基础设计说明书20-00S3(20100201).doc

说 明 书 ：项目文件号专业文件号LPEC176091B000020-00/S3顾客要求设计阶段基础设计第 91 页 共 87 页编 制：陈润良 校 对： 苗文彬 审 核： 高 翔 项目审核： 陈 红 审 定： 赵建炜 日 期： 2010-02目 录1 概述41.1 项目名称和建设地点41.2 设计依据41.3 设计原则41.4 主要设计规定52 设计范围及设计分工82.1 设计范围82.2 设计分工及单元划分83 建设规模、产品方案及工艺流程113.1 建设规模及加工原料113.2 主要产品规格标准143.3 总工艺流程163.4 装置工艺路线及技术来源244 中心控制室和现场机柜室254.1 中心控制室254.2 现场机柜室275 总图运输及储运295.1 总图运输295.2 油品储运406 公用工程426.1 给排水426.2 供电及电信536.3 供热、供风、供氮586.4 信息化系统716.5辅助生产设施737 全厂能耗758 工厂定员779 对总体设计的重大修改7810 主要技术经济指标7911 关于催化裂化装置MIP-CGP工况80附图1：全厂总工艺流程（MIP工况）附图2：全厂总工艺流程（MIP-CGP工况）1 概述1.1 项目名称和建设地点项目名称：北海炼油异地改造石油化工项目建设单位：中国石油化工股份有限公司建设地点：广西北海市1.2 设计依据1） 总体设计文件和批文：a）中国石油化工股份有限公司北海炼油异地改造石油化工项目总体设计（中国石化集团洛阳石油化工工程公司，2009年7月，项目文件号： 176091G0000）。b）北海炼油异地改造石油化工项目总体设计审查意见及答复。c）关于北海炼油异地改造石油化工项目总体设计的批复，石化股份计【2009】485号。2） 中国石化集团公司发展计划部关于做好北海炼油异地改造石油化工项目的函（石化股份计炼函字【2008】21号），二八年八月七日。3） 中国石油化工股份有限公司北海分公司关于加快北海炼油异地改造石油化工项目设计工作的函（北石化函【2008】3号），二八年九月二十八日。4）北海炼油异地改造石油化工项目环境影响报告书及批复文件（暂缺）。5）北海炼油异地改造石油化工项目安全评价报告书及批复文件（暂缺）。6） 经确定的工艺装置工艺专利商提供设计基础数据。7）工程设计基础资料（BEDD）。8） 业主提供的与该项目有关的技术资料。9）相关工作会议纪要。1.3 设计原则1）依据“大型、先进、系列、集约”的发展战略，实施本工程。以市场为导向，以经济效益为中心，合理控制投资，做到少投入多产出。工程实施后，在技术经济上达到国内先进水平作为设计的首要原则。 2）采用成熟、可靠、环境友好的工艺技术，降低消耗，使全厂各项技术指标和生产管理达到国内先进水平。3）在总体布局上本着节约投资、减少占地、减少定员的原则，坚持工厂设计模式改革，全厂生产装置尽量采用联合布置、集中控制，统一管理。炼油项目要与储备库、原油输油站场、成品油输油站场、远期石化项目统一优化配置。本项目为商储库、原油输油站场、成品油输油站场提供水、电、风、氮、蒸汽等动力和公用工程，并处理其生产的含油污水。4）依托地方的一切有利条件，充分利用周边基础设施的能力以及周边企业的力量进行整体优化。机修、电修、仪修不设大的检修设施和机构，只设维修管理部门及日常设备运行维护人员，工厂主要大、中修任务委托协作单位完成。福利、医疗、文化等设施依托社会解决。生活设施多项目集中布置，各自承担相应费用。5）重视环境保护，严格控制环境污染，严格遵守国家及当地的有关环境保护、劳动安全卫生等方面的法规，采取坚实有力的措施减少污染物的排放。设计中要体现环保清洁的主题，执行清洁生产标准，做到三废治理和安全卫生保障措施与工程建设同时进行。 6）本项目建设一座中心控制室。工艺装置和公用工程设施在中心控制室集中操作、控制和管理；在工艺装置或辅助单元适当地点设置现场机柜间。