石油化工和石油工程的区别精选(九篇)

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第1篇：石油化工和石油工程的区别范文

随着我国经济的飞速发展，产生石油化工行业国内与国际上的变化，现如今我国越来越多的采用采购施工的承包方式，虽然我国石油化工项目利润空间较小，但石油化工项目对于城市的经济发展和提升居民生活质量具有重要意义，必须保证石油化工项目质量安全并如期完成。在本文章中，笔者将注重分析石油化工项目的采购施工总承包施工现场管理问题，并提出石油化工项目采购施工总承包施工现场管理加强的措施方法。

关键词：

石油化工；施工现场；管理

社会生活基本迈向小康，生活水平提高，人们对于石油化工项目提出了更高的要求。加强石油化工项目的施工管理已刻不容缓，只有科学的施工管理，才能进一步提升石油化工项目质量。二十一世纪，石油化工项目的工程量不断增加，为石油化工项目的承包单位的施工现场管理提出了全新的挑战。而我国目前石油行业的施工管理还有待加强，为了更高的提高石油化工项目的质量，采取科学合理的有效措施，促进石油化工项目的进一步发展。

1要求采购时加强对相关供货商的选择

在石油化工项目中，对于采购过程中供货商的选择，除了要考虑供货商所提供的设备是否是否符合工程技术要求以外，还要对供货商的生产能力以及供货商是否能及时的运输货物。由于石油化工项目的采购工作具有一定的风险另外其运输周期也较长，所以其物流能力是极为重要的。选择是一定要格外谨慎，筛选出运输能力较强的供货商，其中对供货商的物流能力其决定作用的是供货方用于订购货物所使用的价格，可使用到岸价格进行采购的生产商的物流能力才是合格的。

1.1建立供货商管理系统建立合理的供货商管理系统可采用构建数据库的方法，这一方法对于石油工程项目采购施工现场管理具有明显的益处，相关工作人员可根据系统的数据库，更为全面准确的查阅供货商的基本情况，但进行监理供货商数据库管理系统的建设，不能一蹴而就，需要较长时间通过在采购过程中的反复比较记录得出的，只有前期不断的进行完善工作，才能在今后的项目采购发挥真正的作用。

1.2采购前调查制造商项目采购工作人员可根据供货商所提供的制造商调查表，进行对制造商全面的调查工作，其中需要对其制造规模进行考察工作，还要对制造商其中的工作人员的综合素质以及对专业技能的把握进行摸底工作，另外其生产设备和产品检测系统也要进行反复检测。根据调查的实际情况总结调查报告，为后续工作奠定基础。

2采购材料的后续使用~~~~~现场施工管理措施

2.1提高采购施工材料的质量首先采购时，施工总承包要认真控制好施工材料的品质，保障石油化工项目整体的总体品质，控制施工成本费用。其次要进行对材料的抽查和检验以及进行人员培训计划，要求施工材料必须符合施工质量，保证工程整体质量的合格根据现场实际施工情况，进行采购材料，确保材料品质优秀，不为减少成本而采购性能差的材料，确保后续工作的顺利进行，在保证工程社会利益的前提下追求经济利益。

2.2加强检查采购材料的力度石油化工项目的材料多种多样，众多的材料型号，各具不同的材料性能和质量。只有进行正确的选择，才能更为完善的保证工程质量。由于材料的质量会直接影响到石油化工项目的质量，石油化工项目施工管理者必须熟知各个不同材料的相同之处与区别，更有效的利用施工材料影响整个工程的质量，负责采购材料的人员必须要按照订货以及运输标准进行对材料的采购。并且对材料进入施工现场之前做好充分的检查工作和妥善保管工作，检查施工材料的外观和性能是否符合标准，以及要求材料必须具有材料合格证、说明书及测试报告等，确保使用材料的质量问题，只有对其检验合格后才能进行投入施工。保证石油化工项目施工现场的管理工作顺利进行。

3采购施工管理体系不完善

石油化工项目管理方式比较落后，无论是人员还是材料的采购管理都没有建立一个健全的执法体系。但是随着我国经济的不断发展，石油化工项目规模和数量不断的加大，但同时其采购施工管理却没有进行同步发展。产生了较多的工程问题，同时也会出于节约成本的目前的，在采购人员的专业性配备上不完善，不进行专职的采购管理人员岗位的设置和培训。另外，在施工中缺少人力和物力，有关负责部门的工作人员推脱责任，使施工现场管理不能顺利进行，施工进度和安全管理信息无法及时传达。

4结语

石油化工项目是一项涉及专业性较强、施工内容繁杂、风险高、成本投入大的复杂系统工程。采购施工总承包模式施工现场管理难度非常大，不仅要加强与石油化工相关专业间的配合力度，同时还要加强石油化工项目内部间的协调，确保工程施工建设准确无误、克服安装工序制约，提高石油化工项目采购水平，推动石油化工项目安全可靠、节能经济的建设发展。结合工程自身的实际情况，合理控制各施工要素和细节。负责人加强对施工管理的重视，建立质量监督体系，并落实到具体的施工过程中。笔者希望更多专业人士投身石油化工项目建设中，为推动我国石油化工事业的发展贡献自己的力量。

参考文献：

[1]刘序岩.浅谈如何加强建筑工程施工现场技术管理.城市建设理论研究，2013（28）：144~146.

[2]芦平荣，宝春.大型煤化工施工总承包项目配合协作管理模式的探讨与实践.石油化工建设，2014，36（6）：39~41.

