防城港项目总体设计工厂专业设计统一规定

防城港市信润石化有限公司10万吨/年聚丙烯工程项目编号:594141-G-0000-EN20-TEM-0001工厂设计专业设计统一规定第目录TOC\o"1-1"\h\z\u1.工程名称及建设地点 12.设计依据、设计原则 13.主要设计规定 24.主要节能措施 55.设计范围、设计分工及单元划分 66.单元与系统的界面划分 97.原油性质和产品规格 98.全厂总工艺流程图 1110．原料及产品进出装置边界条件 1811.其它规定 23PAGE3/131.工程名称及建设地点1）业主名称：防城港市信润石化有限公司2）项目名称：10万吨/年聚丙烯工程项目3）建设地点：中国广西防城港市4）项目号：594141G00002.设计依据、设计原则2.1设计依据1）防城港市信润石化有限公司150万吨/年重交通沥青项目LPEC中标通知书。2）防城港市信润石化有限公司10万吨/年聚丙烯工程项目合同（待签）。3）防城港市信润石化有限公司10万吨/年聚丙烯工程项目环境影响报告书（待业主提供）。4）《关于防城港市信润石化有限公司10万吨/年聚丙烯工程项目环境影响报告书的批复》（待业主提供）5）中国石油化工集团公司《石油化工大型建设项目总体设计内容规定》（SHSG-050-2008）。6）工程勘察报告6）《阿曼原油评价报告》（业主提供）。8）专利商提供的本项目相关工艺装置的设计基础数据。8）业主提供的与该项目有关的设计基础资料9）国家、地方、行业相关的标准规范。10）本项目历次会议的相关会议纪要。2.2设计原则工程建设按照生产成本低、安全环保标准高的要求，把项目建设成为投资省、质量优、效益好，符合HSE标准的优质工程，确定本项目编制原则如下：1）依据企业的发展战略，把“确保工程建成后，技术先进可靠、经济合理作为设计的首要原则。2）生产装置采用联合布置、集中控制，统一管理。辅助生产设施的设置要经济合理，设置有利于生产，方便管理；服务设施力求社会化。3）全厂按同开同停，三年一检修设计，年开工时数8400小时。工艺装置及公用工程设计操作弹性一般按60～110%，硫磺回收装置为30%--110%。4）加强环境保护，减少污染物的排放量，按照先进严格的环保要求，实现清洁化生产。严格执行国家和地方关于环境保护、消防和职业安全卫生等有关法律、法规，按照安评、环评、安全卫生评价的批复意见逐条落实，做到“三废”治理、安全卫生等保障措施与本工程建设同时进行。5）应严格执行“国家颁布的一般性规范和标准”、“行业规范和标准”、“地方性规范和标准”，满足HSE方面的要求，详细标准规范目录见总体院编制的各专业统一规定。6）尽量做好平面布置的优化，以节省占地。7）积极、稳妥地全面推行技术、装备国产化，严格限制进口，缩短项目建设周期。8）负责各单元设计的单位，应同时负责该单元DCS/SIS系统的完整设计，包括现场机柜室到集中布置的控制室的电缆、光缆等的设计。9）充分依托厂区及厂区周边现有设施，降低投资。10）光缆、电缆、需要整体加工的管线等不允许从中间截断而又跨越界区的设计对象，由输出物料、介质、能量、信息的一方负责设计，负责范围到输入一方界区内的第一个端子或连接件为止。而该光缆、电缆等设计对象的布置和敷设设计可以由输出方提出委托，由负责主干线、主管带、主系统的设计单位，综合汇总后完成供施工用的设计文件。另有说明者除外。3.主要设计规定3.1催化裂化装置1）催化裂化装置反应部分采用尽量多生产丙烯及高辛烷值汽油的催化裂化工艺技术（MIP-CGP）。2）催化裂化油浆为常压装置初底油加热，初底油引入催化裂化装置。3）正常生产时催化裂化进料为热进料，常渣储罐按热罐设计。4）保留催化裂化混凝土烟囱。5）气压机采用背压式气轮机驱动。6）常三线正常生产由常压装置直接供料，事故状态去柴油中间罐。3.2气体分馏装置气体分馏装置的主要产品精丙烯的纯度≥99.6％（mol），满足下游聚丙烯装置纯度要求。3.3MTBE装置1）异丁烯总转化率部不小于98％，MTBE纯度大于98％（含C5和MSBE）.2）未反应C4中异丁烯含量不大于0.25％（v），MTBE含量不大于50ppm，甲醇含量不大于50ppm。