催化裂化装置干气脱硫技术改造项目可研报告.doc

目 录 1 1 总总 论论-3 3 1.11.1 项目及建设单位基本情况项目及建设单位基本情况 -3 1.21.2 编制依据及原则编制依据及原则 -5 1.31.3 研究范围及编制分工研究范围及编制分工 -6 1.41.4 项目背景及建设理由项目背景及建设理由 -6 1.51.5 主要研究结论主要研究结论 -10 2 2 建设规模、产品质量方案建设规模、产品质量方案-1111 2.12.1 建设规模建设规模 -11 2.22.2 原料中硫化氢含量原料中硫化氢含量 -11 2.32.3 产品质量方案产品质量方案 -11 3 3 工艺装置技术及设备方案工艺装置技术及设备方案-1212 3.13.1 工艺技术及设备方案选择工艺技术及设备方案选择 -12 3.23.2 工艺概述工艺概述 -13 3.33.3 工艺设备工艺设备 -16 3.43.4 工艺装置工艺装置“三废三废”排放排放 -17 3.53.5 占地面积、建筑面积及定员占地面积、建筑面积及定员 -17 3.63.6 消耗指标与能耗消耗指标与能耗 -18 3.73.7 产品质量指标产品质量指标 -18 3.83.8 检验分析项目检验分析项目 -18 4 4 原料、辅助原料供应原料、辅助原料供应 -1919 4.14.1 干气原料供应干气原料供应 -19 4.24.2 辅助原料供应辅助原料供应 -19 5 5 自动控制自动控制 -2020 5.15.1 概述概述 -20 5.25.2 控制系统及仪表选型控制系统及仪表选型 -20 5.35.3 工艺装置自动控制方案工艺装置自动控制方案 -22 5.45.4 控制室控制室 -24 5.55.5 自动控制系统公用工程消耗自动控制系统公用工程消耗 -24 5.65.6 设计中采用的主要标准及规范设计中采用的主要标准及规范 -24 6 6 气象及水文地质条件气象及水文地质条件 -2626 6.16.1 气象条件气象条件 -26 6.26.2 水文地质水文地质 -28 7 7 总图运输、土建总图运输、土建-3030 7.17.1 总图运输总图运输 -30 7.27.2 土建土建 -30 8 8 供电供电 -3434 8.18.1 概述概述 -34 8.28.2 用电负荷用电负荷 -34 8.38.3 防雷防静电接地设置防雷防静电接地设置 -34 8.48.4 执行的标准、规范执行的标准、规范 -34 9 9 职业安全卫生与消防职业安全卫生与消防 -3636 1010 环境保护环境保护 -3737 10.110.1 污染源污染源 -37 10.210.2 控制污染的措施控制污染的措施 -37 1111 项目实施规划项目实施规划-3838 1212 投资估算及资金筹措投资估算及资金筹措-3939 附图附图 1 1：工艺原则流程图：工艺原则流程图 附图附图 2 2：设备平面布置图：设备平面布置图 附图附图 3 3：设备竖面布置图：设备竖面布置图 1 1 总总 论论 1.11.1 项目及建设单位基本情况项目及建设单位基本情况 1.1.1 项目基本情况 1.1.1.1 项目名称 某某公司炼油厂催化裂化装置干气脱硫改造。 1.1.1.2 项目建设性质 本项目为扩能改造项目，对公司炼油厂催化装置现有 10 万吨/年干气脱硫进行改造，正常生产归公司炼油厂管理。 1.1.1.3 项目建设地点 某某公司炼油厂。 1.1.2 建设单位基本情况 1.1.2.1 建设单位名称、性质及负责人 建设单位全称：某某公司 企业性质：股份制企业 建设单位负责人： 1.1.2.2 建设单位概况 公司炼油厂始建于 1970 年，经过多年发展改造，目前 原油一次加工能力 700 万吨/年，现运行装置 15 套，其中 炼油装置 14 套，污水处理装置 1 套，还有相应配套的四 个循环水场，一个净水场、两套总变电、锅炉等公用工程 设施和油品的贮运和装卸栈台等辅助设施。可以生产汽油， 柴油，溶剂油，苯类，丙烷，液态烃等石油化工产品，同 时提供生产乙烯、丙烯、酸脂、聚丙烯、MTBE 等化工装置 的原料。 公司炼油厂位于吉林省吉林市东部，占地约 130 公顷。 