150万吨年重质油品综合利用项目可行性研究报告

'X可行性研究报告150万吨/年重质油品综合利用项目可行性研究报告X９２ X可行性研究报告目录第一章总论１第一节概述１第二节研究结论４第二章市场预测８第一节世界供需分析及预测８第二节国内供需分析及预测８第三节产品价格分析及预测１５第四节产品营销策略研究１６第五节主要原材料供应分析及价格预测１７第三章生产规模和产品方案１９第一节生产产品和规模１９第二节产品的品种、规格及质量指标１９第四章工艺技术方案２２第一节工艺技术方案的选择２２第二节工艺流程和消耗定额２３第三节主要设备选择２９第四节自动控制３２第五节标准化３６第六节分析测试３８第五章原辅材料和动力供应４０第六章建厂条件和厂址方案４２第一节建厂条件４２第二节厂址方案４５第七章公用工程和辅助设施方案４６第一节总图运输４６X９２ X可行性研究报告第二节给排水４８第三节供电及电讯５０第四节供热５２第五节采暖和通风５２第八章节能５７第九章环境保护６０第十章劳动安全卫生专篇６５第十一章消防专篇７８第十二章组织机构与人力资源配置８０第十三章项目实施规划８２第十四章投资估算和资金筹措８３第一节投资估算８３第二节资金筹措８４第十五章财务分析８５第一节产品成本和费用估算８５第二节营业收入和税金估算８６第三节财务评价８７第十六章研究结论９１经济分析附表…………………………………………………………………………92～105附图：1、区域位置图2、工艺流程图3、装置设备平面布置图X９２ X可行性研究报告第一章总论第一节概述一、项目名称、主办单位名称、企业性质及法人1、项目名称：150万吨/年重质油品综合利用项目2、主办单位：X3、企业性质：X4、法人代表：X5、项目地点：X二、主办单位基本情况X成立于2001年12月，是从事石油化工生产的民营企业，主要经营产品有汽油、柴油、液化石油气、蜡油、重油、轻油、渣油、石脑油、油浆、液态烃、轻烃、沥青等。企业现有总资产12亿元，其中固定资产7亿元；员工300人，大中专以上管理人员及技术人员占总职工的70％以上；经营管理体制实行董事会领导下的总经理负责制，董事会成员5人；占地700亩；现有120万吨/年重油催化裂解（DCC）装置、25万吨/年常减压技改装置、260万吨/年污水处理装置、50万吨/年酸性水气提装置、5000吨/年硫脲装置各一套。企业坚持“以人为本，务实创新”的管理理念，强化诚信经营和社会责任意识，严格人事管理、安全管理、环境管理和责任考核，以“胜任才是硬道理”为标准，为每一个员工提供公正、诚信，平等的效率的发展平台；坚持“追根究底，止于至善”的品质政策，本着“安全是生产之前提，环保是企业之生命线”的经营原则，扎实工作、合法经营，取得了较好的经济效益和社会效益，预计2009年实现销售收入60亿元，利税3.5亿元。企业按照现代企业制度的要求，深化体制改革，创新内部机制，完善以“人本、创新、至善、高效、和谐”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，加强装置改造力度，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；以管理要求发展，初步实现了管理制度化和经营现代化。企业先后获得“全国守合同、重信用企业”、“全国3.15重点信誉企业”、“全国优秀诚信经营企业”、“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企业”、“X９２ X可行性研究报告东营市劳动关系和谐企业”、“东营市安全生产先进单位”等荣誉称号。同时，企业于2008年2月份取得商务部成品油批发经营资质，7月份入围中石化原油代加工山东省地方企业名单。企业组建7年来，秉承“诚信、实力、创新、发展”的经营理念，与时俱进，开拓进取，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，以员工胜任力培育企业核心竞争力，以企业文化培育企业发展动力，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。为实现企业跨越、稳健和可持续发展，根据国家产业政策、节能减排要求和企业经营实情，在翔实考察和认真研究的基础上，企业制定2010年前的经营目标规划：2008年8月——2010年3月，计划投资9.5亿元，新上120万吨/年延迟焦化装置、80万吨/年加氢精制（含制氢）装置、200万吨/年重交道路沥青装置和2万吨/年硫磺回收装置，目前项目备案、环评、安评已完成；项目投产后，企业2010年预计实现销售收入100亿元，利税8亿元，东营市前十强企业之一。届时，企业原油年一次性加工能力将达到350万吨以上，综合加工能力达到700万吨以上，所有装置均有实现节能减排，污染物达标、不超总量排放，经济效益、社会效益和生态效益显著。三、项目提出的背景，投资的意义和必要性1、依据国家石化工业“十一五”规划中制定的发展重点：调整行业布局，发展规模经济。炼油主要是以结构调整为重点，提高炼油企业的集中度，加强炼油能力的完善配套，优化资源配置，提高油品质量，提高柴汽比。淘汰一批工艺落后的小炼油装置，并建设几个进口原油加工基地。2、符合产业政策性本项目符合国家发改委《产业结构调整政策（2005年本）》第一类鼓励类项目，同时满足了国家发展和改革委员会文件——发改工业【2005】2617号《国家发改委关于炼油、乙烯工业有序健康发展的紧急通知》，工艺技术方案成熟、可靠，具有良好的经济效益。3、项目建设是东营市发展石油化工的需要中共山东省委、山东省人民政府指出，加快山东经济发展，发展海洋经济战略，是坚持科学发展、和谐发展、率先发展，实现富民强省新跨越的重要保证。X９２ X可行性研究报告4、项目建设是神驰化工有限公司的发展战略需要石油化工行业是我国国民经济的支柱产业之一，随着我国经济的快速增长，目前石油资源约有一半依靠进口，产品的需求量也在逐年增长，因此，本项目的经济大环境是非常有利的。本项目的产品与计划建设的200万吨/年重交道路沥青装置的产品可满足120万吨/年重油催化裂解（DCC）装置和计划新上120万吨/年延迟焦化装置的原料需求，使公司形成规模配套生产模式，为形成以石油化工为主的大型企业奠定重要的基础。故依据公司的发展，X决定进行150万吨/年重质油品综合利用项目建设工程，符合国家的产业政策和石化工业“十一五”规划要求。本项目投产后，与现有的罐区储运及下一步规划的二次加工装置配套，提高全公司的整体运营效益。经过综合评价，该项目采用的工艺技术成熟、可靠，生产综合效率高，安全、环保、节能等指标均位于国内同行业先进水平。该项目建成投产后预计年产减渣（焦化料）61万吨、蜡油（催化料）60万吨、柴油27万吨、工业石脑油1.5万吨，年营业收入703000万元，年均利润总额4018万元，年均所得税1005万元，年均增值税1870万元，项目投资回收期3.6年。因此，该项目的建成及投产将会带来显著的经济效益和良好的社会效益，并会进一步带动当地其他工业的发展和进步。四、可行性研究报告编制的依据、指导思想和原则1、编制依据（1）《石油化工项目可行性研究报告编制规定》中国石油化工总公司（2005年版）（2）X委托济南石油化工设计院编制150万吨/年重质油品综合利用项目可行性研究报告的委托书（3）参考《化工投资项目可行性研究报告编制办法》中石化协产发（2006）76号文（4）依据国家能源政策、地区发展规划及本企业“五年规划”；市场要求及行业技术水平；石油产品技术标准。（5）企业提供的编制可行性研究报告的有关资料。2、编制原则X９２ X可行性研究报告（1）本报告力求实事求是地对项目进行认真、全面地分析，具体、客观、公正地阐述项目在经济上的必要性、现实性；技术和设备的先进性、适用性；财务上的盈利性、合法性；环境上的可行性，为项目的投资决策、国家主管部门的审批，提供可靠的依据；（2）在设计中贯彻生产安全、技术先进、可靠、节能降耗、节约投资、降低成本的原则。（3）主体工程与环保、劳动安全和工业卫生同时考虑。（4）认真贯彻执行国家、行业有关产业政策和标准规范。（5）把精心设计，为用户服务的思想贯穿于设计的始终。（6）依靠科技进步，坚持科研、设计、生产紧密结合的原则，采用技术先进、生产可靠，技术含量高的工艺技术，提高产品质量，降低投资，减少消耗，提高回报。（7）公用工程及配套系统尽量依托公司原有及化工区现有公用设施。（8）高度重视环境保护，严格控制环境污染。严格遵守国家、山东省及东营市的有关环境保护、劳动安全卫生等方面的法规，采用坚实有力的措施减少污染物的排放。做到防火设计、环境保护和劳动安全卫生的设施与生产建设同步实施。五、研究范围根据甲方的委托，可行性研究的范围：150万吨/年重质油品综合利用装置。本装置原料为M-100及SK-180共150万吨/年。主要产品方案见下一节主要技术经济指标表。1、本可研对产品的市场进行分析，对企业销售、市场发展趋势和需求量进行预测。2、对产品方案、生产工艺、技术水平进行论述，通过研究确定项目拟建规模，拟定合理的工艺技术方案和设备选型。3、对项目的建设条件、厂址、原料供应、交通运输条件进行研究。4、就项目的环保、劳动安全卫生、消防等方面进行研究。5、工程的全部投资估算和技术经济评价。第二节研究结论1、该150万吨/年重质油品综合利用项目为新建项目，该项目所在地选择在X内25万吨/年常减压技改装置（拟拆除）处，建设场地符合公司整体规划。该工程X９２ X可行性研究报告条件优越，交通位置便利，原料落实可靠，水电供应稳定，能满足该项目建后需求。2、拟建装置原料来源稳定，工艺技术成熟、可靠，投资规模适中，产品质量高。3、产品市场需求稳定，应用范围广泛。该工程建成投产后，可进一步扩大该公司的市场占有率。项目产品具有良好的社会效益。4、经济效益较好本项目经过经济评估，显示出较好的经济效益，财务盈利能力及各项经济指标较好，抗风险能力较好。5、简要结论本项目采用国内成熟、可靠、先进的工艺流程装置生产，工艺流程合理，充分考虑了合理的产品结构、产品质量、环境保护、节能等因素，可以实现建设周期短，见效快的目的。适应规模工业化的要求，为提高产品的市场竞争力和市场占有率，为投资回报不断提高打下了一个坚实可靠的基础。项目实施后，可使企业内装置更加配套，使重质油品深加工链更具连续性和完整性，减少了原料及产品的购销中间环节，节省了运费及损耗，具有良好的经济效益、投资回报率和社会效益，对发展当地经济具有重要意义，因此，本项目的建设是必要的，也是可行的。建议有关部门给予大力扶植，尽快批准实施，使其早日为当地的经济发展作出积极的贡献。附：主要技术经济指标表X９２ X可行性研究报告主要技术经济指标表序号项目名称单位数量备注一、二、1、2、3、4、三、四、1、2、五、1、2、3、4、六、七、1、2、八、1、九、1、2、十、生产规模产品方案渣油蜡油柴油石脑油年操作小时主要原材料，燃料用量重质原料油燃料气公用动力消耗量供水（新鲜水）供电设备运行总功率年耗电量供汽用汽量三废排放量废水运输量运入量运出量装置车间定员其中：生产工人管理及技术人员公司总占地面积项目占地面积能耗项目综合能耗总量加工吨油综合能耗项目规模总投资万吨/年万吨/年万吨/年万吨/年万吨/年小时万吨/年万吨/年m3/hKW万KW.ht/hm3/ht/at/a人人人亩m2吨标油/年kg标油/吨油万万元1506160271.580001501.091412977043.232.461501109149500020164700504315050.610.037160加工量焦化装置原料催化装置原料装置自产380V/220V处理后回用报批投资X９２ X可行性研究报告1、2、3、十四、十五、1、2、3、4、十六、1、2、3、4、5、6、7、其中：建设投资建设期利息流动资金其中：铺底流动资金年均营业收入成本和费用年均总成本费用年均所得税年均利润总额年均增值税财务评价指标投资收益率资本金净利润率项目投资回收期项目财务内部收益率项目财务净现值（NPV）资本金内部收益率盈亏平衡点万元万元万元万元万元万元万元万元万元%%年%万元%%6157103300090070300069692510054018187044.889.613.642.521361665.0253.58税后税后税后生产能力利用率X９２ X可行性研究报告第二章市场预测第一节世界供需分析及预测本装置外销的产品为石脑油及柴油。1、石脑油在世界范围内，石脑油主要用作烯烃和芳烃等化工产品的原料或作为汽油或芳烃的基本成分。2003年受世界经济趋势较好以及下游需求旺盛的影响，世界石脑油需求呈逐步增长态势。2003年世界石脑油需求合计2.13亿吨，同比增长2.6％；供应量合计2.16亿吨，总体供应略大于需求。亚太地区的石脑油和柴油的增幅较大预计亚太地区2010年的石脑油需求量将比2005年增长37%，2015年将比2010年增长17%。2、柴油从世界范围总的来看，汽、柴油消费量增长超过12%。亚太地区成品油总需求量随经济发展而上升的趋势不会改变，但2005年之后炼油能力过剩的状况才能逐渐得到改善。据FACTS-EWCI预测，2000～2015年亚太地区成品油需求年均增长率约为2.8％，2005年、2010年和2015年成品油总需求量将分别增长到11.042亿吨、12.591亿吨和14.335亿吨。2002年亚太地区总炼油能力为108930万吨。2005～2008年中国和印度新扩建炼油能力8000万吨，2005年和2008年亚太地区总炼油能力分别达到111545万吨和116000万吨。2007年下半年美国石油产品日平均需求总量2103.4万桶，比去年同期高1%；其中馏份油需求四周日均数410.5万桶,比去年同期高2.5%。煤油型航空燃料需求日均数比去年同期低3.3%。2015年前，亚太地区的石油产品需求年增长量将基本维持在75万桶/日左右。随着中国、印度等国家炼油能力的不断扩大，2015年亚太地区的石油产品供需将基本平衡，其中，汽煤柴油的供应仍将大于需求，部分需要出口到欧洲和北美等地区。第二节国内供需分析及预测1、石脑油1.1供需分析X９２ X可行性研究报告2003年全国石脑油产量1344万吨，其中中国石化石脑油产量871.2万吨，中国石油石脑油产量473万吨；石脑油消费量为1585万吨，主要作为生产乙烯、PX和合成氨的原料。目前石化企业所需石脑油基本在石油、石化两大集团内部互供解决。根据下游装置改扩建和新增项目计划，2005年全国石脑油总需求在2317万吨左右。2006年，中国石油和中国石化两大集团公司生产的化工轻油达3300万吨，比前一年增加13%。除了乙烯生产对石脑油的需求大增，近年来化工行业的迅速发展，市场对石脑油等轻质油的需求也大幅提高。到2010年，全国石脑油总需求将达到4500万吨左右，同期全国石脑油产量仅3800万吨，缺口将达到700万吨。1.2进出口分析2005年上半年中国的石脑油进口量还几乎为零，但由于新增乙烯装置对石脑油需求的增加，石脑油进口量从2005年三季度开始大幅上升。与2005年相比，2006年石脑油进口量增长达83%，达到64万吨。不过，2006年中国仍旧是石脑油的净出口国，尽管出口量比上一年降低了11.6%，但仍高达157万吨。出口资源大部分来自中国石油大连西太平洋石化公司。2006年亚太地区的石脑油进口量约为90万桶/日，预计到2010年和2015年，石脑油进口量将分别接近120万桶/日和超过140万桶/日。预计2015年液化石油气、石脑油和燃料油等产品需要从中东等地区进口。未来几年，中东地区炼油能力的扩大将使该地区的石油产品出口量不断增长,从而使亚太地区的炼油业面临一定的竞争压力。2、柴油2.1供需分析2005年，中国柴油的表观消费量达到10967.7万吨，相比2000年增长了55.6%，“十五”期间年均递增9.2%。2007年，由于工业发展速度很快，带动了成品油的需求，2007年全年柴油的消费量将为11694.87万吨，同比增长2.91%。今年5月，我国汽柴油供求关系双双跌到较为严重的供小于求的失衡状态中。当月，柴油供需比值（当月产量、进口量、库存量之和与当期销售量之比，下同）为138：100，与供需均衡下限值160：100相差22个比值单位。除了2008年2月份，柴油供需比值一度回升到186：100达到均衡区间外，此后至5月份已连续3个月又跌回到160：100均衡区间之下。连续3个月供小于求的供求关系，就是前期国内市场明显感觉到资源紧张压力的根本原因。5月份，全国柴油产量约1060万吨，比4月略增15余万吨；5月柴油进口达到105万吨，比4月增长70余万吨；5月柴油销售量达到创纪录的1210余万吨，比4X９２ X可行性研究报告月又增长近50万吨。从今年3月份开始，柴油销售量已从去年年底月均1080余万吨的水平上，连续3个月突然大增100余万吨，这种突发性的销售增长对柴油供应造成了很大的压力。在柴油产量、进口量增长幅度跟不上销量的增长时，库存必然要被消耗，因此，5月末库存继续下降到480万吨，比4月又下降了50万吨。受资源及价格等因素影响，2005年我国石油及其制品生产增势平稳，增速有所减慢。柴油全年生产了1.1亿吨。2007年上半年中国共生产成品油9597.2万吨，同比增长7.2%，产量增速比去年加快1.6个百分点，创历史新高。其中柴油产量为6065万吨，同比增长6.2%。据预测，2005年、2010年国内区域成品油生产格局保持2000年态势。表2.2-12005年全国各地区成品油生产表。表2.2-12005年全国各地区成品油生产表单位：万吨地区原油加工量汽油产量煤油产量柴油产量成品油产量东北6756137227122213874华北2626503608481411华东7790119628525003981中南414077625014222448西北26286051159741694西南60127928全国240004464988798413436表2.2-2全国2010年省市区成品油生产预计表单位：万吨地区原油加工量汽油产量煤油产量柴油产量成品油产量东北7781158031225694461华北2641507608541421华东9930152436331865073中南5710107034519613376西北277864012210301792西南60127928全国2890053331209960916151我国国民经济增长率GDP“十一五”X９２ X可行性研究报告期间预计为7％，石油消费弹性系数按0.6考虑，并考虑产业结构、能源结构的调整，石油消费增长速度在4.2％左右，其中汽、煤、柴油三大类油品增长幅度在4.5％左右。