2重油催化裂化装置安全预评价
脱硫剂装填量，按满足脱硫剂使用寿命三年的要求考虑。 ③ 汽油脱硫醇部分
自催化裂化装置来的汽油经载有M-23固碱脱硫剂的预脱硫反应器，脱除汽油中的硫化氢而不脱除酚类，然后与非净化风、活化剂经空气混合器混合后进入固定床反应器，在催化剂床层上硫醇被氧化成二硫化物并溶于汽油中，反应后的汽油从反应器顶部排出，进入三相分离器进行沉降分离，尾气排至硫磺回收装置，成品汽油经汽油成品泵加压后打入砂滤塔 ，经进一步砂滤后送出装置。
工艺流程见附图2 -7。
2.2.1.3主要操作条件
主要操作条件见表2.2-1～2.2-5。 ? 反应再生部分
表2.2-1 反应再生部分主要操作条件 项目 沉降器顶部压力 反应温度 提升管内油气停留时间 再生器顶部压力 再生器床层温度 主要操作条件 0.36MPa(A) 500℃～515℃ 2.5～3.0 S 0.39 MPa(A) 690℃ ? 分馏部分
表2.2-2 分馏部分主要操作条件 项目 分馏塔顶压力 分馏塔顶温度 分馏塔底温度 主要操作条件 0.32MPa(A) 125℃ 355℃ ? 吸收稳定部分
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2重油催化裂化装置安全预评价
表2.2-3 吸收稳定部分主要操作条件 项目 吸收塔顶压力 解吸塔顶压力 再吸收塔顶压力 稳定塔顶压力
主要操作条件 1.5MPa(A) 1.55MPa(A) 1.4MPa(A) 1.1MPa(A) ? 气压机部分
表2.2-4 气压机部分主要操作条件 项目 气压机入口压力 气压机出口压力
主要操作条件 0.27MPa(A) 1.6MPa(A) ? 产品精制部分
表2.2-5 液化气醇胺法脱硫主要操作条件 干 气 液 化 气 脱 硫 项目 干气脱硫塔塔顶温度℃ 干气脱硫塔塔底温度℃ 干气脱硫塔塔顶压力MPa(A) 干气脱硫塔塔底压力MPa(A) 液化石油气脱硫塔塔顶温度℃ 液化石油气脱硫塔塔底温度℃ 液化石油气脱硫塔塔顶压力MPa(A) 液化石油气脱硫塔塔底压力MPa(A) 主要操作条件 40 42 0.8 0.9 40 42 1.8 1.9 2.2.2工艺设备
主要设备规格见表2.2-6～11。
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2重油催化裂化装置安全预评价
2.2-6 主要工艺设备 序号 一、 1 2 3 4 5 6 二、 1 2 3 4 5 6
名称 反应-再生器 沉降器 提升管反应器 再生器 汽提段 下流式外取热器 三级旋风分离器 塔类设备 分馏塔 轻柴油汽提塔 吸收塔 解吸塔 再吸收塔 稳定塔 规格型号 Ф9500mm Ф1400 /Ф1800 Ф10000/Ф16000 Ф5600 Ф3400 Ф7800 Ф7500×52000 Ф2200×20000 Ф3400×38000 Ф4200×38000 Ф2800×28000 Ф4200/Ф4600×44000 数量 1 1 1 1 1 2 1 1 1 1 1 1 1 重量 2250 430 17 130 205 45 280 主体材质 表2.2-7 工业炉表 序号 一 二
名称 辅助燃烧室 余热锅炉 数量 2 1 备注 32000kW 表2.2-8 机组规格表 序号 1 2 3 4 5 名称 主风机 烟机 备用主风机 增压机 气压机 数量 1 1 1 2 1 流量 m3n/min 8000 7600 5000 500 1400 入口压力 MPa(A) 常压 0.355 常压 0.44 0.27 出口压力 MPa(A) 0.45 0.108 0.35 0.49 1.6 备注 表2.2-9 其它设备表 序号 1 2 3 4 5
名称 容器 冷换设备 机泵 特殊阀门 其它小型设备 单位 台 台/片 台套 台 台 数量 28 70/44 48 15 29 备注
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表2.2-10 产品精制部分主要设备规格表 序号 一 1 2 3 4 5 二 1 2 3 三 四 五 六 七 设备名称 反应器类 液化气羰基硫水解反应器 液化气脱硫化氢反应器 液化气脱硫醇反应器 汽油预脱硫反应器 汽油脱硫醇反应器 塔类设备 液化气脱硫抽提塔 干气脱硫塔 汽油砂滤塔 冷换设备 容器 机泵 特殊阀门 其它小型设备 规格 Φ3000?17200（切） Φ3000?17200（切） Φ3000?9000（切） Φ3600?20000（切） Φ3600?20000（切） Φ3000×25200(切) Φ2000×25200(切) Φ4500×9500(切) 台数 1 1 2 2 2 1 1 1 6 12 10 10 12 备注 寿命3年 表2.2-11 引进设备一览表 序号 1 2 3 名称 主风机齿轮箱 备用主风机齿轮箱 油浆泵 规 格 流量800m3/h 台数 1 1 3 备注 2.2.3主要自控方案
? 提升管出口温度与再生滑阀压降组成超驰（选择）控制。正常情况下，提升管出口温度控制再生滑阀开度；当再生滑阀压降过低时，再生滑阀压降控制再生滑阀开度。
? 沉降器料位与待生滑阀压降组成超驰（选择）控制。正常情况下，沉降器料位控制待生滑阀开度；当待生滑阀压降过低时，待生滑阀压降控制待生滑阀开度。
? 外取热器取热量控制采用再生器温度控制外取热器底部流化风量调节阀开度。
? 再生器压力由烟机入口蝶阀与烟机主旁路双动滑阀组成分程控制。当烟机处于正常设计负荷时，烟机入口蝶阀全开，再生器压力控制双动滑阀；当
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烟机处于低负荷时，双动滑阀全关，再生器压力控制烟机入口蝶阀。
? 在烟机入口蝶阀的控制回路上设有低选器，当烟机转速在额定范围时，由再生器压力控制烟机入口蝶阀，反之由烟机转速控制烟机入口蝶阀。
? 余热锅炉汽包水位采用三冲量控制，由汽包水位、蒸汽流量、锅炉给水流量三者组成三冲量控制，控制锅炉给水阀。
? 所有机泵状态均通过通讯接口接入DCS显示。
? 工艺过程及主风机、富气压缩机组设联锁保护，由SIS完成。
2.3预评价单元划分及安全预评价方法
2.3.1评价单元划分
按照该装置的生产工艺流程与平面布置和道氏法单元划分选取原则．该装置可以划分为反应再生单元、分馏单元、吸收稳定单元、产品精制、三机组、废热锅炉及外取热器包、泵区七个单元。其中三机组单元是做功和能量转化单元，主要物质是不具有燃烧危险性的烟气，因此不对三机组单元做安全评价，只对其余六个单元进行安全评价。
2.3预评价单元划分及安全预评价方法
2.3.1评价单元划分
按照生产装置的工艺流程，该装置可分为反应单元、再生单元、分馏单元、吸收稳定单元、产品精制系统单元、三机组单元、废热锅炉及外取热器包、泵区单元等八个单元。
2.3.2预评价方法
我们首先将评价单元分成八个单元，然后对每个单元进行危险度分析，若加权值≥16点，则需要做道化学火灾爆炸指数评价法；若加权值<16，则需要用预先危险分析、事故树评价法等方法进一步做定性分析。
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