【正文】 本項目建設期為1年，建設投資在建設期1年內均衡投入。序號工程或費用名稱估算價值占總資金比例（%）一總投資1001建設投資2建設期利息3流動資金二報批投資1001建設投資2建設期利息3鋪底流動資金根據以上內容、估算依據及方法估算了工程投資。建設期利息簡化計算，假定借款均在每年年中支用，當年借款按半年計息，其余各年按全年計息。建筑工程費根據建、構筑物相應的工程量，按照該項目所在地區(qū)現行的綜合指標進行估算。國內設備運雜費按4%計算。按照財政部、國家稅務總局、國家計委《關于暫停征收固定資產投資方向調節(jié)稅的通知》（財稅字［1999］299號）規(guī)定，固定資產投資方向調節(jié)稅自2000年1月1日起暫停征收。主要指設計變更及施工過程中可能增加工程量的費用；一般自然災害造成的損失和采取預防措施所需要的費用；竣工驗收時為鑒定質量對隱蔽工程進行必要的挖掘和修復的費用。（2）無形資產費用包括土地使用費、專利及專有技術使用費、軟件購置費等。主要材料費計入安裝工程費用中。 吉林省物價局 吉林省發(fā)展計劃委員會關于發(fā)布吉林省建設項目3000萬元以下估算投資額分檔收費標準的通知 吉省價經字［2002］22號《石油化工安裝工程主材費》（上、下冊）（2003年版）。［2003］71號關于印發(fā)《某某天然氣股份有限公司石油建設工程其他費用補充規(guī)定》的通知?！蛾P于印發(fā)某某天然氣股份有限公司建設項目經濟評價參數（2005～2006）的通知》石油計字［2005］226號。12投資估算及資金籌措本項目為某某公司煉油廠干氣脫硫裝置改造。11項目實施規(guī)劃1） 2007年7月20日完成可研編制及審查。干氣脫硫部分脫出的H2S隨甲基二乙醇胺溶液送至硫磺回收裝置統(tǒng)一處理。凡不正常條件下可能超壓的設備均設有安全閥。從工藝和自動控制方面確保安全。溶劑外送泵利舊。(如地震、凍脹等)所采取的處理措施由于本區(qū)域的地震設防烈度為7度；計算凍土深度為1700mm,因此本設計按《建筑抗震設計規(guī)范》和《凍土地區(qū)建筑地基基礎設計規(guī)范》進行設計。本工程暫缺工程地質勘察資料。廠區(qū)內地質構造以斷裂帶為主，也有花崗巖與二迭系侵入接觸帶，其斷裂帶分為北東向和北向，近區(qū)有20余條規(guī)模不等的破碎帶，場地所見斷層均為非活動斷層該場地地下水為基巖裂系水和坡洪積潛水，對混凝土無侵蝕性。⑹ 所有新增信號均引入原有DCS控制系統(tǒng)，新增DCS卡件選用與原有DCS系統(tǒng)配套的卡件。⑵ 流量測量儀表主要采用法蘭取壓節(jié)流裝置配用智能差壓變送器的測量方式。根據區(qū)域特點及環(huán)境情況，合理選擇耐介質腐蝕及耐一定環(huán)境腐蝕的儀表及儀表外殼，合理選擇適合環(huán)境要求的儀表配管及安裝材料。 干氣來源情況，表41：裝置裝置負荷，萬噸/年干氣收率，%干氣產量，萬噸/年一催化140二催化70氣柜瓦斯1500Nm3/h合計干氣脫硫裝置所需的脫硫劑（2530%甲基二乙醇胺溶液）約50噸/小時，來自于硫磺回收裝置溶劑再生單元。