2005年全国成品油消费量在13500-14000万吨之间（其中：汽油4100－4200万吨；煤油950-1050万吨；柴油8650-8750万吨，柴汽比2：1），评价每年增长570万吨（与1990－2000年600万吨的平均增长数量相当）。2010年，预计成品油需求约为1.7亿吨，其中汽油5200万吨、煤油1250万吨、柴油10550万吨，柴汽比2.0。表2.2-3全国2005年各省市区成品油消费平衡表单位：万吨汽煤柴合计汽油煤油柴油全国表观消费量13700420010008500华北地区1897730192975北京市489230155104天津市3239613214河北省59019810382山西省30412013171内蒙古自治区192881103东北地区141244256914辽宁省51813233353吉林省3051323170黑龙江省58417815391华东地区442612242522950上海市536159100277江苏省92529429602浙江省82621222592安徽省350908252福建省47911214353江西省257629186山东省105229471687中南地区476410582853421河南省49815041307湖北省42216939214湖南省39712223252广东省19405041371299海南省1722732113广西壮族自治区3328512235西南地区1042360123559四川省49918570244X９２ X可行性研究报告贵州省1836518100云南省3289528205重庆市西藏自治区3315810西北地区116338695682陕西省35113043178甘肃省218368174宁夏回族自治区391424青海省4619126新疆维吾尔自治区41013742231表2.2-4全国2010年省市区成品油消费量预计表单位：万吨汽煤柴合计汽油煤油柴油全国表观消费量170005200125010550华北地区23338862391208北京市602280193129天津市39711516266河北省72624013473山西省37314516212内蒙古自治区234106128东北地区1738535701133辽宁省63816041437吉林省38116010211黑龙江省71921619484华东地区546314903153658上海市663195124344江苏省114035637747浙江省102025927734安徽省43110910312福建省59113717437江西省3187611231山东省129935988852中南地区467113543532964X９２ X可行性研究报告河南省61518351381湖北省62020648366湖南省49014929312广东省23866651711550海南省2153540140广西壮族自治区44511515315西南地区1359464154741四川省61522587303贵州省2478517145云南省45013535280重庆市西藏自治区40181012西北地区1437471120846陕西省43215854220甘肃省33110510216宁夏回族自治区64122230青海省552332新疆维吾尔自治区56716752348据预测2005年到2010年东北地区仍为国内主要成品油富余地区，其次为西北地区；而2005年中南地区将成为主要缺口地区，其次是西南地区。2010年西南地区将成为主要缺口地区，其中为中南地区、华北地区、华东地区。2005年及2010年全国各地区成品油供需平衡减下表2.2-52005年全国各地区成品油供需平衡表：表2.2-52005年全国各地区成品油供需平衡表单位：万吨地区汽油煤油柴油成品油东北93321813062457华北-243-125-155-483华东4143-750-666中南-246-22-748-1016西北21126294531西南-347-111-434-892全国34929-447-69表2.2-6全国2010年全国各地区成品油供需平衡表单位：万吨X９２ X可行性研究报告地区汽油煤油柴油成品油东北106924213882669华北-361-184-376-922华东18043-965-749中南-119-16-811-945西北1833160346西南-406-149-557-1112全国546-61-1161-676注：“－”为缺口量，其余为富余量。2、柴油进、出口分析2005年，在国际高油价抑制了中国对柴油进口量呈现明显的下降趋势。（见表2.2-7）。表2.2-71999-2005年中国原油和石油产品净进口量单位：万吨品种1999年2000年2001年2002年2003年2004年2005年原油-2106-1745983622082991173211902成品油-2241024978964143926421746汽油-163-170-455-612-754-541-563石脑油-5440-56-67-89-135-143航空煤油-4439464257451轻柴油46469-30-78-139211-94燃料油658201589230428742373液化石油气11224480620634638614石蜡-18-27-50-60-60-61-70未煅烧石油焦-13-43-1007674-1-81已煅烧石油焦00-29-26-32-38-60原油+石油产品-2350101773848011106061515114361在国际市场需求增加、价格持续高涨的促进下，2005年以来我国石油进出口贸易呈现进口增势明显减弱、出口量大幅上涨的趋势。柴油出口量达到94万吨/年。我国正面临多年来最为严重的成品油供应紧张的现象，全国局部地区甚至出现“柴油荒”。2007年10月，我国进口柴油150000吨；1～10月的柴油进口量达610000吨，较上年同期增长63.2%。X９２ X可行性研究报告与汽油出口政策相同，今年我国政府将继续严格控制柴油出口，除保税柴油及一些边境贸易外，一般贸易及加工贸易将不被允许柴油出口，预计2008年柴油出口量将保持在70万吨左右的水平，与2007年相比相差无几。2008年的柴油进口将迎来一个"丰收年"，预计进口总量将达到200万吨左右。第三节产品价格分析及预测1、石脑油2004年国际原油价格持续上涨,国内成品油价格上调较为滞后,包括石脑油在内的成品油价格已低于国际价格。2004年12月底,国际石脑油到岸完税价在4100元左右,国内石脑油价格仅为3570元,存在较大差距。同时,国内对石脑油的市场需求却持续走强。石脑油作为炼油过程中的轻油产品,能兑成汽油,同时是主要的乙烯裂解原料。由于近几年乙烯产能明显增长,石脑油需求在2005年将有较大增长,国内石脑油供应偏紧。在这种情况下,国际和国内统一石脑油定价原则成为一种必然选择。2、柴油2007年1月12日，新加坡含硫量0.05％柴油的FOB价不到69美元/桶，以2美元/桶的运费计，我国华南到岸价约为71美元/桶。征收2％的关税、117.67元/吨的消费税和17％的增值税后的完税成本约为5094元/吨[（71×7.5×7.8×1.02＋117.67）×1.17]，再加上码头费、检验费等，完全进口成本在5150元/吨以下。同时，国家规定的广东市场0号柴油的零售到位价为5443元/吨，批发到位价为5198元/吨。广州市场目前使用的是符合欧II标准的含硫量0.05％的柴油，但其它大多数地区仍旧使用含硫量0.2％的柴油。如果按照含硫量0.2％柴油来衡量的话，进口利润更为可观。图2.3-1国内成品油价格走势X９２ X可行性研究报告由于国际市场需求拉动、供给紧张、剩余产能有限、地缘政治风险、投资基金炒作及美元贬值等因素是造成国际油价近半年以来暴涨的原因。预计受全球经济保持良好、主要发达国家商业石油库存较低及美元贬值、伊朗核问题影响，未来国际油价仍将保持上涨态势。但抑制油价继续上涨的因素同样存在：全球经济增长的不确定性、石油供给状况改善、美国大选结果的影响，都可能抑制油价继续上涨。第四节产品营销策略研究一、产品目标市场的确定山东是我国经济大省，是近年来经济发展最快的省份之一。2005年山东实现生产总值（GDP）18468.3亿元，增长率为15.2%，人均生产总值20044元，增长率为14.5%。经济的快速增长，拉动了山东成品油销售。2005年山东销售成品油约1437万吨，其中中石化销售约774万吨，中石油销售313万吨，地方炼油企业销售约350万吨。目前山东省能源消费总量已居全国第一位，由于本省资源储备不足，能源供应形势非常严峻。山东省正处在工业化和城镇化的加速阶段，能源需求急剧增长。2005年全省消费能源2.36亿吨标准煤，总量居全国第一位。与此同时，由于能源地质储量不足，“十一五”期间新增用能将主要依靠从省外调入，能源自给率不断降低，对外依存度越来越高。山东发达的经济，四通八达的交通运输，带动成品油需求增长，预计柴油需求以5%～6%速度增长，预计2010年和2015年将分别达到1016万吨和1294万吨，比2003年分别增加361万吨和639万吨。表2.4-1山东省成品油需求及预测表104t/a2003年2005年2006年2007年2008年2009年2010年2015年汽柴油859970103110951164123713141671汽油204227240253267282298377柴油65574379184289795510161294山东省公路、铁路交通发达，有利于成品油和石化产品在山东省内就近销售，有利于降低企业销售成本。山东省周边的河北、山西、河南、安徽等省，成品油需求旺盛，而当地成品油供应不足，为X的发展提供了较大的市场空间。因此将山东省内及山东省周边的河北、山西、河南、安徽等省确定为本项目成品油的目标市场。X９２ X可行性研究报告本工程项目所处的胶东半岛地区，经济发展很快，对石脑油的需求将进一步提高，而当地及周边炼厂的供应量远远满足不了市场的需求。因此本工程所产的石脑油可在胶东半岛及周边地区就近销售。第四节主要原材料供应分析及价格预测一、原料供需现状及预测本项目原料由M-100燃料油及SK-180燃料油两部分组成，年进口量为200万吨。1998年至2004年，全国进口燃料油由1530万吨增加到1950万吨。2004年以来，随着国民经济的快速增长，国内燃料油供需失衡使进口大增。消费量比2003年增长25.65%，其中燃料油产量增加约9%，而进口增长约45%，2004年全国进口燃料油达3182万吨。见表2.5-1表2.5-11998～2005年1～4月我国进口燃料油数量（万吨）项目1999年2000年2001年2002年2003年2004年2005年1～4月进口量16261757148018241661239631822005年前4个月国内经济快速增长，燃料油进口量增速不减。据国家海关统计，2005年1～4月，我国共进燃料油3182万吨，比上一年同期增长65%。特别是2005年4月，进口量达到创纪录的400万吨。进口燃料油增幅大的原因，一是广东、浙江等省市电力负荷连连突破历史高位，燃料油缺口加大，拉动了进口燃料油需求增长。二是地方小炼油厂利用直馏燃料油分割轻质油和渣油，对直馏燃料油的强劲需求。进口量较大的地区是华东和华南，主要集中在广东、山东及长三角经济发达地区。特别是广东2004年占全部进口量的45%，远远高于其他省市。我国部分省市燃料油产量和进出口量的状况，见表2.5-2表2.5-2我国部分省市燃料油产量和进口量（万吨）项目产量进口量2003年2004年2003/2004年增减%2003年2004年2003/2004年增减%华南地区257.71345.2233.9866.001110.2128.2广东174.58746.0440.9833.401072.4228.7华南其他83.1699.1819.832.6037.7815.9华东地区663.00821.2323.9461.88860.786.3山东319.49421.0831.841.78216.17417.5上海111.1094.75-14.7146.27183.4225.4X９２ X可行性研究报告浙江111.1094.75-14.7146.27183.4225.4浙江57.6275.430.9106.41179.7268.9江苏113.54156.4337.868.03155.72128.9福建11.5619.2766.773.39100.2536.6华东其它49.7054.299.226.0025.42.3华北地区186.72177.15-5.2288.43359.7724.7东北地区539.01449.67-16.632.3444.2234.7西南和西北208.25211.551.61.164.04249.6合计1854.732004.818.11650.312378.9444.2现在国家已经取消了燃料油进口配额管理，今后国内燃料油的需求会进一步加深，今后几年燃料油年进口量预计在3000～3500万吨左右。本项目40万吨/年进口燃料油占全国进口量的1％左右。二、原料价格分析及预测随着原油价格的提高，燃料油价格提高迅速。2004年进口燃料油价格163～184美元/吨，2008年M-100燃料油价格超过了850美元/吨，专业人士预计随着原油价格的波动，对燃料油价格影响较大。三、原料来源及供应分析本项目原料来自进口M-100燃料油及SK-180燃料油。四、辅助材料和燃料的供应分析及价格预测由于本项目的燃料气为下游装置生产的不凝气、瓦斯气、催化干气。不存在价格问题。且业主承诺本下游装置生产的不凝气、瓦斯气、催化干气能满足本装置燃料气的要求。本装置的辅助材料用量少，且市场价格平稳，近期不存在价格波动问题。X９２ X可行性研究报告第三章生产规模和产品方案第一节生产产品和规模一、产品方案渣油、蜡油、柴油、石脑油二、生产规模1、正常年操作：8000小时；2、年加工原料：150万吨/年第二节产品的品种、规格及质量指标一、产品品种本装置投产后，能生产石脑油1.5×104t/a、柴油27×104t/a、蜡油60×104t/a、渣油61×104t/a。表3.2-1产品质量主要控制指标序号产品名称控制指标备注1石脑油ASTMD86(EP)不大于170℃2柴油ASTMD86（EP）不大于370℃3蜡油ASTMD1160（EP）不大于500℃4渣油小于530℃馏分<5%二、产品性质表3.2-2石脑油性质项目石脑油(<169℃)比重d730运动粘度，mm2／s20℃酸度，mgKOH／100ml0.42铜片腐蚀合格实际胶质mg/l00ml2.8含硫%0.0049空白辛烷值48X９２ X可行性研究报告表3.2-3直馏柴油性质项目直馏柴油(<324℃)收率，(对重油原料)m％15.6密度(20℃)，g／cm30.83运动粘度，mm2／s20℃14.3550℃5.546折光率(20℃)1.4950闪点(闭口)，℃142硫含量，m％0.5氮含量，μg／g281碱性氮含量，μg／g145腐蚀(铜片50℃3h)，级l凝点，℃-4酸度，mgKOH／100ml4.77实际胶质mg/l00ml177苯胺点，℃64.710％残炭，m％0.04溴价，gBr／100g2.85十六烷值~40思氏蒸馏，℃IP／5％276／29410％／30％301／31750％／70％329／34090％／95％352／357EP362收率，％96.0表3.2-4直馏蜡油性质项目直馏蜡油(380℃-500℃)收率，m％37密度(20℃)，水g/m30.92X９２ X可行性研究报告运动粘度，mm2／s50℃29.99100℃6.316碳含量，m％86.62氢含量，m％11.87硫含量，m％0.5氮含量，μg／g1600碱性氮含量，μg／g395凝点，℃3030酸值mgKOH／g0.05残炭，m％0.05灰分，m％0.05沥青质，m％<0.05金属含量，μg/gNi0.01V0.11Na0.44Fe0.59Cu0.03Ca0.40思氏蒸馏，℃IP／5％393/40510%/30%410/42250%/70%437/45590%/95%482/495EP516收率,%98.5二、贮存运输：厂内采用密闭管道输送，储存采用立式储罐，轻质油采用浮顶储罐；厂外委托有运输资质的运输队用罐车运输。X９２ X可行性研究报告第四章工艺技术方案第一节工艺技术方案的选择该项目所采用的工艺路线是济南石油化工设计院经过多年的设计，取长补短，优化组合，开发重质原料油的工艺技术。该工艺生产技术成熟、可靠。减压塔采用新型塔板及填料，并配以最先进的液体分布器，增加蒸馏分离效果；设计汽提塔和产品精致，以提高产品的质量。生产采用集散型自控技术，提高了综合生产效率，项目能耗低于国内同类装置的平均能耗。由于分馏装置的目的是将原油分割成各种不同沸点范围的组分，以适应产品和下游工艺装置对原料的要求，因而不同原油和产品要求就有不同的加工方案和工艺流程。由于本装置原料为重质原料油，轻组分含量少，故采用闪蒸塔加分馏双塔流程，为下游催化装置、焦化装置提供原料。表4.1-1装置技术比较特性比较国内国外本工程单套蒸馏装置的能力装置规模小，运行负荷低，运行周期短。一般都在500×104t/a以上，有的己达到1000×104t/a以上。150×104t/a产品分离精度我国蒸馏装置侧线产品分离精度与国外差别较大。国外蒸馏装置典型的产品分馏精度高。轻质收率、总拔出率、产品质量指标、设备防腐抗腐性能、长周期运转和灵活等技术方面处于国内先进水平。减压渣油的切割点温度和总拔出率减压拔出深度偏低，这是国内常减压蒸馏与国外的主要差距之一。针对减压拔出率低的状况，我国近年来取得了一些成绩，采用的主要有采用强化蒸馏技术、应用减压塔分段抽真空技术、高效全填料减压塔技术等。国外常减压装置的标准设计是将减压渣油的切割点定在1050。