1、公司催化装置能量系统优化建设项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月58可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日目录1 总论71.1 项目及建设单位基本情况71.2 编制依据和原则91.3 研究范围及编制分工111.4项目背景及改造理由111.5主要研究结论162 改造2、内容及产品方案192.1改造内容191、变频调速的基本原理212、变频调速的优点22（2）变频调速后，可根据产能确定转速，解决大马拉小车问题；222.2原料与产品及原辅材料、燃料供应233 工艺技术及设备方案243.1工艺技术选择243.2工艺概述、节能量的计算343.3工艺设备技术方案483.4工艺装置“三废”排放523.5占地、建筑面积及定员534原料、辅助材料及燃料供应545自动控制555.1概述555.2自动控制水平555.3主要仪表选型565.4仪表供电576改造地点586.1厂址位置586.2厂址自然地理概况596.3社会经济状况636.4交通运输状况646.5公用工程及辅助设施状3、况（可以依托情况）647总图运输、储运、外管网及土建677.1总图运输677.14工厂运输677.2土建688公用工程及辅助生产设施718.1边界条件718.2消防水系统718.3供电739节能769.1节能原则769.2主要节能措施769.3企业能源管理情况779.4企业能源管理目标779.5企业能源管理组织结构、人员及职责789.6企业能源管理规章制度799.7能源计量器具的配备及管理情况8010节水8211消防8312环境保护8412.1建设地区环境现状8412.2设计中采取的环境保护措施86本次改造不增加原有装置的废水、废气、废渣排放，对环境不产生影响。8613劳动安全卫生8713.14、编制依据8713.2工程概况8813.3生产过程中职业危险、危害因素的分析8913.4主要职业危险、危害概述8913.5生产过程中有害作业部位及其有害程度9013.6可能受到职业危险、危害的人数及受害程度9113.7劳动安全卫生设计中采用的主要防范措施9213.8急性中毒应急措施100 劳动安全卫生管理机构设置及人员配备10213.9预期效果10313.10存在的问题及建议10414组织机构及人力资源配置10614.1工业体制及组织机构10614.2生产班制10614.3定员10615项目实施计划10715.1项目实施计划内容10715.2实施进度计划10716项目招标方案10816.1建设项5、目招标范围及招标组织形式10816.2投标、开标、评标和中标程序1084、评标按照中华人民共和国投标管理法的规定和程序进行。10916.3评标委员会的人员组成和资质要求1091、评标委员会人员组成1092、标委员会成员的资格要求11017投资估算及资金筹措11317.1投资估算1135、现行设备、材料出厂价格和类似工程的造价资料。11317.1.3投资估算1131、工程费用1132、其他固定资产费用1145、建设期借款利息估算1146、流动资金估算11417.2资金筹措115建设投资在建设期1年内按100投入。11518生产成本费用估算11618.1成本费用估算的依据11618.2成本分析116、619财务评价11719.1财务评价依据11719.2财务评价主要数据、参数1171、项目计算期及生产负荷1172、项目收入1173、流转税金及附加1174、所得税1175、项目还款资金来源1176、财务基准收益率1187、其它11819.3效益及财务评价指标计算1181、效益及财务评价主要指标及与基准值的对比详见下表：1182、产品销售收入及流转税金计算1183、损益计算1184、借款偿还平衡计算1195、现金流量计算1196、要经济评价指标汇总11920不确定性分析12020.1盈亏平衡分析12020.2财务评价结论120 1 总论1.1 项目及建设单位基本情况1.1.1 项目基本情况1.7、1.1.1 项目名称*集团有限公司催化装置能量系统优化项目。1.1.1.2 项目建设性质本项目属于技术改造工程。项目资金45%为自有资金，55%为银行贷款。1.1.1.3 项目改造地点本项目改造地点在*集团有限公司现有200104t/aDCC装置与100104t/a重油催化裂化装置内。1.1.2 建设单位基本情况1.1.2.1 建设单位名称、性质及负责人建设单位名称：*集团有限公司企业性质：股份制行政负责人：建设单位概况*集团有限公司（以下简称*集团）的前身为*县*石油化工厂，具有独立的法人地位，是集石油化工、产品深加工及国际贸易于一体的全国大型化工企业，是国家经贸委清理整顿后保留的全省21家8、地方炼厂之一。*集团组建于1994年，位于*省*县*镇经济开发区。到目前，公司共拥有资产58亿元，占地面积160多万平方米，职工1500余名，下属企业有：石油化工有限公司、青州九州工贸有限公司、*进出口有限公司、汽车运输有限公司和福利特种油品厂。主要产品有成品油系列、沥青系列、液化气、硫磺等50多个品种。公司现有100104t/a常减压装置一套，100104t/a重油催化裂化装置和200104t/aDCC装置各一套，25104t/a和30104t/a气分装置各一套，5万吨/年MTBE装置一套，2.4万千瓦热电厂一座，1.5104t/a硫磺装置一套，2008年完成产值95.66亿元，实现销售收入9、93.47亿元。多年来，公司生产的各种产品经国家技术监督部门检测，均达到国家技术标准要求，产品远销美国、南非、印度、马来西亚、日本、韩国、澳大利亚等二十多个国家和地区。公司通过了ISO9001：2000标准体系认证和*省清洁工厂的验收，1999年被外经贸部批准拥有自营进出口权，并先后荣获“全国大型一档企业”、“中国化工500强”、“中国石化百强企业”、“省AAA级信用企业”、“*省高新技术企业”、“省级重合同、守信用企业”、“省级示范管理企业”、“AAA级文明信用企业”、“省计量确认合格单位”、“全市重大贡献企业”等30多项荣誉称号。1.2 编制依据和原则1.21.2.1 编制依据1.2.1.10、1 *集团规划处提出的*集团有限公司催化装置能量系统优化项目可行性研究报告设计委托书。1.2.1.2 *集团提供的建厂地区气象水文资料。1.2.1.3 中国石油化工集团公司暨股份公司石油化工项目可行性研究报告编制规定（2005年版）。1.2.1.4 *集团提供的设计基础数据。1.2.1.5 *省人民政府*省国民经济与社会发展第十一个五年规划纲要；1.2.1.6 *省人民政府节约能源办公室“关于上报国家2007年节能备选项目有关材料的预备通知”及附件“2007年节能备选项目汇总表”；1.2.1.7 国家发改委节能技术改造项目节能量确定原则和方法；1.2.1.8 *省节能减排综合性工作实施方案1.11、2.2 编制原则1.2.2.1 贯彻执行国家基本建设的方针政策，采用国产化先进水平、并经生产实践证明成熟、可靠的工艺技术，保证装置长周期安全稳定运行。