7）全厂按同开同停，三年一检修设计，年开工时数8400小时。连续生产岗位采用四班配员，三班操作，非连续生产岗位根据工作需要按两班或一班配员。生产和管理人员定员按中石化有关规定执行。8）工艺装置和公用工程设施设计操作弹性原则上为60%-110%。1.4 主要设计规定1）关于全厂氢平衡（1）本工程以重整氢作为全厂氢源，重整氢压力为2.0MPa（表），催化重汽油加氢、石脑油加氢等装置不设新氢压缩机。（2）重整装置设置开工用氢设施。2）关于气体流向和脱硫设置（1）常顶气、减顶气、催化汽油加氢干气、柴油加氢塔顶气、石脑油加氢塔顶气、重整稳定塔顶气送焦化富气压缩机入口，回收液化气后送至产品精制脱硫。（2）干气脱硫设置两个脱硫塔，其中：气柜气和催化干气合并脱硫；焦化干气、原料预处理干气与柴油加氢装置低分气合并脱硫，脱硫后干气进全厂燃料气管网。（3）催化液化气单独脱硫脱硫醇；焦化液化气、常减压液化气合并脱硫脱硫醇，并设置焦化液化气进催化液化气脱硫脱硫醇设施的管线。3）催化裂化装置设置催化汽油分馏塔，轻汽油去产品精制脱硫脱硫醇后直接作为汽油调和组分；重汽油去催汽加氢装置精制后，单独作为汽油调和组分。4）气分装置的不凝气返回催化裂化装置回收丙烯。5）本工程各加氢装置的加氢催化剂硫化尽可能共用一套硫化设施。6）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。7）原油进厂及产品出厂方式北海炼油厂所需原油罐、原油调和设施、原料预处理装置供料泵等相关设施全部依托北海商业储备库，炼油厂内设置质量流量计作为原油计量。本项目生产的汽、柴油通过管道全部交付北海南宁成品油管道首站。在成品油首站汽、柴油各考虑10万吨/年的公路出站，其它全部为长输管道出站。北海炼油厂所需汽、柴油成品罐、汽、柴油公路装车设施（含装车泵）、汽油装车油气回收、汽、柴油装船等相关设施全部依托成品油管道首站，炼油厂内不做考虑；北海炼油厂内仅考虑设置汽油组分罐及汽油调和设施，汽、柴油设置质量流量计作为出厂计量。液化气海运、铁路、公路出厂比例分别为40、30、30。苯及石脑油铁路、公路出厂比例分别为50、50。石油焦、固体硫磺及丙烯全部铁路出厂。9)本工程设置柴油及液化气接卸设施，以保证工程开工用燃料。动力站锅炉和原料预处理装置以柴油为燃料开工，除原料预处理装置以外的工艺装置开工时加热炉以液化气为燃料开工。10）全厂燃料气系统设置液化气的汽化设施，汽化设施能力按4.5吨/时；动力锅炉开工柴油供应量按12吨/时，原料预处理装置开工柴油供应量按4.5吨/时。11）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。12）液化气及丙烯出厂的计量采用地秤或轨道衡方式，不再设置质量流量计。13）全厂大于370馏分的中间原料罐采用热罐。14）储运专业按催化轻汽油、催化重汽油、重整C7汽油、重整拔头油（重整戊烷油与拔头油合并作为一个调和组分）、柴油加氢石脑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，乙醇汽油基础油牌号为93、97，比例约65：35。15）本项目储运系统设置30%NaOH溶液的接卸储存设置，并管道送至用碱装置和单元。16）本项目应在总平面为二期装置预留由南向北的管廊位置。17）本项目的厂区绿化面积应不大于国家或行业的有关标准规定，在厂前区设置不低于150个车位的停车场。18）本项目应选用防雷仪表。19）电气专业设计施工用电临时设施，并对施工用电进行历史记录。20）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。21）给排水专业按自打井方案设置施工用水临时设施，并对施工用水进行历史记录。22）环保专业应会同有关专业设计项目在施工期间、工厂运行期间生活用水、生产废水、固体废物的处理方案。23）总图专业的设计文件应包括项目施工期的防洪、排涝设施。