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84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日目录第一章 总 论2第二章 市场预测7第三章 原料来源、生产规模及产品方案9第四章 工艺技术方案16第五章 总图、运输、公用工程及辅助生产设2、施50第六章 节能54第七章 环境保护58第八章 职业安全卫生63第九章 项目组织及定员65第十章 项目实施计划65第十一章 投资估算及资金筹措66第十二章 财务评价71第一章 总 论第一节 项目名称及承办单位1、项目名称：80万吨制氢加氢项目2、建设单位及负责人：项目建设单位：山东xx化工有限公司建设单位性质：民营有限公司建设单位法定代表人：李九玉建设单位住所：山东省xx市xx项目建设地点：山东省xx市xx建设规模：80104t/a加氢、1.5104Nm3/h制氢3、可行性研究报告编制单位xx（资质证书编号：工咨甲）第二节 项目编制依据及原则1、项目编制依据1.1、加氢制氢装置编制可行性研究3、报告的委托书1.2、加氢制氢装置可行性研究报告技术服务合同。1.3、xx市环境保护局xx分局关于对山东xx化工有限公司主要污染物排放总量的批复（东环东分函（2007）1号）1.4、国家现行有关标准、规范、规定2、项目编制原则2.1、加氢制氢装置以催化柴油、焦化汽柴油为原料，其中加氢精制单元生产规模为80104t/a；配套的制氢单元的规模为1.5104 Nm3/h工业氢，年开工8000小时。2.2、加氢制氢装置采用国内成熟、先进的技术，确保产品质量，其中制氢单元采用低能耗轻烃蒸汽转化专有技术加变压吸附（PSA）技术。2.3、认真贯彻国家关于环境保护和劳动保护的法规和要求。认真贯彻安全第一预防为主4、的指导思想。对生产中易燃易爆有毒有害物质设置必要的防范措施。三废排放要符合国家现行有关标准和法规。2.4、装置工艺过程控制采用集散型控制系统（DCS），以提高装置的运转可靠性。2.5、装置所需公用工程及辅助系统尽量依托工厂原有设施，以减少工程投资。2.6、为节约外汇，除少部分需引进外，主要设备和材料均立足于国内供货。 第三节 项目背景及建设的必要性1、项目建设单位介绍山东xx化工有限公司成立于2001年12月，是从事化工生产的民营企业，经营主要产品有沥青、蜡油、渣油、重油、石脑油、液态烃、轻烃和轻油等。公司现拥有总资产8亿元，其中固定资产6.2亿元；员工286人，其中硕士、大中专生占管理人员和5、技术人员的70%以上，占地370亩；现有60104t/a污油处理装置、10104t/a重油改质装置、120104t/a污水处理装置、5104t/a脱硫废气处理产装置、10104t/a酸性水气提装置各一套。公司始终奉行“以人为本，求实创新”的管理理念，强化诚信经营和服务意识，严格人事管理、目标管理、质量管理和考核制度，为每一个员工提供公正、诚信、平等和效率的发展平台；坚持“追根究底，止于至善”的品质政策；本着“质量第一，诚信第一，用户第一”的原则；以优质完善的服务、同行生产领域的竞争能力、品牌影响和创新能力成为xx市可以信赖的厂家之一，取得了较好的经济效益和社会效益。公司按照现代企业制度的要求，6、通过深化体制改革，创新内部经营机制，完善以“人本、创新、至善、高效”为内核的企业特色文化体系，逐步建立了新的经营管理制度。以市场为导向，加强营销队伍建设，构筑了全国性营销网络体系；以技术为依托，加强技术改造力度，创新了生产经营管理体系；以人本管理为核心，加强了职工人才队伍建设，以管理求发展，初步实现了管理制度化和经营现代化。企业先后获得国家级3.15重点保护信誉企业、全国诚信经营企业、山东省AAA信用企业、山东省质量管理先进单位、山东省双爱双评先进单位、山东省“守合同、重信用”企业等荣誉称号。2006年实现销售收入11.98亿元，利税5600万元。2007年预计实现销售收入20亿元，利税1.37、亿元。企业组建5年来，秉承诚信、发展的经营理念，与时俱进，开拓创新，追求卓越，突出发展特色，规范经营管理，完善企业文化，发展与环境并重，塑造了良好的企业形象，企业将进一步按照“高起点、超常规、跨越式”的工作定位，实施品牌战略，培育企业核心竞争力，把企业建设成为一个主业突出、综合型、规模化、抗风险能力强的现代化企业集团，为地区经济和社会各项事业的发展做出更大的贡献。企业到2010年的前景目标规划：第一步，2006年10月2008年4月，计划投资4.6亿元，新上120104t/a重油催化裂解（DCC）装置、30104t/a气体分离装置、5104t/aMTBE装置、2104t/a硫磺回收等生产装置，8、2008年预计实现销售收入40亿元，利税3.5亿元。第二步，2007年10月2009年8月，计划投资14亿元，新增土地260亩，新上120104t/a延迟焦化装置、80104t/a加氢、制氢装置、200104t/a常减压装置、80104t/a重整装置等生产装置，配套建设改造200104t/a污水处理装置、20104t/a酸性水气提装置和2104t/a硫磺回收装置，2010年预计实现销售收入100亿元，利税8.6亿元。2、项目建设的必要性建设该加氢制氢装置的意义在于：2.1、与新建的120104t/a焦化装置配套，保证焦化汽柴油的加氢精制效果，增加催化柴油加氢精制能力，使加氢精制后的柴油与直馏柴9、油等组份调合后，保证全厂柴油满足GB252-2000标准要求。2.2、尽快建设加氢制氢装置，对促进集团公司的长远发展，合理利用资源，提高企业经济效益，保护环境、促进社会就业和保持社会安定是十分必要的，具有深刻的现实意义和长远的历史意义。 第四节 项目范围 新建加氢制氢装置由8104t/a加氢精制单元和1.5104Nm3/h制氢单元组成。加氢制氢装置由装置区、压缩机厂房、中控室和变配电室组成。第五节 研究结果1、工艺技术方案 加氢制氢装置采用国内成熟、先进的技术，确保产品质量，其中制氢单元采用低能耗轻烃蒸汽转化专有技术加变压吸附（PSA）技术。2、主要技术经济指标2.1、原料新建加氢制氢装置的原10、料为焦化汽、柴油，催化柴油和干气。其中焦化汽油19.18104t/a（ 24%）、焦化柴油40.88104t/a（51%）、催化柴油19.94104t/a（25 %）。2.2、产品装置主要产品为精制柴油，产量为60.37104t/a，次要产品为汽油，产量为18.99104t/a，直接出厂。2.3、付产品加氢干气为3.48104t/a，脱硫后作为制氢单元的原料或全厂燃料。2.4、公用工程消耗见第四章第七节2.5、能耗 （1）加氢精制单元的能耗为652.27MJ/t（2）制氢单元的能耗为14061MJ/1000m3nH22.6、“三废”情况（1）废气：烟气 64t/h，含SO2 1.3 mg/m311、,NOX 80mg/m3。（2）生活污水： 2.0t/h。（3）含油、酸性水污水： 7.1t/h,连续。（4）含盐污水： 0.6t/h,连续，锅炉排污。（5）废催化剂： 45t/年。2.7、占地面积： 12056m22.8、装置定员37人。2.9、主要经济指标见表1-5-1表1-5-1项目数量1.工程建设投资(万元)24517.002.建设期利息(万元)5033.流动资金(万元)229804.工程总投资额(万元)480005.建设期(月)126.年均销售收入(万元)4199637.年均总成本费用(万元)390617.9其中:年均可变成本(万元)387658年均固定成本(万元)2959.98.年12、均经营成本(万元)388073.59.年均应纳税金及附加(万元)1864010.年均利润总额(万元)1070511.年均应纳所得税(万元)267612年均税后利润(万元)802913投资利润率(%)22%14.投资利税率(%)60.6%16.资本金利润率(%)55.8%15.全投资财务内部收益率(%)(税前)30.52财务净现值(ic=12.00%,万元)43200.9投资回收期(年,静态)4.7816.全投资财务内部收益率(%)(税后)22.1财务净现值(ic=12.00%,万元)24819投资回收期(年,静态)5.117.资本金财务内部收益率(%)29.5财务净现值(ic=12.00%,万13、元)29272.0618.借款偿还期(年,含建设期)4.0319.盈亏平衡点(%,年平均)21.663、结论3.1、加氢制氢装置采用国内成熟、先进的技术，确保产品质量，其中制氢单元采用低能耗轻烃蒸汽转化专有技术变压吸附（PSA）技术。3.2、装置产品精制柴油，可以满足GB252-2000轻柴油标准的要求。3.3、加氢制氢装置生产的精制柴油可以调合不同牌号的柴油，利用已有的销售渠道，不需要开发产品市场，产品销路较好，无产品滞销问题。3.4、装置建成后，将过去由产品带入社会环境的硫、氮、杂质（未燃烧烃），集中在装置内转化为硫化氢和氨加以回收和处理，具有显著的社会环保效果。3.5、装置的各项技术经济14、指标较好，具有良好的经济和社会效益。总之，尽快建设加氢制氢装置，对促进集团公司的长远发展，合理利用资源，提高企业经济效益，保护环境、促进社会就业和保持社会安定是十分必要的，具有深刻的现实意义和长远的历史意义。第二章 市场预测随着环保要求越来越严，石油产品（燃料）的规格也变得越来越严格。其中最主要的是限制石油燃料的硫含量和芳烃含量，以减少发动机尾气排放出的SOx和固体颗粒对大气的污染。欧洲议会于1998年7月1日通过，到2000年柴油硫含量进一步降低到350ppmm，多环芳烃不超过11m%；到2005年硫含量要求达到50ppm。1999年6月4日，世界燃料委员会发布了“世界燃料规范”，此规范对柴15、油指标设立了三个不同质量级别的标准，即将柴油划分为三类（见下表）。II级、III级柴油标准均提出了对硫含量、总芳烃含量及多环芳烃含量的严格限制要求，同时对柴油密度、十六烷值也作了严格的限制。对此，我国也允诺逐渐按其要求提高我国汽车燃料的质量。世界燃料规范柴油规格表项目IIIIII硫含量，%(m)0.50.030.003十六烷值,485355芳烃含量,%(m/m)-2515多环芳烃,%(m/m)-5295%馏出温度,370355340喷嘴清净度,%-8585公司处于山东地区，炼油能力基本饱和，本地区内大部分成品油供过于求。但高质量的油品不多。而我国东南沿海和华东地区一直是我国经济发展较快的地区，16、虽然沿海周边有许多炼厂，这些地区的汽油、柴油、重交道路沥青等市场需求按国民收入指数统计和发展趋势看，需求量仍然很大，公司可充分利用交通便利的优势，除了就近销售外，也可以进入华中、华东及中南市场。国内近几年柴油供需情况及2010年需求预测表 (万吨)2001年2002年2003年2004年2005年柴油产量53635685602663876771进口910611461743303出口22213115723299表观71567585804085238830消费量预测2010年2015年需求量1083013300随着环保要求的日益严格，本装置建成后，柴油产品质量可以达到世界燃料规范II类标准，可以极17、大地提高全厂柴油产品的质量。另外，本装置只是提高了产品质量，并没有增加产品市场份额，因此不存在挤占市场问题，相反提高了市场竞争力，必将带来可观的经济效益和社会效益。