煤焦油加氢技术简介.doc

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1、煤焦油加氢技术简要说明10万吨/年煤焦油加氢装置简要说明1煤焦油加氢生产技术概述煤焦油的组成特点是硫、氮、氧含量高，多环芳烃含量较高，碳氢比大，粘度和密度大，机械杂质含量高，易缩合生焦，较难进行加工。煤焦油加氢生产技术首先将煤焦油全馏分原料采用电脱盐、脱水技术将煤焦油原料脱水至含水量小于0.05%，然后再经过减压蒸馏切割掉含机械杂质的重尾馏分，以除去机械杂质（与油相不同的相，表现为固相的物质），使机械杂质含量小于0.03%，得到净化的煤焦油原料。净化后的煤焦油原料经换热或加热炉加热到所需的反应温度后进入加氢精制（缓和裂化段）进行脱硫、脱氮、脱氧、烯烃和芳烃饱和、脱胶质和大分子裂化反应等，之后经

2、过进入产品分馏塔，切割分馏出汽油馏分、柴油馏分和未转化油馏分；未转化油馏分经过换热或加热炉加热到反应所需的温度后进入加氢裂化段，进行深度脱硫、脱氮、芳烃饱和大分子加氢裂化反应等，同样进入产品分馏塔，切割分馏出反应产生的汽油馏分、柴油馏分和未转化油馏分。氢气自制氢装置来，经压缩机压缩后分两路，一路进入加氢精制（缓和裂化）段，一路进入加氢裂化段。经过反应的过剩氢气通过冷高分回收后进入氢气压缩机升压后返回加氢精制（缓和裂化）段和加氢裂化段。2*技术的先进性*是一家按照现代企业制度建立的高新科技企业，主要从事炼油、石油化工、煤化工、环保和节能等技术领域的新技术工程开发、技术咨询、技术服务和工程设计及工

3、程总包。*汇集了国内炼油、石油化工和煤化工行业大、中型科研院所、设计院及生产企业的优秀技术人才，致力于新工艺、新设备、新材料的工程开发，转化移植和优化组合国内外先进技术，将最新科技成果向实际应用转化，为客户提供最优化系统整合、客观完善的技术咨询、完整的解决方案，根据用户的要求进行最优化设计，以提高客户竞争和赢利能力。公司现在的主要业务为炼油、化工装置设计、技术方案和催化剂产品提供。炼油、化工装置设计包括的装置有加氢、制氢、延迟焦化、重油催化裂化、重整、二烯烃选择性加氢、汽油醚化、气分、聚丙烯等。*煤焦油加氢专有工艺技术是在原石油炼制尾油加氢技术的基础上进一步开发的，与常规加氢技术相比该技术有以

4、下优点：l 催化剂的先进性根据煤焦油中不同组分的加氢反应的速度的快慢不同及易结焦特性，胜帮公司优化设计开发了适合煤焦油加氢的前处理的两类催化剂保护/脱金属催化剂。两类催化剂的加氢活性不同、颗粒度也不同，很好的适应了煤焦油的特点，使煤焦油加氢装置的运转寿命大大延长。根据煤焦油的小，氢含量低的特点，胜帮公司优化设计开发了适合煤焦油加氢经过前处理后再加氢的催化剂加氢精制（缓和裂化）催化剂。由于煤焦油氢含量低，加氢过程中会放出大量的热，若催化剂设计不当或装置控制不稳会造成装置飞温，使催化剂和反应器损坏。因此，胜帮公司针对煤焦油的特点开发的加氢精制（缓和裂化）催化剂加氢活性适度、裂化活性适宜，使煤焦油加

5、氢装置的运转寿命大大延长。根据煤焦油的中有机分子大、氢含量低的特点等特点，胜帮公司优化设计开发了适合煤焦油加氢经过加氢精制（缓和裂化）后再裂化的催化剂加氢裂化催化剂。由于煤焦油氢含量低，即使经过加氢精制（缓和裂化）段后，其氢含量仍然达不到高压加氢裂化催化剂所能接受的氢含量指标，在这种情况下若采用常规的高压加氢裂化催化剂来裂化大分子，势必会造成裂化催化剂结焦速度加快，影响加氢装置的正常操作。因此，胜帮公司针对煤焦油的特点开发的加氢精制裂化催化剂加氢活性与裂化活性匹配适宜，在裂化过程中还能快速进行小分子的加氢，降低加氢裂化过程中的催化剂结焦机率，影响煤焦油加氢装置的运转寿命。较少工艺污水排放技术控