F，即565.6℃。提高减压拔出率的关键是减压塔高真空、填料塔以及减压塔进料段和洗涤段的设计。采用全填料减压塔技术（包括高效填料及高效低压降气液分配器、液体收集器等内件）。本工程按减压深拔至550℃设计，实际生产过程可根据需要深拔或适当深拔，并有相应的技术措施进行保障。蒸馏工艺技术国内蒸馏工艺技术进展主要为：负荷转移技术、二级闪蒸技术、多产柴油技术、无压缩机轻烃回收技术、四级蒸馏技术等。七十年代，国外开发了“干式”减压蒸馏技术。针对“干式”减压的缺点，国外发展了“微湿式”减压蒸馏技术。近年来，法国的ELF和Technip公司共同开发了一种渐次分馏技术等，主要将汽、煤、柴油等各种产品逐渐进行分离，从而降低工艺总用能，可以降低能耗30％左右。采用闪蒸-常压-减压三级蒸馏工艺。其中常压塔设置常一线、常二线、常三线三条侧线，相应设置常顶循及常一中及常二中。采取全填料型深拔技术(减压塔底注入适量蒸汽；减压炉管注入适量蒸汽；设置净洗段；进料口设置进料分配器，使上升气体均匀分布，减少雾沫夹带；塔底设置急冷油线控制塔底温度，防止塔底油大量裂化；采用低速转油线、减压炉管逐级扩径、炉管吸收转油线热胀量技术；采用高效减压抽真空成套技术，以保证塔顶具有较高的真空度)。换热和节能优化分馏塔取热比例：应用“窄点”换热网络优化技术和采用强化传热设备X９２ X可行性研究报告蒸馏装置平均能耗从25千克标油/吨原油下降到目前的12千克标油/吨左右，能耗指标已处于较先进的水平，但这种情况下产品质量、轻油收率和总拔出率相对较低。国外大部分公司蒸馏装置能耗在12千克标油/吨原油以上。，采用装置间热联合，低温热回收技术回收装置的低温余热，采取多种措施降低装置水消耗。塔顶采用新型高效真空系统，采用国内在消化吸收国外先进技术基础上开发的新型冷凝器。通过常压塔底部采取高效汽提和减压塔设置柴油分馏段，有效地提高轻油收率的措施。能耗在8.07万度/吨原油。塔内件国内塔盘用新塔盘已逐步取代传统的浮阀塔盘。如导向浮阀塔板和组合导向浮阀塔板、ADV微分浮阀塔盘、SuperV1系列浮阀塔板。采用高能塔盘或规整填料。可以提高能力30％～50％或更多。常压塔等分馏塔采用具有较高操作性能和弹性，同时建设投资相对较低的高性能塔板，提高产品分离精度和产品质量。减压采用“微湿式”带汽提操作，减压塔采用全填料型全规整填料。电脱盐通过对国外电脱盐技术吸收、消化、改进、国产化，生产了国内的电脱盐技术，如低速脱盐技术、高速脱盐技术及鼠笼式高效脱盐技术等，目前与国外的高速电脱盐技术有一定的差距。在低速脱盐的基础上开发出了高速电脱盐。本工程采用技术成熟可靠，脱盐效果稳定的低速电脱盐方案。防腐、抗腐措施采用有效的工艺和设备防腐、抗腐措施(考虑低温HCl-H2S-H2O腐蚀、高温硫腐蚀等，采取相应的防腐、抗腐措施<包括从选材、技术等方面进行>)。第二节工艺流程和消耗定额一、工艺流程概述1、装置规模和年操作时数（1）装置规模：150万吨/年（2）年操作时数：8000小时2、工艺流程简述（附图4-2-1工艺流程示意图）1）原料油预处理及换热原料油自罐区由装置进料泵（P8102/A、B）送入装置后，先经原料油-常顶循换热器（E101/1,2）、原料油-减渣Ⅴ换热器(E102/1,2)，原料油换热至75℃后分为两路进行换热，其中：一路经原料油-常一换热器（E103/1,2）、原料油-常三Ⅱ换热器(E104)、原料油-常二换热器(E105/1,2)换热，另一路经原料油-减一换热器(E106/1，2)、原料油-减二换热器(E107/1,2)、原料油-减三换热器(E108/1,2)换热，两路汇合后原料油温度至130℃左右进入两级电脱盐系统脱盐、脱水处理。脱盐、脱水后原料油经原料油-减二及回流Ⅱ换热器（E109/1,2）换至137℃左右又分为两路进行换热，其中一路经原料油-减渣Ⅳ换热器（E110/1，2）、原料油-减三及回流Ⅱ换热器(E111/1,2)、原料油-常二中Ⅰ换热器(E112)、原料油-常三Ⅰ换热器（E113）换热；另一路经原料油-常一中换热器(E114/1,2)、原料油-X９２ X可行性研究报告常二中Ⅱ换热器(E115)、原料油-减二及回流Ⅰ换热器(E116/1,2)、原料油-减渣Ⅲ（E117/1，2）换热，两路原料油汇合后温度为235℃，然后进入闪蒸塔（T101），原料油在塔内经过闪蒸，轻组分油气由塔顶管路进入常压塔（T103），塔底重组分油经闪蒸塔底泵(P110/1，2)依次经闪底油-减渣Ⅱ换热器（E118/1，2）、闪底油-常渣换热器（E119/1，2）、闪底油-减三及回流Ⅰ换热器（E120/1，2）、闪底油-减渣Ⅰ换热器（E121/1，2）换至298℃左右进入加热炉(F101)。2）常压分馏部分闪底油经加热炉（F101）加热至365℃进入常压塔第4层塔盘上部，常压塔顶油气分别经过常顶空冷器（EC110/1-5）及常顶冷凝器（EC109/1-6）冷却至40℃后进入常顶油回流罐（V101），再由常顶油泵（P102/1，2）抽出分为两路，一路送回常压塔顶作为塔顶冷回流，另一路则送至油品精制系统进行精制处理后外送至罐区。常一线油自常压塔塔34、36层塔盘抽出进入汽提塔上段，经汽提后由常一线油泵（P103/1，2）抽出，经换热器原料油-常一换热器（E103/1，2）至103℃，再经常一线外送冷却器（EC112）冷却至55℃后外送至罐区。常二线油自常压塔第24、22、20层塔盘抽出进入汽提塔中段，经汽提后由常二线油泵（P104/1,2）抽出，经原料油-常二换热器(E105/1，2)与原料油换热器至112℃，再经常二线外送冷却器（EC103）冷却至60℃后外送罐区。常三线油自常压塔第10、8层塔盘抽出后进入汽提塔下段，经汽提后由常三线油泵（P111/1，2）抽出，经原料油-常三Ⅰ换热器（E113）及原料油-常三Ⅱ换热器（E104）与原料油换热至121℃，再经常三线外送冷却器（EC102）冷却至65℃后送至罐区。常渣由常压塔底泵（P112/1，2）抽出后进入加热炉（F102）。根据甲方要求，为丰富控制方案考虑到后期催化装置热进料，在常压塔底泵出口另设一路常渣热进料管路，经闪底油-常渣换热器(E119/1，2)换至260℃左右进入催化装置。3）减压分馏部分常渣经加热炉(F102)加热至400℃后进入减压塔（T104）塔底提馏段，轻组分从减压塔底油中闪蒸出来，重组分落向塔底空间。减顶油气自塔顶挥发线馏出，先经减顶1凝器（EC106）冷凝冷却，冷凝液自流至减顶污油罐(V102)，不凝油气进减顶2凝器（EC107）冷凝冷却，冷凝液自流至减顶污油罐（V102X９２ X可行性研究报告），不凝油气进减3冷凝器（EC108）冷凝冷却，冷凝液自流至减顶污油罐（V102），不凝气最后经真空泵机组（P116/1，2）送至加热炉低压瓦斯系统，事故时去火炬烧掉。减顶污油罐（V102）中凝液经沉降分离后由减顶污油泵（P113/1，2）抽出外送至罐区或并入减一外送线至罐区。减一线油品自减一线集油箱由减一线油泵（P108/1，2）抽出，经过原料油-减一换热器（E106/1，2）与原料油换热后，再经减一回流冷却器（EC104/1,2）冷却后分为两路，一路作为减一线回流返回减塔顶，另一路则外送至罐区。减二线油品自减二线集油箱由减二线油泵（P107/1，2）抽出，经过原料油-减二及回流Ⅰ换热器（E116/1，2）、原料油-减二及回流Ⅱ换热器（E109/1，2）换至214℃后分为两路，一路作为减二线回流返回减压塔，另一路则继续与原料油-减二换热器（E107/1，2）换至117℃后再经减二线外送冷却器（EC111）冷却至80℃后送至蜡油罐区。减三线油品自减三集油箱由减三线油泵（P106/1，2）抽出，经过闪底油-减三及回流Ⅰ换热器（E120/1，2）、原料油-减三及回流Ⅱ换热器（E111/1，2）换至247℃后分为两路，一路作为减三线回流返回减压塔，另一路继续与原料油-减三换热器（E108/1，2）换至157℃后再经减三外送冷却器（EC101）冷却至80℃后与减二外送线并线，送至蜡油罐区。减四线油品自减塔底部集油箱由减四线油泵（P117/1，2）抽出后分为两路，一路与减三返塔线相接作回流使用，另一路则与闪底油-减三及回流Ⅰ换热器（E120/1，2）入口线相接，共享减三系列换热器外送至蜡油罐区。减渣由减压塔底泵（P114/1，2）抽出后分为两路，一路经过闪底油-减渣Ⅰ换热器（E121/1，2）、闪底油-减渣Ⅱ换热器（E118/1，2）、原料油-减渣Ⅲ换热器（E117/1，2）、原料油-减渣Ⅳ换热器（E110/1，2）、原料油-减渣Ⅴ换热器（E102/1，2）换热降至150℃后，再经减渣冷却槽（V105）冷却到90℃后送至焦化装置。对于装置中的酸性腐蚀问题，采取在常压塔顶、减压塔顶注氨水、注高温缓蚀剂的方式解决。（附装置简易工艺流程图）本装置生产蒸汽来自装置外管网，蒸汽冷凝水利用装置冷凝水回收系统进行回收利用。X９２ X可行性研究报告本装置所用仪表风、工业风、循环水、新鲜水，均通过管网来自装置外公用工程设施。图4.2-1装置工艺流程简图4）主要工艺参数常减压蒸馏装置主要有以下部分：电脱盐部分、常压部分、减压塔部分及常压、减压炉部分。各设备及各侧线的具体操作条件分别见下表：电脱盐部分见表4.2-1；常压部分见表4.2-2；减压部分见表4.2-3；常压、减压炉部分操作条件见表4.2-4表4.2-1电脱盐部分操作条件序号项目单位数据1原油进装置温度℃402原油进装置流量Kg/h1875003电脱盐入口温度℃1374电脱盐出口温度℃1305电脱盐操作压力MPa(g)1.86注水量%4-8（对原油）X９２ X可行性研究报告表4.2-2常压塔部分操作条件序号项目单位数据1塔顶压力（表）KPa50～702常压塔顶温度℃100～1303塔顶回流温度℃404一线抽出温度℃180～2005二线抽出温度℃240～2706三线抽出温度℃310～3307四线抽出温度℃340～3508进塔温度℃360表4.2-3减压蒸馏塔操作条件序号项目单位数据1塔顶压力KPa0.9～1.32塔顶温度℃50～553塔顶循环回流温度℃40～454减一线抽出温度℃145～1555减二线抽出温度℃260～2706减三线抽出温度℃295～3107减四线抽出温度℃355～3658闪蒸段温度℃370～3759闪蒸段残压KPa2.4～3.010全塔压降KPa1.5～1.711塔底温度℃37512塔内件形式全部填料表4.2-4常压、减压炉部分操作条件项目进口温度℃出口温度℃常压炉300360X９２ X可行性研究报告减压炉352375二、消耗定额表4.2-5装置消耗表序号名称规格单位消耗定额（吨原料）单位年消耗量备注1重质原料油吨1吨15000002新鲜水吨0.07吨11.23电220/380V度4.69度70400004液氨18%Kg0.0167吨255破乳剂Kg0.013吨206缓蚀剂Kg0.012吨187烧碱Kg0.133吨2008燃料气Kg7.27吨10900三、装置物料平衡方案表4.2-6装置物料平衡序号项目收率（％）单位小时进料及产品单位年进料及产品一进料1重质原料油100t/h187.5万吨/年150小计t/h187.5万吨/年150二产品1渣油40.6t/h76.25万吨/年612蜡油40t/h75万吨/年603柴油18t/h33.75万吨/年274石脑油1t/h1.875万吨/年1.55损失0.4t/h0.625万吨/年0.5小计100t/h187.5万吨/年150四、全厂公用工程设计方案序号名称单位需用量措施1供排水（1）新鲜水t/h14接原厂区供水管网提供（2）循环水t/h420利用原循环水设施（3）污水t/h32.46去污水处理场21.0MPa蒸汽t/h3.2接原厂区热力管网3电kwh/h880接原厂区变电站10kVkwh/h0380Vkwh/h830220Vkwh/h504风m3/min3接原厂区净化风管网提供5燃料气t/h1.36自产X９２ X可行性研究报告第三节主要设备选择根据本项目工艺技术方案和装置规模的要求，主要工艺设备的配套及选型见主要设备一览表。一、概述本装置全部设备均为国内制造，设备类型、台数及吨位见设备汇总表，无超限设备。表4.3-1设备汇总表设备类型台数金属重量（t）非定型定型298875.748.44合计117124.141、非定型设备非定型设备包括反应器、塔器、容器，其台数及吨位见非定型设备分类汇总表。表4.3-2非定型设备汇总表设备类型台数金属重量(t)其中合金钢材料重量（t）加热炉塔器容器242329.827.918.013.6合计2975.713.62、定型设备定型设备包括机泵、换热器，其台数及吨位见定型设备分类汇总表。表4.3-3定型设备汇总表设备类型台数金属重量（吨）机泵4512.0换热器4336.44合计8848.44二、设备分类表根据本项目工艺技术方案和装置规模的要求，主要工艺设备的配套及选型见主要设备一览表（不包括厂内现有的设备）。X９２ X可行性研究报告4.3-4主要工艺设备一览表序号设备名称及规格型号材料单位数量备注一塔器台41闪蒸塔Ø2200×20250内件316L台116MnR2常压塔Ø1400×19900内件316L台116MnR/20#3常压汽体塔Ø1400×19900×12内件316L台116MnR4减压塔Ø5000/Ø3400/Ø2600×35900内件316L台116MnR/20#二加热炉1常压炉F10116.837MWhr台12减压炉F10211.12MWhr台1三换热设备台431原料油-常顶油气换热器BES800-2.5-160-6/25-4I重叠台216MnR/20#2原料油-减底V换热器BES800-2.5-160-6/25-4I重叠台216MnR/20#3原料油-常侧线换热器BES700-2.5-120-6/25-4I重叠台216MnR/20#4原料油-减三III换热器BES700-2.5-120-6/25-4I台116MnR/20#5原料油-减二II换热器BES700-2.5-120-6/25-4I重叠台216MnR/20#6原料油-减一中换热器BES700-2.5-120-6/25-4I重叠台216MnR/20#7原料油-减二II线换热器BES600-2.5-85-6/25-4I重叠台216MnR/20#8原料油-减四II线换热器BES600-2.5-85-6/25-4I重叠台216MnR/20#9原料油-减底IV换热器BES700-2.5-120-6/25-4I重叠台216MnR/20#10原料油-减二I换热器BES700-2.5-120-6/25-4I重叠台216MnR/20#11原料油-减四II换热器BES700-2.5-120-6/25-4I重叠台216MnR/20#12原料油-减三II换热器BES700-2.5-85-6/25-4I重叠台216MnR/20#13原料油-减底III换热器BES700-2.5-120-6/25-4I台116MnR/20#14原料油-减三I换热器BES800-2.5-160-6/25-4I重叠台216MnR/20#15原料油-减底II换热器BES600-2.5-120-6/25-4I台116MnR/20#X９２ X可行性研究报告16原料油-减四I换热器BES700-2.5-120-6/25-4I重叠台216MnR/20#17原料油-减底I换热器BES700-2.5-120-6/25-2I重叠台216MnR/20#18减四外送冷却器BES700-2.5-120-6/25-4I台116MnR/20#19减三外送冷却器BES700-2.5-120-6/25-4I台116MnR/20#20减二外送冷却器BES700-2.5-120-6/25-4I台116MnR/20#21减一外送冷却器BES700-2.5-120-6/25-4I重叠台216MnR/20#22常一外送冷却器BES700-2.5-120-6/25-4I台116MnR/20#23减顶I冷凝器BJS1100-1.6-330-6/25-4I台116MnR/20#24减顶II冷凝器BJS700-1.6-120-6/25-4I台116MnR/20#25减顶III冷凝器BJS600-1.6-85-6/25-4I台116MnR/20#26常顶冷凝器BJS700-1.6-120-6/25-4I台116MnR/20#27常顶空冷器GP6×3-8-170-1.6S-21.33/DR-IIRF-D台116MnR/20#28含盐污水换热器BES500-2.5-55-6/25-4I台116MnR/20#四容器类设备台231常顶瓦斯分液罐Ø1200×3975（立式）台116MnR2减顶瓦斯分液罐Ø1200×3975（立式）台116MnR3高压瓦斯分液罐Ø1200×3975（立式）116MnR4常顶石脑油罐Ø2400×6704（卧式）116MnR5减顶污油罐4000×2000×40001Q235-B6一级电脱器Ø3600×12000（卧式）25000V,125kw116MnR7二级电脱器Ø3600×12000（卧式）25000V,125kw116MnR8三级电脱器Ø3600×12000（卧式）25000V,125kw116MnR9破乳剂罐Ø2000×3985（卧式）1Q235-B10注水罐Ø2000×3985（卧式）1Q235-B11真空泵入口气液分离罐Ø1200×3985116MnR12真空泵出口气液分离罐Ø1000×2000116MnR13柴油碱洗罐Ø3200×100001Q235-BX９２ X可行性研究报告14柴油沉降罐Ø3200×100001Q235-B15柴油水洗罐Ø3200×100001Q235-B16碱液罐Ø2400×33521Q235-B17柴油缓冲罐Ø2000×66701Q235-B18废碱罐Ø2000×33501Q235-B19废剂罐Ø2000×33351Q235-B20废水洗罐Ø2000×66701Q235-B21闪蒸罐Ø1600×6000116MnR22净化风罐Ø800×4218116MnR23蒸汽包Ø1000×3166116MnR五泵类台451常侧线泵80AYII-100，37kw22常顶循泵80AYII-100，37kw23常底泵200AYIII-150B，160kw24减压塔顶泵TL3-85,5.5kw25减压塔一线泵100AYII-120，75kw26减压塔二线泵100AYII-120，75kw27减压塔三线泵100AYII-120，75kw28减压塔四线泵100AYIII-120，75kw29减压塔底泵150AYIII-150，160kw210减压闪蒸罐抽出泵200AYIII-150×2C250kw211真空组合泵108kw212循环注水泵65AYIII-100B，11kw213注水泵65AYIII-100×2，37kw214破乳剂泵J-250/2.5,2.2kw215溶剂泵J-250/2.5,0.55kw216碱液泵IH50=32-250A,11kw217柴油外送泵100AYII-120，30kw218空冷风机G-BF24B4-VS11,11kw619原料泵HZA100-400,250kw220燃料油泵50AYIII-60×2A,11kw221加热炉鼓风机Y4-73,NO.10D,45kw1第四节自动控制X９２ X可行性研究报告本设计工艺过程技术先进、较为复杂、产品有较高的社会效益，因此要求设计具有较高的自动化和管理水平，以保证平稳操作，提高产品收率和质量，降低能耗，尽可能提高经济效益。