120万吨年重油催化裂解项目可行性研究报告 110页

'120万吨/年重油催化裂解（DCC）项目第一章总论第一节编制依据和原则一、编制依据1、山东神驰化工有限公司《关于委托编制“120万吨/年重油催化裂解（DCC）项目的可行性研究报告”的函》；2、山东神驰化工有限公司提供的有关基础技术资料；3、国家现行有关标准、规范、规定。二、编制原则1、整体优化全厂总工艺流程、产品方案和技术方案，降低能耗，提高主要产品质量。充分合理考虑企业原油品种的变化，规划方案以经济效益为中心，实施清洁燃料生产。2、采用国内先进、成熟、可靠的重油深度裂解制烯烃技术，大力推进技术进步，确保产品质量，降低装置能耗，以提高企业的竞争能力和经济效益。3、尽量依托已有油品储运、公用工程及辅助生产设施能力，最大限度压缩工程投资，加快工程建设进度，提高企业经济效益。4、设备材料的选择，在稳妥可靠的前提下，尽量考虑国产化，以节省建设投资。5、采用集散控制系统（DCS），实现集中监视和先进过程控制、协调操作参数，提高工艺装置和辅助设施的自动化水平和综合管理水平，提高经济效益。6、认真贯彻工厂设计模式改革，简化体制、减少定员；在平面布置上合理地集中布置，充分利用土地资源，节省占地，以降低项目投资。7、严格执行国家和地方关于环境保护、消防和职业安全卫生等有关法律、法规，做到“ 三废”治理、安全卫生等保障措施与工程建设同时进行。8、一次规划，分期实施，实现投资和效益最佳化。第二节项目的背景及建设的必要性一、建设单位基本情况山东神驰化工有限公司成立于2001年12月，是从事化工生产的民营企业，东营市东营区重点招商引资项目。公司现拥有总资产4.5亿元，其中固定资产3.3亿元；占地650亩，员工256人，其中硕士、大中专生占管理人员和技术人员的70%以上；较强的工作实力，广泛的专业知识，完善的创新机制和诚信的企业文化，奠定了公司今后发展的基石。公司始终奉行“以人为本，求实创新”的管理理念，强化诚信经营和服务意识，严格人事管理、目标管理、质量管理和考核制度，为每一个员工提供公正、诚信、平等和效率的发展平台；坚持“追根究底，止于至善”的品质政策；本着“质量第一，诚信第一，用户第一”的原则；以优质完善的服务、同行生产领域的竞争能力、品牌影响和创新能力成为东营市可以信赖的厂家之一，取得了较好的经济效益和社会效益。近五年来，公司按照现代企业制度的要求，通过深化体制改革，创新内部经营机制，逐步建立和完善了新的经营管理制度。以市场为导向，大力加强了营销网络和营销队伍建设，以技术为依托，大力加强了技术改造与创新，以人本管理为核心，加强了职工队伍建设，以管理求发展，初步实现了管理制度化和经营现代化。企业先后获得国家级3.15重点保护信誉企业、全国诚信经营企业、山东省AAA信用企业、山东省“守合同、重信用”企业、山东省双爱双评先进单位和山东省质量管理先进单位等荣誉称号。企业2005年实现销售收入8.6亿元，利税5600万元。二、投资的必要性和有利条件 1.大型化的需要国家对炼油行业的规划发展是朝大型化发展，以降低单位加工成本，提高国际竞争力。公司目前深加工规模过小，从而导致原料油吨加工成本居高不下，为了贯彻国家产业结构调整政策，彻底改变小型炼油企业难以维持生存的困难局面，必须采取措施扩大深加工能力。2提高产品质量，调整产品结构，提高企业竞争力。公司目前石化产品品种单一，抗市场风险能力弱，主要以燃料油、重油、沥青、渣油为主，高附加值的轻质产品少，增加了企业的运行成本，严重地制约着企业的发展，影响企业的经济效益。山东神驰化工150万吨/年污油处理装置、地方炼厂的常减压及部分进口燃料油为本项目提供了可靠的原料保证，拟建设的30万吨/年气体分离装置为本项目的液化石油气的进一步加工提供了可靠的途径。山东神驰化工有限公司120万吨/年重油催化裂解装置（DCC）生产的液化石油气中含有约40%丙烯，可为山东神驰化工同步建设的30万吨/年气体分离装置安、稳、长、满、优运转提供可靠的原料保证，彻底改变气体分离装置“吃百家饭”的不利局面。3.适应国民经济发展的需要石油化工在国民经济建设中既是原材料工业、又是加工工业。它对工业、农业、国防等方面的发展，对人民生活水平的提高以及整个国民经济的发展都起着至关重要的作用。随着我国国民经济的迅速发展，对石油产品的需求不断增加，原油供需缺口日益扩大。成品油的消费从4896万吨增加到1.1亿吨，年均增长8.4%,石脑油的消费增加到2100万吨，增长速度达10.08%。今后十年我国GDP平均增长速度按7%预测，同时考虑到产业结构、能源结构的调整，石油消费增长速度在4.2%左右，其中三大油品的增长速度在4.5%左右。预计到2007年石油消费需求在2.9亿吨左右，汽煤柴三大油品的需求在1.7亿吨左右，到2010年石油消费需求在3.3亿吨左右，汽煤柴三大油品的需求在2.1亿吨左右，届时原油加工能力需要3.8 亿吨左右。华东地区是国内经济发展最为快速的地区，油品及其它石化产品市场发展更加迅速。因此，在靠近市场、建设条件比较优越的地区，采用先进的生产技术和管理经验，扩大重油深加工能力，提高炼油企业的整体竞争能力是必要的。4．是市场竞争的需要在加入WTO后，强制性停止进口和限制性配额进口汽柴油产品将逐步取消。中国在加入WTO后实行成品油进口解冻，随着零售和批发市场的逐步开放，化工轻油、轻燃料油进口量有可能在5年后上升到国内消费量的将近5％。市场的全球化已成必然之势，对市场的占有实际上将是国内炼油企业和国外炼油业在技术水平、油品质量、油品价格、加工成本、营销策略、人力资源等诸多领域的较量。而面对国外进口油品冲击的首先是我国的沿海和东部等经济发达地区，也是我国油品需求量较大的地区。建设项目的优势：（1）交通运输方便东营市有铁路与外部相连；有东青高速公路与山东省高速公路网相连，公路交通发达；东营港可停靠3000吨的货船；东营机场有直飞北京、上海等城市的航班；山东神驰化工有限公司位于东营市东营区史口镇郝纯路以西，北侧距离胜利油田石化总厂约800米，距离铁路货场1公里，公路、铁路四通八达，交通十分便利。厂区内设有油品汽车装车区，主要产品和原材料可通过公路、铁路运出和运入厂内。（2）配套设施完善项目厂址位置合理，厂外工程配套设施完善，供排水处理厂等设施全部分布在厂址四周，配套工程依托条件好，需要建设的工程量较少。（3）市场前景广阔华东地区是国内经济发展最为快速的地区，油品及其它石化产品市场需求量大，市场前景广阔。 项目的产品离终端市场近，可大大降低企业的成本。从油品运输方面看，由于厂址据铁路距离短，且公路四通八达，在原油和成品油运输成本上，都具有非常大的优势。5.先进的工艺技术保证山东神驰化工有限公司120万吨/年重油催化裂解项目的主体工艺技术为中国石化集团公司石油科学研究院开发的重油深度催化裂解技术（DCC工艺），并经过6套工业生产装置多年的长期操作考验，产品方案不但能满足目前市场的需求，而且可适机调整产品结构，以适应油品市场的变化。本项目所选用的工艺技术和自动控制技术具有高度的先进性和可靠性，从而保证能生产高质量、高规格的产品。由于总体方案优化，建厂条件好，配套系统工程设置合理，大大降低了工程投资和生产成本，因而经济效益好，内部收益率远高于12%。此外还留有较大石油化工发展潜力。上述情况表明，山东神驰化工基础设施完善，现有公用系统依托条件较好，加以适当扩改即可满足扩建项目的需要，不仅节约了投资，而且加快了建设进程。因此山东神驰化工进行120万吨/年重油催化裂解项目，实施石油化工改扩建工程，即可节省建设投资，同时也可降低经营成本，提高企业经济效益。该项目的建成投产将为山东神驰化工进一步发展石油化工打下了坚实基础，必将带动东营区石油化工等相关产业的发展，促进东营区及周边地区的经济发展，为东营区的经济腾飞创造有利条件。第三节研究范围本规划项目系在山东神驰化工现有设施基础上进行规划，规划方案按化工型考虑，尽量多产烯烃，发展石油化工。本研究项目范围为界区内的工艺生产装置。 第四节研究结果一、项目概况充分利用山东神驰化工现有的优势条件，增加加工重质原料油、燃料油和重油，对全厂总加工流程进行了优化和调整，增加投资回报率高的重油深度催化裂解,全部轻油均经过产品精制，提高产品质量,生产清洁燃料，优化产品结构，提高企业竞争能力。山东神驰化工有限公司建厂于山东省东营市东营区史口镇化工区内，产品出厂以汽车槽车外运或铁路外运为主。原料来源于山东神驰化工污油处理装置、周边地方炼厂和部分进口重燃料油，混合部分其它重质油，原料来源稳定；产品主要以液化石油气、低硫化工轻油、轻燃料油等为主。根据油品市场的容量和发展趋势，本方案选择了重油深度催化裂解,全部轻油均经过产品精制的工艺加工方案，提高产品质量,生产清洁燃料。新建工程主要包括120万吨/年重油催化裂解装置和成品油罐区、液化气罐区、循环水场等扩建，配套储运及公用工程（主要包括原油罐区、汽车装车设施、火炬设施、变配电所及空压站等）均经过适当改造后能满足新建120万吨/年重油催化裂解装置的需求。二、经济技术指标本项目完成后，年增加重油深加工能力120万吨，轻油均经精制生产低硫油，环保设施配套齐全。本项目建设投资40394万元。本项目投产后年均所得税后利润26805万元，所得税后全部投资财务内部收益率为59.18%，投资回收期为3.23年（含建设期），高于12％的行业基准收益率，各项财务指标较好，详见表1-4-1、表1-4-2。 表1-4-1主要技术经济指标汇总序号项目单位数量备注1主要原材料消耗1.1原料重油万吨/年1202主要辅助材料消耗2.1催化剂吨/年28802.2化学药剂吨/年6052.3其他吨/年3主要公用工程介质消耗3.1新鲜水万吨/年10.83.2燃料万吨/年7503.3电万千瓦时/年24404主要产品4.1化工轻油万吨/年42.64.2轻燃料油万吨/年19.24.3液化石油气万吨/年40.85占地5.1征地面积平方米5.2占地面积平方米16324本项目占地6总定员人757基建投资万元40394其中外汇万美元 表1-4-2主要经济指标汇总表序号　单位指标值备注一基本数据　　　1建设投资万元40394　2建设期借款利息万元1378　3流动资金万元10413　二主要经济数据1年均销售收入万元436015　2年均总成本费用万元376370　3　年均加工成本万元20542　4　年均原料成本万元355827　5年均流转税金及附加万元19638　6年均利润总额万元40007　7年均所得税万元13202　8年均所得税后利润万元26805　三经济评价指标　　　1税后财务指标　　　　其中：财务内部收益率%59.18　　财务净现值万元146048　　投资回收期年3.23　2税前财务指标　　　　其中：财务内部收益率%83.15　　财务净现值万元230955　　投资回收期年2.75　3自有资金　　　　其中：财务内部收益率%97.54　　财务净现值万元133868.0　4投资利润率%51.36　5投资利税率%114.30　6借款偿还期年2.76　　 三、研究结论1、工艺技术成熟可靠本工程采用成熟可靠的工艺方案，并充分吸取国内外的先进技术和生产经验，可确保装置安、稳、长、满、优运转。2、产品适销对路本工程生产的系列产品包括液化石油气、汽油、轻柴油都是华东地区市场需求量大的紧缺产品，产品市场广阔。3、本项目位于山东省东营市东营区史口镇工业区，交通方便，具有地理位置优越，储运设施较完善，外部基础条件好等有利条件，原料及产品的进出厂极为方便。4、本项目的建成投产即解决了生产的渣油、重油低附加值问题，又为同步建设的30万吨/年气体分离装置提供可靠的原料来源，实现装置安、稳、长、满、优运行，彻底改变了气体分离装置“吃百家饭”的不利局面；也为山东神驰化工进一步发展石油化工打下了坚实基础。该项目的建成投产必将带动东营区石油化工等相关产业的发展，促进东营区及周边地区的经济发展，为东营区的经济腾飞创造有利条件。5、环境保护、劳动安全卫生及消防与项目建设同期进行，“三废”排放满足国家规定的环保要求。6、项目建设投资40394万元。30%为企业自有资产，70%为银行贷款。本项目投产后年均所得税后利润26805万元，所得税后全部投资财务内部收益率为59.18%，投资回收期为3.23年（含建设期），高于12%的行业基准收益率，各项经济评价指标均好于行业基准值，表明该项目经济效益较好。综上所述，本项目原料来源稳定、产品市场前景广阔、技术先进可行、各项建设条件具备、运输条件良好，具有较好的经济效益和社会效益。因此本项目在技术和经济上是可行的。 第二章市场供求预测第一节燃料油燃料油是石油产品中市场化程度较高的产品，它是由原油经常减压蒸馏后得到的渣油，再经减粘或适当调入其他分馏油或二次加工渣油而制成。从加工流程看，燃料油可分为常压重油、减压重油、催化裂化重油和混合重油；从使用用途看，燃料油又分为炉用燃料油、陶瓷用燃料油、船用燃料油等。近年来，随着国民经济的快速发展，国内燃料油的生产和需求发生了较大变化，产量相对稳定，需求量增长很快，特别是2003年以来，国内市场缺口一半的燃料油全部用进口来补充。预计国内燃料油的供需矛盾在今后相当一段时间内不会消除。一、我国燃料油市场消费现状分析1、国内燃料油消费变化1991-2005年，我国国民经济持续、快速发展，国内GDP年均增长超过7%，有力地带动了国内能源市场。国内原油加工量从1.1亿吨增加到2.8亿吨，均增长率为6.4%。2000年至2005年，燃料油的总消费量，围绕4500万吨上下波动。2005年，全国的经济增长加快，燃料油的市场消费量大幅增长，2005年比2004年增长近1200万吨以上。2、国内分区域燃料油消费分析国内各地区间经济发展不平衡，造成了燃料油的区域性差距。据统计，经济发达的华东、华南分别各占国内总消费量的37%、33%，而西北区域仅占国内消费量的5%。分省市看，广东占到全国消费量的30.43%，山东为14.68%，其次为北京、辽宁、江苏、上海、浙江、福建等经济发达地区。见表2-1-1 表2-1-1我国燃料油销售分部变化（%）省份2001年2005年华东地区山东9.2116.68江苏8.199.05上海10.217.92浙江4.737.57福建4.674.75江西3.883.49华南地区广东28.5635.43广西及海南东北地区黑龙江5.043.61吉林2.153.23华北地区北京9.7713.19天津3.764.42河北2.884.23华中地区河南2.262.88湖北4.612.94湖南2.382.72西北地区陕西1.034.4甘肃1.033.65新疆1.022.933、国内行业燃料油消费按燃料油的用途划分、用量最大的是火力发电，约占全国总用量的40%，建材、化工 轻工分别占19%、18%、8%，见表2-1-2表2-1-2我国燃料油消费构成变化（%）用途2001年2005年发电2740建材419化工2518轻工138交通56冶金165民用燃气21铁路12其他71合计100100对比2005年和2001年的行业消费比例，可看出燃料油消费量增加较大的是发电和建材行业（包括建筑陶瓷、平板玻璃），其所占比例分别由2001年的27%、4%增加到目前的40%、19%。化工行业由于采用油改煤、油改气及CFB炉石油焦发电，使燃料油量有所下降。发电用燃料油的消费增长将持续保持强势。目前，国内用电量需求迅猛增长，1998~2004年，国内用电量年均增长8.1%。2005年前4个月，全国发电量同比增长15.8%，火电同时增长16.8%，因电量不足有24个省市发生过拉闸限电，其中江苏省、浙江省缺电十分严重，大都会的上海也不能幸免。电力供需缺口大，导致今后3~5年将成为电力投资高峰期。专家预测2010年前发电量年均增长约10%，2010年的后十年增长约7.5%。用电量的增长将直接拉动发电用燃料油消费的增长。建材业也是燃料油消费的主要行业。随着经济快速发展，国家实施房改政策取消福利分房，房地产业快速发展，带动地砖、瓷砖的需求不断上升。广东佛山、南海两地的陶瓷厂由1998年的30多家增加到目前的百余家，每月燃料油耗量达50多万吨。长三角地区的建材业发展也很迅猛，燃料油增长很快。 一、我国燃料油市场供给现状1、生产情况国内燃料油主要来源于中石化、中石油两大集团及其他地方炼油厂。1998~2005年国内燃料油产量变化不大，1998年至今两大集团燃料油总产量呈下降趋势，主要原因是同期两大集团原油再一次加工能力年均增长速度为6%，而深加工能力年均增长能力达到12%，大大超出同期原有加工能力的增长幅度。为了满足成品油市场的需要，特别是对柴油市场的需求，两大集团采取加大重油深加工的能力，这样既增加了市场对成品油的需求，又进一步提高了企业的经济效益，这样的结果，必然是燃料油产量减少，质量下降。从1991~2005年，两大集团公司燃料油产量占全国产量的比例由98%%降至80%，燃料油收率则由28%，一下子降到8%。2、进口情况1998年至2004年，全国进口燃料油由1530万吨增加到1950万吨。2004年以来，随着国民经济的快速增长，国内燃料油供需失衡使进口大增。消费量比2003年增长25.65%，其中燃料油产量增加约9%，而进口增长约45%2004年全国进口燃料油达3182万吨。见表2-1-3表2-1-31998~2004年1~4月我国进口燃料油数量（万吨）项目1999年2000年2001年2002年2003年2004年2005年1~4月进口量16261757148018241661239631822005年前4个月国内经济快速增长，燃料油进口量增速不减。据国家海关统计，2005年1~4月，我国共进燃料油1351吨，比上一年同期增长65%。特别是2005年4月，进口量达到创纪录的400万吨。进口燃料油增幅大的原因，一是广东、浙江等省市电力负荷连连突破历史高位，燃料油缺口加大，拉动了进口燃料油需求增长。二是地方小炼油厂利用直馏燃料油分割轻质油和渣油，对直馏燃料油的强劲需求。进口量较大的地区是华东和华南，主要集中在广东、山东及长三角经济发达地区。特别是广东2004年占全部进口量的45%，远远高于其他省市。