重油深加工综合利用项目消防初设专篇

重油深加工综合利用项目消防初步设计文件TOC\o"1-5"\h\z设计依据 (1)设计遵循的法规、标准 (2)工程概述 (3)装置火灾危险性分析 (23)防火安全措施 (33)消防设计 (53)消防投资 (56)消防安全管理措施 (56)1.设计依据(1)《重庆龙海石化有限公司重油深加工综合利用项目工程设计合同》(2009年5月)；(2)《重庆龙海石化有限公司重油深加工综合利用项目设计合同、技术附件ー》〇(3)《重庆龙海石化有限公司重油深加工综合利用项目可行性研究报告》。(4)《重庆龙海石化有限公司重油深加工综合利用项目设立安全评价报告》。(5)《重庆龙海石化有限公司重油深加工综合利用项目安全设施设计专篇》。(6)《重庆龙海石化有限公司重油深加工综合利用项目环境评价报告》。(7)重庆龙海石化有限公司提供的“设计基础资料与条件”。2.设计遵循的法规、标准1消防法规(1)《中华人民共和国消防法》(1998年)2设计执行的主要技术标准规范(1)《石油化工企业设计防火规范》GB50160-2008(2)《建筑设计防火规范》GB50016-2006(3)《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005(4)《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-98(5)《低倍数泡沫灭火系统设计规范》GB50151-92(2000年局部修订)(6)《固定消防炮灭火系统设计规范》GB50338-2003(7)《建筑物防雷设计规范》GB50057-94(2000年局部修订)(8)《爆炸和火灾危险环境电カ装置设计规范》GB50058-92(9)《石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》SH3063-1999(10)《化工企业静电接地设计规程》(HG/T20675-1990)3、工程概述3.1工程概况(1)项目名称:重油深加工综合利用项目。⑵建设单位:⑶企业性质:民营(4)建设性质：新建⑸建设背景:重庆市发改委在《加快构筑重庆安全可靠的能源保障体系》一文中提出,近年来,随着经济的发展,重庆市成品油消费呈逐年上升趋势。2003年全市成品油消费总量达203万吨,其中柴油136万吨,汽油67万吨。2007年重庆市统计局公布成品油销售量308万吨。由于重庆市工程建设任务多,柴油消费比重大:今后,随着轿车逐步进入家庭,汽油消费的比重会逐步提高;成品油需求会呈加速增长形势,按6%增长速度计算,至2010年重庆市的规划需求量已达410万吨。重庆市成品油来源主要是新疆、兰州,通过中石油兰成渝输油管道入渝,成渝段最大输送能力为每年250万吨,离重庆市的规划2010年需求量410万吨还有很大的缺口。我国石油加工企业主要分布在北方和沿海地区,而西南六省区几乎没有加工能力,形成北油南运的格局；2001年10月国家正式放开重油的流通和价格,2004年起又取消了重油的进出口配额,实行进口自动许可管理,我国重油市场与国际市场己基本接轨。资料表明,我国石油地质资源约为940亿吨,可采资源仅为135亿吨,目前探明的只有24%,人均石油资源占有量仅为世界平均水平的1/16。“ハ五”以来,我国石油产量年均增长率为1.7%,消费量的年均增长率却为4.99%,供求矛盾逐年恶化。从1993年起,我国已成为石油的净进ロ国；2000年我国原油净进口量高达6000万吨,占当年石油消费总量的26.28%,作为石油制品的轻质油,在我国的消费也呈快速增长态势。全国轻质油消耗量从1991年的6618万吨增至2000年的11040万吨,10年增长了66.5机据中石油预测,今后多年,我国的轻质油消费将继续以不低于3.5%的速率递增,到2008年,我国轻质油消费总量已达14535万吨。随着我国社会经济飞速发展,石油资源已凸显短缺,轻质油市场供应紧张。而国内炼油企业一次加工后所剩的重质油除部分再利用外,大部分重质油均作为燃料油销售。以大量重油（或渣油）为燃料将有悖于我国的能源政策,是ー种严重的资源浪费;因此,通过对重油（或渣油）进行深度加工和综合利用,以生产更多的轻质油产品,符合我国既定的能源政策。重油深加工综合利用项目位于涪陵龙桥エ业园区石沱镇内,紧靠长江和渝怀铁路,运输十分便利。主要产品为柴油、汽油、石脑油、液化气、硫磺等产品。将填补重庆产业布局空白,改善重庆的石油化工产品供应结构,形成重庆的基础产业,符合重庆市政府十一五规划能源发展的战略方向;是加快库区产业发展、民营企业发展的重大项目;受到重庆市政府的高度重视和全カ支持。重庆龙海石化有限公司2007年7月成立,注册资金2亿元。隶属重庆三和机械制造有限公司,该公司1983年成立,为重庆市首家民营企业。目前拥有重庆天力建筑安装工程公司、重庆纳极贸易有限公司、重庆长久公路工程有限公司、重庆富豪水泥有限公司等多家公司,现已发展成为跨行业、多元化、集技工贸为一体的综合性企业。（6）エ艺优越性在重油（或渣油）深度加工技术方面,延迟焦化是转化渣油（或重油）的基本手段,它エ艺流程简单,技术成熟,投资和操作费用低,对各种渣油作原料的适应性大,脱碳彻底。随着原油变重和对轻质油品需求的增大,采用热裂化方法将渣油转变成汽油、柴油、蜡油、液化气和石油焦的延迟焦化工艺越来越被人们重视。焦化汽油、柴油通过加氢精制装置成为高品质化工轻油和优质柴油,效益十分显著。延迟焦化工艺技术成熟,在国内外许多炼油企业有成功的操作经验,不存在技术风险。焦化装置原料适应性强,可加工各种渣油(或重油)，适合重庆龙海石化公司的原料多样性的实际情况。(7)建设规模:100万吨/年重油深加工综合利用项目(8)项目建设投资:97993万元(9)工程总指标:厂区用地面积(行):695014;总建筑面积(m2)：18897；建筑占地面积(m?)：9270〇建筑物火灾危险类别见表10;装置、罐区的火灾危险类别:甲级。2设计范围本项目的装置和罐区按重油处理能力100X101t/a设计,并配套100X10，/a的原料油预处理装置、80X10't/a的汽柴油加氢装置、60t/h的污水汽提装置、3X10」t/a硫磺回收装置,新设燃料油储罐20000mS四个,渣油和蜡油储罐lOOOOn?八个、5000mユ两个,液化气储罐2000m'成品及中间原料油储罐lOOOOnf六、5000m3四个、2000m3两个;成品油装车系统；全厂循环水、新鲜水及消防水管网;系统管廊以及变配电站;五套装置采用联合布置,以节约用地,新建联合装置控制室和变配电所。3.3エ艺技术3.3.1100万吨/年延迟焦化装置本项目焦化部分采用国内已有的先进焦化技术,即尽量多产汽、柴油,少产蜡油的原则。运用ー炉两塔工艺,井架式水力除焦系统,无堵焦阀技术。吸收稳定部分采用常规四塔流程；脱硫部分采用醇胺溶剂脱硫,溶剂再生后循环使用。液化气作为产品去罐区,干气去作为加热炉燃料。具体如下:(一)生产能力焦化装置设计加工能力:焦化循环比为L0时,加工能力为100X10't/a。配套的各单元的设计处理能力分别为：干气脱硫: 10X10't/a；液化石油气脱硫: SXIOVa；（二）原料来源及产品去向.原料焦化原料为减压渣油。.产品方案：本项目主要产品方案为：焦化柴油、焦化汽油、焦化蜡油、液化气和石油焦。项目全厂总物料平衡及去向见表T：全厂总物料平衡表 表ー1物料数量（万吨/年）去向原料L渣油502.180号燃料油1003.氢气0.77合计150.77二.产品1.液化石油气3.05出厂销售2.石脑油19.18作为化工原料出厂销售3.柴油58.5加氢精制柴油出厂外销4.蜡油35.67出厂销售5.石油焦23.41出厂销售合计139.81三.燃料气1.干气6.22各装置作燃料气四.