公司炼油厂“十五”末期生产装置一览表 序号装置名称 加工能力 104t/a 投产时间 改造时间 1 一套常减压蒸馏装置 3801977 2 二套常减压蒸馏装置 32019901996 3 一套催化裂化装置4 二套催化裂化装置 7019901997 5 加氢裂化装置 6019962004 6 延迟焦化装置 1002003 7 汽油加氢精制装置 2019892003 8 干气/液化气脱硫装 置 25/172002 9 汽油脱硫醇装置 901990 10 酸性水汽提装置 6020032004 11 柴油加氢精制装置 12020032004 12 气体分馏装置 2519862002 13 硫磺回收联合装置 1.1420032004 14 芳烃联合装置 401996 15 污水处理装置 1310t/h19761996 1.21.2 编制依据及原则编制依据及原则 1.2.1 编制依据 1.2.1.1 公司规划发展部关于编制炼油厂催化裂化装置干 气脱硫改造可行性研究报告委托书。 1.2.1.2 公司炼油厂技术科提供的设计基础资料及公用工程 基础数据资料。 1.2.1.3 某某天然气股份有限公司炼油化工建设项目可行 性研究报告编制规定 。 1.2.2 编制原则 1.2.2.1 充分依托公司炼油厂催化装置现有的公用工程及辅 助配套设施。 1.2.2.2 采用国内现有先进、可靠的技术，保证本工程实施 后装置生产运行达到“安、稳、长、满、优” ，产品质量优 良，各项技术经济指标达到同行业一流水平，干气脱后总 硫含量满足后续装置生产和民用燃料的要求。 1.2.2.3 装置布置满足现行国家规范要求，在满足总图布置 要求的前提下，力求符合工艺流程的要求并方便操作和维 修。 1.2.2.4 项目实施执行国家相关的法律和规范，注重环保措 施的“三同时” 。确保项目投产后符合职业安全卫生的要求， 使企业在获得经济效益的同时产生良好的社会效益。 1.31.3 研究范围及编制分工研究范围及编制分工 1.3.1 研究范围 本可行性研究报告对炼油厂催化裂化装置干气脱硫改 造项目的建设规模、工艺技术及设备方案、原材料供应、 自动控制、厂址方案、辅助生产设施、消防、环境保护、 职业安全卫生、投资估算进行了分析和研究。由于本装置 产品不直接作为商品出厂，因此不包括产品市场与价格预 测、财务评价、预期目标及风险等内容的分析和研究。 1.3.2 编制分工 本可行性研究报告由某某华东勘察设计研究院吉林分 院负责编制。 1.41.4 项目背景及建设理由项目背景及建设理由 1.4.1 催化裂化干气脱硫装置概况 公司炼油厂催化裂化干气脱硫装置于1989 年建成投产， 原设计加工能力5 万吨/年（加工一催化装置的干气，实际设 计能力考虑了加工60 万吨/年重油催化装置建成投产后的干 气，干气中硫化氢含量为10000ppm） ，采用湿法醇胺脱硫工艺， 以甲基二乙醇胺（MDEA）为溶剂。 装置工艺流程：催化裂化装置及重油催化裂化装置供给 的干气以及气柜压缩机回收的干气汇合之后 ，经原料干气分 液罐分液后，进入干气脱硫塔一层塔板下，与从上部流下的 贫液逆向接触，干气中的硫化氢和二氧化碳被吸收。净化干 气从塔顶逸出，经净化干气分液罐分液后，并入高压瓦斯管 网；凝液靠自压流入干气吸收塔底部。 装置所需的溶剂-贫液 （甲基二乙醇胺溶液）由硫磺回收车间溶剂再生装置统一提 供；装置产生的含有H2S 的溶剂-富液送到溶剂再生装置进行 再生，溶剂循环使用。 1.4.2 项目建设理由 催化裂化装置干气脱硫目前具有处理10 万吨/年干气的 能力，但随近年来两套催化裂化装置的改造、原料性质的变 化，公用工程系统的变化，干气脱硫系统实际能力已不能满 足需要； 主要因素如下： （1）实际干气产量增加 两套催化裂化装置原料重质化： 1996 年，重油催化装置 加工能力由60 万吨/年增加到70 万吨/年，处理量增加，并 且原料性质变重，干气产量增加； 2002 年一催化装置进行了 原料重质化改造，加工能力从100 万吨/年提高到140 万吨/ 年，并且原料性质变重，干气产量增加。 2001 年，实施了气柜瓦斯回收项目，增加瓦斯压缩机， 将气柜中的低压瓦斯经过压缩后并入高压瓦斯管网，降低加 工损失及能耗。由于气柜瓦斯硫化氢含量较高，需要进 行脱 硫处理，因此将气柜回收的低压瓦斯（ 1500Nm3/h）并入二催 化干气至脱硫的管线，一并进入脱硫装置处理。增加了干气 脱硫的负荷。 （2）原料干气中硫化氢含量增加 2002 年以来，工厂开始较大比例掺炼俄罗斯原油，原料 中硫含量增加，以及两套催化裂化装置加工方案变化（采用 降烯烃操作方案，反应活性较高） ，两套催化裂化装置干气中 的硫化氢含量增加，由未掺炼俄罗斯原油时的10000ppm 左右 提高到掺炼俄罗斯原油后的20000ppm 左右。造成干气入脱硫 装置前硫化氢含量增加，使干气脱硫的实际负荷增加。 （3）运行时间长，设备老化，设备腐蚀加剧 炼油厂催化干气脱硫装置于1989 年建成投产，至今已运 行近20 年，部分设备老化，并且装置长期在硫化氢条件下操 作运行，部分管线及调节阀已有腐蚀迹象，存在一些安全隐 患问题。