广汇能源股份有限公司
1000 万吨/年原煤伴生资源加工与综合利用项目
可行性研究报告
总 册
（修订版）
二零一二 年 十一 月 上海
广汇能源股份有限公司
1000 万吨/年原煤伴生资源加工与综合利用项目
可行性研究报告
总 册
（修订版）
编制负责人：刘 利
总 经 济 师：李春燕
总 工 程 师：刘 利
总 经 理：孙立民
上海新佑能源科技有限公司
编 制
中钢集团鞍山热能研究院有限公司
二零一二 年 十一 月 上海
编制人员
编制负责人： 刘 利
编制副负责人： 韦方娥
项目总工程师： 刘 利
工 艺： 张周岁 冯光平
配 管： 黄宜颖 谢 飚
自 控： 聂保涛
电 气： 胡博文 邵 俊
电 信： 邵 俊 胡博文
设 备： 侯丹丹 曲志祎
工 业 炉： 吴振兴 刘丙辉
建 筑： 邵国伟 孙晶皞
结 构： 张 峰 王 建
总图运输： 鞠广坤 郑晓琴
给排水、消防： 黄祖兵
环保、安全卫生： 王永贵
供 热： 鞠广坤 郑晓琴
概算技术经济： 张 琪 李春燕
目 录
1 总论 ................................................................ 1
1.1 概述............................................................ 1
1.2 编制依据及原则.................................................. 3
1.3 项目建设背景、必要性及意义...................................... 4
1.4 研究范围........................................................ 8
1.5 研究结论....................................................... 10
2 市场分析与价格预测 ................................................. 14
2.1 原料供应....................................................... 14
2.2 半焦产品市场预测............................................... 14
2.3 煤焦油加氢产品市场预测......................................... 19
3 工艺装置物料平衡及产品规格 ......................................... 22
3.1 主要原料与产品规格............................................. 22
3.2 中间产品的性质................................................. 28
3.3 总物料平衡..................................................... 30
4 工艺装置 ........................................................... 31
4.1 半焦生产工艺................................................... 31
4.2 煤焦油加氢装置................................................. 42
4.3 酸性水汽提及硫磺回收装置....................................... 65
4.4 荒煤气制氢装置................................................. 79
4.5 提酚装置....................................................... 89
4.6 燃气发电机组................................................... 96
5 厂址选择及总图运输 ................................................ 100
5.1 建厂条件及厂址选择............................................ 100
5.2 总图运输...................................................... 105
6 公用工程及辅助生产设备 ............................................ 106
6.1 储运工程...................................................... 106
6.2 给排水、污水处理.............................................. 110
6.3 电气、通信 ................................................... 111
6.4 供热、供风.................................................... 113
6.5 采暖通风...................................................... 115
6.6 自动控制...................................................... 115
7 环境保护 .......................................................... 122
7.1 建设区域的环境现状............................................ 122
7.2 主要污染源和主要污染物........................................ 122
7.3 控制污染的初步方案............................................ 128
7.4 环境影响分析 ................................................. 132
8 消防 .............................................................. 134
8.1 生产场所的火灾危险性.......................................... 134
8.2 消防设施设置.................................................. 135
9 职业安全卫生 ...................................................... 138
9.1 安全卫生设计方案.............................................. 138
9.2 安全卫生措施的效果预测及评价.................................. 140
10 节能 ............................................................. 141
10.1 能耗构成..................................................... 141
10.2 主要节能措施................................................. 141
10.3 节水......................................................... 143
11 装置定员 ......................................................... 145
12 项目实施计划 ..................................................... 147
13 投资估算和资金筹措 ............................................... 148
13.1 投资估算范围与方法........................................... 148
13.2 总投资估算和资金筹措......................................... 148
14 经济效益评价 ..................................................... 151
14.1 生产成本和费用估算........................................... 151
14.2 财务评价..................................................... 152
附表 ................................................................ 156
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1000 万吨/年原煤伴生资源加工与综合利用项目
可行性研究报告 总册
1 总论
1.1 概述
1.1.1 项目基本情况
（1）项目名称
广汇能源股份有限公司 1000 万吨/年原煤伴生资源加工与综合利用
项目
（2）项目建设规模
① 1000 万吨/年煤干馏装置
② 相关配套公用工程和辅助设施
③ 12 万 Nm3/h 荒煤气制氢装置
④ 160 万吨/年煤焦油加氢装置（含提酚装置）
⑤ 35 万 Nm3/h 荒煤气发电综合利用装置
（3）项目建设性质
该项目建设性质为新建。
（4）项目建设地点
新疆哈密地区伊吾县淖毛湖工业园区。
1.1.2 主办单位基本情况
（1）主办单位名称、性质及负责人
主办单位全称：广汇能源股份有限公司
主办单位性质：民营
法人代表：尚继强
（2）主办单位概况
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广汇能源股份有限公司（简称“广汇能源”）创建于 1994 年，原名为
广汇实业股份有限公司，2000 年 5 月公司股票在上海证券交易所上市。
上市后，广汇能源立足新疆本土及中亚丰富的石油、天然气和煤炭资源，
确立了以能源产业为经营中心的产业发展格局。2011 年，公司同时进入
沪深 300 指数、上证 180 指数、上证公司治理指数、上证 180 公司治理
指数、中证 100 指数等 5 项重要指数的样本股。
截止 2011 年 12 月 31 日，公司拥有总资产 188.51 亿元，2011 年营
业总收入 45.61 亿元，营业利润 11.36 亿元，员工 5000 余人。公司曾荣
获“全国守合同、重信用企业”、“中国民营企业上市公司 100 强”、“中国
上市公司治理 100 佳”、“中国优秀民营科技企业”、“中国企业信息化 500
强”、“上市公司回报百强榜”等称号。
2012 年 6 月，公司更名为广汇能源股份有限公司。经营范围：煤炭
销售，液化天然气、石油、天然气、煤炭、煤化工、清洁燃料汽车应用、
加注站建设项目投资，国内商业购销，经营进出口业务等。
经过多年的发展，公司现已形成了以 LNG、煤炭、煤化工、石油为
核心产品，能源物流为支撑的天然气液化、煤化工、石油天然气勘探开
发三大业务板块，。拥有一个油气田（哈国斋桑油气区块）、两个原煤和
煤基燃料基地（新疆淖毛湖和富蕴）、三个 LNG 工厂。配套建设淖柳公
路、红淖三铁路能源物流专用通道，“疆煤东运”产、供、销体系初步形
成。广汇能源承担“国家 863 计划”中“重型 LNG 运输车辆开发项目”，利
用科技创新优势率先在中重型货运卡车上推广使用公司生产的 LNG 环保
燃料，为中国清洁能源汽车产业发展和地区节能减排发挥重要作用。
现在，广汇能源已经成为国内经营规模最大的陆基 LNG 供应商，为
保障国家能源供应安全做出了贡献。未来，广汇能源将专注于能源发展
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战略，瞄准国际石油、天然气同行业先进水平，充分利用“国际国内两种
资源，产品、资本两个市场”，以提升企业价值，创造社会财富，促进和
谐发展为使命，以保障国家能源安全，造福边疆为己任，全力以赴发展
能源产业，全面履行经济、社会和环境三大责任，力争成为中国最具成
长力的国际能源公司。
1.2 编制依据及原则
1.2.1 编制依据
（1）本项目煤质分析报告。
（2）广汇能源关于半焦生产和煤焦油加氢项目可行性研究报告的技
术服务合同。
（3）广汇能源关于半焦生产和煤焦油加氢项目拟建地水文、地质、
气象、环境、公用工程等基础资料。
（4）与项目有关的法律、法规、技术标准、规范等文本。
1.2.2 编制原则
（1）严格遵守国家的产业政策和省级相关部门的有关规定，严格执
行国家的有关法令、标准、规范，按照国家或行业现行的标准规范进行
设计，以求实、科学的态度，以开拓进取的精神精心设计。
（2）工艺技术方案的选择，要确保在世界范围内具有竞争力。充分
吸收国内外先进技术，确保技术先进成熟、运行安全可靠、投资经济合
理、清洁生产、环境友好。
（3）原料路线的选取紧紧围绕着我国的基本能源结构和构成，原料
来源可靠、技术经济可行。
（4）主要设备立足国内制造，提高国产化率，形成具有中国特色的
以煤为原料国产化的联合生产技术路线。
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（5）选用的工艺、设备、自控方案要先进、可靠、“三废”排放少，
做到低能耗、低污染、低成本。
（6）以市场为导向，以资源优势为基础，以提高产品竞争力为出发
点，以经济效益为中心，积极参与市场竞争。
（7）以事实求是的态度，科学、公正、客观地评价建设项目的可行
性。
1.3 项目建设背景、必要性及意义
在国家西部大开发战略和自治区实施优势资源转换战略、推进新型
工业化发展思路的指引下，广汇集团积极实施战略型投资策，发展清洁
能源产业。从 2002 年起，广汇能源相继在新疆哈密伊吾县淖毛湖、库车、
中亚等地稳步展开了清洁能源产业的战略推进和实施工作。其中淖毛湖
镇煤基醇醚项目工程分为 4 期，首期工程自 2007 年 6 月起投资 67.5 亿元，
建设规模为 120 万吨甲醇/80 万吨二甲醚（煤基）的工厂，2010 年上半年
投产。该项目年产二甲醚 85.7 万吨，副产液态甲烷 4.9 亿立方米、粗酚
2.68 万吨，同时副产 20-30 万吨煤焦油等。
目前，广汇能源拥有新疆淖毛湖、富蕴两个原煤和煤基燃料基地，
煤炭地质储量丰富，媒质优良。经分析，淖毛湖煤质属于特低硫、特低
磷、高发热量的富油、高油长焰煤，是非常理想的化工用煤。
为实现广汇能源优质煤的高效清洁利用，本项目提出对的煤炭伴生
资源进行就地转化、综合利用，建立“煤—化—油”的产业发展模式。即，
利用原煤基地丰富的煤炭资源生产半焦和煤焦油，煤焦油提出酚油后制
取精酚。对副产的荒煤气加以综合利用，荒煤气净化后，一部分作为燃
料供给碳化炉，一小部分作为热源烘干湿焦，其余部分作为下游制氢装
置的原料。煤焦油通过加氢，生产 1#改质煤焦油和 2#改质煤焦油，副产
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液化气和煤沥青等。
与常规煤焦油加氢项目相比，本项目具有显著的特色，体现在以下
几个方面：
（1）煤质优良，特别适合生产焦油，焦油收率在 10%以上。本项目
根据媒质特点，精心选择了适宜的加工工艺和技术，使煤的伴生资源得
以充分高效利用。既减少了尾气直接排空对环境的污染，又可节约大量
能源，具有可观的经济效益。
（2）高度节水，就地转化率大幅提高；本次 1000 万吨/年原煤伴生
资源加工与综合利用项目年用水量预计 300 万吨，与常规煤化工项目路
线相比较，同样数量的年处理煤炭能力，水耗仅为七分之一，对比原煤
化工二期工程所需的 2600 万吨水消耗，按此技术工艺，可以支持 8000
万吨以上的煤炭资源就地转化。对于水资源珍稀的新疆地区而言，转化
优势明显。
（3）投资节省，经济效益显著；与原计划投资建设煤化工二期年产
“100 万吨烯烃、15.2 亿立方 LNG（煤基）项目”相比，工艺路线仅为
原二期项目的三分之一，建设周期缩短，投资总额从 230 亿以上降至 78
亿，投资减少 66%，预测投资利润率增长 2 倍多。
（4）项目投资建设内容为总体规划，统一施工，分阶段竣工投产。
第一部分 1000 万吨/年煤干馏装置建设周期为 12—15 个月，建成投入运
行后即可获得 510 万吨半焦、100—120 万吨煤焦油、100 万吨粉焦及硫
磺、煤气共五种产品，当年实现销售后即可形成收益；第二年底 160 万
吨/年煤焦油（含外购 40—60 万吨）加氢装置（含提酚装置），对于装置
产生的 72 万方/小时荒煤气进行加工利用，其中 37 万方/小时用于制氢，
剩余 35 万方/小时用于发电。全部项目建成后即可实现本投资项目附加值
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最高产品——轻质燃料油产出，达到煤炭分质利用项目的效益最大化。
（5）技术领先，工艺成熟；160 万吨/年的煤焦油加氢装置，目前国
内同类装置最大规模为 50 万吨/年，本项目通过工艺调整成功实现了技术
突破，成为国内领先技术，具有重要的影响。
（6）酚是重要的化工原料，目前国内同类装置由于规模小，只能烧
掉。本项目设置了酚抽提和精制装置，能够大大提高本项目经济效益。
（7）煤的干馏有不同方法，本项目选用国内技术领先的 6 -120mm
干馏炉，既体现了技术进步，又能够扩大煤入选干馏的范围，使煤资源
得以充分利用。
本项目的实施要贯彻国家产业政策，依靠科技进步，走集约经营、
清洁生产、可持续发展之路，形成“原煤－半焦－荒煤气制氢－煤焦油加
氢－轻质油和酚油”的循环经济产业；带动当地煤炭、型焦、煤焦油加工
等行业的快速发展，缓减原煤外运的交通压力，成为上接煤炭开采，下
连载能、化工、冶金，拉动物流、加工制造，广泛影响建材、服务等行
业的支柱产业。
国家煤炭深加工示范项目规划指出：“根据我国褐煤、长焰煤等中低
阶煤贮藏量大的特点，开展大规模煤炭分质利用示范工作，将煤通过干
燥、中低温干馏等措施，得到半焦和低温焦油。半焦用于气化、发电、
电石、钢铁等行业，焦油经加氢后可产生燃料油。十二五在现有干馏技
术基础上进一步进行工程化开发，建设单系列百万吨以上的干馏装置，
全厂规模达到 500 万吨/年，示范干馏－气化－加氢－发电一体化综合利
用技术，使我国煤炭分质利用技术达到世界领先水平”。
目前传统的煤焦油加工方法，主要是以物理分离、提取单组分或窄
组分产品为目的，从煤焦油中提炼洗油、轻油、蒽油、工业萘、粗酚及
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劣质沥青。常规深加工工艺摆脱不掉流程复杂、设备多、能耗高、投资
大、二次污染严重、总体经济效益差等缺陷。同时，反应过程需要酸碱
类物质参与，产品硫氮含量依然很高，对环境不友好，故无法真正对煤
焦油进行合理、充分利用。总体上，由于缺乏一整套合适的加工方案，
煤焦油无法得到充分利用，在目前焦化行业不景气的大环境下，无法为
企业创造新的经济增长点，已成为“煤－焦－化”产业链发展的“瓶颈”。
上海新佑能源科技有限公司基于本身的技术实力，以及对煤焦油多
年的研究，考虑到目前国内的能源结构，适时地提出了“煤－炼－化”产
业链的概念。即以煤炭一次转化为基础，对其副产品采用炼油行业的成
熟技术进行深度加工，二次产品再向精细化工方向发展，真正成为石油
替代品。新佑能源科技有限公司自成立以来，承接了十余项煤焦油及燃
料油深加工项目，其中黑龙江宝泰隆 10 万吨/年煤焦油加氢装置已一次性
开车成功，目前稳定运行；内蒙古庆华 10 万吨/年煤焦油加氢装置于 2011
年底顺利投料生产，产品质量合格；2012 年承接新疆昌源水务集团 50 万
吨/年煤焦油加氢 EPC 总包工程，目前所有工作已全面铺开。
煤焦油加氢是新型煤化工产业链中的重要一环，本项目的提出正符
合国家的相关政策导向，具有较强的必要性和迫切性，表现在以下几个
方面：
（1）原料方面，以煤焦油及通过荒煤气精制而得的氢气为主要原料，
充分利用焦化副产品，实现资源的充分利用和清洁生产，建立了循环经
济新的经济发展模式。
（2）技术方面，采用目前国内最先进的加氢技术（含加氢裂化），
属国家认可同时提倡使用的先进技术。国家发改委颁布的《产业结构调
整指导目录（2011 年本）》中第一大类“鼓励类”第八条、第 2 小条提出“煤
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调湿、风选调湿、捣固炼焦、配型煤炼焦、干法熄焦、导热油换热、焦
化废水深度处理回用、煤焦油精深加工、苯加氢精制、煤沥青制针状焦、
焦油加氢处理、焦炉煤气高附加值利用等先进技术的研发与应用”，属于
国家鼓励类项目。本项目通过应用先进的技术，带动上下游产业链和周
边地区产业共同发展，扩大了居民就业范围，促进了当地经济腾飞和社
会进步。
（3）产品方面，主要产品的目标市场为石油替代产品市场，市场前
景广阔，效益可观，从一定程度上减少了国家原油进口，有效遏制了原
油对外依存度屡创新高的势头，有力地保证了国家石油安全。
（4）在项目配套设施方面，充分考虑能量回收以及环保设施，真正
做到“环境友好”、“节能减排”，实现了经济、社会与环境的全面协调可持
续发展。
综上所述，本项目建设 1000 万吨/年煤干馏和 160 万 t/a 煤焦油加氢
项目既符合国家产业政策，又能够有效提高产品附加值，增强企业的生
存力及竞争力。本项目作为“煤－炼－化”产业链中的重要一环，整体效
率高，合理配置资源，促进资源优势向经济优势转变，符合西部大开发
资源转换的总体发展战略和地区的产业发展方向，对促进当地优势资源
的转化、推动地方经济、发展地区经济、扩大社会就业、增加当地居民
收入和地区财政税收具有十分重要的意义。
1.4 研究范围
该项目为新建，可行性研究报告范围包括:
（1）全厂总平面布置和总图运输；
（2）1000 万吨/年煤干馏装置(含污水焚烧)；
（3）12 万 Nm3/h 荒煤气制氢装置；
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（4）160 万吨/年煤焦油加氢装置（含提酚装置）；
（5）荒煤气燃气发电站
（6）配套储运设施，包括储运罐区、装卸车栈台；
（7）配套公用工程设施，包括：循环水场、消防系统、给排水
系统等；
（8）配套辅助生产设施，包括：中央控制室、调度室、中心化
验室、维修车间、仓库。
工程主项见表 1.4-1。
表 1.4-1 工程主项表
序号 单元号 单元名称 说明
一 装置区
1 2101 煤干馏装置 含污水焚烧
2 2102 煤焦油加氢装置 含提酚装置
3 2103 荒煤气制氢装置
二 储运设施
1 2201 煤与半焦储存场所
2 2202 中间产品罐区
3 2203 成品油罐区
4 2204 装卸车栈台
三 公用工程及辅助设施
1 2301 循环水场
2 2302 给排水系统
3 2303 消防系统
4 2304 变配电室
5 2401 中心控制室
6 2402 调度室
7 2403 中心化验室
8 2404 维修车间及库房
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1.5 研究结论
1.5.1 项目概况
拟建：① 1000 万吨/年煤干馏装置
② 相关配套公用工程和辅助设施
③ 12 万 Nm3/h 荒煤气制氢装置
④ 160 万吨/年煤焦油加氢装置（含提酚装置）
⑤ 35 万 Nm3/h 荒煤气发电综合利用装置
其中：①至②项第一部分建设周期为 12—15 个月
③至⑤项总体建设周期 24—28 个月
拟建项目总占地面积为：1527640 平方米（约合 2292 亩)
总定员：1210 人
年操作时间：8000 小时，装置操作范围：60%—110%。
1.5.2 主要工艺技术及经济指标
1.5.2.1 主要工艺技术指标
主要工艺技术指标见表 1.5-1。
表 1.5-1 主要工艺技术指标
序号 项目名称 单位 数量 备注
1 生产规模
煤干馏装置 104t/a 1100
煤焦油加氢装置 104t/a 160
荒煤气制氢装置 Nm3/h 120000
荒煤气发电站 MW 300
2 主要原料用量
煤 104t/a 1100.00
外购煤焦油 104t/a 60.00
DMDS 104t/a 0.48
Na2CO3 104t/a 0.23
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蒸汽 104t/a 28.00
小计 1188.71
3 产品方案
C1-C2 气体 104t/a 2.94
液化气 104t/a 3.20
1#改质煤焦油 104t/a 40.61
2#改质煤焦油 104t/a 71.75
煤沥青 104t/a 40.00
重质煤焦油 104t/a 0.14
H2S+NH3 104t/a 1.67
H20 104t/a 2.32
精酚 104t/a 6.40
半焦 104t/a 510.00
粉煤 100.00
硫磺 0.45
解析气 408.98
损失 0.25
产品合计 1188.71
4 主要公用工程用量
电 104kWh/a 178695
新鲜水 104t/a 297
5 总定员 人 1210
6 总占地面积 平方米 1527640
1.5.2.2 主要经济技术指标
主要财务评价数据指标汇总见表 1.5-2。
本项目总投资为建设投资、建设期贷款利息和流动资金之和。若含
全部流动资金，为 780813 万元；若含铺底流动资金，总投资为 734117
万元。其中：建设投资 685410 万元（含固定资产投资 667760 万元），建
设期贷款利息 28695 万元，流动资金 66708 万元（铺底流动资金 20012
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万元）。
本项目年均销售收入 1223690 万元（含税），年均总成本费用 309046
万元，年均利润总额 756544 万元，年均所得税后利润 643063 万元，投
资利润率 96.89%；全部投资财务内部收益率（所得税后）为 37.60%，静
态投资回收期 4.22 年（含建设期 2 年，所得税后）；借款偿还期 3.09 年
（含建设期 2 年）。
其中：第一部分 1000 万吨/年煤干馏装置建设周期为 12—15 个月，
投资总额（含建设投资、建设期贷款利息和流动资金之和）为 231,755 万
元，项目总体建设第二年投入运行后即可产生当期收益。第二年预计生
产负荷率 80%，初期半焦、煤焦油、粉焦、硫磺及煤气五种产品可获得
销售收入 397,615 万元，净利润 159,649 万元；第三年起生产负荷率达到
100%，可获得销售收入 497,019 万元，净利润 215,993 万元。
各项经济评价指标好于行业基准值，项目经济效益较好，并具有一
定的抗风险能力，在经济上是完全可行的。如果能够争取到当地环保项
目或新技术新产业链支持政策，该项目经济效益更好。
1.5.3 研究结论
该项目以煤炭为原料，原料来源可靠。采用技术先进、应用成功的
半焦生产工艺和煤焦油加氢技术，关键设备设计充分考虑原料特点，可
确保装置“安、稳、长、满、优”运转，充分考虑了热量回收，降低装置
能耗，技术可行。
本工程生产规模和产品方案符合国家产业政策，工艺装备先进，技
术成熟可靠，经济合理，并且项目建成后将具有较好的经济效益，良好
的社会效益和环境效益，因此，项目建设是可行的。
表 1.5-2 主要技术经济指标汇总表
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序
项 目 名 称 单位 数量 备注
号
一 基本数据
1 总投资 万元 780813
1.1 建设投资 万元 685410
1.2 固定资产投资 万元 667760 6
1.3 建设期利息 万元 28695
1.4 流动资金 万元 66708
2 销售收入 万元 1223690 生产期内年平均
3 总成本 万元 309046 生产期内年平均
4 流转税及附加 万元 158100 生产期内年平均
5 利润总额 万元 756544 生产期内年平均
6 所得税 万元 113482 生产期内年平均
7 税后利润 万元 643063 生产期内年平均
二 经济评价指标
8 投资利税率 ％ 117.14
9 投资利润率 ％ 96.89
10 借款偿还期 年 3.09 含二年建设期
11 财务内部收益率
所得税前 ％ 42.49
所得税后 ％ 37.60
12 净现值（i = 12%）
所得税前 万元 3121630
所得税后 万元 2516353
13 投资回收期 含二年建设期
所得税前 年 3.94
所得税后 年 4.22
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2 市场分析与价格预测
2.1 原料供应
项目所需主要原料为煤炭、氢气和煤焦油。
（1）煤炭
为广汇能源淖毛湖煤炭。煤量充足，煤质优良，完全能够保证本项
目的需要。
（2）氢气
制氢装置原料来自本项目半焦装置所产的荒煤气。荒煤气气量充沛，
工艺配置合理，制氢成本低，能够满足本项目对氢气的需求。
（3）煤焦油
大部分来自本项目半焦装置，少部分来自广汇能源已建成投产的甲
醇、二甲醚装置，不足部分外购，能够满足本项目的需求。
煤焦油是煤经过高温裂解所产生的高分子有机化合物。直立炉中煤
的裂解温度相对较低，裂解深度不够，属低温焦油。低温焦油的主要用
途：工业上用作大型锅炉和加热炉的燃料；作为粘结剂被应用到型煤等
燃料的制作；经粗加工可生产杂酚油、防腐油、煤沥青等化工产品，用
于生产碳黑及其它碳素材料；焦油加氢生产 2#改质煤焦油及 1#改质煤焦
油。
2.2 半焦产品市场预测
半焦具有高化学活性、高比电阻、高固定碳、低灰、低硫、低磷、
低三氧化铝等优良特性，除广泛用于铁合金、电石、合成氨等行业外，
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还用于高炉喷吹、制作活性炭、吸油剂、脱硝剂及民用燃料等领域。
2.2.1 国内半焦市场情况
中国目前焦炭产量世界第一，2011 年底产量为 4.27 亿吨，约占世界
焦炭总产量的 60%。消耗量占世界 50%，我国近年来焦炭总产量稳定在
3.5 亿吨，生产量与需求量大体持平，其中出口量稳定在 3000 万 t 左右。
新疆地区的块煤在直立式炭化炉内炼制的半焦具有低灰、低硫、低
铝、高反应性、高比电阻等优异性能，该焦炭可广泛应用于铁合金、电
石、合成氨等行业和高炉喷吹、民用等领域。
（1）在铁合金、电石行业的市场预测
2011 年，全国铁合金的产量约 2841.6 万吨，根据我国工业发展速度
和产能及出口等情况，预测 2015 年铁合金产量将稳定或超过 3500 万吨。
按每吨铁合金消耗半焦 1.1 吨计算，市场需求量大约在每年 3000～3800
万吨以上（一部分被冶金焦代替）。
据统计，2011 年电石产量约 1738 余万吨，预测 2015 年电石产量将
逐步增加到 2200 万吨以上，按每生产一吨电石消耗半焦 0.55 吨，预测全
国电石行业年需半焦 1200 万吨。国外市场前景也非常乐观，据预测近二、
三年运到天津等港口的铁合金焦已达到每年 60～130 万吨。
预测全国铁合金、电石行业年需半焦 4000～4500 万吨。
（2）在合成氨行业的市场预测
我国中小型化肥厂大多数以无烟煤和焦炭为原料，合成氨是化肥的
中间产品，但仍不能满足要求，每年还要大量进口化肥。据统计，近年
来我国化肥行业氮肥的产量稳中有升，2011 年达到 5069 万吨。
根据有关资料，化肥厂需要的无烟煤目前只能满足需求的一半，为
解决块煤不足，迫使合成氨造气采用了型煤技术，如今全国化肥系统已
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有 800 套石灰炭化型煤装置在运行。型煤加入石灰约为 20%，固定碳只
达到 50%左右，而且强度不高，大大影响产气率和气化效率。东胜、神
府、新疆地区焦炭固定碳含量高、反应活性高、价格低，完全有能力与
气化型煤和无烟块煤竞争。预计随着营销工作的深入及用户对该种焦炭
认识的加深，市场份额会逐渐上升并达到 600 万吨以上。
（3）在高炉喷吹行业的市场预测
高炉富氧喷煤强化炼铁新工艺是节焦增铁降低生产成本的重大措
施，有显著的社会效益和经济效益。二十世纪九十年代以来，我国高炉
喷煤量保持持续增长的势头。上海宝钢喷煤比已长期稳定在 200kg/t 以上。
全国生铁产量 2011 年为 6.3 亿吨，如果喷煤比提高到 150 kg/t，那么高炉
喷吹煤粉年需求量为 9450 万吨。在喷吹行业，半焦高固定炭含量、高发
热量是喷吹料追求的指标，由于国内无烟煤产量有限，同无烟煤相比，
高炉喷吹使用半焦可以降低成本、减少污染物排放，因此用半焦代替无
烟煤用于高炉喷吹具有非常好的发展前景。预计未来几年内，半焦替代
无烟煤用于高炉喷吹的工作会逐渐推开，因此该领域对半焦的需求潜力
是非常大的，到 2015 年半焦替代无烟煤市场预测份额会逐渐上升并达到
1000 万吨以上。
综上所述，国内外铁合金、电石、合成氨、高炉喷吹等行业预测有
4500～5500 万吨半焦市场份额。目前，这种铁合金、电石专用半焦的生
产，国内主要集中在山西的大同地区、陕西的神府地区、内蒙的东胜地
区、新疆地区；市场需求的半焦，需要直立炉大型化（产量大于 60 万 t/a
的直立炉）来解决。
2.2.2 新疆半焦市场情况
随着新疆电石法聚氯乙烯行业的迅猛发展，对电石的需求量呈较快的
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上升势头。至“十二五”末，新疆市场到 2015 年半焦需求量应在 1000～1100
万 t/a。
由于新疆煤炭价格便宜，生产成本低，产品在国内、国际都具有竞争
力，疆内现半焦、煤焦油已有不少销往湖南、宁夏、陕西、内蒙、甘肃等
地。随着铁路交通的建设，半焦作为煤炭的深加工产品，在内地市场竞争
力会不断增强。
2.2.2.1 新疆半焦市场需求预测
根据行业统计数据，新疆市场到 2015 年半焦需求量预计在 1000～1100
万 t/a。具体如下：
（1）新疆电石生产与半焦需求预计
到 2015 年，电石对半焦的需求量为 850 万吨。包括：
①新疆天业集团规划年产 120 万 t/a PVC，目前有 100 万吨电石项目，
PV 即将扩建到 200 万吨, 电石需求量 300 万吨,到 2015 年半焦需求量 210
万吨。
②新业国资公司已建成 50 万 t/a 电石项目，需要半焦 35 万吨。远期
规划电石产能 200 万 t/a，到 2015 年预计半焦总需用 140 万吨。
③圣雄 60 万吨电石项目投产 ，预计需用半焦 42 万吨。
④环鹏公司 20 万吨电石项目，预计需用半焦 14 万吨。
⑤中泰化学 I、II 期 160 万吨 PVC 项目，电石需求量 240 万吨，需外
购半焦 168 万吨。
