1、能源公司焦炉煤气蒽油加氢三废综合利用节能减排项目可研报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月能源公司焦炉煤气蒽油加氢三废综合利用节能减排项目可研报告建设单位：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153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111.1 概述111.1.1项目名称、主办单位、企业性质及法人代表111.1.2企业概况111.2、1.3可行性研究报告编制依据和原则111.1.4项目背景、投资必要性和意义121.1.5 可行性研究的范围131.2 研究结论及建议141.2.1 研究结论141.2.2 实施建议151.2.3主要技术经济指标162市场初步预测分析182.1产品市场分析182.1.1产品性质182.1.2产品用途192.1.3国外生产情况202.1.4产品供需现状及需求预测202.1.5当地需求及预测242.1.6价格分析25货运车和公交车用燃料252.2价格预测262.2.1 产品价格262.3产品的竞争力分析273生产规模及产品方案283.1生产规模283.2原料条件283.3产品方案303.4产品质量指3、标304 工艺技术方案334.1国内外生产技术现状331) 国外合成天然气发展概况332) 国内合成天然气技术发展概况334.2工艺技术方案的选择37（1）焦炉煤气加压终压选择37（2）选型37（1）苯、萘等芳烃类和杂质的脱除37（2）有机硫的转化及硫脱除39（1）工艺原理392COC+CO2394.2.3蒽油加氢40分馏塔系统：采用“分馏塔+稳定塔”流程414.2.3操作时数414.2.4项目组成41II)液化分厂，包括414.2.5引进技术说明424.2.6产品、副产品及主要中间产品424.2.7工艺流程说明42（1）压缩工序（11000#）42（2）净化工序（12000#）42（3）甲烷4、化工序（13000#）43（4）气体分离单元43（5）氢气提纯单元（14000#）44（1）甲烷气体压缩净化工序（21000# ）46（2）天然气液化工序（22000#）47（3）LNG贮运工序（23000#）474.2.8物料平衡49l 净化、甲烷化及液化单元物料平衡（干基）494.3原材料及公用工程消耗524.4主要工艺设备选择534.4.1设备选择原则534.4.2主要工艺设备选择534.4.3主要设备554.4.4 化学品、填料614.4.5程控阀624.5自控系统634.5.1基本控制功能63（1）顺序控制63（2）程控调节63（3）联锁控制63（4）动力设备监控63（5）管理功能65、4（6）故障诊断功能644.5.2控制系统选型及配置654.5.3仪表选型65(1) 温度仪表65(2) 压力仪表65(3) 流量仪表65(4) 液位仪表65(5) 调节阀和两位控制阀65(6) 其它仪表664.5.4仪表安全技术措施66仪表的防腐664.6设计中主要采用的标准及规范674.6.1工艺设计中采用的主要标准及规范674.6.2设备设计中采用的主要标准及规范674.6.3自控设计中采用的主要标准及规范685 原料、辅助材料及燃料的供应695.1原料、辅助材料、燃料的种类、规格、年需用量695.2主要原辅材料市场分析705.3水、电、汽及动力供应705.4供应方案的选择供电705.56、资源合理利用分析716 建厂条件和厂址选择726.1建厂条件726.1.1厂址地理位置726.1.2工程地质、地震烈度、水文地质情况726.1.3气象条件726.1.4 交通运输条件736.1.5水源供水、排水情况736.1.6电源、供电、电讯情况736.1.7与地区规划的关系和生活福利条件736.2厂址方案737公用工程和辅助设施方案- 74 -7.1总图运输- 74 -7.1.1总平面布置- 74 -7.1.2工厂运输- 75 -7.1.3绿化- 75 -7.2供电- 75 -7.2.1电力供应和资源状况- 75 -7.2.2用电计算负荷及负荷等级- 75 -7.2.3 供电方案选择与比较7、- 76 -7.2.4节电措施- 76 -7.2.5防雷及防静电措施- 76 -7.2.6主要设备和材料选型- 77 -7.2.7 照明系统- 77 -7.2.8 设计中采用的主要标准及规范- 78 -7.3给排水- 80 -7.3.1概况- 80 -7.3.4 设计原则- 81 -7.3.5用水量及排水量- 81 -7.3.6 给水工程- 82 -7.3.7 排水工程- 87 -c）雨水及清净生产废水排水系统- 88 -7.3.8事故水池- 88 -7.4空压站及制氮站- 88 -7.4.1空压站- 88 -7.4.2 制氮站- 90 -7.5土建及基础- 94 -7.5.1土建工程方案- 8、94 -7.5蒸汽- 95 -7.6采暖、通风和空气调节- 95 -（1）室外气象参数- 95 -（2） 室内空气设计参数- 96 -（1）采暖- 97 -（2） 通风- 97 -（3）空气调节- 98 -7.7维修设施- 98 -化验室、安全环保监测站- 98 -8 节能、节水- 99 -8.1编制原则- 99 -（3）设置能耗检验仪表，提高自控水平，加强计量管理。- 99 -8.2节能- 99 -8.2.1能耗指标及分析- 99 -8.2.2节能措施- 99 -8.3节水- 100 -9环境保护- 101 -9.1区域环境质量现状- 101 -待定- 101 -9.2采用的环境质量标准及排9、放标准- 101 -9.2.1国家和地方有关环保法律法规- 101 -9.2.2环境质量标准- 101 -9.2.3污染物排放标准- 101 -9.2.4监测规范- 102 -9.2.5设计标准和依据- 102 -化工投资项目可行性研究报告编制办法（中石化协产发200676号）- 102 -9.3建设项目主要污染及污染物- 102 -9.3.1施工期间的污染物排放- 103 -9.3.2运行期间的的污染物排放- 103 -9.4环境保护治理措施及方案- 106 -9.4.1施工期防污染措施- 107 -9.4.2生产运行期间防污染措施- 107 -9.5清洁生产分析- 108 -9.5.1 生10、产工艺特点和先进性分析- 108 -9.5.2原料和产品分析- 108 -9.5.3设备先进性分析- 108 -9.5.4综合能耗水平分析- 108 -9.5.5污染物产生及废物回收利用分析- 109 -9.6环境管理及监测- 109 -9.7绿化- 111 -9.8占地、建筑面积及定员- 111 -9.9环境保护投资- 112 -9.10环境影响分析- 112 -9.10.1施工期环境影响分析- 112 -9.10.2运营期环境影响分析- 112 -9.11存在的问题及建议- 113 -10劳动安全卫生- 114 -10.1设计原则- 114 -10.2执行标准及规范- 114 -10.2.11、1国家和地方相关法律、法规- 114 -10.2.2相关标准规范、规定- 114 -化工投资项目可行性研究报告编制办法（中石化协产发200676号）- 114 -1.3 环境因素分析- 116 -10.3.1对周围环境的影响- 116 -10.3.2环境因素影响- 116 -1.4 生产过程职业安全与危害因素分析- 117 -10.4.1主要物料的危害因素分析- 117 -10.4.2生产过程危害因素分析- 120 -10.5安全卫生措施- 123 -10.5.1厂址选择和总平面布置- 123 -10.5.2建、构筑物的火灾危险特性装置及采光、通风设施- 123 -10.5.3电气和电信系统-12、 124 -10.5.4自动控制系统- 124 -10.5.5消防系统- 124 -10.5.6火炬系统- 124 -10.5.7防火、防爆- 125 -10.5.8防毒- 126 -10.5.9防雷、防静电- 126 -10.5.10防机械伤害- 126 -10.5.11防坠落、防滑- 126 -10.5.12防化学腐蚀和灼烫- 127 -10.5.13防高温- 127 -10.5.14防噪声和振动- 127 -10.5.15卫生设施- 127 -10.5.16安全标志- 128 -10.5.17职业卫生警示标志- 128 -10.6安全卫生监督与管理- 128 -10.6.1安全卫生管理机13、构及定员- 128 -10.6.2安全管理制度- 128 -10.6.3安全、卫生教育及生产投入- 129 -10.6.4重大危险源管理和事故应急救援预案- 129 -10.6.5职业健康监护- 129 -专用投资估算- 129 -10.7预期效果分析- 129 -11消防- 131 -11.1编制依据- 131 -11.1.1本工程设计所依据的国家现行规范和法规：- 131 -11.1.2依托条件- 131 -11.2工程概述- 131 -11.2.1主要物料和火灾危险性- 131 -11.2.2 主要生产装置的火灾危险性类别- 132 -10.3防火措施及消防设施- 132 -11.3.114、水消防系统- 133 -11.3.2消防水泵站- 133 -11.3.3灭火器配置- 133 -11.4火灾报警系统- 134 -11.5消防设施费用及比例- 134 -12组织机构与人力资源配置- 135 -12.1组织机构- 135 -12.2生产班制和定员- 135 -12.2.1生产班制- 135 -12.2.2定员- 135 -12.3人员的来源及培训- 137 -13 项目实施规划- 138 -13.1建设周期的划分- 138 -13.1.1项目前期工作和设计工作- 138 -13.1.2建设阶段- 138 -13.2项目实施进度- 138 -设备订货，制造及土建施工 5个月- 115、38 -14.项目招投标- 141 -14.1建设项目招标范围及招标组织形式- 141 -14.2投标、开标、评标和中标程序- 141 -4、评标按照中华人民共和国招投标管理法的规定和程序进行。- 141 -14.3评标委员会的人员组成和资质要求- 142 -1、评标委员会人员组成- 142 -2、评评委员会成员的资格要求- 142 -15投资估算资金筹措- 143 -15.1投资估算- 143 -15.1.1投资估算编制的依据和说明- 143 -15.1.2本装置投资主要包括- 143 -15.1.3投资估算- 144 -15.2资金筹措- 147 -16 财务评价14816.1产品成本和费16、用估算14816.1.1成本和费用估算依据14816.1.2成本和费用估算的主要参数14816.1.3产品成本估算14816.1.4营业收入估算14816.2财务分析14816.2.1财务分析的依据（本财务分析为含税价格体系）14816.2.2财务分析主要参数14816.3财务评价结论150(3) 本项目具有较好的社会效益150基本报表二项目资本金现金流量表15117 政策文件153节能减排综合性工作方案（国家发改委）1531 总论1.1 概述“ 云南省xx县xx能源开发有限责任公司焦炉煤气、煤焦油（蒽油）综合利用节能减排项目”通过对废气、废液的综合利用达到节能减排的目的。废气的利用：以焦化企17、业炼焦副产的废弃或低效使用的焦炉煤气为原料，采用现代组合净化及分离工艺，通过甲烷化反应，将焦炉气中的CO和CO2转化为CH4，提纯并液化，生产合格的LNG产品；废液的利用：以炼焦企业副产煤焦油分离蒽油为原料，与焦炉煤气副产的高纯度氢气制成柴油和石脑油。通过三废的综合利用达到节省能源、减少污染物排放的目的。本方案的主要特征是：通过工艺优化和流程的合理安排，降低能耗并最大限度地利用了焦炉气中的有效组份，提高了产品的附加值。流程简单，生产成本低，产品效益好，具有较强抵御市场风险的能力。1.1.1项目名称、主办单位、企业性质及法人代表项目名称：焦炉煤气合成液化天然气及煤焦油（蒽油）加氢三废综合利用、节18、能减排工程主办单位：云南省xx县xx能源开发有限责任公司企业性质：股份有限公司法人代表：xx地 址：云南省xx县xx1.1.2企业概况云南省xx县xx能源开发有限责任公司焦炉煤气合成液化天然气及煤焦油（蒽油）加氢三废综合利用、节能减排工程由xx县xx能源开发有限责任公司投资并实施。云南省xx县xx能源开发有限责任公司位于云南xx县。公司注册资金5000万元。工程占地面积200亩。1.1.3可行性研究报告编制依据和原则（1）编制依据云南省xx县xx能源开发有限责任公司提供的项目建设条件、其他相关技术资料和双方商定的技术条件；项目建议书；企业投资项目备案通知书，备案号：云投资备【 】000X号；中19、国石油和化学工业协会，中石化协产发(2006)76号，化工投资项目可行性研究报告编制办法的通知，2006年4月17日。（2）编制原则a）本着“积极、稳妥、可靠、求实、科学”的原则，充分贯彻低投入、高产出和实际效益最佳化的指导思想，进行多方案的比较和论证，以求得总体方案最佳化。b）所采用的工艺技术立足于国内，确保技术先进、安全可靠、经济合理，力求建成国内焦炉煤气综合利用示范性工程。c）贯彻“五化”设计原则，努力做到“工厂布置一体化，设备布置露天化，建筑结构轻型化，公用设施社会化，引进技术国产化”，并缩短流程、降低能耗，节省占地、节约投资。d）认真执行国家有关消防、劳动安全、工业卫生和环境保护的法20、律法规，“三废”治理做到“三同时”，提高综合利用水平；贯彻“安全第一、预防为主”的方针，确保项目投产后符合职业安全卫生的要求，保障劳动者在生产过程中的安全与健康。e）采用节能技术和节能新产品，降低装置运行能耗。f）提高自动化、机械化水平，保证装置安全稳定运行，节省定员，减轻劳动强度。1.1.4项目背景、投资必要性和意义（1）项目背景焦炉煤气是生产焦炭过程中的的副产气体，每吨焦炭产焦炉气440Nm3,主要成分：氢气（60%）和甲烷（25%）,以及CO、CO2等组分。全国焦化产能3.6亿吨（2009），共计富余焦炉煤气650亿方以上，由于技术瓶颈导致利用方式单一，经济效益低下，其中50%以上被简单21、燃烧，相当于浪费了等当量170亿方天然气，约占我国天然气消费的18%，产生二氧化碳排放3500万吨以上。本项目拟建地位于云南省xx县xx云南省德鑫集团焦化厂内。云南省德鑫集团焦化厂年产焦炭100万吨，生产过程副产大量焦炉煤气。除部分自用外，其余需送至本工程。由于焦炉煤气热值及组成的特殊性使得其市场的适用范围受到限制。但同时所在地区高品位燃气天然气（NG）短缺。在此情况下，云南省xx县xx能源开发有限责任公司结合企业自身的技术和资金实力，提出在德鑫集团焦化厂界区内建设一套焦炉煤气合成液化天然气及副产氢气煤焦油（蒽油）加氢装置：即以焦炉煤气为原料，采用焦炉煤气净化、甲烷化及高效分离、液化新工艺技术22、，获得满足国家标准的液化天然气，同时产生富氢气，作蒽油加氢原料气生产柴油和石脑油，从而大大提高产品附加值。（2）项目建设的意义a）焦炉煤气的综合利用是焦化行业的重要课题之一，本项目以焦炉煤气合成液化天然气，副产氢气用于蒽油加氢,将开辟一条焦炉煤气综合利用的新途径。b）产品液化天然气、石脑油、柴油系能源产品，符合市场需要。c）把热值低，含有CO、CO2和较多硫化物等杂质的焦炉煤气加工成低碳清洁燃料天然气，符合国家环保和能源政策。从宏观上看是一项利国利民，具有经济、环境生态及社会可持续发展的重要项目。从本地区和焦化产业来考虑，又起到促进其向良性发展迈向循环经济方向的重要作用。开创了区域化循环经济的23、先河，较好地实践了经济、环境、社会三位一体的可持续发展。d）本项目涉及关键技术的可靠性已经能够得到保证。其技术核心是以下几个方面：一是气体净化技术，该项技术近年来在焦炉煤气和相关领域得到了充分的发展，已日趋成熟。二是甲烷化技术，该技术经国内有关院所在多年研发基础上，已在城市煤气甲烷化中有十余套工业装置投运，在焦炉煤气甲烷化方面也已具备工业应用条件。三是富甲烷气的液化技术，在国内已非常成熟。四是蒽油加氢技术，该技术经国内有关单位多年研发，已成功建设数套工业化装置，运行良好，稳定可靠。100万吨焦化厂/年煤焦油产量6万吨/年，利用煤焦油分离装置产出的蒽油做加氢原料。以上可见，在本项目中，焦炉煤气合24、成液化天然气及煤焦油（蒽油）加氢工艺通过采用一系列先进技术，其先进性和可靠性都能得到充分的保证。e）20000Nm3/h焦炉煤气制液化天然气及5万吨煤焦油（蒽油）加氢项目总投资55526万元，建设期为12个月，建成后达产期销售收入45072万元，达产期年利润总额为14695万元。综上所述，新建20000Nm3/h焦炉煤气制液化天然气及5万吨/年煤焦油（蒽油）加氢项目所采用的技术成熟、先进、可靠；产品市场前景广阔；建设后有较好经济效益和环保效益；同时建设本项目符合曲靖政府和国家循环经济的政策，且对整个焦化行业示范效应显著。所以本项目的建设既是必要的，又是可行的。1.1.5 可行性研究的范围本报告25、研究的范围包括:（1）项目建设的目的、意义。（2）产品天然气的国内外市场情况并进行价格分析。（3）评述国内外液化天然气、蒽油加氢的生产方法、工艺路线，推荐本装置采用的方法。（4）提供合理、可行的工艺流程及所需的主要工艺设备；提供原材料、动力消耗及供应要求。（5）确定装置总平面布置。（6）规划项目建设进度，确定生产组织及劳动定员。（7）提出本项目的环保治理措施及劳动安全防护措施。（8）进行投资估算及生产成本估算，在此基础上进行财务评价。（9）对建设项目作总体评价，提出存在问题及建议。1.2 研究结论及建议1.2.1 研究结论（1）本项目初步研究结论A）本工程以炼焦副产品焦炉煤气为原料生产天然气并26、副产品氢气，同时以蒽油为原料加氢生产石脑油和柴油，既可实现焦化工业清洁生产，同时又可以提高炼焦产品附加值。该项目作为有效利用资源、治理环境的一项重大措施，具有经济、环境生态及社会可持续发展重大意义，符合我国产业结构调整和行业振兴的政策。B）本项目以焦炉煤气、煤焦油（蒽油）为原料，采用净化甲烷化分离液化的组合工艺技术合成液化天然气并副产氢气和煤焦油（蒽油）加氢制成柴油和石脑油，技术先进，同时其可靠性也能得到充分保证。C）本项目在德鑫集团焦化厂内建设，原料输送路线较短，可以充分利用现有公用工程和生产辅助设施，既节约了建设投资又加快了建设进度。D）本项目实施后，将日产天然气17万Nm3、成品油48227、27吨/年，可以缓解曲靖及周边地区天然气等能源供需紧张局面。E）本项目实施后，可减少SO2排放量160吨/年、相当于减排CO280万吨/年，本身就是一个环保项目，同时技术方案中采取了一系列节能技术，产品天然气是低碳的清洁能源，因此本项目是一个节能减排项目。(2)项目投入总资金为55526万元，装置运转达产后年利润总额为14692万元，税后财务内部收益率为22.68%，高于行业基准贴现率12% ，经济效益较好，在财务评价上是可行的。通过盈亏平衡点和敏感性分析可知，本装置具有一定市场适应能力和抗风险能力。综上所述，本项目具有较好的建厂条件，经济效益、社会效益和环境效益显著，本项目的实施具有明显的示28、范效应，建议予以批准备案，使之早日建成、早日投产、早日见效。总之：本工程项目是一项“节能减排工程项目”，对企业、国家、社会都是十分有意义的新建项目，建议企业尽快实施，相关部门监督实施。本工程项目投资效益高，同时产生的节能减排效果显著，它的确是一个值得建设的好项目。综合研究结论认为：项目可行。1.2.2 实施建议（1）因本项目是节能减排环保项目，应争取当地政府在土地、税收等政策上的优惠。（2）本装置自动化程度高，且牵涉压力容器等特种设备，所以对生产人员素质要求相应较高，且必须经过培训及通过严格考核并合格后才允许上岗。（3）本项目技术先进，经济效益较好，建议上级部门尽快决策，使本项目尽快上马，早日29、实现其较好的经济效益和社会效益。