我国部分省市燃料油产量和进出口量的状况，见表2-1-4 表2-1-4我国部分省市燃料油产量和进口量（万吨）项目产量进口量2003年2004年2003年/2004年增减%2003年2004年2003年/2004年增减%华南地区257.71345.2233.9866.001110.2128.2广东174.58746.0440.9833.401072.4228.7华南其他83.1699.1819.832.6037.7815.9华东地区663.00821.2323.9461.88860.786.3山东319.49421.0831.841.78216.17417.5上海111.1094.75-14.7146.27183.4225.4浙江57.6275.4130.9106.41179.7268.9江苏113.54156.4337.868.03155.72128.9福建11.5619.2766.773.39100.2536.6华东其他49.7054.299.226.0025.42.3华北地区186.72177.15-5.2288.43359.7724.7东北地区539.01449.67-16.632.3444.2234.7西南和西北208.25211.551.61.164.04249.6合计1854.732004.818.11650.312378.9444.2一、我国燃料油供需预测随着国内炼厂，尤其是中石油、中石化两大集团为提高汽煤柴成品油的产出率，继续发展重油深加工和渣油加工处理技术，不断新增二次加工装置。预计今后几年国内燃料油产量将保持在2200~2700万吨左右，趋于稳定。今后几年国内燃料油需求量，将保持继续增长的势头，进口燃料油数量仍将继续增长。现在国家已经取消了燃料油进口配额管理，今后国内燃料油的需求会进一步加深，今后几年燃料油年进口量预计在3000~3500万吨左右。随着国民经济的高速增长，电力、建材、化工等行业继续拉动燃料油的消费。虽然国家将逐步开展合理配置能源、推广能源替代技术，如“西气东输”、“西电东送”、“煤代油工程”“澳里乳化油项目”、“广东液化气项目”等，长期看将对燃料油的消费产生影响。专家预测，未来十年，我国燃料油市场消费将稳中有涨，保持在4000~4500万吨之间。 第二节丙烯一、丙烯的生产和消费现状进入20世纪90年代以后，随着石油化工的快速发展，我国丙烯的产量有了大幅度增长2000年我国的丙烯产量只有331万吨/年，2005年增长到593万吨/年，该期间年均增长率高达12.4%；2005年表观消费量达到615.8万吨，年均增长率为12.8%，略高于产量增速。2005年丙烯总当量消费约为1115万吨，较2004年增加106万吨，增幅达10%。表2-2-12003年我国主要丙烯生产企业及产量单位：万吨能力产量燕山石化53.254.7上海石化49.653.3扬子石化35.640.3大庆石化31.732.1兰州石化29.916.9茂名石化2930.2吉林石化26.833.8齐鲁石化26.733.1大连石化2016.8全国612.2593.2目前我国丙烯生产企业有60多家，其中大部分为炼厂丙烯生产企业，乙烯蒸汽裂解生产丙烯的厂家相对较少，但产量较大，占63%。2005年，我国丙烯产量在10万吨以上的有23家，以乙烯及炼厂型企业为主。我国丙烯生产企业基本建有下游配套装置，商品量很少。我国丙烯的消费大部分用于生产聚丙烯，从2005年丙烯的当量消费结构来看，用于生产聚丙烯的丙烯约为727万吨，占65.2%，较2004年有所下降；其次是用于生产丙烯腈，2005年消耗丙烯196万吨，占17.6%；用于其它化工产品（苯酚、丁辛醇、EPDM等）的占17.2%。二、供需预测 表2-2-22005~2015年我国丙烯供需预测单位：万吨2003200520102015能力6828691151当量需求1114132319052476能力-当量需求-432-454-7542005年，乙烯生产能力达到923万吨/年，联产丙烯能力约480万吨/年；到2010联产丙烯能力776万吨/年。加上炼厂丙烯产量的提高，估计2007年，我国丙烯能力达到969万吨，2010年将达到1151万吨。丙烯消费也将因为下游消费领域的迅速发展而大幅增加，在今后几年，聚丙烯和丙烯腈能力都将有较大幅度的增加。中石化、中海油已有几家企业正在进行有关下游装置的扩建或新建。丙烯下游衍生物生产仍不能满足国内需求。根据丙烯下游衍生物需求折合，2005年我国丙烯当量需求将达到1323万吨，2003~2005年间平均增长率为8.9%；2010年丙烯当量需求约1905万吨，2005~2010年间预计增长率7.6%；2015年预测丙烯当量需求将达到2476万吨，2010~2015年间预计增长率为5.4%。第三节液化石油气化石油气主要成分为丙烷和丁烷，主要来源于天然气、油气伴生气的气体分离过程和炼厂的石油加工过程。液化石油气是生产其他烃类燃料和副产品，其产量完全取决于天然气和油品的需求。民用/商用燃料和石化原料是主要的LPG消费用户。LPG比大多数重质石油燃料更清洁，更利于环境保护而愈来愈受市场欢迎。一、液化石油气供需现状国内液化气消费在经历了90年代前期的高速增长以后，市场逐渐走向成熟，近年来增长速度趋缓。91年至95年液化石油气国内消费量年均增长23.7%，而96年以来的液化石油气国内消费量年均增长降为11%。2000年的价格上涨更是严重抑制阻碍了消费上升的势头。2000年国内表观消费增长率下降为9%，2001年继续下滑4%,但2002年~2004年国内液化石油气市场强劲复苏，国内表观消费量增幅达13%，2005年中国经济快速起飞，LPG消费延续了2004年的增长势头，达到1354万吨，表观消费量比上年增长11%。 2004年我国炼厂开工率迅速恢复，LPG产量迅速上升到1320万吨，比上年增长10.9％。由于本地炼厂生产的LPG在价格上有明显竞争优势，在消费量增长的一定前提下，进口LPG的市场份额扩大受到国内炼厂LPG的产量迅速上升的制约。另外2004年国际液化石油气价格一直在高位震荡，对进口采购有一定的不利影响。2004年我国进口LPG637万吨，比上年增长1.7％。表2-3-1国内液化石油气供需情况万吨产量出口进口表观消费量增长率20008178554136316%20011009248214899%20021065248915524%2003119056626176013%200413202637195411%2004年国内主要消费和进口量最大的地区仍然为华南和华东地区。从进口地区来看，广东、浙江、江苏分别处于LPG进口量的前三名，其中广东的进口量大约占全国进口量的60％。国内液化石油气60％以上手于民用，其中城镇普及率要大大高于农村。2004年全国城镇地区LPG消费量全国总量的53％，而农村地区消费的LPG只占8％。工业和商业、交通用液化石油气也有较快的发展，分别比90年代增长了3倍和2倍，但由于民用液化石油气消费的发展，它们占整个液化石油气消费的比重却在不断下降。2004年工业LPG消费量占全国总量的约17％，商业、交通运输业的消费量占全国总量的约22％。2004年国内LPG消费结构为：工业17％、商业交通及其他22％、乡村民用8％、城镇民用53％我国LPG市场早已是充分竞争的状态，LPG价格也完全市场化。经营单位涉及各行各业，已经开成了国内炼化企业、投资商、地方燃气公司、民间资本及至国外大型石油公司等从方参与的竞争激烈的市场格局。LPG进口主要控制在30家进口商手中。二、近年国内LPG进口状况国内LPG消费量巨大，国产气远远不能满足需求，仅占消费总量的2/3，其余的要靠进口来解决。2002年进口489万吨，2003年进口626万吨，2004年进口637万吨。从进口来源地看，2004年来自中东地区的LPG的进口量继续大幅增加，达366万吨。其中沙特阿拉伯成为最大进口来源地。表2-3-2分省进口液化石油气情况单位：万吨 广东浙江江苏上海福建其他合计2003397.8114.955.332.69.316.3626.12004415.9103.950.033.515.618.0636.8从分省的进口情况来看，广东进口量最大，2004年达416万吨，占全国进口量的65％，其次是浙江和江苏。我国的液化石油气进口基本掌握在大型贸易商的手中，全国前30家LPG进口商的进口量占到全国总进口量的90％。其中前十家实力最强，约占全国进口总量的75％。三、液化石油气需求预测虽然近年来液化石油气消费有了较大的发展，人均液化石油气消费量较前两年有较大提高，但整体水平仍然较低。2004年全国人均LPG消费已经上升为15kg/人，但较美国、日本等以达国家还有很大差距，日本45kg/人，美国58kg/人。但随着市场饱和度的上升，预计未来15年增速会较90年代下降。由于我国城市居民燃气覆盖率已经趋于饱和，估计2004年我国燃气城市覆盖人口已突破2亿人。同时由于西气东输。LNG进口和东海LNG上岸项目的建成和后续工程的推进，一部分城市液化气将会被LNG替代，但来自农村地区的需求会进一步上升。第四节汽柴油产品一、汽柴油供求现状2004年全国原油加工量为2.42×108t，汽柴油产量为1.33×108t。其中，两大集团公司原油加工量为2.20×108t，汽柴油产量为1.25×108t；地方企业原油加工量2283×104t，汽柴油产量为753×104t。2003年全国汽柴油消费量12531×104t，供需基本平衡。受全国原油资源分布和各地区经济发展不均衡的影响，我国各地区成品油供需差异较大，东北和西北地区油品过剩，其它地区存在缺口，其中中南和西南地区成品油缺口量大。汽油缺口较大的依次为华北、中南和西南，柴油缺口较大的依次为中南、华东和西南。表2-412004年全国成品油的供需情况（104t）项目品种全国华北东北华东中南西南西北 供应汽油47704891391137480812697柴油8513788245326351381231233汽柴油132831277384440092189351930需求汽油402171643511511057325338柴油8510121580629772307573631汽柴油125311931124141283363898970供应-需求汽油749-227956223-249-312358柴油3-4271647-342-925-551602汽柴油752-6542602-119-1174-863960二、成品油市场供需预测分析1全国成品油需求预测成品油的消费与国家经济、交通运输业、农业和渔业的发展密切相关，同时也受国家产业政策、替代能源、汽车车型变化及其油耗的影响。本报告的成品油需求预测采用弹性系数法，主要根据“十六大”报告中提出的全面建设小康社会的奋斗目标，即国内生产总值2020年力争比2000年翻两番，预计今后全国GDP年均增长为7.2%；结合近年来的经济发展情况，本报告中2002年～2010年全国GDP年均增长率取7.5%，2011年～2020年全国GDP年均增长率取7.0%。结合近5年来各省区的经济发展情况，并考虑到国家西部大开发战略的实施，适当调整了西部地区的GDP增长率，预测出2008年～2012年各省区的GDP增长率；参考近年成品油消费弹性系数，2008年弹性系数汽油取0.73，柴油取0.85；2012年弹性系数汽油取0.73，柴油取0.75；预测出2002年～2012年成品油的增长率；以2002年成品油消费量为基础，预测各省区的成品油需求量，预测结果见表2-4-2。表2-42各省区的成品油需求量（104t）地区2002年2008年2012年GDP（%）需求量GDP（%）需求量全国合计113547.5163167.020357华北小计16797.924447.73084北京3379.45248.9685天津3018.94647.8597河北5287.57567.4946山西3276.24366.2527内蒙1877.32647.4329东北小计11527.216176.92001 辽宁5297.37517.0934吉林2087.32937.1363黑龙江4166.85736.8703华东小计37387.553826.86695上海3847.95607.5706江苏7867.711406.81420浙江8157.911976.61495安徽2646.43566.4433福建4667.66727.1841江西2216.12946.1355山东8047.611646.61447中南小计30727.243756.65414河南5386.97486.1913湖北3246.34336.3523湖南3805.94985.9595广东13968.320916.92636广西3146.74316.7529海南1217.41747.4217西南小计8227.812017.81524重庆1347.51917.5240四川3257.84717.8596贵州1108.21638.2208云南2337.23297.2409西藏2014.24714.271西北小计8907.812977.71639新疆2667.83867.8489青海608.9938.9121甘肃2227.53177.5398宁夏507.6717.690陕西2937.94297.55412008年和2012年全国成品油需求量分别为16316×104t、20357×104t，较2002年分别增加4962×104t和9003×104t。若国内成品油消费以国内供应为主，2008年和2012年我国原油加工量较2002年需分别增加8300×104t和15000×104t左右。2、国内成品油供应预测国内成品油需求预测见表2-4-3。表2-43国内成品油需求预测（单位：Mt） 项目2000年2005年年增长，％2010年年增长，％2015年年增长，％原油加工量210.62233.002.5270.003.0290.00～300.001.4～2.1GDP8%7%～7.5%6.5%～7.0%6%～6.5%汽煤柴油111.14136.554.2162.673.6187.502.9汽油34.6141.563.748.793.358.003.5煤油7.9910.205.013.005.015.503.6柴油68.5484.794.3100.883.5114.002.5国内成品油的供应是以2002年成品油产量为基础，考虑到石化集团和石油集团“十五”及“十一五”期间改扩建项目和新建项目，同时考虑中国石油和中国石化公司“十五”期间的结构调整，关闭部分小炼厂，核减部分加工能力，并适当提高炼厂的负荷率进行预测的。“十五”至“十一五”期间，我国炼油化工发展重点是大力发展石油化工项目，国内许多现有乙烯装置将进行新一轮扩建，另外新建几套中外合资60×104t/a～90×104t/a级乙烯装置，同时要求配套炼油装置进行扩建和新建。受国内原油资源的限制，新增加工能力主要在交通便利，接卸原油方便的沿海地区。1)2008年前建设的项目(1)中国石化集团“十五”期间茂名石化的炼油能力由目前1350×104t/a扩建到1800×104t/a，乙烯生产能力由38×104t/a扩建到80×104t/a。广州石化扩建由目前770×104t/a扩建到1000×104t/a，乙烯生产能力由14×104t/a扩建到30×104t/a，2005年底建成。中国石化和沙特阿美、埃克森美孚在福建合资建设80×104t/a乙烯项目，拟将福建炼化现有炼厂400×104t/a的加工能力扩建到1200×104t/a，以加工进口含硫原油为主，目前该项目可行性研究报告已正式获得国务院批准，预计2007年该项目建成投产。中国石化拟在青岛新建1000×104t/a炼厂，加工进口含硫原油，该项目已上报到国家发展改革委员会。(2)中国石油集团 东部：2007年中国石油将引进2000×104t/a俄罗斯原油，规划在大连石化和西太平洋石化加工，届时西太平洋石化的加工能力达到1000×104t/a，大连石化的加工能力达到2000×104t/a；2012年进口俄油3000×104t/a，新增的1000×104t/a进口油初步安排在锦西石化加工，锦西石化扩建为1000×104t/a的俄罗斯原油加工基地。西部：2008年引进1000×104t/a哈萨克斯坦原油，在新疆独山子加工，配套建设100×104t/a乙烯项目。（3）中国海洋石油总公司中国海洋石油总公司和壳牌合资在广东惠州建设80×104t/a乙烯及配套1200×104t/a炼油项目，该炼油项目可行性报告以通过专家评估论证，预计2007年前后建成。按照上述规划，2008年全国原油加工能力将达到3.19×108t/a，加工量2.83×108t，较2002年增加7500×104t/a左右，一次加工负荷率为88.7%。汽柴油产量为17235×104t/a。国内成品油的供需平衡根据以上国内成品油供需预测，2008年我国成品油供需平衡见表2-4-4。表2-442008年全国成品油供需平衡（104t）省市需求产量供需平衡合计中国石油中国石化地方全国1631617235781482311190919华北244414724869860-972北京524379　379-145天津46447421226210河北756557212345-199山西436-436内蒙2646262-202东北1617476446740903147华东5382506004560500-322中南4375275002412338-1625河南748310310-438湖北43346846835湖南498327327-171广东209115701232338-521广西4317575　-356 海南1740　　-174西南1201303000-1171重庆1910　　　-191四川4713030　　-441贵州1630　　　-163云南3290　　　-329西藏470　　　-47西北1297315926242732621863新疆3861127108641　741青海937878　　-14甘肃317846846　　529宁夏718888　　17陕西42910205262322625912008年，随着国内一些炼油新建和改扩建工程的投产以及各炼厂开工负荷率的增加，我国汽、柴油产量除满足国内需求外，尚有剩余量919×104t左右，需要出口。2008年以后，除以上已经考虑的项目外，炼油仍有一定的发展空间。