优秀的可行性研究

(优秀的可行性研究100页)某地汽柴油加氢项目的可行性研究报告(装置设计说明书规模60万吨年)XXXX炼厂汽柴油加氢可行性研究报告目录1.概述 52.原料与产品 103.生产规模及产品方案 144.工艺技术方案 145.建设地区自然条件 446.总图、土建 447.公用工程及辅助设施 538.节能 709.环保、劳动安全卫生 7110.投资估算及资金筹措 7811.财务评价 831概述“十五”期间，a炼油化工股份有限公司预计原油加工量达到350万吨/年，硫含量约1.0%，届时各种柴油和焦化汽油的硫含量将大幅度增加。按照柴油新标准的要求，需要大幅度提高柴油产品加氢能力和加氢深度。2000年公司加工原油硫含量平均0.9%，各种柴油和焦化汽油的数量及硫含量情况如下表：原料油 直馏柴油 催化柴油 焦化柴油 焦化汽油 数量,万吨 65 47 17 9 硫含量,ppm 3500 7000 8000 6000 2002年1月1日开始，在全国范围内，城市车用柴油将执行GB252-2000标准，其中要求硫含量不大于2000ppm、十六烷值大于45。北京、上海、广州三大中心城市从2003年1月1日开始执行世界燃料规范II类清洁柴油标准，其中要求硫含量不大于300ppm，十六烷值不小于53，总芳烃含量≯25%（重），多环芳烃≯5%（重），质量要求十分苛刻。目前该公司的汽柴油加氢装置仅为60万吨/年，即使全部用于柴油加氢，出厂柴油硫含量仍高达2200-2500ppm，氧化安定性也达不到标准，而且该装置是按一般加氢精制设计的，根本没有深度脱硫脱芳，大幅度提高十六烷值的功能，不能生产清洁柴油。另外，公司每年生产焦化汽油9万吨左右，也需要加氢处理后才能出厂或进重整装置。a炼油化工股份有限公司毗邻北京，北京是重要的销售市场，如果该厂没有生产清洁柴油的能力，将必然被市场所淘汰。从2006年1月1日开始，将在全国执行世界燃料规范II类清洁柴油标准，实际上，现在离那一天并不遥远，为了公司的生存和发展，现在就应当未雨绸缪，早做准备，扩大并完善柴油生产能力。因此该公司的汽柴油加氢能力急需扩大，档次急待提高。该装置的公称设计能力为60万吨/年，但是，为了解决目前产品不能出厂的燃眉之急，决定长周期定货的设备，如反应器、压缩机、高压分离器等暂时利旧，使装置能够在40万吨/年的状态下操作，尽快地发挥作用，待这些设备到货更换之后再将处理能力提高到60万吨/年。届时公司汽柴油加氢精制能力达到120万吨/年（包括原有60万吨/年加氢装置）,这两套加氢装置将能够处理全部的焦化汽油、焦化柴油、催化柴油和直馏柴油。现在该公司的重整装置已决定扩容，1万吨/年制氢装置已经建成，届时本装置的氢源可以保证。近些年来，随着加氢工艺的日益成熟，催化剂研制和生产技术不断发展，柴油加氢精制工艺已经成为炼油厂改善油品质量重要的手段之一。国内的研究单位在清洁燃料的生产工艺技术方面做了许多开发性的工作，为设计和建设新型清洁燃料生产装置创造了条件，使其成为可能。1.1项目编制的依据（10万吨/年柴油加氢精制装置可行性研究报告》的函（2002年6月25日）（3）抚顺石油化工科学研究院提出的《60万吨/年汽柴油加氢精制装置可行性研究基础数据》2002年6月25日。1.2编制原则本可行性研究的编制原则如下：（1（2（3DCS控制系统；（4（51.3项目的范围该汽柴油加氢精制装置的可行性研究分为近期和远期两种方案。近期方案要求精制柴油达到国家现行柴油标准（但其中要求硫含量降低到≯300ppm），不考虑脱芳；远期方案要求精制柴油达到Ⅱ类清洁柴油标准。可行性研究按近期技术方案计算投资，进行经济评价；在流程和平面上，为将来实施远期方案提供方便及可能性。可行性研究只涉及装置边界线之内的工程内容。1.4研究结果1.4.1装置概况（1本装置由反应和分馏两部分组成。（）根据该公司总流程安排，装置设计规模60万吨/年。年开工8000小时。（3）技术特点本装置采用中国石化集团公司抚顺石油化工科学研究院开发的FH-98加氢精制催化剂。反应部分采用成熟的炉前混氢流程；分馏部分采用过热蒸汽汽提；催化剂采用湿法予硫化和器外再生工艺。1.4.2原料油本装置原料油由直馏柴油、焦化柴油、催化柴油及焦化汽油组成，它们的混合比例为：11：20：20：91.4.3本装置主要产品是精制柴油，同时副产少量粗汽油和气体产品 近期 远期 精制柴油，万吨/年 52.086 51.576 汽油，万吨/年 7.536 8.244 注：上表为运转初期数据1.4.4设备设备概况本装置共有主要设备84台，其中：反应器 1台塔器 1台容器 13台加热炉 2座换热器 10台空冷器 16片泵 11台压缩机 2台其它小型设备 7台1.4.5国产化为了尽量节省投资，在质量有保证的前提下，尽量选用国产设备及器材。