某公司催化装置能量系统优化项目可行性研究报告－优秀甲级资质页可研报告94页

1总论11项目及建设单位基本情况111项目基本情况1111项目名称集团有限公司催化装置能量系统优化项目。1112项目建设性质本项目属于技术改造工程。项目资金45为自有资金，55为银行贷款。1113项目改造地点本项目改造地点在集团有限公司现有200104T/ADCC装置与100104T/A重油催化裂化装置内。112建设单位基本情况1121建设单位名称、性质及负责人建设单位名称集团有限公司企业性质股份制行政负责人建设单位概况集团有限公司（以下简称集团）的前身为县石油化工厂，具有独立的法人地位，是集石油化工、产品深加工及国际贸易于一体的全国大型化工企业，是国家经贸委清理整顿后保留的全省21家地方炼厂之一。集团组建于1994年，位于省县镇经济开发区。到目前，公司共拥有资产58亿元，占地面积160多万平方米，职工1500余名，下属企业有石油化工有限公司、青州九州工贸有限公司、进出口有限公司、汽车运输有限公司和福利特种油品厂。主要产品有成品油系列、沥青系列、液化气、硫磺等50多个品种。公司现有100104T/A常减压装置一套，100104T/A重油催化裂化装置和200104T/ADCC装置各一套，25104T/A和30104T/A气分装置各一套，5万吨/年MTBE装置一套，24万千瓦热电厂一座，15104T/A硫磺装置一套，2008年完成产值9566亿元，实现销售收入9347亿元。多年来，公司生产的各种产品经国家技术监督部门检测，均达到国家技术标准要求，产品远销美国、南非、印度、马来西亚、日本、韩国、澳大利亚等二十多个国家和地区。公司通过了ISO90012000标准体系认证和省清洁工厂的验收，1999年被外经贸部批准拥有自营进出口权，并先后荣获“全国大型一档企业”、“中国化工500强”、“中国石化百强企业”、“省AAA级信用企业”、“省高新技术企业”、“省级重合同、守信用企业”、“省级示范管理企业”、“AAA级文明信用企业”、“省计量确认合格单位”、“全市重大贡献企业”等30多项荣誉称号。12编制依据和原则121编制依据1211集团规划处提出的集团有限公司催化装置能量系统优化项目可行性研究报告设计委托书。1212集团提供的建厂地区气象水文资料。1213中国石油化工集团公司暨股份公司石油化工项目可行性研究报告编制规定（2005年版）。1214集团提供的设计基础数据。1215省人民政府省国民经济与社会发展第十一个五年规划纲要；1216省人民政府节约能源办公室“关于上报国家2007年节能备选项目有关材料的预备通知”及附件“2007年节能备选项目汇总表”；1217国家发改委节能技术改造项目节能量确定原则和方法；1218省节能减排综合性工作实施方案122编制原则1221贯彻执行国家基本建设的方针政策，采用国产化先进水平、并经生产实践证明成熟、可靠的工艺技术，保证装置长周期安全稳定运行。1222在满足生产安全的前提下采用经济、适用的设计方案，节约能源节约，节约工程投资，节省占地。装置改造设计充分体现“五化”（一体化、露天化、轻型化、社会化、国产化）的要求。1223充分依托集团现有的公用工程和辅助设施，优化方案，节省工程投资。1224严格执行国家和地方的消防、环境保护、劳动安全卫生法律和法规。13研究范围及编制分工131研究范围本项目研究范围为集团100104T/A重油催化裂化装置和200104T/ADCC装置内的以下改造工程1311节能改造二套催化装置各自的余热锅炉系统；1312增设二套催化装置各自的电机变频器。132编制分工本可行性研究报告全部由海工英派尔工程有限公司编制。14项目背景及改造理由141项目背景我国人口众多，能源资源相对不足，人均拥有量远低于世界平均水平。由于我国正处在工业化和城镇化加快发展阶段，能源消耗强度较高，消费规模不断扩大，特别是高投入、高消耗、高污染的粗放型经济增长方式，能源供求矛盾和环境污染状况加剧，能源问题已经成为制约经济和社会发展的重要因素。面对我国能源及环境问题的压力，政府提出了节约型、环境友好型、可持续发展的经济发展战略，努力推动经济、社会、环境的“共赢”。“十一五”规划纲要提出，到“十一五”期末，万元国内生产总值（按2005年价格计算）能耗下降到098吨标准煤，比“十五”期末降低20左右，平均年节能率为44，另外主要污染物排放总量在“十一五”期间要减少10。2006年以来，全国上下加强了节能减排工作，国务院发布了加强节能工作的决定，制定了促进节能减排的一系列政策措施，节能减排工作取得了积极进展。但是，2006年全国没有实现年初确定的节能降耗和污染减排的目标，加大了“十一五”后四年节能减排工作的难度。更为严峻的是，今年一季度，工业特别是高耗能、高污染行业增长过快，占全国工业能耗和二氧化硫排放近70的电力、钢铁、有色、建材、石油加工、化工等六大行业增长206，同比加快66个百分点。实现节能减排目标面临的形势十分严峻。集团的100104T/A重油催化裂化装置和200104T/ADCC装置经过几年运行，在节能及综合利用方面存在不足一是余热没有有效回收利用；二是装置运行负荷调控弹性较大，2007、2008年装置运行负荷在设计值的65，用电设备在低产量时也处于用电设计值状况，引起大马拉小车现象，电能损失大。