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100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. 概述(5)2. 原料与产品(10)3. 生产规模及产品方案(14)4. 工艺技术方案(14)5. 建设地区自然条件(44)6.2、 总图、土建(44)7. 公用工程及辅助设施(53)8. 节能(70)9. 环保、劳动安全卫生(71)10. 投资估算及资金筹措(78)11. 财务评价(83)1 概述“十五”期间， a炼油化工股份有限公司预计原油加工量达到350万吨/年，硫含量约1.0%，届时各种柴油和焦化汽油的硫含量将大幅度增加。按照柴油新标准的要求，需要大幅度提高柴油产品加氢能力和加氢深度。2000年公司加工原油硫含量平均0.9%，各种柴油和焦化汽油的数量及硫含量情况如下表：原料油直馏柴油催化柴油焦化柴油焦化汽油数量,万吨6547179硫含量,ppm35007000800060002002年1月1日开始，在全国范围内，城3、市车用柴油将执行GB252-2000标准，其中要求硫含量不大于2000ppm、十六烷值大于45。北京、上海、广州三大中心城市从2003年1月1日开始执行世界燃料规范II类清洁柴油标准，其中要求硫含量不大于300ppm，十六烷值不小于53，总芳烃含量25%（重），多环芳烃5%（重），质量要求十分苛刻。目前该公司的汽柴油加氢装置仅为60万吨/年，即使全部用于柴油加氢，出厂柴油硫含量仍高达2200-2500ppm，氧化安定性也达不到标准，而且该装置是按一般加氢精制设计的，根本没有深度脱硫脱芳，大幅度提高十六烷值的功能，不能生产清洁柴油。另外，公司每年生产焦化汽油9万吨左右，也需要加氢处理后才能出厂或4、进重整装置。 a炼油化工股份有限公司毗邻北京，北京是重要的销售市场，如果该厂没有生产清洁柴油的能力，将必然被市场所淘汰。从2006年1月1日开始，将在全国执行世界燃料规范II类清洁柴油标准，实际上，现在离那一天并不遥远，为了公司的生存和发展，现在就应当未雨绸缪，早做准备，扩大并完善柴油生产能力。因此该公司的汽柴油加氢能力急需扩大，档次急待提高。该装置的公称设计能力为60万吨/年，但是，为了解决目前产品不能出厂的燃眉之急，决定长周期定货的设备，如反应器、压缩机、高压分离器等暂时利旧，使装置能够在40万吨/年的状态下操作，尽快地发挥作用，待这些设备到货更换之后再将处理能力提高到60万吨/年。届时公5、司汽柴油加氢精制能力达到120万吨/年（包括原有60万吨/年加氢装置）,这两套加氢装置将能够处理全部的焦化汽油、焦化柴油、催化柴油和直馏柴油。 现在该公司的重整装置已决定扩容，1万吨/年制氢装置已经建成，届时本装置的氢源可以保证。 近些年来，随着加氢工艺的日益成熟，催化剂研制和生产技术不断发展，柴油加氢精制工艺已经成为炼油厂改善油品质量重要的手段之一。国内的研究单位在清洁燃料的生产工艺技术方面做了许多开发性的工作，为设计和建设新型清洁燃料生产装置创造了条件，使其成为可能。1.1 项目编制的依据 （1） a炼油化工股份有限公司关于委托编制新建60万吨/年柴油加氢精制装置可行性研究报告的函（2006、2年6月25日）（3） 抚顺石油化工科学研究院提出的60万吨/年汽柴油加氢精制装置可行性研究基础数据2002年6月25日。1.2 编制原则 本可行性研究的编制原则如下： （1） 采用先进、可靠的柴油加氢精制工艺； （2） 尽可能的节省投资，同时为今后进一步发展留有适当余地； （3） 仪表采用DCS控制系统；（4） 设备选用技术先进、质量可靠、性能价格等比较好的产品，在此基础上尽量选用国内产品。（5） 尽量依托老厂的现有条件，以收到投资省、见效快的效果。1.3 项目的范围 该汽柴油加氢精制装置的可行性研究分为近期和远期两种方案。近期方案要求精制柴油达到国家现行柴油标准（但其中要求硫含量降低到307、0ppm），不考虑脱芳；远期方案要求精制柴油达到类清洁柴油标准。可行性研究按近期技术方案计算投资，进行经济评价；在流程和平面上，为将来实施远期方案提供方便及可能性。可行性研究只涉及装置边界线之内的工程内容。1.4 研究结果1.4.1 装置概况 （1） 装置的组成 本装置由反应和分馏两部分组成。 （2） 装置规模 根据该公司总流程安排，装置设计规模60万吨/年。年开工8000小时。 （3） 技术特点 本装置采用中国石化集团公司抚顺石油化工科学研究院开发的FH-98加氢精制催化剂。反应部分采用成熟的炉前混氢流程；分馏部分采用过热蒸汽汽提；催化剂采用湿法予硫化和器外再生工艺。1.4.2 原料油本装置8、原料油由直馏柴油、焦化柴油、催化柴油及焦化汽油组成，它们的混合比例为：11：20：20：91.4.3 本装置主要产品是精制柴油，同时副产少量粗汽油和气体产 品近 期远 期精制柴油， 万吨/年52.08651.576汽油， 万吨/年7.5368.244注：上表为运转初期数据1.4.4 设备 设备概况 本装置共有主要设备84台，其中： 反应器1台 塔器1台 容器13台 加热炉2座 换热器10台 空冷器16片 泵11台 压缩机2台其它小型设备7台 国产化 为了尽量节省投资，在质量有保证的前提下，尽量选用国产设备及器材。但根据目前的实际情况，下列项目初步按引进考虑： （1） DCS系统；（2） 高压调9、节阀，智能变送器，安全栅；（3） 合金炉管；（4） 往复式压缩机。1.4.6 三废治理概况 污水采用清污分流的原则分别处理：含硫污水送至含硫污水汽提装置，处理后送到污水处理场，处理合格后排放。含油污水排至污水处理场处理，合格后排放。 废气主要是加热炉烟气，高空排放符合国家污染物排放标准的规定；装置开停工及不正常操作时排放的烃类气体密闭排入火炬系统；汽提塔顶不凝气、低分气送出装置去全厂气体脱硫装置处理。 装置排放的废渣主要是废催化剂和设备防腐用后的碱渣，废催化剂填埋处理，碱渣由全厂集中处理。 装置内的噪声主要来自加热炉、机泵、压缩机等。选用低噪声火嘴、电机，以减少噪声污染。1.4.7 占地面积：10、6690平方米1.4.8 能耗： 1090.16MJ/t（原料）1.4.9 总定员： 26人0 投资： 按近期计算： 建设投资： 11832万元（其中外汇191.06万美元）;2 结论 （1）原料油来自本厂的催化、焦化、蒸馏等装置，所需新氢气来自重整及制氢装置，原料落实。 （2） 近期产品为符合现行国家标准（GB252-2000）的优质轻柴油，远期为低硫、低芳烃、高十六烷值类清洁柴油，有较强的市场竞争能力。 （3） 可充分依托老厂的公用工程设施，有较好的建设条件。（4）采用抚研院的FH-98催化剂，有工业应用经验，技术先进可靠。（5） 采用集散型控制系统（DCS），可以实现先进可靠的过程控制、11、数据采集及处理。（6） 生产过程中的三废都得到有效的控制和治理，符合环保要求。（7） 工艺流程设计、设备设计，电气、仪表的选型等均可满足高温、高压、临氢条件下的安全要求。（8）该工程内部收益率（对C方案而言）为12.08%，全部投资在8.1年内即可回收，有较好的经济效益及社会效益。该项目的建设是必要的，可行的。2 原料与产品2.1 原料来源2.1.1 本装置的原料油来自催化裂化、常减压、焦化等装置，下面列出这些原料油的性质：表2.1 原料油性质原料名称焦化汽油*焦化柴油直馏柴油催化柴油混合油处理量，万吨/年920112060混合比例，wt%15.033.318.433.3100油品性质： 密度12、(20),g/cm30.75590.84100.82770.89020.842 硫含量,ppm50006918351184106500 碱氮含量,ppm100828.453.2169.7357 芳烃,m%-32205639(柴油中) 溴价,gBr/100g72.0626.533.7619.2026.7 胶质, mg/100ml-225.68.054.8115 粘度(20),mm2/s-4.8735.3665.239- 苯胺点，-62.977.529- 凝点，-2-3- 酸度, mgKOH/100ml-7.644.394.13- 馏程ASTM B86 初馏点 10% 50% 90% 干点478213、12316218017322027533735320824528532833921523728534436255157267335362十六烷值-495633-2.1.2 新氢重整氢：温度40；压力1.2MPa(G)组成H2CH4C2H6C3H8C4H+10合计(体%)87.92.33.62.83.4100该公司有重整氢、PSA提纯氢、1万吨/年制氢，总产氢能力24154吨/年，有原60万吨/年加氢、新建60万吨/年加氢和5万吨/年己内酰胺三套装置用氢，总量24154吨/年，供需平衡。2.1.3 催化剂表2.1-2催化剂FH-98 形状 尺寸 WO3，m% MoO3，m% NiO，m% 孔容，14、ml/g 比表面积，m2/g 破碎强度，N/cm 装填堆比，g/ml三叶草(2.3,3.0)(2-8)37-218-100.25120150 注： 催化剂理化性质由抚顺石油化工科学研究院提供。2.2 产品性质 近期方案产品性质 表2.2-1运 转 时 间初 期末 期油 品 名 称汽油柴油汽油柴油 油品性质： 密度（20），g/cm3 硫含量，ppm 碱氮，ppm 溴价，gBr/100g 酸度，mgKOH/100ml 实际胶质，mg/100ml 氧化安定性，mg/100ml 芳烃，m% 十六烷指数 馏程 ， IBP 10% 50% 90% FBP0.7518281.00.5-508512214515、1650.8492240601.40.56201.229481852422823343620.7508241.00.6-50861221461650.8486280801.80.64401.83147184241281332362远期方案产品性质表2.2-2运 转 时 间初 期末 期油 品 名 称汽油柴油汽油柴油 油品性质： 密度（20），g/cm3 硫含量，ppm 碱氮，ppm 溴价，gBr/100g 酸度，mgKOH/100ml 实际胶质，mg/100ml 氧化安定性，mg/100ml 凝固点， 芳烃，m% 十六烷指数 馏程 ， IBP 10% 50% 90% FBP0.751421.0016、.3-50851221451650.82321021.00.42201.0-621551852422823343620.75025500馏分)和渣油加氢处理催化剂的开发研制,又促进了馏分油加氢催化剂和技术的改进。