GB1501998《鋼制壓力容器》JB/T47102005《鋼制塔式容器》GB/T81631999《輸送流體用無縫鋼管》《壓力容器安全技術監(jiān)察規(guī)程》JB/T47092000《鋼制壓力容器焊接規(guī)程》GB/T9851988 《氣焊手工電弧焊及氣體保護焊焊縫坡口的基本形式與尺寸》GB/T9861988《埋弧焊焊縫坡口的基本形式和尺寸》JB/T47302003《承壓設備無損檢測》HG/T21514～205352005《鋼制人孔和手孔》JB/T47362002《補強圈》HG20592～2061497《鋼制管法蘭、墊片、緊固件》“三廢”排放本裝置產生廢棄物主要為硫化氫氣體，隨著甲基二乙醇胺溶液送至溶劑再生單元和硫磺回收裝置進行回收處理。1）新增干氣脫硫塔T3101A（Φ20001900010）一座，塔內件采用Φ50階梯環(huán)散堆填料，填料分三段。本裝置產品為凈化干氣，送往煉油廠高壓瓦斯管網，產品質量指標見表22。通過更換不同規(guī)格的分布器，該塔操作彈性可以極大拓寬。（1）采用板式塔，塔徑2000mm，板間距600 mm，20層單液流浮閥塔盤，塔盤采用ADV浮閥塔盤。溶劑在再生塔內遇熱進行逆向解吸反應，釋放出H2S、CO2，使溶劑再生，再生溶劑循環(huán)使用。表21：序號項目單位指標1原料干氣中H2S含量ppm18000～20000 經脫硫裝置脫硫后的產品質量指標見表22。項目的主要評價指標，見下表。另外，如前所述，煉油廠計劃將常減壓裝置的輕烴氣相引入干氣脫硫裝置脫硫處理，加上新建30000立方米氣柜項目投產后，需要進行脫硫的干氣量增加，現有干氣脫硫設施已遠遠不能滿足干氣脫硫負荷增加的需要。另外，由于裝置運行時間較長，而且腐蝕現象嚴重，造成部分儀表損壞失靈，影響正常使用。（2）原料干氣中硫化氫含量增加2002年以來，工廠開始較大比例摻煉俄羅斯原油，原料中硫含量增加，以及兩套催化裂化裝置加工方案變化（采用降烯烴操作方案，反應活性較高），兩套催化裂化裝置干氣中的硫化氫含量增加，由未摻煉俄羅斯原油時的10000ppm左右提高到摻煉俄羅斯原油后的20000ppm左右。催化裂化裝置干氣脫硫目前具有處理10萬噸/年干氣的能力，但隨近年來兩套催化裂化裝置的改造、原料性質的變化，公用工程系統(tǒng)的變化，干氣脫硫系統(tǒng)實際能力已不能滿足需要；主要因素如下：（1）實際干氣產量增加兩套催化裂化裝置原料重質化：1996年，重油催化裝置加工能力由60萬噸/年增加到70萬噸/年，處理量增加，并且原料性質變重，干氣產量增加；2002年一催化裝置進行了原料重質化改造，加工能力從100萬噸/年提高到140萬噸/年，并且原料性質變重，干氣產量增加。公司煉油廠催化裂化干氣脫硫裝置于1989年建成投產，原設計加工能力5萬噸/年（加工一催化裝置的干氣，實際設計能力考慮了加工60萬噸/年重油催化裝置建成投產后的干氣，干氣中硫化氫含量為10000ppm），采用濕法醇胺脫硫工藝，以甲基二乙醇胺（MDEA）為溶劑。確保項目投產后符合職業(yè)安全衛(wèi)生的要求，使企業(yè)在獲得經濟效益的同時產生良好的社會效益。公司煉油廠位于吉林省吉林市東部，占地約 130 公頃。本項目為擴能改造項目，對公司煉油廠催化裝置現有10萬噸/年干氣脫硫進行改造，正常生產歸公司煉油廠管理。某某公司煉油廠。公司煉油廠“十五”末期生產裝置一覽表序號裝置名稱加工能力104t/a投產時間改造時間1一套常減壓蒸餾裝置38019772二套常減壓蒸餾裝置320199019963一套催化裂化裝置140197720024二套催化裂化裝置70199019975加氫裂化裝置60199620046延遲焦化裝置10020037汽油加氫精制裝置20198920038干氣/液化氣脫硫裝置25/1720029汽油脫硫醇裝置90199010酸性水汽提裝置602003200411柴油加氫精制裝置1202003200412