180万吨年柴油加氢精制装置可行性研究报告

'目录1概述71.1项目编制的依据71.2项目建设的背景和意义71.3编制原则81.4项目范围81.5研究结果81.6研究结论102.生产规模、原料及产品112.1生产规模112.2原料112.3产品规格112.4催化剂133.工艺技术路线的选择143.1国内外技术状况及进展143.2工艺路线的选择154.装置物料平衡和主要操作条件164.1装置物料平衡165.工艺流程简述195.1反应部分195.2分馏部分196.主要设备选择206.1静设备206.2加热炉226.3机械设备246.4主要工艺设备表257.总图运输及装置平面布置说明267.1总图运输267.2平面布置说明278.自动控制288.1概述288.2自动控制水平288.3机柜室308.4仪表供电308.5仪表供风308.6主要仪表清单309.电气329.1装置部分329.2配套系统部分3510电信3710.1装置部分3710.2配套系统部分4111建筑及结构4411.1建筑4411.2结构48 12暖通空调5412.1设计范围5412.2设计依据5412.3设计采用的基础数据5412.4设计原则和方案说明5512.5主要设备汇总表：5712.6消耗指标：5813给水排水及消防5913.1设计依据5913.2设计范围5913.3外部给排水概况5913.4内部给排水说明5913.5水量表6013.6消防设计说明6014储运6214.1概述6214.2原料系统6214.3成品油系统6314.4可燃性气体排放系统6314.5氮气系统6414.6压缩空气系统6414.7工程量6514.8新增消耗指标6514.9新增定员6514.10设计中采用的主要标准规范6515公用工程消耗、催化剂及化学药剂15.1水耗量6715.2电耗量6715.3蒸汽用量6815.4压缩空气耗量6915.5氮气耗量6915.6催化剂及化学药剂6915.7燃料用量7016分析化验7116.1设计依据7116.2化验室概况7116.3设计范围7116.4设计原则7116.5新增主要分析仪器如下：7116.6装置主要化验项目7117.装置能耗及节能措施7517.1装置能耗7517.2节能措施7517.3节水措施7618环境保护7718.1环境质量现状77 18.2设计依据和设计采用的主要环境保护标准7818.4环保措施7918.5环境保护管理及环境监测8018.6预期效果8018.7环境保护专项投资8019劳动安全卫生8119.1劳动安全卫生危害因素及后果分析8119.2劳动安全卫生危害因素的防范措施及治理方案8619.3劳动安全卫生专项投资估算9519.4预期效果9519.5依据的法规和采用的标准及规范9620装置定员9921投资估算10021.1建设投资估算10021.2总投资及资金筹措10322财务评价10422.1财务评价范围的确定10422.2财务评价基础数据与参数选取10422.3营业收入估算10422.4成本费用估算10522.5财务评价指标10622.6不确定性分析10622.7财务评价结论10722.8主要计算附表107附图：1.反应部分工艺流程图、2.分馏部分工艺流程图、3.设备平面布置图、4.供电单线图、5.区域位置图 1概述1.1项目编制的依据1.1.1天津分公司《可行性研究委托书》，SEI-R-2011-120。1.1.2天津分公司为本项目提供的设计基础数据。1.1.3中国石化抚顺石油化工研究院为本项目提供的设计基础数据。1.1.4中国石化工程建设公司与天津分公司签订的《180万吨/年柴油加氢装置可行性研究设计合同》“合同号：SEI-R-2011-1.2项目建设的背景和意义根据中国石化天津分公司炼油能力1250万吨/年的总流程安排，需要进柴油加氢装置加氢的油品为480.62万吨/年。天津分公司现有一套320万吨/年柴油加氢、两套40万吨/年柴油加氢装置，下阶段柴油质量升级到国Ⅳ和国Ⅴ标准面临两方面问题：一是现有加氢能力不足，需要新建加氢装置，二是现有320万吨/年加氢装置柴油产品尽管按国Ⅳ标准柴油设计，但由于设计时提供原料油干点不大于350℃，因而装置设计空速高（为2.5h-1）。该装置现采用抚顺石油化工研究院（以下简称FRIPP）开发的FHUDS-2催化剂，在原料油与设计原料油性质相当的情况下，工业应用两次标定结果表明可以在空速2.5h-1条件下生产符合欧Ⅴ排放标准要求的超低硫柴油。但由于天津分公司未来柴油原料干点将增加到370℃，大大增加了高空速下超深度脱硫的难度，难以满足长周期（单次运转周期不小于3年的要求）稳定生产国Ⅳ或国Ⅴ标准清洁柴油的需要。为了满足柴油产品质量升级需求，操作降低能耗，拟新建一套180万吨/年柴油加氢装置，要求柴油产品满足国Ⅴ排放标准要求。根据测算，180万吨/年柴油加氢装置建成后，可生产符合国五标准的柴油产品158万吨/年，剩余的柴油260万吨/年满足国四标准。天津分公司柴油质量测算表国五柴油最大产量　数量，万吨/年比重SPPM十六烷值180万吨/年加氢裂化20.060.807266.2320万吨/年柴油加氢00.8393753130万吨/年蜡油加氢00.8715045.9120万吨/年加氢裂化18.320.806267.1180万吨/年柴油加氢（新建）119.520.834751.5合计157.90.835.7855.18　剩余柴油产量质量 　数量，万吨/年比重SPPM十六烷值180万吨/年加氢裂化00.807266.2320万吨/年柴油加氢253.170.8393753130万吨/年蜡油加氢7.480.8715045.9120万吨/年加氢裂化00.806267.1180万吨/年柴油加氢（新建）00.834751.5合计260.650.8440.2452.80为此，2011年10月9日，天津分公司、抚顺石油化工研究院及SEI就天津分公司现有320万吨/年柴油加氢装置生产国Ⅳ标准柴油原料油构成及新建柴油加氢装置生产国Ⅴ标准柴油设计条件、拟加工原料油构成等进行讨论。根据天津分公司对柴油产品质量升级提出的新要求和讨论会建议，FRIPP及时组织相关技术人员进行研究和讨论后，在新建180万吨/年加氢装置满足生产欧Ⅴ标准柴油、现有320万吨/年柴油加氢装置满足生产欧Ⅳ标准柴油及两套装置催化剂运转周期不小于3年要求的情况下，基于天津分公司全厂柴油质量升级的考虑，提出新建180万吨/年加氢装置的技术方案，以满足天津分公司柴油质量升级的要求。1.3编制原则本可行性研究的编制原则如下：1.3.1采用先进、可靠的柴油加氢精制工艺。1.3.2实事求是因地制宜，既要适当的有余地，又要尽量节约投资。1.3.3仪表采用DCS控制系统；1.3.4设备选用技术先进、质量可靠、性能价格等比较好的产品，在此基础上尽量选用国内产品，少引进国外设备。1.4项目范围本柴油加氢精制装置的可行性研究，包括装置边界线之内的全部工程内容。1.5研究结果1.5.1装置概况本装置由反应和分馏两部分组成。装置的设计规模180万吨/年，年开工时间为8400小时。1.5.2原料油本装置原料为焦化石脑油、催化柴油、直馏柴油、航煤和脱硫抽提石脑油 的混合油。1.5.3产品本装置主要产品为满足国V质量要求的精制柴油，同时副产石脑油和气体。此外，考虑到天津分公司冬季生产低凝柴油，装置设计时设置200～260℃间煤油馏分分馏侧线，用于冬季生产低凝柴油。1.5.4设备本装置共有设备152台，其中：反应器1台塔器4台容器26台加热炉2座换热器17台空冷器27片泵26台压缩机3台其它小型设备15台/套1.5.5主要消耗指标新鲜水t/h2（间断）循环水t/h522除盐水t/h10除氧水t/h6电kw4918净化风Nm3/min5氮气Nm3/min10燃料气kg/h1561（热值按46.5MJ/kg计）蒸气1.0MPat/h17.50.5MPat/h-5.8（产汽）凝结水t/h-22（产凝结水）1.5.6三废治理概况污水采用清污分流的原则分别处理，含硫污水送出装置, 由全厂统一处理，含油污水排至污水处理场处理，合格后排放。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；汽提塔顶不凝气送出装置脱硫。废催化剂采用回收和填埋的方式处置。加热炉选用低噪声火嘴；动力设备选用低噪声电机，减少噪声污染。1.5.7投资：本装置工程建设总概算为52225万元，其中工程费用47611万元（详细投资估算参见第21章节）。项目投资财务内部收益率（所得税后）为16.99%，项目投资财务净现值（所得税后）为12651万元，项目投资回收期为7.38年（含建设期2年），资本金内部收益率为31.08%，各项经济指标好于行业基准值。1.5.8占地面积：装置用地面积为95*100=9500平方米，罐区用地面积为122*115=14030平方米1.5.9能耗：726MJ/t（原料）或17.35kg标油/吨原料油1.5.10总定员：20人1.6研究结论通过对天津分公司180万吨/年柴油加氢装置的可行性研究，得出如下结论：随着原油硫含量的提高及柴油质量要求的提高，天津分公司须新建一套柴油加氢装置，以满足生产清洁柴油的需求，满足市场供应。本装置工艺技术先进可靠，公用工程配套完善，环保和安全卫生可符合国家法规要求，装置经济效益及抗风险能力良好。 2.生产规模、原料及产品2.1生产规模装置的设计规模180万吨/年，年开工时间为8400小时。2.2原料2.1.1原料油本装置原料为焦化石脑油、催化柴油、直馏柴油、航煤和脱硫抽提石脑油的混合油。原料油性质如下表所示：表2.1-1原料油性质组分3#蒸馏减一线柴油2#蒸馏柴油1＃焦化石脑油航煤催化柴油脱硫抽提石脑油混合原料处理量，万吨/年41.445.016.3842.0527.036.5178.36比例，m%23.2125.239.1823.5815.153.64100.00密度(20℃)，kg/m3864.1845735768.9930710824S，％1.78431.50.90.220.32.00.97N，ppm15010011015343126馏程，℃初馏点23218935133174384510%262241691642216215750%32028513518225810523590%34833319620533017433695%356360-350355终馏点366370212228360211368凝点，℃-6-7-15十六烷值5353222.2.2氢气温度：40℃压力：2.0MPa（g）气体H2C1C2C3NC4IC4C5+合计V%932.462.051.790.310.240.151002.3产品规格本装置主要产品为满足国V质量要求的精制柴油，同时副产石脑油和气体。此外，考虑到天津分公司冬季生产低凝柴油，装置设计时设置200～260℃ 间煤油馏分分馏侧线，用于冬季生产低凝柴油。表2.2-1不生产低凝柴油时的主要产品性质（初期）产品石脑油柴油密度(20℃)，g/cm30.74700.8340馏程，℃IBP/10%50/78208/23850%/90%145/180286/34895%/FBP190/200355/366十六烷值51.5硫，mg/g<57.0多环芳烃，％<6.0表2.2-2不生产低凝柴油时的主要产品性质（末期）产品石脑油柴油密度(20℃)，g/cm30.74560.8365馏程，℃IBP/10%50/76208/23950%/90%143/178288/35095%/FBP190/200358/368十六烷值51.2硫，mg/g<57.0多环芳烃，％<7.0表2.2-3生产低凝柴油时的主要产品性质（初期）产品石脑油低凝柴油柴油密度(20℃)，g/cm30.74700.81740.8475馏程，℃IBP/10%50/78208/217265/27150%/90%145/180232/245292/35395%/FBP190/200252/260360/369十六烷值48.553.0硫，mg/g<5<108.0凝点，℃<-35闪点（闭口），℃60100多环芳烃，％<6.0<8.0国Ⅴ柴油多环芳烃要求，％≯11≯11国Ⅴ柴油十六烷值指标要求≮47≮51国Ⅴ柴油密度指标要求，g/cm30.800～0.8400.820～0.845表2.2-4生产低凝柴油时的主要产品性质（末期） 产品石脑油低凝柴油柴油密度(20℃)，g/cm30.73600.81920.8495馏程，℃IBP/10%48/76208/218255/26350%/90%143/179232/247292/35495%/FBP190/200253/260358/369十六烷值4852.0硫，mg/g<5<108.0凝点<-35闪点（闭口），℃60100多环芳烃，％<6.0<8.0国Ⅴ柴油多环芳烃要求，％≯11≯11国Ⅴ柴油十六烷值指标要求≮47≮51国Ⅴ柴油密度指标要求，g/cm30.800～0.8400.820～0.8452.4催化剂考虑新建180万吨/年柴油加氢装置精制柴油十六烷值尽可能满足>51的要求，推荐采用FRIPP开发的FHUDS-6催化剂，催化剂采用密相装填，柴油产品满足国Ⅴ指标要求。表2.4-1催化剂性质催化剂和保护剂FZC-105/FZC-106/FHRS捕硅剂/FHUDS-6装填体积，m33.0/6.0/8.0/168装填密度，t/m30.48/0.48/0.65/1.09装填重量，t1.44/2.88/5.2/183.1上下床层催化剂比例，%4060 3.工艺技术路线的选择3.1国内外技术状况及进展近年来，随着环保要求越来越严，国内外对柴油产品质量的要求也越来越高，加氢精制工艺作为清洁燃料的主要生产手段，应用越来越普遍，技术也越来越成熟。3.1.1国内柴油加氢技术概况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较高水平。目前国内有各种类型的加氢精制装置，例如：柴油加氢、汽油加氢、石蜡加氢、润滑油加氢、催化原料油加氢预精制等等；规模从15万吨/年到400万吨/年；压力等级从10kg/cm2氢分压到70kg/cm2氢分压都有。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之一。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。目前国内柴油的主要来源是蒸馏装置的直馏柴油，催化裂化的轻柴油和焦化，减粘等装置的二次加工柴油。直馏柴油的芳烃含量较少，十六烷值较高，但常常硫含量较高;二次加工柴油的芳烃含量多，十六烷值低，安定性差，以这些柴油生产合格的清洁柴油主要手段是加氢精制，加氢改质等。国内研究单位，开发出多种可用于各种柴油精制的催化剂，例如：FH-5、FH-5A、FH-98、FH-UDS、RN-1、RN-10、RS-1000、RS-2000等。这些催化剂都已在工业装置上成功应用，性能不亚于国外同类催化剂水平。3.1.2国外柴油加氢技术概况国外柴油加氢技术到七十年代就已经得到普遍应用,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研制开发，反过来又促进了馏分油加氢催化剂和工艺技术的改进。3.1.3工艺流程方案国内外柴油加氢精制装置的工艺流程大体上是：反应部分多半采用炉前混氢流程；分馏部分，有的是采用水蒸汽直接汽提方案，有的是采用塔底重沸炉汽提方案。3.1.4催化剂预硫化及再生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。而在国内两种预硫化方法都有，但大多采用湿法硫化，并积累了大量的实际操作经验。近年来有的催化剂也以硫化态出厂。3.2工艺路线的选择3.2.1本装置反应部分采用成熟的，炉前部分混氢流程。3.2.2催化剂采用湿法预硫化，器外再生。3.2.3原料油罐，注水罐等采用氮气保护，防止其与空气接触。为防止原料中固体杂质带入反应床层，堵塞催化剂床层，造成反应器压降增加太快，采用了自动反冲洗过滤器。3.2.4采用双壳程式高压换热器，传热效率高，减少设备台数和占地面积。3.2.5分馏部分采用双塔汽提方案。硫化氢汽提塔采用蒸汽汽提；分馏塔设侧线汽提塔，抽出低凝柴油馏分，塔底设重沸炉。 4.装置物料平衡和主要操作条件4.1装置物料平衡表4.1-1不生产低凝柴油时装置物料平衡(初期工况)物料重％公斤／时吨／日万吨/年备注入原料油100.002142865143180　方氢气0.581243301.04纯氢　合计100.582155295173181.04　出NH3+H2S1.052250541.89　　C1~C40.1532180.27　方石脑油32.4769579167058.45　　精制柴油66.911433793441120.44　　合计100.582155295173181.04　表4.1-2不生产低凝柴油时装置物料平衡(末期工况)物料　重％公斤／时吨／日万吨/年备注入原料油1002142865143180　方氢气0.571221291.03纯氢　合计100.572155075172181.03　出NH3+H2S1.052250541.89　　C1~C40.24514120.43　方石脑油32.8870457169159.18　　精制柴油66.401422863415119.52　　合计100.572155075172181.03　表4.1-3生产低凝柴油时装置物料平衡(初期工况)物料重％公斤／时吨／日万吨/年备注入原料油100.002142865143180　方氢气0.581243301.04纯氢　合计100.582155295173181.04　出NH3+H2S1.052250541.89　　C1~C40.1532180.27　方石脑油32.3869386166558.28　　低凝柴油25.4054429130645.72　　精制柴油41.6089143213974.88　　合计100.582155295173181.04　表4.1-4生产低凝柴油时装置物料平衡(末期工况) 物料　重％公斤／时吨／日万吨/年备注入原料油1002142865143180　方氢气0.571221291.03纯氢　合计100.572155075172181.03　出NH3+H2S1.052250541.89　　C1~C40.24514120.43　方石脑油32.8070286168759.04　　低凝柴油25.5254686131245.94　　精制柴油40.9687771210773.73　　合计100.572155075172181.03　注：1.物料平衡为理论值，由FRIPP提供；实际物料平衡及产品切割精度与上表有一定的差异。2.氢气消耗为化学耗氢。3.H2S和NH3分布在含硫污水、低分气、酸性气中；4.2主要操作条件1）反应器项目初期末期冷高分压力，MPa7.0反应器入口氢油体积比300催化剂体积空速，h-11.5反应器入口温度，℃322355催化剂床层1212催化剂床层入口温度，℃322346355372催化剂床层出口温度，℃346366377389床层温升，℃24192217总温升，℃4439平均反应温度，℃3473752）反应进料加热炉入口温度，℃331出口温度，℃355入口压力，MPa(g)8.5出口压力，MPa(g)8.03）分馏塔底重沸炉入口温度，℃345 出口温度，℃357入口压力，MPa(g)0.6出口压力，MPa(g)0.24）硫化氢汽提塔(C-201)塔顶压力，MPa(g)0.7塔顶温度，℃113进料温度，℃2205）产品分馏塔(C-202)塔顶压力，MPa(g)0.12塔顶温度，℃174进料温度，℃265 5.