各种馏分油的加氢精制是炼油厂中最常使用的工艺过程。 （3）工艺流程方案 国内外柴油加氢精制主要有两种工艺流程方案：一种是采用汽提塔，进料与反应产物换热，为汽提塔提供热量，塔底用直接蒸汽汽提。另一种流程方案是产品分馏采用重沸炉汽提，采用这种流程的也有几套装置。 （4）催化剂预硫化 催化剂的预硫化有两种方法：一种是干法硫化，一种是湿法硫化。 国外催化剂普遍采用干法硫化。而在国内加氢精制装置17、的催化剂预硫化两种方法都有，但大多采用湿法硫化，积累了大量的实际操作经验。4.1.2 工艺技术方案选择目前，国内开发柴油加氢精制，深度脱硫脱芳技术，主要有两家，即北京“石科院”和“抚研院”。两种技术各有千秋。石科院的工艺是采用RN-10单-精制催化剂，近期采用高空速，进行浅度加氢精制，可以生产满足现行国家标准的柴油，当远期需要生产清洁柴油时，则采用降低空速的办法达到要求。抚研院，近些年先后推出PH-5，FH-5A和FH-98柴油精制催化剂，并已在镇海、茂名、金陵、齐鲁、安庆等多套汽柴油加氢精制装置上使用。其中最新一代的FH-98有较高的脱硫，脱氮和芳烃饱和的活性。在中压下，采用单剂、单段流程，18、可以从直馏、催化、焦化等柴油生产低硫低芳的清洁柴油。 关于生产清洁柴油，工艺技术正处于开发和完善阶段，今后随着研究工作的深入，工业装置的实际运行，技术将逐渐成熟起来。该报告，暂时按FH-98的数据编写的，到底选用何种催化剂，哪种技术更适合本装置的具体情况，将在工程设计阶段最终确定。本装置反应部分采用炉前混氢流程，汽提塔用蒸汽汽提方案。4.2 物料平衡按每年开工生产8000小时计。 近期物料平衡 初期工况 表4.2-1项目物料名称重%千克/时万吨/年备注进料原料油1007500060氢气0.89667.50.534纯氢合计100.8975667.560.534出料含硫气体0.846300.50419、汽油13.2499307.944柴油86.8165107.552.086合计100.8975667.560.534 近期物料平衡： 末期工况 表4.2-2项目物料名称重%千克/时万吨/年备注进原料油1007500060料氢气0.87652.50.522纯氢合计100.8775652.560.522出含硫气体0.826150.492汽油14.2710702.58.562料柴油85.786433551.468合计100.8775652.560.522 远期物料平衡：初期工况 表4.2-3项目物料重%千克/时万吨/年备注进料原料油1007500060氢气1.612000.96纯氢合计101.676220、0060.96出料含硫气体1.088100.648汽油14.56109208.736柴油85.966447051.576合计101.67620060.96 远期物料平衡： 末期工况 表4.2-4项目物料名称重%千克/时万吨/年备注进原料油1007500060料氢气1.612000.96纯氢合计101.67620060.96出含硫气体1.088100.648汽油15.88119109.528料柴油84.646348050.784合计101.67620060.96注：物料平衡以化学耗氢计。4.3 主要操作条件4.3.1 反应条件（暂按FH-98）反应器入口压力MPa(g)8.0反应平均温度,(SO21、R/EOR)330/356(近期),356/368(二反，远期)空速,h-12.0(近期),1.0(远期)氢油比,Nm3/m3400(近期),400(远期)化学耗氢 m%(SOR/EOR)0.89/0.87(近期),1.6/1.6(远期)4.3.2 汽提塔塔顶压力,Mpa(g)0.35进料温度,245-2504.3.3 高压分离器操作压力,MPa(g)7.58.0操作温度,504.3.4 低压分离器操作压力Mpa(g)0.9操作温度 ,504.4 生产工艺流程4.4.1 反应部分 原料油用泵抽入装置，经过滤后进入滤后原料缓冲罐，再由反应进料泵抽出升压后，先与氢气混合，再与加氢精制反应产物进行换22、热，然后经加热炉加热至要求温度，自上而下流经加氢精制反应器。在反应器中，原料油和氢气在催化剂作用下，进行加氢脱硫、脱氮、烯烃饱和等精制反应。近期只上一台反应器，远期需要生产II类清洁柴油时，再增加第二反应器。 从加氢精制反应器出来的反应产物与混氢原料及低分油换热后，再进入反应产物空冷器，冷却至50左右进入高压分离器进行油,水，汽三相分离。为了防止加氢反应生成的硫化氢和氨在低温下生成铵盐，堵塞空冷器,在空冷器前注入洗涤水。高压分离器顶气体经循环氢压缩机升压后，与新氢混合，返回到反应系统。为保证必要的氢浓度，高分顶须连续排放一定量的尾氢。 从高压分离器中部出来的液体减压后进到低压分离器，继续进行油23、水、汽三相分离。油相去分馏部分。 从高压分离器及低压分离器底部出来的含硫含铵污水经减压后，送至污水汽提装置处理。4.4.2 分馏系统 低分油经与精制柴油及反应产物换热、分馏进料加热炉加热后进入产品分馏塔。 塔顶油气经空冷器、水冷器冷凝冷却到40，进入塔顶回流罐。其中液体一部分作为塔顶回流，另一部分作为粗汽油送出装置外。含硫气体去气体脱硫装置处理。 从塔底出来的精制柴油，由泵抽出，先与低分油换热，再经空冷器、水冷器冷却到50，作为产品送出装置。4.5 自动控制 自动控制水平 本装置工艺操作压力高，工艺介质易燃易爆，部分介质有腐蚀及毒性，故对自控仪表的选型，防爆，防腐要求严格。为保证装置安全，平24、稳，长周期，满负荷和高质量运行，并为装置的先进控制，优化控制和信息管理建立基础，本装置采用分散型控制系统即DCS。通过DCS对各工艺过程进行集中控制，监测，记录和报警。DCS显示全面，直观，精确，控制可靠，操作方便，已广泛地应用于石油化工生产装置中。 为保证操作人员和生产装置的安全，设置了一套独立的ESD紧急停车与安全联锁系统。在有可燃气体或有毒气体泄漏的地方，设置可燃气体和有毒气体检测报警器。 4.5.2 主要控制方案： l 本装置的大部分控制方案均以单参数控制为主，同时根据工艺过程要求，设置复杂控制回路如串级控制等。 l 原料油缓冲罐及反应产物注水罐采用氮气密封，为保证其压力，采用压力分程25、控制 ，分别控制密封氮气和放空氮气。 l 加氢反应炉出口温度控制燃料气流量。分馏塔进料加热炉出口温度与燃料气流量串级控制。l 加氢精制反应器分段设置了差压指示，并有总压差指示。床层灵敏点温度设有温度检测。l 冷高压分离器设有液位控制及界位控制，液位及界位远传仪表均为两套,其中一套用于控制,另一套用于实现联锁和指示报警,保证操作安全.l 低压分离器设有液位控制，界位控制和压力控制。 l 产品分馏塔设有塔顶温度与塔顶回流量串级控制。 4.5.3 为保护操作人员和生产装置的安全,本装置设置的主要紧急停车联锁保护项目有:l 紧急放空系统: 当加氢装置发生异常情况,可打开紧急放空泄压阀泄压,自动触发联锁26、系统,自动切断加氢单元加热炉燃料气,关闭高压原料泵出口阀切断进料,停新氢压 缩机或零负荷运转。l 循环氢压缩机入口分液罐高高液位采用三取二联锁,停压缩机,自动触发安全联锁 系统.l 高压分离器液位及界位低低限切断联锁。l 加氢反应炉烟气入预热器温度高时报警联锁。 l 空气鼓风机及烟气引风机故障停车时报警,联锁。 4.5.4 仪表选型： (1) 仪表控制系统采用DCS，本设计仅对DCS硬件配置要求如下： 操作站：3套 每台操作站要有独立的主机，CRT显示器及相应键盘。 工程师站：1套用于系统组态及在线系统维护。根据机型配置相应的外设，CRT及相应键盘，并配 置激光打印机一台。冗余的控制模件，安全27、栅机柜及端子柜等.I/O点，机柜均配置20%的扩展备用空间。辅助操作台：2个设置报警灯屏及停机按钮开关等。本装置约有：控制回路： 55 个 检测回路： 300个 (2)现场仪表选型:根据工艺条件及要求选用先进，可靠并且安装，使用方便的仪表.为保持全装置仪表选型统一，现场电动仪表以本安型为主，个别选用隔爆型。 电动变送器选用智能型变送器； 现场温度指示选用双金属温度计，远传型温度计根据工艺条件选用IEC标准E,K 型热电偶； 压力仪表： 现场指示压力仪表一般选用不锈钢压力表。 流量仪表：装置内的流量检测以孔板为主，进出装置的油品采用相应的流量计。 液位仪表：现场液位指示采用玻璃板液位计，远传液位28、仪表选用电动外浮筒 液位（界位）变送器或双法兰差压变送器。 在线分析仪表：根据工艺需要，加热炉氧含量的测量选用氧化锆氧分析仪，循环氢压缩机入口处选用氢分析仪。 安全仪表：在装置区，压缩机房，泵房，中间罐区等容易发生可燃气体泄漏的场所设置可燃气体检测器。凡有可能泄漏和积聚硫化氢气体的场所，设置硫化氢气体检测器。 执行机构：执行机构主要选用气动薄膜式。高压差调节阀采用角型调节阀。 4.5.5 仪表供电 本装置DCS控制系统及ESD系统等均采用不间断供电装置（UPS）供电。UPS电源由 电工专业提供. 4.5.6 中心控制室 根据厂方意见和要求，本装置不建新控制室。DCS操作站，工程师站及控制柜，E29、SD放在距本装置400多米远的原芳烃装置控制室内，远程I/O柜和安全栅柜及压缩机部分用操作台,机柜放在距装置较近的原加氢控制室中。 本装置用电缆,补偿导线及电缆槽的长度按装置区至原加氢控制室开列. 