300万柴油加氢装置标定方案

1、炼油厂300万吨/年柴油加氢装置标定方案部门签字日期编写年月日车间主任年月日生产技术科年月日机动科年月日安全环保科年月日二级单位主管领导年月日生产技术处年月日安全环保处年月日机动处年月日公司主管领导年月日本方案资料目录1、装置概述2、装置标定的目的3、装置标定时间4、装置标定组织机构5、装置标定步骤及内容6、装置标定原始数据记录表7、装置标定风险评价1、装置概述:1.1 装置概况兰州石化公司300万吨/年柴油加氢装置由寰球工程公司辽宁分公司设计，采用抚顺石油化工研究院开发的FHUDS-5超深度加氢脱硫柴油精制催化剂，以化工轻油、直储柴油、焦化柴油、焦化汽油的混合油作为原料，通过加氢精制把原料转

2、化为加氢石脑油、精制柴油。装置包括原料预处理系统、反应系统、分储系统、辅助系统及公用工程系统，采用DCS制。该装置于2010年10月破土动工，2012年3月9日中交，6月1日生产出合格产品，装置设计规模为300X104t/a,操作弹性为60%120%,年开工时数为8400小时。1.2 技术特点1.2.1 采用抚顺石油化工研究院开发的FHUDS-5超深度加氢脱硫柴油精制催化剂。该催化剂采用先进的RASSJ备技术，有利于有效活性中心数目的增加。加氢活性和超深度脱硫活性好，同时具有高的直接加氢脱硫活性，更适合高硫柴油的深度脱硫。1.2.2 设置一台加氢反应器，采用新型的反应器内构件，其气液分配更加均

3、匀，催化剂利用率高，径向温差小。1.2.3 装置反应部分采用冷高分流程，加热炉采用炉前混氢。1.2.4 分储部分设置脱硫化氢汽提塔和产品分储塔。1.2.5 滤后原料油缓冲罐采用燃料气保护，防止其与空气接触。为防止原料中固体杂质带入反应器床层，堵塞催化剂，造成床层压降过大，原料油进装置后采用自动反冲洗过滤器。1.2.6 催化剂预硫化采用湿法预硫化，硫化剂为二甲基二硫。催化剂再生采用器外再生方案。1.2.7 在反应产物空冷器入口设注水设施，以降低循环氢中硫化氢和氨的浓度，并避免钱盐在低温部位的沉积。1.2.8 采用双壳程高压换热器，减少设备台数和占地面积。1.2.9 加热炉设空气预热器回收烟气余热

4、，降低排烟温度，并选用新型节能燃烧器，提高加热炉热效率。1.2.10 脱硫化氢汽提塔塔顶注缓蚀剂，以减轻塔顶储出物中硫化氢对汽提塔顶系统的腐蚀。1.2.11 由于原料油中硫含量偏高，采用循环氢脱硫工艺。1.2.12 在循环氢脱硫塔入口分液罐和循环氢脱硫塔内置了循环氢脱燃旋流器，减少了设备数量，节约了占地面积，有效地脱除循环氢中夹带重燃、胺（碱）、水等组分，降低胺液的损耗。1.3 工艺流程1.3.1 反应部分原料油自装置外来经原料油过滤器（S-101/AE）进行过滤，除去原料中大于25dm的颗粒后进入柴油预过滤器（S-102A）除去原料中大于10dm的颗粒后进原料油聚结器（S-102B）脱水后进

5、入滤后原料油缓冲罐（V-101）进一步沉降脱水，再经反应进料泵（P-101/A,B）升压后，在流量控制下，与混合氢在原料油-混氢混合器（M-101）混合作为混氢进料。混合进料经过反应产物-冷混氢油换热器（E-104/A,B壳程）和反应产物-混氢油换热器（E-101/A,B壳程）与反应产物进行换热后，进入反应进料加热炉（F-101）加热至反应所需温度，再进入反应器（R-101）,在催化剂作用下进行脱硫、脱氮、脱氧、烯燃饱和、芳煌饱和等反应。该反应器设置二个催化剂床层，床层间设有注急冷氢设施。来自反应器（R-101）的反应产物，经反应产物-混氢油换热器（E-101/A,B管程）、反应产物-低分油换

