镇海常减压装置工艺技术规程

'Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页Ⅰ套常减压装置工艺技术规程****－**－**发布****－**－**实施中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页目录前言31范围42规范性引用文件43装置概况43.1.装置简介43.2.工艺原理53.3.技术特点104工艺过程说明及流程图124.1.工艺过程说明124.2.工艺流程简图154.3.工艺原则流程图（另印流程图册）164.4.控制流程图（另印流程图册）165主要工艺指标和技术经济指标165.1.设计物料平衡165.2.主要技术经济指标175.3.主要工艺指标185.4.公用工程指标205.5.装置能耗表205.6.分析化验一览表236主要原料及辅助材料性质266.1.主要原料性质266.2.主要辅助材料性质287产品及中间产品性质298工艺调整原则299主要设备一览表及主要设计参数379.1.贮罐类379.2.换热器类379.3.机泵类379.4.安全阀类379.5.塔类379.6.加热炉379.7.其他设备3710工艺过程控制方案及主要仪表性能3710.1.工艺过程控制方案37中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页10.2.DCS控制系统4311安全、环保、健康规定4411.1.安全、环保、健康基本知识4411.2.安全管理规定5611.3.装置主要危险品和污染物6112附录7312.1.附录1贮罐一览表及主要设计参数7312.2.附录2换热器一览表及主要设计参数7512.3.附录3机泵一览表及主要设计参数8012.4.附录4安全阀一览表及主要设计参数8312.5.附录5塔一览表及主要设计参数8512.6.附录6塔一览表及主要设计参数8612.7.附录7其他设备一览表及主要设计参数8812.8.附录8装置平面布置图89中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页前言本工艺技术规程结合装置生产、标定等实际生产情况，在上一版工艺技术规程基础上进行全面修订。本工艺技术规程与前一版相比，主要有如下变化：——吸收国内外先进管理思想和管理理念，过程严谨细化，可操作性强。——按照中国石油化工股份有限公统一的格式、框架、要求编写而成，文章结构做了重大调整。工艺技术规程主要注重应知性，主要包括装置概况、设计数据（设备参数、工艺指标、原辅材料控制要求等）、操作原则及规范。本规程由生产处提出并归口。本规程起草单位：****。本规程起草人：****、****。重要提示：本文件具保密内容，受法律保护不得泄露。如果您使用或意外得到此文件，特此提醒您该文件的机密性。事先未经本公司书面许可，请注意不可对此文件的全部或部分内容进行复制、传播。ImportantNote:Thisdocumentationcontainsconfidentialinformationwhichisprotectedbylaw.Thereforeitcannotbedisclosed.Ifyouusethedocumentationorobtainitbychance,herebyweremindyounottomakeanycopyorspreaditinwholeorinpartwithoutwrittenpermissionofourcompany.中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页Ⅰ套常减压装置工艺技术规程1　范围本规程对Ⅰ套常减压装置概况、工艺过程说明及流程图、主要工艺指标和技术经济指标、主要原料及辅助材料性质、产品及中间产品性质、设备参数进行了说明，对相关工艺控制方案、工艺调整原则及安全环保健康要求进行了规定。本规程适用于中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司Ⅰ套常减压装置的正常生产运行，主要用于操作人员的培训学习与操作指导。2　规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。Ⅰ套常减压装置技术改造设计文件。常减压装置设备随机资料。镇海炼化工艺技术管理制度。镇海炼化Ⅰ套常减压装置工艺技术规程。3　装置概况3.1.　装置简介3.1.1　规模及改造情况Ⅰ套常减压装置是以原油为原料的一次炼油加工装置，主要产品有：石脑油、油漆溶剂油、灯油、3#航煤、-10#军用柴油、柴油、高等级道路沥青等；还可为炼油化工装置提供二次加工原料，如：重整原料、航煤加氢原料、柴油加氢原料、催化原料、加氢裂化原料、焦化原料、化肥原料、氧化沥青原料等。因此，常减压装置被称为石油化工企业的龙头装置。Ⅰ套常减压装置于1977年建成并试车，1978年投产。装置原设计为常减压—催化联合装置的一部分，设计加工能力为250万吨/年,设计加工油种为胜利原油。设计采用了二次加热，三段汽化工艺，能量利用与催化裂化热联合。催化油浆与初底油换热，热蜡油直供催化作原料，减压采用三级抽真空系统，设备防腐采用一脱四注。1986年和1987年装置进行了扩能改造，改造后装置生产能力扩大到300万吨/年，设计加工油种为鲁宁管输油。同时为了满足重油催化装置原料的质量要求1986年引进美国Petrolite公司的深度脱盐技术和部分关键设备，对原有的电脱盐罐进行了技术改造。中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页1995年Ⅰ套常减压装置进行了加工中东含硫轻质原油的“消颈扩能”改造，加工能力扩大至400万吨/年，设计油种为伊朗轻质原油和沙特轻质原油。改造主要集中在原油换热系统和常压系统，采用多路换热技术，改初馏塔为二段闪蒸塔,在国内首次使用的二段闪蒸工艺，将原油中气体和轻油组份闪蒸出来直接进入常压塔的适宜位置，从而减轻了常压炉的负荷，消除了瓶颈。为充分挖掘装置设备潜力，进一步提高装置加工规模。在400万吨/年的基础上，1997年对装置进行了再次扩能改造。这次改造主要更换了二个电脱盐罐，减压炉出口由下出改为上出，减压塔改为填料塔等技术，装置年开工时间8400小时加工能力达到500万吨/年，其中伊朗轻质原油300万吨/年，沙特阿拉伯轻质原油200万吨/年；另外，常一线生产3#航煤增设了国内首套引进美国UOP的航煤无碱脱臭Merox工艺技术，设计年开工时间8000小时，加工能力为60万吨/年。2006年装置进行了“Ⅰ套常减压装置提高总拔改造”，改造按年开工时间8400小时，最大加工能力550万吨/年核算。设计基准原油为伊朗轻质原油，同时核算单独加工科威特原油的工况。改造主要内容是常压塔更新放大，减压塔内件改造，常压炉增设外挂对流室，空气预热器改造等。2008年装置进行了“Ⅰ套常减压装置技术改造”，改造按年开工时间8400小时，最大加工能力800万吨/年核算。设计基准原油为伊朗轻质原油，同时核算单独加工科威特原油的工况。改造主要内容是二段闪蒸改为一段闪蒸，低速电脱盐改为高速电脱盐，减压塔整体更新放大，原减压炉和催化开工炉改为常压炉，原常压炉改为减压炉，新建80m混凝土烟囱，换热流程改造等。1.1.1　装置组成Ⅰ套常减压装置由换热流程、电脱盐、闪蒸、常压蒸馏、减压蒸馏等部分组成。装置平面布置图见附录8。1.1.2　装置油品去向常压塔顶生产的瓦斯去轻烃回收装置；常顶一级油去罐区产重整原料或石脑油；常一线去Merox或去罐区产航煤料或溶剂油或柴油；常二线去罐区产柴油或加氢料；常三线去罐区产柴油或加氢料或直供Ⅲ加氢；常四线去Ⅰ催化；减一线去罐区产柴油或加氢料或直供Ⅲ加氢；减二线去罐区产加氢裂化原料；减三线去罐区产蜡油加氢原料；减四线去溶脱或并渣油去罐区；渣油去罐区差焦化料或去沥青、化肥、焦化。1.2.　工艺原理本装置工艺部分包括电脱盐系统、常压系统、减压系统等三个部分。原油进入装置后经升压加热后进入电脱盐脱盐，脱后原油加热进入闪蒸塔，闪蒸塔气相直接进入常压塔，塔底油加热后进入常压炉加热至365℃左右进入常压塔分离出瓦斯、石脑油、航煤料、柴油、柴油加氢料，常压塔底油进入减压炉加热至400℃左右进入减压塔分离出柴油加氢料、蜡油、渣油。主要工艺原理如下：1.2.1　电脱盐原理电脱盐是通过在原油中注水，使原油中的盐份溶于水中，再通过注破乳剂，破坏油水界面和油中固体盐颗粒表面的吸附膜，然后借助高压电场的作用，使水滴感应极化而带电，通过高变电场的作用，带不同电荷的水滴互相吸引，融合成较大的水滴，借助油水比重差使油水分层，油中的盐随水一起脱去。本装置采用二级高速电脱盐工艺，控制二级脱后原油含盐量≤3mgNaCl/L、二级脱后原油含水量≤0.2%。水滴沉降速度由下式得出：μ=（d2×△r×g）/（18×r×ρ油）中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页其中：d——水滴直径△r——油水比重差r——原油粘度mm2/sg——重力加速度m/s21.1.1　蒸馏原理1.1.1.1　原油的组成1.1.1.1.1　原油的元素组成原油主要由C、H、S、N、O等元素组成，除以上五种主要元素外，在原油中还存在微量的金属元素和非金属元素。在金属元素中主要有钒（V）、镍（Ni）、铁（Fe）、铜（Cu）、铅（Pb）、钙（Ca）、钛（Ti）、镁（Mg）、钠（Na）、钴（Co）、锌（Zn），在非金属元素中主要有氯（Cl）、硅（Si）、磷（P）、砷（As）等。1.1.1.1.2　原油的馏份组成在炼油厂，通常没有必要把原油分离成单个组份，而是先把原油“切割”成几个“馏份”。这些馏份仍是一个混合物。1.1.1.1.3　原油的烃类组成从化学组成来看，原油馏份可分为两大类，即烃类和非烃类。在同一原油中，随着馏份干点的增高烃类含量降低，非烃类增加。烃类组成常用“族组成”表示法，“族组成”通常是以饱和烃（烷烃＋环烷烃）、轻芳香烃（单环芳烃）、中芳香烃（双环芳烃）、重芳香烃（多环芳烃）等项目来表示结构族组成。1.1.1.2　常减压蒸馏原理原油是极其复杂的混合物，要从原油中提炼出多种燃料和润滑油产品，基本途径不外乎是：将原油分割成为不同馏程的馏份，然后按照油品的使用要求除去这些馏份中的非理想组份，或者是由化学转化形成所需要的组成从而获得一系列产品。基于此原因，炼油厂必须解决原油的分割和各种石油馏份在加工、精制过程中的分离问题，而蒸馏正是一种合适的手段。它能够将液体混合物按组份的沸点或蒸汽压的不同而分离为轻重不同的馏份，或者是近乎纯的产品。根据原油中各组份挥发度不同即它们之间的差异，通过加热，在塔的进料段处产生一次汽化，上升汽体与塔顶打入的回流液体通过塔盘逆流接触，以其温度差和相间浓度差为推动力进行双向传热传质，经过汽体的逐次冷凝和液体的渐次汽化，使不平衡的汽液两相通过密切接触而趋近平衡，从而使轻重组份得到一定程度的分离。中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页常减压蒸馏装置，是以加热炉和精馏塔为主体而组成的所谓管式蒸馏装置。经过预处理的原油流经一系列换热器，与温度较高的蒸馏产品及回流油换热，进入一个闪蒸塔（或初馏塔），闪蒸出（或馏出）部分轻组份，塔底拔头原油继续换热后进入加热炉被加热至一定温度，进入一个精馏塔。此塔在接近大气压下操作，故称为常压塔。在这里原油被分割，从塔顶出石脑油，侧线出煤油、柴油等馏份，塔底产品为常压重油，沸点一般高于350℃。为了进一步生产润滑油原料和催化原料，如果把重油继续在常压下蒸馏，则势必将温度提高到400℃～500℃。此时，重油中的胶质、沥青质和一些对热不安定组份会发生裂解、缩合等反应，这样一则降低了产品质量，二则加剧了设备结焦。因此，必须将常压重油在减压（真空）条件下进行蒸馏。降低外压可使物质的沸点下降，故而可以进一步从常压重油中馏出重质油料，此蒸馏设备就叫减压塔。减压塔底产物中集中了绝大部分的胶质、沥青质和很高沸点（500℃以上）的油料，称为减压渣油，这部分渣油可以进一步加工制取高粘度润滑油、沥青、燃料和焦炭。减压蒸馏温度（减压塔进料温度）一般限制在420℃以下，而青岛炼化采用了KBC公司的减压深拔技术，把减压蒸馏温度提到426℃，把减压切割点提高到565℃，从而提高了总拔出率。这种配有常压和减压的精馏装置称为常减压蒸馏装置。1.1.1.1.1　常压蒸馏原理常压系统的目的主要是通过精馏过程，在常压条件下，将原油中的汽、煤、柴馏份切割出来，生产合格的汽油、煤油、柴油及部分裂化原料。常压系统的原理即为油品精馏原理。精馏原理：一种相平衡分离过程，其重要的理论基础是汽-液相平衡原理，即拉乌尔定律。PA=PAOXA；PB=PBOXB=PBO（1-XA）式中：PA、PB——溶液上方组份A及B的饱和蒸汽压。PAO、PBO——纯组份A及B的饱和蒸汽压。XA、XB——溶液中组份A及B的摩尔分率。此定律表示在一定温度下，对于那些性质相似，分子大小又相近的组份（如甲醇、乙醇）所组成的理想溶液中，溶液上方蒸汽中任意组份的分压，等于此纯组份在该温度下的饱和蒸汽压乘以它在溶液中的摩尔分率。精馏过程是在装有很多塔盘的精馏塔内进行的。塔底吹入水蒸汽，塔顶有回流。经加热炉加热的原料以汽液混合物的状态进人精馏塔的汽化段，经一次汽化，使汽液分开。未汽化的重油流向塔底，通过提馏进一步蒸出其中所含的轻组份。从汽化段上升的油汽与下降的液体回流在塔盘上充分接触，汽相部分中较重的组份冷凝，液相部分中较轻的组份汽化。因此，油汽中易挥发组份的含量将因液体的部分汽化，使液相中易挥发组份向汽相扩散而增多；油汽中难挥发组份的含量因汽体的部分冷凝，使汽相中难挥发组份向液相扩散而增多。这样，同一层板上互相接触的汽液两相就趋向平衡。它们之间的关系统可用拉乌尔定律说明。通过多次这样的质量、热量交换，就能达到精馏目的。以下是一层塔盘上汽-液交换的详细过程。中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页2汽-液交换过程简图如图1所示，当油汽（V）上升至n层塔盘时，与从（n+1）层塔盘下来的回流液体（L）相遇，由于上升的油汽温度高，下流的回流温度较低，因此高温的油汽与低温的回流接触时放热，使其中高沸点组份冷凝。同时，低温的回流吸热，并使其中的低沸点组份汽化。这样，油汽中被冷凝的高沸点组份和未被汽化的回流组成了新的回流（L’）。从n层下降为（n-1）层的回流中所含高沸点组份要比降至n层塔盘的回流中的高沸点组份含量多，而上升至（n+1）层塔盘的油汽中的低沸点组份含量要比上升至n层的油汽中低沸点组份含量多。同样类似地离开（n+1）层塔盘的油汽，还要与（n+2）层下来的回流进行热量、质量交换。原料在每一块塔盘上就得到一次微量的分离。显然，如果有极多个塔盘的话，使原料能分离出纯度很高的产品。一个完整的精馏塔一般包括三部分：上段为精馏段，中段为汽化段，下段为提馏段。1.1.1.1.1　减压蒸馏原理减压系统分减压塔和塔顶抽真空系统，其目的主要是通过精馏过程，在减压条件下，进一步将常压渣油中的蜡油馏份切割出来，生产合格的裂化原料。减压系统原理在某一温度下，液体与在其液面上的蒸汽呈平衡状态，由此蒸汽所产生的压力称为饱和蒸汽压，蒸汽压的高低表明了液体中的分子离开液体汽化或蒸发的能力，蒸汽压越高，就说明液体越容易汽化。蒸汽压的大小与物质的本性如分子量、化学结构等有关，同时也和体系的温度有关，对于有机化合物常采用安托因方程式计算：lnPi0=Ai-Bi/（T+Ci）式中：Pi0——i组份的蒸汽压T——系统温度根据上式可以看出，蒸汽压随温度的降低而降低，或者说沸点随系统压力降低而降低。石油是沸程范围很宽的复杂混合物，对我国多数原油来说，其中沸点在350～500℃馏份占总馏出物的50%左右。油品在加热条件下容易受热分解而使油品颜色变深，胶质增加，一般加热温度不宜太高，在常压蒸馏时，为保证产品质量，炉出口温度一般不超过370℃中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页，对于350～500℃的馏份在常压条件下难以蒸出。但是在真空条件下，由于系统压力降低，油品的沸点也随之降低，因此可以在较低的温度下将沸点较高的油品蒸出，所以对原油进行常压分馏后的油品进行减压分馏，可以进一步将原油中的较重组份拔出，从而提高收率，达到深拔的目的。抽真空系统原理本装置采用的是高效喷射式蒸汽抽真空系统。工作蒸汽经过拉阀尔型（扩缩）喷嘴时流速不断增加，压力能转换为动能。蒸汽在喷嘴出口处可达到极高的速度（1000～1400m/s），因而压力急剧下降，在喷嘴周围形成高度真空。在真空部位，塔内不凝气被吸入混合器与蒸汽混合并进行能量交换，然后一起进入扩压管。工作蒸汽减速，不凝气加速，最后两者速度一致。在扩压管后部动能又转变为压力能，混合气体的流速降低，压力升高直至能满足排出压力的要求。本装置减压塔采用三级抽真空。1.1.1　化工助剂的作用原理1.1.1.1　低温缓蚀剂低温缓蚀剂是一种减缓腐蚀作用的物质，多是油溶性成膜型的物质。是一种具有长烷基链和极性基团的有机化合物，剂体上带有极性基团，它能吸附在设备金属的表面上，形成一层单分子抗水性保护膜。这层保护膜和溶液中的氢离子作用，生成带正电荷的离子，其反应式为：RNH2+H+→RH3+（胺类缓蚀剂）由于这种离子对溶液中的氢离子（HCl和H2S解离后的氢离子）有强烈的排斥作用，阻止了氢离子对金属设备的靠近，从而减缓了HCl和H2S的腐蚀作用，这种胺类缓蚀剂在HCl-H2S-H2O型的腐蚀作用中，起到了缓蚀的效果。另外，缓蚀剂的表面活性作用能减少沉积物与金属表面的结合力，使沉积物疏松，为清洗带来了方便。缓蚀剂品种繁多，性质差异很大，对设备的保护能力受多种因素的影响。其主要因素有：缓蚀剂的化学组成及性质，注入时的浓度和温度，塔顶流体的pH值，管线内物流的流速等等。此外，原油性质的不同，注入设备的结构与注入部位的是否合理，也对缓蚀剂的效果有所影响。由于本装置塔顶馏出线较粗，缓蚀剂注入后如不能均匀分布，则会影响缓蚀剂的防腐效果。所以缓蚀剂的充分溶解、均匀分布是很重要的。缓蚀剂的注入部位在塔顶馏出线上，要求物流有适当的pH值。当pH值过低或过高，缓蚀剂会起变化而失效。一般情况下，要求pH值在5.5～8.5之间，但不同的缓蚀剂都有最佳pH值范围。根据原油类型、处理量、在线腐蚀监测结果以及试验室的检验结果来选定缓蚀剂的种类、浓度及注入量。对不同的缓蚀剂来讲，选定缓蚀剂的最佳浓度是很重要的，因为某些缓蚀剂，浓度低于某一数值时常常不发生作用；但也有一些缓蚀剂，当浓度高于某一数值时，不仅没有缓蚀作用，反而加剧了设备的腐蚀。如用量过大，有时还会造成油品乳化、发泡等现象，使油品不合格和脱水带油，增加加工损失，经济上也更不合算。1.1.1.2　破乳剂破乳剂是一种表面活性剂，比乳化剂具有更小的表面张力，更高的表面活性，原油中加入破乳剂后，首先分散在原油乳化液中，而后逐渐到达油水界面，由于它具有比天然乳化剂更高的表面活性，因此破乳剂将代替乳化剂吸附在油水界面，并浓集在油水界面，改变了原来界面的性质，破坏了原来较为牢固的吸附膜，形成一个较弱的吸附膜，并容易受到破坏。中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页电脱盐破乳剂有水溶性的和油溶性两种，主要用非离子型的表面活性剂作破乳剂。破乳剂的用量决定于原油的性质、油田的原油预处理方法以及脱盐的要求和工艺条件，如电脱盐级数、操作温度、洗涤水量以及油水混合的程度。一般来说，油溶性破乳剂的加入量为3～20ppm（相对于原油处理量）。如破乳剂添加过量，会使污水水质变坏，难以净化。油溶性破乳剂的型号较多，有一定的选择性，因此对每一种原油必须进行破乳剂评选，以求达到破乳效果的最优化。破乳剂不仅影响脱盐率，而且还影响脱盐排水中的含油量，由于破乳剂是通过到达油水乳化液的界面，破坏其乳化膜而达到破乳作用的，因此破乳剂的浓度、注入量、注入点、破乳剂与原油的混合等都直接影响着脱盐效果的好坏。1.1.1.1　氨水氨作为一种中和剂注入，以中和塔顶系统中残存的HCl、H2S，调节塔顶馏出系统冷凝水的PH值，以减轻塔顶腐蚀、充分发挥缓蚀剂的作用。通过控制塔顶回流罐冷凝水的PH值在7.5～8.5之间来调节注氨量。注氨成本低，后续污水容易处理。注氨的不利之处是会在换热器表面形成固体氯化铵，氯化铵的升华点是350℃，而系统温度低于这个温度，因此，如果氯化铵的浓度较高，氯化铵将在注水之前凝结而影响传热，引起堵塞，更严重的是造成垢下腐蚀。另外，注氨也有其他缺点：易挥发，难于准确控制PH值等。1.1.1.2　碱性水注碱性水的主要作用是：a)冲洗掉所生成的铵盐，以减轻垢下腐蚀；b)稀释和中和部分冷凝下来的酸性水；c)通过在挥发线内注水，使挥发线内气体急冷，把最初冷凝区前移至挥发线中，减轻了后面冷凝器内的腐蚀。循环注水量约占塔顶馏出量的5%～10%。1.2.　技术特点1.2.1　装置技术改造a)2008年改造装置改造按能单独加工伊朗轻油和科威特原油考虑，设计基准原油为伊朗轻质原油，同时核算单独加工科威特原油的工况。d)装置现生产工艺为一脱三注→闪蒸→常压蒸馏→减压蒸馏设计工艺流程。e)产品方案：重整（乙烯）料-航煤（柴油）精制料-柴油加氢（军柴）原料-蜡油加氢裂化或精制原料-焦化或溶剂脱沥青料。f)按闪蒸塔新增，减压塔扩径，加热炉改造，换热网络重新设置进行核算。g)工艺管道和设备选材按高硫低酸值原油腐蚀考虑，装置设计的硫含量按3.0%考虑。h)由于是老装置扩能改造，装置内未改动部分仍按原标准、规范考虑；改动和新增部分执行现行标准及规范。i)尽可能利用现有设施，达到节资增效的目的。同时积极采用成熟的先进工艺技术和设备技术，提高装置的技术含量和经济效益。中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页1.1.1　装置技术特点1.1.1.1　高速电脱盐技术从技术特点来分，电脱盐一般有低速电脱盐和高速电脱盐两种形式，与低速电脱盐比，高速电脱盐具有脱盐技术先进、脱盐效率高（单级脱盐率可达95%），设备利用率高、罐体小、单罐处理能力大、电耗低等优点。目前世界上已有100多套电脱盐应用该技术，该技术的主要特点是：a)进料位置不同于低速电脱盐在水相而是在电极板之间。b)进料管不用管式或倒槽式而采用特殊高效喷头型式。c)电脱盐罐处理能力不取决于停留时间，而取决于喷头的能力。d)采用交（直）流电供电。装置采用国内江苏长江（扬中）电脱盐设备公司开发的交直流高速电脱盐技术，采用了二级电脱盐工艺。脱后原油能达到的指标如下：a)盐含量满足3mg/l。b)脱后原油含水：≯0.2W%。c)脱盐排水含油：≯100ppm。1.1.1.2　闪蒸技术目前国内外加工类似含硫轻油的常压蒸馏工艺流程基本上有两种选择：一是采用初馏塔提压方案。另一种是采用闪蒸塔方案。本装置采用一段闪蒸工艺技术，即根据装置加工原油较轻的情况，将原油加热到一定的温度，进行一次气化，气体直接进入到常压塔的中段进行分馏，以降低能耗、提高空间利用率和节省投资。1.1.1.3　采用高性能塔盘。分馏塔，作为常减压蒸馏装置的核心设备，尤其大型塔器，塔内件综合性能的高低，直接影响到装置的建设投资和操作性能等。综合性能优良的塔板不仅应该具有高的通量，同时又应该具有高的分离效率。而这两方面是由高效的塔盘、合理的降液管及鼓泡促进器等综合作用的结果。为获得高的传质效率，已公认微型阀具有较高的气液流通量和传质效率，由于制造成本的急剧增加，限制阀体缩小的程度，为此对阀体可进行复合开孔处理。为使塔盘上形成均匀的气液分布，消除塔盘两侧液体流动的死区和降液管出口处气体流动死区，多折边倾斜式降液管可以消除塔盘两侧液体流动的死区，避免气体流动的不均匀性，同时可有效地增加液体的流程长度，增加气液接触时间，从而获得高的塔板传质效率。安装于降液管出口处的鼓泡促进器可消除气体流动死区，获得良好的气体分布动能，增加泡沫层高度和气液接触时间，增加传质效率。为降低投资，获得良好的分馏性能，装置综合采用复合微型浮阀阀体、多折边倾斜式降液管和高效的鼓泡促进器。最大程度地避免传统塔板气液流动的不均匀状态，使塔板既具有高的通量又具有高的分离效率。凯宁公司的复合孔微型固定阀塔盘等均在一定程度上体现了该种高性能塔板的先进的性能。常压塔和汽提塔将采用高性能的塔内件。使本装置的常压塔能满足较高的操作性能和弹性。1.1.1.4　减压采取适当深拔技术中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页为较大限度地提高经济效益，减压蒸馏采取适当深拔技术，以提高减压蜡油收率。其技术措施主要包括：a)减压塔顶更新放大1组3级高效蒸汽抽空器和高效冷凝器以保证塔顶残压满足深拔的要求。b)全塔采用高效规整填料及内件，降低全塔压降，提高蒸发层的真空度。c)减压塔底吹入适量蒸汽，采用微湿式带汽提操作，提高炉出口汽化量，提高产品质量。d)设净洗段、低液量分配均匀的槽式分布器，降低HVO的残碳和重金属含量，减少塔高。e)进料口设置具有壳牌专利的Schoepentoter径向式汽液两相进料分布器，使上升气体均匀分布，减少雾沫夹带。f)采用炉管吸收热胀量技术，减少转油线压降和温降。g)塔底打入适量的急冷油，以防油品热裂化。1.1.1.1　采用高效换热器技术本装置两台常顶换热器和两台减三线换热器采用了阿法拉伐（Alfalaval）公司生产的COMPABLOC焊接板式换热器，COMPABLOC焊接板式换热器具有以下特点：a)板片之间没有垫圈，从而提高了使用温度和压力。b)传热性能与常规的有垫圈的板式换热器相当。c)采用螺栓连接设计，容易分解，易于清洗、维修或更换。d)采用错流布置，产生整体上的逆流传热性能。e)采用可调节和可移动的挡板，易使压降适合于传热性能要求。f)非常紧凑，因而占地很小，所要求的安装和维修空间也小。g)耐腐蚀性较好：理论上板材的耐腐蚀性好于管材，且波纹板之间采用激光焊接,热输入仅为普通焊接法的25%，焊接热影响区和残余应力较小,焊缝优于普通的焊缝。2　工艺过程说明及流程图2.1.　工艺过程说明2.1.1　常压系统自储运罐区来的原油，经原油泵P-101/1-3升压，并经质量流量计计量后分五路换热，第一路原油经常顶油气换热器（E-101/1）、常顶循Ⅱ⑴换热器（E-102/3.4）、常一中Ⅱ⑴换热器（E-104/5）、减渣Ⅳ⑴换热器（E-113/11）换热至142.4℃；第二路原油经常顶油气换热器（E-101/2）、常顶循Ⅱ⑵换热器（E-102/5.6）、常一中Ⅱ⑵换热器（E-104/6）、减渣Ⅳ⑵换热器（E-113/12）换热至142.4℃；第三路原油经常顶油气换热器（E-101/3）、常顶循Ⅰ⑴换热器（E-102/1）、减二线⑵换热器（E-110/9.10）、减三线⑵换热器（E-111/9.10）换热至139.1℃；第四路原油经常顶油气换热器（E-101/4）、常顶循Ⅰ⑵换热器（E-102/2）、常二线⑵换热器（E-106/3.4）、常四线换热器（E-108/1.2）（备用）换热至139.8℃；第五路原油经常顶油气换热器（E-101/5）、减顶循换热器（E-109/1.2）、常一线换热器（E-103/1.2）换热至138.7℃。