爱华网第一篇煤焦油加氢技术概述
人类赖以生存的自然环境在不断恶化，如：世界性能源危机不断升级、淡水短缺、大气污染等。石油作为一种不可再生的自然资源正在日渐减少，价格不断上涨。煤炭虽然也是一种不可再生的自然资源，但世界煤炭储量丰富，至今没有象石油一样大规模开采利用，因此，将煤炭作为石油的后备或补充能源是大势所趋。
煤炭资源的利用主要有如下几种：煤的直接燃烧、煤的直接液化、煤的间接液化和煤焦化（包括煤气化）。其中煤炭燃料油性利用的是煤的直接液化、煤的间接液化和煤焦化。由于煤直接液化和间接液化装置的建设投资大、运行成本高（主要是需要庞大的电力和水资源做支撑），国内是以能源储备技术的方式在开发，目前无工业化装置。煤焦化是为炼钢企业提供焦炭，但它副产焦炉煤气和煤焦油，以往炼焦企业的焦炉煤气直接外排大气，不但污染环境也造成能源浪费；煤焦油则以低附加值产品形式流入燃料油市场，虽可补充石油燃料油市场，但煤焦油中含有的大量硫、氮则会以SOx和NOx进入大气污染环境。
煤焦油加氢技术就是采用固定床加氢处理技术将煤焦油所含的S、N等杂原子脱除，并将其中的烯烃和芳烃类化合物进行饱和，来生产质量优良的石脑油馏分和柴油馏分。一般煤焦油加氢后生产的石脑油S、N含量均低于50ppm，芳潜含量均高于80%；生产的柴油馏分S含量低于50ppm，N含量均低于500ppm，十六烷值均高于35，凝点均低于-35℃～-50℃，是优质的清洁柴油调和组分。
1.煤焦油加氢技术概述
1.1煤焦油的主要化学反应
煤焦油加氢为多相催化反应，在加氢过程中，发生的主要化学反应有加氢脱硫、加氢脱氮、加氢脱金属、烯烃和芳烃加氢饱和以及加氢裂化等反应：
①加氢脱硫反应
②加氢脱氮反应
③芳烃加氢反应
④烯烃加氢反应
⑤加氢裂化反应
⑥加氢脱金属反应
1.2影响煤焦油加氢装置操作周期、产品质量的因素
主要影响煤焦油加氢装置操作周期、产品收率和质量的因素为：反应压力、反应温度、体积空速、氢油体积比和原料油性质等。
1.2.1反应压力
提高反应器压力和/或循环氢纯度，也是提高反应氢分压。提高反应氢分压，不但有利于脱除煤焦油中的S、N等杂原子及芳烃化合物加氢饱和，改善相关产品的质量，而且也可以减缓催化剂的结焦速率，延长催化剂的使用周期，降低催化剂的费用。不过反应氢分压的提高，也会增加装置建设投资和操作费用。
1.2.2反应温度
提高反应温度，会加快加氢反应速率和加氢裂化率。过高的反应温度会降低芳烃加氢饱和深度，使稠环化合物缩合生焦，缩短催化剂的使用寿命。
1.2.3体积空速
提高反应体积空速，会使煤焦油加氢装置的处理能力增加。对于新设计的装置，高体积空速，可降低装置的投资和购买催化剂的费用。较低的反应体积空速，可在较低的反应温度下得到所期望的产品收率，同时延长催化剂的使用周期，但是过低的体积空速将直接影响装置的经济性。
1.2.4氢油体积比
氢油体积比的大小主要是以加氢进料的化学耗氢量为依据，描述的是加氢进料的需氢量相对大小。煤焦油加氢比一般的石油类原料，要求有更高的氢油比。原因是煤焦油组成是以芳烃为主，在反应过程中需要消耗更多氢气；另外芳烃加氢饱和反应是一种强放热反应过程，需要有足够量的氢气将反应热从反应器中带走，避免加氢装置“飞温”。
1.2.5煤焦油性质
煤焦油的性质会影响加氢装置的操作。
氮含量
氮化物主要集中在芳环上，它的脱除是先芳环加氢饱和，后C-N化学键断裂，因此，原料中氮含量的增加，对加氢催化剂活性有更高的要求，同时，反应生成的NH3也会降低反应氢分压，影响催化剂的使用周期和加氢饱和能力。
硫含量
原料中的硫在加氢过程中生成H2S，因此，硫含量主要影响反应氢分压，高的硫含量增加，会明显降低反应氢分压，从而影响催化剂的使用周期和加氢饱和能力。
沥青质
沥青质对加氢装置影响主要是造成催化剂结焦、积碳，引起催化剂失活，加速反应器的提温速度，缩短催化剂的使用寿命。
微量金属杂质
原料中含的微量金属杂质主要有Fe、Cu、V、Pb、Na、Ca、Ni、Zn等，这些金属在加氢过程中会沉积在催化剂上，堵塞催化剂孔道，造成催化剂永久失活。
2. 煤焦油的加氢结果（举例）
2.1高温煤焦油的重洗油加氢
加氢后产品性质
密度(20℃) /g/cm-3 0.8730 总环烷 80.6
馏程/℃其中: 一环 38.2
IBP/10% 120/196 二环 40.4
30%/50% 213/218 三环 2.0
70%/90% 224/232 总芳烃 19.4
95%/EBP 242/274 其中: 一环 18.1
十六烷值 33.1 二环 0.3
由于洗油处于石油中的柴油沸程内，因此洗油加氢后只有一种产品，那就是好的柴油调和组分。由加氢生成的柴油馏分性质可以看出，其密度为0.8730、十六烷值提高为约33，已是很好的柴油调和组分。
2.2高温煤焦油的蒽油加氢
蒽油加氢的产品分布
项目 数据，％
气体 2.31
<65℃ 2.51
65～177℃（石脑油馏分） 24.44
>177℃（柴油馏分） 70.74
C5+液收 97.69
蒽油加氢石脑油（65～177℃）的性质
密度(20℃)/g/cm-3 0.786 环烷烃 90.0
辛烷值(RON) 65 C5/C6 0.2/19.0
S/mg×g-1 <0.5 C7/C8 23.4/17.6
N/mg×g-1 <0.5 C9/C10 14.3/13.5
组成分析， %
C11 2.0
烷烃 6.2
芳烃 3.8
C4/C5 0.2/0.9
C6/C7 1.4/0.8
C6/C7 1.9/1.7
C8/C9 0.6/0.9
C8/C9 0.9/0.5
C10 0.1
芳潜 88.53
蒽油加氢柴油馏分（>177℃）性质
密度(20℃)/g/cm-3 0.8904 闪点/℃ 56
馏程/℃凝点/℃ <-50
IBP/10% 176/213 冷滤点/℃ <-41
30%/50% 226/240 十六烷值 37.8
70%/90% 260/296 S/?g?g-1 <5
95%/EBP 311/346 N/?g?g-1 <1.0
从上述表中数据可以看出，石脑油（65～177℃）产品是优质的化工石脑油原料，尤其用作生产“三苯”的重整进料；而柴油馏分（>177℃）则是优质的清洁柴油调和组分。
3.煤焦油的加氢结果讨论
3.1原料选择
通过对各种煤焦油原料加氢的分析，为延长加氢装置的运转周期，最大化提高经济效益，煤焦油加氢装置的优化进料为：低温煤焦油（含煤气化焦油）、高温煤焦油的洗油、高温煤焦油的洗油和蒽油的混合物、高温煤焦油的蒽油、中温煤焦油。总之是不含游离炭和无机物的煤焦油有机馏分。
3.2加氢工艺流程选择
通过对各种煤焦油原料加氢的分析，为了从煤焦油中获得优质的石脑油馏分和柴油调和组分，应根据煤焦油加氢装置的进料的不同，选择加氢精制、加氢改质和加氢裂化等不同工艺流程，以满足对产品的要求。
4.煤焦油加氢的经济性
煤焦油加氢技术装置主要包括：煤焦油加氢装置、制氢装置。制氢装置按焦化厂的焦炉煤气作原料制氢来计，以目前市场价格，一套10万吨/年的煤焦油加氢项目投资约16311万元，其中建设投资14300万元。年均销售收入50534 万元，年均总成本费用32392万元，年均所得税后利润 8868万元，投资利润率为81.14 %，静态投资回收期为3.53 年（含建设期1.5年）。各项经济评价指标远好于行业基准值，项目经济效益较好，并具有较强的抗风险能力。是一个利于环境保护、利于煤炭焦化行业深发展、利于目前煤炭综合利用的具有较高经济回报的项目。
5 焦油加氢有很多的方案，国内的主要作法如下：
方案一：将煤焦油先进行预分馏，小于470℃的煤焦油馏分去加氢精制反应器，反应出来的物料经分馏后得到汽柴油馏分，重质尾油作为沥青组分出装置。
方案二：煤焦油小于470℃馏分先加氢精制反应处理，分馏后的重质尾油返回加氢裂化反应器，可生产优质溶剂油、润滑油基础油及柴油馏分，并副产LPG。
高温煤焦油的组成特点是硫、氮、氧含量高，多环芳烃含量较高，碳氢比大，粘度和密度大，机械杂质含量高，易缩合生焦，较难进行加工。
高温煤焦油加氢生产技术首先将煤焦油全馏分原料采用电脱盐、脱水技术将煤焦油原料脱水至含水量小于0.05%，然后再经过减压蒸馏切割掉含机械杂质的重尾馏分，以除去机械杂质（与油相不同的相，表现为固相的物质），使机械杂质含量小于0.03%，得到净化的煤焦油原料。
净化后的煤焦油原料经换热或加热炉加热到所需的反应温度后进入加氢精制（缓和裂化段）进行脱硫、脱氮、脱氧、烯烃和芳烃饱和、脱胶质和大分子裂化反应等，之后经过进入产品分馏塔，切割分馏出汽油馏分、柴油馏分和未转化油馏分；未转化油馏分经过换热或加热炉加热到反应所需的温度后进入加氢裂化段，进行深度脱硫、脱氮、芳烃饱和大分子加氢裂化反应等，同样进入产品分馏塔，切割分馏出反应产生的汽油馏分、柴油馏分和未转化油馏分。