工艺流程简述5.1反应部分原料油自装置外来进入原料油缓冲罐，经原料油泵加压后与精制柴油换热后进入自动反冲洗过滤器，过滤后进入滤后原料缓冲罐，再由反应进料泵抽出升压后与混氢混合，先与加氢精制反应产物进行换热，再经反应进料加热炉加热至要求温度；循环氢与新氢混合后与热高分气换热升温后原料油混合。混氢原料油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的作用下，进行加氢脱硫、脱氮、烯烃饱和等精制反应。从加氢精制反应器出来的反应产物混氢原料油换热后，进入热高压分离器进行气液分离，热高分气与混氢换热并经空冷冷却后进入冷高压分离器，在冷高压分离器中进行气、油、水三相分离。为防止反应生成的铵盐在低温下结晶堵塞热高分气空冷器管束，在热高分气空冷器前注入除盐水以洗去铵盐。冷高压分离器顶出来的气体先经循环氢脱硫塔脱除硫化氢，再至循环氢压缩机，重新升压后与经压缩后的新氢混合，返回反应系统，冷高压分离器油相送至冷低压分离器油侧进行再次分离。热高分油进入热低压分离器进一步闪蒸，热低分气经过冷凝后与冷高分油一起进入冷低压分离器，冷低分油先与低凝柴油换热后再同热低分油一起进入硫化氢汽提塔。从冷高压分离器及冷低压分离器底部出来的含硫含铵污水经减压后，送出装置外处理。冷低分气送至蜡油加氢装置处理。5.2分馏部分硫化氢汽提塔顶分离出的含硫气体，送至装置外脱硫。塔底油与柴油换热后进入产品分馏塔。分馏塔底设重沸炉，塔顶石脑油经空冷器冷却后，进入塔顶回流罐。其中一部分作为塔顶回流，另一部分再经过水冷冷却至40℃作为石脑油送出装置外。从塔底出来的精制柴油产品，由泵抽出，先作为低凝柴油汽提塔底重沸器热源后与分馏塔进料换热，再与原料油换热，然后经空冷器冷却到50℃，作为产品送出装置。分馏塔设低凝柴油侧线汽提塔和中段回流，冬季时生产低凝柴油及发生0.5MPa蒸汽。 6.主要设备选择6.1静设备本装置有反应器、塔器、容器、换热器、空冷器、过滤器、抽空器、消音器和阻火器等设备，其中临氢设备除了考虑氢腐蚀外，还应考虑由高温引起的硫化氢腐蚀，设备内表面一般采用不锈钢堆焊或不锈钢复合层。6.1.1加氢精制反应器装置中加氢精制反应器(R-101)操作温度高、压力高，材料特殊、结构复杂，设计、制造要求高，反应器直径大（φ4000x16100T/T），吨位重，占静设备投资的比例也大。反应器的操作介质为油气、氢气、硫化氢，操作温度达389℃，正常操作压力8.0Mpa，设计温度和设计压力分别为435℃、9.2MPa。根据APIRP941-1997“炼油厂和石油化工厂高温高压临氢作业用钢”的规定，考虑到国内加氢反应器的设计、制造、使用经验，反应器的材料选用2.25Cr-1Mo抗氢材料。见表6.1-1（为分析设计）。表6.1-1加氢精制反应器2.25Cr-1Mo板焊许用应力[σ]t（Mpa）153.8计算厚度δ（mm）123.66设计厚度δn（mm）125设备壳体重量（吨)335以当前国内加氢反应器的设计、制造技术水平，这种材质可采用钢板卷制焊接。2.25Cr-1Mo钢材具有优良的焊接性能和加工性能，且具有多年成熟的使用和制造经验。此外，2.25Cr-1Mo钢板国内有多家有业绩的厂商可以生产，质量有保障，且具有供货周期短价格便宜等优点。国外也有多家厂商能提供2.25Cr-1Mo板材，但供货周期较长，价格较贵。反应器的结构设计主要有以下几个特点。内壁堆焊双层不锈钢（309L+347）以抵抗硫化氢的侵蚀。在反应器壳体外面的有关部位设置了壁温测点，这样可以较准确地掌握操作及开工过程中的器壁实际金属温度，并将其控制在设计温度之内。冷氢入口采用了迷宫式隔热措施，这一结构缓和了冷氢接管和壳体间的温度梯度，降低了冷氢管附近的温差应力。热电偶可采用器壁开小口套管型式，无需法兰连接，节省了热电偶与反应器壳体的大量焊接工作量，同时也方便了反应器的运输。本反应器按照JB4732-95《钢制压力容器—分析设计标准》进行设计，该设计方法先进、严格，与常规压力容器设计规范相比，设备重量减轻，节省投资，但对设备的设计和制造要求比较严格。 本台反应器设计外径约为4263mm，反应器的长度约27米左右，总重约335吨，运输重量将达315吨，整体运输很困难或不可能。反应器需要分两段或三段运到现场，在现场进行组焊。现场组焊的技术目前比较成熟。6.1.2高压换热器本装置中共有4台高压隔膜密封换热器，均在高温、高压、临氢及硫化氢介质的条件下操作，见表6.1-2。表6.1-2高压换热器规格材料一览表编号名称规格型号管程材质壳程材质管束材质E-101A、B、C反应产物与混氢油换热器DFU1500-601-6/25-2I12Cr2Mo1R（H）+堆焊（309L+347）12Cr2Mo1R（H）+堆焊（309L+347）TP321E-103热高分气与混氢换热器DFU1100-272-3.3/19-2I14Cr1MoR（H）+堆焊（2507双相钢）14Cr1MoR（H）2507双相钢这4台换热器均采用双壳程隔膜密封结构。隔膜密封结构或螺纹锁紧环结构的换热器在加氢装置都有应用，并具有各自的特点。对螺纹锁紧环换热器，它的传热效率高，密封性能好，即使在操作过程中发生压力和温度波动的情况下也不易发生泄漏，若有内漏、外漏时均可现场上紧，长期运行可靠,国内已有设计、制造、使用等成熟经验；但其制造费用较高，机加工要求也非常高，有一定的制造难度，螺纹环加工精度不高时，拆装较麻烦；直径较大时重量较隔膜密封换热器重。而隔膜密封结构换热器的传热效率高，隔膜密封性好，结构简单，除个别部件机加工要求较高外，总体制造相对简单，费用相对螺纹锁紧环换热器较低；但换热器存在内漏的可能，且内漏只能停工后解决，隔膜板也最多切割4次左右就需更换（需在现场切割及焊接）。经过慎重的计算和比较并结合我们在高压加氢装置方面的设计和使用经验，最终确定这五台换热器采用隔膜密封结构型式。隔膜密封双壳程换热器制造有以下特殊要求。1)对于双壳程换热器，筒体的椭圆度和直线度均要求极高，而壳体内壁又需要堆焊不锈钢，堆焊过程中筒体可能会产生收缩和变形，筒节组对时也会存在错边和同心度的偏差等问题，因此要求筒体内壁堆焊后机加工为好。2)为保证密封可靠，管板密封面应在换热管与管板焊接及贴胀后精加工。6.1.3高压容器及塔器 本装置有3台高压容器和1座高压塔，其中一台为热高压分离器（D-103），其操作条件为高温、高压、临氢及硫化氢介质，主材选用2.25Cr-1Mo，内部堆焊309L+347双层不锈钢防腐层。另外2台高压容器和一座塔器分别为冷高压分离器（D-105）、循环氢压缩机入口分液罐（D-108）及循环氢脱硫塔(C-101)，它们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开裂和氢致诱导裂纹，因此这三台设备的主材我们采用了Q345R(HIC)，这种材料的硫、磷含量非常低，综合机械性能比较好，抗湿H2S应力腐蚀性能好。6.1.4高压空冷器本装置共有4片高压空冷器。这4片高压空冷器为热高分气空冷器（A-101），操作温度为110℃，操作压力为7.45MPa，操作介质为油气、H2、H2S和水等。根据已有的使用经验，管箱材质选用Q345R(HIC)钢，翅片管基管采用10#无缝钢管，并在每管程进口处内衬300mm长的316L管。管箱采用丝堵式，便于制造检修。这种结构的高压空冷器已在国内许多加氢装置上应用。目前国内在高压空冷等方面做了大量工作，制造厂添置了深孔焊机及内角焊机等关键设备，解决了管子与管箱的焊接、管箱的内角焊接等技术问题。哈空调等国内少数空冷器制造厂已经具备较为丰富的制造这种高压空冷器的经验。6.2加热炉6.2.1概述中石化股份有限公司天津分公司180万吨/年汽柴油加氢精制装置共设置反应进料加热炉（F101）一台、分馏塔底重沸炉（F201）一台、和两炉共用的一套烟气余热回收系统。采用余热回收系统后的总体计算燃料热效率可达92%。加热炉燃料为外供天然气。6.2.2反应进料加热炉（F-101）该炉采用双室双面辐射水平管纯辐射箱式炉炉型，热负荷为11.3MW。工艺介质仅在辐射室加热。由于管内被加热的工艺介质为H2+柴油且含H2S，操作温度、压力较高，所以辐射炉管材质为ASTMA312TP321。6.2.3分馏进料加热炉（F-201）该炉采用对流-辐射型圆筒炉，热负荷为28.5MW。辐射室和对流室分别用于加热不同的工艺介质。其中辐射室热负荷为17MW，对流室热负荷为11.5MW。炉管材质均为碳钢。对流盘管除三排遮蔽管采用光管外，其余均为翅片管。6.2.4余热回收系统为了有效地利用烟气余热，提高加热炉热效率， F101、F201共用一套烟气余热回收系统；烟气余热回收系统由空气预热器、烟气引风机、空气送风机、钢烟囱、吸风口及烟风道组成。F101炉烟气经水平热烟道进入F201炉对流室，与F201炉热烟气会合后加热F201炉对流段工艺介质，然后烟气出F201对流室经热烟道进入空气预热器，与空气换热后，冷烟气由烟气引风机引入钢烟囱排入大气。为提高换热效率，同时避免发生露点腐蚀，空气预热器采用铸铁板式预热器，并设置了空气旁通风道。当烟气出空气预热器温度过低时可适当打开旁通风道上的气动调节蝶阀以提高烟气出空气预热器温度，热空气经热风道送至各加热炉炉底燃烧器处供燃烧使用。两加热炉总体计算燃料热效率达92%。6.2.5衬里结构及外保温本项目加热炉辐射室立墙、辐射室顶采用陶瓷纤维模块结构；对流室采用纤维硬板+隔热耐火浇注料结构，烟道采用浇注料结构；炉底采用憎水性纤维硬板+隔热耐火浇注料＋粘土质耐火砖结构。余热回收系统中所有烟道均采用单层隔热浇注料作为衬里，而热风道和引风机则采用岩棉板＋0.5mm铝皮进行保温。6.2.6操作控制特点1）在热烟气进空气预热器之前设有旁通烟道，正常操作时旁通烟道密封挡板处于全关位置。当余热回收系统发生故障时，可在仪表室遥控打开此密封挡板及各加热炉炉底风道上的气动风门，关闭进空气预热器和引风机出口处的烟道密封挡板，停空气鼓风机和烟气引风机，将系统改为自然通风操作。2）加热炉对流室出口烟道均设有调节挡板，反应进料加热炉（F-101）至分馏塔底重沸炉（F-201）的水平烟道上设有密封挡板。正常操作时进分馏塔底重沸炉（F-201）的水平烟道密封挡板和进空气预热器烟道密封挡板应处于全开位置，由调节挡板及引风机电机转速控制各加热炉炉膛压力在～-20Pa。事故状态或未启用烟气余热回收系统时，由各炉调节挡板控制炉膛压力值在～-20Pa。3）各加热炉烟气中氧含量由空气鼓风机电机转速控制其在～3%左右。进入各炉炉底风道入口处设有气动蝶阀，用于控制进入各炉的燃烧空气。同时每个燃烧器的进风口处设有手动调节蝶阀，用于控制进入每个燃烧器的进风量。4）炉顶负压大于-10Pa、烟气氧含量指示大于8%，应及时调整操作。5）有关温度、压力、烟气含氧量分析等详见仪表专业设计文件。6）当加热炉低负荷操作时，可适当调节空气旁通挡板的开度，控制烟气出预热器温度不致过低，以避免露点腐蚀的发生。7）鼓、引风机电机采用变频调速控制。6.2.7环保 1）烟气排放应符合《石油化工企业环境保护设计规范》（SH3024-1995）的规定及项目规定。2）燃烧器和风机均采取隔声措施,符合《石油化工企业环境保护设计规范》（SH3024-1995）的规定，噪声不超过85dBA（距离燃烧器或风机1米处）6.2.8其他加热炉及余热回收系统最大化地采用模块化设计、工厂化制造、现场组装模式。6.3机械设备6.3.1新氢压缩机该机流量为22000Nm3/h，入口温度为40℃，入口压力1.9MPa(G)，出口压力9.1MPa(G)。该压缩机流量较小，压比较高，拟选用两列两级、对称平衡型往复式压缩机。轴功率约2363kW。选用增安型同步电动机驱动带自动吹扫装置，额定功率为2600kW。按有油润滑设计。压缩机制造执行标准按API-618。由于往复机易损件较多，气阀、活塞环、支撑环、填料环等连续运行周期短，通常设备机以利于机组的检修，所以新氢压缩机的配置为一操一备。为了降低能耗，其中一台压缩机配套气量无级调节系统。为减少气缸夹套和填料箱的结垢，机组设软化水站对气缸和填料进行冷却。两台机组K-101A/B共用一台水站。气体中间冷却器、油冷却器、主电机冷却器、软化水冷却器采用循环水冷却。。6.3.2循环氢压缩机该压缩机流量为150000Nm3/h，温度为56℃。气体入口压力为7.0MPa(G),出口压力为8.9MPa(G)。该机流量大,压比较小，宜选用离心式筒形压缩机，机组轴功率约为2040kW。压缩机拟采用1.0MPa凝汽式汽轮机驱动，乏汽采用空冷器冷却。正常蒸汽耗量约为15t/h。离心式压缩机运行可靠性高，连续运行时间长，而且造价较高，一般不设备机。压缩机轴封采用中间带迷宫的串级干气密封，正常操作和开车阶段缓冲气均采用压缩机出口气。同类的循环氢压缩机主机和汽轮机国内已有成熟制造业绩，建议采用国内产品。离心机制造执行标准按API-617，汽轮机制造执行标准按API-612。循环氢压缩机配套一套冗余的控制系统，负责机组的调速控制、防喘振控制和自保联锁等，随离心压缩机制造商成套供货。同时该控制系统还负责新氢压缩机组及反应进料泵、注水泵、贫胺液泵的安全连锁控制。 6.4主要工艺设备表工艺设备表详见附件 7.总图运输及装置平面布置说明7.1总图运输本装置及配套罐区的位置由天津石化分公司选定，位于炼油厂现有场地内。装置位于原减粘装置（拆除）场地，距离西侧的蜡油加氢原料罐区及泵房50米，距离东侧的循环水场35米，距离南侧的250万吨/年常减压蒸馏装置48米，距离北侧的二柴油罐区43米。新增加的两个柴油罐布置在二汽油罐区东侧的空地内，其周围均是罐区。装置和罐区的位置符合规范要求。见“位置图”。装置用地面积为95*100=9500平方米，罐区用地面积为122*115=14030平方米，均为天津分公司所有，无需征地。用地范围内原有地上地下设施均应拆除。7.1.1设计范围设计范围为与本装置相关的平面、竖向、道路、排雨水等工程。7.1.2竖向、道路、排雨水装置用地比较平坦，稍加平整即可使用；装置周围设环行消防道路；场地雨水接入附近的现有雨水系统。7.1.3主要工程量水泥混凝土路面：2000平方米水泥混凝土人行场地铺砌：10000平方米混凝土排水沟：550米混凝土涵洞：1座场地平整：20000平方米拆迁面积：8000平方米围堤：500米罐区自动排雨水器：1套7.1.4主要采用规范《石油化工企业设计防火规范》（GB50160-2008）《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）《工业企业总平面设计规范》（GB50187-93）《石油化工企业卫生防护距离》（SH3093-1999）7.2平面布置说明1) 180万吨/年柴油加氢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。装置东西方向95米，南北方向100米，占地面积为0.95公顷。2)装置内一条南北向消防检修通道将装置分为东、西两部分，检修通道的东侧为加热炉和设备区，检修通道的西侧布置压缩机区、配电间和机柜室。3）装置主管廊沿南北方向布置在装置设备区中部，加热炉、反应器布置在设备区北侧；主管廊西侧布置反应进料等高压设备，主管廊东侧布置分馏部分等设备。压缩机布置在半敞开式压缩机厂房内，位于装置西侧。配电间、机柜室分列与装置次管廊的两侧。4)装置的所有进出管道均从装置主管廊的南侧与系统管网连接。5)装置的所有动力、控制电缆均架空敷设，并从装置次管廊的南侧进入装置。6)装置内的循环水管道采用埋地敷设的布置方案。7)空冷器布置在主管廊和构架的顶部，装置主管廊与设备区之间布置泵。8)装置内留有足够的吊装检修用场地，以满足大型吊车接近与回旋。9)在装置设备检修区域地面进行铺砌处理，满足消防﹑施工﹑检修等安全生产要求。 8.自动控制8.1概述本装置为中石化天津分公司180吨/年柴油加氢精制装置，该装置包括：反应、分馏、余热回收、公用工程及压缩机部分(包括新氢、循环氢)。本装置控制室利用原有中心控制室。8.2自动控制水平8.2.1集中控制本装置工艺为连续生产，工艺介质易燃、易爆，高温，高压且部分介质具有腐蚀性，故对自控设备选型、防爆、防腐要求严格。本设计中选用的自控设备质量可靠、技术先进、经济合理、性能稳定、有成熟的使用经验和良好的技术支持，可以满足装置对自动化仪表的需要。本装置为确保装置安全、平稳、长周期、满负荷和高质量运行，控制系统采用分散控制系统（DCS），通过DCS对全装置进行集中控制、监测、记录和报警等操作。主要机泵设备的运行状态均送入DCS进行显示。鉴于本装置工艺过程高温高压及临氢条件下运行，为确保装置及操作人员人身安全、可靠生产，本装置将单独设置一套独立的具有容错、冗余技术的安全仪表系统(SIS)。本装置的所有控制系统（包括：DCS系统、安全仪表系统(SIS)及机组控制系统（CCS）机柜均安装在装置内新建现场机柜室。8.2.2主要控制方案本装置多数控制回路采用成熟的单回路定值控制和主副参数串级控制，少数采用比较特殊的控制方案，简述如下：1）原料缓冲罐采用氮气密封系统，为保证氮封压力，采用分程控制。2）为保证压缩机的出口压力稳定，设置了新氢出口压力与入口压力选择控制，通过调节新氢的返回量来实现。3）加氢反应器反应温度的控制是通过控制注冷氢量实现的，控制方案为三种方式切换操作，一种是用床层的平均温度值进行控制，一种是用最大温度值进行控制，一种是用床层三点温度中任一点控制注冷氢量。反应器床层设有差压指示。4）为确保装置安全，对于重要的联锁回路测量点将设置三套变送器，采用三取二联锁控制方案。高压分离器液位、冷高压分离器液（界）位调节阀均设为双套A、B阀切换，互为备用，并设有液位（界位）低低联锁保护。5）为保证反应器入口温度，采用加热炉出口温度与燃料气流量串级控制。8.2.3安全仪表系统： 根椐工艺要求在装置内设置了以下主要联锁：1）紧急泄压联锁系统。2）高压泵的联锁系统。3）热高分、冷高分设有液位（界位）低低限切断出口切断阀联锁系统。4）加热炉联锁保护及停炉系统。5）压缩机停机联锁系统等。8.2.4仪表选型仪表选型以安全、可靠、先进性为原则，大部分仪表以国产为主。关键仪表引进。1）现场一次仪表选用本质安全型，部分选用隔爆型仪表。2）现场变送器采用智能变送器。3）原料及产品的计量采用一体式孔板流量计、超声波流量计；质量流量计等。4）加热炉设有氧化镐氧含量分析仪。5）在可燃气体及有毒气体可能泄漏的地方设置可燃气体及有毒气体探头，信号远传至DCS报警。6）执行机构主要选用气动薄膜执行机构，调节阀型式根据不同工艺条件选用单、双座调节阀、高差压角型调节阀等。7）根据工艺不同要求，联锁阀门采用高低压气动切断阀和电动切断阀。8.2.5DCS系统及SIS系统点数(不包括压缩机控制系统点数)如下:AI（智能变送器输入）600个AI（4-20MA输入）100个AO（4-20MA输出）160个TC（热电偶输入）200个DI（数字量输入）380个DO（数字量输出）140个控制回路：160个，检测回路：1420个。1）DCS系统设置4个操作站，工程师站2台，智能设备管理站1台，2台打印机及相应的控制单元。2）装置SIS系统一套（包括工程师站，操作员工作站辅助操作台，控制单元，打印机等）。8.3机柜室本装置内新建一个独立机柜室，采用抗爆结构。控制室总面积约为：20×12m2 。内设机柜室、UPS室等。本装置控制室利用原有中心控制室(CCR1)，机柜室与中心控制室间信号采用光缆传输。