1、XXXXXXXXXXXXX有限公司农业综合开发项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月120可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日目 录1 总论11.1 项目及建设单位基本情况11.2编制依据和原则31.3 研究范围及编制分工31.4项目背景及建设的必要性41.5主要2、研究结果72市场142.1产品品种、规格和用途142. 2产品市场分析与预测153建设规模、产品方案193.1建设规模193.2产品方案194工艺装置技术及设备方案224.1工艺技术选择224.2工艺概况、流程及消耗定额464.3 工艺设备技术方案594.4 工艺装置“三废”排放774.5 占地、建筑面积及定员785原料、辅助材料及燃料供应806自动控制806.1 概述806.2 装置自动控制水平816.3先进控制技术与优化控制技术826.4主要控制方案826.5仪表选型原则836.6控制室的设置原则846.7大型机组的控制与保护原则856.8消耗指标856.9仪表定员866.10主要设备清单3、867总图运输和储运897.1总图运输897.2工厂运输937.3储运937.4土建948公用工程及辅助生产设施1008.1新水1008.2循环水系统1008.3净化风、非净化风系统1018.4氮气系统1028.5排水系统1028.6含硫污水的处理1038.7蒸汽系统1049节能1059.1 编制依据1059.2 节能原则1059.3 能耗分析及节能措施1059.4 节能措施10910节水11111消防11211.1 概述11211.2 消防水管网设置原则。11211.3 火灾报警系统11211.4 装置内消防设施11211.5 可依托的消防条件11312环境保护11512.1建设地区环境现状4、11512.2设计依据和环境保护标准11912.3建设项目污染及治理措施11912.4环境管理和环境监测12412.5主要环境保护项目12612.6环境保护投资概算12612.7存在的环保问题及建议12613职业安全卫生12813.1编制依据12813.2环境因素对项目职业安全卫生的影响12913.3生产过程中职业危险危害因素分析13113.4设计中采取的主要防范措施13613.5机构设置及人员配备情况13913.6专用投资概算14013.7预期效果14014项目实施计划14115投资估算及资金筹措14215.1建设投资估算14215.2资金筹措及资金使用计划14516财务评价14816.1 5、财务评价依据及基础数据与参数14816.2 成本费用估算14916.3 销售收入和流转税及附加14916.4 利润和所得税计算。15016.5 财务评价指标计算15016.6 敏感性分析15016.7 盈亏平衡分析15116.8 财务评价结论1511 总论1.1 项目及建设单位基本情况项目基本情况.1项目名称“建设单位”100104t/a催化裂化装置.2项目建设性质“建设单位”100104t/a催化裂化装置属于新建项目。.3项目建设地点“建设单位”100104t/a催化裂化装置项目建设地点位于山东省*市。建设单位基本情况.1建设单位名称、性质及负责人建设单位名称：*企业性质：大型企业负责人： 6、.2建设单位概括1.2编制依据和原则编制依据1、”建设单位”公司新建100104t/a催化裂化装置可行性研究委托书；2、100104t/a催化裂化装置可研报告的数据（”建设单位”公司）。编制原则1、技术方案采用国内外成熟、可靠、先进的技术，优化装置的操作条件，提高目的产物的产率，降低物耗及能耗，保证较长开工周期，做到技术先进、经济合理、操作可靠。2、采用集散型控制系统(DCS)，提高装置的自动化水平和综合管理水平，提高劳动生产率。3、公用工程及配套系统尽可能依托工厂现有设施。4、环境保护和职业安全卫生方面，要选用无污染及少污染的先进技术，对不可避免的污染，按照国家关于“三废”治理三同时的原则进7、行设计，安全和卫生均符合国家有关要求和标准。5、严格遵循现行有关安全法规，采取各种切实可靠、行之有效的事故防范及处理措施，确保装置安全生产。1.3 研究范围及编制分工本项目范围只包括新建的100104t/a催化裂化工艺装置。界区外的配套工程及界区外配套改造的装置由厂方统一考虑。编制单位：xx1.4项目背景及建设的必要性项目背景根据有限公司的总体发展战略和发展实际情况， 项目建设的必要性中国加入世贸组织，市场开放，价格并轨，使国内石油加工企业将面临前所未有的冲击。如果不能尽快完善自我，增强实力，就有可能陷入困境，不但自己面临生存危机，也将影响到团公司的整体利益。因此，抓住时机，依靠挖掘潜能和技术8、进步，增强实力，争取主动，使自己在更加激烈的竞争中处于有利地位。根据上述分析，目前影响企业效益增长的瓶颈是二次加工和重油深度加工能力不足及产品结构有待优化。根据”建设单位”化工有限公司的总体发展战略和发展实际情况，拟建设一套100104t/a重油催化裂化装置能较好地解决一、二次加工能力配套的问题，同时优化全厂产品结构，增加高附加值的石化产品，增加”建设单位”公司的赢利能力和综合抗风险能力。又可满足公司“十一五”规划总体安排。1.5主要研究结果项目概况本项目为”建设单位”化工有限公司100104t/a催化裂化装置属新建项目。.1装置组成100104t/a催化裂化装置包括：反应一再生、分馏、吸收稳9、定（含气压机）、主风机烟机系统、余热锅炉、产汽系统。.2装置加工能力装置设计规模100104t/a年开工时数 8000小时.3原料来源进口M100原料油。（后面写的是腊油）.4产品主要产品：汽油、液化石油气、轻柴油副产品：干气、油浆.5工艺路线根据用户对该装置产品方案和产品质量的要求，结合目前国内技术发展情况，本次设计反应系统拟采用石科院的MIP工艺并采用LPEC成功先进的工程技术予以实现。该项目所采用技术是多个单项工程技术的优化组合，单项技术是由LPEC催化裂化技术进行技术支持。本次改造所采用的单项技术主要包括：1、反应部分采用的单项技术：（1）、预提升技术；（2）、原料油高效雾化喷嘴；（310、）、提升管出口快速终止反应技术；（4）、高效汽提技术。2、再生部分：拟采用快速床-湍流床主风串联两段再生技术，设置下流式外取热器，采用单项技术如下： （1）、快速床湍流床主风串联两段再生技术； (过时)（2）、汽、水自循环下流式外取热器及配套系统；（3）、主风烟气系统优化；（4）、高效旋风分离器； （5）、催化剂进料分布技术。 3、机组：主风机采用三机组方案，即烟机-轴流压缩机-电动/发电机；气压机组采用两机组方案，即气压机-中压背压蒸汽轮机。4、分馏吸收稳定部分采用高效塔盘。5、优化换热流程，尽可能经济的回收各温位的热量，减少循环水的用量。6、余热锅炉采用模块式结构，采用余热锅炉不补燃，设置11、中压蒸汽过热炉的蒸汽过热方案。7、设置低温余热回收设施，最大量回收装置低温余热。.6主要设备重油催化裂化装置主要设备表 表1.5-1 序号设备类别数量（台或组）备注1反应再生器1包括外取热器2塔类63主风机组24增压机组25富气压缩机组16容器387冷换设备468空冷器229机泵4010余热锅炉111中压蒸汽过热炉112辅助燃烧室113特阀1514加药装置1套15安全阀1916烟囱1.7装置定员新建催化裂化装置的操作人员32名，管理人员7名，均由厂方内部调配解决，不新增定员。.8装置占地：1809517100m2。.9消耗指标1、催化剂、化学药剂消耗表 表1.5-2 名称年用量，t/a一次装入12、量，t备注1催化剂7201802钝化剂22含锑253阻垢剂8.44助燃剂3含Pt万分之五5Na3PO42.94含量982、公用工程消耗 表1.5-3序号项目单位数 据备注1新鲜水t/h132循环水t/h1200余热回收站用水由厂方考虑3中压除氧水t/h804除盐水t/h355燃料气m3n/h11006电6000VkW-135380VkW2124220VkW1307蒸汽3.5MPat/h-9输出1.3MPat/h-32输出0.6MPat/h-5.58净化压缩空气m3n/h15009非净化压缩空气m3n/h210010氮气m3n/h30.10能耗状况“建设单位”化工公司新建100104t/a重油催13、化裂化装置设计能耗为2314.7MJ/t原料（55.3kg标油/t原料），能耗值较先进。.11主要研究结论“建设单位”化工公司100104t/a催化裂化装置工程经过技术方案论证，所选的技术方案先进可行，经济效益好，为改善全厂产品结构和质量、提高经济效益创造了良好的条件。1、”建设单位”化工公司100104t/a催化裂化装置采用了近年来催化裂化领域中开发的新工艺、新技术、新设备。装置建成投产后，解决了汽油烯烃含量超标的问题（什么工艺？），同时可灵活优化调整全厂的产品结构，增加高附加值的石化产品，增加公司的赢利能力和综合抗风险能力。2、项目建设的外部条件好，可以充分利用现有的装置、公用工程及辅助设14、施的潜力，建设投资较低。3、”建设单位”化工公司是我国比较早的石油化工企业，在建设、生产和经营管理等方面，已建立了一套比较完整的系统，为项目的高速度建设及顺利投产提供了有利的条件。4、本项目总投资为50826万元，其中建设投资为46995万元。年均利润总额10021万元。投资所得税后全部投资财务内部收益率为17.40，投资回收期为6.97年（含2年建设期）。各项指标均好于行业基准值，因此建设本项目在经济上是可行的。综上所述，充分利用我国石化行业成熟、可靠且先进的工艺技术，新建”建设单位”化工公司100104t/a催化裂化装置，对促进”建设单位”化工公司的发展具有重要作用。存在问题及建议.1装置15、加工方案厂方可根据市场情况或实际生产情况适当调整装置的加工方案，达到装置适时、适应总流程要求的需要。.2装置能耗本次设计应厂方委托，采用的设计数据为多产液化气方案（工艺？），由反应部分带至后部系统的低温位热量增多，装置的低温余热增加，虽然优化换热流程，仍提高了装置能耗12kg标油/t原料。由于石科院MIP工艺技术要求反应部分较低的油气分压，反应部分采用的蒸汽量较多，使装置能耗有所提高。.3装置低温余热回收系统装置低温余热回收系统采用的热能回收介质为系统提供的热媒水，所回收的低温热能也由全厂统一考虑利用。主要经济技术指标见表1.5-4。表1.5-4 主要经济技术指标序号项目名称单位数额备注一基本16、数据1总投资万元508261.1建设投资万元469951.2建设期利息万元7371.3流动资金万元30942销售收入万元196707生产期年平均3生产成本费用万元165527生产期年平均其中：折旧万元2114 4单位加工成本4.1单位现金加工成本元/吨4.2单位加工费(制造成本）元/吨4销售税金及附加万元21159 生产期年平均5利润总额万元10021 生产期年平均6所得税万元3307 7所得税后利润万元6714 8单位加工费元/吨57.82 （不含期间费）元/吨70.38 （含期间费）9单位现金加工成本元/吨45.17 二经济评价指标1财务内部收益率%17.40 所得税后2财务净现值万元1317、626 3投资回收期年6.97 4财务内部收益率%23.62 所得税前5财务净现值万元31184 6投资回收期年5.78 7资本金利润率%31.708投资利润率%19.72 9投资利税率 %61.35 10借款偿还期年4.07 含2年建设期2市场2. 1产品市场分析与预测新建100104t/a重油催化裂化装置为”建设单位”化工公司的十一五规划的一部分，主要产品为：清洁汽油组分、液化石油气（富含丙烯）、催化柴油，属于中间产品不能作为产品直接出厂，其产品市场服务于全厂产品市场。1、液化石油气2002年我国全年液化气产量1190万吨，与2001年相比增加9.4%，进口量626.07万吨，超过199918、年全年的554.16万吨，创下液化气年进口量的最高记录，与2001年的488.99万吨进口量相比增长28.0%。2002年度中国液化气市场研讨会预测，到2005年我国液化石油气需求量将达到2000万吨，而国内LPG产量不超过1250万吨，需进口700万吨以上。目前我国LPG人均消费量仅12公斤，而1998年世界人均消费量为15公斤，我国人均消费量在今年将增长到15公斤左右。根据以上分析，利用液化石油气中富含的低碳烯烃，其中碳四组分被利用做汽油的高辛烷值调合组分，丙烯、正丁烯等组分可用以生产市场需求旺盛的高附加值聚丙烯和顺酐产品，降低液化石油气的产品比例。2、聚丙烯聚丙烯（Polypropyle19、ne，PP）是热塑性塑料中发展最快的一种，目前产量规模已经超过聚乙烯和聚氯乙烯；PP由于价格低廉和性能优势，因此可广泛应用在诸多领域，与其它热塑性塑料如ABS、Nylon、PS、PE、PET、PVC相竞争，另外在环保方面，因其可回收再利用，PP也替代其它塑料，主要用于注塑、纤维和薄膜与片材。在汽车和器具应用中，增强和填充PP不断地替代工程塑料，在包装领域的需求（尤其是食品包装）也将继续成长；另外近年来，PP在片材挤出中替代聚苯乙烯、在地毯面纱中替代尼龙；在器具应用中替代ABS及在薄膜和医用领域替代软性PVC的需求也不断快速成长。由于PP的用途广泛，其消费量近年一直处于增长势头。椐预计，世界人均20、PP消费量将从2001年的5.1千克/人增加到2005年的6.4千克/人。2001年中国PP表观消费量突破500万吨，达到530.3万吨。据美国PhillipTownsendAssociates公司（PTAI）2003年公布的PP需求年度报告分析，2003年中国已超过美国成为世界最大的聚丙烯市场。预计2007年中国和美国的PP市场将分别为1100万吨和820万吨。中国主要的两个PP生产企业中石化和中石油已进入世界上最大的聚丙烯生产商的行列。中国石化是目前世界上第二大PP生产商，中国石油是世界上第13大PP生产商，中国目前的PP产量为370万吨/年。中石化已与巴塞尔（Basell）签订了技术转让21、协议，到2007年，生产能力将翻倍。尽管如此，国内市场上PP仍短缺250万吨，到2007年，预计短缺量将增加近一倍。新建100104t/a重油催化裂化装置投产后，可生产11104t/a的聚丙烯原料，为”建设单位”化工公司向高附加值的化工领域延伸夯实基础。3、成品油随着国民经济水平的不断提高，消费水准在不断升高，轿车进家庭也不再是昔日的梦想，高标号汽油的需求量正在不断飚升，90#汽油消费量逐年萎缩，我公司近几年90#汽油的产量也大幅下降，高标号汽油比例大幅提高。由于低凝柴油的需求区域在西北和东北地区，而我们的销售区域只能在西北辖区，时间集中在11月初到次年的3月初，特别是-35#柴油，集中销售时22、间在11月份到次年的1月，销售时间比较短，因此存在生产和发运的问题，销售量不可能很大。各单位现在成本意识比较强，因此-35#柴油的需求量不会有大的上升幅度。新建100104t/a重油催化裂化装置投产后，生产催化汽油的辛烷值90.5，烯烃含量25v，可作为高标号清洁汽油的优质调合组分。这将提高全厂高标号成品汽油的比例、优化全厂成品油的结构，使”建设单位”化工公司成品油的市场竞争力提高。3建设规模、产品方案3.1建设规模“建设单位”化工公司，新建催化裂化装置规模：100104t/a。3.2产品方案确定产品方案的依据新建100104t/a催化裂化装置的产品方案：以产低烯烃含量的清洁汽油调合组分和低碳23、烯烃为主，增产碳三、碳四组分。最小地投入、最大量地创造效益是企业的根本。本装置的产品方案根据以下因素确定：1、解决全厂二次加工能力问题；2、满足全厂清洁燃料生产的要求，同时提高高附加值产品高标号清洁汽油的产品比例；3、为高附加值化工产品（聚丙烯、顺酐等）的生产提供原料（丙烯、正丁烯）。产品方案产品方案表 表3.2-1序号产品名称数量，104t/a备注1燃料气4.92不含烟气2液化石油气31.56其中丙烯11.4潜含量3汽油44.40烯烃含量25vRON92,MON814柴油25.32十六烷值255油浆4.20装置物料平衡装置物料平衡 表3.2-2序号物 料 名 称设 计 值备注wt%kg/h124、04t/a一原料1稀油减压蜡油45.86542854.962稀油减压渣油38.55500046.203润滑馏分9.21314311.044焦化蜡油6.592867.80合计100.0142857120.0二产品1干气3.651434.322液化石油气26.33757131.56其中丙烯9.51357111.403汽油37.05285744.404轻柴油21.13014325.324.205油浆3.550004.206焦炭8.0114299.607损失0.57140.60合计100142857120.04工艺装置技术及设备方案4.1工艺技术选择工艺技术路线的介绍.1目前国内外催化裂化技术概况七十25、年代后期，由于催化裂化原料变重，国外各主要公司相继着手进行重油催化裂化技术的开发。针对重油残炭高、生焦率高、重金属及杂质含量高的特点，在催化剂的选择、反应技术、再生技术、两器型式等方面开发了多项技术。目前，已形成一系列重油催化裂化技术，有代表性的主要有：凯洛格（Kellogg）的重油催化裂化技术（HOC技术）；环球油品公司（UOP公司）的渣油催化裂化技术（RCC技术）；石伟公司（S&W公司）的渣油催化裂化技术（RFCC技术）。近年来，这几种技术也都有新进展。其中以UOP新开发的毫秒催化裂化技术（MSCC）最引人注目。现在已有两套MSCC装置正在运转，但其加工的原料均较轻（康氏残炭0.2%2.826、%）。该技术对高残炭（CCR5%）、高沸点或高掺渣比原料的适应性还有待考察。此外，由于其超短反应时间的特征，虽可提高汽油产率，但汽油的烯烃含量也将较高。因此，MSCC技术对于加工重质原料和生产清洁燃料是否适应还需进一步考察。另一个值得注意的新技术是Kelloge公司和Mobil公司联合开发的单器多段再生（RegenMax）技术。其特点是采用单个再生器，并在密相床的适当部位加几块专利挡板以达到减少返混和多段再生目的。据称该再生技术可在贫氧再生条件下，即使当加工残炭为5%原料时，仍可将催化剂含碳量烧至0.05%以下。该再生技术还可减小再生器直径，降低主风量。LPEC经过几年的技术开发和工业应用实践27、，也掌握了该项技术并已成功用于多套装置。根据近几年对清洁汽油和低碳烯烃的要求越来越高的要求，国内、外各大公司也均开发了各自的独特技术。国外多产低碳烯烃技术主要有凯洛格的Maxofin双提升管工艺；UOP公司的Locc双提升管双反应区工艺；Lummus公司的SCC汽油回炼工艺等。这些技术目前均处于开发阶段尚无工业业绩，同时从报道的数据来看，这些工艺技术的干气选择性均较差，与我国的各种多产低碳烯烃技术相比其竞争力均较差。因此就目前而言，在催化裂化多产低碳烯烃领域，我国的技术处于领先水平。在生产清洁汽油方面，由于国外的炼油装置结构与我国不同，催化裂化汽油的比例较小成品汽油的烯烃含量较低。因此国外的研28、究主要集中在如何降低催化裂化汽油硫含量方面。而我国研究的重点则在降低汽油的烯烃含量，先后开发并大量工业应用了多种先进的、独特的技术。国内的催化裂化汽油降烯烃技术主要有：MIP、MGD、FDFCC及有关的催化剂和助剂等；国内的催化裂化多产低碳烯烃技术主要有：MGG、ARGG、DCC、FDFCC等；同时满足降烯烃和多产低碳烯烃的技术有：MIP-CGP、FDFCC等。另外还有石油大学多产柴油的两段提升管技术。除整体技术以外，国内外在许多单项技术上也有很大进展，尤其是与反应密切相关并对反应有重大影响的部位均发展了许多新技术。主要集中体现在原料油进料喷嘴、提升管末端技术、汽提段技术等。在进料喷嘴方面：国29、外以UOP的Optimix喷嘴最具代表，并且应用较为广泛，在中国也有应用。国内的喷嘴更是百花齐放，型式很多，最具代表，且应用较为广泛的有LPEC的LPC喷嘴、中科院力学所KH喷嘴及BDI的BWJ喷嘴。从应用情况来看，国内的各种喷嘴并不比UOP的喷嘴逊色。提升管末端技术是近几年国内外发展较快的一种单项技术，国外最具代表性的有UOP公司的VDS和VSS技术；石伟公司的羊角式快分技术；Mobil和Kelloge公司的密闭式快分技术以及壳牌公司的提升管末端技术。其中UOP的VDS和VSS技术影响最大，该技术在国内已有数套引进。国内的提升管末端技术以石油大学开发的VQS和FSC最具代表性。LPEC开发的30、“粗旋与单级对口软连接”技术在最近几年成功地进行了大量应用，取得了明显的成效。从应用情况与UOP的VSS或VQS在国内的应用情况对比来看，该单项技术的国内技术也是一流水平的。在汽提技术方面：UOP将其新型的提升管末端技术与其改进的高效汽提技术有机地结合起来而使油气分离与汽提成为一体，从而达到最佳的效果。石伟公司也掘弃了原来的空筒汽提理论而改成了带预汽提的挡板汽提技术。国外其他公司在汽提方面都有或多或少的改进，其主要出发点都是围绕着改进挡板结构提高气固接触效率，提高汽提时间等。国内在此方面近几年也有很大发展，LPEC开发了高效汽提的专利技术，石油大学开发了带预汽提的FSC技术和快分与汽提一体的V31、QS技术。从大量的工业应用情况来看，汽提效果均有提高。特别是LPEC的高效汽提技术，多套装置的标定结果表明，焦炭的氢含量均低于7%，一般在6%左右，达到了较高的水平。除以上单项技术外，预提升技术、终止剂技术等目前在国内都已普遍采用。我国的重油催化裂化技术经过二十多年的发展取得了巨大的成就。在独自开发研究的基础上，吸收并借鉴国外的先进经验，形成了一系列各具特色的重油催化裂化技术。对于任何一种催化裂化技术，反应部分始终是核心，反应技术所追求的目标是：高目的产品收率，高目的产品质量和低消耗。除反应部分的重油催化裂化技术外，在再生技术方面是在引进石伟公司的RFCC技术后，国内相继开发了多种型式的两段再32、生技术，其中的快速床-湍流床主风串联两段再生技术（ROCC-II）、三器联体主风串联两段再生技术（ROCC-V）、重叠式两段再生技术最具代表性。