主要仪表清单： (1) 国内供货仪表： 数量 （台） 双金属温度计 25 高压双金属温度计 10 单式热电偶 25 双式热电偶 6 铠装表面热电偶(单式) 24 铠装热电偶(单式) 35 高压双式热电偶 4 高压单式热电偶 15 不锈钢压力表 100 膜盒压力表 5 双色玻璃板液位计 35 高温玻璃板液位计 3 隔爆型液位开关 5 电外浮筒/界位变送器 6 各种流量计 8 节流装置 24 高压节流装30、置 12 调节阀 22 高压调节阀 6 长行程执行机构 6 可燃性气体报警器 20 硫化氢气体浓度报警器 5 氧化锆分析仪(高温型) 2 电气阀门定位器/电气转换器 40 智能压力,流量，差压变送器 65 智能双法兰变送器 10 空气过滤减压阀 45 隔离式安全栅 260 安全栅及端子柜 3 自动灌隔离液系统 1 配电柜 2 (2) 国外引进仪表 DCS系统 1 ESD 1 高压磁浮子液位计 6 高压外浮筒液位/界位变送器 3 高压角型调节阀 8 氢分析仪 1 隔爆型电磁阀 7 4.6 设备 本装置为汽柴油加氢精制装置，操作条件比较苛刻，设备要求比较高。下面就重要设备的设计、材料的选择及设备的31、制造作简要说明。设备概况表：名称数量（台）重量（吨）备注反应器1155优先考虑利旧一台原有的反应器，重量为99.44吨塔器135.5为产品分馏塔容器13换热器10其中包括三台螺纹锁紧环双壳程换热器空冷器16其中8片高压空冷器自动反冲洗过滤器1组（三列）一、加氢反应器本装置共设有1台加氢精制反应器，其操作条件为T=400437 oC， P=8.13MPa，操作介质为H2、H2S、油及油气。由于反应器为长周期定货设备的原因，近期实施方案，厂方优先考虑利旧一台原有的反应器，利旧反应器为1976年设计的冷壁加氢反应器，筒体内径为2600，内有100mm厚的隔热衬里，1990年对反应器内件进行改造。此台32、反应器主体材料采用2 1/4Cr-Mo钢板和20CrMo9锻钢，由于当时（70年代）的炼钢和加工制造有限，材料及反应器整体的机械性能都不很高，1990年改造时已发现一些问题。同时作为冷壁加氢反应器，原有隔热衬里使用时间较长，隔热性下降，筒体实际壁温变高，筒体材料性能不知能否保证。如果利旧，应按在用压力容器检验规程对此台反应器重新进行评定，合格后方可使用。新增的1台加氢精制反应器，筒体内径为2800，为了抗氢及抗H2S的需要，根据耐尔逊曲线（Nelson），反应器材料选用2 1/4Cr-Mo。内部采用双层堆焊，内件材料选用0Cr18Ni10Ti不锈钢。本装置的反应器采用板焊结构的形式。此种反应器33、国内完全可以生产制造。二、换热器本装置有3台高压换热器。E-101反应产物与混氢油换热器在高温、高压、临氢及硫化氢介质的条件下操作，壳体材料采用2 1/4Cr1Mo，内部堆焊TP309L+TP347双层不锈钢防腐层，管束采用0Cr18Ni10Ti不锈钢。E-103反应产物与混氢油换热器相应操作条件缓和一些，因此这台换热器壳体材料采用15CrMoR（H），内部加堆焊，管束采用0Cr18Ni10Ti不锈钢。E-102反应产物与低分油换热器管程壳体采用2 1/4Cr1Mo，内部堆焊TP309L+TP347双层不锈钢防腐层，管束采用0Cr18Ni10Ti不锈钢，壳程壳体采用20R。换热器结构采用螺纹锁34、紧环式双壳程结构，此种结构的高压换热器已广泛应用于加氢装置，国内的兰石厂和抚顺机械厂均能制造。三、容器本装置共有13台容器，其中1台冷高压分离器拟利旧已定货设备，1台循环氢压缩机入口分液罐，是在高压低温湿硫化氢条件下操作，在这种工况下会产生湿硫化氢应力腐蚀，因此这台设备我们采用了16MnR（HIC）抗H2S应力腐蚀材料。这种材料S、P含量非常低，综合机械性能比较好，采用这种材料比较合适。四、高压空冷器本装置共有8台高压空冷器。其操作介质中含有油气、H2、H2S等。由于是在高压低温湿硫化氢条件下操作，管束管箱选用具有抗H2S应力腐蚀的材料16MnR（HIC）钢。4.7 机械 目前， a炼油厂库存35、压缩机现状如下：原加氢装置更换下来的循环氢压缩机302/2一台；原加氢装置现有联合机组一台，新氢机301/1、2两台作为新氢机的备机，循环氢压缩机302/2一台作为循环氢压缩机的备机。 新建60万吨/年汽柴油加氢精制装置需新增新氢、循环氢联合压缩机一台，反应进料泵两台。新氢、循环氢联合压缩机(K-101/A+102/A)采用往复式压缩机，由于往复机运动件多，气阀、填料、活塞环等易发生故障，难以保证机组和装置的长周期可靠运行，因此采用原加氢装置中的新氢增压机(原位号K-301/1,2，新位号K-101/B,C)作为该往复式联合机组中新氢机的备用机，利用原库存的循环氢压缩机(原位号K-302/2，36、新位号K-102/B)作为该往复式联合机组中循环氢机的备用机。按厂方要求：近期实施的方案（装置在40万吨/年处理量下操作），拟利旧原循环氢压缩机302/2一台，需重新安装。原加氢装置的循环氢压缩机302/1作为两套加氢装置的共同备机；原加氢装置增压机301/1，2的其中一台作为新上加氢装置的新氢机，另一台作为两套加氢装置的共同备机。 新增的联合机组包括新氢压缩机和循环氢压缩机两部分。新氢部分的工艺参数为：进口压力1.0 MPa(g)，出口压力9.0 MPA(g)，入口温度40，入口流量14000 Nm3/h，介质中氢含量为87.9%，介质Cp/Cv值1.3255，分子量约为6.43；新氢部分需37、要3级压缩，所需功率1315kW。循环氢部分的工艺参数为：进口压力7.0 MPa(g)，出口压力9.0 MPA(g)，入口温度50，入口流量60000 Nm3/h，介质Cp/Cv值约1.285；循环氢部分仅需要一级压缩，所需功率548 kW。该联合机组总功率约1862 kW，电机功率2100 kW。由于联合机组在国内尚未有成功的制造经验，因此整套机组需要从国外采购。反应进料泵(P-102/A,B)采用多级离心泵，工艺参数为：进口压力0.4 MPa(g)，出口压力9.0 MPA(g)，入口温度50，入口流量110 t/h，介质密度842 kg/m3，所需功率445 kW，电机功率约500 kW。38、该种形式的离心泵在国内已有较多的设计、制造、检验的经验，国内可以制造。4.8 加热炉 本装置加氢部分共有一台反应进料加热炉（F-101）,一台分馏进料加热炉及一套烟气余热回收系统。加热炉系统总热效率可达88%。反应进料加热炉设计热负荷为5.3MW，该炉采用双面辐射水平管箱式炉，炉底设有附墙式扁平焰气体燃烧器，工艺介质先经过对流室再进入辐射室加热至工艺所需温度。辐射盘管采用单排水平管双面辐射型式，炉管材质选用ASTM A312 TP321，从国外引进，盘管的上中下三个部位分别设置管壁热电偶，以监测操作时的管壁温度。该炉辐射室衬里采用莫来石轻质耐火砖和喷涂耐火纤维,，炉底以及对流室和烟囱采用轻质浇39、注料。 分馏塔进料加热炉设计热负荷为4.1MW, 该炉采用对流-辐射型圆筒炉, 炉管材质采用20# 钢，辐射管为垂直靠墙布置，对流室采用翅片管, 炉底设有气体燃烧器。炉墙衬里采用轻质耐火砖加微孔硅酸钙板复合结构, 炉顶衬里采用喷涂纤维；炉膛底部，对流室及烟囱的衬里均采用轻质浇注料. 余热回收系统采用热管空气预热器回收烟气余热，并设有鼓风机和引风机。来自两炉的热烟气经热烟道进入热管空气预热器与空气换热后经引风机排入烟囱。冷空气由空气鼓风机送入热管空气预热器与烟气换热后经热风道供两炉燃烧器燃烧使用。4.9 装置平面布置说明 本装置占用原有装置予留场地及东则原氢提纯装置场地，南北方向宽85.0米，东40、西方向长96.5米，占地面积为0.6690公顷。在装置边界范围内原有的装置，零星设备、建筑物、构筑物及其基础和地上、地下管道均应拆除干净。 本装置属于甲类生产装置，主要火灾危险介质为甲类可燃气体和甲B类可燃液体。装置布置符合石油化工企业设计防火规范（GB50160-92）（1999年版）的规定。本装置布置风格与邻近装置一致。主管架为东西方向设置在装置中南部位，并在装置东侧与系统管带相接，原料、产品及主要公用工程管道均从此处进出；加热炉布置在装置西北角，反应器和原料与反应产物换热器布置在加热炉东侧；汽提塔，两层设备框架及高低压分离器布置在主管架北侧；机泵布置在管架和构架下方，空冷器布置在管架上方41、；压缩机棚布置在装置南侧，为两层半敞开结构，与本装置西侧重整装置压缩机同棚布置。控制室利用相邻小加氢装置控制室、配电室利用小加氢装置原办公室改建。装置设有东西贯通的道路，可通行消防、检修车辆，分别在装置东西两侧与厂区道路相连。本装置平面布置能够满足现行有关规范和消防、检修的要求。4.10 工艺设备汇总表工艺设备表（塔、容器、反应器类）续上表续上表工艺设备表（管式炉类）工艺设备表（管壳式冷换设备类）续上表工艺设备表（空气冷却器类）工艺设备表（泵表）工艺设备表（压缩机、鼓风机） 工艺设备表（其它类）4.11 消耗指标4.11.1 水量 水量表 表4.11-1No设备号地点给水 T/H排水 T/H生42、活用水新鲜水循环水30除盐水60循环热水40含油污水含硫污水生活污水1K-101+K-102二合一联合机组1671672泵冷却201823E-104新氢返回冷却器32324E-202分馏塔顶后冷器73735E-203柴油产品冷却器60.560.56汽提塔顶冷凝水27反应注水668生活用水（2）（1）（1）合计（2）352.56350.52+（1）8（1）4.11.2 用电量用电量表 表4.11-3序号使用地点或用途电压(V)设备台数,台设备容量,KW轴功率KW备注操作备用操作备用1K-101+K-102二合一联合机组600012800186238051.054022027.9527.952P-43、101原料油泵38017550.93P-102/A，B反应进料泵60005005004454P-104/A，B反冲洗污油泵38011303016.35P-201分馏塔顶回流泵380111117.46P-202/A，B精制柴油泵380114545297P-301A/B污油泵3801118.518.511.38P-302抽油泵38017.52.29A-101反应产物空冷器380818.5816.8810A-201汽提塔顶空冷器380418.5416.8411A-202柴油产品空冷器3804154134合计2745.65其中6000V2307 380V410.7 220V27.95注：（1）以上仅为44、工艺用量。 