炼油厂实习报告

XX大学化学化工学院 毕业实习报告 专业： 班级： 姓名： 学号： 实习单位：中油广西田东石油化工总厂有限公司 实习时间： 指导老师： TOC \o "1-4" \h \u  TOC \o "1-4" \h \u   HYPERLINK \l _Toc4739 前 言  PAGEREF _Toc4739 ２ 第一章  HYPERLINK \l _Toc28220 工 厂 概 况  PAGEREF _Toc28220 ３  HYPERLINK \l _Toc21864 1.1. 车 间 概 况  PAGEREF _Toc21864 ３  HYPERLINK \l _Toc18518 1.2. 原料来源及特点  PAGEREF _Toc18518 ４  HYPERLINK \l _Toc14570 1.3. 产品各项性能和指标  PAGEREF _Toc14570 ４  HYPERLINK \l _Toc22906 第二章 化工技术部分  PAGEREF _Toc22906 ７  HYPERLINK \l _Toc2024 2.1 生产方法的选择  PAGEREF _Toc2024 ７  HYPERLINK \l _Toc4670 2.2. 生产方法及工艺流程叙述  PAGEREF _Toc4670 ７  HYPERLINK \l _Toc15563 2.2.1. 常减压车间：  PAGEREF _Toc15563 ７  HYPERLINK \l _Toc291 1 原油的预处理  PAGEREF _Toc291 ７  HYPERLINK \l _Toc17936 2 汽化段数的确定  PAGEREF _Toc17936 ８  HYPERLINK \l _Toc26525 3 工艺流程叙述  PAGEREF _Toc26525 ８  HYPERLINK \l _Toc32618 4 主要工艺操作参数  PAGEREF _Toc32618 ９  HYPERLINK \l _Toc6747 2.2.2. 催化裂化车间  PAGEREF _Toc6747 １０  HYPERLINK \l _Toc23403 1. 催化剂  PAGEREF _Toc23403 １０  HYPERLINK \l _Toc30656 2. 反应—再生系统  PAGEREF _Toc30656 １０  HYPERLINK \l _Toc1185 3. 分馏系统  PAGEREF _Toc1185 １０  HYPERLINK \l _Toc30480 4. 吸收—稳定系统  PAGEREF _Toc30480 １１  HYPERLINK \l _Toc22657 5. 主要工艺条件  PAGEREF _Toc22657 １１  HYPERLINK \l _Toc15906 2.2.3. 酮苯脱蜡车间  PAGEREF _Toc15906 １１  HYPERLINK \l _Toc4823 1.结晶系统  PAGEREF _Toc4823 １２  HYPERLINK \l _Toc22938 2.冷冻系统  PAGEREF _Toc22938 １２  HYPERLINK \l _Toc30106 3.真空系统  PAGEREF _Toc30106 １２  HYPERLINK \l _Toc21493 4.油回收系统  PAGEREF _Toc21493 １３  HYPERLINK \l _Toc22594 5.蜡回收系统  PAGEREF _Toc22594 １３  HYPERLINK \l _Toc2542 2.2.4. 