1、石油化工股份有限公司芳烃及丙烯项目可行性报告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146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41.1项目名称及建设地点41.2项目编制依据和原则41.3项目建设的必要性及有利条件51.4项目范围121.5研究结果142 市场分析与预测12、82.1 芳烃市场分析和预测182.2 丙烯市场前景分析252.3 润滑油基础油262.4 溶剂油272.5沥青322.6 硫磺333总加工流程363.1生产规模363.2原料油的选择与性质363.3产品规格383.4总工艺流程方案423.5总工艺流程444工艺装置选择50芳烃部分504.1连续重整装置504.2芳烃抽提装置514.3蜡油加氢裂化524.4乙苯装置534.5重芳烃分离装置544.6轻烃芳构化装置55丙烯部分564.7蜡油催化裂化装置(含催化原料预处理)564.8催化热裂解584.9气体分馏-轻烃醚化装置594.10气体分馏装置61其他部分624.11加氢精制装置624.12溶剂3、脱沥青装置644.13硫磺回收装置675自动控制与信息技术705.1概述705.2全厂控制系统及仪表选型705.3信息技术和信息管理736总图运输与油品储运786.1总图运输786.2油品储运856.3土建897公用工程及辅助设施937.1给水排水937.2供电及电信1047.3供热、供风1097.4采暖通风1117.5辅助设施1128能耗分析及节能措施1168.1能耗分析1168.2采用的有效节能技术1169环境保护1189.1建设项目的污染物排放情况1189.2环境保护措施11910劳动安全卫生12210.1劳动安全卫生危害因素分析12210.2劳动安全卫生危害因素的防范与治理方案12514、1企业定员及项目实施计划12911.1企业定员12911.2项目实施计划12912建设投资估算13012.1 建设投资估算13012.2总投资估算及资金来源13313财务评价13313.1 财务评价依据13313.2 财务效益与费用估算13313.3 财务分析1351总论1.1项目名称及建设地点 1.1.1项目名称：xxxx石油化工股份有限公司80万吨/年芳烃及60万吨/年丙烯项目1.1.2建设地点：xx市xx工业区1.1.3 建设单位：xxxx石油化工股份有限公司1.2项目编制依据和原则1.2.1 编制依据1.2.1.1xx市城市总体规划,xx市xx工业区总体规划.1.2.1.2xxxx石油5、化工股份有限公司80万吨/年芳烃及60万吨/年丙烯项目可行性研究报告委托书2010年9月10日。1.2.1.3xxxx石油化工股份有限公司提供的xxxx石油化工股份有限公司80万吨/年芳烃及60万吨/年丙烯项目建议书2010年9月10日。1.2.1.4xxxx石油化工股份有限公司提供的原料油性质数据2010年9月15日。1.2.2 编制原则为达到少投入、多产出、高质量、高效益的目标，本报告的编制原则如下：1.2.2.1严格执行国家、地方及主管部门制定的环保、职业安全卫生和消防设计规定、规程和标准。尽量减少污染物的排放，对生产中易燃、易爆、有毒、有害物质设置必要的防范措施，做到“三废”治理、安全6、卫生等保障措施与工程建设同时进行，确保装置排放指标达到国家、省、地方有关法规规定指标。1.2.2.2采用先进可靠的工艺技术和催化剂，选用先进可靠的工艺设备、仪器仪表和工程材料，确保装置技术上的先进性、经济上的合理性和操作上的可靠性。1.2.2.3采用集散控制系统（DCS），实现集中监视和先进过程控制，以协调操作参数、提高工艺装置和辅助设施的自动化水平和综合管理水平，提高经济效益。1.2.2.4工厂总平面布置以流程顺畅、布局紧凑为原则，努力减少街区，缩短物流输送距离，尽量减少占地面积。1.2.2.5全厂平面布置上要考虑与xx工业区化工园紧密衔接，并有充足的发展予留地。1.3项目建设的必要性及有利7、条件1.3.1项目申请单位概述及项目背景1.3.1.1项目申请单位概述 xxxx石油化工股份有限公司是由大连xx企业集团有限公司、xxxx石油化工有限公司和股东投资成立的股份制企业。主要股东为大连xx企业集团有限公司、xxxx石油化工有限公司 大连xx企业集团有限公司大连xx企业集团有限公司始建于1985年，注册资金175亿元人民币，注册地位于辽宁大连xx区xx，是集生产、销售、贸易、教育、餐饮娱乐为一体的多元化发展的企业集团。 集团公司自成立以来，一直稳健经营，经营状况良好，截止2009年12月31日，集团公司合并报表资产总计为673737万元，其中流动资产239748万元，固定资产41318、03万元，所有者权益490943万元，实现销售收入1221202万元，利润总额154078万元，资产负债率25.29%，销售利润率12.62%，净资产收益率13.34%。 集团公司旗下xx国际（大连）双金属线缆有限公司成立于2001年，位于大连市xx区xx工业配套园。企业注册资金6.5亿元人民币。公司有强大的科研队伍。公司于2005年12月在美国股市成功上市，是辽宁省第二家美国上市公司。并于2007年8月在美国纳斯达克主版上市，并成功收购美国科普威（Copperweld）世界最大的铜包钢和铜包铝线制造公司。 集团公司于2009年开始涉足石油化工领域，收购并全额控股xx新华沥青有限公司和xx联谊9、石化股份有限公司，目前正在报批xx“80万吨/年芳烃和60万吨/年丙烯化工原料生产”等大型石化项目，该企业资金实力雄厚，也是本项目投资方的主要控股股东。 xxxx石油化工有限公司于2006年6月在xx市开发区工商局注册成立，注册资金5000万元，公司办公地点位于xx高新区世纪大道北金融东街西（工商银行办公楼1503-1506），主生产区位于xx市大同区新华电厂。现有员工180人，其中大专以上人员为36人，从事研究开发人员10人，并于2007年通过了黑龙江省科学技术厅高新技术企业认定。公司主要经营:化工产品、燃料油、沥青。所属分厂以生产90#、110#重交道路沥青为主，2002年通过ISO90010、1质量认证。在大齐、明沈、加漠、xx市政建设、哈尔滨市政建设、油田公路建设等省市重点工程项目上广泛使用，年生产能力为10万吨。2006年公司立项5万吨/年SBS改性沥青项目，2007年建成投产，受到广大用户广泛欢迎。 为了实施公司未来中长期发展的战略布局，开辟国内重要的东北和内蒙地区的化工产品市场，大力推进循环使用的创新工艺，开发市场急需的化工新产品。响应国家节能减排、循环经济的政策。通过对东北地区进行了全面考察，经过对地域环境、配套设施、人脉网络和市场需求等多方面的综合评价，最终确定结合国家发改委已经批复的“黑河阿穆尔550万吨/年重油储运和炼化一体化项目”，充分利用xx市xx工业区现有的各11、项完善的储运和公用工程等配套设施，新建80万吨/年芳烃及60万吨/年丙烯项目。1.3.1.2项目背景2009年1月，xx市委七届五次全会表决通过关于建设庆南新城庆北新城的决定后，xx市委对此提出“生态、自然、现代、宜居”八个字目标，按“组团组群”特色的发展要求，将庆南庆北地区建设成为现代化新城区。 庆南新城着力启动xx工业区。xx工业区规划建设石化产业园、轻工产业园和生物产业园，其中石化产业园占地面积26.08平方公里，轻工产业园占地4.28平方公里，生物产业园占地27.49平方公里，打造成为龙江西部精细化工产业基地、生物产业基地和现代物流中心。根据xx工业区对石化产业园的规划，园区产业布局将12、分为三大块：即石化深加工区、化工新材料区、精细化工区。园区战略目标为：争取到2020年，经过一系列规划项目的实施和12年左右的开发建设，将石化产业园建成为以石化深加工为主，精细化工为辅的生态工业园区。在xx市地方石化产业得到跨越式发展同时，实现地方经济腾飞，并形成可持续发展能力。目前，xx拥有石油化工企业516家，其中中直企业4家，地方企业512家，规模以上企业128家。已建成燃料成品油、润滑油、合成树脂、腈纶纤维、合成橡胶、油田化学品、有机化工原料、化肥等八大化工产品生产基地。 xx工业区石化产业园建立，将利用xx炼油厂闲置的优势，规划建设芳烃下游系列产品和丙烯下游系列产品。 参考国内外大型13、或较大型化工园区的规划建设经验，园区产业应形成上中下产业链。园区应尽快引进项目供应中下产业的主要基础原料项目，以吸引中下产业群的加入。石化产业园建立以后，首先进入的是大连xx集团。该集团以“低调”姿态，投资7.1亿元建设三个项目：先是盘活联谊炼油厂，并于2009年11月18日投产，联谊职工350人随之得到安置；后是将利用厂区西罐区上20万吨沥青储运、10万吨改性沥青、5万吨乳化沥青；三是将利用物资供应站建一个电缆厂，生产双金属电缆。同时大连xx集团拟再巨资建设园区原料项目，80万吨/年芳烃及60万吨/年丙烯项目。 本项目在xxxx建设还具有明显的地缘优势：子公司xx联谊目前正在整合东北地区辽宁14、丹东、吉林利安等小型地炼，初步确定2011年可以获取40万吨/年以上优质低硫xx和吉林原油，xx地处中国最北端，距离俄罗斯很近，结合国家发改委已经立项批复的“黑河阿穆尔550万吨/年重油储运和炼化一体化项目”，加工俄罗斯进口重油和化工轻油具有得天独厚的优势。周边东北和内蒙地区以工业为龙头的经济快速增长趋势，必然带动石化产品的需求增长。xx市具有xx工业区完善的土地、油品储运、公用工程系统配套和本地区丰富的石化人力资源。本项目选用成熟的深加工技术加工重油和化工轻油，生产国内市场急需的石化原料及化工产品，符合黑龙江省经济发展的要求，符合国家产业政策和行业规划。因不与国内炼厂争进口原油，还为能源短缺15、提供了一个解决的途径。由此看来，本项目社会效益明显，具有一定的战略意义,建设是必要的、适时的。1.3.2 项目建设的必要性1.3.2.1是xx调整产业结构,发展替代产业的需要xx是以石油开采为主的资源型城市,石油减产是个必然趋势,”以化补油”是xx发展替代产业的优势.本项目的建设为xx发展地方化工产业提供了充足的化工原料,同时项目建在xx市xx工业区化工园内是化工园的重要龙头项目.该项目的建设,可以加快xx工业区的发展,使xx工业区尽快形成全市发展替代产业的强有力板块.对把xx工业园区建设成为黑龙江省地方化工板块将会起到重要的支撑作用.1.3.2.2 是黑龙江省经济发展和工业化进程的需要黑龙江16、省经济发展除依靠传统产业、新兴的民营企业和旅游资源外，还必须以高科技与大工业作为经济支柱。该项目的建设对黑龙江省的经济发展有着极其重要的促进作用，并能带动黑龙江省的石化、纺织、机械、电子、运输等相关产业的发展。黑龙江省在实现工业大省、强省的过程中，必须利用其优良的边境和石油资源，加速重化工工业化进程，大幅度提高工业在国民经济中的比重，加大石化、能源等基础原材料项目建设是首当其冲。大连xx集团在黑龙江省建设xxxx石油化工股份有限公司80万吨/年芳烃及60万吨/年丙烯项目，可为全省的化工、轻工、汽车、农林牧业、机械制造、交通运输业的发展供必需的原材料和能源资源，从而带动黑龙江省经济的迅速发展。117、.3.2.3是大连xx企业集团实现战略转移的需要大连xx企业集团的石油业务目前主要是沥青产生和成品油的储运，业务结构单一，产业实力相对薄弱。国内外成功的经历表明，只有形成自己的上、中、下游产业链，集开采、加工、贸易于一身，才可能有效地参与竞争。基于这一点，大连xx集团制定了石油业务的战略转移规划，要在35年内实现由单一型向化工型石化的转变。建设80万吨/年芳烃及60万吨/年丙烯项目，将极大地促进大连xx集团石化产业链的完善，提升集团公司持续发展的能力。1.3.3 项目建设的有利条件1.3.3.1本项目的建设符合国家产业政策，符合黑龙江省xx市发展规划利用进口丰富的重油资源，建设80万吨/年芳烃18、及60万吨/年丙烯项目，符合国家当前国家重点鼓励发展的产业、产品和技术目录第九条“12.大型芳烃生产装置建设” 、“20.采用先进工艺技术的大型基本有机化工原料生产”之规定，属于国家鼓励类项目。在xx市xx工业区建设此项目，符合xx市“十一五”规划提出的建设石化加工基地的要求。根据2009年国务院关于石化产业调整和振兴规划的核心论点：中国目前主要石化产品产量居世界前列，其中化肥、农药产量全球居首，成品油、乙烯和合成树脂产量居第二位，但除成品油基本满足需求外，国内乙烯自给率不足50%，合成树脂约60%，高端石化产品自给率更低，不足30%。为达成上述目标，规划确定的重点任务之一，就是加快实施“十一19、五”规划的重大炼油乙烯项目，按照一体化、园区化、集约化和产业联合布局的模式，优先支持新建大型化工项目。本项目立足响应国家对石化产业结构性调整政策，符合国家石油化工产业结构调整指导目录（2005年本）鼓励类中“大型芳烃生产装置建设”，“采用先进工艺技术的大型基本有机化工原料生产”， “油、煤、炭炼制企业副产品气体综合回收利用”，“高档、特种石蜡及系列化深加工产品”，“醇醚燃料生产”，“新型环保型、节水、节能、环保用等专用化学品生产”和“新型生物化工产品、专用精细化学品和膜材料生产”等多项条款，遵从产品质量升级和效益增长的原则。以及xx市“以化补油、增产芳烃、大力发展精细化工”的工业发展战略。本项20、目在xxxx建设还具有明显的地缘优势：子公司xx联谊目前正在整合辽宁丹东、吉林利安和牡丹江等小型地炼，初步确定2011年可以获取40万吨/年以上优质低硫xx和吉林原油，xx地处中国最北端，距离俄罗斯很近，结合黑龙江省已经立项批复的“黑河阿穆尔550万吨/年重油储运和炼化一体化项目”，加工俄罗斯进口重油和化工轻油具有得天独厚的优势。周边东北和内蒙地区以工业为龙头的经济快速增长趋势，必然带动石化产品的需求增长。而xx市xx工业区完善的土地、油品储运、公用工程系统配套和本地区丰富的石化人力资源。1.3.3.2市场优势十分明显，对地方工业带动作用大 (1) 市场优势十分明显 项目建设地点处于本工程产品21、的目标市场区域，具有得天独厚的市场基础，运输距离短，竞争力较强。本项目地处xx市境内，市场定位园区和周边地区，它将受惠于该区域市场对石化原料产品的强劲需求，市场优势十分明显。 (2) 对地方工业带动作用大。xx地处我国石油及石化最发达的东北地区，所在地黑龙江省和xx市及周边地区石化工业基础雄厚，炼油发达，但由于石化原料的原料缺口较大，化工相对落后，影响和制约了当地经济的发展后劲。本工程建成后将有丙烯、芳烃等以化工原料供应市场，将对xx工业区及xx地区乃至黑龙江地区的一批下游关联产业：如塑料加工业、精细化工、医药加工、建材工业和电子工业等的发展都有一定的带动作用，为地区经济发展注入活力。1.3.22、3.3 以化工原料为产品独具特色，本项目原料供应有保证，产品销售渠道畅通。以化工原料为产品是园区和xx取得双赢的基础和保证。xx工业区从2008年起开始实施石化园区工程，充分利用原xx炼油厂原有公用工程设施，规划建设环氧丙烷、丁辛醇、苯酐、顺酐等项目，xx项目的建设将促进“石化园区”向纵深发展。届时园区与xx资源优化后将使园区、xx做到双赢。xx石化原料来源是利用地缘优势进口俄罗斯重油和化工轻油，从而使xx石化工程实现原料成本低、产品收率高、工程投资低的目标，在投资和运行成本上将显示出较强的竞争力。大连xx企业集团具有的石油国际贸易经验，拥有强大的国际原油、重油供销网络和经验丰富的国际贸易人才23、队伍，同国际上主要的重油供应等有长期的贸易合作关系，常压重油的资源获取总量可达到年度500万吨以上，完全能够保证本项目所需重油的供应。xx公司将建立比较完善的油品、液体化工品销售网络，完全可以保证本项目产品的顺畅销售。1.3.3.4项目建设在xx市具有其他地区不能比拟的优势xx市是黑龙江省经济大市，石油和石化产业有了相当程度的发展，具有得天独厚的发展石油化工的优良条件，石化产业是xx市重点扶持的支柱产业.该项目建在xx,无论是经济上还是技术上当地的能提供保证.1.3.3.5 xx公司有建设和管理现代化石化企业的能力和经验xxxx公司的股东xx集团旗下的xx联谊石化股份有限公司，具有丰富的管理炼24、化企业的经验。联谊石化通过培养和招聘等途径储备了一批炼厂建设、管理所需的关键岗位人才，为本项目的成功实施提供了技术、管理等方面的保证。1.3.3.6 厂址条件优越 xx工业区位于xx市西南部，地处东经1244115-1244500，北纬461730-462000之间。距大同区政府20公里，距xx市市中心50公里。东北地区主要铁路线-让通铁路线在xx园区通过，xx车站跨沈、哈两局，运输成本较低。园区内有铁路专用线，年承载货物350万吨，距黑河口岸、绥芬河口岸、满州里口岸约500公里。铁路客运直达杭州。园区距xx萨尔图机场75公里。国家级和省市级公路遍布城乡，高质量的柏油公路四通八达，特别是20025、5年通车的松花江二桥，可极大缩短园区入关的距离，交通运输更加便利。本项目建设地点位于xx工业区联谊厂内以南，建设用地约1600亩，用地性质属于非基本农田。厂址四周道路贯通，西邻备战路，北邻长城大道，交通运输较为方便。建设地点具备供水、排水、雨水排放、供电、通讯、道路等条件，场地平坦，适宜项目建设。xx工业区是国家火炬计划新型复合材料产业基地，哈大齐工业走廊子项目区。自2008年12月辟建以来，依托xx炼化公司xx生产区和自建完善的公用工程、闲置资产及储运设施，重点发展石油化工、新材料和生物等产业。该区域位置和地理自然条件优越。从各方面条件来看，建设本项目都具有很好的建厂条件：（1）项目所在地石26、化业发达、资源丰富，为石化行业提供了发展空间。（2）项目所在地为优良交通条件，运输便捷，原料、产品进出运输便利，从而降低运输成本。（3）项目所在地公用工程、罐区可以部分利用原xx炼油厂设施，大大节省投资。（4）项目所在地有足够的项目建设用地。1.4项目范围本项目的范围分为1）生产装置及辅助设施2）罐区及公用工程两个部分。项目主要工程内容见表1-4-1。表1-4-1 项目主要工程内容序号装置或单元名称能力（万吨/年）或组成备注1生产装置及辅助设施1.1工艺装置芳烃部分1.1.180万吨/年催化重整装置801.1.260万吨/年催化重整装置601.1.360万吨/年芳烃分离装置601.1.470万27、吨/年芳烃分离装置701.1.580万吨/年蜡油加氢裂化装置801.1.67万吨/年干气制乙苯71.1.730万吨/年重芳烃分离301.1.815万吨/年轻烃芳构化15丙烯部分1.1.9150万吨/年TMP重蜡油催化裂解（含催化原料预处理）150（500）1.1.10150万吨/年重油催化热裂解CPP1501.1.1260/40万吨/年气体分离-轻烃醚化60/401.1.1350万吨/年气体分离其他部分1.1.13120万吨/年馏分油加氢精制装置1201.1.1460万吨/年溶剂脱沥青601.1.152.5万吨/年硫磺回收装置（含酸性水汽提、溶剂再生）2.51.2总图运输1.2.1工厂总图1.28、2.2工厂竖向1.2.3管线综合1.2.4汽车装车设施硫磺和石蜡出厂1.3中间原料油罐区及泵房1.4燃料气回收设施气柜1.5化学药剂设施包括碱液卸车储存1.6火炬设施1.7工厂管网含工艺及热力管网及LPG气化设施1.8给排水管网1.9供电电信1.9.1总变电所1.9.2全厂供电1.9.3全厂电信1.9.4全厂照明1.9.5全厂调度及监控系统1.9.6各区域变电所1.10自动控制1.10.1全厂中心控制室1.10.2各现场机柜间1.11厂区消防设施1.12分析化验及环保监测站1.13综合办公楼1.14维修2罐区及公用工程2.1原料及成品库区含用于第三方仓储服务的物流设施2.1.1 原油罐区及泵房29、2.1.2成品罐区及泵房2.1.3油品调和2.1.4铁路装车设施2.1.5汽车装车设施2.1.6罐车洗涤设施2.2供热、供风、供氮2.2.1动力站2.2.2空压站及空分站2.2.3800 t/h化学水处理站2.2.4500 t/h凝结水处理站2.2.5余热回收站2.3给排水2.3.1循环水场2.3.2污水处理场含污水深度处理回用2.3.3给水加压站含新鲜水加压、消防泵房、消防水池2.3.4给排水管网1.5研究结果1.5.1 项目概况本项目是大连xx企业集团公司向石化产业延深产业链的重要工程，同时也是xx工业区石化园区的龙头项目。实际加工原料油量每年550万吨，原料油为进口俄罗斯重油、进口俄罗斯30、化工轻油，主要产品为丙烯、乙烯和芳烃等。根据本项目原料油性质、国内市场需求、环保要求以及世界炼油发展趋势，分析加工工艺后，提出本项目加工方案。1.5.2 主要技术经济指标1.5.2.1主要技术经济指标主要技术经济指标见表1-5-1。表1-5-1 主要技术经济指标序号项目单位数量备注1综合商品率%89.50对原料2轻油收率%21.00对原料3化工产品收率（1）%60.01对原料4新鲜水耗量m3/h810平均水耗m3/ t重油1.237对原料油5污水m3/h206污水排放率m3/ t重油0.215对原料油6用电量104kWh/a43430平均电耗kWh/t重油65.21对原料油7厂区占地万平方米131、68.70库区占地 万平方米40.678硫回收率%87.189综合能耗MJ/t重油5104.78104kcal/t重油122.52注：化工产品包括苯、甲苯、二甲苯、粗乙烯料和丙烯等。1.5.2.2主要技术经济评价指标主要技术经济评价指标见表1-5-2。表1-5-2 主要技术经济评价指标序号项 目单位数值备注一基本数据1总投资万元932241.391.1建设投资万元713188.241.2建设期利息万元23409.971.3铺底流动资金万元58692.952报批总投资万元795291.173项目资本金万元398032.9550%4营运期年均营业收入万元3372081.335营运期年均总成本费用万32、元3006259.926营运期年均增值税万元72031.007营运期年均营业税金及附加万元78455.628营运期年均利润总额万元215524.34二经济评价指标1项目投资财务内部收益率（税前）%37.64基准值12%2项目投资财务内部收益率（税后）%30.434项目投资财务净现值（税前）万元1201442.955项目投资财务净现值（税后）万元815139.846项目投资回收期（税前）年4.947项目投资回收期（税后）年5.538项目资本金财务内部收益率%39.16基准值13%9总投资收益率（ROI）%37.1010资本金净利润率（ROE)%74.131.5.3 研究结果从我国国民经济发展的需33、要，特别是黑龙江及周边地区对石化产品市场的需求情况以及经济发展的角度来看，本项目是十分必要的，符合我国石化发展的总体部署。1.5.3.1 本项目建成后,可以加工550万吨/年原料油。因加工深度深，重油资源得到了综合利用。1.5.3.2本项目建成后，丙烯、芳烃产品满足国家标准。符合目标市场需求，有竞争力。1.5.3.3本项目采用的工艺技术成熟、先进、可靠。由于技术先进和规模化，本项目完成后，各项技术经济指标较先进。1.5.3.4本项目采用了环境友好工艺，执行了环保规定，采取了有效的环保措施，降低了污染物排放量和排放浓度，能满足当地环保要求。1.5.3.5项目考虑了生产过程中的危险因素，并按照有关34、规定采取了有效措施，可以作到安全生产。1.5.3.6 本项目总投资932241.39万元，其中建设投资713188.24万元，流动资金195643.17万元。项目建成投产后，年均可实现净利润215524.34万元，所得税后项目投资财务内部收益率为30.43%，投资回收期为5.53年（含二年建设期），项目资本金财务内部收益率为39.16%，各项经济指标均高于行业基准值。1.5.3.7有社会效益。本项目的建设，弥补了xx当地丙烯、乙烯和芳烃供应的不足，缓解了劳动就业压力，带动了相关产业的发展，有利于带动地方经济的发展，利于共建和谐社会。综上所述，该方案采用的技术先进可靠，有较好的经济效益和社会经济35、，对当地的经济发展将起到重要的促进作用，有利于xx石化增强企业抗风险能力，有利于xx石化可持续发展，有利于xx石化提升企业的整体实力。2 市场分析与预测2.1 芳烃市场分析和预测2.1.1世界芳烃市场芳香族烃类是和乙烯、丙烯及丁二烯具有同等地位的重要石油化工原料。与人们关系最为密切的芳烃有苯、甲苯和二甲苯，而在二甲苯的异构体当中，对二甲苯具有较大实用价值。苯可以合成苯乙烯、环己烷、苯酚、苯胺及烷基苯等。甲苯不仅是有机合成中的优良溶剂，而且可以作为原料合成异氰酸酯、甲酚，还可以通过岐化和脱烷基制苯。二甲苯是涂料工业的优良溶剂。在合成化工方面，对二甲苯是涤纶和聚酯树脂的主要原料，邻二甲苯则是重要的36、增塑剂（如DOP、BOP等）的原料。从消费结构看，苯最主要的衍生物是苯乙烯单体（SM）。在苯的总消费中，用于合成苯乙烯的约占55%，苯酚约占17%，环己烷约占15%；苯胺、烷基苯、顺丁烯二酸酐和氯化苯等则占相对次要的地位。