1.2.2.2 在满足生产安全的前提下采用经济、适用的设计方案，节约能源节约，节约工程投资，节省占地。装置改造设计充分体现“五化”（一体化、露天化、轻型化、社会化、国产化）的要求。1.2.2.3 充分依托*集团现有的公用工程和辅助设施，优化方案，节省工程投资。1.2.2.4 严格执行国家和地方的消防、环境保护、劳动安全卫生法律和法规。1.3 研究范围及编制分工11.11.21.31.3.1 研究范围本项目研究范围为*集团100104t/a重油催化12、裂化装置和200104t/aDCC装置内的以下改造工程：1.3.1.1 节能改造二套催化装置各自的余热锅炉系统；1.3.1.2 增设二套催化装置各自的电机变频器。1.3.2 编制分工本可行性研究报告全部由海工英派尔工程有限公司编制。1.4项目背景及改造理由1.4.1项目背景我国人口众多，能源资源相对不足，人均拥有量远低于世界平均水平。由于我国正处在工业化和城镇化加快发展阶段，能源消耗强度较高，消费规模不断扩大，特别是高投入、高消耗、高污染的粗放型经济增长方式，能源供求矛盾和环境污染状况加剧，能源问题已经成为制约经济和社会发展的重要因素。面对我国能源及环境问题的压力，政府提出了节约型、环境友好型13、可持续发展的经济发展战略，努力推动经济、社会、环境的“共赢”。“十一五”规划纲要提出，到“十一五”期末，万元国内生产总值（按2005 年价格计算）能耗下降到0.98吨标准煤，比“十五”期末降低20左右，平均年节能率为4.4% ，另外主要污染物排放总量在“十一五”期间要减少10 。2006 年以来，全国上下加强了节能减排工作，国务院发布了加强节能工作的决定，制定了促进节能减排的一系列政策措施，节能减排工作取得了积极进展。但是，2006 年全国没有实现年初确定的节能降耗和污染减排的目标，加大了“十一五”后四年节能减排工作的难度。更为严峻的是，今年一季度，工业特别是高耗能、高污染行业增长过快，占全14、国工业能耗和二氧化硫排放近70的电力、钢铁、有色、建材、石油加工、化工等六大行业增长20.6 % ，同比加快6.6个百分点。实现节能减排目标面临的形势十分严峻。*集团的100104t/a重油催化裂化装置和200104t/aDCC装置经过几年运行，在节能及综合利用方面存在不足：一是余热没有有效回收利用；二是装置运行负荷调控弹性较大，2007、2008年装置运行负荷在设计值的65%，用电设备在低产量时也处于用电设计值状况，引起大马拉小车现象，电能损失大。采用变频器直接控制机泵类负载节能非常显著，当电机在额定转速的80%运行时，理论上其消耗的功率为额定功率的（80%）平方，去除机械损耗电机铜、铁损等15、影响，节能效率接近35%，同时也容易实现闭环恒压控制，节能效率将进一步提高。变频器可实现大的电动机的软停、软起，避免了启动时的电压冲击，减少电动机故障率，延长使用寿命，同时也降低了对电网的容量要求和无功损耗。根据国内同型机改造的实例，经过变频改造后，实际运行的电功率较改造前可降低2535%。*集团有一套100104t/a重油催化裂化装置和一套200104t/aDCC装置，该二套装置均各自配有一台补燃型余热锅炉，主要利用再生烟气的余热，再加上部分助燃瓦斯，产生中压蒸汽，提供催化装置气压机透平及生产工艺所需蒸汽。该余热锅炉与催化装置内外取热器共同组成中压蒸汽发生系统，除自产蒸汽外，同时还过热装置外16、取热器、油浆蒸发器产生的同参数饱和蒸汽，省煤器利用再生烟气的余热预热给水，给水压力为5.5MPa，104。由于原设计方面原因，该余热锅炉同其它炼厂如中石化九江分公司、茂名石化分公司和长岭石化分公司等催化装置余热锅炉类似，运行中存在以下几方面问题：（1）省煤器腐蚀严重。 余热锅炉省煤器没有有效的防腐措施，该锅炉的省煤器存在严重的酸露点腐蚀现象。该锅炉自2004年投运后不到二年，低温段省煤器即出现了腐蚀穿孔，不得不将低温段省煤器切除运行，大量烟气余热资源没能得到充分回收。（2）炉膛压力偏高，烟气泄漏严重，烟机做功下降；由于受热面缺乏有效吹灰手段，加之传热管错列布置，催化剂粉末容易静电吸附在换热管束17、上，烟气流通面积减小，流动阻力增大，炉膛压力偏高，实际运行炉膛压力高达6.0kPa(设计值为4.0kPa)，烟气泄漏严重，影响生产安全进行,另外炉膛压力偏高，导致烟机背压升高，影响烟机做功。（3）余热锅炉受热面积灰严重，排烟温度偏高，余热锅炉效率偏低；每次余热锅炉检修清灰后运行不到半年，排烟温度从开工时170180上升至300以上，锅炉效率下降910，有时不得不停炉清灰。鉴于以上存在的问题，为消除省煤器腐蚀现象，降低排烟温度，降低炉膛压力，使装置长周期高效安全运行，提高装置经济效益，针对性地提出本次余热锅炉综合防腐节能技术改造方案。另外，从几年来装置运行的情况看，由于市场竞争激烈，公司的装置在18、2006年、2007年、2008年的运行负荷率平均在65%左右，存在着大马来小车的情况，电能损失大，因而要进行电机节能改造，优化能量系统。1.4.2项目建设的有利条件1.4.2.1只需对现有二套催化装置的余热回收锅炉、电机进行改造，不用新征地。1.4.2.2依托条件好，现有催化装置配套设施完善，不需增加公用工程、消防安全环保等方面的投入。1.4.2.3本项目属无污染项目，对所在地区的环境影响不产生影响。1.4.2.4本项目采用的技术立足于国内，实现了少投入，多产出的目标。1.4.3投资必要性*集团进行催化装置能量系统优化项目建设，实施石油化工改造工程，既可节省建设投资，同时也可降低经营成本，提19、高企业经济效益。本项目的建设符合国家节能减排发展战略，符合*省人民政府关于印发节能减排综合性工作实施方案的通知的精神，在降低企业能源消耗，提高经济效益的同时，将为*省完成“十一五”期间万元生产总值能耗降低22的艰巨任务做出自己的贡献。综上所述，建设本项目是十分必要的。1.5主要研究结论*集团催化装置能量系统优化项目采用的工艺技术成熟、可靠，公用工程来源充足、可靠。装置建成后具有良好的经济效益。因此，催化装置能量系统优化项目的建设是可行的。主要技术经济指标详见表1.5-1、主要经济评价指标详见表1.5-2。表1.5-1 主要技术经济指标汇总表序号指标名称单位数量备注1改造内容1.1100104t20、/a重油催化裂化装置改造1.1.1改造余热锅炉一套1.1.2增设变频器25套1.2200104t/aDCC装置改造1.2.1改造余热锅炉一套1.2.2增设变频器25套2主要公用工程消耗不增加消耗3节约能耗t标煤/a33716.654占地面积m2不增加占地5装置定员人不增加表1.5-2 主要经济评价指标汇总表序 号项 目单 位指 标备 注1项目投入总资金104元51551.1建设资金104元50511.2建设期利息104元831.3流动资金104元202 改造内容及产品方案2.1改造内容122.12.1.1 余热锅炉节能技术改造目的*集团有一套100104t/a重油催化裂化装置和一套20010421、t/aDCC装置，各自配有一台余热锅炉，利用再生烟气的余热，再加上部分助燃瓦斯，产生中压蒸汽，提供催化装置气压机透平及生产工艺所需蒸汽。