石油炼化公司高压加氢装置APC项目技术附件方案

1、中海石油炼化有限责任公司惠州炼油分公司高压加氢装置APC项目技 术 附 件 甲方：中海石油炼化有限责任公司惠州炼油分公司甲方代表： 乙方：石化盈科信息技术有限责任公司乙方代表： 二O一O年七月47 / 48文档可自由编辑打印目 录1. 项目简介31.1 项目背景31.2 石化盈科简介41.3 名词及缩略语定义61.4 技术协议的编制依据62. 工艺简介及控制策略72.1 工艺简介及分析72.1.1反应单元72.1.2分馏单元92.1.3吸收稳定单元112.1.4烟气余热回收部分132.2项目实施范围152.3项目目标152.3.1控制目标152.3.2投用目标152.4 控制策略153.系统设

2、计方案173.1系统总体架构173.2 先进控制器设计173.2.1反应控制器173.2.2分馏塔控制器183.2.3分馏塔加热炉控制器203.2.4吸收稳定控制器203.2.5烟气余热回收控制器213.3软测量设计223.4 APC系统集成233.4.1 APC操作界面设计233.4.2 APC一键切除263.4.3 APC控制器监视设计263.5 APC平台263.5.1 上位机配置273.5.2 APC软件283.5.3 通讯接口303.5.4 系统的时钟同步313.6 建议314. 项目管理324.1 项目组织324.1.1 组织机构324.1.2 石化盈科项目组成员324.2 项目实

3、施344.3 工程实施报告354.4 进度计划及控制点364.5 质量控制计划374.6 HSE执行计划384.7 保密承诺395. 知识转移及技术培训405.1 知识产权405.2 技术培训及计划406. 项目验收与交付416.1 项目交付物416.1.1 文档资料416.1.2实物成果416.1.3 服务成果426.2 验收标准426.3 验收方式426.3.1 阶段验收426.3.2 项目最终验收427. 供货范围438. 售后技术服务448.1服务标准448.2 服务期限449. 资质与业绩4510. 联系方式46附录一、 技术异议和/或建议471. 项目简介1.1 项目背景中海石油炼

4、化有限责任公司惠州炼油分公司是新建的年加工能力为 1200 万吨燃料化工型大型炼油厂，所加工的原油为高含酸重质原油，产品为高质量的各种石油燃料产品、乙烯原料、化纤原料和电力。全厂包括了16套大型工艺装置、辅助设施、公用工程和油品储运系统，共计53个单元。全厂的生产管理分为：4个联合装置的运行部、公用工程和油品储运系统的运行部等6个运营部门。厂区内设一个中心控制室（Centre Control Room - CCR），所有装置集中控制，采用FoxBoro公司的I/A系统。厂区内的生产装置、公用工程及储运系统的DCS显示操作站和部分控制站及附属设备均集中在中心控制室，进行集中操作、控制和管理。常规

5、 PID 控制方式只能针对单一变量进行控制而不能考虑各变量之间的相互影响；各变量间的相关性越强，单回路PID 控制的协调调节能力就越差。当工艺发生波动产生干扰时，操作人员需要分别调整各个单独的控制器才能克服干扰达到平稳操作；集散控制系统DCS 的广泛使用使过程控制水平得到了很大的提高，但只是PID 回路的集成，仍未脱离常规PID 的控制模式。对于变量众多、反应快速、耦合性强的炼油生产过程控制而言，仍不能满足高效低耗的工艺优化操作需求，从而导致工艺过程的波动，装置单耗、能耗偏高，因此对这一类工艺仅仅靠DCS 仍不能适应日益激烈的市场竞争的需要。先进过程控制具有比常规控制更好、更佳的控制效果，而得

6、到了广泛应用。在大型炼油装置应用先进过程控制是中海石油炼化有限责任公司惠州炼油分公司挖潜增效的重大部署。为了使中海石油炼化有限责任公司惠州炼油分公司生产装置的控制水平、生产水平和经济效益再上一个台阶，为了实现“差异化、清洁化、信息化、高价值的世界级精品炼油厂”的总体目标，确定以国际先进、成熟的主流先控套装软件为主、采用行业先进过程控制最佳实践；先控技术应集模型预测前馈、装置实际工况反馈及稳态、动态最优卡边操作优化于一体，来保证生产装置的稳定运行与优化操作，达到效益最大化，实现“差异化、清洁化、高价值”的战略目标，提升企业的核心竞争力。基于多变量模型预估控制能以更加接近于装置的真正的约束条件下及

7、更接近产品规格要求下可靠运行，实现卡边操作，并进而节能降耗、实现装置卓越运营，保证装置的“安稳长满优”运行。先进控制是一种建立在常规控制基础上的高等控制，以多变量模型预测控制算法为代表。先进控制的基本特征是模型预测、滚动优化和反馈校正。它不但利用当前时刻和过去时刻输出测量值与设定值的偏差，而且还利用预测模型来预估过程未来的偏差值，并采用滚动优化的方法确定当前的最优控制方式。先进控制技术采用科学、先进的控制理论和控制方法，以工艺过程分析和数学模型计算为核心，以工厂控制网络和管理网络为信息载体，充分发挥DCS和常规控制系统的潜力，保障生产装置始终运转在最佳状态，通过多变量协调和约束控制降低装置能耗

