第一篇：原油性质及常减压工艺流程

原油性质及常减压工艺流程

第一章

原油的组成及性质

一、原油的一般性状

原油（或称石油）通常是黑色、褐色或黄色的流动或半流动的粘稠液体，相对密度一般介于0.80～0.98之间。

二、原油的元素组成

基本由五种元素组成，即碳、氢、硫、氮、氧

其中各元素的质量分数一般为：碳83.0～87.0%，氢11.0 ～ 14.0%，硫0.05 ～ 8.00%，氮0.02 ～ 2.00%，氧0.05 ～ 2.00% 另外还有含量非常少的微量金属，含量处在百万分级至十亿分级范围，主要有：钒（V）、镍（Ni）、铁（Fe）、铜（Cu）、钙（Ca）、钠（Na）、钾（K）、砷（As）等59种微量元素

其中有些元素对石油的加工过程，特别是对催化加工中的催化剂有很大影响，会使催化剂失活或减活

三、原油的馏分组成

原油是一个多组分的复杂混合物，其沸点范围很宽，从常温一直到500℃以上。所以，在原油加工利用时，必须先对原油进行分馏。

分馏就是按照组分沸点的差别将原油“切割”成若干“馏分”，每个沸点范围简称为馏程或沸程。

一般的馏分划分：

常压蒸馏的初馏点到200（或180）℃之间的轻馏分称为汽油馏分（也称轻油或石脑油馏分）

常压蒸馏200(或180)～ 350℃之间的中间馏分称为煤柴油馏分或称常压瓦斯油（简称AGO）

相当于常压下350 ～ 500℃的高沸点馏分称为减压馏分或称润滑油馏分或称减压瓦斯油（简称VGO）

减压蒸馏后残留的>500℃的油称为减压渣油（简称VR）

同时，我们也将常压蒸馏后>350℃的油称为常压渣油或常压重油（简称AR）

 注意：馏分并不是石油产品，石油产品要满足油品规格的要求，还需要将馏分进行进一步加工才能成为石油产品。

四、原油馏分的烃类和非烃类组成

从化学组成来看，石油中主要含有烃类和非烃类这两大类。

烃类和非烃类存在于石油的各个馏分中，但因石油的产地及种类不同，烃类和非烃类的相对含量差别很大。同时在同一原油中，随着馏分沸程增高，烃类含量降低而非烃类含量逐渐增加。

石油中的烃类主要是由烷烃、环烷烃和芳香烃以及在分子中兼有这三类烃结构的混合烃构成，一般石油中不含有烯烃。

通常以烷烃为主的石油称为石蜡基石油；以环烷烃、芳香烃为主的称环烃基石油；介于二者之间的称中间基石油。

石油中的非烃类化合物主要包括含硫、含氮、含氧化合物以及胶状沥青状物质

石油中含硫化合物主要有硫醇（RSH）、硫醚（RSR）、二硫化物（RSSR）和噻吩等。在石油的某些加工产物中还含有硫化氢（H2S）。

含氮化合物主要有吡啶、吡咯、喹啉和胺类（RNH2）等。

含氧化合物主要有环烷酸和酚类（以苯酚为主），此外还含有少量脂肪酸。在炼油生产中常把环烷酸和酚叫做石油酸。

五、原油的分类

按组成分：石蜡基原油、环烷基原油和中间基原油三类；

按硫含量分：超低硫原油、低硫原油、含硫原油和高硫原油四类；

按比重分：轻质原油、中质原油、重质原油三类。

六、我国原油的一般性质

与国外原油相比，我国主要油区原油的性质特点是：

⑴凝点及蜡含量较高、庚烷沥青质含量较低、相对密度大多在0.85～0.95之间，属偏重的常规原油。⑵含硫低，多为低硫和含硫原油；含氮量偏高。⑶含镍高，含钒低。

第二章

常减压装置概述

一、装置简述

本装置是我厂石油加工的龙头部分，年设计加工原油30万吨。（操作弹性：25～35万吨/年），依据胜利油田101库原油性质，由华东勘探设计院设计，装置为燃料型，主要加工胜利混合原油和部分散油。

装置分两种生产方案进行设计： 方案Ⅰ：溶剂油—柴油方案 方案Ⅱ：汽油—煤油—柴油方案

可以生产常顶直馏汽油，190#溶剂油，200#溶剂油，煤油（260#溶剂油），0#（或-10#）柴油，常压蜡油，减压蜡油和减压渣油。

设计以方案Ⅱ为主，两种生产方案可以任意选择

常压塔设有四个侧线，常一线为煤油，常二线为柴油，常三线为润滑油原料，常四线为催化原料

减压塔设三个侧线，所出蜡油供催化用，减压渣油作为丙烷脱沥青原料、生产甲醇基础原料及催化掺炼和锅炉房燃料

装置压缩风（非净化风和净化风）由催化空压站供给，锅炉供给0.7～0.8MPa的饱和蒸汽及0.4～0.5MPa的软化水，新鲜用水取自我厂自备水井，装置北侧设有循环水装置，供30万常减压装置使用循环水。

二、装置特点

1、为降低装置能耗，常压塔前设有闪蒸塔；减压塔为燃料型，不设汽提塔

2、该装置由一脱四注，常减压蒸馏及产品电化学精制三部分组成3、减压塔采用新型高效板波纹填料新技术及“干式”减压蒸馏新工艺

4、为提高减压塔内的喷淋效果，采用新型组合式液体分布器

5、考虑到将来处理能力有扩大的可能性，工艺流程和重要设备（如常减压塔、常减压炉、电精制设备）及管桥，冷换框架等设备都留有一定的富裕量

三、装置节能工艺

1、换热流程采用了优化换热网路方案

2、常压炉和减压炉采用集合烟道，并设置回转式空气预热器

3、采用大直径低速减压转油线及全填料“干式”减压工艺，降低了减压炉出口温度，从而降低了原油加工单位能耗

4、调整操作条件，合理分配分馏塔的回流取热比例

5、常压、减压塔顶瓦斯引入常压炉烧掉，以减少环境污染并节约能量

常压塔体结构图

第三章

常减压工艺简介

一、常压精馏塔工艺原理

精馏操作是根据不同组分具有不同的挥发度（蒸气压），通过能量分离剂(热量)的引入使汽、液或汽液混合物多次部分汽化和部分冷凝，从而达到分离目的的一种分离方法。

连续精馏以进料口为界分精馏段和提馏

段。塔内装有提供汽液两相接触的塔板或填料。塔顶馏出物冷凝后，部分作为塔顶产品，其余作为塔顶回流（轻组分浓度很高）送回塔顶，塔底再沸器加热塔底液体以产生一定量的气相回流（轻组分含量很低，温度较高）。由于塔顶回流和塔底气相回流作用，沿着精馏塔高度建立了两个梯度：①温度梯度，即自塔底至塔顶温度逐渐降低；②浓度梯度：即气液相物流的轻组分自塔底至塔顶逐渐升高。由于这两个梯度，气液相互相接触，传质传热，达到平衡而产生新的平衡的气液两相，使气相中的轻组分和液相中的重组分分别得到提浓。