氢气自制氢装置来，经压缩机压缩后分两路，一路进入加氢精制（缓和裂化）段，一路进入加氢裂化段。经过反应的过剩氢气通过冷高分回收后进入氢气压缩机升压后返回加氢精制（缓和裂化）段和加氢裂化段。
6.结论
5.1煤焦油加氢装置的优化进料为：低温煤焦油（含煤气化焦油）、高温煤焦油的洗油、高温煤焦油的洗油和蒽油的混合物、高温煤焦油的蒽油、中温煤焦油。
5.2为满足产品要求，煤焦油加氢工艺根据煤焦油性质的不同，可选择加氢精制、加氢改质和加氢裂化等工艺。
5.3煤焦油加氢生产优质石脑油和柴油调和组分项目的经济效益较好，也具有较强的抗风险能力。是一个利于环境保护、利于煤炭焦化行业深发展的项目。
第二篇 中低温煤焦油加氢技术及产业发展
中低温煤焦油是煤气化、生产半焦（兰炭）以及低阶煤加工改质过程中的副产品。随着煤气化装置的新建和半焦产能的逐渐增加，目前我国中低温煤焦油的年产量已经达到600万吨以上，多分布于陕蒙宁晋4省交界区域。中低温煤焦油的深加工方式与高温煤焦油所采用的提取萘、蒽等化学品的深加工方式不同，这是由于中低温煤焦油中的化学组分集中度低，大部分组分的质量分数不足1%，故不宜采用传统的分离方法。
一般认为，中低温煤焦油比较适于通过催化加氢的方式改变其组成、稳定性、颜色、气味、燃烧性能等，使其转化为马达燃料（汽、柴油）并副产相关化学品
虽然目前我国中低温煤焦油总量可观，但是由于单个企业煤焦油的产量较低，并且生产煤焦油的企业在地域上分散，长期以来中低温煤焦油的资源一直没有得到充分利用。除少量中低温煤焦油的轻馏分油用于生产发动机燃料，剩余的大部分煤焦油都作为重质燃料油和低端产品使用，造成资源浪费和环境污染。随着产量的增加，对于中低温煤焦油的利用在逐渐得到各方重视。本文主要就中低温煤焦油加氢技术的工业应用进行了调研。
1中低温煤焦油的成分
常温下，低温煤焦油为暗褐色液体 ,密度＜1000kg/m3，粘度大，具有特殊的不愉快气味。经恩氏蒸馏试验，350℃前馏出率在50％左右，初馏点较高，几乎不含轻质馏分。
低温煤焦油中不同组分的质量分数见表1。
表1低温煤焦油中不同组分的质量分数（％）
酚
有机碱
烷烃
烯烃
环烷烃
芳烃
中性氧化物
含氮化合物
沥青
约40
1～2
2～10
3～5
约10
15～25
20～25
2～3
约10
中温煤焦油的组成介于高温煤焦油与低温煤焦油之间，是一种黑色或黑褐色粘稠状的液体，密度＜1000kg/m3至接近＜1000kg/m3。酚的质量分数一般＞30%，甚至更高。中性油的质量分数高达50％，中性油主要由脂肪烃和芳香烃组成。沥青的质量分数在30％左右，沥青性质与石油沥青相似。
刘志云系统地考察了鲁奇气化工艺生产的中低温煤焦油，发现石脑油馏分主要由芳烃和烯烃组成，以C6～C9烃类为主，总的质量分数超过75％；中油馏分主要含有烷烃、环烷烃和芳烃及质量分数14.9％的胶质沥青质；洗油馏分组成与中油馏分类似，除烷烃、环烷烃和芳烃外，还含有质量分数16. 1％的胶质沥青质。
可以看出，按照原油的划分方式（以密度划分），中低温煤焦油基本可以划归为重质原油。中低温煤焦油的成分主要以酚类、烷烃、多环芳烃和杂环化合物为主。
2中低温煤焦油加氢的技术路线
2.1原料预处理
中低温煤焦油中夹带有一定量的水、盐等杂质，这些杂质的存在会给下游的处理带来不便，因此首先要对中低温煤焦油原料油进行脱盐脱水处理，脱盐脱水的方式可以借鉴在石油化工中采用的电脱盐脱水法。
中低温煤焦油中的酚类含量很高，虽然酚类作为化工原料是极有价值的，但其燃烧情况较差，且具有腐蚀性，能使油品残炭量增加、味臭、变色，从而降低油品的稳定性，因此酚类并不是柴油或汽油的理想组分。
如果目标产物是汽、柴油，应该在中低温煤焦油加氢处理以前将酚类脱除。另外，中低温煤焦油中含有一定量的沥青，在一般的加氢处理条件下，沥青较难加氢，且易吸附在催化剂上造成催化剂失活。因此，有必要在加氢处理之前对原料进行分馏。
2.2 加氢技术路线
对于中低温煤焦油加氢来说，可以使用的加氢反应器有固定床和悬浮床两种，其中固定床加氢是较为常见的技术路线。陕西煤业化工集团神木天元化工有限公司采用延迟焦化-固定床加氢精制／加氢裂化工艺来加工中低温煤焦油，取得了成功，其延迟焦化装置的油收率约80%，焦炭产率约16% 。对于悬浮床反应器，虽然有一些单位在研究，但是工业应用较少，如KBR公司基于悬浮床的VCC加氢工艺只是前身在二战时期德国的工业装置上运行过，而中石化抚顺石油化工研究院的悬浮床加氢工艺尚无工业应用的先例。
固定床加氢反应器是非常成熟的工艺，与之相比，尽管悬浮床具有温控更加容易、对原料的适用范围更宽和处理量大等优势，但尚需要工业实践来验证其技术的成熟性，从当下的技术进展情况看，建议采用固定床反应器更为稳妥。
通过上面的分析可知，首先应对煤焦油进行预分馏切割，切出的煤焦油馏分进入连续操作固定床反应器，在加氢催化剂上进行大分子裂化、烯烃及部分芳烃饱和、脱硫、脱氮、脱重金属等一系列反应，改善油品质量，再经分离得到轻质化、清洁化的燃料油产品。
中低温煤焦油深加工技术路线示意图见图1。
图1中低温煤焦油深加工技术路线示意图
由图1可看出，煤焦油加氢工艺技术路线主要由原料预处理、加氢反应和产品分离等三大部分组成。
原料预处理部分主要基于中低温煤焦油组成较为复杂，除了芳烃、烷烃、烯烃等外，还存在着沥青重组分、机械杂质及水分等。沥青是煤焦油蒸馏提取馏分后的残留物，其杂质主要由煤粉、焦油碱、焦油酸及在加工过程中混入的一些固体颗粒物等组成。沥青重组分、重金属的存在会使焦油流动性下降，同时易堵塞管路、使催化剂失活；而机械杂质的存在也易堵塞进料泵，因此有必要在进料泵和加氢反应器之前，对煤焦油进行预处理。根据煤焦油主体组分与沥青、杂质性质上的差异，可通过预分馏除去沥青重组分及杂质固体颗粒，将中低温煤焦油分离为酚油、轻组分和重组分。酚油进入抽提装置得到纯净的酚类以及脱酚焦油，脱酚焦油经脱沥青后进入加氢装置。轻组分可直接进入加氢装置，进行加氢精制和加氢裂化；重组分经脱沥青后送入加氢装置。
加氢反应是技术路线的核心，在中低温煤焦油的加氢过程中，原料首先在加氢精制反应器内加氢精制，脱除煤焦油中的硫、氮、氧、金属等杂原子和杂质、不饱和烯烃和芳烃，得到汽、柴油馏分，剩下的重组分进入加氢裂化反应器，进行大分子的裂化反应，进一步得到汽、柴油馏分。由于在一般的加氢条件下，多环芳烃的加氢反应要比单环芳烃的加氢反应容易进行，这就使得经过加氢精制和加氢裂化后，原料中的多环芳烃大多转变为单环芳烃，而单环芳烃具有很好的化学稳定性，较难加氢开环，将会在反应过程中稳定存在。因此，适当控制反应条件，可以使得馏分中含有较多数量苯、甲苯和二甲苯等单环芳烃，即BTX。故在通过加氢精制和加氢裂化后，中低温煤焦油加氢的主要产物为汽、柴油馏分和BTX。
2.3 芳烃加氢反应的控制
从中低温煤焦油的组成来看，芳烃含量较高，因此加氢过程会发生芳烃加氢反应。由于中低温煤焦油加氢的氢气源自焦炉煤气，而芳烃加氢反应的氢耗量较大，因此有可能会形成氢气不足的情况，从而导致生产不能顺利进行。这就存在多环芳烃的加氢开环反应与减少氢耗的矛盾，如何能够在氢耗尽量小的情况下得到最大量的合格油品是技术进步的一个重要的努力方向。
从催化剂的角度来看，中低温煤焦油加氢除了发生加氢脱硫、加氢脱氮、加氢脱金属等反应外，还会发生芳烃加氢饱和反应。这就要求催化剂不仅要有较强的脱硫和脱氮能力，还要具有较强的芳烃饱和能力。以生产柴油为例，高芳烃含量不仅会造成低十六烷值（十六烷值20～30)，降低柴油质量，而且在柴油使用过程中还会增加有害物质的排放。一些研究者认为，汽车尾气中颗粒物的排放量与燃料中的芳烃含量密切相关。为达到日益严格的燃料油排放标准和环境法规的要求，必须降低燃料油中的芳烃含量。双环及双环以上芳烃加氢饱和至单环芳烃比较容易，而受芳环共振稳定性和加氢反应可逆性的影响，单环芳烃完全加氢生成环烷烃则非常困难。B. H. Cooper等详细地阐述了馏分油中芳烃的饱和反应，发现即使所有芳烃完全饱和成环烷烃，柴油的十六烷值依然不能满足燃料油的要求。要想大幅度提高十六烷值，必须将芳烃加氢饱和与环烷烃开环结合起来，即通过设计催化剂使得芳烃饱和反应按照氢耗较少，且目标产物十六烷值较高的路径进行，从而提高产品的质量和加氢单元运转的经济性。
