Q／SY 06517.1-2016  炼油化工工程热工设计规范 第1部分：蒸汽系统

4.3.2耗汽户宜包括下列种类！

·工艺生产过程反应用汽。 ·真空喷射或物料雾化用汽。 ·隔离空气用汽。 ·直接加热用汽。 ·间接加热用汽。 ·凝汽式汽轮机及抽汽凝汽式汽轮机的冷凝蒸汽 ·采暖及生活用汽。 ·向系统外供出的蒸汽。 ·物料的保温、伴热。 ·蒸汽往复机。

4.3.3用汽户宜包括下列种类：

供暖标准·背压式或抽汽背压式汽轮机。 ·抽汽凝汽式汽轮机的抽汽部分 ·蒸汽蓄热器。 ·其他用汽户

4.3.4蒸汽发生设备宜包括下列种类

·燃料锅炉：包括工业锅炉、电站锅炉、开工锅炉、辅助锅炉和蒸汽过热炉。 余热锅炉。 ·闪蒸扩容器

4.3.5外来蒸汽：从本蒸汽系统以外来的蒸

4.3.6给水系统宜包括下列内容：

补给水、给水加热。 补给水、凝结水除氧。 ·给水加药。

4.3.7凝结水、排水回收系统及汽水质量监测设施宜包括下列内容：

凝结水的回收、闪蒸和降温。 ·锅炉排污水的闪蒸、回收及降温、排放。 ·汽水质量监测和取样。 ·疏水

4.3.8系统平衡设施宜包括下列内容

将系统中产生的蒸汽依靠各级母管、支管、配汽站及分汽缸等配汽装置分配到各个不同用户的 蒸汽分配器。 ·将不同压力等级蒸汽母管之间的备用或汽源压力高于用户要求而需要减小压力的减压装置。 ·减温装置。 ·减温减压装置。 ·超压排放的安全装置。 ·再循环管及其所装的限流孔板的循环装置， ·各压力级蒸汽母管上为控制母管压力而设的放空调节阀

·燃气轮机排气进工艺加热炉

·燃气轮机排气进蒸汽余热锅炉

5.1.1蒸汽系统的类型宜划分为以下儿种类

·纯供热系统。 ·热电（功）联产系统。 ·燃气轮机系统。 ·IGCC系统。

5.1.2当不能实行热电（功）联产时，应采用纯供热系统，纯供热系统宜用于小型或低压系统， 5.1.3在热电（功）联产供热系统中，供热蒸汽应主要由供热发电机组及驱动工艺机泵的汽轮机的 抽、排汽供给。 5.1.4带燃气轮机的系统，燃气轮机驱动发电机发电或驱动压缩机，燃气排气宜供余热锅炉产生蒸 汽进人系统或作为工艺加热炉燃烧用空气。

5.2.1按系统容量分类时宜按下列原则划分： a 蒸汽系统总蒸汽负荷小于或等于60t/h，宜为小型系统。 b) 蒸汽系统总蒸汽负荷61t/h～200t/h，宜为中型系统。 ) 蒸汽系统总蒸汽负荷大于200t/h，宜为大型系统。 5.2.2 按系统最高级母管的公称压力等级分类时宜按下列原则划分： a) 蒸汽压力小于2.5MPa，宜为低压系统。 b) 蒸汽压力2.5MPa～6.4MPa，宜为中压系统。 C) 蒸汽压力6.5MPa～13.7MPa，宜为高压系统。 蒸汽压力大于13.7MPa，宜为超高压系统

6.1蒸汽系统方案选择的依据

.1.1系统设计应取得本项目已审批的有关文件

1.1系统设计应取得本项目已审批的有关文件。 1.2 系统设计已落实的外部条件应包括下列内容： a 燃料、交通运输、水源、电力、地质、气象、化学药品、安全卫生、节能及环保要求等 资料。 b) 与外部协作的蒸汽负荷和凝结水回收与否等情况的议定书。 c) 原有汽源情况。 1.3 系统的负荷条件应包括下列内容： a 工艺装置蒸汽产出和消耗量参数，参数表格式参见表A.1。 b) 汽轮机特性数据，数据表格式参见表A.2。 c） 余热锅炉及蒸汽发生器参数，参数表格式参见表A.3。 d) 凝结水回收数据，数据表格式参见表A.4。 耗、用汽设备的年利用系数

c） 原有汽源情况。 1.3 系统的负荷条件应包括下列内容： a) 工艺装置蒸汽产出和消耗量参数，参数表格式参见表A.1 b) 汽轮机特性数据，数据表格式参见表A.2， c) 余热锅炉及蒸汽发生器参数，参数表格式参见表A.3。 d) 凝结水回收数据，数据表格式参见表A.4。 e）耗、用汽设备的年利用系数。