常压蒸馏工艺流程简图

精馏塔的基本控制方案有两种：

（1）按精馏段指标控制

（2）按提馏段指标控制

以按精馏段指标控制为例讲述，其控制方案见下图

 取精馏段某点成分或温度为被调参数，而以回流量LR、馏出液量D或塔内蒸汽量VS作为调节参数。

 用精馏段塔板温度控制回流量LR，并保持塔内蒸汽流量VS恒定，这是精馏段控制中最常用的方案

二、减压精馏塔工艺原理

原油中的350℃以上的高沸点馏分是馏分润滑油和催化裂化、加氢裂化的原料，但是由于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部分馏分，只能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它的抽真空系统。

三、常减压装置工艺简介

（一）、常减压部分

45℃左右的原油自罐区由泵压送到装置，经计量后进入原油换热系统，换热至113 ℃后，顺序经混合阀进入一级电脱盐脱水罐（容-101）、二级电脱盐脱水罐（容-102A）、三级电脱盐脱水罐（容-102B），在电场作用下进行脱盐脱水后，将原油中含盐量脱到3mg/L以下，含水量脱到0.2%以下，为提高原油的脱盐率，在一、二、三级混合阀前注水、破乳剂，对减压塔的基本要求是在尽量避免油料发生分解反应的条件下尽可能多的拔出减压馏分油。脱后的原油经换热系统升温至230℃后进入闪蒸塔（塔-101）进行闪蒸分离，从闪蒸塔顶出来的油气直接进入常压塔（塔-102）第27层塔盘上，闪底油经泵抽出增压后继续换热至288℃，进入常压炉（炉-101），加热至363℃后，进常压塔进行分离。

从常压塔顶出来的油气，经空冷器冷却到70℃后进入常顶回流罐（容-103）进行油水分离。常压塔所需热回流油由泵从容-103中抽出 打回常压塔顶，容-103中未凝油气经冷凝器冷凝到40℃后进入常顶产品罐（容-104）进行油水分离。常顶油自容-104由泵抽出打入汽油碱洗水洗电离器（容-109）进行电化学精制。

常一线油自常压塔第30或32层塔盘自流入常压汽提塔（塔-103）上段，经汽提后由泵抽出换热至45℃后，与常二线合并进入柴油碱洗水洗电离器（容-111）进行电化学精制，汽提油气返回常压塔第33层塔盘上。

常二线油自常压塔第18或20层塔盘自留入汽提塔中段，经汽提后，由泵抽出经换热器、冷凝器冷却至60～70℃后，与常一线合并进入容-111柴油碱洗水洗电离器进行电化学精制。汽提油气返回常压塔第21层塔盘上。

常三线油自常压塔第8或10层塔盘自留入汽提塔下段，经汽提后，由泵抽出经换热器、冷凝器冷却至70℃后，进入混合重油线出装置，汽提油气返回常压塔第12层塔盘。

常四线自常压塔第5层塔盘抽出后直接与常三线合并进入汽提塔。

常压塔设有一个顶循环回流和两个中段回流，以便调整塔内气液相负荷分布，回收热量。

常顶循环回流油自常压塔第38层塔盘由泵抽出后换热温度降至70℃后返常压塔第40塔盘。

常一中回流油自常压塔第26层塔盘由泵抽出后换热温度降至146℃后返常压塔第28层塔盘。常二中回流油自常压塔第14层塔盘由泵抽出后换热温度降至219℃后返常压塔第16层塔盘。

常底油经泵抽出增压进入减压炉（炉-102），加热至380℃经低速转油线进入减压塔（塔-104）进行分离，减顶油气自减顶挥发线引出，经过减顶一、二、三级抽空器和减顶一、二、三级抽空水冷器，冷却至50℃，冷凝出的油和水经大气腿自流入减顶分水罐（容-105），减顶油在此分出后由泵抽送出装置，减顶真空度维持在99.32KPa（745mmHg）左右。

减压塔内设三段填料，三层集油箱及三个组合式液体分布器，上二层填料为金属板波纹填料，下层为金属环矩鞍填料。

减一线油由泵从减压塔的第一层集油箱抽出，经换热后温度降至80℃，一部分作为产品出装置，一部分经冷凝器冷却到40℃返回减压塔第一段填料的上部作为减顶回流油。

减二线油由泵从减压塔的第二层集油箱抽出，一路经换热温度降至80℃出装置，一路经换热冷却到185℃作为第二段填料的回流油返回该填料的上部，一路无需冷却作为轻洗油返回第三段填料的上部。

减压过汽化油（减三线油）由泵从减压塔的第三层集油箱抽出，一部分无需冷却作为重洗油返回第三段填料上部，一部分与减二线合并经换热冷却到80℃进入混合重油线出装置，在未换热前，引一支路至常底油泵入口，当降量生产或常底油流量波动时，可投用该设备线以防减压炉炉管结焦。

减压渣油由泵从减压塔底抽出，换热冷却至120℃后，一路出装置，一路与减二线减三线合并入混合重油线出装置。

（二）、一脱四注部分

新鲜水与电脱盐罐切出的含盐污水换热后分为五路，分别注入电脱盐一级，二级，三级混合阀前，常压塔顶馏出线上，以及减顶一二三级抽空器之后。

破乳剂在在容器中配制成浓度为1%的溶液，由泵抽出分三路，分别注入一级、二级、三级电脱盐注水之前。缓蚀剂在容器中配制成浓度为0.2%的溶液，由泵一路注入常压塔顶馏出线上，一路注入减顶一二三级抽空器之后。

氨气从液氨罐中压出，经缓冲罐后分两路，一路注入常压塔顶馏出线上，一路注入减顶一二三级抽空器之后。

（三）、产品电化学精制部分

碱液配制：用非净化风将浓度为30%的浓碱液压入碱液配制贮槽，注入新鲜水配制成浓度为4%的溶液，作为碱洗用。

常顶油及常一、二线油自常减压部分来，首先新碱液在相应的静态混合器中混合，进行反应，混合物分别进入容-109汽油碱洗水洗电离器和容-111柴油碱洗水洗电离器的下罐，罐内分别通入15KV的高压直流电，电场梯度为1.25KV/cm，碱渣在高压电场的作用下进行凝聚、分离，自电离器的底部排出至碱渣罐，经碱洗后的油品自碱洗罐上部流出，在静态混合器中与新鲜水混合，然后分别进入容-109、容-111的上罐，罐内通入15KV的高压直流电，电场梯度为1.25KV/cm，在高压电场作用下，洗掉碱洗后油品所携带的残存碱渣，废水自罐底排出至污水处理厂，罐顶部流出精制油品。

每种精制油品在出装置附近都设有不合格油线，为防止串油，每种油品的不合格线都加了双阀，精制油品经分析合格后作为成品油出装置至罐区。

第二篇：常减压总结

2006常减压装置工艺技术管理总结

常减压装置在公司领导的关心、各处室的支持及兄弟单位的帮助配合下，围绕公司的利润目标和车间的生产方针目标积极开展了各项工作，取得了生产安全平稳、各项经济技术指标达到要求的成绩，现就全年装置在工艺技术管理方面的工作做一总结： 一.围绕装置达标，做好车间生产工作

2006年常减压装置的工艺管理工作重点是围绕装置达标而展开的，在生产中我们遇到的困难主要有设备腐蚀状况加重（主要是常顶空冷器入口管束的腐蚀穿孔）、原油加工品种多样化且性质较差等困难（掺炼高酸值的杜里和奎都原油），常减压装置全体干部职工积极工作、迎接挑战，找出解决困难的办法，保证了全年的安全平稳生产，完成了公司下达的各项经济技术指标。