比如：由于脱硫系统设备及大部分管线、阀门、仪 表调节阀腐蚀严重随时都可能发生泄漏事故 ，脱硫平台框架 的腐蚀减薄及易发生坠落事故，对装置的安全平稳生产造成 很大的威胁等。 另外，由于装置运行时间较长，而且腐蚀现象严重，造 成部分仪表损坏失灵，影响正常使用。玻璃板液位计 因年久 腐蚀，也无法看清现场液位。 目前干气脱硫装置的负荷情况如下所示： 表 1-1，目前干气脱硫系统的物料平衡 ： 装置干气收率 干气产量， 万吨/年 备注 一催化装 置 45%630 二催化装 置 48%336 气柜瓦斯 1500Nm3/h1.14 目前只回收老气 柜瓦斯，运行一 台压缩机 合计108 由上表可以看出干气脱硫装置实际加工量已经超出设计 能力。由于干气脱硫塔初建设计能力仅为5 万吨/年，能力余 量较小，导致目前干气脱硫装置弹性小， 特别是当两催化装 置生产方案有调整，干气收率增加时，并且干气中硫化氢含 量增加，干气脱硫无法适应需要，经常出现干气脱硫后质量 不合格的问题。 另外，如前所述，炼油厂计划将常减压装置的轻烃气相 引入干气脱硫装置脱硫处理，加上 新建30000 立方米气柜项 目投产后，需要进行脱硫的干气量增加，现有干气脱硫设施 已远远不能满足干气脱硫负荷增加 的需要。 干气脱硫后进入瓦斯管网，供全厂加热炉使用 和附近居 民民用，干气脱硫后硫含量超标，会造成干气对管网及加热 炉设施的腐蚀加剧，造成安全隐患， 并威胁居民用燃料气的 安全。 另外，据统计，催化干气脱硫在2007 年 1-2 月份干气脱 后硫化氢含量不合格14 次，最高710ppm，最低71ppm（干气 中硫化氢含量控制指标为 50ppm） 。 因此，有必要对干气脱硫塔进行改造，提高其处理能力， 提高干气脱硫系统的操作弹性，以保证干气质量合格，避免 干气中硫化氢含量过高对管线系统的腐蚀。 1.51.5 主要研究结论主要研究结论 1.5.1 主要评价指标 项目的主要评价指标，见下表。 主要财务指标一览表，表 1-2： 序号项目单位数量备注 1 建设规模 1.1 处理干气万吨/年 15 2 项目投入总 资金 万元 436.36 2.1 建设投资万元 431.95 1.5.2 研究结论 通过可行性研究分析认为：为了满足公司炼油厂生产 的干气需要进行脱硫处理的总量要求，并且保证脱后干气 中 H2S 含量指标合格，必须对公司炼油厂催化裂化装置干气 脱硫进行改造。 1.5.3 存在问题 由于目前干气脱硫装置处理量为 10.8 万吨/年，装置 扩能改造完成后的初期，装置加工负荷较低。 2 2 建设规模、产品质量方案建设规模、产品质量方案 2.12.1 建设规模建设规模 本装置建设规模为：加工处理干气 15 万吨/年 2.22.2 原料中硫化氢含量原料中硫化氢含量 原料干气中硫化氢含量，见表 2-1。 表 2-1： 序号项目单位指标 1 原料干气中 H2S 含量 ppm 18000200 00 2.32.3 产品质量方案产品质量方案 经脱硫装置脱硫后的产品质量指标见表 2-2。 表 2-2： 序号项目单位指标 1 净化干气中 H2S 含量 ppm 50 3 3 工艺装置技术及设备方案工艺装置技术及设备方案 3.13.1 工艺技术及设备方案选择工艺技术及设备方案选择 3.1.1 原料来源 干气脱硫单元的原料干气来源于吉化炼油厂 70 万吨/ 年和 140 万吨/年两套重油催化裂化装置，气柜回收的瓦 斯。 3.1.2 国内外工艺技术路线的介绍 干气脱 H2S，目前采用较多的工艺是湿法醇胺脱硫工 艺即溶剂吸收法，脱硫溶剂采用 N-甲基二乙醇胺（MDEA） 溶液。含 H2S 干气在吸收塔内与贫液（再生后的 N-甲基二 乙醇胺溶液）逆流接触，进行酸碱中和反应，溶剂吸收了 干气中所含的 H2S、CO2气体，使干气得到净化。溶剂在再 生塔内遇热进行逆向解吸反应，释放出 H2S、CO2，使溶剂 再生，再生溶剂循环使用。该工艺过程主要化学反应是甲 基二乙醇胺与 H2S、CO2的化合反应及逆反应： 2MRN+H2S = （MR2NH）2S （MR2NH）2S+ H2S = 2（MR2NH）HS 2MR2N+ H2O+ CO2 = （MR2NH）2CO3 （MR2NH）2CO3+ H2O+ CO2 = 2（MR2NH）HCO3 式中 M 表示CH3 ，R 表示C2H4OH 上述反应是可逆的。溶剂在低温时（2540）吸收 H2S，高温时（105）解吸出 H2S。 3.1.3 设备方案对比及选择 本项目主要改造内容为新建 1 台干气脱硫塔，在满足 工艺技术指标和处理量要求的前提下，塔体及内件形式可 以有以下两种方案可供选择。 （1）采用板式塔，塔径 2000mm，板间距 600 mm，20 层单液流浮阀塔盘，塔盘采用 ADV 浮阀塔盘。