但根据目前的实际情况，下列项目初步按引进考虑：（1）DCS系统；（2）高压调节阀，智能变送器，安全栅；（3）合金炉管；（4）往复式压缩机。1.4.6三废治理概况污水采用清污分流的原则分别处理：含硫污水送至含硫污水汽提装置，处理后送到污水处理场，处理合格后排放。含油污水排至污水处理场处理，合格后排放。废气主要是加热炉烟气，高空排放符合国家污染物排放标准的规定；装置开停工及不正常操作时排放的烃类气体密闭排入火炬系统；汽提塔顶不凝气、低分气送出装置去全厂气体脱硫装置处理。装置排放的废渣主要是废催化剂和设备防腐用后的碱渣，废催化剂填埋处理，碱渣由全厂集中处理。装置内的噪声主要来自加热炉、机泵、压缩机等。选用低噪声火嘴、电机，以减少噪声污染。1.4.7占地面积：6690平方米1.4.8能耗：1090.16MJ/t（原料）1.4.9总定员：26人1.4.10投资：按近期计算：建设投资：11832万元（其中外汇191.06万美元）;1.4.12结论（1（2（3（4）采用抚研院的FH-98催化剂，有工业应用经验，技术先进可靠。（5）采用集散型控制系统（DCS），可以实现先进可靠的过程控制、数据采集及处理。（6）生产过程中的三废都得到有效的控制和治理，符合环保要求。（7）工艺流程设计、设备设计，电气、仪表的选型等均可满足高温、高压、临氢条件下的安全要求。（8）该工程内部收益率（对C方案而言）为12.08%，全部投资在8.1年内即可回收，有较好的经济效益及社会效益。该项目的建设是必要的，可行的。2原料与产品2.1原料来源2.1.1本装置的原料油来自催化裂化、常减压、焦化等装置，下面列出这些原料油的性质：表2.1原料油性质原料名称 焦化汽油* 焦化柴油 直馏柴油 催化柴油 混合油 处理量，20 11 20 60 混合比例，wt% 15.0 33.3 18.4 33.3 100 油品性质： 密度20℃,g/cm3 0.7559 0.8410 0.8277 0.8902 0.842 硫含量,ppm 5000 6918 3511 8410 6500 碱氮含量,ppm 100 828.4 53.2 169.7 357 芳烃,m% - 32 20 56 39柴油中 溴价,gBr/100g 72.06 26.53 3.76 19.20 26.7 胶质,mg/100ml - 225.6 8.0 54.8 115 粘度20℃,mm2/s - 4.873 5.366 5.239 - 苯胺点，℃ - 62.9 77.5 29 - 凝点，℃ - - -2 -3 - 酸度,mgKOH/100ml - 7.64 4.39 4.13 - 馏程ASTMB86℃ 初馏点10%50%90%干点 4782123162180 173220275337353 208245285328339 215237285344362 55157267335362 十六烷值 - 49 56 33 - 2.1.2新氢重整氢：温度40℃；压力1.2MPaG组成 H2 CH4 C2H6 C3H8 C4H+10 合计 体% 87.9 2.3 3.6 2.8 3.4 100 该公司有重整氢、PSA提纯氢、1万吨/年制氢，总产氢能力24154吨/年，有原60万吨/年加氢、新建60万吨/年加氢和5万吨/年己内酰胺三套装置用氢，总量24154吨/年，供需平衡。2.1.3催化剂表2.1-2催化剂 FH-98 形状尺寸WO3，m%MoO3，m%NiO，m%孔容，ml/g比表面积，m2/g破碎强度，N/cm装填堆比，g/ml 三叶草2.3,3.0×2-837-218-103.5-5.5≮0.25≮120≮1500.80-0.88 注：催化剂理化性质由抚顺石油化工科学研究院提供。2.2产品性质近期方案产品性质表2.2-1运转时间 初期 末期 油品名称 汽油 柴油 汽油 柴油 油品性质：密度（20℃），g/cm3硫含量，ppm碱氮，ppm溴价，gBr/100g酸度，mgKOH/100ml实际胶质，mg/100ml氧化安定性，mg/100ml芳烃，m%十六烷指数馏程，℃IBP10%50%90%FBP 0.7518281.00.5-----5085122145165 0.8492240601.40.56201.22948185242282334362 0.7508241.00.6-----5086122146165 0.8486280801.80.64401.83147184241281332362 远期方案产品性质表2.2-2运转时间 初期 末期 油品名称 汽油 柴油 汽油 柴油 油品性质：密度（20℃），g/cm3硫含量，ppm碱氮，ppm溴价，gBr/100g酸度，mgKOH/100ml实际胶质，mg/100ml氧化安定性，mg/100ml凝固点，℃芳烃，m%十六烷指数馏程，℃IBP10%50%90%FBP 0.751421.00.3------5085122145165 0.82321021.00.42201.0-62155185242282334362 0.750251.00.4------5086122146165 0.82041551.50.56401.5-72354184241281332362 注：产品性质由石科院提供。

