1、XXXXXXXXXXXXX有限公司农业综合开发项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月137可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日 目 录1 总论11.1 项目及建设单位基本情况11.2 编制依据及原则21.3 研究范围及编制分工21.4 项目背景及建设理由31.5 2、主要研究结论42 市场分析92.1 C9分离和石油树脂的发展情况92.2 C9加氢产品溶剂油的发展情况113 建设规模及产品方案113.1 建设规模113.2 产品方案113.3 产品及副产品性质114 工艺技术及设备方案124.1 工艺技术选择124.2 工艺流程及消耗定额144.3 工艺设备技术方案234.4 工艺装置“三废”排放424.5 占地面积及定员435 原料和辅助材料445.1 原料445.2 辅助材料466 自动控制496.1 概述496.2 装置控制总体水平496.3 选型原则496.4 仪表选型506.5 控制室516.6 动力供应516.7 仪表供风516.8 仪表安全防3、护设施516.9 仪表接地516.10 主要仪表设备清单516.11 采用标准规范526.12 储运系统自动控制方案526.13 采用标准规范537 建设地址条件和地址选择537.1 自然地理概况537.2 地址选择558 总图运输、储运、外管网、放空系统及土建568.1 总图运输568.2 储运618.3 外管网678.4 放空系统678.5 土建689 公用工程及辅助生产设施759.1 给排水759.2 供电819.3 电信859.4 供热及供水879.5 供风、供氮899.6 采暖、通风及空气调节919.7 维修949.8 分析化验9410 节能9810.1 概述9810.2 能耗指标及4、分析9910.3 节能措施10010.4 设计采用的规范、标准10111 环境保护10111.1 执行的环境标准10111.2 项目建设和生产对环境的影响10111.3 环境保护措施方案10411.4 环境管理及监测10412 劳动安全卫生与消防10512.1 劳动安全保护10512.2 工业卫生措施方案10712.3 消防设施10813 项目实施计划11114 投资估算及资金筹措11214.1 投资估算编制说明11214.2 投资估算编制依据11214.3 建设项目投入总投资构成11214.4 投资估算内容及估算方法11314.5 投资估算汇总及分析11414.6 资金筹措及资金使用计划115、415 财务评价11515.1 财务评价依据11515.2 成本费用估算11515.3 销售收入、销售税金及附加和增值税11615.4 利润和所得税11715.5 财务评价指标计算11715.6 不确定性分析11815.7 财务评价结论119 1 总论1.1 项目及建设单位基本情况 项目基本情况.1 项目名称xxxx石化5万吨/年C9加氢工程。.2 项目建设性质本项目属于新建工程。.3 项目建设地点本项目建设地点位于xx经济开发区内。 建设单位基本情况.1 建设单位名称、性质及负责人建设单位名称：xx市xx石油化工有限公司建设单位性质：民营建设单位负责人：xx.2 建设单位概况xx石油化工有限6、公司是2006年底由湖北xx等地股东发起成立、落户湖北xx经济开发区的股份制民营企业。公司将致力于发展并形成以石油化工生产为主导、集油品储运和石油化工产品销售的业务体系。是一家多行业跨地区、石油化工主业突出、拥有完备销售网络的股份制企业。xx石油化工有限公司现已在湖北xx经济开发区征得工业用地310亩，建设xx石油化工园区。计划用5年时间完成整个园区三期项目建设，预计总投资5.2亿元人民币，全部建设完成后可实现年销售20多亿元，税收3亿元。其中：一期工程为5万吨/年C9加氢工程，预计投资1.4亿元，主要产品为工业精萘、混合二甲苯、高沸点芳烃溶剂油等，达产后可实现销售7亿元；二期工程为3万吨/年7、丁苯透明抗冲树脂工程，预计投资2亿元，达产后可实现销售4.8亿元；三期工程为10万吨/年C5分离树脂工程，预计投资1.8亿元，利用乙烯生产过程中的副产品C5作原料，进行C5分离，生产间戊二烯、双环戊二烯及加C5石油树脂等市场需求量较大的石化下游产品等，达产后可实现销售9亿元。xx石油化工有限公司全面贯彻落实科学发展观，秉承诚信、规则、共赢的经营理念，扩大经营、拓展市场、降本增效、严谨投资的发展战略，公司利润最大化的经营宗旨，外部市场化、内部紧密化的经营机制，规范、严谨的经营准则，未来将建设成为主业突出、资产优良、技术创新、管理科学、财务严谨、具有较强国际竞争力的一流公司。1.2 编制依据及原则8、 编制依据.1 xxxx石化5万吨/年C9加氢工程可行性研究报告设计委托书。.2 xx市xx石油化工有限公司提供的中国科学院山西煤炭化学研究所乙烯裂解C9加氢工艺技术资料。.3 中国石油天然气股份有限公司炼油化工建设项目可行性研究报告编制规定（试用版）2002年 北京。 编制原则.1 符合整体发展战略，以企业价值提升为导向，结构调整为主线，优化资源配置，贯彻低投入、高产出，实现效益最佳化的指导思想，按照“积极、稳妥、可靠、实事求是”的原则，提高化工厂的赢利能力、抗风险能力和竞争能力。.2 设计规模经济合理，产品方案能满足产品竞争力和应变能力的要求。.3 在装置工艺设计中，应根据工艺过程的特点，9、选用成熟可靠的新工艺、新技术、新设备、新催化剂、新溶剂，采用有效的节能措施，以减少工艺过程的用能及提高能量转换效率，力求实现消耗定额低、产品质量好，运行安全可靠、投资省、建设快、效益好。.4 系统配套工程尽可能最大限度节省建设投资。.5 重视环境保护，力求选用无污染及少污染的先进技术和设备。对不可避免的污染，按照国家关于“三废”治理“三同时”的原则进行设计；环保、安全、消防和卫生均符合国家有关标准规范。.6 设计采用可靠的安全消防技术措施，严格执行国家和行业现行的有关安全消防法规。.7 采用集散控制系统（DCS），实现集中监视和先进过程控制、协调操作参数，提高工艺装置和系统工程的自动化水平及综10、合管理水平。.8 合理确定引进设备范围，尽量国产化，以降低装置投资。.9 工程设计要确保装置能够优质、安全、稳定、长周期运行。1.3 研究范围及编制分工本项目可行性研究范围为在xx经济开发区xx化工园区内新建5万吨/年C9加氢装置、1500Nm3/h天然气蒸汽转化制氢装置及相应配套的公用工程、辅助生产设施，其工程主项及编制分工见表1.3。表1.3 工程主项表序号主项（单元）号主 项（单元）名 称建 设 规 模编 制 单 位备 注101工艺生产装置1.1天然气制氢装置1500标立/时成都赛普瑞兴公司1.2C9加氢装置5万吨/年CPE抚顺分公司202公用辅助工程2.1循环水场CPE抚顺分公司2.211、分析化验室、中控室CPE抚顺分公司2.3配电所CPE抚顺分公司2.4事故储存池CPE抚顺分公司2.5污水池CPE抚顺分公司2.6水运码头CPE抚顺分公司2.7储运罐区CPE抚顺分公司2.8装卸车设施CPE抚顺分公司2.9地面火炬系统CPE抚顺分公司1.4 项目背景及建设理由 项目背景 作为乙烯生产副产品的C9馏分，是由裂解石脑油经切除C5馏分、C6C8馏分后的剩余组分，约占乙烯总产量的10%20%。其中有相当部分的轻组分主要为芳烃，目前，我国乙烯装置的副产裂解重芳烃C9馏分大部分用作燃料，少量用于石油树脂的生产，经济效益不高。C9馏分经过加氢可生产市场短缺的高芳溶剂油，随着我国乙烯生产能力的不12、断提高，裂解C9的数量将不断增加，C9加氢生产高芳溶剂油，可产生巨大的社会效益和良好的经济效益。1.4.2 建设理由 xxxx石油化工有限公司在xx经济开发区内征得工业用地310亩建设xx工业园。它东立220kV周家岭变电站，西抱二级民航沙市机场，北枕xx地方铁路货运站，南嵌日供水25万吨的水厂和3000吨长江外运深水码头。经黄金水道长江可通江达海连五洲，207国道纵贯南北，318国道和宜黄一级公路横跨东西，客货运输直达全国100多个大中城市，荆沙地方铁路与焦枝线接轨，货运可通达全国，交通十分便利。xx工业园区的建设符合xx经济开发区的总体发展规划，开发区内基础设施齐全，具有良好的外部有利条件13、，xx石油化工有限公司有庞大的C9原料供应网络，有一定的C9产品客户群。本项目的建设，既能利用现有的C9资源生产高附加值的产品来获取经济效益，又能满足下游客户对高品质原料的需求。另外本项目利用高新技术对现有资源进行深加工，其成功建设将成为xx石化有限公司的利润增长点，增强企业的自我造血能力，使其走上良性发展的轨道，因此本项目的建设具有重要意义。1.5 主要研究结论 项目概况.1 装置规模及组成本项目设计规模为新建1500Nm3/h天然气蒸汽转化变压吸附制氢装置、5万吨/年C9加氢装置及其配套公用设施，年开工时数8000小时。.2 工艺技术本装置工艺技术方案采用成都赛普瑞兴科技有限公司的天然气蒸14、汽转化变压吸附制氢工艺技术和中国科学院山西煤炭化学研究所提供的乙烯裂解C9（轻组分）加氢工艺技术，此技术具有以下特点：a)工艺流程简捷，操作灵活简便；b)产品收率和质量高；c)工艺适应性强，对于原料和进料量的适当变化，在设备所允许的操作弹性范围内，装置仍可进行正常操作；d)生产过程中，工艺操作条件稳定，有利于设备正常运行。 主要技术经济指标及评价指标5万吨/年C9加氢项目及系统配套工程的主要技术经济指标及评价指标分别见表-1和表1.5.2-2。表-1 5万吨/年C9加氢项目主要技术经济指标表序号指 标 名 称单 位指 标备 注1设计规模及产品方案(1)设计规模104t/a5(2)主要产品重油115、04t/a0.8120#溶剂油104t/a0.1328混合二甲苯104t/a0.5592C9芳烃溶剂油104t/a1.992C10芳烃溶剂油104t/a1.24重芳烃104t/a0.3482消耗指标(1)原料a)制氢装置天然气104t/a0.428b)加氢装置裂解C9馏分油104t/a5氢气104t/a0.072(2)主要辅助原料及催化剂a)制氢装置转化催化剂Z207m30.675一次装入转化催化剂Z221m30.675一次装入锰铁脱硫剂m31.2一次装入氧化锌脱硫剂m30.6一次装入耐热隋性瓷球m31一次装入磷酸三钠t0.15b)加氢装置一段催化剂t5.3一次装入二段催化剂t6.4一次装入116、20#溶剂油t269每次耗量硫化剂t0.6556开工时使用活性瓷球6t2.25一次装入活性瓷球20t4.175一次装入脱硫剂t94一次装入续表序号指 标 名 称单 位指 标备 注导热油t34一次装入(3)新鲜水t/h10间断(4)循环水104t/a0.672(5)脱盐水104t/a2(6)除盐水104t/a0.96(7)氮气Nm3/h200间断(8)仪表空气104Nm3/a256(9)压缩空气Nm3/h200间断(10)燃料气/h216(11)煤 /h2000(12)电 kWh/h1250蒸汽1.0MPa（G）t/h23装置占地面积m238547.21)制氢装置m220002)加氢装置m27517、003)锅炉房设施及导热油炉m232684)控制室及分析化验室m27605)空压站及换热站 m24056)变电所m25407)循环水场m27568)污水处理站m221289)储运设施m219888.210)消防区域m213024“三废“排放量(1)废气Nm3/h4370烟气(2)废水t/h4.5(3)废渣废转化催化剂Z207t0.812年1次废转化催化剂Z211t0.812年1次废锰铁脱硫剂t1.441年1次废氧化锌脱硫剂t0.721年1次废耐热隋性瓷球t13年1次续表序号指 标 名 称单 位指 标备 注4废一段催化剂t5.31年1次废二段催化剂t6.42年1次废活性瓷球t6.4252年1次废18、脱硫剂t942年1次5定员人801)制氢装置人202)加氢装置人163)其它人446总能耗a)制氢装置MJ/Nm3原料(或g标油/ Nm3原料)0.5（11.94）b)加氢装置MJ/t原料(或kg标油/t原料)8737.4（208）7工艺设备总台数台a)制氢装置台27(1)容器（反应器+塔+容器）台18（1+5+12）(2)换热器（换热器+空冷）台4(3)工业炉台1(4)机泵（压缩机+泵）台4（2+2）b)加氢装置台(1)容器（反应器+塔+容器）台27（2+5+20）(2)换热器（换热器+空冷）台30（26+4）(3)工业炉台2(4) 机泵（压缩机+泵）台48（6+42）表-2 主要评价指标一19、览表序号项 目单 位指 标备 注1项目建设总资金1.1项目总投资104元157231.2项目总建设投资104元144491.3建设期利息104元3411.4 流动资金104元9332主要效益指标2.1年均销售收入104元317272.2年均总成本费用104元272912.3年均销售税金及附加104元14652.4年均利润总额104元2971税前2.5内部收益率内部收益率（所得税前）%25.38内部收益率（所得税后）%21.842.6财务净现值财务净现值（所得税前）104元10707财务净现值（所得税后）104元68802.7静态投资回收期含建设期1年投资回收期（所得税前）年4.89投资回收期（20、所得税后）年5.142.8借款偿还期年4.701.5.3 主要结论1.5.3.1 原料落实本项目原料来源于扬子石化-巴斯夫有限公司的乙烯裂解C9馏分油，氢气来源于拟建的制氢装置。1.5.3.2 产品方案合理 本装置主要产品是市场所需优质的混合二甲苯、C9芳烃、C10芳烃、120#芳烃溶剂油等。1.5.3.3 平面布置合理装置平面布置紧凑合理，公用工程和辅助配套系统尽可能减少占地，以节省投资。1.5.3.4 工艺技术先进本装置采用了目前国内外已工业化、成熟、先进的C9加氢工艺技术，不仅产品质量好、收率高、能耗低，且对环境不产生或少产生污染。并采用集散型控制系统（DCS），能保证装置的技术水平和产21、品质量、结构的先进性，各项技术经济指标达国内一流，国际先进水平，经济效益和竞争实力都将得到大幅度提升。1.5.3.5 环境保护本装置采用了先进的环境友好工艺，对废气、废水、废渣和噪声采取了有效的控制和处理措施。1.5.3.6 劳动安全、职业卫生本项目设计中严格执行有关标准规范，针对生产过程中的各种危险因素，采取有效的防护措施，可以达到安全生产，保障职工健康。1.5.3.7 投资及经济评价根据投资估算和经济评价，本项目总投资为15723万元，其中建设投资14449万元；项目建成后年均总成本27291万元，所得税后利润为2192万元，所得税后全部投资财务内部收益率21.84%，投资回收期5.14年22、（含建设期1年），各项经济评价指标均好于行业基准值，满足财务评价的要求。综上所述，本项目技术先进，工艺合理，产品质量好,在市场上具有较强的竞争力,给企业带来较好的经济效益，因此在工艺上和经济上均是可行的。 2 市场分析2.1 C9分离和石油树脂的发展情况美国早在1930年开始了C9芳烃石油树脂的研究工作，40年代美国Picco公司实现了C9芳烃石油树脂的工业化；日本于1961年首先建成了一套4000 t/a的C9芳烃石油树脂装置，随着石油工业的发展，石油树脂得到迅速发展，其生产技术日趋成熟，并具有相当的生产规模。近年来随着生产技术的不断改进和市场竞争，新品种不断出现，应用领域不断拓宽，已发展成23、为多品种、多牌号、多用途的功能性合成树脂。目前世界石油树脂的生产基本上被美国西欧日本等大公司垄断，美国和日本是世界上最主要的C9石油树脂消费国，约占世界总消费量的2/3，估计目前全球石油树脂产量约2.7105t/a，主要厂商及能力见表2.1-1。C9石油树脂原料供应商主要有美国的Lyondell公司 、 Exxon公司、西欧的Rsm 公司和Dow公司。表2.1-1 国外C9石油树脂生产状况公司生产能力（103t/a）公司生产能力（103t/a）美国Neville27.22荷兰Hercules10美国Lawter18.15德国VFT15美国Hercules27.22日本三井石化20美国Exxon24、18.15日本石化18美国Sunbelt9.07日本Tosoh18（含C5/C9共聚树脂）美国Sartomer10.0日本东邦化学15（含C5/C9共聚树脂）美国Resinall9.07美国其它公司4.54美国小计123.38（100.0132.3美分/kg）日本小计71（128美分/kg）法国Exxon5巴西1.36法国Cdf20韩国、台湾4.54（88.299.2美分kg）比利时Neville10荷兰Dsm10合计270.28国外主要C9石油树脂产品有：（1）常规C9石油树脂。由裂解汽油中140210馏份聚合而成；（2）脂肪族改性芳烃树脂。为改进与EVA配伍性，将C9芳烃树脂用C9馏份进行25、烷基化；（3）加氢C9石油树脂。如Arakawa公司的Arkon树脂，其中C9芳烃树脂被部分或全部加氢以控制其极性。Hercules公司将其加氢的纯单体树脂称为RegalRez系列，该公司也对脂肪族改性芳香族树脂进行加氢，以便和Eastman公司的加氢树脂竞争；（4）纯单体芳香族树脂。它们是未加氢的水白色树脂，可使用的单体有：-甲基苯乙烯（Amoco-18，Amoco公司生产），苯乙烯（Piccolastic，Hercules公司生产），-甲基苯乙烯与乙烯基甲苯（Piccotex，Hercules公司生产），苯乙烯-甲基苯乙烯（Krystalex，Hercules公司生产），苯乙烯-异丁烯（V26、elsicol，Lawter公司生产，未工业化），苯乙烯-丙烯酸酯等；（5）共聚石油树脂。C9馏份与某些C5浓缩物共聚，它们比古马隆树脂或常规C9树脂具有更高的碘值，且溶解性很好，如Neville的Nevchem系列；（6）二次聚合树脂。采用AlCl3聚合，熔点为10、25、30，市场上的商品如Picco AP-10，NevilleNP-10等；（7）焦油树脂。目前我国比较大的C9石油树脂生产企业主要集中在北方，生产能力达5000t/a的有三家，其余规模较小，产品主要有深色和浅色两种，C9原料主要来自乙烯装置的副产物，如燕山石油化工公司、大庆石油化工总厂、兰州化学工业公司、扬子石油化工公司、齐27、鲁石油化工公司等，详见表2.1-2。表2.1-2 国内C9石油树脂生产状况厂家生产能力kt/a鞍山化工一厂5大庆石化总厂实业公司6吉林化学工业公司有机合成厂4内蒙赤峰林东石化厂3江苏靖江树脂厂42.2 C9加氢产品溶剂油的发展情况世界每年消耗溶剂油产品2000万吨以上（其中石油类溶剂油占一半），我国石油类溶剂油年产量约200万吨，其潜在市场是很大的。目前炼油行业内其他企业对溶剂油时常也相当重视，纷纷推出新品。如九江石油化工总厂研制出160#脱芳溶剂油，是生产香烟过滤嘴丙纶丝胶粘剂的主要原料之一，还可作为精细化工产品的溶剂、毛纺行业的羊毛脱脂剂及电路清洗剂等。茂明石油化工公司众和化塑有限公司和青28、岛石大卓越公司都瞄准市场分别开发出多种牌号环保型溶剂油，备受客户青睐，产品供不应求，环保溶剂油每年仅在广东的需求量就达11万吨，市场前景广阔。3 建设规模及产品方案3.1 建设规模本项目C9加氢装置设计规模为5万吨/年，天然气蒸汽转化变压吸附制氢装置设计规模为1500Nm3/h，开工时数8000小时。3.2 产品方案本项目产品为混合二甲苯、120#溶剂油、C9芳烃溶剂油、C10芳烃溶剂油。3.3 产品及副产品性质3.3.1 C9产品性质C9原料经过两段法加氢后生产的产品质量指标见表3.3.1。表3.3.1 产品质量指标项目要求数值双烯值，g I2/100g2马来酸酐和双烯值的测定方法UOP-329、26-58胶质，mg/100ml8车用汽油和航空燃料实际胶质测定方法GB8019-87溴价，g Br2/100g1石油馏分和工业脂肪族烯烃溴价测定法GB-11135-89石油产品溴值测定法SH/T0236-92硫含量，ppm15有机液体产品微量硫的测定法GB6324.4-86芳烃损失 %2溶剂油芳香烃含量测定法SH/T0118-924 工艺技术及设备方案4.1 工艺技术选择 制氢工艺技术路线的选择在无廉价纯氢供应的条件下,大量制取工业氢气以烃类的水蒸汽转化法最为成熟并获普遍应用。目前国内外水蒸汽转化法制氢按粗氢气提纯方式的不同主要有常规法和变压吸附法两类。常规法是将中温变换后的转化气再经低温变30、换，然后采用化学吸收的方法除去其中的CO2，最后进行甲烷化反应将残余的CO和CO2转化成CH4，生产出合格的工业氢气。该法的流程和操作较PSA法复杂，由于转化炉出口的甲烷在后续的变换、脱碳和甲烷化工序中无法除去，因而为提高工业氢气的纯度不得不降低转化炉出口的压力，即使如此其产品氢气的纯度也只有96%（V）左右，产品压力约为1.3MPa。但该法的氢气产率较高，和PSA法相比，在同样的产氢量下所耗原料较少。国内近期已建成的有锦西、锦州等炼厂的2万Nm3/h的制氢装置。PSA法是将中变气冷却后直接引入PSA单元，采用若干个吸附床用物理吸附的方法将氢气提纯到99.99%（V）以上，产品氢气的压力一般为31、2.13.3MPa。中变气中的CH4、CO、CO2和部分氢气作为尾气排出用作转化炉的燃料。该法较常规法流程和设备简单，操作方便，但产氢率较常规法低，原料消耗量相对较高。PSA单元本身的操作弹性为30110%，故能适应需要有较大操作弹性的场合。国内已建成的装置有大连西太平洋石化有限公司（6万Nm3/h）、天津石化公司炼油厂（4万Nm3/h）、齐鲁石化公司炼厂（4万Nm3/h）的制氢装置以及引进的金山（4.2万Nm3/h）、扬子（7.2万Nm3/h）的制氢装置等。从以上的简单叙述可见，常规法和PSA相比工序多，使用催化剂、化学药剂种类多，开、停工复杂并增加了非正常停工的可能性，且因为产品氢的纯度低32、，增加了加氢装置的排放氢量，同时由于产品氢压力低，增加了新氢压缩机的功率。但其原料的消耗则较少。两种方法的综合能耗相近。两种方案的选择目前主要是依据原料和燃料的差价。本装置采用天然气作为制氢原料，炼厂对PSA净化工艺有丰富的操作经验，因此选择PSA制氢工艺。 