从上面的分析可以看出，芳烃完全加氢并不是合理的加氢方式，这是因为一方面芳烃完全加氢的氢耗量过大，且能耗过高，另外一方面油品十六烷值的提高也不明显，显然芳烃的选择性加氢开环是催化剂开发的一个重要方向。国内已经有部分单位进行了相关的研发工作，如王红岩对中低温煤焦油加氢催化剂及工艺进行了系统的研究，另外，上海胜帮煤化工技术有限公司、中国科学院过程工程研究所、中石化抚顺石油化工研究院等在中低温煤焦油加氢催化剂方面也已经取得了一些研究进展。
3 产业化发展的建议
目前能源企业的战略发展方向是规模化和大型化，期望通过规模效应产生最大的经济效益已成为各方的共识。中低温煤焦油加氢制取汽、柴油和BTX，与石油化工中的高芳烃含量的重馏分油加氢十分类似，是一个十分复杂的体系，需要大量的资金和人员投入，因此只有达到一定规模才能产生经济效益。
首先，目前中低温煤焦油产量较小，且分布分散，实现煤焦油的综合利用的难度较大，而随着炼焦（兰炭）产业的发展，小规模的炼焦属于国家要求逐渐淘汰的落后产能，整个炼焦产业将逐渐向大型化、规模化方向发展，这有利于中低温煤焦油的综合利用。
其次，目前的煤气化技术，如德士古气化技术等也会副产中低温煤焦油。由于新型煤化工均以煤气化得到的合成气为原料，因此未来随着煤化工的发展，基于煤气化的中低温煤焦油的产量也是相当可观的。未来煤化工项目的规划建设，在条件（环境容量和水资源等）允许的情况下，可以通过园区化等方式实现产业集聚，从而产生规模效应，便于中低温煤焦油的综合利用，如中低温煤焦油与煤间接液化得到的混合烃类混合，进行加氢处理得到合格的产品等。
第三，目前国内对于中低温煤焦油的加氢，基本都采用企业自身研发的技术，一些科研院所也已经在进行中低温煤焦油的研发工作，如果相关企业与科研院所能有更为充分的交流，则能进一步推动中低温煤焦油技术的发展，从而做到互惠互利。
最后，中低温煤焦油加氢制取马达燃料与石油化工中高芳烃含量的重馏分油加氢十分类似，而后者已经有了一些较为深入的研究。因此，深入了解石油化工领域内的高芳烃含量的重馏分油加氢不无裨益。
第三篇 产业（项目）现状及分析
1 煤焦油加氢项目现状
1.1据石油网统计，全国目前在建、拟建的煤焦油加氢项目超过30个，投资规模近1000亿元，煤焦油加氢总产能达1700万吨。
以10万吨/年项目为例，目前煤焦油市场价不过3200元/吨，经加氢处理后，可获得750多千克售价7500元/吨以上的清洁燃料油，以及少量液化气和沥青焦，实现销售收入6500多元，实现净利润1500多元，净利率超过20%，因此成为非常赚钱的投资项目，吸引越来越多资金进入，掀起了煤焦油加氢项目建设热潮。
我国石油对外依存度已超过55%。随着全球石油资源的减少，煤代油成为我国长期的战略抉择之一。基于煤干馏—煤焦油加氢原理集成创新的煤炭分质清洁利用技术，具有投资省、排碳少、耗水少、能耗低、对环境影响小等特点，非常适宜在富煤缺水、生态脆弱的西部地区推广应用。
但他同时提醒，适宜干馏提取焦油的煤种主要分布在陕西榆林、内蒙古中东部、新疆准东和哈密，以及云南、河北、黑龙江等少数地区，加之相关技术仍需不断完善和改进，尤其粉煤干馏后产生的大量焦粉如何高效转化目前尚无清晰可行的解决方案。
1.2 据卓创数据统计，焦油加氢生产气、柴油企业目前产能已经接近700万吨，而各种煤焦油（包括中、低温煤焦油加氢在建或拟建）清洁燃料加工能力高达1700万吨，这些数字已经已经远远大于煤焦油的有效供给。
据卓创数据统计，2011年我国高温煤焦油产量在1683万吨，中温煤焦油的总产能约有568万吨，平均开工率59%，总产量约有335万吨，两者总和产量仅有2018万吨。
2012年——在从下游消耗情况来看，下游煤焦油深加工行业产能1400-1500万吨，炭黑产业每年也需要消耗680-700万吨的煤焦油，如若完全释放的话，仅炭黑和煤焦油深加工行业所需煤焦油的量就达2200万吨。再加上目前已投产或筹建的加氢企业的产能700万吨，煤焦油的总体需求高达2900万吨，这个数字远远小于2018万吨，市场缺口达882万吨。——煤焦油（原料价格上涨——推高产品的价格）
从国内生产结构来看，由于我国钢铁及焦化行业已经是产能严重过剩的行业，而国家政策也在不断的进行落后产能的淘汰，因此后期煤焦油的产量增涨率将逐渐缩小，甚至会由正直转向负值的可能，因此，在今后几年内煤焦油资源供应将成为一个定值。
因此单从资源供应来看，煤焦油加氢项目的并不适应于大量上马，从当前的试点企业来看，虽然利润丰厚，但如若集中上马，势必造成资源的抢夺而导致价格攀升，从而将利润挤压掉。
2 在建、拟建项目情况
粗略统计，这些项目若全部按计划实施，到2015年，国内中温煤焦油加氢总产能将达1700万吨，新增兰炭产能1.7亿吨。
陕煤化集团神木天元化工公司100万吨
黑龙江宝泰隆煤化工公司10万吨/年高温煤焦油加氢生产清洁燃料项目
内蒙古庆华集团10万吨/年中温煤焦油加氢项目
延长安源化工公司投资23.95亿元的50万吨/年煤焦油轻质化项目
河北中捷石化集团与福建长城石油集团共同投资19亿元建设的60万吨/年蒽油及中低温煤焦油加氢项目
安钢集团与河南利源煤焦集团30万吨/年煤焦油加氢项目
新疆庆华能源集团（内蒙古）60万吨煤焦油加氢项目
陕西煤业化工集团神木富油科技有限公司12万吨/年煤焦油加氢项目
陕西东鑫垣化工有限公司50万吨/年煤焦油加氢项目
中国水务新疆昌源集团 50万吨/年煤焦油加氢项目
陕北基泰化工有限公司大型兰炭配套50万吨/年煤焦油加氢项目
陕西煤炭建设公司内蒙古建丰煤化工有限公司50万吨/年煤焦油加氢项目
内蒙古华电呼伦贝尔能源有限公司2×600万吨/年褐煤热解多联产2×10万吨/年煤焦油加氢项目
陕煤集团神木煤化工产业公司神木清水工业园区3000万吨煤干馏中低温煤焦油加氢项目
蒙古建丰煤化工有限公司50万吨/年煤焦油加氢项目
山东宝舜2×30万吨煤焦油深加工项目
内蒙赤峰国能化工科技45万吨煤焦油加氢项目
新疆庆华能源集团60万吨煤焦油加氢项目
山东宝舜2×30万吨煤焦油深加工项目
河南义马海新能源5万吨/年煤焦油加氢项目
云南解化长岭石化科技开发有限公司 1万吨
中煤龙化哈尔滨煤制油有限公司中低温煤焦油加氢项目
神木锦界天元化工有限公司50加氢项目
七台河宝泰隆圣迈煤化工有限公司 10万吨加氢项目
榆林基泰能源化工50万吨/年加氢项目
3 存在的问题
目前全国在建、拟建的煤焦油加氢项目已经超过30家，总产能近700万吨，产能将在未来两年间激增10倍。对此，有关专家提醒：煤焦油加氢不仅充分利用了焦炭副产品煤焦油和焦炉煤气，解决了环境污染问题，而且所获得的产品为国内短缺的调和汽柴油及液化气，符合国家产业政策要求，对缓解我国石油供应紧张、保障能源安全，促进焦炭行业节能减排具有良好的示范作用。但随着新项目的日益增多，煤焦油这种过去一度被丢弃的资源将逐渐变得紧俏，也会推动其价格不断上扬。企业在上项目时，一定要充分考察论证煤焦油来源的充足与可靠性，以及煤焦油价格抬高可能带来的成本上升风险，切忌一哄而上。
附件：
◆神木锦界天元化工有限公司项目介绍
陕西神木锦界工业园神木锦界天元化工有限公司采取“两次加氢，尾油裂化”的技术工艺，建成了25万吨中温煤焦油轻质化生产线，实现了煤炭向石油替代品的转变。
这条生产线是神木锦界50万吨煤焦油轻质化项目的一期工程，是神府经济开发区2004年的招商引资项目。该项目的主要特点是根治了传统煤焦油加工工艺存在的产品质量差、污染严重等缺陷，提高了煤焦油的附加值，属于资源综合利用和环保项目。
项目一期工程（25万吨/年）总投资为7.5亿元，主要产品有：年产清洁燃料油15万吨，清洁石脑油8万吨，液化气0.4万吨。副产品兰炭60万吨/年，液氨0.25万吨，硫磺0.1万吨。该项目于2006年9月开工建设，2008年4月试生产成功。达产后，将实现销售收入15亿元/年，利税3.2亿元/年。
50万吨/年中温煤焦油轻质化项目采用自有知识产权专利技术
此专利技术利用中温煤焦油作为原料，经加氢裂化技术与环保技术组合，实现了煤焦化（焦炉煤气、煤焦油深加工）一体化建设。由于锦界工业园区天然气供应不能落实，制氢装置由原来设计的天然气制氢调整为配套年产60万吨兰炭装置，利用荒煤气，采用变压吸附技术制氢。氢气与原料中温煤焦油混合在催化剂作用下发生反应，反应产生的物质经分馏后得到产品石脑油和燃料油，同时产生的酸性水和酸性气经酸水制氨装置和酸气制硫装置处理后制得副产品液氨及硫磺，尾气及废水符合环保要求后外排或循环利用。
这一技术不仅为我国的中高温煤焦油资源综合利用提供了新的加工方法和思路，而且通过对中高温煤焦油进行改质，显著提高经济效益。与此同时，该项目从煤到油的四个生产工艺流程中，均实现了节能减排和清洁生产，达到了闭合运转、循环利用的目的。