经济技术指标完成情况

序号

项目

单位

方针指标

2005年

2006.10

2006年1－10月累计

加工天数

天

≥36

5339

304 2

原油加工量

万吨

375

3483988

321020

3132356 3

能耗

公司

Kg标油/吨

≤9.90

10.21

9.70

9.71

总公司

≤10.80

加工损失

%

≤0.15

0.15

0.14

0.14 5

馏出口合格

%

≥98

99.17

99.72 6

脱盐合格

%

≥96

98.31

96.81

98.17 7

排污污水

合格率

%

≥95

8

非计划停工

次/年

0

0

0

0 9

轻油收率

％

47.5

47.32

46.25

48.62 达 标 率

从今年经济技术指标完成情况来看，我们已较好地完成了公司下达的各项生产指标，下面就装置生产指标作一分析： 1.加工原油

2006年1～10月份，常减压装置累计加工原油313.2356万吨，日平均10303吨，负荷率为85.86%。期间处理量为9000～10600吨/天，达到历年较佳装置负荷率。常减压装置严格按照公司总调的指令，及时调整原油加工量，配合公司平衡全厂生产物料，努力实现最佳经济效益。

今年以来共加工原油18种（马西拉、阿曼、辛塔、西江、贝兰克、查蒂巴朗、阿朱纳、杜里、文昌、克盟克、萨里尔、维杜里、黑狮、爱斯克兰特、番禺、沙哈林、涠洲、尼罗河），其中马希拉和阿曼原油为常见品种；克盟克、萨里尔、沙哈林原油为今年首次加工品种。2.轻油收率 2006年1～10月份，常减压装置累计生产轻油1522921吨，轻油收率为48.62％,高于全年计划指标（47.5%），同时也高于实际加工原油的理论轻收（350℃含量），其中每个月的实际轻收均高于理论值的1.5%左右。

2006年以来，常减压车间继续采用各种措施，努力提高装置轻油收率：①减二线做封油，减一线作柴油或船用燃料油。②常四线油进减压塔分馏，再自减一线产出柴油。③控制操作平稳，提高常压塔分馏效果，减少常渣（催化料）中350℃含量。④科学使用柴油抗乳化剂，消除或减轻油碱乳化，到达减少碱渣外排带油和因此带来的加工损失。⑤优化产品结构，合理分配常三线、减一线油品质。今年大部分时间，常减压装置积极配合公司，将常三线生产质量较好的柴油，其365℃含量控制在≮95%；减一线生产重质柴油，其365℃含量仍维持控制在≮85%～90%。通过减一线深拔，既可优化常减压产品资源配置，又可保持整个装置能在一定程度上多拔柴油。⑥常减压装置同时注重日常工艺技术管理工作，技术人员深入中控室，认真指导操作人员优化操作调节，并根据常三线、减一线油365℃含量指标的随时改变，实现卡边控制。今年，常减压装置在克服实际加工原油性质较重和加工原油品种复杂带来的不利因素的条件下，较好地完成任务了公司的轻收指标。3.能耗

2006年1～10月份，装置综合能耗为9.71万大卡/吨原油，低于公司达标要求。装置在控制能耗方面做了以下工作：

 根据原油性质及时调整操作，提高原油换热终温、适当调节加热炉的操作，降低燃料消耗；

 调节好各冷却器冷却水用量，降低装置水的单耗；新鲜水增加量：①常二、三线柴油电精制投用，用水量（进行水洗）为6～7吨/时；②气分装置来的回用水不足量，电脱盐的注水需间断的补充新鲜水来保证注水量的稳定；循环水用量较高的原因：①气温升高空冷效果变差，增加了冷却器的水消耗量；②9月份焦化停工，减渣改走冷出料，17日－31投用减渣冷却器，多耗循环水。



8月份燃料气单耗较高的原因：①本月加工量较低；②本月8日9:10两炉改自然通风，停用加热炉空气预热器，工程公司对空气预热器进行检修，清理被堵塞的烟道，经过测算预热器被停后，燃料单耗增加0.45 Kg标油/吨原油左右。21日检修完毕正常投用，两炉改为强制通风。

夏季电耗上升的主要原因：①气温升高，增开空冷风机的电机；



在3月－8月份由于原油性质较好，及时对电脱盐系统操作做了调节，达到节电节水和节剂的目的，效果较为理想。

 根据气温变化情况，及时对部分空冷风机进行停、运调节，节约电耗。

 根据所加工原油酸值的高低，及时调节柴油精制操作，尽量不开或少开常二线柴油电精制，进一步节约装置的电耗和新鲜水的耗量。

 加强对蒸汽的日常管理，减少浪费。

积极做好减渣、蜡油和常重外输热措施正常投用工作。

 做好装置内计量仪表的准确性工作。每月与生产处和计量站进行核对相关数据，经过努力使得装置统计的各项单耗指标和生产处报表基本上保持一致，准确的数据才能得出准确的分析结果，因此为我装置的节能降耗工作打下了必要的基础。使装置06年能耗指标达标起到关键作用。

4.馏出口合格率：1-10月份馏出口合格率为99.72％，高于达标指标98％，同时高于去年全年的馏出口合格率99.17％。主要原因是要求常三线90％点馏出温度控制在5℃范围内，进行卡边操作，在操作上有一定的难度。车间针对操作人员对常三线90％馏出温度控制在5℃范围内有很大的心理压力这一情况，作了一些细致的工作，首先鼓励操作人员大胆搞好生产；经过不断的摸索，再则排除一些客观因素，由松至紧地对操作人员进行考核。常三线90％点馏出温度基本能控制在5°的指标范围内。

3月份根据本月加工原油性质、常三线油的酸度较低等情况，以及按照《直馏煤、柴油精制优化运行方案》的要求，决定开、停柴油电精制，保证常二、三线柴油加权酸度满足指标要求和公司出厂产品质量要求。另外在重整、加氢装置8月份停工检修期间以及掺炼高酸值原油（9月份开始掺炼杜里原油、10月份掺炼奎都原油），常三线柴油电精制和常二线精制同时开工运行，由于精制前的柴油酸度比较高，给电精制罐的操作造成一定的影响，虽然柴油精制乳化较为严重（使用WTH-Ⅲ型柴油抗乳化剂效果不理想），但是经过车间的精心调整操作（并及时联系更换使用OA-4型柴油抗乳化剂，效果比较理想）能够保证柴油的产品质量合格。

5.电脱盐合格率：1-10月份电脱盐合格率为98.17％，高于达标指标96％，影响脱后原油含盐合格率的主要原因：①加工贝莱纳克原油，盐的脱除难度较大；②气分装置过来的回用水供给不稳定，使得本装置不得不调整电脱盐罐的注水操作，回用水量偏低时，有时为了节约新鲜水而降低了电脱盐罐的注水量，而频繁补充新鲜水，也会造成电脱盐罐的注水温度比较低；同时由于同时掺炼杜里原油和阿曼原油，掺炼比例较高（10％）的杜里原油，这样对原油脱盐的效果影响也较大。