与其它两段再生技术相比，这三种技术都具有烟气系统流程简单的显著优点。其中随着ROCC-II技术在镇海300104t/a蜡油催化裂化装置和大连石化分公司350104t/a重油催化裂化装置的成功推广应用，并显示出其烧焦效率高、烧焦效果好、操作调节灵活的特点。成为目前国内行业人士比较关注的对象。是目前较为理想的催化裂化再生技术方案之一。同时，随着人们对再生和反应的关系的进一步认识，再生系统不必要过分追求过低的定碳，改进并完善反应技术才是提高装置经济效益的关键33、。因此，开发的同轴式新型提升管反应器单段逆流再生技术在最近十几年内也进行了大量的成功应用，其简单性（结构简单、流程简单、操作简单）和高效益（收率高、能耗低）在我国催化裂化领域内独树一帜。也成为目前应用较广及较为理想的一种反再技术。开发并研究新的反应技术并配以结构简单，又有良好再生效果的再生系统成为目前LPEC催化裂化技术发展的新热点。特别是各种反应优化及组合技术的应用，为提高催化裂化行业的经济效益发挥了巨大的作用。除此以外，在装置长周期运转（解决结焦、衬里结构和再生器裂纹）、降低汽油烯烃、多产低碳烯烃、降低污染排放等方面也都取得了巨大的成就，使我国的催化裂化整体技术跨进了世界先进水平的行列。.34、2国内外催化裂化技术对比根据中国石油、中国石化两大集团公司1998年对76套国内催化裂化装置的统计，平均掺渣（常渣、减渣、脱沥青油、焦化蜡油）已占总进料的45.48%。而国外催化裂化掺渣量一般仅为1520%。这从一个侧面可说明，目前国内催化裂化技术特别是重油催化裂化总体技术水平（工艺技术、催化剂）已达到国际一流水平。催化裂化与国外差距较大主要表现在催化裂化装置的实际运行水平较差（操作周期、加工损失等）。目前，国内也正在这方面下功夫。预计在今后几年内，在此方面将会上一个台阶。以下仅从技术角度将国内、外催化裂化技术作一个简单比较。国际上比较知名的催化裂化技术有UOP的RCC技术，Kelloge的H35、OC技术及SW的RFCC技术。而UOP的催化裂化技术是国际上公认的先进技术。国内的催化裂化技术也有多种，总体技术水平较高的技术代表有快速床湍流床两段再生技术，单段逆流高效再生技术及重叠式两段再生技术。近年来技术发展主要在进料喷嘴、提升管末端技术、汽提段的改进。综合效果应体现于产品收率及能耗。下表通过各种技术的工业应用数据进行对比分析。1、原料性质掺渣比%密度 g/cm3残炭 %碱氮, ppm硫，ppm含氢 %Ni+V ppmUOP天津/0.88640.76810/2.52洛炼1#常渣0.92067.76/1.16/5.1+16.3国内武石化2#0.89544.85/0.3412.87.6高桥336、#52.340.89064.119940.1512.85.05镇海/0.89612.5/0.2612.674.02洛炼2#常渣0.90668.75/1.27/4.8+9.12、催化剂及操作条件催化剂定碳活性再生温度反应温度剂油比Ni/VUOP天津XPDLC680N0.06607085164.983369/85洛炼1#/626685218.5/国内武石化2#0.06682/725522/高桥3#CC-150.03646925186.526906/1197镇海MLC-500Z0.0961.37055156.374312/1617洛炼2#/0.05661501/3、产品产率及产品质量干气+损失LPG37、汽油轻柴油浆焦碳汽油RON柴油十六烷值 C3 液收UOP天津3.0611.0548.5628.672.935.739134.788.28洛炼1#4.7212.1235.8029.328.839.2177.24国内武石化2#4.1714.449.0214.3410.347.7291.83377.76高桥3#2.7211.8148.7324.334.148.2789.741.384.87镇海2.2116.1847.5324.624.185.2892.230.288.33洛炼2#4.0910.1837.9232.864.3610.5990.9/80.964、2003年石化总公司统计的干气收率(4%)38、厂方总公司平均天津济南1高桥1#高桥2#高桥3#齐鲁1#岳化金陵2#荆门2镇海1镇海2广州1青岛2收率4.462.33.433.33.33.663.573.782.813.833.933.613.63.87注：UOP技术数据以近两年天津石化公司炼油厂新引进的UOP的VDS技术改造及洛炼引进的VSS技术为代表。从上表数据可以看出，无论从产品分布、产品质量以及再生质量，国内的催化裂化技术，均可与UOP技术相抗衡。镇海300104t/a催化裂化装置开工以来的两次标定，能耗均为50kg标油/t原料。大连石化分公司的350104t/a重油催化裂化装置的实际能耗仅为47.7kg标油/t原料。因此，从总体技39、术水平来讲，LPEC技术，特别是推荐的简单高效的再生技术及优化灵活的反应技术，无论在国内还是国外均处于领先地位。工艺技术方案比选.1工艺技术方案比选原则1、所选工艺技术应满足业主对产品方案和产品质量的目标要求；2、所选工艺技术应成熟、可靠且先进；3、所选工艺应低能耗，可长周期运转且操作难度小、调节灵活；4、所选技术方案在投资、占地、环保、安全等方面应具有较强的竞争力。业主对该装置产品方案的目标要求：（1）催化汽油烯烃含量25v，RON90.5；（2）丙烯产率最大化。根据目前国内的技术现状同时能满足上述两个要求的工艺技术有：石科院的MIP工艺和LPEC的FDFCC工艺。.2几种工艺技术方案简介140、方案一：石科院MIP工艺技术方案 石油化工科学研究院（以下简称石科院）开发了多产异构烷烃的催化裂化工艺（MIP工艺），该工艺技术采用新型提升管反应器和适宜的工艺条件，在不同的反应区实现裂化、氢转移和异构化反应以达到降低汽油烯烃含量、提高异构烷烃含量的目的。在降低催化汽油烯烃含量的同时，其研究法辛烷值（RON）基本不变（或略有降低），马达法辛烷值（MON）有所提高，抗爆指数基本不变，汽油的安定性得到改善，产品分布也有所改善。该技术是具有生产满足欧III排放标准汽油组分同时多产丙烯的催化裂化工艺技术。2002年2004年，上海高桥石化公司140104t/a催化裂化（3催化）、安庆120104t/41、a重油催化裂化、镇海180104t/a催化裂化、九江100104t/a重油催化裂化等8套装置应用MIP工艺技术均获得成功，取得了令人满意的工业试验和应用结果。采用MIP工艺技术的催化裂化装置与常规催化裂化装置相比，操作难度基本相当，能耗相当或略有增加。2、方案二：洛阳石油化工工程公司FDFCC工艺技术方案洛阳石化工程公司炼制研究所开发的FDFCC灵活催化裂化工艺采用双提升管，汽油在第二提升管内进行改质，实现芳构化、异构化等反应，以降低催化裂化汽油的烯烃，同时在需要时可以较大幅度的增产丙烯。需要新增一根提升管及相应的再生催化剂循环系统。装置操作难度有所增加。干气和液化石油气产率增加，焦炭产率稍有42、增加。汽油烯烃含量按汽油循环比的不同，可以降低2030个体积百分点，RON可以提高一个单位。FDFCC的特点是根据汽油改质比例不同，可以调节汽油的烯烃含量，灵活性较大。由于汽油回炼比例较大，装置能耗增加较多。2002年4月利用清江石化公司12104t/a的双提升管催化裂化工业生产装置和50104t/a RFCC装置完成了FDFCC工艺工业试验。2003年4月中国石化股份有限公司长岭分公司对其120104t/a催化裂化装置成功进行了FDFCC技术改造；2003年大庆炼化分公司100104t/a催化裂化装置也进行了FDFCC技术改造，并当年设计、当年投用。在工业运转中充分体现了FDFCC技术工艺先43、进、原料适应性强、装置调节灵活并实现了长周期运转。 FDFCC工艺技术根据不同的要求和不同的情况可分为单装置、双提升管、双沉降器、双分馏塔方案（装置自产汽油回炼）；双装置、双提升管、单沉降器、单分馏塔方案（一套FCC装置的催化汽油进另一套FCC装置进行回炼）；单装置、双提升管、单沉降器、单分馏塔方案（装置自产粗汽油回炼）。.3工艺技术方案比选综上所述，本可研只对MIP工艺和FDFCC工艺技术方案做方案对比。1、不同工艺方案的装置物料平衡数据和能耗数据对比见表4.1-1表4.1-1项 目MIP工艺方案FDFCC工艺方案wt %104 t/awt %104 t/a进料混合进料100.0120.0044、100.0120.00产品干气3.64.324.635.55液化石油气26.331.5625.5830.69其中丙烯9.511.409.010.80汽油37.044.4029.7935.75 其中烯烃含量v2517.4 RON / MON92.0/81.092.5/80.3轻柴油21.125.3225.4730.57油浆3.54.205.006.00焦炭8.09.608.9010.68损失0.50.600.640.76合 计100.0120.0012.00120.00汽油回炼量无0全回炼54总轻油收率58.155.26总液收84.480.84能耗55.3kg标油/t原料70kg标油/t原料2、45、不同工艺方案的设备台位数量和控制回路对比见表4.1-2表4.1-2序号设备类别MIP工艺方案数量（台或组）FDFCC工艺方案数量（台或组）1反应器11+12再生器113分馏塔11+14其它塔类555主风机组226增压机组227富气压缩机组118容器38399冷换设备4646+410空冷器2222+411机泵4040+812余热锅炉1113中压蒸汽过热炉1114辅助燃烧室1115特阀1515+116烟囱1117控制回路数基准基准+618生产方案调节受一定限制灵活3、结论及推荐经过以上比选，MIP工艺从投资、操作难度、产品收率（丙烯收率）、能耗等几方面均优于FDFCC工艺，催化汽油烯烃含量能满足要46、求。而FDFCC工艺在调节生产方案灵活性方面优于MIP工艺。（MIP工艺由于反应原理的限制，不适宜多产柴油；FDFCC工艺在此方面较灵活。）根据以上分析，本次可研推荐采用石科院的MIP工艺技术方案。.4 MIP工艺技术的特点及要求MIP工艺的主要特点是将提升管反应器分为两个串联的反应区，第一反应区以一次裂化为主，反应温度高、油剂接触时间短，生成较多的烯烃和低碳烯烃；第二反应区反应温度稍低、油剂接触时间长，增加异构化和选择性氢转移反应，提高汽油中的异构烷烃和芳烃含量，降低烯烃含量。（1）MIP工艺反应部分的主要操作条件和工艺条件第一反应区出口温度：515(500530)第二反应区出口温度：50547、(480510)第一反应区反应时间：1.4s(1.01.4s)第二反应区重时空速：15h-1(1530h-1)第二反应区油气停留时间：4.07.0s（2）新型提升管反应器设计方案MIP工艺要求对提升管反应器分区设计，工程设计方案的选择和确定必须满足工艺要求并为其创造良好的条件，如何创造合适的第二反应区条件是工程上实现MIP工艺的关键。第一反应区设计与常规催化裂化提升管反应器设计相似，反应时间要求较短，一般要求1.01.4s即可满足一次裂化反应要求。第二反应区设计根据MIP工艺特点的要求，需要控制重时空速在1530h-1之间，采用常规的提升管稀相输送无法满足MIP工艺第二反应区的要求，因此需要对48、传统的提升管反应器进行重新设计才能满足MIP第二反应区的反应工艺条件要求。采用快速流化床作为第二反应区的床层形式比较合适，快速流化床线速为13m/s，平均表观密度可以达到100kg/m3左右，可以保证第二反应区具有合适的催化剂密度，能够满足重时空速的要求。从工程上考虑，第一反应区基本维持常规催化裂化的进料方式，其设计思路与常规催化裂化提升管反应相同。在提升管反应器中部适当扩径作为第二反应区，为使第二反应区的密度能够得到灵活控制，又不至于使操作复杂化，选择从沉降器汽提段底部引出部分待生催化剂进入第二反应区快速流化床，用来调节第二反应区的催化剂密度，以满足MIP工艺对重时空速的要求，此部分的催化剂49、循环量由待生外循环管滑阀来控制。为了满足第二反应区温度控制的要求，也可采取第一反应区后注入急冷介质(粗汽油等)的方法来满足MIP工艺的要求，流程和控制方案简单，产品质量调节灵活。反再两器部分工艺技术比选.1比选原则1、技术上的先进性在成熟可靠的前提下，在经济合理的基础上力求先进，并注重先进技术的优化组合，追求总体优化，真正作到不仅单项技术先进，总体技术水平更要先进，最终体现为产生更多的经济效益。2、工程上的简单性以简单的设备、简单的流程、简单的控制、简单的操作，来满足工程技术的需要。工程上的简单性意味着更少的投资、更少的事故、更长周期的运转。3、操作上的灵活性应能体现装置调节灵活性高，处理量变50、化适应性强，原料变化的可操作性宽，产品方案变化的调节性广。4、对催化剂较广泛的适应性应能够提供比较大的操作空间，能够较为广泛的适应不同型号催化剂对反应和再生条件的要求。5、经济指标的先进性经济指标的先进性具体体现在有较高的产品收率，较低的能耗及物耗，较低的操作维护费用，最终产生较大的经济效益。.2反应再生部分技术方案催化裂化装置技术方案选择的核心是反再工艺技术的选择。而反再工艺技术包括三部分内容：反应技术、再生技术及反再组合技术。其中，反应技术是核心，再生技术是为反应系统服务的，而反再组合技术是二者之间优化的桥梁。选择一种满意的反再系统应是这三者的完美结合。目前，国内应用的反再型式约有二十余种51、，LPEC曾经设计过的型式就达十种以上，基本上可以针对各种原料、各种产品方案量体裁衣，最大限度地满足用户要求。九十年代，尤其是最近几年通过对催化裂化工艺特别是对反应技术的重要性的进一步认识，优化出一整套中国人自己的、具有世界先进水平的催化裂化工艺技术。本次设计采用的反应工艺技术是石科院的MIP工艺技术，选择何种两器形式是装置能否达到技术上的先进性、操作上的灵活性、技术上的简单性和指标上的先进性的关键。1、反再组合技术的比选LPEC有多种的反再组合技术，以先进灵活的反应技术与简单高效的再生技术的组合为目标。LPEC采用并列和同轴两种最佳两器组合形式，是具有结构简单、安全性好、操作简单、能耗低等优52、点的组合技术 。方案一：快速床-湍流床主风串联两段再生、两器并列（见附图一）方案二：湍流床单段逆流再生、两器同轴（见附图二） 附图一 附图二两种推荐两器方案的具体对比见下表4.1-3 表4.1-3 项目方案一方案二投资省省占地一般最少可操作性好好用能省省催化剂失活一般较好再生效果好较好平均烧焦强度，kg/t催化剂200100120催化剂输送好好取热器配置容易一般与反应配置提升管较短提升管较长催化剂藏量 t最小一般抗事故能力一般较好是否需要膨胀节需要无通过上表的对比，两个方案各有千秋。方案二占地少，抗事故能力强，但两器高度稍高，两器差压较大，待生塞阀操作及维护要求高；方案一虽占地较多，但两器高度53、低，两器差压小，催化剂循环调节均为滑阀，操作可靠。根据所推荐的MIP方案对反应一、二区的要求来看，采用方案一的反再组合更有利于MIP的设计和操作。故本次设计两器方案推荐采用快速床湍流床主风串联两段再生两器并列方案。2、反应部分技术特点一个装置设计水平的优劣，很大程度上决定于反应系统的设计。为提高产品收率和产品质量，反应采用适应的反应温度和较大的剂油比，从而达到增加有利反应、减少副反应的作用。适宜的条件则根据不同的原料、不同的产品方案和不同的催化剂来决定。本次设计采取如下措施以实现反应技术的优化：（1）、采用预提升技术：使催化剂在与原料油接触之前具有合适的速度和密度，以有利于油气的充分接触。提升54、介质为干气，不仅可减少蒸汽用量和污水排放量，同时对减少催化剂水热失活和重金属Ni有一定的钝化作用。（2）、选用特殊设计的雾化效果好的原料油喷嘴，并适当提高原料油预热温度，降低进喷嘴的原料油粘度，确保原料油的雾化效果及油剂接触效果。（3）、采用提升管出口快速终止反应技术：提升管出口设置粗旋，使油气与催化剂快速分离，终止二次反应，减少干气及焦炭产率。（4）、提升管出口油气快速分离导出系统：提升管出口设置粗旋及粗旋出口和单级旋风分离器采用软连接，以尽量减少油气反应后的停留时间，减少热裂化反应。（5）、第一反应区出口配备急冷措施（备用），正常情况下可不注终止剂，仅当处理量变化较大时或产品方案改变时，根55、据情况适时注入。这样不仅可以提高操作灵活性，也可以降低能耗。（6）、汽提段采用高效汽提技术：采用洛阳石化工程公司工程研究院的高效汽提段成套技术，可提高汽提效率并降低汽提蒸汽用量，降低焦中H含量。（7）、沉降器采用多种技术措施，消除死区、提高沉降器温度、设置防焦格栅等，以最大限度地防止结焦。经过采用以上措施，使催化剂从进入提升管开始直至与原料混合反应，然后分离，最终油气离开沉降器，待生剂离开汽提段的各个阶段均处于较为理想的环境之中，从而为提高轻油收率、提高产品质量，降低干气及焦炭产率创造了良好条件。3、再生技术特点再生部分的设计应以最小的代价最大限度地保护和恢复催化剂的活性。最大限度保护就是再生56、过程失活要尽量小；恢复催化剂活性就是要较低的定碳。本次设计采用的快速床-湍流床主风串联两段再生技术结构尽管相对简单，但由于其烧焦强度高，可以很好地满足以上要求。快速床-湍流床两段再生技术主要特点如下：（1）很高的总烧焦强度：高速床-湍流床主风串联两段再生技术是我国在催化裂化方面第一项专利技术，已有十多年的运行经验。该技术第一段采用快速床(烧焦罐)再生，由于烧焦罐流化状况改善了气体传质条件，使其具有很高的烧焦强度。第二段利用一段再生后的富氧烟气通过低压降大孔分布板形成湍流床，大大改善了二段再生床层的气体扩散，从而提高了二段的烧焦强度，这样使总的烧焦强度达到很高，是已有各种再生方式中烧焦强度最高的57、。高的烧焦强度意味着低的系统催化剂藏量和高的催化剂置换率，即高的平衡催化剂活性，这也是催化裂化再生技术所追求的主要目标之一。（2）良好的再生效果。由于其具有很高的烧焦强度，即使在较缓和的再生温度下(低于700)，再生催化剂定碳也可达0.05wt%左右的水平。在较低的再生温度和藏量下不仅满足了定碳要求，而且为降低催化剂水热失活及提高剂油比创造了有利的条件。（3）顺畅的催化剂输送系统。为确保装置催化剂循环量调节自如，为大剂油比操作创造条件，在催化剂循环系统(特别是再生线路系统)采取了一系列有效技术措施，主要体现在：改进再生剂抽出口型式，使催化剂进入再生斜管前充分脱气，提高再生斜管催化剂密度，从而提58、高再生线路的输送力。（4）“两器”采用并列式布置。“两器”高度低，差压小，特别是提升管和沉降器压力较高，为调整操作提供了很大的弹性。（5） 主风分配采用新设计的主风分布管，不仅主风分布均匀，抗磨损，而且使用寿命长。（6） 烧焦罐底的待生催化剂、循环再生催化剂、外取热器冷催化剂的入口采用预混合结构型式，使不同温度、定碳的催化剂混合均匀。可有效提高待生催化剂的烧碳效率，同时防止催化剂提升过程中的偏流，提高烧焦罐总体烧焦效果。由于采用完全燃烧，主风量可以不随处理量及原料变化而调整，使再生器及主风机组总处于最佳工况下运行，操作简单。正常生产时的控制参数少，开工容易，事故恢复快。由于完全燃烧，没有CO尾59、燃的顾虑。4、外取热技术由于本装置再生部分过剩热量23260kW。对于本装置而言，制定合适的方案取走过剩热也是本次设计的关键点之一。内取热传热系数高，投资小，但不能调节。外取热虽调节灵活，但操作较为复杂而且投资也高。根据多方案对比，并考虑余热锅炉设计方案的可靠性，推荐方案拟采用结构简单，操作方便，调节灵活的LPEC专利取热技术汽水自循环下流式外取热器。外取热器管束采用大直径的肋片管，每根取热管均可单独切除，具有较强的抗事故能力和事故应变能力。取热系统的水汽循环系统采用自然循环方式，节省动力，运行可靠。5、两器部分采用的其它新技术 PLY型高效旋风分离器 冷壁式电液特阀 高效三级旋风分离器 新型60、无龟甲网单层隔热耐磨衬里最终确定的反再两器结构简图见附图三附图三机组和特阀方案1、主风机烟气能量回收机组（1）机组配置装置设置主风机能量回收机组1台，采用三机组配置方案，即烟机+风机+变速箱+电机的配置。由于受到装置电网条件的限制，机组采用间接启动的方式，即首先启动备用机组，使装置低负荷操作，然后利用烟气轮机拖动整机组至一定转速后，主电机合闸启动的方式。此时主电机及备用电机的容量均选择6300kW。同时考虑对装置电网进行改造，并采用软启动等其它辅助启动方式。（2） 设备选型烟机及风机：国内兰炼机械厂生产的YL型单级烟气轮机，陕西鼓风机厂按照引进瑞士苏尔寿公司技术生产的AV56全静叶可调型轴流压61、缩机，均能较好地满足工艺条件，在国内多套催化裂化装置主风机烟气能量回收机组中使用，具有较成熟的使用经验。齿轮箱的选择，应按照机组配置及电动机启动方式，优选有较强实力和成熟使用业绩的制造厂。异步电动/发电机应具有大起动力矩，启动电流小，允许拖动负载的转动惯量大等优点。优选国内有较强的实力和成熟使用业绩的电机制造厂。2、备用主风机装置设备用主风机组1台，采用异步电动机通过齿轮箱直接驱动离心风机的配置方案。国内沈阳鼓风机厂按照引进意大利新比隆技术生产的MCL型离心风机，已在国内多套催化裂化装置中使用。异步电动机优选国内有较强的实力和成熟使用业绩的电机制造厂。3、富气压缩机组装置设置富气压缩机组1台，62、采用汽轮机直接驱动离心压缩机的配置方案，压缩机可选用水平剖分离心压缩机，轴端密封采用干气密封。国内沈阳鼓风机厂引进意大利新比隆技术生产的2MCL型离心压缩机，已在国内多套催化裂化装置中使用。另外，由陕西鼓风机厂与瑞士Sulzer公司合作生产的气压机组，在国内也有一些使用业绩。汽轮机采用杭州汽轮机厂生产的背压式汽轮机。4、增压机组装置设离心式增压机组2台，一开一备。5、特殊阀门装置设置双动滑阀1台，单动滑阀5台。单、双动滑阀均采用电液冷壁滑阀。装置设置烟机入口蝶阀1台，采用电液高温蝶阀。装置设置烟机入口闸阀1台，采用电动高温闸阀。装置设置主风机出口、备用主风机出口及主风总管阻尼单向阀共3台，增压63、机出口阻尼单向阀1台。装置设置气压机入口气动蝶阀1台，气压机入口放火炬气动蝶阀1台，气压机出口气动闸阀1台。