3拟建项目工程分析

3拟建项目工程分析3拟建项目工程分析3.1项目建设背景和必要性3.1.1项目建设背景晨曦依托便捷的港口和铁路、公路运输，在临港工业配套基地建成以石油化工为主导，煤化工、精细化工为辅的煤、油、液化气相结合的环保、节能、循环产业链式的现代化工集团——山东晨曦石油化工有限公司，公司占地约1360亩。08年晨曦石化项目被山东省石油协会评定为鲁南经济发展带中最具潜力的石化生产基地，公司也被山东省政府确定为鲁南经济带重点企业。随着我国公路建设尤其是高等级公路建设突飞猛进的发展，高等级道路沥青需求量进一步增加，为进一步提高企业产品附加值，优化产品组合，减少环境污染，根据全厂加工总流程的安排，经研究决定新建350万吨/年高等级重交沥青装置。“350万吨/年高等级重交沥青项目”以常压渣油为原料，不增加原油一次加工能力，副产蜡油作为厂内现有60万吨/年催化裂化装置原料。项目主要装置为初馏塔和高真空精馏塔，并配套建设9座容积为20000m3和1座10000山东省环境保护厅于2011年1月13日发布“网上申报初审意见表公示”，同意项目开展环评工作（附件1）。拟建项目在莒县发展和改革局备案，备案号为3.1.2项目建设必要性⑴国内市场需要旺盛随着我国公路建设尤其是高等级公路建设突飞猛进的发展，高等级重交沥青需求量进一步增加，拟建项目建设有利于缓解市场压力，减小进口沥青量。⑵发展循环经济的需要拟建项目在制备重交沥青过程中副产蜡油、燃料油，蜡油可作为现有厂内催化裂化装置原料，本项目的建设与现有工程分别在工艺、物料、能量和环境保护方面实现环节链接，形成循环经济产业链，同时可与现有装置相互依托，使晨曦石油化工有限公司资源、能源利用最大化。综上所述，拟建项目有利于完善企业的产业链，最终可实现公司效益的提高，为公司长周期、可持续发展打下基础。因此，该项目的建设是十分必要的。3.2项目政策符合性分析3.2.1符合国家相关产业政策的要求拟建项目建设的高等级重交沥青装置，不属于《产业结构调整指导目录(2011年本)》中限制和淘汰类，本项目的建设符合国家相关产业政策的要求。3.2.2符合莒县城市总体规划根据《莒县城市总体规划(2005—2020年)》，莒县城镇发展目标为：“至规划末建立一个等级规模完善、职能分工明确、空间布局合理的县域城镇体系，实现县域经济、社会、生态、环境质量的全面提高。”城区北部是须认真加以保护的区域，规划为办公、商业用地，南部处于城市的下风向和地势低洼处，城市规划安排为有污染工业项目的主要地区。项目厂址位于莒县的西南部约18公里处，不在县城规划范围内，项目建设与莒县城市总体规划不矛盾。3.2.3本项目厂址在日东高速公路以北、205国道以西，在日照临港工业莒县配套基地内，项目用地为三类工业用地，符合日照临港工业莒县配套基地的规划要求；本项目为石油化工项目，复合规划区的功能定位。3.2.4拟建项目为“350万吨/年高等级重交沥青项目”，该项目以常压渣油为原料，不增加原油一次加工能力，不属于“新建炼油及扩建一次炼油项目”，因此不属于由环保部审批项目类别。该项目已在莒县发改部门备案，根据山东省环境保护局鲁环发[2010]42号《关于建设项目环境影响评价文件分级审批的通知》要求，拟建项目属于石油化工项目，环境影响评价文件应报请山东省环保厅审查。3.2.5为了进一步落实好环境影响评价和“三同时”制度，确保治污减排任务的完成和生态环境的进一步好转，山东省环境保护局以鲁环发[2007]131号文的形式发布了《关于进一步落实好环评和“三同时”制度的意见》。本项目建设与131号文符合性，具体见表3.2-1。表3.2-1项目建设与131号文符合性一览表是否符合建设项目审批原则选项（一）是否符合环境保护法律法规及相关技术规范的规定是√否□（二）是否符合所在地县级以上生态保护规划和环境功能区划要求是√否□（三）是否无污染物排放或者污染物排放不影响当地治污减排任务的完成是√否□（四）污染物是否能够达标排放是√否□（五）项目选址、选线是否不在“禁批”和“限批”的范围之内是√否□是否存在企业限批情况近年内已建、已批复项目环评和“三同时”执行情况序号项目名称环评批复部门及批复时间项目进展情况竣工环保验收时间15万吨/年气体分馏项目2006.6.8日照市环保局主体工程已经建成，已验收。2011.1.24230万t/a气分装置资源优化技术改造项目2007.8.21日照市环保局部分建成部分未建成，建成部分未运行—3120万吨/年重油深加工综合装置2010.7.26山东省环保厅主体工程已经建成，未运行—是否在省环保局规定的局部禁批或限批范围之内选项（一）是否属于建在饮用水水源保护区、各类自然保护区、风景名胜区、生态功能保护区、生态敏感与脆弱区等环境敏感区是否影响生态环境和污染环境是□否√是□否√（二）是否属于毗邻居民区的化工等有环境风险的项目*是□否√（三）是否处于城市规划区、经济技术开发区和高新技术产业开发区等工业园区之外是否属于有污染的新上项目是□否√是√否□（四）是否处于南水北调和小清河大堤两侧5公里之内是否有污水排放是□否√是√否□（五）是否处在因执行环评和“三同时”制度存在问题而被限批的园区是□否√（六）是否处在全省重点河流水环境质量未达到省环保厅确定的年度改善目标的河流两侧5公里之内是□否√是否在省环保局规定的区域限批范围之内选项（一）是否建在连续2年未完成治污减排任务的县(市、区)是□否√（二）是否建在严重违反环评和“三同时”制度的县(市、区)是□否√（三）是否建在2008年上半年仍未完成城市污水处理厂建设的县(市、区)是□否√（四）是否建在城市污水处理厂建成后1年内污水处理率达不到60%的县(市、区)是□否√（五）是否建在污染严重、防治不力的设区市或县(市、区)是□否√*注：拟建项目现有及在建项目卫生防护距离范围内有居民，目前搬迁安置工程正在建设，卫生防护距离范围内居民搬迁完成后，满足环保要求。