600万吨年冶金喷吹料、联产50万吨年焦油轻质化800万吨年炼油、700MW热电综合利用项目可行性研究报告 199页

'新疆XX石化有限公司600万吨/年冶金喷吹料、联产50万吨/年焦油轻质化800万吨/年炼油、700MW热电综合利用项目煤化工项目部二〇一二年十二月编制：199 序言——新疆X煤化工发展方向X煤化工产业在新疆仅仅才是一个开始，而全国部分大型企业在新疆煤资源占有、煤化工产业开发已处领先，X在新疆煤炭资源占有还在争取阶段，白杨河矿区30亿吨煤炭资源从现在开始办理相关手续、地质初探、地质精察、储量评估、办理采矿证正常需五年时间，建设一个年产300万吨的大型煤矿需38个月，X煤化工等到八年后再发展煤化工产业已为时过晚，这八年中的经济利益、煤化工产品市场的占有、煤化工产业链的建立、技术进步的连续性、技术储备、人才储备等等都将失去先机。新疆XX煤化工产业发展不能绝不能等，也不能落后，着眼于现实、规划于未来，尽快利用新疆的现有的煤炭、焦油资源，建立X的煤化工产业，待X自己在新疆煤矿建成后，平稳、连续的建立大型坑口大型综合的煤化工产业链、坑口电厂，彻底解决煤炭运输、环境保护等问题。只有这样，X煤化工产业在新疆才能得到连续、长足的发展。新疆煤焦油市场广大，原因有二：199 其一：新疆兰炭生产厂家、铁合金生产厂家、PVC生产厂家大都没有煤焦油深加工生产线，他们生产的煤焦油全部是外售。其二：新疆关、停、并、转兰炭产业的举动，只是整合小型、产业单一、产能小、污染重、效益低，能耗高的兰炭企业，对综合兰炭生产企业没有一家被关停，所以新疆煤焦油市场将会长期存在。附：新疆煤焦油实地调查情况。1.新疆煤焦油信息网情况；2.新疆实地考察考察情况；新疆X煤化工产业建议走以下道路；1、在新疆奎屯一期建120万吨/年煤粉制氢装置，配套50万吨/年煤焦油加氢装置，形成XX煤--电--气一体化产业链。2、在煤焦油加氢后续选择附加值高的精细煤化工产品，提高企业的经济效益，提升企业的技术科技含量，逐步建立企业独立的、有特色的煤化工产业链，为企业今后持续发展奠定经济、技术基础。如；从煤焦油里提取酚、奈、蒽、咔唑、吲哚、噻吩、古马隆等高附加值的化工产品。利用新疆现有资源，规划X大型煤化工产业发展方向，选择新疆已建成的大型煤矿，有建大型煤化工水源条件的地区，建设一个技术领先、自循环的煤化工产业装置，用八至十年时间，先占用他人现有的煤炭资源，发展自己企业经济，提升企业技术基础，储备企业人才，待时，X可根据新疆煤炭实际资源情况，再开发X白杨河煤炭资源。白杨河煤炭资源最好是X战略资源，以谋求企业长期的发展。199 1总论1.1概述1.1.1项目名称、建设单位、企业性质及法人代表（1）项目名称600万吨/年煤粉制氢（清洁燃料）、联产50万吨/年焦油轻质化综合利用项目可行性研究报告（2）建设单位：新疆XX石化有限公司（3）企业性质：民营（4）法人代表：孙珩超1.1.2企业概况新疆XX石化有限公司为宁夏X石化集团有限公司在奎屯-独山子经济技术开发区投资设立的企业。宁夏X石化集团有限公司是由享受国务院政府特殊津贴的专家型实业家、全国政协委员孙珩超先生于1997年创办的经济实体。现已走过了13年创业、建设和发展的历程，形成了以石油化工为主，向煤化工以及化工装备制造业延伸，集产学研为一体的多元化大型民营现代企业集团，形成了“三大板块”的发展模式：以石油化工为依托，以石化产品为主业的炼化实业板块；以银川大学为主，X石化设计院、X石化应用技术研究院并重的教育科研板块；以宁东能源化工基地X临河项目区为基地的循环经济发展板块正在迅速崛起。199 X石化集团现拥有4个核心控股子公司、8个生产厂（其中1个在建）、66个加油站（宁夏50个，陕西12个、内蒙4个）、13个驻外机构，地域上形成宁夏宁东、芦花和广东珠海3大生产基地，总资产100亿元。企业现有在职员工5000多人，其中具有中、高级职称的工程技术人员600多名，集团所属银川大学师生6000多人。十多年来，X石化集团经过不断地进行技术创新、生产改造，在企业规模和经济实力上实现了跨越式发展，基本建成石油加工链完整，上下游配套齐全，工艺技术居全国先进水平的炼油化工一体化产业，石油加工能力达500万吨/年，催化裂化等二次加工能力300万吨/年。建有常减压蒸馏、催化裂化、催化重整、柴油加氢、芳烃抽提、异构化、汽油醚化、气体分馏、聚丙烯、MTBE等十多套大中型石化装置。经营范围为石油炼制、石油化工、煤化工产品的生产、储存、销售、运输；化工设备、压力容器及零配件的加工制造；石化技术研究开发、应用、咨询服务；石油化工的勘探设计、工程技术服务等；石化、电力、能源等专业的高等职业教育、培训；实业投资及投资管理等。炼油化工一体化的工艺路线和多元化经营模式，造就了产品多样性。主要产品有90#、93#、97#高清洁汽油、200#溶剂油、-20#、-10#、0#、199 5#高清洁柴油、液化石油气、1#、2#燃料重油、54#、56#、58＃半精制石蜡、丙烯、聚丙烯、苯、甲苯、混合二甲苯、各种规格的活性炭、电石等，还有石油化工设备、压力容器及零配件，金属缠绕垫片、岩棉保温材料，精细化工产品、化工助剂等。产品广泛用于交通、化工、医药、环保等各行业。主导产品汽柴油、液化石油气、聚丙烯等主要销往西北、西南、华北、华东等全国10多个省市区，具有较高的市场占有率。活性炭产品还销往美国、日本及欧洲各国。2009年实现销售收入60亿元，净利润超2亿元。十多年来，X石化集团吸引和培养了大批优秀人才，并已形成了适应X石化发展的中高层管理团队和企业发展的中坚力量。特别是来自社会各界的许多有志之士正在不断地加盟X，支撑X事业的年轻团队正在快速成长，已经形成有专家团队参与的老、中、青相结合的企业管理团队，成为X石化集团得以发展的坚实基础和坚强后盾。X石化集团先后被宁夏回族自治区评为“先进工业企业”、“全区百强纳税企业”、“全区精神文明先进单位”、“培养人才先进企业”、“优秀明星企业”、“全区扶贫济困先进单位”、“全区安排下岗职工再就业先进单位”；被中国石化行业协会评为“全国优秀民营化工企业”、“全国民营石化百强企业”、“全国民营企业思想政治工作先进单位”；被全国工商联评为“全国民营500强企业”,“中国优秀民营科技企业”；被全国工商联石油业商会授予“中国民营石油企业突出贡献奖”和“中国民营石油企业特殊贡献奖”；被国务院西部发展研究中心授予“西部大开发优秀创业奖”；2007年入选“中国化工企业经济效益500强”、“全国AAA级诚信企业”。2010年，名列“中国化工企业500强”第53位，名列“中国民营企业500家”第252位。X石化集团是宁夏民营企业发展的龙头，被宁夏回族自治区人民政府确定为全自治区30户非公有制企业的首位民营石化企业，为宁夏回族自治区规模最大的民营企业。列入自治区2006年至199 2011年重点培育销售收入过100亿元的10大企业之一（区内唯一入选的非公有制企业），在宁夏乃至西北地区的经济发展中占有举足轻重的地位。随着X石化集团的不断发展，为了更好的优化资源配置，进一步强化企业市场竞争实力，集团积极响应中央关于西部大开发和支援建设新疆的号召，决策依托新疆自治区丰富的煤炭资源，发展清洁、高效煤化工产业，将煤炭资源优势转化为经济优势。1.1.3编制的依据和原则1.1.3.1编制依据（1）中化国际咨询公司与新疆XX石化有限公司签定的编制《600万吨/年喷吹料（清洁燃料）、联产50万吨/年焦油轻质化综合利用项目可行性研究报告》的合同。（2）国家和地方的有关法规、标准、参数和计算方法。（3）中国石油和化学工业协会中石化协产发（2006）76号《化工投资项目可行性研究报告编制办法》。（4）新疆XX石化有限公司提供的建设现场条件、其它相关的技术资料和双方商定的有关条件。1.1.3.2编制原则（1）认真贯彻执行国家基本建设的各项方针、政策和有关规定，执行国家及各部委颁发的现行标准和规范。（2）产品方案要符合国家产业政策，充分考虑市场容量和装置的经济规模，尽可能做到市场和规模的最佳结合。199 （3）充分利用规模化优势来降低成本，提高产品市场竞争力。选择合理的有竞争力的生产规模，以提高项目的竞争能力。（4）生产装置选用成熟可靠的先进技术，以提高生产效率、降低消耗和生产成本、减少污染，保证装置运行和产品质量的稳定性。（5）在技术先进适用，装备合理，生产安全、符合环保要求的前提下，尽可能减少投资、降低成本。（6）贯彻“安全第一，预防为主”的方针，遵循现行防火、安全生产和劳动保护等有关规范，确保本项目投产后能稳定生产，符合职工安全卫生的要求，保障劳动者在劳动过程中的安全和健康。（7）工程设计原则应尽可能达到布置一体化，生产装置露天化，建筑结构轻型化。（8）加强环境保护，减少污染物和排放总量，执行国家和地区的有关环保政策。对生产中的“三废”进行处理，并达到国家和地区规定的排放标准。1.1.4项目建设目的、意义和必要性（1）符合国家经济发展总体战略，促进区域经济的快速发展199 我国国民经济和社会发展十一五规划指出，支持西部地区“资源优势转化为产业优势，大力发展特色产业、加强清洁能源、优势矿产资源开发及加工”。本项目以当地丰富的煤炭资源为基础，生产喷吹料，石脑油、柴油等清洁能源，实现了煤炭资源的清洁高效利用，项目的建设符合国家产业发展方向，具有优化我国能源结构，缓解清洁能源供应短缺的作用，更有利于推动地区经济发展。（2）符合国家产业政策。国家鼓励通过煤炭的清洁利用发展能源和化工产业，国家“十一五”规划纲要中明确指出“加强煤炭清洁生产和利用”，“发展煤化工，促进煤炭深度加工转化”。另外国家利用外资政策也明确表示鼓励“大型煤化工产品生产”。2006年7月7日，国家发展和改革委员会以发改工业[2006]1350号文件下发了“国家发展改革委关于加强煤化工项目建设管理促进产业健康发展的通知”。通知中确定的“十一五”煤化工产业发展方向是“在有条件的地区适当加快以石油替代产品为重点的煤化工产业的发展”，还强调以民用燃料和油品市场为导向，支持有条件的地区，建设大型煤化工项目。本项目的建设符合国家产业政策，可以起到推动我国替代能源产业发展和技术升级的目的。（3）替代部分石油、天然气资源，为保障国家能源安全做贡献随着我国经济持续快速的发展，能源及石化产品供需矛盾日益突出，2009年我国原油表观消费量为3.88亿吨，其中国内产量1.89亿吨，净进口量1.986亿吨，对外依存度达51.2%。根据我国经济社会发展需要，预计，2020年石油需求量约为5.8亿吨，对外依存度将进一步增长到65%。199 我国能源赋存结构的特点是煤多油少，从国家能源战略安全考虑，需要推进能源结构多元化，除了进一步通过多途径扩大国内外石油资源供给外，更应该充分利用我国的煤炭资源优势，大力发展煤基能源化工产业，缓解石油需求的压力，这对于促进国家能源战略结构调整，缓解石油资源短缺，保障我国能源运行的安全有着十分重大的意义。因此，本项目立足于国内能源结构特点，以煤为原料，生产石脑油、柴油等清洁能源，作为石油的替代和补充，对于缓解石油短缺，保障能源安全具有重要意义。（4）实现了清洁能源生产的新途径，使煤炭资源得到高效、清洁利用本项目采用的低温干馏制油技术是煤化工领域的又一个重要突破，该技术根据煤质特点，干馏出国内短缺的油品，实现了煤炭的合理利用，提高了煤炭转化的附加值，实现了煤炭的清洁化，具有能源利用率高，循环经济特色鲜明的特点，符合国内外煤炭加工利用的发展方向。（5）能量效率高，水耗低，是陕北煤炭生产能源产品的最优方式目前国内将煤炭转化为能源产品的方式有发电，煤制油、甲醇、二甲醚等。不同利用方式的能量效率由低到高为间接煤制油（35%）<二甲醚（38%）<纯发电（38%）<甲醇（44%）<煤制天然气（55%）。经计算，本项目综合能量效率达76%，大大高于其他煤制能源产品，充分体现了循环经济的特色，是依据煤炭的特点进行加工转化的最有效利用方式。（6）推进区域经济发展，社会效益显著本项目年消耗原煤990万吨，如以煤价250元/吨计算，价值约199 24.8亿元。经本项目深度转化后，年均可实现销售收入62.3亿元，是原煤价值的2.5倍。另外，本项目每年平均为国家和地方创造各类税收12.6亿元，实现工业增加值18.6亿元。从国内外历史情况看，化学工业对国民经济的带动系数达到1.8~2.2，本项目可以带动相关产业工业增加值为33~41亿元。由此可以看出，项目的建设，可以促进区域经济的发展，为和谐社会的构建起到积极的作用，社会效益显著。（7）增加就业机会，改善投资环境项目的建设需要大量的生产操作、管理人员，相关产业的发展也将间接产生众多的就业岗位，不但为当地提供大量的就业机会，而且通过招聘、培养等各种渠道引进人才将大大提高地区科技力量的水平，使得投资环境得到大大改善，从而形成聚集效应和良性循环，并带动交通运输、电讯、金融、文化教育等其它产业的发展。1.1.5研究范围本工程是以煤为原料，经直立炉炭化和煤焦油加氢生产兰炭和油品的联合化工装置，同时副产硫膏、硫铵、氢气等副产品。该联合生产装置主要包括煤炭干馏、焦油轻质化、制氢等主要生产装置。本工程研究范围包括装置区内的所有生产设施、公用工程设施、辅助工程设施、生活设施、环保设施、全厂道路等。本工程的主要研究范围如下表所示：工程研究范围199 序号装置名称主要内容备注一工艺生产装置1干馏化产装置备煤、炭化、筛焦、冷凝鼓风、脱硫及硫回收、硫铵、变配电、控制室2焦油轻质化装置气柜、PSA制氢、煤焦油加氢、变配电、控制室二辅助设施1综合罐区包括产品和中间产品储存2中央控制室全厂生产集中控制系统3中央化验室分析化验设备、环境监控、气体防护4空压/冷冻站空气压缩机组/冷冻机组5储运原料煤、兰炭、油品运输及储存6综合仓库包括硫磺、化学品、备品备件储存7全厂安全职业卫生、消防8维修包括机电仪日常维护和小修9火炬设置全厂性火炬三公用工程1总图运输总平面布置、厂内道路、绿化等2给排水循环水系统、消防水系统生产、生活污水处理、中水回用消防废水收集池等3变配电站全厂总变及各车间配电4热电站锅炉及发电、脱盐水站5电信生产调度电话、火灾报警系统6全厂采暖通风热水站、全厂供暖系统、通风设施7厂前区倒班宿舍、食堂、浴室、车库1.2研究结论及建议1.2.1简要研究结论199 （1）本项目立足于国内能源结构特点，以当地丰富的煤炭资源为原料，生产清洁燃料、石脑油和柴油等清洁能源，作为国内短缺的喷吹用煤和石油能源的替代和补充，符合我国能源结构特点以及国家实施西部大开发战略。（2）随着我国国民经济发展，对能源产品的需求量仍将快速增长，冶金喷吹料和柴油产品的市场容量巨大。本项目的建设可以为国内市场提供喷吹料和清洁油品，市场前景非常乐观。（3）本工程采用MWH型内外加热型直立炉炭化技术和中低温煤焦油加氢技术，主要生产装置具有经济规模优势，工艺技术先进、成熟可靠，装备合理，生产安全，环境保护符合国家和地方要求。（4）本项目位于奎屯-独山子石化工业园区，符合当地总体规划；可享受开发区的各项优惠政策，充分利用开发区内现有的公用工程及辅助设施；厂区所在区域铁路、公路交通条件较好，便于产品运输。（5）本工程项目总投资为591272万元，工程建成投产后，年均销售税金及附加为42696万元（含消费税），年均利润总额151038万元，年均净利润113278万元，年均息税前利润159204万元，年均增值税45208万元。（6）从财务评价看，项目总投资收益率26.9%，资本金净利润率63.9%，项目投资财务内部收益率（所得税前）26.8%，项目投资财务内部收益率（所得税后）21.8%，投资回收期6.2年。财务分析结果显示，本项目有良好的盈利能力和偿债能力，资本也可获得较高回报，项目有良好的经济效益，并有较强的抗风险能力。综上分析，本项目在经济上是可行的。但需关注喷吹料市场开拓风险。199 （7）本项目建成投产后年均销售税金及附加为42696万元，年均所得税为37759万元，年均增值税为45208万元，三项合计为125663万元，说明本项目对国家和地方的税收贡献是十分巨大的。综上所述，本工程柴油馏分和石脑油馏分产品市场条件好、需求量大；兰炭作为喷吹料和电石原料具有较好的市场前景。装置规模经济合理、技术水平先进可靠，建厂条件好，具有较好的经济效益和社会效益，本工程的建设可以促进当地经济的发展，加快产业升级和优化，起到推进西部大开发战略实施的作用，项目的建设是可行的。1.2.2主要技术经济指标主要技术经济指标表序号名称单位数据或指标备注一生产规模1喷吹料万吨/年6002焦油加氢万吨/年40二产品方案1喷吹料万吨/年6002硫膏万吨/年0.93硫铵万吨/年4.34液化气万吨/年1.15石脑油馏分万吨/年116柴油馏分万吨/年21.87沥青万吨/年6.38氢气亿Nm311.3三年操作时间199 1直立炉装置天3652化产及焦油轻质化装置天300四主要原材料用量1原料煤万吨/年1100五公用工程消耗1新鲜水吨/小时13862电kWh/小时89553六主要三废排放量1废气Nm3/小时22941132废水m3/小时410去园区污水处理厂3废渣吨/年1350七运输量万吨/年18601运入量万吨/年11042运出量万吨/年756八全厂定员人1458九总占地面积公顷82十经济数据1项目总投资万元5912722项目规模总投资万元5644063建设投资万元5220004建设期利息万元308925流动资金万元38380其中铺底流动资金万元115146资金筹措万元591272其中:借款万元413890项目资本金万元177382资本金比例%30.00%7年均营业收入万元5181668年均营业税金与附加万元42696含消费税199 9年均总成本费用万元32682010年均利润总额万元15103811年均所得税万元3775912年均净利润万元11327813年平均息税前利润万元15920414年均增值税万元45208十一主要财务评价指标1总投资收益率26.90%2资本金净利润率63.90%3项目财务内部收益率(所得税前)26.80%4项目财务净现值(所得税前)万元49329212%5项目投资回收期年6.26项目财务内部收益率(所得税后)21.80%7项目财务净现值(所得税后)万元42483010%8项目资本金内部收益率0.3819盈亏平衡点（生产能力利用率）0.4410利息备付率12.27还款期平均11偿债备付率2.16还款期平均1.2.3存在问题及实施建议（1）本项目煤炭资源供应尚未落实，可研报告中物料消耗和焦油、焦炉煤气平衡根据伊犁地区煤炭资源相关资料估算，有待煤炭供应方案落实后进一步核算。此外，尽管伊犁地区煤炭资源丰富，但并不是所有资源均适合生产喷吹料，建议将落实煤炭资源作为前期工作的重点。（2）本项目建设规模较大，建议在实施阶段优化分期建设方案。199 （3）本项目结合X石化在园区重油催化热裂解CPP项目建设情况，从焦炉气中提取氢气供应CPP项目，建议协调本项目和CPP项目建设进度，保障氢气产品销售。（4）低温干馏喷吹料市场正处于开拓之中，建议对本项目周边地区钢铁企业进行摸底调研，并积极配合喷吹料应用开发试验，保证未来喷吹料产品的销售渠道畅通。（5）本项目所生产的石脑油和柴油质量有待进一步确认。（6）本项目投资估算是根据同类装置价格估算的，更为准确的技术参数和价格待与技术方谈判后再进行优化及调整。2市场预测分析2.1清洁市场分析2.1.1产品概述199 清洁燃料，也称半焦，是采用低温干馏技术生产的煤转化产品。由于清洁燃料热值高、硫含量低等优点，多用于清洁生产中，如炼钢高炉、合金生产用喷吹料和电石生产、化肥厂造气，以及工业锅炉用、采暖锅炉用、民用等多种用途。清洁燃料装置联产品低温煤焦油加氢后可作为优质原料油，是煤变油的一条重要途径，煤气则可用于制甲醇、发电、城市供气等。清洁燃料生产已成为煤变油和煤制气的重要途径之一，是继煤制油、煤制甲醇、煤制天然气、煤炭发电之后，又一个高效的煤炭加工转化方式。2.1.2市场分析及预测2.1.2.1生产情况及预测我国清洁燃料生产始于上世纪八十年代中后期，煤炭企业为了摆脱当时市场低迷、外运困难的局面，首先尝试土法炼焦。随着清洁燃料市场的快速拓展和中低温干馏技术的改进推广，兰炭产业也得到迅猛发展。目前，我国清洁燃料总产能约4500万吨/年，主要分布在晋、陕、蒙、宁四省区接壤地带，以榆林市神府一带和内蒙古鄂尔多斯市最多，其中榆林市清洁燃料品质最好，产能占到全国总产能的一半以上。多年来，国内清洁燃料产业生产规模较小、生产工艺落后和产业布局分散，并且具有高能耗、高污染的特征。以榆林市为例，2006年，全市清洁燃料生产企业达到294家，生产规模达到2004万吨/年，平均生产规模仅2万吨/年，面临全行业被淘汰的困境。2008年199 12月工信部正式出台清洁燃料行业准入条件，标志着清洁燃料产业第一次获得了国家层面认可；同时，大连理工大学固体热载体等一批新工艺、新技术得到应用，陕西煤业等一批国有大型企业集团纷纷涉足清洁燃料产业，省市县各级以及国内众多专家学者对做大做强清洁燃料产业也形成了广泛共识，清洁燃料产业在完成淘汰、整合后，进入了一个全新的发展阶段。经过淘汰整合，截至2009年底，榆林市清洁燃料生产企业由最多时300余户整合为45户，分布在神木、府谷、榆阳、横山等县区，清洁燃料产能从2004万吨/年提升到3147万吨/年。未来几年，清洁燃料行业整顿力度将进一步加快，通过“关小上大”等措施，原有落后产能将被新建的高水平、规模化装置替代。预计，未来落后产能将全部被淘汰，新建大型清洁燃料装置产能逐步释放，预计到2015年国内清洁燃料生产能力能将达到6000万吨/年左右。2.1.2.2国内供需平衡预测清洁燃料因其特有的技术性能指标，已代替部分紧缺的冶金焦，成为生产铁合金、电石的优质还原剂，从而为清洁燃料提供了广阔的市场空间；同时，国内一些原本用冶金焦生产化肥的厂家为寻求廉价原料，也开始选择清洁燃料作为化肥生产的首选原料；清洁燃料还可用于高炉喷吹行业，国内无烟煤产量有限，首钢用榆林清洁燃料代替山西、北京煤喷粉试验取得成功，包钢已将清洁燃料喷粉用于高炉生产；此外，在国家逐步实施禁止燃用散煤的情况下，清洁燃料作为适宜的民用清洁燃料，又开辟了新的市场，目前已在西安等部分地区推广使用，特别是远离无烟煤的西南地区兰炭具有很强的市场竞争力。2009年，我国清洁燃料消费量约199 1500万吨，平均开工率仅三成左右。开工率较低的原因在于今年以来化肥和甲醇市场前期持续低迷被迫停产，近期又因节能减排因素部分下游用户企业停产，减少了对清洁燃料的需求。从长远分析，国内电石、铁合金、固定层造气和高炉喷吹等领域对清洁燃料的需求预期较好，未来国内清洁燃料需求分析情况如下所述。（1）电石电石是生产PVC的重要原料，在我国电石乙炔法PVC较乙烯法PVC在成本上有竞争优势，特别是在目前石油价格持续高位震荡的状态下，电石法PVC的成本优势更是显而易见。2009年我国电石产能为2200万吨/年，产量为1503万吨，消耗清洁燃料约975万吨。预计到2015年，国内PVC生产能力达到2000万吨/年以上，其中电石法PVC产能为1800万吨/年，若开工率按75%计算，则电石法PVC达到1350万吨。按照目前生产PVC每吨需消耗1.5吨电石计算，年消耗电石量在2025万吨左右，加上氯丁橡胶、聚乙烯醇、石灰氮等行业消耗电石量，2015年全国电石需求量将达到2300万吨左右，届时清洁燃料的需求将达到1500万吨左右。（2）化肥造气随着无烟煤和焦炭价格的不断上涨，为降低原料成本，国内一些原本用冶金焦生产化肥的厂家为寻求廉价原料，近几年开始选择兰炭作为化肥生产的首选原料，目前化肥企业造气已成为清洁燃料的重要消费途径之一。199 我国以焦炭和清洁燃料为原料进行气化的企业多集中在内蒙古、河北、山西、陕西和宁夏等地区，主要分布在清洁燃料生产地区周边，年消耗清洁燃料约250万吨。随着化肥产业的发展和兰炭造气原料路线的不断推广，兰炭作为无烟块煤和焦炭的替代品，在造气方面具有一定市场潜力。预计到2015年化肥行业造气消耗清洁燃料450万吨左右。（3）铁合金合金生产是清洁燃料的主要消费领域之一，2009年铁合金产量估计在2210万吨左右，加上铝合金等其它产品，估计消耗清洁燃料800万吨左右。目前我国铁合金产能过剩，未来将有一批落后装置遭淘汰，因此铁合金产量将以稳为主，预计对清洁燃料的消费需求增长有限，2015年铁合金生产消耗清洁燃料约1000万吨。（4）高炉喷吹高炉喷吹煤在冶金工艺中可以部分替代焦炭，使高炉炼铁所需要的焦炭比例降低，从而降低生铁的生产成本。随着国内钢铁产能日益增大，及高炉煤粉喷吹关键技术的不断进步和完善，喷吹煤的市场需求逐渐扩大，特别是近年来中国优质炼焦煤资源日渐匮乏，高炉喷吹煤在钢铁冶炼工艺环节的地位得到提高，在节约钢铁行业冶炼成本等方面，正在扮演着越来越重要的角色。钢铁行业的产量规模决定着高炉喷吹煤的需求规模。2009年国内生铁产量达到5.4亿吨，以平均喷吹煤比(炼1吨生铁所需喷吹煤的比例)为135千克/吨，初步估计2009年国内高炉喷吹煤的市场需求约199 7000万吨。未来大高炉的投产会进一步提升喷吹煤比，喷吹煤的市场仍将继续上行。而钢铁上游铁矿石、煤焦等产品持续上涨的局面，将在一定程度上对中小钢铁企业及落后钢铁产能产生成本“挤出”效应，钢铁企业将加快落后淘汰步伐，提高钢铁行业集中度，而大型钢铁企业市场占有份额加大的趋势必将促进高炉喷吹煤需求的增长，预计2015年国内喷吹煤需求量将达到1亿吨左右。同无烟煤相比，高炉喷吹使用清洁燃料可以降低成本、减少污染物排放，而且国内无烟煤产量有限，因此用清洁燃料代替无烟煤用于高炉喷吹具有非常好的发展前景。目前首钢、宝钢等大型钢铁企业的高炉喷吹用榆林兰炭代替无烟煤试验取得成功，包钢已将清洁燃料喷粉用于高炉生产。预计未来几年内，清洁燃料替代无烟煤用于高炉喷吹的工作会逐渐推开，因此该领域对清洁燃料的需求潜力是非常大的，以2015清洁燃料对喷吹煤替代率分别为20%计，到2015年将增长到2000万吨。（5）其它领域在国家逐步实施禁止燃用散煤的情况下，兰炭作为适宜的民用清洁燃料，又开辟了新的市场，目前已在西安等部分地区推广使用，特别是远离无烟煤的西南地区和清洁燃料生产企业周边地区，兰炭具有很强的市场竞争力。预计到2015年，在民用燃料或电厂掺烧燃料领域兰炭的需求量将达到250万吨左右。综合上述分析，未来清洁燃料消费仍将有较大增长，其中作为喷吹料用于高炉冶金将是未来我国清洁燃料消费主要的增长点。预计2015年国内清洁燃料需求量将达到5200万吨左右。2009年国内清洁燃料供需平衡预测及未来预测单位：万吨/年，%项目2009年2015年199 产能45006000产量15005200开工率33%87%需求量150052002.1.3产品价格分析2002年以来，我国电石行业迅猛发展，对清洁燃料需求大幅增加，助推其价格不断攀升。尤其2006-2009年间，由于占全国兰炭总产量70%的陕西榆林地区，采取铁腕手段累计淘汰落后清洁燃料产能1500多万吨，而规划的大型清洁燃料项目又不能及时投产见效，全国清洁燃料供不应求，最高时出厂价一度突破1100元。