8.4仪表供电本装置仪表供电采用独立的冗余不间断供电装置（UPS），供电量为20KW。8.5仪表供风仪表供风采用净化风，装置供风量为300Nm3/H，供风压力》0.35Mpa(G)。8.6主要仪表清单8.6.1国内订购仪表规格清单：双金属温度计31台热电偶/热电阻（一体化温变）150台铠装热电偶40台反应器表面热电偶25台不锈钢压力表230台膜盒压力表10台双色玻璃板液位计60台涡街流量计5台一体式孔板流量计20台超声波流量计3台节流装置70台高压孔板及配套法兰25台低压气动调节阀60台长行程执行机构2台智能电/气阀门定位器90台电动外浮筒液位（界位）变送器16台智能温度变送器90台智能压力变送器120台智能差压变送器110台智能双法兰差压变送器40台可燃气体报警器30台H2S浓度检测报警器15台H2浓度检测报警器15台便携泵吸式可燃性气体检测器1台便携泵吸式硫化氢气体检测器1台自动冲灌隔离液系统1套安全栅柜端子柜12台直流电源装置10台电源开关柜2台手持终端2台限流孔板15台配防爆电机的高压注塞泵2套自力式调节阀3台防爆三通电磁阀30台 质量流量计7台多路温度转换器4套氧化镐分析仪3台8.6.2国外引进仪表规格清单：分散型控制系统（DCS）1套安全仪表系统（SIS）1套高压热电偶（一体化温变）30支高压铠装双支柔性热电偶（反应器床层）35支炉管表面热电偶20台高压外浮筒液位(界位)变送器8台高压磁浮子液位计11台高压调节阀(带定位器)28台高压气动切断阀8台高压电动截止阀7台低压电动切断阀8台低压气动切断阀13台隔离式安全栅900台900台隔离器40台高压仪表阀门管件1套(包括高压三阀组及密闭排放系统) 9.电气9.1装置部分9.1.1概述本设计为180万吨/年柴油加氢精制装置内的变配电、动力、照明、防雷、防静电和接地系统的设计。装置边界线外的电气系统设计不在本设计范围内。9.1.2供电电源及变配电所的设置装置边界线界区内设6/0.38kV变配电所一座，两路6kV独立电源分别引自总变电所6kV两段母线，要求当一路出现故障时，另一路应能满足所有两路一、二级用电负荷的供电。变配电所6kV母线和0.38kV母线均采用单母线分段运行方式，正常时分段运行，当一路电源失电则母联自投，并设手动投入装置。供电系统图见附图。变配电所内设高、低压配电室、变压器室和值班室等房间。选用2台6/0.38kV配电变压器，容量为1600kVA,变压器负荷率约为45％。6kV采用中性点不接地系统；0.38/0.22kV采用中性点直接接地系统（TN-S系统）功率因数补偿：0.38kV设低压自动补偿装置，6kV有同步电动机功率因数可达0.9以上，故6kV侧可不设补偿。9.1.3用电负荷和供电方案装置负荷统计表见下表。序号负荷名称计算容量kW年耗电量kWhx104备注16kV负荷38633245h=84002380V负荷1015853h=84003照明4034h=40004合计491841329.1.4负荷等级装置用电负荷中的压缩机、工艺机泵等均为一、二级负荷。一级负荷中的DCS系统、自动装置、微机综合自动化系统等为一级负荷中特别重要的负荷。9.1.5电压等级高压供电系统电压交流6kV；高压电动机电压为交流6kV；低压电动机电压为交流380V； 高压开关柜操作电压为直流220V；低压开关柜控制回路电压为交流220V;低压进线、母联柜控制回路电压为直流220V；照明电压为交流220V；检修照明电压为交流220V/12-36V。9.1.6装置环境特征装置属易燃、易爆生产环境，装置内运行的主要介质为轻烃、柴油、瓦斯气等，爆炸危险区域属2区场所。故装置内电气设备的防爆等级为eⅡT3或dⅡBT3,有氢气的场所为eⅡT3或dⅡCT3。9.1.7电缆敷设方式装置内电缆沿电缆桥架敷设，电缆桥架一般均在工艺管架上固定安装，如无工艺管架可利用时，则单独立架安装。局部少数可采用直埋敷设方式。电缆由桥架引下至电动机及其它用电设备时，要求采用穿镀锌钢管保护。9.1.8照明室内照明以荧光灯照明为主，就地控制。室外地面、框架及塔区以防爆金属卤化物灯照明为主。室外照明灯具在照明箱上集中控制，并采用工业照明电脑自动控制设备。9.1.9防雷、防静电、接地装置内对具有爆炸和火灾危险环境及高大构、筑物应做防雷保护和防雷接地；塔、容器、管道、框架、机泵等需做防静电接地。装置内的工作接地、保护接地、防雷接地、防静电接地采用共用接地网，接地电阻值要求小于4Ω。接地装置以水平接地线为主，局部地方打少量接地极。接地网尽量与建构筑物基础内钢筋相连，以降低接地电阻值。9.1.10节能措施·选用节能变压器·选用节能电器元件·选用高效节能型电动机·负荷变化大的电动机采用变频调速技术·选用节能电光源·采用无功功率自动补偿装置·大容量、低转数电动机采用同步电动机9.1.11主要电气设备选型 全密闭电力变压器1600kVA2台高压开关柜（含综保）25台低压开关柜（含综保）42台直流电源柜（冗余）1套低压无功自动补偿柜2台变频器2台端子柜2台自启动柜2套普通动力配电箱4台普通照明配电箱4台照明自动控制柜2台防爆检修动力配电箱（IIC）6台防爆照明配电箱（IIC）8台防爆操作柱LBZ－10系列120台UPS电源30kVA30分钟2套电气综合自动化系统（SCADA）1套电力电缆ZR－YJV－8.7/10kV型3.5公里ZR－YJV22－0.6/1kV型36公里ZR－YJV－0.6/1kV型2公里控制电缆ZR－KVV22－0.45/0.75kV型4公里屏蔽控制电缆2公里防爆照明灯具（IIC）650套铝合金电缆桥架40吨9.1.12设计采用标准、规范国家标准1GB50034-2004建筑照明设计标准2GB50052-95供配电系统设计规范3GB50053-9410kV及以下变电所设计规范4GB50054-95低压配电设计规范5GB50055-93通用用电设备配电设计规范6GB50056-93电热设备电力装置设计规范7GB50057-94建筑物防雷设计规范（2000年版）8GB50058-92爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 9GB50060-20083-110kV高压配电装置设计规范10GB50062-2008电力装置的继电保护和自动装置设计规范11GB50160-2008石油化工企业设计防火规范12GB50174-2008电子电子信息系统机房设计规范13GB50217-2007电力工程电缆设计规范14GB50277-2008并联电容器装置设计规范15GB50016-2006建筑设计防火规范和条文说明16GB50063-2008电力装置的电测量仪表装置设计规范17GBJ64-83工业与民用电力装置的过电压保护设计规范18GBJ65-83工业与民用电力装置的接地设计规范21GBJ147～149-90电气装置安装工程施工及验收规范22GB14050-2008系统接地的型式及安全技术要求23GB50063-2008电力装置的电测量仪表装置设计规范中国石化集团公司标准1SH3060-94石油化工企业工厂电力系统设计规范2SH/T3131-2002石油化工企业电气设备抗震设计规范3SH/T3027-2003石油化工企业照度设计标准4SH3097-2000石油化工静电接地设计规范5SH3038-2000石油化工企业生产装置电力设计技术规范6SH/T3116-2000炼油厂用电负荷设计计算方法7SH/T3082-2003石油化工仪表供电设计规范9.2配套系统部分9.2.1概述装置变电所两路6kV独立电源拟分别引自西区35kV/6kV总变电所6kV两段母线，要求当一路出现故障时，另一路应能满足所有两路一、二级用电负荷的供电。西区35kV/6kV总变电所需增加6kV配出开关柜。9.2.2系统电缆敷设方式系统6kV电源电缆沿原有电缆桥架敷设，如无桥架可利用时，则需新建立柱安装桥架。9.2.3其它与装置配套的系统其它单元，若增加用电设备，则利用原有供配电设备或增加配电设备，以满足工程需要。200万吨/年柴油加氢精制装置的电气设计内容包括：柴油加氢精制装置边界线以内的爆炸危险区域划分、动力、照明、防雷、防静电及接地设计；柴油加氢精制装置的变配电部分设计。 10电信10.1装置部分本单元仅包括天津180万吨/年柴油加氢精制装置的电信设计。与本单元相连接的电话、网络等外部线路均在配套系统单元设计。根据生产操作和管理的需要，装置电信系统设计包括以下内容：行政电话、调度电话、无线通信系统、扩音对讲系统、火灾报警系统、电视监视系统、综合布线系统及电信线路。10.1.1设计原则1）电信系统设计应符合天津180万吨/年柴油加氢精制装置的具体情况和特点，满足企业生产和管理等各方面对通讯的要求。2）本项目的电信系统设计与企业生产及管理的模式相适应，充分依托现有电信设施，并与现有电信系统相互协调、合理衔接。3）电信系统设计符合安全可靠、技术先进、经济合理、使用维护方便的要求。4）电信系统的设计方案和设备选型以项目本期建设的需要为依据，适当考虑远期扩建发展的需要。5）电信设备尽量采用标准化和开放的接口和通信协议，以便于系统联网，并尽量做到型号统一，以方便日后的操作、维护和管理。6）电信系统设计，应采用成熟的先进技术，采用符合国家有关技术标准和经国家有关质量监督检验权威机构认证合格的定型产品。10.1.2电信系统1）行政电话行政电话分机设在机柜室、配电间等经常有人值守的岗位及经常需要电话联系的工作岗位。供厂内与厂外用户通信联络用。本单元电话电缆由天津石化炼油工程新区中控室的电话配线架引出。行政电话由炼油工程新区原有电话交换机供号。2）调度电话在机柜室、配电间等处设置生产调度电话分机，接入天津石化炼油工程新区现有的调度电话系统。3）无线通信系统为满足本厂有关部门和岗位移动性通信联络的需要，提高生产效率，本项目设数字无线通信系统。无线对讲电话配置成多个相互独立的对讲组。各组使用不同频率，互不相通。 为生产装置和辅助设施的巡检人员配备防爆型无线对讲机。无线对讲电话机属于使用场所不固定的通信设备，为保证安全生产，其防爆等级应适合可能进入的防爆要求最高的场所。4）扩音对讲系统为保障各生产操作岗位之间、装置区与操作室之间的通信联络，并适应高噪声环境中的通信要求，在180万吨/年柴油加氢精制装置区内设置独立的扩音对讲系统。扩音对讲电话系统采用5条对讲通道、分布放大式系统。生产装置根据噪声、操作等情况设置扬声器，扬声器的设置应根据装置环境噪声的分布设置，扬声器的最高输出声压≥110dB，扬声器的声强电平一般为高于环境噪声10dB。室外扩音电话机一般设置在厂房、泵房及巡检道路旁。在机柜室和配电间分别设置一台壁挂式室内扩音对讲电话机。本系统设有警报接入装置和电话接入装置，当装置出现事故、火灾时，警报接入装置可向生产扩音对讲电话系统发出特定语音通知装置内人员撤离。当装置外人员需要与装置内人员通讯联系时，可通过电话接入装置与装置内人员通讯联系。本装置不单独设直通电话机，装置内需要迅速联系的岗位之间的通讯联系由扩音对讲电话完成。装置区扩音对讲系统的电源采用UPS电源，由机柜室供给。扩音对讲系统与火灾报警系统联网，通过报警信号发生器实现紧急广播功能。5）火灾报警系统为有效预防火灾，及时发现和通报火情，迅速组织和实施灭火，保障生产和人身安全，180万吨/年柴油加氢精制装置设火灾报警系统。在机柜室设一台火灾报警控制器，在配电间设置一个端子箱，与控制器相连接。报警区域包括机柜室、配电间及装置区。火灾报警控制器通过多模光缆接入天津石化炼油工程新区原有的火灾报警网络。在各个房间内设光电感烟探测器；主要出入口处设手动报警按钮和声光警报器；在配电间的电缆桥架上设缆式线型感温探测器；在装置高温热油泵处设置火焰探测器；在装置区四周、巡检道路旁、压缩机厂房设本安防爆火灾手动报警按钮。6）电视监视系统为了适应企业现代化管理的要求，实现对生产装置的生产情况、设备运行状态及消防安全的监视，在180万吨/年柴油加氢精制装置内设电视监视系统。本单元主要监视机泵、压缩机、装置全景及配电间，并在加热炉内设置高温摄像机。在现场机柜室设置光电转换等设备。摄像机的视频和控制信号通过 现场机柜室进行光电转换后均接入天津石化炼油工程新区原有的电视监视网络。本单元的电视监视系统电源采用UPS电源，由机柜室供给。7）综合布线系统在机柜室和配电间，设置综合布线系统，该系统为语音和数据提供传输通道。信息插座设在有语音或数据需求的房间内，布线系统采用6类线缆及设备。本设计仅包括综合布线电缆线路的设计，网络交换机不属于电信设计内容。8）电信线路网络本设计的电信线路包括：电话线路、扩音对讲系统线路、火灾自动报警系统线路、电视监视系统线路、综合布线系统线路。建筑物内电话用户配线与计算机网络布线采用综合布线方式，其他各系统的线路均各自独立组成网络。电话配线采用市话电缆，交接配线方式。扩音对讲系统采用专业复合通信电缆。电视监视系统线路根据线路距离要求采用电缆或光缆。火灾自动报警系统的网络总线采用对绞电缆或光缆，本质安全设备的线路采用低分布参数电缆。综合布线线路采用6类标准双绞线。电信线路主要采用电缆桥架敷设方式，局部采用穿管沿工艺管架架空敷设、直埋敷设及管道敷设等方式。10.1.3电信主要设备表序号名称及规格单位数量备注一电话及网络部分1自动电话机台82110电话配线架台150对机架式348口网络配线架台14信息插座个15510对电话电缆米1006网线米1500二扩音对讲系统、无线对讲电话部分1防爆扩音对讲电话机（带扬声器）套15,IICT42壁挂式室内话站（带音箱）套23扩音对讲系统电缆米400 4防爆无线对讲机部8ExibIICT4三火灾报警系统部分1火灾报警控制器套12手动报警按钮只63感烟探测器只204声光警报器个45缆式线型感温探测器米8006红外防爆型火焰探测器个4ExdIICT5？7防爆手动报警按钮套78低分布参数电缆米8009电源电缆米700四电视监视系统1防爆摄象机（包括镜头、云台、防护罩）套6ExdIICT52高温摄像机套103室内球机套14电信机柜套158路光端机对3612口光纤配线架台17电视监视综合电缆米1200五其他1钢材吨32桥架吨610.2配套系统部分本单元仅包括天津180万吨/年柴油加氢精制装置配套系统的电信设计。新建的罐区部分、柴油加氢精制装置至其他单元的电缆或光缆及在其他单元增设的电信设备在本单元设计范围内，柴油加氢精制装置边界线内的电信设计在柴油加氢精制装置单元设计。 根据生产操作和管理的需要，装置电信系统设计包括以下内容：行政电话、调度电话、扩音对讲系统、火灾报警系统、电视监视系统、综合布线系统及电信线路。10.2.1设计原则1）电信系统设计应符合天津180万吨/年柴油加氢精制装置配套系统的具体情况和特点，满足企业生产和管理等各方面对通讯的要求。2）本项目的电信系统设计与企业生产及管理的模式相适应，充分依托现有电信设施，并与现有电信系统相互协调、合理衔接。3）电信系统设计符合安全可靠、技术先进、经济合理、使用维护方便的要求。4）电信系统的设计方案和设备选型以项目本期建设的需要为依据，适当考虑远期扩建发展的需要。5）电信设备尽量采用标准化和开放的接口和通信协议，以便于系统联网，并尽量做到型号统一，以方便日后的操作、维护和管理。6）电信系统设计，应采用成熟的先进技术，采用符合国家有关技术标准和经国家有关质量监督检验权威机构认证合格的定型产品。10.2.2电信系统1）行政电话、调度电话180万吨/年柴油加氢精制装置设置在天津石化公司炼油部老区，天津石化公司设有信通中心，本项目所涉及的电话及网络系统需依托信通中心原有电信设备，电话系统接入原厂区的电话交换机，网络系统接入原厂区局域网。本单元电话电缆由天津石化炼油工程新区中控室的电话配线架引出。行政电话及调度电话均由炼油部原有电话交换机供号。本单元网络、扩音对讲系统、电视监视系统合用一根12芯单模光缆接入天津石化炼油工程新区中控室。2）扩音对讲系统天津石化炼油工程新区中控室原设有扩音对讲系统的合并分离设备，柴油加氢精制装置的扩音对讲信号通过光缆接入合并分离设备，原扩音对讲系统采用GTC品牌，本装置与其他接入合并分离设备的各个单元，可通过控制室原有的主控话站实现各单元间的群呼、组呼。在中控室仪表操作台上还需增设与180万吨/年柴油加氢精制装置相对应的台式话站。3）无线通信系统为满足本厂有关部门和岗位移动性通信联络的需要，提高生产效率，本项目设数字无线通信系统。无线对讲电话配置成多个相互独立的对讲组。各组使用不同频率，互不相通。 为生产装置和辅助设施的巡检人员配备防爆型无线对讲机。无线对讲电话机属于使用场所不固定的通信设备，为保证安全生产，其防爆等级应适合可能进入的防爆要求最高的场所。4）火灾报警系统在新建的柴油罐区四周设本安防爆火灾手动报警按钮，火灾报警信号接入储运操作室（523单元）。天津石化炼油工程新区原设有环形全厂火灾报警系统网络，180万吨/年柴油加氢精制装置通过两根多模光缆接入新区全厂火灾报警系统。5）电视监视系统为了适应企业现代化管理的要求，实现对生产装置的生产情况、设备运行状态及消防安全的监视，在180万吨/年柴油加氢精制装置内设电视监视系统。在天津石化炼油工程新区中控室原设有全厂电视监视系统的主控设备，本单元的电视监视信号通过单模光缆接入主控设备，并在中控室仪表操作台上增设与180万吨/年柴油加氢精制装置相对应的监控终端。6）电信线路网络本设计的电信线路包括：电话线路、扩音对讲系统线路、火灾自动报警系统线路、电视监视系统线路。本单元网络、扩音对讲系统和电视监视系统合用一根光缆传输信号，其他各系统的线路均各自独立组成网络。电话配线采用市话电缆。火灾自动报警系统的网络总线采用多模光缆。电信线路主要采用电缆桥架敷设方式，局部采用穿管沿管架架空敷设、直埋敷设及管道敷设等方式。10.2.3电信主要设备表序号名称及规格单位数量备注一电话部分1自动电话机台2220对市话电缆米1500二扩音对讲系统1台式话站套2 2线路增强器对13防爆无线对讲机部4ExibIICT4三火灾报警系统14芯多模阻燃光缆米30002防爆手动报警按钮套83低分布参数电缆米1000四电视监视系统116路编码器套12电信机柜套1312口光纤配线架台1412芯单模光缆米1500五其他1钢材吨32桥架吨6 11建筑及结构11.1建筑11.1.1设计原则建筑设计应贯彻执行国家的方针政策，满足“安全、适用、经济、在可能的条件下注意美观”的要求，遵守现行的国家规范、行业标准及有关规定。努力做到节约投资，减少占地和定员，节省原材料等，尽可能满足业主投资决策的要求。11.1.1.1建筑物设计原则a)建筑设计应符合环境保护，满足生产工艺对防火、防爆、抗爆、防尘洁净、采光通风、保温隔热、抗震设防、防腐蚀、防噪声防护等使用要求，创造与工艺生产水平相适应的建筑环境；b)注重建筑室内外空间的美化及色彩设计，体现现代工业建筑造型特点；c)充分考虑当地自然条件，建筑选材应符合优先采用新材料及因地制宜的原则；d)建筑设计指标及技术经济指标的确定应符合安全适用、经济合理的原则。e)根据生产装置介质和操作的易燃、易爆、高压、腐蚀及有毒等特点,建筑设计应采取必要的防护措施；f)装置区管理、控制及辅助设施,在功能允许的情况下,宜采用联合布置原则,以加强各部分联系,节约用地,并有利于形成较完整的建筑体量和较丰富的空间环境；g)生产和辅助生产建筑物应根据生产特点，尽可能采用敞开式或半敞开式厂房,轻型结构，合理地采用新技术、新材料。11.1.2设计内容:本设计包括中国石化天津分公司180万吨/年柴油加氢精制装置及配套工程项目各装置的生产建筑及系统和辅助设施部分的建筑，共新建建筑物3幢（未包括系统部分），总建筑面积2920平方米（面积以轴线尺寸计）。