第2篇：石油化工和石油工程的区别范文

关键词：大型外浮顶储罐；泡沫灭火剂

中图分类号：X932 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）06-0177-02

泡沫灭火系统是随着石油工业的发展而产生的，早在20世纪30年代，就出现了正规的泡沫灭火系统。我国从20世纪60年代开始研究并应用泡沫灭火系统，进入20世纪80年代后，随着相应技术规范的先后颁布，泡沫灭火系统得到广泛使用，应用的主要场所有：石油化工企业生产区、油库、地下工程、汽车库、仓库、煤矿、大型飞机库、船舶等场所。

本文就大型原油立式储罐所用的泡沫剂进行简要说明。

1 泡沫灭火剂使用情况

泡沫灭火剂主要有蛋白、氟蛋白、水成膜泡沫液。

蛋白类泡沫灭火剂具有泡沫稳定、抗烧性好的特点。但是动物型蛋白灭火剂，对环境易造成二次污染，处理繁琐，对消防设备也有腐蚀，正逐步被淘汰。水成膜泡沫灭火剂具有灭火速度快、效力高、封闭性能好、储存期长等特点。随着国家经济的发展，人们对环保意识的增强，对水成膜泡沫灭火剂的认同也随之增强。

中国石化拥有很多大型原油储罐，其泡沫灭火剂配置参差不齐，不能满足消防安全的需要。

2 存在的问题

①泡沫灭火剂配置较低。很多企业大型原油储罐区的消防泵房只配置蛋白类泡沫灭火剂，而且质量不良，不能有效保障储罐区的安全。

②蛋白泡沫灭火剂使用过程中管道腐蚀严重。企业普遍反映使用蛋白泡沫灭火剂后，管道难以冲洗干净，管道腐蚀严重。

③泡沫剂品质较低。泡沫灭火剂质量参差不齐，以次充好。水成膜泡沫灭火剂的质量基本合格，灭火性能基本达到要求，抗烧性能尚可，一般为IC～IB；而蛋白泡沫灭火剂的质量较差。两类灭火剂的性能参数见表1、表2。

④企业对泡沫灭火剂的基本知识缺乏必要了解。泡沫灭火剂根据应用场合分为普通型和抗溶型两种类型，普通型泡沫灭火剂用于非水溶性液体的火灾，抗溶型泡沫灭火剂用于水溶性极性溶剂的火灾。

⑤泡沫灭火剂质量缺乏监督机制。水成膜泡沫灭火剂的保质期一般是8 a，在保质期内，企业泡沫灭火剂的质量没有相关机构或第三方进行监督检查。泡沫灭火剂保质期过后，灭火剂能否继续使用，也无指定机构进行检测，造成泡沫灭火剂的巨大浪费。

3 泡沫灭火剂的选型

大型罐区的火灾主要是原油等可燃液体火灾，即B类火灾，扑救该类火灾最常用的灭火剂主要是蛋白、氟蛋白及水成膜泡沫灭火剂。国标GB15308-2006将这些泡沫灭火剂按灭火性能分为三类，而按照抗烧性能又将泡沫灭火剂分为四个不同的级别。级别不同，灭火的速度、抗复燃性能有很大的区别，因此，泡沫灭火剂的选型不仅要满足国标要求的物化性能的指标，更重要的要从泡沫灭火剂的灭火效率、需要保护的燃料、所处的地区、环境保护等方面考虑，不同类型的燃料需要相应类型的泡沫灭火剂。

从泡沫灭火剂最新国家标准GB 15308-2006也可看出，水成膜泡沫灭火剂的灭火性能高于蛋白类泡沫灭火剂，见表3。

从表3可看出，水成膜泡沫灭火剂的最低灭火性能级别为Ⅰ级，即强施放灭火时间≤3 min，缓施放灭火时间≤5 min；氟蛋白泡沫灭火剂的最低灭火性能级别为Ⅱ级，即强施放灭火时间≤4 min，缓施放灭火时间≤5 min；蛋白泡沫灭火剂的最低灭火性能级别为Ⅲ级，即缓施放灭火时间≤5 min，不作强施放。由此可知，三者的灭火效率依次为水成膜、氟蛋白、蛋白泡沫灭火剂。

针对不同的储罐组和不同的地区，建议采用不同型式的泡沫灭火剂：

①大型浮顶储罐应将水成膜泡沫灭火剂作为首选消防泡沫。

②原油储罐必须使用IA级水成膜泡沫灭火剂。多组分燃料较单一组分燃料的火灾更难控制，原油含有大量的易挥发性物质，它造成的火灾更难控制。

③东北、西北等寒冷地区选用耐寒型水成膜泡沫灭火剂。

④沿海地区最好选用耐海水型水成膜泡沫灭火剂。

⑤水溶性燃料，如甲醇、乙醇、丙酮等储罐必须配备抗醇性泡沫灭火剂；乙醇汽油也应配备抗醇性泡沫灭火剂。

⑥在满足灭火性能的前提下，尽量使用环保型泡沫灭火剂。

参考文献：

[1] GB50160-2008，石油化工企业设计防火规范[S].

[2] GB50151-2010，泡沫灭火系统设计规范[S].

第3篇：石油化工和石油工程的区别范文

[关键词]油田开发；工程模式；探讨

中图分类号：TE323 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）09-0048-01

一、引言

油田开发属于一种系统工程，其具有较大的风险、较高的投资以及较长的周期，需要一定的科学管理与决策。就理论上来讲，所有的工程开发模式在经过最终确定之后都是操作者人为最佳的方案，但是就实际上而言，模式的确定是根据很多的因素相互平衡而达成的结果。因此尽管各个方面都相似的油田，也会存在不一样的工程模式，我国的各个油田都存在其自身工程模式的特点。

二、工程模式的主要因素

确定适宜的工程模式有利于选择开发工程设施，还影响着油田能否进行有效的开发。

首先是油藏的规模，油藏的规模既决定工程模式选择，又是油田是否能够进行开发的一个前提条件。必须要严格的检验存在的商业价值，由于一些油气价格与油气藏的特点或者环境的影响，有些油田就会被选择推迟开发。使用传统平台加外输管道这样的建设方式，那么较多的小气田可能由于成本的限制而不能M行开采。其次是工程地质的影响，海底的工程地质将对海洋结构物存在较深的影响，像浅地层软弱层的形变、塌陷以及冲刷等地质灾害可能使平台出现倾斜、滑移以及管道断裂的现象。针对这些潜在的威胁或者直接危害的地质因素，在选择工程设施的时候要进行充分的考虑，特别是对待长距离的管道。第三是地方法规的影响，选择恰当的工程模式要满足当地政府一些相关的法规要求。当前所有的国家在人员安全和保护环境以及税费等方面提出了比较严格的要求，这将在一定程度上对油田的开发经济效益产生直接的影响。动物保护区、航道以及军事区的设置也会对工程模式选择有一定的影响，有些国家对一些工程设施有了很明确的规定，也有些对某种工程设施进行了直接的限定。第四是现有依托设施的情况，要充分的利用区域当中的生产设施中的闲置产能以及闲置生产设施，这样能够在一定程度上减少新油田的投资，也就是常说的依托开发。一些储量比较小的油田，由于没有依托设施，所以不具备开发的价值。在深水的油气开发当中，首选的模式是水下井口要回接于现有的设施工程模式上。第五是风险分析与经济指标的影响，其风险指的不只是人员安全和技术的风险，还有在自然资源、生态环境以及社会环境的影响。对一些油田开发建设中，风险分析存在着至关重要的作用。当地的社会服务容量、基础设施、各地居民和组织的态度和支持程度对项目的存在和发展都有着一定的影响。每个油公司都存在着不一样的盈利指标，但是大多都将选择最好经济效益的工程模式。不仅要考虑自身的利益，还需分析项目的发展等。最后是建造与安装能力的影响，进行工程模式的选择时，首选最佳的施工资源，然后是选择距离比较近的。