由于国内原油资源主要集中在东北和西北地区，且西北是今后我国原油产量增长的主要地区，今后西北外销成品油量将较目前水平进一步增加，东北地区随着引进俄油项目的实施，成品油外销量可维持现有水平，2008年东北地区外销成品油量3147×104t/a，西北地区外销成品油量1863×104t/a。汽柴油缺口较大的地区是中南和西南地区，分别是1625×104t/a和1171×104t/a；华北地区缺口972×104t/a，华东地区缺口322×104t/a。三、汽、柴油进出口预测从1999年起，我国汽、柴油出现净出口情况，1999年～2002年，汽、柴油净出口量年均增长率为18.35%。2002年汽油出口612×104t/a，无汽油进口；柴油净出口76×104t/a，汽柴油净出口量688×104t/a。近几年我国汽、柴油的进出口情况见表2-4-5。表2-45我国成品油进出口情况（104t）　年份项目汽油柴油汽柴油1998年进口1311312出口18299281净出口181-212-311999年进口383169出口42460484 净出口386294152000年进口02626出口45555510净出口455294842001年进口02727出口57526601净出口575-15742002年进口04848出口612124736净出口612766881999年～2002年增长率进口-100.0%15.7%-11.4%出口13.0%27.4%15.0%净出口16.6%37.8%18.4%2003年1月～4月，我国出口汽油238×104t/a，进口极少；柴油进口32×104t/a，出口79×104t/a。从近几年的情况看，我国成品油进出口总的趋势是，净出口量逐年增加。其中，汽油出口增加，2007年预计在700×104t/a左右，汽油基本不进口；柴油有进有出，出口量大于进口量。我国加入世贸组织后，成品油市场将逐步放开。从2002年起，我国允许国营贸易进口成品油1658×104t/a，非国营贸易400×104t/a，以后将每年按15%递增。但将来成品油的进出口还要取决于我国成品油进出口情况及当时的成品油市场供需情况。从近几年我国汽柴油进出口形势看，预计未来国外成品油大量进入我国的可能性不大，我国汽、柴油进出口的趋势仍将是出口大于进口。第五节原料山东神驰化工150万吨/年污油处理装置、地方炼厂常减压装置为本项目提供了可靠的原料保证，重燃料油及重油数量充足，质量稳定，完全可以满足本项目的原料需求；也可从国内外市场采购低硫燃料油。国内外低硫燃料油市场资源丰富，价格稳定。 第三章原料来源、生产规模及产品方案第一节原料来源及规格根据公司油品深加工的总体安排,重油催化裂解装置的原料为燃料油、重油掺炼减压蜡油、渣油，原料基本性质如下：表3-1催化料性质样品名称 催化料催化料1催化料2取样地点罐车密度（20℃）Kg/m3901.5889.0水份%11硫含量%0.260.19残炭%6.083.48盐含量mg/l54.862.5馏程初馏点℃206220汽油（200℃馏分）%（V/V）00柴油（200-360℃馏分）%（V/V）119.8重柴+蜡油（360-515℃馏分）%（V/V）6166.2总馏出量%（V/V）7276备注第二节生产规模一．生产规模根据公司加工的总体安排和企业生存发展的需要，以及周边市场对产品的需求情况，重油深度催化裂解装置加工能力为140万吨/年，重油催化裂解装置的原料为燃料油、重油及减压蜡油掺炼减压渣油。 第三节产品规格产品质量预测：一、液化石油气液化石油气，年产量40.8万吨，满足GB11174-1997质量要求，可作为气体分离的原料或民用液化气销售。二、汽油组份及轻燃料油组份1、汽油组份产品年产量42.6万吨，经加氢精制后用作催化重整原料。2、轻柴油组份轻柴油年产量19.2万吨，可作为船用燃料油销售或其他燃料油销售。第四节全厂自控水平一、概述本报告的原则是确保装置安全生产、平稳操作，实现企业经济效益的最大化。二、全厂自动化水平本项目的自动控制系统力求使企业实现安全、平稳、高效、低耗、优质、环保的生产，并为企业实现计算机过程控制和计算机信息管理系统（ComputerIntegratedManagementSystem简称CIMS）一体化，增强市场应变能力和竞争力打下良好的信息化基础。根据新建工艺装置平面布置相对集中的特点及控制系统的总体设计水平，采用1个控制室（CCR）对新建各装置进行控制、操作和监视。本项目采用分散型控制系统（DistributedControlSystem简称DCS），使用高质量、高可靠性的仪表，减少故障、减少维护工作量，延长生产周期。建立的过程实时数据库，为进一步数据处理和生产信息平台建立基础。根据工艺装置的特点，装置重要的联锁保护、紧急停车系统及关键设备联锁保护都设置必要的自动联锁保护系统，也称紧急停车系统（ES S）。本报告按近期国外项目统一称为安全联锁系统（SIS）。SIS设置独立的控制器，以确保人员及生产装置、重要机组和关键生产设备的安全。SIS按事故安全型设置，采用双重或三重化的冗余、容错系统。全厂信息管理网络系统（MIS）。工艺装置、公用工程、油品储运的信息通过DCS和SCADA系统传送到信息系统（MIS），实现信息共享，逐步实现管控一体化。综合上述，该项目建成后全厂自动化水平将达到同期国内同行业先进水平。三、仪表选型原则1、概述电动仪表根据需要选用防爆类仪表，根据防爆等级和仪表种类分别采用本质安全类防爆仪表及隔爆类仪表。常规的仪表立足于国产，对于高温、高压部分或特殊的工况仪表选用国外优质产品。对于进口计量器具需按规定取得国家技术监督局的《中华人民共和国计量器具型式批准证书》。本项目的变送器和信号转换类仪表选用本质安全型，配用隔离式安全栅构成本质安全防爆系统；开关类仪表选用防爆等级相当的隔爆型仪表。2、仪表选型规定1）变送器采用智能型变送器。2）温度仪表就地检测选用万向型双金属温度计；远传检测一般选用IEC标准热电偶，温度较低的装置选用IEC标准Pt100热电阻。3）压力仪表就地压力指示选用全不锈钢压力表；炉膛压力检测选用膜盒压力表。需远传的压力、差压选用智能压力、差压变送器。4）流量仪表 一般控制和测量选用节流装置与差压变送器配合的方式；进出装置的物料计量根据不同情况选用节流装置、涡街流量计、容积式流量计、质量流量计、超声波流量计等。5）液位仪表就地液位指示一般选用石英管液位计，对于高压及腐蚀性介质可选用磁浮子液位计；测量范围较大的远传液位测量选用双法兰差压液位变送器、差压液位变送器，测量范围较小的液位及界位测量采用电动外浮筒或导波雷达液位计；对于高压介质的测量选用高压浮筒及高压双法兰，对于参与联锁的液位开关选用引进产品。罐区液位测量根据所测介质不同选用雷达液位计或伺服液位计。6）安全栅采用隔离式安全栅,安全栅的选用应与变送器、DCS匹配。特殊仪表的安全栅根据所配仪表要求确定。7）在线分析仪表根据各工艺装置的生产要求，设置在线分析仪表。在线分析仪表采用引进产品，一般采用机柜安装，特殊需要用分析小屋。加热炉烟气氧含量测量选用氧化锆氧含量分析仪。8）安全仪表在装置区等可能有可燃/毒性气体泄漏和积聚的场所设置可燃/毒性气体检测变送器。9）调节阀调节阀一般采用国内引进技术生产的产品，部分关键的或有特殊要求的调节阀选用国外进口产品。10）DCSDCS应选用国外生产的技术先进、性能优良、有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；*开放型通讯系统；*完善、可靠的系统软件及强有力的自诊断功能。11)SISSIS应选用国外生产的技术先进、性能优良、可靠、有成功运行经验的控制系统，并满足下列性能要求：*SIS选用具有冗余、容错功能的可编程逻辑控制系统；*高的可靠性；*独立设置；*带通讯接口；*完善、可靠的系统软件及强有力的自诊断功能。　12)其他⑴专利商指定的仪表凡工艺专利商指定的仪表则按照专利商的要求选型。⑵机组仪表机组、泵等部分的一次仪表和控制系统随设备一起订货（设备概算应包含此部分的概算）。四、保证自控系统正常运行的主要安全技术措施现场仪表及控制系统均选用先进可靠的产品。DCS控制器、电源单元、通讯网络、控制类I/O卡等都采用冗余配置，自动控制系统采用UPS供电；装置的联锁保护系统及机组控制系统采用三重化或双重化的系统，重要的联锁系统检测元件或输入信号按“三取二”方式设置。五、控制室 考虑到工艺装置的布置相对比较集中，设置1个中心控制室，鉴于本项目工艺装置中的工艺介质多具有可燃、易爆的特点，所以中心控制室设置于远离生产装置的非防爆区内，各装置的电缆通过电缆槽架空敷设至中心控制室（CCR）。1、建筑结构要求中心控制室为单层建筑物。建筑内设置不同用途的房间，数量和大小既考虑了现有的装置的规模，还为未来的企业发展作了预留。中心控制室建筑是一层的建筑物，内设机柜室、操作室、工程师站室、UPS室、空调机室、工厂计算机室、会议室等功能房间。中心控制室建筑是为工厂控制系统和操作及管理人员设计的，建筑物内的环境应当以人为中心，不但要使操作环境成为办公环境，还要有一定的企业文化气氛。中心控制室建筑各房间的地面按功能需要采用不同的地面，并设置集中空调，调湿、调温，以确保空气新鲜。2、中心控制室内的配备各工艺装置、油品储运罐区集中在1个操作室内，将各装置DCS的CRT操作站按总流程和总平面布置划分为4个操作区。每个操作区有数个操作站，每个操作站带有CRT显示器和操作键盘，每个操作站可采用输入密码或键锁的方式规定操作员管辖的范围。各操作区之间操作站可以互相备用，但控制器相互独立，避免由于各装置开停工、检修时间的不同引起误动作。每个操作区设1台宽行打印机，用于事故报警、生产报表和屏幕拷贝，工程师站设1台激光打印机。六、采用的主要标准规范SH3005-1999《石油化工自动化仪表选型设计规范》；SH3006-1999《石油化工控制室和自动分析器室设计规范》；GB50160-92《石油化工企业设计防火规范》（1999年版）；GB50058-92《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》；SH/T3092-1999《石油化工分散控制系统设计规范》； SH/T3082-2003《石油化工仪表供电设计规范》；SH3020-2001《石油化工仪表供气设计规范》；SH/T3081-2003《石油化工仪表接地设计规范》；SH3063-1999《石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规》；SHB-Z06-1999《石油化工紧急停车及安全联锁系统设计导则》。 第四章工艺装置根据全厂总流程，重油深度催化裂解装置（DCC）加工混合重120.0×104t/a。一、装置概况1、装置规模装置公称规模为120.0×104t/a。设计年开工为8000小时。2、原料油进口燃料油、重油、减压蜡油掺炼减压渣油3、产品装置主要产品为液化石油气、化工轻油、轻燃料油。4、生产方案采用DCC工艺以多产丙烯方案为主。5、催化剂和助剂采用多产丙烯和清洁轻油且重油裂化能力强的复合型超稳分子筛催化剂。6、装置组成深度催化裂解装置包括反应再生、分馏、吸收稳定、主风机及烟气能量回收机组、气压机组、余热锅炉及低温余热回收等七部分。二、原料性质本项目原料为燃料油、重油、减压蜡油掺炼减压渣油，性质见表4-1。三、装置物料平衡根据所加工原料性质，参考目前的工业生产数据，预测该装置的产品收率如下：表4-1-2装置物料平衡 序号物料名称数值备注一原料w%kg/h104t/a1原料120242原料28096合计100.0120二产品1干气4.55.42液化石油气3440.83汽油35.542.64轻柴油1619.25油浆006焦炭9.511.47损失0.50.6合计100120四、工艺技术方案(一)工艺技术方案选择丙烯是重要的有机化工原料。随着聚丙烯等丙烯衍生物需求的迅速增长，社会对丙烯的需求逐年增加。在丙烯需求增长的同时，生产丙烯的技术也向多样化方向发展。目前世界上有66%的丙烯来自烃类蒸汽解制乙烯装置，32%来自炼油厂流化催化裂化（FCC）装置，少量由丙烷脱氢和其它的烯烃转化和裂化反应得到。国内外的主要技术提供商对烯烃生产技术进行了持续不断的改进，取得了可喜的进展，开发出多种增产丙烯技术。主要进展如下：1）烃类裂解技术（1）烃类蒸汽裂解工艺为适应石脑油裂解生产较多丙烯的需求，日本国家材料和化学研究院与四家石化公司联合开发了一种增产丙烯、降低能耗的石脑油蒸汽裂解工艺。该工艺采用以分子筛为载体的镧催化剂，固定床操作，在温度650℃、压力0.1-0.2MPa操作条件下，产品中丙烯：乙烯可以达0.7:1，乙烯加丙烯产率从常规烃类蒸汽裂解制乙烯的50%提高到61%。该工艺的装置费用与常规烃类蒸汽裂解制乙烯装置相当，因在较低温度下操作，能耗减少约20%。（2）HCC技术 由中国石化集团洛阳石油化工工程公司（LPEC）开发的重油接触裂解制乙烯工艺（HCC）是从促进反应机理出发，在专用催化剂的作用下，以重质烃为原料生产乙烯、兼产丙烯的工艺技术。中试和工业试验结果表明，以大庆常压渣油为原料，乙烯单程产率达22%-23%，丙烯单程产率达15%-16%。2）增产丙烯的催化裂化技术近年来，国内外在催化裂化家族技术的基础上开发了多种增产/副产丙烯的工艺技术。（1）PetroFCC工艺UOP公司PetroFCC工艺以RxCat技术为基础来提高裂解深度以增产丙烯，采用两台反应器和共用一个再生器的工艺流程，在典型的条件下，丙烯产率达20%-25%，乙烯产率达6%-9%，C4产率15%-20%。该工艺通过补加特定的择形添加剂如ZSN-5使汽油裂解为丙烯和丁烯。（2）Maxofin工艺KBR公司和ExxonMobil公司推出的Maxofin-FCC工艺，将ZSM-5含量高的添加剂与改进的FCC技术相结合，采用双提升管反应器，重油和汽油提升管反应温度分别为538℃和593℃，剂油比分别为8.9和25，丙烯总产率可达到18.37%，汽油产率18.81%，丁烯产率12.95%。（3）NEXCC工艺NEXCC工艺是芬兰Nesteoy公司开发的增产气体烯烃的FCC工艺。它将两台循环流化床反应器同轴套装起来，里面的一台作为催化裂化反应器，外面的一台作为催化裂化再生器，并采用多入口旋风分离器取代常规FCC装置上的旋风分离器。NEXCC工艺装置的大小仅为常规FCC装置的三分之一，因此建设投资可节省40%-50%。（4）HS-FCC工艺由日本石油协作中心（JCCP）和沙特阿拉伯王国石油矿业大学（KFUPM）联合开发的高苛刻度FCC工艺（HS-FCC），其特点是采用下流式反应器、高反应温度、短接触时间和大剂油比进行操作，并采用含ZSN-510%的HUSY超稳定催化剂。HS-FCC工艺在反应温度600℃、剂油比为40的条件下操作，低碳烯烃产品选择性和汽油产品的质量都显著优于常规FCC工艺。（5）FDFCC工艺 LPEC开发的FDFCC工艺采用双提升管工艺流程，重油原料和汽油分别在不同的工艺条件下进行催化裂化和改质，不仅可大幅度提高汽油改质的效率（烯烃和硫含量下降，辛烷值增加），还能大幅提高液化石油气和丙烯产率。采用提高丙烯产率的专用催化剂，操作温度520℃时，丙烯产率达6-9%，液化石油气产率为18-25%。（6）ARGG工艺中国石油化工股份有限公司石油化工科学研究院（RIPP）开发的ARGG工艺采用提升管工艺流程，重油原料在一定的的工艺条件下进行催化裂化，采用提高丙烯产率的专用催化剂。操作温度520℃时，丙烯产率达6-9%，液化石油气产率为18-25%。（7）催化剂和助剂技术国内外炼油催化剂的研究和生产商长期致力于采用择形分子筛ZSM-5改善FCC催化剂的性能的研究，提高FCC装置的丙烯产率。目前，GraceDavison公司已经开发成功具有增产丙烯功能的FCC催化剂Apex，该催化剂具有良好的重油裂化、抗金属污染能力和优异的丙烯选择性。AkzoNobel公司也开发了增产丙烯的助剂K1000，K2000，和Zoom，同类型产品还有Engelhard公司开发Maxol和ln-tercat公司开发的增产丙烯助剂Pentasil。中国石油化工股份有限公司石油化工科学研究院（RIPP）开发的增产FCC装置液化石油气中丙烯的助剂MP031，在中国石油化工股分有限公司洛阳分公司FCC装置上使用，液化石油气的产率提高了0.4个百分点，丙烯产率提高0.6个百分点。中国石油化工股分有限公司长岭分公司研究院开发的增产丙烯助剂在液化石油气产率相当的情况下，液化石油气中丙烯含量提高3个百分点左右。LPEC工程研究院开发的增产丙烯助剂LPI在占催化剂藏量5%~8%时，可使催化裂化的丙烯产率提高1~2.5个百分点，液化石油气中的丙烯含量显著提高。3）DCC工艺由中国石油化工股份有限公司石油化工科学研究院（RIPP）开发的深度催化裂解（DCC）工艺，是常规FCC与烃类蒸汽裂解工艺的组合。DCC装置在538~582℃，10%~30%蒸汽条件下操作，根据催化剂的不同分为最大量生产丙烯的DCC-I型和最大量生产异构烯烃的DCC-II型两种模式。DCC-I型采用CRP-1催化剂，DCC-II型采用CS-1和CZ-1催化剂。DCC是在FCC的基础上发展起来的，其主要差别在反应部分，与FCC相比，DCC的烯烃产率明显提高，尤其是丙烯的产率要高好几倍，通过在大庆、安庆和济南等装置上的运行可知该工艺的乙烯产率在1.8%~5.8%丙烯产率在7.9%~24%丁烯产率在10.6%~17.8%。与蒸汽裂解相比，DCC的反应温度较低其干气产率低，液化气和丙烯丁烯产率高，这是因为DCC的反应以催化裂解为主，而不是热裂解反应。DCC技术于1990年在济南炼油厂完成了6×104 工业试验，目前国内外已有5套DCC工业装置投入生产。泰国石化公司0.75Mt/aDCC-I型装置以加氢处理的阿拉伯轻质原油的减压粗柴油（VGO）为原料，操作温度559℃时，丙烯产率达17.4%，液化石油气产率为45%。近年来DCC技术还在不断地发展和完善，这些新进改进进一步提高了轻烯烃特别是丙烯的产率。综上所述，重油深度催化裂解（DCC）工艺具有技术先进可靠、烯烃产率高、油品质量好、油品收率高等特点，能较好地满足山东神驰化工有限公司多产液化石油气、多产烯烃，并同时兼顾油品收率和质量的要求，因此本报告推荐采用由中国石油化工股份有限公司石油化工科学研究院（RIPP）开发的深度催化裂解（DCC）工艺。