因此本装置部分和主要系统工程选用先进而且成熟可靠的分散控制系统。采用集散控制，可综合性地提高效率，增加效益，推动企业的管理水平。对于一个自控水平要求高，控制回路又多的装置，经多方面考察和验证，采用集散控制所用的投资比例比采用常规控制还少。因此，在条件允许的情况下，采用集散控制系统DCS。DCS已在国内石化企业中广泛应用。其将检测、监视、控制、操作、数据处理、生产管理等功能集中在一个协调的分散型计算机网络中，具有高智能、高速度、系统危险性分散的特点，将使得生产环境、生产效率、产品质量、安全生产等方面都能得到很大的改观，企业效益将显着提高。一、自动化水平确定原则以经济效益为中心。自动化仪表的设立必须有利于保证产品质量，挖掘设备潜力，节能降耗，减人增效，有良好的投资回报率。坚持“安全第一”的原则，保证操作人员人身安全，保护贵重设备免受损失。对于影响安全生产的工艺参数必须设立自动监测，超限自动声光报警，或自动联锁保护。对存在爆炸危险气体的场所设可燃气体报警仪，存在有毒气体的场所设有毒气体报警仪，存在火灾危险的场所设火灾报警器。坚持清洁生产，建设环保型企业。对于有可能影响环境的生产环节，设立自动监测，超限自动声光报警。面向未来，加强信息化建设，建立起计算机集成管理系统(CIMS)，逐步实现以企业资源计划（ERP）为目标的管理模式。使用先进可靠的仪表，减少维护量。提高仪表设备的维护水平，提高仪表设备的无故障工作时间，降低维修时间，减少维护人员。提高操作人员岗前、岗中培训能力，提高操作水平。全厂自动化水平要达到目前同行业国际先进水平，国内领先水平。二、全厂控制系统的总体水平工厂采用生产装置集中布置、集中操作、技术人员集中办公的模式，提高工作效率。按照工厂工艺加工总流程和总平面布置，所有生产装置、储运罐区、公用工程（循环水场、污水处理场、空压站等）共设一个控制室；生产主装置区、原料及成品油（气）罐区设置控制系统。为节省电缆，降低投资，在距离中心控制室较远的装置区设机柜室或称现场控制室（FCR），安装远程控制站。采用以DCS为主体的自动控制系统。为保证安全生产，设火灾监控系统(F&GS)X９２ X可行性研究报告。为便于操作与管理，减少外操人员，设置电视监控系统（CCTV）。建立计算机集成管理系统(CIMS)，建成信息化工厂，实现管控一体化。同步实施先进管理，首先利用信息技术实现生产计划、生产调度、生产统计等使用技术先进、性能优越、质量可靠的仪表，达到日常免维护的水平。为提高仪表维护人员的工作效率，保证仪表处于良好的运行状态，设仪表设备管理系统。三、采用的标准规范本设计采用下列标准规范《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《石油化工分散控制系统设计规范》SH/T3092-1999《石油化工仪表供电设计规范》SH/T3082-2003《石油化工仪表供气设计规范》SH3020-2001《石油化工仪表接地设计规范》SH/T3081-2003《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《石油化工紧急停车及安全联锁系统设计导则》SHB-Z06-1999四、主要工艺装置自动控制方案（1）原料油进料流量控制；（2）进料加热炉出口温度控制；（3）塔顶的温度控制；（4）塔顶压力控制；（5）高液位控制；（6）侧线产品抽出控制；（7）进料泵控制；（8）闪蒸塔、常压塔、减压塔塔底液位控制。（9）减压炉F102出口温度和加热炉F102炉膛温度串级控制。其中，加热炉F102出口温度为主回路。X９２ X可行性研究报告（10）常压炉F101出口温度和加热炉F101炉膛温度串级控制。其中，加热炉F101出口温度为主回路。（11）变频控制常顶循环泵、减压塔底泵、常压塔底泵、闪蒸塔底泵、常一线泵、常二线泵、常一中泵、常二中泵、常顶循环泵采用变频控制。五、仪表选型1、仪表选型原则仪表选用技术先进、性能可靠、价格适中的产品，同等条件一般选用国产设备，国产设备不能满足要求时选用进口设备。安装于爆炸危险区域的仪表一般选用本质安全防爆型，防爆等级根据工艺介质和应用场合确定。室外电动仪表的防护等级不低于IP65，并设计防雷措施。2、主要仪表DCSDCS应为一个综合的、集成的、灵活配置的、标准化的过程控制系统，符合ISO/OSI通讯标准；采用近几年成熟的新技术、新系统；具有完备的冗余技术，包括设备冗余和工作性能冗余；能在线扩展，系统的各种插卡应能在线插拔、更换；DCS具有远程控制站和远程I/O站的结构。DCS具备仪表设备管理站的功能。DCS通过与现场智能仪表通讯，不但采集现场仪表发回的测量信号，而且采集仪表本身的特性参数信号，如零点、量程、位号、运行状态参数等。在仪表设备管理站上能够对现场仪表远程诊断、远程调校、远程设定等。仪表设备管理站还具有仪表管理功能，使它成为全厂智能仪表的档案本或电子台帐。在DCS中将设独立的仪表设备管理站。DCS作为全厂基础数据的来源，应具有完善的对外数据通讯功能。3、温度、压力、流量、液位仪表选用①温度测量仪表就地测量一般选用万向式双金属温度计，配密封型温度计套管。需信号远传一般选用热电偶；对被测温度低且精度要求高的场合选用Pt100热电阻。加热炉管表面温度测量采用刀刃式炉管表面铠装热电偶；易磨损部位采用耐磨热电偶。②压力测量仪表就地测量一般选用弹簧管压力表。高压部位选用安全型不锈钢压力表；炉膛压力测量选用膜盒微压计；动力设备出口等有震动的场合，选用耐震压力表。需压力信号远传选用智能压力变送器。③流量测量仪表X９２ X可行性研究报告测量精度要求：装置内部为1～1.5级，进出装置为0.5～1.0级，进出厂为0.2～0.3级。需要精确计量的场合要采用温度、压力补偿措施。进出装置的重要物料计量选用容积式流量计、涡轮流量计等。进出工厂的重要流体物料计量选用质量流量计或容积式流量计，原料及产品进出厂计量采用地衡或轨道衡。一般流量测量选用节流装置。大管道水流量测量选用电磁流量计或超声波流量计。大管径清洁气体流量测量选用阿纽巴流量计，配多参数智能差压变送器，进行温度压力自动补偿。小管道且清洁介质流量测量选用金属管浮子流量计。高粘度介质的流量测量选用楔式或靶式流量计。④液位测量仪表就地测量选用双色石英管液位计；高压场合选用高压磁浮子计。在装置区，测量范围≤1000mm时，液位变送器一般选用浮筒液位变送器，测量固体料位测量可采用辐射式料位计。4、其它仪表选用①执行机构调节阀一般选用气动调节阀。罐区遥控阀采用气动两位式双作用闸阀或球阀。动力站选用电动调节阀。大口径遥控阀选用电动阀。工艺条件恶劣的重要阀门选用进口产品。②变送器温度、压力、差压、流量、液位变送器采用智能变送器。③安全栅选用隔离式安全栅，减少接地问题对多系统连接的影响。④可燃或有毒气体检测仪表一般情况下，可燃气体检测器选用催化燃烧型。优先选用带现场声光报警功能的产品。有毒气体检测器一般采用电化学型，带现场声光报警功能。第五节标准化X９２ X可行性研究报告本项目装置所选用的标准定型设备均选用标准的高质量产品，对压力容器的制造和验收应符合GB150-1998《钢制压力容器》的规定，并接受国家质量技术监督局《压力容器安全技术监察规程》的监督。非压力容器的制造和验收应符合JB/T4735-1997《钢制焊接常压容器》的规定。在生产装置中使用的各种材料及各类阀门、管件、配件、仪表等均按各自相应的标准确定的范围选取。工艺设备、管道、仪表、土建、电气以及施工验收等采用的规范、标准如下：GB150-1998《钢制压力容器》JB/T4735-1997《钢制焊接常压容器》HG20592～20637-97《钢制管法兰、垫片、紧固件》HG/T20519-92《化工工艺设计施工图内容和深度统一规定》GB50316-2000《工业金属管道设计规范》GB50160-92《石油化工企业设计防火规范》(1999年版)SH/T3053-2002《石油化工企业厂区总平面布置设计规范》SH/T3013-2000《石油化工厂区竖向布置设计规范》SH/T3121-2000《炼油装置工艺设计技术规定》SH/T3122-2000《炼油装置工艺管道流程设计规范》SH/T3054-2005《石油化工企业厂区管线综合设计规范》SH/T3023-2005《石油化工厂内道路设计规范》SH3084-1997《石油化工总图运输设计图例》SH3047-93《石油化工企业职业安全卫生设计规范》SH3008-2000《石油化工厂区绿化设计规范》SH3010-2000《石油化工企业设备及管道隔热设计规范》SH3024-95《石油化工企业环境保护设计规范》SH3097-2000《石油化工静电接地设计规范》GB50016-2006《建筑设计防火规范》GB50057-94《建筑物防雷设计规范》（2000年版）GB50011-2001《建筑抗震设计规范》（2008修订版）GB50058-92《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50034-2004《建筑照明设计标准》GB50054-95《低压配电设计规范》GB50052-95《供配电系统设计规范》X９２ X可行性研究报告GB50054-95《低压配电装置及线路设计规范》GB50060-92《3-110kV高压配电装置设计规范》GB50053-94《10kV及以下变电所设计规范》GB50116-98《火灾自动报警系统设计规范》GBZ1-2002《工业企业设计卫生标准》HG/T20675-90《化工企业静电接地设计规程》SH/T3146-2004《石油化工噪声控制设计规范》GB50140-2005《建筑灭火器配置设计规范》GB50151-1992《低倍泡沫灭火系统设计规范》（2000版）GB50236-98《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》SH3501-2002《石油化工有毒、可燃介质管道工程施工及验收规范》GB50275-98《压缩机、风机、泵安装工程施工及验收规范》GB50235-97《工业金属管道工程施工及验收规范》GB50257-96《电气装置安装工程、爆炸和火灾危险环境电气装置施工及验收规范》GB50209-95《建筑地面工程施工及验收规范》SH3063-1999《石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB8175-87《设备及管道保温设计导则》SH/T3528-2005《石油化工钢储罐地基与基础施工及验收规范》第五节分析测试一、配置原则由于本厂已建原油化验室及中间、成品化验室，故本装置不再新设化验室。二、本装置主要化验项目本装置的化验全部在原油化验室及中间、成品化验室进行，本装置主要化验项目有：粘度、粘度指数、闪点、倾点、凝点、机械杂质、水分、残碳、酸值、氧化安定性、硫含量、击穿电压、铜片腐蚀、色度等。主要化验仪器有：运动粘度测定仪、倾点测定仪、闪点测定仪（开口）、闪点测定仪（闭口）、水分测定器、电炉残炭测定器、石油产品铜片腐蚀测定器、减压馏程测定器、凝固点测定仪、电子天平等通用实验仪器。三、占地及建筑面积X９２ X可行性研究报告占地及建筑面积详见原设计。四、相关标准《炼油厂中心化验室设计技术规定（试行）》SH/T3103-2000X９２ X可行性研究报告第五章原辅材料和动力供应一．主要原辅材料的种类、规格、年需要量(一)主要原辅材料的品种及规格本装置原料来自外购M-100及SK-180燃料油。原料性质如下表5-1原料油性质，密度（20℃）=0.9215㎏/m3表5-1M100:SK180(4:6)混合原料的性质分析项目分析结果API°密度（20℃）g/cm317.090.9215粘度（50℃）mm2/s粘度（80℃）mm2/s183.741.82倾点℃凝点℃残炭w%灰分w%硫w%氮w%水w%酸值mgKOH/g沉淀物w%盐mgNaCL/L-6-108.710.0311.40.320.480.320.01234.2胶质w%沥青质w%蜡含量w%15.115.744.66金属含量，ug/g铁镍铜钒铅钙镁钠12.326.2<0.183.2<0.127.22.018.6X９２ X可行性研究报告特性因数11.5(二)主要原辅材料来源及年需要量本项目所需的原料油为进口重质原料油，船到青岛港或东营港，考虑汽车运输方式，年需要量为150万吨。由汽车运到厂内，再由管道卸入厂区内油罐。原料油装卸能力为300t/h。汽车运输由社会有资质的运输部门负责。液氨及液碱市场购置，汽车运输。二、所需公用工程及动力供应循环水32℃,Δt=10℃，420吨/时蒸汽1.0MPa(a)，3.2吨/时电力380V，880千瓦/时净化空气0.4～0.6MPa(表)，180标方/时X９２ X可行性研究报告第五章建厂条件和厂址方案第一节建厂条件一．厂址的地理位置、地形、地貌概况山东省东营市地处黄河入海口，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，是中国第二大油田所在地。东营地下资源蕴量丰富，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。项目拟建设单位X位于东营市东营区郝纯路129号，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，装置所在场地地形平坦，地貌属于第四纪黄河三角洲冲积平原，岩层以亚粘土和粘土为主，表层为粉质粘土，可作为建筑物的天然地基，无威胁场区安全的不良地质现象。无拆迁农房村舍。项目拟建设地为公司原25万吨/年常减压技改装置用地，根据公司整体规划进行拆除，拆除后空地面积为7360平方米，完全可以满足项目用地要求。二、工程地质、水文条件、抗震烈度1、工程地质条件东营市地处华北坳陷区之济阳坳陷东端，地层自老至新有太古界泰山岩群，古生界寒武系、奥陶系、石炭系和二叠系，中生界侏罗系、白垩系，新生界第三系、第四系；缺失元古界，古生界上奥陶统、志留系、泥盆系、下古炭统及中生界三叠系。凹陷和凸起自北而南主要有：埕子口凸起(东端)、车镇凹陷(东部)、义和庄凸起(东部)、沾化凹陷(东部)、陈家庄凸起、东营凹陷(东半部)、广饶凸起(部分)等。2、水文条件X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、抗震设防烈度X９２ X可行性研究报告根据《中国地震烈度区划图（1990）》的通知，公司场区地震基本烈度为七度，丙类建（构）筑按七度设防，乙1类建（构）筑按八度采取抗震措施，乙2类建（构）筑按七度设防，但应采用抗震性较好的结构体系，丁类建（构）筑按六度采取抗震措施。三、当地气象条件工程所在地地处暖温带，属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：环境温度年平均气温13℃绝对最高气温37.5℃绝对最低气温-13.2℃最热月（七月）日最高气温平均值28.3℃最冷月（二月）日最低气温平均值-3.3℃空气湿度年平均相对湿度63%最大相对湿度75%最小相对湿度51%大气压力年平均气压101.09kpa极端最高气压103.97kpa极端最低气压98.12kpa月平均最高气压102.12kpa月平均最低气压99.76kpa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352mm风年主导风向ESWX９２ X可行性研究报告夏季主导风向SSW冬季主导风向WNW年平均风速2.9m/s月平均风速3.5m/s瞬时最大风速（地面上10m）33m/sf、最大冻土深度-0.55m四、交通运输条件X位于山东省东营市，东营市是山东省辖市，其建成了海、陆、空相结合的立体交通网。其中公路尤为发达，2005年全市等级公路通车里程达5933.6公里，公路密度达每百平方公里58.9公里，境内高速公路132.8公里。铁路南接胶济线，开有直通济南、南京的客运线。东营港被列为国家一类开放口岸，建成5000吨级码头2个，3000吨级码头3个。东营机场已于2001年11月28日正式通航，先期开通了东营至北京、上海、深圳、哈尔滨、新疆库尔勒等五条航线。本装置的原料主要来源为进口的重质原料油，物料运输有较好的陆、海、铁路等优势，这样会使产品的制造成本大幅度的下降，为企业的产品市场竟争力和企业创利能力打下了基础。原料和成品长途运输可以依靠铁路和公路运输至东营港，以价格低廉的海运运输。五、当地经济及发展概况东营市位于黄河三角洲，地处北纬38°上下，气候适中，四季分明，雨热同期，光照充足，属季风型大陆性气候。从具体区位来讲，这一地区位于山东半岛和辽东半岛环抱的地理中心，北靠京津唐经济区，东连山东半岛开放城市，东北与大连隔海相望，向西辐射广大内陆地区，是环渤海经济区和黄河流域经济带的交汇点，也是联接东北和中原两大经济区的重要纽带。国家先后把黄河三角洲列入农业综合开发区和把东营市列入沿海经济开放区。