第三章 原料来源、生产规模及产品方案第一节 原料来源及规格1、加氢精制原料油装置加工的原料油为焦化柴油、焦化汽油的混合油,见表3-1-1表3-1-1性 质 焦化柴油焦化汽油催化柴油混合油 混合比例, %(wt) 51.123.9824.92100 104t/a40.8819.1819.9480焦化石脑油、柴油有关性质见表3-1-2，表3-1-3表3-1-2 焦化汽油有关性质项目焦化汽油分析方法循环比0.8密度（20），g/cm30.18、7382ASTM D4052 ISO 12185酸度，mgKOH/100mL1.5GB/T 258实际胶质，mg/100mL28GB/T 509碱性氮，mg/kg75SH/T 0162诱导期，min115ASTM D525铜片腐蚀(50，3h)3bASTM D130溴价，gBr/100mL52.8SH/T 0630-96PONA，m%ASTM D6623 正构烷烃23.26 异构烷烃18.12 环烷烃8.58 烯烃40.36 芳烃9.68元素分析 C，m%84.78SH/T 0656-98 ASTM D5291 H，m%14.26SH/T 0656-98 ASTM D5291 S，mg/kg519、700SH/T 0253-92 N，mg/kg260SH/T 0657-98 ASTM D4629馏程，ASTM D86 初馏点49 5%77 10%86 30%111 50%129 70%145 90%162 95%168 终馏点179表3-1-3 焦化柴油性质项目焦化柴油分析方法循环比0.8密度（20），g/cm30.8453ASTM D4052 ISO 12185运动粘度，mm2/sASTM D445 203.962 502.132酸度，mgKOH/100mL4.0GB/T 258实际胶质，mg/100mL162GB/T 509碱性氮，mg/kg448SH/T 0162闪点（闭口），8020、ASTM D93凝固点，-16GB/T 510苯胺点，49ASTM D611铜片腐蚀（50，3h）2cASTM D13010%残炭，m%0.10ASTM D4530溴价，gBr/100mL22.6SH/T 0630计算十六烷指数47.50ASTM D4737元素分析 C，m%84.99SH/T 0656-98 ASTM D5291 H，m%13.10SH/T 0656-98 ASTM D52912、制氢单元原料由于制氢各种催化剂对原料的族组成、馏程以及杂质含量均有特殊要求，而且制氢装置的原料在氢气成本中所占的比重较高，约达6585。因此，在选择制氢原料时，应充分考虑各种因素，优先选用H/C比大21、的含硫低的饱和烃类原料，或者几种H/C比大的原料混合进料，以减少原料耗量，降低氢气成本。制氢原料可分为气态烃和液态烃二类。气态烃主要有：天然气、沼气、加氢干气、重整干气、焦化干气以及催化干气等。液态烃主要有：直馏石脑油、加氢的轻石脑油、重整装置生产的抽余油、拔头油以及加氢装置生产的饱和液化石油气等。在上述原料中，除天然气、沼气外，其它原料均为石油化工厂生产或副产的产品。在石油化工行业，制氢装置通常选择炼油厂的干气、天然气或者轻石脑油作为原料；对于非石油化工行业，制氢装置通常选择天然气或者轻石脑油作为原料。天然气主要通过管道输送，一般不设储存设施；轻石脑油虽属易燃易爆品，但无毒，储存比较容易。从22、国内外的情况来看，在天然气资源丰富的地区，基本上均采用天然气为原料来生产氢气。根据厂方的实际情况，制氢装置的原料为催化干气和焦化干气，设计时考虑单独使用催化干气的可能性，不采用轻石脑油作为备用原料。燃料为催化和焦化干气。表3-1-4序号组成焦化干气催化干气摩尔分率V%V%1H2O1.1102H213.5929.763CH459.1838.214C2H618.2385C3H82.840.915C4H101.121.847C5H120.1708C2H42.5111.899C3H61.252.0810H2S20mg/nm33.8211N22.512C5 0.99温度,4040压力Mpa(G)0.6023、.6第二节 生产规模 根据全厂总流程安排和氢气平衡结果，确定新建加氢制氢装置的生产规模为：加氢精制单元80104t/a；配套制氢单元1.5104N m3/h工业氢。年操作时数8000小时。 第三节 产品方案根据加氢精制工艺方案设计。主要产品如下：1、粗汽油（C5160）装置生产的粗汽油可以作为全厂汽油调合组份。2、柴油（160）装置生产的精制柴油，杂质含量少，安定性好，可作为柴油调合组分与直馏柴油调合后出厂。柴油加氢精制装置的主要产品性质见表3-3-1表3-3-1 柴油加氢精制装置的主要产品性质名 称加氢生成油石脑油柴油密度（20），g/cm30.83180.71880.8429馏程， IBP24、764818010%1487821430%23510624250%26612227170%29513830190%338166340EBP360176360凝固点，00铜片腐蚀，（50，3h）合格合格合格运动粘度，mm2/s203.324.30氧化安定性，mg/100ml-2.010%残炭，m%0.30.3硫，g/g300200500实际胶质，mg/100ml603.060酸度，mgKOH/100ml-7.0灰分，m%0.01闪点（闭口），-55氮，g/g500颜色，D15001.51.5十六烷值453、配套制氢单元的产品装置主要产品为工业氢,副产的变压吸附尾气作为转化炉的燃料。工业氢规格：出25、装置温度：40出装置压力：2.4MPa(表) 组成：组分 VH2 99.99CH4 0.01CO+ CO2 9699.92流程情况较复杂较简单3原料耗量1.01.401.504燃料耗量1.00.45综合能耗1.00.856工程投资1.01.051.17供氢压力，MPa(G)1.31.5-2.4从表中可以看出，化学净化法流程具有原料消耗低、工程投资低的优点，但工艺流程复杂、能耗较高、生产的工业氢纯度低；PSA净化流程，尽管其原料消耗高、投资稍高，但其能耗低、工艺流程简单、开停工方便、工业氢纯度高、供氢压力高。尤其是由于近期PSA技术的进步（多床多次均压，吸附剂性能的改进等），使氢气的回收率高达926、092%，加之近几年PSA技术的国产化，极大地降低了PSA的投资，从而有效地降低了该工艺的氢气生产成本，使该技术在新建制氢装置中占主导地位。两种净化方法的选择主要取决于原料和燃料价格及技术经济比较结果。即流程选择依据主要取决于原料和燃料的差价。差价越大、采用化学净化法工艺技术越经济。差价越小，采用PSA净化工艺技术越经济。由于本装置的原料气的价格和燃料气的价格一样，因此采用PSA工艺的氢气成本要比采用化学吸收法工艺的氢气成本低。同时，采用PSA净化法制氢工艺还具有流程简单，便于生产管理，生产的氢气纯度高、供氢压力高，有利于减少加氢装置的投资和消耗。所以，本方案推荐采用PSA净化法。、PSA净化27、工艺变压吸附(PSA)净化工艺自从于六十年代初由美国联合碳化物公司(UCC)实现4床工业化后，许多公司相继开发了多床(5床、10床、12床）PSA工业装置，并在程序控制方面不断改进和完善，使PSA工艺的氢回收率有了很大提高(达90左右)，操作可靠性，灵活性也得到了较大提高。国内开展PSA净化工艺的研究已有十几年的历史，并在吸附剂研制、工艺技术、程序控制等方面获得较大进展，已在石油化工厂、炼油厂中建成了许多套PSA氢回收装置。华西公司所是国内最早开展PSA研究，并将其成果工业化、大型化的单位之一，拥有成套的专有技术及工程建设和承包经验，并已建成百余套PSA制氢、制富氧、脱碳及CO回收装置。其PS28、A技术的优点如下：氢回收率较高，可达90以上PSA程序控制阀是变压吸附装置的关键设备。为此成都华西化工研究所开发了专利产品密封自补偿式三偏心液压程控蝶阀，该阀具有体积小，重量轻，运行准确、平稳，开关速度快（小于2秒），开启速度可调、阀门密封性能好(ANSI六级)，寿命长(30万次)，自带阀位显示等特点。变压吸附工艺过程采用DCS控制系统，具有运转平稳，操作可靠的特点。并且具有事故状态下，能自动或手动由八床操作切换至七床、六床、五床操作的功能, 因而大大地提高了装置的可靠性。投资低。只有引进PSA装置投资的7080。1995年成都华西化工科技股份有限公司在茂名石化公司6104m3n/h大型PSA29、装置投标中，以“投资低、技术与林德公司相当”的绝对优势击败林德公司和国内竞争单位，一举中标。这标志着国内PSA技术在装置性能和氢收率上已达到国外PSA技术水平，而且投资低，完全具备取代引进技术的实力。综上所述，本报告推荐采用华西公司开发的PSA净化工艺及成套设备（包括吸附剂、吸附器、控制系统、液压系统、专利程控阀等）。第二节 工艺流程简述及特点1、80104t/a加氢精制单元1.1、工艺流程特点、装置内原料油缓冲罐采用燃料气覆盖措施，尽量避免原料油与空气接触，从而减轻高温部位结焦程度。、采用热壁型式和新型内部构件的反应器，使进入催化剂床层的物流分配和催化剂床层的径向温度分布均匀。、采用三相（油30、气、水）分离的立式高压分离器。、氢气和原料油在反应流出物/反应进料换热器前混合，与反应流出物换热后进加热炉加热至反应温度，这样可以提高换热器的传热效率和减轻加热炉管内的结焦程度。、为了防止低温部位铵盐析出，在反应流出物空冷器上游侧设置软化水注入点。、催化剂预硫化采用液相硫化方法。预硫化油用直馏柴油。、柴油汽提塔采用水蒸汽汽提，塔顶设注缓蚀剂设施，以减轻塔顶流出物中硫化氢对汽提塔顶系统的腐蚀。、新氢压缩机、循环氢压缩机采用电动往复式，均为一开一备。、柴油产品进空冷器温度尽可能低，提高加热炉入口温度，减小加热炉负荷，降低装置能耗。1.2、工艺流程简述、反应部分自罐区来原料油经原料油过滤器除去原料31、中大于25微米的颗粒后，进入原料油缓冲罐。经原料油泵升压后，在流量控制下，经反应流出物/原料油换热器换热后与混合氢混合，进入反应流出物/混合进料换热器，然后进入反应进料加热炉。反应器进料经加热至反应所需温度后进入加氢精制反应器和改质反应器，两台反应器均设置二个催化剂床层，床层间设有急冷氢。反应流出物经反应流出物/混合进料换热器、反应流出物/低分油换热器、反应流出物/原料油换热器分别与混合进料、低分油和原料油换热，经反应流出物空冷器冷却至50后进入高压分离器。为了防止反应流出物在冷却过程中析出铵盐，堵塞管道和设备，通过注水泵将脱盐水注至反应流出物空冷器上游侧的管道中。在高压分离器中，反应流出物进32、行气、油、水三相分离，顶部出来的循环氢进入循环氢压缩机入口分液罐，分液后进入循环氢压缩机升压，然后分两路：一路作为急冷氢去反应器控制反应器床层温升；一路与来自新氢压缩机出口的新氢混合成为混合氢。高压分离器水相为含硫化氢和氨的污水，至酸性水总管；油相为加氢生成油至低压分离器。在低压分离器中，加氢生成油进行闪蒸分离。闪蒸出的低分气至脱硫部分进行脱硫，低分油至分馏部分。装置的补充氢由装置外来，经新氢压缩机入口分液罐分液后进入新氢压缩机，升压后与循环氢压缩机出口的循环氢混合后成为混合氢。、 分馏部分.1、柴油分馏系统从反应部分来的低分油换热至291左右进入柴油分馏塔，塔顶油气经分馏塔塔顶空冷器和分馏塔33、塔顶后冷器冷凝冷却至40，进入分馏塔塔顶回流罐进行气、油、水三相分离。闪蒸出的气体排至燃料气管网；含硫含氨污水与高分污水一起送出装置；油相经分馏塔塔顶回流泵升压后一部分作为塔顶回流，一部分作为粗汽油去稳定塔。为了抑制硫化氢对塔顶管道和冷换设备的腐蚀，在塔顶管道采用注入缓蚀剂措施。缓蚀剂自缓蚀剂罐经缓蚀剂泵注入塔顶管道。分馏塔底精制柴油经分馏塔低重沸炉循环泵增压后分为两路：第一路作为产品，经E3008作稳定塔重沸器热源，然后与低分油换热至101左右,最后进入柴油空冷器冷却至50出装置；第二路经流量控制阀后直接去分馏塔底重沸炉作为重沸液， 分馏塔底重沸炉的重沸液，分两路经由分馏塔底重沸炉，加热至334、29作为重沸液返回分馏塔底部空间，完成汽、液分离，并完成与塔低塔盘流下的液体的混合，然后循环使用。.1、汽油稳定系统从分馏塔顶回流罐来的粗汽油经粗汽油/稳定汽油换热后进入汽油稳定塔。稳定塔用精制柴油作重沸器热源，稳定塔塔顶油气经稳定塔顶水冷器冷凝冷却至40，进入稳定塔顶回流罐进行气、油、水三相分离。闪蒸出的气体排至燃料气管网。含硫含氨污水与高分污水一起送出装置。油相经稳定塔顶回流泵升压后分两路，一路作为塔顶回流，另一路作为轻油出装置由工厂系统处理。稳定塔塔底汽油经粗汽油/稳定汽油换热器换热后，经稳定汽油空冷器、稳定汽油水冷器冷却至40出装置。、 公用工程部分.1、催化剂预硫化流程为了提高催化剂35、活性，新鲜的或再生后的催化剂在使用前都必须进行预硫化。设计采用液相预硫化方法，以低硫直馏柴油为硫化油，DMDS为硫化剂。催化剂预硫化结束后，硫化油通过不合格油线退出装置。2、1.5104Nm3/h制氢单元2.1、工艺技术特点、优化装置设计，合理选择工艺参数，采用较高的转化出口温度（820），增加转化深度，提高单位原料的产氢率，从而降低原料和燃料消耗；选用较低的水碳比（3.5），进一步降低转化炉的燃料消耗。、在原料气的预热方面，采用开工加热炉和原料预热炉二合一的方案。不仅增加了原料预热温度调节的灵活性，又增加了中压蒸汽的产量。2.1.3、为了提高装置的可靠性，确保装置长周期安全运行，转化催化剂选36、用国内研制生产的蒸汽转化催化剂。