常压蒸馏装置扩能改造项目可行性报告

1、目录 TOC o 1-5 h z 总论 1 HYPERLINK l bookmark4 o Current Document 项目概况 2市场分析 5油漆及清洗用溶剂油 5 HYPERLINK l bookmark6 o Current Document 石脑油 5燃料油I 6液化气 6燃料油U 6 HYPERLINK l bookmark8 o Current Document 燃料油川 7建设规模与产品方案 7 HYPERLINK l bookmark10 o Current Document 建设规模 7 HYPERLINK l bookmark12 o Current Document

2、 产品方案 7场址选择 9技术方案、自控方案、设备方案和工程方案 9 HYPERLINK l bookmark14 o Current Document 技术方案 9 HYPERLINK l bookmark22 o Current Document 自动控制 24 HYPERLINK l bookmark24 o Current Document 主要设备方案 29 HYPERLINK l bookmark26 o Current Document 工程方案 35 HYPERLINK l bookmark28 o Current Document 主要原材料、燃料供应 41主要原材料供应 4

3、1 HYPERLINK l bookmark30 o Current Document 燃料供应 43 HYPERLINK l bookmark32 o Current Document 主要原材料、燃料年需要量表 43总图运输与公用辅助工程 44 HYPERLINK l bookmark34 o Current Document 总图运输 44 HYPERLINK l bookmark36 o Current Document 装置运输 44 HYPERLINK l bookmark38 o Current Document 公用辅助工程 45 HYPERLINK l bookmark40

4、o Current Document 节能措施 51节能措施 51 HYPERLINK l bookmark42 o Current Document 能耗指标分析 51 HYPERLINK l bookmark44 o Current Document 设计中采用的主要标准及规范 52节水措施 52 HYPERLINK l bookmark54 o Current Document 环境影响评价 53 HYPERLINK l bookmark46 o Current Document 场址环境条件 53 HYPERLINK l bookmark48 o Current Document 主要

5、污染源及主要污染物 54 HYPERLINK l bookmark50 o Current Document 环境保护措施方案 55 HYPERLINK l bookmark52 o Current Document 环境保护投资 57环境影响评价 57劳动安全卫生与消防 58 HYPERLINK l bookmark56 o Current Document 危害因素和危害程度 58 HYPERLINK l bookmark58 o Current Document 安全措施方案 60 HYPERLINK l bookmark60 o Current Document 消防设施 62组织机构

6、与人力资源配置 63 HYPERLINK l bookmark64 o Current Document 项目实施进度 64 HYPERLINK l bookmark62 o Current Document 建设工期 64项目实施进度安排 64投资估算 64 HYPERLINK l bookmark66 o Current Document 工程概况 64 HYPERLINK l bookmark68 o Current Document 投资估算范围及构成 64 HYPERLINK l bookmark70 o Current Document 投资估算依据 65 HYPERLINK l

7、bookmark72 o Current Document 投资估算说明 66 HYPERLINK l bookmark74 o Current Document 流动资金估算 67资金筹措 68财务分析 68 HYPERLINK l bookmark76 o Current Document 财务分析依据及基础数据参数 68 HYPERLINK l bookmark78 o Current Document 成本费用估算 70 HYPERLINK l bookmark80 o Current Document 营业收入、税金及附加增值税 71 HYPERLINK l bookmark82 o

8、 Current Document 利润和所得税 71 HYPERLINK l bookmark84 o Current Document 财务评价指标计算 71 HYPERLINK l bookmark86 o Current Document 不确定性分析 72 HYPERLINK l bookmark90 o Current Document 财务评价结论及建议 74 HYPERLINK l bookmark92 o Current Document 需要补充说明的问题 75研究结论及建议 76 HYPERLINK l bookmark94 o Current Document 研究结论

9、 76 HYPERLINK l bookmark96 o Current Document 建议 77 1 总论项目背景项目名称中海石油葫芦岛精细化工有限责任公司常压蒸馏装置扩能改造承办单位概况中海石油葫芦岛精细化工有限责任公司（简称葫芦岛化工公司）成立于2006 年 8月，是中海油能源发展股份有限公司投资兴建的全资公司。它位于辽宁省葫芦岛市高新 技术产业化工园区，占地面积 110 余亩，主要从事天然气凝析油精细加工行业。从 2006 年初，开始项目的立项及可研报告的制作和着手工程基础设计等前期准备 工作， 3月份顺利通过海油发展和总公司的项目审批。 2006年9月 22日办公楼奠基， 启动工

10、程项目，到 2007年7月 18日总公司对工程开工安全检查验收合格，并于 2007 年7月 25日，一次性试投产成功，生产出合格产品。葫芦岛化工公司一期产品为 2个国标和 4个企业标准。 2 个国标产品为油漆及清洗用溶剂油和液化石油气； 4 个企标产品为化工轻油、 馏分油、 船舶燃料调和油和塔残油。葫芦岛化工公司始终坚持精细化管理，坚持以人为本，坚持安全文化理念，建立了 完善的安全生产管理机制， 2011年 9 月根据上级公司的统一要求葫芦岛化工公司正式开 展体系化管理。葫芦岛化工公司现有员工 80多人，其中 90% 具有大专以上学历，主要技术骨干和人 才均来自中石油、中石化大型骨干企业。一年