化验中心  PAGEREF _Toc2542 １４  HYPERLINK \l _Toc8997 2.3. 工艺流程图  PAGEREF _Toc8997 １５  HYPERLINK \l _Toc20223 2.4. 主要设备一览表  PAGEREF _Toc20223 １５  HYPERLINK \l _Toc7778 1. 常减压车间  PAGEREF _Toc7778 １５  HYPERLINK \l _Toc19220 2. 催化裂化车间  PAGEREF _Toc19220 １６  HYPERLINK \l _Toc31066 3. 酮苯脱蜡车间  PAGEREF _Toc31066 １９  HYPERLINK \l _Toc679 4. 中心化验室  PAGEREF _Toc679 ２０  HYPERLINK \l _Toc22223 2.5主要设备结构图  PAGEREF _Toc22223 ２０  HYPERLINK \l _Toc17627 第三章 非工艺部分  PAGEREF _Toc17627 ２０  HYPERLINK \l _Toc19231 3.1  车间的主要分析项目与控制仪表  PAGEREF _Toc19231 ２０  HYPERLINK \l _Toc22352 3.2 环境保护  PAGEREF _Toc22352 ２１  HYPERLINK \l _Toc25909 3.3安全技术措施  PAGEREF _Toc25909 ２１  HYPERLINK \l _Toc13771 第四章 实习体会  PAGEREF _Toc13771 ２３  前 言 我于XXXXXX期间，参加了由XXXXX班组织的毕业实习，实习地点为中油广西田东石油化工总厂有限公司田东炼油厂。主要的实习车间为催化裂化车间、酮苯车间、常减压车间和化验室，实习内容以生产工艺、生产设备和生产操作为主。这次的毕业实习任务主要是在工人师傅、工程技术人员和老师的指导帮助下，通过自学、讨论、参观听报告、参观现场、参看图纸和技术资料、简单核算、草图绘制、总结等实习方式，具体做到以下内容： 1、一般了解工厂基建、生产和发展的全过程；产品种类、生产方法、产品质量和技术规格；原料、产品的性质、贮藏、运输以及产品用途等方面的概况。 2、一般了解工厂使用的原料、燃料、水、电、汽的供求及消耗定额；物料和能量的综合利用及节能措施；三废处理和副产品的概况。 3、了解各工段的生产方法、工艺流程；主要工艺条件和主要设备结构；各工段之间的相互联系和相互影响。 4、结合流体输送的基本原理，了解流体输送的方式和设备（离心泵、往复泵、旋涡泵、真空泵、风机、压缩机）的规格、性能、结构、操作、运转、维护以及选用等情况。 通过这次实习，不仅加深了我们对课本知识的理解，还很好地锻炼了我们的人际沟通能力。同时对我们今后毕业参加到实际的化工生产工作之中也有很大的指导意义。 本实习报告分为工厂及车间概况、化工技术部分、非工艺部分和实习心得四个部分，文后附有相关图纸。由于实习时间有限和个人能力不足，文中不免存在纰漏，甚至是很多错误，请谅解。 编者 XXXX年X月 工厂及车间概况 工 厂 概 况 1、 建厂时间： 中油广西田东石油化工总厂有限公司是广西壮族自治区国资委监管的国有控股公司，前身为广西田东石油化工总厂，始建于1978年。 2、 厂址选择： 公司炼油厂位于广西田东县，距田东汽车站1.5km；田东火车站约1.0km。右江河及南昆高速公路毗邻县城，南—昆铁路、二级路324 国道从公司生产厂区旁边经过，交通极为便利。 