15万吨蒽油轻质化项目可行性研究报告 139页

'新能源有限公司15万吨/年蒽油轻质化项目可行性研究报告 目录1总论11.1概述11.2编制依据及原则21.3项目建设背景、理由及必要性31.4研究范围41.5研究结论52市场分析与价格预测102.1原料供应102.2蒽油轻质化产品市场预测103工艺装置物料平衡及产品规格133.1主要原料、产品规格及数量133.2物料平衡174工艺装置184.1蒽油轻质化装置184.2制氢装置465厂址选择及总图运输575.1建厂条件及厂址选择575.2总图运输606公用工程及辅助生产设备616.1储运工程616.2土建67 6.3给排水、污水处理706.4电气、通信746.5供热、供风786.6采暖通风796.7平面布置796.8自动控制807环境保护897.1设计采用的主要标准897.2建设区域的环境现状897.3主要污染源和主要污染物907.4控制污染的初步方案917.5环境保护投资估算927.6环境影响分析938消防948.1消防体制和贯彻方针948.2设计遵循的消防法规948.3设计执行的主要技术标准及规范948.4火灾危险性分析948.5消防设施设置959职业安全卫生999.1编制依据及采用的主要标准999.2工业的主要危害因素分析999.3安全卫生设计方案102 9.4安全卫生机构1049.5安全卫生措施的效果预测及评价10410节能10610.1概述10610.2能耗构成及分析10710.3工艺装置节能技术10910.4低温热回收10911装置定员11012项目实施计划11113投资估算和资金筹措11213.1建设投资估算11213.2总投资估算和资金筹措11314经济效益评价11714.1生产成本和费用估算11714.2财务评价11814.3敏感性分析11914.4财务评价结论119附表附图121 1总论1.1概述1.1.1项目基本情况1.1.1.1项目名称新能源有限公司15万吨/年蒽油轻质化项目1.1.1.2项目建设规模（1）15万吨/年蒽油轻质化装置（2）相关配套工程1.1.1.3项目建设性质该项目建设性质为新建。1.1.1.4项目建设地点工业园区。1.1.2主办单位基本情况1.1.2.1主办单位名称、性质及负责人主办单位全称：主办单位性质：股份制民营企业法人代表：单位负责人：1.1.2.2主办单位概况新能源有限公司成立于2010年12月，占地面积100亩，现有员工300余人。主要建成15万吨/年芳构化装置两套~34~ ，产品为混合芳烃，符合国家发展和改革委员会颁布的《产业结构调整指导目录(2011年本)》相关产业政策，混合芳烃作为化工基础原料，应用前景广阔。该项目在垦利县政府有关部门及镇政府的大力支持下，于2010年10月份开工建设，2011年6月份投料试车，项目实际完成投资7000万元。到2012年12月份实现销售收入15亿元。1.2编制依据及原则1.2.1编制依据（1）本项目原料蒽油分析报告。（2）新能源有限公司关于蒽油轻质化项目可行研究报告的技术服务合同。（3）新能源有限公司关于蒽油轻质化项目拟建厂址条件等。1.2.2编制原则（1）严格遵守国家的产业政策和省级相关部门的有关规定，严格执行国家的有关法令、标准、规范，按照国家或行业现行的标准规范进行设计，以求实、科学的态度，以开拓进取的精神精心设计。（2）工艺技术方案的确定，要确保在世界范围内具有竞争力。在吸收国内外先进技术基础上，必须以技术上先进成熟、生产装置运行安全可靠，经济上合理，选用洁净煤技术以确保不污染环境为前提。（3）原料路线的选取紧紧围绕着我国的基本能源结构和构成，原料来源可靠、技术经济可行。（4）主要设备立足国内制造，提高国产化率，形成具有中国特色的以煤为原料国产化的联合生产技术路线。（5）选用的工艺、设备、自控方案要先进、可靠、“三废”排放少，做到低能耗、低污染、低成本。~34~ 1.3项目建设背景、理由及必要性近年来，国际能源供应形势日益紧张，受国际原油的高价位的影响，石油产品成本急剧增加。本项目蒽油经过加氢精制及加氢反应后的石脑油馏分，其芳烃含量及芳潜含量远高于石油炼制装置所产石脑油，是非常好的生产三苯的原料，而且成本较低。同时，蒽油轻质化制备合格柴油及柴油调和组分，也能够大大提高蒽油的附加值，实现资源的充分利用。为推动煤化工产业升级与调整，国家相继发布了《国务院关于发布实施＜促进产业结构调整暂行规定＞的决定》（国发[2005]40号）、《国家发展改革委员会关于加强煤化工项目建设管理促进产业健康发展的通知》（发改工业[2006]1350号）。文件提出，发展煤化工行业有利于推动石油替代战略的措施，在有条件的地区应适当加快以石油替代产品为重点的煤化工产业的发展，建设规模化煤化工产业基地，应树立循环经济的理念。建设本项目，按中华人民共和国工业和信息化部2008年12月19日“产业[2008年]第15号”文精神，符合国家的产业和技术鼓励项目要求。该项目以蒽油为原料，与环保技术组合，生产目前市场上价格不断上涨的油品，根治了传统煤焦油加工过程中存在的工艺缺陷（产品质量不合格、污染转移），实现了煤焦油资源的增值利用。新能源有限公司基于本身的技术实力，以及对煤焦油多年的研究，考虑到目前国内的能源结构，适时提出了“煤－炼－化”产业链的概念。即，以煤炭一次转化为基础，对其副产品采用炼油行业的成熟技术进行深度加工，二次产品再向精细化工方向发展，真正成为石油替代品。蒽油轻质化作为产业链中重要的一环，切合了国家的相关政策导向：1、原料方面，以蒽油及天然气提纯而得的氢气为主要原料，充分利用焦油副产品。~34~ 2、技术方面，采用目前国内最先进的含加氢反应的加氢技术，属国家认可同时提倡使用的先进技术，属于国家允许类项目。本项目通过应用先进的技术，带动上下游产业链和周边地区产业共同发展，扩大了居民就业范围，促进了当地经济腾飞和社会进步。3、产品方面，主要产品的目标市场为石油替代产品市场，市场前景广阔，效益可观，可谓“取于是地而造福于民”。4、在项目配套设施方面，充分考虑能量回收以及环保设施，真正做到“环境友好”、“节能减排”。5、在社会效益方面，本装置所产改质蒽油，对于当地的燃料油市场将起到部分支撑性作用。装置建成后将解决130余人就业问题，并创造了每年超过10000万元的税收，真正做到“取于是地而造福于民”。综上所述，本项目的建设既符合国家产业政策，又能够有效提高产品附加值，增强煤化工企业的生存力及竞争力。做为“煤—炼—化”产业链中的重要一环，本项目整体效率高，社会及经济效益可观，对整个下游化工产业链的实现有着重要的意义。1.4研究范围该项目为新建，可行性研究报告范围包括:新建15万吨/年蒽油轻质化装置，以及相关配套公用工程和辅助生产设施，该项目工程主项见表1.4-1。表1.4-1工程主项表序号单元号单元名称说明一装置区1210115万吨/年蒽油轻质化装置2210215000Nm3/h制氢装置~34~ 二公用工程及辅助设施12201中央控制室22202总变配电所32203循环水场42204软水站52205热力站62206空氮站72301原料罐区及泵82302成品罐区及泵92303汽车装卸车设施1.5研究结论1.5.1项目概况拟建：15万吨/年蒽油轻质化项目相关配套公用工程和辅助设施；拟建项目总占地面积为：150亩总定员：132人年操作时间：8000小时，装置操作范围：60%-110%。1.5.2主要工艺技术及经济指标1.5.2.1主要工艺技术指标主要工艺技术指标见表1.5-1。表1.5-1主要工艺技术指标序号项目名称单位数量备注1生产规模~34~ 蒽油轻质化104t/a152主要原料用量蒽油104t/a15氢气104t/a0.9合计104t/a15.93产品方案104t/a液化气104t/a0.32H2S+NH3104t/a0.23干气104t/a0.281#改质蒽油104t/a3.032#改质蒽油104t/a7.76尾油104t/a0.01煤沥青104t/a3.75其它104t/a0.52水分和损失合计104t/a15.94主要公用工程用量电104kWh/a36.8220V104kWh/a1408380V104kWh/a208010kV循环冷却水104t/a9000.4MPa，t≤32℃新鲜水104t/a480.4MPa，t≤32℃除氧水104t/a13.50.4MPa，t≤32℃蒸汽104t/a-5.63.5MPa104t/a5.11.0MPa氮气104Nm3/a1440.8MPa仪表空气104Nm3/a4560.6MPa5三废排放量污水t/h8废气t/h废渣t/h废剂间断排放6总定员人1327总占地面积亩150注：“-”代表产出。1.5.2.2主要经济技术指标主要财务评价数据指标汇总见表1.5-2。~34~ 本项目总投资51368万元，其中建设投资43348万元，建设期资本化利息1955万元，流动资金6065万元。年均销售收入82870万元（含税），年均总成本费用49906万元，年均所得税后利润20111万元，投资利润率52.20%，全部投资财务内部收益率所得税后为23.13%；静态投资回收期5.7年（含建设期2.0年，所得税后）。各项经济技术评价指标好于行业基准值，项目经济效益较好，并具有一定的抗风险能力，在经济上是完全可行的。如果能够争取到当地环保项目或新技术新产业链支持政策，该项目经济效益更好。表1.5-2主要技术经济指标汇总表序号项目名称　单位数量　　一基本数据　　　1总投资　万元51368　1.1建设投资　万元43348　1.2固定资产投资　万元32488　1.3建设期利息　万元1955　　1.4流动资金　万元6065　　2销售收入　万元82870生产期内年平均3总成本　万元49906生产期内年平均4流转税及附加　万元6149生产期内年平均5利润总额　万元26815生产期内年平均6所得税　万元6704生产期内年平均7税后利润　万元20111生产期内年平均　　　　　　　二经济评价指标　　　　　8投资利税率　％64.17　　9投资利润率　％52.20　　10借款偿还期　年3.84含二年建设期11财务内部收益率　　　　　　所得税前　％28.79　　　所得税后　％23.13　　12净现值（i=12%）　　　　　~34~ 　所得税前　万元90355　　　所得税后　万元55757　　13投资回收期　　　含二年建设期　所得税前　年5.00　　　所得税后　年5.70　　1.5.3研究结论该项目以蒽油及天然气为原料，原料来源可靠。采用成熟的蒽油轻质化工艺技术生产优质改质蒽油，关键设备设计充分考虑原料特点，可确保装置“安、稳、长、满、优”运转，充分考虑了热量回收，降低装置能耗，技术可行。本工程生产规模和产品方案符合国家产业政策，工艺装备先进，技术成熟可靠，经济合理，并且项目建成后将具有较好的经济效益，良好的社会效益和环境效益，因此，项目建设是可行的。2市场分析与价格预测2.1原料供应项目所需主要原料为天然气、蒽油。氢气采用天然气制氢工艺，制氢装置原料外购，工艺配置合理，能够满足本项目对氢气需要。天然气核算价2.8元/标方。主要原料蒽油通过外购来保证装置需求，价格：3000元/吨。2.2蒽油轻质化产品市场预测蒽油轻质化装置主要产品1#改质蒽油（C5～180℃）中，硫、氮、烯烃含量及其它杂质均很低。2#改质蒽油（＞180℃）安定性好、硫含量低，该两种主要产品可作为优质化工产品出厂，或可作为炼油厂汽柴油的调和剂。~34~ 该项目投产后，生产的0.28万吨/年干气作为燃料装置自用，达到正常工况下燃料自平衡；3.03万吨/年1#改质蒽油产品及7.76万吨/年2#改质蒽油，可实现当地销售，不存在市场问题。1#改质蒽油可以送附近的石油化工厂或化工厂，可以用来做重整进料（石脑油）、芳烃联合装置进料、乙烯装置进料等。2#改质蒽油可以做低凝柴油的调和组分，非常适宜在低寒地区的冬季使用。2#改质蒽油的优点是凝点低，硫、氮含量低，是低硫低凝柴油的调和组分，与GB19147-2003车用柴油标准做比对，十六烷值为40左右，未达到45的标准值。但是通过使用少量的十六烷值改进剂进行调和后，很容易达到45的标准值。该产品还可以直接做为农用机械车用柴油或船用柴油出售。2010年—2011年，中石化、中石油两大集团炼厂已改扩建或即将改扩建的原油加工能力3560万吨。其中中石化系统有塔河石化、洛阳石化、长岭石化等扩建装置投产，合计1050万吨/年。2011年还有北海石化、济南炼厂、青岛炼化等约860万吨/年的扩建能力完工。中石油系统有广西石化、独山子石化、宁夏石化等新增能力投产。据了解，中石化旗下炼厂2011年全年原油计划加工量约为2.2亿吨，较2010年增加8.4%，炼厂开工率水平达到85%左右。其次，两大集团炼厂检修计划有所减少。中石化系统除了广州石化、金陵石化、福建炼化和青岛炼化有检修计划外，其他炼厂均无较大的检修计划，大部分保持高负荷生产。2012年汽柴油产量将呈稳步增长趋势，但增幅不大，预计新炼能投产后，汽柴产量将达到2.5亿吨左右。供大于求，资源充裕，将成为一种常态。但受国家石化产业规划要求，国内汽柴油标准升级，其含硫量要求均有较大提高，为优质汽柴油调和组分的市场提供了较大的销售空间。目前，我国仍处在重化工业阶段，国内经济的高速增长依然需要以石油资源的大量消耗作为依托。2012~34~ 年成品油需求仍保持平稳增长的总体趋势，但受到国内通胀严峻和国家宏观调控的影响，全年成品油表观消费量增速将有所放缓。汽车市场经过2年～3年井喷式增长后，随着汽车购置税优惠政策的取消，2012年汽车产销增速逐渐回落，同时考虑到单车油耗下降和城市治堵措施等因素，全年汽油消费增幅减缓。柴油市场，工业化和城镇化建设将拉动工矿、基建、交通、物流用油的增长，柴油总体需求保持增长。柴油消费结构不会发生大的变化，交通运输、仓储、制造业、建筑业、电力和采掘业等行业用油占到柴油消费的69%以上；国家继续加大对农田水利等农村基础设施建设的支持力度，发展现代农业，农林牧渔业用油占到柴油消费的16%左右。自新的成品油定价机制实行以来，国内成品油价格走势基本与国际油价保持同向，对于保证炼厂利润具有一定作用。但由于成品油价格调整涉及面广、影响大，国家调价时往往瞻前顾后，调价幅度也常常打折，炼厂效益受到上游原料涨价和产品出厂价调整不到位的双重挤压。相对来说，成品油批发价运作的灵活性大，基本可以在零售限价范围内根据市场情况自主调节。2012年，国际油价受经济基本面复苏、美元贬值和地缘政治影响振荡上行。因此，国内成品油价格也将跟随上涨，价格整体水平有所提升。但受国内经济通胀严峻和CPI走高的影响，国家相关部门采取多种措施对物价进行控制，成品油零售价和炼厂出厂价涨幅总体上低于2011年，也低于同期国际油价涨幅，价格波动比2011年平缓。在山东省境内，3.03万吨/年1#改质蒽油产品及7.76万吨/年2#改质蒽油的市场基本定向周边和附近地区，有很好的市场。由于当地蒽油供应充足，市场销售价格为2800元/吨左右，预计随着原油和成品油价格的波动蒽油价格也会有所变动，今后五年蒽油市场售价在3000元/吨左右。项目的主要产品为优质改质蒽油~34~ ，针对当地燃料油及化工原料短缺的现状，1#轻质油价格在7500元/吨左右，2#轻质油价格在8500元/吨左右，预计其价格会随着成品油价格的波动而波动。目前主要产品1#、2#改质蒽油主要目标市场定位于石脑油重整装置进料及高标号成品柴油市场。由于该地区无同类装置，当地具体销售情况无可对比市场分析依据。但根据目前七台河宝泰隆装置及内蒙庆华装置生产产品销售情况，本项目产品市场前景非常乐观。3工艺装置物料平衡及产品规格3.1主要原料、产品规格及数量该项目以蒽油及天然气为原料，天然气经过PSA生产工艺制备氢气，蒽油在加氢精制、加氢反应反应下，生产干气、液化气、1#改质蒽油、2#改质蒽油产品、煤沥青和尾油等产品。干气作为燃料装置内使用，尾油作为重质燃料油出厂。同时，副产H2S和NH3，其中H2S可通过碱液吸收生成硫氢化钠。3.1.1原料蒽油性质根据试验测定，本项目蒽油主要性质见表3.1-1。表3.1-1蒽油主要性质项目名称数值密度(20℃)/g·cm-31.13硫/μg·g-13525氮/μg·g-112600碳，%86.56氢，%5.75氧，%1.08馏程/℃IBP/10%-/23030%/50%300/34070%/90%370/41095%/EBP435/460粘度(100℃)/mm2·s-12.408灰份，%0.002游离水，%＜2残炭，%0.83~34~ 闪点(闭口)/℃98四组分，%饱和分0.5芳香分66胶质32.9沥青质0.6金属/μg·g-1Fe1.53.1.2氢气指标要求装置用氢气由天然气制备，氢气指标见表3.1-2。表3.1-2氢气指标介质H2Ar+N2CO+CO2组成，%99.80.230ppm限制值，%＞99.5＜0.5＜30ppm，其中CO＜10ppm3.1.3干气组成干气满足GB11174-1997标准要求，具体指标见表3.1-3。表3.1-3干气指标序号项目限制值实验方法1总硫，mg/Nm3343(max)SH/T02222H2S含量，mg/Nm360(max)3铜片腐蚀，级≯1SH/T02324蒸发残留物mL/100mL≯0.055C5及C5以上组分含量%(v/v)≯3.03.1.41#改质蒽油产品规格1#改质蒽油满足石脑油标准Q/SY26-2009，产品指标见表3.1-4。表3.1-41#改质蒽油指标序号规格1#改质蒽油1馏分范围，℃＜1802密度，g/cm3(20℃)0.7793总硫，wtppm＜14总氮，wtppm＜1~34~ 5馏程，℃IBP/6010%9930%10850%12070%13290%160EBP1786辛烷值643.1.52#改质蒽油产品规格2#改质蒽油部分满足GB-T19147-2003车用柴油标准，具体指标见表3.1-5。3.1-52#改质蒽油产品性质序号规格2#改质蒽油1馏分范围，℃＞1802密度，g/cm3(20℃)0.8393总硫，wtppm＜304总氮，wtppm＜505馏程，℃IBP/18110%21030%23150%24770%27890%318EBP3456凝点，℃＜-207十六烷指数~403.1.6尾油产品性质尾油产品性质见表3.1-6。表3.1-6尾油性质指标分率，m%备注QI，%15.50TI，%31.00软化点，℃88.00结焦值，%55.20~34~ 3.2物料平衡表3.2-115万吨/年蒽油轻质化项目物料平衡表单位：万吨/年单位：万吨/年　干气1.85%0.28煤液化气2.15%0.32H2S+NH31.52%0.23煤焦油15.00100.00%焦1#改质蒽油20.21%3.03氢气0.906.00%油2#改质蒽油51.70%7.76加尾油0.09%0.01合计15.90106.00%氢沥青25.00%3.75　水2.46%0.37　损失1.00%0.1515合计106.00%15.90~34~ 4工艺装置4.1蒽油轻质化装置4.1.1工艺技术方案选择4.1.1.1确定技术方案的原则（1）采用配套的工艺技术和成熟、可靠、先进的工程技术，确保装置设计的整体合理性、先进性和长周期安全稳定运转。（2）合理用能，有效降低装置能耗，合理回收装置余热，达到合理的先进水平。（3）提高环保水平，加强安全措施，环保设施与主题工程同时设计、同时施工、同时投产。（4）在保证性能可靠的前提下，降低装置投资，最大限度的实现设备国产化。（5）提高装置操作灵活性，增强对市场的适应能力。4.1.1.2国内外蒽油加工技术现状目前，国内有多种煤焦油轻质化工艺，各有优缺点，比较具有代表性的有以下几种：Ⅰ、馏分油加氢精制该方案采用加氢工艺仅加工煤焦油中＜350℃馏分，化学氢耗＜3%。优点是流程短，投资省，装置较易操作。但由于其所能加工煤焦油馏分＜350℃，故整体产品收率较低，以中低温焦油为原料，则沥青产率在40%～50%。且由于其加氢深度较低，未能使煤焦油正真实现加氢，故而产品质量差，售价低，市场认可度差。Ⅱ、馏分油加氢反应~34~ 原料首先经预处理，切除煤沥青（＞460℃馏分），将＜460℃馏分油送加氢单元进行加氢精制及加氢反应。这样一来蒽油轻质化规模相对较小，投资相对偏低，化学氢耗在7.5%左右，可使产品H元素含量达到12%～14%，加氢程度较深，加工费用相对不高，原料适用范围广。预处理后的馏分油适合于加氢反应工艺。预处理工艺主要采用减压工艺和洗油工艺。洗油来自于加氢分馏部分的分馏塔底循环油，将煤沥青中的轻质馏分携带出，同时把重组分洗涤到沥青组分中。原料预处理的目的是脱水、脱杂质、脱金属和煤沥青。其主要目的是脱除不适于进固定床加氢反应器的煤沥青，同时也脱除了煤焦油中的细微碳粉，从而保证煤焦油轻质化反应催化剂的使用寿命。煤沥青组分之所以不适宜通过固定床加氢反应方式实现加氢目的，是因为其富含金属、碳粉、以及大量的胶质和沥青质。若采用固定床加氢，则反应空速极低、压力超高、催化剂失活快、加工费用高，从而使得经济效益较差。