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Ⅱ套加氢裂化装置工艺技术规程（试行）第1页共170页中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司2006年12月28日批准2007年01月07日实施目录1Ⅱ套加氢裂化装置简要说明……………………………………………………………………032工艺过程简述及工艺流程简图…………………………………………………………………073主要工艺指标和技术经济指标…………………………………………………………………104主要动力指标……………………………………………………………………………………185产品、中间产品设计组成及指标………………………………………………………………196主要原料及原辅材料质量指标…………………………………………………………………227主要设备一览表及主要设计参数………………………………………………………………248仪表控制方案及主要仪表性能…………………………………………………………………489安全、环保、健康技术规定……………………………………………………………………7410Ⅱ套加氢裂化装置开、停工方案……………………………………………………………9611Ⅱ套加氢裂化装置事故处理…………………………………………………………………146附录AⅡ套加氢裂化装置联锁逻辑图…………………………………………………………168Ⅱ套加氢裂化装置工艺技术规程（试行）第2页共170页中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司2006年12月28日批准2007年01月07日实施1.1概况1.1.1装置规模1.1.1.1建设规模150×104t/a1.1.1.2年开工时数8400小时1.1.2装置组成150×104t/a加氢裂化装置由反应部分、分馏部分、脱硫部分、溶剂处理部分、发生蒸汽以及公用工程六部分组成。其中反应部分包括原料预处理及反应进料泵部分、新氢压缩机、循环氢压缩机、反应进料加热炉、反应器、高压换热器、高压空冷、高/低压分离器、循环氢脱硫以及催化剂硫化、钝化设施；分馏部分包括主汽提塔、分馏塔、脱丁烷塔、航煤/柴油侧线汽提塔部分；脱硫部分包括液化气脱硫、低分气脱硫以及燃料气脱硫部分；溶剂处理部分由溶剂再生塔、溶剂过滤、溶剂缓冲罐等组成；发生蒸汽系统包括除氧器、汽包、中段回流蒸汽发生器以及柴油蒸汽发生器部分；公用工程部分包括装置所使用的所有公用系统，其中包括新鲜水、脱盐水、循环水、凝结水、含硫污水、3.5MPa蒸汽、1.0MPa蒸汽、N2、仪表风、燃料气、燃料油、冲洗油、轻污油、重污油、火炬系统以及含油污水提升设施。150×104t/a加氢裂化装置设置一个变配电室和一个仪表机柜间，DCS控制室设置在炼油新区中央控制室内，与炼油新区其它已开工装置共用一套办公楼和生活设施。1.1.3装置平面布置（见《150万吨/年加氢裂化装置流程图册》）1.1.3.1装置界区：包括装置部分、变配电室和仪表机柜间。1.1.3.2装置四邻情况及概况本装置位于厂区东南角已有的填海场地中，装置东侧为发展用地，西侧为Ⅳ、Ⅴ加氢装置和35KV变电所，北侧为苯抽提装置及预留地,南侧为乙烯发展用地。1.1.3.3装置占地面积：210×69.5=14595平方米。1.1.3.4装置的进出管道从装置西侧与系统管网相连接；原料、产品及中间产品和公用工程架空敷设管道，通过加氢裂化装置的主管桥进出装置；电缆槽盒埋地敷设；仪表槽盒通过装置东侧联合管桥进出。埋地敷设的循环水管道，由加氢裂化装置西侧进出，消防给水管道环装置布置，装置内消防/检修通道与厂区道路形成环路，检修道口也与工厂道路相通。加氢裂化装置平面布置详见装置平面布置图（附页）。1.2设计原则及主要工艺技术特点1.2.1设计原则150×104t/a加氢裂化装置主体部分（含火炬系统）由洛阳石化工程公司设计，在设计中遵循以下一些原则：1.2.1.1采用工艺合理，技术先进、成熟可靠，经济合理的工艺及工程技术，使装置建成后总体水平达到国际先进、国内领先水平。