煤焦油加氢处理技术生产清洁轻质燃料油可行性研究报告

目录第一章概述4第一节编制依据和原则4第二节项目建设的背景及建设意义4第三节项目设计范围6第四节研究结果6第二章原料来源、生产规模、产品方案9第一节原料来源及生产规模9第二节产品方案10第三节产品市场分析10第三章10万吨/年中油加氢改质单元工艺技术方案11第一节工艺技术方案选择11第二节产品的主要技术规格16第四节物料平衡17第四节工艺流程简述19第五节自控水平22第六节主要设备选择29第七节消耗指标及能耗37第八节平面布置38第九节供电与电信40第十节机械45第十一节装置对外协作关系46第四章7000M3N/H净焦炉气氢提纯单元47第五章公用工程及辅助生产设施56第一节总图运输56第二节储运工程58第三节土建64第四节给水、排水66第五节电气、通信67第六节供热、供风67第七节消防设施68第六章环境保护69第一节建设区域的环境现状69第二节主要污染源和主要污染物69第三节设计采用的环境保护标准71第四节控制污染的初步方案72第五节环境保护投资估算73第六节环境影响分析73第七章装置定员74第八章消防及职业安全卫生75第一节消防设计75第二节职业安全卫生76第九章项目实施计划79第十章投资估算和资金筹措80第一节建设投资估算80第二节总投资估算和资金筹措81第一节生产成本和费用估算86第二节财务评价87第三节敏感性分析88第四节财务评价结论89附图200501F1000/0110万吨/年中油加氢改质单元原料预处理部分工艺原则流程图200501F1000/0210万吨/年中油加氢改质单元反应部分工艺原则流程图200501F1000/0310万吨/年中油加氢改质单元分馏部分工艺原则流程图200501F1000/047000M3N/H净煤气氢提纯单元工艺原则流程图200501F1000/05原料油、成品油罐区原则流程图200501F1000/06火炬设施工艺流程图200501F1000/07加氢精制装置平面布置图参考图200501F1000/08总平面布置图参考图第一章概述第一节编制依据和原则一、项目编制的依据1、煤焦油试验研究数据2、煤焦油综合利用工程可行性研究委托二、可行性研究报告编制原则1、采用国内煤焦油加氢专用催化剂及工艺技术；2、充分依托现有的社会资源；3、装置内单元联合集中布置；4、严格执行国家、地方及主管部门制定的环保和职业安全卫生设计规定、规程和标准。第二节项目建设的背景及建设意义一、建设单位现状气体分离工程有限责任公司，性质为股份制企业。该公司由中国科学院大连化物所联合国内多名气体分离技术专家共同创建。公司依托中科院雄厚的技术科研实力，在国内多家企业承建了大量的气体分离装置。本公司目前拥有高级职称员工20人，中级职称员工35人。属于大连市高科技发展型企业。公司响应国家大力提倡的环保及能源政策，针对煤焦油加氢制油品项目，进行了大量的调研工作，在优先考虑解决企业环保问题的情况下，同时解决了国家能源短缺的难题。经过周密详细的调研之后，选定了上海博申工程技术有限公司作为合作伙伴，共同开发、设计及建设煤焦油加氢制油品的项目。二、项目建设的背景及建设意义、项目建设的必要性1、工业燃料油市场分析优质燃料油作为工业燃料是一种理想的汽柴油替代品，广泛用于电厂、电站、冶炼、锻压、锻造等工业窑炉进行燃烧。据有关部门统计，全国仅用于工业窑炉使用的柴油就达2200万吨/年以上。并且，随着环保要求的不断提高，燃煤炉窑将逐渐淘汰，同时工业燃油数量将逐步增加。利用价格很低的原料油废油，生产优质工业燃油，就地销售或销向周边地区，是具有非常现实经济意义的。2、煤焦油品质现状概述本项目原料油主要来源于市及周边地区炼焦过程中的副产煤焦油，年产量为20万吨/年左右，其它部分原料外购。厂方提供的原料油性质见表211。从表211表可以看出，焦炉副产燃料油硫含量高、酸度高、胶质含量高、安定性差。如不进行改质（降低其硫含量、提高其安定性），无法作为优质燃油出厂，因此，必须对上述副产燃料油进行改质。、项目建设意义建设本项目的意义在于1、焦炉副产煤焦油（即劣质燃料油），采用高压加氢改质技术，降低其硫含量、提高其安定性、并提高其十六烷值，满足优质燃料油指标要求。根除现有工艺的弊端，搞好区域环保，合理利用资源，提高企业的经济效益。2、利于发挥已有销售市场优势和生产管理技术力量优势现有煤焦油作为劣质燃料油产品已进行过长期销售，已存在许多稳定用户。3、我国优质燃料油短缺，燃料油进口数量逐年递增。