三、工程模式影响因素

尽管有的因素没有决定性的作用，但是在针对油田开发的工程模式选择上存在着直接影响，这样就要根据经济技术条件对其进行综合的分析。

首先是井口的数量，井口的数量与年产量和油藏规模都有着直接的关系。较少井口的油田大多使用回接至附近已存在的基础设施上进行油气的生产模式。而针对数量较多的井口，不一样的生产系统也会容纳不一样的井口数量。其次是产品的特性，油藏品质直接的决定了输送的条件与方式。油田原油存在高含蜡、高黏度、易凝等特点，会给管道输送的生产安全与工艺设计带来不少难题。钻完井的方式影响，在钻井能力这个平台中存在着较高的竞争力。修井作业的频率影响着采油树干与湿式的选择。钻完井方式决定着油田开发的工程模式。外输与储油方式的影响，外输与储油方式也是工程设施选择的一项重要因素。存在储油功能，可以在一定程度上减少投资，某些油田的开发模式在选择外输地点上有着本质的区别。技术管理水平的影响，经济指标决定着油田开发，但并不是唯一的决定性因素。油田的开发风险比较高、投入比较高、为了能够降低风险有可能选择经济效益不是最佳的工程设施。探究油田开发模式的确定原因的时候，必须考虑技术水平，有的工程设施在应用初期，其关键技术并不是很成熟，尽管投资低，但是不能得到认可。可行的方案有很多种，但是不一样的油公司会有不一样的选择，对工程设施的管理与技术掌握程度也是一项重要的影响因素。操作以及维护的影响，油田开发还要对寿命成本核算做一系列考虑，工程设施的维护与操作和经济评价有着直接的关系，有管理费、维修费、器材费等。

四、结语

油田开发属于一种系统工程，其具有较大的风险、较高的投资以及较长的周期，需要一定的科学管理与决策。油田开发的工程模式会受到油田规模、单井产能、油气品质等诸多因素的影响，还会涉及到较多的基础产业，像化工和石油化工、能源、船舶制造、机电等等，该领域的作业人员水平与技术进步的提高，有利于我国油田开发存在更多的工程模式的选择机会。

参考文献

[1] 谭杨.海上油田开发工程方式经济性分析[J].现代经济信息，2015，（07）：426-429.

[2] 吴亮，陈田辉，樊磊，刘淑芬，成韬荣.海上边际油田开发工程优化设计[J].广东化工，2013，（04）：124-125+127.

[3] 熊兆军，徐强，赵霞.油田开发工程项目风险管理研究[J].中国科技信息，2009，（04）：76-77.

[4] 方华灿.对我国深海油田开发工程中几个问题的浅见[J].中国海洋平台，2006，（04）：1-8.

[5] 龙开放，陈丙.油田开发工程投资估算方法[J].天然气经济，2006，（02）：54-55+80.

第4篇：石油化工和石油工程的区别范文

关键词：输气站场 绘图模块 软件应用 优势

一、引言

随着时代的发展进步和计算机科技的更新换代，计算机绘图软件行业也在发生着巨大变革，更加直观、科学、高效的集成设计手段正逐渐成长为中坚力量。SmartPlant集成系统软件自问世开始，便以其智能、便利、高效等优势逐渐取代传统的非智能软件，成为石油化工工艺设计等方面的新利器。

其中，SmartPlant P&ID是目前业内公认的功能最为强大的智能P&ID软件，在工艺设计的初步设计阶段显示出巨大的优势，该软件不仅能更好地显示工艺流程的图面内容，更包含了大量的属性信息，而且内置的设计规则可以防止图面布置及工艺设计中的低级错误。使用SmartPlant P&ID进行图面设计的同时，对图面中出现的设备、管段、仪表、阀门等的属性进行录入，将各种属性参数等保存到数据库中，设计后期可以方便的实现各专业报表的需求。

经过近年来多个项目的不断开发及应用，SmartPlant P&ID软件在天然气输气站场中已得到了广泛应用，并取得了良好的效果。

二、SmartPlant P&ID绘图模块及功能

SmartPlant P&ID主要有两大模块：管理模块和绘图模块。管理模块主要负责工厂结构的搭建和内容定制等，绘图模块主要负责绘图应用和绘图管理等。天然气站场设计中工艺专业所使用的便是软件的绘图功能，其主要功能如下：

1.图纸管理器

通过软件管理模块将天然气站场工厂搭建好之后，便可在图纸管理器中新建图纸，可输入项目名称、图纸编号、图纸名称、图纸模板、图纸版次等，对图纸进行管理。

2.绝热管理器

绝热管理器可定义保温等级、保温厚度等，输入保温温度和管径，软件可自动选取保温层厚度。

3.选项管理器

选项管理器可定义线型、线宽、颜色及参考数据库路径等一些常规配置内容。

4.规则管理器

规则管理器可定义一系列的绘图原则以保证绘图的正确性及一些管线属性的快速填写。如某些管径、流体性质的传递原则，管线属性是否传递给管线阀门，设备上是否可以放置某些组件等。

5.SmartPlant P&ID绘制

SmartPlant P&ID 是工艺流程图的绘图环境，区别于传统绘图软件，在该绘图环境中完成的流程绘制与数据库无缝整合，在完成图形的同时完成了数据的录入，因此所有需要的报表都是自动抽取，而不是图形表格分离。

三、 SmartPlant P&ID软件的应用

天然气站场设计可通过SmartPlant P&ID实现，下面对软件的部分常用应用进行着重说明。

1.流程复用

在部分区域流程相同或相似的情况下，可将需要的流程或橇块等另存为Assembly，并在新图纸中加以引用，复用后除需对图面进行调整之外，还需对属性及流程关系进行调整。如天然气站场的放空排污系统中可应用此种方式，减少部分工作量。

