焦炉煤气净化、转化制氢装置项目可行性研究报告

'50000Nm3/h焦炉煤气净化、转化制氢装置项目1总论1.1概述1.1.1项目名称、主办单位及项目负责人项目名称：50000Nm3/h焦炉煤气净化、转化制氢装置建设单位：内蒙庆华集团庆华煤化有限公司建设地点：内蒙古阿拉善乌斯太经济开发区1.1.2可行性研究报告编制的依据和原则1.1.2.1编制依据(1)内蒙庆华集团庆华煤化有限公司(甲方)与四川天一科技股份有限公司(乙方)共同签定的《50000Nm3/h焦炉煤气净化、转化制氢装置技术设计合同书》。(2)建设单位提供的可行性研究基础资料。(3)化计发（1997）426号文《化工建设项目可行性研究报告内容和深度的规定》（修订本）。(4)国务院令第253号，1998年11月29日《建设项目环境保护管理条例》。(5)国家发展改革委、建设部[2006]1325号文《建设项目经济评价方法与参数（第三版）》；(6)国石化规发（1999）195号《化工建设项目可行性研究投资估算编制办法》（修订本）。(7)国家计委计办投资[2002]15号文《投资项目可行性研究指南》（试用版）。1.1.2.2编制原则.91. (1)充分利用建设单位的焦炉煤气资源，选择先进可靠的工艺技术、合理安排工艺流程，建设以焦炉煤气为原料的制氢生产装置，变废为宝，既符合国家环保政策，又实现了资源综合利用。(2)充分依托公司现有的辅助设施和生活福利设施，尽可能节省投资，缩短建设周期。(3)严格执行国家各类环境保护、职业安全及工业卫生等规定，避免污染，保护环境，保证安全生产。(4)对项目的费用和效益，本着实事求是、稳妥可靠的原则进行估算和评价。1.1.3项目提出的背景、投资必要性和经济意义1.1.3.1建设单位基本概况庆华集团是中国西部地区一家集采矿、选矿、炼焦、煤化工、冶金和物流产业为一体的大型民营企业集团、在十余年的发展历程中庆华集团以科学发展观为统领。依托“雄厚的资源储备、科学的产业规划、完善的物流运营、蓬勃的科技研发和人性的管理文化”做强做大企业，取得了经济效益，社会效益和环境效益的长足发展。集团各子集团公司基本情况：为了简化集团公司内部管理，提高管理效率，充分发挥地域优势，形成具有特色的工程项目，庆华集团自2000年以来，分别先后组建了内蒙庆华集团、青海庆华集团、宁夏庆华集团、新疆庆华集团。内蒙古庆华集团：作为母体集团的内蒙古庆华集团公司成立于2000年8月，是一个集采矿、选矿、炼焦、煤化工、建材产业为一体的综合大型矿产资源开发企业，集团下属独立法人企业10个，分布在阿拉善盟三个旗及蒙古国。现有员工7000多人，其中各类专业技术人员1500余人，截至2008年底，集团总资产已达70亿元，年销售收入57亿元。集团目前是中国煤炭百强企业和全国民营企业五百强，内蒙古自治区工业20强企业之一。2008年位于全国煤炭百强企业第19位、内蒙古民营企业第5位，同年年底被国家第六部委评为“国家级循环经济试点企业”。.91. 目前内蒙古庆华集团有限公司在阿拉善经济开发区已建成200×104t/a焦化项目、20×104t焦炉煤气制甲醇项目及年产10×104t甲醇制芳烃工程，庆华集团遵循“循环经济、综合利用、清洁生产”的发展方向。通过利用新技术、引进新设备，继续打造精深加工产业链，努力实现资源优势，技术优化向产品优势和经济优势转化。1.1.3.2项目提出的背景、投资必要性和经济意义氢气是重要的工业原料，也是今后主要的二次能源之一。氢既是一种能源材料，也是一种功能材料。氢气在国民经济的各个领域发挥着重要的作用。氢气以优良的物理化学性能广泛应用于石油炼制和石油化工的各种工艺过程、冶金工业、化学工业、电子工业、食品工业、医药工业、宇航工业和科学试验中等。氢气是我国国民经济发展过程中不可缺少的重要工业原料。焦炉尾气中气体成份较复杂，是以氢气为主的混合气体。焦炉煤气通过净化、蒸汽转化和PSA提氢装置后最大限度的把焦炉煤气中的氢气提出作为后工序焦油加氢所用。近几年随着煤化化工的崛起，许多煤化工原料可以从煤炭资源中加工而得，但有些化工产品不能或不能经济地从煤炭等资源中获得。炼焦工业随着我国改革开放的不断深入发展，我国炼焦行业的生产规模已步入世界前列，焦化工业也随之迅速发展起来，现我国已发展成为世界最大的焦炭生产国家。以2001年为例，我国焦炭总产量为12406万，其中机焦产量为9400万吨/年，土焦产量为3000万吨/年。到目前为止焦化行业的好多后续产品还未得到很好的回收，如炼焦时产出的大量焦炉尾气一部分被作为化工原料另一部分被作为燃料烧掉，还有大量的土焦根本没有回收直接放空烧掉，资源浪费严重。随着焦化的发展、土焦的不断取缔，以焦炉尾气为原料的化工项目在国内不断增加，另外近年来发达国家由于多种原因炼焦行业出现萎缩状态，焦化行业的后续产品日趋减少，导致煤焦化的后续深加工产品必然从发展中国家获取，因此煤焦化的后续深加工对我国的经济发展会产生深远意义。本工程经焦炉煤气净化、转化、变换后，.91. 再最大限度的提氢，能产生规模效益，采用新技术、新工艺，不仅提高了资源的利用率，得到了高附加值产品，还提高了企业的经济效益，而且还会获得显著的环境效益和社会效益。本工程的建成将会对煤化工工业的发展起到推动作用。1.1.3.3技术拥有单位概况四川天一科技股份有限公司是1999年初经国家经贸委批准，由西南化工研究设计院优良资产组建并控股的股份有限公司，于2001年1月11日经中国证监会批准，在沪市A股上市，简称“天科股份”，股票代码为600378。天科股份有900多名职工，有各类专业技术人员798名，公司下设研究室、工程公司和13个生产及辅助工厂。天科股份主要从事甲醇及其下游产品、工业气体、变压吸附分离技术、基本有机化工、精细化工和化肥工艺技术研究和成套装置的开发设计和工程总承包。近年来，人员素质、设计技术和装备水平大幅度提高，高科技产业在突飞猛进的发展，具有参与国际竞争的实力。例如主导技术产品之一的变压吸附气体分离技术及装置，开发、推广应用领域及其技术水平列世界前茅，被列入国家科技推广计划；合成芳樟醇及其生产维生素E的全套技术，产品质量达到国际水平；研究生产的各种高纯气体、标准气体在国内处于行业的领先地位。在已设计和施工建成的各种工业气体供气装置、天然气或煤气为原料的低压合成甲醇、甲醇氧化制甲醛、甲醇裂解制氢、甲醇制二甲醚、甲醇脱氢路线制二甲基甲酰胺、甲醇法制甲烷氯化物、汽车用压缩天然气、芳樟醇制取异植物醇、糠醛制四氢呋喃等几百项工程，都具有较好的声誉，设计技术力量、工程业绩、管理水平都位居同行业前茅。天科股份长期从事压力容器、DCS和PLC自控系统的设计或制造工作，下属有棠湖工业园区阀门厂、天立压力容器设备制造厂、天宇自动化有限公司以及天阳吸附剂厂和各种催化剂厂。其下属的工程公司(.91. 原西南化工研究设计院设计所)拥有雄厚的技术力量，具有一批优秀的工程设计、采购和施工管理、施工监理、工程概预算等专业人才，有丰富的现场施工实践经验，保证了工程设计项目的可靠性和先进性。工程公司现有专业设计技术人员160名，其中教授级高级工程师8名，高级工程师56名，工程师66名。有项目经理18名，一级注册建筑师1名，一级注册结构师2名，二级注册建筑师3名，高中级工程造价师13名，高中级概、预算资格10名，注册化工工艺师23名，注册咨询工程师9名，环境评价资格8名，国家级和四川省级监理工程师4名。在工程公司的组织机构中，专业配备齐全。该公司持有国家建设部颁发的化工石化医药行业甲级、建筑行业乙级工程设计证书；还持有压力管道设计证书；工程总承包证书；一、二、三类压力容器设计和压力容器分析设计资格证书；具有甲级工程咨询资格证书、甲级环境污染防治工程工艺设计资格证书及乙级建设项目环境影响评价资格证书等。2001年正式通过达标认证，取得了ISO9001认证书。近年来，对外设计和工程承包的项目达数百余项，设计的项目多次荣获国家、部、省级优秀设计金奖、一等奖、二等奖，承担完成国家级攻关项目多项。四川天一科技股份有限公司技术力量雄厚，装备精良，信誉可靠。可为客户提供从规划、可行性研究、初步设计、施工设计、采购、安装至开车全过程服务。1.1.4研究范围本报告将论述如下问题：(1)项目建设的目的、意义。(2)提供优化、可行的工艺流程及所需的主要工艺设备；提供原材料、动力消耗及供应要求。(3)确定装置布置。(4)规划项目建设进度，确定生产组织及劳动定员。(5)提出本项目的环保治理措施及劳动安全防护措施。(6)进行投资估算及生产成本估算，在此基础上进行财务评价。(7)对建设项目作总体评价，提出存在问题及建议。表1-1项目组成表.91. 序号工序名称主项编号备注1焦炉煤气预净化工序100含污水处理2焦炉煤气预处理工序200含压缩3PSA-Ⅰ工序3004PSA-Ⅱ工序4005PSA-Ⅲ工序5006压缩净化工序6007变换转化工序7008脱盐水站8009循环水站90010空压站100011界内外管110012界外外管120013综合楼1300含主控、分析、变配电站1.1.5研究的主要过程四川天一科技股份有限公司工程公司与建设单位签订的技术设计合同生效以后，四川天一科技股份有限公司工程公司仔细研究了该装置的工艺技术方案，建设单位也及时提供了大量的基础资料，工程公司相关专业包括工艺、技经等专业设计人员投入可研工作，查阅了大量技术资料，并根据建设单位提供的原料焦炉煤气的有关资料和数据进行计算和论证，通过技术比较和经济评价，推荐了较好的工艺技术方案，然后按化计发（1997）426号文《化工建设项目可行性研究报告内容和深度的规定》（修订本）及“建设项目经济评价方法和参数”（第三版），国石化规发（1999）195号《化工建设项目可行性研究投资估算编制办法》（修订本）等有关规定的要求编写完成本报告，经审核、审定合格后打印成册，供建设单位及有关部门决策。1.2研究结论1.2.1研究的简要结论⑴本项目能够合理利用资源本装置系综合利用公司焦化装置产生的焦炉煤气为原料生产氢气，装置的建设符合国家的能源政策、环保政策及建设单位的发展规划。⑵采用的工艺技术先进.91. 本项目经焦炉煤气净化、转化、变换后，再通过PSA提氢的工艺技术，具有工艺先进，技术成熟，产品纯度高，消耗定额低，生产成本低等特点。⑶环保、安全卫生及消防措施落实采用变压吸附等技术生产氢气，三废排放量较小，装置建成后对周围环境影响较小，符合国家清洁生产的要求。同时在设计中注意安全生产及工业卫生，认真贯彻执行国家和地方的各项法规，采取了完善的安全消防措施，确保安全生产。⑷项目在经济上可行本装置项目投入总资金为26638万元，其中建设投资为25030万元，建设期利息为621万元，流动资金为987万元。年均总成本费用18807万元，年均实现销售收入35653万元（含副产品解吸气和蒸汽收入，产品氢气价格按1元/Nm3计算，解吸气价格按0.2元/Nm3计算，蒸汽价格按80元/t计算），年均利润13698万元，年均销售税金3148万元，经济效益较好。全投资内部收益率为57.42%（税前），税前投资回收期2.84年（含建设期），投资利润率51.42%，投资利税率63.24%，均高于行业平均指标，在经济上是可行的。1.2.2存在的主要问题和建议(1)因本装置中大部分设备属非标设备，为保证工程进度，应尽早与供应商联系，落实供应厂家和供货时间；(2)本项目技术先进，经济效益较好，建议尽快决策，使本项目尽快上马，早日实现其较好的经济效益和社会效益。(3)本项目盈亏平衡点为26.3%（达产第三年）。当销售价格、原材料价格、销售量和固定资产投资等各因素向不利方面变化10%时（单因素变化），内部收益率仍远高于行业基准值，说明本项目具有较强的抗风险能力。表1-2综合技术经济指标序号指标名称单位数量备注一生产规模Nm3/h50000原料气处理能力.91. 二产品方案1产品氢气Nm3/h40110≥99.9%2副产解吸气Nm3/h225083副产蒸汽t/h7.5三年操作时间小时8000四主要原材料消耗1焦炉煤气Nm3/h500002转化催化剂t/次8.0正常操作条件下3年3变换催化剂t/次25.2正常操作条件下3年4铁钼预加氢催化剂t/次23.4正常操作条件下0.6~1年5铁钼加氢催化剂t/次23.4正常操作条件下2年6镍钼加氢催化剂t/次7.0正常操作条件下2年7氧化锌脱硫剂t/次48正常操作条件下0.6年（单塔）8中温氧化锌脱硫剂t/次48正常操作条件下1年（单塔）9吸附剂ф20t/次83.40正常操作条件下1年10吸附剂ф50t/次47.20正常操作条件下1年11吸附剂CNA-201t/次111.1正常操作条件下1年12吸附剂CNA-228t/次244.65正常操作条件下1年13吸附剂CNA-210t/次394.2正常操作条件下15年14吸附剂CNA-193Bt/次223.5正常操作条件下15年15吸附剂CNA-318t/次7.2正常操作条件下1年16吸附剂CNA-324t/次230.1正常操作条件下3年17吸附剂CNA-421t/次50.42正常操作条件下15年18吸附剂CNA-561t/次4.53正常操作条件下3年19吸附剂CNA-656t/次7.33正常操作条件下15年五公用工程消耗1电kWh/h11949.5（含公用工程及照明用电）2仪表空气Nm3/h240已折电耗3软水t/h31.8已折电耗4氮气Nm3/h4000开车初置换用数小时7000补充氮气5循环水t/h2350已折电耗6新鲜水t/h50六劳动定员人40七每小时能耗GJ/h14.93氢气单位产品能耗GJ/千Nm30.372八项目投入总资金万元26638其中：建设投资万元25030.91. 建设期利息万元621流动资金万元987九年销售收入(含税)万元35653生产期平均销售税金及附加万元3148生产期平均十年平均总成本万元18807十一年均利润总额万元13698十二财务评价指标1全投资内部收益率%57.42税前全投资内部收益率%46.52税后2投资利税率%51.423投资利润率%63.244投资回收期年2.84税前（含建设期）投资回收期年3.22税后（含建设期）5财务净现值万元69067税前财务净现值万元49894税后6盈亏平衡点%26.3达产第三年.91. 2产品的性质及用途2.1产品的性质和质量标准氢气是已知气体中最轻的气体，虽然单质氢分子在大气中的含量只有千万分之一，但以化合态形式存在的氢却是地球上最丰富的物质之一，在地壳纵深1km范围内，化合态氢（主要是水和有机物如石油、煤炭、天然气和生命体等）的质量组成约占1%，原子氢的组成约占15.4%。氢（H2）分子量2.016，氢是非极性分子，除氦外，氢分子间的作用力最小。氢分子由两个原子构成，高温（2500~5000K）下，生成原子氢。常温下，分子氢无色、无臭、无毒、易着火，燃烧时呈微弱的白色火焰。其主要物理性质如表2-1所示。表2-1主要性质一览表性质数值相对分子质量2.016摩尔体积（标准状态）/L22.43密度（标准状态）/(kg/m3)0.08988临界状态，温度/K压力MPa密度kg/m333.181.31529.88三相点，温度℃压力kPa13.9477.042液体表面张力(20.0K)/(N/m)2.008×10-3比热溶（101.3kPa，15.6℃）[kJ/(kg,k)]CpCv14.42810.228导热系数/[mW/(m,k)]气体（在101.32kPa和0℃）液体（20.0K）166.3117.9粘度/µPa·S气体（在101.32kPa和℃）液体（20.0K）13.5412.84低燃烧热值/kJ/m310785氢分子有很高的稳定性，仅在很高的温度下才会有较大的离解度，成为原子氢，原子氢是氢的一种最有反应活性的形式，它有极强的还原性。.91. H2的标准有中国工业氢质量技术标准（中华人民共和国国家标准《工业氢》GB/T3634-1995），中国纯氢、高纯氢和超纯氢质量技术标准（中华人民共和国国家标准《纯氢、高纯氢和超纯氢》GB/T7445-1995），SEMI电子工业用氢质量标准。2.2产品的用途氢气是重要的工业原料，也是今后主要的二次能源之一。氢既是一种能源材料，也是一种功能材料。氢气广泛用于石油炼制和石油化工的各种工艺过程、冶金工业、化学工业、电子工业、食品工业、医药工业、宇航工业和科学试验中等等。（1）用于合成氨工业中，生产合成氨；（2）用于甲醇生产；（3）广泛用于化工领域，生产各种化学品。如：氢和一氧化碳组成C1化学合成工业最基础的原料——合成气。由合成气可生产下列大宗化工产品：如醇类（甲醇、乙醇、乙二醇、低碳混合醇等）、含氧化合物（二甲醚、甲酸甲酯、醋酸）、液体燃料及合成烯烃。烯烃的氢甲酰化。不饱和烃加氢。常见化合物的直接或间接加氢。如炔化加氢、脱羰加氢。（4）目前国外在石油炼制过程中早已采用全过程加氢。在国内，我国汽车保有量逐年增加，汽车尾气排放对大气污染日益严重，因而环保要求提高汽油、柴油质量；催化裂化产品结构（柴汽比）满足不了市场的要求；为此，必须降低催化裂化汽油中的烯烃含量（如采取优化操作降低烯烃含量技术、发展催化裂化轻汽油的醚化技术、应用烷基化新技术）、降低催化裂化汽油中的硫含量（如采用原料加氢预处理技术、催化蒸馏加氢脱硫技术）、LCO生产低硫低芳烃柴油技术（如采用中压加氢改质技术、柴油深度脱硫脱芳烃技术）、采用催化裂化新技术等。