采取煤焦油加氢工艺路线实现煤转油的办法，在我国有过尝试但没有形成规模生产。该项目使煤制油新工艺进入了规模生产阶段。
◆黑龙江宝泰隆煤化工公司和内蒙庆华集团高温煤焦油加氢项目介绍
宝泰隆．庆华煤焦油加氢是上海胜帮石油化工技术公司设计并提供技术支持。
煤焦油加氢工艺技术以煤焦油为原料，煤焦油可先脱出酚、萘类产品制造高附加值酚、萘产品，亦可不脱出酚、萘（不脱酚、萘时，加氢氢气消耗量大，总体效益略低）。从气化厂、焦化厂等收集的煤焦油先进行分馏切割，切出小于350℃的轻焦油馏分进入加氢反应器进行脱硫、氮、重金属等一系列反应，最后生成液化气、石脑油、轻柴油。切割剩余的大于350℃馏分经半氧化、调和后可作为普通道路沥青、防水涂料或重质燃料等。煤沥青也可以进一步加氢处理作为针状焦或碳纤维的原料。
现有煤焦油加氢装置由煤气提纯制氢、加氢预分馏、加氢及产品分馏、原料及产品储罐、配套的公用工程系统，如：水、电、汽、风、氮气、消防等。
现有装置及配套设施总占地面积为：248×237米。装置区占地100x60米。
氢气提纯装置产氢能力约1500标方/小时。
加氢加工能力4万吨/年，按每年开工8000小时计，每小时加氢加工小于350℃的轻焦油馏分5吨。最大加工能力6万吨/年。
现有装置包括配套的公用工程实际总投资约5000万元人民币（2003年实际投资数）。
现有装置按废物利用环保型技术申报立项，生产汽油调和组分、优质燃料油组分，油品销售免税。
◆煤焦油加氢生产气、柴油拟建或在建投产运行企业
煤焦油加氢生产气、柴油拟建或在建投产运行企业一览表
第四篇10万吨/年煤焦油加氢装置简要说明
1煤焦油加氢生产技术概述
煤焦油的组成特点是硫、氮、氧含量高，多环芳烃含量较高，碳氢比大，粘度和密度大，机械杂质含量高，易缩合生焦，较难进行加工。
煤焦油加氢生产技术首先将煤焦油全馏分原料采用电脱盐、脱水技术将煤焦油原料脱水至含水量小于0.05%，然后再经过减压蒸馏切割掉含机械杂质的重尾馏分，以除去机械杂质（与油相不同的相，表现为固相的物质），使机械杂质含量小于0.03%，得到净化的煤焦油原料。
净化后的煤焦油原料经换热或加热炉加热到所需的反应温度后进入加氢精制（缓和裂化段）进行脱硫、脱氮、脱氧、烯烃和芳烃饱和、脱胶质和大分子裂化反应等，之后经过进入产品分馏塔，切割分馏出汽油馏分、柴油馏分和未转化油馏分；未转化油馏分经过换热或加热炉加热到反应所需的温度后进入加氢裂化段，进行深度脱硫、脱氮、芳烃饱和大分子加氢裂化反应等，同样进入产品分馏塔，切割分馏出反应产生的汽油馏分、柴油馏分和未转化油馏分。
氢气自制氢装置来，经压缩机压缩后分两路，一路进入加氢精制（缓和裂化）段，一路进入加氢裂化段。经过反应的过剩氢气通过冷高分回收后进入氢气压缩机升压后返回加氢精制（缓和裂化）段和加氢裂化段。
2 技术的先进性
ABC是一家按照现代企业制度建立的高新科技企业，主要从事炼油、石油化工、煤化工、环保和节能等技术领域的新技术工程开发、技术咨询、技术服务和工程设计及工程总包。
ABC汇集了国内炼油、石油化工和煤化工行业大、中型科研院所、设计院及生产企业的优秀技术人才，致力于新工艺、新设备、新材料的工程开发，转化移植和优化组合国内外先进技术，将最新科技成果向实际应用转化，为客户提供最优化系统整合、客观完善的技术咨询、完整的解决方案，根据用户的要求进行最优化设计，以提高客户竞争和赢利能力。
公司现在的主要业务为炼油、化工装置设计、技术方案和催化剂产品提供。
炼油、化工装置设计包括的装置有加氢、制氢、延迟焦化、重油催化裂化、重整、二烯烃选择性加氢、汽油醚化、气分、聚丙烯等。
ABC煤焦油加氢专有工艺技术是在原石油炼制尾油加氢技术的基础上进一步开发的，与常规加氢技术相比该技术有以下优点：
◆ 催化剂的先进性
根据煤焦油中不同组分的加氢反应的速度的快慢不同及易结焦特性，胜帮公司优化设计开发了适合煤焦油加氢的前处理的两类催化剂－保护/脱金属催化剂。两类催化剂的加氢活性不同、颗粒度也不同，很好的适应了煤焦油的特点，使煤焦油加氢装置的运转寿命大大延长。
根据煤焦油的Ｈ／Ｃ小，氢含量低的特点，胜帮公司优化设计开发了适合煤焦油加氢经过前处理后再加氢的催化剂－加氢精制（缓和裂化）催化剂。由于煤焦油氢含量低，加氢过程中会放出大量的热，若催化剂设计不当或装置控制不稳会造成装置飞温，使催化剂和反应器损坏。因此，胜帮公司针对煤焦油的特点开发的加氢精制（缓和裂化）催化剂加氢活性适度、裂化活性适宜，使煤焦油加氢装置的运转寿命大大延长。
根据煤焦油的中有机分子大、氢含量低的特点等特点，胜帮公司优化设计开发了适合煤焦油加氢经过加氢精制（缓和裂化）后再裂化的催化剂－加氢裂化催化剂。由于煤焦油氢含量低，即使经过加氢精制（缓和裂化）段后，其氢含量仍然达不到高压加氢裂化催化剂所能接受的氢含量指标，在这种情况下若采用常规的高压加氢裂化催化剂来裂化大分子，势必会造成裂化催化剂结焦速度加快，影响加氢装置的正常操作。因此，胜帮公司针对煤焦油的特点开发的加氢精制裂化催化剂加氢活性与裂化活性匹配适宜，在裂化过程中还能快速进行小Ｈ／Ｃ分子的加氢，降低加氢裂化过程中的催化剂结焦机率，影响煤焦油加氢装置的运转寿命。
◆较少工艺污水排放技术
控制减压塔在适当的真空度条件下操作，以常规的电动真空泵来达到真空度要求，避免使用蒸汽喷射泵带来的大量含油污水排放，对人身健康和环境有利，同时降低装置能耗。另外，将各塔汽提蒸汽产生的含油污水收集起来用于加氢精制产物注水，亦可减少污水总量。
◆优化的换热网络技术
装置能耗的高低，在处理同一原料的前提下，主要体现在换热网络的优化程度。采用上海胜帮的工程技术经验，对各温位的能量进行了充分的优化设计，能量利用充分，与同类装置相比较，可以使单位能耗较大幅度地下降。
3 公用工程规格
本装置要求公用工程规格达到以下指标。
公用工程规格指标明细表
循环冷却水
供水温度
30 ℃
回水温度
40 ℃
供水压力
0.45 MPa (G)
回水压力
0.25 MPa (G)
脱氧水（或冷凝水）
压力
0.3 MPa (G)
温度
25～65℃
质量
氧含量：≤50ppm
固体物含量：≤25ppm
氯离子含量：≤5ppm
氨含量：≤100ppm
硫化氢含量：≤100ppm
PH值：7~9
新鲜水
压力
0.8 MPa (G)
温度
15 ℃
仪表风
供风压力
0.40MPa (G)
温度
环境温度
露点（在1 Bar下）
-60 ℃
质量
含尘微粒≤3μm，含油量≤8ppm，不含腐蚀、有毒及易燃、易爆气体。
氮气
供气压力
0.8 MPa (G)
温度
环境温度
质量
〉99.5V%
电
电压
10KV/380V/220V
频率
50Hz
4工艺说明
4.1装置概况
本装置由原料预处理系统（100）、加氢反应系统（200）、高低压分离系统（300）、压缩机系统（400）、分馏系统（500）和辅助系统（600）组成。
原料预处理系统包括过滤、电脱盐和减压蒸馏脱沥青质三部分，主要目的是除去固体杂质、含盐水和沥青质，以维持反应正常运行，并得到合格产品。
加氢反应系统包括加氢精制和加氢裂化两部分。加氢精制目的是油品轻质化及脱出硫、氮等杂质，加氢裂化目的是将未转化的重质尾油进一步裂化，以实现加氢油品完全转化的要求。
高低压分离系统包括加氢精制生成油的热高分、冷高分，加氢裂化生成油的热高分、冷高分，两套系统共用的热低分、冷低分，以及相应的换热、冷却和冷凝系统。其目的是实现反应产物的液化及气液分离，并得到高纯度的循环氢气。
压缩机系统包括新氢压缩机和循环氢压缩机两部分。
辅助单元的作用主要是向系统中添加硫化剂和高压注水等。
4.2工艺原理及特点
4.2.1原料过滤
根据煤焦油含有大量粉粒杂质的特点，设置超级离心机和自动反冲洗过滤器，以避免系统堵塞，尤其是反应器压降的过早提高。
4.2.2电脱盐
由于原料来源不同，常规的炼厂油品加氢装置不需设置电脱盐系统。鉴于煤焦油中含有较多的水份和盐类，本装置在原料过滤系统之后设置了电脱盐系统，以达到脱水、脱盐的目的。
4.2.3减压脱沥青
原料中含有较多的也能影响反应器运行周期的胶质成分，不能通过过滤手段除去。
通过蒸馏方式，可以脱除这部分胶质物，并进一步洗涤除去粉粒杂质。为避免结焦，蒸馏在负压下进行。
4.2.4加氢精制
加氢精制反应主要目的是：1、烯烃饱和——将不饱和的烯烃加氢，变成饱和的烷烃；2、脱硫——将原料中的硫化物氢解，转化成烃和硫化氢；3、脱氮——将原料中的氮化合物氢解，转化成烃和氨；4、脱氧——将原料中的氧化合物氢解，转化成烃和水。
另外，加氢精制也会发生脱金属反应，原料中的金属化合物氢解后生成金属，沉积于催化剂表面，造成催化剂失活，并导致催化剂床层压差上升。