根据本厂的特点，在工艺流程操作条件的选用上有以下几点考虑：1)制氢装置压力的确定制氢装置的压力主要考虑以下几个因素：a)PSA的最佳化，PSA入口压力过低会减少PSA单元可能的均压次数，降低了氢气的收率，并降低了吸附剂的吸附能力，同时，由于压力过低变压吸附罐的体积也会增大也不利于降低设备的投资；反过来过高的压力虽然能增加均压次数，但过多的33、均压次数是以增加吸附罐的数量和控制阀组的数量为代价的，同时过高的压力会使得吸附罐的壁厚加大，从而投资增加，并且氢气的回收率也不再增加。国内炼厂尚无PSA系统操作压力超过3.5MPa的工业运行经验,因而PSA最佳的入口压力应在2132kg/cm2（a）之间；b)转化炉出口压力，制氢转化反应为体积增加的反应，增加压力会增加转化炉出口残余甲烷的含量，这部分甲烷又会带到PSA中增加其处理负担；残余甲烷含量增高势必会在同样产氢量下增加原料的耗量，增加氢气的成本，同时增加的原料量又会增加装置的处理负荷，增加能耗和设备尺寸，所以转化出口的残余甲烷含量通常要求小于7%。在保证残余甲烷含量的前提下提高转化出口压34、力只能同时提高转化出口温度，这两者共同恶化了转化炉管的操作状况，故需增加炉管及出口管系的壁厚或提高材质，这些均大大增加了转化炉的成本；所以，通常转化炉管出口压力一般不超过35.0kg/cm2（g）；c)制氢装置的主要设备加氢、脱硫和转化炉管的设计分别是按干基空速、硫容、干基空速和炭空速进行设计的，提高压力不会减小这些设备的尺寸，反过来由于压力的提高会增加制氢装置内设备的压力等级，增加设备投资。 根据上述原则本装置将加氢脱硫反应压力确定为3.4MPa（a），此方案可以使制氢造气和PSA操作均处于最合理的工作条件下，使得装置的总投资和综合能耗最为合理。2)发生蒸汽压力的确定制氢装置需要用蒸汽与原料35、进行转化反应，这部分蒸汽与原料混合后经预热引入转化炉管，其压力必须高于混合预热段入口的压力，（设计为3.5MPaG），装置自产的蒸汽主要用作工艺反应所需，其压力满足上述条件即可（本可研暂按3.5MPa设计），剩余副产蒸汽降压进入1.0MPa管网。 加氢工艺技术路线的选择裂解C9馏分油轻组分中含有的不饱和组分主要有双烯烃（脂肪族或环状的）、链烯基芳烃（如苯乙烯及衍生物）、茚、单烯烃，另外含有一定量的杂质，硫化物及氮化物。这些物质不仅组成复杂，同时使油品性质不稳定和对环境的污染，必须通过加氢反应将其饱和或脱除，才可作为生产高芳溶剂油的原料。上述不饱和组分和杂质的脱除，其加氢反应的工艺条件有很大差别36、，脱硫反应的反应压力较高，且温度一般选择在260320之间进行。单烯烃在此工艺条件下可全部被加氢而饱和。但双烯烃和链烯基芳烃在该温度下将转化为胶质。首先可能沉积在热交换器上，逐渐造成流程堵塞。同时沉积在催化剂床层上，堵塞催化剂的孔道，导致催化剂很快失活，所以，双烯烃和和链烯基芳烃的加氢反应必须在较低的温度（80180）进行，才能有效地减少结胶现象。因此，该整个反应系统设置两个加氢工段。C9裂解汽油一段选择性加氢，在较缓和的工艺条件下，进行选择性加氢脱除裂解C9馏分油轻组份中的双烯烃和容易聚合的链烯基芳烃、茚等，生产稳定的C9裂解汽油。产品不但是非常好的高辛烷值汽油添加组分，而且可以作为生产高芳37、烃溶剂油的原料。C9裂解汽油二段选择性加氢，在较高的温度和压力下，可加氢脱除经一段反应后的单烯烃和硫，生产优质高芳烃溶剂油。整套裂解C9加氢工艺技术过程属于以催化剂为核心的工艺技术应用，具体涉及乙烯副产的裂解C9馏份脱胶质、加氢脱双烯、苯乙烯衍生物等、烯烃加氢饱和及脱硫。整个工艺流程：将经过聚合后除去聚合物的混合裂解C9组分原料入脱胶质塔减压蒸馏脱出其中部分胶质，同时切割出130190馏份，然后将该馏份经过一段加氢催化剂脱除双烯和苯乙烯衍生物；再经过二段加氢催化剂将单烯烃加氢饱和并脱硫，然后进行蒸馏，最终生产出优质高芳烃溶剂油。4.2 工艺流程及消耗定额 工艺流程说明.1 制氢装置工艺流程说明38、天然气与少量氢气混合后，经蒸汽转化炉对流段的原料气预热器升温至380左右，进入脱硫器，在脱硫器中将原料气中的硫脱至0.1PPm以下。脱硫后的原料气与工艺蒸汽（3.5MPaA）按H2O/C=34进行自动化值调节混合气预热器，进一步预热到510以上，从上集气总管及上猪尾管，均匀地进入转化管中，在催化剂层中，甲烷与水蒸汽反应生成CO和H2。甲烷转化所需热量由顶部烧咀燃烧燃料混合气提供。转化气出转化炉的温度为850，高温转化气进入废热锅炉的管程。产生2.5MPaA的饱和蒸汽。出废热锅炉的转化气温度降至230，转化气再依次进入锅炉给水预热器、转化气水冷器、转化气水分离器，将冷凝液分离出工艺冷凝液，工艺气39、体送至变压吸附。作为燃料的天然气与变压吸附的脱附气混合，再根据转化炉出口气体温度的高低调节入燃料气预热器的燃料气量。燃料气经过流量调节后进入顶部烧嘴燃烧，向转化炉提供热量。为回收烟气热量，在转化炉对流段内设四组换热器：（由高温段至低温段）1）混和原料预热器；2）原料气预热器；3）空气预热器；由转化气分离器分离出来的含CO2、H2等溶解气体的工艺冷凝液，经过减压后送往污水处理站。脱盐水经过脱盐水预热器后，进入脱氧槽，经过蒸汽脱氧后，脱氧水进入锅炉给水预热器预热后，进入烟道气废锅和转化气废锅副产蒸汽。锅炉副产的蒸汽除了一部分作为自身利用之外，还有部分输出，可以根据工厂情况，可以输出饱和蒸汽和过热蒸40、汽两种。为使锅炉给水符合要求，需加入少量的磷酸盐溶液和脱氧剂，以改善炉水的结垢情况和腐蚀情况。汽包需连续排出部分锅炉水以控制汽包内炉水的总溶固量。变压吸附由8个吸附塔组成，在任意时刻都有1台吸附塔处于吸附状态，转化气中的甲烷、二氧化碳和一氧化碳等组分被停留在吸附剂的表面，氢气作为非吸附组分从吸附塔的顶部收集得到，送往界外。被杂质组分饱和的吸附剂通过再生步骤，从吸附剂上脱附出来，通过收集后送往转化炉作为燃料。吸附塔的再生步骤由一均降、二均降、顺放、逆放、冲洗、二均升、一均升和终升等10个步骤组成，再生结束，吸附塔又重新具备处理转化气并生产氢气的能力。8个吸附塔轮流进行上述的步骤，保证连续处理转化41、气，同时连续生产氢气的目的。 4.2.1.2 C9加氢装置工艺流程说明a)脱胶塔单元重碳九原料自罐区原料罐来，自进料泵（P-101）加压后进入裂解C9原料-脱胶质塔底换热器（E-101）壳程换热，再进入裂解C9原料-二段加氢产物换热器（E-102）与换热器（E-109）来的二段反应后物料换热，以一定气化率进入脱胶质塔（T-101）。T-101为负压操作，塔釜油为重油，由脱胶质塔底泵（P-102）升压经E-101换热冷却送出装置，来自导热油系统的导热油通过脱胶质塔再沸器（E-105）为脱胶塔（T-104）塔釜提供热量。T-101塔顶气相通过脱胶质塔冷却器（E-103）由循环水冷却后去回流罐（D-42、101），系统中不凝气和部分饱和油气再经后冷器（E-104）冷凝、冷却，尾气由真空泵（P-109）抽出，保证塔顶压力8kPa（A）。D-101中的物料由回流泵（P-103）抽出，一部分作为T-101的回流，另一部分去一段加氢进料缓冲罐（D-102）。不合格物料经过不合格油冷却器（E-114）冷却返回原料罐。b)一、二段加氢精制单元脱除胶质后的重碳九在D-102中经过脱水网脱除游离水，将大部分水凝结后由脱水包排除。为防止氧气进入系统，作氮封处理。一段加氢原料油经一段加氢进料泵（P-104）从D-102抽出，增压后由调节阀控制流量与一段加氢产物循环泵（P-105）输送的循环物料混合，经加氢进料过滤43、器过滤后，进入一段加氢进料冷却器（E-106）冷却至75，进入一段加氢反应器（R-101）。由一段循环氢压机（K-102）来的氢气自反应器顶部进入。经过催化剂床层进行加氢反应，脱除双烯、苯乙烯及其衍生物、茚等，然后进入反应器下部的分离器段，分离器的底部液体物料一部分经二段加氢产物进料泵（P-106）进入二段加氢；另一部分经一段加氢产物循环泵（P-105）与一段反应进料混合，进料与循环料的比例为1：5。循环氢自 R-101分离器段的上部经一段加氢气相冷却器冷却，然后进入一段循环氢入口分液罐（D-107）气液分离，液相返回D-102，气相进入压缩机（K-102）进入循环使用。来自P-106的一段加44、氢反应产物，与来自二段加氢产物循环泵（P-107）的循环物料混合，进料与循环料的比例为1：4，经一段加氢产物-二段加氢产物换热器（E-109）换热，然后与经二段循环氢-二段加氢产物换热器（E-108）加热的循环氢混合，二段循环氢来自二段循环氢压机（K-103），混合后进入二段加氢进料加热炉（F-101）加热到310气化，进入二段加氢反应器（R-102）进行加氢反应，在催化剂作用下，油品中的单烯烃被加氢饱和，氮、硫、氧原子的杂质被加氢去除变为小分子。加氢反应产物依次通过E-108、E-109、E-102充分换热后进入二段加氢空冷器（A-101）冷凝冷却，再经过二段加氢冷却器（E-110）进一步冷45、却后进入高分罐（D-104），液相一部分由P-107抽出由调节阀控制流量后循环。另一部分进入低分罐（D-103）继续气液分离，D-104中的气相经二段循环氢脱硫罐（D-103）脱硫后至二段循环氢入口分液罐（D-108），D-103中的液相混合芳烃经脱轻塔进料泵（P-108）至混合芳烃-脱烷烃塔顶换热器（E-206）换热后进入分馏系统。c)压缩机系统流程来自制氢装置的新氢进入新氢入口分液罐（D-106），然后经新氢压缩机（K-101）压缩至3.8MPa，分为两路，一路与一段循环氢混合至R-101，另一路与二段循环氢混合至R-102；来自R-101的循环氢经E-107冷却后进入D-107分液，进入46、K-102将压力由2.8MPa提高到3.4MPa，与新氢混合后再循环至R-101；来自R-102的循环氢经D-108分液后，进入K-103将压力由2.95MPa提高到3.8MPa，与新氢混合后再循环至R-102；整个系统压力由K-101出口至D-106的返回流量来控制。d）分馏系统流程从加氢精制来的混合芳烃经P-106升压后至E-206换热，进入脱轻塔（T-201），塔顶油气经脱轻塔顶空冷器（A-201）、脱轻塔顶后冷器（E-201）冷凝冷却至40后进入脱轻塔回流罐（D-201），回流罐压力通过氮气控制。回流罐液相经脱轻塔回流泵（P-201）升压后，一部分作为T-201的回流，另一部分作为1247、0#溶剂油产品出装置；T-201塔底油经脱轻塔底泵（P-202）进入二甲苯塔（T-202）；塔底热量由来自导热油系统的导热油经脱轻塔底再沸器（E-203）供给。T-201塔底油经脱轻塔底泵（P-202）进入二甲苯塔（T-202）分馏，塔顶油气经二甲苯塔顶空冷器（A-202）、二甲苯塔顶后冷器（E-202）冷凝冷却至40后进入二甲苯塔顶回流罐（D-202），回流罐压力通过氮气控制。回流罐液相经二甲苯塔回流泵（P-203）升压后，一部分作为T-202的回流，另一部分作为混合二甲苯产品出装置；T-202塔底油经二甲苯塔底泵（P-204）进入脱烷烃塔（T-203）；塔底热量由来自导热油系统的导热油经二48、甲苯塔底再沸器（E-204）供给。T-202塔底油经二甲苯塔底泵（P-204）进入脱烷烃塔（T-203）分馏，塔顶油气首先与来自P-106的混合芳烃经混合芳烃-脱烷烃塔顶换热器（E-206）换热，然后经烷烃塔顶空冷器（A-203）冷凝冷却至60后进入脱烷烃塔顶回流罐（D-203），回流罐压力通过氮气控制。回流罐液相经脱烷烃塔顶回流泵（P-205）升压后，一部分作为T-203的回流，另一部分再经C9重芳烃产品冷却器（E-207）冷却至40作为C9芳烃溶剂油产品出装置；T-203塔底油经脱烷烃塔底泵（P-206）进入重芳烃塔（T-204）；塔底热量由来自导热油系统的导热油经脱烷烃塔再沸器（E-2049、5）供给。T-203塔底油经脱烷烃塔底泵（P-206）进入重芳烃塔（T-204）分馏，塔顶油气经重芳烃塔顶冷却器（E-209）冷凝冷却至60后进入重芳烃塔顶回流罐（D-204），该塔为负压操作，塔顶压力为20kPa（A），通过重芳烃塔顶真空泵（P-209）来实现。回流罐液相经重芳烃塔顶回流泵（P-208）升压后，一部分作为T-204的回流，另一部分作为C10芳烃溶剂油产品出装置；T-204塔底油经重芳烃塔底泵（P-207）经重芳烃冷却器（E-210）冷却至60作为产品重芳烃出装置；塔底热量由来自导热油系统的导热油经重芳烃塔再沸器（E-208）供给。 主要工艺操作条件.1 制氢装置主要工艺操作条50、件1)加氢 反应温度 230380 反应压力 3.4MPa（a） 气空速 388.3Nm3/m3h 配氢量H2/总天然气 3（V） 2)脱硫 反应温度 380 反应压力 3.4MPa（a） 入口硫含量 200ppm（wt） 出口硫含量 0.5ppm（wt） 饱和硫容 11kg/100kg催化剂 3)转化 反应温度 入口510 出口850 反应压力 入口3.40MPa（a） 出口3.20MPa（a） 水/碳比 3（H2Omol/Cmol） 碳空速 793h-1 出口残余甲烷7% V（干基）其他操作参数：产品流量 1500Nm3/h （操作弹性：30%-110%）氢气纯度 99.99% （V%）氢51、气输出压力 3.0 MPa4.2.2.2 C9加氢装置主要工艺操作条件一段加氢工艺条件：总液体体积空速 4hr-1(其中原料进料量为1，循环料量为5)进口温度 6075， 末期进口温度120反应温度 60180（放热结果）反应压力 3.0MPa体积氢油比 200250二段加氢工艺条件：总液体体积空速 3hr-1(其中原料进料量为1，循环料量为4)进口温度 290310反应温度 310350（放热结果）反应压力 3.5MPa体积氢油比 400600 物料平衡.1 制氢装置物料平衡制氢装置物料平衡见表.1。表.1 制氢装置物料平衡数量项目kg/ht/d104t/a备注入方 天然气53512.84052、.428脱盐水190845.791.5264空气175742.171.4056合计4200100.83.36出方 工业氢气1353.240.108含循环氢尾气278866.9122.2304酸性水127730.6481.0216合计4200100.83.364.2.3.2 C9加氢装置物料平衡C9加氢装置物料平衡见表.2。表.2 加氢装置物料平衡数量项目kg/ht/d104t/a备注入方： 裂解C9馏分62501505氢气902.160.072合计6340152.165.072出方： 重油1000240.8120#溶剂油1663.9840.1328混合二甲苯69916.7760.5592C9芳53、烃溶剂油249059.761.992C10芳烃溶剂油155037.21.24重芳烃43510.440.348合计6340152.165.072 消耗指标.1 制氢装置消耗指标制氢装置辅助材料消耗见表.1.1-2。表.1-1 制氢装置辅助材料消耗量表序号物 料 名 称型号或规格年用量（t）一次装入量（t）预期寿命（a）备 注1磷酸钠0.152锰铁脱硫剂1.2m31.2m313氧化锌脱硫剂0.6m30.6m314转化催化剂1.35m31.35m325活性氧化铝SPM-3030.56活性碳SPM-2051.47分子筛SPM-1062.6表.1-2 制氢装置公用工程消耗汇总表序号物 料 名 称单 位数54、 量备 注1新鲜水t/h3间断2脱盐水t/h2.5连续3循环水t/h120连续4电kWh/h169连续5仪表空气Nm3/h120连续.2 加氢装置消耗指标加氢装置辅助材料消耗见表.2-1，公用工程消耗见表4.2.4.2-2。表.2-1 加氢装置辅助材料消耗量表序号物 料 名 称型号或规格年用量（t）一次装入量（t）预期寿命（a）备 注1一段催化剂MH-15.35.312二段催化剂MH-26.46.423橡胶用溶剂油120#269每次耗量4硫化剂二甲基二硫0.6556每次耗量5活性瓷球62.252.2526活性瓷球204.1754.17527脱硫剂949428导热油340#34343表.2-2 55、加氢装置公用工程消耗汇总表序号物 料 名 称单 位数 量备 注1新鲜水t/h3间断2除氧水t/h1.2连续3循环水t/h720连续4电kWh/h1081连续5蒸汽1.1MPat/h2间断6仪表空气Nm3/h200连续7非净化风Nm3/h200间断8氮气Nm3/h210间断9天然气t/h0.216连续10煤t/h2.75连续 工艺安装方案.1 布置原则a)装置布置设计必须满足工艺流程、安全生产和环境保护的要求，同时满足工厂总体布置要求，对操作、检修和施工所需要的通道、场地和空间综合考虑，本着流程顺畅、布置紧凑、减少占地、节省投资的原则，力求做到安全可靠、经济合理、整齐美观、节省占地，尽可能满足用56、户要求；b)依据装置在工厂总平面图上的位置及相关装置、罐区、界外管廊、厂区道路的相对位置，合理布置装置内管廊与道路，并与相邻装置的布置相协调；c)设备布置设计遵循按流程顺序和同类设备适当集中相结合的布置原则，在中央架空管廊两侧按流程顺序布置塔、容器、换热器等工艺设备，以减少占地和节省投资；d)设备布置设计应最大限度地实现工厂模式改革的联合化、露天化，并结合所在地区的气温、降雨量、风沙等自然条件和生产过程特点及某些设备特殊要求，确定哪些设备可露天布置，哪些设备宜布置在厂房内或应设雨棚；e)设备布置设计应充分考虑工艺系统PID图要求的设备高差和泵吸入头（NPSH）的需要，以及过程控制对设备布置的要57、求。此外，为防止堵塞、结焦，控制压降、降温等有工艺要求的相关设备尽量靠近布置；f)明火设备必须布置在处理可燃液体或气体设备的全年最小频率风向的下风侧，并集中布置在装置边缘；g)装置的控制室、变配电室、化验室、生活间等应布置在装置的一侧，位于爆炸危险区域以外，并位于甲类设备全年最小频率风向的下风侧；h)在布置敏感设备（如压缩机）、高温、高压设备时，要同考虑应力管道的走向或调整设备位置来满足管道的热（冷）应力要求；i)设备、建筑物、构筑物应满足防火、防爆标准规范外，对于有毒、有腐蚀性的介质的设备应分别集中布置，还应在开停工、检修过程中可能有可燃液体泄漏、漫流的设备区周围设置不低于150mm高的围堰58、和导液设施，以便集中处理；j)装置内及各单元之间设有消防、检修贯通式道路，并与界区外四周的环行通道相通以保证消防和检修作业的可抵达性和可操作性。对于装置内大于10000平方米的区域面积，应采用道路相隔。.2 装置布置方案xxxx石化5104吨/年C9加氢工程包括制氢装置、加氢装置以及配套的罐区、公用工程设施，生产装置及配套工程主要设备有加热炉、反应器、塔、换热器、容器、压缩机及泵，生产过程的原料裂解C9馏分、氢气、天然气和产品120#溶剂油、混合二甲苯、C9芳烃溶剂油、C10芳烃溶剂油、重芳烃，均为易燃或易爆液体和气体。根据建筑设计防火规范，该装置生产的火灾危险性分类为甲类，本装置按工艺流程分59、为反应部分、分馏部分和公用工程等三个部分，装置布置严格执行建筑设计防火规范、石油化工企业设计防火规范、石油化工工艺装置布置设计通则等有关标准规范，考虑到场地地形、风向条件及周边环境因素，每部分布置时采用相对独立的流程顺序与同类设备适当集中相结合的原则，而不同部分的设备也适当穿插布置，以节约占地，本项目制氢装置占地面积50402000m2，加氢装置占地面积125607500m2。加氢装置设备平面布置图见附图11。其布置特点如下：1)本装置设主管廊，在管廊两侧按流程顺序集中布置设备，一般不布置与工艺流程无直接关系的设备，以缩短管廊长，即缩短了装置占地长度；在管廊下还布置了机泵和小型设备，以有效利用60、管廊空间；2)由于容器、换热器较多，大部分布置在构架上，构架与塔平台连接，以方便操作和检修；3)本装置依据流程及同类型空冷器相对集中的原则，空冷器集中布置在管廊上层，以减少占地，并考虑结构设计合理，管道易于支撑；4)加热炉布置于装置西南角，处于装置全年最小频率风向的下风侧，与含可燃油或气工艺设备、氢气（甲类气体）压缩机厂房、泵房均满足15m的安全距离；5)高、低压设备区相对分开，高压设备集中布置，反应器成组布置在紧靠近加热炉北侧的框架内，以节省合金管线。在反应器框架顶部设有吊装催化剂和供检修用的吊车梁，框架低部留有卸催化剂的空间，在框架西侧设有通道和检修空间；6)塔的布置按流程顺序沿主管廊或框61、架北侧成组中心线对齐，以便安装和配管；7)泵露天布置在管廊下，泵成双排布置，两排动力端相对，在中间留有检修通道，有效利用管廊空间；8)氢气压缩机布置在压缩机厂棚内，以保证排除有毒、易燃、易爆气体和余热；9)本装置与界区外配套工程的衔接分地上和地下两部分：原料、产品、中间产品和部分公用工程架空敷设管道，通过管廊在南侧进出界区，仪表、电缆槽盒也通过管廊在南侧进出界区；埋地敷设的循环水、新鲜水、污水等管道由装置南侧进出；消防水管道环装置布置；装置内检修/消防通道均与四周环形通道相通；10)本装置在道路设置上实现检修/消防合一；装置的南北向设贯通式检修/消防道路，可进行反应器的催化剂装卸及换热器、炉管62、吊装；另外在压缩机室设有吊车，便于大型机泵的安装和检修。 设计采用的规范、标准建筑设计防火规范 GB50016-2006 石油化工企业设计防火规范（1999年版） GB50160-92 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB50058-92 石油化工设计能量消耗计算方法 SH/T3110-2001 炼油装置工艺设计规范 SH/T3121-2000炼油装置工艺管道流程设计规范 SH/T3122-2000石油化工工艺装置布置设计通则 SH3011-2000 石油化工合理利用能源设计导则 SH/T3003-2000 石油化工管道布置设计通则 SH3012-2000石油化工设备和管道隔热技术规范 S63、H3010-2000石油化工设备和管道涂料防腐蚀技术规范 SH3022-1999石油化工管道柔性设计规范 SH/T3041-2002石油化工非埋地管道抗震设计通则 SH/3039-20034.3 工艺设备技术方案 制氢装置.1 概述本装置共有设备30台，其中非定型设备18台、机泵6台、其它机械和定型设备5台。设备分类汇总见表.1。表.1 设备分类汇总表序号类型国内定货国外定货合计备注台数金属重(t)台数金属重(t)台数金属重(t)1非定型18182机泵663工业炉114其它55合计3030.2 关键设备方案比选a)反应器本装置有一台反应器，其中一台脱硫反应器。