甩油+损失1.94五.硫磺2.8出厂销售总计150.77(三)エ艺流程简介.延迟焦化部分原料渣油自原料油罐区进原料缓冲罐(D-1001),经原料泵(P-1001/A.B)送至柴油一原料油换热器(E-1005),蜡油-原料油换热器(E-1008)换热189c后,分两路经塔底0,5层进料控制阀后打入焦化分储塔CT002的0,5层换热段,与来自焦炭塔(CT001/A.B)顶的420℃热油气接触换热。原料油中蜡油以上重储分与热油气中被冷凝的循环油ー起流入塔底,在315c下经过滤器SR-1002/A.B用加热炉进料泵P-1002/A.B抽出去焦化加热炉F-1001加热。在入炉前分六组进料,分别在对流室前、辐射室前、辐射室注3.5MPa蒸汽,以防止炉管结焦。经过加热炉对流段、辐射段物料被快速加热到496-500C后通过四通阀进入焦炭塔C-1001/A.B底部。从加热炉出来的高温油气在焦炭塔内由于高温和长停留时间,产生裂解、缩合等一系列反应,最后生成焦炭和焦化油气。焦炭结聚在焦炭塔内,高温的焦化油气经蜡油急冷后进入分储塔(C-1002)换热板下。从焦炭塔顶流出的420c热油气在分饰塔换热段与原料油换热后,循环油流入塔底,其余大量油气经10层换热板进入集油箱以上分镭段。从下往上分储出重蜡油、蜡油、柴油、汽油和富气。分储塔底循环油(315℃)经过滤器SR-1003后,用塔底循环油泵P-1003打循环以防止塔底结焦。重蜡油自重蜡油集油箱(361℃)由重蜡油泵(PT009/A.B)抽出,至吸收稳定作稳定塔底重沸器(E-1206)及解析塔底重沸器(E-1202)的热源,再进蜡油一原料油换热器(ET008)与原料油换热至210c后,至蜡油蒸汽发生器(ET007)作为其热源后,分成二路:一路作回流,分别返回到集油箱下和分储塔第13层塔板,以调节集油箱气相温度,另一路经与蜡油-脱氧水换热器(E-1010)换热及蜡油空冷器(A-1004)冷却到90C后分三路:一路作为产品送出装置,另一路去焦碳塔(C-1001/A.B)顶作为急冷油,还有一路去封油冷却器E-1012冷却后进封油罐D-1007作机泵封油。中段回流从第20层塔板(307℃)由中段回流泵(P-1005/A.B)抽出,经中段回流蒸汽发生器(E-1003)管程,换热到210C后返回到22层塔板作回流。柴油从第23层塔板(221℃)自流至柴油汽提塔(C-1003),经蒸汽汽提后其汽提蒸汽返回到分储塔第23层塔板气相空间,汽提由柴油泵PT010/A.B抽出,至柴油.原料油换热器(E-1005)与原料油换热,被换热到140C,又经富吸收油换热器(E-1006A.B)与富柴油换热到122℃,再经柴油空冷器(A-1003/A.B)及柴油水冷器(E-1004/A.B)冷却到40℃后分二路:一路作柴油产品出装置:另一路至吸收稳定再吸收塔(C-1204)顶作吸收剂,白再吸收塔(C-1204)塔底返回的富吸收柴油经富吸收油换热器(E-1006/A.B)与柴油换热到129℃后返回分馆塔作柴油回流。分镭塔顶循环回流自32层(129℃)经分储塔顶循环回流泵(P-1004/A.B)抽出,送到到顶顶循环.软化水换热器(E-1202)换热后,经分储塔顶回流空冷器(A-1002/A^H),冷却到55℃返回分镭塔35层,控制塔顶温度。分储塔顶油气(108℃)在挥发线上注入氨水、缓蚀剂、含硫污水后经分徳塔顶空冷器(A-1001/A^J)及分储塔顶水冷器(E-1001/A〜F),冷却到40C,进入分储塔顶油气分离罐(D-1002),分离罐项部的焦化富气去富气压缩机(K-1201)〇底部汽油经汽油泵(P-1007/A.B)送至吸收稳定部分的吸收塔(C-1201)〇底部的含硫污水经含硫污水泵(P-1008/A.B)压送后分三路:一路打入分储塔顶气相线上;另一路送到富气空冷器入口(A-1201/A.B),还有一路出装置。焦炭塔小吹汽来的油气经大油气线进分储塔分储。焦炭塔大吹汽,给水冷焦产生的大量蒸汽及少量油气进入接触冷却塔下部,从顶部打入蜡油储分洗涤下油气中的柴油储分。重油在塔底用接触冷却塔底泵(P-1015/A.B)抽出,经水箱冷却器(E-1011/A.B)冷却后,一部分作重油段顶回流,控制顶部气相温度;另一部分去分储塔回炼或送出装置。塔顶油气及总管来的乏气直接进入接触冷却塔顶空冷器(A-1005/A"H)〇顶部水蒸汽及少量轻燈经空冷器AT005/A~H、接触冷却塔顶水冷器(E-1009/A〜D)冷却到40℃,进入接触冷却塔顶油气分离罐(D-1006),分出的污水由污水泵(P-1013)送入隔油池或酸性水汽提处理,另一部分作水洗段回流,控制塔顶温度。接触冷却塔顶分液罐顶部的不凝气直接排入火炬系统。焦炭塔瓦斯预热过程中冷凝下的甩油,从焦炭塔底流到甩油罐(D-1005)〇自甩油罐底出来的甩油经过滤器(SR-1OO1/A.B)后用甩油泵(P-1012/A.B)抽出后分二路:一路去分储塔回炼,另一路经水箱冷却器(E-1O11/A.B)冷却后出装置。焦炭塔切焦用的高压水,由高压水泵(P-1016)送出,经三位控制阀送到水力切焦器切焦。焦炭塔底出来的切焦水经过储焦池、ー沉淀池、二沉淀池,用切焦水提升泵(P-1033/A.B)送至切焦水储罐,作切焦用水。焦炭塔冷焦水(冷焦溢流水+冷焦放空水)去冷焦水隔油罐(D-1031/A.B)»用冷焦热水泵(P-1031/A.B)抽出,送往冷焦水空冷器(A-1006/A〜H)进行冷却,最后冷却后的水返回至冷焦水储水罐(D-1032)待焦炭塔冷焦时使用。冷焦水隔油罐隔出的污油进入污油罐(D-1034)»用冷焦水污油泵(P-1034/A.B)抽出进行回炼或出装置。.吸收稳定及脱硫部分自延迟焦化部分来的富气进入气压机入口分液罐(D-1205)»顶部富气至富气压缩机(K-1201),底部为凝缩油。富气经压缩机压缩至1.5MPa(g),分离出部分凝缩油后与水洗水混合洗涤,经富气空冷器(AT201/A.B)冷至50℃。冷后富气与吸收塔(C-1201)底饱和吸收油、解吸塔(C-1202)顶气混合经富气冷却器(E-12O1/A.B)冷至40℃进入高压凝缩油罐(D-1202)〇其项部富气进入吸收塔底部,底部凝缩油由解吸塔进料泵(PT201/A.B)抽出,进入解吸塔顶部。自焦化分储部分来的粗汽油进入吸收塔顶第31层塔盘作吸收剂,部分稳定汽油进入吸收塔顶第34层塔盘作补充吸收剂。压缩富气白吸收塔底进入,经34层单溢流塔盘与吸收剂逆向接触。该塔设二个中段回流,一中段回流油由吸收塔一中段回流泵(P-1204/A.B)抽出,经吸收塔一中段回流冷却器(E-1202/A.B)冷至40℃返回吸收塔23层塔盘。二中段回流油由吸收塔二中段回流泵(P-1207/A.B)抽出,经吸收塔二中段回流冷却器(E-1208/A.B)冷至40℃返回吸收塔10层塔盘。吸收后的贫气自塔顶逸出,进入再吸收塔(C-1204)〇吸收柴油自焦化柴油水冷器(E-1004/A.B)来,进入再吸收塔顶部。贫气自下而上经30层单溢流塔盘与吸收柴油逆向接触,塔底凝缩油至焦化分储塔,塔顶干气至干气分液罐(D-1301),白再吸收塔(C-1204)塔底返回的富吸收柴油至焦化富吸收油换热器(E-1006/A.B)〇吸收塔底饱和吸收油由吸收塔底泵(P-1202/A.B)抽出与富气空冷器(A-1201/A.B)后富气混合。高压凝缩油罐(D-1202)底部凝缩油由解吸塔进料(P-1201/A.B)抽出,进入解吸塔(C-1202)项部。在解吸塔中饱和吸收油白上而下,经30层单溢流塔盘,逐渐升温,解吸其中含有的C2以下组分,到达塔底成为脱乙烷汽油。解吸塔塔底重沸器(E-1203)由焦化蜡油供给热量作为全塔热源。解吸塔顶气与富气空冷器后富气混合。塔底脱乙烷汽油由稳定塔进料泵(P-1205/A.B)抽出,经稳定塔进料换热器(E-1204/A.B)与稳定汽油换热后进入稳定塔中部24层塔盘。