减压

干净，外观检查应符合要求，合格后，按设计要求 或项目管理规定 对焊缝内部 质量进行 RT检验 ，Ⅲ 级 合格。 (2) 管 道水压试 验 1) 管道 系统试验前，埋地管道的坐标、标高、坡度及管基础、垫层等复查合格。 管道附件、附属构筑物及所有接口外观检查合格；不参与实验的仪表阀门等已经隔离。 2) 压力管道水压试验压力应按照设计要求 执行。 3) 压力管道水压试验前，除接口外

在使用上也很不安全，所以要控制灯用煤油的闪点不低于 40℃。 灯用煤油中也不允许有较多的重馏分，为使灯光持久，一般石蜡基灯用煤油平均沸点在 230℃左右，密度（ 20℃） 800kg/m3左右最好；环烷基灯用煤油平均沸点在 215℃，密度（ 20℃）在 820kg/m3 左右的最好，即一般灯用煤油最好在 780～ 840kg/m3范围内，而不宜太轻或太重。 14

③ 塔顶压力。 要保持稳定的塔顶温度，必需 稳定： ① 进料量和进料温度； ② 顶回流、循环回流各中段回流量及温度； ③ 塔顶压力； ④ 汽提蒸汽量； ⑤ 原料及回流不带水。 只要密切注意塔顶温度、塔底液面，分析波动原因，及时加以调节，就能掌握塔的三个平衡，保证塔的正常操作。 20．引起初馏塔底液位变化的原因有哪些。 初馏塔直径小，单位体积流率高，原油流量有小的波动，将会引起初馏塔底液位变化。

效的防腐范分 .水溶性缓蚀剂 ,其 ”极性 ”的目的有两方面 ,一方面注水可 围内 ,因此 ,塔顶冷凝水 pH 值头部附着于金属表面 ,尾部则溶以使管线的露点部位外移 ,稀释 一 般控制在 ~…. 另外 ,于水中 ,在某些 ”极性 ”头部排腐蚀介质浓度 ,从而保护冷凝设 使用无机氨中和剂后生成氯化列不紧密的地方 ,水分子仍有可备。 另一方面防止由于注氨或有 铵 ,容易在管壁沉积。

2） 真空断路器试验 （ 3） 低压电器的试验 （ 4） 时间继电器调校试验 （ 5） 电压继电器试验 （ 6） 信号、中间继电器试验 （ 7） 电流继电器试验 （ 8） 母线试验 （ 9） 电气仪表校验 依据相关 施工及验收规范进行试验。 动力部分施工要求 接地部分施工 本装置属二类防爆区域，必须按照防爆场所的要求进行施工。 高、低压配电室接地系统采用保护接地、工作接地、

时停运 塔底泵，防止泵抽空时间过长，再开时不上量或抽坏密封。 （ 3） 原油切断进料后，随时停运抽空的侧线、回流泵。 （ 4）做好运行泵的运行维护工作。 退油扫线 A、班长 （ 1）联系罐区退油扫线。 （ 2）向上级汇报停工情况。 （ 3）扫线中，塔底退油时做好协调工作。 （ 4）按照进塔管线首先吹扫的原则，合理安排给汽顺序及时间。 B、常减压 （ 1）原油切断进料后，

表面产牛较 顼汽汕罐多的点蚀坑连成一片 .总体属于均匀腐蚀 . 常顶 ,减顶的冷管束外壁很多多数鄙是铁锈 ,宵较多的锈蚀产物已经把管束间的间距堵死 . 凝器金属表面存在大量的锈蚀产物 ,管 :腐 蚀很历害 初项 ,常顶空冷内肇腐蚀严重 ,均减薄 2mm,产生的锈垢 I。 l=于着在管内肇 ,两端管箱内积累 器 _『大量腐蚀产物 ,管箱地和侧 IIIi蚀坑连成一片 ,仍属于均匀腐蚀 原油中的氯盐

炉子吹灰 燃料油扫线 过热蒸汽管破裂 10 加热炉烟囱间断冒小股黑烟的原因。 蒸汽量不足，雾化不好，燃烧不完全 个别火嘴的油汽配比调节不当， 加热炉负荷过大 调节器参数设定不当，或调节阀故障动作不灵活 10 加热炉烟囱冒灰色烟的原因 瓦斯压力增大 瓦斯少量带油 10 加热炉烟囱冒大量黑烟的原因 燃料突增 ,仪表失灵 蒸汽压力突然下降 瓦斯大量带油 炉管烧穿 10 为什么减压炉出口管要扩径。

原油泵出口给吹扫蒸汽，逐路退到预闪蒸塔，预闪底泵及时抽出，时间控制在≯ 小时。 原油系统退油干净后，在预闪底泵出口给汽吹扫退油到再闪蒸塔，时间控制在≯ 3 小时。 依次退尽常压炉和减压炉炉管内存油，注意常压炉和减压炉炉管退油必须逐路进行， 防止多路吹扫偏流造成大量存油未退出， 造成炉管内大量积油，影响炉管动火施工安全。 退 油 期间，常压塔中段回流和减压塔回流 存油 及时吹 入 塔内

炉子吹灰 燃料油扫线 过热蒸汽管破裂 10 加热炉烟囱间断冒小股黑烟的原因。 蒸汽量不足，雾化不好，燃烧不完全 个别火嘴的油汽配比调节不当， 加热炉负荷过大 调节器参数设定不当，或调节阀故障动作不灵活 10 加热炉烟囱冒灰色烟的原因 瓦斯压力增大 瓦斯少量带油 10 加热炉烟囱冒大量黑烟的原因 燃料突增 ,仪表失灵 蒸汽压力突然下降 瓦斯大量带油 炉管烧穿 10 为什么减压炉出口管要扩径。