年产80万吨制氢加氢项目可行性研究报告.docx

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年产80万吨制氢加氢项目可行性研究报告

年产80万吨制氢、加氢项目

可行性研究报告

第一章总论

第一节项目名称及承办单位

1、项目名称：

80×104t/a加氢、1.5×104Nm3/h制氢项目

2、建设单位及负责人：

项目建设单位：

某化工有限公司

建设单位性质：

民营有限公司

建设单位法定代表人：

建设单位住所：

某市

项目建设地点：

某市

建设规模：

80×104t/a加氢、1.5×104Nm3/h制氢

3、可行性研究报告编制单位

第二节项目编制依据及原则

1、项目编制依据

1.1、《加氢制氢装置编制可行性研究报告的委托书》

1.2、《加氢制氢装置可行性研究报告技术服务合同》。

1.3、某市环境保护局某分局《关于对某化工有限公司主要污染物排放总量的批复》（东环东分函（2007）1号）

1.4、国家现行有关标准、规范、规定

2、项目编制原则

2.1、加氢制氢装置以催化柴油、焦化汽柴油为原料，其中加氢精制单元生产规模为80×104t/a；配套的制氢单元的规模为1.5×104Nm3/h工业氢，年开工8000小时。

2.2、加氢制氢装置采用国内成熟、先进的技术，确保产品质量，其中制氢单元采用低能耗轻烃蒸汽转化专有技术加变压吸附（PSA）技术。

2.3、认真贯彻国家关于环境保护和劳动保护的法规和要求。

认真贯彻安全第一预防为主的指导思想。

对生产中易燃易爆有毒有害物质设置必要的防范措施。

三废排放要符合国家现行有关标准和法规。

2.4、装置工艺过程控制采用集散型控制系统（DCS），以提高装置的运转可靠性。

2.5、装置所需公用工程及辅助系统尽量依托工厂原有设施，以减少工程投资。

2.6、为节约外汇，除少部分需引进外，主要设备和材料均立足于国内供货。

第三节项目背景及建设的必要性

1、项目建设单位介绍

某化工有限公司成立于2001年12月，是从事化工生产的民营企业，经营主要产品有沥青、蜡油、渣油、重油、石脑油、液态烃、轻烃和轻油等。

公司现拥有总资产8亿元，其中固定资产6.2亿元；员工286人，其中硕士、大中专生占管理人员和技术人员的70%以上，占地370亩；现有60×104t/a污油处理装置、10×104t/a重油改质装置、120×104t/a污水处理装置、5×104t/a脱硫废气处理产装置、10×104t/a酸性水气提装置各一套。

公司始终奉行“以人为本，求实创新”的管理理念，强化诚信经营和服务意识，严格人事管理、目标管理、质量管理和考核制度，为每一个员工提供公正、诚信、平等和效率的发展平台；坚持“追根究底，止于至善”的品质政策；本着“质量第一，诚信第一，用户第一”的原则；以优质完善的服务、同行生产领域的竞争能力、品牌影响和创新能力成为某市可以信赖的厂家之一，取得了较好的经济效益和社会效益。

公司按照现代企业制度的要求，通过深化体制改革，创新内部经营机制，完善以“人本、创新、至善、高效”为内核的企业特色文化体系，逐步建立了新的经营管理制度。

以市场为导向，加强营销队伍建设，构筑了全国性营销网络体系；以技术为依托，加强技术改造力度，创新了生产经营管理体系；以人本管理为核心，加强了职工人才队伍建设，以管理求发展，初步实现了管理制度化和经营现代化。

企业先后获得国家级3.15重点保护信誉企业、全国诚信经营企业、某省AAA信用企业、某省质量管理先进单位、某省双爱双评先进单位、某省“守合同、重信用”企业等荣誉称号。

2006年实现销售收入11.98亿元，利税5600万元。

2007年预计实现销售收入20亿元，利税1.3亿元。

企业组建5年来，秉承诚信、发展的经营理念，与时俱进，开拓创新，追求卓越，突出发展特色，规范经营管理，完善企业文化，发展与环境并重，塑造了良好的企业形象，企业将进一步按照“高起点、超常规、跨越式”的工作定位，实施品牌战略，培育企业核心竞争力，把企业建设成为一个主业突出、综合型、规模化、抗风险能力强的现代化企业集团，为地区经济和社会各项事业的发展做出更大的贡献。

企业到2010年的前景目标规划：

第一步，2006年10月——2008年4月，计划投资4.6亿元，新上120×104t/a重油催化裂解（DCC）装置、30×104t/a气体分离装置、5×104t/aMTBE装置、2×104t/a硫磺回收等生产装置，2008年预计实现销售收入40亿元，利税3.5亿元。