11.1.3建筑构造及装修标准1）屋面屋面防水层为柔性卷材防水，防水等级为II级,耐久年限为15年。找坡层：优先选用结构找坡，当建筑找坡时采用当地做法。屋面排水优先采用有组织排水。压缩机厂房等半敞开式建筑采用单层彩色压型钢板屋面。2）墙体压缩机厂房等半敞开式建筑局部采用单层彩色压型钢板围护。 框架结构填充墙采用轻集料砼小型空心砌块墙。抗爆建筑为钢筋混凝土抗爆墙并做外保温。3）门窗门窗应优先采用铝合金门窗或其它金属门窗。使用中经常有车辆通行的门，宜选用电动（手动）上滑式轨道门、卷帘门。内门窗宜选用铝合金门窗。外门窗的三大物理性能指标，应根据不同性质的建筑物，按照《建筑外窗抗风压性能分级及检测方法》GB/T7106-2002；《建筑外窗气密性能分级及检测方法》GB/T7107-2002及《建筑外窗水密性能分级及检测方法》GB/T7108-2002的要求，确定其门窗相应的不同等级标准。4）室内外装修a外墙装置区中的一般生产建筑及辅助生产建筑，可按普通装修标准执行，采用建筑外墙涂料；b内墙一般采用抹灰、喷（刷）浆或内墙涂料，有防水、防潮、清洁要求的内墙面，应按使用要求的高度设置墙裙。有较高洁净要求的房间，可选用中级涂料、油漆或釉面砖墙面。c楼、地面一般生产建筑及辅助生产建筑采用水泥楼、地面或地砖楼、地面；办公室、机柜室等要求较高的建筑物，选用高档地砖及抗静电活动地板；变电所采用彩色耐磨水泥基自流平或水磨石楼地面；有防爆要求的压缩机厂房、泵棚等采用不发火花水泥地面，压缩机厂房采用钢格栅楼面；d踢脚踢脚做法一般同楼地面面层。e顶棚办公室、机柜室等要求较高的建筑物设轻钢龙骨矿棉吸音板吊顶，其它为腻子刮平喷涂料。f建筑油漆建筑油漆采用耐候性醇酸树脂漆、聚氨酯漆和天然树脂漆.11.1.4主要规范及图集选用11.1.4.1主要设计规范 GB/T50001-2010《房屋建筑制图统一标准》GB50059-92《35-110KV变电所设计规范》GB50053-94《10KV及以下变电所设计规范》SH3017-1999《石油化工生产建筑设计规范》GB50011-2010《建筑抗震设计规范》GB50016-2006《建筑设计防火规范》GB50222-95《建筑内部装修设计防火规范》[2001年局部修改条文]GB50160-2008《石油化工企业设计防火规范》GB50037-96《建筑地面设计规范》GB50223-2008《建筑工程抗震设防分类标准》SH50453-2008《石油化工建（构）筑物抗震设防标准》SH3006-1999《石油化工控制室和自动分析器室设计规范》SH/T3160-2009《石油化工控制室抗爆设计规范》11.1.4.2图集选用优先选用国家标准图，其次选用本公司标准图及当地标准图集。 180万吨/年柴油加氢装置可行性研究建筑物一览表序号建筑物名称建筑面积(m2)占地面积(m2)建筑层数火灾危险性分类耐火等级通风或空调形式结构特征备注1变电所720360二层丁二机械通风部分空调钢筋混凝土框架结构电缆夹层2机柜室240240一层丁二空气调节系统钢筋混凝土抗爆结构3压缩机厂房1960980二层(含操作平台)甲二自然通风钢结构有吊车注:1.装置总建筑面积为：2920平方米。（面积以轴线尺寸计）2.变电所电缆夹层层高3.000米。3.压缩机厂房的建筑面积含钢格板操作平台。 180万吨/年加氢精制装置可行性研究11.2结构本装置为新建装置。本设计主要包含的建筑物有：压缩机厂房、配电间和机柜室。主要构筑物有：设备框架、管架、落地塔基础、卧式及立式设备基础、炉基础、压缩机基础、设备地坑、泵基础等。11.2.1自然条件11.2.1.1气象条件：a）气温：1)年平均温度12.7℃2)最热月平均温度26.7℃3)最冷月平均温度-3.6℃4)极端最高温度41.2℃5)极端最低温度-19.4℃6)最低日平均温度-13.1℃b)湿度：1)最热月相对湿度75%2)最冷月相对湿度59%c)风：1)全年主导风向SSW2)基本风压0.55kN/m23)地面粗糙度类别B类d)降水和降雪1)历年平均降水量665.87mm2)24h最大降水量206.5mm3)基本雪压0.4KN/m24)最大积雪深度8cme)冻土深度0.59m11.2.1.2工程地质及地下水:1）工程地质。 180万吨/年加氢精制装置可行性研究由于本区域目前尚无工程地质勘察报告，现暂参照中国石化天津100万吨/年乙烯及配套项目炼油工程《100万吨/年乙烯及配套项目炼油工程公用工程及辅助设施岩土工程详细勘察报告(Ⅲ)》，叙述如下。a)场地地层分布及土质特征:根据参照资料，该场地埋深55.00m深度范围内，地基土按成因年代可分为以下8层，按力学性质可进一步划分为11个亚层。各地层的分布及土质特征简述如下：◎人工填土层（Qml）全场地均有分布，厚度0.50～2.50m。主要由素填土（力学分层号1）组成。呈褐色，松散～软塑状态为主，无层理，粉质粘土质为主，局部含砖渣、石子等，土质结构性差，欠均匀。场地内局部地段表层分布杂填土，主要由砖块、砼渣、废土等组成，工程性质差。场地大部分地段人工填土经过翻槽。◎全新统上组陆相冲积层（Q43al）一般位于埋深约3.00m以上，厚度一般为1.50～2.60m。主要由粉质粘土（力学分层号2）组成。呈黄褐色，软塑状态为主，无层理，含铁质，属中（偏高）压缩性土。◎全新统中组海相沉积层（Q42m）一般位于埋深约3.00～15.50m段，厚度12.10～12.90m，该层从上而下可分为2个亚层。第一亚层，粉质粘土(力学分层号3a)：一般位于埋深约5.50m以上，厚度一般为2.40～2.90m，局部厚度较大，为3.30～4.00m。呈灰色，软塑状态，有层理，含蚌壳，属中压缩性土。一般埋深约4.50m以上为砂性粉质粘土，局部为粉土。第二亚层，淤泥质土(力学分层号3b)：一般位于埋深约5.50～15.50m段，厚度一般为9.60～10.30m。主要由淤泥质粉质粘土和淤泥质粘土组成。呈褐灰色、灰色，流塑状态，有层理，含蚌壳，属高压缩性土。局部夹粉质粘土、粉土透镜体，局部为软粘土。◎全新统下组沼泽相沉积层（Q41h）一般位于埋深约15.50～17.50m段，厚度1.50～2.10m，主要由粉质粘土（力学分层号4）组成。呈浅灰色，局部顶部黑灰色，软塑～可塑状态，无层理，含蚌壳，局部顶部含腐植物、有机质，属中压缩性土。局部顶部为粘土。◎全新统下组陆相冲积层（Q41al）该层从上而下可分为2个亚层。第一亚层，粉质粘土(力学分层号5a)：厚度一般为1.30～2.00m。呈灰黄色，可塑状态，无层理，含铁质，属中压缩性土。局部为粘土，局部夹粉土透镜体；第二亚层，粉土(力学分层号5b)：A区内底板埋深一般大于25.00m 180万吨/年加氢精制装置可行性研究，该区内揭示厚度一般6.20～6.80m；B区内底板埋深一般约22.50～23.50m，厚度一般3.50～4.80m。呈褐黄色，密实状态，无层理，含铁质、蚌壳，属中（偏低）压缩性土，局部夹粉质粘土透镜体。◎上更新统第五组陆相冲积层（Q3eal）本次勘察仅部分钻孔穿透该层，顶板起伏较大，底板一般位于埋深约29.00m，揭示厚度一般5.30～6.50m，该成因层在本次勘察场地内主要由粉质粘土（力学分层号6）组成，局部夹粘土、粉土透镜体。呈黄褐色，可塑状态，无层理，含铁质，属中压缩性土。该层顶板有所起伏，底板分布较稳定。◎上更新统第四组滨海潮汐带沉积层（Q3dmc）本次勘察仅部分钻孔穿透该层，一般位于埋深约29.00～34.5段，厚度一般为4.90～5.60m，主要由粘土（力学分层号7）组成。呈褐灰色，可塑状态，无层理，含蚌壳，属中压缩性土。◎上更新统第三组陆相冲积层（Q3cal）本次勘察钻至最低标高-51.00m，未穿透此层，揭露最大厚度21.20m，在揭示深度范围内该成因层从上而下可分为2个亚层：第一亚层，粉砂（力学分层号8a）：厚度一般为11.40～12.10m，呈褐黄色，密实状态，无层理，含铁质，属中（近低）压缩性土，局部夹粉质粘土透镜体；第二亚层，粉质粘土（力学分层号8b）：揭示最大厚度10.00m，呈黄褐色，可塑状态，无层理，含铁质，属中压缩性土。局部夹粘土、粉土透镜体。b)地基土承载力特征值表地基土力学分层岩性FAK(kPa)1素填土852粉质粘土903a粉质粘土1103b淤泥质土854粉质粘土120A区5a粉质粘土1305b粉土180B区5a粉质粘土1305b粉土1806粉质粘土1507粘土1208a粉砂2008b粉质粘土160 180万吨/年加氢精制装置可行性研究c)桩基参数根据中国石化天津100万吨/年乙烯及配套项目炼油工程《100万吨/年乙烯及配套项目炼油工程公用工程及辅助设施岩土工程详细勘察报告(Ⅲ)》提供的预制桩、极限侧阻力标准值qsik、极限端阻力标准值qpk见下表：地基土力学分层号岩性预制桩qsik(kPa)qpk(kPa)2粉质粘土233a粉质粘土323b淤泥质土204粉质粘土425a粘土505b粉砂8030002）地下水及土的腐蚀a)地下水位及类型场地地下潜水水位如下：初见水位埋深2.00～2.20m，静止水位埋深0.80～1.30m。表层地下水属潜水类型，主要由大气降水补给，以蒸发形式排泄，水位随季节有所变化。一般年变幅在0.50～1.00m左右。b)地下水的腐蚀性根据《岩土工程勘察规范》(GB50021－2001)有关条款判定，本工程场地环境类型为Ⅲ类。在有干湿交替作用的情况下，本场地地下水对混凝土结构无腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋有弱腐蚀性，对钢结构有弱腐蚀性；在长期浸水作用的情况下，本场地地下水对混凝土结构和钢筋混凝土结构中的钢筋均无腐蚀性，对钢结构有弱腐蚀性。11.2.1.3地震抗震设防烈度为：7度设计基本地震加速度值：0.12g设计地震分组：第二组场地类别：Ⅲ类地震液化该场地在抗震设防烈度为7度时，埋深20.00m 180万吨/年加氢精制装置可行性研究以上饱和粉土层属非液化土层，该场地属非液化场地。本工程各类建（构）筑物的抗震设防分类按《建筑工程抗震设防分类标准》GB50223-2008和《石油化工建（构）筑物抗震设防分类标准》GB50453-2008确定，详见表10-1。11.2.2结构设计11.2.2.1主要建（构）筑物荷载取值标准1）楼面活荷载本工程主要建（构）筑物楼面（包括操作、检修平台）的活荷载均应按实际情况考虑，一般可采用等效均布活荷载代替，其标准值不应小于以下规定：压缩机厂房:10.0kN／m2(检修区域),4kN／m2(其他区域)；建（构）筑物楼面（包括工作平台）上无设备区域的操作荷载（包括操作人员、一般工具、零星原料和成品的重量），可按均布活荷载考虑，其标准值不应小于2.0kN／m2；建（构）筑物的走道、走道平台：2.0kN／m2；冷换框架：板、次梁、主梁：4.0kN／m2；设备梁：2.0kN／m2；框架梁、柱、斜撑、基础、地基：2.0kN／m2；空冷器、容器平台的各构件：2.0kN／m2；楼梯间：平台梁、板：2.0kN／m2；楼梯间桁架构件、基础、地基：1.0kN／m2；生产厂房或构筑物楼梯梯段（按水平投影面积计算）：4.0kN／m2；2）屋面活荷载本工程主要建筑物屋面活荷载，按以下规定取用：不上人屋面:0.5kN／m2；上人屋面:2.0kN／m2；3）本工程主要建（构）筑物荷载的取值，尚应遵守现行相关规范的有关规定。11.2.3结构选型11.2.3.1建筑物a)压缩机厂房：上部结构采用轻钢屋架，钢柱，钢梁，二层楼板采用钢格板，地基为桩基，厂房基础采用独立钢筋混凝土承台；b)压缩机基础：桩基；c)配电间：上部结构采用现浇钢筋混凝土框架结构，地基为桩基，基础采用独立钢筋混凝土承台；d)机柜室: 180万吨/年加氢精制装置可行性研究上部结构采用现浇钢筋混凝土剪力墙抗爆结构，地基为桩基，基础采用钢筋混凝土条基。11.2.3.2构筑物a)框架、管架及楼梯间：采用钢结构，平台铺板采用钢格板或花纹钢板，桩基，钢筋混凝土承台；b)方炉，圆炉，钢烟囱，塔及其它大型落地设备基础采用桩基，钢筋混凝土承台；c)小型落地设备基础采用钢筋混凝土或素混凝土结构，人工地基或天然地基。d）罐区基础采用采用桩基，钢筋混凝土承台；11.2.4钢结构防火、防腐a)钢结构防火应执行《石油化工企业设计防火规范》GB50160-2008、《石油化工钢结构防火保护技术规范》SH3137-2003、《建筑设计防火规范》GBJ16-2006等的有关规定。钢结构的耐火等级，应按SH3137-2003采用；各类钢结构的防火保护范围，应根据生产装置的需要及单体结构类型按SH3137-2003的有关要求设置。钢结构防火材料应根据使用条件、材料性能、耐火极限等选用质量符合要求的产品，并应符合《石油化工钢结构防火保护技术规范》SH3137-2003的有关规定。对于室外或露天工程钢结构，耐火层采用厚型无机防火涂料，耐火极限不应低于1.50小时。对于室内钢结构，可采用薄涂型防火涂料，耐火极限执行SH3137-2003的有关规定。b)所有钢结构外露表面（热浸锌钢格板除外）均需按相关规定进行防腐处理（防火层处仅刷底漆）。防腐材料应选用耐石油化工大气腐蚀型产品，其设计使用年限不应低于5年。11.2.5存在问题由于本次设计无工程地质勘察报告，因此地基方案，基础选型，基础和桩基防腐等均参照周边装置设置，待核对工程地质勘察报告后，将对上述部分内容做出适当调整。 180万吨/年加氢精制装置可行性研究12暖通空调12.1设计范围天津石化180万吨/年柴油加氢装置及配套系统新建生产厂房及辅助建筑物的采暖、通风与空气调节设计。12.2设计依据1)项目开工报告相关内容2)标准规范·GB50019-2003采暖通风与空气调节设计规范·GB50016-2006建筑设计防火规范·SH/T3004-2011石油化工采暖通风与空气调节设计规范·GB50160-2008石油化工企业设计防火规范·GBJ87-85工业企业噪声控制设计规范·GBZ1-2010工业企业设计卫生标准12.3设计采用的基础数据12.3.1室外设计参数1）大气压力冬季102.66kPa夏季100.47kPa2)室外计算干球温度冬季采暖-8℃冬季通风-4℃冬季空调-10℃夏季空调31.4℃夏季通风28℃3)夏季空调室外计算湿球温度26.4℃4)室外计算相对湿度夏季最热月平均79%冬季最冷月平均62%5)室外平均风速冬季：4.3m/s 180万吨/年加氢精制装置可行性研究夏季：4.4m/s6)冬季最多风向：NW7)夏季最多风向：SE12.3.2室内设计参数1）采暖室内计算参数办公室、值班室、操作室等房间18℃其他房间采暖室内计算参数参见《石油化工采暖通风与空气调节设计规范》SH/T3004-2011相关要求。2）空调室内计算参数l工艺有特殊要求时，应根据工艺生产装置、控制仪表设备、电气设备、分析检验仪器要求确定。无特殊要求时，室内设计参数可采用如下数据：DCS机柜室：温度：夏季26±2℃；冬季20±2℃相对湿度：50%±10%温度变化率：<5℃/小时湿度变化率：<6%/小时有害物最高允许浓度：尘：0.2mg/m3H2S：0.015mg/m3SO2：0.15mg/m3常规仪表控制室：温度：夏季25～30℃；冬季18～20℃相对湿度：40%～70%有害物最高允许浓度：尘：0.2mg/m3l变电所配电室夏季室内温度不高于35℃。12.4设计原则和方案说明12.4.1采暖1）设计原则：工程地处寒冷地区，装置内新建的生产厂房及辅助建筑物，当室内经常有人停留或生产对室内温度有一定要求时，应设置集中采暖系统。采暖热水由原厂区采暖管网供给，温度90～70℃，压力0.5MPa。 180万吨/年加氢精制装置可行性研究室内采暖系统采用单管串连式,采暖管道一般采用焊接钢管，明管敷设；有条件时，采暖管道敷设于吊顶内。采暖散热器选用钢制高频焊翅片管散热器（外设对流罩表面喷塑处理）。采暖系统入口切断阀采用钢制法兰截止阀J41H-16C；立管阀门采用铜制内螺纹截止阀J11W-10T。2）设计方案：a）变电所配电室及装置机柜室内的机柜室、UPS室，冬季补热量由空调系统承担（见空调部分说明）。辅助房间设置热水集中采暖系统。b）采暖房间选用散热器数量见表--1表——1建筑物名称采暖面积（m2）采暖负荷（kW）散热器数量（米）装置变电所10015GPRC8-560-20型10米仪表机柜室10015GPRC8-560-20型10米小计2003012.4.2通风1）设计原则：a)放散热、蒸汽或有害物质的厂房，应首先采用局部排风。当局部排风达不到卫生要求时，应辅以全面排风或采用全面排风；b)设计局部排风或全面排风时，宜首先采用自然通风，当自然通风不能满足卫生、环保或生产工艺要求时，应采用机械通风或自然与机械的联合通风。c)全面或局部排风系统，应直接从有害物质放散地点或室内污染最严重的地带排风，污染气流不得从操作地带和经常有人停留的地带通过。d）可能突然放散大量有害气体或爆炸危险性气体的厂房，应设事故排风装置。2）设计方案：a)变电所配电室为便于火灾或事故发生后通风换气，设轴流通风机，事故时开启。电缆夹层利用自然通风消除余热。b)压缩机厂房屋顶设置球形风帽，排出可能积聚在屋顶的爆炸危险性气体。3）房间换气量。根据操作时产生的有害气体及其性质，按《石油化工采暖通风与空气调节设计规范》SH/T3004-2011的规定计算。4）采用机械通风的房间，选用的主要通风设备见设备汇总表-2。12.4.3空气调节 180万吨/年加氢精制装置可行性研究1）设计原则：a)下列厂房和房间，当采用一般的采暖通风达不到对室内温度、相对湿度要求时，应设置空气调节:·周围环境恶劣而不允许经常开启门、窗的房间:·使用要求较高的房间，如计算机房、仪表控制室、通信设备和精密仪器室等；·工艺生产过程对室内温湿度有特殊要求的生产厂房；·用户提出较高舒适性标准的房间。b)当采用局部空气调节或局部区域空气调节能满足要求时，不应采用全室性空气调节；c)冬夏季采用不同的空气调节室内温湿度基数；d)空气调节装置尽量选用机电仪一体化设备。2）设计方案：a）设置DCS系统的装置仪表机柜室设置全年运行恒温恒湿空调系统。选用风冷机房专用恒温恒湿机，设备备用率不低于30%，直接设置在需要空调的房间内。有人值守的操作室等房间设置新风换气机保证操作人员的卫生要求，同时回收排风能量。由于采用抗爆结构设计，设在外墙上的新风入口和排风口应设置抗爆阀，满足抗冲击波压力不低于100kPa的要求(以及经爆炸分析后安全专业提供的冲击波压力)，保护室内设备和人员的安全。b）变电所配电室为消除设备散热，保证设备正常运行，夏季采用空调机组降温。为防止水泄漏影响电气设备正常工作，冬季不设热水采暖系统，由空调设备提供部分热量维持一定室温。空调机组备用率不低于30％。c)布置较分散的常规仪表控制室、值班室采用分体空调机调节室温，直接布置在空调房间内。3）主要空调设备汇总见汇总表。