3）MTBE硫含量不大于10ppm。3.4连续重整及苯抽提装置1）连续重整装置采用国产超低压连续重整（SLCR）工艺，催化剂选用PS－VⅠ连续重整催化剂。2）重整反应苛刻度按C5+产品辛烷值RON103设计。3）预加氢单元设置开工用制氢反应器，催化剂再生单元设膜分离系统，再生脱氯采用吸附脱氯工艺。4）重整产氢出装置边界条件：温度：40℃、压力：1.35MPa（表）。5）预加氢单元产生的含硫燃料气和含硫液化气（间断）均送至轻烃回收装置。6）本装置设置联产混合二甲苯。7）加热炉设计原则上综合热效率≥93％。3.5直柴柴油加氢、催化柴油加氢装置1）两套柴油加氢采用重整氢作为氢源，界区条件为温度：40℃、压力：1.35MPa（表），从柴油加氢新氢机给S-zorb装置供重整氢，界区压力按压力：5.0MPa（表）考虑。3.6聚丙烯建议由柴油加氢装置新氢机提供给聚丙烯装置界区压力5.0MPa（表）的重整氢，由聚丙烯装置提纯满足该装置要求的氢气。3.7在常压蒸馏联合装置内设轻烃回收装置，集中回收常压蒸馏、重整、直柴加氢、催柴加氢等工艺装置产生的轻烃。3.8在常压蒸馏联合装置内设液化气精制单元，对轻烃回收装置生产的液化气进行脱硫、脱硫醇，精制后的液化气达到民用液化气质量标准的要求；轻烃回收干气送催化裂化联合装置干气脱硫单元脱硫精制。3.9在催化裂化联合装置内，设干气、液化气脱硫精制单元，对轻烃回收干气、催化干气、及气柜气进行脱硫精制，精制后的干气进全厂燃料气管网。对催化液化气进行精制，精制后的液化气去气体分馏装置加工。3.10本项目不考虑航煤液相加氢装置的建设，但考虑未来发展，需在占地、公用工程、火炬及其它辅助设施等方面，为其预留相应的能力。3.11余热回收站余热回收站设在催化联合装置内，回收催化裂化、重整、加氢装置的低温热。3.12气分装置的不凝气返回催化裂化装置回收丙烯。3.13全厂工艺装置机泵尽可能采用油雾润滑，油雾润滑设施尽可能集中设置。3.14原料进厂及产品出厂方式本项目原油进厂方式为管道，。石脑油进厂方式为公路和水运运输。产品采用管道、铁路和公路等运输方式出厂，原料及产品运输方式见表3.1-1。表3.14-1原料及产品运输方式序号介质名称管道％铁路％公路％内河及近海％远洋％1、原料油1.1阿曼原油1001.2甲醇-202060-1.3石脑油--2080-2、产品2.1汽油-303040-2.2柴油-303040-2.3苯--100--2.4混合二甲苯--4060-2.5抽余油-303040-2.6饱和液化气--5050-2.7醚后液化气--5050-2.8催化油浆--6040-2.9重组分油--100--硫磺汽车出厂，液体硫磺与固体硫磺的比例按1：1。聚丙烯汽车出厂。3.15。本工程开工用燃料为天然气，由企业外引入。动力站锅炉及工艺装置开工时，将由企业外引入0.6MPa(G)天然气，作为开工燃料。天然气的数量和质量应满足开工的要求。3.16进出工厂物料选用质量流量计计量，其他物料的控制和计量选用节流装置、涡轮流量计、容积式流量计等常规流量计计量。3.17液化气出厂的计量采用地秤或轨道衡方式，不再设置质量流量计。3.18储运专业按精制催化汽油、重整汽油调和组分、重整拔头油（重整戊烷油与拔头油合并作为一个调和组分）、催柴加氢汽油分别设置汽油组分罐，并按以上组分设计汽油在线调和设施，汽油牌号为92＃、95＃。3.19常三线正常生产由常压装置直接供料，事故状态去柴油中间罐。3.20本项目储运系统设置30%NaOH溶液的接卸储存设施，并管道送至用碱装置和单元。3.21污水处理按照清污分流、污污分流原则设计；对污水采用分质处理。3.22本项目污水处理场水池应加盖密封，并设置恶臭气体处理设施。3.23设计选用的标准规范项目各单元设计应严格执行“国家颁布的一般性规范和标准”、“行业规范和标准”、“地方性规范和标准”，详细标准规范目录见各专业统一规定。4.主要节能措施1）装置热出料。本工程各工艺装置生产的最终产品（包括汽油调和）按以下温度要求送出装置：汽油、液化气、丙烯40℃，柴油50℃。