第二步，2007年10月——2009年8月，计划投资14亿元，新增土地260亩，新上120×104t/a延迟焦化装置、80×104t/a加氢、制氢装置、200×104t/a常减压装置、80×104t/a重整装置等生产装置，配套建设改造200×104t/a污水处理装置、20×104t/a酸性水气提装置和2×104t/a硫磺回收装置，2010年预计实现销售收入100亿元，利税8.6亿元。

2、项目建设的必要性

建设该加氢制氢装置的意义在于：

2.1、与新建的120×104t/a焦化装置配套，保证焦化汽柴油的加氢精制效果，增加催化柴油加氢精制能力，使加氢精制后的柴油与直馏柴油等组份调合后，保证全厂柴油满足GB252-2000标准要求。

2.2、尽快建设加氢制氢装置，对促进集团公司的长远发展，合理利用资源，提高企业经济效益，保护环境、促进社会就业和保持社会安定是十分必要的，具有深刻的现实意义和长远的历史意义。

第四节项目范围

新建加氢制氢装置由8×104t/a加氢精制单元和1.5×104Nm3/h制氢单元组成。

加氢制氢装置由装置区、压缩机厂房、中控室和变配电室组成。

第五节研究结果

1、工艺技术方案

加氢制氢装置采用国内成熟、先进的技术，确保产品质量，其中制氢单元采用低能耗轻烃蒸汽转化专有技术加变压吸附（PSA）技术。

2、主要技术经济指标

2.1、原料

新建加氢制氢装置的原料为焦化汽、柴油，催化柴油和干气。

其中焦化汽油19.18×104t/a（24%）、焦化柴油40.88×104t/a（51%）、催化柴油19.94×104t/a（25%）。

2.2、产品

装置主要产品为精制柴油，产量为60.37×104t/a，次要产品为汽油，产量为18.99×104t/a，直接出厂。

2.3、付产品

加氢干气为3.48×104t/a，脱硫后作为制氢单元的原料或全厂燃料。

2.4、公用工程消耗

见第四章第七节

2.5、能耗

（1）加氢精制单元的能耗为652.27MJ/t

（2）制氢单元的能耗为14061MJ/1000m3nH2

2.6、“三废”情况

（1）废气：

烟气64t/h，含SO21.3mg/m3,NOX80mg/m3。

（2）生活污水：

2.0t/h。

（3）含油、酸性水污水：

7.1t/h,连续。

（4）含盐污水：

0.6t/h,连续，锅炉排污。

（5）废催化剂：

45t/年。

2.7、占地面积：

12056m2

2.8、装置定员37人。

2.9、主要经济指标见表1-5-1

表1-5-1

项目

数量

1.工程建设投资（万元）

24517.00

2.建设期利息（万元）

503

3.流动资金（万元）

22980

4.工程总投资额（万元）

48000

5.建设期（月）

12

6.年均销售收入（万元）

419963

7.年均总成本费用（万元）

390617.9

其中:

年均可变成本（万元）

387658

年均固定成本（万元）

2959.9

8.年均经营成本（万元）

388073.5

9.年均应纳税金及附加（万元）

18640

10.年均利润总额（万元）

10705

11.年均应纳所得税（万元）

2676

12年均税后利润（万元）

8029

13投资利润率（%）

22%

14.投资利税率（%）

60.6%

16.资本金利润率（%）

55.8%

15.全投资财务内部收益率（%）（税前）

30.52

财务净现值（ic=12.00%,万元）

43200.9

投资回收期（年,静态）

4.78

16.全投资财务内部收益率（%）（税后）

22.1

财务净现值（ic=12.00%,万元）

24819

投资回收期（年,静态）

5.1

17.资本金财务内部收益率（%）

29.5

财务净现值（ic=12.00%,万元）

29272.06

18.借款偿还期（年,含建设期）

4.03

19.盈亏平衡点（%,年平均）

21.66

3、结论

3.1、加氢制氢装置采用国内成熟、先进的技术，确保产品质量，其中制氢单元采用低能耗轻烃蒸汽转化专有技术＋变压吸附（PSA）技术。

3.2、装置产品精制柴油，可以满足GB252-2000轻柴油标准的要求。

3.3、加氢制氢装置生产的精制柴油可以调合不同牌号的柴油，利用已有的销售渠道，不需要开发产品市场，产品销路较好，无产品滞销问题。

3.4、装置建成后，将过去由产品带入社会环境的硫、氮、杂质（未燃烧烃），集中在装置内转化为硫化氢和氨加以回收和处理，具有显著的社会环保效果。

3.5、装置的各项技术经济指标较好，具有良好的经济和社会效益。

总之，尽快建设加氢制氢装置，对促进集团公司的长远发展，合理利用资源，提高企业经济效益，保护环境、促进社会就业和保持社会安定是十分必要的，具有深刻的现实意义和长远的历史意义。

