500萬噸年常減壓裝置常壓汽提塔機械設計百度

A. 淺談常減壓蒸餾裝置的減壓拔出現狀和改進措施論文

淺談常減壓蒸餾裝置的減壓拔出現狀和改進措施論文

論文摘要： 著重介紹了中國石化系統內蒸餾裝置減壓系統的拔出現狀和提高拔出率的措施，指出在加工原油重質化的趨勢下，提高常減壓蒸餾裝置減壓系統的拔出水平可發揮原油重質化的效益。

論文關鍵詞： 常減壓蒸餾裝 置減壓系統 拔出

隨著原油供需矛盾趨緊和原油價格持續走高，中國石化煉油企業原油采購日益重質化，造成部分常減壓蒸餾裝置的減壓系統超負荷，蠟渣油分割不清，蠟油餾分流失到渣油當中，渣油量的增大又造成煉油廠重油裝置能力吃緊和不必要的能量消耗，部分企業還不得以出售渣油，削弱了加工重質原油的應有效益。為了緩解加工原油變重對二次加工裝置的影響，提高重油加工裝置的營運水平，充分發揮原油采購重質化的效益，提高蒸餾裝置減壓系統的拔出水平顯得尤為重要。

1國內蒸餾裝置減壓系統的拔出現狀

目前，國內還未真正掌握減壓深拔成套技術，少數幾套裝置雖然從國外SHELL和KBC公司引進了減壓深拔工藝包，但對該項技術的吸收掌握還需要一段時間。通常來講，國外的減壓深拔技術是指減壓爐分支溫度達到420oC以上，原油的實沸點切割點達到565~620℃。中國石油化工股份有限公司近幾年新引進的減壓深拔技術是按原油的實沸點切割點達到565℃設計，也即是國外減壓深拔技術的起點，其餘減壓裝置未實現深度拔出的主要原因是裝置建成時問較早，當時多按原油實沸點切割點為520~540℃設計，無法實現減壓深拔。

2影響減壓系統拔出率的因素

減壓塔汽化段的壓力和溫度是影響減壓拔出深度的兩個關鍵因素。爐管注汽量、塔底吹汽量、進料量、洗滌段的效果等對總拔出率也有影響。

汽化段壓力由汽化段到塔頂總壓降和塔頂抽真空系統操作決定，汽化段真空度越高，油品汽化越容易，減壓拔出深度越高(國外的先進設計，汽化段殘壓可以達到1．33~2．00kPa)。汽化段溫度的提高受限於爐管的結焦和高溫進料的過熱裂化傾向，在汽化段壓力不變的情況下，以不形成結焦和過熱裂化為前提，應盡量提高汽化段溫度。汽化段溫度升高，油品汽化程度也會增加，減壓拔出深度提高。

3存在的主要問題

通過分析系統內有必要實施減壓深拔操作的20餘套減壓裝置的函調數據，未達到深度拔出的裝置主要表現出以下幾個問題。

3．1常壓系統拔出率不足造成減壓系統超負荷

多數裝置的常壓渣油350oC餾出為5％以上，最高達到15％。常壓渣油中的柴油組分過多會增加減壓爐的負荷，增大減壓塔的汽相負荷，並加大減壓塔填料層(或塔盤)的壓降，直接影響到減壓塔汽化段的真空度。

3．2減壓爐出口溫度較低造成油品汽化率較低

多數減壓裝置為了減少爐管結焦的風險，減少渣油發生熱裂化反應，減壓爐分支溫度多在400℃以下，減壓塔汽化段溫度多在385℃以下，常壓渣油在此溫度下的汽化程度不足。提高減壓爐出口的溫度主要受以下幾個因素制約。

(1)爐管的材質。多數裝置的減壓爐輻射管採用Cr5Mo，已經不能適應提溫後的爐管熱強度，也不能抵抗高溫下的環烷酸腐蝕，應進行材質升級，尤其是擴徑後的幾根爐管。

(2)爐管吊架材質。通常，設計時減壓爐的爐管吊架材質選擇一般比爐管材質要低，需要升級以適應提高爐溫後的爐膛輻射溫度。

(3)注汽流程。多數裝置都有注汽流程，但部分裝置在日常操作中沒有投用，注汽操作在日常生產中僅作為低煉量或事故狀態下防止爐管結焦的手段，而不是為了防止大煉量高爐溫下的油品結焦。此外，部分爐管注汽點設在減壓爐的進料線上，蒸汽在爐管內的氣化加大了油品的`總壓降，進而影響到減壓汽化段的真空度。合理的注汽位置應設在對流轉輻射的爐管內，此點注汽能很好的起到降低爐管內的油膜溫度和縮短油品停留時間的作用，降低油品在爐管內的結焦風險。

(4)減壓爐負荷。部分老裝置的減壓爐爐管表面熱強度已超過設計值，無法進一步提溫深拔，若要大幅提高減壓爐出口溫度，需對減壓爐進行擴能改造。

3．3汽化段的真空度較低造成油品汽化率不足

部分裝置減壓進料段的真空度較低，直接影響了常壓渣油的汽化率和減壓系統的拔出深度。汽化段的真空度主要受以下兩方面的限制。

(1)塔頂真空度。塔頂真空度越高，在一定的填料(或塔盤)壓降下，進料段真空度越高。

(2)塔內件壓降。提高進料段真空度的關鍵是減少塔頂至進料段之間的壓降。塔內件壓降大的原因主要為塔板與填料混用、填料段數多、填料高度大及減壓塔塔徑小、汽相負荷大等。

3．4無急冷油流程而無法控制提溫後塔底的結焦風險

老裝置由於設計時未考慮減壓深拔操作，一般沒有顧及提高進料段溫度後會造成塔底溫度升高，易造成管線、換熱器、控制閥、塔底結焦、減壓塔塔底泵抽空等影響，很多減壓裝置未設置急冷油流程，無法控制提溫後塔底的結焦風險和塔底裂解氣的產生，對裝置的長周期運行和塔頂真空度的控制有著不利影響；部分裝置雖沒有設置專門的急冷油流程，但設有經過一次換熱後的減壓渣油作為燃料油再返回減壓塔底的流程，同樣可以起到降低塔底溫度的作用。

3．5機泵封油的性質和流量對減壓渣油5oo℃餾出有影響

通常，減壓塔塔底泵採用減壓側線油作為封油，但仍有部分裝置使用直餾柴油作封油。直餾柴油或封油(蠟油)量較大會提高減壓渣油中500℃餾出量，還可能造成減壓塔塔底泵抽空。

3．6減壓塔底汽提蒸汽過小或未投影響了塔底的提餾效果

部分裝置減壓塔的負荷已經較大，為避免降低塔頂真空度而未投減壓塔底吹汽或吹汽量較小。另外，少量裝置本來按濕式操作設計，在生產中為了降低裝置能耗而停止吹汽。

4提高減壓系統拔出率的措施

提高常減壓蒸餾裝置減壓系統的拔出深度是一項綜合工程，首先要從完善減壓塔的設計及塔內件的選擇人手，其次要根據原油性質變化及時調整操作參數，在確保安全和不影響裝置運行周期的情況下，提高減壓系統的操作苛刻度。

4．1提高蒸餾裝置減壓系統的設計水平

(1)減壓爐和轉油線的設計對汽化段的壓力有較大影響。採用爐管擴徑，注汽等可提高汽化段溫度，提高爐出口汽化率；轉油線溫降小可有效降低爐溫，從而較少裂解和保證高拔出率所需溫度。

(2)採用低壓降、高分餾效率、大通量的塔盤和填料，不但可以提高餾分油的收率和切割精度，還可以大幅提高分餾塔的處理能力。採用填料的減壓塔一般全塔壓降小於20rnrnHg，而板式減壓塔壓降明顯大，是填料塔的一倍以上。

(3)改進抽真空系統的設備水平，提高塔頂真空度。目前蒸汽+機械抽真空和液力抽真空的應用效果都較好。

(4)改進減壓進料分布器的結構，適當增加進料口上方的自由空間高度，可減少霧沫夾帶量。

(5)為避免減壓塔底結焦和減少裂解氣體生成，減壓塔底部應設置急冷油流程，控制塔底溫度不超過370℃。

(6)常壓塔的設計要著力考慮降低塔底重油中350℃以前餾分的含量，防止過量的應在常壓塔拔出的柴油組分進入減壓塔，致使減壓塔頂部負荷偏大，頂溫高，真空度低，影響總拔出率。

4．2提高常壓系統的拔出率

常壓系統的拔出率對減壓深拔的影響很大，應根據加工原油性質的變化盡可能地提高常壓塔的拔出率，降低常壓渣油中350oC含量到4％以下。主要措施有控制合理的過汽化率，提高常壓爐出口溫度、降低常壓塔頂壓力、調整常壓塔底吹汽量和側線汽提蒸汽量、提高常壓側線的拔出量(尤其是常壓最下側線)。

4．3提高減壓爐出口溫度和減壓塔進料溫度

在擁有相關工具軟體的情況下，應根據加熱爐的設計參數和進料性質進行模擬計算，繪制加熱爐的結焦曲線，以模擬結果為指導逐步提高爐溫；即使沒有爐管結焦曲線的模擬軟體，也可小幅提高爐溫並增大爐管注汽，觀察減壓塔操作工況確定合適的爐溫並維持操作，首先要達到設計溫度，在此基礎上再增加爐管注汽，繼續提溫。

4．4提高減壓塔頂真空度

優化減壓塔頂抽空器和抽空冷卻器的運行，減少抽空系統泄露，保證塔頂真空度。

4．5合理分配爐管注汽和塔底吹汽

合理分配爐管注汽和塔底吹汽的流量，控制減壓系統總注汽量，減少對真空度的影響。

4．6優化洗滌段的操作

要確保洗滌段底部填料保持潤濕，即合理的噴淋密度能夠保證總拔出率和減壓餾分油的質量，洗滌段操作效果好，可以降低過汽化率，在同樣的烴分壓和蠟油質量的前提條件下可以提高拔出率。

4．7優化減壓塔取熱分配

為提高裝置總拔出率，減壓塔的取熱可作適當調整，降低減壓塔下部中段迴流取熱量，以增加減壓塔上部氣相負荷。

4．8控制合理的減壓塔底溫度

投用減壓塔底急冷油流程，控制塔底溫度不超過370oC即可，過多的急冷油量會影響塔底的換熱效率。

5提高減壓系統拔出率應注意的事項

(1)應根據減壓渣油的加工流向確定是否適合深拔操作，減壓渣油作延遲焦化原料和減壓渣油雖作催化裂化原料，但由於催化消化不完還有減壓渣油作燃料油或外售的蒸餾裝置。

(2)原油實沸點切割達到565oC時，減壓塔最下側線的干點必然在580oC以上，若有攜帶現象還將導致蠟油中的瀝青質和重金屬含量上升，可能會給加氫裂化裝置帶來操作問題，建議實施深拔後重新考慮重蠟油的流程走向，由現在的進加氫裂化改進蠟油加氫處理或催化裂化裝置等。