8、，实现卡边操作，以获取最大的经济效益。先进控制技术的应用是信息化技术在生产装置级的应用。它使石油化工生产过程控制实现革命性的突破，由原来的常规控制过渡到多变量模型预估控制，工艺生产控制更加合理、优化。通过实施先进控制，可以改善过程动态控制的性能，减少过程变量的波动幅度，使之能更接近其优化目标值，从而将生产装置推向更接近其约束边界条件下运行，最终达到增强装置运行的稳定性和安全性、保证产品质量的均匀性、提高目标产品收率、增加装置处理能力、降低运行成本等目的。通过对生产过程中所有被控变量进行监测和控制，先进控制系统能够增强生产的稳定性，降低操作人员对生产的监测和干预强度。1.2 石化盈科简介石化盈科

9、信息技术有限责任公司（简称石化盈科）是中国流程行业领先的IT服务商。公司成立于2002年，是由中国石油化工股份有限公司和电讯盈科有限公司共同出资成立的合资公司，注册资本5000万元。总部设在北京，上海、深圳、西安等地设有分支机构。公司拥有一支700多人的员工队伍，各类专家及技术人才600余名。石化盈科是国内少有的，能够为石油化工企业提供生产操作和控制层、生产执行与管理层、企业经营管理层和决策支持等不同层面的全方位解决方案的系统集成商，服务内容涵盖了咨询设计、项目实施和运维支持等。公司的经营理念是“以技术为核心、以服务为宗旨、以人才为根本”。自成立以来，石化盈科建立了良好高效的运营管理架构，培养

10、了大量拥有丰富行业经验和先进信息技术的复合型人才。至今为止，石化盈科已经成功完成了大量具有行业示范性的信息系统建设项目。石化盈科拥有自己的专业APC实施队伍，成熟的项目实施方法论，及标准化的项目实施流程服务。先进控制（APC）团队已具有近8年项目实施经验，目前由15人组成，12人为硕士或博士，负责并完成先进控制项目的开发实施、企业技术咨询与服务、APC运行状态日常监控、运维支持等服务。迄今已实施和正在实施的先进控制项目共有50多套。其中，中国石化占47套，中国石油5套。中国石化47套先进控制项目中，常减压装置7套、重整装置10套（2套正在建设中）、芳烃抽提与分离装置2套、延迟焦化装置10套、催

11、化装置7套、加氢装置2套、聚丙烯装置5套、聚乙烯装置3套、气分装置1套。中国石油5套先进控制项目中，重整装置1套、延迟焦化装置1套、催化装置2套、聚乙烯装置1套。 石化盈科自成立以来，连年持续盈利，销售收入稳定增长，财务状况健康。2005年收入4.5亿元，较2004年同比增长15%；2006年达到4.8亿元，同比增长7%；2007年达6亿元，同比增长25%，2008年达到7.3亿元，2009年高达8.1亿，同比增长12%。石化盈科以成熟领先的技术水平、丰富精湛的运作经验、专业贴心的服务模式，建立起面向更广阔市场的服务网络，以专业服务助推客户从优秀走向卓越为使命，以客户与员工的成功成就公司的成功

12、为核心价值观，为推动中国流程行业信息化的持续、快速发展做出贡献。1) 石化盈科在流程行业具有卓越的技术优势，可以提供全面、完整、准确的信息化建设解决方案，对行业的业务、技术特点有着独到深刻的理解，几百个业内成功案例积累了丰富的经验，这些经验成为为客户提供支持的保障。2) 石化盈科成功实施了大量流程行业的信息化工程，包括：企业信息技术整体解决方案、企业信息化咨询与规划设计、企业经营管理信息系统建设解决方案、生产执行管理解决方案、供应链优化解决方案、生产营运指挥解决方案、生产过程控制与优化解决方案、实验室信息管理系统解决方案、IT基础设施全面解决方案等。3) 石化盈科对大型集团有着深入的理解，可为

13、流程企业提供不同层面的集成的、完整的解决方案，并为多家企业成功实施了采购电子商务、MES、先进控制与优化、信息化建设规划等。4) 石化盈科拥有强大的复合型技术人才队伍，培养了一批资深的咨询服务队伍，拥有数十位能源行业专家和近百名具有丰富能源行业实施经验的顾问为客户提供服务，我们的实施顾问大多是具有能源行业专业背景，具备专业业务知识（包括化学工程、自控等）、咨询能力以及IT技术的人才。5) 结合在国有大型企业进行业务流程重组、项目管理和系统实施的经验，石化盈科提供了一套适合大型企业的实施方法论，实现了信息化建设中技术与管理最佳的融合，可以适应企业的持续改进。石化盈科的ISO9000质量管理体系、

14、项目管理体系、集成软件研发能力成熟度模型CMMI、HSE管理体系以及内控制度的建立和有效执行，成为项目质量的有力保障。石化盈科获得信息产业部颁发的高级项目经理证书的9人，项目经理证书的23人；获PMP认证的6人；获得建设部颁发的一级注册建造师证书的3人，安全生产考核证书的12人。1.3 名词及缩略语定义名词 缩略语 注释先进控制APCAdvanced Process Control操作变量 MV Manipulated Variable被控变量 CV Controlled Variable干扰变量 DVDisturbed Variable分散型控制系统 DCS Distributed Cont