6、热器（E-102管程）和反应产物-冷混氢油换热器（E-104/A,B管程）换热后，经反应产物空冷器（EA-101/AP）冷却至50c以下，进入高压分离器（V-103）。在高压分离器（V-103）中进行气、油、水三相分离。为了防止反应流出物中的钱盐（NH4HS在低温部位析出，通过反应产物注水泵（P-102/A,B）将除盐水注至反应产物-冷混氢油换热器（E-104/A,B）上游侧反应产物-反应注水混合器I（M-102）和反应产物空冷器（EA-101/AP）上游侧反应产物-反应注水混合器H（M-103/AD）以溶解反应产生的钱盐。高压分离器（V-103）顶部出来的气体（循环氢）经循环氢脱硫塔入口分液

7、罐（V-105）分离出气体中夹带的液体后，进入循环氢脱硫塔（0-101）经胺洗脱除其中的H2s气体，然后经循环氢压缩机入口分液罐（V-108）分液后，进入循环氢压缩机（K-102）升压至8.85MPa,然后分三路：一路作为急冷氢进入反应器（R-101）;一路与升压后的新氢混合，混合氢与原料油混合作为混氢进料；另一路打旁路至反应产物空冷器（EA-101/AP）前，以防止循环氢压缩机在低循环量下引起的喘振。高压分离器（V-103）油相经减压后送至低压分离器（V-104）进行再次闪蒸分离，低分油经精制柴油-低分油换热器（E-204/A,B壳程）和反应产物-低分油换热器（E-102壳程）换热后进入脱硫

8、化氢汽提塔（0-201）。高压分离器（V-103）底部的含硫污水经减压后和低压分离器（V-104）底部减压后的含硫污水混合，与汽提塔顶回流罐（V-201）的含硫污水一起进入含硫污水闪蒸罐（V-203）进行闪蒸分离。装置外来的PSA氢经新氢压缩机入口分液罐（V-109）分液后进入新氢压缩机（K-101/A,B）,经二级升压至9.0MPa与循环氢混合。1.3.2 分储部分从反应部分来的低分油进入脱硫化氢汽提塔（0-201）第28层塔盘，脱硫化氢汽提塔（0-201）设有30层浮阀塔盘，塔底通入汽提蒸汽，塔顶油气经汽提塔顶空冷器（EA-201/A,B）、汽提塔顶后冷器（E-201）冷凝冷却至40C,进

9、入汽提塔顶回流罐（V-201）进行气、油、水分离。闪蒸出的气体进入酸性气分液罐（V-204）后进入干气脱硫系统。油相经汽提塔顶回流泵（P-201/A,B）升压后全部作为塔顶回流。为了抑制硫化氢对塔顶管道和冷换设备的腐蚀，在塔顶管道注入缓蚀剂。脱硫化氢汽提塔（C-201）底油经精制柴油-分储塔进料换热器（E-203/AD壳程）与精制柴油换热后进入黄品分储塔（0-202）第18层塔盘。产品分储塔（C-202）设有28层浮阀塔盘，塔顶油气经分储塔顶空冷器（EA-202/AD）、分储塔顶后冷器（E-202）冷凝冷却至40c后进入分储塔顶回流罐（V-202）,回流罐压力通过燃料气分程控制。回流罐液相经产

10、品分储塔顶回流泵（P-202/A,B）升压后，一部分作为产品分储塔的回流，另一部分作为石脑油合格产品送出装置。分储塔顶回流罐（V-202）分水包排出的含油污水经含油污水泵（P-205/A,B）升压后与除盐水混合进入反应注水系统，作为注水回用。产品分储塔底油分两路：一路经分储塔底重沸炉泵（P-204/A,B）升压后至分储塔底重沸炉（F-201）加热至334c返回产品分储塔（0-202）下部；另一路经精制柴油泵（P-203/A,B）升压后经精制柴油-分储塔进料换热器（E-203/AD管程）和精制柴油-低分油换热器（E-204/AD管程）换热后，经精制柴油空冷器（EA-203/AH）冷却至50c后作