2.1.4、一氧化碳变换部分仅采用中温变换流程，不采用低温变换流程，以降低装置投资，简化制氢流程，缩短开工时间。2.1.5、采用三合一的产汽流程（即烟道气、转化气、中变气的产汽系统共用一台汽包），简化了余热回收流程，降低了装置投资。2.1.6、优化换热流程，合理利用余热能位，提高有效能效率。2.1.6.1、 利用转化炉烟道气高温位余热预热原料气，利用烟道气和转化气的高温位余热发生中压蒸汽，并过热到450。所产蒸汽一部分作为工艺用汽，多余部分外输至蒸汽管网。2.1.6.2、利用中变气高温位余热预热锅炉给水，以增加中压蒸汽产量。2.1.6.3、 利用烟道气低温位余热37、预热燃烧空气，以降低转化炉的燃料用量。2.1.6.4、 在维持合理传热温差的前提下，降低排烟温度，提高转化炉、原料预热炉的热效率，以降低燃料消耗。2.1.7、回收工艺冷凝水，减少装置脱盐水用量。在变换气冷却过程中将产生大量的冷凝水，这部分冷凝水如直接排放，将会污染环境或增加污水处理场负担。本设计将工艺冷凝液经汽提塔汽提后直接进入除氧器，除氧后作为锅炉给水。这样既保护了环境，又减少了脱盐水用量。、采用型管双壳程换热器，加深换热深度，提高热效率。、采用PSA净化工艺，简化了制氢流程，提高了氢气质量，降低了装置能耗。.1、 PSA方案采用8-2-4 PSA工艺，在压力下完成吸附剂再生，具有流程简单、38、无需动力设备、能耗低的特点。.2、本方案较传统流程多一次均压过程，可更有效地回收产品氢气，提高了产品氢回收率。(可达89%).3、 本方案由于增加了一台顺放气缓冲罐，解决了传统流程在冲洗再生过程中存在的二次污染问题，因而吸附剂再生效果更好。.4、变压吸附工艺过程采用DCS控制系统，具有运转平稳，操作可靠的特点。并且具有事故状态下，能自动或手动由八床操作切换至七床、六床、五床操作的功能, 因而大大地提高了装置的可靠性。.5、PSA程序控制阀是变压吸附装置的关键设备。本装置选用华西公司的专利产品密封自补偿式三偏心液压程控蝶阀，该阀具有体积小，重量轻，运行准确、平稳，开关速度快（小于2秒），开启速度39、可调、阀门密封性能好(ANSI六级)，寿命长(30万次)，自带阀位显示等特点。2.3、工艺流程简述、进料系统由装置外来的催化干气和焦化干气进入原料气缓冲罐，经过原料气压缩机压缩后进入原料气脱硫部分。脱硫部分进入脱硫部分的原料气经原料预热炉予热升温至250左右，依次进入等温加氢反应器的管程、绝热加氢反应器发生烯烃饱和以及有机硫转化反应，使原料气的温度升高到380，然后进入氧化锌脱硫反应器。等温加氢反应器反应放出的热量通过壳程发生蒸汽的方式取热。在氧化锌脱硫反应器中，硫化氢与氧化锌反应生成固体硫化锌被吸收下来。脱除硫化氢后的气体硫含量小于0.2PPm，烯烃含量小于1%，进入转化部分。具体反应如下：40、烯烃 C2H4+H2C2H6硫醇: RSH+H2RH+H2s硫醚: R1SR2+2H2R1H+R2H+H2S二硫醚: R1SSR2+3H2R1H+R2H+2H2S噻吩: C4H4S+4H2C4H10+H2S氧硫化碳: COS+H2CO+H2S二硫化碳: CS2+4H2CH4+2H2S ZnO(固)+H2S=ZnS(固)+H2O Ho 298 =-76.62kJ/mol转化部分精制后的原料气按水碳比3.5与水蒸汽混合，再经转化炉对流段予热至500，进入转化炉辐射段。在催化剂的作用下，发生复杂的水蒸汽转化反应，从而生产出氢气、甲烷、一氧化碳、二氧化碳和水的平衡混合物。主要反应有: CnHm+nH241、O =nCO+(n+m/2)H2 CO+3H2=CH4+H2O Ho298 =-206kJ/mol CO+H2O=CO2+H2 Ho298 =-41kJ/mol 以甲烷为主的气态烃，蒸汽转化过程较为简单，主要发生上述反应，最终产品气组成由反应平衡决定。而轻石脑油，由于其组成较为复杂，有烷烃、环烷烃、芳烃等，因此，除上述反应外，在不同的催化床层，还发生高级烃的热裂解、催化裂解、脱氢、加氢、积炭、氧化、变换、甲烷化等反应，最终产品气组成仍由反应平衡决定。烃类水蒸汽转化反应是体积增大的强吸热反应，低压、高温、高水碳比有利于上述反应的进行。反应过程所需热量由转化炉顶部的气体燃料烧嘴提供，出转化炉82042、高温转化气经转化气蒸汽发生器换热后，温度降至360，进入中温变换部分。变换部分由转化部分来的约360的转化气进入中温变换反应器，在催化剂的作用下发生变换反应： CO+H2O=CO2+H2 Ho298 =-41.4KJ/mol将变换气中CO含量降至3左右，同时继续生产氢气。中变气经过锅炉给水换热器、脱盐水预热器进行热交换回收部分余热后，再经中变气空冷器、中变气水冷却器冷却至40，经分水后进入PSA部分。热回收及产汽系统来自装置外的脱盐水经脱盐水预热器预热后与来自酸性水汽提塔的净化水混合后进入除氧器。除氧器所需的蒸汽由装置自产水蒸气提供。除氧水经过中压锅炉给水泵升压后经过锅炉给水预热器预热后进入汽43、包。锅炉水通过自然循环的方式分别经过转化炉产汽段、转化气蒸汽发生器产生3.5Mpa的蒸汽。所产生的蒸汽在转化炉的对流段过热到450，大部分作为工艺蒸汽使用；多余部分出装置。、PSA部分来自变换部分的中变气，自塔底进入吸附塔AH中正处于吸附工况的塔（始终同时有两台），在其中多种吸附剂的依次选择吸附下，一次性除去氢以外的几乎所有杂质，获得纯度大于99.9%的产品氢气，经压力调节系统稳压后送出界区。当吸附剂吸附饱和后,通过程控阀门切换至其它塔吸附,吸附饱和的塔则转入再生过程。在再生过程中，吸附塔首先经过连续四次均压降压过程尽量回收塔内死空间氢气，然后通过顺放步序将剩余的大部分氢气放入顺放气罐(用作以44、后冲洗步序的冲洗气源)，再通过逆放和冲洗两个步序使被吸附杂质解吸出来。逆放解吸气进入解吸气缓冲罐，冲洗解吸气进入解吸气缓冲罐，然后经调节阀调节混合后稳定地送往转化炉用作燃气。第三节 装置物料平衡1、80104t/a加氢精制单元物料平衡表4-3-1 加氢精制单元物料平衡序号物料名称收率数量Wt%kg/ht/d104t/a一、入方1焦化柴油47.4751100.001226.4040.882焦化汽油22.2723975.00575.4019.183催化柴油23.1624925.00598.2019.944氢气0.84900.9021.620.725脱盐水5.215612.50134.704.49645、汽提蒸汽1.051125.0027.000.90合计100.00107638.402583.3286.11二、出方1精制柴油70.1175466.751811.2060.372汽油22.0523735.25569.6518.993低分气体0.19200.004.800.164汽提塔顶气1.141225.0029.400.985酸性水5.996450.00154.805.166含油污水0.52562.5013.500.45合计100.00107639.502583.3586.11 2、1.5104Nm3/h制氢单元物料平衡表4-3-2 制氢单元物料平衡项 目Kg/hnm3/h备注入 水蒸汽17746、39自产干气43505904 装置外来方合计22089出工业氢133915000作为加氢的原料脱附气105938140自产，作为转化炉的燃料未反应水10157回收利用方合计22089第四节 平面布置1、遵守的主要标准、规范石油化工企业设计防火规范 GB50160-92（1999年局部修订）爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB50058-92石油化工企业建筑设计规范 SHJ17-90（1995年局部修订）石油化工企业工艺装置设备平面布置设计通则 SHJ11-892、平面布置的原则和特点2.1、遵守国家的有关法规和规范。2.2、采用“同类设备相对集中的流程式”布置方式。流程式布置可减少工艺管道47、的交叉来往，既减少了基建投资，又减少了介质在管道内的阻力降。同类设备相对集中布置使得设备的设置整齐美观，方便操作和管理。同时，高压设备集中布置，从而有效地缩短了昂贵的高压管道长度，并减少了高压系统的管道阻力降。2.3、原则上将泵布置在管桥下面，空冷器布置在框架上。2.4、充分考虑设备的检修和催化剂、吸附剂的装卸场地。2.5、充分考虑装置设备的维修、消防、生产操作等所需通道。2.6、压缩机厂房采用半敞开式布置（即采用压缩机棚）。2.7、管线进出装置设在装置东侧。2.8、装置内设变配电间和中控室。2.9、压缩机棚、管桥及框架等构筑物采用钢结构。2.10、加热炉设在装置全年最小风频的下风向。2.1148、装置占地面积：110109.6m2。3、设备检修与维护除在设备平面布置中充分考虑其检修场地和检修通道外，还采取如下措施：3.1、压缩机设有专用的防爆起重机3.2、加氢反应器顶部设有电动葫芦，用于起吊较重的反应器头盖及反应器内构件、催化剂料斗。3.3、冷换框架上设置若干吊耳，用于起吊换热器等设备。4、管道器材选用原则4.1、执行石油化工企业管道设计器材选用通则SH3059-94。4.2、对临氢介质的管道及其配件的材质按最新版“Nelson曲线”进行选材；对于氢气和硫化氢共存的管道及其管配件的材质，按最新版“柯柏曲线”进行选材。4.3、管子执行GB8163、GB9948和GB/T14976等标准49、。加氢制氢装置平面布置图见附图五第五节 自动控制1、自动控制水平 由于装置的操作温度、操作压力较高，且为临氢反应，危险性较大，因此该装置对自动控制要求较高。考虑到目前国内外炼油厂自动控制系统的发展现状，该装置采用以微计算机技术为基础的集散控制系统(DCS)，对全装置进行集中管理，数据处理，相对分散控制，以增强系统的适应性、可靠性，有利于装置顺利完成正常生产时的操作调优，长周期、安全、平稳操作。 装置的采用一套DCS控制系统。仪表选型水平与公司现有仪表水平相当。从生产装置的本身安全以及人身安全的角度出发，大部分仪表回路采用本安回路，变送器以智能型为主，并在装置内设置可燃气体监测系统。2、 设计执50、行的标准规范2.1、石油化工企业自动化仪表选型设计规定，SHJ5882.2、石油化工企业控制室的自动分析器室设计规定，SHJ6882.3、石油化工企业信号报警、联锁系统设计规定，SHJ18902.4、石油化工企业可燃气体检测报警设计规范，SH3063943、DCS系统配置根据用户要求：装置独立设置一套DCS。3.1 、DCS系统（I/O）统计（全装置）表451信号类别检测及控制备用量（以20计）合计MV输入781694420mA输入18118199智能变送器数字量输入17517192420mA输出14514169数字量输入15015165数字量输出12412136 3.2、 DCS主要硬件配置51、（I/AS51） 工程师工作站AW51D 1台 操作员工作站WP51D 3台 相应的I/O卡、板及机柜等2台打印机；1台彩色拷屏机以及通讯网络及必要的接口.5反应进料加热炉自动保护联锁系统；5、 主要现场仪表选型及数量控制室外的仪表主要选用能够与DCS进行数字通讯的智能型变送器（如压力/差压变送器)。测量范围小于1500mm的液位测量仪表，一般采用外（或内) 浮筒式液位变送器。执行器主要采用气动调节阀加电/ 气阀门定位器（或电/ 气转换器)。部分调节阀亦可配用智能式电子阀门定位器。流量测量仪表主要采用孔板加差压变送器测量方式，进出装置的物料设置高精度、高质量的计量仪表，如容积式（椭圆齿轮、罗茨52、双转子、刮板等)，质量式，速度式（如旋涡等)，以及超声波流量计，以保证各种进出物料的计量需要。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。可燃气体和有毒气体检测报警器选用可直接进DCS系统的仪表，不再设置室内显示仪表。所有温度测量均采用毫伏直接进DCS的方式，参与控制的温度参数设置架装温度变送器。第六节 主要设备选择1、主要设备选择1.1、 转化炉、炉型选择及特点转化炉为制氢装置的核心设备，转化炉结构形式主要有：顶烧炉、侧烧炉、阶梯炉和底烧炉等，但目前广泛应用的炉型只有顶烧和侧烧两种，其选择主要取决于下列因素：转化炉大小应用场合燃料种类转化炉的尺寸是53、十分重要的。一般说来，较大的转化炉不宜采用侧烧炉，因其烧嘴过多而常常必需将辐射室分成两个（或更多）炉膛。顶烧炉因其烧嘴少，结构紧凑，则较适合于大型转化炉。