产品LNG（40445吨/年），石脑油、柴油为液态（48227吨/年），外送蒸汽1.2万吨/年。其中LNG采用专用罐车运输。运出小计：88672吨/年1.2.3主要技术经济指标表1.1 主要技术经济指标表序号项目名称单位指标备注一生产规模1产品1)天然气Nm3/h70782)成品油t/a48227二年操作日h8000三主要原辅材料、燃料用量1原料气（焦炉煤气）104Nm3/a160002蒽油t/a50000四动力消耗量1循环水t/h最大循环水用量t/h1900循环使用平均循环水用量t/h1800循环使用供水（新鲜水）t/h最大用水量t/h38平均用水量t/h3630、2电装机容量kw104313仪表空气最大用量Nm3300平均用量(0.6Mpa)Nm32504蒸汽(0.8Mpa)t/h-1.5外送焦化厂五三废排放量1废气Nm3/h2废水t/h1六运输量t/a1运入量t/a2002运出量t/a88672七定员人1201生产工人人852技术管理人员人20八总占地面积m21200001厂区占地面积m21000002投资强度万元/亩2773绿化率%25%九总建筑面积m21生产用建筑面积m2100002非生产用建筑面积m25000十报批项目总投资（控制投资规模用）万元55526其中：铺底流动资金万元1437十一达产后年销售收入万元45072十二成本和费用1达产后年总31、成本和费用万元26433十三达产后年利润总额万元14695十四年均应纳所得税万元3674十五财务分析盈利能力指标1总投资收益率%26.182投资回收期(含建设期)，税后年5.883税后项目财务净现值（ic=12.00%）万元285954项目资本金内部收益率(税后)%32.66十六清偿能力指标1人民币借款偿还期（含建设期）5.03年2市场初步预测分析2.1产品市场分析2.1.1产品性质l 天然气天然气无色、无味、无毒且无腐蚀性，主要成分为甲烷，也包括一定量的乙烷、丙烷和重质碳氢化合物。还有少量的氮气、氧气、二氧化碳和硫化物。另外，在天然气管线中还发现有水分。甲烷分子式CH4，是最简单的有机化合物32、。甲烷是没有颜色、没有气味的气体，沸点-161.4，比空气轻，它是极难溶于水的可燃性气体。甲烷和空气组成适当比例的混合物，遇火花会发生爆炸。化学性质相当稳定，跟强酸、强碱或强氧化剂（如KMnO4）等一般不起反应。在适当条件下会发生氧化、热解及卤代等反应。甲烷在自然界分布很广，是天然气、沼气、坑气及煤气的主要成分之一。它可用作燃料及制造氢、一氧化碳、炭黑、乙炔、氢氰酸及甲醛等物质的原料。CH4的物质的理化常数：分子式：CH4外观与性状 无色无臭气体 分子量：16.04蒸汽压：53.32kPa/-168.8闪 点：-188熔 点：-182.5 沸 点：-161.5 溶解性：微溶于水，溶于醇、乙醚 33、密 度：相对密度(水=1)0.42(-164)；相对密度(空气=1)：0.55稳定性：稳定l 合成油本项目产品石脑油（C5160）硫、氮、烯烃含量及其它杂质均很低，可作为催化重整原料调合组份；柴油（160）安定性好，杂质含量少，可作为优质燃料油出厂。表2-1-1 世界燃油规范柴油指标项 目类类类十六烷值， 最小485355十六烷值指数，最小45505215密度（kg/m3），最高860850840总芳烃（m%），最高/2515多环芳烃（m%）， 最高/5290%馏出温度（）最高/34032095%馏出温度（）最高370355340硫含量（m%）， 最大0.50.030.0032.1.2产品用途34、l 天然气（1）城市燃气事业，特别是居民生活用燃料。随着人民生活水平的提高及环保意识的增强，大部分城市对天然气的需求明显增加。天然气作为民用燃料的经济效益也大于工业燃料。（2）压缩天然气汽车，以天然气代替汽车用油，具有价格低、污染少、安全等优点。（3）天然气化工工业。l 合成油（1）民用燃料油民用燃料油数量与汽煤柴油销量存在大体（0.100.13）1的比例关系，主要用于：城市烧火油、电厂燃油、小型发电机燃油、陶瓷烧制燃料、优质船用燃料。（2）船用燃料油系列船用燃料右由重油与轻质馏分油调制而成，是一种发热量大、燃烧性能好、贮存稳定、腐蚀小、使用范围广的优良燃油，是大马力、中、低速船舶柴油机最经济35、而理想的燃料，也可用作中小型喷嘴的锅炉燃料。 主要规格有：RMD15-120号船用燃料油相当雷氏一号粘度（100F）1000秒左右，主要用于大马力中、低速船舶柴油机RME25-180号船用燃料油相当雷氏一号粘度（100F）1500秒左右，主要用于大马力低速船舶柴油机。RMG35-380号船用燃料油相当雷氏一号粘度（100F）3000秒左右，主要用于大马力低速船舶柴油机。船用柴油和重柴油是馏分型燃油，具有腐蚀小、燃烧性好等特点。是中等马力中速船舶柴油机的优质燃料，重柴油也可用于大马力中、低速船舶柴油机。轻柴油是轻质馏分型燃油，具有十六烷值高、腐蚀小、燃烧性、挥发性、低温流动性、贮存安定性良好等特36、点。是高速柴油机最优良的燃料，也可用于中等马力中速船舶柴油机。2.1.3国外生产情况l 天然气(LNG)2008年主要国家天然气消费及占全球比例：美国6572亿立方米，占22%（进口国）俄联邦4202亿立方米，占15%（出口国）伊朗1176亿立方米，占3.9%（基本自给）加拿大939亿立方米，占3.3%（出口国）英国939亿立方米，占3.1%（进口国）日本937亿立方米，占3.1%（全部为进口）德国820亿立方米，占2.7%（多数为进口）中国807亿立方米，占2.7%（少量为进口）2.1.4产品供需现状及需求预测l 天然气产品供需现状及需求预测截止2008年底我国累计探明天然气气可开采储量6.37、34万亿立方米，采比达49，具备较大的增产空间。2009年全国天然气产量829.9亿立方米，比上年增加55.2亿方，增长7.1%。2000-2009年全国天然气产量平均增长13.2%。随着近几年天然气主干管网的建设，我国天然气跨区供应增加迅速。2008年天然气消费市场已扩展到全国30个省市区，除西藏尚未使用天然气外，中国大陆共有30个省份、205个地级市及以上城市开始使用天然气。西南地区：仍是我国天然气消费的主要区域，其消费量占全国消费量的23%。长江三角洲、环渤海地区和东南沿海地区是经济较发达地区，对清洁能源需求增长旺盛，其占全国消费量的比例增长较快，2007年已分别达到12.4%、13.838、%和10%。天然气是一种清洁高效的能源。我国能源发展“十一五”规划提出，天然气占一次能源消费总量的比例将在5年内提高2.5个百分点，到2010年达到5.3%。天然气管网和配套基础设施的加快建设，推动了我国天然气利用范围和规模的不断扩大。我国第一条西气东输管线工程已于2004年底投入商业运营，直接拉动了天然气消费市场的扩大。 2008年我国进一步加快天然气管网的建设和布局。将中亚天然气输送至我国的西气东输二线工程以及与之相连的中亚天然气管道已于2008年全线开工建设。管线投产后，以土库曼斯坦为主供气源，哈萨克斯坦和乌兹别克斯坦为补充气源的进口天然气将通过西气东输二线工程向珠三角和长三角输送。 随39、着我国天然气消费量不断上升，以进口天然气为主的液化天然气项目加快发展。2008年，中石油位于大连和江苏的液化天然气项目相继开工建设。在国际油价不断高涨带动下，国际市场天然气价格也不断上涨。尽管如此，我国几大石油公司进一步加快了与国际卖家签署液化天然气长期购买合同的步伐。2008年中石油先后与卡塔尔液化天然气公司和壳牌等签署天然气销售与购买协议。中海油也与卡塔尔液化天然气公司和法国道达尔公司签署了液化天然气购买框架协议按照中国的天然气使用计划，我国天然气预期到2015年全国天然气的消费量将比2008年翻一番多，2015年-2020年全国天然气增长速度将放缓，但仍保持8%的增长速度，到时天然气的消40、费量将达到3000亿m3，从天然气需求结构上看，城市燃气和发电用气比例增长最快，天然气化工所占比例下降幅度最大，工业燃料用气所占比例有所增加。到2050年消费量会达到4500亿m3。供应缺口2010年200亿m3，2015年达400亿m3；而到2020年，我国天然气供应缺口将至少达到800亿m3。这一缺口有待进口天然气（或LNG）或开发其它天然气（如煤层气等）予以补充。而在进口天然气方面，发改委预计到2020年，中国要进口350亿立方米，相当于2500万吨/年。l 国内柴油生产及消费情况近年来我国柴油产量保持了快速的增长，2000年柴油产量为6971万吨，2007年达到12370万吨，增长了141、.7倍，20002007年年均增长率达到8.54%。近年来国内柴油产量如表2-1-2所示，消费量如表2-1-3所示，通过表2-1-4可以看出近年来我国柴油总体供求情况，可以看出我国柴油的进口量随着我国石油炼制能力的增加而逐步减少。2009年1-7月中国柴油表观消费量为7621.6万吨，同比下跌6.7%。其中国内柴油产量占表观消费量的比例为101.7%，同比增加7.3个百分点。（见表2-1-5）表2-1-2 近年我国柴油产量统计 单位：万吨，%年份产量比上年增长率2000年6971-2001年74576.992002年76993.242003年8503.810.452004年10162.119.42、502005年11061.68.852006年11653.45.352007年12370.2-1.66表2-1-3 近年我国柴油消费量统计 单位：万吨年度2000年2001年2002年2006年2007年柴油消费量6774.277107.657667.1511835.9412366.4表2-1-4 近年我国柴油总体供求情况 单位：万吨，%年份产量进口量出口量表观消费量2000年6971244769242001年7457272674312002年76994812675732003年8503.88522482802004年10162.127564100982005年11061.654148109643、82006年11653.470.577.511646.42007年12370.262.266.012366.400-07年均增长率8.54-8.64表2-1-5 2009年1-7月柴油产销总量平衡表 单位：万吨产品名称项目产量进口量出口量表观消费量产量/表观消费量（%）进口/表观消费量（%）依存度（%）柴油2008年1-7月7714.4482.325.38171.494.45.95.592009年1-7月7753.7125.3257.37621.6101.71.6-1.73同比%0.5-74917.8-6.77.3-4.3-7.33我国近十几年来我国国民经济一直保持了快速增长的势头，多数年份G44、DP增长保持在9%以上。近年国内柴油消费增长速度超过了汽油消费增长速度，与GDP增长率的弹性系数较高，近20年的平均值为1.1，特别是2007年我国几度出现柴油供应紧张的局面。按照我国中长期发展规划，2020年以前我国国民经济GDP年均增长速度将保持在7.5%左右，因此，预计2020年以前，我国柴油消费的年均增长率预计仍将保持8%以上的年均增长率。2009年中国成品油消费量有望增长0.5%达到3.81亿吨，包括6420万吨的汽油和1.34亿吨的柴油。l 石脑油产品供需现状及需求预测根据中国石化和中国石油“十五”计划及远景规划，2005年全国乙烯能力达到830万吨左右，需要石脑油耗量约1950万45、吨；预计2011年全国乙烯能力将达到1100万吨左右，需要石脑油约2650万吨；2005年全国PTA能力达到450万吨左右，石脑油耗量约730万吨；预计2011年全国PTA（精对苯二甲酸（PureTerephthalicAcid）的英文简称）能力将达到500万吨左右，约需要石脑油830万吨。因此，全国石脑油总需求，2005年为2680万吨左右，预计2011年为3480万吨左右。2005年全国石脑油产量约2470万吨，国内缺口210万吨。2011年比2005年需求增加30%，估计产量的增加只有20%，因此石脑油的缺口将增加到500万吨以上。根据上述预测，从全国来看，2011年石脑油供不应求。2.46、1.5当地需求及预测l 天然气企业所在地曲靖地区经济较发达，但由于能源一直以煤炭为主，污染严重，环境压力大。根据国家节能减排及环境保护的相关政策，以及当地政府的相关规划，把以天然气等清洁能源替代煤作为重要目标，因而对天然气的需求将持续增加。l 合成油本项目所产清洁石脑油、柴油，按就近、就地销售考虑。本项目所产清洁石脑油、柴油，按其性质，是重要的石油化工原料，可用于化工溶剂油、工业试剂、金属加工用溶剂油，也是潜在的催化重整制芳烃原料。2.1.6价格分析l 液化天然气天然气价格在不同地区和各个时间内会有所波动，但基本上都是按照替代燃料的原则来确定的。LNG气化使用便捷，运输灵活高效，价格较LPG更47、加经济和安全合理。随着经济的发展和人民生活水平的提高，对天然气的需求量将会越来越大，LNG具有的广阔的市场前景。目标市场由于液化天然气的优异性能和运输的便捷，主要用于城镇居民、公共事业、商业和汽车用气。液化天然气的汽车运输半径为2000km，火车、海运会更远，因此可以说国内大多数城镇都在经济合理的运输范围内。特别是曲靖及邻近云南等地区的城镇。对于这些地区天然气未覆盖的城镇，在铺设管道不经济的情况下，液化天然气以其单位运输成本低、综合利用范围广而成为比较理想的选择。本项目的目标市场定位主要有以下几个方向：市政燃气本项目所产LNG产品将优先考虑用作市政燃气。与发达国家相比，我国的民用燃气起步较晚。48、全国有配气管网的城市本身就少。有配气系统的城市，配送的天然气也仅占全部燃气的13%。本项目目标市场为曲靖及相邻地区，产品将以液化天然气槽车运输至用户。货运车和公交车用燃料如果本项目产品用于市政燃气后还有余量的话，可以用一部分LNG产品改造该城市的公交车系统和部分大中型货运车辆。市场容量LNG的合理运输半径是2000km，在此范围内有许多的大、中、小城镇目前已具备天然气消费的需求和足够的承受能力，只苦于气源不足，气源缺口还是相当大的，本项目建成投产后，能够提供的LNG产品，如果全部用作市政燃气，只可支持一个约200000户的中小城市的用户，同时市内的公交车和客运车及周边交通路线上的大中型货运车辆49、实施LNG燃料改装后其用量也是相当大的，对于其市场容量来说，本项目的市场前景是非常广阔的。l 石脑油通过调查分析，汇总出2007年、2008年2-11月份国内石脑油产量（见表2-1-6）及2009年1-7月全国石脑油产量（见表2-1-7）表2-1-6 2007年、2008年2-11月份国内石脑油产量统计表 单位：万吨月份2007年月产量2008年月产量同比%2007年累计产量2008年累计产量同比%2月24.962.5151.356.2138.3146.33月35.472.6104.893.4217.8133.24月28.266.1134.4121.6283.9133.55月32.758.1750、7.5152.8343.5124.96月30.56097183.2403.3120.37月36.765.979.8219.9469.5113.58月34.162.282.4253.9531.7109.49月42.362.247.2296.2593.8100.510月41.360.446.4337.4654.393.911月40.147.618.8377.5701.885.9表2-1-7 2009年1-7月全国石脑油产量表 单位：万吨名称2008年7月2009年7月同比%2008年1-7月累计2009年1-7月累计同比%石脑油104.7128.622.80%809.5811.70.30%2.2价51、格预测2.2.1 产品价格l 液化天然气（1）定价策略：经过市场调查及对生产成本的测算，我们把LNG的出厂价初步定为3.0元/立方米。（2）运输方式：所有产品运输委托专业运输公司。（3）运费测算：LNG公路运输成本0.05元/每百公里立方米l 合成油2008年，由于原油价格的上涨，导致石脑油价格异常高，在08年7月份，部分地区石脑油的价格甚至超过9000元/吨，但08年下半年及09年因金融危机的影响，石脑油的价格逐步下滑。随着我国经济回暖及国内对石脑油的需求的逐步增加，石脑油的价格行情将会有所好转。截止到2009年9月11日，我国石脑油价格总体上在6500元/吨左右。2.3产品的竞争力分析由于52、LNG产品的特殊性，在曲靖及邻近地区，相当长时期内均为卖方市场。加氢改质石脑油销售畅通，6000元/吨价格，已低于正常市场价格20%以上。3生产规模及产品方案3.1生产规模1)处理原料焦炉煤气量：20000Nm3/h。2)处理蒽油5万吨/年。年操作以8000小时计。3.2原料条件l 焦炉煤气1)气量：20000Nm3/h2)入口压力：0.005Mpa（表）3)温度：35l 4)组分表3-2-1成 分H2COCO2CH4N2O2CmHn(C2C4)焦炉煤气61.9%7%2.5%22.4%3.4%0.8%2%总硫H2S有机硫（COS、CS2等）450mgS/Nm3200mgS/Nm3250mgS/53、Nm3l 其它杂质含量如下：表3-2-2成分焦油萘苯NH3HCN噻吩mg/Nm350350470020050微量l 蒽油1)处理量：5万吨/年，年8000小时计2)蒽油组成表3-2-3分 析 项 目蒽油合成油密度(200C):g/ml1.200.87倾点，7总氮: %(m/m)1.01碱氮: %(m/m)0.45硫含量:%(m/m)0.61差值法氧含量:%(m/m) 1.12芳香组分+胶质+沥青质:%(m/m)98饱和烃:%(m/m)2.0粘度(200C):mm2/S粘度(500C):mm2/S粘度(800C):mm2/S4.7粘度(1000C): mm2/S3.0水含量:%(m/m)痕迹残炭54、，%1.40色度8.0灰分，%0.02酸值,mgKOH/g0.32杂质金属含量ug/gFe28.6V0.1Ni0.1Na0.1馏程 蒸馏类型D1160D86初馏点25210%31090%43829895%490干点3323.3产品方案1)天然气： 7078Nm3/h(气态)2)石脑油 11500t/a3）柴油 36727t/a3.4产品质量指标l 天然气本装置的产品是天然气，满足（GB17820-1999）的技术规格（一类）见下表。其质量满足中国国家标准液化天然气一般特性（GB/T 19204-2003）的技术规格。表3-4-1 液化天然气一般特性(GB/T 19204-2003)常压下泡点时55、的性质LNG 例1LNG 例2LNG 例3摩尔分数/%N2CH4C2H6C3H8i-C4H10n-C4H10C5H120.597.51.80.2-1.7993.93.260.690.120.150.090.3687.208.612.740.420.650.02相对分子质量/(kg/kmol)16.4117.0718.52泡点温度/-162.6-165.3-161.30和101 325Pa 条件下单位体积液体生成的气体体积/( m3/m3)5905905680和101 325Pa 条件下单位质量液体生成的气体体积/( m3/103kg)1 3671 3141 211l 合成油表3-4-2 石脑油56、馏分性质(C5180)分析项目汽油馏分收率，%（对原料重量）密度(20)：g/m10.740.81硫含量，ugg-128氮含量，ugg-110研究法辛烷值（RON）70表3-4-3 柴油馏分性质(180375)分析项目柴油馏分收率，%（对原料重量）80密度(20)：g/m10.87总氮，ugg-1100碱氮，ugg-110硫含量，ugg-150十六烷值35424 工艺技术方案4.1国内外生产技术现状l 合成天然气1) 国外合成天然气发展概况自上世纪70年代石油危机以来，煤制替代油、气技术的研究取得了一定成果，煤制合成天然气技术也得到较大发展。