第二章市场预测

随着环保要求越来越严，石油产品（燃料）的规格也变得越来越严格。

其中最主要的是限制石油燃料的硫含量和芳烃含量，以减少发动机尾气排放出的SOx和固体颗粒对大气的污染。

欧洲议会于1998年7月1日通过，到2000年柴油硫含量进一步降低到350ppmm，多环芳烃不超过11m%；到2005年硫含量要求达到50ppm。

1999年6月4日，世界燃料委员会发布了“世界燃料规范”，此规范对柴油指标设立了三个不同质量级别的标准，即将柴油划分为三类（见下表）。

II级、III级柴油标准均提出了对硫含量、总芳烃含量及多环芳烃含量的严格限制要求，同时对柴油密度、十六烷值也作了严格的限制。

对此，我国也允诺逐渐按其要求提高我国汽车燃料的质量。

《世界燃料规范》柴油规格表

项目

I

II

III

硫含量，%（m）≤

0.5

0.03

0.003

十六烷值,≥

48

53

55

芳烃含量,%（m/m）≤

-

25

15

多环芳烃,%（m/m）≤

-

5

2

95%馏出温度,℃≤

370

355

340

喷嘴清净度,%≤

-

85

85

公司处于某地区，炼油能力基本饱和，本地区内大部分成品油供过于求。

但高质量的油品不多。

而我国东南沿海和华东地区一直是我国经济发展较快的地区，虽然沿海周边有许多炼厂，这些地区的汽油、柴油、重交道路沥青等市场需求按国民收入指数统计和发展趋势看，需求量仍然很大，公司可充分利用交通便利的优势，除了就近销售外，也可以进入华中、华东及中南市场。