15、rol System甲方，或招标人，均指中海石油炼化有限责任公司惠州炼油分公司（简称惠州炼油）；乙方，或投标人，均指石化盈科信息技术有限责任公司（简称石化盈科）。1.4 技术协议的编制依据 本技术协议是依据中海石油炼化有限责任公司惠州炼油分公司高压加氢装置APC项目技术任务书（简称任务书，招标编号：COPC02-101-Z18-0162）和双方技术澄清为基础编制。任务书作为技术协议的附件，两者有冲突之处，以有利于项目实施效果为原则，甲乙双方协商解决。 本技术协议中明确：1. 项目目标与工作范围；2. 供货范围；3. 先进控制策略与总体实施方案；4. 项目组织、分工与进度计划；5. 项目交付内容

16、。2. 工艺简介及控制策略2.1 工艺简介及分析中海石油炼化有限责任公司惠州炼油分公司高压加氢（蜡油加氢裂化）装置的设计规模为400万吨/年。装置以常减压装置的减二线蜡油和减三线蜡油以及焦化装置蜡油为原料，在高温高压和氢气以及催化剂的作用下先脱除原料中的硫、氮、金属等杂质，然后进行加氢、裂化、芳烃饱和和开环等反应，生产出加氢尾油、柴油、航煤和轻重石脑油等高附加值产品。生产富含芳烃的脱戊烷油，副产液化气、氢气等。根据项目技术任务书，APC实施范围包括反应单元、分馏单元、吸收稳定单元，以下就APC涉及的工艺部分进行介绍及分析。2.1.1反应单元反应单元采用并联的两个反应器，每个反应器系统由原料和氢

17、气与反应产物换热，氢气加热炉和反应器组成，两个反应器的反应产物在热高压分离器前混合。每个系列设置一台反应器，每台反应器设置六个床层，精制催化剂和裂化催化剂设置在同一反应器中。反应单元采用炉后混油方案，这种流程特别适合处理量大，氢油比高的加氢裂化装置。A/B两列原料油分别经过每列各自的反应产物换热器，预热至395后与来自循环氢加热炉F101A/B加热后的混氢混合，进入两个并联的反应器R101A和R101B。混合后的油汽温度控制在390-400，是通过位于加热炉出口的温度调节阀TICA10511/TICA12611和每列反应器第一床层顶部的温度调节阀TU10601B/TU12701B，经过信号低选

18、器，选择一个较小的输出信号再与循环氢加热炉瓦斯压力控制PIC12301/PIC12801实现串级调节的。反应器R101A、R101B内，原料油与氢气混合，高氢分压条件下在催化剂表面产生一系列脱硫、脱氮、脱氧、脱金属、烯烃芳烃饱和、裂解等反应。这些反应总体为强放热反应，因此反应的混合物自上而下流经催化剂床层时温度要逐渐升高，为了限制温升和控制反应速率，在催化剂床层上部送入从循环氢压缩机过来的急冷氢气来调节温度。每个反应器各设有六个催化剂床层，其中包括：一个有预处理催化剂的缓冲床，两个预处理床，两个裂化床，和一个有裂化及后处理催化剂的底部床层。两个系列反应产物自反应器流出后分别与原料油、混合氢换热

19、，混合进入热高压分离器，进行气、液分离。液体降压后去热低压分离器。热高分气体分别与混合氢和冷低分油换热，经过空冷器冷却后进入冷高压分离器进行汽、液、水分离。热低压分离器中的液体直接进入硫化氢汽提塔。热低压分离器的气体经过冷却后进入冷低压分离器。冷高压分离器的水、油降压后分别混合后进入冷低压分离器。冷低分油经过换热后进入硫化氢汽提塔。整个反应系统的压力控制是以冷高分D105顶部压力为准，冷高分D105的压力控制PICA11001通过调节新氢机三级出口返回入口的压控器PU11303调节PV11303阀的开度控制三返一的流量来实现的。循环氢压缩机K102由用9.5MPa高压蒸汽驱动的透平PT102带

20、动，把在系统中大量的循环氢气压缩后送出。首先有一路氢气用来防止循环氢压缩机发生喘振。其余的氢气先与来自新氢压缩机K101/ABC送来的新氢混合，再分别去两列反应系统作为与原料混合的循环混氢和控制各床层温度的急冷氢。补充新氢来自三台往复式新氢压缩机K101A/B/C，压缩机出口的氢气直接补充到反应系统的循环氢压缩机K102出口。图1.高压加氢装置流程图反应系统主控图反应单元混合后的进料油汽温度，自带PID控制模块，不建议打开PID模块，而将通过优化整定炉出口温度PID参数的方法平稳加热炉出口温度，而后将加热炉炉出口温度直接作为操作变量放入APC控制器。此时加热炉炉膛最高温度和加热炉炉管壁最高温度

21、的也放入APC控制器中进行约束。反应器单元需要控制合适的转化率，转化率理论上指的是通过反应生成进料中原来未含有的轻馏分产率，而在计算实际转化率时，为了准确计算转化率，化验室需定期分析原料中大于350的馏分和产物中大于350的馏分，这样不能满足APC实时控制的要求。在实施先进控制时，多选用对反应器加权平均温度（WABT）的实时优化控制，来保证转化率。反应器单元为满足改变产品的选择性，多产高价值产品的要求，还需合理分配各催化剂床层温度，先进控制将通过对每个催化剂床层的入口温度的实时调节来优化每个催化剂床层的平均温度，优化反应器的加权平均温度（WABT）。而基于避免催化剂局部结焦，延长催化剂使用寿命

