，要从拔头原油中切割出合格的汽油、轻柴油和重柴油等产品。常压操作员要认真掌握物料平衡和热量平衡，搞好平稳操作。要保证馏出口产品质量合格，提高拔出率，并为下一道工序的平稳操

作打下基础。

1、控制原则

（1）塔顶靠冷回流和循环回流控制温度，调节质量。

（2）各侧线靠抽出量控制温度，调节质量。

2、影响塔顶温度及压力变化的因素

（1）塔顶回流量波动及回流油带水会影响顶温及压力变化，回流带水造成温度下降，压力升高。

（2）干空冷风机或湿空冷水停，塔顶压力上升。因压力大热量上去的少，顶温下降，使回流量下降。如果回流油温度上升，回流量大压力上升。

（3）顶回流自动控制失灵，回流泵掉闸。

（4）中段回流量和温度波动。中段回流量大则温度低，顶温及压力都下降，反之则上升。

（5）进料温度变化。进料温度高，顶温高，压力大；反之则下降。

（6）闪蒸塔拔出率高低的变化。初顶温度高压力低，拔出率高，常炉出口的轻组分少，汽化段压力下降，反之则上升。

（7）吹汽量和压力的变化。吹汽量大，压力高，塔顶温度及压力升高，反之降低。

（8）低压瓦斯后路不通，压力上升，顶温降低，回流减少。冬季应严格检查，防止憋压。

3、影响塔底液位波动的因素

（1）进料量变化或塔底油抽出量变化。

（2）进料温度高，蒸发量大，液面下降。

（3）吹汽量、温度、压力变化。吹汽量多，轻组分汽化多，塔底液位下

降，反之上升。

（4）侧线量波动及侧线泵抽空也会影响塔底液位变化。

（5）进料油性质变化，液面控制失灵。

（6）塔顶温度、压力变化影响拔出率。温度高，拔出率大，塔底液位地；反之则上升。

4、汽油干点的调节

（1）影响因素

①塔顶压力变化；

②塔顶温度变化；

③原油性质变化；

④塔底或侧线吹汽量变化；

⑤原油含水严重，闪蒸塔未能脱净；

⑥常顶回流控制失灵；

⑦常炉出口温度高，炉顶温也相应提高，干点升高；反之，如顶温不变，回流量增大，塔顶压力上升，干点下降。

（2）调节方法

①稳定塔顶压力；

②利用回流量调节塔顶温度；

③调节到新的适宜温度；

④吹汽量大，塔顶压力上升，适当调整吹汽量；

⑤联系油品加强脱水，提高原油进闪蒸塔的温度；

⑥改侧线控制，同时及时联系仪表修理；

⑦联系常压岗位，控制好炉出口温度。

5、闪点的控制

（1）闪点低的原因

①侧线汽提量小；

②塔顶或上一线拔出率小，温度低；

③侧线泵抽空或汽提塔满塔；

④汽提塔没液位，馏出油停留时间短，轻组分汽化不及时；

⑤原油变轻；

⑥侧线馏出温度低，组分轻；

⑦塔顶压力大。

（2）调节方法

①适当开大侧线汽提；

②增加塔顶或上一线馏出量；

③更换或重新启动泵，汽提塔满液位时调整抽出或馏出，保持中液位；

④增大馏出量或减少外送量，使汽提塔保持中液位；

⑤适当提高塔顶温度，或提高侧线馏出；

⑥提高上线流出，提高温度或增加本线馏出；

⑦降低塔顶压力或提高塔顶温度。

6、侧线产品干点、凝固点的调节

（1）造成产品干点、凝固点高的主要原因

①侧线馏出量过大，侧线温度高；

②下一线汽提太大；

③上一线抽出量太大；

④炉温波动；

⑤换热器漏，原油串入侧线或拔头油串入侧线；

⑥蒸汽压力波动，塔底汽提量过大；

⑦塔底液位高冲塔；

⑧原油量过大；

⑨原油含水量增加，水汽化后，降低了油气分压使轻油汽化，较多产品变轻；

⑩常顶、常一控制失灵，汽油太重。

（2）处理方法

①减少侧线馏出量，压塔顶温度或压本线馏出，降低馏出温度；

②减少下一线汽提；

③根据质量，应当降低上一线馏出；

④调节稳定炉出口温度；

⑤停用漏的换热器；

⑥控制好蒸汽压力，调节汽提量；

⑦按冲塔处理；

⑧提高原油量到正常；

⑨联系换罐或加强切水也可提高初顶温度；

⑩常顶、常一改侧线控制，并联系仪表修理。

第二节减压部分操作

一、岗位操作任务及特点

原油中的350℃以上的馏分在高温下会发生分解反应，所以在常压塔的操作条件下不能获得这些馏分，只有在减压和较低的温度下通过减压蒸馏取得。减压蒸馏的核心设备是减压精馏塔和抽真空系统。