2010年，国内部分兰炭用户配套新建了清洁燃料、尾气发电和白灰生产装置，商品清洁燃料的需求很少，在产能骤增而需求锐减的双重作用下，一度红火的清洁燃料市场，今年以来出线了价跌量减的现象。目前，榆林地区清洁燃料出厂价格约700～750元之间。此外，随着榆林版煤制油技术的推广应用，各地兰炭项目建设仍将提速，规模还将增大。此类项目仅凭煤焦油加氢后生产的燃料油，就可收回清洁燃料生产成本，清洁燃料已经变成这些企业的副产品，可以根据市场情况大幅降价销售。根据上述分析，预计国内清洁燃料价格在未来较长时间内难以上扬。2.1.4目标市场分析目前，国内兰炭市场主要分布于中西部地区的电石、铁合金领域。199 近年来国内新建电石企业，纷纷配套建设了自己的焦炭装置，减少了商品清洁燃料需求；而铁合金行业在拉闸限电政策约束下，开工率更不足20%。在这种情况下，本来产能略显过剩的兰炭市场，供需陡然失衡。清洁燃料产能的激增和需求的实际萎缩，加剧了供大于求的矛盾，打压兰炭价格下行，甚至出现价格倒挂。因此，本项目清洁燃料产品在电石和铁合金领域将面临激烈的市场竞争，必须开拓更加广阔的消费市场。目前，国内兰炭行业正联合钢铁企业共同攻关清洁燃料喷吹提质的难题，并已取得初步成果。其中酒钢炼铁厂用清洁燃料粉、清洁燃料块替代无烟煤喷吹，按照炼铁厂目前所用无烟煤价格计算，采用清洁燃料粉替代无烟煤喷吹后，每吨原煤价格降低400元，仅此一项可直接节约采购资金600万元，有效地降低了生铁燃料成本。如果清洁燃料在钢铁行业能得到推广，则年喷吹料需求量将达到7000万吨左右，将彻底改变清洁燃料市场供大于求的局面。建议本项目兰炭产品近期仍主要定位于电石行业，并根据喷吹料推广进程，将清洁燃料产品就近销往周边钢铁企业。2.2柴油2.2.1产品概述柴油广泛用于大型车辆、农业机械、船舰等。柴油沸点范围有180～370℃和350～410℃两类，即通称的轻柴油和重柴油。商品柴油按凝固点分级，如199 10、0、-10、-20、-35等，表示其最低使用温度。由于高速柴油机（汽车用）比汽油机省油，柴油需求量增长速度大于汽油，一些小型汽车也改用柴油。对柴油质量要求是燃烧性能和流动性好。燃烧性能用十六烷值表示，愈高愈好，大庆原油制成的柴油十六烷值可达68。高速柴油机用的轻柴油十六烷值为42～55，低速柴油机用的在35以下。中国大部分地区夏季以0#、5#柴油为主，冬季北方大部分地区以-10#柴油为主，南方仍以0#柴油为主，黑龙江、吉林及内蒙古北部地区，进入10月份需用-20～-35#柴油。2.2.2国外市场分析2.2.2.1国外市场现状分析2003-2007年世界柴油产量和消费一直保持稳定增长，产量和消费年均增幅分别为3.2%和2.8%。世界金融危机爆发以来，世界柴油产量和消费增速均有所放缓，2008年世界柴油产量和消费分别为122541万吨和120569万吨,分别同比增长0.3%和1.8%，如下图所示：2003-2008世界柴油供需状况199 2008年世界柴油生产和消费主要集中在亚洲、北美和西欧地区，其中亚洲是世界柴油第一大生产和消费地区，2008年亚洲柴油产量为35267万吨，占全球柴油总产量的28.8%，消费量为34026万吨，占世界柴油总表观消费量的28.2%；2008年北美地区柴油产量为24903万吨，占世界柴油总产量的20.3%，消费量为24786万吨，占世界柴油总表观消费量的20.6%；2008年西欧地区柴油产量为25651万吨，占世界柴油总产量的20.9%，消费量为27496万吨，占世界柴油总表观消费量的22.8%。上述三地区柴油产量占世界总产量的70.0%，柴油消费量占世界总消费量的71.6%。2008年世界柴油地区供需平衡如下表和图所示：2008年世界柴油地区供需平衡单位：万吨地区产量消费量进口量出口量库存变化非洲45065632169347295亚洲352673402638455233（147）中东欧1214483191431523817中东1022095291618225555北美2490324786161317245大洋洲1393185849329（1）中南美8458892419371605（134）西欧256512749689286974110世界12254112056921558235290199 2008年世界柴油地区市场供需平衡2008年全球柴油供需总体基本平衡。西欧是主要的柴油进口地，2008年供需缺口为1955万吨，此外非洲、大洋洲和中南美洲地区也存在小量缺口，缺口量分别为1221万吨、464万吨和322万吨。中东欧、亚洲、中东和北美地区是世界柴油的出口地，2008年上述地区柴油净出口量分别为3808万吨、1388万吨、636万吨和112万吨。2.2.2.2国外市场供需预测2010年IMF《世界经济展望》报告指出全球经济正在复苏，预计2010年和2011年世界经济分别增长3.9%和4.3%，预计世界柴油供需也将重新恢复增长。2008年世界生物柴油产量约23万桶/日，仅占柴油总产量的0.5%，主要分布在欧盟和北美地区，预计今后几年世界生物燃料产量增速将放缓，同时取暖和发电用柴油将不断被天然气和煤炭替代。在分析经济增长和替代能源对柴油需求影响的基础上，预计2013年世界柴油产量为199 139070万吨（供需基本平衡），产量和需求量年均增长率分别为2.6%和2.8%，需求增长主要集中在亚洲、中东和中南美洲。预计2018年世界柴油产量将达到162365万吨（供需基本平衡），产量和需求量年均增长率均为3.1%。世界柴油供需地区分析及预测如下表所示：世界柴油供需地区分析及预测地区项目2008万吨2013万吨2018万吨年均增长率2008-2013(%)2013-2018(%)非洲产量4506577474325.15.2消费/需求量5632700086404.44.3亚洲产量3526742826540174.04.8消费/需求量3402642226526984.44.5中东欧产量1214412725142570.92.3消费/需求量83199671112923.13.1中东产量1022012620149964.33.5消费/需求量952911669141684.14.0北美产量2490325948272440.81.0消费/需求量2478625846273840.81.2大洋洲产量1393182122365.54.2消费/需求量1858219326033.43.5中南美产量845810887136045.24.6消费/需求量892411124137964.54.4西欧产量2565126472285790.61.5消费/需求量2749629341317841.31.6世界产量1225411390701623652.63.1消费/需求量1205691390701623652.93.1199 2008-2018年期间，非洲、大洋洲、中南美洲和西欧柴油供不应求，大洋洲和中南美洲供应缺口逐渐缩小，西欧地区供应缺口缺逐渐扩大（预计2018年供需缺口约3205万吨）；亚洲、中东欧和中东地区供大于求；预计2018年北美地区柴油供需偏紧（供需缺口约140万吨）。2.2.3国内市场分析及预测2.2.3.1国内生产情况及预测2009年我国规模大于500万吨/年的企业共37家，合计能力37630万吨/年，占全国总能力的81.4%。其中，17家规模1000万吨级，22家规模500～1000万吨级，12家规模300～500万吨级。我国大型炼油企业主要隶属于中国石油和中国石化，如下表及图所示：2009年中国炼油装置能力序号企业名称炼厂数量炼油能力万吨/年所占比例%1中国石化332168045.32中国石油281706035.73中国海油1032106.74中国化工616103.45陕西延长集团415003.16其它7327805.8合计15447840100.0中国化工6.4%延长集团2.5%其它3.4%199 中国石化45.3%中国石油35.7%中国海油6.7%2009年中国主要炼油企业能力份额2009年我国主要千万吨级炼厂产能统计如下表所示：2009年我国主要千万吨级炼厂序号项目原油一次加工能力万吨/年1镇海炼化20152大连石化20003上海石化11304高桥石化14005茂名石化13506金陵石化13507齐鲁石化10008广州石化13009燕山石化105010青岛炼化100011福建联合石化120012兰州石化105013大连西太100014中海油惠州炼油120015天津石化125016独山子炼化分公司1600199 17抚顺石化11502009年我国柴油产量为14126.78万吨，同比增长6%，预计2015年柴油产量达13265万吨，2020年达20803万吨，如下表所示：我国柴油地区产量预测地区名称项目单位200920152020华北炼油能力万吨/年473092809280炼油开工率%76%72%72%柴油产量万吨130227792779炼油能力万吨/年110401276012760东北炼油开工率%78.778.178.1柴油产量万吨364839713971华东炼油能力万吨/年167302252023520炼油开工率%71.874.875.0柴油产量万吨432765026784中南炼油能力万吨/年81501450018500炼油开工率%84.675.575.8柴油产量万吨255345385884西南炼油能力万吨/年19021904190炼油开工率%92.682.482.6柴油产量万吨747831505西北地区炼油能力万吨/年700062756275炼油开工率%75.680.080.0柴油产量万吨222422302230全国炼油能力万吨/年478406752574525炼油开工率%78.376.076.2柴油产量万吨1412720803231522.2.3.2国内供需平衡预测2009年我国柴油产量及表观消费量分别为分别为14127万吨和199 13860万吨，1999-2009年产量和表观消费年均增长率分别为8.7%和8.5%，如下表所示：1999-2009年我国供需分析年份产量万吨进口量万吨出口量万吨表观消费量万吨自给率%19996133.731.06606104.3100.5%20006970.524.41476947.8100.3%20017457.527.47267459.3100.0%20027699.148.081267621.5101.0%20038503.884.7224.18364.4101.7%200410162.1274.963.610373.498.0%200511061.653.7147.510967.8100.9%200611653.470.977.611646.7100.1%200712370.2162.266.012466.499.2%200813323.615624.862.913869.596.0%200914126.78183.7450.713859.8101.9%年均增长率（%）8.78.5国内柴油主要用于交通运输（包括公路、铁路、水路的运输）、农业、林业、渔业、电力以及建材业生产。其中，交通运输及农业、农用车消费是最大的领域。我国柴油消费结构对比分析如下表所示：我国柴油消费结构对比分析序号消费领域消费方式1999万吨2004万吨2008万吨2009万吨1农业渔业农业机具1169166618221839农用车370600641646199 渔业73108201195小计16122374266326802公路2345479475507435铁路468507554558水运349465660696小计32525766876486903247347344357电厂256389289277自备电230150120119小计4865394093964建筑业1783334574845商业3301014123312536合计61041037313869138601999-2009年我国柴油消费结构：（1）交通运输业2009年我国交通运输业柴油消费量为8690万吨，较2008年略有下降，是我国柴油最主要的消费领域。其中，2009年公路运输机动车用柴油消费量约7435万吨，较上年下降了1.6%；2009年我国铁路运输柴油（主要用于内燃机车）消费量约558万吨，较上年稍有增长；2009年水运消耗的柴油约696万吨，较上年同比增长4.5%，主要消耗于内河运输及近海运输，在远洋运输船舶上仅作为发电机等应急设备的燃料。（2）农业、渔业生产2009年我国农业、渔业柴油消费量为2680万吨。其中，农业用油量约2486万吨，渔业船舶用油约195万吨。199 （3）电力2009年我国电力柴油消费量约396万吨。其中，火电机组方面用油约277万吨，柴油发电机组用油约119万吨。柴油在电力行业主要用于燃煤机组的调峰或稳燃，由于电力技术水平的进步，总体呈现柴油消费量减小的趋势。（4）工矿2009年我国采掘业柴油消费量达357万吨，同比增长3.0%。（5）建筑业近年我国建筑业柴油消费保持了持续增长的走势，2009年我国建筑业柴油消费量约484万吨/年。（6）商业我国柴油还主要消费于商业领域及流通环节（例如，宾馆、饭店、商场等空调或自备发电设施用油，年用油量在400万吨左右。我国柴油需求预测如下表所示：我国柴油需求预测序号消费领域消费方式2009万吨2015万吨2020万吨1农业渔业农业机具183920932311农用车646660600渔业195250290小计2680300332012公路74351177415635铁路558606637水运696869989小计869013249172603357492601199 电厂277337346自备发电119120120小计3964574664建筑业4845706265商业125313918396合计138601916422993预计随着2009-2020年国内炼油业的发展和国内经济增速的回升，国内炼油能力和柴油需求也将保持较快的增长速度，国内柴油将保持“紧平衡”状态，具体供需预测如下表所示：国内柴油供需预测项目单位200920152020炼油能力万吨/年478406700074000柴油产量万吨141271895422834柴油需求量万吨138601916422993供需平衡万吨267-210-1592.2.4产品价格分析2.2.4.1国外价格分析与预测2008年以来，受国际原油价格大幅上涨，需求较快增长的拉动，以新加坡、地中海和西北欧为代表的国际市场柴油价格也大幅攀升。7月，国际市场柴油价格一度突破180美元/桶，创下历史新高。进入2008年四季度，受国际金融危机冲击，国际市场柴油价格大幅跳水，最低点跌破45美元/桶，跌幅超过70%。进入199 2009年，随着各国采取的金融救援和经济刺激政策作用逐渐显现，国际金融市场趋于平稳，作为导致本次全球衰退的美国次贷危机及金融危机已大体上得到控制，受其波及和拖累的世界经济在2009年下半年之后已经显露出各种复苏的迹象，国际柴油价格也开始回升。目前国际市场柴油价格在95美元/桶左右。近年国际柴油价格走势从历史价格走势来看，世界柴油价格走势仍与国际原油价格走势基本相同。长期来看，国际原油价格呈上涨趋势，其中的根本原因在于：世界经济特别是新兴经济体石油需求持续增长，油田老龄化速度加快，石油输出国自身能源需求增加，石油开采成本不断提高等。道达尔公司预测到2015年世界石油将重新出现短缺，原油价格将上涨到145美元/桶；国际能源署近期发布的报告预测称，2030年国际原油价格可能达到200美元/桶（名义价格）。未来随着国际原油价格的上涨，世界柴油也将随之上涨。2.2.4.2国内价格分析与预测199 总体来讲，我国是一个成品油市场受国家管制的市场。上世纪九十年代以来，随着我国成品油市场管理政策的调整，放松了成品油市场的价格管制，国内成品油市场价格与国际市场价格联系越来越紧密，尤其是2000年以来，我国经过数次定价政策的调整，国际原油价格的变化成为我国成品油价格定价的主要依据，且在国际原油价格变化达到一定幅度时，来确定国内相应价格调整的幅度，但考虑到国内人民生活水平及市场的承受能力不高的问题，在近两年油价不断冲高的过程中，采取了稳定价格的政策，高涨的国际油价并未直接冲击到国内市场。从历史数据看，2000-2004年我国成品油价格与国际市场基本保持了同向的波动，但受国内定价政策影响，价格变化的时间较国际油价变化有一个月的滞后期。2004年第三季度，国际原油价格开始上涨，突破50美元/桶的高限，国内价格调整开始明显的滞后，与国际油价的变化出现背离现象，国内汽柴油价格维持在较低的水平上，2005-2006年国内汽柴油价格出现了与国际原油价格倒挂的现象，直到2006年第四季度原油价格冲高75美元/桶后回落，国内汽柴油价格才恢复正常。国际原油价格在2007年第三季度初回落到50美元/桶触底后，开始了长达一年半的快速上涨，2008年8月原油价格冲高超过145美/桶。此间，国内成品油价格仅进行了两次调整，整体价格水平远落后于国际市场。2008年9月以来，随着国际金融危机的加深，国际原油价格持续下跌，最低达30美元/桶，随着国际油价的快速下跌，国内为弥补两大国有炼油企业前期保障国内成品油供应造成的巨大亏损，一直维持了较高的成品油价格。199 1999-2009年国内柴油零售中准（最高）价与布伦特原油价格走势图与此同时，我国成品油费税改革在酝酿了十多年之后终于推出，2008年12月18日国务院正式印发了《关于实施成品油价格和税费改革的通知》。通知指出，近期国际市场油价持续回落，及时把握当前有利时机，推进成品油价格和税费改革，对规范政府收费行为，公平社会负担，促进节能减排和结构调整，依法筹措交通基础设施维护和建设资金，促进交通事业稳定健康发展，都具有重大而深远的意义。国务院决定自2009年1月1日起实施成品油税费改革，取消原在成品油价外征收的公路养路费、航道养护费、公路运输管理费、公路客货运附加费、水路运输管理费、水运客货运附加费等六项收费，逐步有序取消政府还贷二级公路收费；同时，将价内征收的汽油消费税单位税额每升提高0.8元，即由每升0.2元提高到1元；柴油消费税单位税额每升提高0.7元，即由每升0.1元提高到0.8元；其他成品油消费税单位税额相应提高。199 国务院同时决定完善成品油价格形成机制，理顺成品油价格。国内成品油价格实行与国际市场原油价格有控制的间接接轨，以国际市场原油价格为基础，加国内平均加工成本、税收、流动环节费用和适当利润确定。成品油价格调整既要反映国际市场石油价格变化和企业生产成本，又要考虑国内市场供求关系；既要反映石油资源稀缺程度，又要兼顾社会各方面承受能力。通知确定了国内成品油价格与国际原油价格接轨的原则，实行逐渐接轨，同时保持国家对成品油价格的宏观调控。当国际市场原油连续22个工作日平均价格变化超过4%时，可相应调整国内成品油价格。确定了国际油价与国内成品油定价的基本标准：当国际油价<80美元/桶时，按正常加工利润率计算成品油价；当国际油价>80美元/桶时，开始扣减加工利润率，直至按加工零利润计算成品油价格；当国际油价>130美元/桶时，政策保证成品油生产和供应，汽、柴油价格原则上不提或少提。新的调价机制不再制订成品油零售中准价，取而代之的是成品油零售最高限价。一方面可以促进成品油在社会上的正常流通；另一方面，压缩流通环节的利润空间，但同时保证了成品油零售商、批发商的毛利水平。2009年在新的定价机制原则下，国内成品油价格根据国际油价的变动幅度及国内宏观经济形势，进行了数次调整，即显示了新定价政策的灵活性，又体现了我国对宏观经济发展的调控作用。未来随着国内成品油定价机制将不断完善，国内柴油价格也将更接近国际市场柴油价格。199 2.2.5目标市场分析我国柴油区域供需预测如下表所示：我国柴油区域供需预测区域名称2009（实际值）万t2015万t2020万t华北-487-19363东北226318021536华东-519-456-871中南-968-71440西南-1060-1014-795西北1039365-132注：供需平衡=产量-需求量，供需平衡为负值表示存在缺口我国的中南、西南、华东和华北地区柴油市场存在较大的缺口，东北和西北地区性柴油过剩。2009-2020年我国沿海地区新建设炼油能力较大，我国仍将存在柴油供需地区不平衡状况。其中，东北地区过剩依然较严重，华东地区由于需求量巨大，依然会有一定的缺口，华北地区供需基本保持平衡，西南地区柴油供需矛盾依然突出，西北地区柴油过剩状况趋于缓解。由于本项目柴油商品量较少，建议柴油产品立足于区域市场销售。2.3石脑油2.3.1产品概述199 石脑油一般由原油蒸馏或石油二次加工切取相应馏分而得，其沸点范围依需要而定，通常为较宽的馏程，是管式炉裂解制取乙烯、丙烯，催化重整制取BTX的重要原料。2.3.2国外市场分析2.3.2.1国外市场现状分析2003-2007年期间，世界石脑油需求和供应在中国、印度和巴西等新兴经济体经济较快增长、需求旺盛的拉动下，保持了供需两旺的增长势头，2007年石脑油总产量为82669万吨，消费量为82667万吨，2003～2007年世界石脑油产量和消费量年均增长率均为3.4%。2008年世界石脑油消费量仍有消费增长，增幅为0.31%，产量增长主要源自原油加工量的提升。2003-2008年世界石脑油供需状况从地区供需来看，世界石脑油的生产和消费主要集中在北美、亚洲和西欧地区，2008年上述三地区石脑油产量占世界的比例为72.4%，石脑油消费量占世界的比例为199 77.4%。其中，北美仍是世界石脑油第一大生产地，2008年北美石脑油产量为22874万吨，占世界石脑油总产量的27.6%，消费量为23326万吨，占世界石脑油总表观消费量的28.1%；在中国和印度等国需求旺盛的拉动下，亚洲地区石脑油需求保持了较快的增长态势，2008年亚洲石脑油产量为21491万吨，占世界石脑油总产量的25.9%，消费量为25105万吨，首次超过北美成为世界第一大石脑油消费地，占世界石脑油总表观消费量的30.3%；2008年西欧石脑油产量消费量分别为15655万吨和15755万吨，分别占世界总量的18.9%和19.0%。2008年世界石脑油地区供需统计分析如下表所示：2008年世界石脑油地区供需地区名称产量万吨进口量万吨出口量万吨消费量万吨库存变化万吨非洲268524710811861-10亚洲2149153891774251051中东欧75393235972102中东74521102785475819北美2287448734233261大洋洲1033062972-1中南美419920946639402西欧156552001191415755-13世界8292884758475829271199 2008年世界石脑油地区供需尽管北美和亚洲地区石脑油供应量居世界前列，但由于其消费量巨大，仍然存在较大的供应缺口，2008年北美和亚洲地区石脑油缺口量分别为453万吨和3615万吨。此外，西欧也有部分缺口依靠外部补充。石脑油可供出口的地区是中东，其次是非洲、中东欧和中南美洲，2008年中东、非洲、中东欧和中南美洲石脑油净出口量分别为2675万吨、834万吨、325万吨和257万吨。从世界范围内来看，石脑油主要用作重整原料、乙烯原料，少量用于调和汽油和航煤。2008年受经济增速放缓影响，世界乙烯产量和消费量均有所下滑，生产乙烯用石脑油占石脑油消费总量的比例从2003年的22.7%下降到21.3%；用作重整原料的石脑油约为42304万吨，占石脑油总消费量的51.0%，所占比例较2003年提高了2.3个百分点。世界石脑油消费结构分析如下表所示：世界石脑油消费结构序号消费领域2003年2008年消费量比例消费量比例万吨%万吨%199 1乙烯原料1639522.71765221.32汽油调和68169.471208.63重整原料3518748.742304514航煤调和64408.972858.85其他743410.3856610.3总计72272100829271002.3.2.2国外市场供需预测预计2013年世界石脑油需求量为94891万吨，2008～2013年均增长率均为2.7%；2018年世界石脑油需求将达到102386万吨，2013～2018年均增长率约1.5%。世界石脑油供需预测分析如下表所示：世界石脑油供需预测地区项目2008年2013年2018年年均增长率2008-13年2013-18年万吨万吨万吨%%非洲产量2685289430531.51.1消费/需求量1861192219740.60.5亚洲产量21491274433054852.2消费/需求量2510530948348994.32.4中东欧产量7539820291021.72.1消费/需求量7210792386811.91.8中东产量74529245105504.42.72008-2018年期间世界石脑油供需缺口仍主要集中在亚洲地区，预计2013年亚洲石脑油缺口为3505万吨，2018年将扩大到199 4351万吨；北美和西欧地区石脑油供应也较为紧张，存在少量缺口；石脑油过剩地区主要是中东，预计2013年和2018年石脑油过剩量分别为2685万吨和3498万吨；非洲地区石脑油过剩量将呈逐步扩大趋势，2013年和2018年非洲地区石脑油过剩量将增至973万吨和1080万吨而亚洲仍然是石脑油主要缺口地区，2012年、2017年和2038年该地区石脑油缺口量分别为3738万吨、3950万吨和4505万吨。2.3.3国内市场分析及预测2.3.3.1国内生产情况及预测国内化工轻油包括石脑油、轻烃、轻柴油、加氢裂化尾油、抽余油、煤油馏分等。化工轻油主要用于乙烯原料、PX原料、烷基苯料以及化肥原料等，其中乙烯原料构成较为复杂，既有石脑油，又有轻烃、轻柴油、加氢裂化尾油、抽余油等；烷基苯原料基本为煤油馏分，合成氨原料主要为煤和天然气，少量为石脑油，随着合成氨厂“油改煤”、“油改气”改造工作的逐步推进，以石脑油为原料的合成氨装置已经逐渐退出了历史舞台。受原油性质波动及成品油市场供需状况的影响，乙烯生产企业原料构成会有所变化，并且有一定的不确定性，即其中石脑油数量变化有不确定性，因此本报告以化工轻油需求为准，供应缺口主要以进口石脑油来满足。2000-2009年我国化工轻油产量和表观消费量均呈逐步增长的态势，国内化工轻油市场供应趋于紧张，2009年化工轻油产量约3680万吨，表观消费量为3860万吨，同比增长199 8.6%，国内化工轻油十年来首次出现供需缺口。2000-2009年国内化工轻油供需现状如下图所示：2000-2009年国内化工轻油供需现状我国化工轻油生产主要集中于中国石化、中国石油两大公司的炼油企业，排名前十的生产企业有中石化上海石化股份公司、中石化扬子石化股份公司、中石化金陵分公司、中石化齐鲁分公司、中石化燕山分公司、中国石油吉林石化分公司、中石化茂名分公司、中国石油辽阳石化分公司、中石油大连石化分公司和中石化镇海炼化股份公司。上述生产企业均配套有乙烯裂解装置，部分企业如中国石油辽阳石化分公司还有芳烃装置，石脑油全部供企业内部使用。