(3)減壓拔出深度的提高需要高的爐出口溫度、高的進料段真空度，還需要增加註汽量和增設急冷油流程等，蒸餾裝置的能耗相應會有所上升，但從全煉廠角度，減壓深拔操作能實現節能和增效的雙重收益。

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B. 250萬噸年常減壓裝置用電

您襪配好，250萬噸年常減壓裝置用電是指每年使用250萬噸的減壓裝置來消耗電力。減壓裝置是一種用於控制壓力的機械設備，它可以將高壓的熱氣體轉換為低壓的熱氣體，告閉指從而降低壓力。減壓裝置態州的主要功能是減少熱氣體的壓力，從而減少能量損失，提高效率，降低能耗。減壓裝置的使用可以有效地減少電力消耗，降低能耗，提高效率，從而節約能源，保護環境。

C. 常減壓蒸餾的原理,工藝流程

常壓蒸餾和減壓蒸餾習慣上合稱常減壓蒸餾。
常壓蒸餾原理：溶液受熱氣化，氣化的溶劑經冷卻又凝為液體而回收，回收的液體是較純凈的溶劑，從而使提取液濃縮。
減壓蒸餾原理：藉助於真空泵降低系統內壓力，就可以降低液體的沸點，有些有機物就可以在較其正常沸點低得多的溫度下進行蒸餾。

常壓蒸餾工藝流程：原油經加熱爐加熱到360~370℃，進入常壓蒸餾塔（塔板數36～48），塔頂操作壓力為0.05MPa（表壓）左右，塔頂得到石腦油餾分, 與初餾塔頂的輕汽油一起可作為催化重整原料，或作為石油化工原料，或作為汽油調合組分。常壓塔側線出料進入汽提塔，用水蒸氣或再沸器加熱，蒸發出輕組分，以控制輕組分含量（用產品閃點表示）。通常常一線為煤油餾分，常二線和常三線為柴油餾分，常四線為過汽化油，塔底為常壓重油（>350℃）。
減壓蒸餾常用於實驗，流程：
磨口儀器的所有介面部分都必須用真空油脂潤塗好，檢查儀器不漏氣後，加入待蒸的液體，量不要超過蒸餾瓶的一半，關好安全瓶上的活塞，開動油泵，調節毛細管導入的空氣量，以能冒出一連串小氣泡為宜。當壓力穩定後，開始加熱。液體沸騰後，應注意控制溫度，並觀察沸點變化情況。待沸點穩定時，轉動多尾接液管接受餾分，蒸餾速度以0.5～1滴/S為宜.蒸餾完畢,除去熱源,慢慢旋開夾在毛細管上的橡皮管的螺旋夾,待蒸餾瓶稍冷後再慢慢開啟安全瓶上的活塞,平衡內外壓力,(若開得太快,水銀柱很快上升,有沖破測壓計的可能),然後才關閉抽氣泵。

D. 有沒有介紹石化工業的

一、我國石油和石油化工裝備製造業已具有堅實基礎 石油、石油化工工業是我國的支柱產業之一，在國民經濟中佔有重要地位，2001年，全國生產原油1.65億噸；原油加工量2.10億噸；生產乙烯480.67萬噸；生產化肥3396.52萬噸；生產合成材料1203.84萬噸，主要經濟指標居全國工業各行業之首。石油、石油化工工業的發展帶動了為其提供裝備的石油、石油化工設備製造業的發展。建國五十多年以來，特別是改革開放20多年來，通過研製、開發、合作生產、引進技術，使我國石油、石油化工設備製造業，從無到有、從小到大，建立起一個比較完整的製造體系。據統計，2001年行業中的石油和石油化工專用設備405家規模以上企業，工業總產值（現價）達134億元，利潤總額2.9億元，從業人員12.8萬人。 （1）石油鑽采設備製造體系已經形成 石油鑽采設備製造業是為陸地、沙漠、淺灘和海上石油、天然氣的勘探、開發提供裝備。建國初期，石油基本依賴進口，而石油和石油化工設備製造業更談不上，全國只有幾家小廠生產一些石油設備零配件。經過五十年來的努力，已建成幾個比較集中的製造基地：以寶雞、蘭州、南陽等為主的鑽井設備基地；以上海、江蘇為主的石油工具基地；以江漢、四川為主的石油鑽頭基地；以西安為主的地球物理勘探設備基地；以濟南為主的石油鑽機專用柴油機製造基地。採油設備的製造分散在全國各地，東北地區較為集中。 全世界具有生產成套石油鑽機能力的國家不多，只有英國、俄羅斯、羅馬尼亞、英國、挪威等國家。我國是發展中國家唯一能生產成套石油鑽機的國家，且已具備年生產1000-9000米系列成套鑽機120套左右能力。目前，生產成套石油鑽機企業已發展到八家。其中，國企四家：寶雞石油機械廠、南陽石油機械廠、江漢第四石油機械廠、勝利油田動力機廠；中外合資企業二家：蘭石國民油井石油工程有限公司、上海三高石油設備有限公司；民營企業二家：成都瑜宏石化工程有限責任公司、川油廣漢機械有限公司。2001年共生產銷售石油鑽機106台，無論在數量和質量上均是歷來最好水平。 採油采氣井口裝置已是我國的成熟產品，單油管採油井口裝置最高壓力可達105mpa，雙油管採油井口裝置最高壓力可達70mpa；機械採油設備已達到國際水平；生產適用於井筒直徑51/2〃-7〃，溫度為50℃-150℃，壓力為10mpa及以上各種規格成套電動潛油泵；鉤載60-120噸、修井深度為3600-7200米修井機；江漢石油鑽頭股份有限公司是亞洲最大的石油鑽頭生產企業，其能力為年產108個品種、23萬只鑽頭。 國內製造的油氣集輸設備規格齊全、質量過硬，如流量為750-3000米3/時、揚程90-550米的ks型離心輸油泵，pcl長輸管線壓縮機，800-1100mm口徑、4-10mpa球閥，直徑325-1420mm、壁厚6-16mm油氣集輸鋼管生產能力達上百萬噸，以及生產製造海洋油氣集輸單點系泊系統、浮式生產貯油船、穿梭油輪海底管道輸送系統和加壓設備等。 （2）石油化工設備製造業有了歷史性突破 五十年來，我國石油煉制工業一直走自主發展的道路，因而，帶動了煉油技術裝備的發展。目前，已可以製造500萬噸/年以上煉油廠成套設備、800萬噸/年常減壓蒸餾裝置、200萬噸/年以上重油催化裂化裝置、150萬噸/年加氫裂化裝置、200萬噸/年渣油加氫脫硫裝置、100萬噸/年延遲焦化裝置等。一些高難度設備，如加氫裂化和加氫精製裝置用的加氫反應器、高壓換熱器、高壓空冷器；加氫和重整裝置用的離心式循環氫壓縮機、50及80噸活塞力的往復式新氫壓縮機；催化裂化和延遲焦化裝置用的主風機、富氧壓縮機、高效旋風分離器、外取熱器、煙機以及重要的流程泵等都能製造。 曾幾何時，我國製造的小型化肥、中型化肥設備遍布全國各地，解決了當時對化肥的急需。這些化肥設備，由於其技術經濟指標已落後，逐漸被大型化肥設備淘汰。以30萬噸/年合成氨、52萬噸/年尿素為代表的大型化肥裝置的設備，包括關鍵設備：直徑2.8米的快活素合成塔、co2汽提塔、原料氣壓縮機、氨壓縮機、合成氣壓縮機、co2壓縮機等都已研製成功。 因此，我國的石油和石油化工裝備行業從滿足國內市場為主，到走出國門、融入國際市場，進入發展新階段的條件已經成熟，一定會大有可為。

E. 國內各大煉廠的詳細介紹

⑴地處四川東部的南充煉油化工總廠是1999年從四川石油管理局南充煉油廠分離重組而成的，隸屬於國際上市公司——中國石油天然氣股份有限公司西南油氣田分公司。

擁有常減壓蒸餾、重油催化裂化、酮苯脫蠟(油)、異丙醇脫瀝青等13套煉油裝置以及配套輔助設施，目前原油加工能力為60萬噸/年。

⑵擬在廣西再建大型煉廠

記者另悉，中石化在華南區域擴張成品油產能的並不限於廣州石化一家，事實上旗下第二大的茂名煉油廠同樣在實施擴建工程，茂名煉油廠的產量擬從年產1350萬噸增長至年產1750萬噸。

業內人士透露，中石化還向國家發改委提交了在廣西興建年產800萬噸的煉油廠計劃。

中石化還從長遠考慮，正在建設一條1691公里的輸油管，將廣東煉油廠的剩餘產量送到西南地區，以便應對西南區可能的市場缺口。

目前，輸油管正在鋪設中，計劃明年完工。

⑶廣州石化為中石化下屬煉廠，是華南地區重要煉廠之一，目前年原油加工能力為770萬噸，全部加工進口原油。

目前煉廠加工的原油品種多為中東原油，煉廠生產的汽柴油全部供應廣東市場。

2003年10月，國家發改委批准了廣州石化煉油1000萬噸改擴建項目可研報告。

該項目在改造廣州石化現有5套裝置的基礎上再新建5套裝置，總投資超過30億元，使廣州石化的煉油年加工能力達到1000萬噸。

為了與煉油裝置擴建工程配套，廣州石化旗下的廣州乙烯新一輪80萬噸/年規模的擴產改造工程即將啟動。

目前煉廠正在進行千萬噸級改擴建，預計下半年竣工。

屆時，廣州石化將繼浙江鎮海、廣東茂名、南京金陵等地之後成為國內為數不多的1000萬噸大煉廠。

⑷茂名石化

茂名石化隸屬中石化，位於廣東省茂名市，其原油年加工能力為1350萬噸，為華南地區第一大煉廠，主要加工進口中東高硫原油，成功首煉科威特原油，加工原油種類達到85種，居國內首位。