操作弹性 50120%。塔内件设备投资较低。 （2）采用填料塔，塔径 2000mm，分三段填料，每段 填料高度 3500 mm，填料选用 50 阶梯环散堆填料。通过 更换不同规格的分布器，该塔操作弹性可以极大拓宽。塔 内件设备投资比较板式塔高 25 万元左右。 根据以上两种方案的对比，考虑到装置改造完开工后 实际处理量仅为约 10 万吨/年的情况，以及以后炼油厂需 要进行脱硫的干气总量进一步增加的可能性，我们建议采 用填料塔。 3.23.2 工艺概述工艺概述 3.2.1 装置规模和年操作时数 本项目实施后，年操作时间为 8000 小时，装置规模 为处理干气 15 万吨/年。 3.2.2 产品 本装置产品为净化干气，送往炼油厂高压瓦斯管网， 产品质量指标见表 2-2。 3.2.3 工艺流程简述 两套催化装置来的干气混合后先进入原料液化气聚结 器 G-3102，脱除凝缩油后的干气自塔底进入干气脱硫塔 T-3101A，与自塔顶来的乙醇胺贫液逆向接触，脱除干气 中的 H2S。净化干气自 T-3101A 顶出来后进入净化干气聚 结器 G-3103，分离出乙醇胺溶液的净化干气并入工厂高压 瓦斯管网。从溶剂再生装置来的乙醇胺贫液自塔顶进入干 气脱硫塔 T-3101A，吸收完干气中 H2S 的富液自 T-3101A 底流出，自流进入作为富液收集罐使用的 T-3103，经 P- 3101/A、B 抽出升压后送往溶剂再生装置再生处理循环使 用。 3.2.4 改造内容 1）新增干气脱硫塔 T-3101A（20001900010） 一座，塔内件采用 50 阶梯环散堆填料，填料分三段， 每段高度 3.5 米。 2）新增原料干气聚结器 1 台，G-3102。 3）新增净化干气聚结器 1 台，G-3103。 3.2.5 装置物料平衡 装置物料平衡，表 3-1： t/h t/a % 装置进料：原料干气 18.75 150000 100 装置出料：净化干气 18.45 147600 98.4 H2S（含在富 液中） 0.3 2400 1.6 溶剂循环量： 50 400000 3.2.6 主要操作参数 干气脱硫塔塔顶温度 40 干气脱硫塔顶压力 MPa(G) 0.6 贫液入塔温度 40 甲基二乙醇胺溶液浓度（m%） 25-30 3.2.7 消耗定额 消耗定额，表 3-2： 小时耗量年消耗量耗能指标总能耗序 号 项目 单位 数量单位数量单位数量 104 1 电 kwh 131.2 kwh/a 10496 00 MJ/h 472.3 377.84 合计 MJ/h 472.3 377.84 3.33.3 工艺设备工艺设备 3.3.1 设备总体概况 静止设备汇总，表 3-3： 金属重 序号设备类型 台（套） 数 材质 1 塔器 116MnR/304 2 聚结分离 器 216MnR/304 转动设备汇总，表 3-4： 序 号 位号设备名 称 设备型号轴功 率 台 数 备注 1P-3101A.B 富液外 100DAY-1052 利旧 送泵 1202 3.3.2 主要非标设备选择 本项目涉及非标设备一台，即干气脱硫塔，设备壳 体材质选用 20R。 3.3.3 设计遵循的主要标准与规范 GB150-1998钢制压力容器 JB/T4710-2005钢制塔式容器 GB/T8163-1999输送流体用无缝钢管 压力容器安全技术监察规程 JB/T4709-2000钢制压力容器焊接规程 GB/T985-1988 气焊手工电弧焊及气体保护焊焊缝 坡口的基本形式与尺寸 GB/T986-1988埋弧焊焊缝坡口的基本形式和尺寸 JB/T4730-2003承压设备无损检测 HG/T2151420535-2005钢制人孔和手孔 JB/T4736-2002补强圈 HG2059220614-97钢制管法兰、垫片、紧固件 3.43.4 工艺装置工艺装置“三废三废”排放排放 本装置产生废弃物主要为硫化氢气体，随着甲基二乙 醇胺溶液送至溶剂再生单元和硫磺回收装置进行回收处理。 装置开、停工及事故时排放的烃类气体送火炬，排放的胺 液经含硫污水管线进入污水处理车间统一处理。 3.53.5 占地面积、建筑面积及定员占地面积、建筑面积及定员 本项目是对干气脱硫装置进行扩能改造，不新占用土 地，不新增加建筑面积，不新增加装置定员。 3.63.6 消耗指标与能耗消耗指标与能耗 装置消耗定额，表 3-7： 小时耗量年消耗量耗能指标 总能 耗 序 号 项目 单位 数量 单位数量 单位 数量 104 1 电 kwh 131. 