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1、中石化齐鲁分公司催化干气回收乙烯项目方案设计1.U东三维石化工程股份有限公司二OO九年三月1项目名称、建设地点、承办单位及项目负贲人1.1项目名称：齐鲁石化公司催化干气回收乙烯项目1.2建设地点：齐鲁石化公司胜利炼油厂内1.3 承办单位：齐鲁石化公司1.4 承办单位负责人：孙振光2项目提出的必要性与建设的有利条件2.1 乙烯生产的原料费用约占成本的70%,乙烯裂解的主要原料石脑油的价格一直居高不下，因此采用廉价的代替原料可有效的降低乙烯生产成本。利用炼油厂副产的催化干气经过油吸收工艺生产乙烯、丙烯是油化一体化、高效利用炼厂资源的重要途径。2.2 该项目将干气中附加值较蒿的成品-乙烯提浓后送往烯
2、泾厂裂解车间，目前齐鲁石化分公司乙烯裂解原料尚不能自给需要外购，每年公司需花费大量运费，该装置建成投产后每年将提供约5.23万吨乙烯裂解气，将节省大量裂解原料和运费，可创造可观的经济效益。2.3 催化干气回收乙烯装置的原料是胜利炼油厂的两套催化装置的脱后干气，经过乙烯提浓后，作为半成品送至齐鲁石化烯泾厂裂解车间进入后续工序处理。两套催化装置脱后干气流量一13.5h,乙烯含量19.69%(wt),干气流量稳定，由两套催化管输供应十分便利。催化干气回收乙烯装置采用由中国石油化工股份有限公司北京化工研究院(以下简称BRra)和齐鲁分公司共同开发的油吸收工艺，该技术成熟、可靠。催化干气回收乙烯装置拟建
3、于北区第二常减压装置北侧，与拟建的S-Zorb装置组成联合装置，该区域总图布置合理、运输便利，而且装置公用工程可就近依托胜利炼油厂相应设施；催化干气回收乙烯装置的建设、投产，取得好的经济效益是完全可能的。3项目建设的主要内容3.1 该项目主要包括一套催化干气回收乙烯装置；装置公用工程依托于胜利炼油厂相应设施。3.2 本装置控制室与S-ZOrb装置共用，装置配电部分由第二常减压装置配电室内扩容接出。3.3 作为本装置外管部分，需将胜利炼油厂南北两套催化脱后干气管输至本装置，启外需将提取的乙烯产品管输至烯炷厂裂解车间，并将装置副产品送至炼油厂燃料气管网。3.4 本装置产生的少量生活废水排至污水处理
4、管网。3.5 本装置的机、电、仪及分析化验等主要辅助设施依托于胜利炼油厂现有设施不再新增。4产品市场需求预测本装置产品是催化干气提浓的乙烯半成品气，产品气加压管输至烯炷厂裂解车间分憎工序前，乙烯裂解炉之后。只要产品气符合要求就可以作为乙烯分憎原料，不存在装置产品后路不畅的问题，这样可以节省裂解原料石脑油的用量，减少齐鲁石化公司外购石脑油数量，对优化整个齐鲁公司的资源配置起到一定作用。装置压力较高的吸附废气直接并入炼厂燃料气管网，压力较低的置换废气加压后并入炼厂燃料气管网。这样，本装置的产品、副产品均有长期稳定出路，可以保证装置长周期、满负荷生产。5产品方案及建设规模5.1 本装置以催化脱后干气
5、为原料，通过油吸收技术将干气中大部分乙烯等高注提浓后，作为半成品送至烯炷厂裂解车间。5.2 装置处理炼厂催化干气13495.13kgh（10.79万吨/年），产品气量6535.42kg/h（5.23万吨/年），乙烯回收率90%。装置年操作时间为8000小时。装置包括催化干气压缩脱碳、油吸收等单元。6工艺技术6.1 工艺原理及特点催化干气回收碳二的工艺主要包括催化干气压缩、浅冷油吸收、膨胀机和冷箱、脱碳、净化部分。炼厂催化干气中有大量的乙烯和乙烷，根据相似相溶的原理，利用炼厂液化气为吸收剂，采用浅冷油吸收的方法可以脱除甲烷氢，回收其中的碳二憎分。经过脱碳和净化后，碳二提浓气送入乙烯厂碱洗塔。工艺
6、具有如下特点：1 .采用炼厂低压蒸汽吸收制冷提供冷量；2 .采用浅冷油吸收技术，脱除催化干气中的甲烷、氢；3 .采用热钾碱脱碳技术脱除二氧化碳；4 .采用催化反应脱除C2提浓气中的02、NoX等杂质；5 .C2提浓气送入乙烯装置硕洗塔。6.2 工艺流程简述6.2.1 压缩（100单元）来自界区外的催化干气进入一段吸入罐FA-IOl,在罐中气液分离，正常情况下在罐底无游离水冷凝下来。罐顶催化干气,进入压缩机GB-IOl一段，经一段压缩后压力升高到1.50MPa（八）。经一段冷却器EA-IOI冷却到40C后送入二段吸入罐FA-IO2,硅内液相送出界区外，FA-102气相经二段压缩后压力升高到2.8