由表3.2-1可见，本项目符合山东省建设项目审批原则的要求。3.3拟建工程与厂内现有工程、在建项目之间的依托关系拟建项目以常压渣油为原料生产高等级重交沥青，同时副产蜡油为厂内60万t/a催化裂化装置提供蜡油；催化裂化装置为厂内5万t/a、10万t/a、15万t/a气分装置提供液化气，为加氢改质装置提供催化柴油；气分装置为MBTE装置提供原料；最终分别得到重交沥青、丙烯、汽油、柴油、液化气等。拟建项目产生的酸性水依托30万t/a气分装置资源优化技术改造项目配套建设的酸性水汽提装置及硫磺回收装置处理，含油废水送入厂内配套建设的200m3/h污水处理站处理后，全部送入园区污水处理厂（莒县第二污水处理厂）深度处理，由莒县污水处理厂达标3.4拟建项目概况及组成3.4.1拟建项目概况项目名称：山东晨曦石油化工有限公司350万吨/年高等级重交沥青项目建设地点：日照市莒县夏庄镇日东高速公路莒县出口处，山东晨曦石油化工有限公司现有厂区最北端，项目区地理位置见图3.4－1（a）、（b）。建设性质：新建产品方案：重交道路沥青230万吨/年，蜡油117.2万吨/年、燃料油0.7万吨/年、轻质油1.4万吨/年。建设内容：以常常压渣油为原料，新建一套渣油年加工能力为350万吨/年的重交道路沥青装置。并配套建设9座容积为20000m3和1座10000m项目投资：总投资43156万元。配备人员及工作时间：劳动定员20人，四班三运转，年有效工作时间8000小时。建设进度：厂内加热炉、预加热炉、蒸馏塔、精馏塔等于2011年2月开始开工建设，截止2011年6月24日已建设完毕，装置区的储罐及管线安装过程中，渣油罐正在建设中，拟建项目属于未批先建，莒县环保局已经对该公司进行了环保处罚，处罚文件，见附件22。3.4.2拟建项目组成拟建项目组成情况见表3.4-1。表3.4-1拟建项目组成情况一览表工程组成工程规模及建设内容性质主体工程新建直径为φ2800×33800初馏塔1座、φ4000×48200蒸馏塔1座、18.5MW预加热炉一座、32.9MW加热炉一座，加热炉采用圆筒炉，采用燃料油作为燃料。新建公用工程供水：新鲜水耗量76.21m3/h（60.97万m依托现有循环水：循环水量528.5m依托现有脱盐水：脱盐水用量40.66m3/h（32.53万m3/a），依托厂内现有50m3依托现有蒸汽：蒸汽用量11.99t/h（9.59万t/a），依托厂内已建成两台35t/h蒸汽锅炉。依托现有空压系统：依托厂内现有空压站。依托现有空分装置：依托厂内现有空分装置。依托现有环保工程废气：加热炉、预加热炉均采用低硫燃料油，预加热炉烟高50，加热炉高53米，内径均为2.4米，出口烟温170℃烟囱新建废水：含硫含氨废水依托厂内在建酸性水汽提、硫磺回收装置，预处理后与厂内其他污水混合处理后送至厂区现有200m3依托现有固废：依托厂内现有危废暂存库。依托现有事故水水池：依托厂内现有6000m3依托现有火炬：依托厂内现有火炬筒直径为DN400（0.4m），其高度为60m。依托现有储运工程厂内新建9座容积为20000m3和1座10000m3的渣油罐渣油罐新建，产品罐依托现有3.5经济技术指标拟建项目主要经济技术指标见表3.5-1。表3.5-1拟建项目主要技术经济指标表序号项目名称单位数量备注一设计规模1.1重交沥青装置104t/a350二产品方案2.1重交道路沥青104t/a2302.2蜡油104t/a117.202.3燃料油104t/a0.72.4轻质油104t/a1.4三年操作小时h8000四主要原辅材料消耗渣油104t/a350.0五公用系统消耗量5.1除氧水t/h6.66正常用量5.2循环水t/h528.5正常用量5.3除盐水t/h40.66正常用量5.4电kW3101正常用量5.5净化风Nm3/h180正常用量5.6蒸汽t/h11.991.0MPa5.7燃料油t/h1.99正常用量六项目占地面积m2178900m七联合装置建设投资万元431561其中：规模总投资万元34930建设投资万元30656建设期利息万元7492流动资金万元11751其中：铺底流动资金万元3525八年平均营业收入万元达产期九年平均总成本费用万元十年平均利润总额万元5296十一财务分析盈利能力指标1总投资收益率%15.12%2投资回收期税前年5.523投资回收期税后年5.993.6产品方案高等级重交沥青装置主要生产高等级道路交通用沥青，副产品包括蜡油、燃料油，产品方案见表3.6-1。表3.6-1产品方案一览表项目名称产品产量（万吨/年）去向350万吨/年高等级重交沥青装置干气0.35去全厂燃气系统燃料油0.7去现有加氢改质装置轻质油1.4调和外卖蜡油117.2去现有催化裂化装置高等级重交沥青230外卖重交沥青主要用于高等级公路建设，修筑的沥青路面，有良好的路用性能，可改善道路状况，提高运行经济效益，减少维修费用，可提高沥青路面的使用寿命。按产品的标准划分，我国重交沥青有50号、70号、90号、110号，拟建项目重交沥青质量执行表3.6-2。表3.6-2重交通道路石油沥青技术要求试验项目AH-110AH-90AH-70AH-50针入度(25℃,100g,5s)(0.1mm)100-12080-10060-8040-60延度(5cm/min,15℃)不小于(cm)100100100100软化点(环球法)(℃)41-5142-5244-5445-55闪点(COC)不小于(℃)230含蜡量(蒸馏法)不大于(%)3密度(15℃)(g/cm3)根据实测记录溶解度(三氯乙烯)不小于(%)99.0薄膜加热试验(163℃,5h)质量损失不大于(%)1.21.00.80.6针入度比不小于(%)48505558延度(25℃)不小于(cm)757550403.7主要原辅材料用量、性质及来源3.7拟建项目生产所需原料为渣油，渣油加工量为350万t/a，原料主要为外购，汽车运送至上内罐区，用泵送入装置。