2 kwh/a 10496 00 MJ/h472.3 377.8 4 合计 MJ/h472.3 377.8 4 3.73.7 产品质量指标产品质量指标 产品质量指标，表 3-8 序号项目单位指标 1 净化干气中 H2S 含量 ppm 50 3.83.8 检验分析项目检验分析项目 检验分析项目，表 3-9： 序号项目分析周期 1 净化干气中 H2S 含量1 次/8 小时 4 4 原料、辅助原料供应原料、辅助原料供应 4.14.1 干气原料供应干气原料供应 干气脱硫装置原料为来自于两套催化装置的干气及气 柜回收的瓦斯，干气来源情况见表 4-1。 干气来源情况，表 4-1： 装置装置负荷，万 吨/年 干气收率， % 干气产量，万吨 /年 一催化 1404.56.3 二催化 704.83.36 气柜瓦 斯 1500Nm3/h1.14 合计 10.8 4.24.2 辅助原料供应辅助原料供应 4.2.1 溶剂供应 干气脱硫装置所需的脱硫剂（25-30%甲基二乙醇胺溶 液）约 50 吨/小时，来自于硫磺回收装置溶剂再生单元。 5 5 自动控制自动控制 5.15.1 概述概述 5.1.1 研究范围 研究范围包括某某分公司炼油厂催化裂化装置干气 脱硫改造项目所涉及的自动控制专业的所有的内容。 5.1.2 研究依据 （1）某某公司关于编制分公司炼油厂催化裂化装 置干气脱硫改造项目项目可行性研究报告的委托书。 6.1.2.2 某某天然气股份有限公司 2002 年 9 月 30 日 印发的炼油化工建设项目可行性研究编制规定 。 6.1.2.3 工艺专业提供的设计条件。 5.25.2 控制系统及仪表选型控制系统及仪表选型 5.2.1 装置对控制系统的要求 催化裂化装置现采用 DCS 系统实现装置的集中控制、 管理，采用 ESD 系统实现装置的自保联锁，以保证生产过 程平稳运行、安全生产、降低能耗，提高效率，提高产品 质量和操作管理水平。 5.2.2 选型原则 仪表及控制系统选型应技术先进、成熟可靠、性能优 良、价格合理、服务及时、满足工艺装置的需求。根据全 厂防爆区域的划分，合理选用符合相应防爆等级要求的仪 表，以确保装置及人员的安全。根据区域特点及环境情况， 合理选择耐介质腐蚀及耐一定环境腐蚀的仪表及仪表外壳， 合理选择适合环境要求的仪表配管及安装材料。 5.2.3 仪表选型 现场检测仪表选用符合工艺防爆等级要求的本安型或 防爆型仪表，凡与腐蚀介质接触的测量元件一律选用耐腐 蚀材质。选用的现场仪表应满足现场环境条件要求，根据 需要可采取加保护箱或保温箱等措施。 就地压力检测仪表一般选用普通弹簧管压力表， 并根据介质以及操作温度合理选用压力表的材质；远传压 力指示检测仪表选用智能压力变送器。 流量测量仪表主要采用法兰取压节流装置配用智 能差压变送器的测量方式。 就地液位指示选用玻璃板液位计，远传液位指示 检测仪表选用电动浮筒液位变送器。 执行机构主要选用气动簿膜调节阀配用电/气阀门 定位器。 为与原有仪表配套，安全栅选用隔离式安全栅。 所有新增信号均引入原有 DCS 控制系统，新增 DCS 卡件选用与原有 DCS 系统配套的卡件。 5.35.3 工艺装置自动控制方案工艺装置自动控制方案 5.3.1 主要控制方案 单回路控制：T-3101A 压力控制，25%乙醇胺溶液流量 控制，T-3101A 塔底液位控制。 5.3.2 主要仪表和设备 5.3.2.1 压力测量仪表 全不锈钢压力表 2 块 5.3.2.2 液位测量仪表 玻璃板液位计 L1400mm PN4.0MPa 1 台 5.3.2.3 变送器 智能压力变送器 1 台 智能差压变送器 1 台 浮筒液位变送器 L1500mm PN4.0MPa 1 台 5.3.2.4 执行机构 气动薄膜单座调节阀 DN200 PN4.0 1 台 DN150 PN4.0 1 台 DN100 PN4.0 1 台 5.3.2.5 节流装置 法兰取压标准孔板 DN100 PN2.5 1 套 5.3.2.6 DCS 控制系统卡件 AI 卡（16 点） 1 块 AO 卡（16 点） 1 块 FTA 卡 2 块 连接电缆 2 根 5.3.2.7 其它 隔离式安全栅6 台 电/气阀门定位器3 台 仪表保温箱 2 台 5.3.2.8 主要材料 本安计算机屏蔽电缆（21.5mm2） 2100 米 塑料软线 （S=1.0 mm2） 100 米 多股铜绞线 S=25 mm2 20 米 镀锌焊接钢管 DN20 180 米 镀锌焊接钢管 DN15 48 米 不锈钢无缝钢管 142 180 米 仪表阀门 27 台 角钢 50505 12 米 角钢 40404 24 米 防爆挠性管 6 根 防爆穿线盒 40 个 紫铜管 61 12 米 5.45.4 控制室控制室 不动改控制室。 