50万吨煤焦油方案

新疆奎山宝塔煤化工120/万吨煤粉制氢装置联产50/万吨煤焦油加氢轻质化装置、6万标方/小时氢气方案杨众喜 2012.12. 新疆。奎山2012 年12 月20日新疆宝塔煤化工发展方向会议讨论意见新疆奎山宝塔煤化工现状；1.全公司对新疆奎山宝塔煤化工发展方向思想认识不统一。2.煤化工在2011年施工图设计已完成，且设计费已付250万。图纸已到80。3.煤化工2012年已投入3000万【围墙、场坪、临建、施工用电、施工用水、地质勘探、场坪高程坐标测量、工程监理、部分土建基础浇筑、等工作】。4.在以上实际情况下，现提出宝塔奎山煤化工发展方向，是否适宜？提出的疑问；1】120万吨/年兰炭是否有市场？2】120万吨/年原料从哪来？怎么运输？3】环保是否可控？4】环评是否通过？5】50万吨/年煤焦油加氢煤焦油从哪儿来？6】煤焦油技术是否成熟？煤化工项目部的答复；1】120万吨/年兰炭完全有市场。因为宝塔兰炭是综合产业。2】180万吨/年原料煤红山煤矿来。用汽车运输【80公里】。3】环保可控【气态全部回收、固态用与外售或发电、液态加氢制油】。4】环评可通过【废水焚烧、煤场、焦场可全封闭或水雾降尘】。5】50万吨/年煤焦油加氢的煤焦油从新疆周边焦化厂来【已实察】。6】煤焦油技术10年前就已成熟，而且更先进【煤油共炼KBR技术】。新疆奎山宝塔煤化工绝不能推迟，新疆宝塔煤化工在自己的煤矿建坑口煤化工产业在十年后才有可能。抓紧在奎山建立宝塔煤化工基地，以它为依托，在新疆有条件的地方，充分利用其它企业的煤资源，用八至十年时间发展新疆宝塔煤化工产业，发展经济、锻炼成熟产业技术、储备技术人才，只有走这条路，新疆宝塔煤化工才能跟上全国煤化工行业发展的步伐负责宝塔在新疆煤化工行业中将被淘汰。新疆宝塔煤化工产业建议走以下道路；1. 在新疆奎屯建120万吨/年冶金喷吹料装置，配套50万吨/年煤焦油加氢装置，形成奎山宝塔煤-电-气 一体化产业链。2. 在煤焦油加氢后续选择附加值高的精细煤化工产品，提高企业的经济效益，提升企业的技术科技含量，扩大宝塔煤化工产业多元化结构，逐步建立企业独立的、有特色的煤化工产业链，为企业今后持续发展奠定经济、技术基础。如；从煤焦油里提取酚、奈、蒽、咔唑、吲哚、噻吩、古马隆等高附加值的化工产品。3. 利用新疆现有资源，规划宝塔大型煤化工产业发展方向，以新疆奎山宝塔煤化工产业为煤化工发展基地，以他为技术、人才为依托，选择新疆其它企业已建成的大型煤矿，有建大型煤化工水源条件的地区，建设一个技术领先、自循环的煤化工产业装置，用八至十年时间，先占用他人现有的煤炭资源，发展自己企业经济，提升企业技术基础，储备企业人才，待时，宝塔可根据新疆煤炭实际资源情况，再开发宝塔白杨河煤炭资源。白杨河煤炭资源最好是宝塔战略资源，以谋求企业长期的发展。 120/万吨煤粉制氢装置方案见设计，在此不重述。因为煤焦油加氢设计未定，故以全国成熟的煤焦油加氢项目作以下简述；1 工艺技术实施方案及专有焦油加氢工艺包特点1.1 主要产品（汽、柴油组分）收率高，科学制定原料加工工艺方案。1.1.1 综合考虑国内现有兰炭炉（内热式、外热式）焦油分析数据、中石化抚顺石化研究院煤焦油加氢专题研究报告，以及神木天元化工工业化装置实践经验数据，本着最大限度利用本项目兰炭炉荒煤气廉价氢源（每年1.8 亿立方氢气）和提高煤焦油液相收率的前提下，确定本项目兰炭炉焦油加氢馏份切割点为480，加氢装置规模为50万吨/年；1.1.2 哈气化焦油加氢馏份切割点实际为360，神木天元实际为380，神木天元耗氢量实际为每吨加氢进料380Nm3/h，神木天元的低、高芳油（汽柴油组分）实际收率70，缘于延迟焦化工艺所致；1.1.3 本工艺技术实施方案秉承石化行业“最大限度提高轻油收率的加氢原则”而确定焦油加氢馏份切割点，其加氢进料全馏份精制、全馏份裂化，380480重质馏份的裂化必将耗用大量新氢，根据中石化抚顺研究院给我们提供的非沥青质重质煤焦油加氢耗氢数据，以及我们正在工业化的国内首套15 万吨/年非沥青质重质煤焦油（蒽油）加氢改质装置设计数据，其精制和裂化新氢总耗量约为每吨加氢进料900 Nm3。