采用变频器直接控制机泵类负载节能非常显著，当电机在额定转速的80运行时，理论上其消耗的功率为额定功率的（80）平方，去除机械损耗电机铜、铁损等影响，节能效率接近35，同时也容易实现闭环恒压控制，节能效率将进一步提高。变频器可实现大的电动机的软停、软起，避免了启动时的电压冲击，减少电动机故障率，延长使用寿命，同时也降低了对电网的容量要求和无功损耗。根据国内同型机改造的实例，经过变频改造后，实际运行的电功率较改造前可降低2535。集团有一套100104T/A重油催化裂化装置和一套200104T/ADCC装置，该二套装置均各自配有一台补燃型余热锅炉，主要利用再生烟气的余热，再加上部分助燃瓦斯，产生中压蒸汽，提供催化装置气压机透平及生产工艺所需蒸汽。该余热锅炉与催化装置内外取热器共同组成中压蒸汽发生系统，除自产蒸汽外，同时还过热装置外取热器、油浆蒸发器产生的同参数饱和蒸汽，省煤器利用再生烟气的余热预热给水，给水压力为55MPA，104。由于原设计方面原因，该余热锅炉同其它炼厂如中石化九江分公司、茂名石化分公司和长岭石化分公司等催化装置余热锅炉类似，运行中存在以下几方面问题（1）省煤器腐蚀严重。余热锅炉省煤器没有有效的防腐措施，该锅炉的省煤器存在严重的酸露点腐蚀现象。该锅炉自2004年投运后不到二年，低温段省煤器即出现了腐蚀穿孔，不得不将低温段省煤器切除运行，大量烟气余热资源没能得到充分回收。（2）炉膛压力偏高，烟气泄漏严重，烟机做功下降；由于受热面缺乏有效吹灰手段，加之传热管错列布置，催化剂粉末容易静电吸附在换热管束上，烟气流通面积减小，流动阻力增大，炉膛压力偏高，实际运行炉膛压力高达60KPA设计值为40KPA，烟气泄漏严重，影响生产安全进行,另外炉膛压力偏高，导致烟机背压升高，影响烟机做功。（3）余热锅炉受热面积灰严重，排烟温度偏高，余热锅炉效率偏低；每次余热锅炉检修清灰后运行不到半年，排烟温度从开工时170180上升至300以上，锅炉效率下降910，有时不得不停炉清灰。鉴于以上存在的问题，为消除省煤器腐蚀现象，降低排烟温度，降低炉膛压力，使装置长周期高效安全运行，提高装置经济效益，针对性地提出本次余热锅炉综合防腐节能技术改造方案。另外，从几年来装置运行的情况看，由于市场竞争激烈，公司的装置在2006年、2007年、2008年的运行负荷率平均在65左右，存在着大马来小车的情况，电能损失大，因而要进行电机节能改造，优化能量系统。142项目建设的有利条件1421只需对现有二套催化装置的余热回收锅炉、电机进行改造，不用新征地。1422依托条件好，现有催化装置配套设施完善，不需增加公用工程、消防安全环保等方面的投入。1423本项目属无污染项目，对所在地区的环境影响不产生影响。1424本项目采用的技术立足于国内，实现了少投入，多产出的目标。143投资必要性集团进行催化装置能量系统优化项目建设，实施石油化工改造工程，既可节省建设投资，同时也可降低经营成本，提高企业经济效益。本项目的建设符合国家节能减排发展战略，符合省人民政府关于印发节能减排综合性工作实施方案的通知的精神，在降低企业能源消耗，提高经济效益的同时，将为省完成“十一五”期间万元生产总值能耗降低22的艰巨任务做出自己的贡献。综上所述，建设本项目是十分必要的。15主要研究结论集团催化装置能量系统优化项目采用的工艺技术成熟、可靠，公用工程来源充足、可靠。装置建成后具有良好的经济效益。因此，催化装置能量系统优化项目的建设是可行的。主要技术经济指标详见表151、主要经济评价指标详见表152。表151主要技术经济指标汇总表序号指标名称单位数量备注1改造内容11100104T/A重油催化裂化装置改造111改造余热锅炉一套112增设变频器25套序号指标名称单位数量备注12200104T/ADCC装置改造121改造余热锅炉一套122增设变频器25套2主要公用工程消耗不增加消耗3节约能耗T标煤/A33716654占地面积M2不增加占地5装置定员人不增加表152主要经济评价指标汇总表序号项目单位指标备注1项目投入总资金104元515511建设资金104元505112建设期利息104元8313流动资金104元202改造内容及产品方案21改造内容211余热锅炉节能技术改造目的集团有一套100104T/A重油催化裂化装置和一套200104T/ADCC装置，各自配有一台余热锅炉，利用再生烟气的余热，再加上部分助燃瓦斯，产生中压蒸汽，提供催化装置气压机透平及生产工艺所需蒸汽。该余热锅炉与催化装置内外取热器共同组成中压蒸汽发生系统，除自产蒸汽外，同时还过热装置外取热器、油浆蒸发器产生同参数饱和蒸汽，省煤器预热给水。由于原余热锅炉设计和结构的原因，该锅炉省煤器露点腐蚀严重，省煤器吸热能力不足，排烟温度达到300以上，造成余热浪费，降低了装置运行经济效益。为此，需要进行综合节能技术改造。本次余热锅炉节能技术改造主要达到以下三个目的2111降低排烟温度，提高余热锅炉效率，降低装置能耗；2112降低余热锅炉尾部受热段的烟气流动阻力，降低炉膛压力，降低烟气泄漏，提高烟机出力；2113提高锅炉给水温度，根除省煤器露点腐蚀，确保余热锅炉长周期安全高效运行。212余热锅炉节能技术改造内容2121对原省煤器进行改造，将排烟温度降至185左右。拆除原省煤器和相关炉墙，在原位置依次布置新设计的高温段省煤器和低温段省煤器。