该余热锅炉与催化装置内外取热器共同组成中压蒸汽发生系统，除自产蒸汽外，同时还过热装置外取热器、油浆蒸发器产生同参数饱和蒸汽，省煤器预热给水。由于原余热锅炉设计和结构的原因，该锅炉省煤器露点腐蚀严重，省煤器吸热能力不足，排烟温度达到300以上，造成余热浪费，降低了装置运行经济效益。为此，需要进行综合节能技术改造。本次余热锅炉节能技术改造主要达到以下三个目的：2.1.1.1 降低排烟温度，提高余热锅炉效率，降低装置能耗；2.1.1.2 降低余热锅炉尾部受热段的烟气22、流动阻力，降低炉膛压力，降低烟气泄漏，提高烟机出力；2.1.1.3 提高锅炉给水温度，根除省煤器露点腐蚀，确保余热锅炉长周期安全高效运行。2.1.2 余热锅炉节能技术改造内容2.1.2.1 对原省煤器进行改造，将排烟温度降至185左右。拆除原省煤器和相关炉墙，在原位置依次布置新设计的高温段省煤器和低温段省煤器。新设计的省煤器受热全部改用螺旋翅片管，采用模块式箱体结构。2.1.2.2 增设给水预热器，将省煤器进水温度由104提高到150（可设定），避免省煤器露点腐蚀。2.1.2.3 增设蒸汽吹灰器。在新设计的省煤器箱体上布置固定旋转式蒸汽吹灰器，有效防止催化剂粉尘静电吸附在余热锅炉受热面上，确保23、排烟温度达到设计值，使余热锅炉长周期高效运行。蒸汽吹灰器采用PLC自动控制。2.1.2.4 对原有的余热锅炉的给水系统管路进行设计改造；增加蒸汽吹灰器低压蒸汽管路。2.1.2.5 对电气仪表进行相应改造，新增控制、显示参数全部进原装置DCS系统。2.1.3 改造后余热锅炉的技术性能指标余热锅炉技术改造后，在设计操作条件下达到如下技术性能指标：2.1.3.1 锅炉排烟温度范围为18510；二套余热锅炉排烟温度由改造前325降低至改造后185,可多回收热量31740kw，以产汽量计算，相当于汽包多产中压蒸汽38.2t/h。（详细计算过程见章节“3.2工艺概述、节能量的计算”）2.1.3.2 省煤器24、给水入口温度大于150,避免露点腐蚀；2.1.3.3 省煤器所有承受高压元件全部焊缝100%探伤，并分别经过压力1.5倍水压试验。2.1.3.4 本余热锅炉可以在70%110%设计负荷之间安全运行。2.1.3.5 由于新设计的省煤器受热改用螺旋翅片管，采用模块式箱体结构，改造后二套省煤器总压降由现大于2KPa降低至1.2KPa，提高烟机出力，可多回收热量96kw（详细计算过程见章节“3.2工艺概述、节能量的计算”）。2.1.3.6 改造后保证在设计工况下省煤器不震动。2.1.4 增设节能变频器技术改造1、变频调速的基本原理催化装置机泵类设备占全部设备的20%，电能消耗比较大，为了节约用电，本次25、技术改造拟对二套催化装置重要机泵的电机增设变频器。交流电动机的同步转速表达式位： n60 f(1s)/p (1) 式中 n异步电动机的转速； f异步电动机的频率； s电动机转差率； p电动机极对数。 由式(1)可知，转速n与频率f成正比，只要改变频率f即可改变电动机的转速，当频率f在050Hz的范围内变化时，电动机转速调节范围非常宽。变频器就是通过改变电动机电源频率实现速度调节的，是一种理想的高效率、高性能的调速手段。2、变频调速的优点（1）节能效果明显，采用变频调速后，提高了电机的功率因数，减少了电机功率消耗；（2）变频调速后，可根据产能确定转速，解决大马拉小车问题；（3）系统采用闭环控制，26、参数波动范围小，偏差能及时控制，变频器的加速和减速可根据工艺要求自动调节，控制精度高，保证工艺稳定，提高产品质量和产量。2.2原料与产品及原辅材料、燃料供应本项目的实施不改变现有催化装置原料与产品，也不增加原、辅材料的供应。1193 工艺技术及设备方案3.1工艺技术选择1233.13.1.1 余热锅炉改造技术方案3.1.1.1 改造原则*集团催化余热锅炉改造的关键在于：降低排烟温度的同时，防止省煤器积灰与腐蚀，降低尾部受热面省煤器阻力，确保省煤器安全运行、高效运行。借助九江石化分公司、茂名石化分公司和长岭石化分公司等催化余热锅炉改造的成功经验，同时，针对*集团实际情况作相应改进与修改。（1）余27、热锅炉尾部受热面采用翅片管为传热元件，增加传热面积，强化换热，同时降低锅炉尾部烟气流动阻力，降低炉膛压力，提高余热锅炉再生烟气处理能力，满足装置满负荷运行余热回收要求，换热管顺排布置，便于清灰；（2）采用水热媒技术，在降低余热锅炉排烟温度，提高锅炉效率的同时，提高省煤器进水温度，提高省煤器管壁温度，避免省煤器露点腐蚀，满足余热锅炉防腐节能要求；（3）在余热锅炉高温、低温省煤器，增设固定旋转式蒸汽吹灰器，有效防止催化剂粉尘静电吸附在余热锅炉尾部受热面，确保余热锅炉长周期高效运行。固定旋转式蒸汽吹灰器采用PLC自动控制；（4）改造后的余热锅炉高温、低温省煤器全部采用模块化箱体结构。全部受压元件的组28、焊在锅炉厂完成，分段出厂，现场组装，实现工厂化制造，确保产品质量，缩短现场安装工期；3.1.1.2 设计计算基础数据（1）100104t/a重油催化裂化装置余热锅炉改造设计依据下列数据进行：序号项 目数值单位1再生烟气量143644Nm3/h2再生烟气进余热锅炉温度5003补燃瓦斯量800900Nm3/h4混合燃烧烟气量152412Nm3/h5省煤器入口温度3806全部中压给水流量80T/h 7排烟温度185108空气流量8000Nm3/h9空气入口温度2013锅炉除氧器给水出口温度10414给水压力6.4MPa（2）200104t/aDCC装置余热锅炉改造设计依据下列数据进行：序号项 目数值29、单位1再生烟气量287288Nm3/h2再生烟气进余热锅炉温度5003补燃瓦斯量16001700Nm3/h4混合燃烧烟气量304824Nm3/h5省煤器入口温度3806全部中压给水流量160T/h 7排烟温度185108空气流量16000Nm3/h9空气入口温度2013锅炉除氧器给水出口温度10414给水压力6.4MPa（2）公用工程参数仪表空气：0.6 0.7 MPa 常温吹灰蒸汽：1.0 MPa 280 3.1.1.3 改造方案本次防腐节能改造主要达到3个目的： 1、降低排烟温度，提高余热锅炉效率，降低装置能耗；2、降低余热锅炉尾部受热段的烟气流动阻力，降低炉膛压力，降低烟气泄漏，提高烟机30、出力；3、提高锅炉给水温度，根除省煤器露点腐蚀，确保余热锅炉长周期安全高效运行。通过采用模块化翅片管省煤器替代原光管错排省煤器、增设给水预热器等措施实现以上改造目的，具体说明如下：（1）采用先进、成熟的翅片管结构省煤器更换现有省煤器，达到强化省煤器传热，降低烟气流动阻力、降低排烟温度的目的。拆除原有高、低温省煤器和相关炉墙，在原位置依次布置新设计的高温省煤器和低温省煤器。省煤器换热元件均采用螺旋翅片管结构，基管均采用高压锅炉管(GB5310标准)，材质为20G。