2.工艺技术方案特点拟建的120万吨/年重油深度催化裂解（DCC）装置是本项目的核心装置。建议采用多产丙烯、降烯烃效果好的专用催化剂，以适应当前市场对丙烯和优质油品的需要。推荐的工艺技术特点如下：1）先进可靠的反应-再生技术（1）反应-再生的两器型式反应-再生两器同轴逆流单段再生式结构。（2）提升管反应器、沉降器重油提升管反应器采用新鲜原料和回炼油、回炼油浆混合进料方式，进料喷嘴设置两排，根据产品方案及处理量变化的需要，灵活调节反应时间在2.5～3s，同时提高装置生产方案调整的灵活性。（3）为提高汽油降烯烃改质效果，采用国内先进可靠的提升管反应终止技术。（4）为了恢复及保持催化剂活性，同时确保DCC工艺技术对剂油比的要求，再生器的密相再生温度为700℃左右，再生剂含碳量≤0.10m％。（5）装置内设助燃剂、钝化剂、油浆阻垢剂、硫转移剂等加注系统。2）采用优化的反应技术反应部分的技术决定了深度催化裂解产品的产率和质量，决定着装置的经济效益，因此新设计装置考虑在反应系统优化采用近年来国内先进可靠的反应技术，有效降低装置干气和焦炭产率，包括：（1）优化反应操作条件，实现高温、大剂油比的操作。本设计提升管反应器出口温度535℃，剂油比8.5~15。 （2）采用高效雾化喷咀，改善雾化效果，提高轻质油收率，减少干气及焦炭产率。（3）设置预提升段，改善催化剂与原料接触前的流动状况，使催化剂与原料保持均匀接触，减少提升管内局部热裂化反应。（4）考虑到降烯烃及汽柴油方案，设计采用分段进料技术，增加装置操作的灵活性。（5）提升管出口采用改进的粗旋快速分离技术，快速终止深度催化裂解反应，减少油气的二次裂化反应。（6）采用反应油气快速导出技术，缩短油气在沉降器内的停留时间，减少油气热裂化反应。提供最佳的反应环境以增加目的反应、减少副反应。提高目的产品收率、减少干气及焦炭产率是本次改造的主导思想。以上技术的采用，可大大提高装置总体技术水平，提高有效产品的产率和质量，是目前普遍采用的提高装置经济效益的有效手段。3）采用高效汽提技术采用高效汽提段，改善汽提效果、增加汽提段内催化剂停留时间，减少蒸汽用量及催化剂所携带的油气量，进一步降低焦炭产率。4）采用单段逆流高效完全再生技术再生方案的选择以满足降低再生催化剂的定碳、使催化剂性能得以充分发挥，同时避免采用过于苛刻的再生条件，有利于恢复并保护催化剂活性为前提。本装置采用单段再生，并采取以下提高烧焦效果的措施，以保证催化剂定碳<0.1%。（1）采取加CO助燃剂的完全再生方案采用该方案后，由于平均氧浓度的提高可使再生剂含碳明显降低。特别对于单段再生其效果更加明显。（2）采用较低的再生温度：较低的再生温度有利于提高剂油比并保护催化剂活性，为反应原料提供更多的活性中心。（3）采用逆流再生通过加高待生套筒使待生催化剂进入密相床上部，并良好分配，然后向下流动与主风形成气固逆流接触，有利于提高总的烧焦强度并减轻催化剂的水热失活。（4）采用待生催化剂分配技术在待生套筒出口配置特殊设计的待生催化剂分配器，使待生剂均匀分布于再生密相床上部，为单段逆流高效再生提供基本的保证。 （5）采用高床层再生。采用较高的密相床高，这不仅可提高气固的单程接触时间，而且有利于CO在密相床中燃烧，并提高催化剂输送的推动力。（6）采用改进的主风分布管主风的分布好坏直接影响再生器的流化质量，从而影响烧焦效果。单段再生的再生器直径较大，因此，主风的分布好坏尤为重要。为改善流化质量，采用改进的主风分布管。5）采用新型外取热器外取热器采用新型外循环取热器。该取热器不设滑阀而是通过调节流化风或提升风量来达到调节取热量、控制再生温度的目的，具有结构简单、操作方便、调节灵活、运行可靠等特点。外取热水系统采用自然循环方式，节省动力，运行可靠。6）产汽系统正常生产过程装置自产全部为中压蒸汽，在装置内部过热，供气压机组使用。装置正常向外输送1.0Mpa低压蒸汽，开工时由装置外供入低压蒸汽。7）气压机组气压机由背压式蒸汽轮机驱动。8）采用的其它新技术着眼于提高装置总体技术水平，装置设计采用多项新技术，新设备、新材料等。（1）采用高效PV型旋风分离器从维持反再系统平稳操作，减少催化剂自然跑损的角度出发，本装置反再系统中旋风分离器均采用分离效率高、结构简单、体积小、处理量及操作弹性大的PV型旋风分离器。（2）采用催化剂小型自动加料技术为使装置操作平稳、减少波动、降低催化剂自然跑损和因加剂引起的CO尾燃，装置拟采用催化剂小型自动加料器。（3）有针对性地采用新型冷换设备a分馏塔顶油气冷凝系统的压降大小直接影响气压机的功率消耗，因此分馏塔顶油气低温热回收、水冷系统均采用低压降高效率的折流杆式冷凝器。同时，为保证吸收稳定系统的高效率操作，气压机二段出口水冷器也采用波纹管折流杆式冷凝冷却器，以确保冷却效果，减小气体压降。b解吸塔和稳定塔塔底重沸器管束采用T型翅片管，强化壳程传热，提高吸收稳定的操作水平，确保产品质量。 c顶循环油、轻柴油、一中段油、稳定汽油等低温热回收系统换热器采用U型管换热器，以保证热水水质。五、主要工艺流程1、反应再生部分原料油自装置外进入装置原料油罐，经原料油泵升压，通过和轻柴油、油浆换热至220~250℃左右后，与回炼油、回炼油浆混合，混合原料通过集合管经原料油雾化喷嘴进入重反提升管反应器，与700℃左右的高温催化剂接触汽化并进行反应，重反提升管反应器出口的反应油气与待生催化剂经重反粗旋迅速分离并进入沉降器。进入沉降器的反应油气再经单级旋风分离器进一步除去携带的催化剂细粉后，通过集气室和大油气管线至分馏塔。待生催化剂经粗旋及沉降器单级旋风分离器料腿进入位于沉降器下部的汽提段，在此与蒸汽逆流接触以置换催化剂所携带的油气。汽提后的催化剂沿待生立管下流，在700℃左右的再生温度、富氧及CO助燃剂的条件下进行逆流完全再生。烧焦过程中产生的过剩热量由外取热器取走。再生后的催化剂一部分通过重反再生斜管及重反再生单动滑阀，进入重反提升管反应器底部，以干气作提升介质，完成催化剂加速、整流过程，然后与雾化原料接触；另一部分再生催化剂通过汽反再生立管及汽反再生塞阀，进入汽反提升管反应器底部，以蒸汽作提升介质，完成催化剂加速、整流过程，然后与改质轻汽油接触。再生器烧焦所需的主风由主风机提供，其中部分主风经增压机升压后，分别作为外取热器流化风、提升风及待生套筒流化风。再生器烧焦产生的烟气，先经再生器旋风分离器分离其中携带的催化剂，再经三级旋风分离器进一步分离催化剂后，进入烟气轮机膨胀作功，驱动主风机组。烟气出烟气轮机后进入余热锅炉进一步回收烟气的显热后排入大气。2、分馏部分由沉降器来的反应油气进入分馏塔底部，通过人字挡板与循环油浆逆流接触，洗涤反应油气中的催化剂并脱除过热，使油气呈饱和状态进入分馏塔上部进行分馏。分馏塔顶油气经分馏塔顶油气—热水换热器换热至85℃，再经分馏塔顶油气空冷器和分馏塔顶油气冷凝冷却器冷却至40℃，进分馏塔顶油气分离器分出汽油、酸性水和富气；汽油经粗汽油泵打入吸收塔作吸收剂；酸性水罐的酸性水由酸性水泵抽出，作为富气洗涤水送至气压机出口管线。 轻柴油自分馏塔抽出自流至轻柴油汽提塔，汽提后的轻柴油由轻柴油泵抽出，经轻柴油—原料油换热器、轻柴油—富吸收油换热器、轻柴油—热水换热器、轻柴油干式空冷器后，一路作为产品冷却到60℃出装置，另一路经贫吸收油冷却器冷却到40℃送至再吸收塔作吸收剂。回炼油自分馏塔自流至回炼油罐，经回炼油泵升压后，分为三路。一路进入提升管反应器，一路返回分馏塔，另一路经分馏二中蒸汽发生器取热后270℃返回分馏塔。分馏塔多余的热量分别由顶循环回流，一中段循环回流及油浆循环回流取走。顶循环回流自分馏塔抽出，用顶循环油泵升压，经顶循环油—热水换热器和顶循干式空冷器温度降至80℃后返回分馏塔。一中段回流油自分馏塔抽出后，用一中循环油泵升压，经一中段油—循环油浆换热器，再经稳定塔底重沸器、解吸塔底重沸器、一中段油—热水换热器，温度降至190℃返回分馏塔。油浆自分馏塔底由油浆泵抽出后经一中段油—循环油浆换热器、原料油—循环油浆换热器换热，再经循环油浆蒸汽发生器发生中压饱和蒸汽后，温度降至280℃，返回分馏塔底。需要外甩油浆时，一部分作为产品经产品油浆冷却器冷却至90℃，直接出装置送至燃料油罐区。必要时回炼油浆可自泵出口直接送至提升管反应器回炼。3、吸收稳定部分从分馏塔顶油气分离器来的富气进入气压机进行压缩。气压机出口富气经表面蒸发空冷冷却至65℃后,与富气洗涤水、解吸塔顶气及吸收塔底油混合，经压缩富气冷凝冷却器冷却至40℃，进入气压机出口油气分离器进行气、液分离。分离后的气体进入吸收塔用粗汽油及稳定汽油作吸收剂进行吸收，吸收过程放出的热量由两个中段回流取走。贫气至再吸收塔，用轻柴油作吸收剂进一步吸收后，干气自塔顶分出，送至产品精制装置脱硫。凝缩油由解吸塔进料泵从气压机出口油气分离器抽出直接进入进解吸塔顶部。解吸过程由塔底重沸器和中段重沸器提供热源，以解吸出凝缩油中的C2组分。解吸塔重沸器采用分馏一中段循环回流油作热源，中段重沸器采用稳定汽油作为热源。脱乙烷汽油由塔底经稳定塔进料泵抽出，经稳定塔进料换热器与稳定汽油换热后送至稳定塔进行多组分分馏，稳定塔底重沸器由分馏塔一中段循环回流油提供热量。液化石油气从塔顶馏出，经稳定塔顶干空冷和油气冷凝冷却器冷至40℃后进入稳定塔顶回流罐。液化石油气经稳定塔顶回流油泵抽出后，一部分作稳定塔回流，其余作为液化石油气产品送至产品精制部分脱硫及脱硫醇。稳定汽油从稳定塔底流出，经稳定塔进料换热器、解吸塔中段重沸器、稳定汽油— 凝缩油换热器，分别与脱乙烷汽油、解吸塔中段油、凝缩油换热后，再经稳定汽油空冷器冷却至40℃，一部分由稳定汽油泵送至吸收塔作补充吸收剂，其余部分送至产品精制装置脱硫醇。凝缩油由解吸塔进料泵从气压机出口油气分离器抽出直接进入进解吸塔顶部。解吸过程由塔底重沸器和中段重沸器提供热源，以解吸出凝缩油中的C2组分。解吸塔重沸器采用分馏一中段循环回流油作热源，中段重沸器采用稳定汽油作为热源。脱乙烷汽油由塔底经稳定塔进料泵抽出，经稳定塔进料换热器与稳定汽油换热后送至稳定塔进行多组分分馏，稳定塔底重沸器由分馏塔一中段循环回流油提供热量。液化石油气从塔顶馏出，经稳定塔顶干空冷和油气冷凝冷却器冷至40℃后进入稳定塔顶回流罐。液化石油气经稳定塔顶回流油泵抽出后，一部分作稳定塔回流，其余作为液化石油气产品送至产品精制部分脱硫及脱硫醇。稳定汽油从稳定塔底流出，经稳定塔进料换热器、解吸塔中段重沸器、稳定汽油—凝缩油换热器，分别与脱乙烷汽油、解吸塔中段油、凝缩油换热后，再经稳定汽油空冷器冷却至40℃，一部分由稳定汽油泵送至吸收塔作补充吸收剂，其余部分送至产品精制装置脱硫醇。气压机出口油气分离器分离出的酸性水，送至装置外（酸性水汽提装置）。六、主要设备选择1、提升管反应器提升管反应段直径为Φ1300mm，内衬100mm隔热耐磨衬里；预提升段直径为Φ1100mm，内衬100mm隔热耐磨衬里。进料喷咀采用高效雾化喷嘴，提升管出口设一组粗旋风分离器。2、沉降器及汽提段沉降器置于再生器之上，直径为Φ8000mm，内衬100mm隔热耐磨衬里，采用单级PV型旋风分离器。汽提段直径Φ3200mm，设8层带气体再分配结构的环形挡板，整个汽提段插入再生器中，外衬100mm隔热衬里。3、再生器采用大小筒式结构，稀密相直径分别为Φ12000/Φ9000mm，采用100mm厚隔热耐磨衬里，主要内构件包括8组两级旋风分离器、主风分布管、待生塞阀套筒及分配器、外取热器返回管等。4、外取热器 再生器设一台气控外循环式肋片管外取热器，其直径为Φ2800mm，内衬100mm隔热耐磨衬里，汽水循环系统采用自然循环方式。5、三级旋风分离器设一台卧式三级旋风分离器，规格Φ8000×11160。6、主风机组采用带烟气轮机的三机组，主风机出口压力为0.44Mpa（绝），风量为3320m3n/min；备用主风机采用离心机，风量为2320m3n/min；，出口压力0.33Mpa(绝)，由电机直接驱动。7、增压机组增压机主要为外取热器及待生塞阀套筒流化供风。选用离心式增压机，风量为425m3n/min，增压能力为0.09MPa，由电机驱动。设两台增压机，其中一台操作，一台备用。8、富气压缩机采用离心式压缩机，气压机负荷为860m3n/min，出口压力1.6MPa(绝)，采用蒸汽轮机驱动。9、余热锅炉采用产中压蒸汽的中压余热锅炉。10、分馏塔：直径Φ5.4m，采用29层双溢流高效浮阀塔板，下部脱过热段采用六层人字挡板。11、轻柴油汽提塔：直径Φ1.4m，采用6层单溢流高效浮阀塔盘。12、吸收塔：直径Φ2.4m，采用32层双溢流高效浮阀塔盘。13、解吸塔：直径Φ3.0m，采用30层双溢流高效浮阀塔盘。14、再吸收塔：直径Φ1.4m，采用24层单溢流高效浮阀塔盘。15、稳定塔：直径Φ2.6/Φ2.8m，采用40层双溢流高效浮阀塔盘。16、冷热设备对于一般的冷换设备选用BES、BJS系列为主；对于热水与油品换热的换热器均选用BIU系列；对压降及油气冷却要求较严的部位，如分馏塔顶、稳定塔顶、采用低压降折流杆冷凝器。气压机出口系统，采用表面蒸发空冷器。 17主要设备规格表4-1-3序　　操作条件数设备名称规格介质名称温度压力单重总重材质备注号　　℃MPa(表)量tt㈠反应器、再生器1沉降器-再生器φ8000/12000/φ9000×47500催化剂、烟气505～7100.21～0.2512332提升管反应器φ1300/φ1100油气、催化剂500～5351173外取热器φ2800催化剂、烟气125合计　3㈡塔类　1分馏塔φ5400×37782油气10～3600.191742轻柴油汽提塔φ1400轻柴油、油气200～2500.18123吸收塔φ2400×35106汽油、油气38～451.31204解吸塔φ3000×32120汽油、油气85～1321.51305再吸收塔φ1400×23235轻柴油、油气451.3515 6稳定塔φ2600/φ2800×34506汽油、油气60～1901.2130合计　6二主要容器　1冷催化剂罐φ4800×16541催化剂400.5/真空12热催化剂罐φ4800×16546催化剂、烟气350～4500.5/真空13废催化剂罐φ4800×11930催化剂、烟气350～4500.5/真空14原料油/回炼油罐φ4400×32194原料油/回炼油130～3000.0815分馏塔顶油气分离器φ5400×11936汽油、油气850.1916气压机出口油气分离器φ3800×8340汽油、油气401.517稳定塔顶回流油罐φ3600×7344液态烃401.218钝化剂罐φ2200×6800钝化剂40常压19酸性水罐φ1800×6860酸性水601.61 10三级旋风分离器Fφ8000×11160催化剂、烟气6800.241合计　10三冷换设备1分馏塔顶油气-热水换热器RCBOS1600-1.6-265-6/25-6I热水、油气62分馏塔顶油气空冷器GP9×3-6-193-1.6S-23.4/DR-Ia油气、空气123分馏塔顶油气冷凝冷却器RCBOS1500-1.6-210-6/25-6I循环水、油气124顶循环油-热水换热器BIU1500-2.5-275-6/25-2I热水、顶循环油45顶循环油干式空冷器GP9×3-4-129-2.5S-23.4/DR-IIa顶循环油、空气66循环油浆—分馏一中换热器BES1300-2.5-160-6/25-4I循环油浆、分馏一中17一中段油-热水换热器BIU1100-2.5-120-6/25-2I热水、一中段油18分馏二中段油蒸汽发生器BJS1000-6.4-73-6/25-6I二中油、脱氧水19原料油—轻柴油换热器BES1300-4.0-160-6/25-4I原料油、轻柴油2 10轻柴油-热水换热器BIU1100-2.5-120-6/25-2I热水、轻柴油211轻柴油-富吸收油换热器BES1100-2.5-120-6/25-4I热水、轻柴油112轻柴油干式空冷器GP9×3-8-258-2.5S-23.4/IVa轻柴油、空气613贫吸收油冷却器BES1100-2.5-120-6/25-4I循环水、轻柴油114油浆蒸汽发生器BJS1100-6.4-258-6/25-6I油浆、脱氧水215油浆-原料油换热器BES1300-4.0-160-6/25-4I油浆、原料油116产品油浆冷却器AES700-4.0-14.8-6/25-8I油浆、热水217紧急外甩油浆冷却器AES700-4.0-30-6/25-4I油浆、循环水218汽油冷却器BES1100-2.5-120-6/25-4I循环水、重汽油119压缩富气冷却器RCBOS1500-2.5-205-6/25-6I富气、空气620压缩富气冷却器RCBOS1500-2.5-205-6/25-6I循环水、富气221吸收塔一中段冷却器BES1100-2.5-120-6/25-4I循环水、汽油122吸收塔二中段冷却器BES1100-2.5-120-6/25-4I循环水、汽油1 23解吸塔中段重沸器TBJS1600-2.5-209-6/25-4I稳定汽油、汽油124解吸塔底重沸器TBJS1300-2.5-162-6/25-I中段油、稳定汽油125稳定塔进料换热器BJS1600-2.5-205-6/25-4I稳定汽油、脱乙烷汽油126稳定塔顶冷却器BJS1300-2.5-145-6/25-6I循环水、液态烃227稳定塔顶冷却器BJS1300-2.5-145-6/25-6I液态烃、空气628稳定汽油冷却器BES1100-2.5-120-6/25-4I循环水、稳定汽油2合计　95四工业炉1辅助燃烧室30000Kw12余热锅炉1合计　2 ㈡机泵类表4-1-4序号机泵名程型号介质温度℃压力MPa（G）流量数量轴功率电机功率备注名称入口/出口m3/hkwkw1钝化剂吸入泵轻柴油、钝化剂4012钝化剂注入泵轻柴油、钝化剂4023原料油泵原料油13225汽油泵粗汽油4024顶循环回流油泵顶循环油14026轻柴油泵轻柴油21827中段回流油泵中段油28828回炼油泵回炼油34429油浆泵油浆355210封油泵轻柴油40211富气水洗泵酸性水40212轻污油泵轻污油402 续机泵类表4-1-4序号机泵名程型号介质温度℃压力MPa（G）流量数量轴功率电机功率备注名称入口/出口m3/hkwkw14解吸塔进料泵凝缩油40　　2　　15吸收塔底油泵汽油50216吸收塔一中泵汽油45217吸收塔二中泵汽油45118稳定塔进料泵脱乙烷汽油130219稳定汽油泵稳定汽油40220稳定塔顶回流泵液态烃40221气压机中间凝液泵凝缩油402小计　　　　　38　　 ㈢、其他设备表表4-1-5序号名称数量备注1容器262特殊阀门14七、消耗指标装置消耗量统计表4-1-6序号名称单位消耗量备注正常最大1新鲜水t/h11.25802循环水t/h358040003除盐水t/h581004电10000Vkw1320380Vkw1695220Vkw355蒸汽1.0MPat/h-59.83.5MPat/h-7.26净化压缩空气m3n/h24007非净化压缩空气m3n/h15608燃料气m3n/h937.58磷酸三钠t/a0.30.87595%9催化剂t/a2880280（一次装入）10助燃剂t/a4.4250.21(5/10000)11钝化剂t/a63.5 八平面布置1、装置布置概况据全厂总体规划及要求，该装置布置于山东神驰化工有限公司厂区内西北角，全部是公司预留地，装置区占地面积为154x106=16324m2。