根据操作条件，脱硫反应器主体材质选64、用15CrMoR。b)转化炉该炉采用顶烧箱式炉炉型，炉顶设置气体燃烧器。该制氢转化炉内布置转化管，转化管采用上部弹簧吊架吊挂及下部支撑相结合的支撑方式，其与出入口集合管均采用尾管连接。入口集合管采用直接外保温，而出口集合管则采用集合管箱保温形式，与出口集合管相连的集合总管采用内衬保温形式。该炉炉墙和炉顶均采用含锆耐火纤维组合件作为炉衬，其特点是使用温度高、保温性能好、使用寿命长且施工简便；炉底衬里采用耐火砖及两层轻质浇注料背衬。该炉产生的约900高温热烟气经炉底对流段换热后从烟囱排入大气。 加氢装置4.3.2.1 概述本装置共有设备168台，包括非定型设备29台、机泵48台、加热炉2台及其它机65、械和定型设备89台。其中非定型设备包括加氢反应器两台、塔器5台，容器20台，换热器2台。非标设备总吨位为326.3吨，设备分类汇总见表4.3.2.1-1；非定型设备分类汇总见表4.3.2.1-2。表4.3.2.1-1 设备分类汇总表序号类 型国 内 定 货国 外 定 货合 计备 注台数金属重(t)台数金属重(t)台数金属重(t)1非定型29326.329326.32机泵48483工业炉224换热器24245空冷器445其它6161合计168168表4.3.2.1-2 非定型设备分类汇总表序号类 型国 内 订 货国 外 订 货备 注台数金属重量（t）台数金属重量（t）总重合金钢总重合金钢材料重量66、材料重量1反应器120.515CrMoR2反应器113.515CrMoR堆焊（E309L+E347）3塔器119.620R410816MnR4容器22158Q235-B、20R16MnR5换热器26.7壳、管程：16MnR管束：20合计29326.3表.1-3 机泵分类汇总表序号类型国内定货国外定货合计备注台数重量（t）台数重量（t）台数重量（t）1往复压缩机662泵38383真空泵44合计4848表.1-4 工业炉分类汇总表序号类型国 内 订 货国 外 订 货备 注台数金属重量（t）台数金属重量（t）总重其中合金钢总重其中合金钢材料重量材料重量1圆筒炉1115炉管1Cr19Ni11Nb2导热67、油炉1113合计22284.3.2.2 关键设备方案比选a)反应器本装置共有两台反应器，分别为一段加氢反应器（R-101），反应器规格为120017900（切线）采用板焊结构，主体材质选用15CrMoR；二段加氢反应器（R-102），反应器规格为12008800（切线）采用板焊结构，主体材质选用15CrMoR+E319+E347（堆焊）。b)塔器本装置共有五台塔器，其中一台为脱胶质塔（T-101），规格为2000140024000（切线）材质选用20R,板焊结构；一台为脱轻塔（T-201），规格为120018000（切线）材质选用16MnR ，板焊结构；一台为二甲苯塔（T-202），规格为1668、0037000（切线）材质选用16MnR ，板焊结构；一台为脱烷烃塔（T-203），规格为240038000（切线）材质选用16MnR ，板焊结构；一台为重芳烃塔（T-204），规格为160025000（切线）材质选用16MnR ，板焊结构。c)压缩机新氢压缩机、一段循氢压缩机和二段循氢压缩机各2台，一开一备，压缩机为对称平衡型往复式压缩机。均为1级2列布置。压缩驱动电机可采用增安型无刷励磁同步电机，电机防爆等级为eIIT3，防护等级为IP54。d)反应进料泵反应进料泵采用双壳体多级筒型高速离心泵，增安型异步电动机驱动，电机防爆等级为eIIT3，防护等级为IP54。该类型的机组在国内已有一些制69、造和使用业绩，建议采用国内产品。e)加热炉本项目共有加热炉二台，一台为燃煤导热油炉，热负荷为1.2104kW，导热油循环量为600m3/h，由生产厂家成套供应，主要包括加热炉、上煤机、鼓风机、引风机、除尘器、空气预热器、油泵、储油罐等；另一台加热炉（F-101）为圆筒炉，热负荷为0.384104kW，重量为115吨。1)加热炉炉型特点加热炉设计热负荷为3.84MW；设计弹性为热负荷的60%130%；加热炉为辐射对流型螺旋盘管圆筒炉，工艺物流从对流室入加热炉，经过对流盘管加热后转入辐射室从辐射室下部出炉；辐射室内设有辐射炉管支架，材质为高铬镍合金铸件；根据操作温度、压力及管内操作介质的腐蚀情况，70、炉管及急弯弯管均采用不锈钢管1Cr19Ni11Nb，其制造标准和验收标准应符合石油裂化用无缝钢管GB9948-1988的规定。对流段采用扩面管以强化传热，提高对流传热效果的同时减少对流段烟气阻力降，降低投资；辐射室采用底烧燃气燃烧器，均匀布置。燃烧器采用低氧化氮技术，多次供风分级燃烧方式。从运行的装置看，国内燃烧器能满足生产和规范要求。2）余热回收系统为提高加热炉余热利用效率以提高加热炉效率，并考虑减少占地，在对流顶部设置空气预热器；空气预热器采用成熟可靠的扰流子式空气预热器，其传热元件应用扩面管形式；为了保证加热炉的热效率同时最大限度避免空气预热器烟气侧低温段传热元件的露点腐蚀，空气预热器低71、温段的传热元件采用ND钢。3）加热炉的炉衬设计辐射段：辐射室的筒壁和炉顶采用纤维模块结构，它具有较高的抗爆性，导热系数小，隔热性能好，采用的结构为内衬40mm纤维毯作为衬里背衬，外为160mm高铝纤维折叠模块。炉底采用隔热耐火浇注料200mm，并干砌一层65mm厚的耐火砖。对流段，烟道和烟囱等部位由于烟气流速较高，衬里采用耐冲刷又隔热的轻质隔热浇注料。风道及引风机采用普通硅酸盐纤维毡进行外保温。由于燃料中的硫含量超过500mg/kg，炉衬里应设置奥氏体不锈钢箔作阻气层。4）控制要求热风通过引风机送至加热炉炉底支风道，再进入燃烧器。通过对加热炉辐射炉顶烟气中氧含量（3%6%）的检测，对加热炉炉底72、支风道入口挡板和引风机入口挡板调节，以控制燃烧时的过剩空气系数。通过对加热炉辐射炉顶负压的检测，调节控制设置于对流顶的烟囱调节挡板和引风机入口调节挡板，使炉膛负压保持在-20-50Pa。在加热炉的炉底支风道上设置了气动快开风门，在引风机故障时打开，使燃烧器强制通风转换为自然通风，同时加热炉适当降量操作。在燃烧器上设有调风挡板，可手动调节燃烧器的供风量。在加热炉的烟囱上设置烟囱挡板。5）选材依据根据SH/T3070-2005石油化工管式炉钢结构设计规范，加热炉钢结构构件选用Q235-B钢。油品盘管材质：辐射炉管和对流炉管为中压临氢操作工况，该部分炉管材料全部采用不锈钢管1Cr19Ni11Nb。673、）环保要求烟气排放应符合GB16297-1996大气污染物综合排放标准中规定。根据石油化工管式炉设计规范，在加热炉辐射室的底部及对流室弯头箱内分别设置适量的灭火蒸汽管，在辐射室上部分别设置适量的防爆门。对加热炉来说，燃烧器是主要噪音源，所以在设计燃烧器时，在燃烧器的入风口采取隔音措施，使燃烧器噪音降至85dB；引风机采取吸音材料外保温，降低噪音。对底烧加热炉的炉底柱设防火层，防火层高度从地面到距底板50mm处，防火层材料为轻质耐火材料，外面用水泥抹面。.3 大型超限设备概况本装置大型超限设备以超长和超重为主，具体超限内容及解决办法详见表4.3.2.3大型超限设备表。表4.3.2.3 大型超限设74、备表序号名 称规 格超限内容解决办法备注1二甲苯塔（T-202）160037000（切线)长分段2脱烷烃塔（T-203）240038000（切线)长分段3重芳烃塔（T-204）160025000（切线)长分段 罐区部分4.3.3.1 概述 罐区部分新增立式圆筒形储罐共13台。其中固定顶储罐3台，内浮顶储罐10台。储罐金属总吨位为467吨,见表格4.3.3.1。表4.3.3.1 立式圆筒形储罐分类汇总表序号类 型国 内 订 货国 外 订 货备 注台数金属重量（t）台数金属重量（t）总重合金钢总重合金钢材料重量材料重量1固定顶储罐3612内浮顶储罐10406铝浮盘合计134674.3.3.2 关键75、设备方案比选本罐区中新增500m3固定顶储罐共2台，规格为820012420（罐壁），材质为Q235-A；300m3固定顶储罐1台，规格为70009660（罐壁），材质为Q235-A；3000m3内浮顶储罐共3台，规格为1890011760（罐壁），材质为Q235-B；1000m3内浮顶储罐共2台，规格为1150010650（罐壁），材质为Q235-B；400m3内浮顶储罐共2台，规格为80009600（罐壁），材质为Q235-A；100m3内浮顶储罐共3台，规格为50006900（罐壁），材质为Q235-A。 锅炉房部分4.3.4.1 概述锅炉房部分新增水箱2台，空气储罐2台。金属总吨位为176、6吨, 锅炉房设备分类汇总表见表格4.3.4.1。表4.3.4.1 锅炉房设备分类汇总表序号类 型国 内 订 货国 外 订 货备 注台数金属重量（t）台数金属重量（t）总重合金钢总重合金钢材料重量材料重量1水箱26Q235-A2储罐21820R合计4244.3.4.2 关键设备方案比选锅炉房部分新增水箱2台，为中间水箱一台，规格为20003000，材质为Q235-A；凝结水箱一台，规格为200020001500，材质为Q235-A；空气储罐共2台，规格为20006000（切线），材质为20R。 设计采用的标准规范 压力容器安全技术监察规程 （国家质量技术监督局1999版）钢制压力容器 (及第177、号、第2号修改单) GB150-1998 管壳式换热器 (及第1号修改单) GB151-1999钢制塔式容器 JB/T4710-2005 钢制卧式容器 JB/T4731-2005钢制焊接常压容器 JB/T4735-1997压力容器用锻件 JB47264728-2000石油化工塔盘设计规范 SH3088-1998 鞍式支座 JB/T4712-92 腿式支座 JB/T4713-92 耳式支座 JB/T4725-92 石油化工钢制压力容器 SH3074-95 石油化工钢制压力容器材料选用标准 SH3075-95碳素结构钢和低合金结构钢热轧厚钢板和钢带 GB/T3274-1988 压力容器用钢板(及第78、1号、第2号修改单) GB6654-1996 输送流体用无缝钢管 GB/T8163-1999 石油裂化用无缝钢管 GB9948-88钢制对焊无缝管件 GB/T12459-2005补强圈 JB/T4736-2002 钢制压力容器用封头 JB/T4746-2002 碳钢焊条 GB/T5117-1995 低合金钢焊条 GB/T5118-1995 压力容器法兰 JB47004707-2000钢制管路法兰、垫片、紧固件 HG2059220635-97 钢制人孔和手孔 HG/T2151421535-2005塔顶吊柱 HG5-1373-80设备吊耳 HG/T21574-94钢制压力容器焊接规程 JB/T4779、09-2000 承压设备无损检测 JB/T4730-2005 钢制化工容器结构设计规定 HB20583-1998 石油化工钢制塔、容器现场组焊施工工艺标准 SH/T3524-1999立式圆筒形钢制焊接油罐设计规范 GB50341-2003钢结构工程施工质量验收规范 GB50205-2001现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范 GB50236-1998 立式圆筒形钢制焊接油罐施工及验收规范 GB50128-2005压力容器涂敷与运输包装 JB/T4711-2003管嘴 SYJT3000-82 钢结构设计规范 GB50017-2003气焊、手工电弧焊及气体保护焊焊缝坡口的基本形式与尺寸 GB/80、T985-1988一般炼油装置用火焰加热炉 SH/T3036-2003 炼油厂加热炉炉管壁厚计算 SH/T3037-2002 石油化工管式炉燃烧器工程技术条件 SH/T3113-2000 石油化工管式炉耐热铸铁件工程技术条件 SH/T3114-2000 石油化工管式炉轻质浇注料衬里工程技术条件 SH/T3115-2000石油化工设备和管道隔热技术规范 SH3010-2000 石油化工设备管道钢结构表面色和标志规定 SH3043-2003 石油化工钢制设备抗震设计规范 SH3048-1999 石油化工铬镍奥氏体钢、铁镍合金和镍合金管道焊接规程 SH/T3523-1999 石油化工管式炉钢结构设计81、规范 SH/T3070-2005 石油化工管式炉热效率设计计算 SH/T3045-2003石油化工管式炉钢结构工程及部件安装技术条件 SH3086-1998 石油化工管式炉耐热钢铸件技术标准 SH3087-1997 石油化工管式炉碳钢和铬钼钢炉管焊接技术条件 SH3085-1997 石油化工管式炉急弯弯管技术标准 SH/T3065-2005 管式炉安装工程施工及验收规范 SH3506-2000 主要工艺设备4.3.6.1 制氢装置主要工艺设备表该装置主要工艺设备表见表4.3.6.1。4.3.6.2 加氢装置主要工艺设备表该装置主要工艺设备表见表4.3.6.2。表.1 制氢装置工艺设备表序号设备82、名称主要规格主要材料单重（吨）数量备注一天然气蒸汽转化部分1转化炉CS1套2鼓风机CS61台3烟道气引风机CS61台4烟囱20#51台5脱硫塔15CrMo131台6转化气废锅15CrMo111台7锅炉给水泵SS/CS42台1+18锅炉给水预热器304SS2.71台BFU9转化气水冷器304SS2.91台BEU10转化气水分离器除沫器：304SS304SS1.91台11加药系统磷酸盐、脱氧剂Q2352.01套12脱盐水槽Q2352.51台13天然气压缩机2台14压缩机缓冲罐Q2352台15天然气回路冷却器Q2351台二变压吸附部分1吸附塔16MnR8台2脱附气缓冲罐20R2台3氢气罐20R1台483、冲洗气罐20R1台 表.2 加氢装置工艺设备表（1）反应器、塔、容器类序号位号设备名称规格型号操作条件数量保温材质重量t/台备 注温度压力MPa材质厚度mm反应器类1R-101一段加氢反应器催化剂段数：2120017900（T/T）2003.0MPa115CrMoR20.52R-102二段加氢反应器催化剂段数：112008800（T/T）3603.5MPa115CrMoR+堆焊13.5塔类1T-101脱胶质塔32层浮阀塔盘2000/1400240001470.0071复合硅酸盐10020R19.6油气、胶质2T-201脱轻塔32层浮阀塔盘1200180001840.161复合硅酸盐15016M84、nR13油气、混合芳烃3T-202二甲苯塔75层浮阀塔盘160037000182.60.131复合硅酸盐12016MnR31二甲苯、混合芳烃4T-203脱烷烃塔75层浮阀塔盘2400380001940.131复合硅酸盐12016MnR44烷烃、混合芳烃5T-204重芳烃塔48层浮阀塔盘1600250001590.021复合硅酸盐12016MnR20溶剂油、重芳烃容器类1D-101脱胶质塔回流罐18005900（T/T）卧式水包6001000（T/T）750.0071Q235-B7脱胶质C92D-102一段加氢进料缓冲罐15004900（T/T）卧式水包5001000（T/T）500.7120R85、4脱胶质C93D-103二段循环氢脱硫罐240014900（T/T）立式403.0216MnR45.4H2、H2S4D-104高分罐15006000（T/T）卧式水包5001000（T/T）403.0116MnR10H2、H2S、轻烃5D-105低分罐10005000（T/T）卧式水包5001000（T/T）400.7120R2.5H2、H2S、轻烃续表序号位号设备名称规格型号操作条件数量保温材质重量t/台备 注温度压力MPa材质厚度mm6D-106新氢入口分液罐8002950（T/T）立式403.0116MnR3H2、CH47D-107一段循环氢入口分液罐10002950（T/T）立式45386、.0116MnR3.1H28D-108二段循环氢入口分液罐10002950（T/T）立式453.0116MnR3.1H29D-109反应产物注水罐12002950（T/T）立式400.31Q235-B1.8水10D-110硫化剂罐10003450（T/T）立式400.21Q235-B1.2二甲基二硫（液）11D-111阻聚剂罐8001975（T/T）立式400.11Q235-B0.5阻聚剂12D-201脱轻塔顶回流罐14004950（T/T）卧式水包8001000（T/T）600.21Q235-B3.2轻烃13D-202二甲苯塔顶回流罐12003950（T/T）卧式600.21Q235-B2混87、合二甲苯14D-203脱烷烃塔顶回流罐12003950（T/T）卧式600.21Q235-B2溶剂油15D-204重芳烃塔顶回流罐12003950（T/T）卧式600.21Q235-B2混合二甲苯16D-301燃料气分液罐10004000（T/T）立式400.5116MnR1.42天然气17D-302放空分液罐28007920（T/T）卧式40/2000.3120R14.9H2、H2S、油气18D-303污油罐14003950（T/T）卧式40/2000.9120R2.9污油19D-304氮气罐8002950（T/T）立式400.9120R0.9N220D-305净化风罐8002950（T/T88、）立式400.5120R0.9空气（2）管壳式换热器类序号位号设备名称规格型号操作条件数量(台)重量(kg)保温操作介质备 注温度压力MPa材质厚度mm1E-101裂解C9原料-脱胶质塔底油换热器AES400-1.6-15-3/25-2管：200壳：22管：0.7管：0.621799管：脱胶质塔底油壳：C9原料2E-102裂解C9原料-二段加氢产物换热器BIU500-6.4/1.6-55-6/25-2管：219壳：127管：3.2壳：0.45037管：二段加氢产物壳：C9原料3E-103脱胶质塔冷却器BIU900-1.6-2/5-6/25-2管：38壳：92管：0.5壳：0.0813169管：89、水壳：脱胶质塔顶气4E-104脱胶质塔后冷器700505312管：75壳：38管：0.007壳：0.503660管：脱胶质塔顶气壳：水安装在D-101上5E-105脱胶质塔底再沸器8001600管：280壳：147管：0.007壳：0.502960管：导热油壳：塔底油伸入塔T-101内6E-106一段加氢进料冷却器BIU600-6.4/1.6-85-6/25-2管：99壳：38管：3.5壳：0.57120管：一段加氢料壳：水7E-107一段加氢气相冷却器BIU400-4.0/1.6-25-6/25-4管：110壳：38管：3.1壳：0.52690管：H2壳：水8E-108二段循环氢-二段加氢产90、物BIU500-6.4-55-6/25-2管：330壳：245管：3.5壳：3.85037管：二段加氢产物壳：循环氢9E-109一段加氢产物-二段加氢产物换热器BIU600-6.4-85-6/25-2管：215壳：282管：3.8壳：3.47288管：二段加氢产物壳：一段加氢产物2台10E-110二段加氢产物冷却器BIU800-4.0/1.6-165-6/25-4管：75壳：38管：3.0壳：0.511841管：二段加氢产物壳：水11E-111新氢返回冷却器BIU400-6.4/1.6-15-3/25-4管：90壳：38管：3.8壳：0.51802管：H2壳：水12E-112一段循环氢返回冷却91、器BIU400-4.0/1.6-30-6/25-2管：80壳：38管：3.4壳：0.52890管：循氢壳：水13E-113二段循环返回冷却器BIU500-6.4/1.6-50-6/25-4管：85壳：38管：3.8壳：0.55090管：二段循氢壳：水14E-114不合格油冷却器BIU500-2.5-50-6/25-4管：105壳：38管：0.5壳：0.54136管：不合格油壳：水续表序号位号设备名称规格型号操作条件数量(台)重量(kg)保温操作介质备 注温度压力MPa材质厚度mm15E-201脱轻塔顶后冷器AES500-1.6-55-6/25-4管：38壳：60管：0.5壳：0.114267管92、：水壳：脱轻塔顶油16E-202二甲苯塔顶后冷器BIU700-1.6-120-6/25-2管：38壳：60管：0.5壳：0.117735管：导热油壳：二甲苯塔顶油17E-203脱轻塔底再沸器BIU700-2.5-120-6/25-2管：284壳：184管：0.5壳：0.167835管：导热油壳：脱轻塔底油18E-204二甲苯塔底再沸器BJU800-2.5-170-6/25-2管：280壳：182管：0.5壳：0.1310822管：导热油壳：二甲苯塔底油19E-205脱烷烃塔再沸器BJU1000-1.6-275-6/25-2管：280壳：192管：0.5壳：0.1316341管：导热油壳：脱烷汀93、塔底油20E-206混合芳烃-脱烷烃塔顶换热器BJS800-1.6-160-6/25-4管：160壳：169管：0.7壳：0.1110606管：混合芳烃壳：脱烷汀塔顶气21E-207C9重芳烃产品冷却器AES500-1.6-30-3/25-2管：38壳：60管：0.5壳：0.62894管：水壳：C9重芳烃产品22E-208重芳烃塔再沸器BIU500-1.6-90-6/25-2管：250壳：159管：0.7壳0.0035721管：导热油壳：重芳烃塔底油23E-209重芳烃塔顶冷却器BJS800-1.6-170-6/25-2管：38壳：126管：0.5壳：0.00210606管：水壳：重芳烃塔顶气94、24E-210重芳烃产品冷却器AES400-1.6-15-3/25-4管：38壳：160管：0.5壳：0.651791管：水 壳：重芳烃（3）空气冷却器类序号位号设备名称规格型号数量（台）操作条件操作介质备 注管束数量（片）构架数量（台）温度压力MPa1A-101二段加氢产物空冷器GP93-4-129-4.0S -23.4/DR-1GJP9611管： 200管： 3.0二段加氢反应产物18320Kg2A-201脱轻塔顶空冷器GP93-4-129-2.5S -23.4/DR-1与A-101 共用11管：103管：0.11脱轻塔顶气18145Kg3A-202二甲苯塔顶 空冷器GP93-4-129-95、2.5S -23.4/DR-1GJP9611管：145管：0.12二甲苯塔气18145Kg4A-203脱烷烃塔顶 空冷器GP93-4-129-2.5S -23.4/DR-1与A-202 共用11管：167管：0.11脱烷烃塔气18145Kg（4）管式炉类序号流程编号设备名称数量(台)操作条件规格材质重量t/台保温备注压力MPa(g)温度材质(厚)数量(m3)1F-101二段加氢进料加热炉13.7/3.5200/3102F-102导热油加热炉1250/2800.5/0.4YLL-12000MA型 成套供应（5）机泵类序号流程编号设备名称数量（台）规格流量（m3/h）扬程（m）功率（kW）备注1P96、-101脱胶质塔进料泵26.13707.52P-102脱胶质塔底泵20.06805.53P-103脱胶质塔顶回流泵224.3675114P-104一段加氢进料泵26.7450555P-105一段加氢产物循环泵234160456P-106二段加氢产物进料泵26.7184157P-107二段加氢产物循环泵224.7200378P-108脱轻塔进料泵26.2607.59P-109脱胶质塔顶真空泵23710P-110反应产物注水泵223447.511P-111硫化剂装卸泵1气动往复泵1.23012P-112硫化剂泵1JZW-250/30.2301.513P-113阻聚剂泵2JW-6/0.20.006297、00.1814P-201脱轻塔回流泵28.8701115P-202脱轻塔底泵27727.5续表序号流程编号设备名称数量（台）规格流量（m3/h）扬程（m）功率（kW）备注16P-203二甲苯塔顶回流泵213.21082217P-204二甲苯塔底泵26.1657.518P-205脱烷烃塔顶回流泵227651119P-206脱烷烃塔底泵22.65645.520P-207重芳烃塔底泵20.5755.521P-208重芳烃塔顶回流泵27.54707.522P-209重芳烃塔顶真空泵22223K-101新氢压缩机21500Nm3/h入口压力：3.0MPa（g）出口压力：3.5MPa（g）2224K-1098、2一段循环氢压机212870 Nm3/h入口压力：2.8MPa（g）出口压力：3.4MPa（g18525K-102二段循环氢压机221000 Nm3/h入口压力：2.95MPa（g）出口压力：3.8MPa（g315(8)其它类序号流程编号设备名称数量(台)操作条件规格材质重量t/台保温备注压力MPa(g)温度材质(厚)数量(m3)1原料油自动反冲洗过滤器10.7100ZFG-P（成套购买）滤芯316L不锈钢0.72过滤器38C.S0.23消音器1C.S0.54快速接头105取样器104.4 工艺装置“三废”排放4.4.1 废水4.4.1.1 制氢装置废水该装置的废水为含油污水，来自机泵冷却、地99、面冲洗等，送污水处理厂处理。