11、为精制柴油合格产品送出装置。1.3.3 干气脱硫部分含硫污水闪蒸罐（V-203）闪蒸出的酸性气与低压分离器（V-104）顶低分气、汽提塔顶回流罐（V-201）顶不凝气、富胺液闪蒸罐（V-106）顶酸性气体混合后，经酸性气分液罐（V-204）分液后进入干气脱硫塔（C-203）底部，由塔底上升的气体与由塔顶下降的贫胺液在塔中充分进行逆流接触，气体中的硫化氢被胺液吸收。经胺洗脱硫，脱硫后干气经干气分液罐（V-205）后送至制氢做原料。含硫污水闪蒸罐（V-203）底含硫污水送至两酸装置。40c的贫甲基二乙醇胺（MDEA溶液自两酸装置来，进入贫胺液预热器（E-105）加热至55C后进入贫胺液缓冲罐（V-

12、107）,罐顶部设有燃料气压力保护。贫胺液分两路：一路经高压贫胺液泵（P-103/A,B）升压至7.6MPa进入循环氢月硫塔（0-101）进行胺洗；另一路经低压贫胺液泵（P-105/A,B）升压至0.95MPa自顶部进入干气脱硫塔（0-203）。循环氢压缩机入口分液罐（V-108）、循环氢脱硫塔（0-101）和干气脱硫塔（0-203）塔底流出的富胺液（溶解有酸性气体的甲基二乙醇胺（MDEA溶液）进入富胺液闪蒸罐（V-106）,闪蒸分离后的酸性气进入酸性气分液罐（V-204）,底部的富胺液经液位控制送出装置。1.3.4 注水系统分储塔顶回流罐（V-202）分水包排出的含油污水经含油污水泵（P-2

13、05/A,B）升压后与装置外除盐水经管100-DW-11401混合进入反应产物注水罐（V-102）,反应产物注水罐（V-102）液位经过LI0A-11401控制进罐的除盐水量来实现。反应产物注水罐（V-102）顶部用氮气作为保护气将空气与除盐水进行隔离，防止空气中的氧气进入反应系统。反应产物注水罐（V-102）的压力由罐顶分程调节阀（PV-11401/A,B）来实现。除盐水从反应产物注水罐（V-102）底经反应产物注水泵（P-102/A,B）增压后经过流量计FT-11401经管80-DW-11403后分两路注入系统。一路经过管50-DW-11405注入到反应产物-冷混氢油换热器（E-104/A

14、,B）上游侧反应产物-反应注水混合器I（M-102）;另一路注入到反应产物空冷器（EA-101/AP）上游侧反应产物-反应注水混合器H（M-103/AD）以溶解加氢脱氮反应产生的钱盐。从而防止钱盐在经过空冷器时由于急冷结晶造成的设备和管路的堵塞。1.3.5 催化剂预硫化流程装入反应器内的催化剂为氧化态，为了使之具有活性，对新鲜的或再生后的催化剂在使用前都应进行预硫化。本装置设计采用湿法硫化，硫化剂为二甲基二硫醛（DMDB硫化剂为桶装，平时存放于工厂的专用仓库中，使用时临时运到现场。硫化时，反应系统引入新氢，启动新氢压缩机（K-101/A,B）和循环氢压缩机（K-102）,使氢气按正常工艺流程进

15、行循环，按催化剂预硫化升温曲线的要求升温升压，达到140c后，引硫化剂DMDSg反应进料泵（P-101/A,B）入口与硫化油混合，升压后通过换热进入反应进料加热炉（F-101）升温后，进反应器（R-101）中对催化剂进行预硫化。自反应器（R-101）出来的循环气经反应产物-混氢油换热器（E-101/A,B）、反应产物-低分油换热器（E-102）和反应产物-冷混氢油换热器（E-104/A,B）换热后，经反应产物空冷器（EA-101/AP）冷却，进入高压分离器（V-103）进行分离，气体自顶部出来，经循环氢压缩机入口分液罐（V-108）进入循环氢压缩机（K-102）实现循环氢的循环。硫化油自高压分

16、离器（V-103）底部经减压调节阀进入低压分离器（V-104）闪蒸分离后经循环油线250-P-10202返回滤后原料油缓冲罐（V-101）进行循环硫化。低分气体排至火炬系统。催化剂预硫化过程中所产生的水从高压分离器（V-103）底部间断排出，并进行计量。催化剂预硫化结束后，硫化油通过退硫化油线退出装置。2、装置标定的目的：本次标定为新建装置开工后首次全面标定，标定的主要目的是：1 .对装置采用的FHUDS-5崔化剂的性能进行全面评价；2 .通过收集和整理相关数据，掌握装置物料平衡、产品分布、能耗物耗、生产工况以及设备运行等方面的详细情况；3 .对装置生产运行情况与原设计进行对比，考核装置是否达