若输气站场有单个或多个区域流程完全或基本相同的情况下，可以对单张或多张图进行流程复用，图纸复用时，由于相对关系及后台数据关系无法一同复用，复用后的流程图面完整，但属性信息混乱，需要重新编辑各管线、阀门、管件、仪表等的属性。

最理想的情况是对全部图纸流程复用。此种方式应用在输气站场所有流程完全或基本相同的情况下，复用时需将全部相关图纸同时复制粘贴，这种方式下，图面信息、图纸间相对关系及相应的后台数据同时完成复用，图面完整、各属性信息完美复制，后期工作只需进行编号的少量修改。

绘图的过程是图面布置的过程，同时也是属性编辑的过程，属性的编辑有手动编辑和数据表编辑之分。

2.1手动编辑的是一些常规的属性，如管段号、设备位号、阀门位号、公称直径、材料等级、属性描述等信息，在图面绘制同时，属性参数完成编辑。不同于非智能软件，应用SmartPlant P&ID进行手动编辑时，根据软件的设置，不会因人为失误而出现错误。由于任何一个管段或管件等的编号都是唯一的，因此当编辑过程中出现编号重复、属性冲突等时，可根据提示信息检查编号是否合理，进而消除错误。

2.2数据表编辑是非常精确的方式，该种方式主要应用于工艺参数。通过导出数据表，检查所导出工艺数据是否合理完整，在数据表中进行修改完善后重新导入的方式，不仅能够满足属性批量录入的需求，更能在绘图后期检查图形准确性时发挥巨大作用。数据表中数据与流程图自动匹配并导入，这极大提高了图纸信息的准确性，工艺专业在向配管专业移交模型前，均应通过数据表完成自检工作。

3.IPD（仪表工艺数据表）的导入

IPD的导入属于数据表应用的一部分。在P&ID图纸完成校审后，便可以进行图纸，图纸后便可生成各仪表的数据表，进行IPD的填写和导入工作，使用数据表将图纸流程涉及的各类仪表的多项工艺参数导入自控软件SPI中，实现工艺专业与自控专业的对接。其导入工作涉及仪表类型多，工作量大，是工艺专业绘图的最后步骤。

四、SmartPlant P&ID在设计中的优势

1.提高了数据一致性

绘制 P&ID 的过程也是向数据库输入数据的过程，绘图中可根据管径及管道等级自动生成管段壁厚等参数，也能自动发现编号重名和绘图的不合理处，绘制结束后可以自动生成相应的报表，确保了图纸与报表之间数据的一致性。

2.便于数据查询

利用数据库技术，通过过滤器提取所需信息，快速查询满足条件的数据，不用再翻看众多的文档。

3.便于数据复用

SmartPlant P&ID与上下游专业的应用软件都存在接口，数据能够被其它应用程序复用，避免了数据再次输入而引入的错误。

4.提高工作效率和质量

可自动生成各类所需报表，省去了传统非智能软件设计后期大量的开料工作，同时也避免了材料统计中的人为错误。

五、总结

总体说来，使用SmartPlant P&ID进行设计时，设计的效率及质量都有较大提高，管理也更加方便。SmartPlant软件集成系统中图形绘制与属性编辑的同时性，说明了国际化大型企业对工程初步设计阶段的重视。因此，完善细化初步设计工作，减少初设与详设间存在的诸多变更，是提高本软件的应用效率，乃至提高整个工程效率的必要措施。

参考文献

[1] SmartPlantP&ID在炼油项目的应用，石油工业计算机应用，2010（3）.

第5篇：石油化工和石油工程的区别范文

[关键词]油气田；完井废物；固化处理；工艺路线

中图分类号：tg333 文献标识码：a 文章编号：1009-914x（2014）20-0062-01

0 引言

钻井作业完井后，遗留大量的含重金属、油类、碱、高分子有机物和其他化合物的废弃钻井液、岩屑等固体废物，ph值较高，若不予以有效处理处理，长期堆积经雨水沥滤渗入地下，对周边的土壤、植被、地表水和地下水造成严重污染，特别是其中的重金属及其化合物长期积累于水环境或生物中，将给人类生存形成巨大的潜在危害。本文探讨了油气田完井废物固化处理。

1 完井废物的来源

1.1 废弃钻井液

钻井作业过程中需要使用钻井液，在钻井过程中钻井液是循环使用，其主要作用是用于稳定井壁、冷却钻头、平衡地层压力、携带岩屑，在石油工业中称其为钻井工程的血液。

钻井液的组成体系很多，按配制钻井液的溶剂类型可分为水基钻井液、油基钻井液和泡沫钻井液。按钻井液固相含量可分为常规钻井液、低固相钻井液和无固相钻井液，按钻井液配制体系可分为磺化褐煤钻井液、聚合物钻井液、三磺钻井液等等。

1.2 废弃完并液

完井液与常规钻井液有所区别，也不是每口井都需要配制完井液，大部分井可以直接用钻井液完成钻井作业，当钻探井有特殊要求时，就需要配制适当的完井液以完成钻井作业。比如需要对油气储层加以特殊保护时，或者为了录取更多的相应资料，有可能需要配制相应的完井液。完井液最终也会被替出井筒进入废水池，成为完井废物。

1.3 钻屑

岩屑（也称钻屑）是钻井过程中钻头破碎岩层的产物，随钻井液的循环流动带到地面，通过机械振动筛分离排入岩屑池储存，大部分岩屑不构成环境污染，有的地区可将岩屑用于铺路或铺设井场，但由于是随钻井液带出其表面会粘带部分钻井液而不能直接使用，有的岩屑中含有较多的无机盐类（如盐层、石青层等产生的岩屑），进入环境则会造成不利影响。理论计算3000m井深的井产生的纯钻屑重量大约为700-1000t，不同并由于井深、井身结构、井眼扩大值不同其岩屑产生量也有较大的差别。

1.4 其他固体废物

其他固体废物则主要是钻井设备搬安、清洗、维修产生的固体废物、废弃易耗物品、被污染地面的清理废物、以及报废钻井液材料等等。另外，固井作业过程中会产生一部分剩余的水泥浆，固井作业后钻开水泥塞、中途测试以及处理井下复杂（如压井、堵漏或解卡）作业过程中都会产生一部分量的固体废物。