6、制减压塔在适当的真空度条件下操作，以常规的电动真空泵来达到真空度要求，避免使用蒸汽喷射泵带来的大量含油污水排放，对人身健康和环境有利，同时降低装置能耗。另外，将各塔汽提蒸汽产生的含油污水收集起来用于加氢精制产物注水，亦可减少污水总量。优化的换热网络技术装置能耗的高低，在处理同一原料的前提下，主要体现在换热网络的优化程度。采用上海胜帮的工程技术经验，对各温位的能量进行了充分的优化设计，能量利用充分，与同类装置相比较，可以使单位能耗较大幅度地下降。3 公用工程规格本装置要求公用工程规格达到以下指标。循环冷却水供水温度30 回水温度40 供水压力0.45 MPa (G)回水压力0.25 MPa (G

7、)脱氧水（或冷凝水）压力0.3 MPa (G)温度2565质量氧含量：50ppm固体物含量：25ppm氯离子含量：5ppm氨含量：100ppm硫化氢含量：100ppmPH值：79新鲜水压力0.8 MPa (G)温度15 仪表风供风压力0.40MPa (G)温度环境温度露点（在1 Bar下）-60 质量含尘微粒3m，含油量8ppm，不含腐蚀、有毒及易燃、易爆气体。氮气供气压力0.8 MPa (G)温度环境温度质量99.5V%电电压10KV/380V/220V频率50Hz4工艺说明4.1装置概况本装置由原料预处理系统（100）、加氢反应系统（200）、高低压分离系统（300）、压缩机系统（400）

8、、分馏系统（500）和辅助系统（600）组成。原料预处理系统包括过滤、电脱盐和减压蒸馏脱沥青质三部分，主要目的是除去固体杂质、含盐水和沥青质，以维持反应正常运行，并得到合格产品。加氢反应系统包括加氢精制和加氢裂化两部分。加氢精制目的是油品轻质化及脱出硫、氮等杂质，加氢裂化目的是将未转化的重质尾油进一步裂化，以实现加氢油品完全转化的要求。高低压分离系统包括加氢精制生成油的热高分、冷高分，加氢裂化生成油的热高分、冷高分，两套系统共用的热低分、冷低分，以及相应的换热、冷却和冷凝系统。其目的是实现反应产物的液化及气液分离，并得到高纯度的循环氢气。压缩机系统包括新氢压缩机和循环氢压缩机两部分。辅助单元的

9、作用主要是向系统中添加硫化剂和高压注水等。4.2工艺原理及特点4.2.1原料过滤 根据煤焦油含有大量粉粒杂质的特点，设置超级离心机和自动反冲洗过滤器，以避免系统堵塞，尤其是反应器压降的过早提高。4.2.2电脱盐由于原料来源不同，常规的炼厂油品加氢装置不需设置电脱盐系统。鉴于煤焦油中含有较多的水份和盐类，本装置在原料过滤系统之后设置了电脱盐系统，以达到脱水、脱盐的目的。4.2.3减压脱沥青原料中含有较多的也能影响反应器运行周期的胶质成分，不能通过过滤手段除去。通过蒸馏方式，可以脱除这部分胶质物，并进一步洗涤除去粉粒杂质。为避免结焦，蒸馏在负压下进行。4.2.4加氢精制加氢精制反应主要目的是：1、

10、烯烃饱和将不饱和的烯烃加氢，变成饱和的烷烃；2、脱硫将原料中的硫化物氢解，转化成烃和硫化氢；3、脱氮将原料中的氮化合物氢解，转化成烃和氨；4、脱氧将原料中的氧化合物氢解，转化成烃和水。另外，加氢精制也会发生脱金属反应，原料中的金属化合物氢解后生成金属，沉积于催化剂表面，造成催化剂失活，并导致催化剂床层压差上升。4.2.5加氢裂化加氢裂化的目的是使得未转化油进一步裂化成轻组分，提高轻油收率。5主要工艺操作条件表01 主要操作条件操作条件操作值减压塔T101塔顶温度，145塔顶压力，MPa(A)0.02进料温度，350塔底温度，322加氢精制反应器R201入口温度，初期260/末期285出口温度，

11、初期415/末期440操作压力MPa(A)16.8氢油比1000加氢裂化反应器R202入口温度，初期390/末期417出口温度，初期402/末期432操作压力MPa(A)16.8氢油比1000精制热高分R301温度，260压力，MPa(A)15.65裂化热高分R302温度，260压力，MPa(A)15.8精制冷高分R303温度，43压力，MPa(A)15.45裂化冷高分R304温度，43压力，MPa(A)15.65热低分R305温度，260压力，MPa(A)1.1冷低分R306温度，43压力，MPa(A)1.1分馏塔T502塔顶温度，120塔顶压力，MPa(A)1.12塔底温度，355136工