2 设计范围及设计分工2.1 设计范围本项目的设计范围分为厂内工程和厂外工程两部分。厂内工程包括：新建工艺装置、总图储运、公用工程及辅助生产设施等。本工程另外立项建设聚丙烯装置，该装置的公用工程包括在本项目内，平面预留位置。厂外工程包括：25千吨级成品油码头等。2.2 设计分工及单元划分本项目供水、供电由北海市负责送至厂区边界，厂外铁路由北海市负责建设，原油进厂依托北海商业储备库，汽柴油出厂依托北海南宁成品油管道首站。本项目为商储库、原油输油站场、成品油输油站场提供电、风、氮、蒸汽等动力和公用工程，并处理其生产的含油污水，商储库为本项目提供工业用水，生活用水由市政供水提供，同时合并建设化验、环保监测及倒班宿舍等公用设施。基础设计阶段，厂内生产装置及系统单元由洛阳石化工程公司（LPEC）负责设计，厂外工程25千吨级成品油码头由中交四航院负责设计。工程单元划分及设计主项表序号装置(单元)名称单元号说明设计单位1工艺装置 1.1500万吨/年原料预处理装置02011.2170万吨/年催化裂化装置02021.3120万吨/年延迟焦化装置02041.460万吨/年连续重整装置02111.512万吨/年苯抽提02121.6260万吨/年柴油加氢装置02151.740万吨/年气体分馏装置02191.8产品精制装置0234包括：催化轻汽油脱硫、干气脱硫、液化气脱硫脱硫醇、减渣处理。1.950万吨/年催化重汽油加氢装置02391.106万吨/年硫磺回收装置0256包括：溶剂再生、酸性水汽提、硫磺回收。1.11催化烟气脱硫02932总图运输2.1工厂总平面0101包括：停车场及绿化。2.2工厂场地平整01022.3管线综合01032.4厂内铁路0104中铁二院2.5工厂竖向及道路01052.6厂区围墙、大门及守卫室01072.7清洗场地01082.8全厂性仓库0110备品备件库和危险品库3储运设施3.1中间原料油罐区及泵棚-10302-1蜡油、渣油3.2中间原料油罐区及泵棚-20302-2催化重汽油、柴油、石脑油等3.3汽油组分罐区0303-13.4丙烯罐区及泵棚0303-23.5LPG罐区及泵棚0303-33.6石脑油、苯罐区及泵棚0303-43.7汽油调合设施03073.8成品铁路装卸车设施03103.9成品汽车装卸车设施03113.10罐车洗涤设施03153.11化学药剂设施03183.12火炬设施03203.13燃料气回收设施03213.14厂区工艺及热力管网0326包括：液化气汽化设施3.15轻、重污油罐区及泵棚03394给排水4.1污水处理场0501包括：污水回用处理、污泥处理、臭气处理、污水提升设施4.2循环水场05024.3厂内给排水及消防管网05074.4泡沫站-10513-14.5泡沫站-20513-24.6雨水监控及事故水防控储存设施05175供电5.1总变配电所（110KV）06015.2厂区供电及照明06025.3全厂电信06035.435 kV变电所-10607-15.535 kV变电所-20607-25.635 kV变电所-30607-35.710kV变电所-10607-45.810kV变电所-20607-55.9380V变电所-10607-65.10380V变电所-20607-76供热及供风6.1动力站07116.2压缩空气站07126.3除盐水站07136.4制氮站07146.5余热回收站07156.6制冷站07166.7凝结水站07177管理区及辅助生产设施7.1中心化验室及环保监测站07017.2信息中心07037.3综合维修（含机、电、仪修）07047.4消防站及气防站07057.5通讯中心07077.6全厂中心控制室07107.7化学品仓库07217.8倒班公寓及文体中心0722厂外建设7.9现场机柜间-10719-17.10现场机柜间-20719-27.11现场机柜间-30719-37.12现场机柜间-40719-47.13现场机柜间-50719-57.14综合办公楼0801包括：培训中心、会议中心、急救中心、门禁系统等功能。