渣油主要性质见表3.7-1。表3.7-1原料渣油性质密度，g/cm3,20℃0.932原料油实沸点馏程，℃API度19.7减压初馏点198凝点,℃28减压5%220水分，%（V/V）0.32减压10%261含盐，mgNaCl/l120.4减压20%352闪点（开口），℃46减压30%403含蜡量，%(m/m)2.92减压40%420胶质，%(m/m)15.19减压50%440沥青质，%(m/m)1.79减压60%467灰分，%(m/m)0.07—机杂，%(m/m)0.01酸值,mgKOH/g0.44残炭,%(m/m)6.7碳,%(m/m)86.46氢,%(m/m)11.72硫,%(m/m)0.67氮,(m/m)0.48金属分析10-6(m/m)3.78铁20.48镍0.17铜23.72钒66.10钠3.29钙—运动粘度mm2/s50℃69.1870℃29.73原料油类别含硫环烷-中间基3.7.2渣油来源及重交沥青对原料要求比较严格，必须为低石蜡质的环烷基、环烷基-中间基原油或此类原油的常压塔底油、常压渣油为原料。环烷基原油常渣生产的沥青延度好，具有理想的流变性能，并且与石料结合能力强，低温时抗变形能力大，路面不易开裂，高温不易流淌，抗车辙能力强，具有较好的抗老化性能，因此环烷基原油及常渣是生产沥青的首选原料。我国国环烷基原油主要产地为新疆克拉玛依油田、辽河油田、大港油田和渤海湾，国外主要资源国为委内瑞拉和加拿大。根据市场调研，国内环烷基及环烷基-中间基常压渣油提供厂家及能力见表3.7-2。建设单位已与与各单位签订购货意向。表3.7-2渣油主要来源厂家和供应能力序号单位名称供应量（万吨/年）备注1中石化股份有限公司上海高桥分公司80上海2中海石油中捷石化有限公司90河北3中国石油化工股份有限公司石家庄炼化分公司60河北4天津汇洋石油储运有限公司80天津5陕西延长石油集团炼化公司75陕西合计—385—各原料供应单位基本情况见表3.7-3。

表3.7-3各原料供应单位基本情况供货单位供货单位原油来源原油指标及性质生产装置规模及产品中石化股份有限公司上海高桥分公司国产重质原油低含蜡、低凝点、低含硫、富含沥青质和胶质原油500万吨/年原料油处理能力，可供应常压渣油、石脑油、焦化蜡油中海石油中捷石化有限公司中海油渤海湾原油中海油低含蜡、低凝点、低含硫、富含沥青质和胶质原油原油一次加工能力500万吨/年，可产沥青、渣油中国石油化工股份有限公司石家庄炼化分公司中海SZ36-1中海油低含蜡、低凝点、低含硫、富含沥青质和胶质原油常减压加工能力350万吨/年，装置产燃料油及渣油天津汇洋石油储运有限公司中海油渤海湾原油及其海外权益重油资源低含蜡、低凝点、低含硫、富含沥青质和胶质原油300万吨/年原料油处理能力，可供应常压渣油、石脑油、焦化蜡油陕西延长石油集团炼化公司中海油渤海湾原油及其海外权益重油资源低含蜡、低凝点、低含硫、富含沥青质和胶质原油200万吨/年原料油处理能力，可供应常压渣油、石脑油、焦化蜡油本项目拟采用常压渣油为原料，原料供应协议见附件13。3.7拟建项目所需的化学品、催化剂、助剂、添加剂等将直接从市场上采购。工艺装置主要辅助材料用量见表3.7-4。表3.7-4工艺装置主要辅助材料用量序号名称规格型号年用量t/a备注1防焦剂水溶性180西安启创化工集团2缓蚀剂——70省内采购330%碱液——160省内采购3.7.4原辅材料储运项目的原料主要是常压渣油，这些原料大部分来自国内各炼厂，项目原料运输主要依托厂内现有物流运输系统。拟建项目配套建设9座容积为20000m3和1座10000m33.7.5拟建项目预加热炉和加热炉采用燃料油作为燃料，年消耗量为1.59万t/a，其中F1001预加热炉消耗燃料油1.27t/h，F1002加热炉消耗0.72t/h。山东晨曦石油化工有限公司厂内自产蜡油、燃料油等作为燃料，能够满足拟建项目燃料供应。表3.7-5燃料油规格恩氏粘度开口闪点康氏残碳%（m/m）水和沉淀物%（v/v）密度kg/m3热值kJ/kg硫含量%（m/m）16.9412511.10.1962.696001.23.7拟建项目能源消耗情况见表3.7-6。表3.7-6拟建项目能源消耗情况序号项目小时耗量原料单耗耗能指标总能耗单位数量单位数量单位数量MJ/t原料1循环水t/h528.5t/t原料1.208MJ/t4.195.912除盐水t/h40.66t/t原料0.093MJ/t96.32.493除氧水t/h6.66t/t原料0.019MJ/t385.196.844净化风Nm3/h180Nm3/t原料0.514MJ/m31.590.7651.0MPa蒸汽t/h11.99t/t原料0.034MJ/t3182101.746电kW3101kWh/t原料8.860MJ/kW.h11.8497.917燃料油t/h1.99t/t原料0.005MJ/t41868355.043.8主要设备主要设备见表3.8-1。表3.8-1主要设备一览表序号设备名称规格型号数量备注1初馏塔初馏塔规格为φ2800×338001-2蒸馏塔蒸馏塔规格为φ4000×482001-3预加热炉圆筒炉，热负荷为18.5MW1以燃料油做燃料4加热炉圆筒炉，热负荷为32.9MW15换热器浮头式换热器26-6空冷器板式空冷器52-7机泵-23-8其他容器-2-3.9厂区平面布置及合理性分析3.9山东晨曦石油化工有限公司整个厂区占地面积1360亩，厂区根据总平面布置划分为四个功能区：装置区、储运区、辅助生产及公用工程区、生产管理区。