7、3MPa（八）,通过二段冷却器EA-102冷却到40C后送入二段排出罐FAJ03中。FAJ03冷凝下来的液相（主要是饱和水）返回到二段吸入罐FA102,罐顶催化干气经送入脱碳塔（DA-301）。由脱碳塔分液罐（FA-301）罐顶来得脱碳干气直接送入干气压缩机三段，压力升高到4.71MPa（八）,经过三段冷却器EA-103和干气冷却器EA-IO4冷却到12C后送入分水罐FA-Io4。罐顶催化干气送入油吸收塔DA-201,罐底液相（主要是饱和水）返回到二段吸入罐FA-Io2。6.2.2 油吸收塔（200单元）分水罐FA-104J8顶催化干气进入油吸收塔DA-201的中下部，从解吸塔DA202塔釜来
8、的釜液作为吸收剂从塔顶喷淋，吸收混合气中的C2和C2以上的重组分，分离出甲烷、氢等不凝气进入冷箱。在塔身中上部设有两个中冷器，第一中冷器E-202,从塔的第5块塔板抽出液相，冷却到12。C后，送回至第6块塔板。第二中冷器E-203,从塔的第11块塔板抽出液相，冷却到12C后，送回至第12块塔板。塔釜富吸收剂送至解吸塔DA-202。为了节省能源，在塔身下部设有一台中间再沸器EA-204,加热介质是解吸塔DA-202塔釜采出的循环溶剂。塔釜再浇器EA-205采用的加热介质为低压蒸气，低压凝液经蒸汽凝液罐FA-203回收蒸汽凝结水。塔顶采出未被吸收的比、2、CE等不凝气及夹带的少量吸收剂等，送入冷箱
9、EA-201X冷却到53.0C,进入高压凝液罐FA-201。罐底部液相由回流泵GA-201A/B送回油吸收塔DA-201的顶部。罐中的气相经节流后向冷箱EA-201X提供部分冷量，物料升温到-15。C后送入膨胀机GB-201进行一级膨胀，膨胀后温度降低到-56.TC,送入冷箱EA201X换热。经换热后的气体温度升至/5。再经膨胀机GB202进行二级膨胀，温度降低到-56.4。C后再次进入冷箱EA-201X换热，换热后温度上升到-15C,进入GB-202和GB-201的增压机，增压后的尾气温度为62.5经尾气冷却器EA-212用循环水冷却至40C后送到界区外的燃料气管网。623解吸塔（200单元
10、）来自油吸收塔DA-201塔釜的物料靠压力差进入解吸塔DA-202,塔顶气体经过解吸塔冷凝器EA-207用冷却水部分冷凝至40C,并在解吸塔回流罐FA-204中进行气液分离，凝液经解吸塔回流泵GA-205A/B送回塔顶。气体经过解吸塔第二冷凝器EA-206,用低温水冷却至13C,并在碳二出料缓冲罐FA-205中进行气液分离，凝液靠位差返回到解吸塔回流罐FA-204,气体送入脱碳塔DA-30U塔釜采出贫溶剂送到吸收塔中间再沸器EA-204作为加热介质，回收热量后再送入循环溶剂罐FA-206,由循环溶剂泵GA-204A/B,经溶剂循环水冷却器EA-209冷却到40C,分出一股质量流量为400kgh
11、的液化气去界区外（其目的是保证循环溶剂中水和重组分的平衡，此物料可以作为液化气产品销售）。启一股贫溶剂经溶剂低温水冷却器EA-211冷却到12。匚进入吸收塔塔顶循环使用。塔釜再浇器EA-208采用的加热介质为低压蒸气，低压凝液经蒸汽凝液罐FA-207回收蒸汽凝结水。624脱碳系统（300单元）干气压缩机二段排出罐顶FA-103的催化干气进入脱碳塔DA-301底部，由脱碳溶剂循环泵GA-301AZB来的热钾碱溶剂从塔顶进入，吸收碳二混合气中的二氧化碳。混合气由塔顶出来进入分液罐FA-301,正常情况下罐内无冷凝液相，罐顶脱碳干气送入干气压缩机三段。吸收二氧化碳后的热钾碱溶剂经减压后进入再生塔DA