7.15厂区厕所08058厂外工程8.1厂区至码头工艺及热力管网03278.2厂外给排水管网05128.325千吨级成品油码头中交四航院3 建设规模、产品方案及工艺流程3.1 建设规模及加工原料本项目拟加工进口混和原油，原油加工规模为500万吨/年，平均API为29.9，平均硫含量为1.51，平均酸值为0.35 mgKOH/g（按1.0 mgKOH/g设防），混和原油性质、原油切割方案及各直馏馏分性质分别见表3.1-13.1-7。注：本工程原油性质以沙中原油及罕戈原油按1：1比例混和而成，沙中原油数据取自LPEC原油数据库（标准库）2005年04月评价数据、罕戈原油数据取自LPEC原油数据库（标准库）2005年05月评价数据。表3.1-1 原油性质原油名称单位混合原油数量万吨500API29.9 密度g/ml0.8730 硫含量wt%1.52 酸值mgKOH/g0.35 （按1.0设防）残炭wt%5.38 镍含量ppm16.48 钒含量ppm23.70 表3.1-2 原油切割方案侧线名称切割温度（）收率 产品去向干气0.53自用燃料液化气1.15商品外销直馏石脑油17015.38重整预处理直馏柴油17037031.30柴油加氢直馏蜡油37056528.37催化裂化减压渣油56523.28延迟焦化表3.1-3 直馏石脑油（565）馏分性质项目混和减渣备注馏分收率 加工量，万吨/年116.39 比重1.0066 硫含量，wt3.0799 总氮，ppm6770 残炭，wt23.24 镍含量，ppm68.91 钒含量，ppm94.81 表3.1-7 各混和直馏馏分馏程项目石脑油柴油减压蜡油减压渣油ASTM D86 AT 760，ASTM D1160 AT 760，初馏点391443454845% 5620137052810% 5921638155330%7624146959850%10926848065770% 13430051176490%15734356287895%16535658087898%1763666058783.2 主要产品规格标准本项目以生产车用燃料为主，兼顾生产化工产品。汽油产品生产国乙醇汽油基础油（注：由于国汽油标准尚未成文发布，本项目参照京汽油标准DB11/238-2007执行）；柴油产品满足国标准（注：由于国柴油标准尚未成文发布，本项目参照京柴油标准DB11/239-2007执行）；其它产品标准按满足现行国标执行。表3.2-1 主要产品执行标准汇总产品名称执行标准备注车用乙醇汽油基础油参照京车用汽油（DB11/238-2007）车用柴油参照京车用柴油（DB11/239-2007）液化石油气（工业和民用燃料）液化石油气（GB 11174-1997）工业用丙烯工业用丙烯（GB/T7716-2002）石油苯石油苯（GB3405-89）工业硫磺工业硫磺（GB2449-2006）表3.2-2 汽油产品主要技术指标项目DB11/238-2007（京）辛烷值 RON90 93 97抗爆指数 DON85 88 报告硫含量 ppm，不大于50烯烃含量%（v），不大于25烯烃芳烃含量%（v），不大于60苯含量%（v），不大于1.0氧含量%（m），不大于2.7锰含量（g/L），不大于0.006注：本项目生产乙醇汽油基础油，辛烷值相应降低1.5单位。