德国鲁奇公司结合BASF公司的甲烷化催化剂完成了整套57、工艺技术的开发，并成功应用于美国大平原工厂389万方/天的煤制SNG工厂，从而实现了煤制合成天然气的工业化。到目前为止，美国大平原气化工厂已经成功运行了23年。此外英国煤气公司和鲁奇公司合作，针对BGL气化炉的合成气特点开发了HICOM工艺及相应催化剂，并建立了2832m3/d的煤制天然气中试装置。丹麦Topsoe公司也成功研制了最高能耐700高温的宽温型催化剂，并开发了TREMP完全甲烷化工艺技术，其中试装置最长连续运行10000小时。随着全球能源问题日益突出，近年来国外的一些公司又开始关注煤制SNG技术的产业化应用。美国正在规划建设位于伊利诺斯州PowerHolding和Cardinal的58、两个煤制合成天然气项目。此外，加拿大、日本、瑞典、挪威等国也在规划建设煤制合成天然气项目。2) 国内合成天然气技术发展概况目前国内尚没有已经工业化的合成天然气装置，但大唐国际、大唐阜新、内蒙古汇能、中海油、新奥集团等大型能源企业已开始筹建或计划筹建煤制合成天然气项目。其中40亿m3/a，总投资247亿元的大唐国际和16亿m3/a，总投资91亿元的内蒙古汇能等主要依靠国外技术的煤制天然气项目已进入实质性实施阶段。在合成天然气的甲烷化技术方面，国内也做了大量工作，尤其在城市煤气甲烷化方面取得了较大发展。（1）我国成都五环新锐化工有限公司与中科院大连化物所、山东焦化集团已完成200Nm3/h全流程焦59、炉煤气甲烷化生产SNG工业试验，并于2010-7-31通过山东省科技厅鉴定，鉴定结论：整体水平居世界水平；（2）成都华智石化控股股东正实施5000Nm3/h焦炉煤气甲烷化生产天然气装置建设，并于2010-11-25开始试车；（3）攀枝花华益能源有限责任公司焦炉煤气合成液化天然气及蒽油加氢装置已完成初步设计，正开始施工设计，主体设备已开始订货。（4）研究开发成功镍系甲烷化催化剂，完成了分别适用H2/CO3及H2/CO3两种催化剂剂型，并经过示范工程煤气甲烷化装置的考验，在原料气总硫1ppm条件下，预计寿命达到两年以上。（5）催化剂具有甲烷化、变换双功能。CO单程转化率可达95%以上。在该催化剂上60、，CO2可以完成甲烷化。（6）对不同甲烷化及分离工况下流程模拟及优化，完成了甲烷化生产SNG及LNG的全套工艺的开发。总之，本方案中，焦炉煤气合成天然气工艺将采用一系列先进成熟技术。随着山东焦化集团200Nm3/h全流程焦炉煤气甲烷化生产SNG工业试验针的鉴定、5000Nm3/h焦炉煤气甲烷化生产天然气装置的成功投运，其可靠性和先进性得到充分的验证。l 蒽油加氢关于蒽油加氢精制或加氢改质技术主要有以下四种，其改善产品的程度不同，工艺流程、使用的催化剂、产品收率及操作条件也不相同：常规的加氢精制工艺用于解决催化柴油安定性问题，通常在较低的氢分压下完成，催化剂空速较高（一般大于2.0hr-1），发61、生的主要加氢反应为烯烃饱和、脱硫、脱氮、部分芳烃的饱和。由于催化柴油中芳烃特别是多环芳烃含量高，故催化柴油加氢精制的芳烃饱和过程可提高柴油的十六烷值48个单位。深度加氢处理（深度饱和）采用常规的加氢精制催化剂，在高压（8.012MPa）、低空速(0.51.0)条件下也可大幅度提高芳烃饱和程度。如AKZO公司推出的KF-852催化剂，在氢分压1013MPa，液时空速1.0h-1的条件下，可使含65%左右芳烃的催化柴油，加氢脱芳至1025%。深度加氢处理工艺，如果按催化剂功能划分为加氢精制和加氢饱和，则该工艺有以下两种流程：a、一段串联流程：加氢精制反应器和加氢饱和反应器串联操作，操作平稳可靠。b62、两段流程：加氢精制反应器和加氢饱和反应器之间设置高压汽提塔，使用氢气吹出反应产物中的H2S和NH3，脱H2S和NH3的精制油进入加氢饱和反应器在较低的温度下反应，利于充分发挥催化剂芳烃饱和性能。与一段串联流程相比，芳烃饱和可增加10个单位。与一段串联流程相比，两段流程投资增加较大；如石科院的DDA-II或抚顺院的FH-98/FH100工艺，均处于开发阶段。中压加氢改质主要用于催化柴油和轻蜡油混合料的加工，用于生产高芳潜重整原料和优质乙烯裂解原料，可在6.08.0MPa氢分压下完成，使用加氢精制加氢改质串联流程。精制段主要目标为脱氮催化剂空速为1.52.0hr-1，发生的主要加氢反应为烯烃饱和63、脱硫、脱氮、部分芳烃的饱和；改质段主要目标为对低氮油选择性开环（特别是多环芳烃开环），但伴生一些裂解反应；随着选择性开环反应程度的加深，裂解反应程度也随之加深，即产品柴油十六烷值提高幅度越大，柴油收率越低。如A院的RICH或B院的MCI工艺，柴油裂解率约为25%，可提高十六烷值12个单位；如欲生产II类柴油，柴油裂解率约为710%；这也是通常不采用中压加氢改质技术单独处理催化柴油的原因，这一点大大降低了催化柴油中压加氢改质的经济性。两段法脱硫脱芳工艺（HDS/HDA）两段法脱硫脱芳工艺用于生产低硫、低芳烃柴油，通常在5.56.5MPa氢分压下完成。第一段催化剂空速通常为1.52.0hr-1，64、发生的主要加氢反应为烯烃饱和、脱氮、部分芳烃的饱和、深度脱硫；第二段为脱芳段，在比脱硫段温度较低温度下，使用高加氢活性的贵金属催化剂实现深度芳烃饱和，催化剂空速为1.52.0hr-1，柴油裂解率很低，柴油收率高。如A院的DDA或B院的FDA工艺，生产II类或III类柴油时，柴油裂解率约为14%。两段贵金属催化剂工艺，由于其催化剂昂贵，流程复杂，其工程费用很高，其主要适用对象是可生产芳烃含量很低的II类或更高档次柴油。Topsoe的两段工艺包括：加氢精制、中间气提、加氢脱芳及产品气提。第二段采用TK908贵金属催化剂，据称该催化剂在进料硫含量数百ppm和较低的压力下，可达到较高的芳烃脱除率。 T65、K908贵金属催化的第一套工业装置，于1992年8月在丹麦Stigsnes的Kuwait炼油厂建成，用于生产城市 I 类柴油（芳烃160），产量36727吨/年本项目没有中间产品、副产品。4.2.7工艺流程说明l 净化分厂（1）压缩工序（11000#）管输至装置界区的焦炉煤气经气柜缓冲，由压缩机升压至1.2Mpa送至脱萘、脱苯。（2）净化工序（12000#）净化工艺最终目的是将焦炉煤气中杂质组分脱除，以满足甲烷化催化剂要求。该工序包括焦炉煤气干法脱硫、苯、萘、焦油的脱除、催化加氢有机硫转化、干法脱硫、中温氧化锌精脱硫。（3）甲烷化工序（13000#）由净化工序来的焦炉气，其中的苯、萘、焦油、氨66、和硫等有害杂质含量均已脱除到甲烷化催化剂允许的水平，进入甲烷化工序的焦炉气压力1.0MPa，温度40，O2含量0.15%0.3%。净化来的焦炉气分为两部分：其中一部分焦炉气与循环气混合，得到的入炉气温度50，经原料气预热后，加入一定量的工艺蒸汽，然后进入一级甲烷化反应器，通过甲烷化催化剂床层，反应后温度升高。从一级甲烷化反应器出来的反应气进入一级废热锅炉，在此副产蒸汽后，温度降低，然后与另一部分的净化后焦炉气混合后进入二级甲烷化反应器继续反应。二级反应出口气首先用于加热三级甲烷化进口气，然后进入二级废热锅炉，副产蒸汽后，温度降低，然后依次用于加热一级入口原料气、锅炉给水、脱盐水，充分回收余热后67、，进入甲烷化气水冷器，温度冷却至40以下，并分离掉游离水。得到的气相一部分去循环压缩机，增压后继续下一反应循环，其余部分经预热后，进入三级甲烷化反应器。三级出口反应气经热量回收并冷却分离后，气相送增压机。所有的工艺冷凝液汇集后经汽提合格送去脱盐水站。（4）气体分离单元气体分离单元采用变压吸附工艺，可生产纯度9098%的富甲烷化气，在开车初期还可为催化剂的升温、还原提供高浓度氢气作为还原气源。变压吸附由8台吸附塔、4台缓冲罐构成。在吸附塔中富氢气中CH4被选择性吸附下来，从塔顶流出的氢气去界外；吸附在塔内的CH4组分采用降压及真空的方式解吸出来送SNG压缩机。其运行过程如下：a）吸附过程合成气进68、入吸附塔，在塔内吸附剂的选择性作用下，气体中的CH4、CO2等组分被吸附下来。当被吸附杂质的传质区前沿(称为吸附前沿)到达床层出口预留段时，关掉该吸附塔的进出口阀，停止吸附，吸附塔开始转入再生过程。b）均压降过程吸附完毕后，顺着吸附方向将塔内的较高压力的氢氮气放入其它已完成再生的较低压力吸附塔的过程，该过程不仅是降压过程，更是回收吸附剂床层死空间有效气体的过程，本流程共包括4次均压降压过程以保证有效气体的充分回收。c） 逆放过程均压降完毕后，逆着吸附方向进行减压，使被吸附的CH4、CO2等杂质组分减压解吸出来的过程。e）抽真空过程逆放完毕后，用真空泵逆着吸附方向对吸附剂床层进行减压的过程，抽真69、空时进一步降低被吸附杂质组分的分压，使被吸附的杂质组分完全解吸出来。解析出的SNG气经缓冲稳压后去SNG气压缩机。f）均压升过程真空完毕后，用来自其它吸附塔的较高压力有效气体对该吸附塔进行升压的过程，这一过程与均压降压过程相对应，不仅是升压过程，而且更是回收其它塔的床层死空间有效气体的过程，为保证有效气体的回收率，本装置包括4次均压升压过程。g）升压过程均压升完毕后，为了使吸附塔可以平稳地切换至下一次吸附并保证产品纯度在这一过程中不发生波动，需要通过升压调节阀缓慢而平稳地用塔顶出来的氢气将吸附塔压力升至吸附压力，以保证产品升压过程的充分和减少对吸附压力波动的影响。CH4气提纯工序始终有2塔处于70、吸附过程、另外6塔处于再生过程，8台吸附塔通过时间程序控制阀门的开关状态来实现交替循环以达到提浓甲烷的目的。（5）氢气提纯单元（14000#）来自甲烷分离工序的富氢气体经压缩至2.4Mpa.G，作为本单元的原料气。本装置变压吸附（PSA）工序采用8-2-4/PSA工艺，即装置由八个吸附塔组成，其中两个吸附塔始终处于进料吸附状态，其工艺过程由吸附、四次均压降压、逆放、冲洗、四次均压升压和产品最终升压等步骤组成。吸附塔顶部排除气体为高纯氢气，作为加氢工厂原料气。其具体步骤如下：经冷却后气体自塔底进入吸附塔中正处于吸附工况的吸附塔，在吸附剂选择吸附的条件下一次性将氢气提纯至99.99%，从塔顶排出送71、加氢工厂作为原料气。当被吸附杂质的传质区前沿(称为吸附前沿)到达床层出口预留段某一位置时，停止吸附，转入再生过程。吸附剂的再生过程依次如下：均压降压过程这是在吸附过程结束后，顺着吸附方向将塔内的较高压力的气体放入其它已完成再生的较低压力吸附塔的过程，这一过程不仅是降压过程，更是回收氢气的过程，本流程共包括了四次连续的均压降压过程。逆放过程在均压结束、吸附前沿已达到床层出口后，逆着吸附方向将吸附塔压力降至接近常压，此时被吸附的杂质开始从吸附剂中大量解吸出来，解吸气送至解吸气缓冲罐,送燃料气管网。冲洗过程逆放结束后，为使吸附剂得到彻底的再生，用氢气对床层冲洗，进一步降低吸附质组分的分压，并将吸附质72、解吸出来。解吸气也送至解吸气缓冲罐，并送燃料气管网。均压升压过程真空过程完成后，用来自其它吸附塔的较高压力气体依次对该吸附塔进行升压，这一过程与均压降压过程相对应，不仅是升压过程，而且也是回收其它塔的床层死空间氢气的过程，本流程共包括了连续四次均压升压过程。产品气升压过程在四次均压升压过程完成后，为了使吸附塔可以平稳地切换至下一次吸附并保证产品纯度在这一过程中不发生波动，需要通过升压调节阀缓慢而平稳地用富氢气将吸附塔压力升至吸附压力。经这一过程后吸附塔便完成了一个完整的“吸附-再生”循环，又为下一次吸附做好了准备。八个吸附塔交替进行以上的吸附、再生操作(始终有两个吸附塔处于吸附状态)即可实现氢73、气的连续分离与提纯。l 液化分厂（1）甲烷气体压缩净化工序（21000# ）1）甲烷后气体增压来自甲烷提浓工序甲烷气体压力为35Kpa,经压缩机增压至4.0Mpa.G.2)纯化该单元由三个吸附塔组成，均为复合床层，气体从吸附净化塔A/B/C塔底进入，经过吸附床层在吸附剂的选择性作用下将气体中的二氧化碳、水等杂质吸附下来。吸附完成后，吸附净化塔经历热吹再生、冷吹降温后再次进入吸附过程。变温变压系统的三台塔A/B/C都经历吸附、热吹再生、冷吹降温等过程，由程序控制循环运行达到对气体净化的目的。下面以A吸附，B冷吹，C再生为例作来描述：吸附（A）：由界区外导入的温度为40,压力4.0Mpa的原料天然74、气，进入原料气分离器，脱除其中的游离水等杂质后进入吸附纯化塔。通过程控阀从塔底进入吸附净化塔，在吸附剂的作用下气体中的二氧化碳、水分等杂质被吸附下来，未被吸附的气体从塔顶流出经程控阀去下游工序。冷吹降温（B）来自液化冷箱的富含H2的气体经程控阀控制对已经完成再生的塔B进行冷吹降温，当温度降至约40时降温过程视为结束。出B的气体送再生气加热器加热。热吹再生（C）经再生气加热器加热的气体温度约220,经程控阀控制对C进行加热再生,当再生气出塔温度达到160时热吹再生可视为结束。出C塔的气体经程控阀进入再生气冷却器,用水冷却至40以下，经再生气液分离器分离水分后送锅炉做燃气。吸附切换（D）当吸附杂质75、在塔内的吸附前沿达到出口预留段时，即吸附剂吸附杂质达到饱和状态时，吸附完成。通过控制对应程控阀的开关使吸附净化塔A转入热吹再生过程。（塔B吸附、C冷吹，相应程控阀门按程序动作）。在计算机程序的控制下，各塔的步序依次有条地进行，三个塔各步时间错开，始终有一个塔处于吸附状态，达到对气体的连续净化。3）脱汞采用专用脱汞剂将气体中的汞脱除至小于1g/Nm3以下。（2）天然气液化工序（22000#）净化后的甲烷气中CH4的浓度95%，温度约40，进入冷箱后原料气依次进入三级板式换热器，温度逐级降低至-165，经节流阀减压至0.007 MPa(G)左右，进入过冷器过冷约0.6左右出冷箱，去往LNG储罐（甲76、烷含量大于99%，低热值大于8500kcal/Nm3）。不凝气依次逆流进入板式换热器复热，回收冷量后出冷箱，温度约37去纯化单元作再生气，然后去锅炉做燃气。（3）LNG贮运工序（23000#）LNG属甲A类可燃液体，可在常压或加压下低温储存。根据石油化工企业设计防火规范（GB50160-92）的划分，LNG的常压贮槽属于全冷冻式结构，带压储存的子母罐属于半冷冻式结构。采用常压储存，进入贮槽的LNG为低压高密度产品， LNG产品的贮存、运输效率高，但是能耗较大；带压储存通常多采用中压子母罐的方式，带压储存的优点是相对漏冷损失小，灌装方便，即使LNG泵出现故障或停电等，存储在储槽中的LNG照样可以77、靠自增压快捷方便地装车，同时这种方式储存可以降低生产能耗。本方案暂以常压储存进行设计。产品LNG有0.6的过冷，有利于转运和储存。罐区设计：LNG产量：按照17万Nm3/天来计算，采用常压储存，即121吨/天，体积为260m3/d，考虑到生产能力、销售与运输，厂区内储罐应该能够满足1520天左右的储存能力，储罐在充装时需留出一定的空间，作为介质受热膨胀之用，不得将储罐充满，至此LNG储罐最少容积为4500m3，另外考虑到xx地区调峰需求和罐区安全稳定运行的要求。选用1台5000m3的常压低温LNG储罐。装卸设施：本工程LNG罐区设置装车站。储罐区的LNG泵将LNG通过低温管道送至装车区域。装车78、区根据实际需要安排2个LNG装车位、每个装车位设置一套LNG装车鹤管。装车区域露天布置在LNG罐区防火堤外。LNG泵选用2台，每台流量为30m3/h，扬程40m。l 蒽油加氢工厂1）反应部分原料油经脱水、过滤后进入原料油缓冲罐，再经加氢进料泵增压后，在流量控制下与混合氢混合，依次经反应流出物/反应进料换热器、反应流出物/反应进料换热器、反应进料加热炉加热至反应所需温度，进入第一加氢反应器，反应流出物与热氢混合后依次进入第二加氢反应器、第三加氢反应器、第四加氢反应器，反应流出物依次经反应流出物/热氢换热器、反应流出物/反应进料换热器、反应流出物/低分油换热器、反应流出物/反应进料换热器、反应流出79、物/冷氢换热器换热后，经反应流出物空冷器及水冷器冷却至45，进入高压分离器，为了防止反应流出物中的铵盐在低温部位析出，通过注水泵将冲洗水注到上游侧的管道中；高分气送至循环氢压缩机入口分液罐，高分水减压后至酸性水处理部分；高分油经减压后进入低压分离器，低分气至稳定塔顶回流罐，低分水与高分水汇合，低分油至分馏部分。高分气经循环氢压缩机加压后分为两路，一路作为冷氢直接送至加氢反应器，另一路与新氢汇合后分为两部分，一部分与原料油汇合，另一部分依次经换热再经混合氢气加热炉加热至所需温度后与一级加氢反应器的反应流出物汇合。自制氢装置来的氢气经新氢压缩机入口分液罐脱液，新氢压缩机加压后与循环氢汇合。2)分馏80、部分自反应部分来的低分油经精制柴油/低分油换热器、反应流出物/低分油换热器换热至所需温度进入分馏塔；塔底由重沸炉供热；塔顶油气经分馏塔顶空冷器和分馏塔顶后冷器冷凝冷却至40，进入分馏塔顶回流罐进行气、油、水三相分离，闪蒸出的气体排至燃料气管网，含硫含氨污水与高分水汇合后至酸性水处理部分，油相经分馏塔顶回流泵升压后一部分作为塔顶回流，一部分作为粗汽油去稳定塔；塔底精致柴油依次经、精制柴油空冷器、精制柴油水冷器换热冷却至50送至产品罐区。粗汽油经稳定汽油/粗汽油换热器换热后进入稳定塔，稳定塔底用精制柴油作稳定重沸器热源，稳定塔塔顶油气经稳定塔顶水冷器冷凝冷却至40，进入稳定塔顶回流罐进行气、油、水81、三相分离，闪蒸出的气体至分馏塔顶回流罐，含硫含氨污水与高分水汇合后至酸性水处理部分，油相经稳定塔顶回流泵升压后大部分作为塔顶回流，小部分作为轻油出装置；塔底稳定汽油依次经、稳定汽油水冷器换热冷却至40后送至产品罐区。为了抑制硫化氢对塔顶管道和冷换设备的腐蚀，在分馏塔和稳定塔塔顶管道采用注入缓蚀剂措施。缓蚀剂自缓蚀剂罐经缓蚀剂泵注入塔顶管道。分馏塔塔底精制柴油经精制柴油泵增压后与低分油换热至100左右,然后进入柴油空冷器。H2COCO2CH4N2O2CmHn(C2C4)61.9%7%2.5%22.4%3.4%0.8%2%4.2.8物料平衡l 净化、甲烷化及液化单元物料平衡（干基）原料气净化COG82、冷却后甲烷化气体组成Nm3/hv%Nm3/hv%Nm3/hv%CH4448022.4448022.4717055.32H21238061.91238061.9510039.35CO1400714007CO25002.55002.5100.07O21600.81600.8N26803.46803.46805.26CmHn40024002H2O饱和H2S300mg/Nm30.1mg/Nm30.1mg/Nm3有机硫200mg/Nm30.1mg/Nm30.1ppmVS450mg/Nm30.1mg/Nm30.1mg/Nm3萘350mg/Nm31mg/Nm3苯4700mg/Nm310mg/Nm3焦油50m83、g/Nm30.1mg/Nm3NH350mg/Nm30.1g/Nm3HCN5mg/Nm3500mg/Nm3合计200001002000010012960100温度（）404040压力（Mpa）2Kpa1.2Mpa0.6(续表)： 净化、液化分厂物料平衡（干基）提浓后甲烷气体富氢气氢气LNG组成Nm3/hv%Nm3/hv%Nm3/hv%Nm3/hv%CH47114.3696.3255.641.00700799.0H21021.38499889.83470099.99CO0CO20O20N21702.305109.170.470.01711.0CmHnH2O1ppmH2S有机硫S萘苯焦油NH3HCN84、合计7386.36100.005563.641004700.471007078100温度（）404040-164压力（Mpa.G）5Kpa0.5Mpa2.20.007l 加氢单元物料平衡万NM3/年万吨/年%wt万吨/年%wt(Nm3/h)1#蒽油加氢处理单元硫化氢0.0060.11%5.0000 93.58 %氨0.05130.96%C1C40.375 7.02%C51651.15021.52%1653653.672768.74%氢气47000.3436.42%损失0.02500 0.47%水0.063 1.18%总进料5.343100.00%总收率5.343100.00%4.3原材料及公用85、工程消耗本装置的原材料和公用工程消耗量如表4.3-1所示。