⑥湖北宜化在新疆五彩湾准东煤新建 PVC 项目 160 万 t/a，电石需求
量 240 万吨，到 2015 年需外购半焦 168 万吨。
⑦其它在建项目需用半焦～100 万吨。
（2）铁合金生产与半焦需求
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2009 年新疆铁合金产量 7.66 万吨，需用半焦约 8.4 万吨。
（3）合成氨生产与半焦需求
2009 年新疆合成氨产量 140 万吨，绝大部分以天然气为原料；用煤
炭气化生产化肥的企业新疆宜化 52 万吨合成氨 2012 年投产。
（4）新疆钢铁市场对半焦需求
到 2015 年新疆钢铁产量预计达到 2565 万 t/a，其中首钢伊犁 500 万 t/a，
伊钢 45 万 t/a，金特钢厂 120 万 t/a，八一钢厂 700 万 t/a，八钢南疆（在建）
300 万 t/a，三五九钢厂 300 万 t/a，赣鑫钢厂（在建）300 万 t/a，山钢项目
（在建）300 万 t/a，预计生铁产量达到 2600 万 t/a，高炉喷吹煤按 150kg/t
生铁计算，需要喷吹煤 390 万 t/a，预计使用半焦 200～250 万 t/a。
2009 年 5 月，热能院和鞍钢在 2×3200m3 高炉联合试验证明半焦用于
高炉喷吹优于无烟煤指标，目前在唐山一带高炉喷吹大部分采用≤5mm 半
焦，目前内地≤5mm 半焦供不应求。
2.2.2.2 新疆半焦生产情况
据自治区经信息委统计，2008 年新疆有 58 家半焦生产企业，产能 588
万吨。大部分半焦企业规模小，工艺简单，副产煤气没有利用，污染严重。
新疆对半焦行业的整顿治理已提上议事日程，近 1-2 年产能小于 60 吨企业
将被全部淘汰。
（1）新疆昌吉州半焦产能调查
2010 年半焦产能 720 万吨（部分小炉子已停产），实际生产为 158 万
吨。
（2）新疆地区建成和在建的半焦生产企业
①新疆北山矿业有限公司， 生产半焦 90 万吨。
②鑫顺煤化工有限责任公司 80 万吨半焦项目近期在奇台笈笈湖落成。
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③新疆宜化 90 万吨电石，50 万吨烧碱，60 万吨 PVC 配套 100 万吨
半焦。
④新疆吉鑫煤化工有限公司（将军戈壁笈笈湖）12 台半焦炉，80 万
吨产能。
⑤明基（新疆）控股，在北山有 90 万吨的半焦生产企业。
（3）新疆其它地区半焦生产企业
托克逊县有 200 万吨的半焦生产能力，其中新疆圣雄有 180 万吨/年半
焦生产与综合利用项目，黑山 120 万吨，鱼儿沟产能 60 万吨。 东方金盛
在黑山有 10 万吨/年的半焦生产能力。
鄯善县首个煤炭深加工产业项目鄯善县宏泰半焦有限公司年产 90 万
吨（一期 40 万吨）半焦生产项目在底湖矿区建成投产。
2.3 煤焦油加氢产品市场预测
煤焦油加氢装置主要产品为 1#改质煤焦油（C5～180℃）和 2#改质
煤焦油（＞180℃），还有少量的精酚。
1#改质煤焦油硫、氮、烯烃含量及其它杂质均很低。1#改质煤焦油
可以送附近的石油化工厂或化工厂，可以用做重整进料（石脑油）、芳烃
联合装置进料、乙烯装置进料等。
2#改质煤焦油凝点低，硫、氮含量低，安定性好，可以做低凝柴油
的调和组分，非常适宜在低寒地区的冬季使用。与 GB19147-2003 车用柴
油标准做比对，十六烷值为 43 左右。加入 500-1000ppm 硝酸异辛脂进行
调和后，十六烷值可达到 45 的标准值。该产品还可以直接作为农用机械
车用柴油或船用柴油出售。
精酚是重要的化工原料，可制造染料、药物、酚醛树脂、胶粘剂等，
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在化学工业有广泛的用途，市场前景看好。
2.3.1 我国成品油市场情况
目前，我国仍处在重化工业阶段，国内经济的高速增长依然需要以
石油资源的大量消耗作为依托。受国家石化产业规划要求，国内汽柴油
标准升级，其含硫量要求均有较大提高，为优质汽柴油调和组分的市场
提供了较大的销售空间。2012 年成品油需求仍保持平稳增长的总体趋势，
但受到国内通胀和国家宏观调控的影响，全年成品油表观消费量增速将
有所放缓。
同时，工业化和城镇化建设将拉动工矿、基建、交通、物流用油的
增长，柴油总体需求保持增长。柴油消费结构不会发生大的变化，交通
运输、仓储、制造业、建筑业、电力和采掘业等行业用油占到柴油消费
的 69%以上；国家继续加大对农田水利等农村基础设施建设的支持力度，
发展现代农业，农林牧渔业用油占到柴油消费的 16%左右。
自新的成品油定价机制实行以来，国内成品油价格走势基本与国际
油价保持同向，对于保证炼厂利润具有一定作用。但由于成品油价格调
整涉及面广、影响大，国家调价幅度有限，炼厂效益受到上游原料涨价
和产品出厂价调整不到位的双重挤压。相对来说，成品油批发价运作的
灵活性大，基本可以在零售限价范围内根据市场情况自主调节。2012 年，
国际油价受经济基本面复苏、美元贬值和地缘政治影响振荡上行。因此，
国内成品油价格也跟随上涨，价格整体水平有所提升。但受国内经济通
胀和 CPI 走高的影响，国家相关部门将采取多种措施对物价进行控制，
价格波动比 2011 年平缓。
2.3.2 新疆燃料油市场情况
本项目的主要产品为优质轻质燃料油，1#改质煤焦油产品及 2#改质
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煤焦油的市场基本定向周边和附近地区，随着新疆社会经济的快速发展，
产品有很好的市场。针对当地燃料油及化工原料短缺的现状，结合我国
成品油调控政策趋势预测，今后一段时期内，1#改质煤焦油平均价格在
7500 元/吨左右，2#改质煤焦油平均价格在 8500 元/吨左右，精酚平均价
格在 9500 元/吨左右。
由于新疆自治区内及周边煤化工项目较多，煤焦油供应充足，当地
市场销售价格为 2800 元/吨左右。预计随着原油和成品油价格的波动，煤
焦油价格也会有所变动，五年后煤焦油市场售价会逐步攀升到 3500 元/
吨。专家预测今后一段时期内，煤焦油平均价格将在 3000 元/吨左右。
目前主要产品 1#、2#改质煤焦油主要目标市场定位于石脑油重整装
置进料及高标号成品柴油市场。目前该地区无同类装置，根据目前七台
河宝泰隆装置及内蒙庆华装置生产产品销售情况，本项目产品市场前景
非常乐观。
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3 工艺装置物料平衡及产品规格
3.1 主要原料与产品规格
该项目以煤为原料，通过干馏得到半焦、煤焦油和荒煤气。荒煤气
通过脱硫、升压和 PSA 得到氢气和解析气。煤焦油加氢装置以煤焦油及
氢气为原料，在加氢精制、裂化及改质反应下，生产 LPG、1#改质煤焦
油、2#改质煤焦油产品，副产燃料气、沥青、硫磺，其中燃料气作为燃
料装置内使用，沥青作为重质燃料油出厂，硫磺作为产品出厂。半焦装
置所产 72 万标方/小时荒煤气中，37 万标方/小时用作制氢原料气，剩余
35 万标方/小时荒煤气送至燃气发电机组。制氢装置中解析气作为燃料送
至新建 60t/h 污水焚烧设施作为辅助燃料使用。
3.1.1 煤炭性质
原料煤由煤矿供给，煤质属于特低硫、特低磷、高发热量的富油、
高油长焰煤，根据试验测定，本项目原料煤主要性质见表 3.1-1。
表 3.1-1 矿区煤样分析数据表
P2012-274 P2012-275
测试项目
2 号采取点 3 号采取点
水分 Mad % 20.15 20.05
工业分
灰分 Ad % 4.71 7.65
析
挥发分 Vdaf % 48.11 50.02
硫 St，d % 0.19 0.19
全水 % 20.15 20.1
氧 Oad % 11.70 12.05
氮 Nad % 0.74 0.74
抗碎强度 % 79.4 76.3
氢 Had % 4.82 4.37
碳 Cad % 58.68 56.52
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可磨性 / 69 54
焦渣特征 / 1型 1型
MJ/kg 23.49 23.03
弹筒发热量 Qb，ad
Cal/g 5618 5508
MJ/kg 23.45 22.99
高位发热量 Qgr，ad
Cal/g 5608 5498
MJ/kg 21.89 21.61
低位发热量 Qnet，v，ar
Cal/g 5234 5169
TS +6 % 13.5 30.7
热稳定
TS 3-6 % 55.8 55.4
性
TS-3 % 30.7 13.9
半焦产率 % 49.6 50.6
煤气产率 Ml/g 155.2 152.5
干馏总水分产率 % 22.0 21.5
热解水产率 % 7.66 7.68
焦油产率 % 11.7 12.7
CaO % 21.34 10.20
MgO % 7.59 7.22
Fe2O3 % 8.99 15.38
灰成分 TiO2 % 0.80 0.48
SiO2 % 35.21 29.47
Al2O3 % 12.85 26.44
SO3 % 10.10 9.57
变形温度
℃ 1220 1270
DT
软化温度
℃ 1250 1290
ST
灰熔点
半球温度
℃ 1270 1310
HT
流动温度
℃ 1300 1330
FT
新疆地区煤炭资源丰富，是生产半焦的优质原料，所需块煤由煤矿
直接供给。根据当地煤质分析报告，设计对直立炉用煤的煤质要求如
下：
硫分 ≤0.5%
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灰分 ≤6.5%
挥发分 34～50%
热稳定性 良好
粒度 6mm～120mm
原料界区条件：温度 75℃，压力 0.4MPa(g)。
3.1.2 1#改质煤焦油产品规格
1#改质煤焦油满足石脑油标准 Q/SY26-2009，产品指标见表 3.1-2。
表 3.1-2 1#改质煤焦油指标
序号 规格 1#改质煤焦油
1 馏分范围，℃ ＜165
2 密度，g/cm3(20℃) 0.775
3 总硫，wtppm ＜1
4 总氮，wtppm ＜1
5 馏程，℃
IBP/ 56
10% 98
30% 109
50% 120
70% 131
90% 158
EBP 165
6 辛烷值 64
3.1.3 2#改质煤焦油产品规格
2#改质煤焦油部分满足 GB-T19147-2003 车用柴油标准，具体指标
见表 3.1-3。
表 3.1-3 2#改质煤焦油产品性质
序号 规格 2#改质煤焦油
1 馏分范围，℃ 165~330
2 密度，g/cm3(20℃) 0.869
3 馏程，℃
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4 IBP/ 166
5 10% 210
30% 229
50% 248
70% 277
90% 308
EBP 326
6 凝点，℃ ＜-10
7 十六烷指数 ＞43.1
3.1.4 重质煤焦油产品规格
重质煤焦油质量指标见表 3.1-4。
表 3.1-4 重质煤焦油产品性质
序号 规格 重质煤焦油
1 馏分范围，℃ ＞330
2 密度，g/cm3(20℃) 0.89
3 馏程，℃
4 IBP/ 331
5 10% 343
30% 355
50% 371
70% 393
90% 428
EBP 457
6 凝点，℃ 20
3.1.5 液化气产品规格
液化气产品满足 GB11174-1997 标准要求，具体指标见表 3.1-5。
表 3.1-5 液化气指标
序号 项目 限制值 实验方法
3
1 总硫，mg/Nm 343 (max) SH/T 0222
2 H2S含量，mg/Nm3 60 (max)
3 铜片腐蚀，级 ≯1 SH/T 0232
4 蒸发残留物，mL/100mL ≯0.05
5 C5 及C5以上组分含量，%(v/v) ≯ 3.0
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3.1.6 煤沥青产品性质
煤沥青产品性质见表 3.1-6。
表 3.1-6 煤沥青性质
指标 分率，m% 备注
QI，% 15.50
TI，% 31.00
软化点，℃ 90.00
结焦值，% 55.20
3.1.7 精酚产品性质
精酚产品性质见表 3.1-7 至表 3.1-11。
（1）苯酚
产品满足 GB/T6705-2008 标准要求，具体指标见表 3.1-7。
表 3.1-7 苯酚产品性质
项目 指标或要求 备注
结晶点 40℃以上
含水分 ≤0.2%
中性油试验 ≤0.1%
颜色 白色以至略有颜色的结晶
（2）邻位甲酚
产品满足 GB/T2279-2008 标准要求，具体指标见表 3.1-8。
表 3.1-8 邻位甲酚产品性质
项目 指标或要求 备注
2，6二甲酚含量 ≤2%
邻甲酚含量（干基） ≥96%
含水分 ≤0.5%
苯酚含量 ≤2%
颜色 无色至淡红色液体
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（3）间对甲酚
产品满足 GB/T2280-2008 标准要求，具体指标见表 3.1-9。
表 3.1-9 间对甲酚产品性质
项目 指标或要求 备注
密度（20℃） 1.03-1.04 g/cm3
含水分 ≤0.3v%
195-205℃馏出量 ≥95v%
馏出间甲酚含量 ≥50%
中性油含量 ≤2%
颜色 无色至褐色透明液体
（4）工业甲酚（混合甲酚）
产品满足 GB/T2599-1997 标准要求，具体指标见表 3.1-10。
表 3.1-10 工业甲酚产品性质
项目 指标或要求 备注
比重 1.035-1.05 g/cm3
水分 ≤1v%
间甲酚含量 ≥34%
中性油含量 ≤1%
190℃前馏出量 ≤5v%
220℃前馏出量 ≥95v%
颜色 无色以至棕红色透明液体
（5）工业二甲酚
产品满足 GB/T2600-2009 标准要求，具体指标见表 3.1-11。
表 3.1-11 工业二甲酚产品性质
项目 指标或要求 备注
比重 1.01-1.04 g/cm3
水分 ≤1v%
间甲酚含量 ≥34%
中性油含量 ≤1%
205℃前馏出量 ≤5v%
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225℃前馏出量 ≥95v%
颜色 无色以至棕红色透明液体
3.1.8 半焦产品性质
半焦产品性质见表 3.1-12。
表 3.1-12 半焦产品指标
国家规定优级品
项目 质量标准
铁合金标准
固定炭，% 80～85
灰分（Ad），% ≯9 10
氧化铝（Al2O3），% ≯2 2
磷（P），% ≯0.025 0.025
硫（S），% ≯0.3 0.80
水分（H2O），% ≯8 （外售） 8
挥发分（Vdaf），% ≯7 4
电阻率（ρ），10-5Ωm ≮3100 2200
3.2 中间产品的性质
3.2.1 煤焦油
本项目煤焦油预计性质见表 3.2-1。
表 3.2-1 广汇煤焦油主要性质
油样指标 全馏分原料油 油样指标 全馏分原料油
3
密度（20℃），g/cm 0.984 N，ppm 7462
馏程，℃ ASTM D7169 C， m% 81.65
IBP/10% 142/222 H， m% 9.62
30%/50% 298/367 金属含量，ppm
70%/85% 435/551 其中： Ca/Zn 333.3/1.1
EBP - Pb/Mn 2.9/1.6
灰分，% 0.183 V/Mg 0.2/24.8
残炭，m% 4.94 Na/Ni 10.0/0.3
凝点，℃ 32 K/Cu 7.8/1.0
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S， ppm 1600 Fe/Co 79.2/0.1
3.2.2 氢气
装置用氢气由干馏煤气制备，氢气指标见表 3.2-2。
表 3.2-2 氢气指标
介质 H2 Ar+N2 CO+CO2
组成，% 99.9 0.1 30ppm
限制值，% ＞99.8 ＜0.2 ＜30ppm，其中CO＜10ppm
3.2.3 荒煤气
本项目利用荒煤气做为 PSA 的原料气，荒煤气预计组成见表 3.2-3。
表 3.2-3 荒煤气组成
组分 分子式 V%
氢气 H2 29.73
二氧化碳 CO2 10.63
一氧化碳 CO 10.18
甲烷 CH4 7.06
C2+ CnHm 0.64
氧气 O2 0.2
氮气 N2 39.68
水 H2O 1.88
合计 100.00
3.2.4 解析气
解析气预计组成见表 3.2-4。
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表 3.2-4 解析气预计组成
组 份（V%） 合计（V%）
H2 N2 CO2 CO CH4 O2 CnHm H2O ∑
解析气 9.788 51.842 26.106 1.101 9.227 0.000 0.837 1.099 100.00
3.3 总物料平衡
全厂总物料平衡见表 3.3-1。
表 3.3-1 全厂总物料平衡（单位：万吨/年）
物料名称 数量 产品名称 数量
煤炭 1100.00 C1-C2 气体 2.94
外购煤焦油 60.00 液化气 3.20
DMDS 0.48 1#改质煤焦油 40.61
Na2CO3 0.23 2#改质煤焦油 71.75
蒸汽 28.00 煤沥青 40.00
尾油 0.14
原料合计 1188.71 H2S+NH3 1.67
H20 2.32
精酚 6.40
半焦 510.00
粉煤 100.00
硫磺 0.45
解析气 408.98
损失 0.25
产品合计 1188.71
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4 工艺装置
本项目以新疆淖毛湖煤为原料生产半焦、粗焦油、荒煤气。粗焦油
加工成 1#改质煤焦油、重质芳烃、干气、液化气等。原料煤运入厂区，
进入内热式半焦装置，出装置物料有粉煤、半焦、荒煤气、煤焦油。荒
煤气经过荒煤气制氢装置，完成 CO 低温变换过程和变换气两级 PSA 分
离过程，出装置物料有氢气、燃料气、硫磺。煤焦油经焦油加工装置完
成分类处理，出装置物料有改质煤焦油、精酚、液化气、重质煤焦油等。
富余荒煤气去发电联产,制氢解析气去污水焚烧炉。
4.1 半焦生产工艺
4.1.1 热解工艺的选择
4.1.1.1 热解工艺选择的条件
半焦生产的主要设备是干馏炉，炭化工艺的选择取决于炉型的选择，
干馏炉的型式不仅影响原煤的利用率，而且影响煤焦油的收率和煤气的
综合利用方向。
本项目在原料上充分利用当地丰富的煤来发展煤化工。产品方案的
设计上，以半焦生产－焦油加工－荒煤气利用为发展主线，把焦化行业
半焦（半焦）生产和油品等生产融合在一起。因此，从技术成熟、项目
适用性考虑，炭化炉型选择采用内热式直立炉或外热式直立炉。
4.1.1.2 单元工艺技术方案的选择
半焦装置主要包括备煤单元、炭化单元、筛焦单元、鼓冷单元、荒煤
气脱硫单元。所生产半焦供电石厂，生产过程产生的荒煤气50%用于回用
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提供直立炉炭化所需热量，剩余50%供给下游荒煤气制氢装置制取高纯氢
气作为焦油加工装置原料。在生产工艺流程和设备选型上，充分考虑了整
个项目的产品方案规划，结合当地煤炭资源和本项目的资金筹集、投入等
情况，选择了技术先进、操作可靠、装备水平较先进的工艺流程。
本装置采用内热式直立炉，单孔直立炉最大生产能力为 28.4t/d，单
座直立炉最大生产能力为 340.8t/d，设备产能在国内处于领先地位。
4.1.1.3 熄焦方式选择
由于入炉煤的热稳定性差，半焦强度低，本工艺选择水熄焦。水熄
焦工艺是赤热焦炭通过水套部分冷却后，落入水封槽，与水封槽内的水
换热，同时产生部分蒸汽与焦炭发生水煤气反应进行熄焦。蒸汽熄焦工
艺是将锅炉产生的蒸汽通过排焦箱进入炉内，与炭化室内的赤热焦炭发
生水煤气反应进行熄焦。
4.1.1.4 鼓冷工艺技术方案的选择
冷鼓、电捕的主要任务是煤气的冷凝、冷却和加压输送；焦油、氨
水和焦油渣的分离、贮存和输送；煤气中焦油雾滴及萘的脱除。
针对半焦产生焦油比重小、轻质焦油占比例较大的特点，采用间直冷
混合流程。生产实践证明，该流程生产工艺稳定，焦油脱出效果好，回
收率高，配套环保措施后，完全实现废气、废水达标排放。
间-直冷工艺是采用直冷和间冷的主要设备及主要设施对煤气进行冷
却及回收焦油，主要设备为直冷塔及间冷塔和循环水池，投资、生产污
水量、煤气冷却温度介于直冷和间冷之间，对于半焦生产焦油回收率高。
4.1.1.5 荒煤气脱硫工艺的选择
湿式氧化法脱硫是将硫化氢在液相中氧化成元素硫并予以分离 ，其
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特点为：可将 H2S直接转化为单质硫;脱硫效率高，净化后的气体残硫量
低;既可在常压下操作 ，又可在加压下操作;脱硫剂可以再生循环使用 ，
运行成本低。
本单元包括硫化氢的脱除和硫磺的回收。其主要任务是将煤气中的
硫化氢含量脱至≤200mg/Nm3，并回收硫磺。
目前，焦化行业普遍采用的湿式氧化脱硫方法主要有 PDS 法、改良
ADA 法、栲胶法等。这三种方法脱硫效率相差不大，但对不同的煤气有
选择性，本工艺方案选择 PDS 法对荒煤气进行脱硫净化。
由东北师范大学研制的 PDS 法脱硫技术，1986 年已通过吉林省科委的
技术鉴定。目前在全国有上百套生产装置采用此项技术，广泛用于焦炉气
的脱硫。其特点：①PDS 活性好，用量少; ②生成的单质硫易分离，一般
不会发生硫堵; ③在脱除 H2 S 的同时能脱除部分有机硫; ④PDS 亦可单独
使用，可以不加钒，副反应少，无废液排放。
P-400 脱硫催化剂由东北师范大学精细化工开发公司开发 ，适用于各
种低硫、高硫 (H2S 含量在 0.3～500.0 g/m3)气体和低粘度液体的脱硫、脱
氰。溶液组成简单，不需加任何助剂，运行成本比 ADA 法低 70%左右。
888 脱硫催化剂由东北师范大学实验化工厂开发，适用范围广，除具备 PDS
的特性外，还具有如下特点: ①不加其它助催化剂; ②脱硫贫液悬浮硫含量
低，不堵塔; ③再生时 ，浮选出的硫磺颗粒大，溶液粘度低，硫磺易分离；
④脱除有机硫效率为 50%～80%；⑤在同等负荷和工况条件下，催化剂消
耗费用比同类产品低 20%以上。
4.1.2 工艺流程与主要设备选择
原料煤在卸车槽内由给煤机均匀加至胶带输送机，胶带机将煤输送
至筛分室筛分。筛下粉煤直接进入粉煤仓，筛上合格块煤经由胶带机运
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至直立炉炉顶煤仓；合格块煤经放煤旋塞和辅助煤箱装入炭化室内，加
入炭化室的块煤自上而下移动，与燃烧室送入炭化室的高温气体逆流接
触。炭化室的上部为预热段，块煤在此段被加热到 80～550℃左右。块煤
继续向下移动进入炭化室中部的干馏段，块煤通过此段被加热到 700℃，
并被炭化为半焦。半焦通过炭化室下部的冷却段后进入筛焦单元，通过
水熄焦和干燥后半焦进入板式输送机，然后通过胶带机，经多层振动筛
筛分，不同筛分粒级半焦分别进入各自料棚。
炭化过程中产生的煤气与燃烧室进入炭化室的高温废气，以及冷却
半焦产生的煤气的混合气，经上升管、桥管进入集气槽，80～100℃左右
的混合气（荒煤气）在桥管和集气槽内经循环氨水喷洒被冷却至 70～80℃
左右。冷却后的煤气经吸气管与冷凝下来的氨水焦油一起进入直冷洗涤
塔；氨水由直冷洗涤塔上部喷淋，下部带有焦油的氨水进入冷环水槽；
煤气由直冷洗涤塔下部进入，上部排出进入横管初冷器；将煤气由 80℃
冷却到 35～40℃。煤气经电捕焦油器后进入离心风机加压，煤气部分送
回直立炉和空气经烧嘴混合，在水平火道内燃烧，燃烧产生的高温废气，
通过在炭化室侧墙面上均匀分布的进气孔进入炭化室，利用高温废气的
热量将煤料进行炭化；剩余煤气经脱硫单元进入煤气气柜，经加压后煤
气去荒煤气制氢装置。
从气液分离器出来的焦油、氨水，自流入热环水槽静置分离焦油，
从直冷洗涤塔出来的焦油氨水，自流入冷环水槽静置分离焦油，焦油经
焦油中间槽后用泵送至焦油贮槽脱水，热循环氨水用泵送至炉顶集气管
循环使用；冷循环氨水送至直冷洗涤塔循环使用。从横管初冷器出来的
焦油氨水，自流入冷环水槽静置分离焦油，焦油用泵送至焦油贮槽脱水，
冷循环氨水用泵送至横管初冷器循环使用。从焦油贮槽脱水后的焦油（水
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分＜4%）用焦油泵送至焦油加氢单元焦油原料槽。
来自鼓冷单元的粗煤气（H2S含量～1200mg/Nm3）进入脱硫塔，与
塔 顶 喷 淋 下 来 的 脱 硫 液 逆 流 接 触 ， 经 洗 涤 后 的 煤 气 H2S 含 量 小 于
200mg/Nm3，脱硫后的煤气进捕雾段除去雾滴送至煤气柜。富液通过再生
装置及熔硫釜对硫磺进行再生脱硫。
鼓冷单元剩余氨水首先进入污水贮池，在贮池中除去焦油、悬浮物
等物质，用高压泵经过污水喷嘴入污水焚烧炉，在焚烧炉内污水中的污
染物经过高温焚烧，产生 CO2 和 H2O 等无害物质经余热锅炉换热后放入
大气，余热锅炉产生蒸汽可作为合成气制备单元气化剂使用。
4.1.2.1 备煤单元
（1）概述
半焦装置所用的原料煤要求为 6～20mm 及 20-100mm 的煤，所需块
煤直接由煤矿供给，装置单元适当考虑原料煤的筛分。备煤设施要保证
炭化单元半焦生产提供装炉煤，每日需要煤量为 30300t。
（2）工艺流程及主要设施
根据装置生产用煤和外来煤情况，备煤部分采用煤棚贮存、机械化
运煤、筛分、布料，减少操作人员数量，改善操作条件。整个单元由贮
煤场、胶带输送机、转运站和筛分站组成。
采用煤棚贮存由煤矿运来的合格原料煤，贮煤量约 15 万 t，能保证
半焦装置 3-5 天的生产用煤量。
原料煤由铲车铲入 20 个卸车槽，由给煤机均匀加至胶带输送机，胶
带机将煤输送至筛分室筛分。筛下粉煤直接进入粉煤仓，然后由汽车运
走，筛上 6-20 的小粒煤经由胶带机运至第一组立式炉炉顶煤仓，煤仓有
6 个下料口，筛上 20-100 合格块煤经由胶带机运至第二、三立式炉炉顶
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煤仓。煤仓有 2×6 个下料口，煤经放料阀放入胶带式布料机上，分别供
应煤仓下 3×24 座炭化炉。
胶带机、炉顶布料机均设置轻型结构通廊，解决防冻、防风、防雨
及防尘问题。在煤料转运站，设计有防尘除尘装置。设备用上煤皮带。
4.1.2.2 炭化单元
（1）概述
本工程年产半焦 510 万吨，炭化部分采用内热式水平火道直立炉，
本单元采用两种不同的炉型，两种炉型炉具有热效率高、生产能力大、
能灵活调整加热温度、炉顶温度低、焦油产率高、投资低等优点。
炭化单元采用直立式炭化炉，炉顶定期通过转筒阀将煤料加入辅助
煤箱，再随炉料下移逐渐进入炭化炉完成炭化过程，最后由炉底经推焦
机、板式输送机排出。该工艺流程是连续的机械化过程，有效减少操作
人员数量，改善操作条件。
（2）炭化单元布置
本单元为 3×24 座直立炉并排布置。其中 2×24 座直立炉共享一个上
煤系统，另外 1×24 座直立炉用 1 个上煤系统。每组直立炉配有单独的出
筛焦系统。24 座直立炉中部为上煤系统，半焦水熄焦后，从直立炉一端
出焦，汇合进入筛焦系统。
（3）主要工艺参数
内热式直立炭化炉的主要工艺参数如表 4.1-1。
表 4.1-1 炭化炉的主要工艺参数
项目 指标
炭化炉炉孔数 2×24×12
炭化室长度 3600mm
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炭化室高度 8200mm
炭化室宽度 540mm
炭化室有效容积 21.23m3
每日每孔装干煤量 43.5t/d孔
装炉煤水分 5%
燃烧室水平火道个数 2个
炭化室中心距 1750mm
回炉煤气热值 6688～8360kJ/ Nm3
焦炉生产能力 28.4 t/d孔
（4）工艺流程
由备煤单元运来合格的装炉煤首先装入炉顶最上部的煤槽内，再经放
煤旋塞和辅助煤箱装入炭化室内。根据生产工艺要求，每半小时打开放煤
旋塞向炭化室加煤一次。加入炭化室的块煤自上而下移动，与燃烧室送入
炭化室的高温气体逆流接触。炭化室的上部为预热段，块煤在此段被加热
到 80～550℃左右；块煤继续向下移动进入炭化室中部的干馏段，块煤通过
此段被加热到 700℃，并被炭化为半焦；半焦通过炭化室下部的冷却段时，
被通入此段熄焦产生的蒸汽和熄焦水冷却到 80℃左右，进入筛焦单元。
煤料在炭化过程中产生的煤气与燃烧室进入炭化室的高温废气和冷却
半焦产生的煤气的混合气（荒煤气），经上升管、桥管进入集气槽，80～100℃
左右的混合气（荒煤气）在桥管和集气槽内经循环氨水喷洒被冷却至 70～
80℃左右。冷却后的煤气经吸气管与冷凝后的氨水焦油一起进入鼓冷单元。
直立炉加热用的煤气是经过鼓冷单元进一步冷却和净化后的煤气。直
立炉加热用的空气由空气鼓风机加压后供给。煤气和空气经烧嘴混合，在
水平火道内燃烧，燃烧产生的高温废气，通过在炭化室侧墙面上均匀分布
的进气孔进入炭化室，利用高温废气的热量将煤料进行炭化。烧嘴设上下
两层，加热以下层为主，上层主要起安全作用。
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（5）直立炉炉体炉体结构及特点
Ⅰ、入炉煤粒度 20-100mm 的炭化炉特点
①该炉型较一般直立炭化炉扩大了炉容，炭化室长度由 2100mm 增加
到 3600mm，高度由 7000mm 增加到 8200mm，从而为直立炭化炉的稳产、
高产提供了有利条件。
②增大了燃烧室的容积和适当增加进气孔数量，使煤气和空气在燃烧
室充分燃烧，热废气均匀进入炭化室，从而有效防止挂渣和进气口的剥蚀。
③每孔炭化室两侧分别设有上下两层共 2 个独立的水平火道（燃烧室），
可灵活地调节每孔炭化室的温度分布，确保整炉产品质量均匀、稳定。
Ⅱ、入炉煤粒度 6-20mm 的炭化炉特点
①炭化室上宽、下窄，空气和煤气在支管混合器混合，由炉体中下
部喷入布气花墙后燃烧，燃烧后的气体即进入炭化室扩大部分，加热气
体 通过料层的通道加大，炉体阻力减小，有利于顺行生产。
②适当降低炭化炉高度，减少了炭化室压力，从而为直立炭化炉的
稳产、高产提供了有利条件。
4.1.2.3 筛焦单元
本单元是按运输、筛分直立炭化炉 510 万 t/a 半焦生产能力设计的，
每日需运焦、筛焦 15455t。采用机械化运焦、筛分方式，减少操作人员
数量，改善操作条件。整个单元由板式输送机、胶带机、转运站、筛焦
装置、移动胶带机和贮焦棚组成。
每座炭化炉排出的半焦进入板式输送机，然后通过胶带机，经多层
振动筛筛分，不同筛分粒级半焦分别进入各自料棚。胶带机均设置通廊，
解决防冻、防风、防雨、防尘问题。在半焦转运点设计有防尘除尘装置。
从直立炉炉端排出的半焦，分别经板式输送机落到胶带机上，然后
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通过胶带机，经多层振动筛筛分，不同筛分粒级半焦分别进入各自料棚。
贮焦棚总面积为约 21.9 万平米，能贮存分级的半焦约 25 万吨，满足半焦
产品 15 天的贮存要求。
4.1.2.4 鼓冷单元
（1）概述
本单元设计处理荒煤气量（设计值）为 158.4 万 Nm3/h（实际值 144
万 Nm3/h）。间冷循环水量 29400 m3/h，直冷循环水量 21600m3/h。
①设计基础数据
炭化室孔数 3×24×12=864
每孔炭化室容积 21.23m3
每孔生产能力 28.4t/d孔
煤料水分 20%
每吨干煤产煤气量 1400~1500 m3
②能源条件
电： 高压 10000 V
低压 380V/220 50HZ
蒸汽：压力 0.6 MPa
温度 145℃左右
循环冷却水：
供水温度 28-30℃
回水温度 35-40℃
供水压力 0.6 MPa
③产品
荒煤气 57.02×108Nm3/a
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煤焦油产量 1000000t/a
煤焦油含水 ≤4%
（2）流程、特点、主要技术操作工艺指标
自直立炉出来的荒煤气，在集气管被循环氨水喷洒冷却至 70～80℃
后，沿吸煤气管经气液分离器进入直冷洗涤塔；氨水由直冷洗涤塔上部
喷淋，下部带有焦油的氨水进入冷环水槽；煤气由直冷洗涤塔下部进入，
上部排出进入横管初冷器；将煤气由 80℃冷却到 35～40℃。煤气经电捕
焦油器后进入离心风机加压，煤气 50%送回直立炉作为燃料对原煤进行
炭化和对焦炭的干燥，50%供给下游工艺单元，剩余煤气经脱硫单元进入
煤气气柜，经加压煤气去制氢。
从气液分离器出来的焦油、氨水，自流入热环水槽静置分离焦油，
从直冷洗涤塔出来的焦油氨水，自流入冷环水槽静置分离焦油，焦油经
焦油中间槽后用泵送至焦油贮槽脱水，热循环氨水用泵送至炉顶集气管
循环使用；冷循环氨水送至直冷洗涤塔循环使用。
从横管初冷器出来的焦油氨水，自流入冷环水槽静置分离焦油，焦
油用泵送至焦油贮槽脱水，冷循环氨水用泵送至横管初冷器循环使用。
从焦油贮槽脱水后的焦油（水分＜4%）用焦油泵送至焦油加氢单元
焦油原料槽。
4.2.1.5 荒煤气脱硫单元
（1）概述
本单元采用以 PDS 为催化剂的湿法脱硫技术，熔硫采用内分式熔硫
釜。
（2）工艺流程
再生塔来自鼓冷单元的粗煤气（H2S含量～1200mg/Nm3）进入脱硫
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塔，与塔顶喷淋下来的脱硫液逆流接触，经洗涤后的煤气H2S含量小于
200mg/Nm3，脱硫后的煤气进捕雾段除去雾滴送至煤气柜。
吸收了H2S、HCN的脱硫液从脱硫塔底流出，经液封槽进入反应槽(溶
液循环槽)，经补充从催化剂贮槽滴加催化剂溶液后，用循环泵送到溶液
加热器，使溶液保持在
35℃左右进入再生塔；同时从再生塔底部通入压缩空气和脱硫富液，使
溶液在塔内得以氧化再生。再生后的脱硫液返回脱硫塔顶循环喷淋脱硫。
浮选出的硫磺泡沫，利用位差自流到硫泡沫槽，再由硫泡沫泵加压
后送连续熔硫釜，用蒸汽加热使硫熔融，并与清液分离，清液入溶液缓
冲槽降温后由液下泵送至溶液循环槽循环使用，得到的硫放至冷却盆，
冷却后外售。
4.1.3 装置消耗指标及能耗
表 4.1-2 半焦装置消耗指标及能耗
序号 物料名称 单位 数量 备注
原材料消耗
1 块煤 万 t/a 1000（湿）
2 碳酸钠 t/a 2263
动力消耗
1 生产用水 t/h 27
2 生活用水 t/h 11.72
3 循环水 t/h 29400
4 电
装机容量: kW 66698.04
工作容量: kW 52403.24
年耗电量: kWh/a 33.20×107
5 蒸汽 t/a 237600 （需用量）
6 煤气 Nm3/a 114.04×108
其中：直立炉加热 Nm3/a 57.02×108
外供 Nm3/a 57.02×108
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4.2 煤焦油加氢装置
4.2.1 工艺技术方案选择
综合国内实践效果来看，轻油加氢精制、馏分油加氢裂化、延迟焦
化+加氢精制是三种主流工艺路线。本装置选用第二种馏分油加氢工艺，
煤焦油利用率高，产品性质优良。该工艺属清洁生产工艺，建设投资略
高，操作简单，无需购买轻烃和石油，百分之百加工煤焦油。加氢技术