22、的考虑，避免飞温的出现和热点的产生，先进控制还将每个催化剂床层的最高温度及每个催化剂床层的最高温升做为约束纳入APC控制器，充分发挥多变量模型预测控制多变量实时调节的优势来进行优化调节。氢油比也是影响加氢裂化过程的重要参数，也将纳入到先进控制中，氢油比的主要影响有三个方面：其一是影响加氢裂化的反应过程；其二是对催化剂寿命产生影响；其三是过高的氢油比将增加装置的操作费用及设备投资。但鉴于新氢压缩机另有单独系统专门控制，压缩机转速的控制暂不考虑纳入APC控制器，对氢油比的控制只通过反应进料进行一定的约束。反应压力对转化深度和催化剂活性都有一定的影响，但鉴于反应压力控制的安全性，建议只将其作为前馈干

23、扰变量纳入到先进控制。2.1.2分馏单元分馏单元包括硫化氢汽提塔、主分馏塔加热炉、主分馏塔、柴油汽提塔、航煤汽提塔几个主要设备单元。从热低分和冷低分的两路反应生成油经换热后分别进入到硫化氢汽提塔，汽提蒸汽由FICA20101控制流量吹入塔内，通过汽提蒸汽可以降低塔内油汽分压把硫化氢和C3以下的组分从塔顶带出，经过空冷器A201冷却后进入回流罐D201。D201中的液化气由P202抽出，一路打回C201顶部作为回流，另一路送至吸收脱吸塔C301。塔底油由P201送出，换热后，在分馏进料加热炉F201前分成八路，由C201的液位控制LIC20101与八路流量控制FIC204018A串级调节保证每路

24、进料的平衡。F201的另一路进料是经E205换热后的循环尾油，通过八路流量控制FIC2040916A调节，以保证分馏塔C202进料中有足够的过汽化量。F201出口温度由TICA20409通过空气/燃料比控制器，作用在瓦斯压力控制PIC21301上实行调节，分馏进料被加热至347.7度送入分馏塔C202。分馏塔加热炉八路硫化氢汽提塔底油流量与八路循环尾油流量，在装置提降加工量、控制硫化氢汽提塔底液位、约束分馏塔底液位时，既要保证流量均衡，又要实现炉出口温度一致，同时还要保证烟气氧含量和炉膛负压的适当，控制难度较大，具有显著的多变量的特征，常规控制往往难以实现，而APC控制器恰恰可在此处发挥其多变

25、量、前馈及解耦优势，降低炉出口温度的波动，并采用支路平衡技术，减少各支路的偏差，以有助于提高拔出率、降低油品的热裂解。图2.高压加氢装置流程图硫化氢气提塔及分馏加热炉主控图分馏塔顶部抽出的气相经空冷A202冷却后进入分馏塔顶回流罐D202。从D202出来的油由泵P205抽出后分成两路，一路作为吸收剂进入吸收脱吸塔的顶部；另一路返回到C202的51层塔盘作为分馏塔的顶回流量调节顶温。航煤从分馏塔的39层塔盘上抽出，进入航煤中段回流罐D220，再由航煤中段回流泵P220送出。P220出口分成三路，一路由FIC20601控制流量作为热回流送回C202的38层塔盘；另一路换热冷却后作为C202的一中回

26、流；第三路进入到航煤侧线汽提塔C203。航煤在塔内经重沸器E205和E206加热的油汽汽提后，由产品泵P206抽出送出装置。在D220和C203的顶部分别有气相平衡线与C202相连，使较轻的气相烃返回到分馏塔。柴油从分馏塔的26层塔盘上抽出，进入柴油中段回流罐D221，再由柴油中段回流泵P221送出。P221出口分成三路，一路由FIC20801控制流量作为热回流送回C202的23层塔盘；另一路经换热冷却后作为C202的二中回流；第三路进入到柴油侧线汽提塔C204。柴油在塔内经重沸器E204加热的油汽汽提后，由产品泵P207抽出送出装置。在D221和C204的顶部分别有气相平衡线与C202相连，

27、使较轻的气相烃返回到分馏塔。过汽化油自C202第19层抽出经过换热冷却后被送回到分馏塔C202的26层塔盘下面，返塔温度控制由TIC20503与FIC20302串级，通过负荷控制器FU20302作用在FV20302A/B两个调节阀上进行调节。尾油从分馏塔底部经泵P204抽出，冷却至70送出装置。图3.高压加氢装置流程图蜡油加氢裂化产品分馏主控图分馏塔是一个整体，某一个MV的动作，会引起多个CV的变化。例如，改变一中回流的流量，不仅会引起柴油质量的变化，也会对石脑油和航煤的性质产生影响。APC控制器能对多个变量同时进行调节，并且同时满足各种约束条件，特别适用于加氢分馏塔这种多变量特征比较明显的对

28、象，其控制品质会高于单回路控制，其度量尺度主要是被控质量的波动方差减小，为实现质量卡边控制提供了基础。此外，APC控制器的前馈和解耦功能可以有效地排除重大的干扰，不至于因调节不及时引起大幅度的波动，避免了因操作紊乱而造成的经济损失。APC控制器将充分发挥多变量模型预测控制多变量实时调节的优势来稳定并优化分馏塔各部分的温度，APC控制器还将设计石脑油干点、航煤干点、柴油95%点的软测量预测，控制石脑油、航煤、柴油的切割，提高高价值产品收率。硫化氢汽提塔、柴油汽提塔、航煤汽提塔的控制策略都是及时调整蒸汽量或重沸器热负荷将塔底温度控制在适当范围，保证分离精度，减少能量消耗。2.1.3吸收稳定单元吸收