12.5主要设备汇总表：单元名称建筑物名称设备规格、主要性能参数数量消耗功率 180万吨/年加氢精制装置可行性研究180万吨/年柴油加氢装置仪表机柜室风冷恒温恒湿空调机HF31N型制冷量31kW风量7500m3/h机外余压100Pa电源380V,50Hz功率32kW2∑98.56kW风冷恒温恒湿空调机HF20N型制冷量19.5kW风量5000m3/h机外余压100Pa电源380V,50Hz功率20kW1分体柜式空调机KF－120LW制冷量12.0kW功率4.8kW2分体柜式空调机KF－46LW制冷量4600W功率1.73kW2全热新风换气机YHQ-D1000风量1000/800/600m3/h功率1.5kW1MF-A组合抗爆阀KC-T阀体风量1000m3/h2压缩机厂房QF800型球形风帽9装置变电所轴流通风机STF-4/Q风量4829m3/h全压107.7Pa功率0.25kW6∑52.32kW风冷立柜式空调机LFD28N制冷量27.4kW风量5000m3/h总输入功率11kW4分体柜式空调机KF－46LW制冷量4600W功率1.73kW2分体壁挂空调机KF－45GW制冷量4500W功率1.68kW212.6消耗指标：采暖循环水量：2t/h设备电机容量：151kW钢材耗量：1.0t 180万吨/年加氢精制装置可行性研究13给水排水及消防13.1设计依据13.1.1中国石油化工股份有限公司天津分公司设计委托文件；13.1.2天津分公司提供的现场情况及相关设计资料；13.1.3国家规范，行业规范、标准，公司规定；13.1.4上游专业设计资料。13.2设计范围13.2.1装置部分装置边界线以内的给水、排水及消防设计。13.2.2系统配套部分本次柴油加氢装置配套系统设计包括两个主项：局部管网和罐区。1）局部管网：装置边界线周边、罐区边界线周边的给水、排水及消防设计。生活给水、生产给水、循环水、消防给水、含油污水均依托系统原有管线，与装置或者罐区连接处新增埋地敷设管线，材质与装置相同；消防给水管网局部增加消防水炮。2）罐区：边界线以内的给水、排水及消防设计。新建柴油罐区，位于二期规划的汽柴油罐区，即一期汽油和柴油加氢原料罐区的东侧。罐区设2座柴油罐，每座20000m3，均为内浮顶储罐。每座储罐均设置固定式消防冷却水系统和固定式泡沫灭火系统，消防冷却水和泡沫混合液依托系统管线。罐区内含油污水及雨水排放依托系统，防火堤外设切换阀井及水封井。13.3外部给排水概况13.3.1给水系统生活给水、生产给水、循环水、消防给水，能够满足本装置水量需要。13.3.2排水系统重力流含油污水，能够满足装置内含油污水排放。13.4内部给排水说明13.4.1生活给水系统为装置内洗眼器、操作人员提供用水，由系统管线接入装置，管材为热浸镀锌无缝钢管，焊接。13.4.2生产给水系统 180万吨/年加氢精制装置可行性研究为装置内工艺设备、服务点提供用水，由系统管线接入装置，管材为无缝钢管，焊接。13.4.3循环冷却给水、循环冷却回水系统为装置内水冷设备、压缩机、泵提供循环冷却给水，由系统管线接入并密闭排出装置，管材为碳钢管道，焊接。13.4.4消防给水系统为装置内的消火栓、消防水炮、消防软管卷盘箱等消防设施提供稳高压消防水，工作压力为0.75～0.85MPa，由系统管线接入装置，整体布置为环状管网，管材为碳钢管道，焊接。13.4.5含油污水系统用于收集装置内设备排放的含油污水，重力流排入装置外含油污水管线，排水点至检查井采用碳钢管道，焊接，井与井之间采用球墨铸铁管，承插连接。13.4.6雨水系统装置内采用雨水明沟，不设管道系统。13.5水量表序号设备名称正常（m3/h）最大（m3/h）备注1)生活给水2间断2)生产给水2间断3)循环冷却给水5226524)循环冷却回水5226525)含油污水2间断13.6消防设计说明13.6.1装置性质、火灾危险类别本装置属于新建大型石油化工装置，火灾危险类别为甲类。13.6.2消防水量本装置总占地为110×80m，最大消防用水量按300L/s设计，火灾延续供水时间按3h计，装置一次灭火消防用水量为3240m3，消防给水来消防水泵站。13.6.3消防水泵站 180万吨/年加氢精制装置可行性研究动力车间已建有消防水泵站一座，内设有消防水泵3台，流量720m3/h，扬程105m，功率4KW，两用一备，消防稳压泵2台，流量108m3/h，功率37KW，一用一备；消防水池有效容积为4800m3，消防给水系统为稳高压，压力保持在0.75～0.85MPa，可以满足本装置消防水量的要求。13.6.4消防站依托炼油部现有的消防站。13.6.5装置内消防设计1）稳高压消防给水系统本装置内沿检修道路边设置DN400消防给水管道，与系统稳高压消防水管道连接成环状管网，在边界线内设置切断阀井。装置内消防给水管道上按40～50m间距设置地上式消火栓，具有自泄水防冻功能，型号SS150/80-1.6，大口径出水口面向道路，供消防车及专职消防人员使用。装置消防水管道上设置消防水炮，额定水量为40L/s，具有直流和水雾两种喷射方式，主要为高大构架上的甲、乙类可燃气体、可燃液体设备和设备群提供消防水冷却保护。装置东侧、南侧、西侧的工艺设备还需要依托系统消防给水管道上的消防水炮进行保护。在装置主管廊下方、加热炉附近、压缩机厂房附近设消防软管卷盘箱，保护半径为20m。消防软管内径为25mm，长度为25m，喷嘴为直流喷雾混合型。2）灭火器本装置内地面设备区和框架平台上设置手提式干粉（磷酸铵盐）灭火器，每个配置点均配备两个，放在专用的灭火器箱内；地面泵区、压缩机厂房、加热炉区等场所设置推车式干粉（磷酸铵盐）灭火器；装置机柜室、变配电所内配置手提式二氧化碳灭火器和推车式二氧化碳灭火器；灭火器主要用于控制初期火灾和扑灭小型火灾。3）水封井密闭排放的含油污水支干管接入干管处设置水封井，含油污水干管出装置，在边界线内设置水封井。水封高度均不小于250mm。装置内含油污水干管起点水封井设置通气管。 180万吨/年加氢精制装置可行性研究14储运14.1概述14.1.1设计范围本设计是为天津分公司180万吨／年柴油加氢精制（RTS）装置配套的储运系统。储运系统依托现有原料罐区，新建柴油产品罐区，核算、改造与装置相配套的氮气系统、空气系统、可燃性气体排放系统和全厂工艺及热力管网系统。本次设计储运设施单元见表14.1-1。表14.1-1储运设施单元表序号单元名称单元号备注一新建单元1柴油罐区及泵棚新建二改造单元1全厂工艺及热力管网新建及改造14.1.2设计原则1）装置间物料正常按直接进料考虑，事故小修工况，由原料罐区提供原料或原料进入中间原料罐区储存；2）柴油加氢装置的可燃性气体排放至3#火炬的管道，设计中兼顾近期炼油部新建及改扩建装置可燃性气体的排放。3）氮气系统、供风系统只考虑新建装置与系统单元的使用，暂不做全厂平衡核算。4）严格遵守国家和行业的有关规范和标准，做到技术先进，经济合理，安全可靠。5）充分利用现有设施，最大限度地节约投资。6）储运系统各设施年操作天数取350天。本装置建成后，现有焦化汽柴油加氢和催化柴油加氢装置停开。14.2原料系统14.2.1储存天数180万吨/年柴油加氢装置原料有常减压直馏柴油、焦化汽柴油和航煤组分，正常生产情况下上游装置直接给下游装置供料，只有在装置出现事故、小修或停工检修时，原料油才进入中间原料罐储存，或自储罐将原料油用泵送至下游装置。柴油加氢原料储存天数取2天。14.2.2储罐说明依据间断送料的装置原料油储罐数量不少于2座 180万吨/年加氢精制装置可行性研究的原则，焦化汽柴油仍依托现有2座5000m3内浮顶罐储存，实际储存天数为6.1天。常减压直馏柴油和航煤组分依托现有3座5000m3内浮顶罐混合储存，实际储存天数为2.7天。现有原料罐设有氮气密封措施。14.2.3供料方式在现有柴油加氢原料泵棚内更换2台柴油加氢原料泵，P-001流量为212m3/h，扬程为84m，P-002流量为127m3/h，扬程为79m；焦化汽柴油原料泵依托现有原料泵。装置正常操作时，上游常减压直馏柴油、焦化汽柴油和航煤组分分别进入柴油加氢装置；开工工况由P-002向装置供料，装置负荷为正常量的60%；上游装置小事故工况由P-001向装置供料，装置满负荷运行。原料泵设置最小流量回流保护措施。14.3成品油系统180万吨/年柴油加氢装置生产的成品油包括精制柴油和少量石脑油，均由装置直接送至现有的成品柴油罐和汽油罐，作为成品油的组成部分。根据调整乙烯料组成后的总流程，建成柴油加氢装置全厂新增的柴油年产量为65.07万吨，需新增2座20000m3成品柴油储罐，实际储存天数为15.6天。为减少占地和挥发损耗，选用内浮顶罐储存。柴油加氢装置年产石脑油42.54万吨，全部并入乙烯石脑油原料线。14.4可燃性气体排放系统14.4.1系统现状老区处理可燃气体排放共有两座火炬，1号火炬高100m，直径为DN900；2号火炬高100m，直径为DN900。2#火炬处理120万吨/年加氢裂化装置、焦化汽柴油加氢装置、催化柴油加氢装置和气分装置排放的可燃气体。新区3#火炬单元处理炼油部新区的加氢裂化装置、重整装置、3#常减压装置、焦化装置及三废处理联合装置在事故时排放的可燃气体。根据排放压力的不同，设有高、低压两条气体排放管道，并分别设有分液罐和水封罐。但由于1#、2#火炬距离北围堤路只有60米的安全距离，本设计无法考虑依托方案。14.4.2可燃性气体排放参数新建柴油加氢装置的可燃性气体排放至3#火炬，分高、低压两个排放系统。由于火炬系统是对一个炼厂事故工况可燃性气体排放的整体分析，根据可预见的规划，炼油部近期要新建C2装置，本设计的可燃性气体排放系统核算包括该装置。 180万吨/年加氢精制装置可行性研究新建柴油加氢装置的可燃性气体排放，高压系统最大排放量为140000Nm3/h，平均分子量为4.68，排放温度为50～150℃；低压系统最大排放量为60t/h，平均分子量为61.6，排放温度为50～150℃。14.4.3设计条件的确定炼油部可燃气体排放工况十分复杂，考虑到即使发生公共事故（如全厂停电、停水工况），因不同装置内设备的火炬气排放条件不尽相同，各设备的可燃气体排放时间也不尽相同，最大火炬负荷按全厂停电工况核算，但不考虑所有装置均同时最大量排放。火炬核算取停电工况单套装置的最大排放量与其它相关装置排放量的30%之和（或两套装置最大单点排放量之和，取大者）作为火炬及排放总管的设计排放量，其对应的加权平均温度、加权平均分子量及加权平均组成作为火炬及可燃气体排放系统的设计参数。此叠加结果与各装置的局部事故最大排放量分别计算火炬头、水封罐、分液罐、放空管径，取最大值。14.4.4设计方案经核算现有3#火炬及排放管网满足新增2套装置的排放要求。需要新增老区至新区的高、低压排放管道。新增加的高压排放管径为DN600，低压排放管道管径为DN800，将柴油加氢装置的可燃性气体分别接至现有的高、低压排放管网，并入现有3#火炬系统。14.5氮气系统14.5.1系统现状炼油区空分厂现有产氮能力为6000Nm3/h，正常停运。乙烯装置内设有一座制氧空分装置，该装置的副产品为氮气，氮气总生产能力为27000Nm3/h，其中低压氮气24000Nm3/h、中压氮气3000Nm3/h，氮气纯度为99.99%。炼油区所需氮气由乙烯区空分装置提供，现有空分装置作为备用设施。现有氮气管网：0.7MPa的氮气管径为DN200、2.1MPa的氮气管径为DN200。14.5.2设计方案柴油加氢装置低压氮气消耗（连续）600Nm3/h，柴油加氢装置另需高压氮气为开停工或检修使用，最大用量为9000Nm3/次。从现有主管道引出高、低压氮气总管至柴油加氢装置附近管带。14.6压缩空气系统14.6.1系统现状炼油部空压站现有5台155Nm3/min英格索兰2ACⅡ55M× 180万吨/年加氢精制装置可行性研究3EAC离心式压缩机，其中1台93年、2台94年、1台97年投入运行，1台2009年投入运行。全厂实际用风量为562Nm3/min，余量为58Nm3/min。现有净化干燥设备6台，其中3台40Nm3/min处理量，型号WQZ--40m3/8，89年投入运行；2台80Nm3/min处理量，型号WQZ--80m3/8，90年代初期投入运行，这5台均为广东肇庆化工厂无热再生干燥器，自耗气量为18%；另外一台由原炼油厂设计所设计、炼油厂检修公司（亚博）制造的微热再生干燥器，处理量为150Nm3/min。全厂实际净化风用风量为252Nm3/min，余量为28Nm3/min。净化压缩空气边界压力为0.6MPa，非净化压缩空气边界压力为0.5~0.65MPa，净化压缩空气管径为DN250，非净化压缩空气管径为DN300。14.6.2设计方案柴油加氢装置净化压缩空气消耗（连续）300Nm3/h，非净化压缩空气开停工或检修用量为1800Nm3/h。从现有主管道引出净化风和非净化风至管至柴油加氢装置管带。14.7工程量柴油罐：2座20000m3内浮顶罐柴油加氢原料泵：2台；储运系统新增火炬排放管道300吨，工艺及公用工程管道200吨。14.8新增消耗指标蒸汽1.0MPa0.5t/h间断氮气0.6MPa250Nm3/h间断仪表空气0.6MPa50Nm3/h间断年用电负荷220000kWh14.9新增定员新建柴油罐区归油品车间管辖，依托现有操作人员，不新增操作人员。14.10设计中采用的主要标准规范《石油化工企业设计防火规范》GB50160-2008《石油化工储运系统罐区设计规范》SH3007-2007《石油化工储运系统泵房设计规范》SH/T3014-2002《石油化工企业燃料气和可燃性气体排放系统设计规范》SH3009-2001《石油化工液体物料铁路装卸车设施设计规范》SH/T3107-2000 180万吨/年加氢精制装置可行性研究《石油化工金属管道布置设计规范》SH3012-2011《石油化工有毒、可燃介质钢制管道工程施工及验收规范》SH3501-2011 180万吨/年加氢精制装置可行性研究15公用工程消耗、催化剂及化学药剂15.1水耗量NO设备号地点给水T/H排水T/H生活用水新鲜水循环水31℃净化污水40℃循环热水含油污水含硫污水生活污水压力41℃自流40℃1K-101新氢压缩机1801802E-104新氢返回冷却器1501503K-102循环氢压缩机50504泵冷却37375反应注水10106冲洗地面用水227生活间228E-201硫化氢汽提塔顶水冷器45459C-201硫化氢汽提塔21011E-202分馏塔顶水冷器6060合计2252210522212215.2电耗量设备编号地点电压V设备台数设备容量kW轴功率kW备注操作备用操作备用 180万吨/年加氢精制装置可行性研究K-101/A,B新氢压缩机600011260026002363新氢压缩机辅机38063572206055K-102循环氢压缩机辅机3801462037P-101/A,B原料油升压泵60001111011081P-102/A,B反应进料泵60001112501250913P-103/A,B反应产物注水泵38011160160106P-104/A,B贫胺液升压泵600011220220165P-105/A,B反冲洗污油泵38011222213P-106/A,B反冲洗污油泵38011.10.5P-201/A,B重沸炉进料泵600011185185125P-202/A,B硫化氢汽提塔顶回流泵3801115157.5P-203/A,B精制柴油泵600011250250191P-204/A,B分馏塔顶回流泵38011454523P-205/A-C缓蚀剂泵380210.370.370.2P-206/A,B中段回流泵38011555544P-401污油泵380118.512P-402抽油泵3801159A-101/A~D热高分气空冷器380430×422×4A-102热低分气空冷器380311x38x3A-201/A~B脱气塔顶空冷器380230x222x2A-202/A~J分馏塔顶空冷器3801030x1022x10A-203/A~F柴油空冷器380630x622x6A-204/A~D脱气塔顶空冷器380430x422x4仪表用电3803530采暖通风空调3806050照明用电2206040合计3863600V1055380/220V15.3蒸汽用量序号使用地点或用途蒸汽用量，t/h备注1.0MPa0.5MPa凝结水 180万吨/年加氢精制装置可行性研究1循环氢压缩机K-10215-152伴热（2）-2（间歇）3塔汽提2.54吹扫(10)（间歇）5产汽-5.8合计17.5（12）-5.8-15（-2）15.4压缩空气耗量序号使用地点或用途用量，Nm3/min备注非净化净化1仪表52吹扫(30)(间断)合计(30)5(间断)15.5氮气耗量序号使用地点或用途用量，Nm3/min备注1缓冲罐氮封罐0-102开停工、吹扫及事故处理(27000Nm3)一次气密用量，需用三～四次合计1015.6催化剂及化学药剂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183.1使用9年保护剂9.52三年一次2硫化剂DMDS30催化剂硫化用三年一次3缓蚀剂水溶性20塔顶防腐4瓷球Ф3、Ф6、Ф1320催化剂支撑用三年一次 180万吨/年加氢精制装置可行性研究15.7燃料用量序号使用地点用量,kg/h备注1反应进料加热炉580热值按46500kJ/kg计2重沸炉981合计1561 180万吨/年加氢精制装置可行性研究16分析化验16.1设计依据业主的委托、会议纪要及工艺专业提供的分析资料。16.2化验室概况中石化天津分公司炼油厂化验室负责进厂原材料、中间产品、出厂成品的质量检验；负责生产过程中质量的监督管理及质量管理。化验室的分析仪器大部分都运行十年以上，故障频率较高，大部分仪器满负荷运转，无法满足全部新增样品分析，因此需按照本项目化验分析要求购置仪器设备。16.3设计范围本次设计仅负责新建柴油加氢装置的分析项目、分析频率及新增的分析仪器。新增分析项目、仪器所需人员、房间由化验室内部协调解决。16.4设计原则本项目不在装置内新建化验室，新增装置所需分析项目涉及的分析仪器尽量依托现有化验室，对不能满足分析要求的仪器，给予适当增补。16.5新增主要分析仪器如下：序号名称单位数量备注一主要分析仪器1全自动密度计套12全自动运动粘度测定仪套13全自动闭口闪点测定仪套24全自动常压蒸馏仪套35全自动电位滴定仪套16X荧光定硫分析仪套1小计套916.6装置主要化验项目序号取样名称分析项目控制指标分析频次分析方法备注 180万吨/年加氢精制装置可行性研究1柴油（原料）比重d1次/周GB/T1884GB/T1885运动粘度3次/天GB/T265凝点1次/周GB/T510酸度1次/周GB/T258馏程1次/周GB/T6536硫1次/周SH/T0689氮1次/周GB/T17674碱氮1次/周SH/T0162含水1次/天GB/T260二烯值1次/周UOP326溴价1次/周SH/T0630实际胶质1次/周GB/T509倾点1次/周GB/T3535闪点（闭杯）1次/周GB/T26110%残碳不定期GB/T268苯胺点1次/周GB/T262十六烷值1次/天GB/T3862新氢组成分析1次/周GB/T74453循环氢组成分析1次/周UOP5394含硫污水NH31次/月GB/T7478硫化物1次/月HJ/T605低分气组成分析1次/天UOP539H2S1次/天检测管NH31次/天检测管6塔顶酸性气组成分析1次/天SY/T6537H2S1次/天检测管NH31次/天检测管 180万吨/年加氢精制装置可行性研究7燃料气组成分析1次/天GB/T136108贫胺液组成分析不定期SY/T65379富胺液硫化氢不定期SY/T653710低分油比重1次/天GB/T1884馏程1次/天GB/T6536N1次/天GB/T17674S1次/天SH/T068911石脑油比重d不定期GB/T1884GB/T1885馏程1次/天GB/T6536族组成不定期色谱法粘度不定期GB/T265辛烷值不定期GB/T503烷烃和环烷烃不定期GB/T11132烯烃不定期GB/T11132芳烃不定期GB/T11132硫1次/天SH/T0689氮1次/天GB/T17674铅不定期原子吸收砷不定期SH/T062912柴油（产品）比重1次/天GB/T1884GB/T1885馏程1次/天GB/T6536闪点(闭口)不定期GB/T261折光不定期SH/T0724十六烷值不定期GB/T386硫1次/天SH/T0689 180万吨/年加氢精制装置可行性研究氮1次/天GB/T17674运动粘度不定期GB/T265溴价不定期SH/T0630酸度不定期GB/T258实际胶质不定期GB/T509凝点1次/天GB/T510苯胺点不定期GB/T26210%残碳不定期GB/T268氧化安定性不定期SH/T0175总不溶物色度不定期GB/T6450灰分不定期GB/T508铜片腐蚀不定期GB/T5096水分不定期GB/T260机械杂质不定期GB/T511冷滤点不定期SH/T0248多环芳烃不定期SH/T0606润滑性不定期SH/T0765 180万吨/年加氢精制装置可行性研究17.