稳定塔顶逸出气态燈分两路,一路经稳定塔顶冷却器(E-1207/A.B)冷至40c后进入稳定塔顶回流罐(D-1204),另一路经热旁路调节阀直接进DT204,以控制稳定塔顶压カ。DT204底液化气由稳定塔顶回流泵(P-1206/A.B)抽出分两路,一路作为稳定塔顶回流,另一路至液化气脱硫塔(C-1302)〇稳定塔底重沸器由焦化蜡油供热作全塔热源,脱乙烷汽油经稳定塔分储后,塔底脱除丁烷以下组分,成为稳定汽油。稳定汽油经稳定塔进料换热器(E-1204/A.B)＞稳定汽油空冷器(A-1202/A.B),稳定汽油冷却器(E-1205/A.B)冷却至40℃,由稳定汽油泵(P-1203/A.B)一部分作为产品出装置,一部分作为补充吸收剂,送入吸收塔顶。自再吸收塔(C-1204)顶来的干气,进入干气分液罐(D-1301),在罐内除去携带的重煌,进入干气脱硫塔(C-1301)底部。干气白下而上经22层单溢流塔盘与从塔顶流下的贫胺液逆向接触,干气中的酸性物质H2S.COッ被胺液吸收。脱除酸性气后的干气进入位于干气脱硫塔上方的干气溶剂沉降罐(D-1302),分离携带的胺液,净化后干气进入全厂燃料气系统。自吸收塔顶来的液化烧,进入液化气脱硫塔(C-1302)底部。经13层筛孔塔盘与从塔顶流下的贫胺液逆向接触,液化气中H2s被胺液吸收。净化后的液化气从塔顶溢出,经液化煙溶剂沉降罐(D-1303)分离携带的胺液,再经姪碱混合器(M-1302/A.B),液化烧碱洗罐(D-1310)分离携带的碱液后进入烧水混合器(M-1301/A.B)水洗,再进液化烧水洗沉降罐(D-1311)分离携带的水后的脱硫液化燃出装置。从干气脱硫塔和液化气脱硫塔底流出的富胺液经塔底液控阀减压后进入富液闪蒸罐(D-1304),在低压下闪蒸出溶解的轻燈。闪蒸后的富液由富液泵(P-1302/A.B)抽出,经闪蒸后贫富液换热器(E-1302)与富液再生塔(C-1303)底贫液换热至90℃,进入C-1303顶部。C-1303为富胺液解吸再生塔,解吸所需热量由再生塔底重沸器(E-1305)提供。E-1305所用热源为经减温减压的。.3MPa、143℃的低压蒸汽。脱除酸性气后的贫胺液自塔底流出,经闪蒸后贫富液换热器(ET302)、闪蒸前贫富液换热器(E-1301)、贫液冷却器(E-1303/A.B)冷至40℃,进入溶剂贮罐(D-1308)〇贫胺液由贫液泵(P-1301/A.B)从D-1308中抽出,分两路分别进入CT301、C-1302顶部循环使用。酸性气自富液再生塔顶逸出经再生塔顶冷却器(E-1304/A.B)冷至40℃进入再生塔顶回流罐(D-1306)〇罐内冷凝液由再生塔顶回流泵(PT303/A.B)抽出作C-1303塔顶回流。D-1306顶酸性气出装置。.3.280万吨/年加氢精制装置本项目加氢部分的エ艺技术是非常成熟的技术,本次拟建的加氢装置借鉴了国内加氢装置的先进技术,采用炉前混氢加氢精制工艺,生产汽柴油的加工方案。具体如下:（一）生产能力汽、柴油加氢精制装置设计加工能力:加工能力为80X101t/a。（-）原料来源及产品去向.原料汽、柴油加氢装置的原料为焦化汽油和焦化柴油。.产品方案:本项目主要产品方案为:精制石脑油、精制柴油。项目主要产品产量及去向见表ー2:主要产品 表ー2序号产品名称产量（10't/a）去向1精制柴油58.5出厂销售2精制石脑油19.18出厂销售合计77.68（四）、エ艺流程简述（1）反应部分从装置外来的催化柴油、焦化部分来的焦化柴油和吸收稳定部分来的稳定汽油经过静态混合器混合后,再经过加氢进料过滤器过滤后进入原料缓冲罐（设有氮气保护,防止原料氧化）,再由反应进料泵抽出升压后,先与精制柴油在换热后与氢气混合,再与加氢精制反应产物进行换热,然后经加热炉加热至要求温度,自上而下流经加氢精制反应器。在反应器中,原料油和氢气在催化剂作用下,进行加氢脱硫、脱氮、烯姪饱和等精制反应。从加氢精制反应器出来的反应产物与混氢原料及低分油换热后,再进入反应产物空冷器,冷却至55C左右进入反应产物后冷器,冷至45℃左右进入高压分离器进行油、水、气三相分离。为了防止加氢反应生成的硫化氢和氨在低温下生成镂盐,堵塞空冷器,在空冷器前注入脱氧水。高压分离器顶气体经循环氢压缩机升压后,与经压缩后的新氢混合,返回到反应系统。从高压分离器中部出来的液体生成油,减压后进到低压分离器中,继续分离出残余的水。油相去分僧部分。从高压分离器及低压分离器底部步出来的含硫含氨污水经减压后,送出装置处理。(2)分储系统低分油经与反应产物换热后,进入生成油脱硫化氢汽提塔。通过经炉加热的过热蒸汽进行汽提。塔顶油经空冷器、水冷器冷凝冷却到40C,进入塔顶回流罐。液体作为塔顶回流。含硫气体和低分气一起送到焦化装置进行脱硫或火炬系统。从塔底出来的脱硫化氢油直接进入分储塔。分储塔顶油气经分储塔空冷器和分储塔顶后冷器冷凝冷却到40℃,进入塔顶回流罐,罐顶少量汕气至放火炬系统,罐底轻石脑油用塔顶回流泵抽出,一部分作为回流打入分镭塔顶部,另一部分作为产品(石脑油)送出装置。分镭塔底由分镭塔底重沸炉提供热量,精制船用燃料油组分从塔底扣出后,经精制油泵升压与原料油换热后,再经空冷器、后冷器冷却至40C,作为产品送出装置。(3)酸性水汽提装置外来的酸性水,进入原料水脱气罐,脱出的轻油气送至火炬系统。脱气后的酸性水进入原料水罐沉降脱油后进入原料水罐。自原料水罐脱出的轻污油自流至地下污油罐,经地下污油泵间断送出装置。除油后的酸性水经原料水泵加压后分为两路:其中一路经冷进料冷却器冷却后进入主汽提塔顶,另一路经原料水ー净化水一级冷凝冷却器和原料水一净化水换热器,分别与侧线气、净化水换热至150C后,进入主汽提塔的第1层塔盘。塔底用l.OMPa蒸汽加热汽提。侧线气由主汽提塔第17层塔盘抽出,经过三级冷凝冷却（第一级为与原料水换热冷却、第二级为循环水冷却、第三级为循环水冷却）和三级分凝后,得到浓度高于97%（V）的粗氨气,经ー、二级分凝液经冷却后,再经过压缩机压缩后以液氨出装置。汽提塔底净化水与原料水换热后,再经过净化水冷却器冷却,排至排水管网;汽提塔顶酸性气经冷却、分液后专线送至硫磺回收装置。原料水罐顶部设置氮封系统,抑制有害气体对环境的污染。开エ初期,净化水可通过开工循环线返至原料水罐,实现内部循环,直到净化水合格为止。3.3.3原料油预处理装置.エ艺方案本装置采用原料油拔头（初储）,常压蒸储及减压蒸储三段分福,同时在原料油拔头之前设有二级电脱盐设施的主要工艺路线。在初储塔内件上选用目前国内先进、高效的浮阀塔盘;加热炉采用热管式空气预热器,降低排烟温度,做到炉子热效率达到90%以上:采用大直径低速转油线及100%炉管吸收转油线热膨胀技术,使温降控制在12C；采用能量利用系统综合分析技术,优化换热网络技术。由于エ厂类型是燃料-化工型,对减压不要求很高分离精确度,只要求很高的拔出率,因此真空度需要高一些。.エ艺流程原料油预处理装置建设时按100万吨/年进行设计,加工燃料油时,常压塔抽出ー个产品柴油组分,减压塔出两个产品:减压蜡油储分和减压渣汕储分,实际情况的操作工艺流程作简略描述如下:原料油自罐区经泵升压后进装置,经电脱盐装置脱盐后,与各股热流换热,经初徳炉加热,然后进入常压塔。从常压塔柴油储分由泵抽出并经换热后出装置。初底重油用泵抽出送入减压部分。常压重油经减压炉加热后进入减压塔。减压塔顶气冷凝冷却后,进入减压塔顶分液罐进行气液分离。由此罐分出的凝缩油由泵抽出送出装置。减ー线、减二线、减三线和减四线油分别有一路经塔外冷却后各自打回流外,另一路作为减压蜡油送出装置。塔底渣油经换热后送出装置作为延迟焦化装置的进料。3.3.43万吨/年硫磺回收装置1方案选择拟采用部分燃烧法,外掺合两级转化的常规克劳斯制硫エ艺,尾气处理采用还原一吸收エ艺。