但高温煤焦油所产煤沥青，由于其软化点较高，适宜作为改质沥青原料，建议可作为改质沥青原料出售。改质沥青有较好的市场，煤沥青不处理完全可以去配煤或深加工。深加工方案可以加工针状焦、碳纤维等。Ⅲ、延迟焦化+加氢精制该工艺首先将全馏分煤焦油进延迟焦化单元，在延迟焦化工段加大循环比，主要产品为焦化汽油、焦化柴油、石油焦。将焦化汽油和焦化柴油送加氢装置进一步加氢处理。焦化方案优缺点：（1）装置无煤沥青产出，煤焦油通过热裂解方式加氢。（2）化学氢耗相对低。（3）由于采用热裂解方式，则轻油收率低，而干气收率高。（4）由于采用煤焦油~34~ 原料进行延迟焦化，故而所产石油焦质量不合格，价格低。（5）装置投资高，操作费用高。工艺路线优缺点如下：可加工原料馏分C5以上液收（针对高温煤焦油且不含煤沥青）投资消耗成本产品质量经济效益优点缺点加氢精制＜350℃＜40%低低较差低流程简单，反应条件缓和，易操作，投资较低产品收率低，且产品质量差，故而经济效益差，投资回收后，后期效益差馏分油加氢反应＜460℃～62%较高适中优良高反应深度充分，产品收率及质量均较高，经济效益颇高，投资回收期短，且后期效益好投资相对较大，建设期长延迟焦化+加氢精制全馏分～60%高高较差低无沥青产出液收低，产品质量差，石油焦不合格，投资高，建设周期长，经济效益差，投资回收期长，且后期效益差本装置选用第二种馏分油加氢工艺，蒽油利用率高，产品性质优良。该工艺属清洁生产工艺，建设投资略高，操作简单，合理、充分利用蒽油。加氢技术在石油行业是非常成熟的洁净生产技术，故而技术可靠。蒽油含有大量的烯烃、多环芳烃等不饱和烃及硫、氮化合物，酸度高、胶质含量高。采用加氢反应工艺，可完成不饱和烃的饱和、脱硫、脱氮反应、芳烃饱和，大大改善其安定性、降低硫含量和降低芳烃含量的目的，获得优质化工原料。选择该工艺，蒽油利用率高，蒽油馏分可100%转化为优质化工原料，产品性质优良。该工艺属清洁生产工艺，建设投资略高，操作简单，产品转化率高。加氢技术在石油行业是非常成熟的洁净生产技术，中煤龙化哈尔滨煤制油有限公司5万吨/年低温气化蒽油轻质化装置（最初设计能力3万吨/年）已经正常生产超过五年，七台河宝泰隆10万吨/年高温蒽油轻质化反应装置已经正常运转超过两年。~34~ 蒽油轻质化生产液体燃料，工艺流程相对简单、投资省、技术成熟、符合环保要求，综合考虑各种因素，推荐采用加氢反应工艺。4.1.2工艺流程简述加氢装置主要包括蒽油轻质化精制及加氢反应单元单元，其中加氢精制及反应单元主要包括反应部分、分馏部分和脱硫及胺液再生部分。4.1.2.1蒽油轻质化精制及加氢反应单元（1）原料预处理部分原料煤焦油由罐区进料泵送入离心过滤机进行三相分离。脱除的氨水进入氨水罐，经氨水泵送出装置。脱除固体颗粒后的煤焦油进入滤后油缓冲罐，经过滤后油泵升压后进入原料油缓冲罐，经原料油泵、换热器与常压塔中段油换热至157℃，再与减压塔一中回流、二中回流、减压塔底煤沥青、反应产物及精制产物换热升温至320℃后进入常压塔。常压塔顶气体经空冷器和水冷器冷凝冷却至40℃，进入常压塔顶油水分离罐。常压塔顶油水分离罐中液体由常压塔顶油泵加压。一部分作为回流，返回常压塔顶。另一部分作为加氢精制进料进入加氢精制缓冲罐。常压塔中段油部分以回流形式取热，部分换热后直接送至加氢精制缓冲罐作为加氢精制进料；常压塔底重油由泵加压后与精制产物换热升至360℃，然后进入减压塔。减压塔顶气体经水冷器冷凝冷却至40℃后进入减压塔顶油水分离罐，减压塔真空由减顶抽真空系统提供。减压塔顶油水分离罐中液体由减压塔顶油泵加压后送出装置，罐底的水由减压塔顶水泵送至注水罐。减压塔一中循环油由泵升压后一部分回到减压塔中部，另一部分与原料换热后经一中回流空冷器冷却至50℃~34~ ，然后返回至减压塔顶；减压塔二中循环油经泵升压后，一部分送至减压塔中部，一部分送至减压塔下部，剩下部分送至加氢反应部分。减压塔底沥青与原料油换热后作为产品送出装置。（2）反应部分①加氢精制部分加氢精制原料油经过滤器过滤后进入加氢精制缓冲罐，罐内原料油经加氢精制进料泵加压后与精制产物换热升温至221℃（初期），通过与加氢精制循环氢混合进加氢精制反应器，入口温度通过调整循环氢流量进行调整，经三台加氢精制反应器，对原料脱硫、脱氮、脱氧和烯烃饱和。三台反应器的各床层入口温度通过由精制循环氢压缩机来的冷氢控制。反应器入口操作压力约16.7MPa。反应器出口370℃（初期）的精制产物送往高低压分离系统。精制氢气加热炉用于开工时加热加氢精制的混合氢。②加氢反应部分加氢反应原料油经过滤器过滤后进入加氢反应进料缓冲罐，然后由加氢反应进料泵加压后，经换热器与反应产物换热升温至387℃（初期），与来自加热炉的反应热氢混合后进入串联的两台加氢反应反应器。两台反应器的各床层入口温度通过由反应循环氢压缩机来的冷氢控制。反应器入口操作压力约16.7MPa。反应器出口404℃（初期）的高温反应产物送往高低压分离系统。③高低压分离部分加氢精制反应产物分别与精制进料（一次）、分馏进料（二次）和酸性水汽提塔进料（三次）换热，降温至270℃，入精制热高压分离罐进行气液分离。精制热高压分离罐的液体，减压后排入精制热低压分离罐。精制热高分罐顶部气体分别与反应循环氢、精制循环氢换热，再由精制产物空冷器冷却到50℃，入精制冷高压分离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，在空冷器入口前注入脱盐水。热低压分离罐底部液相与顶部气相分别进入酸性水~34~ 汽提塔中部和上部。精制冷高压分离罐的液体，减压后排入冷低压分离罐，气体进精制循环氢压缩机入口的精制循环氢缓冲罐。冷低压分离罐的液体，反应热高压分离罐顶部气体换热升温至175℃后与精制产物换热升温至251℃，进入酸性水汽提塔。冷低压分离罐气体进入酸性水汽提塔，冷低压分离罐底设有分水包，酸性水进入酸性水汽提单元。加氢反应反应产物分别与反应原料、反应氢气、精制氢气换热，降温至270℃，入反应热高压分离罐进行气液分离，反应热高压分离罐顶部气体换热后进入反应产物空冷器冷却到50℃，进入反应冷高压分离罐。反应冷高压分离罐的液体，减压后排入冷低压分离罐，气体进反应循环氢压缩机入口的反应循环氢缓冲罐。为确保安全运行，精制热高压分离罐、精制冷高压分离罐、反应热高压分离罐、反应冷高压分离罐都设有液位低低检测，并可以联锁关闭相应切断阀。④压缩机系统本系统有新氢压缩机（一用一备）、循环氢压缩机（一用一备）共4台压缩机。补充的新氢由天然气制氢装置来，进入新氢分液罐，可通过新氢压缩机出口返回线调节阀，调节新氢压缩机出口压力。新氢经过新氢压缩机三级压缩升压至17.5MPa，与循环氢混合进入反应系统。~34~ 来自精制冷高压分离罐的精制循环氢气，进入精制循环氢缓冲罐沉降分离凝液后，经循环氢压缩机压缩升压至17.2MPa。压缩机出口气体分为三个部分：一部分至精制产物空冷器入口，用于稳定压缩机的运行，保持压缩机入口流量稳定；一部分经换热升温后送往精制反应系统；另一部分则作为冷氢送至精制反应器。精制循环氢缓冲罐出口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排放，以保证精制循环氢浓度。该部分气体排入低分气总管。精制循环氢缓冲罐的操作压力为加氢精制系统的系统压力控制点，主要由补充氢供应系统控制。来自反应冷高压分离罐的反应循环氢气，进入反应循环氢缓冲罐沉降分离凝液后，经循环氢压缩机压缩升压至17.2MPa。压缩机出口气体分为三个部分：一部分循环至反应产物空冷器出口，用于调节压缩机的出口压力；一部分作为控制反应反应床层温度的冷氢，直接送往反应反应器；另一部分则经换热升温后，送至反应反应系统。反应循环氢缓冲罐出口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排放，以保证反应循环氢浓度。该部分气体排入低分气总管。反应循环氢缓冲罐的操作压力为加氢反应系统的系统压力控制点，主要由补充氢供应系统控制。为确保安全运行，精制循环氢压缩机和反应循环氢压缩机入口缓冲罐都设有超高液位检测，并可以联锁停机；循环氢压缩机入口缓冲罐都设有慢速和快速两套泄压系统，供紧急状态泄压或紧急停车使用。压缩机系统各分液罐的凝液集中送回精制冷低分罐。（3）分馏部分来自热低压分离罐的的精制热低分气、精制热低分油和来自冷低压分离罐的冷低分油、冷分气送入硫化氢汽提塔，塔顶气体通过空冷器、水冷器冷凝冷却至40℃，进入汽提塔顶回流罐。汽提塔顶回流罐气体进入吸收脱吸塔下部，液体则经汽提塔顶回流泵升压后一部分回流至汽提塔顶，另一部分送至吸收脱吸塔下部，罐底含硫污水送至含硫污水总管。硫化氢汽提塔底油与产品分馏塔中段回流油换热后与精制产物换热升温至252℃，送入分馏塔进料闪蒸罐。分馏塔进料闪蒸罐顶部气体进入产品分馏塔进一步分离，底部馏分经分馏进料加热炉加热升温后进入产品分馏塔底部。产品分馏塔顶采用压力控制，通过回流罐放空和补充氮气实现，放空量及氮气的量通过压力的分程调节来实现。塔顶气体经空冷器冷凝冷却至50℃~34~ ，进入分馏塔顶回流罐。分馏塔顶回流罐液体经分馏塔顶回流泵加压后，一部分作为回流送回产品分馏塔顶，一部分冷却后送至装置。分馏塔顶回流罐的冷凝液由分水包排出，经分馏塔顶冷凝水泵加压后送至注水罐。2#改质蒽油分由产品分馏塔中段采出，在汽提塔中经重沸器汽提，最终由产品泵抽出，发生蒸汽后经空冷器冷却至50℃，作为产品送出装置。产品分馏塔底的尾油经尾油泵升压后作为2#改质蒽油汽提塔和稳定塔底重沸器热源实现能量综合利用，然后分三路：一路通过分馏塔进料加热炉升温后返塔；一路作为循环油送至反应反应部分；另一路经尾油空冷器冷却后作为尾油产品送出装置。（4）脱硫及胺液再生部分干气自吸收脱吸塔顶经干气冷却器进入干气分液罐，分液后的干气自罐顶部进入干气脱硫塔底部，与塔上部进入的贫胺液接触后，由塔顶部出至燃料气管网。塔底部富液进入富胺液闪蒸罐。富胺液闪蒸罐内胺液由溶剂再生进料泵加压，与来自酸性水汽提装置富胺液混合后，经贫富液换热器换热至102℃后送至溶剂再生塔。塔顶酸性气至酸性水汽提装置，塔底再沸器用低压蒸汽做热源，再沸器返塔温度121℃，塔底贫胺液经塔底泵加压后与富胺液换热降温，再经水冷器入贫胺溶液储槽。再生后的贫胺液由干气脱硫贫液泵、送至干气脱硫塔使用。4.1.2.2催化剂预硫化与再生部分（1）催化剂预硫化流程为了使催化剂具有活性，新鲜的或再生后的催化剂在使用前都必须进行预硫化。本设计采用气相硫化方法，硫化剂为DMDS。（2）催化剂再生~34~ 催化剂在运转过程中将逐渐失去活性，为了使失活的催化剂恢复活性，本装置考虑器外再生方法。之所以不考虑催化剂器内再生方式，是为了保护装置设备安全，防止出现反应系统高压设备被腐蚀破坏，同时减少碱渣排放量。4.1.2.3污水处理部分装置实行清污分流，主要的废水来自于前期雨水，以及装置产生的酸性水，酸性水经过酸性水汽提单元汽提分离后进污水处理系统。酸性水汽提单元分离出的硫化氢气体进入碱液吸收装置，生产硫氢化钠，氨气进入氨气吸收装置生产氨水。氨水作为产品销售给附近的氢氧化镁生产厂家。酸性水汽提单元工艺流程如下：来自煤焦油轻质化装置和加氢改质装置的酸性水贮存于酸性水储罐中，酸性水上层污油经分层后排入污油总管。酸性水由酸性水进料泵加压后分成两路，一路直接进入脱硫化氢塔塔顶作吸收冷水，把氨吸收下来，控制脱硫化氢塔顶温度≯50℃，另一路先后与脱氨塔塔顶的气氨、脱氨塔底净化水、脱硫化氢塔和脱氨塔底再沸器的蒸汽凝结水换热、升温后进入脱硫化氢塔塔顶的塔板上。脱硫化氢塔塔底用蒸汽重沸器提供汽提、分离所需的热量，温度控制在160℃左右，塔顶提出的富含H2S的酸性气送出装置，塔底分离出的含氨水自压到脱氨塔中部。脱氨塔塔底也用蒸汽重沸器提供汽提、分离所需的热量，控制塔底温度150℃左右，塔底分离出净化水（含氨量<200ppm），先后与原料酸性水换热、水冷却器冷却后经泵送至蒽油轻质化装置。脱氨塔顶气氨、水蒸汽经与原料酸性水换热、氨气水冷却器冷却至70℃进入脱氨塔顶回流罐，在回流罐内气液分离后，液体（含少量氨）通过脱氨塔顶循环泵送至脱氨塔塔顶，富氨气经水冷却器冷却后进入富氨气分凝器，分离出的污水送至酸性水罐，气氨送至火炬。~34~ 4.1.3加氢工艺技术主要操作条件根据蒽油估计的数据，该装置反应器主要操作条件如下：表4.1-1工艺技术主要操作条件操作条件操作值加氢精制反应器入口温度，℃初期228/末期280出口温度，℃初期370/末期425操作压力MPa(g)16.7氢油比1200加氢反应反应器入口温度，℃初期390/末期415出口温度，℃初期404/末期427操作压力MPa(g)16.7氢油比1000精制热高分罐温度，℃270压力，MPa(g)15.4精制热低分罐温度，℃270压力，MPa(g)1.2精制冷高分罐温度，℃50压力，MPa(g)15.05精制冷低分罐温度，℃61压力，MPa(g)1.9反应热高分罐温度，℃270压力，MPa(g)15.7反应冷高分罐温度，℃50压力，MPa(g)15.5循环氢分液罐温度，℃50压力，MPa(g)11.3酸性水汽提塔塔顶温度，℃133塔顶压力，MPa(g)0.9塔底温度，℃245产品分馏塔塔顶温度，℃149塔顶压力，MPa(g)0.072塔底温度，℃3202#改质蒽油汽提塔塔顶温度，℃243塔顶压力，MPa(g)0.094塔底温度，℃253干气脱硫塔塔顶温度，℃45塔顶压力，MPa(g)0.6塔底温度，℃45溶剂再生塔塔顶温度，℃116塔顶压力，MPa(g)0.08~34~ 塔底温度，℃1214.1.4工程技术主要特点（1）为尽量减少换热器结垢和防止反应器顶部催化剂床层堵塞，以及提高换热器传热效率和延长运转周期，原料油进装置经过滤器（反冲洗介质为自身原料油），脱除大于25微米的固体杂质颗粒。（2）反应进料加热炉采用纯辐射型方箱炉。（3）外排煤沥青及2#改质蒽油的温度高于200℃，装置设置蒸汽发生器产生蒸汽，有效利用其热量，提高热利用率。（4）催化剂采用分级装填技术，有效降低反应器的压降，降低床层温差，提高催化剂效率。（5）采用新型加氢反应器分布器技术，更均匀的分散物流，使催化剂床层的径向温差更小。（6）高分液位控制采用高低液位开关方式，安全可靠，准确性高。（7）正常操作反应器入口温度通过调节换热器操作来实现，其他反应器床层入口温度通过调节急冷氢量来控制。（8）采用三相(油、气、水)分离的立式冷高压分离器。（9）催化剂再生采用器外再生方式。（10）分馏部分采用“分馏+稳定”流程，分馏塔按设进料炉方式操作。4.1.5原料及产品的主要技术规格装置原料为蒽油，蒽油主要性质见表4.1-2。表4.1-2蒽油主要性质密度(20℃)/g·cm-31.13硫/μg·g-13525氮/μg·g-112600碳，%86.56氢，%5.75~34~ 氧，%1.08馏程/℃IBP/10%-/23030%/50%300/34070%/90%370/41095%/EBP435/460粘度(100℃)/mm2·s-12.408灰份，%0.002游离水，%＜2残炭，%0.83闪点(闭口)/℃98四组分，%饱和分0.5芳香分66胶质32.9沥青质0.6金属/μg·g-1Fe1.5Na+Ca0装置辅助原料为氢气，氢气由天然气制备，指标见表4.1-3。表4.1-3氢气指标介质H2C1CO+CO2组成，%99.80.230ppm限制值，%＞99.5＜0.5＜30ppm，其中CO＜10ppm蒽油轻质化后产品主要有1#改质蒽油、2#改质蒽油、尾油，具体产品性质见表4.1-4~表4.1-5。表4.1-41#改质蒽油产品指标（满足石脑油标准Q/SY26-2009）序号规格1#改质蒽油1馏分范围，℃＜1802密度，g/cm3(20℃)0.7793总硫，wtppm＜14总氮，wtppm＜15馏程，℃~34~ IBP/6010%9930%10850%12070%13290%160EBP1786辛烷值64表4.1-52#改质蒽油产品指标（部分满足GB/T19147-2003车用柴油标准）序号规格2#改质蒽油1馏分范围，℃＞1802密度，g/cm3(20℃)0.8393总硫，wtppm＜304总氮，wtppm＜505馏程，℃IBP/18110%21030%23150%24770%27890%318EBP3456凝点，℃＜-207十六烷指数~404.1.6蒽油轻质化装置物料平衡本装置处理能力按加工蒽油记为15万吨/年（年开工时数8000小时）。装置物料平衡见表4.1-6。表4.1-615万吨/年蒽油轻质化装置物料平衡表项目物料名称重量%千克/小时吨/天万吨/年备注入方原料油1001875045015.00年开工8000小时化学氢耗61125270.90合计1061987547715.90出方液化气2.154009.60.32~34~ 干气1.853508.40.28H2S+NH31.55287.56.970.231#改质蒽油20.213787.590.93.032#改质蒽油51.709700232.87.76尾油0.0912.50.30.01煤沥青254687.5112.53.75其它2.4565015.760.52水和损失合计1061987547715.904.1.7主要设备选择4.1.7.1主要设备选择原则（1）加氢反应器八十年代初，国内的设计、科研、制造、使用单位共同开始对引进的热壁加氢反应器技术进行了消化吸收与技术开发，在“七·五”期间被列为国家重点科技项目攻关。并在1988年生产出第一台国产锻焊结构热壁加氢反应器。通过技术攻关锻炼了一大批科技人员，并在反应器的科研、设计、制造、检测、维护等方面积累了大量的宝贵经验。近年来该项技术在我国发展很快，我国设计的锻焊热壁结构反应器基本上都在国内制造，最大内径为5200mm，最大壁厚为281mm，反应器单台重量约961吨。通过对上述锻焊结构热壁加氢反应器技术的攻关和设计制造工作，国内已掌握了Cr-Mo钢材料锻焊反应器的设计、制造、检测等关键技术。国内为反应器内构件技术的开发、研究专门建立了必要的试验架，并取得了较多的研究经验。这一切都为现在开展大型化、高强度铬钼钢加氢反应器的研究打下了良好的基础。~34~ 以前国内热壁加氢反应器的材质采用SA336-F22CL3，从国际加氢反应器所用材质的发展看，已经研制出更新材质，与SA336-F22CL3相比，新材质在抗氢腐蚀、抗损伤、抗氢剥离、抗回火脆性和强度等方面都有较大提高。本设备筒体母材为2.25Cr1Mo0.3V，内表面堆焊两层，与其相接触的堆焊层为过渡层，材质为E309L，表层堆焊层为覆盖层，材质为E347。E309L+E347总厚度为6.5mm，其中E347最小有效厚度为3mm。（2）加氢加热炉本装置共有四台加热炉：预处理塔进料加热炉，设计热负荷约3.2MW，炉型为辐射-对流型圆筒加热炉；精制加热炉设计热负荷为2.4MW，纯辐射型方箱炉；反应加热炉设计热负荷为1.9MW，纯辐射型方箱炉；分馏塔进料加热炉，设计热负荷为1.8MW，辐射-对流型圆筒炉。加热炉采用装置自产脱硫干气做为燃料。炉体主要材料选择Q235-B。炉管材料：预分馏塔进料加热炉炉管材料为1Cr5Mo，反应和精制加热炉炉管材料为TP347H，分馏塔进料加热炉炉管材料为15CrMo钢。（3）氢气压缩机装置内压缩机处理量大，操作压力高，同时介质均以氢气为主，国产压缩机已完全达到并超过设计及制造要求。七台河宝泰隆、内蒙古庆华加氢装置均于本装置加氢等级相同，且均采用了国产压缩机，开车正常、运行稳定。故本装置氢气压缩机考虑全部采用国产压缩机，由于新氢压缩机压缩比高，气量也较大，故而采用往复式压缩机，“一操一备”共二台；精制循环氢压缩机、反应循环氢压缩机组压缩机均采用往复式，“一开一备”每组两台，共四台。值得注意的是：本装置两组循环氢压缩机，虽然气量较大，但是压缩比小，使得其电机功率也较小。所以驱动方式考虑为电机驱动。~34~ 4.1.7.2主要设备汇总该装置共有主要设备约194台，设备汇总表见表4.1-7。表4.1-7装置设备汇总表序号设备名称台数备注1反应器52塔53换热器524空冷器335加热炉46容器297压缩机48机泵529小型设备1010合计194装置设备规格详见设备规格表(表4.1-8～表4.1-14)。