装置能耗及节能措施17.1装置能耗装置能耗为726MJ/吨原料油(相当于17.35kg标油/吨原料油)，详见下表。序号项目年消耗量消耗指标能耗104MJ/a单位数量单位数量1循环水104吨438.48兆焦/吨4.191837.232新鲜水104吨1.68兆焦/吨7.1211.963除氧水104吨8.4兆焦/吨385.193235.604除盐水104吨5.04兆焦/吨96.3485.355电104度4131.12兆焦/度10.8944987.906蒸汽1.0104吨14.7兆焦/吨318246775.407凝结水104吨-12.6兆焦/吨152.8-1925.288蒸汽0.5104吨-4.872兆焦/吨2763-13461.349净化风104标米3252兆焦/标米31.59400.6810燃料气104kg1311.24兆焦/kg46.560972.6611采暖热水带出热量　　　-12600.00　能耗合计　　　　130720.16　单位能耗MJ/t(原料）726能耗分析：本装置能耗为17.35kg标油/吨原料油较其它柴油加氢能耗略高，分析有以下原因：（1）循环氢压缩机采用凝汽透平形式，能耗略高于背压式投平。（2）装置进料包括12.82%的石脑油和23.58%的航煤。在冬季生产低凝柴油，产品方案为32.38%的石脑油+25.40%的低凝柴油+41.6%的精制柴油。若将此三种产品分离需消耗大量能量，因此加热炉、塔顶回流系统能耗较高。17.2节能措施1）反应系统的换热器均采用双壳程高效换热器，大大提高了换热效率，节省换热面积，加强了换热深度，充分回收热量。2）优化分馏流程，余热发生蒸汽，回收热能。3）选择节能电气设备，如节能变压器，节能电机，节能光源等。4）加热炉设置烟气余热回收系统，总热效率达92%以上。5）采用新型保温材料，减少散热损失。6）变电所采用节能型电力变压器，并使其在经济方式下运行。7）尽量选用节能光源，并采用光控措施。 180万吨/年加氢精制装置可行性研究8）部分变负荷机泵采用变频调速。17.3节水措施1）需冷却的物料及产品尽量选用空气冷却器，以节省用水。2）为加强管理，实行用水计量。新鲜水管道进装置入口处设置切断阀及计量设施；循环冷水管道进装置入口处设置切断阀及计量设施（计量内容：流量、压力、温度）；循环热水（压力）管道出装置前设置计量设施（计量内容：流量、压力、温度）及切断阀。3）反应注水采用污水汽提来的净化水。 180万吨/年加氢精制装置可行性研究18环境保护18.1环境质量现状数据摘自《天津石化100万吨/年乙烯炼化一体化项目环境影响报告书》。18.1.1环境空气质量现状环境空气质量现状调查结果表明，2000~2003年大港区各监控点SO2年均值满足GB3095-1996《环境空气质量标准》中年均值二级标准的限值要求，SO2日均值除油田监测站外均达标。NO2日均浓度及年均浓度均达标。TSP年均值达标，但日均值存在超标现象。非甲烷总烃、硫化氢、苯并（ａ）芘、苯、二甲苯厂界浓度满足GB16297-1996《大气污染物综合排放标准》厂界无组织排放监控浓度限值。18.1.2地表水环境现状本项目受纳水体为渤海湾。天津石化污水经厂内污水处理场处理达标后，经管道排入张家河，再经官港泵站排入大沽排污河，最终从塘沽排入渤海（IV类海域）。天石化公司后期雨水排入荒地排水河，由大港区排入渤海（II类海域）。对炼油装置区及烯烃部污水处理厂排放口、清净下水排放口及张家河和大沽排污河不同断面进行现状监测，结果表明，炼油装置区及烯烃部污水处理场排放口、清净下水排放口的排水中污染物均达到《污水综合排放标准》(GB8978-1996)二级标准I时段的要求，且优于纳污河流监测断面水质。张家河和大沽排污河各监测点各类废水污染物仅DO、石油类两项监测均值浓度单因子指数小于1，满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中V类标准的要求，其它各监测断面的CODCr、BOD5、SS、挥发酚、硫化物、氨氮都存在不同程度的超标现象。排入张家河的污水包括天津石化公司的污水和部分未经处理的生活污水及部分小企业未经处理的污水，其中石化公司所排污水均达标，造成污水超标的原因由部分未经处理的生活污水及部分小企业未经处理排放污水所致。18.1.3声环境现状监测结果表明，炼油装置区厂界、烯烃部厂界及热电厂厂界现状环境噪声昼间噪声值分别在52.1～56.0dB(A)、49.0～57.0dB(A)和50.2～61.2dB(A)之间，低于《工业企业厂界噪声标准》(GB12348-90)III类昼间标准值65dB(A)；夜间分别在50.4～53.0dB(A)、47.9～54.4dB(A)和48.6～54.6dB(A)之间，低于《工业企业厂界噪声标准》(GB12348-90)III类夜间标准值55dB(A)。 180万吨/年加氢精制装置可行性研究18.2设计依据和设计采用的主要环境保护标准18.2.1设计依据“建设项目环境保护设计规定<87>国环字第002号文”《石油化工项目可行性研究报告编制规定》（2005）18.2.2排放标准《工业炉窑大气污染物排放标准》（GB9078－1996）二级标准天津市《恶臭污染物排放标准》（DB12/-059-95）天津市《污水综合排放标准》（DB12/356-2008）二级标准《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)3类18.3主要污染源及主要污染物18.3.1废水污染源本装置在生产过程中产生的污水有：含硫污水、含油污水、清净废水和生活污水。含硫污水来自冷低压分离器和硫化氢汽提塔顶回流罐，含油污水来自机泵冷却水，清净废水来自排污降温池。装置废水排放情况详见表18.3-1。表18.3-1废水排放表废水类别排放规律排放量t/h主要污染物及排放浓度mg/L去向油COD硫化物氨氮含硫污水连续12804000021000110003#污水汽提装置含油污水连续3100200动力部污水处理场清净废水间歇0.15少量无机盐雨水系统生活污水间歇2BOD，悬浮物污水处理场18.3.2废气污染源本装置排放的废气主要是加热炉烟气。本装置在操作不正常或开停工情况下，个别塔或容器的压力超高，引起安全阀启跳排放少量烃类气体，密闭送往火炬系统，不直接排放。装置废气排放见表18.3-2。表18.3-2废气排放表废气来源排放量x104Nm3/h排放高度m排放规律主要污染物排放去SO2NOxTSP向kg/hmg/m3kg/hmg/m3kg/hmg/m3 180万吨/年加氢精制装置可行性研究加热炉烟气3.860连续0.47127.72010.513大气柴油罐0.52t/a间断烃类大气18.3.3固体废物排放本装置正常生产过程中产生的固体废物主要为废催化剂、废保护剂和废瓷球。固体废物排出量及主要组成变化如表18.3-3所示：表18.3-3废渣排放表废渣类别排放量（t/次）排放规律主要成分去向废催化剂183.19年一次Mo-Ni-W,Al2O3厂家回收废保护剂9.523年一次Mo-Ni,Al2O3大港固废填埋场废瓷球203年一次废瓷球大港固废填埋场18.3.4噪声本装置的噪声源主要来自加热炉、机泵、空冷器、压缩机及吹扫放空等，其声压级为90－100dB(A)。18.4环保措施18.4.1废水治理对装置生产中排出的废水采用清污分流的原则分别进行处理，划分为含硫污水、含油污水和清净废水系统。1）含硫污水处理：装置排放的12t/h含硫污水通过密闭管道送至新区3#含硫污水汽提装置处理。3#汽提装置设计能力为130t/h，目前处理量为100t/h，有能力接受本装置排放的含硫污水。2）含油污水处理：本装置排放含油污水和生活污水5t/h，排入动力部含油污水处理场处理，处理达标后全部回用。动力部含油污水处理场设计水量400t/h，目前实际水量180-250t/h，有能力接受本装置排放的含油污水和生活污水。3）清净废水处理：本装置排放的清净废水通过排污降温池排往雨水系统。4）防止事故时水体污染措施：炼油部已经建立了完善的事故水三级防控措施：一级是在装置围堰和罐区防火堤储存；二级是厂区边沟水系统储存；三级是动力部事故水储存池储存。本装置的事故水防控可依托现有的防控体系。18.4.2废气治理 180万吨/年加氢精制装置可行性研究本装置采用低硫燃料气做燃料，加热炉采用低NOx燃烧器，正常生产过程中排放的加热炉烟气由60米高烟囱排放，烟气中污染物排放符合《工业炉窑大气污染物排放标准》（GB9078-1996）二级标准的要求。非正常生产时排出少量的烃类气体，有管道与全厂火炬管网连接，送入火炬系统。18.4.3固体废弃物处置本工程排放的废催化剂由厂家回收，废保护剂和废瓷球送大港固废填埋场处置。18.4.4噪声控制设计中严格执行《石油化工噪声控制设计规范》，装置在设计中优先选用低噪声设备，机泵、空冷器选用低噪声电机，加热炉采用低噪声火嘴，确保厂界噪声符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）3类标准。18.5环境保护管理及环境监测装置的环境管理和环境监测工作依托公司现有机构，由公司环保部门负责监督、管理和监测。装置监测为常规监测项目，不需增加新监测仪器。本装置含油污水出装置处设有流量计，对出装置的污水水量进行计量。加热炉烟囱按规范要求开有采样孔，便于环保部门采样监测。18.6预期效果本装置在设计中充分考虑环境保护因素，严格执行各项环境保护标准，针对生产过程中外排的“三废”采取相应的治理措施。含硫污水通过密闭管道送至新区3#含硫污水汽提装置处理，含油污水和生活污水排入动力部含油污水处理场处理达标后全部回用，清净废水排入雨水系统；本装置正常生产中排放的废气主要为加热炉烟气，经60米高烟囱排放，烟气中污染物排放符合《工业炉窑大气污染物排放标准》（GB9078-1996）二级标准的要求；废渣采用回收和填埋的方式处置；对工程噪声污染，通过选用低噪声设备予以控制。在采取了这些措施后，使本工程尽量减少对环境的影响。18.7环境保护专项投资本专项投资包括低氮燃烧器、排污管线、排水井、环评等的投资，约为100万元。 180万吨/年加氢精制装置可行性研究19劳动安全卫生19.1劳动安全卫生危害因素及后果分析19.1.1自然危害因素及后果分析19.1.1.1炼油工程位置和周边环境天津石化公司位于天津市东南郊滨海新区—大港区，距离天津市区约40公里，距离天津机场约50公里，距离天津港约40公里。根据城市规划，公司四周35平方公里范围内为石化工业发展区，该区呈三角形，西起万家码头工业站，东至上古林，北起板桥农场，南至独流减河。天津石化公司位于该工业区的西北部，主要生产区分布在北围堤路的北面，由西向东依次为炼油厂、化工厂、涤纶厂和长丝厂等至十米河以西。居住区位于十米河以东，距厂区1.1公里。在北围堤路以南至独流减河约有16平方公里的工业用地。该地区原为独流减河泄洪区，后将泄洪区改在独流减河以南，使独流减河以北成为工业用地。现该地区十米河以西有天津石化公司的热电厂、炼油厂临建居住区和区建煤场及零星建筑，十米河以东为天津石化公司20万吨/年乙烯厂。本装置及配套罐区位于炼油厂现有场地内。装置位于原减粘装置（拆除）场地，距离西侧的蜡油加氢原料罐区及泵房50米，距离东侧的循环水场35米，距离南侧的250万吨/年常减压蒸馏装置48米，距离北侧的二柴油罐区43米。新增加的两个柴油罐布置在二汽油罐区东侧的空地内，其周围均是罐区。装置和罐区的位置符合规范要求。19.1.1.2地形地貌大港区位于天津市东南部的渤海之滨，华北平原东部，地质上属于我国东部黄骅坳陷的一部分，境内地势低平，基底岩石埋藏较深，主要岩石包括碳酸盐岩、碎屑岩、火山岩三大类。这些岩石都是储存油气的储采岩。大港区内地势平缓，地形单一，以平原为主，中部有大型的北大港水库，陆地呈环状分布在水库四周，地面较平坦，地势由西南向东北微微降低，平原坡度小于万分之一，最高处海拔3.5m，最低处海拔1.2m，平均高度2m左右。大港区内从东到西裸露地面的南北向贝壳堤有四条，其最高处约有2～3m。大港区有34km长的海岸线，主要为泥沙岸。海岸线比较平直，沿海水域一般深度不大。滩涂及浅海地势极为平坦，潮间带底质除距海岸800m内是比例较大的粗砂外，其余全被30～50cm的粉砂质粘土所覆盖，近海0～5m深的范围内，沉积物是粉砂加粘土形成的软泥带。离岸较远的地区沉积物主要为粉砂与空贝壳。19.1.1.3地震设防裂度 180万吨/年加氢精制装置可行性研究地震设防裂度7度19.1.1.4自然危害因素及后果1）雷电危害本地区年雷暴天数已超过20天，属于多雷区。雷电造成危害较大，直击雷造成的电效应、热效应和机械力效应危害，间接雷电引起的静电感应和电磁感应危害，雷电波侵入危害及防雷装置上的高电压对建筑物的反击作用，都有可能造成易燃易爆物品爆炸或着火。2）地震本地区抗震设防烈度为7度，存在发生地震的危险。发生地震时设备、管线、贮罐、塔等遭到破坏可能带来燃烧、爆炸和有毒介质泄漏蔓延，引起火灾、爆炸、中毒等次生灾害。由于装置间关系密切，地震时一个设备遭到破坏，可能会引起整个系统连锁反应，导致生产瘫痪或引起严重的次生灾害。地震时建（构）筑物倒塌，会给避震和抢险救灾带来困难，造成严重的人员伤亡。3）暴雪和冻土层本地区最大积雪厚度80毫米，冬季冻土层厚度达590毫米。风压、雪压对设备、建构筑物有影响，如果设备及建构筑物抗风载荷和雪载荷不能满足要求，可能形成设备、构架的损坏、倒塌，在设备、建构筑物的设计中应考虑当地的风载荷和雪载荷。由于冬季气温低，如果保温层不能满足要求，将造成物料温度降低，影响操作条件，能耗增加。该地区冻土层深，如果地下管线的埋深不够，会发生地下管线冻裂，物料泄漏，引发事故。4）腐蚀本装置位于天津分公司化工部内，地处渤海之滨，大气湿度大，大气中的海雾会对金属设备、管道及钢结构有一定的腐蚀性。5）高温危害大港区位于天津市东南部的渤海之滨，华北平原东部，最热月平均气温26.7℃，极端最高气温41.2℃，夏季连续高温天气有可能影响操作人员作业，尤其是巡检人员长时间暴露于高温环境，有发生中暑的危险。6）强降雨和洪涝灾害洪涝灾害也是自然界中最广泛的灾害之一。尤其是夏季，若没有做充分防范、排水不畅，遇强降雨或长时间大雨有可能造成洪涝灾害，对装置安全生产带来危害。19.1.2生产性危害因素及后果分析19.1.2.1火灾爆炸危险 180万吨/年加氢精制装置可行性研究本装置和配套罐区生产过程中的原料、成品均为可燃易爆的液体和气体，主要有氢气、柴油、石脑油、轻烃、燃料气等。加工过程又在加压、高温下进行，如发生物料泄漏，遇火花或静电可引发火灾和爆炸。如设计考虑不周或在生产过程中操作不正确或遇自然灾害，有发生重大火灾和爆炸事故的可能性。因此，火灾、爆炸是本工程在生产过程中的主要危险。本工程易燃易爆物料的火灾危险等级和爆炸特征见表19.1-1。柴油加氢装置为甲类火灾危险性装置，罐区内大部分地区为爆炸危险2区，装置火灾的危险等级见表19.1-2。罐区储存的物料多，为具乙类火灾危险性油品，见表19.1-3表19.1-1主要物料的特性及火灾危险类别物料名称爆炸危险类别爆炸极限v%闪点℃引燃温度℃火灾危险类别灭火剂种类组别类别氢气T1ⅡC4.1-75气体500-571甲惰性气体、强水流柴油T3ⅡA0.67.5≥45230-338乙B雾状水、泡沫、干粉石脑油T3ⅡA1.1-5.9<-18480-510甲B雾状水、泡沫、干粉硫化氢T3ⅡB4.3-46-60260甲雾状水、二氧化碳轻烃T3ⅡA0.67.5≥45230-338乙B雾状水、泡沫、干粉燃料气//3.8-13气体484甲强水流、干粉、惰性气体表19.1-2生产装置火灾危险性类别序号装置名称装置生产规模（万吨/年）装置火灾危险类别1柴油加氢装置180甲表19.1-3新建储罐罐型及物料的火灾危险性类别序号罐区名称介质名称新建储罐火灾危险性座数×容积(m3)油罐型式1柴油成品罐区柴油2×20000内浮顶+氮封乙19.1.2.2毒性危害本项目的原料、产品、化学药剂中具有毒性作用的物质有气态产物的硫化氢、循环氢脱硫剂甲基二乙醇胺、催化剂的硫化剂二甲基二硫醚和原料产品中的烃类物质，被列入卫生部《高毒物品目录》的物料有硫化氢。 180万吨/年加氢精制装置可行性研究硫化氢对人的危害多表现为短时间接触的急性中毒。本项目有毒有害物料的性质及职业接触限值和危害分级见表19.1-4。对人体的伤害简述如下。表19.1-4毒性、腐蚀性物料职业接触限值名称毒性种类侵入途径使用条件接触限值mg/m3时间加权平均允许浓度短时间接触允许浓度最高允许浓度石脑油等烃类低毒呼、皮密闭按汽油标准为300/硫化氢高毒呼在加氢气体产物中/10甲基二乙醇胺（MDEA）低毒皮间断密闭加入30%水溶液///二甲基二硫醚（DMDS有毒呼、皮在催化剂3年1次再生后密闭使用///*为工作场所空气中1）烃类物质生产的原料、产品中的各种油品均属于烃类物质，具有低毒性，有麻醉和刺激作用，其蒸气经呼吸道进入人体可麻醉神经系统和引起肠功能的紊乱。汽油对人的皮肤、眼睛及粘膜有一定刺激作用，并对人的中枢神经也有影响。急救措施：皮肤接触应脱去污染的衣着，用肥皂水及清水彻底冲洗，就医。吸入应迅速脱离现场至空气新鲜处，保温休息。呼吸困难时给输氧，呼吸停止时立即进行人工呼吸，就医。2）硫化氢加氢气体产物中含有硫化氢，硫化氢是一种剧毒无色气体，有典型的臭鸡蛋味。虽然硫化氢有味，但光凭嗅觉报警是不可靠的，因为在硫化氢浓度为200-300mg/m3时，会因人的嗅觉减弱而不闻其臭。硫化氢通常通过呼吸吸收进入人体。接触低浓度环境对眼睛、呼吸道有刺激；接触中等浓度环境可迅速引起呼吸麻痹；接触高浓度环境可导致人的死亡。急救措施：吸入后迅速脱离现场至空气新鲜处，保持呼吸道通畅。如呼吸困难给输氧，呼吸停止，立即进行人工呼吸，就医。3）甲基二乙醇胺（MDEA）甲基二乙醇胺是装置内用于循环氢脱硫的脱硫溶剂，通过溶剂再生装置还原为贫胺液循环使用。 180万吨/年加氢精制装置可行性研究MDEA物理形态是无色透明液体。对人的皮肤和眼睛有较强的刺激和腐蚀性。皮肤和眼睛直接接触可引起灼伤，甚至失明；高浓度吸入蒸汽会出现咳嗽、头疼、恶心、呕吐、昏迷。口服可出现恶心、呕吐和腹疼。急救措施：皮肤接触:脱去污染衣着，立即用肥皂水和清水彻底冲洗；眼睛接触：立即用流动清水或生理盐水冲洗；吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处，保持呼吸道通畅。如呼吸困难给输氧，呼吸心跳停止，立即进行人工呼吸，就医；食入应饮足量温水，催吐，就医。4）二甲基二硫醚（DMDS）是加氢催化剂的硫化剂，3年才使用一次。其蒸汽对鼻、喉有刺激性，引起咳嗽和胸部不适。持续或高浓度的吸入出现头疼、恶心和呕吐。对眼睛有刺激性，可引起皮炎。