新设计的高、低温省煤器全部采用积木式模块化箱体结构，全部受压元件的组焊在锅炉厂完成（管子对接焊缝100拍片），分段出厂，现场组装，实现31、工厂化制造，确保产品质量，缩短现场安装工期。为降低排烟温度，提高余热锅炉效率，将油浆蒸发器、外取热器汽包给水和余热锅炉給水同时一起进省煤器进行预热。省煤器改造后可以在以下几个方面改善余热锅炉运行状况： 增加换热面积，强化换热。在相同的空间内，换热面积增加3倍以上，使省煤器吸热能力增加，降低排烟温度，提高余热锅炉效率； 降低烟气流通阻力，降低炉膛压力，防止烟气泄漏；提高烟机出力，保证余热锅炉长周期安全运行。（2）增设给水预热器，改造给水加热系统，提高低温段省煤器入口水温度，消除省煤器低温露点腐蚀。为适应装置负荷变化和原料油变化，防止省煤器低温露点腐蚀，增设給水预热器，利用省煤器出口的高温水加热省32、煤器进口的104低温水，将省煤器实际进水温度提高到150（可设定），高于露点温度，确保省煤器换热管的管壁温度高于烟气露点温度，从原理上避免露点腐蚀的产生，确保省煤器长周期安全运行。（3）采用正压防爆固定旋转式蒸汽吹灰器，达到有效清除受热面积灰，降低排烟温度的目的。根据翅片管结构受热面清灰特性要求，并结合催化余热锅炉正压、防爆的要求，在新设计的省煤器各箱体上布置我所开发的、成熟有效的正压防爆固定旋转式蒸汽吹灰器，有效防止催化剂粉尘静电吸附在余热锅炉受热面上，确保各段受热面的传热效果，降低烟气阻力，降低排烟温度，使余热锅炉达到长周期高效运行。固定旋转式蒸汽吹灰器采用定位布置蒸汽喷口，吹灰功率大，可33、有效保证吹灰效果。另外吹灰器采用PLC自动控制，操作简单。整个改造工艺全部新增控制、显示参数进原装置DCS系统。本改造方案清灰方式高温省煤器和低温省煤器可能存在静电积灰(含催化剂粉末)现象，不同的是由于设计中避免了露点腐蚀，灰垢粘性低，成“干”态，为清除积灰创造了有利条件。结合翅片管省煤器结构和烟气正压特点，采用并采用我所专门研制的正压防爆固定旋转蒸汽吹灰器吹灰，全部吹灰器采用PLC控制，定时自动吹灰，确保有效清除灰垢。3.1.1.4 技术特点本改造方案在原省煤器空间上布置了高温省煤器(二组)和低温省煤器(二组)，共四个模块，每个模块之间自身护板连接，支撑在炉体钢结构承重梁上，全部重量小于原省34、煤器带炉墙重量，原炉体钢结构无需加强，排烟系统不作任何改动，改造工作量小，节能效果明显，并具有以下特点： （1）高温省煤器和低温省煤器均采用模块化设计，设计上将承压部件的所有焊缝均安排在夹层内，预置吹灰器的接口，现场安装时只需将各模块之间加焊连接钢板，然后进行外保温，节省人力并可大大缩短现场安装工期，节约安装费用；（2）降低炉膛压力，减轻烟气泄漏，提高烟机出力；（3）降低排烟温度，提高锅炉效率；（4）无论装置负荷如何变化，均能自动将烟气换热器和省煤器入口水温保持在避开露点腐蚀的给定值(本次改造为140)，确保设备的安全运行；（5）给水预热器可布置炉底和余热锅炉附近适当位置，不受场地条件的限制。35、3.1.2 变频改造3.1.2.1 改造内容对泵类、风机类进行变频改造。共需改造49台电机，总装机容量3346KW，计算负荷2806KW。3.1.2.2 变频改造方案分析本工程变频改造为泵类设备。对于多台泵并联的情况，拟用一台变频器来控制系统中的一台泵变频运行，其他泵工频运行，手动控制启停。如图所示，实际运行中，根据工艺要求启动几个工频运行的泵，变频泵一直运行，预置一个设定压力，根据实际压力反馈值变频器内置PI控制器自动调节输出频率，控制电机调速，确保实际压力恒定，已达到节能效果。对于单个运行的泵类，则根据安装在泵出口处的压力传感器传送过来的压力信号，按照工艺控制要求，进行实时调节。PI控制器36、功率回路M设备压力反馈变频器压力设定值逻辑控制器启动停止运行故障对于单个运行的泵类，则根据安装在风机或泵出口处的压力传感器传送过来的压力信号，按照工艺控制要求，进行实时调节。考虑到原有柜体密封不好，散热效果差，不能满足变频器安装的要求，建议不使用原有柜体，推荐使用防护等级IP3X的控制柜，并且加装散热风扇以及过滤器。低压元器件品牌选用施耐德电器，该产品性价比较高。3.1.2.3 变频节能改造设备序号改造项目型号规格数量（台）备注1ABB变频器ACS 800492信号电缆3低压开关柜GCS型473.1.2.4 变频改造效果采用变频器直接控制风机、泵类负载节能非常显著，当电机在额定转速的80%运行37、时，理论上其消耗的功率为额定功率的（80%）平方，去除机械损耗电机铜、铁损等影响，节能效率接近35%，同时也容易实现闭环恒压控制，节能效率将进一步提高。由于变频器可实现大的电动机的软停、软起，避免了启动时的电压冲击，减少电动机故障率，延长使用寿命，同时也降低了对电网的容量要求和无功损耗。根据国内同型机改造的实例，经过变频改造后，实际运行的电功率较改造前可降低2535%。3.2工艺概述、节能量的计算3.23.2.1 工艺概述3.2.1.1 改造内容和年操作时数对100104t/a重油催化裂化装置和200104t/aDCC装置内各自的余热锅炉进行节能改造，对装置内重要设备的电机增设变频器。设计年开38、工8400小时。3.2.2 主要操作条件（1）100104t/a重油催化裂化装置高温省煤器、低温省煤器和给水预热器计算结果如表一、表二：表一、100104t/a重油催化裂化装置高、温省煤器性能参数名 称单 位高温省煤器低温省煤器烟气流量Nm3/h2烟气入口温度380261烟气出口温度261185介质流量t/h8080介质压力MPa 5.55.5介质入口温度151150介质出口温度224197烟气平均流速m/s18.115.3换热面积M221003152换热量Kw89905744烟气阻力Pa 750980烟气总阻力Pa1730表二 100104t/a重油催化裂化装置水热媒式给水预热器性能参数名 39、称单 位给水预热器高温给水流量t/h80高温给水入口温度197高温给水出口温度151介质流量t/h80介质入口温度104介质出口温度150换热面积M2150换热量kw4310（2）200104t/aDCC装置高温省煤器、低温省煤器和给水预热器计算结果如表三、表四：表三、200104t/aDCC装置高、温省煤器性能参数名 称单 位高温省煤器低温省煤器烟气流量Nm3/h3烟气入口温度380261烟气出口温度261185介质流量t/h160160介质压力MPa 5.55.5介质入口温度151150介质出口温度224197烟气平均流速m/s18.115.3换热面积M242006300换热量Kw179840、011480烟气阻力Pa 750980烟气总阻力Pa1730表二 200104t/aDCC装置水热媒式给水预热器性能参数名 称单 位给水预热器高温给水流量t/h160高温给水入口温度197高温给水出口温度151介质流量t/h160介质入口温度104介质出口温度150换热面积M2300换热量kw8620（3）进行变频改造的泵类设备汇总表装置名称机泵位号机泵名称机泵数量/台变频电机功率KW 