~34~ 表4.1-8反应器类序号设备名称规格介质名称操作条件数备注ID×TL(mm×mm)温度，℃压力，MPa(G)量1加氢精制反应器Φ1500×13400(切线)蒽油，C1～C4，H2，H2S225/33016.6/16.812床层2加氢精制反应器Φ1800×15000(切线)蒽油，C1～C4，H2，H2S287/40016.4/16.623床层3加氢反应反应器Φ1500×11000(切线)蒽油，C1～C4，H2，H2S320/42516.2/16.423床层表4.1-9塔类序号设备名称规格介质名称操作条件数备注ID×TL(mm×mm)温度，℃压力，MPa(G)量1酸性水汽提塔φ1800/2200×27200(切线)H2，H2S200/2470.9/0.921　轻烃、馏分油2产品分馏塔φ1800/1400×39480(切线)1#改质蒽油161/3000.085/0.11　2#改质蒽油、重油32#改质蒽油汽提塔φ1200×11800（切线）2#改质蒽油255/2650.091　4干气脱硫塔φ800×17000（切线）C1～C4、胺液450.61　5溶剂再生塔φ800×26200（切线）富胺液116/1210.091　~42~ 表4.1-10炉类序号设备名称规格介质名称操作条件数备注ID×TL(mm×mm)温度，℃压力，MPa(G)量1原料加热炉3.2MW蒽油200/3000.5/0.051　2反应氢气加热炉1.9MW循环氢364/50017/16.81　3精制开工加热炉2.4MW循环氢200/28017/16.71　4分馏进料加热炉1.8MW2#改质蒽油250/3400.57/0.071　表4.1-11换热器类序号设备名称规格介质名称操作条件数量备注ID×TL(mm×mm)温度，℃压力，MPa(G)1一中回流与原料油换热器BES800-2.5-160-6/25-4Ⅰ管程蒽油155/1770.352　B=250mm壳程一中回流210/1750.45　　2二中回流与原料油换热器BES800-2.5-170-6/25-2Ⅰ管程蒽油177/2330.34　B=200mm壳程二中回流277/2000.4　　3精制产物/精制进料换热器DFU900-XX-218-6/25-2Ⅰ管程精制产物364/32515.6751　B=200mm壳程精制段进料油181/32016.7　　4精制产物/分馏进料换热器DFU1100-XX-357-6.2/25-2Ⅰ管程精制产物325/29015.61　B=400mm壳程分馏塔进料油232/2830.25　　5精制产物/低分油换热器DEU800-XX-159-5.5/25-2Ⅰ管程精制产物290/27015.551　B=350mm壳程反应产物174/2501　　~42~ 6精制产物/反应氢气换热器DFU600-XX-75-3/19-2Ⅰ管程精制产物270/25015.451　B=450mm壳程反应氢气74/24517.1　　7精制产物/精制氢气换热器DFU700-XX-157-5/19-2Ⅰ管程精制产物250/20715.351　B=350mm壳程反应氢气96/23417.1　　8反应产物/尾油换热器DFU700-XX-121-6/25-2Ⅰ管程反应产物404/34515.952　B=150mm壳程尾油246/38816.8　　9反应产物/反应氢气换热器DEU500-XX-47-3/19-2Ⅰ管程反应产物365/34515.81　B=100mm壳程反应氢气246/33117　　10反应产物/精制氢气换热器DEU500-XX-28-3/25-2Ⅰ管程反应产物342/32015.751　B=250mm壳程精制氢气232/26017　　11反应产物/低分油换热器DFU600-XX-86-6/25-2Ⅰ管程反应产物270/17015.61　B=200mm壳程低分油62/1741.1　　12反应产物与氢气换热器DEU800-XX-73-2.5/25-2Ⅰ管程反应产物360/35716.051　B=300mm壳程氢气282/31916.95　　13酸性水汽提塔顶水冷器BES900-2.5-195-6/25-6Ⅰ管程循环水32/400.451　B=250mm壳程汽提塔顶产物55/400.85　　14中段回流油与酸性水汽提塔底油换热器BES800-2.5-160-6/25-4Ⅰ管程中段回流油261/2500.21　B=450mm壳程酸性水汽提塔底油232/2400.35　　152#改质蒽油重沸器BIU600-2.5/2.5-85-6/25-4管程尾油321/2950.851　B=250mm壳程2#改质蒽油261/2740.1　　161#改质蒽油冷却器AES400-2.5-25-4.5/25-2Ⅰ管程循环水32/370.452　B=150mm壳程1#改质蒽油54/401　　17吸收脱吸塔底BIU600-2.5/2.5-90-6/25-2管程中段回流250/2270.11　~42~ 重沸器B=100mm壳程吸收脱吸塔油159/1870.88　　182#改质蒽油与稳定塔进料换热器BES500-4.0-55-6/25-2Ⅰ管程吸收脱吸塔油260/2190.71　B=250mm壳程2#改质蒽油143/1901.1　　19稳定塔顶水冷器BES500-2.5-55-6/25-4Ⅰ管程循环水32/400.451　B=250mm壳程稳定塔顶油气55/400.95　　20稳定塔底重沸器BIU900-4.0/4.0-210-6/25-4Ⅰ管程尾油295/2480.751　B=500mm壳程1#改质蒽油230/2331.03　　211#改质蒽油水冷器BES600-2.5-75-6/25-6Ⅰ管程循环水32/400.451　B=150mm壳程1#改质蒽油55/400.88　　22新氢返回冷却器BIU700-4.0/4.0-120-6/25-4Ⅰ管程循环水32/420.451　B=350mm壳程新氢125/401.85　　23干气冷却器AES325-2.5-5-3/25-4Ⅰ管程循环水32/370.451　B=200mm壳程干气42/400.8　　24干气脱硫贫液冷却器AES325-2.5-10-4.5/25-4Ⅰ管程循环水32/400.451　B=100mm壳程MDEA溶液55/450.65　　25液化气脱硫贫液冷却器AES400-2.5-25-4.5/25-4Ⅰ管程循环水32/400.451　B=100mm壳程MDEA溶液55/401.75　　26溶剂再生塔顶水冷器BJS600-2.5-90-6/25-2Ⅰ管程循环水32/400.451　B=350mm壳程含硫气体116/400.05　　27溶剂再生塔底重沸器BIU800-2.5/2.5-165-6/25-4I管程1.0MPa蒸汽151/1500.41　B=600mm壳程MDEA溶液120/1210.09　　28贫富液换热器BES600-2.5-65-6/25-4Ⅰ管程富胺液142/650.353　B=200mm壳程贫胺液43/1000.15　　~42~ 29贫液水冷却器AES400-2.5-25-4.5/25-4Ⅰ管程循环水32/420.451　B=250mm壳程贫胺液65/550.32　　30低压蒸汽凝结水冷凝器BES800-2.5-170-6/25-2Ⅰ管程循环水32/420.451　B=250mm壳程低压蒸汽凝液142/500.3　　31反应产物与混氢油换热器（一）DFU700-14.0-150-4.5/19-2Ⅰ管程2#改质蒽油400/28011.62　B=250mm壳程混氢油208/35412.4　　32反应产物与低分油换热器DFU700-14.0-167-5/19-2Ⅰ管程2#改质蒽油280/24511.51　B=200mm壳程低分油190/2550.5　　33反应产物与混氢油换热器（二）DFU600-14.0-115-5/19-2Ⅰ管程2#改质蒽油245/14011.42　B=300mm壳程混氢油63/20812.6　　34汽提塔顶冷凝器BES500-2.5-40-4.5/25-4I管程水32/420.452　B=150mm壳程1#改质蒽油，干气55/400.42　　352#改质蒽油与低分油换热器BES700-4.0-105-6/25-6Ⅰ管程2#改质蒽油242/850.654　B=200mm壳程低分油59/1910.7　　362#改质蒽油水冷器BES500-2.5-40-4.5/25-2Ⅰ管程水32/420.452　B=300mm壳程2#改质蒽油85/500.4　　表4.1-12空冷类序号设备名称规格介质名称操作条件数备注ID×TL(mm×mm)温度，℃压力，MPa量1一中回流空冷器GP9×2-6-126-2.5S-23.4/KL-Ⅵa中段油气175/500.48　~42~ 2精制产物空冷器GP9×3-6-193-17S-23.4/DR-Ⅲa精制产物137/5015.254　3反应产物空冷器GP9×2.5-4-106-17.5S-23.4/DR-Ⅳa反应产物170/5015.552　4酸性水汽提塔顶空冷器GP9×2-6-126-2.5S-23.4/KL-Ⅱa汽提塔顶产物116.5/550.872　5分馏塔顶空冷器GP9×2.5-6-160-2.5S-23.4/KL-Ⅳa1#改质蒽油气148/530.054　6尾油空冷器GP9X2-6-126-2.5S-23.4/KL-Ⅵa尾油250/500.72　72#改质蒽油空冷器GP9×2.5-6-160-2.5S-23.4/KL-Ⅵa2#改质蒽油219/500.652　8稳定塔顶空冷器GP6×3-4-85-4.0S-23.4/KL-Ⅳa稳定塔顶油气97/550.971　91#改质蒽油空冷器GP9×2-4-84-4.0S-23.4/KL-Ⅳa1#改质蒽油230/550.972　10反应产物空冷器管束GP9×2.5-4-106-14S-23.4/DR-Ⅳa2#改质蒽油124/5011.34　11汽提塔顶空冷器管束GP9×2-4-84-2.5S-23.4/KL-Ⅱa1#改质蒽油、干气184/500.442　表4.1-13压缩机类序号名称规格数量介质名称流量Nm3/h操作温度操作压力轴功率kW备注入口出口入口出口1新氢压缩机电动往复式2H23821540　217.5　　2循环氢压缩机电动往复式2H2、CH48600050　15.117.3　　~42~ 表4.1-14泵类序号设备名称数量(台)介质名称温度℃压力流量扬程备注操作备用MPa(G)入口出口m3/hm1原料油泵11蒽油750.301.051376　2氨水泵11氨水750.100.671.659　3滤后油泵11蒽油750.300.7420.045　4加氢精制进料泵11加氢精制油1770.5017.4016.21889　5加氢反应进料泵11加氢反应油2450.5617.308.02290　6酸性水汽提塔顶回流泵11含硫液化石油气401.101.339.035　7分馏塔顶冷凝水泵11水530.230.701.750　8分馏塔顶回流泵11石脑油530.211.4018165　9分馏塔进料泵11C5以上烃类油2800.330.8823.082　102#改质蒽油产品泵112#改质蒽油2610.230.8715.296　11尾油泵11尾油3200.260.9814.0108　12分馏塔中段回流泵11C5以上烃类油2580.340.7040.555　13吸收解吸塔底泵11C3~C8馏分1581.011.5011.079　14稳定塔顶回流泵11含硫液化石油气401.052.014.0170　15硫化剂泵11硫化剂(DMDS)400.200.700.4　　16高压硫化剂泵1硫化剂(DMDS)400.2017.001.5　　17反冲洗污油泵11反冲洗油(原油)1970.100.6010.055　18注水泵11水400.2015.8013.8　　19缓蚀剂泵11缓蚀剂400.021.300.3　　~42~ 20开工循环泵1精制加氢油800.521.6012.2130　21重污油抽油泵1重污油1000.100.7010.063　22轻污油抽油泵1轻污油900.150.7010.065　23低压凝结水泵11凝结水500.320.606.830　24脱硫贫液泵11贫液(DEA溶液)550.331.104.690　25溶剂再生塔底泵11贫液(DEA溶液)1210.240.605.645　26溶剂再生塔顶回流泵11含硫DEA溶液400.230.501.429　27溶剂再生进料泵11含硫DEA溶液430.300.604.835　28溶剂配制回收泵11DEA溶液400.150.6010.050　注：该项目临氢、高温高压，因此，加氢装置的主要高压泵、压缩机，高压阀门等均选择进口，占装置设备总投资的40%。~42~ 4.1.8加氢装置消耗指标及能耗表4.1-15蒽油装置消耗汇总表序号名称规格单位最大正常说明1电220VkW5020照明及仪表用电　　380VkW12001000泵、空冷器等其它　　10kVkW30002600压缩机2循环冷却水0.4MPa，t≤32oCt/h600400动设备及换热器3新鲜水0.4MPa，常温t/h102补充水及生活用水4除氧水0.4MPa，t/h3.53.5注水5蒸汽3.5MPat/h42脱硫、加热器　　1.0MPat/h52伴热、吹扫6氮气0.8MPNm3/h1500180最大量为开工时，间歇7仪表空气0.6MPNm3/h550480符合GB4830-84要求4.1.9平面布置4.1.9.1设计执行的标准、规范《石油化工企业工艺装置设备布置设计通则》SH3011-2000《石油化工企业设计防火规范》GB50160-2008《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-1992《建筑设计防火规范》GB50016-2006《石油化工企业职业安全卫生设计规范》SH3047-934.1.9.2装置设备平面布置原则及特点（1）区域内设置联合配电室、控制室、车间办公室、化验室。（2）该装置采用流程式布置，兼顾同类设备相对集中的原则，以主管架为中心。（3）管架两侧布置设备。（4）化验室和车间办公楼联合建设。（5）高低压设备分区域布置，高压设备主要集中布置。~110~ （6）为减少装置占地，所有加热炉集中布置。（7）空冷器集中布置在主管桥的构架上，主管桥两侧留有空冷器检修吊装场地。（8）装置四周为环行消防检修道路。4.1.9.3设备检修与维护除在设备平面布置中充分考虑其检修场地和检修通道外，还采取如下措施：（1）部分大型设备上方设吊梁及手动葫芦。（2）冷换框架上设置了若干吊耳，用于起吊换热器等设备。4.1.9.4管道器材选用按《石油化工企业管道设计器材选用通则》（SH3059-2001）的要求进行管道器材选用。4.2制氢装置4.2.1工艺技术方案选择4.2.1.1确定技术方案的原则（1）采用配套的工艺技术和成熟、可靠、先进的工程技术，确保装置设计的整体合理性、先进性和长周期安全稳定运转。（2）合理用能，有效降低装置的能耗，合理回收装置余热，达到合理的先进水平。（3）提高环保水平，加强安全措施，环保设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投产。（4）在保证性能可靠的前提下，提高装置操作灵活性，最大限度事项设备国产化。~110~ 4.2.1.2制氢技术选择以轻烃为原料制取工业氢，国内外均认为蒸汽转化法为最佳方案。大型合成氨厂以及炼油厂和石油化工厂的制氢装置，其造气工艺大多为水蒸汽转化法。经过多年的生产实践，目前已积累了许多成功的工程设计和操作经验。因此本方案采用水蒸汽转化法造气工艺。国内外蒸汽转化制氢的净化工艺主要有两种。即化学净化法和变压吸附净化法（PSA净化法）。国内早期建设的制氢装置均采用化学净化法。由于近年PSA技术的进步（多床多次均压，吸附剂性能的改进等），使氢的回收率最高达95%，加之PSA技术的国产化，极大降低了PSA装置的投资以及其操作成本，使该技术在新建制氢装置中占主导地位。采用天然气为原料生产氢气。选择PSA净化气体，其制氢成本比采用化学净化法的制氢成本低，同时采用PSA技术具有流程简短、自动化程度高、产品氢纯度高等特点，因此，我们推荐用户采用PSA净化技术。综上所述，制氢装置采用水蒸汽转化法加PSA净化工艺。4.2.2工艺流程简述4.2.2.1进料系统来自装置外的天然气与来自循环氢压缩机出口的循环氢混合后进入原料气脱硫部分。4.2.2.2脱硫部分进入脱硫部分的原料气经转化炉对流段予热升温至360℃，进入氧化锌脱硫罐中发生反应，使有机硫转化为硫化氢后，硫化氢与氧化锌反应生成固体硫化锌被吸收下来。脱除硫化氢后的气体硫含量小于0.2PPm，进入转化部分。具体反应如下：~110~ 硫醇:RSH+H2→RH+H2S硫醚:R1SR2+2H2→R1H+R2H+H2S二硫醚:R1SSR2+3H2→R1H+R2H+2H2S噻吩:C4H4S+4H2→C4H10+H2S氧硫化碳:COS+H2→CO+H2S二硫化碳:DMDS+4H2→CH4+2H2SZnO(固)+H2S=ZnS(固)+H2O△H(298K)=-76.62kJ/mol4.2.2.3转化部分精制后的原料气按一定水碳比与水蒸汽混合，再经转化炉对流段予热至550－600℃，进入转化炉辐射段。在催化剂的作用下，发生复杂的水蒸汽转化反应，从而生产出氢气、甲烷、一氧化碳、二氧化碳和水的平衡混合物。主要反应有:CnHm+nH2O=nCO+(n+m/2)H2①CO+3H2=CH4+H2O△H(298K)=-206kJ/mol②CO+H2O=CO2+H2△H(298K)=-41kJ/mol③以甲烷为主的气态烃，蒸汽转化过程较为简单，主要发生上述反应，最终产品气组成由反应②③平衡决定。烃类水蒸汽转化反应是体积增大的强吸热反应，低压、高温、高水碳比有利于上述反应的进行。反应过程所需热量由转化炉辐射段的气体燃料烧嘴提供，出转化炉800－830℃高温转化气进入转化气蒸汽废锅后，温度降至360℃，进入中温变换部分。4.2.2.3中温变换部分由转化部分来的转化气进入中温变换反应器，在催化剂的作用下发生变换反应：~110~ CO+H2O=CO2+H2△H(298K)=-41.4KJ/mol将变换气中CO含量降至2%-3%以下，同时继续生产氢气。中变气经过脱盐水预热器进行热交换回收部分余热后，再经水冷却器冷却至40℃，经分水后进入PSA部分。4.2.2.4热回收及产汽系统来自装置外的脱盐水经脱盐水预热器预热后与来自汽提塔处理后的酸性水混合后进入除氧器装置。除氧器所需的蒸汽由装置自产水蒸汽提供。除氧水经过废热锅炉给水泵升压后经过锅炉给水预热器预热后进入汽包。锅炉水分别经过转化炉产汽段、转化气蒸汽发生器产生蒸汽。所产生的蒸汽一部分作为工艺蒸汽使用；多余部分减压作为除氧器除氧用及外输出装置。4.2.2.5PSA部分经过冷却、分水后的中变气，进入PSA单元，吸附除去氢气以外的其它杂质(CH4、CO、CO2、H2O等)，使气体得以净化，吸附了杂质的吸附床再进行减压、吹扫，使吸附剂得以再生后，再充压吸附。上述过程是在一套程序控制系统指挥下自动地周而复始地进行的。净化后的工业氢纯度大于99.9％，然后经过压力调节系统后以稳定的压力送出装置。解吸气进入解吸气缓冲罐，然后经调节阀调节混合后稳定地送往造气单元的转化炉作为燃料气。采用低压、低热值的火嘴燃烧设计技术，确保来自PSA部分的解吸气自压进行燃烧。PSA方案技术特点：~110~ （1）提氢装置采用7塔工艺，在满足处理气量的前提下，减少了吸附塔及其相关配置的数量，因此降低了装置的硬件投资，并具有较大的操作弹性。（2）提氢装置采用2次均压工艺，减缓了吸附塔内压力的变化幅度，缓解了气流对吸附剂的冲刷，延长了吸附剂的使用寿命，提高了收率，同时也提高了设备的寿命。（3）提氢装置采用常压解吸方式，有利于解析气全部回收去燃烧，同时也保证了吸附剂的解吸效果及氢气的纯度。（4）关键吸附剂采用经过我单位长期验证的高效、高性能吸附剂，保证了装置的吸附净化性能。（5）吸附剂的装填采用密实装填方法，最大限度避免了吸附器内死空间（没有被吸附剂占用的空间）对气体净化带来的影响。（6）主要程序控制阀采用我公司监制的高性能气动截止阀，具有性能可靠（两年免维护）、形式合理、价格适中和良好的互换性等特点。（7）对原料气压力采取了有效的监控措施，设置了超压放空系统，保证了装置的安全性。（8）采用以7-2-2/P运行方式为主的工艺流程，当与某一吸附塔相连的程控阀或控制阀门开关的元件出现故障时，可根据对产品气的要求情况，自动（或手动）地切换运行方式，然后切除故障塔，实现真正不停产检修的目的，从而大大增加了装置长期稳定运行的可靠性。4.2.2.6变压吸附装置提纯氢气基本原理吸附是指：当两种相态不同的物质接触时，其中密度较低物质的分子在密度较高的物质表面被富集的现象和过程。具有吸附作用的物质（一般为密度相对较大的多孔固体）被称为吸附剂，被吸附的物质（一般为密度相对较小的气体）称为吸附质。~110~ 变压吸附氢提纯装置中的吸附主要为物理吸附。物理吸附是指依靠吸附剂与吸附质分子间的分子力（包括范德华力和电磁力）进行的吸附。其特点是：吸附过程中没有化学反应，吸附过程进行得极快，参与吸附的各相物质间的动态平衡在瞬间即可完成，并且这种吸附是完全可逆的。变压吸附提氢工艺过程之所以得以实现是由于吸附剂在这种物理吸附中所具有的两个性质：一是对不同组分的吸附能力不同，二是吸附质在吸附剂上的吸附容量随吸附质的分压上升而增加，随吸附温度的上升而下降。