其成品油主要銷往中國西南和華南地區，茂名石化2005年原油的實際加工量排名全國第二。

1#催化裝置（100萬噸/年），2號常減壓裝置（設計能力為250萬噸/年），加氫裂化裝置（設計能力為250萬噸/年）。

高密度聚乙烯（HDPE）/線性低密度聚乙烯（LLDPE）切換裝置的生產能力將從現在的17.5萬噸/年增加到27萬噸/年。

23.1萬噸/年苯、甲苯和混合二甲苯（BTX）、10萬噸/年苯乙烯單體（SM）、10萬噸/年乙二醇（MEG）、10萬噸/年高密度聚乙烯、16萬噸/年聚丙烯（PP）、5萬噸/年丁苯橡膠（SBR）和5萬噸/年甲基叔丁基醚（MTBE）。

⑸東興煉廠隸屬中石化，地處廣東湛江，前身是一家合資企業，2002年3月被中國石化集團公司收購，成為其直屬管理的煉油企業。

原有原油加工能力為200萬噸/年，於2005年初擴建後一次性原油加工能力達到500萬噸/年，幾乎全部加工進口原油。

中山天乙目前擁有一套120萬噸/年減壓蒸餾裝置和一套50萬噸/噸焦化裝置。

該廠一套50萬噸/年的催化裂化裝置和一套8萬噸/年的氣體分離裝置已經基本完工，正在進行管道吹掃，預計5月初有望開車投產。

業內人士指出，中山天乙即將完工的催化裂化裝置在廣東小煉廠中尚屬首例。

業內人士分析，隨著國際直餾油原料價格上漲、燃料油消費稅新政等沖擊接踵而至，廣東部分小煉廠為增加出率和收益，不約而同地進行深加工裝置投資，如佛山華鴻、東莞華陽等已建成的焦化裝置，佛山瑞豐擬建加氫精製等等。

⑹福建煉油化工有限公司(以下簡稱福建煉化)是由中國石化股份公司和福建省石油化學工業公司各出資50％合資建設的石化企業，福建煉化目前的原油加工能力為400萬噸/年，以加工進口中東原油為主。

150萬噸/年的催化裂化裝置是福建煉化唯一的一套催化裂化裝置。

福建煉化隸屬中石化，是我國東南地區重要煉廠，目前正進行煉油乙烯一體化改擴建項目工程，建成以後綜合加工能力將達到1200萬噸/年。

該一體化項目由福建煉化公司、中石化、埃克森美孚和沙特阿美公司合資建設，總投資268.21億元。

項目興建完成後，福建煉廠將把其煉油能力由目前的400萬噸/年擴至1200萬噸/年，並新建年產80萬噸乙烯工程，建成東南沿海最大的石化基地之一。

⑺鎮海煉化

鎮海煉化隸屬中石化，位於浙江寧波鎮海區，目前其原油年綜合加工能力達到2000萬噸左右，原油綜合加工能力1850萬噸／年，含硫原油加工能力達到1200萬噸/年，為華東乃至全國最大的煉化一體化煉廠，以加工進口原油為主。

鎮海煉化重油催化裂化裝置年設計能力為180萬噸/年。

煉廠一號常減壓蒸餾裝置年設計能力為500萬噸/年。

鎮海煉化的900萬噸/年常減壓裝置、180萬噸/年柴油加氫裝置和150萬噸/年延遲焦化裝置。

⑻高橋石化

高橋石化隸屬中石化，位於上海浦東，目前其原油一次加工能力為1130萬噸，為國內少數千萬噸煉廠之一，主要加工進口中輕質油，國內油主要加工大慶油和海洋油。

高橋石化是目前中石化下屬煉廠中批量生產清潔柴油和98＃汽油的少數幾家煉廠之一。

高橋石化3號常減壓裝置設計生產能力為800萬噸/年。

1號催化裝置的加工能力為90萬噸/年。

據國家統計局數據，該煉廠2004年的液化氣產量為41萬噸，名列全國第七，在華東僅次於鎮海煉化和揚子石化。

高橋石化擁有處理能力30萬噸/年的潤滑油加氫裝置，於2004年11月底建成投產。

⑼上海石化

中國石化上海石油化工股份有限公司（以下簡稱上海石化）是中國石油化工股份有限公司的控股子公司，位於上海市西南部的金山區，是華東地區重要的煉化一體型企業，也是目前中國最大的集油、化、塑、纖為一體的綜合性石油化工企業之一，目前年原油加工能力為1680萬噸，全部加工進口原油。

該廠作為我國目前最大的乙烯生產商，乙烯年加工能力為95萬噸。

上海石化是化工型煉廠，而且其合資的上海賽科乙烯項目已於今年6月29日正式投入商業運行。

其瀝青裝置生產能力為50萬噸/年。

2號常減壓裝置設計能力為560萬噸/年。

280萬噸/年的1號常減壓裝置。

⑽金陵石化隸屬中石化，位於江蘇省南京，目前的原油一次加工能力為1300萬噸（現綜合配套加工能力為800萬噸/年，其中含硫原油的加工能力為400萬噸/年）。

進口原油占原油加工量的2/3，是國家指定的加工含硫原油的基地之一。

3#常減壓裝置能力為800萬噸/年，1#加氫裂化裝置能力為100萬噸/年。

⑾揚子石化隸屬中石化，年原油綜合加工能力為800萬噸，為華東地區重要的煉化一體型企業。

⑿江蘇泰州煉廠新建的150萬噸/年CDU因技術原因將推遲至9月份投產。

該煉廠在泰州縣高港區投資建設年加工能力為300萬噸的燃料油生產項目，一期工程一套150萬噸/年的原油蒸餾裝置（CDU）原計劃今年8月份建成投產。

新建的位於高港區的一套150萬噸/粘的重油加工裝置將於11月25日投入生產。

新裝置由中石化和中海油合資建設，主要以海洋原油為原料，投產以後該廠每個月的燃料油產量將有望增加大約7萬噸。

泰州煉廠隸屬中石化，泰州石化全稱江蘇泰州石油化工總廠，屬於江蘇陵光集團。

現有原油加工能力350萬噸/年，主產重交瀝青、燃料油和甲乙酮等，與中國海洋石油合作，成立中海瀝青（泰州）有限公司，加工中海油產自渤海灣的海洋重質原油，如秦皇島32-6、蓬萊19-3等，因海洋重質原油為低硫原油，因此利用其生產的燃料油質量較好，產出的燃料油含硫小於1.00％，密度在0.97-0.98之間，為低硫環保型燃料。

⒀位於江蘇淮安的清江石化隸屬於中石化集團，其原油一次加工能力110萬噸/年，二次加工能力60萬噸/年。

⒁荊門石化隸屬中石化，地處湖北中部的荊門市，原油一次加工能力500萬噸/年，加工進口原油和國產原油，為長江沿線主要煉廠之一。

國內煉廠液化氣產量排名第十五位。

120萬噸/年延遲焦化裝置是在原先60萬噸/年延遲焦化裝置基礎上擴建而成，2005年10月中旬投產。

延遲焦化裝置是以重油為生產原料，進一步深加工，出產汽油、煤油和柴油，同時副產石油焦，延遲焦化的主要目的是為了提高輕油的收率。

⒂九江石化隸屬中石化，位於江西省九江市，是華中地區重要煉廠，為中石化長江沿江主要煉廠之一，也是江西省境內唯一的大型石油化工企業，擁有500萬噸/年原油加工能力和年產10萬噸聚丙烯、30萬噸合成氨和52萬噸尿素的生產能力，主要加工國內的勝利油和部分海洋油。

國內主要煉廠液化氣產量排名第二十六位。

⒃長嶺煉廠隸屬中石化，位於湖南省岳陽市，為中石化華中地區主要煉廠之一。

目前，其原油年加工能力為500萬噸，主要加工勝利油田原油和進口原油，同時具備聚丙烯生產能力7萬噸/年。

⒄目前，巴陵石化公司在建的國內首套年產萬噸級SEBS（氫化SBS）新裝置即將全線開車。

這套裝置，是同時被列為國家「863」計劃和總部「十條龍」的重點科技攻關項目。

建設這項工程，是巴陵石化公司調整產業結構，做精做強鋰系聚合物、環氧有機氯等核心業務，構築核心競爭力的舉措之一。

由於歷史原因，過去巴陵石化公司可謂典型的「小而全」，共有各類裝置54套，能生產10大類48個產品，平均每套裝置年生產能力僅5000噸。

裝置規模小、技術含量低、生產「大路貨」、競爭力差、虧損嚴重。

通過縮短戰線，凸顯主業，形成了以一個基礎（化工原料型原油加工裝置）、三大拳頭（鋰系聚合物、商品環己酮、環氧有機氯系列產品）為核心的產品格局。

巴陵石化公司成為國內最大的鋰系聚合物、最大的商品環己酮以及惟一成龍配套的環氧有機氯系列產品生產企業。

隔膜鹼裝置由於設備老化、工藝落後、安全隱患多，一度被列入停產「黑名單」。

去年，他們籌資900萬元對裝置進行技術升級，全部採用DCS系統控制，減輕了操作勞動強度，提高了裝置安全系數，燒鹼年產能可達4萬噸。

年產過萬噸的環氧樹脂裝置是在消化和吸收國內外生產技術的基礎上優化和改進的「精品」。

通過對關鍵部位進行重點優化和技術創新，實現了產能增加、結構優化、質量提升、成本下降，贏利空間得到拓展，年增銷售收入近2億元，增效近1000萬元。

該公司全套引進的年產2.4萬噸環氧氯丙烷裝置含氯丙烷和氯丙烯兩個單元，其生產的氯丙烯占據國內同類產品市場的「半壁江山」。

去年，通過對裝置進行改造，巴陵牌氯丙烯總產能超過5.3萬噸，產品質量能全面滿足農葯、有機化工、精細化工及醫葯等各行業的要求，裝置改造直接增效逾千萬元，企業在國內同行業的「龍頭」地位進一步鞏固。

通過結構調整，巴陵石化公司的環氧樹脂專用化、系列化、功能化生產技術和環氧氯丙烷清潔生產技術等開發也取得了重大進展。

他們開發出的光固化塗料專用環氧樹脂，可完全頂替同類進口產品，技術達到國際先進水平，僅半年時間就新增利潤115萬元。

同時，自主開發的高附加值的鄰甲酚醛環氧樹脂新產品質量達到進口同類產品水平，完全能頂替進口，市場前景看好，去年創效1000萬元。

擁有自主知識產權的SBS裝置，近年在結構調整中，成功實現了產量「五級跳」：1萬噸、3萬噸、5萬噸、7萬噸、12萬噸。

該公司每次對裝置的動態結構調整，都有自主開發的新技術和新產品作為技術支持，技術進步對效益的貢獻率逐步增加。

目前，他們已實現了5條生產線可同時生產不同牌號SBS的目標，最大限度地滿足了不同用戶在不同的時段里對不同牌號產品的需求，裝置生產完全走上了市場化軌道。

巴陵石化把持續提高SBS質量的方向定位在與世界同類優質產品媲美上，對影響產品質量的「瓶頸」問題進行招標攻關，解決了產品「黃變」和熔融指數難以控制等國際性難題，產品的主要技術指標均達到世界先進水平。