100104t/a重油催化裂化装置P4001A B脱丙烷塔进料泵2552P4002A B脱丙烷塔回流泵2752P4003A B脱乙烷塔进料泵2752P4004A B脱乙烷塔回流泵2372P8101A B汽油成品41、泵2302P8206A B凝结水泵2152P3302A B凝缩油泵2302P3308A B汽油回流泵21322P3306A B C吸收塔二中段回流泵3552P3305A B吸收塔一中段回流泵2552P3304A B富吸收油泵2552合计23 1228200104t/aDCC装置P1201A B原料油泵21102P1202A 粗汽油泵11321P1204A B顶循泵2902P1205A 轻柴油泵11601P1206A B一中泵2752P1208A 二中及回炼油泵1751P1209A B循环油浆泵21322P1303A B凝缩油泵2752P1307脱乙烷油泵1451P1308A 液态烃泵1551P42、1309A B稳定汽油泵2752P3101A B汽油成品泵2452P3201A BLPG进料泵2752P2101A 脱丙烷塔进料泵1901P2102A 脱丙烷塔回流泵1751P2103A 脱乙烷塔进料泵1551P2104A 脱乙烷塔回流泵1551B1101-pc主风机盘车器1221合计26 21183.2.3 节能量的计算装置年操作时间按8400小时。二套余热锅炉排烟温度由改造前325降低至改造后185。由于新设计的省煤器受热改用螺旋翅片管，采用模块式箱体结构，改造后二套省煤器总压降由现大于2KPa降低至1.2KPa，提高烟机出力。对装置泵类进行变频改造，共需改造49台电机，总装机容量334643、KW，计算负荷2806KW，根据国内同型机改造的实例，经过变频改造后，实际运行的电功率较改造前可降低2535%，本次按30%计算。（1） 100104t/a重油催化裂化装置余热锅炉改造节能量的计算：Q=mCp（T1-T2）式中 Q节能量，kwm排放烟气流量，Nm3/秒； Cp排放烟气比热，按1.785kj/Nm3（参照气体的物性数据）； T1-T2排放烟气温度，； Q=（152412 Nm3/h）（3600秒/小时）（1.785kj/Nm3）（325-185）=10580kw节能量以标煤折算， 29308MJ/t标煤（参考石油化工设计能量消耗计算方法SH/T3110-2001）（105801044、3J/秒）（3600秒/小时）（29308 106J/t标煤）=1.3 t标煤/小时（1.3 t标煤/小时）（8400小时/年）=10920t标煤/年节能量以产汽量计算，中压蒸汽与水的焓差按715kcal/kg计算：（10580103J/秒）（715kcal/kg）4.1867 103J /kcal= 3.534 kg /秒= 12.7t/h（2） 200104t/aDCC装置余热锅炉改造节能量的计算：Q=mCp（T1-T2）式中式中 Q节能量，kwm排放烟气流量，Nm3/秒； Cp排放烟气比热，1.785kj/Nm3（参照气体的物性数据）； T1-T2排放烟气温度，； Q=（304824Nm45、3/h）（3600秒/小时）（1.785kj/Nm3）（325-185）=21160kw节能量以标煤折算， 29308MJ/t标煤（参考石油化工设计能量消耗计算方法SH/T3110-2001）（21160 103J/秒）（3600秒/小时）（29308 106J/t标煤）=2.6 t标煤/小时（2.6t标煤/小时）（8400小时/年）=21840t标煤/年节能量以产汽量计算，中压蒸汽与水的焓差按715kcal/kg，计算（21160 103J/秒）（715kcal/kg）4.1867 103J /kcal= 7.069kg /秒= 25.5t/h（3） 100104t/a重油催化裂化装置省煤器46、总压降由现大于2KPa降低至1.2KPa，提高烟机出力，节能量的计算Q=m（P1-P2）式中 Q节能量，kwm烟机入口流量，Nm3/秒； P1、P2排放烟气压降，KPa； Q=（143644 Nm3/h）（3600秒/小时）（2KPa-1.2KPa）=31.9kw节能量以标煤折算， 29308MJ/t标煤（参考石油化工设计能量消耗计算方法 SH/T3110-2001）（31.9 103J/秒）（3600秒/小时）（29308 106J/t标煤）=0.003918 t标煤/小时（0.00392t标煤/小时）（8400小时/年）=32.9t标煤/年（4） 200104t/aDCC装置省煤器总压降由47、现大于2KPa降低至1.2KPa，提高烟机出力，节能量的计算Q=m（P1-P2）式中 Q节能量，kwm烟机入口流量，Nm3/秒； P1、P2排放烟气压降，KPa； Q=（287288Nm3/h）（3600秒/小时）（2KPa-1.2KPa）=63.8kw节能量以标煤折算， 29308MJ/t标煤（参考石油化工设计能量消耗计算方法 SH/T3110-2001）（63.8 103J/秒）（3600秒/小时）（29308 106J/t标煤）=0.007836 t标煤/小时（0.00392t标煤/小时）（8400小时/年）=65.8t标煤/年（5） 对100104t/a重油催化裂化装置泵类进行变频改造48、，共需改造23台电机，总装机容量1228KW，计算负荷1030KW，根据国内同型机改造的实例，经过变频改造后，实际运行的电功率较改造前可降低2535%，本次按30%计算。1030KW30%=309 KW=309 103J/秒节能量以标煤折算， 29308MJ/t标煤（参考石油化工设计能量消耗计算方法 SH/T3110-2001）（309103J/秒）（3600秒/小时）（29308 106J/t标煤）=0.038 t标煤/小时（0.038t标煤/小时）（8400小时/年）=318.8t标煤/年（6） 对200104t/aDCC装置泵类进行变频改造，共需改造26台电机，总装机容量2118KW，计49、算负荷1776KW，根据国内同型机改造的实例，经过变频改造后，实际运行的电功率较改造前可降低2535%，本次按30%计算。1776KW30%=532.8 KW=532.8103J/秒节能量以标煤折算， 29308MJ/t标煤（参考石油化工设计能量消耗计算方法 SH/T3110-2001）（532.8103J/秒）（3600秒/小时）（29308 106J/t标煤）=0.065 t标煤/小时（0.065t标煤/小时）（8400小时/年）=549.7t标煤/年3.2.4 100104t/a重油催化裂化装置与200104t/aDCC装置节能量的汇总装置节能量的汇总见表3.2-1：表3.2-1 装置节50、能量的汇总（按改造内容统计）序号项目节能量耗能指标总节能量单位数量单位数量t标煤/ht标煤/a1余热锅炉改造kw31835.7MJ/t标煤293083.91 32848.08 2电机增设变频器kw841.8MJ/t标煤293080.10 868.57 合计4.01 33716.65 表3.2-1 装置节能量的汇总（按装置统计）序号项目节能量耗能指标总节能量单位数量单位数量t标煤/ht标煤/a千克标煤/吨1100104t/a重油催化裂化装置kw10920.9MJ/t标煤293081.34 11268.19 11.27 2200104t/aDCC装置kw21756.6MJ/t标煤293082.6751、 22448.46 11.22合计4.01 33716.65 由此看出，通过对100104t/a重油催化裂化装置和200104t/aDCC装置内各自的余热锅炉进行节能改造，对装置内重要设备的电机增设变频器后，每年节约能源相当于33716.65t标煤。