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.1.4系统负荷统计应按下列原则执行： a）装置蒸汽消耗量的计算应按照正常运行工况计算，对于能按多种方案进行生产的装置，应选 用有代表性的方案进行计算。 b）开停工蒸汽消耗按装置单独提出，不作为间断负荷计人，但需要分析其对锅炉房、热电装 置规模和运行的影响。 c） 消防和事故蒸汽不计入。 d) 蒸汽消耗量统计宜为各装置、单元的连续负荷、间断负荷的折算负荷和管网损失的总和。 e) 间断负荷的折算负荷宜按两个可能同时出现的最大间断负荷之和取值。蒸汽管网损失可按连 续负荷和间断负荷的折算负荷总和的1%～3%计算。 全厂凝结水量应区分透平凝结水与工艺凝结水，并分别统计回收量。透平凝结水为100%回 收，工艺凝结水可按不低于80%计算。 .1.5系统内主要热力设备的特性数据、图表

3.1.4系统负荷统计应按下列原则执行：

6.2蒸汽系统方案选择的通用要求

6.2.1系统中宜配置参数及容量相同的锅炉，余热锅炉参数应与系统参数相匹配。 6.2.2除余热锅炉及开工锅炉外，系统中设置的蒸汽锅炉宜产生系统内最高压力等级的蒸汽。 6.2.3蒸汽系统的安全性对石油化工企业至关重要，动力站规模及主要设备的选择应根据全厂蒸汽 平衡对各种工况下蒸汽安全性进行严格分析。 6.2.4系统内各压力等级蒸汽母管之间应统一考虑设置减压减温装置。减温器出口汽温应有适当的 过热度，调节用测温点宜设置在喷水点后约10m管段上，减温喷水的给水压力应满足雾化压力要求， 喷水水质应满足减温后蒸汽品质的要求。经常运行的减压减温装置或减压阀，应设一套备用。 6.2.5耗汽户的凝结水能回收的应充分回收，按压力等级逐级闪蒸利用，以提高系统热利用率和减 少补给水量。闪蒸蒸汽宜作为除氧器热源。当必须并人过热蒸汽管网时，宜接人背压汽轮机出口处等 过热度较高的位置。 6.2.6对于热力式除氧器，其进水温度上限应比除氧器操作压力下的饱和温度低15℃～25℃。 6.2.7为便于利用工艺余热和系统低压蒸汽，第一级除氧器可采用大气式除氧器。 6.2.8为提高蒸汽系统的热效率，应充分利用中、低温位的余热加热除氧器补水和（或）锅炉给水。 6.2.9供汽、给水及凝结水回水管道宜采用单母管系统。 6.2.10 系统内各压力等级的蒸汽母管上应设安全排放装置，蒸汽可经消音器排至大气。 6.2.11 减压减温装置应采用热备用。

6.3纯供热系统的方案选择

8.1对主要耗汽户取得负荷条件，并应核实其可靠性。 3.2系统蒸汽参数应根据工艺蒸汽负荷、参数，并结合汽源设备的蒸汽参数以及工艺余热条 济、合理地确定。

6.4热电（功）联产系统的方案选择

6.4.1石油化工企业热电联产系统应坚持“以汽定电”的原则，系统的总热效率应

4.1石油化工企业热电联产系统应坚持“以汽定电”的原则，系统的总热效率应大于45%。 .2热电联产的热电比：

a）单机容量在50MW以下的热电机组，热电比应大于1。 b） 单机容量在50MW～200MW的热电机组，热电比应大于0.5。 c 单机容量在200MW以上的热电机组，采暖期热电比应大于0.5 6.4.3应根据系统内各用户蒸汽负荷及参数的要求和最大容量机泵的单机功率，结合汽源设备的蒸