根據國內道路瀝青特點研製開發出針對性強、用量少、成本低的多個牌號的SBS專用道路瀝青改性料，在多個重點道路建設項目中得以成功應用，打破了國外產品壟斷。

在呈多元化、輻射式發展的產品結構調整中，巴陵牌SBS用途也得到廣泛拓展，至今已衍生出40多個牌號的混合粒料系列產品，產品應用覆蓋了製鞋行業、道路瀝青改性、塑料改性、防水卷材、黏合劑等多個領域。

與此同時，巴陵石化公司還自主開發了技術含量高、附加值更高的SIS（苯乙烯—異戊二烯）新產品和更適宜聚合物改性的SEBS新產品工業化生產成套技術。

在持續創新這一巨大「引擎」的拉動下，巴陵石化已成為國內SBS生產線最多、能力最大、品種和牌號最多、具有國際競爭力的鋰系聚合物生產企業，擁有處於世界先進水平的鋰系聚合物及其催化劑綜合技術。

去年，巴陵牌SBS總產量達14.4萬噸以上，生產能力僅次於美國科騰聚合物廠（18萬噸/年），位居世界第二。

⒅武漢石化隸屬於中國石化集團，位於湖北省武漢市青山區，為沿江5家煉廠之一，目前原油加工能力500萬噸/年，擁有250萬噸/年常減壓裝置一套、150萬噸/年常壓和80萬噸/年催化裂化聯合裝置一套、150萬噸/年重油催化裂化裝置一套，30萬噸/年的催化重整裝置一套，新建的15萬噸/年的芳烴抽提裝置已經竣工，目前進入油聯運測試階段。

在2005年下班年啟動其800萬噸/年一次產能擴建項目和與之相配套的7套二次深加工設備建設。

⒆安慶石化提煉油種以中原、勝利油為主，進口油種約占原油總加工量的3成左右。

中國國家統計局統計顯示，2003年安慶石化實際加工原油330.96萬噸。

⒇洛陽石化是河南省內最大的煉廠，是中國石化集團公司直屬的國有特大型石油、化工、化纖一體化的石化企業，是我國中部地區大型石油化工基地。

企業始建於1978年，1984年開工投產之後，邊生產邊建設，最終於1993年全面完成了我國自行設計的第一座單系列500萬噸／年的煉油工程建設。

2000年9月，總投資64億元的洛陽化纖工程也全面建成投產。

目前該煉廠現有原油一次加工能力為800萬噸/年，以加工中原原油、塔里木原油、吐哈原油及進口原油為主，但之前因二次裝置配套不足，實際綜合加工能力僅約500萬噸/年左右。

洛陽石化新建的一套延遲焦化裝置已於日前正式動工，該套裝置的年加工能力為140萬噸，預計在2007年第2季度將建成投產。

延遲焦化裝置是以常壓渣油為原料，深加工得到液化氣、汽油、柴油等輕質產品的一種煉廠常用生產裝置，可以大幅提高輕質油品的收率。

前不久，洛陽石化聚丙烯公司生產的「五層共擠雙向拉伸聚丙烯平膜（BOPP平膜）」被認定為河南省科學技術成果，榮獲了河南省科技廳頒發的「科學技術成果證書」。

洛陽石化2萬噸／年BOPP薄膜裝置主生產線全套工藝設備從法國DMT公司引進。

該生產線採用「五層共擠」的先進生產工藝技術，可生產包裝膜、煙膜、電容膜等多種高檔薄膜產品，最高生產車速可達到450米/分鍾，薄膜厚度范圍為12微米~80微米。

五層共擠雙向拉伸聚丙烯平膜是以該公司生產的聚丙烯薄膜JF300為原料，緊密結合市場需要而研發生產的、具有高附加值的產品。

洛陽石化聚丙烯公司生產的BOPP平膜產品，現已銷往全國9個省、市，用戶反映良好。

該產品的成功開發，填補了河南省薄膜市場同類產品空白，縮小了與國際同行業先進水平的差距，滿足了國內市場需求，提高了裝置國產化水平和產品檔次，產品結構得以改善，企業競爭能力不斷提升。

(21)濟南煉廠位於山東省濟南市歷下區，隸屬於中石化，該廠始建於1971年，現有一次原油加工能力500萬噸／年；該煉廠主要加工勝利原油，而進口原油在其石油需求中的比例為20%左右。