3.2.5 100104t/a重油催化裂化装置与200104t/aDCC装置改造前后能耗的对比100104t/a重油催化裂化装置改造前综合能耗115.34千克标煤/吨原料，改造后综合能耗降低了11.27千克标煤/吨，为104.07千克标煤/吨。200104t/aDCC装置改造前综合能耗124.13千克标煤/吨，改造后综合能耗降低了11.22千克标煤52、/吨，为112.91千克标煤/吨。3.2.6 装置平面布置本装置平面布置是在满足防火、防爆规范的前提下，根据工艺流程、本着节约投资、节约占地、整齐美观、操作方便与检修的原则设计的。从现场情况考虑，本方案的设备设计与布置作如下安排：（1）高温省煤器和低温省煤器采用模块化设计，各2个模块，共分成4个模块，在制造厂厂房内制造，可以确保高质量。另外，模块设计还具有现场安装方便，节约人力并可大大缩短现场安装工期，节约安装费用等优点。（2）给水预热器安装在锅炉给水泵旁或其它合适的空地。3.3工艺设备技术方案3.33.3.1 设备概况主要设备规格见下表：表312 主要工艺设备序号名称数量规格型号 （mm）备53、注一100104t/a重油催化裂化装置1改造余热锅炉1.1更换高温省煤器2台 换热量8990kw材质：基管：GB5310-20G，翅片：ST12,箱体：Q235-A35.8t/2台1.2更换低温省煤器2台 换热量5744kw材质：基管：GB5310-20G，翅片：ST12,箱体：Q235-A49.6t/2台1.3增设给水预热器1台BES600-6.4-90-6/25-26.120 t/台1.4增设固定旋转式吹灰器20台 型号DDGA3-；正压防爆型dBT41.5增设吹灰器控制柜1台 正压通风防爆PLC控制ExpT4 IP55增加其他设备1套膨胀节、支架、温度计以及管道、阀门等安装材料2增设变频54、器二200104t/aDCC装置改造1改造余热锅炉1.1更换高温省煤器2台 换热量17980kw材质：基管：GB5310-20G，翅片：ST12,箱体：Q235-A60t/2台1.2更换低温省煤器2台 换热量11488kw材质：基管：GB5310-20G，翅片：ST12,箱体：Q235-A79t/2台1.3增设给水预热器1台BES800-6.4-180-6/25-29.5t/台1.4增设固定旋转式吹灰器20台 型号DDGA3-；正压防爆型dBT41.5增设吹灰器控制柜1台 正压通风防爆PLC控制ExpT4 IP55增加其他设备1套膨胀节、支架、温度计以及管道、阀门等安装材料2增设变频器3.3.55、2 设计依据1）设备设计标准与规范钢制压力容器 GB150-1998压力容器安全技术监察规程 (国家质量技术监督局)蒸汽锅炉安全技术监察规程 (劳部发1996276号)锅炉集箱技术条件 JB/T1610-93企业标准固定旋转式吹灰器 QY711-CHQ-19982）原材料采用的主要标准碳素结构钢和低合金结构钢热轧厚钢板和钢带 GB3274-88压力容器用钢和低合金钢厚钢板 GB6654-1996输送流体用无缝钢管 GB/T8163-1999流体输送用不锈钢无缝钢管 GB/T14976-94锅炉管子技术条件 JB/T1611-933）焊接与无损检测标准钢制压力容器焊接规程 JB/T4709-2056、00压力容器无损检测 JB4730-94钢制压力容器产品焊接试板的力学性能检验 JB4744-2000锅炉受压元件焊接技术条件 JB/T1613-934）紧固件采用标准六角头螺栓-A级和B级 GB/T5782-20001型六角螺母-A和B级 GB/T6170-20005）其他标准与规范钢制化工容器制造技术要求 HG20584-19983.4工艺装置“三废”排放装置“三废”：废水、废气及废渣排放数量不变，唯一改变的是废气排放温度降低，详件见表4-17。表3-17 废气排放表排放气名称排放点改造前排放温度（）改造后排放温度（）排放方式排放去向备注再生烟气烟囱325185烟囱大气粉尘3.5占地、建筑57、面积及定员装置占地面积不增加。装置设计定员不增加。4原料、辅助材料及燃料供应2不增加、不改变装置原料、辅助材料的供应的供应。5自动控制5.1概述本次催化装置能量系统优化包括两部分内容：一是节能改造二套催化装置各自的余热锅炉系统；二是增设二套催化装置各自的机泵电机变频器。余热锅炉系统改造新增部分检测点数，信号引到原装置的DCS系统。余热锅炉蒸汽吹灰器成套带现场PLC控制箱，PLC信号引到DCS系统。机泵电机变频器改造增加压力变频控制，新增控制及监测点数引到原装置的DCS系统。 5.2自动控制水平5.2.1采用集散控制系统，既可以实现对全装置的数据采集、集中控制、显示报警和信息处理等功能，又可以对58、装置进行先进控制和优化控制，提高装置的操作和管理水平及生产处理能力，保证产品的质量优良。5.2.2采用智能变送器，既可以提高测量的准确性，又可以利用手操器或操作站，对其进行远程调校，使得仪表维护工作更加快捷，能够更好的满足生产需要。5.3主要仪表选型5.3.1选型原则 本项目选用经过技术和产品鉴定的产品，在构成系统时应考虑其先进性、可靠性、配套性及经济性。选用产品时遵循技术先进、质量优良、价格合理、售后服务好的原则。 在同类用途产品中，国内已有生产且在技术上、性能上能满足使用要求，符合有关标准，优先采用国内产品。 集散型控制系统DCS选用结构合理、可靠性高、软件丰富、实时性和开放性强、业绩广泛59、而且在同类装置上有成熟使用经验的专用集散控制系统。 因装置内有易燃、易爆气体，所以仪表选型以本质安全型为主，无本安型则选用隔爆型仪表。5.3.2主要仪表选型 温度仪表：就地指示选用双金属温度计，远传选用热电偶温度计。 压力仪表：就地指示选用不锈钢压力表，远传选用智能压力变送器。 安全栅：选用隔离式安全栅。表5.3-2主要仪表设备一览表序 号仪 表 名 称单 位数 量备 注一温度仪表1双金属温度计 支102隔爆热电偶 支10二压力仪表1不锈钢压力表块102智能压力变送器台50三辅助仪表1输入型安全栅台502信号隔离器台100四DCS系统扩容（约162点）5.4仪表供电设置原有控制室不间断电源（U60、PS）为仪表供电，保证仪表供电的可靠性和连续性。6改造地点6.1厂址位置*集团位于*省*市*县以东11公里。