3、职工干部工程技术人员配置 公司现有员工860人，其中，高级职称12人，中级职称128人（其中技师16人），大专以上学历216人，中专学历155人。 4、 工厂占地面积：公司总占地面积为323290平方米，其中生产区面积为233300平方米 5、 固定资产：公司注册资本为3.1亿元 6、 主要产品：主要产品有90#、93#无铅汽油、0#柴油系列、200#溶剂油、民用液化石油气、 重油等，产品多达50余种。 7、 年利润：2009年销售收入13.21亿元，上缴税金2.42，实现利润755万元；2010年销售收入23.673亿元，上缴税金3.52亿元，实现利润8300万元。 8、工厂发展方向及新产品开发研究 2008年中国石油天然气集团公司对田东石化总厂技改项目帮扶援建。将新建50万吨/年催化裂化、8万吨/年气体分馏和3万吨/年聚丙烯装置。已建成中间交接，2011年4月试车投产。项目投产后，公司每年原油一次加工能力将达到100万吨（最大可达120万吨）。每年可产汽油24.9万吨、柴油45.0万吨、液化气5.96万吨（含0.88万吨丙烷）、润滑油3.0万吨、聚丙烯2万吨、石蜡1万吨等主要产品。销售收入预计可达50亿元，利税10亿元以上。 按照“稳定采油、提升炼油、发展润滑油”的思路，公司下一步的目标是：1、加大勘探开发，立足油田稳产。随着油田开发的深入，采出程度的提高，稳产难度加大，油田开发即将进入产量递减期。为进一步提高油田开发效益，实现五年稳产年油量3.0×104t，整体提高采收率5.3个百分点，必须有增储上产的产能建设计划，加强基础研究和目标方案论证的科研技术计划，以及油田开发配套的地面工程等技改计划，以提高水驱动用程度和采收率为目的的综合治理效果。“十二五”期间，采油、钻探预计总投资9350万元。2、力争在防城港建设一座300万/年吨沥青厂。与和广西北部湾港务集团合作，投资1.5亿元在防城港企沙工业园区建设一座300万吨/年沥青厂。并利用好现有的5万吨级码头及原油储运库，以满足公司今后的进一步发展需要。3、完善炼油工艺。力争原油加工能力达250万吨/年，新增20万吨/年催化重整装置；新增30万吨/年汽油、柴油加氢精制装置，50万吨/年延时焦化装置。4、延伸石化产业链，建设30万吨/年润滑油厂。充分利用中石油钦州1000万吨/年炼油厂的加氢尾油进行深度加工，生产润滑油产品。新增150万吨/年原料油预处理装置；20万吨/年酮苯脱蜡脱油装置；15万吨/年润滑油白土精制；8万吨/年石蜡精制；8万吨/年石蜡成型，改扩建铁路专线设施。（该项目总投资为5.22亿元，在现有年加工5万吨/年润滑油厂的基础上进行扩建，是润滑油厂生产能力达到年加工蜡油30万吨。 车 间 概 况 我们主要是见习了田东炼油厂的催化裂化车间、常减压车间、酮苯脱蜡车间和化验室。各车间均为4班3倒，每班次依不同情况和车间有6~9人不等。 炼油厂主要装置有：20万吨/年常减压原油蒸馏、80万吨/年常压原油蒸馏、7万吨/年重油催化、2万吨/年石脑油芳构化等生产装置和相应的辅助生产车间及配套公用工程；润滑油厂设有10万吨/年糠醛精制、5万吨/年酮苯脱蜡脱油、3万吨/年油品精制及调合、1万吨/年石蜡精制等生产装置。 原料来源及特点： 常减压车间所用的原料是原油。公司现有原产原油3万吨的小油田、生产相配套的原油、成品油铁路专用线和钦州港区原油储运库（目前钦州港内铁路未建成，该厂原料均采用大吨位汽车运送）。其中钦州港为进口原油。我国进口原油分布如图1，由此可知田东炼油厂除了少部分为自有油田原油为原料外，应该以进口的中东和非洲原油为主。其中中东原油的轻质油收率普遍高于我国自主原油。 催化裂化车间原料以常减压车间的重质油为原料。以常减压四线油为主。 酮苯脱蜡用的是减压馏分油。以常三线油和减压各侧线油为主。