新设计的省煤器受热全部改用螺旋翅片管，采用模块式箱体结构。2122增设给水预热器，将省煤器进水温度由104提高到150（可设定），避免省煤器露点腐蚀。2123增设蒸汽吹灰器。在新设计的省煤器箱体上布置固定旋转式蒸汽吹灰器，有效防止催化剂粉尘静电吸附在余热锅炉受热面上，确保排烟温度达到设计值，使余热锅炉长周期高效运行。蒸汽吹灰器采用PLC自动控制。2124对原有的余热锅炉的给水系统管路进行设计改造；增加蒸汽吹灰器低压蒸汽管路。2125对电气仪表进行相应改造，新增控制、显示参数全部进原装置DCS系统。213改造后余热锅炉的技术性能指标余热锅炉技术改造后，在设计操作条件下达到如下技术性能指标2131锅炉排烟温度范围为18510；二套余热锅炉排烟温度由改造前325降低至改造后185,可多回收热量31740KW，以产汽量计算，相当于汽包多产中压蒸汽382T/H。（详细计算过程见章节“32工艺概述、节能量的计算”）2132省煤器给水入口温度大于150,避免露点腐蚀；2133省煤器所有承受高压元件全部焊缝100探伤，并分别经过压力15倍水压试验。2134本余热锅炉可以在70110设计负荷之间安全运行。2135由于新设计的省煤器受热改用螺旋翅片管，采用模块式箱体结构，改造后二套省煤器总压降由现大于2KPA降低至12KPA，提高烟机出力，可多回收热量96KW（详细计算过程见章节“32工艺概述、节能量的计算”）。2136改造后保证在设计工况下省煤器不震动。214增设节能变频器技术改造1、变频调速的基本原理催化装置机泵类设备占全部设备的20，电能消耗比较大，为了节约用电，本次技术改造拟对二套催化装置重要机泵的电机增设变频器。交流电动机的同步转速表达式位N60F1S/P1式中N异步电动机的转速；F异步电动机的频率；S电动机转差率；P电动机极对数。由式1可知，转速N与频率F成正比，只要改变频率F即可改变电动机的转速，当频率F在050HZ的范围内变化时，电动机转速调节范围非常宽。变频器就是通过改变电动机电源频率实现速度调节的，是一种理想的高效率、高性能的调速手段。2、变频调速的优点（1）节能效果明显，采用变频调速后，提高了电机的功率因数，减少了电机功率消耗；（2）变频调速后，可根据产能确定转速，解决大马拉小车问题；（3）系统采用闭环控制，参数波动范围小，偏差能及时控制，变频器的加速和减速可根据工艺要求自动调节，控制精度高，保证工艺稳定，提高产品质量和产量。22原料与产品及原辅材料、燃料供应本项目的实施不改变现有催化装置原料与产品，也不增加原、辅材料的供应。3工艺技术及设备方案31工艺技术选择余热锅炉改造技术方案3111改造原则集团催化余热锅炉改造的关键在于降低排烟温度的同时，防止省煤器积灰与腐蚀，降低尾部受热面省煤器阻力，确保省煤器安全运行、高效运行。借助九江石化分公司、茂名石化分公司和长岭石化分公司等催化余热锅炉改造的成功经验，同时，针对集团实际情况作相应改进与修改。（1）余热锅炉尾部受热面采用翅片管为传热元件，增加传热面积，强化换热，同时降低锅炉尾部烟气流动阻力，降低炉膛压力，提高余热锅炉再生烟气处理能力，满足装置满负荷运行余热回收要求，换热管顺排布置，便于清灰；（2）采用水热媒技术，在降低余热锅炉排烟温度，提高锅炉效率的同时，提高省煤器进水温度，提高省煤器管壁温度，避免省煤器露点腐蚀，满足余热锅炉防腐节能要求；（3）在余热锅炉高温、低温省煤器，增设固定旋转式蒸汽吹灰器，有效防止催化剂粉尘静电吸附在余热锅炉尾部受热面，确保余热锅炉长周期高效运行。固定旋转式蒸汽吹灰器采用PLC自动控制；（4）改造后的余热锅炉高温、低温省煤器全部采用模块化箱体结构。全部受压元件的组焊在锅炉厂完成，分段出厂，现场组装，实现工厂化制造，确保产品质量，缩短现场安装工期；3112设计计算基础数据（1）100104T/A重油催化裂化装置余热锅炉改造设计依据下列数据进行序号项目数值单位1再生烟气量143644NM3/H2再生烟气进余热锅炉温度5003补燃瓦斯量800900NM3/H4混合燃烧烟气量152412NM3/H5省煤器入口温度3806全部中压给水流量80T/H7排烟温度185108空气流量8000NM3/H9空气入口温度2013锅炉除氧器给水出口温度10414给水压力64MPA（2）200104T/ADCC装置余热锅炉改造设计依据下列数据进行序号项目数值单位1再生烟气量287288NM3/H2再生烟气进余热锅炉温度5003补燃瓦斯量16001700NM3/H4混合燃烧烟气量304824NM3/H5省煤器入口温度3806全部中压给水流量160T/H7排烟温度185108空气流量16000NM3/H9空气入口温度2013锅炉除氧器给水出口温度10414给水压力64MPA（2）公用工程参数仪表空气0607MPA常温吹灰蒸汽10MPA2803113改造方案本次防腐节能改造主要达到3个目的1、降低排烟温度，提高余热锅炉效率，降低装置能耗；2、降低余热锅炉尾部受热段的烟气流动阻力，降低炉膛压力，降低烟气泄漏，提高烟机出力；3、提高锅炉给水温度，根除省煤器露点腐蚀，确保余热锅炉长周期安全高效运行。通过采用模块化翅片管省煤器替代原光管错排省煤器、增设给水预热器等措施实现以上改造目的，具体说明如下（1）采用先进、成熟的翅片管结构省煤器更换现有省煤器，达到强化省煤器传热，降低烟气流动阻力、降低排烟温度的目的。