本工艺技术实施方案主要产品低、高芳油（汽、柴油组分）的收率设计值为87.15，项目销售收入同比高；1.2 多产柴油馏份，适时加注柴油十六烷值添加剂，提高柴油品质。1.3 充分利用新建兰炭炉自产荒煤气资源，将荒煤气PSA 制氢解吸气制成蒸汽，新建燃气锅炉，供焦油加氢装置、制氢装置做动力，供活性焦装置做原料，减少用电负荷，相应降低成本，以达到节能减排、综合利用、变废为宝。1.4 充分利用焦粉和新建燃气锅炉的蒸汽，建设6 万吨/年活性焦装置，预计年增销售收入60000 吨2500 元/吨15000 万元。1.5 采用精馏提酚工艺，将含酚酚油以焦化行业传统低成本处理工艺“碱洗、酸碱中和法”制成粗酚，含酚、含酸废水排入兰炭炉系统废水焚烧炉。此项收益没有纳入本技术实施方案的项目经济评价，作为项目未来收益预留。1.6 采用英国“德鲁克”生产硫磺工艺技术、采用侧线回收液氨工艺技术。1.7 重油产品做碳黑油的原料或燃料油。（产品重油能否得到低、中、高端碳黑油生产厂的原料认可，需做市场开拓工作。）1.8 为提高新建工业化装置对焦油原料的适应性，避免管道和催化剂床层堵塞，减慢装置结焦速度，延长装置运转时间，减缓催化剂中毒、失活，确保预期经济效益，本项目工艺技术方案采用有效的煤焦油预处理组合技术：（1）焦油含渣采用三级处理（蝶式离心机、超滤、保护反应器）；（2）采用电脱盐工艺，将煤焦油不溶于水的盐类及金属离子脱至满足加氢催化剂的要求。1.9 加氢反应器（精制、裂化）采用二个筒体多段冷激式。1.10 改进分离流程，采用抽侧线方式生产多种产品，提供灵活的、适应市场的产品生产方案。1.11 采用多项工程化有效的专有技术：真空系统技术、油水分离技术、特殊塔釜结构技术、电加热器替代开工加热炉技术、传热流程优化技术等。1.12 强化工艺装置各部分细节的设计优化、强化全厂统一规划，最大限度地节省项目投资，工业化装置投资及运行成本低，装置能耗指标4000 MJ / t，属国内先进水平。（项目投资及技术经济分析数据详见下述第5 部分）1.13 全厂总图占地218 亩，达到“占地最省、投资最经济”，为后续深加工项目预留总图位置。1.14 集合国内外渣油加氢脱硫、柴油加氢精制、润滑油加氢、中压加氢改质、高压加氢裂化、焦化粗苯加氢、蒽油加氢、鲁奇炉焦油加氢等多种工艺之长，以及石化行业近百套加氢装置工业化工程经验，提供符合用户建设条件的、有针对性的焦油加氢技术方案。2 设计原则2.1 深度挖掘本项目自产兰炭炉煤气、焦油、焦粉的综合利用，“吃干轧尽”，最大限度提升兰炭炉各种产品的附加值，真正达到国家对项目建设的“节能减排、循环经济”要求。2.2 遵照国家发展煤化工的总体战略思想，以及国家工业和信息化部焦化行业准入条件（2008 年修订）“鼓励焦化生产企业实施焦化副产品综合利用、采用焦油加氢处理等先进适用技术”的要求，以技术创新为先导，推动煤焦油向高技术、高附加价值和高效洁净转变，提高煤焦油的附加值，增强市场竞争能力。2.3 依靠科技进步，坚持科研、设计、生产紧密相结合的原则，对拟建装置采用技术方集合国内外成熟、先进、安全可靠、经济合理的各种原料加氢工艺而开发的专有煤焦油加氢工艺。高度重视技术方案比选，建设适合新疆焦油原料的、有特色的焦油加氢样板工厂，以取得最佳预期经济效益。2.4 本着“积极、稳妥、可靠和实事求是”的原则，为保证本项目生产装置安全稳定运行，主要设备（压缩机、反应器、催化剂、关键材料和仪表）采用国内外一流产品，其余大部分设备和材料均依托国内，以达到项目投资合理、经济。