因此在石油炼制过程中采用全过程加氢是大势所趋。以上各项技术和措施均需要大量氢气。.91. 在石油炼制中，汽油炼制和柴油的催化裂解加氢工艺过程中及石油产品脱硫均需要氢气，而且氢气被大量用于润滑油精制，以提高润滑油油品的质量。为了减少汽车尾气排放中的有害物质对大气的污染，各国对汽油中的硫和烯烃含量的要求越来越严格。我国汽油构成中催化裂化汽油（FCC汽油）占80%左右，所以降低FCC汽油中的硫和烯烃含量，是满足未来清洁汽油新规格要求的关键。国内目前已开发出FCC汽油选择性加氢脱硫技术，克服了辛烷值损失较大的缺点。又如我国炼油厂无论是硫酸法或氢氟酸法烷基化，由于工艺不配套，C4原料均未经选择性加氢，因双烯的存在，造成烷基化过程中酸渣多，酸耗大，质量下降。如果采用双烯选择性加氢技术，能明显提高烷基化油质量，有较好的经济效益。（5）在精细化工及医药行业中，用作加氢原料。如用于过氧化氢（双氧水）的生产中。目前国内许多厂家采用电解水制氢来生产双氧水，电耗高、生产成本高（每立方米氢气电耗高达5.5kWh）。以氢气原料生产1,4-丁二醇。用糠醛和氢气为原料生产四氢呋喃被认为是一种比较经济可行的生产四氢呋喃的方法。我国是糠醛生产大国（生产能力>60000t/a），糠醛价格较低，因此，在国内用此法生产四氢呋喃较之其他几种方法（如丁二烯法、丁二醇法、顺酐法等）生产成本低。氢气还用于加氢制叔戊醇、芳樟醇、异植物醇等医药、农药中间体；乙炔加氢酯化合成丙烯酸甲酯等。此外，氢气还可用于：硝基苯加氢制对氨基苯酚；脂肪酸直接加氢制脂肪伯胺；脂肪酸经脂肪腈加氢制仲胺；硝基苯催化加氢制苯胺；D-葡萄糖催化加氢制山梨醇；苯加氢制环己烷，再制得己二醇；异丁醛和甲醇（或甲醛）缩合，再加氢制新戊二醇等。（6）在冶金工业中用于还原金属中的氧化物，防止某些金属和合金在热处理过程中被氧化；氢还可用于精炼和热处理，诸如有色金属钨、钼、钛等的生产。.91. （7）在电子工业中，高纯氢气用于电子材料、半导体材料和器件、集成电路以及电真空器件的生产；超纯氢主要用于大规模集成电路的制造中，提供还原气氛。（8）在玻璃行业中用于生产浮法玻璃。以提高玻璃质量和成品合格率。（9）高纯氢气在加工过程中还用作还原气和保护气。（10）采用能够可逆吸、放氢的吸氢合金，可开发出能量密度高、能迅速充放电的无公害电池。液氢用作火箭燃料和航天器推进剂。（11）液氢也常用于低温材料性能试验及超导研究中。本项目产品氢气主要用作内蒙古庆华集团有限公司后工序50万吨/年焦油加氢项目所用。2.3产品价格分析目前国内氢气市场总体情况是南方地区氢气价格高于北方地区。南方地区钢瓶装氢气价格大致在4~6元/Nm3（如成都地区），北方地区氢气价格大致在3~4元/Nm3（如抚顺地区）。本项目根据国内氢气市场情况，本装置氢气含税价格定为1.00元/Nm3。其定价依据是合理的。由于本项目副产混合解吸气的热值为4276～4636kcal/Nm3，与原料焦炉煤气的热值相当，因此，本项目副产混合解吸气价格参考建设单位提供的原料焦炉煤气价格，按0.20元/Nm3计。.91. 3产品方案和生产规模3.1产品方案本装置是以内蒙古庆华集团有限公司焦炉煤气为原料，生产最终产品为氢气（≥99.9%）。根据国家发改委第9号令产业结构调整指导目录（2011年本）中第一类“鼓励类”中第三十八条“环境保护与资源节约综合利用”中的“15.“三废”综合利用及治理工程”，该产品方案既符合国家的产业政策和环保政策，也符合公司的企业发展规划。3.2生产规模根据工艺技术条件和内蒙古庆华集团有限公司提供的原料焦炉煤气的气量和组成，确定本装置规模为：原料气处理量50000Nm3/h，产品氢气输出流量为40110.12Nm3/h，副产混合解吸气气量为22508.1Nm3/h，副产中压蒸汽7.5t/h。年操作时间按8000小时计。3.3产品质量指标3.3.1产品氢气规格本装置产品氢气应达到如下指标：表3-1本装置产品氢气的质量指标序号指标名称数值备注1氢气纯度,%(V)≥99.9%2CO+CO2p.p.m≤203O2p.p.m≤104∑Sp.p.m≤15压力，MPa≥2.56温度,℃≤403.3.2副产品规格本制氢装置可得副产混合解吸气流量为22508.1Nm3/h，该混合解吸气组成见表3—2。解吸气可送公司后续工段燃料系统作燃料。表3-2解吸气组成.91. 组份H2O2N2CH4COCO2CnHmH2O合计V%23.8720.1554.41430.03811.49124.1025.3260.603100混合解吸气压力：~0.02MPa混合解吸气温度：≤40℃混合解吸气热值：4276～4636kcal/Nm3同时，本制氢装置还可得副产蒸汽7.5t/h。可减压至0.6MPa(G)送公司蒸汽管网。蒸汽压力：3.9MPa（G）蒸汽温度：250℃.91. 4工艺技术方案4.1工艺技术方案选择4.1.1工艺路线的比较和确定工业上制氢的方式有很多种，主要方法有：1）电解水2）以煤或焦炭为原料的煤气化法3）以重油或渣油为原料的部分氧化法4）以气态烃或液态烃为原料的水蒸汽转化法虽然以甲醇为原料采用蒸汽转化法、用液氨为原料采用氨裂解也可以生产氢气，但生产运行成本较高，不适宜于大型制氢装置。由于电解水法制氢耗电大、生产成本高，只是在氢气用量较小、纯度要求高，生产高附加值产品的企业（如稀有金属制造）使用，因此对于需要大量耗氢的炼油化工行业也是不适合的。以煤或焦炭为原料的煤气化法目前大多用于化工原料（甲醇、合成氨）的生产过程中，近几年来也有直接用于制氢的实例，但因煤气化制氢的投资（加压气化如GE、shell等）投资较大，且流程长，“三废”处理复杂，因此一般不采用以煤或焦炭为原料的水煤气化法制取氢气。煤焦化企业制氢装置采用何种原料、何种工艺制取，主要与全厂煤焦化路线紧密相关，一般煤焦化厂根据其自身的特点，主要采用焦炉煤气为原料，经净化、转化后，再最大限度的提取氢气，是较经济合理、切实可行的。4.1.2焦炉煤气蒸汽转化制氢技术蒸汽转化制氢的原料一般是各种气态烃（主要是甲烷）。焦炉煤气（经净化和提浓甲烷以后）和水蒸汽在催化剂的作用下，发生一系列反应，其主要反应为：蒸汽转化反应：CH4+H2O==CO+3H2-206.4kJ/mol变换反应：CO+H2O==CO2+H2+41.2kJ/mol轻烃水蒸汽转化制氢整个转化反应在约830℃～850℃.91. 温度，3.0MPa左右压力下进行，工艺流程简单。由于制氢装置多建于焦化厂，其烃类原料有保证，且烃类蒸汽转化制氢工艺相对于煤气化、重油和渣油部分氧化法工艺，还具有投资少、占地小、对环境的污染少，且操作方便等优点，故该工艺是制取工业氢气应用最广泛的方法。本装置根据庆华集团庆华煤化有限公司原料与产品结构平衡，提供给制氢的原料为焦炉煤气，焦炉煤气是较适合作水蒸汽转化制氢的原料。因此，本可研选择工艺成熟可靠、操作灵活方便、投资省、氢气成本低的水蒸汽烃类转化制氢工艺路线。4.2工艺技术方案4.2.1转化预热后的转化原料气与水蒸气混合，在转化炉炉管内催化剂的作用下进行以下主要反应：蒸汽转化反应：CH4+H2O==CO+3H2-206.4kJ/mol变换反应：CO+H2O==CO2+H2+41.2kJ/mol预转化是指制氢的原料（从天然气、焦炉煤气、LPG、到轻石脑油），在绝热固定床反应器反应中，把原料中的重烃转化成富含甲烷、CO、CO2和水蒸汽的混合物，考虑本装置采用原料在进入转化以前，原料气中所含少量重烃已被净化脱除，因此，本装置不需采用预转化流程，而只采用常规的转化流程。4.2.2变换本工艺在转化前和转化后均采用了变换反应，但其目的是不同的：一、CO在400℃以上即开始有裂解反应，CO+H2==C+H2O，而由CO形成碳比在同样条件下由甲烷形成碳的速度要快3~10倍。浓缩气中CO含量约为~15%，为避免CO浓度过高而形成碳使转化催化剂积碳失去活性，故在转化反应前先增加变换反应，使CO浓度降至约1%（干基）左右。二、变换的目的是将转化出口气体中的CO转化为H2，以提高单位原料的产氢量、.91. 降低氢气的成本，工业上往往采用中温变换、中温变换串低温变换等多种工艺流程。常见的变换工艺如下：——中温变换——中温变换＋低温变换采用中温变换工艺，变换出口气中的CO含量可降到大约3%（干基）左右。中变催化剂还原可以与转化催化剂同时进行，不需要专门提供还原介质和可省去单独催化剂开工预热器等设备，简化流程，使得总投资降低。采用中温变换＋低温变换，虽然可使PSA入口的CO含量＜1%，在相同的转化出口条件下，可以提高单位原料的产氢率，同时降低PSA装置的投资；但除了增加低变炉外，还需要增加一套辅助低变催化剂的还原及升温系统，使得总投资增加。另外，低温变换在提高单位原料的产氢率的同时，降低了PSA解吸气的热值，系统反而需要外补燃料，因此是否采用中温变换+低温变换的反应流程，应该根据制氢原料种类来确定，当采用价格比较高的轻石脑油和液态烃时，降低原料的单耗就非常重要，即使增加价格较低的燃料也是合算的，因此，中温变换＋低温变换工艺仅在原料与燃料相比相当昂贵时采用。根据本项目燃料气充足、价格不贵等特点，本可研推荐采用中温变换流程。4.2.3氢气提纯技术当前，工业上应用较多的氢气提纯方法主要有膜分离法、低温分离法和变压吸附法。.91. 膜分离法是以选择透过性膜为介质，待分离的原料在某种推动力的作用下（如电位差、压力差、浓度差等），有选择性的透过膜，从而达到分离提纯的目的。与常规的分离方法相比，膜分离法具有低能耗、单级分离效果好、过程简单、不污染环境等特点。用于氢气分离纯化的膜材料有钯膜和有机纤维膜。用于氢回收的钯合金膜由于价格昂贵，只适用于较小规模且对氢气纯度要求很高的场合使用；有机中空膜分离回收氢装置应用最广、销售量最大的领域是从合成氨弛放气、甲醇厂放空气分离回收氢。其特点是可以利用放空尾气自身的压力，以膜两侧的分压差作为推动力，具有无需外加动力，在常温或稍高于常温的温度下操作，对原料气组成变化的适应性强等优点。其缺点是回收氢纯度不高，一般都是作化工原料气，就地循环使用。低温分离法亦称深冷法，一般在液氮温区操作。深冷法最大的优点是氢的回收率高，一般情况下大于90%，采用深冷法时，对装置预冷所需时间长，因而从开车启动到正常运行的周期也长，同时为避管道堵塞造成中途停车，原料气在进入深冷装置前，需要预先清除在低温下会固化的高沸点杂质如：CO2、H2O等。缺点是运行成本较高，装置投资较大。此法现在一般很少采用。变压吸附（简称PSA英文PressureSwingAdsorption缩写）分离法是六十年代以后发展起来的常温气体分离技术，其原理是利用吸附剂对不同气体吸附量、吸附速度、吸附力等方面的差异以及吸附剂的吸附容量随压力的变化而变化的特征，在加压条件下完成混合气体的吸附分离过程，降压解吸所吸附的气体组分，从而实现气体分离及吸附剂循环使用的目的。该技术用于制取纯氢，几乎能够把所有的杂质除去，从而获得纯度为99.99%的纯氢产品。美国联合碳化合物公司首先采用PSA技术从含氢工业废气中回收高纯度氢，从1966年第一套PSA回收氢工业装置投产之后的20年间，目前，全世界各种类型的PSA装置已超过2000套，我国从60年代末开始进行采用变压吸附技术分离气体混合物的实验研究，到1981年实现工业化，最初是用于合成氨驰放气中制取高纯氢(99.999%)，以后不断开发了从焦炉煤气、氨厂变换气、甲醇尾气、甲醛尾气、石油裂解气、冷箱尾气等二十多种含氢混合气中提纯氢气，在此基础上，又从单纯的制氢领域拓展到变压吸附制一氧化碳、二氧化碳、变换气脱碳、天然气净化、空分制富氧、空分制纯氮、浓缩甲烷、浓缩乙烯等九大技术领域，目前，我国已建成各型PSA装置1000余套，在部分技术领域处于世界领先水平。从目前制氢的主要方法来看，深冷分离法历史最久，工艺成熟可靠，且具有容量大、收率高等特点，但工艺流程和设备复杂，当原料气组份较多时，往往要求预净化处理，投资和能耗较高，.91. PSA法因具有工艺流程简单、设备台件少、自动化程度高、能耗低、产品纯度高等优点而获得广泛应用，特别是在制取纯氢方面，因为氢组份的特殊吸附性能，使得PSA法的优点充分体现,从已经投产运行的PSA-H2装置看，节能效果和技术经济指标均较为理想,本装置采用变压吸附法提纯氢气技术上是可行的。四川天一科技股份有限公司从60年代末开始采用变压吸附技术分离气体混合物的实验研究，到1981年实现了工业化。最初是用于合成氨弛放气中制取高纯度氢（99.999%），以后不断开发了从焦炉煤气、氨厂变换气、甲醇尾气、甲醛尾气、石油裂解气、冷箱尾气等二十多种含氢混合气中提取氢气，在此基础上，又从单纯的制氢领域拓展到变压吸附制一氧化碳、二氧化碳、变换气脱碳、天然气净化、空气制富氧、空气制纯氮、浓缩甲烷、浓缩乙烯等九大技术领域，PSA工艺流程从四塔一次均压发展到四塔二次均压流程，八塔三次均压流程，十塔四次均压流程，从单一的逆放降压解吸工艺发展到抽空解吸工艺、逆放抽空组合工艺等，从四塔单系列发展到多塔多段式复合系列，装置规模最大已达到280000Nm3/h。国产PSA装置的自控水平也在不断提高，不仅开发了一般中、小规模的小型PLC自控系统，还开发了先进的DCS集散型控制系统。各种新型程控阀门和多种高效吸附剂的研制成功，更提高了PSA装置的可靠程度和技术先进性。目前已向国内化工、冶金、石化、电子、机械等工业提供了600余套用于上述领域的变压吸附工业装置，为工厂节能降耗、增加新产品、提高经济效益起到了积极的作用，并在部分技术领域处于世界领先水平。故本项目根据原料焦炉煤气排放压力的高低、原料焦炉煤气的组成，以及对回收氢气纯度、流量要求等，拟推荐采用焦炉煤气为原料经净化、转化，再采用变压吸附分离技术制取氢气。4.2.4变压吸附分离技术原理变压吸附工艺过程的工作原理是：利用吸附剂对气体混合物中各组份的吸附能力随着压力变化而呈现差异的特性，对混合气中的不同气体组份进行选择性吸附，实现不同气体的分离。.91. 为了有效而经济地实现气体吸附分离净化，除了吸附剂要有良好的吸附性能外，吸附剂的再生方法具有关键意义。吸附剂的再生程度决定产品的纯度，也影响吸附剂的吸附能力；吸附剂的再生时间决定了吸附循环周期的长短，从而也决定了吸附剂的用量。因此选择合适的再生方法及吸附周期时间，对吸附分离法的工业化起着重要的作用。变压吸附过程在加压下进行吸附，减压下进行解吸。由于吸附循环周期短，吸附热来不及散失，可供解吸之用，所以吸附热和解吸热引起的吸附床温度变化一般不大，波动范围仅为几度，可近似看做等温过程。变压吸附工作状态是在一条等温吸附线上变化。常用的减压解吸方法有下列几种，其目的都是为了降低吸附剂上被吸附组分的分压，使吸附剂得到再生。（1）降压：吸附床在一定压力下吸附杂质组份，然后通过降压方式(通常降至接近大气压)，使被吸附组分解吸出来。采用降压方式，被吸附组分解吸不太充分，吸附剂再生不太完全。（2）抽真空：吸附床降到大气压后，为了进一步减小被吸附组分的分压，可用抽空的方法来进一步降低吸附床压力，以得到更好的再生效果。（3）冲洗：利用较纯净的产品气或者其它适当的气体通过进行再生的吸附床，被吸附组分的分压随冲洗气通过而下降。吸附剂的再生程度取决于冲洗气用量和冲洗气纯度。通常在变压吸附过程中根据被分离的气体混合物各组分性质、产品要求、吸附剂的特性以及操作条件来选择几种上述的再生方法配合实施的。4.2.5流程简图及叙述本制氢装置共分为七个主要工艺过程：预净化工序，预处理工序，PSA-1(PSA-CO2/R)工序、PSA-2(PSA-CH4)工序、净化压缩工序和转化变换工序以及PSA-3(PSA-H2)工序。（1）预净化工序原料气在温度~40℃时.91. 进入预净化工序，脱出焦炉煤气中绝大部分的焦油、萘、H2S、NH3、HCN等杂质，得到杂质较少的净化气。该工序主要由5台粗脱萘器，1台加热器及一系列手动阀组成。原料气进入由5台脱油脱萘器组成的脱油脱萘系统，4台同时进料，1台再生（或3台同时进料，2台再生），交替能换使用。焦炉煤气进入本装置脱油脱萘器中的4台，粗脱萘系统将绝大部分的萘、焦油及部份硫、苯等杂质脱除。吸附饱和的吸附剂采用温度为400℃左右、压力0.2MPa的过热蒸汽对脱油脱萘器加热进行再生，再生废液经冷却器降温到90℃左右进入污水罐进行分离。分离气体进入洗涤塔，洗涤降温后进入除臭器，除臭后排放到放空管。分离的液体通过污水泵，一部分打到洗涤塔洗涤降温，另一部分打到界区外的污水处理系统。300℃左右的热吸附剂先用不过热蒸汽降到170℃以下，再用常温逆放气进行冷吹降温到常温并送到解吸气气柜。粗脱萘剂约15天再生一次，在正常工况下，吸附剂约1年更换一次。（2）预处理工序脱油脱萘后的净化气再通过预处理工序，进一步脱除其中的烷烃、芳烃、硫化物、氮化物、氨、焦油等，得到符合变压吸附原料气要求的净化气。