其它中间组分在装置内或装置间换热后直接送至下游装置2）气分装置脱丙烷塔塔底重沸器采用催化顶循做热源，脱乙烷塔及精丙烯以热水做热源。3）蒸汽动力系统实现逐级利用，尽量做到产用平衡。4）工艺装置加热炉原则上设计综合热效率≥93％。5）对于工况变化较大的机泵，考虑主泵设置变频。 6）低温余热的回收与利用：（1）为集中回收各装置的低温余热，设置余热回收站。温位为85℃～160低温热水进出装置条件：进装置：70℃0.80MPa（G）；出装置：95℃0.50MPa（G）（2）回收的低温热用于：气分热源罐组加热及维持温度加热炉空气预热除氧水单元预热仪表伴热制冷热水条件：热水供水95℃0.80MPa（G）；热水回水70℃0.50MPa（G）；低温热用户的压力降≤0.30Mpa(G)。5.设计范围、设计分工及单元划分本项目设计范围为厂区内新建工艺装置、油品储运、公用工程及辅助设施等。本工程的项目单元划分及设计主项表见下表5-1。10万吨/年聚丙烯工程项目单元划分及设计主项表（0版）序号项目内容单元号设计方技术方1工艺装置1.1常压蒸馏联合装置1000ASEC1.1.1500万吨/年常压蒸馏装置12011.1.255万吨/年轻烃回收装置12081.1.315万吨/年液化气脱硫精制装置12341.1.4常压蒸馏联合装置变电所16071.1.5常压蒸馏联合装置机柜间17191.1.6常压蒸馏联合装置污水提升设施15101.2催化裂化联合装置2000LPEC1.2.1350万吨/年催化裂化装置22021.2.2干气、液化气脱硫脱硫醇装置22341.2.3催化裂化烟气脱硫脱硝装置22931.2.480万吨/年气体分馏装置22191.2.512万吨/年MTBE装置22221.2.6催化裂化联合装置变电所26071.2.7催化裂化联合装置机柜间27191.2.8催化联合污水提升设施25101.2.9余热回收站2715待定1.3重整-加氢联合装置3000LPEC1.3.1100万吨/年连续重整装置32111.3.220万吨/年苯抽提装置32121.3.3直柴加氢装置3215-11.3.4催柴加氢装置3215-21.3.5重整-加氢联合装置变电所36071.3.6重整-加氢联合装置机柜间37191.3.7重整-加氢联合污水提升设施35101.4硫磺回收联合装置4000LPEC1.4.1酸性水汽提装置42581.4.2溶剂再生装置42611.4.32×4万吨/年硫磺回收装置42561.4.4硫磺回收联合装置机柜间4719待定1.4.5硫磺回收联合装置变电所4607待定1.4.6硫磺回收联合装置污水提升设施45101.5150万吨/年汽油吸附脱硫装置0239SEI1.630万吨/年聚丙烯装置0225SEI2总图运输LPEC2.1工厂总平面01012.2工厂场地平整01022.3工厂竖向及道路01052.4厂区围墙、大门及守卫室01072.5全厂性仓库01103储运系统LPEC3.1原油罐区0301-13.2石脑油罐区0301-23.3中间原料罐区（一）0302-13.4中间原料罐区（二）0302-23.5中间原料罐区（三）0302-33.6汽油组分罐区0303-13.7汽柴油罐区0303-23.8化工品罐区0303-33.9液化石油气罐区（一）0303-43.10液化石油气罐区（二）0303-53.11液硫罐区及汽车装卸车设施0303-63.12轻、重污油罐区03243.13汽油调合设施03073.14铁路装缷车设施03103.15汽车装缷车设施03113.16化学药剂设施03183.17火炬设施03203.18燃料气回收设施03213.19全厂工艺及热力管网03264给排水LPEC4.1污水处理场05014.2循环水场05024.3给排水及消防管网05074.4污水提升泵站05104.5泡沬站05134.6给水及消防加压站05154.7雨水监控设施05174.8事故水防控设施05194.9消防站0705含气防站5供电电信5.1110kV总变电所0601广西博阳电力设计院5.2全厂