3生产规模及产品方案3.1生产规模根据全厂总工艺流程的安排，本装置生产规模为60万吨/年，年开工时间为8000小时。3.2产品方案产品方案按近期和远期两种考虑，以近期为主。近期生产硫含量小于300ppm，不考虑脱除芳烃，可满足现行国家标准（GB252-2000）的优质柴油；4工艺技术方案4.1工艺技术方案选择4.1.1国内外技术状况和技术特点近年来，随着国内外柴油产品质量要求的提高，加氢工艺的日益成熟，催化剂研制和生产技术不断发展，柴油加氢精制已经成为炼油厂的重要加工装置，技术成熟且有丰富的生产经验。（1国内从五十年代就开始了加氢技术和催化剂的研究工作。到目前为止，国内在加氢工艺、催化剂的研制和生产能力以及设备制造方面等均已达到一定水平。目前国内已有各种加氢精制装置，例如：柴油加氢、汽油加氢、石蜡加氢、润滑油加氢、催化原料油加氢予精制等等；从规模来看，从15万吨/年，直到200万吨/年都有；压力等级从25kg/cm2氢分压到70kg/cm2氢分压。全国各个石化公司的炼厂几乎都有几套加氢精制装置，它已成为炼厂不可缺少的重要而常见的工艺装置。柴油加氢除了需引进少量关键设备和仪表外，其余完全可以立足于国内。随着国家推行可持续发展战略，对环保越来越重视，生产和使用清洁燃料问题已经提到重要的议事日程上来，设计和建设可生产清洁燃料的工业装置是我们当前重要的任务。“世界燃料规范”对柴油的部分要求 表4.1-1项目 2000年 Ⅱ类 Ⅲ类 硫含量%（m/m）≯ 0.05 0.03 0.003 十六烷值≮ 48 53 55 芳烃含量，%（m/m）≯ - 25 10 多环芳烃，%（m/m）≯ - 5 1 95%馏出温度，℃≯ 370 355 340 喷嘴清净度（空气流量损失）%（m/m）≯ - 85 85 目前我国的炼油行业正在积极规划生产清洁燃料的问题，这使加氢工艺面临重大发展机遇。（2）国外柴油加氢技术概况：从国外情况看，柴油加氢技术到七十年代已经趋于成熟,催化剂已经商品化。由于重馏分油（500℃馏分和渣油加氢处理催化剂的开发研制,又促进了馏分油加氢催化剂和技术的改进。各种馏分油的加氢精制是炼油厂中最常使用的工艺过程。（3国内外柴油加氢精制主要有两种工艺流程方案：一种是采用汽提塔，进料与反应产物换热，为汽提塔提供热量，塔底用直接蒸汽汽提。另一种流程方案是产品分馏采用重沸炉汽提，采用这种流程的也有几套装置。（4催化剂的预硫化有两种方法：一种是干法硫化，一种是湿法硫化。国外催化剂普遍采用干法硫化。而在国内加氢精制装置的催化剂预硫化两种方法都有，但大多采用湿法硫化，积累了大量的实际操作经验。4.1.2工艺技术方案选择目前，国内开发柴油加氢精制，深度脱硫脱芳技术，主要有两家，即北京“石科院”和“抚研院”。两种技术各有千秋。石科院的工艺是采用RN-10单-精制催化剂，近期采用高空速，进行浅度加氢精制，可以生产满足现行国家标准的柴油，当远期需要生产清洁柴油时，则采用降低空速的办法达到要求。抚研院，近些年先后推出PH-5，FH-5A和FH-98柴油精制催化剂，并已在镇海、茂名、金陵、齐鲁、安庆等多套汽柴油加氢精制装置上使用。其中最新一代的FH-98有较高的脱硫，脱氮和芳烃饱和的活性。在中压下，采用单剂、单段流程，可以从直馏、催化、焦化等柴油生产低硫低芳的清洁柴油。关于生产清洁柴油，工艺技术正处于开发和完善阶段，今后随着研究工作的深入，工业装置的实际运行，技术将逐渐成熟起来。该报告，暂时按FH-98的数据编写的，到底选用何种催化剂，哪种技术更适合本装置的具体情况，将在工程设计阶段最终确定。本装置反应部分采用炉前混氢流程，汽提塔用蒸汽汽提方案。4.2物料平衡按每年开工生产8000小时计。