其中拟建项目占地面积178900m2，位于整个厂区的最北端，在建酸性水汽提、硫磺回收装置区东侧，主要有重交沥青主装置区和新增原料罐区。拟建项目厂区平面布置见图3.9-1（a）、（b）拟建项目所占区域布置概况：=1\*GB2⑴装置按照“流程顺畅、紧凑布置”的原则，采用露天式的联合布置方式。新建的单元分别实行集中布置，其公用的设备酌情合理地分散布置在各单元内。=2\*GB2⑵装置布置充分考虑了工艺系统要求的设备标高差和泵净吸入头（NPSH）的需要以及过程控制对设备布置的要求。此外，为防止堵塞、结焦，控制压降、温降等有工艺要求的相关设备尽量靠近布置。=3\*GB2⑶中心控制室作为装置的管理控制中心，按照全厂总体设计，设置在本联合装置的界区内。=4\*GB2⑷按照建筑物相对集中布置的原则，联合装置变配电室靠近界区内新建部分的最西北侧布置。=5\*GB2⑸各单元间设有消防检修通道，与界区外四周的环形道路相连，以保证消防作业的可抵达性和可操作性。3.9拟建项目新建装置与工厂系统管网的衔接分地上和地下两部分：原料、产品及中间产品和大部分公用工程管道架空敷设，通过系统管架进、出装置。污水系统管线地下铺设。3.9（1）拟建项目装置区、装卸车区和罐区分开布置，有利于罐区采取集中的无组织排放处理措施，减小无组织排放量；同时，装置区、罐区和装卸车区分开布置有利于采取不同的风险防范措施；（2）满足工艺流程、安全生产、消防、检修、运输的要求；（3）在满足工艺流程的前提下，根据生产性质和火灾危险性类别，按功能分区布置，动力设施尽量靠近负荷中心；（4）布置紧凑、合理，尽量减少占地；（5）在装置区北侧设置一物流出入口，人流及车流分开布置，保证人员安全，确保安全生产。3.10工艺路线选取及工艺流程说明3.10拟建项目整个工艺路线由洛阳石化院总结国内、外高等级道路沥青装置设计及生产经验开发的工艺路线。⑴原料油蒸馏采用二级蒸馏工艺，初馏对原料油进行预处理，脱出轻组份及水等杂质，精馏塔采用三级抽真空深拔技术，并添加专用抗结焦剂防止结焦。⑵初顶油气与原料油换热，回收低温位热量。⑶应用先进的工艺模拟软件（ASPENPLUS）对全装置进行模拟计算，优化操作条件。⑷应用窄点技术（ASPENPINCH）优化换热网络，在适当部位选用高效换热设备，提高换热强度。⑸加热炉设空气预热系统，降低排烟温度，提高加热炉效率。⑹初馏塔顶和精馏塔顶的馏出线上采取了注水、注中和缓蚀剂防腐措施。⑺初馏塔采用高效浮阀塔盘，精馏塔采用全填料干式减压塔。⑻采用空冷器，减少循环水消耗。⑼采用集散监控（DCS）控制系统，并设置紧急停车和安全连锁保护系统（ESD&SIS）。⑽尽可能采用国产耐酸、耐盐、耐腐蚀设备和材料，只引进在技术、质量等方面国内难以解决的关键自控设备。高等级道路沥青装置各环节操作条件见表3.10-1。表3.10-1高等级道路沥青装置各环节操作条件表名称单位指标名称单位指标原料油进装置温度℃90蒸馏一线流量kg/h13500原料油进装置流量kg/h蒸馏二线流量kg/h75100原料炉入口温度℃311蒸馏三线流量kg/h58700原料炉出口温度℃369蒸馏一中抽出温度℃166初馏塔进料温度℃369蒸馏一中返回温度℃50初馏塔顶压力Mpa(g)0.05蒸馏一中循环量kg/h46555初馏塔顶温度℃125蒸馏二中抽出温度℃273初馏塔底温度℃350蒸馏二中返回温度℃203蒸馏塔进料温度℃399蒸馏二中循环量kg/h蒸馏塔顶压力Mpa(g)0.002蒸馏三中抽出温度℃326蒸馏塔顶温度℃75蒸馏三中返回温度℃246蒸馏塔底温度℃379蒸馏三中循环量kg/h蒸馏一线抽出温度℃166过汽化油流量kg/h7100蒸馏二线抽出温度℃273渣油流量kg/h蒸馏三线抽出温度℃3263.10原料渣油自罐区经原料油泵升压进入装置后分两路，一路经原料油-初顶油气换热器(E1001B)、原料油-初顶循Ⅱ换热器(E1002AB)、原料油-初顶循Ⅰ换热器(E1003AB)、原料油-三线Ⅱ换热器(E-1004AB)换热后与另一路混合；另一路经初顶油气换热器(E1001A)、原料油-一线及一中Ⅱ换热器(E-1005AB)、原料油-一线及一中换热器(E1006AB)、原料油-沥青Ⅴ换热器(E1007AB)换热后与一路混合，经脱水脱盐沉降处理后再分两路。一路经原料油-1#燃料油Ⅱ换热器(E1008AB)、原料油-1#燃料油Ⅰ换热器(E1009AB)、原料油-二线及二中换热器(E1010AB)、原料油-沥青Ⅲ换热器(E-1011AB)换热后与另一路混合，另一路经原料油-二线换热器(E1012AB)、原料油-沥青Ⅳ换热器(E10013AB)、原料油-三线Ⅰ换热器(E1014AB)、原料油-三线及三中Ⅱ换热器(E-1015AB)换热后与一路汇合，经原料油-沥青Ⅱ换热器(E1016AB)、原料油-三线及三中Ⅰ换热器(E1017AB)、原料油-沥青Ⅰ换热器(E1018AB)换热及预加热炉(F1001)加热至310℃进入初馏塔(T1001)脱除轻质油。初馏塔设塔盘，塔顶轻质油气经E1101AB、初顶油气空冷器(EC1001A-F)、初顶油气后冷器(E1019AB)冷却冷凝至40℃进入初顶回流罐(V1001)，不凝气至F1001做燃料。轻质油自V1001经初顶回流泵(P1001AB)升压后，一路打回T1001塔顶做回流，一路送出装置。塔顶设顶循，顶循油由初顶循油泵(P1003AB)自T1001抽出，经加压与E1003AB、E1002AB与原料渣油换热至80℃后返塔。