6.含油污水合格率： 1-10月份装置含油污水合格率为100％，高于达标指标95％。车间组织专人负责装置环保事宜，根据影响含油污水合格率的因素，及早作好工作，保证了装置含油污水合格率达标。如做好采样口油品进行回收工作；维护好机泵，特别是加强重油泵的维护，减少机泵维修率，同时要求钳工提高机泵维修水平，一次性修彻底，尽量避免重复修泵。；加强工艺技术管理，杜绝违章排放；在系统操作不稳的情况下，和总调取得联系，关闭初顶去催化轻烃线，减少系统反串轻油对装置生产造成的危害。

7.含盐污水合格率：今年含盐污水合格率为98.85％，高于达标指标95％。车间在生产中一是控制好电脱盐界位，和仪表经常进行联系，二是加强电脱盐操作，及时调整操作参数，保持电脱盐罐内界位油水分离较好，防止脱水带油。

8.操作平稳率：1-10月份操作平稳率为99.50％，高于达标指标98％，影响车间操作平稳率的主要因素是两炉炉出口温度。车间主要做了以下工作：



加强调节，平衡好炉进料各分支温度和流量；

 联系相关部门和单位，稳定高压瓦斯压力，减少因高瓦波动造成的炉出口温度波动。

9.加工损失：1-10月份加工损失为0.14％，高于与达标指标0.15％。常减压装置的加工损失主要为原油含水所带来的“损失”，实际生产中，三顶（初、常、减）瓦斯按要求正常回收（去催化或做燃料），无排火炬、排空等情况发生，设备无泄漏、无外排损失；开好柴油电精制，减少乳化液的产生量，达到减少柴油损失的目的。

10.上报事故和非计划停工：今年在车间全体职工的共同努力下，未发生任何上报事故和非计划停工事件。加强对班组巡检挂牌的督查，保证装置运行安全生产。

二•加强工艺参数的控制，做好新油种的加工工作

根据统计今年装置共加工了18种原油，其中克盟克原油、萨里尔原油、沙哈林原油为首次掺炼加工，为此我们加强了工艺参数的控制，组织好新油种原油的加工工作。克盟克原油：

3月27日13:00首次加工克盟克原油，混合比例为克盟克19.6%、阿曼26%、马西拉54.5%。4月份掺炼克盟克油的比例在5～20％之间，共加工24000吨。新油加工期间，生产情况正常，操作平稳，产品质量控制良好。

克盟克原油的基本性质为：密度0.8234g/cm3，<350℃的馏分占原油重量的52.90%,凝点13℃，硫含量0.16%，盐含量18.9mgNaCl/l，酸值0.07mgKOH/g，重金属含量较低,属于低硫石蜡基原油，适合我公司加工。萨里尔原油：

４月5日15:40首次加工萨里尔原油，混合比例为萨里尔24.6%、阿曼40.8%、马西拉34.6%。4月份掺炼萨里尔油的比例在15～25％之间，共加工62000吨。新油加工期间，生产情况正常，操作平稳，产品质量控制良好。萨里尔原油的基本性质为：密度（暂缺）g/cm3，<350℃的馏分占原油重量的44.82%，蜡含量19.28%，凝点23℃，硫含量0.14%，盐含量4.0mgNaCl/l，酸值0.05mgKOH/g，重金属含量较低,属于低硫石蜡基原油，适合我公司加工。沙哈林原油：

7月29日0:15分，我厂首次加工沙哈林原油，掺炼比例15％。本月1－15日继续掺炼加工沙哈林原油，在加工沙哈林原油期间（沙哈林原油掺炼比例为13.8－15％），主要与阿曼原油进行混炼，阿曼原油掺炼比例在44.7－54％之间，由于沙哈林原油和阿曼原油酸值都比较高（酸值分别为0.40mgKOH/g和0.47mgKOH/g），造成精制前常三线柴油酸度高，为23.48－41.62mgKOH/100ml之间、减一线柴油酸度在28－54mgKOH/100ml之间，这样对常减压装置电精制罐的操作影响比较大，由于柴油精制前的柴油酸度较高，使用WTH-Ⅲ型柴油抗乳化剂效果不理想，使得精制柴油乳化较为严重，外排碱渣量增多而且带油量大，造成柴油损失量大，影响经济效益。

三•操作调整和问题处理

3.1

元月3日12:20发现常压炉第三路出口热偶漏油。为保安全，立即对操作进行相应的调整：炉－1出口温度降到340℃，炼量降到9300t/d，改柴油方案。当日17：00完全处理好后，恢复正常操作，即炉－1出口温度提到365℃，炼量提到10650t/d，改航煤方案。3.2

元月10日9:25分开始掺炼杜里原油，比例7.6％（期间杜里油的最高比例为9.9％），酸值高达0.32mgKOH/g,常三线酸度35 mgKOH/100ml、减一线酸度45 mgKOH/100ml左右。掺炼期间于9日投常三线电精制（Ｄ1018），11日投常二线电精制（Ｄ1029），当杜里油比例大于5％时，对Ｄ1018柴油电精制操作影响较大，乳化液增多，建议将杜里油比例控制在5％左右。

3.3

电脱盐D1001/3(3#罐)电极棒问题。元月31日5:30分，岗位巡检发现电脱盐3#罐的C相变压器有异常声音，其电流高达30A，联系电工检查判断是A相电极棒被击穿，停电退油处理后，于二月3日投用3#罐正常。9月2日22：45检查发现D-1001/2C相变压器漏油着火，及时处理，并联系消防对进行配合。4日9：30已将D-1001/2罐内油全部顶到D-1001/3罐内，9日电工对D-1001/2C相变压器进行检修，更换了电极棒后，对D-1001/2进行装油，12日装油完毕正常投用。

3.4

电精制D1017下罐问题。2月14日切换到D1017运行时，发现D1017下罐送电不正常，电压一直都在2kv左右，电流高达20A(正常值为3A)，联系电工检查，未能查出问题。20～21日，开罐清除D1017罐内的粘稠物，再用高压水冲洗干净，22日电工检查没问题后封罐，23日D1017进油，投用正常。

3.5

精制部分工艺流程的变动情况。为配合实施《直馏煤、柴油精制优化运行方案》，常减压装置的部分工艺流程做了必要的改动：①2月17日增加跨线，使减一线能直接进D-1017下罐。②2月24日增加一条常三线跨常二线的流程，其目的是，在只需精制处理少量的常三线柴油时，停开常三线精制，将这部分油改进入常二线一同精制处理。

3.6

塔顶三注：考虑到塔顶冷凝水碱性过高可能产生垢下腐蚀。于3月20日，将PH值实际控制值从8左右调至7左右，效果在观察中。9月27日根据实际操作情况，将减顶和塔顶注水改用软化水。

3.7

气分的回用水问题（1）

５月02日17:00，因回用水来量太大，造成电脱盐注水罐（D1016）冒罐，其中伴随着大量的污油。回用水带油，又导 致常顶油16:00分析不合格。发现回用水带油后，立即切断回 用水进装置，电脱盐注水改为新鲜水，塔顶注水改用D1025注 水。同时，初、常顶油改走不合格线出装置。

20:30分，常顶油加样合格后，初、常顶油恢复原来的正常流程出装置。气分回用水供应正常后，次日1:00，恢复使用回用水作为电脱盐注水和塔顶注水。5日15:40,气分装置的回用水再次出现严重带油（柴油），操作上将电脱盐注水改用新鲜水，三塔注水改用D-1025回水。3.8 气分的回用水问题（2）