本工序由3台焦炉煤气压缩机(联合压缩)，4台精脱萘器，2台除油器、1台解吸气加热器、1台解吸气冷却器和一系列手动阀和程控阀等组成。3台焦炉煤气压缩机2开1备，净化气经一级压缩后进入由4台精脱萘器组成的精脱萘器系统进行处理，再经压缩机二级、增压到0.80MPa后通过除油器脱除压缩机所带进去的油就进入下一段工序。在精脱萘器系统内，3台同时进料，交替能换使用。精脱萘系统将剩余的萘、焦油及部份硫等杂质尽一步地脱除。吸附饱和的吸附剂采用加热到180℃的解吸气(来自后续PSA工段)将吸附剂加热到170℃，再用常温解吸气冷吹降温到常温并送到解吸气气柜。精脱萘剂约20天再生一次，吸附剂约1~2年更换一次。2台除油器可串并联操作，交替轮换使用，一台投运时，另一台更换吸附剂备用。(3)PSA-1(PSA-CO2/R)工序.91. 经净化处理后的焦炉煤气，在压力0.80MPa，温度≤40℃条件下送入由12个吸附塔及一系列程控阀组成的PSA-1系统，采用12-5-4/V流程。在PSA-1装置中，任一时刻总是有5台吸附器处于吸附步骤，由入寇端通入原料，在出口端获得净化气。每台吸附器在不同时间依次经理吸附(A)，多级压力均衡降(EiD)，逆放(D)，抽空(V)，多级压力均衡升(EiR)，最终升压(FR)。吸附器所有的压力均衡降都是用于其它吸附器的压力均衡升以充分回收将被再生吸附器中的净化气。逆放步骤排出了吸附器中吸留的大部分杂质组分，剩余的杂质通过抽真空步骤进一步解吸。(4)PSA-2(PSA-CH4)工序焦炉煤气在压力～0.70MPa，温度≤40℃条件下进入由10台吸附器及一系列程控阀组成的PSA-2系统，采用10-4-3/V流程。在PSA-2系统中，任一时刻总是有3台吸附器处于吸附步骤，由入口端通入原料，在出口端获得净化气，每台吸附器在不同时间依次经历吸附(A)、多级压力均衡降(EiD)、逆向放压(D)、抽真空（V）、多级压力均衡升(EiR)和最终升压(FR)，吸附器所有的压力均衡降都是用于其它吸附器的压力均衡升以充分回收将被再生吸附器中的净化气。逆放步骤排出了吸附器中吸留的大部分杂质组分，剩余的杂质通过抽空步骤进一步解吸。富氢气进入半产品气缓冲罐进行稳压，根据混和解吸气热值情况决定是否经调节阀分流，部分富氢气进入混和解吸气系统，剩余的气体经联合压缩机增压到～2.6MPa左右，利用其气体的压缩热在脱氧系统内进行脱氧和冷却。PSA-2系统内的解吸气经调节阀分流～10200Nm3/h的流量进入一段转化、变换系统，在其系统内进行甲烷气的净化、压缩、变换和蒸汽转化，变换后的气体经调节阀稳压至～2.6MPa，温度≤40℃条件下与脱氧后的净化气一并进入制氢原料气混和罐进行混和、稳压。进入PSA-3系统进行提氢，采用10-2-5/P流程，(5)压缩净化工序和变换转化工序.91. 来自PSA的浓缩甲烷气压力约20kPa，温度≤40℃条件下进入浓缩气压缩机，压缩到～3.2MPa(G)，经过浓缩气出口缓冲罐缓冲后，送往转化炉中浓缩气预热器预热到精脱硫需要的温度后送精脱硫工序。经预处理工序处理并加压、升温后的浓缩气首先进入由两台可并联或单独使用的预加氢罐AB，主要将浓缩气中的不饱和烃加氢饱和，并加氢脱除浓缩气中的氧，也有少量有机脱硫（硫醇、噻吩、硫醚、二硫化碳等）加氢转化成为无机硫（H2S）。从预加氢罐AB出来的预加氢浓缩气进入加氢罐Ⅰ，对浓缩气中的有机脱硫（硫醇、噻吩、硫醚、二硫化碳等）进行进一步的转化。经两级加氢转化后的浓缩气进入由两台可串可并或单独使用的粗脱硫罐AB，除去浓缩气中加氢转化后生成的H2S。为保证浓缩气中工艺对总硫的要求，在上述工艺流程后增加了一台加氢罐Ⅱ及两台精脱硫罐。当前面的加氢转化脱硫能满足工艺对总硫的要求时，净化浓缩气从旁路（而不经过后一级加氢II脱硫系统）输送至下一工序；当前面的加氢转化脱硫还不能满足工艺对总硫的要求时，浓缩气经过后一级加氢转化脱硫系统处理后输送至下一工序，从而将浓缩气中H2S脱除至0.2ppm以下。净化、预热后的浓缩气先经过变换炉Ⅰ，将浓缩气中的CO变为CO2，与来自废热锅炉汽包的水蒸汽按一定的水碳比混合，然后送转化炉对流段第一组盘管预热至转化炉入口所需温度，再从顶部进入转化炉进行蒸汽转化反应。转化炉分为辐射段和对流段两部分。在辐射段，原料气在转化管中进行转化反应，燃料气燃烧气自上而下与工艺气并流。在辐射段上部，转化管内气体温度低、吸热量大（反应物浓度高，转化反应剧烈），燃烧气体温度高；而在辐射段下部，转化管内气体随着被逐渐加热其温度逐渐升高，吸热量也逐渐减小（反应物浓度降低、反应量小）。这样既有效利用了转化管的传热表面（传热强度高），又可控制转化管管壁温度不致过高。.91. 转化炉的对流段是余热回收段。是转化炉离开辐射段的烟道气加热多组换热盘管中物料的部分。烟道气沿水平方向流动，换热盘管根据加热要求和传热特性按一定顺序合理排列。换热盘管有：混合气预热器、浓缩气预热器、蒸汽发生器、空气预热器。烟道气经多组盘管换热后温度降至150℃左右，经引风机送烟囱放空。蒸汽发生器为锅筒式，来自水蒸汽汽包的水靠重度差进入蒸汽发生器，被加热后部分汽化经上升管返回汽包。从转化炉出来的转化气进入转化气废锅。转化气废锅为中心管薄管板式结构，转化气走管程，锅炉水则在壳程被加热汽化，水汽混合物通过废锅上升管送布置在较高平台的废锅汽包中进行汽水分离后，水蒸汽送转化炉作为工艺蒸汽使用，多余的水蒸汽经计量送界外蒸汽管网；而水则经废锅下降管靠与上升管的重度差进入转化气废锅，如此反复循环。经预热的补充水从汽包加入。转化气废锅与蒸汽发生器各用一个汽包，均产生3.9MPa的中压蒸汽。汽包中的蒸汽主要供转化、除氧、装置伴热用。多余的蒸汽经减压至0.6MPa(G)后送界区外蒸汽用户。来自转化气废锅的转化气进入中温变换炉进行变换反应，变换气再进入中压锅炉给水加热器进行热交换，从中压锅炉给水加热器出来的变换气经脱盐水预热器进一步回收热量，空冷器水冷器冷却冷凝、气水分离后，送变压吸附分离提纯氢气工序。(6)PSA-3(PSA-H2)工序在PSA-3装置中，任一时刻总是有台吸附器处于吸附步骤，由入口端通入原料，在出口端获得产品气，每台吸附器在不同时间依次经历吸附(A)、多级压力均衡降(EiD)、顺放（PP）、逆向放压(D)、冲洗（P）、多级压力均衡升(EiR)和最终升压(FR)，吸附器所有的压力均衡降都是用于其它吸附器的压力均衡升以充分回收将被再生吸附器中的产品气。逆放步骤排出了吸附器中吸留的大部分杂质组分，剩余的杂质通过冲洗步骤进一步解吸。调节来自PSA-2系统的甲烷解吸气、旁路气(调节解吸气中的热值)与来自PSA-1系统和PSA-3系统的解吸气混和，约～6500Nm3.91. /h流量的混和解吸气作为蒸汽转化系统的燃料气送出，剩余的混和解吸气送入后续工段，达到后续工段所需解吸气（流量22000～24000Nm3/h，热值约～4200kcal/Nm3)的要求，产品氢气经调节阀稳压后送入焦油加氢工段。当本装置出现故障时，关闭原料气的进口阀，通过旁路阀和本装置区内的总解吸气管道，送入焦化燃料系统；当本装置中的转化、变换工段出现故障时，停运该工段。其余工段继续运行，为保证混和解吸气中的热值达到燃料系统的要求（流量22000～24000Nm3/h，热值～4200kcal/Nm3)，需通过解吸气总管上的热值仪和调节阀补充～6000Nm3/h氮气进入混和解吸气中进行调节，PSA-1工段的解吸气直接进入火炬管网。本装置工艺流程框图如下图如示：.91. 事故时焦炉气立即送入焦炉净化气脱碳解吸气燃料气废气③混和解吸气PSA-3②产品气净化、压缩PSA-1PSA-2脱氧转化、变换原料气气柜精脱萘蒸汽污水罐电加热器除臭器洗涤塔污水泵脱焦油、脱萘压缩冷却器④废水冷却器加热器解吸气除油富氢气①原料气⑥氮气旁路气4.2.6工艺技术特点针对焦炉煤气的组成相对稳定、压力较高，而要求产品氢气中CO＋CO2≤20ppm、解吸气热值4276～4636kcal/Nm3的实际情况，该装置具有如下特点：a）PSA系统1）本装置采用三套PSA流程，分别采用12-5-.91. 4/V流程、10-4-3/V流程和10-2-5/P流程。为保证吸附剂的长使用寿命，全部均压方式为吸附塔之间的对均；大大提高了H2回收率。可保证H2的纯度。吸附剂利用率高，产品收率高，运行平稳可靠，节省投资及占地，提高装置的经济效益；2）采用抽空、冲洗解吸工艺，即将吸附塔进行分组解吸；具有投资省，吸附剂再生效果好，产品氢收率高的优点。特点是操作灵活，故障处理不影响产品质量与处理负荷，同时能在线维修；3）吸附时间和抽空、冲洗时间比例适合，降低氢气损失。原料压力及组成相对稳定，使得吸附时间与原料负荷的关系式大大简化，原料负荷变化时，吸附时间可自动改变。可保证产品氢气质量，提高产品氢气收率；4）尾气系统设立缓冲系统，即解吸气缓冲罐，使得尾气压力、流量及热值更加稳定。对尾气的运行具有较大的益处。b）转化、变换系统1）蒸汽转化催化剂强度高、阻力小、活性高、使用寿命长。2）加氢反应器采用等温+绝热式2种反应器组合的配置，满足有机硫转化为无机硫的要求。3）为满足转化催化剂要求和提高原料气利用率，前后均设置变换单元，降低转化炉投资和消耗。4）回收变压吸附解吸气做为转化炉的燃料，大幅度降低燃料气消耗。5）在转化炉对流段设置板式空气预热器，充分利用烟道气热能，减少燃料消耗。4.3物料平衡及消耗定额.91. 表4-1原料气脱萘净化部分物料平衡组份原料气粗脱萘后精脱萘后除油后mg/Nm3g/hmg/Nm3g/hmg/Nm3g/hmg/Nm3g/h焦油50.002500.005.00250.000.5025.000.5024.95萘100.005000.0025.001250.000.9949.380.9848.88苯2000.00100000.001900.0095000.001710.0085500.001675.8083790.00H2S20.001000.0012.00600.006.00300.005.94297.00COS250.0012500.00225.0011250.00180.009000.00178.208910.00NH350.002500.0045.002250.0040.502025.0040.102004.75合计2470.00123500.002212.00110600.001937.9996899.381901.5195075.58压力MPa0.00700.00400.20000.8000表4-2变压吸附物料平衡名称单位组份合计H2N2CO2COCH4O2CnHmH2O∑原料气-IV%55.672.583.098.2526.800.523.090.00100.00Nm3/h27835.001290.001545.004125.0013400.00260.001545.000.0050000.00PSA-CO2/RV%62.4252.7320.2018.45325.6280.5620.000.00100.00Nm3/h27417.4751199.7088.223712.5011256.00247.000.0030.0043920.90脱碳解吸气V%6.8681.48523.9646.78635.2680.21425.4150.000100.00Nm3/h417.52590.3001456.781412.5002144.00013.0001544.9970.0006079.10富氢气V%86.8322.0230.0234.5725.9410.6080.0000.000100.00Nm3/h24675.728574.8966.4141299.3751688.400172.9000.0000.00028417.71旁路气V%86.8322.0230.0234.5725.9410.6080.0000.000100.00Nm3/h868.3220.230.2345.7259.416.080.000.001000.00富甲烷气V%17.6854.0300.52815.56561.7140.4780.0000.000100.00Nm3/h2741.748624.80481.8062413.1259567.60074.1000.0030.00015503.185甲烷转化前V%17.6854.0300.52815.56561.7140.4780.0000.000100.00Nm3/h1803.876411.07753.8231587.6666294.80448.7530.0020.00010200.00甲烷解吸气V%17.6854.0300.52815.56561.7140.4780.0000.000100.00Nm3/h937.871213.72727.983825.4593272.79625.3470.0010.0005303.19变换、转化后V%71.6151.39818.4972.6795.4900.0000.0000.3196100.00Nm3/h21296.755415.6445500.496796.6441632.5410.0000.00095.04229737.72脱氧气V%86.9482.0540.0234.6436.0340.0020.0000.296100.00Nm3/h23474.942554.6666.1881253.6511628.9860.5840.00079.79126998.81混和气V%78.9121.7109.7063.6145.7490.00100.0000.308100.00Nm3/h44771.697970.3105506.6842050.2953261.5280.5840.000174.83356735.93产品气V%99.9020.0350.00020.00170.0610.00040.00000.0000100.00Nm3/h40070.66914.2000.0990.69724.2980.1530.0000.00040110.12制氢解吸气V%28.2755.75133.12112.32819.4710.0030.0001.052100.00Nm3/h4701.028956.1105506.5852049.5973237.2290.4310.000174.83316625.81燃料气V%23.8724.41424.10211.49130.0380.1555.3260.603100.00Nm3/h1551.665286.8991566.639746.9061952.46710.053346.19639.1766500.00混和解吸气V%23.8724.41424.10211.49130.0380.1555.3260.603100.00Nm3/h5373.082993.4685424.9352586.3756760.97234.8101198.802135.65722508.10.91. 表4-3消耗定额（按1000Nm3氢气产品计）序号项目名称规格单位消耗定额备注一原材料1原料焦炉煤气10kPa(G)Nm31246.62转化催化剂专用g8.31正常操作条件下3年3变换催化剂专用g26.18正常操作条件下3年4铁钼预加氢催化剂专用g145.85正常操作条件下0.6~1年5铁钼加氢催化剂专用g36.46正常操作条件下2年6镍钼加氢催化剂专用g10.91正常操作条件下2年7氧化锌脱硫剂专用g299.18正常操作条件下0.6年8中温氧化锌脱硫剂专用g149.59正常操作条件下2年9吸附剂φ20专用g259.91正常操作条件下1年10吸附剂φ50专用g147.10正常操作条件下1年11吸附剂CAN-201专用g346.24正常操作条件下1年12吸附剂CAN-228专用g762.43正常操作条件下1年13吸附剂CAN-318专用g22.44正常操作条件下1年14吸附剂CAN-324专用g239.03正常操作条件下3年15吸附剂CAN-561专用g4.71正常操作条件下3年二公用工程1电220V、50HZkWh0.56照明用电380V、50HZkWh56.27动力设备用电，包括公用工程用电10kVkWh241.09动力设备用电2仪表空气P=0.4～0.5MPaDp-40℃Nm35.98已折电耗3氮气Pá0.4MPa99.5%O2≤0.5%Nm3/h4000开车初置换用数小时Nm3174.52补充氮气4脱盐水0.5MPa，20℃t0.79已折电耗5循环水P=0.4～0.5MPa≤30℃t58.59已折电耗6新鲜水t1.25三副产品1副产混合解吸气Nm3561.16送工厂燃料管网作燃料2副产蒸汽t0.19送工厂蒸汽系统4.4自控技术方案4.4.1概述根据全厂各装置和系统的构成及总体平面布置，内蒙庆华50KNm3.91. /h焦炉煤气制氢装置项目整个装置区按一个中央控制室和一个压缩分控室设置。本项目仪表及控制系统应安全可靠、技术先进，满足工艺过程的操作要求，自动控制水平将达到国内石油化工企业的先进水平。