优化炼油

优化炼油（共12篇）

优化炼油 篇1

生产调度是炼化企业的中枢神经, 具有高度的关联性和复杂性。目前中石油炼化企业的生产运行管理模式主要是采用集中式调度, 调度人员根据多年的经验, 人工制定调度排产方案。这种调度方式对调度人员的经验和能力要求很高, 有经验的人员执掌着工厂生产的钥匙。可是, 靠人工和经验调整生产显然效率低、反应慢、缺乏竞争力, 因此, 中石油炼化企业在实施MES (生产执行系统) 项目的同时将生产调度系统作为一个重要子系统同步实施。

目前在全球范围内, 比较有名的调度软件有WAM PICASO、AspenTech Orion、Honeywell Production Scheduler等。中石油炼化企业MES项目中采用的是Honeywell公司的生产调度软件Production Scheduler。

1 PS软件研究

1.1 功能架构

Production Scheduler (简称PS) 软件是一个用于连续和间歇过程工业以帮助决定生产调度的工具, 可以快速生成多个优化的调度方案, 以便于调度人员参考并做出正确的选择。

PS软件采用BS结构, 是建立在WEB上的一个应用, 后台使用SQL SERVER数据库。作为MES系统的一个上层子系统, 软件可以利用自身导入接口用EXCEL工具获取ORACLE数据库 (MES的主要数据库) 的罐存数据和LIMS (实验室信息管理系统) 数据库中的物料质量数据, 也可以通过ODBC和数据库进行数据的通信。系统功能架构如图1所示, 计划人员下达生产计划给调度人员, 包括原料供应计划、产品出厂计划、装置维修计划、侧线收率计划、物料移动计划等信息。调度人员维护并初始化模型, 包括将装置运行情况、侧线收率、罐存、物料性质等信息设置为当前实时状态。软件通过约束条件维护、生成调度方案、人工调整、生产方案研究、结果确认和结果发布等各项功能生成并展示一个至多个优化调度方案, 方案中包括装置加工量、罐物料进出情况、管线走料情况、预测罐存趋势以及各个操作具体的时间点等信息。调度方案可以以甘特图、趋势图等方式清晰展示, 并支持EXCEL、WORD、RPT、PDF、RTF、Crystal Report等六种导出方式。

1.2 求解方法

生产调度的价值体现在用最少的资源创造最大的价值, “产值大, 成本小”是调度的理想结果, 即目标函数。 PS的目标函数是:

Max. Objective = Profit + Performance – Penalty

其中:

Max. Objective:最大目标值;

Profit: 所有产品的生产利润的总和;

Performance: 所有操作的执行性能的总和;

Penalty: 所有能帮助达到可行解的惩罚值的总和;

PS的能力在于能使用成熟的数学方程迅速搜索变量集并高效地找到可行解。

炼化工业复杂的生产操作特性造成调度模型规模巨大, 庞大的数据量和复杂的求解过程对机器性能和求解算法都提出了很高的要求。考虑到求解技术的现状, PS求解分为两步进行:Logistics optimization (路径优化) 和Quality optimization (质量优化) 。

路径优化问题是一个混合整数线性规划问题 (MILP) , 它的变量是移动 (多少物料) 和逻辑 (移动的源和目的、数量、流速以及时间约束) , 系统采用分支定界搜索算法 (B&B) 产生一个或多个可行方案, 每个方案由一系列装置间物流组成。

质量优化问题是一个连续线性规划问题 (SLP) , 系统使用Components (组分) 和Properties (物性) 两套参数, 采用两种称为By Volume和By Weight的内置线性混合算法进行优化求解。质量优化过程在路径优化的基础上调整物料操作的数量 (物流速率, 批量大小等) 以使所有物流的组份和质量值达到规范要求。

undefined (公式1 性质平衡方程)

undefined (公式2 组分平衡方程)

(其中, i和j分别是调和头输入端口的索引值;oi和oj分别是调和头模型的输出端口索引值;p和c分别是性质参量和组分参量;t为时间变量) 。

2 建模策略

2.1 模型设计

设计一个完善的建模方案是系统成功实施的第一步。模型设计需要充分考虑炼厂大小和建模对象 (关键用户) 。PS关键用户较少, 所建的调度模型个数通常由调度员人数来定。每个调度员会建立、维护他所负责工作范围内的模型。PS模型设计的总体思路是:以实际生产现状为基础, 以满足业务需求、提高管理水平和管理效率为目的, 合理设计模型规模和颗粒度, 使调度对象灵活逼真, 保证生产调度的精细度和灵活度。

2.2 模型建立

建模方案的确定对建模人员的业务水平要求较高, 全厂模型的建立过程分三个部分:边界点建模、罐区建模和装置建模, 每部分模型的建立都有不同的技巧和方案。在建模过程中所有的方案通常会综合使用, 以保证模型最优化。

2.2.1 边界点建模

炼厂模型中, 边界点模拟原料进厂点和产品出厂点, 所建模型要保证所有物料能在最优的进出厂点、按规定时间和数量、以合理的方式进出厂。边界点可以不是物理 (实际存在) 进出厂点, 根据模型需要, 允许使用虚拟边界点。边界点建模可归纳为两种方法:I, 边界设置单一端口, 配置多种操作方案。 (单端口多方案) ;II, 边界设置多个同类端口, 单一操作方案。 (多端口单方案) 。

方法I图形美观, 但参数配置和方案切换复杂, 对于物料少的小型炼厂非常适用;方法II参数配置简单, 运算量小, 适用于多物料边界点, 大多数炼化企业边界点建模选择第II方法。

2.2.2 罐区建模

全厂模型的用户是总厂调度人员, 只宏观地对总厂生产计划负责, 不对分厂的具体操作岗下命令。所以, 在罐区模型设计时, 在保证不影响生产调度管理精细化要求的前提下, 对于那些功能相同、物料进出方向相同的二次加工装置原料供应罐组和半成品存放罐组, 定义为单个逻辑罐, 而罐组中储罐之间的切换则由调度人员灵活安排, 这种建模方法在大多炼化企业都有应用。

2.2.3 生产装置建模

生产装置建模时建模工作中的重点, 直接决定模型的优劣。常用的生产装置模策略有两种:生产装置的合理简化和适当增加虚拟装置。

生产装置的合理简化。炼化企业的生产装置具有高复杂性, 为了有侧重点地建立一个合理有效的模型, 建模中会对生产装置做合理简化。生产装置的合理简化主要包括两个内容:物理装置侧线和装置生产方案。炼厂建模是以汽、柴油调和为主线的, 建模过程就适当省略诸如干气等与汽柴油无关的物理侧线产品, 另外炼厂实际生产中存在大量的回炼过程, 建模中可以用合理的数学方式做简化处理, 以减少模型的连接变量;炼厂连续处理装置的生产方案复杂, 但是各生产方案使用相对稳定, 不会出现频繁切换方案的现象, 针对这种情况, 多套装置都采用单一操作模式手动切换的方式, 可有效提高模型的运算速度。

适当增加虚拟装置。物理装置的复杂和管线的错综交叉会造成模型图的混乱不宜识别, 为了模型简洁图形易读, 合并功能相同、物料进出方向相同的管线, 合理增加虚拟装置也是用到的建模技巧之一。边界点建模中的虚拟边界点和罐区建模中的逻辑罐都属于广义的虚拟装置范畴。

常用的虚拟装置有两类:虚拟分流装置和虚拟调和装置。当实际生产装置的一条出料侧线需要分别向多个装置供料, 要控制不同方向的供料量和轻重缓急 (利润大小) 时, 增加一套虚拟分流装置就轻松达到这个目的;当多个装置的侧线产品具有相同性质可以不作区别地为下游多个装置所用时, 就造成了一种交叉供给的混乱情况, 增加一套虚拟调和装置, 可以立刻让混乱局面条理分明, 充分发挥调和头模型的多进单出、性质调和的特性。

整个建模过程的人为处理都要有调度员全程参与, 所有建模方案的使用必须经过调度员的确认, 这样既考虑了所有生产细节和生产异常, 又能保证模型的客观真实。

2.3 模型调试

模型调试的基础是对系统提供的方案可行性分析, 一个调度方案的优劣有许多方面可比较, 如利润、生产的稳定性、设备利用率、最低消耗等, 这些方面都可在调度的优化模型中体现出来, 而寻求一个可行的方案也正是模型调试的目的所在。调试内容分为两大类, 一是软件本身优化器的参数;二是产生惩罚项的数据。

软件自身优化器的参数也称作系统参数, 采用系统默认值, 是调度专家凭借多年调度经验经过仔细核算得到的最佳数据, 一般不做调整。当模型结果不合适时, 最常见的是调整产生惩罚项的数据。所谓惩罚项就是一些数据记录, 它指示了PS软件需要放松不适当的约束以找到可行解的地方, 约束条件不适当的情况越严重, 惩罚项的值 (惩罚值) 就越大。

惩罚项记录的数据为模型参数。模型参数有两类:静态参数和动态数据。动态数据不合理是用户在后期使用模型时的主要调整对象。在模型的调试过程中重点放在静态参数上, 主要处理发现的实际生产约束 (生产瓶颈) 问题。调试静态参数的前提是动态数据必须是合理, 这里需要调度员提供合理的动态测试数据。

模型静态参数是物理装置在模型中的数据体现, 它必须以物理装置为配置基础, 同时由于模型对物理装置进行过处理, 所以原始数据需要经过合适的加工才能作为参数配置。为了保证模型的逼真, 加工过的数据必须经过调度人员的确认, 同时, 调度员的丰富经验也为数据加工的可行性提供了保障。

静态参数主要有三类:物料类参数 (设定考虑的物料种类和性质参数) 、设备设计类参数 (配置物理装置的生产能力和流量参数) 和设备加工方案类参数 (控制操作的绩效和利润权重参数) , 后两类参数是模型调试的重点, 其中加工方案类参数不出现在惩罚项中, 但能导致惩罚项的产生。常见的静态数据惩罚项有Pool Overflow /Underflow (罐存超过安全上限/低于安全下限) 、Single Use (装置同一时间段内多种操作处于激活状态) 、Quantity-Imbalance (装置物料进出不平衡) 、Number-of-Flows (端口物流数量不合理) 等。

由于调度模型的连续性和高度关联性, 出现惩罚项的装置不一定就是问题根源所在。因此, 所有这些惩罚项通常不是单独出现的, 也不能逐个去解决, 需要通过分析, 准确找到问题的根源 (即生产瓶颈) 。通常准确调整一到两个关键参数后, 所有的惩罚项都会自动消失。测试模型所用的测试数据是由调度员提供的历史调度数据, 数据有一定说服力。同时历史数据可以形成PS系统测试案例, 分析测试调度优化的结果。当PS使用最近的调度报表数据排出合理的调度方案时, 表示模型试运行成功。

3 PS应用

炼厂的一切生产从原油开始, 高效的原油调和调度方案, 能够在保证后续下游生产正常运行的同时, 带来最直接的利润。

3.1 原油调和

3.1.1 原油现状分析

针对炼厂日常加工的原油油种确认其组分含量, 利用面向对象思想, 建立物料模型。物料即对象, 包含原油评价这个属性。将实际的原油评价数据组织在物料模型的原油评价 (Assay) 中, 同时对于性质也可以配置在物流模型的物性项中。

3.1.2 原油调和头

原油调和头采用调和头模型 (Blender) , 如图2所示, 该模型实现对于多条进料实现线性调和计算输出一条出料。

3.2 生产单元调度

装置生产调度模型通过选择合理的生产方案, 优化分配各个装置的进料, 做好装置和储罐之间的调配, 合理安排存储, 得到优化调度方案, 实现装置生产操作成本的最小化, 如图3所示。

对于生产单元调度, 主要需要解决如何满足库存最小化的优化目标, 以及充分发挥储罐的缓冲作用, 实现生产装置的优化调度。

生产单元调度不牵扯到输入和输出, 因为供应被原油加工量限制, 需求被成品的需求量限制。同时, 这部分模型可能比较庞大, 装置单元多, 那么这部分的关键点就是如何将问题描述完全忠实于实际的情况。同时, 作为灵活控制, 那么最好将同一罐区定义为一个逻辑储罐, 而罐区内部建立子模型辅助下层车间人员调度安排。

3.3 成品油调和

以汽油调和调度为例, 详细说明一下汽油调和调度优化的过程。

3.3.1 组分油和产品现状分析

针对炼厂的现状一共有8种汽油调和组分油, 全部调和组分来源自上游生产装置。为了说明问题, 这里每种组分都有单独的组分罐, 对于单独的汽油调和模型, 组分油既是模型输入边界元素, 可以通过根据装置加工量来预计这些组分的量;对于全厂的调度模型, 组分的量直接受上游装置控制。

对于产品目前有7种牌号的汽油产品。汽油的成品罐可以存放各种牌号的汽油, 但是正常情况下, 两种牌号的汽油是不能混合的。成品罐中的汽油可以通过火车、汽车以及管输等方式出厂。这些都是约束条件, 每一项都要考虑到位。

3.3.2 汽油调和模型 (如图4所示)

同样采用上述原油调和调度模型中使用的调和头模型, 实现调和计算, 关键模型是汽油调和头。在实际应用PS软件过程中, 我们发现可以采用2种方式来实现调和, 各有利弊。

一方面可以采用人工的汽油调和公式来最为模型的经验参数, 将组分油的配方比例配置在调和头的相对应的物料进端口对象上, 定义调和头模型的逆向收率参数。这样可以按照调度人员的需要进行调和。然后建立其他约束状况, 例如罐容上下限、调和头调和能力等约束。最后求解约束方程集合, 自动排产组分罐、汽油罐的排产, 出厂点的产品分销方案。这种方式模型的自由度很高, 调度人员可以通过修改配方, 改变产品来分析如何利用有限上游的组分油调和出符合市场需求的高附加值产品。同时模型的计算速度快, 但是如果配方是人工结算的结果, 那么就没有体现优化调和配比计算。

另一方面, 采用的线性调和方程 (公式1、2) , 将组分油的性质 (例如辛烷值、芳烃含量等) 范围值和成品的性质目标范围值作为模型的输入变量, 挨牌号不同的性质目标值定义到调和头的操作方案里。完全通过模型性质跟踪功能和质量优化功能, 实现优化的调和调度方案的计算。

4 总结与建议

PS在中石油各地区炼化公司推广实施具有非常重大的意义。我国的炼化企业还没有进行内外部供应链的整合, 这种状况下, 企业该如何针对内外部的变化, 合理迅速地对计划进行调整, 对变化快速响应, 就给调度工作以更高的要求, 也给了PS施展作用的空间。

PS或其他的主要调度软件都是在数学模型的基础上, 使用各种求解算法计算可行解集的方式来实现调度优化目的。虽然PS采用了前沿的建模求解算法, 可由于炼厂模型的复杂、多变, 仍然会出现模型无解的情况。针对这种情况本文建议合理分解全厂调度目标, 建立有效的符合实际的约束条件, 通过解决各子模型的问题, 实现全厂的全局调度。

综合对比多种优化算法可以发现, 现在大多数算法的好坏主要靠仿真结果来比较, 不能保证得到解的质量 (或者说无法保证最差情况下解的质量) , 也无法给出算法的边际效应 (如无法告诉算法操作者将优化解从99%改善到99.99%需要增加的计算量) , 算法性能分析理论有待完善;同时, 可以看出, 问题分解方法对行业背景有很强的依赖性, 在分解流程工业生产调度问题时缺乏理论依据, 效果无法保证, 缺乏统一的分解理论和算法框架。若能针对这一特点提出一种分解理论及相应的算法框架, 在理论框架下加入问题背景知识, 提高解的质量, 则可以大大推动流程工业生产调度算法的研究。

随着企业信息化和精细化管理进程的推进, 会对生产调度提出更严格的要求。通过把生产调度理论的研究和实际生产中的应用相结合, 将会不断完善生产调度软件的应用效果, 提升企业的信息化水平, 提高企业的精细化管理水平。

摘要：研究了中国石油MES (生产执行系统) 中的生产调度子系统Production Scheduler (简称PS) , 详细介绍了PS的建模策略和应用, 并做出总结, 提出了建议, 不断完善生产调度软件的应用效果, 提高企业信息化及管理化水平。

关键词：生产调度,优化,MES,PS

参考文献

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优化炼油 篇2

(2011-05-06 11:31:51)转载原文 标签：

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原文地址：常减压装置技术（2）作者：一缕阳光 95．减压馏分油收率低如何调节？

减压塔进料是原油中较重的部分，采用减压蒸馏就是从较重的油中拔出馏分油，无论提供蜡油做裂化原料或做润滑油原料的馏分油在其满足各自规定质量的前提下，应该尽量提高收率。提高收率应该以质量合格为前提。如果收率低可采取如下方法：

①提高塔的真空度。可降低减顶各级冷凝冷却器冷后温度，设有多级多台喷射器的可增开台数，对有的喷射器工作情况不好如有串汽现象努力调整好，使其工作正常发挥能力。

②适当提高减压炉出口温度，增大塔底汽提蒸汽量，提高油品汽化率。

③搞好产品的分布及中段回流取热比例，不使塔内局部塔板压降过高，使汽化段真空度提高，从而增加馏分油收率，搞好塔的分馏效果使更重的组分进入馏分油提高产品收率。

96．减压塔真空度高低对操作条件有何影响？

减压塔的正常平稳操作，必须在稳定的真空度下进行，真空度的高低对全塔汽液相负荷大小，平稳操作影响很大。在减压炉出口油温度、进料油流量、塔底汽提吹汽流量及回流量均不变的条件下，如果真空度降低，就改变了塔内油品压力与温度平衡关系，提高了油品的饱和蒸汽压，相应油品分压增高，使油品沸点升高从而降低了进料的汽化率，收率降低。在操作上，由于汽化率下降塔内回流减少，各馏出口温度上升，因此在把握馏出口操作条件时，真空度变化除调节好产品收率，也要相应调节好馏出口温度，当真空度高时馏出口温度可适当调低，真空度低时馏出口温度要适当提高。101．进装置原油突然中断应如何处理？ 进装置原油突然中断可由如下原因引起： ①原油罐油位低，原油泵抽空。

②给装置送原油换罐时，因罐区操作人员改错阀门或阀门本身故障，冬季外界气温低原油凝固在管线内不能畅通，都可以造成原油泵抽空。③原油泵本身机械电气故障停车。

当发生原油突然中断时，进塔原料停止，塔底抽出泵照常抽出物料，所以塔底液位急剧降低，如不及时处理，塔底油泵抽空后，将发生加热炉进料中断，加热炉出口油温度急剧上升等不良后果。

遇有原油中断应紧急处理，尽快恢复原油流量，如联系油罐区换高液位油罐供装置加工，详细检查换罐阀门管线是否有问题。机泵故障紧急启动备用原油泵等。因原油流量大，塔内存油停留时间短，原油中断后，必须降低塔底油抽出流量，加热炉减少火嘴降温，做好熄火准备工作。原油中断时间长，装置改循环。102．塔顶油水分离罐装满汽油有什么现象？如何处理？ 当塔顶油水分离罐液位控制失灵，或出装置管线堵塞，汽油送不出，塔顶温度过高馏出量过大，塔顶油出装置泵电机跳闸未及时发现等原因可引起塔顶油水分离罐装满汽油，造成塔顶压力突然上升。塔顶低压瓦斯都从油水分离罐顶用管线通入加热炉燃烧，当罐内装满汽油后将进入加热炉燃烧，导致加热炉膛温度急剧上升，加热炉烟囱冒黑烟，火嘴下面漏汽油着火引起火灾。发现塔顶油水分离罐装满汽油时，首先关闭去加热炉燃烧的低压瓦斯阀门改直接放空，立即加大出装置汽油流量，如后路不通则改进不合格油罐尽快降低罐内汽油液位，如果机泵故障迅速启动备用机泵，降低塔顶温度减少汽油馏出量。待操作恢复正常放净低压瓦斯罐内存油，加热炉从新使用低压瓦斯做燃料。105．如何判断减压系统有泄漏？

由于减压塔内压力低于大气压力，因此减压系统有泄漏很难发现。一旦设备或工艺管线有泄漏，看不见有漏油痕迹，空气被吸入塔内，漏入的少量空气一般不会对减压系统产生影响，但大量漏空气时，会使真空度降低，应认真仔细查找泄漏点。

一般泄漏点很小时，听不到空气通过泄漏点振动尖叫声，当泄漏处增大时可以听到大量空气通过泄漏处高速流通振动噪声，因此通过泄漏点空气流通噪声可以判断寻找泄漏处。

还可以通过减顶瓦斯气体分析数据推断是否有泄漏，正常情况减顶瓦斯气体中N2含量较低，各装置情况不一样有所差异，大约在3~5％有时会更高达到10％（体）以上。当减压系统有泄漏时，例如转油线处有一长约10mm，宽约1~5mm泄漏孔，漏进许多空气，能听到刺耳的尖叫声，分析减顶瓦斯气体中N2含量明显增高达到35~36％（体），漏处堵好，减顶瓦斯气体中N2含量恢复正常。110．侧线产品闪点低是什么原因造成的？如何调节？

侧线产品闪点由其轻组分含量决定，闪点低表明油品中易挥发的轻组分含量较高，即馏程中初馏点及10%点温度偏低，通常说馏程头部轻。调节方法：

①若有侧线汽提塔吹入过热蒸汽的装置，可以略开大吹气量，使油品的轻组分挥发出来，提高了闪点。

②提高该侧线馏出温度，使油品中的轻组分向上一侧线挥发，提高馏出温度时也会使干点即尾部变重，因此采取这种调节手段必须在保证干点合格的前提下进行。

③适当提高塔顶温度，可以使产品闪点有所提高。111．产品干点高怎样调节？

产品干点是由油品中的重组分含量决定的，干点高表明油品中重组分含量增加，即馏程中90%点及干点温度偏高，通常说尾部重。

塔顶产品干点高，可采用降低塔顶温度或提高塔顶压力使塔顶产品干点降低。侧线产品干点高，可采用降低该侧线馏出量，使产品变轻、干点下降，也可采用降低该侧线馏出口温度来降低产品干点，也可通过降低该侧线上一侧（或塔顶）馏出温度或馏出量来影响该侧线的馏出口温度，进而影响产品干点。113．常压塔顶压力变化对产品质量有什么影响？