17、到设计指标；4 .对标定数据进行核算和分析，发现装置实际生产中存在的问题，为进一步优化操作或技术改进提供可靠的依据，并以此采取相应措施，降低装置成本，提高装置经济效益。3、装置标定时间（一般按72小时标定）2011年月日00:002011年月日00:00,共计标定72小时。4、装置标定组织机构4.1 领导小组组长：李智勇副组长：曾俊陈以虎组员：周景伦张维燕左超魏孔瑜梁羽胜4.2 分工与责任4.2.1 组长负责装置全面标定的组织和指挥工作4.2.2 副组长负责组织、协调装置标定期间的各项工作4.2.3 组员中工艺技术员在标定前，负责联系落实各原料、产品、公用工程和分析；标定时落实好原料、产品罐的

18、检尺及各类数据的采集。在标定过程中，各岗位密切监视装置的运行状况，有异常情况，及时与车间、分厂及设计院联系、分析解决。4.2.4 组员中设备技术员在标定前，负责联系装置各计量仪表的校对，达到准确完好，并负责标定过程中机动设备数据的采集。4.2.5 组员中安全员负责环境数据的采集以及装置标定过程中与安全相关的各类工作。5、标定步骤及内容5.1 协调工作5.1.1 炼油厂5.1.1.1 做好上游两套常减压、延迟焦化装置原料的平稳提供，协调好2.4Mpa及1.3Mpa氢气管网的平衡，保证装置生产所需氢气的平稳供应，在氢气系统波动时，首先保障300万吨/年柴油加氢装置用氢量；5.1.1.2 协调好下游

19、酸性水汽提装置对装置所产酸性水的接收，保证精制装置贫胺液的供给和富胺液的接收，确保标定期间各种原料流量和性质的稳定以及外送介质的畅通。5.1.1.3 负责标定过程的组织和协调工作。5.1.1.4 油品储运联合车间做好300万吨/年柴油加氢装置自抽原料的计量工作，以便和300万吨/年柴油加氢装置进料流量计进行校核。5.1.1.5 两套常减压装置做好至300万吨/年柴油加氢装置直储柴油的计量工作，以便和300万吨/年柴油加氢装置进料流量计进行校核。5.1.1.6 延迟焦化装置做好至300万吨/年柴油加氢装置焦化汽柴油的计量工作，以便和300万吨/年柴油加氢装置进料流量计进行校核。5.1.2 动力厂

20、5.1.2.1 保证标定期间动力系统供应正常。（循环水、氮气、净化风、除盐水、蒸汽、电）5.1.2.2 配合车间测量电机用电量及总用电量。5.1.3 炼油化验分析部按照车间提出的化验分析项目和频次进行采样分析工作，并及时反馈分析结果。5.1.4 设备维修车间5.1.4.1 保证所有测量仪表正常、准确。5.1.4.2 保证所有设备的正常运行。5143保证装置的各计量仪表准确无误，负责装置主要物料、能耗计量仪表数据的计量。5.2 工艺控制5.2.1 装置标定72小时，在开始标定8个小时前将处理量原料提至375t/h，所有操作条件控制平稳，具体指标见表-1工艺操作指标。表-1工艺操作指标名称项目单位

21、指标反应器（R-101）入口压力MPa(G)5.08.0温度C270350反应器（R-101）床层温度最高点温度C399反应器（R-101）床层温升温度C55反应器（R-101）床层压差压力MPa(G)0.4加氢反应空速h-10.82.4氢油比V/V（体积分数）250:1850:1循环氢流里m/h115000158000反应进料加热炉（F-101）炉膛温度C750反应进料加热炉（F-101）出口温度c270350滤后原料油缓冲罐（V-101）液位/30%85%压力MPa(G)0.10.5高压分离器（V-103）压力MPa(G)4.47.4液位/30%70%界位/30%70%低压分离器（V-10