第三节项目设计范围该项目建设内容包括以下部分1、装置界区内工程包括10万吨/年煤焦油加氢改质单元、7000NM3/H净焦炉气氢提纯单元、成品油罐区单元和公用工程设施。10万吨/年煤焦油加氢改质单元、7000NM3/H净焦炉气氢提纯单元联合布置，界内设中心控制室、车间办公室、配电室、分析化验室等。2、装置界区外配套的放空火炬及公用工程，由建设单位负责。第四节研究结果一、项目概况该项目采用上海博申工程技术有限公司的成套煤焦油加氢工艺及催化剂，以焦炉副产煤焦油为原料，生产优质燃料油。充分考虑热量合理回收，降低装置能耗。为保证装置运转“安、稳、长、满、优”，关键设备设计充分考虑装置原料特点。装置的氢气由净焦炉气氢提纯单元生产。二、主要工艺、技术经济指标见表141表141主要工艺技术指标序号项目单位指标备注1主要原材料（1）原料油（2）净焦炉气（3）保护剂（4）加氢改质催化剂（5）缓蚀剂万吨/年104NM3/A吨/M3吨/年1300128002252加氢进料按77计氢气含量按60计算一次装入量，寿命1年一次装入量，寿命3年2主要产品石脑油燃料油沥青万吨/年万吨/年万吨/含大于360未转化油）3456消耗指标燃料气循环水电净化风脱盐水非净化风氮气蒸汽能耗指标装置总占地面积定员104NM3/A104T/A104KWH/A104NM3/A104T/A104NM3/A104NM3/A104T/AMJ/T原料M2人2964000242726482883200056000803845500003010MPA7总投资万元158498建设投资万元140009建设期利息万元27510销售收入万元32886生产期内年均11总成本万元17307生产期内年均12流转税及附加万元2774生产期内年均13利润总额万元12804生产期内年均14所得税万元3959生产期内年均15税后利润万元8845生产期内年均16投资利税率98317投资利润率807918借款偿还期年303含15年建设期19财务内部收益率494所得税后20净现值（I12）万元41896所得税后21投资回收期（所得税后）年332含建设期15年三、结论本项目采用上海博申工程技术有限公司的成套煤焦油加氢工艺和成熟的工程技术，投资合理，可确保装置“安、稳、长、满、优”运转。装置环保、职业安全卫生及消防等设施的设计符合标准规范。本项目在技术上是可靠的。本项目总投资15849万元含各种费用，其中建设投资14000万元。年均销售收入32886万元，年均总成本费用17307万元，年均所得税后利润8845万元，投资利润率为8079，静态投资回收期为332年（含建设期15年）。各项经济评价指标远好于行业基准值，项目经济效益较好，并具有一定抗风险能力，在经济上是完全可行的。本项目的建设不仅可以解决副产劣质煤焦油污染问题，同时也可解决部分国内油品紧张。总之，本装置的建设是必要的，应加快建设速度。第二章原料来源、生产规模、产品方案第一节原料来源及生产规模一、原料来源煤焦油原料主要来自等地焦化厂的焦炉副产煤焦油13万吨/年作为本装置原料（加氢进料10万吨/年），其性质见表211。二、生产规模公称规模10万吨/年；实际加工量10万吨/年；最大加工量12万吨/年。加氢装置实际处理煤焦油馏分10万吨/年。三、年开工时数8000小时。表211原料油全馏份性质表项目全馏分原料油密度（20）/GCM311380残炭，M1959S,M026N,M113C,M8677H,M644组成，M烷烃0环烷烃0芳烃877胶质及其他123金属含量GG1其中CU020CA2275MG267NI078V001FE112NA0953856第二节产品方案根据焦炉焦油分析数据，本装置以焦炉焦油为原料，主要产品石脑油（C5177）硫、氮、烯烃含量及其它杂质均很低，可作为石脑油出厂；燃料油（177）安定性好、硫含量低，可作为优质燃料油出厂；煤沥青作为沥青调和组分出厂或调和重质燃料油。第三节产品市场分析优质燃料油作为工业燃料是一种理想的汽柴油替代品，广泛用于电厂、电站、冶炼、锻压、锻造等工业窑炉进行燃烧。据有关部门统计，全国仅用于工业窑炉使用的柴油达2200万吨/年以上。并且，随着环保要求的不断提高，燃煤炉窑将逐渐淘汰，同时工业燃油数量将逐步增加。根据周边地区市场调查，仅本地区工业燃油即达20万吨/年。本项目投产后，10万吨/年煤焦油加氢改质单元，生产的的832万吨/年轻质燃料油及1742万吨/年石脑油产品，其产量对当地及周边市场需求而言，可实现当地销售，不存在市场问题。