2 完井废物固化实验路线

本人根据现场固化施工的实际情况和要求，制定如下完井废物固化工艺路线：（见图1）

3 油气田完井废物固化实验技术

3.1 回填复耕处理技术

回填复耕处理技术是20世纪九十年代末采用较多的处理方法，由于当时的完井废物处理工作还处于探索研究的初期，处理效果的评价也没有具体的标准，因而不同处理单位的处理方法也有较大的差异。

通过对固化体的监测分析，全井固化效果较好，固化物浸出水能满足危险废物鉴别标准和污水综合排放标准的要求：该固化处理方法在技术上、经济上可行。通过加大添加剂的用量，抗压强度较高，曾尝试将固化体用作建筑材料且有一定效果。通过对固化填埋现场周围环境进行跟踪调查，对地面水、地下水的监测结果对比分析得知，固化填埋池周围环境与原始调查结果变化不大，说明固化填埋处理钻屑、废弃钻井液未对周围环境造成不良影响。但该处理方法依然存在较大的潜在环境风险，且对填埋池选址要求较高，必须选在相对平坦且地势较高处，才能有效避免固化物受雨水浸淋，从而使污染物浸出对地下水造成不良影响。

3.2 土地耕作处理技术

土地耕作处理技术处理完井废物在国内外都有部分报道和研究，在我国油气田也有部分应用。该处理方法费用较高，对农作物的生长存在较为明显的影响，同时该井是油气勘探井，所用钻井液材料较多，成份复杂，采用土壤耕作法处理这种类型完井废物并不合适。随着国家对固体废物，特别是危险固体废物相关处理要求、标准的进一步明确和提高，目前己不再使用该方法处理完井废物。

3.3 表面固化处理技术

完井废物表面

化处理法在国内外的报道和应用几乎未见，其处理原理是对储存在池子内的完井废物的表面进行固化，使其与外界环境隔离，避免雨水等自然水进入而引起污水外溢发生环境污染和影响，减少环境风险和危害。由于钻井工程费用中对完井废物的无害化处理的成本投入较低，但又希望最大程度的降低完井废物储存对周边环境存在的环境风险和影响，因而油气田的很多单位都曾采用这种表面固化处理法来处理钻井作业完井废物。

该方法不对完井废物进行整体固化，只是对储存池进行封闭，使储存的废物与周边环境隔离，完井废物的特性未发生改变，因而未对处理后的废物取样进行监测分析。通过对采用表面固化处理完井废物的后续调查分析，这种处理方法虽然费用成本较低，但却存在较大的弊端，部分处理后的并存在着较大的安全环保隐患。

3.4 异地密封复耕处理技术

异地密封复耕法处理完井废物是在回填复耕法基础上发展起来的，主要在与美国柏灵顿公司合作过程中得到应用。为了减少占用耕地的不良影响，制定了异地密封复耕法处理完井废物，并制定了严格的处理技术方案，以妥善处理钻井过程中产生的废物。在处理过程中对固化体进行取样做抗压试验，井做了固化体的浸泡试验。通过监测数据分析，固化体强度试验结果全部达到了设计要求，浸出液监测指标也符合国家污水综合排放标准的要求。几口井密封储存池附近的地下水水质在固化处理前后没有明显的变化，说明固化体填埋储存未对周边环境造成不良影响，采用水泥砂浆、高密度聚乙烯地质处理膜能对固化体起到很好的封闭作用，固化体中的部分有害物质未进入环境。虽然该处理方法对固化体进行了密封处理，但密封层破损而对环境造成危害的风险依然存在。

参考文献

[1] 张淑侠.钻并废弃泥浆固化处理工艺的研究与应用[j]安全与环境工程，2007，14（02）.

第6篇：石油化工和石油工程的区别范文

关键词： 660V系统、节约能源、减少投资、可行性、前景

中图分类号：T-1

引言：随着我国工业生产的快速发展，工业企业的生产能力越来越高，相应地，单台电动机的容量也越来越大。随之而来的是电压降增大，电能损耗增加，电缆截面不足等问题越来越突出。采用各种手段节能也越来越受到各级部门的重视。在工业生产中采用660V电压供电相比目前普遍采用的380V系统，不仅在生产过程中减少损耗，而且电缆截面可以选的更小，从而也节省了初期投资。

一、660V配电系统国内外发展状况

1.国外660V配电系统状况

一些工业化国家在上个世纪六十年代开始致力于研究660V配电系统， 到70年代末80年代初已有较大发展， 现在已是成熟技术。国外采用660 V配电的国家主要有德国、芬兰、波兰、罗马尼亚、法国、保加利亚、挪威、加拿大等国家。

在国外，660V配电系统不仅限于煤矿，在冶金、化工、石油化工、电站等企业也已广泛推广应用。

原东德至1978年, 660V配电系统已安装变压器功率达1000MVA， 覆盖许多工业行业, 他们认为可节约投资10~ 20% , 节约电能4%。英国一个大型石油化工厂, 总安装容量为50MVA, 原设计采用3级配电电压( 11、3. 3、0.415kV ) , 后增加0. 66kV级( 10kW以下电动机仍由0. 415kV配电) , 结果节约投资23%。芬兰他们认为380V和660V的开关和变压器的价格是相同的, 300kW左右及以上电动机用3kV配电改用660V配电后能节约很多资。380V配电改用660V配电则可节约许多电缆投资, 这些分析是各国的共识也是客观事实。总的结论是，660V配电系统在节约电能、节省投资方面的意义已经得到世界上许多发达国家的认可。

2. 我国660V配电系统状况

我国煤矿井下从六十年代开始使用660V电压供电。70年代初我国煤矿企业井下基本实现全行业660V升压改造。1981年，我国开始对煤矿矿井地面生产系统和选煤厂进行了660V升压供电的试验和研究工作，经过长时间对各种系列电气元件等电气设备在660V条件下的试验和验证工作，于 1986年11月建成我国第一座由 660V配电电压供电的阳泉四矿选煤厂，并顺利投入运行，1988年6月通过了由能源、机电两部主持的技术鉴定。1990年原能源部发出在煤炭工业中新建地面生产系统及选煤厂应采用660V供电的通知。目前，660V配电系统系统对煤炭工业系统来说已经比较普遍。但是，虽然在煤炭工业系统已大面积、有成效地采用了660V配电系统，而且其经济技术效益也通过了原能源部、机电部主持的技术鉴定。当前除了石油采油工业设计院和北京有色冶金设计院已采用了660V配电系统之外，全国其它各行业的设计院几乎都没有采用660V配电系统，因此在其他行业中660V系统仍然没有得到应有的推广。