急救措施：皮肤接触后立即脱去污染衣着，用肥皂水和清水彻底冲洗；眼睛接触需用流动清水或生理盐水冲洗；吸入后迅速脱离现场至空气新鲜处，保持呼吸道通畅。如呼吸困难给输氧，呼吸心跳停止，立即进行人工呼吸，就医；误食后饮足量温水，催吐，就医。19.1.2.3噪声危害本工程中产生连续噪声的设备有机泵、空冷器、加热炉、压缩机等。间断噪声源主要为火炬、安全阀和蒸气放空，罐区的机泵噪声为间断噪声源。本工程A声压级为85～90dBA。高噪声区包括安全阀放空及蒸汽放空等附近区域。19.1.2.4粉尘危害本装置粉尘主要来源于催化剂定期更换，在催化剂、保护剂的装填过程中有可能会引起粉尘伤害（催化剂和保护剂的周期为3-6年），催化剂的载体为硅酸铝，在载体上吸附少量金属。未使用过的催化剂均为有一定粒径的颗粒，粒径大，不为粉尘状态，所以新装入催化剂时产生粉尘的危害很小。卸出设备时都是湿式卸出，不会造成粉尘伤害。侵入途径：吸入。急救措施：眼睛接触立即用流动清水或生理盐水冲洗；大量吸入后迅速脱离现场至空气新鲜处，保持呼吸道通畅。19.1.2.5高温灼伤生产装置内的反应器、加热炉均为高温设备，系统管道及其它工序物料的操作温度也较高。从节能和安全考虑，这些设备和管线虽然都有隔热和保温，装置内各区域的温度可接近常温。如果预防设施不当，人体如不慎接触个别裸露处，或发生高温物料的泄漏，有被灼伤的可能。在夏季高温设备附近存在轻微的高温辐射。19.1.2.6触电危险 180万吨/年加氢精制装置可行性研究本工程电气设备较多，大型高压变电设备和电动设备若有质量问题或安装不合格、安全保护装置不齐全、有缺陷或被腐蚀、环境不良、个体防护不当、以及管理制度不健全或违章操作时，可能发生触电伤害。19.1.2.7其它危险其它危险危害因素有高处坠落、检维修中的起重伤害、物体打击以及车辆伤害、机械伤害等等。19.2劳动安全卫生危害因素的防范措施及治理方案19.2.1管理的防范措施19.2.1.1管理与监督制度1）管理机构天津公司已建立了完善的HSE培训教育管理体系。天津公司设有安环部，有一个正经理和两个副经理主管HSE工作。其中一个副经理主管环保，另一个副经理主管安全消防工作。安环部设有安全工程师和环保工程师。本工程的安全卫生管理依托原天津石化化工部的安全卫生管理系统，装置及罐区均设有兼职或专职安全管理人员，负责日常的安全生产管理监督工作，形成全厂完善的安全卫生分级管理体系。2）监督制度公司安全生产委员会是在公司经理的领导下进行安全监督管理的决策机构，对全公司的安全生产工作实行全面的监督管理。安全环保处负责安全生产委员会制定的各种管理制度的落实，并进行有效监督；车间主任要保证国家和企业的安全生产法令、规定、指示和有关规章制度在本车间的贯彻执行。根据国家法规和中石化有关安全规定制定了各类安全管理制度。有安全生产责任制、安全教育管理规定、安全检查规定、安全用火管理规定、装置停工检修施工安全管理规定、事故管理规定等50多种及管理票证、事故管理台帐等。19.2.1.2事故状况紧急处理预案为提高抵御事故灾害的能力，天津石化分公司需针对本工程制定重特大事故应急救援预案，并将其纳入到本公司安全管理部分。对装置生产人员普遍进行技术培训和安全教育，增强安全意识。制定各岗位练兵计划，定期组织职工进行演练。天津分公司化工部应急救援预案： 180万吨/年加氢精制装置可行性研究1）应急救援措施包括：抢险与控制措施、消防措施、救护与医疗措施、紧急疏散与社会救援措施。2）抢险与控制措施：制定防中毒、防火防爆警戒区；工艺处理措施；堵截、引流、中和与稀释措施；控制人员、火源措施。3）消防措施：泄漏未着火、泄漏着火、发生爆炸后消防措施。4）救护与医疗措施：岗位人员个人防护、气防人员现场个人防护、现场中毒人员的救护措施。5）紧急疏散与社会救援措施：启动社会救援预案、紧急疏散厂区周围人员措施。19.2.2工程治理方案19.2.2.1本质安全生产工艺的选择设计严格遵守《中华人民共和国安全生产法》，认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，优先选用先进、成熟、本质安全的生产工艺，严格执行现行的标准规范，满足安全卫生的要求，实现长期、稳定生产，在生产过程中职工的安全与健康不受损害。19.2.2.2主要危害因素的监控、检测设施与防护装备1）可燃气体检测报警装置区的主体设备、管线、机泵和油罐均露天布置，使其具有良好的通风条件。为防止建筑物内积聚可燃气体，在建筑物内设置通风设施，并在装置区和罐区内有可能积聚可燃气体场所，按照《石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》设置30台可燃气体报警器，15台氢气浓度检测报警器，设有现场声光报警，把信号引入中心控制室DCS系统报警。2）有毒气体监测报警在有硫化氢气体存在的装置、泵区设有硫化氢气体浓度检测报警器15台。硫化氢检测仪现场有声光报警，同时，信号显示在中心控制室DCS系统。装置区配备便携式硫化氢和可燃气体浓度检测报警仪、防毒面具及空气呼吸器等，以便发生泄漏事故时工人可以安全撤离或进入高浓度区域中进行救护及紧急控制操作。3）卫生设施及个人防护a)个人防护及采取的措施 180万吨/年加氢精制装置可行性研究本工程按《工业企业设计卫生标准》要求，在装置和罐区根据各工作环境特点配备各种必须的防护用具和用品，包括防静电工作服、防毒面具、自给正压式空气呼吸器、普通隔热服、防化学手套等，同时按需要配备必须的便携式有毒气体检测仪器，装置内设有器材柜和药品箱。装置和罐区根据需要设置相应的卫生用室，全厂性的卫生设施依托老区已有设施。设备检修和事故处理时，操作人员在吹扫、检测后，配戴防毒用具，并严格按安全操作规程进行。b)洗眼器在有可能接触甲基二乙醇胺和二甲基二硫醚的场所，配有紧急淋浴洗眼器，在发生事故时，工人可及时进行冲洗。所有危险岗位均设有警示标志，标明危险物料的种类、毒性、危害的后果、预防及在发生事故时如何使用保护设施。c）气防站天津分公司现有气防站，气防站已设接警电话，配备救护车、通讯工具、有毒有害气体检测仪、氧气苏生器、空气呼吸器、急救药品及器材等。本装置和罐区的气防工作依托已有气防站。19.2.2.3工程防范与治理方案1）防火防爆措施a）危险物料的安全控制从压力设备的安全设计、防止可燃性物料的泄漏、防止可燃性物料在生产环境中的积聚等方面对可燃性物料进行有效控制，防止产生爆炸气源。①密闭系统密闭生产系统，防止可燃物泄漏。本工程设计从原油的输入、加工、直至产品的输出，所有可燃、易燃易爆物料始终密闭在各类设备和管道中，各个连接处采用可靠的密封措施。②控制系统对危险物料的安全控制是防火防爆最有效的措施之一，先进的控制系统可使易燃易爆的物料得到安全的控制。生产装置及油品储运系统均采用分散型控制系统(DCS),进行集中操作和管理。采用中央控制室和现场机柜室结合的方式，本装置控制室利用原有中心控制室(CCR1)，机柜室与中心控制室间信号采用双冗余光缆传输。在机柜室进行现场数据检测，在中心控制室进行全部的控制、监测、报警及报表等操作。为了保证操作人员和生产装置的安全，单独设置一套独立的具有容错、冗余技术的安全仪表系统(SIS)。SIS独立于DCS系统单独设置，完成装置的紧急停车和安全联锁保护功能。在CCR1的辅助操作台上设有特别重要的紧急停车按钮，它可以自动停车或由中央控制室的操作人员手动停车。SIS选用双重化或三重模块化冗余容错（TMR）技术并取得TUV安全认证达到相应SIL安全等级的可编程序控制器（PLC）系统。 180万吨/年加氢精制装置可行性研究③泄压放空在生产中易于超温、超压的设备和容器均设置安全阀，装置内设有火炬放空罐并与全厂火炬系统连接，放空气体经过分液后引入火炬系统，在事故情况下可实现安全泄压。火炬系统依托天津分公司已有的火炬系统。④其它所有耐高温材料、防腐蚀材料设备和管线的选材严格按规范执行，避免因材料使用不当，造成设备、管线破裂或渗漏而引发火灾爆炸事故。工艺管线与公用工程管线，如氢气、氮气、工业风、水蒸气管线的连接时，严格按规范要求执行，安装三阀组、止回阀或“8”字盲板，防止物料互窜引起爆炸。可燃气、液管线在装置边界处安装隔离阀或“8”字盲板，并设操作平台，如平台大于8米，需两端设梯。b)平面布置装置区的设备平面布置和罐区的平面布置，执行《石油化工企业设计防火规范》GB50160－2008和GB50058-92《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》。装置区与相邻的设备和建筑物之间留有足够的安全距离。加热炉尽可能布置在有可能泄漏可燃物料的地点的上风向。高温热油泵不布置在管带下，并在其附近设有防爆型火焰探测器。装置内设有检修道兼作消防道,与装置外的道路相通,满足消防需求。c）电气防火防爆生产装置、罐区属易燃、易爆生产环境，爆炸危险区域划分执行《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058－92，在爆炸危险区内，按规范要求选用相应等级的防爆电气和本安型或隔爆型仪表，电气设备的防爆等级为dⅡBT4和dⅡCT4气体防爆型。电缆敷设及配电间的设计均考虑防火、防爆的要求。d)防雷对具有爆炸和火灾危险环境及高大建构筑物需做防雷保护和接地，装置区内的塔、容器、管道、框架等需做防静电接地。执行《建筑物防雷击设计规范》GB50057－2010和《工业与民用电力装置的接地设计规范》GBJ65－83。接地设计包括工作接地、保护接地、防雷接地和防静电接地，上述接地采用共用接地网，接地电阻不大于4Ω。2）供电安全a)生产电源 180万吨/年加氢精制装置可行性研究装置边界线界区内设6/0.38kV变配电所一座，两路6kV独立电源分别引自总变电所6kV两段母线，要求当一路出现故障时，另一路应能满足所有两路一、二级用电负荷的供电。变配电所6kV母线和0.38kV母线均采用单母线分段运行方式，正常时分段运行，当一路电源失电则母联自投，并设手动投入装置，可以保证电源安全。电缆采用阻燃型，电缆敷设方式主要为桥架敷设，局部采用直埋敷设。装置内的电缆桥架按规范要求做防火保护。b)事故应急电源DCS系统设UPS供电，蓄电池后备时间为30分钟，重要场所的事故照明由专用EPS电源装置供电。3)防毒性物料伤害为了防止烃类气体、硫化氢和甲基二乙醇胺、二甲基二硫醚伤害操作人员，对这些物料的加工、储存、输送均以密闭的方式进行，使之不与人直接接触，在可能泄漏和集聚H2S的场所，设置硫化氢浓度检测报警器固定式15台。在正常生产过程中装置内生产环境中的烃类气体、硫化氢的浓度低于车间最高许可浓度值,符合《工作场所有害因素职业接触限值第1部分化学有害因素》要求，在处理含甲基二乙醇胺、二甲基二硫醚的设备、阀门、泵、过滤器等可能产生的泄漏点附近各设有淋浴洗眼器1台，保护半径不大于15米。装置区内还有多处服务点，便于操作人员及时冲洗。装置内便携式可燃气体浓度检测报警器2台、便携式硫化氢浓度检测报警器2台及相应的个人防护用具及防毒面具、空气呼吸器，以备在开停工、检修及事故处理时使用。在检修和事故处理操作时必须严格执行有关的安全规定，防止发生受伤、中毒或缺氧窒息而造成人员伤亡。4）防高温灼伤由于生产介质温度较高，各装置内的高温设备加热炉及其它高温设备、管线及罐区的蒸汽保温管线，均设置了外保温措施。凡操作人员经常经过或有可能接触到的部位，按SH3047-93《石油化工企业职业安全卫生设计规范》的要求，距地面或工作台高度2.1m以内，距操作平台周围0.75m以内，凡表面温度超过60℃的设备和管道及阀门、法兰隔热措施，可使操作人员免受伤害，可保护操作工人的安全。5)防噪声伤害本项目的设计严格执行GBJ87-85《工业企业噪声控制设计规范》和GBZ2.2-2007《工业场所有害因素职业接触限值》第2部分：物理因素 180万吨/年加氢精制装置可行性研究，设计中优先选用低噪声设备，如低噪声电机、低噪声的空冷器及低噪声的压缩机、机泵等，罐区增加的机泵功率都较小，而且为间断操作。通过采用减振、隔声、消声等措施，如各风机入口及蒸汽放空口加消声器。尽量采用自控和遥控，减少在高噪声区的操作时间。外操岗位人员配有防噪声耳罩供工人巡检使用。采取以上措施可以保证工作人员8小时接触等效噪声符合规范要求。6)采光照明与通风a)采光照明本项目的建筑物不多，主要的建筑物为机柜室、配电间、压缩机棚。室内的采光与生产照明、事故照明、检修照明设计执行《建筑照明设计标准》GB50034－2004和《石油化工照度设计标准》SH3027-2003。室内照明以荧光灯照明为主，就地控制。室外地面、框架及塔区以防爆金属卤化物灯、节能灯、LED灯照明为主。室外照明灯具在照明箱上集中控制，并采用工业照明电脑智能自动控制设备。装置区、变配电所、压缩机棚、蒸汽发电机厂房均设置应急照明。b)通风装置区和各建筑物均以自然通风为主，机械通风为辅，配电间设事故排风兼夏季消除余热；为排除积聚在压缩机棚顶上部的氢气及其它有害气体，在棚顶设球型风帽。换气量根据操作时产生的有害气体及其性质，按《石油化工采暖通风与空气调节设计规范》中的有关规定计算。7)工业电视监视系统为满足生产操作、防火监视、安全保卫及管理的需要，本项目设置一套电视监视系统。主要监视机泵、压缩机、装置全景及配电间，并在加热炉内设置高温摄像机。在现场机柜室设置光电转换等设备。摄像机的视频和控制信号通过现场机柜室进行光电转换后均接入天津石化炼油工程新区原有的电视监视网络。本单元的电视监视系统电源采用UPS电源，由机柜室供给。8)设备外围的防护设施转动设备都设有防护设施。凡需要经常操作，检查的设备和部位均设有操作平台，梯子及操作保护栏杆，在大型平台和框架设有扶手、围栏和护栏等。各类保护设施均按国家标准《固定式钢梯及平台安全要求第1部分：钢直梯》GB4053.1-2009、《固定式钢梯及平台安全要求第2部分：钢斜梯》GB4053.2-2009、《固定式钢梯及平台安全要求第3部分：工业防护栏杆及钢平台》GB4053.3-2009进行设计。同一区域相邻设备尽可能设置联合平台，一旦发生危险，可及时安全撤离。9)防震和抗震措施 180万吨/年加氢精制装置可行性研究a)抗震设防抗震设防烈度为：7度设计基本地震加速度值：0.12g设计地震分组：第二组场地类别：Ⅲ类b)地震液化该场地在抗震设防烈度为7度时，埋深20.00m以上饱和粉土层属非液化土层，该场地属非液化场地。c)抗震设防类别本工程各类建、构筑物的抗震设防分类按《建筑工程抗震设防分类标准》GB50223-2008和《石油化工建（构）筑物抗震设防分类标准》GB50453-2008确定。d)抗震设计技术措施本工程建构筑物的抗震设计严格按GB50011-2010《建筑抗震设计规范》、GB50191-1993《构筑物抗震设计规范》、SH/T3147-2004《石油化工构筑物抗震设计规范》和GB50453-2008《石油化工建、构筑物抗震设防分类标准》的规定进行抗震设计。本项目中乙类建、构筑物如：压缩机厂房、配电间、钢筋混凝土烟囱、部分塔基础等地震作用符合本地区抗震设防烈度(7度)的要求，抗震措施符合本地区抗震设防烈度提高一度(8度)的要求；其他丙类建、构筑物地震作用和抗震措施符合本地区抗震设防烈度(7度)的要求。10）安全警示牌、警示标志和风向标本工程使用的安全标志和安全色执行GB2893－2008《安全色》、GB2894－2008《安全标志及使用导则》和GBZ158-2003《工作场所职业病危害警示标识》。在本工程所有可能泄漏有毒有害物料的危险场所高处可视范围内，设置色彩明显的风向标，便于在事故情况下逃生或事故救援指明风向。11）其它对于其它危险危害因素防护措施，如高处坠落、防起重伤害、防物体打击以及防车辆伤害、防机械伤害等均按标准规范执行。19.2.3消防19.2.3.1消防设计原则贯彻“以防为主，防消结合”的原则，设计中严格执行GB50160-2008《石油化工企业设计防火规范》和GB50016- 180万吨/年加氢精制装置可行性研究2006《建筑设计防火规范》等有关的规范、规定。设计从预防火灾、防止火灾蔓延和消防三方面采取措施。19.2.3.1现有可依托的消防设施1)消防水泵站动力车间已建有消防水泵站一座，内设有消防水泵3台，流量720m3/h，扬程105m，功率4KW，两用一备，消防稳压泵2台，流量108m3/h，功率37KW，一用一备；消防水池有效容积为4800m3，消防给水系统为稳高压，压力保持在0.75～0.85MPa，可以满足本装置消防水量的要求。2)消防站依托炼油部现有的消防站。19.2.3.2装置消防设计1)消防水设计水量本装置总占地为110×80m，最大消防用水量按300L/s设计，火灾延续供水时间按3h计，装置一次灭火消防用水量为3240m3，消防给水来消防水泵站。2)消防水系统及消火栓本装置内沿检修道路边设置DN400消防给水管道，与系统稳高压消防水管道连接成环状管网，在边界线内设置切断阀井。装置内消防给水管道上按40～50m间距设置地上式消火栓，具有自泄水防冻功能，型号SS150/80-1.6，大口径出水口面向道路，供消防车及专职消防人员使用。3)消防水炮装置消防水管道上设置消防水炮，额定水量为40L/s，具有直流和水雾两种喷射方式，主要为高大构架上的甲、乙类可燃气体、可燃液体设备和设备群提供消防水冷却保护。装置东侧、南侧、西侧的工艺设备还需要依托系统消防给水管道上的消防水炮进行保护。4)消防软管卷盘在装置主管廊下方、加热炉附近、压缩机厂房附近设消防软管卷盘箱，保护半径为20m。消防软管内径为25mm，长度为25m，喷嘴为直流喷雾混合型。5)蒸汽灭火系统装置内设有蒸汽灭火系统，灭火蒸汽管线接自蒸汽总管的上方。加热炉炉膛内设固定式蒸汽灭火筛孔管，在可燃气体压缩机厂房内设半固定式蒸汽灭火接头，甲、乙、丙类设备的多层框架或塔类联合平台设半固定式蒸汽灭火接头。6)小型灭火器 180万吨/年加氢精制装置可行性研究本装置内地面设备区和框架平台上设置手提式干粉（磷酸铵盐）灭火器，每个配置点均配备两个，放在专用的灭火器箱内；地面泵区、压缩机厂房、加热炉区等场所设置推车式干粉（磷酸铵盐）灭火器；装置机柜室、变配电所内配置手提式二氧化碳灭火器和推车式二氧化碳灭火器；灭火器主要用于控制初期火灾和扑灭小型火灾。7)水封井密闭排放的含油污水支干管接入干管处设置水封井，含油污水干管出装置，在边界线内设置水封井。水封高度均不小于250mm。装置内含油污水干管起点水封井设置通气管。8)围堰凡在开停工、检修过程中，可能有可燃液体泄漏、漫流的设备区，框架区、换热器区及泵区周围设置不低于150mm的围堰和导液设施，设计执行国家标准《石油化工企业设计防火规范》GB50160-2008和相关的现行标准。19.2.3.2罐区消防设计1)罐区概况新建柴油罐区，位于二期规划的汽柴油罐区，即一期汽油和柴油加氢原料罐区的东侧。罐区设2座柴油罐，每座20000m3，均为内浮顶储罐。2)罐区消防每座储罐均设置固定式消防冷却水系统和固定式泡沫灭火系统，消防冷却水和泡沫混合液依托系统管线。罐区内含油污水及雨水排放依托系统，防火堤外设切换阀井及水封井。3）小型灭火器小型灭火器依托已有消防设施。19.2.3.3火灾报警系统为有效预防火灾，及时发现和通报火情，迅速组织和实施灭火，保障生产和人身安全，在本项目中设置火灾自动报警系统。厂电话站程控电话交换机设有电话专用号“119”报警系统，各行政电话分机均可拨打“119”专用号向消防站报火警。火灾报警除采用"119"专用电话号报警外，在机柜室设一台火灾报警控制器，在配电间设置一个端子箱，与控制器相连接。