以上特阀，除气压机入口放火炬蝶阀引进外，其它均采用国产。6、其它装置内还设有起重设备、机组消声器、机组润滑油净油机等若干机械设备。余热回收方案余热回收部分包括回收分馏二中、循环油浆余热，催化再生器过剩热及再生烟气余热，回收的余热组成一个蒸汽发生系统。另外，装置的低温余热产生热媒水，送出装置，由工厂全面考虑后统一利用。1、装置热源情况重油催化裂化装置的中、高温位热源情况见下表：热 源温度热负荷kW正常最大分馏二中油33227039005000循环油浆3262801280016000再生器内64、过剩热6902326034890再生烟气500147750m3n/h装置低温位热源见下表：热源温度热负荷kW被加热介质分顶油气111876315热媒水顶循环油129957350热媒水分馏一中油193190442热媒水轻柴油136883303热媒水稳定汽油10192756热媒水合计181662、回收方案（1）产汽系统根据催化余热资源的温位情况，中、高温位的热源拟发生蒸汽。循环油浆、分馏二中油温位较高，拟产中压饱和蒸汽，共产中压饱和蒸汽29t/h，送至装置内中压饱和蒸汽管网。再生器内催化剂温位比较高，拟产中压饱和蒸汽，共产中压饱和蒸汽41t/h，送至装置内中压饱和蒸汽管网。再生烟气温位较高，余热锅65、炉可产中压饱和蒸汽，并能过热部分中压饱和蒸汽，方案对比如下：方案一：余热锅炉区设余热锅炉和蒸汽过热炉各一台。余热锅炉自产8t/h中压饱和蒸汽，过热35t/h中压饱和蒸汽，其余43t/h进蒸汽过热炉过热。同时蒸汽过热炉可预热进装置的中压除氧水79t/h（最大量110t/h），温度为180（170），预热后的中压除氧水分别送至外取热器汽包、油浆蒸发器汽包和二中蒸发器汽包。蒸汽过热炉负压运行，设空气预热器，排烟温度180，过热蒸汽量4375t/h，烟气量10000（最大15000m3n/h），燃料消耗量1100m3n/h（最大1650m3n/h）。方案二：余热锅炉区一台设备，余热锅炉（含辐射室）。装66、置所产中压饱和蒸汽均在余热锅炉辐射室过热。两种方案对比如下：项 目方案一方案二余热锅炉投资 万元10501300蒸汽过热炉 万元350占地多少燃料用量基准同基准调节性好差可靠性好差故障率低高制造、施工难度低高余热锅炉故障装置中压产汽仍可过热，损失小全装置产汽放空或背压至低压系统，损失大蒸汽过热炉故障余热锅炉仍可过热部分装置产汽，损失小由上表比较可知方案二一次性投资少，但由于锅炉对流段和辐射段烟气和蒸汽串联，不能独立运行，任何一个部位出现故障，锅炉都需停炉，整个装置产汽全部放空和减温减压至低压系统，损失大。蒸汽过热的辐射段为正压运行，制造、安装要求严格，运行过程中易出现故障。方案一金属耗量大，一67、次性投资大，但每台炉子独立运行，适应能力强。一旦余热锅炉出现问题需停炉检修，装置产大量蒸汽可继续在蒸汽过热炉内过热，反之 ，如果蒸汽过热炉出现故障，余热锅炉也可以过热一部分装置产汽。蒸汽过热炉为负压炉，运行稳定，操作维护简便，适应负荷波动能力强。由上所述，余热锅炉设计方案推荐采用方案一。本次可研催化装置共产420、3.82MPa的中压过热蒸汽78t/h，除64t/h中压过热蒸汽用于气压机背压透平外，另有5.1t/h做为MIP提升管外补蒸汽，其余9t/h中压过热蒸汽并入系统中压蒸汽管网。（2）低温余热回收系统 低温热源 (18166kW)全部产热媒水，共将400 t/h热媒水由65加热至104，68、全部送出装置，由全厂统一考虑利用。为确保催化装置热媒水的进水温度，由全厂系统统一考虑冷却的设施（低温余热回收站的能力）。其它部分工艺方案1、塔类设备：采用高效浮阀塔盘，充分满足装置负荷变化的可能性；2、冷换设备：根据装置所处建设地点的特点，在装置的不同部位选择不同型号的换热设备。如：分馏塔顶冷凝冷却系统要求压降尽量小，采用低压降专利产品折流杆换热器；解吸塔底重沸器和稳定塔底重沸器，选用T管重沸器等。3、机泵类设备：对负荷变化大的台位，采用变频调速技术，降低能耗；4、容器类设备：针对本装置气相负荷大，对相应的分馏塔顶油气分离器、气压机出口油气分离器、稳定塔顶回流罐等关键容器进行详细计算，确保气液69、两相分离效果。4.2工艺概况、流程及消耗定额工艺概述.1 装置规模和年操作时数装置规模100104t/a，年操作时数8000小时。.2 装置组成本次设计范围只含盖100104t/a催化裂化装置边界区内部分，主要组成：反应再生部分、分馏部分、吸收稳定部分、机组部分、烟气能量回收部分、余热锅炉及产汽部分。.3 原料和辅助材料1、原料组成装置设计的原料油为M100。2、原料油性质俄罗斯M-100重油的主要性质见表1-1-1、表1-1-2。表1-1-1 俄罗斯M-100重油的一般性质分析项目M-100密度 g/cm3 200.9428粘度 mm2/s 50 127.98031.9410016.41凝点70、 17残炭（康氏） m%5.99硫 m%1.14氮 mg/g 3080 碳 m%86.84氢 m%11.72灰分 m%0.024水 m%0.29闪点（开口） 214酸值 mgKOH/g0.19盐 mgNaCl/L26.5沥青质, m%1.8蜡含量, m%6.1金属含量,g/g铁38.28镍18.45铜0.31钒21.81铅0.06钙12.53钠13.84镁2.53表1-1-2 M-100重油实沸点蒸馏数据馏分温度实沸点蒸馏收率m%V%1200254034.5734.75损失0.000.00合计100.00100.003、催化剂、化学药剂消耗 表4.2-3名 称年用量，t/a一次装入量，t备注171、催化剂7201802钝化剂22含锑253阻垢剂8.44助燃剂3含Pt万分之五5Na3PO42.94含量98.4 产品和副产品主要产品和副产品表 表4.2-4序号物 料 名 称设 计 值备注wt%kg/h104t/a1干气3.651434.322液化石油气26.33757131.56其中丙烯9.51357111.403汽油37.05285744.404轻柴油21.13014325.325油浆3.550004.20干气、液化石油气组成vol% (计算值) 表4.2-5序号组份干 气液化石油气备注1H229.742N213.953CO22.614H2O0.640.00155O20.516H2S0.372、0.077C125.698C211.030.139C2=14.240.00410C30.15.711C3=0.9441.6912nC40.013.113iC40.0714.6914nC4=0.026.2615IC4=0.0510.7916cC4=0.027.2917tC4=0.0410.1218C50.040.1545 汽油、轻柴油性质 表4.2-6项 目汽 油柴 油密度(20) g/cm30.720.93诱导期,min1000凝固点-4辛烷值 RON92.0 MON81.0十六烷值25烯烃含量，wt%25芳烃含量，wt%21工艺流程说明1、反应-再生部分 （图335021F0202/02）原73、料油进入本装置原料油缓冲罐，换热后进入提升管反应器的第一反应区进行裂化反应，反应后的油气和催化剂通过大孔分布板进入提升管的第二反应区进行氢转移和异构化反应。生成汽油、轻柴油、液化石油气、干气、油浆等气相产物，同时生成焦炭。反应油气与待生催化剂经提升管反应器出口快分设施迅速分离，油气经单级旋风分离器分离催化剂后，离开沉降器进入分馏塔。为保证MIP工艺对第二反应区催化剂空速的要求，由汽提段底部设待生催化剂外循环抽出系统及外循环管和循环滑阀，向第二反应区补充待生催化剂。待生催化剂经汽提段、待生斜管、待生滑阀进入再生器的烧焦罐底部，在富氧、CO助燃剂的条件下进行完全再生。再生过程的过剩热量由外取热器取74、走。2、能量回收部分（图335021F0202/03）再生烟气首先进入烟机，回收压力能，然后进入余热锅炉，回收热能后经烟囱放空。3、分馏部分（图335021F0202/04）由沉降器来的反应油气进入分馏塔底部，通过人字型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。分馏塔顶油气冷却至40，进入分馏塔顶油气分离器进行气液相分离，分离出的粗汽油经粗汽油泵打入吸收塔作吸收剂，富气进入气压机。轻柴油自分馏塔自流至轻柴油汽提塔，汽提后的轻柴油由轻柴油泵抽出，冷却至60，分为二路，一路作为产品出装置，一路再冷却至40，送至再吸收塔作吸收剂。分馏塔多余的热75、量分别由顶循环回流，一中段循环回流、二中段循环回流和油浆循环回流取走。4、吸收稳定部分（图335021F0202/05）从分馏塔顶油气分离器来的富气经压缩后与解吸塔顶气及富气洗涤水、吸收塔底油混合，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进行吸收，吸收过程放出的热量由吸收塔中段回流取走。贫气至再吸收塔进一步吸收后，干气送至装置外。气压机出口油气分离器出来的酸性水送至装置外。凝缩油从气压机出口油气分离器抽出后进入解吸塔。解吸塔重沸器用1.3MPa低压过热蒸汽做热源。脱乙烷汽油由塔底流出送至稳定塔。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76、出，冷却至40后进入稳定塔顶回流油罐。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装置外。稳定汽油从稳定塔底流出冷却至40，一部分升压送至吸收塔作补充吸收剂，其余部分送至装置外。反应部分主要操作条件和计算结果 表4.2-7项目单位数值备注1沉降器压力（绝）MPa0.312第一反应区温度5153第二反应区温度5054新鲜原料量kg/h1428575原料油预热温度2006回炼比（只回炼回炼油）0.27催化剂循环量t/h10858剂油比（对总进料）6.39提升管第一反应区内径mm1320衬里后内径10提升管第二反应区内径mm3200衬里后内径11提升管第一反应区停留时间s1.3712提升管第77、二反应区停留时间s4.5813粗旋组数214沉降器旋分器组数4再生器主要操作条件和计算结果 表4.2-8项目单位数据备注1再生器压力（绝）MPa0.342密相温度6903烧焦罐内径mm5800衬里后内径4稀相内径mm10000衬里后内径5主风量（干基）m3n/min23006催化剂循环量t/h10857烟气过剩氧vol%3.08旋分组数79取热负荷kW23260再生线路压力平衡（MPa） 表4.2-9项 目数 据推动力 再生顶压（绝）0.34 再生稀相静压0.00344 再生密相静压0.01 再生斜管静压0.08225合 计0.43569阻力 沉降器顶压（绝）0.31 提升管总压降0.069粗78、旋压降0.009 再生滑阀压降0.04815合 计0.43569待生线路压力平衡（MPa） 表4.2-10项 目数 据推动力 沉降器顶压（绝）0.31 稀相静压0.00031 汽提段静压0.0605 待生立管静压0.064合 计0.43481阻力 再生顶压（绝）0.34 再生稀相静压0.00344 烧焦罐静压0.0216大孔分布板压降0.01二密相密相静压0.01 待生塞阀压降0.04977合 计0.43481待生催化剂循环管压力平衡（MPa） 表4.2-11推动力数据 沉降器顶压力0.31 沉降器稀相静压0.00031 汽提段净压0.0605 循环管料位静压0.034 合 计0.40481阻79、力 沉降器顶压力0.31 粗旋压降0.009 第二反应区总压力降0.0204 催化剂输送区压力降0.0067 循环滑阀压降0.05871 合 计0.45871物料平衡装置物料平衡 表4.2-12序号物 料 名 称设 计 值备注wt%kg/h104t/a一原料1稀油减压蜡油45.86542854.962稀油减压渣油38.55500046.203润滑馏分9.21314311.044焦化蜡油6.592867.80合计100.0142857120.0二产品1干气3.651433.62液化石油气26.33757126.3其中：丙烯9.5135719.53汽油37.05285737.04轻柴油21.13080、14321.15油浆3.550003.56焦炭8.0114298.07损失0.57140.5合计100142857100.0 装置消耗定额 表4.2-13序号项目单位数 据备注1原料1.1稀油减压蜡油104t/a54.961.2稀油减压渣油104t/a46.201.3润滑馏分104t/a11.041.4焦化蜡油7.802催化剂和化学药剂2.1催化剂t/a7202.2钝化剂t/a22含锑25%2.3阻垢剂t/a8.42.4Na3PO4t/a2.94含982.5助燃剂t/a3含Pt万分之五3公用工程3.1新鲜水t/h133.2循环水t/h12003.3中压除氧水t/h803.4除盐水t/h353.81、5燃料气m3n/h11003.6电6000VkW-135380VkW2124220VkW1303.7蒸汽3.5MPat/h-9输出1.3MPat/h-32输出0.6MPat/h-5.5输出3.8净化压缩空气m3n/h15003.9非净化压缩空气m3n/h21003.10氮气m3n/min0.54副产品4.1干气104t/a4.324.2油浆104t/a4.20 工艺安装方案.1装置组成和布置“建设单位”公司100104t/a催化裂化装置项目仅包括新建的100104t/a催化裂化装置。装置占地18095=17100m2 。1、应用的主要标准规范 GB50160-92(1999年版) GB500582、8-92 GBJ16-87（2001年版） SH3011-20002、设计原则（1）满足工艺要求该装置布置考虑了工艺系统要求的设备标高差和过程控制对设备布置的要求，此外为防止结焦、堵塞，控制温降、压降等有工艺要求的相关设备尽量靠近布置。（2）安全生产该装置布置考虑了有防火、防爆安全间距要求的设备、建筑物间的安全距离以及与界区外相邻装置(单元)有安全间距要求的设备或建筑物间的安全距离；装置内设置有贯通通道与界区外四周环形通道相连，保证了消防作业的可抵达性和可操作性。（3）方便设备安装与检修大型设备如反应器、再生器和分馏塔均靠道路一侧布置既有利设备的现场组对，也方便其吊装；贯通式通道为每台设备的安83、装与检修创造了条件。此外，设置若干个检修通道口，为某些设备的检修创造条件。装置布置还充分考虑了设备检修(如管壳式换热器)所需空间以及固体物料装卸所需作业面。（4）节约该装置布置按照“流程顺畅、紧凑布置”的原则，采用联合布置，露天布置的方法有效地减少了装置建设用地；装置作为若干工艺操作单元的组合，各单元过程设备实行了集中布置。这一方面减少了管道的往返，减少了管道工程费，减少了能耗；又有利于非计划检修，采取临时安全措施。泵靠近相关设备分组布置在管桥下，充分利用管桥下的空间。此外，主风管道尽可能使行程最短以节约动力，烟气管道管径大，造价高，设计尽可能使连接设备的管道最短，以节约投资。.2设计特点1、84、流程式与同类设备分组布置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，有利于常规巡检和维修，也方便各工艺单元非计划停工采取防护措施。2、土地充分利用该装置在道路设置中实现检修/消防合一，既考虑了安全要求利用道路将设备分成若干区块，利于消防作业，也满足两侧设备的检修作业，减少占地。设备布置时，考虑了工厂检修机具的能力，充分利用空间，将某些设备布置在管桥上，框架上，减少了工程建设用地。3、防爆区与非防爆区分开余热锅炉和主风机、烟机等无防爆要求的设备，集中布置并满足防火防爆要求，形成一个非防爆区。.3管道布置设计和器材选用应用的主要标准规范 SH3012-2000 SH3034-1999 S85、H3010-2000 SH3059-20014.3 工艺设备技术方案概述重油催化裂化装置主要设备台数汇总表 表4.3-1 序号设备类别数量（台或组）备注1反应再生器1包括外取热器2塔类63主风机组24增压机组25富气压缩机组16容器387冷换设备468空冷器229机泵4010余热锅炉111中压蒸汽过热炉112辅助燃烧室113特阀1514加药装置1套15安全阀1916烟囱1主要设备选择1、反应再生系统（1） 提升管反应器采用提升管沉降器同轴布置的内提升管，下部为预提升段，上部为反应段，反应段分为三段：下段为第一反应区，中段为第二反应区，上段为催化剂和油气输送区，各段直径（钢内径）分别为1.52m86、，3.4m，1.36m，均内衬100mm隔热耐磨衬里。提升管出口设2组粗旋风分离器，旋分入口面积0.5573m2/组。（2）沉降器沉降器直径（钢内径）7.2m，汽提段（钢内径）3.4m，均内衬100mm隔热耐磨衬里；沉降器设单级旋分共4组；粗旋升气管与沉降器单级旋分入口对口软连接。汽提段内设8块高效汽提挡板。为适应应用MIP工艺技术的需要，自汽提段底部至提升管第二反应区底部增设待生催化剂外循环线管，管子直径（钢内径）为0.8m，内衬100mm隔热耐磨衬里。管路上设电液滑阀。（3） 再生器 采用大小筒结构，下部烧焦罐直径（钢内径）6.1m，上部稀相段直径（钢内径）10.3，内衬150mm厚隔热耐87、磨衬里，主要内构件包括7组两级旋风分离器，主风分布管，大孔分布板。（4）外取热器再生器设1台下流式肋片管外取热器(设计取热负荷为34890kW)，汽水循环系统采用自然循环方式。（5）三级旋风分离器设1台卧式三级旋风分离器，分离器单管采用PT单管。2、机组（1）主风机-烟气能量回收机组：主风机设计主风量（干基）2300m3n/min，出口压力0.40MPa（绝）。主风机组配置为轴流主风机烟气轮机+电动/发电机三机组；烟机设计流量2300m3n/min，入口压力0.30MPa（绝）。（2）备用主风机组为电机+离心压缩机配置。风量1600m3n/min，出口压力0.32MPa（绝）。（3）增压机组提88、供外取热器流化用风，为离心式增压机，风量为100m3n/min，出口压力0.45MPa（绝），由电机驱动。（4）富气压缩机组采用离心式压缩机，设计富气量700m3n/min，入口压力0.22MPa（绝）,出口压力1.6MPa（绝），由中压背压式蒸汽轮机驱动。3、特殊阀门本装置特殊阀门包括双动滑阀，单动滑阀，主风系统阻尼单向阀及气压机放火炬蝶阀等共15个。4、锅炉本装置设余热锅炉1台、75t/h中压蒸汽过热炉1台、25586kW辅助燃烧室1台。5、塔类（1）分馏塔5000，采用34层双溢流高效塔盘，下部脱过热段采用8层人字型挡板。（2）轻柴油汽提塔1400，采用6层单溢流高效浮阀塔盘。（3）吸收89、塔2200，采用40层双溢流高效浮阀塔盘。（4）解吸塔2800，采用40层双溢流高效浮阀塔盘。（5）再吸收塔1400，采用30层单溢流高效浮阀塔盘。（6）稳定塔2800，采用50层双溢流高效浮阀塔盘。6、容器类主要容器共38台。7、冷换设备类 各类冷换设备共46台，空冷22套。8、机泵类本装置共用泵40台，选用效率高、密封性能好的泵，电机均选用YB系列隔爆电机，部分采用调频电机。主要工艺设备表见表4.3-2，机泵表见表4.3-3，机组见表4.3-4，特阀表见表4.3-5。 