12、艺流程说明本装置由原料预处理系统、加氢反应系统、高低压分离系统、压缩机系统、分馏系统和辅助系统组成。6.1原料预处理系统原料煤焦油通过装置进料泵，在FRC控制下，由罐区送入装置。经过换热器与减压塔中段循环油换热至100130，再经过进料过滤器过滤掉固体杂质后，进入电脱盐系统。在电脱盐罐中，煤焦油得到脱盐脱水处理。脱后原料油在TIC-控制下，经换热器再次与减压中段循环油换热升温。而后，经过换热器分别与减压塔底重油、加氢裂化反应产物、加氢精制反应产物换热，最终在TRC控制下，升温至350，进入减压塔。减压塔塔顶气体经空冷器和水冷器冷凝冷却至45，入回流罐。减压塔真空由真空泵提供。回流罐中液体由减压

13、塔顶泵加压。一部分作为回流，在FRC控制下返回减压塔顶。另一部分在FRC和LICAHL的串级控制下，经换热器与出装置的减压塔底重油换热后，送入加氢精制进料缓冲罐。减压塔中段油由减压塔中部集油箱抽出，经减压中段油泵加压，一部分在TIC控制下，通过换热器与进装置煤焦油换热降温至152，作为中段循环油打入减压塔第二段填料上方和集油箱下方，洗涤煤焦油中的粉渣和胶质；另一部分则在FRC和LIC串级控制下，直接送入加氢精制原料缓冲罐。减压塔底重油含有大量的粉渣和胶质，不能送去加氢，由泵加压，在LICAHL控制下，经换热器与减压塔顶油换热降温后，送至装置外渣油储罐。7 加氢反应系统7.1加氢精制部分加氢精制

14、原料油由加氢精制进料泵加压后，在TRC控制下，经换热器与加氢精制反应产物换热升温至260（初期），与加氢精制循环氢混合后进入串联的三台加氢精制反应器A/B/C。反应器A入口温度通过调整循环氢温度由TRCAH控制。循环氢流量由FRCAL控制。三台反应器的各床层温度通过TRCAH和由补充的冷氢控制。反应压力控制在16.8MPa。415（初期）高温的反应产物送往高低压分离系统。7.1.1 加氢裂化部分加氢裂化原料油由加氢裂化进料泵加压后，在TRC控制下，经换热器与加氢裂化反应产物换热升温至399（初期），与加氢裂化循环氢混合后进入串联的两台加氢裂化反应器A/B。加氢裂化反应器A入口温度通过调整循环氢

15、温度由TRCASH控制。循环氢的流量由FRCASL控制。两台反应器的床层温度通过TRCAH和由补充的冷氢控制。反应压力控制在16.8MPa。402（初期）高温的反应产物送往高低压分离系统。氢气加热炉用于加热加氢裂化用的循环氢，开工时也加热加氢精制的循环氢。7.2 高低压分离系统加氢精制反应产物经过换热器，分别与分馏塔底再沸油、减压塔进料、加氢精制反应进料和冷低分油换热，在TRC控制下降温至260，入精制热高分罐进行气液分离。热高分罐的液体，在LICAHL控制下，减压后排入热低分罐，气体经换热器与循环氢换热，再由空冷器和水冷器冷却到43，入精制冷高分罐再次进行气液分离。其间，为避免反应产生的铵盐

16、堵塞空冷器，于空冷器入口前注入水。冷高分罐的液体，在LICAHL控制下，减压后排入冷低分罐。冷高分罐气体排出，与裂化冷高分的气体混合后去循环氢压缩机的循环氢入口缓冲罐。加氢裂化反应产物经过换热器，分别与加氢裂化进料、循环氢、减压塔进料换热，在TRC控制下降温至260，入裂化热高分罐进行气液分离。热高分罐的液体，在LICAHL控制下，减压后排入热低分罐，气体经换热器与冷低分油换热，再由空冷器和水冷器冷却到43，入裂化冷高分罐再次进行气液分离。冷高分罐的液体，在LICAHL控制下，减压后排入冷低分罐。冷高分罐气体排出通过PRC减压，与精制冷高分的气体混合后去循环氢压缩机的循环氢入口缓冲罐。热低分罐