11、来，由于注重对年轻技术人员的培养，通 过师带徒活动，班前坚持对操作人员进行技术培训，通过多种培训途径和岗位锻炼，使 优秀人才脱颖而出。投产以来，葫芦岛化工公司产品已平稳走向市场，在辽西这块富饶的土地上，葫芦 岛化工公司正在以诚信，以及海油人独有的风格让葫芦岛人民逐步接纳。在石化公司领 导和各部门的大力支持下，葫芦岛化工公司全体员工共同努力，付出了辛勤的汗水，换 来了生产、销售以及对当地各个领域沟通的顺畅。 虽然葫芦岛化工公司投产时间四年多， 但销售额和利润额逐年增加，给当地的经济繁荣和发展，做出了应有的贡献。可行性研究报告编制依据（1）关于中海石油葫芦岛精细化工有限责任公司“ 10 万吨/ 年

12、凝析油蒸馏装置扩能改造项目”可行性研究报告的委托书石化精细（ 2011）01 号（2）中海石油葫芦岛精细化工有限责任公司提供的关于 JZ21-1 原油评价 报告（3）中海石油葫芦岛精细化工有限责任公司提供的关于 常压蒸馏装置扩能改造 项目的基础资料（ 4） 参照一般工业项目可行性研究报告编制大纲的规定项目提出的理由与过程2010 年，中国海洋石油总公司提出了“上产 5000 万吨，建设海上大庆”的宏伟目 标，而中海石油有限公司天津分公司则承担着 3000 万吨油气当量的目标，为了实现此 目标，天津分公司在渤海湾的勘探开发有显著的增加。 2010年， JZ21-1 四口稠油井投 产以后， JZ2

13、0-2 天然气分离厂生产的凝析油达 600吨/ 天。冬季因为海底管线出现严重 结蜡现象， 天津分公司辽东作业区关停了该四口稠油井。 2011 年，为了确保海上油田的 稳定增产， JZ20-2 天然气分离厂对海底管线岸上部分进行了保温处理， 该四口稠油井将 于 5月份重新投产。根据天津分公司 2012年的排产计划，凝析油产量将达到 600吨/ 天 以上。葫芦岛化工公司现有生产装置是根据 JZ20-2 凝析油的原油评价而设计，原设计能 力为10万吨/年，加工能力不能满足上游增产要求，且根据JZ20-2凝析油沸点低于350C 的组分高达 92.37%的特性，现有生产装置的常压塔只设有两条侧线抽出即可

14、满足分馏要 求，即常一线分馏出沸点在200C以前的组分，常二线分馏出350C以前的组分，剩余 组分则作为塔残油（常压渣油）直接外销。 JZ21-1 稠油井投产后，凝析油性质发生了很 大变化，沸点大于350C的组分超过了 25%在没有减压塔的蒸馏过程中，一般常压塔 都会增设常三线，分馏出燃料油调和组分，以增加高附加值产品的收率。目前，葫芦岛 化工公司将这部分组分作为塔残油（常压渣油）直接销售，损失了部分经济利益。通过对生产装置挖潜扩能改造， 提高加工能力， 不仅可以有效降低装置的加工单耗， 使生产装置在同行业中保持良好水平，而且不需额外增加用人指标，能有效降低吨人工 成本费用。项目概况建设地点本

15、项目为扩能改造项目，原装置建在辽宁省葫芦岛市的高新技术产业园区化工园区 内，本次改造内容均位于原厂区内。1.2.2建设规模扩能改造后，在10X 104t/a处理能力的基础上，新增12X104 t/a，使装置的正常 处理能力达到22x 104t/a ;年开工时数8000小时。123主要建设条件本项目为扩能改造项目，建设所需的公用工程条件（电源、水源、热源、电信系统、 各种系统管线及消防路网等）大部分都可以依托葫芦岛化工公司现有的设施，为项目建 设提供了有利的外部条件。1.2.4项目投入总资金及效益情况本次扩能改造总投资998万元，其中建设投资946万元，铺底流动资金52万元， 财务内部收益率（税

16、后）为91.14%大于行业基准收益率12%投资回收期（税后）为2.18 年，也远小于行业基准投资回收期，说明本项目在经济上完全可行。1.2.5主要技术经济指标本项目的主要技术经济指标及评价指标分别见表1.2-1和表1.2-2 。表1.2-1装置主要技术经济指标表指标名称单位指标备注改造前改造后增量一、装置规模及产品方案1、装置规模4x 10 t/a1022122、主要产品液化气x 104t/a0.30.16-0.14石脑油x 104t/a3.346.503.1690#容剂油x 104t/a0.880-0.88取消产品油漆及清洗用溶剂油x 104t/a0.92.641.74燃料油I4x 10 t

17、/a2.564.632.07燃料油Ux 104t/a00.670.67新增产品燃料油川x 104t/a1.977.335.36二、消耗指标原料油t/h12.527.515指标名称单位指标备注改造前改造后增量循环水t/h280299.819.8新鲜水t/h2.9830.02净化风Nn/h72720燃料气Nrr/h242.55322.980.35电KW h/h245.95298.652.650.8MPa蒸汽（Gt/h0.90.45-0.45二、装置区占地面积2 m不变四、“三废“排放量1、废水t/h2.9830.022、废气t/h5.06.31.3烟气五、运输量（1）运入数量x l04t/a102