拆除原有高、低温省煤器和相关炉墙，在原位置依次布置新设计的高温省煤器和低温省煤器。省煤器换热元件均采用螺旋翅片管结构，基管均采用高压锅炉管GB5310标准，材质为20G。新设计的高、低温省煤器全部采用积木式模块化箱体结构，全部受压元件的组焊在锅炉厂完成（管子对接焊缝100拍片），分段出厂，现场组装，实现工厂化制造，确保产品质量，缩短现场安装工期。为降低排烟温度，提高余热锅炉效率，将油浆蒸发器、外取热器汽包给水和余热锅炉給水同时一起进省煤器进行预热。省煤器改造后可以在以下几个方面改善余热锅炉运行状况增加换热面积，强化换热。在相同的空间内，换热面积增加3倍以上，使省煤器吸热能力增加，降低排烟温度，提高余热锅炉效率；降低烟气流通阻力，降低炉膛压力，防止烟气泄漏；提高烟机出力，保证余热锅炉长周期安全运行。（2）增设给水预热器，改造给水加热系统，提高低温段省煤器入口水温度，消除省煤器低温露点腐蚀。为适应装置负荷变化和原料油变化，防止省煤器低温露点腐蚀，增设給水预热器，利用省煤器出口的高温水加热省煤器进口的104低温水，将省煤器实际进水温度提高到150（可设定），高于露点温度，确保省煤器换热管的管壁温度高于烟气露点温度，从原理上避免露点腐蚀的产生，确保省煤器长周期安全运行。（3）采用正压防爆固定旋转式蒸汽吹灰器，达到有效清除受热面积灰，降低排烟温度的目的。根据翅片管结构受热面清灰特性要求，并结合催化余热锅炉正压、防爆的要求，在新设计的省煤器各箱体上布置我所开发的、成熟有效的正压防爆固定旋转式蒸汽吹灰器，有效防止催化剂粉尘静电吸附在余热锅炉受热面上，确保各段受热面的传热效果，降低烟气阻力，降低排烟温度，使余热锅炉达到长周期高效运行。固定旋转式蒸汽吹灰器采用定位布置蒸汽喷口，吹灰功率大，可有效保证吹灰效果。另外吹灰器采用PLC自动控制，操作简单。整个改造工艺全部新增控制、显示参数进原装置DCS系统。本改造方案清灰方式高温省煤器和低温省煤器可能存在静电积灰含催化剂粉末现象，不同的是由于设计中避免了露点腐蚀，灰垢粘性低，成“干”态，为清除积灰创造了有利条件。结合翅片管省煤器结构和烟气正压特点，采用并采用我所专门研制的正压防爆固定旋转蒸汽吹灰器吹灰，全部吹灰器采用PLC控制，定时自动吹灰，确保有效清除灰垢。3114技术特点本改造方案在原省煤器空间上布置了高温省煤器二组和低温省煤器二组，共四个模块，每个模块之间自身护板连接，支撑在炉体钢结构承重梁上，全部重量小于原省煤器带炉墙重量，原炉体钢结构无需加强，排烟系统不作任何改动，改造工作量小，节能效果明显，并具有以下特点（1）高温省煤器和低温省煤器均采用模块化设计，设计上将承压部件的所有焊缝均安排在夹层内，预置吹灰器的接口，现场安装时只需将各模块之间加焊连接钢板，然后进行外保温，节省人力并可大大缩短现场安装工期，节约安装费用；（2）降低炉膛压力，减轻烟气泄漏，提高烟机出力；（3）降低排烟温度，提高锅炉效率；（4）无论装置负荷如何变化，均能自动将烟气换热器和省煤器入口水温保持在避开露点腐蚀的给定值本次改造为140，确保设备的安全运行；（5）给水预热器可布置炉底和余热锅炉附近适当位置，不受场地条件的限制。312变频改造3121改造内容对泵类、风机类进行变频改造。共需改造49台电机，总装机容量3346KW，计算负荷2806KW。3122变频改造方案分析本工程变频改造为泵类设备。对于多台泵并联的情况，拟用一台变频器来控制系统中的一台泵变频运行，其他泵工频运行，手动控制启停。如图所示，实际运行中，根据工艺要求启动几个工频运行的泵，变频泵一直运行，预置一个设定压力，根据实际压力反馈值变频器内置PI控制器自动调节输出频率，控制电机调速，确保实际压力恒定，已达到节能效果。对于单个运行的泵类，则根据安装在泵出口处的压力传感器传送过来的压力信号，按照工艺控制要求，进行实时调节。压力设定值启动停止运行故障对于单个运行的泵类，则根据安装在风机或泵出口处的压力传感器传送过来的压力信号，按照工艺控制要求，进行实时调节。考虑到原有柜体密封不好，散热效果差，不能满足变频器安装的要求，建议不使用原有柜体，推荐使用防护等级IP3X的控制柜，并且加装散热风扇以及过滤器。低压元器件品牌选用施耐逻辑控制器PI控制器功率回路M设备压力反馈变频器德电器，该产品性价比较高。3123变频节能改造设备序号改造项目型号规格数量（台）备注1ABB变频器ACS800492信号电缆3低压开关柜GCS型473124变频改造效果采用变频器直接控制风机、泵类负载节能非常显著，当电机在额定转速的80运行时，理论上其消耗的功率为额定功率的（80）平方，去除机械损耗电机铜、铁损等影响，节能效率接近35，同时也容易实现闭环恒压控制，节能效率将进一步提高。由于变频器可实现大的电动机的软停、软起，避免了启动时的电压冲击，减少电动机故障率，延长使用寿命，同时也降低了对电网的容量要求和无功损耗。根据国内同型机改造的实例，经过变频改造后，实际运行的电功率较改造前可降低2535。32工艺概述、节能量的计算321工艺概述3211改造内容和年操作时数对100104T/A重油催化裂化装置和200104T/ADCC装置内各自的余热锅炉进行节能改造，对装置内重要设备的电机增设变频器。设计年开工8400小时。