12、-302顶部。塔顶气体经过再生塔冷凝器EA-301用循环水部分冷却到60C,并在再生塔回流罐FA-303中进行气液分离，凝液经再生塔回流泵GA-302A/B回流至塔顶，气相二氧化碳经消音器在安全的地方排入大气。塔釜采出热钾碱溶剂直接送入溶剂循环罐FA-302。循环溶剂由脱碳溶剂循环泵GA-301A/B经溶剂冷却器EA-303冷却到40C进入脱碳塔顶部。塔釜再浇器EA-302采用的加热介质为低压蒸气，低压凝液经蒸汽凝液罐FA-304回收回凝液系统。由于放空的二氧化碳带走部分水，因此,需要补充少量的水到脱碳循环溶剂罐。7原料、产品及装置物料平衡7.1 原料气规格本装置原料为胜利炼油厂第一、二催化装
13、置脱硫后干气，两套装置干气混合后温度40。压力0.7).8MPa(g)流量一135th,其组成见下表催化干气组成(以wt%H)组成含量氢气3.58氨气22.06氧气1.35一氧化碳1.22二氧化碳4.95硫化氢甲烷22.09乙烯19.69乙烷2038丙烯2.50丙烷0.38丁烯Oj3顺丁烯Oj9反丁烯2Oj7异丁烷0.28正丁烷Oj6异戊烯0.03异戊烷0.31正戊烷0.01水0.52总计10()7.2 产品规格碳二提浓气产品组成（以wl%计）组成含量甲烷6.4r出一7&4r-皈二6.0碳四以上9.13二氧化碳400ppm氧气Ippb化物V10ppb重金属vlppb7.3 副产品规格液化气组成
14、（以吐计）组成含量异丁烷16.18正丁烷12.38丁烯120.47反丁烯-217.08顺丁烯218.08异戊烷13.04正戊烷0.38异戊烯1.10燃料气（尾气）组成.（以吐计）组成含量氢气7j1氮气43.79氧气2.68一氧化碳2.42二氧化碳11ppm甲烷37.72乙烯3.73乙烷0.32碳三以上2.237.4 物料平衡人方催化干气1349513kghO80万吨/年吸收剂980.25kg/h0.79万吨/年新鲜水54.70kg/h0.04万吨/年出方碳二提浓气产品6535.42kg/li5.23万吨/年液化气400.00kg/h0.32万吨/年C022737.23kgli0.59万吨/年燃
15、料气（尾气）679583kgh5.44万吨/年污水61.60kg/h0.05万吨/年8厂址及建厂条件中石化齐鲁分公司催化干气回收乙烯项目布置在胜利炼油厂北区第二常减压装置北侧，与拟建的S-ZOrb装置组成联合装置，两单元之间留有8.0米宽的检修通道。本装置根据现场场地情况布置成L形，南北最长边68.0米，东西最长边59.0米，占地面积2413.0平方米。所占用场地均在胜利炼油厂界区内，不需新征地。9储运部分9.1 主要工艺流程9.1.1 原料本项目原料为来自齐鲁分公司炼油厂第一、二催化装置的干气一135吨/时。因炼油厂原有南北区瓦斯管网只有一个，为混合供气管网。启外经本项目提浓后的燃料气需调至
16、南区补充燃料，故需新设DN250催化干气专用管网1个。9.1.2 产品本项目产品系6.5吨/时的碳二提浓气，作为乙烯原料，由炼油厂新建催化干气回收乙烯装置送往烯泾厂。需新建DN200管道至烯炷厂，本项目不包括烯炷厂内改造。9.1.3 副产品液化气：催化干气回收乙烯装置产液化气接至北区液化气管网1379J00。补充液化气：催化干气回收乙烯装置产补充液化气接至北区液化气管网1379-100。燃料气：催化干气回收乙烯装置产燃料气接至南北区燃料气管网。公用工程管道：低压蒸汽、中压蒸汽、净化风均来自北区管网。9.2 存在问题9.2.1 本项目油品储运配套不包括烯短厂部分配套设施。9.2.2 北京化工研究
17、院所提供的工艺包液化气及补充液化气出装置压力为0.65MP,不满足进管网要求，需加压至l-3MPa0923炼油厂目前焦化干气已部分供乙烯，目前燃料气管网基本平衡，如催化干气提6.5吨/时碳二提浓气供烯炷厂，炼油厂燃料气将不足，请公司考虑如何调配。10给排水及消防10.1给排水及消防部分设计范围新鲜水供给系统、循环水供给系统、第三循环水场改扩建、给排水系统管网改扩建、消防及节水措施等。102新鲜水供给系统胜利炼油厂现有水源井28口,采水能力为3OOOm3h,由淄博市供给的黄河水水量3OOmVh（远期为1200m3h）,目前胜利炼油厂生产生活用水量约为1500m%,故生产生活用水水源可以满足催化干