（ 图1 我国原油进口地区分布） 产品各项性能和指标 表1 —— 主要产品产量（以2011年1月份为例） 0#柴油 7000t 90#汽油 500t 93#汽油 700t 粗苯 3000t 粗蜡 300t 软麻油 800t 煤油 2000t 石蜡 600t 皂蜡 400t 沥青原料 1000t 基础油 500t 液化气 600t 表2 —— 主要产品性能指标 90#汽油 项目 质量指标GB17930—1999 厂控指标 抗爆性 研究法辛烷值（RON） ≥ 抗爆指数[（RON+MON)/2] ≥ 90 85 90 85 铅含量/g.L-1 ≤ 0.005 0.005 硫含量% ≤ 0.05 0.05 硫醇硫含量% ≤ 0.001 0.001 铜片腐蚀（50℃，3h）级 ≤ 1 1 水溶性酸或碱 无 无 机械杂质及水分 无 无 馏程 10%蒸发温度/℃ ≤ 50%蒸发温度/℃ ≤ 90%蒸发温度/℃ ≤ 70 120 190 70 120 190 蒸气压/kPa 11月1日至4月30日 ≤ 5月1日至10月31日 ≤ 88 74 88 74 93#汽油 项目 质量指标GB17930—1999 厂控指标 抗爆性 研究法辛烷值（RON） ≥ 抗爆指数[（RON+MON)/2] ≥ 93 88 93 88 铅含量/g.L-1 ≤ 0.005 0.005 硫含量% ≤ 0.05 0.05 硫醇硫含量% ≤ 0.001 0.001 铜片腐蚀（50℃，3h）级 ≤ 1 1 水溶性酸或碱 无 无 机械杂质及水分 无 无 馏程 10%蒸发温度/℃ ≤ 50%蒸发温度/℃ ≤ 90%蒸发温度/℃ ≤ 70 120 190 70 120 190 蒸气压/kPa 11月1日至4月30日 ≤ 5月1日至10月31日 ≤ 88 74 88 74 轻柴油 项目 质量指标GB252—87 厂控指标 色号 ≤ 3.5 3.5 硫含量% ≤ 0.5 0.5 硫醇硫含量% ≤ 0.01 0.01 水份% ≤ 痕迹 1 酸度mgKOH/100ml ≤ 5 5 10%蒸余物残炭% ≤ 0.3 0.3 灰份% ≤ 0.01 0.01 铜片腐蚀（50℃，3h） ≤ 1 1 水溶性酸或碱 无 无 机械杂质 无 无 运动粘度20℃（mm2/a） 3.0—8.0 3.0—8.0 凝点℃ ≤ 0 0 闭口闪点℃ ≤ 55 55 十六烷值 ≤ 45 45 馏程 50%馏出温度℃ ≤ 90%馏出温度℃ ≤ 95%馏出温度℃ ≤ 300 355 365 300 355 365 200#溶剂油 项目 质量指标SH0112—92 厂控指标 外观 无色透明 无色透明 密度（20℃）kg/m3 ≤ 790 芳香烃含量% ≤ 15 闪点（闭口）℃ ≥ 33 33 腐蚀 合格 合格 机械杂质及水分 无 馏程 初馏点℃ ≥ 98%馏出温度℃ ≤ 140 200 140 200 煤油 项目 质量指标GB253—81 厂控指标 密度kg/m3 ≤ 840 燃烧性（点试验） 合格 无烟火焰高度mm ≥ 30 闭口闪点℃ ≥ 40 40 浊点℃ ≤ -15 10%馏出温度℃ ≤ 205 200 干点℃ ≤ 300 280 硫含量% ≤ 0.04 机械杂质及水分 无 硫醇性硫含量 亚铝酸钠试验 ≥ 0.001 （博士试验） 通过 通过 色度（号） ≤ 1 1 铜片腐蚀级（100℃，2h） ≤ 1 直馏汽油 项目 质量指标SH0112—92 厂控指标 干点℃ ≤ 205 残留量% ≤ 