22、4）压力MPa(G)1.01.5液位/30%70%界位/30%70%循环氢脱硫塔（0-101）液位/30%70%脱硫化氢汽提塔（0-201）进料温度C140200脱硫化氢汽提塔（0-201）液位/30%70%产品分储塔（0-202）顶部温度C120190产品分储塔（0-202）进料温度C180270产品分储塔（C-202）液位/30%70%分储塔底重沸炉（F-201）炉膛温度C10新氢压缩机（K-101/A,B）出口压力MPa(G)9.10循环氢压缩机（K-102）出口压力MPa(G)8.855.2.2 标定期间要求各班平稳操作。为使装置的物料计量准确，各罐、塔的界面、液面的控制必须保持平稳。

23、5.2.3 原料要求5.2.3.1 混合柴油质量要求表-2混合柴油质量要求名称项目单位指标混合柴油95%回收温度C373硫含量%（质里分数）99.9甲烷含量%（体积分数）0.1CO+C泊量ppm205.2.4 所有计量表、罐尺9:00开始取第一个数据。然后每8小时取一次数据。5.2.5 联系电气车间记录好标定开始和结束两个时间各机泵的电流、电压、功率因数取两组数据。5.2.6 环境参数和噪声、大气有害物检测、风速测定一组数据。5.3 分析安排5.3.1 标定期间除装置日常分析项目外，每周和每月抽检项目也改在标定期间采样分析，分析项目及采样次数见表4.表-4标定期间分析项目及频次样品名称采样点分

24、析项目单位质里指标频次滤后柴油SN-106密度（20C）kg/m3实测1次/8h50加收温度C实测1次/8h90加收温度C实测1次/8h95加收温度C3731次/8h酸度mgKOH/100mL实测1次/8h多环芳煌水%（质里分数）mg/kg实测实测1次/8h1次/8h硫含量%（质里分数）1.51次/8h氮含量mg/kg实测1次/8h凝点C实测1次/8h澳价gBr/100g实测1次/8h十六烷值实测1次/8h脱硫前循环氢SN-107气体组成%（体积分数）实测1次/8h硫化氢%（体积分数）实测1次/8h低分油SN-11050加收温度C实测1次/8h90加收温度C实测1次/8h95加收温度C实测1次

25、/8h密度（20C）.-3kg/m实测1次/8h硫含量%（质里分数）851次/8h气体组成%（体积分数）实测1次/8h硫化氢%（体积分数）实测1次/8h不凝气SN-201组成%（体积分数）实测1次/8h硫化氢%（体积分数）实测1次/8h加氢石脑油SN-203初储点C实测1次/8h10%留出温度C实测1次/8h50%留出温度C实测1次/8h90%留出温度C实测1次/8h终储点C&1841次/8h密度（20C）kg/m3实测1次/8h组成分析%（质里分数）实测1次/8h氮含量mg/kg实测1次/8h硫含量%（质量分数）实测1次/8h烯胫含量%（体积分数）实测1次/8h铅含量科g/kg实测1次/8h

26、神含量gg/kg实测1次/8h精制柴油SN-204密度（20C）kg/m3实测1次/8h硫含量%（质量分数）571次/8h十六烷值实测1次/8h50加收温度c实测1次/8h90加收温度c实测1次/8h95加收温度c3731次/8h色度号2.51次/8h铜片腐蚀级011次/8h碱性氮mg/kg2001次/8h澳价gBr/100g实测1次/8h燃料气SN-301组成%（体积分数）实测1次/8h硫化氢%（体积分数）实测1次/8h加氢干气SN-206组成%（体积分数）实测1次/8h总硫mg/m实测1次/8h含硫污水SN-205硫化氢mg/L实测1次/8h氨含量mg/L实测1次/8hPH值实测1次/8h

27、富胺液SN-112硫化氢mg/L实测1次/8h胺含量%实测1次/8h贫胺液SN-113硫化氢mg/L实测1次/8h胺含量%实测1次/8h5.3.2 采样器具及方法：采样器具及方法由化验室负责，采样器具有钢瓶、金属袋、球胆、玻璃瓶。5.4 计量标准5.4.1 装置各机泵用电及照明用电数据由电气车间测量提供。5.4.2 500万吨/年常减压直储柴油、550万吨/年常减压直储柴油、焦化柴油、焦化汽油、装置自抽原料、氢气量由装置计量表计量，同时67泵房和48/3罐区混合柴油以油标尺计量做参考。5.4.3 精制柴油、石脑油量由装置计量表计量，同时储运厂罐区检尺计量。5.4.4 装置内各动力消耗量由现场计