汽参数以及工艺余热条件，合理地确定系统的蒸汽参数。 6.4.4在确定新蒸汽参数时，宜采用较高参数的新蒸汽。 6.4.5系统的各压力等级应接按工艺要求，并考虑汽轮机抽、排汽压力调整范围和至用户的管路损失 确定。应减少系统的压力等级数，新蒸汽压力为中压的系统不宜超过三级，新蒸汽压力为高压的系统 不宜超过四级， 6.4.6除最高压力等级母管外，系统其余各级蒸汽母管平衡所需的汽量应充分考虑工艺装置余热所 产生的副产蒸汽，不足部分应由汽轮机的抽、排汽供给或补充。 6.4.7系统正常能力与最大能力的设计应符合下列要求： 确定系统的正常能力时，汽轮机的进汽量可按被驱动机泵设计轴功率的100%～105%计算， 工艺蒸汽负荷按工艺提出的正常用量计算。 b 确定系统的最大能力时，汽轮机的进汽量可按被驱动的机泵设计轴功率的110%计算，工艺 蒸汽负荷按工艺提出的最大用量计算。 6.4.8汽轮机驱动的选用应符合下列要求： a） 对于有防火、防爆、调速或高速直联等特殊要求的机泵，应优先考用汽轮机驱动，其他机 泵的驱动以蒸汽平衡为依据确定是否采用汽轮机驱动。 b） 低压蒸汽用户全年有稳定而连续4000h以上热负荷时，可采用背压式汽轮发电机供汽。 在有备用机泵的情况下，宜以汽动为主，电动备用。 d） 在蒸汽平衡中，根据需要可采用纯凝汽式汽轮机驱动机泵。 6.4.9为保证系统运行的灵活性和合理性，机型的选择应根据蒸汽平衡确定。系统中宜设置有抽汽 凝汽式、注汽凝汽式或抽/注凝汽式汽轮机。 6.4.10 系统中凝汽器能力的确定应符合下列要求： a） 系统的正常运行总凝汽量由工艺用汽特性和被驱动机泵的总功率决定。 驱动机泵用的抽汽凝汽式汽轮机的凝汽器单独设置时，其能力宜设计为其正常凝汽量的 1.3～1.8倍；集中设置时，考虑到同时性系数，其能力设计为正常凝汽量的1.21.5倍。 驱动发电机用的抽汽凝汽式汽轮机的凝汽器能力为其纯凝汽工况运行时的凝汽量。 6.4.11 按初平衡计算拟定蒸汽系统后，应按系统各装置的正常工况、部分负荷工况、冬/夏季工况 开车、停车工况和其他特殊工况分别做平衡计算，以检验和调整所拟定的系统，直到能满足各种工况 的要求为止。 6.4.12锅炉与驱动机泵的汽轮机布置临近时，以及锅炉与汽轮发电机为联合厂房时，一般情况下， 自过热器出口至汽轮机进口，主蒸汽总温降不宜超过5℃～15℃，压降不宜超过始点压力的6%～ 12%，宜选择下限值

6.4.10系统中凝汽器能力的确定应符合下列要求

6.5.1燃气轮机所配余热锅炉的蒸汽参数应与装置蒸汽系统相匹配，蒸汽产量应参与装置蒸汽系统 平衡。 6.5.2系统设计应利用燃气轮机排气产生蒸汽、过热蒸汽、加热给水或工艺介质，以降低燃气轮机 的最终排气温度。 6.5.3采用燃气轮机时，在石化企业其排气用作工业炉的助燃空气，应做功率匹配计算。对电站用 燃气轮机，宜将其排汽送入余热锅炉回收显热。 6.5.4由于燃气轮机系统比蒸汽轮机系统发电效率高、投资高，当选择燃气轮机方案时，应对供汽 和供电的安全性、经济型、投资、环保进行详细的对比。 6.5.5当全厂燃料气大量过剩、需通过产汽、发电来消耗时，应优先考虑燃气轮机发电

6.6IGCC系统的方案选择

6.6.1采用1GCC方案时，应对全厂蒸汽平衡、燃料气平衡、氢气平衡、电力平衡进行综合比较 当能保证蒸汽、燃料气、氢气、电力安全，经济性又明显优于其他方案时，可选择IGCC方案。 6.6.2当全厂氢气缺口较大，干气制氢不能满足要求，需要采用天然气制氢、石脑油制氢，并且有 充足、价格适宜的煤或石油焦来源时，宜选择IGCC方案。 6.6.3当石油化工企业有延迟焦化装置，自产高硫石油焦，并且自产石油焦外销困难，必须就地消 化时，可采用IGCC方案