18、气回收乙烯项目的需要。水源工程（水源井、输水管道、二级加压给水泵站和蓄水池等）依托现有设施，不需要扩建。10.3循环水供给系统第三循环水场，现承担北区各生产装置及拟建装置循环用水水量见表9-1,为了满足拟建催化干气回收乙烯项目循环水新增IoOOm-Th的需要，第三循环水场需改扩建。己有装置及拟建装置循环水水量表装置名称循环冷水（l113h）循环热水（nfh）备注加氢精制装置20842084第二催化装置38723872第一常减压装置11081108齐胜润滑油装置160160第四污水气提装置550550140万吨/年延迟焦化装置14501450最大用量时2000mVhSZOrb装置160160拟建
19、第二催化装置扩建12001200拟建第二催化装置二气分丙烯塔顶冷却器改造450450拟建合计1110241102410.4.1 第三循环水场现状现有处理量400m3h冷水塔（4.7m风机）18间，冷却水量8000m%,3OOOm3h冷水塔（9.12m风机）1间，合计处理量为HOOOm-Vho现有循环冷水泵8台（24Sh-132台、20Sh-94台、14Sh-9B1台、16SA-9冷1台），无阀过滤器2台，相应配套的操作室、配电室、加氯间、加药间、水质监测、化验等。10.4.2 存在问题、改扩建内容及依托设施第三循环水场目前向北区各生产装置及拟建装置提供循环水量正常为11024m3h,现有设施已
20、不能满足拟建催化干气回收乙烯顶目循环水供给，需在第三循环水场内扩建处理水量为3OOOm3h冷却塔1间、增设循环冷水泵2台、增设循环热水过滤设备1台，操作室、加氯设施、加药设施、水质监测、化验等依托现有设施。10.5给排水管网扩建10.5.1 给排水管网扩建内容10.5.1.1 增设第三循环水场至催化干气回收乙烯装置循环冷热水管道。10.5.1.2 增设催化干气回收乙烯装置外部部分消防给水、生产给水、循环冷热水、含油污水、生活污水管道。11低温水系统本项目需5C低温水约550th第三焦化装置可外供95-70C低温热水440th,原油罐区利用了约200th,仍有约240th的低温热水没有得到利用，
21、需消耗大量工业循环水进行冷却。因此，本着节能降耗的原则，本方案拟采用热水型漠化锂制冷机组制取所需的低温水，可消耗第三焦化装置低温热水约200th低温水系统布置在本装置内。低温水系统由漠化锂制冷机、冷冻水循环系统和冷却水循环系统组成，主要设备有漠化锂制冷机2台（1用1备）、冷却塔3台（2用1备）、冷却水循环泵3台（2用1备）、冷冻水循环泵3台（2用1备）和1套冷冻水自动定压补水装置。主要设备明细见下表。低温水系统主要设备明细表序号设备名称数量（台）规格备注1热水型漠化锂制冷机3额定制冷量：2320RW总功率：11.5kW1用1备2冷却塔3单台处理水量：450mVh.N=15kW台2用1备3冷却水
22、循环泵31OSh-13,N=55kW流量:486m呱扬程24m2用1备4冷冻水循环泵38Sh-9tN=75kW,流量：32。0?小,扬程62m2用1备5自动定压补水装置1套水箱V=IOm补水泵流量:25n?/h扬程50m自带控制箱N=7.5kW12本装置公用工程规格、消耗见下表公用工程及能量消耗量表名称正常量（）最大量（t/h）单耗低压蒸气11.9t/h12.9t/h1.82l/l产品压蒸气0.70t/h0.76t/li0.11M产品循环水1000.5t/h1084.5t/h153.1t/t产品低温水544.4t/h590.1t/h83.3t/t产品电1777.6Kwh1926.9Kwh272
23、.0Kwh/1产品仪表风80Nm7h86.7NmVh12.3Nm%产品13消防13j消防设施现状胜利炼油厂南北区各有一个消防站，消防车共14台，其中泡沫消防车8台，干女分消防车2台，气防救护车2台，多功能抢险照明车1台、消防指挥车1台，现有消防队员110人，管理人员5人，合计115人。胜利炼油厂南北区各有一个消防泡沫储存站，装卸设施齐全，各泡沫站内均储存IOnv泡沫液。胜利炼油厂北区现有两个消防给水泵站，一处为二油品不合格油罐区消防水泵站，站内设有2个2000m3消防储水罐，2台变频恒压消防给水稳压泵，3台消防给水泵。启一处为三油品成品油罐区消防水泵站，站内设有2个2000|消防储水池，2台变