18、212（2）运出数量x l04t/a9.9521.9311.98亠心日八、疋员人不变七、总能耗kgEo/t原料27.1813.63-13.55表1.2-2主要评价指标一览表名称单位指标备注一、总投资万元9981、建设投资万元9462、建设期利息万元-3、铺底流动资金万元52二、主要效益指标为增量指标1、营业收入（经营期平均）万元60813.402、总成本费用（经营期平均）万元42102.033、利润总额（经营期平均）万元1156.524、税后利润（经营期平均）万元867.395、内部收益率名称单位指标备注内部收益率（所得税前）%118.68%内部收益率（所得税后）%91.14%6、财务净现值财

19、务净现值（所得税前）万元6454.04财务净现值（所得税后）万元4736.347、投资回收期（所得税后）年2.18注：为规范产品类别，便于产品销售，将生产装置常二线组份定名为燃料油I,该产品 是优质船舶燃料油调和组份；将生产装置常三线组份定名为燃料油U,该产品可作为重 船舶燃料油调和组份；将生产装置常底油定名为燃料油川，该产品可作为优质催化裂化 原料。2市场分析本次扩能改造后装置主要产品为液化气、石脑油、油漆及清洗用溶剂油、燃料油I、燃料油u、燃料油川等产品。2.1油漆及清洗用溶剂油根据JZ21-1凝析油特性和内在质量，本项目生产油漆及清洗用溶剂油产品。由于近几年我国车用成品燃油需求日益紧张，

20、中石油、中石化所属炼油企业把原油 加工方向主要定格在加工车用成品燃料油上，而应用于化工及其它领域的油漆及清洗用 溶剂油生产装置和生产量还只是停留在 90年代初水平。并且我国各炼油厂加工量虽然 成倍增长，但用于加工油漆及清洗用溶剂油的生产装置固定资产投资几乎为零，加工油 漆及清洗用溶剂油生产装置又与成品油装置有较大的区别，因此在近几年内油漆及清洗用溶剂油这种紧张需求市场局面不会有大的改变。因此，项目所生产的油漆及清洗用溶 剂油市场前景看好。石脑油石脑油是轻质石油馏分，它是裂解乙烯的重要原料。也可以略加精制就可成为质量较好的发泡剂、G树脂、石油醚产品和轻质特种溶剂油产品。目前随着我国粘接剂化工 市

21、场的日益扩大， 这部分产品的需求量也在日益增大， 因此这种产品销售是没有问题的。2.3燃料油I燃料油I是常二线馏分，它主要作为船舶燃料的调和组份。随着我国经济的高速增 长和船航运输的强大， 船舶燃料油市场需求量日益增大， 还有原煤市场价格的日益上调， 使船舶燃料油成了紧俏商品。从目前船舶燃料油市场需求上看，市场对船舶燃料料油的 凝点越来越向低凝标准发展， 因此船舶燃料调合油产品的市场需求量也始终保持快速增 长趋势。船舶燃料油除需要渣油外，还要消耗大量柴油或柴油性油料与之进行调合。目前我 国绝大部分船舶燃料油的生产，大多由成品低凝点柴油调合而成。本项目以凝析油为原料获取类似柴油馏分的船舶燃料调合

22、油，由于原料轻、生产操 作成本低、产品质量高；产品不仅凝点低、低温流动性能好、各种杂质含量低、安定性 能好，而且燃烧性能好，与重质油品相溶性好，因此产品具有较强的市场竞争力。液化气液化气作为民用和工业原料，需求量和价格也持续增长，液化气的保障供应关系到 人民生活和社会稳定。作为清洁燃料，燃气公共汽车正逐步取代燃油汽车，它具有污染 小、消耗量小、价格低等优点。随着液化气储运、供应等配置设施的完善，液化气作为 汽车燃料将逐年增加。因此，未来的石油液化气市场前景看好。燃料油H燃料油U是常三线馏分，它也是燃料油的调和组份。本项目是以 JZ21-1为原料油 的扩能改造工程，原料油实沸点数据显示沸点大于

23、350C的馏分为35%左右，且装置没 有减压蒸馏过程，这部分组分全部作为塔残油直接销售，造成一定的经济损失。本次新增设常三线，分馏出燃料油U组分，以增加高附加值产品的收率。此馏分为 易燃液体，粘度适宜，燃烧完全，含硫量低，不腐蚀设备，残炭较低。适用于做中速和低速柴油机燃料，为中低速柴油机的专用燃料。用于农田排灌、渔轮、船舶等，也用作 锅炉燃料。2.6 燃料油皿燃料油川是常底油组份，可以作为催化裂化加工装置的优质原料。JZ21-1凝析油原 料所生产出的重质塔底物与其它原油所炼制出的渣油有一定区别， 主要是由于凝析油形 成过程所至。 JZ21-1 凝析油原料是从天然气中凝析出来的， 在天然气凝析处

24、理的过程中 要使用一种乙二醇的化工溶剂，在分离过程中，有少量乙二醇及乙二醇的反应产物滞留 在凝析油中，在炼制高温状态下，这部分物质首先发生氧化生成凝焦物质，影响了一定 的塔底塔残油质量，虽和渣油有一定的区别，但仍是一些工业油炉较好的燃料，其销售 市场面也较大。综上所述，本项目的产品均具有良好的市场前景。3 建设规模与产品方案3.1 建设规模本次扩能改造是在主体设备（塔器及加热炉等）不作更换的前提下，装置能达到的 最大处理能力。扩能改造后，在10X 104t/a处理能力的基础上，新增12X104 t/a，使装置的正常 处理能力达到22x 104t/a ;年开工时数8000小时。扩能后装置操作弹性