然后五路原油合并温度140.4℃，进入一级电脱盐罐V-101/2、二级电脱盐罐V-101/3再次脱盐。中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页经电脱盐罐V-101/2.3脱盐后的原油再分四路换热，第一路经常一中Ⅰ⑴换热器（E-104/1.2）、减一中减二线Ⅱ⑴换热器（E-110/5.6）、减渣Ⅲ⑴换热器（E-113/7.8）、减二中减三线Ⅱ⑴换热器（E-111/3.4）换热至230.0℃；第二路经常一中Ⅰ⑵换热器（E-104/3.4）、减一中减二线Ⅱ⑵换热器（E-110/7.8）、减渣Ⅲ⑵换热器（E-113/9.10）、减二中减三线Ⅱ⑵换热器（E-111/5.6）、减四线⑵换热器（E-112/3.4）换热至234.8℃；第三路经常二线⑴换热器（E-105/1.2）、常二中Ⅱ⑴换热器（E-106/5）、减一中减二线Ⅰ⑴换热器（E-110/1.2）、减渣Ⅱ⑴换热器（E-113/5）换热至235.6℃；第四路经减三线⑴换热器（E-111/7.8）、常二中Ⅱ⑵换热器（E-106/6）、减一中减二线Ⅰ⑵换热器（E-110/3.4）、减渣Ⅱ⑵换热器（E-113/6）换热至234.7℃；然后四路原油合并进入闪蒸塔，进闪蒸塔温度为208℃。闪蒸塔顶闪蒸出来的油气直接进入常压塔T-102的第20、22层塔板,闪底油经底泵P-102/1-3升压后分二路换热。第一路经常二中Ⅰ⑴换热器（E-106/1.2）、减二中减三线Ⅰ⑴换热器（E-111/1）、常三线Ⅰ⑴换热器（E-107/1）、减渣Ⅰ⑴换热器（E113/1.2）、减四线⑴换热器换热至298.7℃；第二路经常二中Ⅰ⑵换热器（E-106/3.4）、减二中减三线Ⅰ⑵换热器（E-111/2）、常三线Ⅰ⑵换热器（E-107/2）、减渣Ⅰ⑵换热器（E113/3.4）换热至295.2℃；然后二路闪底油合并温度达到297.0℃进入常压炉。常压炉分八路加热至约363℃后进入常压塔Ｔ-102进行常压分馏。常压塔顶出来的油气分五路与原油换热后进入常顶回流罐V-102进行油气分离，其中气相进入常顶空冷器AC-101／1-10冷却后与常顶油合并。常顶回流罐内的液相，通过常顶回流泵P-103/1.2升压后一部分作为常顶回流油打入常压塔顶，一部分经常顶油空冷器AC-102/1.2冷却与常顶空冷器AC-101／1-10冷却的合并，再经常顶水冷器WC-101-/1-4冷却后进入常顶产品罐V-103/1.2。常顶产品罐不凝气（低压瓦斯）可去轻烃回收装置的气压机入口，去系统瓦斯管网。常顶产品罐内的液相，通过常顶产品泵P-104/1.2升压后作为重整料或石脑油出装置。常顶回流罐V-102和常顶产品罐V-103/1.2底部的含硫污水合并后进入含硫污水罐V-110，含硫污水罐的水一部分经塔顶注水泵P-122/1.2分别注入常顶油气换热器的入口和减顶抽空器的出口管上。一部分经含硫污水泵P-121/1.2升压与减顶的含硫污水合并出装置。常压塔共设三个侧线，常一线从T-102的第12层或第14层抽出，进入塔T-103上段汽提塔进行汽提，其中气相返回塔T-102的第11层，液相油经常一线泵P-106/1.2升压后进常一线换热器Ｅ103/1.2与原油换热、空冷器AC-103/1.2和水冷器WC-102冷却至45℃后，一部分去航煤Merox精制，一部分直接出装置。常二线油从塔T-102的第26层塔盘抽出，进入塔T-103中段汽提塔进行汽提，其中气相返回至T-102的第25层塔盘。液相油经常二线泵P108抽出升压后至常二线换热器E105/1.2、E105/3.4与原油换热后进入常二线空冷器AC-104/1.2冷却至60℃后出装置。常三线油从塔T-102的第34层塔盘抽出，经常三线泵P-110/1.2抽出升压后经换热器E107/1.2与闪底油换热后再经常三线蒸汽发生器SG-101、SG-102发完蒸汽后，进入常三线-软化水换热器E-115/1.2换热和常三线冷却器WC-115/1.2冷却至60℃后与减一线油合并出装置。常三线蒸汽发生器SG-101，发出的1.0MPa蒸汽经减压炉过热至250℃后，并入蒸汽管网，蒸汽发生器SG-102发出的0.3MPa低压蒸汽经常压炉过热至400℃后供装置自用。常四线油（预留）从塔T-102的第38层塔盘抽出，经常四线泵P-111/1.2升压后进常四线油换热器E-108/1.2与原油换热后出装置。常压塔设三个循环回流，常顶循油从塔T-102的第6层塔盘抽出，经常压塔顶循环油泵P-105/1.2升压后经常顶循换热器E-102/1-2、E-102/3-6与原油换热后，再返回塔T-102的顶层塔板第4层上。常一中油从塔T-102的第18层塔盘抽出，经常一中泵P-107升压后经常一中换热器E-104/1-4、E-104/5-6换热后，返回到塔T-102的顶层塔板第16层塔盘上。中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页常二中油从塔T-102的第30层塔盘抽出，经常二中泵P109/1.2升压后经常二中换热器E-106/1-4、E-106/5-6与换热后，再返回塔T102的第28层塔盘上。1.1.1　减压系统常压塔底油经常底泵P112/1.2升压后分八路进入减压炉加热升温到395℃后，进入减压塔进行减压分馏。减压塔顶油气经增压器EJ-101/1.2，减顶冷凝冷却器WC-104/1.2；一级抽空器EJ-102/1.2，一级抽空冷凝冷却器WC-105/1.2；二级抽空器EJ-103/1.2，二级抽空冷凝冷却器WC-106/1.2进行三级抽真空冷凝冷却后，最后从WC-106/1.2的分水包中出来的不凝气一路与二常减顶瓦斯合并后可去减顶瓦斯罗茨机升压后进酸性气管网或焦化脱硫装置脱硫，一路可（保留）进入减压炉作燃料。经WC-104/1.2及WC-105/1.2和WC-106/1.2冷却后的冷凝液则全部进入减顶油水分离罐进行油水分离，其中油相经P-119/1.2打入泵P-101/1.2入口回炼，或去轻油罐。减顶含硫污水减顶含硫污水泵P-120/1.2升压后经调节后出装置。减压塔共设四个侧线和三个回流。减一线从塔T-104的第一段液体收集器抽出，经减一线泵P-113/1.2升压后分二路，一路由减顶循减一线换热器E-109/1.2换热后再分二路、一路经减顶循空冷器AC-105/1-4、冷却器WC-107/1.2冷却至50℃后返回减压塔作顶回流，一路直接单独作为柴油加氢精制料与减三线合并后出装置；另一路则返回精馏段的分配器。减二线从塔T-104的第二段液体收集器抽出，经减二线泵P114升压后，经减二线减一中换热器E110/1-4、E110/5-8换热到182.8℃后分二路，一路返回到减压塔三段的液体分布器入口作减一中回流。另一路再经催化进料冷蜡换热器E116/1.2、减二线换热器E110/9.10换热和冷却器WC-108冷却到90℃后经调节作为减压蜡油出装置。减三线从塔T-104的第四段液体收集器抽出，经减三线泵P-115/1.2升压后，分两路，一路作为洗涤段的洗涤油返回减压塔的第五段液体分配器，另一路经减三线减二中换热器换热E-111/1-2、E-111/3-6换热到234.3℃后再分二路，一路返回到减压塔四段填料的液体分布器入口作减二中回流。另一路经减三线换热器E-111/7.8、E-111/9.10换热和冷却器WC-109冷却到90℃后出装置。减四线油从塔T-104的第五段液体收集器抽出至减四线罐V-104，减四线罐的气相线返回至减压塔的闪蒸段,液相经泵P116/1.2升压后经减四线换热器E-112/1.2、E-112/3.4、E-112/5.6换热至160℃后出装置。减压渣油经减底泵P-117/1.2升压后经渣油换热器（E-113/1-4）、（E-113/5-6）换热后，然后分二路，一路作为急冷油返回减压塔，另一路经渣油换热器（E-113/7-10）、（E-113/11.12）换热到160℃后进储运渣油罐，也可全部或部分去化肥、沥青罐区、重油催化、溶剂脱沥青及电站罐区等。1.1.2　注剂系统1.1.2.1　注氨流程自污水汽提装置的氨水进入氨水罐（V114/1）配置后，加水稀释至1.0%—4.0%左右，由注氨水泵P-127/1.2抽出并升压，经计量后，注入常压塔顶挥发线；经注氨水泵P-127/3抽出并升压，经计量后，注入减压塔顶的WC-104/1.2、WC-105/1.2和WC-106/1.2入口的油气管线上；经注氨水泵P-127/4抽出并升压，经计量后，注入催化裂化装置分馏塔顶的管线上。1.1.2.2　注缓蚀剂流程中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页从缓蚀剂桶抽出至缓蚀剂罐V112/1，经泵P-128/1抽出分四路，再经分别计量后，注入到常压塔顶、减压塔顶的WC-104/1.2、WC-105/1.2和WC-106/1.2入口的油气管线上。1.1.1.1　电脱盐注水流程自管网来的脱硫净化水、新鲜水等经电脱盐注水泵P-125/1.2升压后，进入E-114/1.2与V101/3的切水换热后作为脱盐罐V101/2的注水。V101/2脱盐切水经E-114/1.2换热后可再经WC-111冷却后出装置。1.1.1.2　注破乳剂流程外购来的破乳剂从桶内用泵P-134抽至破乳剂储罐V-111/2，然后经注破乳剂泵P-126/1.2升压，经流量计量后一路注入到P-101/1-3(原油泵)入口，另一路注入到P-125/1.2(注水泵)入口。1.1.1.3　注中和剂流程外购来的中和剂，用P-133将缓蚀中和剂抽入中和剂罐V-111/1，经注中和剂泵P-129/1.2抽出并升压，经流量计后，注入常压塔塔顶挥发线和减压塔顶的WC-104/1.2、WC-105/1.2和WC-106/1.2入口的油气管线上。1.1.1.4　注阻垢剂流程外购来的阻垢剂，用P-135将阻垢剂抽入阻垢剂罐V-120，由注阻垢剂泵P130抽出并升压，经计量后，注入到减底泵的入口线上。1.1.1.5　注碱流程自储运的40%碱液进入碱罐（V112/2）配置后，加水稀释至2.0%—5.0%左右，由注碱泵P-128/2抽出并升压，注入电脱盐罐V101/3原油出口管线上。1.1.1.6　塔顶注水流程V-102、V-103/1.2含硫污水至V-110，经P-122/1.2升压后注入常压塔顶油气线上或常顶油气换热器的入口线上和减压塔顶的WC-104/1.2、WC-105/1.2和WC-106/1.2入口的油气管线上。1.1.2　污水系统1.1.2.1　含硫污水流程V-102、V-103/1.2含硫污水至V-110，经P-121/1.2升压后进入旋流器分离后，油相进入V105，V-105含硫污水至V-110，经P-120/1.2升压后进入旋流器分离后，油相进入V105，水相与常顶含硫污水合并去污水汽提装置。1.1.2.2　含盐污水流程电脱盐罐V101/2含盐污水自压至E114/2与脱硫净化水换热后至WC111冷却至50℃去污水处理场。1.2.　工艺流程简图Ⅰ套常减压装置流程简图如下：中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页1.1.　工艺原则流程图（另印流程图册）1.2.　控制流程图（另印流程图册）2　主要工艺指标和技术经济指标2.1.　设计物料平衡装置的物料平衡表按加工伊朗轻质原油800万吨/年规模进行计算，年开工时数为8400小时。表1常减压部分物料平衡序号物料名称收率wt%流率备注×104t/at/dkg/h一原料1原油10080022857.12952380伊朗轻质原油2合计10080022857.12952380二产品1气体+损失0.594.75135.6339892污油0.141.0830.9812913石脑油18.43147.414211.62175484重整（或乙烯）料4常一线油13.86110.883168132000航煤加氢精制料5常二线油9.9879.8228095000柴油加氢精制料6常三线油12.2297.772793.36116390柴油加氢精制料7减一线油4.4235.361010.442100柴油加氢精制料8减二线油10.5284.182405.28100220柴油加氢精制料中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页9减三线油11.188.702534.4105600加氢精制/裂化料10洗涤油2.1317.01485.9820249重油催化/溶脱料11减渣16.81134.453841.37160057重催/焦化/沥青料12合计10080022857.129523801.1.　主要技术经济指标表1经济技术指标序号指标名称单位数量备注一主要产品和副产品l石脑油万吨／年147.41重整或乙烯料23#航煤调合组份万吨／年110.883加氢精制料万吨／年212.934加氢裂化精制料万吨／年172.885焦化或溶剂脱沥青料万吨／年151.46二主要原料和辅助原料1原油万吨／年8002破乳剂吨／年160桶装3中和剂吨／年64桶装4缓蚀剂吨／年40桶装5阻垢剂吨／年67.2桶装6液氨吨／年687Merox.CF吨／年70桶装三燃料1燃料油t／h7.846热值按41868kJ/kg计四动力和公用物料消耗l生产给水t／h2间断用2循环冷却水t／h1933.9（964.5）间断用3净化水t／h57.14消防水t／h见消防专篇5除盐水t／h(11)间断用6除氧水t／h17.77电kW461281.0MPa蒸汽t／h7.77(6.0)加热炉按全烧燃料油间断用90.35MPa蒸汽t／h10.110氮气Nm3／h（300）间断用11净化风Nm3／h30012非净化风Nm3／h（500）间断用五三废(废气、废液、废渣)排放量见环境保护专篇六装置占地面积公顷0.99七总能耗MJ/t原油395.87中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页注：括号内数字为间断用量。1.1.　主要工艺指标1.1.1　主要操作条件1.1.1.1　闪蒸塔设计操作条件表1闪蒸塔设计操作条件序号项目单位采用值备注1塔顶温度℃2082塔顶压力MPa（G）0.153进料段温度℃2084塔底温度℃2081.1.1.2　常压塔中段回流设计操作条件表2常压塔中段回流设计操作条件序号项目取热量×GJ/h取热比%回流温差℃1全塔回流热227.581002塔顶回流热11.184.91125~823顶循回流热55.7024.47140~954常一中回流热65.6228.83201~1415常二中回流热95.0841.79279~2091.1.1.3　常压塔设计操作条件表3常压塔设计操作条件序号项目单位采用值备注1塔顶压力MPa(G)0.112塔顶温度℃1253塔顶回流温度℃824常一线抽出温度℃1775常二线抽出温度℃2556常三线抽出温度℃3217常四线抽出温度℃8常顶循抽出温度℃1409常一中抽出温度℃20110常二中抽出温度℃27911常顶循返回温度℃9512常一中返回温度℃14113常二中返回温度℃20914闪蒸段温度℃361.5中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页15塔底温度℃35516过热蒸汽温度℃40017过热蒸汽流量kg/h620018常顶回流量kg/h2997719常顶循回流量kg/h50921020常一中回流量kg/h42000021常二中回流量kg/h4800001.1.1.1　减压塔中段回流设计操作条件表1减压塔中段回流设计操作条件序号项目取热量×GJ/h取热比%回流温差℃1全塔回流塔143.881002减顶回流热25.4917.72137.5~503减一中回流热39.5227.47253.8~182.84减二中回流热78.8754.81317.2~234.31.1.1.2　减压塔设计操作条件表2减压塔设计操作条件序号项目单位采用值备注1塔顶压力kPa(A)2.672塔顶温度℃653减顶回流温度℃504减一线抽出温度℃137.55减二线抽出温度℃253.86减三线抽出温度℃317.27减一中抽出温度℃253.88减二中抽出温度℃317.29减一中返回温度℃182.810减二中返回温度℃234.311闪蒸段温度℃37612塔底温度℃36513过热蒸汽温度℃40014过热蒸汽流量kg/h150015减顶回流量kg/h13176016减一中回流量kg/h21000017减二中回流量kg/h3360001.1.1.3　加热炉设计操作条件表3加热炉设计操作条件中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页介质常压炉减压炉闪底油1.0MPa蒸汽常底油0.35MPa蒸汽入炉温度297182355143出炉温度363250395400热负荷58770kW328kW22830kW1549kW效率91.5%1.1.1　馏出口质量控制设计指标表1馏出口质量控制设计指标产品名称技术指标产量×104t/a备注石脑油ASTMD86EP≯170℃147.41催化重整原料和乙烯料常一线ASTMD86EP≯280℃比重(20℃),0.775～0.830冰点≯-47℃110.88航煤加氢精制原料常二线不控制79.8柴油加氢精制原料常三线ASTMD86（95%）≯370℃97.77柴油加氢精制原料减一线ASTMD86(95%)≯365℃35.36柴油加氢精制原料减二线不控制84.18蜡油加氢裂化、精制原料减三线蜡油CCR≯1.0wt%ASTMD1160（atm）（95%）≯560℃88.70蜡油加氢裂化、精制/催化裂化原料洗涤油不控制17.01催化裂化/焦化/溶脱原料减压渣油小于530℃含量≯5V%，（渣油+洗涤油）小于530℃含量≯7V%134.45焦化/减粘/氧化沥青原料1.2.　公用工程指标表2公用工程指标序号项目名称单位设计指标控制指标备注11.0MP蒸汽压力MPa1.00.80～1.02过热蒸汽压力MPa0.350.25～0.403循环水压力MPa0.4≮0.354工业风压力MPa0.6≮0.45仪表风压力MPa0.6≮0.46软化水压力MPa0.5≮0.357新鲜水压力MPa0.5≮0.358循环水温度℃32≯321.3.　装置能耗表1.3.1　水消耗统计表表3水消耗统计表序号使用地点给水/t/h排水/t/h备注新鲜水循环冷水脱硫水除氧水循环热水含油污水含硫污水含盐污水生活污水1WC101/1-4387.1387.1连续2WC102111.2111.2连续中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页3WC104/1.2961.0连续4WC105/1.2538.0连续5WC106/1,2423.0连续6WC107/1,235.235.2连续7WC108237.1237.1间断8WC109(362.5)(362.5)间断9WC110/1,2(600.0)(600.0)间断10WC111179.3179.3连续11机泵冷却22.017.05.0连续12引风机冷却1.01.0连续13配制化学药剂(2.0)(2.0)间断14生活用水(2.0)(2.0)间断15发生蒸汽17.7连续16电脱盐注水57.164.8连续17采样冷却器(2.0)(2.0)间断18常顶回流罐3.6连续19常顶产品罐6.9连续20减顶污油罐12.0连续21冲洗用水(2.0)(2.0)间断23Merox注水(2.6)间断合计1933.957.117.71928.95.022.5064.8连续(8.6)(964.5)(962.5)(4.0)(2.0)间断注：括号内数字为间断用量。1.1.1　装置电耗统计表表1电消耗统计表序号使用地点电压设备数量设备容量轴功率年工年用电备注V(台)kW作量量×104操作备用操作备用kW时数KW.h1原油泵600021560560884.78400743.15连续2闪底油泵600021500560764.88400642.43连续3常顶回流泵3801111011069.8840058.63连续4常顶产品泵3801113213287840073.08连续5常顶循油泵600011185185138.88400116.59连续6常一线油泵3801111011090.8840076.27连续7常二线油泵380111075.1840063.08连续8常三线油泵38011132132100.9840084.76连续9常一中油泵3801160121.58400102.06连续10常二中油泵38011160160129.28400108.53连续中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页11常压塔底泵600011450450285.38400239.65连续12减一线泵38011132160118.7840099.71连续13减二线泵60001400303.88400255.19连续14减三线泵600011560560446.28400374.81连续15洗涤油泵38011373723.1840019.4连续16减底渣油泵600011280315205.28400172.37连续17封油泵38011303018.1840015.2连续18减顶污油泵3801118.518.54.7584003.99连续19减顶污水泵38011222212.8840010.75连续20塔顶注水泵38011303012.3840010.33连续21含硫污水泵38011303011.284009.41连续22一级注水泵38011373726.3840022.09连续23二级注水泵38011757557.4840048.22连续24注破乳剂泵380110.550.550.484000.34连续25注缓蚀剂泵380110.550.550.2584000.21连续26注中和剂泵380110.550.550.2584000.21连续27注氨水泵380110.550.550.4484000.37连续28注阻垢剂泵38010.370.2584000.21连续29地下污油泵38017.53.6484003.06连续30常顶空冷器3801010×30210.68400176.9连续31常顶油空冷器38022×3055.04840046.23连续32常一线空冷器38022×3046.77840039.29连续33常二线空冷器38022×3044.6840037.46连续34减顶循空冷器38044×30106.45840089.42连续35电脱盐罐38044×1254×1008400336连续36鼓风机600014003148400263.76连续37引风机600013152808400235.2连续38照明用电22040420016.8间断39仪表用电22020840016.8连续合计60003043.153801535.2122033.61.1.1　蒸汽耗量统计表表1蒸汽耗统计表序号使用地点蒸汽用量t/h装置自产蒸汽t/h蒸汽压力（表）MPa压力（表）0.351.00.35MPa1.0MPa正常正常正常正常1常一线汽提塔1.82常二线汽提塔0.63常压塔6.24减压塔1.55减压塔顶抽空9.9746工艺管道伴热1中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页7仪表伴热0.58常三线蒸汽发生器10.17.09消防(4.0)10软管站(2.0)11设备伴热(1.0)12停工吹扫(15.0)13雾化蒸汽(2.3)合计10.114.7710.17.01.1.1　装置能耗计算表表1能耗计算表序号项目消耗量燃料低热值或能耗指标单位能耗MJ/t备注单位耗量小时耗量年耗量单位数量单位数量单位数量单位数量1燃料kg/t8.24kg/h7846t×1046.59MJ/kg41.86344.92电kWh/t4.84kWh/h4612kWh×1043874.1MJ/kWh11.8457.3131.0MPa蒸汽t/t0.008t/h7.77t×1046.53MJ/t318226.094除氧水t/t0.019t/h17.7t×10414.87MJ/t385.197.165循环水t/t2.03t/h1933.9t×1041624.5MJ/t4.198.516新鲜水t/t0.002t/h2t×1041.68MJ/t7.120.0157软化水t/t0.072t/h47.2t×10439.65MJ/t10.470.758净化风m3/t0.252Nm3/h240Nm3×104201.6MJ/m31.590.4019热输出MJ/t-52.8MJ/h-50264-52.7合计395.89.46千克标油/吨原油1.2.　分析化验一览表表2化验分析一览表样品名称分析项目分析频率分析方法备注开工正常不合格脱前原油含盐1/天SY/T0536密度按需GB/T1884、GB/T1885水分1/天GB/T260硫含量1/天SHZH-T4.30.23.028总氯/有机氯1/周SH/T0677周二中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页酸值1/天GB/T7304渣油产沥青时不分析2#脱后原油水分1/天GB/T260氯1/周SH/T0677周二含盐1/天1/6SY/T05363#脱后原油水分2/天GB/T260总氯/有机氯1/周SH/T0677含盐1/天SY/T0536常顶一级外观1/31/61/3目测馏程1/31/61/3SHZH-T4.30.23.093GB/T　6536PONA按需SH/T0714硫含量按需ASTMD5453GB/T17040密度1/周SH/T　0604周二常顶二级外观1/32/天1/3目测馏程1/32/天1/3SHZH-T4.30.23.093GB/T　6536常一线外观1/31/61/3目测馏程1/31/61/3SHZH-T4.30.23.095GB/T　6536产柴油、加氢料时不分析密度1/周SH/T　0604周二闪点1/61/3GB/T261产航煤料时分析碱氮1/周SH/T0162周二。