燃料油型减压塔的主要任务是为催化裂化装置提供原料，在控制馏分油中胶质、沥青质低及残炭值低和控制重金属特别是镍和钒的含量的前提下尽可能的提高馏出油的拔出率。渣油作为延迟焦化装置的进料。

325万吨/年减压塔的特点是：塔内采用全填料；使用增压蒸汽喷射器和一、二级抽真空器提高减压塔顶真空度；加热炉对流室转辐射室炉管设置蒸汽注入口，减压塔底有汽提蒸汽，可以从干式操作转为湿式操作。

干式减压蒸馏工艺主要特点是改变了减压塔的传统操作方式及塔的内部结构。在塔的内部结构上采取了处理能力高、压力降小，传质传热效率高的新型金属填料及相应的液体分布器。另外采用三级抽真空器保证塔顶高真空，减压炉管逐级扩径，保证炉管内介质在接近等温汽化条件下操作，以减少压降并防止发生局部过热；采用低速转油线以获得低的压力降和温度降等。

二、减压塔真空度降低的原因及处理

1、蒸气喷射器使用的蒸汽压力不足：如为系统压力低，则联系调度，提高蒸汽压力；加强专用蒸汽分水包的切水。

2、塔顶各级空冷器冷却效果差：增加上水量；启用未开风扇。

3、减顶温度控制过高，油气量增大，增加塔顶空冷器负荷，冷后温度偏高：调节塔顶循环量和中段回流，降低塔顶温度。

4、减压炉出口温度升高：降低减压炉出口温度。

5、进料性质变化，轻组分增加：检查常压系统操作条件、产品质量控制是否异常。

6、塔底吹汽过大：根据具体情况降低甚至关闭塔底吹汽。

7、减压塔底液位过高：开大减底控制阀门，调整液位至正常。

8、减顶油水分离罐装满，造成喷射器背压高：及时启动减顶油泵，降低罐内油液位。

9、蒸汽喷射器自身出现故障：可与减压系统隔离的隔离检查、更换，或停工检查更换。

10、减压系统有泄漏点，进入空气：对减顶低压瓦斯采样分析。

三、影响减压塔顶温度变化的原因

1、减压炉出口温度变化；

2、塔顶回流、中段回流量控制不稳定，影响塔顶温度；

3、塔底汽提吹汽量变化，如吹汽量增大，真空度下降则塔顶温度上升；

4、减压塔进料油量或性质变化，侧线馏出量没有及时进行调整；

5、侧线泵出现故障，无法及时送出油品，增加塔顶负荷，致使塔顶温度上升；

6、塔顶填料设施损坏，填料被吹乱或回流油分配喷嘴堵塞，冷凝的气相上升至塔顶，造成塔顶温度升高。

四、减压塔底液位波动原因

1、真空度变化：真空度低，塔内油气量减少，减底渣油多，液位上升；

2、减炉出口温度变化：出口温度升高，油品汽化率增加，塔底液位降低；

3、侧线馏出量变化：馏出量减少，使塔内汽化油部分落到塔底，塔底液位上升；

4、进料性质变化：组成变重，渣油增多液位上升；

5、减底仪表控制失灵；

6、减渣外送不通畅：减低泵抽空，进罐前流程有堵塞。

五、减压馏分油收率低的调节

1、提高减压塔真空度；

2、适当提高减压炉出口温度；

3、调整中段回流量，提高气化段真空度和温度。

六、减压系统泄漏的判断

1、通过泄漏点空气流通噪音寻找泄漏点；

2、通过减顶瓦斯气体分析数据判断：正常情况下减顶瓦斯气体中氮气的含量一般在3～5%之间，如果分析数据中氮气含量明显增高，应及时寻找泄漏点。

七、填料塔回流油喷嘴头堵塞的现象及处理

1、现象：回流油入塔压力升高，流量逐渐降低，并无法提高，侧线馏出温度升高，产品颜色变重。

2、原因：造成喷头堵塞的原因是过滤器因焦粉沉积在过滤网，使油通过受阻；细焦粉长时间沉积于喷头或喷头分配器内，温度较高沉积结焦堵塞。

3、处理：发现流量降低或过滤器前后压差增大，及时清洗过滤器；检修时选择安装性能好，结构合理的喷头，确保生产中长时间不堵塞。

八、各填料段、上部汽相温度控制，及其作用

为保证干式减压塔产品质量合格，提高收率，便于调节操作，在各填料段上部上一侧线集油箱下部空间均设有汽相温度控制点，用上段回流油或洗涤油流量来调节该点温度。