29、稳定单元包括吸收脱吸塔、脱丁烷塔、石脑油分馏塔等主要设备单元。硫化氢汽提塔顶回流罐D201来的轻烃及从分馏塔回流罐D202来的粗石脑油分别进入到吸收脱吸塔C301，与来自硫化氢汽提塔顶回流罐D201的含硫酸性气进行吸收解吸。粗石脑油作为吸收剂吸收气相中的C3及以上的组分，再把粗石脑油中的C2及以下的组分脱除到气相当中，从而使组分中的C3、C2得以分离。从C301塔顶出来的C1、C2及H2S组分送往装置外的脱硫部分。粗石脑油中所含的水，直接进入吸收脱吸塔分水罐D320。D320为满罐操作，组分经E320由重石脑油产品加热后返回到C301。吸收脱吸塔底设有重沸器E301。脱除乙烷和硫化氢的塔底油由

30、P301抽出，预热后进入石脑油脱丁烷塔C302。石脑油脱丁烷塔塔底设有两个重沸器E303、E304，把C3和C4从石脑油中脱除。塔顶气相冷却后进入脱丁烷塔顶回流罐D302，进入D302的液化气组分由回流泵P302抽出，一部分为塔顶回流，另一部分经过水冷送出装置。在正常情况下D302的气体排至C301，当塔的压力高时可以通过超压保护调节阀PV30202把气体直接排入低压火炬系统。C302塔底的两个重沸器E303、E304。从C302塔底出来被脱除C4以下组分的石脑油进入石脑油分馏塔C303。图4.高压加氢装置流程图吸收脱吸塔及脱丁烷塔主控图吸收过程要求吸收后干气中尽量少含C3，要求解吸后的脱乙烷

31、石脑油中尽量不含C2。若吸收脱吸塔底重沸器出口温度过低，脱乙烷油中的C2组分解吸不出去，造成液化气中C2含量较高。脱吸塔底温度过高容易引起解吸过度，造成吸收部分负荷过大，对吸收条件不利。先进控制将通过实时控制顶部补充吸收剂量，及优化吸收脱吸塔底重沸器出口温度来实现对干气C3+含量、液化气中C2-含量的控制。脱丁烷塔的主要目的是限制石脑油产品中丁烷C4的量和液化气中C5以上含量。丁烷的含量对塔底温度很敏感，但过高的塔底温度又会使液化气中C5以上含量增多，且能耗增加。另外脱丁烷塔塔顶回流流量越高，则在液化气中C5以上的烃类含量就越低，但同样会增加能耗。先进控制将通过实时优化脱丁烷塔塔底重沸器出口温

32、度及脱丁烷塔塔顶回流流量来实现液化气中C5+含量的控制。轻石脑油从石脑油分馏塔C303顶抽出后经过空冷A302，通过变频调节出口的温度来控制C303顶部的压力。另外石脑油分馏塔顶回流罐D303还设有高压保护，压力过高时气体可以通过PV30501直接排到低压火炬系统。轻石脑油由P304抽出后分成两路，一路为塔顶回流，另一路作为轻石脑油产品送出装置。石脑油分馏塔经塔底两个重沸器E306和E307控制热负荷重沸塔底油中的轻组分。重石脑油产品从塔底经产品泵P303抽出，将脱硫并换热冷却后送出装置。图5.高压加氢装置流程图石脑油分馏塔主控图石脑油分馏塔的主要控制目标是平稳优化重石脑油的干点和收率，平稳塔

33、底液位。先进控制将设计了轻石脑油干点、重石脑油初馏点或10%点、重石脑油干点的软测量预测，优化轻重石脑油的切割，提高高价值产品收率。2.1.4烟气余热回收部分高压加氢装置两个反应炉及分馏塔加热炉共用一个烟囱，且三个炉子的烟气余热回收部分DCS流程图中集中在一个画面操作，如下图7所示。加热炉烟气氧含量、炉膛负压、烟道气出口温度等重要工艺参数，是有关加热炉炉效率的核心部分。通过风门挡板和烟气挡板这两个操作手段来协同进行控制。这一部分的操作手段与工艺控制参数之间是典型的耦合关系，如下图6。另外炉子进料量及炉出口温度的调整也会对这一部分形成干扰。APC控制器可充分发挥其多变量模型预测控制多变量实时调节

34、的优势，来解决加热炉余热回收部分操作变量(MV)和干扰变量(DV)与被控变量(CV)之间的强耦合关系，优化相关工艺参数的条件，提高加热炉炉效率，减少燃料气消耗。风门挡板烟气挡板炉膛负压烟气氧含量烟道气出口温度强耦合较强耦合图6.加热炉炉效率相关变量耦合关系示意图图7.高压加氢装置流程图烟气余热回收系统项目控制目标：1） 平稳装置生产；2） 在装置工艺约束的范围内提高装置的处理能力。工艺约束包括：装置的最大设计负荷，氢气供应量，新氢压缩机能力，加热炉负荷，反应器的温度限制，或最大阀位限制等；3） 改善产品质量控制，实行质量卡边控制操作；4） 通过使床层温度最小化来实现反应器催化剂运行周期的最大化