4.2.5加氢裂化
加氢裂化的目的是使得未转化油进一步裂化成轻组分，提高轻油收率。
5主要工艺操作条件
表错误！文档中没有指定样式的文字。?1 主要操作条件
操作条件
操作值
减压塔
T101
塔顶温度，℃
145
塔顶压力，MPa(A)
0.02
进料温度，℃
350
塔底温度，℃
322
加氢精制反应器
R201
入口温度，℃
初期260/末期285
出口温度，℃
初期415/末期440
操作压力MPa(A)
16.8
氢油比
1000
加氢裂化反应器
R202
入口温度，℃
初期390/末期417
出口温度，℃
初期402/末期432
操作压力MPa(A)
16.8
氢油比
1000
精制热高分
R301
温度，℃
260
压力，MPa(A)
15.65
裂化热高分
R302
温度，℃
260
压力，MPa(A)
15.8
精制冷高分
R303
温度，℃
43
压力，MPa(A)
15.45
裂化冷高分
R304
温度，℃
43
压力，MPa(A)
15.65
热低分
R305
温度，℃
260
压力，MPa(A)
1.1
冷低分
R306
温度，℃
43
压力，MPa(A)
1.1
分馏塔
T502
塔顶温度，℃
120
塔顶压力，MPa(A)
1.12
塔底温度，℃
355
6工艺流程说明
本装置由原料预处理系统、加氢反应系统、高低压分离系统、压缩机系统、分馏系统和辅助系统组成。
6.1原料预处理系统
原料煤焦油通过装置进料泵，在FRC控制下，由罐区送入装置。经过换热器与减压塔中段循环油换热至100~130℃，再经过进料过滤器过滤掉固体杂质后，进入电脱盐系统。在电脱盐罐中，煤焦油得到脱盐脱水处理。脱后原料油在TIC-控制下，经换热器再次与减压中段循环油换热升温。而后，经过换热器分别与减压塔底重油、加氢裂化反应产物、加氢精制反应产物换热，最终在TRC控制下，升温至350℃，进入减压塔。减压塔塔顶气体经空冷器和水冷器冷凝冷却至45℃，入回流罐。减压塔真空由真空泵提供。回流罐中液体由减压塔顶泵加压。一部分作为回流，在FRC控制下返回减压塔顶。另一部分在FRC和LICAHL的串级控制下，经换热器与出装置的减压塔底重油换热后，送入加氢精制进料缓冲罐。减压塔中段油由减压塔中部集油箱抽出，经减压中段油泵加压，一部分在TIC控制下，通过换热器与进装置煤焦油换热降温至152℃，作为中段循环油打入减压塔第二段填料上方和集油箱下方，洗涤煤焦油中的粉渣和胶质；另一部分则在FRC和LIC串级控制下，直接送入加氢精制原料缓冲罐。减压塔底重油含有大量的粉渣和胶质，不能送去加氢，由泵加压，在LICAHL控制下，经换热器与减压塔顶油换热降温后，送至装置外渣油储罐。
7 加氢反应系统
7.1加氢精制部分
加氢精制原料油由加氢精制进料泵加压后，在TRC控制下，经换热器与加氢精制反应产物换热升温至260℃（初期），与加氢精制循环氢混合后进入串联的三台加氢精制反应器A/B/C。反应器A入口温度通过调整循环氢温度由TRCAH控制。循环氢流量由FRCAL控制。三台反应器的各床层温度通过TRCAH和由补充的冷氢控制。反应压力控制在16.8MPa。415℃（初期）高温的反应产物送往高低压分离系统。
7.1.1加氢裂化部分
加氢裂化原料油由加氢裂化进料泵加压后，在TRC控制下，经换热器与加氢裂化反应产物换热升温至399℃（初期），与加氢裂化循环氢混合后进入串联的两台加氢裂化反应器A/B。加氢裂化反应器A入口温度通过调整循环氢温度由TRCASH控制。循环氢的流量由FRCASL控制。两台反应器的床层温度通过TRCAH和由补充的冷氢控制。反应压力控制在16.8MPa。402℃（初期）高温的反应产物送往高低压分离系统。氢气加热炉用于加热加氢裂化用的循环氢，开工时也加热加氢精制的循环氢。
7.2高低压分离系统
加氢精制反应产物经过换热器，分别与分馏塔底再沸油、减压塔进料、加氢精制反应进料和冷低分油换热，在TRC控制下降温至260℃，入精制热高分罐进行气液分离。热高分罐的液体，在LICAHL控制下，减压后排入热低分罐，气体经换热器与循环氢换热，再由空冷器和水冷器冷却到43℃，入精制冷高分罐再次进行气液分离。其间，为避免反应产生的铵盐堵塞空冷器，于空冷器入口前注入水。冷高分罐的液体，在LICAHL控制下，减压后排入冷低分罐。冷高分罐气体排出，与裂化冷高分的气体混合后去循环氢压缩机的循环氢入口缓冲罐。
加氢裂化反应产物经过换热器，分别与加氢裂化进料、循环氢、减压塔进料换热，在TRC控制下降温至260℃，入裂化热高分罐进行气液分离。热高分罐的液体，在LICAHL控制下，减压后排入热低分罐，气体经换热器与冷低分油换热，再由空冷器和水冷器冷却到43℃，入裂化冷高分罐再次进行气液分离。冷高分罐的液体，在LICAHL控制下，减压后排入冷低分罐。冷高分罐气体排出通过PRC减压，与精制冷高分的气体混合后去循环氢压缩机的循环氢入口缓冲罐。
热低分罐的气体和液体，在PRC和LIC5控制下，分别送往稳定塔。冷低分罐气体，在PRC控制下，排入燃料气系统。冷低分油经换热器分别与裂化产物和精制产物换热升温，同热低分油混合后送往稳定塔进行分离蒸馏。冷低分罐设有分水包，含有铵盐的污水在LICAHL控制下排入污水管网。
7.3压缩机系统
本系统设有新氢压缩机和循环氢压缩机各两台，均为一用一备。加氢精制和加氢裂化共用一套压缩机系统。
补充的新氢由装置外来，在PRC控制下进入新氢压缩机入口缓冲罐，多余的氢气排入火炬。新氢经过新氢压缩机三级压缩升压至17.25MPa，并入去反应系统的循环氢管线。
来自高低压分离系统的两股循环氢气混合后进入循环氢压缩机入口缓冲罐，于缓冲罐中沉降分离凝液后，经循环氢压缩机压缩升压至17.25MPa。压缩机出口气体分为三个部分：一部分在PRC控制下短路循环至加氢精制空冷器入口，用于稳定压缩机的运行，保持压缩机出口压力稳定；一部分作为控制反应床层温度的冷氢，直接送往反应系统；另一部分则与补充的新氢混合，经换热器换热升温后作为反应循环氢气送至反应系统。循环氢压缩机入口缓冲罐管线设有流量控制的放空系统，用于反应副产的不凝性轻组分的去除，以保证循环氢浓度。该部分气体排入火炬（如燃料气系统允许，也可排入燃料气系统）。循环氢压缩机入口缓冲罐的操作压力为本装置两套加氢系统的总的系统压力控制点，主要由补充氢供应系统控制，必要时也可和新氢压缩机入口缓冲罐出口管线上的放空气排放阀双程控制。
为确保安全运行，循环氢压缩机入口缓冲罐设有超高液位检测LASHH，并可以联锁停车；循环氢压缩机入口设有慢速和快速两套泄压系统，供紧急状态泄压或停车使用。
压缩机系统各分液罐的凝液集中送回冷低分罐。
7.4分馏系统
来自高低压分离系统的热低分气直接送入稳定塔第三层塔盘的下部，混合后的热低分油和冷低分油送入第三层塔盘的上部。稳定塔塔顶气体通过空冷器和水冷器冷凝冷却至40℃，进入稳定塔回流罐。稳定塔回流罐气体在维持塔压的PRC控制下排入燃料气系统，液体则经稳定塔顶回流泵作为全回流在FRC和LICAHL串级控制下送回稳定塔塔顶。脱除轻组分的稳定塔底部液体在FRC和LIC控制下排出，并在TIC控制下通过换热器与分馏塔塔底油换热后送入分馏塔进一步分离。稳定塔塔底再沸器的热源为分馏塔塔底用于再沸炉循环油的一路尾油，再沸器返塔温度（303℃）由设于尾油管线上的TRC控制。
分馏塔塔顶气体经空冷器冷凝冷却至70℃，进入分馏塔回流罐。该罐为常压操作，几乎没有气体排放。液体经石脑油泵加压后，一部分作为回流在FRC控制下送回分馏塔塔顶，一部分作为石脑油产品在LICAHL控制下送出装置。分馏塔回流罐的水相由分水包排出，在LICAHL控制下通过泵送至注水系统回用。柴油馏分在LICAHL控制下由分馏塔塔第12层塔盘流出，在柴油汽提塔中经蒸汽汽提，最终由柴油泵抽出，通过柴油空冷器和柴油水冷器冷却至40℃，在FRC控制下作为产品送出装置。分馏塔塔底的尾油由尾油泵分两路送出：一路流量由FRC控制，经换热器换热实现综合能量利用，最后通过再沸炉升温至385℃返塔；另一路流量由FRC和LICAHL双程控制，并经换热器与分馏塔进料换热，作为加氢裂化的原料送至加氢裂化原料罐。
7.5辅助系统
7.5.1硫化剂
外购的硫化剂通过氮气吹扫卸入硫化剂罐储存。催化剂开车硫化或运行期间补硫时，通过硫化剂泵分别注入精制反应器A/B/C和裂化反应器B。硫化剂罐设有氮气保护。
7.5.2注水
注水系统为加氢精制反应产物提供注水，注水位置在精制空冷器入口，以防止铵盐结晶堵塞设备。注水主要有两部分来源：一是回用减压塔、分馏塔蒸汽汽提产生的含油废水；二是界外供应的脱氧水或冷凝水。两种水可以混用，但回用水不应超过注水总量的一半。注水储存于注水罐中，补充的脱氧水由LICAHL控制。注水泵设有旁路，通过FRC控制注水流量。