表4.3-2序号设备名称设备位号台数技术规格或型号主要操作条件主要材质金属总重t操作备用介质温度, 压力, MPa(G)A90、BCDEFGHIJK一反应再生系统1套(一)沉降器17200/3600/1520/1000油气5155500.21(二)再生器110200/6000催化剂7007500.24其中: 旋分系统1沉降器粗旋风分离器20.5573m2/组油气515550催化剂2沉降器单级旋风分离器40.2195 m2/组油气515550催化剂3再生器一级旋风分离器70.294 m2/组 油气680750催化剂7504再生器二级旋风分离器70.2684 m2/组 油气680750催化剂（三）外取热器12600烟气5900.30催化剂7500.35二塔类1催化分馏塔15000X50027油气1110.1734层高效塔盘91、油3602轻柴油汽提塔11400X19300油气2040.196层高效塔盘轻柴油3吸收塔12200X36507油气47.51.3540层高效塔盘汽油48.24解吸塔12800X48118油气56.01.4040层高效塔盘汽油1455再吸收塔11400X31908干气43.31.3030层高效塔盘轻柴油54.36稳定塔1280053662液化石油气601.0550层高效塔盘汽油204小计6三冷换设备1分馏塔顶油气-热水换热器6REBOS1300-1.6-480-6/25-6b 管程热水65801.6并联B=200壳层油气111850.172顶循环油-热水换热器4BIU1100-2.5/2.5-392、30-6/25-4管程热水851001.15串联B=350壳层顶循环油1431011.33分馏中油热水换热器1BIU1100-2.5/2.5-335-6/25-2管程热水1041051.15B=300壳层一中油1931901.154分馏二中段油蒸汽发生器1BJS1300-6.4-445-6/25-6I管程二中油3322701.5B=600壳层脱氧水蒸汽1042524.45原料油轻柴油换热器2BES1100-2.5-325-6/25-2I管程轻柴油2041502.14串联B=200壳层原料油1161451.816轻柴油富吸收油换热器1BES700-2.5-120-6/25-2I管程轻柴油150193、362.1B=150壳层富吸收油541001.457轻柴油热水换热器2BIU700-2.5/2.5-120-6/25-2I管程热水65831.15串联B=150壳层轻柴油136882.18贫吸收油冷却器2BES700-2.5-125-6/25-2I管程循环水30380.5串联B=150壳层轻柴油60402.059原料油循环油浆换热器2BES700-4.0-120-6/25-2I管程油浆3473261.3并联B=200 壳层原料油1452001.7510循环油浆蒸汽发生器2BJS1600-6.4-545-6/25-6I管程油浆3262801.21并联B=600 壳层脱氧水蒸汽1042524.4194、1产品油浆冷却器6BES500-4.0-50-6/25-8I管程油浆280901.33路并联每路2台串联B=150壳层循环冷水30420.512封油冷却器4BES700-2.5-120-6/25-4I管程循环冷水280900.5B=150壳层二中油325401.113吸收塔一中段回流油冷却器2BES800-2.5-165-6/25-2I管程循环水30360.5串联B=150 壳层一中油46381.9414吸收塔二中段回流油冷却器2BES800-2.5-165-6/25-2I管程循环水30360.5串联B=150 壳层二中油45381.8615凝结水-热水换热器1BIU600-2.5-45-6/95、25-4I管程凝结水1801021.1B=150壳层热水89971.1516稳定塔进料换热器1BJS1200-2.5-395-6/25-4I管程稳定汽油1911451.75B=450壳层汽油1201401.4917解吸塔中段重沸器1TBJS800-2.5-165-6/25-4I管程稳定汽油1731191.77B=600壳层解吸中段油1021161.5218稳定汽油-热水换热器2BIU700-2.5-120-6/25-2I管程热水83891.15串联B=150 壳层稳定汽油111921.6719稳定汽油冷却器2BES700-2.5-125-6/25-2I管程循环水30380.5串联B=200 壳96、层稳定汽油60401.620解吸塔底重沸器1TBJS1200-2.5-495-6/25-4I管程凝缩油1201451.55B=600 壳层蒸汽2551801.021稳定塔底重沸器1TBJS1800-2.5-930-6/25-4I管程分馏一中2661931.1B=600壳层稳定汽油1912041.2小计46四空冷器类1分馏塔顶油气表面蒸发空冷器6ZP93-24-880-1.6S-F-F管内油气85400.15并联18风机：Y-TF24B6-VS18.5管外空气303818风机电机：YB180M-4-WHT 18.5KW12泵：125SGB160-2012泵电机：YB160L-4-WHT 15KW97、2顶循环油干式空冷器2片GP93-8-258管内顶循环油93902.35并联管外空气30421构架：GJP96K-36/2F2风机：G-TF36HK4-VS222电机：YB180L-4V3 22KW2百叶窗 SC933轻柴油干式空冷器2片GP93-4-129管内轻柴油88602.35并联管外空气32421构架：GJP96K-36/2F2风机：G-TF36HK4-VS222电机：YB180L-4V3 22KW2百叶窗 SC934压缩富气表面蒸发空冷器4ZP93-24-880-1.6S-F-F管内油气85400.16并联12风机：Y-TF24B6-VS18.512风机电机：YB180M-4-WHT98、 18.5KW8泵：125SGB160-208泵电机：YB160L-4-WHT 15KW5稳定汽油干式空冷器2片GP93-8-258管内富气92552.并联管外空气32421构架：GJP96K-36/2F2风机：G-TF36HK4-VS222电机：YB180L-4V3 22KW2百叶窗 SC936稳定塔顶表面表面蒸发空冷器6片ZP93-24-880-1.6S-F-F管内液化气62401.15并联18风机：Y-TF24B6-VS18.518风机电机：YB180M-4-WHT 18.5KW12泵：125SGB160-2012泵电机：YB160L-4-WHT 15KW小计22五容器类1冷催化剂罐1699、0002320018 立式催化剂常温-700mmHg/0.4MPa2热催化剂罐160002320018 立式催化剂450-700mmHg/0.4MPa3废催化剂罐160002120018 立式催化剂450-700mmHg/0.4MPa4催化剂加料斗1150015001440催化剂常温常压5化学药剂罐1140075368钝化剂40常压6净化压缩空气罐(一)12600770616 立式空气400.67净化压缩空气罐(二)12200670214 立式空气400.68非净化压缩空气罐12200670214 立式空气400.79助燃剂加料罐140012916 悬挂式助燃剂400.610助燃剂加料斗140100、06404.5助燃剂常温常压11再生烟气临界流速喷嘴1DN400烟气、催化剂7000.2212三旋回收催化剂储罐15000912222催化剂、空气4500.2113烟机水封罐14000750014烟气、水5000.0114液化石油气汽化器11000437412液化石油气600.615原料油罐140003419412 立式原料油1322000.16/回炼油罐回炼油34416分馏塔顶油气分离器142001221618 卧式油气400.1217凝结水罐1800247222 立式凝结水2551.018蒸汽扩容器11000506010 卧式蒸汽、水1831.019封油罐1160071508 卧式轻柴油6101、0常压20酸性水缓冲罐11800900010 卧式酸性水 400.2221气压机入口凝液罐114004000(切线)6 立式富气、凝缩油400.1922气压机出口油气分离器136001195612 卧式油气401.523稳定塔顶回流油罐132001174416 卧式液化石油气401.1524轻污油罐12000710010 (埋地) 卧式轻污油40常压25干气分液罐11000436212 立式干气401.326气压机出口放火炬气体分液罐124009000(切线)10 立式富气、凝缩油400.427氮气罐11400475010 立式氮气400.628油浆过滤器系统一套129干气分液罐1800373102、38 立式干气430.630轻污油压送罐1140051638 立式干气、轻污油401.231油浆蒸发器中压汽包1150085002554.2232二中蒸发器中压汽包1150070002554.2233外取热器中压汽包12000100002554.2234水封罐13000/2000548014/6500/400.008/0.435水封罐12000/1400460014/6700/400.008/0.436气体分液罐14800150361840500.120.1437连续排污扩容器112005000141200.138定期排污扩容器1150038566100常压小计38六加热炉1余热锅炉1烟气/蒸103、汽500/4500.008/3.822中压蒸汽过热炉1烟气/蒸汽3辅助燃烧室1主风/烟气七其它类1三级旋风分离器14200/62002164724/18催化剂、烟气7007800.232四级旋风分离器1960460614/10催化剂6800.2153再生烟气降压孔板13032950014烟气6800.174加药装置1套双罐五泵防爆型1005.05烟囱1100m烟气、催化剂350常压表4.3-3序号设备名称设备位号台数技术规格或型号主要操作条件原动机型号功率Kw电源电压V或蒸汽压MPa(G)操作备用介质流量m3/h温度入口压力MPa(G)出口压力MPa(G扬程m轴功率原动机ABCDEFGHIJK104、LMNOP1钝化剂注入泵111MAW-0.2-16M4D钝化剂0.00540常压218YB801-4W.460.553802阻垢剂注入泵111MAW-0.2-16M4D阻垢剂0.00540常压218YB801-4W.460.553803钝化剂吸入泵12CY-3.3/3.3-1钝化剂3.340常压17YB100L1-4W1.52.23804阻垢剂吸入泵12CY-3.3/3.3-1阻垢剂3.340常压17YB100L1-4W1.52.23805原料油泵主泵变频11ZE100-400C原料油16990-2500.25168YB315M-2W98.31323806粗汽油泵主泵变频11ZE80-450A105、粗汽油70.6400.068253YB315M-2W841323807顶循环回流油泵主泵变频11ZE200-315顶循环油4901310.32688YB315M-2W1041323808轻柴油泵主泵变频11ZE80-450A轻柴油972040.15245YB355S1-2W11018560009分馏一中循环油泵主泵变频11ZE200-250分馏一中油3072650.2775YB315M-2W75.913238010二中及回炼油泵主泵变频11ZE150-315B回炼油2043290.158137YB315M-2W92.213238011油浆泵11250ZPY-315油浆5003550.1588Y106、B355S3-2W142.1220600012富气水洗泵11MC40(A)-6酸性水17400.03220YB225M-2W224538013封油泵11ZE40-400轻柴油13.660常压264YB225M-2W30.54538014解吸塔进料泵11ZA150-250凝缩油284401.4085YB280-2W53.49038015吸收塔底油泵11ZA150-250B粗汽油216441.3273YB250M-2W405538016吸收一中循环油泵11ZA150-250粗汽油183451.4174YB250M-2W38.55538017吸收二中循环油泵1ZA150-250粗汽油192421.4107、072YB250M-2W37.15538018稳定塔进料泵11ZA200-250脱乙烷汽油2851411.3960YB250M-2W40.25538019稳定塔顶回流油泵11ZA100-315B液化石油气212401.0195YB250M-2W38.45538020稳定汽油泵11ZA80-450稳定汽油99.2400.7185YB280M-2W729038021轻污油泵1TR80-250轻污油2540常压61YB160M2-2W111538022气压机一段出口凝液泵11MC40(A)-5凝缩油20400.41240YB180M-2W15.422380 表4.34 名 称规 格数量（台）备注1主108、风机组 主风机流量：2300m3n/min，出口压力：0.40MPa(A)1 烟机烟气流量：2300 m3n/min1 电机功率：6300kW12备用主风机流量：1600m3n/min,出口压力：0.32MPa(A),电机功率：6300kW13增压机流量：100 m3n/min,出口压力：0.44MPa(A), 电机功率：110kW24气压机组气压机流量：700m3n/min,出口压力：1.6MPa(A)1 中压背压蒸汽机组蒸汽量：64t/h1表4.35序号设 备位 号安 装 地 点主要操作条件技术规格或型号台 数公 称直 径（钢径）电压V或气压MPa(G)阀体材质总重kg介 质温度压力MPa109、(G)操作备用ABCDEFJKLMNOP1主风机出口管道主风1800.3DN1000阻尼单向阀110002备用主风机出口管道主风1800.22DN900阻尼单向阀19003主风机总管主风1800.3DN1000阻尼单向阀110004增压机出口总管主风2300.38DN200阻尼单向阀12005烟机入口管道烟气6700.225DN1400电液闸阀（切断）114006烟机入口管道烟气6700.225DN1400电液蝶阀（调节）114007气压机入口管线富气400.11DN700气动闸阀17008富气放火炬管道富气400.11DN600气动蝶阀16009气压机出口管道富气1101.5DN400风动闸110、阀140010待生滑阀催化剂、蒸汽5050.35DN800电液单动滑阀180011二反待生循环滑阀催化剂、蒸汽5050.31DN600电液单动滑阀160012再生烟气管道烟气6700.225DN1400/1500电液双动滑阀11400/150013再生单动滑阀催化剂、烟气6900.35DN800电液单动滑阀180014再生外循环管单动滑阀催化剂、烟气6900.32DN1100电液单动滑阀1110015外取热器下滑阀催化剂、烟气5906500.33DN700电液单动滑阀1700执行的主要标准及规范钢制压力容器GB150-1998国家质量技术监督局颁发的压力容器安全技术监察规程钢制管壳式换热器GB111、151-1999催化裂化装置反应再生系统设备施工及验收规范SH3504-2000钢制塔式容器JB7410-2000隔热耐磨混凝土衬里技术规范SH3531-19994.4 工艺装置“三废”排放 废水本装置排放的废水有含油污水、含硫污水。含油污水主要是机泵冷却水、采样冷却器排水、蒸汽发生器排污水及装置内围堰的初期雨水等。含硫污水来源于分馏塔顶油水分离器排水、气压机出口油水分离器排水及气压机一级出口油水分离器排水。装置污水排放情况及主要污染物见表4.4-1。废液排放表 表4.4-1废水类别排水量(t/h)主要污染物(mg/l)排放规律排放去向石油类硫化物COD氨氮含油污水64005700连续污水处理112、场含硫污水184003505000连续含硫污水系统 废气装置生产过程中排放的废气为催化再生烟气和蒸汽过热炉烟气。装置建成后废气排放情况见表4.4-2。废气排放增加情况 表4.4-2污染源名称烟气量104 m 3 n /h排放高度 (m)排放方式主要污染物(kg/h)排放去向SO2烟尘计算值标准计算值标准mg/m3nmg/m3nkg/hmg/m3nmg/m3n再生烟气14.78100连续17255014.8100120大气蒸汽炉烟气1.043连续265500.520120 废渣装置排放的固体废物为废催化剂粉末，来自废催化剂罐，催化剂排放量为600t/a，排放情况见表4.4-3。固体废物排放情况 113、表4.4-3废渣类别排放量 t/a主要成分去向废催化剂600Al2O3固体废物填埋场4.5 占地、建筑面积及定员装置占地装置占地18095=17100m2 。建筑面积1740m2装置定员新建催化裂化装置的操作人员32名，管理人员7名，均由厂方内部调配解决，不新增定员。操作人员定员见表4.5-1表4.5-1序岗 位 名 称操 作操 作 定 员管理人员备 注号班 数人/班合计12345671班 长4142内 操43123外 操4416合 计3275原料、辅助材料及燃料供应本次新建100104t/a催化裂化装置设计，为全厂扩能改造的一部分，原料、辅助材料及燃料供应由厂方统一考虑。6自动控制6.1 概114、述根据100104t/a催化裂化装置工艺过程的特点、装置规模及目前国内外仪表生产及应用状况，该工程所设计的仪表自动控制系统将达到国内外同类型装置目前的先进水平，以实现集中控制、平稳操作、安全生产、强化管理，并可实施先进控制和优化控制策略，提高产品产量和质量，降低能耗，从而使工厂实现“安、稳、长、满、优”生产操作，提高经济效益，增强企业在市场上的竞争力。用计算机技术、通讯网络技术、数据库和应用软件等技术，构筑控制功能与管理功能相结合的信息集成系统，逐步建立并实现整个工厂的管控一体化。根据目前仪表自动化技术不断更新、仪表自动化水平不断提高的特点和今后仪表的发展趋势，结合该项目的具体情况,确定新建工115、程中控制系统采用当前技术先进、成熟可靠的集散控制系统（以下简称DCS），装置DCS的显示操作站、控制站及附属设备全部置于中心控制室，进行集中操作、控制和管理。6.2 装置自动控制水平1、100104t/a催化裂化装置采用DCS监视、控制和操作。DCS融合了计算机技术、通讯技术和图形显示技术,以微处理器为核心,对生产过程进行集中操作管理和分散控制,具有精确度高,可靠性好和维护工作量少等特点,可为实现先进控制和优化控制创造良好的环境。本装置包括反应部分、分馏部分、吸收稳定部分、主风机部分、气压机部分、余热锅炉及产汽部分及公用工程部分。全装置控制回路约120个，其中单参数控制回路约70个、串级控制主116、回路约20个、串级控制付回路约20个、选择/分程/其它控制回路约10个。检测点共约560点（其中温度约280点，模拟量约260点，脉冲量约20点）；模拟输出点约110点；开关量约130点（其中输入105点，输出25点）。2、可设置应用计算机或上位计算机。在实施基本控制、多参数综合操作与管理的基础上，逐步实现先进控制和优化控制。3、适应总厂分级管理的总体需要，在本装置建立基本控制级，在基本控制级的基础上，可实现先进控制和优化级。4、根据工艺特点和要求，设置可靠的安全仪表联锁系统（SIS）及事故预报警、报警信号，以确保人员及设备的安全。5、根据装置的特点、工艺需要及防爆要求，在有易燃、易爆及有毒气117、体存在的危险场所，设置可靠的可燃气体和/或有毒气体检测报警系统。6、进出装置的原料及产品，辅助系统及公用工程物流设置相应的计量仪表。6.3先进控制技术与优化控制技术先进控制技术（Advanced Process Control，简称APC）,是近年来随着控制理论的发展，计算机性能的提高而出现的高级控制方法，它用来解决时变性、强耦合、非线性和大时滞等过程控制问题。其控制策略是以常规PID控制为基础，利用DCS的多种硬件、软件功能及在线质量分析仪表的分析结果，实施工艺计算，建立多变量预估控制器，实现生产过程平稳操作和提高产品合格率，卡边操作提高目的产品收率，满负荷运行提高处理能力，充分发挥装置内各118、设备的潜力，最大限度地提高装置的经济效益。先进控制和优化控制系统软件包可以采用目前国内或国外同类型装置中技术成熟、经济效益较好的商品化先进控制或优化控制软件包，或向国外专利公司全部购买或只购买软件包专有技术使用权，具体应用工作由国内组织技术力量与国外合作完成；也可以购买国内自行开发并在生产装置上运行成熟的、且有一定经济效益的软件包。本设计暂不考虑实施先控，但为用户今后实施先控预留平台接口。6.4主要控制方案1、提升管反应温度控制；2、反应沉降器压力（或分馏塔压力）控制；3、再生器压力控制；4、反应沉降器催化剂藏量控制；5、主风控制系统；6、分馏塔底液位控制系统油浆系统的控制；7、汽油干点控制；119、8、稳定塔顶压力控制；9、稳定塔底重沸器热量控制；10、稳定汽油蒸汽压，液化石油气质量控制；11、反再自动联锁安全保护系统（ESD）；12、烟机主风机机组监视、自动保护及停机联锁系统（ESD）；13、富气压缩机机组监视、自动保护及停机联锁系统（ESD）。6.5仪表选型原则1、DCSDCS应选用技术先进、性能优良、有长期成功运行经验的控制系统，并满足下列性能要求：（1） 高的可靠性；（2） 功能强化的操作站；（3） 智能化I/O接口和强有力的运算控制功能；（4） 开放型通讯系统；（5） 完善、可靠的系统软件及强有力的自诊断功能。2、现场仪表（1） 仪表选型应先进可靠，减少品种，方便维修；（2） 120、现场检测仪表（变送器），一般采用智能型仪表；（3） 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（如主风机防喘振阀，富气压缩机放火炬密封蝶阀等）选用国外进口产品。（4） 现场仪表一般选用本安型电动仪表；（5） 一般过程控制的流量检测元件选用节流装置，进出装置的原料和产品计量以内文丘里为主，消耗指标如水、汽、风的计量根据不同情况选用内文丘里、电磁流量计或涡街流量计；（6） 机组轴系检测、监视仪表，转速测量仪表选用国外产品。3、分析仪表设置原则本装置仅设再生烟气（O2,CO,CO2）分析仪表，其余分析仪表暂不考虑。4、SIS设置原则SIS独立于DCS单独设置，以确保生产装置121、重要机组和关键生产设备的安全。SIS采用冗余的高可靠性可编程逻辑控制器（PLC）实现。SIS按事故安全型设置，即一旦能源中断，执行机构的最终位置应能确保工艺过程和设备处于安全状态。重要的联锁系统检测元件或输入信号按“三取二”方式设置。5、安全检测及保护按规范要求设置必要的可燃/有毒气体检测器，并在控制室内对可燃气体的浓度进行集中监视和超限报警设置。安全检测系统独立于DCS单独设置。6.6控制室的设置原则1、中心控制室装置内不设中心控制室，DCS操作室设在厂区的集中控制室，装置内仅设机柜间和交接班室、休息室，机柜间设置两台DCS监控CRT，其它操作信号送至集中控制室。报警和ESD系统在厂区集中122、控制室和装置现场各设置一套可操作或监视系统。2、机组控制室的考虑根据集中操作、集中管理的原则，主风机组和气压机组均不设就地控制室。烟机主风机组、备用主风机组、增压机组和气压机组的过程检测信号(包括轴系仪表)和自动控制信号全部引至专用机组控制系统进行集中监测和控制。现场考虑设置临时操作站的可能，供机组试车和装置开工时临时使用。6.7大型机组的控制与保护原则为保证机组的安全运行，并结合装置的特点，按每台机组单独设置一套控制及保护子系统进行设计，并且采用国外进口专用机组控制系统。6.8消耗指标1、用电UPS电源：220V. AC. 50HZ， 20kW。2、净化压缩空气仪表用净化压缩空气：5m3n/123、min 0.4-0.7Mpa(G)仪表测量用净化压缩空气：8m3n/min 0.4-0.7MPa(G)3、蒸汽：1.0MPa，1200kg/h。6.9仪表定员计算机系统维护人员按四班三倒考虑，共需人员4人。6.10主要设备清单序号仪表名称单位数量备注一温度测量仪表1双金属温度计支1102热电偶(1)普通热电偶支146(2)耐磨热电偶支853温度开关个4二压力表1普通压力表块3202氨用压力表块1503膜盒压力表块184压力开关块25三流量仪表1法兰取压节流装置台622文丘里管台83电磁流量计台24内文丘里流量计台125靶式流量计台12四液位仪表1双色石英管液位计台622浮球液位变送器台53浮球124、液位控制器台24固体料位计台3五气动单元组合仪表1电/气转换器台202空气过滤减压器台1103气/电转换器台2六电动单元组合仪表1变送器台(1)智能压力变送器台48(2)智能差压变送器台156(3)智能单法兰压力变送器台6(4)智能双法兰差压变送器台15(5)电动浮筒液位变送器台122辅助单元(1)安全栅a.