25、为60%-110%产品方案依据提供的原油评价数据及设计合同（主体设备不做改动）的要求，本次改造主要 产品方案不做变动：初馏塔取消 90#溶剂油生产方案;常压塔增加常三线，作为燃料油 U组分送入罐区；稳定塔产品方案不变。改造后装置主要产品为：液化气、石脑油（原化工轻油与190#溶剂油调和油）、油漆 及清洗用溶剂油（常一线）、燃料油1（常二线）、燃料油U （常三线）、燃料油川（常 底油），副产品少量瓦斯送入装置燃料系统。321 产品产量表3.2-1 主要产品产量序号数量去向kg/hx 104t/a液化气2000.16外销石脑油81296.50化工轻油58634.69外销190#溶剂油22661.8

26、1外销油漆及清洗用溶剂油油漆及清洗用溶剂油33062.64外销燃料油I57874.63外销燃料油U8360.67外销燃料油川91667.33外销3.2.2产品性质表3.2-2产品的组成和性质项目初馏塔顶190# 溶剂油油漆及 清洗用 溶 剂油燃料油I燃料油n化工 轻油燃料油密度（20C） , kg/m3680.6703.2747.6801.4850.1684.7912.1馏程，C0%-201-5%44.145.8150.3217.1262.948.810%50.777.9159.4228.1306.854.8377.530%63.597.4167.5238.9351.069.4450.350%

27、85.6105.9174.7254.9367.187.2480.570%96.6115.2184.0285.1379.997.9544.6项目初馏塔顶190#溶剂油油漆及 清洗用 溶 剂油燃料油I燃料油n化工 轻油燃料油90%115.4127.0197.0316.3384.4116.2642.5KK139.9140.0210350.0419.9140.0685.4表3.2-3 液化气组成GI4I-C4N-GN-GI-C5合计(wt)%0.5923.3075.510.050.551004场址选择本次装置扩能改造，均在原厂区内进行。建设所需的公用工程条件（电源、水源、 热源、电信系统、各种系统管线

28、及消防路网等）大部分都可以依托葫芦岛化工公司现有 的设施，为项目建设提供了有利的外部条件。5技术方案、自控方案、设备方案和工程方案5.1技术方案生产方法本次扩能改造是在装置现有的基础上进行，生产方法及原料路线均不改变，采用蒸 馏的方法将原油分割成不同的馏份，作为产品送出装置。根据产品的要求，采用初馏塔、常压塔及附属汽提塔的生产流程。 5.1.2工艺技术方案本次改造的原则是：主要设备（各塔及加热炉本体）尽量利旧。工艺方案根据现有工艺流程经核算（工艺流程模拟计算采用ASPENPLUS换热流程优化设计采用ASPENHX-NET，常压塔30-50层塔板的塔径受到制约，不能满足扩能的要求，需 要对常压塔

29、采用负荷转移技术进行工艺改造。本次扩能改造气体放空量增加较少，原有气体回收系统可以满足要求。 主要工艺改造方案：（1）初馏塔：30 层塔板处增开一初侧油抽出口，抽出油返回到常一中返塔。 经核算：初馏塔塔径可满足要求，但塔盘板需改造。（2）常压塔 初馏塔初侧线经泵加压后返回至常一中返塔线；增开常三线抽出口，由 60 层板抽 出；增加常三线抽出泵一台，与原常二线备用泵互为备用。经核算：常压汽提塔可以满足要求。 常压塔塔径可满足要求，局部降液管偏小，需更换约10 层降液管，塔盘板全部更换。（ 3）稳定塔本次改造稳定塔可以满足扩能要求，不需改造。 稳定塔底重沸器热源由常一中提供。（4）换热流程 换热流

30、程是在尽量利用现有换热器的基础上进行调整。 换热器的选用尽量利用装置 内部的旧换热器。由于受场地和换热器型式的限制不能使换热流程达到最优化。原油30C进装置，经与各热流换热至约 80C后，进入电脱盐系统脱盐、脱水。脱盐后原油换热至165C进入初馏塔，初馏塔底油经与常三线换热及加热炉加热至335 C进入常压塔。加热炉方案 本次改造为扩能改造，加热炉改造可采取以下两种方案。方案I:加热炉（F-101B） 路进料改两路进料本次改造，处理量增大至19637kg/h，加热炉（F-101B） 一路进料，炉管压降增大至0.85MPa,因此加热炉进料由一路进料改为两路进料，炉管压降降至0.4MPa；选用空气预

31、热器，配套风机、烟机，置于地面，空气预热器热负荷0.28MV，排烟温度降至120C，加热炉热效率增至88%加热炉控制方案做相应改造。加热炉（F-101B）核算结果见下表。表5.1-1 加热炉（F-101B）核算结果项目数值备注加热炉热负荷，MW3.3初底油流量，kg/h19637初底油进出口温度，r185/335初底油炉管压降，MPa0.4初底油出口气化率，%0.58炉膛温度，r750炉膛温度较高排烟温度，r120烟囱内烟气流速，kg/m2 s3.42规范要求范围1-3 kg/m s加热炉热效率，%88方案U:两座加热炉联合操作由于本次扩能后，加热炉（F-101B）炉膛温度达到750C，在其上