山东省把黄河三角洲开发列为两大跨世纪工程之一。六、区位优势X９２ X可行性研究报告东营市为山东省省辖市，是黄河三角洲的中心城市和中国第二大油田—胜利油田所在地，是国家卫生城市、国家环境保护模范城市、国家水土保持生态环境建设示范城市、国家双拥模范城市、国家技术创新工程示范城市。位于山东省北部黄河三角洲地区，中华民族的母亲河—黄河在东营市境流入渤海。地处北纬36º55′～38°10′，东经118°07′～119°10′之间。东、北临渤海，西与滨州市毗邻，南与淄博市、潍坊市接壤。公司位于X，是东营市炼油及化工项目集聚地,工业园区内配套公用设施齐全，消防支持可靠，地理位置优越。七、环境保护条件项目拟建设地X位于东营市东营区郝纯路129号，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，装置所在场地地形平坦，厂址附近无村庄和居民区。厂址周围空气清新，远离居民区，无自然环境保护区，安全距离充足，环境优势明显，没有污染源。第二节厂址方案本项目150万吨/年重质油品综合利用项目建设场地选择在山东省东营区史口镇工业区X内，为公司预留用地，装置区占地面积55.6×90.7＝5043平方米。选择该场地作为本项目厂址的优点是：1、厂址位置选择符合当地政府的整体规划布局，并符合国家有关法律、法规及建设前期工作的规定。2、厂址处具有满足生产、生活及发展规划所必需的水源、电源和煤源，场地的基础设施完全能满足本项目的建设要求。3、厂址处外部交通运输条件便利，地理位置比较优越。4、厂址满足建设工程需要的工程地质条件和水文地质条件。厂址处不受洪水、潮水和内涝的威胁。5、项目所在位置符合与周围生产装置之间的安全距离要求。装置不靠近人员密集区，周围无高大建筑物，自然通风良好，空气清新。6、厂址满足工业企业近期所必需的场地面积和适宜的地形坡度。7、该项目无“三废”污染排放问题，对周围环境无危害。X９２ X可行性研究报告第七章公用工程和辅助设施方案第一节总图运输一、总平面布置1、平面装置依据《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《石油化工工艺装置布置设计通则》SH3011-2000《建筑设计防火规范》GB50016-2006《石油化工企业职业安全卫生设计规范》SH3047-19932、总平面布置原则和功能划分遵循国家现行有关规范标准，依据山东省东营市东营区史口镇化工园区的整体规划要求进行总平面布置。满足生产及运输要求，合理布局，使流程、管线及道路短捷通畅。充分利用现有场地内的公用工程设施，节省占地、节约投资。在设计中结合防火防爆、安全卫生、交通运输、地形地貌、水文气象等方面的因素，力求布置紧凑，整体协调，布局美观。总平面布置范围：X150万吨/年重质油品综合利用装置。3、竖向布置原则及工程的土石方工程量在竖向布置中，对自然地形进行合理的利用和改造，使所确定的厂区地坪标高能够满足工艺流程和工厂运输的要求，有利于防洪和场地排水，并与厂区内的场地竖向控制高程相协调，尽量减少土石方工程量。本工程竖向布置采用平坡式。场地平整的土方工程量原则上按添挖平衡考虑，并与气分装置协调一致。4、总图布置方案（附厂区平面布置图）装置区占地约5043平方米。（1）工艺装置区内的设备、建筑物平面布置的防火间距设计时应符合GB50160-92(1999年版)《石油化工企业设计防火规范》中表4.2.1的规定。（2）平面布置应符合国家有关规范规定，并确保生产安全，管理方便。（3）满足工艺流程的要求。力求工艺流程通顺，避免管道往返交叉，布局协调，整齐美观。X９２ X可行性研究报告（4）考虑厂区环境质量要求，创造好的厂容厂貌。合理用地，节约用地。5、绿化厂区绿化能净化空气，消除或减弱噪音，美化环境，改善劳动条件。本工程界区绿化用地系数主要布置在生产装置四周和道路两侧。建筑物周围的空地种植绿化带，绿化带内种植草坪和花灌木，道路两侧种植乔木及常青乔木。二、工厂运输1、项目货物运输量本项目中的原料油及产品厂内均采用管线运输，厂外远程采用港口和铁路运输，近程主要为汽运，见表7-1-1，全年运输总量为2995000吨，其中运入1501109吨，运出1495000吨。表7.1-1主要原辅材料消耗、产品等运输情况序号名称物料状态单位消耗或产量包装形式运输方式每小时每年一原料1)重质原料油液态t/a187.51500000钢制储罐汽运二辅料1)氨溶液(18%)液态t/a0.103824钢制储罐购置17%氨水配置2)烧碱溶液(30%)液态t/a0.035625285钢制储罐汽运3)燃料油液态t/a0.7966368钢制储罐管道4)燃料气液态t/a0.5574456钢制储罐管道三产品1)渣油液态t/a76.25610000钢制储罐汽运2)蜡油液态t/a75600000钢制储罐汽运3)柴油液态t/a33.75270000钢制储罐汽运4)石脑油液态t/a1.87515000钢制储罐汽运说明：本工程涉及的危险化学品的运输委托有危化品运输单位进行。2．运输方案确定原辅材料及产品均以公路运输为主。运输方式：根据市场情况，结合建厂所在地特点，原辅材料及产品的运输主要依托社会运输力量，其中凡属于危险化学品的货物必须委托具有危险货物运输经营许可证的单位进行运输。X９２ X可行性研究报告第一节给排水一、工厂给水1、水源情况本工程生产用水及生活用水由当地自来水公司供给。日供水能力60万吨。自来水进厂后，生活用水由专用管线铺设分枝至各用水点。生产用新鲜水进入清水储罐，设计容积为3000m3钢制水罐两座，以保证必要的事故用水和生产调节用水量。经给水加压泵加压后供给全厂生产用水。本项目最大日用水量300吨，可满足项目建设要求，设计螺旋缝焊接钢管输送。生活饮用水来自自来水供水系统，本工程生活用水直接从自来水管网接入厂区，供给生产装置内生活用水。工业用水符合《石油化工给排水水质标准》（SH3099-2000）的水质要求，生活用水符合现行《生活饮用水卫生标准》（GB5749-85）的水质要求。2、用水量项目生产用新鲜水量为12m3/h，接全厂新鲜水管网，生活用水0.5m3/h，接生活用水管线。表7.2-1项目新增用水量表名称种类新鲜水t/h中性水t/h循环水t/h备注机泵冷却水10电脱盐注水15.16二次水回用常顶注水2二次水回用减顶注水4二次水回用常压塔汽提2减压塔汽提4其它蒸汽用量4回收冷凝水装置其它用水2410地面冲洗等生活用水0.5合计12.521.16420表7.2-2装置排水量表名称种类含油污水t/h含酸污水t/h其它排水t/h备注电脱盐注水15.16X９２ X可行性研究报告原油切水2.8罐区塔顶切水4常压塔汽提3其中有塔顶注水2吨减压塔汽提5其它蒸汽用量4回收冷凝水装置其它用水2地面冲洗等生活用水0.5生活污水合计19.96120.53、供水管网设计生产、生活、消防三个系统管网，消防用水为加压水泵供给。4、循环水系统公司现有循环水场能力4000m3，循环水塔型号为：TSNL-10-2000型，3台，预留1台，设计温差△t=10℃，上水温度30℃，回水温度40℃，上水压力0.5MPa，回水压力＞0.2MPa，现有装置用量2169m3/h，富余量是1831m3/h，循环水管网管径DN900，本项目循环水用量420m3/h。装置循环水分为压力回水和自然回水管网两个系统。换热器冷却回水均采用压力回水；冷却水箱及机泵冷却、排水为自流回水。该项目循环水场不用设计，只设计循环水上水和回水管网。二、工厂排水1、项目排水系统的划分项目排水共分为两个系统，即生产污水系统和生活污水系统。2、项目污水排放系统工厂现有的污水处理能力为200m3/h，实际使用负荷为40m3/h，富余160m3/h，本项目排污水33.96m3/h，可满足项目污水处理要求，不用新上污水处理设施。污水处理场工艺为：进水格栅调节池隔油池气浮曝气池二沉池机械过滤出水排放水质执行GB8978-1996中的二级标准，排水水质指标见表7-3，全厂污水排放量见表7-4。X９２ X可行性研究报告表7.2-3污水排放指标PH值CODBOD含油（mg/L）SS（mg/L）挥发酸（mg/L）氰化物（mg/L）硫化物（mg/L）6～915030101500.50.51.0表7.2-4全厂污水排放量表序号装置名称污水量（t/h）123现有装置及设施新建装置合计4033.9673.96第一节供电及电讯一、项目供电1、设计范围本可研为X年产150万吨重质油品综合利用项目可行性研究报告，电气内容包括：生产装置的供配电、动力、照明、防雷及接地设计。2、设计标准本工程电力设计所使用的设计标准或规定如下：《石油化工企业生产装置电力设计技术规范》SH3038－2000《供电系统设计规范》GB50052－95《10千伏及以下变电所设计规范》GB50053－94《低压配电设计规范》GB50054-95《通用用电设备配电设计规范》GB50055-93《电热设备电力装置设计规范》GB50056－93《建筑物防雷设计规范（局部修订条文）》GB50057－94（2000）《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058－92《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB50062-92《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-983、电源状况X９２ X可行性研究报告公司现有装置由胜利油田供电公司和东营区供电公司两路供电,互为备用，建有10KV及6KV变电所各一座，可保证现有装置正常的生产。4、项目负荷等级根据《供配电系统设计规范》和工艺生产的性质及对供电连续性的要求，本工程的生产负荷为二级负荷。5、供电方案（1）本装置供电由装置的配电室供给，变压器规格由X根据各装置的用电负荷情况统一考虑。（2）低压配电柜配出的回路采用：放射式至生产装置及各用电设备。电缆沿电缆桥架敷设至设备附近，电缆穿钢管保护至设备。6、装置环境特性及配电设备选型（1）该项目生产装置的爆炸性气体环境危险区域为2区，在爆炸危险区域内，地坪下的坑、沟划为１区，其余为正常环境。火灾危险环境危险区域内电气设备防护结构的选型应符合GB50058-92《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》的要求。（2）在生产装置、辅助设施内配置防爆照明。7、防雷接地及防静电防雷及接地要求按《建筑物防雷设计规范》GB50057-94(2000年版)的规定执行。二、电讯1、全厂电讯设施的组成及包括范围：（1）行政管理电话；（2）生产调度电话；（3）火灾消防报警系统。2、全厂电讯设施方案的选择：（1）行政管理电话：在总经理室、厂办公室、经营部装设直接外线电话，由当地电信局解决。其它办公场所装设内部程控电话。（2）生产调度电话：在车间控制室、各生产工段、公共辅助设施岗位、化验室、保卫等场所装设内部程控电话及配备防爆对讲电话。（3）火灾消防报警系统：在车间控制室、仓库等重要岗位，设置火灾报警设备。3、工业电视监视系统X９２ X可行性研究报告在装置区重要设备部位、重要操作岗位、高危险岗位即常压炉、常压塔、减压炉、减压塔设置防爆工业电视监视系统，与全厂防爆工业电视监视系统联网。4、火灾报警系统为了能够及时发现并通报火情，装置区主要巡检通道处均设置手动火灾报警按钮，并与全厂火灾报警系统联网，控制室及配电室设感烟自动报警器。第四节供热各装置生产、采暖用汽由现有动力车间供给，该动力车间装置现有SHL20-1.25-P型燃煤蒸汽锅炉二台。可供1.0Mpa，220℃蒸汽40t/h。新上120万吨/年DCC装置正常生产时自足有余，外送1.0Mpa，220℃蒸汽59.8t/h；外送3.5Mpa，420℃蒸汽7.2t/h，并入全厂蒸汽管网。本项目根据生产工艺要求，生产用汽3.2t/h。可满足生产车间的供热及办公及生活设施的采暖需要。第五节采暖和通风一、采暖设计方案1、采暖供热来源：本项目的采暖热源来自工业园区热力管网或利用装置冷却换热的余热供暖。2、采暖范围：厂区办公场所、车间操作室、车间办公室、化验室、水泵房、配电室等设施。3、本工程采暖设计热媒为：90/70℃热水，有管网供至需供暖的建筑物内。4、采暖设备：选用灰铸铁辐射对流散热器。5、室内采暖设计温度：操作室、化验室、办公室等等工作人员停留时间长的地方室温按18℃设计计算。水泵房、配电室房间室温按5℃（防冻设计计算温度）设计计算。6、采暖系统型式：为双管上供下回式系统。二、通风设计方案1、设计原则在自然通风达不到要求时，采用自然与机械相结合的通风方式。2、设计方案X９２ X可行性研究报告（1）生产装置内的通风采取自然通风，控制室及办公室配备空调。（2）变电室及配电室设轴流风机进行事故通风。第六节土建（建筑物、构筑物）一、基本条件1、基本风压：0.55kN/m22、最大冻土深度：550mm3、抗震设防烈度：7度二、设计范围本工程土建专业设计范围为：框架基础，塔类基础，立式罐类基础，主管桥、付管桥和零星管架及基础，泵基础，卧式容器基础及换热器基础等。三、设计规范1、国家规范及标准《建筑设计防火规范》（2001年版）GB50016-2006《石油化工企业设计防火规范》（1999年版）GB50160-92《建筑抗震设计规范》GB50011-2001《砌体结构设计规范》GB50003-2001《建筑桩基技术规范》（1997年局部条文变更）JGJ94-94《钢筋砼承台设计规范》CECS88：97《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》GBJ17-88《动力机器基础设计规范》GB50040-96《高耸结构设计规范》GBJ135-90《建筑结构制图标准》GB/T50105-2001《混凝土结构工程施工及验收规范》GB50204-92《钢结构工程施工及验收规范》GB50205-95《钢结构工程质量检验评定标准》GB50221-95《工业建筑防腐蚀设计规范》GB50046-95X９２ X可行性研究报告2、行业规范及标准《石油化工企业钢筋混凝土冷换框架规范》SH3067-95《石油化工企业钢结构冷换框架设计规范》SH3077-96《石油化工企业反应器、再生器框架设计规范》SH3066-95《石油化工塔型设备基础设计规范》SH3030-1997《石油化工企业落地式离心泵基础设计规范》SH3057-94《石油化工企业冷换设备和容器基础设计规范》SH3058-94《石油化工企业管架设计规范》SH3055-93《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》SH3061-94《石油化工企业建筑结构设计规范》SH3076-96《石油化工企业构筑物抗震设防分类标准》SH3069-95《石油化工企业设备管道表面色和标志》SHJ43-91《石油化工设备砼基础工程施工及验收规范》SH3510-2000《石油化工钢结构工程施工及验收规范》SH3507-1999《钢结构防火涂料应用技术规范》CECS24：90《建筑地基处理技术规范》JGJ79-913、新标准、新规范实行后，相应旧标准、旧规范自动废止，设计时应执行新标准、新规范。四、设计原则1、严格执行国家规范及标准，建筑结构设计力求贯彻“经济、实用和兼顾美观”的原则，根据工艺的需要，结合当地地质条件及地震条件综合考虑。2、为满足工艺生产的需要，方便操作、检修和管理，装置区采用露天布置，充分考虑竖向组合，力求缩短管线，降低能耗，节约用地，减少投资，并满足安全防火等有关规定。3、建筑结构努力实现轻型化、敞开化或半敞开化，贯彻节约材料的方针，充分利用当地材料，并满足防火规范及有关规定。4、设计采用的标准图集及通用图集原则上采用山东省的标准图集及通用图集，不足部分采用国家的标准图集及通用图集。五、土建方案选择X９２ X可行性研究报告依据工艺生产流程的要求，并考虑长远规划，根据国家现行的标准规范，对主要建构筑物的方案选择分述如下：1、装置框架：室外钢结构，轴向尺寸10×80米，构筑面积800m2，总高度19米，3层，耐火等级二级。注：根据《石油化工企业设计防火规范》的要求，对承重钢框架等部位覆盖耐火层。2、装置基础：框架，塔类基础，换热器类基础，卧式容器类基础，主管桥、付管桥及零星管架，泵基础等。建、构筑物的平面位置详见工艺的平面布置图。（1）冷换构架：采用钢结构，平台铺钢格板，钢筋混凝土独立承台基础，内夯扩沉管灌注桩。（2）管桥（局部带防雨棚）：采用钢结构，平台、走道铺钢格板，钢筋混凝土独立承台基础。（3）塔类基础：采用钢筋混凝土圆筒或圆柱式承台基础，内夯扩沉管灌注桩。（4）加热炉框架：采用钢筋混凝土底层框架及上部钢框架，钢平台上铺钢格板，采用钢筋混凝土独立承台基础，内夯扩沉管灌注桩。（5）炉基础：采用钢筋混凝土独立及环板式承台基础，内夯扩沉管灌注桩。（6）立式容器基础：较高的立式容器基础采用钢筋混凝土圆管或圆柱式承台基础，内夯扩沉管灌注桩。小型容器基础采用混凝土圆柱式基础，天然地基。（7）卧式容器基础：采用钢筋混凝土结构，天然地基。（8）小型设备基础（管墩、机泵等）：采用混凝土结构，天然地基。（9）结构中钢柱全部采用WH、MH系列H型钢。钢梁高h＞250mm时采用MH、SH系列H型钢，钢梁高h≤250mm时采用普通槽钢或工字钢。3、项目总占地面积：5043m2；五、建议X９２ X可行性研究报告1、建设单位尽快提供本设计范围内场地的地质详勘报告，以便开展建筑、结构的设计工作。2、建设单位最好能提供当地建设部门的强制性条文。3、本项目可行性研究报告中建、构筑物采用的基础型式参考建设单位提供的相邻区域的工程地质勘察报告而进行的设计。待本设计范围内场地的地质详勘报告提供后，其建、构筑物采用的基础型式有待于进一步优化。X９２ X可行性研究报告第七章节能一、编制依据（1）《中华人民共和国节约能源法》（1998年1月1日执行）；（2）国家计划委员会、国家经济贸易委员会、建设部计节能[1997]2542号印发《关于固定资产投资工程项目可行性研究报告“节能篇〔章〕”编制及评估的规定》的通知。