为保证回用水在常减压装置的正常使用。15日，电脱盐罐D-1016引溢流线进地下污水井，解决了因D-1016满罐而将回用水溢流到地面，造成污染。同时，增加一条Ф50的补新鲜水线到D-1016液位控制阀后（原来补新鲜水线在控制阀组前），防止因回用水量不足补新鲜水时，回用水倒串进新鲜水系统内。

在操作上也作了具体规定：投回用水时，引至液位控制阀上游的新鲜水阀必须关闭；回用水不足时，开直接进D1016的新鲜水补水阀，来弥补不足量；当回用水停用时，必须关回用水阀，再开新鲜水阀，用D1016的液位控制来调节新鲜水的供应量。3.9 催化切断进料对常减压装置的影响

4月3日18:30因催化切断进料，原油处理量降到10000吨/天控制。系统瓦斯压力低，两炉增点油火，以稳定炉温。常重和蜡油即时改走冷出料，当日20:00恢复出热料出装置。19:00回用水停，改用新鲜水，23:20恢复正常供应。3.10 焦化停工对常减压装置的影响 8月17日因焦化停工停工，常减压装置原油加工量降低到9900吨/天控制；减压炉进料亦控制在110t/h，减压炉出口温度由393调低到388℃；将减渣改为冷料输出，减渣串入常渣的量为10t/h左右。当减渣串入常渣的量较大时，常渣（热料）出装置温度容易超过200℃。3.11 加热炉问题：

8月8日9:10两炉改自然通风，停用加热炉空气预热器，工程公司对空气预热器进行检修，清理被堵塞的烟道，经过测算预热器被停后，燃料单耗增加0.45 Kg标油/吨原油左右。21日检修完毕正常投用，两炉改为强制通风。

3.12 空冷问题：①8月25日18：30检查发现EC-1001/1入口管束漏，及时停用，找出漏点后，联系工程公司人员进行堵漏（共堵14根管束）。现正常投用。②9月25日对EC-10013入口管束进行堵漏，共堵了三根。③9月30日EC-10012.3漏点堵漏后正常投用。3.13 机泵问题：9月24日03：00检查发现P-10172大量漏油（承烧坏），及时进行切换到P-10171运行，联系钳工检修后，作为备用。10月6日2：00分P-1018/2突然跳闸，及时切换至P-1018/1运行，P-1018/2联系电工送电送不上电，钳工拆走检修，P-1018/1电机杂音大，由于没有备用泵，只能带病运行，10：00常压封油改用常三线，17：00分P-1018/2修好运行，P-1018/1停运电工检修，18：30修好，17：20封油改用减二线。为了防止两台封油泵无法运行常压停封油的被动情况，31日常三和减一至封油罐流程增设一条跨线至封油泵出口（SR1006/2过滤器入口），在两台封油泵均无法运行情况下可以投用该线，以保证机泵的正常运行。

四•积极使用新产品、新技术合理使用化工原材料

在实际生产过程中，加大科技力度积极合理的使用有关新技术和新产品，稳定安全生产，针对装置掺炼加工新油种和高酸值原油给生产带来的困难，及时的调整操作并合理的使用化工原材料，保证操作平稳，控制好产品质量。1－10月份化工三剂消耗统计见下表。化工三剂消耗统计表

使用单位

名称

型号及规格

1－10月份 实际耗量

吨

单价 万元/吨

消费成本万元

注入量ppm

备注

常减压

防腐剂

YF-97

28.82

2.04

初顶 50 常顶 60 减顶 150

破乳剂

2071（2003)

68.80

0.89

脱盐剂

NS-7

47.0

0.68

柴油抗乳化剂

WTH-Ⅲ

80-120

OA-4

2.12

80-120

炉管清灰剂

HY-5型

1.97

高温阻垢剂

NS-151A

23.66

2.26

烧碱

30%

0.16

分析：

目前在常减压装置使用的化工原材料有防腐剂、破乳剂、脱盐剂、渣油阻垢剂和柴油抗乳化剂。我们对各种试剂能够严格按照计划量进行调节并控制的比较理想：使用破乳剂后能有效的控制原油脱后的含盐量在3mmg/L以下，而脱盐剂的使用对原油中钙、镁的脱除率分别提高21.6%和14.4%，渣油阻垢剂的使用能够有效的提高渣油换热系统的传热系数提高原油换热终温，柴油抗乳化剂的使用基本上解决了柴油电精制的乳化问题，有效的减少了碱渣的排放量和减少柴油损失。符合生产实际情况。

五•做好技术措施改造工作

5.1

精制部分工艺流程的变动情况。为配合实施《直馏煤、柴油精制优化运行方案》，常减压装置的部分工艺流程做了必要的改动：①2月17日增加跨线，使减一线能直接进D-1017下罐。②2月24日增加一条常三线跨常二线的流程，其目的是，在只需精制处理少量的常三线柴油时，停开常三线精制，将这部分油改进入常二线一同精制处理。

5.2

封油罐加跨线：为了防止两台封油泵P-1018/1.2无法运行而造成常减压装置停封油的被动情况，于10月31日在常三和减一至封油罐流程处增设一条跨线至封油泵出口（SR1006/2过滤器入口），在两台封油泵均无法运行的情况下可以投用该线，以保证机泵的正常运行，稳定生产。

六•加强职工培训，提高职工的操作技能和事故应变能力



组织好职工参加公司人力资源处的职业技能等级工考试；

 车间在生产许可的情况下，积极组织班组人员进行换岗学习，增加职工一岗多能和融会贯通的学习能力，结合生产实际情况，不定期对职工进行考试，提高职工对生产实际问题的处理能力；对新调入车间的职工进行一对一师傅带徒弟学习，基本达到三个月顶岗；



提高岗位练兵的效能，对出题内容和答题情况车间技术人员及时进行检查和评判，并把结果纳入奖金考核内容。

七•2007年工作打算

1.围绕2007年方针目标，努力工作，使各项经济技术指标比2006年更进一步，完成集团公司下达的利润目标；

2.贯标上等级，配合公司做好ISO10002的标准升级以及HSE体系的运行，提高车间工艺技术管理体系，规范车间生产管理运作过程。3.积极投用新产品、新技术，加大石油炼制行业的科技含量，提高职工技术创新意识； 4.以市场为导向，配合公司做好柴油升级工作，提高公司产品质量； 5.积极和各职能处室联系，争取全部投用车间2007年挖潜增效措施。6.搞好职工培训，提高操作技能，改变观念、增强竞争能力；

2006年的工作已经结束了，我们不断地总结经验、吸取教训，为更好地完成2007年的工作目标而努力，使车间在工艺管理和经济技术指标的完成达到更好的水平，为公司多创效益。

第三篇：常减压蒸馏工艺流程

1初馏..脱盐，脱水后的原油换热至215-230℃进入初馏塔，从塔顶蒸馏出初馏点-130℃的馏分冷凝冷却后，其中一部分作塔顶回流，另一部分引出作为重整原料或较重汽油，又称初顶油。