近期物料平衡初期工况表4.2-1项目 物料名称 重% 千克/时 万吨/年 备注 进料 原料油 100 75000 60 氢气 0.89 667.5 0.534 纯氢 合计 100.89 75667.5 60.534 出料 含硫气体 0.84 630 0.504 汽油 13.24 9930 7.944 柴油 86.81 65107.5 52.086 合计 100.89 75667.5 60.534 近期物料平衡：末期工况表4.2-2项目 物料名称 重% 千克/时 万吨/年 备注 进 原料油 100 75000 60 料 氢气 0.87 652.5 0.522 纯氢 合计 100.87 75652.5 60.522 出 含硫气体 0.82 615 0.492 汽油 14.27 10702.5 8.562 料 柴油 85.78 64335 51.468 合计 100.87 75652.5 60.522 远期物料平衡：初期工况表4.2-3项目 物料 重% 千克/时 万吨/年 备注 进料 原料油 100 75000 60 氢气 1.6 1200 0.96 纯氢 合计 101.6 76200 60.96 出料 含硫气体 1.08 810 0.648 汽油 14.56 10920 8.736 柴油 85.96 64470 51.576 合计 101.6 76200 60.96 远期物料平衡：末期工况表4.2-4项目 物料名称 重% 千克/时 万吨/年 备注 进 原料油 100 75000 60 料 氢气 1.6 1200 0.96 纯氢 合计 101.6 76200 60.96 出 含硫气体 1.08 810 0.648 汽油 15.88 11910 9.528 料 柴油 84.64 63480 50.784 合计 101.6 76200 60.96 注：物料平衡以化学耗氢计。4.3主要操作条件4.3.1反应条件（暂按FH-98）反应器入口压力MPag 8.0反应平均温度,℃SOR/EOR 330/356近期,356/368二反，远期空速,h-1 2.0近期,1.0远期氢油比,Nm3/m3 400近期,400远期化学耗氢m%SOR/EOR 0.89/0.87近期,1.6/1.6远期4.3.2汽提塔塔顶压力,Mpag 0.35进料温度,℃ 245-2504.3.3高压分离器操作压力,MPag 7.5～8.0操作温度,℃ 504.3.4低压分离器操作压力Mpag 0.9操作温度,℃ 504.4生产工艺流程4.4.1反应部分原料油用泵抽入装置，经过滤后进入滤后原料缓冲罐，再由反应进料泵抽出升压后，先与氢气混合，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、烯烃饱和等精制反应。近期只上一台反应器，远期需要生产II类清洁柴油时，再增加第二反应器。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50℃左右进入高压分离器进行油,水，汽三相分离。为了防止加氢反应生成的硫化氢和氨在低温下生成铵盐，堵塞空冷器,在空冷器前注入洗涤水。高压分离器顶气体经循环氢压缩机升压后，与新氢混合，返回到反应系统。为保证必要的氢浓度，高分顶须连续排放一定量的尾氢。从高压分离器中部出来的液体减压后进到低压分离器，继续进行油、水、汽三相分离。油相去分馏部分。从高压分离器及低压分离器底部出来的含硫含铵污水经减压后，送至污水汽提装置处理。4.4.2分馏系统低分油经与精制柴油及反应产物换热、分馏进料加热炉加热后进入产品分馏塔。塔顶油气经空冷器、水冷器冷凝冷却到40℃，进入塔顶回流罐。其中液体一部分作为塔顶回流，另一部分作为粗汽油送出装置外。含硫气体去气体脱硫装置处理。从塔底出来的精制柴油，由泵抽出，先与低分油换热，再经空冷器、水冷器冷却到50℃，作为产品送出装置。4.5自动控制4.5.1自动控制水平本装置工艺操作压力高，工艺介质易燃易爆，部分介质有腐蚀及毒性，故对自控仪表的选型，防爆，防腐要求严格。为保证装置安全，平稳，长周期，满负荷和高质量运行，并为装置的先进控制，优化控制和信息管理建立基础，本装置采用分散型控制系统即DCS。通过DCS对各工艺过程进行集中控制，监测，记录和报警。DCS显示全面，直观，精确，控制可靠，操作方便，已广泛地应用于石油化工生产装置中。为保证操作人员和生产装置的安全，设置了一套独立的ESD紧急停车与安全联锁系统。。在有可燃气体或有毒气体泄漏的地方，设置可燃气体和有毒气体检测报警器。4.5.2主要控制方案：本装置的大部分控制方案均以单参数控制为主，同时根据工艺过程要求，设置复杂控制回路如串级控制等。原料油缓冲罐及反应产物注水罐采用氮气密封，为保证其压力，采用压力分程控制，分别控制密封氮气和放空氮气。加氢反应炉出口温度控制燃料气流量。分馏塔进料加热炉出口温度与燃料气流量串级控制。加氢精制反应器分段设置了差压指示，并有总压差指示。床层灵敏点温度设有温度检测。冷高压分离器设有液位控制及界位控制，液位及界位远传仪表均为两套,其中一套用于控制,另一套用于实现联锁和指示报警,保证操作安全.低压分离器设有液位控制，界位控制和压力控制。产品分馏塔设有塔顶温度与塔顶回流量串级控制。4.5.3为保护操作人员和生产装置的安全,本装置设置的主要紧急停车联锁保护项目有:紧急放空系统:当加氢装置发生异常情况,可打开紧急放空泄压阀泄压,自动触发联锁系统,自动切断加氢单元加热炉燃料气,关闭高压原料泵出口阀切断进料,停新氢压缩机或零负荷运转。