该工程的装置统一采用分散型控制系统（DCS），并考虑工厂管理网及ERP系统接口，实现控制系统实时数据库的共享，最终实现全厂的控制、管理、经营一体化。本项目工艺生产装置和公用工程各单元的重要工艺参数引至主控制室DCS系统进行监视和操作。同时，装置DCS显示操作站还将监控其它控制系统的信息，如安全仪表系统（SIS）、可燃/有毒气体检测报警系统（GDS）、压缩机组控制系统等通过MODBUS协议与DCS控制器进行通讯，通讯接口应采用冗余方式。4.4.2生产过程控制系统组成整个DCS系统由控制站、工程师站、操作员站等组成。中央控制室根据装置和系统要求应设置操作站、打印台、辅助操作台等设备。4.4.2.1设置原则DCS基本设置原则为：控制单元的CPU等功能卡件为1：1冗余配置；DCS电源或设备按照1：1冗余配置；网络通讯总线和通讯设备及部件为1：1冗余配置；控制回路的多通道I/O卡件为1：1冗余配置。冗余设备必须能在线诊断、出错报警、无差错切换等。系统的各种插卡应能实现在线插拔、更换。4.4.2.2操作站设备DCS系统操作站以工业PC机为基础，包括数据处理器、显示器、操作员键盘、鼠标以及网络通讯接口。每台操作站配带22”液晶显示器，采用WINDOWS2000或XP操作系统，能与DCS系统局域网和信息管理网进行通讯连接。操作站具有键锁或设置密码功能，能用于设置不同的操作或管理密码。操作站的存贮器有足够的空间保存、调取所负责区域的PID流程图画面，并按需要配置打印机，用于打印报警、报表文件。4.4.2.3工程师站设备.91. DCS系统工程师站以工业PC机为基础，包括数据处理器、显示器、工程师键盘、鼠标以及以太网网络通讯接口，用于DCS系统组态、调试、维护和管理。工程师站配带22”液晶显示器，采用WINDOWS2000或XP操作系统，能与DCS系统局域网和信息管理网进行通讯连接。工程师站有足够的硬盘空间用于组态和下装系统软件、应用软件。4.4.2.4备用要求DCS的各类I/O卡件，应考虑15%的备用量。机柜内部还应考虑预留20%的卡件安装空间和20%的预留接线端子。4.4.2.5负荷要求控制站按实际需要配置，不得将不同装置（即使是同一工作区的）的控制回路放在同一控制站中。各控制站I/O卡件插槽必须预留20%的余量。在工厂调试完成后，CPU的负载仍有50%的扩展能力；数据通信网络的负载最高达到40%；电源单元的负载最多达到其能力的50%；应用软件和通信系统有30%的扩展能力；DCS系统各局域网上的节点和I/O在工厂开车投产后，仍保留有30%的扩展空间。4.4.3仪表选型4.4.3.1通则根据装置的生产规模、流程特点选择性能可靠、技术先进、精度适当、价格合理、售后服务和技术支持良好的仪表和控制系统。仪表选型要充分满足石油化工装置生产需要。选用的仪表必须是国家技术监督部门批准的、取得制造许可证的合格产品。优先选用通过ISO9000标准质量管理体系认证的工厂、公司或制造商生产的产品。凡进口计量器具需取得国家技术监督局的《中华人民共和国计量器具型式批准证书》。现场仪表原则上选用电子式，变送器和阀门定位器选用智能型，采用4～20mADC标准信号叠加HART协议。本装置现场电动仪表优先采用本安型（无本安型的仪表也可采用隔爆型）。仪表设计现场仪表原则上不采用气动仪表和调节器。用于SIS系统的仪表原则上单独设置，独立于监控和控制仪表，且必须符合SIL2级认证。仪表供电由SIS系统提供。.91. 高温高压、高压差、特种工况的介质测量、控制仪表等在国内产品不能满足要求的情况下优先选用进口产品。4.4.3.2温度仪表现场温度仪表应采用直读式刻度，正常使用温度应为仪表量程的50～70%之间，最高测量值不得超过量程的90%。就地温度指示仪表选用带外保护套管的万向型双金属温度计。刻度盘直径一般选用100mm。凡需要集中显示的测温元件采用铠装隔爆型Pt100热电阻或热电偶，所有测温元件均配套螺纹形或法兰形保护热套管，套管材质要求不得低于工艺管道材质。4.4.3.3压力仪表压力变送器采用带HART协议本安型智能压力变送器。就地压力指示选用不锈钢压力表、不锈钢耐震压力表、不锈钢膜盒压力表等。测量易结晶、粘稠、堵塞的介质，采用单法兰压力变送器或隔膜压力表。4.4.3.4流量仪表原则优先选用一体化流量变送器（调整型孔板配套带HART协议本安型智能差压变送器）。测量易结晶、粘稠、堵塞的介质，采用节流装置配套双法兰压力变送器。对于循环水的测量可选用电磁流量计。4.4.3.5物位仪表原则上优先选用带HART协议本安型双法兰差压变送器。用于测量设备界面或高温介质时选用带HART协议本安型磁致伸缩界面计或磁致伸缩液位计。大容量贮罐设备的液位测量采用带HART协议本安型导波雷达液位计。就地指示液位计采用磁翻柱液位计或玻璃板液位计。4.4.3.6调节阀.91. 过程调节阀选用气动薄膜单座调节阀，配套HART协议本安型电-气阀门定位器。对于有毒介质的场合，调节阀上阀盖需采用波纹管密封的型式。优先选用等百分比流量特性，线性、近似等百分比特性也可选用。气源故障时，应保证阀门处于“故障安全”位置。开关阀配套的电磁阀应选用进口ASCO低功耗、隔爆型产品，并提供开/关到位隔爆型阀位开关。4.4.4仪表供电中央控制室、机柜室均使用UPS不间断电源，电源输出规格为单相220VAC、50HZ。UPS电源采用双路冗余配置，有故障报警触点送DCS报警。UPS电源的容量按照使用总量x150%进行考虑。现场仪表的供电原则上采用24VDC直流供电。机柜内24VDC直流电源箱应采用热备冗余的方式。供电方案根据用电设备不同设置如下：DCS、SIS、压缩机组控制系统等设备（如控制柜、操作台等）由配电柜直接供给；集中安装的单台220VAC仪表的供电经配电柜、交流配电器后供给；集中安装的单台24VDC仪表的供电经配电柜、直流电源装置、直流配电器后供给。用于非控制用途的现场分析仪表和其他特殊仪表供电，由仪表专业提用电资料，由电气专业供220VAC电源。现场四线制仪表、现场电磁阀采用24VDC供电为原则。24VDC供电采用并机或模块式冗余方式。24VDC电源要求24V～28V可调，±10%。现场电磁阀供电采用24VDC。4.4.5安全联锁控制系统4.4.5.1总则根据工艺装置及关键设备设置必要的安全仪表系统（SIS）。SIS系统独立于DCS系统设置。SIS系统的可编程逻辑控制器安全综合等级按照IEC61508中规定的SIL2级考虑，SIS系统应采用安全认证的冗余可编程控制器完成装置的紧急停车联锁（ESD）。4.4.5.2系统组成.91. 工艺装置及关键设备设置必要的自动联锁保护系统，统一称为安全仪表系统（SIS）。SIS的控制器按照IEC61508中规定的SIL2级设计。SIS系统采用由TUV安全认证的三重化或四重化的安全可编程序控制器完成装置的紧急停车（ESD）和紧急泄压。SIS系统按照故障安全型设计，正常操作时，联锁输出接点闭合，电磁阀励磁；联锁动作时，接点断开，电磁阀失电。SIS设置独立的控制器，使SIS的运行不受其它控制系统运行的影响，以确保人员及生产装置、重要机组和关键生产设备的安全。SIS系统的控制站、操作站、工程师站、事故序列记录站及其附属设备均集中在控制室内，用于系统操作维护、记录设备状态和联锁事件，工程师站和事故序列记录站可互为备用。SIS系统的控制站与DCS的控制站进行通讯连接，通讯接口采用串行通讯接口RS-232C或RS-485（尽可能采用RS-485），通讯协议为ModusRTU。通讯为SIS向DCS单向通讯，需要从DCS向SIS传递的数据采用硬接线的方式来实现。相应的报警显示和操作通过辅操台上的报警灯屏、开关和按钮以及SIS的操作站来完成。SIS的所有数据均可在DCS的操作站上进行显示。在工厂调试完成后，有20%已经接好线的输入/输出（I/O）点作为备用；这些备用点平均地分布在各个独立的SIS系统中。在端子接线柜中，有20%的裕量端子作为备用；在系统机柜中，有20%的裕量空间用于安装I/O卡件。在工厂调试完成后，处理器、数据存贮器和数据通信网络的负载最高达到40%；电源单元的负载最多达到其能力的50%；应用软件和通信系统有30%的扩展能力。4.4.6可燃/有毒气体检测系统（GDS）装置设置可燃气体及有毒气体检测系统（简称GDS），包括各工艺装置、公用工程和罐区的可燃气体、有毒气体检测系统。GDS系统独立于DCS系统、SIS系统和其它子系统，单独设置仪表控制盘，报警信号通讯至DCS系统，通过DCS系统进行报警记录打印。GDS必须采用经过公安部消防型式认证的产品。4.4.7仪表安装及材料4.4.7.1仪表电缆.91. 控制室与现场仪表之间的信号配线选用多股铜芯聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套阻燃屏蔽控制电缆；屏蔽形式采用铝箔屏蔽或铜丝编织屏蔽。导线线芯截面积一般为1.0-2.5mm2。本安回路选用本安控制电缆或补缆（聚乙烯绝缘，蓝色护套），其他回路选用一般控制电缆（聚乙烯绝缘，黑色护套），接地电缆护套颜色为黄/绿色。热电偶信号应使用屏蔽的补偿导线或补偿电缆。4.4.7.2电缆桥架和防爆密封电缆接头装置内的仪表电缆采用电缆槽架空敷设。电缆槽采用铝合金材质。在同一电缆槽内宜设隔板将本安型、隔爆型、热电偶信号及220VAC电源电缆分开敷设。仪表主电缆槽板采用架空敷设，槽板截面积为电缆总的实际截面积的2.5~3倍。仪表电缆与仪表设备连接，采用防爆电缆密封接头。4.4.7.3测量管路仪表导压配管选用Ф14x2不锈钢管，根部阀采用承插焊连接，其余管阀件可采用对焊式连接。4.4.7.4供气管和伴热管仪表用供气总管及根部阀由工艺配管专业负责提供，从根部阀后采用不锈钢管或镀锌钢管，配不锈钢气源球阀。经过滤器减压阀后采用Ф8×1不锈钢管及管件，连接方式为螺纹式。仪表采用蒸汽伴热，伴热支管采用Ф10×1不锈钢管，且每个蒸汽伴热回水配管终端设有截止阀和疏水器。4.5主要工艺设备的选择本装置设备是在高温高压和含氢介质中操作，且在工艺流体中含有H2S、CO2等腐蚀介质，选材时根据设备的设计压力、设计温度、介质特性、材料来源及经济性、材料的焊接性能、冷热加工性能、热处理及容器结构，材料均选用优质钢板20R、16MnR、15CrMoR和不锈钢板0Cr18Ni10Ti。以上钢板应分别符合各自材料标准的规定，并具有质量证明书。除了考虑所用材料必须符合有相应标准的规定外还应遵循以下原则：1)高温临氢设备应按API.91. RP941-1997《炼油厂和石油化工厂高温和高压下临氢用钢材》中抗氢腐蚀曲线(NeIson曲线)的要求选用材料。2)在CO2酸性水腐蚀部位，壳体一般选用不锈钢或不锈钢复合钢板，换热管选用不锈钢管。3)一般内构件的钢材使用温度范围可以按钢材抗氧化极限温度确定。4)与容器壳体直接相焊的内外构件材料应选用与壳体相焊部分同类的材料。5)根据当地的气象资料，最冷月平均温度-13.8℃，设备裙座选用16MnR，地脚螺栓材料选用16Mn。4.5.1.1主要静设备选材原则、结构特点等简要说明1)反应器反应器共有11台反应器。预加氢罐、加氢罐Ⅰ、加氢罐Ⅱ、粗脱硫罐、精脱硫罐、蒸汽转化炉、变换炉Ⅰ、变换炉Ⅱ。由于温度、压力高，介质中含氢，根据APIRP941-1997主体材料均选用抗氢钢15CrMoR。变换炉顶部设有入口分配器、催化剂床层支撑格栅、底部出口收集器。反应器内分别设有三个或二个催化剂床层。2)换热器该装置中换热设备共有11台，其中有4台换热器管程采用不锈钢，2台换热器管、壳程均采用不锈钢。a)转化气废锅该设备壳程介质为无腐蚀水、汽，操作压力3.9MPa(G)，饱和温度为250℃，按照GB150-1998，常规选材用16MnR；该设备管程换热管与管板焊接处是金属温度最高处，按传热数值计算，该处温度为321.699℃，管程介质为含氢气体，操作压力2.65MPa，氢分压为1.1MPa，按抗氢腐蚀曲线(NeIson曲线)查得碳钢的最高工作温度6000F（315.5℃），按材料的使用温度应比最高工作温度低40℃选材，碳钢不能满足需要；选用1.0Cr-0.5Mo材质，其最高工作温度可达482℃，考虑降低40℃使用，其可在442℃.91. 该工况下安全使用，所以换热管、管板选用15CrMo。该设备管箱有内衬，但考虑到任何耐火材料的使用后期均会有局部裂纹和掉块现象，为避免管箱的局部接触高温介质，选材仍按15CrMo考虑。转化气废锅采用卧式结构，转化汽包直接支撑于废锅上，有利于降低设备造价，便于安装与检修。管程入口处采用冷壁结构，内衬耐高温衬里，管板为柔性薄管板。b)其它换热设备此装置中的其它换热设备采用固定板或U形管、浮头式换热器、填料函管壳式换热器。具体选择主要根据温差大小而定，当管束与壳体间温差达到某一温度值时，设置膨胀节补偿热膨胀；温差很大时，选用U形管式换热器或浮头式换热器。其不同的选择各有优缺点，简述如下：固定板的优点是结构简单、紧凑、造价便宜和应用较广，缺点是管外不能进行机械清洗；而U形管式换热器管板的利用率差，管内清洗困难，拆换管子也不容易，要求通过管内的流体是清洁的，适用于温差变化很大，高温或高压的场合；浮头式换热器适用于管壁和壳壁温差大，管束空间经常清洗，但它的结构较复杂，加工制造的费用较高；填料函式一般用于换热器的管子数目很少，直径较小、压力较低的工况。当操作条件较苛刻，并考虑酸性水对设备的腐蚀情况时，换热器壳体采用碳钢，换热管采用不锈钢管；或者管壳程均采用不锈钢3)分离设备该装置中分离设备共有45台，其中吸附器32台，汽包1台，气液、水分离器2台，其余的为缓冲罐和混合罐。a)吸附器吸附器承受交变压力，应选择具有良好的塑韧及强度的材料，该设备采用分析设计，基于该设备特殊的工作特性，除了对容器结构进行优化外，还规定了比一般压力容器更严格的制造技术要求。包括材料的选用和检验；吸附剂装填孔连接螺柱必须经磁粉检测；对接接头100％射线及超声检测；对接焊缝内外表面应打磨至与母材齐平，不得留有焊缝余高；容器整体热处理等要求。封头为球封，设备必须整体热处理，采用的锻件为Ⅳ级。.91. b)汽包汽包为卧式椭圆封头，封头处设有快开人孔，内部设有过滤器、加药管等。4)储罐储罐共有一台气柜和一台二硫化碳储罐。在满足设计压力、设计温度、介质特性的前提下，依次选用碳钢、Q345R。5)超限设备该装置中烟囱采用钢制并加内衬的结构，现场分段制做。4.5.1.2转化炉转化炉为制氢装置的核心设备，转化炉结构形式主要有：顶烧箱式炉、侧烧箱式炉、阶梯炉和底烧箱式炉等，但目前广泛应用的炉型只有顶烧箱式和侧烧箱式两种，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十分重要的。大型的转化炉可以采用顶烧箱式炉，也可采用侧烧箱式炉，这两种转化炉型在大型化制氢上都有非常成功的工业应用经验，采用哪种炉型都能保证装置长周期正常运行。但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，操作和控制比较麻烦。顶烧箱式炉因其烧嘴少，结构紧凑，在大型转化制氢装置上应用更多。在燃料种类的适应性方面，侧烧箱式炉只局限于使用燃料气及气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П形横卧于地的顶烧箱式炉结构。表4-4非标设备一览表序号设备名称规格单位数量材质.91. 