2、布置原则1）满足工艺要求该装置布置充分考虑了工艺系统的设计要求。此外为降低能耗，将与工艺要求相关密切的设备尽量靠近布置。空冷器放置在主管桥上方,泵布置在主管桥下方。2）安全生产该装置布置充分考虑了本装置中设备、建筑物间以及与界区外相邻装置（设施）间的防火、防爆安全间距要求；装置内设置有与界区外四周环形通道相连的消防通道，保证了消防作业的抵达性和可操作性。另外，该装置除了压缩机采用半露天厂房布置外，其它设备均采用露天化布置。3）方便操作和设备安装与检修设备布置充分考虑了生产操作的通道和平台，大型设备如反应器、加热炉和分馏塔、汽提塔、压缩机厂房等均靠检修消防通道一侧布置，既有利设备的现场组对，也方便其吊装。3、布置特点该装置布置按流程式与各工艺单元过程设备集中布置的方式相结合，各工艺单元既有相对独立性，又通过系统管架有机地联系在一起。有利于常规巡检维修及单体装置计量，也方便各工艺单元非计划停工采取防护措。 第五章建厂地区条件和厂址选择一建厂条件1、工程建设地理位置和概况山东省东营市地处黄河入海口，北临渤海，东依莱洲湾，东北与大连隔海相望，是国家规划的黄河三角洲的中心城市，是中国第二大油田所在地。东营地下资源蕴量丰富，其中石油是该地区的经济命脉，现已形成了石油化工、盐化工、造纸、机电食品和建材等门类齐全的工业体系。项目拟建设地山东神驰化工有限公司位于东营市东营区郝纯路129号，北距胜利油田石化总厂附近铁路1公里，公司东门前是国道博新路，交通十分便利，装置所在场地地形平坦，地貌属于第四纪黄河三角洲冲积平原，岩层以亚粘土和粘土为主，表层为粉质粘土，可作为建筑物的天然地基，无威胁场区安全的不良地质现象。无拆迁农房村舍。2、水文地质山东神驰化工有限公司现有生产用水主要来源是胜利油田主供水管网，该场地地下水属第四系潜水，现地下水静止水位埋深为0.60-1.30m左右，相应标高为3.54-4.62m，地下水位随季节性变化而变化，历年最高水位深埋为0.50m，水位变化幅度在3.00m左右。地下水对混凝土无侵蚀作用。3、当地气象条件工程所在地地处暖温带，属温带季风型大陆性气候，境内气候无明显差异，气候特征是雨热同期，气候温和，大陆性强，寒暑交替，四季分明。主要气象、气候条件数据如下：环境温度年平均气温13℃绝对最高气温37.5℃绝对最低气温-13.2℃最热月（七月）日最高气温平均值28.3℃最冷月（二月）日最低气温平均值-3.3℃空气湿度年平均相对湿度63% 最大相对湿度75%最小相对湿度51%大气压力年平均气压101.09kpa极端最高气压103.97kpa极端最低气压98.12kpa月平均最高气压102.12kpa月平均最低气压99.76kpa降水量年平均降水量493.7mm年最大降水量5924.4mm年最小降水量352mm风年主导风向ESW夏季主导风向SSW冬季主导风向WNW年平均风速2.9m/s月平均风速3.5m/s瞬时最大风速（地面上10m）33m/sf、最大冻土深度-0.55m4、厂区地震烈度根据《中国地震烈度区划图（1990）》的通知，公司场区地震基本烈度为七度，丙类建（构）筑按七度设防，乙1类建（构）筑按八度采取抗震措施，乙2类建（构）筑按七度设防，但应采用抗震性较好的结构体系，丁类建（构）筑按六度采取抗震措施。二厂址内项目选择新建装置位于山东神驰化工有限公司厂区内西北角，北临公司围墙，东临公司厂内主干路，西、南侧均为预留地。 第六章总图运输、储运、土建第一节总图运输一、总平面布置1.总平面布置原则厂区总平面布置，力求在结合厂区现有设施以及地形情况的基础上，合理布置工艺装置油品储运设施，力求新建部分与原厂区平面布置结合良好，达到最终的平面布置基本合理，减少占地、降低能耗、节约投资的目的。总平面布置原则如下：1）严格遵守国家行业现行的防火、防爆、安全、卫生等标准规范。2）按功能分区集中布置。总平面布置按照单元的功能进行分区，形成基本功能区，包括工艺装置区、油品储罐区、油品装卸区和辅助生产区，各功能区以通道分割，按工艺流程、物料输送方向，以缩短管线、降低能耗、便于检修、重视安全、有利生产为目标，形成全厂的总平面。新建工艺装置采取成组密集布置方式，形成联合布置区，减少了装置间通道宽度，缩短了系统管道长度，动力设施靠近了工艺装置，有利于节约用地，降低能耗。3）靠近负荷与生产密切相关的辅助生产设施紧临工艺装置区布置。4）内外协调 根据厂区的外部条件，与厂外公用工程和厂外运输有关的设施靠厂区边缘布置，并考虑流向。可保证工厂在发展扩建后仍具有良好的功能分区和新老厂区一致的布置格局。5）人车分流为保证交通、生产的安全，分别设置人流和车流的出入口。5.总平面布置简述：结合厂区现有条件，为使厂区新增部分与原有设施相互协调，并根据生产设施的性质、功能以及拟建厂区的地形特点，分别形成工艺装置、油品储运和配套公用设施三个不同的功能区。各功能区以通道分割，按工艺流程、物料输送方向，以缩短管线、降低能耗、便于检修、重视安全、有利生产为目标的平面布置格局。二、总图位置新建装置位于山东神驰化工有限公司厂区内西北角，皆为公司预留地，其中装置北临、西临公司围墙，东临公司主干路，南临公司成品罐区。用地面积约计1.6324公顷。具体布置见总平面布置图。三、运输 1、装置的交通运输主要依托公司现有道路，装置南侧利用厂区现有消防道路，本项目则在新建装置的另外二面设置道路，与现有的道路形成环行通道。2、装置的原料及产品均通过管道进出装置。3、装置的辅助材料催化剂等固体材料由汽车运至该装置。废催化剂等固体废渣，由汽车运出装置，然后，由制造厂回收处理。四、竖向布置1.竖向设计原则1）满足当地城市规划部门对厂区竖向布置的要求；2）结合厂区总平面布置，合理利用地形，为各单元提供适宜的建设场地；3）满足厂内道路设计的要求，为厂区内外道路的连接提供良好的条件；4）结合管线综合规划，满足各种管线特别是自流管线的敷设要求；5）组织场地雨水迅速排除；6）合理确定场地标高，减少土方量。2.竖向布置根据竖向布置的原则，结合自然地形情况，竖向设计采用连续式布置方式，与原厂区竖向相连接。3.排雨水雨水采用暗管排水方式，沿道路两侧设置雨水篦子，集中收集装置内地面雨水，最后经雨水暗管排除厂外。 五、绿化现厂区内的现有绿化也非常好，故装置区新用地范围内绿化在不影响消防、检修和交通的前提下，与原绿化风格一致，绿化率不低于15%。六、设计执行的主要标准、规范和规定：1.《石油化工企业设计防火规范》GB50160－921999年版2.《建筑设计防火规范》GBJ16－872002年版3.《石油化工企业总体布置设计规范》SH/T3032－20024.《石油化工企业厂区总平面布置设计规范》SH/T3053－20025.《石油化工厂区竖向布置设计规范》SH/T3013－20006.《石油化工企业厂区管线综合设计规范》SH3054－937.《石油化工企业厂区道路设计规范》SHJ23－908.《石油化工总图运输设计图例》SH3084－19979.《石油化工企业职业安全卫生设计规范》SH3047－9310.《石油化工厂区绿化设计规范》SH3008－200011.《总图制图标准》GB/T50103-2001 第二节油品储运一、编制原则1.根据装置加工能力、销售市场及运输方式等情况，充分依托现有储运设施，经济合理地确定储运系统的改扩建规模，简化工艺流程，节约占地和投资。2.注重环境保护、安全卫生和节能，减少油气的排放，避免有害气体直接排放至大气中，改善作业环境和大气环境。3.严格执行防火、防爆的各种现行设计规范和标准，注意安全，防止火灾和爆炸事故的发生。4.合理使用能源和节约能源，降低油品、油气损耗和水、电、汽、风消耗。5.原料油的进厂和成品油、液化石油气的出厂，考虑公路或铁路运输方式。二、储运系统规划方案1.储运系统现状1）罐区：主要包括原油罐区、轻烃罐区、轻油罐区、蜡油罐区、液化气罐区及原料油卸车罐区等，各类罐区规模及能力见下表。罐区储存现状及能力表序号名称容积(m3)个数总容量(m3)1300019000 轻烃浮顶罐200032轻油拱顶罐300015000200013蜡油拱顶罐5000213000300014渣油拱顶罐3000260005液化气储罐650213006渣油储罐300027000100017原料油卸车罐300013390001.2装车设施：现产品及副产品出厂全部采用汽车运输，设装车台10座，装车鹤管14套。其中轻烃装车台4座，鹤管4套；轻油装车台6座，鹤管6套；液化气装车台2座，卸车口2个；重油装车口2个，卸车口2个。2.储运系统改扩建方案2.1储存设施扩建方案2.1.1原料油系统本次改扩建，考虑装置的加工规模没有增加，原料油加工量不变，原料油储罐维持现状不需增加罐容；新建120万吨/年DCC装置一套，装置所需原料重油由生产装置供给。外购重油汽车运输入厂，进入原料油重油罐。 2.1.2成品油系统成品油储存原则是尽量利用现有罐区储罐，在现有储罐不能满足要求的情况下新建储罐储存成品油。考虑到成品油产品运输方式以公路铁路为主，储存天数按5～10天设置储罐，成品油储罐设置如下：a汽油化工轻油的年产量为42.6×104吨，现有储罐仅能满足厂内现有轻油储存要求，需新建2个10000m3的储罐,储存天数10天。b轻柴油轻燃料油的年产量为19.2×104吨，现有储罐仅能满足厂内现有轻燃料油储存要求，需新建2个5000m3的储罐,储存天数为10天。c中间罐厂内现有蜡、渣油罐共26000m3，现有储罐仅能满足厂内现有储存要求，需新建2个5000m3的储罐作为催化裂解中间原料罐，储存天数为3天。d液化石油气液化石油气的年产量为40.8×104吨，目前厂内有液化石油气储1300m3，仅能满足厂内现有液化石油气储存要求。需在原液化石油气储罐区新建6台2000m3球罐,液化石油气产品储存天数为6天。（3）不合格油及污油系统不合格汽油、不合格柴油及开工用油进入轻污油罐，比柴油重的不合格油进入重污油罐。装置停工吹扫的污油分轻、重分别进入轻重污油罐，由污水处理场回收的污油进入重污油罐。轻污油可用泵送回原料罐重新加工，重污油作为燃料油，送至全厂燃料油系统。新增1台2000m3轻污油罐和新增1台2000m3重污油罐可满足要求。 2）运输设施扩建方案（1）原料油进厂本次改扩建，污油处理装置的加工规模没有增加，原料油加工量不变，原料油储罐维持现状不需增加罐容；新建120万吨/年DCC装置一套，装置所需原料重油由污油处理装置供给。外购重油汽车或铁路运输入厂，进入原料油重油罐，已有原料油卸车设施能满足要求。原料油进厂设施不需扩建。（2）成品油出厂成品油、液化石油气的出厂主要是汽车公路运输出厂。汽车装车区需扩建，增加6个汽油鹤位，4个柴油鹤位及相应装车泵，分别用于化工轻油和轻燃料油的装车要求。新增液化石油气装车位，设置6个装车位及相应的装车泵。（3）其它设施扩建方案a火炬设施现有一套火炬系统，安装一套直径DN800火炬头，排放高度80m，可满足新建120万吨/年DCC装置排放要求。3.主要设备选型1)新建油罐选型(1)汽油用内浮顶罐储存；(2)轻柴油用固定顶罐储存，油罐保温； (3)液化石油气用球罐储存；(4)轻污油用内浮顶罐储存；(5)重污油用固定顶罐储存，内设加热器，油罐保温，用蒸气加热。2)其他设备选型(1)重油、蜡油、污油选用螺杆泵；(2)汽油、轻柴油选用离心泵；(3)液化石油气选用筒带泵。三、设计中主要采用的标准、规范1、《石油化工企业设计防火规范》GB50160－92（1999年版）2、《石油化工储运系统罐区设计规范》SH3007－19993、《石油化工企业燃料气系统和可燃气体排放系统设计规范》SH3009－20014、《炼油厂全厂性工艺及热力管道设计规范》SH/T3108－20005、《石油化工企业环境保护设计规范》SH3024－19956、《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058－92 第三节土建一、厂区自然条件1、地理位置和概况装置所在场地地形平坦，地貌属于第四纪黄河三角洲冲积平原，岩层以亚粘土和粘土为主，表层为粉质粘土，无威胁场区安全的不良地质现象。2、水文地质山东神驰化工有限公司现有生产用水主要来源是胜利油田主供水管网。该场地地下水属第四系潜水，现地下水静止水位埋深为0.60-1.30m左右，相应标高为3.54-4.62m，地下水位随季节性变化而变化，历年最高水位深埋为0.50m，水位变化幅度在3.00m左右。3、当地气象条件工程所在地地处暖温带，属温带季风型大陆性气候，境内气候无明显差异，气候特征是雨热同期，气候温和，大陆性强，寒暑交替，四季分明。主要气象、气候条件数据如下：环境温度年平均气温13℃绝对最高气温37.5℃绝对最低气温-13.2℃最热月（七月）日最高气温平均值28.3℃最冷月（二月）日最低气温平均值-3.3℃ 空气湿度年平均相对湿度63%最大相对湿度75%最小相对湿度51%大气压力年平均气压101.09kpa极端最高气压103.97kpa极端最低气压98.12kpa月平均最高气压102.12kpa月平均最低气压99.76kpa降水量年平均降水量493.7mm年最大降水量5924.4mm年最小降水量352mm风年主导风向ESW夏季主导风向SSW 冬季主导风向WNW年平均风速2.9m/s月平均风速3.5m/s瞬时最大风速（地面上10m）33m/sf、最大冻土深度-0.55m4、厂区地震烈度根据《中国地震烈度区划图（1990）》的通知，集团场区地震基本烈度为七度，丙类建（构）筑按七度设防，乙1类建（构）筑按八度采取抗震措施，乙2类建（构）筑按七度设防，但应采用抗震性较好的结构体系，丁类建（构）筑按六度采取抗震措施。二、建筑结构设计范围该设计建、构筑物主要包括：框架，塔类基础，立式罐类基础，卧式罐类基础，炉类基础，风机类基础，烟囱，主管桥、付管桥及零星管架，泵基础，压缩机厂房，立式容器类基础，卧式容器类基础及楼梯间等。建、构筑物的平面位置详见工艺的平面布置图。三、设计原则1、设计应严格执行国家设计规范规程。2、设计采用的标准图集及通用图集原则上采用国家的标准图集及通用图集，最好能采用当地的标准图集及通用图集。3、建、构筑物的材料品种、规格，根据现行的规范、规程的规定和地方习惯做法因地制宜，就地取材。四、标准规范 建筑制图标准GB/T50104—2001建筑结构制图标准GB/T50105—2001建筑设计防火规范(2001年版)GBJ16—87建筑抗震设计规范GB50011—2001石油化工企业设计防火规范（1999年版）GB50160—92建筑地基基础设计规范GB50007-2002建筑结构荷载规范GB50009-2001混凝土结构设计规范GB50010-2002钢结构设计规范GB50017-2003动力机器基础设计规范GB50040-96构筑物抗震设计规范GB50191-93混凝土结构工程施工质量验收规范GB50204-2002钢结构工程施工质量验收规范GB50205-2001钢结构工程质量检验评定标准GB50221-95建筑地基基础工程施工质量验收规范GB50202-2002烟囱设计规范GB50051-2002建筑地基处理技术规范JGJ79-2002 建筑桩基技术规范(1997年局部条文变更)JGJ94-94石油化工生产建筑设计规范SH3017-1999石油化工压缩机基础设计规范SH3091-1998石油化工塔型设备基础设计规范SH3030-1997石油化工企业钢储罐地基与基础设计规范SH3068-95石油化工企业落地式离心泵基础设计规范SH3057-94石油化工钢储罐地基处理技术规范SH/T3083-1997石油化工钢储罐地基与基础施工及验收规范SH3528-93石油化工企业管架设计规范SH3055-93石油化工企业钢结构冷换框架设计规范SH3077-96石油化工企业建筑结构设计规范SH3076-96石油化工企业构筑物抗震设防分类标准SH3069-95石油化工企业设备管道表面色和标志SHJ43-91石油化工设备混凝土基础工程施工及验收规范SH3510-2000石油化工钢结构工程施工及验收规范SH3507-1999钢结构防火涂料应用技术规程CECS24:90 第四节工厂管网一、工厂管网工厂管网主要是热电站至厂区的管线，包括消防管线和蒸汽管线等。热电站至厂区管线敷设在管架上，管架采用钢管架。蒸汽管线设保温，厂外管网长度约500米。二、装置内管网装置内管网主要是装置至罐区和火炬设施、罐区至汽车装车设施的工艺管线，空压站至各单元的热力管线、压缩空气管线等。厂内管网管线主要敷设在管架上。装置内管网走向及长度详见平面布置图。第七章公用工程第一节给水、排水一、给水、排水现状1.供水现有工程用新鲜水量为75.5m3 /h，主要作为各生产装置生产用水、循环水系统补充用水、软水处理系统用水及全厂生活办公和监测化验用水等。其中生产用水36.6m3/h，循环水系统补充用水14.1m3/h；软化水处理系统用水21.4m3/h；全厂办公生活用水3.2m3/h，监测化验用水0.2m3/h，均由胜利油田供水管网供给。