6.7汽电平衡图或蒸汽平衡图

6.7.1在蒸汽方案选择的过程中应绘制全厂汽电平衡图或全厂蒸汽平衡图。当全厂设自备电厂，基 本满足全厂供电或向外送电时，宜绘制汽电平衡图；当只是以汽定电，供汽为主时，宜绘制蒸汽平 衡图。 6.7.2蒸汽平衡图应在落实各装置（单元）蒸汽负荷、汽轮机拖动负荷的基础上进行。应在蒸汽平 衡的基础上，适时调整汽轮机的型式。 6.7.3在全厂各个等级的蒸汽之间，应有较好的调节手段。 6.7.4应尽可能保证系统循环效率高，运行成本合理，锅炉蒸发量宜在设计负荷的70%～90%运 行，容易操作，运行可靠。 6.7.5蒸汽发生量大或消耗量大的工艺装置停工时，系统能够保证装置继续运行、不停车

锅炉的台数和容量选择，在一台容量最天的锅炉停用时，其余锅炉总容量应符合下列要求： a 石油化工工艺连续生产所需的生产用汽量。 冬季采暖和生活用热量的60%～75%（严寒地区取上限）。 当汽轮机驱动的机泵停运时，以电动机驱动的备用机泵运行，机泵负荷不应计人。 d）消防、吹扫等临时耗汽负荷不计入

汽轮机参数、型式、轴功率及抽、排汽量应满足系统对动力和蒸汽负荷平衡的需要，并应符合下 列要求： a 在正常工况下，应使汽轮机在其工况图的最高效率点附近运行。 b） 汽轮机不宜作为常年备用的驱动机。 c）宜选用工业汽轮机驱动机泵。

7.3.1系统中不应采用简单循环的燃气轮机系统。 7.3.2联合循环燃气轮机装置应与石油化工生产装置及蒸汽系统结合起来进行平衡和选用，为了节 省投资，宜选用现有的定型燃气轮机

7.4减温减压器的选择

4.1各压力等级蒸汽母管之间的减压减温装置的总容量，等于正常减压减温汽量，加上一台同

级的最大汽轮机的最大抽汽量或排汽量，并要满足开工用汽量。 7.4.2为综合利用蒸汽的有效能，尽量采用抽凝式或背压式汽轮机代替蒸汽减温减压器来平衡各级 蒸汽管网。各装置用汽必须根据全厂蒸汽平衡方案来确定蒸汽透平型式及蒸汽参数。 7.4.3在正常工况下，全厂各等级的蒸汽管网之间都应留有足够的减温减压器设施，以作为备用或 调节负荷。

8.1.1蒸汽管网的设计应遵照相关设计规范及规定执行。供热系统的蒸汽管线接至各装置边界处 在装置内一侧均应设置切断阀、疏放水装置、流量表、压力和温度指示，并相应设置操作平台。 8.1.2热力管网均采用枝状布置，当热力介质参数不能满足用户的特殊要求时，可以由专管输送 8.1.3热力管网要考虑装置开工吹扫及蒸汽打靶工况，核算管径。 8.1.4热力管网要考虑装置开、停工吹扫放空工况，确定放空点及设置消声措施。 8.1.5对于大型管网，特别是环状管网，为方便检修，宜设分段阀

8.2.1蒸汽管网推荐流速见表3。

表3蒸汽管网推荐流速

2.2对于中高压蒸汽管网，需进行水力计算，确保工业透平进气压力。 2.3对于大型蒸汽系统管网，宜进行蒸汽管网动态模拟，确定各单元的界区参数和管网的适应

9.1.1蒸汽系统应根据系统内主要设备或主要装置的压力调节要求，设计相应的压力控制系统。 9.1.2为保证蒸汽母管压力的稳定，各压力等级蒸汽母管的压力调节、控制设计，应根据进人各压 力等级蒸汽母管的汽源、是否设置有汽轮机（包括所采用的机型）、开停车、事故时用汽热负荷发生 大幅度波动的应急处理，以及其他具体组合内容等因素，通过优化后确定，并应符合下列要求： a）母管上宜设置下列设施： 1）进人各压力等级蒸汽母管的可调主汽源的压力跟踪调节； 2）放空调节阀（自控或遥控并兼）； 3）各压力等级蒸汽母管之间的备用减压减温装置。 b） 当蒸汽系统内只有低压蒸汽母管时，不设置放空调节阀。 9.1.3在设有多种压力等级蒸汽母管的蒸汽系统中，最高压力等级母管的压力宜根据母管压力自动