二、660V供电系统优势分析

与380V供电相比, 采用660V配电系统可以提高低压电网的输电能力, 减小电缆截面, 节约有色金属消耗和基本建设投资, 减少电能消耗, 简化供电系统, 降低电动机起动端电压的压降，改善电动机起动性能, 延长电机使用寿命等。

1、节约金属、减少投资

一般在380V系统配电中电缆都采用采用0.6／1kV的耐压等级，在用于660V系统配电时，无需增加电缆的耐压等级。由于对于功率相同的电动机，采用660V配电系统比采用380V系统配电时，电流可以减少√3倍, 因此所需的电线电缆截面可以减低两个等级，从而减少投资和节约金属铜。

2.减少变压器数量，可减少损耗和投资

目前380V变压器的最大容量为2500kVA, 而660V变压器的容量可以提高到4000kVA，甚至更大。这样，对于用电设备分布比较集中的工程，可以使用数量更少的变压器实现配电。举例来说，如某企业配电变压器总功率20MVA,，如果采用380V系统配电，需选用8台2500Kva变压器，如果采用660V配电系统，则可以选用5台4000kVA的变压器 ，不仅减少了变压器的损耗，也使得设备投资费用少, 并且还可以减少建筑面积和安装费用。

3.减少高压设备，可减少投资并提高效率

采用380V配电系统时，电动机功率大于250kW时就要采用用高压配电，而采用660V配电系统时，对于电机容量200~1000kW是合理的。额定电压660V电机与同容量高压电机相比，它的重量轻，价格廉，维修方便，起动控制简单容易且经济。对于大功率变频调速电机，当电机额定功率1000kW及以下时，采用高压变频调速性价比很低，用户很难接受，如改用660V变频器。不论变频器还是与之配套的电动机价格均低很多。

三.工矿企业660V配电系统的可行性分析

1．电动机

目前，我国制造的低压电动机除常用的380 V外，还发展了660V电动机及配套电器，其应用范围正由矿井扩展到地面； 660V电动机在体积上比380V电动机略大，380V与660V电动机本体造价基本一致。对于现有380V三角形接线的电动机，4kW及以上容量的电机多为六桩头接线，额定电压380V的电动机，将其 接线改成“Y”接线用于660V系统中，电机使用性能没发生任何变化。采用660V配电系统，电动机的选型和采购都没有障碍。

2.低压变压器

同容量的6（10）/0.4kV与6（10）/0.66kV的电力配电变压器在设备体积上基本没有区别。目前国内生产380V变压器的厂家也都能够生产660V变压器。而且660V变压器的容量等级更丰富。采用660V配电系统，变压器的选型和采购也没有障碍。

3．电缆

在380V系统中，所选电线电缆都是0.6／1kV的耐压等级，这个耐压等级的电线电缆对于660V系统也完全满足配电要求，无需增加电缆的耐压等级。

4.成套低压配电装置

包括补偿电容器柜在内, 660V的成套配电装置比380V的大约贵10% 左右。但对于660V的成套配电装置，国内国外均有了很多的成熟产品。

四.660V配电系统未能大面积推广的原因

综上所述，660V配电系统在节约电能、节省投资方面的意义已经得到验证和认可，而在我国推行660V配电系统又有充分的可行性，为何660V系统却难以在我国煤矿以外的行业推广呢？制约着660V配电系统的发展的主要原因有以下几个。

1.用户的习惯

推广660V系统，主要困难是用户习惯的阻碍，已经习惯于380V系统的用户对采用高一级的配电电压还有顾虑，总觉得缺少运行经验而不敢冒然采用。另外，为满足照明需要，还要另外设置配电电压为230/400V的专用变压器，感到管理不便，从而不愿采用660V系统。

2.缺少必要的标准和规范

采用380V配电, 已是习惯成自然, 工程中即使有大量的中大功率电机，380V不胜任时, 马上就跳到6kV或10kV，心目中没有660V这一档。不但普通工程设计员如此，某些国家标准也是如此, 虽然在《GB156-193标准电压》中规定了有660V这一档, 但《GB50052 - 95供配电系统设计规范》和《GB50054- 95低压配电设计规范》都没有提及660V电压, 使得设计人员在采用660V系统时“无法可依”。

3.参考资料、产品样本不齐全

电气设计人员常用的一些手册如《工业与民用配电设计手册》，《电力变压器安装手册》等规范性手册都是以380V系统用电设备为标准。电气设备厂家虽然很多都声称能够生产660V电气元件，但往往送到设计人员手中的样本也大多以380V为例。因此，设计人员在采用660V系统时，查找资料造成了很大的工作量，在当前这种设计任务繁重的情况下，采用380V系统是驾轻就熟，采用660V系统是自讨苦吃，从而放弃采用660V系统。

第7篇：石油化工和石油工程的区别范文

关键词：回收泵疏水阀蒸汽泄漏

1．概况

庆阳石化公司是随长庆油田开发而兴建的小型石油化工企业，该公司建厂时由于规模相对较小，设计的蒸汽系统没有考虑凝结水的回收，随着公司的发展，建筑面积的增多，水源的日益紧张，以及人们环保、节水、节能意识的提高，要求尽快对全厂凝水系统进行回收改造。

全厂凝水回收系统设计范围包括以下三部分：

⑴凝结水回收泵站系统。

⑵管道系统。各凝结水回收泵站到锅炉冷凝水储存水箱的管道布置。

⑶锅炉房内冷凝水储水箱系统。包括冷凝水箱接管系统布置﹑保温等。

2．回收设备技术经济比较

本工程难点在于各装置内所用蒸汽管线小而数量多，因此宜在各装置内布置凝结水回收设备，特别是常压、催化、聚丙烯三大车间对设备的安全性，可靠性要求较高，这就要求凝水回收设备安全，可靠，运行简便，稳定。改造后要体现出节水、节能的特点。同时，拟定方案时要考虑到本工程用蒸汽作动力源比用电方便，设备占地要少，要求易于施工等因素。

2.1回收设备技术分析

长期以来，由于蒸汽疏水设备质量不过关或由于选型不当，疏水阀安装上之后，不是疏水不畅，就是跑冒滴漏严重，成为企业的文明生产的严重隐患。不仅如此，在冷凝水回收系统中，还可能由于一些低质量的疏水阀有很高的泄漏率，往往会造成冷凝水回水管线压力过高，影响其它疏水阀的正常工作，造成凝结水不能回收，甚至影响生产，导致更大的能源浪费。可见蒸汽管网系统中，解决了疏水阀和凝结水回收装置等设备质量问题，就等于抓住了解决问题的关键。