塔顶压力升高，油品汽化量降低，塔顶及其各侧线产品变轻，塔顶压力降低时，油品汽化量增大，塔顶及其各侧线产品变重。塔顶压力变化调节手段不多，可以用塔顶温度来调节，例如塔顶压力升高，可适当减少塔顶回流提高塔顶温度及各侧线的馏出温度，改善塔顶冷却条件可使塔顶压力下降。在塔顶温度不变条件下，压力升高各侧线收率将有所下降。118．减压塔进料温度过高会引起哪些不良后果？

减压塔进料温度过高主要由减压炉出口油温度过高引起，其次由于拔出率过高或最后一个侧线油馏出量采用液面控制方法尽量多拔外放，使过汽化油全部馏出。当减压塔进料温度过高后会使侧线油变重，蜡油干点升高，残炭升高，引起过汽化油中碳粒焦粉增多，易于堵塞喷嘴头和过滤器。渣油中炭粉增多，易于堵塞换热器影响传热效果。加热炉出口油温度过高油品有部分裂化也引起减压塔顶负荷增大，冷却负荷大导致真空度下降，裂化严重时减压塔底油比重变轻，有时会出现塔底泵抽空现象。做润滑油原料馏分油时，有裂解出现会使馏分油中不饱和烃组分增多不利于成品油安定性，润滑油料颜色会变深。125．怎样在产品质量合格的前提下获得较高的产品收率？ 提高收率必须以产品合格为前提才有意义，为此要努力提高塔的分馏效果去寻找提高收率的途径。

在常压塔能够拔出来的，尽量拔出不应让这部分油进入减压塔，这样，保证了常压拔出率不致减少。此外，这部分较轻的油品进入减压塔增大了塔的负荷，从节能角度来分析是不利的。

在加热炉出口油温度固定后，塔底吹汽量是提高拔出率的有效措施，但吹汽量增大要以塔的负荷允许为限度，尤其减压塔顶真空度。吹汽量增大，真空度不下降是最理想的提高收率的有效手段。

欲要提高某一侧线油收率时，也可以采用降低该侧线上一侧线流量，提高该侧线油收率，这样调整的结果会使该侧线初馏点变轻，馏分增宽。129．加热液体油料的对流管为什么通常采用钉头管或翅片管？ 对流室里的传热以对流传热形式为主。由于管内侧膜传热系数远远大于管外侧烟气对炉管的膜传热系数，所以对流管的总传热速率被烟气一侧所控制。对流管采用钉头管或翅片管，可降低管外侧的传热热阻，以达到提高对流管总传热速率（即对流管强度）的目的。但当加热气态介质时（如蒸汽、氢气或空气等），由于管子内、外侧膜传热系数基本相当，在对流室采用钉头管或翅片管就没有必要了，而应采用光管较为经济合理。

133．为什么加工重质油时，加热炉炉管内要注水或注汽？如何判断加热炉炉管内的结焦程度？

油品在炉管内的流速是加热炉的重要工艺指标之一。如果油品流速太低，在炉管内停留时间过长，靠近管壁处边界层过厚，管内壁附近的油品就会由于过热分解并伴随聚合而结焦，严重时甚至引起炉管破裂，影响安全生产。这一点，对重质油加热炉尤其应注意。在加工重质油时，通常采用向炉管内注汽或注水的办法来提高油品流速，防止结焦。油品流速越快越不易结焦，这是因为加大流速可使油品在管中停留时间缩短。但油品流速受炉管压力降的限制，不能任意提高。加热炉炉管压力降是判断炉管结焦程度的一个重要指标。如果油品在加热炉中冷油流率或进料量未变，而压力降增加，则表明炉管已结焦；与此同时，炉管颜色异常，呈现暗红色，炉出口热电偶温度指示也反应缓慢，炉膛温度上升等现象出现。

134．减压炉出口几根炉管为什么要变径？

在设计减压炉时，应该控制被加热的油品在管内加热过程中不超温。油品超温会发生裂解，对结焦速率和产品质量都是有影响的。因而减压炉设计时除应选用适当的辐射管热强度外，有时还需在油品汽化点部位注入一定量的水蒸气，以降低油品分压，使进料在规定温度下达到所需汽化率。如油品在汽化点以后不扩径或扩径不够时，油品在炉内的温度会高于出口温度而引起分解，并且在进入转油线时截面突然扩大而形成涡流损失。如油品在汽化段后的炉管扩径过大，由于油品流型不理想，也可能出现局部过热而使被加热油品裂解。所以减压炉出口几根炉管的适当扩径是十分必要的。

146．试述炉膛内燃料正常燃烧的现象？正常燃烧取决于哪些条件？

燃料在炉膛内正常燃烧的现象是：燃烧完全，炉膛明亮；烧燃料油时，火焰呈黄白色；烧燃料气时，火焰呈蓝白色；烟囱排烟呈无色或淡蓝色。

为了保证正常燃烧，燃料油不得带水，带焦粉及油泥等杂质，温度一般最好保持在130℃以上，且压力要稳定。雾化蒸汽用量必须适当，且不得带水。供风要适中，勤调风门、汽门、油门和挡板（即“三门一板”）严格控制过剩空气系数。燃用瓦斯时，必须充分切除凝缩油。

149．怎样从烟囱排烟情况来判断加热炉操作是否正常？

一般情况下，可通过炉子烟囱排烟情况来判断加热炉操作是否正常，判断方法如下：

1）炉子烟囱排烟以无色或淡蓝色为正常。

2）间断冒小股黑烟，表明蒸汽量不足，雾化不好，燃烧不完全或个别火嘴油汽配比调节不当或加热炉负荷过大。

3）冒大量黑烟是由于燃料突增，仪表失灵，蒸汽压力突然下降或炉管严重烧穿。4）冒灰色烟表明瓦斯压力增大或带油。

5）冒白烟表明雾化蒸汽量过大、过热蒸汽管子破裂或过热蒸汽往烟道排空。6）冒黄烟说明操作忙乱，调节不当，造成时而熄火，燃烧不完全。150．如何从火焰上判断炉子操作的好坏？

在正常燃烧情况下，燃烧完全，火墙颜色一致，火焰高度适当（圆筒炉的火焰不能长于炉膛的2/3，不能短于炉膛的1/4）。

烧燃料油时火焰呈杏黄色，烧瓦斯时火焰呈天蓝色，否则就属不正常现象。燃烧不正常时火焰会出现以下几种现象：

1）当燃料油与蒸汽配比不当，蒸汽量过小，造成燃料油雾化不良时，火焰发飘，软而无力，火焰根部呈深黑色，甚至烟囱冒黑烟。

2）当蒸汽、空气量过小时，火焰四散乱飘软而无力，颜色为黑红色或冒烟。3）当燃料油粘度过大并带水时，或是油阀开度小蒸汽量过大并含水时，炉膛火焰容易熄灭。

4）燃料油轻，蒸汽量过大或油阀开度过大，空气量不足，会使燃料喷出后离开燃烧道燃烧。

151．如何搞好“三门一板”操作？它们对加热炉的燃烧有何影响？ “三门一板”即风门、油门、汽门和烟道挡板。它决定了燃料油蒸汽雾化的好坏，供风量是否恰当等重要因素，对燃料的完全燃烧有很大的作用，直接影响到加热炉的热效率。因此司炉工应勤调“三门一板”，搞好蒸汽雾化，严格控制过剩蒸汽系数，使加热炉在高效率下操作。

在正常操作时，应通过调节烟道挡板，使炉膛负压维持在1~3mm水柱。当烟道挡板开度过大时，炉膛负压过大，造成空气大量进入炉内，降低了热效率；同时使炉管氧化剥皮而缩短使用寿命。烟道挡板开度过小或炉子超负荷运转时，炉膛会出现正压，加热炉容易回火伤人，不利于安全生产。对流室长期不清灰，积灰结垢严重，阻力增加，也会使炉膛出现正压。故加热炉在检修时应彻底清灰，并在运转过程中加强炉管定期吹灰，以减少对流室的阻力。烟气氧含量决定了过剩空气系数，而过剩空气系数是影响炉热效率的一个重要因素。烟气含氧量太小，表明空气量不足，燃料不能充分燃烧，排烟中含有CO等可燃物，使加热炉的热效率降低。烟气氧含量太大，表明炉空气量过多，降低了炉膛温度，影响传热效果，并增加了排烟热损失。因此，要根据烟气含氧量，勤调风门，控制炉空气量。

为了完全燃烧，除适量调节空气量外，燃料油和雾化蒸汽也必须调配得当，使燃料雾化良好，充分燃烧。

152．为什么烧油时要用雾化蒸汽？其量多少有何影响？

使用雾化蒸汽的目的，是利用蒸汽的冲击和搅拌作用，使燃料油呈雾状喷出，与空气得到充分的混合而达到燃烧完全。

雾化蒸汽量必须适当。过少时，雾化不良，燃料油燃烧不完全，火焰尖端发软，呈暗红色；过多时，火焰发白，虽然雾化良好，但易缩火，破坏正常操作。雾化蒸汽不得带水，否则火焰冒火星，喘息，甚至熄火。153．雾化蒸汽压力高低对加热炉的操作有什么影响？

雾化蒸汽压力过小，则不能很好地雾化燃料油，燃料油就不能完全燃烧，火焰软而无力，呈黑红色，烟囱冒黑烟，燃烧道及火嘴头上容易结焦。雾化蒸汽压力过大，火焰颜色发白，火焰发硬且长度缩短，跳火，容易熄灭，炉温下降，仪表出风风压相应增高，燃料调节阀开度加大，在提温时不易见效，反应缓慢，同时也浪费蒸汽和燃料。雾化蒸汽压力波动，火焰随之波动，时长时短，燃烧状况时好时坏或烟囱冒黑烟，炉膛及出口温度随之而波动。通常以蒸汽压力比燃料油压力大0.07~0.12MPa为宜。

154．燃料油性质变化及压力高低对加热炉操作有什么影响？

1）燃料油重，粘度大，则雾化不好，造成燃烧不完全，火嘴处掉火星，炉膛内烟雾大甚至因喷嘴喷不出油而造成炉子熄火，同时还会造成燃料油泵压力升高，烟囱冒黑烟，火嘴结焦等现象。

2）燃料油轻则粘度过低，造成燃料油泵压力下降，供油不足，致使炉温下降或炉子熄火，返回线凝结，打乱平稳操作。

3）燃料油含水时，会造成燃料油压力波动，炉膛火焰冒火星，易灭火。含水量大时会出现燃料油泵抽空，炉子熄火，燃料油冒罐等现象。

4）燃料油压力过大，火焰发红，发黑，长而无力，燃烧不完全，特别在调节温度和火焰时易引起冒黑烟或熄火，燃料油泵电机易跳闸；燃料油压力过小，则燃料油供应不足，炉温下降，火焰缩短，个别火嘴熄灭。

总之，燃料油压力波动，炉膛火焰就不稳定，炉膛及出口温度相应波动。156．燃料油和瓦斯带水时燃烧会出现什么现象？

燃料油含水时会造成燃料油压力波动，一般情况下炉膛火焰冒火星，易灭火。含水量大时会造成燃料油泵抽空，炉子熄火，燃料油冒罐，打乱平稳操作。

瓦斯带水时，从火嘴盘喷口可发现有水喷出，加热炉各点温度，尤其是炉膛和炉出口温度急剧下降，火焰发红。带水过多时火焰熄灭，少量带水时，会出现缩火现象。

157．燃料油、瓦斯中断的现象及其原因是什么？ 1）燃料油中断：

现象：炉火熄灭，炉膛温度和炉出口温度急剧下降，烟囱冒白烟。

原因及处理：（1）燃料油罐液面低，造成泵抽空：应控制好液面。（2）燃料油泵跳闸停车，或泵本身故障不上量：立即启动备用泵，如备用泵也起不到备用作用，应改烧燃料气。（3）切换燃料油泵和预热泵时，造成运转泵抽空：应注意泵预热要充分，切换泵时要缓慢。（4）燃料油计量表或过滤器堵塞：应改走副线，修计量表或清理过滤器。2）瓦斯中断：

主要原因是回火器堵塞或瓦斯系统供应不足，应切换回火器并与厂调度及时联系或改用燃料油。

158．炉用瓦斯入炉前为什么要经分液罐切液？

炼厂各装置的瓦斯排入瓦斯管网时往往含有少量的液态油滴。在寒冷季节，系统管网瓦斯温度降低，其中重组分会冷凝为凝缩油。当瓦斯带着液态油进入气嘴燃烧时，由于液态油燃烧不完全，导致烟囱冒黑烟，或液态油从气嘴处滴落炉底以致燃烧起火，或液态油在炉膛内突然猛烧产生炉管局部过热或正压而损坏炉体。因此炉用瓦斯入炉前必须经过分液罐，充分切除凝缩油，确保入炉瓦斯不带油。为使瓦斯入炉不带油，不少炼厂还采用了在瓦斯分液罐安装蒸汽加热盘管的措施。

160．如何进行燃料的切换？ 1）气体燃料切换为燃料油：

a．关闭燃料油循环阀，提高管线压力。b．观察火焰长短以及火嘴的数量。

c．要间隔切换火嘴，决不要依次向前切换，以免最后被切换火嘴集量太大打乱平稳操作，同时还要观察出口温度和出风风压的变化。

d．切换大体完毕，将燃料气体总阀关闭，炉子最后1~2个火嘴仍继续燃烧存气，直到自动灭火为止，最后关闭小阀门； e．自控仪表由气路改为油路。2）燃料油切换为气体燃料：

a．燃料气保证有一定的温度和压力，脱净油和水；

b．观察火焰的长短和燃嘴数量，在切换时应注意观察炉出口温度和调节阀风压的变化；

c．必须间隔距离切换；

d．切换完毕将燃料油循环阀打开进行燃料油循环； e．自控仪表应由油路改为气路。

162．炉管破裂有何现象？是何原因？如何处理？

1）现象：不严重时，从炉管破裂处向外少量喷油，炉膛温度，烟气温度均上升，严重时油大量从炉管内喷出燃烧，烟气从回弯头箱、管板、人孔等处冒出，烟囱大量冒黑烟，炉膛温度突然急剧上升。

2）原因：炉管局部过热、结焦，在结焦严重处由鼓包变形以致破裂；高温氧化剥皮或炉管材质不合格；检修质量低劣，腐蚀、冲蚀等。

3）处理办法：炉管轻度破裂时，降温、降量，按正常停工处理。炉管破裂严重时，加热炉立即全部熄火，停止进料，向炉膛内吹入大量蒸汽，从炉入口给汽向塔内扫线（扫线时应注意炉膛内着火情况）；如果减压炉着火，则立即恢复减压系统为常压，其它按紧急停工处理。

163．加热炉进料中断的现象、原因及处理方法有哪些？ 现象：档墙烟气温度、炉管油料出口温度急剧直线上升。

原因：1）进料泵抽空；2）切换油泵或换油罐失误；3）进料泵坏；4）管线阀门堵塞。

处理：1）设法提高进料量；2）减少点燃的火嘴数；3）严重时立即熄火按紧急停炉处理。

164．炉管结焦的原因、现象及防止措施是什么？ 1）炉管结焦原因：

（1）炉管受热不均匀，火焰扑管，炉管局部过热；（2）进料量波动、偏流，使油温忽高忽低或流量过小，油品停留时间过长而裂解；（3）原料稠环物聚合、分解或含有杂质；（4）检修时清焦不彻底，开工投产后炉管内的原有焦子起了诱导作用，促进了新焦的生成。2）炉管结焦现象的判断：

（1）明亮的炉膛中，看到炉管上有灰暗斑点，说明该处炉管已结焦；（2）处理量未变，而炉膛温度及入炉压力均升高；（3）炉出口温度反应缓慢，表明热电偶套管处已结焦。3）防止结焦措施：

（1）保持炉膛温度均匀，防止炉管局部过热，应采用多火嘴，齐火苗，炉膛明亮的燃烧方法；（2）操作中对炉进料量、压力及炉膛温度等参数加强观察、分析及调节；（3）搞好停工清扫工作；（4）严防物料偏流。166．新建和大修的炉子为什么要烘炉？怎样烘炉？ 烘炉可缓慢地除去炉墙在砌筑过程中积存的水分，并使耐火胶泥得到充分脱水和烧结。如果这些水分不去掉，开工时炉温上升很快，水分急剧蒸发，造成砖缝膨胀，产生裂缝，严重时会造成炉墙倒塌。所以新建和大修的炉子必须要进行烘炉。烘炉的方法如下：

烘炉的热源是蒸汽和燃料。在未点火前先在炉管内通入蒸汽。用蒸汽暖管子，同时烘烤炉膛，调节蒸汽量控制炉膛升温速度。待蒸汽阀门开至最大而炉膛温度不再继续升高时，再点火继续升温。当炉膛温度达130℃时恒温48小时脱除游离水，320℃时恒温24小时脱除结晶水，500℃时恒温24小时进行烧结。然后降温，熄火，焖炉结束烘炉，共需约15天时间。170．加热炉系统有哪些安全、防爆措施？

为确保加热炉安全运转，主要安全、防爆措施有：

1）在炉膛设有蒸汽吹扫线，供点火前吹扫炉膛内可燃物；

2）在对流室管箱里设有消防灭火蒸汽线，一旦弯头漏油或起火时供掩护或灭火之用；

3）在炉用瓦斯线上设阻火器以防回火起爆；

4）在燃气的炉膛内设长明灯，以防因仪表等故障断气后再进气时引起爆炸； 5）在炉体上根据炉膛容积大小，设有数量不等的防爆门，供炉膛突然升压时泄压用，以免炉体爆坏。

189．湿空冷为什么有较强的生命力？ 湿空冷全名是增湿空气冷却器。它既是利用冷水在管外表面汽化蒸发取走油品热量，又靠水分把空气增湿，提高空气湿度。水的相变热远远大于温差传热。这样可以大大缓解夏季气温升高后油品冷却困难，其冷却能力甚至可使油温比大气温度低2~3℃。

191．如何判断冷换设备浮头盖（垫片）漏？还是小浮头漏？

冷换设备如果浮头盖（垫片）漏，轻微时冒烟、滴油，严重时漏油可成串，甚至着火。而小浮头（垫片）漏可从压力低的一侧油品变色判断。如果是冷却器，可从下水中带油确定。对于颜色相近的油品换热应采样分析判断。

192．为什么开工时冷换系统要先冷后热的开？停工时又要先热后冷的停？ 冷换系统的开工顺序，冷却器要先进冷水，换热器要先进冷油。这是由于先进热油会造成各部件热胀，后进冷介质会使各部件急剧收缩。这种温差应力可促使静密封点产生泄漏。故开工时不允许先进热油。反之，停工时要先停热油后停冷油，道理相同。

193．水冷却器是控制入口水量好还是出口好？

对油品冷却器而言，用冷却水入口阀控制弊多利少。控制入口可节省用水，但入口水量限死可引起冷却器内水流短路或流速减慢，造成上热下凉。采用出口控制能保证流速和换热效果。一般不宜使用入口控制。194．冷换设备在开工过程中为什么要热紧？

装置开工时，冷换设备的主体与附件用法兰、螺栓连接，垫片密封。由于它们之间材质不同，升温过程中，特别是超过200℃（热油区），各部分膨胀不均匀造成法兰面松弛，密封面压比下降。高温时，会造成材料的弹性模数下降、变形、机械强度下降，引起法兰产生局部过高的应力，产生塑性变形弹力消失。此时，压力对渗透材料影响极大，或使垫片沿法兰面移动，造成泄漏。热紧的目的就在于消除法兰的松弛，使密封面有足够的压比以保证静密封效果。195．为什么重质油（如渣油）冷却器反要用二次循环水？

重质油冷却器如用新鲜水（温度比循环水低），油品反而冷不下来，原因是重质油中有蜡质成分，急冷时形成蜡膜增加了热阻，影响传热效果。所以对这类油品生产上采用换过热的二次循环水。199．泵是怎样分类的？

泵的分类一般按泵作用于液体的原理分为叶片式和容积式两大类。叶片式泵是由泵内旋转的叶轮输送液体的，叶片式泵又因泵内叶片结构的不同分为离心泵、轴流泵和漩涡泵等。

容积式泵是利用泵的工作室容积的周期性变化输送液体的。分为往复式泵（活塞泵、柱塞泵、隔膜泵等）和转子泵（齿轮泵和螺杆泵等）。

泵也常按泵的用途而命名，如：水泵、油泵、氨泵、液态烃泵、泥浆泵、耐腐蚀泵、冷凝泵等。

213．离心泵有哪些主要性能参数？

离心泵的主要性能参数有流量、扬程、功率和效率四项。（1）什么是扬程？单位是什么？ 泵加给每公斤液体的能量称为扬程，或压头，亦即液体进泵前与出泵后的压力差，用符号He表示，其单位为所输送液体的液柱高度[米]，简写为[米]。

离心泵所产生的扬程可以从理论进行计算，此计算值称为理论压头，离心泵实际所产生的压头比理论值低，因为泵内有各种损失，由于理论扬程的计算比较繁琐，泵体内的各种损失不能精确计算，所以离心泵实际所产生的扬程通常都是实验测定的。

（2）什么是泵的流量？

泵的流量是指泵在单位时间内排出的液体体积，用符号Qe表示，其单位是[米3/时]。

（3）什么是泵的功率和效率？

单位时间内液体经泵之后，实际得到的功称为有效功率，用符号Ne表示。

或

He：泵的扬程[米]；

Qe、Qe′：输送温度下泵的流量[米3/时]、[米3/秒]；

ρ、γ：输送温度下液体的密度、比重； 102、367：单位换算常数。

泵从电动机得到的实际功率称为轴功率，泵有效功率比轴功率小，两者之比，称为泵的总功率。225．什么是汽蚀现象？

叶轮入口处的压力低于工作介质的饱和压力时，会引起一部分液体蒸发（即汽化）。蒸发后汽泡进入压力较高的区域时，受压突然凝结，于是四周的液体就向此处补充，造成水力冲击，这种现象称为汽蚀现象。这个连续的局部冲击负荷，会使材料的表面逐渐疲劳损坏，引起金属表面的剥蚀，进而出现大小蜂窝状蚀洞。汽蚀过程的不稳定，引起泵发生振动和噪音，同时由于汽蚀时汽泡堵塞叶轮槽道，所以此时流量、扬程均降低，效率下降。因此应防止发生汽蚀现象。

231．举例说明泵型号中字符代表什么意思？

（1）100YⅡ－60A:

100：泵吸入口公称直径：mm

Y：单吸离心油泵

Ⅱ：Ⅱ类材料，适用于-45℃~400℃

60：额定扬程，米 A：叶轮外径第一次切削（2）齿轮泵型号：

ch－4.5 ch：齿轮

4.5：在100转/分下的流量，单位为[升/分]