供电0602LPEC5.3全厂照明0603LPEC5.4全厂电信及通讯站0604LPEC5.5全厂调度及监控系统0605LPEC5.6应急发电机房0606LPEC5.7公用工程变电所0607-1LPEC5.8动力站变电所0607-2LPEC5.9循环水场变电所0607-3LPEC5.10储运设施变电所0607-4LPEC6供热供风及供氮LPEC6.1动力站07116.2空压站07126.3脱盐水站07136.4空分站07146.5制冷站07166.6凝结水站07177辅助生产设施LPEC7.1分析化验楼及环保监测站07017.2工厂办公楼0702待定7.3中心控制室07107.4综合维修07047.5倒班宿舍及食堂07227.6全厂危险化学品仓库07217.7厂区公共卫生间08058厂外工程待定8.1厂外原油管线03328.2厂外供电06048.3厂外通讯06058.4厂外给水设施05048.5厂外排水设施05059码头工程6.单元与系统的界面划分1）各单元以单元边界坐标为界。2）各单元与系统管网的分界为单元界区外1米处，各单元进出的工艺和公用工程介质计量仪表应包括在各单元的设计中。3）若单元边界内不包括现场机柜间、变配电室，仪表电气槽盒或电缆桥架敷设以界区外1米为界，以下内容应视为本单元不可分割的一部分，包括在此单元的设计范围内：（a）单元内用电设备的动力电线电缆从用电点敷设到动力接线端。（b）单元内仪表电缆从现场仪表敷设到现场机柜间相应的端子上。7.原油性质和产品规格7.1原油性质本项目以阿曼原油为设计基础，原油加工量为500万吨/年。原油的平均API为33.20、平均硫含量1.16％、平均酸值0.55mgKOH/g。阿曼原油的性质详见下表7-1。表7-1阿曼原油主要性质表项目实测值项目实测值密度粘度闪点（开口）/℃凝点/℃残炭/％（m/m）灰分/％（m/m）含盐/mgNaCl.kg-1酸值/mgKOH.g-1机械杂质/%（m/m）水分/%（m/m）含蜡量/%（m/m）硅胶胶质/%（m/m）沥青质/%（m/m）Fe/Ni/Cu/V/As/Ca/Na/总氯/S/（m/m）N/恩氏蒸馏初馏点，℃100℃120℃140℃160℃180℃200℃220℃240℃260℃280℃300℃0.85528.58414<-304.110.00315.40.5460.004/7.754.670.362.707.930.017.58/3.314.090.631.16121653.56.510.013.517.020.023.026.029.032.035.010.5K值API°原油类别实沸点蒸馏馏分范围/℃HK—6060—8080—100100—120120—145145—160160—180180—200200—220220—230230—250250—275275—300300—320320—340340—360360—395395—425425—440440—460460—480480—500500－520520－540＞540+损失12.2333.2含硫石蜡－中间基每馏分/%1.452.062.242.283.842.002.872.512.851.332.283.513.513.423.283.002.966.602.873.483.092.692.482.9330.47总收率/%1.453.515.758.0311.8713.8716.7419.2522.1023.4325.7129.2232.7336.1539.4342.4345.3951.9954.8658.3461.4364.1266.6069.53100.007.2产品规格本项目主要产品：汽油、柴油、石脑油、苯、混二甲苯、液化气、聚丙烯、硫磺、燃料油等。汽油产品满足国V车用汽油标准，柴油产品满足国V车用柴油标准。其它产品标准按现行国标执行。产品标准详见下表7－2。表7-2产品标准执行表产品名称执行标准备注车用汽油车用汽油标准GB17930-2013车用柴油车用柴油（V）标准GB19147-2013液化石油气（工业和民用燃料）液化石油气标准GB11174-2011石油苯石油苯标准GB/T3405-2011混合二甲苯石油混合二甲苯标准GB/T3407-2010工业硫磺工业硫磺（GB2449-2006）8.全厂总工艺流程图本项目全厂总工艺流程图见附图1-1。