1#燃料油自T1001第17层塔盘自流至汽提塔T1002，汽提后的燃料油自汽提塔底经1#燃料油泵抽出加压，后经E1009AB、E1008AB、1#燃料油空冷器换热冷却至50℃后与一线油合并出装置。塔底油经初馏塔底泵(P1004AB)加压送至加热炉(F1002)加热，渣油经加热至400℃后进入蒸馏塔。蒸馏塔为全填料干式蒸馏塔，考虑微湿式操作。塔顶温度为75℃，残压为15mmHg。塔顶油气从蒸馏塔顶出来后，经过增压器后进入塔顶增压器空冷器Ec1004A～F冷凝冷却至40℃，凝缩油经大气腿流入塔顶分水罐V1002，未凝气体经减顶一级抽空器后,再经塔顶一级空冷器Ec1005AB冷凝冷却至38℃，液相经大气腿流入塔顶分水罐V1002,气相被塔顶抽真空泵P1012抽出至塔顶分水罐V1002，塔顶分水罐内的塔顶油经塔顶油泵P1006AB升压后合并到一线油出装置,气相至瓦斯线，塔顶机械抽空与塔顶二级抽空并联，正常运行时开机械抽空，备用二级抽空器。一线油由一线及一中油泵P1007AB自T1002第I段填料下集油箱抽出升压，经E1006AB、E1005AB换热后至一线及一中空冷器（EC1003AB）冷却至50℃后分为两路：一路作为回流打回T1001顶部，一路与1#燃料油合并后作为燃料油出装置。二线油由二线及二中油泵P1008AB自T1002第III段填料下集油箱抽出升压，经脱后E1010AB、二线及二中蒸汽发生器(ER-1001)，温度降为203℃后分为二路，一路作为中段回流打回T1002，另一路经E1012AB、二线-热水换热器(E1020AB)冷至90℃后与三线油合并装置。三线油由三线及三中油泵P1009AB自T1002第IV段填料下集油箱抽出升压，经换热器E1017AB、E1015AB换热至246℃后分为二路，一路作为中段回流打回T1002、另一路换热器E1014AB、E1004AB、三线－热水换热器(E1021AB)冷至90℃后与二线油合并出装置。过汽化油由过汽化油泵P1010AB自T1002第V段填料下集油箱抽出升压后分为二路，一路返回至加热炉入口，另一路合并到三线油泵出口管线。沥青油由沥青油泵(P1011ABC)抽出，换热器E1018AB、E1016AB、E1011AB、E1013AB、E1007AB换热至120℃出装置。拟建项目工艺流程及产污环节见图3.10-1、3.10-2、3.10-3。3.11物料平衡及硫平衡拟建项目物料平衡情况见表3.11-1，硫平衡情况见表3.11-2；拟建项目建成后全厂物料走向情况见图3.11-1，全厂硫平衡见表3.11-3。表3.11-1拟建项目物料平衡一览表进项出项名称数量(万t/a)名称收率数量(万t/a)常压渣油350损失0.10%0.35干气0.10%0.35燃料油0.20%0.70轻质油0.40%1.40蜡油33.49%117.20重交沥青65.72%230.00酸性水—20.8合计350.00合计100.00%350.00表3.11-2拟建项目硫平衡一览表进项出项名称原料量(万t/a)含硫率含硫量（t/a）名称产品量(万t/a)含硫率含硫量（t/a）常压渣油3500.6700%23450塔顶气+损失0.350.0010%0.04干气0.350.0040%0.14燃料油0.700.1100%7.70轻质油1.400.1300%18.2蜡油117.200.5645%6615.92重交沥青230.000.7180%16514酸性水20.80.1400%294合计350.000.6700%23450合计350.00—23450表3.11-3拟建项目完成后全厂干气平衡表产干气（万t/a）用干气（万t/a）装置名称数量装置名称数量60万t/aMCC3.29延迟焦化加热炉2.5128120万吨/年延迟焦化装置5.11制氢（原料）3.521680万吨/年汽柴油加氢装置0.628加氢加热炉0.5350万吨/年高等级重交沥青0.35制氢加热炉1.089硫磺回收0.63锅炉用干气1.1246合计9.378合计9.3783拟建项目工程分析图3.10-1重交沥青装置图3.10-1重交沥青装置工艺流程及产污环节图（1）图3.10-2重交沥青装置工艺流程及产污环节图（2）G1W1图3.10-3重交沥青装置工艺流程及产污环节图（3）G2W2液化气2.9延迟焦化装置外购液化气0.21蜡油MCC装置28.8焦炭气分装置丙烯13.38液化气26.8927.53MTBE4.85MTBE装置置汽油加氢装置汽油21.120.84蜡油60外购渣油120甲醇1.43民用液化气13.4柴油汽油10.9258.36柴油5.99柴油31.94外购催化柴油20.97蜡油7.1油浆1.72重交沥青230燃料油0.7350万吨/年高等级重交沥青项目外售图3.10-2重交沥青装置工艺流程及产污环节图（2）G1W1图3.10-3重交沥青装置工艺流程及产污环节图（3）G2W2液化气2.9延迟焦化装置外购液化气0.21蜡油MCC装置28.8焦炭气分装置丙烯13.38液化气26.8927.53MTBE4.85MTBE装置置汽油加氢装置汽油21.120.84蜡油60外购渣油120甲醇1.43民用液化气13.4柴油汽油10.9258.36柴油5.99柴油31.94外购催化柴油20.97蜡油7.1油浆1.72重交沥青230燃料油0.7350万吨/年高等级重交沥青项目外售蜡油57.21.72轻质油1.43拟建项目工程分析3.12拟建公用工程及依托情况3.123.12拟建项目新鲜水用量5592t/d(233t/h)，仍由夏庄镇水场供给，依托厂内统一输水管道输送。3.12拟建项目循环水量为528.5m3/h，依托设置于厂区西部的一座循环水站，拟建项目仅铺设循环水系统管网。