在石油行业是非常成熟的洁净生产技术，技术可靠。
焦炉副产煤焦油含有大量的烯烃、多环芳烃等不饱和烃及硫、氮化
合物，酸度高、胶质含量高。采用加氢裂化工艺，可完成不饱和烃的饱
和、脱硫、脱氮反应、芳烃饱和，大大改善其安定性、降低硫含量和降
低芳烃含量的目的，获得优质化工原料。
选择该工艺，煤焦油利用率高，小于 460℃煤焦油馏分可 100%转化
为优质化工原料，产品性质优良。该工艺属清洁生产工艺，建设投资略
高，操作简单，无需购买轻烃和石油，百分之百加工煤焦油。加氢技术
在石油行业是非常成熟的洁净生产技术，中煤龙化哈尔滨煤制油有限公
司 5 万吨/年低温气化煤焦油加氢装置（最初设计能力 3 万吨/年）已经正
常生产超过五年，七台河宝泰隆 10 万吨/年高温煤焦油加氢裂化装置已
经正常运转超过两年。
煤焦油加氢生产液体燃料，工艺流程相对简单、投资省、技术成熟、
符合环保要求，综合各种因素，推荐采用上海新佑能源科技有限公司的
煤焦油加氢技术。
4.2.2 工艺流程简述
加氢装置主要包括煤焦油加氢精制及加氢裂化单元和加氢改质单
元，其中：加氢精制及裂化单元主要包括原料预处理部分、反应部分、
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分馏部分和吸收稳定部分、气体脱硫及胺液再生部分；加氢改质单元主
要包括反应部分和汽提部分。
4.2.2.1 煤焦油加氢精制及加氢裂化单元
（1）原料预处理部分
原料煤焦油由罐区进料泵送入离心过滤机进行三相分离。脱除的氨水
进入氨水罐，经氨水泵送出装置。脱除固体颗粒后的煤焦油进入滤后油缓
冲罐，经过滤后油泵升压后进入原料油缓冲罐，经原料油泵、换热器与常
压塔中段油换热至 157℃，再与减压塔一中回流、二中回流、减压塔底煤
沥青、裂化产物及精制产物换热升温至 320℃后进入常压塔。常压塔顶气
体经空冷器和水冷器冷凝冷却至 40℃，进入常压塔顶油水分离罐。常压塔
顶油水分离罐中液体由常压塔顶油泵加压。一部分作为回流，返回常压塔
顶。另一部分作为加氢精制进料进入加氢精制缓冲罐。常压塔中段油部分
以回流形式取热，部分换热后直接送至加氢精制缓冲罐作为加氢精制进
料；常压塔底重油由泵加压后与精制产物换热升至 360℃，然后进入减压
塔。减压塔顶气体经水冷器冷凝冷却至 40℃后进入减压塔顶油水分离罐，
减压塔真空由减顶抽真空系统提供。减压塔顶油水分离罐中液体由减压塔
顶油泵加压后送出装置，罐底的水由减压塔顶水泵送至装置外。减压塔一
中循环油由泵升压后一部分回到减压塔中部，另一部分与原料换热后经一
中回流空冷器冷却至 50℃，然后返回至减压塔顶；减压塔二中循环油经泵
升压后，一部分送至减压塔中部，一部分送至减压塔下部，剩下部分送至
加氢反应部分。减压塔底沥青与原料油换热后作为产品送出装置。
（2）反应部分
①加氢精制部分
加氢精制原料油经过滤器过滤后进入加氢精制缓冲罐，罐内原料油经
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加氢精制进料泵加压后与精制产物换热升温至 221℃（初期），通过与加氢
精制循环氢混合进加氢精制反应器，入口温度通过调整循环氢换热后温度
调整，经四台加氢精制反应器，对原料脱硫、脱氮、脱氧和烯烃饱和。四
台反应器的各床层入口温度通过由精制循环氢压缩机来的冷氢控制。反应
器入口操作压力约 16.7MPa。反应器出口 370℃（初期）的精制产物送往
高低压分离系统。
精制氢气加热炉用于开工时加热加氢精制的混合氢。
②加氢裂化部分
加氢裂化原料油经过滤器过滤后进入加氢裂化进料缓冲罐，然后由加
氢裂化进料泵加压后，经换热器与裂化产物换热升温至 387℃（初期），与
来自加热炉的裂化热氢混合后进入串联的两台加氢裂化反应器。两台反应
器的各床层入口温度通过由裂化循环氢压缩机来的冷氢控制。反应器入口
操作压力约 16.7MPa。反应器出口 404℃（初期）的高温反应产物送往高
低压分离系统。
③高低压分离部分
加氢精制反应产物分别与减压塔进料（一次）、常压塔进料（二次）、
精制进料（三次）、分馏进料（四次）和硫化氢汽提塔进料（五次）换热，
降温至 270℃，入精制热高压分离罐进行气液分离。精制热高压分离罐的
液体，减压后排入精制热低压分离罐。精制热高分罐顶部气体分别与裂化
循环氢、精制循环氢换热，再由精制产物空冷器冷却到 50℃，入精制冷高
压分离罐再次进行气液分离。其间，为避免反应产生的铵盐堵塞空冷器，
在空冷器入口前注入脱盐水。热低压分离罐底部液相与顶部气相分别进入
硫化氢汽提塔中部。精制冷高压分离罐的液体，减压后排入冷低压分离罐，
气体进精制循环氢压缩机入口的精制循环氢缓冲罐。冷低压分离罐的液
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体，裂化热高压分离罐顶部气体换热升温至 175℃后与精制产物换热升温
至 251℃，进入硫化氢汽提塔。冷低压分离罐气体进入硫化氢汽提塔，冷
低压分离罐底设有分水包，含硫污水进入酸性水汽提装置。
加氢裂化反应产物分别与裂化原料、裂化氢气、精制氢气、常压进料
换热，降温至 270℃，入裂化热高压分离罐进行气液分离，裂化热高压分
离罐顶部气体换热后进入裂化产物空冷器冷却到 50℃，进入裂化冷高压分
离罐。裂化冷高压分离罐的液体，减压后排入冷低压分离罐，气体进裂化
循环氢压缩机入口的裂化循环氢缓冲罐。
为确保安全运行，精制热高压分离罐、精制冷高压分离罐、裂化热高
压分离罐、裂化冷高压分离罐都设有液位低低检测，并可以联锁关闭相应
切断阀。
④压缩机系统
本系统有新氢压缩机（一用一备）、精制循环氢压缩机（一用一备）、
裂化循环氢压缩机（一用一备）共 6 台压缩机。精制循环氢系统和裂化循
环氢系统各自独立。
补充的新氢由制氢装置来，进入新氢分液罐，可通过新氢压缩机出口
返回线调节阀，调节新氢压缩机出口压力。新氢经过新氢压缩机三级压缩
升压至 17.5MPa，与循环氢混合进入反应系统。
来自精制冷高压分离罐的精制循环氢气，进入精制循环氢缓冲罐沉降
分离凝液后，经精制循环氢压缩机压缩升压至 17.2MPa。压缩机出口气体
分为三个部分：一部分至精制产物空冷器入口，用于稳定压缩机的运行，
保持压缩机入口流量稳定；一部分经换热升温后送往精制反应系统；另一
部分则作为冷氢送至精制反应器。精制循环氢缓冲罐出口管线设有流量控
制的放空系统，用于反应副产的不凝性轻组分的排放，以保证精制循环氢
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浓度。该部分气体排入低分气总管。精制循环氢缓冲罐的操作压力为加氢
精制系统的系统压力控制点，主要由补充氢供应系统控制。
来自裂化冷高压分离罐的裂化循环氢气，进入裂化循环氢缓冲罐沉降
分离凝液后，经裂化循环氢压缩机压缩升压至 17.2MPa。压缩机出口气体
分为三个部分：一部分循环至裂化产物空冷器出口，用于调节压缩机的出
口压力；一部分作为控制裂化反应床层温度的冷氢，直接送往裂化反应器；
另一部分则经换热升温后，送至裂化反应系统。裂化循环氢缓冲罐出口管
线设有流量控制的放空系统，用于反应副产的不凝性轻组分的排放，以保
证裂化循环氢浓度。该部分气体排入低分气总管。裂化循环氢缓冲罐的操
作压力为加氢裂化系统的系统压力控制点，主要由补充氢供应系统控制。
为确保安全运行，精制循环氢压缩机和裂化循环氢压缩机入口缓冲罐
都设有超高液位检测，并可以联锁停机；循环氢压缩机入口缓冲罐都设有
慢速和快速两套泄压系统，供紧急状态泄压或紧急停车使用。压缩机系统
各分液罐的凝液集中送回精制冷低分罐。
（3）分馏部分
来自热低压分离罐的的精制热低分气、精制热低分油和来自冷低压分
离罐的冷低分油、冷分气及加氢改质装置的低分气送入硫化氢汽提塔，塔
顶气体通过空冷器、水冷器冷凝冷却至 40℃，进入硫化氢汽提塔顶回流罐。
硫化氢汽提塔顶回流罐气体进入吸收脱吸塔下部，液体则经硫化氢汽提塔
顶回流泵升压后一部分回流至硫化氢汽提塔顶，另一部分送至吸收脱吸塔
下部，罐底含硫污水送至含硫污水总管。硫化氢汽提塔底油与产品分馏塔
中段回流油换热后与精制产物换热升温至 252℃，送入分馏塔进料闪蒸罐。
分馏塔进料闪蒸罐顶部气体进入产品分馏塔进一步分离，底部馏分经
分馏进料加热炉加热升温后进入产品分馏塔底部。产品分馏塔顶采用压力
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控制，通过回流罐放空和补充氮气实现，放空量及氮气的量通过压力的分
程调节来实现。塔顶气体经空冷器冷凝冷却至 50℃，进入分馏塔顶回流罐。
分馏塔顶回流罐液体经分馏塔顶回流泵加压后，一部分作为回流送回产品
分馏塔顶，一部分冷却后送至吸收稳定部分。分馏塔顶回流罐的冷凝液由
分水包排出，经分馏塔顶冷凝水泵加压后送至注水罐。2#改质煤焦油分由
产品分馏塔中段采出，在汽提塔中经重沸器汽提，最终由产品泵抽出，与
稳定塔进料换热后，经空冷器冷却至 50℃，作为产品送出装置。产品分馏
塔底的重质煤焦油经重质煤焦油泵升压后作为 2#改质煤焦油汽提塔和稳
定塔底重沸器热源实现能量综合利用，然后分三路：一路通过分馏塔进料
加热炉升温后返塔；一路作为循环油送至裂化反应部分；另一路经重质煤
焦油空冷器冷却后作为重质煤焦油产品送出装置。
（4）吸收稳定部分
来自分馏塔顶回流罐的油、硫化氢汽提塔顶气体及液体进入吸收脱吸
塔，吸收后的脱吸塔顶干气送至干气脱硫塔，塔底再沸器的热源为产品分
馏塔来的中段回流油，再沸器返塔温度 186℃，吸收脱吸塔底油经塔底泵
加压后与 2#改质煤焦油油换热升温后进入稳定塔。稳定塔顶气体经塔顶空
冷器、水冷器冷凝冷却至 40 后进入稳定塔顶回流罐，回流罐内液体经稳
定塔顶回流泵升压后一部分回流至稳定塔顶，另一部分作为液化气产品送
至液化气脱硫塔。稳定塔底再沸器热源为产品分馏塔底的重质煤焦油，再
沸器返塔温度 233℃。稳定塔底油经空冷器、水冷器冷凝冷却至 40℃后作
为 1#改质煤焦油产品送出装置。
（5）脱硫及胺液再生部分
干气自吸收脱吸塔顶经干气冷却器进入干气分液罐，分液后的干气自
罐顶部进入干气脱硫塔底部，与塔上部进入的贫胺液接触后，由塔顶部出
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至燃料气管网。塔底部富液进入富胺液闪蒸罐。
液化气自稳定塔回流泵送至液化气脱硫塔底部，经与贫胺液逆向接触
后，液化气产品从塔顶送至罐区。塔底富胺液进入富胺液闪蒸罐。
富胺液闪蒸罐内胺液由溶剂再生进料泵加压，与来自硫磺回收装置富
胺液混合后，经贫富液换热器换热至 102℃后送至溶剂再生塔。塔顶酸性
气至硫磺回收装置，塔底再沸器用低压蒸汽做热源，再沸器返塔温度
121℃，塔底贫胺液经塔底泵加压后与富胺液换热降温，再经水冷器入贫
胺溶液储槽。再生后的贫胺液由干气脱硫贫液泵、液化气脱硫贫液泵送至
干气脱硫塔、液化气脱硫塔和硫磺装置使用。
4.2.2.2 加氢改质单元
（1）反应部分
2#改质煤焦油自煤焦油加氢装置进入原料油过滤器，脱除固体颗粒后
的 2#改质煤焦油进入原料缓冲罐，经反应进料泵加压后与循环氢混合，经
换热后与反应产物换热至 280℃（反应初期），再进入反应进料加热炉，加
热升温至 340℃（反应初期）后由顶部进入加氢改质反应器。原料 2#改质
煤焦油、氢气在催化剂的作用下发生加氢精制、加氢改质反应。反应产物
由反应器底部出来，分别与混氢油、低分油和混氢油换热至 140℃，然后
与来自注水罐经注水泵升压至 11.35MPa 的除盐水混合后一起进入反应产
物空冷器冷却至 50℃进入高压分离器。
来自高压分离器顶部的循环氢进入循环氢分液罐，循环氢经循环氢压
缩机压缩至 12.9MPa，压缩机出口气体分为三部分：一部分送至反应产物
空冷器入口注水点后，用于稳定压缩机的运行，保持压缩机出口压力稳定；
一部分作为控制反应床层温度的冷氢，直接送至加氢改质反应器，分三股
注入催化剂床层上部；另一部分则与补充的新氢混合后送至反应进料泵出
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口与原料 2#改质煤焦油混合。循环氢分液罐出口管线设有流量控制的放空
系统，用于排去反应副产的不凝性轻组分，以保证循环氢浓度。循环氢分
液罐的操作压力为本装置反应系统的系统压力控制点，主要由补充氢供应
系统控制。高压分离器底部高分油进入低压分离器，低压分离器顶部设有
压力控制的放空系统，放空的低分气送至煤焦油加氢装置。低分油由低压
分离器底部出来经换热器与精制 2#改质煤焦油换热至 198℃，然后与反应
产物换热升温至 260℃后进入汽提部分。高压分离器与低压分离器底部的
含硫污水合并后送至酸性水汽提装置。
（2）汽提部分
低分油换热后进入汽提塔底部，汽提塔底部通入过热蒸汽（1.0MPa，
350℃），塔顶气体经汽提塔顶空冷器、水冷器冷凝冷却至 40℃，进入汽提
塔顶回流罐，回流罐顶部设有压力控制系统，汽提塔顶回流罐气体送至燃
料气管网，液体则经汽提塔顶回流泵升压后分为两股，一股作为回流送至
汽提塔顶，另一股送至煤焦油加氢装置分馏系统进行稳定。汽提塔底得到
的 2#改质煤焦油经汽提塔底泵升压与低分油换热至 85℃，再经水冷器冷
却至 50℃作为产品送出装置。
4.2.2.3 催化剂预硫化与再生部分
为了使催化剂具有活性，新鲜的或再生后的催化剂在使用前都必须进
行预硫化。本设计采用气相硫化方法，硫化剂为 DMDS。
催化剂在运转过程中将逐渐失去活性，为了使失活的催化剂恢复活
性，本装置考虑器外再生方法。
4.2.3 加氢流程方框图
加氢流程如下面方框图所示：
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煤焦油
离心、过滤、换热
减压塔
煤沥青
加氢精制进料缓冲罐 加氢裂化进料缓冲罐
加氢精制反应器（A、B、C） 加氢裂化反应器（A、B）
P=16.8MPa P=16.8MPa
t=410 °C(初期） t=402 °C(初期）
裂化循环氢
精制未转化油
精制热高分罐 裂化冷高分罐
气体 液体
精制循环氢
液体 气体
精制冷高分罐 精制热低分罐 裂化冷低分罐 裂化
循环氢
气体
气体 液体 液体 压缩机
至脱硫
气 液
精制 精制冷 体 体
裂化稳定塔
补充新氢
循环氢 低分罐
气体
气体
压缩机
液体
至脱硫
液
至脱硫
补充新氢
未转化油
精制
体
裂化
稳定塔
液体
气体
新氢
新氢 精制分馏塔 裂化分馏塔
至脱硫
压缩机
1#轻质油
2#轻质油
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4.2.4 加氢工艺技术主要操作条件
表 4.2-1 工艺技术主要操作条件
操作条件 操作值
塔顶温度，℃ 206
塔顶压力，MPa(g) 0.05
常压塔
进料温度，℃ 320
塔底温度，℃ 313
塔顶温度，℃ 80
塔顶压力，MPa(g) -0.088
减压塔
进料温度，℃ 360
塔底温度，℃ 328
入口温度，℃ 初期 228/末期 280
出口温度，℃ 初期 370/末期 425
加氢精制反应器
操作压力 MPa(g) 16.7
氢油比 1200
入口温度，℃ 初期 390/末期 415
出口温度，℃ 初期 404/末期 427
加氢裂化反应器
操作压力 MPa(g) 16.7
氢油比 1000
入口温度，℃ 初期 335/末期 375
出口温度，℃ 初期 363/末期 405
加氢改质反应器
操作压力 MPa(g) 11.9
氢油比 800
温度，℃ 270
精制热高分罐
压力，MPa(g) 15.4
温度，℃ 270
精制热低分罐
压力，MPa(g) 1.2
温度，℃ 50
精制冷高分罐
压力，MPa(g) 15.05
温度，℃ 61
精制冷低分罐
压力，MPa(g) 1.9
温度，℃ 270
裂化热高分罐
压力，MPa(g) 15.7
温度，℃ 50
裂化冷高分罐
压力，MPa(g) 15.5
温度，℃ 50
高压分离罐
压力，MPa(g) 11.3
温度，℃ 59
低压分离罐
压力，MPa(g) 1.1
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温度，℃ 50
循环氢分液罐
压力，MPa(g) 11.3
塔顶温度，℃ 133
硫化氢汽提塔 塔顶压力，MPa(g) 0.9
塔底温度，℃ 245
塔顶温度，℃ 149
产品分馏塔 塔顶压力，MPa(g) 0.072
塔底温度，℃ 320
塔顶温度，℃ 243
2#改质煤焦油汽提塔 塔顶压力，MPa(g) 0.094
塔底温度，℃ 253
塔顶温度，℃ 42
吸收脱吸塔 塔顶压力，MPa(g) 0.85
塔底温度，℃ 158
塔顶温度，℃ 97
1#改质煤焦油稳定塔 塔顶压力，MPa(g) 1
塔底温度，℃ 230
塔顶温度，℃ 45
干气脱硫塔 塔顶压力，MPa(g) 0.6
塔底温度，℃ 45
塔顶温度，℃ 41
液化气脱硫塔 塔顶压力，MPa(g) 1.7
塔底温度，℃ 41
塔顶温度，℃ 116
溶剂再生塔 塔顶压力，MPa(g) 0.08
塔底温度，℃ 121
塔顶温度，℃ 173
塔顶压力，MPa(g) 0.45
汽提塔
塔底温度，℃ 241
塔底压力，MPa(g) 0.47
4.2.5 工程技术主要特点
（1）为尽量减少换热器结垢和防止反应器顶部催化剂床层堵塞，以
及提高换热器传热效率和延长运转周期，罐区原料油储罐采用惰性气体
保护。原料油进装置经过滤器（反冲洗介质为自身原料油），脱除大于 25
微米的固体杂质颗粒。
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（2）反应进料加热炉采用纯辐射型圆筒炉。
（3）改质煤焦油高于 150℃以上热量用于加热稳定塔重沸液和低分
油。
（4）催化剂采用分级装填技术，有效降低反应器压降，降低床层温
差提高效率。
（5）采用新型加氢反应器分布器技术，物流分散更均匀，使床层径
向温差更小。
（6）高分液位控制采用高低液位开关方式，安全可靠，准确性高。
（7）正常操作反应器入口温度通过调节换热器操作来实现，其他反
应器床层入口温度通过调节急冷氢量来控制。
（8）采用三相(油、气、水)分离的立式冷高压分离器。
（9）催化剂再生采用器外再生方式。
（10）分馏部分采用“分馏+稳定”流程，分馏塔按设重沸炉方式操作。
4.2.6 主要设备选择
4.2.6.1 主要设备选择原则
（1）加氢反应器
本设备筒体母材为 2.25Cr1Mo0.3V，内表面堆焊两层，与其相接触的
堆焊层为过渡层，材质为 E309L，表层堆焊层为覆盖层，材质为 E347。
E309L+E347 总厚度为 6.5mm，其中 E347 最小有效厚度为 3mm。
（2）加氢加热炉
本装置共有六台加热炉，炉体主要材料选择 Q235-B。炉管材料：减
压 塔进料 加热炉炉 管材料 为 1Cr5Mo ，反 应进料 加热 炉炉管 材料 为
TP347H，分馏进料加热炉炉管材料为 1Cr5Mo。
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（3）氢气压缩机
本装置氢气压缩机考虑采用国产压缩机，由于新氢压缩机压缩比高，
气量较大，故而采用往复式压缩机，“两开一备”共三台；精制循环氢压
缩机、裂化循环氢压缩机、改制循环氢压缩机三组压缩机均采用往复式，
“一开一备”每组两台，共六台。
4.2.6.2 主要设备汇总
该装置共有主要设备约 290 台，设备汇总表见表 4.2-2。
表 4.2-2 装置设备汇总表
序号 设备名称 台数 备注
1 反应器 11
2 塔 11
3 换热器 68
4 空冷器 35
5 加热炉 6
6 容器 49
7 压缩机 9
8 离心机 3
9 机泵 79
10 抽空器 2
11 过滤器 12
合 计 290
装
装置设备规格详见设备规格表 (表4.2-3~表4.2-10)。
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表4.2-3 反应器类
序 规 格 操作条件
设备名称 介质名称 数量 备注
号 ID×TL(mm×mm) 温度，℃ 压力，MPa
1 加氢精制反应器 φ2400×14300(切线) 煤焦油，C1～C4，H2， H2S 225/330 16.6/16.8 2 2 床层
2 加氢精制反应器 φ2400×14300(切线) 煤焦油，C1～C4，H2， H2S 287/400 16.4/16.6 2 3 床层
3 加氢精制反应器 φ2400×16340(切线) 煤焦油，C1～C4，H2， H2S 320/425 16.2/16.4 2 3 床层
4 加氢精制反应器 φ2400×16340(切线) 煤焦油，C1～C4，H2， H2S 320/425 16.2/16.4 2 3 床层
5 加氢裂化反应器 φ2200×15000(切线) 煤焦油，C1～C4，H2， H2S 385/432 16.2/16.4 1 3 床层
6 加氢裂化反应器 φ2200×15000(切线) 煤焦油，C1～C4，H2， H2S 397/432 16.0/16.2 1 3 床层
7 加氢精制反应器 φ2400×24360(切线) 煤焦油，C1～C4，H2， H2S 397/432 16.0/16.2 1 3 床层
表4.2-4 塔类
序 规 格 操作条件 备
设备名称 介质名称 温度，℃ 压力，MPa 数量
号 ID×TL(mm×mm) 注
1 常压塔 Φ4600×16600（切线） 煤焦油 131/278 0.1/0.4 1
2 减压塔 Φ4600/2000×28850(切线) 煤焦油 80/300 13kPa 1
3 硫化氢汽提塔 Φ2400/3000×27200(切线) H2， H2S、轻烃、馏分油 200/247 0.9/0.92 1
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1#改质煤焦油、2#改质煤焦油、
4 产品分馏塔 Φ2600/1400×39480(切线) 161/300 0.085/0.1 1
重油
5 2#改质煤焦油汽提塔 φ1400×11800（切线） 2#改质煤焦油 255/265 0.09 1
6 吸收脱吸塔 φ1400/1600×35100(切线) 燃料气、LPG、1#改质煤焦油 48/160 0.85/0.88 1
7 1#改质煤焦油稳定塔 φ1400×31700（切线） LPG、1#改质煤焦油 102/235 0.9/0.92 1
8 干气脱硫塔 φ800×17000（切线） C1~C4、胺液 45 0.6 1
9 液化气脱硫塔 φ800×22200（切线） 含硫液化气、胺液 40 1.7 1
10 溶剂再生塔 φ800×26200（切线） 富胺液 116/121 0.09 1
11 汽提塔 φ1400×28310（切线） 1#改质煤焦油、H2、C1~C4 173/241 0.47 1
表4.2-5 炉类
序 规 格 操作条件 数 备
设备名称 介质名称
号 ID×TL(mm×mm) 温度，℃ 压力，MPa 量 注
1 减压开工炉 6.0 MW 煤焦油 200/300 0.5/.15 1
2 裂化加热炉 3.5 MW 循环氢 364/500 17/16.8 1
3 精制加热炉 3.5 MW 循环氢 200/280 17/16.7 2
4 分馏进料加热炉 5.0 MW 2#改质煤焦油 250/340 0.57/0.07 1
5 反应进料加热炉 3.5MW 循环氢、2#改质煤焦油 354/375 12.4/11.9 1
~56 ~
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表4.2-6 换热器类
序 规 格 操作条件 数 备
设备名称 介质名称
号 ID×TL(mm×mm) 温度，℃ 压力，MPa 量 注
原料油脱水前 BES600-2.5-85-6/25-4Ⅰ 管程 煤焦油 75/110 0.5 1
1
换热器 B=150mm 壳程 常压中段抽出油 195/145 0.4
原料油脱水后 BES500-2.5-55-6/25-2Ⅰ 管程 煤焦油 110/155 0.4 2
2
换热器 B=200mm 壳程 常压中段抽出油 257/195 0.5
常压塔顶 AES400-1.6-25-4.5/25-4Ⅰ管程 循环水 32/42 0.45 2
3
水冷器 B=100mm 壳程 常压塔顶油气 50/40 0.15
BJS600-1.6-85-6/25-4Ⅰ 管程 循环水 32/42 0.45 1
4 减压塔顶水冷器
B=250mm 壳程 减压塔顶油气 80/40 -0.089
AES400-2.5-25-4.5/25-4Ⅰ管程 煤沥青 260/201 0.5 3
5 常顶油/重油换热器
B=100mm 壳程 脱酚油 40/175 0.55
一中回流与原料油换 BES800-2.5-160-6/25-4Ⅰ 管程 煤焦油 155/177 0.35 2
6
热器 B=250mm 壳程 一中回流 210/175 0.45
二中回流与原料油换 BES800-2.5-170-6/25-2Ⅰ 管程 煤焦油 177/233 0.3 4
7
热器 B=200mm 壳程 二中回流 277/200 0.4
BES600-2.5-75-6/25-6Ⅰ 管程 煤沥青 328/260 0.6 2
8 重油与原料油换热器
B=250mm 壳程 煤焦油 233/244 0.25
精制产物/减压 DFU1600-XX-917-7.2/25-2Ⅰ管程 精制产物 370/338 15.825 2
9
进料换热器 B=600mm 壳程 减压塔进料油 313/362 0.1
DEU1100-XX-318-5.5/25-2Ⅰ 管
精制产物/常压 精制产物 338/312 15.75 2
10 程
进料换热器
B=500mm 壳程 常压塔进料油 276/320 0.06
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精制产物/精制 DFU900-XX-218-6/25-2Ⅰ管程 精制产物 364/325 15.675 1
11
进料换热器 B=200mm 壳程 精制段进料油 181/320 16.7
精制产物/分馏 DFU1100-XX-357-6.2/25-2Ⅰ管程 精制产物 325/290 15.6 1
12
进料换热器 B=400mm 壳程 分馏塔进料油 232/283 0.25
精制产物/低分油换热 DEU800-XX-159-5.5/25-2Ⅰ管程 精制产物 290/270 15.55 1
13
器 B=350mm 壳程 裂化产物 174/250 1
精制产物/裂化 DFU600-XX-75-3/19-2Ⅰ管程 精制产物 270/250 15.45 1
14
氢气换热器 B=450mm 壳程 裂化氢气 74/245 17.1
精制产物/精制 DFU700-XX-157-5/19-2Ⅰ管程 精制产物 250/207 15.35 1
15
氢气换热器 B=350mm 壳程 裂化氢气 96/234 17.1
裂化产物/重质煤焦油 DFU700-XX-121-6/25-2Ⅰ 管程 裂化产物 404/345 15.95 2
16
换热器 B=150mm 壳程 重质煤焦油 246/388 16.8
裂化产物/裂化 DEU500-XX-47-3/19-2Ⅰ 管程 裂化产物 365/345 15.8 1
17
氢气换热器 B=100mm 壳程 裂化氢气 246/331 17
裂化产物/精制 DEU500-XX-28-3/25-2Ⅰ 管程 裂化产物 342/320 15.75 1
18
氢气换热器 B=250mm 壳程 精制氢气 232/260 17
裂化产物/常压 DEU600-XX-101-6.8/25-2Ⅰ管程 裂化产物 320/270 15.7 2
19
进料换热器 B=250mm 壳程 常压塔进料油 244/277 0.2
裂化产物/低分油换热 DFU600-XX-86-6/25-2Ⅰ管程 裂化产物 270/170 15.6 1
20
器 B=200mm 壳程 低分油 62/174 1.1
反应产物与氢气换热 DEU800-XX-73-2.5/25-2Ⅰ管程 反应产物 360/357 16.05 1
21
器 B=300mm 壳程 氢气 282/319 16.95
硫化氢汽提塔顶 BES900-2.5-195-6/25-6Ⅰ管程 循环水 32/40 0.45 1
22
水冷器 B=250mm 壳程 汽提塔顶产物 55/40 0.85
23 中段回流油与硫化氢 BES800-2.5-160-6/25-4Ⅰ管程 中段回流油 261/250 0.2 1
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汽提塔底油换热器 B=450mm 壳程 硫化氢汽提塔底油 232/240 0.35
BIU600-2.5/2.5-85-6/25-4 管程 重质煤焦油 321/295 0.85 1
24 2#改质煤焦油重沸器
B=250mm 壳程 2#改质煤焦油 261/274 0.1
AES400-2.5-25-4.5/25-2Ⅰ管程 循环水 32/37 0.45 2
25 1#改质煤焦油冷却器
B=150mm 壳程 1#改质煤焦油 54/40 1
BIU600-2.5/2.5-90-6/25-2 管程 中段回流 250/227 0.1 1
26 吸收脱吸塔底重沸器
B=100mm 壳程 吸收脱吸塔油 159/187 0.88
2#改质煤焦油与稳定 BES500-4.0-55-6/25-2Ⅰ 管程 吸收脱吸塔油 260/219 0.7 1
27
塔进料换热器 B=250mm 壳程 2#改质煤焦油 143/190 1.1
BES500-2.5-55-6/25-4Ⅰ管程 循环水 32/40 0.45 1
28 稳定塔顶水冷器
B=250mm 壳程 稳定塔顶油气 55/40 0.95
BIU900-4.0/4.0-210-6/25-4Ⅰ管程 重质煤焦油 295/248 0.75 1
29 稳定塔底重沸器
B=500mm 壳程 1#改质煤焦油 230/233 1.03
BES600-2.5-75-6/25-6Ⅰ 管程 循环水 32/40 0.45 1
30 1#改质煤焦油水冷器
B=150mm 壳程 1#改质煤焦油 55/40 0.88
BIU700-4.0/4.0-120-6/25-4Ⅰ管程 循环水 32/42 0.45 1
31 新氢返回冷却器
B=350mm 壳程 新氢 125/40 1.85
AES325-2.5-5-3/25-4Ⅰ 管程 循环水 32/37 0.45 1
32 干气冷却器
B=200mm 壳程 干气 42/40 0.8
AES325-2.5-10-4.5/25-4Ⅰ管程 循环水 32/40 0.45 1
33 干气脱硫贫液冷却器
B=100mm 壳程 MDEA 溶液 55/45 0.65
液化气脱硫贫液 AES400-2.5-25-4.5/25-4Ⅰ管程 循环水 32/40 0.45 1
34
冷却器 B=100mm 壳程 MDEA 溶液 55/40 1.75
溶剂再生塔顶 BJS600-2.5-90-6/25-2Ⅰ 管程 循环水 32/40 0.45 1
35
水冷器 B=350mm 壳程 含硫气体 116/40 0.05
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溶剂再生塔底 BIU800-2.5/2.5-165-6/25-4I 管程 1.0MPa 蒸汽 151/150 0.4 1
36
重沸器 B=600mm 壳程 MDEA 溶液 120/121 0.09
贫富液 BES600-2.5-65-6/25-4Ⅰ 管程 富胺液 142/65 0.35 3
37
换热器 B=200mm 壳程 贫胺液 43/100 0.15
贫液水 AES400-2.5-25-4.5/25-4Ⅰ管程 循环水 32/42 0.45 1
38
冷却器 B=250mm 壳程 贫胺液 65/55 0.32
低压蒸汽凝结水 BES800-2.5-170-6/25-2Ⅰ 循环水 32/42 0.45 1
39
冷凝器 B=250mm 壳程 低压蒸汽凝液 142/50 0.3
反应产物与混氢油换 DFU700-14.0-150-4.5/19-2Ⅰ管程 2#改质煤焦油 400/280 11.6 2
40
热器（一） B=250mm 壳程 混氢油 208/354 12.4
DFU700-14.0-167-5/19-2Ⅰ管
反应产物与低分油换 2#改质煤焦油 280/245 11.5 1
41 程
热器
B=200mm 壳程 低分油 190/255 0.5
DFU600-14.0-115-5/19-2Ⅰ
反应产物与混氢油换 2#改质煤焦油 245/140 11.4 2
42 管程
热器（二）
B=300mm 壳程 混氢油 63/208 12.6
BES500-2.5-40-4.5/25-4I 管程 水 32/42 0.45 2
43 汽提塔顶冷凝器
B=150mm 壳程 1#改质煤焦油，干气 55/40 0.42
BES700-4.0-105-6/25-6Ⅰ
2#改质煤焦油与 2#改质煤焦油 242/85 0.65 4
44 管程
低分油换热器
B=200mm 壳程 低分油 59/191 0.7
BES500-2.5-40-4.5/25-2Ⅰ管程 水 32/42 0.45 2
45 2#改质煤焦油水冷器
B=300mm 壳程 2#改质煤焦油 85/50 0.4
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表4.2-7 空冷类
序 规 格 操作条件 数 备
设备名称 介质名称
号 ID×TL(mm×mm) 温度，℃ 压力，MPa 量 注
1 常压塔顶空冷器 GP9×2.5-6-158-2.5S-23.4/KL-Ⅱa 常压塔顶油气 207/55 0.05 2
2 一中回流空冷器 GP9×2-6-126-2.5S-23.4/KL-Ⅵa 中段油气 175/50 0.4 8
3 精制产物空冷器 GP9×3-6-193-17S-23.4/DR-Ⅲa 精制产物 137/50 15.25 4
4 裂化产物空冷器 GP9×2.5-4-106-17.5S-23.4/DR-Ⅳa 裂化产物 170/50 15.55 2
5 硫化氢汽提塔顶空冷器 GP9×2-6-126-2.5S-23.4/KL-Ⅱa 汽提塔顶产物 116.5/55 0.87 2
6 分馏塔顶空冷器 GP9×2.5-6-160-2.5S-23.4/KL-Ⅳa 1#改质煤焦油气 148/53 0.05 4
7 重质煤焦油空冷器 GP9X2-6-126-2.5S-23.4/KL-Ⅵa 重质煤焦油 250/50 0.7 2
8 2#改质煤焦油空冷器 GP9×2.5-6-160-2.5S-23.4/KL-Ⅵa 2#改质煤焦油 219/50 0.65 2
9 稳定塔顶空冷器 GP6×3-4-85-4.0S-23.4/KL-Ⅳa 稳定塔顶油气 97/55 0.97 1
10 1#改质煤焦油空冷器 GP9×2-4-84-4.0S-23.4/KL-Ⅳa 1#改质煤焦油 230/55 0.97 2
11 反应产物空冷器 管束 GP9×2.5-4-106-14S-23.4/DR-Ⅳa 2#改质煤焦油 124/50 11.3 4
12 汽提塔顶空冷器 管束 GP9×2-4-84-2.5S-23.4/KL-Ⅱa 1#改质煤焦油、干气 184/50 0.44 2
表4.2-8 压缩机类
数 介 质 流量 操作温度 操作压力 轴功率 备
序号 名 称 规 格
量 名 称 Nm3/h 入口 出口 入口 出口 kW 注
1 新氢压缩机 电动往复式 3 H2 38215 40 2 17.5