循环氢压缩机入口分液罐高高液位采用三取二联锁,停压缩机,自动触发安全联锁系统.高压分离器液位及界位低低限切断联锁。加氢反应炉烟气入预热器温度高时报警联锁。空气鼓风机及烟气引风机故障停车时报警,联锁。4.5.4仪表选型：1仪表控制系统采用DCS，本设计仅对DCS硬件配置要求如下：操作站：3套每台操作站要有独立的主机，CRT显示器及相应键盘。工程师站：1套用于系统组态及在线系统维护。根据机型配置相应的外设，CRT及相应键盘，并配置激光打印机一台。冗余的控制模件，安全栅机柜及端子柜等.I/O点，机柜均配置20%的扩展备用空间。辅助操作台：2个设置报警灯屏及停机按钮开关等。本装置约有：控制回路：55个检测回路：300个2现场仪表选型:根据工艺条件及要求选用先进，可靠并且安装，使用方便的仪表.为保持全装置仪表选型统一，现场电动仪表以本安型为主，个别选用隔爆型。电动变送器选用智能型变送器；现场温度指示选用双金属温度计，远传型温度计根据工艺条件选用IEC标准E,K型热电偶；压力仪表：现场指示压力仪表一般选用不锈钢压力表。流量仪表：装置内的流量检测以孔板为主，进出装置的油品采用相应的流量计。液位仪表：现场液位指示采用玻璃板液位计，远传液位仪表选用电动外浮筒液位（界位）变送器或双法兰差压变送器。在线分析仪表：根据工艺需要，加热炉氧含量的测量选用氧化锆氧分析仪，循环氢压缩机入口处选用氢分析仪。安全仪表：在装置区，压缩机房，泵房，中间罐区等容易发生可燃气体泄漏的场所设置可燃气体检测器。凡有可能泄漏和积聚硫化氢气体的场所，设置硫化氢气体检测器。执行机构：执行机构主要选用气动薄膜式。高压差调节阀采用角型调节阀。4.5.5仪表供电本装置DCS控制系统及ESD系统等均采用不间断供电装置（UPS）供电。UPS电源由电工专业提供.4.5.6中心控制室根据厂方意见和要求，本装置不建新控制室。DCS操作站，工程师站及控制柜，ESD放在距本装置400多米远的原芳烃装置控制室内，远程I/O柜和安全栅柜及压缩机部分用操作台,机柜放在距装置较近的原加氢控制室中。本装置用电缆,补偿导线及电缆槽的长度按装置区至原加氢控制室开列.主要仪表清单：1国内供货仪表：数量（台）双金属温度计25高压双金属温度计10单式热电偶25双式热电偶6铠装表面热电偶单式24铠装热电偶单式35高压双式热电偶4高压单式热电偶15不锈钢压力表100膜盒压力表5双色玻璃板液位计35高温玻璃板液位计3隔爆型液位开关5电外浮筒/界位变送器6各种流量计8节流装置24高压节流装置12调节阀22高压调节阀6长行程执行机构6可燃性气体报警器20硫化氢气体浓度报警器5氧化锆分析仪高温型2电气阀门定位器/电气转换器40智能压力,流量，差压变送器65智能双法兰变送器10空气过滤减压阀45隔离式安全栅260安全栅及端子柜3自动灌隔离液系统1配电柜22国外引进仪表DCS系统1ESD1高压磁浮子液位计6高压外浮筒液位/界位变送器3高压角型调节阀8氢分析仪1隔爆型电磁阀74.6设备本装置为汽柴油加氢精制装置，操作条件比较苛刻，设备要求比较高。下面就重要设备的设计、材料的选择及设备的制造作简要说明。设备概况表：名称 数量（台） 重量（吨） 备注 反应器 1 155 优先考虑利旧一台原有的反应器，重量为99.44吨 塔器 1 35.5 为产品分馏塔 容器 13 换热器 10 其中包括三台螺纹锁紧环双壳程换热器 空冷器 16 其中8片高压空冷器 自动反冲洗过滤器 1组（三列） 一、加氢反应器本装置共设有1台加氢精制反应器，其操作条件为T400～437oC，P8.13MPa，操作介质为H2、H2S、油及油气。由于反应器为长周期定货设备的原因，近期实施方案，厂方优先考虑利旧一台原有的反应器，利旧反应器为1976年设计的冷壁加氢反应器，筒体内径为φ2600，内有100mm厚的隔热衬里，1990年对反应器内件进行改造。此台反应器主体材料采用21/4Cr-Mo钢板和20CrMo9锻钢，由于当时（70年代）的炼钢和加工制造有限，材料及反应器整体的机械性能都不很高，1990年改造时已发现一些问题。同时作为冷壁加氢反应器，原有隔热衬里使用时间较长，隔热性下降，筒体实际壁温变高，筒体材料性能不知能否保证。如果利旧，应按《在用压力容器检验规程》对此台反应器重新进行评定，合格后方可使用。新增的1台加氢精制反应器，筒体内径为φ2800，为了抗氢及抗H2S的需要，根据耐尔逊曲线（Nelson），反应器材料选用21/4Cr-Mo。内部采用双层堆焊，内件材料选用0Cr18Ni10Ti不锈钢。本装置的反应器采用板焊结构的形式。此种反应器国内完全可以生产制造。二、换热器本装置有3台高压换热器。