2常压蒸馏

初馏塔底拔头原油经常压加热炉加热到350-365℃，进入常压分馏塔。塔顶打入冷回流，使塔顶温度控制在90-110℃。由塔顶到进料段温度逐渐上升，利用馏分沸点范围不同，塔顶蒸出汽油，依次从侧一线，侧二线，侧三线分别蒸出煤油，轻柴油，重柴油。这些侧线馏分经常压气提塔用过热水蒸气提出轻组分后，经换热回收一部分热量，再分别冷却到一定温度后送出装置。塔底约为350℃，塔底未汽化的重油经过热水蒸汽提出轻组分后，作减压塔进料油。为了使塔内沿塔高的各部分的汽，液负荷比较均匀，并充分利用回流热，一般在塔中各侧线抽出口之间，打入2-3个中段循环回流。

3减压蒸馏

常压塔底重油用泵送入减压加热炉，加热到390-400℃进入减压分馏塔。塔顶不出产品，分出的不凝气经冷凝冷却后，通常用二级蒸汽喷射器抽出不凝气，使塔内保持残压

1.33-2.66kPa，以利于在减压下使油品充分蒸出。塔侧从一二侧线抽出轻重不同的润滑油馏分或裂化原料油，它们分别经气提，换热冷却后，一部分可以返回塔作循环回流，一部分送出装置。塔底减压渣油也吹入过热蒸汽气提出轻组分，提高拔出率后，用泵抽出，经换热，冷却后出装置，可以作为自用燃料或商品燃料油，也可以作为沥青原料或丙烷脱沥青装置的原料，进一步生产重质润滑油和沥青。

第四篇：常减压总结3

常减压车间2007工作总结

二O O七年，常减压车间在***的正确领导下，认真落实经济责任制，积极推行5S管理活动，深入开展班组建设，努力适应掺炼重油量增加、原油性质多变的生产特点，紧紧抓住产品收率、加工成本等影响效益的细节开展工作，保障了装置安全平稳高效运行，全面完成了经济责任指标及各项工作任务。

一、主要责任指标及“对标”工作完成情况

自今年1月份起，公司开始试行**方案。常减压车间认真学习领会经济责任制，积极贯彻落实公司各种文件及会议精神，利用车间管理例会、交接班会议及车间管理信息简报等形式，加强职工教育引导，对装置的高效平稳运行产生了良好效应。

**突出了效益工资挂钩考核的模式，每名员工的工资收入都要与车间的效益工资考核情况挂钩，装置运行水平的优劣也就与每个人息息相关，每名员工对装置收率的变化、成本的情况、维修费用的高低都养成了关注的习惯，并运用到实际生产过程中，加强管理控制。常减压车间围绕经济责任指标，积极展开工作，提收降耗，装置全年生产实现了安全平稳运行。在生产管理中，克服原油性质变差、掺炼重油比例大的不利影响，不断加强操作过程控制，常压塔实行了每月定期在线洗塔操作方式，优化了装置的运行；电脱盐采用了定期冲洗的操作办法，持续保持深度脱盐效果，优化了催化装置原料重油的质量，促进了公司整体效益的提高；在装置进行了塔盘改造和DCS系统改造后，操作人员通过交流学习，最快的掌握了改造后的操作技术；岗位之间广泛开展了跨岗业务学习，进一步提高了操作水平，达到一专多能。

截至11月15日，常减压车间已累计完成加工总量为** t，其中原油加工量** t，掺炼重油量** t，掺炼重油量再创历史记录；累计完成轻油收率为**%，低于去年**个百分点；总收率累计完成** %，优于去年0.28个百分点；蒸汽单耗累计完成* t/t，优于对标值0.036t/t；新鲜水累计单耗*/t，优于对标值*t/t；软水累计单耗*t/t，与对标值持平；工业电累计单耗*kWh/t，优于对标值1.97kWh/t；循环水累计单耗* t/t，超过对标值0.13 t/t。燃料油及各类助剂的单耗，也较好完成了对标指标，加工成本始终控制在合理范围内。

二、全员参与，深入开展劳动竞赛与班组建设工作

在月度劳动竞赛工作中，常减压车间克服管理人员较少的情况，积极响应*号召，及早发动，强化各项基础管理，把安全生产落到实处。在现场管理方面，积极组织员工开展“5S”管理课程的学习，开展5S管理征文活动；制定了车间5S管理标准，按照5S模式，管理向细节展开，督促员工干好本职工作。制定了跨岗学习管理办法，促进岗位业务学习。通过全体员工共同努力，常减压车间在今年的月度劳动竞赛工作中，曾连续五个月荣获第一名，竞赛成绩始终名列前茅，工作得到了兄弟单位的一致好评。

在班组建设工作中，常减压车间认真组织学习**石化班组建设经验，贯彻领会公司分厂关于班组建设的文件精神和开展班组建设工作的深远意义，坚持不走过场，不搞花架子，踏实深入的开展班建工作。他们在**的指导下，率先实行了列队集体交接班制度，建立健全了常减压车间日考核和周考核制度，极大促进了车间班组建设工作的开展。开展仿宋字比赛，规范了交接班日志的填写。健全了班组安全活动记录、班组会议记录、隐患整改治理记录等六种班组建设台帐，班组现场管理方面更取得了明显进步。对车间各项管理制度进行了整理，汇编成册，修改完善了《交接班制度》、《巡回检查制度》、《设备维护保养制度》、《安全防火制度》、《岗位责任制》等规章制度，悬挂上墙，便于职工掌握和对照执行。在大修工作中，根据检修工作的特点，制定了《大修期间班建考核办法》。设计制作的班组活动园地，样式新颖、版面灵活、内容充实，集中展现了班组成员的风貌和班组建设管理活动的动态，班组建设不断向纵深推进。

在今年的班组建设工作中，常减压车间获得了七月份的“班组建设先进车间”称号，共有九名员工获得了公司级“星级员工”荣誉，四个工艺班组均获得了公司级 “班组建设优秀班组”称号，并多次获得分厂级“班组建设优秀班组”。

三、加强安全教育管理，保障安全生产

常减压车间认真落实2007年安全生产责任制，不断加强安全教育，提高全员安全生产意识，重视过程管理，全年安全生产平稳，无任何重大安全及环保事故发生，完成了2007年安全、环保、消防责任制的目标，装置运行班、维修班两个班组继续保持了“安全合格班组”荣誉。

1、做好日常安全工作，严格执行操作规程及安全规章制度，持续开展反“三违”及克服“习惯性违章”活动，确保安全生产。车间在安全例会、交接班会上及时传达公司、车间的工作会议精神及有关安全管理、安全工作注意事项，组织员工认真学习贯彻执行，使每一名员工充分认识到安全工作是各项工作的重中之重，是企业发展及提高经济效益的基础。强化安全生产检查制度，及时发现生产中存在的安全问题并及时整改，把事故隐患消灭在萌芽之中。

2、车间针对本装置实际制定了各项管理制度：制定了车间危险化学品应急救援预案及防火预案、外来施工人员管理制度及装置开停车方案、安全环保方案、装置大修安全规程、硫化氢排放部位防范措施等。针对季节特点，制定了《夏季安全生产预案》、《冬季安全生产防范措施》，并组织现场演练，进一步提高了操作员工对突发事件的应变能力，熟练掌握操作工艺，保障安全生产。

3、认真落实2007年安全生产考核办法，积极开展“百日无事故”活动，执行安全风险抵押金制度，奖罚分明，强化了广大员工的安全生产责任心，真正树立“安全第一，预防为主，综合治理”的思想。