1原料气缓冲罐立式外形尺寸：φ3000V全＝100m3台1碳钢2粗脱萘器立式外形尺寸：φ4200V全＝162m3V装＝72m3台5碳钢3废液槽立式外形尺寸：φ3000V全＝20m3台2碳钢4废液冷却器卧式外形尺寸：φ600换热管L=4500换热面积：87.63m2换热管规格：φ25x2.5数量：247根台1碳钢5污水冷却器卧式外形尺寸：φ600换热管L=4500换热面积：87.63m2换热管规格：φ25x2.5数量：247根台1碳钢6洗涤塔立式外形尺寸：φ1200V全＝6m3台1碳钢7除油器立式外形尺寸：φ1600V全＝6m3台2碳钢8精脱萘器立式外形尺寸：φ3400V全＝96m3V装＝65m3台4碳钢9精脱萘加热器立式外形尺寸：φ800换热管L=4500换热面积：170m2换热管规格：φ25x2.5数量：469根台1碳钢10再生气冷却器卧式外形尺寸：φ800换热管L=4500换热面积：170m2换热管规格：φ25x2.5数量：469根台1碳钢11除臭器立式外形尺寸：φ1600V装＝6m3台1碳钢12除油器立式外形尺寸：φ3000V装＝58m3台1碳钢13螺旋轨湿式气柜立式外形尺寸：φ28500H=31000V全＝15000m3台1碳钢14吸附器I立式外形尺寸：φ2400V装＝26m3台12碳钢15解吸气缓冲罐I立式外形尺寸：φ3000V全＝100m3台1碳钢16吸附器II立式外形尺寸：φ2600V装＝48m3台10碳钢17半产品缓冲罐立式外形尺寸：φ3200V全＝100m3台1碳钢18半产品混合罐立式外形尺寸：φ2600V全＝50m3台1碳钢19解吸气缓冲罐II立式外形尺寸：φ3400V全＝150m3台1碳钢20解吸气混合罐II立式外形尺寸：φ3400台1碳钢.91. V全＝150m321真空泵后冷却器卧式外形尺寸：φ800换热管L=4500换热面积：170m2换热管规格：φ25x2.5数量：469根台1碳钢22脱氧器立式外形尺寸：φ1600V装＝7.5m3台1碳钢23脱氧冷却器卧式外形尺寸：φ800换热管L=4500换热面积：170m2换热管规格：φ25x2.5数量：469根台2碳钢24吸附器III立式外形尺寸：φ2600V装＝45m3台10碳钢25顺放缓冲罐立式外形尺寸：φ2800V全＝60m3台2碳钢26解吸气缓冲罐III立式外形尺寸：φ3400V全＝150m3台1碳钢27解吸气混合罐III立式外形尺寸：φ3400V全＝150m3台3碳钢28浓缩气出口缓冲罐立式椭圆封头φ1400，V=5.6m3台1Q345R29浓缩气回流冷却器固定管板换热器，DN700，F=104m2换热管：φ19×2，n=607，l=3000mm台1Q345R30预加氢罐立式椭圆封头Φ1200x4610(有效尺寸),催化剂填料装填容积V0=4.7m3(单塔)台2Q345R,15CrMoIII31加氢罐Ⅰ立式椭圆封头Φ1800x5510(有效尺寸),催化剂填料装填容积V0=14m3台1Q345R,15CrMoIII32加氢罐Ⅱ立式椭圆封头Φ1400x4430(有效尺寸),催化剂填料装填容积V0=7m3台1Q345R,15CrMoIII33粗脱硫罐立式椭圆封头Φ2000x6370(有效尺寸),催化剂填料装填容积V0=20m3（单塔）台2Q345R34精脱硫罐立式椭圆封头Φ2000x6370(有效尺寸),催化剂填料装填容积V0=20m3（单塔）台2Q345R35二硫化碳罐卧式椭圆封头Φ1016x2070,V全=1.48m3台1Q345R36蒸汽转化炉辐射段：长×宽×高=9000×14000×20000对流段：长×宽×高=15000×4000×10000转化管：φ127×12，管长12.484mn=80烧嘴:顶烧51个，辅烧4个,转化催化剂8.0m3套1组合件ZG40Cr25Ni35Nb37汽水分离器立式椭圆封头，φ1200x3900mm，H0=5330mm,V＝4.91m3台1Q345R.91. 38烟气汽包DN1200，L~4555，V=4.46m3台1Q345R39气液分离器立式椭圆封头，φ1400x3950mm，H0=5285mmV＝6.88m3台132140变换炉ⅠDN1400，变换催化剂装填高度3300m装填量5.0m3台115CrMoR15CrMoⅢ41变换炉ⅡDN2400，变换催化剂装填高度3300m装填量15.0m3台115CrMoR15CrMoⅢ42中压锅炉给水加热器固定管板换热器，DN700，F=104m2换热管：φ19×2，n=607，l=3000mm台1S32168Q235-B43脱盐水预热器固定管板换热器，DN700，F=104m2换热管：φ19×2，n=607，l=3000mm台1S32168Q235-B44水冷器固定管板换热器，DN900，F=174.7m2换热管：φ19×2，n=1009，l=3000mm台1S32168Q235-B45烟囱DN2000，H=30000台1Q235-B合计90表4-5动力设备及定型设备一览表序号设备名称规格单位数量材质1原料气联合压缩机气量：~25000/28420Nm3/h吸气压力：0.003MPa(G)排气压力：四级2.6MPa（G）吸气温度：40℃电机功率：4800kW台2组合件2原料气压缩机气量：~25000Nm3/h吸气压力：0.003MPa(G)排气压力：0.8MPa（G）吸气温度：40℃电机功率：2900kW台1组合件3污水泵离心泵流量：15m3/h扬程：53.2m电机功率：11kW台2组合件4真空泵I抽气速率：2400L/S电机功率：200kW型号：WLW-2400台3组合件5真空泵II抽气速率：2400L/S电机功率：200kW型号：WLW-2400台5组合件6脱萘电加热器立式电功率N=340kW台1碳钢7吊车起重量32吨台18吊车起重量5吨台19浓缩气压缩机气量10000Nm3/h，吸气压力0.02MPa（G），排气压力3.2MPa（G），台2组合件.91. 电机功率：1900kW，防爆电机dⅡCT4，防护等级IP5410除氧器Q=35m3/h；水箱容积V=20m3台1碳钢11中压汽包给水泵多级泵；Q=46m3/h；H=450m；N=110kW防护等级：IP54型号：DG46/84-50x10台2组合件12磷酸盐加药装置磷酸盐溶液罐3.5m3,加药泵扬程：10.0MPa加药泵出口流量：90l/h,电机功率3kW台2组合件13氨水加药装置氨溶液罐1.5m3,加药泵扬程：1.0MPa加药泵出口流量：45l/h,电机功率3kW台2组合件14引风机进气量：1662kmol/h；进气压力：-2.5Kpa；风机全压:≥3Kpa，型号：Y4-68/11.2D电机功率75kW；型号：Y280S-4套2组合件15空气鼓风机进气量：1430kmol/h；进气压力：环境压力；风机全压:≥3KPa，型号：G4-68.10D电机功率55kW；型号：Y250M-4套2组合件16转化气废锅卧式，中心管式,F=129.6m2套1组合件转化汽包与转化气废锅组合为整体17空冷器GP6×3/3–BF22/6-GJP6×3/3风机数量共6台；型号：G-BF22L4-VS11电机共6台，单台电机功率N=11kW；型号：YB160M-4台1组合件合计364.6标准化本项目在设计、设备制造、安装、施工验收中拟采用如下规定：4.6.1工艺规范《化工工厂初步设计文件内容深度规定》(HG/T20688-2000)《化工工艺设计施工图内容和深度统一规定》(HG/T20519-2009)《化工装置设备布置设计规定》(HG/T20546-2009)《化工装置管道布置设计规定》(HG/T20549-1998)《化工装置管道材料设计规定》(HG/T20646-1999)《化工企业安全卫生设计规定》(HG20571-1995)《钢制管法兰、垫片、紧固件》（HG20592～20635-2009）4.6.2设备设计、安装、施工验收规范固定式压力容器安全技术监察规程TSGR0004-2009.91. 《钢制压力容器》及修改单（GB150-1998）《管壳式换热器》及修改单（GB151-1999）《钢制化工容器设计基础规定》等五项规定（HG20580~20584-1998）《塔器设计技术规定》（HG20652-1998）《钢制焊接常压容器》（JB/T4735-1997）《钢制压力容器焊接规程》（JB/T4709-2000）《承压设备无损检测》（JB/T4730.1~4730.6-2005）《压力容器法兰》（JB/T4700～4707-2000）《容器支座》1、鞍式支座2、腿式支座3、耳式支座4、支承式支座（JB/T4712.1~4-2007）4.6.3工业炉设计规范《化工工厂工业炉设计施工图内容深度统一规定》（HG21536-92）《化学工业管式炉传热计算设计规定》（HG/T20525-2006）《化学工业炉结构设计规定》（HG/T20541-2006）《化学工业炉燃烧器及噪声控制设计规定》（HG/T20669-1988）4.6.4自控设计规范《自控专业施工图设计内容深度规定》（HG20506-92）《过程测量和控制仪表的功能标志及图形符号》（HG/T20505-2000）《自动化仪表选型设计规定》（HG/T20507-2000）《控制室设计规定》（HG/T20508-2000）《仪表供电设计规定》（HG/T20509-2000）《仪表供气设计规定》（HG/T20510-2000）《信号报警、安全联锁系统设计规定》（HG/T20511-2000）《仪表配管配线设计规定》（HG/T20512-2000）《仪表系统接地设计规定》（HG/T20513-2000）《仪表及管线伴热和绝热保温设计规定》（HG/T20514-2000）《仪表隔离和吹洗设计规定》（HG/T20515-2000）.91. 《自动分析器室设计规定》（HG/T20516-2000）《自动设计常用名词术语》（HG/T20699-2000）4.6.5电气设计规范《建筑照明设计标准》GB50034-2004《建筑物防雷设计规范》GB50057-2010《低压配电设计规范》GB50054-95《电力工程电缆设计规范》GB50217-2007《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92《通用用电设备配电设计规范》GB50055-93《供配电系统设计规范》GB50052-2009《通用用电设备配电设计规范》GB50055-934.6.6消防专业设计规范《建筑设计防火规范》GB50016-2006《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-1998《建筑物防雷设计规范》GB50057-2010《石油化工企业设计防火规范》GB50160-2008《水喷雾灭火系统设计规范》GB50219-95《干粉灭火系统设计规范》GB50347-2004《固定消防炮灭火系统设计规范》GB50338-2003《自动喷水灭火系统施工及验收规范》GB50261-2005《火灾自动报警系统施工及验收规范》GB50166-20074.6.7环境保护《化工建设项目环境保护设计规范》GB50483-2009《化工废渣填埋场设计规定》HG20504-92《化工建设项目噪声控制设计规定》HG20503-92《石油化工企业环境保护设计规范》SH3024-954.6.8工业安全卫生《化工企业安全卫生设计规定》HG20571-95《石油化工企业职业安全卫生设计规范》SH3047-93《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB50493-.91. 2009《石油化工有毒、可燃介质管道工程施工及验收规范》SH3501-2002.91. 5原料及辅助材料供应5.1原料的规格5.1.1原料气（焦炉煤气）组成：表5-1原料气（焦炉煤气）组成组份H2O2N2CH4COCO2CnHm合计V%54.000.502.5026.008.003.003.0097.0修正值V%55.670.522.5826.808.253.093.09100.00表5-2杂质组成成份H2S萘焦油B.T.X有机硫NH3含量mg/Nm3≤20≤100≤50≤2000≤250≤50原料气流量：50000Nm3/h原料气压力：10kPa(G)原料气温度：～30℃5.2公用工程规格及其消耗本项目所需公用工程除氮气外全部新建，以满足本项目所需。（1）电电压：10kV±7%；380V±5%频率：50+0.5/-1.5Hz（2）仪表空气压力：0.4~0.5MPa(G)温度：<40℃露点：-40(ATM)(最大)无油无尘（3）氮气压力：20KPa温度：<40℃无油无尘露点-40℃N2≥99.5%.91. （4）循环水压力：≥0.40MPa(g)温度：≤32℃pH值：6.0～9.0总硬度：400mg/L钙镁离子：200mg/L悬浮物：15mg/L（5）脱盐水电导率≤0.5μs/cm、Cl-≤2.5ppm、SiO2≤20μg/L、总硬度≤3.0μmol/L、铁≤50μg/L、铜≤10μg/L。压力：0.50MPa温度：20℃本项目公用工程消耗见表5-3所示。表5-3公用工程消耗一览表名称规格单位数量备注电220V、50HZkWh/h22.5照明和仪表用电380V、50HZkWh/h2257动力设备用电10kVkWh/h9670动力设备用电仪表空气P=0.4～0.5MPadp－40℃Nm3/h240仪表及程控阀用软水0.5MPa，20℃t/h31.8转化、变换用氮气Pá0.4MPa99.5%O2≤0.5%Nm3/h4000开车初置换用数小时7000补充氮气循环水P=0.4～0.5MPa≤30℃t/h2350冷却器和动力设备用水新鲜水t/h50循环水和脱盐水补水5.3辅助材料及性能指标本装置所需辅助材料见表5-4所示。表5-4辅助材料及性能指标表序号名称规格单位消耗备注1转化催化剂t8.0正常操作条件下3年2变换催化剂t25.2正常操作条件下3年3铁钼预加氢催化剂t23.4正常操作条件下0.6~1年4铁钼加氢催化剂t23.4正常操作条件下2年5镍钼加氢催化剂t7.0正常操作条件下2年.91. 6氧化锌脱硫剂t48正常操作条件下0.6年（单塔）7中温氧化锌脱硫剂t48正常操作条件下1年（单塔）8ф20t83.40正常操作条件下1年9ф50t47.20正常操作条件下1年10CNA-201t111.1正常操作条件下1年11CNA-228t244.65正常操作条件下1年12CNA-210t394.2正常操作条件下15年13CNA-193Bt223.5正常操作条件下15年14CNA-318t7.2正常操作条件下1年15CNA-324t230.1正常操作条件下3年16CNA-421t50.42正常操作条件下15年17CNA-561t4.53正常操作条件下3年18CNA-656t7.33正常操作条件下15年.91. 6建厂条件和厂址方案6.1建厂条件6.1.1厂址的地理位置内蒙古庆华50KNm3/h焦炉气净化、转化、PSA制氢厂址位于内蒙古阿拉善乌斯太经济开发区东南，该开发区地处内蒙古自治区西南部，坐落在距乌海市乌达区境内南7Km处。6.1.2工程地质概况拟选厂地区域地貌形态主要受构造与岩性控制，西北基岩山为贺兰山北段的中低山区，属侵蚀构造地形与构造剥蚀地形，东部山区为刚德尔山和桌子山，上述各山之间构成南北向长条山间谷地，拟选厂址位于其中地表形态以半固定风积沙丘为主，地形起伏较大，呈垄状。6.1.3水文地质概况黄河是流经开发区以东的唯一地表水。流经该地区的黄河河段，河床固定，水势平稳，水面坡降2.6～2.8/10000之间，流程约75.5km，年平均流量1018m3/s，年平均径流量32l×108m3。该区地下水资源预测潜水固定储量达18.675×108m3。厂区内，地下水位低，流量中等，地下水位一般为70m－100m。该区地下水的补给，除接受本区大气降水和来自山前冲洪积扇倾斜平原区地下水侧向径流补给外，主要是受黄河侧渗的补给，该区地下水的排泄主要是人工开采，其次是地下径流。由于黄河水是该区地下水的主要补给源，因此黄河水的水质，对该区地下水水质产生一定的影响。6.1.4交通运输概况厂地东边紧挨包兰铁路和110国道，乌海至吉兰泰铁路支线从厂区西北角穿过，新乌海到巴彦浩特公路沿厂区东南穿过并与110国道交汇，厂区东边为庆华集团物流中心，因此，厂地交通条件十分有利。6.1.5气象条件.91. 阿拉善经济开发区地处我国西北内陆，位于乌兰布和沙漠的南端、该地区干旱少雨、蒸发强烈、冬季寒冷而漫长、夏季炎热而短暂、属典型的大陆性季风气候，气候特征值统计如下：多年平均气温：8.6℃极端最高气温：38.47℃极端最低气温：-25.8℃年平均气压：892.7hPa年平均降雨量：174.5mm年平均蒸发量：3038.mm年相对温度：50%年主导风向：冬季为西北风、春夏秋为东南风风向頩率：静风最高风载负荷：70kg/m2超载负荷系数：11.3本地区终霜期约为4月初霜期为10月最大积雪深度：15cm冰冻期平均在10月下旬冻土深度为：1.63m6.1.6项目所在地规划乌斯太开发区总体布局的思路是将人工环境与自然环境相融合，同时充分考虑到发展的弹性空间，在规划中充分结合地形条件，采取组团布局，增强布局的弹性。在此总体布局思路指导下的开发区总体空间格局是西山东河、一区两片，即围绕林荫路南北轴线，由乌巴公路和乌吉铁路将开发区分为北部工业区和南部生活区两部分。开发区西倚贺兰山、东临黄河。在生活区内部通过绿地和水系又可分隔为西北居住、中部居住和南部工业三个组团。在工业区内部形成高载能、盐化工、煤化工、建材、电力、物流、综合服务等七个小片区。.91. 按照《城市用地分类与规划建设用地标准》，确定人均生活区建设用地近、远期分别为118平方米和90平方米。考虑到发展第三产业和改善人居环境的要求，开发区用地中公共服务设施用地和绿地比例相对较高。工业区用地不计入生活区城市建设用地平衡。规划近期生活区建设用地3.54平方公里，工业区近期建设用地13.01平方公里；规划远期生活区建设用地9.05平方公里，工业区远期建设用地20平方公里。根据总体规划用地范围内的各类用地情况分析，远景生活区建设用地宜控制在18.43平方公里左右（包括南工业组团）。6.2厂址方案整个制氢装置占地面积为50131m2。除主要生产装置外，公用工程全部新建。本项目厂址位于内蒙古阿拉善乌斯太经济开发区东南，该开发区地处内蒙古自治区西南部，坐落在距乌海市乌达区境内南7km处。该厂址方案的优点在于：①靠近原料气供应管线，能节省管线投资；②工厂距公路和铁路专用线较近，交通运输条件良好；③充分依托开发区内现有的辅助设施和生活福利设施，既节省投资，又节约时间。.91. 