在燃料种类的适应性方面，侧烧炉只局限于使用燃料气及汽化后的石脑油和液化石油气；而顶烧炉因其烧嘴型式众多，可以使用各种气体和液体燃料。根据上述分析，本报告通过对生产规模、燃料种类、催化剂性能要求、换热方案以及施工安装、检修、合金钢用量等多方面的综合比较，并考虑了节省投资、生产稳妥可靠等因素，选择炉型为：顶部烧嘴供热、对流段横卧于地的结构。这种炉型具有以下特点：.1、最适合转化反应的要求。转化反应为吸热反应，维持反应所需的热量是通过辐射，由烟道气54、转送到反应物的。在炉管的进口处，反应物有着较低的平衡温度，而且烃类原料的分压较高，转化反应只受到热传递速率和催化剂活性的限制。在管子出口处，由于转化已经基本完成，原料的分压较低，吸热量较小。顶烧炉由于上部火焰温度高，炉管上部的传热速率快，因而较能满足转化反应上部反应速度快，吸热量大的要求。.2、 有利于延长炉管的使用寿命。根据转化反应需要，最大传热量位于工艺温度较低的管子进口处，其平均热通量是炉管平均热通量的两倍。在顶烧炉内，由于火焰向下，入口处高热通量不会引起高的金属温度（此处工艺气体温度较低）。因此炉管表面温度沿轴向分布均匀，使转化炉管的耐高温性能得以充分发挥。、转化炉管的选择本设计推荐采55、用国产的HP系列炉管。1.2、反应器制氢反应器全部采用热壁结构，筒体采用低铬钼钢材质。加氢反应器，为热壁板焊结构。主体材质选用SA387Gr22CL.2，内壁堆焊TP.309L+TP.347，堆焊层厚度为6.5mm，内件0Cr18Ni10Ti，反应器设二个床层。反应器按国内制造考虑，其主体材料按进口考虑。1.3、冷换设备转化气蒸汽发生器采用卧式烟道式结构，有利于降低设备造价，便于安装与检修。管程中心管出口处设调节机构，用以调节转化气出口温度、管程入口处采用冷壁结构，内衬耐高温衬里。由于操作条件较苛刻，并考虑酸性水对设备的腐蚀，非定型换热器壳体采用碳钢，换热管采用不锈钢管。本装置有六台高压换热器56、。14、压缩机、原料气压缩机为两台，一开一备。兼开工压缩机。、新氢压缩机（共2台，一开一备）根据工艺操作要求及流量变化范围，该机采用对称平衡型往复活塞式压缩机，二级压缩，二列布置。电机采用增安型无刷励磁异步电机驱动。机组安装在两层布置的厂房内。机组由压缩机、电动机、润滑油系统、强制夹套冷却系统、检测控制系统、辅助设备、盘车机构等组成。压缩机与电动机之间采用刚性联轴节直联。压缩机按照API618设计制造。、循环氢压缩机（共2台，一开一备）根据工艺操作要求及流量变化范围, 可采用对称平衡型往复式压缩机,单级压缩，二列布置，电机采用增安异步低速电机驱动。机组安装在两层布置的厂房内。机组的配置及要求同57、新氢压缩机组。加氢精制单元主要设备表 表4-6-1序号设备名称规格介质名称操作条件数量备注mmMPa(G)一反应器类1加氢精制反应器(R1101)300011240 (T.L) 原料油、氢气4008.0112Cr2MoR堆焊TP.309L+TP.347, 156t二塔类1分馏塔(T1101)260021000(T.L) 粗汽油、柴油、硫化氢、2600.5120R, 26t26层浮阀塔盘蒸汽2汽提塔（T1102）140021000(T.L) 粗汽油、柴油、硫化氢、2600.5120R, 16t26层浮阀塔盘蒸汽三加热炉类1反应进料加热炉（F1101）热负荷 4650KW柴油.氢气3208.31258、重沸炉热负 荷 6650KW柴油.氢气3208.31四原料油过滤器原料油500.71套自动反冲洗 ,20R, 1.8t 加氢精制单元主要设备表 续表4-6-1序号设备名称规格介质名称操作条件数量备注MPa(G)五冷换类1反应流出物/混合进11006000，U型管管程反应流出物4007.6112Cr2Mo1+0Cr18Ni10Ti15CrMoR+ 0Cr18Ni10Ti, 11t料换热器(E1101)A=160m2 25管子壳程混合进料2708.72反应流出物/低分油10006000，U型管，双壳程管程反应流出物3007.5215CrMoR+ 0Cr18Ni10Ti16MnR, 21t换热器(E59、1103AB)A=160m2 25管子壳程低分油2700.883反应流出物/原料油9006000，U型管，双壳程管程反应流出物2407.3215CrMoR16MnR, 20t换热器(E1104AB)A=160m2 25管子壳程原料油2058.84精制柴油/低分油换热器(E1106AB)BES900-2.5-155-6/19-4IB=200管程柴油2541.08216MnR,16MnR, 11t壳程低分油2000.885汽提塔顶后冷器(A1102)BIU700-2.5-50-6/25-4I管程循环水400.40120R,20R, 2.8tB=200壳程油气、H2S500.4 加氢精制单元主要设备60、表 续表4-6-1序号设备名称规格介质名称操作条件数量轴功率KW电机功率KW备注MPa(G)六空冷器类1反应流出物空冷器(A1101)P93-4-128-反应流出物1607.2814.9222220R, 20#, 30t2柴油空冷器(A1102)P93-6-193-柴油1101.0844.6311320R, 20#, 24t3汽提塔顶空冷器(A1103)P93-4-129-汽提塔顶气1700.3944.6311320R, 20#, 20t加氢精制单元主要设备表 续表4-6-1序号设备名称规格(T.L)介质名称操作条件数量备注MmMPa(G)七容器类1原料油缓冲罐(V1101)34001000061、，立式柴油500.21Q235-B, 12t2高压分离器(V1102)26007300，立式反应流出物507.0120R, 24t3低压分离器(V1103)32007500，卧式反应流出物500.9120R, 7.5t4新氢压缩机入口分液罐(V1104)10003600，立式新氢402.4120R, 2.5t5循环氢压缩机入口分液罐(V1105)16003600，立式循环氢457.0120R, 6.5t6汽提塔顶回流罐(V1106)28006000，卧式H2S粗汽油400.31Q235-B, 4.5t7柴油脱水聚结器(V1107)一套柴油500.6120R, 1.5t8硫化剂罐(V1108)162、8003500，立式、总长DMDS水常温0.51Q235-B, 2.5t9地下污油槽(V1109)160016001800，方箱式污油40常压1Q235-A, 2t10蒸汽分水器(V1110)8001929，立式、总长蒸汽2501.0120R, 0.6t11净化压缩空气罐(V1111)26005600，立式空气常温0.61Q235-B, 8t12缓蚀剂罐(V1112)8001956，立式、总长缓蚀剂常温常压1Q235-A, 0.5t13放空罐(V1113)16006000，卧式油气油1500.031Q235-B, 3t14阻垢剂罐(V1114)8001956，立式、总长阻垢剂常温常压1Q23563、-A, 0.5t加氢精制单元主要设备表 续表4-6-1序号机泵名称机泵型介质名称入口压力温度流量扬程数量轴功率电机功率备注MPa(G)m3n/hMkwkw八机泵类1加氢进料泵(P1101AB)离心式柴油0.250111107321702002注水泵(P1102AB)往复式脱盐水0.7402.424.4113柴油泵(P1103AB)离心式柴油0.442605083213.118.54汽提塔顶回流泵(P1104AB)离心式粗汽油0.3407.28923.77.55污油泵(P1105)离心式污油常压常温9.06313.97.56缓蚀剂泵(P1106)往复式缓蚀剂常压常温0.0313010.557地下64、污油泵(P1107)离心式污油常压常温7.24017.58阻垢剂泵(P1108)往复式阻垢剂常压常温0.0045010.559气动隔膜泵(P1109)DMDS0.6常温7.9581 加氢精制单元主要设备表 续表4-6-1流量操作温度操作压力轴功率电机功率数量备注九压缩机类型式介质名称MPa(G)台m3n/h入口出口入口出口1新氢压缩机(C1102AB)往复式新氢14000402.48.722循环氢压缩机(C1101)往复式循环氢55000507.08.72制氢单元主要工艺设备表 表4-6-2序台操作条件 备 注号 设 备 名 称数压力Mpa（表）温度 设 备 规 格 介 质 材质 重量t 备 65、注一反应器类1加氢反应器(R1104)13.0738018008000(切线距)原料气15CrMoR19焊后热处理催化剂两床层5.2m32绝热加氢反应器(R1101)13.0738016005400(切线距)原料气15CrMoR12焊后热处理催化剂两床层5.2m33氧化锌脱硫反应器(R1102AB)23.0738016005400(切线距)原料气15CrMoR2x12焊后热处理催化剂两床层5.2m34中温变换反应器(R1103)12.6241924004000(切线距)转化气15CrMoR17焊后热处理中变催化剂两床层8.3m3小 计557二塔 类1酸性水汽提塔(T1101)1常压10410066、08000(切线距)酸性水OCr18Ni95不锈钢填料3.14m3三冷换设备类1转化气蒸汽发生器(E1101)12.6582013006000(切线距) 管程转化气15CrMoRIncoloy800H（管箱锥段）15CrMo131每根换热管前后各带一个陶瓷套管。管箱部分有衬里。4.4255A=110m2 中心管DN150 壳程水、蒸汽16MnR2锅炉给水第二预热器(E1102)12.6041911008959 管程中变气15CrMoR9管箱焊后热处理4.5255A=220m2 双壳程 壳程水、蒸汽OCr18Ni916MnR3锅炉给水第一预热器(1104)12.5817510005087 管程中67、变气16MnR+OCr18Ni95管箱焊后热处理4.9160A=90m2 双壳程 壳程水16MnR4除盐水预热器(E1106)12.561636005000 管程中变气16MnR+OCr18Ni94管箱焊后热处理0.4570A=50m2 壳程水20R5中变气水冷却器(E1108)12.54406008900 管程中变气20R+OCr18Ni94管箱焊后热处理0.4542A=75m2 双壳程 壳程水20R6压缩机循环气冷却器10.4542AES400-2.5-15-3/25-4I 管程水101.273(E1109)1.01.20B=150 壳程天然气16MnR7开工冷凝器(E1010)10.4568、42AES400-2.5-15-3/25-4I 管程水15CrMo1.2731.0380B=150 壳程含氢油气15CrMoR8空冷器(A1001)42.55140P62-4-56 管程水OCr18Ni93.691风机G-SF24W4 0.9681配套电机YB160M4V5(11KW)1构架JP64K/B-24/2X42百叶窗SC622X0.88小 计11四容器类1原料气缓冲罐(V1101)10.54014003000（切线距）立式焦化干气20R22原料油缓冲罐(V1013)10.24016003200（切线距）卧式原料油20R33中变气第一分水罐(V1004)12.601631200200069、（切线距）立式中变气、水OCr18Ni924中变气第二分水罐(V1004)12.5816012002000（切线距）中变气、水OCr18Ni925中变气第三分水罐(V1006)12.544014002500（切线距）立式中变气、水OCr18Ni926中变气第四分水罐(V1007)12.544014002500（切线距）立式中变气、水OCr18Ni927中压汽包(V1015)14.3125515008500（切线距）卧式汽、水16MnR208除氧器及水箱(V1017)20.03104 45t/h, (全补给水) 汽、水工艺定型9溶解器(V1018)1常压常温 200升2Na3PO40.510连续70、排污扩容器10.0511160030308汽、水111定期排污扩容器10.05111120026588汽、水212开工用油气分离罐(v1012)10.54012003000（切线距）立式焦化干气20R1.8小 计13五加热炉1原料预热炉(f1001)1380圆筒炉原料气2转化炉(F1002)1820顶烧转化炉，炉管76根转化气1231014000小计2六压缩机1原料气压缩机(C1101AB)23.5110 