5.55.5 自动控制系统公用工程消耗自动控制系统公用工程消耗 表 5-1 公用工程耗量表 连续消耗量间断用量序 号 自控 用户 名称 名称 规 格 单 位 每小 时 每年折连 续小 时平 均量 小时 /次 次/ 小时 备注 1 蒸汽 kg32 256000 2 净化 风 0.5MPa Nm34.5 36000 5.65.6 设计中采用的主要标准及规范设计中采用的主要标准及规范 (1)HG/T20505-2000过程测量和控制仪表的功能标 志及图形符号 (2)SH/T3019-2003石油化工仪表管道线路设计规范 (3)SH3005-1999石油化工自动化仪表选型设计规范 (4)SH3081-2003石油化工仪表接地设计规范 (5)SH3082-2003石油化工仪表供电设计规范 (6)SH/T3104-2000石油化工仪表安装设计规范 (7)HG/T20510-2000仪表供气设计规定 (8)SH3126-2001石油化工仪表及管道伴热和隔热设 计规范 6 6 气象及水文地质条件气象及水文地质条件 6.16.1 气象条件气象条件 6.1.1 气温 年平均气温 4.5 极端最高气温 36.6 极端最低气温 -40.3 最热月（七月）平均气温 22.9 最冷月（一月）平均气温 -17.9 最热月（七月）平均最高气温 27.9 最冷月（一月）平均最低气温 -24.8 6.1.2 气压 年平均气压 99342pa 夏季平均气压 98452pa 冬季平均气压 100125pa 6.1.3 湿度 年平均相对湿度 70% 最热月（七月）平均相对湿度 80% 最冷月（一月）平均相对湿度 72% 6.1.4 降水 年平均降水量 668.4mm 日最大降水量 119.3mm 时最大降水量 59.9mm 6.1.5 降雪 最大降雪深度 460mm 基本雪压 0.75kN/m2 6.1.6 风向 主导风向 西南 6.1.7 风速 最大风速（离地面 10 米处） 20m/s 年平均风速 3.45m/s 6.1.8 风压 设计基本风压（离地面 10 米处） 0.45 kN/m2 6.1.9 日照 年日照时数 2454.7h 6.1.10 雷暴 年平均雷暴天数 41 天 6.1.11 地表温度 夏季地表温度 23.0 夏季-20 厘米平均温度 21.5 冬季地表温度 -15.7 冬季-20 厘米平均温度 -9.5 6.1.12 冻结、解冻日期 冻结日期 11 月 22 日 解冻日期 3 月 31 日 6.1.13 冻土深度 最大冻土深度 -1900mm（计算值为- 1700mm） 6.1.14 地震 基本地震烈度 7 麦卡里度 6.26.2 水文地质水文地质 炼油厂区域，场地内出露地层有，二迭系变质岩和不 同期次的脉岩；具有山区特点的第四系坡积、洪积物和沼 泽沉积。厂区内地质构造以断裂带为主，也有花岗岩与二 迭系侵入接触带，其断裂带分为北东向和北向，近区有 20 余条规模不等的破碎带，场地所见断层均为非活动断层该 场地地下水为基岩裂系水和坡洪积潜水，对混凝土无侵蚀 性。 该装置地基土为灰色亚粘土含卵石及碎石层，地耐力 为 140150kN/m2。 7 7 总图运输、土建总图运输、土建 7.17.1 总图运输总图运输 装置位于原 140104t/a 重油催化裂化装置内，新建 装置北侧为干气分离区，南侧为系统管网，东侧为原催化 装置的消防通道，西侧与原装置的总图区衔接。 装置改造在原干气、干气脱硫装置内进行，不新占用 土地。 7.27.2 土建土建 7.2.1 工程地质条件 本工程暂缺工程地质勘察资料。地基承载力暂按 120Kpa 考虑。 根据有关资料,该区的地震基本烈度为 7 度，建、构 筑物设计时应考虑相应的抗震设防措施。 7.2.2 土建工程方案的确定原则 7.2.2.1 基础形式的选择： （1)干气脱硫塔（T-3101A）基础采用桩基础； （2)干气聚凝器（G-302/G-303）基础采用圆柱式设备基 础； 考虑当地气候、施工条件等因素,利用地方材料和资源,合 理采用新技术、新材料和新的结构形式。 7.2.2.2 对地区特殊性问题(如地震、冻胀等)所采取的处 理措施 由于本区域的地震设防烈度为 7 度；计算冻土深度为 1700mm,因此本设计按建筑抗震设计规范和冻土地 区建筑地基基础设计规范进行设计。 7.2.3 土建工程量及“三材”用量 7.2.3.1 构筑物及其工程量 构筑物及其工程量一览表 序 号 名称 占地面 积 (m2) 钢 材 (t) 钢 筋 砼 (m3 ) 素 砼 (m3 ) 毛石 砌体 (m3) 砖砌 体 (m3) 填方 及 挖方 备注 1 T- 3101A 230.821 2 G- 3102/ 221.436 G- 3103 7.2.3.2“三材”用量表 “三材”用量汇总表 钢材(t)钢筋(t)水泥(t)木材(t3)备注 15 7.2.4 设计中采用的主要标准及规范 设计遵循现行国家、行业标准规范,并结合当地的气 候条件、地方材料供应情况等选择相应的标准。 