1.5 残留量及损失 ≤ 4.5 诱导期min ≥ 480 硫含量%（m/m） ≤ 0.15 腐蚀 合格 合格 水溶性酸或碱 无 无 机械杂质及水分 无 无 实际胶质mg/100ml ≤ 5 馏程 10%馏出温度℃ ≤ 50%馏出温度℃ ≤ 90%馏出温度℃ ≤ 79 145 195 蜡油 质量指标 馏程℃ 2%—97% 粘度m2m/s 比色ISO 闪点℃ 常四线 300 ~ 430 ≮7（50℃） ≯2.5 ≮190 减一线 300 ~ 420 ≮7（50℃） ≯1.5 ≮190 减二线 370 ~ 450 ≮13（50℃） ≯2.5 ≮220 减三线 420 ~ 510 ≮7（100℃） ≯3.5 ≮230 减四线 ≮9（100℃） ≯4.0 ≮240 化工技术部分 2.1 生产方法的选择 原油加工方案的确定取决于诸多因素，例如市场需求、经济效益、投资力度和原油的特性等。理论上可以用任何一种原油生产出各种所需的石油产品。但从最经济效益这一方面考虑，主要是从减少加工费用和获得最大市场收益两方面考虑。减少加工费用，这是选择合适于原有特性的加工方案，在此基础上根据市场的时刻变化进行局部的调整则可有益于朝向最大经济效益方面的发展。 原油加工方案可以分为三种基础类型：1、燃料型，2、燃料—润滑油型，3、燃料—化工型。根据田东炼油厂的产品和车间构成，可以基本判断，其属于燃料—润滑油型。工厂始建于1978年，当时的主要原料应以自产原油和国内原油为原料。其原油类型与大庆油田原油类似，属于石蜡基。以大庆原油为例，其主要特点是含蜡量高、凝点高、沥青质含量低、重金属和硫含量低。减压馏分的润滑油潜含量（烷烃+环烷烃+轻芳烃）高，粘度指数可达90~120，是合成润滑油的良好原料。
（图2 加工方案：燃料—润滑油型） 2.2. 生产方法及工艺流程叙述 常减压车间：  原油 → 初馏塔 → 常压塔 → 汽提塔 减压塔 → 汽提塔 1 原油的预处理 原油中含水会造成塔内气相线速度过高，同时增加加热和冷凝符合，一方面增加了能耗，一方面是操作不稳定，甚至会引起塔内超压和冲塔事件。而原油中含盐除了会腐蚀设备和生成盐垢，影响传热和安全性能以外，还会使重油、渣油中的重金属含量高，加剧污染二次加工催化剂，影响二次加工产品的质量。所以原油的充分脱盐脱水十分重要。本厂采用电化学脱盐法。在高压和破乳剂的共同作用下，使水微滴的外层乳化膜破坏而形成大水滴沉淀。
（图3 高压电场中水滴的偶极集聚） 2 汽化段数的确定 原油采用几段气化，应根据原油性质、产品方案和处理量的确定。和大多数炼油厂一样，田东炼油厂采用三段气化流程，即包括初馏（预气化）、常压蒸馏、减压蒸馏。常压塔可分馏出汽油、煤油、轻柴油、重油等组分。但如果只使用常压塔会有很多的局限性。一方面润滑油馏分分离不出，另一方面当轻组分含量和水分含量较高时，系统压降大、塔的操作不稳定，所以需要减压塔和预气化塔（初馏塔）。初馏塔的存在，能够有效的减少常压塔的负荷、减少进入常压塔的水分和盐类，改善产品质量和减少汽油的损失。在大处理量的情况之下，都会设置初馏塔。常压下，要提高塔的拔出率，需要更高的汽化温度，但这会导致油品的分离，所以第三段塔要在减压下蒸馏。 3 工艺流程叙述 由装置外来的40°C原油经原油泵加压后四路经换01/1,2管（原油与初顶油气换热器）、换01/3,4管（原油与常顶油气换热器）、换1/1,2管（原油与减一线油（Ⅱ）换热器）、换2/1管（原油与常四线油（Ⅱ）换热器）、换2/2管（原油与常一线油换热器）、容8电脱盐缸、换3/1,2,3壳（原油与常二线油换热器）换热至120°C进行电脱盐脱水。 