28、量表计量，各仪表标定前均进行校验，计算数据真实可靠。5.4.5 装置内工艺参数由计算机自动采集和人工采集来完成。5.4.6 测试仪器精度：标定用温度计、压力表、流量计、等测试仪器在标定前均进行了校验。6、装置标定原始数据记录表6.1工艺数据采集（2小时采集一次）表-5工艺数据采集表部位项目单位仪表位号数据原料油系统500万直储柴油进装置温度指示CTI-10101550万直储柴油进装置温度指示CTI-10102焦化装置焦化柴油进装置温度指示CTI-10103罐区直储柴油进装置温度指示CTI-10104原油主管温度指示CTI-10105混合柴油至界区温度指示CTI-10107煌重组装置化工轻油进装

29、置温度指示CTI-10108500万直储柴油进装置流量累积指示kg/hFIQ-10101550万直播柴油进装置流量累积指不kg/hFIQ-10102焦化装置焦化柴油进装置流量累积指示kg/hFIQ-10103罐区直储柴油进装置流量累积指示kg/hFIQ-10104原料油主管道流量指示kg/hFIC-10105煌重组化工轻油进装置流量累积指示kg/hFIQ-10106S-101A出口流量累积指示kg/hFIQ-10301V-101原料油缓冲罐压力控制MPaPIC-10201V-101液位控制%LICA-10201V-101界位控制%LIA-10202原料油过滤管差压指示MPaPDI-10301P

30、-101A入口流量控制kg/hFIC-10501P-101B入口流量控制kg/hFIC-10502P-101A/B出口总管流量控制kg/hFIC-10503加氢反应空速h-1V-101底出口原料油温度指示CTI-10201高压换热器E-104B壳程入口温度指示cTI-10601E-104A壳程入口温度指示CTI-10602E-101B壳程入口温度指示CTI-10603E-101A壳程入口温度指示CTI-10604E-101A壳程出口混氢油温度指示CTI-10605E-101A管程入口温度指示cTI-10607E-101B管程入口温度指示CTI-10608E-102管程入口温度指示CTI-106

31、09E-104A管程入口温度指示CTI-10611E-104B管程入口温度指示CTI-10612E-104B管程出口温度指示CTI-10613加热炉F-101入口温度控制TIC-10606F-101入口温度指示CTI-10701F-101出口温度指示CTI-10702F-101出口温度指示CTI-10703F-101出口温度联锁指示CTXI-10707F-101出口温度控制CTIC-10705F-101负压控制MPaPIC-10901F-101氧含量控制%AIC-10901F-101排烟温度指示CTI-10901F-101对流室炉膛温度指示CTI-10902F-101辐射室炉膛温度指示CTI-

32、10906F-101辐射室炉膛温度指示CTI-10916F-101炉管表面温度指示CTI-10908F-101炉管表面温度指示CTI-10909F-101炉管表面温度指示CTI-10910F-101炉管表面温度指示CTI-10911F-101炉管表面温度指示CTI-10912F-101炉管表面温度指示CTI-10913F-101炉管表面温度指示CTI-10914F-101炉管表面温度指示CTI-10915混氢油进F-101压力指示MPaPI-10701F-101燃料气管路压力联锁指示MPaPXT-10701AF-101燃料气管路压力联锁指示MPaPXT-10701BF-101燃料气管路压力联锁

33、指示,MPaPXT-10701CF-101燃料气主管压力指示MPaPI-10704F-101燃料气主管流量累积指示kg/hFIQ-10701反应器F-101主火嘴总管压力控制MPaPICA-10702F-201负压控制MPaPIC-10902F-201氧含量控制%AIC-10902F-201排烟温度指示CTI-10904F-201对流室温度指示CTI-10905F-201辐射室炉膛温度指示CTI-10918F-201辐射室炉膛温度指示CTI-10919F-201燃料气管路压力联锁指示MPaPXT-20501AF-201燃料气管路压力联锁指示MPaPXT-20501BF-201燃料气管路压力联锁