近年来苯乙烯系列树脂的消费量增长很快，所以在苯的消费结构中苯乙烯耗苯比例逐年增加。苯消费的地域主要分布在美国、亚洲地区（这里指包括日本、韩国、中国大陆和台湾省以及东盟在内的东亚和东南亚，下同）和西欧，消费结构也略有差异。比如亚洲地区苯消费中苯乙烯单体达到60%以上，而苯酚只有约11%，只及美国的一半。近几年，随着世界经济复苏和亚洲需求旺盛，大大刺激了对苯的需求。近几年来世界苯37、乙烯的消费中心出现由西方向东方转移的趋势，特别是亚洲地区苯乙烯的消费量与日俱增。甲苯的市场规模比苯小得多，世界每年的消费量约300万吨，其中约70%用作岐化和脱烷基制苯的原料，真正用于合成的比苯要少得多。对二甲苯（PX）在合成纤维工业中十分重要。在世界合成纤维的产量中涤纶占63%，PX可以说是化纤工业最主要原料之一。随着世界合成纤维消费量的不断增长，PX的消耗也随之稳步增长，世界PX的消费年增长率约为8.1%。芳烃主要有4个来源： 由重整油分离； 从裂解轻油中提取； 由岐化和脱烷基反应制取； 从甲苯制苯和二甲苯。前3种方法为生产芳烃的主要手段。美国苯的生产能力以重整制苯为主，大约占总能力的5038、%，脱烷基和岐化制苯的能力分别为200万t/a和55万t/a，共约占总能力的1/4，裂解轻油制苯的能力略少于1/4。 美国的苯生产厂家中，不少是在世界上名列前茅的大厂家，如Chevron（能力105万t/a、Exxon（能力85万t/a）和Shell（能力约72万t/a），此外还有10余家能力在40万60万t/a的生产厂家。在这些厂家中，Exxon、BP、Mobil等56家公司生产的苯全部作商品出售，而其余厂家则部分自用、部分出售。 与美国不同，西欧苯的供应以裂解轻油苯为最多，占苯的总能力的60%，其次为脱烷基和岐化苯，重整苯只占第三位。另外，西欧苯的生产者多数也是苯的用户，生产的苯大多由本公39、司制成苯的衍生物，外售的很少。苯的主要生产厂家有Eni（86.5万t/a）、Shell（83万t/a）和Dow化学（80万t/a）。在亚洲地区中，最大的苯生产国或地区是日本，其次为韩国、中国大陆和台湾省。世界最大的PX生产者为美国的Amoco公司，其PX的生产能力为125万t/a；其次为Exxon公司（60万t/a）和Koch公司（60万t/a）；此外，具有30万40万t/a能力的厂家还有78家，分布在日本、台湾省、印尼、韩国等地。对二甲苯是生产对苯二甲酸（PTA）的重要原料。据统计，2005年全球对二甲苯产能超过1900万吨/年，其中，亚太地区占58%，北美占22%，西欧占10%，其他地区占40、10%。2008年全球对二甲苯产能超过3100万吨/年，2011年全球对二甲苯产能将超过4100万吨/年。典型的催化重整生成油中约含苯10%、甲苯55%、二甲苯35%。对二甲苯可从混合二甲苯中抽提分离，也可将邻二甲苯异构化转化为对二甲苯，对二甲苯还可通过甲苯歧化生产，改进的工艺技术表明，已可使甲苯歧化生成对二甲苯的产率提高到大于90%。 邻二甲苯2005年全球总生产能力为380万吨。按地区分布，亚洲占49%，西欧占23%，北美占18%，南美占9%，其他地区占6%。2008年全球总生产能力为516.1万吨，2013年全球总生产能力将为590.1万吨。在邻二甲苯的用途中，邻苯二甲酸酯占57%，不饱41、和聚酯占33%，醇酸占10%。邻二甲苯是从炼厂或烯烃装置生产芳烃中C6C8物流转化生产的几种二甲苯异构体之一。混合二甲苯物流含邻、间和对二甲苯。这些组分可用抽提蒸馏分离或将它们异构化为对二甲苯。2005年全球混合二甲苯需求总量为2150万吨，2008年全球混合二甲苯需求总量为3100万吨其用途中，对二甲苯占80%，邻二甲苯占11%，间二甲苯溶剂占8%，轻油占1%。因下游产品需求增长，今后几年内，预计世界需求的年增长率为4%5%，今后5年内，混合二甲苯需求增长最快的领域将是亚洲的对二甲苯生产，亚洲对二甲苯生产需求的增长，将使混合二甲苯需求年增长率达到6%8%。亚洲尚无足够产能来满足需求，促使美国42、向该地区出口二甲苯约达2万3万吨/月。今后5年内，聚酯用对二甲苯年均增长率为8%10%。今后23年内，亚洲需求二甲苯的15%20%将需从美国、欧洲和加拿大进口。美国约67%的二甲苯来自炼油厂，其余来自甲苯歧化装置。欧洲79%的二甲苯来自炼油厂，10%来自裂解装置。亚洲86%的二甲苯来自炼油厂，5%来自裂解装置。重整生成油抽提是混合二甲苯的主要来源，占美国生产量67%，后继抽提用于分离对、间和邻二甲苯异构体。现有的生产工艺都需要增加石油的消费量。通过以上的分析可以看出，以苯和对二甲苯为代表的世界芳烃市场具有如下特点：（1）生产和消费主要集中在美国、西欧和亚洲（远东地区），这三大市场中，亚洲最大。43、（2）3个地区内部贸易活跃，但在3个市场之间，除了美国有30万40万t的PX向外出口外，贸易量不大；（3）亚洲地区的消费增长速度大于其它两个地区，特别是PX消费增长更快，虽然生产能力也有增加，但是供不应求的状况在短期内不会改变。在这样的市场格局下，芳烃的世界贸易格局主要为：对于苯来说，在三大消费区之间的贸易量微乎其微，但在其区域内的贸易还是活跃的。以亚洲地区为例，出口方主要是日本、中国大陆、印尼和新加坡。日本苯的年出口量近30万t，其中60%70%销往韩国，其次销往台湾。其它几个出口国的出口量比日本少得多。印度为进口国。对于PX来说，美国的出口主要是补充拉丁美洲的不足，西欧的不足主要由东欧（重44、点在前苏联地区）和中东来补充，而亚洲的部分不足也靠美国来补充。在亚洲地区内部，主要的出口方是日本，进口方原来主要是韩国和台湾省，近几年印尼、泰国和马来西亚相继加入进口方队伍。我国仪征等地的PTA装置建成后，在其配套PX装置完成之前，也将以进口PX作为原料。韩国虽然多年来一直是PX进口大户，但随着国内油公、湖南精油和韩化等新PX装置建成，总能力将增加60万t/a以上，其进口PX的势头可望缓和，甚至有出口的可能性。台湾目前尚无大型PX项目建设，但随着其化纤工业的继续发展，出口不断增加，对PX进口的需求只会有增无减。在新加坡Mobil公司新芳烃装置投产后，在亚洲形成了以日本、新加坡以及将来可能有韩国45、加盟的出口方和有台湾、泰国、马来西亚、印尼可能还有中国大陆加入的进口方的地区内贸易格局。苯的国际价格一般以美国的海湾价格作基准，因为美国是世界上最大的苯生产国。苯的价格不但取决于苯的供求状况，也取决于其衍生物的供求关系及价格，当然也会受到原油价格的影响。苯(纯苯)、甲苯、二甲苯均为单环芳烃，从煤炼焦副产焦油分离的称为焦化苯类，从石油轻油铂重整分离的称为石油苯类。我国用石油为原料提炼的苯类目前巳接近70%。无论以煤或石油为原料生产的纯苯、甲苯、混合二甲苯，都是按相对固定比例联产出来的，纯苯、甲苯、混合二甲苯三者的比例，由焦化法得到的约为85：12：3，石油法得到的为30：40：30。但是对三种苯46、类的实际需求并不全符合这种数量比例。就我国来说，纯苯资源基本能满足需求，而甲苯、混合二甲苯则不足，每年需要进口。 2.1.2国内芳烃市场分析目前我国芳烃的生产装置主要采用炼油厂的重整装置、石油化工厂的乙烯裂解轻油和芳烃生产联合装置以及焦化装置等。一般来说，一套60万吨/年的乙烯生产装置可联产苯12万-14万吨/年、甲苯9万-10万吨/年、二甲苯8万-9万吨/年；100万t/a的重整装置可产苯6万-7万吨/年、甲苯24万-25万吨/年、二甲苯19万-20万吨/年；500万吨/年焦化装置可副产粗苯5万-7万吨/年、甲苯和二甲苯共2万吨/年左右。另外还可利用甲苯脱烷基、甲苯歧化和烷基转移技术将甲苯和47、C9/C10芳烃转化为混二甲苯和苯，在大型芳烃联合装置上一半以上混二甲苯都通过此技术生产，该法是增产对二甲苯的主要途径。另外，甲苯选择性歧化也是生产对二甲苯的一个新途径。我国纯苯主要来源于石油炼制中的铂重整和煤的炼焦副产。起初只是从煤焦油中提取，产量比较小，不能满足国内的需求。改革开放以来，我国石油化工有了较快的发展，特别是引进国外技术建设的大型乙烯生产装置的建成，使石油苯的产量大幅增加，并超过焦化苯，占据了主导地位。目前，我国有纯苯生产企业50余家，其中焦化苯产能占总生产能力的20%，其余为石油苯，主要生产企业有扬子石化、上海石化、吉林石化、齐鲁石化等，年产量均在10万吨以上。过去由于我国苯48、下游产品产能较小，国内苯的产量基本可以满足需求并有部分出口。但近两年苯下游产品产能增长较快，尤其是苯乙烯、苯酚、苯胺、环己酮等生产装置大量扩建和新建，对苯的需求大增。苯进口量大幅度增加，目前我国已是苯的净进口国。预计这些下游产品生产装置建成投产后，国内纯苯将无法满足下游需求，进口量会越来越大。混合二甲苯是邻、间、对二甲苯和乙基苯所构成的混合物。作为化学原料使用时，可将各异构体予先分离。混合二甲苯主要用作油漆涂料的溶剂，航空煤油的添加剂，也用于染料、农药等的生产。我国二甲苯生产工艺路线有两条，一是石油炼制中的铂重整；二是从炼焦副产品焦油中提取。我国混合二甲苯主要用作油漆、涂料、溶剂等，其需求约占49、混合二甲苯产量的一半，其次用于有机合成、农药等方面。我国溶剂级二甲苯使用量较大，国内混合二甲苯供应较紧，每年进口增长率约为34%。 二甲苯是最重要的基本有机化工原料之一。最近以来，由于我国经济在持续增长，国内市场对二甲苯的需求十分旺盛。虽然国内二甲苯的产能和产量都有较大幅度增长，但仍不能满足市场需求，需从国外大量进口。预计今后一段时间我国二甲苯的市场需求仍将十分旺盛。2008年，我国市场二甲苯的需求量为550万吨，2009年需求量达到750万吨，比上年大增了200万吨，增长率达到38%。2008年，国内二甲苯的产量达到452万吨，自给率为83%，2009年我国二甲苯的产量增加到594万吨，比上50、年增加了142万吨，增长率达到31.4%。但是由于市场需求增长更快，自给率比上年还下降了4个百分比，仅为79%。从消费地域看，我国二甲苯的主要消费地区为华东沿海地区，该地区经济发达，化工企业众多，对二甲苯需求量大。据有关资料显示，2009年，我国华东地区共消费二甲苯的量达到323万吨，占全国总需求量的43%；其次为华南地区(消费量为143万吨，占19%)和华北地区(消费量142万吨，占19%)。由于我国自产的二甲苯不能完全满足市场需求，近年来每年都从国外大量进口。2008年，我国二甲苯进口量为93万吨，2009年进口量达到161万吨，比上年多进口了68万吨，增长率达到73%。导致2009年进口51、量大增的原因主要有二：一是受国际金融危机的影响，2009年上半年国际市场上二甲苯的价格持续走低，要低于国内市场上的价格，使得低价的海外二甲苯大量涌入国内市场；二是2009年我国新建和扩建的一些二甲苯生产装置相继开工，可是大部分装置都是下半年才开始生产，且整体开工率都不高，使产量增加不多。从二甲苯进口的地域看，我国周边国家和地区由于距离近，运输方便，运费便宜，成为二甲苯进口的主要来源地。进口量较大的国家和地区有：韩国、泰国、日本、中国台湾、新加坡、印度、马来西亚、美国、荷兰等。近5年来聚酯工业发展迅速，虽然二甲苯产能和产量不断增加，但每年仍需大量进口。2009年我国对二甲苯产量约280万吨，进口52、量达240万吨。同时我国还大量进口对二甲苯下游产品PTA，2005年进口PTA达到650万吨，2009年进口PTA达到508万吨。预计今后我国每年的芳烃缺口量为苯200万吨，甲苯100万吨，二甲苯300万吨。其中，我国对二甲苯对外依存度很高，应该引起高度重视。由于聚酯纤维的快速发展，我国将成为对二甲苯及PTA的最大进口国。预计2010年我国对二甲苯生产能力将达到350万吨/年，届时国内对二甲苯供应缺口将达200万吨，到2011年对二甲苯进口量预计将超过250万吨。邻二甲苯主要用于生产苯酐，2009年我国进口邻二甲苯55万吨、苯酐26万吨、DOP72万吨，邻二甲苯当量消费量达172万吨，国内产量53、只能满足53.5%。因此，我国邻二甲苯的对外依存度也很高。由此可见，今后几年我国三苯的发展前景十分广阔，今后仍需要大发展。2.1.3芳烃价格分析2010年年初亚洲苯价格上涨35-65美元/吨， 原油价格也盘旋在76-78美元/桶的区间，对价格上涨提供一些支撑。亚洲苯供应依然较高，贸易商和厂商表示，苯供应水平高是市场看跌的关键因素。自1月份开始供应水平较高，因地区裂解装置和重整装置增加了开工率，受利润强劲影响，主要是由于与原料煤焦油轻馏分的价差较宽。煤焦油轻馏分/苯价差依然较宽，为259-263美元/吨。 东北亚：月初交易放缓，月中，交易增加，价格坚挺。据称，2月底4月装船货交易价为900美元/54、吨（FOB韩国）飙升至935美元/吨（FOB韩国）。本月末，据称，4月装运船货交易价为960-970美元/吨（FOB韩国）。 3月装船货交易有限，据称，有一笔交易价为930美元/吨（FOB韩国）。 2月底，3月和4月装运船货报价为880-905美元/吨（FOB韩国），3月初涨至980美元/吨（FOB韩国）。递价也尾随上涨，本周末由880美元/吨（FOB韩国）涨至960美元/吨（FOB韩国）。CFR东北亚，议价有限，据称一递价为900美元/吨（CFR台湾），另一方面，交易停止，因2月中国大陆和台湾省因农历新年而休市。尾随市场整体走势，周五意向估价为970-985美元/吨（CFR东北亚），本周意向55、估价为900-985美元/吨（CFR东北亚）。 中国华东地区，价格为人民币7500-7600元/吨（库提），市场因假期而休市。中国西南地区，2009年底，三苯市场交投稳定，价格大幅上涨。西南纯苯市场继续强势上行，甲苯及二甲苯市场涨势强劲。12月中旬西南纯苯的市场报价7100-7300元/吨，甲苯市场报价7400-7600元吨，二甲苯市场报价7500-7650/吨。2010年1月中旬，西南纯苯的市场报价8400-8500元/吨，甲苯市场报价7650-7850元吨，二甲苯市场报价7600-7800/吨。4月中旬三苯市场经前段时间短期调整后，价格逐波上扬。甲苯及二甲苯市场走势较好，下游需求尚可，价格56、持稳。目前西南纯苯的市场报价7900-8000元/吨，甲苯市场报价7350-7500元吨，二甲苯市场报价7400-7550/吨。2.2 丙烯市场前景分析2.2.1概述 丙烯主要用于生产聚丙烯，约占全球丙烯需求量的58%，在我国更是高达约75%；另一个大的用途就是用于生产丙烯腈、环氧丙烷等化工产品，约占丙烯总消费量的25%。在今后一段时间内，聚丙烯将依然是丙烯最大的衍生物，其占丙烯总需求量的比例还将进一步提高；为了满足腈纶以及ABS树脂生产的需要，我国还将继续扩大丙烯腈的生产能力，其对丙烯的消费量也将在丙烯消费结构中保持较高的比例。近年来，受下游衍生物需求快速增长的驱动，全球丙烯消费量大幅提高。57、与此同时，世界丙烯的生产发展也很快。亚洲、北美和西欧一直是世界上最集中的丙烯生产和消费地区，但从近年的发展趋势来看，北美和西欧的产需增长速度要明显低于世界平均水平，在世界丙烯市场的比例正在逐渐下降。与此同时，亚洲，尤其是中东地区在世界丙烯市场却扮演着越来越重要的角色，2012年以前世界新增的丙烯产能也主要集中在这一地区，约占全球新增总能力的76%。2.2.2国内生产状况 我国的丙烯生产根据来源可分为两类：一是裂解丙烯，来自于乙烯裂解装置，是乙烯的联产品；二是炼厂丙烯，是从催化裂化炼厂气中分离出来的。这两种来源的丙烯都占据相当重要的地位。采用蒸汽裂解联产丙烯的生产能力约占我国总生产能力的47%；58、采用炼厂FCC装置副产丙烯的生产能力约占53%。 由于国内乙烯及大型炼油项目受国家宏观政策控制，小炼油企业的原油来源难以落实，致使国内丙烯生产被高度垄断。2008年我国丙烯总产能约为1050万吨，其装置主要集中在中石化和中石油两大集团，约占我国丙烯总产能的90%。此外中海油旗下有一套40万吨/年丙烯装置，其他如中国化工集团、中化国际等公司旗下还有一些小规模的炼油企业生产丙烯，再加上一些小型炼油企业，每年丙烯生产能力在百万吨上下。由于受国家炼油政策的限制及国际油价的影响，中小炼油企业产量及开工率均较低。虽然我国丙烯产量并不少，但丙烯生产企业基本建有下游配套生产装置，提供给市场的商品量却不多。上世59、纪90年代，随着石油化工产业的快速发展，我国丙烯产能有了较大幅度的增长。随着大型乙烯生产装置的建成及现有乙烯生产装置的挖潜改造工作完成，我国乙烯装置联产丙烯的生产能力得到了增加，同期炼厂丙烯的产出也在逐渐提高，2008年总产量超过了1000万吨。但因丙烯市场的相对垄断，缺乏竞争活力，我国丙烯生产的增长一直滞后于需求的增长。2.2.3国内市场一方面我国丙烯市场产能增长滞后，另一方面两大集团丙烯下游产品种类丰富，配套产品能力与丙烯产能相当，极少有丙烯可以外供，导致许多下游企业所需丙烯需要从国外进口。表面看来，近几年我国每年仅需进口几十万吨的丙烯来满足需求，仅占国内表观消费量的3%左右，基本处于供求60、平衡的局面。但事实上国内供需缺口巨大，每年除进口少量丙烯单体外，还要大量进口聚丙烯、丙烯腈、环氧丙烷等下游衍生物。若将这些下游产品的进口量折算成丙烯需求量的话，则国内当量市场缺口在400万吨以上。未来数年内，我国还将新增几套大型乙烯生产装置，炼厂生产能力还将继续扩大；中国大唐、中国神华等一些企业正在兴建的大型煤制烯烃项目也在紧锣密鼓地进行之中，预计中国大唐的46万吨煤制烯烃项目、中国神华的60万吨和52万吨两个煤制烯烃项目将于明年陆续建成投产，这将显著增加国内丙烯的产量。到2010年，我国丙烯产能可望达到1265万吨，但据预测，2010年市场需求将达到1500万1600万吨，缺口依然存在。2.61、3 润滑油基础油2.3.1 国际市场目前，全球润滑油基础油正处于由常规（API I类）基础油向非常规（主要指采用加氢裂化和异构脱蜡生产的）基础油转变的时期，特别是在北美、西欧和亚洲。全球润滑油基础油市场供大于求，结构性矛盾突出。常规基础油居主导地位，但需求量减少；非常规基础油需求量增长，但供不应求。预计在21世纪，常规基础油的增长速度将低于GDP增长速度，非常规基础油的增长速度达到GDP增长速度的2倍。据报道，未来10年，API II类、II+类、III类基础油将成为润滑油基础油市场快速增长的主要力量。目前全球润滑油基础油需求量约为3.2107t/a，其中85%以上的基础油是常规API I类基62、础油。预计到2010年，API II类、II+类、III类基础油的需求量将增长30-50%，几乎占全球润滑油基础油总需求量的20%。满足这些需求主要靠新增或扩大加氢基础油生产能力，预计到2010年全球加氢基础油生产能力会超过1.25107t/a，且其质量也会有所提高。2.3.2 国内市场我国对II类及III类基础油需求量很大，每年进口70-80万吨基础油，30%以上是II类及III类基础油。近年来，由于汽车工业大量引进国外生产技术，国内汽车行业将在12年内完全实现与国际接轨，因而对润滑油质量要求将迅速提高，例如一汽捷达、奥迪汽车指定使用SJ/GF-2级别汽油机油，上海通用开始指定使用SL/GF63、-35W/30汽油机油，生产高档润滑油产品需要高档基础油，所以高档润滑油需求量的增加将推动对高档基础油需求的增加。据初步估计，仅东北地区润滑油基础油的需求量为100万吨/年。据不完全统计，2008年中国润滑油基础油产量达860万吨，而表观消费量已经达到了1200万吨，如考虑50%是高档基础油的话，则每年需要430万吨以上。2.4 溶剂油2.4.1国内溶剂油发展现状溶剂油是五大类石油产品之一，与人们的衣食住行密切相关,其应用领域也不断扩大，其中用量最大的首推涂料溶剂油(俗称油漆溶剂油)，另外在食用油、印刷油墨、皮革、农药、杀虫剂、橡胶、化妆品、香料、化工聚合,医药以及在IC 电子部件的清洗等诸方64、面也都有广泛的用途。据统计，市场上销售的溶剂油有200 多种。国内溶剂油产品主要有6 # 、120 # 、200 # 溶剂油。国标GB1922 - 88 列有常见牌号70 # 香花溶剂油、90 # 石油醚、190 # 洗涤剂油、260 # 特种煤油型溶剂、农用灭蝗溶剂油等的产品标准，而6 # 抽提溶剂油执行国标GB16629 - 1996 标准，橡胶工业用溶剂油、油漆工业用溶剂油、航空洗涤汽油采用石化行业标准SH0004 - 90、SH0005 - 90、SH0114 - 92。除此之外，国内的溶剂油产品还包如30 # 、40 # 、60 # 、140 # 、170 # 、165 # 、18065、 # 油墨型溶剂油、310 # 油墨型溶剂油、特种煤油型溶剂油、粘结剂型溶剂油、油漆用溶剂油、彩色油墨溶剂油、150 # 脱芳脱臭溶剂油、化工专用溶剂油、异构烷烃溶剂油、戊烷油、低硫低毒性特种溶剂油等,其规格采用企业自定标准，大部分企业标准来源于用户要求。普通溶剂油的生产工艺分为切割馏分和精制两个过程。切割主要是将轻质直馏馏分（通常由常压塔直接切取）切割成适当窄馏分，或将催化重整抽余油进行分馏。采用这些工艺生产的产品硫、氮含量相对较高，芳烃、不饱和烯烃含量多，致使产品味道大、毒性强、颜色深，虽然能够满足溶解性和经济性的需要，但远远不能满足特殊场合的需要。近年来，石油烃类溶剂油的发展十分迅速，由66、于应用领域的不同,石油烃类溶剂油的产品规格各有不同，对能够造成环境污染的硫化物和芳烃的含量均有一定的限制。溶剂油的质量标准正逐步同国外标准接轨，普通溶剂油产品正逐渐被低硫、低芳的特种溶剂油产品所取代。低毒、无毒的低芳溶剂油已成为各国溶剂油生产商的发展方向。国内溶剂油脱芳烃技术主要有加氢法、磺化法。由于国内加氢法生产煤油型低芳溶剂油量不足30万吨/年，我国特殊场合的溶剂油几乎全部依赖进口。国外溶剂油产品的牌号和标准也各不相同，比如日本把溶剂油统称为工业汽油，共分5 个牌号:1 号（洗涤用）；2 号(橡胶溶剂油) 橡胶涂料用；3 号(大豆溶剂油) 抽提用；4 号(油漆溶剂油) 涂料用；5 号(洗涤67、溶剂油) 干洗和涂料用。但日本市场上供应的溶剂油品种要比以上5 种多得多，如日本三菱石油公司仅印刷油墨溶剂油就有4 个牌号，日本溶剂油规格标准比较简单。美国和欧洲市场上销售溶剂油品种较多，以满足各种用途的需要。其溶剂油的生产主要集中在几个国际著名的石油公司，例如Shell公司和Exxon Mobil公司。其溶剂油生产多以直馏汽油为原料，经加氢脱芳烃、脱硫精制后通过精密分馏而得。Exxon Mobil 公司溶剂油产品有芳香烃类、脱芳香烃脂肪族类、异构烷烃类、环烷烃类、正构烷烃类、其他碳氢溶剂类及含氧溶剂等共40 余个品种牌号。Exxon Mobil公司的主要溶剂油牌号用途见表1，Shell公司生68、产的溶剂油及性质见表2 。国外的溶剂油市场基本被上述公司所抢占，国内进口的特种溶剂油也来源于这几家公司，每年约23万吨。表1 Exxon/Mobil公司部分溶剂产品性能及用途名称 初馏点 干点密度g.cm-3芳烃含量%硫含量g.g-1用途脱芳香烃脂肪族类Exxsol Pentane 80（34）（35）0.6300.012 涂料工业，粘合剂工业,气雾杀虫剂,金属加工润滑、除油、防锈,衣服干洗油，液体电热杀虫剂，矿物萃取助剂,硅胶粘合剂，污水处理剂，低芳香烃印刷油墨，化学反应用溶剂及载剂，乳化液载剂，可发泡聚苯乙烯发泡剂Exxsol Hexane64690.6720.012Exxsol Hept69、ane94990.7170.00012SBP 80/10078980.7080.012Exxsol DSP100/1401061390.7380.005 5Exxsol D301411590.7630.012Exxsol D401641920.7720.082Exxsol D601872090.7820.22Exxsol D802082430.7960.32Exxsol D1102482660.8140.42Exxsol D1302813070.8190.52异构烷烃类Isopar C981040.6990.01 5低味涂料，化学反应用溶剂及载剂，喷墨型油墨溶剂，PVC 增塑溶胶降粘剂，金属加70、工润滑、除油、防锈，沿岸油田勘探仪管道浮液Isopar E1151390.7240.015Isopar G1631760.7480.015Isopar H1791870.7590.015Isopar L(S)1902030.7790.015Isopar M2232540.7920.015Isopar V2733100.8220.15环烷烃类Cyclohexane78.582.50.7850.01501粘合剂工业，印刷工业用清洗剂，工业清洗剂Nappar678800.7630.00015Nappar101651850.8140.45正构烷烃类Norpar121892180.7490.015气雾杀71、虫剂，PVC 增塑溶胶降粘剂Norpar132222420.7620.015Norpar142412510.7660.015Norpar152492740.7720.005010Pegasol 30401541980.78319-EGMBE1691720.904-ExxonMobil IPA81830.786表2 壳牌公司部分溶剂产品性能及用途名称 初馏点 干点密度g.cm-3芳烃含量g.g-1硫含量g.g-1用途正己烷（聚合级）65690.675100.5工业聚合溶剂、植物油抽提溶剂正己烷（抽提级）65690.675101.0异己烷57630.665101.0粘接剂、橡胶、抽提溶剂、油墨、涂72、料、洗涤剂、杀虫剂、清洗剂、密封剂等。