报警区域包括机柜室、配电间及装置区。在装置区设有防爆手动报警按钮，在装置高温热油泵处设置火焰探测器，在建筑物内设光电感温探测器，线型感温探测器，防爆火焰探测器。 180万吨/年加氢精制装置可行性研究天津石化炼油工程新区原设有环形全厂火灾报警系统网络，180万吨/年柴油加氢精制装置通过两根多模光缆接入新区全厂火灾报警系统。在新建的柴油罐区四周设本安防爆火灾手动报警按钮，火灾报警信号接入储运操作室（523单元）。19.2.3.4事故水防控措施装置内事故水主要包括事故发生时泄漏的物料、污染的消防水及污染雨水等。发生小规模事故时，事故水主要通过装置区设备围堰收集，通过初期雨水管道排出装置，进入系统管道，此时不能切换到清净雨水系统。发生大规模事故时，初期雨水管道可能无法排放所有事故水，此时应打开清净雨水管道切换阀，同时排放，事故水可能会溢出设备围堰排至雨水明沟，此时雨水系统也用于事故水的排放。天津分公司(老区)都处在地势低洼地域，无论污水与雨水的排放均需经泵提升，才能排入周边水体，可以充分利用这一特点，简化防控措施，加强储存措施，被污染的水储存后利用现有污水处理设施，陆续进行处理，达标后方可排放，可防止污染消防水进入环境水体。天津分公司北区现有两座10000m3事故储存池，1座15000m3事故储存池，事故储存池内设2台污水提升泵(单泵:Q=100m3/h,H=45m,N=22kw),将事故污水提升送至炼油部污水处理场进行处理,达标后排放。天津分公司备有完善的公司级事故应急预案，炼油部备有完善的厂级和车间级的事故应急预案。19.3劳动安全卫生专项投资估算本项目生产装置和罐区的劳动安全卫生投资占总投资的比例约为8%。1）职业安全卫生专项防范设施，包括安全控制及安全仪表系统、防雷防静电接地设施、隔热防烫措施、防毒、防腐蚀伤害、噪声控制设施、防尘及通风设施、劳动安全卫生个人防护器具和防护设施。2）检测装备和设施，包括可燃气体与硫化氢气体报警系统、电视监视系统。3）事故应急措施：火灾报警、安全泄压系统、消防设施。19.4预期效果本工程的设计针对本项目的各种劳动安全卫生的危害因素，充分考虑了劳动安全卫生的要求，设计中严格执行有关标准及规范。从装置 180万吨/年加氢精制装置可行性研究的平面布置、选用的工艺和设备，进行了优化，采取了相应的安全措施，如自动报警、连锁保护、安全泄压、遥控监视，以及隔离、消防、急救等措施，可以使正常情况下的生产环境满足《石油化工企业设计防火规范》GB50160-2008和《工业企业设计卫生标准》GBZ1-2010的要求，保证操作人员的安全和健康；同时也具备了对可预见的事故的预防、控制和急救手段。本项目设计满足各项劳动安全卫生标准的要求。19.5依据的法规和采用的标准及规范19.5.1依据的法律法规1）《中华人民共和国安全生产法》2002年11月11日实施2）《中华人民共和国职业病防治法》2002年5月1日实施3）《使用有毒物品工作场所劳动保护条例》国务院令第352号4）《特种设备安全监察条例》中华人民共和国国务院令第549号5）《天津市安全生产管理规定》2004年3月25日天津市第十四届人民代表大会常务委员会第十次会议通过（天津市第十四届人大常务委员会公告十六号）6）《危险化学品建设项目安全许可实施办法》国家安全生产监督管理总局令第8号（2006年10月1日起实施）7）《国家安全监管总局关于做好建设项目职业卫生“三同时”监督管理工作的通知》安监总安健[2011]41号8）《作业场所职业健康监督管理暂行规定》安全生产监督管理总局令[2009]23号9）《关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见》，安监管协调字【2004】56号10）《建设项目职业病危害分类管理办法》卫生部令49号（2006.7.27）11）《职业健康监护管理办法》卫生部[2002]第23号令12）《职业病危害因素分类目录》卫法监发[2002]63号13）《工业企业职工听力保护规范》卫法监字[1999]第620号令14）《中国石化职工听力保护管理规定》中国石化安[2011]770号2文15）《个体防护用品管理规定》中国石化安（2009）498号16）《石油化工项目可行性研究报告编制规定》中国石化公司[2005]19.5.2采用的标准和规范1）《石油化工企业设计防火规范》GB50160-20082）《建筑设计防火规范》GB50016-20063）《工业企业设计卫生标准》GBZ1-20104）《工作场所有害因素职业接触限值第一部分：化学有害因素》GBZ2.1-2007 180万吨/年加氢精制装置可行性研究5）《工作场所有害因素职业接触限值第二部分：物理因素》GBZ2.2-20076）《工作场所职业病危害警示标识》GBZ158-20037）《石油化工采暖通风与空气调节设计规范》SH3004-19998）《采暖通风与空气调节设计规范》GB50019-20039）《工业企业噪声控制设计规范》GBJ87-8510）《石油化工噪声控制设计规范》SH/T3146-200411）《建筑照明设计标准》GB50034-200412）《石油化工照度设计标准》SH/T3027-200313）《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-9214）《石油化工企业职业安全卫生设计规范》SH3047-9315）《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB50493-200916）《石油化工静电接地设计规范》SH3097-200017）《石油化工仪表接地设计规范》SH-T3081-200318）《工业与民用电力装置的接地设计规范》GBJ65-8319）《建筑物防雷设计规范》GB50057-201020）《固定式压力容器安全技术监察规程》TSGR0004-200921）《压力容器中化学介质毒性危害和爆炸危险程度分类》HG20660-200022）《固定式钢梯及平台安全要求第1部分：钢直梯》GB4053.1-200923）《固定式钢梯及平台安全要求第2部分：钢斜梯》GB4053.2-200924）《固定式钢梯及平台安全要求第3部分：工业防护栏杆及钢平台》GB4053.3-200925）《安全色》GB2893－200826）《安全标志及其使用导则》GB2894-200827）《高毒物品目录》卫法监发[2003]142号28）《石油化工企业卫生防护距离》SH3093-199929）《石油化工建（构）筑物抗震设防分类标准》GB50453-200830）《石油化工设备和管道涂料防腐技术规范》SH3022-199931）《重大危险源辨识》GB18218-200932）《个体防护装备选用规范》GB/T11651-200833）《职业性接触毒物危害程度分级》GBZ230-201034）《钢制压力容器》GB150-1998 180万吨/年加氢精制装置可行性研究35）《压力管道规范工业管道》GB/T20801.1-200636）《工业金属管道设计规范》GB50316-2000(2008年版)37）《建筑抗震设计规范》GB50011-201038）《供配电系统设计规范》GB50052-200939）《低压配电设计规范》GB50054-199540）《石油化工装置防雷设计规范》GB50650-2011 180万吨/年加氢精制装置可行性研究20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)》编制本装置的定员(按四班三倒制)，生产岗位人员共计20人。其中行政与技术管理人员由全厂根据具体情况统筹考虑。序号岗位名称定员人数备注1班长142内操283外操284合计20 180万吨/年加氢精制装置可行性研究21投资估算21.1建设投资估算21.1.1概述本项目是中国石油化工股份有限公司天津分公司180万吨/年柴油加氢装置及配套系统可行性研究的建设投资估算，估算投资额为：工程建设总概算为52225万元（抵扣增值税5178万元）：工程费用：47611万元其中：设备购置费26905万元安装工程费16663万元建筑工程费4043万元详见附表1。21.1.2估算办法本项目建设投资估算采用工程量法编制。21.1.3估算原则和依据21.1.3.1指标依据：安装部分执行中石化中国石油化工集团公司2007年版《石油化工安装工程概算指标》、《石油化工安装工程费用定额》、《石油化工安装工程主材费》；土建部分参考近期土建项目工程造价资料。21.1.3.2《关于中国石油化工集团公司固定资产投资项目实施增值税抵扣的通知》，中国石化计炼[2009]15号。21.1.3.3《关于2011年动态调整石油化工安装工程定额和指标的通知》中国石化建[2011]960号。21.1.4设备材料价格21.1.4.1通用设备、仪表、电气、电缆、阀门、热工等价格，按照集团公司发布的文件价格确定，不足部分参考近期同类装置价格。21.1.4.2非标设备包括各种容器、反应器、热交换器、塔器等，依据中国石化概预算技术中心站公布的2011年9月《非标设备价格信息》计列。21.1.5工程建设其它费用21.1.5.1工程建设其它费用，按中国石化石油建设工程其它费用规定计算。21.1.5.2设计费按照国家发展计划委员会、建设部计价格[2002]10号文的规定计算。21.1.5.3工程监理费，按照国家发展改革委、建设部“ 180万吨/年加氢精制装置可行性研究关于印发《建设工程监理与相关服务收费管理规定》的通知”发改价格[2007]670号。21.1.5.4预备费：不可预见费费率国内部分为6%，引进部分为2%。21.1.5.5抵扣增值税5178万元，设备抵扣增值税3688万元，材料抵扣增值税1490万元。 180万吨/年加氢精制装置可行性研究附表-1180万吨/年柴油加氢装置及配套系统建设投资估算表 180万吨/年加氢精制装置可行性研究21.2总投资及资金筹措20.2.1资金筹措及资金使用计划根据中国石化股份有限公司的有关规定，项目的自筹资金比例为报批总投资的40%，即项目资本金=（建设投资+建设期利息+铺底流动资金）×项目资本金比例，其他资金暂按银行贷款考虑。建设投资银行贷款的名义年利率为7.05%。本项目的建设期利息为：2222万元。根据天津石化分公司的初步安排，本项目建设期拟定为2年，第一年投入40%，第二年投入60%。本项目建设期借款利息估算及资金安排详见辅助表1“项目总投资使用计划与资金筹措表”。20.2.2流动资金估算流动资金采用分项详细估算法，各项资金的最低周转天数根据生产安排预计如下：最低周转天数年周转次数应收帐款3012主要原材料2180在产品1360产成品372现金1524应付帐款3012经测算，本项目正常运营年需流动资金总额为17300万元，其中30%，即5190万元用作铺底流动资金，由企业自筹，其余70%由贷款解决。生产期第一年及以后生产负荷均为100%。投产第一年投入流动资金17300万元。详见辅助表2：“流动资金估算表”。20.2.3报批总投资报批总投资包括建设投资、建设期利息和铺底流动资金（全额流动资金的30%）。报批总投资59637万元其中：建设投资52225万元建设期利息2222万元铺底流动资金5190万元 180万吨/年加氢精制装置可行性研究22财务评价22.1财务评价范围的确定中国石化天津分公司180万吨/年柴油加氢精制装置项目的财务评价范围为天津分公司180万吨/年柴油加氢精制装置，按新建装置进行财务评价。22.2财务评价基础数据与参数选取评价方法和参数依据：国家发改委和建设部颁发的《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）；中国石油化工集团公司暨股份公司颁发的《石油化工项目可行性研究报告编制规定》（2005年版）；中国石油化工集团公司经济技术研究院颁发的《中国石油化工项目可行性研究技术经济参数与数据》（2011年版）；项目建设期2年，生产期15年，生产期第一年及以后生产负荷均为100%；固定资产残值率取3％；折旧年限为14年，平均折旧；固定资产的修理费费率取3％；职工平均年工资及福利费，根据项目实际情况，按6万元/人.年计算。总定员20人。其它制造费按平均2.95万元/人.年计取；其它管理费按平均4.55万元/人.年计取。固定资产保险费用按固定资产原值的0.4%计取；除水、蒸汽的增值税税率为13%外，其他燃料动力的增值税税率均为17%。对柴油产品征收消费税，税率为：柴油：940.8元/吨。按增值税和消费税之和的7％计征城建税；按增值税和消费税之和的3％计征教育费附加，按增值税和消费税之和的2％计征地方教育附加。本项目的所得税税率为25％，按税后利润的10%计提盈余公积金。22.3营业收入估算本项目产品价格原则上采用中国石化集团公司经济技术研究院推荐的“效益测算价格（2010版）”。该价格体系以布伦特原油离岸价80美元/桶为基础，根据相应的差价水平确定原油和主要成品油价格。价格体系中未包括的产品价格参考中国石化部分内部和关联交易中间产品品质比率定价公式表定价。根据上述原则，本项目产品价格（含税价）确定为： 180万吨/年加氢精制装置可行性研究序号产品名称单价（元/吨）备注1.1干气3198参照180#燃料油定价(不含消费税)1.2石脑油55571.3低凝柴油(国Ⅴ)7487在普通-10#柴油价格基础上加价480元/吨1.4精制柴油(国Ⅴ)7153在普通0#柴油价格基础上加价480元/吨根据产品价格和数量，估算的本项目生产期年均营业收入为1202663万元；营业收入详见辅助表3：“营业收入估算表”。22.4成本费用估算本项目原料价格原则上采用中国石化集团公司经济技术研究院推荐的“效益测算价格（2010版）”。该价格体系以布伦特原油离岸价80美元/桶为基础，根据相应的差价水平确定原油和主要成品油价格。价格体系中未包括的原料价格参考中国石化部分内部和关联交易中间产品品质比率定价公式表定价，燃料动力价格由企业提供实际价格。根据上述原则，本项目原料价格（含税价）确定为：序号项目单位单价备注1原料1.1原料油(未加氢精制柴油)元/吨5572按0#普通柴油（国Ⅲ）6673元/吨价格基础上剔除消费税1.2氢气(纯氢)元/吨14391减压重油基准价格*4.52燃料动力2.1电元/千瓦时0.612.2除盐水元/吨12.332.3凝结水元/吨9.042.4氮气元/标立方米0.942.5低压蒸汽（0.5MPa）元/吨177.032.6中压蒸汽（1.0MPa）元/吨188.332.7循环水元/吨0.27 180万吨/年加氢精制装置可行性研究2.8除氧水元/吨12.332.9净化风元/标立方米0.252.10燃料气元/吨3198参照180#燃料油定价(不含消费税)根据原料和燃料动力价格和数量，估算的本项目生产期年均总成本费用为1036347万元；总成本费用详见辅助表5：“总成本费用估算表”。22.5财务评价指标22.5.1盈利能力分析项目评价期按17年考虑，其中建设期拟定为2年，生产经营期15年。根据现金流量表的计算，反映项目财务盈利能力的所得税后经济指标为：项目数值项目投资财务内部收益率(%)16.99项目投资财务净现值(万元)@=13%12651项目静态投资回收期(年)7.38资本金内部收益率（%）31.0822.5.2偿债能力分析经估算，本项目利息备付率借款偿还期8年内均值为6.24，利息备付率大于1，说明本项目利息偿付的保证度大，风险小。经估算，本项目偿债备付率借款偿还期8年内均值为2.04，偿债备付率大于1，说明本项目可用于还本付息的资金保障程度较高。偿债能力计算详见辅助表6：“借款还本付息计划表”。22.6不确定性分析22.6.1敏感性分析考虑项目实施过程中一些不确定因素的变化，分别对建设投资和生产负荷等因素的变化作单变量敏感性分析。敏感性分析结果如下：表21.6-1敏感性分析表敏感性分析—建设投资变化90%95%100%105%110%18.82%17.87%16.99%16.17%15.40% 180万吨/年加氢精制装置可行性研究敏感性分析—生产负荷变化90%95%100%105%110%15.48%16.25%16.99%17.70%18.39%由以上分析可知，建设投资和生产负荷的变化对项目效益的影响相对较小。影响本项目经济效益的最大不确定因素是未加氢精制国柴油（国Ⅲ）与加氢精制后柴油（国Ⅴ）的价差，经测算，只要国Ⅴ柴油与国Ⅲ柴油价差保持在447元/吨以上，本项目增量财务内部收益率就能保持在13%以上。22.7财务评价结论中国石化天津分公司180万吨/年柴油加氢精制装置工程项目，需建设投资52225万元，项目建设期2年，在取定的价格和目前国家有关政策的条件下，经测算的项目效益情况为：项目投资财务内部收益率（所得税后）为16.99%，项目投资财务净现值（所得税后）为12651万元，项目投资回收期为7.38年（含建设期2年），资本金内部收益率为31.08%。从敏感性分析的结果看，本项目具有一定的抗风险能力。从测算的结果看，本项目的项目投资财务内部收益率（所得税后）为16.99%，大于行业基准收益率13%，因此，本项目在经济上是可行的，建议实施。22.8主要计算附表基本表1：财务指标汇总表基本表1.1：项目投资现金流量表 180万吨/年加氢精制装置可行性研究基本表1.2：项目资本金现金流量表基本表2：利润及利润分配表基本表3：财务计划现金流量表基本表4：资产负债表辅助表1项目总投资使用计划与资金筹措表辅助表2流动资金估算表辅助表3：营业收入估算表辅助表4：营业税金及附加和增值税估算表辅助表5：总成本费用估算表辅助表5.1：外购原辅材料及燃料动力费估算表辅助表5.2：折旧与摊销计算表辅助表6：借款还本付息计划表 180万吨/年加氢精制装置可行性研究财务指标汇总表基本表1序号项目名称单位金额备注　　　　　I财务评价数据　　　1报批总投资万元59637　1.1建设投资万元52225　1.2建设期利息万元2222　1.3铺底流动资金万元5190　2资本金　23855　3营业收入万元1202663生产期均值4营业税金及附加万元130112生产期均值5增值税　25304生产期均值6总成本费用万元1036347生产期均值7利润总额万元10900生产期均值8所得税万元2725生产期均值9税后利润万元8175生产期均值II项目财务盈利能力指标　　　1项目投资财务内部收益率%16.99所得税后2项目投资财务净现值万元12651所得税后折现率13％3投资回收期年7.38所得税后含建设期2年4项目资本金财务内部收益率%31.08所得税后5总投资收益率%17.35生产期均值6资本金净利润率%34.27生产期均值III项目偿债能力指标　　　1利息备付率　6.24借款偿还期内均值2偿债备付率　2.04借款偿还期内均值1资产负债率%56.92生产期均值IV企业财务评价指标　　　1已占用资本回报率（ROCE）%15.25%生产期前5年均值2加权平均资金成本（WACC）%12.45%寿命期均值 180万吨/年加氢精制装置可行性研究 180万吨/年加氢精制装置可行性研究 180万吨/年加氢精制装置可行性研究 180万吨/年加氢精制装置可行性研究 180万吨/年加氢精制装置可行性研究 180万吨/年加氢精制装置可行性研究 180万吨/年加氢精制装置可行性研究 180万吨/年加氢精制装置可行性研究 180万吨/年加氢精制装置可行性研究 180万吨/年加氢精制装置可行性研究 180万吨/年加氢精制装置可行性研究 180万吨/年加氢精制装置可行性研究 180万吨/年加氢精制装置可行性研究'