E-101反应产物与混氢油换热器在高温、高压、临氢及硫化氢介质的条件下操作，壳体材料采用21/4Cr1Mo，内部堆焊TP309L+TP347双层不锈钢防腐层，管束采用0Cr18Ni10Ti不锈钢。E-103反应产物与混氢油换热器相应操作条件缓和一些，因此这台换热器壳体材料采用15CrMoR（H），内部加堆焊，管束采用0Cr18Ni10Ti不锈钢。E-102反应产物与低分油换热器管程壳体采用21/4Cr1Mo，内部堆焊TP309L+TP347双层不锈钢防腐层，管束采用0Cr18Ni10Ti不锈钢，壳程壳体采用20R。换热器结构采用螺纹锁紧环式双壳程结构，此种结构的高压换热器已广泛应用于加氢装置，国内的兰石厂和抚顺机械厂均能制造。三、容器本装置共有13台容器，其中1台冷高压分离器拟利旧已定货设备，1台循环氢压缩机入口分液罐，是在高压低温湿硫化氢条件下操作，在这种工况下会产生湿硫化氢应力腐蚀，因此这台设备我们采用了16MnR（HIC）抗H2S应力腐蚀材料。这种材料S、P含量非常低，综合机械性能比较好，采用这种材料比较合适。四、高压空冷器本装置共有8台高压空冷器。其操作介质中含有油气、H2、H2S等。由于是在高压低温湿硫化氢条件下操作，管束管箱选用具有抗H2S应力腐蚀的材料16MnR（HIC）钢。机械目前，a炼油厂库存压缩机现状如下：原加氢装置更换下来的循环氢压缩机302/2一台；原加氢装置现有联合机组一台，新氢机301/1、2两台作为新氢机的备机，循环氢压缩机302/2一台作为循环氢压缩机的备机。新建60万吨/年汽柴油加氢精制装置需新增新氢、循环氢联合压缩机一台，反应进料泵两台。新氢、循环氢联合压缩机K-101/A+102/A采用往复式压缩机，由于往复机运动件多，气阀、填料、活塞环等易发生故障，难以保证机组和装置的长周期可靠运行，因此采用原加氢装置中的新氢增压机原位号K-301/1,2，新位号K-101/B,C作为该往复式联合机组中新氢机的备用机，利用原库存的循环氢压缩机原位号K-302/2，新位号K-102/B作为该往复式联合机组中循环氢机的备用机。按厂方要求：近期实施的方案（装置在40万吨/年处理量下操作），拟利旧原循环氢压缩机302/2一台，需重新安装。原加氢装置的循环氢压缩机302/1作为两套加氢装置的共同备机；原加氢装置增压机301/1，2的其中一台作为新上加氢装置的新氢机，另一台作为两套加氢装置的共同备机。新增的联合机组包括新氢压缩机和循环氢压缩机两部分。新氢部分的工艺参数为：进口压力1.0MPag，出口压力9.0MPAg，入口温度40℃，入口流量14000Nm3/h，介质中氢含量为87.9%，介质Cp/Cv值1.3255，分子量约为6.43；新氢部分需要3级压缩，所需功率1315kW。循环氢部分的工艺参数为：进口压力7.0MPag，出口压力9.0MPAg，入口温度50℃，入口流量60000Nm3/h，介质Cp/Cv值约1.285；循环氢部分仅需要一级压缩，所需功率548kW。该联合机组总功率约1862kW，电机功率2100kW。由于联合机组在国内尚未有成功的制造经验，因此整套机组需要从国外采购。反应进料泵P-102/A,B采用多级离心泵，工艺参数为：进口压力0.4MPag，出口压力9.0MPAg，入口温度50℃，入口流量110t/h，介质密度842kg/m3，所需功率445kW，电机功率约500kW。该种形式的离心泵在国内已有较多的设计、制造、检验的经验，国内可以制造。4.8加热炉本装置加氢部分共有一台反应进料加热炉（F-101）,一台分馏进料加热炉及一套烟气余热回收系统。加热炉系统总热效率可达88%。反应进料加热炉设计热负荷为5.3MW，该炉采用双面辐射水平管箱式炉，炉底设有附墙式扁平焰气体燃烧器，工艺介质先经过对流室再进入辐射室加热至工艺所需温度。辐射盘管采用单排水平管双面辐射型式，炉管材质选用ASTMA312TP321，从国外引进，盘管的上中下三个部位分别设置管壁热电偶，以监测操作时的管壁温度。该炉辐射室衬里采用莫来石轻质耐火砖和喷涂耐火纤维,，炉底以及对流室和烟囱采用轻质浇注料。分馏塔进料加热炉设计热负荷为4.1MW,该炉采用对流-辐射型圆筒炉,炉管材质采用20#钢，辐射管为垂直靠墙布置，对流室采用翅片管,炉底设有气体燃烧器。炉墙衬里采用轻质耐火砖加微孔硅酸钙板复合结构,炉顶衬里采用喷涂纤维；炉膛底部，对流室及烟囱的衬里均采用轻质浇注料.余热回收系统采用热管空气预热器回收烟气余热，并设有鼓风机和引风机。来自两炉的热烟气经热烟道进入热管空气预热器与空气换热后经引风机排入烟囱。冷空气由空气鼓风机送入热管空气预热器与烟气换热后经热风道供两炉燃烧器燃烧使用。4.9装置平面布置说明本装置占用原有装置予留场地及东则原氢提纯装置场地，南北方向宽85.0米，东西方向长96.5米，占地面积为0.6690公顷。