SBP60/9567.5920.7101.0SBP80/9586930.715100.5SBP80/110881050.71451.0SBP94/10094990.710101.0SBP100/1401071370.7281000.5SBP140/1651431600.7501000.5SS TD1721850.751100油墨、涂料、工业和纺织品清洗剂、化妆品、杀虫剂、壁纸生产。SS TK1851990.770100.1SS TM2102600.779100.1SS BF751150.7555001.0SS D401552020.760.7950010S73、S D701932450.78830012.4.2 国内低芳溶剂油市场、用途和价格情况我国石油类溶剂油到2009年底，年产量约385万吨/年左右，主要为普通溶剂油产品。20012009年国内溶剂油产量对比见表3。表3 国内溶剂油历年产量年度 ，年产量，万吨/年备注20011822003226200527920073272009385国内6#溶剂油和120#溶剂油主要以炼厂重整抽余油为原料，采用还原态的镍催化剂或贵金属催化剂，在低压条件下加氢，脱除硫、氮、烯烃和芳烃等杂质，再经精馏生产的，极少来源于直馏轻石脑油和油田伴生气。所以国内中石化和中石油等大型国企生产的6#溶剂油和120#溶剂油硫、氮含74、量小于1g/g，芳烃小于0.03%，已接近国外低芳溶剂油水平。国内利用加氢法生产煤油型低芳溶剂油的生产厂家主要有中石化江苏清江石化厂、沧州炼油厂、南京红叶公司、茂名石化分公司、荆门分公司、抚顺石化三厂等。再加上采用其他如磺化等其他方法生产的低芳溶剂油，总产量约20万吨/年，仅仅占溶剂油总产量的7，故低芳溶剂油市场容量仍很大。（1）6#溶剂油 6#溶剂油除主要用于粮食加工工业抽提、烟草加工及印染业等，还广泛用于环保型粘胶剂、合成橡胶工业的溶解剂、精密仪器仪表的清洁干燥剂。近两年中石化、中石油两大公司的6#溶剂油产量约20万吨，其中用于食用油抽提约占1/3。（2）120#溶剂油 120#溶剂油主要75、作为橡胶工业、油漆业的溶剂或稀释剂，在精密仪器仪表的清洁剂、粘胶产品系列也得到了广泛应用。我国华南地区橡胶生产企业较多，因此120#溶剂油的需求量也较大。（3）200#溶剂油 200#溶剂油主要用于油漆涂料工业的溶剂和稀释剂, 要求具有一定的溶解性能和安全性能, 此外还要求无色透明, 性质稳定, 特别是高质量的涂料, 要求溶剂挥发后, 覆盖物保持涂料本色。200#溶剂油一般来自炼厂常减压蒸馏装置的直馏馏分, 馏程为140 200 。（4）SH D30溶剂油SH D30溶剂油主要用于塑料聚合反应助剂及载剂、粘合剂、烟卷滤嘴（每吨消耗7公斤左右），尤以烟卷行业需要D30溶剂数量较大。（5）SH D76、40溶剂油SH D40溶剂油主要适用气雾剂、金属清洗剂、杀虫剂、橡胶、印染、印花、日用化工、涂料、油墨、金属加工油、冲压冲剪油、衣服干洗剂印刷耗材等行业。具有低气味、低芳烃、低硫、无毒、环保、溶解力强、挥发性好等特点，可以取代进口产品。根据对长江三角洲等地市场调研的情况看，用作高档溶剂、涂料、橡胶等工业所需要的溶剂油总量可达9000吨/年。（6）铝轧制油用溶剂油 近年来，我国已发展成为世界铝生产及消费的大国，电解铝生产能力居世界第三位，铝消费量仅次于美国居世界第二位。铝轧制油的单耗与加工的表面积大小密切相关，箔材的轧制油用量比板带材要大，通常来讲，1吨箔材约消耗轧制油20公斤左右，而1吨板材约77、消耗35公斤轧制油。2005年我国铝轧制油市场需求量约20万吨左右。根据国家铝行业预测数据，未来10年间，我国铝行业产量增长率将超过10。由此推算，铝轧制油的年增长率也将超过10。（7）油墨溶剂油根据国家发布的行业统计数据，2003年我国油墨产量为20万吨/年，实际消费为30万吨。2005年11月份我国油墨产量为27.4万吨，同比增长29.2%。2010年前，油墨行业将保持10以上的增长速度。从油墨行业未来发展来看，高品质油墨溶剂油的需求量和比例将有较大幅度的提高。近年来溶剂油产品的价格随市场变化较大，而且不同牌号的溶剂油产品价格相差悬殊。普通溶剂油6 # 、120 #价格比较稳定，2005年78、12月在53005500 元/吨，目前经过加氢精制深度脱硫、脱芳的低芳6 # 、120 #溶剂油价格约63006500元/吨。用作慢性油漆及树脂溶剂、高级印刷油墨的配料、高级铝箔轧制油、双氧水萃取剂、高级烤漆溶剂，杀虫剂溶剂报价2005年12月为57006000 元/吨 左右；目前65006700 元/吨 左右。用作高级轿车烤漆、溶剂、杀虫剂乳剂、化工合成反应载剂2005年12月报价为6500 元左右，目前7000元/ 吨 左右。主要用于粘合剂工业、气雾杀虫剂、金属加工润滑、除油防锈、高档衣服干洗剂、液体电热杀虫剂、硅粘合剂、油墨、农药、有机化合物载剂、乳化液载剂的脱芳烃类溶剂油目前报价为7579、008000 元/ 吨。用于无味喷雾杀虫剂、PVC 溶胶降粘剂、聚合助溶剂及载剂、T202 添加剂、油漆、油墨、高级地板革、高级人造革、箱包化妆品及医药生物化学的正构烷烃类溶剂目前报价为850011000 元/吨 。用于复印稀释剂、油墨溶剂、金属加工清洗，防锈油、无味喷雾剂、无味油涂料、油漆、有机溶胶配方、高级衣服干洗油、过氧有机化合物载剂、洗涤日化产品的主要原料油的异构烷烃类溶剂油目前报价为1100013000 元/ 吨以上。目前国内没有生产厂家，全部依赖进口。由于国际市场原油价格始终处于较高价位，溶剂油产品价格短期内不会有较大幅度的回落，但会随着国际原油市场和产品供求变化，在一定范围内波动80、。2.5沥青2.5.1国内市场需求预测（1）公路建设：随着国民经济的飞速发展和战略制定的推动国民经济增长，交通部制定了我国公路国道主干线建设长远发展的“7918”总体规划“建成7条射线，9条纵线，18条横线”共三十四条路线。根据预测，“十一五”期间用于公路建设的重交沥青用量为1000万吨/年。（2）市政建设随着我国经济的飞速发展，城市化的进程不断加快。据统计，我国城市道路建设每年需要道路沥青150-160万吨。（3）机场跑道建设目前我国现有机场144座，95%的机场跑道为混凝土路面类型，而国外70%以上的机场跑道为沥青混凝土类型。我国计划到2010年，机场跑道60%改造为沥青路面，每年需要改性81、沥青约5万吨。根据以上分析，我国在“十一五”期间，改性沥青的年需求量预计为125万吨。而作为养护用改性乳化沥青为原建设沥青投入量的10%左右。国内近三年来每年沥青使用量都近千万吨，未来市场需求巨大。2.5.2企业内部需求 xx公司投资人xx集团2008年公司收购了xx市新华沥青股份有限公司，xx市新华沥青股份有限公司位于黑龙江省xx市大同区新华电厂，始建于1994年，该厂拥有 10X104t/a的氧化沥青装置一套。10X104t/a吨的道路沥青装置一套，为目前黑龙江、吉林、内蒙古三省区内唯一的一家以加工沥青为主的公司。xx集团下属xx公司正在建设10万吨/年改性沥青及5万吨/年乳化沥青项目。因82、此企业内部年需求30万吨，本项目年产沥青也为30万吨，也就是说，本项目产沥青可内部消化。2.6 硫磺2.6.1 国内市场供需现状我国硫资源包括硫铁矿、伴生硫铁矿、天然硫磺矿以及冶炼烟气中回收的硫和从石油、天然气中回收的硫磺，此外，以煤为原料的合成氨厂、炼焦厂在生产合成氨和煤气的同时也回收少量的硫磺。目前我国硫生产主要来自硫铁矿和有色金属行业烟气制酸的硫酸为主，硫磺产量很低，并且主要来自炼制进口高硫原油所回收的硫磺。由于国际上从石油、天然气及其它工业回收硫磺的量不断增加，国际硫磺市场已连续出现供大于求的局面。硫磺制酸与硫铁矿制酸相比，具有一定投资少、更环保的优势，所以，近年来我国各地硫磺制酸发展83、较快，进口硫磺的增长幅度也较大。近几年我国硫磺进口情况见下表。表2-2-54 近年我国硫磺进口量 单位：万吨年 份进口量2004676.62005830.62008911.520091002.5从上表可以看出，从2004年开始，我国进口硫磺增长很快。主要原因是这一时期，我国磷复肥工业的技术与生产开始成熟，具有磷资源优势的云贵地区，磷复肥装置已经形成大型化的快速发展趋势，大中型磷复肥装置配套的硫酸生产基本以进口硫磺为原料，对硫磺的需求激增。此外，除磷肥工业对硫磺的需求外，在我国沿海经济比较发达的地区如苏州工业园区，为了获得更多的蒸汽能源和硫酸，也建立起百万吨级的硫磺制酸装置，进一步加剧进口硫磺的84、需求。我国硫消费领域大致分为化肥用硫酸、工业用硫酸和硫磺直接应用三个方面。目前我国约90%的硫磺用于生产硫酸，10%的硫磺直接应用或进行深加工产品。2.6.2 国内市场供需预测在化肥用酸方面，磷肥是最大的消费用户，占化肥消费硫酸的比例约95左右。随着我国磷肥工业的继续扩大发展，云贵磷复肥基地建设的项目的实施与完成，未来我国对硫酸的需求还将高速增长。据预计到2010年化肥消费硫酸量达到4200万吨。在非化肥用酸方面，近年来精细化工、轻工、纺织和钢铁等行业对硫酸需求增长很快，预计到2010年非化肥硫酸消费量将达到约2000万吨。因此，预计到2010年我国硫酸需求量将达到6400万吨，年均增长率5.85、9，如果到2015年按年均增长率4考虑，到2015年硫酸需求将达到7800万吨。虽然我国硫酸需求量很大，而且增长速度也较高，但是我国拥有大量的硫铁矿资源，硫铁矿制酸也有一定程度的发展，预计到2010年硫铁矿制酸需求将达到1830万吨/年，2015年将达到2000万吨/年我国的有色冶金行业目前呈现高速发展态势，回收的烟气酸产量也在逐年增长，据预测到2010年烟气酸产量将达到1500万吨，2015年1900万吨。此外日本、韩国的烟气酸每年以200万吨左右的数量倾销到我国沿海地区。因此，到2010年我国硫磺制酸需求扣除硫铁矿制酸、烟气酸、磷石膏制酸和进口硫酸后将达到2810万吨，折硫磺约940万吨，86、2015年硫磺制酸需求约3640万吨，折硫磺约1220万吨。随着全世界硫磺新产品如硫磺水泥等的开发与应用，非酸类硫磺消费量将会继续保持高增长，预计到2010年非酸类硫磺直接消费量达到140万吨，到2015年达到220万吨。综上所述，到2010年我国对硫磺需求将达到1080万吨，到2015年将达到1435万吨。详见下表。表2-2-56 我国硫磺消费量及需求预测 单位：万吨序号消费领域2005201020151硫磺制酸消费硫磺66094012202非酸类硫磺直接消费731402203合计73310801440今后我国硫磺供应主要来自两个方面，第一是回收硫磺，第二是进口硫磺。我国天然硫磺矿资源品位较87、差，根据目前技术和经济条件，今后天然硫磺开采产量有限，可以不予考虑。目前我国回收硫磺来自三个方面，即炼制进口高硫原油回收的硫磺，我国川东地区高硫天然气回收的硫磺和煤化工回收的硫磺。综上所述，我国回收硫磺能力不断提高，到2010年将达到453万吨。如果2010年以后我国原油、气消费速度继续以5增长，则回收硫磺量将达到580万吨。从上面分析可知，我国硫磺的生产不能满足需求，2005年进口硫磺831万吨， 2009年硫磺缺口为1002万吨，到2015年缺口为1200万吨，缺口硫磺需要依靠进口解决。我国硫磺对外依存度将接近60。2.7 目标市场通过上述分析，本项目主要产品芳烃、丙烯、基础油、溶剂油、硫88、磺等国内市场存在明显的产需缺口，每年需从国外进口。本项目产品大部分为化工原料，xx工业区石化园将建设以芳烃、丙烯为原料的下游化工装置，如环氧丙烷、丁辛醇、苯乙烯、环己酮、己内酰胺、苯酐等，因此xx工业区为本项目首选的目标市场。同时，xx市和黑龙江省也是化工产品的主要消费地区。本项目除溶剂油、基础油、部分芳烃产品考虑销往省外，其它产品完全可在本省销售。3总加工流程3.1生产规模本项目加工俄罗斯重油480万吨/年、俄罗斯化工轻油70万吨/年，总加工能力550万吨/年。 3.2原料油的选择与性质3.2.1 原料油的选择近年来随着我国国民经济持续高速发展，进口原油已成为难以逆转的趋势。为了不与国内其它89、炼厂争进口原油，根据世界重油资源、世界重油贸易和我国近年来进口重油的情况，本项目采用重油为主要原料。根据xx的地理位置和优势，xxxx选用俄罗斯重油为主要原料，作为本项目的设计基础。70万吨/年俄罗斯化工轻油作为芳烃生产原料。3.2.2原料油性质本可研原料油为俄罗斯重油，并根据工艺装置配备情况进口俄罗斯化工轻油作为芳烃生产的重整原料。俄罗斯重油性质见表3-2-1。俄罗斯化工轻油性质见表3-2-2。表3-2-1 俄罗斯重油性质性质俄罗斯重油性质俄罗斯重油密度，g/cm3（20）0.896酸值，mgKOH/g5.02API度36.5残炭，w%5.27凝点，8蜡含量，w%3.15硫含量，w%0.4690、胶质，w%8.7氮含量，w%0.19沥青质，w%3.61钒含量，ppm12.46镍含量，ppm11.56原油类别低硫中间基馏程 HK 2165% 259 10% 310 20% 358 30% 445 40% 502 50% 524 60% 538 75% 545表3-2-2 俄罗斯化工轻油性质性质俄罗斯轻油性质俄罗斯轻油密度，g/cm3（20）0.7016酸值，mgKOH/g0.02硫含量，w%0.036芳烃潜含量，w%35.15氮含量，w%0.019烷烃含量，w%53.5氯含量，ppm1.46环烷烃含量，w%37.2砷含量，ppb2.56芳烃含量，w%8.3馏程 HK 41 5% 59 191、0% 80 20% 82 30% 105 50% 122 70% 141 90% 158 95% 165 KK 1763.3产品规格为满足环保要求和市场对产品质量的要求，本项目生产的产品质量按现行国标执行。3.3.1 丙烯本项目生产的丙烯主要由催化裂解装置生产的液化气经脱硫、脱硫醇和气体分馏装置加工后得到，其产品中丙烯纯度满足国家质量标准要求。详见表3.3-1表3.3-1 丙烯质量标准（GB7716-1987）序号项目指标优级品一等品1丙烯含量，%（体积）99.699.22烷烃，%（体积）0.4余量3乙烯，ppm（体积）501504乙炔，ppm（体积）555甲基乙炔+丙二烯，ppm（体积）1092、306氧，ppm（体积）10107一氧化碳，ppm（体积）558二氧化碳，ppm（体积）10109丁烯+丁二烯，ppm（体积）1015010硫，ppm（重量）1511水，ppm（体积）（1）在生产厂和用户管道中（2）在用户贮罐中15 规格不定，但必须测251213氢，ppm（体积）规格不定，但必须测定14甲醇，ppm（重量）必要时测定3.3.2 丙烷本项目中丙烷由催化裂解装置生产的液化气经脱硫和气体分馏装置加工后得到，其产品质量满足行业质量标准要求。详见表3.3-2表3.3-2 工业丙烷质量标准（SH0553-1993）序号项目工业丙烷95号85号70号实验方法1丙烷含量，%（V/V）958593、70SH/T11412C2烃类组分含量，%（V/V）报告报告3SH/T11413不饱和烃含量，%（V/V）报告报告报告SH/T11414丁烷含量，%（V/V）SH/T02305C5及C6以上烃类组分含量，%（V/V）SH/T02306不饱和烃含量，%（V/V）SH/T02307蒸汽压（37.8），kPa143014301430GB/T66028铜片腐蚀，级111SH/T02309总硫含量，mg/m3102030SH/T02303.3.3液化石油气液化石油气按国家技术监督局1998年4月1日实施的标准生产，液化石油气规格见表3-3-3。表3-3-3 液化石油气生产标准项 目质量指标试验方法密度（94、15），kg/m3报告SG/T0221蒸气压(37.8),kPa1380GB/T6602C5及C5以上组分含量，0%（v/v）3.0SH/T0230残留物蒸发残留物，ml/100ml油渍观察0.05通过SY/T7590铜片腐蚀1级总硫含量，mg/ m3343游离水无目测3.3.4工业硫磺 工业硫磺执行国家GB2449-92标准，指标见表3-3-4。表3-3-4 工业硫磺GB2449-92标准项 目质量指标试验方法一级品二级品三级品含量，%(m) 不小于酸度，(以H2SO4计)，% 不大于有机物，%(m) 不大于灰分，%(m) 不大于砷，%(m) 不大于铁, %(m) 不大于水分,%(m) 不大95、于100目筛筛余物(孔径0.149mm),% 不大于100目筛筛余物(孔径0.149mm),% 不大于机械杂质99.90.0050.50.040.0010.0030.10无0.599.50.010.300.200.020.0050.50无1.098.50.030.800.040.05-1.00-GB2451GB2454GB2455GB2453GB2456GB2457GB2452GB2458不允许3.3.5苯苯生产质量执行国家GB3405-89标准，指标见表3-3-5。表3-3-5 苯生产质量指标（国家GB3405-89标准）项 目质量指标试验方法优级品一级品 外观透明液体，无不溶水及机械杂质目96、测(1) 颜色(铂-钴色号) 不深于20GB/T3143 密度(20)，kg/ m3878881GB/T 2013 酸洗比色酸层颜色不深于1000mL稀酸中含0.1g重铬酸钾的标准溶液酸层颜色不深于1000mL稀酸中含0.2g重铬酸钾的标准溶液GB/T2012蒸发残余物，mg/100mL5GB/T3209总硫含量，ppm22SH/T0253中性试验中性GB/T1816结晶点(干基) 5.45.35GB/T3145注：(1)将试样100 mL注入玻璃量筒中，在203下观察，应是透明，无不溶水入机械杂质。3.3.5甲苯产品质量甲苯生产质量执行国家GB3406-90标准，指标见表3-3-5。表3-397、-5甲苯产品质量指标（GB3406-90）项 目质量指标试验方法优级品一级品外 观透明液体，无不溶水及机械杂质目测颜色(铂-钴色号) 不深于20GB 3143密度（20）kg/m3865868GB 2013烃类杂质含量： 苯含量，（m/m） C8芳烃含量，（m/m） 非芳烃含量，（m/m）0.050.050.200.100.100.25GB 3144酸洗比色酸层颜色不深于1000ml稀酸中含0.2g重铬酸钾的标准溶液GB 2012总硫含量，ppm 2SY 2506蒸发残余物mg/100ml 5GB 3209博士试验通过ZB E31 002中性试验中性GB 18163.4总工艺流程方案3.4.198、总工艺流程方案的编制原则3.4.1.1总工艺流程与采用的工艺技术成熟、先进、可靠。3.4.1.2总工艺流程方案对原料油性质的变化有一定适应性。3.4.1.3适当考虑产品方案的灵活性，能够根据市场要求，调节产品比例。3.4.1.4总流程方案尽可能节省投资，降低能耗，环保能满足相关法律和法规的要求。3.4.1.5装置的工艺技术尽可能国产化，装置设备考虑大型化，设备制造立足于国产化。3.4.1.6装置设计开工时间，按8400小时计。3.4.1.7检修按三年一次同时检修考虑。3.4.2 设计方案 以催化重整-芳烃分离和重蜡油TMP/重油催化热裂解为核心的技术路线，可以多产芳烃、丙烯、溶剂油、基础油、石99、蜡等化工原料和特种油蜡为产品，燃油税额度相对较低，油品质量升级有保障。项目可以增产高附加值苯类和丙烯等化工产品，更适合多变的石化产品市场环境。3.4.2.1主要生产装置组成及规模表3-4-1 全厂主要生产装置组成及规模表 序号装置或单元名称能力或组成备注芳烃部分1.1.180万吨/年催化重整装置801.1.260万吨/年催化重整装置601.1.360万吨/年芳烃分离装置601.1.470万吨/年芳烃分离装置701.1.580万吨/年蜡油加氢裂化装置801.1.67万吨/年干气制乙苯71.1.730/30万吨/年重芳烃分离-溶剂油分离30/301.1.815万吨/年轻烃芳构化15丙烯部分1.1.100、9150万吨/年CPP重油催化热裂解（含催化原料预处理）150（500）1.1.10150万吨/年TMP重油催化裂解1501.1.1160/40万吨/年气体分离-轻烃醚化60/401.1.1250万吨/年气体分离其他部分1.1.13120万吨/年馏分油加氢精制装置1201.1.1460万吨/年溶剂脱沥青601.1.152.5万吨/年硫磺回收装置（含酸性水汽提、溶剂再生）2.53.4.4.2全厂物料平衡全厂物料平衡及产品汇总见下表。表3-4-2 全厂物料平衡序号名称收率 %产量（万吨/年）一原料1进口重油85.414802进口化工轻油12.46703甲醇0.533 4天然气1.609入方合计10101、0.00 562.0 二产品1液化气9.4853.32粗乙烯料7.0339.53丙烯10.32584丁烯-11.07 6.0 5轻质溶剂油4.6326.0 6重质溶剂油3.0217.0 7苯类14.3280.58芳烃溶剂5.69329混合芳烃1.73 9.7 11醚化轻烃7.12 40.0 12金属切削油2.67 17.013特种洗涤油1.78 15.3 14低凝燃料油8.01 45.0 15变压器油2.67 15.0 16基础油1.78 10.017沥青5.34 30.0 18油浆3.20 18.0 19硫磺0.46 2.6 小计91.62 514.9 三燃料用量8.58 47.7 1燃料用102、干气、天然气3.67 20.6 2催化烧焦4.25 23.9四加工及储运损失0.46 2.6 出方合计100.00 562.0 3.5总工艺流程3.5.1加工工艺3.5.1.1 俄罗斯重油在总工艺流程中，俄罗斯重油的加工量为480104 t/a。俄罗斯重油进入催化原料预处理装置，采用分馏技术加工，分出轻质燃料油、减压轻蜡油、减压重蜡油和减压渣油。馏分油去向表3-5-1。表3-5-1 馏分油去向馏 分产量（万吨/年）去向产品轻质燃料油70去加氢装置溶剂油等轻蜡油80去蜡油加氢裂解装置芳烃等重蜡油100去催化裂化装置丙烯常压渣油150去催化热裂解装置丙烯、乙烯减压渣油80去催化裂解装置和溶剂脱沥青103、装置丙烯、沥青3.5.1.2石脑油加工在总工艺流程中，重整预加氢装置进料以外购石脑油70104 t/a为主，以及来自加氢的石脑油。石脑油合计151104 t/a，作为催化重整装置的原料。需要精制石脑油平衡见表3-5-2。重整原料平衡见表3-5-3。表3-5-2 需要精制石脑油平衡序号项目数量（104 t/a）1原料来源1.1外购石脑油701.2加氢石脑油301.3蜡油加氢裂化石脑油36合 计1362原料去向2.1 作重整装置的原料136 合计1363.5.1全厂总流程 详见全厂总流程示意图。3.5.2 全厂燃料平衡燃料气管网由蜡油加氢裂化、催化裂化、馏分油加氢精制、催化重整、气体分馏装置的燃料104、气及外购天然气组成。产生低压燃料气的装置先自用，多余升压送管网。全厂燃料平衡见表3-5-12。表3-5-12 全厂燃料平衡（104 t/a）序号项 目燃料气（104 t/a）燃料油（104 t/a）天然气（104 t/a）备注1燃料供应1.1干气燃料油1.1.1催化重整装置2.861.1.2芳烃分离装置1.1.3催化热裂解装置（含催化原料预处理）1.1.4重蜡油催化裂化1.1.5蜡油加氢裂化装置1.21.1.6加氢精制装置1.051.1.7干气制乙苯装置5.71.1.8重芳烃分离1.1.9气体分离-轻烃醚化0.191.1.10溶剂脱沥青1.1.11轻烃芳构化0.51.1.12硫磺回收装置（含酸105、性水汽提、溶剂再生）0.1小计11.691.2外购燃料（天然气）9总计20.62燃料消耗2.1工艺装置2.1.1催化重整装置0.592.1.2芳烃分离装置1.82.1.3催化热裂解（含催化原料预处理）1.432.1.4重蜡油催化裂解装置0.42.1.5蜡油加氢裂化装置1.32.1.6加氢精制装置1.12.1.7干气制乙苯装置2.1.8重芳烃分离-溶剂油分离0.92.1.9气体分离-轻烃醚化1.52.1.10溶剂脱沥青0.82.1.11酮苯脱蜡0.552.1.12轻烃芳构化0.42.1.13硫磺回收装置（含酸性水汽提、溶剂再生）0.92小计11.609总计20.60*上表中燃料气热值按1万大卡/106、公斤估算。3. 5.3 全厂氢平衡全厂有3套加氢装置，总加氢进料能力为260104 t/a，需重整氢4.1104 t/a，由两套催化重整装置提供。 氢平衡见表3-5-13。