调节和控制下列部位： a） 具有外加燃料的汽源设备的燃料加人量。 放空调节阀的排放量。 c） 备用减压减温装置中的蒸汽调节阀向下一级母管的泄放量。 当系统中设有高压抽汽式或背压式汽轮机时，应设置高压汽轮机与备用减压减温装置的可 自动快速投运的联锁系统，通过泄放高压蒸汽至下一级蒸汽母管以确保高压蒸汽系统安全。 9.1.4在设有多种压力等级蒸汽母管的蒸汽系统中，其他压力等级母管的压力宜根据本级母管压力 自动调节和控制下列部位： a） 上一级汽轮机的调节抽汽量或具有外加燃料的汽源设备的燃料加入量。 放空调节阀的排放量。 ） 上一级母管至本级母管备用减压减温装置中的蒸汽调节阀的泄放量。 本级母管至下级母管备用减压减温装置中的蒸汽调节阀的泄放量。 9.1.5 各压力等级蒸汽母管上的各自动控制点的设定值应有所差异。对于同一压力等级蒸汽母管其 设定值选取应符合下列要求： 可调主汽源，应以母管正常工作压力值进行调节。 放空调节阀的设定值，应大于上一级汽轮机的抽汽调节阀或母管正常工作压力值，并应小 于母管上备用减压减温装置中的蒸汽调节阀的设定值。 C 备用减压减温装置中的蒸汽调节阀的设定值，应大于放空调节阀的设定值，并应小于安全阀 较低整定压力值。 d） 各自动调节点的设定值最终取值，应根据具体工程对蒸汽系统的要求确定，但最高设定值 必须小于安全阀最高整定压力值。 9.1.6当动力或信号故障时，放空调节阀的开闭，应根据各种蒸汽平衡工况的需求确定

自动调节和控制下列部个

9.2.1汽源设备的过热器出口蒸汽温度的波动范围，应符合系统设计的要求。蒸汽温度的调节方法， 可通过蒸汽侧、烟气（燃料）侧以适当的方式得到良好的调节特性。 9.2.2当蒸汽系统中需设置减温器时，应设置喷水式（或面式）减温器的自动调节仪表，以调整系 统中的减温器出口蒸汽温度，并控制其波动范围不超过设计值 .2.3给水加热器的给水出口管线上，应设置温度检测仪表

3.1在蒸汽系统中，如设有公用或单独的汽包时，其液位控制应设三冲量调节系统。 .2输往大的蒸汽用户管线、汽轮机的人口蒸汽管线、抽汽管线，应设置流量监测仪表。放空 阀所在的管线，宜设置流量监测仪表，

9.4系统内汽水品质控制

9.4.1系统内汽水品质的控制应符合GB/T12145和GB/T1576的有关规定。 9.4.2当利用工艺余热加热锅炉给水，工艺介质压力高于给水压力时，应在给水加热器的 管上装设电导率检测仪表，并有报警和就地排放的自动（或手动）切换设施。 9.4.3在单套石油化工装置蒸汽系统中，如具有高、中压蒸汽发生设施时：

9.4.1系统内汽水品质的控制应符合GB/T12145和GB/T1576的有关规定。

a） 在除氧器进水管路上，应设置水质检测仪表并有高报警。 b） 在压力式除氧水箱内（水侧）应设置加除氧剂分配管，在水箱外配置相应的加药设施。 c） 在锅炉给水泵进口管的上游，应设置加氨点及配置相应的加药设施

在锅炉给水泵进口管的下游，应设置pH值检测点及自动检测显示仪表，并有高、低报警。 e 在锅炉给水泵进口管的中游，应设置水质分析取样点及配置相应的分析取样设施 f） 在汽包出口的饱和蒸汽总管上，应设置蒸汽取样探针及配置相应的分析取样设施。 在汽包的连续排污管上，应设置取样点及配置相应的分析取样设施。 h） 在汽包内（水侧）应设置加磷酸盐溶液分配管，在汽包外配置相应的加药设施。 1 加药设施的配置，应满足在运行时可根据汽水品质控制指标、检测到的数值和常规分析数据 对加药量进行调整的需要。 4.4工艺系统蒸汽凝结水总管出口应装设水质检测及计量仪表以及就地排放设施，当凝结水质不 格时，应报警、自动排放并计量。 4.5汽轮机的表面式凝汽器的凝结水泵出口管线上，应装设水质检测仪表；对于直接返回除氧器 系统，应设回凝结水处理装置的旁路