4、积极参加公司、分厂组织的各项安全活动。在全国安全月活动中举办了以《综合治理、保障平安》为主题的安全漫画系列展及黑板报，教育员工提高安全意识，利用交接班会进行安全学习培训。重新制定警示牌、警示语、警示线，对装置区的消防器材、消防栓、消防蒸汽线进行定期检查、更新。

5、加强外来人员的教育监督、检查及管理，确保施工安全，对装置重点部位制定安全防范措施。对每一项特殊作业都制定了风险评价及防范措施。建立、健全各项台帐及安全设施、安全防护设施、消防设施器材及压力容器、安全阀、压力表的管理台帐。

6、认真落实员工安全教育培训工作。常减压车间积极组织车参加公司、分厂的安全学习与培训，主要内容有：《2007年安全生产责任书》、《员工承诺书》、车间下发《各类危险化学事故应急预案》、《山东省安全生产条例》、《外来人员安全管理规定》，《废弃物管理规定》等，为安全生产打下了坚实的基础。

四、搞好设备的日常维修管理，保障装置平稳运行

1、制作使用了“在用设备”、“备用设备”、“停用设备”、“待修设备”、“正在检修” 等标志牌，分类安装在各运转设备操作柱的显著位置，直观的反映现场设备的当前状态。安装投用新的设备巡检牌，巡检岗位和责任人明确标识，利于执行和考核检查。

2、规范了《运转设备检修台帐》的填写，利于直观的了解设备的规格型号、状态、检修的时间、内容，运行周期等概况。改变了原来只有日期分别，没有分台次填写、设备历史状况查看繁琐的缺点。

3、积极学习、探索和执行计划性维修模式，对装置设备实行计划预防性维修，有计划的进行设备的定期检查和维修。计划完成率和计划外维修率，均达到或优于分厂指标。

4、设备的维护检修责任到人，运转设备责任人实行轮换制，现场更加整齐有序。各班责任区内对责任区内阀门定期进行保养，使其保持灵活好用。

5、对管线和设备重新进行了标识工作，现场标识清晰、美观，从而使员工对各设备、管道的介质及走向一目了然，更有利安全生产。

6、本减压系统未开工。9月份根据分厂安排，做了减压系统开工准备，对机械真空泵进行了清理检查及试车

7、对于日常巡检发现的泄漏点、设备故障等问题力求当班发现当班处理，及时组织人员进行维修，确保装置的安全、稳定、长周期运行。积极开展全员查找隐患、治理隐患活动。车间还面向全体员工征求检修及改造提案。经广大员工共同努力提案61条，利用循环水改造碰口装置静止的机会治理了隐患十余项，其他项目列入08大修计划。

五、装置大修与技改工作情况

在07大修结合技改工作中，常减压车间根据公司、分厂的工作要求，合理分工，周密部署，实施新的倒班检修作业模式，带领全体员工，秉承“一切事故是可以避免的”的安全工作理念，安全、按时完成了各项检修和技改任务，为装置生产的安全、稳定和高效运行打下了基础。

1、为了有效预防和及时消除、控制停工及检修过程中各类事故的发生，保证装置停工及检修地安全顺利进行，请消防队员为员工讲解空气呼吸器及消防器材的使用，下发了《安全管理十个任何时候》、《装置停工方案（学习版）》、《2007常减压装置大修停工方案（实施版）》、《安全检修管理制度》、《安全大修承诺书》、《化工压力容器和工艺管道壁厚的测定》、《2007炼油车间大修安排》等一系列与检修有关的文件资料，组织员工认真阅读学习实施，清楚认识到安全停车及安全大修的重要性，保障了整个检修过程的安全进行，未发生任何大、小事故。

2、今年大修期间加强了检修现场的管理，制定了大修班建考核办法，实施新的倒班检修作业模式，每日实行检修任务单。车间将检修任务安排到班组，班长再将任务分解、责任到人，逐一落实并填写大修质量跟踪表，保障了检修的安全、文明、有序进行。

3、大修主要工作内容

（1）塔类 常压塔全部塔盘进行了更新改造，采用北京**化学工程有限公司专利产品ADV高效浮阀塔盘；蒸汽分配器、降液盘、抽出口、安全阀等进行了检查、清理及调校；对塔体和切线进料口进行测厚发现切线进料口厚度减薄严重现厚度仅为4.2mm，切线进料口上下螺旋板出口处减薄严重的部位不足3mm建议下次检修更新；

减压塔对各集油箱、回流分布器、规整填料进行了检查，各回流过滤器进行了清理检查。常

一、常

二、常三汽提塔的分布器进行了检查清理，更新了常三汽提上部的规整填料，对常一汽提的全部填料进行了更新。

（2）容器类 10台容器进行内部清污，安全阀调校；硫酸地下罐安装了顶装式磁翻柱液位计。

（3）冷换设备 对H117进行了整体更新加大，新型号为BES900-4.0-215-6/25-2Ⅰ，增大了换热面积、消除了安全隐患。13台换热器进行了管束更新，5台冷却器管束更新并进行管内外腐，17台换热器进行了拆检、清理及水压试验。

（4）工艺管线

对腐蚀老化较为严重的常

一、常

二、常三侧线、常顶三注部分管段、应力腐蚀开裂的L101至L105管段、燃料油线自H108至加热炉部分、减压重洗油线等工艺管道进行了更新，渣油线自减底至L112管道进行了材质升级（Gr5Mo）。闪底退油线自泵至止回阀部分（原计划更新闪底退油线至L113整条管线，根据测厚数据，只更换了部分）。新增了框架Ⅰ下水系统。减炉消防蒸汽线加分支阀DN50；常四线改造配管，新装破乳剂泵配管，利旧的柴油沉降罐重新配管等。部分工艺管道进行了测厚检查并建立了档案。对泄漏（内漏）、老化的阀门约106个及局部管道进行了更新、治理，多处渗漏的静密封点进行治理。（5）对使用多年腐蚀严重的减顶一级、二级、三级抽空器进行了更新。安装在线取样器4个，分别用于脱前原油、脱后原油、常三线油、减二线油，保障采样的准确性，减少放样损耗。

4、技术改造工作（1）、由规划技术部和机动部牵头对常压塔全部塔盘进行了更新改造，采用北京**化学工程有限公司专利产品ADV高效浮阀塔盘，提高了塔的操作弹性。（2）、常压炉进行了扩量改造，对全部辐射排管进行了更新并加高2米，其中出口最后四根排管材质升级为Cr5Mo；对流排管全部更新。（3）、机械抽真空系统进行了改造，新增机械真空泵一台、分液罐一台，利旧残液罐两台。（4）、DCS改造 由机动部牵头装置进行了DCS操作系统改造，更换了部分老化的线缆和线槽，更加方便了工艺操作。闪底油入炉、常底油入炉安装了靶式流量计；常