7公用工程和辅助设施方案7.1总图运输7.1.1总平面布置7.1.1.1总平面布置原则及方案⑴总平面布置原则①根据工艺流程特点、装置防火和防爆特性、工业卫生、厂内外运输等要求，按功能分区布置；②生产装置露天化、联合集中布置，力求总平面布置紧凑合理，以节约用地。⑵总平面布置方案根据总平面布置原则，结合场地条件，根据建设现场实际情况将界区内所有设备进行布置。7.1.1.2竖向设计⑴竖向设计原则①满足生产、运输、装卸对高程的要求，并为其创造良好条件；②场地标高的确定应与开发区内现状相协调；③结合地形，因地制宜，减少土方工程量。⑵竖向设计方式由于新建制氢装置布置在开发区内，所以新建装置区场地标高应与开发区内场地标高相协调，便于新建装置区与开发区已有道路及辅助设施的衔接，故采用平坡式布置。总平面布置的主要技术经济指标见表7-1。表7-1总图主要技术经济指标表序号指标名称单位数量备注1装置占地面积平方米501312建构筑物占地面积平方米16969.53道路及广场占地面积平方米105034管线及管架占地面积平方米60005建筑系数%33.96利用系数平方米66.87厂区绿地率%15.91. 7.1.2工厂运输7.1.2.1全厂运输量本项目年运输量：气体9.00×108Nm3/a、3173.26固体t/次。其中运进：气体4×108Nm3/a、固体1586.63t/次；运出：气体5.0×108Nm3/a、固体1586.63t/次。详见货物运量表7-2。表7-2货物运输量序号货物名称运进运出货物形态包装方式运输方式备注1原料焦炉气4×108Nm3/a气管道2吸附剂1586.63t/次1586.63t/次固桶装或罐装火车、汽车3产品氢气3.2×108Nm3/a气管道4副产解吸气1.8×108Nm3/a气管道合计气体：9.0×108Nm3/a固体：3173.26t/次7.1.2.2运输方案本项目进入界区的原材料主要为来自焦化系统的焦炉煤气，产品氢气主要用作内蒙古庆华集团有限公司后工序50万吨/年焦油加氢项目，副产制氢混合解吸气则可送公司后续工段燃料系统作燃料。因此，所有这些原料和产品气均采用管道输送方式运输。本项目所需的催化剂和吸附剂则采用铁路和公路运输的方式进行输送。7.2给排水7.2.1工厂给水本项目约需一次水50m3/h（循环水、脱盐水补水等），本工程新鲜水利用现有的源井，不足部分从自来水公司购买。7.2.2循环水循环水系统主要向本装置冷却器和动力设备提供循环冷却水。循环给水水温32℃，循环回水水温40℃，循环水浓缩倍率≥3。循环水系统包括冷却塔、吸水池、循环水泵、旁滤器、加药装置、加氯装置、智能化监测换热器、管道等。本项目约需循环水2350m3/h，由新建循环水装置提供。.91. 7.2.3消防给水系统为了满足本装置低压、高压消防用水要求，本装置特设立消防水站，内设消防水池及消防泵房。本装置为甲类火灾危险区，根据《石油化工企业设计防水规范》的有关规定，一次消防用水量为300l/s，采用水泵加压供给，供水压力0.3-0.9MPa。7.2.4工厂排水7.2.2.1排水系统方案根据清污分流的原则，排水系统分为：生活污水排水系统，生产污水排水系统以及雨水、生产净下水排水系统。本项目排水系统由内蒙古庆华集团有限公司统一考虑。7.3供电7.3.1设计范围本工程电气设计包括制氢装置界区内的动力、照明、防雷和接地。7.3.2供电方案内蒙古庆华集团有限公司的电源为双电源，电源电压为35KV，一路引自距本厂5Km的乌斯太220KV变电站，另一路引自距本厂5Km的宁夏乌斯太110KV变电站。本装置所需电源引自公司现有35KV变压站。7.3.3用电负荷及负荷等级本工程用电负荷主要为二级负荷。经计算，本装置年耗电量为9560万kWh。7.4电讯系统7.4.1行政电话系统本工程充分利用内蒙古庆华集团有限公司现有通讯线路及通讯设施。7.4.2火灾报警系统.91. 本工程设置一套火灾报警系统。火灾报警控制盘设在控制室；在控制室等地方设置温感、烟感探测器，并在装置区内设置手动报警按纽。7.5仪表空气本制氢装置所需仪表空气240Nm3/h，由本项目新建600Nm3/h空压装置提供。仪表空气规格如下:压力：0.4~0.5MPa(G)温度：<40℃露点：-40(ATM)(最大)无油无尘7.6供热7.6.1本装置所用蒸汽为装置自产，多余蒸汽送工厂蒸汽管网。蒸汽负荷见下表：表7-3蒸汽负荷表序号装置或主项名称蒸汽等级产生量及消耗量(t/h)备注一装置内产生蒸汽产生量(t/h)1转化气废锅3.9MPa30.3二装置内消耗蒸汽消耗量(t/h)1转化系统3.9MPa20.62再生加热器1.1MPa1.00.2MPa0.83采暖0.3MPa0.4三富余量0.6MPa7.5外送7.6.2本装置所用脱盐水由新建240t/h脱盐水装置提供，脱盐水负荷见下表：表7-4脱盐水负荷表序号装置或主项名称规格需要量(t/h)备注1脱盐水预热器0.5MPa，20℃31.87.6.3本装置中转化炉所用燃料为本装置副产的燃料气。表7-5燃料消耗表序号燃料名称小时耗量(Nm3/h)备注.91. 1燃料气65007.7贮运设施原料气、产品氢气以及副产燃料气、混合解吸气等均利用管道进行输送。7.8土建工程7.8.1土建工程方案选择及设计原则7.8.1.1设计原则a）严格执行规范、规程、标准及规定。b）结构布置经济合理、并满足建筑物使用功能要求，保证建筑物具有足够的强度、刚度、耐久性及稳定性。c）在满足工艺生产要求的原则下、方便操作、为施工安装、维修提供便利条件，充分考虑化工生产的特点，满足防火、防爆、防腐蚀、工业卫生、消防安全等要求。d）严格贯彻适用、经济、美观、大方、安全可靠、技术先进、经济合理的原则。7.8.1.2建筑结构方案选择结构的设计使用年限为50年，考虑满足工艺要求及当地习惯，大多数建筑采用钢结构框架及天然地基基础，设计基础大部分也采用天然地基，个别特重特高的设备基础采用桩基，结构形式详见建构筑物一览表。7.8.2建、构筑物一览表表7-6新增建、构筑物一览表序号建构筑物名称生产类别耐火等级层数结构特征建设面积（m2）备注1压缩厂房甲二1框架96×242焦炉气预处理甲二框架75×253气柜甲二钢筋混凝土6424转化系统甲二框架85×285PSA区甲二框架90×306真空泵房甲二1框架54×12.91. 7综合楼丁二2钢筋混凝土49.5×198循环消防水站丁二框架59×409脱盐水站丁二框架36×6010事故水池甲二1钢筋混凝土32×307.9暖通7.9.1设计采用的标准和规范采暖通风与空气调节设计规范（GB50019-2003）。7.9.2设计范围DCS操作室、会议室、办公室、压缩机房、泵房操作室等的空气调节设计。7.9.3气象资料多年平均气温：8.6℃极端最高气温：38.47℃极端最低气温：-25.8℃年平均气压：892.7hpa年平均降雨量：174.5mm年平均蒸发量：3038.mm年相对温度：50%年主导风向：冬季为西北风、春夏秋为东南风风向頩率：静风最高风载负荷：70Kg/m2超载负荷系数：11.3本地区终霜期约为4月初霜期为10月最大积雪深度：15cm冰冻期平均在10月下旬冻土深度为：1.63m7.9.4室内设计参数1）冬季采暖设计温度：控制室：20℃办公室、值班室：18℃.91. 化验室：18℃更衣室（非淋浴用）：20℃卫生间：12℃车间防冻：5~10℃2）夏季空调设计温度：控制室：24~28℃3）通风换气次数：配电室等：8~10次/h7.9.5设计方案1）采暖本工程采暖拟采用散热器采暖的形式，散热器选用钢管柱型散热器，在潮湿或有腐蚀性气体的房间考虑选用铸铁散热器。2）通风建筑物内的通风尽量利用自然通风，当自然通风不能满足通风要求时，考虑采用机械通风。机械通风设备拟采用轴流风机或屋顶风机；轴流风机设置在房间外墙上，屋顶风机设置在建筑物屋面楼板上。3）空调为满足夏季人体的舒适性需求和设备的散热需要，在控制室、机柜间和有空调要求的办公室设置空调。7.10辅助生产设施7.10.1维修设施工厂维修按小修设置，中大修依托社会。该地区机械加工、各种加工制造工业发达，技术力量雄厚，可充分合理利用当地社会资源，为本项目提供中大修保障。7.10.2仓库及堆场本项目不设仓库及堆场。7.10.3中心化验室7.10.3.1概述本装置系以焦炉煤气为原料，经PSA脱碳、PSA.91. 浓缩甲烷，浓缩后的甲烷通过蒸汽转化、再通过PSA提氢的工艺技术，制得纯度较高的产品氢气。本分析化验的主要目的，系为本装置原料焦炉煤气、烟道气、解吸气、产品氢气及汽包炉水、汽包给水、锅炉给水、汽包排污水等的工艺操作过程及时准确地提供分析数据，以指导本装置生产的顺利进行，确保生产出合格的产品。本项目的分析化验依托公司现有设施。.91. 8节能8.1概况推行清洁生产，实施可持续发展战略，是我国经济建设应遵循的根本方针。也是工业污染防治的基本原则和根本任务。清洁生产的实质就是在生产发展的过程中，坚持采用新工艺、新技术，通过生产全过程的控制和资源、能源的合理配置，最大限度地把原料转化为产品，把污染消灭在生产过程中，从而达到节能、降耗、减污、增效的目的，实现经济建设与环境保护的协调发展。遵照上述清洁生产的原则，本装置从技术路线的选择，工艺流程的确定和设备选型等方面都把节能降耗放在重要的位置上，实施各种节能技术措施，降低吨产品消耗。8.2节能技术分析本装置运行，动力能源消耗量如表8-1所示。表8-1装置能耗综合能耗表序号能耗项目名称单位小时消耗折算当量系数折合能耗（GJ/h）比例（%）1电kWh11949.53.6MJ/度43.0287.982新鲜水t502.51MJ/吨0.130.273副产蒸汽t7.53763MJ/吨-28.22合计14.93100由表8-1可知，本装置每小时综合能耗仅14.93GJ。以本装置全年操作时间8000小时计，则装置全年总的综合能耗为1.194×105GJ。由表8-1可以看出，电和循环水分别占总能耗的99.70%和0.30%，今后节能降耗应主要从节约电耗和水耗两方面着手。8.3主要节能措施本项目节能技术应用与节能措施如下：8.3.1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（830~850℃），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（3.2.91. ），进一步降低转化炉的燃料消耗。8.3.2优化换热流程，合理利用余热能位，提高有效能效率。（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副产3.9MPa中压蒸汽。所产蒸汽一部分作为工艺用汽，多余部分减压后外输至蒸汽管网。（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。（3）利用烟道气中、低温低位余热预热燃烧空气，以降低转化炉的燃料用量。（4）提高燃烧空气预热到250℃，降低了转化炉的燃料用量。（5）在维持合理传热温差的前提下，降低排烟温度，提高转化炉的热效率，以降低燃料消耗。8.3.3换热流程采用冷热介质全逆流换热，加深换热深度，提高热效率。8.3.4设置变换单元，提高原料气利用率，使得原料气消耗低。8.3.5利用变压吸附解吸气做为转化炉的燃料，减少原料气的消耗。8.3.6在转化炉对流段设置板式空气预热器，充分利用烟道气热能，减少燃料消耗。8.3.7设置空冷器冷却转化气，大大减少了冷却水的用量。8.3.8节水工艺设备的应用（1）生产冷却水采用循环水，并提高循环冷却水系统的浓缩倍数，减少循环水排污，节约大量的新鲜水。（2）实现清洁生产，减少污水排放量。（3）排水严格执行清污分流，并分别进行处理，高浓度污水经三级处理达标后直接排放，低浓度污水经三级处理达标后再经深度处理后回用。.91. 9环境保护9.1建设地址环境质量现状大气环境现状：环境空气质量现状评价数据，现状监测、TSP、SO2、非甲烷总烃日值及小时浓度值均未出现超标现象，说明该地TSP、SO2、非甲烷总烃的环境容量较大。日平均浓度值均超出《环境空气质量标准》（GB3095-1996)中二级日均标准值，TSP的最大超标倍数为3.62，经向当地监测部门了解，这种严重超标的情况是由监测期间在当地出现大风及沙尘暴的恶劣天气引起的。地下水：水中的氯化物、硫酸盐、氟化物、高猛酸盐指数均超出《地表水环境质量标准》（GB/T14848-1933)中的Ⅲ类标准：其余监测项目均符合《地表水环境质量标准》（GB/T14848-1933)中的Ⅲ类标准。氟化物、氯化物和硫酸盐超标，与该地区的地质化学构成有关。高锰酸钾指数超标的主要原因是由于乌斯太的地下水中的高锰酸盐指数和溶解性固体含量本身就比较高。外环境：项目所在地及其周围的生态环境较弱，生物物种多样性单一，只有一些荒漠化干旱型的低矮灌木，荒漠草原植被稀疏，植被总盖度为20-30%，主要为荒漠草原植物和沙生植物。从厂址所在区域植被与植物资源现状来看，植被类型相对单一，植物资源贫乏，自然植被覆盖度较低具有明显的荒漠化草原的特征。9.2环境保护执行的相关法律法规依据9.2.1国家法律依据(1)中华人民共和国主席令第22号《中华人民共和国环境保护法》（1989年12月26日）；(2)中华人民共和国主席令第72号《中华人民共和国清洁生产促进法》（2003年01月01日）；(3)中华人民共和国主席令第77号《中华人民共和国环境影响评价法》（2003年9月1日）；(4)《中华人民共和国大气污染防治法》（2000年9月01日）；.91. (5)《中华人民共和国水污染防治法》（2008年6月01日）；(6)《中华人民共和国环境噪声防治法》（1997年03月01日）；(7)《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》（2005年04月01日）。9.2.2其他环保法规、相应规程等(1)国务院国发[1996]31号“国务院关于环境保护若干问题的决定”（1996年8月2日）；(2)中华人民共和国国务院令第253号《建设项目环境保护管理条例》（1998年11月29日）；(3)国家环境保护总局《关于执行建设项目环境影响评价制度有关问题的通知》（1999年4月21日）；(4)国家环境保护总局环发[2001]19号《关于进一步加强建设项目环境保护管理工作的通知》；(5)国家环境保护总局令14号《建设项目环境保护分类管理名录》（2003年1月1日）；(6)国经贸资源[2000]1015号文《关于加强工业节水工作的意见》；(7)国家发改委[2005]第40号令《产业结构调整指导目录（2005年本）》；(8)《国务院关于落实科学发展观加强环境保护的决定》（国发[2005]39号）；(9)《关于加强环境影响评价管理防范环境风险的通知》（国家环保总局环发[2005]152号）；(10)《关于检查化工石化等新建项目环境风险的通知》（环办[2006]4号）；(11)《关于加强环保审批从严控制新开工项目的通知》（环办函[2006]394号）；(12)中华人民共和国国务院令第344号《危险化学品安全管理条例》（2002年3月15日）；(13)《重大危险源辩识》（GB18218-2009）；.91. (14)《国家危险废物名录》（1998年1月4日）；(15)国家环境保护总局令第27号《废弃危险化学品污染环境防治办法》（2005年8月18日）。9.2.3采用的环保标准9.2.3.1环境质量标准(1)《环境空气质量标准》（GB3095-1996）；(2)《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）；(3)《地下水环境质量标准》（GB/T14848-93）；(4)《声环境质量标准》（GB3096-2008）。9.2.3.2污染物排放标准(1)《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）；(2)《污水综合排放标准》（GB8978-1996）；(3)《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）。9.3拟建项目主要污染源及污染物9.3.1废气本项目经焦炉煤气净化、转化、变换后，再通过PSA提氢的工艺技术，制得纯度较高的产品氢气。产品氢气主要用作内蒙古庆华集团有限公司后工序50万吨/年焦油加氢项目，副产制氢混合解吸气则可送公司后续工段燃料系统作燃料。本装置废气具体的排放情况详见表9-1。9.3.2废水本项目废水主要来源于原料气联合压缩机和原料气压缩机排液，主要含有H2S、COS等硫化物、萘、焦油等高沸点物质，送公司现污水系统进行集中处理。具体的排放情况详见表9-1。9.3.3废渣本项目的废渣是更换下来的各种废催化剂和废吸附剂，主要Fe、Al、Cu、Zn以及活性炭等含碳物质。具体的废渣排放情况详见表9-1。9.3.4噪声.91. 