9.系统及公用工程设计条件9.1供水系统1）水源：市政供水，供水水量600~1200M3/h，供水压力0.25MPa，水质满足《生活饮用水卫生标准》GB5749-2006。2）生产给水压力：0.4MPa(G)；3）消防水：0.7-1.2MPa(G)；4）循环冷水供给：33℃，0.45MPa(G)（装置边界）；5）循环热水返回：≯43℃，≮0.25MPa(G)（装置边界）；循环水水质：达到《石油化工给水排水水质标准》SH3099-2000循环水水质标准。9.2供配电系统为满足全厂一、二级负荷用电需要，为各工艺装置及直接影响工艺装置连续运转的配套公用工程供电的各变配电间电源均为双回路。当一回电源故障失电时，另一电源能满足其全部一、二级负荷用电要求。1）厂外供电电源：二路110kV电源，由厂外电力系统变电站提供。2）供电电压三相交流10kV、380V。9.3蒸汽系统9.3.1蒸汽的来源和使用全厂设置动力站一座，负责提供工厂所需的蒸汽。中压蒸汽来自装置内余热产生的蒸汽及动力站锅炉产生的蒸汽，主要用于各装置工艺透平及工艺加热。低压蒸汽及低低压蒸汽来自各汽轮机排汽或抽汽和各装置内利用余热或多余的热量产生的蒸汽，主要用于除氧器、各装置工艺加热及配套公用及辅助设施。9.3.2工厂蒸汽管网厂区蒸汽系统分为3.5MPa（G）、1.0MPa（G）、0.4MPa（G）三个公称压力等级的蒸汽管网,其中3.5MPa（G）、1.0MPa（G）为全厂性蒸汽管网。0.35MPa蒸汽管网为局部蒸汽管网，各装置产生的0.35MPa蒸汽尽量自产自用。各个等级管网蒸汽参数范围如下：表9.3-1各个等级管网蒸汽参数范围项目正常操作条件设计条件压力,MPa(g)温度,℃压力,MPa(g)温度,℃最高正常最低最高正常最低中压蒸汽3.823.63.44504354204.2460低压蒸汽1.21.00.82702502301.38320低低压蒸汽0.50.40.35230180饱和0.802509.4除盐水、除氧水、凝结水9.4.1除盐水工厂设有除盐水站，提供全厂所需除盐水。脱盐水水质为二级。详细参数表9.4-1。表9.4-1项目正常操作条件设计条件压力,MPa(g)温度,℃压力MPa(g)温度℃最高正常最低最高正常最低脱盐水0.70.60.55040常温0.8895除盐水水质见表9.4-2表9.4-2除盐水水质指标项目脱盐水Feg/l≤30Cug/l≤5电导(25℃0.2PH8.8~9.3总硬度mol/l~0二氧化硅g/l209.4.2除氧水除催化裂化联合装置设除氧水设施外，动力站及装置所需除氧水均由设置在动力站的除氧器提供。全厂设一个等级的除氧水系统，其参数见表9.4-3。表9.4-3项目正常操作条件设计条件压力,MPa(g)温度,℃压力,MPa(g)温度,℃最高正常最低除氧水6.56.05.81046.9124除氧水水质指标见表9.4-4。表9.4-4除氧水水质项目单位控制指标PH（25℃8.8-9.3氧μg/l≤15硬度μmol/kg≤2.0硅（SiO2计）mg/l−铁mg/l≤0.05总铜mg/l≤0.019.4.3凝结水各装置所有用汽设备产生的凝结水必须尽可能回收。工厂设有凝结水站，处理工艺凝结水。全厂蒸汽凝结水自于工艺凝结水和透平凝结水，二种凝结水应分别收集处理。工艺凝结水是指蒸汽与换热器、再沸器等工艺设备换热后的蒸汽凝结水，可能受铁、油及其它有机物的污染，不能直接作为锅炉补给水，需进行处理；透平凝结水是指凝汽透平产生的凝结水，可不作处理可直接送除氧器回用作为锅炉补给水（空冷凝汽器除外）。凝结水管网名称及参数：透平凝结水管网公称压力0.5MPa(G)工艺凝结水管网公称压力0.7Mpa储运及系统管网伴热凝结水管网公称压力0.2MPa为了更好的回收全厂凝结水，防止现场运行中产生“汽锤”现象，各个装置及系统外送需提高压力，使送出装置的凝结水为“过冷水”，避免在管输过程中出现汽水两相流。