利用吸附剂的第一个性质，可实现对含氢气源中杂质组分的优先吸附而实现氢提纯的目的；利用吸附剂的第二个性质，可实现吸附剂在低温、高压下吸附而在高温、低压下解吸再生，从而构成吸附剂的吸附与再生循环，达到连续提氢的目的。工业PSA装置所选用的吸附剂都是具有较大比表面积的固体颗粒，主要有：活性氧化铝类、活性炭类、硅胶类和分子筛类。吸附剂最重要的物理特征包括孔容积、孔径分布、表面积和表面性质等。不同的吸附剂由于有不同的孔隙大小分布、不同的比表面积和不同的表面性质，因而对混合气体中的各组分具有不同的吸附能力和吸附容量。对于组成复杂的气源，在实际应用中常常需要多种吸附剂，按吸附性能依次分层装填组成复合吸附床，才能达到分离所需产品组分的目的。4.2.3工艺方框流程图蒸汽转化天然气脱氧水变压吸附产品氢气解吸气作燃料燃料天然气变换~110~ 4.2.5制氢装置物料平衡表4.2-1制氢装置物料平衡项目物料名称重量%千克/小时万吨/年入方天然气8.124859.03.89脱盐水35.7821410.917.13助燃空气56.1033570.526.85合计100.0059840.447.87出方产品氢气1.881125.00.90副产蒸汽17.3310370.38.30排空烟气78.2146801.237.44锅炉连排水0.77460.80.37除氧放空气1.811083.10.86合计100.0059840.447.874.2.6原料及产品的主要技术规格原料组成：压力：≥1.6MPaG温度：＜40℃（冬季可能为8℃-9℃）原料气组成：天然气组成见表4.2-2，氢气指标要求见表4.2-3。4.2-2天然气组成（V%）组分CH4C2H6C3H8CO2N2IC4H10NC4H10IC5H12NC5H12C6+合计组成（%）93.433.4320.69040.80921.27580.12920.13920.03320.03140.028100杂质H2S总S其它水露点Rhon高位发热量mg/Nm3≤10≤100-22℃0.724kg/m338.0MJ/m34.2-3装置用氢气指标介质H2Ar+N2CO+CO2组成，%99.80.230ppm限制值，%＞99.5＜0.5＜30ppm，其中CO＜10ppm~110~ 4.2.7主要设备选择天然气制氢装置为国内成熟技术，其设备在国内的加工、制造均十分成熟，本装置无特殊设备，采购立足国内，主要设备规格见表4.2-4。表4.2-4设备规格表序号设备名称规格型号数量（台）重量（kg）一转化炉转化管56根，Φ123×11/L=11000，(HP-Nb/MANXM，Incoloy800H，SS，CSetc.)1　包括：烟气废锅1　　原料气预热器Ⅰ1　　原料气预热器Ⅱ1　　混合气加热器1　　燃烧器36　　空气预热器：空气流通量～30600Nm3/h/m21二　非标设备　1钴钼脱硫槽18bar/DN1500×6800/6.0m3/15CrMoR159002氧化锌脱硫槽18bar/DN1600×6730/8.04m3/15CrMoR267003中温变换炉18bar/DN2000×6900/13.8m3/15CrMoR197604废热锅炉23bar/70m2/15CrMoR15汽包23bar/DN1200×5500//Q345R16锅炉给水预热器23bar/DN800/142m2/0Cr18Ni10164007脱盐水预热器5bar/DN400/12m2/0Cr18Ni1018008中变气换热器23bar/DN700/58m2/15CrMo131009水冷器18bar/DN800/160m2/0Cr18Ni91430010塔底换热器23bar/DN500/120m2/0Cr18Ni91420011原料气缓冲罐18bar/DN1200×6300/5m3/Q345R1320012燃料气缓冲罐5bar/DN1000×5300/3m3/Q345R1130013变换气分离器18bar/DN1200×6000/5m3/0Cr18Ni91300014烟囱常压/DN3000/1200×30000/Q235R12610015空气吸入管常压/DN1200×6000/Q235R1130016连续排污罐10bar/DN500/0.28m3/Q345R130017汽提塔3bar/DN700/4.8m3/0Cr18Ni91570018气液分离缓冲罐18bar/DN1600×9800/15.0m3/Q345R1760019吸附塔18bar/DN1400×11300/14.2m3/Q345R76800~110~ 20氢气缓冲罐18bar/DN1800×10300/20.0m3/Q345R1990021解析气缓冲罐Ⅰ4bar/DN2800×13300/60m3/Q345R11160022解析气缓冲罐Ⅱ2bar/DN2500×13400/50m3/Q345R1870023顺放罐7bar/DN1600×9400/14.2m3/Q345R1390024阻火器DN500/Q235A1三　定型设备　1开工压缩机Qnormal=50Nm3/minPinlet=5barPoutlet=9barP=45kW（380v），冷却水：1.2t/h12加氢压缩机Qnormal=3.2Nm3/minPinlet=13barPoutlet=19barP=45kW（380v），冷却水：1.2t/h12引风机Qnormal=40000m3/h风压：4200PaP=75kW23锅炉给水泵Qnormal=20m3/h，Poutlet=28barP=45kW2　4锅炉循环水泵（配换热器）Qnormal=100m3/h，H=48m，P:28barP=22kW25鼓风机Qnor=30500m3/h，Pout=4200Pa，P=75kW26汽提塔给水泵Qnor=6m3/h，H=101m，Pout=28bar，P=30kW27脱氧槽30t/h，操作温度104℃/水箱容积20.0m3/Q235B18磷酸盐加药装置功率：5kW19联氨注射系统功率：5kW110氨水注射系统功率：5kW1四　催化剂吸附剂　1转化催化剂Z111/Z10760492钴钼加氢脱硫剂T20142843氧化锌脱硫剂T308191904中变催化剂B113201485吸附剂ALGA-C01012940　　ALGA-D01018736　　ALGA-B010123058　　ALGA-A010133726五　程序控制阀　　　　PN4.0DN507　　　PN4.0DN659　　　PN4.0DN10015　　　PN4.0DN1257　　　PN4.0DN20014　六　电气控制设备　1　1进线柜　1　~110~ 2MMC柜电气元件4　3防爆操作柱立式LBZ-1015　4照明设备防爆照明灯具，节能灯，dIICT440　5检修电源箱dIICT426照明控制箱dIICT41七　色谱及氧分仪　　1色谱及工作站色谱+数据PC+软件+标气1　2烟气氧分仪西安泰戈1　八　仪器仪表　　1压力变送器川仪恒河EJA/隔爆34　2差压变送器川仪恒河EJA/隔爆16　3温度变送器国产WZP1/隔爆/上海虹达64　4差压变送器(液位）川仪恒河EJA/隔爆6　5液位计国产UKS7　9孔板流量计江苏扬中11　10调节阀上海山武YAMATAKE或KOSO28　11自力式调节阀浙江永盛112高温调节门　5　13防爆电磁阀ASCO52　14阀位检测开关Turck52　15模拟量输入安全栅辰竹仪表716模拟量输出安全栅辰竹仪表3317开关量安全栅Turck26　18现场仪表压力表/温度计等1　19可燃气体检测仪变送型，输出4～20mA220　变送型，输出4～20mA121仪表阀及管件不锈钢仪表阀/挠性管/穿线盒/接头等1　22仪表安装材料穿线管/电缆/气管等1　23仪表电源224PLCSiemensS7-4001　25主机Dellmainunit21”2　26UPS220VAC，50Hz/3kVA/backingtime:30min127操作台2　28仪表柜　2　九　工程施工　　　1钢结构材料结构型材1　~110~ 2安装材料包括工艺阀门/管道/管件1　3油漆/保温/伴热　1　4直接安装费　1　十　运输和保险国内运输费　　十一软件费用　　　1专有技术费及施工图设计费　　　2初步设计费　　　3差旅费国内　　4培训费工艺、仪表、分析及操作培训　　5现场服务费指导安装及开车　　4.2.8制氢装置消耗指标表4.2-5制氢装置消耗汇总表序号项目名称规格单位最大正常说明1电220VkW106照明及仪表用电　380VkW750340真空泵、阀门等其它　10kVkW002循环冷却水0.4MPa，t≤32oCt/h500500动设备及换热器3新鲜水0.4MPa，t≤32oCt/h11补充水及生活用水4除氧水0.4MPa，t≤32oCt/h1010　5蒸汽3.5MPat/h-4-4　1.0MPat/h00　6氮气0.8MPaNm3/h15000最大量为开工时，间歇7仪表空气0.6MPaNm3/h10080符合GB4830-84要求~110~ 5厂址选择及总图运输5.1建厂条件及厂址选择5.1.1工程地质本项目厂址位于工业园。项目所在区域地形平坦，区域地面标高在4.99~5.30m之间，地貌属第四纪黄河三角洲冲积平原。区域地下水属第四纪潜水类型，埋深在1.7~2.35m之间。该区域地质自上而下主要由以下几层构成：（1）素填土、（2）粉土、（2）夹粉质粘土、（3）粉质粘土、（3）夹粉土、（4）粉土、（4）夹粉质粘土、（5）粉质粘土、（6）粉土、（6）夹粉质粘土、（7）粉质粘土、（7）粉土，其中（2）层饱和粉土为轻微液化，该区域场地土类型为软弱——中软土，建筑场地类别为Ⅲ类，地基承载力85kPa，属于对建筑抗震不利地段。地形地貌：项目所在地为沿海湿地，地形平整。冻土：历年连续最长冻土日数为87天，最大冻土深度为54cm。地耐力：8t/m2建筑场地类型：勘察场地覆盖层内均为软弱地基土，根据《建筑抗震设计规范》，该场地为软弱场地土，建筑场地类型为Ⅲ类，属于对建筑抗震不利地段。地下水：化学类型为MgCl2，地下水对砼有弱腐蚀性。5.1.2气象条件~110~ 地处温带季风气候区，虽濒临渤海，但大陆性季风影响明显，冬季干冷，夏季湿热，四季分明，春季回暖较快，降水少风速大，气候干燥。夏季气温高、湿度大，降水集中，易发生内涝。秋季时日稍短，气温急剧下降，雨量骤减，天高气爽，昼夜温差较大。冬季雨量稀少，寒冷干燥。主要气象灾害有霜冻、冰雹、干旱、大风、内涝、风暴潮等。夏季盛行东南风，冬季盛行西北风，春季多东北风，秋季多西风。年最大降雨量950mm，年最小降雨量299.5mm，年降平均水量483.0mm，降水主要集中在夏季，表现为春旱、秋旱。全年无霜期日数225天，年日照时数2302.8小时，夏季最高气温41℃冬季最低气温-22℃，全年平均温度12.4℃。年平均相对湿度66%，年平均气压100.7KPa，年平均风速3.5m/s，最大风速22.3m/s。年雷电日数42天，结冰期87天。5.1.3水文条件5.1.4地震烈度根据“中国地震参数区划图”（GB18306-2001），厂址区地震烈度7度，地震动峰值加速度为0.10g，设计地震分组为第二组，场地的特征周期为0.55s。5.1.5交通条件位于黄河入海口，地处胜利油田腹地，总面积2204平方千米。2007年底，总人口21.5万人。区位优势明显，是山东省跨世纪工程——黄河三角洲开发的前沿阵地。基础设施完善，境内有胜利黄河大桥、东港高速公路、荣乌高速（东营段）、东营永安机场、东营海港，公路四通八达。约30公里，距县城10公里，省道S316穿境而过，荣乌高速从近穿过，公路交通十分便利。约100公里，机场约40公里，同时距离青岛、济南也只有2小时路程。距离莱州港250公里，距离龙口港300公里。建设地距S316省道约500米，公路畅通，交通十分方便。5.1.6厂址选择~110~ 厂址的选择是工程建设的重要环节之一，其合适与否将对工厂的文明生产、经营管理、经济效益和生态环节等产生重大影响。因此，厂址选择应符合国家、地区和城乡规划；满足项目对原材料、能源、燃料及动力的供应、生产工艺和营销的要求。本着节约和效益并重的原则，尽力做到降低建设投资、减少成本、提高利润；节约项目用地，尽量不占或少占农田；注意环境保护，减少对生态和环境的影响。本项目建设地点为工业园区。建设地东侧毗邻地理位置见下图：图5.1-1项目位置图5.2总图运输5.2.1交通运输原料蒽油由汽车运输进厂，天然气由管道输送进厂。产品由汽车运输出厂。场内运输通过管道或汽车实现。5.2.2全厂总图本项目占地面积为150亩。其中：生产装置位于全厂东南部，蒽油轻质化与酸性水提联合装置区域占地约27亩，制氢装置占地约12亩，储罐区与卸车区位于生产装置西侧，占地约68亩，办公区域及公用工程区域位于生产装置区北侧。5.2.3设计标准设计中采用的总图运输标准如下：《石油化工企业设计防火规范》GB50160-2008《建筑设计防火规范》GB50016-2006《石油化工企业厂内道路设计规范》SH/T3023-2005《工业企业设计卫生标准》GBZ1-2010《总图制图标准》GB/T50103-2010《石油化工企业厂区总平面布置设计规范》SH/T3053-2002《化工企业总图运输设计规范》GB50489-2009《石油化工企业卫生防护距离》SH3093-1999《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-1992~110~ 《石油化工工艺装置布置设计通则》SH3011-2011《化工装置设备布置设计规定》HG/T20546-2009《石油化工企业厂内道路设计规范》SHJ23-90~110~ 6公用工程及辅助生产设备6.1储运工程6.1.1概述6.1.1.1设计原则（1）根据全厂总工艺流程，原料来源和成品销售市场等，经济合理地确定储运系统各部分的设计规模，尽量简化工艺流程，减少油品周转次数，从而减少了油品的挥发损失以及固体产品的损失。（2）在提高经济效益及减轻劳动强度，尽量采用先进技术及新设备、新材料。（3）在技术经济合理的前提下，尽量做到集中布置、便于管理、便于运营。（4）注意环境保护、安全卫生和节能，尽量减少油气排放，避免有害气体直接排放至大气中，改善作业环境。（5）充分注意安全，无论在设备选型上，还是在平面布置上，注意安全，防止火灾和爆炸事故的发生。（6）合理使用能源和节约能源，尽量降低油品、油气损耗和水、电、汽的消耗。（7）严格执行防火、防爆的各种设计规范和标准。6.1.1.2设计遵守的主要规范、规定《工业金属管道设计规范》GB50316-2000《输送流体用无缝钢管》GB/T8163-2008《石油化工设备和管道隔热技术规范》SH3010-2000《石油化工静电接地设计规范》SH3097-2000~110~ 《石油化工企业设计防火规范》GB50160-2008《建筑设计防火设计规范》GB50016-2006《爆炸和火灾危险环境电力设计规范》GB50058-92《工业企业噪声控制设计规范》GBJ87-85《工业企业设计卫生标准》GBZ1-2010《石油化工储运系统罐区设计规范》SH/T3007-2007《石油化工企业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《炼油厂全厂性工艺及热力管道设计规范》SH/T3108-2000《石油化工企业管道布置设计通则》SH3012-2000《石油化工企业蒸汽伴管及夹套管设计规范》SH/T3040-20026.1.1.3储运工程范围新建装置配套储运工程范围包括：原料油系统、成品油系统。原料油系统为蒽油原料罐区为装置生产提供稳定的原料供应；成品油系统为1#改质蒽油、2#改质蒽油、尾油的储存及运输，同时兼有保证产品质量、正常开停工及装置事故状态保证装置内油品及时退出的不合格油罐及轻、重污油罐。6.1.2储运系统技术方案（1）原料油系统来自汽车卸车系统的外购蒽油，用泵送至原料罐区内的4台3000m3的原料油罐储存，并用2台原料油供料泵给装置供料，2台泵一用一备。考虑到原料价格浮动等因素，故将外购原料量按15万吨/年考虑，储存周期按20天左右考虑。~110~ （2）1#改质蒽油系统石脑油系统自加氢装置经管道至成品1#改质蒽油罐2×500m3储存，再由泵经管道送至汽车装车设施装汽车槽车运出厂外。（3）2#改质蒽油系统2#改质蒽油自加氢装置经管道至成品燃料油罐3×2000m3储存，再由泵经管道送至汽车装车设施装汽车槽车运出厂外。（4）液化气系统新建装置液化气仅0.32万吨/年，考虑其需求存储能力较低，且液化气罐区的安全距离较大，从节省占地减少液化气泄漏区域的角度考虑，将加氢装置生产的液化气作为厂区自备燃料气以及生活用气。（5）放空系统该工程的气体放空管线排至界区边界，火炬系统由全厂统一考虑。表6.1-1新建储罐配置表序号介质名称容积（m3）数量(个)填装系数储存周期（天）储罐型式1蒽油原料300040.97拱顶21#改质蒽油50020.932.65内浮顶32#改质蒽油200030.911.35内浮顶4轻污油50010.9内浮顶5不合格轻油50010.9内浮顶6不合格2#改质蒽油50010.9内浮顶7尾油50010.9拱顶8反冲洗油50010.9拱顶9重污油50010.9拱顶6.1.3主要管道敷设方式工艺及系统管网为管架敷设；单元内的管道为管墩敷设。6.1.4主要设备储运系统主要设备见表6.1-2、表6.1-3。~110~ 表6.1-2主要设备序号设备名称规格介质名称操作条件数量台备注温度℃压力MPa（G）1原料油卸车鹤管DN150原料油400.68手动密闭21#改质蒽油装车鹤管DN1001#改质蒽油常温0.64手动密闭32#改质蒽油装车鹤管DN1002#改质蒽油常温0.64手动密闭4外甩尾油装车鹤管DN80外甩尾油400.62手动密闭表6.1-3泵序号泵名称输送介质操作参数操作温度℃台数备注流量m3/h出口压力MPa1原料油卸车泵原料油800.66031台备用2原料油倒罐泵原料油1000.66021台备用3原料油输送泵原料油1000.63021台备用41#改质蒽油装车泵1#改质蒽油1000.6常温1与2#改质蒽油装车泵互为备用52#改质蒽油装车泵2#改质蒽油1000.6常温2与1#改质蒽油装车泵互为备用6外甩尾油装车泵外甩尾油600.6602~110~ 6.2土建6.2.1地基处理方案主要建、构筑物采用灰土挤密桩法处理地基。对于罐基础，由于荷载效应超出地基允许应力，采用基础预先抬高，充水预压的办法对地基进行处理。小型设备基础采用换填垫层法。如遇不良地质现象，根据具体情况再做特别处理。6.2.2结构方案（1）压缩机厂房：主体厂房采用排架结构。钢筋混凝土柱，钢屋面梁，大型屋面板。吊车梁也采用钢筋混凝土结架。二层操作平台及其它小型构件采用钢结构。钢筋混凝土基础。（2）变配电室、自控室、车间办公楼、泵房、火炬操作室、值班室等：采用框架结构或砖混结构。（3）反应构架，反应冷换构架，分流冷换构架等：采用钢结构，钢筋混凝土基础。（4）管架：采用钢结构，钢筋混凝土基础。（5）装车站台：采用钢结构，钢筋混凝土基础。（6）塔炉基础及设备基础：采用钢筋混凝土结构。（7）泵及小型设备基础：采用素混凝土结构。（8）罐基础：采用钢筋混凝土环墙结构。（9）废热锅炉厂房：采用框架结构或砖混结构。设备基础采用钢筋混凝土基础。6.2.3材料选用（1）钢筋：直径＜12mmI级钢；直径≥12mmII级钢；~110~ （2）钢材：Q235--A.F（3）钢平台：钢平台采用钢格板；（4）围护结构：砖砌体；（5）螺栓材质：(包括地脚螺栓和普通螺栓)：未经冷加工的Q235--A.F钢筋；（6）焊条规格：采用E43系列焊条；（7）地方材料：砖：地面以下MU10，地面以上MU7.5；水泥：水泥标号不低于425#；钢结构的防腐：所有钢结构除有特殊要求外均应做防腐处理；钢结构的防火：防火涂料选用隔热厚型室外钢结构防火涂料。