厂内设清水罐（V=2500m3）二座及供水泵房一座，消防用水及生产、生活调节用水储存在清水罐中，供水泵房内设生产、生活及消防供水装置各一套。在保证现有装置正常生产的情况下，胜利油田供水管网新增一个开口DN300可满足新上120万吨/年DCC装置需要。2.排水情况现有工程废水产生量为15m3/h。其中8m3/h回用于循环水，7m3/h由厂总排口向北排入五干排。目前污水处理厂设计能力为120m3/h，在保证现有装置正常生产的情况下，可满足新上120万吨/年DCC装置需要。二、循环水1.循环水系统现共有1800m3/h的能力（800m3/h×1台，500m3/h×2台），已饱和。该工程循环水最大需求量为4000m3/h，厂内现有循环水场已满负荷，须新建循环水场，才能满足新建120万吨/年DCC装置的需要。新建循环水场设2000m3/h凉水塔2座。2.含油污水各单元排出的含油污水、生产废水，经重力流入生产污水管线排至污水处理场。原有污水处理场设计处理水量120m3/h。 新上120万吨/年DCC装置新增的含油污水12.5m3/h,生活污水为1m3/h,生产污水为2.5m3/h，原有污水处理场在保证现有装置正常生产的情况下，可满足新上120万吨/年DCC装置需要。污水场进水水质情况如下：表7-1-1污水场进水水质情况指标石油类CODSS硫化物pH数值（mg/L）500800106.5~8.5处理后污水排放标准执行《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准指标，排水水质情况见下表：三、消防设施1消防水系统1)消防水量的确定根据原有厂区和新建厂区的占地面积，同一时间内的火灾处数按一处考虑，其消防用水量，按厂区内最大某处的一次灭火用水量确定。本工程新建120万吨/年DCC装置，考虑厂区发展等因素，消防用水量依照《石油化工企业设计防火规范》（1999年版）确定为300L/s。2)消防给水系统全厂已设稳高压消防给水系统，为厂区装置和罐区提供消防用水, 为扩建部分预留有两路DN200的消防干管。本扩建部分布置DN200环状消防给水管网，在消防水管道上布设SS150-16型地上式消火栓、装置区周围及内部设PSD50型消防水炮。消防水管网压力日常维持在0.8Mpa，火警时达到1.0Mpa。本次扩建工程在液化气球管区设置固定式消防冷却喷淋系统。原有消防水系统经过部分改造，在保证现有装置正常生产的情况下，可满足新上120万吨/年DCC装置需要。3)灭火系统全厂已设有完整的消防站，其移动消防力量能够满足本扩建工程的消防要求。消防站内设有通讯室，119受警专线电话；全厂火灾报警系统的报警信号同时引至中央控制室及本通讯室；站内设置消防警灯和警铃，以便火警发生时上下联动，密切配合。2、低倍数泡沫灭火系统本工程油罐区灭火设半固定式低倍数空气泡沫灭系统，设置范围为各成品油罐区。3、蒸汽灭火系统工艺装置内适当部位设固定式或半固定式蒸汽灭火系统，灭火蒸汽管线从装置内气包处设专门管引出，蒸汽压力不大于0.6MPa。4、灭火器等设置在装置区、罐区及各建筑单体等处设置干粉型、泡沫型、二氧化碳型灭火器，在循环水厂南侧设消防沙池，在装置间隔区建消防棚，大大提高灭火能力。第二节供电与电信一、供电1电源方案1)供电要求 本工程的工厂规模属大型石油化工联合企业，其工艺装置是加工处理易燃易爆危险介质的连续生产装置，在生产过程中的突然停电将导致人身和设备重大损伤及巨大经济损失，因而要求保持高度的生产连续性、安全可靠性和稳定性，其主要用电负荷均属一、二级负荷，因此，要求外供电源引自两个独立的电源点，当一回电源故障失电时，另一电源能满足其全部一、二级负荷用电要求。2)供电电源(1)新上120万吨/年DCC装置总用电负荷为3050kW，年耗电量2440X104kWh；最大用电负荷为10000kW。(2)变电所及配电情况：公司现有装置由胜利油田供电公司和东营区供电公司两路供电,互为备用，建有10KV及6KV变电所各一座，在保证现有装置正常生产的情况下，增设部分配电柜可满足新上120万吨/年DCC装置用电需要。二、电信本工程电信系统设有：自动电话系统、生产调度电话系统、直通电话、无线对讲电话、扩音对讲电话系统、火灾自动报警系统。1.自动电话系统自动电话分机主要设在控制室、值班室、门卫等部门和地点。自动电话分机根据其用户性质和工作需要，设置为不同的呼叫等级。2.生产调度电话系统生产调度电话分机主要设在控制室、值班室等生产岗位。3.直通电话在需要直接、迅速电话联系的生产岗位之间设直通电话机。直通电话利用生产调度电话总机的热线功能实现。4.无线对讲电话 为满足生产过程中移动性通信联络的需要，本厂采用防爆无线对讲电话机。无线对讲电话机属于使用场所不固定的通信设备，为保证安全生产，其防爆等级应适合全厂防爆要求最高的场所，本工程选用防爆等级为ⅡCT5的无线对讲电话机。无线对讲电话采用简单对讲形式。根据生产操作和生产管理的要求以及车间班组的组成方案，无线对讲电话配置成多个相互独立的对讲组。各组使用不同频率，互不干扰。5.扩音对讲电话系统由于生产装置采用集中控制方案，为保障生产装置操作岗位之间的通信联络，并适应在高噪声环境中的通信要求，在生产装置区及中央控制室范围内设置扩音对讲电话系统。根据装置生产控制及管理的组合方案，扩音对讲电话系统相应地配置成多个独立系统。扩音对讲电话系统采用单对讲通道系统、分布放大方式。选用的系统具有较高的保真度，话机具有抗噪声性能，以适应室外环境尤其是高噪声场所。6.火灾自动报警系统为有效预防火灾，及时发现和通报火情，保障安全生产，本工程除采用行政电话专用号“119”报警外，还设置火灾自动报警系统。火灾自动报警系统由各类报警装置、集中报警控制器组成。在装置区火灾危险性较大或较重要的建筑物内设火灾探测器和消防手动报警按钮。报警控制器设在有人值班的控制室或值班室内。7.电信线路网电信线路网包括电话线路、扩音对讲电话系统线路和火灾自动报警系统线路，各系统的线路均各自独立组成网络。第三节供热、供风一、供热 各装置生产、采暖用汽由现有动力车间供给，该动力车间装置现有DZL20-1.6-AII型锅炉二台。可供1.0Mpa，220℃蒸汽40t/h。新上120万吨/年DCC装置正常生产时自足有余，外送1.0Mpa，220℃蒸汽59.8t/h；外送3.5Mpa，420℃蒸汽7.2t/h，并入全厂蒸汽管网。开工所需蒸汽由全厂蒸汽管网提供。二、供风全厂各生产装置及辅助生产设施消耗的非净化风和净化风，由现有空压站供给。该空压站供风能力：净化风40m3/h，非净化风80m3/h，供需基本平衡。厂内现有空压站已满负荷，需新建空压站方可满足项目需求。该项目所需压缩风系统由新建的空压站供给，新上120万吨/年DCC装置新增非净化风消耗26Nm3/min；净化风消耗40Nm3/min。空压站设置35Nm3/min空压机3台，2开1备，可满足新上120万吨/年DCC装置净化风及非净化风的需求。三、除盐水现有工程软水系统处理规模为50m3/h，配置有一级除盐水处理设备，脱氧水处理设有除氧器，除盐水主要供给各生产装置及热电车间。现有工程除盐水及脱氧水用量为240m3/D。新上120万吨/年DCC装置新增除盐水最大消耗95m3/h，正常消耗58m3/h。在保证现有装置正常生产的情况下，需新增100m3/h的除盐水处理能力，可满足新上120万吨/年DCC装置用水要求。第八章辅助生产设施一、办公设施 办公设施作为与其配套的辅助生产设施，依托原有办公楼，不需新建。二、分析化验分析化验部分作为与其配套的辅助生产设施，承担该装置的中间控制分析和产品质量分析以及循环水场、污水处理场和动力站锅炉水的水质分析；分析化验室兼有环保监测站功能。装置所需配套辅助生产设施的分析化验部分依托公司中心化验室。公司设有检验科，包括成品油化验、中控分析、原料评价、原油分析、水质分析（即环保监测）、煤分析及色谱室与标准溶液室，配有化验人员23人，可对进厂原材辅料、中间产品及出厂产品等进行分析化验。三、维修装置的“三修”部分依托公司原有设施。目前，公司现设有机修车间，其中焊工、车工、钳工共计25人，电器仪表维修人员28人，可对全厂大、中、小型设备、机组、电器仪表等进行可靠的维修保养，维持厂内日常维修及检验，大型维修和检验，依托社会专业厂家。 第九章能耗及节能措施一、编写依据1．国家计划委员会、国家经济贸易委员会和建设部计交能[1997]2542号文件和中国石油化工总公司中石化[1998]计长字2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》(1997)；3．石油工业部《炼油厂设计能量消耗计算方法》(SYJ1029-83)；二、节能原则1．采用先进可靠的工艺技术和设备；2．充分依托该厂现有公用工程和辅助设施,降低能耗；3．蒸汽逐级利用，并服从全厂蒸汽平衡的制约，避免产用不平衡造成排空浪费的不合理状况；4.充分回收烟气余热，提高加热炉效率;5.采用新型高效机泵、高效强化换热器及其他节能产品,提高能量转换效率和能量回收率；6.设备及管道布置尽量紧凑合理,以减少散热损失和压力损失。 三能耗分析1.能耗计算1、能耗计算表9-1序消耗量燃料低热值总能耗单位能耗项目单位耗量小时耗量年耗量或能耗指标104MJ/aMJ/t备注 号单位耗量单位耗量单位耗量单位耗量1新鲜水t/t0.09MJ/t7.540.682循环水t/t23.1MJ/t4.1996.793除盐水t/t0.384MJ/t96.3036.984电力kWh/t20.15MJ/kWh12.56253.0851.0MPa蒸汽t/t-0.399MJ/t3181.97-1269.6输出63.5MPa蒸汽t/t-0.048MJ/t3684.3-176.84输出7净化压缩空气m3n/t19.2MJ/m3n1.6732.068非净化压缩空气m3n/t12.48MJ/m3n1.2614.739燃料气m3n/t7.5MJ/m3n25.12188.410焦炭t/t0.095MJ/t395653758.6811低温热回收MJ/h-373.2-373.2合计2561.75 2、能耗分析本装置采用了如下措施，以降低装置能量消耗：1）采用轻油回炼改质，增加降烯烃幅度，减少轻油改质量，从而减少能耗。2）采用合理的汽提段设计，降低可汽提焦炭产率。3）设置余热锅炉，回收烟气热能。4）采用外取热器回收反再系统过剩热量、用于发生中压蒸汽。5）合理安排换热流程，回收各种温位的热量，尤其是回收低温热量。6）尽量采用能耗低的设备，如采用新型进料雾化喷咀降低蒸汽消耗等。7）部分电机采用变频调速技术，以节省用电，降低装置电耗量。但是，由上表看出，本装置能耗为2561.75MJ/t原料，相对常规催化裂化装置较高。这是由DCC工艺特点决定的:（1）DCC工艺转化率高，反应热大,为确保本装置最大限度的经济效益，本装置反应注入蒸汽量比常规FCC大。（2）丙烯含量较常规催化裂化装置高很多，其丙烯含量与DCC裂化气中丙烯含量相当，因此，DCC富气较常规催化裂化重，气压机耗电量增加。（3）为保证吸收稳定部分的分离效果，吸收率和解吸率也相应提高，使吸收稳定部分的能耗相应提高。四节能技术措施综述根据节能原则，采用了一系列节能技术和措施，现就主要节能措施综述如下:1、采用先进工艺和技术节能1）选择合适的超稳分子筛催化剂及新型钝化剂，降低催化焦及污染焦炭产率；采用合理的汽提段设计，降低可汽提焦炭产率；采用能耗低的新型进料雾化喷咀降低蒸汽消耗，反再系统采用新型衬里降低热损失等。2）提高能量转换效率(1)工艺装置采用高效机泵和变频调速技术，减少装置用电负荷。(2)工艺上采用加CO助燃剂完全再生技术，烟气经烟机回收压力能后，再经余热锅炉进一步回收，发生中压蒸汽。3）提高能量回收率 （1）工艺装置利用PROⅡ模拟程序优化塔的取热比例,在保证产品分馏精度的前提下,尽量从塔的下部多取热量,提高装置中高温位热源的换热负荷,提高热量利用率。（2）采用高效传热设备，深化换热，保证较高的热回收率和较低的冷热公用工程消耗。如塔底重沸器管束采用T型槽管，强化壳程传热;分馏塔顶油气低温热回收、水冷系统拟采用低压降高效率的波纹管折流杆式冷凝器。同时，为保证吸收稳定系统的高效率操作，气压机二段出口水冷器也采用波纹管折流杆式冷凝冷却器，以确保冷却效果，减小气体压降。（3）热渣油直接作为装置原料，打破了用能自成体系的局面，做到了互相协调，取长补短，避免了常压渣油在常压装置冷却而在催化裂化又加热的状况，节约了冷、热公用工程消耗。（4）工艺装置加强塔器、高温管道、阀门的保温，减少散热损失。（5）催化外取热器采用肋片管，具有传热系数高等优点。（6）生产低温热水作其他装置如气体分馏重沸器热源，降低蒸汽消耗。4、合理确定工艺装置余热发汽参数，做好蒸汽动力逐级利用1）工艺装置余热、废热，根据热量和温位条件产生较高参数的蒸汽，并服从全厂蒸汽平衡的制约，避免产用不平衡造成排空浪费现象。根据这一原则，设置余热锅炉回收高温再生烟气热量、设置外取热器回收再生器多余热量、设置油浆蒸汽发生器回收循环油浆热量。2）搞好热功联产,提高能量利用率。催化气压机采用3.5MPa背压透平驱动，热功联产，排出1.0MPa蒸汽继续供装置或系统使用。五、节水措施实行计划用水，提倡节约用水，对国家、企业、个人都有重要的经济意义。本项目节约用水体现在以下几个方面：1根据具体条件，采取一水多用，循环用水和改革工艺等措施降低用水消耗；如酸性水气提净化水作为电脱盐注水二次利用。2生活设施所采用的卫生洁具均采用节水型。 3杜绝给排水管道系统中的跑、冒、滴、漏现象。4提高循环冷却水的浓缩倍数，减少补水量和加药量。5对蒸汽冷凝水进行回收。 表9-1能耗计算第十章环境保护第一节建设地区环境现状一、地理位置山东省东营市地处黄河入海口，北临渤海，东依莱洲湾，东北与大连隔海相望，是国家规划的黄河三角洲的中心城市，是中国第二大油田所在地。东营地下资源蕴量丰富，其中石油是该地区的经济命脉，现已形成了石油化工、盐化工、造纸、机电食品和建材等门类齐全的工业体系。项目拟建设地山东神驰化工有限公司位于东营市东营区郝纯路129号，北距胜利油田石化总厂附近铁路1公里，与铁路货场相临，公司东门前是国道博新路，交通十分便利。装置所在场地地形平坦，地貌属于第四纪黄河三角洲冲积平原，岩层以亚粘土和粘土为主，表层为粉质粘土，无威胁场区安全的不良地质现象。二、环境质量现状1环境空气质量现状工程所在地地处暖温带，属温带季风型大陆性气候，境内气候无明显差异，气候特征是雨热同期，气候温和，大陆性强，寒暑交替，四季分明。2、地表水环境现状山东神驰化工有限公司现有生产用水主要来源是胜利油田主供水管网。该场地地下水属第四系潜水，现地下水静止水位埋深为0.60-1.30m左右，相应标高为3.54-4.62m，地下水位随季节性变化而变化，历年最高水位深埋为0.50m，水位变化幅度在3.00m左右。 第二节生产过程中主要污染源和污染物一、废气污染源及污染物该装置所排放废气主要为再生烟气和原料加热炉烟气及安全阀放空时的可燃气体，其排放量及污染物量见表10-2-1。表10-2-1废气排放量及污染物量表序排放点排放气排放量污染物kg/h排放排放排放号类型m3n/hSO2NOX高度方式去向1余热锅炉烟气20916071.822.11120m连续直排大气2安全阀可燃气体微量间断3二、废水污染源及污染物该工程排放的污水，分为含硫污水和含油污水。含硫污水水量共计12.5t/h；含硫污水主要污染物为硫化物、COD等，送至全厂酸性水汽提装置汽提后，回用或去污水处理场。该工程排放的含油污水水量共计12.5t/h；生活污水3m3/h,生产污水为2.5m3/h。含油污水主要污染物为石油类、COD等，送入污水处理场统一处理。三、固体废物该工程的固体废物污染源主要包括重油催化裂化装置产生的废催化剂及液化石油气脱硫醇部分产生的碱渣等，详见表10-2-2。表10-2-2固体废物排放量表装置名称污染源名称年均排放量处理方法重油催化裂解碱渣800t/a送碱渣处理部分统一处理废催化剂610t/a无害化填埋四、噪声 该工程的噪声源主要是大功率机泵、压缩机、加热炉、鼓风机、引风机和空冷器等。声级均在90~100dB（A）之间。第三节设计采用的环境保护标准一、环境质量标准1GB3095－1996《环境空气质量标准》二级标准；2GHZB1—1999《地表水环境质量标准》Ⅲ类标准；3GB3096－93《城市区域环境噪声标准》4类标准。二、污染物排放标准1GB8978－1996《污水综合排放标准》二级标准；2GB16297－1996《大气污染物综合排放标准》二级标准；3GB9078-1996《工业炉窑大气污染物排放标准》二级标准；4GB12348—90《工业企业厂界噪声标准》Ⅳ类标准。三、设计标准1SH3024—1995《石油化工企业环境保护设计规范》；2GBJ87-85《工业企业噪声控制设计规范》；3TJ36—79《工业企业设计卫生标准》；4SH3093—1999《石油化工企业卫生防护距离标准》。第四节控制污染的环境保护措施一、废水治理措施1含硫污水处理该工程排放的含硫污水送至该厂现有的酸性水汽提装置产生净化水回用。2含油污水处理 公司现有一座120t/h的污水处理场，目前实际处理含油污水量约33.5t/h。该工程建成投产后，新增排放污水18t/h，最大排放30.5排放，因污水处理场有较大的处理能力且有较大的缓冲设施，现有污水处理场可以完全满足该工程新增污水处理的需要。故该工程的污水处理依托该厂现有的污水处理场。表10-4-1排放的含油污水预测水质如下：项目进水水质(mg/l)出水水质(mg/l)COD600~800120油500~80010硫化物681.0挥发酚500.5悬浮物200150氨氮6050BOD5300~40030PH8.726~9经过处理后的污水、水质指标按国标污水综合排放标准GB8978－1996（1998年1月1日后建设的单位）二级标准执行。二、废气治理措施1催化再生烟气，经120m烟囱排入大气。2该工程排放的含硫污水送至已有酸性水汽提设施，塔顶含氨酸性气，送至已有硫回收装置回收处理。原酸性水汽提设施扩建后能满足该工程排放的含硫污水的处理要求。4此外，在装置开、停工或生产不平衡时，从安全阀和其它调节阀排出的油气，经低压瓦斯系统管网送气柜回收轻烃，回收不了时引入火炬烧掉。