4.11.3 蒸汽用量表4.11-5序号使用地点及用途蒸汽用量t/h备注1.0MPa（表）3.5MPa（表）1蒸汽汽提1.52分水包加热2.03吹扫(4)间断,开停工用,按50小时计合计3.54.11.4 压缩空气用量表4.11-7序号使用地点及用途用量,(标)m3/min备注非净化风净化风1仪表用风5连续2吹扫再生30间断合计3054.11.5 氮气用量表4.11-8序号使用地点或用途用量,(标)m3/min备注1氮封42开停工,置换,吹扫及事故处理(20000m3n)间断合计4(连续用)20000m3n间断4.11.6 燃料气用量表4.11-9序号使用地点用量, m3n /s备45、注1反应进料加热炉0.16低热值8000kcal/m3n2分馏塔进料加热炉0.14合计0.34.11.7 辅助材料用量表4.11-10序号名称型号或规格年用量t一次装入量t备注1催化剂3.3保护剂，寿命6年FH-9844精制剂，寿命6年2硫化剂CS29催化剂硫化用每2年一次3缓蚀剂尼凡丁74碱液30%150检修时设备防腐5瓷球29 注：以上均为理论用量。4.12 装置定员根据中国石油化工总公司编制的石油化工生产装置设计定员暂行规定(试行)及 a炼油化工股份有限公司的具体情况编制本装置的定员，按四班三倒制，共计26人。其中行政与技术管理人员6人，生产岗位人员45=20人。表4.12-1序号岗位名46、称定员人数备注1行政与技术人员(1)主任,书记11(2)副主任22(3)工程师22(4)安全、统计员11(5)合计662生产岗位人员(1)班长14(2)内操28(3)外操28(4)合计5204.13分析化验项目 表4.13序号取样地点分析项目分析方法控制指标分析次数备注1原料油比重d420GB1884实测1次/班馏程，GB6536不定期干点，GB65361次/班硫PPMGB3801次/班氮，PPM1次/班碱氮，PPM1次/班二烯值，gl/100gSY22081次/班溴价，gBr/100G1次/班运动粘度 20 mm2/sGB265不定期酸度,mgKOH/100mlGB264不定期实际胶质 g/47、100mlGB509不定期倾点GB3535不定期凝固点，GB510不定期闪点，GB261不定期苯胺点，不定期十六烷值1次/班2柴油产品比重d420GB1884实测1次/班运动粘度 20 mm2/sGB265-88不定期折光 不定期尾油分析硫PPMGB3802000不定期氮，PPM不定期溴价，gBr/100g6不定期二烯值,gl/100mlSY2208不定期酸度,mgKOH/100mlGB/T258-775不定期实际胶质mg/100mlGB/T509-8830不定期凝固点，GB/T510-830不定期闪点，SH/T248-9265不定期苯胺点，GB262不定期10%残炭GB/T268-870.348、不定期续表4.13序号取样地点分析项目分析方法控制指标分析次数备注十六烷值GB386不定期馏程GB6536不定期贮存安全性不定期100,16Hr沉渣,mg/100ml不定期胶质,mg/100ml不定期酸度,mg/100ml不定期3石脑油比重d420GB1884实测1次/班馏程GB6536不定期10%GB6536不定期50%GB6536不定期90%GB6536不定期100%GB6536不定期烷烃和环烷烃GB2208不定期V%烯烃V%GB2208不定期硫W%D1266不定期铅 g/kgGB2242不定期砷 g/kgGB2129不定期4新氢组成分析色谱实测1次/班5循环氢组成分析色谱实测1次/班6燃49、料气组成分析色谱实测不定期7含硫污水硫化氢、氨实测不定期8碱液NaOH不定期PH值9系统氧含量氧含量不定期开工二氧化碳10低分气组成分析色谱实测不定期11分馏塔顶回流罐富气组成分析色谱实测不定期5 建设地区自然条件5.1 气温 年平均气温12.6 绝对最高温度41.8 绝对最低温度-23.6 最热月平均最高温度26.8 最冷月平均最低温度-3.45.2 湿度:最热月室外平均相对湿度75%5.3 降雨量 年平均降雨量651.5mm5.4 雪荷载:最大积雪厚度130mm5.5 风荷载 基本风压值0.35KPa5.6 土壤冻结深度530mm6 总图、土建6.1 总图部分6.1.1 装置位置及占地：装50、置平面位置由 a炼油化工股份有限公司提供。装置占地面积约为6438平方米。本次新建60万吨/年汽柴油加氢精制装置与原催化柴油加氢精制装置和西面的催化重整装置构成联合装置，布置于上述两装置之间。联合装置的南面为第二催化装置、北面是汽煤柴罐区及泵房。上述详见“平面位置图”（图号：BQPR-713/2）。6.1.2 气象等自然条件：(1) 气温：年平均气温 12.6 C极端最高气温 41.8 C极端最低气温 -23.6 C最热月(7月)平均气温 26.8 C最冷月(1月)平均气温 -3.4 C（2） 计算温度：冬季采暖计算温度 -8 C 冬季通风计算温度 -3 C 冬季空调计算温度 -11 C 夏季51、通风计算温度 31 C 夏季空调计算温度 35.1 C 夏季空调计算湿球温度 26.6 C（3）降水量：年平均降水量 651.5mm最大防水量 1012.9m日最大降雨量 160.2mm小时最大降雨量 92.9mm年平均降水日数 87.4天（4）雨量公式：q=6160p /(t+18.5 )式中：t雨水集流时间，分 p一次溢流期，年（5）年平均蒸发量： 1586.89mm (6) 风： 主要风向及频率： 南东南风频率 19.26% 北风频率 14.55% 北东北风频率 11.98% 北西北风频率 10.21% 风速（地面以上10米处） 冬季最冷月（1月）平均风速：1.9m/s 夏季平均风速 152、.5m/s 年平均风速 2.3m/s 极大风速 25m/s 基本风压 0.35kpa ( 7 ) 气压： 年平均气压 1007.0mbar 最高气压 1039.4mbae 最低气压 981.7mbar (8) 湿度：年平均相对湿度 65%最冷月平均相对湿度 52%最热月平均相对湿度 75%（9） 最大积雪厚度： 130mm (10) 最大冻土深度： 530mm6.1.3 设计范围：总图运输设计范围为装置边界线以内的竖向、道路及排雨水等设计。6.1.4 竖向布置及排雨水：装置所在场地地形较为平坦，装置内场地竖向设计与其周围的场地竖向设计保持一致。东西方向坡度为0.2% ，南北方向坡度为0.1% 53、。场地清洁雨水排至装置南、北两侧原有排水沟内。围堰内污染雨水流入地漏，由污水管网排至污水处理厂。由于场地平整已完成，因此本次设计没有土方工程量。6.1.5 绿化：考虑在压缩机棚及配电室等建筑物周围恰当布置绿化场地，种植灌木、花卉和敷设草坪。绿化面积为300平方米。6.1.6 场地铺装：装置内场地均采用现浇混凝土铺装,其中:新增车行场地铺装采用现浇C25混凝土面层厚18厘米;石灰土基层(含灰12%)厚15厘米,总铺装面积为 平方米。人行场地采用现浇C20混凝土面层厚8厘米，石灰土基层（含灰12%）厚15厘米，总铺装面积为 平方米。围堰为水泥混凝土围堰，长度为54米。6.1.7 遵循规范： 石油化54、工企业设计防火规范 GB 50160-92（1999年版） 石油化工企业厂区竖向布置设计规范 SHJ13-896.2 建筑部分6.2 建筑部分6.2.1 设计原则 a) 建筑设计应遵照国家的有关方针政策,力求做到安全、适用、经济、美观。b) 建筑设计应满足生产、工艺的各项要求，并努力创造良好的生产和生活环境。c) 建筑设计应因地制宜，积极合理地采用新技术、新材料及地方材料。d) 建筑设计要按照石油化工生产的特点，妥善处理防火、防爆等要求。e) 建筑物风格一致，要求新颖，简洁大方，体现时代感。6.2.2 设计内容：本装置共3个建筑，包括新建压缩机厂房、配电间及改造主控室，总建筑面积为1956M255、，其中新建建筑面积为1776M2，详见表1： 表-1建筑名称建筑面积(米2)火灾危险性分类耐火等级备注主控室180丁、戊二级 室内改造配电间426丁、戊二级钢筋砼排架（二层）压缩机厂房1350甲二级钢结构半敞开式（二层）注：1.本装置不新建控制室，利用原加氢装置控制室进行改造。 6.2.3 建筑标准及构造 a） 屋面：压缩机厂房采用彩色压型钢板，有组织排水。配电间采用SBS新型防水卷材，保温材料为水泥珍珠岩制品，结构找坡。 b） 墙体：由于本次设计利用原有控制室进行改造，控制室面向装置一面外墙门窗洞必须封堵。压缩机厂房为半敞开式，维护结构为彩色压型钢板。配电间为陶粒空芯砖墙厚200。 c） 楼56、地面：控制室采用花岗岩地面，局部采用抗静电活动地板，压缩机厂房采用不发火水泥地面及水磨石楼面，配电间采用水磨石楼地面。 d） 门窗：一般采用实腹钢门窗，控制室采用铝合金门窗及隔断，内门为木制。 e） 外装修：一般为丙烯酸喷涂，控制室等要求较高者可采用面砖。 f） 内装修：一般采用耐擦洗内墙涂料，控制室可采用高级乳胶漆。g） 顶棚：一般采用抹灰喷涂，控制室及配电间采用轻钢龙骨矿棉板或石膏板吊顶。6.2.4 主要设计规范及规定：建筑设计防火规范 GBJ16-87（含2001年版）石油化工企业设计防火规范 GB50160-92（含1999年局部修订条文）建筑抗震设计规范 GBJ50011-2001石57、油化工企业建筑设计规范 SH3017-1999 石油化工控制室和自动分析器室设计规范 SH3006-19996.3 构筑物及建筑物结构部分6.3.1 自然条件 (1)气温： 年平均气温 12.6 极端最高气温 41.8极端最低气温 -23.6 (2)湿度 历年平均相对湿度 65 (3)降水量 历年平均降水量 651.5mm 年最大降水量 1012.9mm 日最大降水量 160.2mm (4)降雪 最大积雪厚度 13cm 基本雪压 0.25KN/m2 (5)风 主导风向 南风，其次东北风、北风 基本风压值(距地面10米处) 0.35KN/m2 (6)地震 地震基本烈度 7度 抗震设防烈度 7度(58、7)土壤冻结深度 0.53m(8)场地类别 II类(9)工程地质 拟建装置场地工程地质勘察资料见 a炼油厂二联合工程地质勘察总报告(一九八五年九月三十日)，地质特征由上至下分述如下： 亚粘土；表面为耕土，0.30.5米厚。