4.4.1.2 加氢装置废水该装置的废水包括含油污水和含硫污水，含油污水来自机泵冷却、地面冲洗等，送污水处理厂处理；含硫污水集中回收后外送处理。4.4.2 废气4.4.2.1 制氢装置废气制氢装置产生的废气是转化炉产生的烟气，PSA尾气和转化炉使用的燃料气经转化炉燃烧后高空排放，烟气中污染物较，高空排放。4.4.2.2 加氢装置废气该装置的废气主要为正常情况下加热炉排放的燃烧烟气，排烟温度200，排放方式为连续排放，烟气中污染物较少，高空排放。 4.4.3 废渣4.4.3.1 制氢装置废渣本装置产生的固体废物为废催化剂。废催化剂均送至催化剂厂回收处理，不外排。废瓷球100、对环境无污染，可作一般垃圾处理，其固体排放情况见表4.4.3.1。表4.4.3.1 固体排放表序号废渣名称排放量，m3/次主要成分排放方式去向1废转化催化剂Z2070.6752年1次回收2废转化催化剂Z2210.6752年1次回收3废锰铁脱硫剂1.21年1次回收4废氧化锌脱硫剂0.61年1次回收5废耐热隋性瓷球1.53年1次填埋4.4.3.2 加氢装置废渣该装置正常生产时无废渣，一段催化剂首次装入量为5.3吨，每一年更换一次，更换量为5.3吨；二段催化剂首次装入量为6.4吨，每两年更换一次，更换量为6.4吨。废催化剂送催化剂厂回收金属，废瓷球对环境无污染，可作一般垃圾处理，其固体排放情况见表4101、.4.3.2。表4.4.3.2 固体排放表序号名称排放点排放量t/a主要成分排放规律去向1废催化剂一段加氢反应器5.3Ni催化剂一年催化剂厂回收2废催化剂二段加氢反应器6.4Co-Mo催化剂两年3灰渣锅炉1.2t/h4脱硫剂二段循氢脱硫罐94Fe2O3两年回收4.5 占地面积及定员4.5.1 占地面积制氢装置占地5040=2000m2；加氢装置占地12560=7500m2。4.5.2 定员两套装置为连续生产，实行四班三运转制，装置定员见表4.5.2-1、4.5.2-2。表4.5.2-1 制氢装置定员表序号人员编制工作制度人数备注每班小计操作人员1班 长四班制142内 操四班制183外 操四班制102、28合计20人表4.5.2-2 加氢装置定员表序号人员编制工作制度人数备注每班小计操作人员1班 长四班制142内 操四班制143外 操四班制28合计16人车间管理人员和辅助人员由厂里统一考虑不计入装置中。5 原料和辅助材料5.1 原料 制氢装置制氢装置主要原料为天然气，来源于外部天然气管道，其数量见表。表5.1.1原料来源和数量序号原 料 名 称数 量Nm3/h原料来源运输方式1天然气750天然气管道管道合计750 加氢装置xxxx石油化工有限公司C9加氢原料主要为乙烯裂解C9馏分油，合计为5104t/a，主要来源于扬子-巴斯夫有限公司。裂解C9馏分油原料杂质含量及要求值见-1，裂解C9馏分油103、原料组成及一、二段加氢后产物组成见表-2。表-1 裂解C9馏分油原料杂质含量及要求值项目实际值要求值分析方法苯乙烯 m%5.04色质分析苯乙烯衍生物 m%14.44色质分析茚（茚衍生物）m%14.54色质分析双烯值，gI2/100g1.9815马来酸酐和双烯值的测定方法UOP-326-58胶质，（mg/100ml）13.130车用汽油和航空燃料实际胶质测定法GB8019-87溴价，gBr2/100g样80.390石油馏分和工业脂肪族烯烃溴价测定法（电位滴定法）GB-11135-89石油产品溴值测定法（SH/T0236-92）硫含量，ppm104200有机液体产品微量硫的测定（微库仑法）GB63104、24.4-86酸性硫，ppm30馏分燃料中硫醇硫测定法（电位滴定法）GB1792-88氮含量，ppm5As，ppb1.0原子吸收光谱法定量Pb，ppm0.1原子吸收光谱法定量Cu，ppm0.1原子吸收光谱法定量Fe，ppm300）、低压（4.0MPa）或高温、高压（PN4.0MPa）场合的管线上的测温元件均采用法兰连接。 压力仪表压力表一般采用弹簧管压力表，有腐蚀、含微小颗粒、介质易凝的场合选用隔膜压力表，有腐蚀的场合采用不锈钢压力表，泵出口选用耐震压力表。 流量仪表.1 一般流量不大，属过程参数测量采用金属管转子流量计。.2 原料油进装置、产品出装置采用质量流量计。.3 其它公用工程管道介质105、流量测量一般选用涡街流量计和电磁流量计。.4 高温及蒸汽的流量测量选用节流装置配差压变送器的流量测量方式。 液位仪表.1 现场指示液位计一般选用透光式法兰连接的玻璃板液位计，压力等级按需要选用。.2 外浮筒液位计一般优选侧一侧式安装型。 电动单元组合仪表.1 变送器选用智能型变送器。.2 差压变送器三阀组按整体式并与变送器配套供货。 安全栅安全栅选用隔离式安全栅。 盘装仪表.1 设置1块辅助仪表盘，用于放置可燃气体报警系统、特殊报警系统等。.2 设置6个安全栅柜，用于安装安全栅及少量架装仪表，且兼作控制室内外连接端子柜。 调节阀.1 一般选用国产或合资厂生产调节阀。6.4.8.2 调节阀一般采106、用电/气阀门定位器，电/气阀门定位器、空气过滤减压器、手轮、电磁阀、行程开关等，一般按需随调节阀供货。6.5 控制室本装置新建一个中央控制室，装置内所有的仪表信号包括制氢装置部分的仪表信号均引入该控制室内，控制室的规模为9m22.6m。6.6 动力供应控制室采用一类供电，并设置不间断电源（UPS）系统，以确保工艺装置安全运行, UPS供电容量为20kVA，停电后蓄电池供电时间30分钟。6.7 仪表供风本装置净化风量5Nm3/min,净化风压力不小于0.4MPa(表压)。6.8 仪表安全防护设施 所有置于室外危险场所的仪表均采用本安结构，因故不能构成本安回路时拟选用隔爆型仪表。 控制室及现场仪表107、供电除设置一般电源外，还设置仪表专用的不间断供电系统（UPS），不间断供电时间一般为30分钟，以便电网掉电时能够使装置处于安全保护状态。 根据装置特点，设置必要的紧急情况下自动联锁保护系统。 设置一定数量的可燃气体检测报警仪表。6.9 仪表接地 仪表接地采用等电位接地，接地电阻小于4。6.10 主要仪表设备清单DCS系统 1套双金属温度计 25支热电偶 120支不锈钢压力表 130块智能压力变送器 45台玻璃板液位计 35台外浮筒液位变送器 40台金属转子流量计 60台智能涡街流量计 2台气动调节阀 70台电磁流量计 2台质量流量计 2台可燃气体报警器 20台隔离栅 434台电源分配器 7台柜108、式仪表盘 8块6.11 采用标准规范过程检测和控制流程图用图形符号和文字代号 GB/T2625-1981爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB50058-1992石油化工自动化仪表选型设计规范 SH3005-1999石油化工控制室和自动分析器室设计规范 SH3006-1999石油化工企业信号报警、联锁系统设计规范 SH/T3018-2003石油化工仪表供气设计规范 SH3020-2001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石油化工仪表接地设计规范 SH/T3081-2003石油化工仪表供电设计规范 SH/T3082-2003石油化工分散型控制系统设计规范 S109、H/T3092-1999分散控制/集中显示仪表逻辑控制及计算机系统用流程图符号 SHB-Z04-1995石油化工紧急停车及安全联锁系统设计导则 SHB-Z06-19996.12 储运系统自动控制方案 主要控制方案.1 本装置罐区内有13台储罐，设置一套储罐计算机管理系统，储罐均设液位指示、液位高低报警及温度测量，信号远传至罐区操作间内计算机系统。.2 原料和产品泵，泵出、入口分别设就地压力指示。.3 有可燃气体易发生泄露和积聚的地方设置可燃气体检测报警器，构成独立一级检测报警系统。 仪表选型.1 泵出入口选用耐震压力表。.2 液位仪表选用磁致伸缩式液位计。.3 液位高、低报警选用浮球液位开关.110、4 罐区内设置可燃气体报警器。 主要仪表和设备压力表 15台双金属温度计 14块热电偶 14支浮球液位开关 26台磁致伸缩式液位计 13台隔离栅 56个可燃气体检测报警器 10台6.13 采用标准规范过程检测和控制流程图用图形符号和文字代号 GB/T2625-1981爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB50058-1992石油化工自动化仪表选型设计规范 SH3005-1999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石油化工仪表接地设计规范 SH/T3081-2003石油化工仪表供电设计规范 SH/T3082-2003石油化工分散型控制系统设计规范 SH/T30111、92-1999分散控制/集中显示仪表逻辑控制及计算机系统用流程图符号 SHB-Z04-19957 建设地址条件和地址选择7.1 自然地理概况 地理位置及区域位置xx市位于长江中游、湖北省中南部，市区滨临长江黄金水道，座依美丽富饶的江汉平原，东望华中重镇武汉，西接三峡工程所在地xx，区位优势独特，交通便利，通讯条件良好。经黄金水道长江可通江达海连五洲；207国道纵贯南北，318国道和宜黄一级公路横跨东西，客货运输直达全国100多个大中城市；荆沙地方铁路与焦枝线接轨，货运可通达全国；xx市地理位置为东经1111511405,北纬29263137。自然条件优越，属亚热带季风湿润气候区，具有四季分明、112、热量丰富、光照适宜、雨水充沛、雨热同季、无霜期长等特点，年辐射总量4366.84576.2兆焦耳/平方米，年日照时数 18231978小时，日照率为41%44%。年均气温16.216.6，无霜期250267天，年降水量11001300mm左右。境区东西最大横距约274.8公里,南北最大纵距约l30.2公里，呈带状分布。境内78.8%的面积为平原，21.2%的面积为丘陵低山区。境内有大小河流近百条，均属长江水系，主要有长江干流及其支流松滋河、虎渡河等。千亩以上湖泊30多个，其中洪湖为湖北省第一大湖，总面积3.55万公顷，长湖次之，总面积1.2万公顷。场区自中更新世末至晚更新世中期堆积了近百米厚的113、砂卵（砾）石层，进入全新世后，随着北部构造掀斜作用的加强，长江河道不断南移，中晚期（距今约2000年）本区成为长江河道，冲积形成了厚约1015m的砂层。随着长江河道的继续南移，使场区成为遗迹湖环境，堆积了一套冲湖积、湖积相的淤泥质粘性土、淤泥层，后经人工堆积改造整平成现有场地。 厂址自然地理条件本项目所在地处在xx开发区的xx石油化工有限公司工业园区内，xx开发区为省级高新技术产业园区，工业新区首期14平方公里基础设施基本建成，现已入驻企业70家。位于xx市城区东端，东立220kV周家岭变电站，西抱二级民航沙市机场，北枕xx地方铁路货运站，南嵌日供水25万吨的水厂和3000吨长江外运深水码头。114、经黄金水道长江可通江达海连五洲，207国道纵贯南北，318国道和宜黄一级公路横跨东西，客货运输直达全国100多个大中城市，荆沙地方铁路与焦枝线接轨，货运可通达全国，交通十分便利。厂区气象条件如下：1）气温 年平均气温 16.5 极端最高气温 38.7 极端最低气温 -14.9最热月平均气温 27.9最冷月平均气温 3.72）降水年平均降水量 1084mm最大年降水量 1847.2mm最大月降水量 416.7mm3）雷电日年平均雷电日 324）相对湿度(%)年平均相对湿度 79%极端最大相对湿度 100%极端最小相对湿度 5%5）风力与风向瞬时最大风速 22.7m/s平均风速 2.3m/s夏季主115、导风向 SW冬季主导风向 NE6）风压与雪压最大雪深 30cm基本雪压 0.4 kg/m2基本风压 0.3 kg/m27）大气气压年平均气压 1012.3 mbar极端最高气压 1045.8 mbar极端最小气压 988.6 mbar8）最大冻土深度最大冻土深度 7cm 区域地址构造本地区场地位于鄂西隆起与江汉平原强烈沉降区的过渡地带，场区土体为人工填土、淤泥质粘性土、砂土、园砾卵石组成的多层结构土体，具有厚薄不一、相变较大的特点。勘察场区各岩土体（层）强度不一，各向异性，具有上部强度低变形量大、下部强度高变形量小的特点，场区下部的卵石层分布稳定；场地土类型为中软场地土，场地类别为类；拟建工程116、区地震动峰值加速度为0.05g，地震动反应谱特征周期为0.35s，相应的地震基本烈度为度。勘察区浅层水及深层地下水对钢筋和混凝土无任何腐蚀性。7.2 地址选择本项目建于xx市沙市农场农技路xx石油化工有限公司工业园区内，占地310亩，场地平整，交通运输便利，水电系统齐全。可以满足建设工程的用地要求。xx石油化工有限公司工业园区位于长江中游北岸的xx市沙市区沙洪路北部，西南距长江岸线约1.5km，地貌位置属低平原区长江北岸一级阶地，地面高程28.5029.50m，场区地势平坦，地形条件较好。8 总图运输、储运、外管网、放空系统及土建8.1 总图运输 总图xx石油化工有限公司是06年底由xx等地股117、东发起成立、落户xx开发区的企业。公司将致力于发展并形成以石油化工为主导、集油品储运、销售、石化产品为一体的销售业务体系。项目所在地位于xx市城区东端，东临220KV周家岭变电站，西抱二级民航沙市机场，北枕xx地方铁路货运站，南嵌日供水25万吨的水厂和3000吨长江外运深水码头。经黄金水道长江可通江达海连五洲，207国道纵贯南北，318国道和宜黄一级公路横跨东西，客货运输直达全国100多个大中城市，荆沙地方铁路与焦枝线接轨，货运可通达全国，交通十分便利。本次新建5万吨/年C9加氢工程拟建在xx市沙市农场农技路xx石油化工有限公司工业园区内，平面布置充分考虑了周围环境情况，平面布局合理，交通方便118、。本工程设计范围 a)装置及配套设施平面定位； b)装置及配套设施内外排雨水设计； c)装置及配套设施内外道路规划；d)装置及配套设施内外地面铺砌；e)道路及绿化设计。.1 总平面布置本次新建5万吨/年C9加氢工程拟建在xx市沙市农场农技路xx石油化工有限公司工业园区内，平面布置充分考虑了周围环境情况，平面布局合理，交通方便。本工程新建C9加氢装置、制氢装置、分析化验室、控制室、配电室、炉区、循环水场、污水处理站、消防区域、换热站及空压站、储运设施、系统管带等，均布置在xx市沙市农场农技路xx石油化工有限公司工业园区内。新建C9加氢装置，南北为125米，东西为60米，装置占地面积7500平方米119、；新建制氢装置，南北为50米，东西为40米，装置占地面积2000平方米；新建分析化验室，南北为10.74米，东西为30.18米，占地面积380平方米；新建控制室，南北为10.74米，东西为30.18米，占地面积380平方米；新建变电所，南北为15米，东西为30米，占地面积540平方米；新建炉区，南北为38米，东西为86米，占地面积3268平方米；新建循环水场，占地面积756平方米；新建换热站及空压站，南北为9米，东西为45米，占地面积405平方米；新建污水处理站，占地面积2128平方米；新建消防区域，占地面积1302平方米；新建储运设施，南北为127米，东西为156.6米，占地面积19888.120、2平方米；平面布局合理，交通方便。新建装置区及配套设施均布置xx市沙市农场农技路xx石油化工有限公司工业园区内，四周均为农田，详细平面见附图。平面布置均符合防火及消防等规范的要求。a)工程组成该工程由C9加氢装置、制氢装置、分析化验室、控制室、变电所、炉区、循环水场、污水处理站、消防区域、换热站及空压站、储运设施、系统管带等十一个部分组成。具体内容见表 .1-1。表 .1-1 工程组成及用地面积表(m2)序号名称面积(m2)备注一C9加氢装置7500以装置边界线为界二锅炉房设施及导热油炉3268以设施边界线为界三空压站及换热站405以墙拄轴线为界四变电所540以墙拄轴线为界五循环水场756以设121、施边界线为界六污水处理站2128以设施边界线为界七控制室380以墙拄轴线为界八分析化验室380以墙拄轴线为界九制氢装置部分2000以装置边界线为界十储运设施19888.2以设施边界线为界十一消防区域1302以设施边界线为界合计38547.2b)总平面布置原则(1)充分体现国家的方针、政策，并结合当地情况，在水系统满足使用的要求下，做到布局合理，尽量减少投资，降低造价，切实注意节约用地；(2)符合生产要求，保证生产过程的连续性，使生产作业最短，最方便，避免反复运输和作业线的交叉；(3)结合地形、地质、气象等自然条件，符合竖向及绿化布置的要求；(4)新建设施的布置应符合防火、卫生规范及各种安全的要122、求，并满足地上、地下工程管线的铺设和交通运输的要求。c)防护设施原则 本设计本着“预防为主，防消结合”的原则，从预防火灾、防止火灾蔓延及消防三方面采取措施，防止和减少火灾危害，确保本装置的生产安全。d)工厂绿化方案及指标(1)为减少新建装置对环境的污染，绿化设计在节约用地的原则下，应与周围建筑物、构筑物相协调，与厂区总平面布置、竖向布置和管线设计综合考虑，全面安排，充分利用空隙地，合理布置，更好地发挥绿化效能；(2)绿化指标为15%。e)拆迁本拟建工程区域都为空地,无拆迁量。节省资金，为工程提供的建设用地完全能满足工程建设的要求。.2 竖向布置a)竖向布置原则(1)竖向布置方式和控制标高的选定123、，应与全厂总体竖向布置和标高相一致；(2)保证新建设施在生产运输上有良好条件；(3)保证与周围设施的标高相协调，使界区内地面雨水能顺利排出，并不受洪水影响；(4)利用自然地形，减少土方工程量；(5)根据自然地形，新建装置及配套设施的竖向布置与原场地保持一致。装置及配套设施外设6米宽环行消防道路与厂区主干道相连接。b)场地排雨水雨水排除方式采用暗管（路边埋设雨水管），路面放置雨水蓖子。雨水由雨水蓖子至路边暗管，经汇集后的雨水进入xx市沙市农场农技路xx石油化工有限公司工业园区雨水系统。.3 主要工程量本工程总图专业主要工程量包括新建道路、车行场地、人行场、绿化、排水沟等。具体工程量见表.3。表 124、.3 主要工程量表序 号项 目单 位数 量备 注一C9加氢装置1车行场地m26773混凝土地面2人行场地m23500混凝土地面3排水沟m170铸铁盖板4围堰m100混凝土5沥青道路m23312沥青二制氢装置1人行场地m21500混凝土地面2绿化m260163排水沟m50铸铁盖板4沥青道路m22337沥青5车行场地m21200混凝土地面三储运设施1人行场地m25200混凝土地面2排水沟m210混凝土3绿化m244034沥青道路m22364+1656沥青5车行场地m24701混凝土地面四公用设施1人行场地m22000混凝土地面2绿化m232993沥青道路m21332沥青五水处理设施1人行场地m23125、230混凝土地面2绿化m26804.53沥青道路m23415.8沥青六炉区1人行场地m22444混凝土地面2绿化m240463沥青道路m23250沥青 装置运输裂解C9馏分油采用水运，产品外运采用汽车运输方式，装置与罐区间物料运输方式采用管道输送方式。其原料和产品运输状况见表。表 原料、产品运输量一览表序 号名称运输量 t/a运输方式状态1原料： 裂解C9馏分油50000水运液体2天然气6008管输气体3产品：重油8000汽运液体4120#溶剂油1328汽运液体5混合二甲苯5592汽运液体6C9芳烃溶剂油19920汽运液体7C10芳烃溶剂油12400汽运液体8重芳烃3480汽运液体 标准规范 126、石油化工企业设计防火规范（1999年版） GB50160-92 石油化工厂区竖向布置设计规范 SH/T3013-2000 石油化工厂内道路设计规范 SH/T3023-2005 石油化工厂区绿化设计规范 SH 3008-20008.2 储运 储存系统8.2.1.1 研究范围xxxx石化5万吨/年C9加氢装置原料和产品的储存系统，包括原料罐区、成品罐区、泵棚及其配套设施。