2 精制循环氢压缩机 电动往复式 2 H2、CH4 86000 50 15.1 17.3
3 裂化循环氢压缩机 电动往复式 2 H2、CH4 16000 50 15.2 17.15
4 改质循环氢压缩机 电动往复式 2 H2、CH4 16000 50 11.3 12.9
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表4.2-9 泵类
数量(台) 温度 压力 MPa(G) 流量 扬程 备
序号 设备名称 介质名称
操作 备用 ℃ 入口 出口 m3/h m 注
1 原料油泵 1 1 煤焦油 75 0.30 1.05 79.0 76
2 常压塔顶油泵 1 1 含酚类轻油 40 0.12 0.80 9.7 74
3 常压塔中段油泵 1 1 煤焦油馏分 257 0.16 1.03 60.8 107
4 常压塔底重油泵 1 1 重芳烃油 313 0.18 0.82 61.3 75
5 减压塔底重油泵 1 1 沥青等重油 327 0.10 1.30 16.3 134
6 减压塔顶油泵 1 1 含酚污油 40 0.10 0.70 0.5 63
7 减压塔一中油泵 1 1 焦油重馏分 243 0.30 1.02 145.0 82
8 减压塔二中油泵 1 1 焦油重馏分 276 0.25 1.08 96.0 95
9 减压塔顶水泵 1 1 含油污水 40 0.10 0.70 2.0 63
10 常压塔顶水泵 1 1 含酚污水 40 0.10 0.70 2.2 62
11 氨水泵 1 1 氨水 75 0.10 0.67 1.6 59
12 滤后油泵 1 1 煤焦油 75 0.30 0.74 79.0 45
13 加氢精制进料泵 1 1 加氢精制油 177 0.50 17.40 66.2 1889
14 加氢裂化进料泵 1 1 加氢裂化油 245 0.56 17.30 29.0 2290
15 硫化氢汽提塔顶回流泵 1 1 含硫液化石油气 40 1.10 1.33 36.0 35
16 分馏塔顶冷凝水泵 1 1 水 53 0.23 0.70 1.7 50
17 分馏塔顶回流泵 1 1 1#改质煤焦油 53 0.21 1.40 66.8 165
18 分馏塔进料泵 1 1 C5 以上烃类油 280 0.33 0.88 87.0 82
19 2#改质煤焦油产品泵 1 1 2#改质煤焦油 261 0.23 0.87 63.2 96
20 重质煤焦油泵 1 1 重质煤焦油 320 0.26 0.98 52.0 108
21 分馏塔中段回流泵 1 1 C5 以上烃类油 258 0.34 0.70 160.5 55
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22 吸收解吸塔底泵 1 1 C3~C8 馏分 158 1.01 1.50 45.0 79
23 稳定塔顶回流泵 1 1 含硫液化石油气 40 1.05 2.01 16.0 170
24 硫化剂泵 1 1 硫化剂(CS2) 40 0.20 0.70 0.4
25 高压硫化剂泵 1 硫化剂(CS2) 40 0.20 17.00 1.5
26 反冲洗污油泵 1 1 反冲洗油(原油) 197 0.10 0.60 10.0 55
27 注水泵 1 1 水 40 0.20 15.80 13.8
28 缓蚀剂泵 1 1 缓蚀剂 40 0.02 1.30 0.3
29 开工循环泵 1 精制加氢油 80 0.52 1.60 46.2 130
30 重污油抽油泵 1 重污油 100 0.10 0.70 10.0 63
31 轻污油抽油泵 1 轻污油 90 0.15 0.70 10.0 65
32 低压凝结水泵 1 1 凝结水 50 0.32 0.60 26.8 30
33 脱硫贫液泵 1 1 贫液(DEA 溶液) 55 0.33 1.10 15.6 90
34 溶剂再生塔底泵 1 1 贫液(DEA 溶液) 121 0.24 0.60 21.6 45
35 溶剂再生塔顶回流泵 1 1 含硫 DEA 溶液 40 0.23 0.50 2.4 29
36 溶剂再生进料泵 1 1 含硫 DEA 溶液 43 0.30 0.60 8.8 35
37 溶剂配制回收泵 1 1 DEA 溶液 40 0.15 0.60 10.0 50
38 高压脱硫贫液泵 1 1 含硫 DEA 溶液 55 0.33 2.10 4.5 205
39 反应进料泵 1 1 C1~C4、2#改质煤焦油 55 0.40 12.90 48.7 1490
40 注水泵 1 水 40 0.20 12.00 2.0 1220
41 汽提塔顶回流泵 1 1 1#改质煤焦油、干气 40 0.42 1.10 15.3 97
42 2#改质煤焦油泵 1 1 2#改质煤焦油 238 0.47 1.00 55.9 51
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表4.2-10 超级离心机
流量 操作温度 操作压力 备
序号 名 称 规 格 数量 介质名称
kg/h ℃ MPa 注
1 超级离心机 3 煤焦油 65104 75 0.35
注：该项目临氢反应、高温高压，主要设备反应器、高压泵、压缩机、高压阀门、仪表、调节阀选择进口采
购。占装置设备总投资的40%。
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4.2.7 加氢装置消耗指标及能耗
表4.2-11 煤焦油加氢装置消耗汇总表
序号 名称 单位 消耗 备注
1 循环水 t/h 3292.0
2 除盐水 t/h 1.0
3 凝结水 t/h -14.0
4 净水 t/h 25.84
电 380V kWh/h 5510.0
5
10kV kWh/h 28212.0
6 1.0MPa t/h -10
7 3.5MPa t/h 38
8 净化风 Nm3/h 480.0
9 氮气 Nm3/h 480.0
10 标准燃料(104kcal/kg) t/h 5.0 自产
4.3 酸性水汽提及硫磺回收装置
4.3.1 工艺技术方案选择
（1）酸性水汽提
含硫酸性水主要污染物是含油、H2S、及 NH3 等，H2S 和 NH3 是以
NH4HS 的形式存在。对这类含硫酸性水的处理以选择简单脱油、单塔汽
提法流程为宜。该工艺路线已在国内多家企业上应用，工艺过程简单，
操作运行可靠，建设投资、运行费用较低，因此从企业的经济利益考虑
选择该工艺。
装置采用蒸汽汽提法进行酸性水净化处理：采用一个塔，H2S 和 NH3
不分开，自塔顶抽出。在较低压力下用蒸汽汽提，H2S、NH3 的混合酸性
气送至硫磺回收装置进行处理；下游硫磺回收装置制硫炉使用特殊的火
嘴将 NH3 充分分解，这样整个装置投资、运行费用及能耗较低，同时也
解决了回收 NH3 的出路问题。
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（2）硫磺回收装置
采用工艺路线成熟的高温热反应和两级催化反应的克劳斯硫回收工
艺。根据酸性气中 H2S 含量不同，通常采用部分燃烧法和分流法。酸性
气浓度较高时采用的是部分燃烧法，此法是将全部原料气引入制硫燃烧
炉，在炉中按制硫所需的 O2 量严格控制配风比，使 H2S 在炉中约 65％发
生高温反应生成气态硫磺。未完全反应的 H2S 和 SO2 再经过转化器，在
催化剂的作用下，进一步完成制硫过程。对于含有少量烃类的原料气用
部分燃烧法可将烃类完全燃烧为 CO2 和 H2O，使产品硫磺的质量得到保
证。部分燃烧法工艺成熟可靠，操作控制简单，能耗低，是目前国内外
广泛采用的制硫方法。
（3）尾气处理工艺概述
硫磺回收尾气处理方法主要有低温克劳斯法、选择氧化法、还原吸
收法。目前只有采用还原吸收工艺才能达到国家环保要求。
加氢还原吸收工艺是将硫回收尾气中的元素 S、SO2、COS 和 CS2 等，
在很小的氢分压和很低的操作压力下，用特殊的尾气处理专用加氢催化
剂，将其还原和水解为 H2S，再用醇胺溶液吸收，再生后的醇胺溶液循环
使用；吸收了 H2S 的富液经再生处理，富含 H2S 气体返回上游硫磺回收
部分，经吸收处理后的净化气中的总硫＜300ppm。
（4）液硫脱气工艺概述
装置采用循环脱气法进行脱气处理，此法是往液硫脱气池中注入少
量的 NH3 作催化剂，促使以多硫化物形式存在于液硫中的 H2S 分解；再
通过液硫脱气泵的循环--喷洒过程使 H2S 逸入气相，用吹扫气 N2 将 H2S
赶出，废气用蒸汽喷射器抽出至尾气焚烧炉中焚烧。
（5）尾气焚烧工艺概述
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由于 H2S 的毒性远比 SO2 大且有恶臭，因此硫磺回收装置尾气均应
通过焚烧将净化尾气中微量的 H2S 和其它硫化物氧化为 SO2 后排放。采
用热焚烧技术，焚烧后的烟气回收热量后，经烟囱排放。
（6）液硫成型工艺概述
脱气后的液硫用液硫提升泵将其送至造粒成型机，成型为半圆颗粒
状的固体硫磺；固体硫磺落入自动称重码垛机料仓，经称重、包装、缝
口、码垛后进入库棚存放，最终产品外运出厂。
4.3.2 工艺流程简述
4.3.2.1 酸性水汽提部分
来自煤焦油加氢装置的酸性水进入含硫污水脱气罐，经脱气后贮存
于酸性水储罐中，酸性水上层污油经分层后进入污油罐内，待污油罐内
有一定液位后通过污油泵将污油泵送出装置。
酸性水由含硫污水进料泵加压后分成两路，一路直接进入脱硫化氢
塔塔顶作吸收冷水，把氨吸收下来，控制硫化氢汽提塔顶温度≯50℃，
另一路先后经脱氨塔塔顶的气氨、脱氨塔底净化水、脱硫化氢塔和脱氨
塔底再沸器的蒸汽凝结水换热、升温，进入脱硫化氢塔塔顶的塔板上。
脱硫化氢塔塔底用蒸汽重沸器提供汽提、分离所需的热量，温度控制在
160℃左右，塔顶提出的富含 H2S 的酸性气送入硫磺回收部分，塔底分离
出的含氨污水自压到脱氨塔中部。脱氨塔塔底也用蒸汽重沸器提供汽提、
分离所需的热量，控制塔底温度 150℃左右，塔底分离出净化水（含氨量
＜200ppm），先后与原料酸性水换热、水冷却器冷却后经泵送出装置，至
联合装置内焦油加氢装置的注水罐。
脱氨塔顶气氨、水蒸汽经与原料酸性水换热、氨气水冷却器冷却至
70℃进入脱氨塔顶回流罐，在回流罐内气液分离后，液体（含少量氨）
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通过脱氨塔顶循环泵送至脱氨塔塔顶，富氨气经水冷却器冷却后进入富
氨气分凝器，分离出的污水送至酸性水罐，气氨送至硫磺回收部分的尾
气焚烧炉进行焚烧。
4.3.2.2 硫磺回收部分
各装置来的酸性气进入硫磺回收装置的制硫燃烧炉，根据制硫反应
需氧量，通过比值调节严格控制进炉空气量，燃烧时所需空气由制硫炉
鼓风机供给。制硫燃烧炉排出的高温过程气，一小部分进入高温掺和阀
（该阀调节一级转化器的入口温度），其余部分进入一级冷凝冷却器，一
级冷却器的壳程发生 0.3MPa 低压蒸汽，管程内的过程气经冷凝后气液分
离，液体硫磺自底部流出，进入硫封罐，过程气自顶部经高温掺合阀进
入一级转化器，在催化剂的作用下，过程气中的 H2S 和 SO2 可进一步转
化为元素硫。一级转化器反应后的气体先经过程气换热器管程降温，再
进入二级冷凝冷却器，冷凝下来的液体硫磺，自底部流出，进入硫封罐，
一级转化过程气自顶部排出，经过程气换热器壳程升温后进入二级转化
器，在催化剂的作用下继续进行反应，使过程气中剩余的 H2S 和 SO2 进
一步发生催化转化。二级转化器反应后的气体直接进入三级冷凝冷却器，
被冷凝下来的液体硫磺自底部流出，进入硫封罐，制硫尾气自顶部排出，
进入尾气分液罐分液后，经尾气加热器和尾气电加热器升温，并与氢气
混合进入加氢反应器，在加氢催化剂的作用下 SO2 及 COS 等被加氢还原
为 H2S。
其中，二、三级冷凝冷却器合用一个壳程，通入锅炉给水后发生
0.3MPa 低压蒸汽；一级、二级转化器和加氢转化器为卧式三合一设备，
合用一个筒体，中间有弧形隔板。
汇入硫封罐的液硫自流进入液硫脱气池，经液硫脱气泵和抽空器进
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行脱气，脱气后的液硫用液硫提升泵送至硫磺成型机，进行成型包装。
4.3.2.3 尾气吸收及焚烧部分
从加氢反应器出来的尾气与加氢反应前的尾气换热冷却后进入尾气
急冷塔底部，水洗冷却，尾气温度降低，塔顶不凝气进入尾气吸收塔，
凝析下来的急冷水部分经急冷水循环泵送至酸性水汽提单元进行处理，
部分经水冷器冷却后返回至尾气急冷塔顶部。尾气吸收塔的吸收剂来自
煤焦油加氢装置，为 30（wt）%的甲基二乙醇胺溶液，吸收制硫尾气不
凝气中的 H2S 气体，塔顶出来的净化气（H2S≤300ppm）进入尾气焚烧炉
进行焚烧。在尾气焚烧炉内，净化气中残余的 H2S 被氧化为 SO2，剩余
H2 和烃类燃烧成 CO2 和 H2O，自尾气焚烧炉出来的高温烟气经蒸汽发生
器降温后由烟囱排放，蒸汽发生器产生 1.0MPa 的低压蒸汽。尾气吸收塔
使用后的富液用富液泵送至煤焦油加氢装置胺液再生部分进行溶剂再
生。
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4.3.3 工艺流程方框图
酸性水 含氨水
加氢装置 脱H 2 S塔 脱氨塔
H 2 S气体
气氨
硫磺 制硫燃烧炉
尾气 焚烧炉
加氢反应器
加氢尾气
尾气急冷塔
贫碱液
尾气
尾气吸收塔 尾气吸收塔
富碱液
4.3.4 工艺技术主要操作条件
装置主要操作条件见表 4.3-1：
表 4.3-1 主要工艺技术条件
操作条件
序号 地点 备注
单位 数值
压力 MPa(g) 0.5 ~0.6
1 脱 H2S 塔顶/底
温度 ℃ 40~50/162
压力 MPa(g) 0.2~0.25
2 脱 NH3 塔顶/底 温度 ℃ 122/144
温度 ℃ 115
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4.3.5 原料及产品的主要技术规格
4.3.5.1 原料
原料来自煤焦油加氢装置排放的酸性气和酸性水，另需要少量氢气
作为尾气加氢回收 SO2 为 H2S 用，氢气由焦炉煤气精制及 PSA 装置提供。
原料规格如表 4.3-2~表 4.3-6 所示：
表 4.3-2 酸性水的规格
温度，℃ 52
压力，MPa.g 0.4
3
操作密度，kg/m 901
组成，%wt
硫化氢 1.83
氨 3.36
水 93.12
C1~C4 0.01
C5 0.04
其他烃类 ~1.64
表 4.3-3 酸性气的规格
温度，℃ 40
压力，MPa.g 0.05
操作密度，kg/m3 1.67
组成，%wt
硫化氢 62.7
氨 34.8
水 2.5
表 4.3-4 氢气规格
介质 H2 Ar+N2 CO+CO2
组成，% 99.5 0.5 30ppm
限制值，% ＞99 ＜0.8 ＜30ppm，其中 CO＜10ppm
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4.3.5.2 产品
（1）主要产品：硫磺。硫磺经脱气、成型和包装后，定期用汽车送
至厂外。硫磺质量可达到 GB/T2449-2006 标准中优等品质量标准，具体
指标见表 4.3-4。
表 4.3-5 硫磺产品的规格
项目 纯度 铁 灰分 有机物 水
wt % ≥99.9 ≤0.003 ≤0.03 ≤0.03 ≤0.1
项目 酸度(H2SO4) 砷 机械杂质
wt % ≤0.003 ≤0.0001 无
（2）副产品：净化水。净化水含氨量低（不大于 200ppm），通过管
道输送至焦油加氢装置，作注水用，净化水规格见表 4.3-6。
表 4.3-6 净化水规格
温度，℃ 40
压力，MPa.g 0.7
操作密度，kg/m3 995.9
组成，wt %
氨气 0.002
水 ＞99.99
合计 100.00
4.3.6 物料平衡
本装置主要分为酸性水汽提部分、硫磺回收部分和尾气处理部分，
其总物料平衡见表 4.3-7。
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表 4.3-7 装置物料平衡
原料 产品
收率 数量 收率 数量
名称 名称
% kg/h ×104 t/a % kg/h ×104 t/a
酸性水 99.33 27796 22.24 硫磺 2.09 586 0.46
酸性气 0.44 122 0.10 尾气+氨 3.72 1042 0.84
氢气 0.24 66 0.06 净化水 92.35 25844 20.68
损失 1.83 512 0.40
合计 100.00 27984 22.38 合计 100.00 27984 22.38
4.3.7 主要设备选择
4.3.7.1 主要设备选择原则
本装置主要设备明细见表 4.3-8~表 4.3-14。
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表 4.3-8 反应器类
操作条件 数量
序号 设备名称 规 格 介 质 名 称
温度（℃） 压力(MPag) (台)
1 一级转化器 转化过程气 315 0.04 1
2 二级转化器 卧式，三合一设备 （含硫） 244 0.03 1
3 加氢反应器 324 0.023 1
表 4.3-9 塔类
操作条件
数量
序号 设备名称 规 格 介 质 名 称 压力
温度（℃） (台)
(MPag)
1 脱硫化氢塔 酸性气，水 156 0.65 1
2 脱氨塔 氨气、水 146 0.33 1
3 尾气吸收塔(上) 净化气（含 H2S） 41 0.017 1
4 尾气吸收塔(下) 两塔上下重叠布置 制硫尾气，水 40 0.017 1
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4.3-10 炉类
操作条件 数量
序号 设备名称 规 格 介 质 名 称 压力
温度（℃） (台)
(MPag)
1 制硫燃烧炉 酸性气，空气 1304 0.05 1
2 尾气焚烧炉 含硫、氨尾气 1549 0.02 1
表 4.3-11 换热器类
操作条件 数
序号 设备名称 规 格 介 质 名 称 温度 压力 量
（℃） (MPag) (台)
壳程 气氨 127/103 0.3 2
1 含硫污水-气氨换热器 BJS500-2.5-55-6/25-4
管程 含硫化氢、氨污水 40/121 0.7
壳程 净化水 146/131 0.3 2
2 含硫污水-净化水换热器 BES500-2.5-55-6/25-4I
管程 含硫化氢、氨污水 121/138 0.7
壳程 含硫化氢、氨污水 138/144 0.7
3 含硫污水-凝结水换热器 AES400-2.5-25-4.5/25-4I 2
管程 蒸汽凝结水 178/161 0.9
壳程 气氨 103/70 0.3
4 气氨冷却器 BJS500-2.5-25-3/25-4 1
管程 循环水 32/42 0.6
壳程 富氨气 70/40 0.3
5 富氨气冷却器 BJS600-2.5-40-3/25-4 1
管程 循环水 32/42 0.6
6 净化水冷却器 BES500-2.5-55-6/25-4I 壳程 净化水 131/40 0.3 2
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管程 循环水 32/42 0.6
壳程 富氨水 156 0.7
7 脱硫塔底重沸器 BJS500-4.0-55-6/25-4 1
管程 低压蒸汽 183 0.9
壳程 净化水 146 0.3
8 脱氨塔底重沸器 BJS600-4.0-85-6/25-4 1
管程 低压蒸汽 183 0.9
Φ1800/Φ1600/ 壳程 锅炉给水、蒸汽 147 0.4
9 一级冷凝冷却器 1
Φ1100×8947 管程 制硫过程气 304/160 0
10 二级冷凝冷却器 Φ800/Φ1500/Φ1000×7986，卧式 管程 制硫过程气 244/160 0 1
11 三级冷凝冷却器 共用一壳体 管程 制硫过程气 239/160 0 1
壳程 制硫过程气 160/225 0
12 过程气换热器 Φ600/Φ1100×6183 1
管程 制硫过程气 315/239 0
壳程 成型冷却水 90/40 0.4
13 成型机冷却水冷却器 螺旋式换热器 1
管程 循环水 32/42 0.6
壳程 锅炉排污水 147/40 0.4
14 锅炉排污冷却器 AES400-2.5-25-4.5/25-4I 1
管程 循环水 32/42 0.6
15 尾气电加热器 卧式 尾气 251/320 0 1
壳程 制硫过程气 160/251 0
16 尾气加热器 卧式 1
管程 制硫尾气 324/187 0
壳程 锅炉给水和蒸汽 191 1.2
17 蒸汽发生器 Φ1800/Φ1600/Φ1100×8000 1549/30 1
管程 烟气 常压
0
壳程 急冷水 60/40 0.5
18 急冷水冷却器 D-T20 CDS-10 板式换热器 2
管程 循环水 32/42 0.6
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表 4.3-12 容器类
操作条件
数量
序号 设备名称 规 格 介 质 名 称 压力
温度（℃） (台)
(MPag)
1 含硫污水脱气罐 Ф1200×4000 (TL)，立式 含硫、烃类污水 52 0.5 1
2 含硫污水储罐 Ф800×9800 (TL)，立式 含硫、烃类污水 40 0.05 2
3 安全水封罐 Ф600×1785 (TL)，立式 水 40 0.05 1
4 脱臭罐 Ф800×3500 (TL)，立式 MDEA 溶液和含硫气体 40 0.05 1
5 脱氨塔顶回流罐 Ф1000×3000 (TL)， 含氨污水 70 0.25 1
6 富氨气分凝器 Ф1000×3000 (TL)，立式 富氨气及凝液 40 0.2 1
7 污油罐 Ф1400×4000 (TL)，卧式 烃类污油 40 0.03 1
8 脱硫塔底凝结水罐 Ф800×2000 (TL)，卧式 蒸汽凝结水 183 1 1
9 脱氨塔底凝结水罐 Ф800×2000 (TL)，卧式 蒸汽凝结水 183 1 1
10 酸性气缓冲罐 Ф1400×4000 (TL)，立式 酸性气 40 0.05 1
11 尾气分液罐 Ф800×4081×10，立式 制硫尾气(含少量硫化氢) 160 0.025 1
12 硫封罐 Ф219/Ф273×4366 ×10/8，立式 液硫 160 0.025 4
13 定期排污膨胀器 Ф800×2000 (TL)，卧式 锅炉排污 147 0.35 1
14 循环气缓冲罐 Ф800×1966×8，立式 制硫尾气 40 0.017 1
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表 4.3-13 压缩机类
操作条件
序号 设备名称 规 格 介质名称 数量(台)
温度（℃） 压力(MPag)
1 制硫鼓风机 流量:882Nm3/h 空气 38.9/95.3 0.05 2
3
2 尾气鼓风机 流量:4843Nm /h 空气 38.9/95.3 0.05 2
表 4.3-14 泵类
介 质 名 操作条件
序号 设备名称 规 格 数量(台)
称 温度(℃) 压力(MPag)
1 含硫污水泵 离心泵 Q=17.83m3/h，H=142m 含硫污水 40 0.05/1.14 2
2 脱氨塔顶循环泵 离心泵 Q=3.72m3/h，H=60m 含氨污水 70 0.25/0.65 2
3 脱臭罐底富液泵 离心泵 Q=0.05m3/h，H=103m 富液 40 0.05/0.8 2
4 污油泵 离心泵 Q=0.805m3/h，H=132m 烃类污油 40 0.02/0.7 2
5 净化水泵 离心泵 Q=15.93m3/h，H=63m 净化水 40 0.20/0.7 2
6 液硫脱气泵 离心泵 Q=0.2m3/h，H=18m 液硫 160 0.05/0.3 1
7 液硫提升泵 离心泵 Q=0.23m3/h，H=18m 液硫 160 0.05/0.3 2
8 硫磺成型冷却水泵 离心泵 Q=6.0m3/h，H=38m 冷却水 95 0.05/0.35 2
9 急冷水循环泵 离心泵 Q=16.1m3/h，H=71m 急冷水 60 0.05/0.6 2
10 富液泵 离心泵 Q=13.2m3/h，H=108m 富液 41 0.015/0.8 2
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4.3.8 装置消耗指标及能耗
表 4.3-15 酸性水汽提及硫磺装置消耗汇总表
序号 名称 单位 消耗
1 循环水 t/h 480.0
2 凝结水 t/h -3.0
3 污水 t/h 0.5
4 除氧水 t/h 10.4
5 电 380V kWh/h 730.0
6 低压蒸汽 t/h -7
7 净化风 Nm3/h 200.0
8 氮气 Nm3/h 160.0
9 燃料气 Nm3/h 200.0
4.4 荒煤气制氢装置
4.4.1 工艺技术方案选择
目前国内外对于氢气的制备主要由原料性质决定，其组成主要为轻
烃、H2、N2、CO、CO2。根据原料气性质，有两条工艺路线可选。综合
考虑，本装置采用“热解荒煤气净化+CO变换+PSA”工艺方案，此工艺方
案技术成熟、投资节省、符合环保要求。
4.4.2 工艺流程简述
装置主要分净化工序、离心压缩、变换工序（含变脱）、PSA-1工
序、PSA-2工序。
（1）净化工序
从煤气气柜来的煤气， 经离心风机升压至 20kPa，进电除焦可去除
煤气中～93%的焦油，由于气量太大，离心风机选 6 台，电除焦器选 6
台，均无备机。
（2）离心压缩
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采用蒸汽透平离心压缩机，将净化后的原料气压缩至1.7MPa(G)，选
用2台，无备机。
（3）变换工序 （含变脱）
由于原料气量大，采用一套变换，设备加工有难度，同时结合后续
PSA的流程匹配，设置并列两套变换工段。
①气体流程
自离心压缩来的 1.7MPa（G），荒煤气经填料吸附塔过滤捕集分离其
中的微量油污，然后经过一个分离过滤器除去夹带的盐类胶体后，进入
热交换器与一段变换后的变换气换热，温度升至 220℃左右，再经过电加
热器（该设备仅在开车升温时使用，正常开车时不开）后进入低变炉，
自上而下在 Co-Mo 催化剂作用下将煤气中的 CO 变换为 H2，温度升到
100℃左右。一段变换气先后经过 1 号增湿器、低变二段、热交换器、2
号增湿器、在传质传热设备将变换气中的热量传给循环水后，变换气温
度降至 70℃以下进入冷却器，将温度降至常温并分离出其中的水雾后，
进入 VPSA 制氢工段。
②蒸汽流程
由蒸汽总管来的蒸汽经蒸汽分水器分离出冷凝水后，加入到变换炉
一段出来的煤气中，随煤气进入变换炉二段作为 CO 变换反应物参与其
变换反应。
③变脱工序
吸收了 H2S 的脱硫液从塔底通过液位调节阀流出来，输送到脱硫工
序再生塔，从塔上部送入自吸空气喷射再生槽，同时利用自动吸入的空
气对脱硫液进行再生，空气随脱硫液从喷射器尾管出来，自下而上与脱
硫液再次逆流接触，使溶液中的硫化物、硫氢化物氧化为单质硫，并被
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上行的空气带到再生槽上部液面形成硫泡沫，被氧化再生后的溶液从再
生槽底部，利用静压差流入贫液槽，经贫液泵抽出再打入脱硫塔循环使
用。
脱硫液氧化再生过程中产生的硫磺泡沫，利用位差从再生槽溢流堰
自动流入泡沫槽，硫泡沫经泡沫泵，送入熔硫装置。在得到硫磺产品的
同时，分离出来的脱硫液，回流到脱硫液中，以减少纯碱和催化剂的损
失并维持脱硫系统的水平衡。
出脱硫塔煤气中 H2S 浓度 ≤50mg/m3。
（4）PSA-1粗氢制备工序
变换气先经气液分离器除去水分，然后进入一段 VPSA 工序。一段
VPSA 采用两套 16-4-6/V 工艺（16 个吸附塔，4 个塔同时吸附，6 次均压）
的真空解吸工作方式。
具体过程简述如下：
a.吸附过程
原料气自塔底进入吸附塔后，在其中装填的多种吸附剂的依次选择
吸附下，CO、CO2、CH4 等杂质被吸附下来，得到纯度大于 76%的中间
产品氢气，经过调压阀稳压后去压缩。
当被吸附杂质的传质区前沿(称为吸附前沿)到达床层出口预留段某
一位置时，关掉该吸附塔的原料气进料阀和产品气出口阀，停止吸附。
吸附床开始转入再生过程。
b.均压降压过程
这是在吸附过程结束后，顺着吸附方向将塔内的较高压力的氢气放
入其它已完成再生的较低压力吸附塔的过程，该过程不仅是降压过程，
更是回收床层死空间氢气的过程，本流程共包括了两次的均压降压过程，
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因而可保证氢气的充分回收。
c.逆放过程
在均压降过程结束后，吸附前沿已达到床层出口。这时，逆着吸附
方向将吸附塔压力降至接近常压，此时被吸附的杂质开始从吸附剂中大
量解吸出来，解析气经过缓冲稳压之后去业主加压之后进入业主管网。
d.抽空过程
逆放结束后，为使吸附剂得到彻底的再生，用真空泵逆着吸附方向
对吸附床层进行抽取，进一步降低杂质组分的分压，使被吸附的杂质完
全解吸，吸附剂得以彻底再生。抽空带出的解析气经过缓冲稳压之后去
业主加压之后进入业主管网。
e.均压升压过程
在抽空再生过程完成后，用来自其它吸附塔的较高压力氢气依次对
该吸附塔进行升压，这一过程与均压降压过程相对应，不仅是升压过程，
而且更是回收其它塔的床层死空间氢气的过程，本流程共包括了连续两
次均压升压过程。
f.产品气升压过程
在两次均压升压过程完成后，为了使吸附塔可以平稳地切换至下一
次吸附并保证产品纯度在这一过程中不发生波动，需要通过升压调节阀
缓慢而平稳地用产品氢气将吸附塔压力升至吸附压力。
（5）PSA-2氢气提纯
由于氢气浓度已经到 76%，为提高氢气的收率，同时满足解析气热
值要求，本变压吸附采用两列 10-3-4/P 常压解吸的 PSA 的变压吸附方式，
即系统由 10 台吸附塔组成，其中 3 个吸附塔吸附处于吸附状态。每个吸
附塔在一个循环周期需要经历吸附、顺放、3 次均压降、逆放、冲洗、3
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次均压升、终充等步骤。
①吸附过程
来自粗氢浓缩气自塔底进入 10 台吸附塔中正处于吸附状态的吸附塔
内（同时有 4 台处于吸附状态）。在多种专用吸附剂的选择吸附下，其中
的 N2、CH4、CO 被吸附下来，未被吸附的氢气等作为最终产品从塔顶
流出，纯度大于 99.9%，去加氢工段。
当被吸附杂质的传质区前沿(称为吸附前沿)到达床层出口预留段时，
关掉该吸附塔的原料气进料阀和产品气出口阀，停止吸附。吸附床开始
转入再生过程。
②顺放过程
吸附后，顺着吸附的方向放出一部分氢气浓度很高的气体，作为另
外一个处于冲洗步骤吸附塔的冲洗气源，使冲洗塔得到较彻底的再生。
③均压降压过程
这是在顺放过程结束后，顺着吸附方向将塔内的较高压力的氢气放
入其它已完成再生的较低压力吸附塔的过程，该过程不仅是降压过程，
更是回收床层死空间氢气的过程，本流程共包括连续 3 次均压降压过程
以保证氢气的充分回收。
④逆放过程
这是在均压降压过程结束后，逆着吸附方向进行减压，使被吸附的
杂质减压解吸出来的过程。逆放解析气进入解析气缓冲罐中与真空解析
气混合稳定后，再送出界区，去燃气锅炉。
⑤冲洗过程
通过逆放吸附塔压力降至常压，为进一步降低杂质组分分压，采用
高纯度顺放氢气冲洗吸附剂，使吸附剂再生至规定的要求。
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⑥均压升压过程
冲洗再生过程完成后，用来自其它吸附塔的较高压力氢气对该吸附
塔进行升压的过程，这一过程与均压降压过程相对应，不仅是升压过程，
而且更是回收其它塔的床层死空间氢气的过程，为保证氢气的回收率，
本装置包括 3 次均压升压过程。
⑦产品气升压过程
在均压升压过程完成后，为了使吸附塔可以平稳地切换至下一次吸
附并保证产品纯度在这一过程中不发生波动，通过升压调节阀缓慢而平
稳地用产品氢气将吸附塔压力升至吸附压力。经这一过程后吸附塔便完
成了一个完整的“吸附—再生”循环，又为下一次吸附做好了准备。
12 个吸附塔交替进行以上的吸附、再生操作(始终有 4 个吸附塔处于
吸附状态)，即可实现氢气的连续提纯。
⑧PSA 工艺流程的多种运行方式
PSA 工艺操作灵活，可以组合多种运行方式，在计算机程序控制下，
需要时（如出现设备故障），PSA-1 粗氢装置可 10 塔运行， PSA-2 氢提
纯装置可 11 塔运行。这样可大大提高装置运行的可靠性。切塔后的相关
运行参数见下表。
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4.4.3 工艺方框流程图
原料 COG 鼓风机 电除焦 离心压缩
变换
解析气 1
PSA-1
解析气 2 PSA-2
产品氢气
4.4.4 物料平衡
装置物料平衡见表 4.4-1。
4.4.5 原料及产品的主要技术规格
本项目利用荒煤气做为 PSA 的原料气，荒煤气组成见表 4.4-2。
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表 4.4-2 荒煤气组成
项目 指标
气柜出口压力 MPa（g） 4～4.5 kPa (g)
温度 ℃ 45
流量 Nm3/h 145000
组成，体积百分数 v%
H2 29.73
CH4 7.06
CO 10.18
CmHn 0.64
CO2 10.63
N2 39.68
O2 0.2
水蒸气 1.88
每标准立方米煤气原料中还含以下成分
焦油+萘 ≤150mg/Nm3
粗苯 ≤160mg/Nm3
H2S ≤200mg/Nm3
氰化氢 332mg/Nm3
NH3 114mg/Nm3
热值，kcal/Nm3
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表 4.4-1 制氢装置物料平衡
组分 合计
序号 名称 单位
H2 CH4 CO2 CO N2 CnHm O2 H20 Σ
V% 30.73 7.06 10.63 10.18 39.68 0.64 0.2 0.88 100
1 原料气
Nm3/h 113648.2 26793.79 39312.73 37648.5 146747.8 2366.9 739.6563 3254.488 370512
V% 37.0184 6.62 18.5523 0.9542 36.2573 0.5999 100
变换气
Nm3/h 149828.3 26793.79 75088.57 3862.043 146747.8 2428.028 404740
2
V% 38.019 6.407 17.5295 0.9376 36.5401 0.5688 100
原料气+回收气
Nm3/h 162862.3 27445.49 75091.31 4016.393 156526.7 2428.028 428370.2
半产品气 V% 78.4939 0.4409 0.002 0.1075 20.9557 0 100
3
粗氢 Nm3/h 146576 823.3715 3.7387 200.8265 39131.67 0 186735.6
V% 99.8674 0.0021 0 0.0005 0.1301 0 100
4 产品气
Nm3/h 120192.3 2.4696 0 0.6174 156.5109 0 120351.9