322主要操作条件（1）100104T/A重油催化裂化装置高温省煤器、低温省煤器和给水预热器计算结果如表一、表二表一、100104T/A重油催化裂化装置高、温省煤器性能参数名称单位高温省煤器低温省煤器烟气流量NM3/H152412152412烟气入口温度380261烟气出口温度261185介质流量T/H8080介质压力MPA5555介质入口温度151150介质出口温度224197烟气平均流速M/S181153换热面积M221003152换热量KW89905744烟气阻力PA750980烟气总阻力PA1730表二100104T/A重油催化裂化装置水热媒式给水预热器性能参数名称单位给水预热器高温给水流量T/H80高温给水入口温度197高温给水出口温度151介质流量T/H80介质入口温度104介质出口温度150换热面积M2150换热量KW4310（2）200104T/ADCC装置高温省煤器、低温省煤器和给水预热器计算结果如表三、表四表三、200104T/ADCC装置高、温省煤器性能参数名称单位高温省煤器低温省煤器烟气流量NM3/H304824304824烟气入口温度380261烟气出口温度261185介质流量T/H160160介质压力MPA5555介质入口温度151150介质出口温度224197烟气平均流速M/S181153换热面积M242006300换热量KW1798011480烟气阻力PA750980烟气总阻力PA1730表二200104T/ADCC装置水热媒式给水预热器性能参数名称单位给水预热器高温给水流量T/H160高温给水入口温度197高温给水出口温度151介质流量T/H160介质入口温度104介质出口温度150换热面积M2300换热量KW8620（3）进行变频改造的泵类设备汇总表装置名称机泵位号机泵名称机泵数量/台变频电机功率KWP4001AB脱丙烷塔进料泵2552P4002AB脱丙烷塔回流泵2752P4003AB脱乙烷塔进料泵2752P4004AB脱乙烷塔回流泵2372P8101AB汽油成品泵2302P8206AB凝结水泵2152P3302AB凝缩油泵2302P3308AB汽油回流泵21322P3306ABC吸收塔二中段回流泵3552P3305AB吸收塔一中段回流泵2552P3304AB富吸收油泵2552100104T/A重油催化裂化装置合计231228P1201AB原料油泵21102P1202A粗汽油泵11321200104T/ADCC装置P1204AB顶循泵2902P1205A轻柴油泵11601P1206AB一中泵2752P1208A二中及回炼油泵1751P1209AB循环油浆泵21322P1303AB凝缩油泵2752P1307脱乙烷油泵1451P1308A液态烃泵1551P1309AB稳定汽油泵2752P3101AB汽油成品泵2452P3201ABLPG进料泵2752P2101A脱丙烷塔进料泵1901P2102A脱丙烷塔回流泵1751P2103A脱乙烷塔进料泵1551P2104A脱乙烷塔回流泵1551B1101PC主风机盘车器1221合计262118323节能量的计算装置年操作时间按8400小时。二套余热锅炉排烟温度由改造前325降低至改造后185。由于新设计的省煤器受热改用螺旋翅片管，采用模块式箱体结构，改造后二套省煤器总压降由现大于2KPA降低至12KPA，提高烟机出力。对装置泵类进行变频改造，共需改造49台电机，总装机容量3346KW，计算负荷2806KW，根据国内同型机改造的实例，经过变频改造后，实际运行的电功率较改造前可降低2535，本次按30计算。（1）100104T/A重油催化裂化装置余热锅炉改造节能量的计算QMCP（T1T2）式中Q节能量，KWM排放烟气流量，NM3/秒；CP排放烟气比热，按1785KJ/NM3（参照气体的物性数据）；T1T2排放烟气温度，；Q（152412NM3/H）（3600秒/小时）（1785KJ/NM3）（325185）10580KW节能量以标煤折算，29308MJ/T标煤（参考石油化工设计能量消耗计算方法SH/T31102001）（10580103J/秒）（3600秒/小时）（29308106J/T标煤）13T标煤/小时（13T标煤/小时）（8400小时/年）10920T标煤/年节能量以产汽量计算，中压蒸汽与水的焓差按715KCAL/KG计算（10580103J/秒）（715KCAL/KG）41867103J/KCAL3534KG/秒127T/H（2）200104T/ADCC装置余热锅炉改造节能量的计算QMCP（T1T2）式中式中Q节能量，KWM排放烟气流量，NM3/秒；CP排放烟气比热，1785KJ/NM3（参照气体的物性数据）；T1T2排放烟气温度，；Q（304824NM3/H）（3600秒/小时）（1785KJ/NM3）（325185）21160KW节能量以标煤折算，29308MJ/T标煤（参考石油化工设计能量消耗计算方法SH/T31102001）（21160103J/秒）（3600秒/小时）（29308106J/T标煤）26T标煤/小时（26T标煤/小时）（8400小时/年）21840T标煤/年节能量以产汽量计算，中压蒸汽与水的焓差按715KCAL/KG，计算（21160103J/秒）（715KCAL/KG）41867103J/KCAL7069KG/秒255T/H