7.5.3污油
全装置的污油管线和污油地漏均接至装置内地下污油总管，最终排入污油罐。罐中的污油通过污油泵间断送出装置。污油泵启停由LISHL控制。
7.5.4渣油
渣油来自原料预处理系统的超级离心机和自动反冲洗过滤器，间断排入渣油罐，通过渣油泵在LIASHL控制下间断送入减压塔，塔底重油出装置管线。
7.5.5火炬
装置内各火炬排放点均接入火炬管网，火炬气总管接至放空管。放空罐内凝液是液位情况不定期地排入污油罐。放空罐气体出口总管接至装置外工厂火炬。
8 公用工程及能量消耗
表错误！文档中没有指定样式的文字。?2 全装置公用工程消耗汇总表
序号
项目
消耗量
备注
正常
最大
1
循环冷却水 t/h
248.325
400
2
新鲜水 t/h
3.6
12
3
电力 kw?h
1965.17
3600
不含照明等辅助用电
4
蒸汽 t/h
1.05
10
不含伴热等辅助用量
5
仪表风 Nm3/h
180
300
6
氮气 Nm3/h
50
1200
7
燃料气 kg/h
152
标准燃料
9 界区条件
装置原料的界区条件如下表：
表错误！文档中没有指定样式的文字。?3 装置原料界区条件
项目
温度，℃
压力，MPa（G）
原料油
75
0.8
氢 气
40
2.0
注：原料油泵布置于罐区。
装置公用工程的界区条件如下表：
表错误！文档中没有指定样式的文字。?4 公用工程界区条件
项目
条件
循环冷却水
供水温度
30 ℃
回水温度
40 ℃
供水压力
0.45 MPa (G)
回水压力
0.25 MPa (G)
脱氧水
供水压力
0.3 MPa (G)
新鲜水
供水压力
0.8 MPa (G)
供水温度
15 ℃
仪表风
供风压力
0.4MPa (G)
温度
环境温度
露点（在1 Bar下）
-60 ℃
质量
不含油
氮气
供气压力
0.8 MPa (G)
温度
环境温度
电
电压
10KV，380 V，220 V
频率
50HZ
水蒸汽（装置边界）
1.0MPa (G)
220 ℃
注：如新鲜水压力较低，则应考虑设电脱盐注水罐和泵。
10 分析化验项目表
为全面考察装置运行情况及各物料状况，在装置有关部位设置了取样点，开工期间和正常生产期间的分析项目和频次根据实际情况确定，下表列出了具体的分析项目及分析频次。
表错误！文档中没有指定样式的文字。?5 正常生产期间和开工期间分析项目及频次
编号
物流名称
取样点
分析项目
分析频率
正常生产
开工期间
SC-101
原料油（煤焦油）
管P1001
馏程
2/周
1/天
比重
2/周
1/天
凝点
2/周
1/天
氮含量
2/周
1/天
硫含量
2/周
3/天
水含量
1/天
3/天
金属含量
2/周
1/天
胶质
2/周
1/天
酸值
不定期
1/天
SC-102
脱后原料油
管P1005
水含量
1/天
2/天
盐含量
1/天
2/天
SC-103
含盐污水
管WW1003
组成分析
1/天
2/天
SC-104
重油
管P1031
比重
2/周
凝点
2/周
1/天
粘度
不定期
1/天
胶质
不定期
SC-201
加氢精制进料
管P2001
馏程
不定期
1/天
SC-202
加氢裂化进料
管P2003
馏程
不定期
1/天
SC-203
催化剂硫化气
管P2007
硫含量
3/天
SC-204
催化剂硫化气
管P2009
硫含量
3/天
SC-301
冷低分污水
管WW3001
组成分析
1/天
1/天
SC-302
冷低分油
管P3026
硫含量
不定期
氮含量
不定期
SC-303
冷低分气
管P3040
硫含量
不定期
1/天
氮含量
不定期
1/天
组成分析
2/周
1/天
SC-304
精制空冷出口油气
管P3008
铵盐含量
不定期
1/天
SC-305
精制冷高分气
管P3010
硫含量
不定期
氮含量
不定期
组成分析
不定期
SC-306
裂化冷高分气
管P3019
硫含量
不定期
氮含量
不定期
组成分析
不定期
SC-501
稳定塔顶排放气
管P5004
硫含量
不定期
1/天
组成分析
2/周
1/天
SC-502
石脑油
管P5024
馏程
1/天
3/天
比重
1/天
3/天
芳烃含量
1/天
1/天
粘度
1/天
1/天
SC-503
柴油
管P5030
馏程
1/天
3/天
比重
1/天
3/天
粘度
1/天
芳烃含量
1/天
闪点
1/天
3/天
凝点
1/天
3/天
十六烷值
1/天
3/天
酸度
1/天
SC-504
未转化油
管P5011
比重
1/天
粘度
1/天
馏程
1/天
11 工艺设备说明
11.1设备说明
本装置所需设备基本为碳钢材质，部分高温高压设备采用抗氢钢、耐温钢和不锈钢，完全能够由国内设计制造，本装置主要设备包括加氢反应器、塔、换热器、空冷器、容器、压缩机和泵等，见下表。
表错误！文档中没有指定样式的文字。?6 主要工艺设备表
设 备
数量（台或套）预估
反应器
5
加热炉
3
塔
4
换热器
37
空冷器（管束）
10
容器
21
压缩机
4
泵
31
其它
2
总 计
117
11.2主要设备选择
11.2.1新氢压缩机
加氢精制和加氢裂化共用两台新氢压缩机（一用一备）升压加氢所用的新氢，该机可选用国产增安型异步电机驱动的对称平衡型三级压缩往复式压缩机。
11.2.2循环氢压缩机
加氢精制和加氢裂化共用两台循环氢压缩机（一用一备）升压循环氢，该机可选用国产增安型异步电机驱动的一级压缩对称平衡型往复式压缩机或隔膜压缩机。
11.2.3反应进料泵
加氢精制和加氢裂化反应进料泵采用高压柱塞泵或多级高压离心泵。
11.2.4反应器
采用热壁板焊结构主体材质采用2.25Cr-1Mo-0.3V，锻件内壁采取堆焊不锈钢。内设分布器和冷氢箱。
11.2.5高压换热器
高压换热器选用U 形管式换热器。对于高温高压下操作的换热器，选用2.25Cr-1Mo+堆焊不锈钢或15CrMo制造。U 形换热管选用0Cr18Ni9或15CrMo，要求采用整根材料制造不允许拼接。
11.2.6高压分离器
热高压分离器采用热壁板焊焊结构主体材质采用15CrM+堆焊不锈钢o。
冷高压分离器采用板焊结构主体材质采用16MnR。
11.2.7加热炉
整个装置共有3台加热炉：减压塔开工进料加热炉、加氢裂化反应进料氢气加热炉和分馏塔塔底再沸炉。
该装置加热炉每台热负荷小、加热介质特性不同、温位不同，故每台炉单独布置。
装置汽提需用的过热蒸汽通过分馏塔再沸炉对流室进行余热回收实现。
12 自控仪表
考虑到装置高温、高压、临氢的特殊性和重要性，整个装置采用先进的控制系统，主要仪表在满足经济性要求的前提下采用技术先进、质量可靠的仪表，从而保证装置长周期、安全、平稳的生产。同时还要达到降低成本增加经济效益的目的。
装置的仪表种类如下：
热电偶 压力变送器 液位（界位）变送器
远传流量变送器 现场显示温度仪表 现场显示压力仪表
现场显示液位（界位）仪表 调节阀
12.1自动控制水平
该装置是高位限度的化工装置，所以要求控制精度较高，整个装置的控制系统采用先进的DCS控制系统，DCS系统的操作站通讯总线，现场控制器通信总线、控制器、网关、交换机等都要求冗余配置，要求DCS个别硬件如果出现故障不会影响到整个装置的生产，该控制系统应能完成如下的功能：
实时趋势记录功能
历史趋势报警功能
过程报警功能
系统报警功能
系统连锁泄压或停车功能
报表功能
过程显示功能
流量累积功能
报警和报表打印功能
控制功能：简单的控制、串级控制、比值控制、间歇式控制、逻辑控制等。
现场仪表运行状态监测功能
在线帮助功能
12.2检测和控制方案说明
本装置的控制以常规的单回路控制为主，此外还有一些复杂控制，如串级控制、间歇式控制、逻辑控制、特殊控制等。本装置的主要控制回路如下：
减压塔主要控制塔顶压力、塔顶温度、塔进料温度、中段循环流量和温度、塔底液位、回流罐液位、回流罐水包界位。具体方案如下：塔顶压力是通过抽真空系统实现的；塔顶温度由回流流量和塔顶温度组成串级控制回路控制；塔进料温度是通过控制减压塔进料与加氢产物的换热多少而实现的，也就是通过控制换热器的旁路来实现控制流经换热器后的介质温度；中段循环油抽出集油箱液位由液位和流量组成的串级控制回路控制，返塔轻重洗均为单回路流量控制，返塔温度由换热器旁路单回路控制；塔底液位通过单回路液位控制调整塔底重油采出量来控制；回流罐液位由塔顶轻油去加氢精制进料罐的流量与液位串级控制回路来控制；回流罐水包界位由排水量控制。