8.2.1.2 储存原则a)认真贯彻执行国家、行业、地方制定的政策、法规、标准和规范；b)根据xxxx石化总体规划、全厂物料总流程和成品油销售市场情况，经济合理地确定储存系统的设计规模，简化工艺流程，减少油品周转次数，从而降低油品127、挥发损失；c)充分考虑装置位置和现场实际情况，合理布置储罐，新建工程尽量压缩占地面积，节约用地，做到集中布置、集中控制，便于管理和运输；d)储存系统流程设计在满足生产要求的前提下，既要考虑装置和储存系统的正常生产和事故处理，又要考虑装置开、停车时对储运系统的要求；e)采用先进成熟节能措施，合理使用能源和节约能源，最大限度地降低能耗；f)积极采用新工艺、新技术、新设备、新材料，努力实现工艺技术先进、生产运行可靠；g)注重环境保护、采取可靠的安全卫生防护措施，减少油气的排放，改善作业环境和大气环境；h)在设备选型和平面布置上要严格执行防火、防爆的各种现行设计标准和规范，防止火灾和爆炸事故的发生。8128、.2.1.3 储存系统建设方案a)裂解C9馏分油原料油主要为裂解C9馏分油，年处理量为5.0104t/a。根据xxxx石化总体规划、全厂物料总流程平衡和厂内储运设施实际情况，根据石油化工储运系统罐区设计规范（SH3007-1999）中的有关规定，考虑装置多种原料切换周期，按油品性质和规定的储存天数确定储罐的型式、数量和容积，现新增2台3000m3原料油内浮顶罐，满足原料罐切水、沉降、分析、计量要求，其储存天数为33.5天，原料油储罐情况见表8.2.1.3-1。表8.2.1.3-1 原料油储罐情况表序号储罐编号介质名称储罐型式罐容(m3)地点备 注1裂解C9馏分油内浮顶23000原料罐区新增合 129、计6000b)成品油新建装置的成品油有120#溶剂油、混合二甲苯、不合格油、C9芳烃、C10芳烃、重油、重芳烃，年产量分别为0.14104t/a、0.56104t/a、4.2104t/a、2.0104t/a、1.3104t/a、0.04104t/a、0.3104t/a。根据xxxx石化总体规划、全厂物料总流程平衡和厂内储运设施实际情况，根据石油化工储运系统罐区设计规范（SH3007-1999）中的有关规定，考虑装置多种成品油切换周期，按油品性质和规定的储存天数确定储罐的型式、数量和容积。现新增1台3000m3不合格油内浮顶罐（兼装不同产地原料油），储存天数为19天；现新增2台1000m3 C9130、芳烃内浮顶罐，储存天数为26.7天；现新增2台500m3 C10芳烃拱顶罐，储存天数为19.4天；现新增2台400m3混合二甲苯内浮顶罐，储存天数为36天；现新增2台100m3120#溶剂油内浮顶罐，储存天数为34天；现新增1台100m3重油拱顶罐，储存天数为66天；现新增1台300m3重芳烃拱顶罐，储存天数为26天；成品油储罐情况见表8.2.1.4-2。表8.2.1.3-2 成品油储罐表序号物料名称物料密度t/m3储存温度储罐形式储罐个数储罐容积m3装料系数材质备注1120#溶剂油0.814常温内浮顶21000.85Q235新增2混合二甲苯0.848常温内浮顶24000.85Q235新增3不131、合格油0.846常温内浮顶130000.9Q235新增4C9芳烃溶剂油0.848常温内浮顶210000.9Q235新增5C10芳烃溶剂油0.848常温内浮顶25000.85Q235新增6重油0.89560拱顶11000.85Q235新增7重芳烃0.87660拱顶13000.85Q235新增8.2.1.4 推荐储存流程及储存方案a)原料油罐区原料C9由码头卸船经新增机泵加压后埋地输送至xxxx石化原料罐区，经送料泵送至装置。b)成品油罐区120#溶剂油、混合二甲苯、不合格油、C9芳烃、C10芳烃、重油、重芳烃由装置经管道送至成品罐区。8.2.1.5 储存系统工程量罐区内新建管墩敷设管线，罐区内增132、设跨桥。管道主要采取地上管架和管墩敷设方式。具体数据见以下列表。表8.2.1.5 安装工程量序号名 称单位数 量1管道安装m/t4432/39.92阀门安装台1523环氧富锌漆t1.874醇酸磁漆t0.878.2.1.6 公用工程消耗量表8.2.1.6 公用工程消耗量表序号名 称规格单位稳 定 消 耗 量间 断 消 耗 量备 注每小时每 年折连续平均 消耗量周期时间（小时/次）周期频率 （次/小时）1照明用电220VACkW100002机泵用电380VACkW590000100.125间断3氮气0.8MPaNm37500间断4蒸汽0.8MPat102005生活水0.4MPat2008.2.1.133、7 占地、建筑面积及定员生产设计定员按四班三倒的原则设置，设控制操作人员和装置巡检人员。占地、建筑面积及定员见表8.2.1.7-1、8.2.1.7-2。 表8.2.1.7-1 建、构物建筑面积和占地面积表 （m2）序号名 称建 筑 面 积占 地 面 积备 注1重油泵棚202316.5厂内2轻油泵棚257365.4厂内3原料泵棚202316.5码头合计6611006.4表8.2.1.7-2 定员表序号岗位名称行政管理定员技术人员定员生产工人每班定员操作班制小 计1罐区1四班制42工艺管理11白班23泵棚1四班制4合 计112108.2.2 装卸系统8.2.2.1 研究范围本装卸系统包括成品油汽车134、装车设施。新建3座汽车装车栈台，每个栈台设置2套或3套汽车装车鹤管及有关系统管道。管道主要采取地上管架和管墩敷设方式。.2 装卸原则 a)装卸系统的设计，必须贯彻执行国家有关的方针政策，符合国家和行业现行标准、规范的要求，装卸规模经济合理，节约能源，减少油品损耗，防止污染环境，做到技术先进、安全生产、管理方便；b)装卸设施应选在交通方便的地方，装卸油台、泵房和公用设施的布置，应在满足装卸油工艺和防火间距要求的前提下，充分利用自然地形，尽量减少土石方工程量，节约占地，节约投资；c)装卸流程应先进、可靠、灵活，在满足生产要求的前提下，应力求简化，并符合国家和行业现行标准、规范的要求；d)装卸设施的135、生产及生活辅助建筑物，包括办公、维修、储藏、休息和卫生设施，应统一规划设置，并应符合国家现行的工业企业设计卫生标准的有关规定。建筑设计，应做到适用、美观和经济，并与周围环境相协调。8.2.2.3 装卸设施的设置在新增汽车装车栈桥，设置2套C9芳烃汽车装车鹤位，设置2套C10芳烃汽车装车鹤位，设置1套120#溶剂油汽车装车鹤位，设置1套混合二甲苯汽车装车鹤位，设置1套重油汽车定量装车鹤位，设置1套重芳烃汽车定量装车鹤位，通过检斤衡计量。8.2.2.4 装卸流程及工艺参数 成品油由成品油储罐抽出经泵增压后送至汽车装车台装车。其工艺参数如下：流量：90m3/h 扬程：55米8.2.2.5 装卸系统工136、程量新增8套汽车装车鹤管及有关系统管道。管道主要采取地上管架和管墩敷设方式。主要设备规格见表.5-1，工艺安装工程量见表.5-2。表8.2.2.5-1 主要设备规格表序号流程编号设备名称数量(台)操作条件规格材质重量t/台保 温备注压力MPa(g)温度材 质（厚）数 量（m3）1汽车装车泵12新增2汽车装车鹤管8DN8020#新增表8.2.2.5-2 工艺安装工程量序号名 称单位数 量1管道安装m/t1500/2.02阀门安装台473环氧富锌漆t0.274醇酸磁漆t0.178.2.2.6 公用工程消耗量表8.2.2.6 公用工程消耗量表序号名 称规格单位稳 定 消 耗 量间 断 消 耗 量备 137、注每小时每 年折连续平均 消耗量周期时间（小时/次）周期频率 （次/小时）1照明用电220VACkW10002消防蒸汽1.0MPat1208.2.2.7 占地、建筑面积及定员生产设计定员按四班三倒的原则设置，设控制操作人员和装置巡检人员。占地、建筑面积及定员见表8.2.2.7。 表8.2.2.7-1 建、构物建筑面积和占地面积表 （m2） 序号名 称建 筑 面 积占 地 面 积备 注1栈台业务室（带空调）118216.52栈台检斤地衡60943栈台1154表8.2.2.7-2 定员表序号岗位名称行政管理定员技术人员定员生产工人每班定员操作班制小 计1栈台2白班22工艺管理11白班2合 计112138、48.2.2.8 设计采用的主要标准及规范石油化工企业设计防火规范(1999年版) GB50160-1992石油化工储运系统罐区设计规范 SH3007-1999石油化工企业储运系统泵房设计规范 SH3014-1990石油化工管道设计器材选用通则 SH3059-2001石油化工设备和管道隔热技术规范 SH3010-2000石油化工管道布置设计通则 SH3012-2000石油化工设备和管道涂料防腐蚀技术规范 SH3022-19998.3 外管网8.3.1 主要外管道新建管廊由新建装置边界新敷设管道。原料C9由3公里外的油品码头埋地进入新建罐区，成品120#溶剂油、混合二甲苯、不合格油、C9芳烃、C139、10芳烃、重油、重芳烃敷设至新建罐区，蒸汽、采暖热水管道由现有管廊上就近引出。8.3.2 管道敷设原则及敷设方式8.3.2.1 管道设计应本着集中布置，少占场地，方便生产，施工容易，整齐美观和经济合理原则进行，并应符合现行国家和行业有关标准规范的要求。8.3.2.2 管道采用地上架空敷设方式，并尽量利用厂内外管网管架敷设。8.3.2.3 管道热补偿方式为自然补偿和型补偿。8.3.2.4 管道吹扫采用氮气或蒸汽固定吹扫形式。8.3.2.5 改造项目应尽量利用原有管架和设施，并合理布置。8.3.3 占地面积及定员本项目外管网系统依托油品车间管理，不增加新定员。8.3.4 设计中采用的主要标准和规范140、石油化工管道设计器材选用通则 SH3059-2001石油化工设备和管道隔热技术规范 SH3010-2000石油化工管道布置设计通则 SH3012-2000石油化工设备和管道涂料防腐蚀技术规范 SH3022-19998.4 放空系统为保证制氢装置和加氢装置在开停工及事故状态下放空的氢气、可燃气体能够及时、安全、可靠地排放燃烧，建立地面火炬系统一套。 封闭式地面火炬系统主要由燃烧塔（包括挡风墙）、燃烧器、点火控制系统等组成。 占地面积：15m10m。 设计中采用的主要标准和规范石油化工企业设计防火规范(1999年版) GB50160-1992石油化工企业燃料气系统和可燃性气体排放系统设计规范 SH141、3009-2001石油化工管道设计器材选用通则 SH3059-2001石油化工设备和管道隔热技术规范 SH3010-2000火炬系统设置 HG/T20570.12-95 API-RP521Guide For Pressure-Relieving and Depressuring SystemsAPI-RP520Sizing, Selection,and Installation of Pressure-Relieving Devices in RefineriesAPI Standard 537Flare Details for General Refinery and Petrochemic142、al Service8.5 土建 结构部分.1 工程地质条件拟建的xx石油化工有限公司工业园区位于长江中游北岸的xx市沙市区沙洪路北部，西南距长江岸线约1.5km，地貌位置属低平原区长江北岸一级阶地，场区地势平坦，地面高程28.5029.50m。地形条件较好。场区自中更新世末至晚更新世中期堆积了近百米厚的砂卵（砾）石层，进入全新世后，随着北部构造掀斜作用的加强，长江河道不断南移，中晚期（距今约2000年）本区成为长江河道，冲积形成了厚约1015m的砂层。随着长江河道的继续南移，使场区成为遗迹湖环境，堆积了一套冲湖积、湖积相的淤泥质粘性土、淤泥层，后经人工堆积改造整平成现有场地。场区在勘探深度4143、0.00m（高程-10.00m）范围内，地基土体分布特征如下：层：杂填土。灰褐、灰黑、杂色，湿，松散，由粉质粘土、砂土夹砖渣、瓦片、碎块及各种建筑垃圾组成。混有淤泥，结构疏散，极不均一，为有害地基土。全场均有分布。厚0.502.00m。层：淤泥质粉质粘土。灰褐色，饱水，软塑至流塑状，压缩变形量大，含有机质及铁锰质结核，具臭味。岩芯较完整，呈筒状。该层厚度变化较大，局部缺失，顶面埋深0.702.00m，厚度05.0m，一般为0.503.00m，最大为5.50m。层：粉质粘土。褐黄色，饱水，可塑状。具微层理，含铁锰结核，局部粉粒含量较高，夹少量薄层粉土、粉砂层。厚度变化较大，一般为2.208.00144、m，最大为9.85m。顶板埋深0.805.5m。层：粉质粘土。黄褐色，饱水，软塑状。局部因有机质含量增高而夹淤泥质粉质粘土。顶板埋深4.406.40m，揭露厚度7.0011.50m。层：粉砂。灰褐色，稍密中密，饱水。局部粉粒含量较高，夹薄层粉土，具微层理。顶板埋深11.015.80m，变化较大，厚度3.506.50m，最大为7.50m。层：细砂。灰色，稍密中密，饱水。均匀，层理发育。标贯击数一般1012击。该层顶面埋深15.0023.00m，分布较稳定，厚度2.506.00m，最大为9.00m。层：卵石。杂色，饱水，密实。卵石成分以石英岩、石英砂岩及火成岩为主，磨圆度较好，分选性差，孔隙中充填145、有灰色细砂、中砂。卵石层顶板埋深17.5023.50m，厚度2.003.50m，最大为3.80m，变化较大。层：圆砾。杂色，饱水，密实。成分以石英岩、石英砂岩及火成岩为主，磨圆度较好，孔隙中充填有灰色细砂、中砂。该层顶板埋深19.5027.50m，厚度2.504.00m，最大为5.50m，变化较大。层：卵石。杂色，饱水，密实。卵石成分以石英岩、石英砂岩及火成岩为主，磨圆度较好，分选性差，孔隙中充填有灰色细砂、中砂。卵石层顶板埋深22.5030.50m，区域揭露最大厚度为120m，分布较稳定。本场地地下水无腐蚀性。因无新建厂区详细地质勘察报告,故地基承载力特征值暂按fk=100kPa考虑，地基处146、理方案待基础设计阶段按详细地质勘察报告采取措施。 土建工程方案的确定原则.1 基础型式的选择本工程对于负荷不大，沉降要求不高的建、构筑物采用天然地基，基础型式根据具体情况分别采用钢筋混凝土独立基础、素混凝土基础；对于负荷大，沉降要求高的塔、反应器等构筑物采用钢筋混凝土钻孔灌注桩基础。a)加氢装置：1)系统管廊采用钢筋混凝土独立基础；2)塔型设备基础、加热炉基础、反应器构架及反应器基础、冷换构架、装置管架、压缩机基础、水池及储罐基础等均采用现浇钢筋混凝土钻孔灌注桩；3) 烟囱基础、锅炉基础、卧式容器基础采用现浇钢筋混凝土基础；4) 泵棚采用现浇钢筋混凝土基础，泵基础、小型立式设备基础采用素混凝土147、基础；5)建筑物基础详见建筑说明。b)制氢装置：1)压缩机厂房基础采用钢筋混凝土独立基础；厂房内压缩机基础采用大块式钢筋混凝土基础；2)管架采用钢筋混凝土独立基础；冷换设备基础及卧式容器基础、烟囱基础、立罐基础采用钢筋混凝土基础或素混凝土基础。3)泵基础采用素混凝土基础；泵房基础采用钢筋混凝土独立基础。4)反应器基础和反应器构架基础、炉基础、塔基础、构架基础采用钢筋混凝土桩、筏联合基础；.2 特殊地基的处理方案如果地基有承载力很低的土层不能满足设计要求时，可对地基采用换土垫砂或回填碎石混凝土加固地基的方法，具体处理方案应根据工程地质勘察报告在基础设计时确定。.3 主要构筑物的结构型式a)加氢装148、置： 1)压缩机棚（60.0m15.0m16.0m）共单层，吊车轨顶标高11.0m，采用钢结构，彩色压型钢板围护，操作平台板采用钢格板。压缩机基础6座。2)管架：跨度8.7m、层数三层，柱距6.0 m的管架共19榀（顶层两侧分别布置电缆槽盒和仪表槽盒走台）；跨度8.7m、底层三层为管架，顶层设空冷平台，柱距6.0m的共3榀；跨度4.5m、层数二层，柱距6.0 m的管架共9榀；跨度3.0m、层数二层，柱距6.0 m的管架共3榀；跨度4.0m、单层，柱距12.0 m的管架共2榀；所有管架均采用纵梁式钢管架，平台铺板采用钢格板。3)反应器构架为8.0m4.0m26.0m，采用钢结构，共九层。平台铺板149、采用钢格板。 4)冷换构架（构-2）为30.0m7.5m26.0m，采用钢结构，共三层，平台铺板采用钢格板。5)地下污油罐池9.0m4.6m3.0m，采用现浇钢筋混凝土结构；6)泵棚采用门式刚架结构，共三座。其中重油泵棚27.0m7.5m4.5m；轻油泵棚39.0m6.6m4.5m；原料泵棚27.0m7.5m4.5m；泵基础37座。加热炉基础1座。7)其它设备基础详见设备平面布置图。b)制氢装置：1)压缩机厂房（18.0m15.0m5.0m）采用钢结构。2)管架（跨度6.0m、宽度6.0m的管架13个，跨度6.0m、宽度4.0m的管架13个，跨度6.0m、宽度3.0m的管架4个）二层，采用纵梁150、式钢管架；3)反应器构架（4.016.012.0m，层高3.0m）采用钢结构。 4)构架（3.0m12.0 m5.0m）采用钢结构。5)泵房（6.0m12.0m5.0m，兼做管架、构架）基础采用钢筋混凝土独立基础。c)给排水：1)消防水池（25.0m12.03.5m）两座，消防水泵基础两座。2)水塔水池（10.0m10.01.5m）一座。3)吸水池（9.0m8.03.5m）一座。循环水泵基础两座。水处理设备基础一座。污水处理设备基础一座。4)事故水池（50.0m20.04.0m）一座。事故水泵基础一座。所有水池均采用现浇钢筋混凝土结构。d)储运：1)管墩长6m，共60座，采用现浇钢筋混凝土结构151、。2)管架跨度3m，四层，独立式钢管架120榀。3)泵基础17座。4)3000m3储罐基础3座；100m3储罐基础3座；400m3储罐基础2座；1000m3储罐基础2座；500m3储罐基础2座；300m3储罐基础1座。5)汽槽装车栈台（44.0m7.06.0m,其中5.5处增设一层管架）一座。内设三个操作平台（7.0m2.52.0m），采用钢结构，彩色压型钢板围护，操作平台板采用钢格板。6)栈台检斤低衡一座，采用现浇钢筋混凝土结构。7)其它建筑物及小型设备基础详见建筑专业说明。e)热工：锅炉及钢烟囱基础各一座。其它建筑物及小型设备基础详见建筑专业说明。f)装置内钢结构，根据防火要求，对处于火灾152、爆炸危险区域范围内的框架、支架、管架等在应覆盖耐火层的部位涂防火涂料，耐火极限不低于1.5h，主要部位是单层钢框架的柱、柱间支撑、框架梁及设备梁；多层钢框架的楼板为钢格板时，地面以上10m范围内的柱、柱间支撑、框架梁及设备梁；设备承重钢支架地面以上全部构件；钢管架底层主管廊的梁、柱，且不低于4.5m。除刷防火涂料之外的钢结构及外露的铁件均应刷防腐涂料，按耐一般化工大气腐蚀设计。.4 对地区特殊性问题所采取的处理措施a)抗震设计：抗震设防烈度 6度设计基本地震加速度 0.05g设计地震分组: 第一组b)对有可能产生冻胀土的地基采取防冻胀措施。 构筑物及其工程量构筑物设计遵循“技术先进、结构合理、153、安全适用、确保质量”的原则，积极并慎重采用新技术、新材料，优先采用当地成熟的经验和施工条件，做到结构设计合理可靠，符合防火、防爆、抗震要求。有关构筑物及其工程量详见表构筑物及其工程量一览表。表 构筑物及其工程量一览表序号名 称钢 材（t）钢筋砼（m3）素 砼（m3）备注1加氢装置1.1反应器构架76.0264.01.2冷换构架208.0503.020.01.3管架244.01051.0140.01.4设备基础1576.522.0小计528.03394.5182.02制氢装置2.1压缩机基础259.42.2管架186.0200.02.3反应器构架51.2295.52.4设备基础205.026.0154、2.5构架10.864.02.6泵房（管架）21.664.0小计269.61087.926.03储运3.1管架315.01632.03.2设备基础1632.380.03.3管墩300.03.4栈桥平台2.546.080.0不含棚小计317.53610.3160.04给排水4.1消防水池1061.064.04.2吸水池161.69.04.3凉水塔水池278.011.04.4事故水池707.0130.0小计2207.6214.05热工设备基础50.0合计1115.113434.0582.0 设计中结构专业采用的主要标准规范建筑抗震设计规范 GB50011-2001建筑结构可靠度设计统一标准 GB5155、0068-2001岩土工程勘察规范 GB50021-2001建筑地基处理技术规范 JGJ79-2002地下工程防水技术规范 GB50108-2001建筑地基基础设计规范 GB50007-2002建筑结构荷载规范 GB50009-2001混凝土结构设计规范 GB50010-2002钢结构设计规范 GB50017-2003动力机器基础设计规范 GB50040-96构筑物抗震设计规范 GB50191-93化工、石油化工管架、管墩设计规定 HG/T20670-2000石油化工企业落地式离心泵基础设计规范 SH3057-1994石油化工企业设计防火规范（1999年版） GB50160-1992石油化工塔156、型设备基础设计规范 SH3030-1997石油化工企业钢结构冷换框架设计规范 SH3077-1996石油化工冷换设备和容器基础设计规范 SH/T3058-2005石油化工压缩机基础设计规范 SH3091-1998石油化工企业管式炉基础设计规范 SH3061-1994石油化工钢筋混凝土结构水池设计规范 SH/T3132-2002石油化工钢结构防火保护技术规范 SH3137-2003建筑桩基技术规范(1997年局部修订条文) JGJ94-94门式刚架轻型房屋钢结构技术规程 CECS102：2002石油化工钢储罐地基处理技术规范 SH/T3083-1997钢结构防火涂料应用技术规程 CECS24：9157、0建筑设计防火规范 GB50016-2006 建筑部分.1 建筑工程方案的确定原则1）主要建筑物的结构型式分析化验室：采用砌体结构；变电所：采用钢筋混凝土框架结构；控制室：采用砌体结构；栈台业务室：采用砌体结构；锅炉房：采用门式刚架结构；空压站：采用门式刚架结构；水处理站：采用门式刚架结构。