10万吨/年煤焦油加氢改质单元原料预分馏塔底重油作为沥青。10万吨/年煤焦油加氢改质单元副产气体可作装置燃料气使用，属于公司内部物料，不存在市场问题。7000NM3/H净焦炉气氢提纯单元尾气也可以作为装置自用燃料。第三章10万吨/年煤焦油加氢改质单元工艺技术方案第一节工艺技术方案选择一、确定技术方案的原则1、采用上海博申工程技术有限公司提供的成套工艺技术。2、采用配套的工艺技术和成熟、可靠、先进的工程技术，确保装置设计的整体合理性、先进性和长周期安全稳定运转。3、合理用能，有效降低装置的能耗，合理回收装置余热，达到合理的先进水平。4、提高环保水平，加强安全措施，环保设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投产。5、在保证性能可靠的前提下，降低装置投资，最大限度实现设备国产化。6、提高装置操作灵活性，增强对市场的适应能力。二、原料加工目的焦炉副产焦油的汽、柴油馏份含有大量的烯烃、多环芳烃等不饱和烃及硫、氮化合物，酸度高、胶质含量高。采用加氢改质工艺，可完成脱硫、不饱和烃饱和、脱氮反应、芳烃饱和，达到改善其安定性、降低硫含量和降低芳烃含量的目的，获得优质石脑油和燃料油。三、国内外相近加氢技术现状目前国内煤焦油加氢处理装置仅有上海博申提供成套技术而建成的一套5万吨/年装置。国外相关的煤焦油加工技术未见报道，但日本存在煤沥青加氢生产炭材料的报道和相关装置。四、该装置使用的加氢工艺技术主要操作条件根据煤焦油分析数据，该装置反应器主要操作条件如下表311工艺条件反应总压/MPA157保护剂体积空速/H1075保护剂平均反应温度/345主精制剂体积空速/H103主精制剂平均反应温度/375精制油硫含量/GG1179精制油氮含量/GG1954注采用专用焦油加氢催化剂。表31204MPANM3/次1000间断开车置换用5水蒸汽10MPAT/H30间断加热器用3吸附塔2000X1000016MNR84过滤器1800X600020R25除油塔2000X800020R26顺放罐3200X1600020R17解吸气缓冲罐3000X1600020R18氢气缓冲罐3000X1000020R19解吸气加热器300M220R110解吸气冷却器300M220R111液压系统1套第五章公用工程及辅助生产设施第一节总图运输一、建厂条件由建设单位完成二、厂址选则本装置的厂址选在靠近焦化厂的区域内，方便获取煤焦油原料和焦炉煤气。三、全厂总图1、总平面布置原则本工程贯彻减少占地的原则；使各生产环节具有良好的联系，流程简单，避免生产迂回往返；满足生产、卫生、安全、防火、施工等要求。2、总平面布置方案界区内设汽车装车设施，位于最北；油品罐区设施，位于中部；装置区，位于南部；配电室、自控室、车间办工室、分析化验室，位于最南部；以上各部分，由北到南排列，整齐化一，紧凑布置，同步建设。煤焦油综合利用工程总平面位置图见附图200501F1000/08。3、竖向布置原则本工程所建装置及配套设施地面设计标高要合理，达到土石方工程量不大；雨水依自然坡度排入厂内各道路网边排雨水明沟内，然后排入总排水沟。4、工程占地该工程总占地面积为50000M2，其中10万吨/年中油加氢改质单元与7000NM3/H净煤气氢提纯单元总占地28000M2；成品油罐区单元占地12000M2；办公楼、绿化地等占地10000M25、工厂运输本装置所需原料、中间原料、产品，为管道输送和汽车运输。6、设计中采用的总图运输标准石油化工企业设计防火规范GB5016092及（1999年局部修改条文）石油化工企业厂内道路设计规范SHJ2390第二节储运工程一、概述设计原则1、根据全厂总工艺流程，原料油来源和成品油销售市场等，经济合理地确定储运系统各部分的设计规模，尽量简化工艺流程，减少油品周转次数，从而减少了油品的挥发损失。2、在提高经济效益及减轻劳动强度，尽量采用先进技术及新设备、新材料。3、在技术经济合理的前提下，尽量做到集中布置、便于管理、便于运营。4、注意环境保护、安全卫生和节能，尽量减少油气排放，避免有害气体直接排放至大气中，改善作业环境。5、充分注意安全，无论在设备选型上，还是在平面布置上，注意安全，防止火灾和爆炸事故的发生。6、合理使用能源和节约能源，尽量降低油品、油气损耗和水、电、汽的消耗。7、严格执行防火、防爆的各种设计规范和标准。