17、的气体和液体，在PRC和LIC5控制下，分别送往稳定塔。冷低分罐气体，在PRC控制下，排入燃料气系统。冷低分油经换热器分别与裂化产物和精制产物换热升温，同热低分油混合后送往稳定塔进行分离蒸馏。冷低分罐设有分水包，含有铵盐的污水在LICAHL控制下排入污水管网。7.3 压缩机系统 本系统设有新氢压缩机和循环氢压缩机各两台，均为一用一备。加氢精制和加氢裂化共用一套压缩机系统。补充的新氢由装置外来，在PRC控制下进入新氢压缩机入口缓冲罐，多余的氢气排入火炬。新氢经过新氢压缩机三级压缩升压至17.25MPa，并入去反应系统的循环氢管线。来自高低压分离系统的两股循环氢气混合后进入循环氢压缩机入口缓冲罐，

18、于缓冲罐中沉降分离凝液后，经循环氢压缩机压缩升压至17.25MPa。压缩机出口气体分为三个部分：一部分在PRC控制下短路循环至加氢精制空冷器入口，用于稳定压缩机的运行，保持压缩机出口压力稳定；一部分作为控制反应床层温度的冷氢，直接送往反应系统；另一部分则与补充的新氢混合，经换热器换热升温后作为反应循环氢气送至反应系统。循环氢压缩机入口缓冲罐管线设有流量控制的放空系统，用于反应副产的不凝性轻组分的去除，以保证循环氢浓度。该部分气体排入火炬（如燃料气系统允许，也可排入燃料气系统）。循环氢压缩机入口缓冲罐的操作压力为本装置两套加氢系统的总的系统压力控制点，主要由补充氢供应系统控制，必要时也可和新氢压

19、缩机入口缓冲罐出口管线上的放空气排放阀双程控制。为确保安全运行，循环氢压缩机入口缓冲罐设有超高液位检测LASHH，并可以联锁停车；循环氢压缩机入口设有慢速和快速两套泄压系统，供紧急状态泄压或停车使用。压缩机系统各分液罐的凝液集中送回冷低分罐。7.4 分馏系统来自高低压分离系统的热低分气直接送入稳定塔第三层塔盘的下部，混合后的热低分油和冷低分油送入第三层塔盘的上部。稳定塔塔顶气体通过空冷器和水冷器冷凝冷却至40，进入稳定塔回流罐。稳定塔回流罐气体在维持塔压的PRC控制下排入燃料气系统，液体则经稳定塔顶回流泵作为全回流在FRC和LICAHL串级控制下送回稳定塔塔顶。脱除轻组分的稳定塔底部液体在FR

20、C和LIC控制下排出，并在TIC控制下通过换热器与分馏塔塔底油换热后送入分馏塔进一步分离。稳定塔塔底再沸器的热源为分馏塔塔底用于再沸炉循环油的一路尾油，再沸器返塔温度（303）由设于尾油管线上的TRC控制。分馏塔塔顶气体经空冷器冷凝冷却至70，进入分馏塔回流罐。该罐为常压操作，几乎没有气体排放。液体经石脑油泵加压后，一部分作为回流在FRC控制下送回分馏塔塔顶，一部分作为石脑油产品在LICAHL控制下送出装置。分馏塔回流罐的水相由分水包排出，在LICAHL控制下通过泵送至注水系统回用。柴油馏分在LICAHL控制下由分馏塔塔第12层塔盘流出，在柴油汽提塔中经蒸汽汽提，最终由柴油泵抽出，通过柴油空冷

21、器和柴油水冷器冷却至40，在FRC控制下作为产品送出装置。分馏塔塔底的尾油由尾油泵分两路送出：一路流量由FRC控制，经换热器换热实现综合能量利用，最后通过再沸炉升温至385返塔；另一路流量由FRC和LICAHL双程控制，并经换热器与分馏塔进料换热，作为加氢裂化的原料送至加氢裂化原料罐。7.5 辅助系统7.5.1 硫化剂外购的硫化剂通过氮气吹扫卸入硫化剂罐储存。催化剂开车硫化或运行期间补硫时，通过硫化剂泵分别注入精制反应器A/B/C和裂化反应器B。硫化剂罐设有氮气保护。7.5.2 注水注水系统为加氢精制反应产物提供注水，注水位置在精制空冷器入口，以防止铵盐结晶堵塞设备。注水主要有两部分来源：一是