原料气2燃烧空气鼓风机(C1102A)2 空气3烟道气引风机(C1103A)2 烟气小计6七PSA部分主要设备一塔类1吸附塔(T2001A)82.24022009000（切线距）中变气16M71、nR8x15 内装：活性氧化铝、活性炭 和分子筛 二容器类1顺放气罐(V2001)10.64022009000氢气20R92解吸气缓冲罐(V2002)20.0540300021000解吸气20R22小计231合计9第七节 消耗指标1、加氢精制装置（见表3-7-1）表3-7-1 序号名称单位连续量间断量备注一水耗量1循环水t/h1202除盐水t/h4.53生活污水t/h2.0二电耗量6000VkW1975380/220VkW1160三蒸汽耗量11.0MPa蒸汽t/h3吹扫21.0MPa蒸汽t/h1.2四燃料气Kg/h100021五压缩空气1净化压缩空气nm3/h3002非净化压缩空气nm3/h572、00最大瞬间用量六氮气（一次用量）nm3n5000一次用量最大瞬时用量nm3/h800催化剂及化学药剂消耗序号名称型号或规格年用量t一次装入量t备注1催化剂LH-045保护剂LH-10B4.6加氢剂LH-10A50加氢剂2硫化剂DMDS12催化剂硫化3缓蚀剂104瓷球72、制氢单元、公用工程消耗（见表3-7-2）表3-7-2序号名称单位数量备注循环水t/h60连续脱盐水t/h28.7连续电 6000VKWh/h518连续380VKWh/h345连续220VKWh/h10照明及仪表4净化化压缩空气m3n/h200连续5蒸汽3.5Mpat/h17.7外输，连续蒸汽1.0Mpat/h2消防及吹扫6氮73、气m3n/h200间断,开工用7燃料气m3n/h861以催化干气为准Kg/h896、催化剂、吸附剂及化学药剂消耗（见表3-7-3）表3-7-3序号名 称一次装入量 t使用寿命(a)一催化剂1加氢催化剂1232脱氯剂2.533ZnO脱硫剂22.624转化催化剂835中变催化剂253二吸附剂1GL-01H吸附剂6152HXBC-15B专用吸附剂104153HX5A-98H分子筛7815三化学药剂1磷酸三钠1t/a第五章 总图、运输、公用工程及辅助生产设施第一节 建厂条件1、工程建设地理位置和概况山东省xx市地处黄河入海口，北临渤海，东依莱洲湾，东北与大连隔海相望，是国家规划的黄河三角洲的中心城市，74、是中国第二大油田所在地。xx地下资源蕴量丰富，其中石油是该地区的经济命脉，现已形成了石油化工、盐化工、造纸、机电食品和建材等门类齐全的工业体系。项目拟建设地山东xx化工有限公司位于xx市xx，北距胜利油田石化总厂附近铁路1公里，公司东门前是国道博新路，交通十分便利。2、水文地质山东xx化工有限公司现有生产用水主要来源是胜利油田主供水管网，该场地地下水属第四系潜水，现地下水静止水位埋深为0.60-1.30m左右，相应标高为3.54-4.62m，地下水位随季节性变化而变化，历年最高水位深埋为0.50m，水位变化幅度在3.00m左右。地下水对混凝土无侵蚀作用。3、当地气象条件工程所在地地处暖温带，属75、温带季风型大陆性气候，境内气候无明显差异，气候特征是雨热同期，气候温和，大陆性强，寒暑交替，四季分明。主要气象、气候条件数据如下：a. 环境温度年平均气温 12.3极端最高气温 41.9极端最低气温 -23.3月平均最高气温平均值 18.9月平均最低气温平均值 6.8连续最冷五天平均温度 -12.9地面0cm冷日最低气温 -28.7冻土层深度 0.59m b.空气湿度年平均相对湿度 65%年平均最大相对湿度 80%年平均最小相对湿度 55%年最大相对湿度 100%c.大气压力年平均气压 1015.3pad.日照年平均日照 2570.4h累计年平均日照百分率 69.8%7月、8月份平均日照 2176、3.2h2月份平均日照 179.2he.降水量年平均降水量 493.7mm年最大降水量 5924.4mm年最小降水量 352mmf.降雪本地积雪月 11月2日次年4月27日积雪月最多 56天累年平均积雪日 17天左右最大积雪深度 27cm标准雪载荷 2.5kg/m2g.风向、风速全年主导风向及频率 东南风10夏季主导风向及频率 东南风16冬季主导风向及频率 西北西风9累年平均风速 2.9m/s最大风速（1969年4月23日） 28.0m/s八级大风累年平均(四月最多) 7天标注风压值 0.53kg/m2h、瞬时最大风速: 28.0m/s风载荷: 49.6千克力/平方米i、瞬时最大风速: 21.77、0m/s风载荷: 27.9千克力/平方米j、年平均风速: 2.9m/s风载荷: 0.53千克力/平方米k.地下水位 地表以下13ml.地震烈度9.1、基本地震烈度 7度9.2、抗震设防地震烈度 7度第二节 总图1、设计中采用的总图运输标准：石油化工企业设计防火规范 GB50160-92(1999年局部修订)石油化工企业厂区总平面布置设计规范SH3053-93石油化工企业厂区竖向布置设计规范 SHJ13-89石油化工企业厂内道路设计规范 SHJ23-892、装置平面布置原则2.1、满足工艺要求，便于生产管理：工艺流程短捷流畅。2.2、切实注意安全：单元之间的防护距离应遵守现行的国家颁布的规范、标78、准和规定。2.3、尽量利用原厂区场平竖向。2.4、与给排水专业结合，切实保证竖向设计标高、坡度满足污水管线自流排放要求。2.5、采取必要的措施保证场地的稳定。2.6、装置四周设环行消防道路。第三节 运输1、装置的交通运输依托原厂区的运输能力。2、装置的原料及产品均通过管道进出装置。3、装置的辅助材料催化剂和吸附剂等固体材料由汽车运至该装置。废催化剂等固体废渣，由汽车运出装置，然后，由制造厂回收或由厂方深埋处理。第四节 公用工程1、给排水及消防1.1、设计原则装置的生产、生活给排水管线、消防水管道依托厂区现有设施。为便于经济管理，在生产、生活给水及循环水进装置管线上设置计量设施。1.2、设计采用79、的标准规范石油化工企业设计防火规范（GB50160-92）（1999年局部修订）建筑设计防火规范（GBJ16-87）（1997年版）室外给水设计规范（GBJ13-86）（1997年版）室外排水设计规范（GBJ14-87）（1997年版）给排水管道工程施工及验收规范（GB50268-97）1.3、循环水给水系统本装置循环水用量为60 t/h，全部由公司原有循环水场供应。1.4、消防水本项目在拟建界区敷设消防水管网，并与老厂供水管网成环，同时，按消防规定设置消防栓。消防水由现有厂区消防水管网供应.1.5、排水生活和生产污水通过界区污水管，排至厂区原有的污水管网，经处理达标后排放；清净下水及雨水通过80、雨水管汇入厂区原有排水系统。2、供电装置供电利用原厂供电系统，然后引至装置新建高低压配电间为装置供电。2.1、区域划分按照国家设计标准GB50058-92有关条款，装置区内属爆炸危险区域2区，2区范围内低于地平面的沟坑和正常采样点附近，划为1区。该区域内所有电气设备均应选用防爆产品，视区域内介质不同，电气设备防爆标志为dIICT4或eIIT3的产品。2.2、供电要求及负荷等级供电要求：双回路供电大部分为一类负荷，小部分为三类负荷3、供汽及外输蒸气3.1、装置开工所用3.5MPa蒸汽和1.0MPa蒸汽均厂区蒸汽管网提供。3.2、装置正常生产外输的3.5MPa蒸汽进入厂区蒸汽管网系统。4、供风装置81、非净化风、开工用氮气引自厂系统管网;仪表用风则引自净化风系统。第五节 辅助生产设施装置所需配套辅助生产设施的分析化验部分依托总厂中心化验室.在原有分析化验设备的基础上,增加相关分析仪器。装置的“三修”部分依托炼油厂原有设施.第六章 节能第一节 装置能耗能耗计算(计算方法按SH/T3110-2001规定) 。1、80104t/a加氢精制单元的能耗为652.27 MJ/t2、15000m3n/h制氢单元的能耗为14061.381000nm3H2第二节 节能措施1、80104t/a加氢精制单元单元节能措施如下：1.1、设置阻垢剂系统，提高传热效率，尽量回收反应流出物热量。1.2、充分回收各产品物流热82、量，使产品进空冷温度尽量低。1.3、采用新型高效机泵，提高能量转换效率。1.4、设备及管道布置尽量紧凑合理，从而减少散热损失和压力损失。1.5、加强设备及管道保温，从而减少散热损失。2、1.5104Nm3/h制氢单元单元节能措施如下：2.1、优化装置设计，合理选择工艺参数，采用较高的转化出口温度，增加转化深度，提高单位原料的产氢率，从而降低原料消耗和装置能耗。2.2、选用较低的水碳比，进一步降低转化炉的燃料消耗。2.3、优化换热流程，合理利用余热能位，提高有效能效率。2.3.1、利用转化炉烟道气高温位余热预热原料气，利用烟道气和转化气的高温位余热发生3.5MPa中压蒸汽。所产蒸汽一部分作为工艺83、用汽，多余部分外输至电厂。利用中变气高温位余热预热锅炉给水，以增加中压蒸汽产量。利用烟道气低温位余热预热燃烧空气，以降低转化炉的燃料用量。在维持合理传热温差的前提下，降低排烟温度，提高转化炉、原料预热炉的热效率，以降低燃料消耗。采用型管双壳程换热器，加深换热深度，提高热效率。3、回收工艺冷凝水，减少装置除氧水用量。在变换气冷却过程中将产生大量的冷凝水，这部分冷凝水如直接排放，将会污染环境或增加污水处理场负担。本设计将工艺冷凝液经汽提塔汽提后直接进入装置的除氧水系统，除氧后作为锅炉给水。这样既保护了环境，又减少了脱盐水用量。4、采用PSA净化工艺，简化了制氢流程，提高了氢气质量，降低了单元能耗。84、采用上述节能措施后，可显著地降低本装置的能耗，使装置的能耗达到国内先进水平。第三节 节能管理1、水、电、煤、气的控制1.1、对生产设备定期进行维护和保养，加强管理，杜绝跑、冒、滴、漏现象,加强垫片等相关配件的检查和相应配件的更换。1.2、对本部门内所使用的空调和照明灯进行合理的控制，对空调的设定温度和运行时间进行管理，出现故障时及时维修，严禁长明灯现象;装置内照明柜采用计算机集中控制,照明用光控,采用节能灯,照明光源选用高效节能光源。1.3、所有电工需持证上岗，以保证其安全操作，并有能力进行有效的调配与管理，减少电量的浪费。1.4、选用节能型电器设备，及时更换被淘汰的电器设备,配电系统低压侧做85、集中无功补偿；电缆全部采用高性能阻燃电缆。1.5、各部门对用水设备，如水泵、阀门、供水管道等的运行状况经常进行检查，发现漏水，及时通知相关部门进行维修。所有冷凝水均采用压力回水,回到循环水场,在可能的情况下，尽量考虑循环用水。1.6、采购煤时，尽量选用含硫低、热值高的煤种。1.7、水、电、气相关控制部位安装计量表,便于班组得考核管理;每月底对各生产厂的能源消耗(煤、电)进行统计，用能源消耗统计报表报相关部门，并把统计结果与目标指标比较，进行统计分析。1.8、所有用蒸汽设备均装疏水器,经常验查。1.9、 加强保温管理,减少热损失。2、主要原材料的控制2.1、生产所需的主要原材料和辅助材料，由相关86、部根据采购计划和采购控制程序选定合格供方名录,选择其中信誉较好的供方进行采购，采购的原材料应符合采购及验收标准。2.2、各装置在生产过程中应注意提高原材料的利用率，操作工严格按作业指导书操作，减少不合格品的发生，降低原材料损耗。装置正常生产时,满负荷运转,使生产的经济效益达到最佳.2.3、技术部门应积极采用新技术、新工艺，减少原材料及有害物质的使用，降低成本，提高产品的环境性能。2.4、每月底生产部门组织相关部门人员对当月各厂主要原材料耗用量进行盘点，仓管员将主要原材料购、耗、存情况表报生产管理部门分析、管理。3、成本控制3.1、财务部要及时准确核算公司各种产品的成本，反映产品的真实消耗情况；87、定期检查各相关部门的物资盘点及核算，准确反映能源、原材料的消耗、盈亏状况。3.2、人力资源部门依据节能降耗目标、指标，对各生产装置制定主要原材料及电、煤的消耗定额，每月进行考核，节奖超罚，在每月的绩效工资中兑现。4、意识教育各部门、单位应加强宣传，对全体员工进行节能降耗意识教育，养成良好的节约行为，发现员工有浪费现象要及时进行批评教育。