（3）《炼油装置工艺设计规范》SH/T3121-2000（4）《石油化工设计能量消耗计算方法》SH/T3110-2001（5）《石油化工合理利用能源设计导则》SH/T3003-2000二、节能原则1、认真贯彻国家产业政策和行业节能设计规范，严格执行本行业节能技术规定，努力做到合理利用能源和节约能源。2、用先进成熟可靠的节能工艺技术。3、充分利用工艺装置产生的余热以降低能耗。4、优化工艺参数，提高能量转换效率，减少装置供入能耗。5、选用节能设备6、设置能耗检验仪表，提高自控水平，加强计量管理。三、项目综合能耗计算项目产品的生产过程，伴随着能量产品的转移和损失，因此，能量的损耗和转化情况也决定于工艺的先进性和合理性。在计算能量消耗的过程中，均采用标准油（41868kJ/kg）做为基准进行折算。X９２ X可行性研究报告表8-1装置能耗及能耗指标表序号名称吨耗量小时消耗量年消耗量能耗系数年能耗（×104MJ）吨耗量MJ/t单位数量单位数量单位数量单位系数1循环冷却水t/t2.24t/h420.00104t336.00MJ/t4.191407.849.392新鲜水t/t0.07t/h14.00104t11.20MJ/t7.1279.740.533电kWh/t4.69kWh/h880.00104kWh704.00MJ/kWh11.848335.3655.5741.0MPa(g)蒸汽t/t0.02t/h3.20104t2.56MJ/t31828145.9254.315蒸汽冷凝水t/t-0.02t/h-3.20104t-2.56MJ/t320.3-819.97-5.476压缩空气Nm3/t0.96Nm3/h180.00104Nm3144.00MJ/Nm31.59228.961.537燃料气kg/t7.27t/h1.36104t1.09MJ/t4186845636.12304.24合计63013.98420.09能耗计算(计算方法按SH/T3110-2001规定)。150万吨/年重质油品综合利用项目的能耗为（水、电、蒸汽、工业风等能耗折算）:单位能耗为420.09MJ/t,即单位耗能10.03kg标油,总能耗为63013.98×104MJ/a。根据中国石化《2005年炼油生产装置基础数据汇编》提供的数据，国内重质油裂解装置的单位能耗为10.49～12.87kg标油，国内装置能耗最小的为7.80kg标油，国内装置能耗最大的为19.17kg标油。本装置能耗处于中等水平。X９２ X可行性研究报告四、本项目能源利用方案1、本工艺是先进成熟可靠的节能工艺技术，操作参数均在最优操作点下操作。所有设备均采用低能耗设备。2、采用窄点分析技术，优化原油换热程序，充分利用装置内的热能，使进常压炉的温度达到300℃，使进出炉温度差降低，大大降低了加热炉的能耗。3、选用加热炉采用高效喷雾火嘴，保温材料选用国内先进的材料，增加了保温效果。4、在满足工艺的前提下，尽可能降低空气过剩系数，降低燃料用量，减少烟气流量，降低烟气流动压降，降低排烟温度，从而提高炉效率。5、采用高效换热器，提高换热效率。6、优化常压塔和减压塔的操作，再保证各侧线馏分质量的前提下，尽可能增加高温位的中段回流取热比例，即可减少低温位的冷却排弃能，又能有效提高换热终温。7、采用新型阻垢技术，增加换热器的热效率。8、采用“干式减压蒸馏”技术，降低了蒸汽用量。9、减压塔塔板形式采用大浮舌塔板，传质效率高，压降低。10、减压炉炉管逐段扩径，减小加热炉压降，降低加热炉出口温度。11、采用新型高效泵，提高效率，降低能耗。五、节电措施1、合理使用转动设备，减少电消耗；2、循环水采用有压回水，利用冷却回水余压，将回水直接送上冷却塔，可降低供水系统的动力消耗。3、电气设计全部采用国家推荐的节能性机电产品。4、功率较大的输送泵使用变频技术，节约用电。六、节水措施实行计划用水，提倡节约用水，对国家、企业、个人都有重要的经济意义。本项目节约用水体现在以下几个方面：1、塔顶产品全部采用空冷，大大节约了循环水用量。2、将二级电脱盐罐的排水作为一级电脱盐罐的注水，使电脱盐罐的注水量降低。3、循环水采用压力回水系统，减少循环热水的排放量。4、杜绝给排水管道系统中的跑、冒、滴、漏现象5、生活设施所采用的卫生洁具均采用节水型。X９２ X可行性研究报告第七章环境保护一、厂址环境现状山东省东营市地处黄河入海口，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，是中国第二大油田所在地。东营地下资源蕴量丰富，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X位于东营市东营区郝纯路129号，北距胜利油田石化总厂附近铁路1公里，与铁路货场相临，公司东门前是国道博新路，交通十分便利。工程所在地地处暖温带，属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。2007年东营市共实施治污减排工程47项，削减化学需氧量5183吨、二氧化硫12459吨，与2006年相比分别削减了5.65%和13.59%，圆满完成了省政府下达的化学需氧量削减5.6%、二氧化硫削减8.3%的污染物减排任务。城市环境空气质量优良天数达346天；重点区域环境质量明显改善。群众环境意识日益提高。二、执行的环境质量标准及排放标准1、环境质量标准（1）《城市区域环境噪声标准》GB3096-93（2）《地下水环境质量标准》GB/T14848-93（3）《环境空气质量标准》GB3095-1996二级标准2、环境排放标准（1）《大气污染物综合排放标准》GB16297-1996一级标准（2）《污水综合排放标准》GB8978-1996二级标准（3）《工业企业厂界噪声标准》GB12348-90Ⅱ类标准三、建设项目的主要污染源及污染物本装置设计中充分考虑环境影响因素，严格执行各项环境保护标准，同时最大限度利用现有环保设施对生产过程中产生的“三废”采取相应的治理措施。1、废气（1）废气炼油的废气大体可分为烃类物质和燃烧的烟气，从排放形式上分为有组织排放和无组织排放。X９２ X可行性研究报告表9-1废气排放表序号排放点废气排放量m3n/h主要污染物排放方式去向治理措施SO2NOX粉尘kg/hmg/m3kg/hmg/m3kg/hmg/m31常压加热炉、减压加热炉190120.2814.633.8150～300——烟囱大气烟囱高15m安全阀微量火炬间断（2）废水生活废水：主要为生活用水，间歇使用。每天约12m3。生产废水：本装置的废水主要为含盐污水、含硫污水、含油污水以及生活污水。含盐污水排自原料电脱系统。含硫污水来自减压塔顶的减顶污油罐以及常压塔顶的常顶汽油罐，经中和后送污水处理厂处理。生活污水来自控制室，与含油污水一起排入污水处理场。含油污水主要来自装置区机泵冷却、地面冲洗排放的污水，均排入含油污水管网后送污水处理场处理。废水污染源及污染物组成见表9-2，数量见表7.2-2。表9-2污水组成PH值CODBOD含油（mg/L）挥发酸（mg/L）硫化物（mg/L）1～6300～400200～300100～150＜1＜5（3）废渣生产过程不产生废渣。2、噪声装置内机泵等设备以及蒸汽吹扫放空均可产生较高噪声；泵类噪声主要是电动机运转产生的噪声。X９２ X可行性研究报告表9.2-3主要噪声排放序号设备名称设备型号方式声压级（dB）控制措施1机泵低噪声连续＜90均选用低噪声设备2空冷器低噪声连续＜90均选用低噪声设备3蒸汽排放口间歇＜90加消音器四．环境保护与综合利用（一）废气治理措施为了加强环境保护，新设计的装置必须形成一个密闭的体系。塔顶瓦斯必须收集做燃料烧掉，也就是说在正常情况下，不排出烃类气体。加热炉烟气必须高空排放，烟囱的高度应按照环境评价报告中的规定设计。加热炉设计要提高燃烧效率，减少燃料用量，即减少向大气排放的烟气量。选用新型高效燃烧器，使燃料能充分完全燃烧，减少烟气中的CO，提高加热炉的自控水平。1、常压及减压加热炉燃烧尾气，经15m烟囱排入大气，均满足国家标准《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）一级排放标准的要求。2、常压塔定不凝气送至加热炉燃烧。3、各塔顶安全阀放空的大量油气采用密闭系统，排至火炬燃烧。4、在装置开、停工或生产不平衡时，从安全阀和其它调节阀排出的油气，经低压瓦斯系统管网送气柜回收轻烃，回收不了时引入火炬燃烧。5、对可能泄漏的少量油气的密闭点，加强管理、减少泄漏，以减轻污染。(二)噪声污染控制本工程采用了先进的全厂性DCS控制系统，通过DCS对生产过程进行控制，大大降低了工作场所的噪声。对于厂区各工作场所，由于采用了适当的减噪、防噪措施，每处噪声都能够满足《工业企业噪声控制设计规范》（GBJ87-86）中所规定的工业企业厂区各类地点噪声标准相应的噪声限制值的要求。设计中采用的减噪、防噪措施可归纳为以下几点：（1）该装置的主要噪声源为机泵、空冷器均选用低噪声设备。（2）对于功率大于30KW的电机设置电机隔声罩，底座加减震垫等措施；吹扫放空口处加设消声器。X９２ X可行性研究报告（3）设置装有良好隔音设施的控制室，控制室距离噪声源有一定的距离，其建筑物具有良好的隔音效果，控制室内噪声不大于60db；（三）废水治理措施该工程项目进入污水处理场的污水必须满足污水处理场进水水质要求，工厂现有的污水处理能力为200m3/h，可满足项目要求。污水处理工艺为：进水格栅调节池隔油池气浮曝气池二沉池机械过滤出水排放水质执行GB8978-1996中的二级标准，排水水质指标应达到COD小于120mg/L。生活污水每天排放量为12吨，主要污染物为BOD、SS等，生活污水经过X污水管网收集，经化粪池截流后，进入公司污水处理厂处理，处理后外排出水水质达到《城镇污水处理厂污染物排放标准》(GBl8918—2002)一级B标准，由厂总排口向北排入五干排。五、环境监测机构及设施（一）环境管理机构本装置的环境管理机构依托厂内的安保科及专职环保人员，负责全厂日常的环保管理工作。（二）环境监测站依托东营区环境监测站，是本装置监测工作的基础，对新上设备的各污染点进行同步监测，其主要任务是贯彻执行环境监测的方针、政策、定期、不定期地进行企业废水（各装置排污口、污水处理场进出水、全厂总排污口等）、废气、废渣及噪声的监测工作，为防治污染，贯彻国家环境保护法规及条件提供依据。监测频率：废气监测每月一次，废渣及噪声不定期监测。六、环境保护工程投资按照有关规定，本工程中凡为防治污染、保护环境所设的装置、设备和设施其投资应全部计入环境保护投资；生产需要又为环境保护服务的设施，其投资应部分计入环境保护投资。本工程环境保护的投资约为240万元。七、环境影响分析X９２ X可行性研究报告本工程采用了先进的工艺，通过科学的管理和稳定的操作。大气污染物在确保各种控制措施到位和治理措施正常运行的前提下排放，能够满足《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）的要求；噪声通过各种措施的控制，也能符合《工业企业厂界噪声标准》（GB12348-90）和《工业企业噪声控制设计规范》（GBJ87-85）的规定；废渣通过回收和无害化处理，可以做到清洁生产。针对该项目几种环境污染物的存在和性质，本工程在设计上采取了综合性的防治措施，环保设计与工程设计应同步进行，并做到全厂环保设施配备齐全，预测本工程建成后在正常生产情况下各种污染物的排放能够满足国家有关环境保护标准的要求，不会对周围环境造成污染。从环保角度讲，本项目是可行的。X９２ X可行性研究报告第七章劳动安全卫生专篇一．设计依据（一）国家、地方政府和主管部门的有关法规、规定1、中华人民共和国主席令第70号《中华人民共和国安全生产法》2、中华人民共和国主席令第28号《中华人民共和国劳动法》3、中华人民共和国主席令第4号《中华人民共和国消防法》4、国务院令第344号《危险化学品安全管理条例》5、国务院令第373号《特种设备安全监察条例》6、国家安全生产监督管理局公告2003第1号《危险化学品名录》7、国家质量技术监督局质技监局锅发［1999］154号《压力容器安全技术监察规程》8、国家质量技术监督局令第13号《特种设备质量监督与安全监察规定》9、原劳动部1996年4月23日《压力管道安全管理与监察规定》10、原劳动部1996年第3号令《建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定》（二）采用的主要技术规范、规程、标准1、HG20571-95《化工企业安全卫生设计规范》2、GBZ1-2002《工业企业设计卫生标准》3、GB50016-2006《建筑设计防火规范》4、GB15603-1995《常用化学危险品贮存通则》5、GB13690-1992《常用危险化学品的分类及标志》6、GB12348－90《工业企业厂界噪声标准》7、SH/T3146-2004《石油化工噪声控制设计规范》8、GB50187-93《工业企业总平面设计规范》9、GB50058-92《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》10、HG/T20675-90《化工企业静电接地设计规程》11、GB50057-94（2000年版）《建筑物防雷设计规范》12、GB12801-91《生产过程安全卫生要求总则》13、GBZ2-2002《工作场所有害因素职业接触限值》14、GB50140-2005《建筑灭火器配置设计规范》X９２ X可行性研究报告15、GB17914-1999《易燃易爆性商品储藏养护技术条件》16、GB17915-1999《腐蚀性商品储藏养护技术条件》17、GB2894-96《安全标志》二、项目概述实现安全生产，保护职工在生产劳动中的安全和健康，是我国企业管理的一项基本原则。保护职工的健康和安全，不断提高劳动生产率，保证生产任务顺利完成，是安全生产、劳动保护工作的基本任务。实现安全生产，重在预防，防患于未然。根据实际生产的需要在防火、防毒、防爆、防噪声、防雷等方面严格执行有关规定、规范，设置必要的技术和防范措施。三、建筑及场地布置1、装置的火灾危险性类别该工程生产装置按GB50160-92(1999年版)《石油化工企业设计防火规范》附录五：工艺装置或装置内单元火灾危险性分类举例，本工程工艺装置应划为甲类。2、防火间距划分按GB50160-92(1999年版)规定，本工程的工艺装置与甲类装置之间的距离应不小于30米，与全厂重要设施之间的防火间距应不小于35米。装置内甲A类设备与明火设备之间的防火间距不小于22.5米，甲B类设备防火间距应不小于15米。明火加热炉附属的燃料气分液罐、燃料气加热器等与炉体的防火间距，不小于6m。3、场地及辅助设施布置拟建装置位于30万吨/年重油改质装置(停用)的南侧，位于厂区原料油卸车台的北侧，装置中间布置有7米宽消防检修通道，装置边缘距东侧循环水池电机（防爆）12米，距西侧7000立原料油储罐53.5米，距南侧戊类配件仓库10米。工艺装置内设置符合安全技术要求的通风、遮阳、避雷电、防静电设施。装置区内设置蒸汽消防以及在紧急状况下处理事故的消防设施和器具。灭火器的配置应符合《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005的规定。四、生产过程中主要职业危险及危害因素的分析（一）生产过程中危险化学品的物化性质和危险特性该项目生产装置涉及到的危险化学品主要包括石脑油、柴油、液碱等，它们的主要物化性质和危害特性如下：1、石脑油X９２ X可行性研究报告第3.2类中闪点易燃液体，危规编号32004，UN№1256，火灾危险性甲类。（1）理化性质：是干点小于190℃馏分，主要为脂肪族烃类化合物。馏程140～190℃。芳香烃含量＜15％。外观与形状：无色透明液体。相对密度（水=1）：0.78；溶解性：不溶于水，溶于大多数有机石脑油。主要用途：主要用于机械工业的零件清洗和工农业生产作石脑油。（2）危险特性：易燃，易挥发。遇明火、高温、氧化剂有引起燃烧的危险。有害燃烧产物：一氧化碳、二氧化碳。灭火方法：用泡沫、二氧化碳、1211、砂土灭火。小面积可用雾状水扑救。2、柴油第3.3类高闪点易燃液体，火灾危险性乙B类。（1）理化性质：本产品为稍有粘性的棕色液体，相对密度0.82～0.90（水密度=1），熔点<-18℃，沸点282～338℃，闪点≥55℃，引燃温度257℃。（2）危险特性：遇明火、高热或与氧化剂接触，有引起燃烧爆炸的危险。遇高热，容器内压增大，有开裂和爆炸的危险。有害燃烧产物：一氧化碳、二氧化碳。灭火方法：喷水冷却容器，尽可能将容器转移至空旷处，处在火场中的容器若已变色或从安全泄压装置中产生声音，必须马上撒离。灭火剂：泡沫、干粉、二氧化碳、砂土、用水灭火无效。3、液碱（30%氢氧化钠溶液）第8.2类碱性腐蚀品。危规编号82001，UN№1823。（1）理化性质：外观与性状：纯液体为无色透明液体。熔点（℃）：318.4；沸点（℃）：1390；相对密度（水=1）：2.12；饱和蒸气压（kPa）：0.13（739℃）；溶解性：易溶于水、乙醇、甘油，不溶于丙酮。X９２ X可行性研究报告（2）危险特性：与酸发生中和反应并放热。遇潮时对铝、锌和锡有腐蚀性，并放出易燃易爆的氢气。本品不会燃烧，遇水和水蒸汽大量放热，形成腐蚀性溶液。具有强腐蚀性。有害燃烧产物：可能产生有害的毒性烟雾。灭火方法：用水、砂土扑救。但须防止物品遇水产生飞溅，造成灼伤。（二）生产过程的危险及有害因素分析生产过程所涉及到的危险化学品包括易燃气体、可燃液体，火灾危险分类均为甲类。因此，该装置在生产过程中的危险、有害因素主要是火灾、爆炸、中毒；另外，还有可能存在电危害、机械伤害、噪音危害、高空坠落和高空落物打击等危险。1、分馏装置（1）火灾爆炸危险因素本装置为密闭连续操作，装置火灾危险性为甲类（《石油化工企业设计防火规范》GB50160-92）。①电脱盐罐电脱盐罐超压，安全阀卸压不及时，导致脱盐罐管线、法兰连接处泄漏，原料油跑损，遇点火源引发火灾爆炸事故。工作人员操作失误，或切水带油，原料油跑损，遇点火源导致火灾爆炸事故。