V% 6.74 11.0175 31.0748 1.5791 48.5837 1.048 100
5 PSA1 解析气
Nm3/h 16286.22 26622.12 75087.57 3815.566 117395 2428.028 241634.5
PSA2 解析气 V% 30.5062 1.5187 0.0069 0.3704 67.5978 0 100
6
排放 Nm3/h 13191.85 656.7078 3.0184 160.181 29231.35 0 43243.11
V% 57.0073 0.7095 0.0032 0.173 42.1069 0 100
7 PSA2 回收气
Nm3/h 13191.85 164.1941 0.7546 40.0281 9743.773 0 23140.6
V% 39.7442 1.2366 0.0057 0.3016 58.7119 0 100
8 PSA2 总解析气
Nm3/h 26383.7 820.9019 3.7387 200.2091 38975.16 0 66383.71
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4.4.6 主要设备选择
荒煤气精制及 PSA 装置为国内成熟技术，其设备在国内的加工、制
造均十分成熟，本装置无特殊设备，采购立足国内，主要设备规格见表
4.4-3。
表 4.4-3 设备规格表
一 净化
序号 设备名称 工艺参数 型号规格 D 材质 数量(台) 备注
1 离心风机 Q=65000 m3/h 碳钢 6 无备机
2 除焦器 Q=65000 m3/h 碳钢 6 无备机
二 压缩
序号 设备名称 工艺参数 电机功率（kW） 过流件材质 数量(台) 备注
无备机，
蒸汽透平压缩机 ~400（采用电驱 400 kW
1
压缩机 Pi:0.02MPa-g 70000kW，蒸汽 为 稀 油
Po:1.7MPa-g 耗量 300t/h） 2 站用电
三 变换（含变脱）
序号 设备名称 工艺参数 型号规格 D 材质 数量(台)
1 变换炉 1.8MPa D5600 15CRMOR 2
2 除油器 1.8MPa D5600 Q345R 2
3 中间交换器 1.8MPa D2600 Q345R 2
4 增湿器 1.8MPa D3200 Q345R 2
5 脱盐水加热器 1.8MPa D2000 Q345R 2
6 锅炉给水预热器 1.8MPa D3000 304 2
7 变换器水冷器 1.8MPa D2000 304 2
8 蒸汽分离器 1.8MPa D1600 Q345R 2
9 脱盐水缓冲罐 1.8MPa D2400 Q345R 2
10 电加热器 1.8MPa D2400 组合件 2
11 变换器脱硫塔 1.8MPa D5000 Q345R 2
12 变换器分水器 1.8MPa D4600 304 2
四 PSA-1 粗氢制备
序号 设备名称 工艺参数 型号规格 D 材质 数量(台)
1 吸附塔 1.7MPa DN4000 Q345R 32
2 中间罐 DN4000 Q345R 2
3 真空泵 18
五 PSA-12 氢气提纯
1 吸附塔 1.7MPa DN3400 Q345R 20
2 产品气缓冲罐 1.7MPa DN3400 Q345R 2
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4.4.7 制氢装置消耗指标
表 4.4-4 制氢装置消耗指标
序号 项目名称 规格 单 位 最大 正常 说 明
1 电 220V kW 100 照明及仪表用电
380V kW 2800 真空泵、阀门等其它
10KV kW 82000 压缩机
o
2 循环冷却水 0.4MPa，t≤32 C t/h 5300 动设备及换热器
o
3 新鲜水 0.4MPa，t≤32 C t/h 2 生活用水，间断
o
4 除氧水 0.4MPa，t≤32 C t/h 50
5 蒸汽 3.5MPa t/h 0
1.0MPa t/h 75
o
6 氮气 0.4MPa，Dp-40 C t/次 10000 最大量为开工时，间歇
7 仪表空气 0.4MPa，Dp-40 C o
Nm3/h 1500 符合 GB4830-84 要求
4.5 提酚装置
精酚系统包括洗涤、酚钠蒸吹分解、碳酚钠苛化、碳酸钙分解、精
酚蒸馏等五个工序。
4.5.1 馏分脱酚
馏分脱酚是对焦油蒸馏切取的含酚油以 12%浓度的 NaOH 溶液提取
酚的装置。
含酚馏分用泵送入萃取塔下部，在此与从塔顶送来的碱液逆流接触，
在混合室充分反应后，进入分离层澄清，分成两相。这种工艺在自动化
水平、操作条件和设备结构诸方面均有较大的优越性，适合大规模加工，
故本方案推荐采用对喷式连续洗涤脱酚工艺流程。
（1）工艺流程简述
含酚油由泵送入 1#混合份抽提塔的下部，塔的上部送入由酚油抽提
塔、2#混合份抽提塔排出的碱性酚盐，含酚油和碱性酚盐在塔内对流接
触。脱酚后的混合份从 1#混合份抽提塔的上部流出，用已洗混合份循环
泵送到 2#混合份抽提塔进行第二次脱酚。1#混合份抽提塔下部澄清的酚
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盐经液封管流入塔下接受槽，再用酚盐抽出泵抽出，送到酚盐分解装置。
2#混合份抽提塔由上至下分为澄清器、小槽、澄清器、小槽四部分。
一次脱酚后的混合份经 1#喷射混合器与塔上部接受小槽来的酚盐混合再
进入下部澄清器。在此澄清分离的混合份用已洗混合份循环泵经 2#喷射
混合器与 10%NaOH 溶液混合，而后进入上部澄清器。澄清分离后已洗
混合份从顶部溢流入已洗混合份中间槽，再由已洗混合份输送泵送往工
业萘蒸馏装置。上部澄清器底部的碱性酚盐经液封管进入上部接受小槽，
由此用酚盐抽出泵送往 1#喷射混合器。
（2）主要设备
主要设备见表 4.5-1。
表 4.5-1 主要设备表
序号 设 备 名 称 单位 数量 备 注
1 已洗含酚油输送泵 台 2
2 已洗含酚油循环泵 台 3
3 酚盐抽出泵 台 8
4 酚盐输送泵 台 2
5 配碱泵 台 2
6 1#含酚油抽提塔 台 1
7 2#含酚油抽提塔 台 1
8 NaOH 加热器 台 1
9 NaOH 预热器 台 1
10 已洗含酚油中间槽 台 1
11 酚盐中间槽 台 1
15 浓碱槽 台 1
13 稀碱槽 台 1
14 1#喷射混合器 台 1
15 2#喷射混合器 台 1
4.5.2 酚钠蒸吹分解
酚盐分解包括粗酚盐脱油和酚盐分解两部分。粗酚盐脱油采用塔式
脱油生产工艺，酚盐分解采用二氧化碳法。
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二氧化碳法是利用 CO2 浓度在 20%左右的气源进行分解，较常用的
气源有高炉煤气或 CO2 浓度在 17~25%的焦炉烟道气。分解在连续分解塔
内进行，塔底吹入二氧化碳气，塔顶喷洒净酚盐，逆流接触并在塔内反
应生成粗酚和 Na2CO3，粗酚从塔上部排出，Na2CO3 从塔底部排出。粗酚
中未分解完的酚盐再进一步用硫酸分解。此法工艺技术成熟可靠，广泛
应用于各大、中规模焦油加工工程中，且大大节省硫酸用量。
（1）工艺流程简述
从馏分洗涤来的粗酚盐，经换热后送到脱油塔汽提，塔底得到净酚
盐，塔顶逸出的馏出物经换热和冷却后，送到脱出油分离槽进行油水分
离，分离水进入中和水槽，分离油进入脱出油槽，然后分别送油库。塔
底净酚钠经与原料换热冷却后，送到净酚钠槽，作为酚盐分解的原料。
脱油塔所需热量由塔底再沸器供应，为保证脱油效率，塔底通入少量直
接蒸汽。
净酚盐送到尾气洗净塔，洗涤净化后的尾气从塔顶排出，并经冷却
之后排放。尾气塔底部的净酚盐用泵送到 1#分解塔，与塔底鼓入的烟道
气并流接触发生分解反应，塔顶排出尾气，反应液从 1#分解塔中段满流
到 2#分解塔，在此完成一次分解反应，反应液排入一次分离槽，静置分
离后，粗分解酚被送到 3#分解塔，与塔底鼓入的烟道气发生二次分解反
应，反应生成物流到二次分离槽，静置分离后，分离的粗酚流入粗酚槽，
然后到精酚装置上进行加工。
（2）主要设备
表 4.5-2 粗酚系统蒸吹分解工序主要设备表
序号 设 备 名 称 单位 数量 备 注
1 粗酚钠泵 台 2
2 净酚钠泵 台 2
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序号 设 备 名 称 单位 数量 备 注
3 轻油装入泵 台 2
4 废油泵 台 2
5 脱油塔 台 1
6 尾气洗净塔 台 1
7 1#分解塔 台 1
8 2#分解塔 台 1
9 3#分解塔 台 1
10 轻油槽 台 1
11 脱出油分离槽 台 1
12 脱出油槽 台 1
13 脱油塔塔顶换热器 台 1
14 脱油塔塔顶冷凝冷却器 台 1
15 脱油塔塔底换热器 台 1
16 脱油塔重沸器 台 1
17 尾气冷却器 台 1
18 粗酚槽 台 1
19 净酚钠装入泵 台 1
20 洗净塔循环泵 台 2
21 1#粗分解酚泵 台 2
22 2#粗分解酚泵 台 2
23 鼓风机 台 2
24 净酚钠槽 台 1
25 一次分离槽 台 1
26 二次分离槽 台 1
4.5.3 碳酸钠苛化
（1）第一步为生石灰(CaO)的熟化处理
由于规模较小，采用间歇工艺。生石灰( CaO)倒入生石灰池，放入冷
水，经过一段时间后使其成膏状，再加入60℃热水混合，生成所需浓度
的浆状Ca(OH)2 ，用泥浆泵送入苛化工序。CaO 要求纯度在 95% 以上。
（2）第二步为碳酸钠的苛化
将Na2CO3废液加入到苛化反应器，用布料机均匀地加入熟化的浆状
Ca(OH)2，开启搅拌，搅拌速度42转/min，反应1h，静止2h，将上层清液
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导出，经离心机滤网排入产品配置槽，然后将沉淀转入离心机，滤液入
产品槽，收集沉淀，用适量的水冲洗反应器和离心机，清洗液送至熟化
工序。反应器采用夹套蒸汽加热，反应温度为85-93℃。
（3）第三步为NaOH 的调配
考虑到生产损失，还需要设置一个配置槽，用40%浓碱进行调制，使
NaOH质量分数在15%～20% ，作为脱酚原料打到馏分脱酚工段，配制稀
释用水采用蒸吹产生的含酚废水。
（4）苛化的主要设备
苛化反应器：4台，10m3，搪瓷玻璃，带蒸汽夹套加热及搅拌；
离心机：2台；
泥浆泵：4台；
沉降槽：25 m3，2台，A3；
氢氧化钠配置槽：16m3，2台，A3；
硝化反应器：10 m3，2台，A3。
4.5.4 精酚系统
精酚是用精馏的方法将粗酚分离成各种酚产品的工艺。本工程酚的
处理量较大，推荐采用连续蒸馏的工艺。一般采用五套连续蒸馏，间歇
蒸馏设备主要用于各种中间馏分分离，设备要求高，投资高，但产品质
量好，收率高。
（1）工艺流程叙述
根据处理能力要求，本工程拟采用五套连续蒸馏设备（其中一套用
于脱水蒸馏）和四套蒸馏设备进行加工。
①粗酚脱水蒸馏
粗酚用泵送经预热器加热后，进入脱水塔，塔底由再沸器循环供热。
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塔顶蒸汽经凝缩器凝缩为酚水，入回流槽，一部分作为回流进入塔顶，
另一部分采出，塔底油由泵送到 1#连续蒸馏塔（以下称为 BR 塔）。
②酚连续蒸馏
在 BR 塔，塔顶馏出的轻馏分 PHO，经凝缩器冷凝后流入回流槽，
一部分作为塔顶回流入塔，另一部分送到 2#连续蒸馏塔（以下称为 P 塔）。
塔底的重组分由再沸器间接加热以提供蒸馏所需热量。塔底采出的 BTR
馏分作为 1#蒸馏塔釜的原料。
在 P 塔，塔顶逸出的油气经凝缩器凝缩后，一部分作为内回流回流
入塔，另一部分入 PHA 槽，作为 3#~4#间歇蒸馏塔釜的原料。塔底的重
组分 PBR 由再沸器间接加热以提供蒸馏所需热量，塔底采出的 PBR 进入
3#连续蒸馏塔（以下称为 OC 塔）。
在 OC 塔，塔顶采出邻位甲酚 OC，排入 OC 槽或 CA 槽，塔底油由
泵送入 4#连续蒸馏塔（以下称为 MC 塔）。在 MC 塔，塔顶采出间位甲酚
MC，排入 MC 槽或 CA 槽，塔底油经冷却后送 XA 槽作为生产二甲酚的
原料。两塔均由塔底再沸器供热。
以上各塔均为减压蒸馏。再沸器由中压蒸汽加热。
（2）主要设备
Ⅰ、酚蒸馏区
①塔类
本装置共有 10 台塔。
脱水塔，用于粗酚脱水。材质 316L，22 层不锈钢浮阀塔盘。
BR 塔，材质 316L，30 层不锈钢浮阀塔盘。
P 塔，碳钢+304 材质，80 层不锈钢浮阀塔盘。
OC 塔，碳钢+304 材质，60 层不锈钢浮阀塔盘。
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MC 塔，碳钢+304 材质，54 层不锈钢浮阀塔盘。
1#塔，碳钢+304 材质，两段不锈钢填料。
2#塔，碳钢+304 材质，两段不锈钢填料。
3#/4#塔，碳钢+304 材质，三段不锈钢填料。
排气洗净塔，碳钢材质，一段聚丙烯花环填料。
②换热器类
各种列管式、浮头式加热器、冷却器、换热器、重沸器 26 台。多数
为 304 材质。
③槽罐类
各种立式槽和卧式槽罐共 33 台。大多为 304 材质。
④泵类
各种进料泵、热油泵、温水泵、真空泵共计 22 台。其中导热油循环
泵 2 台，温水泵 2 台，真空泵（机组）5 台。
Ⅱ、槽区
①槽罐类
各种原料槽、产品槽、中间槽共 21 台。其中粗酚原料槽储存时间按
30 天，碳钢材质；产品槽储存时间按 20 天，304 材质。
②泵类
各种进料泵、输送泵、液下泵共计 18 台。其中大多为屏蔽泵。
Ⅲ、装桶区
①槽罐类
各种产品装桶槽共 6 台，304 材质。
②泵类
各种产品装桶泵共计 5 台，全部为屏蔽泵。吸风机 1 台。
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③叉车
防爆抱夹式叉车 1 台，起重量 1.0 吨，最大起升高度 3m。用于搬运
桶装车。
④装桶机
防爆装桶机组 2 台。
4.5.5 提酚装置消耗
表 4.5-3 提酚装置消耗汇总表
序号 名称 单位 消耗
1 循环水 t/h 280.0
2 凝结水 t/h -25.0
3 除盐水 t/h 11.4
4 电 380V kWh/h 1090.0
5 低压蒸汽 t/h 25
6 净化风 Nm3/h 200.0
7 氮气 Nm3/h 160.0
4.6 燃气发电机组
4.6.1 发电机组选择
针对荒煤气发电方案，目前较为成熟的有两种：燃烧荒煤气发生蒸
汽，蒸汽推动蒸汽轮机继而带动发电机组发电；直接燃烧荒煤气推动燃
气轮机，带动发电机组发电。
蒸汽机组工艺成熟，投资相对较低，维护成本低，但水耗高，且热
效率较低；而燃气轮机组除余热锅炉需除盐水外，整体水耗较低，热效
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率高，但投资及维护成本相对较高。
蒸汽轮机 燃气轮机
热效率 <30% ～50%
水耗量 1380t/h 460t/h
投资 50000 万 85000 万
维护成本 低 较高
考虑到本项目建设地处水资源匮乏地区，故而水耗因素必须放在所
有条件之前。同时考虑燃气轮机热效率高，对荒煤气的整体利用率高，
故而本项目荒煤气发电系统考虑燃气轮机机组。
燃气轮机所排出的高温烟气（约 550℃）可作为热源配套余热锅炉，
所产中压蒸汽量可满足一座 100MW 蒸汽发电机组需求。但考虑到厂区现
有一期工程蒸汽需求仍有 300t/h 缺口，故而燃气发电机组考虑配套烟气
余热锅炉一套，但不配置蒸汽发电机组。
4.6.2 流程简述
机组
本发电机组采用单轴燃气轮机发电机组+余热锅炉系统。拟采用 E 型
100MW 燃气发电机组 2 套，主要配套设备为：250t/h 余热锅炉 2 套（燃
气轮机出口温度约为 520℃），离心式燃料气压缩机 2 套。
采用以半焦装置副产荒煤气（除制氢原料气外）为燃料气，经压缩
机升压后去燃气发电机组，燃料消耗量为荒煤气 35×104Nm/h，通过燃
气发电机组做功发电，实际发电量总计约为 190MWh/h。
燃气机组是一种高速回转动力机械，它将空气压缩后，在燃烧室中
加入燃料燃烧产生高温燃气，继而在燃气透平中膨胀做功，将热能转换
为机械能，由于燃气轮机排气的温度较高，一般配置蒸汽系统形成燃气-
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蒸汽联合循环以提高效率，但一期工程蒸汽需求仍有 300t/h 缺口。故不
设置蒸汽轮机发电系统，将燃气发电机组做功后产生的高温烟气（520℃
—550℃）直接送入烟气余热锅炉产生蒸汽，共计产生 460t/h 的蒸汽。
由于燃料荒煤气在出半焦装置前已经过净化处理，故而燃烧后所产
生的废烟气中硫含量极低，保证在 200ppm 以下，可做到达标排放。而烟
气中主要污染物为氮氧化物。由于燃汽轮机本身反应会产生氮氧化物，
厂家承诺本体反应控制 NOx 排放浓度（不注水时）在 25ppm 以下，故本
发电机组烟气 NOx、SOx 排放浓度完全满足《火电厂大气污染物排放标
准》（GB13223-2003）标准要求。NOx 落地浓度无论是 1 小时平均浓度、
日平均浓度，还是年平均浓度均可满足《环境空气质量标准》
（GB3095-1996）二级标准要求。根据当地环保法的要求，如 NOx 满足
不了排放要求，可在余热锅炉内安装催化还原装置（SCR），用来降低 NOx
的排放。
电气主接线
由于本装置实际耗电量为 173.05MW，仅可满足本厂用电需求，故不
考虑外送，发电机出口电压为 110kV，与厂区外引一路电源构成双电源回
路。
主接线方案：厂区供电系统母线电压设置为 110kV，采用双母线接线
方式，设 1 回 110kV 外线出线和厂区燃气发电系统构成双回路，厂区内
两台燃气发电机组并列运行，厂区外线作为备用回路。1#、2#燃气发电
机组均为 100MW，发电机出口各设一段 110kV 母线，平时并列运行，设
置发电机侧和系统侧为同期点。 当发电机故障或检修时，切换至外线供
电，保证供电不间断及可靠性。
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4.6.3 主要设备选择
装机容量 100MW E 型燃气发电机组 2台
产汽能力 250 t/h 中压余热锅炉 2台
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5 厂址选择及总图运输
5.1 建厂条件及厂址选择
5.1.1 建厂条件
5.1.1.1 工程地质、水文地质和地震等情况
广汇新能源有限公司煤炭提质及焦油加工项目厂址位于新疆哈密地
区伊吾县境内。伊吾县位于天山北麓东段,地理坐标为北纬 42°54'～
44°29'，东经 93°35'～96°23'之间。东北部与蒙古国交界，南临哈密市，
西接巴里坤哈萨克自治县。
（1）区域地质
伊吾县境跨两个大地构造单元，但主要处在准噶尔地槽褶皱系，此
为天山地槽褶皱系。准噶尔地槽褶皱系延伸到伊吾县境内为次级构造单
元—东准噶尔地槽褶皱带，褶皱带南北一系列褶皱挤压带及淖毛湖、伊
吾山间凹陷组成，构造颇为复杂。
（2）区域水文
境内河流，按其形成、补给径流组成及流域分布情况，可分为自成
体系又互为影响的小水系。
河沟径流的补给多来源于冰川、积雪消融、大气降水及基岩裂隙水。
河流的径流变化随季节、气温、降水而变化。有不稳定、变化大、间歇
性等水文特征。
（3）地震
根据《建筑抗震设计规范》GB50011-2001 中附录 A，本地区抗震设
计烈度为 7 度，设计基本地震加速度值为 0.10g。
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（4）气象条件
伊吾县属典型的大陆性干旱气候。其主要特点：降水量少，空气干
燥，蒸发量大，日照时间长。淖毛湖属温暖带极干旱区，夏季干热，冬
季寒冷。建厂区域具体气象条件见表 5.1-1。
表 5.1-1 建厂区域气象条件表
年平均温度 10.6 ℃
最高温度 44.9 ℃
气温
最低温度 -33.9 ℃
土壤最大冻结深度 1240 mm
湿度 年平均相对湿度 32％
年平均降水量 18.6 mm
降水量
最大积雪深度 120 mm
年平均风速 5.0 m/s
风向风速 最大风速 39.0 m/s
主导风向 NW
年平均气压 96.22 kPa
气压 年最高气压 100.17 kPa
年最低气压 93.66 kPa
蒸发量 蒸发量 706.4 mm
5.1.1.2 交通运输条件
厂址的交通运输较为便利。伊吾县境内有伊哈公路与哈密相连，伊
淖公路与县城相接。广汇独资修建的全长 488km 的淖柳（淖毛湖至甘肃
柳沟）公路于 2010 年 9 月通车。广汇独资修建的红淖三铁路将于 2013
年底建成通车。
5.1.1.3 水源、供排水条件
本工程的水源利用地表水，采用管道送至厂区的原水处理系统。
工厂处理合格的废水用管道排至厂外的蒸发池。
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5.1.1.4 电源、供电、电讯条件
工厂的供电来自工业园区的变电站和自备电站。
工程的施工临时用电可由新能源公司现有供电系统供给。
因现时通讯事业发展很快，故本工程厂外通讯极易解决。
5.1.1.5 供热工程情况
工厂所需的蒸汽由拟建的燃气发电站余热锅炉供给。
5.1.2 厂址选择
厂址的选择是工程建设的重要环节之一，其合适与否将对工厂的文
明生产、经营管理、经济效益和生态环节等产生重大影响。因此，厂址
选择应符合国家、地区和城乡规划；满足项目对原材料、能源、燃料及
动力的供应、生产工艺和营销的要求。本着节约和效益并重的原则，尽
力做到降低建设投资、减少成本、提高利润；节约项目用地，尽量不占
或少占农田；注意环境保护，减少对生态和环境的影响。
拟选厂址地处伊吾县淖毛湖镇工业园区内。淖毛湖镇位于伊吾县东
北方，距县城 72 公里。淖毛湖镇工业园区位于淖毛湖镇以南约 2 公里处。
厂址位置为伊淖公路以东，淖毛湖镇东南 9.0km 处。厂址地处淖毛湖盆
地平原区，地形平坦，为戈壁荒漠，地形趋势南高北低，海拔高程约 532～
550m。
受区域地质构造的控制，在淖毛湖盆地内沉积了大量的第四纪冲洪
积物，其间赋存第四系松散岩类孔隙水。受三塘湖盆地中央隐伏大断裂
的控制并以此为分界线，在北侧的白依山、沙依苏北山的低山丘陵区以
南、淖毛湖盆地内第四系地层之下，广泛分布有第三系（部分地段为侏
罗系、白垩系）碎屑岩类裂隙孔隙层间（承压）水。据盆地内的控制钻
孔揭露，第三系承压含水层顶板埋深一般在 40－85m 以上，地层岩性以
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泥岩、砂岩、砂砾岩等互层为主，以粗砂岩、砂砾岩为主要含水层，可
分为多个层间含水组段。
厂址附近有地表水，厂址西侧 5.5km 有淖毛湖干渠；地层内赋存第
四系松散岩类孔隙水，地下水水位埋深约 30m。该区域属于地下水一般
径流区。厂区距离取水口 28.8km，从取水口铺设管道至厂区。
厂址所占用土地均为戈壁荒漠，未利用国有荒地，戈壁滩。厂址位
于淖毛湖镇下风向，周围 5 公里范围内均为空地。厂前区在厂址西侧建
设。项目生活区拟在厂址西侧 6km 处建设。
厂址靠近原料产地，减少原料运输成本及运输过程中对环境造成的
影响。
煤矿至厂区有简易公路可以通行；产品运输由伊淖公路进行运输。
厂址地理位置如图 5.1-1 所示:
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图 5.1-1 厂址地理位置图
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5.2 总图运输
5.2.1 交通运输
厂外运输以专用铁路线为主，厂内运输以管道、汽车为主。
5.2.2 全厂总图
5.2.2.1 总平面布置方案
全厂占地 1527640m2，总体上分为南北两个区：北区 997670m2，以
煤场、焦场和煤干馏装置为主；南区 529970m2，以 PSA 制氢装置、煤焦
油加氢装置、公用工程和油品罐区等为主，其中 PSA 制氢装置占地 120830
m2，煤焦油加氢装置占地 194740 m2，罐区 185960 m2。
各区具体布置如下：
北区：最北面是煤场和焦场，510 万吨/年煤干馏装置在煤场、焦场
南面。
南区：西部从北向南依次是循环水站、消防水站、事故水池、空氮
站、总变电所、提酚装置、库房、办公楼、中心化验室等；中部从北向
南依次是 PSA 制氢装置、160 万吨/年加氢装置；东部从北向南依次为汽
车装车设施、罐区。
以上各部分，排列整齐化一，紧凑布置，同步建设。
5.2.2.1 竖向布置原则
本工程所建装置及配套设施地面设计标高要合理，达到土石方工程
量最少；雨水依自然坡度排入厂内各道路网边排雨水明沟内，然后排入
总排水沟。
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6 公用工程及辅助生产设备
6.1 储运工程
6.1.1 总体储运方案
本项目的主要原材料原料煤运入厂区后考虑采用皮带运输方式。
除煤以外的原料的运输主要采用公路运输方式。
本项目生产所需的化学品和催化剂等通过公路运入厂内。
本项目液体产品以汽车槽车运输出厂；固体产品半焦通过公路运出
厂；硫磺、废渣固体货物等由汽车运出厂外。
场内运输：合成气制备单元所需半焦的运达考虑用皮带输送；造气
工序产生的灰渣送至灰渣场方式有汽车转运和气体输送两种方式可供选
择，按汽车转运方式考虑。
6.1.2 储运系统技术方案
6.1.2.1 煤与半焦储运系统
半焦装置原料煤供应点为广汇所属煤矿，运量为 1100 万吨/年，如
果全部汽运，年运输车次约 25 万次，车流量较大。
原煤车辆经 1#物流门进厂，经卸车槽卸车，卸车后车辆经 2#物流门
出厂。煤通过皮带输送至筛煤楼进行筛分，筛分后块煤经皮带送至炭化
单元，粉煤经皮带送至粉煤仓。厂内设 6 个直径 120 米的圆形料场，料
场的储煤量约 80 万吨，储量可满足装置 20 天的用煤量。
半焦装置主要产品为半焦，最大产量为 510 万吨/年，年运输车次约
28 万次。炭化单元生产的半焦经筛焦单元后通过皮带送入焦仓（2 个），
焦仓占地面积约 12 万平方米。
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原煤和半焦的储运区各设 1 个厂内停车场，占地面积总计约 10 万平
方米，可同时停放约 1000 辆卡车。
6.1.2.2 油品储运系统
新建装置配套油品储运工程范围包括：原料油系统、成品油系统。
同时兼有保证产品质量、正常开停工及装置事故状态保证装置内油品及
时退出的不合格油罐及轻、重污油罐。
表 6.1-1 新建储罐配置表
容积 数量 储存周期
序号 介质名称 填装系数 储罐型式
（m3） (个) （天）
1 煤焦油 3000 2 0.9 12.7 拱顶
2 重质煤焦油 1000 2 0.9 10.1 拱顶
3 2#改质煤焦油 2000 2 0.9 13.1 拱顶
4 1#改质煤焦油 1000 2 0.85 10.9 内浮顶
5 精酚 500 2 0.85 10.9 内浮顶
6 LPG 500 2 0.9 17.3 球罐
（1）煤焦油系统
煤焦油用泵送至原料罐区内原料油罐储存，并用 2 台原料油供料泵
给装置供料，2 台泵一用一备。
（2）1#改质煤焦油系统
1#改质煤焦油系统自加氢装置经管道至成品 1#改质煤焦油罐储存，
再由泵经管道送至汽车装车设施，装汽车槽车运出厂外。
（3）2#改质煤焦油系统
2#改质煤焦油自加氢装置经管道至成品燃料油罐储存，再由泵经管
道送至汽车装车设施，装汽车槽车运出厂外。
（4）液化气系统
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新建液化气罐区，由泵经管道送至汽车装车设施，装汽车槽车运出
厂外。
（5）放空系统
该工程的气体放空管线排至界区边界，火炬系统由全厂统一考虑。
6.1.3 主要管道敷设方式
工艺及系统管网为管架敷设；单元内的管道为管墩敷设。
6.1.4 主要设备
储运系统主要设备见表 6.1-2、表 6.2-3。
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表 6.1-2 主要设备
操作条件 数量 备注
序号 设备名称 规格 介质名称
温度℃ 压力 MPa（G） 台
1 原料油卸车鹤管 DN100 原料油 40 0.6 8 手动密闭
2 1#改质煤焦油装车鹤管 DN100 1#改质煤焦油 常温 0.6 4 手动密闭
3 2#改质煤焦油装车鹤管 DN100 2#改质煤焦油 常温 0.6 4 手动密闭
4 未转化油装车鹤管 DN80 未转化油 40 0.6 2 手动密闭
表 6.1-3 泵
操作参数
序 输送 操作温度℃ 台数 备注
泵名称 流量 出口压力
号 介质 3
m /h MPa
1 原料油卸车泵 原料油 80 0.6 60 3 1 台备用
2 原料油倒罐泵 原料油 100 0.6 60 2 1 台备用
3 原料油输送泵 原料油 100 0.6 30 2 1 台备用
4 1#改质煤焦油装车泵 1#改质煤焦油 100 0.6 常温 1 与 2#改质煤焦油装车泵互为备用
5 2#改质煤焦油装车泵 2#改质煤焦油 100 0.6 常温 2 与 1#改质煤焦油装车泵互为备用
6 未转化油装车泵 未转化油 60 0.6 60 2
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6.2 给排水、污水处理
6.2.1 概述
本部分主要包括半焦装置区、加氢及配套装置区等的新鲜水用量，
及全厂污水处理量。
6.2.2 给排水工程
（1）用水量
全厂新鲜水用量为 370.9t/h,其中:生产用水 365.9t/h，生活用水 5t/h。
（2）给水工程
厂区供水采用 2 条 DN700 钢管输送至厂区，要求厂外供水至新鲜水、
消防水站界区内压力不低于 0.2MPa。
6.2.3 污水系统
半焦装置自设污水处理设施，处理后中水量为 150t/h，作为循环水补
充水及装置熄焦用水，实现污水不外排。
加氢装置区和罐区平均每小时产生废水 30.8 t，办公楼、生活设施、
中控室等平均每小时产生废水 4.5 t，经管网收集后，送至厂内污水处理
场集中处理。处理后中水量为 35.3t/h，全部回用。
全厂中水回用总量约为 185.3 t/h，其中：125t/h 回用半焦装置。
6.2.4 消防水系统
本项目厂区消防水系统利用一期工程已有设施，现有设施如下：
全厂的消防水系统分为低压消防给水系统和稳高压消防给水系统，
低压消防给水系统主要用于厂区辅助生产装置的消防用水，同时考虑部
分未预见水量，用水量为 1356.1m3/h，供水压力 0.4MPa。在全厂生产装
置区和罐区设计独立的稳高压消防给水系统，供水压力为≤1.0MPa，消
防用水量 672L/s。
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6.2.5 循环水系统
装置区循环水用量为 38752t/h，由厂内循环水系统供应，循环水由管
道输送至装置界区外 1m 处。
6.3 电气、通信
设计范围为装置界区内的电气和电信设计。10kV 及 0.38kV 电源均
引自上级 10kV 变配电所，接入系统设计由用户负责。装置电话、电信火
灾消防报警系统的入网由用户负责。
6.3.1 电力方案
本项目厂界内设总变配电所 1 座，采用 2 回 110kV 进线。
本项目拟建 300MW 燃气发电站一座，原料气采用半焦装置自产（除
制氢原料气外）35 万标方/时荒煤气。
本项目用电负荷正常运行为 173.05MW，为保证本项目的用电可靠
性，并考虑为今后发展留有一定的富裕容量，建议要求每回外部线路供
电能力为 190.4MW（按功率因数 0.92 计算，207MVA）。厂界内总变电所
110kV 单回进线宜选择 2×LGJ-300mm2 截面导线，最大输送容量约
210MVA。总变配电所内装设相应一次及二次设备。
本项目总计算负荷为 155.75MW，外部线路每回路均能带本厂全部负
荷。供用电平衡表见表 6.3-1。
要求外供电源采用双回路供电，线路分别引自地区内不同变配电站。
当一回电源故障失电时，另一电源能满足其全部一、二级负荷用电要求。
对于一级负荷中特别重要的负荷除应由两路电源供电外，尚应增加应急
电源，并严禁其它负荷接入应急电源系统。
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表 6.3-1 供用电平衡表
序号 项目名称 规格 单 位 最大 正常 说 明
电 220V kW 650
380V kW 58282.4
10KV kW 164436
总计 223368.4
全厂装置及公用工程用电负荷如下表所示：
表 6.3-2 全厂用电负荷表
正常运行负 耗电量
序号 装置(单元)名称 年开工时
荷(kW) (×105kWh)
1 工艺装置
1.1 制氢装置 84900 8000 6792
1.2 加氢装置 33822 8000 2705.76
1.3 半焦装置 52403.3 8000 4192.264
酸性水汽提 及硫磺 回 收
1.4 780 8000 62.4
装置
1.5 提酚装置 1140 8000 91.2
小 计 173045.3 13843.624
同时系数 0.98 169584.4
2 公用工程
2.1 新鲜水消防水站 756.00 8000 60.48
2.2 循环水站 23200.00 8000 1856
2.3 除盐水站 2540.54 8000 203.25
2.4 空分及空压站 22092.00 8000 1767.36
2.5 换热站 300.70 8000 24.056
2.6 污水处理场 650.00 8000 52
2.7 事故水系统 58.85 200 0.12
公用工程小计 49598.09 3963.266
同时系数 0.98 48606.13
3 其他设施
3.1 储运设施 175 8000 14
3.2 辅助生产设施 50 8000 4
3.3 辅助生活设施 500 8000 40
小计 725 58
同时系数 0.98 710.5
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全厂总计 223368.4 17869.47
全厂主配电电压为 3 级：分别为 110kV、10kV 和 380/220V。
总变配电所建设规模为 2 台 110kV 主变，1 台 10kV 所用变，110kV
设 2 路电源进线，16 回出线（其中 4 回为备用回路）。根据本项目规划设
计原则及各级电压出线回路数的情况，总变配电所 110kV 侧拟采用双母
线分段接线。
正常运行时，总变配电所 110kV 系统母线分列运行，110kV 系统联
络断路器断开。当任一回路故障或检修切除时，联络断路器合闸，另一
回路能保证厂区内所有供电需求。
全厂设总变配电所 1 座，装置变配电所 4 座，储运变配电所 1 座，
厂前区变配电室 1 座，另根据装置内配电需求设立低压配电室若干。总
变配电所及装置变配电所为有人值班变电所，其它配电室均为无人值班
配电室。总变配电所设总控制室，为全厂电气运行、调度、管理和控制
中心。
6.3.2 防静电、防雷及接地
所有工艺生产装置及其管线，按工艺及管道要求做防静电接地。接
地点一般不少于两点。
建、构筑物按第二类防雷设计，屋面采用避雷带或避雷针作为防直
击雷措施。接地系统采用 TN-S 系统，电气设备的工作接地、保护接地、