32、限操作。在加热 炉（F-101B）附近有一座停用加热炉（F-101A）, 2006年由锦州院设计，设计规模10 104t/a，考虑两座加热炉联合操作，来满足扩能要求。其中加热炉（F-101B）改为两路进料，两座加热炉处理量见下表。5.1-2 加热炉处理量处理量，kg/h备注F-101B15286F-101A4351两座加热炉联合操作，排烟温度在 200 r左右，若考虑联合式余热回收系统，排烟 温度降至120C,则空气预热器热负荷在0.13MW左右，余热回收系统需配备一台鼓风机 和一台引风机。此余热回收系统可节省燃料天然气约14Nm/h，每年节约燃料成本约20万元，增加电耗22kW.h/h，每年

33、增加用电成本约10万元，一次总体投资约60万元，收 回投资需要6年（不考虑资金的时间价值）。同时，由于两炉共用余热回收系统，现场 烟风道系统占地面积较大，现场操作会比较复杂，其维护也需要一定的费用。综上所述， 本次改造暂不考虑余热回收系统。本次改造加热炉部分采用两座加热炉联合操作，原停用的加热炉（F-101A）需增设燃料气及长明灯自保系统各一套表5.1-3 加热炉核算结果项目(F-101B)(F-101A)加热炉热负荷，MW2.60.7初底油流量，kg/h152864351初底油进出口温度，C185/335185/335初底油炉管压降，MPa0.30.2初底油出口气化率，%5858炉膛温度，C

34、683600排烟温度，C202195烟囱内烟气流速，kg/m2 s2.57-加热炉热效率，%83.583.5（1）方案比较1）投资差额比较方案I与方案U投资差额情况见表5.1-4表5.1-4方案I与方案U投资差额表（万元）序号项目方案I投资方案U投资1加热炉余热回收系统改造2002炉管更换24563自控系统12204电气系统625土建部分306合计65782）能耗比较表5.1-5方案I与方案U能耗比较表序号项目万案I万案U1排烟温度，C1202202热效率，%88843电耗，KW22-4燃料消耗，N/h301322.9序号项目万案I万案U5能耗，MJ/t320.81344.15由上表看出，方案

35、U没有设置空气预热器，排烟温度较方案I高，热效率低，燃料 消耗高于方案I,能耗高于方案I 23.34MJ/t3)其他方面比较方案I、方案U在两炉生产操作、平面布置情况分析见表5.1-6。表5.1-6 方案I与方案U生产操作及布置比较序 号项目万案I万案U1操作 复杂性为两路对称布置，操作较简单。加热炉进料为三路，不对称，对仪表流 量控制要求高。2操作 弹性处于加热炉上限操作，炉膛温度 较咼。上下限操作均具有弹性，操作灵活3安全性炉膛温度较高，达到上限，安全性较差加热炉操作安全性较好(2)推荐的方案通过以上的比选，方案U与方案I相比，虽然能耗略高，但具有操作安全性好、上 下限操作均具有弹性好的优

36、点，虽然加热炉进料为三路不对称，但通过相应控制措施及 操作的调整，仍能满足生产需要。本可研推荐选用方案U。对于本项目加热炉采用同一规格的炉管，加热炉出口附近管内流速较高，可采用逐 级扩径以降低管内流速，避免炉管冲蚀。加热炉出口转油线经过对加热炉出口转油线的核算，原有总管管径DN150偏小，管道距离较长，弯头过多，且弯头曲率半径较小，炉出口转油线流速过高、压力降较大，造成转油线弯头处 冲蚀现象严重。经核算装置扩能后，加热炉出口转油线总线应改为DN200在保证应力合格的情况下，尽量减少弯头数量，加大弯头曲率半径和壁厚，以减小转油线流速及压降，防止弯 头处冲蚀。5.1.2.4扩能改造后装置主要操作条

37、件改造后装置的主要操作条件，见表 5.1-710。表5.1-7 初馏塔操作条件操作条件数值塔顶压力MPa (a)0.16塔顶温度C96.7初馏塔初侧温度C135.4进料温度C165塔底温度C159.7初侧抽出量Kg/h1800表5.1-8常压塔操作条件操作条件数值塔顶压力MPa (a)0.16塔顶温度C106.9常一线抽出温度C155.9常二线抽出温度C248.4常三线抽出温度C322.3进料温度C335常压塔塔底温度C335.9顶循抽出温度C121.9顶循返塔温度C81.9顶循抽出量Kg/h20000常一中抽出温度C186.4常一中返塔温度C126.4常一中抽出量Kg/h20000塔底汽提蒸

38、汽量Kg/h200常压汽提塔常一线汽提蒸汽量Kg/h100常二线汽提蒸汽量Kg/h150表5.1-9稳定塔操作条件操作条件数值塔顶压力MPa (a)0.85稳定塔塔顶温度C74.2进料温度C114操作条件数值 145.3塔底温度c表5.1-10常压部分回流热分布热量,MW比例顶冷回流0.7635.19顶循环回流0.5425.00常一中回流0.8639.81合计2.16100.005.1.3工艺流程原料油自原料油罐经原料泵升压后， 与装置各热流换热至约80C后，进入电脱盐系 统脱盐、脱水。脱盐后原油经换热至 165C左右后进入初馏塔进行分馏。初馏塔顶油气经过冷凝冷却后，进入初顶回流罐，凝液经过塔