第七章 环境保护 第一节 设计依据和设计原则1、 设计依据设计采用的环保标准应以国家标准和地方标准为依据，对该装置而言，主要执行下列标准：1.1、污染物排放标准制订地方大气污染物排放标准的技术方法 GB/T 1320191工业炉窑大气污染物排放标准 GB907888、1996大气污染物综合排放标准 GB162971996 污水综合排放标准 GB89781996恶臭污染物排放标准 GB14554931.2、环境质量标准大气环境质量标准 GB309582 二级标准(居民区)地面水环境质量标准 GB383888 工业企业厂界噪声标准 GB1234890 城市区域环境噪声标准 GB309693 1.3、设计标准建设项目环境保护设计规定 (87)国环字第002号工业企业设计卫生标准TJ3679石油化工企业环境保护设计规范SH302495工业企业噪声控制设计规范 GBJ87-85炼油厂卫生防护距离标准GB8195-872、 设计原则2.1、选择工艺过程简单可靠的工艺技89、术，尽量降低“三废”排量。2.2、严格按照国家及地方各项标准、规范进行工程设计。2.3、确保施工质量，避免投产后产生事故对环境造成污染。2.4、对有可能造成重大环境污染的单元过程及设备，采取特殊监理。 第二节 生产过程中主要污染源及污染物 装置的主要污染源及污染物如下：1、废气排放（见表7-2-1） 表7-2-1序 号 排 放 点排放 气排放量 排放浓度(mg/m3)排放高度排放排放去向类型nm3/h二氧化硫氮氧化物m方式加热炉烟气 5000 6.4 80 27 连续直排大气转化炉烟气 59700 1.3 80 50 连续直排大气酸性水汽提塔水汽 427 CO2 20连续直排大气4安全阀可燃气90、体间断至火炬2 、废水排放（见表7-2-2） 表7-2-2 序号废水类别排放量(t/h) 污 染 物排放规律 排放去向含盐污水 1含Na3PO4等连续送厂污水处理系统 含油污水 7含油300ppm，COD500ppm 连续送厂污水处理系统 生活污水 4.0 含微量油 间断送厂污水处理系统编废 水排水量废水水质(mg/l)号类 别(t/h)PH值油硫CODCr氨1含硫含氨污水6.27103004000020000200003、固体废物排放（见表7-2-3） 表7-2-3 废渣类别排放量，t组成处理方法备注加氢催化剂12Co.Mo回收或深埋每3年一次脱氯剂2.5o深埋每3年一次氧化锌脱硫剂22.691、ZnO深埋每2年一次转化催化剂8NiO回收或深埋每3年一次中变催化剂25Fe2O3.Cr2O3深埋每3年一次加氢精制催化剂59.6回收或深埋每6年一次GL-01H吸附剂6深埋每15年一次HXBC-15B专用吸附剂104 深埋每15年一次HX5A-98H分子筛78深埋每15年一次317.7 第三节 治理措施及预期效果根据国家环保局颁发的建设项目环境保护管理办法等法规，在发展生产的同时保护好人类赖以生存的环境，在设计中主要采取了以下措施和控制方案：1、治理措施采用无污染或少污染的清洁工艺，压缩污染源，减少“三废”排放量。该装置为油品加氢装置，通过加氢的手段将原料中的硫、氮等物质分离出来，再经气体脱92、硫、酸性水汽提、硫磺回收等工艺对硫、氮进行回收，既回收了资源，又可生产出清洁的产品。1.1、废气治理加热炉烟气：为燃料燃烧过程中产生的燃烧废气，经充分回收能量后由烟囱高空排放。排放高度满足国家有关规定。加热炉燃料全部采用含硫较低脱硫燃料气以减少燃烧产生的SO2量。 制氢单元酸性水汽提塔采用蒸气汽提，水汽高点放空(主要含CO2)。 装置开工及事故状态下由安全阀排放的可燃气体均密闭排入火炬系统。可防止开停工或事故状态大量烃类气体排入大气环境，减少烃类对环境的影响。1.2、废水治理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，将污水划分为含硫含氨污水、含油污水、生活污水和清净废93、水等系统。所有管线、设备、采样等排放的废油，都由漏斗排至地下污油回收槽，回收的污油再排出装置到工厂污油罐。制氢单元中轻烃水蒸汽转化法制氢工艺过程中，要分出大量的酸性冷凝水，如直接排放，势必污染环境。本设计设酸性水汽提塔，处理这部分污水，经处理后的酸性水直接进入除氧器，除氧后作为锅炉给水回用。既保护了环境，又节省了脱盐水量，降低了装置能耗。 装置的地面冲洗水、初期污染雨水等污水排至厂区生产污水处理场，后期雨水排入清净废水系统，以减轻工厂污水处理的负荷。经过污水处理场处理的污水达到国家一级排放标准。 装置的含油，含盐污水等污水排入炼厂生产废水管网，与其它车间排放的废水一起进入厂内污水预处理场，经隔94、油、浮选预处理，再排入污水处理场进行处理，经过污水处理场处理的污水达到国家一级排放标准。 含硫含氨废水:主要来自加氢精制单元反应部分的高、低压分离器和分馏部分的柴油汽提塔顶回流罐，含有较高的硫化氢和氨，送至全厂酸性水汽提装置进行处理，以回收硫化氢和氨。1.3、噪声治理由于装置没有大型回转设备，噪声污染并不严重，为了进一步降低噪声，采取如下措施： 选用低转速调角型空冷风机； 选用低噪声YB系列电机； 蒸气放空点设置消音器； 转化炉、预热炉选用低噪声烧嘴； 压缩机操作间设隔音设施；1.4、固体废物治理装置只有在停工检修时，才更换出废催化剂，废催化剂送至废催化剂回收工厂或深埋作无害化处理。1.5、绿95、化根据设计规范的要求，依托炼油厂原有的绿化机构，进行必要的绿化。2、预期效果该装置的设计采取先进的工艺技术方案，同时采取一系列可靠的防护措施。对各类污染物进行相应的治理，使影响环境的因素从工艺技术方案开始，至采取相应的技术措施后，使环境得到根本的保护。到2010年增加烟囱SO2脱硫装置，使SO2250吨/年；COD排放量50吨/年。3、环境管理与环境检测由于该装置建设依托现有企业。因此，本装置不设专门的环保管理人员，其环境监测和环境管理工作也由公司统一管理。第八章 职业安全卫生 第一节 设计依据1、国家、地方政府和主管部门的有关规定1.1、中华人民共和国劳动部劳字（1988）48号文：颁发关于96、生产性建设工程项目职业安全卫生监察的暂行规定的通知。1.2、中华人民共和国劳动部劳锅字（1990）号文：关于颁发压力容器安全技术监察规程的通知。1.3、中华人民共和国消防条例。1.4、中国石化总公司关于颁发安全生产人员禁令和规定的通知。1.5、中国石化总公司中石化（84）生字9号文：关于颁发石油化工企业液化气瓦斯安全规定的通知。2、采用的主要技术规范、规程及标准2.1、生产过程安全卫生要求总则GB12801-912.2、劳动部关于生产性建设工程项目职业安全卫生监察的暂行规定。2.3、中国石化总公司安全生产人员禁令和规定2.4、炼油厂卫生防护距离标准GB8195-872.5、中国石化总公司建设项97、目环境保护管理办法实施细则。2.6、职业性接触有毒物危害程度分级GB5044-852.7、石油化工企业设计防火规范GB50160-92（1999年局部修订）2.8、建筑设计防火规范（1997年版）GBJ16-872.9、爆炸和火灾危险环境电力装置设计规程GB50058-922.10、电气设备安全设计导则GB4064-832.11、工业与民用电力装置接地设计规范（试行）GBJ65-832.12、建筑灭火器配置设计规范（1997年版）GBJ140-902.13、石油化工企业可燃气体检测报警设计规范SH3063-942.14、工业企业噪声控制设计规范GBJ87-852.15、生产设备安全卫生设计总则98、GB5083-852.16、钢制压力容器GB150-19982.17、劳动部压力容器安全技术监察规程2.18、石油化工钢制压力容器SH3074-952.19、建筑抗震设计规范GBJ11-892.20、工业企业采光设计标准GB50033-912.21、工业企业照明设计标准GB50034-922.22、中国石化总公司石油化工企业液化气及瓦斯安全规定2.23、石油化工企业厂区总平面布置设计规范SH3053-93第二节 生产过程中职业危险因素分析1、生产过程中具有燃烧和爆炸危险物的性质新建装置所用原料、中间产品、产品多为易燃、易爆物质，装置火灾危险性为甲类。各物料在加工过程中处于高温、中压环境中，当环99、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 。该项目的生产操作介质为柴油、焦化干气、氢气和含烃气体，这些气体都属于爆炸性液体或气体，混合气体爆炸极限含氧量为4%，根据爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB50058-92）的规定，该装置属爆炸和火灾危险环境区。第三节 防范措施及预期效果1、防范措施1.1、工艺、采用先进可靠的工艺技术和合理的工艺流程。、设置安全阀和连锁自保系统，保证事故状态下的人身安全和设备安全。、可燃气体的排放，进入密闭火炬系统。、加热炉的燃料气管线上设置阻火器，防止回火发生事故，炉内设长明灯，为防治火嘴突然灭火后再点火时发生爆炸100、。、选用低噪声设备，对噪声较高的声源采取消声降噪措施。、提高装置自动化控制水平，以提高生产运行的可靠性。2、预期效果该项目生产装置虽属甲A类生产装置，工作介质多为易燃、易爆介质，但生产操作中均在密闭的管道和设备中，加上采用先进控制监测报警与自然通风、强制通风相结合的措施，可有效地消除装置内易燃、易爆物质的危险性以及对职工健康伤害的可能性。第九章 项目组织及定员 本装置定员包括生产人员和管理人员。辅助人员由厂方统一考虑。定员编制执行中石化标准SHRS001-1998，按内操和外操设置，采用四班制，见表9-1-1表9-1-1序岗位名称操作班数操 作定 员管理人员备注号人/班合计1班长4142内操 101、43123外操 44164管理人员55合计637第十章 项目实施计划 1、项目实施计划见表10-1-1表10-1-1序 号规划时间工 作 内 容12007年9月可研及评估22007年10月2008年1月工程设计32008年2月2009年1月工程施工及建设42009年1月30日投产 第十一章 投资估算及资金筹措第一节 建设投资估算1、主要依据文件1.1、中石化1997咨字348号文“关于印发中国石油化工总公司石油化工项目可行性研究报告编制规定(1997年版)的通知”，及中国石油化工集团公司项目可行性研究技术经济参数与数据2001。1.2、中国石化2000建字476号文“关于批准发布石油化工安装工102、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的通知”。1.3、中石化1995建字247号文“关于印发石油化工安装工程费用定额的通知”。2、投资估算范围可行性研究报告建设投资估算范围包括15000m3n/h制氢装置和80104t/a柴油加氢精制装置界区内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。相应的系统配套工程依托该厂现有设施。本装置在原厂内建设，不需新征土地。3、建设投资估算办法3.1、固定资产投资固定资产投资包括工程费用和固定资产其他费用两部分。3.1.1、工程费用：按工程量法103、及相关系数法进行估算。根据本装置的静止设备、机械设备、工业炉、电气仪表设备等主要设备材料的实物工程量、以及现行的市场价格估算其设备费和主要材料费，并根据其主要的建筑安装工程内容和相应的综合估(概)算指标（或采用相关系数法）等估算建筑工程费及安装工程费等。设备运杂费为7%，材料运杂费为5.5% 。所需引进的设备材料按在国内用人民币购买考虑。、固定资产其他费用包括建设单位管理费、临时设施费、工程建设监理费、前期工作咨询费、工程勘察费、工程设计费、锅炉及压力容器检验费等。、建设单位管理费：根据中国石化2000建字476号文有关规定估算。、临时设施费：根据中国石化2000建字476号文有关规定估算。、104、工程建设监理费：参照国家物价局、建设部1992价费字479号“关于发布工程建设监理费有关规定的通知”计算。、前期工作咨询费：根据国家发展计划委员会计价格19991283号文“国家计委关于印发建设项目前期工作咨询收费暂行规定的通知”估算。、工程勘察费和工程设计费：参考同类项目有关资料估算工程勘察费。根据国家物价局、建设部1998价费字375号文“关于发布工程勘察和工程设计收费标准的通知”等有关规定，减按工程费的3%估算工程设计费。、锅炉及压力容器检验费是根据中国石化2000建字476号文有关规定分别估算的。、本装置投资估算未估列施工机构迁移费及工程保险费等。3.2、无形资产投资专有技术及使用费按105、50万元估列。2.3、递延资产投资包括生产准备费和办公及生活家具购置费，根据设计定员和4600元/人估算。