2.5 充分吸收国内同类生产装置长期实践积累的、有利于长周期运转、降低能耗以及简化操作等方面的实践经验，真正做到“设计方案优化、采购、施工、培训、开车”各关键点的有效控制，以确保装置投产后高水平，安、稳、长、满、优生产。2.6 坚持“水平高、起点高、回报率高、投资省，占地少”的原则，贯彻执行工厂设计模式改革，各单元采用联合布置、集中控制、统一管理，提高工程投资的经济效益和社会效益；2.7 高度重视环境保护，控制环境污染，严格执行国家、地方及主管部门制定的环保、消防和职业安全卫生设计规范、规定和标准，采取有效措施减少污染物的排放。做到消防、环境保护和劳动安全卫生的设施与生产建设同步实施。2.8 充分依托项目建设所在地的建设条件，强化新建工艺装置和配套系统的设计方案优化，真正达到焦油加氢装置长周期稳定运行所必需的水、电、气、风等公辅介质的可靠供给。2.9 采用集散控制系统DCS（含ESD 系统），实现集中监视和过程控制，提高工艺装置和辅助设施的自动化水平和综合管理水平，保证安全生产，提高经济效益。3 设计质量保证的六大要素3.1 选择国家最高设计资质“综合设计甲级”（全国近千家甲级设计院中只有20 家具有此资质）相应的设计技术实力、质量管理体系及雄厚人力资源的可靠保证。3.2 选择具有多种原料、多种工况的加氢技术工艺包，以及几十套加氢装置（含煤焦化行业）丰富工业化成功运行的工程化技术优势保证。3.3 选择具有几十套各种加氢装置工程设计经验的原中石化、中石油著名设计院的设计骨干，以及具有20 年以上工程管理经验、年龄在50 岁以上的现场施工配合技术骨干的技术人才保证。3.4 选择“用户至上、多方案比选、工程设计优化、现场数据回归、加班加点、自觉赶工完成设计”的设计工作作风保证。3.5 “以人为本、按劳分配”的科学、先进设计薪酬分配体制的保证。3.6 在工程建设的各个阶段，为用户提供优质、及时、周到的技术服务，代表用户把好设备采购、施工质量、人员培训、装置开车的技术关。20 万吨/年焦油加氢改质项目 项目实施技术方案64 工艺技术实施方案4.1 项目单元划分表：序号 单 元 名 称 负责专业一 总图运输1 全厂总平面(含大门、围墙) 总图2 全厂竖向、道路及排雨水（含土方工程） 总图3 厂区绿化 总图二 工艺装置1 50 万吨/年焦油加氢改质装置 工艺2 100000Nm3/h 荒煤气PSA 制氢装置 成套供货3 6 万吨/年活性焦装置 成套供货三 储运工程1 2100 焦油加氢原料、成品罐区及泵房 储运2 2200 LPG 罐区 储运3 2300 汽车装卸车设施 储运4 2400 全厂工艺及热力管网 储运5 2500 地面火炬 储运四 3000 给排水工程 给排水1 3100 循环水场 给排水2 3200 消防设施 给排水3 3300 除盐水站 给排水4 3400 全厂给排水及消防管网 给排水5 3500 事故池 给排水五 4000 供电及电信工程序号 单元号 单 元 名 称 负责专业1 4100 110KV 变配电站 电气2 4200 全厂供电线路及照明避雷 电气3 4300 电信 电气4 5000 热工工程 工艺5 5100 空氮压站 热工6 5200 燃气锅炉 成套供货7 6000 辅助工程8 6100 综合楼（含中控、检化验、办公） 配管、自控、9 6200 三修 土建10 6300 仓库 4.2 全厂物料平衡4.2.1 煤平衡入方煤 188 万吨/年出方兰炭 120 万吨/年（其中：焦粉6 万吨）煤气 8 亿立方/年（10 万立方/时）焦油 12 万吨/年4.2.2 焦油平衡入方焦油 5 万吨/年（100.00）（自产12 万吨/年，外购38 万吨/年）煤气 8 亿立方/年其中：氢气 1.8 亿立方/年（1.607 万吨/年（8.04）（含氢量30，PSA 制氢收率75）解吸气 6.2 亿立方/年小计： 21.607 万吨/年（108.04）出方干气 0.636 万吨/年 （ 3.18 ）液化气 0.416 万吨/年 （ 2.08 ）低芳油（或煤制油1） 3.804 万吨/年 （ 19.02 ）高芳油（或煤制油2） 13.625 万吨/年 （ 68.13 ）重油 2.000 万吨/年 （ 10.00 ）硫磺 0.058 万吨/年 （ 0.29 ）液氨 0.162 万吨/年 （ 0.81 ）水、杂质 0.700 万吨/年 （ 3.50 ）渣、损失 0.206 万吨/年 （ 1.03 ）小计： 21.607 万吨/年 108.04 4.2.3 燃料气平衡入方PSA 制氢解吸气 6.2 亿立方/年（热值1400 千卡/标立，总热值10850 万千卡/时）干气 1.075 吨/时（热值10000 千卡/kg，总热值1075 万千卡/时）小计：总热值11925 万千卡/时出方用于加氢加热炉 1050 万千卡/时用于发生蒸汽 10875 万千卡/时（5.3MPa、470、取热效率90、焓差70 万千卡/吨）产生蒸汽140 吨/时4.2.4 蒸汽平衡入方燃气锅炉发生蒸汽140 吨/时出方活性焦 7.5537.5 吨/时焦油加氢加热用 9 吨/时焦油加氢汽轮机用 17 吨/时（如果是往复机则本项取消）PSA 制氢汽轮机用 45 吨/时小计： 108.5 吨/时蒸汽富余：140108.531.5 吨/时（如果是往复机则富余48.5 吨/时）4.3 加氢装置规模和年操作时数建设规模： 年处理中低温煤焦油20 万吨操作弹性： 70110%年操作时间：8000 小时操作制度： 四班三运转4.4 工艺装置组成（1）焦油加氢装置由原料预处理、加氢精制、加氢改质、新氢循环氢压缩、油品分离、污水汽提及氨回收、硫磺制备和装置内公用设施组成。（2）荒煤气PSA 制氢装置。4.5工艺物料平衡见具体设计4.6 工艺流程简述本装置工艺路线为“原料预处理、焦油减压精馏、加氢精制、加氢改质、反应产物分离、酸性水处理”。原料预处理：（1）煤焦油脱水第一次脱水：采用储罐加热维温静置的方法，脱至23；第二次脱水：采用超级碟片离心过滤机，可将水脱至1以下，同时脱除煤焦油大于50m 的机械杂质；第三次脱水：采用精馏的方法可将水脱至0.1以下。（2）煤焦油脱除金属离子： 加入适量的碳酸钠溶液、脱金属剂、破乳剂等溶液，通过电脱盐工艺，将煤焦油内不溶于水的盐类及金属离子脱至满足加氢催化剂的要求。（3）煤焦油脱除机械杂质： 通过超级离心机处理后，再通过气体自动反冲洗过滤器，可将大于10m 的机械杂质脱至98%以上。焦油减压精馏：脱除含酚、含氮杂质及重组分。加氢精制：加氢原料油及氢气在加氢精制单元进行反应，其反应产物被送往三相高压分离罐，罐中的气相经压缩机升压后与补充新氢混合作为循环氢返回加氢精制反应器中；罐中油相为加氢精制油被送往后续分离单元进行分离；罐中水相为含硫、氨污水，被送往酸性水处理单元。加氢改质：使多环化合物进一步裂化成轻组分，提高轻质油收率。加氢精制产物经加压泵加压换热后，与循环氢加热炉来的循环氢混合后，进入串联的加氢裂化反应器，进行加氢裂化反应，反应器的各床层温度通过补充的冷氢控制，高温的反应产物送往高低压分离系统，氢气加热炉用于加热加氢裂化用的循环氢。反应产物分离：将精制、裂化油分离后获得各种产品。主要产品三个：液化气、汽油组分、柴油组分，如市场有需求，也可精细分离成轻质、重质溶剂油，以满足市场要求。酸性水处理：脱除H2S 并制成硫磺，回收氨。