39、顶回流泵抽出后分为2路，一路返回塔顶做回流，另一路做为稳定塔进料。初侧油自初馏塔30层塔板处抽出，经泵加压至常压塔常一中返塔口进入常压塔。初馏塔底油由初底泵抽出经与常三线油换热后，进入常压炉加热至335C，进入常压塔进行分馏。常压塔顶油气经冷凝后进入常压塔顶回流罐。罐内冷凝液经泵抽出分二路，一路做 为塔顶回流、另一路做为石脑油组分送出装置。常一线油自常压塔29层板自流入常一线汽提塔，汽提塔顶油气返回第27层塔板，汽提塔底液经常一线泵抽出，经换热冷却后做为油漆及清洗用溶剂油送出装置。常二线油自53层塔板自流入常二线汽提塔，汽提塔顶油气返回常压塔第51层塔板, 汽提塔底油经常二线泵抽出经换热冷却后

40、做为燃料油I送出装置。常三线自第60层塔板抽出，经换热冷却后做为燃料油U送出装置，亦可根据市场 情况灵活调整采出。常底油自常压塔底由泵抽出经换热、冷却后送出装置。常压塔共设常顶循、常一中和冷回流三种取热方式保持全塔热平衡。 来自初馏塔顶回流泵的部分凝液，先后与稳定塔底油及常二线换热后进入稳定塔。 稳定塔顶气相经水冷却至40 C后进入稳定塔顶回流罐，液化气经稳定塔顶回流泵升压, 一部分作回流打入稳定塔，另一部分作为成品液化气去罐区。稳定塔底设再沸器，采用 常一中做为热源。稳定塔底油经过换热、水冷却后作为石脑油组分自压去罐区。 事故气体回收系统流程不变。装置的主要工艺（生产装置）流程图、物料平衡图

41、,物料消耗定额表装置的主要工艺流程图 本次改造装置主要工艺流程见图 5.1-1 、图 5.1-2 、图 5.1-3 、图 5.1-4 。SZT*亨車s*iGUJM.*rtsH7mTUJJ姜电17Ifnfc-ll.,时Fl *ETH-U工二疋.e g二：“?*-Y=dff *s luurhfcE. I.LFLhteo 1xnn*s-iH*nnvETUWm_*r?盟欄誥方-.LEn.、.暑.m电現盐慌分用意洗勇图00D-lllMtNEAtE-W3-11(疑空排：收上统鄭券世咬盘皱*41：旅 KP-lliA/B u裂k-5.142扩能改造后装置的物料平衡扩能改造后装置的物料平衡见表5.1-115.1

42、-14表5.1-11 改造后初馏塔的物料平衡名称kg/hx 104t/a(w) %入方原料2750022.00100.00合计2750022.00100.00出方初顶60634.8522.05初侧18001.446.55初底1963715.7171.41合计2750022.00100.00表5.1-12改造后常压塔的物料平衡名称kg/hx 104t/a(w) %入方初底1963715.7191.60初侧18001.448.40合计2143717.15100.00出方瓦斯+损失760.060.35常顶22661.8110.57常一线33062.6415.42常二线57874.6327.00常三线

43、8360.673.90常底91667.3342.76合计2143717.15100.00表5.1-13改造后稳定塔的物料平衡名称kg/hx 104t/a(w) %入方初顶60634.85100合计60634.85100出方LPG2000.163.30稳定汽油58634.6996.70合计60634.85100.00表5.1-14改造后装置物料平衡名称kg/h4x 10t/a(w) %入方原料2750022.00100.00合计2750022.00100.00出方气体+损失760.060.28LPG2000.160.73石脑油（常顶+稳定塔底油）81296.5029.56油漆及清洗用溶剂油（常一

44、线）33062.6412.02燃料油1（常二线）57874.6321.04燃料油U （常三线）8360.673.04燃料油川（常底）91667.3333.33合计2750022.00100.00装置的消耗定额本次扩能改造消耗指标见表 5.1-1518(1)循环水消耗表5.1-15循环水耗量表用水部位用水量t/h温度(入/出) C初顶冷却器9930/40常顶冷却器6830/40常一线冷却器22.130/40常二线冷却器29.530/40常三线冷却器5.330/40常底油冷却器33.830/43稳定塔顶冷却器10.530/40化工轻油冷却器31.630/40小计299.8(2) 0.8MPa蒸汽消

45、耗表5.1-16 0.8MPa蒸汽耗量表用汽部位蒸汽用量kg/h常压塔吹汽200常压汽提塔吹汽250合计450(3)电消耗表5.1-17电用量表设备编号设备名称设备台数轴功率kw电机功率操作备用kwP-101AB原料泵1128.655P-102AB初顶回流泵1120.730P-103AB初侧泵1124P-104AB初底泵1121.130P-105AB常顶回流泵117.515设备编号设备名称设备台数轴功率kw电机功率操作备用kwP-106AB常顶循环泵1111.122P-107AB常一线泵112.77.5P-108AB常二线泵116.215P-108C常三线泵12.55.5P-109AB常一中泵

46、119.522P-110AB常底泵118.315P-111AB稳定塔顶回流泵112.45.5其他176222.5合计298.6449表5.1-18装置单耗名称小时消耗量单耗备注新鲜水3 t0.11 t/t间断循环水299.8t10.9 t/t连续电力298.6 KWh10.86 KWh/t连续0.8 MPa蒸汽0.45 t0.02 t/t连续燃料气322.9 Nm311.74 Nm3/t连续净化风372 Nm32.62 Nm/t连续5.2自动控制5.2.1概述随着我国国民经济的持续发展，为了满足市场的需要，增强企业的竞争力，公司对 生产规模进行了全面的技术革新、扩能改造和挖潜增效，使企业在市场