该エ艺技术特点是:(1)采用部分燃烧法、外掺合两级转化Claus制硫エ艺。(2)尾气处理采用还原一吸收エ艺。总硫回收率可达99.8%以上。(3)尾气采用热焚烧后经60米烟囱排空,排空烟气中SOユ量及浓度满足国家大气污染物综合排放标准(GB16297-1996)的要求。(4)液硫脱气采用循环和注氨结合的方式,将液硫中的H2s降到最低,减轻操作环境的污染。(5)尾气处理不设单独的再生系统,吸收溶剂送入溶剂再生装置,降低投资和消耗。2.エ艺流程简述(1)制硫部分自酸性水汽提及溶剂再生装置来的酸性气经酸性气分液罐分液后进入酸性气焚烧炉。酸性气分液罐排出的酸性液,自流至酸性液压送罐,经酸性水泵送到装置外(酸性水汽提装置)处理。在炉内,根据制硫反应需氧量,通过比值调节严格控制进炉空气量,使进炉酸性气中的H2s约有65%直接生成元素硫,过程气经制硫余热锅炉发生L2MPa(g)蒸汽回收余热,再经ー级冷凝器发生0.4MPa低压蒸汽,同时将过程气中的元素硫冷凝为液态并分出进入液硫池。根据反应温度要求,ー级冷凝器后的过程气与制硫燃烧炉后的高温气流通过高温掺合阀,按要求混合后进入ー级转化器,在催化剂的作用下,过程气中的!LS和SOユ进ー步转化为元素硫,自ー级出来的高温过程气进入过程气换热器,与自二级出来的过程气换热后,再进入二级冷凝器,过程气经二级冷凝器发生0.4MPa蒸汽并使元素硫凝为液态,液硫捕集分离后进入液硫池;由二级冷凝器出来的过程气再经过程气换热器加热后进入二级转化器,使过程气中剩余的H2S和S02进一步发生催化转化,二转出口过程气经三级冷凝器发生0.4MPa蒸汽并使元素硫凝为液态,液硫被捕集分离进入液硫池,尾气经尾气分液罐分液后进入尾气处理部分。液硫池的液硫,经脱气处理,液硫中的有毒气体被分出,送至尾气焚烧炉焚烧。脱气后的液硫用泵送至液硫成型造粒。(2)尾气处理部分尾气自塔顶出来进入尾气吸收塔,用上游再生系统送来的甲基二乙醇胺溶液吸收其中的H8,尾气吸收塔顶出来的净化气进入烟筒排放。尾气吸收塔使用后的富液用富液泵送返上游溶剂再生设施进行溶剂再生。3.5配套工程(1)成品油装车系统在厂区的东面设置了成品油装车系统,紧邻厂外公路,便于运输。装车站共设置了24个成品油装车鹤位和8个液化气装车鹤位,可供32辆车同时使用。装车物料通过泵抽吸储罐内的物料,再通过装车鹤管进行装车作业。每个装车鹤管设置了自动电脑发油系统,以缩短装车时间,提高装车效率。(2)油品罐区按照铁道部有关文件,为保证铁路与储罐的安全距离,对项目罐区的方案设计进行了调整,具体如下:A、原料油罐区原方案设计为14个10000m:拱顶罐,因该项目的原料为燃料油和渣油,初步设计原料油罐区分为渣油罐区和燃料油罐区两个罐区,中间留有消防通道。渣油罐区设有8个10000m,和2个5000m：'拱顶罐,燃料油罐区设有四个200001113外浮顶罐。因蜡油和渣油性质ー样,故蜡油储存在渣油罐区,取消方案设计中的蜡油罐区。B、成品油和中间原料罐区因ー期不出汽油,只出少量的石脑油,故取消方案设计中的汽油罐区（预留到二期建设）,石脑油储存在中间原料罐区。该罐区包括两个10000m：’、两个500On?和两个3000m3内浮顶罐及四个1000011两个50000m，拱顶罐。方案设计与初步设计罐区设置情况对比表如下:方案设计与初步设计对比表 表ー4罐区类别罐容(n?)罐类别方案设计（个数）初步设计（个数）备注原料罐区20000外浮顶4包括渣油罐区、燃料油罐区10000拱顶罐1485000拱顶罐22成品油及中间原料10000内浮顶2包括中间罐区、柴油罐区及汽油罐区5000内浮顶422000内浮顶2210000拱顶罐445000拱顶罐32蜡汕罐区10000拱顶罐4放在渣油罐区C、液化气罐区设有2个1000n?球罐,并为以后发展预留位置。原料油罐区、成品油和中间原料罐区及液化气罐区设置在厂区的北侧,原料油罐区主要储存有:燃料油、渣油;中间罐区主要储存有:焦化汽柴油、加氢原料油;球罐区主要储存有:液化气。燃料油和渣油主要由码头卸车系统输送来,部分渣油由装置来,储存后再通过输送泵输送到常减压装置或焦化装置作为原料油。焦化汽柴油由装置来作为加氢的原料油,通过泵输送到加氢装置。3.4厂址概况3.4.1厂区的地理位置及交通运输状况本工程拟建在涪陵区涪陵区石沱镇青春村及团结居委,该厂址距渝怀铁路线仅30m,二期工程将修建企业配套支线铁路转运站:厂址东边界与长江直线距离仅约1km。距涪陵城区25公里,距长江二桥16公里,拟建项目处于水陆交通便利、物流顺畅的枢纽地带。涪陵区地处重庆市东部,位于重庆市中心区下游120km长江和乌江汇合口处,地理坐标介于东经106°56'至107°43',北纬29°21'至30°01,之间。涪陵水陆交通较为便捷,目前有公路和水路两种交通方式承担着涪陵对外联系、客货运输以及功能联系的任务。渝涪高速公路、国道G319、长江和乌江贯穿境内,加上已经建成的渝怀铁路,一个铁、公、水联运的综合交通体系正在逐步形成。3.4.2工程地质、地震烈度、水文地质情况及有关海、河水文资料3.4.2.1工程地质及水文资料涪陵区地质构造属于新华厦构造体系,出露岩层为基岩、砂岩、页岩及灰岩。岩层地质属侏罗系珍珠沉淀和自流井沉积的泥（页）岩和突砂岩组成,场地处于自然稳定状态,周围未发现构造裂缝和滑坡迹象及其他不利于项目建设的地质问题。涪陵地处于渝东平行岭谷区,地形以丘陵为主,地面坡度10°〜25°。拟建项目所处位置岩层属侏罗系中统上沙溪庙组第三层（J。2s）,以暗紫色、紫红色及灰白色砂岩互层,据勘探结果,厂址地层主要由第四系残坡积粘土,红棕色,一般1〜3m。工程区地下水碎屑岩类裂隙孔隙水或红土承压水,水量贫乏无侵蚀性,地下水埋藏较浅,一般为0.811I〜1.45m。涪陵区境内溪河总归长江水系。涪陵位于长江与乌江交汇的河谷地带,从地形、地貌和水位、流量的特征来看,两江均属典型的山区河流。两江把全区分割成江南、江北和江东三片,涪陵城座落于长江、乌江交汇处。除长江、乌江外区境内有大小河流147条,其中,流域面积大于50km2的河流19条,在147条河流中,按自然流向交汇后有34条溪河流入长江,10条溪河注入乌江。区境内河流切割,山谷相间,相对高差大,水第发育,均具山区水文特征,径流丰富,暴涨暴落,洪枯变幅大。涪陵区多年平均径流量14.92亿m3,当地地表水资源多年平均可利用量为5.97亿n?,地下水可开采量为1.26亿ボ。长江在区境西部与长寿区交界的黄草峡入境,由西向东流经石和、石沱、镇安、蔺市、义和、李渡、龙桥、涪陵城区、清溪、百胜、珍溪、南沱、中峰、仁义等集镇后出境,涪陵段长77km,河床平均宽度844m,境内流域面积2946km、据清溪水文监测站多年观测,历年最大流量为99000n?/s,历年最小流量为3500mコ/s,多年平均流量为11200m7s,多年平均输沙率为14600kg/So沿岸支流有梨香溪、龙潭河、渠溪河、碧溪河、上桥河、清溪沟河、袁家溪河、珍溪河、岔河、羊石溪河、同乐河等。拟建项目废水受纳水体为高登河（马福溪）,其多年平均流量为3.0m7s；拟建项目废水排入高登河后,经3.3km后汇入长江。3.4.2.2地质烈度抗震设防烈度6度设计基本地震加速度0.10g设计地震分组:第一组。场地类别:III类抗震设防类别:丙类。3.4.2.3气象条件涪陵区地属中亚热带湿润季风气候区,其总的特点是：四季分明,热量充足,降水丰沛,光照欠足,四季分明,立体气候差异明显,灾害性天气频繁;光、热、水资源同步等。四季气候变化总的规律是:冬无严寒,霜雪较少,雾日多:春季回暖早,空气活动频繁,气温不稳定,大雨来得早,春旱、寒潮、风雹、低温阴雨时有发生;夏长炎热,夏旱少,伏旱频繁,时有暴雨洪涝；秋季低温来得迟,秋绵雨严重。(1)气温年平均气温:均.1℃极端最高气温:42.2°C极端最低气温:-2.