2006年以前国内石脑油进口数量并不大，随着国内乙烯产能产量的迅速增长以及新建炼厂对石脑油需求的增加，2000-2009年我国石脑油进口分析如下图所示：199 2000-2009年我国石脑油进口分析我国石脑油的进口主要来自周边国家及中东地区，我国石脑油进口国统计分析如下表所示：我国石脑油进口国统计国家名称2004年国家名称2009年进口量比例进口量比例万吨%万吨%日本1.7634.6韩国111.141.9哈萨克斯坦1.529.6埃及70.726.7俄罗斯联邦1.427.4阿拉伯联合酋长国17.66.6菲律宾0.438.4沙特阿拉伯15.96韩国00印度11.84.5美国00伊朗7.72.9德国00挪威7.42.8台湾省00其他22.98.6合计5.09100合计265.11002009年我国石脑油进口全部集中在山东省、辽宁省、广东省和上海市等四省市，2004-2009年我国石脑油进口省市统计分析如下表所示：2004-2009年我国石脑油进口省市统计分析199 省市名称2004年省市名称2009年进口量比例进口量比例万吨%万吨%上海市1.8436.1山东省108.340.9江苏省1.7534.3辽宁省94.835.7新疆1.529.6广东省45.217广东省00上海市16.86.3合计5.09100合计265.1100山东省进口的石脑油主要是青岛丽东从韩国进口的重整料；辽宁省进口的石脑油主要是大连福佳进口的重整料；广东省进口的石脑油的主要是惠州壳牌进口的乙烯料；上海市进口的石脑油主要是塞科石化进口的乙烯料国内化工轻油基本供需平衡，石脑油出口量较小，2009年石脑油出口量为85.5万吨（含来料加工），较2008年大幅下降43.5%，出口最多的是辽宁省，占总出口量的90%以上，出口的石脑油主要来自大连西太平洋公司和中国石油大连分公司。2000-2009年我国石脑油出口量统计分析如下图所示：2008-2009年我国石脑油出口量199 2009年我国石脑油出口量为85.47万吨，主要出口到日本和韩国。其中，日本47.50吨，占总出口量的55.6%；韩国32.79万吨，占总出口量的38.4%。2.3.3.2国内供需平衡预测2000-2009年国内化工轻油/石脑油供需统计如下表所示：2000-2009年国内化工轻油/石脑油供需年份产量进口量出口量表观消费量自给率万吨万吨万吨万吨%2000年187112.368.71815103.12001年192910.990.21849104.32002年203824.391.11972103.42003年232223.8113.122321042004年24775.1139.72342105.72005年277034.91782627105.42006年321063.9157.331171032007年3752106.8173.93685101.82008年362977.3151.43555102.12009年3680265.185.5386095.32009年国内化工轻油表观消费量为3860万吨，主要用于生产乙烯和对二甲苯（PX），少量用作烷基苯料，消费结构以及2015年需求预测如下表所示：2009年国内化工轻油消费结构以及2015年需求预测:序号消费领域2009年2015年2009-2015年年均增长率消费量比例需求量比例%万吨%万吨%1乙烯料2989.477.4663179.914.2199 2PX料790.620.515741912.23烷基苯802.1951.12.9合计3860100830010013.62009年国内化工轻油供需状况及预测如果目前国内炼油项目建设及规划项目按期实施，2015年和2020年我国炼油能力将分别达到6.7亿吨和7.4亿吨，我国化工轻油供应能力也将快速增长，预计2015年我国化工轻油产量将达到7950万吨，2020年将达到10270万吨。根据对未来国内乙烯和PX供需情况的综合预测，未来国内乙烯和PX供应自给能力均将有较大提高，但供不足需的状态会长期存在，仍需要大量进口乙烯、PX及下游衍生物，因此未来国内乙烯和PX装置将会保持较高的开工率。预计2015年我国乙烯当量需求量将达到3200万吨，PX需求量将到1270万吨，预计到2015年全国化工轻油总需求量在8300万吨左右。2.3.4产品价格分析2.3.4.1国外价格分析与预测199 原油价格是影响石脑油价格的主要因素，国际石脑油价格走势与布伦特原油价格走势基本一致，考虑到世界新兴经济体石油需求持续增长，油田老龄化速度加快，石油输出国自身能源需求增加，石油开采成本不断提高等因素的影响，预计2008-2020年期间国际原油价格将持续上升，国际市场石脑油也将也将随之上涨。2.3.4.2国内价格分析与预测中国石油下属炼厂的石脑油外供价和新加坡FOB均价挂钩，中石油东北炼厂的贴水水平为0，西北炼厂（不含新疆）为-234元/吨，新疆炼厂为-468元/吨，中石油内供价仍未与市场接轨。鉴于中石油石脑油以内供为主，外供量相对较小，因此本报告仅对中石化石脑油价格进行分析预测。中石化石脑油价格与国际接轨，价格走势如下图所示：中石化石脑油价格走势（2005年2月以来）中国石化石脑油价格为含税价，包含了消费税和增值税，因此价格均高于新加坡市场石脑油199 FOB。从走势来看，中国石化石脑油价格走势基本与新加坡市场石脑油FOB价一致，但价格变化较国际市场滞后一个月，这与其定价机制有关。目前，国内化工企业所需石脑油基本由中国石油、中国石化、中国海油内部互供解决，未来国内乙烯能力还将不断增加，由于各企业乙烯原料构成会发生一些变化，并且有一定不确定性，即石脑油供需状况也有一定的不确定性，但目前这种三大集团所需石脑油主要依靠内部互供解决的供需状况依然不会发生变化。中石化石脑油出厂价已于国际石脑油价格接轨，其价格变动与国际布伦特原油价格相关性较强。建议本项目石脑油定价采取地理定价策略，即参照国内外石脑油市场价格，根据产销地的远近和运杂费用的分担制定不同的价格策略。2.3.5目标市场分析我国化工轻油市场总体基本供需平衡，区域间供需差异较大，消费主要集中在华东地区和东北地区，供需缺口主要集中在华东地区，中南地区也有少量缺口，西南地区没有化工轻油的生产和销售。初步预测，本项目石脑油芳潜较高，可以作为炼厂重整/抽提原料，也可用于生产PX。从化工轻油区域供需平衡来看，未来国内化工轻油供需缺口仍主要集中在华东和中南地区，西北和东北地区随着新建和改扩建乙烯项目的陆续投产，化工轻油过剩量将逐步缩小，华北和西南地区石脑油市场总体供需平衡。目前国内化工企业所需化工轻油基本由中国石油、中国石化、中199 国海油内部互供解决，未来国内乙烯能力还将不断增加，由于各企业乙烯原料构成会发生一些变化，并且有一定不确定性，即化工轻油供需状况也有一定的不确定性，但目前这种三大集团所需化工轻油主要依靠内部互供解决的供需状况依然不会发生变化。因此，未来国内化工轻油供需缺口主要集中在没有配套炼厂或配套炼油能力不足的乙烯/PX生产企业。本项目主要潜在目标客户为项目周边炼厂，作为重整/抽提原料。199 3生产规模与产品方案3.1生产规模本项目主要由煤炭干馏、焦油轻质化、焦炉气提氢等生产装置组成。从目前煤炭干馏、焦油轻质化以及焦炉气提氢的经济规模、工艺技术、设备等因素综合考虑，本项目生产装置规模确定为煤炭干馏600万吨/年，经物料平衡确定焦油轻质化规模为50万吨/年，装置规模经济合理，有利于提高整个项目的竞争能力。3.2产品方案产品方案表装置名称产品名称单位生产能力产量商品量兰炭装置兰炭万吨/年600600600硫膏万吨/年0.90.9硫铵万吨/年4.34.3氢气亿Nm3/年11.311.3粉煤万吨/年110110液化气万吨/年1.11.1焦油轻质化装置石脑油馏份万吨/年501111柴油馏份万吨/年21.821.8沥青万吨/年6.36.3其中兰炭产品分布情况如下：＞40mm兰炭：120万吨/年40～25mm兰炭：240万吨/年＜25～13mm兰炭：150万吨/年＜13mm兰炭：90万吨/年。199 3.3产品质量标准3.3.1清洁燃料清洁燃料产品质量标准（参照YB-TO34-92）3.3.2煤焦油焦油产品质量标准如下表所示：煤焦油指标表序号项目数值1密度(20℃),g/cm31.04262馏程,℃IBP/10%128/21430%/50%291/35770%/80%417/4553粘度(40℃),mm2/s—(100℃),mm2/s6.174凝点,℃265残炭,m%5.46灰分，m%7机械杂质，%0.1718S,m%0.16069N,m%0.863610C,m%82.3711H,m%6.8612BMCL值—13金属含量，μg/g14Cu＜0.01199 15Ca27.516Mg4.717Ni0.7618V0.1219Fe46.3920Na3.743.3.3石脑油石脑油馏分性质项目数值馏分范围，℃<180密度，g/cm3(20℃)0.7764馏程，℃IBP/10%86/10430%/50%111/12170%/90%136/161EBP1863.3.4燃料油180～330℃优质燃料油馏分性质项目数值馏分范围，℃180～330密度，g/cm3(20℃)0.8776馏程，℃IBP/10%180/20030%/50%214//23770%/90%268/299199 EBP307十六烷指数ASTMD4737-96a31.73.3.5硫膏3.3.6硫铵硫铵产品质量符合GB535-1995标准。氮含量（干基）≥21%，水份≤0.2%，游离酸≤0.05%。3.3.7焦炉煤气焦炉煤气组成H2CH4COCmHnCO2N2O2合计47%18%20%1%6%7%1%100%3.3.8解析气解析气组成H2CH4COCmHnCO2N2O2其它12%30%33%2%10%12%1%100%199 4全厂总工艺流程及工艺技术方案4.1总工艺流程本项目生产工艺流程主要有炭化工段、煤气净化工段、焦炉气提氢工段和煤焦油加氢工段等组成。本项目总工艺流程简图及燃气平衡情况见附图。4.2炭化及煤气净化装置技术方案4.2.1工艺技术概况4.2.1.1炭化工序炭化装置的核心技术主要是直立炉装置，根据直立炉对炭化用煤加热的方式可分为三类：（1）外热式直立炉煤炭干馏过程需要的热量，通过回炉煤气在燃烧室燃烧后，将热量由炉壁传入炭化室。煤料实在隔绝空气的条件下，以热传导为主导的传热方式，将炭化室内的煤料自上而下，经过预热、干馏、冷却三个过程是煤料进行干馏炭化。炭化室干馏段炉温保持在800～900℃，煤料由炉顶部连续进入，荒煤气由炉顶逸出，炉底则将冷却的兰炭连续排出。煤料在炭化室内的总停留时间在12～16小时。燃烧室产生的废气经废热回收后排空。199 这类炉型的主要特点是：干馏所得的炭化煤气组分（H2、CO、CH4、CnHm）含量高，气质好，热值高，一般均可达到3300～3700kcal/Nm3的范围。煤气用途广泛可作为化工用气，兰炭产品的质量稳定。在国内以山西大同市煤气公司和同煤集团煤气公司为代表的二种类型的直立炉，以当地弱粘煤为原料，生产兰炭和煤气。所产的煤气主要作为居民作燃料，已有近15年的生产历史。目前国内还有长沙武汉等地进行生产，作为城市供气的气源。（2）内热式直立炉该炉型原料煤干馏过程所需要的热量由燃烧室内燃烧回炉煤气后产生的高温烟气直接进入炭化室内与煤料进行接触加热。以对流传热为主导的传热方式进行干馏炭化，由于大量烟气进入炭化室强化了对煤料的加热速率，炭化时间短，单位容积的炭化产焦能力大。内热式直立炉煤气产量较较高，达到9001100Nm3/吨煤，但由于含有大量的N2和CO2，热值低，一般只有1500kcal/Nm3左右，只能用于对燃料要求不高的工业装置（如小型煤气锅炉）作燃料用，能源综合利用效率较低。内热式直立炉装置结构相对简单，且所产的兰炭产品质量良好，这类炉型是目前生产兰炭的最主要炉。随着近年来节能减排力度的加强，新建的内热式直立炉在节能和环保措施上有了很大的改进，单炉生产能力也由原来的3～5万吨/年提高到7.5万吨/年。（3）内外加热结合型直立炉199 该炉型是在外热式直立炉基础上，采用经冷凝回收焦油后的煤气，部分回炉进入炭化室底部的冷却段，对即将移出炉体的兰炭进行冷却，充分利用兰炭的显热，将引入炭化室内的煤气升温，进入干馏段。既增加了炭化室干馏段内部的热量，而且强化了对流传热的效果。使该直立炉兼有外热式直立炉所生产高热值、气质好的煤气和内热式直立炉所具有的加速炭化，提高单位容积产焦能力的特点。该技术热量利用率高，加热所用煤气量降低，兰炭产品质量稳定，属节能型先进干馏炉型。目前国内大同市煤气公司在2004年新建MWH型内外加热相结合的直立炉，并于2004年底建成投入生产；2007年，内蒙古伊东集团东方能源公司采用此类型炉型建设60万吨/年兰炭联产10万吨/年甲醇项目，已于2008年9月投入运营。4.2.1.2冷凝鼓风工序本工段的主要作用包括将来自直立炉顶的煤气进行冷凝、冷却、加压输送、焦油雾滴脱除、焦油氨水和焦油渣分离、循环氨水、焦油回收等。煤气经初冷器冷却后除去焦油，在经过电捕焦油器除去焦油雾滴，在阀门站将一部分煤气返回直立炉作为熄焦煤气外，其余煤气送后续净化工序进一步净化处理，作为提氢原料气；焦油经脱除处理后输往中间罐区作为焦油轻质化原料，澄清后的氨水返回直立炉顶进行喷淋，剩余氨水送蒸氨工序进行处理。199 目前，煤气的冷凝冷却方式有直接冷却、间接冷却和混合冷却多种方式。直接冷却的优点是投资较省热效率高，但氨水处理量大且环境效益较差，占面积较大；间接冷却可采用低温冷却水和循环水给冷却介质增大温度差，传热效率高，煤气环境效益好，节约用水，占地面积小，投资相对较高。混合冷却则是直接冷却和间接冷却相结合的方式。4.2.1.3脱硫及硫回收工序脱硫及硫回收工段是为直立炉炭化煤气净化配套的化产工序，主要有煤气脱硫脱氰、脱硫液再生、硫回收、剩余氨水蒸氨四部分。其中部分脱硫煤气回直立炉作燃料以减少对大气污染。脱硫分干法和湿法两种。干法脱硫的工艺简单，当要求煤气净化度较高或煤气处理量较小时采用，但设备笨重，更换脱硫剂时劳动强度大，占地面积大，废脱硫剂难处理。湿法脱硫具有处理能力大，脱硫与再生都能连续化，劳动强度小，能回收硫磺等优点，目前我国已经建成（包括引进的）焦化工程采用的具有代表性的湿法脱硫工艺大多为引进工艺，虽然大多工艺合理、技术先进、脱硫脱氰效率高，但流程较长，采用高级耐腐蚀材质多，投资费用较高。目前国内普遍使用的以PDS为主催化剂的湿式氧化法前脱硫工艺。4.2.1.4脱氨工序煤气中氨的处理，可以生产硫铵，也可生产无水氨，还可进行水洗氨+氨分解。199 生产无水氨，操作压力大，生产废水量大，污水处理投资大，运行费用高，介质腐蚀严重，如设备管道采用不锈钢则投资更大，且无水氨不易销售。水洗氨加氨分解工艺纯粹是没有产品的脱氨手段，把氨分解后的氨分解尾气回送到煤气系统，增加了煤气量，但降低了煤气热值。采用喷淋饱和器法生产硫铵，集酸洗与结晶为一体，煤气系统阻力小，结晶颗粒大，硫铵质量好等特点，是一种既解决环境保护又增加了销售产品品种的工艺，是目前焦化行业中常用的脱氨方法。4.2.2工艺技术方案比选4.2.2.1炭化工序目前，国内工业生产中所应用的直立炉各有优劣，其中内外加热结合型直立炉兼顾了内热式直立炉热效率高、外热式直立炉主副产品质量好的有点，是节能型先进直立炉。本项目炭化工序推荐采用内外加热结合型直立炉炭化技术，暂推荐具有工业化业绩的MWH型采用煤气熄焦带上下蓄热室的内-外加热型直立炉。本项目直立炉主要技术指标和系列配置情况如下表所示：直立炉主要技术指标表项目指标日处理煤量25t/d门日产焦量15t/d门设计总门数1140门每门日处理煤量23.8t/d门199 每门日产焦量14.4t/d门加热方式双向加热每座炉炭化室门数30门/座设计直立炉总数38座4.2.2.2冷凝鼓风工序从节约用水角度，本工程推荐选择间冷工艺流程，采用上下两段横管式冷却器，上段用循环水冷却，下段用制冷水冷却，充分脱除煤气中的焦油和萘。煤气鼓风机采用大流量煤气鼓风机，配套变频调速并于直立炉顶集气管压力连锁，操作稳定、安全可靠。煤气中焦油雾滴和萘的脱除采用高效蜂窝式电捕焦油器，电捕焦油器布置在鼓风机后，正压操作，安全性高。4.2.2.3脱硫及硫回收工序湿法脱硫的催化剂多种多样，各有优缺点。本工程采用煤气中自身含有的氨为碱源，选用以PDS+栲胶为复合催化剂的湿法脱硫工艺，脱硫效率高，不必外加碱源，循环液中副产物累积慢，产生废液少，操作费用低，运行稳定，环保效果较好。4.2.2.4脱氨工序本项目采用喷淋式饱和器工艺，该工艺集酸洗与结晶为一体，流程简单，具有煤气系统阻力小，结晶颗粒大，硫铵质量好等优点。硫铵工段分为煤气中氨的脱除和硫铵干燥两部分，主要任务是用硫酸做吸附剂，脱除煤气中的氨，生产硫铵并将其干燥后得到硫铵产品。硫铵干燥采用振动流化床，具有干燥效果好，操作弹性大等特点。199 4.2.3工艺流程概述及消耗定额4.2.3.1工艺流程概述（1）备煤原料煤由铁路运入厂内，由皮带输送机转运至筛分楼破碎。振动筛将＞80mm的块煤筛出，有双齿辊破碎机将大块煤破碎到80mm以下；然后由振动筛进行25mm的煤筛分，＜25mm的碎煤由带式输送机送往碎煤堆场，作为商品外销。＞25mm的块煤由带式输送机送往直立炉，经带式输送机转运后由可逆配仓带式输送机送入直立炉煤仓内供炼焦用。（2）直立炉煤料流程：原料煤由炉顶配合皮带机卸入钢制煤仓内，通过滚筒阀进入辅助煤箱和炉体炭化室内部。在炭化室由上至下历经预热、干馏、冷却三个阶段的连续缓慢移动过程（总停留时间约10小时），生产气焦，由炉底部经排焦箱和水封出焦机排出炉外。加热煤气-烟道气流程：炉体加热煤气来自化产车间脱硫处理后的净化煤气，加热方式为双向加热（即上部和下部每隔20分钟进行换向加热）。煤气在燃烧室燃烧后的烟气，进入侧面的蓄热室（分为上下两个蓄热室），分别进行空气-废气热交换，使入炉的空气预热至1000℃左右，进入燃烧室燃烧以节约燃料煤气。烟气出蓄热室后经废气-空气交换器进入废气总管，有地下烟道进入140米烟囱排至高空。199 熄焦煤气流程：熄焦煤气引自冷鼓工段鼓风机后，进入直立炉炉底排焦箱内与气焦进行直接冷却，此部分煤气则随着升温，在炭化室内部与干馏煤气混在一起，由炉顶逸出。荒煤气流程：由炉顶逸出的煤气，在升气管部位，经焦油氨水的喷淋使煤气出炉温度降至80℃左右，由炉顶的集气管引出进入冷鼓工段初冷器进行冷凝冷却处理。焦油-氨水流程：用于炉顶升气管和集气管部位的循环氨水，来自冷鼓工段的循环氨水泵房，控制在喷淋口出的循环氨水压力约0.05MPa。喷淋后的氨水有集气槽流入焦油氨水槽，依靠位差自流进入冷鼓工段的机械化澄清槽内。水封出焦机水封水流程：出焦机必须通过水封控制的操作，才能保证炉外空气不进入炭化室内。这部分为循环水，经过滤池，将焦粉过滤后的循环水由水封水循环泵，将输回直立炉底部的出焦机内。由于排焦中焦炭含水带出，该部位应补充用水，采厂内生化处理后的复用水作为补充水。（3）筛储焦直立炉生产的兰炭熄焦后，经放焦机送入带式输送机，经带式输送机转运后送至赛角楼进行筛分，兰炭通过2050焦炭振动筛进行筛分，被分成＞40mm、40～25mm、25mm以下三级。筛上物（＞40mm）通过带式输送机及可逆配仓带式输送机进入＞40mm的焦仓内；筛中物（40～25mm）进入大于25mm的焦仓内贮存，筛下物（＜25mm）进入1536焦炭振动筛，被分成199 25～13mm和＜13mm两级后，分别进入各自的贮焦仓。焦仓下口设有放焦闸门，可将仓内兰炭放入汽车外运。＞25mm和＞40mm也可通过焦仓下部的旁路放焦闸门运往厂内储焦场储存。＜13mm也可通过焦仓下部的旁路放焦闸门放出，由带式输送机输送至滚筒干燥机。滚筒干燥机将焦炭干燥至水分＜5%，干燥后的焦通过带式输送机运至储焦棚储存。（4）冷鼓电捕直立炉集气槽顶引出的荒煤气，经旋风气液分离器将沿途被冷凝的焦油氨水分离后，进入横管式两段式冷凝冷却器上段，与上段的冷却管内32℃循环水进行逆向换热，煤气由上至下，再与下段进入16℃制冷水的换热段，进行逆向换热。上段循环水出口温度升至40℃，返回循环水站。下段制冷水出口温度升至30℃左右，返回制冷站。煤气中的冷却液（焦油和氨水）则分别从上段和下段引出后进入水封槽溢流入二段循环槽，由循环泵送至初冷器下段喷淋如此反复循环使用，多余部分则送至机械化澄清槽。由直立炉顶部的集气槽端部设置氨水收集槽，将炉顶升气管部位喷淋的氨水集中后，配有专管将焦油氨水引入机械化澄清槽内进行焦油、氨水分离，保持分离时间≥30分钟，使焦油、氨水分离，分离的氨水约75～78℃进入循环槽，通过大流量、高扬程的循环氨水泵送至直立炉使用。199 由机械化澄清槽分离出来的焦油至焦油中间槽在达到一定液位时，通过焦油泵再送至设在综合罐区的焦油中间罐区。由初冷器出来的煤气则进入鼓风机室，经增压后进入电捕焦油器脱除焦油雾滴，在由煤气总阀门站，进行流量分配。一部分煤气返回直立炉界区作为直立炉循环熄焦煤气，大部分煤气则进入脱硫及硫回收界区。（5）脱硫及硫回收来自冷鼓工段的粗煤气进入湍球脱硫塔下部与塔顶喷淋下来的脱硫液逆流接触，洗涤塔内聚丙烯小球不断湍动从而增加接触面积，提高脱硫效率，而后一次串联进入填料脱硫塔下部与塔顶喷淋下来的脱硫液逆流接触洗涤后，煤气中H2S含量小于200mg/Nm3，煤气经捕雾段除去雾滴后全部送气柜。从脱硫塔中吸收了H2S和HCN的脱硫液经脱硫塔液封槽至溶液循环槽，补充剩余氨水蒸氨后的浓氨水和催化剂贮槽均匀加入催化剂溶液后用溶液循环泵送至再生塔经溶液与空压站送来的压缩空气并流再生后从再生塔上部返回湍流塔顶喷洒脱硫，循环使用。来自再生塔脱硫贫液先入脱硫塔吸收了H2S和HCN的脱硫液经脱硫塔液封槽流至半贫液槽，同样补充浓氨水和催化剂溶液后，经半贫液泵加压后入脱硫塔吸收了H2S和HCN的脱硫液经脱硫塔液封槽流至富液槽用富液泵送至再生塔与空压站送来的压缩空气并流再生后的贫液从塔上部返回脱硫塔顶喷洒脱硫，循环使用。199 若溶液温度低时两股去再生的溶液中的部分溶液可进溶液加热器进行加热，回合后进再生塔，溶液加热器为共同设备。再生塔内产生的硫泡沫由再生塔顶部扩大部分自流入硫泡沫槽，再由硫泡沫泵加压后送入连续板框压滤机，生产硫膏外销。熔硫釜排出的清液进入缓冲槽，后经缓冲槽液下泵加压送回溶液循环槽或半贫液槽。在生产过程中需要及时补充催化剂，催化剂一天配置一次，配料容器为催化剂贮槽。先加软水再加入复合催化剂搅拌使其溶解，均匀加入半贫液槽和溶液循环槽中。由冷鼓来的剩余氨水进入原料氨水过滤器进行过滤，过滤剩余氨水中的焦油等杂质，然后进入氨水换热器与从蒸氨塔塔底来的蒸氨废水换热，剩余氨水由70℃加热至98℃进入蒸氨塔。在蒸氨塔中被0.5MPa蒸汽直接汽提，蒸出的氨汽进入氨分缩器用循环水冷却，冷凝下来的液体直接返回蒸氨塔顶作回流，未冷凝的含NH3～10%的氨汽进入冷凝冷却器冷却，冷凝冷却成30℃浓氨水送至半贫液槽和溶液循环槽作为脱硫补充液。塔底排出的蒸氨废水在氨水换热器中与剩余氨水换热后，蒸氨废水由103℃降至60℃进入废水槽，然后由蒸氨废水泵送入废水冷却器用循环水冷却后送至污水处理装置。蒸氨塔塔底排出焦油渣可与煤掺混进行炭化。（6）硫铵来自脱硫工段的粗煤气经煤气预热器加热后进入硫铵饱和器上部喷淋室，再次煤气沿饱和器内壁与除酸器外壁的环形空间流动，并经循环母液逆向喷洒，与母液充分接触，使其中的氨被母液中的硫酸所吸收，生产硫酸铵结晶。然后煤气沿切线方向进入饱和期内的除酸器，分离其中夹带的酸雾，为减少后续管道及设备的腐蚀，煤气经旋流板捕雾器再次捕集少许酸雾后外送。199 在饱和器下段结晶室上部的母液，用母液循环泵送至上段喷淋室进行喷洒，吸收煤气中的氨，并循环搅动母液以改善硫铵的结晶过程。饱和器母液中不断有硫铵结晶生成，硫铵结晶由上段喷淋室的降液管流至下段结晶室底部，用结晶泵将其连同一部分母液送至结晶槽，硫铵结晶排放到离心机内进行理性分离，滤除母液。离心分离出的母液与结晶槽溢流出来的母液一同自流回饱和器。从离心机分离出来的硫铵结晶，有螺旋输送机送至振动流化床干燥器，用热空气干燥，然后进入硫铵贮斗，称量包装后送入硫铵仓库。振动流化床干燥器用的热空气由送风机吸进，在热风器中加热到130～140℃后送入振动流化床干燥器进行干燥，干燥后进入硫铵贮斗贮存、称量、包装、外售。从饱和器满流口溢出的母液通过插入液封槽内的满流管流入满流槽，和酸焦油分离后经母液贮槽，循环使用。从综合罐区来的硫酸通过硫酸泵加压送至硫酸高位槽，经控制自流入满流槽，调节饱和器内溶液的酸度。4.2.3.2消耗定额原辅材料消耗定额序号项目单位消耗量一主要原材料年耗量1原料煤t11002煤粉t-110二公用工程小时耗量1电kWh180252新鲜水t35199 3回用水t1304循环水t446705制冷水t40006低压蒸汽t163/1857工厂空气Nm3150004.2.4主要设备及选择内外加热结合型直立炉核心部分为用耐火材料砌筑而成的炉体，每座炉外形尺寸为长29500mm×宽11250mm×高10000mm，每座炉需砌筑的耐火材料中级约3700吨，主要为硅砖、粘土砖、保温砖等。直立炉主要配套设备：炉顶为辅助煤箱、加煤滚动阀、密封插板阀、升气管和集气管；炉底为排焦箱和排焦传动装置，储焦箱、水封式出焦机；循环水封水系统为沉淀池、清水池设施的循环水泵。4.2.4.2主要设备表主要设备表序号设备名称材质或型号数量一备煤系统1轮胎式推土机14t252轮胎式装载机3m3203叶轮给煤机300t/h204带式输送机405电磁除铁器206振动筛207双齿辊破碎机108可逆配仓带式输送机259电动葫芦25二炭化直立炉1直立炉炉体MWH型382炉体钢平台碳钢38199 3护炉钢结构碳钢384炉体附件铸铁385炉顶加煤装置铸铁/钢12546炉底排焦装置铸铁/钢12547排焦传动装置钢388空气-废气交换装置铸铁/钢12549集气-氨水分离槽铸铁/钢7610废气总管钢/耐火材料3811煤气预热器碳钢3812加焦机碳钢2013烟道翻板装置铸铁3814熄焦水循环泵20三筛储焦1带式输送机602轮胎式装卸机253振动筛604可逆配仓带式输送机255反扇形阀门10四冷凝鼓风电捕1701初冷器A型碳钢2初冷器B型碳钢243气液分离器Q235-A124机械化氨水澄清槽Q236-A125重力旋流器Q237-A126剩余氨水槽Q238-A127焦油中间槽Q239-A128焦油槽Q240-A39初冷器水封Q241-A610轻焦油-氨水沉降分离槽Q242-A3811中温焦油-氨水沉降分离槽Q243-A312电捕焦油器Q244-A3五脱硫及硫回收241湍流塔碳钢/不锈钢2脱硫塔20R33再生塔20R64蒸氨塔304/316L6六硫铵3199 1煤气预热器Q235-B/102硫铵饱和器31643振动流化床干燥机304/316L44硫铵包装系统碳钢/30425硫铵叉车组合件14.3焦炉气提氢装置技术方案PSA法分离高纯度氢气和其它方法比较，适用气源广并可在环境温度下操作，PSA法制氢装置规模可达100000Nm³/h以上，流程先进可靠，氢气回收率高，纯度可达99.999%，能耗低，操作弹性大，操作简便，自动化程度高，实现了装置的自动切塔功能，适用于变换气，合成弛放气，甲醇尾气，煤气，催化干气，焦炉煤气，精炼气，膜分离气，丙烯尾气，重整氢等多种氢源的氢提纯。