2CY－1.1/14.5－1

2：齿轮数 C：外啮和齿轮 Y：输送油

1.1：流量，米3/时

14.5：排出压力（表），公斤/厘米2 233．离心泵验收应注意些什么？主要指标是什么？

离心泵的验收应注意：

1）检修质量符合规程要求，检修记录齐全，准确。

2）润滑油，封油，冷却水系统不堵，不漏。

3）轴封渗漏符合要求。

4）盘车时无轻重不均的感觉，填料压盖不歪斜。

带负荷运转时应做到： 1）轴承温度符合指标要求； 2）轴承震动符合指标要求；

3）运转平稳，无杂音。封油，冷却水和润滑油系统工作正常，附属管路无滴漏。

4）电流不得超过额定值； 5）流量、压力平稳，达到铭牌出力或满足生产需要；

6）密封漏损不超过要求。

主要指标列于下：

项目 轴承温度

滑动轴承≤65℃，滚动轴承≤70℃；

轴承震动 n＝1500rpm时 Amax≤0.09mm

n＝3000rpm时 Amax≤0.06mm

；

密封漏损 机械密封：轻质油≯10滴/分，重油≯5滴/分 软填料密封：轻质油≯20滴/分，重油≯10滴/分；

电流 不超过额定值；

流量、压力 达到铭牌要求，或满足生产需要。234．离心泵的启动步骤是怎样的？应注意什么问题？

1）启动前的准备

①认真检查泵的入口管线，阀门，法兰，压力表接头是否安装齐全、符合要求，冷却水是否畅通，底脚螺栓及其他连接部分有无松动。

②向轴承箱加入润滑油（或润滑脂），油面处于轴承箱液面计的三分之二。③盘车检查转子是否轻松灵活，检查泵体内是否有金属碰击声或摩擦声。

④装好靠背轮防护罩，严禁护罩和靠背轮接触。

⑤清理泵体机座，搞好卫生工作。

⑥开启入口阀，使液体充满泵体，打开放空阀，将空气赶净后关闭，若是热油泵，则不允许放空阀赶空气，防止热油窜出自燃。（如有专门放空管线及油罐可以向

放空管线赶空气和冷油）。

⑦热油泵在启动前，要缓慢预热，特别在冬天应使泵体与管道同时预热使泵体与

输送介质的温度差在50℃以下。⑧封油引入油泵前必须充分脱水。

2）离心泵的启动

①泵入口阀全开，出口阀全关，启动电机全面检查机泵的运转情况。②当泵出口压力高于操作压力时逐步开出口阀门，控制泵的流量、压力。③检查电机电流是否在额定值以内。如泵在额定流量运转而电机超负荷时，应停

泵检查。

④热油泵正常时，应打入封油。

3）另外还应注意

①离心泵在任何情况下都不允许无液体空转，以免零件损坏。②热油离心泵，一定要预热，以免冷热温差太大，造成事故。

③离心泵启动后，在出口阀未开的情况下，不允许长时间运行（小于1~2分钟）。④在正常情况下，离心泵不允许用入口阀来调节流量，以免抽空，而应用出口阀

来调节。

235．离心泵如何切换和运转？ 离心泵切换时，应做到：

1．备用泵启动之前应做好全面检查及启动前的准备工作。热油泵应处于完全预

热状态。

2．开泵入口阀，使泵体内充满介质并用放空排净空气。

3．启动电机，然后检查各部的振动情况和轴承的温度，确认正常，电流稳定，泵体压力高于正常操作压力，逐步将出口阀门开大，同时相应将正泵阀门关小直至关死并停泵。如热油泵应做好预热工作。

离心泵停运时，应注意：

1．先把泵出口阀关闭，再停泵，防止泵倒转，倒转对泵有危害，使泵体温度很

快上升，造成某些零件松动。

2．停泵注意轴的减速情况，如时间过短，要检查泵内是否有磨、卡等现象。3．如是热油泵，再停冲洗油或封油，打开进出口管线平衡阀或连通阀，防止进

出口管线冻凝。

4．如该泵要修理，就必须蒸汽扫线，拆泵前要注意泵体压力，如有压力，可能

进出口阀关不严。

239．热油泵为何要预热？怎样预热？

泵如不预热，泵体内冷油或冷凝水，与温度高达200℃~350℃的热油混合，就会

发生汽化，引起该泵的抽空。

热油进入泵体后，泵体各部位不均匀受热发生不均匀膨胀，引起泄漏、裂缝等。

还会引起轴拱腰现象，产生振动。

热油泵输送介质的粘度大，在常温和低温下流动性差，甚至会凝固，造成泵不能

启动或启动时间过长，引起跳闸。

预热步骤：

1）先用蒸汽将泵内存油或存水吹扫尽。

2）开出口阀门将热油引进泵内，通过放空不断排出，并不断盘车，泵发烫后关

闭出口阀。

3）缓慢开进口阀（此时最易抽空），不断盘车通过放空不断排出。

4）逐渐开启出口阀，进出口循环流通。

为什么不能用冷油泵打热油？

1）冷、热油泵零件的材质不一样，如冷油泵的泵体、叶轮及其密封环都是铸铁，而热油泵的泵体、叶轮都是铸钢的，泵体密封是40Cr合金钢，通常铸铁不能在高温下工作。

2）冷油泵工作温差小，热膨胀小，零件之间间隙小（如叶轮进出口间的口环密封间隙），热油泵的间隙大，如用冷油泵打热油，叶轮和泵壳间易产生磨损甚至

胀死。

3）冷油泵通常没有封油和冲洗油，如在高温下工作机械密封的零部件都在高温

下工作，磨损很快，甚至胀死。

240．泵盘车不动的原因有哪些？如何处理？ 1．若因油品凝固盘不动车，则应吹扫预热；

2．若因长期不盘车而卡死，则应加强盘车（预热泵）；

3．当泵的部件损坏或卡住时，则应检修； 4．若是轴弯曲严重，则应检修更换。243．什么是润滑油的五定及三级过滤？

为减少机动设备的摩擦阻力，减少零件的磨损，降低动力消耗，延长设备寿命的目的，必须做到：

五定： 定质：依据机泵设备、型号、性能、输送介质、负荷大小、转速高低及润滑油、酯性能不同，根据季节不同选用不同种类的润滑油、酯牌号。

定量：依据设备型号，负荷大小，转速高低，工作条件和计算结果，和实际使用

油量多少，确定设备所需润滑油量。

定点：保证机动设备，每个活动部分及摩擦点，达到充分润滑。

定时：根据润滑油、酯性能与设备工作条件，负荷大小及使用要求，定时对设备

输入一定润滑剂。

定人：油库、加油站，及每台设备由专人负责发放、保管、定时、定量加油。三级过滤指：油桶放油过滤；小油罐或小油桶放油过滤，注油器加油过滤。

三级过滤网应符合如下规定：

油品种类

过滤网目数

一级

齿轮油，汽缸油及粘度相近的油品 压缩机油，机械油，车用油及粘度相近的油品

冷冻机油及粘度相近的油品

透平油，液力传动油及其粘度相近的油品

150

200

274．汽包的作用是什么？ 汽包一般为一卧式压力容器，内部设有进汽挡板，水下孔板、破沫网和排污装置，是蒸汽发生器中重要设备。其作用是：（1）

汽包与下降管、上升管连接组成水循环系统，并不断接受给水和送出饱和蒸汽，是加热、蒸发、过热三个过程的连接枢纽。（2）

汽包中存有一定水量，有一定的蓄热能力，当工艺热流负荷波动时，可减缓汽压变化速度。（3）

汽包中装有汽水分离装置，用以保证蒸汽质量。（4）

汽包装有压力表、水位计、安全阀，用以控制蒸汽压力，监视水位，保证水循环

120

40

60

100

二级

三级 正常运行。

281．为什么蒸汽发生器操作中必须严格控制汽包液位？影响汽包液面的因素有哪些？

汽包中的液面位置是经过严谨设计确定，考虑了正常操作和安全需要，并有压力控制、液位调节、液位指示等自动控制加以保证。水位过低使水下孔板失去作用，汽水混合物冲溅，下降管带汽，致使水循环障碍。当严重缺水时，如处理不当，仓促加水会因骤冷产生温度应力造成破坏事故，或因大量水汽化，使压力过高产生事故。水位过高，则因蒸发空间过小，导致蒸汽带水，严重时，造成管道水击。因此，蒸汽发生器操作中必须严格控制好汽包液面，才能保证蒸汽发生器安全正常运行，保证蒸汽品质。

一般引起水位波动的因素有：（1）蒸汽管网压力波动；（2）给水管压力波动；

（3）热流温度或流量变化；（4）炉水含盐浓度过高；

（5）换热器泄漏，引起工艺操作波动；（6）液位计失灵，造成假水位。293．如何进行工艺防腐？（1）脱盐

对原油进行脱盐，是一项根本的防腐措施，原油中含盐量与设备的腐蚀率成正比。原油中含盐是造成腐蚀的根本原因。为了防止设备及管线的腐蚀，首先必须从原油中脱除其所含的盐类。为更好的进行脱盐，国外对进炼油厂的原油作了一定的限制，美国西欧规定≯50mg/l，日本从中东进口的原油规定10~24 mg/l，俄罗斯规定40mg/l。（2）注氨

在分馏塔顶馏出线上注氨，是低温部位防腐的有效措施，注氨中和HCl、H2S，调整冷暖冷却系统的pH值，注氨与缓蚀剂配合，发挥缓蚀剂的作用。氨的注入量应保证中和全部HCl和20~30%的H2S，控制塔顶冷凝水pH值为6~7，注入位置在塔顶馏出线上，注在缓蚀剂之前。（3）注缓蚀剂

缓蚀剂在其分子内带有极性基因，能吸附在金属表面上形成保护膜，使腐蚀介质不能与金属表面接触，因此具有保护作用。pH值低（<2~3），温度高（>230℃）会使缓蚀剂失效，因此要求在注缓蚀剂前先注氨，控制其pH值，在塔顶低温部位使用，流体线速过高也会防碍保护膜的形成。缓蚀剂的注入量一般在10~20ppm。（4）注水

注水可以使露点前移，保护设备，还由于注氨生成NH4Cl。

NH3＋HCl＝NH4Cl NH4Cl为固相沉积在塔顶冷凝冷却设备中，造成积垢堵塞，注水可以溶解洗涤

NH4Cl。

在脱盐后原油中注碱（注入氢氧化钠或碳酸钠的水溶液）也是工艺防腐的措施之一，它的作用是把原油中残存的氯化镁和氯化钙转化为不易水解的氯化钠，从而减少HCl的生成量；并中和水解后生成的HCl和原油中的H2S和环烷酸以减轻腐蚀。但是，对于向重油催化等装置提供原料的蒸馏装置，由于后继装置对原料的Na+含量有特殊的要求（例如重油催化裂化原料的Na+含量通常不大于1ppm），故不采用注碱。

295．怎样判断电流升高是电器问题，还是油品问题所造成？

电脱盐电流升高是操作中常遇到的，原因有两种。一种是油品性质方面的因素造成，一种是电器问题造成，区分两者是处理的关键。出现电流升高现象后，首先看是一相升高还是三相同时升高，如果操作条件未发生变化，其中一相升高，说明电器或某电极板有问题。有时当操作条件未发生变化，会出现三相电流均升高的现象，有可能是原油性质变化造成，但有时操作条件未发生变化，也会出现三相电流升高，伴随其中一相上升较高，此时就要酌情判断。如果由于原油导电率上升，使电流上升，其中一相上升略高，可以改变操作条件来解决。如果在三相电流均升高的同时，一相上升特别高，甚至跳闸，可能某一相电极或电器有问

题，重点检查电器方面的问题。

297．电脱盐罐变压器跳闸的原因有哪些？跳闸后应采取哪些有效措施？ 跳闸原因是因原油乳化和含水高造成导电能力加强，电流增至一定程度而造成跳

闸。具体讲：

（1）脱盐罐油水界面过高，造成原油带水；（2）混合强度大，原油乳化严重，造成原油带水；（3）原油较重，油水难以分离，造成原油带水；（4）原油注水量突然升高，水量过大，造成原油带水；

（5）脱盐罐电器设备有故障。

处理措施：跳闸后首先要看界面、电流、温度等，判断出是什么原因，然后再采

取相应的措施，争取尽快送上电。

若是界面超高，先开切水付线，切水至争正常位置后脱盐罐送电，然后再查造成界面超高的原因，联系解决。

若界面正常，电流在跳闸前很高，当脱盐温度较高时，则应停掉注水，调低脱盐温度提高破乳剂注量；或降低原油处理量，以增加沉降时间，降低乳化油含水量，或减少混合强度。

若原油带水或注水量突然升高则应停止注水，脱盐罐加强切水，保证界面正常，才能使脱盐罐送上电。

若原油乳化严重送电困难，应降量，切除电脱盐罐，静置沉降，闭路送电正常后

方可慢慢地把脱盐罐投入系统。

若最后判断是罐内电器问题，根据性质再作相应处理（如停电、水冲、蒸罐，或

进入检查等）。

298．脱盐罐切水带油的原因有哪些？

脱盐罐切水带油一般是因为水面过低造成。在加工重质原油时，往往会出现罐底乳化层，水位无法控制，甚至油水界面建立不起来。此中情况下，水界面一建立，必将乳化层逼入电场，使脱盐罐无法正常工作。水位建立不起来或油水界面极低，油水不分离或分离不好，就造成原油切水带油。如果切水控制阀或界面计失灵，使罐底实际界面过低，也会造成切水带油。

加工较重质原油，脱盐温度偏低，也会造成油水分离不好，油水界面不清，水位

无法控制。混合强度过高，造成机械乳化，脱水困难而造成切水带油。

原油加工量过高，沉降分层时间不够，使油水界面不清，造成切水带油。

300．脱盐罐使用时，应注意什么事项？ 为了使脱盐罐能够正常运行，应注意以下事项：（1）脱盐温度要控制在指标内，以使脱盐效果最佳；

（2）脱盐罐压力要控制适宜，一般不宜低于0.5MPa，否则原油将会汽化，脱盐罐不能正常运行。但也不能太高，否则脱盐罐安全阀就会跳开；

（3）原油注水量调节时变化不能太大，否则会造成脱盐罐压力波动和电流变化，对于低阻抗变压器，甚至会跳闸；

（4）油水混合阀混合强度不能太大，否则会造成原油乳化致使脱盐效果下降，且使脱盐罐电流上升，对于低阻抗变压器，甚至会跳闸；

（5）控制好油水界面，不但要保证自动切水仪表好用，并经常从采样口处观察校对液面计是否正确，有问题及时处理。

（6）正常运行中，还要注意变压器油颜色变化，发现变黑，应及时更新。

301．脱盐罐怎样进行在线冲洗？ 脱盐罐水冲洗的目的有二：

（1）清除罐底沉积物，以防沉积物太多而堵塞切水分布管；

（2）便于停工检修的清扫。

脱盐罐水冲洗应定期进行，最好每周一次，一般每次冲洗5～10分钟，待罐底切水由浑浊变较清为止。水冲洗量要适宜，水量太大可能造成乳化层上升，使电极电流上升；水量太小，则达不到冲洗效果。

303．常顶冷凝器出“黑水”是什么原因？如何防止？

常顶冷凝水发黑是由于内含许多铁的硫化物微粒所造成的。为了中和油气中的氯化氢在塔顶采用注氨工艺，以消除氯化氢溶于水形成高浓度酸的强烈腐蚀，为此要求pH值尽量控制平稳。当pH值波动较大时出现“黑水”，在对冷凝水监测时

发现Fe2+浓度很高。

防止办法是稳定塔顶冷凝水的pH值，使之为中性。

304．注缓蚀剂有什么作用？

采取了脱盐、注碱、注氨、注水措施后，塔顶系统腐蚀基本被控制，但还需注缓蚀剂作补充保护，更有效地控制HCl－H2S－H2O介质腐蚀。

采取上述措施后也不能将全部HCl在水冷凝前全部中和，况且还有H2S存在，所以在冷凝区仍有局部酸腐蚀。同时由于氯化铵溶液存在，氯离子会破坏金属表面保护膜，加重腐蚀。当注入缓蚀剂后，由于缓蚀剂具有表面活性，吸附于金属表面形成一层抗水性保护膜，遮蔽金属同腐蚀介质地接触，使金属免受腐蚀。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，因而

为清洗带来了方便。

使用缓蚀剂要注意控制好塔顶冷凝水的pH值，缓蚀剂的用量要充足。

305．注氨有什么作用？

原油经脱盐、注碱后，显著降低了氯化氢的生成量，当残留的氯化氢（约5~10%）仍会造成冷凝区较为严重的腐蚀，因此需在塔顶挥发线注氨，以中和水冷凝之前的氯化氢。

NH4OH＋HCl?NH4Cl＋H2O 同时，注氨增加了硫化氢的溶解度，促使金属表面较快地生成硫化亚铁保护膜，进一步降低了腐蚀。

注氨对塔顶冷凝水pH值起到了调节作用，pH值对缓蚀剂地使用效果影响很大。注氨地缺点是生成氯化铵，它在350℃以下是固体状态，而H2S存在时，会引起

垢下腐蚀。

317．装置具备发生器哪些条件才能进行开工？

装置具备以下条件才能进入开工阶段：

（1）装置检修完毕，所属设备、管线、仪表等经检查符合质量要求；（2）法兰、垫片、螺帽、丝堵、人孔、温度计套管、热电偶套管等按要求全部

上好把紧；

（3）做好装置开工方案、工艺卡片的会签审批工作；

（4）对装置全体人员进行了装置改造和检修项目的详细交底，并组织全体人员

学习讨论开工方案；

（5）装置安全设施灵活好用，卫生状况符合开工要求。

318．装置进油前的条件是什么？ 装置达到以下条件才能进油：

（1）

装置所属设备、管线贯通、试压结束，发现的问题全部处理完毕；

（2）

所堵盲板全部拆除，对应法兰全部换垫并把紧；

（3）

准备足量的润滑油及各种化工原材料，并配制待用；

（4）

联系好足量的封油及减顶回流油，并切好水；

（5）

水、电、汽、燃料、仪表用风均已引入装置，并确定电机转向是否正确；

（6）

改好所有流程，并分别经操作人员、班长、车间三级大检查确认无问题；

（7）

联系生产调度了解原油、各产品用罐安排，联系质量检验部门了解原油分析。

319．进油前为什么要进行贯通试压以及注意事项？

贯通试压的目的主要有两点：第一是检查流程是否畅通；第二是试漏及扫除管线

内脏物。

贯通试压应按操作规程进行。对重点设备或检修过的设备、管线，试压时要详细检查，尤其是接头、焊缝、法兰、阀门等易出问题的部位。对于低温相变，高温重油易腐蚀部位，要重点检查，确定没有泄漏时试压才算合格。

贯通试压应注意：

（1）对于检修中更换的设备、工艺管线贯通试压前必须进行水冲洗。水冲洗时机泵入口需加过滤网，控制阀要拆法兰，防止脏物进入机泵、控制阀。

（2）贯通试压时控制阀应改走副线。（3）炉管贯通时应一路路分段贯通。

（4）对于塔、容器有试压指标要求的设备，试压时人不能离开压力表，密切注意压力上升情况，防止超压损坏设备。（5）试压时要放尽正确中冷凝水，防止产生水击，水击严重时能损坏设备、管

线。

320．如何合理利用蒸汽进行分段试压？

为了充分利用蒸汽和节约蒸汽。试压时一般先试压力低的管线、设备，后试压力高的管线、设备。在试塔、容器之前，可先试与塔、容器相连的管线，待这些管线试压完毕后，可将管线内蒸汽排入塔、容器进行试压。通过这样分段试压可充

分利用蒸汽。

321．减压塔试抽真空时真空度上不去如何处理？

减压塔试抽真空时，真空度抽不上去的原因比较多，首先应检查蒸汽压力是否偏低，冷却水压力是否偏低，使用循环水的装置水压差是否偏小，冷却系统流程是否正常，大气腿水封是否建立，塔顶挥发线上注氨、注缓蚀剂、注碱性水阀门是否关闭，大气腿是否畅通，以上这些如均正常，可再检查第三级冷凝冷却器不凝气出口是否正压，如正压则放空线不通。经过以上检查如再未发现问题，那么以下情况还会影响真空度，导致真空度上不去：（1）抽真空系统出现了试压时未能发现的漏点；

（2）抽空器本身故障；

如抽真空系统出现泄漏点，则可重新试压仔细查找泄漏点。

抽空器本身故障常见的有：喷嘴是否有堵的现象；喷嘴口径是否符合设计要求；喷嘴安装是否对准中心，若安装偏心真空度也抽不上去。

322．开工的主要步骤？

开工的主要步骤有以下五个方面：

（1）装油冷循环阶段

这个阶段的主要工作：装置装油顶水并在各塔底低点放空切水；控制好各塔底液面并联系罐区了解装置装油量；加热炉各分支进料要调均匀，向装置外退油顶水至含水<3%建立装置内冷循环；投用冷油循环流程中各仪表；加热炉点火。

（2）恒温脱水阶段

主要工作有：平衡好各塔底液面；按40℃/时速度升温到110～130℃；将过热蒸汽引进加热炉并放空；切换各塔底备用泵；视情况投用电脱盐系统；注意各塔顶油水分离器排水情况，防止跑油；调整好渣油冷却器冷却水，保证渣油冷后温度≯90℃。渣油含水＜0.5%时可继续升温。

（3）恒温热紧阶段

主要工作有：控制好各塔底液面；按50℃/时速度升温到250℃；恒温检查各主要设备、管线；将高温部位的法兰、螺栓进行热紧；各塔顶开始打回流；减压塔

建立回流循环。（4）开侧线阶段

主要工作有：常压按40℃/时速度升温到300℃以上；逐步自上而下开常压侧线、中段回流；常压塔底开汽提、关闭过热蒸汽放空；切换原油；减压炉按50℃/时升温到360℃时减压塔抽真空；逐步开启减压侧线；投用所有仪表。

（5）调整操作阶段

主要工作有：常压、减压侧线正常后，投用注氨注缓蚀剂等工艺防腐设备；按生产要求提处理量；按工艺卡片及生产方案调整操作，投用电精制系统及其它附属

设施。

323．装油冷循环过程中应注意什么问题？

装油冷循环过程中应认真执行操作规程，装油速度应严格控制，除此而外，必须

注意以下问题：

（1）进油前联系生产调度及有关单位转好退油流程和退油罐，并吹扫贯通。（2）进油过程中可根据各装置实际情况在各低点放空进行排水，尽量将设备内存水脱除以免将大量水退至退油罐。但是必须特别注意各低点放空水见油时要立