设计遵守的主要规范、规定1、石油化工企业设计防火规范（GB5016092）2、爆炸和火灾危险环境电力设计规范（GB5005892）3、工业企业噪声控制设计规范GBJ87854、工业企业设计卫生标准GBJ36795、石油化工储运系统罐区设计规范（SH30071999）6、石油化工企业储运泵房设计规范（SHJ1490）7、石油化工企业燃料气和可燃性气体排放系统设计规范（SHJ989）8、炼油厂全厂性工艺及热力管线设计技术规定（SYJ102482）9、石油化工企业设备和管道隔热设计规范（SH1090）10、石油化工企业管道布置设计通则（SHJ1289）11、石油化工企业蒸汽伴热管及夹套管设计规范（SH4091）原料及产品运输方式1、原料油进厂按汽车进厂考虑。2、汽油、柴油出厂按装汽车考虑。设计规模和产品方案1、设计规模加氢改质单元处理原料油能力为10万吨/年。2、产品方案石脑油1742万吨/年轻质燃料油832万吨/年储运工程范围1、原料油系统；2成品油系统；储运工程各部分主要工程量及单元划分序号单元名称主要工程量1原料油、成品油罐原料油储罐2台4000M3，成品油区及泵房罐2台2000M3、3台1000M3。原料供料泵2台、装车泵3台2原料油卸车及成品油汽车装车设施卸车泵2台、2台卸车鹤管，4台装车鹤管3工艺及热力管网工艺及系统管网二、储运系统技术方案原料油系统1原料油自汽车卸车用泵送至厂内的2台4000M的原料油罐储存，并用2台原料油供料泵给装置供料，2台泵一用一备。2石脑油系统石脑油自加氢装置经管道至成品石脑油罐31000M3储存，再由泵经管道送至汽车装车设施装汽车槽车运出厂外。3轻质燃料油系统轻质燃料油自加氢装置经管道至成品燃料油罐22000M3储存，再由泵经管道送至汽车装车设施装汽车槽车运出厂外。4、燃料气及可燃性气体放空系统该工程的气体放空管线排至界区边界，火炬系统由工厂自行考虑。三、主要设备见表521、表522、表523四、主要管道敷设方式厂区工艺及系统管网为管架敷设；单元内的管道为管墩敷设。五、消耗指标新鲜水间断量100T（一次最大用量）连续量2T/H电207000KWH/A10MPA蒸汽5T/H（最大间断）3T/H连续净化压缩空气2NM/H间断储罐分配一览表521序号介质重度T/M3周转量万吨/年储罐米3个数储罐形式1原料油12134000M2拱顶2石脑油07817421000M3内浮顶3轻质燃料油0878322000M2拱顶4沥青1331500M2拱顶主要设备表522操作条件备注序号设备名称规格介质名称温度压力MPA（G）数量台一汽车装卸车设施1原料油卸车鹤管DN80原料油30062手动2石脑油装车鹤管DN80石脑油30062手动密闭液下3轻质燃料油装车鹤管DN80轻质燃料油30062手动液下泵表523操作参数序号泵名称输送介质密度T/M3流量M3/H出口压力MPA操作温度台数备注1原料油卸车泵原料油127006常温22原料油输送泵原料油1210063023石脑油装车泵石脑油0787006常温1与燃料油装车泵互为备用4轻质燃料油装车泵柴油0877006302与石脑油装车泵互为备用第三节土建一、地基处理方案对于罐基础，由于荷载效应超出地基允许应力，采用基础预先抬高，充水预压的办法对地基进行处理；其它基础均采用天然地基，如遇不良地质现象，根据具体情况再做特别处理。二、结构方案1、压缩机厂房主体厂房采用排架结构。钢筋混凝土柱，簿腹梁，大型屋面板。吊车梁也采用钢筋混凝土结架。二层操作平台及其它小型构件采用钢结构。钢筋混凝土基础。2、变配电室、自控室、车间办公楼、泵房、火炬操作室、值班室等采用框架结构或砖混结构。3、反应构架，反应冷换构架，分流冷换构架等采用钢结构，钢筋混凝土基础。4、管架采用钢结构，钢筋混凝土基础。5、火炬塔架采用钢结构,钢筋混凝土基础。6、装车站台采用钢结构,钢筋混凝土基础。7、塔炉基础及设备基础采用钢筋混凝土结构。8、泵及小型设备基础采用素混凝土结构。9、罐基础采用钢筋混凝土环墙结构。三、材料选用1、钢筋直径85DBA。