1.2.1.2严格执行国家、地方及主管部门制定的环保和职业安全卫生设计规定、规程和标准。1.2.1.3充分利用装置内部热量，以达到节能降耗目的。1.2.1.4采用DCS集中控制，优化操作，提高装置的运转可靠性，提高产品收率和质量。1.2.1.5为节省外汇，除引进少量关键设备和仪表外，主要设备和材料均立足于国内。1.2.1.6装置设计加工含硫原油，设备防腐设计按照《加工高含硫原油重点装置主要设备设计选材导则》（SH/T3096-1999）进行，管道防腐设计参照洛阳石化工程公司编制的《加工高含硫原油装置主要设备及管道设计选材规定》进行。Ⅱ套加氢裂化装置工艺技术规程（试行）第3页共170页中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司2006年12月28日批准2007年01月07日实施1.2.2工艺技术特点1.2.2.1本装置以高硫原油的减压蜡油为原料，生产航煤、柴油、液化气及轻、重石脑油，主产品方案为多生产优质重石脑油。通过改变操作条件，既可调整全厂的汽、煤、柴产品结构，又可根据市场变化调整全厂产品的质量，生产方案非常灵活。1.2.2.2反应部分采用单段串联一次通过流程，设双反应器，反应器为热壁结构，床层间设急冷氢。1.2.2.3采用炉前混氢方式，简化换热流程，提高换热效率。1.2.2.4采用冷高分工艺流程，简化流程，降低投资。1.2.2.5设置循环氢脱硫设施，提高氢分压，减少设备腐蚀。循环氢进脱硫塔之前，首次采用循环氢旋流分离器设施，减少循环氢带液的可能性，充分保证循环氢脱硫效果。1.2.2.6通过采用抚顺石油化工研究院(以下简称FRIPP)开发成功的新一代轻油型裂化催化剂FC-24，为镇海炼化公司增产化工轻油、提高生产灵活性提供有力的技术保障；精制催化剂采用FRIPP新开发的高活性重质馏分油加氢预处理催化剂FF-36，其活性、稳定性好，加氢脱氮活性高；保护剂采用FRIPP开发的FZC系列保护剂，可以充分脱除原料中的杂质和金属离子，延长装置开工周期。1.2.2.7为获得低固体含量的进料，防止因系统压降过大而造成的非正常停工，原料油经过装置内设置的粗滤器及自动反冲洗过滤器两级过滤，分别滤去直径大于50μm及25μm的固体颗粒。首次采用美国RPA公司的V型原料油自动反冲洗过滤器，有效减少阀门个数及占地面积。1.2.2.8在原料油泵入口处注入阻垢剂，有效减少高压换热器及反应进料加热炉炉管结焦。1.2.2.9首次在高压加氢装置的高压部分使用缠绕管式换热器作为高压冷换设备，使工艺流程简洁，设备布置更趋紧凑，作为高效换热器也能使高压换热器趋于小型化，减少换热设备数量，减少占地；同时由于采用焊接结构，减少了高压泄漏点使设备运行更趋安全。1.2.2.10反应流出物空冷器入口处设注水及注缓蚀剂设施，避免铵盐在低温部位沉积、稠环芳烃积累及相关设备、管道的腐蚀。1.2.2.11为充分回收能量，在高压分离器和低压分离器之间设置液力透平，用于驱动反应进料泵；在循环氢脱硫塔塔底富液管线设置液力透平，用于驱动循环氢脱硫塔贫溶剂泵。1.2.2.12为确保催化剂、高压设备和操作人员的安全，分别设置0.7MPa/min及2.1MPa/min两种压力等级的紧急泄压系统。1.2.2.13新氢压缩机为三台往复式压缩机，由同步电机驱动，采用四级压缩，每台能力为50%，两台操作一台备用。循环氢压缩机选用离心式，由凝汽式汽轮机驱动，全空冷冷却，不设备机。1.2.2.14催化剂预硫化采用气相硫化方法，催化剂再生采用器外再生方式。1.2.2.15分馏部分采取“先分馏后稳定”流程，设主汽提塔、脱丁烷塔回收液化气产品，设分馏塔和侧线汽提塔分割航煤、柴油产品及尾油。1.2.2.16油品分馏采用常压塔方案，不设减压塔，由常压塔侧线抽出航煤及柴油，塔底为尾油。常压塔采用进料加热炉加塔底水蒸汽汽提方式，通过设置合理的塔盘数并采用高性能塔盘和强化汽提段措施，控制一定的中段回流，提高分馏效率和分离精度，从而获得较高的产品质量。1.2.2.17充分利用镇海炼化油化结合、装置齐全的优势，优化流程，为下游装置提供原料。