3.4、预备费（1）基本预备费：按照固定资产投资、无形资产投资和递延资产投资之和的2%估算。（2）价差预备费：根据中国石化1999建字29号文“关于基本建设投资中暂停计列价差预备费有关问题的通知”精神，暂不计列价差预备费。建设投资估算详见表11-1-1。表11-1-1 建设投资估算表 单位:万元估算价值序号工程或费用名称设备安装建筑其他合计其中备注购置工程工程外汇建设投资139208335.912101051245171固定资产投资139208335.91210838243041.1工程费106、用139208335.91210023465.9加氢精制装置95944191.972014505.9.1总图竖向04747.2建筑物0537537.3构筑物0513136649.4静止设备43328915223.5机械设备23081532461.6工业炉88762850.7工艺管道10611061.8电气及电信102241343.9自控仪表13675131880.10采暖通风3013.543.5.11给排水9244.4136.4.12一次投入催化剂及化学药剂12751275制氢装置4326414449008960.1建构筑物490490.2静止设备15701161686.3机械设备510375107、47.4工业炉12222002322.5工艺管道775775.6电气及电信64234298.7自控仪表11667821948.8一次投入催化剂及化学药剂8948941.2固定资产其他费838838建设单位管理费563.2563.2临时设施费65.765.7工程建设监理费1919前期工作咨询费1212工程勘察费3030工程设计费1381381.2.7锅炉及压力容器检验费10102无形资产投资50502.1专有技术及使用费50503递延资产投资17174预备费1461464.1基本预备费146146第二节 总投资估算及资金筹措1、本项目建设期为12个月。项目总投资为建设投资与建设期借款利息以及流动108、资金之和。总投资估算值48000万元，项目建设投资为24517万元, 其中9807万元为自有资金，14710万元为银行借款。 长期贷款年利率为7.884%，短期贷款利率6.84%，建设期利息为503万元。2、投产后需流动资金22980万元，投产后第一年投入80，第二年投入20，流动资金中40%自有，其余60为银行借款。 第十二章 财务评价本项目经济评价的编制执行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（一九九七年版）关于新建项目经济评价有关规定，测算装置本体的经济效益。第一节 总成本费用估算1、总成本费用估算依据本项目根据中国石油化工总公司石油化工项目可行性研究报告编制规定（一九109、九七年版）和工业企业财务制度划分成本项目并进行成本费用估算。1.1、总成本费用估算的主要参数（1）本项目生产期15年，各年生产负荷均为100%。（2）原料价格：按建设单位提供的现行价格计算。干气 1800元/吨催化柴油 5000元/吨焦化柴油 4600元/吨焦化汽油 4300元/吨（3）燃料动力价格：参照厂方提供的价格（含税）确定循环水0.80 元/吨蒸汽1.0Mpa105 元/吨电0.45 元/度除盐水10 元/吨燃料气1000 元/吨净化风 0.10 元/标立（4）本项目装置定员37人，工资及附加费按25000元/年.人考虑。（5）固定资产折旧年限为14年，残值率取3%，折旧费和修理费分别110、为固定资产原值的6.93%和4%。（6）无形资产投资按10年平均摊销，递延资产投资按5年平均摊销，计入管理费用中。（7）其他制造费用和其他管理费用根据新建装置定员分别按8000元/人.年和24000元/人.年计算。（8）销售费用按销售收入的0.5%估算。2、总成本费用估算根据上述主要参数及工艺设计所确定的原材料、辅助材料及燃料动力消耗增量估算成本费用。详见以下各表。表12-1-1 总成本费用估算表 单位：万元序合生 产 期号项 目 计第 2年第 3年第 4年第 5年第 6年第 7年第 8年第 9年第10年第11年第12年第13年第14年第15年第16年1. 1外购原料6034589305549111、3819363819363819363819363819363819363819363819363819363819363819363819363819363819362. 1外购燃料、动力55053.52787.53484.43484.43484.43484.43484.43484.43484.43484.43484.43484.43484.43484.43484.43484.42. 2催化剂及化学药品2190111138.6138.6138.6138.6138.6138.6138.6138.6138.6138.6138.6138.6138.6138.63工资及福利费1666.984.410112、5.5105.5105.5105.5105.5105.5105.5105.5105.5105.5105.5105.5105.5105.54修理费157687989989989989989989989989989989989989989989985折旧费238601729172917291729172917291729172917291729172917291729172906摊销费678.48.48.48.48.455555000007. 1其他制造费用4651530303030303030303030303030307. 2其他管理费用1406.271.2898989898989898989113、89898989897. 3其他销售费用331651680209920992099209920992099209920992099209920992099209920998利息支出45131480700000000000009总成本费用6168681.6312803.5391424.9390617.9390617.9390617.9390614.5390614.5390614.5390614.5390614.5390609.5390609.5390609.5390609.5388880.5其中:固定成本43739.623602959.92959.92959.92959.92956.52956.114、52956.52956.52956.52951.52951.52951.52951.52951.5 可变成本5738733.5310443.538846538765838765838765838765838765838765838765838765838765838965838765838765838592910经营成本5746114.1310605.1388073.5388880.5388880.5388880.5388076.9388076.9388076.9388076.9388076.9388081.9388081.9388081.9388081.9388081.9第二节 财务分析1、115、销售收入估算按建设单位提供的现行价格计算。（含税价）。精制柴油 5000 元/吨汽油(石脑油) 4600元/吨氢气 2元/Nm32、流转税及附加估算 (1)、本项目产品和原料的增值税税率除蒸汽为13%外，其他均为17%，进项税额计算基础包括辅助材料、燃料动力及修理费中的材料费。 (2)、根据中华人民共和国消费税暂行条例，本项目消费税汽油277.6元/吨、柴油为117.6元/吨。 (3)、城市维护建设税和教育费附加分别按流转税的7%和3%计算。3、损益计算企业所得税税率25%。根据工业企业财务规定，公积金和公益金分别按所得税后利润的10%和5%提取。4、借款偿还平衡计算本项目按最大偿还能力偿还建116、设投资借款本金，利息计入生产期成本，偿还借款的资金来源包括固定资产折旧费、无形资产和递延资产摊销费及未分配利润。本项目建设投资借款偿还期4.03年。5、现金流量计算本项目建设期1年，生产期15年，财务基准收益率为12%。财务现金流量表见表12-2-5。6、盈亏平衡分析XO（盈亏平衡点的产量）=(年固定成本费用)/（年产品销售收入-年可变成本-年流转税金及附加）=2959.9/（419963-387658-18640）=21.66%即项目只要达到设计生产能力的21.66%，企业就可保本。详见图12-2-1 盈亏平衡分析图。图12-2-1 盈亏平衡分析图表12-2-1 借 款 还 本 付 息 表 117、单位：万元单位：万元序建设期生 产 期号项 目第 1年第 2年第 3年第 4年第 5年第6年银行贷款1.1年初本息累计152132440517445.612733.24602.81.2本年借款14710919245961.3本年应计息503108091657320.61.4本年还本付息803948084.48703.44623.2其中：还本6959.47168.48130.44602.8付息1.5年末本息余额2资金来源803948084.48703.48603.48603.42.1当年可用于还本的未分配利润630263476966686668662.2当年可用于还本的折旧及摊销17374173118、741737417374173742.3以前年度结余可用于还本资金2.4用于还本的短期借款2.5可用于还本的其他资金银行贷款的偿还期为 4.03 年投 资 计 划 与 资 金 筹 措 计 算 表表12-2-2 单位：万元单位：万元序合建设期生 产 期号 项 目 计第 1年第 2年第 3年1总 资 金48000250201838445961.1建 设 投 资2451724517001.2固定资产投资方向调节税00001.3建 设 期 利 息503503001.4流 动 资 金2298001838445962资 金 筹 措48000250201838445962.1自 有 资 金189999807119、91920其中：用于流动资金91920919202.2借 款2.21长 期 借 款0其中: 借 款 本 金147100 利息5032.22流 动 资 金 借 款00919245962.3赠 款(拨款 或 补助)0000表12-2-3 损 益 和利润分配表 单位：万元 序合生 产 期号项 目计第 2年第 3年第 4年第 5年第 6年第 7年第 8年第 9年第10年第11年第12年第13年第14年第15年第16年生产负荷(%)801001001001001001001001001001001001001001001精制柴油47692302414803018503018503018503018503120、018503018503018503018503018503018503018503018503018503018502粗汽油1740244881141101421101421101421101421101421101421101421101421101421101421101421101421101421101423氢气1258887868786878687868786878687868786878687868786878687868786878684收入合计6217026337544419963419963419963419963419963419963419963419963419963121、4199634199634199634199634199635税金及附加合计2945121491218640186401864018640186401864018640186401864018640186401864018640186406总成本费用5780473.1312803.5391424.9390617.9390617.9390617.9390614.5390614.5390614.5390614.5390614.5390609.5390609.5390609.5390609.5388880.57利润总额(4-5-6)1606829828989810705107051070510708122、.510708.510708.510708.510708.51071410714107141071412442.58弥补上年亏损00000000000000009应纳税所得额1606829828989810705107051070510708.510708.510708.510708.510708.51071410714107141071412442.510所得税4017224572475267626762676267726772677267726772679267926792679311111税后利润(7-10)120510737174238029802980298031.58031.580123、31.58031.58031.580358035803580359331.512公积金1204973774280280280280380380380380380480480480493313公益金33233436136136136136136136136136236236236242014应分配利润15未分配利润630263476966686668666866686668666866686668696869686968697978.5其中偿还借款000000016累计未分配利润63021264919615264813334740213470795394560811676777454681415124、8828495153103131.5投资利润率= 