产航煤料时分析RSH-S1/周GB/T1792腐蚀1/6SHZH-T4.30.23.003GB/T5096产航煤料、加氢料时不分析硫2/天SHZH-T4.30.23.028冰点2/天1/6GB/T2430产柴油、加氢料时不分析常二线外观1/31/6目测馏程1/33/周SHZH-T4.30.23.095GB/T　6536周一、三、五，产军柴时1/6，不合格1/3密度1/周SH/T　0604周二闪点1/周GB/T261产军柴时2/天，不合格1/3酸度2/周GB/T258周二腐蚀1/6SHZH-T4.30.23.003GB/T5096产加氢料时不分析水分按需ASTMD6304硫2/天SHZH-T4.30.23.028产加氢料时不分析粘度1/31/61/3GB/T265产柴油、加氢料时不分析胶质1/31/61/3GB/T509凝固点1/天SHZH-T4.30.23.046中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页常三线外观1/31/6目测馏程1/31/61/3SHZH-T4.30.23.095GB/T　6536密度1/周SH/T0604、GB/T1884周二闪点按需GB/T261酸度按需GB/T258水分按需ASTMD6304腐蚀1/6SHZH-T4.30.23.003GB/T5096产加氢料时不分析硫2/天SHZH-T4.30.23.028凝固点按需SHZH-T4.30.23.046减一线外观1/31/6目测馏程1/31/61/3SHZH-T4.30.23.095GB/T　6536密度1/周SH/T0604、GB/T1884周二闪点按需GB/T261酸度按需GB/T258水分按需ASTMD6304腐蚀1/6SHZH-T4.30.23.003GB/T5096产加氢料时不分析硫2/天SHZH-T4.30.23.028凝固点按需SHZH-T4.30.23.046减二线馏程1/天SHZH-T4.30.23.094SH/T0165密度1/周GB/T1884、GB/T1885SHZH-T4.30.23.323周二酸值1/周GB/T7304铁离子1/周SHZH-T4.30.23.051钠离子1/周钒离子1/周减三线馏程1/周SHZH-T4.30.23.094或SH/T0165周二密度1/周GB/T1884、GB/T1885SHZH-T4.30.23.323比色1/天SHZH-T4.30.23.024酸值1/周GB/T7304铁离子1/周SHZH-T4.30.23.051钠离子1/周SHZH-T4.30.23.051钒离子1/周SHZH-T4.30.23.051残炭2/周SHZH-T4.30.23.065周二、四氮按需SHZH-T4.30.23.047渣油密度3/周SHZH-T4.30.23.063SHZH-T4.30.23.323周二、四、六500、530℃前含量2/周SHZH-T4.30.23.094或SH/T0165周二、四酸值1/周GB/T7304周二中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页铁离子1/周SHZH-T4.30.23.051钠离子1/周SHZH-T4.30.23.051钒离子1/周SHZH-T4.30.23.051针入度25℃1/31/61/3SHZH-T4.30.23.062产沥青或沥青料时分析。软化点2/天1/6GB/T4507延度3/周GB/T4508生产A级沥青或A级沥青原料时分析膜前10℃延度，1/6。60℃动力粘度1/天SH/T0557生产A级沥青或A级沥青原料时分析，第一点合格后加做蜡含量。PI1/批GB/T4509蜡含量1/批SH/T0425针比1/批GB/T4509膜后10℃延度1/天GB/T4508容102/103水PH3/周SHZH-T4.30.23.031周一、三、五铁3/周SHZH-T4.30.23.006氯3/周SHZH-T4.30.23.089容105水PH3/周SHZH-T4.30.23.031铁3/周SHZH-T4.30.23.006氯3/周SHZH-T4.30.23.089注碱碱浓度1/罐SHZH-T4.30.23.004装置联系注氨氨水浓度1/罐SHZH-T4.30.23.004装置联系1　主要原料及辅助材料性质1.1.　主要原料性质装置设计基准原油为伊朗轻质原油。伊轻原油主要性质如下：表1伊轻原油一般性质分析项目数值API度33.5密度，g/cm320℃0.8536粘度,mm2/s,30℃7.6250℃4.67凝点,℃-5残炭,%3.69酸值,mgkoh/g0.11盐含量,mgNacl/l8.0硫,%1.49氮,%0.12水,%痕迹胶质,%9.13中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页沥青质,%0.55蜡含量,%4.31硫化氢,PPm0金属分析PPmFe1.5Ni11Cu<0.01V34.0Pb<0.01Al1.1Mg0.3Na0.7As0.013原油类别含硫中间基表1伊朗轻质原油实沸点蒸馏数据馏分号沸点范围℃收率m%收率V%密度g/cm3粘度mm2/s特性因数K每馏分总收率每馏分总收率20℃20℃50℃100℃1HK-604.884.886.586.580.633213.0260-1005.1610.046.2012.780.710412.03100-1304.7014.745.2918.170.744411.844130-1452.6017.342.9121.080.761511.805145-1602.6419.982.9224.000.770511.806160-1803.2923.273.6027.600.77990.9611.827180-2003.3426.613.6131.210.79041.5711.848200-2306.8333.447.1638.370.81392.4311.709230-2503.3336.773.4241.790.83133.5211.6510250-2805.2542.025.3247.110.84175.072.6511.6911280-3003.7045.723.7250.830.84918.273.7211.7712300-3305.6051.325.556.330.86915.222.0211.6713330-3503.2554.453.1559.480.88127.822.7111.6714350-3703.2557.823.1462.620.884110.633.4511.6715370-4003.8561.673.6866.300.893816.004.2611.7816400-4505.9767.645.6071.900.909938.327.2011.8117450-5007.9375.577.3079.200.927184.2412.0911.8618500-5656.6482.216.0085.200.944427.5711.9419>56517.0399.2414.1899.981.025120损失0.76100表2伊朗轻油的轻烃分析油种伊朗轻质原油沸点范围℃<60收率%4.88(m)烃名称占馏分%占原油%甲烷乙烷丙烷9.280.453正丁烷29.361.433异丁烷8.840.431正戊烷19.520.953中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页异戊烷17.10.834环戊烷1.170.0572.2-二甲基丁烷2-3二甲基丁烷2-甲基戊烷4.980.2433-甲基戊烷2.920.142正己烷5.340.261甲基环戊烷1.490.073环己烷苯累计1004.881.1.　主要辅助材料性质表1非固定床原辅材化工原材料名称牌号生产厂家或部门耗量（g/t原油）主要性能破乳剂PR501YKM工贸化工≯35破乳化，提高油水分离效果缓蚀剂HS801KM工贸化工≯15塔顶防腐，提高塔顶防腐效果中和剂HZ802KM工贸化工≯15塔顶防腐，提高塔顶防腐效果氨水浓度约3～6%炼油二部根据污水PH值调节塔顶防腐，中和HCl和H2S阻垢剂HH-1203宁波华利50g/t渣油能够抑制或减少炼油设备和管线上的结垢沉积物，达到阻垢的效果表2润滑油、润滑脂质量指标项目46#机械油68#防锈汽轮机油2#钙基润滑脂闪点℃≮180≮195—运动粘度（40℃厘沱）41.1～50.661.2～74.8—延炭(%)≯0.25——灰分(%)≯0.007≯0.005—水溶性酸碱无——酸值（KOHmg/g）≯0.2≯0.3（加剂后）—机械杂质≯0.007无无水分(%)无无≯0.2腐蚀（铜片）合格—合格滴点(℃)——≮80针入度(125℃)——1/10mm(265～295)凝点(℃)≯-10——备注用于各离心机泵及鼓风机、引风机用于罗茨机用于润滑脂润滑的机泵中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页1　产品及中间产品性质根据原油性质数据及总物料平衡要求，本装置的产品基本为中间产品，生产重整料或石脑油、航煤馏份、直馏柴油馏份、加氢处理料和焦化原料等。主要产品的性质见下表：表1产品及中间产品性质项目石脑油常一线油常二线油常三线油减一线油减二线油减三线油洗涤油减压渣油比重d(15.6/15.6)0.7500.7990.8360.8670.8720.9060.9300.9610.979特性因数K11.6611.7711.7211.7111.7111.8211.9112.0212.05恩氏蒸馏：常顶~常三线、减一线为ASTMD86（V）减二、三线、洗涤油、减压渣油为ASTMD1160（V）IP-19.5140.0172.2180.6235.0326.9362.4398.3477.35%14.9158.7216.9251.9273.5359.7429.7486.8534.810%22.7168.3227.5275.8287.3372.5446.7515.2560.930%87.0184.1245.0302.6309.9402.0473.2568.7615.150%108.7195.0255.7314.8323.7422.9491.6591.6651.470%117.9205.6266.0330.0337.1448.1516.8616.2683.990%139.5219.6282.7356.8356.1484.1555.8667.1716.895%149.6229.1289.4370.0365.0497.3573.0691.1725.6EP157.0242.0313.0391.2383.4531.7591.1714.1734.72　工艺调整原则2.1.　电脱盐原油脱后含盐的质量调整原则原油中所含的无机盐，一部分溶解在原油所含的水中，另一部分以结晶状态浮在原油中。悬浮在原油中的盐可以用水把它溶解洗掉，溶于油中水里的盐，若能将水脱去，盐也可以脱除，因此，原油脱盐问题实际上是一个脱水问题。由于水在原油中的溶解度很小，一部分水经过静止沉降后可以脱去，还有一部分水和原油形成了乳化状态，脱除十分困难，因此，脱水问题，根本上又是一个破乳问题。原油脱水是利用热、化学（注破乳剂）和电场破乳方法使油中的小水滴凝集长大，借油水比重差使水从油中沉降下来，原油中的盐都溶解在水中，脱水的同时就是脱盐，要降低原油含盐量就要深度脱水，向原油中加入一定数量的水，降低油中的盐浓度（注水），是提高脱盐效率的有效方法。影响原油脱后含盐的因素很多，归结起来主要有原油处理量、原油脱盐温度、电脱盐罐内压力、进电脱盐混合压降、电脱盐注水量、油水的界位、破乳剂注入量、乳化层、电场强度、罐底沉积物等。原油处理量如果超过了设计的原油量，原油在电脱罐的停留时间将缩短，会影响电脱盐的操作，影响电脱盐效果，因此正常操作时应保持合理的原油处理量。原油脱盐温度的高低对于电脱盐的高效操作很重要，应当避免原油温度突然的大幅度的波动，变化速度不应超过3℃/15min，并且对不同的原油，应当有一个不同的最佳温度。温度过低，将会影响脱盐率。因为油品粘度的增加，水从油中沉降需要更长的时间。而温度过高，就会出现原油汽化或电导率增大而引起操作不正常。因为原油的导电性质随着温度的升高而增大，这样电流的增加就会使电极上的电压降低，从而影响脱盐效果，对本装置而言原油脱盐温度应控制在110～135℃。罐内压力必须维持到足够以抑制原油的蒸发，如果产生蒸发，将导致操作不正常。罐内压力必须维持到高于操作温度下原油和水的饱和蒸汽压。中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页混合压降是当油、水、破乳剂通过混合阀时的压降，其混合程度是混合压力降的函数。人们希望注进去的水尽可能地在原油中扩散，而又不形成难以或不可能破裂的高度稳定的乳状液，对于任何一套装置以及每一种不同的原油最佳压降只能通过实验的方法来确定。对本装置而言，混合系统（包括高效混合器和混合阀）的操作范围为0.05～0.15MPa。电脱盐总的注水量应当控制在一定的范围内，注水量不够，原油中的悬浮盐和含盐水滴不能完全与注入水接触和稀释，对除去悬浮固体的洗涤作用也会相应降低。但是，由于水的导电性，注水量过大，会导致电流增加，甚至导致电极间短路，对本装置而言电脱盐总的注水量应原油加工量的5～6%。电脱盐内的界位控制是很重要的，界位必须每两小时检查一次。一般情况下，必须保持最下一个界位管流出的是清白的水流，高的界位通常会导致短路，罐内界位除了界位管检查外，还可以通过电压表、电流表上的读数和指示灯的明暗来反映。高的水位会减少原油在弱电场的停留时间，低界位将导致切水带油，正常情况下应保持中界位操作。当油水接触时间很长时，在两种液体间可能形成一种中间乳化层，脱盐罐内这种乳化层厚度差异很大。有时仅几十毫米，而有时却高达1000mm，乳化层的厚度取决于：原油中的天然乳化剂、原油中的含蜡量、原油中的悬浮固体或注水量、原油的乳化程度，乳化层增加到一定厚度，会引起电极上电压降低，甚至回零，此时应根据不同的原因及时调节，消除乳化层。如果乳化层继续增厚，引起操作不正常时，可将乳化液切除，重新建立界位。注入破乳剂可提高脱盐效率，最佳的注入量则是脱盐率和物耗指标的综合函数。破乳剂注入量增加，脱盐率增加，但是当破乳剂量增加到一定程度后，脱盐率反而会下降。同时，对破乳剂品种应科学地选择，在许多情况下，把破乳剂掺合使用可使效果更佳。罐内增加高压电场产生电场力，电场力的作用使小水滴相互碰撞聚积成大水滴，加速油水分离。当加工高导电性原油或炼厂污油及罐底油时，应将电压调到低档，使电流较小，只有采用合适的电场强度，才能保证最高的脱盐率。原油中都或多或少地含有固体，这些固体颗粒会慢慢地聚集起来，所以，应定期通过电脱盐罐反冲洗系统进行清洗。以高流速注入水迫使沉积物成为水相悬浮状态，水和沉积物结合在一起通过排污管排出，从而达到除污的目的。如果长期不使用清洗管，将会在罐内产生涡流，引起界位上升。1.1.　常一线生产航空煤油时的产品质量调整原则航空煤油使用在飞机上，对其质量规格有严格要求，尤其是用石蜡基原油生产航空煤油时，各项质量指标相互制约，生产难度大，需要精心调节操作，不同情况时的调节方法如下：a)航空煤油的馏程KK点、冰点均高。其原因是常压塔顶温度高、压力低，常一线油出装置流量大，常一线馏出温度高。调节时应降低常一线出装置流量，降低常压塔顶温度和常一线馏出温度，稳定常压塔顶压力。b)航空煤油初馏点高、90％或干点低、冰点低（所谓头重尾轻）。其原因是常一线油出装置流量小，常压塔顶压力高，常压塔顶温度高。调节时应提高常一线油出装置流量，降低常压塔顶温度，稳定常压塔顶压力。c)航空煤油初馏点低，90％或干点高，冰点低（所谓头轻尾重）。其原因是常一线油出装置流量大，常压塔压力低，常压塔顶温度低。调节时应降低常一线油出装置流量，提高常压塔顶温度，稳定常压塔顶压力。d)中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页航空煤油密度、冰点与流程互有矛盾。例如密度低、冰点低，干点高时，不能采用提高常压塔顶温度和增大常一线油出装置流量的做法，这样虽可提高密度和冰点，但干点会更高；同样密度高，冰点高，干点低时，也不能采用降低常压塔顶温度和减少常一线油出装置流量的做法，这样有可能造成闪点不合格及收率低。遇有上述情况，应设法从提高塔的分馏效果入手，如适当降低常一中回流流量，增大塔顶回流流量，在塔负荷不大的情况下，可适当增加塔底吹汽流量。吹汽如过大，为防止气速过高携带重组分，也可关小吹汽量。此外应检查常二线油出装置流量是否过大，或常二线吹汽量是否过大。总之要综合各影响因素进行调节。1.1.　侧线产品之间脱空和重迭的调整原则油品在分馏塔中进行分馏，目的就是为了将产品按规格需要，从轻至重把油品分离清楚，要求轻的产品中不含或少含重的组分，重的产品中不含或少含轻的组分。从分馏目的本身出发，各产品之间最好都脱空，这样意味着塔的分馏效率高，但脱空过多则表明物料平衡没搞好，或塔盘设置过多。常压塔顶石脑油和常一线之间能脱空，常一线和常二线之间不大容易实现脱空，减压重质馏分之间几乎不能脱空。针对较重质油产品而言，油品重迭越少或流程范围越窄说明分馏效率越好。相邻产品重迭意味着既降低了轻组分收率，又影响其产品质量，这表明分馏效率差。要实现产品之间的脱空，就要从提高分馏塔的分馏精确度入手。当塔的负荷不大时即中等负荷以下操作时，可适当增加塔顶回流流量，降低一中段回流流量，搞好各侧线间的物料平衡。这样有利于提高塔的分馏效果。如下一侧线馏出温度升高或馏出量过大，会导致上一侧线尾部组分进入下一侧线头部，造成产品重迭。塔内汽液相负荷过大，塔板型式结构不好，长周期运转后塔板损坏，塔板结盐都可能引起产品重迭。如塔内负荷过大可降低处理量，在停工检修时应仔细检查塔板检修安装质量，在一个开工周期内要求塔板无损坏，在塔板结盐压降增大时，应及时清除盐垢。产品脱空除塔板设置过多外，可以用提高馏出量来减少脱空程度。减压塔由于理论塔盘比常压塔少，且侧线抽出方式为全抽出，抽出塔盘下填料缺少内回流，分馏效果差，所以各馏分油之间无法实现脱空。为了减少产品间的重迭，要有较高的真空度。使减压塔内有较多的内回流，不仅是提高拔出率的需要，而且是提高产品质量的需要，只有油品汽化多，内回流多分馏效果才能提高，才有可能获得窄馏分。青岛炼化常减压装置减压塔为了减一线能生产出合格的柴油，为了能控制好减压深拔后减三线蜡油的质量，减一线抽出塔盘下设置了下回流，减三线抽出塔盘下设置了洗涤油，其目的就是为了增加塔盘下填料的内回流量，以提高其分馏效果。此外，为了提高分馏效果，如果负荷较大时，在不影响真空度的前提下，可适当增加塔底吹汽量。1.2.　中段回流取热比例的调整原则中段回流与塔顶回流及顶循环回流，共同取走常压塔的剩余热量，塔顶回流是控制塔顶温度的重要手段，因此顶回流不能任意调节，顶循环回流和中段回流则可以根据分馏塔汽液负荷分布均匀情况，利用分馏塔热量情况进行调节。设法提高下部中段回流取热比例有利于换热回收热量，同时使塔顶冷凝冷却负荷随之降低。但对中段回流入口处的塔板而言，中段回流是过冷液体，在循环回流的换热板上，主要起换热作用以及部分汽相冷凝进入液相的单向传质作用，分馏效果比较差。换热板的分馏效率只要普通板的30～50％。中段回流上部塔板回流比相应降低，上部分馏效果下降。中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页因此在生产过程中，对一个塔原则上应适当增大高温位中段回流流量，具体增大多少，要以塔顶产品和侧线产品质量合格为前提，在调节塔顶温度时，比较灵敏而又稳定，可认为中段回流取热与塔顶回流取热比例较为合适。循环回流取热量小，塔顶回流流量大，塔顶分馏效果好，塔的热量利用率低，塔顶回流量大，对塔上部分馏效果有利，但不如多取下部高温位中段回流能更好利用热量。一中段回流流量大，对常顶油、常一线油产品影响较大，产品容易变轻，收率降低，二中段回流流量大，会影响常二线油和常三线油分馏效果。1.1.　常压塔侧线油品颜色变色后的调整原则正常生产时，设备损坏、塔底液位过高或操作不当会引起常压塔侧线油品颜色变深。换热器内漏时，换热器管程和壳程油品会相互渗漏，如常压中段回流与原油换热器内漏时原油会漏进中段回流中，换热器外观无异常现象，污染的中段回流油进入常压塔，引起中段回流入塔处上下两个侧线油颜色变深。在操作中，会发现上部侧线油颜色变深，下部侧线油颜色正常或稍有变化。例如常一线油颜色变深而常二线油颜色正常或变化轻微，可确定是一中段回流油换热器内漏，应立即停止使用常一中段回流油与原油换热的换热器，将变色油品改送不合格产品罐。产品换热器内漏时，可在泵出口和出装置采样口分别采样对比观察油品颜色是否相同，如泵出口油品颜色正常而装置采样口油品颜色异常，则表明该侧线换热器油内漏，应立即停止使用有内漏的换热器。当塔顶回流和顶循环回流与原油换热的换热器发生内漏时，可引起塔顶油颜色变深，如发现及时，下部油品颜色可能正常，应立即停止使用有内漏的换热器，否则会引起整个塔产品颜色变坏。塔底液位高可引起产品颜色变深。塔底液位高，汽相介质携带重组分油，可造成下部侧线油如常三线油颜色变深。有时塔底液位控制失灵，塔下部装满油，引起自最下部油品颜色向上部侧线油品颜色变深变坏，应该立即采取降低塔底液位措施，并校正仪表液位指示。操作不当也会引起侧线油品颜色变坏。常压塔底吹气量过大，汽化量和蒸汽负荷增大，气速高，可将重组分油携带至侧线油中，此现象多出现在下部侧线油品颜色变深，应该降低塔底吹汽量。原油含水大，水进入常压塔，水汽化后汽相负荷增大，因气速高可将重组分油携带至侧线油中，引起侧线油变颜色。为此应严格控制原油进装置的水分，控制好电脱盐的操作，严防水分带入常压塔。侧线油品拔的过重，即将过多颜色深的重质油拔出，侧线油品颜色也会变深，此时应按产品规格调整拔出量。分馏塔超负荷操作，由于气速过大，分馏效率降低，也会发生油品颜色变深，导致产品不合格，此时必须适当降低装置处理量。1.2.　提高加热炉热效率的工艺调整原则加热炉炉管内物料所吸收的热量占燃料燃烧所发出的热量及其它供热之和的百分数即为加热炉的热效率。它是表明燃料有效利用率的一个指标，是加热炉操作的一个主要工艺参数。加热炉热效率随烟气排出温度的高低、过剩空气系数大小、炉体保温情况及燃料完全燃烧程度而不同，变化范围很大。在常用的过剩空气系数条件下，根据经验，一般排烟温度每降低17~20℃，则炉效率可提高1%。因此开好空气预热系统是降低排烟温度、提高加热炉热效率的有效措施。过大的过剩空气系数同样也会严重影响加热炉热效率。排烟温度愈高，其影响也就愈大，在排烟温度为200~500℃范围内时，过剩空气系数每下降0.1，可提高加热炉热效率0.8~1.9%，这就是人们目前普遍强调的严格调节、控制适量的过剩空气系数的原因所在。炉体散热量约占燃料总发热量的2~4%，因此加强加热炉的隔热保温也是非常重要的。针对上述情况，应从以下几方面着手来提高加热炉热效率：a)降低排烟温度：1)开好加热炉烟气余热回收系统，回收利用好烟气余热。中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页1)开好加热炉吹灰器。炉管表面和热管表面积灰积垢，会大大降低炉管和热管的传热能力。因此在日常运行中定时吹灰是降低排烟温度、提高加热炉热效率的措施之一。此外，在停工检修期间，清除炉管表面的积垢也可强化对流传热过程，从而降低排烟温度。2)精心操作，确保炉膛温度均匀，防止局部过热和管内结焦，是保证炉管正常传热能力的必要条件。若管内结焦则传热能力降低，炉膛温度和排烟温度都将随之而升高。b)降低加热炉过剩空气系数：1)调节好“三门一板”，在保证完全燃烧的前提下，尽量降低入炉空气量。2)炉体不严、漏风量多是造成过剩空气系数大的主要原因之一。消除漏风不但简单易行，而且效果显著。如将加热炉所有漏风点（如停用的火嘴、看火孔、人孔等）全部堵封，可以使加热炉热效率得以显著提高。c)减少炉壁散热损失：1)控制炉膛温度，不得超温，以免烧坏炉墙，导致炉壁温度升高，散热损失增大。2)搞好炉子的检修，保证炉墙没有大的裂纹和孔洞，使烟气不致串入炉墙和炉壁之间造成炉壁局部温度过高。d)搞好加热炉操作，确保燃料燃烧完全：1)采用多火嘴，短火焰，齐火苗，火焰不扑炉管的操作，严防局部过热。2)严格按照工艺指标控制炉出口温度，在操作上做到勤检查，细分析，稳调节。3)根据炉子负荷及时调整火嘴数量及阀位开度。4)炉膛保持合适的负压，同时炉膛清晰明亮，火焰正常。5)在烧瓦斯时火焰无力摆来摆去，颜色暗红，需增大烟道挡板或风门，若火焰过长，可适当增大风门或关小烟道挡板。6)检查炉管，弯头箱是否变形，炉墙、管架，管钩的颜色是否基本一致，如有局部发红是局部过热的表现。1.1.　原油处理量的提降量工艺调整原则a)原油加工量应按生产调度的安排进行提降，在配合全厂做好平稳生产的前提下，保证加工任务的完成；e)提降原油处理量调节原则：提量时先提量再升温，降量时先降温再降量；f)原油提降速度：正常操作时原油提降量速度一般每次每一路不超过10吨，每次小调后稳定一段时间，观察液面变化趋势，待系统平稳后再进行调节；注：在装置出现异常需要降量时，可视情况适当加快降量速度。g)原油提量顺序：按常压炉进料量、减压炉进料量、原油量顺序手动提物料量；提量结束且操作平稳后再投用自动控制；注：生产中可根据各塔底液面，调整原油提量顺序。h)提降量时应当与外操岗位加强联系，及时调节加热炉火嘴，保持炉出口温度平稳及分支温差合格；i)根据物料平衡及提降量前各侧线收率，以及原油提降量的比例，预算各侧线量和塔顶馏出量，结合各部温度及时调整，以保证产品质量和提高收率。一般情况，提量时产品容易轻，降量时产品容易重；中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页a)提降量过程应注意保持各塔液面平稳，尤其是防止减压塔液面抽空或装高；b)根据热量平衡，以及原油提降量的比例，提降量时应及时调整塔顶回流和中段回流，以确保装置的热量回收和产品质量；c)根据常顶汽油量的变化，及时调节轻烃回收系统的操作，维持各塔液面平稳，保证液化气、稳定汽油质量合格；d)提降量时要联系好油品去路，与下游装置提早联系；e)提降量中要联系外操加强设备检查，特别是原油换热器压力、常压塔顶回流及产品罐、减顶分水罐、稳定塔顶回流及产品罐界位和液面以及闪蒸塔、常压塔、汽提塔、减压塔、稳定塔液面变化情况，注意电脱盐罐压力最高≯1.9MPa，最低≮1.0MPa。1.1.　原油性质变化的工艺调整原则1.1.1　总则当原油性质发生变化或原油混炼比例发生变化时，整个常减压装置的操作都应作出相应的调整，总的原则是弄清变化后原油性质是相对变轻，还是变重，然后根据实际情况采取相应的调整措施。如果是原油单炼性质发生变化，则要联系化验索取原油简易评价数据、原油含盐、含水数据，弄清变化前后原油理论轻收和理论总拔数据，根据变化前后原油的轻重情况，装置各部分再做相应调整；如果是原油混炼比例发生变化，则应根据原油混炼比例计算出变化前后的原油理论轻收和理论总拔数据，判断原油混炼比例变化后轻重情况，装置各部分再做相应调整。1.1.2　电脱盐原油混炼比例或原油性质变化后，电脱盐操作应做相应的变化，要及时对电脱盐操作进行调整，调整包括电脱盐温度、注水量、破乳剂量、电压等。一般而言，原油越轻，电脱盐温度要求相对较轻；原油越重，电脱盐温度要求相对较高。