原油经电脱盐脱水后经换4/1,2,3壳（原油与渣油（Ⅲ）换热器），换5管（原油与减二线油（Ⅱ）换热器）后分二路：一路经换6/1,2管（原油与减一线油（Ⅰ）换热器）、换7/1,2管；（原油与渣油（Ⅱ）换热器）第二路经换8管（原油与减三线油（Ⅱ）换热器）、换9/1壳（原油与常三线油换热器）、换9/2壳（原油与常二中油（Ⅱ）换热器），加热至200°C与第一路混合进初馏塔。 常顶油气经换01/3,4，冷2/1,2冷凝冷却器后去容4，切水后由泵23,24抽出分两路：一路返回常压塔，另一路出装置。 常一线油由常压塔抽出进常二线汽提塔，油气从塔顶返回常压塔，常一线油由9.10从塔底抽出经换2/2（壳），经冷3冷却后出装置。 常二线油由常压塔抽出进常二线汽提塔，油气从塔顶返回常压塔，常二线油由泵15.16从塔底抽出经换3/1,2,3（管）后一路经冷3冷却后出装置，另一路返回常压塔。 常三线油由常压塔抽出进常三线汽提塔，油气从塔顶返回常压塔，常三线油由17.16从塔底抽出经换9/1（管）后经冷5冷却后出装置。 常二中油由13/1,2泵从常压塔抽出经换12/1、换9/2返回常压塔。 常四线油由常压塔抽出进常四线汽提塔，油气从塔顶返回常压塔，常四线油由泵14.13/2从塔底抽出经换12/2（管）后经换2/1（壳）冷5/2冷却后出装置，另一路返回减顶回流管线。 常低油由泵3.4抽出经减压炉加热至400℃进减压塔。或直接经减渣换热流程，经冷却水箱（冷13）冷却后出装置（不开减压装置时）。 减顶油气被抽真空系统抽出，经冷6，冷,7，冷8，冷凝冷却后冷凝油由减顶油泵（（泵27.28）经常二或常三管线或污油管线送出装置。 减一线油由减压塔抽出进减一线汽提塔，油气从塔顶返回减压塔，减一线油由泵20.19从汽提塔塔底抽出经换6/1,2（壳）换1/1,2（壳）冷10冷却后， 一路返回减压塔顶，另一路出装置。 减二线油由减压塔抽出进减二线汽提塔，油气从塔顶返回减压塔，减二线油由泵18.19从汽提塔塔底抽出经换10/1,2,3（壳）换5（壳）后 一路返回减压塔，另一路经冷11冷却后出装置。 减三线油由减压塔抽出进减三线汽提塔，油气从塔顶返回减压塔，减三线油由泵7.8从汽提塔塔底抽出经换13/1（壳）后一路返回减压塔，另一路出经换8（壳）冷12冷却后装置。 减四线油由减压塔抽出进减四线汽提塔，油气从塔顶返回减压塔，减四线油由泵11.12从塔底抽出经换13/2（壳）冷12冷却后出装置。 减压渣油经泵5.6从减压塔底抽出经换11/1,2,3（管）换7/1,2（壳）换4/1,2,3（管）去冷14冷却水箱冷却至95℃送出装置。 初顶、常顶、减顶不凝气经容7去常压炉、减压炉燃烧。 注氨注水：氨气（液氨）和软化水在氨水罐混合后经泵30.31直接注入初、塔顶馏出口管线;氨水从容3、容4底部回收到容12. 注破乳剂：由泵25.26从容6抽出注入进装置前的原油线。 4 主要工艺操作参数 电脱盐温度 115±5°C 电脱盐电流 ≯ 40A 电脱盐电压 ≯ 400V 常压炉出口温度 365±5℃ 减压炉出口温度 365±5°C 炉膛温度 ≯ 750°C 燃料油压力 ≮ 0.5 MPa 高瓦斯气压力 < 0.2 MPa 过热蒸汽压力 ≯ 0.2 MPa 过热蒸汽温度 ≮ 380°C 初馏塔塔顶温度 100±5°C 减压塔塔顶温度 75°C 减压塔顶真空度 700 mmHg 各塔器控制液面 50%±100 mmHg 侧线温度 常一线 150~160°C 侧线温度 常二线 170~190°C 常三线 310~325°C 常四线 330~340°C 减一线 230~250°C 