24、频恒压消防给水稳压泵，3台消防给水泵。各消防给水泵站消防给水泵流量为300400US,水泵扬程280m。各消防给水泵站变频恒压消防给水稳压泵流量为50一100L/S,水泵扬程28Om。胜利炼油厂北区各生产装置、罐区、辅助生产装置、辅助生产设施均设置了环状稳高压消防给水管网，全厂消防给水管网压力OSOMPa,本项目消防尽量依托现有消防设施。13.2本项目消防13.2.1 拟建催化干气装置属甲类火灾危险性装置，装置消防给水量300L/S,在装置外四周设置稳高压消防给水管道，在管道上设置地上式消火栓及消防水泡，装置火灾灭火依托消防站消防车。1322为了防止火灾蔓延，在装置、建筑物等排水出设置水封井，
25、水封离度不小于250mm14环境保护14.1 建设地区环境现状根据市环境监测局大气监测资料，本地区大气环境较好，SO2、NOx日均浓度均无超标现象，大气中悬浮物日均浓度低于国家二级标准，水质较好，未受到人为污染。14.2 主要污染物及污染源本装置正常生产时无废水、废气、废渣排放，装置的噪声污染来源为机泵噪声，选用低噪声的YB系列电机，其声压级小于85dBAo14.3 环境保护的原则措施本项目在设计中充分考虑了环境保护的要求，在工艺选择和工程设计及设备选型时，均以不产生“三废”和少产生“三废”为前提条件。同时在设计中严格执行各项环境保护标准，对装置生产过程中产生的废水、废气及工业噪声采取了相应的
26、防治措施。14.4 环保管理和环境监测胜利炼油厂现设有安环处和环境监测站，环保处负责炼油厂的环保管理、检查、监督和指导工作，环境监测站在环保处直接领导下负责厂区和生活区的环境监测工作。本装置依托炼厂健全的环保管理机构和环境监测机构进行环保管理和环境监测，仅设兼职环保员一名配合工作。15装置管理体制及定员本装置建成投产后纳入胜利炼油厂的管理体制，装置定员20人，这些人员由厂内调剂解决。16经济分析16.1 投资估算16.1概述中国石化股份有限公司齐鲁分公司催化干气回收乙烯项目可行性研究报告总投资估算为12317万元。其中：建设投资9282万元建设期借款利息197万元流动资金2838万元（其中铺底
27、流动资金851万元）16.1.2编制依据16.121中国石油化工集团公司文件，中国石化咨（2005）154号文关于印发中国石油化工集团公司石油化工项目可行性研究报告编制规定的通知。16.2.2中国石油化工集团公司文件，中国石化建200882号关于发布石油化工工程建设设计概算编制办法（2007版）的通知。1.1.1.1 1土建工程参照山东省建筑工程消耗量定额，采用综合大指标计算。1.1.1.2 2安装工程依据中国石油化工集团公司文件，中国石化2000建字476号文石油化工安装工程概算指标（修订版）及相关费用文件计算。16.1.4 设备及材料计价依据16.1.4.1 主要设备材料按现行市场价格计算
28、。16.1.5 其他费计价依据16.151设计费依据国家计委、建设部计价格200210号文关于发布工程勘察设计收费管理规定的通知计算。16.1.5.2可行性研究报告编制费依据计价格（1999）1283号文国家计委关于印发建设项目前期工作咨询收费暂行规定的通知计算。16.153建设单位管理费、临时设施费、工程保险费、设备采购技术服务费依据中国石化建200881号关于发布石油化工工程建设费用定额（2007版）的通知计算。16.1.5.4工程监理费依据国家发改委、建设部建设工程监理与相关服务收费管理规定（发改价格（2007）670号）计算。16.5.6不可预见费按固定资产费用的8%估算。16.1.6
29、 建设期利息估算本项目资本金为30%,其余为银行贷款，贷款年利率为6.07%。建设期为1年，建设期利息估算值为197万元。16.1.7 流动资金估算本项目流动资按分项详细估算法估算为2838万元。根据国家有关规定，流动资金的30%为铺底流动资金，由企业自有资金解决。其余为银行贷款，贷款年利率为5.3I%o序号工程或费用名称佶算价值占建设投资的比例(%)备注设备购叠建筑工程其它合计总投资43953066340451512317建设投资4395306634014809282I(X)1固定资产费用43953066340793859493Ij工程费用439530663407802Ij总图4848Ij-