输入安全栅台268b.输出安全栅台120c.热偶（阻）输入安全栅台251(2)报警设定器台26七探测器1可燃气体浓度检测器台262H2S气体浓度检测器台12八轴系仪表套5九分析仪表1O2、CO、CO2气体分析仪及采样预处理系统套12其它分析仪表套1十执行器1气动调节阀台922气缸闸阀台9十125、一仪表盘箱台1仪表盘、柜个62仪表箱台2513电源箱台20十二安全仪表系统套1十三专用机组控制系统套2十四DCS系统套1十五便携式红外高温温度计7总图运输和储运7.1总图运输区域位置本工程在”建设单位”有限公司厂区内实施。厂址自然地理条件.1气象条件a) 气温最热月平均气温 27.4最冷月平均气温 -16.7极端最高气温 42.9极端最低气温 -35.9年平均气温 8室外最低日平均气温 -32.8每年30日数79.8天冬季空气调节室外计算温度-28冬季采暖室外计算温度-23.6夏季室外计算温度35.6b) 相对湿度最冷月月平均相对湿度 76%最热月月平均相对湿度 30.3%年平均空气相对湿度 126、48%c) 风冬季平均风速 1.5m/s夏季平均风速 5.1m/s年平均风速 3.7m/s冬季主导风向及频率 C36NW-9夏季主导风向及频率 NW-32年平均主导风向及频率 NW-22最大风速 42.2m/s基本风压值 对一般建构筑物取 0.9KN/m2对高耸构筑物取 1.0KN/m2d) 大气压冬季大气压 98.06Kpa夏季大气压 95.89Kpae) 降雨量年降水量平均值/最大值： 105.3/227.3mm年降水天数平均值/最大值： 68.2/101d日最大降水量 26.7mm小时最大降水量 10.0mm f) 积雪最大积雪厚度： 250mm 基本雪压值： 0.40KN/m2g) 土127、壤冻深最大冻土深度 197cm土壤冻结深度标准值 163.4cm雷暴日数31.3d/a冰雹日数 1.0d/a沙暴日数1.8d/a采暖天数150天.2地质条件。.3厂区地形地貌 总图布置原则1、总平面布置依据总体规划，以流程顺畅，集中联合，紧凑布置，结合老厂，衔接方便，考虑远期发展，尽量少占地为原则。2、公用工程以依托老厂、就地改扩建为原则。平面布置100104t/a催化裂化装置装置占地18095=17100m2 。装置布置紧凑集中，符合总体规划要求，使总体规划总流程顺畅，同时又方便与老厂区系统的连接，既方便本工程装置的生产管理，又节省投资，方便远期发展工程的建设。竖向布置装置的竖向布置在满足防128、洪排水、防潮的前提下，尽量减少土石方量，并与已建设施的场地标高相协调；场地竖向布置除满足生产要求外，还要方便管线的连接及满足消防安全的要求。7.2工厂运输工厂原油进厂方式与目前相同。本地区目前没有成品油管道，产品主要靠火车、汽车拉运，成品油的外输压力很大。为适应工厂的生产、检修、通勤的需要而配备的车辆，均依托老厂，不再购置车辆。7.3储运储运系统规划原则1、根据全厂总规划，储运系统统筹考虑了100104t/a催化裂化装置投产后的原料和产品的储运情况。2、根据厂内现状，尽量依托和利用厂内现有设施。3、在提高经济效益及减轻劳动强度，不增加人员的前提下，采用先进技术及新设备、新材料。4、在技术经济合129、理的前提下，做到集中布置、集中控制、便于管理、便于运输。5、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。6、无论在设备选型上，还是在平面布置上，都严格注意安全，防止火灾和爆炸事故的发生。7、合理使用能源和节约能源，降低油品、油气损耗和水、电、汽、风的消耗。8、严格执行防火、防爆的各种设计规范和标准。新建100104t/a催化裂化装置由厂方根据储运系统的现状和全厂系统扩建的统一规划来满足储运系统要求。7.4土建工程地质条件1、工程地质概况根据厂方提供的地质资料，拟建场地地形较平坦，厂区稳定,无构造断层，无冲沟等不良物理地质现象。地层自上而下130、依次为： 杂填土； 粉砂土； 粘性土； 粉砂； 粘性土； 砂砾石； 砂岩。2、 各土层分布及物理力学性能指标土层号土 层名 称土 层 特 征厚 度地基承载力特征力Fk(kPa)杂填土杂色，由砂、土、碎石、碎砖块、混凝土块等组成，0.001.50m干燥，硬塑状态，场地均有分布。粉砂土浅黄色，颗粒均匀，砂质纯, 级配不佳,属松散稍0.552.00m80密状态,该层属软场地土.粘性土 棕黄色，粘粒含量高,呈可塑态和硬塑态, 该层属2.003.00m150中等压缩性低膨胀土粉砂浅黄色，颗粒均匀，砂质纯,结构属松散稍密状1.001.10m100态,该层属软场地土并可产生轻微液化粘性土青灰,棕黄色，粘粒含131、量高,粘性好,呈硬塑壮态7.007.50m250该层属中等压缩性低膨胀土砂砾石灰黑色砂砾石层，该层以210mm粒经的角砾居9.009.100多，结构属中密密3、 天然地基平价： 本工程场区工程地质条件一般，对于荷载不大，沉降要求不高的建构筑物采用天然地基。土建工程设计基本原则：建筑物设计：遵循“实用、经济、美观”的建筑设计原则，精心组织设计，使方案既满足生产工艺要求又做到与环境和谐统一。构筑物设计：积极慎重采用新技术、新材料、优先采用当地成熟的经验和施工条件，做到结构设计合理可靠，符合防火、防爆、抗震要求。1、地基与基础本工程场区工程地质条件一般，对于荷载不大，沉降要求不高的建构筑物采用天然地132、基。对于荷载大，沉降要求高的建构筑物采用桩基。基础型式根据具体情况分别采用：钢筋混凝土独立基础（承台）或整板式基础（承台），小型设备基础采用混凝土基础。2、主要建构筑物的结构型式控制室、变电所等建筑物采用现浇钢筋混凝土框架结构，现浇钢筋混凝土楼屋面，抗爆墙构架、管架采用钢结构，H型钢或普通型钢梁柱及支撑，操作平台铺板采用钢格栅板。气压机厂房、主风机厂房采用混凝土柱，轻型屋盖，围护结构采用压型钢板，楼面为钢格栅板或复合钢格栅板。压缩机基础采用现浇钢筋混凝土大块式或构架式动力基础。塔、炉等设备基础采用现浇钢筋混凝土圆柱式基础（承台）。泵基础和小型设备基础（管墩）采用现浇钢筋混凝土结构或混凝土结构。133、水池采用现浇钢筋混凝土结构。装置内钢结构，均应做防腐处理，并根据防火要求，设置防火隔热层。土建工程量及三材用量.1建筑物及其工程量1、建筑工程设计的原则：(1) 建筑工程设计应附合国家现行的有关规范、规定，以适用、经济、安全、美观为指导思想，使建筑物既方便生产操作又美观、大方。贯彻落实集团公司工厂模式改革精神，将相关功能的建筑集中布置，即节约了占地又节省了投资，工厂的建筑形象也将得到一定的改善。(2)使用法定计量单位(3) 积极地推广采用技术先进、性能可靠、质地优良的新材料，以促进建筑技术的发展。中心控制室结构形式采用框架钢筋混凝土抗爆墙结构，主体结构能承受相应的爆炸力，以保证主体建筑的安全可134、靠；其它结构形式采用砖混与框架结构。(4) 建筑物外墙370厚，内墙240厚，采用Mu10机制红砖，M5混合砂浆砌筑。门窗为铝合金地弹门、塑钢平开门、胶板门、单框双玻塑钢推拉窗。内墙刷溶剂型丙烯酸脂内墙涂料,外墙刷溶剂型丙烯酸脂外墙涂料。屋面采用氯化聚乙烯橡胶共混防水卷材,水泥膨胀珍珠岩保温层。配电间、控制室地面采用彩色水磨石地面。泵房、压缩机厂房采用不发火花水泥砂浆地面，墙体及屋面采用100厚彩色压型夹芯板。.2土建工程量及“三材”用量1、建筑物简述建筑物有关参数并列表，见表7.4-1 表7.4-1名 称层数总高度(m)结构型式建筑面积(m2)占地面积(m2)备注 100104 t/a催化裂135、化装置化装置m2m2配电室29框架1440720办公室15框剪300300建筑面积总计174010202、构筑物及其工程量 管架、构架采用钢结构；气压机厂房、主风机厂房采用混凝土梁柱，轻型屋盖；其它均采用混凝土或钢筋混凝土结构。有关构筑物及工程量参数详见表7.4-2。表7.4-2序号名 称占 地面 积(m2)钢 材(t)钢筋砼(m3)素 砼(m3)砖砌体(m3)填 方挖 方(m3)备 注1.生产装置153001.1主风机厂房576160850115455/7101.2气压机厂房21691600103400/6001.3配电室720341026169579600/8001.4仪表室3002420136、4252200/5001.5管架2770140016503171000/15001.6构架-136057652057200/3001.7构架-221634528028100/1501.8塔炉基础8667121000/15001.9设备基础22008200/3001.10两器框架30128562400/6001.11催化剂罐532013150/3001.12三悬框架27010010200/3001.13楼梯间70505120/240小计299379689416315025/78003、“三材”用量“三材”用量汇总并列表，见表7.4-3。表7.4-3 “三材”用量汇总表钢 材(t)钢 筋(t)水 137、泥(t)木 材(m3)备 注2993900340060执行的土建标准序号标准名称标准编号颁发部门1建筑结构荷载规范GB50009-2001国家标准2建筑地基基础设计规范GB50007-2002国家标准3建筑地基处理技术规范JGJ79-2002国家标准4混凝土结构设计规范GB50010-2002国家标准5建筑抗震设计规范GB50011-2001国家标准6钢结构设计规范GB50017-2003国家标准7建筑桩基技术规范(1997年局部条文变更)JGJ94-94国家标准8石油化工企业设计防火规范(1999年版)GB50160-92国家标准9石油化工企业管架设计规范SH3055-93石化行业标准10石138、油化工企业落地式离心泵基础设计规范SH3057-94石化行业标准11石油化工企业钢结构冷换框架设计规范SH3077-96石化行业标准12石油化工企业钢储罐地基与基础设计规范SH3068-95石化行业标准13石油化工压缩机基础设计规范SH3091-1998石化行业标准14石油化工企业管式炉基础设计规范SH3064-94石化行业标准15石油化工塔型设备基础设计规范SH3030-1997石化行业标准其它由于本阶段的地基方案是根据原厂区的地质资料确定的，有待于以后进一步设计时，根据正式勘察资料作出相应调整。8公用工程及辅助生产设施8.1新水水源取自克石化分公司内DN300供水干线，新鲜水水质达到生活饮139、用水卫生标准GB5749-85要求，可以直接作为生产和生活用水。原水水质表 表8.1-1序号项 目指标备注1溶解性总固体300400mg/l2PH7.58.23氯化物2540mg/l4总硬度140200mg/l5总铁0.3mg/l6硫酸盐60100mg/l7浊度13度8挥发酚未检出9六六六未检出10六价铬0.01mg/l11DDT未检出12四氯化碳未检出13汞未检出14砷0.01mg/l新建120104t/a催化装置消耗新鲜水13t/h，可以满足要求。8.2循环水系统1、循环水系统现状克石化分公司原一循环水场，2004年改建后供水能力为4000m3/h。循环水3#冷却塔为逆流冷却塔，供水能力为140、4000m3/h。4#冷却塔为横流塔，处理能力为4000m3/h，3#、4#冷却塔及相关设施合并简称为二循，供水能力为8000m3/h。5#冷却塔为逆流冷却塔，总处理量8000m3/h，简称三循。一循、二循、三循合计供水能力为20000m3/h。目前已建生产装置循环水实际用量为17100m3/h。2、新建120万吨/年催化装置消耗循环水：1200 m3/h（未计余热回收站的用水量），实际很多低温余热不能利用，实际循环水用量增加约18002000 m3/h。考虑全厂其它系统的配套改造，实际循环水总增量为40006000 m3/h，需要新建循环水厂。8.3净化风、非净化风系统现有空压设备离心机（H141、L8-090-4S）1台 300m3n/min 功率2000kW离心机（ZH6-5-10.4）2台 140 m3n/min（单台） 功率947kW活塞式压缩机（5L-40/8）2台 40 m3n/min（单台） 功率250kW（为报废后再用，处理量已达不设计量）5台供风设备总供风量为：660 m3n/min。目前净化风、非净化风负荷情况公司平均连续用量为：250 m3n/min；最低用风量为：220 m3n/min；最高用风量为：270 m3n/min，其中总供风量的40%为净化风，其余为非净化风。净化风、非净化风系统可以满足新建120104t/a催化裂化装置的要求。8.4氮气系统现有供氮设备142、：新空分制氮产量为：1000 m3n/h（氮气）；合计用电量为600kW左右空分制氮产量为：600 m3n/h（氮气）；合计用电量为300kW左右分子筛制氮产量为：200 m3n/h（氮气）；用电量为100kW左右氮气总产量为：1800 m3n/h氮气储存能力：球罐2个400 m3（可补压至2.4MPa，满罐储量为9600 m3n/罐）卧罐4个50 m3（可补压至2.4MPa，满罐储量为1200 m3n/罐）钢瓶6个20 m3（可补压至14.0MPa，满罐储量为2800 m3n/罐）氮气总储备能力：38400 m3n氮气外供分布情况：公司正常生产总用氮量为：900 m3n/h，总氮气生产能力是143、1800 m3n/h，富裕生产量900 m3n/h供氮系统可以满足新建120104t/a催化裂化装置的要求。8.5排水系统克拉玛依石化公司工业污水处理场建成于1998年10月，由中国市政东北设计研究院设计，总投资7200万元（包括外排管线及污水库部分），处理能力为600m3/h，目前实际最大处理量约390m3/h，处理工艺采用国内外比较成熟的“老三套”处理法。可以满足新建120104t/a催化裂化装置的要求。8.6含硫污水的处理现有含硫污水排放统计见下表8.6-1。表8.6-1序号现有装置排放量排放点设计流量（t/h）实际流量（t/h）备注180万吨/年催化裂化151516220万吨/年催化裂144、化63加氢处理51.12加氢脱酸0.3850万吨/年汽柴油加氢3.622.334延迟焦化62.25减粘裂化1.2630万吨/年高压加氢55.98730万吨/年催化重整30.8合计41.3222.812004年新投用的装置排放量序号排放点设计流量（t/h）实际流量（t/h）备注1150万吨/年延迟焦化3.93.9290万吨/年汽柴油加氢7.27.2312000Nm3/h制氢5.55.5合计16.6序号排放点设计流量（t/h）实际流量（t/h）备注合计41.3248.21克石化分公司含硫污水汽提装置建于2001年，设计处理能力45t/h，目前已经无法满足含硫污水的处理排放。需要改造或扩建含硫污水处145、理装置。8.7蒸汽系统目前全厂共有3台100t/h的中压蒸汽炉，正常均投用。特别是天气到零下20后，总负荷达到约300t/h，几乎没有富余。且1.0MPa的蒸汽供应能力已经超过设计负荷。新建120104t/a催化裂化装置考虑在开工过程中蒸汽的消耗，全厂蒸汽锅炉需要扩建。9节能9.1 编制依据1、国家计划委员会、国家经济贸易委员会和建设部计交能19972542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、中国石油天然气股份有限公司炼油化工建设项目可行性研究报告编制规定（2002）；3、石油化工设计能量消耗计算方法（SH/T 3110-2001）；4、克拉玛依石化公司新建1201146、04t/a催化裂化装置可行性研究委托书（KSHG(2005)01K，克拉玛依石化公司 2005.01.25）；5、120104t/a催化裂化装置可研报告的数据（克拉玛依石化公司，2005.02.03）。9.2 节能原则克拉玛依石化分公司120104t/a催化裂化装置可行性研究中充分重视节能，节能原则为：1、采用先进可靠的工艺和技术，减少工艺用能。2、充分提高能量回收率。3、采用新型高效节能设备，提高能量转换效率。4、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。9.3 能耗分析及节能措施1、实物消耗及能耗克拉玛依石化分公司120104t/a催化裂化装置的实物消耗和能耗见表10.3-1。147、由表可知，120104t/a重油催化裂化装置能耗为2314.7MJ/t原料（55.3kg标油/t原料）。 表10.3-1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123456789101112131新鲜水t/t0.076t/h13104t/a10.92MJ/t7.1277.750.542循环水t/t7.056t/h1200104t/a1008MJ/t4.194223.5229.563脱氧水t/t0.47t/h80104t/a67.2MJ/t385.1925884.77181.194除盐水t/t0.206t148、/h35104t/a29.4MJ/t96.302831.2219.825污水t/t0.094t/h16104t/a13.44MJ/t33.49450.113.15装置排污6电力kWh/t12.08kWh/h2054104kWh/a1725.36MJ/kWh11.8420428.26143.0071.0MPa 蒸汽t/t-0.19t/h-32104t/a-26.88MJ/t3181.97-85531.35-598.72输出83.5MPa 蒸汽t/t-0.05t/h-9104t/a-7.56MJ/t3684.38-27853.9-194.98输出9燃料气m3n/t6.468m3n/h1100104149、m3n/a924MJ/m3n30.3528043.4196.3010净化压缩空气m3n/t8.82m3n/h1500104m3n/a1260MJ/m3n1.592003.4014.0211非净化压缩空气m3n/t12.35m3n/h2100104m3n/a1764MJ/m3n1.172063.8814.4512氮气m3n/t0.176m3n/h30104m3n/a25.2MJ/m3n6.28158.261.1113焦炭t/t0.067t/h11.429104t/a9.60036MJ/t39773381835.122672.8514低温热回收MJ/h104MJ/a-30000.00-250.00150、输出(60%计)15原料油带入热MJ/tMJ/h104MJ/a703.205.86合 计330663.322314.652、能耗分析克拉玛依石化分公司新建120104t/a重油催化裂化装置设计能耗为2314.7MJ/t原料（55.3kg标油/t原料）。该装置能耗之所以能降得较低，有以下几方面原因：（1）在重油催化裂化装置的能耗构成中，焦炭居于最主要的位置，但能耗的大小主要取决于焦炭能量的利用程度，因而在本可研报告的设计中首先考虑充分回收焦炭的能量，如利用外循环取热器发生中压蒸汽回收反再系统过剩热量，装置发生并外输3.5MPa蒸汽共计78t/h，利用烟气轮机回收烟气的压力能以及利用余热锅炉尽可能151、回收再生烟气的热能等，以提高焦炭的能量利用率。（2）在本设计采用MIP工艺技术结合LPEC的提升管出口快速终止反应技术，减少催化裂化干气产率，提高原料中氢的利用率，也相应减少了装置焦炭产率。在此基础上，LPEC还设计了高效率的汽提段，着力于减少可汽提焦的产率。通过选用合适的催化剂和金属钝化剂，降低污染焦的产生。（3）提高反再压力，使得烟机的焓降增加，烟机回收的功率也相应提高。（4）装置内合理安排换热流程降低循环水用量，使得水耗远远低于同类装置。（5）该装置处理量为120104t/a，规模较大，有利于能量的回收和优化，同时规模大，散热单耗较小，机泵和设备效率也较高。9.4 节能措施1、降低生焦采152、用高效原料油喷嘴和提升管出口快速终止反应技术降低生焦率；采用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。2、最大限度的回收烟气压力能在再生方案有利于回收烟气压力能的基础上，选取恰当的再生压力，并通过主风、烟气系统流程及平面布置的设计优化，降低主风及烟气系统的压降及温降，从设计上保证最大限度的回收烟气压力能。3、提高烟机回收功率采用较高的反再压力，使得烟机的焓降增加，烟机回收的功率也相应提高，达10361 kW。4、充分利用高温位的热源发生蒸汽，并逐级利用利用外取热器发生中压蒸汽回收反再系统过剩热量，回收分馏二中、循环油浆的高温位热量发生中压蒸汽153、，装置内共发生并外输3.5MPa蒸汽78t/h。5、回收低温热。利用热水循环，收集分馏塔顶油气、分馏塔顶循环油、轻柴油、分馏一中油、稳定汽油等的低温热共18166kW，供其他装置或管道保温伴热及冬季采暖等。6、降低循环水用量合理安排换热流程，尽可能多采用空冷器，减少循环水用量。7、部分机泵采用变频电机。10节水节约用水是本工程重要内容，为了合理使用淡水资源，本工程采取以下节水措施：1、装置采用热媒水，尽可能多回收低温热装置采用热媒水，分别回收分馏塔顶油气、顶循环油、轻柴油、分馏一中和稳定汽油的热量，减少后冷器的冷却负荷，降低循环水的用量。2、合理安排换热流程，尽可能多采用空冷器装置在分馏塔顶、154、气压机出口和稳定塔顶等合适的位置设置干式和表面蒸发式空冷器，减少冷却器的冷却负荷，降低循环水的用量。3、通过合理编排换热流程，增加催化裂化装置内物流间相互换热的换热深度，使空冷器及后冷器的冷却负荷降低，以节约用水。如：设置轻柴油-富吸收油换热器和轻柴油-原料油换热器，回收部分轻柴油的低温热，减少轻柴油冷却器和贫吸收油冷却器的冷却负荷；设置稳定塔进料换热器和解吸塔进料换热器、解吸塔中段重沸器，回收部分稳定汽油的低温热，减少稳定汽油冷却器冷却负荷4、在满足产品要求的前提下，适当降低稳定塔的回流比，从而降低塔顶后冷器、塔底重沸器的负荷，从而减少了循环水的耗量达到节约用水的目的。11消防11.1 概述155、装置生产过程中的原料、中间产品、产品等物料在加工过程中如再生器、塔类、热油泵房等环节处于高温环境中。