即将该放空阀门关闭防止跑油。

（3）减压炉进油后加热炉可先点1～2只火嘴，炉出口温度≯80℃。加热炉点火

应按加热炉操作规程进行。

（4）渣油采样口见油后开始采样分析含水量，每隔20～30分钟采样分析一次，含水量＜3％（有的控制含水量＜1%）即可改装置内冷循环。

（5）改装置内冷循环后要及时将退油线吹扫好，并用蒸汽暖线为切换原油做准

备。

（6）冷循环中应联系仪表将有关仪表投用，并根据冷循环时仪表指示与正常生产仪表指示的误差来判断仪表使用情况。

（7）冷循环中要将各加热炉分支进料调均匀，不得有短路，如有短路必须将其

顶通。

（8）联系有关单位了解装油量，是否与装置实际允许装油量相符。

（9）冷循环中如果塔底泵发生故障，要立即降低原油量，控制好各塔底液位，防止塔底液面装高。如要停止循环，停泵顺序是先停原油泵、初馏塔底泵、常压塔底泵、最后停渣油泵。如要重新启动机泵顺序与前相反。

（10）冷循环中可根据情况尽早将电脱盐系统投用，使其充分发挥脱水作用。（11）投用电脱盐系统时，（有原油接力泵的装置）要先将原油接力泵开启，打开接力泵出口阀门，视接力泵入口压力控制原油泵出口阀门，然后将电脱盐系统

缓慢地并入流程。

324．开工恒温脱水的目的是什么？如何判断水份已经脱尽？

冷循环结束后，原油中还含有较多的水份，另外设备内存水也不可能全部排尽。如果不将这些水除去就升温开侧线，必然会使水份在塔内（首先是常压塔）大量汽化，塔压急剧上升，塔顶油水分离器水量猛增，塔底泵抽空，严重时会冲坏塔盘，使装置无法继续开工。因此恒温脱水是开工时一个必不可少的步骤。通常采用：“一听”、“二看”、“三观察”的方法来判断水份是否脱尽。一听，就是听塔内有无声音，有则说明水尚未脱尽，反之，水份基本脱尽。二看，就是看塔顶油水分离器有无水放出，有则说明水尚未脱尽。反之，说明水份基本脱尽。看塔底泵上量情况，上量好说明水基本脱尽。

三观察，就是观察进料温度和塔底温度的温度差，温差小或者还接近一常数者，说明水基本脱尽。反之，水份没有脱尽。

另外可以用分析渣油含水量来确定脱水是否脱尽。325．开工过程中各塔底泵为什么要切换？何时切换？

开工过程中虽然对各塔底备用泵用预热方法进行顶水和赶空气，但是用预热方法顶水赶空气往往不能将水、空气全部带走。因此必须切换备用泵，使其存水随备

用泵的运转而自行带走。

当常压炉出口温度在90℃时，各塔底备用泵切换一次。

恒温脱水阶段后期，各塔底备用泵要切换一次。

250℃恒温热紧时，须再次切换备用泵。

以上各阶段切换备用泵时，必须特别注意双进双出的备用泵，一定要将所有进出口相互置换，确保存水空气全部带走，还可以让两台泵同时运转一段时间。切换

后的机泵要进行预热。326．为什么要进行恒温热紧？

装置检修中所有的法兰、螺栓等都是在常温常压下紧好的。由于各种材料的热膨胀系数不同，温度升高以后，高温部位的密封面有可能发生泄漏。因此，在升温开侧线以前，必须对设备、管线进行详细检查，高温部位须进行热紧。恒温热紧的温度通常在常压炉出口温度250℃，时间1～2小时。当常压炉出口温度升至300℃时，须再次恒温一小时，以进一步考验设备。经过详细检查无问题，常压

炉可继续升温，进入开侧线阶段。

327．开侧线时，侧线泵为什么容易抽空？如何处理？

（1）开侧线前没有将泵入口管线内存水放尽，遇到高温油品汽化引起泵抽空。

（2）脱水阶段塔板上的部分冷凝水进入泵缸，遇高温油品汽化引起泵抽空。出现以上两种情况，只要将该侧线泵入口低点放空阀打开，排除存水和汽体，该泵一般就能上量。若仍不上量可反复开关该侧线泵出口阀门，使没有排尽的汽体经过反复憋压而迅速带走，直至侧线泵正常上量。

（3）塔内该侧线塔板受槽液尚未来油或来油量不足，也会使泵抽空，此时要调整好塔内各中段回流比例，待侧线来油后再开并控制好侧线抽出量。

328．开常压侧线时要注意哪些问题？

开常压侧线的关键是常压炉出口温度，只要炉出口温度按开工方案要求提上去并控制好，常压侧线就比较容易开好。反之，如果炉出口温度迟迟提不上去，或者提上去了但波动很大，那么常压侧线就很难开好。

常压侧线泵启动前应在泵入口低点放空阀处，再次排除泵入口线、泵缸内存水和

空气，保证泵启动后能上量正常。

开常压侧线后要及时切换原油，切换原油要缓慢保证原油泵不抽空。有些装置是

先切换原油再开常压侧线。

切换原油后，视减压塔底液面情况适当提原油量，并且尽可能多拔常压塔最下层

侧线量以保证减压系统顺利开工。

329．开减压部分时常遇到的问题及如何处理？

（1）真空度抽不上去。此时首先根据渣油出装置情况严格控制好原油量，确保减压塔底液面不高且平稳正常。其次要稳定好常压部分的操作，特别注意常压塔最下层侧线拔出量，不能拔的太轻。再就是要控制好减顶温度，一般控制在90～110℃为宜，并且尽可能将各中段回流都打一些，这样对真空度有好处。若真空度仍上不去，则要考虑减压塔顶抽真空系统是否有泄漏或抽空器本身的故障、水封情况、放空是否畅通，还要检查冷却水压力，冷却水量是否正常等。（2）减压塔顶温猛然上升。这是开启抽空器太快所致。因此开启抽空器一定要缓慢，并且在开减压部分前就必须先将减压塔顶回流建立起来。

（3）减顶产品输出困难：减压塔顶产品泵在事先试好，防止减顶温度超指标后，减顶产品不能及时打出去。

（4）减压侧线泵不易上量，处理方法同常压侧线泵抽空的处理方法。（见327

题）

330．如何启用蒸汽发生器系统？

改蒸汽发生器的流程一般和改侧线流程同步进行。投用步骤如下：

（1）在恒温热紧阶段时，按正常发汽流程给上软化水、除氧水，并在各发汽换热器排污处排放，发汽汽包液位投自动控制。其目的①冲洗发汽系统脏物；②考验发汽汽包液位自动控制情况。此时蒸汽发生器不得并网。（2）随着侧线的开启，产生的蒸汽先在发汽汽包放空阀放空，待各侧线开正常后再将蒸汽发生器系统并网，并网时要缓慢，并要先开并网阀门，后关放空阀门，防止憋压安全阀启跳。

（3）0.3MPa蒸汽发生器发生的蒸汽可在炉出口过热蒸汽放空处放空，待常压塔底汽提开启后关闭放空，关闭放空时必须密切注意0.3MPa蒸汽压力，及时关小补汽阀门，保持压力平衡，防止过热蒸汽压力波动。

（4）1.0MPa蒸汽发生器发汽正常后，逐步关闭装置外补汽阀门，视蒸汽压力的情况投用压力控制系统。

（5）无论是1.0MPa蒸汽发生器还是0.3MPa蒸汽发生器并网前均要将连通阀门

前后管内的冷凝水放尽防止水击。331．为什么要进行周期性的停工检修？

装置开工一定时间后，工艺管线、各种设备都存在腐蚀减薄、结垢、疲劳损坏等，不能适应生产需要。如某些高温管线、塔壁因腐蚀而减薄，严重的可能穿孔引起事故。换热器作用一定时间后会结垢，影响传热效果，严重时压力降增大。塔内各种附属设备会因腐蚀、冲刷而损坏，等等。以上这些在正常开工时是无法进行更换清洗的。另外装置也要进行技术改造。因此只有将装置停下来才能完成以上更新、清洗、改造等任务，停工检修的周期视实际情况而定，一般1～3年停工

检修一次。

332．装置停工前要做哪些准备工作？

装置停工前需做好以下工作：

（1）编制好大修计划，制定好停工方案，准备好检修所需设备、材料和必要的工具、阀门扳手等。

（2）联系有关单位落实停工时间，并了解各种油品退油进罐情况，扫线退油流

程及扫线罐安排。

（3）留够至停工前所需各种化工原材料。

（4）联系锅炉、仪表、计量、电气、油品等单位做好停工各项准备工作。

（5）提前8小时甩电脱盐罐并退油。停止热出料，并及时扫线。

（6）提前四小时甩四注系统。

（7）停工前须将各种特种油品转入普通油品罐。重整料转入汽油。三顶低压瓦

斯改放空。

（8）清理好地沟，准备砂子和黄土（封地漏用）。（9）全员练兵，进行考试，合格者方可进入岗位。333．装置正常停工分几大步骤及注意事项？

装置正常停工分四大步骤：

（1）原油降量

原油降量应缓慢，保持平稳操作，各工艺指标不得偏离，并要保证产品质量。

（2）降温停侧线

降温停侧线是装置停工过程的关键，必须认真执行操作规程，特别注意减压塔恢复常压时，抽真空末级尾气放空必须关闭，防止倒气引起事故。

（3）退油

退油时应及时调节渣油冷却器冷却水，保证渣油冷后温度在指标范围内，防止进罐渣油冷后温度过高。并注意各塔底液面，没有液面及时停止塔底泵，防止机泵

抽空损坏。

（4）扫线蒸塔（罐）洗塔（罐）蒸塔给汽要缓慢以免吹翻塔盘，防止超压。

洗塔时，要塔上部缓慢给汽使洗塔水温在65～80℃为宜。

334．停工过程中加热炉何时熄灭及注意事项？

停工过程中当常压炉出口温度降至250℃，减压炉出口温度降至300℃时，加热炉开始熄火。装置可根据情况留一个瓦斯嘴不熄火，以保持炉膛温度，方便炉管

扫线。

熄火的火嘴要及时扫线，加热炉全部熄灭后，要及时扫燃料油线。

加热炉熄火后根据炉膛温度下降情况，关小烟道挡板、一二次风门，并向炉膛吹汽进行闷炉，以溶解炉管外壁上的结盐。特别注意凡是用陶纤衬里的加热炉绝不允许闷炉，因为陶纤吸水性能特别强，大量吹汽会损坏陶纤衬里。

335．停工扫线的原则及注意事项？

（1）停工前要做好扫线的组织工作，条条管线落实到人头。（2）做好扫线联系工作，严防串线、伤人或出设备事故。

（3）扫线时要统一指挥，确保重质油管线有足够的蒸汽压力，保证扫线效果。

（4）扫线给汽前一定要放尽蒸汽冷凝水，并缓慢地给汽，防止水击。（5）扫线步骤是先重质油品、易凝油品，后轻质油品、不易凝油品。

（6）扫线时必须憋压，重质油品要反复憋压，这样才能达到较好的扫线效果。

（7）扫线前必须将所有计量表甩掉改走副线，蒸汽不能通过计量表。（8）扫线时所有的连通线、正副线、备用线、盲肠等管线、控制阀都要扫尽，不允许留有死角。

（9）扫线过程中绝不允许在各低点放空排放油蒸汽，各低点放空只能作为检查

扫线情况并要及时关闭。

（10）扫线完毕要及时关闭扫线阀门，并要放尽设备、管线内蒸汽、冷凝水。（11）停工扫线要做好记录。给汽点，给汽停汽时间和操作员姓名等，均要做好

详细记录，落实责任。

336．汽油线扫线前为什么要用水顶？

汽油线扫线前先用水顶是出于安全方面考虑。如果用蒸汽直接扫汽油线那么汽油遇到高温蒸汽会迅速汽化，大量油气高速通过管线进入储罐，在这个过程中极易产生静电，这是很危险的。如果扫线前先用水顶，那么管线内绝大部分汽油就会被水顶走，然后再扫线就比较安全了。

337．蒸塔的目的及注意事项？

装置停工后，各侧线虽然已向装置外扫过线。但是各中段回流、塔进料线等全部是向塔内扫线的，这些残油均进入塔内。加之塔盘上还存有很多油、塔顶挥发线及塔内还存有很多油气，这些残油、油气若不处理干净，空气进入后将形成爆炸气体，就不能确保安全检修。为此，通常采用蒸塔的方法来处理塔内油品、油气，并通过蒸塔进一步为洗塔创造条件。

蒸塔时注意以下问题：

（1）塔顶流程必须按正常生产时的流程进行，不得遗漏任何冷凝冷却器。

（2）打开塔顶油水分离器人孔排气，并将排水副线阀全部打开。

（3）所有侧线抽出阀及汽提塔抽出阀均要关闭，防止蒸汽串入侧线。但主塔与

汽提塔相连的阀门要打开。

（4）与主塔相连的各汽提塔均要按流程一道蒸塔，并将汽提塔底放空打开。

（5）塔底液面计放空阀也应打开。

（6）必须保证一定的蒸汽量和足够的吹汽时间。介质不同蒸塔时间不同，按安

全规范规定。

（7）蒸塔时给蒸汽一般以塔底汽、进料汽为主，中段回流处给汽为辅。

338．停工后水洗的目的是什么？

（1）通过水洗进一步清除塔内和换热器内残油、粘油，便于检修。

（2）由于长周期的运转，在原油换热器的管束或加热炉炉管内壁都结有盐垢及杂质，严重影响传热效果，因此在检修前，用热水清洗这些盐垢及杂质，以提高

换热效果。

水洗流程是从原油泵起到渣油冷却器止的循环流程。水温80～90℃，水洗时间

不小于10小时。

339．在什么状况下装置需要紧急停工？

1．本装置发生重大事故，经努力处理，仍不能消除，并继续扩大或其它有关装置发生火灾、爆炸事故，严重威胁本装置安全运行，应紧急停工。

2．加热炉炉管烧穿，分馏塔严重漏油着火或其它冷换、机泵设备发生爆炸或火

灾事故，应紧急停工。

3．主要机泵、原油泵、塔底泵发生故障，无法修复，备用泵又不能启动，可紧

急停工。

4．长时间停原料、停电、停汽、停水不能恢复，可紧急停工处理。

340．紧急停工的主要处理原则是什么？

主要处理原则为：

（1）通知消防队，汇报调度。

（2）加热炉立即熄火，并向炉膛吹入适量蒸汽。关小烟道挡板及一、二次风门，尽量保持炉膛温度不要下降很快。

（3）立即停原油泵、各塔底泵及各侧线泵，最后停封油泵和各塔顶回流泵。若

是停电要关闭所有机泵出口阀门。

（4）切断与事故设备有联系的阀门。若是发生着火，要查明着火部位，关闭与着火有关的管线、设备所连接的所有阀门，切断火源。

（5）关闭所有汽提蒸汽，过热蒸汽改放空。减压塔破坏抽真空恢复常压，恢复常压时末级抽真空器放空阀要关闭，严防空气导入减压塔。

（6）特种油品应转入油罐。

（7）若一时不能恢复开工生产，燃料油、重质油品要联系扫线。

（8）设备内存油赶紧退走。

（9）尽量维护局部循环，其他事宜按正常停工处理，防止超压超温。

（10）处理问题应积极、主动、及时、果断。

341．装置停工后下水道、阴井为什么要处理？如何处理？

装置停工后下水道、阴井，存有大量污油、可燃气体。若不将其处理干净，检修中遇有火种将发生爆炸或火灾，并有可能危及全厂下水系统。因此处理干净下水

道、阴井是保证安全检修的关键。一般采用以下方法进行处理：

（1）

组织人员将下水道、阴井的污油用热水冲洗赶尽。

（2）

用消防蒸汽向各个阴井吹汽以赶走可燃气体。

（3）

用海草席、石棉布或沙黄泥将所有阴井盖好并密封。

342．原油带水如何处理？ 原油带水的原因有：

1．原油罐未切水或水未切尽，含水过大。2．注水量过多或电脱盐罐水位过高引起跳闸。

现象：

（1）电脱盐罐跳闸，警铃响，脱盐电流指示为零。

（2）初馏塔顶压力上升，塔顶油水分离器液位升高，排水量增大。（3）换热器原油压力增大，原油量下降，原油换后温度下降。（4）塔顶回流量增加，塔顶、侧线因雾沫夹带干点变高。

（5）严重带水时，使换热器憋压而泄漏，初馏塔顶安全阀跳闸，造成初馏塔冲

油，塔底泵抽空等。

处理：

（1）如果是原油带水严重，要联系切换原油罐，原油停止注水，将脱盐罐的水位放到最低，并加大破乳剂的注入量。

（2）如果是脱盐水位高引起的跳闸，则停止注水，将脱盐罐水位放到最低，想

法及时送上电。

（3）降低处理量，保证换热器与初馏塔塔压不要超高。

（4）适当提高初馏塔顶温度，使水份从塔顶出来，不影响常压系统。（5）注意初顶回流罐界位，加强切水，严防界位过高，回流带水。

（6）关小塔底吹汽。

（7）初馏塔顶出重整料时，可将重整料转入汽油罐。当原油水分下降后，再恢

复正常。

如原油带水十分严重时，应及时降量、降温熄火改循环，停止塔底汽提，做到不超温、不超压，待带水好转后再逐步恢复正常操作。

343．原油供应中断如何处理？

原油供应中断的现象：

（1）原油泵抽空（在原油换罐时最易发生），出口压力、原油泵电机的电流下

降；

（2）初馏塔液面下降，塔底温度上升。（3）原油进料流量表下降或回零。

原因：

（1）原油罐液面过低；（2）原油带水过多；

（3）原油管线上的阀门堵塞、破裂、冻结；

（4）原油换罐时先关后开，或阀门开错，或所换罐的管线冻凝；

（5）冬季原油泵切换时，备用泵泵体中存油冻凝；

（6）原油泵体本身故障。

处理：

（1）原油罐液面过低应及时切换；

（2）如因原油带水过多引起中断，按原油严重带水处理。

（3）原油短期中断，应降炉温，立即降低加热炉进料泵流量至最低限度，必要时熄灭炉火。此时应注意不使初底泵抽空，如还是维持不住流量，即向炉管内吹汽防止炉管结焦烧坏。并联系原油罐区查明原因及早供应原油，逐步恢复正常生

产。（4）如因原油泵体内存油冻凝，换泵引起抽空，应将故障原油泵进行扫线。在正常情况下原油备用泵进行预热，可防止切换备用泵造成泵抽空情况的产生。

（5）如原油泵体本身故障，切换备用泵进行修理。

（6）如长期不能供应原油，按停工处理。

344．净化风中断如何处理？ 净化风中断的原因有：（1）空压机出故障停运；（2）内管线及阀门故障；

（3）冬季风管线冻凝或过滤器中存水结冰。

处理办法：

（1）联系调度及空压站，查明原因；

（2）立即将非净化风引入风罐，风罐加强切水；（3）如非净化风也中断，则要做以下处理：

①根据调节阀的风开风关，立即切换手动。控制阀用副线阀或上、下游阀控制。②参考机泵电流、压力表、温度计、流量一次表、初馏塔和常压塔玻璃液面板、减压塔底浮球等参数，综合分析，维持正常生产。要确保不超温、不超压、不着火、不爆炸、不冲塔、不跑油。容器、塔界液位要专人看好。

③请示调度，将特种油口改罐。

④有的装置，因仪表没有指示，而新工人多，操作经验少，手动操作混乱，易出事故，因此，一般停风时间过长，则按降温循环处理，等待供风后再恢复正常生

产。

345．蒸汽压力下降或蒸汽中断如何处理？

现象：

（1）总蒸汽压力指示下降；（2）减压真空度下降；

（3）加热炉燃料雾化不佳，燃烧不正常，烟囱冒黑烟，炉出口温度下降；

（4）以蒸汽为动力的往复泵运行减慢或停止。

原因：

（1）使用外供蒸汽时，锅炉故障；使用自发蒸汽时，蒸汽发生器故障；软化水

中断等。

（2）蒸汽管线破裂或垫片严重损坏；

（3）总蒸汽控制阀失灵。

处理：

（1）当使用管网蒸汽停汽时，要立即关闭塔底与侧线吹汽、降量，要关闭二级抽空冷却器放空阀，严防空气吸入减压塔内发生爆炸，并联系调度了解中断原因，如短时间来汽，则维持到来汽后，再调节正常。

当使用装置自发蒸汽停汽时，要迅速排除蒸汽发生器故障，如不能排除要及时联系调度引管网蒸汽，同时甩蒸汽发生器系统；如自发蒸汽系统热油泵抽空或跳闸，迅速查明原因，启动备用泵恢复热源正常。

（2）如总蒸汽控制阀失灵，则开副线，并联系仪表维修控制阀。

（3）如稍长时间停汽，则在关闭塔底与侧线吹汽、关闭二级抽空冷却器放空阀之后，尽量维持降温降量循环。如联系确实常时间不能供汽，则按紧急停工处理。在炉子熄火时，用余汽扫通燃料油线，将瓦斯、燃料油控制阀上、下游阀门关死一个。重质油（减压炉、渣油）管线尽快扫线。346．冷却水压力下降或中断如何处理？

现象：

（1）冷却水压力指示下降；（2）减压塔真空度下降；

（3）冷却器油品出口温度上升，塔顶温度升高。

原因：

（1）水源泵故障；

（2）供水管线破裂或堵塞。

处理：

（1）联系调度和供水车间，查明水压下降或中断的原因。如装置备有新鲜水和循环水两种冷却供水，若停一路，可进行切换维持生产。

（2）若水源均停，则：

①机泵没有冷却水，轴承温度高，密封泄漏；

②全厂性停水，蒸汽将中断；

③回流温度无法控制，分馏塔失去平衡，各部温度及产品质量无法控制； ④产品无法冷却，出装置不安全，易引起火灾、爆炸、冷却器汽化水击。因此，长时间停水，应关闭塔底、侧线吹汽，停泵，按紧急停工处理。短时间停水则按降温降量或降温循环处理，等待供水正常后，恢复生产。