表3-5-13 氢平衡表序 号项 目数量（104 t/a）1耗氢重整氢纯氢1.1加氢精制装置1.31.2蜡油加氢裂化装置2.81.3预加氢装置0.35合 计4.10.352供氢2.1重整装置4.1合 计4.10.353. 5.4全厂硫平衡3.5.4.1 酸性气全厂酸性气合计2.750104 t/a，为减少污染环境，满足环保要求，总流程中设有公称规模2.5104 t/a硫磺回收装置，以回收酸性气中H2S。酸性气产量与回收量见表107、3-5-14。全厂硫平衡见表3-5-15。表3-5-14 酸性气产量与回收量序号项 目数量， 104 t/a1产酸性气装置1.1蜡油加氢裂化/加氢精制装置1.631.2催化裂化装置1.12合 计2.7502回收酸性气的硫磺装置（去向）2.1作硫磺装置原料2.750合计2.7503.5.4.2 硫平衡全厂加工含硫重油480104t/a，带入硫2.9760104t/a，进口化工轻油70104t/a，带入硫60.2t/a。生产装置生成的酸性气合计2.750104 t/a。经硫磺回收装置处理，回收硫磺2.60104t/a，占原油带入硫的87.18%。其它为产品带出、烟气带出。全厂硫平衡见表3-5-15108、。表3-5-15 全厂硫平衡序号物料名称含硫 ppm物料量 万吨/年总硫 t/a硫分布%1入方1.1进口重油62004102976099.7891.2化工轻油8670 60.20.202甲醇503 1.50.005 天然气1291.080.004 入方合计556.0 29822.781002出方2.1产品514.9029525.2599.00 液化气15053.3 79.950.27 乙烯539.5 1.980.01 丙烯658.0 3.48 0.01 丁烯-166.0 0.36 0.00 非芳溶剂油343.0 1.29 0.00 苯类180.5 0.81 0.01 芳烃溶剂132.0 0.3109、2 0.00 混合芳烃659.7 6.31 0.02 醚化轻烃15040.0 60.00 0.20 切削洗涤油5532.3 17.77 0.06低凝燃料油12045.0 54.00 0.18 变压器油8015.0 12.00 0.04 基础油26010.026.00.09 沥青697030.0 20917.01 油浆650018.0 1170.03.92 硫磺10000002.60 26000.0 87.182.2排放大气285.730.96炉烧烟气1820.63.7 0.01 催化烧焦118023.9 282.0 0.952.3其它2.7 11.800.04 出方合计56229822.781110、004工艺装置选择芳烃部分4.1连续重整装置4.1.1 概述本装置是以外购化工轻油、加氢石脑油为原料，生产高芳烃含量的液体产品。4.1.1.1 装置规模及开工时数预处理部分：公称规模100/70万吨/年；实际处理量160万吨/年。重整部分：公称规模80/60万吨/年；实际处理量136万吨/年。催化剂再生部分：1361kg/h（3000 lb/h）。装置年开工时数为8400小时。4.1.1.2 装置组成装置由预处理部分、重整部分及催化剂再生部分组成。4.1.2 原料及产品4.1.2.1原料重整装置的原料为外购直馏石脑油+加氢裂化重石脑油油+加氢精制石脑油。4.1.2.2产品重整生成油，含氢气体，111、液化石油气。4.1.3 工艺技术路线选择4.1.3.1预处理部分预处理的目的是进行原料的精制和分馏，通过加氢精制和分馏脱除石脑油原料中的杂质和进行馏分切割，从而为连续重整提供合格的精制石脑油。预处理主要有两种典型流程：一种是先分馏后加氢的流程，另一种是先加氢后分馏的流程（全馏分预加氢），两种流程均可以为重整反应提供合格的精制石脑油原料， 考虑到本项目加工含硫原料，预处理部分考虑采用先加氢后分馏的工艺技术路线。4.1.3.2重整部分1) 工艺方案选择催化重整过程是在一定氢分压和操作温度下，利用高活性的重整催化剂将石脑油原料中的大部分环烷烃和部分烷烃转化成芳烃。催化重整主要有固定床、组合床和连续重112、整三种工艺。连续重整工艺由于设置了催化剂连续再生系统，重整反应可以在较低的压力和较低的氢油比下操作，其液体产品收率和氢气产率最高、产品质量最好、运转周期最长、投资回收期最短、经济效益最好。本项目的主要目标是生产高辛烷值石脑油，重整部分考虑采用连续重整工艺。2) 专利技术选择目前连续重整技术的专利商主要有美国UOP和法国AXENS两家，目前均已发展到第三代技术。美国UOP连续重整技术采用叠置式反应器，催化剂在反应器内靠重力自上而下移动，并在移动床的再生器内小批量连续再生，其催化剂再生部分设有一套由UOP提供的专用控制系统（CRCS）。法国IFP连续重整的反应器采用并列式排列，再生后的催化剂提升至113、第一反应器上部，然后靠重力移向反应器底部，并依次连续提升至下一反应器上部，待生催化剂从最后一台反应器底部提升至再生器上部进行再生，其催化剂的再生过程全部由DCS系统控制完成。UOP和IFP公司的连续重整专利技术各具特点，采用两种技术在技术上和经济上均可行，且投资和能耗基本相当。本项目考虑采用UOP第三代连续重整再生技术（Cyclemax），具体采用哪家专利商的技术，待通过详细的技术报价及商务谈判后确定。4.2芳烃抽提装置4.2.1 概述本装置是以上游连续重整装置来的重整生成油和CPP裂解轻油为原料，通过芳烃抽提实现芳烃和非芳烃的分离，并通过精密分馏生产苯、甲苯、C8芳烃和C9芳烃产品。4.2.114、1.1装置规模及开工时数装置年开工时数为8400小时。抽提部分公称规模60/70万吨/年，实际处理量130万吨/年。4.2.1.2 装置组成装置由预分馏部分、抽提部分组成。4.2.2 原料及产品4.2.2.1原料抽提装置的进料为重整生成油和催化热裂解轻油。4.2.2.2 产品工程的主要产品为苯、甲苯、C8芳烃和C9芳烃等芳烃产品。4.2.3 工艺技术路线选择芳烃抽提的目的是实现芳烃和非芳烃的分离，目前应用较多的抽提工艺为芳烃抽提工艺和抽提蒸馏工艺。芳烃抽提工艺中应用最为广泛的是环丁砜抽提（Sulfolane）工艺，与其它芳烃抽提工艺相比，具有操作条件缓和、溶剂比小、能耗低、芳烃回收率高和操作费115、用和投资省的特点。抽提蒸馏工艺主要用于苯抽提装置，具有流程短、操作简便、投资省、占地少、溶剂无水操作和损耗小等特点，但对于两苯（苯、甲苯）及三苯（苯、甲苯、二甲苯）抽提，除GTC的抽提蒸馏工艺外与传统芳烃抽提工艺相比没有明显的优越性（美国GTC公司的GTC-BTX工艺具有溶剂比小、投资和能耗低等优点，但溶剂必须进口）。本项目为两苯抽提，可采用环丁砜抽提（Sulfolane）工艺或抽提蒸馏工艺，本报告暂按环丁砜抽提（Sulfolane）工艺进行编制，最终的工艺选择待技术报价及商务谈判后确定。 4.3蜡油加氢裂化4.3.1原料油装置加工原料减压轻蜡油和蜡下油的混合油。4.3.2生产规模及开工时数 116、公称规模：80万吨/年；实际进料量80万吨/年。开工时数：8400小时4.3.3装置组成装置由反应（包括压缩）、分馏、公用工程等部分组成。4.3.4原料与产品4.3.4.1原料主要原料为原料预处理来减压轻蜡油和酮苯装置来蜡下油的混合油。氢气为重整提浓氢气，其组成：H2 99.9%vol；CH40.1%vol；CO + CO2 20 ppm。 4.3.4.2主要产品生产优质的轻质油品和清洁中间馏份产品，少量尾油作为催化裂化原料。4.3.5技术选择加氢裂化工艺技术的先进性在于按照选定的原料、目的产品收率和质量及用户特定要求的条件下所采用的操作条件、工艺流程先进，从而达到节省投资和降低操作费用的目的117、。加氢裂化工艺因其加工原料范围广、产品质量好、液体产品收率高、生产灵活性大等特点，在炼油和石油化工企业中越来越受到重视。加氢裂化工艺在炼油工业中可生产优质轻质油品、清洁中间馏份油产品，也可为后续化工装置提供优质原料，是当今石油化工企业中实现油、化结合的重要技术。国外于二十世纪80年代初UOP、CHEVRON、IFP 相继推出了操作压力小于10MPa的缓和加氢裂化（MHC）技术，该技术大都为下游催化裂化装置提供原料，同时也可增产部分柴油和石脑油；Mobil公司与AKZO、Kellogg公司合作推出了MAK中压加氢裂化工艺。自上世纪80年代以来国内研究部门（抚顺石油化工研究院、北京石油化工科学研究118、院）也相继开发了中压加氢裂化、缓和加氢裂化、中压加氢改质等工艺技术。但中压加氢裂化由于受到产品质量、转化深度、原料适应能力、催化剂寿命、装置灵活性等因素限制，国内外加氢裂化技术仍以高压加氢裂化为主。鉴于国内加氢裂化工艺技术和催化剂已经达到国际先进水平，可以采用国内技术，抚顺石油化工研究院、北京石油化工科学研究院均可提供相应技术。反应部分拟采用一段串联高压加氢裂化工艺技术，设置加氢精制和加氢裂化两个反应器，采用热高分流程，炉后混氢；分馏部分采用先汽提后常压分馏的工艺流程。4.4乙苯装置 4.4.1项目概况乙苯装置公称规模为10104t/a乙苯，实际加工量为9.7104t/a 乙苯 。装置年操作时119、数8400小时。4.4.2原料及产品4.4.2.1原料1）来自脱硫后的催化干气。2）来自芳烃抽提后的苯4.4.2.2产品 装置主要产品为乙苯，副产品为甲苯、干气。4.4.2.3装置组成装置由脱丙烯、反应、分离、热载体及冷冻机组等五部分。4.4.3工艺技术方案工艺技术选择综合分析各种技术的状况，目前国内外利用催化干气稀乙烯与苯烃化制取乙苯已经工业化的工艺技术中，一个为美国Mobil/Badger 工艺，另一个为中科院大连化物所、抚顺石油二厂和洛阳石化工程公司联合开发的催化干气稀乙烯制乙苯工艺。这两种技术都有工业装置在运行，技术上都是成熟可靠的。与Mobil/Badger 工艺相比，国产化技术在产120、品质量、原材料消耗及能耗等指标方面更优，而同等规模装置采用国内工艺技术的投资仅相当于Mobil/Badger工艺的约40%。显然，选用国产化技术更有利于提高装置的竞争力。4.5重芳烃分离装置 4.5重芳烃分离装置4.5.1 概述1) 装置规模及开工时数装置公称设计规模30104t/a，实际处理量31104t/a，年开工时数8400h。2)工艺路线本装置采用常规三塔流程：脱C9塔、脱C10塔和脱重塔。3)装置组成本装置包括精馏分离部分和公用工程部分。4.5.2 原料及产品性质1)原料本装置原料为芳烃抽提来重芳烃。2) 产品本装置产品为C9芳烃溶剂、C10芳烃溶剂和2000#重质芳烃溶剂。4.5.121、3工艺技术路线选择重芳分离装置的工艺路线有常规流程和热泵流程两种，这两种工艺路线目前都已成功地应用于工业生产中。根据产品的要求，同时为了更有效地利用热水，降低能量的消耗，本装置采用热泵三塔流程精馏流程。4.6轻烃芳构化装置 4.6.1项目概况轻烃芳构化装置公称规模为15104t/a，实际加工量为15104t/a。装置年操作时数8400小时。4.6.2原料及产品4.6.2.1原料催化重整拔头油和催化液化气4.6.2.2产品 装置主要产品为混合芳烃、轻质燃料油、液化气、干气。4.6.2.3装置组成装置由反应及产品分离部分两部分组成。4.6.3工艺技术方案该技术工艺采用固定床非临氢催化工艺，主要设备122、有加热炉、反应器、吸收解析塔、稳定塔、脱重塔及再生压缩机系统。工艺简单，流程短，能耗低、投资省。催化反应产物中只有少量干气产生，主要产品混合芳烃收率高，干点低，并副产低烯烃含量优质液化气。丙烯部分4.7蜡油催化裂化装置(含催化原料预处理)4.7.1催化原料预处理装置 4.7.1.1概述根据xxxx项目总流程安排，需新建一套公称规模500万吨/年原料预处理装置。原料油为俄罗斯重油。主要产品为轻质燃料油、减压蜡油和减压渣油。1)装置规模及开工时数装置设计公称规模为加工重油500万吨/年，实际处理量为480万吨/年。年开工时数为8400小时。 2)工艺路线采用加热炉蒸馏的方式，将原料油分离成轻质燃料123、油、直馏轻蜡油、直馏重蜡油和减压渣油。3)装置组成装置主要由换热系统、一级加热炉、一级分馏塔、二级加热炉、二级分馏塔及真空系统等部分组成。4.7.1.2原料油及产品性质1)原料油性质本可研原料油为俄罗斯重油，性质见表3-1。2)产品性质主要产品轻质燃料油、减压轻蜡油、减压重蜡油和减压渣油，各产品质量主要控制指标见表4-1。表4-1 产品质量控制指标轻质燃料油ASTM D1160 EP360轻油加氢原料减压轻蜡油CCR0.25wt%ASTM D1160 EP520蜡油加氢改质原料减压重蜡油ASTM D1160 EP565TMP催化原料减压渣油催化热裂解、溶剂脱沥青原料4.7.1.3 工艺技术路线124、选择本次可研通过采用国内外先进、可靠的技术与设备，使装置总体水平达到国内先进。拟采用下列技术：一级分馏塔采用高效塔盘技术二级分馏塔采用全填料技术（包括高效填料及高效低压降气液分配器、液体收集器等内件）。采用专利进料分配器，降低雾沫夹带技术。采用控制减压渣油高温热裂解技术。采用“微湿式”减压蒸馏技术。采用低速转油线、减压炉管逐级扩径、炉管吸收转油线热胀量技术。采用减压过汽化油炉前循环，提高拔出率技术。采用高效组合式抽真空技术。采用低温热回收技术。采用多装置间热联合工艺。采用工艺防腐和设备抗腐相结合的防腐技术。采用防止烟气露点腐蚀技术。采用集散控制系统（DCS）及先进控制技术（APC）。4.7.2125、 蜡油催化裂化4.7.2.1 概述1) 规模与年开工时数根据总流程要求，确定本TMP蜡油催化裂化装置的公称规模150104t/a，实际进料量150104t/a。年开工时数8400小时。2) 装置组成催化裂化装置由反应再生系统、主风能量回收、余热回收系统、分馏及吸收稳定系统(含气压机)组成。产品精制单元由石脑油脱硫醇部分、干气液化石油气脱硫部分、液化石油气脱硫醇部分组成。4.7.2.2 原料和产品1)原料催化裂化装置的进料为原料预处理装置来重蜡油及溶剂脱沥青油。2)产品本装置是以重蜡油为原料，产品是液化石油气、高辛烷值低烯烃石脑油和轻轻油组分。石脑油还须采用脱硫醇工序加以精制。干气经脱硫后，作为126、燃料气。液化石油气经脱硫、脱硫醇后，送至装置外。催化装置的产品油浆送至装置外。采用TMP工艺后精制催化石脑油可满足欧排放标准。4.7.2.3工艺路线选择本装置的目的产物之一为丙烯，在工艺路线选择上需要增产丙烯的工艺技术，但单纯的强化反应条件配合多产液化石油气的催化剂将造成石脑油中的烯烃含量大幅增高，无法满足2003年1月1日起实施的国家标准(GB17930-1999) 车用无铅石脑油标准。围绕着既要丙烯又要石脑油质量的这一目标，国内的各大催化裂化技术专利商推出了多项新技术，经过近五年的工业实践，形成了FDFCC-工艺及TMP工艺两大技术路线。本可研报告暂推荐TMP工艺技术。该工艺技术已于200127、5年10月在中石油xx炼化公司12万吨/年生产装置进行了首次工业试验，取得了良好结果。现已转入工业生产。4.8CPP催化热裂解4.8.1装置规模及开工时数催化热裂解装置的公称规模为150万吨/年，实际处理规模为150万吨/年。装置年操作时数为8400小时。4.8.2装置组成 CPP催化热裂解由反应-再生系统、主风能量回收、余热回收系统、分馏及吸收稳定系统(含气压机)组成。产品精制单元由石脑油脱硫醇部分、干气液化石油气脱硫部分、液化石油气脱硫醇部分组成。4.8.3装置原料与产品4.8.3.1原料根据总流程安排，装置原料为原料预处理装置来常渣。4.8.3.2装置产品及副产品 装置主要产品为石脑油、128、乙烯和丙烯，以及裂解轻油、氢气和液化石油气。 4.8.4工艺路线CPP是催化热裂解工艺的简称，CPP技术是我国独立开发的，从重油生产以乙烯和丙烯为主的基本有机化工原料的国际首创新技术。CPP工艺技术已于2007年10月在中化沈阳蜡化公司50万吨/年生产装置进行了首次工业应用，实验结果表明CPP工艺可靠，技术成熟，装置放大的风险不大，是一条以重油原料发展石油化工的新途径。沈阳化工CPP项目是全球第一套以催化热裂解常压渣油生产烯烃的工业化装置，其乙烯、丙烯和综合生产成本和目前的石脑油蒸汽裂解相比具有明显优势。CPP的烯烃产出率接近于石脑油蒸汽裂解。CPP装置将渣油催化热裂解后，能够产出15%的石脑129、油、50%的乙烯和丙烯，以及34%的裂解轻油、氢气和液化石油气。4.9气体分馏-轻烃醚化装置 4.9.1气体分馏装置4.9.1.1 概述1) 装置规模及开工时数装置公称设计规模60104t/a，实际处理量56.2104t/a，年开工时数8400h。原料来自催化裂解装置2)工艺路线本装置采用常规三塔流程：脱丙烷塔、脱乙烷塔和精丙烯塔（包括两个串联的精丙烯塔A和精丙烯塔B）。3)装置组成本装置包括脱丙烷部分、脱乙烷部分、精丙烯部分和公用工程部分。4.9.1.2 原料及产品性质1)原料本装置原料为催化装置来脱硫后液化石油气。2) 产品本装置产品为精丙烯、丙烷馏分、混合碳四馏分和乙烷气，其中乙烷气作为130、燃料气。4.9.1.3工艺技术路线选择气体分馏的工艺路线有常规流程和热泵流程两种，这两种工艺路线目前都已成功地应用于工业生产中。根据产品的要求，同时为了更有效地利用热水，降低能量的消耗，本装置采用常规三塔流程：脱丙烷塔、脱乙烷塔和精丙烯塔（包括两个串联的精丙烯塔A和精丙烯塔B）4.9.2轻烃醚化装置 4.9.2.1项目概况轻烃醚化装置公称规模为40104t/a醚化轻烃，实际加工量为39104t/a 。装置年操作时数8400小时。4.9.2.2原料及产品(1)原料1）TMP裂解轻油2）工业级甲醇(2)产品 装置主要产品为醚化轻烃。(3)装置组成装置由原料预处理部分、反应及产品分离部分和甲醇回收部131、分三部分组成。4.9.2.3工艺技术方案轻烃醚化工艺技术普通型混相膨胀床催化蒸馏组合工艺。根据以往设计经验，结合用户要求，可行性研究报告推荐采用普通型混相膨胀床催化蒸馏组合工艺。4.10气体分馏装置4.10.1 概述1) 装置规模及开工时数装置公称设计规模50104t/a，实际处理量51.2104t/a，年开工时数8400h。原料来自催化热裂解装置2)工艺路线本装置采用常规三塔流程：脱丙烷塔、脱乙烷塔和精丙烯塔（包括两个串联的精丙烯塔A和精丙烯塔B）。3)装置组成本装置包括脱丙烷部分、脱乙烷部分、精丙烯部分和公用工程部分。4.10.2 原料及产品性质1)原料本装置原料为催化裂解装置来脱硫后液化132、石油气。2) 产品本装置产品为精丙烯、丙烷馏分、混合碳四馏分和乙烷气，其中乙烷气作为燃料气。4.10.3工艺技术路线选择气体分馏的工艺路线有常规流程和热泵流程两种，这两种工艺路线目前都已成功地应用于工业生产中。根据产品的要求，同时为了更有效地利用热水，降低能量的消耗，本装置采用常规三塔流程：脱丙烷塔、脱乙烷塔和精丙烯塔（包括两个串联的精丙烯塔A和精丙烯塔B）其他部分4.11加氢精制装置4.11.1概述根据项目总流程安排，拟新建一套轻油加氢改质装置。该装置设计处理原料预处理装置直馏轻油和催化裂化装置的催化轻油，经过催化加氢进行脱硫、脱氮、烯烃饱和、芳烃饱和等反应，生产石脑油和金属切削油、特种洗涤133、油、轻质燃料油等产品4.11.1.1 装置规模及开工时数装置设计规模： 120万吨/年实际处理量 118万吨/年装置开工时数： 8400小时4.11.1.2 工艺路线1）根据当前国内外清洁燃料生产技术与催化剂研制水平，采用先进、成熟可靠的工艺及催化剂，以确保轻油质量。2）装置采用DCS集散控制系统，对全过程实施在线实时自动数据采集和数据处理，自动控制，超限报警以及联锁安全保护。为了确保装置以及重要的工艺设备和机组的安全，保护生产操作人员人身安全，装置内设置独立的自动联锁停车保护系统（ESD）。3）采用高效、可靠的工艺，以确保装置长周期安全稳定运转。4）认真贯彻国家有关环保、职业安全卫生、消防法134、规的要求，做到三废治理、安全卫生等保障措施与工程建设同时进行，达到国家及省、地方有关法规规定的指标要求。5）采用新型、高效传质和传热设备，以及综合运用节能新技术，合理用能，有效降低装置能耗，使装置达到国内外先进水平。6）合理确定引进设备范围，降低装置投资。4.11.1.3 装置组成装置由反应部分（包括压缩机和循环氢脱硫）、分馏部分及公用工程设施组成。4.11.2 原料及产品性质4.11.2.1原料性质装置原料油为原料预处理装置直馏轻馏分油和催化裂化装置的催化轻馏分油等。装置所需新氢由重整装置提供.4.11.2.2 产品方案产品方案：装置产品为石脑油和金属切削油、特种洗涤油、轻质燃料油等产品，副135、产含硫干气。4.11. 3 工艺技术路线选择4.11.3.1 反应部分工艺方案一般加氢装置反应部分流程可分为冷高分流程和热高分流程。流程选择要考虑的因素是两种流程情况下的循环氢纯度、溶解氢量、加热炉负荷的变化。要考虑的经济因素是流程不同所引起的主要设备规格、投资变化以及操作成本的增减。冷高分流程的特点是循环氢浓度相对较高，工艺流程较简单，高压设备个数相对较少，投资较节省。但是冷高分流程损失了反应流出物中相当数量的热能。热高分流程的特点是热能利用较好，装置能耗稍低；工艺流程较为复杂，高压设备多，投资较大；循环氢纯度较低，引起氢分压下降，为维持一定的氢分压，需要提高系统的总压，引起投资增加；氢气溶136、解量较大，氢气的利用率降低，生产成本较高。本可研采用冷高分流程。4.11.3.2 分馏部分工艺方案产品分馏一般采用的方案有：单塔流程和双塔流程。单塔流程采用水蒸汽汽提，塔的操作压力一般在0.40.5MPa。该方案流程简单，但存在粗石脑油腐蚀不合格，塔顶含硫气体不能直接送至气体脱硫装置，大都排至火炬系统，造成资源浪费等问题。双塔流程设脱H2S汽提塔和产品分馏塔。脱H2S汽提塔采用水蒸汽汽提，塔的操作压力一般在0.7MPa左右；产品分馏塔可采用水蒸汽汽提，也可以采用塔底重沸炉供热方式。产品分馏塔的操作压力一般在0.150.25MPa范围内。采用双塔流程，粗石脑油腐蚀合格，含硫气体可有效回收和利用。137、该装置轻油加氢改质目的是生产低凝低硫轻油和低硫石脑油等产品，因此采用双塔流程，脱硫化氢汽提塔塔底用蒸汽汽提，产品分馏塔塔底重沸炉供热方式。4.11.3.3 推荐工艺技术本设计装置技术方案采用：1）两台反应器，每台反应器各2个催化剂床层；2）采用冷高分流程；3）设循环氢脱硫设施，可在总压一定的情况下提高氢分压，同时减少硫化氢对装置设备与管材的腐蚀；4）加热炉炉前混氢，提高换热器效率和减缓结焦程度；5）反应器入口温度通过调节反应进料加热炉燃料气量来控制；6）在反应流出物空冷器入口处设注水设施，以降低循环氢中硫化氢和氨的浓度，并避免铵盐在低温部位的沉积；7）为尽量减少换热器结垢和防止反应器顶部催化剂138、床层堵塞，延长运转周期，装置内设置脱除精度为25m的原料油过滤器，同时原料油缓冲罐采用气体覆盖措施，以防止原料油与空气接触；8）采用双壳程、螺纹锁紧环换热器，提高换热效率，减少换热面积，节省投资；9）脱硫化氢汽提塔用蒸汽汽提，产品分馏塔底采用重沸炉供热方式；10）脱硫化氢汽提塔顶加注缓蚀剂，以减轻塔顶流出物中硫化氢对塔顶系统的腐蚀；11）催化剂预硫化采用液相硫化方法，催化剂再生按器外再生考虑。4.12溶剂脱沥青装置 4.12.1 概述1) 装置规模及开工时数装置公称设计规模60104t/a，实际处理量60104t/a，年开工时数8400h。2)装置组成本装置包括溶剂部分、抽提部分和公用工程部分139、。4.12.2 原料及产品性质1)原料本装置原料为原料预处理装置来减渣。2) 产品本装置产品为脱沥青油去催化裂化和沥青作为沥青调和产品。4.12.1.3工艺技术路线选择溶剂脱沥青是以制取高粘度重质润滑油原料发展起来的。减压渣油中除含有高粘度润滑油组分外，还有大量的胶质、沥青质等，为此利用溶剂对烃类与沥青溶解度的不同，将渣油中的理想组分与沥青进行分离。工业上一般采用液体丙烷做溶剂生产重质润滑油。近年来重油轻质化有了较大的发展，而溶剂脱沥青由于能为二次加工装置提供原料，也日益受到重视。但丙烷脱沥青生产催化裂化原料的流程复杂，能耗高，而沥青生产又受到原料的限制，因而开发了新的脱沥青工艺。具有80年代140、水平的美国Demex法和ROSE法，由于选用丁烷（戊烷）为溶剂，脱沥青油的收率大大增加，而高软化点的沥青产率较小。由于减少设备，降低了投资；由于采用了超临界回收新技术，大大降低了装置能耗。这种深度脱沥青的新工艺已成为制备催化裂化原料及硬沥青的重要方法。4.12.2溶剂脱沥青的原理及影响因素1.脱沥青原理在一定温度下，C3、C4或C5等溶剂对烷烃、环烷烃和单环芳烃等溶解能力强，对多环及稠环芳烃溶解能力弱，对胶质溶解能力更弱，对沥青基本上不溶解。利用这一特性可将渣油中的沥青及有害物质除去，而得到高粘度、高粘度指数、低残炭、低金属含量的优质润滑油组分，或低残炭、低金属含量的催化裂化原料或加氢裂化原料141、。2.脱沥青的主要影响因素 现以丙烷为例说明如下：（1）溶剂比 在一定温度及压力下，液体丙烷对渣油的溶解能力与溶剂比有很大关系。