在装置边界范围内原有的装置，零星设备、建筑物、构筑物及其基础和地上、地下管道均应拆除干净。本装置属于甲类生产装置，主要火灾危险介质为甲类可燃气体和甲B类可燃液体。装置布置符合《石油化工企业设计防火规范》（GB50160-92）（1999年版）的规定。本装置布置风格与邻近装置一致。主管架为东西方向设置在装置中南部位，并在装置东侧与系统管带相接，原料、产品及主要公用工程管道均从此处进出；加热炉布置在装置西北角，反应器和原料与反应产物换热器布置在加热炉东侧；汽提塔，两层设备框架及高低压分离器布置在主管架北侧；机泵布置在管架和构架下方，空冷器布置在管架上方；压缩机棚布置在装置南侧，为两层半敞开结构，与本装置西侧重整装置压缩机同棚布置。控制室利用相邻小加氢装置控制室、配电室利用小加氢装置原办公室改建。装置设有东西贯通的道路，可通行消防、检修车辆，分别在装置东西两侧与厂区道路相连。本装置平面布置能够满足现行有关规范和消防、检修的要求。4.10工艺设备汇总表

工艺设备表（塔、容器、反应器类）续上表续上表工艺设备表（管式炉类）工艺设备表（管壳式冷换设备类）续上表工艺设备表（空气冷却器类）工艺设备表（泵表）工艺设备表（压缩机、鼓风机）工艺设备表（其它类）

4.11消耗指标4.11.1水量水量表表4.11-1No 设备号 地点 给水T/H 排水T/H 生活用水 新鲜水 循环水30℃ 除盐水60℃ 循环热水40℃ 含油污水 含硫污水 生活污水 1 K-101+K-102 二合一联合机组 167 167 2 泵冷却 20 18 2 3 E-104 新氢返回冷却器 32 32 4 E-202 分馏塔顶后冷器 73 73 5 E-203 柴油产品冷却器 60.5 60.5 6 汽提塔顶冷凝水 2 7 反应注水 6 6 8 生活用水 （2） （1） （1） 合计 （2） 352.5 6 350.5 2+（1） 8 （1）

4.11.2用电量用电量表 表4.11-3序号 使用地点或用途 电压V 设备台数,台 设备容量,KW 轴功率KW 备注 操作 备用 操作 备用 1 K-101+K-102 二合一联合机组 6000 1 2800 1862 380 51.05 40 220 27.95 27.95 2 P-101 原料油泵 380 1 75 50.9 3 P-102/A，B 反应进料泵 6000 500 500 445 4 P-104/A，B 反冲洗污油泵 380 1 1 30 30 16.3 5 P-201 分馏塔顶回流泵 380 1 11 11 7.4 6 P-202/A，B 精制柴油泵 380 1 1 45 45 29 7 P-301A/B 污油泵 380 1 1 18.5 18.5 11.3 8 P-302 抽油泵 380 1 7.5 2.2 9 A-101 反应产物空冷器 380 8 18.5×8 16.8×8 10 A-201 汽提塔顶空冷器 380 4 18.5×4 16.8×4 11 A-202 柴油产品空冷器 380 4 15×4 13×4 合计 2745.65 其中6000V 2307 380V 410.7 220V 27.95 注：（1）以上仅为工艺用量。4.11.3蒸汽用量 表4.11-5序号 使用地点及用途 蒸汽用量t/h 备注 1.0MPa（表） 3.5MPa（表） 1 蒸汽汽提 1.5 2 分水包加热 2.0 3 吹扫 4 间断,开停工用,按50小时计 合计 3.5 4.11.4压缩空气用量 表4.11-7序号 使用地点及用途 用量,标m3/min 备注 非净化风 净化风 1 仪表用风 5 连续 2 吹扫再生 30 间断 合计 30 5 4.11.5氮气用量 表4.11-8序号 使用地点或用途 用量,标m3/min 备注 1 氮封 4 2 开停工,置换,吹扫及事故处理 20000m3n 间断 合计 4连续用 20000m3n 间断 4.11.6燃料气用量 表4.11-9序号 使用地点 用量,m3n/s 备注 1 反应进料加热炉 0.16 低热值8000kcal/m3n 2 分馏塔进料加热炉 0.14 合计 0.3 4.11.7辅助材料用量 表4.11-10序号 名称 型号或规格 年用量t 一次装入量t 备注 1 催化剂 3.3 保护剂，寿命6年 FH-98 44 精制剂，寿命6年 2 硫化剂 CS2 9 催化剂硫化用每2年一次 3 缓蚀剂 尼凡丁 7 4 碱液 30% 150 检修时设备防腐 5 瓷球 29 注：以上均为理论用量。4.12装置定员根据中国石油化工总公司编制的《石油化工生产装置设计定员暂行规定试行》及a炼油化工股份有限公司的具体情况编制本装置的定员，按四班三倒制，共计26人。其中行政与技术管理人员6人，生产岗位人员4×520人。 