10.1余热利用的原则和途径

0.1.1 余热利用方案应结合工程实际情况，经过技术经济比较后确定，并应符合下列要求： a） 利用任何可利用的余热，首先应将它纳入蒸汽系统中进行平衡计算，不宜设置与系统无关的 孤立的余热利用系统。 b） 余热利用应根据余热温位高低，按质用能和分级回收利用，做到热尽其用。 应避免热能的远距离输送，对于数量小、距离远的余热，可以采用就地利用方式。 d 当余热负荷及参数改变时，应有对应措施。 10.1.2 载热介质温度在500℃以上的余热，可用作产生高压蒸汽。 10.1.3 载热介质温度在250℃～500℃的余热，可用作产生蒸汽、加热给水、预热空气等。 10.1.4 载热介质温度低于250℃的余热，可用作给水加热或低沸点工质发电等。 0.1.5 利用蒸汽间接加热的生产设备，其凝结水回收率应大于80%。凝结水回收系统宜闭式回收 并应充分利用凝结水余热

石油化工厂产汽热源主要为烟气余热、高温热介质余热，如重整加热炉烟气余热、催化再生烟气 余热、制氢转化炉烟气余热、硫磺回收焚烧炉烟气余热，催化油浆蒸汽发生器、塔底回流蒸汽发生 馨、中段回流蒸汽发生器，催化外取热器、内取热器等，

[L0. 2. 2产汽参数

在各装置的余热产汽设计中，产汽设备应根据热源温位，尽量发生高参数蒸汽（如高、中压 ：产汽尽量在本装置中平衡使用，过剩蒸汽送出装置。送出装置的蒸汽应与管网参数一致，不 包和蒸汽直接并入全厂管网。0.3MPa低低压蒸汽不宜送出装置，特殊情况下确实平衡不掉时， 匠使用。连排和凝结水闪蒸蒸汽宜就近接人除氧器使用

10.2.3.1产汽系统应保证石油化工， 10.2.3.2产汽系统汽包液位控制宜采用液位、给水量、产汽量三冲量控制

10.2.3.1产汽系统应保证石油化工

O/SY 06517.12016

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L0.3.1凝结水闪蒸汽

各装置凝结水回收应按压力等级分级回收，回收凝结水逐级闪蒸，闪蒸蒸汽送除氧器等加热设施 利用。3.5MPa凝结水闪蒸1.0MPa蒸汽，1.0MPa凝结水闪蒸0.3MPa~0.6MPa蒸汽。

10.3.2锅炉连续排污扩容器

蒸汽闪蒸罐宜尽量靠近除氧器布置。

系统的负荷条件见表A.1至表A.4

表A.1工艺装置蒸汽产出和消耗量表 设计阶段：

表A.2汽轮机蒸汽负荷表 投计阶段：

表A.3余热锅炉及蒸汽发生器负荷表

麦A.3余热锅炉及蒸汽发生器负荷表 设计阶段， 21

发电厂标准规范范本表A.4软化水、除盐水、除氧水、凝结水产出和消耗量表 设计阶段： 第 页共

［1］GB50041锅炉房设计规范 [2］GB50049小型火力发电厂设计规范 [3］GB/T50655化工厂蒸汽系统设计规范 [4]SH/T 3117 石油化工设计热力工质消耗量计算方法 [5]TSG G0001 锅炉安全技术监察规程

［1］GB50041锅炉房设计规范

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中国石油天然气集团公司 企业标准 炼油化工工程热工设计规范 第1部分：蒸汽系统 Q/SY 06517.1—2016 石油工业出版社出版 （北京安定门外安华里二区一号楼） 北京中石油彩色印刷有限责任公司排版印刷 (内部发行） 880×1230毫米16开本1.5印张38千字印1—800 2016年5月北京第1版2016年5月北京第1次印剧 书号：155021·18544定价：18.00元 版权专有不得翻印

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