ブC最冷月平均气温:7.1℃最热月平均气温:28.6℃(2)湿度年平均相对湿度:79%最热月平均湿度:85%最冷月平均湿度:71%(3)降雨量年平均降水量:1072.2mm最大年降雨量:1363.4mm最小年降雨量:800.5mm日最大降雨量:113.1mm平均降雨日:150.2d(4)雪年平均降雪日:0.6天最多降雪日:3天最大积雪厚度:40mm(5)风最大风速:28.4mm/s年平均风速:]..5m/s年主导风向:北东最大风カ:十级5厂区平面布置5.1装置设备平面布置原则:本项目设施主要包括:原料油预处理装置、焦化装置、加氢精制装置、硫磺回收装置、酸性水汽提装置、控制室:燃料油罐区、渣油罐区、蜡油罐区、成品油罐区、中间原料罐区、液化气罐区、液化气装车站台、成品油装车站台;变配电室、循环水站、空压站、污水处理厂、火炬等设施。其布置原则如下:1）本项目本着顺应エ艺生产流程,根据物流运输走向及当地风向,按照一定的功能分区的原则进行设备平面布置,严格执行现行的国家颁布的防火、防爆设计规范。各建、构筑物,装置与装置之间的距离符合有关规定的要求。2）防火间距设备平面布置中,为确保生产及人身安全,严格执行国家及有关部门颁布的有关规范、规定及标准。防火设计主要执行GB50160-92《石油化工企业设计防火规范》（1999年版）的各项条款。装置的火灾危险性为甲类,根据防火规范的规定,装置设备或构筑物距厂内道路边缘间距均保证了10m以上的安全距离,且四周设置了宽度为6nl的环状消防道路,其厂区道路转弯半径均为12m。3）消防道路本项目道路呈环状布置,新建生产区道路与原有各侧道路网相协调,以满足运输和消防要求。新建厂内消防道路宽度为6m,主干道路为8m,其消防道路转弯半径均为12m,检修道路和转弯半径为9m。管架跨越道路时,净空高度为5.5m«可以保证大型消防车辆通行。3.5.2配套工程总图布置:1）总平面布置原料罐区、成品罐区和中间罐区及其附属泵房布置在厂区北侧,拟建罐区由4个20000m3外浮顶燃料油罐、8个1000On?和2个50001113拱顶渣油罐;4个50001113和2个50001113拱顶罐柴油罐、2个1000On?、2个3000n?、和2个2000n?内浮顶石脑油罐组成。罐区四周新建高1.0〜1.2米的钢筋混凝土防火堤。泵房在利用原重油房的基础上,向西新建变配电间及其他辅助用房。罐区四周设置6米宽的环形消防通道。其泵房及其他辅助用房建于罐区南侧。新建2个100011?液化气罐,液化气罐区位于装车区的北侧,渣油罐区的南侧。拟建空压站、循环水站及化学水等公用工程位于厂区西侧。2）竖向布置罐区竖向布置,根据主导专业要求结合现场实际情况,采用阶梯式布置。罐区由南坡向北,坡率1.6%。3.6工程消防环境状况根据GB50160的要求,厂内同一时间火灾次数为一次,火灾延续时间3小时，本项目为中型装置，其最小消防水量为150〜230L/S,供水压カ按0.8MPa设计,消防水来自重庆龙海石化有限公司码头的淡水泵房,并通过独立稳定消防给水系统供给火场用水。正常情况下,消防管网采用位差保压,事故状态下,管网向外供供水压カ降低,靠压カ自动开启消防泵供给火场灭火。同时,将工厂的生产水管网与消防水系统管网相连。本项目拟建的消防站设在厂区的西北角,距厂区内最远的装置约1000m左右,其消防服务半径不超过2.5km»可以保证接到火警后5分钟内消防车到达现场。3.?装置与全厂消防设施及管理机构的依托关系建设项目依托龙桥エ业园区消防机构及消防站,项目内设相应消防系统,各装置设义务消防员。4装置火灾危险性分析100万吨/年延迟焦化装置的火灾、爆炸危险性分析本项目生产过程中所使用的原料、燃料、辅助材料及产生的中间产品、最终产品中主要危险物料有:渣油、柴油、石脑油、液化石油气、氢气、石油焦、硫化氢等。4.1.1主要危险物料特性.渣油渣油的闪点比较高,在80〜130C,属于可燃液体,相对轻油和原油来说,火灾危险性较小。但其自燃点比较低,一般在230〜270C,由于重油的自燃点较低,遇到较高的温度容易自燃。重油中,总免不了含有一些轻质储分,在温度升高时,它们很容易挥发出易燃蒸气,遇到明火或静电火花,也会燃烧或爆炸。.柴油柴油的主要成分有烷煙和芳煙,都是高沸点,因此由于吸入蒸汽所致的中毒机会较小。柴油的雾滴吸入后可引起吸入性肺炎。燃烧柴油所产生的废气中含有氮氧化物、ー氧化碳、二氧化碳、醛类和不完全燃烧时的大量黑烟。黑烟中有未经燃烧的油雾、碳粒,ー些高沸点的杂环和芳姪物质,并有一些致癌物质。.石脑油石脑油易燃,闪点ー2℃,自燃点280〜456C,蒸气能与空气形成爆炸性混合物,遇明火、高热、强氧化剂有引起燃烧的危险,爆炸极限为1.4〜7.6%0.液化石油气无色易燃气体或黄棕色液体,主要成分是丙烷丁烷的混合物,物化性质和危险特性可参照丙烷和丁烷。液化石油气具有特殊臭味,爆炸极限2.25〜9.65%,泄漏后蒸汽在地面上扩散,遇热源、火源有着火爆炸的危险,与氧化剂接触剧烈反应,吸入高浓度有窒息及麻醉作用。.硫化氢硫化氢溶于水和乙醇,是ー种无色、易燃、有臭鸡蛋味的气体,它比空气重,相对密度1.19。与空气混合能形成爆炸性混合物,爆炸极限为4%—46%,遇明火、高热能引起燃烧爆炸,燃烧后生成氧化硫;若遇高热,容器内压增大,有开裂和爆炸的危险。.石油焦石油焦为黑褐色块状可燃固体。严禁明火。生产、贮运过程中会有大量粉尘。其粉尘在空气中达到ー定浓度时,有发生火灾和爆炸的危险。落在高温设备或管道上可引起火灾。.氢气无色、无臭、无味的气体,氢气本身无毒,低浓度时对人体无害,但在浓度高而氧气分压小时,可使人窒息而死。氢气具有极大的易燃易爆性。与空气易形成爆炸性混合物,容易引起火灾,爆炸极限4〜76%。1.2,物料火灾危险性分类本项目的燃烧和爆炸事故大都是来自爆炸混合物的爆炸事故,和高温渣油的泄漏自燃事故,在生产中可燃气体与空气形成爆炸混合物的机会是存在的,如可燃气体从エ艺设备、管线泄漏到空气中或空气漏入含有可燃气体的设备、管道内部都可以形成爆炸混合物,遇到火种便会造成爆炸事故。火灾爆炸的危险性取决于多种因素,如:可燃性物质的种类、性质及用量;生产装置工艺技术的状况和先进程度,生产装置区域中防火防爆间距、厂房空间大小、厂房内通风换气条件、设备及管道的破损泄漏的可能

性,以及火花发生的可能性等。本装置在生产过程中使用的原料、中间产品和最终产品大多具有易燃、易爆和有毒的特性,表-4列出了主要物质的燃烧性、爆炸极限、危险品类别等特性。主要物质危险特性表 表ー4序号物质名称物料状态自燃点闪点爆炸极限vol%火灾危险等级1燃料油液体250―300℃5〇〜130c丙A类2渣油液体230―270℃8〇〜130℃丙B类3柴油液体可燃5〇〜65℃丙A类4石脑油液体28〇〜456℃-2℃1.4〜7.6甲B类5液化石油气气体300-460℃-60℃2.25〜9.65甲A类6硫化氢气体292℃<-50℃4-46%甲类7石油焦固体595℃35〜2500g/m3丙类8氢气气体560℃<-50℃4.3-76%甲类可燃物燃烧和爆炸的危险性,从根本上讲是爆炸混合物的形成和接触火源或接触高温物体,这两个因素控制其一就可以防止火灾和爆炸的发生。因此,设计中采取了必要的消防措施,防止由于操作失误或失控所引起的火灾事故。另外,可燃气体扩散性也要引起注意,特别是比空气重的可燃气体泄漏出来,往往沉积于地表、沟渠和死角地域,不易扩散,遇明火引起迅速反返燃。综上所述,有爆炸危险的设备及有关电气设施、エ艺系统和厂房的エ艺设计及土建通风设计必须按照不同类型的爆炸源和危险因素采取相应的防火、防爆保护措施。防火、防爆设计应符合现行的有关规范、标准。4.1.3.