原油轻重变化也会引起原油进电脱盐温度的变化，原油变轻时原油进电脱盐温度会升高，反之则降低。调节方法是如果温度过高，则可适当调节脱前换热器的副线，控制电脱盐温度在指标内；如果温度过低，可适当调节一些脱后原油换热器的副线，使热量前移到脱前，以保证脱盐温度。原油含水量增大，应该适当降低注水量，控制好电脱盐界位，防止电流超高或界位波动。根据电脱盐的电流、电压变化情况、油水分离情况以及脱后原油含盐分析数据，如果脱后含盐不合格，就需要对破乳剂的注入量、混合阀差压、包括注水量、电脱盐电压等等进行调节，确保脱后含盐合格。1.1.3　闪蒸塔根据加工原油变化前后的原油简易评价数据，如果原油变轻，有可能造成闪蒸塔进料温度上升，闪蒸塔顶产品量增大，可能产生携带。必要时可将常二中适当引入闪蒸塔打回流，以控制闪蒸塔顶温度和压力。同时要注意控制好塔底液位，调整闪蒸塔底至加热炉进料量，保证塔底液位正常。（但要注意在进料调整合适时，即塔底液位趋于正常后，调整闪蒸塔底液位要通过进装置原油量来进行调整。常压炉进料量要保持不变，以防止炉出口温度改变造成常压操作波动，影响产品质量）。1.1.4　常压炉中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页常压炉出口温度要根据进料量和进料温度的变化及时进行调节，必要时安排外操在现场对火嘴进行增点或灭火，以控制炉出口温度正常和炉膛温度正常，同时注意控制好炉膛氧含量和炉膛负压在指标范围内。1.1.1　常压塔常压塔应根据原油变化前后的简易原油评价数据进行调节，如果是原油变轻，可能造成常顶压力升高，此时可适当提高常压各中段回流的取热量，必要时可将塔顶冷回流投用，同时根据压力升高情况将塔顶空冷开启或提高水冷器循环水量。侧线产品要根据产品质量要求和各产品的理论收率适当提高各侧线产品的外放，在产品质量合格的前提下，最大限度的提高各侧线产品的收率。各侧线产品提量同时，要及时与下游装置联系，防止对下游装置产生冲击，必要时可打开侧线产品去罐区手操阀，启动去罐区空冷或水冷，防止冷后温度超标。同时要注意控制塔底液位下降情况，防止液位降低过快。如果是原油变重，可能造成常顶压力降低。可适当降低常压塔各中段回流的取热量，同时根据压力情况将塔顶空冷部分停用或降低水冷器循环水量。应根据产品质量的要求和各产品的理论收率适当降低各侧线产品的外放，此时应重点注意常三线油品抽出温度和质量的变化，防止各侧线外放调节不到位而导致常三线拔的过重。同时注意控制塔底液位上升情况，防止液位上升过快。常压塔底吹汽也应根据原油轻重的变化情况进行相应的调整。如果原油变轻，塔顶压力较高，则应适当降低塔底吹汽量；反之可适当提高塔底吹汽量。1.1.2　减压炉减压炉出口温度要根据进料量和进料温度的变化及时进行调节，必要时安排外操在现场对火嘴进行增点或灭火，以控制炉出口温度正常和炉膛温度正常，同时注意控制好炉膛氧含量和炉膛负压在指标范围内。同时注意减压炉进料量的变化，如果进料量偏低，要增大减压炉对流转辐射注汽量，防止炉管因流速过低而结焦。1.1.3　减压塔减压塔要根据进料量适当调整各中段回流量，来保证柴油质量和重蜡油质量，尤其是重蜡油，一定要保证其重金属含量和残炭合格。当原油性质变重时，应适当提高减压侧线的抽出量。同时一定要联系好下游的蜡油加氢装置，防止处理量过大造成下游处理装置进料罐液位超高，必要时可将蜡油部分改去罐区，以控制去加氢处理装置的进料量。减压渣油量增加时要及时和焦化联系，必要时可将部分减压渣油改去罐区。当原油性质变轻时，减压塔负荷会相应降低，应适当降低各中段回流量，注意控制好减二中和减压洗涤油回流量，防止流量过低造成喷淋效果不好，喷头结焦。同时要联系好下游装置，防止流量降低而影响该装置的正常操作。塔底液位要根据液位变化情况进行调节，保证控制正常。1.1.4　汽包当原油变轻时，常三线收率上升，外送量增大，造成汽包产汽量增大。此时要控制好过热蒸汽压力，如果压力超标，产汽量过多，此时要适当开启汽包热源常三线副线，以保证过热蒸汽压力正常。当原油变重时，常三线收率降低，外送量减少，造成汽包产汽量减少，此时要控制好过热蒸汽压力。同时在热量改变的情况下，要控制好汽包液位，防止蒸汽带水或汽包干锅。1.1.5　换热器中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页当油品性质改变时，产品收率则进行变化，造成换热器温度或压力变化，对大型热器，要特别注意温度和压力的变化。如果波动过大，容易造成泄漏。装置操作进行调整时要加强循检，发现问题立即联系进行处理，防止泄漏和着火事故的发生，同时注意调整操作一定要缓慢，波动幅度不可过大，避免因调节幅度过大造成泄漏着火。总之，在油品性质变化时，一定要根据油品性质变化对操作进行调节，但是要调节幅度要缓慢，防止幅度过大引起操作波动，造成事故的发生。另外，当操作超过设备或工艺的操作弹性时，要及时联系调度，对原油进行降量或切换原油，以保证操作正常和产品质量合格。中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页1　主要设备一览表及主要设计参数1.1.　贮罐类见附件1贮罐一览表及主要设计参数1.2.　换热器类见附件2换热器一览表及主要设计参数1.3.　机泵类见附件3机泵一览表及主要设计参数1.4.　安全阀类见附件4安全阀一览表及主要设计参数1.5.　塔类见附件5塔一览表及主要设计参数1.6.　加热炉见附件6塔一览表及主要设计参数1.7.　其他设备见附件7其他设备一览表及主要设计参数2　工艺过程控制方案及主要仪表性能2.1.　工艺过程控制方案2.1.1　压力控制方案装置压力控制主要有以下回路：表1压力控制回流清单位号位置介质名称介质状态正常流量kg/h阀前压力MPa阀后压力MPa温度℃密度kg/m3公称直径mm故障状态PV-2001进装置高压瓦斯管线高压瓦斯气体30000.50.440150关PV-2002进F-101燃料油旁路燃料油液体25620.90.612091550开PV-2202常顶不凝气管线常顶不凝气气体15260.060.0340400关PV-2401蒸汽管线蒸汽蒸汽704210.951845.62150关PV-3801泵出口返回入封油罐管线封油液体60122.332.254083550开主要控制方案以进装置高压瓦斯压力控制回路PV-2001为例说明。1）控制点位号：PIC2001中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页2）控制逻辑：单回路控制3）控制目的：V603高压瓦斯压力通过调节阀PV-2001来控制，正常生产时应保持压力平稳，要防止加热炉燃料中断。4）控制方法：当V603罐内压力减小时，进入控制器PIC2001的信号减小，其为反作用，输出信号增大；而调节阀为风开阀，调节阀PV-2307开度开大，压力会上升，达到工艺控制要求。当V603罐内压力增大时，进入控制器PIC2001的信号增大，其为反作用，输出信号减小；而调节阀为风开阀，调节阀PV-2307开度关小，压力会下降，达到工艺控制要求。5）控制流程图：1.1.1　流量控制方案装置压力控制主要有以下回路：表1流量控制回流清单位号位置介质名称介质状态正常流量kg/h阀前压力MPa阀后压力MPa温度℃密度kg/m3公称直径mm故障状态FV-0302A脱前原油管线原油液体1904932.11.9532841.4200开FV-0302B脱前原油管线原油液体1904932.11.9532841.4200开FV-0302C脱前原油管线原油液体1904932.11.9532841.4200开FV-0302D脱前原油管线原油液体1904932.11.9532841.4200开FV-0302E脱前原油管线原油液体1904932.11.9532841.4200开FV-0701脱硫净化水管线脱硫净化水液体570002.052111950100关FV-0703含盐污水管线含盐污水液体590551.761.71135930100关FV-0901脱后原油管线脱后原油液体2384301.121135756.9200开FV-0902脱后原油管线脱后原油液体2384301.121135756.9200开FV-1001减二线管线减二线液体1002661.651.55182.2786.4200关FV-1101减三线管线减三线液体1055501.81.7234.2772.7150关FV-1201脱后原油管线脱后原油液体2384301.121135756.9200开FV-1202脱后原油管线脱后原油液体2384301.121135756.9200开FV-1301减渣管线减渣液体73882.11.9250820.980开FV-1302减渣管线减渣液体1600752.12250820.9250关FV-1801A进F-101闪底油支管闪底油液体954791.321.02297651.9150开FV-1801B进F-101闪底油支管闪底油液体954791.321.02297651.9150开中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页FV-1801C进F-101闪底油支管闪底油液体954791.321.02297651.9150开FV-1801D进F-101闪底油支管闪底油液体954791.321.02297651.9150开FV-1801E进F-101闪底油支管闪底油液体954791.321.02297651.9150开FV-1801F进F-101闪底油支管闪底油液体954791.321.02297651.9150开FV-1801G进F-101闪底油支管闪底油液体954791.321.02297651.9150开FV-1801H进F-101闪底油支管闪底油液体954791.321.02297651.9150开FV-2101常顶油管线常顶油液体299770.80.682722.5100开FV-2102常一中油管线常一中油液体4200000.920.7201667.2250开FV-2103常二中油管线常二中油液体4800000.760.55279624.9300开FV-2104常顶循油管线常顶循油液体5092100.950.75140662.2300开FV-21050.3MPa蒸汽管线蒸汽蒸汽62000.30.284001.2939250关FV-2201常顶油管线常顶油蒸汽1191960.80.782722.4150开FV-2202常顶油管线常顶油蒸汽1752550.90.740727.2150关FV-23010.3MPa蒸汽管线蒸汽蒸汽18000.30.284001.2939150关FV-23020.3MPa蒸汽管线蒸汽蒸汽8000.30.284001.2939100关FV-2303常一线泵出口管线常一线油液体1320001.541.3165676.2200关FV-2304常二线泵出口管线常二线油液体950001.311.06247650.6200关FV-2305常三线泵出口管线常三线油液体1163901.621.37321625.5200关FV-2601A进F-102常底油支管常底油液体537691.461.16355687.1150开FV-2601C进F-102常底油支管常底油液体537691.461.16355687.1150开FV-2601E进F-102常底油支管常底油液体537691.461.16355687.1150开FV-2601G进F-102常底油支管常底油液体537691.461.16355687.1150开FV-2602B进F-102常底油支管常底油液体537691.461.16355687.1150开FV-2602D进F-102常底油支管常底油液体537691.461.16355687.1150开FV-2602F进F-102常底油支管常底油液体537691.461.16355687.1150开FV-2602H进F-102常底油支管常底油液体537691.461.16355687.1150开FV-2901减一线油液体119711.360.86137.5782.450开中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页入减压塔T-104减一线油管线FV-2902入T-104减一中管线减一中油液体2100471.60.8182.8786.4200开FV-2903入T-104减二中油管线减二中油液体3359701.50.8234.2772.7250开FV-2904入T-104减三线管线减三线油液体769641.70.75317.2710150开FV-2905过热蒸汽入T-104管线蒸汽蒸汽15000.30.254001.3150关FV-2906减四线管线减四线油液体201161.41.3369.8710.8100关FV-3101柴油管线柴油液体420630.60.55102808.9200关FV-3102减顶循管线减顶循油液体1316380.50.4550846150开主要控制方案以进装置原油流量控制回路FV-0302A为例说明。1）控制点位号：FIC0302A2）控制逻辑：单回路控制3）控制目的：此路原油通过FIC0302A来控制，正常生产时应保持流量平稳。4）控制方法：当此路流量减小时，进入控制器FIC0302A的信号减小，其为正作用，输出信号减小；而调节阀为风关阀，调节阀FV0302A开度开大，流量会上升，达到工艺控制要求。当此路流量增大时，进入控制器FIC0302A的信号增大，其为正作用，输出信号增大；而调节阀为风关阀，调节阀FV0302A开度关小，流量会下降，达到工艺控制要求。5）控制流程图：1.1.1　液、界位控制方案装置液、界位控制主要有以下回路：表1液、界位控制回流清单位号位置介质名称介质状态正常流量kg/h阀前压力MPa阀后压力MPa温度℃密度kg/m3公称直径mm故障状态LDV-0602含盐污水管线含盐污水液体648901.41.3138927100关LV-2301入T103常一线油管线常一线油液体1503300.1250.115177657.9350关中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页LV-2302入T103常二线油管线常二线油液体1057800.1320.122255635.3300关LV-2401除氧水管线除氧水液体70671.51.310495550关LV-3201减顶污油出装置管线减顶污油液体12901.21.140786.750关LV-3202减顶含硫污水泵出口管线减顶污水液体1178410.94098280关LV-3401含硫污水管线含硫污水液体98401.251.14098450关LV-3801入封油罐管线封油液体60120.60.554083550开LV-4301V-201凝结水出口管线凝结水液体310233.41243810150关LV-4302V-202凝结水出口管线凝结水液体2682210.95184882150关主要控制方案以常一线汽提塔液位控制回路LV-2301为例说明。1）控制点位号：LIC23012）控制逻辑：单回路控制3）控制目的：常一线汽提塔液位通过调节阀LV-2301来控制，正常生产时应保持液位平稳。4）控制方法：当T103常一线汽提塔内液位下降时，进入控制器LIC2301的信号减小，其为反作用，输出信号增大；而调节阀为风开阀，调节阀LV-2301开度开大，进来液体增加，液位会上升，达到工艺控制要求。当T103常一线汽提塔内液位上升时，进入控制器LIC2301的信号增大，其为反作用，输出信号减小；而调节阀为风开阀，调节阀LV-2301开度关小，进来液体减少，液位下降，达到工艺控制要求。5）控制流程图：1.1.1　温度控制方案装置温度控制主要有以下回路：表1液、界位控制回流清单中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页位号位置介质名称介质状态正常流量kg/h阀前压力MPa阀后压力MPa温度℃密度kg/m3公称直径mm故障状态TV-2401SG-101常三线出口管线常三线液体1156651.51.4235701200开旁路TV-2503SG-102常三线出口管线常三线液体1163571.41.3155765200开旁路TV-3960A进F-101瓦斯管线高压瓦斯气体15000.40.340150关TV-3960B进F-101瓦斯管线高压瓦斯气体15000.40.340150关TV-3960C进F-101燃料油支管燃料油液体54900.90.612091550关TV-3960D进F-101燃料油支管燃料油液体54900.90.612091550关TV-3961A进F-102瓦斯管线高压瓦斯气体7500.40.34080关TV-3961B进F-102瓦斯管线高压瓦斯气体7500.40.34080关TV-3961C进F-102燃料油支管燃料油液体21960.90.612091550关TV-3961D进F-102燃料油支管燃料油液体21960.90.612091550关TV-4301入V-201蒸汽管线蒸汽蒸汽310003.53.442011.77200关主要控制方案以SG101常三线出口温度控制回路TV-2401为例说明。1）控制点位号：TIC24012）控制逻辑：单回路控制3）控制目的：SG101常三线出口温度通过调节阀TV-2401来控制，正常生产时应保持SG101常三线出口温度平稳，以保证SG101发汽量平稳。4）控制方法：当SG101常三线出口温度降低时，进入控制器TIC2401的信号减小，其为反作用，输出信号增大；而调节阀为风开阀，调节阀TV-2401开度开大，SG101进来的常三线增加，SG101常三线出口温度上升，达到工艺控制要求。当SG101常三线出口温度升高时，进入控制器TIC2401的信号增大，其为反作用，输出信号减小；而调节阀为风开阀，调节阀TV-2401开度关小，SG101进来的常三线减小，SG101常三线出口温度下降，达到工艺控制要求。5）控制流程图：中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页1.1.　DCS控制系统本装置的自动控制水平根据装置工艺过程及全厂控制系统的总体设计水平设计，控制系统设置原则为分散控制、集中操作、集中管理、并为装置的先进控制、优化控制和信息管理建立基础。本装置自控系统由现场仪表和控制系统构成，现场仪表选用各种智能型变送器来检测温度、压力、流量、液位，控制阀门包括电动开关阀、调节阀，气动开关阀和气动调节阀。控制系统由集散控制系统DCS、安全仪表系统SIS、压缩机控制系统CCS、成套设备PLC控制系统、智能设备管理系统AMS、在线旋转机械状态监测系统RDAS等构成。本装置的过程控制系统采用分散控制系统（简称DCS），装置（不包括机组）的全部检测、控制信号都进入DCS，通过DCS进行信号检测、过程控制、过程报警、数据记录、信息处理等系统控制，在中心控制室进行生产操作。装置内主要机泵设备的运行状态均在DCS上显示。其他相关系统与DCS都有通讯联系。DCS设有与工厂管理系统的网络接口。本装置与其余12套装置共用一个中心控制室，以便于操作、管理、资源共享、节省投资。本装置将机柜放置在现场机柜室的机柜间内，机柜室联合装置共用，操作站集中放置在中心控制室。现场机柜室的设备与中心控制室设备的网络之间采样光缆连接。DCS采用Honeywell公司的PKSR300系统，基于WindowsNT操作系统平台，主要由过程输入输出接口、过程控制单元、操作站、数据高速通道、管理计算机五部分构成，可满足生产装置的正常生产操作、控制、管理外，还可为装置实施先进控制或优化控制提供平台。控制站使用冗余容错控制器，关键回路输入输出卡件也是冗余的，这样可以保证整个系统高可靠性。DCS操作站上进行控制操作，数据显示，趋势记录，报警记录等功能。该系统具有以下特点：1）自主性--各工作站之间可以通过网络联接，并可独立完成合理分配给自己的任务。2）协调性--各工作站通过网络传送各种信息，数据共享。3）友好性--实用、简捷的人机会话系统。4）适应性、灵活性--硬件、软件采用开放式、标准化和模块化设计。5）在线性--能处理数据，在线维修。6）可靠性--采用了容错技术、冗余技术、自诊断技术。本装置与重油催化装置和CO锅炉三个装置的DCS机柜（CAB01～CAB07、CAB09）安全栅柜等安装在重油催化装置DCS机柜室。三套装置集中在一套DCS系统内。中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页1　安全、环保、健康规定1.1.　安全、环保、健康基本知识1.1.1　安全基本概念1）“安全”的定义安全即免除了不可接受的损害风险的状态。安全是一种状态，也可以是过程或结果。不可接受（承受）风险的发生，通常会带来人员伤害或物的损失，因而，避免此类事件发生的过程和结果就称为安全。2）“环境”的定义环境是由物质介质（空气、水、土地、自然资源）和接受体（植物、动物、人）等环境要素组成并相互作用的有机整体，人只是环境中的一分子，能够对环境进行保护，也会对环境造成破坏，环境使得组织的一切活动与外界甚至全球紧密相连，使得组织（人）的生存和发展不是孤立的，应充分考虑并关注各种环境的外部性及相关方的要求。3）三懂四会三懂：懂得本单位火灾危险性，懂得预防火灾的措施，懂得扑救初起火灾的方法。四会：会报警、会使用消防器材，会扑救初起火灾，会组织人员疏散。4）三同时建设项目中职业安全与卫生技术措施和设施，应与主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用。5）三违指违章作业、违章指挥、违反劳动纪律。6）三不伤害不伤害自己、不伤害他人、不被他人伤害。7）四不用火用火票未经签发不用火，用火票的安全措施没有落实不用火，用火部位、时间与用火票不符不用火，监护人不在场不用火。8）四不放过事故原因分析不清不放过，事故责任者和员工没受到教育不放过，没有制定出防范措施不放过，事故责任者没有收到处理不放过。9）四全原则在生产过程中要全员、全过程、全方位、全天候的实施安全监督管理。10）三查四定三查指查设计漏项、查工程质量及隐患、查未完工程量，四定指对检查出来的问题，定措施，定负责部门（人），定完成日期，定资金来源。11）三级安全教育是指公司级安全教育、运行部级安全教育、班组级安全教育。1.1.2　消防安全知识1.1.2.1　消防知识的一些基本概念1）燃烧及其条件和必要条件中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页燃烧是物质与氧化剂之间的放热反应，它通常会同时释放出火焰或可见光。燃烧性：石油产品的燃烧性是根据其闪点、燃点和自燃点的高低而决定的，当它们与助燃物（氧或空气）遇到火源或在一定的温度条件下即发生燃烧。燃烧的三个必要条件：可燃物、助燃物、火源。2）自燃与自燃点自燃是指可燃物在没有外界火源的直接作用，因受热或自身发热，并由于散热受到阻碍，使热量蓄积，温度逐渐上升，当达到一定温度时发生的自行燃烧的现象。可燃物质达到自行燃烧的最低温度称自燃点。3）闪燃与闪点闪燃：在液体（固体）表面上能产生足够的可燃蒸气，遇火能产生一闪即灭的火焰的燃烧现象称为闪燃。闪点：在规定的试验条件下，液体（固体）表面能产生闪燃的最低温度称为闪点。4）爆炸与爆炸极限爆炸是指由于物质急剧氧化或分解反应，使温度、压力急剧增加或使两者同时急剧增加的现象。爆炸可分为：物理爆炸、化学爆炸和核爆炸。爆炸极限是指可燃气体、蒸汽或粉尘与空气混合后，遇火产生爆炸的最高或最低浓度。通常以体积百分数表示。5）常用灭火器的种类：泡沫灭火器、干粉灭火器、CO2灭火器、1211灭火器等。6）火灾的分类火灾的定义是：在时间和空间上失去控制的燃烧所造成的灾害。按物质的燃烧特性将火灾分为如下4类:A类火灾，是指固体物质火灾，这种物质往往具有有机物质，一般在燃烧时能产生灼热的灰烬，如木材、棉、毛、麻、纸张等；B类火灾，是指液体火灾和可熔化的固体物质火灾，如汽油、煤油、柴油、原油、甲醇、乙醇、沥青、石蜡火灾；C类火灾，是指气体火灾，如煤气、天然气、甲烷、乙烷、丙烷、氢气火灾等；D类火灾，是指金属火灾，如钾、钠、镁、钛、锂、铝镁合金火灾等。7）安全灭火的原则a　发生火灾应迅速报警，并组织人员抢救。b　灭火首先应切断电源、气源、油源及各种可燃、易燃和有毒物质。c　电气设备着火要用CO2灭火器或1211灭火器，不准浇水和使用泡沫灭火器，防止导电伤人。d　油、液化气等储罐发生大面积火灾时，不能直接往火面上浇水，因为油类比水轻，容易把火苗溅出，扩大火灾面积，可使用大量泡沫灭火机喷射泡沫灭火，或在罐边喷水降温灭火。e　精密仪表器或文档资料着火，要采用干粉和1211灭火器，或用毛毯浸湿捂住，不得用黄砂或酸性灭火器。1.1.1.1　各类灭火器的使用方法1）手提式干粉灭火器的使用方法将干粉灭火器提到燃烧区域，左手握住喷嘴，右手拆掉铅封，拉起外钢瓶（二氧化碳）的拉环，干粉对准火焰的根部喷出。中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页2）二氧化碳灭火器的使用方法将二氧化碳灭火器提到着火现场，左手将喇叭嘴对准火源，右手拆掉铅封，拧开阀门的开关，对准火焰的根部喷出即可灭火。3）手推车干粉灭火器使用方法将灭火器推到起火地点，一手握喷粉胶管，对准火源，另一手逆时针方向旋转动力瓶手轮，待压力表指针达到8.38兆帕时，打开灭火器开关，干粉即可喷出，左右摆动喷管，快速推进，防止复燃。1.1.1.1　灭火的基本方法1）冷却灭火：对一般可燃物来说，能够持续燃烧的条件之一就是它们在火焰或热的作用下达到了各自的着火温度。因此，对一般可燃物火灾，将可燃物冷却到其燃点或闪点以下，燃烧反应就会中止。水的灭火机理主要是冷却作用。2）窒息灭火：各种可燃物的燃烧都必须在其最低氧气浓度以上进行，否则燃烧不能持续进行。因此，通过降低燃烧物周围的氧气浓度可以起到灭火的作用。通常使用的二氧化碳、氮气、水蒸气等的灭火机理主要是窒息作用。3）隔离灭火：把可燃物与引火源或氧气隔离开来，燃烧反应就会自动中止。火灾中，关闭有关阀门，切断流向着火区的可燃气体和液体的通道；打开有关阀门，使已经发生燃烧的容器或受到火势威胁的容器中的液体可燃物通过管道导至安全区域，都是隔离灭火的措施。4）化学抑制灭火：就是使用灭火剂与链式反应的中间体自由基反应，从而使燃烧的链式反应中断使燃烧不能持续进行。常用的干粉灭火剂、卤代烷灭火剂的主要灭火机理就是化学抑制作用。1.1.1.2　火灾的报告和扑救原则1）火灾的报告、报警a　发现着火后，立即报告班长和总调度室，说清着火的部位，燃烧物和火势。b　发现着火后应及时用电话向消防队报警，拨119（手机拨86440119）接通后，说明着火的单位、地点、部位、燃烧物名，认真回答对方的提问，告诉对方本机的号码和报警人的姓名。