2）对地区特殊性问题（如地震等）所采取的处理措施抗震设计：抗震设防烈度 6度设计基本地震加速度值 0.05g设计地震分组 第一组 .2 建筑物工程量1）设计原则a)本工程所有建筑物本着“安全适用、经济合理、技术先进、美观大方”的建筑方针，精心设计，满足生产使用要求；b)建筑设计注意结合当地自然条件及周围环境158、综合考虑，力求统一协调，造型简洁、明快、美观，用地紧凑，布局合理；c)充分考虑其装置的生产特点，注意防火、防潮、防爆、防噪音、防腐蚀、洁净等。d)充分考虑地方材料优势，原则上以地材为主；e)建筑设计严格遵守现行国家、省、部和行业颁布的有关设计规范、标准、规定及具体工程的特殊设计规定。2）设计内容本工程建筑物为十个单体项目。其内容包括：分析化验室建筑面积为324平方米，单层，砌体结构，高度为3.6米；变电所建筑面积为946平方米，两层，钢筋混凝土框架结构，高度为7.5米；控制室建筑面积为324平方米，单层，砌体结构，高度为3.6米；栈台业务室建筑面积130平方米，单层，砌体结构，高度为3.7米；159、锅炉房建筑面积108平方米，单层，门式刚架结构，高度为6.2米；空压站建筑面积162平方米，单层，门式刚架结构，高度为6.7米；水处理站建筑面积162平方米，单层，门式刚架结构，高度为6.7米。建构筑物形式一览表见表.2。表.2建筑物一览表序 号名 称层 数总 高 度（m）结 构型 式建筑面积（m2）占地面积（m2）备 注1分析化验室13.6砌体结构3243802变电所28.1钢筋混凝土框架结构9465403栈台业务室13.7砌体结构1301704控制室13.6砌体结构3243805锅炉房16.2门式刚架结构1081406空压站16.7门式刚架结构1622107水处理站16.7门式刚架结构16160、2210合计21542030.3 设计中采用的主要标准及规范建筑模数协调统一标准GBJ2-86建筑制图标准 GB/T50104-2001房屋建筑制图统一标准 GB/T50001-2001建筑抗震设计规范 GB50011-2001砌体结构设计规范GB50003-2001建筑地面设计规范 GB50037-96建筑采光设计标准 GB/T50033-2001工业建筑防腐蚀设计规范 GB50046-95石油化工生产建筑设计规范 SH3017-1999建筑设计防火规范 GB50016-2006石油化工企业设计防火规范（1999年版） GB50160-92建筑内部装修设计防火规范（2001年版） GB502161、22-959 公用工程及辅助生产设施9.1 给排水 研究范围和原则.1 研究范围xxxx石化5万吨/年C9加氢工程给水、排水及消防水系统的设计。.2 研究原则a)给排水设计严格执行国家、行业的有关标准、规范和规定；b)采用新工艺、新技术、新设备，力求消耗定额低，运行安全可靠，操作简单，维修方便；c)节约水资源，减少排污；d)给排水系统应尽可能利用原有设施，不足部分予以填平补齐，尽可能减少占地，节约投资。 给水.1 给水量xxxx石化5万吨/年C9加氢工程用水采用深井取水。用水量统计详见表.1。表.1 用水量统计表(m3/h)序号用水单位循环连续给水用水量循环连续回水用水量生活用水量新鲜水用水量162、备注1制氢装置12012072加氢装置72072033锅炉房0.50.50.50.24空分空压站内0.55化学水处理站136循环水补水量187消防水补水量42消防时使用合计840.5840.51.083.2.2 管网系统划分厂内给排水系统管网划分为生产给水系统、生活给水系统、含油污水系统、雨水、事故水系统及消防给水系统。 循环水系统.1 循环水量 xxxx石化5万吨/年C9加氢工程的循环给水及回水的水量、压力、水温，详见表.1-1及表9.1.3.1-2。表.1-1 循环给水统计表序号用水单位循环给水量(m3/h)进界区压力(MPa)进界区温度()备注1制氢装置1200.5533连续2加氢装置7163、200.5533连续3锅炉房0.50.5533连续合计8405表.1-2 循环回水统计表序号用水单位循环回水量(m3/h)出界区压力(MPa)出界区温度()备注1制氢装置1200.3543连续2加氢装置7200.3543连续3锅炉房0.50.3543连续合计8405.2 循环方式及循环水主要参数循环水给水系统选择循环敞开式循环方式。.3 冷却塔结构形式、单间处理水量、冷却塔间数采用机械通风式钢筋混凝土框架冷却塔，处理水量为900m3/h，新建一间冷却塔，处理水量为900m3/h。 排水.1 排水系统划分排水系统划分为生产、生活污水及雨水、事故水系统，初期雨水进入生产污水管道，排入污水处理场处理164、合格后排放，清净雨水排入开发区雨水系统，事故时事故污水沿雨水管网进入事故水池，经污水处理场处理合格后排放。.2 排水量排水量见表.2。表.2 排水量统计表序号排水单位连续生产污水(m3/h)间断生产污水(m3/h)间断生活污水(m3/h)1制氢装置22加氢装置2.50.63锅炉房0.54空分空压站内0.55化学水处理站36循环水排水量187罐区排水10合计4.531.51.1.3 污水处理a)生活污水排水系统生活污水来至厂内各建筑物内，间断排放量，由管网汇集至化粪池内，由管道排入污水排放系统。b)雨水排水系统沿消防通道适当位置铺设雨水口，经管道汇集后排放。c)事故水系统 事故水量按6个小时的消165、防水量计算，事故水池容积取4000m3，事故时厂内污染的消防水经雨水管网收集排入事故水池。 d)含油污水系统 含油污水排入新建污水处理场内，经处理达标合格后排放。 主要节水措施在生产、生活给水管道进装置后，设置计量仪表，计量一次用水量，杜绝长流水现象，在循环水进、出装置总管道上设置计量仪表，并设置相应的切断阀，加强用水管理。 给排水管网给水管管径DN200采用螺旋缝埋弧焊钢管，管径DN200采用无缝钢管，敷设至用水点；污水管道采用排水铸铁管，经水封井隔绝油气后，排至污水处理场处理合格后排放，雨水及事故水管道采用钢筋混凝土管，事故时排至污水处理场处理合格后排放。 主要工程量该项目主要工程量包括消166、防系统、循环水系统、排水系统及污水处理系统所用的管材、阀门、伸缩器等。主要工程量及设备见表-1及表9.1.7-2。表-1 主要工程量表序号名称单位数量备注一管材1螺旋缝埋弧焊钢管吨127.822无缝钢管吨32. 063铸铁管吨57.684钢筋混凝土管米2140二阀门11.0MPa台1621.6MPa台87三伸缩器11.0MPa台821.6MPa台15四消防器材1消防水鹤台12室外防撞型地上消火栓台553消防水炮台44室外箱式消火栓台35推车式干粉灭火器台216手提式灭火器具1397灭火器箱个50表-2 主要设备表序号名称设备参数单位数量备注流量(m3/h)扬程(m)功率(kw)1消防水泵650167、72280台22循环水泵5409005572280台23污水泵10114台14凉水塔900套15水处理设备900套16组合一体化污水处理设备10套17电动格栅机台11.8米宽 占地、建筑面积及定员.1 占地、建筑面积消防、循环及污水处理系统占地面积见表.1。表.1 占地面积表(m2)序号名称占地面积备注1消防站4231消防水池2循环水场4218凉水塔及吸水池3污水处理场5638污水处理设备及事故水池.2 定员 消防水、循环水系统采用四班三运转定员为4人，污水处理场采用二班倒，定员为2人。 设计采用的标准及规范石油化工企业给水排水系统设计规范 SH3015-2003 室外给水设计规范 GB500168、13-2006室外排水设计规范 GB50014-2006建筑给水排水设计规范 GB50015-2003石油化工给水排水管道设计规范 SH3034-1999石油化工企业设计防火规范（1999年版） GB50160-92建筑灭火器配置设计规范 GB50140-20059.2 供电9.2.1 研究范围及原则9.2.1.1 研究范围 本工程电气部分的研究范围为xxxx石化5万吨/年C9加氢工程界区内的部分，包括C9加氢装置、制氢装置和热电站、导热油炉、给排水、污水处理、罐区、仓库、装卸车场、码头等公用工程的厂区变电所及全厂内所有用电设备的动力配电、照明配电及防雷、防静电接地工程。工程设计不包括因新建厂169、区变电所，引起的上级变电所设备投资及本厂区进线电缆和其它相关的内容。9.2.1.2 研究原则依托xx市沙市区内电业局现有供电系统满足新增负荷的供电需求。9.2.2 建设项目所在地域的电网现状本建设项目建设在xx市沙市区内，依托沙市区东区中心变电站，东区中心变电站的实际供电能力完全满足其供电要求。本设计不包括其工程界区外内容，具体详见新增用电负荷表9.2.3.1。9.2.3 新增用电负荷及负荷等级9.2.3.1 新增用电计算负荷见新增用电负荷表9.2.3.1。表9.2.3.1 新增用电负荷表序号用电设备组名称设备台数（n）设 备 容 量PS（kW）需要系数KXCOStg计算负荷备注Pjs（kW）170、Qjs（kvar）Sjs（kVA）Ijs（A）一6kV 负荷813750.80.80.7511008251375小计11008251375二0.38kV 负荷1C9树脂783.180.80.80.75626.54469.91783.182制氢1690.80.80.75135.2101.41693导热油378.40.80.80.75302.72227.04378.44热电站71.50.80.80.7557.242.971.55给排水880.80.80.7570.452.8886其他111.050.80.80.7588.8466.63111.057罐区4050.50.80.75202.5151.8171、8253.18照明1000.850.6210062138.44小计1583.41174.61992.7低压考虑同时系数Ky=0.80Kw=0.931266.71092.41672.7高、低合计3047.7年用电量：1524.85x104kWh9.2.3.2 负荷等级该生产装置及辅助生产设施配套系统设施均为长周期连续性生产装置，为二级用电负荷。9.2.4 供电电源选择及可靠性9.2.4.1 供电电源选择依托沙市区东区中心变电站电网，在厂区内新建一座厂中心变电所，供电电源引自沙市区东区中心变电站10kV母线。9.2.4.2 可靠性沙市区东区中心变电站10kV母线为I、II段分段运行，可以满足新建5172、万吨/年C9加氢项目的二级负荷用电需要。9.2.5 新增负荷供电方案原则9.2.5.1 新建变电所电压等级和规模该厂区内新建中心变电所为二层结构，一层为电缆夹层，二层为高、低压配电室。电压等级高压为10kV，低压为380V/220V。9.2.5.2 新建变电所主接线方式 单母线分段接线，母联设置备自投装置。9.2.5.3 新建变电所综合自动化水平采用综合保护器及计算机综合监控系统。9.2.6 供电方案与选择9.2.6.1 高压供电由于本新建工厂负荷和后续装置新增用电负荷较大，因此，本次依托沙市区东区中心变电站的主10kV系统的I、II段配出间隔直配至新建变电所是合理可行的，需每段各提供一路10173、kV电源。9.2.6.2 新建变电所的位置及电源选择新建厂中心变电所位置设置在厂装置的附近。9.2.6.3 高低压电缆敷设方式装置内电缆沿电缆沟敷设，未设电缆沟的地方采用电缆直埋。9.2.7 节电措施9.2.7.1 采用高效节能的电气设备采用新型节能电器元件、采用YA、YB系列高效节能电机、照明灯具选用节能型光源。9.2.7.2 提高功率因数 在新建变电所的10kV高压侧采用无功功率补偿，使其功率因数达到0.9以上，以减少无功功率损失。9.2.7.3 降低线损新建变电所尽可能靠近负荷中心位置以缩短线路的长度，减少线损。9.2.8 非线性负荷谐波情况预测及防治非线性负荷谐波在无功补偿设备中统一考174、虑在其配出回路加装抑制谐波设备。9.2.9 防雷、防静电措施9.2.9.1 防雷措施a)工作接地：变压器低压侧的中性点直接接地，接地电阻不得大于4欧姆；b)保护接地：电气设备正常不带电的金属外壳、电缆桥架等均应接地；c)工作接地、保护接地、防雷、防静电接地共用一个接地网，接地电阻不得大于4欧姆，接地装置以水平接地体为主，接地极采用L50505的镀锌角钢，接地干线采用铜包钢-404的镀锌扁钢，接地支线采用-254的镀锌扁钢。9.2.9.2 防静电措施固定设备（容器、机泵、管道等）的外壳，应进行静电接地，与地绝缘的金属部件（如法兰、胶管接头、喷嘴等）应采用铜芯软绞线跨接引出接地，管道在进出装置区处175、分岔处应进行接地，平行管道净距小于100mm时，应每隔20m加跨接线，当管道交叉且净距小于100mm时，应加跨接线。9.2.10 主要设备及电缆的选择9.2.10.1 高低压开关柜选择高压开关柜选择中置式开关柜，其保护采用高压综合保护器，开关采用真空断路器，低压开关柜选择抽屉式，其保护采用低压综合保护器，开关采用真空断路器。9.2.10.2 主要电力电缆的选择高压电缆按经济电流密度选择，按短路热稳定等条件校验。低压电缆按长期允许载流量选择，按允许的电压降损失校验。电缆在埋地的敷设系数为0.80。爆炸危险场所敷设的电缆，除按上述的校正系数校正外，其校正后的载流量需大于用电负荷的1.25倍。9.176、2.11 主要设备和材料的规格数量9.2.11.1 厂中心变电所新增加25台高压配电柜和45台低压配电柜及2台容量为1600kVA变压器。主要设备的规格型号及数量见表9.2.11.1。表9.2.11.1 主要设备表序号设备名称设备型号及规格单位数量备注1干式变压器1600kVA台22中置式高压开关柜KYN台253低压开关柜MNS台459.2.11.2 电力电缆和控制电缆的规格型号10kV动力电缆选用 ZR-YJV22-10kV 0.38kV动力电缆选用 ZR-YJV22-1kV 控制电缆选用 ZR-KVV22-0.5kV 9.2.12 占地、建筑面积建、构筑物建筑面积和占地面积见表。 表9.2177、.12 建、构筑物建筑面积和占地面积表（m2）序号代号名称建筑面积占地面积备注1中心变电所5255259.2.13 设计中主要采用的标准及规范9.2.13.1 标准规范低压配电设计规范 GB50054-95通用用电设备配电设计规范 GB50055-93电热设备电力装置设计规范 GB50056-93供配电系统设计规范 GB50052-95电力装置的继电保护和自动装置设计规范 GB50062-92电力工程电缆设计规范 GB50217-94石油化工企业照度设计规定 SH/T3027-2003建筑物防雷设计规范（2000年版） GB50057-94工业与民用电力装置的接地设计规范（试行） GBJ65-178、83石油化工企业工厂电力系统设计规范 SH3060-94 炼油厂用电负荷设计计算方法 SH/T3116-2000炼油化工建设项目可行性研究报告编制规定（试行） 2002年石油化工企业电气图图形和文字符号 SH3072-959.2.13.2 本设计应遵循以下标准图集 接地装置安装 03D501-4 建筑物防雷设施安装 88D501-19.2.13.3 本设计参照以下设计手册 中国航空工业规划设计研究院等编写的工业与民用配电设计手册第三版。9.3 电信9.3.1 研究范围和原则9.3.1.1 研究范围本研究范围包括装置新建厂区内所有装置、建筑物、配套设施的通讯线路和火灾报警系统的电信设计。9.3.179、1.2 研究原则为了有效地预防火灾，并及早地发现火情，保障安全生产运行，特设火灾报警系统，当发生火警时，手动报警信号传到区域火灾报警控制器，值班人员及时发现及时报告。以及满足管理和生产运行时的信息沟通，设电话交换机满足内部和外部的信息沟通。9.3.2 电信需求及业务预测9.3.2.1 电信现状本次新建厂区设计的通信系统及消防报警系统均纳入xx市沙市区现有系统。9.3.2.2 电信需求及业务预测根据生产操作及管理对通讯的要求，该工程电信系统设有行政电话、火灾报警电话、防爆无线对讲电话及火灾自动报警系统和工业电视监视系统。9.3.3 依托情况装置区的电信系统及火灾报警系统均依托xx市沙市区的电信系180、统及火灾报警系统。9.3.4 系统技术方案9.3.4.1 行政电话系统所有办公设置的行政电话，并且各岗位所设电话直接接入厂区的通讯网络，并纳入沙市区的通讯系统。9.3.4.2 调度电话系统所有办公设置的调度电话各岗位所设电话直接接入厂区的通讯网络。9.3.4.3 无线通信系统为满足装置开、停工、检修及安全生产运行通信联系，设防爆无线对讲电话。9.3.4.4 火灾报警系统火灾报警系统的设置，本工程控制室内设一台区域火灾报警控制器，控制联合装置区域内的火灾报警。在厂区周围分别设置防爆手动报警按钮，防爆手动报警按钮设置在检修、巡检道路旁等明显和便于操作的部位。非防爆区域内分别设置智能手动报警按钮及智181、能光电感烟探测器。9.3.4.5 工业电视系统为适应现代化企业管理的需要，在装置区设置工业电视监视系统，在装置区一些重点部位设置摄象机，在控制室设置监视器。装置内的火灾报警、工业电视的线路，行政管理电话的配线纳入厂区的综合线路网。9.3.5 设计中采用的主要标准及规范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石油化工企业设计防火规范（1999年版） GB50160-929.4 供热及供水 设计范围和原则本部分设计范围：根据全厂各装置蒸汽、脱盐水和除氧水的消耗特点，制定与之相匹配的供热和供水系统，保证xxxx石化5万吨/年加氢装置及系统182、配套工程所需蒸汽、脱盐水和除氧水的供应。设计原则：在确保工艺生产供汽、供水可靠的基础上，实现科学用汽、合理用汽、安全用汽，以经济合理的投入，确保整个厂区装置生产用汽和用水安全。 供热及供水规模根据生产装置和储运系统用汽负荷的需求，在厂区内新建一座燃煤锅炉房及辅助设施。该锅炉房内设有一台4t/h饱和蒸汽锅炉，同时在锅炉房附近设置一座脱盐水站，该脱盐水站外供脱盐水能力为10t/h，外供除氧水能力为2t/h，同时增设一台5.0m3脱盐水箱，兼作缓冲罐之用。 供热及供水方案生产装置和储运系统蒸汽最大负荷为3.6t/h，正常负荷为3t/h，最小负荷为1.8t/h，根据生产装置和储运系统所需的蒸汽耗量和参183、数，在锅炉房内设置一台燃煤蒸汽锅炉，该燃煤蒸汽锅炉额定出口蒸汽参数为：蒸汽流量为4t/h、压力为1.25MPa（g）、温度为194。本期工程蒸汽用量很小，该锅炉作为本期工程临时供汽设施，待二期工程建设时，再重新规划设计新锅炉房，因此本锅炉房内不设备用锅炉，本期工程在锅炉房区域占地面积方面，考虑了预留二期工程锅炉房建设用地。此外，全厂各装置所需脱盐水和除氧水皆由脱盐水站供出，该脱盐水站采用预处理系统+两级反渗透水处理装置+脱气装置+抛光混床组成的水处理系统，其中预处理系统由全自动石英砂过滤器、全自动活性碳过滤器、全自动软水器、全自动计量加药装置等组成；两级反渗透水处理装置由保安过滤器、高压泵、两184、级反渗透主机、精密过滤器等装置组成；脱气装置和抛光混床组成脱盐水深度脱盐和除氧系统。其中经两级反渗透水处理装置后的水为脱盐水，该部分脱盐水进入5.0m3脱盐水水箱后分为两路，一路作为锅炉给水和制氢装置所需的脱盐水，该系统脱盐水出力为10t/h；另一路经过脱气装置和抛光混床后作为加氢装置所需的除氧水，该部分除氧水出力为2t/h。全厂用蒸汽、脱盐水和除氧水负荷列于下表。表 全厂蒸汽、脱盐水、除氧水负荷序号装置或用户名称1.1MPa蒸汽t/h脱盐水t/h除氧水t/h1加氢装置21.22制氢装置3.53储运罐区14锅炉房4.25其它0.5合计3.57.81.2 主要工程量主要工程量包括：在锅炉房内安装185、一台4t/h燃煤蒸汽锅炉及其工艺管道和相关附属设施，在脱盐水站内安装一套两级反渗透水处理装置+脱气装置+抛光混床组成水处理装置及其工艺管道和相关附属设施。主要设备规格表见表。表 主要设备规格表序号设备名称及规格型号数量单重（t）总重（t）备注14吨/小时燃煤锅炉13636210吨/小时两级反渗透水处理装置13.53.532吨/小时脱气装置10.40.442吨/小时抛光混床10.60.65中间水箱2000300011.61.66凝结水箱 20002000150011.41.4 平面布置 锅炉房建筑面积为129平方米，脱盐水站建筑面积为918平方米，整个锅炉房区域占地面积为3886平方米（含二期规186、划），锅炉房区域应布置在工艺装置的全年最小频率风向的上风侧。 组织定员锅炉房和脱盐水站拟定员8人（四班三运转）。 设计采用的主要标准及规范工业用水软化除盐设计规范 GB50109-2006化工企业化学水处理设计技术规定 HG/T20653-1998石油化工给水排水水质标准 SH3099-2000火力发电厂汽水管道设计技术规定 DL/T5054-1996锅炉房设计规范 GB50041-929.5 供风、供氮 设计范围和原则本部分设计范围：根据全厂各装置非净化风、净化风和氮气的消耗特点，制定与之相匹配的供风、供氮系统，保证xxxx石化5万吨/年加氢装置及系统配套工程所需的非净化风、净化风和氮气供应187、。设计原则：采用简洁、成熟、实用的技术和性能稳定的设备。 供风、供氮规模根据生产装置和储运系统用风负荷，在厂区内建设一座空分空压站，该空分空压站内设置二台45Nm3/min螺杆式空气压缩机（一开一备）、两台50Nm3/min微热再生干燥器（一开一备）和一套额定出力500Nm3/h PSA制氮装置，其中非净化压缩空气最大供应量为45Nm3/min，净化风最大供应量为50Nm3/min（两套同开），氮气最大供应量为500Nm3/h。 供风、供氮方案本期工程的供风与供氮系统消耗的压缩空气由同一个压缩空气母管供给，压缩机出口压缩空气首先进20m3缓冲罐，通过20m3缓冲罐将压缩空气分为两路，一路作为非188、净化风通过调节阀直接进入非净化风管网，另一路经微热再生干燥器干燥后，进入20m3净化风罐，通过20m3净化风罐将净化风分为两路，一路作为净化风通过调节阀直接进入净化风管网，另一路进入PSA变压吸附制氮装置，从PSA变压吸附制氮装置出来的氮气进入20m3氮气储罐后，进入氮气管网。全厂非净化风、净化风和氮气系统负荷详见表。