表624噪声源表序号噪声源数量台噪声强度DBA备注1大功率机泵89095电机功率30KW2组合压缩机3100电动往复式3空冷器6854加热炉390第三节设计采用的环境保护标准一、设计标准和规范1、建设项目环境保护设计规定（87）国环字第002号2、工业企业设计卫生标准TJ36793、石油化工企业环境保护设计规范SH3024954、工业企业噪声控制设计规范GBJ87855、石油化工企业厂区绿化设计规定SH30082000二、污染物排放标准1、大气污染物综合排放标准GB1629711996表2二级2、工业炉窑大气污染物排放标准GB90781996新建二级3、污水综合排放标准GB89781996一级3、恶臭污染物排放标准GB1455493二级4、工业企业厂界噪声标准GB1234890类三、环境质量标准1、环境空气质量标准GB30951996二、三级2、地表水环境质量标准GHZB11999类3、城市区域环境噪声标准GB3096933类第四节控制污染的初步方案为了贯彻国家和地方颁布的环境保护法律、法规，在发展生产的同时保护好人类赖以生存的环境，在充分依托现有环保治理措施的基础上，本项目在设计中主要采取了以下清洁生产工艺及污染防治措施和控制方案一、废气治理采用加氢改质清洁工艺，将加氢单元原料油中的硫转移到酸性气中，大大减少了石脑油、轻质燃料油等产品中硫含量，从而减少了因柴油消耗而向大气排放的SO2量。装置各部分设置的安全阀及放空系统包括紧急放空排放的含烃气体均排入密闭的火炬系统。设备的气封气体，也排入火炬系统。二、废水治理废水的治理遵循“清污分流，分类排放”的原则。1、含硫含氨污水由装置内冷高压、低压分离器、分馏塔顶回流罐、稳定塔顶回流罐产生的含硫、含氨污水，共18T/H，经脱气、除油后送至酸性水储罐，间断车运出装置外处理。2、含油污水装置内产生的含油污水2T/H送附近工厂统一处理。三、固体废物处理处置措施1、反应器中废瓷球，桶装无害化填埋。2、废催化剂送至废催化剂厂家回收（或封装深埋）。四、噪声控制装置内产生噪声的噪声源主要有压缩机及相应的驱动机、机泵、空冷器风机、加热炉火嘴等，采取下列措施防治噪声污染。1、选用低噪声系列电机。2、加热炉喷嘴及风道部分采用保温隔声材料。3、操作室、控制室隔声设计。通过以上措施，装置区内的噪声值能够控制在90DBA以下。第五节环境保护投资估算根据建设项目环境保护设计规定第七章第二十二条规定的原则，和石油化工企业环境保护设计规范SH302495中环境保护投资规定，本工程中的酸性水脱油部分、废水采样、排水、噪声防治等部分列入环保投资，占该项目工程建设投资的046。第六节环境影响分析对环境的影响分析应以本项目环境影响报告书的结论为准，在此只对主要污染因子进行简要分析。1、该装置使用低硫燃料气作加热炉燃料，加热炉烟气排放满足排放标准要求，预计对环境空气质量不会造成明显影响。2、该装置的含硫含氨污水和含油污水送工厂处理，处理后达标排放，不会对环境造成明显的影响。3、该装置废加氢催化剂由厂家回收，废瓷球/柱无害化填埋，均得到妥善处理、处置，预计不会对外环境造成二次污染。4、本工程主要噪声源为各类压缩机、机泵、加热炉、空冷器等，采用了隔声、消声、减震等措施后，装置内噪声强度小于90DBA，对厂界噪声环境影响较小。因此，本联合装置的噪声将不会改变厂界噪声环境的现状。第七章装置定员由于生产过程采用集散控制系统（DCS）监控，参考中国石化总公司的石油化工企业定员标准，该装置定员24人，其管理人员6人。装置按四班三倒制考虑，人员由厂内调剂解决，不新增定员。表61装置定员编制岗位操作定员班长1人/班4班4内操1人/班4班4外操2人/班4班8储运2人/班4班8管理人员6合计30第八章消防及职业安全卫生第一节消防设计一、消防体制和贯彻方针贯彻“预防为主，防消结合”的消防工作方针，采用专业消防和义务消防相结合的消防体制；装置内设置必要的消防设施，用于扑灭小火，控制大火。二、设计遵循的消防法规1、中华人民共和国消防法（1998年）2、建筑工程消防监督审核管理规定中华人民共和国公安部第30号令（1997年3月1日施行）三、设计执行的主要技术标准及规范1、石油化工企业设计防火规范GB5016092（1999版）2、建筑设计防火规范GBJ1687（2001年局部修订）3、建筑灭火器配置设计规范GBJ14090（1997年版）4、火灾自动报警系统设计规范GB5011698四、消防设施设置一、消防设施现状本项目消防设施主要依建设单位焦化厂的消防设施，和乌海市消防力量。（二）、消防设计1、消防水系统（1）、本装置的最大消防用水量为70100L/S，火灾延续供水时间不小于3小时，一次消防用水总量不小于7561080M3，消防水压力不应小于08MPA，由原消防水系统供应供水。建议原消防水系统改造扩大储水量。（2）、本装置设置了地上式消火栓、箱式消火栓、固定消防水炮、消防给水竖管等以提高自救能力及防火安全的可靠性。