表4-3-1 原材料和公用工程消耗消耗量序号名 称规 格单位消耗量备注每小时每年1焦炉煤气Nm320000160001042蒽油t6.25101043新鲜水0.4MPa(G)t3628.81044循环水32t18001440104循环使用，成本计入电耗5氮气0.6MPa(G）Nm3150120104成本计入电耗6仪表空气0.7MPa(G)Nm3250200104成本计入电耗7蒸汽1.6MPa(G)t-1.5-1.2104外送焦化厂8电10KV/380V/220VkW895071601044.4主要工艺设备选择4.4.1设备选择原则本项目86、各装置将根据各自的工艺特点和物料特性，本着节约投资、安全可靠、能耗低、占地小等原则选择工艺设备。4.4.2主要工艺设备选择工艺关键设备包括压缩机、反应器，余热锅炉 、吸附塔、MRC压缩机、冷箱、LNG储罐、加氢反应器、加热炉、泵类等。焦炉煤气压缩机、MRC压缩机针对焦炉煤气特点，初级选用螺杆压缩机。由于螺杆压缩机本身运行方式决定了能很好适应焦炉煤气这种气源。国内已有非常好的运行机组。净化后焦炉气压缩采用往复压缩机。MRC压缩机采用离心压缩机。l 甲烷化反应器甲烷化反应器是系统关键设备之一。一级反应器及二级反应器均采用不锈钢。l 余热锅炉器采用国内先进的管式锅炉。l 变压吸附塔、纯化吸附塔吸附塔87、均为疲劳容器， 采用JB4732-95进行应力分析计算和设计，其他设备主要采用GB150-98标准设计，所有设备设计寿命15年。分布器结构独特，使气体呈活塞流均匀分布。l LNG精馏塔低温精馏塔。l 加氢反应器八十年代初，国内的设计、科研、制造、使用单位共同开始对引进的热壁加氢反应器技术进行了消化吸收与技术开发，在“七五”期间被列为国家重点科技项目攻关。并在1988年生产出第一台国产锻焊结构热壁加氢反应器。通过技术攻关锻炼了一大批科技人员，并在反应器的科研、设计、制造、检测、维护等方面积累了大量的宝贵经验。近年来该项技术在我国发展很快，我国设计的锻焊热壁结构反应器基本上都在国内制造，最大内径为88、4215mm，最大壁厚为281mm，反应器单台重量约961吨。通过对上述锻焊结构热壁加氢反应器技术的攻关和设计制造工作，国内已掌握了Cr-Mo钢材料锻焊反应器的设计、制造、检测等关键技术。第一重型机器厂不仅积累了生产几十台锻焊结构热壁加氢反应器的经验，并对反应器大型化所受运输条件限制而进行异地制造和现场组装开始了技术探索，并于最近实施了燕山石化公司炼油厂的加氢反应器现场组装、焊接、热处理、检测工作。国内为反应器内构件技术的开发、研究专门建立了必要的试验架，并取得了较多的研究经验。这一切都为现在开展大型化、高强度铬钼钢加氢反应器的研究打下了良好的基础。以前国内热壁加氢反应器的材质采用SA336-89、F22CL3，从国际加氢反应器所用材质的发展看，已经研制出更新的材质SA336-F22V，与SA336-F22CL3相比，新材质在抗氢腐蚀、抗损伤、抗氢剥离、抗回火脆性和强度等方面都有较大提高。1996年，在国务院重大办的组织下，由第一重型机器厂牵头，开发生产出SA336-F22V，2000年通过了模拟环的鉴定，2001年为镇海炼化生产了一台蜡油加氢脱硫反应器，近期将交付用户。本设计考虑设置反应器四台，第一加氢反应器、第二加氢反应器主体材质选用0Cr18Ni10Ti；第三加氢反应器、第四加氢反应器主体材质选用2.25 Cr1Mo（内部堆焊TP309+TP347）。l 加热炉本项目共有三台加热炉90、：第一反应进料加热炉设计热负荷为0.67Mw；第二反应进料加热炉设计热负荷为0.96Mw；分馏塔底重沸炉设计热负荷为0.9Mw。炉型选择由于加热炉热负荷均较小，为节省投资、方便操作，所以炉型均为纯辐射型圆筒炉。主要材料选择炉管材料：反应进料加热炉炉管材料为TP321H，分馏塔底重沸炉炉管材料为20#钢。4.4.3主要设备4.4.3.1主要动设备表4-4-1 主要动设备一览表序号压缩机名称台数技术规格备注1焦炉煤气压缩机2吸气压力3KPa/排气压力0.43MPa，处理气量10000Nm3/h轴功率1290KW,电机：1400KW往复压缩机2甲烷气压缩机2吸气压力3KPa/排气压力4.0MPa，处91、理气量4000Nm3/h轴功率740KW,电机：800KW往复压缩机3MRC压缩机2轴功率1210KW,电机：1400KW往复压缩机4工艺气循环压缩机1轴功率110KW,电机：132KW往复压缩机5富氢气/氢气联合压缩机1+1轴功率：915 KW往复压缩机6循环氢压缩机1+1轴功率：350 KW往复压缩机7加氢进料泵1+1轴功率：95 KW电动8注水泵1+1轴功率：10 KW电动9分馏塔塔顶回流泵1+1轴功率：11 KW电动10精制柴油泵1+1轴功率：21 KW电动11稳定塔塔顶回流泵1+1轴功率：8 KW电动12甲烷提浓真空泵2+12BE505-1 ,电机：220KW,轴功率：200KW电动92、4.4.3.2工艺设备表4-4-2 工艺装置主要设备表序号设备名称规格型号数量(台)材质一焦炉煤气、净化甲烷化、提浓及纯化1气柜22000，5000m31Q235B2粗脱硫塔3800，50m32Q235B3脱萘塔3800，50m32Q345R4预处理塔3600，40m33Q345R5预处理加热器F=116m21组合件6预处理冷却器F=73m21组合件7废液槽551.5m1Q235B8焦炉煤气除油器2200，30m31Q345R9加氢加热器F=140m21组合件10预加氢塔2200，12m31Q345R11一级加氢塔2200，20m31Q345R12高温脱硫塔3600，40m32Q345R13二93、级加氢塔2200，20m31Q345R14精脱硫塔2400，20m32Q345R15CS2贮罐1600，10m31Q345R16混合分离器1800，18m31Q345R17一级反应器1800，9m3130418二级反应器1800，9m3130419三级反应器1800，9m3130420循环气加热器F=125m21组合件21软水预热器F=125m21组合件22锅炉水预热器F=300m21组合件23甲烷化冷却器F=200m21组合件24甲烷化气液分离器1800，15m31Q345R25蒸汽分配台1000，4m31Q345R26循环气除油塔1200，6m32Q345R27一级废锅1组合件28二级废锅94、1组合件29CH4提浓吸附塔2800，50m38Q345R30富氢气缓冲罐2400，30m31Q345R31均压缓冲罐2800，100m32Q345R32逆放缓冲罐3600，150m31Q235B33解析气缓冲罐3600，150m31Q235B34脱水塔1200，5m33Q345R35脱水加热器F=87m21组合件36脱水冷却器F=77m21组合件37脱水分离器800，1.5m31Q345R38脱汞塔1000，3m32Q345R二液化39溴化锂冷水机组型号：BSY-100 制冷量：100104Kcal/h240空调水泵介质：低温水 流量：扬程：30m 水泵功率：241乙烷异戊烷卸车泵型号：YQ95、B-5/5 介质：乙烷/异戊烷流量：5m3/h 压差：0.5Mpa 功率：3kw242乙烷异戊烷加压计量泵型号：JML-Z320 介质：乙烷/异戊烷流量： 0.325m3/h 压差：1.0Mpa 功率：3kw243液化冷箱冷箱壳体：碳钢 精馏塔、主换热器：铝镁合金包括 (数量以单套计) ：主换热器热段（铝制板翅式） 2台主换热器中段（铝制板翅式） 2台主换热器冷段（铝制板翅式） 1台汽液分离器 1台 冷箱 1台冷箱外平台及梯子 1套冷箱内管道、阀门及支架等 1套144停车液体排放汽化器形式：空气加热式 工作压力：1.0MPa工作温度：-162 汽化能力：150Nm3/h介质：液化天然气 汽化后96、温度：低于环境温度5145冷箱停车加热器形式：管式，蒸气加热 热负荷：500kw 介质：氮气加热温度：100 蒸气条件0.8Mpa饱和蒸汽146制冷剂进口缓冲罐介质：混合制冷剂 容积：20m3工作压力：2.5Mpa 设计压力： 2.75MPa外形尺寸：2000 9302mm主要材质： Q345R 重量：13000kg147制冷剂贮罐介质：混合制冷剂 容积： 工作压力：4.05Mpa 设计压力：4.4Mpa 外形尺寸：22009302mm主要材质：Q345R 重量：14000kg148乙烷贮罐介质：乙烷 容积：10m3 工作压力：1.5MPa设计压力：1.77Mpa 外形尺寸：20003895m97、m主要材质：Q345R 重量：5631kg149异戊烷贮罐介质 ：异戊烷 容积 ：10m3 工作压力：0.8MPa设计压力：0.88Mpa 外形尺寸：20003895mm，主要材质：Q345R150异戊烷乙烷干燥器介质：异戊烷/乙烷 干燥后露点：-60吸附剂：4A分子筛 容积：0.114m3 工作压力：1.5Mpa 设计压力：1.77Mpa 外形尺寸：3251937mm 主要材质：Q345R 重量：141kg(不含分子筛)251乙烯贮罐形式：立式真空粉末绝热 容积：15m3工作压力：0.8MpaG 日蒸发率：0.3%152LNG贮罐形式：立式真空粉末绝热 容积：5000m3工作压力：0.8Mp98、aG 日蒸发率：0.3%153混合制冷剂吸附器介质：混合制冷剂 处理量： 阻力：20KP 工作压力：4.05Mpa 设计压力：4.4Mpa 主要材质：Q345R154停车制冷剂排放汽化器形式：空气加热式 工作压力：4.0MPa工作温度：-162 汽化能力：500Nm3/h介质：液化天然气 汽化后温度：低于环境温度5155灌充器型号：GC-8156贮槽BOG加热器形式：空气加热式 工作压力：常压 工作温度：-162 能力：800Nm3/h 介质：低温天然气 加热后温度：低于环境温度51三加氢部分57第一加氢反应器A14603700(切线)158第二加氢反应器B14604500(切线)159第三加99、氢反应器C160016000(切线)160第四加氢反应器B160018000(切线)161分馏塔140030000（切线）162稳定塔140028000（切线）163第一反应进料加热炉热负荷1340kW164第二反应进料加热炉热负荷1920kW165分馏塔底重沸炉热负荷1780kW66反应流出物/反应进料换热器A7004000 （切线）A=70m2167反应流出物/低分油换热器7004000 （切线）A=70m2168反应流出物/反应进料换热器B、C、D7003100 （切线）A=54m23369反应流出物水冷器7003100 （切线）A=44m2170精制柴油/低分油换热器AES600-1.100、6-15-3/25-4 A=34m23171分馏塔塔顶后冷器172稳定石脑油/粗石脑油换热器AES325-2.5-5-3/25-4173稳定塔塔顶水冷器BES500-2.5-55-6/25-2 A=57.4m2174稳定石脑油水冷器AES325-2.5-10-4.5/25-4 A=9.7m2175反应流出物空冷器P53-2-100176分馏塔塔顶空冷器P53-2-100177柴油空冷器P43-2-100178加氢原料油缓冲罐140069000（切线） 立式179高压分离器14005500（切线）立式，带分水包180低压分离器14004000（切线）卧式，带分水包181新氢压缩机入口分液罐600101、3600（切线） 立式182循环氢压缩机入口分液罐5002000（切线） 立式183分馏塔塔顶回流罐12003000（切线）卧式，带分水包184稳定塔塔顶回流罐12002000（切线）卧式，带分水包185缓蚀剂罐5001600 （切线） 立式186燃料气分液罐5003000（切线） 立式 187空气罐22004800（切线） 立式188放空罐18004500（切线） 卧式189地下污油槽160016001800 箱式190脱盐水罐7001600 （切线） 立式191加氢原料过滤器一套92精制柴油脱水器一台5002500（切线） 立式193原料油、成品油罐区及泵房原料油储罐2台2000m3，成品102、油罐2台2000m3、3台500m3。原料供料泵2台、装车泵3台成套94原料油卸车及成品油汽车装车设施卸车泵2台、2台卸车鹤管，4台装车鹤管成套4.4.4 化学品、填料表4-4-3 化学品、填料一览表序号名称规格型号一次用量(m3)更换频次(次/年)备注1粗脱硫剂23802/12脱萘吸附剂341001/23预处理吸附剂341201/34除油剂34501/15预加氢催化剂23121/16一级加氢催化剂23181/17高温脱硫剂23802/18二级加氢催化剂23201/19精脱硫剂23401/210甲烷化催化剂46201/211提浓甲烷吸附剂组合4001/1512脱水吸附剂组合151/313脱汞剂103、2341/114保护催化剂DLKA固态111/215精制催化剂DLKHP固态121/616裂化剂DLKHC固态111/217瓷球固态151/218CS2液态6开工一次用量,两年一次19阻垢剂12一年用量4.4.5程控阀表4-4-4 程控阀一览表序号规格数量（台）种类一预处理部分1PN1.6 DN30028气动程控阀二变压吸附提浓甲烷部分2PN2.5DN12517气动程控阀3PN2.5 DN15016气动程控阀4PN2.5 DN20017气动程控阀5PN2.5 DN3508气动程控阀二变压吸附提纯氢部分6PN4.0 DN8017气动程控阀7PN4.0 DN10025气动程控阀8PN4.0 DN1104、2536气动程控阀三脱水纯化部分9PN4.0 DN8017气动程控阀10PN1.6 DN2006气动程控阀合计1874.5自控系统4.5.1基本控制功能（1）顺序控制本装置的全部程控开关阀和控制调节阀，按照工艺给定的条件进行顺序控制和模拟调节，使装置正常工作。这要求顺序控制和模拟控制能有机的结合起来，进行复杂控制。并且对于多种切塔和恢复的控制，能实现多种不同的控制程序。所有的程控开关阀均带阀位检测、显示和报警功能。（2）程控调节这是由开关信号和模拟信号组合运行的复杂控制，分三个步骤：首先是顺序开关信号启动，然后进入自适应随动控制，最后由顺序开关信号关断或开启。该功能用于保证各关键压力变换能和理105、想曲线基本完全吻合。从而保证了工况的稳定和优化。 （3）联锁控制包括工艺参数联动调节，工艺参数安全联锁，产品质量联锁控制等。（4）动力设备监控包括压缩机、真空泵等各种动力设备的流程显示、关键参数的监控、动力设备故障的报警和动作联锁。（5）管理功能可以进行完善直观的工艺流程监控与动态显示，如故障自诊断，历史趋势，事故状态和各种操作记录及打印报表。可以和工厂管理网络联网，将装置运行参数和数据上传至管理计算机用于工厂管理、调度和数字统计； 显示与操作画面：总貌图工艺流程详图（多幅）报警画面调节回路棒图参数设定参数优化阀门状态阀门操作动力设备监控历史趋势（压力、流量、温度、液位、纯度等）实时趋势（压力106、流量、温度、液位、纯度等）打印班报表日报表月报表随机打印故障记录打印（6）故障诊断功能本控制系统可根据压力、阀位检测、温度、流量等参数自动对工艺或设备故障进行自动诊断。可实现完善直观的工艺流程监控与动态显示，PID回路调节、故障自诊断，历史趋势，事故状态和各种操作记录及打印报表。系统按两级网络配置，可进入工厂管理网络，也可连入INTERTNET实现远程故障诊断和远程技术服务。警和联锁处理。同时对控制系统自身的主要故障：如CPU故障、通讯故障也可进行自诊断，并提出故障警告和安全处理。4.5.2控制系统选型及配置采用集散控制系统。配置为：由一个控制站（一个DCS机柜）、6台操作站、6台工程师站（107、可兼操作站）等构成。部分DI/DO信号采用继电器隔离。本系统采用全冗余配置，包括输入和输出、控制器、电源、通讯总线等）按1：1冗余配置。国内厂家生产DCS系统已能满足要求。4.5.3仪表选型(1) 温度仪表控制回路的温度测量采用温度变送器，监视回路的温度测量采用热电阻（Pt100），就地温度仪表采用双金属温度计进行测量。(2) 压力仪表就地压力表采用弹簧管压力表，腐蚀性介质采用膜片压力表。压力变送器采用两线制带输出指示器的智能压力变送器，真空系统的测量采用两线制带输出指示器的智能绝压变送器。(3) 流量仪表对于一般介质的流量测量采用节流装置孔板，流量变送器采用两线制带输出指示器的智能差压变送器108、。工艺管径50mm的流量采用金属转子流量计，对一般腐蚀性介质的流量测量采用电磁流量计。对于来自界区的主要工艺物料的流量测量采用高精度的质量流量计。(4) 液位仪表一般液位测量采用浮筒液位变送器。腐蚀性介质、大测量范围液位测量采用双法兰智能液位变送器。对于腐蚀性介质储罐的液位测量采用射频导纳液位变送器，一般介质储罐的液位测量采用单法兰智能液位变送器。(5) 调节阀和两位控制阀调节阀的执行机构选用气动薄膜式，并配带智能电气阀门定位器，以及成套配带法兰。参与联锁控制的两位控制阀选用单作用气缸弹簧复位型式的O型切断球阀，并配带电磁阀、限位开关及反法兰的相关附件。专用程序控制阀采用气动程控阀。(6) 其109、它仪表成套机组的仪表由制造厂家成套提供。表4-4-5 仪表选型表序号名称及规格数量（估计）备注1智能压力/差压变送器160台2流量计孔板41台3调节阀92台4阀门定位器92套5气动电磁阀DC24V187台6阀位传感器（磁敏）187只7DC24V仪表电源4台8安全栅233台9温度变送器158台10仪表柜10套11液位计35台12现场仪表全套13在线露点分析仪1套14在线CO2微量分析仪1套15MRC色谱分析系统满足要求16可燃气体报警仪50台17EDS1套4.5.4仪表安全技术措施仪表的防腐对于腐蚀性介质，仪表测量元件的材质等同于或高于工艺管道材质。仪表的防干扰仪表信号电缆采用铜芯对绞屏蔽电缆，110、信号电缆与供电电缆采取隔离措施。仪表及其接地系统仪表信号电缆的屏蔽在控制室一侧一点接地，DCS系统的接地根据厂家的具体要求进行。主控制室的操作室和机房要求设空调，地面应考虑防静电措施等，仪表维修只考虑现场维修，需新增设维修设施和维修人员。仪表的防爆危险区域的仪表采用隔爆型或本安型仪表。仪表附件也采用相应的防爆措施。穿线盒、接线箱、汇线槽、接头等均应达到防爆要求。4.6设计中主要采用的标准及规范4.6.1工艺设计中采用的主要标准及规范表4-6-1 工艺设计中采用的主要标准及规范序号标准名称标准号1化工工厂初步设计内容深度的规定HG20518-922化工工艺设计施工图内容和深度统一规定HG2051111、9-923氢氧站设计规范GB50177-934化工装置设备布置设计规HG20546-925石油天然气工程制图标准SY/T 0003-2003 SYJ 3-916天然气脱水设计规范SY/T 0076-2003 SY/T 0076-934.6.2设备设计中采用的主要标准及规范表4-6-2 设备设计中采用的主要标准及规范序号标准名称标准号1钢制压力容器GB150-982钢制压力容器-分析设计标准JB4732-953压力容器安全技术监察规程劳动部1990 4钢制化工容器材料选用规定HGJ15-895钢制化工容器强度技术规定HGJ16-896钢制化工容器结构设计规定HGJ17-897钢制化工容器制造技术112、规定HGJ18-894.6.3自控设计中采用的主要标准及规范表4-6-3 控设计中采用的主要标准及规范序号标准名称标准号1过程检测和控制系统用文字代号和图形符号HG20505-92 HGJ16-892自控专业仪表修理设计参考手册3石油化工自动控制设计手册第二版4调节阀口径技术指南5节流孔板计算指南5 原料、辅助材料及燃料的供应5.1原料、辅助材料、燃料的种类、规格、年需用量本工程所需的原料焦炉煤气、蒽油来自焦化厂，其主要原辅材料见下表5-1-1。