生产过程中火灾和爆炸危险性分析延迟焦化装置是重要的石油二次加工手段,它是使原料油在温度为496〜500℃,压カ为0.16〜0.20MPa的情况下,经过裂解、缩合为主的一系列化学反应,转化成汽油、柴油、可燃气体及石油焦等产品的生产过程。在生产过程中的加热炉及焦碳塔エ段,原料油被加热到500c左右,已超过其自燃点,一旦泄漏会立即着火。且若加热炉炉管破裂将引起火灾和爆炸的危险。焦碳塔顶所产生的高温油气含多种甲乙类火灾危险性气体。焦碳塔顶油气进入分镭エ段进行分储,并进行ー系列换热和处理,分别得到汽油、柴油、蜡油、燃料气及液化石油气。这些可燃性液体和可燃性气体,一旦泄漏很容易形成爆炸性气体混合物。4.280万吨/年加氢精制装置的火灾、爆炸危险性分析本项目生产过程中所使用的原料、燃料、辅助材料及产生的中间产品、最终产品中主要危险物料有:柴油、石脑油、氢气、硫化氢等。2.1.物料火灾危险性分类本装置的燃烧和爆炸事故大都是来自爆炸混合物的爆炸事故,和高温渣油的泄漏自燃事故,在生产中可燃气体与空气形成爆炸混合物的机会是存在的,如可燃气体从エ艺设备、管线泄漏到空气中或空气漏入含有可燃气体的设备、管道内部都可以形成爆炸混合物,遇到火种便会造成爆炸事故。火灾爆炸的危险性取决于多种因素,如:可燃性物质的种类、性质及用量;生产装置工艺技术的状况和先进程度,生产装置区域中防火防爆间距、厂房空间大小、厂房内通风换气条件、设备及管道的破损泄漏的可能性,以及火花发生的可能性等。本装置在生产过程中使用的原料、中间产品和最终产品大多具有易燃、易爆和有毒的特性,表-6列出了主要物质的燃烧性、爆炸极限、危险品类别等特性。主要物质危险特性表 表ー6序号物质名称物料状态自燃点闪点爆炸极限vol%火灾危险等级1柴油液体可燃50~65℃丙A类2石脑油液体28〇〜456c-2℃1.4〜7.6甲B类3硫化氢气体292℃<-50℃4-46%甲类4氢气气体560℃<-50℃4.3-76%甲类5石油气气体300-460℃-60℃2.25〜9.65甲A类可燃物燃烧和爆炸的危险性,从根本上讲是爆炸混合物的形成和接触火源或接触高温物体,这两个因素控制其一就可以防止火灾和爆炸的发生。因此,设计中采取了必要的消防措施,防止由于操作失误或失控所引起的火灾事故。另外,可燃气体扩散性也要引起注意,特别是比空气重的可燃气体泄漏出来,往往沉积于地表、沟渠和死角地域,不易扩散,遇明火引起迅速燃烧或爆炸。综上所述,有爆炸危险的设备及有关电气设施、エ艺系统和厂房的エ艺设计及土建通风设计必须按照不同类型的爆炸源和危险因素采取相应的防火、防爆保护措施。防火、防爆设计应符合现行的有关规范、标准。4.2.2.生产过程中火灾和爆炸危险性分析加氢装置是重要的石油二次加工手段,它是使原料油在温度为250〜350C,压カ为8.OMPa的情况下,在催化剂的作用下进行脱硫脱氮反应。在生产过程中原料油被加热到250C左右,已超过其自燃点,一旦泄漏会立即着火。且若管道破裂将引起火灾和爆炸的危险。由于在反应过程中需要加入氢气,并进行ー系列换热和处理,分别得到石脑油、柴油、燃料气及氢气。这些可燃性液体和可燃性气体,一旦泄漏很容易形成爆炸性气体混合物。4.360t/h酸性水汽提装置和3万吨/年硫磺回收装置的火灾、爆炸危险性分析本装置为甲类火灾危险性装置,从原料到产品属于易燃易爆物质,发生跑冒滴漏易引起火灾爆炸事故。3.I物料危险因素分析1、硫化氢硫化氢溶于水和乙醇,是ー种无色、易燃、有臭鸡蛋味的气体,它比空气重,相对密度1.19〇与空气混合能形成爆炸性混合物,爆炸极限为4%—46%,遇明火、高热能引起燃烧爆炸,燃烧后生成氧化硫;若遇高热,容器内压增大,有开裂和爆炸的危险。2、硫磺与卤素、金属粉末等接触剧烈反应。硫磺为不良导体,在储运过程中易产生静电荷,可导致硫尘起火。粉尘或蒸气与空气或氧化剂混合形成爆炸性混合物。生产过程中主要易燃易爆危险物料特性详见下表。

主要易燃易爆物质火灾危险性分析表ー7、、さ性物料讪、物态自燃点（℃）爆炸极限（V%）火灾危险性类别酸性气（H2S）气体292〜3704.3〜45.5甲燃料气气体650〜7502.—13甲氢气气体58〇〜5904.〇〜7.5甲硫磺液体248〜261乙轻油气气体466〜5402.1〜9.5甲氨气气体16〜25乙4.3.2生产场所危险因素分析该装置处理的物料绝大部分为易燃、易爆介质,且硫化氢'氨还有不同程度的毒性危害。该装置的主要危险场所、重要设备及安全防护措施见下表。装置的主要危险源明细表 表ー8序号场所或设备危险性防范措施1塔区（如再生塔、急冷塔、吸收塔）易燃易爆设置高低液位报警及安全阀,紧急情况下安全阀可手动开启泄压2反应区（如ーニ级反应器及加氢反应器）超温、易燃易爆设灭火降温蒸汽及氮气保护。3工业炉区（如酸性气燃烧炉、尾气焚烧炉）易燃易爆炉膛内设置了灭火蒸汽,炉前设可燃气体检测报警点。4罐区（如酸性气分液罐等）易燃易爆高低液位报警及可燃气体检测报警点。5机泵易燃易爆选择噪声低、密封性能好的机泵6阀组集中区易燃易爆选用密封质量好的阀门,设置可燃性气体报警器由以上分析可见,本装置使用的物料及生产的产品具有易燃、易爆的性质,因此从物料的输送、加工到产品的输出,火灾、爆炸的危险是主要的不安全因素。防火防爆是本装置消防保护的主要内容。4原料预处理装置的火灾、爆炸危险性分析本项目生产过程中所使用的原料、燃料、辅助材料及产生的中间产品、最终产品中主要危险物料有:燃料油、渣油、柴油、蜡油等,其主要危险性如下。.燃料油燃料油的闪点比较高,在70〜150C,属于可燃液体,相对轻油和原油来说,火灾危险性较小。但其自燃点比较低,一般在250〜300C,由于重油的自燃点较高,遇到较高的温度容易自燃。在燃料油中含有一些轻质镭分,在温度升高时,它们很容易挥发出易燃蒸气,遇到明火或静电火花,也会燃烧或爆炸。.蜡油蜡油的闪点为70〜90C,属于可燃液体,密度比渣油略小,属于重质油,其自然点较高,遇到较高的温度オ会自燃,属丙B类液体。渣油和柴油的性质见上面。4.5各生产生产装置的主要危险场所见下表装置名称危险岗位或设备介质名称火灾可能性及危害性延迟焦化加热炉油品高温、明火、噪声机泵油品泄漏时易燃易爆高低压瓦斯分液罐瓦斯泄漏时易燃易爆分徳、稳定塔顶泵焦化汽油泄漏时易燃易爆水力除焦设备除焦水高压易伤人塔、容器汽油、氢气泄露时易燃易爆原料预处理加热炉油气、氢气、燃料气泄露时易燃易爆、噪声换热器氢气、油气泄露时易燃易爆

装置名称危险岗位或设备介质名称火灾可能性及危害性空冷器油气、汽油、氢气泄露时易燃易爆、噪声压缩机氢气、油气泄露时易燃易爆、噪声泵汽油、液化石油气泄露时易燃易爆、噪声加氢精制加氢精制反应器油、油气、氢气、H2s高温、中压、泄漏时易燃易爆高压换热器油、油气、氢气、氏S高温、中压、泄漏时易燃易爆反应进料加热炉油、油气、氢气、H2s高温、中压、泄漏时易燃易爆分储塔底重沸炉油、油气高温、噪声、泄漏时易燃易爆压缩机氢气、H2S＞姪类气体高压、噪声、泄漏时易燃易爆原料油泵汽油、柴油高压、噪声、易燃泵油气、油易燃、噪声反应流出物空冷器油、油气、氢气、h2s高压、噪声、泄漏时易燃易爆空冷器油气、油噪声、泄漏时易燃易爆换热器油气、油泄漏时易燃易爆催化剂装填粉尘有毒反应器天然气、转化气、中变气着火、爆炸天然气制氢转化炉天然气、转化气高温、噪声压缩机天然气爆炸、噪声污水汽提塔类液化气、干气、H?S、氨气泄漏时易燃易爆、有毒罐类油品、油气、酸性气泄漏时易燃易爆、有毒硫磺回收酸性气燃烧炉、尾气焚烧炉酸性气泄漏时易燃易爆、中毒加氢反应器酸性气、氢气泄漏时易燃易爆、中毒4.6配套工程的火灾、爆炸危险性分析4.6.1,各类物质的危险有害因素本配套工程所涉及主要物质有:燃料油、柴油、汽油、石脑油、渣油、蜡汕等。针对这些物质的分类、理化性质分析如下。.物质分类本项目所涉及到的危险、有害物质的分类辨识如下:(1)根据《危险化学品名录》2002版辨识,对本项目生产过程中涉及到的危险化学品进行分类。