西部循环水站设4座循环冷却塔，2台1225m3/h循环水泵和3台4000m3/h循环水泵（2开1备），供30万吨/年气分装置资源优化技术改造项目和120万t/a重油深加工项目，30万吨/年气分装置资源优化技术改造项目的循环水用量为2500m33.12.1.3脱盐水系统拟建项目脱盐水用量为69.7m3/h，依托厂内已建成一座规模为50m3/h、200m3/h脱盐水站，均采用反渗透+混合式离子交换处理工艺，厂内现有5万t/a气分装置脱盐水用8.2m3/h，30万吨/年气分装置资源优化技术改造项目脱盐水用量223.12.1.4消防水拟建项目消防水系统管路与厂内现有及在建消防水系统供水管网相通，拟建项目区内设消防栓，依托厂内已建成3000m3、2000m3消防水罐各一座及5000m3消防水池一座。装置区设计消防水量200l/s，按连续0.5小时计为360m3，罐区消防水量按480m3/h，按连续0.5小时计为3.12.1.拟建项目清污分流，初期雨水经地面雨水收集系统收集后送至事故水池（兼雨水收集池），后期雨水通过阀门送入现有厂区雨水管网外排。1、含油污水经管线汇集后，生活污水经化粪池处理后，全部排入配套建设的200t/h污水处理厂处理；经处理后含油废水、生活污水全部经管道排入2、含硫污水由工艺专业通过工艺管架压力输送至厂内30万吨/年气分装置资源优化技术改造项目配套建设的100t/h酸性水汽提装置，经处理后重复利用，不能利用的排入200t/h污水处理厂处理；与经处理后含油废水、生活污水全部经管道排入园区污水处理厂（莒县第二污水处理厂）处理达标后，由马沟河排入沭河。事故状态下排入污水处理站内进行处理后达标外排。拟建项目水平衡情况见图3.12-1，拟建项目建成后全厂水平衡情况见图3.12-2。新鲜水76.2112.9549.1611.990.96锅炉脱盐水站净下水8.540.339.717.8污水处理站酸性水汽提重交沥青装置21.90.250.2生活污水0.40.4地面冲洗水528.526.4净下水12.0循环冷却水损失14.49图3.12-1拟建项目水平衡单位：t/h3.12.2蒸汽消耗新鲜水76.2112.9549.1611.990.96锅炉脱盐水站净下水8.540.339.717.8污水处理站酸性水汽提重交沥青装置21.90.250.2生活污水0.40.4地面冲洗水528.526.4净下水12.0循环冷却水损失14.49图3.12-1拟建项目水平衡单位：t/h拟建项目主要蒸汽用量为11.99t/h，蒸汽压力为1.0Mpa，由厂内在建项目配套的2台35t/h锅炉提供。主要蒸汽消耗情况见表3.12-1。表3.12-1拟建项目蒸汽用量使用地点蒸汽，kg/h备注抽真空用蒸汽5740外供0.7MPa（g），200℃吹扫用蒸汽（500）括号内为间断用量雾化蒸汽950-伴热蒸汽（1000）括号内为间断用量汽提蒸汽5300-管道损失（按8%计）960-合计12950（1500）括号内为间断用量拟建项目投产后全厂蒸汽平衡情况见图3.12-3。15.298.8728.515.298.8728.516.68.1126.014.8MCC装置气分装置罐区硫回收装置MTBE装置蒸汽锅炉+余热锅炉延迟焦化制氢装置其他加热器24.411.95酸性水汽提6.5重交沥青装置1.0图3.12-3拟建项目投产后全厂蒸汽平衡拟建项目压缩空气需求量为180万Nm3/h，由厂内已建成集中式空压站提供。3.12.4电力拟建项目用电负荷3101kw/h，厂内目前采用双回路供电，一路为莒县供电公司晨陵线专供，另一路为莒县供电公司刘晨夏线专供，在装置区新建变电站一座。3.13拟建项目污染物的产生、治理及排放情况3.133.13.1.1废水产生环节及排放去向拟建项目产生污水包括含油污水、含硫污水、酸碱污水（软水站新增排污）、生活污水及循环冷却水排污。⑴含硫含氨污水：主要包括初馏塔、精馏塔塔顶油水分离排水W1、W2，这部分水是塔顶注水、注缓蚀剂所含水份、注汽的蒸气冷凝水等组成。由于这部分水也是与油品直接接触，所以溶入污染物较多，排水中的硫化物、氨、COD均较高，送入在建酸性水汽提及硫磺回收装置预处理后，送厂内自备污水处理站处理。⑵含油污水：主要来自机泵冷端面密封却水排水，装置区、罐区的地面冲洗水W3、W4等。这些废水一起送往含油污水管道系统，然后送厂内自备污水处理站处理。⑶生活污水W5：新增生活污水经化粪池后排入厂内自备污水处理站处理后排放。⑷脱盐污水：为脱盐水站排污，这部分废水水质较好，仅含盐量较高，可作为净下水排出厂区。⑸循环冷却排污水：循环冷却水废水水质较好，属于清净下水直接排入厂区雨水管网。拟建项目产生废水60.8t/h，其中清净下水20.5t/h，外排废水40.3t/h。拟建项目废水产生、治理及排放去向见表3.13-1。表3.13-1拟建项目废水产生、治理及排放去向编号产生环节废水类型污染物及浓度（mg/L）产生方式产生量（t/h）排放去向COD石油类硫化物氨氮W1初馏塔塔顶油水分离排水酸性水10501501300300连续7.8去在建酸性水汽提装置W2精馏塔塔顶油水分离排水酸性水连续10.0W3机泵冷却水及塔顶冲洗水含油污水1508015连续21.9直接送至厂内现有污水处理站W4地面冲洗水1303015间断0.4W5生活污水生活污水250——15间断0.2废水合计——————40.3——循环冷却水清净下水30———连续12.0直接排放脱盐水站排水清净下水30———连续8.5直接排放清净下水—20.5直接排放3.13.1.2污染防治措施含油废水22.3t/h与生活污水0.2t/h排入厂内自备200t/h污水处理站，酸性水17.8t/h排入厂内30万吨/年气分装置资源优化技术改造项目的酸性水汽提装置进行预处理后送入厂内自备污水处理站。