22、回用减压塔、分馏塔蒸汽汽提产生的含油废水；二是界外供应的脱氧水或冷凝水。两种水可以混用，但回用水不应超过注水总量的一半。注水储存于注水罐中，补充的脱氧水由LICAHL控制。注水泵设有旁路，通过FRC控制注水流量。7.5.3 污油全装置的污油管线和污油地漏均接至装置内地下污油总管，最终排入污油罐。罐中的污油通过污油泵间断送出装置。污油泵启停由LISHL控制。7.5.4 渣油渣油来自原料预处理系统的超级离心机和自动反冲洗过滤器，间断排入渣油罐，通过渣油泵在LIASHL控制下间断送入减压塔，塔底重油出装置管线。7.5.5 火炬装置内各火炬排放点均接入火炬管网，火炬气总管接至放空管。放空罐内凝液是液位

23、情况不定期地排入污油罐。放空罐气体出口总管接至装置外工厂火炬。8 公用工程及能量消耗表81 全装置公用工程消耗汇总表序号项目消耗量备注正常最大1循环冷却水t/h248.3254002新鲜水t/h3.6123电力kwh1965.173600不含照明等辅助用电4蒸汽t/h1.0510不含伴热等辅助用量5仪表风Nm3/h1803006氮气Nm3/h5012007燃料气kg/h152标准燃料9 界区条件装置原料的界区条件如下表：表91 装置原料界区条件项目温度，压力，MPa（G）原料油750.8氢气402.0注：原料油泵布置于罐区。装置公用工程的界区条件如下表：表92 公用工程界区条件项目条件循环冷却

24、水供水温度30 回水温度40 供水压力0.45 MPa (G)回水压力0.25 MPa (G)脱氧水供水压力0.3 MPa (G)新鲜水供水压力0.8 MPa (G)供水温度15 仪表风供风压力0.4MPa (G)温度环境温度露点（在1 Bar下）-60 质量不含油氮气供气压力0.8 MPa (G)温度环境温度电电压10KV，380 V，220 V频率50HZ水蒸汽（装置边界）1.0MPa (G)220 注：如新鲜水压力较低，则应考虑设电脱盐注水罐和泵。10 分析化验项目表为全面考察装置运行情况及各物料状况，在装置有关部位设置了取样点，开工期间和正常生产期间的分析项目和频次根据实际情况确定，下

25、表列出了具体的分析项目及分析频次。表101 正常生产期间和开工期间分析项目及频次编号物流名称取样点分析项目分析频率正常生产开工期间SC-101原料油（煤焦油）管P1001馏程2/周1/天比重2/周1/天凝点2/周1/天氮含量2/周1/天硫含量2/周3/天水含量1/天3/天金属含量2/周1/天胶质2/周1/天酸值不定期1/天SC-102脱后原料油管P1005水含量1/天2/天盐含量1/天2/天SC-103含盐污水管WW1003组成分析1/天2/天SC-104重油管P1031比重2/周凝点2/周1/天粘度不定期1/天胶质不定期SC-201加氢精制进料管P2001馏程不定期1/天SC-202加氢裂化

26、进料管P2003馏程不定期1/天SC-203催化剂硫化气管P2007硫含量3/天SC-204催化剂硫化气管P2009硫含量3/天SC-301冷低分污水管WW3001组成分析1/天1/天SC-302冷低分油管P3026硫含量不定期氮含量不定期SC-303冷低分气管P3040硫含量不定期1/天氮含量不定期1/天组成分析2/周1/天SC-304精制空冷出口油气管P3008铵盐含量不定期1/天SC-305精制冷高分气管P3010硫含量不定期氮含量不定期组成分析不定期SC-306裂化冷高分气管P3019硫含量不定期氮含量不定期组成分析不定期SC-501稳定塔顶排放气管P5004硫含量不定期1/天组成分析

27、2/周1/天SC-502石脑油管P5024馏程1/天3/天比重1/天3/天芳烃含量1/天1/天粘度1/天1/天SC-503柴油管P5030馏程1/天3/天比重1/天3/天粘度1/天芳烃含量1/天闪点1/天3/天凝点1/天3/天十六烷值1/天3/天酸度1/天SC-504未转化油管P5011比重1/天粘度1/天馏程1/天11 工艺设备说明11.1 设备说明本装置所需设备基本为碳钢材质，部分高温高压设备采用抗氢钢、耐温钢和不锈钢，完全能够由国内设计制造，本装置主要设备包括加氢反应器、塔、换热器、空冷器、容器、压缩机和泵等，见下表。表111 主要工艺设备表设备数量（台或套）预估反应器5加热炉3塔4换热