47、竞争中立于不败 之地。因此为了提高企业的生产效益，扩大生产能力，对常压蒸馏装置扩能改造。主要 包括原有装置的控制阀及流量计更新核算，新增常三线等所需仪表。为了满足新增仪表 的控制需求，对控制室内DCS进行扩能改造。并在有可燃性气体泄漏的位置设置可燃气 体检测报警仪表，以确保装置和人身安全。全厂控制系统及仪表选型全厂控制的总体水平及操作原则由于近代自动控制技术和微机硬件及微机软件技术的迅速发展，新的一代DCS或PLC控制系统较常规仪表控制系统在控制功能、可靠性、灵活性、方便操作以及开放性 等方面都具有明显优势，更适合各类生产装置，特别是大型联合生产装置群的集中控制 和管理。因此，全厂新建及改扩建

48、工艺装置，控制系统均采用DCS或 PLC集中控制，采用安全平稳操作原则。DCS或 PLC的硬件配置在控制器方面，根据装置的实际需要进行冗余配置并保证 CPU 或PLC的负荷不超过50%操作站根据石化行业的有关规定，独立装置按 40个回路/每 站考虑，联合装置按 50个回路/每站考虑。在通讯方面不仅考虑向下，更主要的是考虑 向上，设置必要的网络接口与上位的全厂计算机管理网络相连按，以适应计算机管理的 总体规划需要。由于采用了 DCS或 PLC控制系统，可以将所有的工艺变量进行数据处理，用于过程 的实时控制、报警；生成各种控制、显示和报警画面；打印各种生产、管理报表、报警 报表。亦可利用DCS或

49、PLC丰富的计算功能进行复杂的工艺计算及设备计算等。同时， 在控制策略上，不仅可通过系统组态实施常规的控制方案（如基本PID、串级、均匀、分程、选择、前馈控制等） ，而且为以后的条件成熟时，实施先进控制和优化控制提供 必要的硬件支持。选型原则DCSg制系统扩能改造部分与现有DCS空制系统保持一致。主要仪表选用进口或国 内比较先进的成熟产品，并要求在同行业中有良好的业绩。工艺装置自动控制方案工艺装置对自动控制的要求本装置具有操作温度高、 装置易燃、 易爆等特点。 工艺装置要求控制系统操作平稳、 安全，自控率较高，因而要求控制系统具有较高的灵活性和可靠性，使其达到国内同类 装置的先进水平。因此，采

50、用 DCS空制系统对装置进行集中监视、操作、管理以及对工 艺过程进行有效的控制，从而保证装置长周期、安全、平稳生产，达到降低成本、增加 效益的目的。主要控制方案（1）加热炉出口温度与燃料气压力构成串级调节回路 原料在加热炉中加热，因此控制加热炉出口温度非常关键。以加热炉出口温度作主 控参数，加热炉燃料气压力为副控参数构成串级调节回路， 调节进入加热炉的燃料量。（2）加热炉辐射段进料设有流量控制，为防止炉管结焦，相应设计低流量报警。（ 3）本次改造加热炉部分采用两座加热炉联合操作，原停用的加热炉（F-101A）需增设燃料气及长明灯自保系统各一套。仪表选型原则本装置具有易燃易爆的特点，现场仪表所处

51、区域爆炸危险等级为U区，控制系统和 仪表选型按本质安全系统设计，相关仪表选用本质安全防爆仪表。个别仪表没有本质安 全型，则选用隔爆型仪表。变送器选用智能型，采用 420mADCS准信号叠加HART协 议。为保证安全及仪表可靠、长周期运行，关键仪表选用进口产品。仪表选型尽量选用 技术先进、性能可靠、价格适中、免维护或低维护量的产品， 同等条件优先选用国产 设备。在满足前述要求的情况下，尽可能按厂内同类仪表选型。（1）温度测量仪表选型 新增现场温度就地测量统一采用法兰连接的带套管双金属温度计； 需要远传的温度测量采用铠装热电偶；所有设备上热电偶均采用法兰连接方式；热电偶在加热炉等高 温设备上安装时

52、， 一般采用活动法兰或固定法兰安装方式； 所有温度元件应有保护套管， 保护管材质至少为 316SS 不锈钢。（2）压力测量仪表选型一般选用不锈钢弹簧管压力表；测量腐蚀性、粘稠易堵或高温介质的压力选用法兰 式隔膜压力表；高压部位选用安全型不锈钢压力表；炉膛压力检测选用膜盒微压计。需 压力信号远传则选用压力变送器或差压变送器；动力设备出口或其他有振动的场合，选 用耐振压力表。压力、差压远传选用智能型压力、差压变送器（420mADC标准信号叠加HART协议），测量压差或微压力选用智能差压变送器；压力仪表测量元件的材质最低要求为 316SS 不锈钢。（ 3）流量测量仪表选型一般选用节流装置配差压变送器

53、； 进出装置的重要物料流量测量选用质量或楔式流 量计, 精度优于 0.5 级；循环水、新鲜水等流量计量选用电磁流量计；也可考虑满足技 术要求的质量可靠的其他流量计。对于安装场合受限，无法满足流量测量仪表安装直管 段要求的场合，选择 V 型锥体流量计测量流量。 0.8MPa 蒸汽流量采用节流装置配差压 变送器的测量方式。初顶、常顶回路采用靶式流量计。（4）液（界）位和物位测量仪表选型 就地测量选用玻璃板液位计和界位计；测量范围较大的部位选用磁浮子液（界）位计。液（界）位信号需远传时优先选双法兰差压变送器；测量范围较小时（1200mm以下） 可选用侧侧安装的外浮筒液（界）位变送器。分馏塔底液位测量