6.2.4主要材料用量型钢：2890吨钢筋：987吨混凝土：7800m36.2.5设计采用的主要规范（1）标准规范如下：《房屋建筑制图统一标准》GB/T50001-2010《建筑制图标准》GB50104-2010《建筑设计防火规范》GB50016-2006《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005《建筑结构可靠度设计统一标准》GB50068-2001《石油化工建(构)筑物抗震设防分类标准》GB50453-2008《建筑工程抗震设防分类标准》GB50223-2008《建筑抗震设计规范》GB50011-2010~110~ 《建筑内部装修设计防火规范》GB50222-1995《工业企业设计卫生标准》GBZ1-2010《石油化工企业设计防火规范》GB50160-2008《石油化工生产建筑设计规范》SH3017-1999《工业建筑防腐蚀设计规范》GB50046-2008《建筑结构制图标准》GB/T50105-2010《建筑结构荷载规范》GB50009-2012《建筑地基基础设计规范》GB50007-2011《混凝土结构设计规范》GB50010-2010《化工设备基础设计规定》HG/T20643-2012《钢结构设计规范》GB50017-2003《砌体结构设计规范》GB50003-2011《石油化工塔型设备基础设计规范》SH3030-2009《石油化工钢结构防火保护技术规范》SH3137-2003《化工建（构）筑物荷载设计规定》HG/T20674-2005《石油化工企业钢结构冷换框架设计规范》SH3077-1996《石油化工冷换设备和容器基础设计规范》SH/T3058-2005《石油化工钢储罐地基与基础设计规范》SH/T3068-2007《石油化工钢储罐地基处理技术规范》SH/T3083-1997《石油化工管架设计规范》SH/T3055-2007《压缩机厂房建筑设计规定》HG/T20673-2005《石油化工压缩机基础设计规范》SH3091-1998《动力机器基础设计规范》GB50040-1996《构筑物抗震设计规范》GB50191-2012《石油化工构筑物抗震设计规范》SH/T3147-2004（2）标准图集如下：~110~ 建筑防腐蚀构造J333-1～2国标地沟钢盖板J332国标地沟及盖板02J331国标钢梯02J401国标建筑物抗震构造详图CG329国标6.3给排水、污水处理6.3.1概述本部分主要包括装置区和罐区的给排水。6.3.2设计内容给水：采用地表水供水，来自胜坨镇工业园区给水管网。排水：进入自建污水处理场，处理后废水排入垦利县利河污水处理有限公司，执行《污水排入城镇下水道水质标准》（CJ343-2010）中B类排放标准。给水系统包括：新鲜水、循环水、脱盐水、消防水系统；排水系统包括生产污水和生活污水。生活、生产用水水源取自厂区内新建消防水罐。装置及罐区新鲜水正常不需要，开工及日常冲洗最大用量约为5t/h，正常生活用水为3t/h，循环水补水约18t/h，循环水正常900t/h（最大约1100t/h），除氧水主要作为制氢装置发生蒸汽以及加氢装置注水，装置用量13.5t/h，消防水罐及管网需新建。给水情况见表6.3-1。表6.3-1给水水量表名称水量，t/h备注新鲜水48包括循环水补水循环水900循环量除氧水13.5连续/最大~110~ 装置及罐区生产污水约6t/h，生活污水按消耗生活用新鲜水的0.8倍考虑，约2t/h。排水情况见表6.3-2。表6.3-2排水水量表名称水量，t/h备注生产污水6生活污水26.3.3设计中采用的标准规范《室外给水设计规范》GB50013-2006《室外排水设计规范》GB50014-2006《室外消火栓》GB4452-2011《建筑给水排水设计规范》GB50015-2003（2009版）《工业循环冷却水处理设计规范》GB50050-2007《建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范》GB50242-2002《给水排水管道工程施工及验收规范》GB50268-2008《无缝钢管尺寸、外形、重量及允许偏差》GB/T17395-2008《低压流体输送用焊接钢管》GB/T3091-2008《输送流体用无缝钢管》GB/T8163-2008《石油化工企业设计防火规范》GB50160-2008《石油化工企业给水排水系统设计规范》SH3015-2003《石油化工设备和管道涂料防腐蚀技术规范》SH3022-2011《石油化工给水排水管道设计规范》SH3034-1999《石油化工企业管道支吊架设计规范》SH/T3073—2004《化工建设项目环境保护设计规范》GB50483-2009《污水排入城镇下水道水质标准》CJ343-2010~110~ 6.3.4污水系统本项目新建污水处理站，污水汇集处理后输送到污水处理有限公司。处理达到《污水排入城镇下水道水质标准》（CJ343-2010）中B类排放标准后排放。污水处理设计进水水质见表6.3-3、6.3-4、6.3-5所示。6.3-3含硫含氨污水项目数值项目数值PH值（无量纲）9氨氮/(mg·L-1)3000水温/(℃)40BOD5/(mg·L-1)5000-8000石油类/(mg·L-1)40COD/(mg·L-1)9000-150006.3-4含油污水项目数值项目数值PH值（无量纲）9石油类/(mg·L-1)500水温/(℃)常温BOD5/(mg·L-1)1000COD/(mg·L-1)2000-30006.3-5生活污水项目数值项目数值总氮/(mg·L-1)50-100COD/(mg·L-1)500水温/(℃)常温BOD5/(mg·L-1)300处理后达到《污水排入城镇下水道水质标准》（CJ343-2010）中B类排放标准。其水质指标见表6.3-6。6.3-6污水排放水质指标项目标准值项目标准值BOD5≤350mg/L石油类≤20mg/LCOD≤500mg/L氨氮≤45mg/L硫化物≤1.0mg/L6.3.5消防水系统本项目消防水源取自厂区新建两座2500m3~110~ 消防水罐，消防水罐补水取自地下水。其中消防水量为150L/s（参照《石油化工企业设计防火规范》（GB50160-2008）第8.4.3条），一次消防用水量为1620m3。罐组消防采用固定式泡沫灭火系统及移动式消防冷却水系统，并在防火堤外设置用于扑救液体流散火灾的辅助泡沫枪。本项目不设专职消防队，依托消防支队，距本项目所在地1公里，接警后5分钟可到达火灾现场。6.3.6循环水系统本项目装置区循环水正常用量900吨/小时（最大约1100吨/时），为满足装置生产需求，需新建循环水系统，新增凉水塔600m3/h两台，流量550m3/h循环水泵三台（二开一备）。蒸发及排污损失按循环量的0.3%考虑，补充水由厂区内生产生活水管网提供。循环水设备见表6.3-7。6.3-7循环水设备表设备名称规格/参数数量冷却塔进塔水温t1=42℃，出塔水温t2=32℃，循环水流量Q=600m3/h，功率P=30kW2座盘片式旁滤器Q=40m3/h，过滤精度55μm，正常工作压力不大于0.6MPa1套循环水处理缓蚀阻垢剂加药装置按照循环水流量Q=600m3/h设计，补充水为生产用水，循环水水质符合GB50050-2007的要求，设计浓缩倍数为4。1套循环水监测换热器3kiv-31台二氧化氯发生装置3000g/h1套循环水泵流量Q=550m3/h，扬程H=54m，功率P=75kW3台需用到补充水22~33m³/h，电耗30+2+75*2＝252kWh6.3.7软化水、脱盐水系统所需脱盐水由厂区管网提供，装置内蒸汽凝结水考虑回收。~110~ 6.4电气、通信6.4.1设计范围及依据设计范围及依据设计范围为装置界区内的电气和电信（电话及火灾消防报警系统）设计。10kV电源引自上级35kV配变电所，接入系统设计、无功补偿装置由用户负责。装置电话、电信火灾消防报警系统的入网由用户负责。设计遵守的有关标准和规范：石油化工企业照度设计规定SHT3027-2003石油化工企业生产装置电力设计技术设计规范SHJ3038-2000炼油厂用电符合设计计算方法SH/T3116-2000石油化工静电接地设计防火规范SH3097-2000火力发电厂与变电所设计规范GB50229-200610kV及以下变电所设计规范GB50053-94低压配电设计规范GB50054-2011电热设备电力装置设计规范GB50056-93通用用电设备配电设计规范GB50055-93爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-92石油化工企业设计防火规范GB50160-2008电力装置的电气测量仪表装置设计规范GB50063-2008火灾自动报警系统设计规范GB50116-986.4.2负荷情况该工程按联合装置布置，在同一界区内，蒽油轻质化、罐区、装车设施、空压站、循环水场、区域供电照明。其中消防设备用电、仪表DCS、事故照明用电等为一级负荷，其他为二级负荷。消耗量见表6.4-1。表6.4-1电能消耗量表~110~ 项目名称规格单位最大正常说明电220VkW11046照明及仪表用电　380VkW24501760泵、空冷器等其它　10KVkW30002600压缩机6.4.3电源选择及可靠性本项目由供电所提供电源。可提供电压等级为6KV、10KV和35KV的电源，实现多回路供电。6.4.4主接线及变配电装置按照负荷构成情况，所有压缩机（加氢装置）、高压进料泵（主要指加氢部分进料泵）的10kV电动机，其电源由本项目装置变配电室接出，为其设置10kV配电装置。0.38kV用电负荷由本项目装置变配电室配出。0.38kV主接线采用分段单母线接线，正常运行情况下，分段断路器分裂运行，当任一外供电源失电、变压器和线路故障或检修等失电时，进线开关与系统解裂，手动或BZT与上级BZT或自动装置配合，并满足电动机群顺序自动再起动的要求，若母线断电时间超过5～9秒时，将解除电动机的自动再起动。电源回复后，再手动起动各需要运行的电动机。10kV及0.38kV配电装置的无功补偿由本项目设计统一考虑。6.4.5控制、保护、测量、信号、计量~110~ 10kV配电装置型式、操作电源、0.38kV配电装置、PLC、电动机实时顺序再起动装置等实物工程量由由本项目设计统一考虑。10kV微机检测系统、自动装置设计纳入配变电所设计中，由本项目设计统一考虑。在10kV接入系统设置计量仪表，采用0.1A电流互感器和测量表计，低压配电系统不装设计量仪表。为满足测量和现场指示的准确度，采用0.5A电流互感器和测量表计。0.38kV电源进线、分段采用微处理器脱扣器带测量单元、控制单元、对话单元的空气开关。运行、保护、监控信息以数据通信串行接口方式发送至SCADA系统。10kV电机均按两地控制和三地监视设置：一处在现场的机泵旁开停、信号灯显示、电流表指示；一处在工艺操作站监控；一处在调度管理工作站监视。0.38kV重要的机泵采用PLC监控装置，除在现场的机泵旁开停、信号灯显示、电流表指示外，并可在工艺操作站监视。6.4.6自动装置低压重要机泵如具有再起动要求的机泵和具有连锁要求及备用泵自起的电动机、电源切换单元的运行信息等，采用PLC可编程控制器进行数据采集和处理。BZT备用电源自动投入装置：备自投装置设置微机控制：在工作电源断开或失压后，才手动或自动投入；仅动作一次；投入故障时后加速动作；检测另一段母线电压水平、进线过流闭锁。具有再起动要求的机泵由PLC电动机顺序再起动装置实现，具有连锁要求及备用泵自起的电动机运行信息通过PLC经网络服务器传送到DCS操作室电气工作站上进行监视。6.4.7照明设置及配线该工程设置照明与检修公用电源，供电范围为：照明负荷、UPS不间断电源装置、通信电源装置、事故风机、检修电源箱等。管桥下采用2×40W高效节能、电子整流器防爆荧光灯。照明配电箱按单体、单元、区域而设置。照明控制方式：装置区、建筑物内再照明箱上集中控制，少量采用分散控制。室外装置照明线路均采用铜导线YJV（4×10）穿钢管敷设，沿管桥、平台、平台栏杆、爬梯明敷设安装时采用30×30×4角钢固定。~110~ 6.4.8线路敷设电缆敷设采用桥架架空敷设和电缆沟充砂敷设相结合的方式，局部考虑采用150×75配线线槽沿钢梁和支撑架敷设，少量零散负荷、照明电缆采用电缆直埋敷设或穿钢管埋地敷设。位于爆炸危险场所的电缆不得有中间接头。进出建筑物的桥架墙洞、电缆沟及穿墙、基础的电气、电信管线，以及电缆桥架、电气设备、配线钢管穿楼板的孔洞均采用非燃烧材料进行密封或堵封。电力电缆及强电控制电缆采用交联阻燃型电缆，弱电控制、保护、测量、远动及通信电缆采用阻燃型仪表信号电缆。6.4.9防雷及接地电气接地系统按防雷接地、防静电接地、保护接地、工作接地设置全厂联合接地系统，其接地电阻值应不大于4欧姆。380/220V为TN-S系统，中性点直接接地、电气接地系统除在变电所的附近设集中接地体外，在装置区构架处、塔处、烟囱处考虑增设接地体。接地体采用50×5镀锌角钢，连接线和主接地干线采用40×4镀锌扁钢，接地网至设备、构架、支架等需要接地的采用25×4镀锌扁钢。工艺管线、设备的静电接地采用软导线跨接后引下接至接地网络。压缩机棚处于爆炸火灾危险场所，在其棚顶设置网络避雷网。6.4.10通信及火灾消防报警部分为满足装置生产的需要，通信方式采用电话、宽带、有线电视等完备普及。加强对消防通信指挥系统的规划和建设，建设成为技术先进和功能完善的现代化消防通信调度指挥系统。6.5供热、供风6.5.1供热系统目前本项目不新建开工锅炉系统~110~ ，使用周边园区配套的供热管网供热。本项目建成后，制氢装置外送3.5MPa蒸汽4t/h，加氢装置消耗3.5MPa蒸汽2t/h；1.0MPa总消耗约4.4t/h，可通过中压蒸汽减温减压设施实现。装置开工中压蒸汽用量约10t/h，低压蒸汽7.5t/h。罐区原料油及重油储罐伴热用1.0MPa蒸汽约2.4t/h；项目其他单元（包括车间等）管道伴热及采暖用1.0MPa蒸汽约2t/h，由1.0MPa蒸汽由厂区低压蒸汽管网提供。供热包括：装置热力管网、凝结水回收系统。本项目建设中系统加热、伴热等生产过程中所需的蒸汽量，根据工艺的用汽需求量，由全厂管网提供。新建装置及罐区生产所需的蒸汽负荷情况见表6.5-1。表6.5-1新建装置及罐区热负荷汇总表序号内容3.5MPa蒸汽1.0MPa饱和蒸汽备注1主装置-2t/h2罐区2.4t/h间歇3采暖、系统管道伴热2t/h间歇6.5.2供风系统装置需要净化风：560Nm3/h，开工用量约650Nm3/h，气源由新建空氮站提供，同时设2台150m3净化风缓冲罐，以保证压力稳定。6.5.3供氮系统装置需要氮气：180Nm3/h，开工用量约3000Nm3/h，气源由新建空氮站提供，同时设2台200m3氮气缓冲罐，以保证压力稳定。6.6采暖通风~110~ 控制室安装空调，保证设备正常运行；经常操作房间安装采暖设施保证冬季室内温度不低于15℃，不经常操作的房间冬季室内温度按5℃设计，泵房和压缩机房有轴流风机加强通风。6.7平面布置6.7.1设计执行的标准、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《石油化工企业厂内道路设计规范》SH/T3023-2005《工业企业设计卫生标准》GBZ1-2010《总图制图标准》GB/T50103-2010《石油化工企业厂区总平面布置设计规范》SH/T3053-2002《化工企业总图运输设计规范》GB50489-2009《石油化工企业卫生防护距离》SH3093-1999《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-1992《石油化工工艺装置布置设计通则》SH3011-2011《化工装置设备布置设计规定》HG20546-20096.7.2设备平面布置原则及特点区域内设置装置变配电室、装置控制室（含车间办公室、化验室）。本项目装置区采用流程式布置，兼顾同类设备相对集中的原则，并以主管架为中心，管架两侧布置设备。6.7.3设备检修与维护除在设备平面布置中充分考虑其检修场地和检修通道外，还采取如下措施：部分大型设备上方设吊梁及手动葫芦。冷换框架上设置了若干吊耳，用于起吊换热器等设备。~110~ 6.7.4管道器材选用按《石油化工企业管道设计器材选用通则》（SH3059-94）的要求进行管道器材选用。对临氢管道按美国石油学会发表的“Nelson曲线”API941最新版选材。在氢气和硫化氢共同腐蚀环境下，选材除满足“Nelson曲线”外，并依据“Couper曲线”核定。6.8自动控制6.8.1工艺装置自动控制方案6.8.1.1工艺装置对自动控制的要求加氢装置由加氢精制及加氢反应单元、酸性水汽提单元2个大单元组成。整体项目具有技术先进、工艺过程复杂、产品质量要求较高、测控点多、易燃易爆、高温高压，并有腐蚀性。根据本装置的特点，要求自动化水平较高，结合目前国内外仪表生产及应用状况，为保证装置“安全、稳定、长周期、满负荷、优质”的运行原则，降低能耗，提高产品质量、产品收率和操作水平，项目自控系统选择性能可靠、技术先进的分散型控制系统（DCS）来实现全装置的过程控制、过程检测、数据处理、计量管理、用电设备的状态显示和高压电机状态监测等；为保证装置和重要的工艺设备、大型机组及生产、管理人员的安全，装置将设置一套高可靠性的紧急停车安全联锁保护系统（SIS）；在装置区内，根据装置泄漏源的分布情况，设置足够的可燃气体和有毒气体检测报警系统，可全面监视装置的可燃气体和有毒气体的泄漏情况。进出生产装置的原料及产品，辅助系统及公用工程等设置相应的计量仪表。~110~ 6.8.1.2主要控制方案（1）主要控制方案本装置多数控制回路一般采用成熟的单回路定值控制，比较特殊及重要控制点的控制方案如下：①反应系统压力控制；②加热炉出口温度控制；③高分液位控制；④高分液（界）位控制；⑤循环氢压缩机压力控制；⑥新氢压缩机压力控制；⑦原料油增压泵压力控制；⑧独立设置的装置安全联锁系统（SIS）：Ⅰ、单体设备联锁主要有如下内容：循环氢压缩机停车；新氢压缩机停车；原料油增压泵停泵；反应进料加热炉熄火；高压分离器液位/界位低低保护；空冷器手动紧急停车。Ⅱ、大型机组的控制与保护原则压缩机大型机组自带自动控制联锁保护。为保证循环氢压缩机机组的安全运行，大型机组均在中心控制室进行控制，但现场也设置自动停车操作柱。⑨检测及保护~110~ 除SIS系统外，按规范要求在装置界区内设置一定数量的可燃气体及有毒气体检测器，并在控制室内对可燃气体及有毒气体的浓度进行集中监视和超限报警设置。安全检测系统独立于DCS单独设置。（2）控制系统选型原则①本装置控制系统的选型应符合目前主流DCS系统要求，并选择性能可靠，技术先进成熟、有使用经验的DCS控制系统；②DCS选用国内生产的技术先进、性能优良、有长期成功运行经验的控制系统，并满足下列性能要求：高的可靠性；功能强化的操作站；智能化I/O接口和强有力的运算控制功能；完善、可靠的系统软件及强有力的自诊断功能。③为了确保装置和重要的工艺设备以及大型机组的安全，确保生产人员的安全，装置还将设置一套高度可靠性的紧急停车安全联锁保护系统（SIS）。SIS独立于DCS单独设置，以确保生产装置、重要机组和关键生产设备的安全。SIS采用冗余容错的高可靠性可编程逻辑控制（PLC）实现。SIS按事故安全型设计，即一旦能源中断，执行机构的最终位置应能确保工艺过程和设备处于安全状态。重要的联锁系统检测元件或输入信号按“三取二”方式设置。为了保证SIS系统的高度可靠性，设计时将充分考虑如下原则：独立于DCS系统之外；事故安全型（失电动作）；系统的安全等级与装置的安全等级相匹配；系统由冗余容错功能和结构的可编程逻辑控制器（PLC）组成；逻辑结构采用子系统块的连接方式；合理考虑输入/输出卡件的冗余配置和现场一次动作元件冗余设置；有足够的操作员接口；~110~ 有自动/半自动（手动）灵活的操作手段；有足够的旁路维修开关；具有故障诊断技术和毫秒级第一事故区分功能和报警打印机；可与DCS系统通讯；注意和确定共模故障源；I/O总点数见装置设备表。（3）DCS系统配置DCS系统1套。DCS系统控制点及检测点如下（含罐区及装卸车）：模拟量输入点：~1745个（含控制回路点数）模拟量输出点：~608个（含控制回路点数）开关量输入点：~664个开关量输出点：~397个（4）SIS系统配置①SIS系统选型配置时应充分考虑系统的三重冗余结构，即确保系统的冗余、容错性能的可靠性及技术的先进性，系统的可扩展性和系统的开放性。SIS系统发生故障时被控制过程能够作到安全停车。继电器触点在过程条件正常时处于断开（常开），超限时闭合；SIS系统1套。SIS系统控制点及检测点如下：模拟量输入点：~43个（含控制回路点数）模拟量输出点：~7个（含控制回路点数）开关量输入点：~232个开关量输出点：~133个②装置主要的自动保护联锁项目有（均由SIS实现）：装置事故紧急泄压联锁停车系统；~110~ 加氢进料泵停车系统；压缩机组、高压进料泵自动安全保护联锁系统；反应器进料、压差及温度自动保护联锁系统；高压分离器液位/界位低低保护联锁系统；加热炉联锁保护及停车系统；循环氢压缩机入口分液罐液位高高限停车联锁系统。6.8.1.3仪表选型除了DCS、SIS系统外，现场仪表及室内仪表，如变送器、安全栅、报警设定器、信号转换器、执行器、分析器等仪表选型，应以安全可靠，技术性能先进，安装、使用方便，在国产仪表和国外仪表中筛选出性能价格比最好的仪表，大部分仪表以国产为主，关键仪表引进，使设计出的每个控制或监测回路都能在安全、可靠、长周期自动状态下运行，提高整个装置的仪表投用率和自动化水平。