347．供电中断如何处理？

现象：

（1）电动泵全部停运；

（2）照明灯熄、电动仪表断电。

原因：供电系统故障。

处理：

炼厂蒸馏装置的泵绝大多数都是采用电动泵，所以电就成立装置的主要动力，因此是装置维持正常生产的关键所在。供电的中断就会导致装置紧急停工。当装置几路供电同时中断时（常发生在雷雨季节），机泵全部停止运转，而在15秒钟内未恢复，这时最主要的是保护加热炉，防止热油停滞在炉管内烧结成焦炭。因而停电一发生，就需要切断燃料油和瓦斯气，炉膛熄火。短时间停电，立即向炉管吹汽，各塔底与侧线停吹汽。如长时间停电，继续向炉管吹汽，将炉管内的存油赶到塔内去，重质油管线立即扫线，并按停工步骤处理。

如果是瞬间停电，来电后，则需先启动塔底泵，以防炉管结焦，然后启动原油泵、回流泵及其他机泵，电脱盐送上电。生产特种产品时，要请示调度，将其转入普通产品罐。同时要注意冷却水，蒸汽及净化风的压力变化，注意塔和容器的界液

面，逐步恢复正常操作条件。348．炉管破裂如何处理？

现象：

炉膛温度、烟气温度突然上升，烟囱冒黑烟，炉膛看不清，但近年来由于装置提高了基础设备的检修质量，加强了设备鉴定和验收工作，这类事故出现极少，因此必须判断清楚，不要误将上述现象都认为是炉管破裂，以致造成错误处理。一般炉管破裂是因为炉管长时间失修，平时发现有炉管膨胀鼓泡、脱皮、管色变黑，以致破裂。对自动控制失灵，大量燃料油喷入炉膛以及蒸汽压力低，喷嘴雾化不好，燃料油大量进入炉膛等所产生的现象不要误以为炉管破裂。

原因：（1）炉管局部过热：如燃油、瓦斯带油喷入炉管上燃烧；火嘴不正，火焰直扑

炉管；

（2）辐射炉管几路中偏流，造成过热。

（3）炉管长时间失修，平时发现有缺陷；炉管材质不好、受高温氧化及油料的冲蚀腐蚀发生砂眼或裂口。

（4）炉管检修中遗留的质量上的缺陷。

处理原则:（1）如炉管破裂应立即关闭燃料阀门，切断瓦斯，装置自产低压瓦斯改放空或去火炬；要切断加热炉进出料油源，并及时汇报厂调度、报火警和有关单位。

（2）立即打开炉膛消防蒸汽阀。

（3）停鼓风机，适当关小烟道挡板，减少炉内空气量（但不能关的太小，以防

炉膛爆炸）。

（4）如是减压炉着火，则立即着手恢复减压系统为常压，要及时向减压塔吹入蒸汽，关闭减顶一级二级减压真空喷射器蒸汽阀，关闭二级抽真空冷凝器放空阀。注意此阀，切勿打开，以防倒入空气造成减压塔爆炸。减压塔吹入蒸汽至常压不

要超压。

（5）其他按紧急停工处理。

354．为什么在易燃易爆作业场所不能穿用化学纤维制作的工作服？ 炼油厂的易燃易爆工作场所（如蒸馏装置），不能穿化纤衣服的一个重要原因是：化纤衣服和人体或空气摩擦，会使人体带静电，一般可达数千伏甚至上万伏，这么高的电压放电时产生的火花，足以点燃炼油厂的可燃性气体，从而造成火灾或

爆炸。

另外，化学纤维是高分子有机化合物，在高温下（如锦纶为180℃左右、腈纶为190~240℃、涤纶为235~240℃、维纶为220~230℃）便开始软化，温度再升高20~40℃，就会熔融而成粘流状态。而当装置发生火情或爆炸时，由于温度一般都在几百度以上，所以化学纤维会立即熔融和燃烧。熔融物粘附在人体皮肤上，必然会造成严重烧伤。而棉、麻、丝、羊毛等天然纤维的熔点比分解点高，一旦受高温即先分解或炭化了，所以这类衣物着火就不会粘附在人体上，容易脱落或扑灭，不会加重烧伤。从大量烧伤事故看出，凡是穿用化学纤维的烧伤人员，其伤势往往比较重，且不易治愈。因此，炼油厂工作服均采用棉布类天然纤维，而

不能穿化学纤维服装。

360．蒸馏装置应如何搞好防火防爆工作？

蒸馏装置要搞好防火防爆工作，必须严格执行中国石油化工总公司《关于安全生产的禁令和规定》中的“防火防爆十大禁令”：

（1）严禁在厂内吸烟及携带火柴、打火机、易燃易爆、有毒、易腐蚀物品入厂。

（2）严禁未按规定办理用火手续，在厂区内进行施工用火或生活用火。

（3）严禁穿易产生静电服装进入油气区工作。（4）严禁穿带铁钉的鞋进入油气区及易燃易爆装置。

（5）严禁用汽油、易挥发溶剂擦洗各种设备、衣物、工具及地面。（6）严禁未经批准的各种机动车辆进入生产装置、罐区及易燃易爆区。

（7）严禁就地排放轻质油品、液化气及瓦斯、化学危险品。

（8）严禁在各种油气区内用黑色金属工具敲打。

（9）严禁堵塞消防通道及随意挪用或损坏消防器材和设备。（10）严禁损坏生产区内的防爆设施及设备，并定期进行检验。373．装置检修时塔和容器在什么条件下才能开人孔？

塔和容器需检修开启人孔时，需预先用泵倒尽物料，进行蒸汽吹扫后（有的还需水洗），待设备内压力完全放空，温度下降到安全温度，并且应排净残存物料凝液，详细反复认真检查后，方可开启塔和容器人孔。

375．停工检修中填料型减压塔内着火原因是什么？如何预防？

装置停工时，填料型的减压塔各集油箱和塔底油抽完后，虽然进行了规定的蒸塔和水洗，但在减压塔壁、塔内填料上的少量残油、焦质和硫化亚铁不能完全清扫干净。在打开人孔进行检修的过程中，由于硫化亚铁自燃造成填料着火，或塔内动火时引燃着火造成事故，有的甚至造成局部填料烧结被迫更换。

为解决这一问题，可装配减压塔消防专用水线，用脱盐注水泵作消防水泵，在每层平台和人孔均可接胶皮管，定期向塔内填料**，可使填料降温，一旦发生火情，监护人员立即用水扑灭；也可保证塔内检修人员的安全，即所谓“湿式检修”。而塔内蒸汽消防，可解决塔内临时灭火，但不能使塔内降温，而且在检修时塔中有人干活是绝对禁止向塔内吹汽的，否则容易造成人身事故。所以，一般采用消

防冷水灭火、降温为宜。

目前国内有的蒸馏装置为预防填料着火，在打开人孔之前，还用装置内油品精制剩余的碱液加以稀释，用注水泵经不合格线转入减压塔内各段回流打入塔内，冲洗填料、油污和硫化亚铁，有效地减少填料着火的可能性。

385．仪表的零点、跨度、量程是指什么？

仪表的零点是指仪表测量范围的下限（即仪表在其特点精度下所能测出的最小值）。量程是指仪表的测量范围，跨度是指测量范围的上限与下限之差。如果一台仪表测量范围是200℃~300℃，则它的零点就是200℃、量程是

200℃~300℃，跨度是100℃。386．什么是仪表的误差和精度？

仪表的误差是指仪表在正常工作条件下的最大误差。它一般用百分比相对误差表

示：

其中：最大绝对误差是多次测量中被测参数值与标准值之差的最大值。仪表的精度是指仪表允许误差的大小，它是衡量仪表准确性的重要参数之一。一般工业用仪表精度等级为0.1；0.2；0.5；1.0；1.5；2.5等。

如果一台仪表的百分比误差是1.2%，它小于允许误差±1.5%，则该仪表的精度

就是1.5级。

395．热电偶测量温度的原理是什么？

热电偶测量温度是应用了热电效应，即同一导体或半导体材料的两端处于不同温度环境时将产生热电势，且该热电势只与两端温度有关。

热电偶是将两根不同的导体或半导体材料焊接或绞接而成。焊接的一端作热电偶的热端（工作端），另一端与导线连接称为冷端，热电偶的热电势为两种材料所产生热电势的差值，它只与两端温度有关。399．压力测量的常用工程单位有哪几种？

过去压力测量的常用工程单位有mmH2O柱；mmHg柱；kgf/cm2；工业大气压atm

四种。

现已实行法定计量单位，故只有MPa、KPa、Pa三种。

压力单位换算系数表

1帕斯卡Pa 1标准大气压atm 1千克力每平方厘米kgf/cm2 1毫米汞柱mmHg

Pa(N/m2)101.325

98066.5

133.322

atm

kgf/cm2

mmHg

9.86923×10-6 1.01972×10-5 7.50062×10-3 0.967841

0.001316

1.03323

0.0135951

760 735.559

1毫米水柱mmH2O 9.80665 9.67841×10-5 1.0×10-4 7.35560×10-2 1Pa＝10-3 KPa ＝10-6 MPa 415．气动调节阀的气开和气关作用有何不同？

气动调节阀按作用方式不同，分为气开（风开）和气关（风关）两种。

气开阀即随着信号压力的增加而打开，无信号时，阀处于关阀状态（图中用F·C表示）。

气关阀即随着信号压力的增加，阀逐渐关闭，无信号时，阀处于全开状态（图中用F·O表示）。

416．加热炉燃料调节阀为什么要用气开式？

加热炉燃料上的调节阀一定要选用气开阀。这是从炉子安全操作角度考虑。当装置动力中断时燃料阀能因气源中断而关闭，切断燃料，以免烧坏炉管造成事故。417．原料油流量调节阀为什么要用气关式？

原料油流量调节阀要用气关式，这是为了保证装置的安全。

选用气关式，当装置动力中断时，调节阀处于全开的状态，防止原料中断、炉管过热烧坏。

423．初馏塔顶温度如何调节？

初馏塔顶分馏出重整原料或生产较重的汽油组分时，对馏出物的干点均有要求，故要求塔顶设温度调节系统。一般取塔顶的温度控制塔顶的回流量。调节阀采用气关式，以保证塔顶产品质量。424．初馏塔底液位如何调节？ 一般采用初馏塔底液位来控制初馏塔的流量。由于初馏塔底液位允许波动的范围较宽，液位仪表一般选用差压式液位计。进塔调节阀采用气关式，以保证塔的进料。进装置的原油流量只记录不设流量控制。另一种方法是采用初馏塔底液面与进塔流量组成均匀串级调节，这样保证塔底液面在容许范围内波动，也保证进料流量稳定。

474.常减压装置有哪些废水？它们是怎样产生的？ 常减压装置在生产中一般有以下几股废水产生：

序号 名称

电脱盐罐切水

产生原因

电脱盐用水

废水分类

含盐含油污水 初、常顶油水分离罐切水 汽提用汽、一脱四注 加工含硫原油为含硫污水

4 5 6 7 常顶油水分离器切水

油品碱洗后水洗水

机泵轴封冷却水

地面冲洗水

含油雨水

汽提用汽、一脱四注及

加工含硫原油为含硫污水

蒸汽抽空器

碱洗后，水洗

为了降温密封用水

检修清扫时用水

围堰内污染雨水

含碱污水

含油污水

含油污水

含油污水

476．衡量水被污染程度的参数有哪些？出装置废水主要控制哪些指标？ 衡量水体被污染的程度的主要参数有：

（1）色泽和浊度：污染物的存在能降低光线穿透水的深度，产生色泽和浊度的化合物。

（2）pH值：pH值是用来判断水溶液的化学和生物学性质的有效参数，它表示水溶液中氢离子的浓度。动植物在水中能生存的pH值范围为6～9，超过这个范围很多水生物会受到损害。

（3）生化需氧量（BOD）：它表示废水中有机物由于微生物的生化作用进行氧化分解所需的氧量（毫克/升）。（4）化学耗氧量（COD）：它表示废水中有机物在化学氧化过程中所需的氧量。（5）总有机碳（TOC）：它表示污水中废弃物所含有的全部有机碳的量（毫克/升）。

（6）总需氧量（TOD）：它包括总的碳、氢、氮的需氧量，其中也包括少量硫的氧化。

废水中污染物的单位一般是以一升废水中所含有污染物质的毫克数（mg/L）来表示。

废水出装置主要控制油含量、pH值两项指标，具体的数值由各厂自订。481．常减压装置的废气来自何处？主要污染物是哪些？

常减压装置的废气主要为加热炉烟气，主要污染物是二氧化硫、氮氧化物、一氧化碳、硫化氢和烟尘。

此外还有烃类不凝气。安全阀放空，采样，检修放空系统，管线、阀门、机泵等泄漏出的轻质烃类，加上因含烃气体未经脱硫所含有的轻质含硫化合物。483．我国规定车间空气有害物允许浓度各是多少？

有害物

SO2

NOX

CO

H2S

汽油

允许浓度mg/Nm3 15 5* 30 10 <300 *按NO2计算

484．减轻加热炉烟气中SO2危害的方法有哪些？ 一般有以下几种方法：（1）

高烟囱排放（主要使烟气扩散稀释）。（2）

采用低硫燃料油。（3）

烧经过脱硫的燃料气或燃料油。（4）

应用烟道气脱硫技术（如吸收法等）。（5）

提高加热炉操作水平，改善燃烧条件，使燃料燃烧完全。485．减少烟气中氮氧化物的方法有哪些？ 一般有以下几种方法：（1）

改进燃烧方法，适当控制过剩空气量，采取分阶段燃烧的方法。（2）

烟道气脱氮氧化物（用吸收法等）。486．如何减少空气中一氧化碳含量？

（1）控制适量的过剩空气量，气量不足会因燃烧不完全而增加；但如空气量过多，一氧化碳会因火焰熄灭而增加。

（2）控制适宜的燃烧时间，若时间短，燃烧不完全，一氧化碳增加。

（3）控制适宜的温度，若燃烧温度超过1500℃，二氧化碳即将分解成一氧化碳。总之，燃烧时应注意充分供养和防止骤冷，使一氧化碳得到充分的燃烧和防止因火焰熄灭而产生一氧化碳。

487．如何减少加热炉排放的烟尘？

主要是改进燃烧雾化条件，使燃料燃烧完全，烧气比烧重油烟尘少。488．减少烃类污染的防治方法有哪些？ 减少常减压装置内烃类污染的方法如下：（1）

初顶、常顶、减顶不凝气回收利用，一般送回加热炉内燃烧。（2）

减少各种形式的跑、冒、滴、漏。

名词解释

3．十六烷值

评定柴油着火性能的一种指标。是在规定试验条件下，用标准单缸试验机测定柴油的着火性能，并与一定组成的标准燃料（由十六烷值定为100的十六烷和十六烷值定为0的α-甲基萘组成的混合物）的着火性能相比而得到的实测值。当试样的着火性能和在同一条件下用来作比较的标准燃料的着火性能相同时，则标准燃料中的十六烷所占的体积百分数，即为试样的十六烷值。柴油中正构烷烃的含量越大，十六烷值也越高，燃烧性能和低温启动性也越好，但沸点凝点将升高。31．辛烷值 汽油抗爆性的表示单位。在数值上，等于在规定条件下与试样抗爆性相同的标准燃料（异辛烷、正庚烷混合物）中所含异辛烷（2、2、4-三甲基戊烷）的体积百分数。例如，某汽油的抗爆性，在专用辛烷值试验机中测定时，与74%异辛烷和26%正庚烷组成的标准燃料的抗爆性相同，则该汽油的辛烷值等于74。目前测定辛烷值的方法有许多种，可分实验室法和道路法两大类。

37．针入度 润滑脂和沥青的稠度指标。在规定温度和荷重下，针入度计的标准圆锥体在5秒钟内垂直沉入试样的深度，称为针入度，以1/10毫米为单位，针入度越大，表示越软。

38．延度 沥青的一项质量指标。旧称伸长度，沥青试样在25℃下以每分钟5厘米的速度在仪器中延伸至拉断。这时的长度称为延度，以厘米为单位，延度越长、沥青的质量越好。47．软化点

沥青的质量指标之一。按环球法测定，将沥青加热软化，在钢球荷重下变形并坠至下乘板时的温度，称为软化点，以℃表示。

110．爆炸极限 在常温常压下，油品或可燃物蒸气在空气中形成爆炸性混合物时的最低含量称爆炸下限，其最高含量称爆炸上限。在爆炸上限和爆炸下限之间的含量，都能引起爆炸，称爆炸极限或爆炸范围。在可燃物的生产、储存、运输中均应注意爆炸极限，以保证安全。

难以约束的炼油冲动 篇3

新建村是紧邻富海石化的一个有900多人的小村子，村里最近的一户人家距离富海仅150米左右。与工厂为邻的日子里，最让村民们难以忍受的是刺鼻的气味，他们甚至在做农活时都戴着口罩。村民张建芝、苟玉训等人告诉本刊记者，2012年，这个村就有5个人死于癌症。2013年6月19日，年近7旬的村民孟某又在山东省立医院确诊为腺性肺癌。医生告诉他，已经不能做手术了，只能靠药物维持生命。“以前村里得癌症的人可没有这么多。”其家属向《瞭望东方周刊》记者说，他们认定这与化工厂有关，但难以拿出确切的因果证据。

越淘汰越多

富海石化正式的名称是东营华联石油化工厂有限公司，隶属于富海集团，所以人们一般都叫它富海石化。

富海集团成立于1998年3月，是当地最大的综合型民营企业，公司注册资本金1亿元，主要从事货物运输、石油化工、房地产开发等业务。

从卫星地图上测量，富海石化被新建、大学堂、北屋子等村包围，甚至不能满足1987年版国家标准的炼油厂最低的卫生防护距离要求。根据2010年某央企调研组对山东地炼的考察报告，富海有两套常减压装置，一套30万吨，一套120万吨。

按照2011年的新产业政策，200万吨以下都属于应该淘汰的产能。然而，在查不到任何环评公示和批文的情况下，富海的网站上如今已显示，该企业的原油加工能力是500万吨/年。这就不在应该被淘汰的企业之列。但是，即便是扩能，500万吨也是限批的落后产能，不符合国家产业政策的要求。

富海只不过是山东小地炼的一个常规案例。

胜利油田一位职工告诉《瞭望东方周刊》，从上世纪90年代开始，国家就说要清理整顿地炼，淘汰落后产能，但现实的情况却是“越整顿越多”。大家纷纷扩能以避免被淘汰。如今山东数十家小炼油厂的总产能大数已经上亿，比五六年前翻了一番。按理说，炼油是国家高度控制的产业，不应该出现这些乱象。而这些小企业大多与地方政府、国有石油公司之间有说不清道不明的关系，能够通过各种渠道拿到原油配额，甚至通过灰色途径获得原油。

环保部一位化工专家向《瞭望东方周刊》介绍，地炼得不到很好的监管和控制，带来的环境问题更为严峻，不仅是生产过程中对当地的环境影响很大，而且他们生产出来的油品质量很难保证，这些油流入市场之后，进一步造成大气污染，危害人的身体健康。

根据某央企调研组2010年的考察报告，这些小炼油企业普遍开工不足，常减压装置低负荷开车或者停车，维持80%以上负荷运转的只有少数几家有配置资源或者中海油控股、中石油参股的企业。更为严重的是，有许多企业根本不具备炼汽柴油的资质，却违规生产，开不出汽油发票，于是在销售过程中就只能开给买家燃料油或者其他类型的发票。

产业政策的“弹性”

为什么国家要不断提高原油一次性加工能力的准入要求？通俗的解释是：一套1000万吨/年的装置产生的污染小于两套500万吨/年的装置，小于4套250万吨/年的装置，而生产成本高低的排序则倒过来。

但在现实中，产业政策却往往约束不了行业的发展，这不仅有企业的原因，也有相关管理部门“放水”的原因。不仅是民营企业，央企也有这样的例子。

2013年，为了给100万吨乙烯和60万吨PX提供原料，中石化海南炼化计划要扩大炼油产能，新建一套500万吨/年的常减压装置。这在审批阶段就引来环保部门的质疑，因为新批500万吨/年的常减压已经不符合2011年出台的产业政策。

随后，海南省工业和信息化厅向有关部门求助，有关部门于2013年1月15日给出发改办产业[2013]121号复函，以文件形式为这个项目的合理性作出解释。该文件中说：

“海南炼油化工有限公司100万吨/年乙烯工程拟配套建设炼油改扩建工程，炼油能力由800万吨/年改扩建到1300万吨/年，新增500万吨/年。炼油部分属改扩建项目，最终规模超过了1000万吨/年，符合国家产业政策，属《产业结构调整指导目录（2011年本）》允许类项目。”

“这就是问题的根源，我们的产业政策没有严肃性。”一位业内人士对本刊记者说，“如果都可以这么解释，那产业政策就形同废纸。按照这个道理，所有应该被淘汰的炼油厂都可以躲过调控不说，多建几个淘汰类和限制类的装置加在一起算，还能算成鼓励类了……”

炼油废水污泥脱水工艺条件的优化 篇4

关键词：炼油废水污泥,化学除油降黏,污泥调理,离心,脱水,优化

炼油废水污泥是指炼油厂污水处理过程中产生的油、水、渣的混合物,主要来自隔油池底泥、浮选池浮渣及剩余活性污泥等(简称“三泥”)。该污泥有机污染物成分复杂,含水率高,可形成非常稳定的乳化体系［1］,导致污泥脱水处理难度增大。

对污泥进行脱水处理,可使污泥体积明显减小,实现污泥的减量化,并可大幅降低后续处理成本。因此,脱水处理是污泥处理的关键环节。污泥中的某些组分(如沥青质、胶质等)在脱水过程中可能发生性变或与沙土黏附,导致密度减小、污泥比阻(SRF)增大或离心效果变差,使污泥脱水困难增大;又因含有酰胺基、羟基、羧基等基团的有机物中,氢键吸附水含量较高,且难于去除,也可导致污泥脱水困难增大。实际生产中,污泥脱水处理后,得到的泥饼的含水率约为85.0%(w),有时高达90.0%(w)。目前,国内炼油废水污泥处理系统普遍存在污泥脱水效果差、泥饼的含水率高等问题。

本工作采用化学除油降黏—污泥调理—离心脱水工艺处理炼油废水污泥,拟开发出高效的炼油废水污泥脱水工艺。

1 实验部分

1.1 材料、试剂和仪器

污泥取自西北某炼油厂废水处理系统,分别为隔油池后一级气浮池浮渣(A)、二级气浮池浮渣(B)和曝气池后剩余活性污泥浮渣(C)。实验用污泥按V(A)∶V(B)∶V(C)=8∶1∶1混合,混合污泥的性质见表1。