28、器37空冷器（管束）10容器21压缩机4泵31其它2总计11711.2 主要设备选择11.2.1 新氢压缩机加氢精制和加氢裂化共用两台新氢压缩机（一用一备）升压加氢所用的新氢，该机可选用国产增安型异步电机驱动的对称平衡型三级压缩往复式压缩机。11.2.2 循环氢压缩机加氢精制和加氢裂化共用两台循环氢压缩机（一用一备）升压循环氢，该机可选用国产增安型异步电机驱动的一级压缩对称平衡型往复式压缩机或隔膜压缩机。11.2.3 反应进料泵加氢精制和加氢裂化反应进料泵采用高压柱塞泵或多级高压离心泵。11.2.4 反应器采用热壁板焊结构主体材质采用2.25Cr-1Mo-0.3V，锻件内壁采取堆焊不锈钢。内设

29、分布器和冷氢箱。11.2.5 高压换热器高压换热器选用U 形管式换热器。对于高温高压下操作的换热器，选用2.25Cr-1Mo+堆焊不锈钢或15CrMo制造。U 形换热管选用0Cr18Ni9或15CrMo，要求采用整根材料制造不允许拼接。11.2.6 高压分离器热高压分离器采用热壁板焊焊结构主体材质采用15CrM+堆焊不锈钢o。冷高压分离器采用板焊结构主体材质采用16MnR。11.2.7 加热炉整个装置共有3台加热炉：减压塔开工进料加热炉、加氢裂化反应进料氢气加热炉和分馏塔塔底再沸炉。该装置加热炉每台热负荷小、加热介质特性不同、温位不同，故每台炉单独布置。装置汽提需用的过热蒸汽通过分馏塔再沸炉对

30、流室进行余热回收实现。3012 自控仪表考虑到装置高温、高压、临氢的特殊性和重要性，整个装置采用先进的控制系统，主要仪表在满足经济性要求的前提下采用技术先进、质量可靠的仪表，从而保证装置长周期、安全、平稳的生产。同时还要达到降低成本增加经济效益的目的。装置的仪表种类如下：热电偶 压力变送器 液位（界位）变送器 远传流量变送器 现场显示温度仪表 现场显示压力仪表 现场显示液位（界位）仪表 调节阀 12.1 自动控制水平该装置是高位限度的化工装置，所以要求控制精度较高，整个装置的控制系统采用先进的DCS控制系统，DCS系统的操作站通讯总线，现场控制器通信总线、控制器、网关、交换机等都要求冗余配置，

31、要求DCS个别硬件如果出现故障不会影响到整个装置的生产，该控制系统应能完成如下的功能：l 实时趋势记录功能l 历史趋势报警功能l 过程报警功能l 系统报警功能l 系统连锁泄压或停车功能l 报表功能l 过程显示功能l 流量累积功能l 报警和报表打印功能l 控制功能：简单的控制、串级控制、比值控制、间歇式控制、逻辑控制等。l 现场仪表运行状态监测功能l 在线帮助功能12.2 检测和控制方案说明本装置的控制以常规的单回路控制为主，此外还有一些复杂控制，如串级控制、间歇式控制、逻辑控制、特殊控制等。本装置的主要控制回路如下：l 减压塔主要控制塔顶压力、塔顶温度、塔进料温度、中段循环流量和温度、塔底液位

32、、回流罐液位、回流罐水包界位。具体方案如下：塔顶压力是通过抽真空系统实现的；塔顶温度由回流流量和塔顶温度组成串级控制回路控制；塔进料温度是通过控制减压塔进料与加氢产物的换热多少而实现的，也就是通过控制换热器的旁路来实现控制流经换热器后的介质温度；中段循环油抽出集油箱液位由液位和流量组成的串级控制回路控制，返塔轻重洗均为单回路流量控制，返塔温度由换热器旁路单回路控制；塔底液位通过单回路液位控制调整塔底重油采出量来控制；回流罐液位由塔顶轻油去加氢精制进料罐的流量与液位串级控制回路来控制；回流罐水包界位由排水量控制。l 加氢精制进料缓冲罐与加氢裂化进料缓冲罐气相空间连通，共用一套稳压的双程控制系统；

33、液位均分别采用出料流量和罐液位串级回路控制。l 加氢精制反应器A/B/C进料温度由控制循环氢温度的冷氢通过单回路温度控制来稳定；反应器各段床层温度均通过单回路温度控制调整冷氢注入量来控制。l 加氢裂化反应器A/B进料温度由温度与氢气加热炉燃料气压力的串级控制回路来控制；反应器各段床层温度均通过单回路温度控制调整冷氢注入量来控制。l 精制热高分罐、裂化热高分罐、精制冷高分罐和裂化冷高分罐的液位均由各自罐底出料设置的单回路液位控制调节阀（双阀备用）控制，并设有低低液位报警联锁关阀；裂化冷高分罐顶气相管线设有单回路压力控制调节阀控制裂化冷高分罐压力。l 热低分罐液位由罐底出料设置的单回路液位控制调节