装置内设置的固定式露天消防设施如箱式消火栓、消防水炮等采取防冻措施。2、火灾报警系统（1）、沿装置周围和装置内消防道路设置手动报警按钮，报警报至中心控制室。（2）、在压缩机厂房等房间内设置火灾自动报警系统，报警报至中心控制室，报警信号盘设于中心控制室。（3）、在中心控制室设置电话报警系统，报警报至消防站。3、消防车灭火系统装置内设有贯通式消防通道，装置周围设有环行消防道路，道路一侧设有地上式消火栓，满足消防车灭火系统对装置的保护，消防车辆及人员依现有消防设施。4、其他消防设施除以上设置的消防设施外，本装置还设置有蒸汽灭火系统、小型灭火器等。第二节职业安全卫生一、设计中采用的主要技术标准1、石油化工企业设计防火规范GB5016092（1999年版）2、石油化工企业职业安全卫生设计规范SH3047933、爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058924、石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范SH30631999、建筑设计防火规范GBJ1687（2001年版）、建筑抗震设计规范GBJ111989（1993年局部修订）、建筑防雷设计规范GBJ500571994、压力容器安全技术监察规程1999版二、职业危害因素及其影响煤焦油综合利用工程为技改工程，拟建于厂内预留空地。（一）、该联合装置内的主要危害因素及其影响1、生产中使用和产生的主要危险物料的理化特性见下表。装置界区内工程包括10万吨/年煤焦油加氢改质单元、7000NM3/H净焦炉气氢提纯单元、成品油罐区单元和火炬系统和公用工程设施，10万吨/年煤焦油加氢改质单元、7000NM3/H净焦炉气氢提纯单元联合布置，界内设中心控制室、车间办公室、配电室、分析化验室。表821装置使用和产生的主要危险物料的理化特性表物料名称闪点爆炸极限（V）下限上限火灾危险性分类氢气气体4075甲燃料气气体120丙B硫化氢444甲有毒10万吨/年煤焦油加氢改质单元工艺方案主要包括原料预分馏部分，反应部分、产品分馏部分。为保证安全，在设计中需重点考虑的设备包括加氢反应器、氢气压缩机、加热炉、PSA制氢装置等。2生产过程中的主要有毒有害物质硫化氢属于强烈的神经毒物，其车间最高容许浓度为10MG/M3。低浓度时，对呼吸道及眼的局部刺激作用明显；浓度越高，全身性作用越明显，表现为中枢神经系统症状和窒息症状。液氨对人体的上呼吸道有刺激和腐蚀作用，急性中毒表现为刺激和灼伤呼吸道粘膜，轻度中毒表现为咳嗽和胸闷。三、职业危害因素的防范及治理（一）、平面布置装置内设备间距满足石油化工企业设计防火规范（1999年版）要求。（二）、设计中采取的主要安全措施1、该装置内带压的设备和管道均设置安全阀，当操作压力升高超过安全阀设定值时，安全阀自动开启，防止设备和管道超压产生破坏。、装置采用DCS进行集中监视、控制和操作。装置的主要控制方案包括反应温度控制、反应系统压力控制、加热炉出口温度控制、高分液位控制、冷高分液（界）位控制、循环氢压缩机控制、新氢压缩机控制、高压进料泵控制及PSA装置控制。ESD独立于DCS单独设置，以确保生产装置、重要机组和关键生产设备的安全。、根据工艺装置的特点、生产操作安全的需要及防爆要求，在有易燃、易爆及有毒气体存在的危险场所，设置性能可靠的可燃气体和有毒气体检测报警系统。安全检测系统独立于DCS单独设置。、装置内大型设备和框架均设置防雷和防静电接地措施。、安全色及安全标志在装置和系统的危险部位设置警示牌，提醒操作人员注意。、防高温、防烫伤措施高温管线采取适当的保温措施。在生产中可能引起操作人员烫伤的高温设备，采取隔热保护措施。高温介质的采样口，设置采样冷却器。7、在装置区配备便携式可燃、有毒气体检测仪和空气呼吸器。四、职业安全卫生专用投资本工程安全卫生管理机构及检测设施依托厂内现有管理机构。装置区内安全、辅助卫生设施按新建考虑，管理机构和检测设施可依托现有设施。职业安全卫生专用投资主要包括主要生产环节职业安全卫生防范设施、检测设施及事故应急措施。职业安全卫生专用投资约占建设投资的5。第九章项目实施计划1、项目可行性研究报告报批2005年6月；2、基础设计2005年8月；3、详细设计2005年10月；4、装置建设2006年10月建成；5、装置开工2006年10月开工。