当物料温度超过其自燃点，发生泄漏时就可能引发火灾和爆炸事故。该装置的火灾危险性属于甲类。11.2 消防水管网设置原则。1、消防供水采用独立的稳高压系统管网。2、消防水管网在装置周围环状布置。11.3 火灾报警系统1、沿装置消防检修道路设置手动报警按扭，报警报至控制室。2、在变配电室、控制室设火灾自动报警系统，报警报至控制室。3、在中心控制室设置火灾报警电话，再将火警报至消防站。11.4 装置内消防设施装置内加热炉、甲类气体压缩机厂房等危险部位设置箱式消火栓，其保护半径为30m。装置内高于15m的156、甲、乙类设备的框架平台沿梯子敷设半固定式消防给水竖管。装置内在可燃气体、可燃液体量大的甲、乙类设备的高大框架和设备群附近设置消防水炮保护。按照石油化工企业设计防火规范GB50160-92（1999年版）的要求在装置各部分设置蒸汽灭火系统。装置内设置手提式干粉灭火器和推车式干粉灭火器。中心控制室及变配电间内设置二氧化碳小型灭火器。装置内不设专职消防人员，由装置操作人员兼作义务消防队员。11.5 可依托的消防条件1、厂区消防站设消防控制中心，中心设集中报警器，作为监控全厂火灾的自动报警系统中心。站内设火警受理台一个，可接受多路火警专用电话，并能同时记录发生火灾的地点。在装置区控制室设区域报警器一台157、，监视所辖地域的火警信号。在各控制室、变配电所等场所设置火灾感烟(温)探测器及手动报警开关，在生产装置、罐区等处选择适宜位置设置手动报警开关。当某处着火时，探测器(或手动报警开关)将信号传至区域报警器，此时区域报警除了用灯光、音响及数字显示火灾位置，同时将信号传至消防站，以便进行消防。2、可依托的消防条件：消防给水加压泵站：1) 消防水池克石化分公司厂区已建有12000m3消防水量的储水池。 2) 消防水泵房高压消防水泵房内设XBD14/180-PS型消防泵3台(2用1备)，单台流量180L/s，扬程140m，配套电机功率400kW。配KL65-250(I)型稳压泵2台(1开1备)，单台流量9158、.72-18.1L/s，扬程83-72m，配套电机功率22kW。水泵启动采用自灌式吸水，同时，为保证火灾全过程中消防水泵在低液位状态下正常启动，另设SZ-2型真空泵1台，配套电机功率11kW。消防水泵可通过自动和手动方式启动。新建120104t/a催化装置的消防系统冷却水可以依托克石化分公司厂区已建稳高压消防水系统（平时水压维持在0.8MPa左右，消防时压力为1.2MPa）。消防站：新建120104t/a催化裂化装置距离消防大队约1.2公里，道路良好。克石化分公司消防大队有两个消防中队，消防人员98名。配有各类大型消防车辆和指挥车18辆。消防大队位于厂前区，距离本项目建设场地1.2km。消防车159、主要性能见消防车辆一览表，见表12.4-1。表12.4-1消防车辆一览表序号名 称车型数量备注1泡沫车双桥斯太尔32泡沫车单桥斯太尔23泡沫车黄河16234泡沫车东风15泡沫车德国曼16干粉车解放14127水罐车东风18举高车斯太尔132m9举高车东风222m10举高车德国曼15411破拆车五十铃1指挥车合 计18火灾报警采用行政电话专用号“119”报警，凡设有行政电话分机的用户均可报警。12环境保护12.1建设地区环境现状自然环境及社会环境现状克拉玛依市位于准噶尔盆地西北边缘，东经84148601，北纬44074618，东部与古尔班通古特沙漠接壤，南面为石沙湾县和乌苏县，西部和西北部与托里县160、相连，北面与布克赛尔蒙古自治县相邻。克拉玛依石化公司位于克拉玛依市东南郊十公里处的金龙镇，西与新疆油田油气储运公司为邻，东与三坪镇相隔五公里，南与217国道相邻，位于即将开发的克拉玛依工业园区之内。本项目建设在克石化分公司厂区内实施。新建的120104t/a催化裂化装置建在拟拆除原有20104t/a催化裂化位置上。原20104t/a催化装置建于88年，2002年3月停产。位于厂区的中部，南面是新建的制加氢联合装置，东面是糠醛和白土装置，北边是80104t/a催化裂化装置。1、地形地貌、地质概况克拉玛依石化公司厂址所在克拉玛依市属准噶尔盆地西北缘，无断裂构造。处于玛纳斯河流域下游，是准噶尔盆地西161、部扎依尔前冲洪积扇区与玛纳斯河下游三角洲沉积交接地带，地形比较平坦，地层比较稳定。厂区地面平坦。最大高差1m左右，无冲沟和黄土咯斯特等不良物理地质现象。厂区附近无冲沟和地表迳流，厂区第四系覆盖层较薄，仅22m左右。以黏土层为主，其次为粉砂和砂跞石层，22m以下为白垩系下统泥岩，砂岩、跞岩。2、水文区域地下水较高，埋深为2.93.4m，属潜水与上层滞水。以降水和工业民用排水入渗为补给源。含水层以粉砂为主，迳流条件差，排泄方式以蒸发为主。因而地下水的矿化度较高，且为弱碱性。地下水流向近南北向。3、气候、气象据当地多年地面气象观测资料统计，区域年平均风速3.7m/s，其中冬季平均风速1.5m/s，夏162、季平均风速5.1m/s。年平均主导风向及频率为：NW-22，其中冬季主导风向及频率为：C36NW-9 ，夏季主导风向及频率为：NW-32。年平均气温：80C，室外最低日平均气温：-32.80C 。其中最热月平均气温：27.40C，最冷月平均气温：-16.70C ，极端最高气温：42.90C，极端最低气温：-35.90C 。年降水量平均值/最大值：105.3/227.3mm，年降水天数平均值/最大值：68.2/101d ，日最大降水量：26.7mm。 最大积雪厚度：250mm，基本雪压值：0.40KN/m2 。 环境质量现状1、环境空气质量现状根据当地环境监测站2002年10月对项目所在区域的环163、境空气质量状况进行的监测，监测结果见表12.1-1。表12.1-1 区域环境空气质量监测结果污染物名称浓度监测值范围mg/m3标准限值超标率备注SO20.0100.0340.150小时浓度NO20.0100.0520.120TSP0.1300.3660.320%日均浓度根据环境空气质量标准（GB3095-1996）中二级标准，采用标准指数法对监测数据进行评价核算，项目所在区域内SO2和NO2的小时浓度监测值均满足环境空气质量标准（GB3095-1996）中二级标准要求，而TSP日均浓度则出现超标现象，超标率20%，这主要是受项目区气候干燥、多扬尘等地域和气候特征的影响。2、地表水现状 准噶尔盆164、地以西山地的东南坡山前平原，在地形上山麓以平缓的坡度倾向东南，与准噶尔湖积平原相接，评价区域即位于这一交接地带。由于受盆地以西山地山势的影响，山系的东南坡较之西北坡显得异常干旱，径流较贫乏。评价区即处于没有径流分布的地段，而山系的西北坡由于面向西风接受了较多的潮湿气流，空气湿度和降水都较大，形成了较大的地面径流，其中有几条河流经过山谷，这些河流主要受融化雪水补给。其中白杨河发源于额敏县境内的乌肯拉嗄尔山，由北向南流入归宿地艾里克湖，河流全长160km，流经克拉玛依市境内约60km。年径流量1.4108m3以上，最大流量100m3/s左右，枯水期断流，洪水期在57月份。1972年在位于哈拉特山口165、的白杨河道上修建了一座库容为3700104m3，面积为5.77km2的白杨河水库，是目前克拉玛依市区和克拉玛依石油化工厂的主要水源。1980年又在白碱滩区北面5km的白杨河道上修建了库容1900104m3，面积为2.23km2的二级水库，作为克拉玛依市冬季调节水源，水源距厂约90km。克拉苏河、达尔布特河发源于加依尔山，是季节性河流，在百口泉一带无地表径流而渗入地下，成为百口泉地下水主要补给源。3、地下水环境质量现状根据克拉玛依石化公司所在地金龙镇在2004年1月地下水环境质量现状的监测数据，并对其采用地下水质量标准（GB/T14848-93）中类标准进行评价，其结果见表12.1-2。表12.166、1-2地下水监测结果表监测项目监测值mg/L标准限值mg/LpH7.549石油类1.39硫酸盐0.00100.0010氨氮0.8320.5挥发酚8.00.01高锰酸盐指数3073.7710通过监测及评价，区域的浅层地下水属高度矿化、劣化的水质，部分水质指标超过了类水标准，说明整个区域内浅层地下水水质已不适用于各类用水要求，基本无利用价值。 4、声环境质量现状根据克拉玛依市环境科研监测中心站2004年2月对克拉玛依石化公司厂界东、南、西、北四个方位共8个点的噪声环境质量的监测结果，结果见表12.1-3。表12.1-3噪声环境质量现状监测及评价结果表监测点编号昼间夜间监测值dB(A)标准限值监测值167、dB(A)标准限值152.06538.455248.16539.155346.06540.055450.96540.055546.86542.855656.96539.155760.76539.255857.16538.355由表12.1-3可以看出，昼间、夜间噪声值均符合工业企业厂界噪声标准（GB309693）中的类标准要求，厂区周围区域环境噪声质量较好。12.2设计依据和环境保护标准设计依据及规范1、建设项目环境保护管理条例，1998.11.29； 2、国家计划委员会、国务院环境保护委员会（87）国环字第002号文：建设项目环境保护设计规定的通知，1987.3.20； 3、中国石油天然气股168、份有限公司炼油化工建设项目可行性研究报告编制规定2002年版；4、石油化工企业环境保护设计规范SH3024-95；5、工业企业噪声控制设计规范GBJ87-85；6、石油化工厂区绿化设计规范SH3008-2000。环保标准1、环境空气质量标准GB3095-1996(二级)；2、城市区域环境噪声标准GB3096-93（二类）；3、地下水质量标准GB/T14848-93（类标准）；4、污水综合排放标准GB 8978-1996（新扩改二级）；5、大气污染物综合排放标准GB16297-1996（二级）；6、工业企业厂界噪声标准GB12348-90（类）；7、一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准 GB169、18599-2001。12.3建设项目污染及治理措施本项目的装置规模为120104t/a，年操作时间8400小时。装置组成包括反应一再生部分、分馏部分、吸收稳定部分、主风机一烟机部分、气压机部分和余热锅炉部分。其“三废”污染源及污染物的排放情况如下：废水污染源及污染物装置所排放废水主要包括含油污水、含硫污水、生产废水和生活污水。分别为：1、含油污水主要包括机泵排水、油品采样冷却排水、装置厂房的冲洗排水等，经含油污水管网排入污水处理场统一处理。2、含硫污水主要为装置内分馏塔顶油气分离器、气压机出口油气分离器等产生的含硫污水送至含硫污水汽提装置处理，其净化水排入污水处理场统一处理。3、生产废水主要170、为余热锅炉及产汽系统的排污水，排入污水处理场统一处理。4、生活污水主要为装置内职工日常生活用水的排水，排入污水处理场统一处理。本装置污水水量、水质情况见表12.3-1。表12.3-1 装置污水水量、水质排放情况废水类别排水量(t/h)主要污染物(mg/l)排放规律排放去向石油类硫化物COD氨氮含油污水6200300连续污水处理场含硫污水181003505000800连续酸性水汽提生活污水3.0200间断污水处理场生产废水7.0少量无机盐连续污水处理场废气污染源及污染物装置废气污染源主要为再生烟气和蒸汽过热炉烟气，详见表12.3-2。表12.3-2 废气污染源排放情况序号排放点废气类型排放规律排171、放量m3n/h污染物kg/h(mg/m3)烟囱高度m排放去向SO2NOxTSP再生器烟气连续14.810425.5（172）29.6（200）14.8（100）100大气2蒸汽过热炉烟气连续1.01040.65（26）5.38（215）0.50（20）43大气固体废物项目建成后主要为废催化剂，排放情况见表12.3-3。表12.3-3 固体废物排放情况固体废物类别排放量 t/a排放规律主要成分排放去向废催化剂600间断Al2O3无害化填埋噪声源装置的主要噪声源包括主风机、气压机、大功率机泵、空冷器等，装置的主要噪声源基本情况见表12.3-4。表12.3-4装置的主要噪声源基本情况噪声源声源数量声172、级范围dB(A)操作备用大功率机泵181891余热锅炉蒸汽过热炉295主风机11105气压机1105增压机2100空冷器2290环境保护治理措施1、废水治理措施装置内废水遵循“清污分流，分类处理”的原则进行处理。含油污水、生产废水和生活污水分别经各自的管网送到现有的污水处理场进行处理。本装置排放的含油污水6t/h，生产废水7t/h，生活污水3t/h，含硫污水汽提后净化水18 t/h，污水总量增加16t/h，（克拉玛依石化公司现有污水处理场建成于1998年10月，处理工艺采用隔油、气浮、A/O生化、好气滤池处理工艺处理达标后排至污水库。设计处理能力为600 t/h，目前实际最大处理量约390 t173、/h ，污水处理场可以满足本装置改造的要求。）这些污水经现有污水处理场处理后（污水处理场实际处理效果见表8），其出水指标均满足污水综合排放标准GB 8978-1996（新扩改二级）的要求，能够做到达标排放。 表12.3.-5 克石化分公司污水处理场处理效果一览表项目污染物浓度（mg/L ，pH除外）pHCOD石油类硫化物NH3-N挥发酚氰化物进口8.2572519828.531.26.30.1出口7.1854.830.0350.8760.0310.001总去除率（）88.2897.5699.8897.1999.5199.00本装置排放的含硫污水18t/h，设计送含硫污水汽提装置进行处理（克拉玛174、依石化公司现有含硫污水汽提装置，于2001年7月20日建成投入使用，采用较先进的单塔加压汽提侧线抽出工艺。该装置处理后的净化水一部分回用，一部分排到污水处理场处理后排入污水库；产出的酸性气去硫磺回收装置做原料；产出的产品液氨纯度大于99.7%，主要用于该公司的生产装置。装置的设计处理能力为45 t/h ，目前的实际处理量48.21 t/h，超负荷运行，无法满足本装置含硫污水的处理的要求。需要改造或扩建含硫污水处理装置。2、废气治理措施本装置排放的再生烟气经三级旋风除尘器除尘，蒸汽过热炉的燃料为脱硫的燃料气等措施，烟气经各自的烟囱排放，废气污染源达标情况见下表12.3-6。表12.3-6废气污染175、源达标情况序号排放点废气类型排放规律排放量m3n/h污染物kg/h(mg/m3)烟囱高度m排放去向SO2NOxTSP再生器烟气连续1.4810525.5（172）29.6（200）14.8（100）100大气GB16297-1996二级标准200（550）61（240）277.8（120）100达标2蒸汽过热炉烟气连续0.251050.65（26）5.38（215）0.50（20）43GB16297-1996二级标准29.2（550）8.85（240）45.3（120）43-达标由表12.3-6可知，本装置排放再生烟气再生烟气和蒸汽过热炉烟气分别经100m和43m高的烟囱排放，其废气污染物均能176、够满足大气污染物综合排放标准GB16297-1996（二级新扩改）的要求。可以做到达标排放。3、固体废物治理措施本装置产生废催化剂600t/a，送克拉玛依石化公司工业固体废渣池堆存。待“新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市危险废物处理中心”投入运行后，送“该危险废物处理中心”处理。4、噪声治理措施本装置的噪声源主要为主风机、气压机、大功率机泵、空冷器等。设计采取的治理措施如下：a、主风机组进出口均设消声器，主风机操作间采取隔声措施。b、各油泵的电机均采用低噪声的YB系列防爆电机等措施。c、调节阀及变频调速电机选择合理，避免了因压降过大而产生的高频噪声。d、空冷器、风机均选用低噪声型叶片。e、蒸汽余热炉设177、有消声器、低噪音火嘴降低噪声在采取上述措施后，预计厂界噪声可以满足工业企业厂界噪声标准（GB12348-90）三类标准要求。12.4环境管理和环境监测环境管理环境管理是企业管理的一项重要内容。加强环境监督管理，是实现环境、生产、经济协调发展和走可持续发展道路的重要措施。克拉玛依石化公司环境保护工作实行公司经理公司环境保护委员会质量安全环保处三级管理网络。公司环境保护委员会的主要职责是：负责解决环境保护的重大问题，审议通过环境保护的发展规划、工作总结和规章制度等文件，并协调各部门的环境保护工作。质量安全环保处为克石化分公司环境保护的管理机构，有3名专职环境保护管理人员，具体负责全公司的环境保护管178、理工作，其主要职责是：1、贯彻执行国家和各级政府关于环境保护的方针政策、法规和标准。2、制定和实施环境保护规章制度，建立健全环境保护管理工作的技术标准。3、协同有关部门制定环境保护发展规划和年度计划。4、参与组织环境保护科技成果鉴定和推广应用；组织开展环境保护科研活动和内外技术交流。5、制定内部污染物排放指标，监督检查排污和环境保护设施运行情况。6、监督检查建设项目环境保护“三同时”执行情况，参与建设项目环境影响报告书（表）、可行性研究报告、初步设计的审查和竣工验收。7、组织解决环境污染纠纷，参与调查处理污染事故。8、协同有关部门对职工进行环境保护知识宣传教育，对基层环境保护人员进行专业培训。179、9、开展环境保护的基础工作和统计工作。10、负责办理环境保护方面的日常管理业务。本项目在装置内设兼职环保员一名，负责装置内日常的环保工作。环境监测环境监测是环境管理中的一项重要组成部分，同时也是工业企业污染防治的依据和环境监督管理工作的耳目。克拉玛依石化公司现有一座建筑面积为1500m2的环境监测站，共有环境监测专职人员53人，主要职责和任务是对克石化分公司生产活动中的排污状况（污染源和主要污染物）、环保设施运行情况及所辖区域的主要环境要素等进行监测分析，为环境保护管理部门及时提供有关情况和数据资料。公司环境监测站配备了必要的监测仪器和设备，制定了严格的废水、废气和噪声监测计划，为环境保护提供180、有力保障。本项目监测任务仍由克拉玛依石化公司环保监测站承担。1、监测项目其主要监测计划和任务与原装置一样。监测计划见表12.4-1。表12.4-1 监测计划表类别监测项目采样点位置废水pH、COD、硫化物、氨氮、石油类、水量污水排放口废气流量、温度、SO2、TSP等烟囱噪声噪声主要高噪声设备、厂界12.5主要环境保护项目工艺上对再生烟气采取旋风分离除尘措施。既回收了催化剂，又减少的再生烟气中污染物的排放量。本项目采取三级旋风除尘器除尘后，烟气中粉尘的浓度有350 mg/m3降低到100 mg/m3。12.6环境保护投资概算根据建设项目环境保护设计规定第七章第二十二条规定的原则，和石油化工企业环181、境保护设计规范SH3024-95中环境保护投资规定，计算出该装置的环保投资约为935万元。详见表12.6-1。表12.6-1 环境保护投资表环保设施名称计入环保投资比例(%)环保投资(万元RMB)烟囱100270三级旋风除尘器100530噪声治理措施5033给排水设施50100污水处理场100依托酸性水汽提100依托绿化等1002小计93512.7存在的环保问题及建议1、克拉玛依石化公司现有含硫污水汽提装置不能满足本装置的要求，建议在本装置建设的同时，克拉玛依石化公司必须对现有的含硫污水汽提装置进行改造或新建含硫污水汽提装置，确保项目落实国家“三同时”方针。2、由于该装置的环境影响评价工作正在182、进行中，该装置所产生的三废污染物对外环境的影响以环境影响报告书中的结论为准。13职业安全卫生13.1编制依据国家、法律、法规及条例1、中华人民共和国安全生产法 中华人民共和国主席令2002年第70号2、中华人民共和国职业病防治法 中华人民共和国主席令2001年第60号3、危险化学品安全管理条例 中华人民共和国国务院令2002年第344号4、建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定 原劳动部1996年第3号令设计执行的相关标准、规范1、中国石油天然气股份有限公司炼油化工建设项目可行性研究报告编制规定2、石油化工企业设计防火规范GB50160-92（1999年版）3、石油化工企业职业安全卫生设计规范S183、H3047-934、建筑采光设计标准 GB/T50033-20015、爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-926、石油化工企业可燃气体和有毒体检测报警设计规范SH3063-19997、工业企业照明设计标准GB50034-928、工业企业噪声控制设计规范GBJ87-859、工业企业设计卫生标准GBZ1-200210、电力装置的继电保护和自动装置设计规范 GB50062-199211、工业场所有害因素职业接触限值GBZ2-200212、建筑设计防火规范GBJ16-87（2001年版）13、建筑物防雷设计规范GB50057-94（2000年局部修订）14、建筑抗震设计规范 GB5001184、1-2001 15、职业性接触毒物危害程度分级GB5044-8516、工业与民用电力装置的接地设计规范GBJ65-8317、压力容器安全技术监察规程18、固定式直梯、固定式钢斜梯、固定式工业防护栏杆安全技术条件GB4053.13-9319、固定式工业钢平台GB4053.4-8320、石油化工静电接地设计规范SH3097-200021、生产性粉尘作业危害程度分级GB5817-8622、安全色GB2893-200123、安全标志GB2894-199624、石油化工采暖通风与空气调节设计规范SH3004-199925、火灾自动报警系统设计规范GB50116-199813.2环境因素对项目职业安全卫生185、的影响工程地质条件1、地形地貌、地质概况克拉玛依石化公司厂址所在克拉玛依市属准噶尔盆地西北缘，无断裂构造。拟建场地处于玛纳斯河流域下游，是准噶尔盆地西部扎依尔前冲洪积扇区与玛纳斯河下游三角洲沉积交接地带地形比较平坦，地层比较稳定。厂区地面平坦。最大高差1m左右，无冲沟和黄土咯斯特等不良物理地质现象。