在溶剂比很小时，丙烷对渣油全部溶解，其原因是渣油中的油分对胶质及沥青的溶解起了主要作用。当溶剂比增加到一定值时，渣油中的油分浓度已降低到不足以溶解渣油中的胶质和沥青质，于是胶质和沥青质从渣油中分离出来。溶液中出现了两相，上层为油相，下层为沥青相。再继续增加溶剂比达到34时（体积），沥青等物质从油中继续分离出来，这对制取催化裂化原料来说已经足够了。对于润滑油料来说，胶质和沥青质要求分离得更完全，需要再增加溶剂比。当溶剂比达到8左右以后，再增大时，胶质和沥青质不会继续分离142、出来，反而会使油的质量变坏。溶剂比直接影响装置能耗，因此在保证产品质量的前提下应尽量降低。一般来说，渣油拔出深度大，渣油中油的比例小时，则溶剂比低；生产残炭高的油时则溶剂比小，相应收率高，沥青软化点高。（2）抽提温度 在原料及溶剂比不变的情况下，改变抽提温度可以控制脱沥青油的质量及收率，2040时，丙烷与渣油互溶，高于40则胶质、沥青质、高熔点石蜡和地蜡开始分离出来，系统分成两相。粘度越大分成两相时的温度越低。自丙烷临界温度以下至40的范围内，随着温度升高，丙烷对润滑油组分的溶解度降低；分子量最大的烃类首先从丙烷溶液中分离出来。温度再继续升高时，分子量小的烃类也相继分离出来。当溶液温度接近丙烷143、临界温度（96.8）时，则丙烷中完全不含润滑油组分。利用这一特性使丙烷溶剂与润滑油组分分离，称为丙烷近临界回收。脱沥青装置多采用塔式逆流抽提设备，高温原料从塔上部进入，低温丙烷溶剂从塔下部进入，塔顶内部设加热盘管，使塔内形成上高下低的温度梯度。温度梯度是塔内抽提效果的重要指标，通常为20左右。塔顶温度是保证产品质量的关键条件，提高顶部温度，可降低丙烷溶解能力，选择性加强，有利于从丙烷中析出抽提过程中所溶解的高残炭组分。同时由于顶部回流加大，抽提效率相应提高，轻脱沥青油质量变好，单收率降低。反之，降低顶部温度，将使丙烷溶解度加大，选择性降低，对稠环芳烃也容易溶解，轻脱油收率提高，但质量下降。顶部144、温度可通过改变塔顶盘管加热量来调节。（3）溶剂组成 溶剂脱沥青的效果与溶剂纯度有关。不同溶剂组成，得到的产品数量与性质也不同。溶剂分子量越小，则从渣油中分出的胶质和沥青质越多。在工业生产中，丙烷溶剂总含有一定量的乙烷、丙烯或丁烷等烃类。当溶剂中乙烷含量大时，设备压力相应增高，由于溶剂选择性过强，导致相当多的高分子少环长侧链的有用烃类随胶质和沥青质一起被脱除，润滑油产率明显下降，粘度减小。当溶剂中丙烯含量较高（例如某厂含45%）时，脱沥青油收率可自2526%（重）下降到1618%（重），同时溶剂损耗增加，设备操作压力增高。当溶剂中丁烷含量高（例如某厂含有25%时），抽提温度由75提高82，残炭由145、0.7%（重）提高至0.83%。因此，对于生产重质润滑油为主的丙烷脱沥青装置，保证丙烷的纯度有利于提高脱沥青油的收率和质量，降低溶剂比，减少溶剂消耗。建议的控制指标为C2越少越好，C320%，C4为5%7%，其余为丙烷。4.13硫磺回收装置 4.13.1概述4.13.1.1装置规模及开工时数1）硫磺回收根据全厂总流程安排，硫磺回收装置公称规模2.5万吨/年。年开工时数按8400小时考虑。2）溶剂再生溶剂再生是配套全厂上游生产装置脱硫单元（包括循环氢、干气、液化石油气等脱硫）对吸收H2S的富液进行集中再生的设施，公称规模100t/h。年开工时数按8400小时考虑。3）酸性水汽提新建40 t/h的146、酸性水汽提装置，其中一套处理非加氢型酸性水（减压蒸馏、催化裂化等装置排出的酸性水）；另一套处理加氢型酸性水（蜡油加氢处理、催化汽柴加氢、重整预加氢及硫磺回收等装置排出的酸性水）。4）碱渣处理处理石脑油和液化气脱硫醇所产生的碱渣；该装置间断操作，装置规模500t/a。年开工时数按8400小时考虑。4.13.1.2装置组成该装置包括酸性水汽提、溶剂再生、硫磺回收及碱渣处理等四部分。4.13.1.3工艺技术路线本着污染集中治理、节省投资与占地、综合利用、节能降耗、合理优化等原则，全厂的脱硫富溶剂集中再生，全厂酸性水集中处理，与硫磺回收联合布置、统一管理，实现全厂酸性气、酸性水处理的安全、稳定、优化、147、长效。1）各工艺装置产生的含硫污水分别排出，分类集中处理。2）气体脱硫（含干气、液化石油气和各类加氢装置的循环氢脱硫）分别与各工艺装置一体考虑，其吸收H2S的富溶剂集中再生。3）溶剂集中再生、酸性水汽提与硫磺回收联合布置、统一管理、联合操作，形成酸性气、酸性水的集中处理装置区。4.13.2工艺技术特点1）酸性水汽提部分 a）采用单塔全吹出汽提工艺。该工艺流程简单，蒸汽耗量低，投资及占地少。b）水高效除油设施，改善主汽提塔的操作，降低塔顶酸性气的烃含量。c）装置内需要冷却的工艺介质尽量采用空冷，以减少循环水用量。d）设置净化水回用设施。2）溶剂再生部分a）溶剂再生采用常规蒸汽汽提再生工艺。b）溶148、剂选用复合型MDEA溶剂，该溶剂具有良好的选择吸收性能、酸性气负荷大、腐蚀轻、溶剂使用浓度高、循环量小、能耗低等特点。再生后的贫液返回上游装置使用，酸性气送至硫磺回收。c）为方便操作，增加灵活性，MDEA溶剂浓度按30%(wt)进行设计。d）集中后的富溶剂采用中温（6065）低压闪蒸，保证装置稳定操作，降低再生酸性气烃含量。e）富溶剂及部分贫溶剂设置过滤设施，以防止溶剂发泡和降解。f）设置完善的溶剂回收系统，以降低溶剂消耗；设置较大的溶剂缓冲罐，贮存停工检修时上游脱硫单元、系统管线及本装置退出的溶剂。3）硫磺回收部分a）硫磺回收采用二级转化Claus制硫工艺，过程气采用自产4.4MPa中压蒸气149、加热方式。b）尾气处理采用还原吸收工艺。外补氢气保持尾气加氢反应所需的氢气浓度。c）酸性气燃烧炉废热锅炉产生4.4MPa中压蒸汽。d）硫磺回收尾气处理部分采用在线加热炉加热方式。加氢反应器出口过程气经尾气处理废热锅炉，发生0.45MPa（G）蒸汽，降低装置能耗。e）尾气处理系统的尾气吸收富液不设单独的再生设施，送至溶剂再生部分 ，统一再生后回用。f）设置尾气开工循环风机。 g）燃烧炉废热锅炉、焚烧炉余热锅炉均产生4.4MPa（G）中压蒸汽，一、二、三级冷凝冷却器，发生0.45MPa（G）蒸汽。h）装置自产的中压蒸汽经蒸汽过热器过热后，送工厂管网。j）尾气采用热焚烧后经100米高烟囱排放，烟气中150、SO2量为33.3kg/h、浓度为607mg/m3（标），满足国家大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）的要求。k）仪表控制采用DCS控制系统和SIS安全仪表系统；设置尾气在线分析控制系统，连续分析尾气的组成，在线控制进酸性气燃烧炉空气量，尽量保证过程气H2S/SO2为2/1，提高总硫转化率；在原料气总管上设置酸性气在线分析仪，连续分析酸性气的组成。l）装置内冷却设施采用空冷+水冷。m）除关键设备（酸性气燃烧炉火嘴、尾气加热炉火嘴）、关键仪表（分析仪、火眼、高温仪、DCS等）、少量特殊阀门引进外，其余均采用国内设备。4）碱渣处理处理石脑油和液化气脱硫醇所产生的碱渣，碱渣经过酸中和后151、限流排放至污水处理场。 5自动控制与信息技术5.1概述xxxx新建以催化裂解装置、催化重整装置为龙头的15套石化装置，以及为之配套的油品储运、给排水等辅助系统。为实现全厂装置和系统的过程数据采集、控制、以及信息管理，拟建两个中心控制室，即一个中心控制室，一个储运控制室。5.2全厂控制系统及仪表选型5.2.1 控制系统及控制水平新建各工艺装置、配套储运系统及公用工程将采用新一代主流DCS分散控制系统。DCS系统的显示操作站及其相关辅助设备将全部分别置于控制中心控制室和储运系统中心控制室，进行集中操作、控制和管理；DCS的控制站及附属设备则安装在各装置或相关区域的现场机柜间，现场机柜间内设置1台供152、开车用的工程师站，现场机柜间与中心控制室之间采用光纤通讯。DCS不仅可以将所有的工艺变量进行数据处理，用于过程的实时控制、报警；生成各种控制、显示和报警画面；打印各种生产、管理报表、报警报表，亦可利用DCS丰富的计算功能进行复杂的工艺计算及设备计算等。同时，在控制策略上，不仅可通过系统组态实施常规的控制方案（如基本PID、串级、均匀、分程、选择、前馈控制等），而且为以后实施先进控制和优化控制提供了硬件支持。设置大型机组及关键设备的在线状态监测、故障预测诊断系统，以便在中心控制室监测各装置机组的运行状态和趋势，及时发现事故的苗头，保证机组及装置的长周期运转。机组状态监测系统的机柜设置在现场机柜间153、，监视终端放在中心控制室的状态监测室。实施罐区、油品输送、油品计量、油品自动调和、油品自动装车等配套系统的自动化控制和管理。设置完善的仪表仪表自动保护系统。设置AMS智能仪表设备管理系统，统一管理所有在线运行的仪表设备，建立档案，提高运行和管理水平。采用先进控制技术与优化控制技术的应用，逐步实现信息集成及管控一体化。装置及配套系统建成时，将达到届时国内外的先进控制水平。5.2.1.1 工艺装置的控制方案根据各装置的特点和过程需要，采用基本的、复杂的、以及先进的控制方案，满足过程数据的在线实时显示、控制、报警、记录、计量等要求。具体控制方案详见各装置自动控制部分。5.2.1.2 储运及配套系统控154、制方案根据各罐区及配套设施的特点和过程需要，采用远程PLC逻辑控制器实时数据采集、过程监控、报警、计量、自动联锁保护、数据传输等监控和生产管理需要。主要有：1）油品管道输送、计量自动化；2）罐区监控及自动化管理；3）油品装车自动化及计算机管理；4）公用工程设施监控和自动化管理。5.2.1.3 生产装置安全措施和安全保护系统设计原则1）设置紧急停车及安全保护系统系统（SIS)，SIS采用冗余或冗余容错的可编程逻辑控制器（PLC）。2）设置SIS安全仪表系统。3）设置火灾和可燃/有毒气体监测系统为保证装置生产管理人员及装置的安全和保护环境，将设置火灾（FIRE）和可燃/有毒气体（GAS）监测系统（155、下称F&G）。F&G应独立于装置的DCS和SIS独立设置。F&G可采用专用的F&G系统，也可用将检测探头的信号接入单独设置的PLC来完成。各装置和系统配套设施根据工艺需要，在可能有可燃气体或有毒气体泄露的地方设置可燃气体或有毒气体探头，在可能有火灾发生的地方设置火焰检测探头及烟雾检测探头。4）维修、维护及技术支持设置仪表及控制设备维护系统（AMS）和大型转动机械设备在线运行状态检测系统（MMS）进行自动检测和控制仪表，建立应用及维护档案，进行预测维护管理，以保证仪表和设备的可靠运行，减少故障、减少维护工作量，提高设备的管理效率。5.2.2 仪表选型5.2.2.1 DCS 分散控制系统DCS应选156、用技术先进、性能优良、有长期成功运行经验的控制系统，并满足下列性能要求：1）高的可靠性；2）功能强化的操作站；3）智能化I/O接口和强有力的运算控制功能；4）开放型通讯系统；5）完善、可靠的系统软件及强有力的自诊断功能。5.2.2.2 SIS安全仪表系统SIS安全仪表系统应满足：1）故障安全；2）冗余，容错；3）故障诊断、事故记录和追嗍；4）可与DCS通讯；5.2.2.3 现场仪表1）仪表选型应先进可靠，减少品种，方便维修；2）现场仪表一般选用本安型电动仪表，参与联锁系统的现场仪表采用隔爆型，防爆级别不低于IICT4; 现场变送器，一般采用带HART协议的智能型仪表；3）调节阀一般采用国内引进157、技术生产的产品，高温、高压及高压力降调节阀，部分关键的或有特殊要求的调节阀选用国外进口产品。4）一般过程控制的流量检测元件选用节流装置，进出装置的原料和产品计量根据需要选用V-CONE、涡轮流量计、容积式流量计、质量流量计等较精密流量计；5）机组轴系检测、监视仪表，转速测量仪表选用国外产品。6）罐区液位测量，选用雷达式液位计，5.2.2.3 分析仪表设置必要的在线分析仪表，对生产过程中的关键参数进行监控，以提高产品收率，保证产品质量，保护环境。5.3信息技术和信息管理5.3.1 信息集成系统的目标计算机技术、信息技术、通信技术、自动化技术的应用和结合给工业界带来了革命性的变化，形成了集散控制系158、统（DCS）、管理信息系统（MIS）以及计算机集成制造系统（CIMS）。信息集成系统以降本增效为主目标，以物流、资金流、信息流为系统集成主线，建设成本为核心的全面预算管理体系；贴近以“安稳长满优”为中心的生产管理，推进生产系统运行的优化管理和实时管理。在完成计算机网络的升级改造的基础上，信息集成系统将重点建设“l个数据中心，l个业务流转平台，2个体系，4个优化，20个系统”，形成信息资源上下畅通、横向共享的安全、规范、完整的信息体系。为中化集团公司经营决策系统提供及时、准确、完整的数据支持，全面提升企业成本管理的信息化水平，优化原料油产品市场盈利空间，提高炼油企业经济效益，增强市场竞争力及可持159、续发展能力。“一个数据中心”是建立一个企业数据中心，强化数据源的建设以及实时数据库与管理数据库的集成。“一个业务流转平台”是建立一个企业各部门横向数据及信息传递的平台，提供一个企业管理制度的电子化执行体系。“2个体系”是要建立炼化企业绩效考核和成本预算控制体系。“4个优化”是要建设生产计划排产优化及原油资源优化、生产调度优化、生产过程优化、产品销售流向优化。“20个系统”主要是采用流程模拟技术和动态仿真技术，对装置、操作单元在线或离线优化，实现流程和装置的工艺分析；实现生产操作管理应用及调度排产作业系统；建立设备运行状态监控及故障诊断系统；进行L1MS系统、计量系统、质量系统等应用系统改造；建160、立安全环保电子化业务体系；建立办公自动化系统；实施人力资源系统；建设产品销售优化系统市场信息系统。5.3.2 项目实施原则实施本项目时，要充分考虑已有的基础条件和长远规划需求，立足现在、面向未来，符合当前经济和技术的发展趋势，高起点、高水平，且安全可靠，并尽可能减少不必要或超前投资。技术论证：在实现信息集成系统时，根据功能要求和市场情况选择合适的网络解决方案，不仅在节约资金上，而且对网络的进一步扩展均显得非常重要。5.3.3 网络主干的物理介质计算机网络的物理介质有同轴电缆、双绞线和光纤。光纤由于传输数据速度高、传送距离长、容量大、安全性好、可靠性强、保密性优等一系列优点，是目前计算机网络主干161、的首选物理介质。5.3.4 网络技术目前较为成熟的网络技术是：以太网快速以太网/千兆位以太网、令牌环(Token Ring)网、FDDI网及ATM网。企业主干网主要由ATM或千兆位以太网担当。千兆位以太网是对IEEE 802.3 10M bps以太网技术的发展，将网络主干的带宽提高到千兆位级，它仍延用载波侦听多路访问/碰撞检测（CSMA/CD）技术，采用自由竞争方式强占信道。千兆位以太网没有很好解决多媒体数据传输的问题。ATM可以通过边界交换机实现局域网仿真，它既支持局域网又适合于广域网，是局域网与广域网共有的技术。ATM的数据传输是在电（通）路联接好后进行定长信元传输，所以数据传输速度快、延162、迟小，满足了多媒体应用的要求。ATM可为网络节点预先分配带宽。目前ATM产品的价格偏高。针对xxxx位新建项目和记录的要求，主干网应采用先进的网络技术及选择性价比高的网络产品；局域网则采用快速以太网或10/100M自感应技术。5.3.5 网络安全在规划企业信息集成系统时，要充分考虑到信息可复制性、可修改性、可重用性的特点，采用防火墙技术和适当的系统管理平台，杜绝企业信息遭受外界袭击。5.3.6 系统管理信息集成系统的管理与其安全是相辅相成的，管理工作的加强与管理手段的提高会进一步促进系统本身的安全。在信息集成系统中，配备必要的系统管理平台实现网络系统、信息资源、事件、软/硬件资源等多方面的管理163、以及软件分发的功能。5.3.7 数据库企业的信息处理离不开数据库管理系统的支持。在信息集成系统中设关系数据库和实时数据库，借助于数据仓库技术，为整个企业提供各种信息。网络管理和网络安全：1）网络管理a) 性能管理：对跨网段、包含多种协议、多种网络类型、多厂商硬件设备的企业网络进行集中的管理与控制，实时监控网络性能，在出现网络流量瓶颈和网络故障时，迅速对错误进行诊断和隔离，保证网络的健壮和快速恢复。b) 事件管理：及时捕获关键设备及关键服务的事件，包括系统、数据库服务器以及网络设备等，同时可进行事件的警告及自动应急处理。c) 资源管理：对整个企业网内计算机资源（包括硬件/软件等）实现管理和控制,164、以缩减庞大的管理费用。d) 软件分发：本信息集成系统运行的软件种类的繁多，版本不统一会造成整个系统信息的混乱。须借助工具软件实现软件自动分发，保证系统信息的一致性。e) 计帐管理：按时间和流量进行统计，通过代理（Proxy）服务器对用户进行代理服务。内部计算机经代理服务服务器访问Internet资源。2） 安全管理a) 设置网络安全防火墙（firewall），防止外部的非法访问，避免黑客对企业网的入侵。b) 配置完善内部网络防病毒系统，阻止病毒对系统的攻击。c) 用户安全管理。对用户实现基于组的管理；对跨操作系统平台、跨域（Domain）的用户实行统一的管理，即在多种平台共存的系统中，允许用户165、一次性输入其ID和口令，经安全管理系统确认后，便可访问系统中各平台内已授权给该用户的资源，而勿需不同平台用不同的ID及口令。d) 生产数据与管理数据隔离，保证生产数据的安全性和实时性。3）实施方案网络管理与安全管理相辅相成，密不可分。因此，在保证实现所需功能的基础上，尽量保持两者管理平台的统一。CA国际有限公司（Computer Associates International, Inc.）的企业管理软件Unicenter TNG可实现完整的解决方案。Unicenter TNG基于Client/sever集成系统管理软件，通过三维虚拟现实的界面显示整个企业信息资源的现实情况，并进行统一的集中管166、理，对用户的关键性业务提供强有力的解决方案，提高资源利用率和工作效率。5.3.8 信息集成系统总体模式：1）信息集成系统设计原则 根据计算机信息网络系统的功能需要及技术要求，确定了如下的网络设计原则： 成熟性：采用经国内外实践证明是实用的、成功的网络技术和网络产品。 先进性：采用目前先进的网络技术和产品，满足计算机网络系统的功能需求。 灵活性：网络系统中的硬件或软件模块能根据实际情况进行各种组合和灵活的配置，适应技术的发展和业务需求的变化。 可扩充性：系统可根据功能和规模的发展进行扩充和网络升级。 可靠性：根据实际应用需要，可考虑采用高可靠性的设备和必要的容错措施（如：硬件容错、软件容错、系统167、容错）。 开放性和标准化：系统设计中优先采用有关的国际标准、国家标准、主流的行业标准和规范，以保障网络的开放性。 可管理性：网络应具有网络管理设施，以实现配置管理、性能管理、故障管理、统计管理、安全管理等五个方面的网管功能。 安全性：根据业务安全性的实际需要，应采用切实可行的安全措施。 易操作性：系统人机接口界面友好、直观、便于操作。网络应满足峰值业务需求，保证在35年内的先进性，并具有很好的可维护性。 信息分布式处理：宜是两级管理体制，管理信息须进行分布式处理，网络配置应与此相适应。2）信息集成系统总体模式：信息集成系统的升级改造，既要考虑到现有设备的重复利用及满足目前的实际需要，又要兼顾到168、企业今后的发展而带来的隐含需求。采用先进、成熟、可靠的技术，把各种硬件平台、系统软件平台、系统管理平台、数据库管理系统与过程模拟与优化、先进控制、生产过程控制等各种应用系统集成起来，采用Client/Server模式，使之成为一个能够高效运作、具有高度应变能力的生产管理与控制的一体化系统。6总图运输与油品储运6.1总图运输6.1.1 建厂条件6.1.1.1 地理位置 xx工业区位于xx市大同区西北部，隶属于xx高新技术产业开发区，地处东经1244115-1244500，北纬461730-462000之间。距大同区政府20公里，距xx市市中心50公里。东北地区主要铁路线-让通铁路线在xx园区通过169、，xx车站跨沈、哈两局，运输成本较低。园区内有铁路专用线21条，年承载货物350万吨，距黑河口岸、绥芬河口岸、满州里口岸约500公里。铁路客运直达杭州。园区距xx萨尔图机场75公里。国家级和省市级公路遍布城乡，高质量的柏油公路四通八达，特别是2005年通车的松花江二桥，可极大缩短园区入关的距离，交通运输更加便利。 本项目建设地点位于xx工业区原xx炼油厂西北角，建设用地总占地面积1687061.80平方米，用地性质属于非基本农田。库区东邻铁路线滨州线，公路通过油田主干道与全国公路网相连，并有专用铁路线通往该厂，公路和铁路交通十分方便。建设地点具备供水、排水、雨水排放、供电、通讯、道路等条件，场170、地平坦，适宜项目建设。 xx园区位于黑龙江省xx市xx工业区，是国家火炬计划新型复合材料产业基地，哈大齐工业走廊子项目区。xx工业区做为高新区的重要组成部分,自2005年5月辟建以来，依托xx炼化公司xx生产区内富余公用工程、闲置资产及储运设施，重点发展石油化工、新材料和轻纺等产业。该区域位置和地理自然条件优越。xx是国务院批准的东北地区经济开放区的重要组成部分，在改革开放的过程中，走出了一条以市场调节、外向型、股份合作制为主，多种经济成分共同发展的建设路子，形成了纺织鞋服、建材建筑、工艺制品、食品饮料、机械制造等五大传统优势产业以及石油化工、电子信息、旅游服务等三大主导产业。 6.1.1.2171、自然条件xx光照充足，降水偏少，冬长严寒，夏秋凉爽。气象条件为：（1）气温年平均气温：3.00c 极端最高气温：37. 40c极端最低气温：-36.20c月平均最高气温：22.70c月平均最低气温：-20.20c（2）湿度年平均相对湿度64%月平均最大相对而言湿度：84%月平均最小相对而言湿度34%最湿月平均相对湿度：74%（3）气压年平均大气压：99.6KPa夏季平均大气压：98.8KPa冬季平均大气压：100.4KPa月平均最低大气压：98.4KPa月平均最高大气压：100.9KPa（4）降雨量年平均降雨量：450.9mm日最大除雨量:115mm小时最大降雨量:79mm10分钟最大降雨量:172、21.6mm（5）雷暴日年最大雷暴日数:32.5天年最小雷暴日数:11天（6）降雪量及基本雪压值最大积雪深度:220mm日最大降雪量:28.3mm平均积雪天数:82.4天基本雪压值:294Pa（7）风速及风向10分钟最大风速(地面上10米处):26.8m/s瞬时最大风速(地面上10米处):40m/s基本风压值:450Pa风向冬季主导风向:西北风夏季主导风向:南风、西南风（8）震烈度相当于麦卡里氏烈度：6度（重要设施按7度设防）（9）冻土深度：-2.09m（10）土壤地耐力：1320t/m26.1.1.3地形地貌与工程地质厂址自然地面海拨在136.00-136.20m之间，地势比较平坦。据近厂址173、区域地质勘探资米表明：表层2.6m深处属褐色黄色轻亚粘土，砂性较强、较为松散，其中1.01.2m深度内为亚粘土层，可塑，此层容许承载力为18t/m2；2.64.4m深度范围内为黄色细砂，中密潮湿，此层容许承载力为16t/m2；4.47.0m深度范围内为褐黄色轻亚粘土，夹有轻亚粘土，其中5.6m以下含砂粒较多，此层容许承载力为16t/m2。6.1.1.4 交通运输条件 本项目建设地点位于位于黑龙江省xx市大同区xx镇，厂区东邻铁路线滨州线，公路通过油田主干道与全国公路网相连，并有专用铁路线通往该厂，厂区附近有xx，新华屯，银浪、让胡路等火车站，并有铁路专用线直通入厂区。该厂与xx石油管理局采油五174、厂采油九厂毗邻，公路与xx市公路网联接，公路交通十分便利。 xx工业区距xx萨尔图机场60千米、哈尔滨太平国际机场210千米。这些机场可以为工作人员提供便利的交通条件。6.1.1.5公用工程条件 xx是黑龙江省经济比较活跃、最具发展潜力的城市之一，人均GDP居全省第一。为适应黑龙江省关于石化项目的发展规划，xx工业区正在建成为石油化工及其后加工为主的石化深加工型化工产业园，这为本工程的建设提供了便利条件。 1)供电 园区已纳入东北电网，区内已建成的输变电站。供电能力有保证。 2)供水 园区水源主要取自市政管网，可向园区供水38万m3/d，供水能力有保证。 3)电信 园区内规划装机容量2万门的程175、控电话，移动网络现已覆盖全部区域。 4)消防 xx原炼厂现有一中队消防队伍；建有标准型普通消防站1个，现有执勤人员共45人；重型水罐消防车2部，泡沫消防车1部，抢险救援消防车1部，举高消防车（30米以上）1部，普通水罐消防车1部；灭火剂储量达1吨。 周边支援力量包括：xx市消防特勤队伍及其他市区消防大队。 消防用水水源考虑利用工业用水管道的水源。 5)排污水 规划的污水处理厂由园区自建，根据环境容量排放水质需达到国家污水综合排放二级标准，经排放管排至排水沟。 6.1.1.6 其它建设条件 1)工程用地 本工程用地为当地工业园区规划的工业用地，属已得到国家批准的土地，地质条件较好，不占耕地，所征176、土地正由园区统一平整。