第十章投资估算和资金筹措第一节建设投资估算一、投资估算依据的主要文件1、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中石化（1997）咨字348号文。2、中国石油化工集团公司石油化工工程建设设计概算编制办法（修订版）、石油化工安装工程概算指标（修订版）和石油化工工程建设费用定额中国石化（2000）建字476号文。3、中国石油化工总公司“关于印发石油化工安装工程费用定额的通知”中石化（1995）建字247号文。4、国家计委“关于加强对基本建设大中型项目概算中价差预备费管理有关问题的通知”计投资（1999）1340号文。二、建设投资估算建设投资估算范围本项目建设投资估算范围包括10104T/A煤焦油加氢改质单元、7000NM3/H净焦炉气氢提纯单元、油品罐区及中心控室、配电室、化验室、车间办公室等的固定资产投资和预备费。建设投资估算办法1、工程费用估算工程费用编制主要采用工程量法进行估算，即分别由主要专业提供的包括主要设备型号、规格、材质和数量（重量）等内容的设备清单和主要工程量，按现行的设备、材料价格和建安工程估算指标进行估算。其他专业的工程费用参照其在已建成同类装置投资的比例进行估算。设备、材料价格及施工费标准均达到2004年水平。2、固定资产其他费用估算建设单位管理费、临时设施费按本工程具体情况进行估列。根据国家物价局、建设部（1992）价费字375号文和国家计委计价格（1999）1283号文进行前期工作费、设计费的估算。本项目占地利用企业已有场地，故本投资估算未计算所占土地费用。3、预备费估算基本预备费按按本工程具体情况进行估列。根据国家计委“关于加强对基本建设大中型项目概算中价差预备费管理有关问题的通知”和目前的市场情况，本项目未计工程造价调整预备费。本项目建设投资估算各项明细详见建设投资估算表，见表1011。第二节总投资估算和资金筹措一、流动资金估算本项目新增流动资金按详细估算法估算，流动资金各构成项目的周转天数为应收帐款30天原材料7天在产品1天产成品7天应付帐款30天现金30天流动资金估算详见表1021。二、资金筹措项目所需建设投资中30为自有资金，70为银行借款，借款利率执行最新利率按549考虑。三、资金运筹计划项目建设期为15年。四、总投资估算本项目总投资为建设投资、建设期借款利息和流动资金之和，见表1022投资计划与资金筹措表。表1011建设投资估算表单位万元估算价值占建设投序号设备安装建筑资的比例工程或费用名称购置工程工程其他合计其中外汇（）建设投资80536240490545484144249140000010000575328923251030100001固定资产投资805362404905454841142491370000978611工程费用80536240490545484128589184111加氢改质单元3978222387914548468209748721111单元竖向布置389938991112土建工程5815441585997401113静止设备173164155941887581114机械设备812215198864191115工业炉41423414231116电气4483417219620531117自控仪表64165396361038011118工艺管道64977649771119工艺机泵162441621640711110催化剂及化学药剂5819458194112制氢单元含尾气处理3675401089344764743403113油品储运罐区5116951169365114特定条件下的费用2437243701712固定资产其他费114249114249816121建设单位管理费1461314613104122临时设施费24912491018123前期工作费66426642047124工程监理费1494514945107125设计费75557755575402预备费300003000021421基本预备费3000030000214表1021流动资金估算表单位万元序号项目名称最低周周转生产期000转天数次数3456789101112131415161流动资产2859285928592859285928592859285928592859285928592859285911应收帐款30121359135913591359135913591359135913591359135913591359135912存货14741474147414741474147414