FeSO4、H2O2(30%(w))、H2SO4、CaO(白色粉末,65%(w)):工业级。

JDS-105U型红外分光测油仪:吉林市北光分析仪器厂;KYKY1000B型扫描电子显微镜:北京中科科仪股份有限公司;SRF测定装置:巩义市英峪予华仪器厂;TDL-40B型低速离心机:上海安亭科学仪器厂;PB-10酸度计:赛多利思科学仪器(北京)有限公司。

1.2 实验方法

1.2.1 化学除油降黏实验

取一定量污泥于烧杯中,用浓度为6.13 mol/L的H2SO4溶液调节pH,置于恒温水浴中,加入浓度为0.63 mol/L的FeSO4溶液,搅拌均匀后再加入一定量H2O2,控制反应时间,反应完成后,撇去上层浮油,剩余的泥水混合液进一步进行调理及离心脱水。

1.2.2 污泥调理—离心脱水实验

取剩余的泥水混合液,加入CaO粉末,搅拌均匀后,测定SRF。污泥调理后,当分离因数为1 558时离心脱水5 min,测定泥饼的含水率和含油率。

1.3 分析测试方法

采用蒸馏法测定污泥的含水率［2］;采用红外分光光度法测定含油率;采用布氏漏斗抽滤法测定SRF［3］;采用SEM技术观察污泥的形态［4］。

2 结果与讨论

2.1 化学除油降黏反应条件对污泥脱水性能的影响

2.1.1 体系pH对污泥脱水性能的影响

当反应温度35 ℃、H2O2加入量2 g/L、反应时间60 min、m(H2O2)∶m(Fe2+)=4、CaO加入量7.0g/L时,体系pH对污泥脱水性能的影响见图1。由图1可见:当pH= 4~7时,随pH的减小,泥饼的含水率和SRF快速减小;当pH=1~4时,泥饼的含水率和SRF变化不大。理论上,Fenton试剂氧化反应的最佳pH范围为2~4［5］,与实验所得结果基本一致。当pH较低时,不利于Fe3+转化为Fe2+;而pH较高时,Fe2+不稳定,易转化形成Fe3+,继而形成Fe(OH)3沉淀,降低了Fenton试剂氧化反应的氧化能力。刘宏伟等［6］研究发现,H2SO4是一种强电解质,起电中和作用,压缩双电层,从而影响污泥中胶粒的Zeta电位,破坏污泥的凝胶结构,增强流动性,进而改善污泥的脱水效果; 同时,H2SO4中的H+起到一定的封端作用,污泥自乳化作用消失,导致油水分离。从经济成本和设备腐蚀方面考虑,选择体系pH=4较适宜。

2.1.2 反应时间对污泥脱水性能的影响

Fenton试剂氧化反应破坏了污泥细胞结构,使污泥的内部水快速释放。当体系pH=4、反应温度35 ℃、H2O2加入量2 g/L、m(H2O2)∶m(Fe2+)= 4、CaO加入量7.0 g/L时,反应时间对污泥脱水性能的影响见图2。由图2可见:当反应时间为0~60 min时,泥饼的含水率和SRF快速减小;当反应时间为60~120 min时,泥饼的含水率和SRF变化幅度不大。这是由于反应时间过短,对污泥结构破坏的不够彻底,内部水不能有效释放;反应时间过长,内部水释放量没有明显增加［7］。综合考虑,选择反应时间60 min较适宜。

2.1.3 H2O2加入量对污泥脱水性能的影响

当体系pH=4、反应温度35 ℃、m(H2O2)∶m(Fe2+)=4、反应时间60 min、CaO加入量7.0 g/L时,H2O2加入量对污泥脱水性能的影响见图3。由图3可见:当H2O2加入量0~2 g/L时,随H2O2加入量的增加,泥饼的含水率和SRF快速减小;当H2O2加入量2~4 g/L时,泥饼的含水率和SRF变化幅度很小。这是由于在Fenton试剂氧化反应中, H2O2加入量增大,增加了溶液中·OH的数量,导致氧化性增强;当H2O2加入量过多时,更多的·OH将Fe2+氧化成Fe3+,从而降低了Fenton试剂氧化反应的氧化能力［8］。综合考虑脱水效果和经济成本,选择H2O2加入量2 g/L较适宜。

2.1.4 m(H2O2)∶m(Fe2+)对污泥脱水性能的影响

Fe2+作为Fenton试剂氧化反应体系中的催化剂,同时又是一种良好的污泥絮凝剂。另外,由于污泥中含有过量的阳离子聚丙烯酰胺(CPAM),Fe2+在污泥中溶解氧的作用下,发生自由基反应,导致CPAM骨架断裂,被分解为类似单体的短链聚合物,使黏损率增大,黏度降低［9］。当体系pH=4、反应温度35 ℃、H2O2加入量2 g/L、反应时间60min、CaO加入量7.0 g/L时,m(H2O2)∶m(Fe2+)对污泥脱水性能的影响见图4。由图4可见:当m(H2O2)∶m(Fe2+)=4~10时,随m(H2O2)∶m(Fe2+)的减小,泥饼的含水率和SRF减小;而m(H2O2)∶m(Fe2+)= 0~4时,泥饼的含水率和SRF变化幅度不大。这是由于Fe2+加入量较小时,产生的·OH也必然较少,从而影响Fenton试剂氧化反应的氧化效果;Fe2+加入量过大时,过量的Fe2+还原H2O2的同时自身氧化成Fe3+,消耗系统中可供氧化的有效H2O2量,同样会降低Fenton试剂氧化体系的氧化能力［10］。从经济成本和脱水效果方面综合考虑,选择m(H2O2)∶m(Fe2+)=4较适宜。

2.1.5 反应温度对污泥脱水性能的影响

加热本身就是一种很好的污泥脱水调理方法,同时,温度升高可增强Fenton试剂氧化反应破解胞外聚合物的能力。当体系pH=4、H2O2加入量2 g/L、m(H2O2)∶m(Fe2+)=4、反应时间60 min、CaO加入量7.0 g/L时,反应温度对污泥脱水性能的影响见图5。由图5可见:当反应温度0~65 ℃时,随反应温度的升高,泥饼的含水率和SRF逐渐减小;当反应温度65~90 ℃时,泥饼的含水率和SRF变化幅度不大。这是因为在一定温度范围内,升高温度有利于Fenton试剂氧化反应的进行,导致污泥的脱水性能有效提高;但温度过高将使H2O2快速分解,影响Fenton试剂氧化反应的氧化能力［11］。综合考虑,选择反应温度35 ℃较适宜。

2.2 污泥调理—离心脱水条件对污泥脱水性能的影响

CaO可改变污泥细胞的通透性［12］并破坏污泥胶体颗粒的稳定性。同时,CaO作为助凝剂,在污泥中形成了多孔网格状骨架,增强了絮体的强度,改善了污泥的可压缩性和脱水性［13］;CaO回调pH过程中与硫酸反应,生成了硫酸钙,增大了污泥的密度,提高了污泥的沉淀性能。当体系pH=4、反应温度35 ℃、H2O2加入量2 g/L、m(H2O2)∶m(Fe2+)=4、反应时间60 min时,CaO加入量对污泥脱水性能的影响见图6。由图6可见,当CaO加入量4.0~7.0 g/L时,泥饼的含水率和SRF变化不大;当CaO加入量7.0~10.0 g/L时,随CaO加入量的增加,泥饼的含水率和SRF快速增大。因此,选择CaO加入量7.0 g/L较适宜。

2.3 综合实验

当体系pH=4、反应温度35 ℃、H2O2加入量2 g/L、m(H2O2)∶m(Fe2+)=4、反应时间60 min、CaO加入量7.0 g/L时,炼油废水污泥的脱水效果见表2。由表2可见,在优化条件下,炼油废水污泥经化学除油降黏—污泥调理—离心脱水工艺处理后,泥饼的含水率(w)为70.0%~75.0%,含油率小于2%;SRF约为3.0×107s2/g。

2.4 污泥的形态变化

炼油废水污泥原样(a)及在优化条件下经化学除油降黏—污泥调理—离心脱水工艺处理的试样(b)的SEM照片见图7。由图7可见,污泥原样颗粒结构致密、结实,分布较为分散;经化学除油降黏—污泥调质后,污泥颗粒结构疏松,形成透水性更好的多孔网格状骨架结构,从而改善了污泥的可压缩性和脱水性。

3 结论

a)当体系pH= 4、反应温度35 ℃、H2O2加入量2 g/L、m(H2O2)∶m(Fe2+)=4、反应时间60min、CaO加入量7.0 g/L、分离因数1 558、离心脱水时间5 min时,炼油废水污泥经化学除油降黏—污泥调理—离心脱水工艺处理效果好,脱水速率快,得到的泥饼的含水率(w)为70.0%~75.0%,含油率小于2%(w);SRF在3.0×107s2/g左右。

炼油工具检验细节 篇5

一、总 则

（一）本专项要求是在本规则的框架下，对在用小型制冷装置中压力容器定期检验提出的具体要求。

（二）本专项要求适用于以氨为制冷剂，单台贮氨器容积不大于5立方米且总容积不大于10立方米的小型制冷装置中压力容器的定期检验，包括全面检验和耐压试验。

小型制冷装置压力容器主要包括冷凝器、贮氨器、低压循环贮氨器、氨液分离器、中间冷却器、集油器、油分离器等。

（三）小型制冷装置压力容器的年度检查按照本规则第二章的有关规定执行。全面检验按照本专项要求执行，其中符合本规则第七条

（一）、（二）项规定的压力容器，应该进行耐压试验，耐压试验应当满足本规则第四章的要求。

二、全面检验前的准备工作

（一）检验人员应该审查以下资料：

1.设计单位资格、设计、安装、使用说明书，主要受压元件设计图样，强度计算书等；

2.制造单位资格、产品合格证书、质量证明书、监督检验证书等； 3.安装资料、安装日期，竣工验收文件、安装监督检验证书等； 4.有关维修或者改造的文件，重大改造维修方案，告知文件，竣工资料，改造、维修监督检验证书等； 5.使用登记证； 6.设备的运行记录；

7.氨液充装时间及氨液成分检查记录；

8.运行周期内的年度检查报告和历次全面检验报告； 9.安全附件校验记录；

10.使用单位安全操作规程、安全管理规章制度、应急预案。

（二）检验人员应该根据资料审查结果和现场的实际情况确定检验项目，制订检验方案，对于同一类型的压力容器，也可以制定通用检验方案。

（三）使用单位应该确保检验现场具备以下条件： 1.进行现场环境氨浓度检测，不得超过国家标准允许值； 2.检验现场保持整洁，做好检验与非检验区域的隔离与安全防护，不能有影响检验的各种杂物，不得有威胁到检验人员人身安全的因素；

3.根据检验方案搭设安全、牢固、便于检验的脚手架； 4.根据检验方案拆除压力容器待检部位保温层，将焊缝及焊缝两侧、受检表面清理干净，清除影响检测的涂层、锈、油污等，采用不产生火花的清除方式；

5.检验全过程符合动火、消防和应急预案的有关要求； 6.使用单位压力容器管理人员必须到现场配合检验工作； 7.如果需要进入容器内部检验，还需要符合本规则第三章的有关要求。

（四）使用单位应当建立健全压力容器安全管理规章制度和应急预案，各项应急措施应当落实到位，要求配备的应急抢险设备、器材应当齐全、完好。

三、全面检验项目

（一）小型制冷装置中压力容器的全面检验可以在系统不停机的状态下进行。检验项目包括宏观检查、氨液成分检查、壁厚测定、安全附件检查和高压侧压力容器的外表面无损检测，必要时还应该进行声发射检测、埋藏缺陷检测、材质检查、强度校核及低压侧压力容器的外表面无损检测等检验项目。

（二）宏观检查的内容与要求如下： 1.铭牌、标识等是否符合有关规定；

2.保温层是否有破损、脱落、跑冷等现象，表面油漆是否完好； 3.首次全面检验时应该检查容器结构（例如筒体与封头连接、开孔部位及补强、焊缝布置等）是否符合相关要求，以后的检验仅对运行中可能发生变化的内容进行复查；

4.高压侧压力容器外表面是否有裂纹、变形、腐蚀、划痕、鼓包等缺陷；

5.用酚酞试纸检测工作状态下压力容器的焊缝、接管等各连接处是否存在渗漏；

6.必要时在停水状态下对冷凝器管板与换热管的角接接头部位进行腐蚀、渗漏检查；

7.紧固螺栓是否齐全、牢固，表面锈蚀程度； 8.支承或者支座的下沉、倾斜、基础开裂情况。

（三）检验人员应该检查使用单位的氨液成分检查记录是否符合JB/T4750－2003《制冷装置用压力容器》的要求，成分不符合要求的，应该按照本专项要求第四条的(六)、(七)的规定进行检测。

（四）检验人员应该选择有代表性的部位进行壁厚测定，应当保证足够的测厚点数。

（五）高压侧压力容器应该进行外表面无损检测抽查，对应力集中部位、变形部位、有怀疑的焊接接头、补焊区、工卡具焊迹、电弧损伤处和易产生裂纹部位应该重点检查。

（六）有以下情况之一的低压侧压力容器，应当进行声发射检测或者外表面无损检测抽查：

1.使用年限超过设计寿命或者20年（含20年）以上； 2.氨液成分分析不符合JB/T4750-2003《制冷装置用压力容器》要求；

3.宏观检查有异常情况，检验人员认为有必要。

（七）有以下情况之一的，应该采用超声波检测方法进行埋藏缺陷检测，必要时进行开罐检查：

1.宏观检查或表面无损检测发现有缺陷的压力容器，认为需要进行焊缝埋藏缺陷检查；

2.氨液成分分析不符合JB/T4750-2003《制冷装置用压力容器》要求的高压侧压力容器；

3.按GB/T18182-2000《金属压力容器声发射检测及结果评价方法》，需要对声发射源进行复验； 4.检验人员认为有必要。

（八）主要受压元件材质不明的，应该查明材质，对于低压侧压力容器，也可以按Q235钢进行强度校核。

（九）有以下情况之一的，应该进行强度校核： 1.均匀腐蚀深度超过腐蚀裕量； 2.检验人员对强度有怀疑。

（十）安全附件按照本规则第三章第二十五条

（十一）的规定进行检查、校验。

四、全状况等级评定和全面检验周期

（一）根据检验结果，按照本规则第五章的有关规定进行安全状况等级评定。

需要维修改造的压力容器，按照维修改造后的复检结果进行安全状况等级评定。

安全附件不合格的压力容器不允许投入使用。

（二）压力容器的全面检验周期为：

1.安全状况等级为1、2、3级的，一般每3年进行一次全面检验； 2.安全状况等级为4级的，其检验周期由检验机构确定。3.安全状况等级为5级的，不得使用。

（三）安全状况等级为4级的压力容器，其总监控使用时间不得超过3年。

在监控使用期满前，使用单位应当对缺陷进行处理提高其安全状况等级，否则不得继续使用。

五、附则

年度检查、全面检验和耐压试验后，均应当按照本规则的附录

山东地方炼油厂生死劫 篇6

成品油价格的上调给了山东地方炼油厂一线生机。

“销项税终于大过了进项税，我们终于可以恢复生产了。”淄博慧凯丰化工有限公司采购部副部长李龙海说。

李龙海所说的进项税是指购买作为原料的燃料油时缴纳的增值税，销项税是指销售柴油、汽油等成品油时缴纳的增值税，只有销项税大于进项税时，企业才有利可图，国家才能实现一定的税收。

从去年12月到今年3月一直陷于停产状态的慧凯丰，面临的就是国际燃料油市场价格高企，而国内成品油价格低位徘徊的情况。“购买一吨燃料油4000多元，加工成一吨柴油才卖4000元，且不说我们中间的加工成本，单看两头的价格就知道这生意没法做。”

如今，每吨燃料油的价格约为3600元左右，国内柴油价格已经上调为每吨4650元，90#汽油价格也由原来的5000元以下上调为5300元，即使考虑原料运输成本、加工成本，地方炼油厂也能够看到些许利润了。

然而，这个消息可以视作山东地方炼厂重新振兴的信号吗?答案不容乐观。

50%停产或半停产

山东是全国的地炼大省，自2000年国家清理整顿结束后，该省保留的地方炼油企业共有21家，总资产约400亿元，原油一次加工能力4500万吨/年，加工量占全国地炼总能力的55%以上。

2008年，山东地炼企业共实现销售收入1200亿元，利税49亿元，利润12亿元。

看似繁荣的数据背后是山东地炼企业越来越难捱的日子。

早在去年6月，山东炼油化工协会会长刘爱英就曾表示“越炼越亏，各炼厂基本都维持在最低生产状态。但不到万不得已也不敢停产，因为一旦停产，系统重启的高昂成本难以承受。”

但为了应对当时日益暴涨的国际原油价格，很多企业还是抢在8月份之前囤积了大量高于100美元/桶的燃料油，这种做法被迅速证明是雪上加霜。从去年8月以来，国际原油价格就快速回落，前段时间已经降到每桶40美元以下，燃料油价格也随之回落。

燃料油是成品油的一种，广泛用于电厂发电、船舶锅炉燃料、加热炉燃料、冶金炉和其他工业炉燃料。燃料油主要由石油的裂化残渣油和直馏残渣油制成，其特点是黏度大，含非烃化合物、胶质、沥青质多。

“由于国家给地方炼厂的原油配额多年不变，企业只好通过深加工燃料油来维持生存。”山东东方华龙工贸集团副总经理王东山说。

“我们公司当时就储备了1万吨燃料油，结果导致了4000万元的亏损。不过比起加工能力更大的企业，我们还算幸运，很多企业在这个过程中亏损了5亿到8亿元。”淄博慧凯丰化工有限公司采购部副部长李龙海告诉《瞭望东方周刊》。

这个亏损额度对慧凯丰的打击是沉重的，直接导致了其连续4个多月的停产。“成品油生产设备一停一开的成本要100万元左右，我们也不想这样，哪怕维持10%的产能也不想停产，但今年1月1日起开征的燃油税又给我们当头一击，因为对燃料油也要征收燃油税，尽管我们买来是作为生产原料的。”李龙海说。

鉴于众多地方炼厂都反映自己生存艰难，全国工商联石油业商会秘书长马莉于3月上中旬专门前往山东潍坊、东营等市的数家地方炼化企业和东营市河口区石油业商会实地了解情况，得知山东地方炼厂已有超过50%的企业处于停产或半停产状态。

政策要害

为改变这种窘境，山东省经贸委、省石化工业协会和省炼油化工协会于3月份向省政府呈报了《山东省炼化工业调整振兴指导意见（征求意见稿）》。

“目前正在等待省长办公会讨论，一旦讨论通过，振兴山东炼化工业就会有实质性动作。”山东省经贸委经济运行局副局长丁志强告诉本刊。

上述意见表示，将积极争取国家增加山东省原油计划指标，放开对山东地方炼化企业加工进口原油的限制，并给予1000万吨原油/年原油非国有贸易进口资质。

对于每年4500万吨的原油一次加工能力而言，即使争取到这个指标也是远远不够的。

于是山东振兴地方炼化工业的重点还是放在了深加工项目上。“山东地炼已经拥有了催裂化能力1731万吨/年，沥青能力800万吨/年，焦化能力1600万吨/年，加氢装置能力1300万吨/年，气体分离310万吨/年。此次调整规划如果能顺利通过，到2011年加氢精制能力将达到1670万吨/年。”山东炼油化工协会会长刘爱英说。

为拉长石化产业链条，山东省将在德州和东营分别建设规模为6万吨/年和10万吨/年的苯乙烯装置；在东营和滨州建设规模为50万吨/年和30万吨/年的石脑油轻烃改质装置；在东营建设一期规模为5万吨/年醋酸仲丁酯和10万吨/年甲缩醛装置。

具体到企业，利华益集团、垦利石化、海科化工集团、滨化集团、金诚石化、东明石化等都被列为了发展重点。值得注意的是，一再声称意在振兴山东地方炼厂的该份指导意见，也把正和集团、华星石化、昌邑石化等已经被中国化工集团整体收购、重组或控股的企业列为发展重点。

另外，山东地方炼油企业一直没有成品油市场销售权，只有通过有资质的中间环节层层让利来销售，销售渠道不畅。“我们的想法是理顺成品油销售渠道，建立和完善山东地炼成品油储运销售体系。以山东省石油化工有限公司为基础，建立成品油销售网络，把地炼企业的成品油直接供应民营加油站，调控成品油市场供应，切实增强政府在市场供应趋紧时的调控力度。”

前途未卜

刘爱英认为，在国家一系列扩大内需、拉动消费的宏观调控政策指导下，一批重点基础设施建设项目正在开工建设，作为基础原材料的石化产品市场需求将会由冷变暖。

基于这种判断，山东炼油化工协会主张以山东省石油化工有限公司为载体，整合省内地方炼油企业，组建山东省石油化工集团公司。

“我认为争取到1000万吨原油/年原油非国有贸易进口资质并不乐观，毕竟石油是国家的战略物质，如果实现不了这个目标，炼油企业加入这个集团的积极性就会大打折扣。”山东东方华龙工贸集团副总经理王东山说。

成立这样一家集团确实面临很大挑战。“我至今还不了解有这样一份征求意见稿。”山东海科化工集团董事会秘书徐远告诉本刊。

在山东省21家炼化企业中，销售收入达到100亿元的有6家，达到50亿至100亿元的企业有6家，其余的都在10亿～50亿元之间，而海科化工集团正是一家年销售收入50至100亿元的企业。没有海科化工此类企业的参与，要实现“指导意见”制定的目标会有很大难度。

今年全国两会期间，山东省省长姜大明也表示，鼓励山东地炼与国有大型公司进行合作联合，因为这将有利于小型炼厂获得原油和成品油销售渠道。

无论其他方面如何充满变数，山东地炼企业对指导意见中“加大财税政策的支持力度”还是充满了期待。“中石油、中石化本身的竞争能力就无与伦比，每年还享受财政补贴，希望在夹缝中生存的我们今后也能多少体会到一点政策的温暖。”淄博慧凯丰化工有限公司采购部副部长李龙海说。

优化炼油 篇7

通过提高装置加工负荷来增产汽油是很容易理解的, 但在当前炼油能力受限的情况下, 要进一步增产汽油, 就需要从更深层次分析, 运用“分子炼油”的理念, 通过优化装置原料构成和加工工艺, 针对不同性质的炼油组分采用最合适的加工路线和操作参数, 达到优化产品结构, 增产汽油的目的。炼油全流程优化软件RSIM是实现此优化的有效工具。中国石化青岛炼油化工有限责任公司 (简称青岛炼化, 下同) 自2010年开始应用炼油全流程优化技术, 在降低柴汽比、增产汽油方面取得了显著成效。