拟建厂址及其周围防护距离范围内无居民区。 2)施工条件 拟建厂（库）址周围尚未建成其它设施，地势开阔无障碍。 施工用水考虑从供水公司现有在的供水主管道，距施工现场的最近点接临时管道供水。 区内规划装机容量2万门的程控电话，移动通信网络现已覆盖全部区域；区内有110KV输变电站，可保证项目的用电需求。 xx有良好的施工协作条件，可供应砖、石、灰、水泥、沙等建筑材料，运输距离较近。 3)大件运输 当地有良好的大件运输条件： 公路：由于当地石化业发达，经常有大型设备运输。公路、桥梁等均可满足大型运输要求。 铁路：西邻铁路线滨州线，并有专用铁路线通往联谊工厂，铁路交通十分方便。 177、4)人文景观 拟建厂址周围没有风景区、文物古迹、自然保护区、矿藏区、水源地及养殖区，无机场净空要求、无重要军事设施。 5)环境保护 平原风大，扩散自净能力强，环境容量大。 6.1.2厂址方案根据xx工业区的规划，本厂区拟布置在石化工业区联谊厂的南侧。提出两个厂址方案，差别如下：方案一：向北预留了发展端。方案二：与方案一相比，罐组更靠近装置。但远期向北发展会导致功能分区不明确，装置、罐组交叉布置，影响工厂安全、管理。经综合分析对比，本报告推荐方案一6.1.3 总图布置6.1.3.1厂区平面布置装置区集中布置在石化工业园区联谊厂南侧，西部排水干渠西侧部分。其中原料预处理位于东北角，靠近原料罐区。依178、次向西向南布置各装置。污水处理场布置在排水干渠东侧，靠近排污口。为缩短管线、降低能耗，将中间罐组靠近装置区布置在厂区中部；将原料及产品罐组靠近，布置在厂区东北侧。汽车装卸站位于厂区西侧，西临林庆路。将汽车装卸设施靠近外部道路，并单独设围墙以便于运输和管理。铁路装卸站位于厂区北侧。并与联谊厂区铁路专线连接，装卸线路由西侧进厂。厂区公用工程区考虑集中布置。全厂中控室、循环水厂、总变、空分空压站等靠近装置区布置。热电站、消防站、消防泵房及雨水收集池等设施布置在排水干渠东侧，罐区南侧地带。并向东侧预留公用工程用地。将厂前管理及维修等布置在厂区南侧，远离装置区及罐区等危险区域。厂区系统管线结合总平面布局179、规划为一条南北向的主管廊。本工程厂区占地168.70万平方米。厂区向西向南分别预留发展端。厂区总平面布置见附图。6.1.3.2.库区平面布置本工程库区占地40.67万平方米。库区向东预留发展端。库区总平面布置见附图。6.1.3.3 绿化及其它 厂区绿化充分贯彻因地制宜、有利生产、保障安全、美化环境、节约用地、经济合理的原则，根据厂区、库区的总图布置、生产特点、管网布局、消防安全、环境特征，以及当地的土壤情况、气候条件、植物习性等因素，合理选择抗污、净化、减噪或滞尘能力强的绿化植物。在不防碍消防、检修、行车安全及有害气体扩散的前题下，以植物造景为主，采用乔、灌、花、草合理配植的绿化形式，并与周围180、环境和建、构筑物相协调，形成多层次的立体绿化布局。 绿化以辅助设施及管理区为主，种植常绿吸尘树种。 绿化系数为15%. 6.1.4竖向布置厂区竖向布置采用连续平坡式。厂区场地标高最低点不低于5.00米。由于厂区场地狭长，为使运输连接顺畅、不影响外部场地容貌，厂区场平坡度不宜过大。因此，将厂区排雨水系统设计为暗管型式，相应厂区道路采用城市型（路面雨水口人行道）。新建道路的路面宽度为12.0米、9.0米和6.0米，交叉口路面内缘转弯半径不小于12米，即可满足消防、检修及运输等要求。考虑到填土地基的不稳定性，为便于修补，均采用沥青砼路面。参考原xx炼厂的成功做法，确定其结构层为：中粒式沥青砼（混合骨181、料粒径1525毫米）厚4厘米，粗粒式沥青砼（混合骨料粒径2535毫米）厚8厘米，碎石垫层厚30厘米，手摆片石基层厚30厘米。雨水管道、提升、监测及切换设施等，见第四册给水排水部分。6.1.5 运输方式简述本工程总运输量为1066.23万吨/年。其中：运入量为562.73万吨/年，设计运力为565万吨/年；运出量为503.50万吨/年，设计运力为510万吨/年。6.1.6设计执行的主要标准、规范和规定 1） 石油化工企业设计防火规范GB50160-2008 2） 建筑设计防火规范 GB50016-2006 3） 石油化工企业总体布置设计规范 SH/T3032-2002 4） 石油化工企业厂区总平182、面布置设计规范 SH3053-92 5） 石油化工厂区竖向布置设计规范 SH/T3013-20006） 石油化工企业厂区管线综合设计规范 SH3054-937） 石油化工企业厂区道路设计规范 SHJ23-908） 石油化工总图运输设计图例 SH3084-19979） 石油化工企业卫生防护距离SH3093-199910） 石油化工厂区绿化设计规范 SH3008-200011） 总图制图标准 GBT50103-200l6.2油品储运6.2.1 概况新建库区为xxxx石油化工股份有限公司80万吨/年芳烃及60万吨/年丙烯项目附属库区，主要是从事各装置之间原料和产品的储存和转输设施，此外还从事油品及化183、工品的仓储业务，中转量为800 万吨/年，共建储罐122座共81万 m3，此外预留储罐74座共30.6万m。储罐区储存品种主要为芳烃、苯类、重油、进口重油、蜡油、燃料油、石脑油、沥青、原油、丙烯、溶剂油、催化汽油、低温乙烯、变压器油、基础油、金属切削油、低组分燃料油、液化气等。6.2.2 储存设计原则（1）一般甲B、乙A、乙B类物料采用内浮顶罐储存，丙类物料采用立式拱顶罐储存。液态烃采用球罐储存。（2）常温下易凝固的油品须加热储存，储罐保温并设置加热器，管道采用保温并伴热。（3）工艺管线设计不仅要符合有关消防、安全、环保等规范的要求，还要符合相关行业的要求。6.2.3设计范围本期工程包括：1#184、原料罐区、2#原料罐区、2#成品罐区、3#成品罐区、4#成品罐区、5#成品罐区、6#成品罐区、7#成品罐区、8#成品罐区、1#球罐区、2#球罐区、1#中间罐区、2#中间罐区、低温乙烯罐区。6.2.4工程设计方案6.2.4.1 储存系统1）储存系统包括：原料油系统；成品油系统；中间原料油系统；液化烃系统等。2）各种油品的储存天数芳烃 1520 天苯类 1520 天重油 1520 天进口重油 30 天蜡油 1520 天燃料油 1520 天石脑油 1520 天沥青 1020 天丙烯 1015 天溶剂油 1520 天醚化轻烃 1020 天低温乙烯 1015 天变压器油 2530 天基础油 2530 天185、金属切削油 2530 天低组分燃料油 1020 天液化气 1015 天3）储罐及罐容储罐122个，罐容81万m3。具体储罐设置见下表储罐设置一览表介质 单罐容（m3）数量储罐形式总罐容（m3）芳烃300010内浮顶罐30000苯类500012内浮顶罐60000重油50008拱顶罐40000进口重油500006内浮顶罐150000蜡油50004拱顶罐20000燃料油50006内浮顶罐30000石脑油30006内浮顶罐98000200004沥青30006内浮顶罐18000丙烯200020球罐40000溶剂油50008内浮顶罐40000醚化轻烃50006内浮顶罐30000低温乙烯100002深冷罐2186、0000变压器油20006拱顶罐12000基础油20006拱顶罐12000金属切削油50004拱顶罐20000低组分燃料油50004拱顶罐20000液化气50004球罐20000合计1228100006.2.4.2运输系统 原料油为俄罗斯重油，并根据工艺装置配备情况进口俄罗斯化工轻油作为芳烃生产的重整原料。原料油主要通过长输管道输至库区原料油罐，经脱水后再用泵传输入厂内储罐储存，部分原料油也可经铁路输送至库区，卸进原料罐区。中间原料经装置生产出来后通过厂内管道直接输送到下游装置作为原料进行生产，或者输送到库区中间罐区储存，再通过罐区输送泵输送到相应装置作为原料参加生产。成品物料通过厂内管道输送187、至成品罐区储存，根据厂区所处地区的交通运输条件和产品供应市场，罐区成品经由铁路和公路运输方式运出库区。6.2.4.3装卸系统 1）铁路装卸铁路装卸系统设置鹤位100个，用于原料油的卸车和产品的装车。采用100套低扬程潜液泵。两台装束泵，一台满足6个鹤位同时卸车的要求，一台满足2个鹤位同时卸车的要求。滑片泵4台，一台残液泵。2）公路装卸公路装卸主要品种为成品物料。共设48个装车鹤位，所有物料可同时装车，有些装车量大的物料可以同时装多辆槽车。 装车鹤管采用手动浸没式装车鹤管。装车系统采用电脑自动发油系统。6.2.4.4设备布置原则1）必须满足工艺流程、安全生产和环境保护的要求，并考虑工厂总体布置，188、操作、维修、检修、施工和消防的需要，力求节省用地和减少能耗。2）采用按流程顺序和同类设备适当集中相结合的布置原则。3）设备、建筑物、构筑物的防火间距应符合石油化工企业设计防火规范(GB50160-2008)、建筑设计防火规范（GB50016-2006）的要求。4）用电设备的布置应符合国家现行爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范(GB50058-92)的要求。6.2.4.5油品储运自动化系统1）系统及自控特点本项目油品储运系统分为三部分：罐区、汽车装卸台、铁路装卸台。设罐区储运控制室（操作室），罐区监控管理系统对罐区和泵房进行重要参数的检测、监视、控制和管理。装卸设施采用自动定量装车方式，流量计设189、置为控制级。定量装车管理数据远传至控制室罐区监控管理系统，完成罐区计量销售管理。自动定量装车采用分布式方案，其优点是显而易见的，它可以节省电缆费用，提高系统的可靠性，每个鹤位现场用一台智能化的隔爆型定量装车控制仪，不仅让现场操作者能就地掌握装车情况，而且，即使上位计算机故障，仍可依赖现场的装车控制仪正常装车。装车阀门采用两个气动球阀组成大小阀组，实现二段开、二段关，以防止水击现象的发生，提高装车精度和可靠性。2）自动化水平 罐区的计算机监控管理系统提供了检测、控制、屏幕显示、报表制作等功能。主要完成温度、压力、液位、高低限报警等参数的检测，达到测量不上罐。汽车、火车装卸设施采用分布式定量装车监190、控管理控制系统，现场每一装卸栈台配置一台智能型防爆定量装车仪，配上流量计、气动切断阀、防静电接地开关、防溢液位开关，实现装车过程的定量灌装、程序控制、防静电联锁。控制室内的装车业务管理机与各装车控制仪通讯联网，完成数据采集、数据处理、显示、打印等工作。罐区的计算机操作站和装车的计算机业务站联网，在罐区的计算机操作站上可以看到装车站的工况，在装车的计算机业务站上也可以看到罐区的工况。6.2.4.6其他设施 1）工艺及热力管网工艺及热力系统管网采用管架敷设。工艺管道和热力管道采用共架敷设方案，管道较多时采用多层管架布置，最多不超过三层。主要的管架均考虑有1030的预留空位并考虑其荷载。管架的净空高191、度满足车辆、人员的通行要求。管道的坡度不低于2。2）罐车洗涤设施为清洗铁路罐车，设洗车台一座，洗车设备2套。洗车棚长60米，宽15m，双侧停靠，每侧4个车位。罐车洗涤设施按每天洗车48节规模设计，采用压力热水冲洗罐车内部油污并将含油污水处理回用的工艺，洗车工艺采用洛阳石油化工工程公司专利技术。3）油气回收设施为了保护环境，减少挥发性油气的排放和对大气的污染，加强装车栈台区域的环境保护，在石脑油、芳烃等集中装车处，设置油气回收设施。铁路装车和汽车装车各设一套油气回收装置。油气回收设施的规模均为500m3/h。4）火炬及火炬气回收设施全厂共有11套装置以及液化烃罐区在开停工时或事故状态下需要向火炬192、排放气体。全厂设高压、低压放空系统。高压系统的压力为0.20.5MPa（G），管径为DN1200，低压系统为压力小于0.2MPa（G），管径为DN1500。根据各生产装置的燃料气排放条件，全厂设3个烃类火炬。火炬直径均为DN1200，火炬高度均为105m。硫磺回收装置事故排放的酸性气单独设火炬，火炬与烃类火炬共架敷设。火炬直径DN600mm，火炬高度为105m。在火炬界区内事故火炬气管先通过分液罐分离重组分，后经水封罐送至事故火炬筒体，最后经过射流式分子封在事故火炬头燃烧排放。酸性火炬气经过酸性气火炬筒体底部分液罐分液后，进入酸性气火炬筒体，再经射流式分子封在酸性气火炬头燃烧排放。事故火炬系统193、的小流量火炬气通过开关阀的控制，进入事故气火炬筒体，经过射流式分子封在酸性气火炬头燃烧排放。6.2.4.7设计中主要采用的标准、规范1) 石油化工企业设计防火规范 GB50160-20082)石油化工储运系统罐区设计规范 SH300720073)石油化工企业燃料气系统和可燃气体排放系统设计规范 SH30092001 4)炼油厂全厂性工艺及热力管道设计规范 SH/T310820005)石油化工企业环境保护设计规范 SH302419956)爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB50058926.3土建6.3.1建筑部分6.3.1.1 生产管理设施规模的确定根据企业及生产管理的需要，确定了一个中心194、控制室，一个储运控制室以及综合办公楼、小车库、职工食堂、倒班宿舍等。1）综合办公楼，其功能包括办公室、会议室、档案室、通讯及IT中心等；最大设计使用人数为60人；2）小车库设计车位数为6车位；3）职工食堂考虑食品加工的操作间，设计同时就餐餐位数为70人；4）职工倒班宿舍按80个床位进行设置。6.3.1.2 生产管理及辅助生产设施的建筑面积生产管理及辅助生产设施的建筑面积4380 m2。生产管理设施需要（最小）建设用地0.8公顷（ha）6.3.2结构部分6.3.2.1 结构设计原则1）结构设计按照石油化工生产工艺特点(如易燃、易爆、高温、高压、振动、腐蚀等)以及工程地质、气象资料、地震烈度、材料195、供应、施工技术条件等，进行综合全面考虑，选择技术先进、经济合理、安全适用、符合抗震要求的结构设计方案。2）根据需要与可能, 积极合理地采用新技术、新材料、新结构。6.3.2.2 抗震及耐久性设计1）抗震设防烈度：7度，设计基本地震加速度值为0.15g，设计地震分组为第二组。2）结构设计使用年限按50年考虑。6.3.2.3 地基方案拟建场地为软弱的淤泥、淤泥质粉质粘土，根据上述地质情况，本次设计拟采用以下地基处理方案：1）场地上部松散回填土层需采用井点降水低能量强夯的方法进行处理。 2） 大、中型设备基础及建、构筑物采用桩基，桩型采用预制桩，并考虑防腐蚀措施，桩端持力层为第层或第层土。 3）小型196、设备基础采用强夯处理后的地基。4）辅助类建筑物及厂内罐区采用复合地基或桩基。6.3.2.4 主要建（构）筑物结构方案1）构架：采用钢结构，桩基，钢筋混凝土独立承台。2）管桥：采用钢结构，桩基，钢筋混凝土独立承台。3）设备基础：桩基或天然地基，采用钢筋混凝土结构。4）压缩机基础：桩基，钢筋混凝土大块式基础和构架式基础。5）中心控制室：采用钢筋混凝土抗爆结构。6）变配电室：采用钢筋混凝土框架结构。7）压缩机厂房：采用钢结构，桩基，钢筋混凝土独立承台。8）焦炭塔构架：桩基，大板承台，下部为钢筋混凝土框架，上部为钢桁架。9）楼电梯间：桩基，大板承台，电梯间为现浇钢筋混凝土结构，楼梯间为钢结构。10）吊197、车栈桥：桩基，独立承台，预制钢筋混凝土柱，钢吊车梁。11）罐基础：天然地基、强夯处理地基或桩基，钢筋混凝土环墙式基础或钢筋混凝土承台。12）烟囱：桩基，钢筋混凝土筒壁，耐火砖内衬。13）池类：强夯处理后地基或桩基，钢筋混凝土结构。14）火炬塔架：桩基，大板承台，钢桁架结构。15）其它辅助类建筑物：强夯处理后地基或桩基，钢筋混凝土框架结构或砖混结构。16）钢结构中钢柱全部采用H型钢，钢梁采用H型钢或普通槽钢、工字钢。17）钢结构的连接：所有钢结构连接节点均采用焊接连接。6.3.2.5 钢结构防火与防腐1）钢结构防腐：所有钢结构均应除锈后刷防腐涂料。2）钢结构防火采用无机厚涂型钢结构防火隔热涂料，198、耐火时间不小于1.5h。6.3.3 本设计采用的主要规范如下：1）、建筑结构荷载规范GB50009-20012）、建筑抗震设计规范GB50011-20013）、建筑地基基础设计规范GB50007-20024）、混凝土结构设计规范GB50010-20025）、钢结构设计规范GB50017-20036）、砌体结构设计规范GB50003-20017）、高耸结构设计规范GBJ135-928）、石油化工塔型设备基础设计规范SH3030-19979）、动力机器基础设计规范GB50040-9610）、构筑物抗震设计规范GBJ50191-9311）、建筑结构制图标准GB/T50105-200112）、石油化工199、企业钢储罐基础设计规范SH3068-200713）、石油化工企业冷换设备和容器基础设计规范SH3058-200514）、石油化工企业管架设计规范SH3055-200715）、建筑制图标准GB/T50104-200116）、房屋建筑制图统一标准GB/T50001-200117）、建筑设计防火规范GB50016-200618）、石油化工企业设计防火规范GB50160-200819）、石油化工生产建筑设计规范SH3017-199920）、建筑内部装修设计防火规范GB50222-9521）、工业企业设计卫生标准 GBZ1-200222）、建筑灭火器配置设计规范1997年版GBJ140-907公用工程及200、辅助设施7.1给水排水7.1.1水源xxxx工业区水源由市政供水工程供给，总供水量为38x104m3/d。本项目供水由xxxx工业区自建水厂供水，其水质满足生活饮用水标准（GB5749-85），水压至厂区边界线压力0.35-0.40MPa。7.1.2水量消耗7.1.2.1新鲜水消耗新鲜水量统计正常量810m3/h，最大量1402 m3/h，需向xxxx申请新鲜水指标。表7-1-1 给水水量统计表（正常量/最大量 ） m3/h序号装置名称新鲜水循环水中水180/60万吨/年催化重整装置11000260/70万吨/年芳烃分离装置28003150万吨/年重油催化热裂解（含催化原料预处理）254500201、4150万吨/年催化裂解装置81800580万吨/年蜡油加氢裂化装置723006120万吨/年加氢精制装置2800730万吨/年重芳烃分离2600860/40万吨/年气体分离-轻烃醚化1800960万吨/年溶剂脱沥青45001015万吨/年轻烃芳构化1700117万吨/年干气制乙苯1200122.5万吨/年硫磺回收装置（含酸性水汽提、溶剂再生）酸性水汽提3/20230溶剂再生4/50450硫磺回收2/501020碱渣处理35产品精制及低分脱硫1/808515公用工程系统配套除盐水站50/180凝结水站空压站储运系统15/40采暖通风4中心控制室5循环水场182/546296污水处理场3不可预见202、水量30总计299/101117820296注：新鲜水最大量按一处最大量统计。7.1.2.2循环水消耗循环水统计量17820m3/ h，为今后发展留有余地，循环水场设计规模按24000 m3/h设计，选6间4000 m3/h系列冷却塔。7.1.2.3给排水系统全厂给排水系统共分为11个系统：新鲜水系统、循环水系统、中水系统、含油污水系统、高含盐污水系统、汽提净化水系统、生活污水系统、高浓盐废水系统、雨水系统、消防给水系统、泡沫管道系统。7.1.3 循环水场循环水统计量17820m3/ h，为今后发展留有余地，装置循环水场设计规模按24000m3/h设计，选6间4000m3/h系列冷却塔。7.1203、.4 污水处理场 (1)设计水质水量 厂区污水处理站接收的污水来源主要以下几种类型。本项目排放的废水包括含盐污水、含硫污水、含油污水、清净下水以及生活污水等。含盐污水来自原料油电脱盐罐，主要污染物为石油类、硫化物、氨氮、COD等。含油污水主要来自各装置的机泵冷却水、回流罐分水包切水、地面冲洗水、罐区排水、初期雨水等，主要污染物为石油类和COD，送污水处理场处理达标后由园区总排水管排出。含硫污水来自减压装置塔顶分水罐、加氢装置高低压分离器、催化裂化装置分馏塔顶分水罐和富气洗涤、重整装置、产品精制装置以及硫磺回收装置急冷塔等排水，主要污染物为硫化物、氨氮、COD等。清净下水主要来自装置汽包排放的含204、盐污水、循环水场的排污水、除盐水站排污水、锅炉排污水等。初期污染雨水：主要来自装置区围堰内和罐区防火堤内的前10分钟雨水，其特点与含油污水相似。生活污水：来自厕所、食堂、浴室、办公楼等卫生等生活设施的排水，污染物浓度较低。循环水排污水：主要是旁滤反冲洗排水：反洗排水悬浮物含量很高，事故时油含量可能会更高。该部分水应排至污水处理场处理。各部分污水的水质如表所示：污水排放量及主要成分一览表（mg/l）名称PH值油硫化物挥发酚CODcr氨氮无机盐含盐污水69100203050030150含油污水6950020305003010汽提后含硫污水695050100200010010循环水排污6920302205、0103001550初期污染雨水695005515055生活污水6.585004010本工程处理后污水排放执行污水综合排放标准(GB8978-1996)新污染源二级标准，主要数值见下表：项目浓度(mgl)pHCODcrBOD5悬浮物石油类挥发酚氨氮硫化物标准值12030150100.5501.069厂区污水处理的设计规模为400 m3/h。厂区内生产污水和生活污水连续排放量为380m3/h。对于罐区间歇性产生的洗罐切罐污水以及罐区防火堤内和装置区围堰内前10分钟初期污染雨水，设计中考虑通过调节池来储存调节，调节池容积为900 m3。(2) 工艺流程根据厂区污水的水质、水量特性以及处理后的排放要206、求，本设计采用电化学+臭氧氧化处理的工艺流程。该流程与传统的老三套含油污水处理流程相比，具有设备投资少、流程短、自动化程度高、处理成本低、不需要化学药剂、绿色环保、可以同时用于多种目的的含油污水处理的优势。1)、工艺流程框图 污水调节池 恒流供水 ECT电化学处理设备调节池 恒流供水 精滤器 无负压供水 氧化反应塔 无负压供水 活性炭过虑 达标排放2) 流程简述污水首先连续进入一级、二级和三级电絮凝-气浮装置去除水中的油、细菌和悬浮物，出水再进入臭氧接触氧化塔进行氧化处理，后经活性炭过滤器进行过滤，最终达标排放。 3) 主要处理单元的性能特点调节池： 主要是调节废水水量，均和废水水质以保证处理207、设备能够正常稳定运行。因考虑到厂区初期污染雨水冲击负荷，前端调节池容积按500 m3设计为矩形池。为便于清理，调节池设为2格，在2格池内分别设置H.PY-100型撇油器，起到初步除油的作用。起到初步除油的作用。撇油器撇出的油通过G30-1型螺杆泵送至废油罐中。一级电絮凝-气浮装置：ECT/B型含油污水电化学处理设备有一级、二级和三级电气浮絮凝器构成：每级电气浮絮凝器由接级盒、电极、电解槽、绝缘体、动力系统、电源控制系统和外壳等构成。电气浮絮凝的工作原理及特点：含油污水自下而上通过电解池时，产生3种反应：a阴极反应：2+ + 22b阳极反应：M + -nMn+c当阳极发生钝化时，超电位高于羟基放208、电电位时，引起羧基在金属阳极上放出电子，生成分子态氧：d - + -422+2水中的Cl-也能在阳极上反应析出Cl22Cl- - 2e- = Cl2电解产生的Mn+则与通过电解池的含油污水作用生成电活性絮凝剂：Mn+ + n (-)M()n 借助上述三种效应，形成电活性絮凝剂M()n，它具有易控、高效和成本低的优点，这种电发生的活性基团能很有效地和悬浮物(细微油珠和机械杂质)“架桥”联接，凝成“大块”而加速分离；电解产生的细微氢、氧气泡携带污水中的胶体微粒，共同上浮，从而达到分离、净化的目的。电气浮是在加压浮选法处理污水的基础上发展起来的一种新方法，较扩散气体浮选法和溶解气体浮选法优越，原因是209、电气浮法所产生的气泡粒子直径比较小。一般加压浮选法的气泡直径为100150m，对微胶粒或悬浮微粒的吸附能力较弱；而电浮选产生的气泡直径则较小，如氢泡为1030m，氧泡为2060m，比表面相对较大，因而与污水中杂质的相对接触面积较大，气泡粒子的吸附能力也较强。虽然采用电化学方法原位产生的电活性絮凝剂在污水溶液中形成的絮凝体十分细小，但它对液相中的电位差影响甚大，即对胶体粒子和悬浮颗粒的凝聚作用极强。因而其吸附能力与活度比加入铝盐等絮凝剂的化学方法高得多，且需要量少，亦不受环境、水温及生物杂质的影响，亦不会发生如铝盐等絮凝剂与污水的氢氧化的副反应，因而所能处理的污水的酸碱度的范围非常宽。由于电活性210、絮凝剂的活性寿命仅有数分钟，因而污水在电絮凝器中的停留时间一般也只有两分钟，所以电絮凝器的尺寸较小，占地少，处理速度快。电解产生的O2、Cl2具有电活性强氧化性，能将溶解于水中的各种有机物(如石油中的含硫化合物、CO2等)氧化、分解，再与水中的Ca2+、Mg2+反应生成碳酸盐和硫酸盐，并杀灭水中的各种细菌，大大降低CODcr、BOD5。 