黄褐褐黄色，含砖块、碎石及植物根，下部有姜结石，局部夹薄层轻亚粘土和粘土。少量孔隙，偶见虫孔，厚度多在2.0米内，可塑硬塑，稍湿很湿。 轻亚粘土：黄褐色，含云母、氧化铁及少量姜结石，具孔隙，局部夹亚粘土薄层，厚度变化较大，多在1.03.0米之间，可塑硬塑，稍湿一很湿。 亚粘土：褐灰、褐黄、黄褐等色以褐黄色为主，含氧化铁及绿色条纹，厚度变化由数十厘米到3.0米以内，是本场地较软59、地层，多为软塑，很湿饱和。 亚粘土：灰黄灰黄色。土质较均匀，含少量腐植根及氧化铁。孔隙较发育，团粒结构发育，用手可搓成小颗粒，厚度不大，可塑，很湿。 亚粘土；灰黄一灰白色。含钙质及及少量姜结石，具孔隙，下部含砂颗粒，土质较硬，厚度一般不大，多在1.02.0米，硬塑，很湿。 亚粘土，轻亚粘土：褐黄黄褐色，含氧化铁、云母及姜结石，夹有细砂及粉砂薄层，土质较好，亚粘土层钻进慢，土质杂，薄层变化多，厚度较大，多在3.0米以上，可塑硬塑，稍湿一很湿。 亚粘土：黄褐褐黄色。含云母、氧化铁、铁猛斑点及较多姜结石，偶见灰白色条纹及绿色条纹，底部有些孔砂质增多为轻亚粘土，厚度较大，多在3.0米以上，有的超过5.60、0米，可塑硬塑，很湿饱和。 砂层：褐黄灰黄色。主要成分为石英、长石、云母，上部颗粒较细，多为粉细砂，下部变粗，多为中、粗砂，在粗砂中夹少量小砾石，局部夹薄层亚粘土，厚度东部较大，多在5.0米以上，西部较薄以至缺失。饱和，中密密实。 亚粘土：褐黄色，含氧化铁，大量钙质及姜结石，在深度23.0米左右有一层姜结石，钻进困难，本次钻探未全部钻穿此层。可塑硬塑，很湿饱和。 各层土的物理力学指标见下表：层号承载力标准值(KPa)变形模量(MPa) 1 160190 7.08.5 2 160190 7.510.0 3 90110 4.05.0 4 150180 5.56.5 5 200240 8.011.061、 6 240300 11.014.0 7 180240 7.010.0 8 200260 22.025.0 9 170210 7.510.0(10) 地下水在勘探期间地下水位埋深在13.3514.40米。6.3.2 设计原则 本装置设计应遵守国家、行业现行规范的有关规定，在安全、可靠、满足生产使用功能的前提下，合理使用新技术，新材料使结构设计方案经济合理。 （1）构筑物结构部分 根据上述工程地质情况，本装置所有构筑物基础一般采用天然地基基础，结构型 式如下： 1)空冷及冷换框架、管架、反应器构架等基础采用现浇钢筋砼结构，上部结构均采 用钢结构。 2)落地塔、炉基础及立、卧式落地设备基础均采用现62、浇钢筋砼结构。 3)小型设备基础及泵基础等均采用现浇素砼结构。 4)钢结构部分的防火、防腐层的设置及抗震措施均按现行国家及行业有关规定标准执行。 室外构筑物部分主要材料消耗： 钢材：510吨（包括钢筋） 水泥：527吨 木材：14米3 （2）建筑物结构部分 根据本装置工程地质情况，所有建筑物基础一般采用天然地基基础，需验算下卧层)，结构型式如下： 1)压缩机厂房采用钢筋砼排架结构，屋面采用预应力钢筋砼薄腹梁，预应力大型屋面板，楼面采用钢筋砼结构，吊车梁采用预制钢筋砼吊车梁，基础采用钢筋砼独立杯形基础及钢筋砼基础梁。 2)设一台往复式压缩机基础，采用现浇钢筋砼墙式或大块式基础； 3)配电间采用现63、浇钢筋砼框架结构，楼面采用现浇钢筋砼梁板结构，屋面采用钢筋砼结构，基础采用钢筋砼独立基础及钢筋砼基础梁。 4)在大型压缩机基础施工图设计前，应按照国家关于地基动力特性测试规范要求，对地基的基本动力特性参数进行现场测试，并提供有关设汁数据。测试方案应与设计单位共同确定。 房屋主要材料消耗： 钢材183吨（包括钢筋） 水泥807吨 木材8米37. 公用工程及辅助设施7.1 边界条件7.1.1 工艺物料边界条件表7.1-1序号项 目流向温度压力MPaG备注1原料油进500.12原料油返回线出501.03精制柴油出501.04粗汽油出401.05污油出401.06不合格油出501.07氢气进401.264、8燃料气进409放火炬线出4010含硫污水线出501.011含硫气体出400.27.1.2 公用工程边界条件表7.1-2序号项 目流向温度压力MPa（表）备注1新鲜水进170.42循环冷水进300.43循环热水出420.24脱氧水进600.65除盐水进600.66生活用水进常温7消防水进常温0.788中压蒸汽进4353.19低压蒸汽进2501.010净化风进常温0.3511采暖热水进950.512采暖热水出700.313非净化风进常温0.4514氮气进常温0.615新鲜碱液线进常温0.516碱渣返回线出常温0.57.2 给排水及消防7.2.1 概述本装置给排水及消防基础设计，根据 a炼油化工股65、份有限公司炼油装置给排水系统设计，以及设计开工报告和工艺、艺安、机械等专业所提供的资料进行设计。7.2.2 气象资料 年平均温度 12.6 最热月平均温度 26.8 最冷月平均温度 3.4 年平均降雨量 651.5mm 日最大降雨量 160.2mm 土壤最大冻结深度 0.53m 地震烈度 7度 最雨强度计算公式： 7.2.3 本专业采用主要规范标准 SH30341999石油化工给水排水管道设计规范 GB5016092石油化工企业设计防火规范（1999年版） GBJ14090建筑灭火器配置设计规范（1997年版） SH353395石油化工给水排水管道工程施工及验收规范 SY/T0447-96埋地66、钢质管道环氧煤沥青防腐层技术标准 SHSG03398石油化工装置基础设计（初步设计）内容规定7.2.4 水量表序号名称或编号新鲜水米3时循环冷水米3时循环热水米3时含油污水米3时生活污水米3时生产废水米3时含油雨水米3时正常最大状况正常最大状况正常最大状况正常最大状况正常最大状况正常最大状况正常最大状况一工艺部分1新氢返回氢冷器3238连3238连E1042泵冷却水2024连1822连22连3分馏塔顶后冷器E-2027388连7388连4柴油产品冷却器6173连6173连E-2035冲洗地面用水22间22间6生活间22间22间小计441862231842214422其中186223连1842267、1连22连44间22间22间 序号名称或编号新鲜水米3时循环冷水米3时循环热水米3时含油污水米3时生活污水米3时生产废水米3时含油雨水米3时正常最大状况正常最大状况正常最大状况正常最大状况正常最大状况正常最大状况正常最大状况二机械部分1新氢循氢联合机组(K-101+K-102)/AB近期167307连167307连远期334474连334474连合计 近期443535303515284422其中353530连351528连22连44间22间22间远期4452069751869544其中520697连518695连22连44间22间22间7.2.5 系统划分：根据全厂给排水系统划分情况，装置内共68、设以下5个系统。 （1） 新鲜水管道 供给装置内地面冲洗用水，管道接自全厂新鲜水管网，管道压力0.40MPa。 （2） 消防水管道 供给装置内消防用水，管道接自全厂稳高压消防水管道系统，管道上设置室外地上式消火栓、消防水炮、室外消防箱，管道压力1.0MPa。 （3） 循环冷水管道 供给装置内冷凝器、压缩机、机泵等设备冷却用水，管道接自全厂循环冷水管网，管道压力0.35MPa，循环冷水温度32。 进装置压力：0.4Mpa （4） 循环热水管道（压力） 来自装置内经过冷凝器、压缩机、机泵等设备排出的压力循环热水，以压力流形式排到全厂循环热水（压力）管网，管道压力0.25MPa，循环热水温度为42。69、 （5） 含油污水管道接自装置内塔、容器、机泵等排出的含油污水，由于全厂不设置含油雨水系统，因此装置内围堰排出的含油雨水均排到本系统，以重力流方式排到全厂含油污水管道系统。7.2.6 计量在循环冷水、循环热水（压力）、新鲜水管道上均设置仪表计量，并设置相应切断阀。7.2.7 管道敷设：（1） 管道接口 焊接钢管除室内地上部分DN200mm采用低压流体输送用螺旋缝埋弧焊钢管。含油污水管道除井与井之间采用连续铸铁管外，均采用焊接钢管。 （3） 防腐 埋地钢管采用加强级环氧煤沥青防腐，室内地上部分管道除锈后刷两道红丹防锈漆，面漆两道，铸铁管到货后如无防腐层，刷环氧煤沥青两道。 （4） 井类 装置内管70、道上所有阀门井、计量井、检查井、水封井均采用混凝土或钢筋混凝土结构。7.2.8 消防根据GB5016092（1999年版）和GBJ14090（1997年版）等有关规定。本装置为甲类火灾危险性石油化工装置，装置消防用水量250l/s。装置内消防用水由装置外四周消防水管网供给。在装置检修路边设置消防水管道系统，并在上面设置室外地上式消火栓、消防水炮。在炉区和压缩机区设置箱式消火栓箱。装置内高于15m的框架上设置消防竖管和消火栓箱。为扑救初期火灾、装置内设置小型干粉灭火器。在含油污水管道上，支线排到含油污水主管道及主干管出装置前均设置水封井，并在管道其最高处设置通气管。装置内消防所需泡沫液系统，由全71、厂消防车供给。7.3 电气部分7.3.1 供电电源及设计范围 供电电源引自总变电所不同段母线，共两回，供给本装置两路6KV进线，设计范围包括装置边界线内的配电、照明、接地及设置在装置区外的变配电间的设计。高低压配电间在原加氢装置办公楼处新建，变压器为棚式布置。7.3.2 用电负荷用电设备名称6KV0.38KV/220V数量台最大负荷年利用小时h年耗电量万kWH设备容量kW计算负荷kW设备容量kW计算负荷kW各类机泵1000445280.5117.1108000450空冷器282253.6168000202.9仪表用电45452800036压缩机39103128153101.624800025872、4加热炉40.532.42700022.7照明50506400020其它200160103005小计491035731051759.7703320.6变压器21000kVA 负荷率41%7.3.3 供电方案及电压等级 本装置用电负荷属一级负荷，供电系统图见附图BQPR-713/。 