②加热炉炉管内原料油在高温下开始裂化，如流速过低、停留时间过长、温度偏高，则易在炉管内结焦，使炉管导热不良引起局部过热，导致炉管烧穿造成火灾。③减压塔塔底如遇严重结焦和堵塞，会引起塔内串油或冲塔事故而造成火灾。如塔本身、管线、法兰等密封部位泄漏，会使塔内高温物料泄漏，引发火灾或爆炸事故。④冷换设备该部分主要是对装置内物料进行冷却和换热处理，存在较大的温差和压力差，一旦由于设备问题、人为因素发生高压串低压的情况，会导致设备损坏，危险物料泄漏，引发火灾或爆炸。⑤机泵装置中使用的机泵较多，如因设备故障、材质缺陷、管道腐蚀破裂或法兰等因老化、腐蚀等造成油气、油品泄漏，使环境中的可燃气体含量达到爆炸极限，遇到明火或静电火花会引起爆炸。同时由于机泵的高速旋转，连接管网发生振动，出现管线振裂，从而导致管线内物料泄漏事故。（2）高温危险因素X９２ X可行性研究报告装置内存在较多高温设备，如加热炉、分馏塔、换热器、机泵等，加热炉出口温度为400±5℃，分馏塔塔底及其塔底泵的操作温度高达370～390℃左右。如果这些高温设备或高温管线裸露会发生烫伤事故。（3）毒性和化学灼伤危害因素分馏塔顶切水罐排放的水中溶有硫化氢成分，是强烈的神经毒物，对粘膜有强烈的刺激作用。长期低浓度接触，引起神经衰弱综合症。轻度中毒可引起眼睛和上呼吸道刺激症状，重度中毒严重的可因中枢神经麻痹而死亡。车间卫生标准为10mg/m3。石脑油、柴油、蜡油、渣油等属于低毒物质，油气经呼吸道进入人体麻醉神经，引起人体功能紊乱。工作人员长时间接触油气可产生头昏、头痛等症状。另外，油品精制使用氢氧化钠溶液。氢氧化钠属于碱性腐蚀品，有强烈刺激性和腐蚀性。操作失误或疏忽大意，会造成氢氧化钠溶液泄漏跑损，可致人体灼伤、环境污染。（4）触电危害因素分析电气设备和输电线路存在触电危险。由于在检修和排除故障中违章作业、误操作，以及电器本身缺陷或绝缘损坏、线头外漏等未能及时发现和整改等原因，可能造成触电事故的发生。（5）机械伤害危险装置内泵廊是动设备集中的部位，如果外露的运动机件（泵轴承等）没有安装防护罩或防护罩损坏，人体触及这些运动机件可能造成机械伤害事故。（6）高空坠落危险装置内设备的盘梯、扶手以及顶部的防护栏杆等由于日久失修、损坏或长时间腐蚀失去应有的防护作用，作业人员登高作业时如疏忽大意或其它原因可能发生高空坠落事故。（7）噪声危害装置内机泵等设备以及蒸汽吹扫放空均可产生较高噪声，会对操作人员的听觉造成损伤，严重者会造成神经和心血管的损伤。（三）生产过程中危险化学品的职业危害因素及分析1、健康危害X９２ X可行性研究报告（1）原料油：石油蒸汽可引起眼及上呼吸道刺激症状，如浓度过高，几分钟即可引起呼吸困难、紫绀等缺氧症状。（2）石脑油、柴油吸入、摄入或经皮肤吸收后对身体有害。可引起灼伤，对眼睛、皮肤、粘膜和上呼吸道具有强烈刺激作用。吸入后可引起喉、支气管的炎症、水肿、痉挛，化学性肺炎或肺水肿，接触后可引起灼伤感、咳嗽、喘息、气短、头痛、恶心和呕吐等。（3）液碱本品有强烈刺激和腐蚀性。粉尘刺激眼和呼吸道，腐蚀鼻中隔；皮肤和眼直接接触可引起灼伤；误服可造成消化道灼伤，粘膜糜烂、出血和休克。五．劳动安全卫生设计中采用的主要防范措施“安全生产，重在预防”，首先体现在认真贯彻“三同时”原则，本项目建设时，安全技术和“三废”治理措施应与主体工程同时设计、同时施工、同时投产，决不能让不符合安全、卫生要求的设备、装置、工艺投入运行。（一）工艺生产装置采用的防火防爆设施及安全防范措施1、对主要危害因素的防范原则（1）选择先进的工艺及设备，消除或减少有害源；（2）采取报警泄放等预防性措施；（3）采取遥控及隔离等措施防止危害蔓延；（4）配备必要的救护、消防设施，以减少伤害；（5）提高机械化自动化水平，改善劳动条件。（6）科学合理进行平面布置，避免或减少危害的发生。2、工艺设计的安全卫生措施（1）采用成熟可靠的工艺流程及相应的技术是装置设计的首要原则，这也标志着装置的总体设计安全上是可靠的。（2）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。（3）装置内的主要机泵均设置备用机泵，以确保装置安全长周期运行。（4）所有压力容器设计执行《压力容器安全技术监察规程》等有关标准。设置安全泄压和报警装置等设施。X９２ X可行性研究报告（5）装置设计为密闭系统，可以避免有害物质散发，外逸，毒化操作环境危害人体。在正常运行时系统内的可燃介质不能泄露到大气中。装置内可能超压的设备均有安全阀。可燃液体设备安全阀出口泄放管均接至系统相应的低压部位。可燃气体设备安全阀出口泄放管均与装置的放空系统相接，而放空系统则与火炬系统相连。这样就保证当设备超压时易燃易爆介质不能泄放到大气中，而引起火灾和爆炸。3、总图布置的安全设施及措施（1）布置原则严格遵守国家规范、规程，所有指标符合防火、卫生、安全要求。装置总平面布置主要以工艺流程为依据，必须保证工艺流程顺畅、简捷，所有工序连接管道、管沟不交叉、不折返，功能分区明确,布局合理。人流、物流不交叉。便于统一管理和人员调度。（2）按《石油化工企业设计防火规范》的规定，设备在框架内露天或半露天布置，并留出操作及检修的通道净宽度。装置内设备、建筑物（构筑物）按防火、防爆要求与非防爆要求分开布置，有利于安全。（3）按照《石油化工企业设计防火规范》(GB50160-92)的要求，在装置区内的安全卫生设计中充分考虑了生产装置区与现有生产装置、防爆区与非防爆区之间的防火间距和安全卫生距离。（4）装置的控制室、变配电室、办公室等利用原有装置控制室，布置在装置的一侧，并位于爆炸危险区范围以外，并位于甲类设备全年最小频率风向的下风侧。（5）装置设备的框架平台应设置不少于两个通往地面的梯子，作为安全疏散通道。相邻安全疏散通道之间的距离，不大于50米。建筑物的安全疏散门，应向外开启。4、管道安装的安全卫生措施（1）采用质量可靠的设备和管件，加强生产过程的密闭性，防止跑、冒、滴、漏。改善生产区的通风和采光条件，对产生有害气体的生产车间及主要设备，加强车间的全面通风及局部通风。X９２ X可行性研究报告（2）在工艺设计中优选用加工精度高，机容强度大，装配质量好的低噪音设备。将噪音较高的有关设备，设立单独的隔振基础，防止噪音的扩散和传播。对于属于空气动力产生噪音的设备，在设备的气流通道上加装消音设备，在管道与设备间尽可能采用柔性连接方式。（3）工艺装置各类机械设备、构筑物的布置间距，均考虑了防火防爆距离及安全疏散通道，且有足够的道路及空间便于作业操作及检修。对于装置内各种机械的传动部分与运转部分四周留有一定的操作空间以防伤人，操作平台四周临空部分须设防护栏杆。为保证操作和日常维护的方便和安全，按规定设置设备的操作平台以及相应的梯子、围栏和护栏等设施。（4）对高于15m的框架平台、塔区联合平台等均梯子敷设消防蒸汽竖管，并在每层设置消防蒸汽支管。（5）主管桥地面层、塔平台及构架平台设置消防蒸汽快速接头。（6）对于表面层温度高于60℃管线，其可触摸到的部位均采用隔热层保护。对高温设备和管道采取有效的保温隔热措施，防止烫伤。（7）工艺管线的安装设计全面考虑抗震防震和管线振动、脆性破裂、温差应力破坏、失稳、高温蠕变破裂、腐蚀破裂及密封泄漏、静电等因素，并采取安全措施加以控制。（8）凡容易发生事故危及生命安全的场所和设备均设置安全标志；对需要迅速发现并引起注意，以防发生事故的场所、部位涂有安全色；对阀门布置比较集中，易因误操作而引发事故的场所，在阀门的附近均有标明输送介质的名称、符号等标志；对生产场所与作业地点的紧急通道和紧急出入口均设置明显的标志和指示箭头。（9）为防止高空坠落，保障人员安全，高层设备平台均设置保护栏杆。（10）雨水排水系统采用明沟排水，污水排水系统装置内采用明沟排水,装置外采用暗管排水。5、建筑安全卫生措施建、构筑物的耐火等级、层数、长度、占地面积、防火间距、防爆及安全疏散等均按《建筑设计防火规范》(GB50016-2006)的规定进行设计。装置内的承重钢框架、支架、裙座、管架等按《石油化工企业防火规范》的要求覆盖耐火层，耐火极限不低于1.5小时。6、电气安全卫生措施X９２ X可行性研究报告（1）在爆炸危险区域内电力装置的安全卫生设计严格按照《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》(GB50058-92)的要求进行。（2）根据不同的爆炸危险场所选择设备，设计相应的电气线路。并按不同的爆炸危险场所区和火灾危险场所设计相应的防雷设计。（3）装置内电气线路采用电缆沿阻燃电缆桥架架空敷设。由电缆桥架至室内用电设备，采用钢管保护。（4）照明配电箱采用漏电保护自动开关，检查照明事故采用36V安全电压。7、自控仪表的安全卫生措施（1）采用先进的集中控制系统，在控制室对机组进行集中监测和操作。对重要的控制参数设自动分析、自动报警和联锁保护。本装置自动控制采用集散型控制系统（DCS）。工艺过程的重要参数设有越限报警。DCS具有可靠性高、操作方便、控制功能强、系统配套灵活等特点。采用DCS系统后装置的控制跃上一个新台阶，为装置的安全运行提供了可靠保证。（2）生产装置内设置各种必要的灾害、火灾、工业卫生和环境污染监测仪表及报警系统。（3）可燃气体报警仪，用于监测装置各危险部位逸出可燃性气体所达到的浓度。（4）生产装置易发生火灾的部位，设置火灾报警仪。（二）生产过程中，发生事故和中毒的抢救及应急措1、原料油（1）急救：皮肤接触：脱去污染的衣着，用肥皂水及清水彻底冲洗。眼睛接触：立即提起眼睑，用流动清水冲洗。吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处。注意保暖，呼吸困难时给输氧。呼吸停止时，立即进行人工呼吸。就医。食入：误服者应充分漱口、饮水。就医。（2）防护措施：生产过程密闭，全面通风。高浓度接触时，应佩带防毒口罩。必要时建议佩带自给式呼吸器。戴安全防护眼镜。穿相应的防护服。戴防护手套。其他防护：工作现场严禁吸烟。工作后，淋浴更衣。注意个人清洁卫生。X９２ X可行性研究报告（3）泄漏处置：疏散泄漏污染区人员至安全区，禁止无关人员进入污染区，切断火源。建议应急处理人员戴自给式呼吸器，穿一般消防防护服。在确保安全情况下堵漏。喷水雾会减少蒸发，但不能降低泄漏物在受限制空间的易燃性。用砂土、蛭石或其它惰性材料吸收，然后收集运至空旷的地方掩埋、蒸发或焚烧。如大量泄漏，利用围堤收容，然后收集、转移、回收或无害处理后废弃。2、石脑油、柴油（1）急救：皮肤接触：脱去污染的衣着，用肥皂水及清水彻底冲洗。眼睛接触：立即提起眼睑，用流动清水冲洗10分钟或用2%碳酸氢钠溶液冲洗。吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处。注意保暖，保持呼吸道通畅。呼吸困难时给输氧。呼吸停止时，立即进行人工呼吸。就医。食入：患者清醒时立即漱口，如发生呕吐，使其取侧卧位，防止呕吐物进入气管。就医。（2）防护措施：生产过程密闭，全面通风。高浓度接触时，佩带防毒面具，戴化学安全防护眼镜。穿工作服。必要时戴防护手套。其他防护：工作现场严禁吸烟，避免长期反复接触。（3）泄漏处理：切断火源，戴好防毒面具与手套，用砂土吸收，倒至空旷地方掩埋任其蒸发。对污染地面用肥皂或洗涤剂刷洗，经稀释的污水放入废水系统。如大量泄漏，利用围堤收容，然后收集、转移、回收或无害处理后废弃。3、液碱（1）急救：皮肤接触：立即脱去污染的衣着，用大量流动清冲洗至少15分钟。眼睛接触：立即提起眼睑，用流动清水或生理盐水彻底冲洗至少15分钟。就医。吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道通畅。如呼吸困难，给输氧。如呼吸停止，立即进行人工呼吸，就医。食入：用水漱口，给饮牛奶或蛋清。就医。（2）防护措施：密闭操作，必要时佩带防毒口罩。戴化学安全防护眼睛。穿橡胶耐酸碱工作服。戴橡胶耐酸碱手套。工作后，淋浴更衣。注意个人卫生。（3）泄漏处理：隔离泄漏污染区，限制出入。建议应急处理人员戴好防毒面具，穿防酸碱工作服。不要直接接触泄漏物。用洁净的铲子收集于干燥、洁净、有盖的容器中。也可以用大量水冲洗，洗水稀释后放入废水系统。如大量泄漏，收集回收或运至废物处理场所处置。（三）电气设备防火、防爆、防雷、防静电等措施1、电气、仪表专业的设计严格按电气防爆设计规范执行，按爆炸危险场所类型、等级、范围选择电气设备。2、工艺装置区的爆炸性气体环境危险区域为2区，在爆炸危险区域内，地坪下的坑、沟划为１区，爆炸危险区域内X９２ X可行性研究报告各种电气装置的防爆结构选型按GB50058-92《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》第2.5.3条规定要求。3、防雷按防雷规范要求设计，对接触易燃液体及气体的设备应进行可靠的静电接地，接地电阻不应大于4Ω。在照明设计中装置平台和罐区设事故应急照明。（四）工作环境等其它方面的安全防护措施1、原料油、石脑油、柴油储运注意事项：油品储存采用罐储，罐储时要有防火防爆技术措施。禁止使用易产生火花的机械设备和工具。灌装时应注意流速（不超过3m/s），且有接地装置，防止静电积聚。甲B类液体固定顶罐应设防日晒的固定式冷却水喷淋系统或其他设备。2、液碱储运注意事项：远离火种、热源。储罐保持密封，应与易（可）燃物、酸类等分开存放，切忌混储。储区应备有合适的材料收容泄漏物。3、设备选择：对加热炉、机泵、空冷器风机及大型电机等，采取噪声控制措施，如风机、空压机等安装消音器，有振动的采取减振措施，各类泵等转动设备尽量选用噪声低的产品以降低生产区内的噪声。4、项目中配备经专业技术培训合格的专职安全员，负责安全教育及安全检查工作。5、车间办公室内分别设置男、女更衣室，建筑面积共计27m2，因本厂无剧毒介质，更衣室内工作服与便衣可同室存放。因厂内已设公用浴室，装置车间内不再增设浴室。6、厂内配备常用的急救设备、急救药品。七、安全管理措施1、工程项目的建设及安装必须严格按国家及地方政府的有关规范、规定进行。项目建设完成投产前必须经过消防、安全等有关部门的验收。2、设立专门的安全管理机构，做好职业安全和工业卫生管理工作，包括安全教育、气体防护、监测和职业病防治等工作。3、加强对安全管理的领导，建立健全各项安全、消防管理网络。4、建立健全各项安全管理制度，如：防火、防爆、防雷电、防静电制度，岗位责任制、安全教育、培训制度，原料及成品的运输、储存制度，设备、管道等设施的定期检验、维护、保养、检修制度，以及安全操作规程等。X９２ X可行性研究报告5、装置应制定正常、运行、开工、停工、事故处理等不同操作过程的操作规程。操作规程应详细、具体、必须充分考虑保护操作人员人身安全的措施。操作人员在实际操作中必须严格遵守操作规程，决不允许不熟悉操作规程的人员上岗操作。6、装置应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。生产现场配备必要的个人安全防护用品，如防护手套、护目镜、防噪声耳塞等。7、加强对职工安全技术的培训和安全教育，提高职工的业务素质和安全防范意识。8、定期对设备及管路进行检验和维修保养，保证完好，防止泄漏；加强对安全用火的管理，从根本上防止火灾、爆炸事故的发生。9、加强对职工的消防知识教育，做到人人会用消防器材。要制定好事故应急预案，并告之全体职工，定期进行演练。厂区应配备紧急报警电话。10、应在重要部位设立安全标志，大门口应设“进厂须知”牌。八、预期效果及评价本项目职业安全卫生设计的重点防火防爆，其次是防毒、防尘和防噪声，所以从供电设计、设备的选型与设计、工艺设计以及配套工程的设计都以此为中心来考虑安排，对设计中的规范执行采取严格、认真、负责的态度。原则上坚决贯彻了“安全第一、预防为主”的方针，在设计中遵循消除、预防、减弱、隔离、连锁、警告的技术措施。分析上述措施，只要工厂采取严格的职业培训，提高操作人员的素质，加强安全卫生规章制度的管理，加强设备与保护系统地维护，就能保证人身、设备及生产系统设施的安全。实现生产上的“安、稳、长、满、优”。九、专用投资概算（均包含在各专业投资中）职业安全卫生新增专项投资为：1、预防事故设施检测、报警设施20万元设备安全防护设施50万元防爆设施10万元作业场所防护设施100万元安全警示标志2万元2、控制事故设施X９２ X可行性研究报告泄压和逆止设施20万元紧急处理设施50万元3、减少与消除事故影响设施防止火灾蔓延设施50万元灭火设施50万元紧急个体处置设施5万元应急救援设施20万元逃生避难设施20万元劳动防护用品和装备20万元合计417万元十、建议1、建立健全劳动、安全、卫生管理机构和监察系统；2、设置安全教育室及相应的设施；3、委托有评价资质的单位，进行本项目的安全、职业卫生、环境预评价，为下阶段设计提供依据。X９２ X可行性研究报告第七章消防专篇一、编制依据1、《中华人民共和国消防法》中华人民共和国主席令第4号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)3、《石油化工企业设计防火规范》GB50160-92(1999年版)4、《建筑设计防火规范》GB50016-20065、《建筑物灭火器配置设计规范》GB50140-20056、《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-987、《仓库防火安全管理规则》公安部令第6号二、消防环境现状X150万吨/年重质油品综合利用项目厂址位于山东省东营市东营区史口镇化工区内，北距胜利油田石化总厂附近铁路1公里，与胜利油田稠油厂铁路货场相临，公司东门前是国道博新路，交通便利。若发生重大火灾，可得到东营市公安消防大队派驻公司内消防车辆及相邻石化企业的及时支援。三、火灾危险性分类及建筑类别该项目生产过程中的危险物质石脑油属于甲B类可燃液体，原料油和柴油属于丙A类可燃液体，蜡油、渣油属于丙B类可燃液体，按《石油化工企业设计防火规范》中的规定，该项目工艺装置区火灾危险性分类应划为甲类，建筑耐火等级应不低于二级。四、消防措施及设施根据依托的条件，消防水量和水压可满足规范的要求和工程的需要。