34、指示MPaPXT-20501CF-201燃料气主管压力指示MPaPI-20509F-201主火嘴总管压力控制MPaPICA-20510空气预热器空气侧入口温度指示TI-10903空气预热器空气侧出口温度指不TI-10920空气预热器烟气进引风机温度控制CTIC-10907烟道出口烟气含量控制%AIC-10903K-103A变频控制%HIC-10910AK-103B变频控制%HIC-10910BK-104变频控制%HIC-10911K-103/A,B出口主管压力指示MPaPI-10903K-104入口压力指示MPaPI-10904R-101入口压力指示MPaPI-10801R-101一床层压差指

35、不MPaPDI-10801R-101二床层压差指示MPaPDI-10802R-101反应器压差MPaR-101冷氢线压力指示MPaPI-10802R-101急冷氢流量指示kg/hFI-10801R-101出口压力指示MPaPI-10803R-101一床层上部多点热电偶密封腔压力指示MPaPI-10804R-101一床层卜部多点热电偶密封腔压力指示MPaPI-10805R-101二床层上部多点热电偶密封腔压力指示MPaPI-10806R-101二床层卜部多点热电偶密封腔压力指示MPaPI-10807R-101一床层上部温度指示CTI-10801R-101一床层中部温度指示CTI-10802R-1

36、01一床层卜部温度指不CTI-10803R-101二床层入口温度指示CTIC-10804R-101二床层上部温度指示CTI-10804R-101二床层中部温度指示CTI-10805R-101二床层卜部温度指示CTI-10806R-101头盖去回温度指不CTI-10824R-101一床层表回温度指示CTI-10809R-101一床层表回温度指示CTI-10810R-101一床层表回温度指示CTI-10811R-101一床层表回温度指示CTI-10812R-101冷氢口表面温度指不CTI-10813R-101冷氢口表面温度指不CTI-10814R-101二床层表回温度指示CTI-10815R-10

37、1二床层表回温度指示CTI-10816R-101二床层表回温度指示CTI-10817R-101二床层表回温度指示CTI-10818R-101下封头表面温度指示CTI-10819R-101下封头表面温度指示CTI-10820R-101下封头表面温度指示CTI-10821R-101裙座表回温度指不CTI-10822R-101出口温度指示CTIA-10807R-101出口温度指示cTI-10808R-101出口温度指示CTI-10823高压系统反应注水进M-102流量指示kg/hFI-106032012年8月1日300万吨/年柴油加氢装置标定方案第17页V-102顶压力控制MPaPIC-11401P

38、-102A/B出口流量指示kg/hFI-11401P-103A入口流量控制kg/hFIC-11701P-103B入口流量控制kg/hFIC-11702V-102液位控制%LICA-11401EA-101出口温度控制CTIC-11005M-103A入口流量指示kg/hFI-11001M-103B入口流量指示kg/hFI-11002M-103E入口流量指示kg/hFI-11101M-103F入口流量指示kg/hFI-11102反应产物至V-103温度指示TI-11006V-103顶循环氢出口温度指示CTI-11201V-103顶压力控制MPaPIC-11201V-103液位控制控制%LICA-11

39、201V-103液位指示报警指示%LIA-11202V-103界位控制%LICA-11203V-105液位指示报警指示%LIA-11503C-101液位控制%LICA-11501C-101液位指示报警指示%LIA-11502C-101顶出口压力指示MPaPI-11501C-101进出口压力差指示MPaPDI-11501C-101液位指示引线处压力指示MPaPI-11502C-101循环氢和贫胺液入口温度差指示CTDIA-11501C-101低压贫胺液入口温度指示CTI-11501C-101循环氢入口温度指示CTI-11502C-101底富胺液出口温度指示CTI-11503C-101底富胺液出口

40、流量控制kg/hFIC-11501C-101顶自流阀开度控制%HIC-11501高压贫胺液进C-101流量控制控制kg/hFIC-11703公司装置标定方案PSA进装置流量累积指示kg/hFIQ-12001PSA氢进V-109流量计后温度指示CTI-12001V-109压力控制MPaPIC-12001V-109液位控制%LICA-12001V-110A压力控制MPaPIC-12101V-110A液位控制%LICA-12101V-110B压力控制MPaPIC-12201V-110B液位控制%LICA-12201K-101A/B新近流里指不kg/hFI-11901V-108顶废氢排放量指示kg/h