报警后派人去路口迎候消防车。2）扑救原则a　先控制后扑救。起火后立即查清着火的部位，采取工艺措施切断着火部位的供料，气体着火向管道或容器内充加N2或蒸汽，火势难以控制时，应相应采取降温降量直至紧急停车。b　分割围歼扑救。火灾发生后要统一组织协调行动，对火灾面积较大的实际隔离控制。火场面积大抑制扑救困难时，应采取逐个消灭周围火点。而后集中力量扑灭最终火点的方法。发生火灾时岗位人员要坚守岗位，积极配合消防队员灭火。c　保护周围设施。采取水幕、汽幕对周围设备洒水冷却或挖沟围堰等措施保护相邻的设备。防止火灾蔓延，对贵重物品和易燃易爆物品要及时疏散。扑救火灾时即要有勇敢顽强的精神，又要注意科学的方法和安全，减少不必要的伤亡。d　火灾扑灭后要仔细检查，消灭火场的残存火源，防止复燃。1.1.1.3　初起火灾的扑救中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页初起火灾扑救的方法和原则：发生火灾后，要及时使用本单位（地区）的灭火器材、设备进行扑救。有手动灭火系统的应立即启动。1）断绝可燃物a　将燃烧点附近可能成为火势蔓延的可燃物移走。b　关闭有关阀门，切断流向燃烧点的可燃气体和液体。c　打开有关阀门，将已经燃烧的容器或受到火势威胁的容器中的可燃物料通过管道导至安全地带。d　采用泥土、黄沙筑堤等方法，阻止流淌的可燃液体流向燃烧点。2）降温a　本单位（地区）如有消防给水系统、消防车或泵，应使用这些设施灭火。b　本单位如配有相应的灭火器，则使用灭火器灭火。c　如缺乏消防器材设施，则应使用简单工具灭火，如水桶、面盆等。3）窒息a　使用泡沫灭火器喷射泡沫覆盖燃烧物表面。b　利用容器、设备的顶盖盖没燃烧区。c　油锅着火时，立即盖上锅盖。d　将毯子、棉被、麻袋等浸湿后覆盖在燃烧物表面。e　用沙、土覆盖燃烧物。对忌水物质，必须采用干燥沙、土扑救。4）扑打对小面积草地、灌木及其他固体可燃物燃烧，火势较小时，可用扫帚、树校条、衣物扑打。5）断电a　如发生电气火灾，或者火势威胁到电气线路、电气设备，或电气影响灭火人员安全时，首先要切断电源。b　如使用水、泡沫等灭火剂灭火，必须在切断电源以后进行。6）阻止火势蔓延a　对封闭条件较好的小面积室内着火，在未做好灭火准备前，先关闭门窗，以阻止新鲜空气进入。b　与着火建筑相毗邻的房间，先关上相邻房门，可能条件下还应再向门上浇水。7）防爆a　将受到火势威胁的易燃易爆物质、压力容器等转移到安全地区。b　对受到火势威胁的压力容器、设备应立即停止向内传输物料，并将容器内物料设法导走。c　停止对压力容器加温，打开冷却系统阀门，对压力容器设备进行冷却。d　有手动放空泄压装置的，应立即打开有关阀门放空泄压。1.1.1　防爆安全知识爆炸是指物质由一种状态迅速地转变成另一种状态，并在瞬间以机械功的形式放出大量能量的现象。爆炸一般分为化学性爆炸和物理性爆炸两种类型。前者主要指可燃气体、蒸汽或粉尘的爆炸，后者主要包括锅炉、压力容器及管道的爆炸。化学性爆炸事故较多。在很多情况下，爆炸事故发生的时间都很短，几乎没有初期控制和疏散人员的机会，因而伤亡较多。而且爆炸事故往往不仅仅只是单纯地破坏工厂设施、设备或造成人员伤亡，还会进一步引发火灾等其它事故。预防爆炸事故主要有以下措施：中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页1）采取监测措施，当发现空气中的可燃气体、蒸汽或粉尘浓度达到危险值时，应立即采取适当的安全防护措施。2）在有火灾、爆炸危险的车间内，应尽量避免焊接作业，进行焊接作业的地点必须要和易燃易爆的生产设备保持安全距离。3）对生产、盛装易燃易爆物料的设备和管道进行动火作业时，应严格执行隔绝、置换、清洗、动火分析等有关规定，确保动火作业的安全。4）在有火灾、爆炸危险的场合，汽车、拖拉机的排气管上应安装火星熄灭器。5）搬运盛有可燃气体或易燃液体的容器、气瓶时要轻拿轻放，严禁抛掷、防止相互撞击。6）进入易燃易爆车间的人员应穿防静电的工作服，不穿带钉子的鞋。7）对于物体本身具有自燃能力的油脂、遇空气能自燃的物质以及遇水能燃烧爆炸的物质，应采取隔绝空气、防水、防潮或采取通风、散热、降温等措施，以防止物质自燃和爆炸。8）互相接触会引起爆炸的两类物质不能混合存放；遇酸、碱有可能发生分解爆炸的物质应避免与酸碱接触；对机械作用较为敏感的物质要轻拿轻放。9）对于不稳定物质，在贮存中应添加稳定剂。10）防止生产过程中易燃易爆物的跑、冒、滴、漏，以防扩散到空气中而引起爆炸事故。11）锅炉操作人员必须经过培训并考试合格，取得操作证以后方可进行操作。12）锅炉、压力容器须在安全阀、压力表、液体计等安全装置保持完好的情况下才能使用；严禁超温超压运行。1.1.1　危险化学品1.1.1.1　危险化学品基本知识1）危险化学品危险化学品指具有爆炸、易燃、毒害、腐蚀、放射性等性质，在生产、经营、储存、运输、使用和废弃物处置中，容易造成人身伤亡和财产损毁而需要特别防护的化学品；包括爆炸品、压缩气体和液化气体、易燃液体、易燃固体、自燃物品和遇湿易燃物品、氧化剂和有机过氧化物、毒害品、放射性物品和腐蚀品；其具有燃烧性、爆炸性、毒害性、腐蚀性、放射性的危险特性。2）危险化学品事故控制和防护措施危险化学品中毒、污染事故预防目前采取的主要措施是替代、变更工艺、隔离、通风、个体防护和保持卫生。危险化学品火灾、爆炸事故的预防有以下三点：a　防止燃烧、爆炸系统的形成，主要包括替代、密闭、惰性气体保护、通风置换、安全监测及连锁。b　消除点火源，主要包括控制明火和高温表面、防止摩擦和撞击产生火花、火灾爆炸危险场所采用防爆电气设备避免电气火花。c　限制火灾、爆炸蔓延扩散的措施，主要包括阻火装置防爆卸压装置及防火防爆分隔等。3）危险化学品侵入人体的途径、危害和抢救中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页危险化学品通过一定途径进入人体，在体内积蓄到一定剂量后，就表现出慢性中毒症状。所谓慢性中毒就是毒性危险化学品长时期、小剂量进入人体所引起的中毒；若在较短时间有较大剂量的毒性危险化学品进入人体内所引起的中毒称为亚急性中毒；若毒性危险化学品一次或短时间内大量进入人体内所引起的中毒称为急性中毒。危险化学品侵入人体的途径包括呼吸道、皮肤、消化道。危险化学品对人体的危害主要有刺激、过敏、窒息、麻醉和昏迷、中毒、致癌致畸、致突变和尘肺4）危险化学品中毒的抢救包括以下几方面：a　救护者现场准备。急性中毒发生时，毒性危险化学品大多是由呼吸系统或皮肤进入体内。因此，救护人员在救护之前应做好自身呼吸系统皮肤的防护。如穿好防护衣，佩戴供氧式防毒面具或氧气呼吸器。否则，不但中毒者不能获救，救护者也会中毒，使中毒事故扩大。b　切断毒性危险化学品来源。救护人员应迅速将中毒者移至空气新鲜、通风良好的地方。在抢救抬运过程中,不能强拖硬拉以防造成外伤，使病情加重，应松开患者衣服、腰带并使其仰卧，以保持呼吸道通畅。同时要注意保暖。救护人员进入现场后，除对中毒者进行抢救外，还应认真查看，并采取有力措施，如关闭泄漏管道阀门、堵塞设备泄漏处、停止输送物料等以切断毒性危险化学品来源。对于已经泄漏出来的有毒气体或蒸气，应迅速启动通风排毒设施或打开门窗，或者进行中和处理，降低毒性危险化学品在空气中的浓度，为抢救工作创造有利条件。c　迅速脱去被毒性危险化学品污染的衣服、鞋袜、手套等，并用大量清水或解毒液彻底清洗被毒性危险化学品污染的皮肤。要注意防止清洗剂促进毒性危险化学品的吸收，以及清洗剂本身所致的呼吸中毒。对于教稠性毒性危险化学品，可以用大量肥皂水冲洗（敌白虫不能用碱性液冲洗)，尤其要注意皮肤裙皱、毛发和指甲内的污染，对于水溶性毒性危险化学品，应先用棉絮、干布擦掉毒性危险化学品，再用清水冲洗。d　若毒性危险化学品经口引起急性中，对于非腐蚀性毒性危险化学品，应迅速用1/5000的高锰酸钾溶液或1%～2%的碳酸氢纳溶液洗胃，然后用硫酸镁溶液导泻。对于腐蚀性毒性危险化学品，一般不宜洗胃，可用蛋清、牛奶或氢氧化铝凝胶灌服，以保护胃黏膜。e　令中毒患者呼吸氧气。若患者呼吸停止或心跳骤停，应立即施行复苏术。在采取现场抢救措施的同时，应准备车辆或担架，以便将中毒者及时送往医院救治。1.1.1.1　危险化学品泄露处理及火灾控制1）泄漏处理a　泄漏源控制。利用截止阀切断泄漏源，在线堵漏减少泄漏量或利用备用泄料装置使其安全释放。b　泄漏物处理。现场泄漏物要及时地进行覆盖、收容、稀释、处理。在处理时，还应按照危险化学品特性，采用合适的方法处理。2）火灾控制一般注意事项a　正确选择灭火剂并充分发挥其效能。常用的灭火剂有水、蒸汽、二氧化碳、干粉和泡沫等。由于灭火剂的种类较多，效能各不相同，所以在扑救火灾时，一定要根据燃烧物料的性质、设备设施的特点、火源点部位（高、低)及其火势等情况，要选择冷却、灭火效能特别高的灭火剂扑救火灾，充分发挥灭火剂各自的冷却与灭火的最大效能。b　注意保护重点部位。例如，当某个区域内有大量易燃易爆或毒性化学物质时，就应该把这个部位作为重点保护对象，在实施冷却保护的同时，要尽快地组织力量消灭其周围的火源点，以防灾情扩大。c　防止复燃复爆。将火灾消灭以后，要留有必要数量的灭火力量继续冷却燃烧区内的设备、设施、建（构）筑物等，消除着火源，同时将泄漏出的危险化学品及时处理。对可以用水灭火的场所要尽量使用蒸汽或喷雾水流稀释，排除空间内残存的可燃气体或蒸气，以防止复燃复爆。中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页d　防止高温危害。火场上高温的存在不仅造成火势蔓延扩大，也会威胁灭火人员安全。可以使用喷水降温、利用掩体保护、穿隔热服装保护、定时组织换班等方法避免高温危害。e　防止毒害危害。发生火灾时，可能出现一氧化碳、二氧化碳、二氧化硫、光气等有毒物质。在扑救时，应当设置警戒区，进入警戒区的抢险人员应当佩戴个体防护装备，并采取适当的手段消除毒物。3）几种特殊化学品火灾扑救注意事项a　扑救气体类火灾时，切忌盲目扑灭火焰，在没有采取堵漏措施的情况下，必须保持稳定燃烧。否则，大量可燃气体泄漏出来与空气混合，遇点火源就会发生爆炸，造成严重后果。b　扑救爆炸物品火灾时，切忌用沙土盖压，以免增强爆炸物品的爆炸威力；另外扑救爆炸物品堆垛火灾时，水流应采用吊射，避免强力水流直接冲击堆垛，以免堆垛倒塌引起再次爆炸。c　扑救遇湿易燃物品火灾时，绝对禁止用水、泡沫、酸碱等湿性灭火剂扑救。一般可使用干粉、二氧化碳、卤代烷扑救，但钾、钠、铝、镁等物品用二氧化碳、卤代烷无效。d　固体遇湿易燃物品应使用水泥、干砂、干粉、硅藻土等覆盖。对镁粉、铝粉等粉尘，切忌喷射有压力的灭火剂，以防止将粉尘吹扬起来，引起粉尘爆炸。e　扑救易燃液体火灾时，比水轻又不溶于水的液体用直流水、雾状水灭火往往无效，可用普通蛋白泡沫或轻泡沫扑救；水溶性液体最好用抗溶性泡沫扑救。f　扑救毒害和腐蚀品的火灾时，应尽量使用低压水流或雾状水，避免腐蚀品、毒害品溅出；遇酸类或碱类腐蚀品最好调制相应的中和剂稀释中和。g　易燃固体、自燃物品火灾一般可用水和泡沫扑救，只要控制住燃烧范围，逐步扑灭即可。但有少数易燃固体、自燃物品的扑救方法比较特殊。如2,4一二硝基苯甲醚、二硝基萘、萘等是易升华的易燃固体，受热放出易燃蒸气，能与空气形成爆炸性混合物，尤其是在室内，易发生爆炸。在扑救过程中应不时向燃烧区域上空及周围喷射雾状水，并消除周围一切点火源。1.1.1　常用防毒面具的使用方法1.1.1.1　空气呼吸器使用方法空气呼吸器为正压供给式呼吸器，人体呼吸所需空气靠贮气瓶中空气供给。1）使用前准备工作a　打开气瓶开关，随着减压器、管路系统中压力的上升，会听到警报器发出短暂的音响。储气瓶开关完全打开后，检查气瓶的贮存压力，一般应在3/4以上（28—30MPa）。或观察储气瓶瓶头处，指针所指位置，一般应在20以上，低于20应更换气瓶。b　关闭气瓶开关，观察压力表的读数，在5分钟时间内压力下降不大于一格（2MPa），表明供气管系统高压气密完好。c　高压系统气密性完好后，打开供给阀开关，观察压力表示值变化，当气瓶压力降至1/4以下（4～6MPa），警报器气笛发出音响，同时也是吹洗一次警报器通气管路。注：空气呼吸器不使用时，每月按此方法检查一次。2）佩戴方法a　使用前首先关闭供给阀转换开关、旁路开关，打开储气瓶开关。b　将呼吸器背在人体身后（气瓶开关部份向下），根据身材调节肩带、腰带、以合身牢靠、舒适为宜。c　中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页佩戴上全面罩，将全面罩系带收紧，使全面罩与面部贴合良好。系带不必收得过紧，面部应感觉舒适，无明显的压迫感及头痛，然后将快速插头插好、插牢，此时深吸一口气，转换开关自动开启。进行2～3次的深呼吸，感觉舒畅，屏气时，供给阀门应停止供气。检查全面罩与面部是否贴好的方法是：用手掌堵住面罩下方的快速接气口、深呼吸数次，将面罩内气体吸完。面罩体应向人体面部移动，面罩内保持负压，人体感觉呼吸困难，证明面罩和面部有良好气密性，时间不宜过长，深吸几次气就可以了。d　在佩戴不同系列的空气呼吸器时，佩戴者在使用过程中应随时观察压力表的指示数值。当压力下降到1/4以下（4～6MPa）或警报器发出警报音响时，应撤离现场。e　使用后将全面罩系带卡子松开，从面部摘下全面罩，同时将供给阀转换开关置于关闭状态。从身体上拆下呼吸器，关闭气瓶开关。将供给阀转换开关置于开启位置，将呼吸器内残留气体释放出来。3）注意事项a　使用过的空气呼吸器每月应进行一次全面检查。b　空气呼吸器用的压力表每年应校对检查一次。c　空气呼吸器在使用过程中气压降到1/4以下（6MPa）或报警器报警后，在毒区的作业人员必须尽快撤离。d　在有毒区域内作业，严禁在没离开染毒区域时摘下空气呼吸器面罩。e　在使用空气呼吸器前，必须先打开气瓶阀门，气压表读数在1/2（即20分钟）、15MPa以上方可戴上面罩进行作业，严禁先戴面罩后开气瓶阀门。f　未经佩戴训练的人员，不能佩戴空气呼吸器进入毒区内作业。g　非气防专业人员不得私自处理空气呼吸器发生的故障或调校空气呼吸器。h　全面罩的镜片应经常保持清洁、明亮。1.1.1.1　过滤式防毒面具安全使用方法1）安全实用范围带导管过滤式防毒面具是用于空气中氧含量不低于18%，有毒有害介质不高于1%（氨2%）的环境。3号滤毒罐（褐色）用于防范氯、苯、二硫化碳等有毒气体与蒸汽。4号滤毒罐（灰色）用于防范氨、硫化氢等有毒气体。5号滤毒罐（白色）用于防范一氧化碳等有毒气体。2）维护保养a　现场备用的过滤式防毒面具应放在专用的柜内，柜上应贴封条，应防潮、防高温，禁止与酸、碱、油类或有毒等物品接触。b　长期存放的头罩应在橡胶部位均匀撒上滑石粉，以保持完好。c　使用后的滤毒罐应将顶盖、底塞分别盖上、堵紧，防止罐内滤毒药剂受潮或吸附有毒气体，以致影响防毒效能。d　常用的滤毒罐每季度检查一次；长期存放的滤毒罐每年检查一次；对于失效的滤毒罐，则应及时报废，更换新的滤毒药剂。3）使用方法a　检查头罩、导气管有无缺件、损坏、漏气、堵塞，连接是否紧密牢固，呼吸阀是否好用；滤毒罐有无顶盖、底塞，有无装填不实现象，如不合格严禁佩戴。b　拔去滤毒罐底部胶塞。c　把头罩从下至上套在头上，眼窗中心位置在眼睛正前方下一厘米左右。中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页d　深呼吸数次，确认正常后方可进入现场。e　要在药品规定的标准防毒时间范围内作业，不得超时间作业。1.1.1　应急救护与逃生知识1.1.1.1　应急原则应急指挥人员为了尽快扼制事故发生和蔓延，尽可能减少人员伤亡和财产损失，所有参与应急计划实施的人员必须做到一切行动听指挥，必须遵守以下应急原则：a　一般要先救人后救物。b　重大火灾先报警后灭火。c　可燃气体泄漏着火，不应立即扑灭火灾，应先进行隔离以防爆炸。d　大量液态烃、瓦斯泄漏应先控制现场各种火源。e　容器先泄压以防爆炸。f　现场中毒窒息人员抢救，首先应做好自身防护，抢救出来的伤员送急救中心。中毒和心跳停止的伤员立即现场急救（做人工呼吸和胸外心脏挤压法）。g　化学品的灼伤腐蚀（如氨水）首先要对患处用大量清洁水冲洗至少15分钟，骨折或电弧烧伤者应先保护创面，禁止沾水或杂物。1.1.2　中毒窒息的防护规定和急救原则1）基本要求a　操作、检修及其他有关人员上岗前接受安全教育，内容如下：――了解生产装置、岗位有毒有害物质的基本性质；――熟练掌握安全规程；――熟练掌握各级防护用品的使用、维护保管；――熟练掌握自救、互救的基本要领。b　运行部内部职工及直接为生产服务的机修、电气、仪表、化验等人员，上岗前须经过身体检查，在岗位工作一定年限后应定期接受身体检查，有职业忌症者不得从事岗位操作。c　运行部应根据生产的物料及产品变化情况，不定期地报厂有关部门对其进行检测，及时掌握有毒有害物质的种类和分布，会同安监部门划定重点管理范围，拟定作业防护以及监护措施，并在生产调度部门备案。2）防护装备的配置与使用规定a　运行部应配急救器材箱，箱内必备下列急救用品。空气呼吸器、过滤式防毒面具、担架、防火服、有机玻璃面罩、耐酸碱手套、耐油靴、安全绳、安全带。要定期检查保证齐全完好。b　有硫化氢岗位配备过滤或防毒面具和空气呼吸器，供正常操作和处理故障时使用。c　在硫化氢存在的场所，安装自动监测报警器，随时监测硫化氢的浓度状况。3）现场急救原则a　发现有人中毒或其他伤害，在确保自身安全的情况下，应立即将受害者移出毒区进行抢救，并拨打“12300”和“120”电话，向消防支队气防站和医院求援，并电告公司安环处安全科和生产处总调。b　在发生多人中毒的情况下，当班班长应迅速组织班员进行救护工作，在确保自身安全的情况下，迅速切断毒源，把患者抢救出毒区。中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页c　在事故状态下，救护人员必须戴好防毒器材进入毒区抢救患者，在抢救的过程中，救护人员必须注意自己防毒器材的使用情况，若感到呼吸困难或身体不舒服时，应立即退出毒区。d　进入危险性较大的毒区时，必须两人一组，进入高浓度的氨气、氯气、氟化氢、氮氧化物或有酸碱、液氨、甲醇喷溅的毒区，必须穿戴胶皮防护服、胶皮靴、胶皮手套。e　事故区伴有骨折、烫伤的患者。应仔细加以防护，以免造成不良后果。若不能将患者迅速移出毒区，须给其戴上相应的防毒面具。f　患者移出毒区后，应放在空气流通和温度适宜的地方，立即解开衣领、腰带等，以保持患者的呼吸畅通。如患者的衣服被毒物污染，须脱去衣服，在冬天应注意给患者保暖。g　如患者呼吸已停止或呼吸困难时，应立即进行人工呼吸，硫化氢、一氧化碳中毒，氮气、二氧化碳窒息的患者，可使用苏生器或人工呼吸的方法来急救；如患者心跳停止时，应立即施行心肺复苏急救。h　对于氯气、氨气、氧化氮中毒的患者，禁止使用压迫式人工呼吸的方法，只允许施行口对口人工呼吸或给予输氧抢救。只有在“电击式”呼吸停止时才允许使用一般的人工呼吸方法。i　对于继发性呼吸困难者，严禁使用苏生器或人工呼吸的方法来急救，只能给予输氧，并应尽快将患者转交医院处理。j　对于呼吸困难者面色青紫的患者，应迅速给予输氧，硫化氢和一氧化碳中毒的患者，最好给予高压氧仓治疗。k　人工呼吸或心肺复苏术必须进行到患者能进行稳定自主呼吸或经医生鉴定确已死亡为止。急救完毕，救护负责人应将救护情况向医生交代清楚后，方可离开救护现场。l　凡进入毒区参加抢救的人员，必须做到分工明确，责任到人，统一指挥，有条不紊。1.1.1.1　人工呼吸（心肺复苏）人工呼吸法适用于呼吸已停止，但心脏仍跳动或刚刚停止，还有体温的患者。1）施行压迫式人工呼吸法的准备把患者抬出现场放置在空气流通和温度适宜的地方，立即解开其衣领、腰带等，以保持患者的呼吸道畅通。脱去妨碍呼吸的衣服，在冬天应注意给患者保暖，防止受冷。仔细检查患者的胸部、背部、上臂有无骨折、脱臼、严重灼伤，否则不能进行压迫式人工呼吸法；使患者嘴张开，清除患者口腔内的假牙、食物、血块等堵塞物，拉出舌头保证呼吸道畅通。2）压迫式人工呼吸法应按下列要求进行把患者放在硬质平地，并处于仰卧位状，背部稍加垫。救护人员分腿跪在患者的腰部两侧，双手五指伸开，拇指向内放在胸廓下部，其余四指向外放在胸廓肋骨上。施救人员前臂伸直向下，稍向前压迫，形成呼气，然后放开双手，利用患者胸廓弹性恢复原状形成吸气，如此循环进行。注意事项：压迫胸部不可用力过猛，动作要缓和、均匀，以防骨折。每分钟频率为14～16次。不得压迫患者胃部，以防压出食物，吸入肺部。不得间断，必须有人替换，替换后频率应与原动作频率相同。施行人工呼吸时，应耐心施行到患者出现稳定自主呼吸或医生确定死亡为止，中途不得停止或间断。3）口对口人工呼吸法中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页施行口对口人工呼吸方法应按照以下各项要求进行。其准备工作同压迫式人工呼吸方法。使患者的头部尽量后仰，让鼻孔朝上，头部不要垫高。救护人员跪在患者头部的左边或右边，用一只手捏紧患者的鼻孔，另一只手的拇指和食指掰开嘴巴，如不掰开嘴巴，可向鼻孔吹气。深呼吸后，紧帖掰开患者的嘴吹气（也可隔一层纱布），吹气时，要使患者的胸部膨起，吹气二秒，停三秒，每分钟14～16次为宜。救护人员吹气后换气时，放松患者的嘴或鼻，让其自动换气。应坚持进行，不可中断，直至医生参加抢救为止。4）对停止心跳的例子，适宜采用恢复心跳的急救措施，即用左手掌放在患者的左胸口上，用右手在掌上轻击数下，若心跳仍未恢复，应采用胸外心脏挤压法进行抢救，并同时进行口对口人工呼吸。5）作心肺复苏术时，须按以下要求进行：将患者衣服解开，仰卧在地上，不可躺在松软的地方。救护人员分腿跪在患者的腰部两侧，双手相叠，手掌根部放在心口窝稍高一点的地方掌根部放在胸骨下部1/3处。以救护人员上身的重力，用手掌根有节奏地冲击地垂直向下（脊椎的方向）挤压，使胸骨下陷3～5厘米，每秒种挤压一次。挤压后，掌根很快后部放松，让患者胸部自动复原，血又充满心脏，每次每次放松使手掌不必离开胸壁。应坚持进行，不可中断，直至医生参加抢救为止。1.1.1.1　皮肤及眼化学性灼伤现场急救1）强酸灼伤立即用大量流动清水冲洗，冲洗时间一般不少于15分钟，忌用热水。彻底冲洗后可用2～5%碳酸氢钠溶液、淡石灰水、肥皂水等进行中和。切忌未经大量流水彻底冲洗，就用碱性药物在皮肤上直接中和，这会加重皮肤的损伤。冲洗时切勿疏忽头皮、手、会阴及皱褶部位等特殊部位。强酸溅入眼内时，现场立即用大量清水或生理盐水冲洗，冲洗应将头置于水龙头下，使冲洗后的水自伤眼的颞侧流下，避免带酸的冲洗液进入好眼。冲洗时间应不少于15分钟。冲洗时应拉开上下眼睑，使酸不至于留存眼内和下穹隆形成留酸死腔。如无冲洗设备，可将眼浸入盛清水的盆内，拉开下眼睑，摆动头部，洗掉酸液。经上述处理后，立即送眼科进行治疗。2）碱灼伤立即用大量流动清水冲洗至皂样物质消失为止，然后再用1～2%醋酸或3%硼酸溶液进一步冲洗。眼部碱灼伤清洗同酸灼伤。彻底冲洗后，可用2～3%硼酸溶液作进一步冲洗。1.1.1.2　安全逃生1）当出现小面积失火时，毛巾可以帮助自救逃生。假如在火灾发生时还能夺路逃生的话，可以把湿毛巾叠起来捂住口鼻，这样可以避免热气流对呼吸系统的灼伤。一般说来，毛巾叠8层，除烟率可达到60％。发生火灾时若被困住，要迅速关闭所有能通向火场的出口，然后打开通向外边的门窗，取出毛巾不停地挥动，向过往群众发出呼救信号。2）中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页毛巾还可以帮助抢救。在火场抢救被困同志时，要用湿毛巾把被救者的脸和头部盖住，以免穿过火区时被救人员烧伤。如被救人员已烧伤，也可以用毛巾将伤部盖住，以免伤口感染。在火灾中抢运被烧的财物时，为避免手部烫伤，垫上一条湿毛巾就会解决问题。3）逃生预演，临危不乱。每个人对装置结构及逃生路径要做到了然于胸，积极参加应急逃生预演，熟悉消防设施及自救逃生的方法。这样，火灾发生时，就不会觉得走投无路了。4）熟悉环境，牢记出口。为了自身安全，务必留心疏散通道、安全出口及楼梯方位等，以便关键时候能尽快逃离现场。5）通道出口，畅通无阻。楼梯、通道、安全出口等是火灾发生时最重要的逃生之路，应保证畅通无阻，切不可堆放杂物或设闸上锁，以便紧急时能安全迅速地通过。6）扑灭小火，惠及他人。当发生火灾时，如果发现火势并不大，且尚未对人造成很大威胁时，当周围有足够的消防器材，如灭火器、消防栓等，应奋力将小火控制、扑灭；千万不要惊慌失措地乱叫乱窜，置小火于不顾而酿成大灾。7）保持镇静，明辨方向，迅速撤离。突遇火灾，面对浓烟和烈火，首先要强令自己保持镇静，迅速判断危险地点和安全地点，决定逃生的办法，尽快撤离险地。千万不要盲目地跟从他人和相互拥挤、乱冲乱窜。撤离时要注意，朝明亮处或外面空旷地方跑，要尽量往楼层下面跑，若通道已被烟火封阻，则应背向烟火方向离开，通过阳台、气窗、天台等往室外逃生。8）不入险地，不贪财物。在火场中，人的生命是最重要的。身处险境，应尽快撤离，不要因害羞或顾及贵重物品，而把宝贵的逃生时间浪费在穿衣或寻找、搬离贵重物品上。已经逃离险境的人员，切莫重返险地，自投罗网。9）简易防护，蒙鼻匍匐。逃生时经过充满烟雾的路线，要防止烟雾中毒、预防窒息。为了防止火场浓烟呛入，可采用毛巾、口罩蒙鼻，匍匐撤离的办法。烟气较空气轻而飘于上部，贴近地面撤离是避免烟气吸入、滤去毒气的最佳方法。穿过烟火封锁区，应配戴防毒面具、头盔、阻燃隔热服等护具，如果没有这些护具，那么可向头部、身上浇冷水或用湿毛巾、湿棉被、湿毯子等将头、身裹好，再冲出去。10）善用通道，莫入电梯。按规范标准设计建造的建筑物，都会有两条以上逃生楼梯、通道或安全出口。发生火灾时，要根据情况选择进入相对较为安全的楼梯通道。除可以利用楼梯外，还可以利用建筑物的阳台、窗台、天面屋顶等攀到周围的安全地点沿着落水管、避雷线等建筑结构中凸出物滑下楼也可脱险。在高层建筑中，电梯的供电系统在火灾时随时会断电或因热的作用电梯变形而使人被困在电梯内同时由于电梯井犹如贯通的烟囱般直通各楼层，有毒的烟雾直接威胁被困人员的生命，因此，千万不要乘普通的电梯逃生。11）缓降逃生，滑绳自救。安全通道已被堵，救援人员不能及时赶到的情况下，你可以迅速利用身边的绳索或衣服等自制简易救生绳，并用水打湿从窗台或阳台沿绳缓滑到下面楼层或地面；安全逃生。12）避难场所，固守待援。假如用手摸房门已感到烫手，此时一旦开门；火焰与浓烟势必迎面扑来。逃生通道被切断且短时间内无人救援。这时候，可采取创造避难场所、固守待援的办法。首先应关紧迎火的门窗，打开背火的门窗，用湿毛巾、湿布塞堵门缝或用水浸湿棉被蒙上门窗然后不停用水淋透房间，防止烟火渗入，固守在房内，直到救援人员到达。13）中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页缓晃轻抛，寻求援助。被烟火围困暂时无法逃离的人员，应尽量呆在阳台、窗口等易于被人发现和能避免烟火近身的地方。