741474147414741474147414741474121原材料0011121112111211121112111211121112111211121112111211121112原料油301210831083108310831083108310831083108310831083108310831083净焦炉气0000000000000000焦油加氢专用催化剂30122525252525252525252525252525保护剂301233333333333333缓蚀剂301211111111111111CS230120000000000000000000000000000000123在产品13604545454545454545454545454545124产成品751317317317317317317317317317317317317317317125其他013现金30122727272727272727272727272727年其他费用2602602602602602602602602602602602602602602流动负债1284128412841284128412841284128412841284128412841284128421应付帐款30121284128412841284128412841284128412841284128412841284128422其他3流动资金157515751575157515751575157515751575157515751575157515754流动资金本年增加额15750000000000000表1022投资计划与资金筹措表单位万元序号项目名称合计第1年第2年第3年1总投资1584914275157411建设投资1400014000半年建设12固定资产投资方向调节税半年开工13建设期利息27527514流动资金157415742资金筹措1584914275157421自有资金46724200472其中流动资金47247222借款11177100751102221长期借款1007510075建设投资借款98009800建设投资借款利息275275222流动资金借款11021102第十一章经济效益评价第一节生产成本和费用估算一、总成本费用估算依据和说明1、本项目根据中国石油天然气股份有限公司建设项目经济评价方法与参数（炼油化工销售）和工业企业财务制度划分成本费用项目并进行估算。2、本项目生产期15年，各年生产负荷均为1003、原料价格（含税）根据厂方提供的价格确定本项目的原料价格如下原料油1000元/吨净焦炉气051元/标立方米4、辅助材料价格按市场价格估算5、燃料动力价格参照厂方提供的资料确定本项目燃料动力价格（含税）新鲜水2元/吨循环水078元/吨电053元/度04MPA蒸汽271元/吨燃料气051元/立方米净化风02元/立方米6、固定资产折旧年限10年，净残值率为5，修理费费率为4。7、人均工资及福利费按20000元/年人估算。8、其他制造费定额为8000元/年人，其他管理费用定额为24000元/年人。二、生产成本和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估算成本费用。制造成本估算见表1111。生产成本费用估算见表1112。第二节财务评价一、财务评价的依据和说明1、本项目根据中国石油天然气股份有限公司建设项目经济评价方法与参数（炼油化工销售）进行，按照新建项目估算经济效益。2、产品价格（含税价）根据厂方提供的价格资料确定本项目产品价格如下石脑油3500元/吨轻质燃料油3500元/吨煤沥青700元/吨销售收入估算详见表1121。3、流转税及附加（1）增值税本项目增值税税率除新鲜水、蒸汽、焦炉气为13外，其他均为17。（2）城市维护建设税和教育费附加分别按增值税的7和3计算。流转税及附加估算详见表1121。按环保项目建设，考虑减二免三税收优惠。4、损益计算企业所得税税率为33。公积金和和公益金分别按所得税税后利润的10和10提取。损益估算详见表1122。5、借款偿还计算本项目按最大偿还能力方式偿还建设投资借款，利息计入当年总成本费用。偿还借款的资金来源有固定资产折旧费及未分配利润。本项目建设投资借款偿还期3年（含建设期15年）借款偿还计算详见表1123。现金流量计算详见1124。第三节敏感性分析根据本项目的实际情况，以建设投资、产品价格、生产负荷和原料价格