本项目的噪声主要来自压缩机、真空泵、程控阀等运行时产生的机泵噪声。具体的噪声排放情况详见表9-1。表9-1污染物排放情况表序号名称排放点组成排放方式排放量备注一废气Nm3/h1转化炉的烟道气转化炉H2O：16.71%，N2：67.75%，O2：2.44%，CO2：13.11%连续3791840m烟囱高空排放2系统试压及置换排放气体本制氢装置N2、空气临时≤1000就地高空排放3安全阀及其他临时排放气体安全阀等原料气、氢气、解吸气等临时≤50000送厂方火炬管网4解吸气PSA提氢装置H2：23.87%，N2：4.41%，CH4：30.04%，CO：11.49%，CO2：24.10%,O2：0.16%，CnHm：5.33%,H2O：0.60%连续22508送厂方燃料气管网一废液kg/h1原料气联合压缩机排废液原料气联合压缩机H2S、COS、苯、萘、焦油等高沸点杂质间歇≤100送工厂污水系统进行集中处理2原料气压缩机排废液原料气压缩机H2S、COS、苯、萘、焦油等高沸点杂质间歇≤100送工厂污水系统进行集中处理3装置检修废水本制氢装置含油污水间歇≤5000送工厂污水系统进行集中处理4污水PSA系统萘、焦油等高沸点杂质连续1500送工厂污水系统进行集中处理二废渣t/次1粗脱萘器用废吸附剂吸附塔耐火球、焦炭、活性炭1年一次255.82有资质厂家回收2精脱萘器用废吸附剂吸附塔耐火球、焦炭、活性炭1年一次165.43有资质厂家回收3除油器用废吸附剂吸附塔焦炭、活性炭1年一次61.8有资质厂家回收4除臭器用废吸附剂吸附塔活性炭1~2年一次3.3有资质厂家回收.91. 5洗涤塔用废吸附剂吸附塔鲍尔环15年一次7.2有资质厂家回收6吸附器I用废吸附剂吸附塔氧化铝、硅胶3年一次250.64有资质厂家回收7吸附器II用废吸附剂吸附塔氧化铝、活性炭15年一次323.03有资质厂家回收8吸附器III用废吸附剂吸附塔氧化铝、活性炭、分子筛15年一次330.23有资质厂家回收9脱氧剂吸附塔氧化铝、钯催化剂3年一次6.18有资质厂家回收10转化催化剂转化炉NiOAl2O33年一次8.0有资质厂家回收11变换催化剂变换炉活性组份为Fe2O33年一次17.5有资质厂家回收12铁钼预加氢催化剂预加氢罐Fe2O3，MoO等0.6~1年一次23.4有资质厂家回收13铁钼加氢催化剂加氢罐ⅠFe2O3，MoO等2年一次23.4有资质厂家回收14镍钼加氢催化剂加氢罐ⅡNiO，MoO等2年一次7.0有资质厂家回收15氧化锌脱硫剂粗脱硫罐活性组分为ZnO0.6年一次33.3有资质厂家回收16中温氧化锌脱硫剂精脱硫罐活性组分为ZnO1年一次33.3有资质厂家回收三噪声dB(A)1原料气联合压缩机2台连续85订货控制2原料气压缩机1台连续85订货控制3程控阀8台连续85加消声器4真空泵244台连续85订货控制9.4综合利用及治理方案9.4.1综合利用和回收方案9.4.1.1废气（1）本装置转化炉产生的废气为转化炉的烟道气，其组成为H2O、N2、O2、CO2，拟采取40m烟囱直接排放的方式。（2）本装置产生的系统试压及置换排放气体，其主要成分为N2和空气，拟采取就地高空排放的方式。.91. （3）本装置产生的安全阀及其他临时排放气体，其组成为原料气、氢气和解吸气等，拟送厂方火炬管网处理。（4）本装置变压吸附系统产生的解吸气，其主要成分为H2、CO、CH4、CnHm、H2O、N2、O2、CO2，解吸气送工厂燃料气管网作燃料。9.4.1.2废水本装置产生的废液主要有：原料气联合压缩机排废液、原料气压缩机排废液、装置检修废水以及其他污水等，主要含有H2S、COS、苯、萘、焦油等高沸点杂质，拟送工厂污水系统进行集中处理。9.4.1.3废渣本装置产生的废吸附剂、废脱硫剂、废加氢催化剂、废转化催化剂、废变换催化剂属于一般固体废物，由有资质厂家回收再利用；9.4.1.4噪声本装置产生的噪声主要来自压缩机、引风机、真空泵和程控阀等。设计中对高噪声源，拟采取以下治理措施：（1）选用低转速引风机；（2）选用低噪声电机；（3）蒸汽放空点设置消音器；（4）选用低噪声转化炉烧嘴；（5）PSA选用在程控阀上装有消音器。9.4.2“三废”处理技术与环境保护措施的技术可行性和经济合理性本氢气装置采用的是非常成熟可靠的技术，能将焦炉煤气中的H2等有用物质提纯得到产品，既增加了企业产品品种，增强企业综合竞争力，产生经济效益，又有效改善环境污染的现状，其本身往往即为废气治理项目，已被广泛应用在国内外许多项目中。9.4.3清洁生产本项目经焦炉煤气净化、转化、变换后，再通过PSA提氢的工艺技术，具有能耗低、产品质量好、“三废”.91. 排放量少等特点。对解吸气等的回收利用，变废为宝，充分利用资源，节约能源，同时有利于保护环境。本工程无论从生产原料路线还是工艺技术路线，以及资源综合利用等方面均符合清洁生产的要求。9.4.4预计达到的效果本工程十分重视环境保护，对生产过程中所排的废水、废气、废渣均进行综合治理与运用，预计本工程建成后，“三废”将全部达标排放，对周围环境影响较小。.91. 10劳动安全、职业卫生与消防10.1设计原则认真贯彻“安全第一、预防为主”的方针及劳动安全卫生设施的“三同时”原则，严格遵循有关劳动安全卫生规范和规定。各专业在设计中，充分依托公司现有的劳动安全卫生机构和设施，并采取完善、可靠、有效的劳动安全卫生防范措施，在确保安全卫生符合要求的前提下节约投资，防止和减少各类事故的发生。10.2生产过程中的职业危害、有害因素分析10.2.1主要的职业危害概述本项目建成后，由于生产过程中存在着易燃易爆、有毒有害的物料，如一氧化碳、氢气、甲烷、二氧化碳等，因此生产过程中存在着火灾、爆炸、中毒、化学灼伤的危险。另外在生产中存在的各种转动设备、电气设备、高温物料的设备及管线可能带来机械伤害、电击伤害和高温烫伤等危险。10.2.2生产过程中主要物料的危害特性生产过程中主要有害物料的危害特性如下：⑴甲烷无色、无臭、易燃、易爆气体，液体相对密度0.42(-164℃)，气体相对密度0.55，引燃温度538℃，沸点-161.5℃。微溶于水，溶于醇、乙醚。爆炸极限为5.3～15%，与空气混合能形成爆炸性混合物，遇热源和明火有燃烧爆炸的危险，与五氧化溴、氯气、次氯酸、三氟化氮、液氧、二氟化氧及其它强氧化剂接触剧烈反应。气体比空气轻。火险等级为甲类。.91. 甲烷对人基本无害，但浓度过高时，使空气中氧含量明显降低，会使人窒息。当空气中甲烷达25～30%时，可引起头痛、头晕、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加速、供济失调。若不及时脱离，可致窒息死亡。皮肤接触液化本品，可致冻伤。生产过程密闭，全面通风。一般不需要特殊防护，但建议特殊情况下佩带自吸过滤式防毒面具（半面罩），高浓度接触时可戴安全防护眼镜。穿防静电工作服，戴一般作业防护手套。工作现场严禁吸烟。避免长期反复接触。进入罐、限制性空间或其它高浓度或其它高浓度作业，须有人监护。泄漏、着火应急处理：迅速撤离泄漏污染区人员至上风处，并进行隔离，严格限制出入。切断火源。建议应急处理人员戴自给正压式呼吸器，穿消防防护服。尽可能切断泄露源。合理通风，加速扩散。喷雾状水稀释、溶解。构筑围堤或挖坑收容产生的大量废水。如有可能，将漏出气用排风机送至空旷地方或装设适当喷头烧掉。也可以将漏气的容器移至空旷处，注意通风。漏气容器要妥善处理，修复、检验后再用。⑵一氧化碳一氧化碳为无色无臭气体。易燃易爆，自燃点610℃，比重约为0.97，在空气中的爆炸极限为12.5~74.2%，属乙类火灾爆炸危险物。本品能在血中与血红蛋白结合而造成组织缺氧，中度中毒者皮肤呈棕红色、脉快、甚至中度昏迷，重度患者深度昏迷、瞳孔缩小、严重心肌损伤等，苏醒后可致迟发性脑病、意识障碍等后遗症。吸入一氧化碳后应迅速移至空气新鲜处，严重时进行人工呼吸和心脏按压术，就医，空气中的最高允许浓度为30mg/m3。灭火时应先切断气源后才能实施灭火，并用水冷却周围物体。⑶氢气无色、无臭、易燃、易爆气体，液体相对密度0.07(-252℃)，气体相对密度0.07，引燃温度400℃，沸点-252.8℃。不溶于水，爆炸极限为4.1～74.1%，与空气混合能形成爆炸性混合物，遇热或明火即会发生爆炸，气体比空气轻。火险等级为甲类。氢气在高浓度时具有单纯性窒息作用，高浓度接触时要戴自给正压式呼吸器，穿防静电工作服。工作现场严禁吸烟，避免高浓度吸入，进入罐、限制性空间或其他高浓度区作业，须有人监护。.91. 泄漏、着火应急处理：迅速撤离泄漏污染区人员至上风处，并进行隔离，严格限制出入，合理通风，加速扩散；当着火时，立即切断气源后，再熄灭正在燃烧的火焰，如不能切断气源，则不允许熄灭正在燃烧的火焰。⑷二氧化碳二氧化碳为无色无臭气体，不燃，有酸味。沸点为-78.5℃。在大气中一般含0.03%，溶于水部分生成碳酸。化学性质稳定。液体二氧化碳蒸发时吸收大量热而凝固成固体二氧化碳（干冰）。大气中低浓度二氧化碳不会对人体造成直接危害，但高浓度时却是有害的，高浓度二氧化碳能迅速引起缺氧性窒息。工业卫生中二氧化碳极限容许浓度为0.5%（体积）或9000mg/m3，当体积浓度为3~5%时，呼吸将加快，有气闷和头痛感，高于5%时，会窒息致死。10.2.3生产过程中腐蚀性物质及危害由于装置是在高温、高压及临氢条件下操作，工艺介质中还含有H2、CO2等腐蚀性介质，设备在生产过程中可能发生应力腐蚀开裂、CO2酸性腐蚀、氢鼓泡、氢脆等氢损伤，影响设备生命周期，严重时可能导致火灾爆炸事故。10.2.4噪声制氢装置主要噪声源有压缩机、真空泵、转化炉烧嘴、流速较高的管道以及程控阀门等。10.2.5高温烫伤危害本装置内主要高温设备有转化炉、加氢反应器、原料预热器、转化气废锅、变换器废锅及高温蒸汽管道等，操作人员不仅有受到热辐射危害的可能，同时还有被烫伤的危险。10.2.6高处坠落危险装置中的转化炉平台、吸附器、加氢反应器、变换炉等高大设备平台存在着操作人员高处坠落伤害的危险性。10.3.7机械伤害装置中机泵、压缩机等带旋转不见的设备，在运行中可能对人体造成机械伤害。10.2.8粉尘装置催化剂、脱硫剂、吸附剂在装填时会产生一定的粉尘，对人的呼吸道、肺有刺激作用。但粉尘危害很微，不易造成对环境的污染。.91. 10.2.9静电生产过程中，在有易燃易爆危险品存在的场所，静电放电、雷电放电均可成为引起燃烧、爆炸的点火源，导致火灾、爆炸事故的发生。10.3安全卫生及消防措施10.3.1防火、防爆安全措施10.3.1.1工艺安全措施a）流程设计力求先进可靠，采用封闭式工艺流程，设备的选材、设计、制造、安装、试压等符合国家现行标准和规范要求，杜绝泄漏事故的发生。b）装置内关键的转动设备（如压缩机、泵等）设有备机，以确保安全生产。c）在工艺流程中设计有氮气置换系统，可能产生爆炸性混合气的设备及管道，均设有开停车置换管线。d）对生产过程中带压系统均设有压力调节阀和安全阀，避免因系统超温超压而发生爆炸事故，泄压排出的易燃易爆气体经燃料气总管去火炬高空燃烧排放，避免了易燃易爆气体在装置内的积累。10.3.1.2危险物料的检测及报警a）在生产现场可能泄露甲烷、氢气等的地方，均设有可燃气体浓度检漏报警装置，可能泄露一氧化碳等的地方，均设有有毒气体浓度检漏报警装置以便及时通风和采取相应措施，确保整个装置的安全运行，生产安全、可靠，避免事故的发生。b）装置内按照规范设置有手动火灾报警按钮。c）本装置自控设计中，设计关键设备的检测和控制系统，对关键设备进行及时的检测和监视，保证设备、管道的温度、压力、组分满足工艺设计的要求，与安全密切相关的操作采取自动调节和控制，对重要参数均设有报警设施，装置因为停电事故，程控阀自动处于关闭状态。10.3.1.3耐火保护.91. 对于转化炉钢平台，其梁、柱外表面均刷涂防火涂料，有利于防火、防爆。根据火灾危险性等级和防火、防爆要求，建筑物按二级耐火等级设计。设备钢平台及设备裙座均涂防火涂料，避免火灾对框架及设备的损害，且其耐火极限不低于1.5h。10.3.1.4防爆本装置属爆炸危险环境，按规定划为2区。为了保证生产用电的安全，本工程设计中严格执行《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50058-92）的规定，选择防爆型或隔爆型电器设备、本安型仪表和有关的电力电缆，选用防爆电气设备的级别和组别不低于爆炸性气体环境内气体混合物的级别和组别装置爆炸危险区域的划分和电气设备的选择及安装。10.3.1.5防雷、防静电接地本装置的所有建构筑物属第二类防雷，设计中按规范要求设置防雷保护装置。根据各生产单元的不同环境特性，分别选用防腐、防尘、防水、防爆的电气设备，设备、管道等保证良好可靠接地、杜绝静电火花的产生，并设置防雷、防静电设施和接地保护。所有输送可燃性气体和液体的设备及管线，按有关静电接地规范的要求采取静电接地措施，并与接地系统联结。每组专设的静电接地电阻值，小于100欧姆。所有爆炸危险环境的工艺生产装置及其建筑物属第二类防雷建筑，其它辅助设施及其建筑物属第三类防雷建筑。防雷保护装置由避雷网、避雷针、引下线和接地极组成，并与接地系统相连，其接地电阻不大于10欧姆。接地装置采用铅包钢接地体、扁铅包钢接地线。10.3.1.6平面布置由于本制氢装置单元火灾危险性均为甲类，主要原料和产品火灾危险性等级较高，因此与周围建构筑物相互之间的防火、防爆间距必须满足有关规范要求。10.3.2自控专业采取的防火防爆措施1）设置完备的检测和控制系统.91. 本装置自控设计中，设计关键设备的检测和控制系统，对关键设备进行及时的检测和监视，保证设备、管道的温度、压力、组分满足工艺设计的要求，与安全密切相关的操作采取自动调节和控制，对重要参数均设有报警设施，装置因为停电事故，程控阀自动处于关闭状态，在生产现场可能泄露易燃、易爆气体等的地方，均设有可燃气体浓度检漏报警装置，可能泄露一氧化碳等的地方，均设有有毒气体浓度检漏报警装置以便及时通风和采取相应措施，确保整个装置的安全运行，生产安全、可靠，避免事故的发生。主要的检测和控制系统有：a）可燃、有毒气体浓度检测仪检测有可燃气体浓度送控制室集中报警b）压力控制系统c）液位控制系统d）温度控制系统e）程序控制系统f）成份分析系统g）压力显示记录系统h）流量计量系统i）温度显示系统j）烯烃饱和/氢气量控制k）水/碳比比值控制l）原料气氧含量超标控制2）自控设备选型满足工艺介质的防腐、防爆等要求，现场仪表均选择符合安装地点的危险区域等级划分的防爆仪表。10.3.3防尘、防毒措施加强操作工人防护措施，从事危险介质作业的工人上岗时应穿戴工作服、安全帽、防护眼镜和手套，进入高浓度作业区时应戴防毒面具，严重超标时应戴空气呼吸器，车间常备救护用具及药品。为了防止触电，传动部分和电机均设有防护罩。高框架设围栏防坠落。在催化剂、吸附剂等装填时工人应佩戴防尘口罩；设备检修和事故处理时，操作人员进入限制性空间须有人监护，并严格按操作规程进行操作。.91. 装置内危险部位及设备处设置警示牌。10.3.4防腐蚀装置内钢结构、管道，均采取防腐措施。10.3.5防噪声伤害本装置外排的噪声来源于机泵，但由于泵小，没有产生特别强烈噪声。设计要求生产厂家控制机泵噪声强度，使生产作业场所噪声限制在80dBA以下，达到GBZ1-2002《工业企业设计卫生标准》要求。10.3.6照明装置内按规范选择合适的灯具，并设有防爆应急灯具，供事故照明和紧急疏散用。10.3.7电信装置区设手动火灾报警按钮。10.3.8消防设施本装置共设计有3种消防系统：室外消防水炮、转化炉蒸汽灭火系统和各操作岗位设置小型灭火器。本装置的主要工艺装置区为爆炸和火灾危险区域，设有手动火灾报警按钮，以便一旦火灾发生,能得到及时处理。10.3.9其它本装置不设专职安全环保员，由总厂安技部门负责生产现场的安全检查和监护、防护器具的维修和检验、安全技术和劳动保护的宣传教育、事故的调查和处理。10.4消防10.4.1厂区及装置周边可资利用的消防站、消防队配置情况本装置消防主要依托内蒙古庆华集团内部设立的消防队。10.4.2消防系统设计原则本工程消防系统的设置按整个装置内同一时间发生一次进行设计。10.4.3水消防系统本制氢装置为甲类火灾危险区，根据GB50160-92.91. 石油化工企业设计防火规范，一次消防用水量为300L/s。本项目的消防给水由内蒙庆华集团庆华煤化有限公司统一考虑消防水管网，并向本界区内供消防水，着火时，消防车升压供消防冷却水，并提供配制泡沫用水。10.4.4装置消防设施设置（1）装置内沿消防检修通道设消防水管道，在消防水管道上设置消火栓，消火栓的间距不大于60m。（2）装置区内的重要设备设置固定式消防水炮，水炮的喷嘴为直流和水雾两用喷嘴。（3）装置内的管廊下泵区附近设置了箱式消火栓。10.4.5火灾自动报警系统本项目将在新建的制氢装置设置一套火灾自动报警系统，生产区内设置手动报警按钮，各建筑物内设置火灾探测器。