三、固体废物治理措施该工程液化石油气等产品的脱硫及脱硫醇依托原有设施扩建，产生的碱渣一并送至该厂碱渣处理部分统一处理。催化装置产生的废催化剂等由该厂统一无害化填埋处理。四、噪声治理措施该工程噪声污染源的治理措施有： 1设计上选用噪声值较低的同类设备，对大功率电机加隔声罩或电机消声器；空冷器选择可调角的低噪声叶片及低噪声电机。2加热炉设计时选用带消声设施的燃烧器，风道部分采用密闭隔声措施。3对增压机进行消声处理。4对产生噪声的放空口均加消声器。第五节环保投资估算该工程产生的含油污水和生活污水均依托企业现有的污水处理场进行处理。废催化剂等固体废物由催化剂厂统一无害化回收处理。因此在该工程的环保投资估算中不再计入污水处理场和固体废物回收的投资。根据《石油化工企业环境保护设计规范》（SH3024—95）第七章环境保护投资有关规定，该工程环保投资见表10-5-1。环保投资约占该项目工程费用的5.51%。表10-5-1环保投资估算项目名称计入环保投资的比例（%）环保投资（万元）噪声治理2560三级旋风分离器100365余热锅炉25260脱硫、脱硫醇及酸性水汽提改造100720污水处理场改造100560绿化10010总计1975第十一章职业安全卫生第一节概述一设计范围 本工程主要包括界区内的120×104t/a重油催化裂解装置。二劳动安全卫生设计执行的标准、规范1.石油化工企业职业安全卫生设计规范SH3047－932.工业企业设计卫生标准TJ36－793.石油化工企业设计防火规范(1999年局部修订)GB50160－924.建筑抗震设计规范GBJ11－895.构筑物抗震设计规范GB50191－936.爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058－927.石油化工企业可燃气体检测报警设计规范SH3063－19998.钢制压力容器GB150－899.工业企业噪声控制设计规范GBJ87－8510.工业企业职工听力保护规范（卫法监发[1999]第620号）三工程所在区域自然条件现状东营市东营区地处温带季风气候区，属暖温带半湿润气候，冬冷夏热，四季分明。冬季气候寒冷干燥，雨雪稀少，夏季受来自太平洋东南季风的影响，气候高温多雨，春季温暖干燥，秋季天高气爽。常年主导风向为东南风，年平均风速为3.3m/s，年平均气温14.6℃，历年极端最低气温-15.7℃，极端最高气温38.2℃。年均降雨量613.6mm，地震基本烈度7度，无威胁场区安全的不良地质现象。第二节职业危害因素分析一、火灾、爆炸危险因素分析在生产过程中所使用的原料及产生的中间产品、产品多为易燃、易爆物质。各物料在加工过程中处于高温、高压环境中，当环境温度高于其自燃点时，物料一旦发生泄漏极易引起火灾爆炸事故。因此，设计充分考虑了物料的火灾危险性并采取适当防范措施。生产过程中主要危险物料及火灾危险性分类见表11-2-1。各装置的火灾危险性分类见表11-2-2。 表11-2-1生产过程中主要危险物料及火灾危险性分类物质名称闪点（℃）自燃点爆炸极限（体）%火灾危险性分类原料油11～3502.1～5.4甲B干气650～7501～13甲常压渣油209丙B液化石油气＜-66475～5103～13甲A燃料气4662.1～9.5甲化工轻油＜28510～5901.1～7.6甲B轻燃料油85380～4251.4～7.5丙A表11-2-2生产装置火灾危险性分类装置名称装置规模（104t/a）火灾危险性分类重油催化裂解装置120甲二、生产过程中使用、产生的部分物料为有毒物质，对人体会产生一定程度的危害作用，其危害作用及危害程度见表11-2-3。表11-2-3主要有毒物质及其特性物质名称主要危害作用危害程度分级车间最高容许浓度（mg/m3）硫化氢属于神经性毒物，对呼吸道和眼有明显刺激作用，低浓度时刺激作用明显，高浓度时，表现为中枢神经系统症状，严重时可引起死亡。Ⅱ10液氨主要对上呼吸道有腐蚀和刺激作用Ⅳ30此外，装置内大量的机泵、压缩机、加热炉等设备会产生较高的噪声，可能会影响操作人员的身心健康。第三节主要安全防范措施 一、平面布置1、装置平面布置在满足有关防火、防爆及安全卫生标准和规范要求的前提下，尽量采用露天化、集中化和按流程布置，并考虑同类设备相对集中。可减少占地面积又能节约投资和降低能耗。2、根据装置特点及消防、检修的要求，装置内设置有检修消防通道。3、凡容易发生事故危及生命安全的场所和设备均设置安全标志；对需要迅速发现并引起注意，以防发生事故的场所、部位涂有安全色；对阀门布置比较集中，易因误操作而引发事故的场所，在阀门的附近均有标明输送介质的名称、符号等标志；对生产场所与作业地点的紧急通道和紧急出入口均设置明显的标志和指示箭头。二、工艺设计1、装置设计采用了先进、成熟、可靠的工艺流程，具有很高的可靠性。设计中考虑了必要的裕度及操作弹性，以适应加工负荷上下波动的需要。2、为防止设备超压而造成事故，带压设备均设置有安全阀。3、压缩机和泵出口设置止回阀，以防止高压介质倒流造成事故。4、装置管道设有阻火器，防止回火引起爆炸。5、反应器、吸收塔、稳定塔等带压的关键设备设置紧急泄压系统。6、为防止重要设备的液位过高或过低而影响装置的正常生产或危及其它设备的安全，设置了液位高限及低限报警。7、为确保装置开停工及检修的安全，在有关设备和管道上设置固定或半固定式吹扫接头；在进出装置边界管道上设置切断阀或盲板。8、对于表面温度高于60℃的管线，人员可触摸到的均采用了隔热层防烫保护，在管带区，框架区、塔区等地方均设有蒸汽灭火系统。9、设计中选用优质垫片，增强设备密封性，防止介质泄漏。三、设备设计1、根据有关规定，设备设计中充分考虑了当地的风压、地震烈度及场地等因素，设备地震烈度按8度设防。 2、对主要设备的裙座在设计中都设置了防火层，对高温设备和管道均进行了隔热保温。3、加热炉设置长明灯，以防瞬间熄火而引起炉内瓦斯爆炸，并在炉体安装了防爆门，并设置了蒸汽灭火系统。4、根据规范要求对必须在高空操作的设备，在必要的位置均设置了平台，梯子，扶手，围栏等，以保证操作人员的人身安全。四、自控设计1、根据工艺特点和安全要求，对装置关键部位的液位、温度、压力等工艺参数设置了必要的报警设施。2、为保证装置停电时的仪表用电，设置了UPS不间断电源。3、对可能有可燃气体泄漏和积聚的地方，设置了可燃气体报警仪。4、为了保护设备实现生产安全，在设计中选用了风开、风关调节阀，以便装置停风时，调节阀能处于安全位置。5、监测、控制仪表在按工艺生产要求选型时，还考虑了仪表安装地点的爆炸危险性和火灾危险性，并按《爆炸和火灾危险境电力装置设计规范》GB50058-92进行选型。五、电气设计1、在爆炸危险区域内电力装置的安全卫生设计严格按照《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92的要求进行。2、爆炸危险场所中的电器设备均选用了相应的防爆电器，如防爆电钮、防爆照明灯、防爆电机等。3、为确保人身安全，在有关建构筑物、工艺设备及管道设置了防静电的可靠接地装置，并依照国标《工业与民用电力装置接地设计规范》GBJ65-83的要求，接地电阻<4Ω，接地线均采用镀锌扁钢材料。4、按照有关设计规范设置可靠的防雷接地系统。5、装置的电力配电电缆均选用阻燃型电缆。6、为确保夜间安全生产，在装置平台，过道及其它需要的地方均设置了照明设施，照明亮度符合规范要求。为了便于事故抢救，配备了事故照明设施。 六、土建设计1、建筑物、构筑物按《建筑设计防火规范》GBJ16-87的规定进行设计。2、对钢结构框架、管带及其它梁柱均执行有关的设计规范，满足其强度、稳定、耐火等要求，并设置外防火层进行耐火保护，防止火灾伤害及火势蔓延。3、对重要设备基础的地震设防烈度按8度设计。七、给排水设计1、装置内排放含油污水地漏，排入污水管道时设置了水封井，水封高度均保证在250mm，防止发生爆炸和引起火灾。2、在框架、管廊及其它布置露天设备等区域内，均设有围堰和地漏，以防油品泄漏。八、采通设计1、装置中配电间等房间下部设置防爆轴流通风机，房间上部设置防爆屋面通风器。2、装置中气压机室选用防爆轴流通风机保证机械通风。3、值班室、维修间各安装吊扇满足防暑降温。九、噪声防治设计1、选用低噪声的YB防爆电机，对个别噪声大的电机加设隔声罩，使电机噪声<90dB(A)。2、在气（汽）体放空口安装放空消声器。3、加热炉选用低噪声火嘴。十、防毒与职业病防治据国内炼油厂调查资料表明，在同类装置工作的操作人员及管理人员至今尚未发现患有国家规定的职业病及其他特殊病症，但仍应对该装置的人员定期进行体检，防患于未然。第四节消防 一、消防设施山东神驰化工原厂区已有比较完善的消防设施，在满足已有设施及装置消防需求的前提下，经过适当改造就能满足新建120万吨/年催化裂解装置的消防需求。1．消防水系统1）消防水量的确定根据原有厂区和新建厂区的占地面积，同一时间内的火灾处数按一处考虑，其消防用水量，按厂区内最大某处的一次灭火用水量确定。本工程新建120万吨/年重油催化裂解装置考虑厂区发展等因素，消防用水量依照《石油化工企业设计防火规范》（1999年版）确定为300L/s。2）消防给水系统全厂已设稳高压消防给水系统，为厂区装置和罐区提供消防用水。本扩建部分布置DN200环状消防给水管网，在消防水管道上布设SS150-16型地上式消火栓、装置区周围及内部设PSD50型消防水炮。消防水管网压力日常维持在0.8Mpa，火警时达到1.0Mpa。2．灭火系统1）全厂已设有完整的消防站，其移动消防力量能够满足本扩建工程的消防要求。消防站内设有通讯室，119受警专线电话；全厂火灾报警系统的报警信号同时引至中央控制室及本通讯室；站内设置消防警灯和警铃，以便火警发生时上下联动，密切配合。2）低倍数泡沫灭火系统本工程油罐区灭火设半固定式低倍数空气泡沫灭火系统，设置范围为各成品油罐区。3）蒸汽灭火系统工艺装置内适当部位设固定式或半固定式蒸汽灭火系统，灭火蒸汽管从装置内主蒸汽管线上方引出，蒸汽压力不大于0.6MPa。4）灭火器设置在装置区、罐区及各建筑单体等处设置干粉型或二氧化碳型灭火器。5）罐区内消防冷却设施的设置汽油罐区、液化气罐区消防冷却水系统采用固定式其余按移动式冷却水系统。二装置内消防设施的设置 装置内设置的消防设施应能满足扑灭小火，控制大火的要求，按国家现行的规范标准设置消防设施。1、在装置区內按规范设置地上式消火栓、箱式消火栓及消防水炮、消防竖管等水消防设施和蒸汽灭火等。2、在装置及罐区配置手提式及推车式小型灭火器。三火灾报警系统：新建生产装置区的周围设置手动火灾报警按钮；装置内重点部位设可燃气体检测报警器及手动报警按钮等；并在控制室的机柜间及变配电室设置火灾自动报警系统。火灾报警信号报至控制室，再由中心控制室报至消防站。第五节安全卫生的机构及人员配备一、安全卫生的机构该项目投产运行后的劳动安全卫生管理和监督工作由公司安监部负责。装置应配备一名安全卫生专职人员，所需人员由公司安监部在在职专业人员中统一调配。二、安全卫生制度按照有关国家标准及中石化《职业安全卫生管理制度》的要求建立完善、可行的安全卫生制度，保障生产的“安、稳、长、满、优”。第六节劳动安全卫生投资估算该项目劳动安全卫生设施的投资概算主要包括劳动安全卫生防范措施投资、检测装备和设施投资、安全教育装备和设施费用、事故应急措施费用，为1168万元，约占工程费用的3.25%。第七节预期效果评价 该项目可行性研究阶段的劳动安全卫生设计，在依托公司现有的安全卫生设施的基础上，设置了完善的安全防范措施，其设计水平已满足有关设计规范和标准的要求。建议在初步设计和施工图设计阶段进一步贯彻可行性研究阶段劳动安全卫生设计的思想，并完善和落实工程设计中的安全卫生措施，在生产过程中按照严格的安全生产和劳动卫生规章制度操作，严格管理，精心操作，就能够保证人身及生产设备的安全，防止和减少火灾、爆炸、中毒等事故的发生，实现工程设计上的本质安全和生产的“安、稳、长、满、优”。第十二章企业组织及装置定员第一节企业经营管理体制企业经营管理体制实行董事会领导下的总经理负责制。现有组织机构齐全，下设办公室、财务部、生产部、原油公司、销售公司、安监部、人力资源部等部门，机构精简，管理规范。第二节企业定员一、定员编制的基本原则 对于新建装置的定员，依据中国化工总公司《石油化工生产装置设计暂行规定》SHSG-051-98,并结合根据所采取的工艺技术的特点，参照国内同行业的平均先进水平及周边炼厂的实际编制，根据中石化（1992）建字16号文精神，对采用集散型控制系统（DCS）的工程，相应消减二次仪表和岗位操作人员，只设控制室操作人员和巡回检查人员。生产和辅助生产装置依生产操作岗位，按“四班三倒制”计算定员。包装、运输系统按两班制计算定员，维修按一班制计算定员。二、定员按照上述原则，该项目新增定员，详见表12-1。本着定员从严的原则，新增车间的操作人员要求具有高中或中专以上文化程度。所需人员部分从公司调出，部分从社会上招聘。三、培训在项目投产之前应进行全员培训，使各岗位的人员从理论和实践上全面掌握生产流程、生产工艺、操作规程、产品检验、中间产品的分析控制、排除故障及设备、电气、仪表维修等生产技术。表12-1企业定员表序号装置单元名称岗位名称每班人数总人数1工艺装置车间管理及负责人9技术员6操作工1560小计75第十三章项目实施计划项目实施进度计划依据项目基本建设程序，充分考虑合理的设计和施工周期，以求得最佳的进度计划，达到良好的投资和经济效益。计划进度情况安排见表13-1。建设期1.5年，在2008年4月底之前建成，2008年5月底投产试运。一、根据施工程序要求设计院分批提前提供土建施工图、非标设备制造图、标准设备订货单等图纸。一、加强施工组织与管理，确保施工进度和质量。目实施进度计划表项目实施进度计划表年份200620072008 月份11-121-234567891011121234567月数12345678910111213141516171819可研编制、报批场地勘测专项报告报批基础设计及审查施工图设计现场施工准备设备材料采购工程施工竣工及验收投产试运第十四章投资估算及资金筹措一、建设投资1、投资估算的范围120万吨/年重油催化裂化装置及配套工程（脱硫等改造），项目内容详见本报告的有关部分。2、编制原则1）土建工程：参照同类型工程的估算指标计算。2）安装工程：套用同类型工程安装费指标。3）设备价格:主要设备选用国内先进设备，设备价格依据生产厂家的报价和市场价计列。 4）固定资产其他费用、无形资产、递延资产按中国石油天然气股份有限公司《石油化工建设项目可行性研究投资估算编制办法》计取。5）预备费：只计取不可预见费，按固定资产费用、其他费用之和的8%计取。3、建设投资估算项目的建设投资估算见表14-1。4、流动资金按分项估算法估算项目流动资金，项目流动资金为10413万元。见表14-2。二、资金筹措建设投资中70%拟申请银行贷款解决，贷款利率6.2%；其余由企业自有资金解决，不计利息。流动资金10413万元，其中70%拟申请银行短期贷款解决，贷款利率5.58%，其余为铺底流动资金。三、总投资估算项目总投资51648万元，其中建设投资40394万元，建设期借款利息841元，流动资金10413万元。见表14-3。 表14-1建设投资估算表单位：万元　工程或费用名称设备安装建筑其他合计　建设投资15340991426184522403941固定资产15340991426182085379571.1工程费用1534099142618　358721.1.1DCC装置1406099142618265921.1.1.1总图　　53　531.1.1.2建筑物　　654　6541.1.1.3构筑物　16751866　35411.1.1.4静置设备38691675　　55441.1.1.5机械7008136　　71441.1.1.6工业炉112191　　3031.1.1.7工艺管道　3183　　31831.1.1.8电气及电信1671045　　12121.1.1.9自控14321544　　29761.1.1.10采暖通风1118045　2361.1.1.11热工279264　　5431.1.1.12工艺机泵62021　　6411.1.1.13一次投入催化剂562　　　5621.1.2污水处理场改造5601.1.3脱硫及酸性水汽提改造7201.2其他固定资产费用　　　208520851.2.1征地费　　　　　1.2.2设计费　　　155815581.2.3可行性研究编制费　　　62621.2.4环境影响评价费　　　13131.2.5劳动安全卫生评价费　　　11111.2.6锅炉及压力容器检验费　　　43431.2.7建设单位管理费　　　3483481.2.8临时设施费　　　50502递延资产(生产人员准备费)　　　37373无形资产　　　　　4预备费　　　24002400表14-2流动资金估算表单位:万元 序号项目周转天数周转次数234～16　　　　　　　1流动资产　　2291228590285901.1应收账款30121742921751217511.2存货　　5349668066801.2.1原材料　　1675209420941.2.1.1蜡油31203654564561.2.1.2常渣31201310163816381.2.2辅助材料15241962452451.2.3在产品13605737167161.2.4产成品5722905362536251.3现金15241341591592流动负债(应付账款)30121708121351213513流动资金　　583172397239　流动资金增加额　　58311408　表14-3投资总额及资金筹措表单位:万元序号项目合计1231投资总额516481.1建设投资4039428276121181.2建设期借款利息8415892521.3流动资金10413433860752资金筹措403062.1建设投资中自有资金12118848336352.2自有流动资金3124130118232.3借款364062.3.1长期借款28276282762.3.2建设期借款利息8415892522.3.3流动资金借款7289　303742532.3.4其他短期借款　　　　 第十五章生产成本费用估算一、概述采用新建项目的方法对该项目进行财务评价。