4.7 加氢装置及配套系统公用工程消耗指标序号 项目 单位 消耗定额 小时耗量 年耗量1 燃料气 t 0.006 0.15 2 蒸汽 （4.0MPa）t 0.30 7.5 3 电 （高压6000V） kWh 211 5275 （低压380V） kWh 47 1175 4 副产蒸汽 t 0.5 12.5 5 循环水 t 32 800 6 新鲜水 t 9.6 240 7 脱盐水 t 0.5 12.5 8 仪表空气 Nm3 6.4 19 氮气 Nm3 4 104.8 工艺装置“三废”处理4.8.1 污水污水排放表序号 排放液名称 排放点 排放量（m3/h）有害物浓度（wt%） 排放方式 排放去向 备注1 含油污水 冲洗地面 1.0 微含油COD2000 间断 送兰炭炉系统废水焚烧炉2 生产污水 工艺装置 6.0H2S50ppmNH350ppm 连续 送兰炭炉系统废水焚烧炉3 生活污水 生活设施 0.8 COD 氨氮SS 间断化粪处理后送兰炭炉系统生活污水处理站4.8.2 废气排放气名称 排放点 排放量（kg/h）有害物浓度（wt%） 排放方式排放去向 备注1 油气 安全泄放 18000 烃类气体 管道间断地面火炬 最大量2 烟气 加热炉 2100 Nm3/h含SO2、N2、CO2、O2、H2O 烟囱4.8.3 废渣 排放方式排放去向 备注1 保护废催化剂反应器 25 m3 桶装固体桶装废催化剂回收利用 一年一次2 精制废催化剂反应器 80 m3 桶装固体桶装废催化剂回收利用 两年一次3 裂化废催化剂反应器 20 m3 桶装 桶装废催化剂回收利用 一年一次4 废瓷球 反应器 38 m3 Al2O3 固体 深度填埋或工厂回收 两年一次5 技术经济评价5.1 价格基准5.1.1 第一种价格体系（按照业主提供可研报告所列价格） （注：均为含税价，以下同。）煤焦油： 3000元/吨荒煤气： 0.15 元/标立干气： 500.00 元/吨液化气： 3900.00 元/吨低芳油（汽油组分）： 4450.00 元/吨高芳油（柴油组分）： 6340.00 元/吨重油： 1800.00 元/吨硫磺： 500.00 元/吨液氨： 2200.00 元/吨新鲜水： 2.00 元/吨电： 0.40 元/吨除盐水： 12.00 元/吨循环水： 0.50 元/吨净化风： 0.30 元/Nm3氮气： 0.10 元/Nm35.1.2 第二种价格体系（综合考虑新疆地区现行煤焦油市场价格，以及工厂产品销售价，其它同第一种价格体系。）煤焦油： 2700.00 元/吨荒煤气： 0.15 元/标立干气： 500.00 元/吨液化气： 5800.00 元/吨低芳油（汽油组分）： 7900.00 元/吨高芳油（柴油组分）： 7800.00 元/吨重油： 1800.00 元/吨硫磺： 500.00 元/吨液氨： 2200.00 元/吨新鲜水： 2.00 元/吨电： 0.55 元/吨除盐水： 12.00 元/吨循环水： 0.50 元/吨净化风： 0.30 元/Nm3氮气： 0.10 元/Nm35.2 项目技术经济评价基础数据设定5.2.1 本技术经济评价范围：20 万吨/年焦油加氢改质装置、100000 标立/时荒煤气PSA 制氢装置、6 万吨/年活性焦装置及相应全厂配套系统工程；5.2.2 征地费按照218 亩20 万元/亩4360 万元计；5.2.3 6 万吨/年活性焦装置；（1）投资估算：3000 元/吨60000 吨18000 万元（2）销售收入：2500 元/吨60000 吨15000 万元（3）公用工程消耗：参照有关数据估列（4）占地：100 米200 米20000 平方米5.2.4 100000 标立/时荒煤气PSA 制氢装置；（1）投资估算：12000 万元（2）公用工程消耗：电26000 kWh，循环水1780 t/h，除盐水2.3 t/h，仪表空气260Nm3/h，氮气3200Nm3/次（间断）5.2.5 项目建设期按照2 年计列；5.2.6 50 万吨/年焦油加氢装置及相应配套系统工程的工艺包费、设计费按照最优惠价格合计1500 万元计列；（备注：不包含PSA 制氢装置、活性焦装置，其均为成套采购。）5.2.7 其它费用的计取，均按照国家有关规定费率和市场化相结合而确定。