本装置设置以下消防设施和器材。1、消防水系统（1）装置周围的环形消防道路边设置环形消防水管网，管网上设置室外消火栓。整个界区内同时出现火灾的次数为1次，本装置属小型石油化工装置，消防用水量取150l/s，0.65MPa的消防水，消防一次用水（按装置区1处最不利点消防用水量计算）约为1620m3/X９２ X可行性研究报告次，本项目将自厂区原消防管网引出3个消防水炮设置在塔区及框架平台四周。（2）根据《石油化工企业设计防火规范》GB50160－92在高于15m的框架平台沿梯子敷设消防给水竖管，每层设置带阀门的管牙接口。（3）在塔区、储罐区、泵区等易燃易爆的重要设备附近，设置箱式消火栓。（4）消防水源来自厂内清水罐（V=2500m3）二座及供水泵房一座，补水来自胜利油田供水管网。2、蒸汽消防系统根据《石油化工企业设计防火规范》GB50160－92要求在装置内设置蒸汽灭火系统。（1）消防蒸汽直接由装置的蒸汽总管引出，以确保消防用量。消防蒸汽不外接其他使用点，防止易燃、可燃液体漏入。（2）在多层框架、平台上每层设置一个半固定蒸汽接头。塔、冷换框架每层平台均设置半固定蒸汽接头。要求半固定蒸汽接头布置在安全通道的进出口附近既明显又易于操作的位置。（3）装置管桥下每隔3跨设置一个半固定蒸汽接头，供管道和附近的设备、机械灭火使用。3、小型灭火设施装置的火灾危险性属于甲类，根据《石油化工企业设计防火规范》GB50160－92和《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005，灭火器配置场所的危险等级属于严重危险级。在装置区内配置MF8手提式干粉灭火器、灭火器箱及推车式干粉灭火器，用于火情初期灭火。五．消防投资费用项目消防投资费用约50万元，主要用于消防设施的建设及购置。X９２ X可行性研究报告第七章组织机构与人力资源配置一、企业管理体制及组织机构设置1、企业管理体制及其确定原则企业经营管理体制实行董事会领导下的总经理负责制。现有组织机构齐全，下设办公室、财务部、生产部、原油公司、销售公司、安监部、人力资源部等部门，机构精简，管理规范。2、项目生产车间的组织机构全装置总定员20人，其中管理人员2人，技术人员2人，工人16人，分析化验、锅炉、变配电、维修等均借助原厂区人员、设施。表12-1装置定员表岗位名称操作班次操作定员人/班总人数正、副主任白班2工艺工程师白班1设备工程师白班1小计4班长414内操操作工414外操操作工428小计16总计20二、生产制度与人力资源配置生产制度为车间生产岗位为4班3倒24小时工作制，公司管理人员为日班8小时工作制。该项目为一小型项目，人员要求较少，每班次操作工4名。本项目定员以择优招用原有25万吨/年常减压技改装置原有公司职工为主，不足时将在当地招用符合条件的人员。X９２ X可行性研究报告三、人员培训及条件1、企业主要负责人和专职安全生产管理人员必须参加当地区市安监部门组织的安全培训，并经考核分别取得生产企业负责人和安全生产管理人员安全资格证书。2、在项目投产前，应组织各生产岗位的操作工进行专业和安全培训，达到并胜任本岗位的操作能力，经过考核合格，取得上岗证书。3、在项目投产前，对所有员工进行安全生产和各种规章制度的教育。对从事危险化学品生产、储存、运输、经营及废弃处理的人员，必须接受各项法律、法规、规章和安全知识、专业技术、职业卫生防护和应急救援知识的培训，并经考核合格，方可上岗作业。4、特种设备作业人员应按照国家有关规定经当地特种设备安全监督管理部门考核合格，取得国家统一格式的特种作业人员证书，方可从事相应的作业或者管理工作。5、人员素质：本项目操作工须具备初中及以上的学历，技术人员须具备大专及以上学历或初级及以上工程技术职称。X９２ X可行性研究报告第七章项目实施规划本项目工程实施规划从项目前期开始工作之日起，计划用12个月的时间建成并试车投产。表13-1项目初步进度计划表序号工作内容进度2008年2009年23456789101112121可研报告编制及项目审批2施工图设计3设备订货4土建施工5设备安装6试车7竣工投产X９２ X可行性研究报告第七章投资估算和资金筹措第一节投资估算一、投资估算编制说明本项目为X150万吨/年重质油品综合利用项目可行性研究报告，投资估算的编制范围包括：主要生产装置、辅助生产项目的工程费用和其他工程费用。二、投资估算编制依据和说明（1）原国家石化局《化工建设项目可行性研究投资估算编制办法》国石化规发（1999）195号文；（2）《化工投资项目可行性研究报告编制办法》中石化协产发（2006）76号；（3）主要设备价格通过询价和参考同类工程相似设备的价格资料进行估算确定；材料价格参考当地工程建设材料预算价格资料；（4）工程费用取费按照中国石油化工总公司（2000）建字476号《石油化工安装工程概算指标》（修订版）、《石油化工工程建设设计概算编制办法》（修订版）、《石油化工工程建设引进工程概算编制办法》（2000年版）、中石化（1995）建字247号《石油化工安装工程费用定额》、《石油化工工程建设费用定额》（2000年）计取；（5）工程费用取费参考中国石油天然气总公司(95)中油基字第79号文件颁发的《石油建设工程概（预）算编制办法》、《石油建设引进工程概算编制办法》；中油计字[2005]519号关于印发《石油建设安装工程费用定额》；油计字［2005］358号颁发的《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》及编制说明（2005年7月）；石油计字[2003]71号的《石油建设工程其他费用补充规定》；油计字[2001]415号的关于使用《石油建设安装工程概算指标》有关问题的通知；油计字[2007]484号的关于印发《石油建设安装工程概算指标》2007年度计价材料费和机械费调整系数的通知。（6）其他费用按中国石油化工总公司《石油化工项目可行性研究投资估算编制办法》（2006版）中有关规定计取；（7）基本预备费费率按全部工程费用的10%计，涨价预备费暂不计。三、建设投资估算见附表1：建设投资估算表。X９２ X可行性研究报告四．流动资金估算采用定量估算法，包括应收帐款、存货、现金、应付帐款等费用估算。本项目所需流动资金约3000万元。见附表2：流动资金估算表。五．总投资估算表14.1-1项目投入总资金估算汇总表单位：人民币万元序号项目投资额占项目总投资比例%合计其中外币1建设投资6157066.49%1.1　建设投资静态部分6157066.49%1.1.1　　建筑工程费7157.72%1.1.2　　设备及工器具购置费2929031.63%1.1.3　　安装工程费159317.20%1.1.4　　工程建设其他费用36003.89%1.1.5　　基本预备费56006.05%1.2　建设投资动态部分000.00%1.2.1　　涨价预备费000.00%2建设期利息10301.11%3流动资金3000032.40%4项目总投资(1+2)92600100.00%第一节资金筹措一．资金来源本项目需资金筹措9260万元，项目流动资金3000万元。其中：用于建设投资为6157万元；流动资金3000万元，建设期利息103万元。本项目企业投入自有资金3363万元，占总投资的40%，以资本金形式投入；银行贷款5898万元，占总投资的60%，为债务资金。二．资金使用计划见附表3：投资使用计划与资金筹措表。X９２ X可行性研究报告第七章财务分析第一节产品成本和费用估算一．成本和费用估算依据及说明1．消耗定额按工艺技术方案确定的消耗指标估算。2．原材料、燃料、动力均按厂内实际到厂价格计算。表15.1-1主要原辅材料（含税价）、动力价格及需用量序号名称单位需用量单位年用量单价（元）年费用（万元）1原料油t/h187.5万吨15046006900002新鲜水t/h14万吨11.2222.43循环水t/h420万吨3360.267.24污水t/h32.46万吨25.97125.9751.0MPa蒸汽t/h3.2万吨2.56120307.26电kwh/h880万度7040.6422.47风m3/min3万标立方1440.114.48燃料气t/h1.36万吨1.09120013089液氨kg/h3.125吨25800210烧碱kg/h25吨20020004011破乳剂kg/h2.5吨20210004212缓蚀剂kg/h2.25吨182000036合计692287.573．工资及福利费：本项目定员为20人，人均工资按2.8万元估算，福利费用计取按14％提取。4．折旧费：固定资产房屋、建筑物折旧年限按20年计，机器设备折旧年限按14年计。房屋及建筑物的预计净残值率为5%，机器设备的预计净残值率为3％。5．修理费：按扣除建设期利息后的固定资产原值2.0%计取。6．其他制造费用：按扣除建设期利息后的固定资产原值2.0%计。7．摊销费：无形资产按10年摊销。8．销售费用：按销售收入的0.5%计取。9．管理费用：按全部劳动定员年工资的100%计取。二．成本和费用估算X９２ X可行性研究报告本项目生产总成本和费用估算的方法按生产要素法估算。生产总成本费用包括：外购原材料费用、外购燃料及动力费用、制造费用、期间费用。其中：制造费用包括折旧费用、维修费用、其他制造费用；期间费用包括其他管理费用、财务费用、其他营业费用。经营成本为总成本费用扣除固定资产折旧费、无形资产、其他资产摊销费用和利息后的成本费用。本项目的年均总成本费用696925万元，年均固定成本为4637万元，年均可变成本692288万元，年均经营成本696378万元。见附表6：总成本费用估算表(按要素分)。第二节营业收入和税金估算一．营业收入估算1．基础数据表15.2-1产品出厂销售价格序号名称单位产量单位年产量单价（元）年费用（万元）1渣油t/h76.25万吨6134002074002蜡油t/h75万吨6055003300003柴油t/h33.75万吨2758001566004石脑油t/h1.875万吨1.560009000合计186.875149.57030002．营业收入本项目营业收入（正常年份）703000万元。二．税金计算本项目销售产品涉及到的税费主要有：增值税和销售税金及附加。项目增值税为销项税和进项税之差，增值税税率新鲜水为6%，蒸汽为13%，其余均为17%。城市建设维护税：以增值税为计税基数，税率为7%。X９２ X可行性研究报告教育费附加：以增值税为计税基数，税率为3%。本项目年均增值税1870万元，年均营业税金及附加187万元。见附表8：营业收入、营业税金及附加和增值税估算表。第三节财务评价一．财务评价的依据及说明1．财务评价的依据（1）国家计委发《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）。（2）中国石油化工总公司《石油化工项目可行性研究投资估算编制办法》（2006年）；（3）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》（2005年）；（4）中国石油化工总公司《2006中国石油化工项目可行性研究技术经济参数与数据》。（5）中国石油化工总公司（2000）建字476号《石油化工安装工程概算指标》（修订版）、《石油化工工程建设设计概算编制办法》（修订版）、《石油化工工程建设引进工程概算编制办法》（2000年版）、中石化（1995）建字247号《石油化工安装工程费用定额》、《石油化工工程建设费用定额》（2000年）；（6）本可行性研究报告部分章节及附件2．财务评价的说明（1）项目计算期及建设期：项目实施建设期为12个月，生产期14年，项目计算期15年。（2）资金使用规划建设投资在建设期内按100%的比例投入。（3）生产负荷：项目建设期第二年建成投产，生产期第一年及以后各年均按100%负荷计。（4）税率所得税率为33%，盈余公积金及公益金占税后利润的10%和5%。X９２ X可行性研究报告（5）财务基准收益率：项目财务基准收益率（税前）取12%，项目财务基准收益率（税后）取10%。项目资本金基准收益率取10%。二．财务分析的报表（1）借款还本付息计划表（附表5）；（2）现金流量表（附表12）；（3）资产负债表（附表13）。三．财务分析指标1．盈利能力分析（1）静态指标年均利润总额4018万元；年均净利润3014万元；总投资收益率44.8%；资本金净利润率89.61%。（2）动态指标项目财务内部收益率（所得税前）56.48%，项目财务净现值（所得税前）19754万元（Ic=12%）；项目财务内部收益率（所得税后）42.58%，项目财务净现值（所得税后）13616万元（Ic=10%）；项目资本金内部收益率65.02%。2．偿债能力分析按最大能力还款方式考虑本项目的借款偿还。偿还借款的资金来源为折旧费、摊销费的80%和未分配利润。经过计算，贷款偿还期为1.15年（不包括一年建设期）。从贷款偿还平衡表可以看出建设投资的贷款部分在1.15年（不包括建设期一年）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。根据项目计算期内各年的资金来源与运用情况编制资金来源与运用表。从资金来源与运用表可以看出本项目除能作到收支平衡外，且自投产年份起出现盈余。附表4：项目总投资使用计划与资金筹措表附表5：借款还本付息计划表四．不确定分析1．盈亏平衡分析按正常年份进行计算，以生产能力利用率表示的盈亏平衡点（BEF）为53.58%，即项目只要达到设计能力的53.58%，企业就可保本，由此可见该项目具有较好的适应市场变化的能力。X９２ X可行性研究报告详见附图1：盈亏平衡图2．敏感性分析X９２ X可行性研究报告本项目就销售价格、原材料价格、生产负荷和建设投资进行单因素敏感性分析。从敏感性分析计算图、表中表明，销售价格和原材料价格的变动对项目财务内部收益率（所得税后）指标影响较大。产品销售价格的临界点为-1.25%，原材料价格的临界点为1.25%。由此可见，价格因素对财务盈利指标有较大的影响，该项目有抗风险能力一般。但是由于产品价格的变化随着原料价格的变化而波动，因此，本项目抗风险能力较好。见附图2、敏感性分析汇总表、敏感性及临界点分析表。表15.3-1敏感性及临界点分析表表1：单因素敏感性分析结果序号不确定因素变动率-5%-3.75%-2.5%-1.25%基本方案1.25%2.5%3.75%5%1建设投资44.2843.8343.3942.9542.5242.1141.7041.3040.912产品价格0.000.000.000.0042.52120.59204.45290.84378.493产品产量38.2239.3040.3741.4542.5243.6044.6945.7746.864可变成本373.33287.01201.94119.4042.520.000.000.000.00表2：敏感度系数(Saf)分析表序号不确定因素变动率-5%-3.75%-2.5%-1.25%基本方案1.25%2.5%3.75%5%1建设投资-0.8267-0.8179-0.8092-0.80070.0000-0.7844-0.7764-0.7687-0.76112产品价格20.000026.666740.000080.00000.0000146.8680152.3071155.7158158.01003产品产量2.02362.02512.02662.02820.00002.03162.03332.03502.03684可变成本-155.5829-153.3139-149.9526-144.61540.0000-80.0000-40.0000-26.6667-20.0000X９２ X可行性研究报告第七章研究结论一．综合评价通过以上研究分析得出如下结论：1.工艺技术方案、设备、仪表设计选型成熟安全可靠，总图布置符合当地政府和工业园区的规划要求。2.150万吨/年重质油品综合利用项目条件优越，交通位置便利，原料来源可靠，水电供应稳定。3.产品市场广阔、稳定，应用范围广泛，工程建成投产后，其产品可为当地及山东省建设发展发挥重要作用。4.X发展迅速，新建装置规模较大，原有小型装置已不适应公司发展，本项目为原装置拆迁土地，部分设施可以利旧，节约新建装置投资。5.该项目污水排放量少，经污水处理达标后排放，对环境污染较轻。6.节能：采用先进工艺技术方案，优化换热流程，采用先进电脱盐技术，降低原料油含水量，加热炉采用烟气与空气换热，提高进炉空气温度，回收低温潜热，降低能耗。7.该项目可提高公司产品的优化，最大限度发挥全厂装置整体运作能力，力争公司效益最大化。8.经济效益显着，本项目经过经济评估，各项经济指标均较好。二．研究报告的结论综上所述，项目产品方案合理、建设规模合适，劳动安全和环保措施有效，建设条件较好，企业经济效益和社会效益较好，抗风险能力较强。因此，本项目是可行的，应加快实施。主要经济数据与评价指标X９２ X可行性研究报告附表1单位：万元序号名称单位指标说明1项目总投资(含全部流动资金)万元9260项目规模总投资(含铺底流动资金)万元71601.1建设投资万元6157其中：基本预备费万元560其中：涨价预备费万元1.2建设期利息万元1031.3流动资金万元3000铺底流动资金万元9002营业收入(含税)万元703000生产期平均3营业税金及附加万元187生产期平均增值税万元1870生产期平均4总成本费用万元696925生产期平均5利润总额万元4018生产期平均6所得税万元1005生产期平均7税后利润万元3014生产期平均8财务盈利能力分析8.1财务内部收益率项目投资所得税前%56.48项目投资所得税后%42.52项目资本金%65.028.2财务净现值项目投资所得税前万元19754ic=12%项目投资所得税后万元136168.3项目投资回收期含建设期静态投资所得税前年3.01静态投资所得税后年3.6动态投资所得税前年3.34动态投资所得税后年4.168.4总投资收益率%44.88.5项目资本金净利润率%89.619清偿能力分析年9.1财务比率资产负债率%29.56达产年流动比率%达产年速动比率%达产年9.2借款偿还期年1.15不含建设期10盈亏平衡点%53.58生产期平均X９２'