表5-1-1 主要原料、辅助材料、燃料来源表项目名称数量来源包装要求运输方式更换频次(次/年)原料焦炉煤气20000Nm3/h焦化厂管道蒽油5万吨/年113、焦化厂管道辅助材料粗脱硫剂80m3外购汽运1/2脱萘吸附剂100m3外购汽运1/2预处理吸附剂120m3外购汽运1/3除油剂50m3外购汽运1/1预加氢催化剂12m3外购汽运1/1一级加氢催化剂18m3外购汽运1/1高温脱硫剂80m3外购汽运1/2二级加氢催化剂20m3外购汽运1/1精脱硫剂40m3外购汽运1/2甲烷化催化剂20m3外购汽运1/2提浓甲烷吸附剂400m3外购汽运1/15脱水吸附剂15m3外购汽运1/3脱汞剂4m3外购汽运1/1保护催化剂DLKA11m3外购汽运1/2精制催化剂DLKHP12m3外购汽运1/6裂化剂DLKHC11m3外购汽运1/2瓷球15m3外购汽运1/2CS26114、m3外购汽运原始开车用阻垢剂12m35.2主要原辅材料市场分析原料焦炉煤气和蒽油由焦化厂通过管道分别输送提供，来源稳定可靠。燃料煤通过汽车从拟建厂址旁边的洗煤厂运输而来，来源稳定可靠。本工程所需要的催化剂以及其它化学药品等均从市场采购，由汽车运输至工厂。5.3水、电、汽及动力供应表5-3-1 公用工程消耗一览表公用工程名称单位消耗说明小时消耗年消耗电kW89507160104外部提供循环冷却水t18001440104内部提供新鲜水t3628.8104外部提供仪表空气Nm3250200104内部提供蒸汽t-1.5-1.2104供应焦化厂5.4供应方案的选择供电本工程的用电量为8950kW，所有用115、电由电网提供。本工程电源取自附近的35kV变电站，双回专用电源线路采用架空线敷设。供水：本工程新鲜水用量为36m3/h，采用园区统一供水方案，供水量可以满足本工程生产用水要求。蒸汽：开工蒸汽由自备锅炉提供。仪表空气：本工程仪表空气由新建的仪表空气站提供。5.5资源合理利用分析（1）原料焦炉煤气热值偏低，用户受限。利用气体中一氧化碳、二氧化碳及氢气合成CH4，并加以分离，获得高热值天然气。将焦炉煤气变为稀缺资源-液化天然气，附加值显著提高。副产氢气作为蒽油加氢原料气。（2）选用科学、合理的工艺路线，采用先进的工艺技术及管理手段，进一步达到减少能量消耗的作用和目的。6 建厂条件和厂址选择6.1建厂116、条件6.1.1厂址地理位置焦炉煤气合成液化天然气及蒽油加氢装置拟建于德鑫集团内，位于云南省曲靖市xx县xx，东与贵州省的盘县毗邻，北与宣威县接壤，南连罗平等县。地理位置为东经1041724”，北纬2539。 昆明至小云尚铁路线从xx县城边缘通过，在沾益车站和贵昆线接轨，xx至昆明铁路里程约232Km，至沾益约64km。滇黔公路由县城及厂区边缘通过。厂内地形经平土后，西北部低，由东南向西北倾斜。地面标高介于1975.00m1980.00m之间。 根据工程及水文地质勘探报告：该厂区内无不良地质现象。 厂区所在区域不受洪水和内涝影响。新建厂区占地面积12万m2。.主导风向：东南风，冬季为西南风。6.117、1.2工程地质、地震烈度、水文地质情况6.1.2.1工程地质及水文条件根据昆明工程勘察公司2004年5月13日提供的云南德鑫集团煤化工园区待建工程区域初步岩土工程勘察报告，拟建工程场地地处两谷夹脊地段，脊部地段地形平坦，两谷地形为斜坡，经勘察边坡稳定，未发现滑移体，泥石流、活断层、岩深洞穴等危害建筑物安全的不良工程地质现象存在，属稳定性良好的建筑地。场地地下水为弱裂隙含水层，地下水位埋深0.0010.20米，场地水文地质条件简单，在开挖基坑时需考虑排水措施。地下水对混凝土结构及其内部钢筋无腐蚀性。6.1.2.2地震烈度根据国家地震局最新颁发的中国地震动峰值加速度区划图和中国地震动反应谱特征周期118、区划图；该地区地震烈度为7度。本工程抗震设计参数待场地地震安全评价经省地震局主管部门批准后确定。6.1.3气象条件xx县地处温带，属山地季风性气候历年平均气温1415最高气温34最低气温-11年平均风速3.3m/s6.1.4 交通运输条件xx县xx交通运输条件优越，可满足项目的运输需要。6.1.5水源供水、排水情况 水源由焦化厂统一供水。生产、生活污水经污水处理系统处理达标后供给洗煤厂回用。6.1.6电源、供电、电讯情况分别由xx城关变电站和xx县东堡变电站引来两路独立的35kV电源，作为中央配电所供电电源。本工程大部分电力负荷属二类用电负荷。故两路35kV电源中的任何一路均应能承担本工程10119、0%供电负荷。6.1.7与地区规划的关系和生活福利条件厂址位于xx县xx。符合当地经济规划。6.2厂址方案厂址位于xx县xx德鑫集团煤化工园区，交通方便、供水条件具备、供电条件好、具有良好的建厂条件。本工程占地200亩，厂区交通方便，供水条件具备、供电条件好，具有良好的建厂条件。7公用工程和辅助设施方案7.1总图运输7.1.1总平面布置（1）总平面布置原则a）遵守国家及行业颁布的有关规范、规定，满足防火、安全、卫生及环境保护等标准、规范的规定。b）符合工艺流程要求，满足施工、安装、操作及检修要求，平面布置紧凑、节约用地。c）结合地形、风向按功能分区集中布置，合理规划，方便生产、管理。d）物流顺120、畅，线路短捷，减少折返与迂回，人流、货流出入口分开设置，减少干扰。e）本装置生产火灾危险分类为甲类，装置的总平面布置应严格按照建筑设计防火规范和化工企业总图运输设计规范有关规定进行布置。f）设环形消防通道。（2）工厂主要组成厂区主要由包括焦炉煤气净化分厂、液化分厂、加氢分厂组成。工艺生产装置包括焦炉煤气净化分厂、液化分厂、加氢分厂；公用工程设施由循环水站、生产及消防设施、变电所、空压站、制氮站等组成。装置主要组成及用地面积为120000m2，详见表7-1-1。表7-1-1 厂区主要组成及用地面积表（m2）序号名称面积备 注1生产装置1000002公用工程及辅助生产设施20000合计120000121、（3）总平面布置方案总平面布置方案如下：由于本项目主要生产装置火灾危险性为甲类，主要原料和产品火灾危险等级较高，因此相互间及与界区外建筑的防火防爆间距满足有关规范要求。同时结合拟建装置交通条件、人流货流入口位置、地形及风向，考虑到安全、卫生以及功能分区进行总图布置。7.1.2工厂运输装置生产所需原料焦炉煤气为气态，采用管道输送；蒽油为液态，也采用管道输送；锅炉给水采用管道输送；脱硫剂、吸附剂及催化剂等辅助材料运量为：700吨/年。产品LNG（40445吨/年），石脑油、柴油为液态（48227吨/年），外送蒸汽1.2万吨/年。其中LNG采用专用罐车运输。运出小计：88672吨/年。7.1.3绿化122、为绿化美化厂容，创造良好的厂区环境，为尽量合理提高厂区的绿化覆盖率，在总平面设计中统一规划考虑。在道路两侧种植行道树，充分利用边角地植草种花，绿化美化厂区环境。优先选用对污染气体有抗性、吸附性及滞尘能力强、适应能力强、易于成活、树态美观的乡土植物。厂区内的绿地用地面积为，绿地率25%。7.2供电7.2.1电力供应和资源状况本工程电源取自附近的35kV变电站，35kV双回专用电源线路采用架空线敷设。7.2.2用电计算负荷及负荷等级（1）用电负荷：用电设备装机容量10431kW。（2）负荷等级a）根据工艺生产装置及辅助生产装置用电负荷特点, 其用电负荷划分为二级负荷。b）一些必须连续运转的工艺用电123、设备及消防设施的用电负荷划分为一级负荷。c）仪表DCS装置用电负荷及应急照明负荷划分为重要负荷。d）其它负荷属于三级用电负荷。表 7-2 -2 全厂用电负荷计算表序号装置名称10kV动力380V照明需要容量（kW）小计需要容量（kW）备注需要容量（kW）需要容量（kW）1工艺主生产装置90005002095202循环水及消防500105103空压站22012214办公楼等辅助建筑15030180合计900013706110431 7.2.3 供电方案选择与比较由工业园区提供。7.2.4节电措施 （1）选用低损耗非晶干式变压器SCRBH11，该型号变压器空载损耗仅为0.96kW，而其它干式变压器124、空载损耗为2.4kW,效果较显著。（2）生产装置及辅助生产装置区或厂房安装高度低于2.8m的灯具光源采用电磁感应灯（该光源目前小功率比较经济），该灯具节电效果明显，且寿命长；另外对道路照明及户外装置区照明采用光电控制装置，避免人为的能源浪费。（3）双回电源电缆线路按经济电流密度选择电缆截面。（4）采用电容补偿装置，避免线路传输中及用电设备运行中无功负荷的输送造成的电损。7.2.5防雷及防静电措施 （1）本项目生产装置区内凡具有2区爆炸或11区火灾危险环境的建筑物及生产装置均按第二类防雷设防；变配电所、控制楼、循环水冷却塔按第三类防雷设防，其它非爆炸危险场所是否按第三类防雷设防，将根据各建筑物年125、预计雷击次数确定。（2）对于第二类和三类防雷建筑物，采用在建筑物屋面上装设不大于1010 m或128 m网格的避雷网（带）或避雷针或由其混合组成的接闪器，用以防止防直击雷保护，所有避雷针应采用避雷带相互连接。（3）为消除易燃易爆装置在生产过程中产生的静电危害，凡可能产生静电的设备均作防静电接地。（4）所有各生产装置区（或界区）内设置的工作接地、保护接地、防雷及防静电接地等各种接地共用人工接地装置或自然接地体必须相连接构成等电位联结的接地网，整个装置区设置接地干线，将各生产单元区（或界区）内接地网连接成一个整体，以使整个厂区接地系统尽可能处在等同电位。7.2.6主要设备和材料选型变压器拟选用非晶126、干式节能变压器。表 7-2-2 主要设备和材料一览表序号名称型号及规格单位数量备注1变压器SCRBH11 1500kVA10/0.4kV D,Yn11台2直流电源65AH套3低压配电柜台4电容补偿柜台5UPS套6小型防腐动力箱台7防腐检修箱台8防爆动力箱台9防爆检修箱台10防爆防腐操作柱套11低压电缆ZR-YJV-1kV-km12控制电缆ZR-KVV-0.5kV-7x1.5km13计算机控制电缆ZR-DJYPVP-2x2x1.5km14电缆桥架热镀锌吨15接地线铜包钢 S=120mm2km16型钢吨7.2.7 照明系统（1）照明电源照明电源为380/220V三相五线制系统。有低压配电室引出照明127、电源至各工段装置区防爆配明配电室（防爆等级dCT3），经照明配电箱放射式给各照明回路供电。各照明回路采用单相三线制。照明系统选用电缆或电线的最小截面不小于2.5mm2。（2）爆炸危险区域室内照明a）照明灯具全部采用防爆灯具（防爆等级dCT3），由防爆照明配电箱（防爆等级dCT3）集中控制。b）照明配线主要采用ZR-YJV-0.6/1电缆或ZR-BV-0.5KV铜芯线穿镀锌钢管明敷。（3）爆炸危险区域室外照明a）灯具采用防爆马路弯灯（防爆等级dCT3），钢平台上装防爆平台灯（防爆等级dCT3），由安装区域内的防爆照明配电箱（防爆等级dCT3）集中控制。b）照明配线采用ZR-YJV-0.6/1电缆128、或ZR-BV-0.5KV铜芯线穿镀锌钢管明敷。c）装置区道路照明在爆炸危险区域内采用防爆马路灯（防爆等级dCT3）；在非爆炸危险区域采用防水防尘马路灯，由安装在配电室的照明配电箱集中控制，并采用定时自动控制的办法。（4）厂房内、室外塔罐区及钢平台上照明光源采用金卤灯；在有机泵等转动设备处，采用白炽灯或分相电源防频闪效应；变配电室、控制室内安装荧光灯。（5）应急照明在厂房内装设自带蓄电池的防爆应急灯（防爆等级dCT3）作为应急照明；在变电所内及主控楼设置自带蓄电池的应急照明灯作为应急照明。7.2.8 设计中采用的主要标准及规范序号标准编号标准名称1GB 50034-2004建筑照明设计标准2GB129、 50052-95供配电系统设计规范3GB 50053-9410 kV及以下变电所设计规范4GB 50054-95低压配电设计规范5GB 50055-93通用用电设备配电设计规范6GB 50056-93电热设备电力装置设计规范7GB 50057-94(2000)建筑物防雷设计规范（2000版）8GB 50058-92爆炸火灾危险环境电力装置设计规范9GB 50060-923110 kV高压配电装置设计规范10GB 50062-92电气装置的继电保护和自动装置设计规范11GB 50160-92(99)石油化工企业设计防火规范（1999年局部修订）12GB 50174-93电子计算机机房设计规范1130、3GB 50217-94电力工程电缆设计规范14GB J50016-2006建筑设计防火规范15GB J63-90电力装置的电测量仪表装置设计规范16GB J64-83工业与民用电力装置的过电压保护设计规范17GB J65-83工业与民用电力装置的接地设计规范18GB 50227-95并联电容器装置设计规范19GB 50217-1994发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程20SH/T 3027-2003石油化工企业照度设计标准21SH 3038-2000石油化工企业生产装置电力设计技术规范22SH 3060-1994石油化工企业工厂电力系统设计规范23SH/T 3082-2003石油化工仪表供131、电设计规范24SH 3097-2000石油化工静电接地设计规范25HG/T 20666-1999化工企业腐蚀环境电力设计规程7.3给排水7.3.1概况本工程用水新鲜水由工业园区提供，可满足生产、消防用水。生活用水由自来水管网供。生活生产污水经收集后视污染程度分别排至不同的污水处理设施分别处理达标后送洗煤厂洗煤使用。根据环保要求，排水系统按清污分流的原则，厂区内的清净雨水通过暗管排至厂区外雨水管网，焦炉煤气压缩生产污水排至污水处理场。甲烷化生成水，约4t/h,经自备水处理设备处理后，做循环水补充水。7.3.2.设计中采用的有关规范序号标准编号标准名称1GB 50013-2006室外给水设计规范2132、GB 50014-2006室外排水设计规范3GB 50015-2003建筑给水排水设计规范4GB 5749-2006生活饮用水卫生标准5GB/T 50102-2003工业循环水冷却设计规范6GB50050-2007工业循环冷却水处理设计规范7GB/T 50392-2006机械通风冷却塔工艺设计规范8GB 8978-1996污水综合排放标准9GB50016-2006建筑设计防火规范10GB50160-92（1999年版）石油化工企业设计防火规范11GB50219-95水喷雾灭火系统设计规范12GB 50338-2003固定消防炮灭火系统设计规范13SH3015-2003石油化工企业给水排水系统设133、计规范14GB/T 18920-2002城市污水再生利用城市用水水质7.3.3 设计范围负责界区内的给排水设计。7.3.4 设计原则（1）设计中执行国家法规、规范和标准。（2）尽量依托现有的给排水设施，以节约投资，减少占地。（3）设备选型安全、可靠。（4）设计中采取有效措施确保安全，严格执行国家有关安全和消防规定。（5）采用优质高效的水质稳定剂提高循环水的浓缩倍数，减少循环水的补充量和排污量。（6）根据节约用水原则,本设计生产用水尽可能循环使用,其它用水采用分质供水。排水采用清污分流、按质分类的原则。（7）消防上做到“安全第一，预防为主，防消结合”。7.3.5用水量及排水量本工程生产装置用新鲜134、水量为36m3/h，冲洗地面水量为1m3/h，厂区生活用水量为1m3/h，未预见水量2m3/h，甲烷化生成水4t/h，经处理后补充进循环水系统。所以厂区共计用量为36m3/h。表7-3-1 全厂用水量表（m3/h）序号用水单元新鲜水生活水回用水循环水（正常/最大）1生产装置-42冲洗地面13装置生活用水014循环水场补水365厂区绿化用水16未预见水量2合计401-41800/1900表7-3-2 全厂排水量表（m3/h）序号排水单元生产污水（正常/最大）生活污水清净废水高浓度低浓度1焦炉煤气压缩1.02蒽油加氢排水3冲洗地面水14循环水系统15生活污水16动力分厂合计1.01117.3.6 135、给水工程（1）水源及输水工程本项目用水来自园区，用水量36m3/h。给水系统是从水源送至循环水场，同时经过水泵加压后送至各用水点。水质资料如下：表7-3-3 水源水质表序号检测项目单位含量GB5749-851色度915度，无异色2臭和味无不得含有3混浊度度2.63度，特殊情况5度4肉眼可见物mg/L无不得含有5PHmg/L8.36.5-8.56总硬度（以碳酸钙计）mg/L300.274507硫酸盐mg/L55.982508氯化物mg/L17.062509溶解性总固体mg/L378100010硝酸盐氮（以氨计）mg/L2.6120（2）生活给水直接引自园区自来水供水接口。（3）高压/低压消防水系136、统a）消防水量本工程属于石油化工类中小型装置，根据相关设计规范,厂区消防水量范围：150L/s300L/s，现按200L/s取值,按同一时间内最大一处火灾考虑，火灾延续时间4小时计，一次火灾消防总用水量为2880m3。b）消防水泵房消防水泵房设消防泵3台（两开一备），其性能为Q=100 L/s、H=90 m。消防稳压泵3台（二开一备），其性能为Q=5 L/s、H=70 m。配带一台气压罐和控制柜。平时由稳压泵维持系统压力0.65 MPa，火灾时根据管网压力变化自动启动消防泵向系统加压供水。（4）循环水站a）设计规模全厂循环水量为1800m3/h；本设计循环水站的设计规模按2000m3/h考虑。137、b）设计条件气象参数:干球温度湿球温度年平均气压88.6kpa设计工况设计循环水量5000 m3/h循环给水温度32 循环回水温度40 循环给水压力0.40 MPa 循环回水压力0.20 MPa旁滤水量200 m3/h排污水量 1m3/h补充水量 70m3/h 设计原则采用先进的工艺、设备和材料，做到可行、便于操作、便于管理、节能、降耗和节约投资。减少新鲜水用量。减少排污，在可行的情况下提高浓缩倍数。 采用优质高效的水质稳定剂提高循环水的浓缩倍数，减少循环水的补充量和排污量。c）循环水系统组成循环水系统由冷却塔、塔下水池、循环水泵、加药、加氯及管网组成。d）设计方案循环水冷却塔采用逆流机械通风138、冷却塔（钢筋混凝土结构），玻璃钢围护结构。循环水回水直接上塔经冷却后至下部集水池后，用泵加压送至各工艺用水点使用。（5）主要建、构筑物及设备a）塔下水池本工程冷却塔按2座设计，单座塔主要参数如下：处理水量 1000 m3/h进水温度 40 出水温度 32 进、出水温差 8 配套电机功率 37kW冷却塔采用半地下式钢筋混凝土结构，在吸水池两侧设平板格网，拦截污物。b）水泵房循环水泵房采用半地下式结构。c）水泵泵房内设置电动循环水泵3台，2用一备，单台泵性能参数为：设计流量Q=1000m3/h,设计扬程为50 m，电机功率为：185KW，电压380V。泵房内设置电动单梁起重机一台,水泵自灌启动。（139、6）加药、加氯系统a）加药系统为减少结垢和腐蚀以保证换热设备的换热性能，同时延长设备和管道的使用寿命，设成套加药设备一套，控制浓缩倍数N=10。药剂选择根据循环水水质确定。加药量：100L/h。b)加氯系统为了杀菌灭藻（消毒），以减少循环水中因生物繁殖和沉积吸附在管壁上形成阻力和影响传热，设置加氯装置。考虑液氯的不安全性，本工程采用二氧化氯消毒。二氧化氯投加为化学法，复合型，原料为HCl及氯化钠，设计加氯量为12kg/h。（7）旁滤为了使循环水在设计确定的浓缩倍数下的水质不超标，保证浊度3 mg/L，设置旁滤水处理设施，以除去悬浮物、生物粘泥等。根据工业循环冷却水处理设计规范的规定，旁滤水量在140、2%5%之间。本次设计选用浅层介质石英砂过滤器，优点为占地少，出水水质好，反冲洗用水量少，带自控系统。