4.3.1.2深冷分离技术深冷法是上世纪60年代开始在工业上采用的制备高纯度氢气的方法。目前，国外最新深冷法分离氢气技术一般采用部分冷凝法。部分冷凝法是利用气体组分冷凝点的差别，使混合气在-165～-210℃的低温下，使某一组份或几个组份冷凝液化，其他组份保持气态，从而将氢气分离出来。深冷法的特点是：●可同时制得二种以上高纯度气体，收率也高。●流程简单、装置占地少，操作简便。●可在较高压力下操作。199 ●工艺成熟可靠。德国林德公司在世界各地大量工业化装置。焦炉气提氢采用深冷技术不足之处在于：当原料气中含N2时，动力消耗较大；必须对焦炉煤气进行预处理，脱除原料气中焦油、水以及CO2等组分，使其含量小于0.1ppm，否则在低温下堵塞管道。4.3.1.3膜分离技术膜分离技术是上世纪70年代开始商业化的气体分离技术，最早该技术用于合成氨弛放气的氢回收。美国气体化工产品有限公司公司全球建设有400多套氢气膜装置，在中国建设有一百多套氢气膜装置，国内大中型合成氨厂的尾气回收及甲醇厂的尾气回收基本都使用普里森膜分离器，拥有丰富的建设大型装置的工程经验。近年来，膜分离技术被用于煤化工的气体分离。膜分离的基本原理就是利用各气体组分在高分子聚合物中的溶解扩散速率不同，因而在膜两侧分压差的作用下导致其渗透通过纤维膜壁的速率不同而分离。膜分离法的特点：●可同时制得二种以上较高纯度气体，收率也高；●流程简单、装置占地少，操作简便；●工艺技术成熟可靠；●投资费用低；●操作费用低，几乎无公用工程消耗。199 焦炉气提氢采用膜分离技术的不足之处在于：煤气进入膜分离系统前预处理工作量较大。此外，膜分离过程中，对煤气的压力有一定要求，煤气的加压会大大增加提氢系统的投资。4.3.2工艺技术比选焦炉煤气提氢技术比较情况如下表所示：焦炉气提氢技术比较表项目膜分离变压吸附深冷分离规模，Nm3/h100～1000020～1000005000～100000氢气纯度，V%80～9599～99.99990～99.9氢回收率75～85%75～95%～98%操作压力，MPa3～15或更高0.3～4.01.0～8.0压力降，MPa高，原料产品压力比约2～6≤0.050.2尾气压力影响不影响影响较大有影响原料氢最小含量，V%3015～2015原料气预处理需预处理可不预处理需预处理产品中CO含量原料气中CO的30%＜10μg/g几百μg/g产品中CO2含量较高＜10μg/g操作弹性20～100%10～120%50～100%扩建难易程度容易容易较难占地面积小小较大投资低低较高4.3.3工艺流程概述及消耗定额4.3.3.1工艺流程概述199 本装置原料为煤气，压力较低（3～10kPa），且由于本装置原料煤气组成复杂、产品氢纯度要求较高，因而本装置工艺流程需要由除尘、压缩、预处理、变压吸附等工序组成。本装置制氢单元工艺流程如下图所示：微正压煤气0.26MPa0.72MPa1.2MPa0.02MPa解吸气污水池水蒸汽（1）除尘工序来自气柜的焦炉气首先经过由两台并联运行的蜂窝式电捕焦油除尘器组成的除尘系统，将其中夹带的粉尘及部分焦油除去，然后继续向后工序输送。（2）压缩工序压缩工序由多台三级往复式压缩机组成。来自界区外的煤气首先经压缩机的一级加压至约0.26MPa(G)，然后进入预处理系统除去萘、焦油、NH3、H2S及其它芳香族化合物。处理后的煤气经压缩机的第二、三级压缩至约1.2MPa(G)后进入后续PSA氢提纯系统。煤气压缩机操作条件如下表所示：煤气压缩机主要操作参数压缩机入口压力常压压缩机一级出口压力～0.26MPa（G）199 压缩机二级出口压力～0.72MPa（G）压缩机三级出口压力～1.2MPa（G）压缩机油压≮0.15MPa冷却水水压≥0.2MPa压缩机各段排气温度≤170℃轴瓦温度≤65℃冷却水进水温度≤32℃冷却水回水温度≤40℃（3）预处理工序预处理脱硫、脱萘、脱焦油工序采用蒸汽再生工艺，以保证硫、萘、焦油等不会带入产品氢或解吸气，同时不会带来管道内萘结晶堵塞问题，并保护后续吸附剂。预处理系统由3台预处理塔、1个冷却水池和冷却水过滤系统组成。来自压缩前级、压力约为0.26MPa(G)的煤气进入预处理工序，首先经过压缩机中间冷却器冷却至常温，然后在中间分液罐中分离掉其中夹带的油滴，再自塔底进入预处理塔，脱除煤气中的萘、焦油、NH3、H2S等杂质，吸附饱和后，使用过热蒸汽对3台预处理塔进行再生，净化后的煤气去压缩机后级，再生出来的硫、萘、焦油等去污水池冷却沉淀。再生过程每2个月进行一次。预处理塔的工作过程包括：吸附过程煤气中的萘、焦油、NH3、H2S及其它重烃类杂质在常温下被吸附下来，净化后的煤气去压缩后级。当预处理塔吸附焦油和萘饱和后即转入再生过程，如下：199 降压过程预处理塔逆着吸附方向，即朝着入口端卸压，气体排至煤气管网入口。加热脱附杂质将压力为1.0MPa的过热蒸汽逆着吸附方向吹扫吸附层，使吸附的萘、焦油、NH3、S等杂质在加温下得以完全脱附，再生后的解吸气送污水池冷却、沉淀，污水经过过滤后去全厂污水系统。冷却吸附剂脱附完毕后，用少量的常温净化煤气，逆着进气方向吹扫吸附床层，使之冷却至吸附温度。吹冷后的解吸气也送回煤气管网。升压过程用处理后的煤气逆着吸附方向将预处理塔加压至吸附压力，至此预处理塔就又可以进行下一次吸附了。3个塔交替完成再生工作，每2个月一次，全部自动进行。预处理塔主要工艺参数如下表所示：预处理塔主要操作参数主要参数操作条件吸附压力（MPa）～0.26MPa（G）吸附温度（℃）≤40℃（或环境温度）再生压力（MPa）0.02～0.1MPa（G）加热再生温度（℃）220切换时间（天）60蒸汽压力（MPa）1.0（4）PSA工序为提高装置的氢气回收率，提高装置的运行经济效益，本装置变压吸附工序采用10-3-4VPSA工艺，即装置由10个吸附塔组成，其中199 3个吸附塔始终处于进料吸附状态，其工艺过程由吸附、4次均压降压、逆放、抽真空、4次均压升压和产品最终升压等步骤组成，具体工艺过程如下：经过变换后的煤气以1.2MPa(G)的压力自塔底进入吸附塔中正处于吸附工况的吸附塔，在吸附剂选择吸附的条件下一次性除去氢以外的绝大部分杂质，获得纯度大于99.9%的氢气，从塔顶排出送净化工序。当被吸附杂质的传质区前沿(称为吸附前沿)到达床层出口预留段某一位置时，停止吸附，转入再生过程。吸附剂的再生过程依次如下：均压降压过程这是在吸附过程结束后，顺着吸附方向将塔内的较高压力的氢气放入其它已完成再生的较低压力吸附塔的过程，这一过程不仅是降压过程，更是回收床层死空间氢气的过程，本流程共包括了4次连续的均压降压过程，以保证氢气的充分回收。逆放过程在均压降压过程结束、吸附前沿已达到床层出口后，逆着吸附方向将吸附塔压力降至接近常压，此时被吸附的杂质开始从吸附剂中大量解吸出来，逆放解吸气送至逆放缓冲罐用作除油工序的再生气源。抽真空过程逆放结束后，为使吸附剂得到彻底的再生，用真空泵对该塔进行抽真空，进一步降低杂质压力，并将杂质在低压下完全解吸出来。真空解吸气送解吸气混合罐与逆放解吸气混合然后送出界区。199 均压升压过程在抽真空再生过程完成后，用来自其它吸附塔的较高压力氢气依次对该吸附塔进行升压，这一过程与均压降压过程相对应，不仅是升压过程，而且也是回收其它塔的床层死空间氢气的过程，本流程共包括了连续4次均压升压过程。产品气升压过程在四次均压升压过程完成后，为了使吸附塔可以平稳地切换至下一次吸附并保证产品纯度在这一过程中不发生波动，需要通过升压调节阀缓慢而平稳地用产品氢气将吸附塔压力升至吸附压力。经这一过程后吸附塔便完成了一个完整的“吸附-再生”循环，又为下一次吸附做好了准备。10个吸附塔交替进行以上的吸附、再生操作（始终有3个吸附塔处于吸附状态）即可实现气体的连续分离与提纯。PSA工序主要工艺参数如下表所示：PSA工序主要工艺参数序号项目操作压力（MPa）温度1吸附（A）1.2常温2一均降压（E1D）1.2®0.944常温3二均降压（E2D）0.944®0.688常温4三均降压（E3D）0.688®0.432常温5四均降压（E4D）0.432®0.176常温6逆放（D）0.176®0.03常温7抽真空（EV）0.03®-0.08常温8四均升压（E4R）-0.08®0.176常温9三均升压（E3R）0.176®0.432常温199 10二均升压（E2R）0.432®0.688常温11一均升压（E1R）0.688®0.944常温12产品气升压（FR）0.944®1.2常温4.3.3.2消耗定额焦炉气PSA提氢装置消耗定额序号名称单位小时耗量备注一主要原辅材料1焦炉煤气Nm3/h4599002分子筛t/a210一次装填量3150吨，15年3专用吸附剂t/a12一次装填量180吨，15年4活性炭15Bt/a30一次装填量450吨，15年5活性炭15B/30Dt/a300一次装填量600吨，2年一换6焦炭t/a90一次装填90吨，1年一换7氧化铝t/a2一次装填量30吨，15年二公用工程1循环水t/h56002电6kVkW385003电380VkW5504蒸汽1.0MPat/h125仪表空气Nm3/h8006氮气Nm3/h40004.3.4主要设备及选择4.3.4.1设备概述（1）静设备本单元静设备中的预处理塔、吸附塔为疲劳容器，采用美国ASME标准和中国JB4732-95设计，设计寿命15年。其他为常规设备。199 （2）压缩机本单元的压缩机为煤气压缩机，根据原料煤气的压力、介质和流量情况按对称平衡往复式压缩机选型，为三级压缩，由异步增安型电机驱动。该机组要求按API618-1995设计、制造和配置，机组配套所有电气仪表均要求符合该区域防爆等级要求。压缩机的流量调节可采用入口阀卸荷器、余隙、旁路三种方式。4.3.4.2主要设备表设备汇总表序号名称材质数量（台/套）1煤气压缩机202预处理塔20R93吸附塔16MnR304过滤器20R35除油塔20R96顺放罐20R37解吸气缓冲罐20R38氢气缓冲罐20R39解吸气加热器21R310解吸器冷却器22R311液压系统3199 4.4焦油精制装置技术方案4.4.1工艺技术概况目前煤焦油深加工技术主要有上海胜帮石油化工技术有限公司、抚顺石油化工研究院、湖南长岭石化科技开发有限公司等开发的催化剂及工艺技术。4.4.1.1上海胜帮石油化工技术有限公司该技术分馏塔系统采用“分馏塔+稳定塔”流程，分馏塔设置重沸炉，使分馏塔具备精馏段和提馏段，实现汽油与柴油的清晰分割，柴油收率高，与蒸汽汽提操作方式相比，可避免柴油雾浊问题，并因减少水存在量大大减弱或避免了分馏塔顶系统和稳定塔顶系统有液态水存在位置的湿硫化氢腐蚀，利于保证分馏部分的“安、稳、长、满、优”操作。主要技术特点如下：（1）、反应部分采用炉前混氢、冷高分流程。（2）、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，要求罐区原料油储罐采用惰性气体保护。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。（3）、反应进料加热炉采用纯辐射型圆筒炉。（4）、精制柴油高于100℃以上热量用于加热稳定塔重沸液和低分油。199 （5）、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。（6）、高压换热器采用混合原料，提高换热效率，减少换热面积。（7）、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。（8）、催化剂预硫化采用湿法硫化方法。（9）、正常操作反应器入口温度通过调节换热器操作来实现，第二、第三反应器床层入口温度通过调节急冷氢量来控制。（10）、采用三相（油、气、水）分离的立式冷高压分离器。（11）、催化剂再生采用器外再生方式。（12）、分馏部分采用“分馏+稳定”流程，分馏塔按设重沸炉方式操作。采用该技术的七台河宝泰隆煤化工股份有限公司年产10万吨煤焦油加氢装置于2009年7月16日生产出首批煤焦油加氢产品。4.4.1.2抚顺石油化工研究院抚顺石油化工研究院开发的XSun煤焦油联合加氢裂化技术，是把具有世界先进水平的加氢裂化技术引进煤焦油加氢处理过程中，尤其利用国内石油化工领域在加氢和重质油轻质化方面积累的先进经验，针对煤焦油高芳烃窄馏分特征及其分子结构特点优化设计了专用CN系煤焦油加氢裂化催化剂，配合灵活的联合加氢裂化操作方案，可以处理劣质重质煤焦油,实现了煤焦油重馏分的轻质化和增值。199 该煤焦油联合加氢裂化技术特别适于以低值的劣质蒽油重馏分为原料，不仅可以获取车用燃料油如柴油馏分外，尤其能多产轻质石脑油和轻质溶剂油，且后者可用于生产高标号汽油；另一方面，XSun煤焦油联合加氢裂化技术显示了极大的生产灵活性，通过选择专用煤焦油联合加氢裂化催化剂，仅通过改变生产过程中的操作温度，就可以调控不同产品的产率分布，实现最大量轻油生产和最大量中间馏分油生产，使企业可以按照市场需求和市场利润最大化的方式生产，提高了企业抗风险能力和盈利水平，也为未来的产业链延伸和产品多元化创造了条件。XSun全循环煤焦油联合加氢裂化工艺示意图该院开发的煤焦油专用加氢裂化CN系催化剂有以下特点：（1）对催化剂使用的分子筛进行特殊改性处理来调整催化剂的酸中心密度和酸强度，使得CN催化剂具有强的抗氮中毒能力；（2）针对煤焦油芳烃质量分数高达90%以上的特点，催化剂具有强的芳烃处理能力，包括芳烃吸附、扩散以及其更有效的加氢反应和开环反应；199 （3）针对煤焦油高芳烃窄馏分特点，且目的产品要求得到更多轻质产物的要求，催化剂具有很好的开环活性；（4）针对煤焦油胶质含量高、催化剂加氢性能不足可能导致的积炭失活问题，按照加氢-开环-加氢-再开环的机理，采用新的金属承载概念，改善和调整了加氢中心和裂解中心的配合问题，设法使催化剂体相中更均匀地分布加氢中心，减少加氢中心与开环裂解中心的分子扩散距离，强化快速加氢历程，以便更符合加氢-开环反应历程的要求。该工艺采用煤焦油专用加氢裂化催化剂CN，重油几乎全部转化，且轻质石脑油产率达到40.7%。该催化剂具有很强的煤焦油重馏分转化能力，反应降低10℃，重油依然全部转化，但石脑油和柴油馏分“一消一长”，因此仅仅通过调整反应温度，就可以灵活调整轻质馏分和中间馏分比例，使装置可以具有极大的生产操作灵活性。与单段加氢工艺相比，联合加氢裂化工艺所得到的生成油密度显著下降，硫、氮杂质进一步降低，尤其是生成油芳烃含量大幅度降低，从原料的90%以上下降到20.6%～22.7%，说明采用XSun联合加氢裂化工艺处理重质煤焦油，不仅可以多产轻质馏分，而且产品质量得到改善，稠环芳烃大幅度下降，饱和烃显著增加。该工艺切割的145～350℃柴油馏分硫含量均达到欧Ⅳ标准，十六烷值33～41，可作为清洁柴油调和组分，同时也注意到裂化产生的柴油馏分具有更低的黏度，因此可以将其考虑作优良的润滑油基础油料；<199 145℃石脑油馏分可作为蒸汽裂解制乙烯原料，但注意到联合加氢裂化工艺多产的轻石脑油芳潜都高达70%以上，是优质重整原料，特别适合炼油厂作为重整装置原料来生产高辛烷值汽油，另外从其外观和质量分数高达90%以上的环烷烃含量预计，它将是溶解性能非常好的高值溶剂油调配组分。4.4.1.3湖南长岭石化科技开发有限公司该技术首先全馏分煤焦油与稀释油按比例混合后，依次经过装有加氢保护剂、预加氢催化剂的浅度加氢单元和装有主加氢催化剂的深度加氢单元，深度加氢后的产物经过高压分离、低压分离、分馏，分离出轻油馏分、中油馏分和尾油馏分，即得到低硫、低氮燃料油和轻质油品。该技术能够有效控制飞温发生，降低催化剂结焦速率，最大限度地延长加氢装置开工周期；能够较彻底地脱除煤焦油中的硫、氮、氧等杂原子，降低其烯烃和芳烃含量，因此加氢产品的硫、氮、烯烃和芳烃含量低，产品质量好。该技术适用于对炼焦、煤化工及煤气化等工业副产的全馏分煤焦油进行综合利用和深加工，同样适用于煤液化油和页岩油的综合利用和深加工。采用该技术云南驻昆解放军化肥厂在1997年1月建成了国内第一套1万吨/年煤焦油加氢改质装置。目前云南解化集团一套6万吨/年宽馏分煤焦油加氢改质装置、云南先锋化工有限公司一套12万吨/年BGL法宽馏分煤焦油加氢改质装置正处在工业设计和建设阶段。199 4.4.2工艺技术比选焦油轻质化主要分为两种工艺路线，第一种是将煤焦油先进行分馏，小于350℃的馏分用于加氢生产油品，大于350℃的馏分作为沥青调和组分调和普通道路沥青。上海胜帮公司的工艺技术是将煤焦油分割为400～450℃以上和以下两种馏分。小于400～450℃的馏分用于加氢生产油品，大于400～450℃的馏分用于调和重质燃料油或生产改制沥青。上述工艺技术成熟，国内也有装置在运行，生产汽柴油调合组分工艺流程简单、投资省、技术成熟、符合环保要求。综合考虑各种因素，本项目煤焦油加氢工艺技术推荐采用上海胜帮煤焦油加氢生产汽柴油调合组分工艺。4.4.3工艺流程概述及消耗定额4.4.3.1工艺流程概述焦油加氢装置主要包括原料预分馏（脱水和切尾）、反应和分馏部分。（1）原料预分馏部分从罐区来的原料油经原料油过滤器除去25μm的固体颗粒，与预分馏塔顶汽换热升温后，与预分馏塔中段回流液换热升温，然后与预分馏塔底重油换热升温，最后经预分馏塔进料加热炉加热至180℃进入原料油预分馏塔（脱水），塔顶汽经冷凝后进入预分馏塔顶回流罐并分离为汽油和含油污水，一部分汽油作塔顶回流使用，一部分汽油作加氢单元原料使用；预分馏塔（脱水）的拔头油由塔底排出，再经过换热和加热炉加热达到约199 360℃后进入预分馏塔（切尾），预分馏塔（切尾）底重油，作为沥青出装置，而其他馏出馏分混合后作加氢单元原料使用。（2）反应部分经过预处理后的煤焦油进入加氢原料油缓冲罐，原料油缓冲罐用燃料气气封。自原料油缓冲罐来的原料油经加氢进料泵增压后，在流量控制下与混合氢混合，经反应流出物/反应进料换热器换热后，然后经反应进料加热炉加热至反应所需温度，进入加氢改质反应器。装置共有三台反应器，各设一个催化剂床层，反应器间设有注急冷氢设施。自反应器出来的反应流出物经反应流出物/反应进料换热器、反应流出物/低分油换热器、反应流出物/反应进料换热器依次与反应进料、低分油、反应进料换热，然后经反应流出物空冷器及水冷器冷却至45℃，进入高压分离器。为了防止反应流出物中的铵盐在低温部位析出，通过注水泵将冲洗水注到反应流出物空冷器上游侧的管道中。冷却后的反应流出物在高压分离器中进行油、气、水三相分离。高分气（循环氢）经循环氢压缩机入口分液罐分液后，进入循环氢压缩机升压，然后分两路：一路作为急冷氢进反应器；一路与来自新氢压缩机的新氢混合，混合氢与原料油混合作为反应进料。含硫、含氨污水自高压分离器底部排出至酸性水汽提装置处理。高分油相在液位控制下经减压调节阀进入低压分离器，其闪蒸气体排至工厂燃料气管网。199 低分油经优质燃料油/低分油换热器和反应流出物/低分油换热器分别与优质燃料油、反应流出物换热后进入分馏塔。入塔温度用反应流出物/低分油换热器旁路调节控制。新氢经新氢压缩机入口分液罐分液后进入新氢压缩机，经两级升压后与循环氢混合。（3）分馏部分从反应部分来的低分油经优质燃料油/低分油换热器、反应流出物/低分油换热器换热至275℃左右进入分馏塔。塔底设重沸炉，塔顶油气经塔顶空冷器和水冷器冷凝冷却至40℃，进入分馏塔顶回流罐进行气、油、水三相分离。闪蒸出的气体排至燃料气管网。含硫含氨污水与高分污水一起送出装置。油相经分馏塔顶回流泵升压后一部分作为塔顶回流，一部分作为粗汽油去稳定塔。从分馏塔顶回流罐来的粗汽油经稳定汽油（精制石脑油）/粗汽油换热后进入汽油稳定塔。稳定塔底用优质燃料油作稳定重沸器热源，稳定塔塔顶油气经稳定塔顶水冷器冷凝冷却至40℃，进入稳定塔顶回流罐进行气、油、水三相分离。闪蒸出的气体排至燃料气管网。含硫含氨污水与高分污水一起送出装置。油相经稳定塔顶回流泵升压后大部分作为塔顶回流，小部分作为轻油排入不合格油中出装置。塔底稳定汽油作为石脑油去罐区。199 为了抑制硫化氢对塔顶管道和冷换设备的腐蚀，在分馏塔和稳定塔塔顶管道采用注入缓蚀剂措施。缓蚀剂自缓蚀剂罐经缓蚀剂泵注入塔顶管道。分馏塔底优质燃料油经优质燃料油泵增压后与低分油换热至100℃左右，进入优质燃料油空冷器冷却至50℃后出装置作为优质燃料油去罐区。加氢工艺主要操作条件见下表：煤焦油加氢单元各反应器主要操作条件加氢精制反应器操作条件操作值入口温度，℃初期260/末期285出口温度，℃初期415/末期440操作压力MPa(A)16.8氢油比1000加氢裂化反应器入口温度，℃初期390/末期417出口温度，℃初期402/末期432操作压力MPa(A)16.8氢油比1000精制热高分温度，℃260压力，MPa(A)15.65裂化热高分温度，℃260压力，MPa(A)15.8精制冷高分温度，℃43压力，MPa(A)15.45裂化冷高分温度，℃43压力，MPa(A)15.65热低分温度，℃260压力，MPa(A)1.1冷低分温度，℃43压力，MPa(A)1.1煤焦油加氢单元塔设备操作参数199 单元参数数值原料预分馏塔T1塔顶压力MPaG0.05塔顶温度℃120塔底温度℃180汽提蒸汽t/h原料预分馏塔T2塔顶压力MPaG1塔顶温度℃180塔底温度℃360分馏塔T3塔顶压力MPaG0.35塔顶温度℃178塔底温度℃310塔顶冷却负荷KW塔底热负荷kW塔底热负荷kW稳定塔T4塔顶压力MPaG0.8塔顶温度℃120塔底温度℃217塔顶冷却负荷KW塔底热负荷kW4.4.3.2消耗定额煤焦油加氢装置主要原材料消耗定额序号名称单位单耗年耗量（吨）备注1煤焦油t14134722氢气Nm38133.36亿Nm33精制催化剂kg0.128551年再生1次，寿命3年4保护催化剂kg0.085351年1换5CS2kg0.05122开工1次用量199 注：单耗以处理吨煤焦油进料计50万吨/年煤焦油加氢项目公用工程消耗表序号名称单位小时耗量备注1脱盐水t232循环水t31553电6kVkWh60604电380VkWh12355蒸汽1.0MPat476仪表空气Nm320007氮气Nm31500间断4.4.4主要设备及选择4.4.4.1主要设备概述（1）超级离心机煤焦油原料中含有大量机械杂质，易导致原料预热器堵塞，因而必须将粒径大于100μm的机械杂质全部过滤干净。按照常规工程设计经验，改原料过滤一般采用在线过滤器，设置多台切换使用。但从目前已经建成同类装置的实际效果来看，过滤器经常堵死，需频繁反冲洗。即使采用一开两备方案，由于在线时间小于冲洗时间，仍然无法保证装置的正常运行。因此，考虑类似装置操作经验，本项目拟采用超级离心机来过滤煤焦油原料中大量的机械杂质。采用该设备可有效过滤大于100μm的机械杂质，保证装置的长周期运行。（2）反应器199 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4215mm，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。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，已经研制出更新的材质SA336-F22V，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。本装置设置加氢精制反应器6台，加氢裂化反应器2台。（3）加热炉本装置共设置三台加热炉：减压开工炉，设计热负荷2.8MW；反应进料加热炉，设计热负荷2.0199 MW，纯辐射型圆筒炉；分馏塔底重沸炉，设计热负荷2.0MW，纯辐射型圆筒炉。加热炉采用低压喷嘴以便使用PSA解析气做燃料。4.4.4.2主要设备表主要设备汇总表序号设备名称规格数量一反应器类1加氢精制反应器A1φ2500×5000(切线)12加氢精制反应器A2φ2500×7000(切线)13加氢精制反应器A3φ2500×7500(切线)14加氢精制反应器A4φ2500×7500(切线)15加氢裂化反应器B1φ2500×7500(切线)16加氢裂化反应器B2φ2500×7500(切线)1二塔类1分馏塔φ1800×30000（切线）12稳定塔φ1800×28000（切线）1三加热炉类1减压开工炉2.8MW12反应进料加热炉2.0MW13分馏塔底重沸炉2.0MW1四冷换类1反应流出物/反应进料换热器Aφ×4000（切线）12反应流出物/低分油换热器φ×4000（切线）13反应流出物/反应进料换热器B、C、Dφ×3100（切线）34反应流出物水冷器φ×3100（切线）15柴油/低分油换热器36分馏塔塔顶后冷器17稳定汽油/粗轻油换热器18稳定塔塔顶水冷器1199 9稳定汽油水冷器110预分馏塔顶气/原料油换热器111预分馏塔中段循环油/原料油换热器112重油/原料油换热器113预分馏塔顶气水冷器1五空冷类1预分馏塔顶气水冷器22反应物流出物空冷器23分馏塔塔顶空冷器24柴油空冷器2六容器类1加氢原料油缓冲器φ69000（切线）立式12高压分离器φ5500（切线）立式13低压分离器φ3000（切线）卧式14新氢压缩机入口分液罐φ3600（切线）立式15循环氢压缩机入口分液罐φ2000（切线）立式16分馏塔塔顶回流罐φ3000（切线）卧式17稳定塔塔顶回流罐φ2000（切线）卧式18缓蚀剂罐φ1600（切线）立式19燃料气分液罐φ3000（切线）立式110空气罐φ4800（切线）立式111放空罐φ4500（切线）卧式112地下污油槽箱式113脱盐水罐φ5500（切线）立式1七过滤器与脱水器类1加氢原料过滤器φ5500（切线）立式12柴油脱水器φ5500（切线）立式13切换吸附过滤罐2八压缩机、泵类1氢气压缩机电动往复泵2199 2循环氢压缩机电动往复泵23原料接力泵离心泵24加氢进料泵往复泵25注水泵往复泵26分馏塔塔顶回流泵离心泵27柴油泵离心泵28稳定塔塔顶回流泵离心泵29酸性水泵离心泵210撇油泵往复泵111缓蚀剂泵离心泵112硫化剂泵往复泵213放空油泵离心泵114污油回收泵气动隔膜泵14.5自动控制4.5.1设计原则本工程的仪表及过程自动化设计包括炭化、煤焦油加氢和动力站等主要工艺装置及辅助工程装置。根据本工程的工艺要求，环境特点及生产的可控性、连续性，为了实现优化管理，提高产品质量和经济效益，确保生产装置安全可靠地运行，确定控制方案。4.5.2设计范围设计的主要内容包括：炭化、煤焦油加氢以及动力站等。炭化部分包括：备煤、炭化、筛储焦、冷凝鼓风、煤气净化等工段。199 焦油加氢包括：气柜、焦炉气压缩、PSA制氢、煤焦油加氢、综合罐区、装卸站等工段。动力站包括：锅炉房、污水处理等工段。4.5.3自动化水平及控制室的设置根据仪表行业的发展趋势和动向，以及现代化企业对自动化水平的要求，为了取得最佳的经济效益，确保整套生产装置安全、稳定、可靠的运行，控制系统采用先进、可靠、性价比高的DCS系统对生产装置进行控制和管理。