在白天，可以向窗外晃动鲜艳衣物，或外抛轻型晃眼的东西；在晚上即可以用手电筒不停地在窗口闪动或者敲击东西，及时发出有效的求救信号，引起救援者的注意。因为消防人员进入室内都是沿墙壁摸索行进所以在被烟气窒息失去自救能力时，应努力滚到墙边或门边，便于消防人员寻找、营救；此外，滚到墙边也可防止房屋结构塌落砸伤自己。14）火已及身，切勿惊跑。火场上的人如果发现身上着了火，千万不可惊跑或用手拍打，因为奔跑或拍打时会形成风势，加速氧气的补充，促旺火势。当身上衣服着火时，应赶紧设法脱掉衣服或就地打滚，压灭火苗；能及时跳进水中或让人向身上浇水、喷灭火剂就更有效了。15）跳楼有术，虽损求生。身处火灾烟气中的人，精神上往往陷于极端恐怖和接近崩溃，惊慌的心理极易导致不顾一切的伤害性行为如跳楼逃生。应该注意的是：只有消防队员准备好救生气垫并指挥跳楼时或楼层不高（一般4层以下），非跳楼即烧死的情况下，才采取跳楼的方法。即使已没有任何退路，若生命还未受到严重威胁，也要冷静地等待消防人员的救援。跳楼也要讲技巧，跳楼时应尽量往救生气垫中部跳或选择有水池、软雨篷、草地等方向跳；如有可能，要尽量抱些棉被、沙发垫等松软物品或打开大雨伞跳下，以减缓冲击力。如果徒手跳楼一定要扒窗台或阳台使身体自然下垂跳下，以尽量降低垂直距离，落地前要双手抱紧头部身体弯曲卷成一团，以减少伤害。跳楼虽可求生，但会对身体造成一定的伤害，所以要慎之又慎。1.1.　安全管理规定员工必须严格遵守《中国石油化工股份有限公司安全生产禁令》（试行）、《镇海炼化分公司安全生产禁令》以及公司安全相关管理制度，具体可参见公司管理体系发布文件。1.1.1　安全规定1.1.1.1　防止储罐跑油（料）十条规定1）按时检尺定时检查认真记录2）油品脱水不得离人避免跑油3）油品收付核定流程防止冒串4）切换油罐先开后关防止憋压5）清罐以后认真检查才能使用6）现场交接严格认真避免差错7）呼吸阀门定期检查防止抽瘪8）贮罐加温不得超标防止突沸9）管线停用及时处理防止凝冻10）新罐投用验收签证才进油料1.1.1.2　防止中毒窒息十条规定1）在有毒及窒息危险的环境下作业，必须指派监护人。2）作业前必须对作业人员和监护人员进行防毒急救安全知识教育。3）在有中毒和窒息环境作业时，必须佩带可靠的劳动防护用品。4）进入含有毒有害气体或缺氧环境的有限空间内作业时，应将与其相通的管道加盲板隔开。5）对有毒或有窒息危险的岗位，要进行风险评价并制订应急计划和配备必要的劳动防护用品。6）要定期对有毒有害场所进行检测，采取措施，使之符合国家标准。7）对各类有毒物品和防毒器具必须有专人管理，并定期检查。8）检测毒害物质的设备、仪器要定期检查、校验，保持完好。中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页9）发生人员中毒、窒息时，处理及救护及时、方法正确。10）健全有毒物质管理制度并严格执行1.1.1.1　防止硫化氢中毒十条规定1）生产操作、检维修及有关作业人员上岗前必须接受有关硫化氢中毒及救护知识的教育培训，经考试合格后，方准上岗作业。2）各单位要摸清硫化氢的分布情况，作出硫化氢平面分布图，并在危险作业点设置警示牌。3）根据生产岗位和工作环境的不同特点，配备完善适用的劳动防护用品，并落实到岗位责任制中，切实加强管理。4）大力推进技术进步，加快工艺技术的革新改造，实现密闭化生产，使装置区或生产作业环境硫化氢浓度符合国家标准。5）对生产过程中的介质和作业环境中的硫化氢含量，要定期组织测定和评价。因物料改变、装置改造或操作条件发生变化致使硫化氢浓度超过国家卫生标准时，主管部门要采取相应有效的防护措施，并及时通知有关运行部、班组、岗位，防止发生中毒事故。6）有可能泄漏硫化氢构成中毒危险的装置或区域，要安装检测报警器。7）需要进入设备、容器检修，一般要经过吹扫、置换、加盲板、采样分析合格后、办理有限空间作业票才能作业。但特殊情况，必须要制订切实可行的施工方案和安全措施，方可作业。8）对粗汽油罐、轻质污油罐及含酸性气等介质的设备从事采样、检尺、脱水、堵漏、检修等作业时，要佩戴适用的防毒器具，应有两人同时到现场，站在上风口，一人作业，一人监护。9）在硫化氢污染区佩戴特种防护用品作业时，在未脱离危险区域前严禁摘下防护用具，以防中毒。10）从事硫化氢作业的人员，要按规定定期进行体检、对患有“职业禁忌症”的岗位人员，要按要求转换工作岗位。1.1.1.2　防止静电危害十条规定1）严格按规定的流速输送易燃易爆介质，不准用压缩空气调合、搅拌。2）易燃、易爆流体在输送停止后，须按规定静止一定时间，方可进行检尺、测温、采样等作业。3）对易燃易爆流体贮罐进油，不准使用两种或两种以上材质的器具。4）不准从罐上部输油，油槽车应采用鹤管液下装车，严禁在装置或罐区灌装油品。5）严禁穿易产生静电的服装进入易燃、易爆区，尤其不得在该区穿、脱衣或用化纤织物擦拭设备。6）容易产生化纤和粉体静电的环境，其温度必须控制在规定界限以内。7）易燃易爆区易产生化纤和粉体静电的装置，必须做好设备防静电接地；混凝土地面、橡胶地板等电性要符合规定。8）化纤和粉体物料的输送和包装，必须采取消除静电或泄出静电措施；易产生静电的装置设备必须设静电消除器。9）防静电措施和设备要指定专人定期进行检查并建卡登记存档。10）新产品、新设备、新工艺和原材料的投用，必须对静电情况做出评价，并采取相应的防静电措施。1.1.1.3　液化石油气安全管理规定1）对液化石油气的设备及管线必须严格按照操作规程进行操作，严禁超温、超压、超速、超量运行。中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页2）要做好液化气设备与管线的密闭工作，作到不渗不漏。一旦泄漏，必须立即采取措施，以防事态扩大。有关检测报警设施必须定期检查试验，确保灵敏可靠。3）液化石油气不准随意放空，要通过火炬排放燃烧。4）要认真做好从事液化石油气作业人员的安全教育和培训工作，定期进行事故预案演练，并建立安全考核档案。5）有液化石油气的装置和区域，必须配备可燃气体监测报警器和必要的保护装置。6）认真执行岗位责任制，对在用的液化石油气设备与管线要认真进行巡回检查和定期专业检查，并按规定定期检测，作好记录。7）储存、输送液化石油气的设备要配齐各种安全附件，要定期检修检验，保证灵敏可靠。8）发现问题及隐患要及时处理，采取可靠措施，防止事故发生。1.1.1.1　易燃、可燃液体防静电安全规定1）液态烃、可燃液体分类表（根据石油化工企业设计防火规范）表1液态烃、可燃液体分类表类别名称特征甲A液态烃15℃时的蒸汽压＞0.1Mpa的烃类液体极其他类似的液体B可燃液体甲A类以外，闪点＜28℃乙A闪点≥28℃至≤45℃B闪点＞45℃至＜60℃丙A闪点≥60℃至≤120℃B闪点＞120℃2）为防止人体带静电产生电击或放电，引起可燃性物质着火、爆炸等事故的发生，必须消除人体静电。防止人体带电，着装应注意：a　在爆炸危险场所不准穿宜产生静电的服装和鞋靴。b　在爆炸危险场所不准穿脱衣服、鞋靴，不准梳头。c　除雨天和在积水场所进行作业时可穿着橡胶雨衣和高要胶靴外，均不得在爆炸危险场所穿用。1.1.2　操作安全技术规定1）岗位人员要严格执行工艺卡片和岗位操作法、技术规程的规定，禁止违章操作。2）严格执行开停工设备升温降温、升压降压速度规定。3）严格执行装置联锁操作管理规定，不得任意切除联锁，不得任意更改控制方案或修改控制参数；仪表工处理自保系统的重要仪表时，须经运行部值班人员或有关管理人员同意，并办理相关手续。4）严格执行开大机组、点炉、气密、置换、引蒸汽、引瓦斯、换热器投用、排污等有关技术规定。5）各类声光报警、可燃气体检测仪、便携式可燃气体检测报警仪、便携式H2S气体检测报警仪等按公司规定进行定期检验。6）进入塔、容器、地下油井、地下阀井要办理作业票，事先应进行含毒、含氧及可燃介质分析，并有专人在现场监护。7）含H2中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页S的采样点应挂有明显的安全标志牌，采样前要认真检查采样器是否完好，采样时须有两人，一人采样，一人监护，且须站在上风向，佩带好适宜的防毒面具。采样过程中，手阀应慢慢打开，如阀难以打开，切忌用扳手敲打阀门。1.1.1　事故处理原则1）保护加热炉安全。2）保护动设备工况，特别是高温热油泵运行工况。3）保护容器系统的压力和安全。4）保护高温系统管路和阀门流畅。5）岗位人员熟练掌握操作法，注意事故处理步骤和先后关系，掌控关键操作步骤。1.1.2　防冻防凝规定事故处理原则1.1.2.1　水线1）备用泵、停用泵冷却水阀稍开，保持流通。2）当气温降低到0℃以下时，各服务站龙头保持少量水流动。3）停用的冷却器，应稍开上水阀，从下水阀前放空处放水，保持水流动4）各停用水线，如无低点放空，应将盲板或阀门卸开，放净管线内存水。5）若装置停运，则将系统所有存水放净，机泵水系统用风吹扫干净。6）对停用的循环水管线，应打开循环水管线之间的连通阀。7）对装置的脱水包玻璃板及引线，备用水泵，间断排放的含水介质控制阀、管线等需要进行拌热保温，防止冻结。8）对轻油管线，也要注意在低点防止水积聚冻结。1.1.2.2　蒸汽线1）塔、框架、平台等消防蒸汽线最上的一个放空阀稍开，保持排凝通汽。2）各蒸汽线排凝阀应稍开，保持少量通汽。3）装有疏水器的蒸汽线、伴热线，应定期检查疏水器是否好用，如不通，应切断疏水器，开副线，并稍开副线放空，保持通汽。1.1.2.3　其它1）装置内风罐应定期检查低点放空，并放掉管线内冷凝液。2）瓦斯罐应定期切水排凝。3）停用的容器、液面计，应将上、下阀打开，并卸开液面计下面的丝堵，放净液面计里存水。4）经常检查各仪表伴热线是否畅通，以防仪表失灵，液面仪表指示要经常与实际液面计对照。5）经常检查在用塔、容器的液面计伴热线是否畅通好用。6）扶梯、平台积水，积冰要及时清除，防止滑倒、摔伤。1.1.3　设备安全规定1）设备安全阀必须定压正确，铅封完好，定期检验，保证好用。一旦安全阀启跳，待压力恢复后，尽快拆安全阀重新定压。2）温度计、压力表、液面计要经常检查、核对、检验，以确保指示准确。中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页3）浮头式换热器单向受热时温差应在130℃以下，固定管板式换热器不允许单向受热。4）设备润滑必须坚持“五定”和“三级过滤”。5）禁止设备在超温、超压、超速、超负荷状态下运转。1.1.1　开停工安全规定装置开工、停工必须严格执行公司装置开停工、停工检修、安全用火等相关安全管理规定，在实际工作中认真组织落实相关安全措施。1.1.1.1　装置开工安全规定认真做好开工前的各项确认工作，确保装置具备安全开工的各项条件：1）检修结束后，生产主管部门组织各专业对待开工装置进行开工前的全面确认验收，现场必须做到工完、料净、场地清、有毒有害的废金属、设备、管道要有专人负责进行安全处理，检修过的设备、管道内部必须清扫干净，经过检查后方能封闭，并有检查记录和检修人员签字。2）检查所有设备的人孔、法兰、螺丝、垫片，使之处于完好待用状态，并按规定进行贯通试压合格。机泵润滑油符合要求，密封良好，有冷却水的机泵冷却水畅通。电机干燥绝缘合格，接地线、安全罩安装好，拆除所有应拆除的盲板，加好应加的盲板，并挂牌登记在册。3）严格执行装置开工方案，包括开工安全技术措施和环境保护措施，做好系统开车的准备工作。4）开车前对通风、通讯、消防、防毒器材、梯子、平台栏杆、可燃气体报警仪、照明等一切安全设施及装备，必须进行全面的检查，确保处于良好状态。5）检修后的压力容器、储罐、管线，必须按规定进行试压、试漏和气密实验，传动设备单体试车，安全装置调试复位。未经试验的设备、管道、仪表和联锁等不能投入生产，以确保一次开车成功。6）接受易燃易爆物料的密闭设备和管道，在接受物料前必须按工艺要求进行气体置换，并按抽堵盲板流程图所规定的项目逐个抽堵盲板。7）接受物料时应缓慢进行，注意排凝、防止水击、或水溅现象。接受蒸汽时要先预热、放水、按规定速度逐渐升温升压。8）操作人员必须认真学习开工方案，并熟悉流程，在开工指挥组的统一安排下进行工作。9）内操必须熟悉DCS以及操作方法，对开工过程做到心中有数。10）检查所有仪表读数准确，各路风管畅通。11）各岗位分别具备开工所需的原材料、化工原料、润滑油等。1.1.1.2　装置停工安全规定1）装置停工由生产调度统一指挥，必须严格执行停工方案，确保装置顺利安全停工。2）装置停工后，按停工方案、操作法、和工艺要求切断进出物料，严格执行国家工业卫生排放标准，不允许任意排放有毒、有害物料。无火炬设施的带压易燃、易爆气体排空要缓慢进行，采取逐渐减压措施，放空管线末端必须采取防火措施。3）对有毒、可燃、有腐蚀性物料的设备、容器、管道应按规定进行彻底的吹扫（可燃物料严禁用压缩空气直接吹扫）、蒸煮、中和、置换等处理。并做到四定：定标准、定时间、定人员、定职责。要有专人验收，记录备案。保证装置在交付检修前，达到安全用火要求。4）中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页装置停工、置换、分析合格后，应按停工方案抽堵盲板流程图，将进出装置的物料管线堵上盲板，做上明显的标志。盲板应指定专人统一管理，防止漏堵、漏抽。5）在停工检修中，对存留有易燃、易爆、有毒、有害物质时，其出入口或与生产系统相连处应加上盲板，挂上“内有物料、注意安全”的警告牌及禁动牌，必要时指定专人看管。6）停工吹扫期间，各岗位吹扫人员应加强巡回检查，防止串线、冒罐等事故的发生。在整个停工、吹扫过程中若出现大量油品和油气散落出来时，应立即妥善处理，必要时，可要求消防车保护。7）停工吹扫期间，严禁机动车辆在该区域行驶和任何动火作业。8）冬季检修，停工吹扫后应及时排除积水，注意防冻。9）装置交付检修前，必须对装置内的含油污水系统进行彻底冲洗，赶尽油气，并对井口和漏斗口以及与含油污水系统相通的明沟彻底封严盖牢，防止动火时发生着火爆炸。对装置内的电缆沟做出明显的标志，标出禁止载重车辆及吊车通行区和车辆停放区。10）打开设备人孔最低点前，应使其内部温度降到安全条件下，并从上而下依次打开人孔。在打开底部人孔时，应先打开最底部放料排渣阀门，待确认内部没有残存物料时方可进行，防止有堵塞现象。1.1.　装置主要危险品和污染物1.1.1　装置主要危险品性质及防范措施本装置的危险品很多，主要有以下几种:原油、汽油、硫化氢、氨、瓦斯、石脑油等。上述列举的主要危险品在装置内分布情况见下表。表1危险化学品的分布情况序号品名别名危规分类主要分布场所1原油石油易燃液体常减压2汽石易燃液体常压3硫化氢酸性气易燃气体（有毒）瓦斯气体、酸性气、液化气、汽油、污油、污水4氨液氨易燃气体常减压5瓦斯气（多种危险化学品的混合物，包括：氢气、乙烯、甲烷、乙烷等）干气易燃气体常减压加热炉1.1.1.1　危险品名称：原油1.1.1.1.1　基本性质危险性类别：第3.2类中闪点易燃液体主要成分：由碳和氢化合形成的烃类构成石油的主要组成部分，约占95％～99％外观与性状：流动和半流动的粘稠液体，颜色大部分是暗色的（褐色至深黑色）。不溶于水，易挥发，其蒸汽中常含有硫化氢气体；有毒相对密度（水=1）：一般小于1，大约在0.65～1.016之间溶解性：可溶于多种有机溶剂，不溶于水，但可与水形成乳状液。爆炸极限（％，V/V）：1.1％～6.4％闪点：－6.67～32.22℃引燃温度：约350℃，其蒸汽与空气混合能成为爆炸性混合物，遇高温、明火、氧化剂引起燃烧爆炸危险中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页灭火方法：蒸汽、泡沫、干粉、二氧化碳、1211、黄沙1.1.1.1.1　原油危害及防护措施原油蒸汽常含有硫化氢气体，对神经系统有害。原油的泄漏是使其成为危险源的主要原因。基本的防护措施是：生产过程封闭，操作人员穿防静电工作服，戴作业防护手套，禁止在作业区吸烟、饮水、进食等；原油发生泄漏的处理方法：1）让闲杂人远离；2）隔离危险区域及避免无关人员进入；3）危害区内禁明火、火焰及抽烟；4）应急处理人员戴自给式呼吸器，穿防静电消防防护服；5）安全许可的情况下停止泄漏；6）进行蒸汽掩护；7）避免泄漏物流入下水道，会有起火或爆炸的危险；8）小量泄漏：使用防静电工具将泄漏油品收集干净；9）大量泄漏：利用围堤收容，然后收集、转移、回收或无害处理后废弃。原油蒸汽中毒的急救措施：1）迅速脱离现场至空气新鲜处，保持呼吸道畅通；如呼吸困难，给输氧；如果呼吸停止，立即进行人工呼吸，并立即就医。2）如果皮肤接触，立即脱去被污染的衣着，并用大量流动的清水冲洗，至少15分钟；严重的立即就医。3）如果眼睛接触，立即翻开眼睑，并用大量流动的清水或生理盐水冲洗，至少15分钟；严重的立即就医。1.1.1.2　危险品名称：汽油1.1.1.2.1　基本性质危险性类别：第3.2类，中闪点易燃液体外观与性状：无色或淡黄色透明液体，易流动，有挥发性主要用途：主要用作汽油机的燃料，用于橡胶、制鞋、印刷、颜料等行业。也可用作机械零件的去污剂  相对密度（水=1）：0.67－0.71溶解性：不溶于水，易溶于苯、二硫化碳、醇类，极易溶解脂肪燃烧性：易燃，自燃点415－530℃爆炸极限（％，V/V）：6.0%-1.3%燃烧（分解）产物：二氧化碳，水稳定性：化学性质比较活泼禁忌物：明火，静电火花，器具碰撞火花，氧化剂灭火方法：泡沫、二氧化碳、干粉、1211、黄沙中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页1.1.1.1.1　汽油危害及防护措施汽油主要侵入途径为口鼻吸入、皮肤吸收，对人体皮肤有害，呼吸过量的汽油蒸汽能引起中毒。当空气中汽油蒸气浓度达到30～40mg/l时，人呼吸半小时后，即导致生命危险。规定汽油蒸汽最高容许浓度为300mg/m3。基本的防护措施是：生产过程密闭、穿防静电工作服、戴作业防护手套、禁止在工作现场吸烟、饮水、进食；空气中浓度超标时，佩带防毒面具；紧急事态抢救或逃生时，应该佩带自给式呼吸器；汽油泄漏的处理方法：1）让闲杂人远离；2）隔离危险区域及避免人员进入；3）危害区内禁明火、火焰及抽烟；4）安全许可的情况下停止泄漏；5）进行蒸汽掩护；6）避免泄漏物流入下水道，会有起火或爆炸的危险；7）小量泄漏：使用防静电工具将泄漏油品收集干净；8）大量泄漏：在泄漏前筑堤围堵然后再处理。9）如为皮肤接触，脱去污染的衣着，先用温水清洗，可擦肤轻松药膏，已有水泡，暴露创面，用红外线每日照射线1－2次；10）如为眼睛接触，立即提起眼睑，用大量流动清水彻底冲洗；11）如果吸入，迅速脱离现场至空气新鲜处，保持呼吸道通畅。吸呼困难时给输氧。呼吸及心跳停止者立即进行人工呼吸和心脏按摩术。就医。必要时给予氧气吸入和注射兴奋剂，有烦躁不安及抽搐者给镇静剂。经上述处理仍不见好转时，应尽早送往医院；12）如果食入，误服者务必充分嗽口、饮水、尽快洗胃，就医。1.1.1.2　危险品名称：硫化氢1.1.1.2.1　基本性质1）理化性质物理性质：硫化氢是无色有臭鸡蛋味的毒性气体。分子量34.08，比重1.19，沸点-60.2℃，熔点-83.8℃，自燃点260℃，溶于水，0℃时100ml水中可溶437ml硫化氢，40℃时，可溶180ml硫化氢。也溶于乙醇、汽油、煤油、原油中，溶于水后生成氢硫酸。化学性质：硫化氢的化学性质不稳定，在空气中容易爆炸。爆炸极限为4.3～45.5%（体积）。它能使银，铜及其它金属制品表面腐蚀发黑，与许多金属离子作用，生成不溶于水或酸的硫化物沉淀。2）安全、环保性质火灾和爆炸性：硫化氢有毒且易燃，燃烧时呈蓝色火焰并产生二氧化硫，后者有特殊气味和强烈刺激性。硫化氢与空气混合范围到4.5～45.5%（体积），可引起强烈爆炸。由于其蒸汽比空气重，故会积聚在低洼或地面扩散，若遇火源会发生燃烧。硫化氢遇热分解为硫和氢，当它与氧化剂，如硝酸，三氧化氯等接触时，可引起强烈反应和燃烧。中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页对环境的污染：全世界每年进入大气中的硫化氢估计有1亿吨，人为产生每年约300万吨。硫化氢在大气中很快被氧化成二氧化硫，这使工厂及城市局部地区大气中的二氧化硫的浓度升高，这对人与植物有伤害作用，并且这也是形成酸雨的主要原因。水中含有硫化氢除了发臭外，对混凝土与金属有腐蚀作用。水中的硫化氢含量超过0.5～1.0mg/L时，对鱼类有害。1.1.1.1.1　硫化氢危害及防护措施1）硫化氢的危害a　不同浓度的硫化氢对人体健康的危害：表28不同浓度的硫化氢对人体健康的危害硫化氢浓度（mg/m3）接触时间毒性反应0.035嗅觉阈，开始闻到臭味0.4臭味明显4～7感到中等强度难闻的臭味30～40臭味强烈，仍能忍受。是引起症状的阈浓度70～1501～2小时呼吸道及眼刺激症状。吸入2～15分钟后嗅觉疲劳，不再闻到臭味3001小时6～8分钟出现眼急性刺激性。长期接触引起肺水肿76015～60分钟发生肺水肿，支气管炎及肺炎。接触时间长时引起头痛，头昏，步态不稳，恶心，呕吐，排尿困难1000数秒钟很快出现急性中毒，呼吸加快，麻痹而死亡1400立即昏迷，呼吸麻痹而死亡在国家规定的卫生标准，硫化氢在空气中最高容许浓度是10mg/m3。浓度越高，对人体危害越大。人的嗅觉阈为0.012～0.03mg/m3，远低于引起危害的最低浓度。起初臭味的增强与浓度的增长成正比，但当浓度继续升高而臭味反而减弱。在高浓度时因很快引起嗅觉疲劳而不能察觉硫化氢的存在，故不能依靠其臭味强烈与否来判断有无危险浓度出现。硫化氢经呼吸道吸收很快，在血中一部分被氧化为无毒的硫酸盐和硫代硫酸盐等经尿液排出一部分游离的硫化氢经肺部排出，体内无积蓄作用。b　硫化氢对人体的毒害作用：硫化氢对人体的毒作用主要为急性毒作用。硫化氢不仅是一种窒息性毒物，对粘膜还有明显的刺激作用，这两种毒作用与硫化氢的浓度有关。当硫化氢浓度越低时，对呼吸道及眼的局部刺激越明显。硫化氢的局部刺激作用，系由于接触湿润粘膜与钠离子形成的硫化钠引起。当浓度超高时，人体内游离的硫化氢在血液中来不及氧化，则引起全身中毒反应。目前认为硫化氢的全身毒作用是被吸入人体的硫化氢通过与呼吸链中的氧化型细胞色素氧化酶的三价铁离子结合，抑制细胞呼吸酶的活性，从而影响细胞氧化过程，造成细胞组织缺氧。由于中枢神经系统对缺氧最为敏感，因此首先受影响。当硫化氢浓度高时，则引起颈动脉窦的反射作用，呼吸停止。当硫化氢更高浓度时，直接麻痹中枢而立即引起窒息，造成“电击型”中毒死亡。c　急性硫化氢中毒的症状表现如下：――轻度中毒是以刺激症状为主，如眼刺痛，畏光。流泪，流涕，鼻及咽喉部烧灼感，可有干咳和胸部不适，结膜充血，呼出气有臭鸡蛋味等，一般数日内可逐渐恢复。――中度中毒时中枢神经系统症状明显，头痛，头晕，乏力，呕吐，共济失调等，刺激症状也会加重。中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页――重度中毒时可在数分钟内发生头晕，心悸，继而出现躁动不安，抽搐，昏迷，有的出现肺水肿并发肺炎，最严重者发生“电击型”死亡。2）硫化氢中毒的抢救和急救方法急性硫化氢中毒，因接触不同的浓度而异，接触高浓度时，很快引起急性中毒，出现昏迷及呼吸麻痹。因此，正确地做好现场抢救能使“死者复生”，为进一步抢救治疗创造件。硫化氢中毒的发生，一般来得突然，危害大，所以，现场的抢救一定要得当，不能盲目蛮干，以避免更大的伤亡。首先，抢救人及进入现场救人必须戴好个人防护用品；抢救出的中毒人员要立即进行现场急救。现场急救是极为重要的救护措施，急救得法，抢救及时，可以避免死亡事故的发生。现场急救原则：a　立即将病人移离中毒现场至空气新鲜处。b　发生窒息，而心跳停止者立即施以胸肺复苏术。c　待呼吸恢复时给以吸氧，并及时送医院治疗。3）接触硫化氢作业应注意事项加工含硫原油的炼油企业，由于生产装置的开停工，检修或抢修；正常生产中的脱水、采样及设备的泄漏等，均会使操作人员接触到硫化氢。为确保人身安全，应注意以下事项：a　采样――未脱硫的液态烃采样在含硫原油的炼制过程中，未经脱硫的液态烃，其H2S含量均超过人的致死浓度（即大于1000mg/m3），采样时必须做好防护。严格执行液态烃采样的有关规定。要检查采样器是否完好。如果采样过程破裂或其它意外，就会造成不可想象的后果。佩戴适用的防毒面具，应站在上风向，并要在装置操作工的监护下进行。采样过程中，手阀应慢慢打开，不要开得过大，一些手阀受H2S的腐蚀，较难打开。不要用板手敲打阀门，避免发生意外。采样点应设计在较空旷的地方，防止H2S有害气体积聚。――酸性气采样酸性气的H2S含量高达62～99%，其危险性比未脱硫的液态烃更大。有人曾用球胆采样酸性气时对周围空气中的H2S进行测定，其含量都大于125mg/m3。因此，对酸性气采样务必采取更有效的防护措施。执行未脱硫液态烃采样的安全防护规定。做好分析的酸性气余气，应在橱窗里排空，或以碱液吸收，严禁到处排放。最好用针筒密闭采样，有条件时采用在线分析。――高含硫污水采样高含硫污水主要含有H2S、氨、瓦斯等有毒有害气体，水质含硫量为1000～2900mg/l，如果采样时，阀门开得过大，污水横流，或洗瓶的污水乱倒，就会污染环境影响职工身体健康，严重时造成H2S中毒身亡事故。因此，采样时应采取必要的防护措施。佩戴适合的防毒面具，应站在上风向，并在装置操作工的监护下进行。手阀不能开得过大，以免污水溅出。置换的污水应排入地漏，不应乱排乱倒。――脱水排凝中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页在含硫原油的炼制过程中，从原油到各种半成品、副产品均需脱水排凝，这些物料很多都带有H2S等有毒有害气体，务必防患未然。酸性气脱水排凝：如前所述，酸性气含H2S量是人的致死浓度的几百倍到1千多倍。必须采用密闭脱水集中回收到一个容器中，再用泵把酸性水送到汽提装置处理。如果有时确需敞开脱水，务必做到：佩戴适用的防毒面具，有专人监护，站在上风向。脱水阀与脱水口应有一定的距离。脱出的酸性气要用氢氧化钙或氢氧化钠与之中和，并有隔离措施，防止过路行人中毒。脱水过程，人不能离开现场，防止脱出大量的酸性气。液态烃的脱水排凝：输、贮液态烃的设备、容器、管线、液态烃的水洗脱硫醇，进加热炉的瓦斯罐，瓦斯管线，瓦斯进压缩机前均需要脱水。对液态烃脱水排凝，最好采取密闭方法，如果的确要敞开脱水，必须采取：佩戴适用的防毒面具，有专人监护，站在上风向。脱水阀与脱水口设计应有一定的距离。脱水过程，人不能离开现场，防止脱出大量的酸性气。其下风向应设置固定式H2S报警仪。b　进入设备内部检修作业需要进入设备、容器进行检修，一般都需经过吹扫、置换、加盲板、采样分析合格、办理进入设备容器作业许可证才能进入作业。但有些设备容器再检修前需进入排除油污、余渣，在清理过程中，会散发出硫化氢和油气等有毒有害气体，因此必须做好下列安全措施：――制定施工方案作业人员须经过安全技术培训，学会人工急救、防护用具、照明及通讯设备的使用方法。