阿姆斯壮国际公司是世界著名的蒸汽管网设备生产商，它的发展至今已经有近百年的历史。在不断的更新和适应市场的过程中，形成了其独到的的产品性能：加工精密，设计合理，蒸汽泄漏率低（〈3‰），运行可靠。下面就其疏水阀和凝结水回收装置的技术参数及特点与国内产品做一比较

2.1.1疏水阀的比较

目前厂家所普遍采用的热静力型疏水阀，不能达到温度要求，因此只能排放掉一部分蒸汽。这样不但浪费了大量蒸汽，而且使得罐区周围一年四季都是蒸汽笼罩，特别是冬季，泄漏的蒸汽更多。这不仅浪费了能源，同时也造成了环境污染。是与当今文明生产的要求很不协调的。

倒置桶型型疏水器是美国阿姆斯壮公司专利产品，其特点具有耐磨损，耐腐蚀，耐水击特性；在背压时也可正常工作；能够连续排放空气和二氧化碳；运行工作可靠，免除污物的困扰；无蒸汽损失[蒸汽泄露率3‰远远低于5%的允许泄露率]；独特的自我清洗作用。原理：根据蒸汽和水比重不同进行工作。

工作压力：0-18.6mpa,最高温度：538℃，排量：0-9072kg/h；

材质：内件—不锈钢，阀体—铸铁，不锈钢，锻钢，锻钢。

2.1.2凝结水自动回收泵的比较

阿姆斯壮凝结水自动泵是专门为高温凝结水的加压回收所设计。适用场合：适用常压或带压（真空～0.7mpa）高温热水的自动加压泵，狭窄的场地，真空疏水。特点：无汽蚀，无土建，无维修，无配电，无密封损坏和泄漏。设备性能比较见表1

表1阿姆斯壮凝结水自动回收泵与普通泵比较

特性armstrong凝结水自动回收机组其他类型回收装置

动力源蒸气电

耗能低高

安装简单,只需管工一种专业,无土建即需管工又需电工且需建造泵房

维护设备采用自动工作,无需专人维护需要专人定期维护及清洗储罐

寿命连续使用可达6年以上因汽蚀造成一般使用寿命为1~2年

备件无需配置额外配置备用泵、叶片及轴封

控制形式设备本体实现自动控制需专门自控系统操作,结构复杂不可靠

使用效果无蒸汽及冷凝水泄露因汽蚀造成漏汽跑水

可靠性与工厂蒸汽源同步若停电,不能工作,造成冷凝水溢流

故障处理可不停机更换机件必须停汽停电停工更换

经过设备性能比较后，选用了阿姆斯壮公司生产的凝水自动泵（双泵）和疏水阀。根据装置分布及冷凝液排量设立泵站。

各泵站技术参数见表2

表2各泵站技术参数

回水泵站编号凝结水量(kg/h)蒸汽压力(mpa)自动泵型号背压(mpa)单台流量×台数(kg/h)备注

1#(异构化)13200.85pt-2040.3871×2室外布置

2#(常压)21800.85pt-2060.31134×2室外布置

3#(催化)55000.85pt-3080.34264×2室外布置

4#(聚丙烯)120000.85pt-5160.314494×1室外布置

5#(球罐)6000.85pt-2040.3871×1室外布置

6#(罐区)11000.85pt-2060.31134×1室外布置

7#（动力）

7#(重整加氢)65000.85pt-3040.34264×2预留

8#(新球罐)6000.85pt-2040.3871×1预留

9#(新罐区)2000.85pt-2040.3871×1预留

3、除油除铁设备技术比较

凝结水回收系统中，除油、除铁系统是非常重要的组成部分，也是技术含量及精度要求最高的部分，如果回收的凝结水含油、含铁量超过锅炉给水水质标准，就会造成整个回收利用前功尽弃。

为了实现冷凝水合理利用，改善冷凝水水质，首先必须采用先进的高效率、高精度冷凝水除油工艺。由大连多帮科技商务有限公司开发的hy系列油水自动分离、分别回收装置，运用“阻截除油”新理念，获得两项国家专利技术及一项专有技术，除原油和沥青外，对其它油类及脂类均有高效、高精度的油（脂）水分离功能，根据进水的水质情况及用户的需要，油水分离的精度可以达到≤20、10、5、0.5、0.3、0.1㎎/l。进入装置的待处理含油水的水温可以达到80℃以上，其容忍含油量可以达到500㎎/l，短时间可耐1000㎎/l的冲击。

该装置已在国内多家大型石化企业获得成功的应用，取得了十分明显的效益。根据多年来hy系列阻截除油装置在石化企业冷凝水除油项目上的成功应用经验，对于公司冷凝水除油项目，该装置是完全适用的。

3.1、“阻截除油”技术工艺原理及流程简介

“阻截除油”是一种完全不同于吸附的全新的油水分离技术，它利用独特的hk纤维构成一种膜材料——hk阻截膜来实现对水中憎水性分散质的分离。当hk阻截膜浸没于水中后，膜的hk纤维就会与水发生水合反应，从而在纤维表面形成一层均匀、致密、牢固的结合水膜，这时它就体现出极强的憎油特性。hk阻截膜中的hk纤维密度足以使成膜纤维上的结合水膜相互重叠，这样该膜就形成了以hk纤维为骨架，结合水为组织的一个有机整体。当含油的水要透过这张活化了的hk阻截膜时，给水以适当的压力，来水侧的水分子即可与膜内水分子发生置换透过，而油等憎水性分散质则不能与膜内水分子发生置换被选择性的阻截，从而成功地实现了油水分离，这种效应被定义为动态选择阻透膜效应，从现象上看，这是一种在一定条件下实现用水来滤水的水处理工艺。由于hk阻截膜的成膜纤维被结合在其上的水所严密覆裹，在工作过程中被阻挡下来的油粒不能吸附到hk膜上造成污染，只能存留在膜外表面，随着存留在膜外表面油粒的不断增加，油粒相互间发生碰撞凝聚而逐步形成油粒在浮力作用下浮升，从而真正意义上实现了油水分离的目标。

hy系列阻截油水分离装置就是根据“阻截”除油新理念利用专利的hk阻截膜设计制造出来的高效率除油设备。用不同精度等级的hk阻截膜制成相应的阻截除油单元，来分离水中不同分散程度的油类物资，根据用户的具体除油精度要示，合理组合，分级处理，组成合适的油水分离系统装置。