加氢精制进料缓冲罐与加氢裂化进料缓冲罐气相空间连通，共用一套稳压的双程控制系统；液位均分别采用出料流量和罐液位串级回路控制。
加氢精制反应器A/B/C进料温度由控制循环氢温度的冷氢通过单回路温度控制来稳定；反应器各段床层温度均通过单回路温度控制调整冷氢注入量来控制。
加氢裂化反应器A/B进料温度由温度与氢气加热炉燃料气压力的串级控制回路来控制；反应器各段床层温度均通过单回路温度控制调整冷氢注入量来控制。
精制热高分罐、裂化热高分罐、精制冷高分罐和裂化冷高分罐的液位均由各自罐底出料设置的单回路液位控制调节阀（双阀备用）控制，并设有低低液位报警联锁关阀；裂化冷高分罐顶气相管线设有单回路压力控制调节阀控制裂化冷高分罐压力。
热低分罐液位由罐底出料设置的单回路液位控制调节阀控制；罐顶气相管线设有单回路压力控制调节阀控制压力。
冷低分罐液位由罐底出料设置的单回路液位控制调节阀控制；罐顶气相管线设有单回路压力控制调节阀控制压力；排水管线设置了单回路界位控制调节阀控制分水包界位。
新氢压缩机进料稳压由设置在放空线的单回路压力空置调节阀实现。压缩机内部控制系统由供货商提供。
循环氢压缩机入口缓冲罐压力控制采用压力与新氢出口压力串级控制回路方式，也可采用压力与放空气流量串级控制回路方式。压缩机内部控制系统由供货商提供。
稳定塔主要控制塔顶压力、塔底液位、再沸器返塔温度、回流罐液位。塔顶压力是通过控制塔顶不凝气采出量来实现的，采出量大压力降低，否则压力升高；塔底液位与塔底采出流量（进分馏塔流量）组成串级控制回路控制塔底液位；再沸器返塔温度由设置在再沸器热介质管线和旁路上的双程温度控制系统控制；回流流量与回流罐液位组成的串级控制回路控制回流罐液位。
分馏塔主要控制塔顶温度、塔底液位、再沸炉返塔温度、回流罐液位、回流罐分水包界位。塔顶温度由回流流量和塔顶温度组成串级控制回路控制；未转化油去加氢裂化流量与液位组成的串级控制回路控制塔底液位；再沸炉返塔温度由温度和燃料气压力组成的串级控制回路控制；回流罐液位由设置在石脑油出装置管线上的单回路液位控制调节阀控制；设置在排水管线上的单回路液位控制调节阀控制回流罐分水包的界位。
12.3安全连锁系统说明
本装置有两套紧急泄压系统，用于紧急处理各种故障和事故。
慢速泄压系统：限制第一分钟泄压约0.7MPa。当有发生火灾危险时手动启动，循环氢压缩机严重故障时自动启动。慢速泄压时应关停加氢进料泵、新氢压缩机和氢气加热炉。
快速泄压系统：限制第一分钟泄压约2.0MPa，且不得高于2.1MPa。该系统只能手动，用于发生火灾或反应器床层严重飞温等事故处理。、块速泄压时应关停加氢进料泵、新氢压缩机、循环氢压缩机和氢气加热炉。
其它安全联锁逻辑关系详建仪表联锁参数表。
12.4仪表选型原则
控制室采用DCS控制系统。
安全连锁系统的逻辑运算应独立设置。
根据工艺条件及其要求，选用先进、可靠并且安装、使用和维修方便的仪表。
一次仪表的选择，对在非安全场所的电动仪表，选用符合工艺场所防爆等级要求的仪表。
现场的一次测量仪表：24VDC供电，4～20mADC。在DCS上可以设定和修改现场仪表的参数。
温度仪表：现场指示选用双金属温度计，远传温度采用热电偶。
压力仪表：现场指示一般情况采用弹簧管压力表为主，根据介质特性选用不锈钢压力表、隔膜压力表等。
一般流量测量可采用孔板类测量元件，对于系统压力损失有要求的尽量选一些非节流类的流量计，如转子流量计等。流量检测元件选择应注意防堵（如原料油）。
计量仪表应根据装置内、外计量要求分别选择符合要求精度的仪表。
液位仪表：现场指示采用石英管液位计或磁浮子液位计；远传液位选用双法兰类的液位计或浮筒式的液位计，界位仪表要选择浮筒式界位计。
安全控制仪表：在装置区易发生可燃气体泄漏或易聚集可燃性气体的场所，设置可燃气体检测报警器，可将信号送至DCS报警。
执行机构：主要选用气动薄膜式调节阀、调节阀阀体根据不同工艺条件选用单、双座调节阀、套筒式调节阀等。
13 安全、环保、健康说明
13.1危害因素分析
13.1.1火灾和爆炸危险
本装置属于易燃易爆的甲类火灾危险区域，生产过程中的原料、中间产品、产品及辅助物料都具有易燃易爆性，并处于高温、高压、临氢的条件下，装置中大部分区域属于爆炸危险区。
表错误！文档中没有指定样式的文字。?7主要易燃易爆危险物料及特征
序号
物料名称
爆炸极限V%
闪点 ℃
火灾危险性分类
1
煤焦油
丙B
2
石脑油
1.4~7.6
<28
甲B
3
柴油
1.5~4.5
45~120
丙A
4
氢气
4.0~75
甲
5
燃料气
甲
6
硫化氢
4.3~45.5
甲
7
二甲基二硫
1.1~16.1
16
甲B
13.1.2高温
装置内多数设备（炉子、反应器、塔等）为高温操作，高温设备相连的管道等系统设施也有较高的操作温度，若不慎接触个别裸露之处，可能导致烫伤事故发生。
13.2 安全防护措施
13.2.1危险物质的控制
危险物质的容器应具有良好的防火、防爆性能。良好的机械设计、合适的材质选择、采用可靠的密封设备，并按惯例进行检查和维修保证这类容器的防火、防爆性能。
报警及保护系统能发现失常的操作状况并采取措施以避免有害物质的泄漏。
压力泄放系统：在装置吹扫操作中排放的可燃性物流在排至大气之前先被送至所设计的密闭系统设备中，在回收其中的液体之后，油气送至火炬燃烧后再排入大气。在适当位置设置可燃性气体报警以检测事故性泄漏。设置快、慢速泄压系统及安全联锁系统。
所有压力容器或压力系统按规范要求设置安全阀，防止设备超压引起爆炸和火灾。
平面布置
对于装置内设备布置，不仅要减少次生危害的发生，而且要给足消防间距及方便操作和维修。本装置的布置严格遵守《石化企业设计防火规范》（GB50160-92）和其它相关的行业标准。道路的设计要便于处理紧急事故和维修车辆（消防车、起重车等）的进出。尽可能将明火设备布置在可燃性物流的上风处。
压力设备的安全
压力设备的设计和结构应遵从“压力容器安全评述和检测的规则”和其它广泛采用的工业标准。为防止设备的事故超压，在合适的地方要设置压力排放系统。并在合适的地方安装设备紧急泄压设施。
电设备的安全
用电设备区域等级划分是按照“爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范”（GB50058-92）和其它可采用的标准。位于危险地域的用电设备和电缆应符合防爆等级的划分。
对建筑物和其它结构物的照明保护和抗静电放电保护应遵从GB50057-94，GBJ65-83和其它适用的工业标准。
防火设施
应用消防水是消防方法中最有效的。消防水用于暴露的结构物和设备的冷却，从而防止事故扩大，并可减少损失直至火灾被扑灭。通常切断和排除燃料源。
装置内设有相应的仪表、报警、自动联锁保护系统和紧急停车措施以及可燃性气体浓度报警器等以保证装置安全和可靠的操作。
本装置应位于全厂消防站的有效服务范围之内，一旦着火有足够数量的消防车进行扑救。装置内设置水炮、沿塔体设置消防蒸汽竖管及塔体上喷雾冷却系统等灭火设施。
高温及噪音保护
高温设备外应有隔热保温设施，以确保该设备表面温度不会超过60℃。
选择低噪音设备以符合“工业企业噪音控制设计标准”（GBJ87-85）的噪音控制要求。
设计中采用的主要标准及规范
《石油化工企业设计防火规范》 GB50160-92（1999年版）
《建筑灭火器配置设计规范》 GB50140-2005
《低倍数泡沫灭火系统设计规范》 GB50151-92（2000版）
《建筑设计防火规范》 GB50016-2006
《火灾自动报警系统设计规范》 GB50116-98
《建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定》劳动部令第3号
《石油化工企业职业安全卫生设计规范》 SH3047-93
《工业企业设计卫生标准》 TJ36-79
《职业性接触毒物危害程度分级》 GB5044-85
《工业企业噪声控制设计规范》 GBJ87-85
《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》 GB50058-92
13.3环境保护措施
装置内建有含油污水收集系统，含油污水经处理后达标后外排，不会对下游的设施构成影响。
富含硫化氢和铵盐的酸性废水送往废水汽提装置处理后回用。
选用低噪声设备以减小噪声。装置内噪声达到中国国家标准《工业企业噪声控制设计规范》（GBJ87-85）的要求。
执行的环境标准
建设项目环境保护设计规定 <87>国环字第002号文
《石油化工企业环境保护设计规范》 SH3024-95