（3）100104T/A重油催化裂化装置省煤器总压降由现大于2KPA降低至12KPA，提高烟机出力，节能量的计算QM（P1P2）式中Q节能量，KWM烟机入口流量，NM3/秒；P1、P2排放烟气压降，KPA；Q（143644NM3/H）（3600秒/小时）（2KPA12KPA）319KW节能量以标煤折算，29308MJ/T标煤（参考石油化工设计能量消耗计算方法SH/T31102001）（319103J/秒）（3600秒/小时）（29308106J/T标煤）0003918T标煤/小时（000392T标煤/小时）（8400小时/年）329T标煤/年（4）200104T/ADCC装置省煤器总压降由现大于2KPA降低至12KPA，提高烟机出力，节能量的计算QM（P1P2）式中Q节能量，KWM烟机入口流量，NM3/秒；P1、P2排放烟气压降，KPA；Q（287288NM3/H）（3600秒/小时）（2KPA12KPA）638KW节能量以标煤折算，29308MJ/T标煤（参考石油化工设计能量消耗计算方法SH/T31102001）（638103J/秒）（3600秒/小时）（29308106J/T标煤）0007836T标煤/小时（000392T标煤/小时）（8400小时/年）658T标煤/年（5）对100104T/A重油催化裂化装置泵类进行变频改造，共需改造23台电机，总装机容量1228KW，计算负荷1030KW，根据国内同型机改造的实例，经过变频改造后，实际运行的电功率较改造前可降低2535，本次按30计算。1030KW30309KW309103J/秒节能量以标煤折算，29308MJ/T标煤（参考石油化工设计能量消耗计算方法SH/T31102001）（309103J/秒）（3600秒/小时）（29308106J/T标煤）0038T标煤/小时（0038T标煤/小时）（8400小时/年）3188T标煤/年（6）对200104T/ADCC装置泵类进行变频改造，共需改造26台电机，总装机容量2118KW，计算负荷1776KW，根据国内同型机改造的实例，经过变频改造后，实际运行的电功率较改造前可降低2535，本次按30计算。1776KW305328KW5328103J/秒节能量以标煤折算，29308MJ/T标煤（参考石油化工设计能量消耗计算方法SH/T31102001）（5328103J/秒）（3600秒/小时）（29308106J/T标煤）0065T标煤/小时（0065T标煤/小时）（8400小时/年）5497T标煤/年324100104T/A重油催化裂化装置与200104T/ADCC装置节能量的汇总装置节能量的汇总见表321表321装置节能量的汇总（按改造内容统计）节能量耗能指标总节能量序号项目单位数量单位数量T标煤/HT标煤/A1余热锅炉改造KW318357MJ/T标煤2930839132848082电机增设变频器KW8418MJ/T标煤2930801086857合计4013371665表321装置节能量的汇总（按装置统计）节能量耗能指标总节能量序号项目单位数量单位数量T标煤/HT标煤/A千克标煤/吨1100104T/A重油催化裂化装置KW109209MJ/T标煤29308134112681911272200104T/ADCC装置KW217566MJ/T标煤2930826722448461122合计4013371665由此看出，通过对100104T/A重油催化裂化装置和200104T/ADCC装置内各自的余热锅炉进行节能改造，对装置内重要设备的电机增设变频器后，每年节约能源相当于3371665T标煤。325100104T/A重油催化裂化装置与200104T/ADCC装置改造前后能耗的对比100104T/A重油催化裂化装置改造前综合能耗11534千克标煤/吨原料，改造后综合能耗降低了1127千克标煤/吨，为10407千克标煤/吨。200104T/ADCC装置改造前综合能耗12413千克标煤/吨，改造后综合能耗降低了1122千克标煤/吨，为11291千克标煤/吨。326装置平面布置本装置平面布置是在满足防火、防爆规范的前提下，根据工艺流程、本着节约投资、节约占地、整齐美观、操作方便与检修的原则设计的。从现场情况考虑，本方案的设备设计与布置作如下安排（1）高温省煤器和低温省煤器采用模块化设计，各2个模块，共分成4个模块，在制造厂厂房内制造，可以确保高质量。另外，模块设计还具有现场安装方便，节约人力并可大大缩短现场安装工期，节约安装费用等优点。（2）给水预热器安装在锅炉给水泵旁或其它合适的空地。