表 全厂非净化风、净化风、氮气负荷序号装置或用户名 称非净化风(Nm3/min)净化风(Nm3/min)氮气(Nm3/h)连续间断连续间断连续间断1加氢装置3.33.32002制氢装置23储运罐区2004地面火炬105PSA变压吸附制氮装置346制净化风消耗3.67管网损失1.5189、合 计44.43.3410 主要工程量主要工程量包括：在空分空压站内安装二台45Nm3/min螺杆式空气压缩机、两台50Nm3/min微热再生干燥器和一套额定出力500Nm3/h PSA制氮装置及其工艺管道和相关附属设施。主要设备规格表见表。表 主要设备规格表序号设备名称规格单位数量备注1螺杆式空气压缩机45Nm3/min台22PSA变压吸附制氮装置500Nm3/h套13微热再生干燥器50Nm3/min台24空气储罐20006000台15氮气储罐20006000台1 平面布置 空分空压站建筑面积918平方米，空分空压站区域占地面积1824平方米。空分空压站布置在工艺装置的全年最小频率风向的下风190、侧。 组织定员空压站拟定员4人（四班三运转）。 设计采用的主要标准及规范压缩空气站设计规范 GB50029-20039.6 采暖、通风及空气调节 研究范围和原则.1 研究范围本可研范围包括项目各单元的所有建筑物所需通风、空调工程，各单体见表.1。表.1 单体建筑物明细序号单元名称单体名称建筑面积m3通风量m3/h空调冷负荷kW备注1锅炉房锅炉间及化学水处理站1805400通风2空分空压站空压站房40.51944通风3中心变电所变电所30070空调4中央控制室主控室、机柜室33785空调5分析化验室化验室、仪器室3001700089局部通风、空调6罐区栈台业务室11924空调.2 研究原则a)通191、风、空调设计严格执行现行国家、行业标准规范；b)结合生产实际，根据生产过程特点，优化方案设计，力求消耗定额低，运行可靠，节省投资；c)设备材料选择应满足在规定工况下能有效运行，检修方便，符合节能、消声、减振、安全、防火要求。 通风、空调方案.1 通风系统a)对余热量不大、有害气体散发量较少的厂房原则上以自然通风为主，当自然通风不能满足时，辅以机械通风，并满足工艺生产、设备、安全及防暑降温的要求；b)放散热、蒸汽或有害物质的厂房，应首先采用局部排风，当局部排风达不到要求时，应辅以全面排风或采用全面排风，以达到节能、节省投资和避免噪声干扰的目的；c)根据工艺设计条件，通风设备本着防爆、阻燃和工作性192、能稳定可靠的原则选型；d)对有可能散发大量易燃易爆气体、液体的厂房设置事故通风，事故通风系统与安全检测系统联锁。对散发大量余热的厂房设置消除余热的机械通风设施；e)消声隔音措施：采用低噪声风机措施降低噪音。.2 空调系统a)仪表控制室的操作室、机柜室、工程师站等设置集中空调，选用恒温恒湿空调机组2台，设在空调机房内，一台出现故障另一台可承担70%的负荷，制冷量44.5kW、风量8000m3/h；处理过的空气由风管通过吊顶空间进入空调房间内，室内气流组织为上送下回。b)为消除高低压配电间的余热，确保夏季炎热天气的安全供电，配电间内设风冷立柜式空调机；c)分析化验室的天平室、色谱室按要求分别设置恒193、温恒湿空调机；d)化验室的其他无湿度要求的房间设置冷/热柜式空调机。.3 室内空气计算参数 空调室内温度：机柜室、计算机室、仪表操作室、工程师站室： 夏季：温度为262、湿度为50%10% 冬季：温度为202、湿度为50%10% 温度变化率： 5/h 相对湿度变化率： 6%/h化验室：夏季：温度为2530、湿度为40%70% 冬季：温度为1820、湿度为40%70% 中央控制室室内空气洁净度： 尘埃（粒度10m0.2mg/m3） H2S10PPb SO250PPbCCl21PPb 公用工程消耗公用工程消耗量见表。表 公用工程消耗量表序号名 称规格单位连续消耗量间断用量备注每小时每年连续平均小时194、量周期时间（小时/次）周期频率(次/年)1电380VKWh184.32 主要工程量主要设备和工程量见表-1。表-1 主要设备规格表序号设 备 名 称规 格单 位数 量备 注1通风橱18007502540台72轴流风机T353.15 N=0.37kW台53轴流风机T354.0 N=0.09kW台34轴流风机T354.0 N=0.12kW台15恒温恒湿空调机QL=25.3kW QR=12kW V=6000m3/h N=25.1kW台16恒温恒湿空调机QL=12kW QR=6kW V=3000m3/hN=13.8kW台17恒温恒湿空调机QL=44.5kW QR=21kW V=8000m3/hN=38195、.1kW台2续表8单冷柜式空调机QL=41.7kW V=8000m3/hN=14.6kW台29冷热柜式空调机QL=12.9kW QR=6kWV=3000m3/hN=6.5kW台410冷热柜式空调机QL=20.2kW QR=9kWV=4300m3/hN=9.8kW台111壁挂式空调机QL=5200WQR=2500WV=900m3/hN=2.0kW台1 采用的标准规范采暖通风与空气调节设计规范 GB500192003 石油化工企业设计防火规范（1999年版） GB501601992石油化工采暖通风与空气调节设计规范 SH300419999.7 维修 本项目的机修、电修、仪修等维修设施，根据装置实际196、需要酌情增加，本可研未考虑该部分投资。9.8 分析化验 概述xxxx石化5万吨/年C9加氢工程按生产要求，设置了分析化验室，面积324m2，承担xxxx石化5万吨/年C9加氢工程生产过程的分析化验任务。 分析化验室的任务xxxx石化5万吨/年C9加氢工程按生产要求，设置了分析化验室，面积324m2，承担xxxx石化5万吨/年C9加氢工程生产过程的分析化验任务： a)负责xxxx石化5万吨/年C9加氢工程生产所需的裂解C9原料等的分析化验；b)负责xxxx石化5万吨/年C9加氢工程生产过程，包括一段加氢、二段加氢等部分的中间产物分析化验的控制任务，以保证生产的正常运行；c)负责xxxx石化5万吨197、/年C9加氢工程产品的分析化验任务；d)xxxx石化5万吨/年C9加氢工程生产过程的“三废”排放物的常规分析及装置区内环保监测等分析化验任务由厂中心化验室和环保监测站承担。 分析项目表表 分析项目表序号样品名称分析项目控制指标分析频率分析方法备 注开 车正 常1裂解C9原料一段加氢产物二段加氢产物芳烃1次/周GC法总硫1次/班微库仑法GB/T6324.4-86馏程1次/班GB/T255-77密度1次/班GB/T1884-2000金属含量1次/班原子吸收光谱法双烯值1次/班UOP-326-58水分1次/班GB/T260-77胶质1次/班GB/T8019-87硫醇硫12次/班GB/T1792-88198、开工时二段加氢产物1h一次溴价1次/班电位滴定法GB/T11135-1989颜色1次/班GB/T3555-19922新氢循环氢露点按硫化方案开工时H2S按硫化方案开工时组成1次/周1次/班“安捷伦”炼厂气分析方法新氢循环氢杂质含量（Cl2、O2、CO+CO2、微量水）每周一次“安捷伦”炼厂气分析方法续表序号样品名称分析项目控制指标分析频率分析方法备 注开 车正 常3产品馏程1次/班GB/T255碘值1次/班SY2301硫含量1次/班GB/T380芳香烃含量GB/T385闪点（闭口）GB/T261机械杂质和水分目测密度SY2206铜片腐蚀GB/T3784干燥气、再生气氧含量5还原气氢气露点 化验199、室设计原则.1 分析化验室的规模按车间一级考虑（或二级分析化验站），承担xxxx石化5万吨/年C9加氢工程的分析化验任务。.2 分析化验房间和辅助房间的配置应根据分析化验项目及频繁程度确定。.3 仪器设备的配置应根据控制分析项目和成品分析项目选择仪器设备。为了保证分析化验质量和准确率，仪器设备选型力求采用国内外最新科研成果及节能产品。详见分析化验设备规格表和分析化验设备规格书。 分析化验室的设计规模xxxx石化5万吨/年C9加氢工程分析化验室使用面积约324m2，设在分析楼一层，各房间设置如下： 化验分析室 1间 10.244.24m 化验分析室 2间 84.24m 标准溶液制备室 1间 84200、.24m 色谱室 1间 10.244.24m 天平室 1间 84.24m 主要仪器、设备表xxxx石化5万吨/年C9加氢工程分析化验室，主要仪器、设备见表。表 主要仪器、设备表序号名 称规 格单位数量备 注1GC色谱仪台42微库仑仪台23石油产品馏程测定器台24石油产品密度计台25原子吸收光谱仪台16紫外分光光度计或GC法台17石油产品水分测定仪台18实际胶质测定器台19电位滴定仪台410赛波特比色计台111露点分析仪台212石油产品闪点测定仪台113氧含量分析仪台114石油产品铜片腐蚀测定器台115电子分析天平台216单盘分析天平台217电热恒温干燥箱台218电热蒸馏水器台219烘箱台220201、可调式恒温水浴台121箱式电阻炉台222旋转蒸发器台123高温炉台124电动振动器台125可调速电动搅拌器台1续表序号名 称规 格单位数量备 注26真空泵台127电冰箱台128鼓风干燥箱台129天平台个230单面实验台个1231双面实验台个1232中央实验台个233药品架实验台个1234玻璃仪器批1 公用工程消耗 该分析化验室公用工程规格要求及消耗量见表。表 公用工程规格及消耗量表序号名 称规 格单 位消 耗 量备 注每小时(最大)每年1新鲜水0.4MPam33.02仪表空气0.45MPam30.13电380VkWh220VkWh120 占地、建筑面积及定员该分析化验室面积324m2。分析化验202、人员按四班三运转制，依据分析化验项目和频率要求，分析定员配置为：站长：1人； 技术员：1人； 分析工：3人。 设计采用的标准规范石油化工企业设计防火规范（1999年版） GB501601992炼油厂中心化验室设计技术规定（试行） SYJ 10078210 节能10.1 概述 工程项目用能特点该项目的节能重点在工艺装置，本装置的用能主要为蒸汽、燃料气和电，因此节能的重点为蒸汽、燃料气和电。 节能原则.1 采用先进、可靠、节能型的工艺技术和流程，提高热能的回收和利用。.2 采用新型高效机泵、高效强化换热器、高效塔盘等高效设备，提高能量转换效率和能量回收率，避免生产工艺中能量不合理转换。.3 充分回203、收烟气余热，提高加热炉热效率。.4 根据工程和技术经济条件，进行装置之间、装置与系统之间的热联合。.5 经济合理地回收余热、余压。.6 设备和管道的布置尽量紧凑合理，并加强保温，以减少散热损失和压力损失。10.2 能耗指标及分析 制氢装置能耗制氢装置按照SH/T 3110-2001石油化工设计能量消耗计算方法的规定进行装置能耗计算，其计算结果见表。 表 制氢装置能耗计算表序号使用地点消 耗 量能 耗 指 标能耗MJ/h单位能耗MJ/Nm3（原料）备注单位数量单 位数 量1电kWh/h169MJ/kW11.842000.960.6672循环水t/h6.2MJ/t4.1925.98 0.0093除204、盐水t/h2.5MJ/t10.4726.1750.0094蒸汽1.0MPat/h-2.5MJ/t3182-7955-2.6525净化风Nm3/h240MJ/Nm31.59381.60 0.1276燃料气kg/h168MJ/41.8687033.82.345合计1513.50.5折合标油为：11.94g标油/ Nm3（原料） 加氢装置能耗加氢装置按照SH/T 3110-2001石油化工设计能量消耗计算方法的规定进行装置能耗计算，其计算结果见表 。表 加氢装置能耗计算表序号使 用 地 点消 耗 量能 耗 指 标能耗MJ/h单位能耗MJ/t（原料）备注单 位数 量单 位数 量1电kWh/h1081M205、J/kW11.84127992047.82循环水t/h720MJ/t4.193016.8482.73除氧水t/h1.2MJ/t385.19462.2744蒸汽1.0MPat/h1MJ/t31823182509.15净化风Nm3/h200MJ/Nm31.5931850.96燃料kg/h832MJ/41.86834834.25573合计8737.4折合标油为：208kg标油/t（原料）10.3 节能措施 做好装置物料和能量平衡，合理地按品位高低分级利用各种能量。 优化工艺设计，采用新型高效催化剂，合理确定工艺参数，采用先进的反应器。 优化工艺设计，合理确定分离顺序、操作条件、产品收率和质量。 采用206、新型、高效塔盘和填料。 采用高效强化换热器，优化换热流程，充分利用传热系统中的冷却和加热介质，按能量品位合理利用。 加热炉采用高效空气预热器，降低排烟温度，以及采用新型节能燃烧器，提高加热炉热效率。 在自动控制方案设计中，除满足一般生产要求外，还根据节能的要求，合理配置各种监控、调节、检测及计量等DCS控制系统。 选用节能高效的机泵，在正常负荷下，机泵运行工况处于性能曲线的高效区，并采用合理的调节方式予以保证。 部分机泵、空冷器、风机采用变频调速电机，可有效降低装置电耗。 设备和管道布置尽量紧凑合理，以减少热损失和压力损失。 加强设备和管道保温，从而减少散热损失。 合理进行管道伴热设计。 在油207、品储运系统，简化工艺流程，减少油品周转次数，降低能耗。 充分回收利用装置、储运系统蒸汽凝结水。10.4 设计采用的规范、标准石油化工设计能量消耗计算方法 SH/T3110-2001 炼油装置工艺设计规范 SH/T3121-2000石油化工合理利用能源设计导则 SH/T3003-2000设备及管道保温技术通则 GB/T4272-1992 设备及管道保温设计导则 GB/T8175-1987 设备及管道保冷技术通则 GB/T11790-1996 石油化工设备和管道隔热技术规范 SH3010-200011 环境保护11.1 执行的环境标准 建设项目环境保护管理条例（国务院第253号令） 石油化工企业环208、境保护设计规范 SH3024-1995城市区域环境噪声标准 GB3096-1993环境空气质量标准(2000年修改单) GB3095-1996地表水环境质量标准 GB3838-2002 工业炉窑大气污染物排放标准 GB9078-1996一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准 GB18599-2001大气污染物综合排放标准 GB16297-1996 工业企业厂界噪声标准 GB12348-1990 工业企业噪声控制设计规范 GBJ87-1985石油化工厂区绿化设计规范 SH3008-20011.2 项目建设和生产对环境的影响11.2.1 项目建设对环境的影响本工程为在xxxx石油化工有限公司工业209、园区新建，建设期间施工噪声、扬尘等会影响环境。11.2.2 项目生产过程产生的污染物对环境的影响11.2.2.1 废水制氢装置的废水为含油污水，来自机泵冷却、地面冲洗等，送污水处理厂处理；加氢装置废水主要为含油污水，含油污水来自机泵冷却、地面冲洗等，送污水处理场处理。废水排放一览表见表.1。表11.2.2.1 废水排放一览表序号污水名称污染源排放量(m3/h)排放规律主要污染物去向1含油污水制氢装置2连续油，微量Na3PO4,少量CO2污水处理场2含油污水加氢装置2.5连续污水处理场3生活污水加氢装置0.6间断污水处理场4含油污水系统配套及罐区31.5间断污水处理场5生活污水系统配套及罐区0.210、5间断污水处理场合计（连续量）4.5合计（间断量）32.6合计（最大量）37.1a) 含油污水排水系统厂内生产污水主要为含油污水，经含油污水管道排放至新建污水处理场处理，达标后排放。b)生活污水排放系统生活污水来自厂内各建筑物内生活用水点，间断排放，经生活污水管道汇集至化粪池，再经污水排放系统排放至开发区污水处理场处理，达标后排放。c)雨水排放系统由道路适当位置铺设雨水口，经管道汇集后排放至雨水系统。d)事故水系统事故水量按6个小时的消防水量计算为3240m3，事故水池容积为4000m3，事故时厂内污染的消防水经雨水系统排入事故水池。11.2.2.2 废气制氢装置产生的废气是转化炉产生的烟气，211、PSA尾气和转化炉使用的燃料气经转化炉燃烧后高空排放，烟气中污染物较少，高空排放；加氢装置的废气主要为正常情况下加热炉排放的燃烧烟气，排烟温度200，排放方式为连续排放，烟气中污染物较少，高空排放。废气排放见表11.2.2.2 。表11.2.2.2 废气排放表序号废气名称排放点排放量Nm3/h污染物组成、浓度等排放规律排放去向1烟气加热炉3157SO2:18.3kg/h,烟尘：0.084kg/h连续大气2烟气锅炉7000 SO2:426mg/s,烟尘：512mg/s连续大气3烟气制氢装置转化炉5841 N2：65%、CO2：17%、H2O：15%、O2:3%连续大气4脱附气制氢装置脱附气罐15212、52 H2：33%、 N2：0.5%、CO：35%、CO2：26%、H2O：1.5%、CH4：4%连续入转化炉作燃料11.2.3 噪声本工程噪声源包括压缩机、鼓风机、空压机、空冷器、加热炉、放空及各种机泵等。11.2.4 固体废物11.2.4.1 制氢装置废渣本装置产生的固体废物为废催化剂。废催化剂均送至催化剂厂回收处理，不外排。废瓷球对环境无污染，可作填埋处理，其固体排放情况见表11.2.4.1。表11.2.4.1 固体排放表序号废渣名称排放量，m3/次排放方式去向1废转化催化剂Z2070.6752年1次催化剂厂回收2废转化催化剂Z2210.6752年1次催化剂厂回收3废锰铁脱硫剂1.21年213、1次催化剂厂回收4废氧化锌脱硫剂0.61年1次催化剂厂回收5废耐热隋性瓷球1.53年1次填埋11.2.4.2 加氢装置废渣该装置正常生产时无废渣，一段催化剂首次装入量为5.3吨，每一年更换一次，更换量为5.3吨；二段催化剂首次装入量为6.4吨，每两年更换一次，更换量为6.4吨。废催化剂送催化剂厂回收金属，废瓷球对环境无污染，可作填埋处理，其固体排放情况见表11.2.4.2。表11.2.4.2 固体排放表序号名称排放点排放量t/a主要成分排放规律去向1废催化剂一段加氢反应器5.3Ni催化剂一年催化剂厂回收2废催化剂二段加氢反应器6.4Co-Mo催化剂两年3脱硫剂二段循氢脱硫罐94Fe2O3两年4214、灰渣锅炉1.2t/h11.3 环境保护措施方案11.3.1 废水的处理本工程废水排放采用清污分流的方式，生活污水经化粪池处理后排入生活污水管网，含油污水经含油污水系统，送至新建污水处理场处理，处理达标后排放。11.3.2 废气的防治本工程产生的烟气是加热炉燃料燃烧产生的，由于加热炉采用燃料气为清洁燃料，烟气中污染物含量很小，不需进一步处理,直接排放入大气。11.3.3 噪声的防治11.3.3.1 加热炉采用低噪声燃烧器，并加设消音器，使其噪声小于90dB(A)。11.3.3.2 压缩机及机泵基础设减振设施。11.3.3.3 本工程机泵均布置在泵房内，压缩机布置在压缩机厂房内，对产生噪声较大的机215、泵和压缩机机座设减振设施，电机加设隔声罩及消音器。泵房及压缩机厂房采用隔音材料，可削减其对环境噪声的影响。11.3.3.4 气体放空处加设消声器，可使其周围地面噪声降至85dB(A)以下。11.3.3.5 在装置区路边充分进行绿化，可减少噪声的危害。11.3.4 固体废物的处理本工程产生的废催化剂及脱硫剂送催化剂厂回收处理，不外排。废瓷球及锅炉灰渣集中填埋，对环境影响很小。11.3.5 绿化 本工程在各装置四周以种植草皮为主，点缀常绿小乔木和灌木。控制室附近为重点绿化美化区，种植观赏性树种。绿化指数为15%，绿化面积24568.5m2。11.4 环境管理及监测11.4.1 环境管理厂内设安全环216、保部，安全环保部下设安全科和环保科。环保科设科长1人、科员1人，负责全厂环保管理工作。新建装置设兼职环保管理员1名，负责该装置的的环保管理及环保设施运行维护工作。11.4.2 环境监测厂内设环保监测站一座，按石油化工企业环境保护设计规范（SH30241995）乙型监测站要求配备检测技术力量和仪器设备，主要负责厂内日常监测技术工作。环保监测包括废水、大气、噪声等监测，其中废水监测包括全厂各生产装置排污口和污水处理场的监测。废水的监测项目主要为PH值、油份、硫化物、挥发酚、氰化物、COD、BOD5、悬浮物、氨氮等九项，根据废水量及废水中污染物情况对各排污口的重点污染物进行监测，监测频率为1次/天，217、每日对污水处理场总排水口进行以上九个项目的全项监测。大气监测主要包括重点污染源监测和环境监测，重点污染源监测项目为：SO2、NOX、烟尘等，监测频率为1次/季度；环境监测项目有：SO2、NOX、CO、TSP等，监测频率为1次/季度。噪声监测包括厂界噪声监测和噪声源监测，厂界噪声监测频率为2次/年，各噪声源监测频率为1次/年。12 劳动安全卫生与消防12.1 劳动安全保护12.1.1 影响劳动安全因素分析12.1.1.1 火灾危险本项目生产过程中使用的物料大部分具有易燃、易爆性。因此具有火灾和爆炸危险，火灾危险类别为甲类。12.1.1.2 坠落危险由于工程中的反应器、换热设备以及各种阀门、管道等218、相对于基准面高度在2m或2m以上，因此，需要上钢梯、走平台，跨越管道，处于高处作业状态，存在着高处坠落伤害的危险性。12.1.1.3 高温烫伤危险本工程中装置反应温度较高。装置中属于生产性热源的设备主要有加热炉、反应器和换热器及高温管道等。如果防护措施不利，操作人员在这些设备附近巡视、取样、检修等过程中容易受到高温辐射和被烫伤的危害。12.1.1.4 机械伤害危险由于各装置物料主要为流动性液体，均采用管道输送，其原动力为各种形式的泵、电动机等。在泵与电动机的联轴器等传动装置处存在着机械伤害的危险性，在运行中人体或人体的一部分一旦进入运行的机械部件内，则可能受到伤害。12.1.1.5 触电、静电219、伤害各装置内变压器、电动机及其它电气设备的电压等级均远远高于人体所能承受的安全电压。这些电气设备在带电的状态下，人体一旦接触或接近，轻则电击或电伤，重则会造成死亡。装置生产及物料的储运过程中会产生和积聚大量的静电荷，静电积累到一定程度就可产生火花放电，可能引起火灾。