东北临近莱州湾35公里，北到*55公里，南到淄博市50公里，西临东青高速，潍博路从厂前通过。水、陆路交通便捷。本次改造的二套催化装置建于*集团工业园区北侧。图7-1 *集团地理位置图*集团6.2厂址自然地理概况6.2.1厂址地理位置催化装置位于位于*工业园内，该园区自然地形较为平坦，其中工业园区内已经建设了*集团有限公司自备电站；工业园区的南侧为*集团主体装置区，蒸汽、电力、原料供应十分便利。6.2.2地形地貌*集团工业园区境内地势平坦，地貌类型单一，地层层面平缓，分布均匀稳定，呈现一定61、的沉积韵律。第1层厚度较小，结构松散。第2层粉质粘土，均匀稳定，具中等压缩性。第3层粘土，具中等高压缩性，强度较低，第4、5、6层各土层在场地内皆分布稳定。第7层粉土，强度较高，层面起伏及厚度变化稍大，一般厚度较小。第7-1层中细砂，厚度小，零星分布。第8粉质粘土，具中等压缩性。第9层粉土，具中等压缩性，强度高，埋深较大。6.2.3地质条件*集团工业园区地质情况如下：地貌属于第四纪淄河-粉质黏土层：承载力150kPa；粉土层：承载力170kPa。场地类别： 类。场地土类型为中软场地土。厂区地层为第四系新统河流滨海沉积的地段，无威胁厂区安全的不良地址现象。6.2.4水文条件厂区内地下水埋藏较深，62、地下水水位随季节变化而变化，历年平均水位为地表以下13米，水位变化幅度在2米左右。建厂位置的地下水及地表水源可以满足工程生产、生活供水要求。6.2.5地震基本地震烈度 7度抗震设法地震烈度 7度6.2.6当地自然条件*工业园区处于暖温带，属温带季风型大陆性气候，境内气候无明显差异，气候特征是雨热同期，大陆性强，寒暑交替、四季分明。主要气候条件如下：年平均气温 12.3月平均最高气温 31.0月平均最低气温 -8.4极端最高温度 41.9极端最低温度 -23.3连续最冷五天平均气温 -12.9地面0cm冷日最低气温 -28.7冻土层深度 0.59m年平均相对湿度 65年平均最大相对湿度 80%年63、平均最小相对湿度 55%年最大相对湿度 100%年最小相对湿度 0%年平均大气压 1015.3Pa年平均日照 2570.4h累计年平均日照百分率 69.8%7月、8月份平均日照量 213.2h2月份平均日照量 179.2h年平均总降雨量 589.9mm最长连续降雨日数（65年9月） 2天最长连续降雨量 258.8mm最长连续无降雨天数（66年7月） 4天累计平均雨日 74.2天积雪月 11月2日次年4月27日积雪月最多 56天历年平均积雪日 17天最大积雪深度 270mm标准雪荷载 2.5kg/m全年主导风向及频率： 东南风 10%夏季主导风向及频率： 东南风 16%冬季主导风向及频率： 西北64、西风 9%历年平均风速 2.9m/s最大风速（1969年4月23日） 28.0m/s八级大风日历年平均（四月最多） 7天标准风压值 0.53kg/m地下水位 地表以下13米6.3社会经济状况*市*县历史悠久，文化底蕴深厚，早在六千年前就创造了灿烂的文化。*集团工业园区建设和发展经济的同时，把环境建设与生产装置同步规划、同步实施，保持着环境、经济的全面发展。6.4交通运输状况东北临近莱州湾35公里，北到*55公里，南到淄博市50公里，西临东青高速，潍博路从厂前通过。水、陆路交通便捷。新建DCC装置位于*集团工业园区内，交通运输十分畅通。6.5公用工程及辅助设施状况（可以依托情况）6.5.1水源65、情况工业园区内现有生产、生活及消防补水水源为井水。东厂区和西厂区各有1个水源地。东厂区有流量110 m3/h、扬程120 m的潜水泵2台；西厂区有流量100 m3/h、扬程120 m的潜水泵5台。实际每口井的出水量75 m3/h，东西厂区水源合计供水能力450 m3/h。厂内现有装置新鲜水用水量90m3/h，水源富裕量为360m3/h。新建装置新鲜水用水量最大724.4 m3/h，水源需新增能力365.4m3/h。新打6口井，增加流量80 m3/h、扬程120 m的潜水泵6台。新建装置近期采用井水，远期采用地表水，厂内或市政建净水场，供生产用、生活用水。供水水质分别符合工业用新鲜水水质标准和生66、活饮用水卫生标准。6.5.2污水处理设施情况 装置污水排入厂区现有污水处理场，处理合格后排放。现有污水处理能力为500m3/h。现有污水处理厂的流程为：生活污水和其他污水处理流程为：兼氧池、活性污泥反应池、沉淀池、生物接触氧化池、沉淀池、生物滤池，污水处理合格后排放。含油污水流程：集水池、平流隔油池、均质调节罐、一、二级浮选池除油后排入其它污水的兼氧池进行生化处理。沉淀池的污泥、隔油池的油泥和浮选池的浮渣排如油泥浮渣池，用泵送入污泥干化场。隔油池的污油排入集油池，再送入污油罐脱水处理。现有装置废水排放量为90m3/h，污水处理场的富裕能力为450m3/h。区内排水采用清污分流制，在建厂区地块的67、周边敷设雨水净下水收集排放管网和污水收集管网；雨水净下水管网为自流就近排入河网，污水管网自流汇集到区域污水处理厂集中统一处理达标后排海；污水处理厂接纳的污水为符合污水综合排放标准GB8978-1996的三级标准。厂区内的雨水和净下水自流就近直排入周边的区域雨水管，生活和生产污水及受污染的初期雨水在厂区内经必要的预处理达到污水处理厂接纳水质后，外排入区域污水收集管网。6.5.3供电情况工业园区内现有总变电所一座，规模为2台50000kVA变压器，两路电源分别引自段河110kV变电站和杨河220kV变电站。现有总变电所尚有可靠和充足的供电能力。6.5.4供热 装置所需蒸汽来自*自备热电站，供热蒸汽68、压力等级为4.2MPa、2.0MPa、1.0MPa，通过工业区公用热力管网统一供应。7总图运输、储运、外管网及土建7.1总图运输7.1.1厂址概况*集团位于*省*市*县以东11公里，东北临近莱州湾35公里，北到*55公里，南到淄博市50公里，西临东青高速，潍博路从厂前通过。水、陆路交通便捷。7.1.2总平面及竖向布置由于本工程在已有催化装置内改造，因此不改变原有的总平面及竖向布置。7.1.3消防设施本改造工程依托原催化装置内的消防设施。7.14工厂运输本改造工程运输依托老厂，本设计不作运输车辆配置。7.1.5道路本工程原有二套催化装置均设置了环形消防道路，道路宽度6.0米，转弯半径12.0米，69、管廊跨道路处路面上净空高度5.0米。装置内部道路按4.0米设计，管廊跨道路处路面上净空高度4.5米。7.1.6设计中执行的法规和标准、规范石油化工企业设计防火规范（1999年版）GB50160-92 石油化工企业总体布置设计规范SH3032-92工业企业总平面设计规范GB50187-93石油化工企业厂区总平面布置设计规范SH3053-93石油化工企业厂区竖向布置设计规范SH3013-2000石油化工企业厂内道路设计规范SH3023-1990石油化工厂区绿化设计规范SH3008-2000化工工厂初步设计文件内容深度规定HG/T20688-2000石油化工企业厂区管线综合设计规范SH3054-9370、化工企业总图运输设计规范HG/T20649-1998爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-927.2土建7.2.1建筑设计7.2.1.1建筑防火、防爆本工程在建筑防火设计中从防止火灾发生和安全疏散两方面考虑。