含硫含氨废水：厂内在建酸性水汽提装置设计处理能力为100t/小时，30万吨/年气分装置资源优化技术改造项目酸性水量为33.85t/小时，120万吨/年重油深加工综合装置含硫含氨废水处理量为16.7t/小时，拟建项目酸性废水产生量为17.8t/h，厂内在建酸性水装置有能力处理厂内所有酸性水。酸性水汽提装置分离出酸性水中的氨和硫化氢气体，硫化氢气体则送硫磺回收装置生产硫磺。酸性水汽提装置设计进出水水质情况见表3.13-2。表3.13-2酸性水汽提装置设计进出水水质情况单位：mg/L项目pHCOD(mg/L)NH3-N(mg/L)石油类(mg/L)硫化物(mg/L)进水水质6~9≤20001000~5000≤5003000~10000出水水质6～7≤1000≤150≤35≤100去除率－50％97%93％99%拟建项目酸性水水质能够满足酸性水汽提装置进水水质要求，经酸性水汽提处理后的废水与含油废水、生活污水一起送入厂内自备污水处理站处理后外排。含油废水及其他:拟建项目生产工艺过程中的含油废水与地面设备冲洗水均含有石油类污染物，这部分废水进入厂内隔油池进行预处理，拟建项目含油类废水量为22.3m3/h。经过预处理后含硫、含石油类废水与生活污水一起经管网送厂内自备污水处理站进行处理，拟建项目入厂内自备污水处理站混合水质见表表3.13-3拟建项目入现有自备污水处理站废水水质情况废水类型产生量（t/h）污染物及浓度（mg/l）pHCODNH3-N石油类硫化物汽提后含硫废水17.86～9100015035100含石油类废水22.36～9349174310生活污水0.26～925030－－进自备污水处理站混合水质40.36～9636763950厂内自备污水处理站设计处理能力为200m3/h，采用成熟的隔油、气浮、生化处理工艺，污水处理流程见图2.3-5。污水处理站设计进出口水质见表3.13-4表3.13-4自备污水处理站进出水水质单位mg/l石油类CODCrBOD5SSNH3-NPH进水30007004007001501—6出水5.45625.217136-9标准101003070156-9拟建项目进自备污水处理站的混合废水水质满足进水水质要求。现有及在建项目产生的含油废水、生活污水等均送厂内自备污水处理站进行处理，现有5万吨/年气分装置进入污水处理站废水量为0.19m3/h，30万吨/年气分装置资源优化技术改造项目进入污水处理站的水量为42.61m3/h，120万吨/年重油深加工综合装置进入污水处理站的废水量为20.7m污水处理站个单元处理效率见表3.13-5。表3.13-5污水处理场各单元处理效率一览表设备石油类CODBOD5SS氨氮PH调节隔油池进水3000700400700150出水1500630360420150去除率50%10%10%40%0波纹板油水分离器进水1500630360420150出水450535.5306294150去除率70%15%15%30%0PH调节及溶气气浮进水450535.5306294150出水35321.3183.61181206—9去除率92%40%40%60%20%多级水解及接触氧化池进水35321.3183.6118120出水6.7565288324去除率81%80%85%30%80%沉淀池进水6.7565288324出水6.7565284221.6去除率00050%10%多级砂滤进水6.7565284221.6出水55625.21713去除率26%15%10%60%40%总去除率99.82%92%93.7%97.6%91.3%DB37/599-2006标准101003070156-9经处理后废水水质能够满足入莒县第二污水处理厂水质标准，排入园区污水厂（莒县第二污水处理厂）处理，出水水质达到《城镇污水处理厂污染物排放标准》（GB18918—2002）一级A标准后排入马沟河，后进入沭河。莒县第二污水处理厂接纳晨曦排水协议见附件22。拟建项目投产后，新增废水外排量为40.3t/h(32.24万t/a)，按照厂内废水总排放口排水水质核算，COD排放量为32.24t/a、NH3-N4.84t/a。循环水系统及脱盐水系统排水属于清净下水，可直接由雨水系统排放，与后期雨水一并经排水管道排入沭河。厂区内雨水排水管沿道路敷设，沿路边设置雨水口。设置手动控制初期雨水收集系统，在刚下雨时，手动开启污水管线阀门，把初期雨水切换到初期污染雨水收集池内，同时手动关闭雨水管线阀门，一段时间(一般15min)后手动开启雨水阀同时手动关闭污水阀，使后期清净雨水切换到雨水管线内排放。雨停后，将初期雨水用泵排入厂区含油污水系统。罐区及装置区的清净雨水均就近排入雨水管道，雨水收集后送往厂区外雨水排水总干管。3.13.1.3莒县第二污水处理厂情况介绍莒县第二污水处理厂工程位于山东莒县夏庄镇东部，华意路以北，马沟河以东，紧邻华意路和马沟河的地带，由日照临港工业莒县配套基地管理委员会承办，同时配套建设污水收集管网及排水管网，环评已经于2010年9月获得批复，预计于2011年6月开工建设，2012年6月投入使用。莒县污水处理厂设计日处理能力为2万m3/d。莒县第二污水处理厂主体工艺路线：“水解池+曝气池+混凝沉淀+过滤+消毒”。该工艺不仅能够去除有机污染物，还可以有效脱除氮和磷，经混凝沉淀、过滤，达到标准要求后，排入马沟河。莒县第二污水处理厂设计进水水质：CODCr500mg/L、BOD5200mg/L、SS250mg/L、TN50mg/L、NH3-N35mg/L、TP5mg/L、pH6.0-9.0；设计出水水质：CODCr50mg/L、BOD510mg/L、SS10mg/L、TN15mg/L、NH3-N5（8）mg/L、TP0.5mg/L、pH6.0-9.0。