5.3 主要技术经济指标主要技术经济指标一览表序号 指 标 名 称 单 位 指 标 备注一 生产规模处理煤焦油能力 t/a 500000二 产品产量1 干气 t/a 63602 液化气 t/a 41603 低芳油（汽油组分） t/a 951004 高芳油（柴油组分） t/a 3406255 重油 t/a 500006 硫磺 t/a 14507 液氨 t/a 40508 活性焦 t/a 1500009 高压蒸汽（剩余） t/a 252000388000 未计入本项目收益10 粗酚 t/a 焦油含量确定未计入本项目收益三 原材料消耗量1 煤焦油 t/a 5000002 荒煤气 Nm3/a 20108 PSA制氢原料气3 焦粉 t/a 1500004 保护催化剂 m3 25 一次装填量，寿命一年5 精制催化剂 m3 80 一次装填量，寿命二年6 裂化催化剂 m3 20 一次装填量，寿命一年7 瓷球 m3 38 一次装填量，寿命二年四 能耗 MJ / t 4000 以煤焦油原料为基准五 本项目定员 人 82 不含活性焦装置六 本项目占地 m2 145200 约为218 亩第一种价格体系技术经济评价结果七 项目总投资 万元 83510.281 固定资产投资 万元 76258.381.1 建设投资 万元 72470.001.2 建设期利息 万元 3788.382 流动资金 万元 7251.902.1 其中：铺底流动资金 万元 2175.57八 项目规模（报批）总投资 万元 78433.95九 费用与效益1 销售收入 万元 106172.29 年平均值 104048.842 年总成本费用 万元 46364.63 年平均值 64131.493 年经营成本 万元 57252.27 年平均值 56219.494 年利润总额 万元 41049.03 年平均值 39173.905 息税前利润 万元 41382.04 年平均值 40278.546 年营业税金及附加 万元 758.63 年平均值 743.457 年增值税 万元 9482.84 年平均值 9293.188 年净利润 万元 30786.77 年平均值 29380.439 所得税 万元 10262.26 年平均值 9793.48十 财务评价指标1 总投资收益率 % 49.55 年平均值 48.232 资本金净利润率 % 130.84 年平均值 124.863 投资利税率 % 61.42 年平均值 58.934 销售利润率 % 38.66 年平均值 37.655 销售利税率 % 48.31 年平均值 47.306 资本利润率 % 174.45 年平均值 166.497 项目投资现金流量7.1 财务内部受益率（税前） % 46.637.2 财务内部受益率（税后） % 37.657.3 财务净现值（税前） 万元 204357.83 I=127.4 财务净现值（税后） 万元 147024.38 I=137.5 投资回收期（税前） 年 3.887.6 投资回收期（税后） 年 4.328 项目资本金现金流量8.1 资本金财务内部受益率 % 70.818.2 资本金财务净现值 万元 153713.33 I=139 亏平衡点：达产年 % 29.979.1 还清借款后第一年 % 25.259.2 按平均数计算 % 27.1010 借款偿还期 年 5.00 含建设期,等额还本利息照付第二种价格体系技术经济评价结果七 项目总投资 万元 86186.631 固定资产投资 万元 76298.671.1 建设投资 万元 72470.001.2 建设期利息 万元 3828.672 流动资金 万元 9887.962.1 其中：铺底流动资金 万元 2966.39八 项目规模（报批）总投资 万元 79265.06九 费用与效益1 销售收入 万元 135083.49 年平均值 132381.822 年总成本费用 万元 85248.76 年平均值 84409.843 年经营成本 万元 78011.77 年平均值 76563.804 年利润总额 万元 48961.31 年平均值 47116.035 息税前利润 万元 