汽油和石脑油属于第三点二类中闪点易燃液体。(2)根据《剧毒化学品目录》辨识,本项目无剧毒化学品。(3)根据《高毒物品目录》辨识,本项目无高毒化学品。(4)根据《监控化学品管理条例》辨识,本项目中无监控化学品。(5)根据《易制毒化学品管理条例》辨识,本项目无易制毒化学品。.主要物质理化性质分析本项目主要危险物质理化性质数据见下表所示。主要危险物质理化性质数据表 表ー9序号物质名称闪点(℃)自燃点(℃)爆炸极限(%V/V)火灾危险性分类职业危害程度等级危险物质分类1渣汕燃料油>120220-240丙B第3.3类高闪点易燃液体2石脑油-2415〜5301.3〜6.0甲BIV第3.2类中闪点易燃液体3柴油45-55320-3301.5-4.5乙B第3.3类高闪点易燃液体4蜡油>120300-3304.1〜74.1丙B第3.3类高闪点易燃液体5氢气<-50℃560℃4.3-76%甲类6硫磺ー类可燃6.2.本项目可能出现的危险有害因素1,火灾爆炸本项目罐区的主要危险是火灾和爆炸事故,诱发火灾爆炸事故的主要原因储罐及设备不完好导致泄漏、物料在输送储运过程中泄漏,扩散的蒸汽与空气混合,形成爆炸性气体,遇明火、高热能引起火灾和爆炸事故。如果防静电、防雷击的防护措施设置不好或设施损坏,防爆电气、可燃气体报警器损坏,也可能引起火灾、爆炸事故。2.火灾危险本项目中所储运的液体石油产品多数属于甲类火灾危险性,火灾危险性较大。一旦有明火或静电等点火能量有可能引起火灾危险。设备、阀件损坏、管道超压破裂、拆卸装卸臂撒漏、腐蚀都可引起液货泄漏,如遇火源就可能发生火灾事故。3.爆炸危险液体石油产品挥发出来的可燃蒸汽与空气混合,浓度处于爆炸极限范围时,遇有一定能量的着火源,容易发生爆炸,爆炸极限范围越宽,爆炸下限越低,爆炸危险性就越大。在产品储运生产中,燃烧和爆炸经常同时出现,互相转化。由于爆炸与火灾经常同时出现,互相转化,因此,爆炸危险性与火灾危险性排序基本相同;各类エ艺阀门、法兰、装卸臂、金属软管等管件和设备,视为爆炸性气体的释放源,有可能成为爆炸性气体危险区域。本项目罐区易产生能引起燃烧所需要的最低限度的蒸汽量,蒸汽压越大,其危险性也越大,温度对蒸汽压大小的影响很大,温度升高,其蒸汽压将迅速增大。所以如果盛装甲、乙类可燃液体的管路没有足够的强度和泄压装置,就有可能发生胀裂,引起物料外溢,挥发出来的石化产品可以随风四处扩散,而跑出来的液体可顺地势向四周蔓延,进而引起事故。5防火安全措施100万吨/年延迟焦化装置防火安全措施1.1.平面布置.装置布置充分考虑了设备、建筑物间的防火、防爆安全间距要求以及与界区外相邻装置（单元）的设备或建筑物间的安全距离:严格按照《石油化工企业职业安全卫生设计规范》、《石油化工企业设计防火规范》的要求进行布置,装置（单元）内设置有检修消防通道与界区外四周环形通道相连,保证了消防作业的可抵达性和可操作性。详见附图装置平面布置图。.有明火的设备如加热炉集中布置在装置界区西侧,与危险介质设备距离大于15m»以保证防火、防爆间距;在操作和检修过程中有可能有泄露的设备,均采用围堰保护,达到控制有害介质扩散的要求。（3）为提高装置的自救能力,消灭初期火灾,控制火灾蔓延,在装置エ程中的危险区域设置了消防竖管,其服务半径为15m,在有火灾危险的建筑物内外部分地区按照规范设置小型灭火器。1.2,エ艺安全措施.在设计中选用成熟可靠的工艺流程,并考虑了必要的裕度及操作弹性,适应操作运行中上下波动的需要,并在装置操作的关键部位设置事故报警和自保系统。.为防止设备和管道超压造成事故,在塔、容器以及压缩机出口管道上均设有安全阀等泄放设施。.辅助燃烧室燃料气管道上设置阻火器,防止回火造成事故。.压缩机和泵出口设置止回阀,以防止高压介质倒流造成事故。.公用工程管线与易燃易爆介质管线相连时,设置三阀组、止回阀或盲板,以防止易燃易爆介质串入公用工程系统。.为确保装置开停工及检修的安全,在有关设备和管道上设置固定或半固定式吹扫接头,在进出装置边界管道上设置切断阀和盲板。.液化石油气采样采用密闭采样器。1.3•火灾报警.装置设置火灾、可燃气体检测系统。.设置可燃气体检测器,分布在装置区内可能有可燃气体泄漏或积聚的地方,随时监测可燃气体的泄漏以及装置火灾的发生。1.4.消防措施各装置四周有专用有消防水系统和消防环形通道。エ序区内设有灭火蒸汽接头以及相应数量的灭火器。1.5.电气防火防爆本装置的运行介质主要有干气、液化汽、汽油、柴油等,这些介质有可能与空气混合形成爆炸混合物,故有关区域按《爆炸和火灾危险环境电カ装置设计规范》(GB50058-92)的要求进行划分,主要为2区气体爆炸危险环境,其防爆等级不低于所在环境的防爆等级。.装置爆炸危险区域的划分和电气设备的选择及安装,遵循国标GB50058-92《爆炸和火灾危险环境电カ装置设计规范》。爆炸危险区域内安装的电气设备符合爆炸介质等级,其防爆等级为dHBT4、dIICT4或eIIT3o.电气设备选择满足行标《石油化工企业生产装置电カ设计技术规范》(SH3038—2000)的要求。.用于爆炸气氛场所的仪表符合相应的防爆标准,并取得国家有关防爆检验机构的相应防爆等级的防爆许可证。5.1.6.设备防火立式容器支座均设置防火层,采用室外无机厚型钢结构防火涂料;裙座式立式容器,当容器直径等于或小于1200mm时,仅在裙座外表面设防火层,当容器直径大于1200mm时,裙座内外表面均设防火层。支腿式立式容器的支腿四周设防火层。5.1.7.建、构筑物防火装置塔器支座均应设置防火层,采用厚涂型防火涂料;装置钢结构的防火保护采用无机厚涂型隔热防火涂料;无机厚涂型防火隔热涂料的耐火时间不小于L5h;钢结构的耐火涂层设置范围根据《石油化工钢结构防火保护技术规范（SH3137-2003）》中相关规定执行。供电安全.项目大部分设备的用电为二级负荷（如压缩机、原料泵、DCS用电等）,小部分为三级负荷（如照明、桥式吊车等）。.变电所加氢、焦化部分均采用二路电源供电,分别引自总配电所10KV的I、II段母线。.高压电源来自总降压变电所,高压电缆沿电缆桥架至10kV配电室。.对于高.低压均采用单母线分段运行方式,高压母联采用自动切换,低压母联采用手动投切的接线方式,当一段检修或故障时,由另一段带全所大部分负荷。.本项目用电设备均采用电缆供电,电缆沿电缆沟与桥架敷设。.本项目接地装置,所有正常不带电的金属设备外壳必须可靠接地,其接地电阻不得大于4。,10kV系统采用中性点采用不接地系统,IkV以下系统采用中性点采用接地系统。.仪表电源由二路电源供电。5.1.9.防雷、防静电所有用电设备正常不带电的金属外壳及爆炸危险区域内的工艺金属设备（塔、容器等）均可靠接地,装置内工作接地、防雷、防静电接地共用ー套接地系统,接地电阻不大于4Q。5.280万吨/年加氢精制装置防火安全措施2.1.平面布置.装置布置充分考虑了设备、建筑物间的防火、防爆安全间距要求以及与界区外相邻装置（单元）的设备或建筑物间的安全距离:严格按照《石油化工企业职业安全卫生设计规范》、《石油化工企业设计防火规范》的要求进行布置,装置（单元）内设置有检修消防通道与界区外四周环形通道相连,保证了消防作业的可抵达性和可操作性。详见附图装置平面布置图。.有明火的设备如加热炉集中布置在装置界区西侧,与危险介质设备距离大于15m,以保证防火、防爆间距;在操作和检修过程中有可能有泄露的设备,均采用围堰保护,达到控制有害介质扩散的要求。.为提高装置的自救能力,消灭初期火灾,控制火灾蔓延,在装置エ程中的危险区域设置了消防竖管,其服务半径为15m,在有火灾危险的建筑物内外部分地区按照规范设置小型灭火器。2.2エ艺安全措施.在设计中选用成熟可靠的工艺流程,并考虑了必要的裕度及操作弹性,适应操作运行中上下波动的需要,并在装置操作的关键部位设置事故报警和自保系统。.