做为中间产品的物料，在装置内经一次分离后，不再做进一步的分离，例如将一次分离后的重石脑油直接进入重整装置的汽提塔，在其汽提塔内再做进一步分离。1.2.2.18首次在加氢裂化装置采用旋流分离设备，如高压循环氢系统采用旋流分离器，减少脱硫前循环氢带烃的可能，充分保证循环氢脱硫效果；柴油产品采用旋流分离器，保证柴油产品水含量指标合格；Ⅱ套加氢裂化装置工艺技术规程（试行）第4页共170页中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司2006年12月28日批准2007年01月07日实施含硫污水旋流脱油器保证含硫污水含油指标合格等。1.2.2.19首次在加氢裂化装置采用叠片式空冷，与其它翅片管空冷器相比，该型空冷具有单位体积传热面积大、效率高、接触热阻小、单位重量轻的特点，从而提高了换热效果，降低了投资，尤其对镇海地区夏季高温时间较长非常有利。1.2.2.20脱硫及溶剂再生部分设有低分气脱硫、燃料气脱硫及液化气脱硫设施，采用MDEA（N-甲基二乙醇胺）溶液作为脱硫溶剂，保证出装置产品均为环境友好产品。装置内部设置有溶剂再生设施，使装置内部的脱硫溶剂可以循环使用。1.3主要设计指标150×104t/a加氢裂化装置以中东含硫蜡油为原料，经过加氢脱硫、脱氮、烯烃饱和及加氢裂化反应，生产液化气、轻石脑油、重石脑油、喷气燃料、柴油及尾油等各种优质产品。同时，装置还副产脱硫低分气作为膜分离原料，脱硫燃料气送至膜分离设施进一步回收轻烃或直接并入燃料气管网，酸性气送至硫磺回收装置回收硫磺。具体设计指标如下：1.3.1主要操作条件加氢裂化装置反应器部分主要操作条件见表1-1，其他部分主要操作条件见表1-2：表1-1反应器温度分布及主要反应条件运转期间初期末期催化剂，保护剂/精制/裂化/后精制FZC/FF-36/3936B/FC-24/FF-36反应温度℃加氢精制反应器R1001入口/出口348/397370/417加氢裂化反应器R1002入口/出口377/390398/411总温升R1001/R1002，℃72/4369/41平均反应温度R1001/R1002，℃378/382398/403化学氢耗w％（新鲜料）2.352.39体积空速R1001/R1002，h-11.1/2.4反应入口压力，MPa15.0气油比（R1001入口）750表1-2其它主要操作条件运转期间初期末期反应进料加热炉F1001温度入口/出口331/348353/370主汽提塔底重沸炉F1002温度入口/出口282/397312/308分馏塔进料加热炉F1003温度入口/出口282/358279/358温度℃50高压分离器V1002压力MPa13.5温度℃50低压分离器V1003压力MPa1.9温度℃57循环氢脱硫塔T1005压力MPa13.4入口温度℃40入口压力MPa1.1新氢压缩机C1002出口压力MPa16.0循环氢压缩机C1001入口温度℃57Ⅱ套加氢裂化装置工艺技术规程（试行）第5页共170页中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司2006年12月28日批准2007年01月07日实施运转期间初期末期入口压力MPa13.4出口压力MPa16.0塔底温度℃282279塔顶温度℃134132主汽提塔T1001塔顶压力MPa1.21.2塔底温度℃328328塔顶温度℃155155分馏塔T1002塔顶压力MPa0.10.1塔底温度℃233232航煤侧线汽提塔T1003塔顶压力MPa0.110.11塔底温度℃251249柴油侧线汽提塔T1004塔顶压力MPa0.110.11塔底温度℃162162塔顶温度℃7174脱丁烷塔T1006塔顶压力MPa1.451.45塔顶温度℃45液化气脱硫抽提塔T1007塔顶压力MPa1.7塔顶温度℃45燃料气脱硫塔T1008塔顶压力MPa0.7塔顶温度℃55低分气脱硫塔T1010塔顶压力MPa1.6塔底温度℃125塔顶温度℃109溶剂再生塔T1009塔顶压力MPa0.11.3.2加