34、阀控制；罐顶气相管线设有单回路压力控制调节阀控制压力。l 冷低分罐液位由罐底出料设置的单回路液位控制调节阀控制；罐顶气相管线设有单回路压力控制调节阀控制压力；排水管线设置了单回路界位控制调节阀控制分水包界位。l 新氢压缩机进料稳压由设置在放空线的单回路压力空置调节阀实现。压缩机内部控制系统由供货商提供。l 循环氢压缩机入口缓冲罐压力控制采用压力与新氢出口压力串级控制回路方式，也可采用压力与放空气流量串级控制回路方式。压缩机内部控制系统由供货商提供。l 稳定塔主要控制塔顶压力、塔底液位、再沸器返塔温度、回流罐液位。塔顶压力是通过控制塔顶不凝气采出量来实现的，采出量大压力降低，否则压力升高；塔底液

35、位与塔底采出流量（进分馏塔流量）组成串级控制回路控制塔底液位；再沸器返塔温度由设置在再沸器热介质管线和旁路上的双程温度控制系统控制；回流流量与回流罐液位组成的串级控制回路控制回流罐液位。l 分馏塔主要控制塔顶温度、塔底液位、再沸炉返塔温度、回流罐液位、回流罐分水包界位。塔顶温度由回流流量和塔顶温度组成串级控制回路控制；未转化油去加氢裂化流量与液位组成的串级控制回路控制塔底液位；再沸炉返塔温度由温度和燃料气压力组成的串级控制回路控制；回流罐液位由设置在石脑油出装置管线上的单回路液位控制调节阀控制；设置在排水管线上的单回路液位控制调节阀控制回流罐分水包的界位。12.3 安全连锁系统说明本装置有两套

36、紧急泄压系统，用于紧急处理各种故障和事故。慢速泄压系统：限制第一分钟泄压约0.7MPa。当有发生火灾危险时手动启动，循环氢压缩机严重故障时自动启动。慢速泄压时应关停加氢进料泵、新氢压缩机和氢气加热炉。快速泄压系统：限制第一分钟泄压约2.0MPa，且不得高于2.1MPa。该系统只能手动，用于发生火灾或反应器床层严重飞温等事故处理。、块速泄压时应关停加氢进料泵、新氢压缩机、循环氢压缩机和氢气加热炉。其它安全联锁逻辑关系详建仪表联锁参数表。12.4 仪表选型原则l 控制室采用DCS控制系统。l 安全连锁系统的逻辑运算应独立设置。l 根据工艺条件及其要求，选用先进、可靠并且安装、使用和维修方便的仪表。

37、l 一次仪表的选择，对在非安全场所的电动仪表，选用符合工艺场所防爆等级要求的仪表。l 现场的一次测量仪表：24VDC供电，420mADC。在DCS上可以设定和修改现场仪表的参数。l 温度仪表：现场指示选用双金属温度计，远传温度采用热电偶。l 压力仪表：现场指示一般情况采用弹簧管压力表为主，根据介质特性选用不锈钢压力表、隔膜压力表等。l 一般流量测量可采用孔板类测量元件，对于系统压力损失有要求的尽量选一些非节流类的流量计，如转子流量计等。流量检测元件选择应注意防堵（如原料油）。l 计量仪表应根据装置内、外计量要求分别选择符合要求精度的仪表。l 液位仪表：现场指示采用石英管液位计或磁浮子液位计；远

38、传液位选用双法兰类的液位计或浮筒式的液位计，界位仪表要选择浮筒式界位计。l 安全控制仪表：在装置区易发生可燃气体泄漏或易聚集可燃性气体的场所，设置可燃气体检测报警器，可将信号送至DCS报警。l 执行机构：主要选用气动薄膜式调节阀、调节阀阀体根据不同工艺条件选用单、双座调节阀、套筒式调节阀等。13 安全、环保、健康说明13.1 危害因素分析13.1.1 火灾和爆炸危险本装置属于易燃易爆的甲类火灾危险区域，生产过程中的原料、中间产品、产品及辅助物料都具有易燃易爆性，并处于高温、高压、临氢的条件下，装置中大部分区域属于爆炸危险区。表131主要易燃易爆危险物料及特征序号物料名称爆炸极限V%闪点 火灾危