防静电接地以及防雷接地共用接地极，接地电阻≤4 欧姆。
6.4 供热、供风
6.4.1 供热系统
本项目建设中系统加热、伴热等生产过程中所需的蒸汽量，根据工
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艺的用汽需求量，由本项目拟建燃气发电站余热锅炉所产中压蒸汽。新
建装置及罐区生产所需的蒸汽负荷情况见表 6.4-1。
目前本项目拟建地周边并无可用供热设施，故本项目拟新建锅炉房。
供热系统包括：装置热力管网、凝结水回收设备设施。
全厂供热方式采用集中供应方式，建 9 台（7 台运行、2 台备用）75t/h
燃气发生蒸汽锅炉，温度 450℃，以及热水发生站，发生的热水供应全厂
采暖用。锅炉用除氧水，除盐水由加氢供（水量 280.2t/h，压力 4.0MPa），
锅炉中心设热力除氧装置。
锅炉燃料为制氢装置产解析气。
表 6.4-1 全厂蒸汽用量负荷表
蒸汽量（t/h）
备
序号 用蒸汽工序 压力 3.8MPa， 压力 1.1MPa， 注
温度 450℃ 温度 183℃
1 全厂蒸汽总需要
1.1 半焦单元 29
1.2 加氢单元 38
1.3 制氢单元 75
1.4 储运单元 4
15 空分空压站 1
1.6 全厂采暖 18
小计 113 52
2 装置产蒸汽
2.1 半焦单元
2.2 加氢单元 11
2.3 制氢单元
小计
3 锅炉站产蒸汽
3.1 余热锅炉 450
小计 450
合计可外送 400t/h 中压蒸汽（压力 3.8MPa，温度 450℃）。
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6.4.2 供风系统
装置需要净化风：2380Nm3/h，开工用量约 3320Nm3/h，气源由新建
空氮站提供，同时设 2 台 100m3 净化风缓冲罐，以保证压力稳定。
6.4.3 供氮系统
装置需要氮气：800Nm3/h，开工用量约 1500Nm3/h，气源由新建空
氮站提供，同时设 2 台 100m3 氮气缓冲罐，以保证压力稳定。
6.5 采暖通风
控制室安装空调，保证设备正常运行。经常操作房间安装采暖设施，
保证冬季室内温度不低于 15℃；不经常操作的房间冬季室内温度按 5℃
设计。泵房和压缩机房有轴流风机加强通风。
6.6 自动控制
6.6.1 工艺装置自动控制方案
6.6.1.1 工艺装置对自动控制的要求
整体项目具有技术先进、工艺过程复杂、产品质量要求较高、测控
点多、易燃易爆、高温高压，并有腐蚀性。根据本装置的特点，要求自
动化水平较高，结合目前国内外仪表生产及应用状况，为保证装置“安全、
稳定、长周期、满负荷、优质”的运行原则，降低能耗，提高产品质量、
产品收率和操作水平，项目自控系统选择性能可靠、技术先进的分散型
控制系统（DCS）来实现全装置的过程控制、过程检测、数据处理、计
量管理、用电设备的状态显示和高压电机状态监测等；为保证装置和重
要的工艺设备、大型机组及生产、管理人员的安全，装置将设置一套高
可靠性的紧急停车安全联锁保护系统（SIS，事故安全型）；在装置区内，
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根据装置泄漏源的分布情况，设置足够的可燃气体和有毒气体检测报警
系统，可全面监视装置的可燃气体和有毒气体的泄漏情况。进出生产装
置的原料及产品，辅助系统及公用工程等设置相应的计量仪表。
6.6.1.2 主要控制方案
（1）主要控制方案
本装置多数控制回路一般采用成熟的单回路定值控制，比较特殊及
重要控制点的控制方案如下：
1）反应系统压力控制；
2）加热炉出口温度控制；
3）高分液位控制；
4）高分液（界）位控制；
5）循环氢压缩机控制；
6）新氢压缩机控制；
7）原料油增压泵控制；
8）独立设置的装置安全联锁系统（SIS）：
①单体设备联锁主要有如下内容：
循环氢压缩机停车；
新氢压缩机停车；
原料油增压泵停泵 ；
反应进料加热炉熄火；
高压分离器液位/界位低低保护；
空冷器手动紧急停车。
②大型机组的控制与保护原则
为保证循环氢压缩机机组的安全运行，大型机组均在中心控制室进
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行控制，现场仅设就地仪表盘。
9）检测及保护
除 SIS 系统外，按规范要求在装置界区内设置一定数量的可燃气体
及有毒气体检测器，并在控制室内对可燃气体及有毒气体的浓度进行集
中监视和超限报警设置。安全检测系统独立于 DCS 单独设置。
（2）DCS 系统配置
DCS 系统 1 套。
DCS 系统控制点及检测点如下（含罐区及装卸车）：
模拟量输入点： ~1745 个（含控制回路点数）
模拟量输出点： ~608 个（含控制回路点数）
开关量输入点： ~664 个
开关量输出点： ~397 个
（3）SIS 系统配置
1)SIS 系统选型配置时应充分考虑系统的三重冗余结构，即确保系统
的冗余、容错性能的可靠性及技术的先进性，系统的可扩展性和系统的
开放性。SIS 系统发生故障时被控制过程能够作到安全停车。继电器触点
在过程条件正常时处于断开（常开），超限时闭合；
SIS 系统 1 套。
SIS 系统控制点及检测点如下：
模拟量输入点： ~43 个（含控制回路点数）
模拟量输出点： ~7 个 （含控制回路点数）
开关量输入点： ~232 个
开关量输出点： ~133 个
2)装置主要的自动保护联锁项目有（均由 SIS 实现）：
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装置事故紧急泄压联锁停车系统；
加氢进料泵停车系统；
压缩机组、高压进料泵自动安全保护联锁系统；
反应器进料、压差及温度自动保护联锁系统；
高压分离器液位/界位低低保护联锁系统；
加热炉联锁保护及停车系统；
循环氢压缩机入口分液罐液位高高限停车联锁系统；
6.6.1.3 仪表选型
除了 DCS、SIS 系统外，现场仪表及室内仪表，如变送器、安全栅、
报警设定器、信号转换器、执行器、分析器等仪表选型，应以安全可靠，
技术性能先进，安装、使用方便，在国产仪表和国外仪表中筛选出性能
价格比最好的仪表，大部分仪表以国产为主，关键仪表引进，使设计出
的每个控制或监测回路都能在安全、可靠、长周期自动状态下运行，提
高整个装置的仪表投用率和自动化水平。
6.6.2 储运系统自动控制方案
6.6.2.1 主要控制方案
（1）罐区所有检测信号均进装置区总控制室的 DCS 系统，装车单
独设置定量装车系统。
对于原料罐区以及成品罐区，储罐温度进行指示，液位进行高低液
位报警。
将信号输送至总控制室上位机显示。
（2）新建泵房内设油品输送泵，泵出口设就地压力指示。
（3）在有毒气体和可燃气体易发生泄露和堆积的地方设置可燃气体
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检测报警器，构成独立的检测报警系统。
6.6.2.2 仪表选型
压力检测仪表选用智能型压力变送器。
温度检测元件选用 IECE 型热电偶带一体化变送器。
液位仪表选用雷达液位计。
就地指示的温度测量选用抽芯式防护型双金属温度计。介质有腐蚀，
另加双金属温度计套管，套管材质为 0Cr18Ni9。
压力表一般采用“Y”系列普通工业压力表，有腐蚀的和易凝介质场合
采用不锈钢系列隔膜压力表，泵出口选用防震压力表。
可燃气体和有毒气体检测选用抗中毒型检测探头，报警器安装在盘
上独立报警显示。
进、出装置的物料选用高精度质量流量计。
6.6.2.3 主要仪表及设备
表 6.6-1 主要仪表设备清单
序号 仪 表 名 称 数 量 备 注
1 温度仪表
双金属温度计 322
热电偶（带一体化变送器） 282
2 压力仪表
不锈钢普通压力表 332
不锈钢耐震压力表 312
智能压力变送器 124
3 物位仪表
双色石英液位计 129
雷达物位计 93
4 定量装车系统一套 4
质量流量计与切断阀成套订货
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6.6.3 控制室
6.6.3.1 装置控制室
本项目设置装置控制室 3 座：半焦装置联合控制室（含备煤、装置
区、筛焦等）、加氢装置联合控制室（含加氢、制氢、精酚、酸性水汽提）、
油品储运系统控制室。均采用 DCS+SIS 控制系统，半焦装置中备煤设施
也采用 DCS 控制，以提高系统的可靠性及安全性。装置机柜室考虑就近
布置，采用光缆与控制室通讯。
该装置控制室为新建，同时考虑与全厂生产调度系统的通讯功能。
通过 DCS 系统操作站来对各生产单元进行监视和操作。装置控制室设计
要严格遵循国内外相关标准规范，并本着“以人为本、安全可靠、功能齐
全、布局合理、环境舒适”的原则进行设计，采用先进成熟的技术，在功
能和技术上达到国内同行业先进水平，以最大限度减少非正常停车，为
装置安、稳、长、满、优运行创造条件。
装置控制室的火灾危险性类别为丁级，建筑物耐火等级为二级，室
内地坪应高于室外地面 600mm 以上，设二道双向弹簧门和门斗。中心控
制室设有操作室、机柜室、UPS 室、工程师站室、洗手间等。
装置控制室照明设计要考虑适当的照度及舒适的照度分布，宜人的
光色和良好的显色性，使人视觉舒适，不易疲劳。在操作室等人员集中
的场合设置近自然的照明，其它房间根据需要采用相应的照明设施。控
制室还考虑事故照明和紧急用电设施。
装置控制室设置集中的空调系统，保持操作室内空气恒温恒湿，对
空气进行过滤、除尘及活性碳净化，确保空气质量，以营造安全、舒适
的工作环境。
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6.6.3.2 装卸车仪表室
装卸车区域设置一仪表室，定量装车系统设置在该仪表室内。
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7 环境保护
7.1 建设区域的环境现状
本项目所在工业区遵循发展循环经济和构建生态工业园区的设想，
注重环境的保护。目前，工业园区所在区域环境质量良好。
本项目建设场地地势较为平坦，扩散条件良好。建设场地（厂址）
周围无重要公共设施、文物和名胜古迹。
7.2 主要污染源和主要污染物
7.2.1 废水
废水排放表见表 7.2-1。
表 7.2-1 废水排放表
排放 废水 水质 mg/L 治理措施
序号 废水来源
方式 种类 H2S NH3 COD 油类 PH
1 半焦装置
生活
1.1 生活及办公区 间断 300 20 污水处理场
污水
含油 4000~ 200~
1.2 装置区 连续 污水处理场
污水 6000 400
热换水池 含酚 4000~
1.3 连续 10000 污水处理场
冷环水池 污水 6000
荒煤气制氢
2
装置
含硫
2.1 饱和热水塔 连续 50 9 去污水造气
污水
含油 4000~ 200~
2.2 机泵冷却水 连续 污水处理场
污水 6000 400
生活
2.3 生活及办公区 间断 300 20 化粪池
污水
3 焦油加工装置
3.1 焦油加氢单元
机泵、地面冲 含油 4000~ 200~
3.1.1 连续 污水处理场
洗罐喷淋 污水 6000 400
3.1.2 焦油分馏塔 连续 含酚 4000~ 10000 去污水制合
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排放 废水 水质 mg/L 治理措施
序号 废水来源
方式 种类 H2S NH3 COD 油类 PH
油污 6000 成气装置处
水 理
高压分离器
含硫 送至酸性水
低压分离器
3.1.3 连续 含氨 10000 30000 汽提单元处
各蒸馏塔顶回
污水 理
流罐
生活
3.1.4 生活及办公区 间断 00 20 化粪池
污水
焦油分离单元
3.2 /重油热裂化
部分
3.2.1 生活及办公区 连续 00 20 化粪池
含酚 去污水制合
4000~
3.2.2 分馏塔 连续 油污 10000 成气装置处
6000
水 理
焦油分离单元
3.3
提酚工序
3.3.1 生活及办公区 连续 20 10 化粪池
机泵冷却地面 含油 4000~ 200~
3.3.2 间断 污水处理场
冲洗 污水 6000 400
3.4 产品精制单元
机泵冷却，地
含油
3.4.1 面冲洗， 净化 连续 300 210 污水处理场
污水
水等
去半焦装置
3.4.2 酸性水汽提塔 连续
做熄焦水
生活
3.4.3 生活及办公区 间断 300 20 化粪池
污水
5.1 生活污水 间断 20 10 化粪池
5.2 含油污水 间断 300 210 污水处理场
6 初期雨水 污水处理场
排入清净废
7 后期雨水
水系统
生产废水、生活废水经污水处理场处理后，回用半焦装置或达标处
理合格作为循环水场补充水，实现污水零排放。
7.2.2 废气
废气排放见表 7.2-2。
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表 7.2-2 废气排放表
排放方
序号 污染源 SO2 污染物 排放介质 排向
式
1 荒煤气制氢装置
安全阀及紧急放空 间断 煤气、氢气 至火炬
2 焦油加氢单元
安全阀及紧急放空 间断 烃类气体、氢气 至火炬
含 SO2、N2、CO2、
加热炉 连续 烟囱排放大气
O2、H2O
3 重油热裂化工序
含 SO2、N2、CO2、
加热炉 连续 烟囱排放大气
O2、H2O
4 产品精制单元
415mg/Nm3
S3301 烟囱 连续 经烟囱高点放空
0.5kg/h
5 合成气制备单元
安全阀及紧急放空 间断 煤气、氢气 至火炬
事故点 间断 烃类气体、氢气 至酸性气火炬
3
415mg/Nm
6 污水焚烧烟气含 SO2 连续 经烟囱高点放空
36kg/h
7.2.3 固体废物
固体废物（废液）排放表见表 7.2-3。
表 7.2-3 固体废物排放表
几年 排放量吨/ 排放量吨/ 有害
序号 废水来源 排放 固体废物种类 治理措施
次 年 组分
一次
1 荒煤气制氢置
1.1 变换反应器 5 变换催化剂 5×154.3 154.3 生产厂家回收
1.2 变换反应器 5 除氧剂 5×25 25 生产厂家回收
1.3 热水塔 5 金属规整填料 5×82.7 82.7 生产厂家回收
1.4 水冷激器 5 矩鞍环 5×15.2 15.2 生产厂家回收
1.5 脱碳吸附塔 15 吸附剂 5×146.0 48.7 生产厂家回收
1.6 提氢吸附塔 15 吸附剂 5×418.6 106.2 生产厂家回收
2 焦油加氢工序
2.1 加氢反应器 1 废保护剂 48.4 48.4 生产厂家回收
2.2 加氢反应器 2 废精制催化剂 51.8 25.9 生产厂家回收
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2.3 加氢反应器 2 废处理催化剂 27.8 13.9 生产厂家回收
2.4 加氢反应器 2 废裂化催化剂 29.2 14.6 生产厂家回收
2.5 加氢反应器 2 废改质催化剂 27.6 13.8 生产厂家回收
2.6 加氢反应器 1 废瓷球 55.1 55.1 生产厂家回收
3 产品精制单元
3.1 脱硫剂反应器 1 废脱硫剂 7.53 7.53 含锌废物 生产厂家回收
废 CLAUS 催化 Al2O3、
3.2 制硫反应器 3 1.97 0.66 生产厂家回收
剂 硫化物
硫化物
3.3 加氢反应器 3 废加氢催化剂 0.63 0.21 生产厂家回收
重金属
4 空分单元
4.1 8 活性氧化铝 46.50 5.82 生产厂家回收
4.2 8 分子筛 13.08 1.64 生产厂家回收
4.3 8 金属填料 30.51 3.81 生产厂家回收
合计 10763.45 2084.07
7.2.4 噪音
噪声源噪音特征表见表 7.2-4 。
表 7.2-4 噪声源噪音特征表
数量 声压级 dB
序号 噪音设备 工作情况 治理措施
（台） （A）
1 荒煤气制氢装置
1.1 荒煤气一级压缩机 5 连续 83 选用新型电机
1.2 荒煤气二级压缩机 5 连续 83 选用新型电机
1.3 泵 30 连续 83 选用新型电机
2 焦油加氢单元
2.1 新氢压缩机 2 连续 83 选用新型电机
2.2 循环氢压缩机 1 连续 83 选用新型电机
2.3 高压泵 11 连续 83 选用新型电机
2.4 低压泵 100 连续 85～90 选用新型电机
2.5 空冷器 24 连续 85～90 选用新型电机
2.6 风机 7 连续 85～90 选用新型电机
3 重油热裂化工序
3.1 泵 63 连续 选用新型电机
3.2 压缩机 1 连续 选用新型电机
选用低噪声火嘴并采用密
3.3 加热炉 1 连续
闭热风道隔音消声罩
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3.4 空冷器 32 连续 选用新型电机
3.5 放空口 加消声器
4 产品精制单元
4.1 低压泵 27 连续 85～90 选用新型电机
4.2 氨压缩机 2 连续 83 选用新型电机
4.3 燃烧炉鼓风机 2 连续 85～90 选用新型电机
4.4 尾气焚烧炉鼓风机 2 连续 85～90 选用新型电机
4.5 空冷器 1 连续 85～90 选用新型电机
4.6 风机 4 连续 85～90 选用新型电机
5 污水制合成气
5.1 低压泵 连续 85～90 选用新型电机
5.2 凉水塔风机 6 连续 85～90 选用新型电机
6 空分制氧
6.1 原料气压缩机 3 连续 83 选用新型电机
6.2 空气增压机 3 连续 83 选用新型电机
6.3 泵 39 连续 83 选用新型电机
7.2.5 配套工程产污环节分析与污染物统计
（1）废水的产生与排放情况
含油污水——来自于装置生产废水，油品储运罐区及其泵棚、装卸
车设施、火炬分液罐、循环水场撇油、维修设施、中心化验室等。含油
污水主要是油罐、设备等清洗水、初期含油雨水和装置区、储运罐区、
装卸车设施等区域的地面冲洗水、以及分析化验器具冲洗等；含油污水
的主要污染物为石油类和 CODCr 等。
生活污水——来自于中心化验室及环保监测站、总变电站、各变配
电室及仪表机柜间、守卫室、卫生间等。
含盐废水——来自于循环水场的排污水、化学水处理装置的浓水与
中水。
事故液——来源如下：
① 事故消防水——来自于某装置（或单元）出现火灾事故时扑救用
消防冷却水或混合泡沫液。
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② 事故泄漏——来自于总变电站和各变配电室的变压器，当绝缘和
冷却用油发生泄漏时，会产生污油。
含油污水排放汇总见表 7.2-5。
表 7.2-5 配套工程含油废水汇总表
序 单元 污水 CODCr NH3-N 硫化物 挥发酚 石油类
号 名称 种类 mg/L mg/L mg/ L mg/ L mg/ L
含油
1 储运 800 50 30 150 500
污水
化验及 含油
2 200 30 5 5 300
三修 污水
合计 1000 80 35 155 800
注：皆为连续排放，均排往污水处理场。
（2）废气的产生与排放
配套工程的废气污染源为无组织排放源，为油品储存过程中的大、
小呼吸损失以及油品在加工过程中的跑、冒、滴、漏等，其主要污染物
为烃类，排放情况见表 7.2-6。
改质煤焦油储罐易挥发，采用内浮顶罐。在轻油装车设施中设有油
气回收设施，防止烃类逸散；表中烃类废气均用管道引入火炬系统燃烧
处理。
表 7.2-6 废气无组织排放源排放表
序号 单元名称 烃类排放量（t/a）
1 1#改质煤焦油罐区 1
2 2#改质煤焦油罐区 5
3 液化石油气罐区 1.5
4 煤焦油罐区 5
5 装卸车设施 1.5
6 其它 2.5
合计 16.5
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（3）固体废弃物的产生与排放
生活垃圾按 0.7kg/人天计算，年产生活垃圾 389.5t/a。处理方式为定
点存放，由当地环卫部门统一处理
（4）噪声的产生与排放
配套系统在生产中的噪声源主要有机泵、风机、火炬及各种气体放
空。各类噪声源的声压级见表 7.2-7。
表 7.2-7 主要噪声源一览表
装置（单元）名称 噪声源 声压级 dBA
储运 机泵 80～85
循环水场 冷却塔风机 80
化学水处理装置 泵 80～85
消防泵站 泵 80～85
蒸汽和空气放空 75～85
火炬 放空气 ≤ 90
建筑物通风机（厂区） ≤ 80
7.3 控制污染的初步方案
为了贯彻国家和地方颁布的环境保护法律、法规，在发展生产的同
时保护好人类赖以生存的环境，在充分依托现有环保治理措施的基础上，
本项目在设计中主要采取了以下清洁生产工艺及污染防治措施和控制方
案：
7.3.1 废气治理
（1）工业炉窑燃烧废气
生产装置中工业炉窑及余热锅炉排放的废气主要是燃烧废气。该工
程所用燃料气均为脱硫后的干气，脱硫后干气中 H2S＜20mg/Nm3，燃烧
废气中的污染物排放量完全能够达到国家《大气污染物综合排放标准》
（GB16297-1996）二级排放标准。
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（2）放空气体
各装置安全阀启跳放出的烃类气体，均排入火炬系统；在事故状态
下排出的和开停工吹扫出的气体，也排入火炬系统。
（3）火炬燃烧废气
生产过程中产生的烃类均用管道引入火炬中燃烧处理。火炬配有消
烟蒸汽系统，防止火炬燃烧时冒黑烟。
（4）含硫化氢气体的处理
各装置排出的含硫化氢干气，经气体脱硫装置脱出硫化氢，净化气
作全厂燃料气，硫化氢送硫回收装置制硫。各装置排出的含硫污水，经
酸性水汽提装置处理脱出的硫化氢气体送硫回收装置制硫。硫回收装置
采用常规 Clause、外掺合两级转化硫回收工艺及还原-吸收尾气处理工艺，
总硫回收率大于 99.85%，尾气热焚烧后排放烟气满足 GB16297-1996 标
准的要求。固体产品硫通过汽车外运出厂。
（5）无组织排放气控制
为减少烃类气体的无组织排放，改质煤焦油组分储存采用内浮顶罐。
在轻油装车设施中设有油气回收设施，减少烃类逸散；生产工程中产生
的烃类气均用管道引入火炬系统燃烧处理。
储罐的油品进出口管线由储罐的下部接入或伸入储罐底部，以减少
油气挥发。
液化石油气、丙烯、酸性气的采样采用密闭采样；低点排液、高点
放空等均采用密闭排放方式；以减少危险、危害气体对环境的污染。
所有介质的输送均采用钢管、焊接连接；管路配件均采用钢制产品；
在使用法兰连接处，其密封垫片采用高质量金属或半金属垫片，螺栓采
用高强度钢滚制螺栓；阀门采用高性能产品等。即在设计选材上作到本
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质安全，以最大限度地减少生产过程中的跑、冒、滴、漏等现象造成的
轻烃排放量。
7.3.2 废水治理
（1）含油污水
全厂含油污水送入污水处理场含油污水处理单元。除油、生化处理
后排入含盐污水处理单元进行超滤反渗透除盐净化，净化后作为循环水
场补充水。该项目含油污水主要来自地面冲洗水、机泵盘根排水、油罐
切水、容器放空水、容器清扫水等。
（3）含盐废水
正常工况下，循环水场、化学水处理装置等公用设施排放的含盐污
水废水送污水处理场的含盐污水处理单元。
（4）生活污水
生活污水经化粪池处理后，去含油污水处理装置的生化段处理。
（5）含硫、含氨污水
含硫含氨污水送入酸性水气提装置，净化处理后送入半焦装置作为
熄焦水。
（6）初期雨水
污染雨水（初期雨水），排入雨水监控池，经污水处理场处理，达到
标准后回用。
厂区初期雨水进行清污分流，生产装置区围堰内、装卸油区的污染
雨水排入含油污水系统；罐区和其它附属生产区的初期雨水排入初期雨
水监控池，根据水质情况决定去向。辅助生活设施区域初期雨水排入清
净雨水系统。
（7）各罐区都设防火堤和防溢流设施，防止事故状态下油品外流。
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（8）事故消防水收集
为确保事故时不发生环境污染事件，在出厂前设置事故监控池。事
故水监控池容积按火灾处最大消防用水量+最大一个储罐的泄漏量与事
故时一天的降雨量设计，事故消防水收集排放借用雨水排放系统排至事
故水池，事故结束后根据水质情况做出去向判断，如符合污水排放标直
接排放；否则用泵送入污水处理场处理。
（9）为防止总变电站和各变配电室的变压器绝缘和冷却用油发生泄
漏时产生的污油外溢，设有挡油设施和总的事故储油池，总事故储油池
设油水分离设施，将其回收利用。
7.3.3 固体废物处理处置措施
根据全厂生产装置在生产中排出的废弃物的性质，拟采用回收、综
合利用的处置方法。
（1）污水处理场废渣
污水处理场产生的隔油池池底泥，油罐清洗产生的罐底油泥等，出
厂外卖作为燃煤掺合料处理。
（2）废催化剂等
固体废催化剂，废活性瓷球、活性炭及废吸附剂送至生产厂家回收
处理。
（3）生活垃圾
根据垃圾种类，生活垃圾定点存放，由当地环卫部门统一收集清运
处理。
7.3.4 噪声控制
（1）在满足工艺条件下，尽可能选用低噪声设备，如机泵、空冷器
风机等；将各类鼓风机、各种泵类、各类压缩机等噪声较大的设备置于
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室内隔声。
（2）对大型的压缩机、风机等设备设隔声间（罩）。
（3）对空气压缩机等进出口管进行消声处理。
（4）空冷器风机均选用低噪声型叶片，使其噪声小于 85dBA。
（5）蒸汽放空口、空气放空口、引风机入口加设消声器。
（6）加热炉采用低噪声燃烧器。
（7）合理选择调节阀，避免因压降过大而产生的高频噪声。
（8）部分油泵采用变频调速技术，正常操作时可避免调节阀产生的
噪声。
（9）大型特阀均采用电液执行机构，避免风动执行机构所产生的噪
声。
（10）变压器、接地变压器、消弧线圈、轴流通风机在结构设计和
生产过程中已加以限制，主变压器采用优质硒钢片和减少漏抗、消声减
震；风机利用建筑材料进行降噪隔声处理。
（11）火炬布置在远离生产区的界区外：设置集中操作的控制室或
专用隔声室，使工人与噪声接触的强度和时间均减少。
（12）在平面布置中，将高噪声设备布置在远离操作人员集中的位
置，厂界绿化时选择种植可以减缓噪声的植物。
（13）工人在进入高噪声区配戴防噪声耳罩。
7.4 环境影响分析
对环境的影响分析应以本项目环境影响报告书的结论为准，在此只
对主要污染因子进行简要分析。
该装置加热炉烟气排放满足排放标准要求，对环境空气质量不会造
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成明显影响。
该装置的含酚含氨污水、含油污水及生活污水送新建污水处理场处
理，处理达到《污水综合排放标准》（GB8978-1996）中 I 级排放标准后
排放，不会对环境造成明显的影响。
该装置废加氢催化剂由厂家回收，废瓷球/柱无害化填埋，均得到妥
善处理、处置，预计不会对外环境造成二次污染。
工程主要噪声源为各类压缩机、机泵、加热炉、空冷器等。采用了
隔声、消声、减震等措施后，装置内噪声强度小于 90dB(A)，对厂界噪声
环境影响较小。因此，本联合装置的噪声将不会改变厂界噪声环境的现
状。
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8 消防
8.1 生产场所的火灾危险性
项目中的改质煤焦油、硫化氢、氨、氢、液化气均属于《重大危险
源辨识》（GBl8218-2000）中的危险物质，根据各物质在生产装置、储存
装置中的最大可能存在量进行重大危险源辨识。生产装置、储存装置的
重大危险源见表 8.1-1 和 8.1-2。
表 8.1-1 各生产装置重大危险源辨识结果
序 临界量 危险品存 重大危险源
危险品名称 存在位置
号 （t） 在量（t） （是/否）
一 半焦装置
1 煤气 10 干馏炉系统 <10 否
2 煤气 10 电捕焦油器 <10 否
二 加制氢装置
1 1#改质煤焦油 1 煤焦油加氢精制单元 >1 是
2#改质煤焦油 1 煤焦油加氢精制单元 >1 是
2 硫化氢 1 荒煤气制氢装置 <1 否
硫化氢 1 酸性气制硫步骤 <1 否
3 氨 20 酸性水分离和制氨步骤 >20 是
4 氢 1 荒煤气制氢装置 >1 是
氢 1 煤焦油加工装置 >1 是
氢 1 煤焦油加氢精制单元 >1 是
氢 1 轻烃稳定步骤 <1 否
5 液化气 1 煤焦油加工装置 >1 是
通过分析可得，荒煤气制氢装置、煤焦油加工装置已构成生产装置
的重大危险源。
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表 8.1-2 各储存装置重大危险源辨识结果
临界量 危险品存在 重大危险源
序号 危险品名称 存在位置
（t） 量（t） （是，否）
一 半焦装置
1 煤气 20 气柜 <20 否
2 硫磺 200 硫磺库房 <20 否
二 煤焦油产品罐区
1 改质煤焦油 20 改质煤焦油罐区 >20 是
2 液化气 10 液化气罐区 >10 是
本装置危险物质储量较大，品种较多，而且通过辨识装置内多个相
对独立的单元已构成重大危险源，所以装置整体应按重大危险源管理。
8.2 消防设施设置
8.2.1 依托的消防设施
本项目消防系统依托广汇能源一期工程甲醇厂的消防设施，已建消
防设施基本情况如下：
甲醇厂的消防水系统分为低压消防给水系统和稳高压消防给水系
统。消火栓采用 SS150-1.6 型室外地上式消火栓，布置间距在工艺装置
区及罐区周围不大于 60 米，其余不大于 120 米。工艺装置区及罐区设置
消防水炮，以进行特殊保护；泡沫站严格执行《低倍数泡沫灭火系统设
计规范》GB50151-92(2000 年版)，保证化学品生产及储存的火灾抢险。
同时，建有 8000m3 消防水池两座。配备消防车四辆，消防水泵 6 台
（详见下表）。消防队工作人员共计 35 人。
表 8.2-1 消防水泵一览表
序 数
位 号 名 称 使用场所 备 注
号 量
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柴油驱动单级 新鲜水泵房 Q=267L/S ， H=115m ，
1 P25001a-c 3
双吸离心泵 （消防水泵） NPSHr≤6m
电驱动单级双 新鲜水泵房 Q=267L/S ， H=115m ，
2 P25002 1
吸离心泵 （消防水泵） NPSHr≤6m
新鲜水泵房
单级多吸离心 Q=18-36m3/h ， H=120m ，
3 P25003a/b 2 （消防稳压
泵 NPSHr≤5.5m
泵）
8.2.2 新建的消防设施
8.2.2.1 火灾报警系统
沿装置周围和装置内消防道路设置手动报警按钮，报警报至中心控
制室。
在压缩机厂房等房间内设置火灾自动报警系统，报警报至中心控制
室，报警信号盘设于中心控制室。
在中心控制室设置电话报警系统，报警报至消防站。
8.2.2.2 消防道路
消防通道应结合城市道路和河道布置。当建筑沿街部分超过 150 米
或总长度超过 220 米时，均应设置穿过建筑物的消防通道。
重要厂房、仓库等公共建筑应设环形消防车道。
消防通道成环状或在终端建设回车场地，道路宽度不宜小于 4 米，
回车场地不小于 12 米×12 米，通道上方障碍物的净空高度不应小于 4 米。
为方便地表水取水设施，设置通向河道边取水平台的消防车道。
8.2.2.3 消防车灭火系统
装置内设有贯通式消防通道，装置周围设有环行消防道路，道路一
侧设有地上式消火栓，满足消防车灭火系统对装置的保护，消防车辆及
人员依托已有消防设施。
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8.2.2.4 其他消防设施
除以上设置的消防设施外，本装置还设置有蒸汽灭火系统、小型灭
火器等。
8.2.2.5 电气
配电线路采用非延燃性铠装电缆，明敷时置于配线桥架内或直接埋
地。室内油浸式变压器设在单独的小屋内，设事故油坑避免变压器油外
溢，防止火灾扩大。
在爆炸和火灾危险场所严格按照环境的危险类别选用相应的电气设
备和灯具。
对建构筑物按《建筑物防雷设计规范》采用相应的防雷措施，避免
雷击引起火灾。
8.2.2.6 建筑
有爆炸危险的室内设不发火花地面。对有爆炸危险的甲、乙类厂房
采用钢筋混凝土结构，利用门窗洞口作为泄压面积。生产厂房工作点至
楼梯的距离、厂房门及楼梯的设计均满足消防疏散的要求。生产厂房的
建筑设计满足防火规范的要求。生产厂房的耐火等级满足防火规范的要
求。
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9 职业安全卫生
9.1 安全卫生设计方案
9.1.1 毒尘防治
工程毒尘防治主要从两方面考虑：其一首先是在工艺上控制毒尘排
放源，做到不排或少排危害物；其二再对操作人员采取相应的防护措施。
主要措施如下：
对产生粉尘或扬尘的场所、部位采用喷水、密闭等相应的措施。
对产生有害气体的厂房内部采取的通风换气措施。
燃烧加热设备用副产的干气，减少有害物质的产生量。
9.1.2 热辐射防护
污水焚烧炉采取绝热保温措施，污水焚烧厂房采取通风措施。加热
炉房设轴流通风机。
9.1.3 减振与降噪
在设备选型中优先选用低噪声设备。
将高噪声设备置于室内，如压缩机设压缩机房，机泵分类设置泵房，
可有效防止噪声的扩散与传播。
对振动较大的设备设单独基础或在设备底座上采取减振等措施。
在厂区总平面图布置中，根据地形、声源方向性、建（构）筑物的
屏蔽作用和绿化植物的吸纳作用等因素合理进行布局，以减轻噪声的危
害。
9.1.4 防爆
在平面布置中，各生产区域、装置及建筑物间考虑有足够的防爆安
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全距离。
装置采用 DCS 进行集中监视、控制和操作。装置的主要控制方案包
括：反应温度控制、反应系统压力控制、加热炉出口温度控制、高分液
位控制、冷高分液（界）位控制、循环氢压缩机控制、新氢压缩机控制、
高压进料泵控制及 PSA 装置控制。ESD 独立于 DCS 单独设置，以确保
生产装置、重要机组和关键生产设备的安全。
在生产工艺系统中，易产生燃爆性介质的厂房采用通风除尘措施，
以降低爆炸物质的浓度。对可燃气体设施设低压报警，介质中含有可燃
气体的设备及管道均采取相应的防静电措施。在爆炸和火灾危险场所，
鼓风机室配置相应的防爆设备和灯具。
9.1.5 锅炉及压力容器的安全措施
锅炉及压力容器均设置相应的安全保护装置。
压力容器及压力管道按规范要求设置必要的测温、测压及相应的调
节装置。
9.1.6 其它安全措施
为防止停电事故并保证检修安全，多处操作的设备拟设机旁事故开
关，电气设备则设置必要的接零接地或漏电保护装置。
有危险的场所或部位拟设置相应的安全栏杆、网、罩、警报等措施，
并设置必要的安全标志及事故照明设施；带坡度的通廊则考虑相应的防
滑措施。
9.1.7 绿化及辅助用室
鉴于绿化对安全卫生方面的有益作用，本工程拟充分利用厂内条件
进行绿化设计，绿化用地率为 20%。
本工程根据卫生标准要求，根据生产特点和实际需要等原则，拟设
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置相应的辅助用室。生产卫生用室有浴室、存衣室等；生活用室设置休
息室、食堂和厕所等。
9.2 安全卫生措施的效果预测及评价
经采取上述措施后，本工程操作场所及岗位空气中毒尘等有害物将
低于国家标准中相应的最高允许浓度；工作场所内温度满足有关规定；
工作场所及岗位的噪声满足有关规范中相应标准；可避免火灾、爆炸、