国内近几年柴油供需情况及2010年需求预测表（万吨）

2001年

2002年

2003年

2004年

2005年

柴油

产量

5363

5685

6026

6387

6771

进口

910

611

461

743

303

出口

222

131

157

232

99

表观

7156

7585

8040

8523

8830

消费量

预测

2010年

2015年

需求量

10830

13300

随着环保要求的日益严格，本装置建成后，柴油产品质量可以达到世界燃料规范II类标准，可以极大地提高全厂柴油产品的质量。

另外，本装置只是提高了产品质量，并没有增加产品市场份额，因此不存在挤占市场问题，相反提高了市场竞争力，必将带来可观的经济效益和社会效益。

第三章原料来源、生产规模及产品方案

第一节原料来源及规格

1、加氢精制原料油

装置加工的原料油为焦化柴油、焦化汽油的混合油,见表3-1-1

表3-1-1

性质

焦化柴油

焦化汽油

催化柴油

混合油

混合比例,%（wt）

51.1

23.98

24.92

100

×104t/a

40.88

19.18

19.94

80

焦化石脑油、柴油有关性质见表3-1-2，表3-1-3

表3-1-2焦化汽油有关性质

项目

焦化汽油

分析方法

循环比

0.8

密度（20℃），g/cm3

0.7382

ASTMD4052ISO12185

酸度，mgKOH/100mL

1.5

GB/T258

实际胶质，mg/100mL

28

GB/T509

碱性氮，mg/kg

75

SH/T0162

诱导期，min

115

ASTMD525

铜片腐蚀（50℃，3h）

3b

ASTMD130

溴价，gBr/100mL

52.8

SH/T0630-96

PONA，m%

ASTMD6623

正构烷烃

23.26

异构烷烃

18.12

环烷烃

8.58

烯烃

40.36

芳烃

9.68

元素分析

C，m%

84.78

SH/T0656-98ASTMD5291

H，m%

14.26

SH/T0656-98ASTMD5291

S，mg/kg

5700

SH/T0253-92

N，mg/kg

260

SH/T0657-98ASTMD4629

馏程，℃

ASTMD86

初馏点

49

5%

77

10%

86

30%

111

50%

129

70%

145

90%

162

95%

168

终馏点

179

表3-1-3焦化柴油性质

项目

焦化柴油

分析方法

循环比

0.8

密度（20℃），g/cm3

0.8453

ASTMD4052ISO12185

运动粘度，mm2/s

ASTMD445

20℃

3.962

50℃

2.132

酸度，mgKOH/100mL

4.0

GB/T258

实际胶质，mg/100mL

162

GB/T509

碱性氮，mg/kg

448

SH/T0162

闪点（闭口），℃

80

ASTMD93

凝固点，℃

-16

GB/T510

苯胺点，℃

49

ASTMD611

铜片腐蚀（50℃，3h）

2c

ASTMD130

10%残炭，m%

0.10

ASTMD4530

溴价，gBr/100mL

22.6

SH/T0630

计算十六烷指数

47.50

ASTMD4737

元素分析

C，m%

84.99

SH/T0656-98ASTMD5291

H，m%

13.10

SH/T0656-98ASTMD5291

2、制氢单元原料

由于制氢各种催化剂对原料的族组成、馏程以及杂质含量均有特殊要求，而且制氢装置的原料在氢气成本中所占的比重较高，约达65～85％。

因此，在选择制氢原料时，应充分考虑各种因素，优先选用H/C比大的含硫低的饱和烃类原料，或者几种H/C比大的原料混合进料，以减少原料耗量，降低氢气成本。

制氢原料可分为气态烃和液态烃二类。

气态烃主要有：

天然气、沼气、加氢干气、重整干气、焦化干气以及催化干气等。

液态烃主要有：

直馏石脑油、加氢的轻石脑油、重整装置生产的抽余油、拔头油以及加氢装置生产的饱和液化石油气等。

在上述原料中，除天然气、沼气外，其它原料均为石油化工厂生产或副产的产品。

在石油化工行业，制氢装置通常选择炼油厂的干气、天然气或者轻石脑油作为原料；对于非石油化工行业，制氢装置通常选择天然气或者轻石脑油作为原料。

天然气主要通过管道输送，一般不设储存设施；轻石脑油虽属易燃易爆品，但无毒，储存比较容易。

从国内外的情况来看，在天然气资源丰富的地区，基本上均采用天然气为原料来生产氢气。

根据厂方的实际情况，制氢装置的原料为催化干气和焦化干气，设计时考虑单独使用催化干气的可能性，不采用轻石脑油作为备用原料。

燃料为催化和焦化干气。

表3-1-4

序号

组成

焦化干气

催化干气

摩尔分率

V%

V%

1

H2O

1.11

0

2

H2

13.59

29.76

3

CH4

59.18

38.21

4

C2H6

18.23

8

5

C3H8

2.84

0.91

5

C4H10

1.12

1.84

7

C5H12

0.17

0

8

C2H4

2.51

11.89

9

C3H6

1.25

2.08

10

H2S

《20mg/nm3

3.82

11

N2

2.5

12

C5

0.99

温度,

℃

40

40

压力

Mpa（G）

0.6

0.6

第二节生产规模

根据全厂总流程安排和氢气平衡结果，确定新建加氢制氢装置的生产规模为：

加氢精制单元80×104t/a；配套制氢单元1.5×104Nm3/h工业氢。

年操作时数8000小时。

第三节产品方案

根据加氢精制工艺方案设计。