减二线 300~320°C 减三线 340~350°C 减四线 370~380°C 产品冷后温度 汽油 ≯ 40°C 产品冷后温度 柴油 ≯ 70°C 炼油 ≯ 55°C 200#溶剂油 ≯ 50°C 减一线 70°C 减二线 80~90°C 减三线 80~90°C 减四线 80~90°C 减渣 95~105°C 蒸汽压力 ≮ 0.5 MPa 压缩风压力 0.4~0.6 MPa 循环水压力 ≮ 0.6MPa 原油脱盐后含盐 ≯3mg/L 原油脱盐后含水 ≯0.1% 电脱盐罐压力 ≯ 3 MPa 初顶注氨 8.5± 0.5 pH 常顶注氨 8.5± 0.5 pH 破乳剂注入量 20~30 PPM 原油注水量 5~6% 催化裂化车间 催化裂化是石油炼厂从重质油生产汽油的主要过程之一。所产汽油辛烷值高（马达法80左右），安定性好，裂化气含丙烯、丁烯、异构烃多。催化裂化是按碳正离子机理进行的，催化剂促进了裂化、异构化和芳构化反应，裂化产物比热裂化具有更高的经济价值，气体中C3和C4较多，异构物多；汽油中异构烃多，二烯烃极少，芳烃较多。其主要反应包括：①分解，使重质烃转变为轻质烃；②异构化；③氢转移；④芳构化；⑤缩合反应、生焦反应。异构化和芳构化使低辛烷值的直链烃转变为高辛烷值的异构烃和芳烃。 催化裂化工段有三个部分组成，即反应—再生系统、分馏系统、吸收—稳定系统。 催化剂 本车间采用分子筛催化剂，分子筛是一种水合结晶型硅酸盐，亦称沸石分子筛。其具有独特的规整晶体结构，具有较大的比表面积，大部分沸石分子筛表面具有较强的酸中心，同时晶孔内有强大的库仑场起极化作用。这些特性使它成为性能优异的催化剂。目前应用最多的是Y型分子筛。 （图4 Y型分子筛单元晶体结构）

2. 反应—再生系统 本车间采用的是提升管流化催化系统。 反应是在提升管反应器中进行的，由于反应过程中吸收热量和器壁散热，反应器进口和出口的温度是不相同的，进口温度高于出口大约20~30°C。反应温度通常是指提升管出口温度，该厂的反应温度在510~515°C左右。 减压蜡油和减压渣油分别从催化原料油中间罐区和燃料油灌区用泵抽入装置，在管线混合后经换201与轻柴油换热，再经换204/1~4与分馏中段循环油换热，再经换205/1~2与油浆换热至250°C后与渣油混合进加热炉加热与回炼油油浆混合后进入提升管反应器的下部喷嘴。 提升管反应器（反101）的进料与与来自再生器（反103）的再生催化剂接触并立即汽化、反应。反应器生成的反应油气进入沉降器（反102），先经旋风分离器除去大量催化剂后，进入塔201下部，反应后的待生催化剂经汽提段汽提后进入反103进行结焦再生（烧焦所用空气是由机401/1~3供给）。燃烧生成的延期经旋风分离器除去大量催化剂后，先经双动滑阀，后经降压孔板降压消声器排至大气中。 分馏系统 分馏系统的作用是将反应－再生系统的产物进行初步分离，得到部分产品和半成品。反102的反应油气进入塔201底部，先经人字挡板与油浆循环油逆流接触，一方面洗去油气中的催化剂，一方面使油气从480°C降至375°C，进入第一层塔盘进行分馏。塔201顶部油气从115°C经冷201/1~4冷却到40°C，进入容201.由容201分离出的粗汽油用泵202/1，2加压送至塔301用做吸收剂。富气进入机501/1，2进行加压。轻柴油自分馏塔的第14层或第16层自流入轻柴油汽提塔，经蒸汽汽提后215°C的轻柴油用泵204/1,2加压，先经换201与新鲜原料油换热后，再经换202/1,2与除氧水换热至40°C，一部分进入矸洗后作为产品送出装置，另一部分作为吸收剂送至塔304。