一、常

二、常三侧线抽出调节阀检修恢复。（5）、新增破乳剂泵一台（柱塞式计量泵JZ-125/2.5）,一级脱盐罐使用，确保良好的脱盐效果。

（6）、增加柴油精制沉降罐一台（利旧，容积20m3，工艺号R111B），减少碱渣夹带。（7）、常四侧线流程改造，常四线油直接进入常三汽提段，提高操作平稳率。

六、08年计划

2007年工作行将结束，***的工作新局面正蓬勃展开，**项目建设已全面开展，企业展现了美好未来。在08年的工作中，要重点做好以下工作：

1、加强基础管理工作，认真总结07年工作经验、取长补短，继续深入开展5S管理活动，促进班组建设水平的不断提升。

2、加强做好全员安全教育，提升安全素质，持续开展反“三违”及克服习惯性违章活动，保障装置的安全生产。

3、继续开展跨岗业务学习，提高职工业务水平。

4、落实好经济责任制，深入开展“对标”活动，针对加工原料油不断变杂的生产特点，及时调整生产控制方案，优化装置运行水平。

5、提前准备，周密部署，安全搞好08设备大修及技改技措工作。

6、开展合理化建议活动，广泛调动车间职工的主动性和创造力，提高车间管理水平。

2007-11-26

第五篇：常减压实习报告

篇一：常减压生产实习报告

目录

一、燕山石化概况.....................................................................................1 2.1 简介.............................................................................................1 2.2 发展规模.....................................................................................1 2.3 产品与服务..................................................................................1

二、本装置介绍.........................................................................................3 2.1 概况说明.....................................................................................3 2.1.1 装置的地位、作用与装置的改造背景................................3 2.1.2 装置的主要构成.................................................................3 2.1.3 装置操作的技术数据.........................................................4 2.1.4 装置的主要原料、产品与用途...........................................4 2.2 工艺路线.....................................................................................4 2.2.1 装置工艺路线的特点.........................................................4 2.2.2 基本原理...........................................................................5 2.2.3 流程介绍...........................................................................6 2.3 主要影响因素及因素变化调节方法..............................................9 2.3.1 电脱盐部分........................................................................9 2.3.2 初馏系统.........................................................................10 2.3.3 常压系统.........................................................................12 2.3.4 减压系统.........................................................................14 2.3.5 轻烃回收系统..................................................................15 2.4 工艺控制条件汇总表..................................................................18

三、工艺计算..........................................................................................20 3.1常减压物料平衡表......................................................................20 3.2稳定部分物料平衡表..................................................................21

四、实习心得体会...................................................................................22

五、工艺流程图.......................................................................................23 5.1 初馏塔流程图............................................................................24 5.2 常压塔流程图............................................................................25 5.3 减压塔流程图............................................................................26 5.4 稳定塔流程图............................................................................27

一、燕山石化概况

2.1 简介

中国石油化工股份有限公司北京燕山分公司,简称燕山石化.坐落于北京市房山区，地处京广线旁边，具有十分便利的陆路、铁路运输条件。公司于2000年4月25日随中国石化股份有限公司重组设立，主要业务为石油炼制、石油产品的储运销售、石油化工技术和催化剂的研究、开发。2.2 发展规模

燕山分公司是中国特大型燃料-润滑油-化工原料型综合性炼油企业之一，拥有30多套生产装置。主要包括三大系统： ⑴三套常减压蒸馏装置能力为850万吨/年。

⑵燃料油生产装置。主要包括：三套重油催化裂化装置，加工能力为400万吨/年；中压加氢裂化装置，设计加工能力为130万吨/年；宽馏份重整装置，设计加工能力为60万吨/年；铂重整装置，设计能力为15万吨/年；天然气制氢装置，设计能力为2万立方米/时；汽油加氢装置，设计能力22万吨/年；柴油加氢精制装置，设计能力为100万吨/年；气体分馏装置，设计加工能力为40万吨/年。⑶润滑油装置。主要生产装置包括70万吨/年丙烷脱沥青装置、52万吨/年酮苯脱蜡装置、两套糠醛精制装置、20万吨/年润滑油白土补充精制装置、6万吨/年石蜡加氢精制装置。

2.3 产品与服务

燕山分公司每年可向社会提供汽油、柴油、煤油、润滑油、石蜡等33个品种75个牌号的石油化工产品；其中全精炼石蜡、60号食品蜡、石油甲苯、导热油等产品获得国家金奖或银奖；有27种产品曾获国家、部、市级优质产品称号，产品畅销全国各地，石蜡、甲苯等产品还远销欧、美、亚洲的国家和地区，在国内外用户中享有较高的声誉。汽油全部实现了高标无铅化，汽油、柴油质量达到了欧洲ⅱ号质量标准。银催化剂产品在美国和欧盟等国家和地区获得了专利，其性能居世界领先水平。

燕山分公司拥有橡塑新材料合成国家工程研究中心和合成树脂质量监督检验中心两个国家级技术开发和鉴定机构；拥有一支从事情报调研、实验室研究、中间实验、过程控制、设备开发以及工业化装置基础设计的科研开发队伍，在石油化工催化剂、基本有机合成、高分子材料合成及应用、精细化工、水质处理、分析测试等领域具备了雄厚的科研开发能力。燕山分公司研究开发的ys系列银催化剂在国内现有全部环氧乙烷/乙二醇装置上得到工业应用，占国内市场的85%以上；锂系橡胶聚合成套技术实现了向国内外的转让，水平均居国际先进水平。燕山分公司研究开发的sbs、溶聚丁苯橡胶ssbr、mtbe合成及裂解制异丁烯技术、己烯-1等成套生产技术具备了工业化生产条件，已经或者正在实现工业化生产。

二、本装置介绍

2.1 概况说明

2.1.1 装置的地位、作用与装置的改造背景

燕化公司一直加工大庆原油，从原油资源供应情况看，燕化公司原油供应形势十分紧迫，随着大庆原油自然减产和中石油原油加工量的增加，供应中石化的大庆原油量也在逐年减少。自2000年到2003年，大庆油田平均每年减产153.67万吨，供应中石化的大庆原油数量平均每年下降117.67万吨，按照上述平均下降速度，到2006年供应燕化公司的大庆原油量不会高于500万吨/年，比之前减少180万吨/年左右。

燕山分公司炼油厂原加工能力为800万吨/年，主要以大庆原油为原料设计，加工大庆原油以外油种的适应性差，主要表现为：轻质原油多，蒸馏装置难以加工；重质原油多，重油处理能力不足，并且不能加工含硫原油，同时一次加工能力也偏低。为了进一步改善北京的环境质量，迎接2008年奥运会的召开，北京市已执行符合欧iii排放的汽柴油质量的新标准。燕化公司作为中国石化有股份有限公司在华北地区的桥头堡，担负着供应首都市场清洁燃料的重任。同时为改善重油加工和转化能力的不足，适应加工进口原油，以及优化乙烯原料，中石化确立了以500万吨/年常减压蒸馏装置异地建设、新建140万吨/年焦化装置、200万吨/年加氢裂化装置为核心的1000万吨/年加工能力改造总体方案。2004年12月，股份公司为了燕山公司的长远发展及考虑增强燕化公司对未来原油变化的适应性，决定将异地建设的常减压蒸馏装置的规模由500万吨/年改为800万吨/年（简称常减压蒸馏i装置又称新区蒸馏装置）。

常减压蒸馏i装置作为1000万吨/年改扩建工程的主要装置，担负着今后全场含硫原油一次加工的的重要任务。其生产任务的完成情况、产品质量的好坏直接影响着后续装置的运行。

2.1.2 装置的主要构成

参照目前国内外常减压蒸馏工艺过程的现状和发展，根据所加工的混合原油特点、全厂总加工流程规划要求的产品方案和下游装置对原油的要求，本装置采