二、编制依据国家计委、建设部《建设项目经济评价方法及参数》第二版。中国石油天然气股份有限公司《建设项目经济评价方法与参数》。相关原辅材料成本、燃料动力的年耗量及固定资产投资估算等有关资料。三、成本估算的基础说明及依据1、项目生产负荷本项目按建设期1.5年、生产期13.5年。2、外购原辅材料及外购燃料动力价格原料油含税价格按接近2年市场平均价格确定，原料燃料油为3098元/吨。。燃料动力含税价格：新鲜水　　2元/吨循环水　　0.3元/吨电　　　　0.55元/度蒸汽3.5MPa　110元/吨压缩空气　0.1元/米3燃料气　　1200元/吨3、定员装置定员为75人，人均工资及附加费按18600元/人.年计算。4、制造费用由折旧费、修理费和其他制造费用组成，固定资产按折旧年限为14年，大修理费按固定资产原值(扣建设期利息)的3%计取，其他制造费用按按固定资产原值(扣建设期利息)的1%计取。5、管理费用 由摊销费和其他管理费用组成，其中其他管理费用按每人35000元计。递延资产按10年摊销。6、销售费用销售费用按年销售收入的1%计提。7、财务费用为生产期的建设投资借款利息与流动资金借款利息之和。四、生产成本费用估算制造成本估算见表15-1。生产成本估算见表15-2。表15-1制造成本估算表单位：万元序号项目名称单位单价（元/t）40%生产年份耗量40%年份费用（104元）正常生产年份耗量正常年份费用（104元）1原材料148704.0371760.001.1外购重油104t3098.048148704.0120371760.002辅助材料费4134.010334.973燃料动力费用460.611151.524人工工资480.00480.005制造费用4641.624641.625.1折旧费2860.312860.315.2修理费1668.511668.515.3其他制造费用112.80112.806制造成本158420.21388368.11 表15-2总成本费用估算单位万元序号项目名称生产期234567891011121314-15生产负荷（%）40%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1制造成本1584203883683883683883683883683883683883683883683883683883683883683883683719431.1原材料费用1487043717603717603717603717603717603717603717603717603717603717603717603558271.1.1外购重油1487043717603717603717603717603717603717603717603717603717603717603717603558271.2辅助材料费用4134103351033510335103351033510335103351033510335103351033598921.3燃料及动力费用4611152115211521152115211521152115211521152115211021.4人工工资4804804804804804804804804804804804804801.5制造费用46424642464246424642464246424642464246424642464246421.5.1折旧费28602860286028602860286028602860286028602860286028601.5.2修理费16691669166916691669166916691669166916691669166916691.5.3其他制造费1131131131131131131131131131131131131132管理费用3123123123123123123123123123123123123042.1其他管理费3003003003003003003003003003003003003002.2无形及递延资产摊销1212121212000073财务费用201916744324324324324324324324324324326343.1长期借款利息1839124100000000002203.2流动资金贷款利息1804324324324324324324324324324324324144销售费用14583644364436443644364436443644364436443644364434886总成本费用162208393998392756392756392756392745392745392745392745392745392745392745376370其中：固定成本7027668254415441544154415441544154415441544154415643可变成本1551813873153873153873153873153873043873043873043873043873043873043873043707277经营成本15731838945238945238945238945238945238945238945238945238945238945238945237287113504222382099620996209962098520985209852098520985209852098520542 第十六章经济评价一、销售价格及税金产品销售价格按近2年市场平均价格计算。轻烃　4270元/吨轻柴油草　4159元/吨燃料气　1200元/吨液化石油气　4955元/吨项目的年销售收入见表16-1。根据中华人民共和国国务院第134号令《中华人民共和国增值税暂行条例》及其实施细则，计算下列税金：增值税：按销项税款-进项税款，增值税税率除石油液化气为13%外，其余销售、购入货物均为17%。消费税：轻烃277.6元/吨，轻油117.6元/吨，城市维护建设税、教育费附加分别按增值税的7%和3%计算。年流转税金及附加见表16-2。所得税：本项目按33%税率征收所得税。法定公积金及公益金:均按税后利润的10%计。全投资损益计算详见表16-3。二、盈利能力分析计算期15年，基准财务内部收益率为12%。项目全部投资所得税后内部收益率51.36%，投资利润率114.3%，全部投资税后内部收益率为59.18%，财务净现值（i=12%）为146048万元，投资回收期为3.23年（含建设期），表明项目具有较好的盈利能力。各项盈利能力指标均好于行业基准收益率，建设该项目在经济上是可行的。现金流量计算表详见表16-4。三、清偿能力分析使用项目的折旧费、摊销费和未分配利润偿还项目的建设投资借款，借款偿还期2.76年。 清偿能力分析见借款偿还平衡表，见表16-5四、不确定性分析1、盈亏平衡分析以生产负荷表示的盈亏平衡点为：BEP=固定成本/（销售收入-可变成本-销售税金）＝11.41％盈亏平衡计算结果表明，项目具有较好的抗风险能力。2、敏感性分析选取建设投资、产品价格、原料价格、生产负荷等不确定因素进行敏感性分析，结果如下：内部收益率%净现值(万元)投资回收期(年)基准情况57.181460483.23建设投资+10%54.581421233.36生产负荷-10%52.7312314913.42原料价格+10%18.49178836.55产品价格-10%8.31-936010.16敏感性分析结果表明，产品和原料价格变化对项目的经济效益影响最明显，建设投资和生产负荷的影响次之。五、财务评价指标分析及结论通过以上财务评价计算，汇总主要经济指标详见表16-6由主要经济指标汇总表（表16-6）可知，项目年均销售收入为431065万元，销售税金及附加19638万元，年均总成本为376370万元，税后利润为26805万元。本项目投产后所得税后全部投资财务内部收益率为59.18%，投资回收期为3.23年（含建设期），高于12%的行业基准收益率，各项财务指标较好。1、盈利能力分析本项目的投资利润率为51.36%，投资利税率114.3%，全部投资税后内部收益率为59.18%，财务净现值（i=12%时）为146048万元，投资回收期为3.23年（含建设期），表明项目具有较好的盈利能力。 2、清偿能力分析项目借款偿还期为2.76年。有较好的借款偿还能力。由以上分析可以得出结论，本项目具有较好的盈利能力、清偿能力和抗风险能力，本项目是可以接受的。表16-1销售收入估算表单位：万元序产品名称单位价格正常年售量计算期号（元/t）1234-151汽油104t427042.60072760.81819021819022轻柴油104t415919.60032606.5681516815163干气104t12005.4002592648064804液化气104t455040.800742561856401856405合计0182215455538455538 表16-2流转税金及附加估算表单位:万元序号产品名称税率　生产期23456789101112131415生产负荷（%）　40%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1增值税　173145464546454645464546454645464546454645464546454645461.1销项税　24151603776037760377603776037760377603776037760377603776037760377603771.1.1液化气、干气13%8841221022210222102221022210222102221022210222102221022210222102221021.1.2其他产品17%15310382743827438274382743827438274382743827438274382743827438274382741.2进项税22420558315583155831558315583155831558315583155831558315583155831558311.2.2外购重油17%21607540165401654016540165401654016540165401654016540165401654016540161.2.5辅助材料17%60115021502150215021502150215021502150215021502150215021.2.6燃料动力17%671671671671671671671671671671671671671671.2.7修理费中的材料费17%1451451451451451451451451451451451451451452消费税5645141131411314113141131411314113141131411314113141131411314113141132.1柴油118元/吨92523132313231323132313231323132313231323132313231323132.2汽油277元/吨4720.111800.21180011800118001180011800118001180011800.21180011800.211800118003城建税及教育费附加7%和3%7381866186618661866186618661866186618661866186618661866流转税金及附加811420525205252052520525205252052520525205252052520525205252052520525 表16-3损益表单位:万元序号项目生产年份合计23456789101112131415生产负荷（%）40%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1销售收入18221545553845553845553845553845553845553845553845553845553845553845553845553845553861042152流转税金及附加8114205252052520525205252052520525205252052520525205252052520525205252749373总成本费用16019039232439232439232439232439231239231239231239231239231239231239231239231239231252602984利润总额（1-2-3）13912426894268942689426894270142701427014270142701427014270142701427015689805应纳税所得额13912426894268942689426894270142701427014270142701427014270142701427015689806所得税4591140881408814088140881409114091140911409114091140911409114091140911877637税后利润（4-6）9321286022860228602286022861028610286102861028610286102861028610286103812178盈余公积（10%）9322860286028602860286128612861286128612861286128612861381229公益金（5%）46614301430143014301430143014301430143014301430143014301906110未分配利润792324312243122431224312243182431824318243182431824318243182431824318324034 表16-4现金流量表单位:万元序项目年份合计　号　123456789101112131415生产负荷（%）040%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1现金流入18221545553845553845553845553845553845553845553845553845553845553845553845553845553861162971.1销售收入18221545553845553845553845553845553845553845553845553845553845553845553845553845553861042151.2回收固定资产余值16691.3回收流动资金104132现金流出2827618647943014042406442406442406442406842406842406842406842406842406842406842406842406857337022.1建设投资2827612118403942.2流动资金43386075104132.3经营成本15731838945238945238945238945238945238945238945238945238945238945238945238945238945252201952.4流转税及附加8114205252052520525205252052520525205252052520525205252052520525205252749372.5所得税4591140881408814088140881409114091140911409114091140911409114091140911877633净现金流量-28276-4263253993147431474314743147031470314703147031470314703147031470435523825944累计净现金流量-28276-32539-714124333558078728111875115022218169221316224463227610230757233904238259423132365税前净现金流量-28276328394864556145561455614556145561455614556145561455614556145561576435703586税前累计净现金流量-28276-2794811538570991026611482221937842393452849073304683760304215914671535127145703583659645　计算指标所得税后所得税前　财务内部收益率59.18%83.2%　财务净现值（12%）146048230955　投资回收期(年)3.232.75 表16-5借款偿还平衡表单位:万元序项目建设期生产期号123456781借款及还本付息1.1借款本息合计296531.1.1投资借款本金282761.1.2投资借款建设期利息13781.2年初欠借款2965320020000001.3本年应计利息18391241000001.4本年还本96332002000000　1.5本年付息18391241000002还款资金来源96332621926926269262692626932269322.1折旧费28602860286028602860286028602.2未分配利润6773233592406524065240652407224072借款偿还期（年）2.76 表16-6主要经济指标汇总表序号单位指标值备注　一基本数据1建设投资万元403942建设期借款利息万元13783流动资金万元10413二主要经济数据1年均销售收入万元4360152年均总成本费用万元3763703年均加工成本万元205424年均原料成本万元3558275年均流转税金及附加万元196386年均利润总额万元400077年均所得税万元132028年均所得税后利润万元26805三经济评价指标1税后财务指标其中：财务内部收益率％59.18财务净现值万元146048投资回收期年3.232税前财务指标其中：财务内部收益率％83.15财务净现值万元230955投资回收期年2.753自有资金其中：财务内部收益率％97.54财务净现值万元133868.04投资利润率％51.365投资利税率％114.306借款偿还期年2.76　'