表4.12-1序号 岗位名称 定员 人数 备注 1 行政与技术人员 1 主任,书记 1 1 2 副主任 2 2 3 工程师 2 2 4 安全、统计员 1 1 5 合计 6 6 2 生产岗位人员 1 班长 1 4 2 内操 2 8 3 外操 2 8 4 合计 5 20 4.13分析化验项目表4.13序号 取样地点 分析项目 分析方法 控制指标 分析次数 备注 1 原料油 比重d420 GB1884 实测 1次/班 馏程，℃ GB6536 不定期 干点，℃ GB6536 1次/班 硫PPM GB380 1次/班 氮，PPM 1次/班 碱氮，PPM 1次/班 二烯值，gl/100g SY2208 1次/班 溴价，gBr/100G 1次/班 运动粘度20℃mm2/s GB265 不定期 酸度,mgKOH/100ml GB264 不定期 实际胶质g/100ml GB509 不定期 倾点 GB3535 不定期 凝固点，℃ GB510 不定期 闪点，℃ GB261 不定期 苯胺点，℃ 不定期 十六烷值 1次/班 2 柴油产品 比重d420 GB1884 实测 1次/班 运动粘度20℃mm2/s GB265-88 3.0-8.0 不定期 折光 不定期 尾油分析 硫PPM GB380 ≯2000 不定期 氮，PPM 不定期 溴价，gBr/100g ≯6 不定期 二烯值,gl/100ml SY2208 不定期 酸度,mgKOH/100ml GB/T258-77 ≯5 不定期 实际胶质mg/100ml GB/T509-88 ≯30 不定期 凝固点，℃ GB/T510-83 ≯0 不定期 闪点，℃ SH/T248-92 ≮65 不定期 苯胺点，℃ GB262 不定期 10%残炭 GB/T268-87 ≯0.3 不定期 续表4.13序号 取样地点 分析项目 分析方法 控制指标 分析次数 备注 十六烷值 GB386 不定期 馏程 GB6536 不定期 贮存安全性 不定期 100℃,16Hr 沉渣,mg/100ml 不定期 胶质,mg/100ml 不定期 酸度,mg/100ml 不定期 3 石脑油 比重d420 GB1884 实测 1次/班 馏程 GB6536 不定期 10% GB6536 不定期 50% GB6536 不定期 90% GB6536 不定期 100% GB6536 不定期 烷烃和环烷烃 GB2208 不定期 V% 烯烃V% GB2208 不定期 硫W% D1266 不定期 铅μg/kg GB2242 不定期 砷μg/kg GB2129 不定期 4 新氢 组成分析 色谱 实测 1次/班 5 循环氢 组成分析 色谱 实测 1次/班 6 燃料气 组成分析 色谱 实测 不定期 7 含硫污水 硫化氢、氨 实测 不定期 8 碱液 NaOH 不定期 PH值 9 系统氧含量 氧含量 不定期 开工 二氧化碳 10 低分气 组成分析 色谱 实测 不定期 11 分馏塔顶回流罐富气 组成分析 色谱 实测 不定期 5建设地区自然条件5.1气温年平均气温 12.6℃绝对最高温度 41.8℃绝对最低温度 -23.6℃最热月平均最高温度 26.8℃最冷月平均最低温度 -3.4℃5.2湿度:最热月室外平均相对湿度 75%5.3降雨量年平均降雨量 651.5mm5.4雪荷载:最大积雪厚度 130mm5.5风荷载基本风压值 0.35KPa5.6土壤冻结深度 530mm6总图、土建6.1总图部分6.1.1装置位置及占地：装置平面位置由a炼油化工股份有限公司提供。装置占地面积约为6438平方米。本次新建60万吨/年汽柴油加氢精制装置与原催化柴油加氢精制装置和西面的催化重整装置构成联合装置，布置于上述两装置之间。联合装置的南面为第二催化装置、北面是汽煤柴罐区及泵房。上述详见“平面位置图”（图号：BQPR-713/2）。6.1.2气象等自然条件：气温：年平均气温12.6C极端最高气温41.8C极端最低气温-23.6C最热月7月平均气温26.8C最冷月1月平均气温-3.4C计算温度：冬季采暖计算温度-8C冬季通风计算温度-3C冬季空调计算温度-11C夏季通风计算温度31C夏季空调计算温度35.1C夏季空调计算湿球温度26.6C（3）降水量：年平均降水量651.5mm最大防水量1012.9m日最大降雨量160.2mm小时最大降雨量92.9mm年平均降水日数87.4天（4）雨量公式：q6160p/t+18.5式中：t―雨水集流时间，分p―一次溢流期，年（5）年平均蒸发量：1586.89mm6风：主要风向及频率：南东南风频率19.26%北风频率14.55%北东北风频率11.98%北西北风频率10.21%风速（地面以上10米处）冬季最冷月（1月）平均风速：1.9m/s夏季平均风速1.5m/s年平均风速2.3m/s极大风速25