压力容器事故等危害的发生，并减少其它事故的发生或出现，一旦出现
事故，即刻采取相应的备用或应急补救措施，将事故造成的损失降到最
低。
本工程安全、卫生设施比较完善，在毒尘治理、防火防爆及其它安
全卫生方面，达到了“保证安全生产、保护职工身心健康”的目的，安全
卫生条件预计可达到国内同等规模企业的较先进水平。
职业安全卫生专用投资主要包括：主要生产环节职业安全卫生防范
设施、检测设施及事故应急措施。职业安全卫生专用投资约占建设投资
的 5%。
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10 节能
10.1 能耗构成
本项目全年加工 1000 万吨煤炭的总加工能耗为 219935.6 吨标煤，
折合成每吨煤炭的加工能耗为 0.022 吨标煤，其中电占 99.88%、新鲜水
占 0.12%。
表 10.2-1 项目全年煤炭加工能耗
序号 项目名称 年消耗量 折标煤系数 能耗（tce） 比例%
1 新鲜水 2967200t 0.0857 254.3 0.12%
2 电 1786950000kWh 0.1229 219616.2 99.88%
合计 219870.5 100%
吨煤单耗 0.022
10.2 主要节能措施
10.2.1 半焦装置
（1）炭化炉具有热效率高、生产能力大、能灵活调整加热温度、炉
顶温度低、焦油产率高、投资低等优点。
（2）在机电产品的选型上，力求先进合理，选用效率高，能耗低的
新型产品。
10.2.2 制氢装置
（1）增湿塔循环水蒸发利用中温热；
（2）提高变换炉反应热回收率；
（3）采用公认的节能工艺即 PSA 工艺；
（4）二级 PSA 工艺提高尾气热值，提高其燃烧效率；
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（5）二级 PSA 工艺成倍降低了富 H2S 尾气体积量，缩小了 PSA 脱
H2S 规模。
10.2.3 煤焦油加氢装置
（1）加氢装置工艺节能特点
①煤焦油分馏部分，充分回收中段回流热能，降低进料加热炉燃料
消耗量；
②煤焦油分馏部分，对加氢反应部分形成热进料；
③煤焦油加氢部分，回收加氢反应热向“多点取热器”供热：有分馏
塔第一侧线塔重沸器、1#改质煤焦油稳定塔重沸器等；
④换热网络最大限度降低分离过程供热量、最大限度降低物流空冷
热量。
⑤合理减少工艺步骤，降低能耗：重质煤焦油加氢裂化反应流出物
与加氢精制反应流出物联合分离；集成工艺完成重芳烃改质，不设置改
质过程专用循环氢压缩机系统。
（2）产品精制装置工艺节能特点
溶剂再生部分，采用低的压力，降低所用蒸汽能级，降低高压力蒸
汽耗量；
各部分充分回收热物流热量，加热待加热物流。
10.2.4 功能相同过程联合
（1）PDS 气体脱 H2S 过程的溶剂再生过程联合。
（2）MDEA 脱 H2S 过程的溶剂再生过程联合。
10.2.5 建筑物节能措施
（1）建筑围护结构采取隔热措施。
（2）空调制冷系统按设计规模配置，不得任意加大，配置有效的调
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节控制装置。
（3）选用节能性建筑设备及产品，包括空调、照明、电气设备和控
制系统等。
10.2.6 全厂公用工程设施的配置统筹考虑
合理确定全厂供应网络中心站在全厂总平面中的位置及输送方式。
10.3 节水
10.3.1 半焦装置
生产用水尽可能循环使用，以提高水资源的利用率。
10.3.2 制氢装置
（1）热水循环系统排污水去重油热裂化装置二次使用；
（2）变换炉二段入口气体控温冷却水，最终经变换气冷凝、冷却后，
作为热水循环系统补充水使用；
（3）尽量使用空冷器减少循环水耗量
10.3.3 加氢装置
（1）加氢反应产物的注入除氧水转化为酸性水在产品精制装置再生
后循环使用；
（2）尽量使用空冷器减少循环水耗量，降低循环水场蒸发水损失。
10.3.4 产品精制装置
（1）酸性水在产品精制装置再生后部分作为加氢反应产物的注入除
氧水，其余排水作半焦装置熄焦水使用；
（2）使用循环水，节水措施是尽量使用空冷器减少循环水耗量，降
低循环水场蒸发水损失；
（3）尽量使用空冷器减少循环水耗量。
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10.3.5 水回用措施
清洁雨水收集后作绿化水使用。
生化污水处理后夏季作绿化水使用，冬季排入工业园区管网。
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11 装置定员
生产过程采用集散控制系统（DCS）监控，参考中国石化总公司的
《石油化工企业定员标准》，装置按四班三倒制考虑，全厂设置总定员
1210 人，其中工人 1122 人，管理人员 88 人。
表 11-1 全厂定员编制
序号 岗位名称 班制 每班人数 白班人数 合计 备注
1 管理部分 88
1.1 公司领导 6
1.2 综合办公室 8
1.3 生产运营部 7
1.3.1 半焦装置 2
1.3.2 焦油加氢装置 3
1.3.3 公用工程 2
1.4 质量技术部 7
1.4.1 中心化验室 2
1.5 设计研发中心 16
1.6 机械动力部 8
1.7 安健环部 5
1.8 经营部 6
1.9 保卫科 25
2 生产装置 878
2.1 半焦装置 644
备煤工段 4 26 104
炭化工段 4 31 124
筛焦工段 4 19 76
冷鼓脱硫工段 4 29 116
装置内辅助设施 4 56 224
2.2 荒煤气制氢装置 56
内操 4 6 24
外操 4 8 32
2.3 焦油加工装置 178
内操 4 20 80
外操 4 22 88
成型包装 2 5 10
3 公用工程 52
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新鲜水消防水站 4 2 8
循环水场 4 2 8
化学水处理装置 4 2 8
空分及空压站 4 3 12
换热站 4 2 8
110kV 总变 4 2 8
4 辅助生产设施 192
中央控制室 4 8 32
中央化验室 4 8 32
消防气防站 4 10 40
检维修中心 4 8 32
危险化学品库 4 4 16
储运 4 8 32
污水处理 4 2 8
工人
合计 1210 1122
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12 项目实施计划
本项目属于大型煤化工项目，单元主项多。根据现有建设条件，该
项目建设期为 24 个月。项目实施进度计划拟定如下：
（1）项目可行性研究报告报批，待建合同签订，完成设计招标：2012
年 12 月；
（2）完成基础设计、总体设计及生活基础设施的施工图设计，完成
设计审查，完成长周期设备订货等：2013 年 1 月-2013 年 2 月；
（3）完成 EPC 和 EPCM 招标、施工招标，完成详细设计，完成设
备材料订货等：2013 年 3 月-6 月；
（4）完成施工前期准备：2013 年 4 月；
（5）进入主要施工安装期：2013 年 5 月-2014 年 8 月；
（6）进行设备调试、项目分项中交：2014 年 9 月-10 月；
（7）项目试车和整体中交(含项目实体、项目文件)：2014 年 11 月。
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13 投资估算和资金筹措
13.1 投资估算范围与方法
项目建设投资估算范围包括 510 万吨/年半焦装置、160 万吨/年煤焦油加氢装
置、制氢装置、煤与半焦储存场所、中间产品储存罐区及泵、成品油罐区及泵、汽
车装卸设施等固定资产投资、无形资产和预备费等。项目总投资估算包括建设投
资、建设期利息和流动资金等三部分。
本项目采用工程量法和相关系设法估算工程费用。工艺生产装置的
工程费用估算是根据主要专业提供的工程量，按现行的设备、材料价格
和建安工程估算指标进行估算。其他专业的工程费用参照其在已建成同
类装置投资的比例进行估算。
储运罐区及全厂总图等系统单元工程费用估算主要是根据主体专业
估算工程量，参考近期设计的同类工程概算资料，结合本项目的具体工
程内容，采用扩大综合指标进行估算。设备、材料价格及施工费标准均
达到 2012 年上半年水平。
本项目新增流动资金按详细估算法估算，流动资金各构成项目的周
转天数为：
应收帐款 30 天 原材料 15 天 在产品 1天
产成品 15 天 现金 15 天 应付帐款 30 天
项目资本金为 100%自有资金。项目建设期为两年。
13.2 总投资估算和资金筹措
13.2.1 总投资估算
本项目总投资为建设投资、建设期贷款利息和流动资金之和。若含
全部流动资金，总投资为 780813 万元；若含铺底流动资金，总投资为
734117 万元。其中：建设投资 685410 万元（含固定资产投资 667760 万
~ 148 ~
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1000 万吨/年原煤伴生资源加工与综合利用项目
可行性研究报告 总册
元），建设期贷款利息 28695 万元，流动资金 66708 万元（铺底流动资金
20012 万元）。总投资估算见表 13.2-1。
13.2.1 资金筹措
本项目总投资 780813 万元中，自有资金 225635 万元，银行贷款
555178 万元。
表 13.2-1 总投资估算表
估算价值（万元）
序号 工程项目名称 设备 主要 安装 建筑 其它
购置费 合计
材料费 工程费 工程费 费用
A 总投资（含全部流动资金） 395922 84800 80815 90843 128433 780813
总投资（含铺底流动资金） 395922 84800 80815 90843 81737 734117
Ⅰ 建设投资 395922 84800 80815 90843 33030 685410
一 固定资产投资 395922 84800 80815 90843 15380 667760
(一) 工程费用 395922 84800 80815 90843 652380
1 工艺生产装置 301582 59040 63155 57533 481310
1.1 半焦装置 70402 35775 42583 148760
1.1.1 备煤单元 1951 624 4330 6906
1.1.2 炭化单元 9131 17716 11142 37989
1.1.3 筛焦单元 15673 4029 9466 29168
1.1.4 鼓冷单元 22185 5695 8782 36662
1.1.5 气柜 4880 640 160 5680
1.1.6 荒煤气脱硫单元 6674 787 600 8061
1.1.7 污水焚烧单元 4788 651 935 6374
1.1.8 装置内配套 5120 5632 7168 17920
1.2 荒煤气制氢装置 52730 5350 4210 2410 64700
1.2.1 荒煤气预处理单元 2180 750 450 380 3760
1.2.2 变压吸附单元 50550 4600 3760 2030 60940
1.3 煤焦油加工装置 170500 51480 21690 11870 255540
1.3.1 焦油分离单元 50300 14500 7960 4120 76880
1.3.2 焦油加氢单元 106000 32100 11700 6900 156700
1.3.3 产品精制单元 14200 4880 2030 850 21960
1.4 精酚装置 7950 2210 1480 670 12310
2 公用工程及辅助设施 2380 5660 1200 16200 25440
3 储运工程 5250 8250 11330 10420 35250
4 总图外线 1710 11850 5130 6690 25380
5 发电站 85000 85000
(二) 固定资产其他费用 15380 15380
~ 149 ~
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1000 万吨/年原煤伴生资源加工与综合利用项目
可行性研究报告 总册
1 环境影响咨询费 80 80
2 劳动安全卫生评价费 30 30
3 地震安全评价费 25 25
4 水资源论证 35 35
5 水土保持论证 15 15
6 厂区压覆论证 15 15
7 节能评估 20 20
8 可行性研究报告编制费 30 30
9 工程勘察费 340 340
10 工程设计费 13000 13000
11 工程建设监理费 1600 1600
12 特种设备安全监督检验费 120 120
13 工程质量技术服务费 70 70
二 无形资产费用 6000 6000
1 荒煤气制氢装置 1000 1000
2 焦油加工装置 5000 5000
三 预备费 11650 11650
Ⅱ 建设期贷款利息 28695 28695
Ⅲ 全额流动资金 66708 66708
铺底流动资金 20012 20012
~ 150 ~
新疆广汇能源股份有限公司 1000 万吨
/年原煤伴生资源加工与综合利用项目
14 经济效益评价
14.1 生产成本和费用估算
14.1.1 总成本费用估算依据和说明
（1）本项目总成本费用估算执行中国石油天然气股份有限公司石油
计字【2002】234 号《炼油化工建设项目可行性研究报告编制规定》。
（2）本项目生产期 15 年，各年生产负荷第一年 80%，以后均为 100%。
（3）原料价格（含税）：根据厂方提供的价格确定本项目的原料价
格如下：
原煤 120 元/吨
煤焦油 2600 元/吨
（4）辅助材料价格按市场价格估算。
（5）燃料动力价格
参照厂方提供的资料，确定本项目燃料动力价格（含税）：
循环水 0.50 元/吨
新鲜水 1.00 元/吨
净化风 0.35 元/Nm3
氮气 0.45 元/Nm3
（6）固定资产折旧年限 15 年，净残值率为 5%，修理费费率为 3%。
（7）人均工资及福利费按 100000 元/（年人）估算，设计定员 1210
人。
（8）其他制造费定额为 9400 元/（年人），其他管理费用定额为 20000
元/（年人）。
（9）本项目修理费和其他制造费按固定资产原值的 3%和 1%计，其
~ 151 ~
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他管理费按人员工资及福利费的 200%计，其他营业费按销售额的 2%计
列。
14.1.2 生产成本费用估算
根据上述主要参数及工艺设计所确定的原材料、辅助材料及燃料动
力消耗估算成本费用。
14.2 财务评价
14.2.1 财务评价的依据和参数
14.2.1.1 产品价格（含税价）
根据厂方提供的价格资料和国内近几年油品市场价格资料，确定本
项目主要产品价格如下：
液化气 4500 元/吨
1#改质煤焦油 8100 元/吨
2#改质煤焦油 7800 元/吨
重质煤焦油 5000 元/吨
半焦 230 元/吨
粉焦 100 元/吨
煤沥青 2000 元/吨
精酚 9500 元/吨
硫磺 1500 元/吨
电 0.235 元/度
蒸汽 200 元/吨
14.2.1.2 税金
（1）增值税：本项目增值税税率除电、循环水、蒸汽为 13%外，其
~ 152 ~
新疆广汇能源股份有限公司 1000 万吨
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他均为 17%。
（2）城市维护建设税及教育费附分别按营业税、消费税和增值税之
和的 7%、3%计算。
（3）鉴于国家税务总局对于消费税的相关公告及政策解读明确表
明：消费税政策为针对石油炼化企业制定，对于其它类型企业是否实施
及如何实施尚无明确定论，因此在本项目测算中暂未考虑；
（4）假定政策确定须征收此环节消费税，那么仅适用于项目整体建
成后产成的 1#提质煤焦油与 2#提质煤焦油，二项产品合计产量为 110 万
吨/年（详见公司公告中销售收入测算表），其它产品均不在征收范围之列。
如果按照最高标准 1 元 /升测算，仅产生消费税 11 亿元/年，与项目自身
赢利能力相比，完全可以承受；
（5）目前已获知国内其它同类型企业对于煤炭分质利用后提取的油
品，已申报消费税减半征收，如此项申请获批，此环节影响仅为 5.5 亿元
/年，对项目决策本身无明显影响。
14.2.1.3 利润计算
企业所得税税率为 15%。
法定盈余公积金和任意盈余公积金分别按所得税税后净利润的 10%
和 5%提取。
按环保项目建设，考虑免二减三税收优惠。
14.2.1.4 借款偿还计算
本项目按最大偿还能力方式偿还建设投资借款，利息计入当年总成
本费用。偿还借款的资金来源有固定资产折旧费、摊销费及未分配利润。
14.2.2 敏感性分析
根据本项目的实际情况，以建设投资、产品价格、生产负荷和原料
~ 153 ~
新疆广汇能源股份有限公司 1000 万吨
/年原煤伴生资源加工与综合利用项目
价格作为敏感性分析因素，测算其单独变化时对项目经济效益的影响，
见表 14.2-1。
表 14.2-1 敏感性分析表
变化因素 变化率 内部收益率 净现值（万元） 投资回收期（年）
基准状况 42.49 3121630 3.94
建设投资 5% 41.69 3088013 3.99
生产负荷 -5% 40.72 2898169 4.03
原料价格 5% 42.25 3092010 3.95
产品价格 -5% 40.29 2848918 4.06
从敏感性分析表可以看出，产品价格和生产负荷的变化对项目经济
效益的影响较大，建设投资和原料价格的变化对项目经济效益的影响小
些。
14.2.3 财务评价结论
本项目年均销售收入 1223690 万元（含税），年均总成本费用 309046
万元，年均利润总额 756544 万元，年均所得税后利润 643063 万元，投
资利润率 96.89%；全部投资财务内部收益率（所得税后）为 37.60%，静
态投资回收期 4.22 年（含建设期 2 年，所得税后）；借款偿还期 3.09 年
（含建设期 2 年）。
各项经济评价指标好于行业基准值，项目经济效益较好，并具有一
定的抗风险能力，在经济上是完全可行的。
表 14.2-2 主要技术经济指标汇总表
序号 项 目 名 称 单位 数量 备注
一 基本数据
1 总投资 万元 780813
1.1 建设投资 万元 685410
~ 154 ~
新疆广汇能源股份有限公司 1000 万吨
/年原煤伴生资源加工与综合利用项目
1.2 固定资产投资 万元 667760
1.3 建设期利息 万元 28695
1.4 流动资金 万元 66708
2 销售收入 万元 1223690 生产期内年平均
3 总成本 万元 309046 生产期内年平均
4 流转税及附加 万元 158100 生产期内年平均
5 利润总额 万元 756544 生产期内年平均
6 所得税 万元 113482 生产期内年平均
7 税后利润 万元 643063 生产期内年平均
二 经济评价指标
8 投资利税率 ％ 117.14
9 投资利润率 ％ 96.89
10 借款偿还期 年 3.09 含二年建设期
11 财务内部收益率
所得税前 ％ 42.49
所得税后 ％ 37.60
12 净现值（i = 12%）
所得税前 万元 3121630
所得税后 万元 2516353
13 投资回收期 含二年建设期
所得税前 年 3.94
所得税后 年 4.22
~ 155 ~
新疆广汇能源股份有限公司 1000 万吨
/年原煤伴生资源加工与综合利用项目
附表
附表 1 总成本估算表
单位:万元
序
号 项目名称 生产期
3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
1 制造成本 250087 292827 292827 292827 292827 292827 292827 292827 292827 292827 292827 292827 292827 292827 292827
1.1 原材料 105882 132352 132352 132352 132352 132352 132352 132352 132352 132352 132352 132352 132352 132352 132352
1.2 辅助材料 41072 51340 51340 51340 51340 51340 51340 51340 51340 51340 51340 51340 51340 51340 51340
1.3 燃料及动力 24008 30010 30010 30010 30010 30010 30010 30010 30010 30010 30010 30010 30010 30010 30010
1.4 工资 11220 11220 11220 11220 11220 11220 11220 11220 11220 11220 11220 11220 11220 11220 11220
1.5 制造费用 67905 67905 67905 67905 67905 67905 67905 67905 67905 67905 67905 67905 67905 67905 67905
1.5.1 折旧费 44847 44847 44847 44847 44847 44847 44847 44847 44847 44847 44847 44847 44847 44847 44847
1.5.2 修理费 21243 21243 21243 21243 21243 21243 21243 21243 21243 21243 21243 21243 21243 21243 21243
1.5.3 其他制造费 1815 1815 1815 1815 1815 1815 1815 1815 1815 1815 1815 1815 1815 1815 1815
2 销售费用 9922 12402 12402 12402 12402 12402 12402 12402 12402 12402 12402 12402 12402 12402 12402
3 管理费用 1810 1810 1810 1810 1810 1810 1810 1810 1810 1810 1210 1210 1210 1210 1210
3.1 无形资产摊销 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600
3.2 递延资产摊销
3.3 其他管理费 1210 1210 1210 1210 1210 1210 1210 1210 1210 1210 1210 1210 1210 1210 1210
4 财务费用 35594 6298 2802 2802 2802 2802 2802 2802 2802 2802 2802 2802 2802 2802 2802
4.1 长期借款利息 33306 3496
4.2 流动资金利息 2289 2802 2802 2802 2802 2802 2802 2802 2802 2802 2802 2802 2802 2802 2802
5 总成本费用 297413 313337 309841 309841 309841 309841 309841 309841 309841 309841 309241 309241 309241 309241 309241
6 经营成本 216372 261593 261593 261593 261593 261593 261593 261593 261593 261593 261593 261593 261593 261593 261593
~ 156 ~
新疆广汇能源股份有限公司 1000 万吨
/年原煤伴生资源加工与综合利用项目
附表 2 销售收入及税金计算表
单位:万元
单
序号 项目名称 位 单价 数量 生产期
（元） 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
1 液化气 吨 4500 32000 11520 14400 14400 14400 14400 14400 14400 14400 14400 14400 14400 14400 14400 14400 14400
2 1#轻质煤焦油 吨 8100 406100 263153 328941 328941 328941 328941 328941 328941 328941 328941 328941 328941 328941 328941 328941 328941
3 2#轻质煤焦油 吨 7800 717500 447720 559650 559650 559650 559650 559650 559650 559650 559650 559650 559650 559650 559650 559650 559650
4 重质煤焦油 吨 5000 1400 560 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700
5 煤沥青 吨 2000 400000 64000 80000 80000 80000 80000 80000 80000 80000 80000 80000 80000 80000 80000 80000 80000
6 半焦 吨 230 5100000 93840 117300 117300 117300 117300 117300 117300 117300 117300 117300 117300 117300 117300 117300 117300
7 粉焦 吨 100 1000000 8000 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000
8 精酚 吨 9500 64000 48640 60800 60800 60800 60800 60800 60800 60800 60800 60800 60800 60800 60800 60800 60800
9 硫磺 吨 1500 4500 540 675 675 675 675 675 675 675 675 675 675 675 675 675 675
10 电 kW 0.235 8E+08 15040 18800 18800 18800 18800 18800 18800 18800 18800 18800 18800 18800 18800 18800 18800
11 蒸汽 吨 200 2448000 39168 48960 48960 48960 48960 48960 48960 48960 48960 48960 48960 48960 48960 48960 48960
销售收入合计 992181 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226
1 流转税 116156 145696 145696 145696 145696 145696 145696 145696 145696 145696 145696 145696 145696 145696 145696
1.1 增值税 116156 145696 145696 145696 145696 145696 145696 145696 145696 145696 145696 145696 145696 145696 145696
1.1.1 销项税 142523 178154 178154 178154 178154 178154 178154 178154 178154 178154 178154 178154 178154 178154 178154
1.1.2 进项税 26367 32457 32457 32457 32457 32457 32457 32457 32457 32457 32457 32457 32457 32457 32457
1.2 消费税
2 城建税及教育费附加 11616 14570 14570 14570 14570 14570 14570 14570 14570 14570 14570 14570 14570 14570 14570
3 流转税及附加合计 127771 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266
~ 157 ~
新疆广汇能源股份有限公司 1000 万吨
/年原煤伴生资源加工与综合利用项目
附表 3 损益表
单位:万元
生产期
序号 项目
3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
1 产品销售收入 992181 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226
2 流转税金 127771 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266
3 总成本费用 297413 313337 309841 309841 309841 309841 309841 309841 309841 309841 309241 309241 309241 309241 309241
4 利润总额 566997 766623 770119 770119 770119 770119 770119 770119 770119 770119 770719 770719 770719 770719 770719
5 弥补以前年度亏损额
6 应纳税所得额 566997 766623 770119 770119 770119 770119 770119 770119 770119 770119 770719 770719 770719 770719 770719
7 所得税 85050 114993 115518 115518 115518 115518 115518 115518 115518 115518 115608 115608 115608 115608 115608
8 税后利润 481947 651629 654601 654601 654601 654601 654601 654601 654601 654601 655111 655111 655111 655111 655111
8.1 盈余公积金 48195 65163 65460 65460 65460 65460 65460 65460 65460 65460 65511 65511 65511 65511 65511
8.2 公益金 24097 32581 32730 32730 32730 32730 32730 32730 32730 32730 32756 32756 32756 32756 32756
8.3 应付利润 545951 556411 556411 556411 556411 556411 556411 556411 556411 556844 556844 556844 556844 556844
8.4 未分配利润 409655 7934
其中：偿还借款 409655 7934
累计未分配利润 409655 417589 417589 417589 417589 417589 417589 417589 417589 417589 417589 417589 417589 417589 417589
~ 158 ~
新疆广汇能源股份有限公司 1000 万吨
/年原煤伴生资源加工与综合利用项目
附表 4 现金流量表(全部投资)
单位:万元
建设期 生产期
序号 项目 合计
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
1 现金流入 18457458 992181 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1342339
1.1 产品销售收入 18355345 992181 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226
1.2 回收固定资产余值 35405 35405
1.3 回收流动资金 66708 66708
2 现金流出 9372266 941924 411246 483683 549070 537376 537376 537376 537376 537376 537376 537376 537376 537466 537466 537466 537466 537466
2.1 建设投资 1353170 941924 411246
2.2 流动资金 66708 54490 12218
2.3 经营成本 3878668 216372 261593 261593 261593 261593 261593 261593 261593 261593 261593 261593 261593 261593 261593 261593
2.4 流转税金及附加 2371495 127771 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266
2.5 所得税 1702225 85050 114993 115518 115518 115518 115518 115518 115518 115518 115518 115608 115608 115608 115608 115608
3 净现金流量 9085192 -941924 -411246 508498 691156 702850 702850 702850 702850 702850 702850 702850 702850 702760 702760 702760 702760 804873
4 累计净现金流量 9085192 -941924 -1353170 -844672 -153516 549334 1252183 1955033 2657883 3360732 4063582 4766431 5469281 6172041 6874800 7577560 8280319 9085192
5 所得税前净现金流量 10787417 -941924 -411246 593548 806149 818367 818367 818367 818367 818367 818367 818367 818367 818367 818367 818367 818367 920481
6 所得税前累计净现金流量10787417 -941924 -1353170 -759622 46527 864895 1683262 2501629 3319997 4138364 4956732 5775099 6593467 7411834 8230202 9048569 9866936 10787417
指标计算 所得税前 所得税后
财务内部收益率 42.49％ 37.60％
财务净现值 3121630万元 2516353万元
~ 159 ~
新疆广汇能源股份有限公司 1000 万吨
/年原煤伴生资源加工与综合利用项目
附表 5 现金流量表(自有资金)
单位:万元
序号 项目 合计 建设期 生产期
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
1 现金流入 18457458 992181 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1342339
1.1 产品销售收入 18355345 992181 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226 1240226