工作特点：只需适时更换阳极就能连续处理油田含油注水、炼厂含油污水及污水絮凝、杀菌、脱硫、除铁、降低CODcr等为目的的各种污水处理，处理后的水质达到相应要求，具有工艺紧凑、操作简便、适应性强、综合成本低、无二次污染等优特点。根据工程经验对含油10000mg/l211、的废水，经过一级电絮凝气浮器处理后的出水含油量500mg/l，污油可以直接回收，CODcr降低40%左右，即从1000mg/l降到600mg/l。 二级电絮凝-气浮装置： 根据工程经验对含油500mg/l的废水，出水含油量50mg/l，污油可以直接回收，CODcr降低30%左右，即从600mg/l降到420mg/l。 三级电絮凝-气浮装置：根据工程经验对含油50mg/L的废水，出水含油量5mg/l，污油可以直接回收，CODcr降低40%左右，即从420mg/l降到250mg/l，再经过后端调节释放池静置处理，CODcr降到150mg/l左右。后端调节释放池后端调节释放池用于储存电化学处理后的水212、。因为经过电化学处理后，污水中大量有机高分子被氧化为小分子溶解在水中，通过后端的调节释放池静置一定时间，这些溶解在水中的小分子便会逸出水外，进一步降低污水中CODcr含量。 精滤器 精滤器主要目的是去除水中的悬浮物，当然，在去除水中的悬浮物的同时，也能去除少量的油和CODcr、BOD5等。精滤器采用石英砂滤料。臭氧接触氧化塔：含油废水经前几道预处理工艺，油含量已基本去除，但CODcr、BOD5、硫化物及挥发酚，仍含量较高，必须采用氧化处理工艺将其降解，以此保证达到排放标准。本段采用臭氧接触氧化处理设备进行处理，将CODcr降到60mg/l以下。活性炭过滤器：活性炭过滤器主要是起把关的作用。因为213、在实际运中，有时可能出现较大的冲击负荷，并且为了进一步降低水中含油量和悬浮物，最后出水经过活性炭过滤器。(3)工艺保障： 整套处理系统采用自动控制，做到无人值守、24小时连续运行，确保达标。(4) 电气控制：污水处理系统在防爆区之内，电气、仪表系统作防爆考虑，防爆等级：dIIBT4。本项目用电设备均为低压负荷，配电电压为AC380V/220V，按照国家标准GB50256-1996电气装置安装工程：爆炸和火灾危险环境电气装置施工及验收规范采用三相五线制供电。 (5) 运行费用分析： 1)电耗 一级恒流供水装置：11 KW 2（一用一备）一级电絮凝-气浮器 10 KW二级电絮凝-气浮器： 10 K214、W 三级电絮凝-气浮器： 10 KW 二级恒压无负压供水装置： 18.5 KW2（一用一备） 臭氧发生和氧化： 4 KW三级恒压无负压供水装置： 15 KW2（一用一备）四级恒压无负压供水装置 15 KW2（一用一备）空气压缩机功率： 11 KW压滤机功率： 11 KW撇油器用螺杆泵 3 KW2总装机容量为： 181 KW考虑无吸程供水设备处于节能运行状态，实际总功耗大约为88 KW,处理每吨污水耗电为 0.88KW，电费按0.7元/度计算（实际参考本地用电标准），折合 0.62元/吨污水。2) 人工费用整套处理系统采用自动控制，污水处理装置的运行可由厂区内操作工人兼管，人工费用可以忽略不计。215、3)维修费本方案所有设备正常使用情况下三年内免维护。4)总运行费用 每吨污水的处理费用约为： 0.62 元/吨。 (6)主要构筑物设备设计1) 流量计数量1台功能说明：连续自动计量，把流量传输给数据管理和控制系统设计参数：处理水量：450 m3/h建筑结构：机电加工设备，不锈钢结构，地上式2)静态混合器数量1台功能说明：将电极保护剂和污水混合均匀设计参数：处理量：450 m3/h建筑结构：机械加工设备，不锈钢结构，地上式3 )计量泵数量1台功能说明：计量、输送电极保护剂设计参数：处理量：85mL/h建筑结构：机电加工设备，不锈钢结构，地上式4 )ECT/B电气浮絮凝器数量2套功能说明：絮凝、气216、浮水中的油和悬浮物、杀菌、氧化水中有机物、除硫、除铁、除色等设计参数：处理水量：1500 m3/d，尺寸：1000mm6500mm2800mm建筑结构：机电加工设备，地上式，不锈钢防腐5 )一级恒流供水设备数量1套功能说明：供水压力和流量稳定，自动消除负压，专利产品设计参数：处理水量：450 m3/h，建筑结构：机电加工设备，地上式，不锈钢防腐6 )自动精滤罐数量1套功能说明：除去水中的悬浮物，自动清洗设计参数：处理水量：450 m3/h，300022007500，滤速810m/h，滤料直径：0.6mm， 建筑结构：机械加工设备，钢结构，环氧防腐，地上式7)二级恒流供水设备数量1套功能说明：供217、水压力和流量稳定，自动消除负压，专利产品设计参数：处理水量：450 m3/h，建筑结构：机电加工设备，地上式，不锈钢防腐8 ) 臭氧氧化塔数量1套功能说明：除去水中的COD设计参数：处理水量：450 m3/h，尺寸：24005840建筑结构：地上式，UPVC构造9 )储渣装置数量1套功能说明：储存油渣，定期排走设计参数：容积：16 m3，尺寸：2.0m2.0m建筑结构：机械加工设备，钢结构，地上式，沥青防腐10)一级无负压供水设备数量1套功能说明：供水压力和流量稳定，自动消除负压，专利产品设计参数：处理水量：450 m3/h，建筑结构：机电加工设备，地上式，不锈钢防腐11)二级无负压供水设备数218、量1套功能说明：供水压力和流量稳定，自动消除负压，专利产品设计参数：处理水量：450 m3/h，建筑结构：机电加工设备，地上式，不锈钢防腐12 )活性炭过滤器数量1套功能说明：除去水中的COD设计参数：处理水量：450 m3/h，240015005400建筑结构：地上式，金属构造13)无油润滑空压机3/8数量1套功能说明：提供无油压缩空气设计参数：风量：6m3/min，压力：0.8MPa建筑结构：地上式，金属构造14) 储气罐数量1套功能说明：储存压缩空气设计参数：容积：3 m3，压力：0.8MPa建筑结构：地上式，金属构造15 ) 油份浓度在线检测控制系统数量1套功能说明：在线检测水中含油，219、自动控制电絮凝器操作参数设计参数：测量范围：030mg/L，精度：1mg/L建筑结构：地上式，机电设备16) 板框过滤系统数量1套功能说明：浓缩渣建筑结构：地上式，机械设备17 ) 撇油系统数量2套功能说明：撇除前端调节池中浮油建筑结构：机械设备：HPY-100型撇油器以及G30-1型螺杆泵7.1.5雨水提升泵站全厂由于地坪为零坡度，故全厂雨水设3座雨水提升泵站，单座设计雨水量15000m3/h. 7.1.6事故水处理为了防止污染，保护环境，本工程消防事故水设置事故池，事故池容积12000 m3。当全厂一装置或罐区发生火灾时将消防事故水利用管道排至事故池储存，当火灾扑灭后再将消防事故水用泵提升220、到污水处理场处理后排放。 7.1.7设计中采用的主要标准及规范室外给水设计规范GB50013-2006室外排水设计规范GB50014-2006建筑给水排水设计规范GB50015-2006建筑设计防火规范GB50016-2006石油化工企业设计防火规范GB50160-2008石油化工企业给水排水系统设计规范SH3015-2003石油化工给水排水管道设计规范SH3034-1999石油化工企业循环水场设计规范SH3016-1990石油化工给水排水水质标准SH3099-20007.2供电及电信7.2.1供电7.2.1.1 电网概况本项目厂址位于黑龙江xx市xx工业区内。xxxx电力网络骨架为220kV221、，部分为110kV。7.2.1.2 用电情况项目用电计算负荷110MW。正常运行时，本项目自发电100 MW，需由电力系统提供电力约10MW。表7-2-1 工艺生产装置用电负荷表序号装置、单元名称计算负荷（KW）备注一工艺生产装置180/60万吨/年连续重整6750260/70万吨/年芳烃抽提33003150万吨/年催化热裂解（含催化原料预处理）8400480万吨/年蜡油加氢裂化42005150万吨/年催化裂化42006120万吨/年加氢精制4050730万吨/年重芳烃分离1120860/40万吨/年气体分离-轻烃醚化1770960万吨/年溶剂脱沥青13601115万吨/年轻烃芳构化42012222、7万吨/年干气制乙苯3400132.5万吨/年硫磺回收装置（含酸性水汽提、溶剂再生）1680工艺生产装置用电负荷汇总40650二储运设施1原料部分29002成品部分3600储运设施用电负荷汇总6500三给排水系统1循环水场40002污水处理水场22003雨水提升泵站20004新鲜水加压、消防泵站等500给排水设施用电负荷汇总8700四热工系统1除盐水站9002凝结水站4003空分空压站4700热工设施用电负荷汇总6000五采通专业部分1制冷站18002变电所采暖通风8003行政管理及生活设施等建筑物采暖通风1400采暖通风设施用电负荷汇总4000六管控中心500七总图守卫室及大门20八电信系统223、80九辅助生产设施1200十环保化验200十一维修200十二行政管理及生活设施700十三电气系统300系统工程六十二项用电负荷汇总3200十四全厂用电负荷汇总68950十五全厂用电计算负荷（同时系数0.75）517007.2.1.3 用电负荷分级情况用电负荷等级性质：xxxx芳烃及丙烯项目属大型石油化工项目，其工艺装置的生产过程连续性强，生产装置属于爆炸火灾危险环境，一旦中断供电需较长时间恢复生产，并可能导致事故发生，会给工厂带来严重经济损失，并可能引起爆炸、火灾、人身伤亡和设备损坏等重大事故。其用电负荷均属一、二级负荷（绝大部分为一级负荷），一级负荷中尚有特别重要的负荷。划分为一、二级负荷的224、为：工艺生产装置（单元、储运设施）机泵年运行小时数为8400小时的；循环水场；污水处理水场；空分空压站；消防施设及泡沫站；安防负荷；管控中心；动力站及其设施；事故通风、排烟负荷；化学药剂设施；中心化验；电气控制及所用电；电信监控中心、具有一、二级负荷的照明负荷等。划分为三级负荷的为：生产装置（单元）、储运设施年运行小时数为4000小时以下的间断连续负荷；辅助生产、生活设施的用电负荷。一、二级负荷约占全厂总的计算负荷的95左右。7.2.1.4 电源接入系统方式按照全厂用电负荷，建设110kV变电站较为合理。7.2.1.5 厂内供电网络主供网络电压等级采用35kV；配电网络电压等级：10kV及0.225、380kV；大型机组采用35kV/10KV线路变压器组的方式；原则上185kW及以上电动机配电电压采用10kV， 160kW及以下电动机配电电压采用380V（如根据工艺要求需采用变频器，可放宽到315KW）；380V配电装置操作电源、工作照明电源采用AC220V；检修电源采用AC380/220V；不间断电源（UPS电源）供电电压采用AC380/220V。10kV220kV配电装置操作电源采用直流DC220V成套电源装置。7.2.1.6 总变电所的设置原则总变电所的性质：独立设置、2台150MVA主变压器、220kV配电装置为双母线、户内SF6成套组合电器（GIS）、 35kV配电装置为户内双母226、线（母线SF6密闭绝缘）的真空断路器开关柜、外线路无穿越功率的石化厂专用终端变电所。2台主变压器采用三相油浸、铜芯、双绕组、强迫风冷、有载调压变压器。总变电所按有人值班、微机监控、保护、调度管理中心设置；总变电所220kV配电装置运行方式：正常运行时，母联断路器合闸，两段母线并列运行，当某一段失电时，由另一电源保障全部负荷正常运行。7.2.2 电信本着通信网络应结合本地公众网的结构和要求协调发展，避免将来二次改造的原则，从技术先进、经济合理方面考虑，结合整个重油深加工工程的生产管理水平，应将全厂组织成一个数据、语音、图像综合通信业务网，在传输干线上可同时开放多种话音和非话音业务，简洁、可靠，有227、利于办公自动化和生产自动化管理。综合业务系统:以各类装置和各类油品罐组为节点，综合纳入本节点范围内的生产管理数据、行政或生产管理语音、工业监视图像集中在一条线路上送往中心（暂设于综合楼）。在中心预留接口可入公网语音和INTERNET网。综合报警系统:火警和事故报警（含语音）为一个独立系统，其中包括各类火警自动探测、手动按钮报警和语音广播及报警。在各类装置和各类油品罐组处设区域报警，全厂集中报警设于消防分站和消防总站；对消防系统实施联动，系统的管理中心设于消防分站。电信线路:全厂主干网为光电混合，考虑到当地气候特征，尽量采用地下敷设以提高抗灾性能。7.2.3 采用的主要标准和规范石油化工企业生产228、装置电力设计技术规定SHJ38-91关于加强石化企业电缆防火管理的若干规定中石化（1991）生字63号供配电系统设计规范GB50052-9510kV及以下变电所设计规范GB50053-94低压配电设计规范GB50054-95通用用电设备配电设计规范GB50055-93建筑物防雷设计规范GB50057-94 (2000版)爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-92电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB50062-92电力装置的电测量仪表装置设计规范GBJ63-90工业与民用电力装置的过电压保护设计规范GBJ64-83工业与民用电力装置的接地设计规范GBJ65-83石油化工企业照度设229、计规定SHJ27-90工业企业照明设计标准GB50034-92电力工程电缆设计规范GB50217-94化工企业电缆线路设计技术规定CD90A8-85化工企业静电接地设计规程HG20675-90建筑设计防火规范GB50016-2006 石油化工企业设计防火规范GB50160-2008电气图用图形符号GB/T4728化工企业腐蚀环境电力设计技术规定HG/T20666-99爆炸火灾危险环境的配线和电气设备安装通用图GB50058-92化工厂电力设计常用计算规定HG20551-93电气装置安装工程施工及验收规范电气专业设计技术统一规定51B02-96 本院编制工业企业通信设计规范GBJ42-81工业企230、业通信接地设计规范GBJ79-85石油化工业企业生产装置电信设计规范SHJ28-90工业电视系统工程设计规范GBJ115-87火灾自动报警系统设计规范GB50116-19987.3供热、供风7.3.1概述 本节内容为全厂供热、供风、供氮系统，为本工程各装置及配套的系统工程提供蒸汽、除盐水、除氧水、压缩空气、氮气，同时回收装置的低温热及凝结水。7.3.2供热7.3.2.1 蒸汽系统为满足各装置工艺与设备用汽参数，经过优化，全厂设三个压力等级蒸汽管网，各等级蒸汽的参数如下：管网名称公称压力MPa（G）公称温度（）中压蒸汽3.5430低压蒸汽1.0250低压蒸汽0.5饱和7.3.2.2全厂蒸汽负荷全231、厂各装置产3.5MPa蒸汽323.4t/h、1.0MPa蒸汽44.0t/h、0.4MPa蒸汽 134.5t/h，合计501.9t/h；各装置背压机背压产二次蒸汽1.0MPa等级138.7t/h、0.4MPa等级58.6t/h，合计197.3t/h；总计可用蒸汽量为699.2t/h。全厂各装置用3.5MPa蒸汽354.9t/h，1.0MPa蒸汽248.3t/h、0.4MPa蒸汽 196.6t/h，合计799.8t/h。需电厂供汽为799.8-699.2=100.6t/h。正常工况全厂实际蒸汽用量为501.9+100.6=602.5t/h。各压力等级的蒸汽管网之间设有一定容量的减温减压器，以便于整232、个系统的负荷调节。7.3.2.3 除盐水、除氧水系统除盐水、除氧水主要是供给动力站和各装置的锅炉、产汽设备使用，也有一部分用于工艺过程。水水质应达到二级除盐水标准。全厂共需除盐水约1161.3t/h（包括除氧水）,同时全厂回收凝结水约887.1t/h，其中透平凝结水522.6t/h（直接返回除氧器），工艺凝结水364.6t/h（回收率按98%计算），除盐水缺口1161.3-887.1=274.2t/h。考虑除盐水站本身再生所需除盐水和一定余量及凝结水回收的稳定性等，除盐水站规模按800t/h进行设计。7.3.2.4 凝结水系统全厂装置产生工艺凝结水364.6t/h，透平凝结水522.6t/h，233、透平凝结水在凝汽器没有腐蚀泄漏的情况下，凝结水品质较好，就近返回电站或装置除氧器利用，回收率100%，工艺凝结水是指蒸汽与油品间接换热所产生的凝结水，可能含油，需要处理后才能使用。故本项目设凝结水站一座，对含油凝结水进行收集、闪蒸、冷却、除油、除盐，使凝结水达到二级除盐水指标并回收其余热。凝结水站规模按400t/h进行设计。考虑到透平凝结水在运行一定时间后电导超标等因素，混床规模按900t/h进行设计。7.3.3 供风全厂设有净化风和非净化风二个供风管网。净化风为仪表用压缩空气。非净化风主要是装置开停工时吹扫用、气力输送以及作密封气用，。全厂共需压缩风728.9mn/min，其中全厂各装置用净234、化风189.72mn/min，非净化风319.18mn/min；空分站制氮用非净化风220mn/min 。全厂建设一座压缩空气站，选用四台进口的离心式空气压缩机，单台容量为280mn/min，出口压力为0.85MPa（表）。正常工况下三台运行，其中一台作为空分站制氮专用，二台供全厂各装置使用，一台公共用备。空气净化设备选用三台余热再生空气干燥器，单台容量为120mn/min，正常工况下二台运行，供全厂各装置使用，一台备用。7.3.4 供氮系统全厂氮气正常连续用量约为3715.2mn/h，间断用量约为9504.00mn/h，装置开工氮气最大一次用量约100000mn。全厂建一座空分站（与压缩空气235、站布置在一起），选用：氮气产量4000mn/h的深冷式空分设备1套，同时生产液氮约300L/h；300m液氮储罐3台；汽化器四台。正常状况，制氮设备生产氮气3715.2mn/h，保证全厂氮气连续负荷用量，生产的液氮300L/h，进入真空液氮储罐，满足开停工及间断负荷用量。7.4采暖通风7.4.1 空气调节室内计算参数7.4.1.1 空气调节室内计算温度操作室、机柜室、工程师站、维修室等 夏季 262 冬季 202 7.4.1.2 空气调节室内计算相对湿度操作室、机柜室、工程师站、维修室 50%10%7.4.2 通风工程设计1）压缩机厂房：设计机械通风，上部排风、下部送风。上部机械排风采用BWP236、-1型防爆屋面通风器，下部送风采用防爆新风机组。通风换气次数为8次/h，另外附加8次/h的事故通风量。 2）泵房：设计机械通风，上部排风选用WP-I型防爆屋顶通风机、下部排风采用BZT型防爆轴流通风机，换气次数为8次/h。3）变电所：配电室设计机械通风，换气次数为15次/h。通风机采用ZT型轴流通风机；电缆夹层设计机械排风，换气次数为8次/h。通风机采用ZT型轴流通风机。7.4.3 空气调节工程设计7.4.3.1 根据工艺设备要求或用户要求设计空气调节装置。7.4.3.2 空调系统的选择应确保安全、可靠、投资少。7.4.3.3 中心控制室设计集中式恒温恒湿空气调节系统。7.4.3.4变电所内的237、控制室、值班室、配电室等均设置空气调节设施，空调机采用分体立柜式空调机或分体壁挂式空调机。7.4.4 给排水及消防工程设计7.4.4.1卫生间设置电热开水器。7.4.4.2 厕所内设置洗脸盆、拖布池、大便器、小便器等。7.4.4.3中心控制室和配电室均设置手提式二氧化碳灭火器。7.5辅助设施7.5.1中心控制室7.5.1.1概述本项目考虑设置两个区域中心控制室，即一个装置中心控制室，一个储运及配套公用工程中心控制室（下称ACCR）。ACCR将主要工艺装置、辅助工艺装置、公用工程及中间罐区等分别进行集中控制与管理。ACCR是将以前按工艺装置单独设置控制室的理念改为多装置共用一个集中操作室，变岗位238、或装置操作为系统操作，实现集中监视、控制和管理。7.5.1.2 中心控制室结构中心控制室采用抗暴结构。装置中心控制室建筑面积约6000平方米；储运及公用工程中心控制室建筑面积约3000平方米。7.5.2中心化验室及环保监测站7.5.2.1 中心化验室1）概述中心化验室是与该工程配套的重要辅助生产设施，承担该工程各装置的中间控制分析和产品质量分析以及循环水场、动力站锅炉水、除盐水站的水质分析。2）中心化验室承担的任务a）负责各装置的进厂原料、添加剂、催化剂及其它原材料的质量分析。b）负责各装置的中间质量控制分析。c）出厂产品的质量检验和监督检查。d) 各装置的水质和循环水场、动力站锅炉水、污水的239、水质分析。 e）分析所用的标准溶液的配制。f）负责分析方法的开发及对化验员进行培训；g）温度计、量器的校验。h）负责化验室仪器、设备的日常维护保养。3）中心化验室的组成、规模、面积该工程设一个中心化验室，总建筑面积4000平方米左右。包括楼房和平房两部分：楼房部分，建筑面积3500平方米，主要进行中间控制分析、水质分析及成品质量分析。平房部分，建筑面积500平方米，主要进行辛烷值、十六烷值分析以及样品储存、药品储存、仓库、玻璃细工等辅助设施。化验室内设有给排水、通风、净化压缩空气、动力配电、电信、LIMS系统及消防等工程设施。色谱、ICP、库仑房间内设有氮气、氧气、氢气、乙炔气、氩气等管道设施240、。色谱、库仑房间、液化气以及气瓶间内设可燃爆炸性气体报警装置。7.5.2.2 环保监测站1）设计规模及平面布置环保监测站规模为甲型, 两层建筑。总建筑面积为950平方米。楼内设有给排水、采暖、净化压缩空气、通风管道、动力配电、电信、消防等工程设施,仪器分析、色谱分析、原子吸收、微机等房间设有空调,色谱分析、库仑、原子吸收等房间设有氮、氢、氧、乙炔、氩气、净化压缩空气工艺管道等设施。2）环保监测主要仪器设备环保监测站有 65台环保监测仪器设备，供环保监测使用。7.5.3 三修本项目机修、电修、仪修不设大的检修设施和机构，只设维修管理部门及日常设备维护人员，工厂主要大、中修委托协作单位完成。结合维241、修设施，建设适当规模的工厂仓库，储存日常必须的备品备件等。此外，还应设置储存催化剂的仓库。7.5.3.1机修1）概述本项目按小型机修和维修考虑。规划维修车间占地18m 24m。 维修车间内设置小型机修和维修用的一些机具和工具及检测仪器和仪表。如：车床，铣床等维修车间配置3t电动单梁起重机一台，跨度18米，主要用于检修件的运输。维修间的主要工作内容包括：主要机械设备和阀门的维护和保养及简单的仪修电修。2）机具主要机具有31台件,还有常用工具、检测仪器、仪表等，供机修和维修使用。7.5.3.2电修及电试1）电气维修、电气试验设施a）电修车间或工段：负责高压电机、低压交流电机及直流电机、变压器等电气242、设备的小修、部分项目的中修以及事故抢修；高低压开关柜、控制柜、互感器、电焊设备以及其它高低压电气设备的检修；电力线路维护和修理等工作。b）电力试验工段：负责电力系统控制装置的校验和调整。高压设备预防性试验。电气仪表的简单修理和校验工作。2）电修任务a）6kV及以下电动机的部分小修以及事故抢修。b）6kV变压器的部分小修以及事故抢修。c）高低压开关柜、控制柜、互感器、电焊设备以及其它高低压电气设备的检修。d）炼油厂所属的电缆线路维护。e）新装或修复电气设备的试验。f）电气仪表、测量表计、继电器和自动装置的校验、调整和检修。8能耗分析及节能措施8.1能耗分析全厂加工能耗实物构成情况见表8-1-1。243、本工程从工艺利用、能量回收以及能量转换等方面做了大量工作，注重用能的核心环节，大力降低主要耗能设备的能耗，同时，从全厂出发，抓好生产装置之间，生产装置与系统之间的用能优化，提高整体用能水平。全厂加工综合能耗为5104.78MJ/t重油（122.33104kcal/t重油）。 表8-1-1全厂炼油加工能耗构成表项目本项目实耗能 耗比例%104t(kWh)/aMJ/t104kcal/t燃料气11.61962.2847.06天然气9.0220.095.28催化烧焦23.91923.6046.13电42000990.0023.65水680.48.810.21能耗合计5104.78122.33从上表中看244、，本项目的能耗较高达5104.78MJ/t重油（122.33104kcal/t重油）。 由于各个石化厂加工原油不同，流程复杂程度不同，生产装置和公用工程的构成情况以及生产方案的差异很大，所以工厂能耗存在很大的差异。为了合理科学地对比炼厂的能耗水平，计算了全厂能耗因数。由于本项目化工产品比例高，产品质量要求规格较高，全厂重整和加氢规模较大，并且流程较为复杂，因此本项目的全厂能耗因数较高，经计算为8.72，相应的能量因数能耗指标为9.07公斤标油/吨原油.因数，低于中国石化集团公司平均13.0公斤标油/吨原油.因数的能耗指标，因此，可以认为本项目采取的节能措施是有效的。8.2采用的有效节能技术本项245、目属于大型重油深加工项目，为了充分利用能源，降低消耗，在本项目中采用了多种切实可行的节能措施。8.2.1优化全厂总工艺流程，合理配置各工艺装置的进料组成，提高目的产品收率，降低损耗。8.2.2装置采用联合布置和装置间热进料减少了中间罐的数量及热量损失。