建筑结构荷载规范 GB50009- 2001 混凝土结构设计规范 GB50010- 2002 建筑地基基础设计规范 GB50007- 2002 建筑地基处理技术规范 JGJ79-2002 建筑抗震设计规范 GB50011- 2001 构筑物抗震设计规范 GB50191-93 石油化工企业设计防火规范 GB50160- 92（99 版） 石油化工塔型设备基础设计规范 SH3030- 1997 7.2.5 存在问题 由于本工程基础是参考相关资料设计的，未能准确、 具体地反映出本工程建、构筑物下的岩土特征，待正式工 程地质勘察报告提供后，在初步设计与施工图设计中予以 确认或相应调整。 8 8 供电供电 8.18.1 概述概述 新增干气脱硫系统防雷防静电接地设计； 新增干气脱硫系统照明设计。 8.28.2 用电负荷用电负荷 溶剂外送泵利旧。 新增照明系统供电由原泵房内防爆照明配电箱备用回 路引取。 8.38.3 防雷防静电接地设置防雷防静电接地设置 新增设备设防雷防静电接地设施，并与装置区原接地 网相连。 8.48.4 执行的标准、规范执行的标准、规范 GB50052-95 供配电系统设计规范 GB50054-95 低压配电设计规范 GB50055-93 通用用电设备配电设计规范 GB50058-92 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规 范 9 9 职业安全卫生与消防职业安全卫生与消防 装置平面严格按石油化工企业设计防火规范 （GB50160-92） （含 1999 年局部修订条文） 。 从工艺和自动控制方面确保安全。全装置设计为密闭 式，使易燃、易爆物料在生产过程中全部置于密闭的管道 和设备内。设备管线的连接处采用相应的密封措施。装置 内带压容器的设计和选型严格执行压力容器安全技术监 察规程等有关国家标准规范。凡不正常条件下可能超压 的设备均设有安全阀。 装置设置了可燃气体报警器，随时检测可燃气体泄露 情况，及时排除危险源。 消防栓的设置、消防用水依托原 140104t/a 重油催 化裂化装置，本设计不再另行考虑。 1010 环境保护环境保护 10.110.1 污染源污染源 干气脱硫在正常生产时均不产生任何废渣、废液和废 气等污染物。干气脱硫部分脱出的 H2S 随甲基二乙醇胺溶 液送至硫磺回收装置统一处理。装置开、停工及事故过程 中产生的轻烃类废气经专用放火炬线送火炬焚烧；产生的 废液经含硫污水管网送至污水车间。 10.210.2 控制污染的措施控制污染的措施 装置开、停工及事故过程中产生的轻烃类废气经专用 放火炬线送火炬焚烧。 装置开、停工及事故过程中产生的废液经含硫污水管 网送至污水车间送由全厂统一处理。 1111 项目实施规划项目实施规划 1） 2007 年 7 月 20 日完成可研编制及审查。 2） 2007 年 8 月 30 日前完成初步设计编制和审查。 3） 2007 年 9 月 30 日前完成土建施工（与液化气脱硫改 造同时进行） ；完成施工图设计。 4） 2008 年 6 月完成项目施工及装置投用（与两套催化装 置停工检修同步进行） 。 1212 投资估算及资金筹措投资估算及资金筹措 12.112.1 投资估算投资估算编制说明编制说明 12.1.1 项目概述 本项目为某某公司炼油厂干气脱硫装置改造。 12.1.2 投资估算范围 本项目投资估算范围主要包括新增干气脱硫塔（填料 式）1 台、原料干气聚结分离器、净化干气聚结分离器各 1 台及相应的工艺、设备、构筑物、自控、电气等相关专 业在内的固定资产、其他资产、预备费、建设期贷款利息 等全部投资。 12.212.2 投资估算编制依据投资估算编制依据 12.2.1 某某天然气股份有限公司石油建设项目可行性研 究投资估算编制规定油计字2006945 号。 12.2.2 某某天然气股份有限公司关于印发炼油化工建 设项目可行性研究报告编制规定的通知石油计字 2002234 号。 12.2.3 某某天然气股份有限公司关于印发某某天然气股 份有限公司建设项目经济评价参数（20052006）的通知 石油计字2005226 号。 12.2.4 某某天然气股份有限公司石油建设安装工程概算 指标石油计字2005358 号。 12.2.5 某某天然气股份有限公司关于使用石油建设安装 工程概算指标有关问题的通知 油计字2001415 号。 