表3.2-3 柴油产品主要技术指标项目DB/239-2007（京）十六烷值51十六烷指数46硫含量， ppm50密度，（20），kg/m3820-845多环芳烃%（m）11表3.2-4 液化石油气主要质量指标（GB 11174-1997）项 目质量指标试验方法密度（15），kg/m3报告SG/T0221蒸气压(37.8)，kPa1380GB/T6602C5及C5以上组分含量， %（v/v）3.0SH/T0230残留物蒸发残留物，ml/100ml油渍观察0.05通过SY/T7590铜片腐蚀1级总硫含量，mg/ m3343游离水无目测表3.2-5 工业硫磺主要质量指标（GB2449-2006）项 目质量指标优等品一等品合格品硫含量，%(m) 不小于99.9599.599.0酸度，(以H2SO4计)，% 不大于0.0030.0050.02有机物，%(m) 不大于0.030.300.80灰分，%(m) 不大于0.030.100.20砷，%(m) 不大于0.00010.010.05铁, %(m) 不大于0.0030.005-液体硫磺：水分,%(m) 不大于0.100.501.00固体硫磺：水分,%(m) 不大于2.02.02.0筛余物(粒度大于150m),% (m) 不大于003.0筛余物(粒度为75m150m),% (m) 不大于0.51.04.03.3 总工艺流程3.3.1 总工艺流程描述500万吨/年混和原油进原料预处理装置加工，本装置采用减压深拔技术，并设置轻烃回收设施，以将催化原料最大化拔出为设计目标。将混和原油分馏为干气、LPG、直馏石脑油、直馏柴油、减压蜡油与减压渣油。减压渣油去延迟焦化装置，减压蜡油去催化裂化装置，直馏柴油去柴油加氢装置，直馏石脑油作重整预加氢装置进料。干气经脱硫后作装置加热炉燃料，液化气经脱硫后作商品。1）渣油加工减压渣油及催化油浆共计122.91万吨/年，进延迟焦化装置加工。生产出焦化干气、焦化液化气、焦化汽油、焦化柴油及石油焦。焦化干气经脱硫后进工厂瓦斯管网，焦化液化气经脱硫后作产品，焦化汽柴油进柴油加氢装置，焦化蜡油进催化装置。2）蜡油加工全厂产减压蜡油141.85万吨/年、焦化蜡油21.51万吨/年，共计163.36万吨/年，进催化裂化装置。本装置生产高辛烷值、低烯烃含量的汽油组分，反应部分采用石油化工科学研究院的MIP工艺技术，兼顾多产丙烯的MIP-CGP工艺技术。由于本项目催化原料硫含量为2.12，催化烟气需进行烟气脱硫。3）柴油加工焦化汽柴油、催化柴油、直馏柴油共计252.37万吨/年，进260万吨/年柴油加氢装置加工，所用氢源为重整装置提供的重整氢。加氢石脑油一部分作为汽油调合组分参与全厂汽油调合，一部分作为石脑油产品出厂；加氢柴油硫含量为50ppm，十六烷值51.75，可满足国标准。4）催化汽油加工催化裂化装置将催化汽油分为轻汽油和重汽油，其中催化轻汽油20.83万吨/年，进行碱洗脱硫醇处理后作为汽油调合组分；催化重汽油48.60万吨/年，进50万吨/年催化重汽油加氢装置加工，本装置拟采用石科院RSDS-技术，脱硫后精制催化汽油满足全厂国乙醇汽油基础油的调和需求。5）石脑油加工全厂生产直馏石脑油76.87万吨/年，进重整预加氢。经预加氢装置加工后，产11.44万吨/年预加氢拔头油作为汽油调合组分，产64.80万吨/年预加氢重石脑油进连续重整装置，生产高辛烷值汽油调合组分，同时副产的重整氢作为全厂氢源。6）全厂气体加工安排（1）原料预处理装置常顶减顶气、加氢脱硫装置塔顶气、加氢处理装置干气、石脑油加氢塔顶气、重整稳定塔顶气送焦化富气压缩机入口，柴油加氢低分气送焦化富气压缩机出口，经回收液化气后送至产品精制脱硫。（2）干气脱硫设置两个脱硫塔，其中：气柜气和催化干气合并脱硫；焦化干气、原料预处理干气合并脱硫，脱硫后干气进全厂燃料气管网。（3）催化液化气单独脱硫脱硫醇；焦化液化气、原料预处理液化气合并脱硫脱硫醇，并设置焦化液化气进催化液化气脱硫脱硫醇设施的管线。（4）脱硫后催化液化气进气体分馏装置，分出精丙烯、丙烷及混合碳四作为液化气产品出厂。