22% 投资利税率=60.6% 资本金利润率= 55.8%表12-2-4资 金 来 源 与 运 用 表 单位：万元序建设期生 产 期号项 目 第 1年第 2年第 3年第 4年第 5年第 6年第 7年第 8年第 9年第10年第11年第12年第13年第14年第15年第16年1资金流入245173467364245594199634199634199634199634199634199634199634199634199634199634199634199634199631.1销售（营业）收入03375444199634199634199634199125、634199634199634199634199634199634199634199634199634199634199631.2长期借款及债券147101.3流动资金借款9192459601.4其他短期借款1.5项目资本金980791921.6其他2资金流出24517353317.5420952.9418326.9418326.9418326.9409393.9409393.9409393.9409393.9409393.9409400.9409400.9409400.9409400.9409832.92.1经营成本310605.1388073.5388880.5388880.5388880126、.5388076.9388076.9388076.9388076.9388076.9388081.9388081.9388081.9388081.9388081.92.2销售(增值)税金及附加1491218640186401864018640186401864018640186401864018640186401864018640186402.3所得税2457247526762676267626772677267726772677267926792679267931112.4建设投资(不含利息)245172.5更新改造投资2.6流动资金1838445962.7各种利息支出2.8分配股利或利润2127、.9长期借款本金偿还6959.47168.48130.44602.82.1短期借款本金偿还3盈余资金0-6581.53606.11636.11636.11636.110569.110569.110569.110569.110569.110562.110562.110562.110562.110130.14累计盈余资金0-6581.5-2975.4-1339.3296.81932.91250223071.133640.244209.354778.465347.575909.686471.797033.8107163.5项 目 财 务 现 金 流 量 表表12-2-5 单位：万元序合建设期生 产 128、期号 项 目计第 1年第 2年第 3年第 4年第 5年第 6年第 7年第 8年第 9年第10年第11年第12年第13年第14年第15年第16年1现金流入62412543375444199634199634199634199634199634199634199634199634199634199634199634199634199634441911.1收入62170263375444199634199634199634199634199634199634199634199634199634199634199634199634199634199631.2回收固定资产余值12480000000000129、0000012481.3回收流动资金22980000000000000000229801.4其他流入000000000000000002现金流出6069483.124517343901.1411309.5407520.5407520.5407520.5406716.9406716.9406716.9406716.9406716.9406721.9406721.9406721.9406721.9406721.92.1建设投资(不含利息)24517245172.2更新改造投资00000000000000002.3流动资金22980018384459600000000000002.4经营成本5746130、114.10310605.1388073.5388880.5388880.5388880.5388076.9388076.9388076.9388076.9388076.9388081.9388081.9388081.9388081.9388081.92.5税金及附加2758721491218640186401864018640186401864018640186401864018640186401864018640186403净现金流量(1-2)-24517-6357.18653.512442.512442.512442.513246.113246.113246.113246.113246.131、113241.113241.113241.113241.137469.14累计净现金流量-24517-30847.1-22220.6-9778.12664.415106.92835341599.154845.268091.381337.494578.5107819.6121060.7134301.8171770.9所得税后 所得税前财务内部收益率(%)= 22.1 财务内部收益率(%)= 30.52财务净现值=24819万元(基准收益率取 12 %) 财务净现值= 43200.9 万元(基准收益率取 12 %)静态投资回收期= 5.1年 静态投资回收期= 4.78年表12-2-6 资本金财 务132、 现 金 流 量 表 单位：万元 序合建设期生 产 期号 项 目 计第 1年第 2年第 3年第 4年第 5年第 6年第 7年第 8年第 9年第10年第11年第12年第13年第14年第15年第16年1现金流入624125403375444199634199634199634199634199634199634199634199634199634199634199634199634199634441911.1收入6217026033754441996341996341996341996341996341996341996341996341996341996341996341996341996341133、99631.2回收固定资产余值124800000000000000012481.3回收流动资金22980000000000000000229801.4其他流入000000000000000002现金流出10310345205.5417272.9418899.9414819.9410196.5409393.9409393.9409393.9409393.9409393.9409400.9409400.9409400.9409400.9409832.92.1项目资本金1899998079192000000000000002.2借款本金偿还2686106959.47168.48130.44602.8134、2.3借款利息支付3092.6503108091657320.62.4经营成本00310605.1388073.5388880.5388880.5388880.5388076.9388076.9388076.9388076.9388076.9388081.9388081.9388081.9388081.9388081.92.5税金及附加27587201491218640186401864018640186401864018640186401864018640186401864018640186402.6所得税4017202457247526762676267626772677267726772135、677267926792679267931113净现金流量(1-2)-10310-7661.52690.11063.15143.19766.510569.110569.110569.110569.110569.110562.110562.110562.110562.134358.1计算指标财务内部收益率(%)= 29.5财务净现值=29272.06万元(基准收益率取 12 %)第三节 敏感性分析根据本项目的具体情况，选择建设投资、产品价格、原料价格等因素进行敏感性分析，测算其单独发生不利变化时对项目经济效益的影响。详见敏感性分析表及敏感性分析图表12-3-1 敏感性分析表序号项目不确定因素变化136、率（%）总投资（万元）内部收益率（%）投资回收期(静态)年基本情况4800022.15.11建设投资增加548722.8520.85.210%49948.718.95.42建设投资投资减少-54627124.14.95-10%45045.324.594.853产品售价提高54800036.75.0310%4800051.14.964产品售价降低-5480008.19.3-10%4800005主要原材料价格提高548646010%4979506主要原材料价格降低-54634850.34.3-10%4519979.83.57建设期延长一年4956021.36.3从敏感性分析表可以看出产品价格的变化137、对本项目的经济效益影响最大，其次是原料价格，而建设投资的影响则相对较小。图12-3-1敏感性分析图第四节 财务评价结论主要技术经济指标详见表12-4-1。从主要经济评价数据和指标汇总表可以看出，本项目总投资48000万元，其中建设投资24517万元；项目建成投产后年均销售收入419963万元，年均所得税前利润总额10708.5万元；全部投资财务内部收益率所得税前为30.52%，所得税后为22.1%；静态投资回收期所得税前4.78年，所得税后为5.1年（含建设期1年）。以上指标说明本项目具有较好的经济效益，因此在经济上可行的。主要财务评价数据汇总表表12-4-1项目数量1.工程建设投资(万元)3138、30002.建设期利息(万元)5033.流动资金(万元)229804.工程总投资额(万元)480005.建设期(月)126.年均销售收入(万元)4199637.年均总成本费用(万元)390617.9其中:年均可变成本(万元)387658年均固定成本(万元)2959.98.年均经营成本(万元)388073.59.年均应纳税金及附加(万元)1864010.年均利润总额(万元)1070511.年均应纳所得税(万元)267612年均税后利润(万元)802913投资利润率(%)22%14.投资利税率(%)60.6%16.资本金利润率(%)55.8%15.全投资财务内部收益率(%)(税前)30.52财务净现值(ic=12.00%,万元)43200.9投资回收期(年,静态)4.7816.全投资财务内部收益率(%)(税后)22.1财务净现值(ic=12.00%,万元)24819投资回收期(年,静态)5.117.资本金财务内部收益率(%)29.5财务净现值(ic=12.00%,万元)29272.0618.借款偿还期(年,含建设期)4.0319.盈亏平衡点(%,年平均)21.66