1.2 回收固定资产余值 35405 35405
1.3 回收流动资金 66708 66708
2 现金流出 8811516 82249 123374 936235 600196 540178 540178 540178 540178 540178 540178 540178 540178 540268 540268 540268 540268 586964
2.1 自有资金 225635 82249 123374 16346 3666
2.2 借款本金偿还 555178 455102 53380 46696
2.3 借款利息支付 78315 35594 6298 2802 2802 2802 2802 2802 2802 2802 2802 2802 2802 2802 2802 2802
2.4 经营成本 3878668 216372 261593 261593 261593 261593 261593 261593 261593 261593 261593 261593 261593 261593 261593 261593
2.5 流转税金及附加 2371495 127771 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266 160266
2.6 所得税 1702225 85050 114993 115518 115518 115518 115518 115518 115518 115518 115518 115608 115608 115608 115608 115608
3 净现金流量 9645942 -82249 -123374 55946 640030 700048 700048 700048 700048 700048 700048 700048 700048 699958 699958 699958 699958 755375
4 累计净现金流量 9645942 -82249 -205623 -149677 490353 1190401 1890448 2590496 3290544 3990592 4690640 5390687 6090735 6790693 7490651 8190609 8890567 9645942
指标计算
财务内部收益率 114.13％
财务净现值 3140562万元
~ 160 ~
新疆广汇能源股份有限公司 1000 万吨
/年原煤伴生资源加工与综合利用项目
附表 6 投资总额及资金筹措表
单位:万元
序号 项目名称 合计 第1年 第2年 第3年 第4年 第5年 第6年 第7年 第8年
1 总投资 780813 280449 433656 54490 12218
1.1 建设投资 685410 274164 411246
1.1.1 固定资产投资 667760 667760
1.2 建设期利息 28695 6285 22410
1.3 流动资金 66708 54490 12218
1.3.1 铺底流动资金 20012 16347 3665
2 资金筹措 780813 280449 433656 54490 12218
2.1 自有资金 225635 82249 123374 16346 3666
其中：流动资金 20012 16346 3666
2.2 借款 555178 198200 310282 38144 8552
2.2.1 长期借款 508482 198200 310282
建设投资借款 479787 191915 287872
建设投资借款利息 28695 6285 22410
2.2.2 流动资金借款 46696 38144 8552
~ 161 ~
新疆广汇能源股份有限公司 1000 万吨
/年原煤伴生资源加工与综合利用项目
附表 7 资金来源与运用表
单位:万元
建设期 生产期
序号 项目 合计
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
1 资金来源 13729374 280449 433656 666934 878777 882274 882274 882274 882274 882274 882274 882274 882274 882274 882274 882274 882274 882274
1.1 利润总额 11348167 566997 766623 770119 770119 770119 770119 770119 770119 770119 770119 770719 770719 770719 770719 770719
1.2 折旧费 672700 44847 44847 44847 44847 44847 44847 44847 44847 44847 44847 44847 44847 44847 44847 44847
1.3 摊销费 6000 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600
1.4 长期借款 508482 198200 310282
1.5 流动资金借款 691888 38144 46696 46696 46696 46696 46696 46696 46696 46696 46696 46696 46696 46696 46696 46696
1.6 其他短期借款
1.7 自有资金 502137 82249 123374 16346 20012 20012 20012 20012 20012 20012 20012 20012 20012 20012 20012 20012 20012 20012
1.8 其他
1.9 回收固定资产余值 35405
1.10 回收流动资金 66708
2 资金运用 12362436 948209 433656 594641 781033 738637 738637 738637 738637 738637 738637 738637 738637 739160 739160 739160 739160 739160
2.1 建设投资 1353170 941924 411246
2.2 建设期利息 28695 6285 22410
2.3 流动资金 988402 54490 66708 66708 66708 66708 66708 66708 66708 66708 66708 66708 66708 66708 66708 66708
2.4 所得税 1702225 85050 114993 115518 115518 115518 115518 115518 115518 115518 115518 115608 115608 115608 115608 115608
2.5 应付利润 7781462 545951 556411 556411 556411 556411 556411 556411 556411 556411 556844 556844 556844 556844 556844
2.6 长期借款本金偿还 508482 455102 53380
2.7 流动资金借款本金偿还 46696
3 盈余资金 1366938 -667760 72292 97744 143637 143637 143637 143637 143637 143637 143637 143637 143113 143113 143113 143113 143113
4 累计盈余资金 -667760 -667760 -595468 -497724 -354087 -210450 -66813 76824 220461 364097 507734 651371 794484 937598 1080711 1223824 1366938
~ 162 ~
新疆广汇能源股份有限公司 1000 万吨
/年原煤伴生资源加工与综合利用项目
附表 8 借款偿还表
单位:万元
序号 项目 建设期 生产期
1 2 3 4
1 借款及还本付息
1.1 年初借款本息累计 198200 508482 53380
1.2 本年借款 191915 287872
1.3 本年应计利息 6285 22410 33306 3496
1.4 本年偿还本金 455102 53380
1.5 本年支付利息 33306 3496
2 还款资金来源
2.1 折旧 44847 44847
2.2 摊销费 600 600
2.3 未分配利润 409655 7934
2.4 其他还款资金
2.5 合计 455102 53380
借款偿还期（含建设期） 3.09 年
~ 163 ~
新疆广汇能源股份有限公司 1000 万吨
/年原煤伴生资源加工与综合利用项目
附表 9 资产负债表
单位:万元
建设期 生产期
序号 项目
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
1 资产 280449 714105 141928 210006 308196 406386 504576 602766 700956 799147 897337 995527 1093794 1192060 1290327 1388594 1486860
1.1 流动资产总额 -667760 -667760 -526730 -413206 -269569 -125933 17704 161341 304978 448615 592252 735888 879002 1022115 1165228 1308342 1451455
1.1.1 应收帐款 18031 21799 21799 21799 21799 21799 21799 21799 21799 21799 21799 21799 21799 21799 21799
1.1.2 存货 48693 60497 60497 60497 60497 60497 60497 60497 60497 60497 60497 60497 60497 60497 60497
1.1.3 现金 2014 2221 2221 2221 2221 2221 2221 2221 2221 2221 2221 2221 2221 2221 2221
1.1.4 累计盈余资金 -667760 -667760 -595468 -497724 -354087 -210450 -66813 76824 220461 364097 507734 651371 794484 937598 1080711 1223824 1366938
1.2 在建工程 948209 1381865
1.3 固定资产净值 663258 618412 573565 528718 483872 439025 394179 349332 304485 259639 214792 169945 125099 80252 35405
1.4 无形资产及递延资产净值 5400 4800 4200 3600 3000 2400 1800 1200 600
2 负债及所有者权益 280449 714105 813353 877765 975955 1074145 1172335 1270526 1368716 1466906 1565096 1663286 1761553 1859820 1958086 2056353 2154620
2.1 流动负债总额 52391 64505 64505 64505 64505 64505 64505 64505 64505 64505 64505 64505 64505 64505 64505
2.1.1 应付帐款 14247 17809 17809 17809 17809 17809 17809 17809 17809 17809 17809 17809 17809 17809 17809
2.1.2 流动资金借款 38144 46696 46696 46696 46696 46696 46696 46696 46696 46696 46696 46696 46696 46696 46696
2.2 长期借款 198200 508482 53380
负债小计 198200 508482 105771 64505 64505 64505 64505 64505 64505 64505 64505 64505 64505 64505 64505 64505 64505
2.3 所有者权益 82249 205623 707582 813260 911450 1009641 1107831 1206021 1304211 1402401 1500592 1598782 1697048 1795315 1893582 1991848 2090115
2.3.1 资本金 82249 205623 225635 225635 225635 225635 225635 225635 225635 225635 225635 225635 225635 225635 225635 225635 225635
2.3.2 资本公积金
2.3.3 累计盈余公积金 48195 113358 178818 244278 309738 375198 440658 506118 571578 637039 702550 768061 833572 899083 964594
~ 164 ~
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/年原煤伴生资源加工与综合利用项目
2.3.4 累计公益金 24097 56679 89409 122139 154869 187599 220329 253059 285789 318519 351275 384030 416786 449542 482297
2.3.5 累计未分配利润 409655 417589 417589 417589 417589 417589 417589 417589 417589 417589 417589 417589 417589 417589 417589
计算 资产负债率（%） 70.67 71.21 74.52 30.72 20.93 15.87 12.78 10.70 9.20 8.07 7.19 6.48 5.90 5.41 5.00 4.65 4.34
流动比率 （%） -1005.39 -640.59 -417.91 -195.23 27.45 250.12 472.80 695.48 918.16 1140.83 1362.70 1584.56 1806.43 2028.29 2250.16
指标 速动比率 （%） -1098.33 -734.37 -511.70 -289.02 -66.34 156.34 379.01 601.69 824.37 1047.04 1268.91 1490.78 1712.64 1934.51 2156.37
~ 165 ~
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/年原煤伴生资源加工与综合利用项目
附：第一部分 1000 万吨/年煤干馏装置项目实施计划
1.1 施工场地
该项目厂区场地比较平坦、宽畅，施工场地面积完全可以在保证本期工程用地的前提下满足施工用地的需求，
但需对场地进行平整。
1.2 设备运输
由于该厂址交通十分便利。所以本项目建设期间，工程所需比较大的设备可以直接运到厂区内，无需二次搬
运。本工程所需的主要建筑材料可就地取材，当地自身解决。
1.3 施工组织进度构想
提高建设综合进度考虑以下措施：
（1）设备采购供应计划应能配合、满足工程进度要求，应使设备制造厂发货日期、运输时间计划的制定符
合工程工期要求尽量做到设备随到货随安装，这样既可节省设备堆放场地，又可减少设备的二次搬运。
~ 166 ~
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（2）施工主吊机械应尽早落实，并能按要求时间运抵现场，进行组装。
（3）土方开挖应与厂内重要沟道最好能一次施工，避免二次开挖。这样可较快腾出施工场地，避免地下工
程施工对交通运输的影响。
表 1.3-1 工程进度表
月 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
项目
可行性研究及审批
设备定货及制造
施工图设计
土建施工
设备安装
调试及试运行
~ 167 ~
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2 投资估算
本工程为建设规模为 1000 万吨煤干馏项目。
2.1 投资估算方法
固定资产投资：固定资产投资是参考“冶金工程概算定额及新疆当地价格”，并调整到当地价格水平。依据国
家计委（1999）1340 号文，投资价格指数按 0 计算，涨价预备金为 0。
设备价格：采用询价或近期类似工程的设备订（到）货价。
其它费用：采用冶金工程投资估算办法和规定进行编制；采用计基础（2001）26 号文计算。
~ 168 ~
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2.2 投资估算
表 2.2-1 建设投资估算
工程或设备名称 概算价值（万元） 备注
建筑 安装 设备 其它
合计
工程费 工程费 购置费 工程费
工程费
焦化工程
备煤单元 4329.89 624.29 1951.36 6905.54
炭化单元 11141.70 17716.38 9131.17 37989.25
筛焦单元 9466.25 4028.71 15672.82 29167.78
鼓冷单元单元 8782.21 5695.25 22184.82 36662.28
气柜 160.00 640.00 4880.00 5680.00
荒煤气脱硫单元 600.00 787.00 6673.92 8060.92
污水处理单元 934.95 651.44 4787.52 6373.91
小计 35415 30143.07 65281.61 130839.68
公共辅助设计
给排水工程 622.50 802.78 4014.08 5439.36
变电所及电气 804.48 918.40 4681.60 6404.48
热力 21.28 50.58 287.65 359.51
化验室及机修 15.17 16.32 55.49 86.98
浴池 189.22 12.91 51.60 253.73
~ 169 ~
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管网（厂区内） 326.14 2004.13 4892.16 7222.43
采暖、通风 115.39 646.27 3231.33 3992.99
驰放气气柜及加压 86.40 288.00 2304.00 2678.40
电信 11.55 35.10 175.46 222.11
仪表及控制 161.28 1102.72 5376.00 6640.00
计算机 50.18 250.88 1489.28 1790.34
总图 1388.29 0.00 215.04 1603.33
圆形煤仓及卸车线 2677.04 2677.04
贮焦棚 8673.60 8673.60
小计 15142.52 6128.09 26773.69 48044.3
合计 50557.52 36271.16 92055.3 178883.98
其它费用
建设单位管理费 493.15 493.15
勘察费 112.64 112.64
环评费 65.00 65.00
设计费 2624.00 2624.00
工程监理费 612.74 612.74
调试费 540.67 540.67
烘炉费 384.00 384.00
培训费及进厂费 416.00 416.00
办公费用 444.80 444.80
土地征用费 10000 10000
工程质量监督检测费 73.60 73.60
~ 170 ~
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/年原煤伴生资源加工与综合利用项目
施工安全措施补助费 40.00 40.00
小计 15806.6 15806.6
预备费（8%） 15575.25 15575.25
总计 50557.52 36271.16 92055.3 31381.85 210265.83
表 2.2-2 投资总额及资金筹措表
表4 单位： 万元
序号 项目名称 合计 第1年 第2年 第3年 第4年 第5年 第6年 第7年 第8年
1 总投资 231755 86035 133034 10648 2038
1.1 建设投资 210266 84106 126160
1.1.1 固定资产投资 194691 194691
1.2 建设期利息 8803 1928 6875
1.3 流动资金 12686 10648 2038
1.3.1 铺底流动资金 3806 3194 611
2 资金筹措 231755 86035 133034 10648 2038
2.1 自有资金 66885 25232 37848 3194 612 -1
其中：流动资金 3805 3194 612 -1
2.2 借款 164870 60803 95187 7454 1426 1
2.2.1 长期借款 155989 60803 95187
建设投资借款 147186 58874 88312
建设投资借款利息 8803 1928 6875
2.2.2 流动资金借款 8881 7454 1426 1
~ 171 ~
新疆广汇能源股份有限公司 1000 万吨
/年原煤伴生资源加工与综合利用项目
制造成本估算表
表5 单位： 万元
序号 项目名称 单位 单价 数量 生产期
（元） 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
生产负荷 80% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%
1 原料 105872 132339 132339 132339 132339 132339 132339 132339 132339 132339 132339 132339 132339 132339 132339
2 辅助材料
3 燃料及动力 20751 25939 25939 25939 25939 25939 25939 25939 25939 25939 25939 25939 25939 25939 25939
3.1 新鲜水 吨 1 309760 25 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31 31
3.2 电 千瓦时 0.283 332000000 7516 9396 9396 9396 9396 9396 9396 9396 9396 9396 9396 9396 9396 9396 9396
3.3 循环水 吨 0.5 235200000 9408 11760 11760 11760 11760 11760 11760 11760 11760 11760 11760 11760 11760 11760 11760
3.4 蒸汽 吨 200 237600 3802 4752 4752 4752 4752 4752 4752 4752 4752 4752 4752 4752 4752 4752 4752
4 生产工人工资及福利费 6440 6440 6440 6440 6440 6440 6440 6440 6440 6440 6440 6440 6440 6440 6440
5 制造费用 21412 21412 21412 21412 21412 21412 21412 21412 21412 21412 21412 21412 21412 21412 21412
5.1 折旧费 13874 13874 13874 13874 13874 13874 13874 13874 13874 13874 13874 13874 13874 13874 13874
5.2 修理费 6572 6572 6572 6572 6572 6572 6572 6572 6572 6572 6572 6572 6572 6572 6572
5.3 其他制造费用 966 966 966 966 966 966 966 966 966 966 966 966 966 966 966
6 制造成本 154475 186130 186130 186130 186130 186130 186130 186130 186130 186130 186130 186130 186130 186130 186130
~ 172 ~
新疆广汇能源股份有限公司 1000 万吨
/年原煤伴生资源加工与综合利用项目
总成本估算表
表14 单位： 万元
序号 项目名称 生产期
3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
1 制造成本 154475 186130 186130 186130 186130 186130 186130 186130 186130 186130 186130 186130 186130 186130 186130
1.1 原材料 105872 132339 132339 132339 132339 132339 132339 132339 132339 132339 132339 132339 132339 132339 132339
1.2 辅助材料
1.3 燃料及动力 20751 25939 25939 25939 25939 25939 25939 25939 25939 25939 25939 25939 25939 25939 25939
1.4 工资 6440 6440 6440 6440 6440 6440 6440 6440 6440 6440 6440 6440 6440 6440 6440
1.5 制造费用 21412 21412 21412 21412 21412 21412 21412 21412 21412 21412 21412 21412 21412 21412 21412
1.5.1 折旧费 13874 13874 13874 13874 13874 13874 13874 13874 13874 13874 13874 13874 13874 13874 13874
1.5.2 修理费 6572 6572 6572 6572 6572 6572 6572 6572 6572 6572 6572 6572 6572 6572 6572
1.5.3 其他制造费 966 966 966 966 966 966 966 966 966 966 966 966 966 966 966
2 销售费用 3976 4970 4970 4970 4970 4970 4970 4970 4970 4970 4970 4970 4970 4970 4970
3 管理费用 644 644 644 644 644 644 644 644 644 644 644 644 644 644 644
3.1 无形资产摊销
3.2 递延资产摊销
3.3 其他管理费 644 644 644 644 644 644 644 644 644 644 644 644 644 644 644
4 财务费用 10665 953 533 533 533 533 533 533 533 533 533 533 533 533 533
4.1 长期借款利息 10217 420
4.2 流动资金利息 447 533 533 533 533 533 533 533 533 533 533 533 533 533 533
5 总成本费用 169760 192698 192277 192277 192277 192277 192277 192277 192277 192277 192277 192277 192277 192277 192277
6 经营成本 145221 177870 177870 177870 177870 177870 177870 177870 177870 177870 177870 177870 177870 177870 177870
~ 173 ~
新疆广汇能源股份有限公司 1000 万吨
/年原煤伴生资源加工与综合利用项目
销售收入及流转税金估算表
表6 单位： 万元
序号 项目名称 单位 单价 数量 生产期
（元） 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
1 半焦 吨 230 5100000 93840 117300 117300 117300 117300 117300 117300 117300 117300 117300 117300 117300 117300 117300 117300
2 煤焦油 吨 2600 1000000 208000 260000 260000 260000 260000 260000 260000 260000 260000 260000 260000 260000 260000 260000 260000
3 硫磺 吨 1500 4526 543 679 679 679 679 679 679 679 679 679 679 679 679 679 679
4 煤气 标方 0.1 1.14E+10 91232 114040 114040 114040 114040 114040 114040 114040 114040 114040 114040 114040 114040 114040 114040
5 粉煤 吨 50 1000000 4000 5000 5000 5000 5000 5000 5000 5000 5000 5000 5000 5000 5000 5000 5000
销售收入合计 397615 497019 497019 497019 497019 497019 497019 497019 497019 497019 497019 497019 497019 497019 497019
1 流转税 36394 45647 45647 45647 45647 45647 45647 45647 45647 45647 45647 45647 45647 45647 45647
1.1 增值税 36394 45647 45647 45647 45647 45647 45647 45647 45647 45647 45647 45647 45647 45647 45647
1.1.1 销项税 55013 68766 68766 68766 68766 68766 68766 68766 68766 68766 68766 68766 68766 68766 68766
1.1.2 进项税 18619 23119 23119 23119 23119 23119 23119 23119 23119 23119 23119 23119 23119 23119 23119
1.2 消费税
2 城建税及教育费附加 3639 4565 4565 4565 4565 4565 4565 4565 4565 4565 4565 4565 4565 4565 4565
3 流转税及附加合计 40033 50212 50212 50212 50212 50212 50212 50212 50212 50212 50212 50212 50212 50212 50212
~ 174 ~
新疆广汇能源股份有限公司 1000 万吨
/年原煤伴生资源加工与综合利用项目
损益表
表7
序号 项目 生产期
3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
1 产品销售收入 397615 497019 497019 497019 497019 497019 497019 497019 497019 497019 497019 497019 497019 497019 497019
2 流转税金 40033 50212 50212 50212 50212 50212 50212 50212 50212 50212 50212 50212 50212 50212 50212
3 总成本费用 169760 192698 192277 192277 192277 192277 192277 192277 192277 192277 192277 192277 192277 192277 192277
4 利润总额 187822 254109 254529 254529 254529 254529 254529 254529 254529 254529 254529 254529 254529 254529 254529
5 弥补以前年度亏损额
6 应纳税所得额 187822 254109 254529 254529 254529 254529 254529 254529 254529 254529 254529 254529 254529 254529 254529
7 所得税 28173 38116 38179 38179 38179 38179 38179 38179 38179 38179 38179 38179 38179 38179 38179
8 税后利润 159649 215993 216350 216350 216350 216350 216350 216350 216350 216350 216350 216350 216350 216350 216350
8.1 盈余公积金 15965 21599 21635 21635 21635 21635 21635 21635 21635 21635 21635 21635 21635 21635 21635
8.2 公益金 7982 10800 10817 10817 10817 10817 10817 10817 10817 10817 10817 10817 10817 10817 10817
8.3 应付利润 183594 183897 183897 183897 183897 183897 183897 183897 183897 183897 183897 183897 183897 183897
8.4 未分配利润 135702
其中：偿还借款 135702
累计未分配利润 135702 135702 135702 135702 135702 135702 135702 135702 135702 135702 135702 135702 135702 135702 135702
~ 175 ~
新疆广汇能源股份有限公司 1000 万吨
/年原煤伴生资源加工与综合利用项目
主要技术经济指标汇总表
表1
序号 项 目 名 称 单位 数量
一 基本数据 其中外汇：
1 总投资 万元 231755 0
1.1 建设投资 万元 210266 0
1.2 固定资产投资 万元 194691
1.3 建设期利息 万元 8803
1.4 流动资金 万元 12686
2 销售收入 万元 490392 生产期内年平均
3 总成本 万元 190804 生产期内年平均
4 流转税及附加 万元 49534 生产期内年平均
5 利润总额 万元 250054 生产期内年平均
6 所得税 万元 37508 生产期内年平均
7 税后利润 万元 212546 生产期内年平均
二 经济评价指标
8 投资利税率 ％ 129.27
9 投资利润率 ％ 107.90
资本金利润率 ％ 373.86
10 借款偿还期 年 3.03 含二年建设期
11 财务内部收益率
所得税前 ％ 46.17
所得税后 ％ 40.93
12 净现值（i = 12%）
所得税前 万元 1065012
所得税后 万元 864876
13 投资回收期 含二年建设期
所得税前 年 3.76
所得税后 年 4.01
~ 176 ~