凝结水站设置压控阀，控制凝结水水进入凝结水站时压力为0.6MPa。中压蒸汽凝结水在各装置内设凝结水闪蒸设施，3.8MPa蒸汽凝结水分二级，一级闪蒸蒸汽压力1.2MPa，二级闪蒸蒸汽压力0.4MPa；1.0MPa蒸汽凝结水闪蒸蒸汽压力0.4MPa；最终蒸汽凝结水由凝结水回收装置升压送至管网。储运及管道蒸汽伴热凝结水由于点多量少、压力较低，不易集中回收，蒸汽凝结水直接排入0.2Mpa(G)专用管网。自蒸汽用户返回的工艺凝结水水质要求见表9.4-5。表9.4-5项目单位控制指标油mg/L≤10悬浮物mg/L≤2总铁mg/L≤0.3电导(25℃µs/cm≤5处理合格的凝结水并入脱盐水管网并符合下列要求：项目凝结水Feg/l<30Cug/l<5油mg/l≤0.3PH8.8~9.3电导率μs/cm0.29.5低温热回收利用系统9.5.1低温热回收原则（1）低温位热源≥158℃，且可回收的热量≥3488kW(300x104kcal/h)时，按发生蒸汽设计；否则，温位为80℃-158℃之间的热源可作为低温余热进行回收。（2）各装置低温热在尽量避免用循环水冷却的前提下，首先考虑在本装置内使用，多余的可考虑送出装置统一回收。9.5.2低温热利用原则装置、罐区加热、管道及仪表伴热等用途，应优先使用热媒水，若热水温位不能满足要求时，方可使用蒸汽。9.5.3低温热回收利用系统全厂设置余热回收站，集中回收常压蒸馏、催化、重整、加氢等工艺装置产生的低温热。低温热水进出装置条件：进装置：70℃0.80MPa（G）；设计参数90℃1.0MPa出装置：95℃0.50MPa（G）；设计参数115℃1.0MPa9.5.4系统用低温热水条件：全厂系统（装置）用低温热水为余热回收站提供的热水，供热水条件：热水供水95℃0.80MPa（G）；设计参数115℃1.0MPa热水回水70℃0.50MPa（G）；设计参数90℃1.0MPa低温热用户的压力降≤0.30Mpa。低温热水系统补水为低压除氧水并由余热回收站补入。9.6冷媒水全厂装置、系统用冷媒水及建筑物制冷由制冷站统一供应冷媒水。冷媒水给水：7℃0.75MPa（G）：设计参数60℃0.93MPa（G）冷媒水回水：12℃0.40MPa（G）：设计参数60℃0.58MPa（G）9.7压缩空气、氮气系统9.7.1压缩空气工厂设有空气压缩站，为全厂提供所需的净化压缩空气和非净化压缩空气。压缩空气和非净化压缩空气参数见表9.7-1。表9.7-1项目正常操作条件设计条件压力,MPa(g)温度,℃压力MPa(g)温度℃最高正常最低最高正常最低净化压缩空气0.70.60.540常温常温0.8860非净化压缩空气0.80.70.540常温常温0.9860压缩空气性质见表9.7-2。表9.7-2项目非净化压缩空气净化压缩空气含油量，mg/m3<1<1压力露点，℃-20含尘mg/m311含尘粒径μm339.7.2氮气氮气管网共分两个等级。参数及性质见表9.7-3。表9.7-3参数0.6Mpa氮气2.5Mpa氮气纯度%≥99.99≥99.99O2ppmvol≤10≤10压力露点，℃≤-53.3≤-53.3操作温度，℃常温常温最低操作压力MPa0.52.2正常操作压力MPa0.62.5最高操作压力MPa0.72.8设计压力MPa0.883.08设计温度，℃6060注：氮气品质有特殊要求的装置需提交总体院协商。10．原料及产品进出装置边界条件10.1原料进装置条件原油进装置：温度：25～30℃压力：2.2MPa(G)（原油罐不设加热设施）甲醇进装置：温度：常温压力：0.4MPa(G)10.2产品成品出装置（至罐区）：汽油温度40℃压力：0.6MPa（G柴油温度50℃压力：0.5MPa（G石脑油温度40℃压力：0.5MPa（G苯温度40℃压力：0.5MPa（G丙烯温度40℃压力：2.2MPa（G丙烷温度40℃压力：2.2MPa（G脱硫液化气温度40℃压力：1.5MPa10.3中间原料进中间原料罐汽油温度40℃压力：0.5MPa柴油温度50℃压力：0.5MPa常压渣油温度150℃压力：0.5MPa（表）常三线温度50℃压力：0.5MPa（表）10.2氢气条件工厂用氢为自100万吨/年连续重整装置生产的重整氢。