按照园区污水处理厂（莒县第二污水处理厂）排水水质折算，拟建项目COD排放量为16.12t/a，NH3-N1.61t/a拟建污水处理厂服务范围包括日照临港工业莒县配套基地内、夏庄镇驻地的工业废水和生活污水，拟建项目位于莒县第二污水处理厂以南4km，位于莒县第二污水处理厂服务范围内，莒县第二污水处理厂服务范围见图3.13-1。3.13.3.13.2有组织废气主要为轻烃气和加热炉产生的烟气，无组织废气主要为装置区及罐区原料及产品无组织挥发。有组织废气：=1\*GB3①轻烃气主要是生产过程产生的塔顶不凝气，流程设计中送至加热炉烧掉，既节省燃料，又减少轻烃气污染。=2\*GB3②烟气主要是来自加热炉燃烧产生的烟气，拟建项目设两座加热炉，一台预加热炉G1、一台加热炉G2，烟气主要为CO2、CO、SO2、NOx、烟尘等。=3\*GB3③硫磺回收装置处理拟建项目酸性气增加的焚烧尾气G3，烟气中主要污染物为SO2、NOx、烟尘等。=4\*GB3④拟建项目投产后，蒸汽用量增加，厂内现有2台35t/h锅炉满负荷运转，造成燃煤废气增加，新增锅炉燃煤污染物SO2排放量76.55t/a。无组织废气：拟建项目废气无组织排放主要环节为罐区、装置区、装卸区等；无组织排放废气G5主要污染物为非甲烷总烃、硫化氢等。重交沥青装置预加热炉、加热炉采用厂内自产下游油品作为燃料。根据设计单位提供资料，F1001预加热炉消耗量1.27t/h，加热炉F1002消耗量0.72t/h，燃料油含硫量为0.35%。同时加热炉采用低NOx燃烧器，减少烟气中NOx排放量。根据查阅省内（昌邑石化、金城石化、京博石化等）同类装置加热炉污染物排放数据，加热炉烟气中NOx排放浓度为20～150mg/m3，本次环评预加热炉、加热炉NOx排放浓度分别取150mg/m3、120mg/m3。拟建重交沥青预加热炉的燃烧废气经一座50m，内径2.4m烟囱排放，加热炉的燃烧废气经一座53m，内径2.4m烟囱排放。拟建高等级道路沥青装置各污染源废气产生及排放情况见表3.13-6。表3.13-6拟建各加热炉废气产生及排放情况装置名称废气量Nm3/h名称排放浓度(mg/m3)排放速率（kg/h）年排放量（t/a）排放筒参数高度m内径m温度℃预加热炉G138400SO2115.412.9335.45H7502.4170NOX1505.7646.08烟尘18.40.715.68加热炉G225500SO298.32.5120.10H8532.4170NOX1203.0624.48烟尘15.70.403.20硫磺回收G38300SO24513.7429.9H2801.0170NOX1601.3310.6烟尘920.766.1拟建项目投产后，预加热炉、加热炉SO2、烟尘排放浓度均能满足《工业炉窑大气污染物排放标准》（GB9078-1996）二级标准中SO2850mg/m3、烟尘200mg/m3标准要求，通过计算，拟建项目投产后工艺废气污染物排放量SO285.45t/a、NOX81.16t/a、烟尘14.98t/a；增加锅炉燃煤污染物排放量SO276.55t/a、NOX130.2t/a、烟尘76.5t/a，拟建项目投产后总增加SO2排放量162t/a、NOX211.36、烟尘91.48t/a。3.13.2.该项目属石化炼油项目，生产过程中大量使用和产生易挥发的物料形成无组织排放，无组织排放量的大小与生产装置的工艺水平、操作管理水平等因素密切相关，在日常生产中，由于腐蚀、老化、操作管理不善以及原料和产品的装卸、运输等，即由于“跑、冒、滴、漏”而产生无组织排放。经类比调查，该项目无组织排放的主要污染物为硫化氢、非甲烷总烃（包括汽油、柴油、液化气等）。硫化氢主要来源于酸性水汽提装置的管道、阀门等的“跑、冒、滴、漏”，非甲烷总烃在生产装置环节出现无组织排放。通过类比调查，并参照该项目的工艺设备水平，考虑到工程仅包括装置区，确定硫化氢无组织排放系数按进入汽提装置废水中H2S的0.2％计算，硫化氢无组织排放量为0.19t/a；由于渣油为重质油，几乎不含轻组分，因此不考虑渣油无组织排放。非甲烷总烃按照装置全年蜡油、轻质油产生量的十万分之一计算，该项目非甲烷总烃的无组织排放11.9t/a。为有效的控制无组织废气的排放量，保护环境，本项目采取以防为主，加强管理的方针，定期进行设备、装置的安全性检查，减少无组织排放量；同时在生产装置区设置安全检测与应急回收系统，减少物料外逸量。同时加强对无组织排放源的监管与相关人员培训。3.13.3拟建项目主要声源设备为大功率机泵、加热炉、空冷器及气（汽）体放空口。噪声治理主要从噪声源和噪声源的布置两方面考虑，设计中严格按照《工业设计企业噪声控制设计规范》的要求，对其噪声防治采取如下措施：机泵尽量选用低噪声电机；空冷器采用低噪声型风机和低噪声电机；加热炉选用低噪声燃烧器，风道部分采用保温隔声材料；各放空口安装放空消声器；压缩机选用低噪声系列产品外，并加隔声罩；对减压抽空器进行保温以降低噪声。通过以上防治措施，预计改造后厂界噪声级基本不变。高等级道路沥青装置主要噪声设备情况见表3.13-7。表3.13-7拟建项目主要噪声设备序号噪声源名称数量工作情况治理措施声压级db(A)1加热炉2连续低噪声火嘴852机泵电机55连续采用消声治理如隔声罩853空冷风机2连续低噪声空冷风机804气（汽）体放空6瞬间放空消声器855鼓风机和引风机4连续低噪声电机853.13.4污水处理厂隔油池产生的污油约为15t/a，含油污泥约50t/a，均属于危险废物，危废编号为H