旁滤水量按Q=200 m3/h设计，占循环水量的2.5%。（8）主要设备一览表如下 表7-3-4 循环水站主要设备表设备或构筑物名称规格或大小数量备注逆流式冷却塔Q=1000 m3/h2台冷却塔风机2台塔下水池1座循环水泵房1座循环水泵3台2用1备消防水泵3台2用1备电动单梁桥式起重机起重量10t1台浅层介质过滤装置Q=100m3/h，滤料为石英砂1套包括检测系统、浅层介质过滤器加药装置成套加药设备1套100L/h二氧化氯投加装置成套加氯设备1套12kg/h7.3.7 排水工程（1）排水系统包141、括：生活污水排水系统、生产废水排水系统、清净废水系统、雨水系统。a）生活污水排水系统装置区生活污水量为1m3/h，送至生活污水处理站进行生化处理。b）生产污水排水系统生产污水主要来自工艺装置，其中高浓度生产污水来自焦炉煤气压缩和加氢，水量为8.4 m3/h。低浓度污水来地面冲洗水，地面冲洗水量1 m3/h。高浓度生产污水都排至焦化厂回用，低浓度调废水加压送至焦化厂污水处理装置。甲烷化生成水甲烷化过程生成水4t/h，属于清洁水。开车初期，由于系统设备、管道很难做到洁净，会带少许杂质，因此方案中设置一套水处理系统，将此部分水处理后送循环水装置，做补充水。表7-3-5 水处理主要设备表序号设备名称型142、号规格数量材质1水泵Q:12m3/h排压：1.0MPa2台不锈钢2过滤器1400，3 m31台碳钢3活性碳吸附器1200，2 m32台碳钢c）雨水及清净生产废水排水系统雨水通过地下管道排入雨水系统，排至厂区外雨水管网。7.3.8事故水池根据中国石油天然气集团公司石油化工企业水污染应急防控技术指南（试行），消防事故水池储存水量为一次火灾消防的用水量，钢筋混凝土结构，消防水池与生产蓄水池合用，有效容积为 3000m3。7.4空压站及制氮站7.4.1空压站空压站的任务是向工艺装置提供仪表空气，同时，向制氮站提供满足制氮要求的压缩空气。设计范围包括从空气压缩机到向用户输出的供气总管范围的设备管道和控制143、系统。（1）压缩空气负荷及规模表7-4-1 压缩空气负荷表序号装置名称单位装置用量正常/最大备注1工艺装置Nm3/h250/220装置空气间断使用2制氮站Nm3/h600/750合 计Nm3/h850/970本工程空压站规模按1000 Nm3/h进行设计。（2）压缩空气的质量要求为压力 0.8 MPa（G）常压下露点温度 - 40含油 5ppm（W）粉尘 1mg/Nm3，尘粒径3 m其中用作仪表空气的压缩空气需减压至0.8 MPa（G）。（3）设计原则在满足用户正常生产的前提下，做到既经济又实用，尽量选用国产机。鉴于装置空气是间断使用，且用量不大，所以仪表空气和装置空气采用同规格压缩空气，两个144、系统之间用切断阀隔开。为使仪表空气和装置空气不互相干扰，各自设独立的缓冲系统。根据规范在停电情况下需有20分钟仪表压缩空气缓冲量，压力从0.8MPa（G）降到 0.6MPa（G），初步选择仪表空气储罐为20008000 mm的立式储罐。故分别设置仪表空气和装置空气缓冲罐。同时，为了减少备机数量，节省设备投资，仪表空气、装置空气和制氮站原料用压缩空气采用同一套压缩机组生产，合理设置压力和流量控制系统，满足气量和压力的要求。（4）方案分析设备选型空压机的种类很多，常用的压缩机有两类，一类是往复式空压机，主要往复式活塞压缩机，另一类是回转式压缩机，主要有螺杆式空压机和离心式空压机。这两种压缩机各有优145、缺点。往复式压缩机具有运行可靠，压缩比大等优点，但是往复式压缩机结构复杂、运动零部件多，易于磨损，维护维修工作量大，并且运行时气流脉动大，不利于长期稳定运行。而离心式空压机占地面积大，压缩比小，不适于高出口压力要求的用气要求。随着螺杆空压机关键部件螺杆加工技术的提高，螺杆压缩机以其运行周期长，稳定性好，占地面积小和压缩比可调等优点迅速发展，成为空压机领域的主力军。考虑到仪表空气和装置空气的质量要求，压缩空气的含油量、含水量和含尘量是基本的控制因素。如果要控制压缩空气的含油量，有两种选择，一种是使用无油式空压机；另一种是采用喷油式空压机，然后采取除油措施。采用无油空压机，价格偏高，而且压缩机出口146、仍然需要增加除水除尘设施。从经济和便于维护的角度分析。采用喷油螺杆压缩机，后加除油除水及除尘装置的方案更有优势。因此，本项目暂考虑采用螺杆式有油压缩机。主要设备见表7.10。表7-4-2 空压站主要设备一览表序号设备名称型号规格数量材质备注1螺杆式空压机型号：GA160-10排气压力：1.0MPa1台组合2螺杆式空压机型号：GA37AP-5.01台组合3无热再生吸附式干燥机BLT-030AD-15 m31台组合4精密过滤器BLT-25C/T/A/H2级组合5缓冲罐C2-2 m31台16MnR6仪表空气储罐2000 80001台16MnR7装置空气储罐 2000 60001台16MnR7.4.2147、 制氮站制氮站的主要任务是对空气进行分离，获得特定压力和规格的氮气并向工艺装置稳定连续地提供。（1）氮气负荷及规模全厂各装置用氮气负荷见表7-4-3。表7-4-3 氮气负荷表序号装置名称单位正常最大备注1工艺装置Nm3/h200500原始开车用本工程制氮站规模按250 Nm3/h进行设计，原始开车时采用液氮补充方式供氮。（2）氮气质量要求纯度 99.5%供气压力 0.60.80MPa（G）常压时露点温度 -65温度 常温质量 无油、无尘（3）方案分析和设备选型工业用氮气的主要来源是进行空气分离。目前，空气分离的基本方法有低温分离和非低温分离两大类。低温分离技术即深度冷冻分离技术；非低温分离技术148、包括变压吸附分离技术和膜分离技术。深度冷冻分离技术（简称深冷）是一种比较传统的空气分离方法，具有100多年的历史。其基本原理是将空气冷冻使其液化，利用空气中各组分的沸点不同，通过蒸馏作用将各组分分离开来。变压吸附制氮是以空气为原料，用碳分子筛作吸附剂，利用碳分子筛对空气中氧和氮选择吸附的特性，运用变压吸附原理（加压吸附，减压解吸并使分子筛再生）使氧和氮在常温下分离而制取氮气。膜分离空分制氮也是非低温制氮技术的新的分支，是80年代国外迅速发展起来的一种新的制氮方法，在国内推广应用还是近几年的事。膜分离制氮是以空气为原料，在一定的压力下，利用氧和氮在中空纤维膜中的不同渗透速率来使氧、氮分离制取氮气149、。上述各种制氮方式优缺点比较如表7.12所示。表7-4-4 常见制氮方案比较 分离方式比较项目深冷分离法变压吸附法膜分离法流程复杂性复杂简单简单投资大小大较小较小占地面积大小小操作要求需熟练操作工，且人数多无特殊要求，开机后可无人看管无特殊要求，开机后可无人看管启动时间（h）6100.50.1产品纯度（%）高，99.99%较高， 95%-99.5%之间任意调节较高，95%-99.5%之间任意调节调节变化不易调调节造成浪费可调不影响操作成本可调不影响操作成本运行成本运行成本较低，0.7元/Nm3运行成本低，0.50.6元/Nm3当纯度大于98%时，价格高于同规格变压吸附装置30%左右。优点综述产150、气量大，产品氮纯度高，可大于99.99%，无须再纯化，适宜于大规模工业制氮。常温下进行，工艺简单，设备紧凑，占地面积小，开停方便，启动迅速，产气快，能耗小，运行成本低，自动化程度高，操作维护方便，撬装方便。常温下进行，工艺简单，设备结构更简单、体积更小、无切换阀门、自动化程度高，操作维护更简便、产气更快、增容更方便。缺点综述低温下运行，工艺流程复杂，占地面积大，基建费用高，需专门的维修力量，操作人员较多，产气慢。氮气纯度最大可到99.9%，再提高需要增加后处理工序。对压缩空气清洁度要求高，膜易老化，难以修复，较适合氮气纯度98%左右的中小型用户。通过上述的比较可以发现，深冷分离法制氮技术成熟，151、生产成本低，可以同时获得氮气和氧气，但是生产装置结构复杂，占地大，投资费用大，需要熟练操作人员，调节能力差，启动慢，适合大规模生产；变压吸附法流程简单，占地小，投资省，启动快，调节能力强，管理简单，特别是在不需要氧气的情况下，采用此法优势明显。而膜分离法较适合氮气纯度98%左右的中小型用户。结合该工程制氮站的规模和对氮气纯度的要求，我们认为选择变压吸附法制氮具有较高的技术经济可行性。其主要设备见表7-4-4。表7-4-4 制氮站主要设备一览表序号设 备 名 称规格、型号材质单重（吨）数量（台）1原料气缓冲罐F120020R2.01台2制氮吸附塔F140016MnR3.52台3产品氮缓冲罐F22152、0020R5.01台4仪表空气缓冲罐F600 20R0.31台5消音器F15020G0.071台合计6注：所有设备集成在一个底座上，经过调试和试运行后以完整的产品方式。7.5土建及基础7.5.1土建工程方案一、地基处理方案对于罐基础，估计荷载效应超出地基允许应力，采用基础预先抬高，充水预压的办法对地基进行处理；其它基础均采用天然地基，如遇不良地质现象，根据具体情况再做特别处理。二、结构方案1）压缩机厂房：主体厂房采用排架结构。钢筋混凝土柱，簿腹梁，大型屋面板。吊车梁也采用钢筋混凝土结架。二层操作平台及其它小型构件采用钢结构。钢筋混凝土基础。2）变配电室、自控室、车间办公楼、泵房、火炬操作室、值153、班室等：采用框架结构或砖混结构。3）反应构架，反应冷换构架，分流冷换构架等：采用钢结构，钢筋混凝土基础。4）管架：采用钢结构，钢筋混凝土基础。5）火炬塔架：采用钢结构，钢筋混凝土基础。6）装车站台：采用钢结构，钢筋混凝土基础。7）塔炉基础及设备基础：采用钢筋混凝土结构。8）泵及小型设备基础：采用素混凝土结构。9）罐基础：采用钢筋混凝土环墙结构。7.5蒸汽开工蒸汽由自备开工锅炉提供。正常生产时由自产蒸汽平衡。7.6采暖、通风和空气调节7.6.1设计采用的主要标准及规范序号标准名称标准号(带年代号)1采暖通风与空气调节设计规范GB50019-20032石油化工采暖通风与空气调节设计规范SH3004154、-19993石油化工企业设计防火规范GB50160-92（1999版）4建筑设计防火规范GB 50016-20065化工采暖通风与空气调节设计规定HG/T20698-20006工业企业噪声控制设计规范GBJ87-857建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范GB50242-20028通风与空调工程施工质量验收规范GB50243-20029暖通空调制图标准GB/T50114-200110工业企业设计卫生标准GBZ1-200211工作场所有害因素职业接触限值GBZ2-200212采暖通风与空气调节术语标准GB50155-9213民用建筑热工设计规范GB50176-937.6.2 设计采用的基础数据（155、1）室外气象参数a）大气压力：年平均大气压：b）室外计算干球温度：冬季采暖：冬季通风：c）室外计算相对湿度：年平均绝对湿度：年平均相对湿度：d）室外平均风速：累年平均风速：e）风向及其频率：（2） 室内空气设计参数a）采暖室内设计参数 浴室等 办公室、操作室 、值班室、化验室等 维修间等 b）空调室内设计参数工艺特殊要求时，应根据工艺生产装置、控制仪表设备、电气设备、分析检验仪器要求确定。无特殊要求时，室内设计参数可采用如下数据：常规仪表控制室：温度： 夏季25-30 ；冬季 18-20相对湿度： 40%70%DCS控制室：温度： 夏季262 ；冬季 202相对湿度： 50% 10%温度变化率156、： 5/小时湿度变化率： 30kw2组合压缩机2100电动往复式3空冷器8854加热炉3909.4环境保护治理措施及方案本项目的环境保护应严格遵守国家及地方的环境保护法规与标准，执行环保“三同时”制度，对能回收利用的“三废”，应综合利用；对必须排放的污染物进行治理，保证达标排放。在装置区内，设置各种治理设施，用来对装置生产的“三废”进行预处理。全厂设置火炬、生活污水处理站、事故水池等环保处理设施。9.4.1施工期防污染措施合理选择施工工艺、科学安排施工工序，采用先进、科学、合理的运输机械等，减少污染。运输物料加盖蓬布、减少散落，避免易起尘物的飞扬；施工产生的污水通过污水收集系统进行收集后处理回157、用；选用低噪声的施工机械和车辆，合理安排施工进度，避免夜间高噪声施工和车辆鸣笛。9.4.2生产运行期间防污染措施1）废水治理本项目所产生的废水包括生活污水和生产污水。生产污水送焦化厂处理后循环使用，生活污水也送焦化厂污水处理系统。2）废气治理本项目所产生的废气主要是安全阀起跳和临时放空的短时防空废气，送焦化厂气体放散处理装置。3）固体废弃物治理本项目所产生的固体废弃物主要是生产装置所产生的废弃吸附剂、脱硫剂、催化剂和生活垃圾。属于危险废物的废水解剂和催化剂生产厂家回收利用；属于一般工业固体废物的活性炭吸附剂送动力分厂做燃料焚烧、废脱水吸附剂安全填埋。来自卫生间、值班室等的生活垃圾，统一存放于带158、盖的垃圾箱内，定期外运至当地生活垃圾处理场处理。4）噪声治理项目中主要的产噪设备拟通过优先选用低噪声设备，噪声源进行减振和隔声处理，然后将其布置于泵房及设备用房内，必要时再加装隔声罩、消声器等，使厂界的噪声达到工业企业厂界噪声标准(GB12348-90) 类标准。提高设备的自动化水平，减少操作人员在噪声源的停留时间，使操作人员在噪声接近标准的岗位停留时间不大于国家有关规范允许的指标。9.5清洁生产分析9.5.1 生产工艺特点和先进性分析本项目为焦炉煤气合成天然气及综合利用，以焦炉煤气为原料生产7078Nm3/h（以气态计）的液化天然气、以及5万吨/年蒽油加氢。包括：净化及甲烷化、液化及储运、加159、氢等工段。焦炉煤气净化工序采用目前使用成熟可靠的吸附技术，该技术相对耗能低，工艺路线简单；甲烷化工艺为闭合反应，仅外移热量；变压吸附分离工艺为物理过程，能耗低、无污染；液化工艺为低温物理过程；动力分厂按国家标准要求排放。总体而言，本项目所采用的工艺符合清洁生产的要求。9.5.2原料和产品分析本项目所使用的原料是来自焦化厂的焦炉煤气和蒽油，通过采用先进工艺技术路线和严格成熟的环保措施，将其加工为清洁燃料天然气，以及洁净石脑油、柴油。从另一个角度来说解决了焦化工业的污染问题，实现了焦化工业的清洁生产，同时提高了焦炉煤气产品的附加值，符合国家产业需要和清洁生产要求。9.5.3设备先进性分析本项目拟采160、用国内先进可靠、低能耗的工艺技术和关键设备。因此所选设备也是先进和合理的，可以保证项目完全稳定的生产运行。9.5.4综合能耗水平分析本项目将认真贯彻执行国家和原化工部对新建项目的节能要求，采用先进技术，合理利用能源，以最小的能耗取得最大的经济效益。拟建项目拟采用的新工艺技术及节能降耗措施如下：1）焦炉煤气净化工序采用目前使用成熟可靠、耗能低，工艺路线简单的吸附技术。2）采用技术先、能耗低、自动化程度高的MRC液化工艺液化甲烷及变压吸附分离技术提氢。3）甲烷化采用非循环工艺，能耗低。4）工艺装置中的废热根据不同情况回收，尽可能在生产上利用。5）选用节能型的电气产品，选用高效的保温材料。9.5.5161、污染物产生及废物回收利用分析本项目所产生的工艺废气，除了安全阀起跳和临时放空的短时排放外，无其他工艺废气，并且短时排放的废气送焦化厂气体放散处理装置；反应生成水经处理后回用(约5t/h)；废固基本达到回收利用。总体而言，该项目对外排放的污染物相对很少，满足清洁生产的要求。同时由于本项目将焦化厂用于燃烧的焦炉煤气处理后生产LNG，极大的减少了焦化厂的SO2排放，因此本项目减排效果明显。综上所述，本项目充分利用拟建厂址地区的焦炉煤气资源，采用合理、先进、可靠的工艺技术，得到清洁燃料天然气、洁净石脑油及柴油，符合国家产业政策；同时设计中采用多种节能降耗措施、废气、废水、废固尽可能回收利用，不但有利于162、增加企业经济效益，产生的环境效益也十分显著，项目建设符合清洁生产要求。9.6环境管理及监测根据化工企业环境保护监测站设计规定(HG20501-92)的要求，结合本项目的排污情况，设立安环监测站。但人员配置由焦化厂负责统一管理，负责本项目的安全、“三废”排放及噪声监测，为环境和安全管理、污染源调查提供监测数据。根据拟建项目建成投产后的工程排污特点及实际情况，列出了环境污染物的监测项目、监测频率和监测方法见表9-6-1。表9-6-1 监测项目概况一览表序号类别监测点位置监测项目监测频率监测方法1废水污水处理站排放口排放量PHCODcrBOD5SS色度浊度溶解性总固体氨氮阴离子表面活性剂溶解氧总余氯163、总大肠菌群1次/天HJ/T92-2002GB6920-86GB11914-89GB7488-87GB11901-89GB11903-89GB13200-91HJ/T51-1999GB7479-87GB7494-87GB11913-89GB11898-89HJ/T347-20072废气生产装置区、办公区总悬浮颗粒物SO2二氧化氮总烃一氧化碳硫化氢正常生产情况下每月一天，每天4次；非正常情况随时监测GB/T15432-1995GB8970-88GB8969-88GB/T15263-94GB9801-88GB/T14678-93排气筒总烃一氧化碳硫化氢GB/T15263-94GB9801-88GB/164、T14678-93烟囱烟气不间断监控GB13223-20033地下水厂址地下水上下游PHCODcr溶解性总固体氨氮总大肠菌群2次/年HJ/T92-2002GB6920-86HJ/T51-1999GB7479-87HJ/T347-20074噪声厂界外1m、车间操作岗位Leq（A）每季1次GB12349-905固废固废排放口统计种类、生产量、处理方式、去向每月统计1次9.7绿化装置区绿化主要分布在办公区、道路两旁、装置间歇地块和厂区周围墙边防护带等。在装置间歇地块种植具有抗污染、有净化作用的乔木、灌木、花卉及敏感指示植物；在厂前区种植观赏美化为主的乔木和灌木等；在厂区及厂界四周种植杨树、柳树等，以165、减低噪声等的污染。绿化率为25%。9.8占地、建筑面积及定员本项目的占地、建筑面积及定员见本报告相关章节.9.9环境保护投资根据建设项目环境保护设计规定中有关环境保护设施及其环保投资的详细规定，本项目的环保措施包括火炬系统、工艺装置排气筒、事故水池、废固处理措施、噪声防治措施、环境评价及环境管理、安环监测站、厂区绿化及绿化设施，共投资350万元，占工程费用1.4%9.10环境影响分析9.10.1施工期环境影响分析施工期的作业内容主要是场地平整、设备安装，且在厂区内进行，故对环境的影响是短暂的，间歇的，随着施工期的结束而结束，属可接受范围，但由于本项目装置较多，施工期较长，所以在施工期要严格执行166、国家、地方对建筑施工场地有关噪声、固废、扬尘等相关规范和规定的要求，将建筑期环境影响控制在最小范围。9.10.2运营期环境影响分析1) 大气环境影响分析本项目的废气排放除了无组织排放外，只有在紧急状况下产生，并且拟采取一定的环保措施达标排放，对于无组织排放则采取有效措施进行挥发量控制，可使对大气环境的影响在可接受范围内。所以本项目对周围大气环境影响很小；并且本项目的建设将使本区域内一部分焦炉煤气得到利用，避免了这部分焦炉煤气直接点火排空污染环境，有利于当地环境空气质量的改善，使得当地恶劣的环境质量现状得到一定程度的缓解。2) 水环境影响分析项目产生的生产废水排入附近焦化厂处理达标回用；生活污水167、送焦化厂生活污水处理站处理后达到回用水标准后回用，不外排，所以基本不会对水环境产生影响。3) 废弃固体物环境影响分析拟建项目的废固经过回收利用、安全填埋或燃烧处理后，对周围环境不会造成污染影响。4) 噪声环境影响分析通过对主要噪声源的隔离、控制、合理布局等隔声降噪措施后，完全可达到工业企业厂界噪声标准(GB12348-90) III 类标准，所以对环境的影响很小。综上所述，本项目对环境的影响总体比较小，从工艺技术和环保要求等方面都是可行的。 