3.3.2 主要工艺装置加工规模表3.3-1 主要工艺装置加工规模 单位：万吨/年序号装置名称加工规模备注1原料预处理5002延迟焦化1203催化裂化170含烟气脱硫4柴油加氢2605催化重汽油加氢506连续重整60含预加氢7苯抽提128气体分馏409硫磺回收6含酸性水汽提、溶剂再生10产品精制配套建设3.3.3 全厂物料平衡表3.3-2 全厂物料平衡表 单位：万吨/年 序号物料名称加工量备注一入方混和原油500.00二出方1国乙醇汽油基础油131.84 93#基础油85.34 97#基础油46.502国柴油232.483石脑油19.074石油焦40.555丙烯7.456液化气32.077苯3.428硫磺5.719自用小计27.06 催化烧焦11.01 自用燃料气16.0610损失0.34合计500.00三技术经济指标1综合商品率94.522轻油收率77.363综合自用率5.414柴/汽1.763.3.4 全厂燃料平衡全厂工艺加热炉及动力锅炉正常工况以自产燃料气为燃料，燃料气主要由脱硫催化干气、焦化干气、加氢干气、气分干气等组成，混合燃料气组成及全厂燃料平衡分别见表3.3-3、3.3-4。工厂燃料气管网条件：温度： 40；压力：0.40.6 MPa（表）；低发热值：8299 kcal/Nm3。表3.3-3 工厂燃料气组成比重kg/m3n0.80 分子量17.95 组分 分子式V%氢气H228.90 二氧化碳CO20.81 一氧化碳CO0.00 硫化氢H2S0.00 甲烷CH434.08 乙烷C2H617.16 乙烯C2H45.61 丙烷C3H82.16 丙烯C3H61.36 丁烷C4H101.06 丁烯C4H80.06 戊烷C5H120.44 戊烯C5H100.00 己烷C6H140.02 庚烷C7H160.00 氧气O20.27 氮气N27.32 水H2O0.74 合计100.00 表3.3-4全厂燃料平衡 单位:万吨/年序号装置名称装置规模燃料气消耗万吨/年万吨/年一、燃料气产出1净化饱和干气10.062净化不饱和干气7.64产出小计17.70 二、燃料气消耗1原料预处理5004.56 2延迟焦化1202.76 3催化裂化1700.23 4柴油加氢2600.58 5汽油加氢500.22 6连续重整605.00 7气体分馏408硫磺回收60.27 装置消耗合计13.62 可供动力站4.08 *注1：延迟焦化燃料气产出中包括常顶减顶气、柴油加氢塔顶气、汽油加氢干气、预加氢干气及重整塔顶气。*注2：燃料气产出与消耗均按标燃计算。3.3.5 全厂氢平衡全厂主要耗氢装置有重整预处理、加氢脱硫、加氢处理以及需要少量用氢的聚丙烯及硫磺回收装置，全厂氢源为连续重整装置生产的重整氢，重整氢组成见表3.3-5。全厂氢平衡见表3.3-6。表3.3-5 重整氢组成组成mol%H292.09C12.92C22.21C31.56iC40.45nC40.26iC50.12nC50.09C60.30 100.00平均分子量4.5表3.3-6 全厂氢平衡 单位:万吨/年序号项目数量万吨/年一、重整氢产出6.49 二、重整氢消耗1重整预加氢0.23 2苯抽提0.93 3柴油加氢4.74 4催汽加氢0.26 5硫磺回收0.05 6预留聚丙烯0.06 7富余量0.22 消耗合计6.49 3.3.6 全厂硫平衡全厂加工混和原油500万吨/年，平均硫含量为1.51，全厂原料带入的硫总量为7.55万吨/年。全厂回收硫磺5.71万吨/年，约占75.6；汽柴油及石油焦等产品带出1.72万吨/年，占22.76；加热炉烟气带走510吨/年，催化烟气设置脱硫措施，以硫酸盐形式排入大海的硫为704吨/年。表3.3-7 全厂硫平衡序号项目数量104t/a硫含量硫总量t/a占总硫量%一入方1混和原油5001.5175500100.00 入方合计75500100.00 二出方1产品带出1.1国乙醇汽油基础油131.840.00453 0.07 1.2国柴油232.480.00493 0.12 1.3石脑油19.070.00153 0.00 1.4丙烯7.4500 0.00 1.5液化气32.070.0026 0.01 1.6苯3.4200 0.00 1.7石油焦40.554.217031 22.56 产品带出小计1718622.76 2回收硫磺5.711005710075.63 3烟气带出3.1催化烧焦11.444390.58 3.2自用燃料气16.06130.02 3.3硫磺尾气580.08 烟气带出小计5100.68 4硫酸盐排入大海704 0.93 出方合计755001003.3.7 全厂汽柴油质量表3.3-8 全厂汽油质量质量调和数量硫含量辛烷值芳烃烯烃烯芳苯含量抗爆指数产品、组份万吨/年(%)(RON)(V%)(V%)(V%)(V%)(DON)1). 