为防止设备和管道超压造成事故,在塔、容器以及压缩机出口管道上均设有安全阀等泄放设施。.辅助燃烧室燃料气管道上设置阻火器,防止回火造成事故。.压缩机和泵出口设置止回阀,以防止高压介质倒流造成事故。.公用工程管线与易燃易爆介质管线相连时,设置三阀组、止回阀或盲板,以防止易燃易爆介质串入公用工程系统。.为确保装置开停工及检修的安全,在有关设备和管道上设置固定或半固定式吹扫接头,在进出装置边界管道上设置切断阀和盲板。.液化石油气采样采用密闭采样器。5.2.3.火灾报警.装置设置火灾、可燃气体检测系统。.设置可燃气体检测器,分布在装置区内可能有可燃气体泄漏或积聚的地方,随时监测可燃气体的泄漏以及装置火灾的发生。5.2.4.消防措施各装置四周有专用有消防水系统和消防环形通道。エ序区内设有灭火蒸汽接头以及相应数量的灭火器。2.5.电气防火防爆本装置的运行介质主要有干气、液化汽、汽油、柴油等,这些介质有可能与空气混合形成爆炸混合物,故有关区域按《爆炸和火灾危险环境电カ装置设计规范》(GB50058-92)的要求进行划分,主要为2区气体爆炸危险环境,其防爆等级不低于所在环境的防爆等级。.装置爆炸危险区域的划分和电气设备的选择及安装,遵循国标GB50058-92《爆炸和火灾危险环境电カ装置设计规范》。爆炸危险区域内安装的电气设备符合爆炸介质等级,其防爆等级为dHBT4、dIICT4或eIIT3o.电气设备选择满足行标《石油化工企业生产装置电カ设计技术规范》(SH3038—2000)的要求。.用于爆炸气氛场所的仪表符合相应的防爆标准,并取得国家有关防爆检验机构的相应防爆等级的防爆许可证。5.2.6.设备防火立式容器支座均设置防火层,采用室外无机厚型钢结构防火涂料;裙座式立式容器,当容器直径等于或小于1200mm时,仅在裙座外表面设防火层,当容器直径大于1200mm时,裙座内外表面均设防火层。支腿式立式容器的支腿四周设防火层。5.2.7.建、构筑物防火装置塔器支座均应设置防火层,采用厚涂型防火涂料:装置钢结构的防火保护采用无机厚涂型隔热防火涂料;无机厚涂型防火隔热涂料的耐火时间不小于1.5h;钢结构的耐火涂层设置范围根据《石油化工钢结构防火保护技术规范（SH3137-2003）》中相关规定执行。2.8.供电安全.项目大部分设备的用电为二级负荷（如压缩机、原料泵、等）,小部分为三级负荷（如照明、桥式吊车等），DCS采用不间断电源供电系统进行供电。.变电所加氢、焦化部分均采用二路电源供电,分别引自总配电所10KV的I、II段母线。.高压电源来自总降压变电所,高压电缆沿电缆桥架至10kV配电室。.对于高.低压均采用单母线分段运行方式,高压母联采用自动切换,低压母联采用手动投切的接线方式,当一段检修或故障时,由另一段带全所大部分负荷。5•本项目用电设备均采用电缆供电,电缆沿电缆沟与桥架敷设。.本项目接地装置,所有正常不带电的金属设备外壳必须可靠接地，其接地电阻不得大于4Q,10kV系统采用中性点采用不接地系统，IkV以下系统采用中性点采用接地系统。.仪表电源由二路电源供电。5.2.9.防雷、防静电所有用电设备正常不带电的金属外壳及爆炸危险区域内的工艺金属设备（塔、容器等）均可靠接地,装置内工作接地、防雷、防静电接地共用ー套接地系统,接地电阻不大于4Q。5.3100万吨/年原料油预处理装置防火安全措施5.3.1.装置平面布置该装置区的占地面积为90X58平方米。装置区四周设有环形消防道路。装置内设有贯通式消防通道,消防道路的宽度不小于4m,路面上的净空高度不小于4.5m。加热炉布置在装置的边缘,且位于可燃气体设备全年最小频率风向的下风侧。建筑物及工艺设备的布置间距满足《石油化工企业设计防火规范》(GB50160-92)防火间距的要求。高、低压配电间依托。3.2.エ艺安全措施.对有可能产生超温、超压的设备,设置安全泄压系统或联锁保护系统,以确保设备和人身安全。.装置可燃气体的排放,进入密闭火炬系统。.在装置区内需要的地方设置可燃气体报警设施,以便及时检测装置各危险部位可燃气体的逸出,确保装置和人身安全。3.3.防爆爆炸危险区域内的电气设备选用与环境特征相适应的防爆型设备。电缆采用阻燃型电缆。3.4防雷击、防静电装置内考虑了防雷击、防静电措施,所有电气设备正常不带电的金属外壳、所有工艺设备(包括转动机组等)均可靠接地,危险区域不同方向不少于两处与接地体相连。把工作、防雷、保护及防静电的接地装置可靠地相连,整个装置区的接地装置构成一个封闭的接地网。接地电阻不大于4欧姆。3.5供电安全装置设高低压变电所一座。两回路10kV电源引自工厂!0kV系统。设置备用电源自动投入装置。对于智能型仪表,由不间断电源装置供电。3.6建、构筑物防火.该装置构筑物的耐火等级均为二级,采用的建筑构件为非燃烧体。泵棚及构架为敞开式结构,防止可燃爆炸性气体积聚。建、构筑物内疏散通道、安全出口和疏散距离满足《石油化工企业设计防火规范》(GB50160-92)和《建筑设计防火规范》(GB50016-2006)的要求。.构筑物及钢结构的耐火保护装置内所有构架、管桥的立柱,塔类、立式容器的裙座均按规范有关要求设置耐火层,其耐火极限不低于1.5h043万吨/年硫磺回收装置防火安全措施4.1.エ艺系统安全措施.根据本装置工艺特点和安全要求,在装置中设置了必要的报警、自动控制和联锁自保系统。.为防止设备超压而造成事故,按设计规范在塔、容器等部位设置安全阀以满足工艺过程的泄压要求。安全泄压系统设计考虑了发生火灾、停水、停电及停汽等事故状态下的排放量,并选用适当可靠的安全泄压设备。当设备超压时,可燃气体密闭排放至火炬系统。.对生产中因变化可能导致不安全因素的操作参数,如液面、压カ等,设置了高、低限报警。.对温度较高介质的采样,设置采样冷却器;酸性气采样采用密闭采样器。.按规范合理地设计エ艺管线上安装的安全阀、泄压设施、自动控制检测仪表、报警系统、安全联锁装置及安全卫生检测设施,使之安全可靠。.在有酸性气等易燃、易爆及有毒有害物质泄漏和积聚的危险区域,设置了硫化氢有毒气体检测报警及可燃气体报警系统。.公用工程管道与易燃易爆介质管道相接时,设置三阀组、止回阀或盲板,以防止工艺介质倒流。4.2,平面布置安全措施.装置的平面布置综合考虑了生产流程布置的流畅、防火安全以及工业卫生三者的统一与协调。.通过对エ艺流程、防火和消防安全等因素的综合考虑,装置的平面布置进行了优化设计。.按照《石油化工企业设计防火规范》GB50160-92(1999年版)的要求,装置中的各类机械设备、建筑物、构筑物的布置间距,均考虑了防火距离及安全疏散通道,且有足够的道路及空间便于作业者操作及检修。.有明火的设备(如尾气焚烧炉)远离可能泄漏可燃气体、可燃液体蒸汽的工艺设备及贮罐,以杜绝引起火灾爆炸的可能性。.酸性气燃烧炉由于工艺要求,距离反应器及冷却器较近,但采取了安全联锁及可燃性气体报警设施。4.3.电气安全措施.根据国标《爆炸和火灾危险环境电カ装置设计规范(GB50058-92)))有关条款,本装置属爆炸危险I1区,其爆炸危险区域划分图见电カ专业相关图纸。.按易燃易爆物质的性质划分装置区爆炸危险区域,根据不同的级别和组别划分,选用与之相对应的防爆电气设备,其选型及安装遵循GB50058-92及相应安装施工规范的要求,爆炸危险区域内电气设备的防爆级别不低于dIIBT4或eIIT3。3、安全供电措施本项目装置用电负荷等级主要为ー级或二级,要求为双电源供电。当一回路电源或线路故障时,另ー线路能带全部ー、二级负荷正常运行。消防水泵房用电设备的电源需满足ー级负荷供电要求,重要消防用电设备的供电,在最末一级配电装置或配电箱处自动切换。消防配电线路采用耐火电缆。4、防爆措施及电气设备和材料的选择变配电所在爆炸危险区域外,其电气设备按正常环境场所设置。爆炸