35、；5） 通过设置反应器床层温度梯度和循环量来控制反应器的转化率；6） 保证反应器温度的安全和平稳，对反应器床层温升和出口温度进行监控；7） 保证氢油比满足工艺规定指标；8） 在保证产品质量和遵守操作约束的前提下，实现高价位产品的产率最大化；9） 降低加热炉能耗即实现装置能耗最小化；10） 遵守装置的生产和安全方面的所有约束条件，包括防止分馏塔液泛现象的发生。2.2项目实施范围 400万吨/年高压加氢装置（蜡油加氢裂化装置）先进控制系统的实施范围包括反应单元、分馏单元、吸收稳定单元三部分。2.3项目目标2.3.1控制目标1) 反应单元：降低加热炉F101A/B燃料气消耗、延长催化剂使用寿命、控制

36、合适的转化率、在保证转化率满足要求前提下采用最合适的反应器加权平均温度（WABT），通过合理分配各催化剂床层温度改变产品的选择性多产高价值产品；2) 分馏单元：实现产品质量卡边操作、降低加热炉负荷、提高目标产品收率，遵守装置的生产和安全方面的所有约束条件，包括防止分馏塔液泛现象的发生；3) 吸收稳定部分： 实现平稳操作，产品质量卡边操作，降低重沸器负荷。2.3.2投用目标（1） 在装置正常生产条件下，APC控制器在线投用率达到95%以上；（2） 关键被控变量的标准偏差降低30%以上；（3） MV月累计运行时间不低于90%；（4） CV的月累计运行时间不低于95%。2.4 控制策略1) 平稳操作

37、在正常操作中，充分利用多变量控制器的协调能力，使装置操作平稳。2) 产品质量控制APC控制器中提供了重石脑油干点、重石脑油初馏点或10%点、轻石脑油干点、航煤干点、柴油95%点的工艺计算，并用实验室分析数据校正，用作混合石脑油与航煤、航煤与柴油、柴油与尾油、重石脑油与轻石脑油切割的工艺控制指标，实时地调整操作参数，以实现卡边操作，增加高价值产品的收率。3) 控制合适的转化率反应器单元需要控制合适的转化率，转化率理论上指的是通过反应生成进料中原来未含有的轻馏分产率，而在计算实际转化率时，为了准确计算转化率，化验室需定期分析原料中大于350的馏分和产物中大于350的馏分（这样不能满足先进控制实时控

38、制的要求）。在实施先进控制时，多选用对反应器加权平均温度（WABT）的实时优化控制，来得到合适的转化率，合理分配各催化剂床层温度改变产品的选择性，多产高价值产品。4) 降低能耗通过控制烟气氧含量和炉膛压力可以提高加热炉热效率。通过控制蒸汽流量和重沸器热源流量，使得各相关塔底温度和回流比卡下限操作，减少质量过剩和能量消耗，可以达到节能降耗的目的。3.系统设计方案3.1系统总体架构多变量预估控制器和数据库，以及软测量等安装在上位机服务器上。服务器通过相应DCS接口（OPC通讯协议）与DCS进行通讯，完成读写功能，实现闭环控制。客户端采用配套软件进行数据浏览与监控。APC的总体技术架构见图8。PID

39、自动整定软测量DCS系统装置工艺过程在线分析仪数据多变量预估控制器化验分析数据集线器HUB图8.APC系统总体技术架构图3.2 先进控制器设计多变量预估控制器根据装置的工艺特点，实现装置全流程或部分单元的多变量综合闭环控制，达到稳定操作，卡边操作等目的。根据装置情况拟采用五个控制器，其中反应加热炉和分馏塔加热炉的余热回收系统设计一个烟气余热回收控制器，然后反应器单元分成一个控制器，为反应控制器；分馏单元分成两个控制器，分馏塔加热炉支路平衡控制器、分馏塔控制器；吸收稳定单元一个控制器，吸收稳定控制器。3.2.1反应控制器表1. 反应控制器变量表操纵变量描述备注MV1反应器R101A原料油进料流量

40、设定MV2反应器R101B原料油进料流量设定MV3反应器R101A氢气进料流量设定MV4反应器R101B氢气进料流量设定MV5加热炉F101A出口温度/反应器R101A第一床层顶部的温度低选设定MV6加热炉R101B出口温度/反应器R101B第一床层顶部的温度低选设定MV7反应器R101A各床层入口温度设定6个床层MV8反应器R101B各床层入口温度设定6个床层被控变量描述备注CV1反应器R101A原料油与氢气混合后的油汽温度CV2反应器R101B原料油与氢气混合后的油汽温度CV3反应器R101A加权平均温度计算点CV4反应器R101B加权平均温度计算点CV5氢油比CV6反应器R101A各床层

41、平均温度计算点。6个床层。CV7反应器R101B各床层平均温度计算点。6个床层。CV8反应器R101A各床层最高温升计算点，约束。6个床层。CV9反应器R101B各床层最高温升计算点，约束。6个床层。CV10反应器R101A各床层最高温度约束。6个床层。CV11反应器R101B各床层最高温度约束。6个床层。CV12反应器R101A各床层冷氢注入量约束。6个床层。CV13反应器R101B各床层冷氢注入量约束。6个床层。CV14反应器R101A加热炉炉膛最高温度CV15反应器R101B加热炉炉膛最高温度CV16反应器R101A加热炉炉管壁最高温度CV17反应器R101B加热炉炉管壁最高温度CV18