93#基础油85.340.004291.5036.5810.6547.230.3187.55(质量标准)0.005091.5020.0060.001.0086.50其中:催化轻汽油9.250.006394.400.5040.8041.3089.00 精制重汽油32.010.009087.0030.0015.0045.000.8683.20 预加氢拔头油13.200.000077.7071.85 C7+汽油26.400.0000110.0094.7094.70107.50 柴油加氢石脑油4.480.001570.0067.502). 97#基础油46.500.004895.5040.0017.1457.140.29(质量标准)0.005095.5020.0060.001.00其中:催化轻汽油11.580.006394.400.5040.8041.3089.00 精制重汽油16.240.009087.0030.0015.0045.000.8683.20 C7+汽油16.510.0000110.0094.7094.70107.50 柴油加氢石脑油2.170.001570.0067.50*注：由于国汽油标准尚未成文发布，本项目参照京汽油标准(DB11/238-2007)执行；同时本项目生产乙醇汽油基础油，汽油调合中相应牌号基础油的辛烷值（RON）按降低1.5单位考虑。 表3.3-9 全厂柴油质量质量调和数量硫含量十六烷值产品、组份（万吨）国柴油232.480.004051.75(质量标准)0.005051.00其中:加氢柴油232.480.004051.75*注：由于国柴油标准尚未成文发布，本项目参照京柴油标准(DB11/239-2007)执行；3.4 装置工艺路线及技术来源表3.4-1 装置工艺技术路线及技术来源序号名称建设规模万吨/年工艺技术路线技术来源备注1原料预处理500 初馏及常减压三级蒸馏国内成熟技术含轻烃回收2延迟焦化120 一炉两塔、可灵活调整循环比国内成熟技术3催化裂化170MIP工艺技术RIPP含烟气脱硫4柴油加氢260 加氢脱硫催化剂RS-1000RIPP/LPEC5催化重汽油加氢50RSDS-RIPP6连续重整60 超低压连续重整技术LPEC含预加氢7苯抽提16原料加氢+抽提蒸馏FRIPP/RIPP8气体分馏40 三塔流程国内成熟技术9硫磺回收23二级CLAUS转化工艺，尾气处理采用还原吸收工艺。国内成熟技术含酸性水汽提、溶剂再生10产品精制碱渣处理FRIPP11烟气脱硫可再生湿法烟气脱硫RASOCLPEC4 中心控制室和现场机柜室4.1 中心控制室4.1.1 概述本项目设置一个全厂中心控制室CCR，将各炼油工艺装置、炼油公用工程及中间罐区等进行集中控制与管理。各装置及单元因地理位置距CCR远近不同，在现场设置现场机柜室，各装置及单元内自控系统机柜均设置于FAR内。FAR与CCR间采用冗余光缆一天一地的方式通讯连接。全厂中心控制室是将多装置共用一个集中控制室，变岗位或装置操作为系统操作，实现集中监视、控制和管理。因此，全厂中心控制室进行生产过程集中监视、控制和管理，亦是信息处理中心、生产管理中心、消防全厂中心控制室、生产维护中心。它将工艺过程相关的装置集中起来，形成流程化操作，区域中心内各装置的监视、控制、操作和管理融为一体，生产、管理信息流集中共享，是现代化生产管理的需要，是降低成本、增加效益的有效途径。全厂中心控制室总面积约为5034m2 (一层+二层)。操作间面积为981m2。