54、用内浮球液位变 送器（过程接口 DN250 法兰）加差压液位变送器的测量方式。 对于重要的或参与联锁动 作的液位测量点另选用液位开关（过程接口 DN80 法兰）。（ 5）调节阀选型 调节阀一般选用气动薄膜调节阀；首选套筒导向或顶部导向单座阀，泄露等级不小 于 IV 级。根据工艺流体特性（是否含颗粒或腐蚀） 、操作条件（高温、高压或高压差） 等确定阀芯阀座是否需要进行特殊处理或堆焊硬质合金。（ 6）安全栅选用隔离式安全栅。7）安全仪表在装置区设置可燃气体检测器和毒害气体变送器探头， 在控制室设置独立的可燃或 有毒气体报警系统。有毒气体检测器选用电化学型，现场应带就地声光报警功能主要仪表和设备温度

55、测量仪表智能型温度变送器：智能型压力变送器：智能型差压变送器： TOC o 1-5 h z 11台4台2台14台2台智能型双法兰差压液位变送器：靶式流量计6DN502DN806台台 台 台2台5台10台6台10台12台（其它利旧）2台中央控制室包括机柜室、DCS操作室、工程中央控制室为 DCS集中控制。所有仪表选用进口组（含冗余卡座）个组（含冗余卡座）个台3000质量流量计1孔板 13 玻璃板液面计2压力表： 8 可燃气体报警探头 气动薄膜套筒调节阀DN100 PN4.0MPaDN80 PN4.0MPaDN65 PN4.0MPaDN40 PN4.0MPa电/ 气阀门定位器二位式切断阀DN100

56、 PN4.0MPa控制室 工厂设置中央控制室，此次改造利旧师站、UPS室、二操室及仪表维修室。或国内比较先进的成熟产品。中央控制室DCS扩能改造有： TOC o 1-5 h z （1）AI 输入卡（ 8 通道）： FM148R:1FM148A:1（2） A0输出卡（6通道，：FM152:1（ 3）热电偶输入卡（ 8 通道）：FM147:2（ 4）安全栅：205.2.4 公用工程部分此次扩能改造，公用工程部分利旧主要材料本安控制电缆（2 x 1.5mm2）本安控制电缆（4X 1.5mm）600本安补偿导线（2X 1.5mm）3000镀锌水煤气钢管（DN20200镀锌水煤气钢管（DN2550镀锌水

57、煤气钢管（DN5020无缝钢管500槽钢10#50角钢/ 50 X 50X 6100米米米米米米米米526米用标准规范石油化工自动化仪表选型设计规范SH3005-1999石油化工控制室和自动分析器室设计规范SH3006-1999SH3082-2003SH3081-2003石油化工仪表供电设计规范石油化工仪表接地设计规范石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范GB50493-20095.3主要设备方案5.3.1主要设备方案本次扩能改造是以主要设备（各塔及加热炉本体）尽量利旧为前提。根据模拟计算结果对装置的主要设备进行了核算，主要设备规格及改造内容见表5.3-1 表 5.3-4。塔类设备表5.3

58、-1塔器改造内容序号设备编号设备名称改造内容1T-101初馏塔更换塔盘板2T-102常压塔更换塔盘板，其中约10层更换降液管3T-105、T-106常压汽提塔利旧4T-104稳定塔利旧冷换设备经核算本次改造共涉及冷换设备 30台，其中新增6台，更新3台，利旧移位5台,原位利旧16台冷换设备规格见设备表5.3-2表5.3-2冷换设备规格表序号设备编号设备名称数 量规格改造说明1E-102A/B脱前原油-塔残 油2BES500-2.5-55-6/25-4其中：一台利旧原E-102、E-1042E-103A/D脱前原油-常顶 油气4BJS600-2.5-900-6/25-2其中：二台利旧；二台新增3

59、E-104A/B脱后原油-常顶 循2BES600-2.5-90-6/25-2新增4E-105A/B脱后原油-常一 中2BES500-2.5-55-6/25-4利旧原E-105A/B5E-106脱后原油-常二线1BES500-2.5-55-6/25-4利旧原E-1066E-107A/B脱后原油-常底 油2BES500-4.0-55-6/25-4其中一台利旧原 E-107 , 一台 新增7E-108A/B稳定塔进料预热器2AES400-2.5-30-6/25-2利旧原 E-108、E-1098E-109稳定塔进料加热器1BES800-2.5-160-6/25-4更新9E-110A/B初顶冷凝冷却器

60、2BJS800-2.5-160-6/25-4利旧原E-110A/B10E-112常顶后冷器1BJS600-2.5-90-6/25-2更新11E-113常一线冷却器1AES400-2.5-25-4.5/25-2利旧原E-11312E-114A/B常二线冷却器2BES500-2.5-40-4.5/25-2AES400-2.5-30-6/25-4利旧原 E-118、E-11413E-115常底油水箱14000X 1600X1700利旧原E-11514E-116稳定塔顶冷却 器1BJS600-2.5-90-6/25-2更新15E-118A/B稳定塔底油冷却器2BES500-2.5-55-6/25-4利