佩带适用的防毒面具，携带好安全带、通讯头盔及其他劳保用品。进设备容器前，必须做好采样分析，根据分析结果确定施工中的安全措施。办理相应作业票。进设备、容器工作，一般不超过30分钟。施工过程中，必须有专人监护，必要时应有医护人员、气防人员在场。――进入下水道（井）、地沟工作下水道含有硫化氢、瓦斯等有毒、有害气体。进入前必须采取严密的安全预防措施，。执行上述的进入设备容器作业的安全防护规定。控制各种物料的脱水排凝进入下水道。采用强制通风或自然通风，保证氧含量大于20%。佩带防毒面具。携带好安全带（绳）。办理进入设备作业许可证。进入下水道作业，井下要设专人监护，并与地面保持密切联系。――设备、容器、管线有硫化氢物料的堵漏、拆卸或安装作业要求严格控制带压作业，应把与其他设备管线相通的阀门关死，撤压。中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页佩带防毒面具，设专人监护。拆卸法兰时，在松动之前，不要把螺丝全部松开，严防有毒气体大量泄出。――进入事故现场当中毒事故或泄露事故发生时，需要人员到事故现场进行抢救处理，这时必须做到：发现事故应立即呼叫或报告，不能个人贸然去处理。佩带合适的防毒面具，有二人以上的监护。进入塔、容器、下水道等事故现场，需携带好安全绳。有问题应按联络信号立即撤离现场。――其他作业装置正常生产的检查：生产装置由于操作的失误，机泵管线设备的腐蚀或密封不严等造成硫化氢的泄露，污染环境，严重时会造成中毒伤亡事故。因此，必须遵守以下规定：严格工艺要求，加强平稳操作，防止跑、冒、滴、漏。装置内安装固定式的硫化氢测报仪。对有硫化氢泄露的地方要加强通风措施，防止硫化氢的聚集。对有硫化氢的容器、管线阀门等设备，要定期进行检查更换。发现硫化氢浓度高，要先报告，采取一定的防护措施，才能进入现场和处理。1.1.1.1　危险品名称：氨1.1.1.1.1　基本性质氨基本性质：外观与性状：无色气体，有强烈的刺激气味。相对密度（水=1）：0.77（液体）、0.76（气体）。溶解性：溶于水、乙醇、乙醚和有机溶剂，有毒。蒸汽压：1013kpa（25.7℃）。熔点：–77.7℃。自燃点：651℃。1.1.1.1.2　氨危害及防护措施氨为刺激性气体，经呼吸系统进入人体，对人体产生一定的危害，不同浓度的氨对人体造成的危害不同（见表29）表28不同浓度的氨对人体的毒性浓度氨对人体的毒性9.8mg/m3无刺激作用；67.2mg/m345分钟鼻咽有刺激感；70mg/m3呼吸变慢；140mg/m330分钟眼和呼吸道不适、恶心、头痛；175～350mg/m328分钟鼻和眼刺激，呼吸、脉搏加速，尚可工作；1750～4500mg/m3可危急生命；中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页3500～7000mg/m330分钟可即时死亡。一般的防护措施：严格控制塔顶冷凝水PH值在正常范围内，要求每班检查塔顶冷凝水的PH值，当PH值大于9或小于7时，及时联系岗位，调整注氨量，使塔顶冷凝水PH值在正常值范围内，减轻塔顶挥发线系统腐蚀；如氨水线发生泄漏时，当班要戴防毒面具，先将泄漏点的前后阀关闭切断，同时联系外操岗位停注氨泵，待处理；泄漏的一般处理方法：1）让闲杂人远离；2）隔离危险区域及避免人员进入；3）危害区内禁明火、火焰及抽烟；4）安全许可的情况下停止泄漏；5）应急处理人员戴自给式呼吸器；6）进行水冲释。如发生氨大量泄漏有人员中毒，要立即进行抢救，拨打120急救电话，同时将伤者转移到空气新鲜处。如果是皮肤接触，立即脱去被污染的衣物，用大量流动清水冲洗至少15分钟；如果是眼睛接触，立即翻开上下眼睑，用大量流动清水或生理盐水彻底冲洗至少15分钟，切忌惊慌或疼痛而紧闭双眼；如果伤者呼吸困难或呼吸停止时，对伤者输氧或进行人工呼吸，直到医生到来；如果有人员误食氨液，误食者用水漱口，给饮牛奶或蛋清，并就医。1.1.1.1　危险品名称：瓦斯1.1.1.1.1　基本性质危险性类别：第2.1类，易燃气体主要成分：是H2、甲烷、乙烷乙烯及少量C3以上烷烃组成的混合物主要用途：是优良的气体燃料，热值高外观与性状：在常温常压下为无色有特殊气味的气体，有毒密度：干气比空气轻溶解性：不溶于水爆炸极限（％，V/V）：1.1％～16％闪点：比汽油的闪点低燃烧性：易燃，自燃点550－600℃危险特性：易燃易爆、腐蚀、毒害性稳定性：易挥发禁忌物：明火，静电火花，器具碰撞火花，氧化剂灭火方法：二氧化碳、泡沫1.1.1.1.2　瓦斯危害及防护措施瓦斯气带有强烈的刺激性气味，其侵入途径为吸入、经皮肤吸收。主要对呼吸系统造成严重的刺激。中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页基本的防护措施是：生产过程封闭，操作人员穿防静电工作服，戴作业防护手套，禁止在作业区吸烟、饮水、进食等。空气中瓦斯浓度超标时，应该佩带防毒面具；紧急事态抢救或逃生时，应该佩带自给式呼吸器；瓦斯干气发生泄漏的处理方法：1）让闲杂人远离；2）隔离危险区域及避免无关人员进入；3）危害区内禁明火、火焰及抽烟；4）进行蒸汽掩护；5）安全许可的情况下停止泄漏。瓦斯吸入中毒后应立即转移到空气新鲜处，如果中毒严重，要立即进行抢救，拨打120急救电话，如果伤者呼吸困难或呼吸停止时，对伤者输氧或进行人工呼吸，直到医生到来。1.1.1　装置主要污染物情况及控制1.1.1.1　主要污染物情况1.1.1.1.1　废水本装置在生产过程中排出的废水有含硫污水、含盐污水、含油污水。按照清污分流、污污分流的原则对装置排水进行分类处理。1）含硫污水来自常顶回流及产品罐、减顶分液罐中的排水，排放量分别为12/h、12t/h。用管线密闭送至污水汽提装置处理。主要污染组份为：硫、COD、石油类、酚、氨氮；2）含盐污水来自电脱盐罐切水，排放量约50t／h。将二级脱盐切水回注到一级，减少含盐污水的排放量和水用量。一级排水经换热后由127℃降至55℃，密闭送污水处理场含盐污水系列处理，合格后排放。主要污染组份为：COD、石油类、酚、氨氮；3）含油污水来自机泵冷却水、循环水排污、地漏排水、地面冲洗水和围堰内被污染的雨水。装置排出的含油污水全部送到污水处理场含油污水系列处理，合格后排放。主要污染组份为：石油类、COD、酚、氨氮。装置排放的污水排放量、主要污染物见下表。表28主要污染物性质危害主要污染物性质危害石油烃属低毒物质，在水中稳定，含量O．2～0.4mg／l，可在水面形成油膜3mg／l，对水的生化耗氧过程有轻度抑制油类排入水体后，在水面形成薄膜，阻止大气中的氧溶于水中，影响水体干净，危害水生物的生存酚无色晶体，溶于水中为无色液体，是一恶臭物质。有毒性对人体的皮肤、粘膜有强腐蚀性，对呼吸道有强刺激作用硫化物硫化氢是无色、有臭鸡蛋味的有毒物质。溶于水中呈酸性经呼吸进入人体。可引起组织缺氧、中枢神经中毒、严重时可致死亡氨氮无色、有辛辣味气体，易溶于水形成氨水氨从呼吸道进入，可损害粘膜，也可致肺出血、肺水肿甚至危及生命碱易溶于水有腐蚀作用，灌溉农田会引起农作物死亡1.1.1.1.2　废气中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页本装置在生产过程中排出的废气有常压炉、减压炉烟气，通过独立烟囱直接排往大气。烟气中有害物质主要有：SO2、N02、CO、H2S、烟尘。此外还有不凝气，如：安全阀放空、采样、吹扫放空产生的轻烃；管线、阀门、机泵等泄漏出的轻烃；含油污水井挥发出的轻烃。这些轻烃未经脱硫，一般还含有硫化物。本装置在设计过程中就考虑到废气的处理：加热炉以脱硫燃料气为燃料，烟气通过排气筒排入大气，污染物的排放符合《大气污染物综合排放标准》的要求；塔顶产生的气体经压缩机加压后去脱硫装置；开停工及不正常操作时塔顶、容器顶安全阀启跳所泄放的可燃气体，均密闭送往火炬系统处理。装置废气的排放量及去向见表31要污染物性质、危害见表32表28装置废气排放量及去向污染源废气量排放排气筒高度主要污染物排放量（kg/h）排放名称Nm3/h规律mSO2NOx烟尘去向加热炉烟气连续90大气表29主要污染物性质及危害主要污染物性质危害硫化物无色，强烈辛辣恶臭的刺激性气体。刺激喉头、限结膜。引起咳嗽、胸部有迫感浓度在1000mg／0以上，即使短时间接触也有危险。一氧化碳无色、无味的气体，能溶于酒精、苯、醋酸、氧化铜溶液中，在水中溶解度很小。对中枢神经有影响，弓I起头痛恶心、虚脱、痉挛、昏迷可致死亡。氮氧化物一氧化氮是无色无味气体。二氧化氮是红色、有毒、有恶臭气体。能溶子水与二氧化碳中，可使很多植物受伤死亡，如形成化学烟雾其毒性更强。二氧化氮对人的呼吸器官有强烈的刺激作用。会引起肺水肿致死。当浓度在28ppm时，可使很多植物受伤死亡如形成化学烟雾，其毒性更强。烃类化合物（包括烷烃烯烃、芳香烃等及其衍生物）有特殊的臭味、有毒。苯类及其衍生物对人的眼、鼻、呼吸道有强烈刺激作用影响肝、肾、心血管系。有致癌作用。烃类对水生物危害严重，会造成死亡。能抑制植物生长，或使棉花、果树不结果。粉尘是固体微粒、粘附着气体和液体。直大于lOum为落尘（降尘），小于lOum为漂尘吸入肺部楞发生尘肺。出现气短、胸痛、咳等症状，并伴发其他疾病。1.1.1.1.1　固体废弃物本装置固体废弃物主要是在检修时清理设备、容器等产生的油泥等矿物油，均按照体系要求地点存放、专车回收处理，减少对周围环境的污染。另外，本公司加工的是高硫原油，各种设备和工艺管线均有不同程度的硫化亚铁生成。在静设备（塔、容器等）的高温或高硫介质部位生成的硫化亚铁不断沉积，在装置检修期间，由于这些部位沉积的硫化亚铁很难在蒸塔及水洗过程中水解或冲走，当打开塔或容器时，残余的硫化亚铁接触空气后，迅速氧化、自燃，产生大量的热量，引起烧毁设备和火灾的事故时有发生，成为安全检修和设备安全的极大隐患。为了有效地防止硫化亚铁自燃，保证装置的安全检修，消除硫化亚铁的危害，在检修过程中必须对硫化亚铁进行化学清洗，保证检修期的安全。中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页硫化亚铁反应机理：干燥硫化亚铁在干空气中的自燃温度一般为300～350℃，但干燥的硫化亚铁自燃之前，往往经历很长时间的自热过程。其自热过程系硫化亚铁与空气在一定条件下发生的氧化反应，放出的反应热导致系统温度升高，为硫化亚铁自燃创造了条件。少量水（硫化亚铁中含水20％以下）的引入会导致硫化亚铁的起始自热温度降至常温；空气湿度增大，硫化亚铁的自热和自燃性能也逐渐增强。在70℃饱和水蒸汽、空气流量为0.48m/s的实验条件下，含10%污垢的硫化亚铁即使在100℃以下，氧化反应也能快速进行，所放出的氧化反应热导致体系温度迅速升高；温度升至120℃即出现了自燃；化学清洗的原理：硫化亚铁具有较强的活性和螯和能力，基于这一机理，钝化剂主要由鳌化剂加上水解促进剂及表面活性剂、缓蚀剂等组成。可以氧化腐蚀产物硫化亚铁生产可溶于水的铁盐以及硫酸盐。1.1.1.1.1　噪声装置主要噪声源有大功率机泵、空冷器、加热炉火嘴，及开停工期间短期蒸汽放空等，其声压级为80～91dBA。装置的噪声源见下表表28噪声源噪声源距地高度m室内/室外减（防）噪措施降噪后噪声值dB(A)机泵0.2室外低噪声电机＜85加热炉4.0室外低噪声电机、鼓风机＜85空冷器20室外低噪声电机、风机＜85噪声的危害：听力损伤，它随接触噪声的强度而增加；引起多种疾病，作用于人的中枢神经系统。由此可以影响到人体的各个部位功能，如消化道、内分泌等，也会使人交感神经紧张，导致心血管的疾病；影响人的正常生活，降低劳动生产率。在嘈杂的环境中工作，心烦意乱，容易疲乏，注意力不集中，还容易出错。1.1.1.2　装置污染物控制员工必须严格遵守公司环境保护、职业健康相关管理制度，具体可参见公司管理体系发布文件。1.1.1.2.1　清污分流清污分流就是将可直接排放的废水和需处理后排放的废水分别排放，其目的是为了减轻歧化污水处理装置的负担。下列情况下应打开雨水沟阀门，关闭含油污水沟阀门：1）下雨天；2）装置有蒸汽冷凝水、循环水回水需要排放时。下列情况下应打开含油污水沟阀门，关闭雨水沟阀门：1）机泵检修后进行清洗时；2）装置非正常工况下（如停工吹扫后）需排放含油污水时。1.1.1.2.2　开停工环保要求开停工时应尽量密闭吹扫，尤其是停工时，必须对装置的高硫部位进行脱臭处理，然后才能进行吹扫，吹扫时也应先向火炬系统吹扫，待吹通后，再直接向大气排放。中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页开停工过程中，装置不可避免地要排放部分污油，在污油排放前必须向环保部门提出申请，安环处同意且由储运部投用污油罐的脱臭设施后，才能排放。同时在操作上应尽量缩短开停工时间，尽快将工况调整到位，以减少污油排放。环保要求：1）装置吹扫前必须将容器、管线中剩油全部退净。2）设备、管线中清出的残油，油垃圾必须用桶装及袋装，集中堆放，不准混入垃圾中。3）装置或设备冲洗不得将污油、化学药剂、氨水等排入雨水明沟。4）对MDEA废液、含硫污水、废氨水、除臭剂、废碱液及其它高浓度污水等排放必须先联系后排放。5）装置冲洗水排放要严格按停工污水排放计划执行。6）停工检修期间不得随意堆放各种废弃物。7）开工前装置区及罐区下水井，雨水明沟应掏净杂物，保持畅通。1.1.1.1.1　废液废水控制排放、污水分级控制废液废水控制排放、污水分级控制有关规定：凡原设计不排的工艺废液排入下水系统，间断排放高浓度污水须事先征得环保部门同意，并经取样分析，制定排放方案，排放前报告生产调度及通知公用工程部。排放高效脱硫溶剂废液等高浓度废水应事先告诉环保部门，并征得同意。当含硫污水系统因设备检修，或来水量大于处理量时应及时报告生产调度和环保部门，不得擅自排放。严格执行公司制定的含硫污水分级控制指标。含硫污水控制指标为油含量≤300mg/L。根据装置工况，可随时对各控制点加样或增加分析项目。接到污水超标通知后要迅速查明原因，并采取改进措施。1.1.1.1.2　环保、健康注意事项清污分流1）加强设备管理，杜绝跑、冒、滴、漏现象，防止跑油、漏气。2）控制好机泵冷却水量，尽量减少含油污水排放量，机泵漏油，应及时联系钳工修理。3）配合环保部门，开展对污染源调查和分析。4）要定期清扫地沟、雨水沟，抹布、保温棉等垃圾必须放到垃圾箱内。5）根据安环处的分析数据，对所管辖区域内工业卫生监测超标点进行整改。6）废润滑油等要按规定回收，不得到处乱倒，落地油要清扫干净。7）定期对职工进行环保，工业卫生的教育，增强全体职工的环保意识。8）要做好清污分流管理，在开工、停工之前，要先切换好清污分流流程，以防造成跑油污染事故。9）每天要定时进行撇油作业,确保含硫污水分级控制指标合格。10）在装置开工、停工、紧急抢修时需要进行环境因素危害识别与评价。11）严格执行放射性探伤的有关规定，探伤需开作业票。12）工业卫生监测牌挂在监测点醒目处。中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页1　附录1.1.　附录1贮罐一览表及主要设计参数序号设备名称设备位号规格型号设计参数主体材质单重(吨)介质温度℃压力MPa1电脱盐罐V-101/2Φ4200×38×27176原油、水1401.716MnR124.572电脱盐罐V-101/3Φ4200×38×27176原油、水1401.716MnR124.573常顶回流罐V-102Φ3200×20×9720常顶油、气、水820.1720R21.164常顶产品罐V-103/1Φ2800×6000（切）常顶油、气、水400.06Q235-A5常顶产品罐V-103/2Φ2800×6000（切）常顶油、气、水400.06Q235-A6减四线罐V-104Φ1800×(12+3)×5980减四线367-0.120R+3215.397减顶分水罐V-105Φ2600×16×8412减顶油、气、水400.0120R13.218常压塔顶放空分液罐V-106Φ2800×12×7508燃料气400.720R7.239封油罐V-107Φ1600×8×4900柴油90常压Q235A.F10常三线1.0MPa蒸汽汽包V-108Φ1600×18×6893水、蒸气1881.1216MnR4.48511地下轻污油罐V-109Φ1000×2600×8轻污油60常压20R12含硫污水罐V-110Φ2400×14×7308含硫污水400.120R9.4413中和剂罐V-111/1Φ1600×8×6455中和剂40常压Q235-B2.8814中和剂罐V-111/2Φ1600×8×6455中和剂40常压Q235-B2.8815缓蚀剂罐V-112/1Φ1600×8×6455缓蚀剂40常压Q235-B2.8816缓蚀剂罐V-112/2Φ2000×8×778017破乳剂罐V113/1Φ2400×8×9814破乳剂常温常压Q235-A18破乳剂罐V113/2Φ2400×8×9814破乳剂常温常压Q235-A19氨水罐V-114/1Φ2000×8×7780氨水常温常压Q235-B2.97420氨水罐V-114/2Φ2000×8×7780氨水常温常压Q235-B2.97421氨水罐V114/3Φ2000×8×7780Q235-B2.97422净化空气罐V-115Φ2000×10×7782净化空气400.7Q235-B23非净化空气罐V-116Φ2000×10×7782非净化空气400.7Q235-B24烧焦罐V-117Φ1800×10×4985焦粉、烟气200常压20R3.33中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页25净化风罐V-118Φ800×6×2381净化空气常温常压Q235-B26阻垢剂罐V120Φ1000×8×2374阻垢剂常温常压Q235-A27常顶含油污水除油器V123HL28—12航煤120116MnR0.82528减顶含油污水除油器V124HL28—15航煤120116MnR0.84529航煤脱硫醇反应罐V4101Φ3800×18/20×13752航煤NH3、H2O120116MnR30反应沉降罐V4102Φ2600×16×11332航煤NH3、H2O120120g31航煤水洗罐V4103Φ3000×18×10608航煤NH3、H2O120120g32盐/白土过滤器V4104Φ4200×24×20700航煤、盐/白土120116MnR33水缓冲罐V4105Φ600×1500新鲜水常温常压Q235-A34活化剂缓冲罐V4106Φ1000×16×11332活化剂常温常压18-8Ti35航煤精脱硫罐V4107Φ800×16×10432航煤、脱硫剂801.8Q235-A36排污扩容冷却器V121Φ1400×8×3766凝结水50常压Q235-B37连续排污扩容器V122Φ1200×10×4285水、蒸汽1800.6Q235-B38加药罐V125/1Φ1400×1500水、磷酸三钠常温常压S30439加药罐V125/2Φ1400×1500水、磷酸三钠常温常压S30440储气罐V126/1Φ650×2096净化空气1501.05Q235-B41储气罐V126/2Φ650×2096净化空气1501.05Q235-B中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页1.1.　附录2换热器一览表及主要设计参数序号设备名称设备位号规格型号操作条件备注介质温度℃压力MPa材质1原油-常顶油气换热器E101/1.2CPK75-H-200常顶油气126/820.11/0.104SMO254板式原油32/722.1/2.032原油-常顶油气换热器E101/3.4BIUD1400-2.5/0.3-750-6/19-6I管：常顶油气126/820.11/0.106管束：10#卧式U型管式壳：原油32/722.1/2.07壳体：16MnR3原油-常顶油气换热器E101/5BIUD1400-2.5/0.3-750-6/19-6I管：常顶油气126/820.11/0.106管束：10#卧式U型管式壳：原油32/722.1/2.07壳体：16MnR4原油-常顶循Ⅰ(1)换热器E-102/1BIU1000-2.5/2.5-405-6/19-4Lb管：常顶循140/1140.842/0.751管束：10#卧式U型管式壳：原油72/1102.07/2.0壳体：16MnR5原油-常顶循Ⅰ(2)换热器E-102/2BIU1000-2.5/2.5-405-6/19-4Lb管：常顶循140/1140.842/0.751管束：10#卧式U型管式壳：原油72/1102.07/2.0壳体：16MnR6原油-常顶循Ⅱ(1)换热器E-102/3.4BIU900-2.5/2.5-340-6/19-2Ⅰ管：常顶循114/950.751/0.691管束：10#卧式U型管式壳：原油72/992.03/1.98壳体：16MnR7原油-常顶循Ⅱ(2)换热器E-102/5.6BIU900-2.5/2.5-340-6/19-2Ⅰ管：常顶循114/950.751/0.691管束：10#卧式U型管式壳：原油72/992.03/1.98壳体：16MnR8原油-常一线换热器E-103/1.2BIU1000-2.5/2.5-405-6/19-4LB管：常一线166/1201.4/1.32管束：10#卧式U型管式壳：原油106/1392.07/1.99壳体：16MnR9脱后原油-常一中Ⅰ(1)换热器E-104/1.2BES1000-2.5-350-6/19-2ILB管：常一中202/1650.82/0.76管束：10#卧式浮头式壳：脱后原油135/1701.42/1.38壳体：16MnR10脱后原油-常一中Ⅰ(2)换热器E-104/3.4BES1000-2.5-350-6/19-2ILB管：常一中202/1650.82/0.76管束：10#卧式浮头式壳：脱后原油135/1701.42/1.38壳体：16MnR11原油-常一中Ⅱ(1)换热器E-104/5BES1000-2.5-340-6/19-4I管：常一中165/1410.76/0.7管束：10#卧式浮头式壳：原油99/1271.98/1.93壳体：16MnR12原油-常一中Ⅱ(2)换热器E-104/6BES1000-2.5-340-6/19-4I管：常一中165/1410.76/0.7管束：10#卧式浮头式壳：原油99/1271.98/1.93壳体：16MnR13脱后原油-常二线（1）换热器E-105/1.2BESD800-2.5-160-6/25-4I管：常二线248/1751.2/1.15管束：10#+渗铝卧式浮头式壳：脱后原油135/1671.42/1.4壳体：16MnR14原油-常二线（2）换热器E-105/3.4BES1000-2.5-310-6/19-6LB管：常二线178/1201.15/0.91管束：10#卧式浮头式壳：原油110/1402.0/1.82壳体：16MnR中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页15闪底油-常二中Ⅰ（1）换热器E-106/1.2BESD1100-2.5-420-6/19-4LB管：常二中280/2330.76/0.64管束：10#+渗铝卧式浮头式壳：闪底油208/2391.96/1.92壳体：16MnR16闪底油-常二中Ⅰ（2）换热器E-106/3.4BESD1100-2.5-420-6/19-4LB管：常二中280/2330.76/0.64管束：10#+渗铝卧式浮头式壳：闪底油208/2391.96/1.92壳体：16MnR17脱后原油-常二中Ⅱ（1）换热器E-106/5BES1000-2.5-340-6/19-4Ⅰ管：常二中233/2100.64/0.56管束：10#+渗铝卧式浮头式壳：脱后原油167/1921.4/1.36壳体：16MnR18脱后原油-常二中Ⅱ（2）换热器E-106/6BES1000-2.5-340-6/19-4Ⅰ管：常二中233/2100.64/0.56管束：10#+渗铝卧式浮头式壳：脱后原油167/1921.4/1.36壳体：16MnR19闪底油-常三线Ⅰ（1）换热器E-107/1BESD1000-4.0-310-6/19-6LB管：常三线323/2801.52/1.48管束：OCr18Ni10Ti卧式浮头式壳：闪底油273/2801.83/1.78壳体16MnR+OCr13Al20闪底油-常三线Ⅰ（2）换热器E-107/2BESD1000-4.0-310-6/19-6LB管：常三线323/2801.52/1.48管束：OCr18Ni10Ti卧式浮头式壳：闪底油273/2801.83/1.78壳体：16MnR+OCr13Al21常四线油-原油换热器E-108/1.2BES800-2.5-160-6/25-4LB管：常四线358-2001.3/1.23管束：10#+渗铝卧式浮头式壳：原油140-1481.8/1.72壳体：16MnR22原油-减顶循换热器E-109/1.2BES800-2.5-215-6/19-2LB管：减顶循138/1021.36/1.32管束：10#卧式浮头式壳：原油72/1062.07/2.01壳体：16MnR23脱后原油-减一中、减二线Ⅰ（1）换热器E-110/1.2BES1100-2.5-420-6/19-4LB管：减二线减一中254/2101.82/1.73管束：10#+渗铝卧式浮头式壳：脱后原油190/2201.36/1.28壳体：16MnR24脱后原油-减一中、减二线Ⅰ（2）换热器E-110/3.4BES1100-2.5-420-6/19-4LB管：减二线减一中254/2101.82/1.73管束：10#+渗铝卧式浮头式壳：脱后原油190/2201.36/1.28壳体：16MnR25脱后原油-减一中、减二线Ⅱ（1）换热器E-110/5.6BESD1000-2.5-340-6/19-4LB管：减二线减一中210/1831.73/1.59管束：10#卧式浮头式壳：脱后原油170/1881.38/1.31壳体：16MnR26脱后原油-减一中、减二线Ⅱ（2）换热器E-110/7.8BESD1000-2.5-340-6/19-4LB管：减二线减一中210/1831.73/1.59管束：10#卧式浮头式壳：脱后原油170/1881.38/1.31壳体：16MnR27E-116/1.2管：蜡油100/1561.2/1.17管束：10#中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页催化进料冷蜡油-减二线（1）换热器BES1000-2.5-340-6/19-4ⅠW卧式浮头式壳：减二线183/1621.59/1.55壳体：16MnR28原油-减二线（2）换热器E-110/9.10BESD800