4.1.2 全厂中心控制室基本功能新设计建造的全厂中心控制室，采用新思路、新观念，突破以往控制室的设计模式，本着以人为本、安全性强、功能齐全、布局合理、环境舒适的原则，参照国内外相应的标准规范进行设计。1）在建筑结构方面，着重考虑以下几个方面：（1） 中控室四周设计成抗爆结构，以满足所在区域防爆及安全性能要求。（2） 屋顶设置闭合环形避雷网、墙体设置金属网、室外地下设置闭合环形水平接地体和均压环以防止电磁干扰、静电干扰及防雷击。（3） 采取有效措施，减少噪音干扰，营造安静的工作环境。（4） 简洁明快的色调，采用在封闭环境下适宜操作人员工作的房间和设备颜色。2）完善的综合使用功能（1） 全厂中心控制室内房间功能齐全、布置合理、操作分区界面清楚，主要设置有操作间、机柜室、工程师室、仪表信息管理室、仪表设备维修及值班室、网络机柜间、通讯设备间、配电室、UPS电源室、消防控制室。（2） 在照明设计中要考虑适当的照度及舒适的照度分布，宜人的光色和良好的显色性，没有眩光干扰和正确的投光方向与完美的造型立体感相结合，使人视觉舒适，不易疲劳。在操作间等人员集中的场合设置近自然的照明（如人造天空），在有其它要求的房间内则根据各自的需要采用相应的照明设施。同时应考虑事故照明及紧急用电设施。（3） 设置集中的空调系统，保持操作间室内空气恒温、恒湿，对空气进行过滤、除尘及活性碳净化，以除去空气中的有害物质（H2S、SO2等）；同时保持较高的新风置换率，确保室内空气质量，营造安全、舒适的工作环境，为操作人员发挥潜力、集中精力搞好操作创造条件。3） 全厂中心控制室的消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的方针，设置感温、感烟报警器，并设置与厂消防站直通的火警电话和报警设施；在全厂中心控制室建筑内外，有可能出现可燃气体或有毒气体的地方设置了可燃气体及有毒气体检修器，检测信号进DCS系统显示报警，保证人员及设备安全，例如：屋顶新风口、机柜室活动地板下、地下电缆夹层入口、全厂中心控制室入口等；在经常无人的危险场所设置自动灭火系统，在操作区设置二氧化碳小型灭火器。4）在通讯设计中将考虑有线与无线相结合，除设置常规的行政电话、调度电话和无线对讲机外，还将设置扩音对讲电话系统；同时为使内操人员能够对现场情况有直观的了解，设置工业电视监视系统。5）设置智能化网络布线，为目前和今后多层网络通讯创造条件；进行必要的网络通讯硬件/软件规划。4.2 现场机柜室现场机柜室依据总平面布置、与中心控制室的关系等条件，按装置或多个生产单元联合设置。现场机柜室的设置便于项目实施、维护及管理、节省工程费用等。各现场机柜室设置在非爆炸危险区域。工艺装置及全厂罐区部分现场机柜室采用抗爆结构。每个现场机柜室包括机柜间、立式空调机、UPS电源室、仪表值班室、监视间（外操间）等。表4.2-1 装置、单元及现场机柜室清单机柜室编号装置及单元名称单元号操作岗位负责单位FAR01500万吨/年原料预处理装置0201CCR动力站0711FAR01厂区工艺及热力管网（含液化气汽化设施）0326CCRFAR02170万吨/年催化裂化装置0202CCR催化烟气脱硫0293CCR40万吨/年气体分馏装置0219CCR产品精制装置0234CCRFAR0360万吨/年连续重整装置0211CCR12万吨/年苯抽提装置0212CCR260万吨/年柴油加氢装置0215CCR50万吨/年催化汽油加氢装置0239CCRFAR04120万吨/年延迟焦化装置0204CCRFAR066万吨/年硫磺回收装置0256CCRFAR05中间原料罐区及泵棚-10302-1CCR中间原料罐区及泵棚-20302-2CCR汽油组分油罐区0303-1CCR丙烯罐区及泵棚0303-2CCRLPG罐区及泵棚0303-3CCR石脑油罐区及泵棚0303-4CCR汽油调合设施0307CCR轻、重污油罐区及泵棚0339CCR泡沫站-10513-1CCR泡沫站-20513-2CCRFAR07成品公路装卸车设施0311FAR07成品铁路装卸车设施0310FAR07燃