1 炼油全流程优化技术

最近几年, 国内炼油企业应用先进的信息化软件技术进行生产优化增产汽油, 取得了不错的效果。目前得到广泛应用的炼油优化软件有2类, 一类是基于线性规划技术的线性模型, 此类模型与实际炼油反应过程存在一定偏差;另一类是基于流程模拟技术的非线性模型, 但目前这类模型大都只能模拟分馏过程或者单个装置反应器, 不能建立全炼厂模型, 这种局部优化不能整体评估对炼厂各方面影响, 有时甚至和炼厂整体的利益是相矛盾的。

RSIM炼油全流程优化模拟模型, 是国际著名的英国KBC公司开展炼油优化的主要工具。该模型建立在大型通用流程模拟软件Hysys平台上, 融合了炼油反应动力学包Profimatics以及大量的经验公式, 从而实现全炼厂物料和能量平衡测算、物流组分性质预测、传递和调和, 在全球范围内已经有20多年、100多家炼厂的使用经验, 无论是单装置机理模型, 还是炼油全流程模拟模型, 均具有较高的准确度、较完备的信息和较高的实用性, 能够进行炼油厂全流程模拟计算。

RSIM模型针对炼油厂的各炼油过程单元, 根据真实的物流上下游关系, 在装置原料和工艺操作参数、产品质量指标的约束下, 模拟计算炼厂当前操作和生产经营情况。模型应用过程中, 结合市场价格体系, 测算和评估炼厂决策层、执行层和操作层提出的优化方案, 到达精细化、精确化生产管理的目的, 为炼厂降本增效服务。RSIM模型分成3部分, 分别是炼油单装置详细模型、炼油全流程模拟模型以及经济效益评估和结果展示平台。

2 增产汽油优化方案分析

炼油企业增产汽油最简单有效的方法就是提高催化、重整等装置的加工量, 但在装置加工负荷达到最大之后, 要进一步提高汽油产量, 就要从更深层次分析, 结合炼油反应机理来优化生产方案, RSIM模型是实现此优化目标的有效工具, 主要考虑从以下三个方面着手:一是优化装置原料组分, 采用“宜芳则芳、宜烯乙烯、宜油则油”的原则, 针对不同的装置选择最合适的原料组分;二是优化组分的加工路线, 由于原油性质的不同, 其石脑油馏分性质不同, 且不同二次加工装置产出的石脑油组分性质也不尽相同[2], 应针对不同性质的组分选择最合适的加工路线:低碳直链烷烃最适合作乙烯裂解原料, 异构烷烃更适合作为汽油调和组分, 而环烷烃则适合作催化重整的原料[3];三是优化装置操作条件和产品结构, 通过模型的模拟测算消除装置的约束瓶颈, 找出最优化的操作参数, 达到目标产品收率的最大化。

运用炼油全流程优化技术的过程, 简单而言, 首先是用RSIM软件建立全厂反应动力学模型, 然后对各种优化方案进行模拟测算和对比分析, 优化方案经过装置专家联合评估通过之后即可组织实施。另外, 由于产品市场价格体系频繁调整, 同时装置运行工况也不断发生变化, 因此最优化的方案并不是固定不变的, 优化是一种持续动态调整的过程。

3 RSIM炼油全流程优化技术的应用

3.1 炼油组分馏程范围优化

3.1.1 重整原料馏程范围优化

不同馏程范围的石脑油由于其PONA组分含量的不同, 经过重整反应之后的产品结构也不同。降低重整原料的初馏点和终馏点, 有利于增产高价值的苯, 但导致汽油产量减少;提高原料的初馏点和终馏点, 有利于增产汽油, 但导致苯产量减少。因此需要以效益最大化为目标, 选择最合适的馏程范围。

利用RSIM模型对重整原料组分进行逐段切割测算发现, 馏程范围在66~78℃的组分中, C5正异构烷烃占72.38%, C5环烷烃占4.69%, C6烷烃为占21.49%, C6环烷及苯仅占1.18%, 此部分组分进重整反应后主要增加的是低辛烷值的轻石脑油和抽余油, 不利于增产汽油;馏程范围在78~84℃的组分中, C5正异构烷烃占5.47%, C5环烷烃占0.39%, C6烷烃为占87.18%, C6环烷及苯仅占6.94%, 此部分组分进重整反应后有10.9%生成高价值的苯产品。因此, 综合优化后, 将常减压石脑油终馏点由165℃提高到170℃, 精制油初馏点由76℃提高到82℃, 每月增产汽油3200t。

3.1.2 加氢裂化重石脑油馏程范围优化

加氢裂化重石脑油作为重整装置原料, 馏程控制在100~135℃之间, 若进一步提高其初馏点和终馏点, 维持重石脑油量不变, 增加轻石脑油产量, 可以在保持重整负荷不变情况下, 达到增产汽油的目的, 但汽油池RON降低, 同时重石脑油初馏点提高到一定程度后, 重整装置混合二甲苯产量降低, 导致效益损失, 因此加氢裂化重石脑油馏程范围具有一个最优化点。

RSIM模型测算表明, 随着加氢裂化重石脑油初馏点和终馏点的提高, 混合二甲苯产量呈“先增加后减少”的趋势, 如图1所示, 在重石脑油初馏点120℃、终馏点150℃时, 混合二甲苯产量达到最大值, 同时每月增产汽油3600t。

3.1.3 直馏柴油和焦化柴油切割点优化

在前期增产汽油过程中, 为提高催化装置加工量, 将焦化装置柴油终馏点控制在300℃左右, 部分焦化柴油组分进入蜡油中作为催化装置原料。通过RSIM模型模拟研究发现, 如果用裂化性能更好的常压直馏柴油代替焦化柴油作为催化原料, 可以改善催化进料性质, 能够提高催化汽油的收率, 达到增产汽油的目的。

经过RSIM模型测算, 将焦化柴油终馏点由300℃提高到340℃, 直馏常三线终馏点由369.5℃降低到362℃, 此时催化装置加工负荷维持不变, 相当于用常三线362~369.5℃之间的重柴油组分来替换焦化柴油300~340℃之间轻柴油组分。根据催化裂化反应机理, 同类烃其分子量越大, 裂化反应速度越快, 其中直链烷烃分子量与转化率的对应关系如表1所示。因此重柴油组分裂化性能优于轻柴油组分, 在催化反应过程中更容易裂化为汽油组分, 实施此优化方案后, 催化汽油收率提高了1.04%。

3.2 炼油组分流向优化

3.2.1 常一线油至催化提升管回炼

此公司航煤原料存在过剩的情况, 多余的常一线进入柴油组分。另一方面, 催化裂化装置采用MIP-CGP工艺, 提升管为两段反应器串联工艺, 总长度达50 m。通过RSIM模型模拟分析发现, 油气在催化提升管中存在过度裂化倾向, 若将常一线油改进催化回炼, 作为急冷油注入提升管一反出口以抑制二次反应, 可降低催化干气及液化气收率, 提高催化汽油收率。实施此方案后, 催化回炼10t·h-1常一线油时, 增产汽油4.2t·h-1。

3.2.2 柴油加氢轻石脑油加工路线优化

柴油加氢轻石脑油原设计和常减压直馏石脑油一起作为重整装置原料, 在新建的200万t·a-1加氢裂化装置投产之后, 重整装置原料存在过剩的情况, 需要解决过剩石脑油的后路问题。利用RSIM模型分别对几种重整原料的加工方案进行对比测算, 结果表明, 直馏石脑油和加氢裂化重石脑油芳潜较高, 适合在重整装置加工;柴油加氢轻石脑油经过汽提之后, 硫含量和蒸汽压降低, 可以直接作为汽油调和组分, 在控制合适的调和比例情况下, 调和后的汽油辛烷值和硫含量等指标满足成品汽油质量标准要求。因此实施了工艺流程改造, 将部分柴油加氢轻石脑油引至闲置的加氢处理侧线汽提塔, 经过汽提后直接调和汽油, 解决了重整原料过剩问题, 同时每月增产汽油5000t。

3.2.3 柴油加氢装置分馏塔抽出侧线组分油

柴油加氢装置原料为直馏柴油、焦化汽油、焦化柴油以及催化柴油, 经过加氢精制反应之后, 从分馏塔顶部拔出<170℃的石脑油组分作为重整装置原料, 分馏塔底部>170℃的馏分作为精制柴油产品。利用RSIM模型测算表明, 可以在分馏塔增加一条侧线, 抽出馏程范围在170~205℃之间的组分油用于调和汽油, 达到增产汽油的目的;在冬季, 此部分组分油还可用于生产低凝柴油。

3.3 操作参数优化

3.3.1 重整装置反应温度优化

反应温度是重整装置重要的操作参数之一, 各企业原料性质、装置构成以及产品结构的差异, 决定了各重整装置反应温度的最优化点也不相同。因此利用RSIM模型对青岛炼化公司重整反应温度进行优化测算, 以选择最优控制点。

RSIM模型测算结果如图2所示, 随着反应温度的提高, 装置效益增加, 主要因为氢气、芳烃产率增加, 但增加的幅度逐渐减小, 到一定程度之后开始下降, 最优反应温度为523℃左右。

3.3.2 催化装置反应温度优化

为达到催化汽油收率的最大化, 不同的催化原料性质应控制不同的反应温度;同时反应温度还应随着丙烯、液化气、汽油产品市场价格的调整而及时调整, 以达到产品价值的最大化。由于催化反应过程的复杂性, 很难凭借经验做出准确的判断选择最优化的温度, RSIM模型是实现以上目标的最有效工具之一。

RSIM模型测算表明, 当催化提升管注入急冷油时, 若维持反应温度510℃不变, 则干气和生焦量将增加较多, 此时应该适当降低反应温度。反应温度对全厂效益的影响如图3所示, 温度由510℃降低至505℃时, 汽柴油总量增加2.4 t·h-1, 增效169万元/月;继续降温则效益呈下降趋势。因此最优化反应温度为505℃左右。

3.3.3 催化汽油蒸汽压优化

冬季成品汽油蒸汽压指标提高, 在生产上一般采用大幅提高催化汽油蒸汽压的方式来达到增产汽油的目的。但随着催化汽油蒸汽压的提高, 进入催化汽油中的碳四组分增加, 由于此部分碳四中含有35%左右的烯烃, 导致MTBE产量减少, 造成效益损失。通过RSIM模型测算, 适当提高重整汽油蒸汽压, 同时降低催化汽油蒸汽压, 可以在满足汽油产品蒸汽压指标的情况下增产MTBE产品, 每月增产汽油2000t左右。

3.3.4 减压深拔操作优化

利用RSIM模型对减压炉管内介质流速、汽化点、油膜温度、炉管管壁温度、注汽量等参数进行计算, 模拟出动态油品的结焦曲线, 以选择合适的操作参数, 确保在保障装置安全运行的情况下尽量提高减压深拔程度。经过RSIM测算, 将减压炉出口温度提高至426℃, 控制炉管内介质的最高油膜温度不高于465℃;控制炉管注汽总量为1.5~2.0 t·h-1, 以保证辐射室出口最后2根炉管内介质的停留时间均小于0.7s;控制减压塔洗涤油最小流量不小于140t·h-1, 以满足洗涤段填料下表面的最小喷淋密度为0.5 m3· (m2·h) -1要求。RSIM模型模拟不同减压炉出口温度时结焦曲线如图4所示。通过控制合适的减压深拔操作参数, 减压渣油TBP切割点温度达到572℃, 渣油收率降低了3.31%[4], 每年增产汽油6万t左右。

4 增产汽油的效果

青岛炼化公司自2010年开始运用RSIM炼油全流程优化技术, 将增产汽油作为生产优化工作的核心, 取得了显著成效, 柴汽比呈逐年下降的趋势, 2013年柴汽比降低到1.18, 与2009年相比下降了0.36。青岛炼化公司原油加工能力为1200万t·a-1, 汽柴油总产能按600万t·a-1计, 相当于增产汽油27万t·a-1, 汽油与柴油之间净价差按500元·t-1计算, 每年增效13500万元。

5 结论

1) RSIM模型建立在大型通用流程模拟软件Hysys平台上, 融合了炼油反应动力学包Profimatics以及大量的经验公式, 具有较高的准确度、较完备的信息和较高的实用性, 能够进行炼油厂全流程的模拟计算。

2) 利用RSIM炼油全流程优化模型, 结合炼油过程各环节反应机理, 运用“分子炼油”的理念, 通过优化装置原料组成和加工工艺, 针对不同性质的炼油组分采用最合适的加工路线和操作参数, 可以达到最大量增产汽油的目的。

3) 该公司运用RSIM炼油全流程优化技术取得了较好的降低柴汽比、增产汽油的效果, 与运用此技术之前相比, 每年可增产汽油约27万t, 增效13500万元。

参考文献

[1]田景惠.2012年中国成品油市场回顾与2013年展望[J].国际石油经济, 2013 (4) :70-75.

[2]汪丽娜, 曹萃文.基于改进文化粒子群算法的多组分石脑油调和优化问题研究[J].石油化工自动化, 2012, 48 (1) :43-47.

[3]李刚, 董海芳, 赵建炜.炼化一体化企业石脑油加工方案的优化[J].炼油技术与工程, 2012, 42 (7) :10-13.

炼油厂总加工流程优化方法的探讨 篇8

1 市场分析(价格体系)

不管对新建炼厂还是改扩建项目,在进行总加工流程优化之前首先要进行的工作就是要对建设地可能采购到的原油资源和未来产品销售市场进行预测分析[1]。无论是国内炼厂和国外炼厂,市场预测对炼厂的产品方案和原油方案的指导和决定作用是相似的。国内外不同价格体系的选取不同。

原油和产品价格对全厂的经济效益起着关键性的作用,对总加工流程方案的优化和选择影响巨大。

对此国内外有两种主要的不同的做法,在国内以中石化和中石油两大石油公司为例,在进行可研总加工流程的评估中使用统一的公司的价格体系。而国外则是以市场分析价格为基础,对其原油价格和各种产品价格等进行预测,总加工流程的经济分析主要依据咨询公司提供的价格来进行[3]。

2 原油选择及适应性研究

原油的选择对一个炼厂尤其是新建炼厂是非常重要的,众所周知当今世界原油的资源日益短缺,可利用的原油资源有时会随着政治经济形势发生一定的变化,如何选择具有普遍的代表性的原油来进行总加工流程的设计,配置出适应性强的总加工流程是需要重点考虑的问题。在这点国内外炼厂的做法不尽相同。

国内炼厂的原油方案是确定的,原油方案在整个项目的运作过程中是不变的,多个方案采用相同的原油方案。为了增加项目的适应性和抗风险能力会在可研总流程优化阶段增加流程的适应性分析的相关内容,以确保项目的灵活性和经济型。

国外炼厂的原油方案是相对变化的。每个方案的原油方案根据采用的加工路线不同而不同。方案选择和适应性研究是同步进行的。

3 总加工流程优化方法和步骤

国内炼厂总流程一般步骤是确定原油方案、产品方案,价格体系,选择可行的加工路线,根据经验数据建立初步的LP模型,根据炼厂加工规模和炼厂定位不同,一般会设置4～10个不等的方案,根据LP模型计算结果结合项目的具体情况,初步选择2～3个方案,然后对选择的每个加工方案进行进一步优化,最终选择一个推荐的方案进行详细的研究,包括该方案的对原油的适应性等。

国外炼厂的一般步骤是市场分析、初步确定原油选择的范围,选择可行的加工路线,对专利装置初步询价,根据专利商提供的初步数据建立LP模型,一般会设置4～10个不等的方案,根据LP模型计算结果结合项目的具体情况,初步选择2～3个方案。这与国内做法基本一致,不同的是原油方案由LP模型确定,每个方案的原油方案也是不同的。之后方案的选择和评价与国内大同小异。

4 实例介绍

下面以国内外两个炼油项目为例进行说明。

4.1 国内A炼油项目总加工流程研究过程

4.1.1 原油选择

该项目的建设地点在沿海。所加工的原油均来自国际市场,而国际市场原油来源和价格受多种因素影响,具有一定的不确定性。而原油的选择和加工规模对全厂总加工流程的影响较大,合适的原油和加工规模的选择可以增加项目抗风险能力,在多变的市场环境下获得最佳的经济效益。因此,该项目首先进行了方案优化,通过对项目所加工原油混合比例和加工规模进行研究,从而确定原油方案和原油加工能力。并以此原油方案及加工能力为基础开展下一步研究工作[4]。

其中:根据项目的特点和市场分析,确定本项目可能的原油来源有二:原油1和原油2。根据原油性质和主要的加工路线进而对原油方案和加工能力进行优化,见表1。

原油加工能力将从以下列表中选择优化:

4.1.2 加工能力和总工艺流程的确定

(1)用原油切割软件对两种原油进行组分切割和性质计算,得出不同比例混合原油分析数据,作为总加工流程研究的基础。

(2)确定总加工流程采用的加工路线:根据当地环保要求和市场分析报告对产品的需求,经过研究和专家的多次论证,决定采用渣油加氢脱硫-重油催化裂化和蜡油加氢裂化的组合路线。

(3)确定基本的原油方案(原油方案1)和原油加工能力(1000万吨/年),建立初步的LP模型,LP模型的原料和产品价格采用体系价格,LP模型中二次加工装置的数据采用数据库中典型的工艺技术数据作为建模的基础。

(4)对基本总加工流程进行改变混合原油比例和加工能力方面的研究。变换渣油的加工方案,结合当前世界范围内的机械器具、装备的加工能力,对主要工艺装置进行研究,确定出装置的经济加工规模。得出不同规模和不同原油混合比例各个工艺装置的处理能力。共计作了16个总加工流程方案。

(5)经综合比较优选原油加工规模为1300万吨/年,原油混合比例为70%原油1+30%原油2适应性比较好。并选出在此规模和原油方案下初步评价结果较好的两个工艺流程,进行进一步研究[5]。

4.1.3 总加工流程比选

在选定的原油方案和优化的加工能力基础上进一步优化所选的两个总加工流程进行比选(见图1、图2)。

提出的渣油加氢方案和焦化加工方案技术上均是成熟的和可靠的,都有大型工业装置商业运作的业绩和经验,是当今炼油领域采用率较高的技术路线。

在选择推荐方案时,主要考虑的因素有:

(1)操作的可靠性;

(2)操作的灵活性;

(3)持久的市场竞争力(产品质量、数量、价格);

(4)环境友好;

(5)资金回报(高的净现值、低的投资回收期);

(6)总投资要求。

根据以上因素,尽管焦化装置可以加工很劣质的渣油,对原油的适应性较强,但在石油焦的存储和销售,以及环境等方面都存在一定的风险。

由于渣油加氢方案将渣油全部转化为轻油馏分,全厂可以实现零渣油排放,也避免了焦化装置生产出来的大量高硫焦炭问题,所以渣油加氢路线全厂可以获得最高的轻油收率,其高出焦化方案1.04%。同时重油采用加氢工艺进行处理,是一条环境友好的生产路线,为提高油品质量和保护环境提供了良好的基础。近几年渣油加氢无论在工艺技术和催化剂性能方面都有长足的发展,渣油加氢装置的适应性逐渐加强,原油的适应能力也得到提高。

结合经济评价数据,渣油加氢方案工程总投资稍高于焦化方案,但由于其轻油收率高,高附加值产品效益好,所以渣油加氢方案的财务指标,无论是净现值、投资回收期、内部收益率均优于焦化方案。因此选择方案一渣油加氢方案作为推荐的总加工方案。

4.2 国外B炼油项目总加工流程研究过程

B炼油项目是一港口地区改扩建炼油项目,该地区原油的采购自由度较大。

该项目根据渣油加工路线不同,提出了三个总加工流程方案:

方案一:延迟焦化方案;

方案二:沸腾床加氢方案;

方案三:固定床渣油加氢方案。

在设置LP模型时对原油品种和最大加工量做出了限制,其限制条件见表3。

4.2.1 原油选择

根据炼厂最近5年原油加工情况以及股东原油资源供给情况,在方案设置时原油方案是变化的。该项目原油设置条件见表3。

根据对渣油的不同加工技术确定三个总加工流程方案:

(1)方案一:延迟焦化方案

该方案为新建常压蒸馏、减压蒸馏、延迟焦化、加氢裂化、焦化蜡油加氢处理、柴油加氢精制、航煤精制及配套的制氢和硫磺回收等装置。

(2)方案二:沸腾床加氢方案

该方案为新建常压蒸馏、减压蒸馏、沸腾床加氢、加氢裂化、柴油加氢精制、航煤精制及配套的制氢和硫磺回收等装置。

(3)方案三:渣油加氢方案

该方案为新建常压蒸馏、减压蒸馏、固定床渣油加氢、加氢裂化、柴油加氢精制、航煤精制及配套的制氢和硫磺回收等装置。

根据不同方案中工艺装置对加工原料的限制,建立LP模型,模型中的价格采用市场分析中价格,LP模型得出每个方案的原油方案见表4。

根据LP计算结果进行进一步的研究,得出各方案的技术经济指标,详见表5。

从以上指标,可以看出方案三的液收和综合商品率最高,能耗最低,占地面积较小,使现有炼厂重油产率高的问题得到解决,产品质量较好。

方案三经济指标税后财务内部收益率和净现值最高,投资回收期最短,总投资最低。

综合考虑产品数量、质量、规格,加工方案灵活性,工艺技术和装备的先进性、可靠性,经济效益和环保节能等方面,可以得出方案三最好。

5 结 论

国内A炼油项目,炼厂方案比选采用的是同样的原油和固定的价格体系,在方案比选中,原油价格和产品价格一致,而价格体系一般是专业部门分析,并可以经过多个项目的测试,因而在方案对比中,对方案的优化结果影响较小。

国外B炼油项目,采用的是不同的原油方案和市场预测价格,在经济分析中可以看出,由于不同方案的原油组成不同,每个品种的原油价格对方案的经济效益影响巨大,因而只有在对原油价格和产品价格预测的相对准确的时候用这种方法比较适合,如果原油、产品价格预测的有误差或波动较大,方案比选的结果将会不能如实反应每个方案的真实性。

A、B两个项目的比选方法各有优缺点,具体项目我们宜根据项目具体情况进行分析,选择适合的方式进行研究工作。

摘要：当今世界原油资源紧缺,原油价格波动较大。因而如何设计出合理的总加工流程,能够适应加工原油在一定范围内变化,保证炼厂的经济效益,就变得非常重要。本文在总结近年国内外炼油行业对总加工流程优化的方法上进行探讨。

关键词：炼油厂总加工流程优化方法,原油适应性,经济效益

参考文献

[1]国家发展改革委员会.建设项目经济评价方法与参数(第三版)[M].中国计划出版社,2006:1-41.