10.4.6可燃/有毒气体检测报警系统本工程将按规范在新建的制氢装置设置一套可燃/有毒气体检测报警器，在容易泄露可燃有毒气体的地方设置固定的可燃/有毒气体报警器，并设置移动式可燃/有毒气体检测仪，以及时发现和处理可燃及有毒气体的泄漏事故。10.4.7灭火器本项目将按规范要求，结合公司现有灭火器材的配置情况，在新建的装置区内配制各种手提式及推车式灭火器材，其类型有干粉、泡沫和二氧化碳，以利于操作人员及时将可能发生的火灾扑灭在初起阶段。10.5预期效果及评价本项目采用先进、成熟的变压吸附生产技术，具有控制系统先进，自动化、机械化和密闭化程度高等优点。整套装置在设计中采取了各种安全技术措施、消防措施、工业卫生措施和“三废”治理措施，能有效地防止火灾、爆炸、中毒等事故的发生，一旦发生事故，依靠装置内的各种防护设施，也能阻止事故的进一步扩大。因此本工程建成后，只要在生产过程中切实执行“.91. 安全第一、预防为主”的原则。并严格遵守各项操作规程和安全管理规定，就能有效地防止各类事故的发生，保证各装置安全稳定地运行。.91. 11工厂组织和劳动定员11.1工厂体制和组织机构11.1.1工厂体制及管理机构的设置和确定原则本装置为公司的一个生产车间，按生产车间编制设置管理机构。机构的设置遵循以下原则：⑴能保证整个装置生产生活的正常运行；⑵力求精简，提高办事效率；⑶统一指挥、协同管理，有利生产，一切为生产服务。10.1.2生产和辅助生产车间的组织机构如上所述，为了提高工作效率，减少冗员，装置按生产车间建制，车间主任负责本车间的正常生产。11.2生产班制和定员11.2.1生产班制划分本装置的劳动定员是在参考国内外同类型化工企业的生产定员的数值，并结合我国国情和社会基础条件基础上来确定的。根据国家劳动法规定，实行劳动者每天工作时间不超过八小时，平均每周工作时间不超过40小时。由于装置的自动化程度高，因此要求人员素质高、定岗定编、凡是从事技术水平要求较高的人员，必须考试合格后方能上岗。装置生产工人实行四班三运转工作制，每班工作8小时。11.2.2劳动定员估算全装置总定员为40人。本装置定员估算情况详见11-1。.91. 表11-1劳动定员估算表序号岗位名称班次每班人数白班人数合计一车间管理部门51车间主任1112技术人员（工艺、设备、自控）1333安全及办事人员111二生产车间351班长4142外操人员44163内操人员43124机、电、仪维修133总计4011.3人员来源和培训11.3.1工人、技术人员和管理人员的来源公司几十年的生产、管理和建设为公司培养和锻炼了一大批管理、技术和生产的各类人才，为本项目的建成和生产提供了很好的人力资源保证。本项目的生产工人可由公司内部调配，也可在当地招聘。11.3.2人员培训规划生产岗位操作人员可立足公司内部进行培训，经严格培训考核合格后方可上岗。.91. 12项目实施规划12.1建设周期的划分本项目建设周期分为建设前期工作、设计工作以及建设期等阶段。12.1.1建设周期内拟分几个阶段进行本项目建设周期拟分5个阶段进行。⑴项目前期阶段：可行性研究报告的编制、评估及审批；环境影响评价报告的编制和审批，技术交流，技术合同附件谈判和商务谈判，合同签约。⑵勘察设计阶段：现场勘测、工艺包及基础工程设计、审批、详细工程设计。⑶设备及材料采购、施工安装阶段：设备及材料的订货、采购和加工制造、催交和验收；场地平整、打桩以及土建施工；工艺及公用工程设备的运输、定位及安装。⑷管道安装、单机试车及联动试车阶段：工艺管道、公用工程管道、各种辅助管道的安装；单机试车及联动试车。⑸投料试车及考核阶段：分别对化工投料试车达到稳定连续运转性能指标和装置整体运行水平进行考核；分别对各项工艺技术指标的保证值逐一考核验收。12.1.2建设周期总时间从合同生效后12个月建成投产。12.2实施进度规划.91. 表12-1项目实施进度规划表序号年月项目名称第一年1234567891011121施工图设计2场地三通一平3设备材料采购4土建施工5人员培训6设备管道安装7电气、自控系统安装8扫尾工作9单体试车、联动试车10试生产.91. 13投资估算和资金筹措13.1投资估算13.1.1编制说明本估算为内蒙古庆华集团庆华煤化有限公司原料焦炉煤气处理能力：50000Nm3/h制氢装置可行性研究阶段投资估算。13.1.1.1简介和概况本项目以焦炉煤气为原料，经PSA脱碳、PSA浓缩甲烷，浓缩后的甲烷通过蒸汽转化、再通过PSA提氢的工艺技术，制得纯度较高的产品氢气。产品氢气主要用作内蒙古庆华集团有限公司后工序50万吨/年焦油加氢项目，副产制氢混合解吸气则可送公司后续工段燃料系统作燃料。本项目设备立足国内。13.1.1.2投资估算范围本项目投资包括制氢装置界区内生产装置区的投资，以及变配电站、循环消防水站、脱盐水站、空压站等公用工程以及综合楼等辅助设施的投资。13.1.1.3建设项目建设投资25030万元。其中：设备购置费：15310万元，安装工程费：3990万元，建筑工程费：2400万元，其它工程费：3330万元，13.1.1.4有关事项说明①固定投资方向调节税按0%计算。②根据国家发展计划委员会文件计投资（1999）1340号文件规定不计价差预备费。13.1.1.5编制依据①原化学工业部关于《化工建设项目可行性研究报告内容和深度的规定》；.91. ②国石化规发(1999)195号文关于《化工建设项目可行性研究投资估算编制办法》的通知；③设备材料按现行价格及定货价取定，国内设备运杂费为6%；④建、构筑物按1000元/每平方米造价进行估算；⑤安装工程按相关系数法进行计算；13.1.2投资估算详见投资估算表13-1。13.2资金筹措本装置建设投资为25030万元，65%申请银行贷款，35%由企业自筹解决，贷款利率按7.63%计。采用详细估算法，测算出本项目所需流动资金为987万元，其中铺底流动资金为296万元，流动资金的70%申请银行贷款，其余30%由企业自筹解决，贷款利率按7.63%计。表13-1投资估算序号项目名称估算价值(万元)合计设备安装建筑其他购置费工程费工程费一建设投资15310399024003330250301固定资产费用15310399024003330250301.1工程费用1531039902400217001）非标设备362036039802）定型设备712036074803）工艺管道210021004）填料及吸附剂、催化剂13802014005）仪器仪表7801609406）程控阀及其附件930209507）土建240024008）自控2302004309）电气35030065010）脱盐水站1507022011）循环水站12015027012）安全、消防以及环保2003023013）空压站903012014）综合楼1008018015）消防站4080120.91. 16）机电仪修70108017）电讯及火灾报警802010018）工器具及生产用具购置费50501.2固定资产其他费用12001200建设单位管理费330330临时设施费6060前期准备费8080可研编制费5050设计费400400工程监理费8080压力容器检验费3030工程保险费6060技术服务费7070安评、环评费40402无形资产费用250250专有技术使用费2502503递延资产费用5050生产准备费50504预备费18301830基本预备费18301830二建设期贷款利息621621三流动资金987987四项目投入总资金1531039902400493826638.91. 14经济效益评价14.1编制依据14.1.1财务评价依据14.1.1.1本报告技术经济分析与评价根据《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）进行；14.1.1.2中华人民共和国增值税暂行条例及实施细则；14.1.1.3中华人民共和国企业所得税暂行条例及实施细则；14.1.1.4企业提供的有关基础数据。14.2基础数据14.2.1商品量本制氢装置产品氢气输出流量为40110.12Nm3/h。副产品包括混合解吸气和蒸汽。其中副产副产混合解吸气气量为22508.1Nm3/h，送公司燃料气管网作燃料，副产中压蒸汽量为7.5t/h，送公司蒸汽管网。14.2.2项目总投资本装置项目投入总资金为26638万元，其中建设投资25030万元，建设期利息621万元，流动资金987万元。14.2.3建设期为1年，生产期为14年，计算期15年。14.2.4生产负荷按投产后第1年为80%，第2年及以后各年均达100%。14.2.5固定资产折旧年限为10年，无形资产摊销年限为10年，递延资产摊销年限为5年。14.2.6维修费和其它制造费分别按计提折旧固定资产原值的3%和1%估算，销售费用按销售收入的0.5%估算。14.2.7基准折现率ic=12%。14.3生产成本估算14.3.1主要原材料、燃料、辅助材料及动力价格（含税价，下同）表14-1原材料、辅助材料及动力价格（含税价）.91. 序号名称单位单价1原料焦炉煤气Nm30.20元/Nm32转化催化剂t10万元/吨3变换催化剂t10万元/吨4脱硫剂T305Bt2.82万元/吨5脱硫剂T305t3.06万元/吨6铁钼加氢催化剂JT-8t3.60万元/吨7镍钼加氢催化剂JT-1t9万元/吨8吸附剂ф20t0.4万元/吨9吸附剂ф50t0.4万元/吨10吸附剂CNA-201t0.5万元/吨11吸附剂CNA-228t1.6万元/吨12吸附剂CNA-318t0.4万元/吨13吸附剂CNA-324t2.1万元/吨14吸附剂CNA-561t76万元/吨15电kW·h0.60元/度16一次水t2元/吨17产品氢气Nm31.00元/Nm318副产混合解吸气Nm30.20元/Nm319副产中压蒸汽价格t80元/t14.3.2定员40人，职工平均工资及附加为50000元/人.年。14.3.3成本费用估算按规定对该项目作了年生产总成本费用和单位生产成本费用估算。经估算，年生产总成本费用估算平均值为18807万元，单位生产成本氢气为467.17元/kNm3。单位生产成本估算见表14-2。表14-2单位生产成本测算表（含税，单位：元/kNm3）序号项目名称单位消耗定额单价（元）单位成本一原辅材料297.581原料焦炉煤气Nm31246.60.2249.322转化催化剂g8.310.10.833变换催化剂g26.180.12.624铁钼预加氢催化剂g145.850.0365.255铁钼加氢催化剂g36.460.0361.316镍钼加氢催化剂g10.910.090.987氧化锌脱硫剂g299.180.02828.448中温氧化锌脱硫剂g149.590.03064.589吸附剂φ20g259.910.0041.0410吸附剂φ50g147.100.0040.59.91. 11吸附剂CAN—201g346.240.0051.7312吸附剂CAN—228g762.430.01612.2013吸附剂CAN—318g22.440.0040.0914吸附剂CAN—324g239.030.0215.0215吸附剂CAN—561g4.710.763.58二公用工程181.251电kWh297.920.6178.752一次水吨1.252.02.5三工资及附加费元6.23四折旧费元53.60五维修费元23.72六销售费用元5.64七财务费用元10.24八管理费等元16.34九扣除副产回收元-127.431副产解吸气Nm3561.160.2-112.232副产蒸汽t0.1980-15.2十单位生产成本元/kNm3467.17表14-3单位生产成本费用分析表序号项目成本费用比例1外购原料、辅助材料297.5850.052外购动力181.2530.483工资及福利费6.231.054修理费23.723.995折旧费53.609.016财务费用10.241.727销售费用5.640.958管理费用及摊销等16.342.759副产回收-127.4310总成本费用467.17100.0从上面成本分析可以看出，本项目原辅材料消耗以及公用工程消耗占成本的比重最大，分别为50.05%、30.48%，因此，节约成本应从节约原材料消耗及公用工程消耗入手。14.4财务评价14.4.1产品销售价格和销售收入本项目产品氢气按1元/Nm3计算，副产解吸气按0.2元/Nm3.91. 计算，副产蒸汽按80元/t计算。经计算，本项目年平均销售收入为35653万元。14.4.2增值税及附加估算增值税税率为17%，城乡维护建设税按增值税的7%计，教育费附加按增值税的3%计。年均销售税金为3148万元。14.4.3利润年平均利润总额为13698万元，所得税按利润总额的25%计取，年平均所得税为3425万元，年平均税后利润约10274万元。14.4.4财务盈利能力分析由“全部投资财务现金流量表”计算以下财务评价指标：表14-4财务现金流量评价指标表指标名称单位数量备注投资利润率%51.42投资利税率%63.24财务内部收益率（所得税前）%57.42财务内部收益率（所得税后）%46.52财务净现值（所得税前）万元69067财务净现值（所得税后）万元49894投资回收期(所得税前)年2.84(含建设期)投资回收期(所得税后)年3.22(含建设期)资本金净利润率%113.4414.5不确定性分析14.5.1敏感性分析表14-5敏感性分析表项目变化率税前内部收益率%税后内部收益率%产品销售价格增加10%67.8854.62产品销售价格减少-10%46.8238.27销售量增加10%62.8850.72销售量减少-10%51.9242.27固定资产投资增加10%52.1242.37固定资产投资减少-10%63.8851.52原材料价格增加10%54.5244.22原材料价格减少-10%60.3348.77.91. 由上表可以看出，各因素的变化都不同程度地影响内部收益率，其中产品销售价格的变化最为敏感。14.5.2盈亏平衡分析以生产能力利用率表示的盈亏平衡点（BEP）为26.3%，计算结果表明，本项目生产负荷达到盈亏平衡点时就可保本，说明本项目有较强的抗风险能力。14.6评价结论由以上财务评价可以看出，本项目财务内部收益率远高于基准收益率，投资回收期较短，有较强的盈利能力，项目在财务分析指标来看是可行的。本项目原料焦炉煤气定价为0.20元/Nm3，产品氢气按1元/Nm3，副产品解吸气按0.20元/Nm3计，副产蒸汽按80元/t计。从成本分析和敏感性分析可看出，本项目成本中原、辅材料所占比例较大，达50.05%，本项目受原、辅材料及产品价格因素影响较大。.91. 15结论15.1综合评价15.1.1工艺技术本项目采用PSA脱碳、PSA浓缩甲烷，浓缩后的甲烷通过蒸汽转化、再通过PSA提氢的工艺技术，具有工艺先进，技术成熟，产品纯度高，消耗定额低，生产成本低，“三废”排放量少等特点，项目符合国家环保政策和行业规划。15.1.2经济评价(1)本装置建成后，可形成40110Nm3/h氢气的生产能力，项目投入总资金为26638万元，装置的年均销售收入为35653万元，装置的年均生产总成本费用为18807万元，装置运转寿命期内年均利润总额为13698万元。(2)本项目的税前财务内部收益率为57.42%，税后财务内部收益率为46.52%，远高于同行业基准收益率（12%）；税前投资回收期为2.84年，税后投资回收期为3.22年，也远比基准投资回收期（10年）短。(3)本项目盈亏平衡点BEP为26.3%，即当生产负荷达到设计能力的26.3%，或者说氢气小时产量为10549Nm3/h时，企业收支即可平衡。该装置盈亏平衡点较低，有较强的市场适应能力。(4)通过敏感性分析可知，销售价格变化对财务内部收益率的影响较大，当销售价格提高10%时，内部收益率为67.88%（税前），当销售价格降低10%时，内部收益率为46.82%（税前）。固定资产投资变化的影响次之，当固定资产投资降低10%时，内部收益率为63.88%（税前），当固定资产投资提高10%时，内部收益率为52.12%（税前）。说明本项目受销售价格和固定资产投资变化因素影响较大。15.2研究报告结论15.2.1综合结论(1).91. 本项目具有工艺技术成熟，先进可靠，产品质量好、消耗定额低，“三废”排放量少等优点，项目符合国家环保政策和行业规划。(2)项目投入总资金为26638万元，装置运转后平均年利润为13698万元，税前财务内部收益率为57.42%，远高于行业基准贴现率12%，经济效益较好，在财务评价上是可行的。通过盈亏平衡点可知,本装置有较强的市场适应能力。15.2.2存在问题和建议(1)因本装置中大部分设备为非标设备，为保证工程进度，应尽早与供应商联系，落实供应厂家和供货时间。(2)本项目技术先进，经济效益较好，建议尽快决策，使本项目尽快上马，早日实现其较好的经济效益和社会效益。(3)本项目盈亏平衡点为26.3%（达产第三年）。当销售价格、原材料价格、销售量和固定资产投资等各因素向不利方面变化10%时（单因素变化），内部收益率仍远高于行业基准值，说明本项目具有较强的抗风险能力。.91.'