但其配套設施有所不足，二次加工能力只有350萬噸／年。

(21)中國藍星集團石化公司濟南長城煉油廠（簡稱長城煉油廠）原屬國家保留的82家地方煉油企業之一，始建於1972年，曾隸屬於 *** 以及濟南市石油化學工業局。

後在2002年底被中國化工集團公司（ChemChina）下屬的中國藍星（集團）總公司收購。

現有主要生產裝置有：年加工能力30萬噸/年的常減壓裝置、15萬噸/年的催化裂化裝置、4萬噸/年的瀝青裝置。

油庫方面，該廠有原油罐4萬立方米，成品油罐3.4萬立方米，以及500立方米的液化氣罐。

從2月底開始，啟動為期一個月的計劃性停產檢修。

據稱，此次檢修是為了配合裝置的改建，期間該廠將對原有15萬噸/年的催化裝置改擴建，加工能力提升至17萬噸/年。

F. 誰能簡單介紹一下中國石化的煉廠

序號 名稱 全稱 成立投產時間 前身 位置 煉油能力 乙烯產能 07實際煉油 07實際乙烯 備注
1 燕山石化 中國石化集團北京燕山石油化工有限公司（簡稱燕山石化公司）、中國石油化工股份公司北京燕山分公司（簡稱燕山分公司） 1970/7/20 北京石油化工總廠 北京市房山區燕山崗南路1號 1000 80 859.24 94.09 託管北京東方石油化工有限公司，簡稱東方石化公司，乙烯產量本部78.08，東方16.01
2 齊魯石化 中國石化集團資產經營管理有限公司齊魯石化分公司（簡稱資產公司齊魯石化分公司）、中國石油化工股份有限公司齊魯分公司（齊魯分公司） 1966年4月 山東省淄博市臨淄區南部，北距勝利油田90千米 1000 80 1055.35 84.68
3 高橋石化 中國石油化工股份有限公司上海高橋分公司（簡稱高橋分公司）和中國石化集團資產經營管理公司上海高橋分公司（簡稱資產公司高橋分公司） 1981年11月 上海高橋石油化工公司 浦東新區 1130 100 810 化工產品產能100萬噸
4 金陵石化 中國石油化工股份有限公司金陵分公司（簡稱金陵分公司）和中國石化集團資產經營管理公司金陵分公司（簡稱資產公司金陵分公司） 1982年1月 江蘇省南京市東北郊 1200 1152.1 2007年，石腦油產量142.15萬噸
5 茂名石化 中國石化集團資產管理公司茂名石化分公司（簡稱資產公司茂名石化分公司）、中國石油化工股份有限公司茂名分公司（簡稱茂名分公司） 1955年 茂名頁岩油廠，生產人造油 中國廣東省茂名市紅旗北路2號 1350 100 1313.68 96.26 1996 年 8 月，茂名 30 萬噸 / 年乙烯工程建成投產
6 天津石化 中國石化集團資產管理公司天津石化分公司（簡稱資產公司天津石化分公司）、中國石油化工股份有限公司天津分公司（簡稱天津分公司） 1983年12月 天津石油化工公司，有天津市石油化學工業公司和石油化纖總廠組成 天津市濱海新區大港區，東臨渤海油田，南靠大港油田，與天津港南疆石化碼頭有輸油管道連接 550 20 529.54 22.55 2007年，100萬噸/年乙烯項目正在穩步建設。
7 揚子石化 中國石化集團資產管理公司揚子石化分公司（簡稱資產公司揚子石化分公司）、中國石化揚子石油化工有限公司（簡稱揚子石化有限公司） 1983年9月 揚子石油化工公司 南京市北郊，緊靠黃金水道長江 800 75 821 80.11 2007年，生產三烯132萬噸，三苯162萬噸
8 巴陵石化 中國石化集團資產管理公司巴陵石化分公司（簡稱資產公司巴陵石化分公司）、中國石油化工股份有限公司巴陵分公司（簡稱巴陵分公司） 1969年 由原岳陽石油化工總廠，洞庭氮肥廠，鷹山石化廠融合而成 湖南省岳陽市，臨洞庭湖，依長江，伴京廣鐵路和107國道 200 176.31 丙烯10.99萬噸
9 長嶺煉化 中國石化集團資產管理公司長嶺石化分公司（簡稱資產公司長嶺石化分公司）、中國石油化工股份有限公司長嶺分公司（簡稱長嶺分公司） 1971年 長嶺煉油化工總廠 湖南省岳陽市 500 453.47 三苯16.41萬噸，聚丙烯13.72萬噸
10 上海石化股份公司 中國石化上海石油化工股份有限公司 1972年 上海石油化工總廠 上海市金山區，佔地9.4KM2 1400 95 907.32 86.94
11 鎮海煉化分公司 中國石油化工股份有限公司鎮海煉化分公司 1975年 浙江煉油廠 浙江省寧波市 2000 1861 2007年4月，100萬噸/年乙烯工程開工建設。丙烯28.25萬噸
12 廣州石化 中國石油化工股份有限公司廣州分公司 1973年6月1978年投產 中國石化集團廣州石油化工總廠（簡稱廣州石化總廠） 廣州市黃浦區 1500 20 1035.25 21.06 2000年3月，劃入廣州分公司，南鄰珠江黃埔港，通過管線與惠州港廣州石化30萬噸級原油碼頭相連
13 安慶石化 中國石化集團資產管理公司安慶分公司（簡稱資產公司安慶分公司）、中國石油化工股份有限公司安慶分公司（簡稱安慶分公司） 1974年7月 安徽煉油廠 安徽安慶 550 450.24
14 洛陽石化 中國石化集團資產管理公司洛陽分公司（簡稱資產公司洛陽分公司）、中國石油化工股份有限公司安慶分公司（簡稱洛陽分公司） 1977年 洛陽石化總廠 河南省洛陽市吉利區境內 500 515.72 化工石腦油23.78萬噸，丙烯9.88萬噸。1000萬噸/年煉油改擴建項目正在進行。
15 荊門石化 中國石化集團資產管理公司荊門分公司（簡稱資產公司荊門分公司）、中國石油化工股份有限公司荊門分公司（簡稱荊門分公司） 1970年 荊門煉油廠 湖北省荊門市 550 462.81 原油來自河南油田和江漢油田，1969年，隨著江漢油田開發，成立了五七油田會戰指揮部第八分部，1972年，第八分部取消，成立荊門煉油廠，隸屬石油部江漢石油管理局
16 九江石化 中國石化集團資產管理公司九江分公司（簡稱資產公司九江分公司）、中國石油化工股份有限公司九江分公司（簡稱九江分公司） 1980年10月 九江煉油廠 江西省九江市東郊，北瀕長江，南倚廬山，東臨鄱陽湖，佔地面積4.2平方公里 650 403.08 是江西省境內唯一的大型石油化工企業。沿江設有7個5000t級和3個3000t級泊位的自備油品碼頭，可直接對外輪開放。
17 石家莊煉化 中國石化集團資產管理公司石家莊分公司（簡稱資產公司石家莊分公司）、石家莊化纖公司、石家莊煉化公司 1983年 石家莊煉油廠 河北省石家莊東郊 500 334.54
18 濟南分公司 中國石油化工股份有限公司濟南分公司 1975年 濟南煉油廠 山東省濟南市歷下區，地處勝利、中原兩大有天之間。 500 357.51 1983年劃歸中國石化總公司，1998年流轉至石化集團公司，2000年根據重組改制方案，企業主輔分離，主業進入石化股份公司，成為濟南分公司。
19 武漢石化 中國石化集團資產管理公司武漢分公司（簡稱資產公司武漢分公司）、中國石油化工股份有限公司武漢分公司（簡稱武漢分公司） 1977年 武漢石油化工廠 湖北省武漢市青山區，北臨長江，南接武漢鋼鐵集團公司，佔地239公頃。 500 432.39 2007年12月18日，武漢80萬噸/年乙烯工程開工建設，預計2011年投產。2007年12月28日，500萬噸/年常減壓裝置建成。