42、各相关阀位约束序号描述备注DV1焦化蜡油占总进料比计算点DV2反应系统压力DV3循环氢流量DV4循环氢温度DV5新氢补入系统量3.2.2分馏塔控制器表2. 分馏塔控制器变量表操纵变量描述备注MV1硫化氢汽提塔塔底蒸汽流量设定MV2硫化氢汽提塔塔底抽出量设定MV3分馏塔加热炉出口温度设定MV4分馏塔塔顶回流流量设定 MV5航煤热回流流量设定MV6分馏塔一中回流流量设定MV7柴油热回流流量设定MV8分馏塔二中回流流量设定MV9过汽化油中段回流设定MV10航煤汽提塔塔底重沸器E205热负荷MV11航煤汽提塔塔底重沸器E206热负荷MV12航煤汽提塔塔底抽出量设定MV13柴油汽提塔塔底重沸器E204负

43、荷MV14柴油汽提塔塔底抽出量设定被控变量描述备注CV1硫化氢汽提塔底温度CV2硫化氢汽提塔液位CV3分馏塔塔顶温度CV4航煤侧线抽出温度CV5航煤汽提塔底温度CV6航煤汽提塔液位CV7柴油侧线抽出温度CV8柴油汽提塔底温度CV9柴油汽提塔液位CV10重石脑油干点软仪表CV11航煤干点软仪表CV12柴油95%点软仪表CV13分馏塔加热炉炉膛最高温度约束CV14分馏塔加热炉炉管壁最高温度约束CV15各相关阀位约束干扰变量描述备注DV1分馏塔塔顶压力3.2.3分馏塔加热炉控制器表3. 分馏塔加热炉控制器变量表操纵变量描述备注MV1分馏塔加热炉各支路硫化氢汽提塔底油进料流量设定八个支路MV2分馏塔加

44、热炉各支路循环尾油进料流量设定八个支路被控变量描述备注CV1硫化氢汽提塔底液位CV2分馏塔塔底液位约束CV3硫化氢汽提塔底油进分馏塔加热炉总量约束CV4循环尾油进分馏塔加热炉总量约束CV5分馏塔加热炉各支路出口温度与混合后温差CV6分馏塔加热炉各支路流量与混合后平均流量之差干扰变量描述备注DV1分馏塔加热炉出口温度DV2冷低分油流量DV3冷低分油进硫化氢汽提塔温度3.2.4吸收稳定控制器表4. 吸收稳定控制器变量表操纵变量描述备注MV1吸收脱吸塔塔顶压力设定MV2吸收脱吸塔塔底重沸器E301热负荷MV3脱丁烷塔塔顶压力设定MV4脱丁烷塔进料流量设定MV5脱丁烷塔塔顶回流流量设定MV6脱丁烷塔塔

45、底抽出量设定MV7脱丁烷塔塔底重沸器E303热负荷MV8脱丁烷塔塔底重沸器E304热负荷MV9轻重石脑油分馏塔塔顶压力设定MV10轻重石脑油分馏塔塔顶回流流量设定MV11重石脑油抽出量设定MV12轻重石脑油分馏塔塔底重沸器热负荷被控变量描述备注CV1吸收脱吸塔塔底温度CV2吸收脱吸塔塔底液位CV3脱丁烷塔塔顶温度CV4脱丁烷塔塔底温度CV4脱丁烷塔塔底液位CV5干气C3+含量建议增加在线色谱分析仪CV6液化气C2-含量建议增加在线色谱分析仪CV7液化气C5+含量建议增加在线色谱分析仪CV8轻重石脑油分馏塔塔顶温度CV9轻重石脑油分馏塔塔底温度CV10轻重石脑油分馏塔塔底液位CV11轻石脑油干点

46、软仪表CV12重石脑油初馏点或10%点软仪表CV13重石脑油干点软仪表CV14各相关阀位约束干扰变量描述备注DV1混合石脑油进吸收脱吸塔流量DV2混合石脑油进吸收脱吸塔温度DV3吸收脱吸塔下部气体进料流量DV4吸收脱吸塔下部气体进料温度3.2.5烟气余热回收控制器表5. 烟气余热回收控制器变量表操纵变量描述备注MV1反应器R101A加热炉风门开度MV2反应器R101A加热炉烟道挡板开度MV3反应器R101B加热炉风门开度MV4反应器R101B加热炉烟道挡板开度MV5分馏塔加热炉风门开度MV6分馏塔加热炉烟道挡板开度被控变量描述备注CV1反应器R101A加热炉氧含量CV2反应器R101A加热炉负

47、压CV3反应器R101A加热炉烟道气出口温度CV4反应器R101B加热炉氧含量CV5反应器R101B加热炉负压CV6反应器R101B加热炉烟道气出口温度CV7分馏塔加热炉氧含量CV8分馏塔加热炉负压CV9分馏塔加热炉烟道气出口温度序号描述备注DV1反应器R101A加热炉氢气进料流量DV2反应器R101A加热炉氢气进料流量温度DV3反应器R101A加热炉出口温度DV4反应器R101B加热炉氢气进料流量DV5反应器R101B加热炉氢气进料流量温度DV6反应器R101B加热炉出口温度DV7分馏塔加热炉出口温度DV8分馏塔加热炉总进料流量计算点DV9分馏塔加热炉平均进料温度计算点3.3软测量设计软测量