-2.5-205-6/19-4Ⅰ管：减二线162/1301.55/1.43管束：10#卧式浮头式壳：原油110/1272.0/1.96壳体：16MnR29闪底油-减二中、减三减Ⅰ（1）换热器E-111/1CPK75-V-400减三线减二中317/2601.84/1.76316L板式闪底油239/2731.92/1.8530闪底油-减二中、减三减Ⅰ（2）换热器E-111/2CPK75-V-400减三线减二中317/2601.84/1.76316L板式闪底油239/2731.92/1.8531闪底油-减二中、减三减Ⅱ（1）换热器E-111/3.4BES1000-2.5-350-6/19-2LB管：减三线减二中260/2341.75/1.69管束：10#+渗铝卧式浮头式壳：闪底油206/2301.21/1.14壳体：16MnR32闪底油-减二中、减三减Ⅱ（2）换热器E-111/5.6BES1000-2.5-350-6/19-2LB管：减三线减二中260/2341.75/1.69管束：10#+渗铝卧式浮头式壳：闪底油206/2301.21/1.14壳体：16MnR33脱后原油-减三线（1）换热器E-111/7.8BES1000-4.0-340-6/19-4IW管：减三线234/1701.69/1.62管束：OCr18Ni10Ti卧式浮头式壳：脱后原油135/1651.42/1.33壳体：16MnR34原油-减三线（2）换热器E-111/9.10BES800-4.0-205-6/19-4IW管：减三线170/1481.62/1.45管束：20#卧式浮头式壳：原油127/1391.96/1.91壳体：16MnR35闪底油-减四减（1）换热器E-112/1.2BESD800-4.0-180-6/19-6LB管：减四线370/3061.46/1.39管束：OCr18Ni10Ti卧式浮头式壳：闪底油295/2991.72/1.64壳体：16MnR+OCr13Al36脱后原油-减四减（2）换热器E-112/3.4BESD800-4.0-180-6/19-6LB管：减四线306/2501.39/1.32管束:OCr18Ni10Ti,10#+渗铝卧式浮头式壳：脱后原油230/2351.14/1.1壳体16MnR+OCr13Al,16MnR37催化进料冷渣油-减四减（3）换热器E-112/5.6BESD900-2.5-250-6/19-6LB管：减四线250/1601.32/1.23管束：10#+渗铝,10#卧式浮头式壳：催化进料冷渣油130/1641.2/1.12壳体：16MnR38闪底油-渣油Ⅰ(1)换热器E-113/1.2BES1100-4.0-415-6/19-2IW管：闪底油279/2951.78/1.71管束：OCr18Ni9Ti卧式浮头式壳：减渣366/2952.25/2.18壳体：16MnR+OCr13Al39E-113/3.4管：闪底油279/2951.78/1.71管束：OCr18Ni9Ti中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页闪底油-渣油Ⅰ(2)换热器BES1100-4.0-415-6/19-2IW卧式浮头式壳：减渣366/2952.25/2.18壳体：16MnR+OCr13Al40脱后原油-渣油Ⅱ(1)换热器E-113/5BES1100-4.0-415-6/19-4IW管：脱后原油220/2361.28/1.21管束：OCr18Ni9Ti卧式浮头式壳：减渣295/2502.18/2.14壳体：16MnR41脱后原油-渣油Ⅱ(2)换热器E-113/6BES1100-4.0-415-6/19-4IW管：脱后原油219/2351.28/1.21管束：OCr18Ni9Ti卧式浮头式壳：减渣295/2502.18/2.14壳体：16MnR42脱后原油-渣油Ⅲ(1)换热器E-113/7.8BES1200-4.0-490-6/19-4LB管：脱后原油188/2061.31/1.21管束：10#+渗铝,10#卧式浮头式壳：减渣250/1962.14/2.06壳体：16MnR43脱后原油-渣油Ⅲ(2)换热器E-113/9.10BES1200-4.0-490-6/19-4LB管：脱后原油188/2061.31/1.21管束：10#+渗铝,10#卧式浮头式壳：减渣250/1962.14/2.06壳体：16MnR44原油-渣油Ⅳ(1)换热器E-113/11BES1000-4.0-340-6/19-4IW管：原油127/1421.93/1.85管束：OCr18Ni9Ti卧式浮头式壳：减渣196/1602.06/1.99壳体：16MnR45原油-渣油Ⅳ(2)换热器E-113/12BES1000-4.0-340-6/19-4IW管：原油127/1421.93/1.85管束：OCr18Ni9Ti卧式浮头式壳：减渣196/1602.06/1.99壳体：16MnR46含盐污水-净化水换热器E-114/1.2BES900-2.5-280-6/19-2IW管：含盐污水138/751.42/1.38管束：10#卧式浮头式壳：净化水40/1122.25/2.2壳体：16MnR47常三线-软化水换热器E-115/1.2BES900-4.0-275-6/19-2LB管：软化水80/1051.12/1.08管束：10#+渗铝卧式浮头式壳：常三线152/951.44/1.39壳体：16MnR48催化进料加热器E-117/1.2BIU1100-4.0/1.68-481-6/19-2管：蒸气420/2443.5/3.48管束：10#卧式U型管式壳：蜡油100/2411.2/1.17壳体：16MnR49常三线1.0MPa蒸汽发生器SG101BIU900-2.5/2.5-320-6/19-4I管：常三线280/2301.48/1.44管束：10#+渗铝卧式U型管式壳：水104/1841.05/1.04壳体：16MnR50常三线0.3MPa蒸汽发生器SG102管：常三线230/1521.44/1.41管束：10#卧式釜式壳：水104/1430.35/0.34壳体：16MnR51常顶水冷器WC101/1~4FL1100-360-16-4I管：循环水32/410.45/0.42管束：18-8Ti卧式浮头式壳：常顶油、气58/400.08/0.07壳体：16MnR52常一线水冷器WC102BIU800-2.5/2.5-165-6/25-4Ⅰ管：循环水32/410.45/0.42管束：10#卧式U型管式壳：常一线60/451.3/1.24壳体：16MnR53常三线油冷却器WC103/1FB800-180-25-4管：循环水32/410.45/0.4210#卧式浮头式壳程：常三线90/701.3/1.2416MnR54WC103/2FB800-180-16-4管：循环水32/410.45/0.4210#中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页常三线油冷却器卧式浮头式壳程：常三线90/701.3/1.2416MnR55减顶一级抽空水冷器WC104/1.2GX-BJS1400-1.6-630-6/19-2I管：循环水32/370.45/0.422205双向钢高效冷凝器壳：减顶油气153/3780mmHg/75mmHg16MnR56减顶二级抽空水冷器WC105/1.2FL1100-360-16-4I管：循环水37/410.45/0.422205双向钢卧式浮头式壳：减顶油气176/40220mmHg/210mmHg16MnR57减顶三级抽空水冷器WC106/1.2BJS1100-1.6-360-6/25-4I管：循环水37/410.45/0.422205双向钢卧式浮头式壳：减顶油气222/42870mmHg/860mmHg16MnR58减顶循水冷却器WC107/1.2FB800-180-25-4I管：循环水32/410.45/0.42管束：10#卧式浮头式壳：减顶油60/501.3/1.18壳体：16MnR59减二线冷却器WC108FB800-180-25-2I管：循环水32/410.45/0.42管束：18-8Ti卧式浮头式壳：减二线130/901.43/1.37壳体：16MnR60减三线冷却器WC109FB800-180-25-2I管：循环水32/410.45/0.42管束：18-8Ti卧式浮头式壳：减三线148/901.45/1.41壳体：16MnR61减渣开工冷却器WC110/1.2BES900-4.0-275-6/19-2LB管：循环水32/410.45/0.42管束：10#+渗铝卧式浮头式壳：减渣156/1761.99/1.94壳体：16MnR62含盐污水却器WC111FL800-180-25-4I管：循环水32/410.45/0.42管束：10#卧式浮头式壳：含盐污水75/501.59/1.53壳体：16MnR中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页1.1.　附录3机泵一览表及主要设计参数设备位号规格型号工作参数原动机密封备注介质温度流量扬程允许气蚀余量（m）型号采用功率电压(℃)m3/h(m)(kW)(V)P101/1DSJH8×10×18H-B原油32570.72484.2YB560S2-2W5606000机械2950P101/1DSJH8×10×18H-B原油32570.72484.2YB560S2-2W5606000机械2950P101/2250SY500-210×2原油32570.72385.5YB24502-2W5606000机械2950P101/3250×200KSM-48原油32570.72485.2YB2450-2W5606000机械2950P102/1DSJH8×10×18H-A闪底油2085242704YB450M2-2W5006000机械2970P102/2250YSⅡ-150×2闪底油2085242895.2YB24502-2W5606000机械2970P102/3250×200KSM-48闪底油2085242705YB2-450-2W5006000波纹管2970P103/1200AYⅡ-150C常顶油82206.71133.3YB315S-2W110380机械2970P103/2200AYⅡ-150C常顶油82206.71133.3YB315S-2W110380机械2970P104/1200AYⅡ-150B常顶汽油40241.91273.6YB315M1-2W132380机械2970P104/2200AYⅡ-150B常顶汽油40241.91273.6YB315M1-2W132380机械2970P105/1350×250KSM-63常顶循油140763.3823.1YB2-355-4W1856000机械1470P105/2350×250KSM-63常顶循油140763.3823.1YB2-355-4W1856000机械1470P106/1ZHY100-400常一线油1651961643.8YBX2-315M-2W132380机械2970P106/2ZHY100-400常一线油1651961643.8YBX2-315M-2W132380机械2970P107300×200KSM-56常一中油201643.9862.5YB2-355-4W1606000波纹管1470P108150AYRⅢ-150×2C常二线油247146.71803.2YB315S-2W110380波纹管2970P109/1350×250KSM-63常二中油279768.1813.1YB355M-4W1856000波纹管1470P109/2350×250KSM-63常二中油279768.1813.1YB355M-4W1856000波纹管1470P110/1150YⅢ-150×2B常三线油321187.42103.8YBX2-315M-2W132380机械2970P110/2150YⅢ-150×2B常三线油321187.42103.8YBX2-315M-2W132380机械2970P11165AYBⅢ-100×2蜡油35228.32103YB180M-2W22380波纹管2950P112/1250×200KSM-40常底油3556261855.8YB2400-2W4006000波纹管2970P112/2250×200KSM-40常底油3556261855.8YB2400-2W4006000波纹管2970P113/1200AYⅡ-150减一线油137237.81644YB315M1-2W132380机械2970P113/2200AY-150减一线油137237.81644YB315M2-2W160380机械2970中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页P114250AYSⅢ150×2B蜡油253423.52304YB450M1-2W4006000机械2970P115/1300×200KSM-50蜡油317729.62405.2YB2450-2W5606000波纹管2970P115/2300×200KSM-50蜡油317729.62405.2YB2450-2W5606000波纹管2970P116/180AYR100×2洗涤油36928.51923YBXn200L1-2W30380波纹管2970P116/280AYR100×2洗涤油36928.51923YBXn200L1-2W30380波纹管2970P117/1200×150R2DM44渣油365227.42864.7JB560M2-2W2806000波纹管2970P117/2200×150R2DM44渣油365343.72604.9YB2400-2W3156000波纹管2970P118/150YⅡ-42×7柴油6012.52873.2YB200L1-2W30380机械2970P118/250YⅡ-42×7柴油6012.52873.2YB200L1-2W30380机械2970P119/150YⅠ-42×3污油405.21382.7RJ02-61-2W18.5380机械2970P119/2DGZ15-50×3污油405.21382.7YB160L-2W18.5380机械2970P120/1ZHY25-315污水4011.71021.2YB180M-2W22380机械2970P120/2ZHY25-315污水4011.71021.2YB180M-2W22380机械2970P121/1.2ZHY25-315污水4010.21021.2YBX2-200L1-2W22380机械2970P121/1.2ZHY25-315污水4010.21021.2YBX2-200L1-2W22380机械2970P122/1.2ZHY25-315软化水4011.21021.2YBX2-200L2-2W37380机械2970P123/180AYRⅡ-100脱盐水13563.2983.4YB200L2-2W37380机械2970P123/280AYRⅡ-100脱盐水13563.2983.4YB200L2-2W37380机械2970P125/1100AY120×2净化水4058.12104YB280S-2W75380机械2970P125/2100AY120×2净化水4058.12104YB280S-2W75380机械2970P126/1DMH287-31破乳剂400.022001.1380机械　P126/2DMH287-31破乳剂400.022001.1380机械　P127/1DMH254-202氨水400.2021200.55380机械　P127/2DMH254-202氨水400.2021200.55380机械　P127/3DMH254-97/2氨水400.097×21200.55380机械　P127/4DMH254-97/2氨水400.097×21200.55380机械　P128/1DS15/144缓蚀剂400.012125DEX63L/2K0.25380机械2800P128/2DS15/144缓蚀剂400.012125DEX63L/2K0.25380机械2800P129/1DS15/144中和剂400.012125DEX63L/2K0.25380机械2800中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页P129/2DS15/144中和剂400.012125DEX63L/2K0.25380机械2800P130JX-32/1.0-B阻垢剂400.032100YBS0712-4W0.37380机械2950P131YX-25-41污油402565YB100L-2W3380机械2950P132D74311缓蚀剂402.40.6MPa风动P133D74311中和剂402.40.6MPa风动P1342CY-3.3/3.3破乳剂403.30.33MPaYB100L2-43380机械1420P135D74-331阻垢剂40　0.6MPa风动P4101/1DFHBW40-250水402.484YB132S2-2W7.5380机械2950P4101/2DFHBW40-250水402.484YB132S2-2W7.5380机械2950P4103/1N-P31氨水400.052140DEX71L/2K0.55380机械2800P4103/2N-P31氨水400.052140DEX71L/2K0.55380机械2800P4104/1DS15/144活化剂400.004140DEX63L/2K0.25380机械2800P4104/2DS15/144活化剂400.004140DEX63L/2K0.25380机械2800P4105/1IH50-32-160B洗涤水402.58YB112M-4W4380机械1440P4105/2IH50-32-160B洗涤水402.58YB112M-4W4380机械1440P4106100AYⅡ60A　409049YB180M-2W22380机械2950中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页1.1.　附录4安全阀一览表及主要设计参数序号设备位号安装位置操作条件喷嘴面积阀体材质型号数量泄放介质温度压力计算采用定压值背压℃MPa(G)cm2cm2MPa(G)MPa(G)1SV-0701/1,2电脱盐罐V-101/2原油/水1381.3765.471.292.20.03WCBWFB-30aQCBL6Q822SV-0801/1,2电脱盐罐V-101/3原油/水1351.2265.471.292.20.03WCBWFB-30aQCBL6Q823SV-101/A～D常压塔T-102油气1250.11654.4167.70.330.03WCBHTO-01CB8T1044SV-2201/1～3（离线备用1只）常顶回流罐V-102油气820.08204.4103.20.350.03WCBWFB-15RCB6R835SV-2202/1,2（离线备用1只）常顶产品罐V-103/1,2油气400.0616.1523.230.280.03WCBWFB-15MCB4M626SV-2401/1,21.0MPa蒸汽发生器SG-101蒸汽184112.618.411.30WCBWFO-30LCB3L427SV-102/A,B0.35MPa蒸汽发生器SG-102蒸汽1440.3530.3442.250.70WCBCA44Y-16CDN10028SV-3201/1,2减顶分水罐V-105油气400.0610.4723.230.350.03WCBWFB-15MCB4M629PSV4101航煤反应器顶航煤3340.82**10WCBA4P16110PSV4102反应沉降罐顶航煤3310.782**0.9620WCBA4P16111PSV4103水洗罐顶航煤3320.801**0.9810WCBA4P16112PSV4104盐过滤器顶航煤3320.799**0.9790WCBA4P16113PSV4105白土过滤器顶航煤3330.82**10WCBA3L16114PSV4112A1C4101A一级罐空气500.48**0.550WCB*115PSV4112A2C4101A二级罐空气501.4**2.750WCB*116PSV4112B1C4101B一级罐空气500.48**0.550WCB*117PSV4112B2C4101B二级罐空气501.4**2.750WCB*118-阻垢剂泵出口阻垢剂常温0.8***0WCB*1192001-1-4非净化空气罐V-604净化风400.5**0.80WCBA3L16-55/71中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页202001-1-5净化风罐V-605非净化风400.5**0.80WCBA3L16-55/7121SV-4301V-202蒸汽/凝结水1841.057.78.31.30WCBWFO-30JCB2J3122SV-3401X-101污油/污水4010.751.261.50WCBWFB-15ECBL1E2123SV-3202X-102污油/污水4010.821.261.50WCBWFB-15ECBL1E21中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页1.1.　附录5塔一览表及主要设计参数序号设备名称位号规格材质数量（台）操作条件介质温度℃压力（表压）Mpa1闪蒸塔T-101Φ3600×(14+3)×28257，塔顶设一层破沫网、3层浮阀塔盘，塔底设三层人字挡板20R+0Cr13Al1原油、油气2080.152常压塔T-102Φ6000×(20+3)/(18+3)/(16+3)H=49918，内设48层V型高效复合孔塔板20R+2205/20R+3211油、油气、水蒸汽(闪蒸段)3550.113常压汽提塔T-103Φ3000/Φ2600×（12+3）×21620（切），上体设8层/中体设6层浮阀塔盘20R+3211油、油气、水蒸汽173(上)/252(下)0.12/0.134减压塔T-104Φ6000×(20+3)/Φ9000×(24+3)(26+3)/Φ6000×(20+3)×50623，设五段填料，Φ6000段(下)设六层固舌塔盘20R+3211油、油气、水蒸汽(闪蒸段)37020mmHg(a)中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页1.1.　附录6塔一览表及主要设计参数常压炉主要设计参数名称及编号常压炉介质名称闪蒸塔底油蒸汽炉管部位辐射段对流段入口出口入口出口入口出口操作条件温度℃363285143400压力MPa（A）0.351.30.40.35介质流量kg/h82883010000设计热负荷kW54210136901549设计炉管外表面热强度W/m2273791185310756介质质量流速kg/m2.s2097167976.6压降MPa0.90.03过剩空气系数1.2排烟温度℃803345用量燃料油kg/h6769加热炉构造炉管型式及材料光管1Cr5Mo钉头管1Cr5Mo钉头管20#1Cr5Mo炉管根数×程数×排数320×8×1192×8×1624×2×2炉管外径mmΦ152,Φ168Φ168×8Φ168×8炉管有效长度mm120001140011400炉管传热面积m219801155144管心距mm304,336304304燃烧器形式及数量台24余热回收回收方法管子形式及材料管子外径×厚度mm回收余热kW10234(三炉合计)加热炉热效率%91.5中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页减压炉主要设计参数名称及编号减压炉介质名称常底油蒸汽炉管部位辐射段对流段入口出口入口出口入口出口操作条件温度℃399358184250压力MPa（A）0.0281.31.151.1介质流量kg/h5231607000设计热负荷kW204993811328设计炉管外表面热强度W/m21894585063215介质质量流速kg/m2.s125058454压降MPa0.090.03过剩空气系数1.2排烟温度℃678381用量燃料油kg/h2353加热炉构造炉管型式及材料光管Cr5Mo+316L光管+钉头管Cr5Mo钉头管20#1Cr5Mo炉管根数×程数×排数160×8×1(24+72)×8×1216×2×2炉管外径mmΦ152,Φ325Φ168Φ168×8炉管有效长度mm1200088388838炉管传热面积m21082448102管心距mm304,438,478304304燃烧器形式及数量台24余热回收回收方法管子形式及材料管子外径×厚度mm回收余热kW10234(三炉合计)加热炉热效率%91.5中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页1.1.　附录7其他设备一览表及主要设计参数表1其他设备一览表及主要设计参数序号设备名称规格操作条件　　数量主体材质单重介质温度℃压力(表压)(台)MPa1减顶一级抽空器L=8575mm油气、水蒸气16020mmHg(a)23043.32减顶二级抽空器L=3245mm油气、水蒸气16680mmHg(a)23040.53减顶三级抽空器L=1815mm油气、水蒸气223220mmHg(a)23040.24电脱盐注水混合器SX-2.5-450原油、水1381.5120#5电脱盐注水混合器SX-2.5-450原油、水1381.5120#6减顶循过滤器SRBⅡ-4-2.5-200/C滤网40目减一线油500.5216MnR滤网3040.337减一线外回流过滤器SRBⅤ-4-2.5-100/C滤网40目减一线油1420.5216MnR滤网3040.158减一中过滤器SRBⅡ-4-2.5-300/C滤网40目减一中1770.5216MnR滤网3040.869减二中过滤器SRBⅡ-4-2.5-350/S滤网40目减二中2270.52321滤网316L0.9310减二中过滤器SRBⅡ-4-2.5-200/S滤网40目减三线油3070.52321滤网316L0.4711抽真空蒸汽过滤器SRBⅡ-4-1.6-250/C滤网20目水蒸气2501.1216MnR滤网3040.4112加药装置两罐两泵113在线电感腐蚀检测1套14多功能可移动液压升降机ESA(ESA3500)4(2)22减顶油气管道补偿器2中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页1.1.　附录8装置平面布置图中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施 Ⅰ套常减压装置工艺技术规程第92页共92页中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司年月日批准年月日实施'