按照公司冷凝水除油回收的要求，采用hy20br-x-ⅱ型冷凝水油水分离系统装置，即可实现含油冷凝水高效除油、优质回收的目的。该型油水分离系统装置由四罐串联组成：

第一级为抗御缓解事故冲击用屏障工艺段，该罐主要用来做大油量泄漏时的预屏障缓冲负荷的作用，同时可滤除冷凝水中的悬浮物，对后继处理段起保护作用，内装填料长效、可再生。

第二级为富集阻截工艺段，用来去除水中的悬浮油和较大颗粒的乳化分散油粒。

第三级为复合阻截工艺段，用来分离水中的乳化油。

第四级为扫描捕集及终端禁油工艺段，在此罐内水中高度分散的油份（化学溶解扩散）被捕集、凝聚后由高精度阻截膜单元分离去除，从而确保出水含油量小于0.5mg/l。

具体工艺流程详见后附图。

3.2、技术特点

hy30br-x-ⅱ型冷凝水除油装置除油过程是一个纯物理过程，无需任何药剂，除油后，可以很好地保持冷凝水水质。在国内多家特大型石化企业工业应用的实践证明，该种装置具有很强的抗冲击负荷能力，进水含油量在较大幅度范围内（0~1000mg/l）波动时均能保持出水含油量在指标范围内，可以实现冷凝水的基本全额回收，无需高油量时排放。全周期内无反洗，再生操作，运行管理十分简便，无需专门设岗，可实现无人岗位操作。可以在较高的水温条件下运行（58~80℃），从而可以保持一定的耗能。能耗、物耗水平极低，该系统装置运行中的唯一能耗仅是一般的水泵耗电，运行中不产生任何水耗、药耗。

3.3、阻截除油技术与传统油水分离技术的区别

1、具有很高的除油精度和长周期运行稳定安全可靠。

2、对来水含油量的要求不苛刻。

3、设备运行期间，无需反冲洗，也无需添加任何药剂，操作极为简单。

4、具有极高的回收效率

5、彻底实现油水分离，分离出的油可回收。

6、可对除油装置的精度做量化设计控制

7、高温运行、节能效果良好

8、具有自动排除油污染事故的自我净化能力

9、运行费用低，投资回收期短。

4、凝水回收设备的经济性比较

4.1节水分析

回收的凝结水总量为所有泵站的凝结水量，具体为：

1320+2180+5500+12000+600+1100+6500+600+200=30000(kg/h)=30.00(吨/h)

每年按照运行三个月计算（冬季用量）：

3*30*24*30.00=64800(吨/年)

夏季冷凝水回收量

9*30*24*10=64800(吨/年)

全年总计回收量64800+64800=129600(吨/年)=12.96(万吨/年)

可见，对全厂凝水系统进行回收改造后，每年可以节约用水12.96万吨，这在全球淡水日益紧张的今天，对保护环境，合理利用资源是非常有利的。

4.2节能分析

在蒸汽系统中，最有效的节能方法是合理利用所有有价值的热能，随压力的不同，存在于疏水器内的凝结水含有从锅炉中带来的约20%的显热热能。

有效回收凝结水可以减少以下成本：

⑴、减少预热补水所节约的燃料/能源成本

⑵、锅炉补水及污水处理所需费用

⑶、减少排污费

根据对国内70～90℃的冷凝水价格测算，价格最低也要达到12~15元/吨。

全年回收冷凝水量12.96万吨折合：

129600×12=155.52万元

降低蒸汽泄漏率折算

国标规定蒸汽疏水阀泄漏率应小于5%，同时所有疏水阀完好率达到90%即为合格。冷凝水回收量按蒸汽用量的80%计算，其蒸汽用量为

30.00/0.8=37.5吨/h

根据新安装的阿姆斯壮疏水阀的使用情况，蒸汽泄漏率≤3‰，每小时可以节约1吨蒸汽。每年则可节约蒸汽：

每小时节约蒸汽量=37.5×5%=1.875吨/h

每月节约蒸汽量=1.875×24×30=1350吨/月

每年按照运行三个月计算（仅考虑冬季节约蒸汽量）

全年节约蒸汽量=1350×3=4050吨/年

国内每吨蒸汽价格为：80~110元，安装armstrong疏水阀一年节约蒸汽4050吨折合：

4050×100=40，5000.00元（40.5万元人民币）

回收冷凝水所需能源

阿姆斯壮冷凝水自动回收泵采用蒸汽或压缩空气为动力，回收1吨冷凝水只消耗蒸汽2~3公斤。

回收12.96万吨冷凝水消耗蒸汽量=129600×0.003=388.8吨

回收12.96万吨冷凝水消耗蒸汽折合：

388.8×100元/吨=3.844万元

除油除铁运行费用：滤料更换9万元/年，电功率13kw，0.45元/度计，电费共计5万元/年。合计14万元/年。

回收部分冷凝水，减少了污水处理站负荷，节省污水处理成本及排污费用：

129600×1.0/10000=12.96万元/年

129600×0.5/10000=6.48万元/年

当年效益，节约蒸汽价值40.5万元+回收冷凝水价值155.52万元+12.96+6.48–回收12.96万吨冷凝水消耗蒸汽价值3.844万元-除油除铁运行费用14万元=197.616万元人民币。

该冷凝水回收及处理系统的投资在320万元以内，在一年运行期内，就可以节省197.616万元。可见蒸汽系统的冷凝水回收，效益是十分可观的。

5.回收方案

凝结水回收管网设一个系统，各加热或伴热线末端增设疏水阀，在各个回收泵站的凝水自动泵前，一律加设扩容装置。为了避免系统的总回收水箱冒汽，在水箱内增加水喷淋旁路，并在总排大气管道上加特制的消汽装置。凝水自动泵配管如下图所示。对回收回来的凝结水经除油、除铁处理装置达到锅炉进水指标后进入除氧器。

1—凝结水自动泵2—消汽装置3—膨胀罐4—疏水器5—逆止阀

6—流量调节阀7—截止阀8—过滤器9—压力表

10—温度计11—橡胶垫12—放水阀

参考资料：国家电力公司东北电力设计院徐坤《大连辉瑞凝水回收系统设计》