30、2建筑物1051051.1.3构筑物15499253Ij-4静止设备7331919241.1.5机械设备2137942231Ij-6890890工艺管道Ij-7系统管线8828821.1.8电气90147237Ij9自控449273722IjjO循环水场扩建20011060370给排水管网20165252101.1.12执工z.J7661308961.1.13安全生产费303341.2固定资产其他费用793793121建设单位管理费78781.2.2设计费5265261.2.3前期可行性研究费36361.2.4设备采购技术服务伊24241.2.5临肘设施费20201.2.6工程监理费86861
31、.2.7工程保险费2323工程投资估算表单位：万元,万美元2预备费6886887工程投资估算表单位：万元,万美元2不可预见费688688二建设期借款利息197197流动资金28382838报批投资4395306634025291033016.2 总投资及资金使用计划本项目建设期1年，全部完成固定资产投资。16.3 财务评价16.3.1 概述本项目的技术经济分析是按增量法分析计算的。项目建设期为1年，投产第一年负荷达100%,项目计算期为13年。16.3.2 评价依据及参数技术经济分析主要依据中国石油化工集团公司文件，中国石化咨2005154号文关于印发中国石油化工集团公司石油化工项目可行性研究
32、报告编制规定的通知及中国石油化工项目可行性研究技术经济参数与数据2006计算。16.3.2.1 装置所需要的原材料、辅助材料、燃料消耗及动力价格根据市场价格确定，价格为含税价。主要原材料、辅助材料、燃料及动力消耗见下表：原材料、辅助材料、燃料动力价格及消耗量表顶目名称消耗量单位单价催化干气10.7961万吨/年2197元/吨液化气0.5059万吨/年50H元/吨固碱4&00吨/年500元/吨低压蒸汽12.00万吨/年136元/吨循环水765.36万吨/年0.3元/吨低温水455.84万吨/年3.00元/吨电1459.12万kwh年0.56元kwh仪表风86.4万Nm,/年0.14元/Nm3污水
33、排放430.4吨/年8.00元/口屯16.3.2.2 固定资产折旧采用平均年限法计算，折旧年限为12年，残值率为5%o16.3.2.3 大修理费按固定资产原值的4%计取；销售费用按销售收入的0.1%估算，详见总成本估算表16.324销售收入及税金佶算本项目主要产品及价格如下：产品价格表项目名称产量单位单价C2S5.213万吨/年4680元/吨C4S0.32万吨/年5011元/吨燃料气5.4978万吨/年1654元/吨城建税及教育费附加分别按流转税额的7%和4%计算。16.3.2.5 利润及分配本项目的利润主要来源于销售产品。所得税税率为25%,企业税后盈余公积金按所得税税后利润的10%计取，公
34、益金5%计取。16.3.2.6 现金流量估算财务基准内部收益率取为13%。经计算税后财务内部收益率为23.24%,全部投资回收期为5.22年（含建设期）。16.3.3综合评价各项主要经济评价数据和指标汇总见经济评价计算指标汇总表53-1。其中年均总成本费用为31651万元；销售收入为35092万元；财务税后内部收益率23.24%;财务净现值5862万元；静态投资回收期为5.22年。从以上分析结果可以看出本项目实施后，各顶经济指标均高于行业基准指标，税后利润1922万元。项目实施后具有较好的经济效益，本项目在经济上是可行的。经济评价计算指标汇总表序号项目名称备注1总投资12317万元1.1其中：
35、建设投资9282万元1.2建设期利息197万元13流动资金2838万元2销售收入35092万元/年（生产期内年平均）3总成本31651万元/年（生产期内年平均）其中：经营成本30729万元/年（生产期内年平均）4流转税792万元/年（生产期内年平均）5其他税（城建税等）87万元/年（主产期内年平均）6利润总额2562万元/年（生产期内年平均）7所得税640万元/年（主产期内年平均）8税后利润1922万元/年（生产期内年平均）9投资利税率27.94%（销售收入总成本）/总投资IO投资利润率20.80%C利润总额/总投资/成:本利润率&09%利润总额/成本12贷款偿还期12J银行贷款3.97年包括