富吸收油则返回分馏塔第18层，还有部分则去容204作燃烧油封油和冲洗油用。 分馏塔塔顶循环油用泵203/1，2从第22层抽出，抽出温度为160°C，顶循环油经换203/1，2与除氧水换热至80°C，返回第26层，中段循环油用泵205/1，2从第11层抽出，温度为250°C，先经吸收稳定部分的重沸器换303，换301，再经换204/1~4与新鲜原料换热至170°C后，在备用中段油冷却器（冷202）的副线返回分馏塔第14层。分馏塔预留了重柴油抽出阀，需要时重柴油从第9层抽出，经泵209进入冷却器（206），将温度由300°C冷至60°C后作为产品送出装置。回炼油从第2层塔板抽出进入回炼油罐，经泵206/，2从塔底抽出，温度为375°C，部分经换205/1,2与原料油换热，后经换206发生10Kg/cm2的饱和蒸汽，使油浆循环油冷至297°C返回塔底第一层塔板下；另一部分油浆经油泵207/1,2出口直接送至反101进行回炼。 吸收—稳定系统 吸收稳定系统的任务是利用吸收和精馏的方法将来自催化分馏塔顶油气分离器的富气及粗汽油分离成干气（≤C2）、液化气（C3、C4）和蒸汽压合格的稳定汽油。吸收解吸过程要求同时达到三个目的：通过吸收塔尽可能的吸收C3、C4组分；通过解吸塔尽量将C2解吸出去。在这里采用的是单塔流程。 经气体压缩机501/1，2加压后的富气和来自解吸塔顶的解吸气会合后经冷301/1~3冷凝冷至40°C，进入气压机出口油气分离器（容301）中进行气液分离，分离出的油气进入吸收塔底部，经吸收剂吸收后，从塔顶出来进入再吸收塔底部。富吸收油从塔底自流入气压机出口油气分离器。从塔顶来的富气进入再吸收塔，用轻柴油再吸收后作为干起产品送出装置。塔底富气吸收油返回分馏塔，容301分离出来的凝缩油用油泵301/1，2机压送至解吸塔进行解吸，解吸气返回冷301/1~3，冷凝后进入容301，塔底脱乙烷汽油由泵302/1~2抽出，经换热302/1，2与稳定汽油换热至147°C进入塔303，塔303底由换303提供热量，C4以下的轻组分从塔底馏出，经冷303冷凝冷却后，进入容302中平衡汽化，冷凝冷却后的液态烃经泵304/1，2从罐底抽出。一部分送回塔303顶作回流，另一部分送至矸洗后作为产品送出装置。稳定汽油从塔底出来，先经换302/1，2与脱乙烷油换热后，再经冷304用循环水冷却到40°C，接着一部分用泵305加压送至塔301顶作吸收剂用；另一部分靠自压送至矸洗部分，经矸洗和防脱处理后作为产品送出装置。 主要工艺条件 反应温度 510~515°C 分馏塔塔顶温度 105±2°C 分馏塔塔底温度 360~365°C 解吸塔塔底温度 90~95°C 稳定塔塔底温度 165±2°C 稳定塔塔顶温度 55±2°C 容903一级碱浓度 ≥4% 容903二级碱浓度 ≥7% 容903一二、级碱浓度 ≥7% 余炉蒸汽压力 0.8~0.9MPa 酮苯脱蜡车间 酮苯脱蜡装置是以常三线油和减压各侧线油为原料，以丁酮、甲苯二元溶剂混合后作为溶剂。利用酮苯混合溶剂对原料中的油、蜡有不同的溶解度和粘度较小的特性。在油冷冻结晶过程中按一定比例加入适当组成的溶剂，并经过滤将油蜡分离，滤液和蜡液经加热蒸发回收溶剂后送油、蜡出装置，回收后的溶剂循环使用。 1.结晶系统 原料流程： 原料由罐区来—→原料泵（泵—1/1.2）抽出—→原料水冷器（冷—1）—→滤液换热套管（结—1/2）—原料一段氨冷器（结—2）原料二段氨冷器（结—3）—滤机进料罐（容—1.2）—去滤机（原料循环时，可经冷循环线回至原料循环入口） 湿溶剂流程 湿溶剂自湿溶剂罐（容—12）来—一次溶剂泵