厂区附近无冲沟和地表迳流，厂区第四系覆盖层较薄，仅22m左右。以黏土层为主，其次为粉砂和砂跞石层，22m以下为白垩系下统泥岩，砂岩、跞岩。2、水文区域地下水较高，埋深为2.93.4m，属潜水与上层滞水。以降水和工业民用排水入渗为补给源。含水层以粉砂为主，迳流条件差，排泄方式以蒸发为主。因而地下水的矿186、化度较高，且为弱碱性。地下水流向近南北向。自然气象条件1、 气温最热月平均气温 27.40C最冷月平均气温 -16.70C极端最高气温： 42.90C极端最低气温： -35.90C年平均气温 80C室外最低日平均气温 -32.80C2、 风冬季平均风速 1.5m/s夏季平均风速 5.1m/s年平均风速 3.7m/s冬季主导风向及频率 C36NW-9夏季主导风向及频率 NW-32年平均主导风向及频率 NW-22最大速 42.2m/s基本风压值 对一般建构筑物取 0.9KN/m2对高耸构筑物取 1.0KN/m23、 降雨量年降水量平均值/最大值： 105.3/227.3mm年降水天数平均值/最大值187、： 68.2/101d日最大降水量 26.7mm4、 积雪最大积雪厚度： 250mm 基本雪压值： 0.40KN/m25、雷暴日数31.3d/a6、地震基本烈度为7度自然条件危害因素分析根据以上自然条件现状，本项目主要自然条件危害因素有雷电、地震、风和低温。其主要危害作用为：1、雷电危害:直击雷造成的电效应、热效应和机械力效应危害，间接雷电引起的静电感应和电磁感应危害，雷电波侵入危害及防雷装置上的高电压对建筑物的反击作用，都有可能造成易燃易爆物品爆炸或着火。2、地震:发生地震时设备、管线、贮罐、塔等遭到破坏可能带来燃烧、爆炸和有毒介质泄漏蔓延，引起火灾、爆炸、中毒等次生灾害。装置生产自动化程度188、较高，地震时一个设备遭到破坏，可能会引起整个系统连锁反应，导致生产瘫痪或引起严重的次生灾害。地震时建（构）筑物倒塌，会给避震和抢险救灾带来困难，造成严重的人员伤亡。3、风速及风压：风速对操作检修人员在高处作业有一定的影响；设计中应考虑设备的风载荷。4、低温：最冷月最低平均气温-16.7，极端最低温度可达到-35.9,对生产设备和管道及室外操作人员可能造成低温危害。13.3生产过程中职业危险危害因素分析火灾、爆炸危险因素分析生产过程中主要工艺介质包括混合原料、干气、液化石油气、汽油、轻柴油、回炼油、油浆等，以上介质均具有易燃易爆特性，主要介质的火灾危险特性如表13.3-1所示。表13.3-1 主189、要介质的火灾危险性质物料名称自燃点闪点状态危险等级原料混合原料300350120液体丙B产品干气650750气体甲A液化石油气460液体甲A汽油510-530120液体丙B油浆300-330120液体丙B硫化氢260气体甲 本装置的火灾危险性分类为甲类。毒性物质危害装置在生产过程中使用、产生的主要有毒有害物质有汽油、柴油和液化石油气等烃类物质、酸性气(含H2S)、酸性水(含H2S和NH3)、钝化剂、CO及再生烟气（含SO2和CO2）。1、硫化氢无色具有臭鸡蛋气味的气体，为强烈的神经毒物，对粘膜也有明显刺激作用。特点是低浓度时，对呼吸道及眼的局部刺激作用明显；浓度越高，全身性作用越明显，表现为中190、枢神经系统症状和窒息症状。职业危害程度分级为级，MAC 10mg/m3，接触反应表现为接触硫化氢后出现眼刺痛、羞明、流泪、结膜充血、咽部灼热感、咳嗽等眼和上呼吸道刺激表现，可有头痛、头晕、乏力、恶心等神经系统症状，脱离接触后在短时间内消失。轻度中毒表现为明显的头痛、头晕、乏力等症状并出现轻度至中度意识障碍，急性气管-支气管炎或支气管周围炎。中度中毒表现为意识障碍，浅至中度昏迷，急性支气管肺炎。重度中毒表现为意识障碍程度达深昏迷或呈植物状态，肺水肿，猝死，多脏器衰竭。2、汽油汽油为麻醉性毒物，危害程度分级为级，主要作用是使中枢神经系统机能紊乱，低浓度引起条件反射的改变，高浓度引起呼吸中枢麻痹。3191、液化石油气主要成分是丙烷、丙烯、丁烷、丁烯等，毒性主要为轻度麻醉作用。可引起头晕、头痛、兴奋或嗜睡、恶心、呕吐、脉缓等症状，严重时表现为麻醉状态及意识丧失。4、柴油柴油为高沸点物质，故使用时由于吸入蒸气所致的毒害机会较小，而柴油雾滴吸入后可致吸入性肺炎。皮肤接触可引起接触性皮肤、油性痤疮等，柴油废气可引起眼、鼻刺激症状，头晕及头痛。5、钝化剂钝化剂为含锑的溶液，锑在体内有蓄积作用，其毒作用主要是与巯基结合，抑制琥珀酸氧化酶活性，破坏细胞内离子平衡，引起细胞内缺钾。接触后出现粘膜刺激症状，可引起急性支气管炎和化学性肺炎。6、一氧化碳(CO)一氧化碳为无色气体,吸入后,通过肺泡进入血液循环,与血192、液中的血红蛋白和血液外的某些含铁血红蛋白形成碳氧血红蛋白, 碳氧血红蛋白不仅本身无携带氧的功能，还影响氧和血红蛋白的离解，阻碍氧的释放和传递，导致低氧血症，急性中毒可头痛、眩晕、意识模糊、昏迷，慢性中毒可引起神经衰弱综合征和心血管系统损害。职业危害程度分级为级，PC-TWA为20mg/m3，PC-STEL30 mg/m3。7、二氧化硫二氧化硫属中等毒性物质，有刺激性气味，易被液化，溶于水部分生成亚硫酸；溶于乙醇、乙醚、氯仿、甲醇、硫酸和醋酸。与水生成的亚硫酸缓慢氧化成硫酸。对眼睛、皮肤和呼吸道粘膜有刺激作用，可引起结膜炎，发生流泪、疼痛等现象，并可损害呼吸道，刺激气管、支气管，使其产生炎症，大193、量吸入能引起反应性声带痉挛，喉头水肿等。8、二氧化碳二氧化碳一般情况下对人体无危害，但在高度密集时对人体危害极大。腐蚀性物质及危害由于装置是在高温及受压条件下操作，工艺介质中还含有H2S等腐蚀性介质，设备在生产过程中可能发生硫化物应力腐蚀开裂、高温硫腐蚀等，影响设备生命周期，严重时可能导致火灾爆炸事故。噪声危害因素分析长期接触噪声对听觉系统产生损害，从暂时性听力下降直至病理永久性听力损失，还可引起头痛、头晕、耳鸣、心悸和睡眠障碍等神经衰弱综合症。此外对神经系统、心血管系统、消化系统、内分泌系统等产生非特异性损害，同时对心理有影响作用，使工人操作时的注意力、身体灵敏性和协调性下降，工作效率低，容194、易发生生产和工伤事故。本装置的主要噪声源包括压缩机、大功率机泵、空冷器、余热锅炉、蒸汽过热炉及放空口等，详见表13.3-2。表13.3-2装置主要噪声源序号设备名称噪声类型工作特性治理措施治理后噪声级dB(A)1机泵机械、电磁噪声连续低噪声电机852压缩机机械噪声连续机组出入口加消声器，压缩机厂房内设隔音处理853主风机主风机组进出口均设消声器，主风机操作间采取隔声措施。连续主风机组进出口均设消声器，主风机操作间采取隔声措施854空冷器机械、空气动力噪声连续低噪声电机、低转速风机855余热锅炉蒸汽过热炉空气动力噪声连续消声器低噪声火嘴856蒸汽放空空气动力噪声间断消声器90粉尘装置生产使用的催195、化剂在装卸过程会产生粉尘（催化剂主要成份为Al2O3）危害。粉尘对人的呼吸道、肺有刺激作用，可引起尘肺。高处坠落危险装置中的反应器、换热设备、各类储罐以及各种阀门、管道或者立式安装、或者高位卧式安装，操作人员需要定时巡视检查，或者进行阀门变换操作，因此，需要上钢梯、走平台，跨越管道，处于高处作业状态，存在着高处坠落伤害的危险性。 高温灼伤、高温作业危害本装置内主要高温设备包括反应器、塔类、加热炉、部分换热器及蒸汽管道等，在上述设备附近的作业人员会受到热辐射的危害，同时还有被灼伤的危险。机械伤害装置中存在各种形式的泵、电动机。在泵与电动机的联轴器等传动装置处存在着机械伤害的危险性，在运行中人体或196、人体的一部分一旦进入运行的机械部件内，则可能受到伤害。静电静电火花的能量达到或大于周围可燃物的最小点火能量时，而且可燃物在空气中的浓度或含量在爆炸极限范围以内时，可引起燃烧或爆炸。装置的主要危险部位本装置火灾危险性为甲类，生产过程中危害因素较大的设备及场所如表13.3-3所示。表13.3-3 危险设备及场所一览表序号名 称操作条件高度m有无隔热火灾可能性及危害性温度压力MPa（A）介质名称1提升管及沉降器510-5300.31混合油气催化剂57有泄漏易自燃2再生器680-7200.34烟气、催化剂48有3外取热器600-7000.4烟气、催化剂20有4分馏塔105-360进料525油气、油50197、有泄漏易自燃, 遇明火易爆5轻柴油汽提塔220轻柴油,油气20有有易燃易爆介质6分馏框架油品,油气24有易燃易爆介质7吸收稳定框架油品,油气24有易燃易爆介质8催化剂罐40-4500.6催化剂25无无易燃易爆介质9吸收塔40-501.45富气,汽油40无泄漏不易自燃, 遇明火易爆10解吸塔60-1551.5汽油,油气40有泄漏不易自燃, 遇明火易爆11再吸收塔40-501.35富气,轻柴油30无泄漏不易自燃, 遇明火易爆12稳定塔60-2001.2汽油,液化气45有泄漏不易自燃, 遇明火易爆13.4设计中采取的主要防范措施防火、防爆安全措施1、装置工艺设计均采用先进可靠的工艺技术和合理的工艺流198、程，考虑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、装置内关键的转动设备（如压缩机、泵等）设有备机，以确保安全生产。3、为防止压力设备超压造成事故，在有关塔、容器、压缩机出口设置安全阀等泄放设施，泄放的气体密闭排至火炬系统,，液体去污油罐。4、装置设有紧急放空系统，在发生火灾或反应器超温等情况下手动启动，使反应系统迅速降压，以避免催化剂和设备严重损坏，避免事故发生。5、本装置在原20104t/a催化裂化装置基础上新建，装置占地18095=17100m2 。该装置布置考虑了有防火、防爆安全间距要求的设备、建筑物间的安全距离以及与界区外相邻装置(单元)的安全间距；装置内设置有贯通通道与199、界区外四周环形通道相连，保证了消防作业的可抵达性和可操作性。6、设备和管道低点排凝设置漏斗与地下轻污油罐相连以统一收集装置的轻污油定期送出装置集中处理。7、装置的控制系统采用DCS监视、控制和操作。为适应总厂分级管理的总体需要，在本装置建立基本控制级，在基本控制级的基础上，可实现先进控制和优化级,并可逐步实现工厂计算机过程控制和计算机信息管理系统一体化，实现收集装置的实时和历史数据,对生产过程进行模拟计算、实时优化、调度、排产、计划、决策等，最终实现全厂管控一体化。8、根据工艺特点和要求，设置可靠的紧急停车及安全联锁系统（简称ESD）及事故预报警、报警信号，以确保人员及设备的安全。ESD按事故200、安全型设置，即一旦能源中断，执行机构的最终位置应能确保工艺过程和设备处于安全状态。重要的联锁系统检测元件或输入信号按“三取二”方式设置。9、反应器、再生器等高温设备，选用合适的材质及可靠的衬里材料，以确保设备在正常操作温度下甚至短时超温时不至于损坏。10、压缩机和泵出口设止回阀，以防止高压介质倒流造成事故。11、公用工程管线与易燃易爆介质管道相连时，设置三阀组、止回阀或盲板，以防止易燃易爆介质串入公用工程系统。12、为确保装置开停工及检修安全，在有关设备和管道上设置固定或半固定式蒸汽吹扫接头；在进出装置边界管道上设置切断阀和盲板。13、根据装置的特点、工艺需要及防爆要求，在有易燃、易爆气体存在201、的危险场所，共设置定式可燃性气体浓度检测器26台，硫化氢气体浓度检测器12台，对可燃气体和/或有毒气体泄漏情况进行检测报警。14、爆炸危险区域内的电气设备和仪表，均选用相应等级的防爆产品。15、所有带电设备正常不带电的金属外壳及爆炸危险区域内的工艺金属设备（塔、容器等）均可靠接地。装置内电气设备的工作接地、保护接地以及防雷接地共用一个接地网，仪表接地亦接入该接地网，接地电阻不大于1欧。16、装置内框架、管桥的立柱和设备裙座均按有关规定设置防火层。防毒措施1、物料的加工、储存、输送过程均采用密闭的方式，避免操作人员的直接接触，减少对人员的危害。2、易燃、易爆物料在密闭条件下进行操作，设备以及管线202、之间的连接处均采取相应的密封措施，防止介质泄漏。3、采用DCS系统等手段对生产过程进行远距离遥控，减少操作人员的接触机会。4、装置区内设备、管线均为露天布置，基本以框架结构为主，有利于硫化氢等有害物质的扩散稀释。在硫化氢可能泄漏场所设置硫化氢气体浓度检测器12台，对泄漏情况进行检测报警，预防硫化氢中毒的发生。5、配备防毒面具等个人防护用品，供操作人员在异常工况和检修过程中使用。6、装置正常使用的金属钝化剂选用不含硫、磷的低毒无味新型金属钝化剂，降低了使用钝化剂时对人体的危害性， 同时将钝化剂加注系统设计为密闭型式，操作时无需与钝化剂直接接触。噪声控制措施1、主风机组进出口均设消声器，主风机操作203、间采取隔声措施。2、各油泵的电机均选用低噪声的YB系列防爆电机。3、合理选择调节阀及变频调速电机，避免因压降过大而产生的高频噪声。4、空冷器风机均选用低噪声型叶片。5、各放空口均设有消声器以尽可能降低噪声。其他安全卫生措施1、在装置内设6/0.4kV变电所一座。6kV两回电源进线分别引自炼一变、炼二变6kV系统不同母线段。装置变电所6kV设置4台6/0.4kV,1600kVA变压器,为催化裂化装置低压负荷供电。6/0.4kV系统采用单母线分段，母联自投。2、防高温烫伤：装置区高温设备和管线均设置隔热保温层。3、防坠落：装置区及罐区内需人员进行作业的高处，均按规定设置平台、梯子、扶手、围栏和防护204、栏杆。4、防尘：催化剂尽可能密闭装卸，并设通风除尘设施，装卸时作业人员应配戴防尘口罩等个人防用品。5、抗震措施：所有构筑物均按抗震等级7度进行设防。6、安全色和安全标志：在装置的危险部位设置警示牌，提醒操作人员注意。13.5机构设置及人员配备情况 本项目职业安全卫生管理机构均依托克拉玛依石化公司现有机构及设施。克拉玛依石化公司有较完善的职业安全卫生管理机构和人员，设有质量安全环保处负责公司的劳动安全卫生管理和安全教育。13.6专用投资概算该工程职业安全卫生专用投资主要包括安全卫生防范设施、检测装备和设施费用、事故应急措施等方面的费用。职业安全卫生专用投资约占工程费用的2.5%。表13.6-1职205、业安全卫生投资估算序号项目名称计入职业安全卫生投资比例(%)职业安全卫生投资（万元）备注1安全阀100672消声器100653报警设定器100204旋风分离器253375可燃气体检测器100576有毒气体检测器100257便携式H2S检测器10068气体分析仪50719安全仪表系统SIS10016410集散控制系统DCS258411消防等安全卫生设施10030合计92613.7预期效果装置火灾危险性为甲类，生产过程中存在高温、高压、有毒危险，该装置设计过程中，充分考虑了生产中的各种主要危害因素，依据现行标准、规范采取了必要的防范措施，可有效地降低生产装置的危险性，减少对职工健康的损害，满足职业206、安全卫生的要求。14项目实施计划1、可行性研究报告编制：2005年3月； 2、可行性研究报告批复：2005年6月；3、基础设计：2005年6月2005年11月；4、基础设计审查及批复：2005年11月2005年12月；5、详细设计：2005年12月2006年9月；6、工程建设：2006年10月2007年10月；7、工程投产2007年11月。15投资估算及资金筹措15.1建设投资估算投资估算编制的依据1、中国石油天然气总公司石油建设安装工程费用定额、石油建设工程其他费用定额（95 中油基字第79号）2、中国石油天然气集团公司中国石油天然气集团公司建设项目可行性研究报告内容和深度的规定（中油计字2207、000第499号） 3、中国石油天然气股份有限公司中国石油天然气股份有限公司石油建设工程其他费用补充规定（石油计字200371号） 4、中国石油天然气股份有限公司中国石油天然气股份有限公司建设项目经济评价参数（2004）（石油计字200486号）投资估算范围建设投资估算范围包括：120万吨/年催化裂化装置界区内的固定资产投资、无形资产投资、递延资产投资和预备费。 建设投资估算办法.1工程费用估算1、采用工程量法及相关系数法进行估算。2、设备材料价格及施工费达到2005年价格水平。3、设备运杂费按设备原价的9%计算，主要材料费运杂费按5.5%计算。.2固定资产其他费估算1、建设单位管理费（含工程208、建设监理费）：按中油（95）中油基字第79号和石油计字（2003）71号文有关规定，按工程费用乘以相应费率并乘以调整系数2.4估算。2、场地准备及临时设施费：按石油计字（2003）71号文有关规定，按新建工程的工程费用乘以0.4%估算。3、工程勘察和设计费：根据中国石油天然气股份有限公司中国石油天然气股份有限公司石油建设工程其他费用补充规定（石油计字200371号）和国家计委、建设部“关于发布工程勘察设计收费管理规定的通知”（计价格200210号）有关规定计算,内容包括：勘察费、可行性研究费、工程设计收费和非标设备设计费。4、环境影响评价费：根据中国石油天然气股份有限公司中国石油天然气股份有限209、公司石油建设工程其他费用补充规定（石油计字200371号）估算。5、劳动安全卫生评价费：根据中国石油天然气股份有限公司中国石油天然气股份有限公司石油建设工程其他费用补充规定（石油计字200371号）估算。6、工程保险费：根据中国石油天然气股份有限公司中国石油天然气股份有限公司石油建设工程其他费用补充规定（石油计字200371号）估算。 7、压力容器检验费：按实际情况估列。.3无形资产投资估算专利及专有技术使用费：按有关报价资料估算。.4递延资产投资1、办公及生活家具购置费：根据中国石油天然气总公司石油建设工程其它费用规定（95）中油基字第79号文件）估算。2、生产准备费：根据中国石油天然气总公210、司石油建设工程其它费用规定（95）中油基字第79号文件）估算。预备费估算1、基本预备费：以固定资产投资、无形资产投资和递延资产投资之和的10%计算。 2、价差预备费：根据国家发展计划委员会会计投资（1999）1340号文精神，本工程暂不考虑。本项目建设投资见表15.1-1“建设投资估算表”。建设投资估算表 表15.1-1 单位：万元估 算 价 值序号工程或 费用名称设备安装建筑 其 他合计 购置工程工程I建设投资21870 14455 1660 9010 46995 一 固定资产投资21870 14455 1660 3745 41730 （一）工程费用21870 14455 1660 3798211、5 1总图130 130 2土建1830 1500 3330 3静止设备8260 1930 10190 4机械设备6860 150 7010 5工业炉1275 545 1820 6电气及电信1980 1200 3180 7自控2980 1400 4380 8管道6940 6940 9给排水170 30 200 10采通115 120 235 11安全卫生10 20 30 12催化剂和化学药剂390 390 13特定条件下费用150 150 （二）固定资产其他费3745 3745 1建设单位管理费(含工程监理费)970 970 2场地准备及临时设施费150150 3工程勘察和设计费2460 24212、60 其中：前期工作咨询收费130 130 4安评及环评费40 40 5工程保险费110 110 6压力容器检验费15 15 二无形资产投资960 960 1专利及专有技术使用费960 960 三递延资产投资35 35 1办公及生活家具购置费55 2生产人员准备费30 30 四预备费4270 4270 1基本预备费4270 4270 15.2资金筹措及资金使用计划资金筹措本项目资本金65由企业自有资金投入，其余部分为银行借款。借款年利率为5.022%。本项目按详细估算法估算流动资金，详见表15.2-1。流动资金中30为自有资金，70为银行借款，借款年利率为4.536%。资金使用计划建设期按2年213、考虑。流动资金在项目投产年年初一次投入。本项目总投资为建设投资、建设期利息及流动资金之和。总投资估算值为50826万元。投资计划与资金筹措见表15.2-2。流动资金估算表表15.2-1 单位：万元 序号项目名称周转周转生产期天数次数3456171流动资产163511635116351163511.1应收帐款3012135261352613526135261.2存货2682268226822682原材料2180882882882882燃料在产品1360447447447447产成品31201353135313531353其他1.3现金30121431431431432流动负债1325713257214、13257132572.1应付帐款3012132571325713257132572.2其他3流动资金30943094309430944流动资金本年增加额30945流动资金借款2166216621662166流动资金利息98989898投资计划与资金筹措表表15.2-2 单位：万元序号项目名称合计1231总投资50826189622877030941.1建设投资4699518798281971.2建设期利息7371645731.3流动资金309430942资金筹措50826189622877030942.1自有资金316161227518413928其中：流动资金9289282.2借款1921215、06687103572166长期借款17044668710357建设投资借款1630765239784建设投资借款利息737164573流动资金借款2166216616财务评价16.1 财务评价依据及基础数据与参数 财务评价依据本项目可行性研究报告经济评价的编制执行石油计字2002234号炼油化工建设项目可行性研究报告编制规定有关规定，按照新建项目进行经济评价。评价范围仅包括催化裂化装置。 1）本项目生产期各年生产负荷均为100。2）本项目计算期17年，其中建设期2年，生产期15年。3）原材料、辅助材料、燃料动力价格原料价格（含税）依据石油计字200486号文有关规定确定。混合原料油： 130216、9 元/吨辅助材料价格按现行市场价格确定。燃料动力价格：参照厂方提供的价格确定（含税）。