49415.36 年平均值 48151.136 年营业税金及附加 万元 873.42 年平均值 855.957 年增值税 万元 10917.78 年平均值 10699.428 年净利润 万元 36720.98 年平均值 35337.029 所得税 万元 12240.33 年平均值 11779.01十 财务评价指标1 总投资收益率 % 57.34 年平均值 55.872 资本金净利润率 % 154.44 年平均值 148.623 投资利税率 % 70.49 年平均值 68.0720 万吨/年焦油加氢改质项目。 4 销售利润率 % 36.25 年平均值 35.595 销售利税率 % 44.97 年平均值 44.326 资本利润率 % 205.92 年平均值 198.167 项目投资现金流量7.1 财务内部受益率（税前） % 52.537.2 财务内部受益率（税后） % 42.417.3 财务净现值（税前） 万元 248303.67 I=127.4 财务净现值（税后） 万元 179735.66 I=137.5 投资回收期（税前） 年 3.687.6 投资回收期（税后） 年 4.098 项目资本金现金流量8.1 资本金财务内部受益率 % 76.058.2 资本金财务净现值 万元 186882.24 I=139 亏平衡点：达产年 % 25.689.1 还清借款后第一年 % 22.579.2 按平均数计算 % 23.8810 借款偿还期 年 4.00 含建设期等额还本利息照付6 全厂定员全厂总定员表（人） （注：四班三运转制）序号 部门 行政管理技术人员生产工人辅助工人 安全员 合计1 装置1.1 PSA 制氢装置 1 41.2 加氢改质装置 2 3 （兼职）小计 37人2 公用工程罐区及装卸车 12小计 123 辅助车间3.1 检化验 83.2 三修 123.3 门卫 4小计 24合计 97 人7 生产人员培训7.1 培训目标本项目生产、技术和操作人员经过理论与实践的二次培训，能达到下列能力与水平：（1）对焦油加氢改质装置有基本的认识，熟知装置的上下游关系，对反应机理基本理解；（2）能对工艺装置某一单元工艺流程图和工艺参数达到熟记并能熟练的画出；（3）熟知现场的设备、仪表、关键阀门（如紧急放空阀、原料及产品线的阀门）的位置及操控；（4）熟练DCS 的基本操作，在师傅的指导下能做到调节准确；（5）了解动设备的启停，了解装置的开停工正常操作以及停水、停电、停汽各部位事故状态下的特殊操作。熟记压缩机、机泵的开、停车步骤，能独立进行开停机操作，在师傅的指导下进行倒机操作；（6）机、电、仪人员对工艺流程和设备的性能基本掌握；（7）检化验人员对化验原理基本了解，能达到独立做样。化工操作人员要熟悉DCS 的基本操作，若考试及格率小于60%，应部分换人。7.2 培训方式与内容业主本项目生产、技术和操作人员培训分二次进行。第一次：在施工图设计开始后的合适时间，技术方派遣有经验的工艺专家或高级工程师赴业主会议室对受训人员进行理论培训，详细讲解工艺流程、设备、加氢原理、萃取精馏的相关知识、开停工操作、操作体系参数及调节、原料产品分析控制指标、紧急情况处理、工艺特殊安全事宜等。之后，业主派2030 人赴加氢样板工厂进行为期23 个月的理论和操作岗位倒班实践的培训。受训对象主要是主任、技术人员、班长、内外操、检化验及机电仪人员。第二次：在业主的合同装置现场，技术方结合新建工程现场对业主的工艺技术人员和操作工再次进行培训及技术讨论。业主经培训的工艺技术人员和操作工从新建工程的管道、仪表和电气施工安装开始，按照培训对应岗位参加工程建设，直至单机试运、联动试车和投料开车。7.3 对受训人员的要求（1）受训人员在培训前必须熟悉合同装置工艺与详细设计细节。（2） 受训人员中的技术人员与主要操作工应获得化工专业学位或类似学历，有丰富的化工装置操作经验。其经验应包括以下领域: a. 