电源进线及高压配电电压： 6kV，中性点不接地。 低压配电电压： 380/220V，中性点直接接地。 工作照明电压：220V单相交流。 容量大于或等于160kW的电动机选用6kV电压。 容量小于160kW的电动机选用380V电压。7.3.4 供电系统 装置内设置变配电所一座，电源均由高、低压配电所供电。变电所内设置两73、台1000kVA变压器，负荷率41%，变压器为棚式布置，变电所为三层结构，一层为6kV高压配电，二层为电缆夹层，三层为0.38kV低压配电。平面布置见附图BQPR-713/。6kV系统采用三相三线制中性点不接地系统，单母线分段运行，母联自投；0.38kV系统采用三相四线制中性点直接接地系统单母线分段运行，母联手动投入。 （1） 环境特征 本装置属于爆炸危险区域2区场所，故装置内电气设备防爆等级应为eT4或dCT4。 （2） 继电保护 本装置6kV系统采用微机保护及监控系统，可就地监测、控制、打印报表或数据，并可上传上级变电所。 （3） 无功补偿 6kV侧由于大型电机选用同步电机故不考虑补偿。 74、（4） 配电线路、 以电缆桥架敷设为主，局部采用电缆直埋或电缆沟。 （5） 照明 装置区设工作照明，照明电源与动力电源共用变压器，灯具在照明箱内统一控制，并设工业照明稳压装置。 （6） 接地、防雷及防静电 装置区内设工作接地、保护接地、防雷防静电接地，并采用公共接地网，接地电阻值不大于4欧姆。 高低压配电间设工作照明，就地分散控制。 （7） 节能措施 采用高效节能电力变压器 采用新型节能电器元件 选用节能灯具 采用YA、YB系列节能电动机7.3.5 主要电气设备选型 高压开关柜 中置式17台 6kV微机监控系统1套 低压开关柜 固定式22台 端子柜2台 全密闭电力变压器 1000kVA2台 免75、维护直流屏 40AH1套不停电电源装置 30kVA 1套 15kVA 2套 防爆操作柱60台 电压电缆 ZRC-YJV22-6kV1.0公里 低压电缆 ZRC-YJV22-1kV9.5公里 控制电缆 ZRC-YJV22-0.5kV7.2公里 电缆桥架50吨 钢材10吨7.3.4 设计选用标准规范 （1） 中石化总公司标准1SH3060-94石油化工企业工厂电力系统设计规范2SH3071-95石油化工电气设备抗震鉴定标准3SHJ27-90石油化工企业照明设计规定4SHJ38-91石油化工企业生产装置电力设计规定及条文说明5SHJ1067-85炼油厂用电负荷设计计算方法6SHSG031-88石油化76、工工程设计专业校审细则 （2） 国家标准1GB5034-92工业企业照明设计标准2GB50053-9410KV及以下变电所设计规范3GB50052-95供配电系统设计标准4GB50054-95低压配电设计规范5GB50055-95通用用电设备配电设计规范6GB50057-94建筑物防雷设计规范7GB50058-92爆炸火灾危险环境电力装置设计规范及条文文明8GB50060-923-110KV高压配电装置设计规范9GB50062-92电力装置的继电保护和自动装置设计规范10GB50160-92石油化工企业设计防火规范11GB50217-94电力工程电缆设计规范12GBJ16-2000建筑设计防火77、规范13GBJ63-90电力装置的电测量仪表装置设计规范14GBJ63-83工业与民用电力装置的过电压保护设计规范15GBJ65-83工业与民用电力装置的接地设计规范电气设备材料规格表续上表7.4 电信本设计包括60万吨/年汽柴油加氢精制装置内部的电信设计。根据生产管理和操作的需要，装置区电信组织系统由行政电话、调度电话、火灾报警电话及信号系统、无线对讲电话、生产扩音对讲电话及综合网络组成。7.4.1 行政电话、调度电话 行政电话、调度电话由 a炼油化工股份有限公司炼油厂电话站的程控交换机和调度总机供号，行政电话机和调度电话机设在配电间的值班室内，控制室不增加新的行政电话及调度电话分机，依托原78、有设备。7.4.2 生产扩音对讲电话系统： 为解决在高噪声环境下装置区各岗位之间及装置区与控制室之间的通信联系，在装置区内设扩音对讲电话。7.4.3 火灾报警电话及信号系统 火灾报警采用二种形式：（1） 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。（2） 火灾报警信号报警：配电间内设光电感烟探测器,电缆桥架上设缆式线型定温探测器，装置区设手动报警按钮,配电间值班室内设火灾报警控制器。当发生火警时，报警信号送到设在值班室内的火灾报警控制器内。7.4.4 无线对讲电话为解决装置开工，检修及巡回检查人员与控制室内操作人员之间的联系，设无线对讲电话。7.4.5 综合线路网行政电79、话、调度电话线纳入全厂综合电话网络。生产扩音对讲电话线路，火灾报警线路各自组成独立系统。线路敷设方式采用电缆穿钢管沿管架敷设。7.5 采暖通风7.5 采暖通风7.5.1 设计范围： a炼油化工股份有限公司60万吨/年汽柴油加氢精制装置新建及改建建筑物的通风空调设计。7.5.2 设计采用标准及规范： 石油化工采暖通风与空气调节设计规范(SH3004-1999) 采暖通风与空气调节设计规范（GBJ19-87）（2001年版） 石油化工企业设计防火规范GB50160-92 (1999年版) 建筑设计防火规范（GBJ16-87）（2001年版）7.5.3 室外气象参数: 冬季采暖室外计算温度（干球） 80、-8 冬季通风室外计算温度（干球） -3 冬季空调室外计算温度（干球） -11 最冷月月平均相对湿度 52% 冬季室外大气压 101.69kPa冬季室外平均风速 1.8 m/s冬季最多风向 C 夏季通风室外计算温度（干球） 31 夏季空调室外计算温度（干球） 35.1 夏季空调室外计算湿球温度 26.6 夏季空调日平均温度 （干球） 29.7 最热月月平均相对湿度 75% 夏季室外大气压 99.56kPa夏季室外平均风速 1.5m/s夏季最多风向 C7.5.4 通风7.5.4.1 通风应以自然通风为主、机械通风为辅。对自然通风可以满足生产及卫生要求的厂房，采用自然通风进行换气。对散发有害气体和81、大量余热而自然通风又无法满足要求的厂房，采用机械通风。以排风为主，设轴流风机进行换气。7.5.4.2 配电室为夏季排除设备散热，兼事故通风，设置定期开启的轴流风机。7.5.4.3压缩机厂房为排除可能聚积于顶部的氢气，在屋顶设置球型风帽。7.5.4.4 改造后的控制室不开窗，为保障人员对于新风的要求，设置新风换气机进行通风换气。7.5.4.5 房间换气量根据操作时产生的有害气体及其性质，按 石油化工采暖通风与空气调节设计规范 SH3004-1999 的规定计算。7.5.4.6选用通风设备汇总见表7.5-1： 表7.5-1序号建筑物名称通风设备规格及型号数量备注1压缩机厂房球型风帽QM-8003282、配电室 轴流风机 T35-11 No.3.55 L=2692m3/hH=69.7Pa N=0.09kW7 0.63kW3控制室 新风换气机 YH-D1600 N=1.4kW11.4kW7.5.5 空气调节7.5.5.1 空气调节的范围： 配电室中的工程师站和值班室设置分体壁挂式空调机。改造后的加氢控制室，受建筑条件等因素限制，空调系统无条件做彻底改造，为改善室内环境，在原有1台KFR-120LW/D柜式空调机的基础上，增设3台柜式空调和2台分体壁挂式空调，对室内温度做适当调节。7.5.5.2 空气调节室内参数：夏季： 温度 ： 2428 冬季： 温度 ： 1822 相对湿度 ： 40%60% 83、相对湿度 ： 40%60% 7.5.5.3空调设备汇总见表7.5-2： 表7.5-2空调房间名称 设备规格型号 数量备注配电间分体壁挂式空调机KFR-45GW/A型制冷量 4.5kW制热量 5.0kW电源 220V , 50 Hz功率 1.7 kW23.4kW 控制室分体柜式空调机KFR-72LW/B(D)型制冷量 7.2kW制热量 9.8kW电源 380V , 50 Hz功率 4.5 kW分体柜式空调机KFR-63LW/A(D)型制冷量 6.3kW制热量 8.0kW电源 220V , 50 Hz功率 3.7 kW分体壁挂式空调机KFR-45GW/A型制冷量 4.5kW制热量 5.0kW电源 84、220V , 50 Hz功率 1.7 kW12215.3kW7.5.7 消耗指标：设备电机容量：20.73kW 钢材：0.5t8 节能8.1 能耗 能耗的计算按近期工况计算。能耗指标及计算表 表8.1-1序号项目年消耗量燃料低热值或耗能指标能耗104MJ/a备注单位数量单位数量1新鲜水104吨3.2MJ/吨7.53626.032循环水104吨282.4MJ/吨4.18681182.353除盐水104吨4.8MJ/吨96.296462.224污水104吨4.8MJ/吨33.4944160.775电104度2196.5MJ/度12.56027588.046燃料气104万千大卡576MJ/万大卡4185、.86824115.977氮气104标米3192MJ/标米31.675321.68净化风104标米3240MJ/标米31.67540291.0MPa蒸汽104吨3.6MJ/吨3181.9711455.110凝结水104吨-2.0142.35-284.7能耗合计65409.54单位能耗65409.54104/60104=1090.16MJ/t（原料）(25.9104Kcal/t)8.2 节能措施 (1) 反应系统的换热器均利用双壳程高效换热器，大大提高了换热效率，节省换热面积。 (2) 装置各部分需冷却的物料及产品尽量选用空气冷却器，以节省用水。 (3) 选择节能电气设备，如节能变压器，节能电机86、，节能光源等。 (4) 加热炉设置烟气余热回收系统。 (5) 采用新型保温材料，减少散热损失。