8.2.3根据各装置及系统的热源状况合理地对装置内的换热流程进行优化，尽可能回收热能。同时对装置内的余热加以充分利用，根据不同情况发生不同品位的蒸汽。对能够使用低品位蒸汽的情况尽可能使用低品位蒸汽，以节约能源。8.2.4合理安排全厂蒸汽平衡和蒸汽管网等级，利用装置剩余热量产生高品位蒸汽，充分利用各级蒸汽间的压力能。同时对全厂各系统用汽加以优化。8246、.2.5对装置及系统物流的冷却，根据温位不同采取不同的手段，能够发生蒸汽的情况则发生蒸汽，能够采用空冷的情况则使用空冷，严格控制高温位情况直接用水冷，以降低冷却水消耗。8.2.6对装置及系统产生的凝结水、含硫污水进行回收，处理后返回各装置及公用工程循环使用；对于能够进行一水多用的设备及工艺尽量做到一水多用，从而节省水耗量，降低能耗。8.2.7减少新鲜水用量，减少排污，清污分流、污污分流。污水处理场进水分为高浓度污水和低浓度污水，高浓度污水处理后排放，低浓度污水处理后回用。8.2.8采用优质高效的水质稳定剂提高循环水的浓缩倍数，减少循环水的补充水和排污量。8.2.9换热器等采用高效、低压降换热器247、提高效率，减少能耗；在机泵的选用上选用高效机泵和高效节能电机，提高设备效率；并根据情况选用液力透平回收高压液体的能量。8.2.10充分利用加热炉系统的热量，合理安排进料，提高加热炉效率。同时加热炉系统采用余热回收系统，回收烟气中的余热，使得加热炉效率均达到90%以上。8.2.11选用高效变压器和电器设备，合理选择机泵驱动电机的容量以及适当选用变频调速调节流量，大容量低转速电机选用同步电机实现无功调节。8.2.12采用先进的自动控制系统，使得各系统在优化条件下操作，提高全厂的用能水平。8.2.13加强设备及管道的隔热和保温等措施，对所有高温设备及管线均选用优质保温材料，减少散热，提高装置及系统的248、热回收率。9环境保护9.1建设项目的污染物排放情况项目投产后排放的污染物主要有废水、废气、固体废物等。9.1.1废水本项目排放的废水包括含盐污水、含硫污水、含油污水、清净下水以及生活污水等。含盐污水来自原料油电脱盐罐，主要污染物为石油类、硫化物、氨氮、COD等。含油污水主要来自各装置的机泵冷却水、回流罐分水包切水、地面冲洗水、罐区排水、初期雨水等，主要污染物为石油类和COD，送污水处理场处理达标后由园区总排水管排出。含硫污水来自减压装置塔顶分水罐、加氢装置高低压分离器、催化裂化装置分馏塔顶分水罐和富气洗涤、重整装置、产品精制装置以及硫磺回收装置急冷塔等排水，主要污染物为硫化物、氨氮、COD等。249、清净下水主要来自装置汽包排放的含盐污水、循环水场的排污水、除盐水站排污水、锅炉排污水等。9.1.2废气按照排放方式的不同，废气污染源可分为有组织排放源和无组织排放源两大类。有组织排放源为各装置加热炉和动力站排放的燃烧烟气、硫磺回收尾气焚烧炉排放的工艺废气、催化裂化的工艺废气等。燃烧烟气、工艺废气通过不同高度的烟囱排入大气，烟气中主要污染物为SO2、NOx、烟尘等。装置在开工及操作不正常时，安全阀排放的含烃气体均密闭排入火炬系统。无组织排放源为在加工和储运过程中的跑、冒、滴、漏等，其主要污染物为烃类等。各装置加热炉以脱硫后的干气催化裂化油浆为燃料，动力站锅炉以高硫焦为燃料。9.1.3固体废物项目250、排放的固体废物主要为各装置产生的废催化剂、废吸附剂以及罐区检修时产生的少量罐底泥、污水处理场三泥等。 9.1.4废碱渣 催化-气分及加氢装置产生的废碱渣通过碱渣处理装置，经过除油、氧化、酸碱中和处理后，再限流排入污水处理场处理后达标排放。9.1.5噪声各装置噪声源主要为机泵、压缩机、加热炉、空冷器、放空口、风机等。本项目排放污染物汇总见表9-1-1。表9-1-1项目排放污染物汇总表污染源种类污染物名称单位排放量/产生量废气污染源烟气量108Nm3/a89.18 二氧化硫t/a570氮氧化物t/a560烟尘t/a383.9烃类t/a460废水污染源废水量104t/a173 CODt/a46.4石251、油类t/a3.86 氨氮t/a11.59 固体废物废催化剂t/a3559废碱渣t/a5538三泥及罐底泥t/a3500其它t/a760注：固体废物为产生量。固体废物填埋量为184545t/a，其中危险固体废物填埋量约3361t/a，一般固体废物填埋量约181154t/a。9.2环境保护措施9.2.1大气污染防治措施9.2.1.1采用低硫燃料是减轻对大气污染的根本措施。本项目装置加热炉以脱硫后的干气、催化裂化油浆以及天然气为燃料，干气含硫量仅为20ppm，燃料油平均含硫量为0.59，从而减少了燃烧烟气中SO2的排放量。催化裂化装置设置烟气脱硫设施，减少了催化烧焦过程中SO2的排放量。所以总体上减252、轻了SO2污染物对空气环境的影响。9.2.1.2各装置内各分馏塔回流罐未冷凝的含烃气体，均排入装置内的高压燃料气管网，作为加热炉的燃料自用，有利于能量的回收和减少了污染物的排放；装置开停工或操作不正常时安全阀排放的含烃气体，均密闭排入火炬系统。9.2.1.3全厂设置火炬气回收设施，设一座20000m3干式气柜。正常情况下，管网中的放空油气进入气柜，通过压缩机升压、脱硫后进入燃料气管网，供装置作燃料。如果装置事故状态下排放大量的或高温放空气体，自动切断气柜入口阀，排放气体排入火炬烧掉。9.2.1.4酸性水汽提装置汽提塔顶酸性气经冷凝冷却、分凝后送至硫磺回收回收硫磺。硫磺回收采用两级Claus硫磺253、回收+还原-吸收的工艺方案，排空烟气中SO2浓度960mg/Nm3，液硫脱气采用循环和注氨结合的方式，将液硫中的H2S降到最低，减轻操作环境的污染。9.2.1.5生产加工过程均在密闭系统中进行，减轻了生产过程中的烃类无组织排放量。9.2.2废水污染防治措施合理划分供排水系统，污水系统的划分严格执行清污分流、污污分流的原则，将污水划分为含盐污水、含油污水、含硫污水、生活污水系统。9.2.2.1含盐污水含盐污水来自原料油电脱盐排出污水。拟采用隔油、一级生物反应、无机碱性沉降剂+复合配方絮凝剂、二级生物反应的预处理方案，达到常规污水处理条件后进含油污水处理系统。9.2.2.2含硫污水含硫污水送新建6254、0t/h污水汽提装置处理。处理后的净化水部分回用，多余部分送污水处理场处理。9.2.2.3含油污水各装置回流罐切水、机泵冷却水、地面冲洗、罐区切水等含油污水均送污水处理场处理。为了节约淡水资源，实现污水回用，考虑污水设计留有余地污水设计规模按400 m3/h设计。污水经污水处理场处理后达到循环水补充水标准后回用于循环水场补水。 工艺流程如下：污水调节池 恒流供水 ECT电化学处理设备调节池 恒流供水 精滤器 无负压供水 氧化反应塔 无负压供水 活性炭过虑 达标排放9.2.2.3其它污水除盐水站、动力站等产生的生产废水以及循环水场排水可直接排放，各装置产生的生活废水均送入污水处理场处理。9.2.255、2.4事故状态的污水本工程设置事故池，事故池容积12000m3。当全厂一套装置或罐区发生火灾时将消防事故水利用管道排至事故池储存，当火灾扑灭后再将消防事故水用泵提升到污水处理场处理后排放。9.2.3固体废物污染防治措施含贵重金属的废催化剂由厂家回收。危险废物送黑龙江省危险废物处置中心处理。碱渣经碱渣装置处理后，再限流排入污水处理场处理后达标排放。三泥送焦化装置处理。一般废物送xx一般固体废物填埋场处理。生活垃圾由园区环卫部门统一收集处理。9.2.4噪声污染防治措施设计中对大于85dB(A)的噪声源，拟采取以下治理措施：9.2.4.1加热炉采用低噪声火嘴。 9.2.4.2各机泵的电机选用噪声较低256、的YB系列低噪防爆电机。9.2.4.3合理选择调节阀及变频调速电机，避免因压降过大而产生的高噪声。9.2.4.4气体放空口均设消声器以尽可能降低噪声。9.2.4.5在噪声超标地方设置人员进入限制区域，工作人员配备噪声防护装备。10劳动安全卫生10.1劳动安全卫生危害因素分析10.1.1易燃易爆介质石油化工生产过程中所用原料、中间产品、产品多为易燃、易爆物质。各物料在加工过程中处于高温、高压环境中，当环境温度超过其自燃点时，发生泄漏就可能引发火灾。因此，在设计中充分考虑了物料的火灾危险性。各装置的火灾危险性分类均为甲类。生产过程中主要危险物料的火灾危险性分类见表10-1-1。主要储罐的火灾危险性257、类别见表10-1-2。表10-1-1 主要原料、中间产品、产品火灾危险性分类 物质名称闪点（）自燃点（）爆炸极限（%）火灾危险性分类石脑油264805101.26.0甲B轻油452273571.47.5乙B/丙A蜡油120330380丙B渣油501581.26.0丙石脑油284155301.36.0甲B干气-3.013甲丙稀-2.011.1甲液化气28426537533甲A氢气6054.076.5甲硫化氢2604.046.0甲氨6501528乙苯285601.28.0甲B甲苯285351.27.0甲B甲醇丙烯-430(引燃温度)下限25-35g/m3丙（固体）石蜡-丙（固体）硫磺255下限2.258、6mg/ m3乙（固体）新建装置的原料和产品多为易燃易爆物质，在生产装置设计过程中应充分考虑火灾和爆炸的危险性，并采取有效的防护措施。表10-1-2主要储罐的火灾危险性类别储罐设置一览表介质 单罐容（m3）数量储罐形式介质的火灾危险性类别芳烃300010内浮顶罐甲B苯类500012内浮顶罐甲B重油50008拱顶罐丙进口重油500006内浮顶罐丙蜡油50004拱顶罐丙燃料油50006内浮顶罐丙石脑油30006内浮顶罐甲B200004沥青30006内浮顶罐丙丙烯200020球罐甲A溶剂油50008内浮顶罐甲B催化汽油50006内浮顶罐甲B低温乙烯100002深冷罐甲A变压器油20006拱顶罐丙基础259、油20006拱顶罐丙金属切削油50004拱顶罐丙低组分燃料油50004拱顶罐丙液化气50004球罐甲A合计12281000010.1.2本项目中易燃易爆介质的分布本项目中易燃易爆介质主要分面在装置区、储罐区、污水处理厂及火炬设施。10.1.3本项目中主要有毒物质 生产过程中使用、产生的部分物料为有毒物质，对人体会产生一定程度的危害作用，其危害作用及危害程度见表10-1-3。表10-1-3 主要有毒物质及其特性表 物质名称职业接触危害程度分级主要危害作用最高允许浓度mg/m3时间加权平均容许浓度mg/m3短时间接触容许浓度（mg/m3）苯高浓度苯对中枢神经系统有麻醉作用，引起急性中毒；长期接触苯260、对造血系统有损害，引起慢性中毒。-610甲苯对皮肤、粘膜有刺激性，对中枢神经系统有麻醉作用。-50100硫化氢是强烈的神经毒物，对粘膜有强烈刺激作用。10-氨低浓度氨对粘膜有刺激作用，高浓度可造成组织溶解坏死。-2030石脑油等烃类石脑油为级对中枢神经系统有麻醉作用-石脑油300石脑油450环丁砜-可燃，具腐蚀性，可致人体灼伤。-DMDS-对呼吸道、皮肤和眼睛有刺激作用。 -甲基二乙醇胺-主要对呼吸道和皮肤有刺激作用。催化剂粉尘-对呼吸道和肺部有刺激作用，长期接触可能引起尘肺。810氢氧化钠-对皮肤和粘膜有刺激、腐蚀作用。三乙基铝-具有强烈刺激和腐蚀作用，主要损害呼呼道和眼结膜，皮肤接触可致灼261、伤，疼痛剧烈。-四氯乙烯使乏力、眩晕、恶心、酩酊感等，可损害肝脏。-200300甲醇对中枢神经有麻醉作用；对视神经和视网膜有特殊选择作用，引起病变；可致代射性酸中毒。-2550氯对人的眼睛、皮肤及呼呼道有强刺激1-二氧化硫-二氧化硫气体属于中等毒物，对呼吸道及眼睛有强刺激作用-510一氧化碳急性中毒轻者头痛、眩晕，重者昏迷；慢性中毒可发生神衰综合症或心肌损伤。-2030在设计过程中对上述有毒物质采取防护措施 ，减少对人体的危害。10.1.4粉尘定期装卸催化剂、成品硫磺包装过程局部范围内会产生粉尘危害。时间加权平均容许浓度为8 mg/m3，短时间接触容许浓度为10 mg/m3。10.1.5高温灼262、伤生产装置内的反应器、加热炉均为高温设备，系统管道及其它工序物料的操作温度也较高。从节能和安全考虑，这些设备和管线虽然都有隔热和保温，装置内各区域的温度可接近常温。人体如不慎接触个别裸露处，有被灼伤的可能。10.1.6噪声危害本工程中产生连续噪声的设备有机泵、压缩机、空冷器、加热炉、风机等。间断噪声源主要为火炬、安全阀和蒸汽放空。声压级在85-110dB(A)之间，若无适当的防治措施会对操作人员的听力产生一定程度的影响。10.1.7放射性辐射危害本工程连续重整装置中采用的料位计中有辐射源（Co60和Cs137），正常生产时，辐射源位于有关设备或屏蔽箱内，密闭于铅罐中的辐射源强为9-200mci263、（毫居里）。如果设置的屏蔽设施或个体防护措施不完善或在料位计检修、存放及运输过程中不严格执行国家有关规定，操作人员可能会受辐射伤害。10.1.8高空坠落本工程中工艺装置及罐区内的一些设备框架较高，操作人员在定时巡视、维护、调节、检查时均可能发生坠落伤害事故。10.1.9静电危害流体介质在输送、放空、泄漏、抽液、采样等过程中都可能产生静电。静电火花作为点火源可能引发火灾爆炸事故，静电放电时瞬间产生的冲击性电流也会对作业人员造成伤害。10.2劳动安全卫生危害因素的防范与治理方案10.2.1工程上的防范措施10.2.1.1危险物料的安全控制从压力设备的安全设计、防止可燃性物料的泄漏、防止可燃性物料在264、生产环境中的积聚等方面对可燃性物料进行有效控制，防止产生爆炸气源。10.2.1.2采用抗震、防雷措施该工程装置内的建构筑物设计严格执行国家规范要求。装置内、罐区及油品装卸区，均按建筑物防雷击设计规范GB50057-94和工业与民用电力装置的接地设计规范GBJ65-83的规定，设工作接地，保护接地、防雷击、防静电接地系统。10.2.1.3平面布置和安全距离厂区根据风向条件，人员集中的管理区、消防站和对空气质量要求较高设施布置在厂区的上风向，而相对污染较重的硫磺回收、污水处理场等位于厂区的侧风向或下风向。全厂的平面布置在满足现行防火、防爆等安全规范的前提下，工艺装置采取成组密集布置的方式，性质和功265、能相近的设施集中布置。与生产密切相关的辅助生产设施、罐区紧邻工艺装置区布置。厂区道路采取环形布置，道路宽度、转弯半径和净空高度满足消防车辆的通行要求。装置内设有消防道，满足消防要求。各装置之间，装置内部的设备之间，罐区内油罐之间均留有相应的安全距离。所有的加热炉尽可能集中在装置边缘布置，并在有可能泄漏可燃物料地点的全年最小频率风向的下风向。10.2.1.4电气防火防爆生产装置、罐区的爆炸危险区域划分执行爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-92，在爆炸危险区内，按规范要求选用相应等级的防爆电器和本安型或隔爆型仪表。电缆敷设及配电间的设计均考虑防火、防爆的要求。电缆采用阻燃型，电缆敷266、设方式主要为桥架敷设，局部采用直埋敷设。10.2.1.5供电安全厂内110kv/35kv总变电所、35kv/6kv变配电所的电源采用单母线分段接线，母联开关设自投，可以保证电源可靠性。较重要的电动机等用电设备设有自起动装置。DCS系统设置UPS不间断电源，蓄电池备用时间为30分钟。重要场所的事故照明由UPS供电或由自带蓄电池的应急灯照明。10.2.1.6防放射性伤害本工程连续重整装置有辐射源，其辐射量要求达到国家有关标准的要求。在装有料位计的附近设安全警示标志，在料位计检修、存放及运输过程中严格执行国家有关规定，使操作人员所受辐射的年剂量当量符合规定的要求。装置检修时，放射性同位素设备的拆除、267、安装，铅罐活门的关闭、开启，均要有专人负责，严格登记，并要有放射卫生防护人员现场监护。放射性同位素废源，必须按国家有关规定处理。10.2.1.7防尘防毒及腐蚀性伤害1) 防硫化氢中毒。2) 防苯毒害。3) 防酸碱及腐蚀性介质伤害。4) 防粉尘伤害。5) 气防站。6) 卫生设施及个人防护。10.2.1.8防高温、防烫伤措施高温管线采取适当的保温措施。在生产中可能引起操作人员烫伤的高温设备，采取隔热保护措施。高温介质的采样口，设置采样冷却器。10.2.1.9噪声控制措施大型机泵、压缩机、鼓风机在设计中选用低噪声系列产品，并根据具体情况采取消声降噪措施，减少噪声对操作人员的危害。10.2.1.10工268、业电视监视系统为满足生产操作、防火监视、安全保卫及管理的需要，在厂区设电视监视系统。电视监视系统主要监视的场所有：主要生产装置区、装车区、消防总站、消防分站区、综合楼、中心控制室等。厂区电视监控系统设在综合楼，图像信号在大屏幕系统上显示，全厂电视监视系统联网，并与火灾自动报警系统联网。全厂电视监控系统的控制设优先级。10.2.1.11采光、照明与通风厂里的采光与生产照明、事故照明、检修照明设计执行建筑照明设计标准GB50034-2004。装置区、中控室、变配电所均设置应急照明。各类厂房均以自然通风为主，机械通风为辅，在泵房、高压配电间、硫磺造粒机烟气、循环水场加药间设置机械通风设施。10.2.269、1.12消防1) 消防设施消防设施包括全厂消防设施、装置消防和罐区消防设施。2）火灾报警系统为有效预防火灾，及时发现和通报火情，保障安全生产，本工程除采用行政电话专用号“119”报警外，还设置火灾自动报警系统。10.2.1.13设备外围的防护设施转动设备都设有防护设施。凡需要经常操作，检查的设备和部位均设有操作平台、梯子及操作保护栏杆，在大型平台和框架设有扶手、围栏和护栏等。同一区域相邻设备尽可能设置联合平台，一旦发生危险，可及时安全撤离。10.2.1.14安全色及安全标志按照国家标准、规范管理规定，设备管线应按标准着安全色。在装置和系统的危险部位设置警示牌，提醒操作人员注意。11企业定员及项270、目实施计划11.1企业定员本项目按照管理创新、机制创新的要求，组织机构设置按世界先进管理模式确定。公司采取董事会领导下的总经理负责制。企业定员见表11-1-1。表11-1-1 企业定员序号类别定员备注1管理人员1222生产装置操作人员192四班三倒3公用工程级及系统人员1884辅助生产人员64合计56611.2项目实施计划1）2010年10月完成可行性研究报告的编制工作。2）2010年12月完成可研报告的批复。3）2011年3月现场开始“三通一平”工作，并启动基础设计。6）2011年9月完成基础设计，10月开始详细设计。7）2013年3月装置工程竣工，2013年5月投产。12建设投资估算12.271、1 建设投资估算12.1.1建设投资估算主要依据文件1）中国石油化工集团公司二OO五年石油化工项目可行性研究报告编制规定。2）中国石油化工集团公司二OO六年石油化工项目可行性研究投资估算编制办法（试行）(中国石化咨2006203号)。3）中国石油化工集团公司石油化工安装工程概算指标（修订版）、石油化工工程建设设计概算编制办法（修订版）、石油化工工程建设引进工程概算编制办法（2000年版）和石油化工工程建设费用定额(中国石化2000建字476号)。4）国家计委关于加强对基本建设大中型项目概算中“价差预备费”管理有关问题的通知(计投资19991340号)。12.1.2投资估算范围1）投资估算的工程272、内容包括工艺生产装置和厂内系统配套工程以及厂外配套工程。其中工艺生产装置包括： 150万吨/年催化热裂解装置、80万吨/年蜡油加氢裂化装置、80/60万吨/年连续重整装置、60/70万吨/年芳烃抽提装置、120万吨/年馏分油加氢精制装置、150万吨/年催化裂化装置等15套装置；厂内系统配套工程包括总图工程、油品储运工程、给排水工程及消防设施、供配电及电信工程、供热供风和供氮工程、辅助生产设施。2）投资估算的费用内容包括上述工程的固定资产投资、无形资产投资、递延资产投资和预备费。12.1.3 投资估算方法1）工程费用估算：生产装置费用是根据近期设计的同类装置概（估）算投资资料并结合本项目的具体情273、况进行调整，采用规模指数法估算；配套工程费用参考有关工程概（估）算投资资料估算或按工程量法估算。工程费用估算中主要设备、材料价格按2010年上半年概算价格水平确定。引进设备及材料国内作价按不免两税考虑，人民币外汇汇率价按1美元等于6.80元人民币计算。2）固定资产其他费用估算执行现行有关标准和规定，或参照相关概(估)算资料进行估算。* 建设单位管理费、临时设施费、工程施工监理费、工程设计费、前期工作费、环境评价费等费用执行国家和中石化现行有关标准和规定及建设单位提供数据估算。* 工程勘查费和超限设备运输特殊措施费参照相关概(估)算资料及建设单位提供数据估算。3）无形资产投资：参照相关概(估)算274、资料估算。4）递延资产投资：按有关规定并结合项目的具体情况估算。5）预备费：基本预备费以固定资产投资、无形资产投资、递延资产投资之和为基数，按8%估算；根据国家计委计投资19991340号文精神，本项目建设投资估算未估列价差预备费。12.2总投资估算及资金来源本项目债务资金拟使用银行贷款。借款年利率按照5年以上长期借款名义利率按6.12%计取。本项目按分项详细估算法估算流动资金，流动资金各构成项目的周转天数为：应收帐款 15天 原材料 30天应付帐款 15天 在产品 3天现金 15天 产成品 7天项目建设期2年，建设期内分年投资比例为50%、50%。13财务评价13.1 财务评价依据本项目财务275、评价以中国石油化工集团公司石油化工项目可行性研究报告编制规定（2005年版）和建设项目经济评价方法与参数（第三版）为依据，按照新建项目测算经济效益。评价范围以本项目所属全部内容为界。13.2 财务效益与费用估算（1）价格体系本项目价格体系参照中国石化经济技术研究院推荐的投资项目经济效益测算价格确定。该测算价是以布伦特原油离岸价80美元/桶为基准，根据对1992年2005年近十四年间各种原油及油品价格与布伦特原油价格关系的研究结果，按照差价法确定的原油及油品预测价格。原料及产品价格详见表13-2-1。表13-2-1 原料及产品价格 单位：元/吨序号项 目 名 称单价/元产 量(万吨/年)备注1重276、油52004802化工轻油5360703甲醇260034天然气27009合计562.00 产品价格 单位：元/吨序号项 目 名 称单价/元产 量(万吨/年)备注1液化气470053.3 2粗乙烯料650039.53丙烯930058.0 4丁烯-163006.0 5轻质溶剂油680026.0 6重质溶剂油750017.0 7苯类730080.58芳烃溶剂630032.09混合芳烃69009.7 10醚化轻烃710040.0 11金属切削油680017.0 12特种洗涤油670015.3 13低凝燃料油680045.0 14变压器油770012.0 15基础油750017.2 16沥青380030277、.0 17油浆390015.0 18硫磺9002.6 合计514.9（2）营业收入及营业税金估算根据本项目产品方案和上述产品价格估算本项目产品销售收入。增值税：除新鲜水的增值税税率为13%外，其余均为17%。城市维护建设税和教育费附加：分别为增值税和消费税税额之和的7%和3%。营业收入、营业税金及附加和增值税估算见附表。（3） 成本费用估算本项目建设期2年，生产期15年，生产期第一年开工率为80%，第二年开工率为90%以后各年均为100%。辅助材料费用根据设计确定的消耗量和市场价格估算。公用工程价格（含税价）：根据业主提供的资料确定新鲜水 3.5元/吨电 0.60元/度固定资产折旧年限为10年278、，净残值率为5%，修理费率为3%。安全生产费用按有关规定计取。无形资产和递延资产摊销年限分别为10年。本项目定员568人，人均工资及附加为48000元/人.年。其他制造费和其他管理费根据定员分别按8400元/人.年和25500元/人.年估算。销售费用按销售收入的0.5%估算。根据以上主要参数以及原料和燃料动力消耗量估算本项目成本费用。13.3 财务分析1） 项目盈利能力分析项目应纳所得税为自获利年度起缴纳所得税，利润提取公积金和公益金，提取比例为15%。项目利税计算指标结果如下:投资利润率 37.10%资本金利润率 74.13%项目利润计算及分配见基本表2。项目全部投资现金流量计算见基本表1.279、1。项目自有资金现金流量计算见基本表1.2。计算结果如下：财务内部收益率%财务净现值（万元）（折现率13）投资回收期（年）全部投资 30.42815139.845.53自有资金39.16886025.222） 项目清偿能力分析本项目建设资金为自筹50%，贷款50%。贷款偿还期限为4.5年。3）不确定性分析敏感性分析几种主要影响项目的敏感性因素将影响到项目内部收益率与净现值，它们与基本方案（税前）的内部收益率与净现值比较表明，项目对各因素的敏感程度由强到弱依次为：产品价格，可变成本，生产负荷，建设投资。盈亏平衡分析项目在计算期内盈亏平衡时的生产负荷逐年降低，说明项目抗风险能力逐年增加。4）结论本分析结果表明，该项目效益很好，投资回报率高于行业水平，投资回收期低于行业水平，该项目在经济上是可行的。