48、，或称软仪表。通过建立数学模型，以推算工艺过程中不可测量或难以测量的工艺变量。软测量技术可以在过程变量（特别是质量参数）无法在线测量时，起一定的预测功能，辅助先进控制对该过程变量构成实时反馈回路，从而为进一步的过程优化和控制创造了条件。可使用的工具有AspenTech公司的Aspen IQ等，用于在线计算产品物性，计算结果用化验分析数据或在线分析仪数据校正，校正后的结果可作为APC的被控变量。根据质量控制需要，高压加氢装置将开发5个软仪表。软仪表的建立包括： 1）轻石脑油干点；2）重石脑油干点；3）重石脑油初馏点或10%点； 4）航煤干点；5）柴油95%点。3.4 APC系统集成3.4.1 A

49、PC操作界面设计基于以往项目的实施经验，操作人员更习惯于在DCS操作画面上进行先进控制的操作。本着方便操作人员、节省硬件设备、提高先进控制投用率的目的，本方案给出DCS上APC操作界面的样图，在具体实施时可根据装置操作人员的习惯对APC操作界面进行修改。3.4.1.1 APC控制器操作界面APC控制器操作界面，需要进行两项工作：一是操作界面设计；二是设计与界面相关的逻辑控制。(1) 操作界面操作变量的操作界面示意如下：计时器总开关控制器状态先进控制器-MV开关位号状态下限当前值目标值上限回路状态被控变量的操作界面示意如下：计时器总开关控制器状态先进控制器-MV开关位号状态下限当前值目标值上限u

50、 总开关，操作人员通过设置该开关量进行整个控制器的开关请求操作；u “控制器状态”框中是上位机APC 引擎返回信息，ON表示控制器闭环投运，OFF则表示控制器未闭环投运；u “计时器”框中为计时器当前值，如果不停的变化，则说明APC控制器与DCS通讯正常；u 表格各列则由其表头注明意义：Ø 开关-该值为一开关变量，由操作人员设定，1表示希望投运，0表示主动切除出控制器；Ø 位号-显示变量的DCS位号名；Ø 状态-上位机APC引擎返回信息，“正常”表示该变量在投运，或者具备投运条件，“不正常”则表示不能投运；Ø 下限-由操作人员设定的操作下限；Ø

51、 上限-由操作人员设定的操作上限；Ø 当前值-该变量当前值；Ø 目标值-上位机APC计算该变量将要达到的值或控制目标；Ø 回路状态-该列只适用于操作变量，有“CAS”、“AUT”、“MAN”、“SPC”、“DDC”等显示，便于判断该回路是否真正投运。（2）回路切换控制逻辑为保证控制系统的安全运行，方便操作人员进行先进控制系统和常规控制系统之间的切换，先进控制设有回路切换控制逻辑。主要实现以下功能：· 上位机与DCS通信监控，通信中断时，将各控制回路切除出先进控制器，返回到常规控制状态；· 检查回路当前状态，判断是否具备投运条件。如具备，将回路状

52、态设置为正确的投运状态，如不具备，将回路返回常规状态。逻辑框图如下，见图9： 图9. 回路切换控制逻辑框图3.4.1.2 软测量操作界面为实现软测量的化验室数据在线校正，针对软测量将开发如下所示的DCS操作界面：化验分析项预估值化验值采样时刻确认键在应用时，将化验分析数据录入第三列的相应位置，将化验数据的采样时间录入第四列相应的位置，确认输入的采样分析数据及采样时间正确后，单击对应的确认键，使该按钮显示为“YES”，再次确认上述录入数据的正确性，如有错误，在5分钟以内还可对录入的数据进行修改。如果不再对采样分析数据及采样时间修改，则5分钟后，该按钮自动显示回“NO”，等待下一次采样分析数据及采

53、样时间的录入，并且表明此次的采样分析数据及采样时间已被采用。3.4.2 APC一键切除为快速完成APC控制器切除，方便操作，在关键的DCS操作画面上设计APC一键切除按钮，用于在发生紧急或异常情况时，将装置中所有APC控制器及时切除。3.4.3 APC控制器监视设计APC控制器监视采用两种方式。一种是在实现APC上位机服务器与企业管理网连接的基础上，远程PC可安装客户端，通过Web的图形用户界面实时监视APC控制器的运行状态。这种方式的优点是可监视的内容较为广泛，包括APC控制器的工程师参数等都可实现监视。 另一种是将装置各控制器的投用状态、各MV、CV的投用状态，以及月投用率累计信息等采集到企业实时数据库中，在实时数据库浏览画面中增加APC监控画面，实现APC运行情况的实时监控。3.5 APC平台先进控制系统结构采取上位机方式，OPC通讯接口实现上位机与DCS之间数据的实时交换。常规PID控制运行在DCS上，多变量预估控制器、软测量在上位机运行，并最终通过常规PID控制来实现。另外上位机服务器可与企业管理网相连。中海石油炼化有限责任公司惠州炼油分公司拟实施的高压加氢装置采用FOXBORO的IA集散控制系统，可以通过OPC接口软件与DCS进行通讯，完成读写功