9.11存在的问题及建议按照中华人民共和国环境影响评价法、建设建设项目环境保护管理条例等法规的规定，在本工程的可行性研究阶段应该开展建设项目环境影响评价工168、作，本项目的业主应委托专门的环境评价机构进行本项目环境影响评价工作，装置的污染物排放情况及对区域环境的影响，应以环境影响评价报告书批复为准。装置运行过程中，应加强管理，提高全员的环保意识，对于设备、管线、阀门等定期进行巡查及检测，以便及时发现泄漏点，杜绝跑、冒、滴、漏现象的发生。定期检查环保设备的运行情况，发现问题及时排除，确保治理设施的正常运行，作到防患于未然。加强对生产过程的管理，严格操作制度，控制事故排放。积极开展清洁生产，节能降耗，从源头上减少污染物的产生。10劳动安全卫生10.1设计原则认真贯彻“安全第一、预防为主”的方针及劳动安全卫生“三同时”的原则，严格执行国家和部门颁发的有关标169、准规范和规定，在工程设计中采取可靠有效的安全防护措施，减少各类事故的发生，保障劳动者生命和财产的安全。10.2执行标准及规范10.2.1国家和地方相关法律、法规中华人民共和国安全生产法（主席令70号，2002年11月1日起实施）中华人民共和国劳动法（主席令28号，1995年1月1日起实施）中华人民共和国职业病防治法（主席令61号，2002年5月1日起实施）中华人民共和国消防法（中华人民共和国主席令第4号，1998年9月1日实施）危险化学品安全管理条例（国务院令344号令，2002年3月15日实施）危险化学品建设项目安全许可实施办法（国家安全生产监督管理局令，第8号）建设项目职业病危害分类管理办170、法(卫生部令第49号)压力容器安全技术监察规程（国家质量技术监督局1999年版）特种设备安全监察条例（中华人民共和国国务院令第373号）使用有毒物品作业场所劳动保护条例（国务院令第352号）关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则（AQ/T90022006）重大危险源分级（征求意见稿）（国家安全生产监督管理总局协调函2007号）10.2.2相关标准规范、规定化工投资项目可行性研究报告编制办法（中石化协产发200676号）工业企业设计卫生标准（GBZ1-2002）工作场所有害因素职业接触限值第1部分：化学有害因素（GBZ2.1-2007）工作场所有害因素职171、业接触限值第2部分：物理因素（GBZ2.2-2007）职业性接触毒物危害性程度分级（GB5044-85）化工企业气体防护站工作和装备标准（HG/T23004-92）劳动防护用品选用规则（GB 11651-89）高温作业分级（GB4200-1997）低温作业分级（GB/T14440-1992）噪声作业分级（LD80-1995）固定式工业防护栏杆安全技术条件（GB4053.3-1993）化工企业安全卫生设计规定（HG20571-95）石油化工企业职业安全卫生设计规范（SH3047-93）建筑设计防火规范（GB50016-2006）石油化工企业设计防火规范（GB50160-92，1999年版）工业企172、业总平面设计规范（GB50187-93）工业企业噪声控制设计规范（GBJ87-85）生产过程安全卫生要求总则（GB12801-91）建筑灭火器配置设计规范（GB 50140-2005）爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB50058-92）石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范（SH3063-1999）防止静电事故通用导则（GB12158-90）建筑物防雷设计规范（GB50057-94，2000年版）建筑抗震设计规范（GB50011-2001）工业建筑防腐蚀设计规范（GB 50046-95）压缩空气站设计规范（GB50029-2003）重大危险源辩识（GB18218-2000）常用危173、险化学品分类及标志（GB13690-92）危险化学品目录（2002版）工作场所职业病危害警示标识（GBZ158-2003）安全标志（GB2894-1996）安全色（GB2893-2001）安全标志使用导则（GB16179-1996）职业健康监护技术规范（GBZ188-2007）1.3 环境因素分析10.3.1对周围环境的影响本工程拟建于曲靖市西区格里坪镇工业园区内，可以满足本工程卫生防护距离。之外，本工程对周围环境不会造成很大的影响。由于采用的原料是焦炉煤气，其实施可使焦化厂在清洁生产、大幅减少污染上迈出重要的一步。10.3.2环境因素影响本工程所在地云南省xx县xx，其自然灾害包括雷击、高温174、冰雪等。夏季多雷雨天气，建筑物和人员可能遭受雷击，造成建筑，特别是电气设备损坏，导致火灾以及人员触电身亡等事故。雷暴雨天气，容易遭受洪水袭击；排水不畅处，容易遭受内涝，造成停产、停电、设备损坏、人员溺亡等事故。夏季比较炎热，持续的酷暑会使设备过热导致火灾和人员中暑等事故。其他自然灾害出现的可能性相对很小，可以依托城市紧急救援系统对灾害性天气进行防御和处理。1.4 生产过程职业安全与危害因素分析10.4.1主要物料的危害因素分析本工程生产过程涉及的主要危害物料包括：氢气、氮气、甲烷、一氧化碳、硫化氢、氨气、苯、萘等。这些物料均列入危险化学品名录（2002版）。其危害特性具体见表10-4-1。另175、外，本工程焦炉煤气虽未被列入危险化学品名录（2002版），但其组成中绝大部分为氢气和甲烷，氢气和甲烷属于第2.1 类易燃气体。因此，其固有的危害性不可忽视。表10-4-1 主要危害物料特性数据表序号物料名称危险类别*理化性质燃爆特性毒性熔点沸点相对密度（水）闪点引燃点爆炸极限(%)火灾危险性急性毒性允许浓度(mg/m3)毒性等级LD50mg/kgLC50mg/m3MAC*PC-TWA*PC-STEL*上限下限1.焦炉煤气第2.1类易燃气体30.45.62.氢气第2.1类易燃气体-259.2-252.80.07-40074.14.1甲-3.甲烷第2.1类易燃气体-182.5-161.50.42-176、188538155.3甲*-4.一氧化碳第2.1类易燃气体-199.1-191.40.79-5061074.212.5乙20692030-5.硫化氢第2.1类易燃气体-85.5-60.4-260464甲-61810-6.氨气第2.3类有毒气体-77.7-33.50.82-65115.727.4乙350139020-7.苯第3.2 类中闪点易燃气体5.580.10.88-115608.01.2甲B33063190040皮6108.萘第4.1类易燃固体80.1217.91.1678.95263828乙-50759.氮气第2.2类不燃气体-209.8-195.6/7.5210.石脑油201600.7177、80.97-23508.71.1甲-10.4.2生产过程危害因素分析1）危险因素本工程主要的危险因素有火灾/爆炸、腐蚀和化学灼伤、触电、 机械伤害和高处坠落等危险。具体如下：火灾/爆炸a. 引起火灾爆炸危险的条件火灾发生的条件即火灾三要素：氧化剂、可燃物和点火源。爆炸事故发生的条件很复杂，其中物理爆炸如压力容器爆炸，发生爆炸的条件是构成爆炸的体系内存在有高压气体或在爆炸瞬间生成的高温高压气体或蒸气的急骤膨胀，爆炸体系和它周围的介质之间急剧的压力突变。而化学爆炸发生的条件取决于三个要素：反应的放热性、反应的快速性和生成气体产物，这三个要素缺少一个，都构不成爆炸事故的发生。b.火灾/爆炸危险性本工178、程生产过程中涉及的物料多为易燃、易爆气体，其爆炸极限较低，在物料生产、使用、装卸储存和运输过程中，由于泵、法兰、管道等泄漏、控制失灵、雷电、静电等原因，一旦满足发生火灾、爆炸事故的条件，极易发生火灾爆炸事故。本工程火炬系统如果由于空气渗入火炬集气管、大量易燃易爆的废气逸出、管道内冷凝液积聚导致管道泄漏、热辐射和火花、火焰脱离火炬、火炬熄灭等原因，均可能造成火灾、爆炸事故的发生；本工程原料焦炉煤气在进入压缩工序之前，先由界区进入气柜，焦炉煤气的主要成份是氢气和甲烷，可能因此而引发气柜的火灾、爆炸事故。另外，本工程生产装置、物料储运设施和压缩站等辅助生产设施很多都使用压力容器，这些设备受温度、压力179、等操作因素的影响，如果内部压力超过所能承受的最大压力，加之安全附件（安全阀、防爆膜等）失效，则会导致压力容器的破裂爆炸。另外，物料的储罐有其要求的最大允许的充装量，如果在操作过程中由于人为失误、不遵守操作规程或设备故障等原因而导致超装，极易导致储罐破裂爆炸。腐蚀和化学灼伤本工程物料苯、氨、硫化氢和氯气等均具有不同程度的腐蚀性，若对设备密封的材质选取不当，就会对设备、管道等造成严重的腐蚀。另外，操作人员若接触到腐蚀性物料，还会造成严重的化学灼伤。机械伤害本工程维修、机泵等机械设备运动（静止）部件、工具直接与人体接触会引起人体的夹击、碰撞、卷入等机械伤害。触电本工程生产过程中，涉及配电室等供电装置180、和很多用电设备，如设计不当或采购产品不合格、防护措施不到位或操作失误，均有可能引起触电事故，另外，作业人员违章使用用电设备，也极有可能发生触电事故和火灾事故。高处坠落本工程储存设备存在各种高度大于2m的操作平台和较高的设备等，在操作、巡检和维修作业时，如不采取防护措施，会有发生高处坠落的危险。2）危害因素本工程主要的危害因素有中毒、职业性皮肤病、噪声和振动、高温等危害。具体如下：中毒危害本工程所涉及的苯、氨气、一氧化碳、硫化氢和氯气等物料，已列入职业病危害因素分类目录中，均可能导致化学类的中毒职业病。其中，苯、一氧化碳、硫化氢和氯气毒性为高毒，高毒物质引起急性中毒后，人体肌体功能会遭到严重的损181、害，甚至在短时间内致死。苯还可能导致白血病职业病，硫化氢可能导致化学性眼部灼伤等职业病。如果不采取防护措施，操作人员就会受到不同程度的毒害。主要物料的健康危害如下：a. 苯高浓度的苯对中枢神经系统有麻醉作用，引起急性中毒，轻者有头痛、头晕、恶心、呕吐、轻度兴奋、步态蹒跚等酒醉状态，严重者发生昏迷、抽搐、血压下降，以致呼吸和循环衰竭。慢性中毒严重者出现再生障碍性贫血。少数病例在慢性中毒后可发生白血病（以急性粒细胞性为多见）。苯属于确认的致癌物。b. 一氧化碳一氧化碳在血中与血红蛋白结合而造成组织缺氧。轻度中毒者出现头痛、头晕、耳鸣、心悸、恶心、呕吐、无力，血液碳氧血红蛋白浓度可高于10%；中度中182、毒者，还有皮肤粘膜呈樱红色、脉快、烦躁、步态不稳、浅至中度昏迷，血液碳氧血红蛋白浓度可高于30%；重度患者深度昏迷、瞳孔缩小、肌张力增强、频繁抽搐、大小便失禁、休克、肺水肿、严重心肌损害等，血液碳氧血红蛋白可高于50%。部分患者昏迷苏醒后，约经260天的症状缓解期后，又可能出现迟发性脑病，以意识精神障碍、锥体系或锥体外系损害为主。c.硫化氢硫化氢属于强烈的神经毒物，对粘膜有强烈刺激作用。短期内吸入高浓度硫化氢后出现流泪、眼痛、眼内异物感、畏光、视物模糊、流涕、咽喉部灼热感、咳嗽、胸闷、头痛、头晕、乏力、意识模糊等。部分患者可有心肌损害。重者可出现脑水肿、肺水肿。极高浓度(1000mg/m3 以183、上)时可在数秒钟内突然昏迷，呼吸和心跳骤停，发生闪电型死亡。高浓度接触眼结膜发生水肿和角膜溃疡。长期低浓度接触，引起神经衰弱综合征和植物神经功能紊乱。高/低温危害本工程甲烷化工序中，操作温度高达550，水解塔的操作温度为200，高温环境会引起中暑，长期高温作业可引起高血压、心肌受损和消化功能障碍等病症，在生产过程中，如不采取保温、防烫等防护措施，易引起操作人员的烫伤，甚至引起中暑职业病和各种疾病。噪声和振动危害本工程生产过程中原料气压缩机、空压机、鼓风机、板框压滤机和各类泵等设备会产生强弱程度不同的噪音和振动，从业人员长期在这种环境下工作，易引起听力下降或耳聋甚至造成噪声聋职业病。10.5安全184、卫生措施本工程遵循消除-预防-减弱-隔离-连锁-警告原则，对生产过程中易产生的危险、有害因素采取相应的安全防护措施。10.5.1厂址选择和总平面布置本工程厂址选择和厂区总平面布置从区域规划、功能分区、人流及物流、工艺流程、风向因素、施工、设备安装、检修及消防通道等方面统合考虑，其布置符合工业企业总平面设计规范（GB50187-93）安全和卫生的要求。具体见本报告 “7.1总图运输”的相关内容。10.5.2建、构筑物的火灾危险特性装置及采光、通风设施本工程各类建、构筑物的结构形式、生产火灾危险性、耐火等级、建筑层数、占地面积、防火防爆、安全防火间距、采光、通风、安全疏散等设置和车间卫生分级均符合185、相关标准安全、卫生的要求。10.5.3电气和电信系统工厂进线电源采用110kV，为双电源进线，全部由工业园区提供。设计时按任一回路故障时，另外一条回路均能承担100%负荷，电源可靠性高.另设UPS作为应急电源。本工程消防报警及控制设备、消防泵、仪表工作电源等负荷为一级负荷；仪表DCS装置用电负荷及应急照明负荷为一级负荷中特别重要负荷；工艺主生产装置及辅助生产装置用电负荷为二级负荷；其它负荷为三级负荷。根据爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范，进行爆炸危险区域划分，爆炸危险区域内根据生产装置环境的不同选择防爆设备，防爆电气设备的级别、组别和防护等级不低于该爆炸性气体环境内爆炸性气体混合物的级别和组186、别。室内、外非爆炸危险区域的电气设备根据工艺生产特点选用相应的防腐、防水、防尘等配电设备和材料。电信系统包括：自动电话系统、生产调度电话系统、无线通信系统、电视监控系统、火灾自动报警系统、智能卡管理系统，满足安全卫生的要求。10.5.4自动控制系统本工程主要生产装置采用先进的集散控制系统（DCS），原料气压缩机和天然气压缩机就近设置独立的PLC控制系统，重要的工艺操作控制参数设置报警联锁系统ESD系统，操作运行越限与故障报警装置。在控制室内设有可燃、有毒气体检测报警盘、火灾报警盘等。10.5.5消防系统本工程根据建筑设计防火规范（GB50016-2006）及石油化工企业设计防火规范（GB501187、60-92,1999年版）等规范要求，消防设施包括：水消防系统、消防水泵站、水喷雾系统、干粉灭火、灭火器等，满足标准规范的要求。10.5.6火炬系统1）火炬系统的支管和总管都有一定坡度，火炬管道中不会形成柱塞流而影响火炬气的排放。2）火炬塔架附近设置了分液罐设施，确保不发生“火雨”事故。3）分液罐、水封罐均设有温度计、压力表、水封高低液位指示报警，以防冒罐和抽空。4）火炬配备了安全可靠的长明灯和点火系统。长明灯保证长周期、全天候工作5）火炬配有氮气密封系统，防止空气进入燃烧系统。10.5.7防火、防爆本工程从总平面布置、工艺、自动控制、建/构筑物防火、电气防火、消防系统、设备泄压等方面采取防火188、防爆控制措施。总平面布置、自动控制、建/构筑物防火、电气防火、消防系统方面的防火、防爆设施及措施具体见本报告相关内容。1）工艺控制采用完善的生产工艺控制手段，设置可靠的温度、压力、液位控制系统，并设置超温、超压的报警、泄压和紧急排放装置。重要的工艺操作控制参数设置报警联锁系统，操作运行越限与故障报警装置。存在易燃易爆介质的设施均采用密闭工艺设备和管道。具有火灾、爆炸危险储罐管线和作业，均采用氮气吹扫。2）设备泄压压力容器设计均依据压力容器安全技术监察规程（国家质量技术监督局1999年版）执行。）压力0.1Mpa（表）的所有压力容器（包括塔、反应器、贮槽等）均设有安全阀、爆破膜或紧急泄放阀。3189、）个人防护同时还考虑设置配备防静电的个人防护用品以避免进入火灾爆炸危险区域时产生静电导致的火灾、爆炸的发生。10.5.8防毒本工程根据工业企业设计卫生标准（GBZ1-2002）、工作场所有害因素职业接触限值第1部分化学有害因素（GBZ2.1-2007）的要求，尽量减少就地操作岗位，使作业人员不接触或少接触有毒物质，防止误操作造成中毒事故；工艺设备采取露天布置，使有毒有害气体及时散发；在有围护结构的厂房及化验室，设置必要的机械通风排毒、净化装置；在可能造成有毒物质泄漏的设备和工作场所设置可靠的事故处理装置和应急防护设施，并在有毒作业工作环境中设置安全洗眼器，并配置事故柜、急救箱和个体防护用品等应190、急设施。10.5.9防雷、防静电本工程按照GB50057-94（2000年版）建筑防雷设计规范，2区爆炸或11区火灾危险环境的建筑物及生产装置(油罐除外)，按第二类防雷设防，其余的主要建构筑物按第三类防雷设防。所有各生产装置区（或界区）内设置的工作接地、保护接地、防雷及防静电接地等各种接地共用人工接地装置或自然接地体必须相连接构成等电位联结的接地网，整个厂区设置厂区接地干线，将各生产装置区（或界区）内接地网连接成一个整体，以使整个厂区接地系统尽可能处在等同电位。10.5.10防机械伤害本工程对机械传动部分要加设防护罩，设置危险警示标志；设备及管道布置要留有足够的操作及检修空间，防止人员碰伤。此191、外，还要加强人员的自我安全保护意识。10.5.11防坠落、防滑根据石油化工企业职业安全卫生设计规范、固定式工业防护栏杆等规范，本工程进行操作、维护、调节、检查的工作位置，距坠落基准面高差超过2m、且有坠落危险的场所，配置供站立的平台和防坠落的栏杆、安全盖板、防护板等；梯子、平台和易滑倒的操作通道地面应有防滑措施。10.5.12防化学腐蚀和灼烫根据石油化工企业职业安全卫生设计规范，本工程选择耐腐蚀的设备、管道、阀门及在线仪表；储存、输送腐蚀性化学物料的储罐和泵等在其周围地面和基础作防腐处理；在可能造成化学灼伤的危险区域，设置相应的安全淋浴及洗眼器等卫生防护设施，其服务半径小于15m。并根据作业特192、点和防护要求，配置事故柜、急救箱；配置相应的个人防护用品。10.5.13防高温根据高温作业分级和工业企业设计卫生标准，本工程工艺装置，反应器等设备及部分管道操作温度高，设计中应采用保温的材质，并尽量做好保温防烫措施，定期检查高温设备、管道、阀门等确保不出现泄漏；尽可能远距离操作、设置全面或局部通风装置、减少作业时间；配备隔热等个人防护用品和用具。10.5.14防噪声和振动根据工业企业噪声控制设计规范和工业企业设计卫生标准，本工程在设计中尽量采用振动小噪声低的设备，并通过减振、消声等措施使各类产生噪声的设备的噪声限值符合相关规定；尽量减少操作人员在噪声作业场所的作业时间；对于暂时需接近噪音设备的193、，配置相应的防护用品如耳塞、耳罩等；个体防护采取穿戴防振手套、防振鞋等防护用品以降低振动危害程度。10.5.15卫生设施根据工业企业设计卫生标准化工企业气体防护站工作和装备标准的规定，结合本工程生产特点、规模和定员，本工程设置所需卫生用室、生活用室、医疗室、急救室和安全卫生监测站。同时还应与社会医院建立合作协议。安全卫生监测站和本工程环保监测站合并建设，为安全卫生和环保监测所用。有毒、有腐蚀性物料的作业场所，考虑设置安全喷淋和洗眼器，以便操作人员的事故紧急处理，根据劳动防护用品选用规则（GB11651-89）的规定配置个人防护用品和用具。10.5.16安全标志本工程易发生事故的场所，应按安全标194、志使用导则（GB16179-1996）的规定设置安全标志，或在建（构）筑物及设备上按规定涂安全色；罐区等易燃易爆危险区应设置永久性“严禁烟火”等警示标志；并在罐区及各装置安全疏散口等场所设置风向标，以指示当物料泄漏时现场人员逃生方向。10.5.17职业卫生警示标志本工程产生职业病危害的工作场所、设备及产品，应按照工作场所职业病危害警示标识（GBZ158-2003）的规定设置相应的警示标识.10.6安全卫生监督与管理10.6.1安全卫生管理机构及定员本工程应按照化工企业安全卫生设计规定的要求，并结合本厂的实际生产情况设置相应的安全卫生机构。同时，还应配置专职的安全生产、职业卫生管理人员，负责本厂195、的劳动安全卫生管理。10.6.2安全管理制度根据中华人民共和国安全生产法等法律、法规的规定，本工程投产前应建立完善的安全生产责任制、安全生产管理制度并制定与生产特点相关的操作规程等。