主要仪表选型原则如下：（1）装置现场仪表选型尽量保持与原公司现有装置现场仪表选型一致，便于仪表检修、维护和备品备件的准备；（2）立足于国内，选择国内或引进国外技术国内生产或合资生产的高质量产品；（3）根据装置工艺过程连续性强，流体介质为易燃，易爆，部分介质具有腐蚀、毒性等特点，危险区域优先选用本安型仪表，其防爆等级应不低于iaIICT4；无本安仪表可选时，可采用隔爆型仪表，其防爆等级应不低于dIIBT4；含氢的装置仪表防爆等级应不低于dIICT4；开关量仪表均采用隔爆型；（4）在有可能发生泄漏和聚集可燃性气体和有毒性气体的地方，独立设置可燃气体和有毒气体报警器；~110~ （5）装置内大型设备或机组独立设置性能可靠安全联锁保护系统；（6）现场检测仪表主要选用智能型变送器；（7）测量范围小于1500mm的液位测量仪表一般采用外浮筒式液位变送器；检测范围较大的液位测量选用双法兰变送器；对于容器内介质，粘度较大的液位检测选用内浮球液位计和插入式双法兰变送器，一般场合采用国内引进技术的可靠产品，重要的和高压的场合则采用国外产品；（8）低压部分的压力、压差、开关等，一般采用国内引进技术的可靠产品；高压场合的压力、压差、开关等采用国外产品；（9）执行机构主要采用气动调节阀加电/气阀门定位器的配置方式；（10）流量测量仪表原则上选用节流装置，小流量液体或气体测量选用远传金属转子流量计；进、出装置的物料选用高精度质量流量计或罗茨流量计仪表；水计量仪表选用电磁流量计；蒸汽计量选用威力巴流量计或弯管流量计；（11）热电偶采用IEC标准K（E）分度的铠装单支式，反应器床层采用多点式热电偶，炉管表面测温采用刀刃式，高温、高压(1500#级以上)热电偶及温度计套管采用国外产品；（12）安全栅采用隔离式安全栅；（13）玻璃板液位计一般采用透光式，一般场合采用国内产品，高压场合采用国外产品；（14）执行器：①调节阀采用气动执行机构；②定位器一般采用电气阀门定位器；③ANSI900＃级以上的高温、高压、高压降的场合的调节阀采用国外产品；④SIS系统用的自动保护切断阀/放空阀采用国外产品；⑤高压仪表阀门、高压仪表配件及引压管采用国外产品。~110~ 6.8.2储运系统自动控制方案6.8.2.1主要控制方案（1）原料罐区内有4×2000m3蒽油原料储罐。成品罐区内有2×500m31#改质蒽油罐、2×3000m32#改质蒽油罐、1×200m3轻污油罐、1×200m3不合格轻油罐、1×200m3不合格2#改质蒽油罐、1×200m3尾油罐、1×200m3反冲洗油罐、1×200m3重污油罐。罐区所有检测信号均进装置区总控制室的DCS系统，装车单独设置定量装车系统。对于原料罐区以及成品罐区，储罐温度进行指示，液位进行高低液位报警。将信号输送至总控制室上位机显示。（2）新建泵房内设油品输送泵，泵出口设就地压力指示。（3）在有毒气体和可燃气体易发生泄露和堆积的地方设置可燃气体检测报警器，构成独立的检测报警系统。6.8.2.2仪表选型压力检测仪表选用智能型压力变送器。温度检测元件选用IECE型热电偶带一体化变送器。液位仪表选用雷达液位计。就地指示的温度测量选用抽芯式防护型双金属温度计。介质有腐蚀，另加双金属温度计套管，套管材质为0Cr18Ni9。压力表一般采用“Y”系列普通工业压力表，有腐蚀的和易凝介质场合采用不锈钢系列隔膜压力表，泵出口选用防震压力表。可燃气体和有毒气体检测选用抗中毒型检测探头，报警器安装在盘上独立报警显示。进、出装置的物料选用高精度质量流量计。~110~ 6.8.2.3主要仪表及设备表6.8-2主要仪表设备清单序号仪表名称数量备注1温度仪表双金属温度计22热电偶（带一体化变送器）222压力仪表不锈钢普通压力表32不锈钢耐震压力表12智能压力变送器43物位仪表双色石英液位计9雷达液位计134定量装车系统一套4质量流量计与切断阀成套订货6.8.3控制室（1）装置控制室该装置控制室为新建，同时考虑与储运控制系统的通讯功能。通过DCS系统操作站来对各生产单元进行监视和操作。装置控制室设计要严格遵循国内外相关标准规范，并本着“以人为本、安全可靠、功能齐全、布局合理、环境舒适”的原则进行设计，采用先进成熟的技术，在功能和技术上达到国内同行业先进水平，以最大限度减少非正常停车，为装置安、稳、长、满、优运行创造条件。装置控制室的火灾危险性类别为丁级，建筑物耐火等级为二级，室内地坪应高于室外地面600mm以上，设二道双向弹簧门和门斗。中心控制室设有操作室、机柜室、UPS室、工程师站室、洗手间等。~110~ 装置控制室照明设计要考虑适当的照度及舒适的照度分布，宜人的光色和良好的显色性，使人视觉舒适，不易疲劳。在操作室等人员集中的场合设置近自然的照明，其它房间根据需要采用相应的照明设施。控制室还考虑事故照明和紧急用电设施。装置控制室设置集中的空调系统，保持室内空气恒温恒湿，对空气进行过滤、除尘、净化，确保空气质量，营造安全舒适的工作环境。（2）装卸车仪表室装卸车区域设置一仪表室，定量装车系统设置在该仪表室内。6.8.4设计采用的主要标准规范《过程检测和控制流程图用图形符号和文字代号》GB/T2625-1981《石油化工自动化仪表选型设计规范》SH3005-1999《石油化工控制室和自动分析器室设计规范》SH3006-1999《石油化工安全仪表系统设计规范》SH/T3018-2003《石油化工仪表管道线路设计规范》SH/T3019-2003《石油化工仪表供气设计规范》SH3020-2001《石油化工仪表及管道隔离和吹洗设计规范》SH3021-2001《石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB50493-2009《石油化工仪表供电设计规范》SH/T3082-2003《石油化工仪表接地设计规范》SH/T3081-2003《石油化工分散控制系统设计规范》SH/T3092-1999《分散控制/集中显示仪表﹑逻辑控制及计算机用流程图符号》SHB-Z04-1995《石油化工紧急停车及安全联锁系统设计导则》SHB-Z06-1999《石油化工仪表安装设计规范》SH/T3104-2000《炼油厂自动化仪表管线平面布置图例及文字符号》SH/T3105-2000对引进的仪表、阀门及控制系统采用国际通用的标准。~110~ 7环境保护7.1设计采用的主要标准《环境空气质量标准》GB3095-1996《工业企业设计卫生标准》GBZ1-2010《地表水环境质量标准》GB3838-2002《地下水质量标准》GB/Tl4848-93《声环境质量标准》GB3096-2008《大气污染物综合排放标准》GB16297-1996《污水综合排放标准》GB8978-1996《恶臭污染物排放标准》GB14554-93《工业企业噪声控制设计规范》GBJ87-1985《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB12348-2008《建筑施工场界噪声限值》GB12523-2011《石油化工污水处理设计规范》GB50747-2012《石油化工企业环境保护设计规范》SH3024-1995《化工建设项目环境保护设计规范》GB50483-2009《石油化工企业排样筒（管）采样口设计规范》SH3056-1994《石油化工企业燃料气系统和可燃气体排放系统设计规范》SH3009-2001《石油化工企业气体检测报警设计规范》SH3063-19997.2建设区域的环境现状遵循发展循环经济和构建生态工业园区的设想，注重环境的保护，2011年通过了工业园区区域环境评价。目前，工业园区所在区域环境质量良好。~110~ 本项目建设场地地势较为平坦，扩散条件良好。建设场地（厂址）周围无重要公共设施、文物和名胜古迹。7.3主要污染源和主要污染物7.3.1废气污染源及污染物该项目的主要废气污染源为加热炉烟气，烟气经余热回收后由各自排气筒排放。此外，停工检修和非正常工况条件自装置塔顶安全阀泄放的烃类气体去火炬系统。各加热炉烟气中的主要污染物及排放量见表7.3-1。表7.3-1废气排放表序号排放点SO2NOx烟尘备注kg/hmg/m3kg/hmg/m3kg/hmg/m31加热炉3.21404.62000.50.02排大气此外，机泵、压缩机、管线上阀门及安全放空口泄漏的无组织烃类每年约为2t。7.3.2废水污染源及污染物该项目产生的废水主要分为三类，一为含硫含氨酸性污水，约5t/h，主要来自原料脱水器、预分馏塔顶回流罐切水、加氢装置反应生成水、高压空冷注水，经酸性水汽提单元汽提出H2S及NH3后送至污水处理场；二为含油污水，约1t/h，主要为机泵冷却和地面冲洗水；三为生活污水，约2t/h。共计8t/h排水污水处理站，处理后水作为中水回用。~110~ 表7.3-2废水指标序号排放点废水类别排放量t/h主要污染物浓度mg/L去向油类H2SBOD5COD氨氮1原料脱水、预分馏塔顶回流罐、加氢装置反应生成水、高压空冷注水含硫含氨污水540150002000500030000污水处理场2机泵冷却水及地面冲洗水含油污水150010002000-3000污水处理场3厕所等生活污水2污水处理场7.3.3固体废物该项目排放的固体废物，主要来自各反应器的废催化剂、废吸附剂、废瓷球及废保护剂等。基本情况见表7.3-3。表7.3-3固体废物排放表序号固体废物类别有毒有害成分组成一次排放量m3更换时间排放去向1废惰性瓷球61次/1年回收2废保护剂Mo、Ni141次/1年回收3废催化剂W、Ni731次/3年回收4废吸附剂201次/15年回收7.4控制污染的初步方案为了贯彻国家和地方颁布的环境保护法律、法规，在发展生产的同时保护好人类赖以生存的环境，在充分依托现有环保治理措施的基础上，本项目在设计中主要采取了以下清洁生产工艺及污染防治措施和控制方案。7.4.1废气治理（1）~110~ 加热炉炉顶烟气采取了以下三种办法：采取微负压操作方式；密闭炉门以及密封接缝处等措施可使无组织排放的烟气量减排90％～95％。（2）轻烃产品、化工产品的储罐采用内浮顶式，最大限度减少烃类的逸散。（3）生产过程中产生的烃类均用管道引入火炬中燃烧处理。7.4.2废水治理本项目污水主要有加氢装置排出酸性水、生活污水。酸性水送至污水处理场处理合格后回用，生活污水送至园区生活水处理场进行处理。7.4.3固体废物处理处置措施（1）反应器中废瓷球，桶装、生产厂家回收。（1）废催化剂、废吸附剂送至催化剂厂商回收。7.4.4噪声控制装置内产生噪声的噪声源主要有压缩机及相应的驱动机、机泵、空冷器风机、加热炉火嘴等。厂界噪音根据《工业企业厂界噪音标准》（GB12348-90）执行Ⅲ类标准（昼间65dB，夜间55dB）。采取下列措施防治噪声污染。（1）选用低噪声系列电机。（2）加热炉喷嘴及风道部分采用保温隔声材料。（3）操作室、控制室隔声设计。7.5环境保护投资估算根据《建设项目环境保护设计规定》第七章第二十二条规定的原则，和《石油化工企业环境保护设计规范》SH3024--95中环境保护投资规定，本工程中的酸性水处理部分、废水采样、排水、噪声防治等部分列入环保投资，占该项目工程建设投资的3.5%。~110~ 7.6环境影响分析对环境的影响分析应以本项目环境影响报告书的结论为准，在此只对主要污染因子进行简要分析。（1）该装置使用低硫燃料气作加热炉燃料，加热炉烟气排放满足排放标准要求，预计对环境空气质量不会造成明显影响。（2）该装置的酸性水、含油污水及生活污水送新建污水处理场处理，处理达到《污水排入城镇下水道水质标准》（CJ343-2010）B类排放标准后排放，不会对环境造成明显的影响。（3）该装置废加氢催化剂由厂家回收，废瓷球/柱无害化填埋，均得到妥善处理、处置，预计不会对外环境造成二次污染。（4）工程主要噪声源为各类压缩机、机泵、加热炉、空冷器等。采用了隔声、消声、减震等措施后，装置厂界噪声强度昼间小于65dB(A)，夜间小于55dB(A)，对环境影响较小。~110~ 8消防8.1消防体制和贯彻方针坚持“预防为主，防消结合”的消防工作方针和近远期相结合的规划原则，严格控制工业园区消防安全布局，落实消防站及消防装备、消防通讯、消防供水、消防通道等。各项建设必须严格执行国家颁布的防火规范，确定防火等级，健全消防设施，保证消防通道，合理设置危险品通道。8.2设计遵循的消防法规《中华人民共和国消防法（2008年10月28日修订，2009年5月1日起施行）《建筑工程消防监督审核管理规定》（中华人民共和国公安部第30号，1997年3月1日施行）《中华人民共和国消防条例》（1984年5月13日施行）8.3设计执行的主要技术标准及规范《石油化工企业设计防火规范》GB50160-2008《建筑设计防火规范》GB50016-2006《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005《泡沫灭火系统设计规范》GB50151-2010《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-98《建筑物防雷设计规范》GB50057-2010《工业企业煤气安全规程》GB6222-2005《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-928.4火灾危险性分析~110~ 本工程生产过程中原料及产品多为可燃、易燃、易爆物品，火灾危险性因素可分为以下几种：室内空气中天然气、油气、氢气等浓度达到爆炸浓度极限后遇火花引起爆炸，酿成火灾。燃料气系统产生负压吸入空气引起爆炸，造成火灾。明火、雷电、触电可能引发爆炸及火灾。8.4.1主要易燃、易爆物（1）天然气：爆炸极限（体积）：下限：4.9%，上限：40.9%（2）氢气（3）解析气（4）蒽油：闪点：100℃自燃点：580℃（5）1#改质蒽油（6）2#改质蒽油8.4.2生产场所的火灾危险性生产场所主要火灾及爆炸危险性见表8.4-1.表8.4-1主要生产场所的火灾及爆炸危险性表生产场所生产类别危险区域介质备注装置区甲2区可燃气体、液体油品罐区甲2区可燃液体、油气8.5消防设施设置8.5.1消防设施现状（1）消防水系统：本项目消防水源取自厂区新建两座2000m3消防水罐，消防水罐补水取自地下水。其中消防水量为150L/s（参照《石油化工企业设计防火规范》（GB50160-2008）第8.4.3条），一次消防用水量为1620m3。~110~ 罐组消防采用固定式泡沫灭火系统，并在防火堤外设置用于扑救液体流散火灾的辅助泡沫枪。（2）消防站：本项目本公司不设专职消防队，依托消防中队。消防中队位于首北侧，距本项目所在地1公里。消防中队设施完善，应急救援力量强、接警后5分钟即可赶到火灾现场。配备有黄河泡沫车1辆，黄河水罐车1辆、斯太尔泡沫车1辆、解放泡沫车1辆，以及2套空气呼吸器及破拆工具。8.5.2消防设计8.5.2.1建设区域位置及四邻厂区与周围四邻间距满足防火间距的要求。8.5.2.2厂区平面布置厂区各车间平面布置厂区各车间分区布置，以道路相隔，建构筑物按照各自的生产类别预留足够的防火间距，甲类厂房照明或散发火花地点的防火间距、距厂外铁路的防火间距、距厂外道路的防火间距、距厂内主要道路的防火间距、距厂内次要道路的防火间距均符合《建筑设计防火规范》的要求。行政建筑物与生产厂房之间防火间距符合规范的要求。为减少风向对火灾的影响，将明火场所布置于工厂的下风向。8.5.2.3消防水系统装置区的最大消防用水量为150L/s（参照《石油化工企业设计防火规范》（GB50160-2008）第8.4.3条），火灾延续供水时间不小于3小时，一次消防用水总量不小于1620m3~110~ ，消防水压力不应小于0.8MPa，罐组的最大消防用水量分为消防冷却水98.7L/s，火灾延续供水时间不小于4小时，消防泡沫用水量36L/s，供水时间为45分钟，一次消防用水总量不小于1510m3，消防水压力不应小于0.8MPa。本项目消防水量取150L/s，一次消防用水量为1620m3，厂区内新建两座2000m3消防水罐，可以满足新建项目消防要求。装置区设置有地上式消火栓、箱式消火栓、固定消防水炮、消防给水竖管等以提高自救能力及防火安全的可靠性。装置内设置的固定式露天消防设施如箱式消火栓、消防水炮等采取防冻措施。罐区的泡沫消防设置采用固定式泡沫消防。罐组中内浮顶罐设置泡沫发生器，在罐组附近设置泡沫站及泡沫管网，泡沫消防系统水源取自泡沫站附近消防管网。8.5.2.4火灾报警系统沿装置周围和装置内消防道路设置手动报警按钮，报警报至中心控制室。在压缩机厂房等房间内设置火灾自动报警系统，报警报至中心控制室，报警信号盘设于中心控制室。在中心控制室设置电话报警系统，报警报至消防站。8.5.2.5消防道路消防通道应结合城市道路和河道布置。当建筑沿街部分超过150米或总长度超过220米时，均应设置穿过建筑物的消防通道。重要厂房、仓库等公共建筑应设环形消防车道。消防通道成环状或在终端建设回车场地，道路宽度不宜小于4米，回车场地不小于12米×12米，通道上方障碍物的净空高度不应小于4米。8.5.2.6消防车灭火系统~110~ 装置内设有贯通式消防通道，装置周围设有环行消防道路，道路一侧设有地上式消火栓，满足消防车灭火系统对装置的保护，消防车辆及人员依托基地消防设施。8.5.2.7其他消防设施除以上设置的消防设施外，本装置还设置有蒸汽灭火系统、小型灭火器等。8.5.2.8电气消防设施的配电线路采用非延燃性铠装电缆，明敷时置于配线桥架内或直接埋地敷设。室内油浸式变压器设在单独的小屋内，并设事故油坑避免变压器油外溢，防止火灾扩大。在爆炸和火灾危险场所严格按照环境的危险类别选用相应的电气设备和灯具。对建构筑物按《建筑物防雷设计规范》采用相应的防雷措施，避免雷击引起火灾。8.5.2.9建筑有爆炸危险的室内设不发火花地面。对有爆炸危险的甲、乙类厂房采用钢筋混凝土结构，利用门窗洞口作为泄压面积。生产厂房工作点至楼梯的距离、厂房门及楼梯的设计均满足消防疏散的要求。生产厂房的建筑设计满足防火规范的要求。生产厂房的耐火等级满足防火规范的要求。~110~ 9职业安全卫生9.1编制依据及采用的主要标准9.1.1编制依据《建设项目（工程）劳动安全与卫生监察规定》劳动部令第3号（1996）《国务院关于加强防毒防尘工作的决定》国发（1987）97号。9.1.2安全卫生设计拟采用的主要标准《工业企业设计卫生标准》GBZ1-2010《工业企业煤气安全规程》GB6222-2005《化工企业安全卫生设计规定》HG20571-95《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92《固定式压力容器安全技术监察规程》TSGR0004-2009《石油化工企业设计防火规范》GB50160-2008《石油化工企业职业安全卫生设计规范》SH3047-93《石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB15577-2007《建筑设计防火规范》GB50016-2006《建筑抗震设计规范》GB50011-2010《建筑物防雷设计规范》GB50057-20109.2工业的主要危害因素分析9.2.1自然危害因素分析自然形成的危害或不利影响，一般包括地震、不良地质、暑热、冬季低温、雷击等因素。~110~ 9.2.2生产危害因素分析生产过程中产生的危害，包括有害尘毒、火灾爆炸事故、机械伤害、噪音振动、触电事故、坠落及碰撞等各种因素。9.2.2.1毒危害物（1）粉尘本装置无粉尘危害。（2）一氧化碳（CO）CO主要来源于天然气系统的泄露和燃料的不完全燃烧。人体吸入CO后，既与血红蛋白结合，生成碳氧血红蛋白，阻碍血液输送，造成人体缺氧中毒。（3）硫化氢（H2S）在空气中易氧化为SO2，故浓度不高。主要来源于加氢装置反应系统及酸性水汽提单元产生的酸性气。H2S对人神经系统有强烈刺激作用，同时对眼角膜、呼吸道粘膜有损害。（4）不饱和炭氢化合物（CmHn）CmHn对眼、鼻及呼吸道均有强烈刺激作用，危害肺、肝、肾及心血管系统，其中某些是强致癌物质。CmHn急性中毒时有头昏、头痛、呕吐、乏力、甚至昏迷。长期接触者可出现神经衰弱综合症。（5）氨（NH3）氨是一种有强烈刺激性臭味的气体，极易溶于水形成氨水，呈碱性。氨的急性中毒主要为呼吸道粘膜刺激和灼伤，轻度中毒能引起鼻炎、咽炎、气管炎和支气管炎，严重中毒可引起喉头水肿，声门狭窄及呼吸道粘膜脱落，造成气管堵塞而引起窒息。吸入高浓度氨气时，可引起急性化学性水肿，从而使人昏迷而死亡。~110~ 本工程生产的制氢及加氢装置内有少量含氨污水。（6）尘毒危害物芳烃及其稠环化合物对眼、鼻及呼吸道均有强烈刺激作用；危害肺、肝、肾及心血管系统。SO2是无色、不燃、有恶臭并具有辛辣味的气体。比重为1.434，它主要来源于燃料的燃烧，其对人体危害表现为对结膜和上呼吸道粘膜具有强烈刺激性，可引起喉部水肿，声带痉挛，甚至引起人员窒息，并可导致支气管炎、肺炎和呼吸麻痹。