在炭化工段、煤焦油加氢和动力站各采用一套集散控制系统（DCS）。每套系统的控制站完全独立，操作站相对独立，必要时可互为冗余。在中央控制室设置一套集散控制系统，用于对从炭化、煤焦油加氢整套工艺流程进行集中监测和过程控制。为了实现优化控制获得最佳效益，DCS具有回路管理，数据历史趋势管理，数据实时记录，动态流程画面，数据报表，系统报警联锁等功能。对需要集中显示和控制的参数，在DCS操作站上进行操作和控制。参与经济核算的参数进行累积，并按生产要求编制和打印各类报表报警事件发生后除在屏幕上显示和打印外，同时有声光信号警示操作人员。为了确保生产装置及操作人员的安全，设置安全联锁系统。该系统功能由DCS系统实现。在中央控制室的199 DCS系统的操作站画面上设有各种操作按钮软开关或通过操作站的操作员键盘上的特定功能键，可对转动设备（压缩机、泵等）进行紧急停车，以及对有关安全联锁阀门进行远程手动开/关操作。在生产装置区内设置可燃爆炸性气体检定仪，进行监测报警。分析器输出信号送到个工作站的DCS系统。消防系统的重要参数可以通过控制室的DCS进行监控。对有CO、H2、CH4等可燃易爆性气体的场所，如炭化工段、PSA制氢工段、煤焦油加氢工段等，设置可燃气体报警检测系统。循环水、污水处理等公用工程采用常规仪表，在各工号设置操作室和仪表盘。这样既保持了盘装仪表直观、清晰、一目了然等优点，使主要参数不必在显示器上逐一翻页浏览，同时又具有较高的性能/价格比，并且使用灵活，维修简单。4.5.4仪表选型仪表选型在满足工艺过程检测及控制功能的前提下，选用技术先进、质量可靠便于维修且具有合理性价比的仪表设备。温度仪表：集中为热电阻（Pt100）和热电偶，就地双金属温度计。压力仪表：集中为智能型压力（压差）变送器，就地为弹簧管、膜片、膜盒、隔膜压力表。199 流量仪表：一般选用法兰取压标准孔板配压差变送器；煤气流量选用法兰取压环孔板配压差变送器；有腐蚀或含有固体颗粒的导电液体介质选用电磁流量计；小管径洁净气体或液体选用金属管转子流量计。液位仪表：一般情况下，也为测量选用差压式仪表。对具有易结晶、易气化的粘稠或含有悬浮物的液体选用法兰式或法兰插入式仪表；对被测介质的气相需要进行隔离时，选用双法兰差压变送器。物位仪表：配煤仓、煤塔、焦仓料位选用超声波料位计。调节阀：根据流体特性、流量大小、工艺操作条件要求选择调节阀的型式、口径、附件等。用于介质连续调节选用体积小、流通能力大、技术先进的直通单座、双座、套筒调节阀。两位式断续调节场合选用气动切断球阀。分析仪表：分析仪表的设置应以保证产品质量，确保安全生产，增加经济效益为前提，根据工艺介质特性选用先进可靠、操作维修简便的分析仪表。如电捕焦油煤气氧含量分析选用磁力机械氧分析仪，硫铵酸度分析选用流通式pH分析仪。4.5.5仪表防爆及防护根据防爆区域的划分，对有防爆要求的工段选用本安防爆或隔爆型仪表。对户外安装的现场仪表选用个全天候型。4.5.6仪表电源仪表电源采用双回路220VAC供电，两路被备用，DCS设置在线不间断供电电源（UPS），蓄电池后备工作时间不小于30分钟。199 4.5.7仪修仪表维修以小修原则设置，选用目前先进的检修、检测、校准仪器。199 5原材料、辅助材料、燃料和动力供应5.1主要原材料、辅助材料、燃料的种类、规格、年需求量本项目以新疆自治区伊犁州丰富不粘煤或弱粘结性煤为原料生产兰炭，然后利用联产焦油、焦炉煤气以及国内自主开发的中低温煤焦油加氢技术生产柴油馏分和石脑油馏分产品，年原料煤需求量为1100万吨。5.1.1主要原材料供应新疆是国家重要的能源基地，煤炭预测资源量达2.19万亿吨，占全国预测资源总量的40%以上，位居全国首位。伊犁煤田是新疆四大煤田之一，从地貌和行政区划讲，主要分为伊南煤产地、伊北煤产地、尼勒克煤产地和昭苏煤产地。四个煤产地的地表面积约1.1万平方公里，占伊犁区划面积的19%，在伊犁州行政管辖区内的远景预测储量为4770亿吨，占全疆远景预测总量2.19万亿吨的22%，2004年探明煤炭储量为24亿吨，2009年为360亿吨，增长15倍，但也仅占伊犁远景预测储量7.5%，低于全疆7.9%的平均水平，远低于全国21%的平均水平。伊南煤产地（划为新疆伊犁伊宁矿区）。伊宁—巩乃斯盆地，行政区划主要分布在察布查尔县境内，位于伊犁河以南至乌孙山、依什基里克山北麓山前地区。面积1710平方公里。矿区内远景预测储量815亿吨。探明储量168亿吨，可采煤层6层-12层。煤质类型为：199 不粘结煤和长焰煤。伊北煤产地（划为新疆伊犁伊宁矿区）。伊宁—巩乃斯盆地，行政区划主要分布在霍城县、伊宁市、伊宁县境内，煤田面积4670平方公里，远景预测储量为2903亿吨，已探明储量72亿吨，可采煤层19层。平均厚度88.31米。煤质类型为：不粘结煤和长焰煤。尼勒克煤产地（划为新疆伊犁尼勒克矿区）。尼勒克—科尔克山间短线小盆地，位于伊犁盆地东部，喀什河沿岸，含煤面积1183平方公里，远景预测储量416亿吨。已探明储量50亿吨。细分为尼勒克煤产地和科尔克煤产地。其中：尼勒克煤产地1078平方公里，远景预测储量330亿吨；科尔克煤产地面积105平方公里，远景预测储量86亿吨，煤质类型为：气煤，是新疆的稀缺煤种。昭苏煤产地（划为新疆伊犁昭苏矿区）。昭苏盆地，位于伊犁盆地南缘乌孙山南麓，煤田面积1255平方公里，远景预测储量为115亿吨，已探明储量2亿吨，煤质类型为：长焰煤。此外，从未做过煤田地质工作的新源煤产地，预计面积2220平方公里，远景预测储量521亿吨。伊犁河谷煤炭资源情况序号煤炭/产地含煤面积/平方公里预测储量/亿吨探明储量/亿吨1伊南煤产地17108151682伊北煤产地46702903723尼勒克煤产地1183416504昭苏煤产地125511525其他煤产地2220521199 合计110384770292伊犁地区煤炭资源丰富，具备规模化发展煤炭资源开发和综合利用的资源基础。5.1.2辅助材料的需用量及供应来源本工程所需辅助材料主要通过就近外购解决，其需要量如下表所示：本项目辅助材料表序号名称及规格单位数量来源备注1烧碱t/a10400外购2栲胶+PDSt/a180外购3活性炭、焦炭t/a850外购4分子筛、催化剂t/a440外购5瓷球BLt/a10外购6缓蚀剂t/a32外购5.2公用工程需求量和供应本项目所需的公用工程包括新鲜水、循环水、脱盐水、蒸汽、电、氮气、仪表空气等，其需求量如下表：公用工程需求量和供应表序号名称单位数量供应1新鲜水t/h1386新建2循环水t/h60505新建3脱盐水t/h182新建4蒸汽t/h264/284（夏季/冬季）动力站199 5电kW89553外购6氮气Nm3/h5500空压制氮7压缩及仪表空气Nm3/h17800空压制氮199 6建厂条件和厂址方案6.1建设条件6.1.1地理位置新疆XX石化有限公司600万吨/年喷吹料、联产40万吨/年焦油轻质化综合利用项目厂址位于奎屯-独山子经济技术开发区南区东部。奎屯-独山子经济技术开发区交通、区位优势明显，312国道与217国道在开发区交汇，乌奎高速、奎克高速、奎赛高速辐射北疆，独库公路穿越天山连接南北疆；兰新铁路横穿开发区，向西通达霍尔果斯口岸，奎北铁路纵贯北疆。奎屯火车站是亚欧大陆桥进入中国的第一个编组站，年货物吞吐量1000万吨，拥有10多个大型仓库和11条铁路专用线，客货向东可直发内地，向西穿越中亚、通达欧洲。地理位置优越，交通便利。6.1.2地形地貌奎屯-独山子经济技术开发区南区地处准噶尔盆地南缘的西部，西南部有独山子山，南距天山山脉50公里，西距奎屯河8公里。该区地形总的趋势是西南高、东北低。区域地貌大体可分成丘陵山地和洪积戈壁平原。戈壁平原由两大冲积扇组成，西部为现代奎屯河冲积洪积扇，以奎屯河为冲积轴部，东部为古奎屯河冲积洪积扇，占全区的绝大部分地区。199 6.1.3气象条件奎屯-独山子经济技术开发区地处大陆腹地，远离海洋，区域海拔450-530米，属北温带大陆性气候，年降水量182毫米，年平均气温7℃，年均日照时数2598.1小时，全年无霜期约180天。气象要素见下表：气象要素表(1)气温及地面温度年平均气温7.3℃平均最高气温14.0℃平均最低气温0.8℃极端最高气温41.7℃（1965年7月）极端最低气温-36.4℃（1996年12月20日）地面平均温度9.2℃地面最高温度26.3℃地面最低温度-1.5℃（2）气压历年平均气压966.7hPa日均最高气压959.2hPa日均最低气压947.5hPa（3）空气湿度历年平均相对湿度64%月平均最大相对湿度89%月最小相对湿度2%（4）降雨量及降水量历年平均降水量182.3mm年最大降水量342.3mm年最小降水量97.6mm199 一昼夜最大降水量127.9mm最大一次降水天数3days（192.2）mm最大连续降水天数8days（5）蒸发量年平均蒸发量1763.9mm年最大蒸发量2592.5mm年最小蒸发量1410.6mm（6）风向、风速及基本风压值冬季盛行风向NW夏季盛行风向W年主导风向W历年平均风速1.3m/s最大风速20m/s瞬时最大风速31.0m/s（7）冻土深度最大冻土深度145cm（8）降雪量及基本雪压值日最大降雪量340mm（9）雷暴日及沙暴日数年平均雷暴日数14days年平均沙暴日数4days6.1.4工程地质199 奎屯-独山子经济技术开发区位于天山褶皱系与准噶尔地陷交界部位，其中独山子一带系东西向北斜构造。规划区地质层由新第三系构成，主要为杂色泥岩和泥质砂岩，局部地段覆盖厚度不等的第四纪沙砾层。在独山子背斜轴部有泥火山喷出物，构成泥火山表面的是黄色亚粘土和亚沙土为主的松散堆积物，即为丘陵山区。除丘陵山区外的全区大部分为戈壁平原，平原土质为第四纪砾石层。根据奎屯经济技术开发区地质勘察报告，“在开发区以南独山子一带存在的天山山前大断裂东西延长达数百公里，近代发生在玛纳斯附近的8.4级强地震即与该断裂有关，表明其在近代具有较强的活动性”。在乙烯工程地质勘察中也在独山子南部发现第四系被断层错动的现象，表明这里新构造活动比较发育。另有相关勘探资料表明，在开发区东侧存在小拐断裂，南北向产出，推断其向南延长。在建筑物设计时一定要考虑抗震加固问题。从总体来看，为广大的冲积洪积戈壁平原。园区用地除部分地区可能会有影响外（需地勘资料落实），其他地区均为良好的天然地基基础区，工程地质条件良好，地层结构单一，地貌形态单一。地面地基承载力较好，约为450-500MPa/m2。抗震设防烈度为VIII度。6.1.5水文地质奎屯-独山子经济技术开发区位于奎屯河流域,地表水多年平均资源量为6.6×108m3，属于艾比湖水系，奎屯河流域地下水总补给量9.28×108m3，现状地下水可开采量约为4.95×108m3，地下水水质较好。根据自治区水利厅《关于对“奎屯市地下水资源开发利用规划报告”审查意见的批复》（新水政字[2000]28）和《奎屯市总体规划》，可供奎屯市发展利用的水资源总量为11235×104199 m3，其中地下水可开采量10235×104m3，奎屯河地表水引用量1000×104m3。所取用地表水泥沙含量大，主要用于城市绿化；目前奎屯市年取用地下水5800×104m3（含驻市部分团场用水）。现状年总用水量为6800×104m3。2010年和2015年奎屯市分别尚有3900×104m3和3600×104m3的地下水资源可开采潜力，完全可以满足奎屯市第三水厂年取水1100×104m3的规模，供奎屯市当地发展和奎屯-独山子经济技术开发区使用，其余的地下水开采量供奎屯市其他部门的自备水源使用。6.1.6交通运输条件铁路：奎屯火车站是亚欧大陆桥进入中国的第一个编组站，年货物吞吐量1000万吨，拥有10多个大型仓库和11条铁路专用线，客货向东可直发内地，向西穿越中亚、通达欧洲。兰新铁路横穿开发区，向西通达霍尔果斯、阿拉山口2个口岸；奎北铁路纵贯北疆。公路：开发区东距乌鲁木齐250公里，北距克拉玛依140公里，西距博乐270公里，交通优势明显。312国道与217国道在开发区十字交汇。乌奎高速、奎克高速、奎赛高路辐射北疆，独库公路穿越天山连接南北疆。本项目临近312国道、乌奎高速公路，交通便利。6.2厂址新疆XX石化有限公司600万吨/年喷吹料、联产40万吨/199 年焦油轻质化综合利用项目厂址位于奎屯-独山子经济技术开发区南区东部，厂址西邻东外环路及X公司拟建的800万吨/年重油制烯烃项目厂址，北面为园区规划的铁路专用线及物流仓储区，东靠纵七路，南依启航路。厂区占地面积约81.78ha。厂址处地势开阔平坦，南高北低，用地性质属工业用地。界区内全部为荒地，没有需要拆迁的建构筑物。本项目厂址的优点如下：（1）、厂址用地为戈壁荒地。利用荒地建设化工项目，符合国家的土地利用政策；同时土地价格较低，可节省建设费用。（2）、厂址位于奎屯-独山子经济技术开发区内，可享受开发区的各项优惠政策，充分利用开发区内现有的公用工程及辅助设施。（3）、奎屯火车站年货物吞吐量1000万吨，拥有10多个大型仓库和11条铁路专用线，客货向东可直发内地，向西穿越中亚、通达欧洲。厂址外部开发区铁路在奎屯火车站接轨，厂址距离奎屯火车站直线距离约7公里。外部交通运输条件较好。（4）、厂址位于冲积洪积戈壁平原，为良好的天然地基，工程地质条件良好，地层结构单一。地基承载力较高，约为450-500MPa/m2。199 7公用工程和辅助设施方案7.1总图运输7.1.1全厂总图7.1.1.1总平面布置原则按生产功能分区，合理确定各功能区的外形和面积；满足防火、防爆及卫生等安全防护要求。7.1.1.2总平面布置根据上述总平面布置原则和厂址处土地利用现状，总平面布置如下：工艺装置：（1）直立炉及化产装置：包括直立炉工段、冷鼓电捕工段、脱硫及硫工段、硫铵工段。靠近原料煤筒仓布置在厂区中部。（2）制氢工段：包括制氢装置压缩机房、制氢单元PSA、制氢单元预处理等。布置在直立炉装置的西侧。（3）煤焦油加氢工段：包括新氢及循环氢压缩机房、冷热油泵房、高压泵房、加氢裂化、加氢精制、分馏塔、氢气加热炉、分馏塔、稳定塔、换热器组等，靠近制氢工段布置在厂区西北部。199 在厂区布置铁路站场，铁路及仓储区布置在厂区北部。靠近铁路布置喷吹料堆场、粉煤及焦炭堆场、原料及成品库和原料及成品罐区。在厂区西部布置空压、制氮及变电所，在其东部布置循环水系统、清水池，在厂区南部布置锅炉房及维修。火炬及污水处理布置在厂区最东边，位于厂区主导风向的下风向。厂前区布置在厂区的西南角，位于全厂主导风向的上风向。厂区共设5个出入口，靠近厂前区在厂区南部布置人流出入口；在喷吹料堆场以南布置厂区东西向主干路，在该主干路东、西两侧布置货流出入口；在直立炉装置以西布置厂区南北向主干路及消防出入口。在厂区西北部布置铁路货流出入口。本项目厂区总占地面积为81.78ha。7.1.1.3竖向布置厂址位于戈壁平原，厂址处地势平坦。本工程采取平坡式竖向布置形式。7.1.2厂区绿化工程为改善生产环境，提高绿化覆盖面积，拟在新建厂房之间的空地上种植花草，沿道路两侧种植行道树，在厂前区进行重点绿化。做到总绿化面积不小于厂区总面积的12%。7.1.3货物运输7.1.3.1货物运输量本项目全年运输总量为1859.9万吨，其中运入1104.4万吨，199 运出755.5万吨。货物运输量及运输方式见下表：年货物运输量表序号货物名称单位运输量运输方式1煤炭万吨1100铁路2烧碱（折百）万吨1.04铁路、公路3硫酸万吨3.1885铁路、公路4栲胶+PDS万吨0.018铁路、公路5活性炭万吨0.06公路6焦炭万吨0.025公路7.1.3.2货物运输方案的确定在厂内建设铁路站场。铁路站场在厂区北部开发区规划的铁路专用线上接轨。开发区规划的铁路专用线在奎屯火车站接轨。原料煤采取铁路运输方式，其余原料及成品采取铁路运输为主，公路运输为辅的运输方案。公路运输主要依托社会运输力量。根据原料煤的运量，设单线双翻翻车2台。设煤炭重车线2条，空车线2条，到发线1条，有效长1050m。设液体装车线1条，有效长为050m（考虑具有整列装车条件）；设兰炭装车线2条，其中1条为重车装车线，1条为空车线，有效长为50m；设原料及成品线1条，设长150m、高1.1m、宽12m货物站台一座。7.2给排水7.2.1相关规范和标准《室外给水设计规范》（GB50013-2006）199 《室外排水设计规范》（GB50014-2006）《建筑给水排水设计规范》（GB50015-2003）《建筑防火设计规范》（GB50016-2006）《石油化工企业防火设计规范》（GB50160-2009）《工业循环水冷却设计规范》（GB/T50102-2003）《工业循环冷却水处理设计规范》（GB50050-2007）《石油化工企业给水排水系统设计规范》（SH3015-2003）《石油化工企业环境保护设计规范》（SH3024-1995）《石油化工给水排水管道设计规范》（SH3034-1999）《石油化工污水处理设计规范》（SH3095-2000）《石油化工给水排水水质标准》（SH3099-2000）《生活饮用水卫生标准》（GB5749-2006）7.2.2设计范围本项目为新建项目，给排水设施新建。工程设计范围为项目区内所有的给排水设施。给排水系统的设计包括：清水池、新鲜水加压泵房、循环冷却水系统、厂区给排水地下管网、污染雨水收集、事故水池、污水处理站、回用水站等。为节约水资源，同时保护水环境，本工程尽可能收集厂区的污水进行深度处理和回用，减少外排水量。7.2.3设计原则199 本次新建工程，方案选择尽可能合理利用水资源，以节约用水为原则，生产用水尽可能重复使用，其它用水采用分质供水。排水采用清污分流，生产污水、生活污水及污染雨水均进入污水处理系统。7.2.4供水水源本项目位于奎屯-独山子石化区南区，项目可选供水水源有：（1）南区水厂，目前供水量为820万方/年，年可供水量为4000万方/年，水源位置距离项目选址仅一路之隔。（2）独山子第三水源，独山子区承诺石化园区供水量为500万方/年，目前向石化区南区供水量为130万方/年，水源位置距离项目选址6公里。本项目生产用水、生活用水优先选择由南区水厂分质供给。7.2.5用水负荷本项目新鲜水用量1386m3/h（1098万方/年），为节约新鲜水用量，建议循环冷却水系统补水尽量采用园区污水处理厂提供的再生水。项目用水负荷统计见下表。工程用水量表单位：m3/h序号用水单元新鲜水循环水脱盐水备注1备煤52直立炉利用清净下水1303筛焦54冷鼓电捕39000199 5脱硫硫回收105670206硫铵157气柜108PSA56009焦油加氢31552310制冷、制氮708011余热锅炉139利用精制凝液15012脱盐水站补水209.313循环水站补水1056.3使用再生水78*14生活用水515未预见水量70包括冲洗水、绿化用水等7.2.6厂区系统根据工程的用水状况，给水系统划分为：生活给水系统、生产-低压消防给水系统、稳高压消防给水系统、循环冷却水系统、脱盐水系统及回用水系统。7.2.6.1生活水给水系统生活水加压系统主要供厂区生活、化验等用水。生活水用水量5m3/h,水质满足《生活饮用水标准》（GB5749-2006），供水压力不小于0.30MPa。7.2.6.2生产-低压消防给水系统生产加压系统包括清水池、加压泵等。为提高供水安全，本工程设置容积为10000m3的生产、消防合用水池，其中生产用水7000m3，余为消防用水。199 辅助生产设施消防水按50L/s考虑，采用低压消防系统，低压消防给水与生产给水合并为一个管网。生产水系统设计流量约为1600m3/h，设计压力为0.38MPa，选用卧式泵2台，1用1备，参数为：流量Q=1500～1870～2170m3/h，扬程H=57～49～39m；转速n=980r/min，电机功率400kW。厂区生产水管网枝状敷设，供水管采用焊接钢管，埋地管道作加强级防腐处理。7.2.6.3稳高压消防给水水系统根据《建筑设计防火规范》和《石油化工企业防火设计规范》，在本项目所涉及的区域内，同一时间内火灾发生次数按1次计算，生产装置消防水供水强度为200L/s，火灾延续时间为3h，压力为1.0MPa；罐区消防冷却水供水强度为50L/s，火灾延续时间为6h，压力为1.2MPa。如前所述，消防水池与生产水池合用，容积为10000m3，其中消防水储量为3000m3，其余为生产储水。水池设有消防水不被动用的技术措施。消防水系统加压设备包括：消防主泵、消防稳压设备。主泵共3台，2用1备，水泵参数为：额定流量Q=80L/s，额定压力P=1.2MPa；转速n=1480r/min，电机功率120kW。消防稳压设备由2台稳压泵和1台气压罐组成，稳压泵1用1备，参数为Q=18～30～35m3/h，H=111～96～87m；功率N=15kW；稳压罐采用钢制隔膜式气压罐。199 消防给水管网主管为地下管网，消防水主管管径不小于100mm。所有消防泵连同消防气压罐设置在半地下式泵房中。室外消防水管网按环状布置，设地上式消火栓及消防水炮，消防水炮采用水/雾两用型。在工艺装置区、罐区等处室外消火栓布设间距不大于60米。7.2.6.4循环冷却水系统本项目总循环水量规模为60505m3/h，本工程新建1座循环水站，供水能力65000m3/h。工艺参数：供水压力P1=0.40MPa回水压P2=0.25MPa供水水温t2=30℃回水水温t1=40℃温差Δt=10℃浓缩倍数N=5建、构筑物型式及设备选择：A冷却塔冷却塔采用NL-II-5000型钢筋混凝土逆流式冷却塔13座，单塔冷却能力5000m3/h，配套冷却塔风机单机性能：风量31.5×105m3/h，风压170Pa，配套电机N=200kW。B循环水泵循环水泵选用SLOW800-980型离心泵7台，6开1备，单机性能：Q=6600-9810-11660m3/h，H=73.8-62.5-51.2m，配套电机功率为2000kW。C旁滤系统旁滤水处理能力为3000m3/h，选用1000m3/h多介质过滤器3套。D加氯系统加氯机采用Regal-2100型加氯机4台，3开1备。E加药系统加药系统采用JY0.6/1.44B-1型加药装置2套。7.2.6.5脱盐水系统根据补充水质的不同，脱盐水系统分为脱盐水站和凝结水处理站两个系统。脱盐水站：补水为新鲜水，产水规模200199 m3/h，制备工艺流程拟定为：新鲜水→预处理→全自动清洗过滤器→活性炭过滤器→阳床→除碳器→阴床→混床→脱盐水箱→用户。凝结水处理站：处理蒸汽凝结水，产水规模200m3/h，制备工艺流程拟定为：凝结水→全自动清洗过滤器→除铁过滤器→混床→脱盐水箱→用户。离子交换树脂采用盐酸和液碱再生，再生废液流入中和池，最后送无机废水处理系统处理回用。7.2.6.6回用水系统为了充分利用水资源，提高水的重复利用率，节约新鲜水用量，本工程设置回用水系统。回用水主要作为循环冷却水系统补充用水，总回用水量134m3/h。7.2.7排水系统本工程总废水排放量670.6m3/h，其中有机废水排放量409.8m3/h，无机废水排放量260.8m3/h。排水负荷见下表：项目排水量统计表单位：m3/h序号排水单元有机污水其他排水备注1备煤12直立炉333筛焦14冷鼓电捕5脱硫硫回收2626硫铵7气柜68PSA9焦油加氢1010制冷、制氮199 11余热锅炉4.312脱盐水站29.6清净下水13循环水站226.9清净下水14生活污水4.515未预见污水40厂区无机废水处理站52.3小计409.8260.8直立炉用130清净下水各排水系统简述如下：7.2.7.1生活污水主要是厂区的生活污水管网，采用重力流方式将各界区的生活污水送至园区污水处理厂。7.2.7.2生产污水收集各装置单元的污染排水（包括污染雨水）、冲洗水等。生产污水量约为409.8m3/h，管网重力流埋地敷设，最终进入园区污水处理厂。7.2.7.3雨水厂址地处中温带大陆性干旱气候区，降水量小，年平均降水量仅为182.3mm。按照设计规范不必设置排雨水方式。7.2.7.4污染雨水与事故排水为防范和控制厂区污染雨水、事故或事故处理过程中产生的物料泄漏、污水对周边地表水和地下水环境的污染及危害，降低环境风险，厂区内设事故废水收集系统。该系统系统设计执行《水体污染防控紧急措施设计导则》（中石化建标【2006】43号），厂区建设事故应急水池一座，总有效容积4000m3。199 7.2.8污水处理站7.2.8.1有机污水本项目产生的有机污水全部收集、预处理，最终排入园区污水处理厂。园区污水处理厂，处理规模6万吨/天，工艺流程采用缺氧-好氧生物脱氮工艺，具体工艺流程为项目预处理污水—进水池—粗格栅—细格栅—沉沙池—粗沉池—A/O池—二沉池—污水库。进水指标：BOD5220mg/LCODcr400mg/LSS200mg/LNH3-N45mg/LTP2mg/L7.2.8.2无机废水及回用（1）处理规模本系统主要处理循环排污水、脱盐水站排水等清净废水，需处理的水量130.8m3/h。考虑废水产生的波动性，本系统设计规模按150m3/h考虑。（2）设计进出水水质进水水质：清净废水主要污染物质为悬浮物和总溶解性固体（TDS），悬浮物浓度在80-100mg/L，TDS浓度1200-2000mg/L。出水水质：按《工业循环冷却水处理设计规范》（GB50050-2007）规定的指标进行控制。（3）工艺技术方案考虑主要去除悬浮物、TDS等污染物，处理工艺拟采用“超滤+反渗透”处理工艺。（4）主要流程说明199 反渗透的预处理设施采用叠片式过滤器+超滤，可免去庞大的预处理系统，不需使用混凝剂、助凝剂等，同时具有高效的处理效果，能够去除98%以上的有机物，99.99%以上的微生物，确保掺水SDI小于1，为反渗透膜提供最大限度的保护，保证RO的进水要求。超滤膜采用中空纤维膜元件；每根膜组件设有完整的维修隔离阀门，可单独进行维修和更换而不影响整套超滤装置的运行。反渗透膜采用抗污染膜，反渗透膜组件各段进出水总管设置阀门，以便清洗时与清洗液进出管相连。反渗透系统脱盐率≥97%，产水率≥60%。反渗透出水去回用水池，浓盐水最终排入园区污水处理厂。（5）回用水量该系统反渗透产水率为60%，回用水量为78m3/h，另外有52m3/h浓盐水最终排入园区污水处理厂。7.3供电7.3.1研究范围本项目的供电系统包括全厂生产界区内各变配电站、全厂供电线路、各生产装置及辅助生产装置内用电设备的供配电、照明、防雷、接地等。本可行性报告与厂外的分界点为全厂总变电站进线绝缘子，220kV外线不在本可行性研究范围内。199 7.3.2标准规范设计遵循的标准,以国家标准和化工行业标准为主，其它标准辅之，在执行过程中，标准若有修订，应以修订后的有效版本为准。当各标准发生不一致时，应以国家标准为准。