9 环保、劳动安全卫生9.1 环境保护9.1.1 设计依据及采用的主要环境保护标准（1）“建设项目环境保护设计规定 国环字第002号文”（2） 石油化工企业环境保护设计规范 (SH3024-1995)（3） 大气污染物综合排放标准 (GB16297-1996) （4） 工业企业厂界噪声标准(GB12348-90) （5） 污水综合排放标准 （GB8978-1996）9.1.2 主要污染源及主要污染物（1） 废水污染源本装置排放的废水主要有含油污水、含硫污水。含油污水主要是机泵冷却水；含硫污水主要为高低87、压分离器及汽提塔排水。废水排放情况见表9-1。表91 废水排放表废水类别排放规律排放量 t/h主要污染物去向含油污水连续3油、COD污水处理场含硫污水连续8油、硫化物、COD含硫污水汽提生活污水间断1BOD、悬浮物化粪池（2）废气污染源生产过程中，加氢装置废气主要来源于加热炉燃烧烟气，废气排放见表9-2：表9-2 废气排放表废气来源排放量kg/h 排放高度m排放规律主要污染物去向加热炉2091640连续SO2、NOx、TSP大气（3） 固体废弃物生产过程中产生的主要固体废弃物是加氢装置产生的废催化剂等。详见表9-3。表93 废渣排放表废渣种类排放量(t/h)排放规律主要成分处置方法废催化剂4488、六年一次Mo-Ni-W，Al2O3填埋废瓷球3.3六年一次Si-Al填埋（4） 噪声装置的主要噪声源是加热炉、机泵、空冷器、压缩机等，其声压级为8593dB(A)。9.1.3 环保治理措施（1）废水治理对加氢装置生产中排出的废水采用清污分流的原则分别进行处理。含油污水在装置内汇集后排入含油污水管道，送至全厂污水处理场，处理合格后排放。含硫污水送至含硫污水汽提装置处理后，送至污水处理场处理合格后排放。 a炼油化工股份有限公司现有设计能力为800t/h的污水处理场，现有处理水量为200t/h，污水处理场有能力接纳本装置排放的污水。炼厂现有含硫污水汽提装置两套，一套25t/h，一套50t/h，有能力89、接纳并处理本装置的含硫污水。（2） 废气治理本工程正常生产过程中的加热炉烟气经40米高的烟囱排放，烟气中污染物排放符合大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）的要求。放空罐等设备间断排出的工艺气体密闭送至火炬。高压分离器排出的气体经膜分离后氢气作为循环氢使用，尾气送至气体脱硫装置。低压分离器的尾气送至气体脱硫装置。（3） 废弃物处置本装置排放的废渣主要是生产中定期排出的失去活性的废催化剂等，不属于国家危险废物名录划定的危险废物，由全厂集中填埋处理。（4） 噪声防治 本装置内的噪声主要来自加热炉、机泵、压缩机、空冷器和放空吹扫等，本设计中优先选用低噪声设备，在必要处设置隔声设施，加热炉90、采用低噪声火嘴，蒸汽放空点加消声器，使装置噪声符合工业企业厂界噪声标准（GB12348-90）中标准。（5） 绿化 本工程在保证安全的前提下,在装置内空地进行绿化，达到美化环境，减少污染的效果。（6）环境管理和环境监测机构 含油污水出装置处设有超声波流量计，对出装置的污水水量进行计量。加热炉烟囱按规范要求开有采样孔，便于环保部门采样监测。装置的环境管理和环境监测工作依托炼厂，由公司环保处负责监督、管理和监测。装置监测为常规监测项目，监测站不需增加设备。9.1.4 环境影响分析本工程在设计中充分考虑环境保护因素，严格执行各项环境保护标准。针对生产过程中外排的三废采取相应的治理措施。含油污水排入污91、水处理场，处理合格后排放，含硫污水先经含硫污水装置汽提处理后，再排入污水处理场处理合格后排放；加热炉烟气经高烟囱排放，污染物排放符合大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）；废催化剂由全厂集中填埋处理；对工程噪声污染，通过选用低噪声设备予以控制，厂界可满足工业企业厂界噪声标准（GB12348-90）的要求。在采取了这些措施后，使本工程尽量减少对环境的影响。9.1.5 环保投资 本专项投资包括排污管线、排水井等的投资，约30万元。9.2 劳动安全卫生9.2.1 设计依据及主要设计标准（1） 建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定 劳动部1996第3号令（2） 工业企业设计卫生标准 (TJ92、36-79)（3） 石油化工企业设计防火规范 (GB50160-92(1999年版)（4） 石油化工采暖通风与空气调节设计规范 (SH3004-1999)（5） 工业企业噪声控制设计规范 (GBJ87-85)（6） 工业企业照明设计标准 (GB50034-92)（7） 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 (GB50058-92)（8） 石油化工企业职业安全卫生设计规范 (SH3047-1993)（9） 职业性接触毒物危害程度分级 (GB5044-85)（10）石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范 (SH3063-1999）（11）建筑物防雷设计规范 (GB5005794（2000年局93、部修订条文）)（12）工业与民用电力装置的接地设计规范 （GBJ6583）9.2.2 危害因素分析（1） 火灾、爆炸的危险本装置属甲类火灾危险性装置，原料及产品为可燃性液体或气体，装置区内大部分区域为爆炸危险2区。因此从物料的输送、加工及产品的输出，火灾、爆炸危险是主要的不安全因素。主要危险物料的火灾危险类别见表8-4。表8-4 主要危险物料性质表物料名称爆炸危险类别爆炸极限(v%)闪点自燃点火灾危险类别使用条件组别类别下限上限氢气T1IIC4.075/570甲密闭柴油T3IIA1.54.55090350380丙A密闭汽油T3IIA1.15.9-20225530甲B密闭H2ST3IIB4.3494、5/246甲密闭燃料气T1IIA/甲密闭(2)毒性及腐蚀性危害 本装置生产中，加工的烃类产品属低毒性物质，主要有麻醉和刺激作用，对呼吸道粘膜和皮肤有一定刺激作用。在生产过程中产生含硫化氢气体。硫化氢是一种剧毒无色气体，有典型的臭鸡蛋味。虽然硫化氢有味，但在硫化氢浓度为150ppm时，人的嗅阈减弱。通常通过呼吸吸收进入人体。接触低浓度环境对眼睛、呼吸道有刺激；接触中等浓度环境可迅速引起呼吸麻痹；接触高浓度环境可导致人的死亡，车间空气中最高容许浓度为10mg/m3。毒性及腐蚀性物质车间空气中最高允许浓度及职业危害程度分级见表9-5。表9-5 装置物料职业危害程度分级及车间浓度标准物料名称使用条件急95、救处理方法职业危害程度分级车间空气中最高容许浓度汽油密闭将中毒者移至空气新鲜处。松解衣服，给予输氧IV300mg/m3硫化氢密闭中毒者输给氧气帮助呼吸，并送医院。眼睛受害用3%硼酸溶液冲洗II10mg/m3（3） 噪声危害 本装置的主要噪声源为加热炉、机泵、空冷器、压缩机等，声压级为8593dB(A)。（4） 危险区域或岗位岗位名称危险特征岗位名称危险特征反应区火灾、爆炸、毒害加热炉区爆炸、火灾、噪声泵区火灾、毒害、噪声分馏区火灾、爆炸、毒害压缩机厂房火灾、爆炸、噪声9.2.2 主要防范措施（1） 防爆 对危险物料的安全控制是防爆的有效措施之一。生产过程中，所有易燃、易爆和可燃物料的运输、加工96、和贮存均置于密闭的设备和管道中，各个连接处采用可靠的密封技术。主体设备露天布置，压缩机厂房设置风帽，有易于可燃气体的扩散稀释。工艺装置及生产辅助设施的压力容器的设计及制造符合压力容器设计规范。对可能超压的塔、容器等设备设置安全阀，并与全厂泄压火炬系统连通。在可能泄漏、易聚集可燃气体的地方，设置可燃气体报警器及H2S报警器，并集中在控制室指示、报警，以便发生事故及时处理。本装置大部分属爆炸危险场所2区，在爆炸危险区内采用相应防爆等级的电气设备。电缆敷设以电缆桥架架空敷设为主，局部采用电缆直埋或电缆沟。装置区内防静电、防雷击等设计执行建筑物防雷设计规范及工业与民用电力装置的接地设计规范。装置内设备97、设工作接地、保护接地及防雷防静电接地，并采用公共接地网，接地电阻不大于4欧姆。（2） 防火防火安全设计严格执行石油化工企业设计防火规范和建筑灭火器配置设计规范。本装置为甲类火灾危险性石油化工装置，装置消防用水量为250升/秒。装置内消防用水由装置外四周消防水管网供给。在装置检修路内设置消防水管道系统，并在上面设置室外地上式消火栓、消防水炮。在炉区和压缩机区设置箱式消火栓箱。装置内高于15米的框架上设置消防竖管和消火栓箱。为扑救初期火灾，装置内设置小型干粉灭火器。在含油污水管道上，支线排到含油污水主管道及主干管出装置前均设置水封井，并在管道最高处设置通气管。装置内消防所需泡沫液系统，由全厂消防车98、供给。本装置火警除采用行政电话专用号“119”向厂消防站报警外，还设防爆型火灾手动报警按钮，报警信号送至设置在中心控制室的报警控制器内。防爆区采用防爆型电话。(3)自动控制加氢精制装置工艺操作压力高、介质易燃易爆，部分介质有腐蚀及毒性，对操作安全要求严格、操作难度大。本装置采用集散型控制系统（DCS）对全装置集中控制、管理。装置中的重要工艺参数均集中在控制室DCS中指示、自动调节及趋势记录，并对一些重要的操作参数设置越限报警，以确保装置安全平稳操作。为保证装置生产安全，设置了一套紧急停车系统，用于装置内关键操作参数与设备的安全连锁。（4）防护措施生产过程中需经常操作和检查的设备和部位，均设置操99、作平台、梯子和各种保护栏杆，在大型平台和框架设有扶手、围栏和护栏等。装置内转动设备和机泵均设有防护罩。设计执行固定式钢直梯安全技术条件（GB4053.1-93）、固定式钢斜梯安全技术条件（GB4053.2-93）、固定式工业防护栏杆安全技术条件（GB4053.3-93）。（5） 防毒装置设计为密闭系统，使烃类气体和含H2S气体在操作条件下置于密闭的设备和管道中，各个连接处采用可靠的密封措施。含硫化氢气体全部密闭送出装置，去气体脱硫装置。