大气中的SO2在阳光、水汽和飘尘的作用下，易生成SO3而与水滴接触形成酸雾。它以气溶胶的形式附着于云雾和尘埃上，遇雨则形成酸雨，酸雾和酸雨除对自然界有严重危害外，其对人体的影响远胜于SO2，空气中酸雾达到0.8mg/m3时，人有不适感觉。NOx通常以此来表示NO与NO2的总和。NOx主要来源于燃料燃烧，对人的眼睛和呼吸器官有强烈刺激。从污染源排出的NOx进入大气后，与CO、CmHn、SO2等污染物混合，在阳光、紫外线的照射下，经一系列的化学反应，最终形成一种浅兰色烟雾，即所谓的“光化学烟雾”，严重影响人体健康。9.2.2.2振动及噪声振动可导致人体患发振动病，患者可有神经衰弱症候群及植物神经紊乱。噪音除影响听觉器官外，对神经系统、心血管系统也有不良影响。长时间接触噪音，能使人头痛、头昏、易疲劳、心慌乱、记忆力减退、失眠多梦、精神衰弱、心跳加速、心律不齐、胆固醇增高、冠心病发病率增高。本项目空气风机、大型压缩机组和泵类将产生较大噪音。~110~ 9.2.2.3火灾爆炸火灾是一种燃烧现象，当燃烧失去控制时，便形成火灾事故。火灾事故能造成较大的人员伤亡和财产损失。物质发生变化的速度不断急剧增大，并在极短的时间内释放大量能量的称为爆炸。爆炸和火灾一样，能造成较大的人员伤亡和财产损失。装置使用和产生的主要危险介质的理化特性见表9.2-1。表9.2-1装置主要危险介质理化特性表物料名称闪点(℃)爆炸极限（V%）火灾危险性分类下限上限氢气气体4.075甲天然气气体甲燃料气气体＜10甲1#改质蒽油＜28甲B2#改质蒽油28～60乙9.2.2.4其它安全事故压力容器的事故均会造成设备损坏，危害人身安全。此外，触电、坠落、机械伤害等事故均对人体形成伤害，严重时可造成人员死亡。停电事故影响生产，还会造成有害物外逸，甚至损坏设备、危及人身安全。9.3安全卫生设计方案9.3.1毒尘防治~110~ 工程毒尘防治主要从两方面考虑：其一首先是在工艺上控制毒尘排放源，做到不排或少排危害物；其二再对操作人员采取相应的防护措施。主要措施如下：对产生粉尘或扬尘的场所、部位采用喷水、密闭等相应的措施。对产生有害气体的厂房内部采取的通风换气措施。燃烧加热设备用副产的干气，减少有害物质的产生量。9.3.2减振与降噪在设备选型中优先选用低噪声设备。将高噪声设备置于室内，如压缩机设压缩机房，机泵分类设置泵房，可有效防止噪声的扩散与传播。对振动较大的设备设单独基础或在设备底座上采取减振等措施。在厂区总平面图布置中，根据地形、声源方向性、建（构）筑物的屏蔽作用和绿化植物的吸纳作用等因素合理进行布局，以减轻噪声的危害。9.3.3防爆在平面布置中，各生产区域、装置及建筑物间考虑有足够的防爆安全距离。装置采用DCS进行集中监视、控制和操作。装置的主要控制方案包括：反应温度控制、反应系统压力控制、加热炉出口温度控制、高分液位控制、冷高分液（界）位控制、循环氢压缩机控制、新氢压缩机控制、高压进料泵控制及PSA装置控制。ESD独立于DCS单独设置，以确保生产装置、重要机组和关键生产设备的安全。在生产工艺系统中，易产生燃爆性介质的厂房采用通风除尘措施，以降低爆炸物质的浓度。对可燃气体设施设低压报警，介质中含有可燃气体的设备及管道均采取相应的防静电措施。在爆炸和火灾危险场所，鼓风机室配置相应的防爆设备和灯具。~110~ 9.3.4压力容器的安全措施压力容器设置相应的安全保护装置。压力容器及压力管道按规范要求设置必要的测温、测压及相应的调节装置。9.3.5其它安全措施为防止停电事故并保证检修安全，多处操作的设备拟设机旁事故开关，电气设备则设置必要的接零接地或漏电保护装置。有危险的场所或部位拟设置相应的安全栏杆、网、罩、警报等措施，并设置必要的安全标志及事故照明设施；带坡度的通廊则考虑相应的防滑措施。9.3.6绿化及辅助用室鉴于绿化对安全卫生方面的有益作用，本工程拟充分利用厂内条件进行绿化设计，绿化用地率为20%。本工程根据卫生标准要求，根据生产特点和实际需要等原则，拟设置相应的辅助用室。生产卫生用室有浴室、存衣室等；生活用室设置休息室、食堂和厕所等。9.4安全卫生机构本工程配置相应的专职与兼职安全卫生检测检验人员和监督管理人员，负责全厂的安全、卫生设施的维修、保养和日常监测工作。9.5安全卫生措施的效果预测及评价~110~ 经采取上述措施后，本工程操作场所及岗位空气中毒尘等有害物将低于国家标准中相应的最高允许浓度；工作场所内温度满足有关规定；工作场所及岗位的噪声满足有关规范中相应标准；可避免火灾、爆炸、压力容器事故等危害的发生，并减少其它事故的发生或出现，一旦出现事故，即刻采取相应的备用或应急补救措施，将事故造成的损失降到最低。本工程安全、卫生设施比较完善，在毒尘治理、防火防爆及其它安全卫生方面，达到了“保证安全生产、保护职工身心健康”的目的，安全卫生条件预计可达到国内同等规模企业的较先进水平。职业安全卫生专用投资主要包括：主要生产环节职业安全卫生防范设施、检测设施及事故应急措施。职业安全卫生专用投资约占建设投资的5%。~110~ 10节能10.1概述10.1.1编制依据（1）国家计划委员会、国务院经济贸易办公室，建设部资源（1992）1959号文件：印发《关于基本建设和技术改造工程项目可行研究报告增列节能篇（章）的暂行规定》和中国石化总公司（1992）建设字368号文的通知。（2）中国石油化工总公司“石油化工项目可行性研究报告”编制规定第九章内容。《工程设计节能技术暂行规定》（3）能耗指标计算依据：中石油化工股份有限公司（2003版）《炼油厂能量消耗计算与评价方法》国家石油和化学工业局标准SH/T3003-2000石油化工合理利用能源设计导则中国石化总公司标准SH2600-92《石油化工企业能量平衡计算方法》10.1.2节能原则（1）采用先进的工艺和技术；（2）贯彻热功联产及蒸汽逐级利用原则，提高热能利用率；（3）采用新型高效机泵；（4）回收烟气余热，提高加热炉效率；（5）采用成熟的常规节能技术。~110~ 10.2能耗构成及分析10.2.1工艺装置能耗本项目装置能耗见表10.2-1、10.2-2、10.2-3、10.2-4。表10.2-115万吨/年蒽油轻质化装置能耗计算表类别单位能量折算值（Ci，MJ)吨原料耗量吨原料能耗(MJ)能源折算值(kg标煤)吨原料能耗(kg标煤)电力kWh10.89193.0672102.4960.3771.435循环水t4.1921.33389.3870.142.987新鲜水t6.280.1070.670.210.0224除氧水t385.190.18771.90213.142.4533.5MPa级蒸汽t36840.107392.96125.713.4081.0MPa级蒸汽t31820.107339.413108.5711.581氮气m36.289.660.2880.212.016净化压缩空气m31.5925.640.7040.051.28合计　　250.107　　105.181表10.2-215000Nm3/h制氢装置能耗计算表类别单位能量折算值（Ci，MJ)吨原料耗量吨原料能耗(MJ)能源折算值(kg标煤)吨原料能耗(kg标煤)电力kWh10.8918.453200.9570.376.828循环水t4.1926.667111.7330.143.733新鲜水t6.280.0530.3350.210.0112除氧水t385.190.533205.43513.147.0083.5MPa级蒸汽t3684-0.213-785.92125.7-26.8161.0MPa级蒸汽t3182108.570氮气m36.280.210净化压缩空气m31.594.2676.7840.050.213合计　49.760　-9.0224~110~ 表10.2-3公用工程设施能耗计算表类别单位能量折算值（Ci，MJ)吨原料耗量吨原料能耗(MJ)能源折算值(kg标煤)吨原料能耗(kg标煤)电力kWh10.8923.4667255.5520.378.683循环水t4.19000.140新鲜水t6.282.415.0720.210.504除氧水t385.190013.1403.5MPa级蒸汽t368400125.701.0MPa级蒸汽t31820.235746.709108.5725.478氮气m36.28000.210净化压缩空气m31.590.5330.8480.050.0267合计　26.6350　34.691表10.2-4总能耗计算表类别单位能量折算值（Ci，MJ)吨原料耗量吨原料能耗(MJ)能源折算值(kg标煤)吨原料能耗(kg标煤)电力kWh10.89234.9872559.0050.3786.945循环水t4.1948201.120.146.72新鲜水t6.282.5616.07680.210.538除氧水t385.190.72277.33713.149.4613.5MPa级蒸汽t3684-0.107-392.96125.7-13.4081.0MPa级蒸汽t31820.3411086.124108.5737.059氮气m36.289.660.2880.212.016净化压缩空气m31.5930.448.3360.051.52合计　326.5010　130.8510.2.2能耗构成及分析其中蒽油轻质化~110~ 和天然气PSA制氢装置能耗较高。加氢装置中能耗的大小主要取决于氢油比高低、反应氢分压高低、中温热回收率高低。天然气PSA制氢装置能耗的大小主要取决于原料气的升压电耗、转化部分蒸汽消耗。综上所述，设计中首先考虑采取措施降低氢油比、调整PSA操作压力及提高能量的利用率，采取适当的工艺技术，尽量降低装置能耗。10.3工艺装置节能技术（1）节能型工艺流程和技术为了充分合理利用能源，蒽油轻质化装置充分考虑中温热回收；由于制氢原料气压力较高，故PSA装置变压吸附操作压力设为较高的3.4MPa，此举不仅有效提高氢气收率，还可以使得加氢装置的新氢压缩机的入口压力升高至3.3MPa，从而有效的降低压缩机用电消耗。采用新型高效填料节约能量。用国家规定的节能型机电设备，以减少电力消耗。（2）优化工艺参数节能蒽油轻质化装置采用合适的塔进料温度。（3）提高能量回收率各装置充分回收中温热，各装置充分利用低温位余热，供全厂采暖。高温设备及管线采用高效保温材料，低温设备及管线采用高效保冷材料。（4）提高能量转换设备效率；采用变频调速技术降低油泵的用电量。蒽油轻质化装置加热炉设空气预热器回收，加热炉效率大于88%。（5）生产用水尽可能循环使用，以提高水资源的利用率。10.4低温热回收由于规模小，全厂低温热不能全部回收，有一部分发生热水作为全厂采暖利用。~110~ 11装置定员由于生产过程采用集散控制系统（DCS）监控，参考中国石化总公司的《石油化工企业定员标准》。装置按四班三倒制考虑。表11.1-1装置定员编制序号装置（或单元）管理人员操作人员小计115万吨/年蒽油轻质化装置84048215000Nm3/h制氢装置426303蒽油原料罐区及泵312154成品罐区及泵312155汽车装卸车设施3696热力站3697循环水场336合计27105132~110~ 12项目实施计划（1）项目可行性研究报告报批：2012年11月--12月；（2）基础设计：2013年1月--2013年3月；（3）详细设计：2013年4月—2014年1月；（4）装置建设：2014年12月建成；（5）装置开工：2015年5月试车。~110~ 13投资估算和资金筹措13.1建设投资估算13.1.1投资估算依据的主要文件（1）中国石油天然气集团公司制定的《中国石油炼油化工建设项目可行性研究报告编制规定》（2011年版）。（2）中油计字【2010】211号“关于印发《中国石油天然气集团公司建设项目经济评价参数》（2010年版）的通知”。（3）中国石油天然气股份有限公司的油计字【2007】484号“关于印发《石油建设安装工程概算指标》的通知”。（4）中油计划【2010】543号“关于印发《中国石油天然气集团公司中国石油天然气集团公司建设项目其他费用和相关费用规定》的通知”。13.1.2建设投资估算13.1.2.1建设投资估算范围项目建设投资估算范围包括15万吨/年蒽油轻质化项目、天然气制氢装置、蒽油原料罐区及泵、成品罐区及泵、汽车装卸设施、配套循环水场等固定资产投资、递延资产和预备费。13.1.2.2建设投资估算办法（1）工程费用估算本项目采用工程量法和相关系设法估算工程费用。工艺生产装置的工程费用估算是根据主要专业提供的工程量，按现行的设备、材料价格和建安工程估算指标进行估算。其他专业的工程费用参照其在已建成同类装置投资的比例进行估算。~110~ 储运罐区及全厂总图等系统单元工程费用估算主要是根据主体专业估算工程量，参考近期设计的同类工程概算资料，结合本项目的具体工程内容，采用扩大综合指标进行估算。设备、材料价格及施工费标准均达到2012年上半年水平。（2）固定资产其他费用估算项目固定资产其他费用估算原则上执行中油计划【2010】543号“关于印发《中国石油天然气集团公司中国石油天然气集团公司建设项目其他费用和相关费用规定》的通知”。根据国家计委、建设部计价格（2002）10号文和国家计委计价格（2002）1980号文进行设计费、前期工作费的估算。（6）递延资产估算按本工程具体情况进行估列。（7）预备费估算基本预备费按固定资产投资、递延资产之和的10％进行估算。本项目暂未考虑计取工程造价调整预备费。13.2总投资估算和资金筹措13.2.1流动资金估算本项目新增流动资金按详细估算法估算，流动资金各构成项目的周转天数为：应收帐款30天原材料15天在产品1天产成品15天现金15天应付帐款30天流动资金估算详见附表流动资金估算表。13.2.2资金筹措项目资本金为100%自有资金。~110~ 13.2.3资金运筹计划项目建设期为两年。13.2.4总投资估算本项目报批项目总投资为建设投资、建设期贷款利息和流动资金之和，为51368万元，其中：建设投资43348万元，建设期资本化利息1955万元，流动资金6065万元。详见附表投资总额及资金筹措表。~110~ 金额单位:万元　总估算表项目号PROJ.NO编制DESIGNED　单位工程号UNIT.NO　校核CHECKED　设计阶段PHASE详细工程设计审核AUDITED　版次REV.　日期DATE　序号工程项目或费用名称规模或主要工程量概算价值:51368(万元)　占投资%含外币金额万美元备注设备购置费主要材料费安装费建筑工程费其他合计　　工程建设总概算　170646466149022802406851368　　　　　　　　　　　　　　　一　建设投资　170646466149022801604843348　　　　　　　　　　　　　　　(一)　固定资产投资　17064646614902280518832488　　　1　工程费　1706464661490228027300　　　1.1　工艺生产装置　157054610752833　21900　　　1.1.1　蒽油轻质化装置15万吨/年134113962504423　18300　　　1.1.2　天然气制氢15000Nm3/h5563039645　1000　　　1.1.3　中控室　9021076212　1200　　　1.1.4　装置变电所　83633576153　1400　　　1.2　配套系统　135918567381447　5400　　　1.2.1　总图、外线　303602401170　1800　　　1.2.2　储运工程　6111120447222　2400　　　1.2.3　公用工程　7183765155　1200　　　~139~ 2　固定资产其它费用　　　　　51885188　　　2.1　工程勘察设计费　　　　　51885188　　　(二)　无形资产投资　　　　　78607860　　　1　专利及专有技术使用费　　　　　78607860　　　(三)　其他资产费用　　　　　13501350　　　(四)　预备费　　　　　16501650　　　1　基本预备费　　　　　16501650　　　　　　　　　　　　　　　二　建设期借款利息　　　　　19551955　　　　　　　　　　　　　　　三　流动资金　　　　　60656065　　　　　铺底流动资金　　　　　1820　1820　　　　~139~ 14经济效益评价14.1生产成本和费用估算14.1.1总成本费用估算依据和说明（1）本项目总成本费用估算执行中国石油天然气股份有限公司石油计字【2002】234号《炼油化工建设项目可行性研究报告编制规定》。（2）本项目生产期15年，各年生产负荷第一年80%，以后均为100%。（3）原料价格（含税）：根据厂方提供的价格确定本项目的原料价格如下：蒽油3000元/吨天然气2.8元/Nm3（4）辅助材料价格按市场价格估算。（5）燃料动力价格：参照厂方提供的资料确定本项目燃料动力价格（含税）：循环水1.31元/吨新鲜水2.80元/吨电0.75元/度氮气0.45元/Nm3蒸汽200.00元/吨（6）固定资产折旧年限15年，净残值率为4%，修理费费率为3%。（7）人均工资及福利费按60000元/（年人）估算，设计定员132人。（8）其他制造费定额为9400元/（年人），其他管理费用定额为20000元/（年人）。（9）~139~ 本项目修理费和其他制造费按固定资产原值的3%和1%计，其他管理费按人员工资及福利费的200%计，其他营业费按销售额的2%计列。14.1.2生产成本费用估算根据上述主要参数及工艺设计所确定的原材料、辅助材料及燃料动力消耗估算成本费用。14.2财务评价14.2.1财务评价的依据和参数（1）本项目总成本费用估算执行中国石油天然气股份有限公司石油计字【2002】234号《炼油化工建设项目可行性研究报告编制规定》。（2）产品价格（含税价）：根据厂方提供的价格资料和国内近几年油品市场价格资料，确定本项目产品价格如下：1#改质蒽油7500元/吨2#改质蒽油8500元/吨尾油4000元/吨煤沥青3000元/吨（3）税金增值税：本项目增值税税率除循环水、蒸汽为13%外，其他均为17%。城市维护建设税及教育费附分别按营业税、消费税和增值税之和的7%、3%计算。（4）利润计算企业所得税税率为25%。法定盈余公积金和任意盈余公积金分别按所得税税后净利润的10%和5%提取。~139~ 按环保项目建设，考虑免二减三税收优惠。（5）借款偿还计算本项目按最大偿还能力方式偿还建设投资借款，利息计入当年总成本费用。偿还借款的资金来源有固定资产折旧费、摊销费及未分配利润。14.3敏感性分析根据本项目的实际情况，以建设投资、产品价格、生产负荷和原料价格作为敏感性分析因素，测算其单独变化时对项目经济效益的影响，见表14.3-1。表14.3-1敏感性分析表变化因素变化率内部收益率净现值投资回收期基准状况28.79903555.00建设投资5%28.12882575.07生产负荷-5%27.45819485.14原料价格5%27.34814955.16产品价格-5%25.76719275.36从敏感性分析表可以看出，建设投资和生产负荷的变化对项目经济效益的影响较小，产品售价和原料价格的变化对项目经济效益的影响大些。14.4财务评价结论本项目总投资51368万元，其中建设投资43348万元，建设期资本化利息1955万元，流动资金6065万元。年均销售收入82870万元（含税），年均总成本费用49906万元，年均所得税后利润20111万元，投资利润率52.20%，全部投资财务内部收益率所得税后为23.13%~139~ ；静态投资回收期5.7年（含建设期2.0年，所得税后）。各项经济评价指标好于行业基准值，项目经济效益较好，并具有一定的抗风险能力，在经济上是完全可行的。如果能够争取到当地环保项目或新产业新技术产业链支持政策，该项目经济效益更好。