20 福建煉化有限公司 中國石化福建煉油化工有限公司。由石化股份公司和福建省石油化學工業公司各出資50%興建。 1993年 福建煉油廠 福建省泉州市泉港區 400 352.33 2007年3月30日，由福建煉化有限公司、埃克森美孚中國石油化工公司和沙特阿美中國有限公司以50%、25%、25%的股比出資共同設立的福建聯合石化公司成立並投入商業運營。
21 滄州煉化 中國石化集團資產管理公司滄州分公司（簡稱資產公司滄州分公司）、中國石油化工股份有限公司滄州分公司（簡稱滄州分公司） 1975年10月 河北省滄州市北郊，地處勝利、中原、大港、華北四大油田之間。 350 265.92
22 清江石化公司 中國石化集團清江石油化工有限公司 1959年 清江半焦廠 江蘇省淮安市西郊工業區 120 88.61 曾更名為淮陰人造石油廠、清江化工廠、清江石油化工廠、淮陰清江石油化工有限公司，1996年6月整體劃轉石化集團公司後，更名為清江石化公司。
23 保定石化廠 中國石化集團保定石油化工廠 1972年 原行政隸屬於保定市化工局 河北省保定市北郊工業區 70 1999年10月，劃歸石化集團公司。
24 青島石化公司 中國石化集團青島石油化工有限責任公司 1964年 山東省青島市李滄區 300 250.71 2000年12月，劃歸石化集團公司。
25 杭州煉油廠 中國石化集團杭州煉油廠 1951年 浙江省杭州市拱墅區康橋鎮 100 77.72 2001年，劃歸石化集團公司。
26 湛江東興公司 湛江東興石油企業有限公司 1992 廣東省湛江市 500 371.35 湛江東興公司是一家中外合作企業。2002年3月，經國務院和原國家計委批准同意，中國石化通過所屬的香港盛俊國際投資有限公司收購湛江東興公司的全部股份，控股擁有湛江東興公司，使其成為中國石化直屬管理的煉油企業。收購後，按照中石化要求，湛江東興公司保留其中外合作企業體制和獨立的法人資格。
27 海南煉化公司 中國石化海南煉油化工有限公司 2003年10月 海南實華煉油化工有限公司 海南省西北部洋浦半島的洋浦經濟開發區，位於新加坡-香港-上海-大阪國際海運主航線上 800 795.6 2006年2月，更名為中國石化海南煉油化工有限公司。10月，公司注冊變更為中外合資企業，石化股份公司控股75%，盛駿國際投資有限公司（香港）控股25%。2006年9月，投產。
28 青島煉化公司 中國石化青島煉油化工有限責任公司 2007年12月 青島經濟技術開發區重化工園區 1000 中國批准建設的第一個單系列千萬噸級煉油項目。設計年產汽煤柴成品油708萬噸，液化氣、苯、混苯等化工產品203萬噸。
29 北海分公司 中國石油化工股份有限公司北海分公司 1991年5月 地方煉油企業，設計原油加工能力20萬噸 廣西北海市 60 52.45 1998年，劃歸石化集團公司
30 西安石化分公司 中國石油化工股份有限公司西安石化分公司 1967年 陝西西安 250 177.27 1998年12月加盟中國新星石油公司，2000年3月隨同中國新星石油公司並入石化集團公司，2004年1月進入石化股份公司。中國石化五大瀝青生產基地之一，瀝青產量居中國石化第二。2007年，瀝青產量32.52萬噸。
31 塔河分公司 中國石油化工股份有限公司塔河分公司 1993年 新疆塔里木油氣化工有限公司 新疆庫車縣天山路東573號 220 196.47 中石化在新疆的唯一煉化企業，主要加工塔河油田的重質原油。
32 中原石化公司 中國石化中原石油化工有限公司 1996年 河南省濮陽市 18 21.14 聚乙烯20萬噸/年，2007年聚乙烯產量22.48萬噸。
33 揚-巴公司 揚子石化-巴斯夫有限責任公司 2005年6月 江蘇省南京市六合區 60 由石化股份公司和德國巴斯夫公司以50:50比例出資建立，是中國政府批準的第一個中外合資大型石化基地項目。2007年，向國內外市場提供203萬噸高質量的各類化工產品，實現銷售收入178億元。
34 上海賽科公司 上海賽科石油化工有限責任公司 2002年3月 上海化學工業區內 90 100.29 由石化股份公司、上海石化股份公司和BP化工華東投資有限公司分別按30%、20%、50%的比例出資組建。2007年，成為國內首套年產量達到100萬噸的乙烯裝置。與中國石化大連石化分公司簽訂采購石腦油意向書，2007年，交易額72.38萬噸。
35 潤滑油分公司 中國石油化工股份有限公司潤滑油分公司 2002年5月 總部設在北京市海淀區高技術產業開發區 截止2007年底，共設立北京分公司、重慶分公司、濟南分公司、荊門分公司、茂名分公司、上海分公司、天津分公司、天津儲運分公司、武漢分公司、燕化分公司、鄭州分公司及北京研發中心、上海研發中心13個直屬單位。代管的存續單位有長城潤滑油集團有限公司和重慶一坪高級潤滑油公司。
36 四川維尼綸廠 中國石化集團四川維尼綸廠 1983年 重慶市長壽區長江北岸的長壽化工園區 中石化唯一的天然氣化工廠，甲醇29.66萬噸。
37 南京化工公司 中國石化集團南京化學工業有限公司 1934年 98年隨中國東聯石化集團公司整體進入中石化，05年改組成立 南京市六合區 生產經營化肥、無機和有機化工原料、精細化工、化工機械、化學纖維6個大類產品
38 湖北化肥 中國石化集團資產管理公司宜昌分公司（簡稱資產公司宜昌分公司）、中國石油化工股份有限公司湖北化肥分公司（簡稱湖北化肥分公司） 1980年1月 湖北省枝江市，南頻長江 合成氨12.67，尿素18.78，發電量1.3億千瓦時39 儀征化纖 中國石化集團資產管理公司儀征分公司（簡稱資產公司儀征分公司）、中國石化儀征化纖股份有限公司（簡稱儀征化纖股份有限公司） 江蘇省儀征市 下游企業，PTA生產能力100萬噸/年，聚酯聚合生產能力170萬噸/年

G. 不銹鋼在化工化肥領域的應用

不銹鋼材料是化工裝置建設中的大宗用材之一。隨著不銹鋼材料價格的日益攀升,在化工容器和流體用管道選材中合理使用薄壁不銹鋼材料是節省材料用量和成本的可行方法。就材料成本而言,厚度對不銹鋼材料的成本起著舉足輕重的影響,材料厚與薄是相對而言的,在化工、生化制葯和食品裝置所涉及的主要薄壁不銹鋼材料厚度不大於3
mm。在滿足設計和操作要求的前提下,使用薄壁不銹鋼材料既滿足了性能要求,又可節省了材料的絕對使用量,使得薄壁材料的綜合性價比優於其它工程材料,是一種性能優越的節約型材料。這也是近年來我國工程行業對薄壁不銹鋼材料越來越重視的重要原因。
不銹鋼薄板(帶)材在常壓容器上的應用,由於許多引進項目的工程實踐,國內施工承包商的不銹鋼薄板焊接加工工藝技術已經比較成熟可靠。
雙相不銹鋼以其優良的耐腐蝕、高強度和易於加工製造等優異性能，在諸多領域中替代奧氏體不銹鋼，市場前景十分廣闊。世界上雙相不銹鋼的年產量大約僅占不銹鋼總產量的1％。
雙相不銹鋼的主要用途有以下幾個方面：
中性氯化物環境
\煉油工業
\常減壓裝置
\
催化裂化裝置
\加氫裂化，加氫處理裝置
\石油化學和化學工業
\
聚氯乙烯(PVC)汽提塔和熱交換器
\氯乙烯生產裝置
\
甲醇合成反應器
\羰基合成醇環形反應器
\醋酸等有機酸的生產裝置
\化學工業用輸送管道
\石油和天然氣工業
\紙漿和造紙工業
\連續式硫酸蒸煮裝置
\
間歇式蒸煮器
\二氧化氯漂白液筒
\
造紙壓力滾筒機
\化肥工業
\
尿素工業
\
磷肥工業
\海水環境
\能源與環保工業
\輕工和食品工業
\鹽化工裝置
\食品和制葯工業的設備
\高強度結構件。