采用的标准主要有：l《3～110kV高压配电装置设计规范》（GB50060-1992）；l《220kV～500kV变电所设计技术规程》（DL/T5218-2005）；l《10kV及以下变电所设计规范》（GB50053-1994）；l《供配电系统设计规范》（GB50052-1995）；l《低压配电设计规范》（GB50054-1995）；l《电力装置的继电保护自动装置设计规范》（GB50062-1992）；l《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50058-1992）；l《建筑物防雷设计规范（2000年版）》（GB50057-1994）；l《建筑照明设计标准》（GB50034-2004）；l《电力工程电缆设计规范》（GB50217-1994）；l《化工企业腐蚀环境电力设计规程》（HG/T20666-1999）；l《工业与民用电力装置接地设计规范》（GBJ65-1983）；l《石油化工静电接地设计规范》（SH3097-2000）。7.3.3用电负荷及负荷等级（1）用电负荷本项目用电负荷为89553kW，详见“用电负荷统计表”。（2）负荷等级199 本项目用电负荷统计表序号装置名称需要容量（kW）备注6kV380/220V1备煤1180工艺第一变配电所2直立炉5110工艺第二变配电所3筛焦1375工艺第三变配电所4冷鼓电捕6050960工艺第三变配电所5脱硫硫回收211555工艺第三变配电所6硫铵1180工艺第三变配电所7气柜20工艺第三变配电所8PSA38500550工艺第三变配电所9焦油加氢60601235工艺第四变配电所10储运系统1120200工艺第四变配电所11循环水120006151给排水一变配电所12脱盐水600给排水二变配电所13给水655给排水二变配电所14排水450给排水二变配电所15供热系统41411035供热系统变配电所16空压1780工业气体变配电所17制氮1680工业气体变配电所18冷冻90工业气体变配电所19厂前区、机电仪修及仓库500厂前区变配电所20全厂照明系统及其它1000厂前区变配电所共计（折算后）97340乘以同时系数0.9289553199 本项目生产过程属高温、高压、易燃、易爆生产环境，生产装置自动化程度高，生产连续性要求很高。突然停电会引起设备损坏、停产，造成较大的经济损失，且恢复正常生产需要较长的时间。根据《供配电系统设计规范》（GB50052-95）的要求，本项目绝大部分工艺装置和部分辅助生产装置用电负荷属二级负荷，其他辅助配套装置属于三级用电负荷，另外还有少量一级用电负荷，如消防水泵、压缩机油系统、UPS、事故照明等。7.3.4供电电源奎屯市区具有坚强的电网网架结构，拥有220kV玛奎线、220kV奎克线、220kV奎皇线双回路，110kV奎沙线、110kV奎精线、110kV奎果线等多条110kV及以上输电线路。形成了以奎屯为中心，联接克拉玛依、玛纳斯、沙湾、乌苏、精河、博州的强大电网，与奎屯电网联网运行的主要为玛纳斯火力发电厂、吉林台水电站和中电投乌苏电厂。其中奎屯市现有35kV及以上变电站7座，主变总容量达565.15兆伏安。其中220kV变电站1座，位于奎屯市西郊三公里半处，主变容量为390兆伏安，110kV变电站2座；110花园变位于奎屯市西郊，主变容量为40兆伏安，主要担负奎屯市区的供电任务；110kV万宏变位于奎屯市东郊主要担负奎屯市东郊和开发区北一区的供电任务，现有主变2台，容量80兆伏安，该站供电裕度较大，可接带周边各类用电，距离项目选址约3km范围。另外，开发区新建35kV启航变主变容量为20兆伏安。根据“十二五”电网发展规划，奎屯-独山子经济技术开发区南区将于2011年或2012年建设一座220199 kV的变电站，距离项目选址约1km范围。220kV玛奎线Ⅱ回线路项目也已立项，奎屯电业局电网结构将更加坚强，供电能力将得到进一步提升。供电可靠性、供电质量进一步提高，电网实现了安全、经济、可靠运行。即将开工建设一个2×350MW的机组，和现有的2×135MW机组建立一个局域网，上有主网下有局域网，独山子还有一个自成体系的一个网，等于有三条电网在这里支撑。区域现状网络电压等级为110kV、35kV、6kV、380/220V。本规划区邻近奎屯220kV变电所和独山子乙烯厂220kV变电所。从奎屯至独山子乙烯厂220kV变电所的一条220kV架空线路经从规划区穿过，外接系统电源乌鲁木齐220kV电网。本项目拟建110kV变电站，110kV线路引自地区220kV变电站，作为全厂用电设备的电源，实现双回路供电，满足本项目用电可靠性的要求。同时，本项目采用热电联产方案，可以满足本项目的部分电力供应。同时，在项目区中的工艺装置区设1台1200kW柴油发电机，作为保安电源供电。7.3.5供电方案7.3.5.1供电电压选择根据本项目用电负荷和电源的实际情况，确定由地区电网取得的电源进线电压为110kV，本项目化工装置供电网络和高压电动机配电电压等级为66kV，低压用电负荷的配电等级为380/220V。199 根据装置的负荷情况，生产装置用电负荷配电电压等级如下：200kW及以上电动机6kV200kW以下电动机380V检修电源380/220V照明电源380/220VDCS及关键仪表220V，来自UPS7.3.5.2电气主接线及接入系统方案本工程拟建设自备燃气蒸汽联合循环热电系统，在厂内建一个与电网相连的110kV总变电所，该变电所把自备热电厂的发电和电网的供电送到化工装置和辅助配套装置及公用工程。110kV总变电所从地区电网取两回110kV供电线路作为厂区主电源及备用电源，内设2台50MVA、110/6kV主变压器，110kV变电站的高压侧母线的主接线方式为中性点有效接地的单母分段接线，6kV主接线采用单母线分段，分列运行方式。此外，根据项目用电情况，在厂区设置6/0.4kV车间变配电站。考虑到工艺装置区存在爆炸性及腐蚀性气体，装置变配电所设置在安全区并尽量采用户内式布置。根据装机容量的特点，本工程的接入系统电压考虑采用6kV。燃气轮机和汽轮发电机组接入厂内配电装置，配电装置采用GIS。199 发电机出口设置断路器，提高了厂用电的可靠性，并对厂用电稳定运行有利。发电机组的起停电源是经过主变压器反送电通过高压厂用工作变压器获得，从机组起动直到发电机并网发电，整个过程都不需要厂用电切换；而只有当厂用变压器故障时，才需要将工作厂用电源切换到备用厂用电源，大大减少了厂用电切换次数。另外，发电机出口装设断路器后，只设置一台高压备用变压器，简化了高压备用电源的接线和布置。该方案电气设备少，一次投资节约，运行灵活，且供电可靠性较高。7.3.5.3装置变电所根据项目用电情况，在厂区设置9座10/0.4kV车间变配电站。各6kV变配电所均由两回路电源供电，两路电源分别引自全厂总变电所两段6kV母线。每一路电源均能负担100%的负荷。对于较大型电动机可由总变电所直馈，如启动困难可采用降压启动装置或采用变压器－电动机组接线方式（对更大型的电动机）。工艺第一变配电所：设置在备煤装置界区内，需从总变引2回6kV电源，内设2台6/0.4kV、1250kVA变压器，6kV母线采用单母线分段，负责向备煤装置供电。工艺第二变配电所：设置在直立炉界区内，需从总变引2回6kV电源，内设3台6/0.4kV、3150kVA变压器，6kV母线采用单母线分段，负责向直立炉装置等用电负荷供电。工艺第三变配电所：设置在筛焦装置界区内，需从总变引2回6kV电源，内设3台6/0.4kV、3150kVA变压器，6kV母线采用单母线分段，负责向筛焦、冷鼓电捕和脱硫硫回收、硫铵、气柜、PSA等用电负荷供电。199 工艺第四变配电所：设置在焦油加氢装置界区内，需从总变引2回6kV电源，内设2台6/0.4kV、2000kVA变压器，6kV母线采用单母线分段，负责向焦油加氢和储运系统等装置用电负荷供电。给排水一变配电所：设置在循环水界区内，需从总变引2回6kV电源，内设3台10/0.4kV、4000kVA变压器，6kV母线采用单母线分段，负责向循环水站等用电负荷供电。给排水二变配电所：设置在脱盐水界区内，需从总变引2回6kV电源，内设2台6/0.4kV、2000kVA变压器，6kV母线采用单母线分段，负责向脱盐水站、给水和污水处理装置、消防水泵站等用电负荷供电。供热系统变配电所：供热系统内设置1座变电所，内设2台6/0.4kV、1250kVA变压器，6kV母线采用单母线分段运行，向供热系统等用电负荷供电。工业气体变配电所：在空压装置界区内设置1座变电所，内设3台6/0.4kV、2000kVA变压器，6kV母线采用单母线分段运行，向空压系统、制氮和冷冻装置等用电负荷供电。厂前区变配电所：设置在厂前界区内，需从总变引2回6kV电源，内设2台6/0.4kV、2000kVA变压器，6kV母线采用单母线分段，负责向厂前区、机电仪修及全厂照明系统等用电负荷供电。在各车间变配电所设置开关柜，并对高压用电负荷供电。199 7.3.6无功功率补偿本项目在6kV和380V系统进行适量的无功补偿，使全厂的功率因数达到0.92以上。补偿集中设置在各变、配电所。6kV采用并联电容补偿成套装置，380V采用无功功率自动补偿屏。7.3.7继电保护和监控110kV总变和6/0.4kV车间变配电所采用微机综合自动化系统，全厂电气控制设置在主控室内，6/0.4kV变电所为无人值班，各变电所通过光纤上传电气数据到主控室的后台机上，在后台机上实现微机监测、监控、通讯联络等综合自动化功能，以保证变电所安全可靠运行，提高管理和维护水平。对装置区、装置控制室等主要人行通道采用应急灯照明。7.3.8配电线路从变电所到装置生产区的电缆均选用阻燃型交联电缆，电缆尽量沿电缆桥架敷设。车间内的配电线路采用电缆沿桥架敷设，当线路少，且环境允许的情况下，采用电缆或导线穿钢管埋地敷设。道路照明为三相四线制供电，电缆埋地暗设。199 7.3.9防雷、接地、防静电措施按照GB50057-94（2001版）《建筑防雷设计规范》，所有生产装置属于第二类防雷建筑物，其余的建构筑物为第三类防雷建筑物。对于第二类防雷建筑物，每根引下线的冲击接地电阻不应大于10欧姆，对于第三类防雷建筑物，每根引下线的冲击接地电阻不应大于30欧姆。对于爆炸和火灾危险环境内可能产生静电危害的物体，应采取静电接地措施；对于无爆炸和火灾危险环境内的物体，如因其带静电会妨碍生产操作、影响产品质量或使人体受到静电电击时，应采取静电接地措施；在生产、储运过程中的器件或物料，彼此紧密接触后又迅速分离，而可能产生和积聚静电，或可能产生静电危害时应采取静电接地措施；每组专设的静电接地体，接地电阻不应大于100欧姆。设备和管道的静电接地系统可与电气设备的保护接地、防雷接地等共用接地装置。低压配电系统采用TN-S或TN-C-S系统接地，所有电气设备外露可导电部分均应可靠接地。变压器中性点的接地电阻小于4欧姆。全厂变压器工作接地、各生产装置和建筑物的保护接地、防雷接地、静电接地等系统相互连接，形成全厂接地网。7.3.10节能技术本项目采用以下节能措施：（1）本项目所有变压器采用低损耗节能型变压器；199 （2）本项目中主厂房照明采用高效长寿命气体放电灯，照明光源当高度在4m以下时，采用荧光灯、白炽灯。当高度在4m以上时，采用金属卤化物灯。道路照明和室外生产装置选用高压汞灯和高压钠灯；照明的照度标准值按照国家标准和行业标准选取；（3）对负荷变动较大的风机及水泵推荐采用变频装置；（4）二次回路的控制设备推广采用节能型元件等；（5）总降压变电所和车间变配电所在环境允许时设在负荷集中、单台电动机容量较大的场所；（6）在以上变电所内设置静电电容器补偿；（7）大电流的高压电缆按经济电流密度校核其缆芯截面。7.3.11主要设备选型7.3.11.1主要电气设备在确保供电安全可靠的前提下，尽量采用先进成熟的技术和设备。（1）110kV主变压器采用双绕组有载调压变压器；（2）110kV变电站采用SF6封闭式组合电器；（3）6kV开关柜采用金属铠装移开式开关柜KYN型；（4）直流电源采用免维护铅酸蓄电池直流电源装置；（5）车间变压器采用S10-M型，6/0.4/0.23kV，D，yn11；（6）低压配电柜采用抽屉式低压开关柜MNS型。此外，现场操作、控制、照明、检修等设备根据现场防爆防腐环境特征选择。199 7.3.11.2主要电气材料（1）高压电力电缆采用铜芯交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套阻燃型电力电缆ZR-YJV-22/6kV型。（2）芯交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套阻燃型电力电缆ZR-YJV-0.6/1kV型。（2）控制电缆采用铜芯交联聚氯乙烯绝缘聚氯乙烯护套阻燃型控制电缆ZR-KVV-0.45/0.75kV型。（4）屏蔽控制电缆采用聚乙烯绝缘组屏蔽聚氯乙烯护套电子计算机用电缆KJYVP-0.45/0.75kV型。（5）配电线路采用高防腐复合型桥架或铝合金电缆桥架。各工段装置内的电气设备选型根据其环境特征分别选用防爆、防腐及正常的电气开关设备和控制设备。主要电气设备材料参见下表。主要电气设备材料表序号名称型号及规格单位数量1110kV电力变压器SFPZ10-50000/110台226/0.4kV变压器S10-M-4000台336/0.4kV变压器S10-M-3150台646/0.4kV变压器S10-M-2000台956/0.4kV变压器S10-M-1250台46柴油发电机组1200GF6套17不间断电源UPS三进三出、30kVA、30分钟套8YJV-6kV型：3*95-3*400mm2批18电力电缆批1199 YJV-0.6/1kV-：3*4-3*240mm24*6-4*240mm29控制电缆KVV-0.75批110电缆桥架玻璃钢批111变电所综合自动化系统包括硬件及软件套212高压电容器柜6kV套10130.4kV抽屉式和固定式批114照明配电箱一般型批1防爆、防腐型批115灯具控照式荧光灯批1嵌入式荧光灯批1防水、防尘型批1防爆型批1防腐型批116导线BV-0.5批117镀锌钢管DN20批118镀锌扁钢-12*4批1-12*5批1-12*6批119镀锌角钢∠50*50*5批120接地端子箱JXF-3TMY-25*4合97.4电信7.4.1概述199 本项目电信专业设计包括：装置区行政电话、调度指令电话站、无线对讲电话、火灾报警系统及装置区内的线路。为满足新建工程的需要和现代化管理水平的要求，装置区内所需行政电话均接入当地市话网，用于对外联系和经营。在装置厂区内设置程控调度指令电话总机一套用于生产管理。根据规划，奎屯-独山子经济技术开发区南区为满足开发区内的电话、数据及图象传输等需求，拟在开发区南区规划建设一处综合交换模块局，在主干道等场所设置公共通讯设施；电讯光缆接入开发区支局。电话系统采用虚拟网络系统配线方式，由支局引出沿界区内规划的工业管廊或埋地敷设至各个规划地块，形成网状系统。由于开发区距离独山子和奎屯市中心较近，邮政依托市区的邮政服务网点。因此，本项目电信引接自地区市政通讯网，可以满足项目的要求，具体引接方案由业主与当地电信局协商解决。7.4.2标准、规范本设计按国标和化工部颁布的有关设计规定、规范和标准进行，采用的主要标准如下：l《工业企业通信接地设计规范》（GBJ79-1985）l《火灾自动报警系统设计规范》（GB50116-1998）l《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50058-1992）l《工业企业程控用户交换机工程设计规范》（CECS09:1989）l《工业企业通信设计规范》（GBJ42-1981）199 7.4.3行政电话为便于对外联系和经营，本项目需行政电话约500门，均由当地市话网引来。7.4.4调度电话站为便于统一指挥、协调全厂生产装置及公用工程的生产，需程控调度电话约400门。选用JSQ-31-512型数字程控调度机一套，该机可实现调度员发布指令、报警或找人等功能，并具有在高噪音场所扩音呼叫和抗噪声等功能。该装置适合空间大、环境嘈杂、岗位分散的车间或需要同步操作的作业面。调度指令电话总机设置在综合楼内调度室。在爆炸危险场所采用防爆产品。7.4.5无线对讲电话为便于调度室与其所属岗位或巡检人员之间联系，及开停车、大、中修时，现场指挥的通信联络，采用无线对讲电话。在爆炸危险场采用防爆产品。7.4.6火灾报警系统199 根据消防规范要求，为便于火灾的控测与报警，本项目设有火灾报警装置。对重要的建筑物，如控制室、机柜室、配电室、仓库及装置区内的道路等设置火灾探测器、火灾报警控制器显示报警点的位置，以便通过值班人员及时采取消防措施。火灾报警控制设置在综合楼内调度室。在爆炸危险场所采用防爆产品。7.4.7工业电视监视系统本项目根据需要设置工业电视监视系统，全厂共有约36个监视点，对关键操作部位或设备进行实时监控并可录像。7.4.8计算机信息网为了提高现代化管理水平，满足对内对外信息交流的需求，实现办公自动化，拟在本项目中建立一套计算机局域网。该局域网与当地主干数据网采用光纤宽带接入。其网络管理中心设在厂前区综合办公楼内。厂前区综合办公楼、车间办公楼、装置控制楼、变配电站等重要建筑内，对语音（电话）和数据（计算机）线路拟采用综合布线方式布线。7.4.9全厂电信线路厂区通信主干电缆采用HYA53型市话电缆沿外管架或建筑物外墙架空敷设。室内电话终端配线，采用HBYV-4×0.5电缆，穿PVC管沿地坪或墙暗设。扩音对讲电话线路，其主干电缆采用专用通信电缆穿钢管埋地或沿电缆桥架敷设。199 火灾报警系统采用总线制配线方式，采用阻燃屏蔽铜芯聚氯乙烯绝缘电线，在室外穿钢管沿外管架或电缆桥架架空敷设，或埋地敷设，进入室内穿钢管沿天棚或墙暗埋敷设。7.4.10主要电信设备一览表主要电信设备一览表见下表。主要电信设备一览表序号名称、型号及规格单位数量1电话系统1.1数字程控调度总机容量512门套11.2逆变充电器1000W（带交流稳压装置及蓄电池装置）套11.3TM终端复用机套11.4电话机台4002HA-Z内部通讯扩音对讲系统HJ-Z电话站，室内外非防爆话站和防爆话站、扬声器、电缆接线箱、接线盒等。套13光缆数字传输服务器数字传输服务器、各种转换接线器、接线盒及相应管线等套14火灾自动报警及联动控制系统套205工业电视监视系统5.1防暴彩色监视系统套365.2电动三可变光学镜头套365.3摄像机控制器套365.4彩色监视器台365.5视频切换器台366六芯光缆批1199 7.5热电站7.5.1概述本项目的热电系统为项目提供所需要的不同压力等级的蒸汽。本项目根据工艺产气和供热负荷的要求，结合工业用电情况，拟建一座规模为燃气蒸汽联合循环系统。本热电站为全厂所有用户供热，充分利用先进、成熟、可靠的技术。供热系统采用燃气轮机和汽轮发挥电机组，实现“按质使用和梯级利用”，提高了能源的利用率，完全符合国家能源政策。本热电技术方案选择的原则符合国家有关能源政策，节约能源，降低全厂能耗；选用方案做到工艺技术先进，设备性能可靠，运行经济安全，满足化工生产的热负荷、动力负荷的要求；整个热力系统应具有良好的适应能力，在各种工况下都具有可操作性；合理利用工艺余热，以提高全厂的热能综合利用率。7.5.2供热系统7.5.2.1热负荷及蒸汽平衡根据本项目热负荷参见下表：序号用户名称压力MPa温度℃冬季负荷夏季负荷1直立炉0.5饱和1101102冷鼓电捕0.5饱和20103脱硫硫回收0.5饱和1084硫铵0.5饱和4535199 5气柜0.5饱和1006采暖、伴热与制冷0.5饱和30427焦油加工1.0饱和47478PSA1.0饱和1212合计2842647.5.2.2供热系统说明本项目采用燃气轮机发电，通过余热锅炉对燃气轮机的排气的余热进行回收，同时辅助以一定的补燃，产生的蒸汽供给工艺生产，满足项目的热力供应的需求。全厂蒸汽参数按压力分为三个等级：9.8MPa，515℃；1.0MPa和0.5MPa的低压蒸汽。9.8MPa，515℃高压蒸汽全部由IGCC系统的余热锅炉提供，供背压式汽轮发电机组，背压至0.5MPa，供给直立炉、冷鼓电捕、脱硫硫回收、硫铵、气柜、采暖、伴热和制冷等工艺装置。其中冬季为225t/h，夏季为205t/h；在进行供热的同时，实现发电。1.0MPa的饱和低压蒸汽由余热锅炉、锅炉排污扩容器等供应，用于焦油加工和PSA等。考虑到燃气轮机排气的温度（541℃）的限制，以及仅靠燃气轮机排气的余热不能满足项目的需求的实际情况，本方案采用了补燃措施，补燃气量参见下表。这样既可以确保产生的9.8MPa的蒸汽满足汽轮机所需的过热度的要求，又可以产生蒸汽用于带动汽轮发电机。本工程设置2台PG6581B燃机+2台燃气轮机发电机+2台余热锅炉+1台背压式蒸汽轮机+1台蒸汽发电机方案进行电力和热力的供应。199 供热系统方案项目夏季冬季燃气轮机2台6B机组，实现发电76353kW2台6B机组，实现发电65510kW余热锅炉2台2台蒸汽轮机1台背压机组，实现发电29973kW1台背压机组，实现发电32897kW总发电106326kW98407kW总供热264t/h284t/h合成气经过净化等处理（参见相关章节）后用于燃机系统。本项目的燃机系统选用PG6581B机组两台。当燃气轮机或主厂房发生火险时，一个事故紧急气动（弹簧关闭）阀将自动关闭以阻止合成气进入主厂房，另一个电磁阀将气动阀到主厂房之间管道中的合成气排放至合成气放散系统。余热锅炉用于接收燃气轮机的排气并产生蒸汽供给蒸汽轮机和工艺装置及除氧器和高低压加热器等。本系统中硫的含量很低，因此余热锅炉的排烟温度可以降低到80～90℃。余热锅炉可以为二压、三压、自然循环和强制循环、卧式或立式锅炉。余热锅炉的选取应与全厂的汽水系统相结合，合理选取汽水系统的循环方式、接近点温差、节点温差，充分考虑到设备的投资。当燃机停运时，通过余热锅炉补燃及启动锅炉可以供应系统所需199 要的蒸汽，从而确保系统的热力供应。根据需要，本项目设置一台20t/h的开工锅炉，采用燃煤快装锅炉，额定蒸发量为20t/h，蒸汽压力为1.27MPa。本项目可以做到电力平衡，无需由外网供应，并往外输送部分电量。本项目实现了热量的梯级利用和余热的充分利用，避免了直接减温减压造成的能量的浪费。本项目的发电完全采用余热，实现能量的合理利用，确保整个供热系统和工艺系统的稳定、可靠运行，同时提高了能源利用效率、降低项目成本。在不同等级的管网之间设置减温减压器，同时根据系统的运行状况，实现供热系统的调节。从能源节约和资源有效率用的角度上考虑，工艺耗汽后产生的凝结水可以部分进行回用。当汽轮发电机组发生故障时，由总变电站内设置的备用电压器补充项目不足的电量；如果存在某一等级蒸汽管网不能满足工艺正常生产的需要，可以由上一级管网通过减温减压器实现蒸汽的供应。当一台锅炉发生故障时，增大其余锅炉的运行负荷至最大。如果还不能满足工艺正常生产的需要，可以减少工艺装置的运行负荷，实现减负荷运行。本项目消耗焦炉气约95982Nm3/h（17亿Nm3/a），SO2的排放浓度冬季为35.5mg/Nm3，夏季为35.1mg/Nm3。199 7.5.3燃机及供热主要设备主要设备材料表序号名称型号及规格单位数量1燃气轮发电机组PG6581B（含燃气轮机间、辅机间、发电机模块、控制设备、底盘等）套22联络变压器SFPZ1-50000/11050000kVA110±8×1.25%/38.5KVUd=14%台23余热锅炉PG6581B-HRSG(含锅筒、过热器、再热器与减温器、蒸发器、省煤器及相关管道、附件）套24蒸汽轮机30MW级背压机组（含蒸汽轮机、主辅机间、发电机模块、控制设备、底盘等）套15启动锅炉1.27MP、20t/h、燃煤快装锅炉台16烟囱最高点标高36米、内直径5米座17电动给水泵及油站2DG10型流量300m3/h扬程1515m台38电动机功率1600kW电压6kV转数2980r.p.m台39减温减压器水量50t/h9.8MPa/1.0MPa515/180℃台1水量30t/h1.0MPa/0.5MPa180/152℃台110除氧器及水箱GXC-230G型300t/h压力0.588MPa（a）水箱容积57m3（有效）台211凝结水泵5LDTNA-9型流量120m3扬程154m台612电动机功率90kW电压380V转数1480r.p.m台613厂区热网管道吨407.6采暖通风及空气调节7.6.1设计原则199 本项目依据《采暖通风与空气调节设计规范》（GB50019-2003），根据当地的气象条件、生产工艺等专业要求，确定合理的技术方案。7.6.2采暖通风及空气调节设计说明7.6.2.1采暖设计说明（1）各工艺生产装置对有温度要求的厂房及生产辅助间均设采暖。（2）对有温度要求的生产装置，其厂房内采暖设计温度按照工艺等专业所提要求进行采暖计算及设计。对生产辅助间，如值班室、操作室等室内设计温度为18℃，对无人值班但有防冻要求的生产厂房，设5℃的值班采暖。（3）采暖热媒为供热系统所提供的0.5MPa的蒸汽，制成110℃～70℃热水供全厂使用。较远的厂房可就近接工艺用蒸汽经减压后供室内采暖，凝结水考虑回收。（4）主厂房煤仓间及输煤系统采用蒸汽采暖，蒸汽参数为低压饱和蒸汽。供热车间和全厂生产辅助建筑均采用热水采暖（110℃～70℃）。设置厂区采暖加热站，作为热水采暖热源。加热站蒸汽凝结水由机务专业回收利用，主厂房煤仓间、输煤系统蒸汽采暖凝结水由暖通专业回收，作为热水采暖补充水。（5）一般生产厂房及辅助建筑，采用四柱640型散热器采暖。系统形式为上供下回、同程式系统。对粉尘飞扬较严重的煤运输车间等用光管散热器采暖。对高大厂房，主要通道外门设置热风幕。7.6.2.2通风设计说明199 （1）热电站通风采用自然进风，自然排风的通风方式。即由安装在锅炉房下部侧窗进风，然后由设屋顶的的自然通风器排风。（2）对自然通风不能满足生产、工艺要求的考虑机械通风，对事故时会产生大量的烟雾及气味的厂房考虑事故排风。（3）对生产或使用一氧化碳和氢气的场合，选用防爆轴流通风机进行室内通风换气。（4）给排水系统等有氯气及酸性有害气体产生，设防腐离心通风机将有害气体排至高空稀释排放。（5）中央化验分析室、各装置分析室通风柜、排风罩有有害气体产生，设防腐离心通风机将有害气体排至高空稀释排放。（6）备煤装置有大量粉尘产生，考虑设置回转反吹布袋除尘器除尘以改善工作环境；皮带输送机头部、尾部扬尘点处为便于操作控制设分散式除尘系统，选机械振动式布袋除尘器除尘。（7）根据《火力发电厂设计技术规程》和《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》的规定，“锅炉房（或锅炉）应设有负压吸尘装置”。故锅炉房设有真空吸尘清扫系统。（8）根据有关规定，对产生余热、余湿和散发有害气体的各房间均设有机械通风或自然通风系统。有防腐（酸气、氯气等）、防爆（油气、氢气等）的系统，通风管道考虑防腐，设备及电机防腐、防爆。7.6.2.3空调设计说明（1）为保证设备正常运行，各装置FCS控制室用水冷恒温恒湿机来保证室内温湿度的要求。199 （1）总变电站和各分变电站控制室设水冷冷风型空调器，冬季设菜暖。