操作过许多设备（如加氢、蒸馏、流体处理、热交换、固体处理等）； b. 操作过常规及分散的控制系统。7.4 受训人员的配置（1）工艺人员46 人（含主任2 人、技术人员4 人、操作人员40 人）；（2）检化验人员6 人；（3）辅助工人14 人。8 工程建设总进度计划工程节点明细 开始时间 完成时间 负责方一（工艺包合同、设计合同生效并收到定金后）设计开球会（1 周）（现场确定总图、公用工程及边界设计条件）第0 周 第1 周 发包人设计人二 初步设计（16 周） 第2 周 第17 周 设计人三 初步设计审查（1 周） 第18 周 第18 周 发包人设计人四长周期设备订货技术规格书（1 周）（加氢压缩机、加氢反应器订货）第19 周 第19 周 设计人五施工图设计（28 周）（按时收到详勘报告及订货资料前提下）第20 周 第48 周 设计人六 土建施工（16 周） 第33 周 第49 周 发包人施工人七安装施工（24 周）（设备、管道、电气、仪表）第50 周 第74 周 发包人施工人八 “三查四定”、工程中交（3 周） 第75 周 第77 周发包人施工人设计人九 工艺装置投料开车（2 周） 第78 周 第79 周发包人设计人施工人自工艺包合同、设计合同签订生效至工艺装置投产约需20 个月十工艺装置考核（2 周）（工艺装置投产后3 个月内进行）第 周 第 周 发包人9 全厂总平面布置（详见附图）9.1 总图布置原则9.1.1 在现有地块条件下尽量满足工艺生产流程，功能分区合理、节约用地、管线短捷、顺畅。建构筑物布置间距要符合，化工企业总图运输设计、石油化工企业设计防火规范、建筑设计防火规范等有关规范要求。9.1.2 满足厂区规划及地方规划，站外道路与周边道路平滑连接，避免人流和货流的交叉，为职工创造良好的工作条件和生活环境。9.1.3 根据生产工艺流程、火灾危险类别及其生产特点，结合地形、风向、安全卫生、环保等条件，按功能分区，集中布置，有利于工厂的生产、运输和管理，降低能耗，减少污染。9.1.4 根据“一体化”原则，在生产设备、工艺条件、操作条件和自然条件许可时，生产装置露天化、联合布置；生产类别及性质相同或相近的建构筑物合并。9.1.5 根据工厂的组成和用地要求，合理布置地下管线和管廊，合理分区和布置建筑物、构筑物和道路。9.1.6 仓储设施的布置，按储存货物的性质和要求，尽可能靠近原料和成品的装卸地和用户，减少二次倒运。9.1.7 生产管理和生产服务设施，应满足生产需求，根据其使用功能，分别进行平面、空间的合理组合，设计成多功能、大体量的综合性建筑，在满足使用功能的前提下力求降低造价，节约建设资金，做到经济合理。9.1.8 在满足厂区环境美观的基本要求下，进行绿化规划设计，绿地面积按国家有关规定规划设计。9.1.9 满足国家现行的有关规范、规定要求。9.2 总图布置初步方案9.2.1 荒煤气PSA 制氢装置靠近兰炭炉系统的煤气柜布置，便于最短距离接受荒煤气原料；靠近焦油加氢改质主装置，便于最短距离提供氢气；靠近燃气锅炉房，便于最短距离提供PSA 制氢解吸气。9.2.2 焦油加氢改质主装置靠近综合楼的中心控制室，便于生产操作；南侧邻近预留工艺装置区，便于工艺装置集中管理。9.2.3 总变电靠近西侧电力来源端，避免高压电缆穿越厂区，节省投资。9.2.4 罐区集中布置在北侧，与兰炭炉系统已有罐区相邻，便于生产集中管理；罐区靠近焦油加氢改质主装置、汽车装卸车设施，管线最短、便捷；罐区靠近消防设施，消防管线最短、便捷。9.2.5 全厂总平面布置按照功能分区合理布置：罐区集中布置在厂区北侧中部，汽车装卸车区布置在厂区北侧西部，空氮压站、总变电、机修、仓库的公辅区布置在厂区西侧下部，动力区（含燃气锅炉等）布置在厂区南侧中部，靠近动力负荷装置区，事故池、地面火炬集中布置在厂区东北角，靠近兰炭炉系统的气柜区。新疆奎山宝塔石化有限公司煤化工项目指挥部杨众喜 2012.12.