H. 本人大四學生想求原油蒸餾常減壓系統的控制設計

原油蒸餾控制軟體簡介-05-26 14:54轉 永立 撫順石油化工研究院

DCS在我國煉油廠應用已有15年歷史，有20多家煉油企業安裝使用了不同型
號的DCS，對常減壓裝置、催化裂化裝置、催化重整裝置、加氫精製、油品調合等實施
過程式控制制和生產管理。其中有十幾套DCS用於原油蒸餾，多數是用於常減壓裝置的單回
路控制和前饋、串級、選擇、比值等復雜迴路控制。有幾家煉油廠開發並實施了先進控制
策略。下面介紹DCS用原油蒸餾生產過程的主要控制迴路和先進控制軟體的開發和應用
情況。
一、工藝概述
對原油蒸餾，國內大型煉油廠一般採用年處理原油250～270萬噸的常減壓裝置
，它由電脫鹽、初餾塔、常壓塔、減壓塔、常壓加熱爐、減壓加熱爐、產品精餾和自產蒸
汽系統組成。該裝置不僅要生產出質量合格的汽油、航空煤油、燈用煤油、柴油，還要生
產出催化裂化原料、氧化瀝青原料和渣油；對於燃料一潤滑油型煉油廠，還需要生產潤滑
油基礎油。各煉油廠均使用不同類型原油，當改變原油品種時還要改變生產方案。
燃料一潤滑油型常減壓裝置的工藝流程是：原油從罐區送到常減壓裝置時溫度一般為
30℃左右，經原油泵分路送到熱交換器換熱，換熱後原油溫度達到110℃，進入電脫
鹽罐進行一次脫鹽、二次脫鹽、脫鹽後再換熱升溫至220℃左右，進入初餾塔進行蒸餾
。初餾塔底原油經泵分兩路送熱交換器換熱至290℃左右，分路送入常壓加熱爐並加熱
到370℃左右，進入常壓塔。常壓塔塔頂餾出汽油，常一側線（簡稱常一線）出煤油，
常二側線（簡稱常二線）出柴油，常三側線出潤料或催料，常四側線出催料。常壓塔底重
油用泵送至常壓加熱爐，加熱到390℃，送減壓塔進行減壓蒸餾。減一線與減二線出潤
料或催料，減三線與減四線出潤料。
二、常減壓裝置主要控制迴路
原油蒸餾是連續生產過程，一個年處理原油250萬噸的常減壓裝置，一般有130
～150個控制迴路。應用軟體一部分是通過連續控制功能塊來實現，另一部分則用高級
語言編程來實現。下面介紹幾種典型的控制迴路。
1．減壓爐0．7MPa蒸汽的分程式控制制
減壓爐0．7MPa蒸汽的壓力是通過補充1．1MPa蒸汽或向0．4MPa乏氣
管網排氣來調節。用DCS控制0．7MPa蒸汽壓力，是通過計算器功能進行計算和判
斷，實現蒸汽壓力的分程式控制制。0．7MPa蒸汽壓力檢測信號送入功能塊調節器，調節
器輸出4～12mA段去調節1．1MPa蒸汽入管網調節閥，輸出12～20mA段去
調節0．4MPa乏氣管網調節閥。這實際是仿照常規儀表的硬分程方案實現分程調節，
以保持0．7MPa蒸汽壓力穩定。
2．常壓塔、減壓塔中段迴流熱負荷控制
中段迴流的主要作用是移去塔內部分熱負荷。中段迴流熱負荷為中段迴流經熱交換器
冷卻前後的溫差、中段迴流量和比熱三者的乘積。由中段迴流熱負荷的大小來決定迴流的
流量。中段迴流量為副回中路，用中段熱負荷來串中段迴流流量組成串級調節迴路。由D
CS計算器功能塊來求算冷卻前後的溫差，並求出熱負荷。主迴路熱負荷給定值由工人給
定或上位機給定。
3．提高加熱爐熱效率的控制
為了提高加熱爐熱效率，節約能源，採取了預熱入爐空氣、降低煙道氣溫度、控制過
剩空氣系數等方法。一般加熱爐控制是利用煙氣作為加熱載體來預熱入爐空氣，通過控制
爐膛壓力正常，保證熱效率，保證加熱爐安全運行。
（1）爐膛壓力控制
在常壓爐、減壓爐輻射轉對流室部位設置微差壓變送器，測出爐膛的負壓，利用長行
程執行機構，通過連桿來調整煙道氣檔板開度，以此來維持爐膛內壓力正常。
（2）煙道氣氧含量控制
一般採用氧化鋯分析器測量煙道氣中的氧含量，通過氧含量來控制鼓風機入口檔板開
度，控制入爐空氣量，達到最佳過剩空氣系數，提高加熱爐熱效率。
4．加熱爐出口溫度控制
加熱爐出口溫度控制有兩種技術方案，它們通過加熱爐流程畫面上的開關（或軟開關
）切換。一種方案是總出口溫度串燃料油和燃料氣流量，另一種方案是加熱爐吸熱一供熱
值平衡控制。熱值平衡控制需要使用許多計算器功能塊來計算熱值，並且同時使用熱值控
制PID功能塊。其給定值是加熱爐的進料流量、比熱、進料出口溫度和進口溫度之差值
的乘積，即吸熱值。其測量值是燃料油、燃料氣的發熱值，即供熱值。熱值平衡控制可以
降低能耗，平穩操作，更有效地控制加熱爐出口溫度。該系統的開發和實施充分利用了D
CS內部儀表的功能。
5．常壓塔解耦控制
常壓塔有四個側線，任何一個側線抽出量的變化都會使抽出塔板以下的內迴流改變，
從而影響該側線以下各側線產品質量。一般可以用常一線初餾點、常二線干點（90％干
點）、常三線粘度作為操作中的質量指標。為了提高輕質油的收率，保證各側線產品質量
，克服各側線的相互影響，採用了常壓塔側線解耦控制。以常二線為例，常二線抽出量可
以由二線抽出流量來控制，也可以用解耦的方法來控制，用流程畫面發換開關來切換。解
耦方法用常二線干點控制功能塊的輸出與原油進料量的延時相乘來作為常二線抽出流量功
能塊的給定值。其測量值為本側線流量與常一線流量延時值、常塔餾出油量延時值之和。
組態時使用了延時功能塊，延時的時間常數通過試驗來確定。這種自上而下的干點解耦控
制方法，在改變本側線流量的同時也調整了下一側線的流量，從而穩定了各側線的產品質
量。解耦控制同時加入了原油流量的前饋，對平穩操作，克服擾動，保證質量起到重要作
用。
三、原油蒸餾先進控制
1．DCS的控制結構層
先進控制至今沒有明確定義，可以這樣解釋，所謂先進控制廣義地講是傳統常規儀表
無法構造的控制，狹義地講是和計算機強有力的計算功能、邏輯判斷功能相關，而在DC
S上無法簡單組態而得到的控制。先進控制是軟體應用和硬體平台的聯合體，硬體平台不
僅包括DCS，還包括了一次信息採集和執行機構。
DCS的控制結構層，大致按三個層次分布：
·基本模塊：是基本的單迴路控制演算法，主要是PID，用於使被控變數維持在設定
點。
·可編程模塊：可編程模塊通過一定的計算（如補償計算等），可以實現一些較為復
雜的演算法，包括前饋、選擇、比值、串級等。這些演算法是通過DCS中的運算模塊的組態
獲得的。
·計算機優化層：這是先進控制和高級控制層，這一層次實際上有時包括好幾個層次
，比如多變數控制器和其上的靜態優化器。
DCS的控制結構層基本是採用遞階形式，一般是上層提供下層的設定點，但也有例
外。特殊情況下，優化層直接控制調節閥的閥位。DCS的這種控制結構層可以這樣理解
：基本控制層相當於單迴路調節儀表，可編程模塊在一定程度上近似於復雜控制的儀表運
算互聯，優化層則和DCS的計算機功能相對應。原油蒸餾先進控制策略的開發和實施，
在DCS的控制結構層結合了對象數學模型和專家系統的開發研究。
2．原油蒸餾的先進控制策略
國內原油蒸餾的先進控制策略，有自行開發應用軟體和引進應用軟體兩種，並且都在
裝置上閉環運行或離線指導操作。
我國在常減壓裝置上研究開發先進控制已有10年，各家技術方案有著不同的特點。
某廠最早開發的原油蒸餾先進控制，整個系統分四個部分：側線產品質量的計算，塔內汽
液負荷的精確計算，多側線產品質量與收率的智能協調控制，迴流取熱的優化控制。該應
用軟體的開發，充分發揮了DCS的強大功能，並以此為依託開發實施了高質量的數學模
型和優化控制軟體。系統的長期成功運行對國內DCS應用開發是一種鼓舞。各企業開發
和使用的先進控制系統有：組份推斷、多變數控制、中段迴流及換熱流程優化、加熱爐的
燃料控制和支路平衡控制、餾份切割控制、汽提蒸汽量優化、自校正控制等，下面介紹幾
個先進控制實例。
（1）常壓塔多變數控制
某廠常壓塔原採用解耦控制，在此基礎上開發了多變數控制。常壓塔有兩路進料，產
品有塔頂汽油和四個側線產品，其中常一線、常二線產品質量最為重要。主要質量指標是
用常一線初餾點、常一線干點和常二線90％點溫度來衡量，並由在線質量儀表連續分析
。以上三種質量控制通常用常一線溫度、常一線流量和常二線流量控制。常一線溫度上升
會引起常一線初餾點、常一線干點及常二線90％點溫度升高。常一線流量或常二線流量
增加會使常一線干點或常二線90％點溫度升高。
首先要確立包括三個PID調節器、常壓塔和三個質量儀表在內的廣義的對象數學模
型：
式中：P為常一線產品初餾點；D為常一線產品干點；T〔，2〕為常二線產品90
％點溫度；T〔，1〕為常一線溫度；Q〔，1〕為常一線流量；Q〔，2〕為常二流量
。
為了獲得G（S），在工作點附近採用飛升曲線法進行模擬擬合，得出對象的廣義對
象傳遞函數矩陣。針對廣義對象的多變數強關聯、大延時等特點，設計了常壓塔多變數控
制系統。
全部程序使用C語言編程，按照採集的實時數據計算控制量，最終分別送到三個控制
迴路改變給定值，實現了常壓塔多變數控制。
分餾點（初餾點、干點、90％點溫度）的獲取，有的企業採用引進的初餾塔、常壓
塔、減壓塔分餾點計算模型。分餾點計算是根據已知的原油實沸點（TBT）曲線和塔的
各側線產品的實沸點曲線，實時採集塔的各部溫度、壓力、各進出塔物料的流量，將塔分
段，進行各段上的物料平衡計算、熱量平衡計算，得到塔內液相流量和氣相流量，從而計
算出抽出側線產品的分餾點。
用模型計算比在線分析儀快，一般系統程序每10秒運行一次，克服了在線分析儀的
滯後，改善了調節品質。在計算出分餾點的基礎上，以計算機間通訊方式，修改DCS系
統中相關側線流量控制模塊給定值，實現先進控制。
還有的企業，操作員利用常壓塔生產過程平穩的特點，將SPC控制部分切除，依照
計算機根據實時參數計算出的分餾點，人工微調相關側線產品流量控制系統的給定值，這
部分優化軟體實際上只起著離線指導作用。
（2）LQG自校正控制
某廠在PROVOX系統的上位機HP1000A700上用FORTRAN語言開
發了LQG自校正控製程序，對常減壓裝置多個控制迴路實施LQG自校正控制。
·常壓塔頂溫度控制。該迴路原採用PID控制，因受處理量、環境溫度等變化因素
的影響，無法得到滿意的控制效果。用LQG自校正控制代替PID控制後，塔頂溫度控
製得到比較理想的效果。塔頂溫度和塔頂撥出物的干點存在一定關系，根據工藝人員介紹
，塔頂溫度每提高1℃，干點可以提高3～5℃。當塔頂溫度比較平穩時，工藝人員可以
適當提高塔頂溫度，使干點提高，便可以提高收率。按年平均處理原油250萬噸計算，
如干點提高2℃，塔頂撥出物可增加上千噸。自適應控制帶來了可觀的經濟效益。
·常壓塔的模擬優化控制。在滿足各餾出口產品質量要求前提下，實現提高撥出率及
各段迴流取熱優化。餾出口產品質量仍採用先進控制，要求達到的目標是：常壓塔頂餾出
產品的質量在閉環控制時，其干點值在給定值點的±2℃，常壓塔各側線分別達到脫空3
～5℃，常二線產品的恩氏蒸餾分析95％點溫度大於350℃，常三線350℃餾份小
於15％，並在操作台上CRT顯示上述各側線指標。在保證塔頂撥出率和各側線產品質
量之前提下優化全塔迴流取熱，使全塔回收率達到90％以上。
·減壓塔模擬優化控制。在保證減壓混和蠟油質量的前提下，量大限度拔出蠟油餾份
，減二線90％餾出溫度不小於510℃，減壓渣油運行粘度小於810■泊（對九二三
油），並且優化分配減一線與減二線的取熱。
（3）中段迴流計算
分餾塔的中段迴流主要用來取出塔內一部分熱量，以減少塔頂負荷，同時回收部分熱
量。但是，中段迴流過大對蒸餾不利，會影響分餾精度，在塔頂負荷允許的情況下，適度
減少中段迴流量，以保證一側線和二側線產品脫空度的要求。由於常減壓裝置處理量、原
油品種以及生產方案經常變化，中段迴流量也要作相應調整，中段迴流量的大小與常壓塔
負荷、塔頂汽油冷卻器負荷、產品質量、回收勢量等條件有關。中段迴流計算的數學模型
根據塔頂迴流量、塔底吹氣量、塔頂溫度、塔頂迴流入口溫度、頂循環迴流進口溫度、中
段迴流進出口溫度等計算出最佳迴流量，以指導操作。
（4）自動提降量模型
自動提降量模型用於改變處理量的順序控制。按生產調度指令，根據操作經驗、物料平
衡、自動控制方案來調整裝置的主要流量。按照時間順序分別對常壓爐流量、常壓塔各側
線流量、減壓塔各側線流量進行提降。該模型可以通過DCS的順序控制的幾種功能模塊
去實現，也可以用C語言編程來進行。模型閉環時，不僅改變有關控制迴路的給定值，同
時還在列印機上列印調節時間和各迴路的調節量。
四、討論
1．原油蒸餾先進控制幾乎都涉及到側線產品質量的質量模型，不管是靜態的還是動
態的，其基礎都源於DCS所採集的塔內溫度、壓力、流量等信息，以及塔內物料／能量
的平衡狀況。過程模型的建立，應該進一步深入進行過程機理的探討，走機理分析和辨認
建模的道路，同時應不斷和人工智慧的發展相結合，如人工神經元網路模型正在日益引起
人們的注意。在無法得到全局模型時，可以考慮局部模型和專家系統的結合，這也是一個
前景和方向。
2．操作工的經驗對先進控制軟體的開發和維護很重要，其中不乏真知灼見，如何吸
取他們實踐中得出的經驗，並幫助他們把這種經驗表達出來，並進行提煉，是一項有意義
的工作，這一點在開發專家系統時尤為重要。
3．DCS出色的圖形功能一直為人們所稱贊，先進控制一般是在上位機中運行，在
實施過程中，應在操作站的CRT上給出先進控制信息，這種信息應使操作工覺得親切可
見，而不是讓人感到乏味的神秘莫測，這方面的開發研究已獲初步成效，還有待進一步開
發和完善。
4．國內先進控制軟體的標准化、商品化還有待起步，目前控制軟體設計時還沒有表達
其內容的標准符號，這是一大障礙。這方面的研究開發工作對提高DCS應用水平和推廣
應用成果有著重要意義。