主要产品如下：

1、粗汽油（C5～160℃）

装置生产的粗汽油可以作为全厂汽油调合组份。

2、柴油（>160℃）

装置生产的精制柴油，杂质含量少，安定性好，可作为柴油调合组分与直馏柴油调合后出厂。

柴油加氢精制装置的主要产品性质见表3-3-1

表3-3-1柴油加氢精制装置的主要产品性质

名称

加氢生成油

石脑油

柴油

密度（20℃），g/cm3

0.8318

0.7188

0.8429

馏程，℃IBP

76

48

180

10%

148

78

214

30%

235

106

242

50%

266

122

271

70%

295

138

301

90%

338

166

340

EBP

>360

176

>360

凝固点，℃

≤0

≤0

铜片腐蚀，（50℃，3h）

合格

合格

合格

运动粘度，mm2/s20℃

3.32

4.30

氧化安定性，mg/100ml

-

-

≤2.0

10%残炭，m%

≤0.3

≤0.3

硫，µg/g

≤300

≤200

≤500

实际胶质，mg/100ml

≤60

≤3.0

≤60

酸度，mgKOH/100ml

-

-

≤7.0

灰分，m%

≤0.01

闪点（闭口），℃

-

≥55

氮，µg/g

≤500

颜色，D1500

≤1.5

≤1.5

十六烷值

≥45

3、配套制氢单元的产品

装置主要产品为工业氢,副产的变压吸附尾气作为转化炉的燃料。

工业氢规格：

出装置温度：

40℃

出装置压力：

2.4MPa（表）

组成：

组分V％

H299.99

CH40.01

CO+CO2<20PPm

∑100.00

第四章工艺技术方案

第一节工艺技术路线比较及选择

1、80×104t/a加氢精制单元

1.1、确定技术方案的原则

1.1.1、采用性能优良的催化剂。

1.1.2、采用成熟、可靠、先进的工艺技术和工程技术，确保装置设计的整体合理性、先进性和长周期安全稳定运转。

1.1.3、合理用能，有效降低装置的能耗，合理回收装置余热，达到合理的先进水平。

1.1.4、提高环保水平，加强安全措施，环保设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投产。

1.1.5、在保证性能可靠的前提下，降低装置投资，最大限度实现设备国产化。

1.2、工艺技术方案的选择

针对催化柴油存在安定性差、十六烷值低等特点以及对目的产品要求，可供选择的有以下几种方案：

1.2.1、方案一（提高十六烷值技术）：

1.2.1.1MCI技术

MCI技术是抚顺石油化工研究院针对劣质柴油改质开发的技术，在较大幅度提高了十六烷值的同时也获得了较高柴油收率。

采用催化剂为FH-98、3963。

该工艺过程对劣质柴油进行加氢改质，不仅可以使油品深度加氢脱硫、脱氮、烯烃饱和、稠环芳烃饱和开环（但基本不断链），从而改善油品安定性，而且柴油产品的十六烷值可以提高12个单位左右，同时柴油收率仍可保持不低于95m%（工业应用结果柴油收率都在97m%以上）。

此外，该工艺过程还有一个明显的特点，即该工艺过程的操作条件和方式与传统的催化柴油加氢精制相近（化学耗氢约增加20～30%）。

MCI技术的典型工艺条件：

氢分压：

5.0～7.0MPa

体积空速：

1.0～1.5h-1

氢油比：

400～600：

1

化学耗氢：

1.1～1.5m%

1.2.1.2RICH技术

石科院的RICH技术与MCI技术类似，采用催化剂为RG-10C/RG-2/RIC-1。

柴油收率约96%，十六烷值可提高9个单位以上，氢耗较高（1.75m%）。

RICH技术的典型工艺条件：

氢分压：

6.4MPa

体积空速：

1.5h-1

氢油比：

500：

1

化学耗氢：

1.75m%

1.2.2、方案二（加氢精制）：

催化柴油加氢精制是在中低压条件下进行脱硫、脱氮、烯烃及部分芳烃饱和的反应。

加氢精制不仅可以改善产品颜色及安定性，十六烷值也有一定程度的提高，并可获得较高的柴油收率，约为99％左右。

以石科院的RN-10为例，采用如下的操作条件，十六烷值可以提高3个单位。

氢分压：

6.4MPa

体积空速：

2.0h-1

氢油比：

400：

1

化学耗氢：

0.9m%

1.2.3方案三（中压加氢改质）：

中压加氢改质技术是在中压条件下的加氢裂化技术，使用具有裂化功能的催化剂进行柴油的改质，将催化柴油中的芳烃和多环环烷烃进行部分的开环裂化，增加烷烃含量，从而较大幅度提高十六烷值。

其反应途径是先精制后裂化，采用抚研开发的3996、3955催化剂，空速为1.0，产品十六烷值提高约为14个单位，柴油收率为90％左右。

其缺点是氢耗高、柴油收率低。

中压加氢改质技术的典型工艺条件：

表4-1-1

反应器入口氢分压，MPa

精制改质

6.4

总体积空速，h-1

2.0

2.0

床层平均温度

358

355

反应器入口氢油比，Nm3/m3

800

化学氢耗，m%

1.65

综上所述，采用加氢精制技术投资少柴油收率较高，但十六烷值得到增幅有限。

而中压加氢改质和RICH技术氢耗大、生产成本高能耗高，并且中压加氢改质柴油收率低，不符合市场需求趋势。

采用MCI或RICH技术，柴油收率大于96%，十六烷值的提高约十个单位，氢耗比常规加氢精制有所增加。

综合比较结果，推荐选择抚顺石化研究院的加氢精制技术。

2、1.5×104Nm3/h制氢单元

2.1、国内外制氢技术状况

随着合成氨、甲醇等合成气工业的飞速发展，轻油蒸汽转化制氢技术有了长足的进步。

在半个多世纪的工业实践中，ICI、凯洛格、赫尔蒂、KTI、托普索等公司在转化炉型、催化剂性能、能量回收、净化方法等方面均有重大改进，使轻油蒸汽转化技术日臻成熟，可靠性、灵活性有了很大提高。

目前由于越来越严格的环境保护要求，各