33工艺设备技术方案331设备概况主要设备规格见下表表312主要工艺设备序号名称数量规格型号（MM）备注一100104T/A重油催化裂化装置1改造余热锅炉11更换高温省煤器2台换热量8990KW材质基管GB531020G，翅片ST12,箱体Q235A358T/2台12更换低温省煤器2台换热量5744KW材质基管GB531020G，翅片ST12,箱体Q235A496T/2台13增设给水预热器1台BES60064906/2526120T/台14增设固定旋转式吹灰器20台型号DDGA3；正压防爆型DBT415增设吹灰器控制柜1台正压通风防爆PLC控制EXPT4IP55332设计依据1）设备设计标准与规范钢制压力容器GB1501998压力容器安全技术监察规程国家质量增加其他设备1套膨胀节、支架、温度计以及管道、阀门等安装材料2增设变频器二200104T/ADCC装置改造1改造余热锅炉11更换高温省煤器2台换热量17980KW材质基管GB531020G，翅片ST12,箱体Q235A60T/2台12更换低温省煤器2台换热量11488KW材质基管GB531020G，翅片ST12,箱体Q235A79T/2台13增设给水预热器1台BES800641806/25295T/台14增设固定旋转式吹灰器20台型号DDGA3；正压防爆型DBT415增设吹灰器控制柜1台正压通风防爆PLC控制EXPT4IP55增加其他设备1套膨胀节、支架、温度计以及管道、阀门等安装材料2增设变频器技术监督局蒸汽锅炉安全技术监察规程劳部发1996276号锅炉集箱技术条件JB/T161093企业标准固定旋转式吹灰器QY711CHQ19982）原材料采用的主要标准碳素结构钢和低合金结构钢热轧厚钢板和钢带GB327488压力容器用钢和低合金钢厚钢板GB66541996输送流体用无缝钢管GB/T81631999流体输送用不锈钢无缝钢管GB/T1497694锅炉管子技术条件JB/T1611933）焊接与无损检测标准钢制压力容器焊接规程JB/T47092000压力容器无损检测JB473094钢制压力容器产品焊接试板的力学性能检验JB47442000锅炉受压元件焊接技术条件JB/T1613934）紧固件采用标准六角头螺栓A级和B级GB/T578220001型六角螺母A和B级GB/T617020005）其他标准与规范钢制化工容器制造技术要求HG20584199834工艺装置“三废”排放装置“三废”废水、废气及废渣排放数量不变，唯一改变的是废气排放温度降低，详件见表417。表317废气排放表排放气名称排放点改造前排放温度（）改造后排放温度（）排放方式排放去向备注再生烟气烟囱325185烟囱大气粉尘35占地、建筑面积及定员装置占地面积不增加。装置设计定员不增加。4原料、辅助材料及燃料供应不增加、不改变装置原料、辅助材料的供应的供应。5自动控制51概述本次催化装置能量系统优化包括两部分内容一是节能改造二套催化装置各自的余热锅炉系统；二是增设二套催化装置各自的机泵电机变频器。余热锅炉系统改造新增部分检测点数，信号引到原装置的DCS系统。余热锅炉蒸汽吹灰器成套带现场PLC控制箱，PLC信号引到DCS系统。机泵电机变频器改造增加压力变频控制，新增控制及监测点数引到原装置的DCS系统。52自动控制水平521采用集散控制系统，既可以实现对全装置的数据采集、集中控制、显示报警和信息处理等功能，又可以对装置进行先进控制和优化控制，提高装置的操作和管理水平及生产处理能力，保证产品的质量优良。522采用智能变送器，既可以提高测量的准确性，又可以利用手操器或操作站，对其进行远程调校，使得仪表维护工作更加快捷，能够更好的满足生产需要。53主要仪表选型531选型原则本项目选用经过技术和产品鉴定的产品，在构成系统时应考虑其先进性、可靠性、配套性及经济性。选用产品时遵循技术先进、质量优良、价格合理、售后服务好的原则。在同类用途产品中，国内已有生产且在技术上、性能上能满足使用要求，符合有关标准，优先采用国内产品。集散型控制系统DCS选用结构合理、可靠性高、软件丰富、实时性和开放性强、业绩广泛而且在同类装置上有成熟使用经验的专用集散控制系统。因装置内有易燃、易爆气体，所以仪表选型以本质安全型为主，无本安型则选用隔爆型仪表。532主要仪表选型温度仪表就地指示选用双金属温度计，远传选用热电偶温度计。压力仪表就地指示选用不锈钢压力表，远传选用智能压力变送器。安全栅选用隔离式安全栅。表532主要仪表设备一览表序号仪表名称单位数量备注一温度仪表1双金属温度计支102隔爆热电偶支10二压力仪表1不锈钢压力表块102智能压力变送器台50三辅助仪表1输入型安全栅台502信号隔离器台100四DCS系统扩容（约162点）54仪表供电设置原有控制室不间断电源（UPS）为仪表供电，保证仪表供电的可靠性和连续性。6改造地点61厂址位置集团位于省市县以东11公里。东北临近莱州湾35公里，北到55公里，南到淄博市50公里，西临东青高速，潍博路从厂前通过。水、陆路交通便捷。本次改造的二套催化装置建于集团工业园区北侧。图71集团地理位置图集团62厂址自然地理概况621厂址地理位置催化装置位于位于工业园内，该园区自然地形较为平坦，其中工业园区内已经建设了集团有限公司自备电站；工业园区的南侧为集团主体装置区，蒸汽、电力、原料供应十分便利。622地形地貌集团工业园区境内地势平坦，地貌类型单一，地层层面平缓，分布均匀稳定，呈现一定的沉积韵律。第1层厚度较小，结构松散。第2层粉质粘土，均匀稳定，具中等压缩性。第3层粘土，具中等高压缩性，强度较低，第4、5、6层各土层在场地内皆分布稳定。第7层粉土，强度较高，层面起伏及厚度变化稍大，一般厚度较小。第71层中细砂，厚度小，零星分布。第8粉质粘土，具中等压缩性。第9层粉土，具中等压缩性，强度高，埋深较大。623地质条件集团工业园区地质情况如下地貌属于第四纪淄河粉质黏土层承载力150KPA；粉土层承载力170KPA。场地类别类。场地土类型为中软场地土。厂区地层为第四系新统河流滨海沉积的地段，无威胁厂区安全的不良地址现象。