新鲜水2 元/吨循环水0.29元/吨中压除氧水17.55元/吨除盐水9.36元/吨电0.48元/度1.0Mpa蒸汽59.89元/吨3.5Mpa蒸汽79.10元/吨0.5Mpa蒸汽59.89元/吨净化压缩空气0.05元/标立非净化压缩空气0.05元/标立氮气2.34元/标立 4）装置定员为36人，工资及附加费按35000元/人.年计算。5）固定资产折旧年限按14年考虑，残值率为5，修理费按固定资产原值（扣除建设期利息）的3%计算。6）无形资产和递延资产分别按10年和5年摊销。7）其他制造费按固定资产原值（扣除217、建设期利息）的1计算，其他管理费按35000元/年.人计算。8）产品价格（含税）：依据石油计字200486号文有关规定确定。 干气1021元/吨液化石油气1393元/吨汽油2152元/吨轻柴油1912元/吨油浆1041元/吨9）销售费用按销售收入的0.5计取。10)本项目财务基准收益率为12。11）财务费用建设投资借款及流动资金借款利息计入当年财务费用中。16.2 成本费用估算根据上述参数估算制造成本和总成本费用。制造成本估算见表16.2-1。总成本费用估算见表16.2-2。16.3 销售收入和流转税及附加 流转税及附加估算增值税税率除蒸汽、新鲜水、液化石油气13外，其余均为17。消费税：汽油218、277.6元/吨，柴油117.6元/吨。城市维护建设税和教育费附加税：按增值税和消费税之和的7和3计算。销售收入、流转税及附加估算表见表16.3-1。16.4 利润和所得税计算。1）企业所得税税率为33。2）盈余公积金和公益金按税后利润的10提取。各年利润及利润分配见表16.4-1。16.5 财务评价指标计算 项目清偿能力分析本项目按最大偿还能力偿还建设投资借款。偿还借款的资金来源包括：项目提取的全部折旧费、摊销费和未分配利润。投资借款偿还期为4.10年（含2年建设期）。借款偿还平衡情况见表16.5-1。 财务盈利能力分析所得税后财务内部收益率为17.13，财务净现值为12962万元。投资回收219、期为7.04年，投资利润率为19.32。全部投资财务现金流量计算见表16.5-2。16.6 敏感性分析根据项目实际情况，以建设投资、生产负荷、原料和产品价格同时变动作为敏感性因素，测算其变化时对装置经济效益的影响。敏感性分析表项目内部收益率（）净现值（万元）投资回收期（年）基准状况17.40136266.97建设投资 +516.46116827.21生产负荷 -516.38109147.23原料、产品价格同时-515.0975847.59原料价格 +57.42-1031010.91产品价格 -54.40-1632113.14从表中可以看出，建设投资、生产负荷的变化对项目经济效益影响较小，原料和220、产品价格对其影响相对较大。16.7 盈亏平衡分析生产期第二年的盈亏平衡点如下：盈亏平衡点（）=固定成本/（销售收入可变成本流转税金及附加）7044/（186871-151228-20915）48.1盈亏平衡计算的结果表明，本项目有较强的抗风险能力。16.8 财务评价结论本项目的技术经济指标见表16.8-1。本项目总投资为50826万元，其中建设投资为46995万元。年均利润总额10021万元。投资所得税后全部投资财务内部收益率为17.40，投资回收期为6.97年（含2年建设期）。各项指标均好于行业基准值，因此建设本项目在经济上是可行的。制造成本估算表表16.2-1 单位：万元序号项目名称单位单221、价数量生产期34567891011121314151617生产负荷1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1原料157080 157080 157080 157080 157080 157080 157080 157080 157080 157080 157080 157080 157080 157080 157080 1.1混合原料吨1309 1200000 157080 157080 157080 157080 157080 157080 157080 157080 157080 157080 157080 157080 157080 157080 157080 2辅助222、材料1647 1647 1647 1647 1647 1647 1647 1647 1647 1647 1647 1647 1647 1647 1647 2.1催化剂吨20000 720 1440 1440 1440 1440 1440 1440 1440 1440 1440 1440 1440 1440 1440 1440 1440 2.2磷酸三钠吨3000 3 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2.3阻垢剂吨25000 8 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 2.4钝化剂吨80000 22 176 176 17223、6 176 176 176 176 176 176 176 176 176 176 176 176 2.5助燃剂吨30000 3 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 3燃料及动力355 355 355 355 355 355 355 355 355 355 355 355 355 355 355 3.1新鲜水吨2 109200 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 3.2循环水吨0 10080000 292 292 292 292 292 292 292 292 292 292 292 292 292 292 292 224、3.3中压除氧水吨18 672000 1179 1179 1179 1179 1179 1179 1179 1179 1179 1179 1179 1179 1179 1179 1179 3.4除盐水吨9 294000 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 3.5电度0 17799600 862 862 862 862 862 862 862 862 862 862 862 862 862 862 862 3.61.0MPa蒸汽吨60 -268800 -1610 -1610 -1610 -1610 -1610 -225、1610 -1610 -1610 -1610 -1610 -1610 -1610 -1610 -1610 -1610 3.73.5MPa蒸汽吨79 -75600 -598 -598 -598 -598 -598 -598 -598 -598 -598 -598 -598 -598 -598 -598 -598 3.80.5MPa蒸汽吨60 -46200 -277 -277 -277 -277 -277 -277 -277 -277 -277 -277 -277 -277 -277 -277 -277 3.9净化压缩空气标立0 12600000 63 63 63 63 63 63 63 63 6226、3 63 63 63 63 63 63 3.10非净化压缩空气标立0 17640000 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 3.11氮气标立2 252000 59 59 59 59 59 59 59 59 59 59 59 59 59 59 59 4工人工资及福利137 137 137 137 137 137 137 137 137 137 137 137 137 137 137 5制造费用5011 5011 5011 5011 5011 5011 5011 5011 5011 5011 5011 5011 5011 5011 1840 5227、.1折旧费3171 3171 3171 3171 3171 3171 3171 3171 3171 3171 3171 3171 3171 3171 5.2修理费1380 1380 1380 1380 1380 1380 1380 1380 1380 1380 1380 1380 1380 1380 1380 5.3其他制造费460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 6制造成本164230 164230 164230 164230 164230 164230 164230 164230 164230 164230 1228、64230 164230 164230 164230 161059 总成本费用估算表表16.2-2 单位：万元序号项目名称生产期3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 1制造成本164230 164230 164230 164230 164230 164230 164230 164230 164230 164230 164230 164230 164230 164230 161059 1.1原料157080 157080 157080 157080 157080 157080 157080 157080 157080 157080 157080 157080229、 157080 157080 157080 1.2辅助材料1647 1647 1647 1647 1647 1647 1647 1647 1647 1647 1647 1647 1647 1647 1647 1.3燃料动力355 355 355 355 355 355 355 355 355 355 355 355 355 355 355 1.4工资137 137 137 137 137 137 137 137 137 137 137 137 137 137 137 1.5制造费用5011 5011 5011 5011 5011 5011 5011 5011 5011 5011 5011 50230、11 5011 5011 1840 折旧费3171 3171 3171 3171 3171 3171 3171 3171 3171 3171 3171 3171 3171 3171 修理费1380 1380 1380 1380 1380 1380 1380 1380 1380 1380 1380 1380 1380 1380 1380 其他制造费460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 2管理费240 240 240 240 240 233 233 233 233 233 137 137 137 137 137 2.231、1无形资产摊销96 96 96 96 96 96 96 96 96 96 2.2递延资产摊销7 7 7 7 7 2.3其他管理费137 137 137 137 137 137 137 137 137 137 137 137 137 137 137 3财务费用954 547 129 98 98 98 98 98 98 98 98 98 98 98 98 3.1长期借款利息856 449 31 3.2流动资金利息98 98 98 98 98 98 98 98 98 98 98 98 98 98 98 4污水处理费134 134 134 134 134 134 134 134 134 134 134232、 134 134 134 134 5销售费用984 984 984 984 984 984 984 984 984 984 984 984 984 984 984 6生产成本费用166542 166135 165717 165686 165686 165679 165679 165679 165679 165679 165583 165583 165583 165583 162412 6.1固定成本7460 7053 6635 6604 6604 6597 6597 6597 6597 6597 6501 6501 6501 6501 3330 6.2可变成本159082 159082 159233、082 159082 159082 159082 159082 159082 159082 159082 159082 159082 159082 159082 159082 7经营成本162314 162314 162314 162314 162314 162314 162314 162314 162314 162314 162314 162314 162314 162314 162314 销售收入估算表表16.3-1 单位：万元序号项目名称单位单价数量生产期345678910111213141516171产品销售收入196707 196707 196707 196707 196707 19234、6707 196707 196707 196707 196707 196707 196707 196707 196707 196707 1.1干气元/吨10214.324411441144114411441144114411441144114411441144114411441144111.2液化石油气元/吨139331.564396343963439634396343963439634396343963439634396343963439634396343963439631.3汽油元/吨215244.4955499554995549955499554995549955499554995549235、9554995549955499554995549955491.4轻柴油元/吨191225.324841248412484124841248412484124841248412484124841248412484124841248412484121.5油浆元/吨10414.24372437243724372437243724372437243724372437243724372437243722流转税1923519235192351923519235192351923519235192351923519235192351923519235192352.1增值税39323932393239323236、9323932393239323932393239323932393239323932销项税272512725127251272512725127251272512725127251272512725127251272512725127251进项税2331923319233192331923319233192331923319233192331923319233192331923319233192.2消费税1530315303153031530315303153031530315303153031530315303153031530315303153033城建税及教育费附加1924192419237、24192419241924192419241924192419241924192419241924流转税及附加合计211592115921159211592115921159211592115921159211592115921159211592115921159损益表表16.4-1 单位：万元序号项目生产期345678910111213141516171产品销售收入196707 196707 196707 196707 196707 196707 196707 196707 196707 196707 196707 196707 196707 196707 196707 2流转税及附加21238、159 21159 21159 21159 21159 21159 21159 21159 21159 21159 21159 21159 21159 21159 21159 3生产成本费用166542 166135 165717 165686 165686 165679 165679 165679 165679 165679 165583 165583 165583 165583 162412 4利润总额9007 9414 9832 9863 9863 9870 9870 9870 9870 9870 9966 9966 9966 9966 13137 5弥补以前年度亏损6应纳税所得额900239、7 9414 9832 9863 9863 9870 9870 9870 9870 9870 9966 9966 9966 9966 13137 7所得税2972 3106 3244 3255 3255 3257 3257 3257 3257 3257 3289 3289 3289 3289 4335 8税后利润6035 6308 6588 6608 6608 6613 6613 6613 6613 6613 6677 6677 6677 6677 8802 8.1盈余公积金603 631 659 661 661 661 661 661 661 661 668 668 668 668 880 240、8.2公益金603 631 659 661 661 661 661 661 661 661 668 668 668 668 880 8.3应付利润5270 5286 5286 5291 5291 5291 5291 5291 5341 5341 5341 5341 7042 8.4未分配利润4829 5046 其中：偿还借款4829 5046 累计未分配利润4829 9874 9874 9874 9874 9874 9874 9874 9874 9874 9874 9874 9874 9874 9874 借款偿还平衡表表16.5-1 单位：万元序号项目建设期生产期123451借款及还本付息66241、87 17044 26859 18159 1306 1.1年初借款本息累计6687 17044 8942 622 1.2本年借款6523 9784 1.3本年应计利息164 573 856 449 31 1.4本年偿还本金8103 8320 622 1.5本年支付利息856 449 31 2还款资金来源8103 8320 622 2.1折旧3171 3171 622 2.2摊销103 103 103 2.3未分配利润4829 5046 2.4其他还款资金借款偿还期 =4.07年（含建设期2年）现金流量表表16.5-2 单位：万元序号项目合计建设期生产期123456789101112131415242、16171现金流入29560361967071967071967071967071967071967071967071967071967071967071967071967071967071967072021381.1销售收入29506051967071967071967071967071967071967071967071967071967071967071967071967071967071967071967071.2回收固定资产余值233723371.3回收流动资金309430942现金流出2851785187982819718953918657918671718672818672818243、67301867301867301867301867301867621867621867621867621878082.1建设投资4699518798281972.2流动资金309430942.3经营成本24347031623141623141623141623141623141623141623141623141623141623141623141623141623141623141623142.4流转税及附加3173852115921159211592115921159211592115921159211592115921159211592115921159211592.5所得税49608244、2972310632443255325532573257325732573257328932893289328943353净现金流量104252-18798-28197716910129999199809980997899789978997899789946994699469946143314累计净现金流量390681-18798-46995-39827-29698-19708-97282521022920207301844016250139600857003079976899211042525所得税前净现金流量153860-18798-2819710141132351323513235132245、35132351323513235132351323513235132351323513235186666所得税前累计净现金流量776443-18798-46995-36855-23620-10386284916084293184255355787690228225695491108725121960135194153860计算指标所得税前所得税后财务内部收益率23.62%17.40%财务净现值3118413626投资回收期5.786.97主要财务评价数据指标汇总表表16.8-1序号项目名称单位数额备注一基本数据1总投资万元508261.1建设投资万元469951.2建设期利息万元7371.3流动资金万元30942销售收入万元196707生产期年平均3生产成本费用万元165527生产期年平均其中：折旧万元21144单位加工成本4.1单位现金加工成本元/吨4.2单位加工费(制造成本）元/吨4销售税金及附加万元21159生产期年平均5利润总额万元10021生产期年平均6所得税万元33077所得税后利润万元67148单位加工费元/吨57.82（不含期间费）元/吨70.38（含期间费）9单位现金加工成本元45.17二经济评价