10.6.3安全、卫生教育及生产投入 本工程投产后，企业所有人员应接受相应的安全教育培训和考核。在建设施工期间，还应制定现场施工安全管理制度和事故应急方案，对所有进入生产现场的施工及操作人员都要进行安全教育。此外，本工程应建立安全生产投入的长效机制，保证具备安全、职业卫生生产条件所需的专项资金的投入得到实施。10.6.4重大危险源管理和事故应急救援预案根据重大危险源辨识（GB18218-2000）和关于开展重大危险196、源监督管理工作的指导意见（安监管协调字200456号），本工程气柜焦炉煤气达到其临界量，构成重大危险源，应对其重大危险源登记建档，进行定期检测、评估、监控，并制定应急预防方案。同时，还应针对该项目可能发生的重大事故编制相应的应急救援预案。10.6.5职业健康监护本工程建成投产后，应根据职业健康监护管理办法的规定对接触有害因素的职工进行职业健康查体。职业健康查体主要包括上岗前、在岗期间、离岗时以及应急查体。应委托具有职业健康查体资质的单位进行。专用投资估算本工程安全卫生专项投资为130万元，占工程费用0.22%。10.7预期效果分析本工程通过采取各种安全、职业卫生防范措施，使易燃易爆、有毒等危害197、物料得到了严格控制。生产安全可靠，对人员健康无不良影响。如果加上企业科学的管理，其安全、卫生条件可以达到和超过国内同类型企业的较高水平。但是，作为拥有危险化学品的石油化工项目，其潜在的危险性是始终存在的。设计只能尽量减少事故发生的条件、降低各类事故的发生频率、使各生产工序、单元的实际危险程度达到最小。因此，精良的装备、周到的维护保养、熟练的操作、科学的管理，是安全生产的关键；而对安全工作的长抓不懈、切实贯彻执行“安全第一、预防为主”的原则是企业长期安全稳定运行的保证。11消防11.1编制依据11.1.1本工程设计所依据的国家现行规范和法规：中华人民共和国消防法石油化工企业设计防火规范 GB50198、160-92（1999年版）建筑设计防火规范 GB50016-2006水喷雾灭火系统设计规范 GB50219-95固定消防炮灭火系统设计规范 GB50338-2003火灾自动报警系统设计规范 GB50116-98爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-92石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范SH3063-1999建筑灭火器配置设计规范 GB50140-2005石油化工企业静电接地设计规范 SH3097-2000建筑防雷设计规范 GB50057-94城市消防站建设标准（修订） 11.1.2依托条件本工程拟建于焦化厂北侧，属于一个装置，因此本工程不设置独立消防站。但配置泡沫-干199、粉联用消防车一台，干粉车一台。11.2工程概述本项目工程主要包括工艺生产装置、公用工程装置及辅助生产设施、生活服务设施。其中工艺生产装置包括净化分厂、液化分厂、加氢分厂等设施。11.2.1主要物料和火灾危险性表11-2-1 主要物料危险特性序号物料闪点（）自燃点（）爆炸极限%(mol)火灾类别下限上限1焦炉煤气5.630.4甲（易燃气体）2氢气5004.174.2甲（易燃气体）3甲烷-1885.315甲（易燃气体）4一氧化碳-5060912.574乙（可燃气体）5硫化氢-50292446甲（易燃气体）6氨气15.727.4乙（可燃气体）8苯-111.28.0甲B（易燃液体）9石脑油（蒽油，柴油200、）-23508.71.1甲B（易燃液体11.2.2 主要生产装置的火灾危险性类别表11-2-2 主要生产装置防火等级表序号主项名称生产类别耐火等级1工艺生产装置1.1净化、甲烷化及分离单元甲一1.2液化、储存及充装单元甲一1.3加氢单元甲一2生活服务设施二10.3防火措施及消防设施消防水池与生产蓄水池合用，有效容积为3000m3，分成两格，采用钢筋混凝土半地下式结构。其中消防设计水量为40 L/s，火灾延续时间为6 h，一次消防用水量为 2400m3。消防水源来自焦化厂,当发生火灾时能保证向水池连续补水，补水时间为48小时。11.3.1水消防系统1）水消防系统包括稳高压消防水系统和低压消防水系201、统。a)厂区稳高压消防水系统单独设置。主要服务范围为生产装置区。稳高压消防水管网设计压力为0.9 MPa，主管直径为DN250。消防水管网沿装置区设成环状，管网上设置固定消防水炮和室外地上式消火栓。高压消防水按200L/s计。b)厂区低压消防水系统和生产水系统合用。主要服务范围为公用工程区、生产装置管廊和辅助生产设施区，管网成环状布置。低压消防水按10L/s计。2）消防水量厂区消防用水量按全厂同一时间一处着火考虑，最大用水量为200 L/s，一次消防总用水量为2400 m3。稳高压消防给水系统压力为0.9MPa，平时维持管道压力为0.75MPa。11.3.2消防水泵站消防水泵站与循环水泵、生产202、用水加压泵站合建，为半地下式。内设专用稳压装置一套，电动消防泵三台（Q=360 m3/h，H=90m），两用一备。3台均为电动消防泵。消防电源采用一级负荷。平时消防水管网由稳压泵维持压力为0.75MPa， 火灾发生时消防主泵启动，提供足够的消防水量和压力，使管网压力达到0.9MPa。消防水泵均为自灌式启动。消防水泵的启动按自动/远控/就地三种方式设计。11.3.3灭火器配置为了扑灭初起火灾和小型火灾，厂区配置适量8kg手提式干粉灭火器、8kg手提式泡沫灭火器和50kg推车式干粉灭火器。在生产装置区、控制室、配电室等配置适量手提式二氧化碳灭火器和干粉灭火器。11.4火灾报警系统厂区设置火灾自动报203、警系统一套，主要包括：火灾报警控制器、联动控制盘、火灾探测器、手动报警按钮、声光报警器等组成。火灾报警控制器安装在控制楼。厂区设置可燃气体报警系统一套，系统主要由可燃气体报警器、可燃气体探测器等组成。可燃气体探测器安装在可能产生可燃介质积聚的位置，可燃气体报警器安装在控制楼内。11.5消防设施费用及比例本项目消防系统投资450万元（含消防泵站、消防站、管网及消防水池）。12组织机构与人力资源配置12.1组织机构根据企业实际情况，按分厂建制设立组织机构，设立办公室、生产调度室两个职能部门，工艺车间、动力及维修车间两个生产车间。12.2生产班制和定员12.2.1生产班制生产装置均为连续生产方式，生204、产班制按四班三运转形式安排操作人员。管理干部、技术管理人员实行白班制度，和生产相关部门设夜间值班制度。12.2.2定员根据工厂建制意见，全厂总人数为85人。本项目定员见表12-1-1。表12-1-1 劳动定员表序号岗 位人一厂领导1厂长12副厂长2二职能部门1办公室（1）主任1（2）工作人员22生产调度室（1）主任1（2）工艺工程师1（3）设备工程师4（4）生产调度4（5）统计核算员13各工段（1）工段长3（2）技术员3（3）操作工36（4）分析工44辅助生产工段（循环水、空压制氮）（1）工段长1（2）操作工45机修工段（1）工段长1（2）维修工36电仪工段（1）工段长1（2）值班电工4（3）205、仪表工47门卫4总计8512.3人员的来源及培训本厂所需各类人员，根据市场经济规则和人才市场规则，一律采用招聘制，按双向选择和生产管理与生产需要招聘职工。凡进入本厂的人员必须经过培训合格后方能持证上岗。生产管理和操作人员可派到相关工厂进行生产管理和操作培训，培训期为半年至一年，根据生产岗位操作复杂性确定具体培训时间。培训内容应包括：基础理论、生产操作、开停车操作规程、化工单元操作和联动开车（试车）、仪表设备的调试、DCS操作以及工厂和岗位安全生产技能、设备维修技能等。13 项目实施规划13.1建设周期的划分本项目工程建设周期分为建设前期工作、设计工作以及建设期等阶段，建设周期总时间为12个月。206、13.1.1项目前期工作和设计工作（1）项目调研、咨询、立项（2）编写及申报可行性研究报告（3）初步设计及审查（4）施工图设计13.1.2建设阶段（1）设备加工及订货（2）土建施工（3）安装工程（4）试车投产13.2项目实施进度本工程实施规划如下：基础设计 1个月施工图设计 2个月设备订货，制造及土建施工 5个月安装工程 2个月试车 20天施工图开展以后，主要设备即可开始订货，基础设计审批后的基建期为11个月。项目实施进度规划表见下表：序号 月项目1234567891011121基础设计3施工图设计4主要设备订货5土建6设备安装7管道安装7电器仪表安装8单体和联动试车9投料试车14.项目招投标207、14.1建设项目招标范围及招标组织形式招标的范围包括项目建设的勘察设计招标、施工监理招标、施工企业选择招标，面向社会全部进行公开招标。鉴于项目法人单位目前尚不具备自行招标所具备的编制招标文件和组织评标的能力，该项目招投标活动，全部委托有资质的招标代理机构办理。14.2投标、开标、评标和中标程序根据建设规模和建设要求，在招投标过程中必须遵守如下程序：1、项目经上级部门批复同意后，项目承办单位在指定的媒体上发布招标公告。2、在招标文件开始发出之日起30日内，具有承担投标项目能力的法人或者其它组织都可以投标。投标人少于3个时，应当重新进行招标。投标文件应当对招标文件提出的实质性要求和条件做出响应，招208、标项目属于建筑施工的，招标文件的内容还包括拟派出的项目负责人与主要技术人员的简历、业绩和拟用以完成招标项目的机械设备。本项目接受联合招标。3、开标时应由委托招标单位主持，邀请所有投标人参加，由招标人委托公正机构检查并公证。投标人的投标应当符合下列条件之一：能够最大限度的满足招标文件中规定的各项综合评价标准或者能够满足招标文件的实质性要求，并且经评审的价格合理。4、评标按照中华人民共和国招投标管理法的规定和程序进行。5、中标人确定后，招标人向中标人发出中标通知书，该通知书具有法律效力，若中标人放弃中标项目，应当承担法律责任。自中标通知书发出30日之内，按照招标文件，项目承办单位和中标人签订书面合209、同，同时，中标人不得向他人转让中标项目，不得将中标项目肢解后分别向他人转让。14.3评标委员会的人员组成和资质要求项目全部采用公开招标的方式，因此，在招投标过程中，为保证项目的公开，对评标委员会的组成和资质有如下要求：1、评标委员会人员组成评标委员会由项目承办单位的代表和有关技术、教育等方面的专家组成。根据本方案在项目开标当天从省计委专家库中随机抽取。评标委员会主任由资深的专家担任，评标委员会采用单数制，但最低不少于5人，并且教育、建筑等方面的专家不得少于成员总数的三分之二；评标委员会要严格按照招标文件确定的评标标准和方法，对投标文件进行评审和比较。投票采用打分制，以得分高者中标。2、评评委员210、会成员的资格要求评委会成员职称要求在副高（副教授）级以上，从事本专业至少在8年以上，对工程项目有较深入的研究，并且职业道德良好，与投标单位无任何利害关系，评标委员会成员应当客观公正的履行职务，遵守职业道德，对所提出的评审意见承担个人责任。15投资估算资金筹措15.1投资估算15.1.1投资估算编制的依据和说明(1) 国石化规发(1999)195号文化工建设项目可行性研究投资估算编制办法(修订本) (2) 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(3) 主要设备及材料价格按供应商报价计，不足部分根据市场价格估列。(4) 设备运杂费按3%计算，已计入设备购置费中。211、(5) 各种填料、吸附剂、催化剂、脱硫剂等的一次填充费用计入设备购置费中。(6) 安装工程按类似工程以一定比例估算。(7) 建筑工程费用按当地建筑经济指标估算。15.1.2本装置投资主要包括净化、甲烷化及甲烷提浓工段、液化工段、加氢工段设备及安装。15.1.3投资估算序号工程费用名称估算价值(万元)占总投资比例%备注设备购置建筑工程安装工程其他费用合计其中外汇项目总投资一建设投资(一)工程费用44556净化、液化1 压缩机3160850115551652工艺设备2675220118540803液化冷箱91012014711774LNG储罐（5000m3）135031021618765化学品及吸212、附剂18503518856电气7506024510557开工锅炉系统250801254558控制系统350201204909仪表及分析5605014575510程控阀2356029511ESD系统803011012公用工程980450175160513场地平整35003500含加氢部分蒽油加氢部分14静止设备2150350945344515机械设备1960280588282816工业炉1263037853417电气2455014744218仪表及分析175204223719控制系统175205625120工艺管道301260129021工艺机泵266255634722催化剂及化学药剂11203213、5115523PSA单元105050315141524油品储运罐区50033143814动力分厂部分025开工锅炉1500200500220026锅炉辅机40010015065027循环水站50015020085028制氮站10021812029空压站90010180109030消防设施400203045031电气13072516232电信21333化学品3503035634电气250103029035仪表及分析508207836控制系统508157337其他202628(二)建设工程其他费用34461 建设单位管理费8008002 工程勘察设计费2.1可行性研究报告编制费50502.2工艺包214、费（专利及专有技术费）3503502.3工程设计费7507502.4非标设备设计费80803 环境影响评价费60604 劳动安全卫生评价费35355 安全和环境验收费用35356 职业卫生检测、验收费用35357 消防检测、验收费用35358 压力容器检验费808010土地费用19361936(三)预备费28801 基本预备费2880(工程费用+其他费用)8%二建设期利息2382三铺底流动资金143715.2资金筹措报批项目总投资总计58880万元,其中业主自筹30%，贷款70%。16 财务评价16.1产品成本和费用估算16.1.1成本和费用估算依据（1）发改投资（2006）1325号文件国家215、发展改革委、建设部关于印发建设项目经济评价方法与参数（第三版）的通知有关规定；（2）其他有关新的财务税收制度；16.1.2成本和费用估算的主要参数1）本项目计算期为13年，其中建设期1.5年、生产经营期12年。2）生产期第一年生产负荷为100%，其余各年生产负荷均为100%。3） 燃料动力价格（含税）燃料动力根据设计消耗指标进行估算，其价格为本项目业主提供：电 0.6 元/kWh循环水 0.3 元/吨蒸汽 50 元/吨16.1.3产品成本估算经估算，项目达产后年总成本费用40958.82万元；详见“总成本费用估算表”16.1.4营业收入估算液化天然气售价（含税）按3.0元/方计，加氢高级燃料油216、（含税）按6000元/t计。经估算，项目达产后年营业收入45072万元；16.2财务分析16.2.1财务分析的依据（本财务分析为含税价格体系）（1）发改投资（2006）1325号文国家发展改革、建设部关于印发建设项目经济评价方法与参数（第三版）的通知；（2）其它有关新的财务税收制度；16.2.2财务分析主要参数（1）消耗定额按工艺技术方案确定的工艺指标计算；（2）本项目计算期为15年，其中建设期2年、生产经营期13年。（3）生产期第一年生产负荷为45%，第二年73% ，其余各年生产负荷均为100%。（4）原材料、辅助材料价格表16-2-1序号名 称规 格单位消耗量单价（元）每小时每年1焦炉煤气217、Nm3200002蒽油t6.2528003新鲜水0.4MPa(G)t362.04电10KV/380 V/220VkW89500.6（5）定员、工资及附加费本项目全厂总定员为85人，工资及福利费按30000元/人.年考虑。（6）制造费用制造费用包括折旧费、修理费及其他制造费用。折旧费：采用直线法计算，残值率按固定资产原值的4%，折旧年限为12年修理费：按固定资产原值的3%计取。其他制造费：按15000元/人.年计取。7）其他管理费其他管理费：按30000元/人.年计取。8）摊销费用本项目不发生无形资产摊销费用。9）财务费用项目财务费用主要为利息支出，包括建设投资贷款利息支出及流动资金借款利息。建218、设期贷款利率（名义利率）按 5.94%计，流动资金贷款利率（有效利率）按5.31计。10）营业费用营业费用：按销售收入的1%计取。；16.3财务评价结论 (1) 本项目具有工艺技术成熟，先进可靠，产品质量好、消耗定额低，“三废”排放量少等优点，项目符合国家能源政策、曲靖市发展规划。(2) 项目总投资为55526万元，装置达产后年利润总额为14695万元，税后财务内部收益率为22.68%，高于行业基准贴现率12% ，经济效益较好，在财务评价上是可行的。通过盈亏平衡点和敏感性分析可知, 本装置具有一定市场适应能力和抗风险能力； (3) 本项目具有较好的社会效益本装置的建设可减少温室气体排放，并为促219、进当地煤化工的发展做出贡献。本装置的建设，将增强公司的经济实力和竞争能力，向地方财政多上交利税，推动地区经济的发展；具有良好的社会效益和经济效益。16.4财务指标汇总表财务指标汇总表单位：万元序号名称单位指标说明1项目总投资(含全部流动资金)万元58880.89项目规模总投资(含铺底流动资金)万元55526.511.1建设投资万元51706 其中：基本预备费万元2880 其中：涨价预备费万元1.2建设期利息万元2382.911.3流动资金万元4791.98铺底流动资金万元1437.592营业收入(含税)万元45072.52生产期平均3营业税金及附加万元292.1生产期平均增值税万元3651.2220、8生产期平均4总成本费用万元26433.29生产期平均5利润总额万元14695.86生产期平均6所得税万元3673.96生产期平均7税后利润万元11021.89生产期平均8财务盈利能力分析8.1财务内部收益率项目投资所得税前%28.64项目投资所得税后%22.68项目资本金%32.668.2财务净现值项目投资所得税前万元46535.67ic=12%项目投资所得税后万元28595.328.3项目投资回收期含建设期静态投资所得税前年5.14静态投资所得税后年5.88动态投资所得税前年6.32动态投资所得税后年7.748.4总投资收益率%26.188.5项目资本金净利润率%65.49清偿能力分析年9221、.1财务比率资产负债率%37.75达产年流动比率%347.71达产年速动比率%162.25达产年9.2借款偿还期年5.03含建设期10盈亏平衡点%31.94生产期平均16.5计算报表基本报表一项目投资现金流量表基本报表二项目资本金现金流量表 基本报表三投资方现金流量表基本报表四利润与利润分配表基本报表五财务计划现金流量表基本报表六资产负债表基本报表七财务指标汇总表基本报表八单因素敏感性分析结果基本报表九敏感度系数(Saf)分析表基本报表十指标敏感性因素辅助报表一 建设投资估算表辅助报表二流动资金估算表辅助报表三 项目总投资使用计划与资金筹措表辅助报表四 借款还本付息计划表辅助报表五 营业收入、营业税金及附加和增值税估算表辅助报表六 总成本费用估算表辅助报表七 固定资产折旧费估算表17 政策文件本公司项目将享受下列政策的支持和优惠：中华人民共和国可再生能源法京都议定书CDM机制节能减排综合性工作方案（国家发改委）中华人民共和国循环经济促进法企业所得税法 ：焦炉煤气资源综合开发利用三免三减半 2008年财政部和国家税务总局部分资源综合利用产品增值税政策的通知 焦炉煤气综合利用，增值税50%“即征即退”曲靖市鼓励投资优惠政策200X年XX月XX日