12.2.6 某某天然气总公司（95）中油基字 79 号石油建 设工程概（预）算编制方法 。 12.2.7 石油计字200371 号关于印发某某天然气股 份有限公司石油建设工程其他费用补充规定的通知。 12.2.8 某某天然气集团公司石油建设安装工程费用定额 中油计字2005519 号。 12.2.9 国家发展计划委员会 建设部工程勘察设计收费 标准计价格200210 号。 12.2.10 国家发展计划委员会 国家计委关于印发建设项目 前期工作咨询收费暂行规定的通知 计价格19991283 号。 12.2.11 吉林省物价局 吉林省发展计划委员会关于发布 吉林省建设项目 3000 万元以下估算投资额分档收费标准 的通知 吉省价经字200222 号 12.2.12石油化工安装工程主材费 （上、下册） （2003 年版） 。 12.312.3 投入总资金构成投入总资金构成 12.3.1 本项目不设计流动资金，因此投入总资金及报批总 投资均为建设投资及建设期贷款利息之和。 12.412.4 投资估算内容及估算方法投资估算内容及估算方法 12.4.1 投资估算内容 12.4.1.1 建设投资 1）设备及工器具购置费 设备及工器具购置费是指需要安装和不需要安装的全 部设备，其中包括一次填充物料、催化剂及化学药品等的 购置费；根据设计和试车要求必须采购并随设备一起订货 的易损件；构成固定资产的生产工器具购置费。 2）安装工程费 安装工程费是指主要生产、辅助生产、公用工程等单 项工程中需要安装的工艺设备、机械设备、动力设备、电 气、电信、自控仪表、各种管道、各种填料、衬里防腐、 隔热及各种电缆等的安装费。主要材料费计入安装工程费 用中。 3）建筑工程费 建筑工程费是指建设工程项目设计范围内的建设场地 平整、竖向布置、土石方及绿化；各类房屋建筑；各类设 备基础、地沟、水池、冷却塔（土建部分） 、烟囱 、烟道、 栈桥、管架及码头等工程费。 4）建设工程其他费用 建设工程其他费用包括固定资产其他费用、无形资产 费用和其他资产费用。 （1）固定资产其他费用包括建设单位管理费、临时 设施费、工程建设监理费、研究试验费、工程勘察和设计 费、环境预评价费、安全评价费、职业卫生评价费、引进 设备材料国内检验费、联合试运转费、锅炉及压力容器检 验费、超限设备运输特殊措施费及工程保险费。 （2）无形资产费用包括土地使用费、专利及专有技 术使用费、软件购置费等。 （3）其他资产费用包括生产人员准备费（进厂费、 培训费） 、办公及生活家具购置费、出国人员费用（培训 费） 、来华人员费用、图纸资料翻译复制费。 5）预备费 预备费包括基本预备费和价差预备费。 （1）基本预备费 基本预备费是指在可行性研究阶段难以预料的费用。 主要指设计变更及施工过程中可能增加工程量的费用；一 般自然灾害造成的损失和采取预防措施所需要的费用；竣 工验收时为鉴定质量对隐蔽工程进行必要的挖掘和修复的 费用。 （2）价差预备费 价差预备费是指对建设工期较长的项目，在建设期内 价格可能上涨引起投资增加而预留的费用。本项目不计取 该项费用。 12.4.1.2 建设期利息 建设期利息是项目借款在建设期内发生并计入固定资 产的利息。 12.4.1.3 固定资产投资方向调节税 按照财政部、国家税务总局、国家计委关于暂停征 收固定资产投资方向调节税的通知 （财税字1999299 号）规定，固定资产投资方向调节税自 2000 年 1 月 1 日 起暂停征收。 12.4.1.4 流动资金 流动资金是指生产经营性项目投产后生产运营期周转 使用的资金。 12.4.2 投资估算方法 12.4.2.1 设备及工器具购置费估算 根据项目设备表中所列工程量，按设备现价和设备运 杂费率计算。定型设备为市场询价；非标准设备执行某某 化工集团公司设计概预算技术中心站工程经济信息 2007 年第一期价格。国内设备运杂费按 4%计算。 12.4.2.2 安装工程费估算 安装工程费原则上按照某某天然气股份有限公司石 油建设安装工程概算指标 油计字2005358 号、某某 天然气集团公司石油建设安装工程费用定额中油计字 2005519 号采用工程量法进行计算，条件不足时相应 采用比例估算法、综合扩大指标等方法进行计算。 主要材料价格执行中国石化石油化工安装工程主材 费 （2003 年版） ，不足部分参考中国石化集团公司设计 概预算技术中心站工程经济信息2007 年第 2 期。材料 运杂费率按 5.5%计算。 12.4.2.3 建筑工程费估算 建筑工程费根据建、构筑物相应的工程量，按照该项 目所在地区现行的综合指标进行估算。 12.4.2.4