温度：40℃，压力：1.35MPa(G)，氢气组成见下表10.2-1。表10.2-1重整氢边界条件及组成压力，MPa(G)1.35温度，℃40重整氢摩尔百分比组成，mol%H291.99C13.15C22.50C31.48IC40.30NC40.32IC50.10NC50.04C5＋0.12∑100平均分子量4.3310.3火炬放空条件全厂火炬管网分为高压火炬管网和低压火炬管网，P=0.05MPa(G)的放空干气进入低压火炬管网，P=0.2MPa(G)的放空干气进入高压火炬管网。酸性气火炬管网压力0.06MPa(G)。10.4燃料全厂工艺加热炉正常工况以自产燃料气作为燃料，燃料气热值暂按8500kcal/kg。燃料气管网条件：温度40℃，压力0.4～0.6MPa(G)10.5装置之间原料供给条件（1）常压装置物流名称温度℃压力MPa(G)起止位置进料原油25～302.2自原油罐区出料常顶油400.6至重整装置出料常一线1000.8至直柴加氢装置出料直馏柴油1000.8至直柴加氢装置出料常三线1500.6至催化装置出料常三线500.4至柴油中间罐出料常压渣油1500.6至催化装置(2)轻烃回收物流名称温度℃压力MPa(G)起止位置进料重整预分馏干气400.9MPag自重整装置进料直柴加氢干气400.5自直柴加氢装置进料催柴加氢汽提塔顶气400.5自催柴加氢装置进料催柴加氢汽提塔顶液401.3自催柴加氢装置出料轻烃回收干气401.1至催化产品精制出料轻烃回收液化气401.3至液化气脱硫精制装置出料轻烃回收石脑油820.6至重整装置轻烃回收石脑油400.4至中间原料罐区(3)15万吨/年液化气脱硫精制装置物流名称温度℃压力MPa(G)起止位置进料轻烃回收液化气401.3自轻烃回收进料催柴加氢液化气401.3自催柴加氢装置出料精制液化气401.5至液化气罐区(4)催化裂化装置物流名称温度℃压力MPa(G)起止位置进料常压渣油1500.6自常压装置进料常三线1500.6自常压装置进料常压渣油1500.6自原料油罐区出料催化干气43.31.0至产品精制装置出料催化液化气401.3至产品精制装置出料催化汽油900.6至S-zorb装置出料催化柴油1200.8至催柴加氢装置出料催化油浆900.6至催化油浆罐区(5)干气、液化气脱硫脱硫醇装置物流名称温度℃压力MPa(G)起止位置进料轻烃回收干气401.0自轻烃回收装置进料催化干气401.0自催化裂化装置进料气柜气401.0自气柜压缩机来进料催化液化气401.3自催化裂化装置出料脱硫干气0.6至燃料气管网出料精制液化气1.5至气体分馏精制液化气1.5至中间罐区/产品罐区(7)气分装置物流名称温度℃压力MPa(G)起止位置进料催化液化气401.5自产品精制来催化液化气401.5自液化气产品罐区出料气分干气451.6至催化裂化气分干气450.6燃料气管网出料丙烷402.2至产品罐区出料精丙烯402.2至聚丙烯精丙烯402.2至中间罐/产品罐出料混合C4400.9至MTBE混合C4401.5至产品罐(8)MTBE装置物流名称温度℃压力MPa(G)起止位置进料混合碳四400.9自气体分馏装置混合碳四400.9自中间罐区/产品罐进料甲醇400.4自/去甲醇罐区出料脱硫后MTBE400.5至调合罐组/产品罐区出料未反应碳四401.5产品罐出料硫化物400.8去催柴加氢装置出料MTBE气体400.05至火炬系统(9)重整装置物流名称温度℃压力MPa(G)起止位置进料混合石脑油400.6自石脑油罐区出料重整氢401.35至重整氢管网出料含硫燃料气400.90至轻烃回收装置出料重整液化气401.50至罐区出料重整拔头油400.50至罐区出料戊烷油400.50至罐区出料重整生成油1280.5至苯抽提装置重整生成油400.4至中间罐区(10)苯抽提装置物流名称温度℃压力MPa(G)起止位置进料重整生成油12