表14.4-1主要技术经济指标汇总表序号项目名称　单位数量　　一基本数据　　　其中外汇：1总投资　万元51368　万美元1.1建设投资　万元43348　万美元1.2固定资产投资方向调节税　万元　　　1.3建设期利息　万元1955　　1.4流动资金　万元6065　　2销售收入　万元82870生产期内年平均3总成本　万元49906生产期内年平均4流转税及附加　万元6149生产期内年平均5利润总额　万元26815生产期内年平均6所得税　万元6704生产期内年平均7税后利润　万元20111生产期内年平均　　　　　　　二经济评价指标　　　　　8投资利税率　％64.17　　9投资利润率　％52.20　　10借款偿还期　年3.84含二年建设期11财务内部收益率　　　　　　所得税前　％28.79　　　所得税后　％23.13　　12净现值（i=12%）　　　　　　所得税前　万元90355　　　所得税后　万元55757　　13投资回收期　　　含二年建设期　所得税前　年5.00　　　所得税后　年5.70　　~139~ 附表附图表1销售收入及流转税金估算表单位：万元序号项目名称生产期34567891011121314151617销售收入合计6719283990839908399083990839908399083990839908399083990839908399083990839901流转税4511566756675667566756675667566756675667566756675667566756671.1增值税4511566756675667566756675667566756675667566756675667566756671.1.1销项税976312204122041220412204122041220412204122041220412204122041220412204122041.1.2进项税5252653665366536653665366536653665366536653665366536653665361.2消费税2城建税及教育费附加4515675675675675675675675675675675675675675673流转税及附加合计496262346234623462346234623462346234623462346234623462346234~139~ 表2总成本估算表单位：万元序号项目名称生产期345678910111213141516171制造成本4114650023500235002350023500235002350023500235002346147461474614746147461471.1原材料3167239590395903959039590395903959039590395903959039590395903959039590395901.2辅助材料2602325332533253325332533253325332533253325332533253325332531.3燃料及动力1233154115411541154115411541154115411541154115411541154115411.4工资4204204204204204204204204204204204204204204201.5制造费用5219521952195219521952195219521952195219134313431343134313431.5.1折旧费3876387638763876387638763876387638763876　　　　　1.5.2修理费1224122412241224122412241224122412241224122412241224122412241.5.3其他制造费1191191191191191191191191191191191191191191192销售费用6728408408408408408408408408408408408408408403管理费用5825825825825825825825825825821321321321321323.1无形资产摊销450450450450450450450450450450　　　　　3.2递延资产摊销　　　　　　　　　　　　　　　3.3其他管理费1321321321321321321321321321321321321321321324财务费用250314722792792792792792792792792792792792792794.1长期借款利息22771193　　　　　　　　　　　　　4.2流动资金利息2262792792792792792792792792792792792792792795总成本费用4490352917517245172451724517245172451724517245172447397473974739747397473976经营成本380744711947119471194711947119471194711947119471194711947119471194711947119~139~ 表3损益表单位：万元序号项目生产期345678910111213141516171产品销售收入6719283990839908399083990839908399083990839908399083990839908399083990839902流转税金4962623462346234623462346234623462346234623462346234623462343总成本费用4490352917517245172451724517245172451724517245172447397473974739747397473974利润总额1732724839260332603326033260332603326033260332603330359303593035930359303595弥补以前年度亏损额　　　　　　　　　　　　　　　6应纳税所得额1732724839260332603326033260332603326033260332603330359303593035930359303597所得税4332621065086508650865086508650865086508759075907590759075908税后利润1299618629195241952419524195241952419524195241952422769227692276922769227698.1盈余公积金1300186319521952195219521952195219521952227722772277227722778.2公益金650931976976976976976976976976113811381138113811388.3应付利润　3235165961659616596165961659616596165961659619354193541935419354193548.4未分配利润1104612600　　　　　　　　　　　　　其中：偿还借款1104612600　　　　　　　　　　　　　累计未分配利润110462364623646236462364623646236462364623646236462364623646236462364623646~139~ 表4现金流量表（全部投资）单位：万元序号项目合计建设期生产期12345678910111213141516171现金流入1251157　　6719283990839908399083990839908399083990839908399083990839908399083990920951.1产品销售收入1243052　　6719283990839908399083990839908399083990839908399083990839908399083990839901.2回收固定资产余值2040　　　　　　　　　　　　　　　　20401.3回收流动资金6065　　　　　　　　　　　　　　　　60652现金流出97591153309260095227860717598615986159861598615986159861598615986160942609426094260942609422.1建设投资793185330926009　　　　　　　　　　　　　　　2.2流动资金6065　　49101155　　　　　　　　　　　　　2.3经营成本697736　　3807447119471194711947119471194711947119471194711947119471194711947119471192.4流转税金及附加92236　　4962623462346234623462346234623462346234623462346234623462342.5所得税100555　　4332621065086508650865086508650865086508759075907590759075903净现金流量275247-53309-260091491423273241292412924129241292412924129241292412923048230482304823048311534累计净现金流量275247-53309-79318-64403-41131-1700171283125755386795161036451277741519031749511979982210462440942752475所得税前净现金流量375802-53309-260091924629482306373063730637306373063730637306373063730637306373063730637387436所得税前累计净现金流量375802-53309-79318-60071-3058948306866132391960122598153235183873214510245147275785306422337059375802指标计算所得税前所得税后财务内部收益率28.79％23.13％财务净现值90355万元55757万元投资回收期（静态）5.00年5.70年~139~ 表5现金流量表（自有资金）单位：万元序号项目合计建设期生产期12345678910111213141516171现金流入1251157　　6719283990839908399083990839908399083990839908399083990839908399083990920951.1产品销售收入1243052　　6719283990839908399083990839908399083990839908399083990839908399083990839901.2回收固定资产余值2040　　　　　　　　　　　　　　　　20401.3回收流动资金6065　　　　　　　　　　　　　　　　60652现金流出　949491　5202　78036671578308601396013960139601396013960139601396013961221612216122161221654662.1自有资金14823520278031472347　　　　　　　　　　　　　2.2建设投资借款本金偿还36544　　1537316926　　　　　　　　　　　　　　　　　42462.3借款利息支付7595　　250314722792792792792792792792792792792792792792.4经营成本697736　　3807447119471194711947119471194711947119471194711947119471194711947119471192.5流转税金及附加92236　　4962623462346234623462346234623462346234623462346234623462342.6所得税100555　　4332621065086508650865086508650865086508759075907590759075903净现金流量301666-5202-78034775682238512385123851238512385123851238512385122769227692276922769266294累计净现金流量301666-5202-13004-12527-684417006408576470888558112409136260160110183961206730229499252268275037301666指标计算财务内部收益率63.77％财务净现值90013万元~139~ 表6资金来源与运用表单位：万元序号项目合计建设期生产期上年余值12345678910111213141516171资金来源5806071776727536265643523136424364243642436424364243642436424364243642436424364243642436424　1.1利润总额402221　　173272483926033260332603326033260332603326033260333035930359303593035930359　1.2折旧费38763　　3876387638763876387638763876387638763876　　　　　　1.3摊销费4500　　450450450450450450450450450450　　　　　　1.4长期借款322991256519734　　　　　　　　　　　　　　　　1.5流动资金借款62882　　343842464246424642464246424642464246424642464246424642464246　1.6其他短期借款　　　　　　　　　　　　　　　　　　　1.7自有资金3994252027803147218191819181918191819181918191819181918191819181918191819　1.8其他　　　　　　　　　　　　　　　　　　　1.9回收固定资产余值2040　　　　　　　　　　　　　　　　　20401.10回收流动资金6065　　　　　　　　　　　　　　　　　60652资金运用5367175373727536246143243629169291692916929169291692916929169291693300833008330083300833008　2.1建设投资793185330926009　　　　　　　　　　　　　　　　2.2建设期利息19554281528　　　　　　　　　　　　　　　　2.3流动资金89820　　491060656065606560656065606560656065606560656065606560656065　2.4所得税100555　　433262106508650865086508650865086508650875907590759075907590　2.5应付利润232770　　　323516596165961659616596165961659616596165961935419354193541935419354　2.6长期借款本金偿还32299　　1537316926　　　　　　　　　　　　　　2.7流动资金借款本金偿还4246　　　　　　　　　　　　　　　　　42462.8其他短期借款本金偿还　　　　　　　　　　　　　　　　　　　2.9其他　　　　　　　　　　　　　　　　　　　3盈余资金43890-35970194927947255725572557255725572557255725534153415341534153415　4累计盈余资金　　-35970-35970-34021-31226-23971-16716-9461-220650481230319558268133022933644370594047543890~139~ 表7借款偿还平衡表单位：万元序号项目建设期生产期12341借款及还本付息　　　　1.1年初借款本息累计　1256532299169261.2本年借款1213718206　　1.3本年应计利息4281528227711931.4本年偿还本金　　15373169261.5本年支付利息　　227711932还款资金来源　　　　2.1折旧　　387638762.2摊销费　　4504502.3未分配利润　　11046126002.4其他还款资金　　　　2.5合计　　1537316926~139~ 表8资产负债表单位：万元序号项目建设期生产期12345678910111213141516171资产17767453031482615189181172104623974269032983232760356893861842033454494886452279556951.1流动资产总额-35970-35970-26151-21462-14207-695230375581481322068293233657839993434084682450239536541.1.1应收帐款　　3173392739273927392739273927392739273927392739273927392739271.1.2存货　　4585571257125712571257125712571257125712571257125712571257121.1.3现金　　1121261261261261261261261261261261261261261261.1.4累计盈余资金-35970-35970-34021-31226-23971-16716-9461-2206504812303195582681330229336443705940475438901.2在建工程5373781273　　　　　　　　　　　　　　　1.3固定资产净值　　36927330502917425298214221754513669979359162040204020402040204020401.4无形资产及递延资产净值　　4050360031502700225018001350900450　　　　　　1.5累计亏损　4050　3600　3150　2700　2250　1800　1350　900　450　　　　　　2负债及所有者权益17767453035114251158540875701559944628736580168730716587458778003814188483388249916642.1流动负债总额　　6397794579457945794579457945794579457945794579457945794579452.1.1应付帐款　　2959369936993699369936993699369936993699369936993699369936992.1.2流动资金借款　　3438424642464246424642464246424642464246424642464246424642462.1.3其他短期借款　　　　　　　　　　　　　　　　　2.2长期借款125653229916926　　　　　　　　　　　　　　　负债小计125653229923323794579457945794579457945794579457945794579457945794579452.3所有者权益5202130042781943213461424907151999549285785760785637146664270058734737688980304837192.3.1资本金5202130041482314823148231482314823148231482314823148231482314823148231482314823148232.3.2资本公积金　　　　　　　　　　　　　　　　　2.3.3累计盈余公积金　　13003163511570679020109721292514877168301878221059233362561327890301672.3.4累计公益金　　65015812557353445105486646274398415939110529116681280613945150832.3.5累计未分配利润　　110462364623646236462364623646236462364623646236462364623646236462364623646计算指标资产负债率（%）70.7271.30157.3152.3143.8537.7533.1429.5326.6324.2522.2620.5718.9017.4816.2615.2014.26流动比率（%）　　-408.80-270.14-178.82-87.513.8195.13186.45277.77369.09460.41503.39546.38589.37632.36675.35速动比率（%）　　-480.48-342.04-250.72-159.40-68.0823.24114.55205.87297.19388.51431.50474.49517.48560.47603.46~139~ 附图图1原料预处理部分工艺流程图~139~ 图2反应分馏部分工艺流程图一~139~ 图3反应分馏部分工艺流程图二~139~ 图4反应分馏部分工艺流程图三~139~ 图5反应分馏部分工艺流程图四~139~ 图6反应分馏部分工艺流程图五~139~ 图7反应分馏部分公用工程工艺流程图~139~ 图8干气脱硫、胺液再生部分工艺流程图~139~ 图9贫胺液罐、废氨液罐工艺流程图~139~ 图10酸性水汽提部分工艺流程图~139~ 图11转化流程示意图一~139~ 图12转化流程示意图二~139~ 图13转化流程示意图三~139~ 图14转化流程示意图四~139~ 图15PSA工艺流程图~139~'