《大气污染物综合排放标准》 GB16297-1996
《环境空气质量标准》 GB3095-1996
《污水综合排放标准》 GB8978-1996
《地面水环境质量标准》 GB3838-88
《工业企业厂界噪声标准》 GB12348-90
注：工艺包所涉及到的标准若有新的国家及行业发布版本，一律按照最新标准执行。
13.4废物排放
13.4.1废水
本装置废水排放见下表。
表错误！文档中没有指定样式的文字。?8 废水排放一览表
序号
项 目
排放指标
排放量
处理措施
1
电脱盐污水
根据脱盐方案定
去污水处理
2
冷低分污水
H2S含量0.095~0.084%m
NH3含量12.8~4.96%m
0.9~3.0 t/h
去废水汽提装置
3
减顶回流罐废水
含油200mg/l
BOD100
COD200
0.2~1.0 t/h
用作注水或去污水处理
4
稳定塔回流罐废水
含少量H2S和NH3
少量
去废水汽提装置
5
分馏塔回流罐废水
含油200mg/l
BOD100
COD200
0.5~1.5 t/h
用作注水或去污水处理
6
机泵冷却水
含油150mg/l
BOD100
COD250
0~10 t/h
去污水处理
在设备集中区域周围设有围堰，收集含油雨水和地面冲洗水，并排放至污水处理场。
13.4.2废气
生产过程所有的物流包括取样均处于密闭系统中。在正常操作时仅有氮封系统排放的废氮气和加热炉排放的烟气。在误操作或紧急事故时，超压气体将排放到工厂火炬系统中。
13.4.3废渣
本装置主要废渣排放为废催化剂，全部密闭装桶，送回生产厂再生。
13.4.4 噪声
噪声污染源为压缩机、机泵和空冷器风机，通过选型或设置隔音罩，限制声压级为＜85dBA。
13.4.5防腐
本装置基本无腐蚀。本装置物料在正常情况下均无腐蚀性，仅冷低压分离器排出的酸性废水具有较轻的腐蚀性，对全装置的设备及管道选材没有影响。酸性废水密闭排放，送出装置处理。
设备和管道外表面用工业中标准的刷漆和保温措施来保护，其详细要求应在工艺设计中考虑。关键设备采用阴极或阳极保护方法保护。
14 装置内外关系
14.1原料进装置
原料煤焦油来自罐区原料中间罐。氢气来自同期建设的制氢装置。
14.2产品出装置
本装置所出的主产品为石脑油和柴油，副产品为重油。所有产品均由装置内产品机泵送往产品罐区。
15 几点说明
在设计中要充分考虑密闭取样、密闭排放。
设备选型应于工程设计阶段根据平面布置、供货商资源和其他设计影响因素最终确定，工艺包中的泵、冷/换热器、空冷器型号仅供参考。
由于加氢工艺的特殊要求，高温高压管线较多，所以在管道的设计及安装时，应充分考虑热应力的问题。
仪表量程由设计单位按规范核算选取。
污油管线可直接连接到污油地下总管，不设污油地漏。
压缩机、真空泵、自动反冲洗过滤器的流程需与设计阶段根据供货商提供的资料修改。
16 设备布置原则
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。设备布置要结合火灾危险分类和爆炸等级划分区域。
本装置平面布置采用流程式和同类设备相对集中相结合的形式布置。
装置区由设备框架、管廊、炉区、反应器区和塔区组成。泵布置在管带的下方，空冷器布置在设备框架的顶层。装置区四周形成环形通道，满足消防﹑施工﹑检修的安全生产要求。
本装置平面布置能够满足现行有关规范和消防﹑检修的要求。
设计中还应考虑其它应有的其它辅助设施的布置。
同时还应考虑尽量缩短几条关键管线的长度：高压、高温管线，以及加热炉出口管线等。
建议的设备平面布置详见设备平面布置图。
17 附录
17.1建议采用的标准规范
《石油化工企业设计防火规范》（1999年版） GB50160-92
《建筑设计防火规范》 GB50016-2006
《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》 GB50058-92
《石油化工静电接地设计规范》 SH3097-2000
《石油化工企业职业安全卫生设计规范》 SH3047-93
《工业企业噪声控制设计规范》 GBJ87-85
《石油化工噪声控制设计规范》 SH/T3146-2004
《石油化工企业环境保护设计规范》 SH3024-95
《工业企业设计卫生标准》 GBZ1-2002
《工作场所有害因素职业接触限值》 GBZ2-2002
《职业性接触毒物危害程度分级》 GB5044-85
《化工企业安全卫生设计规定》 HG20571-95
《大气污染物综合排放标准》 GB16297-1996
《化工建设项目环境保护设计规定》 HG/T20667-2005
《压力管道安全管理与监察规定》 劳部发（1996）140号
《石油化工钢制管道工程施工工艺标准》 SH/T3517-2001
《石油化工工艺装置布置设计通则》 SH3011-2000
《石油化工管道布置设计通则》 SH3012-2000
《工业金属管道设计规范》 GB50316-2000
《石油化工设备和管道隔热技术规范》 SH3010-2000
《工业设备及管道绝热工程设计规范》 GB50264-97
《石油化工设备和管道涂料防腐蚀技术规范》 SH3022-1999
《石油化工管道伴热和夹套管设计规范》 SH/T3040-2002
《石油化工企业柔性设计规范》 SH/T3041-2002
《石油化工设备管道钢结构表面色和标志》 SH3043-2003
《钢制管法兰、垫片、紧固件》（欧洲体系）HG20615～20635-97
《石油化工管道设计器材选用通则》 SH3059-2001
《石油化工钢制通用阀门选用、检验与验收》 SH/T3064-2003
《石油化工企业钢管尺寸系列标准》 SH3405-96
《石油化工配管工程常用缩写词》 SH/T3902-2004
《石油化工配管工程设计图例》 SH/T3052-2004
《炼油厂全厂性工艺及热力管道设计规范》 SH/T3108-2000
《输送流体用无缝钢管》 GB/T8163-1999
《流体输送用不锈钢无缝钢管》 GB/T14976-2002
《低压流体输送用镀锌焊接钢管》 GB/T3091-2001
《高压锅炉用无逢钢管》 GB/T5310-1995
《工业设备、管道防腐蚀工程施工及验收规范》 HGJ229-91
《机械设备安装工程施工及验收通用规范》 GB50231-98
《压缩机、风机、泵安装施工及验收规范》 GB50275-98
《工业设备及管道绝热工程施工及验收规范》 GBJ126-89
《工业金属管道工程施工及验收规范 》 GB50235-97
《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》 GB50236-98
以上标准规范如有更新或替代，应遵照新版执行。
第五篇 液体石油消费税
1 液体石油消费税
液体石油消费税，指的是纳税人以原油或其他原料生产加工的在常温常压条件下呈液态状（沥青除外）的产品，按规定征收消费税。
国家税务总局2012年11月中旬下发公告。调整后将MTBE、芳烃、混芳等用于调和油及化工原料的产品亦纳入征收范围，且亦按照1元/升来征收。对成品油市场而言，调和油市场萎缩后，中石油、中石化两大公司的成品油在市场上的占有率必然大增，两大公司在成品油供应上的“垄断”地位将更加牢固。
2012年11月中旬国家税务总局下发公告，纳税人以原油或其他原料生产加工的在常温常压条件下呈液态状（沥青除外）的产品，按规定征收消费税。以石脑油（1元/升）或是燃料油（0.8元/升）的税率进行征收。
2．实施时间
国家税务总局公布液体石油产品从2013年1月1日起均征消费税。
3．新规亮点
调整后将MTBE、芳烃、混芳等用于调和油及化工原料的产品亦纳入征收范围，且亦按照1元/升来征收。
附件：资源税税率表（部分）
1、原油：5%；
2、天然气：5%；
3、煤炭—焦煤：8.00/吨；
煤炭—其他煤炭：
煤炭—其他煤炭资源税税率表
单位：每吨
北京市
2.5元
福建省
2.5元
四川省
2.5元
河北省
3元
江西省
2.5元
贵州省
2.5元
山西省
3.2元
山东省
3.6元
云南省
3元
内蒙古自治区
3.2元
河南省
4元
陕西省
3.2元
辽宁省
2.8元
湖北省
3元
甘肃省
3元
吉林省
2.5元
湖南省
2.5元
青海省
2.3元
黑龙江省
2.3元
广东省
3.6元
宁夏回族自治区
2.3元
江苏省
2.5元
广西壮族自治区
3元
新疆维吾尔自治区
3元
安徽省
2元
重庆市
2.5元
4、液体石油
石脑油：1元/升；燃料油：0.8元/升。