（3）分析室设窗式空调器或柜式空调器以满足室内温度要求。7.7空压、制氮7.7.1气体用量和要求全厂仪表空气、工厂空气及氮气用量估算序号装置名称脱硫硫回收PSA焦油加氢总用量（Nm3/h）1仪表空气800200028002工厂空气15000150003氮气4000150055007.7.2压缩空气设计方案及能力本项目的空压站为全厂各装置提供所需的各类空气。全厂设统一的仪表空气和工厂空气管网。本项目空压站的空压机采用结构紧凑，操作运行安全可靠、灵活简便的螺杆式空气压缩机；因本项目干燥空气量较大，为了减少干燥器的再生气量，以减小空压机负荷，空气的干燥采用微热再生吸附式干燥器，该型式的干燥器较无热再生式可减少约50%的再生气耗量。仪表空气规格应符合：l置区供气压力为0.6MPa（表压）；l中含尘粒径不应大于3μm；199 l应小于8ppm；l中绝对不允许含有害性、腐蚀性、易燃、易爆等介质；压力下的露点应比环境最低温度低±10℃；时间必须大于30min。根据全厂负荷情况，设置6台设计流量5400Nm3/h、排气压力1.0MPa（A）离心式空气压缩机及配套的自洁式空气过滤器，满足工厂风和仪表风的供应；正常生产时四开两备；并设3套1500Nm3/h的组合式空气干燥净化设备及其它辅助设施等。设置工厂空气缓冲罐和仪表空气缓冲罐，以确保紧急事故用气，由于贮量较大，采用增压贮存的方式，以减小贮罐体积，贮存的空气可提供约30min的用量。7.7.3氮气供应方案7.7.3.1制氮系统全厂需用的氮气由制氮装置提供，全厂设统一的氮气管网。氮气规格如下：氮气纯度：最小99.99%（体积分数）供气压力：0.6MPa（G）7.7.3.2制氮装置简述PSA制氮，也称碳分子筛空分制氮，以空气为原料，以碳分子筛为吸附剂，运用变压吸附原理，利用碳分子筛对氧和氮的选择性吸附，实现空气中的氮和氧分离，生产出氮气。199 PSA制氮，具有工艺流程简单、自动化程度高、产气快（15～30分钟）、能耗低、产品纯度高、纯度可在较大范围内根据用户需要进行调节、操作维护方便、运行成本较低（低于深冷法空分制氮）、装置适应性较强等特点。PSA制氮已成为中、小型氮气用户的首选方法。结合实际运行状况，本项目拟选用3套单套处理量为3000Nm3/h的制氮装置（一套备用），利用高品质的碳分子筛为吸附剂直接从压缩空气中分离制取氮气。变压吸附工艺流程简图本制氮装置是有包括空压机、缓冲罐、过滤器、冷冻式压缩空气干燥器、除油器、空气工艺罐、吸附塔和氮气工艺罐等组成的成套装置，为了满足氮气纯度的要求，设置氮气纯化装置。7.8制冷站7.8.1概述本项目中冷鼓电捕部分需要对装置进行冷却，提高运行效率，为了减少新鲜水的消耗量，节约用水，设置制冷站。冷鼓电捕的制冷水的需要量为4000t/h，连续使用，温度为16℃。199 7.8.2冷冻方案根据用冷水量、用冷方式、用冷温度等级等的要求，设计选用蒸汽型溴化锂制冷机组。从技术性能上看，溴化锂吸收式制冷是以蒸汽作为能源，以水/溴化锂作冷媒的冷、热源设备。与电制冷设备相比，具有削减夏季峰值电力、降低电力投资的经济效益；由于它具有极高的能源效益，不用不安全冷媒，因此具有突出的环境效益。本冷冻站的制冷量为3000×104kcal/h（折34890kW）。根据用冷需求，设置溴化锂吸收式制冷机SXZ6525D八台（七开一备），并配置相应的附属设备。该制冷机的额定制冷量为5250kW（合450×104kcal/h）。来自工艺装置的26℃的热水，进入冷水池，经过冷水泵加压后送入制冷机中冷却至16℃，冷却后的冷水送往冷鼓电捕装置使用。本系统的水电汽消耗参见下表：制冷站的消耗表名称规格单位使用情况消耗量循环水32℃m3/h连续6600m3/h电380VkW连续90蒸汽0.5MPat/h连续427.9维修199 本工程机、电、仪修主要负责对设备进行日常维护、保养和备件更换，配置相应的机加工设备、铆焊设备、电修设备和检测设备及厂房，对设备进行维修。本工程界区内电修仅考虑日常维护及小修，中修依托规划区，大修依托社会。7.9.1机修负责排除正常操作中的故障，进行日常和应急修理和设备的保养、易损件更换等，维持设备和系统的正常运行。7.9.2电修负责公司内一般高、低压电气设备和系统的日常维护和修理，定期检测，进行预防性试验和维护，以保证电气设备的可靠性。高压电气设备、所有变压器以及大型电机的维修依靠有资质的供应商来完成。7.9.3仪修负责对公司自控仪表、系统的检查和修理，仪表的校准和维修等。7.10贮运设施7.10.1各种物料贮存天数、贮存量的确定各种物料贮存天数及贮存量根据以下原则确定：（1）留有适当的原料贮备量，确保生产正常运转；（2）根据各种物料的特性、产地、运输距离及产品销售情况，合理确定贮存天数。199 考虑到原料煤距离厂区较近，原料煤及其它原料贮存天数为7天；兰炭等成品贮存天数为15天7.10.2物料贮存方案的确定（1）液体及气体罐区在厂区西北部设罐区，储存液体及气体的原材及成品。液体及气体罐区储罐容积及数量表序号液体各称储罐容积及数量储罐形式备注1硫酸200m3´2拱顶罐原料2液化气400m3´1球罐成品3石脑油5000m3´2内浮顶罐成品4柴油5000m3´3拱顶罐成品在铁路股道之间建设铁路液体产品及原料的装、卸车栈桥。在罐区南部建设汽车装、卸车栈桥。（2）散装固体原料及成品原料煤运入量为每年1100万吨，需卸车量为1256t/h。采用铁路翻车机卸车方案。设单线双翻翻车机2台。单台翻车机系统卸车出力2000t/h。正常情况下，1台运行，1台备用。原料煤储存在圆筒仓内，设置直径36m的圆筒仓7座，每座筒仓储存原煤30000t，共储存210000t，满足199 15天的储存要求。从翻车机室通过皮带运输将煤输送到备煤工段，筛分后原煤通过皮带进入原煤圆筒仓内；筛下的粉煤通过皮带储存在粉煤圆筒仓内，设置直径36m的粉煤圆筒仓2座。粉煤外销时，再通过皮带装铁路货车及汽车。兰炭、粉煤露天储存。靠近铁路布置露天堆场。通过桥式抓斗起重机装火车或汽车。露天堆场面积约95000m2。（3）袋装及桶装固体原料及成品在厂区靠近铁路布置原料及成品库，储存袋装及桶装的固体原料及成品，库房建筑面积为5000m2。设备品备件库，建筑面积为1500m2。7.11土建及生活福利设施7.11.1设计原则建、构筑物的土建方案选择要执行国家现行的有关规范和规定。建、构筑物的结构设计除满足强度、刚度、稳定性等要求外，还应考虑工艺生产过程中的一些特殊要求。生产和辅助生产厂房积极采用公用工程布置一体化、生产装置露天化的布置原则。满足建筑物防火、防爆、防腐及通风采光和空气净化等劳动安全要求。根据生产的火灾危险性和建筑物耐火等级，对建筑物进行防火分区。7.11.2结构设计7.11.2.1结构设计原则199 结构设计应遵照国家现行的设计规范和标准，采用先进技术制定合理的结构方案和构造措施。从工程具体情况出发合理选用材料，本着“技术先进、经济合理、安全适用、满足生产、方便施工、节约用地”的原则进行设计，设计应满足生产、使用和检修的要求，保证建、构筑物具有足够的强度、刚度、稳定性和耐久性。7.11.2.2结构设计方案主要生产厂房采用现浇钢筋混凝土框架结构或钢框架结构；仓库等采用轻钢结构；泵房等辅助设施采用砖混结构。框架和排架结构基础一般采用钢筋混凝土独立基础（或混凝土桩基）。砖混结构基础采用钢筋混凝土条形基础。大型罐区基础采用钢筋混凝土整体或环墙基础。荷载大，比较集中的高塔类设备基础及罐区基础等可采用桩基础。本工程结构抗震设防烈度为VIII度。7.11.3主要建筑物、构筑物一览表主要建筑物、构筑物一览表如下：主要建筑物、构筑物一览表序号建、构筑物名称主要特征占地面积（m2）建筑面积（m2）层数1直立炉及化产装置：直立炉工段钢框架结构50000120000冷鼓电捕工段钢框架结构30000300002制氢工段：199 制氢装置压缩机房钢筋砼排架4500600013煤焦油加氢工段循环氢压缩机房钢筋砼排架180036002冷热油泵房砖混结构7007001高压泵房砖混结构70070014清水泵房砖混结构70070015循环水泵房砖混结构50050016燃气轮机厂房框架结构1944194417余热锅炉厂房框架结构21621618汽轮发电机厂房框架结构21621619变电所框架结构972972110原料及成品库、备品备件库排架结构65006500111空压、制氮、冷冻砖混结构15121512112罐区泵房砖混结构9090113消防车库框架结构300300114维修厂房排架结构800800115综合楼砖混结构10004000416食堂、浴室、门卫砖混结构800800117小计103250179550本项目总建筑面积为179550m2，全部为新建。7.12化验7.12.1化验室的设置原则和方案199 本工程自建化验室，其主要任务除承担工艺过程的中间产品控制：分析外，还对进厂原材料、辅助材料及出厂产品、副产品进行质量监督及全面分析，并承担标准溶液的配制标定及蒸馏水制备，负责化验仪器的校正和维修。化验室设置在中控楼内，由煤焦分析室、中控分析室、杂样分析室、焦油分析室、仪器分析室、标准溶液制备间、水质分析室、高温室等组成。7.12.2主要设备仪器根据本项目物料特点，为准确提供分析结果，使工艺过程控制在最佳状态，检测多采用仪器分析。设备与仪器选择以技术先进、质量可靠、操作简洁为原则。主要设备包括色谱分析仪、微量硫分析仪、电导率仪、分光光度计、干燥箱、高温炉、天枰等仪器。7.13火炬考虑到非正常情况如开停车、检修、事故安全阀跳开等情况，本工程设立一个火炬系统，将可燃气体收集后送到火炬燃烧。火炬位置见总平面布置图。火炬系统主要由火炬气液分离罐、火炬头、长明灯、点火器、火炬筒体、辅助燃料气系统计其他辅助设备组成。长明灯由辅助气系统供气，保持火炬头的长明火焰，可立即点燃来自各装置的排放气。7.14生活福利设施生活福利设施依托独山子现有设施，本项目不考虑。199 8节能8.1能耗分析8.1.1概述本工程采用直立炉生产工艺，其生产过程是一个能源转换过程。投入的一次能源为原料块煤，产出的二次能源为兰炭、石脑油、清洁燃料油及焦炉煤气等，生产过程中消耗的能源及耗能工质有水、电等。8.1.2采用标准199 本工程能耗计算标准采用中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局和中国国家便遵化管理委员会联合发布《综合能耗计算通则》（GB/T2589-2008）和《焦炭单位产品能源消耗限额》（GB21342-2008）。本工程投入产出能源及耗能工质的折算系数（折标准煤）如下表：折标系数表序号名称单位折标系数备注1原料煤kgce/kg0.82以24.0MJ/kg计2兰炭kgce/kg0.9293焦油kgce/kg1.2284焦炉煤气kgce/m30.5065水kgce/t0.08576电kgce/kWh0.40407低压蒸汽kgce/kg0.12868循环水kgce/m30.1439低温水kgce/m30.75710压缩空气kgce/m30.048.1.3能耗计算表清洁燃料能耗估算表序号项目名称单位折算系数实物量折标准煤一投入1原料块煤t/t0.8299000008107002二产出1兰炭t/t0.929600000055714292焦油t/t1.2284134725077443煤气t/103m30.5061947366009984811小计7063983三能源转化差1043019199 四动力消耗1生产用水t/103t0.0857219000192电t/103kWh0.404157855200637743循环水t/103m30.143391309200559574制冷水t/103m30.1432370675033905低压蒸汽t/t0.128615081801939526压缩空气t/103m30.041200000004800小计321891五总能耗1364910直立炉装置年投入总能源810.7万吨标煤，年产能源为706.4万吨标煤，能源转换差为104.3万吨标煤，动力消耗为32.2万吨标煤，总能耗为136.5万吨标煤，吨焦工序能耗为227公斤标煤。低于国内现行的直立炉生产工艺的约400公斤标煤平均水平，也满足焦化行业准入条件的要求，因此本项目采用的生产技术是低能耗的。199 9消防9.1消防设计依据本项目消防统一执行现行的国家和行业有关防火规范和标准：u《中华人民共和国消防法》；u《建筑设计防火规范》GB50016-2006；u《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92；u《化工企业静电接地设计规程》HGJ28-90；u《建筑灭火器配置设计规范》GBJ140-90（1997年版）；u《建筑物防雷设计规范》GB50057-94；u《石油化工企业设计防火规范》GB50160-2008u《低倍数泡沫灭火系统设计规范》GB50151-92u《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005国标：给排水标准图集S1～5199 9.2消防设计原则充分贯彻“安全第一，预防为主”和“生产必须安全，安全为了生产”的设计思想，对生产中的易燃、易爆物品设置防范措施，并实施有效的控制，以减少和防止火灾事故的发生。消防设施的设计贯彻“预防为主，防消结合”的方针，执行有关消防、防火设计规范和标准，根据生产规模、火灾危险性程度、现有和临近单位消防力量，合理地布置消防设施。9.3生产的火灾危险性分析本项目产品有液化石油气、石脑油等，生产工段包括制氢，火灾危险性为甲类。液化气是一种无色、透明、低毒、有特殊气味的物质，主要成分为碳三和碳四的烃类混合物，其液体的比重比水轻，约是水的0.5倍左右，气体比空气重，约是空气的1.5～2.0倍，容易在地面低洼处积聚。液化气的饱和蒸气压随温度升高而急剧增加，其体积膨胀系数也较大，一般是水的10倍以上，气化后体积膨胀250～300倍左右，闪点、沸点、着火温度很低（闪点-77～-108℃，沸点-0.5～-47.7℃，着火温度约为430～500℃）；燃烧热值大，温度高，爆炸范围较宽（其体积百分浓度一般在1.5%～12%左右）。199 液化气罐区火灾具有破坏性、复杂性、瞬时性。液化气罐区是石油化工企业防火工作的重中之重，危险性比较大，一旦着火（爆炸）容易形成二次爆炸和连锁爆炸，爆炸危害面积更大，损失也更大，造成群死群伤。液化气罐着火，燃烧迅速，延续时间长，温度高辐射强度大，人难以靠近，消防设备发挥作用受影响，给灭火工作带来很大的困难。氢气的爆炸极限是4.0%～75.6%(体积浓度)，氢气在空气中的体积浓度在4.0%～75.6%之间时，遇火源就会爆炸。制氢站内的电气设备，包括配线和接地应符合国家《爆炸危险场所电气安全规程》的规定。氢气系统运行时，不准敲击，不准带压维修和紧固。当发生氢气泄漏时，应立即切断气源，加强通风，不得进行可能发生火花的一切操作。制氢站10m范围内，严禁明火，不应有易燃易爆设备。不得携带火种进入制氢站内，工作时，应选用铜质工具，穿棉质工作服和防静电鞋。氢气系统动火作业时，必须保证系统内部和动火作业区域氢气的最高含量不超过0.4%。制氢站内应配备干粉、1211或CO2灭火器。制氢站的防火防爆工作必须慎之又慎。9.4主要消防措施和设施9.4.1总平面布置总平面布置满足防火规范的要求。在主要生产车间周围设环形消防车通道。9.4.2建筑新建装置根据场所火灾危险性类别，配备足够的灭火器具，用于扑救初期火灾。199 9.4.3消防水消防水量应根据《建筑设计防火规范》、《石油化工企业防火设计规范》的规定，进行核实，全厂按火灾发生次数一次，消防用水量250l/S，火灾延续时间3小时计算。在新建界区内敷设消防水管网，并布置成环状。在生产装置区敷设环状高压水消防管网，按规定设置高压水枪、消防栓等。9.4.4消防站新疆XX石化有限公司600万吨/年喷吹料、联产40万吨/年焦油轻质化综合利用项目厂址拟建于奎屯-独山子经济技术开发区南区内，规划区内建有区内统一的消防站。因此，本项目拟依托规划区消防站，厂区内不再设消防站及配备消防车。9.4.5消防设施控制厂内设直通厂外消防站的直拨电话，同时消防泵房、各变电所、控制室等重要场所设消防电话。9.4.6火灾及爆炸危险场所的防火防爆在可能产生可燃气体的所有场所，所有电气设备应选用防爆型，同时对所有设备、管线、操作平台等做防静电接地处理。199 9.4.7防雷接地9.5消防管理在重要的建、构筑物上设置避雷网。所有建、构筑物内作总电位连接，必要时作局部电位连接。对全体职工进行安全培训和教育，增强职工的消防安全意识，避免火灾事故的发生。10环境保护10.1法律法规（1）《中华人民共和国环境保护法》（1989.12.26施行）；（2）《中华人民共和国大气污染防治法》（2000.9.1施行）；（3）《中华人民共和国水法》（2002.10.1施行）；（4）《中华人民共和国水污染防治法》（2008.6.1施行）；（5）《中华人民共和国噪声污染防治法》（1997.3.1施行）；（6）《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》（2005.4.1施行）；（7）《中华人民共和国清洁生产促进法》（2003.1.1施行）；（8）《中华人民共和国循环经济促进法》（2009.1.1施行）；（9）《建设项目环境保护管理条例》（国务院令第253号，1998.12施行）。199 10.2环境质量标准（1）环境空气质量执行《环境空气质量标准》（GB3095-1996）及修改单中的二级标准。（2）地表水环境质量执行《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ类标准。（3）声环境质量执行《声环境质量标准》（GB3096-2008）3类标准。10.3排放标准（1）废气排放执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）表2中二级标准，《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）中第3时段污染物排放标准，《工业炉窑大气污染物排放标准》（GB90781996）中的二级标准，《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）二级标准。（2）废水排放执行《污水综合排放标准》（GB8978-1996）三级标准。（3）噪声排放在界区内执行《工业企业噪声控制设计规范》（GBJ87-85）；厂界执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）Ⅲ类标准，即昼间65dB（A），夜间55dB（A）。（4）一般工业固废执行《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB18599-2001）。（5）危险废物处理、处置执行《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597199 -2001）、《危险废物焚烧污染控制标准》（GB18484-2001）及《危险废物填埋污染控制标准》（GB18598-2001）。10.4环境质量现状10.4.1环境空气项目选择位于独山子市界区内，当地环境空气质量良好，规划区域环境空气质量基本处于稳定状态，SO2、NO2、TSP、和PM10等各类污染物的总平均浓度分别为：0.003mg/m3、0.014mg/m3、0.140mg/m3、0.092mg/m3，环境空气质量满足《环境空气质量标准》（GB3095-1996）及修改单中的二级标准。10.4.2水环境独山子区的地表水主要是奎屯河，水质指标满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中III类水域标准要求。10.4.3声环境项目选址目前多为空地，区域内及其周围只有少量居民居住，区域噪声值昼间在40.6dB(A)～54.6dB(A)之间，夜间在40.0dB(A)～53.5dB(A)之间，现状噪声值均低于《城市区域环境噪声标准》（GB3096-93）中的3类标准。199 10.4.4生态环境项目选址地处山前冲积，洪积倾斜平原的前部和部分湖积沼泽平原之上，地势西南高东北地，西南表层以戈壁为主，由西南向东北地层逐渐变厚，东北部地区是农耕地区域，总体植被以荒漠灌木林和人工平原林为主，南部地区属砾部植被，覆盖度较小。由于地处欧亚大陆腹地，干旱少雨，降水量小，年降水量为年蒸发量的十分之一，属典型的大陆性干旱气候，自然生态环境较为脆弱。“十五”期间，该地区局部生态环境有所改善。10.5拟建项目主要污染源及污染物（1）废气项目废气排放情况见下表。废气排放一览表序号污染源名称及排放点排放量Nm3/h污染物组成mg/Nm3治理方案1备煤系统粉尘127500粉尘：≤120袋式除尘器除尘2直立炉烟气1000000SO2≤68120米高空排放3兰炭干燥烟气100000SO2≤68高空排放4筛焦系统粉尘210000粉尘：≤120袋式除尘器除尘5脱硫再生塔尾气8500NH3：2500高空排放6硫铵尾气35000少量硫铵粉尘高空排放7进料加热炉烟气18600SO2≤75回收热量后排放NOx：130烟尘：208废热锅炉烟气794513SO2≤35.3高空排放199 （2）废水项目废水排放情况见下表。废水排放一览表序号污染源名称及排放点排放量m3/h污染物组成治理方案1出焦水封排水33焦油园区污水处理厂挥发酚≤1500园区污水处理厂2蒸氨废水260氰化物≤20硫化物≤150CODcr≤3500BOD5≤1400SS≤3503脱硫残液2COD、SS园区污水处理厂4备煤筛焦栈桥冲洗水2SS园区污水处理厂5气柜水封排污水6挥发酚≤0.2园区污水处理厂氰化物≤20硫化物≤20CODcr≤6006含硫污水来自高、低压分离器及脱硫化氢塔回流罐切水挥发酚：15mg/L园区污水处理厂石油类：100mg/L园区污水处理厂氰化物：2mg/L园区污水处理厂COD：10000mg/L园区污水处理厂硫化物：1214mg/L园区污水处理厂氨氮：2625mg/L园区污水处理厂7含油污水来自预分馏塔顶回流罐、机泵冷却水及地面冲洗水石油类：100mg/L园区污水处理厂硫化物：50mg/L挥发酚：15mg/L氰化物：1mg/LCOD：600mg/L199 氨氮：30mg/L8锅炉排污水4.3TDS无机废水处理站9循环冷却水系统排污226.9TDS、SS无机废水处理站10脱盐水站29.6TDS、SS无机废水处理站11未预见污水40COD、BOD园区污水处理厂12生活污水4.5COD、BOD、SS园区污水处理厂（2）固体废物项目固体废物排放情况见下表。固体废物排放一览表序号污染源名称及排放点排放量t/a污染物组成治理方案备注1煤气净化焦油渣5047焦油渣配入炼焦煤中间断2沉淀池焦粉12000焦粉产品回收间断3废惰性瓷球10瓷球无害化填埋1年一次4废保护剂35Mo、Ni无害化填埋2年一次5废催化剂55W、Ni无害化填埋3年一次6废吸附剂1200活性炭无害化填埋2年一次7生活垃圾500生活垃圾卫生填埋间断10.6污染物治理措施10.6.1废气治理（1）粉尘废气备煤系统粉尘、筛焦系统粉尘、硫铵粉尘尾气，袋式除尘器除尘后，达标排放。（2）烟气199 直立炉烟气、兰炭干燥烟气、脱硫再生塔尾气、进料加热炉烟气、废热锅炉烟气等主要含SO2，脱硫后达标高空排放。（3）火炬本项目设有火炬系统，用于处理工艺装置开停车、事故状态下排出的废气，废气经完全燃烧后高空排放，从而减轻有毒气体对大气的污染。10.6.2废水治理（1）按清污分流、污水分质处理的原则划分排水系统。（2）工艺有机污水送园区污水处理厂进行处理。（3）循环排污水、脱盐水站酸碱废水送无机废水处理及回用系统进行处理及再生。（4）厂区建有事故废水收集系统，用于收集初期污染雨水及事故状态下消防废水、泄漏物料等。（5）无机废水处理站一级反渗透浓水排入园区污水处理厂。10.6.3废渣（1）煤气净化焦油渣配入炼焦炉中回用。（2）沉淀池焦粉回收。（3）废催化剂、废吸附剂、保护剂等危险废物交给有资质的单位妥善处置。（4）生活垃圾收集后由当地环卫所负责处置。199 10.6.4噪声控制本工程的主要噪声源有各类气体压缩机、气体放空系统、循环水泵等。为减少噪声污染，设计在选择设备时，尽量选用低噪声设备。气体放空系统安装消声器，各压缩机、泵等采用隔声罩、橡胶垫衬等降噪措施。操作室、控制室等配有通讯设施的工作场所，建筑上采用隔声、吸声处理，其中包括隔声门、窗以及吸声材料，以使室内噪声级达到GBJ87-85要求。在厂房四周及道路两旁进行绿化，也可有效阻挡噪声的传播，保证厂界噪声的达标。10.7绿化绿化可以美化环境、净化空气、除尘、吸声、监测环境质量，在有污染物排放的工业企业中合理绿化是保护环境的一项有效措施。本工程根据厂地面积及装置布置情况，在厂界周围、道路两旁、装置四周的空地上选栽抵抗和吸收、能力强的树种，如女贞、刺槐、龙柏等，沿道路两侧种植常绿树、绿篱、草坪。草坪能防止二次尘扬，绿篱能吸收声音，降低噪声的污染程度。10.8主要污染物总量控制对本项目进行工程分析，确定主要污染物为SO2、粉尘、COD，199 其中SO2排放量835.3吨/年、粉尘排放量324.0吨/年（有组织排放量），COD排放量286吨/年。建设单位需在本阶段取得经地方环保部门核定的总量控制指标。10.9环境管理与监测该拟建工程建成后，设置环保管理部门，配备专职工作人员负责环境管理；设置环境监测机构，负责“三废”排放的监控和环保设施运转状态的监控。新建环境监测站，配备专职的环境监测人员，负责定期进行本厂的污染源监测。10.10环保投资项目环保投资见下表。项目环保投资一览表投资对象环保投资（万元）备注事故水池310含于给排水投资污水管网900含于给排水投资污水处理站1080含于给排水投资环境监测150火炬560含于工艺投资脱硫及硫回收11250含于工艺投资绿化200含于总图投资噪声处理800含于工艺装置投资小计15250199 10.11环境影响预测本项目位于奎屯-独山子石化区南区，周围无环境敏感目标、无机场、无军事目标、不压文物。本项目排放废气均能达标排放，不会对建设地区大气环境造成显著的不利影响。工艺装置开停车、事故状态下排出的废气经火炬完全燃烧后高空排放，从而减轻有毒气体对大气的污染。本项目有机污水送园区污水处理站，无机废水在厂区处理站内处理后会用作循环冷却水系统补充水。本项目产生的煤气净化焦油渣配入炼焦炉中回用，沉淀池焦粉回收利用，废催化剂、废吸附剂、保护剂等危险废物交给有资质的单位妥善处置，生活垃圾收集后由当地环卫所负责处置。固体废物全部妥善处置。噪声经隔声消音治理后，达到或低于《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008），对厂界噪声值影响较小。