39、险性分类1煤焦油丙B2石脑油1.47.628甲B3柴油1.54.545120丙A4氢气4.075甲5燃料气甲6硫化氢4.345.5甲7二甲基二硫1.116.116甲B13.1.2 高温装置内多数设备（炉子、反应器、塔等）为高温操作，高温设备相连的管道等系统设施也有较高的操作温度，若不慎接触个别裸露之处，可能导致烫伤事故发生。13.2 安全防护措施l 危险物质的控制危险物质的容器应具有良好的防火、防爆性能。良好的机械设计、合适的材质选择、采用可靠的密封设备，并按惯例进行检查和维修保证这类容器的防火、防爆性能。报警及保护系统能发现失常的操作状况并采取措施以避免有害物质的泄漏。压力泄放系统：在装置吹

40、扫操作中排放的可燃性物流在排至大气之前先被送至所设计的密闭系统设备中，在回收其中的液体之后，油气送至火炬燃烧后再排入大气。在适当位置设置可燃性气体报警以检测事故性泄漏。设置快、慢速泄压系统及安全联锁系统。所有压力容器或压力系统按规范要求设置安全阀，防止设备超压引起爆炸和火灾。l 平面布置对于装置内设备布置，不仅要减少次生危害的发生，而且要给足消防间距及方便操作和维修。本装置的布置严格遵守石化企业设计防火规范（GB50160-92）和其它相关的行业标准。道路的设计要便于处理紧急事故和维修车辆（消防车、起重车等）的进出。尽可能将明火设备布置在可燃性物流的上风处。l 压力设备的安全压力设备的设计和结

41、构应遵从“压力容器安全评述和检测的规则”和其它广泛采用的工业标准。为防止设备的事故超压，在合适的地方要设置压力排放系统。并在合适的地方安装设备紧急泄压设施。l 电设备的安全用电设备区域等级划分是按照“爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范”（GB50058-92）和其它可采用的标准。位于危险地域的用电设备和电缆应符合防爆等级的划分。对建筑物和其它结构物的照明保护和抗静电放电保护应遵从GB50057-94，GBJ65-83和其它适用的工业标准。l 防火设施应用消防水是消防方法中最有效的。消防水用于暴露的结构物和设备的冷却，从而防止事故扩大，并可减少损失直至火灾被扑灭。通常切断和排除燃料源。装置内设有

42、相应的仪表、报警、自动联锁保护系统和紧急停车措施以及可燃性气体浓度报警器等以保证装置安全和可靠的操作。本装置应位于全厂消防站的有效服务范围之内，一旦着火有足够数量的消防车进行扑救。装置内设置水炮、沿塔体设置消防蒸汽竖管及塔体上喷雾冷却系统等灭火设施。l 高温及噪音保护高温设备外应有隔热保温设施，以确保该设备表面温度不会超过60。选择低噪音设备以符合“工业企业噪音控制设计标准”（GBJ87-85）的噪音控制要求。l 设计中采用的主要标准及规范石油化工企业设计防火规范GB50160-92（1999年版）建筑灭火器配置设计规范GB50140-2005低倍数泡沫灭火系统设计规范GB50151-92（2

43、000版）建筑设计防火规范GB50016-2006火灾自动报警系统设计规范GB50116-98建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定劳动部令第3号石油化工企业职业安全卫生设计规范SH3047-93工业企业设计卫生标准TJ36-79职业性接触毒物危害程度分级GB5044-85工业企业噪声控制设计规范GBJ87-85爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-9213.3 环境保护措施l 装置内建有含油污水收集系统，含油污水经处理后达标后外排，不会对下游的设施构成影响。l 富含硫化氢和铵盐的酸性废水送往废水汽提装置处理后回用。l 选用低噪声设备以减小噪声。装置内噪声达到中国国家标准工业企业噪声控制设计规范（GBJ87-85）的要求。l 执行的环境标准建设项目环境保护设计规定 国环字第002号文石油化工企业环境保护设计规范SH3024-95大气污染物综合排放标准GB16297-1996环境空气质量标准GB3095-1996污水综合排放标准GB8978-1996地面水环境质量标准GB3838-88工业企业厂界噪声标准GB12348-90注：工艺包所涉及到的标准若有新的国家及行业发布版本，一律按照最新标准执行。13.4 废物排放13.4.1 废水本装置废水排放见下表。表132 废水排放一览表序号项目排放指标排放量