I. 保證常減壓蒸餾裝置的安全措施有哪些

常減壓蒸餾裝置是石油加工中最基本的工藝設備，隨著減壓蒸餾技術的改造和發展、原油蒸餾裝置的平均能耗大幅下降、輕油拔出率和產品質量大大提高，危險、危害因素也隨之增加。
常減壓蒸餾裝置的重點設備包括加熱爐、蒸餾塔、機泵和高低壓瓦斯緩沖罐等幾部分。加熱爐的作用是為油品的汽化提供熱源，為蒸餾過程提供穩定的汽化量和熱量。加熱爐的平穩運行是常減壓裝置生產運行的必要保證，加熱爐發生事故不能運行，整個裝置都將被迫停工。而塔則是整個常減壓蒸餾裝置的核心，包括初餾塔、常壓塔、常壓汽提塔、減壓塔及附屬部分。原油在分餾塔中被分餾成不同組分的各測線油品，同時，塔內產生大量的易燃易爆氣體和液體，直接影響生產的正常進行和裝置的安全運行。機泵是常減壓蒸餾裝置的動力設備，它為輸送油品及其他介質提供動力和能源，機泵故障將威脅到裝置的平穩運行，特別是塔底泵的事故將導致裝置全面停產。高低壓瓦斯緩沖罐因其儲存的介質為危害極大的瓦斯，瓦斯一旦發生泄漏將可能導致燃燒爆炸等重大事故的發生。因此高低壓瓦斯緩沖罐在開工前要按照標准對其進行嚴格的試壓和驗收，檢查是否泄漏。運行中要時常對其檢查維護，如有泄漏等異常現象應立即停用並處理，同時還要定期排殘液。
常減壓蒸餾裝置存在的主要危險因素，根據不同的階段，存在不同的危險因素，避免或減輕這些危險因素的影響，可以採取相應的一些安全預防管理措施。
開工時危險因素及其安全預防管理措施
常減壓裝置的開工按照以下順序步驟進行：
開工前的設備檢查→設備、流程貫通試壓→減壓塔抽真空氣密性試驗→柴油沖洗→裝置開車。
裝置開車的順序是：原油冷循環→升溫脫水→250℃恆溫熱緊→常壓開側線→減壓抽真空開側線→調整操作。
在開工過程中，容易產生的危險因素主要是：機泵、換熱器泄漏著火、加熱爐升溫過快產生裂紋等，其危險因素為油品泄漏、蒸汽試壓給汽過大、機泵泄漏著火等，具體介紹如下：
油品泄漏
(1)事故原因：
①開工操作波動力大，檢修質量差，或墊片不符合質量要求。
②改流程、設備投用或切換錯誤造成換熱器憋壓。
(2)產生後果：換熱器憋壓漏油，特別是自燃點很低的重質油泄漏，易發生自燃引起火災。
(3)安全預防管理措施：
①平穩操作。
②加強檢修質量的檢查。
③選擇合適的墊片。
④改流程、設備投用或切換時，嚴格按操作規程執行。
⑤發生憋壓，迅速找出原因並進行處理。
蒸汽試壓給汽過大
(1)事故原因：開工吹掃試壓過程中，蒸汽試壓給汽過大。
(2)產生後果：吹翻塔盤，開工破壞塔的正常操作，影響產品質量。
(3)安全預防管理措施：調節給汽量。
機泵泄漏著火
(1)事故原因：
①端面密封泄漏嚴重。
②機泵預熱速度太快。
③法蘭墊片漏油。
④泵體砂眼或壓力表焊口開裂，熱油噴出。
⑤泵排空未關，熱油噴出著火。
(2)產生後果：機泵泄漏著火。
(3)安全預防管理措施：
①報火警滅火。
②立即停泵。若現場無法停泵，通過電工室內停電關閉泵出入口，啟動備用泵。
③若泵出入口無法關閉，應將泵抽出閥及進換熱器等關閉。
④若塔底泵著火，火勢太大，無法關閉泵入口時，應將加熱器熄火，切斷進料。滅火後，迅速關閥。
停工時危險因素及其安全預防管理措施
在停工過程中，容易產生的主要危險因素有：爐溫降低過快導致爐管裂紋，洗塔沖翻塔盤。停工主要危險因素有停工時爐管變脆斷裂、停工蒸洗塔時吹翻塔盤等。
停工時爐管變脆斷裂
(1)事故原因：停工過程中，爐溫降溫速度過快，可能會造成高鉻爐管延展性消失而硬度增加，爐管變脆，爐管受到撞擊而斷裂。
(2)產生後果：爐管出現裂紋或斷裂。
(3)安全預防管理措施：
①停工過程中，爐溫降溫不能過快，按停工方案執行。
②將原爐重新緩慢加到一個適當的溫度，然後緩慢降溫冷卻，可以使爐管脆性消失而恢復延展性，繼續使用。
③停工，將已損壞的爐管更換。
停工蒸洗塔時吹翻塔盤
(1)事故原因：停工蒸洗塔過程中，蒸汽量給的過大，又發生水擊，吹翻塔盤。
(2)產生後果：停工蒸洗塔時吹翻塔盤。
(3)安全預防管理措施：適當控制吹氣量。
正常生產中的危險因素及其安全預防管理
開工正常生產過程中的主要危險因素有原油進料中斷加熱爐爐管結焦、爐管破裂、瓦斯帶油、分餾塔沖塔真空度下降、汽油線憋壓、減壓塔水封破壞、常頂空冷器蝕穿漏洞轉油線蝕穿等。
原油進料中斷加熱爐爐管結焦
(1)事故原因：
①原油進料中斷。
②處理量過低，爐管內油品流速低。
③加熱爐進料流。
④加熱爐火焰撲爐管。
⑤原料性質變重。
(2)產生後果：
①塔底液位急劇下降，造成塔底泵抽空，加熱爐進料中斷，加熱爐出口溫度急劇上升。
②結焦嚴重時會引起爐管破裂。
(3)安全預防管理措施：
①加強與原油罐區的聯系，精心操作。
②若發生原油進料中斷，聯系原油罐區盡快恢復並減低塔底抽出量，加熱爐降溫滅火。
③爐管注汽以增加加熱爐爐管內油品流速，防止結焦。
④保持爐膛溫度均勻，防止爐管局部過熱而結焦，防止物料偏流。
爐管破裂
(1)事故原因：
①爐管局部過熱。
②爐管內油品流量少，偏流，造成結焦，傳熱不好，燒壞漏油。
③爐管質量有缺陷，爐管材料等級低，爐管內油品高溫沖蝕，爐管外高溫氧化爆皮及火焰沖蝕，造成砂眼及裂口。
④操作超溫超壓。
(2)產生後果：煙囪冒黑煙，爐膛溫度急劇上升。
(3)安全預防管理措施：
①多火嘴、齊水苗可防止爐管局部過熱造成破裂。
②選擇適合材質的爐管。
③平穩操作，減少操作波動。
瓦斯帶油
(1)事故原因：
①瓦斯罐排凝罐液位上升，未及時排入低壓瓦斯罐網。
②瓦斯罐排凝罐加熱盤管未投用。
(2)產生後果：煙囪冒黑煙，爐膛變正壓，帶油嚴重時，爐膛內發生閃爆，防爆門開，甚至損壞加熱爐。
(3)安全預防管理措施：
①控制好瓦斯罐排凝罐液面，及時排油入低壓瓦斯罐網。
②投用瓦斯罐排凝罐加熱盤管。
③瓦斯帶油嚴重時，要迅速滅火，帶油消除後正常操作。
分餾塔沖塔真空度下降
(1)事故原因：
①原油帶水。
②塔頂迴流帶水。
③過熱蒸汽帶水，塔底吹汽量過大。
④進料量偏大，進料溫度突然。
⑤塔底吹汽量過大(濕式、微濕式)，或爐管注汽量過大(濕式)，汽提塔吹汽量過大(潤滑油型)，或爐出口溫度波動或塔底液面波動。
⑥抽真空蒸汽壓力不足或中斷，減頂冷卻器汽化，抽真空器排凝器氣線堵，設備泄漏倒吸空氣。
(2)產生後果：
①塔頂壓力升高。
②油品顏色變深，甚至變黑。
③破壞塔的正常操作，影響產品質量。
④倒吸空氣造成爆炸。
(3)安全預防管理措施：
①加強原油脫水。
②加強塔頂迴流罐切水。
③調整塔底吹汽量。
④穩定適當進料量和進料溫度。
⑤控制好塔底液位。
⑥保持適當的吹汽量，穩定的抽真空蒸汽，穩定的爐溫。
⑦調整好抽真空系統的冷卻器，保證其冷卻負荷。
⑧加強設備檢測維護。
汽油線憋壓
(1)事故原因：管線兩頭閥門關死，外溫高時容易憋壞管線。
(2)產生後果：管線爆裂，汽油流出，易起火爆炸。
(3)安全預防管理措施：夏季做好輕油的防憋壓工作。
減壓塔水封破壞
(1)事故原因：
①水封罐放大氣線中存油凝線或堵塞，造成水封罐內壓力升高，將水封水壓出，破壞水封。
②水封罐放大氣排出的瓦斯含對人有害的硫化氫，將其高點排空，排空高度與一級冷卻器平齊。若水封罐內的減頂污油排放不及時，污油憋入罐內，當污油積累至一定程度時，水封水被壓出，水封水變油封，影響末級真空泵工作。
(2)產生後果：易造成空氣倒吸入塔，發生爆炸事故。
(3)安全預防管理措施：
①加強水封罐檢查。
②水封破壞，迅速給上水封水，然後消除破壞水封的原因。
③若水封罐放大氣線堵或凝，迅速處理暢通。
④水封變油封，迅速拿凈罐內存油，並檢查放大氣線是否暢通。
常頂空冷器蝕穿漏洞轉油線蝕穿
(1)事故原因：
①油品腐敗，製造質量有問題或材質等級低。
②轉油線高速沖刷及高溫腐蝕穿孔，製造質量有問題或材質等級低。
(2)產生後果：
①漏油嚴重時，滴落在高溫管線上引起火災。
②高溫油口泄漏。
(3)安全預防管理措施：
①做好原油一脫四注工作，加大防腐力度。
②報火警消防滅火，汽油罐給水幕掩護(降溫)原油降量，常爐降溫，關小常底吹汽，降低常頂壓力，迅速切換漏油空冷器，滅火後檢修空冷器。
③做好防腐工作。
④選擇適當材質。
⑤將漏點處補板焊死或包盒子處理。
設備防腐
隨著老油田原油的繼續開采，原油的重質化、劣質化日益明顯，原油的含酸介質量不斷增加，加上對具有高含酸量的進口高硫原油的加工，都對設備的防腐提出更高的要求。原油中引起設備和管線腐蝕的主要物質是無機鹽類及各種硫化物和有機酸等。常減壓裝置設備腐蝕的主要部位：
(1)初餾塔頂、常壓塔頂以及塔頂油氣餾出線上的冷凝冷卻系統。
①腐蝕原因及結果：蒸餾過程中，原油中的鹽類受熱水解，生成具有強烈腐蝕性的HCl，HCl與H2S的蒸餾過程中隨原油的輕餾和水分一起揮發和冷凝，在塔頂部和冷凝系統易形成低溫HCl-H2S-H2O型腐蝕介質，使塔頂及塔頂油氣餾出線上的冷凝冷卻系統壁厚變薄，降低設備殼體的使用強度，威脅安全生產。原油中的硫化物(參與腐蝕的主要是H2S、元素硫和硫醇等活性硫及易分解為H2S的硫化物)在溫度小於120℃且有水存在時，也形成低溫HCl-H2S-H2O型腐蝕性介質。
②防腐預防管理措施：在電脫鹽罐注脫鹽劑、注水、注破乳劑，並加強電脫鹽罐脫水，盡可能降低原油含鹽量。在常壓塔頂、初餾塔頂、減壓塔頂揮發線注氨、注水、注緩蝕劑，這能有效抑制輕油低溫部位的HCl-H2S-H2O型腐蝕。
(2)常壓塔和減壓塔的進料及常壓爐出口、減壓爐轉油線等高溫部位的腐蝕。
①腐蝕原因及結果：充化物在無水的情況下，溫度大於240℃時開始分解，生成硫化氫，形成高溫S-H2S-RSH型腐蝕介質，隨著溫度升高，腐蝕加重。當溫度大於350℃時，H2S開始分解為H2和活性很高的硫，在設備表面與鐵反應生成FeS保護膜，但當HCl或環烷酸存在時，保護膜被破壞，又強化了硫化物的腐蝕，當溫度達到425℃時，高溫硫對設備腐蝕最快。
②防腐預防管理措施：為減少設備高溫部位的硫化物和環烷酸的腐蝕，要採用耐腐蝕合金材料。
(3)常壓柴油餾分側線和減壓塔潤滑油餾分側線以及側線彎頭處。常壓爐出口附近的爐管、轉油線，常壓塔的進料線。
①腐蝕原因及結果：220℃以上時，原油中的環烷酸的腐蝕性隨著溫度的升高而加強，到270℃～280℃時腐蝕性最強。溫度升高，環烷酸汽化，液相中環烷酸濃度降低，腐蝕性下降。溫度升至350℃時環烷酸汽化增加，汽相速度增加，腐蝕加劇。溫度升至425℃時，環烷酸完全汽化，不產生高溫腐蝕。
②防腐預防管理措施：為減少設備高溫部位的硫化物和環烷酸的腐蝕，要採用耐蝕合金材料。
機泵易發生的事故及處理
機泵是整個裝置中的動設備，相對裝置的其他靜設備如塔等更容易發生事故。機泵的故障現象有泵抽空或不上量；泵體振動大、有雜音和密封泄漏。
泵抽空或不上量
(1)產生原因：
①啟動泵時未灌滿液體。
②葉輪裝反或介質溫度低黏度大。
③泵反向旋轉。
④泵漏進冷卻水。
⑤入口管路堵塞。
⑥吸入容器的液位太低。
(2)處理措施：
①重新灌滿液體。
②停泵聯系鉗工處理或加強預熱。
③重新接電機導線改變轉向。
④停泵檢查或重新灌泵。
⑤停泵檢查排除故障。
⑥提高吸入容器內液面。
泵體振動大、有雜音
(1)產生原因：
①泵與電機軸不同心。
②地腳螺栓松動。
③發生氣蝕。
④軸承損壞或間隙大。
⑤電機或泵葉輪動靜不平衡。
⑥葉輪松動或有異物。
(2)處理措施：
①停泵或重新找正。
②將地腳螺栓擰緊。
③憋壓灌泵處理。
④停泵更換軸承。
⑤停泵檢修。
⑥停泵檢修，排除異物。
密封泄漏
(1)產生原因：
①使用時間長，動環磨損。
②輸送介質有雜質，磨損動環產生溝流。
③密封面或軸套結垢。
④長時間抽空。
⑤密封冷卻水少。
(2)處理措施：
①換泵檢查。
②停泵換泵處理。
③調節冷卻水太少。</p>

J. 煉油工藝中，以水蒸汽為介質進行汽提的裝置有哪些在哪些工藝段里

1，常減壓裝置的常壓塔。
2，催化裂化裝置反再工段的沉降器。
3，催化裂化裝置分餾系統的分餾塔。
4，催化加氫裝置分餾系統的分餾塔。（有的工藝直接設置汽提塔）
5，乙烯裂解裝置的裂解單元中的油洗塔。