624水文条件厂区内地下水埋藏较深，地下水水位随季节变化而变化，历年平均水位为地表以下13米，水位变化幅度在2米左右。建厂位置的地下水及地表水源可以满足工程生产、生活供水要求。625地震基本地震烈度7度抗震设法地震烈度7度626当地自然条件工业园区处于暖温带，属温带季风型大陆性气候，境内气候无明显差异，气候特征是雨热同期，大陆性强，寒暑交替、四季分明。主要气候条件如下年平均气温123月平均最高气温310月平均最低气温84极端最高温度419极端最低温度233连续最冷五天平均气温129地面0CM冷日最低气温287冻土层深度059M年平均相对湿度65年平均最大相对湿度80年平均最小相对湿度55年最大相对湿度100年最小相对湿度0年平均大气压10153PA年平均日照25704H累计年平均日照百分率6987月、8月份平均日照量2132H2月份平均日照量1792H年平均总降雨量5899MM最长连续降雨日数（65年9月）2天最长连续降雨量2588MM最长连续无降雨天数（66年7月）4天累计平均雨日742天积雪月11月2日次年4月27日积雪月最多56天历年平均积雪日17天最大积雪深度270MM标准雪荷载25KG/M全年主导风向及频率东南风10夏季主导风向及频率东南风16冬季主导风向及频率西北、西风9历年平均风速29M/S最大风速（1969年4月23日）280M/S八级大风日历年平均（四月最多）7天标准风压值053KG/M地下水位地表以下13米63社会经济状况市县历史悠久，文化底蕴深厚，早在六千年前就创造了灿烂的文化。集团工业园区建设和发展经济的同时，把环境建设与生产装置同步规划、同步实施，保持着环境、经济的全面发展。64交通运输状况东北临近莱州湾35公里，北到55公里，南到淄博市50公里，西临东青高速，潍博路从厂前通过。水、陆路交通便捷。新建DCC装置位于集团工业园区内，交通运输十分畅通。65公用工程及辅助设施状况（可以依托情况）651水源情况工业园区内现有生产、生活及消防补水水源为井水。东厂区和西厂区各有1个水源地。东厂区有流量110M3/H、扬程120M的潜水泵2台；西厂区有流量100M3/H、扬程120M的潜水泵5台。实际每口井的出水量75M3/H，东西厂区水源合计供水能力450M3/H。厂内现有装置新鲜水用水量90M3/H，水源富裕量为360M3/H。新建装置新鲜水用水量最大7244M3/H，水源需新增能力3654M3/H。新打6口井，增加流量80M3/H、扬程120M的潜水泵6台。新建装置近期采用井水，远期采用地表水，厂内或市政建净水场，供生产用、生活用水。供水水质分别符合工业用新鲜水水质标准和生活饮用水卫生标准。652污水处理设施情况装置污水排入厂区现有污水处理场，处理合格后排放。现有污水处理能力为500M3/H。现有污水处理厂的流程为生活污水和其他污水处理流程为兼氧池、活性污泥反应池、沉淀池、生物接触氧化池、沉淀池、生物滤池，污水处理合格后排放。含油污水流程集水池、平流隔油池、均质调节罐、一、二级浮选池除油后排入其它污水的兼氧池进行生化处理。沉淀池的污泥、隔油池的油泥和浮选池的浮渣排如油泥浮渣池，用泵送入污泥干化场。隔油池的污油排入集油池，再送入污油罐脱水处理。现有装置废水排放量为90M3/H，污水处理场的富裕能力为450M3/H。区内排水采用清污分流制，在建厂区地块的周边敷设雨水净下水收集排放管网和污水收集管网；雨水净下水管网为自流就近排入河网，污水管网自流汇集到区域污水处理厂集中统一处理达标后排海；污水处理厂接纳的污水为符合污水综合排放标准GB89781996的三级标准。厂区内的雨水和净下水自流就近直排入周边的区域雨水管，生活和生产污水及受污染的初期雨水在厂区内经必要的预处理达到污水处理厂接纳水质后，外排入区域污水收集管网。653供电情况工业园区内现有总变电所一座，规模为2台50000KVA变压器，两路电源分别引自段河110KV变电站和杨河220KV变电站。现有总变电所尚有可靠和充足的供电能力。654供热装置所需蒸汽来自自备热电站，供热蒸汽压力等级为42MPA、20MPA、10MPA，通过工业区公用热力管网统一供应。7总图运输、储运、外管网及土建71总图运输711厂址概况集团位于省市县以东11公里，东北临近莱州湾35公里，北到55公里，南到淄博市50公里，西临东青高速，潍博路从厂前通过。水、陆路交通便捷。712总平面及竖向布置由于本工程在已有催化装置内改造，因此不改变原有的总平面及竖向布置。713消防设施本改造工程依托原催化装置内的消防设施。714工厂运输本改造工程运输依托老厂，本设计不作运输车辆配置。715道路本工程原有二套催化装置均设置了环形消防道路，道路宽度60米，转弯半径120米，管廊跨道路处路面上净空高度50米。装置内部道路按40米设计，管廊跨道路处路面上净空高度45米。716设计中执行的法规和标准、规范石油化工企业设计防火规范（1999年版）GB5016092石油化工企业总体布置设计规范SH303292工业企业总平面设计规范GB5018793石油化工企业厂区总平面布置设计规范SH305393石油化工企业厂区竖向布置设计规范SH30132000石油化工企业厂内道路设计规范SH30231990石油化工厂区绿化设计规范SH30082000化工工厂初步设计文件内容深度规定HG/T206882000石油化工企业