本项目环境影响评价结论以项目环境影响报告书的评价结论为准。199 11劳动安全与工业卫生11.1安全卫生设计依据本次设计依据按国家有关安全卫生标准规范执行。设计中贯彻“安全第一，预防为主”的方针，确保项目投产后符合职业安全卫生的要求。11.1.1设计依据（1）《中华人民共和国安全生产法》（国家主席令[2002]第70号）（2）《危险化学品安全管理条例》（国务院[2002]344号令）（3）《危险化学品建设项目安全许可实施办法》（安全生产监督管理总局第8号令）（4）《中华人民共和国职业病防治法》（主席令第60号，2002.5.1实施）（5）《中华人民共和国劳动法》（主席令第70号）（6）《高毒物品目录》（卫生部卫法监发[2003]142号文）199 11.1.2采用的劳动安全卫生标准（1）《石油化工企业设计防火规范》（GB50160-2008）（2）（2）《工业企业设计卫生标准》（GBZ1-2002）（3）《工作场所有害因素职业接触限值第1部分：化学有害因素》（GBZ2.1-2007）（4）《工作场所有害因素职业接触限值第2部分：物理因素》（GBZ2.2-2007）（5）《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50058-92）（6）《建筑物防雷设计规范》（GB50057-94）（2000年版）（7）《工业企业噪声控制设计规范》（GBJ87-1985）（8）《建筑设计防火规范》GB50016-2006（9）《建筑照明设计标准》（GB50034-2004）（10）《建筑采光设计标准》（GB/T50033-2001）（11）《石油化工企业职业安全卫生设计规范》（SH3047-1993）（12）《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）（13）《有毒作业分级》（GB12331-90）（14）《采暖通风和空气调节设计规范》（GB50019-2003）（15）《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218-2009）（16）《安全标志及其使用导则》（GB2894-2008）（17）《安全色》（GB2893-2008）199 （18）《工业与民用电力装置的接地设计规范》GBJ65-83（19）《安全电压》（GB3805-83）11.2生产过程中主要危害因素分析本工程的主要危险危害因素分为两类，其一为自然因素形成的危害或不利影响，一般包括地震、雷击、不良地质、洪水等因素；其二为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、烫伤、坠落及碰撞等各种因素。11.2.1自然危害因素分析（1）地震地震是一种能产生巨大破坏作用的自然现象，它尤其对建构筑物的破坏作用明显，作用范围广，进而威胁设备和人员的安全，为防止地震危害，工程设计应根据地震评价结论及山东省地震局批准的抗震设计参数进行抗震设计。（2）不良地质不良地质对建构筑物的破坏作用较大，甚至影响人员安全。设计时应采取必要措施以防止地形及构造对基础的影响，进而防止不良地质对建、构筑物的破坏。（3）雷击199 击能破坏建构筑物和设备，并可能导致火灾和爆炸事故的发生，厂区内高大露天设备及建、构筑物在设计中应考虑防雷设施，以防止雷击。（4）气温人体有最适宜的环境温度，当环境温度超过一定范围时，会产生不舒服.感，气温过高会发生中暑；气温过低，则可能发生冻伤和冻坏设备。（5）其它暴雨和洪水威胁工厂安全，其作用范围大，为防止雨水的存积，避免形成内涝，设计中在厂区内设置雨水排水系统。生产生活辅助设施尽可能布置在厂区常年最大频率风向上风侧，以减轻有害物质由于风向的作用对职工的有害影响。11.2.2生产过程中易燃易爆危险物及特性常见可燃物质的爆炸极限表序号物质名称爆炸极限下限上限1氢4.174.22一氧化碳12.574.23氨15.527.04煤气4.940.911.2.3生产过程中有毒有害物及特性（1）粉尘199 粉尘中直径0.5～5μm的飘尘可直接进入人体，沉积于肺泡中。由于飘尘表面积很大，能够吸附多种有害物质，且在空气中滞留时间长，分布广，故危害也严重。本生产过程中备煤系统、筛焦系统为粉尘的主要污染源。（2）一氧化碳（CO）CO主要来源于煤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。空气中浓度达到1.2g/m3时，短时间可致人死亡。本工程生产的煤气有9.8%（V/V）的CO。（3）硫化氢（H2S）在空气中易氧化为SO2，故浓度不高。主要来源于煤气系统的泄露。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。本工程生产的煤气中含有少量H2S。（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。本工程生产的煤气中的甲烷（CH4）为无色无臭气体，是CmHn中的一种，急性中毒时有头昏、头痛、呕吐、乏力、甚至昏迷。长期接触甲烷者可出现神经衰弱综合症。本工程的煤气中含有12%（V/V）的甲烷及0.8%（V/V）的少量非甲烷CmHn。（5）氨（NH3）199 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。本工程生产的煤气中含有氨，生产过程中要使用循环热氨水和冷氨水喷洒冷却煤气。（6）苯并芘苯并芘是含碳燃料及有机物在一定高温条件下，经热解、环化和聚合作用而生成的一种稠环芳香烃化合物，具有致癌性，其潜伏期可达10～15年。它一般附着于小颗粒粉尘之上，污染大气；也可渗入地下，污染地下水和土壤。但也可通过生物降解作用和其它因素而降低其浓度。在本项目中，主要分布在直立炉炉顶部。（7）硫磺硫磺在肠内部分转化为H2S而被吸收，可引起眼结膜炎、皮肤湿疹，对皮肤有弱刺激性。（8）硫酸硫酸属III级危害物，对皮肤、粘膜等组织有强烈的刺激作用。高浓度引起喉痉挛和声门水肿而死亡。慢性影响有牙齿酸蚀症、慢性支气管炎、肺水肿和肝硬化。工业企业设计卫生标准规定车间空气中硫酸的容许浓度为2mg/m3。199 11.2.4高温辐射当工作场所的高温辐射强度大于4.2J/cm2•min时可使人体温度过热，产生一系列生理功能变化；体温调节失去平衡；水盐代谢出现紊乱；消化及神经系统受到影响。影响操作人员的心理状态，会导致操作失误而造成事故。本工程直立炉有一定的高温辐射。11.2.5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。本项目煤气鼓风机、空气风机、焦炉气压缩机和泵类将产生较大噪音。11.2.6其它安全事故锅炉及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。腐蚀可损坏设备，又会对人体构成威胁。199 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。11.3自然危害、生产危害因素防范措施11.3.1防火防爆本工程总图布置执行《建筑设计防火规范》GB50016-2006和其它安全卫生规范的规定，并充分考虑风向因素，安全防护距离，消防和疏散通道以及人货分流等问题，有利于安全生产。煤气净化、气柜、PSA制氢和煤焦油加氢等生产装置露天布置，有利于火灾危险气体的扩散；直立炉厂房、鼓风机房、压缩机厂房、焦油泵房等设置防爆轴流风机，以防止工作场所有害气体的积累。工艺过程中的高、中压设备及管道上均设有安全阀，防止设备、管线超压引起爆炸。电捕焦油器入口设报警装置，当氧含量大于0.8%时报警，大于1%时连锁停电。电捕焦油器设有放散管、泄爆装置及蒸汽管，煤气侧电瓷瓶周围设有氮气保护系统。煤气气柜设高地位报警及高高低低连锁装置，罐区设置围堰和泡沫消防系统，并配有移动式消防器材，房子火灾爆炸事故发生。在爆炸和火灾危险场所严格按《爆炸和火灾危险环境电力设置设计规范》(GB50058-92)进行设计，避免电气火花引发的火灾。1区内电气设备选用隔爆型，2区内电气设备选用隔爆型或增安型，电缆均选用阻燃型电缆。所有电气设备的选择均能满足装置的防爆要求。199 厂区防雷分为二类防雷和三类防雷，二类防雷采用避雷带（针）防雷直击，冲击接地电阻不大于18Ω；三类防雷采用避雷带，冲击接地电阻不大于30Ω；所有具有易燃易爆介质的设备和管道均设防静电接地装置。在煤气压缩、直立炉以及冷鼓电捕处设置可燃气体浓度检测报警装置，随时检测空气中可燃气的含量，并设置火灾探测及报警系统。11.3.2防尘防毒总图布置时，充分考虑风向对有害物质的输送作用，将厂前区布置在厂区西北部，位于主导强风向的上风向，以保持厂前区的洁净。生产装置设计密闭的排液及排气系统，防止有毒有害介质的外泄。对设备、管道、法兰的密封性经常进行检查，防止跑冒滴漏现象的发生。直立炉出焦设置炉底水封，气柜进出口、脱硫塔、鼓风机、电捕焦油器等设备均设置水封，防止煤气泄漏。在可能接触有毒有害气体的操作岗位，为操作工配备空气呼吸器、防毒面具；高噪音的岗位配备防噪声耳塞；接触粉尘的岗位配备防尘口罩或防尘面具；接触酸碱等灼伤性物料的岗位配备防酸碱工作服，并在工作场所配备事故淋浴器。199 11.3.3热辐射防护对输送蒸汽和高温物料等有可能与人体接触的高温设备和管道采取防烫保温绝热措施，避免人体接触而引起烫伤。直立炉操作场所设轴流通风机。11.3.4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，如煤气鼓风机设鼓风机室，水泵、焦油泵设泵房，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。11.3.5锅炉及压力容器的安全措施锅炉及压力容器均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。11.3.6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。199 11.3.7绿化及辅助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16%。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。11.4预期效果及评价本工程在设计中采用了成熟可靠的工艺技术，自动控制水平高，设备和管道密封性好，整个工程的安全性较好。本工程各装置由于在生产过程中使用的物料大多数均具有易燃易爆和有毒的特性，所以装置潜在的危险性是比较高的。通过采取以上各种安全防护措施，本工程建成后，预计各装置车间操作环境中的有毒有害物质的浓度，以及空气质量、噪声、湿度、温度等工业卫生条件符合卫生标准和规范的要求，满足劳动保护要求，对工人健康无不良影响。应该指出的是，生产过程中的物料多数具有易燃易爆、有毒有害的物性，所以各个装置潜在的危险性是比较大的，本设计只能尽量降低各类事故的发生频率、减少事故发生后的生命和财产损失，使装置的实际危险程度达到可以接受的水平。因此，优良的管理、对安全工作的长抓不懈、切实贯彻执行“安全第一、预防为主”的原则是保证工厂长期安全稳定运行的关键。199 12组织机构和人力资源配置12.1工厂体制及组织机构12.1.1工厂体制工厂设置生产管理和行政管理两个系统。按厂、车间两级设管理机构，厂部除设各职能科室外，设有生产调度、安全、化验、供销、运输等。12.1.2组织机构工厂组成设厂部、车间、工段三级管理体制，按生产装置、动力装置、辅助生产装置和后勤管理分别设置相应的机构。12.1.2.1主生产装置（1）炭化车间：由备煤、炭化、筛储焦、煤气净化工段组成。（2）焦油加氢车间：由气柜、焦炉气压缩、PSA制氢、煤焦油加氢等工段组成。12.1.2.2动力装置机构（1）给排水车间：负责新鲜水、循环水、复用水、消防水、污水处理的管理。（2）电气车间：负责总变、分变电所、各车间开闭所、配电室以及电信管理。（3）动力站：负责锅炉房、脱盐水站、采暖换热站的管理。12.1.2.3辅助生产机构199 （1）化验室：包括中央化验室和车间化验室。（2）机修车间：包括机加工、铆焊等部门，负责全厂各装置设备、管道的中小修工作。（3）仪表站：负责全厂DCS系统和现场仪表调试和管理，12.1.2.4管理机构主要包括行政、生产、供销、安全、环保等职能部门。12.2生产班制和劳动定员12.2.1生产班制根据本工程生产特点，主生产装置24小时连续运行，采用五班编制三班运行。化验室等生产辅助定员编制计入厂部及后勤部门中，与管理人员一同采用白班兼值班制的工作制度。12.2.2劳动定员本工程总定员1458人，其中生产工人1415人。全厂职工定员制序号部门管理人员生产人员小计一管理部门1总部综合办公室552人力资源部门443财务部门884技术部门10105销售部门666质保安全部门1010199 二生产部门1备煤51501552炭化54004053筛储焦51201254煤气净化53003055制氢515206焦油加氢58085三公用工程及辅助设施1中央化验室325282总图运输41001043给排水440444供电供热4140144TOTAL1458本项目技术、管理和操作人员拟通过集团内部调动、国内招聘等方式解决，高级管理人员由业主委派。工厂技术人员、管理人员和主生产装置操作工必须为大学本科以上学历人员。凡引进技术的装置，必须派遣技术、管理人员以及操作工在国内外类似装置进行一定时间的技术、管理和操作培训，全面掌握装置全过程的生产技能。对国外进口的DCS控制系统、大型机泵设备、关键容器设备，也必须在制造厂进行技术培训，掌握这些设备的开车、维修方法。属国内设计的装置，要选择国内同类型的生产厂对操作人员进行培训，以保证顺利开车，正常安全生产。199 13项目实施计划13.1建设周期规划本工程规模庞大，生产装置和公用工程辅助装置工号较多，施工安装周期较长且有一定难度，作为业主单位应全面统筹安排，认真组织设计、设备、材料的采购订货、制造、运输、招标确定施工安装监理队伍，以保障项目的顺利实施。为了缩短项目建设工期，争取早建成、早见效，本工程拟采取以下措施：——安排设计、采购、施工安装、培训和试车等不同阶段在时间上作合理的交叉，尽可能缩短建设周期；——设计工作、商务招标和谈判提前介入，在保证设计质量的同时，节约时间；——对制造周期长的装备创造条件提前订货，保证设备供货能满足建设进度的需要；——采取各种措施保证西北地区的施工周期与施工质量。13.2实施进度规划本工程实施从总体上分为四个阶段：前期准备工作阶段、工程设计阶段、施工阶段和试车考核阶段。本工程从地基处理作为施工开始时间至试生产完成为26个月，工程建设步骤和施工进度计划如下图：600万吨/年喷吹料、联产40万吨/年焦油轻质化综合利用项目可研报告。199 14投资估算与资金筹措14.1总投资估算14.1.1建设投资估算14.1.1.1编制说明及依据本项目为X石化集团在新疆奎屯-独山子经济技术开发区新建的600万吨/年喷吹料项目。建设投资估算范围主要包括600万吨/年兰炭装置、40万吨/年焦油加氢精制装置等主要生产装置及与之配套的贮运、辅助设施、公用工程、服务性工程等。投资估算还包括与本项目相适应的固定资产其他费用、无形资产费用、其他资产费用和预备费。开发区负责为本项目配套规划红线外必须的各项基础设施，包括道路、给水、排水等。（1）建设投资估算依据国家发改委、建设部发改投资（2006）1325号《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）、国家石化局(1999)第195号《化工建设项目可行性研究投资估算编制办法》和其他有关规定，按固定资产、无形资产、其他资产、预备费进行编制。（2）设备购置费用参照类似装置设备价格和现行有关价格资料估算。（3）安装工程费用参考同类工程指标估算，并依据现行材料价格及费用水平予以调整。（4）建筑工程费用依据当地现行定额、指标和同类工程指标估算，并依据现行材料价格及费用水平予以调整。199 （5）固定资产其他费用、无形资产费用及其他资产按《编制办法》有关规定并结合当地及项目具体情况进行估算。（6）预备费基本预备费费率按10%计。按现行有关规定暂不计涨价预备费。14.1.1.2建设投资估算经估算，建设投资估算值为522000万元。其中：设备购置费187262万元占建设投资35.87%安装工程费139508万元占建设投资26.73%建筑工程费101726万元占建设投资19.49%其他费用93504万元占建设投资17.91%。横向看：固定资产费用469365万元占建设投资89.92%无形资产费用3000万元占建设投资0.57%其他资产费用2180万元占建设投资0.42%预备费用47455万元占建设投资9.09%分析得出，估算投资构成比较合理，反映了项目的特点。详见附表1“建设投资估算表”。14.1.2建设期借款利息按拟定资金筹措方案及附表3所设定的资金使用条件，本项目估算的建设期借款利息为30892万元。14.1.3流动资金估算流动资金按分类详细估算法，参照行业平均水平，并考虑本项目199 特点，确定各项合理周转天数。经估算，本项目流动资金为38380万元，其中铺底流动资金11514万元。详见附表2“流动资金估算表”。14.1.4项目总投资项目总投资（评价用）为建设投资、建设期利息与全额流动资金之和，规模总投资（报批）为建设投资、建设期利息与铺底流动资金之和。经估算，本项目总投资（评价用）估算值为591272万元，规模总投资（报批）估算值为564406万元。14.2资金筹措本项目为内资新建项目，按照国家对此类投资项目最低资本金比例的要求，并考虑项目偿债能力，现阶段资金筹措方案如下：项目资本金占项目总投资的30%，由项目业主自筹解决。项目总投资的70%申请银行贷款解决。贷款年利率暂按目前国家有关部门公布的最新基准利率，长期贷款年利率暂按6.14%计（大于5年期），流动资金贷款年利率暂按5.56%计。资金筹措数额见下表所示。资金筹措数额表序号名称单位金额备注1项目总投资万元5912721.1建设投资万元5220001.2建设期利息万元30892199 1.3流动资金万元383802资金筹措万元5912722.1项目资本金万元177382含铺底流动资金2.2建设投资借款万元3870242.3流动资金借款万元26866项目资金金比例30%各年数额详见附表3“项目总投资使用计划与资金筹措表”。199 15财务评价15.1成本和费用估算15.1.1方法及依据采用总投入、总产出的评价方法，在项目所涉及到的范围内进行成本费用估算和财务效益分析等内容。主要依据如下：（1）国家发改委、建设部发改投资（2006）1325号《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）有关规定。（2）原国家石化局国石化规发（2000）412号文《化工投资项目经济评价参数》有关规定。（3）国家最新发布的相关政策、法规及规定。（4）财政部、税务部门发布的有关规定（5）新发布的企业所得税法。（6）地方有关其他规定和政策。（7）工艺及公用工程各专业提供的技术数据和参数。（8）与项目方共同商定的基本数据。15.1.2成本费用估算的主要参数和数据（1）主要外购原材料、辅助材料及动力价格主要外购原材料、辅助材料及动力价格（工厂入库价）采用预测价，见下表:199 主要原辅材料及动力价格表序号名称及规格单位年耗量(100%负荷)单价（元/吨）不含税含税1煤炭万吨1100213.72502烧碱吨104001880.322003硫酸吨31885683.88004催化剂及其他化学品万元2965.834705新鲜水万吨10981.77元/吨2元/吨本报告中成本费用估算时原材料、辅助材料及燃料动力价格均采用不含税价计。分别详见附表4“外购材料与燃料动力费用估算表”。（2）工资及福利费按40000元/人，年计。（3）固定资产折旧采用平限法，其中：房屋建筑物折旧年限按20年，机器设备折旧年限按12年。（4）无形资产按10年摊销，其他资产按5年摊销。（5）修理费暂按扣除建设期利息后的固定资产原值3.5%计。（6）其他制造费按固定资产原值(扣除建设期利息)1.2%计。（7）其他管理费用按60000元/人.年。（8）其他销售费用按销售收入的2%计。15.1.3年均总成本费用经估算，项目生产期内年均总成本费用为326820万元，年均经营成本费用为286762万元。详见附表7“总成本费用估算表”。199 15.2财务评价与分析15.2.1财务评价的依据（1）国家发改委、建设部发改投资（2006）1325号《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）有关规定。（2）原国家石化局国石化规发（2000）412号文《化工投资项目经济评价参数》有关规定。（3）国家最新发布的相关政策、法规及规定。（4）财政部、税务部门发布的有关规定（5）新发布的企业所得税法。（6）地方有关其他规定和政策。（7）工艺及公用工程各专业提供的技术数据和参数。（8）与项目方共同商定的基本数据。15.2.2财务分析主要参数（1）产品销售量及销售价格（预测价）产品销售量及销售价格表序号名称及规格单位年销售量(100%负荷)销售价格（元/吨）不含税含税1兰炭万吨600470.15502硫膏万吨0.9427.45003粉煤万吨110170.92004液化气万吨1.102654.930005石脑油万吨10.964786.35600199 6柴油万吨21.774615.454007沥青万吨6.31209424508硫铵万吨4.3398.24509氢气万方1133690.513元/方0.6元/方10外送电万度104900.214元/度0.25元/度（2）税金及附加除液化气、硫铵和水的增值税税率按13％计外，其他产品和投入物的增值税税率均按17%计。根据国家最新消费税的有关规定，本项目产品中石脑油、柴油分别暂按1385元/吨和940.8元/吨计征消费税。城市维护建设税暂按项目流转税额的7%计，教育费附加暂按项目流转税额的3%计。国家从2009年1月1日起，已实行消费型增值税全面改革，用于生产的机器设备和安装主材的增值税在项目投产后逐年抵扣，已体现在相关评价报表中。经估算，该项税款约35800万元。（3）项目计算期本项目建设期按3年计，生产期经营按15年，项目计算期按18年。（4）生产负荷本项目建成投产后生产负荷第1年按70%计，第2年按90%计，第3年及以后各年按100%计。（5）所得税本报告暂按目前国家通用的25%税率计算企业所得税。（6）盈余公积金盈余公积金取所得税后利润的10%。（7）借款偿还本报告借款偿还方式暂按等额还本付息考虑。贷款偿还暂按10年计算（含建设期），实际偿款期为7年。199 （8）财务基准收益率根据国家发改委、建设部发改投资（2006）1325号《建设项目经济评价方法与参数》（第三版），并参考行业平均盈利水平，项目财务基准收益率，所得税前取12％，所得税后取10%。资本金的基准收益率取12%。15.2.3项目主要经济数据与评价指标经测算，项目主要经济数据与评价指标如下：主要经济数据与评价指标表序号名称单位数据或指标备注Ⅰ经济数据1项目总投资万元591272其中：规模总投资（报批）万元5644062建设投资3建设期利息4流动资金其中：铺底流动资金5资金筹措万元591272其中：借款万元413890项目资本金万元177382资本金比例30.00%6年平均营业收入万元5181667年平均营业税金及附加万元426968年平均总成本费用万元3268209年平均利润总额万元15103810年平均所得税万元37759199 11年平均净利润万元11327812年平均息税前利润万元15920413年平均增值税万元45208Ⅱ财务评价指标1总投资收益率26.90%2资本金净利润率63.90%3项目财务内部收益率（所得税前）26.80%4项目财务净现值（所得税前）4932925项目投资回收期6.26项目财务内部收益率（所得税后）21.80%7项目财务净现值（所得税后）4248308项目资本金内部收益率38.10%9盈亏平衡点（生产能力利用率44.00%10利息备付率12.27还款期平均11偿债备付率2.16还款期平均15.2.4不确定性分析15.2.4.1盈亏平衡分析盈亏平衡分析根据正常生产年份的销售、成本和税金等数据计算盈亏平衡点（BEP）。由于各年成本不尽相同，现选择达产年数值进行计算，得到的BEP（生产能力利用率）为44%，说明项目对市场需求变化有较强的适应能力。15.2.4.2敏感性分析经测算，在建设投资、产品售价或销售收入、原材料价格或原材费用、生产负荷等不确定因素分别变动5%、10%的情况下，敏感性分析结果详见下表。199 敏感性分析表序号项目变化幅度项目评价指标（税后）FIRRFNPV(万元)Pt(年)1基本方案10%21.8%4248306.1619.8%3835146.47建设投资5%20.8%4039586.31-5%22.9%4461356.00-10%24.1%4678775.8510%26.6%6345215.582销售价格5%24.3%5296755.83-5%19.2%3199856.57-10%16.4%2151407.1410%19.3%3252306.563原材料价格5%20.6%3750306.34-5%23.0%4746305.99-10%24.2%5244305.8410%24.0%5188965.874负荷5%22.9%4718636.01-5%20.7%3777976.32-10%19.5%3307646.51由上表分析得出，销售价格或销售收入是影响项目经济效益最敏感的因素，其次是原材料价格或原材料费用、建设投资和生产负荷的变化。在各不确定因素分别向不利方向变动10%的情况下，项目投资财务内部收益率（所得税后）在16.4%以上，大于设定的基准收益率。分析说明本项目有较强的抗风险能力。199 15.2.5财务评价结论经评价，本项目建成投产后年均销售收入为518166万元，年均销售税金及附加为42696万元（含消费税），年均利润总额151038万元，年均净利润113278万元，年均息税前利润159204万元，年均增值税45208万元。总投资收益率26.9%，资本金净利润率63.9%，项目投资财务内部收益率（所得税前）26.8%，项目投资财务内部收益率（所得税后）21.8%，投资回收期6.2年，资本金财务内部收益率38.1%，利息备付率（还款期平均）为12.27，偿债备付率（还款期平均）为2.16。财务分析结果显示，本项目有良好的盈利能力和偿债能力，资本也可获得较高回报，项目有良好的经济效益，并有较强的抗风险能力。煤化工项目指挥部2012.12.12.199'