41、FI-11801压缩机系统V-108顶废氢排放开度%HIC-11801V-108液位报警指示%LIA-11801K-102出口循环氢流量指示kg/hFI-11902K-102出口温度报警指示CTIA-11902K-102汽轮机低压蒸汽出温度指示cTI-11901K-102汽轮机出口低压蒸汽压力指示MPaPI-11901K-102循环氢入口压力指示MPaPI-11902K-102循环氢出口压力指示MPaPI-11903K-102入口氢含量显示%AI-11901混氢流量指示kg/hFI-11903氢油比V/V低压分离器V-104压力控制MPaPIC-11301V-104低分气压力指示MPaPI-1

42、1302V-104液位控制%LICA-11302V-104界位控制%LICA-11301V-104顶低分气流量累积指示kg/hFIQ-11302V-104底低分减油量控制kg/hFIC-11301V-104低分油出口温度指示CTI-11301分储系统低分油进E-102壳程流量控制kg/hFIC-10602低分油出E-204至E-102壳程温度控制CTIC-20606低分油出E-204A壳程至E-102温度指示CTI-20607低分油出E-102壳程温度指示CTI-10614低分油进C-201温度指示CTI-20101C-201入口温度控制CTIC-10610C-201塔顶不凝气温度指示CTI-

43、20102EA-201冷后不凝气温度控制CTIC-20103EA-201冷后不凝气温度指示CTI-20104汽提蒸汽进C-201温度指示CTI-20106汽提蒸汽进C-201流量控制kg/hFIC-20101E-201冷后不凝气温度指示CTI-20201C-201液相出口温度指示CTI-20105C-201塔底油进C-202温度指示CTI-20301C-201塔底油至C-202入口温度控制CTIC-20601C-201塔底油至C-202入口温度指示CTI-20602C-201塔底油进E-203D壳程入口温度指示CTI-20603C-201底液相出口流量控制kg/hFIC-20102C-201回

44、流量控制kg/hFIC-20201C-201塔底液位控制%LICA-20101V-201压力控制MPaPIC-20201V-201液相回流温度指示CTI-20202V-201液位控制%LICA-20201V-201界位控制%LICA-20202C-202上部温度指示CTI-20302C-202中部温度指示cTI-20303C-202底部温度指示CTI-20304F-201出口返C-202温度指示cTI-20305C-202顶温度控制CTIC-20308C-202顶温度指示CTI-20309EA-202出口温度控制CTIC-20310EA-202出口温度指示CTI-20311E-202冷后温度指

45、示CTI-20401V-202底含硫污水温度指示TI-20402C-202精制柴油温度控制CTIC-20511P-203/A,B出口至E-203A管程入口温度指示CTI-20604E-204A管程入口温度指示CTI-20605E-204B管程出口进EA-203温度指示CTI-20608EA-203出口温度指示CTI-20701EA-203出口温度控制CTIC-20702C-202回流量控制kg/hFIC-20301F-201一路进料流量控制kg/hFIC-20501F-201二路进料流量控制kg/hFIC-20502F-201三路进料流量控制kg/hFIC-20503F-201四路进料流量控制

46、kg/hFIC-20504C-202塔底液位控制%LIC-20301V-202压力分程控制MPaPIC-20401V-202液位控制%LICA-20401V-202界位控制%LICA-20402P-203/A,B总入口温度指示CTI-20306P-204/A,B总入口温度指示CTI-20307F-201一路进料入口温度指示CTI-20501F-201二路进料入口温度指示CTI-20502F-201三路进料入口温度指示CTI-20503F-201四路进料入口温度指示CTI-20504F-201一路进料出口温度指示CTI-20505F-201二路进料出口温度指示cTI-20506F-201三路进料出口温度指示CTI-20507F-201四路进料出口温度指示CTI-20508F-201出口总管温度指示CTI-20509F-201出口总管温度报警指示CTIA-20510F-201一路进料控制阀前压力指示MPaPI-20501F-201一路进料控制阀后压力指示MPaPI-20502F-201二路进料控制阀前压力指示MPaPI-20503F-201二路进料控制阀后压力指示MPaPI-20504F-201三路进料控制阀前压力指示MPaPI-20505F-201三路进料