在可能泄漏、聚集硫化氢的地方，设置硫化氢气体浓度监测报警探头，并集中在控制室指示、报警，一旦发生泄漏，立即进行处理。可以保证装置工作环境符合工业企业设计卫生标准100、的要求。装置配备两套空气呼吸器供事故处理时使用。（6） 防噪声危害在设计中优先选用低噪声设备，机泵选用低噪声电机,加热炉采用低噪声火嘴，蒸汽放空点加消声器，在必要处设置隔声设施，使工程噪声达到工业企业噪声控制设计规范控制水平。（7） 卫生设施本装置卫生等级为3级。浴室和职工食堂及医务室等依托有限公司现有设施，以满足职工卫生要求及对在事故中受伤人员实施现场救护。9.2.3 预期效果本工程在设计中严格执行有关的防火技术规定。针对生产过程中各种火灾危险因素，本着“以防为主、防消结合”的原则，从杜绝火源，严格控制燃烧物料和有效的灭火设施等方面采取了相应的措施。设计中选用防爆电气设备，采取了防静电、雷击101、措施。基本消除了生产过程中产生火源的危险性。由于整个生产过程中物料始终处于密闭的管道和系统中，设有自控报警装置，使本工程易燃易爆和可燃物料得到严格的控制。能保证装置稳定、安全的生产。9.2.4 劳动安全卫生投资 本装置的劳动安全卫生投资包括防爆照明、接地系统、通风设施和卫生设施等的投资，投资约300万元。10. 投资估算与资金筹措10.1 投资估算10.1.1 建设投资估算 (1) 投资估算范围 本估算系 a60万吨/年汽柴油加氢精制装置工程可研阶段投资估算。 (2) 编制原则和依据l 依据各专业提供的工程量或投资。l 建筑工程执行河北省地方定额及配套文件,并测算出综合指标进行估算。l 安装工102、程费依据中石化（2000）建字476号文颁发的石油化工安装工程概算指标（修订本）和配套取费文件进行计算。l 设备、材料价格国内设备材料价格为2002年现行价格水平；设备运杂费率为6%，材料运杂费率为5.5%。进口设备材料价格依据各专业提供的询价资料进行计算。l 引进工程依据中石化(2000)建字476号文颁发的石油化工工程建设引进工程概算编制办法(2000)年版；引进工程外汇依据中国人民银行2002年4月9日发布的外汇牌价(卖出价)1美元=8.2767元人民币计算。l 工程建设其他费用参照中石化(2000)建字476号文颁发的石油化工工程建设费用定额。l 设计费依据国家计委、建设部计价格200103、210号文计取，可研报告编制费依据国家发展计划发展委员会计价格19991283号文计取。 l 预备费 不可预见费率为6%；不计价差预备费。 (3) 编制方法依据中石化1997咨字348号文印发的中国石油化工总公司石油化工项目可行性研究报告编制规定(1997年版)，中石化(2000)建字476号文印发的石油化工工程建设设计概算编制办法。 (4) 估算结果本项目建设投资为 11832万元（其中含外汇 191.06万美元），详见表10.1 “建设投资估算表”。如果考虑先按40万吨/年汽柴油加氢规模操作，反应器和压缩机可以利旧，则工程投资为7746万元。投资估算明细详见建设投资估算表10-1。10.1104、.2 流动资金估算本项目为 a炼油化工股份有限公司一套二次加工装置，未增加公司的原油加工量，根据公司的实际情况，本项目需要的流动资金由公司内部调剂解决。10.2 资金筹措根据国家的有关规定和 a炼油化工股份有限公司提供的资料，本项目的资本金为项目筹资额（包括建设投资、建设期利息和铺底流动资金之和）的30。 建设投资 11832万元 建设期利息 342万元 筹资额 12174万元 资本金 3652万元 其中：流动资金 0万元 建设投资 3652万元 建设投资借款 8180万元根据国家有关规定，借款的名义年利率为5.76%，换算成实际年利率为5.89。本项目所需外汇，按企业自筹或用人民币兑换考虑，105、不考虑外汇贷款。根据华北石化公司的安排，建设期为1.5年。建设投资第一年投入60，第二年上半年投入40，下半年投产。建设期借款利息为342万元。详见附表10-2 建设期借款利息估算表。10.3 总投资本项目的总投资包括建设投资、建设期利息两部分。总投资 12174万元 其中：建设投资 11832万元 建设期利息 342万元 附表101 建设投资估算表序估算价值（万元）占总项目名称设备安装建筑其他合计其中外汇估算号购置费工程费工程费费用(万美元)（%）建设投资6655 2971 362 1845 11832 191.06 1001固定资产投资6655 2971 362 1197 11185 18106、4.06 951.1工程费用6655 2971 362 0 9987 184.06 84总图竖向布置29 29 建筑物226 226 构筑物293 99 393 静止设备3196 191 3387 机械设备1619 8 1628 105.37 加热炉38 726 764 15.05 工艺管道1001 1001 电气612 252 865 电信14 12 26 自控仪表1168 442 1610 63.64 给排水43 7 51 采暖通风5 1 6 工器具及生产家具购置费2 2 1.2固定资产其他费用1197 1197 10建设单位管理费300 300 工程勘察和设计费861 861 a可行性研107、究报告编制费40 40 b工程设计费365 365 c非标设计费446 446 d环境评价费10 10 锅炉及压力容器检验费0 0 0进口设备材料国内检验费8 8 0临时设施费28 28 2递延资产53 53 3.00 03.1出国人员费用38 38 3.00 3.2图纸资料翻译复制费2 2 3.3生产人员准备费13 13 3预备费594 594 3.75 54.1基本预备费594 594 3.75 建设期借款利息估算表附表 10-2 单位：万元建 设 年 份借款来源利 率 项 目小 计1 2备注本 金3652 2191 1461 不计利息资本金0.00% 利 息0 0 0 本息合计3652 108、2191 1461 本 金8180 4908 3272 银行贷款5.89% 利 息342 145 197 本息合计8521 5053 3469 本 金11832 7099 4733 合 计 利 息342 145 197 本息合计12174 7244 4930 11 财务评价 a炼油化工股份有限公司为了提高柴油的质量，拟新建一套60万吨/年柴油加氢精制装置。根据本项目的实际情况，对全厂的总物料平衡影响较小，只是把原不合格的柴油加氢精制后，生产合格柴油，故经济评价拟采用单装置评价方法。本经济评价所采用的产品价格为中国石化技术经济研究院推荐的WTO价格，原料价格参考合格的柴油价格测算。本项目的建设期109、为1.5年，生产期为15年，计算期为16.5年。11.1 成本估算(1) 本装置的原料为待精制柴油（催化柴油、焦化柴油等），根据合格柴油的合格，测算的待精制柴油的价格比合格品低170元/吨，即：合格的柴油为2308元/吨（含税），待精制柴油为2138元/吨（含税）。(2) 本项目所需的燃料和动力的价格（不含税）由 a炼油化工股份有限公司提供，其中：新鲜水 1.50元/吨； 除盐水 5.2元/吨；电 0.45元/度； 蒸汽 60元/吨；燃料气 800元/吨。(5) 工资及附加费按每人每年20000元计算。(6) 固定资产残值率取5。(7) 折旧年限为15年，平均折旧。(8) 修理费费率取4。(9110、) 其他制造费用按7600元/人年计算。(10) 其他管理费用按23600元/人年计算。正常年的生产成本为136058万元；正常年的总成本费用为136106万元；年经营成本为135338万元。详见附表11-1 生产成本估算表和附表 11-2 总成本费用估算表。11.2 销售收入和流转税金估算11.2.1 销售收入估算根据中国石化技术经济研究院推荐的10年WTO接轨价确定的产品销售价格如下：精制柴油 2308元/吨（含税）；石脑油 2210元/吨（含税）；估算的正常年销售收入为137192万元，详见附表113 销售收入估算表。11.2.2 流转税金估算本项目的原料和产品的增值税税率均为17；外购111、辅助材料的增值税税率为17。估算的年增值税为651万元。柴油的消费税为117.6元/吨，年消费税税金为931万元(原料和产品相抵后，柴油减少了7.914万吨/年)。按增值税和消费税之和的7计征城建税；按增值税和消费税之和的3计征教育费附加。总流转税金为-308万元(企业年少交数)。详见附表 11 - 4 流转税金估算表。11.3 利润估算本项目的所得税税率为33，分别按所得税后利润的10和5计取盈余公积金和盈余公益金，计算结果如下（平均值）： 利润总额 1272万元 所得税 420万元 税后利润 852万元 盈余公积金 85万元 盈余公益金 43万元 详见附表11 - 5 损益表。11.4 借112、款偿还可用于偿还借款本金的资金来源有未分配利润和可用于还款的折旧和摊销费。需要偿还的借款本金为8521万元（包括资本化的利息342万元）。按最大偿还能力计算，借款偿还年限为7.59年（含建设期1.5年）。详见附表11 - 6 借款偿还平衡表。11.5 财务分析取基准收益率为12，按100开工负荷考虑，本项目的全部投资财务现金流量和自有资金财务现金流量计算结果如下： 项 目全部投资自有资金内部收益率（）12.2814.53净现值（万元）153784投资回收期（年）8.109.95详见附表11 - 7 财务现金流量表(全部投资)和附表118 财务现金流量表（自有资金）。11.6 财务评价结论本项目的建设，不仅可以提高 a炼油化工股份有限公司的柴油质量，而且在目前国家政策和取定的价格下，该项目也有一定的效益，整个工程的建设投资11832万元，所得税后内部收益率为12.28%，净现值为153万元，投资回收期为8.10年(包括建设期1.5年)，借款偿还年限为7.59年（含建设期1.5年）。从计算的结果可看出，在粗柴油和精制柴油的价格相差170元/吨的情况下，本项目的内部收益率（所得税后值）接近了基准收益率了（12），其抗风险能力主要体现在原料和产品的价差上。如果价差加大，效益必然提高，其抗风险能力就强。详见附表 11-9 主要经济指标汇总表。