12.1.2 有关安全保护标准12.1.2.1 主要的法律、法规及条例中华人民共和国职业病防治法中华人民共和国主席令200160号使用有毒物品作业场所劳动保护条例中华人民共和国安全生产法压力容器安全技术监察规程（国家质量技术监督局，99年版）建设项目(工程)劳动安全卫生监察规定（原劳动部1996年第3号令）12.1.2.2 设计采用220、的主要标准、规范 石油化工企业职业安全卫生设计规范 SH3047-1993 工业企业设计卫生标准 GBZ1-2002 工业场所有害因素职业接触限值 GBZ2-2002 工业企业噪声控制设计规范 GBJ87-1985 职业性接触毒物危害程度分级 GB5044-1985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 12.1.3 安全防护措施12.1.3.1 防雷、防静电措施本工程设计严格遵照爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB500581992），划分爆炸危险区域，所有金属物（设备、管道、梯子、平台等）及所有正常不带电的金属外壳均可靠接地。电气接地系统采用防雷接地、防221、静电接地、工作接地、保护接地共用一个接地网，接地电阻不大于4欧姆。12.1.3.2 防坠落、防滑措施在需要经常操作、检查的设备均设有操作平台、梯子及操作保护栏杆，在大型平台和框架设有扶手、围栏和防滑条，围栏底部设100mm挡脚板。12.1.3.3 防机械伤害机械转动设备，如电动机、输送泵的联轴器和转轴的突出部分设有防护装置；对需要操作人员控制的全部紧急停车开关均布置在便于操作的位置，并设有防止误操作的外防护罩和鲜明的标志。在关键部位和操作人员经常通过的地点设置明显的安全标志，提醒操作人员注意人身和生产安全。12.1.3.4 防烫保护为防止烫伤，对生产中表面温度超过60的不保温管道有可能接触人的222、设备和管道均设有防烫隔热层，对距离操作平台高度在2.1m以内的管线均设有防烫隔热保护；在距离操作平台水平距离小于0.75m以内的设备和管线设隔热防烫保护设施，可保护操作人员的安全。12.1.4 工艺设备安全12.1.4.1 本工程设计为密闭系统，各个连接处采用可靠的密闭措施，在正常运行时系统内的可燃介质不能泄漏到大气中。12.1.4.2 各装置内每个塔顶均设置安全阀。12.1.4.3 所有压力容器设计严格执行压力容器安全技术监察规程等有关标准。12.1.4.4 本工程内大部分区域为爆炸危险场所，在其爆炸危险区域内的仪表及电气设备均按相应的防爆等级进行选型和设计。12.1.4.5 装置的自控及检223、测、报警本工程设计按照石油化工企业可燃气体检测报警设计规范的要求，在可燃气体释放源设检测器并引入主控室与报警器相接，以检测泄漏的可燃气体浓度并及时报警，预防火灾与爆炸的发生。12.2 工业卫生措施方案12.2.1 影响职工健康因素12.2.1.1 毒性危害a)烃类物质烃类物质属于低毒类，有麻醉和刺激作用。车间空气中最高允许浓度为300mg/m3。b)烟气装置排放的烟气中含有二氧化碳、一氧化碳、二氧化硫气体，对人体有一定的危害。 二氧化碳气体一般情况下对人体无危害，但在高度密集时对人体危害极大。 一氧化碳为无色无臭气体，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、224、恶心、呕吐、无力，血液碳氧血红蛋白浓度可高于10%；中度中毒者除上述症状外，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。 当空气中一氧化碳的浓度超标时，需佩戴自吸过滤式防毒面具,紧急事态抢救或撤离时,建议佩戴空气呼吸器、一氧化碳过滤式自救器。 二氧化硫气体为中等毒性物质，有刺激性气味，易被液化，溶于水部分生成亚硫酸；溶于乙醇、乙醚、氯仿、甲醇、硫酸和醋酸。与水生成的亚硫酸缓慢氧化成硫酸。对眼睛、皮肤和呼吸道粘膜有刺激作用，可引起结膜炎，发生流泪、疼痛等现象225、，并可损害呼吸道，刺激气管、支气管，使其产生炎症。大量吸入能引起反应性声带痉挛，喉头水肿等。12.2.1.2 噪声危害噪声作用于人体会产生各方面影响及危害，长期接触高强度的噪声会使听力下降，甚至耳聋，噪声作用于人体的神经系统，从而诱发许多疾病，如头晕、失眠多梦、消化不良及高血压，降低脑力工作效率，使人体疲劳，降低劳动生产率；另外噪声干扰报警信号，引发事故，影响安全生产。高强度的噪声还能造成建筑物结构和生产设备性能的破坏。本工程噪声源包括加热炉、压缩机、机泵和气体放空等。12.2.2 卫生保护措施12.2.2.1 为控制噪声，本工程均选用低噪声设备和机泵。12.2.2.2 本工程的主要设备是露天226、布置，而且对产生较大振动和噪声的大型电动机、泵等设备，其基础均单独布置，并采取减振降噪措施。12.2.2.3 本工程产生噪声较大的压缩机、机泵、电动机和蒸汽放空管道等，在其设备本身均安装了消音器，使噪声控制在85dB(A)以下。12.2.2.4 本设计中泵房、压缩机房均设隔音操作室，操作室与泵房、压缩机房等的隔墙采用隔声材料。作业人员大部分时间均在操作室内。12.2.2.5 操作工在巡检时需配戴防噪声耳套。12.2.2.6 通风措施本工程介质大部分为易燃易爆物质，为防止这些物质的积聚，在各泵房、压缩机厂房等可能散发危险介质的场所设机械通风设施，可及时排出建筑物内泄漏的危险物质。12.3 消防设227、施12.3.1 火灾隐患分析制氢及加氢装置的火灾危险物料包括氢气、燃料气、甲苯、混合二甲苯等。本项目生产过程中使用和产生的其它混合物料大部分具有易燃、易爆性，火灾危险类别为甲类。具体危险物料火灾危险特性见表12.3.1。表12.3.1 危险物料的特性及火灾危险类别序号名 称常温状态闪点()爆炸极限（V%）火灾危险类别性质1甲苯液4.41.27.1甲B易燃易爆2二甲苯液251.17.0甲B易燃易爆3苯液-11.11.37.1甲B易燃易爆4燃料气气-313甲易燃易爆5氢气气-4.075甲易燃易爆6C9C10液1.27.0乙易燃易爆7120#溶剂油液1.26.0乙易燃易爆8二甲基二硫液161.116228、.0乙易燃易爆12.3.2 防火等级本项目建筑物包括综合办公楼、锅炉房、变电所、空压站等，建筑物防火等级等特性详见表12.3.2。表12.3.2 建筑物特性表序号建筑物名称层数建筑面积(m2)火灾危险类别耐火等级结构类型装饰装修1分析化验室1324乙二级砌体结构A级2栈台业务室1130戊二级砌体结构A级3控制室1324丁二级钢筋混凝土框架A级4中心变电所21365丙二级钢筋混凝土框架A级5锅炉房1108丁二级门式刚架A级6水处理站1162丁二级门式刚架A级7空压站1162丁二级门式刚架A级12.3.3 消防设施12.3.3.1 消防现状本项目厂区全部为新建，无可依托消防设施。12.3.3.2 229、消防设计厂区消防水源来自于厂内深井，水量为85m3/h。根据石油化工企业设计防火规范（1999年版）GB50160-92规定，消防用水量取150L/s，火灾延续供水时间为3h，辅助生产设施的消防水量取30L/s，火灾延续供水时间为2h，消防水量为1620m3。消防给水管道沿消防通道设置，管径为DN300，沿消防管道每隔40m设置1个地上式消火栓，共计55个，在加氢装置区处设置4台消防水炮，在加氢装置区内管廊下设置3个箱式消火栓，在消防管网适当位置处设置一台消防水鹤，以供消防车取水。消防水系统采用低压消防给水系统，消防时手动开启消防水泵，消防结束时手动关闭消防水泵，消防水泵流量为540m3/h9230、00m3/h，扬程为72m55m，共计2台（其中一用一备）。罐区采用移动式消防水系统。采用半固定式泡沫灭火系统，4台3000m3储罐每台设置2个PC8泡沫发生器、消防管牙接口及金属软管；1台1000m3储罐每台设置2个PC8泡沫发生器、消防管牙接口及金属软管；2台500m3、2台400m3、1台300m3、3台100m3储罐每台设置1个PC8泡沫发生器、消防管牙接口及金属软管。本工程控制室内设一台区域火灾报警控制器，控制联合装置区域内的火灾报警；在厂区周围分别设置防爆手动报警按钮，防爆手动报警按钮设置在检修、巡检道路旁等明显和便于操作的部位；非防爆区域内分别设置智能手动报警按钮及智能光电感烟探231、测器。厂区的消防协作单位为红星路消防中队，有消防人员43人，各类消防车辆8辆，其中3.5T水罐车1辆，8T水罐车1辆，泡沫干粉水罐连用车1辆，水罐泡沫车1辆，抢险救援车2辆，登高车2辆。消防中队距离厂区8km。按建筑灭火器配置设计规范GB50140-2005规定，在全厂区各装置及建构筑物内设置灭火器，用以扑救初期小型火灾。具体设置数量、型号见表12.3.3.2灭火器配置表。表12.3.3.2 灭火器配置表区域手提式干粉灭火器（MF/ABC8）（具）手提式干粉灭火器（MF/ABC4）（具）手提式干粉灭火器（MF/ABC3）（具）手提式二氧化碳灭火器（MT7）（具）推车式干粉灭火器（MFT/ABC232、20）（台）分析化验室12控制室8配电室10换热站与空压站221循环水泵房42导热油炉6锅炉房4制氢装置183加氢装置3310污水处理站41罐区泵棚4汽车装卸设施122罐区12412.3.4 设计中采用的标准及规范石油化工企业设计防火规范（1999年版） GB50160-1992石油化工钢结构防火保护技术规范 SH3137-2003建筑设计防火规范 GB50016-2006建筑灭火器配置设计规范 GB50140-2005低倍数泡沫灭火系统设计规范（2000年版） GB50151-92火灾自动报警系统设计规范 GB50116-1998建筑物防雷设计规范（2000年版） GB50057-19941233、3 项目实施计划2007年05月 2007年08月底 可研设计及审查2007年09月 2007年11月底 基础设计及审查2007年12月 2008年04月底 施工图设计2008年05月 2008年09月底 施工建设2008年10月 投料试车14 投资估算及资金筹措14.1 投资估算编制说明 项目概述本项目为xxxx石化5万吨/年C9加氢工程。工程内容为本项目所包含的制氢装置、C9加氢装置以及相应的储运设施、公用工程及辅助设施。 项目投资估算范围本项目投资估算编制范围为xxxx石化5万吨/年C9加氢工程范围内包含的所有固定资产费用及形成的无形资产、递延资产、预备费用和流动资金。14.2 投资估算234、编制依据 中国石油天然气股份有限公司炼油化工建设项目可行性研究报告编制规定中油计字234号（2002）。 中国石油天然气股份有限公司石油建设项目可行性研究投资估算编制规定（2006）。 中国石油天然气总公司(95)中油基字第79号文关于批准发布石油建设工程概（预）算编制办法、中国石油天然气股份有限公司石油建设安装工程概算指标(中国石油天然气股份有限公司石文件油计字2005358号)、中油计字(2005)519号关于印发石油建设安装工程费用定额、石油建设工程其他费用规定、油计字2001415号文、石油计字200371号文、中国石油天然气股份有限公司以油计字2006267号颁发的“关于下发石油建设235、安装工程概算指标2006年度计价材料和机械费调整系数的通知”、建设项目经济评价方法与参数（2006第三版）、石油计字2005226号中国石油天然气股份有限公司建设项目经济评价参数（2005-2006）的通知、湖北省建筑工程消耗定额及统一基价表、湖北省建筑安装工程费用定额。中国石油天然气股份有限公司造价管理中心汇编的石油建设工程投资参考指标（2001）、国家计委关于印发建设项目工作咨询收费暂行规定（计投资19991283号文）、国家发展计划委员会、建设部2002计价格10号文工程勘察设计收费标准。国家发展计划委员会计投资（1999）1340号文关于加强对基本建设投资大中型项目概算中“价差预备费”236、管理有关问题的通知、国家财政部、国家税务总局、国家发展计划委员会财税字1999299号文关于暂停征收固定资产投资方向调节税的通知。14.3 建设项目投入总投资构成 建设项目总投资由建设投资、固定资产投资方向调节税、建设期利息和流动资金组成。 建设投资由固定资产费用及形成的无形资产、递延资产、预备费组成。报批项目总投资由建设投资、固定资产投资方向调节税、建设期利息和铺底流动资金组成。14.4 投资估算内容及估算方法 建设投资.1 根据各专业设计人员提供的包括拟选用设备型号、规格、材质和数量(重量)等内容的主要设备清单和主要建安工程量，按现行的设备材料价格和建筑、安装工程概算指标进行估算，设备材料237、价格及施工费标准达到2007年的价格水平。 .2 主要设备价格按现行市场价格或向厂家询价计价及采用中国石油工程建设项目设备综合参考价格（2006.1）（静置设备）。工器具购置费按石油计字200371号文的有关规定估算。.3 主要材料价格采用现行价格指标价、询价以及采用中国机电产品报价大全(20042005)中发布的价格，电缆价格采用中国石油工程建设项目设备材料综合参考价格(2006.4)。管材费执行（2007.2）网上价格。.4 工程建设其他费用按照现行基本建设会计制度规定的科目，工程建设其他费用分为固定资产其他费用、无形资产费用、递延资产费用。a)固定资产其他费用1)建设单位管理费、临时设施238、费按石油计字2005226号中国石油天然气股份有限公司建设项目经济评价参数（2005-2006）有关规定估算；2)临时设施费按石油计字200371号文的有关规定估算；3)勘察费依据建设单位提供为5万元计列；4)可行性研究费按签订合同额30万元计列；5)工程设计费按国家计委、建设部工程勘察设计收费管理规定计价格（2002）10号文的规定进行估算；6)压力容器检验费参考辽宁省物价局、辽宁省财政厅辽价发200343号关于调整锅炉等特种设备审查及检验收费标准的通知估列；7)环境影响评价费按国家计委、国家环境保护总局计价格2002125号关于规范环境影响咨询收费有关问题的通知执行；8)劳动安全卫生评价费239、参照辽宁省安全评价收费指导意见估算；9)建设用地费依据建设单位提供为495万元计列。b)无形资产费用本项目不发生此项费用。c)递延资产费用生产人员培训费按石油计字2005226号中国石油天然气股份有限公司建设项目经济评价参数（2005-2006）有关规定估算。.5 预备费基本预备费费率按6%计。本项目未计价差预备费。 建设期贷款利息建设期贷款利息是指项目借款在建设期内发生并计入固定资产的利息。经计算本项目建设期贷款利息为341万元。 固定资产投资方向调节税按照财政部、国家税务总局、国家计委关于暂停征收固定资产投资方向调节税的通知(财税字1999299号)规定，固定资产投资方向调节税自2000年240、1月1日起暂停征收。 流动资金本项目流动资金按分项详细估算法估算为933万元。14.5 投资估算汇总及分析 项目投入总投资估算汇总表，见表14.5.1。表 项目投入总投资估算汇总表 单位：104元序号费 用 名 称估算价值占总资金的比例（%）备注1建设投资1444991.902固定资产投资方向调节税3建设期利息3412.174 流动资金9335.935 铺底流动资金2806 项目投入总投资(1+2+3+4)157231007 报批项目总投资(1+2+3+5)15070 建设投资估算表见附表1。14.6 资金筹措及资金使用计划 资金筹措本项目所需资金：企业自筹5518万元（其中：自有流动资金为2241、80万元），建设投资的9211万元向银行长期贷款解决，名义贷款利率7.2%。流动资金的70%即653万元向银行短期贷款解决，短期贷款利率6.84%。 资金使用计划 本项目建设周期按1年考虑，建设投资在建设期内全部投入。15 财务评价本项目以xxxx石化5万吨/年C9加氢工程为界定范围，对其产生的经济效益进行分析。15.1 财务评价依据财务评价依据中国石油天然气股份有限公司炼油化工建设项目可行性研究报告编制规定（2002）、中国石油天然气股份有限公司建设项目经济评价参数（2005-2006）、石油计字2005226号以及国家、当地税收政策等有关文件和规定执行。15.2 成本费用估算 原料及辅助材242、料本工程所用的原料及辅助材料价格依据建设单位提供的含税价格计取，不足部分参照2006年投资项目评价与经营决策信息资料。主要原料、辅助材料及其消耗指标、价格见表。表 主要原料的消耗指标及价格表序号项 目 名 称数量(t/a)单价(元/t)1天然气600(104Nm3/a)1.92裂解C9500004200辅助材料3一段催化剂MH-15.3(一次/1年)2000004二段催化剂MH-16.4(一次/2年)20000056活性瓷球2.25(一次/2年)34200620活性瓷球4.175(一次/2年)315007脱硫剂94(一次/2年)50008导热油34(一次/3年)90009磷酸钠0.155000243、10锰铁脱硫剂1.21200011氧化锌脱硫剂0.64000012转化催化剂1.35(一次/2年)100000注：以上价格均为出厂价（含税） 燃料动力 本工程所用的燃料、动力价格依据建设单位提供的含税价格计取。燃料、动力费用根据工艺消耗指标计算。主要燃料、动力的消耗指标及价格见表。表 主要燃料、动力的增量消耗指标及价格表序号项目名称单 位数量 单价 1新鲜水104t/a33.62.05元/t2电104 kWh/a2931.20.45元/kWh3煤104t/a2.08500元/t4天然气104Nm3/a242.2431.9元/Nm3注：以上价格均为出厂价（含税） 工资及福利本项目定员为80人，人244、均工资及福利费用按30000元/年计取。 制造费用.1 固定资产折旧每年的固定资产折旧，按固定资产的原值作为基础计算，折旧年限按为14年，按平均年限法计算折旧费用，残值率按5%计。.2 修理费修理费按固定资产原值的3%计取。.3 其他制造费用其他制造费用按10000元/人年计取。 财务费用 财务费用为长期借款及流动资金借款在生产期的利息。 管理费用其他管理费用按20000元/人年计取。 销售费用销售费用按销售收入的1%计取。经计算，该项目年均总成本费用为27291万元，详见附表2直接成本费用表及附表3总成本费用估算表。15.3 销售收入、销售税金及附加和增值税 销售收入 本工程所用的产品价格依245、据建设单位提供的含税价格计取。产品价格及产量见表。表 产品产量及价格表序号项目名称产 量(t/a)单价(元/t)1氢气400(104Nm3/a)22重油800040003C9芳烃油1992068004混合二甲苯559270005120#溶剂油132868006C10芳烃溶剂油1240068007重芳烃34804000注：以上产品价格均为出厂价根据上述产品产量及价格，测算年均销售收入（按全部销售计算），见附表4销售收入估算表。 税金及附加和增值税增值税：增值税税率除新鲜水、天然气、煤为13%以外，其余均为17%。溶剂油消费税按0.2元/升计算（按应纳税额的30%计算）。城市建设维护税：以增值税为246、计税基数，税率为7%。教育费附加：以增值税为计税基数，税率为3%。销售税金及附加和增值税计算见附表5损益表。15.4 利润和所得税 利润总额利润总额按如下顺序进行分配：缴纳所得税。提取盈余公积金，按税后利润的10%提取。提取公益金，按税后利润的10%提取。利润分配详细计算见附表5损益表。 所得税企业所得税：企业享受二免三减半政策。税率为33%，以应纳税所得额为计税基础，从盈利后第3年开始征收。15.5 财务评价指标计算 盈利能力分析项目评价期按15年考虑，其中建设期1年，生产期14年。基准收益率取13%，项目投产后生产负荷第一年按80%考虑，以后各年均按100%考虑。财务现金流量表见附表6。根247、据上述现金流量表的计算，反映项目财务盈利能力的主要经济指标见表表 主要经济指标汇总表序号项目名称单位经济指标备注1财务净现值1.1财务净现值(所得税后)万元68801.2财务净现值(所得税前)万元107072内部收益率2.1内部收益率(所得税后)%21.842.2内部收益率(所得税前)%25.383投资回收期3.1投资回收期(所得税后、静态)年5.14包括建设期1年3.2投资回收期(所得税前、静态)年4.89包括建设期1年4贷款偿还贷款偿还期年4.70包括建设期1年本项目所得税后财务内部收益率为21.84%，大于基准收益率，财务净现值大于零，投资回收期低于行业基准投资回收期，说明该项目具有很好248、的经济效益。值得建设。 清偿能力分析偿还借款的资金来源为企业的折旧费及摊销费的80%和未分配利润。借款偿还平衡表见附表9。从附表9借款偿还平衡表及表主要经济指标汇总表可以看出，建设投资的借款部分在4.70年（包括建设期1年）内全部还清，说明该项目清偿能力较强，能满足贷款机构的要求。15.6 不确定性分析 盈亏平衡分析盈亏平衡点的计算：X0 = F/(P-T-V)100% = 41.94% 式中:X0 -经营能力利用率； F -年固定总成本； P -年产品销售收入； V -年可变成本；T -年销售税金及附加。 计算结果表明，该项目只要达到设计能力的41.94%，该项目就可保本。由此可见该项目风险249、较小。 敏感性分析根据本项目的实际情况，以建设投资、生产负荷作为敏感性因素，测算其单独变化时对项目经济效益的影响，结果见下表。 敏感性分析表项目内部收益率（%）投资回收期（年）基准状况21.845.14建设投资 +10%19.365.55生产负荷 -10%20.045.39原材料价格 +7%13.617.05产品价格 -5%13.547.07原材料及产品价格 +10%26.534.51原材料及产品价格 -10%17.056.03从敏感性分析表（附表7）中的数据可以看出，产品价格及原材料价格的变化对项目的经济效益影响较大。但从近期的价格走势来看，原材料价格不存在单独上升的趋势，产品价格也不存在单250、独下降的趋势；原材料价格及产品价格的升降基本趋同一致。而从敏感度分析表来看，原材料及产品价格同时浮动对项目的内部收益率影响不大。从上述财务评价看，财务内部收益率高于行业基准收益率，投资回收期低于行业基准投资回收期，从敏感性分析看，项目有一定的抗风险能力。15.7 财务评价结论本项目主要财务评价指标汇总见附表8。从表中可以看出，本项目总投资为15723万元，其中建设投资14449万元；项目建成后年均销售收入31727万元，年均总成本27291万元，所得税后利润为2192万元，所得税后全部投资财务内部收益率21.84%，投资回收期5.14年（含建设期1年），各项经济评价指标均好于行业基准值，因此本项目在经济上是可行的。