36、建设期1年12.2外汇贷款包括建设期1年123中方自有资金包括建设期1年12.4外方自有资金包括建设期1年3全部投资：所得税后所得税前：13净现值（折现率=13%）5862万元9588万元自有资中方投外方投金资资14财务净现值比率49.70%8130%净现值：万元15财务内部收益率23.24%29.36%IRR%16A投资回收期静态5.22年4,48年C包括建设期1年162动态7.27年5,76年包括建设朋1年总成本费用估算表序号项目名称年份：单位：万兀（外汇:万美兀）12345678910111213100.00%100.00%100.00%100.00%100.00%100.00%100.
37、00%100.00%100.00%100.00%100.00%100.00%/原材料2625626256262562625626256262562625626256262562625626256262562外购动力及燃料4059405940594059405940594059405940594059405940592.1其中：人民币费用4059405940594059405940594059405940594059405940593工资及福利费4直接费用3031530315303153031530315303153031530315303153031530315303155制造费用112911
38、2911291129112911291129112911291129112911295.1其中：折旧费7507507507507507507507507507507507505.2修理费3793793793793793793793793793793793795.5其他制造费用6生产成本3144431444314443144431444314443144431444314443144431444314447管理费用7.1其中：无形资产摊销7.2递延资产摊销7.3土地使用税7.4技术转让费7.5其他管理费8财务费用50337424()1051051()51051051051051051059销售费
39、用35353535353535353535353510总成本费用319823185331719315843158431584315843158431584315843158431584H经营成本307293072930729307293072930729307293072930729307293072930729可变成本303153031530315303153031530315303153031530315303153031530315固定成本166715381404126912691269126912691269126912691269利润及利润分配表序号项目名称年份：单位：万元（外汇：万
40、美元）12345678910111213100.00%100.00%100.00%100.00%100.00%100.00%100.OWi100.00%100.00%100.00%100.00%100.00%/销售收入3509235092350923509235092350923509235092350923509235092350922总成本3198231853317193158431584315843158431584315843158431584315843流转税7927927927927927927927927927927927923.1其中：增值税（纳税额）7927927927927927927927927927927927923.1.i增值税销项税额5099509950995099509950995099509950995099509950993.1.2增值税进项税额