[2]赵建炜,郭宏新.PIMS软件在炼油厂总加工流程优化中的应用。炼油技术与工程,2009,39(4):50-53.

[3]Surinder Parkash.Refining Processes Handbook[M].2003:415-689.

[4]刘家明,孙丽丽.新建炼油厂的设计探讨和实践[J].石油炼制与化工,2005,36(12):1-5.

优化炼油 篇9

1 研究背景

在企业现代建设中, 生产调度系统作为石油化工企业进行信息化建设的重要组成部分, 越来越受管理层和决策层的关注。正如我们所知, 在自动化技术和信息技术高度发达的今天, 炼油化工企业的生产技术也随着装备技术和工艺技术的发展而不断发展, 从传统的手工操作到现在的自动化操作, 对生产技术要求越来越高。生产调度系统作为石油企业的中枢神经, 直接关系着企业的发展与效益, 但是由于其自身的复杂性和关联性, 这就对工作人员提出了较高的要求。目前我国石油化工企业多采用的是集中式调度管理, 但是这种形式的调度管理效率低, 尤其是在当前的快速竞争的环境下, 因此, 必须要优化炼油化工企业生产调度系统, 从而提高工作效率, 增强企业竞争力, 为企业的发展创造更多的经济效益。

2 影响因素分析

要优化企业生产调度系统, 就要建立系统模型, 并从中分析关键因素, 从而提出优化方式方法, 以下是关于优化企业生产调度系统的影响因素:

首先是目标函数, 从数学角度讲, 生产调度系统主要是以收益最大化与生产效率作为目标函数, 为此, 就需要在保证企业的生产效率, 以最大努力实现企业收益的最大化, 以实现计划目标。如果在这个过程中, 若是涉及过多的约束条件, 那么必然就会影响到最佳解决方案, 甚至于根本无法解决问题。我们知道, 石油化工企业生产系统关系复杂, 系统庞大, 构建调度系统模型必然规模较大, 各个局部必然存在冲突, 所以, 局部目标实现最大化, 并不能实现整体目标的最大化。因此, 需要将原料、中间产品以及最终产品作为缓冲点, 化解生产过程中的矛盾冲突, 从而降低问题难度。

其次是时间尺度。时间尺度在整个模型建立中, 也是极为关键性的因素, 因为调度系统的各项操作、开始、持续和结束都与时间有着密切的联系, 为此, 对于时间尺度可以采用两者离散性时间与持续性时间相结合的方式, 以弥补其中的不足。

3 优化方法

3.1 功能架构

整个生产调度系统是建立于WEB系统上的一个平台, 使用SERVER数据库, 其有自身的导入系统, 物实质量数据通过EX-CEL工具获取, 或者是通过数据库与ODBC实现数据通信, 系统功能框架涉及到原料供应计划、产品出厂计划以及物料移动计划等信息, 通过生成调度方案、约束条件维护、生产方案、人工调整、结果确认等展示一个优化方案。

3.2 化化方法

传统的模型主要采用智能优化法, 在这里我们采用数学规划法, 这也是目前最为严格的一种调度方法。简单来讲, 就是通过对运筹学的运用, 将生产调度的相关问题一一转化, 使之成为数学问题, 通过线性规划、非线性规划、动态规划以及整体规划等手段, 运用决策分析, 以获得最优解。这种优化方法在于具有全局性, 能够有效地对相关问题进行分配和排序, 但是需要注意在解决调度问题时必须要建立统一的模型, 从而减少计算偏差。

3.3 仿真分析

系统仿真法主要就是利用离散时间构建动态模型, 从而达到优化方案的目的, 具体的仿真如下:

4 结语

总而言之, 生产调度系统的建立为煤油企业实现管理提供了有效支撑, 提高了调度作业计划的准确性, 增强调度工作的可执行性, 提升了调度工作效率, 因此, 要加强对炼油化工企业生产调度系统的优化, 采用先进技术, 实现更好生产的统一调度管理。

摘要：在自动化技术和信息技术高度发达的今天, 炼油化工企业的生产技术也随着装备技术和工艺技术的发展而不断发展, 从传统的手工操作到现在的自动化操作, 对生产技术要求越来越高。在这里主要针对炼油化工企业生产调度系统优化的方式方法进行了简单的分析与探讨。

关键词：炼油化工企业,生产调度,系统优化,方式方法

参考文献

[1]刘涛, 王华.炼油化工企业生产调度系统优化方法[J].石油规划设计, 2014 (6) .

优化炼油 篇10

近年来,随着国际能源危机的日益加深以及四处蔓延,节约能源的重要性日渐引起人们的重视,而作为能源的极度需求者,大部分企业都在采取措施减少能源消耗。对炼油厂来说,因为炼油过程中需要消耗大量的一次及二次能源,虽然企业和国家采取大量措施来减低企业的能耗指标,但是效果并不明显,仍有不少企业的能耗指标大大高于外国同行企业,原因是多方面的,其中之一是企业在炼油过程中的热能动力配置系统还不够完善,仍需优化升级,主要表现在炼油工艺装置中的低温热源和汽轮机低真空供暖没能有机联合,蒸汽转换传输效率不高,不能使蒸汽得到有效的循环利用。本文将针对这些现象探讨下热能动力系统的优化措施,以达到最大限度地利用凝汽潜热来实现节能减排,最终提高经济效益。

1 热能动力系统简介

热能动力系统在炼油厂的作用至关重要,它能为原油冶炼与石油生产提供热能和动力,以形成炼油的效果。它又被称为蒸汽系统,因为它是典型的利用蒸汽来供热,还有利用蒸汽在汽轮中作功来提供强大的动力支撑。热能动力系统具有能量转换与传输的功能,在炼油产业中被广泛运用。近几年来,随着科学技术的发展以及炼油厂等石化工业的增多,为满足社会现实的需要,热能动力系统也发展到了新的阶段,能够有效地将工艺过程和转换环节的热能动力联合起来,以达到最大限度地提高效率,实现节能减排。

2 热能系统运行中的主要约束因素

目前中国大部分炼油厂企业都面临着迫切需要改进蒸汽系统,提高装置中转换环节之间的传输效率来更好地降低企业的能耗的现实。然而在实际运行要想实现这一目标还存在着很多的制约因素。a)炼油厂蒸汽动力系统的典型特点:用户分散、燃料来源多、压力等级多,并且受季节、加工量、市场价格变化等因素影响较大,所有这些因素都使石油工艺生产过程不简单,而且蒸汽动力系统又同工艺过程是紧密联系的。二者互相影响、缺一不可,这就使得热能动力系统的运行过程更加复杂;b)大部分企业管理不当,在热能动力系统管理中尤其是对系统调度时多半靠经验办事,没能使用计算机等高新技术实现信息电子化控制来精确热能系统调度,影响了实现企业节能增益的效果;c)多数企业的热能设备都很陈旧了,有的甚至运行将近30 a左右,导致大部分炼油厂不仅技术落后,而且低压中压锅炉透平系统多为单套设备,效率不高、规模较小。所有这些热能设备都已经无法满足石油工艺生产的需要,急待更新换代[1]。

3 热能动力系统优化策略

3.1 优化热源厂以及管网的设计

炼油厂中能量转换的集中地是热能动力系统的地方,又称为热电厂,在这里能源可以互相转换传输以形成蒸汽动力来供应电力。一般企业的热能动力系统都比较复杂:有多个热用户也有不止1个热源厂,管道连接着热用户与热源厂。因此要最大限度地降低能耗的第一步是优化热源厂的设计,使热源厂的分布状况、容量大小以及管网的走向和分列布置实现效率最优化,促使整个系统的投资和能耗最低。同时作为热能动力系统的1个重要组成部分,供热管网也有优化的必要,因为目前大部分的炼油厂都是靠经验调度来寻求供需平衡,结果却因不够精确往往导致供过于求:供入管网的蒸汽量远远大于需求量。因此供热管网的优化有助于做到供需平衡,减少出现放空管的现象。具体的措施主要有均衡各个管道的供气量,特别是对并列的多根供热管道,减少因某一管道供气过多导致管网损耗过多的现象。除此之外,在实际的冶炼运行工程中,要根据生产工程状况的不同以及需求的差异来具体问题具体分析,以保证资源消耗降到最低。

3.2 热能动力联产技术的运用

虽然现在大部分的炼油厂为了节能都采取了各种的措施,但是效果并不明显,究其原因是企业大多仅通过改造现有的单个装置设备来实现节能,往往忽视了对整个工厂的大系统有机联合改造,比如说对蒸汽、动力生产单位以及用户之间进行联产与优化来实现节能。其实大家都知道,热能动力联产是充分利用资源的有效手段,它能做到“按质用能”、“逐级利用”,并且能最大限度地减少佣的无谓损耗,有助于从过程系统投资到技术经济一整套系统的优化,具有巨大的节能和经济效益。目前热能动力联产的技术有很多,常见的有蒸汽动力联产和燃气轮机联产。而蒸汽动力联产包括燃气轮机锅炉系统和锅炉汽轮机高压系统,这两种联产方式对于炼油厂的动力站还有锅炉系统的升级换代,甚至是没有条件烧煤的企业来说,都是1个福音。而另一燃气轮机联产技术:燃机工业炉功热联产技术,是优化热能动力系统的又一有效途径,它能用于乙烯裂解炉和合成氨转化炉,工业炉与燃机联合可有效降低能耗,甚至是1 000 g标油/t乙烯以上。而且因为这些工业炉很容易受热,具有助燃的功效,表现在它不仅能用排气显热,而且还可以用其中所含16%左右的O2来助燃。如果只用排气显热的话,更能有效率地加热较低温度物流的热力系统。综上所述,热能动力联产是优化热能动力系统的一项有效措施,能真正促进资源的合理运用,因此企业要多多运用和开发热能动力联产技术,实现真正的节能减排[3]。

3.3 开发计算机辅助工具

目前的炼油厂热能动力系统管理中仅凭经验来进行调节运行,很难确保实现企业经济性的要求,因为炼油厂热能动力系统运行本身是1个非常复杂的过程,影响它的因素有很多,人工操作难免会有些吃力,因此企业需要开发现代化的计算机辅助系统来帮助调度人员更好地进行协调、调度工作,虽然目前的商业软件很多,但大部分难以满足工程运行的需要:通用性差、太过简化、考虑不周等,这些缺点都使软件很难得到充分而合理的运用。因此要不断改进系统软件程序,还要积极开发新一代的计算机辅助系统,目前新出的运行软件SPSOPti系统能符合炼油厂热能动力系统特点,并且能够多周期地优化混合整数线性模型和热能动力系统运行,可以通过模拟热能动力的系统以及预先计划调度核算来实现调度的最优化,这款软件既能满足工艺需求,又能减低运行费用,最终减少浪费,帮助企业实现节能减排。因此,炼油厂要不断地采用计算机辅助技术,实现热能动力系统的自动化,减少人工方面的资源消耗[2]。

4 结语

随着市场经济的进一步发展完善,市场对企业的要求也越来越高,谁能充分利用资源,最大限度地提高经济效益,谁才能在市场经济中立足,因此社会环境对企业的要求越来越高。尤其是中国改变能源发展模式,号召节能减排,实现能源可持续发展,都对企业来说是不小的挑战。对耗能严重的炼油厂来说,要执行这一政策其实并不是难于上青天,只要企业找准方法,从热能动力系统的优化着手,采取有效措施进行节能改造,一定能减少能源排耗,真正响应国家号召,为节能减排贡献自己的力量。

参考文献

[1]田慧.某炼油厂蒸汽动力系统两个优化方案的对比[J].炼油技术与工程,2011(08):54-58.

[2]罗向龙,华贲.炼油企业蒸汽动力系统优化运营软件设计与开发[J].计算机与应用化学,2006(12):16.

炼油企业成品油出口效益分析 篇11

【关键词】成品油出口；价格；固定费用；效益

一、前言

随着国内炼油能力扩张，国内成品油市场需求有限，炼油企业产品内贸销售困难；后续市场情况仍旧不容乐观，预计2020年国内炼油产能在8.5亿吨左右，原油加工量6.1亿吨，相应成品油产量4亿吨，成品油需求量3.6亿吨（预计“十三五”期间经济增长6.5%）。国内炼油产能过剩将成为常态，成品油出口则成为保持加工负荷、降低单位费用、争取效益最大化的有效措施。

受原油价格波动及市场供需影响，国际市场成品油价格震荡幅度较大，对于出口企业效益存在很大影响，出口是否存在边际效益，效益情况如何是企业生产经营决策的重要依据。现以单独炼油企业为例，对炼油企业出口效益进行研究分析。

二、测算条件

1.测算企业基本情况

设定炼油企业月度正常负荷为80万吨，炼油产品为汽油、航煤、柴油、液化气、燃料油等常规炼油产品。

相应产品收率情况：为便于计算分析，除汽油、航煤、柴油外，其余产品按照其它产品归类；加工量降低时，相应产品收率不变。

2.完全费用

企业月度固定费用为160元/吨，变动费用80为元/吨。

三、测算方案

以加工量的变化及产品内外贸销售量变化对比最终效益差。

方案1：

国内市场需求旺盛，企业调整加工量至100万吨，产品全部内贸销售。

方案2：

国内市场需求有限，企业调整加工量至100万吨，汽油、航煤、柴油产量20%出口。

方案3：

国内市场需求有限，企业加工量维持在80万吨，产品全部内贸销售。

四、方案效益测算结果及分析

1.测算结果

根据上述测算基础条件，测算结果见下表：

2.测算结果分析

方案1：通过提高加工量、摊薄单位费用，3个方案中效益最好。

方案2：通过提高加工量，摊薄单位费用，但是由于内贸需求有限、部分产品出口。因出口价格低于内贸价格，产品平均价格低于方案1和方案3，但是在固定费用相同的情况下，摊薄了单位固定费用的同时，当期出口产品收入对应较方案3多支出的变动费用和原油成本后仍旧存在边际效益。

方案3：由于内贸需求有限，如不安排产品出口，考虑产品出厂，加工量只能维持正常水平，单位费用较高，最终效益在三个方案中最差。

五、结束语

在国内炼油能力过剩、市场有限的情况下；做大成品油出口是保持加工量、争取效益最大化的有效手段。实际出口运行中要根据内贸市场需求和出口产品价格及时进行效益测算，并对出口品种进行合理调整，确保发挥炼油剩余产能的同时，开拓国际市场，为炼油企业做大、做强，走向国际市场奠定基础。

参考文献：

[1]钟飞，王小强，杨之琪.2015年中国成品油出口情况及趋势.国际石油经济.2016，24（3）.

[2]方婷婷.我国成品油贸易出口面临的困境及应对措施.对外经贸实务.2016，（4）.

[3]田春荣.2009年中国石油进出口状况分析.国际石油经济.2010，18（3）.

炼油装置的化学清洗 篇12

1) 影响生产的正常运行。例如, 冷却水系统的严重结垢, 使冷却效率下降, 生产的工艺条件无法保证, 运行不正常;一旦冷却管道因结垢而堵塞时, 设备将被迫停产检修。另外, 当金属设备表面在彻底清除锈与油污之前, 进行钝化、磷化、喷涂、电镀、渗镀等表面处理是不可能的, 即使勉强实施质量也无法保证。2) 增加生产的能耗和成本一些工业用设备, 如锅炉、换热器、水冷系统等, 在使用过程中会逐渐形成各种类型的水垢、锈垢、油垢和生物垢。3) 引发各种安全事故锅炉及其他高温、高压生产设备内的污垢, 如水垢和油垢等, 可造成设备的局部过热、变形、龟裂甚至爆炸, 原材料泄漏, 引起厂房及工作人员的损伤;泄漏和爆炸可进一步引起环境污染。由于这些污垢的导热不良, 致使炉管温度升高, 降低了钢材的强度, 常常发生爆管事故, 影响锅炉安全运行。同时, 由于结垢, 使流体的流通截面减少, 增加了强制循环换热设备的动力消耗和设备的垢下腐蚀。实际事例证明, 结垢会影响腐蚀的发生和发展, 加剧腐蚀进程, 例如使换热器的列管在短期内由于垢下腐蚀而报废, 同时给生产安全带来隐患。锅炉爆管事故是其各种损坏中损失最大的一种事故。由于受压零部件强度薄弱的某个环节发生破裂, 从断口处高速冲出的锅炉水处于降压过热状态, 从而在瞬间蒸发, 体积骤然增大1000多倍, 形成了巨大的爆炸力。4) 造成水资源的浪费。石油、化工、钢铁工业用水量最大, 达总用水量的85%~90%。采用循环冷却水是节约工业用水的重要途径, 但是循环冷却系统由于冷却水不断蒸发, 使水中盐分逐渐增加, 在换热面上变成水垢沉积下来。尤其是我国的北方地区, 地下水多硬度高、碱度大, 结垢更为突出。工业用水对装置或设备的危害有三种形态:腐蚀、结垢和生物黏泥。循环水系统设备结垢之后, 会使水温上升, 蒸发量增大, 要求同样的冷却效果需要更多的用水量, 从而造成水资源的浪费。

二、石油化工行业设备清洗的目的

1) 改善设备外观, 净化和美化环境清除设备、厂房、建筑物、运输工具的内表面的污垢, 还其本来面目, 可达到改善其外观, 净化环境的目的。2) 维持正常生产, 延长设备寿命清除原材料表面的污垢, 可保持材料的表面性质, 保证后续生产工序的实施。定期或不定期地清理生产设备的污垢, 可达到维持设备的正常运行, 控制设备腐蚀, 延长使用寿命与运行周期的日的。3) 提高生产能力, 改善产品质量清除原材料表面的污垢, 可以使原材料保持良好的后加工性能、恢复应有的生产能力, 提高生产能力和质量, 减少产品污染。4) 减少能源消耗, 降低生产成本清除设备表面污垢可以减少原材料及能源的消耗, 提高生产效率, 从而降低生产成本。5) 减少生产事故, 有利人体健康污垢的清除, 使生产设备与工艺中运行畅通, 避免诸如局部高温、高压等一系列原因引起的生产事故, 减少伤亡事故和环境污染事故。

三、石油化工设备化学清洗的具体措施

石油化工设备和装置在安装建设完成后, 投料开车运行前, 在制造、运输、贮存和安装等过程中会在设备和装置内部产生和存在铁锈、焊渣、轧制鳞皮、油脂氧化物、浮尘和砂石等杂质, 为了使新建设备和装置达到正常生产工艺设计要求, 杜绝石油化工生产投料开车事故, 消除安全隐患, 延长生产设备和装置使用寿命, 防止催化剂中毒, 提高产品合格率, 保证产品品质, 缩短开车到产出合格产品时间, 一般要求新建的成套装置在投料开车前需要进行系统的化学清洗。

(一) 化学清洗实施前的准备工作

1) 检查设备的状况。2) 备好清洗用药。根据清洗方案要求和清洗材料计划表。备齐清洗用药, 要注意留有余量, 特别是清洗用酸以及中和废酸用的碱等, 都要留有一定的余量。3) 保证水、电、气、汽等公用工程条件, 并制定详细的使用计划。4) 安装好清洗系统。在清洗之前, 一定要按预先制定的清洗方案安装和布置好清洗系统。在安装完毕后, 一定要注意检查临时安装的各种管道和设备的严密性:一是要对系统中的各台泵进行试运行, 合格后方可使用;二是对整个清洗系统进行水压试验, 发现泄漏应及时消除。对各种监测仪表和取样口也应进行认真检查, 以免失效和错误发生。巳废液、废气排放系统的布置和检查。作为整个清洗系统的一部分, 废液、废气排放系统一定要按有关环保和安全的要求预先布置好, 必要时, 还应做好废液分析的准备工作。落实安全措施。为了保证人员和设备的安全, 必须在化学清洗方案实施前逐一落实好各项安全措施, 并指定专人负责此项工作。

(二) 化学清洗步骤的实施

当按设计好的清洗系统做好清洗前的准备工作以后, 就可以具体对清洗工程进行实施。在清洗过程中, 一定要按照预先制定的工艺要求, 逐步进行。一般清洗工艺包括水冲洗、碱洗或碱煮、酸洗、漂洗和钝化等步骤。1) 水冲洗。水冲洗的目的是为了除去系统中的积灰、泥沙、脱离的金属氧化物及其他疏松污垢, 并在模拟清洗状态下对临时接管处泄漏情况进行检查。对于新建设备, 是为了除去新设备安装后脱落的焊渣、铁锈、尘埃和氧化皮等;对于运行后的设备, 是为了除去运行中可能产生的某些可被冲掉的沉积物。因此, 在化学清洗用药之前, 均应先用清水将设备清洗冲刷一遍。水冲洗的流速越大越好, 但实际上冲洗水的流速往往受到现场条件的限制, 只能局限在一定的流速之内。对比较复杂的清洗系统, 为了保证有足够的水的流速和理想的冲洗效果, 可将整个系统分成几部分进行。水冲洗时间应根据设备冲洗“干净”的程度来确定, 一般冲洗到排水清澈透明时结束。2) 碱洗或碱煮碱洗。即用碱液进行清洗;碱煮即在设备内注人碱液后, 对设备升火进行烧煮。该两种方法的采用常因设备具体情况不同而不同。a.新建设备新建设备一般采用碱洗, 其目的是清除设备在制造和安装过程中制造厂涂覆在内部的防锈油及安装时沾染的油污等附着物, 给下一步酸洗创造有利条件。b.运行后的设备对于该种设备, 可根据积垢的情况分别采用碱洗、碱煮或氨洗。在一般情况下, 可采用碱洗;当沉积物较多或含油量较大时, 应采用碱煮;当沉积物含铜较多时, 在碱洗后还要进行氨洗。3) 酸洗。酸洗是整个化学清洗过程中的关键步骤。酸洗过程中应经常测定清洗液的温度并在各取样点采样, 若酸的剂量太低 (如柠檬酸含量不应少于2%) , 可适当补加酸与缓蚀剂。

参考文献

[1]黄少敏.化学清洗法在新建炼油厂中压蒸汽管网清洗中的应用, 石油化工设备技术, 2010.