防火方面：所有建筑均采用一、二级耐火等级，室内装修均采用不燃（A级）或难燃(B1级)材料，使火灾不易发生，即使发生也不易迅速蔓延，同时建筑内均设置消火栓。防火分区面积满足建筑设计防火规范要求。疏散方面：建筑的平面布局、楼梯间距、楼梯宽度要求等均满足防火疏散的要求，楼梯间在首层均靠近直接对外出口，方便人员疏散。有爆炸危险的甲类生产装置均采用开敞式布置，泵房和化学品库，室内设风机强71、制通风以排除室内液体挥发的易燃易爆气体。结构形式采用钢筋混凝土框（排）架结构，为满足泄压要求采取开大窗口的措施。7.2.1.2建筑物其它方面建筑物均多为钢筋混凝土框架、排架结构粘土烧结多孔砖围护墙；外墙采用水泥砂浆抹面，喷丙烯酸外墙涂料。控制室地面采用防静电地板，顶棚为轻钢龙骨石膏板吊顶。其它室内不设吊顶，有易燃易爆气体的泵房及构架楼、地面采用不发火细石混凝土面层。7.2.1.3设计标准和规范建筑设计防火规范（2006年版）GB50016-2006石油化工企业设计防火规范（1999年版）GB50160-92 建筑抗震设计规范GB50011-2001工业建筑防腐蚀设计规范GB50046-95建筑72、模数协调统一标准GBJ 2-86厂房建筑模数协调标准GBJ 6-86房屋建筑制图统一标准GB50001-2001建筑采光设计标准GB50033-2001屋面工程技术规范GB50345-2004建筑地面设计规范GB50037-96地下工程防水技术规范GB50108-2001工业企业设计卫生标准TJ36-79工业企业噪声控制设计规范GBJ87-85建筑内部装修设计防火规范GB50222-958公用工程及辅助生产设施8.1边界条件表9-1 装置边界条件项 目压力MPa(G)(电V)温度备注循环水（冷热）0.4/0.1528/38进/出装置新鲜水0.325进装置除盐水（冷热）0.5/-32/46进/出73、装置凝结水60出装置含油污水40出装置低温热水（冷热）1.2/0.678/46进/出装置非净化风0.640进装置净化风0.640进装置1.0MPa蒸汽1.0250进/出装置3.5MPa蒸汽4.2460进/出装置电高压6000低压380照明2208.2消防水系统8.2.1装置消防原催化装置消防水量为230L/S，供水时间3h，总的消防水量为2428 m3。消防给水系统装置周围原有干管接入，在装置内设环状消防管网，干管管径为DN300，采用螺旋缝焊接钢管。在装置周围设室外地上式消火栓和消防水炮，室外消火栓的间距为50-60m。装置内高于15m框架平台沿梯子设消防竖管。8.2.2消防水站东厂区现有Q74、=187 m3/h， H=110 m消防水泵2台； Q=200 m3/h， H=80 m消防水泵4台， 3000 m3消防水罐1座，东厂区最大消防水量974 m3/h。西厂区现有Q=648 m3/h， H=100 m消防水泵2台； Q=648 m3/h， H=100 m柴油机消防水泵1台；Q=36 m3/h， H=100 m消防稳压泵3台，3000 m3消防水罐2座；西厂区最大消防水量1296 m3/h。东西厂区消防泵站最大消防水量2270 m3/h（630L/S），消防水罐的总容积9000 m3，原有消防泵站满足催化装置的要求。8.2.3灭火器装置内设手提和推车式干粉灭火器，操作室设二氧化碳75、灭火器。8.3供电8.3.1设计采用的供电、通信标准供配电系统设计规范 GB50052-9510kV及以下变电所设计规范 GB50053-94电力装置的继电保护和自动装置设计规范 GB50062-92低压配电设计规范 GB50054-95通用用电设备配电设计规范 GB50055-93爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB50058-92电力工程电缆设计规范 GB50217-94电热设备电力装置设计规范 GB50056-93化工企业腐蚀环境电力设计技术规定 HG/T20666-1999建筑设计防火规范（2001年版）GBJ16-87石油化工企业设计防火规范 GB50160-92（99年局部修订76、版）钢制电缆桥架工程设计规范 CECS 31：918.3.2本次改造增加的主要设备表序号名 称型 号 及 规 格单位数量备 注1低压开关柜台472变频器 ACS-800 132kW台53ACS-800 110kW台24ACS-800 90kW台35ACS-800 75kW台146ACS-800 55kW台137ACS-800 45kW台38ACS-800 37kW台29ACS-800 30kW台210ACS-800 22kW台111ACS-800 15kW台412电缆批19节能9.1节能原则采用先进可靠的工艺技术和设备；充分依托该厂现有公用工程和辅助设施,降低能耗；充分回收烟气余热，提高加热炉77、效率；采用新型高效电机变频器、高效强化换热器及其他节能产品,提高能量转换效率和能量回收率；设备及管道布置尽量紧凑合理，以减少散热损失和压力损失。9.2主要节能措施采用先进可靠的工艺和技术，减少工艺用能。充分提高能量回收率。采用新型高效节能设备，提高能量转换效率。设备及管道布置尽量紧凑合理,以减少散热损失和压力损失。工艺物料按照流程顺序，压力由高向低递减，物料采取自流式进料。选用效率高能耗低的机械设备，降低装置电耗。选用节能型照明灯具。9.3企业能源管理情况*集团有限公司坚持科学的发展观，突出节油、节煤、节电、节水、节汽、节地六个重点，不断完善能源管理体系，坚持理念、管理、技术与机制节能，加快炼78、油工艺技术改造，提升产品科技含量，提高了能源利用效率，增强了企业竞争力，在发展循环经济方面做了大量的工作。9.4企业能源管理目标管理方针：“节能优先、结构多元、环境友好、市场推动”的可持续能源发展战略。管理目标：促进公司节能降耗增效，提高公司综合素质，完成与省政府签订的“十一五”节能1.51万吨标准煤的目标。“十一五”期间公司年度节能目标表序号名 称2006年2007年2008年2009年2010年备注1吨原料油综合能耗112.4111.4110.5109.60107.62单位产品能量因数能耗37.7537.0136.836.435.63规划节能量10.90.92说明：吨原料油综合能耗、因数由79、于能源结构调整问题或其他问题，不容易定量。9.5企业能源管理组织结构、人员及职责公司的能源管理系统实行公司、分厂、车间三级能源管理体系。公司设有能源管理工作领导小组，由公司总裁任组长，生产副总裁为副组长，下设能源管理办公室，能源管理办公室为企业能源管理具体工作的领导机构，遵循“统一领导、分工负责，按系统分级管理”的原则，全面负责公司日常能源管理的组织、监督、检查和协调工作。公司能源管理工作领导小组主要职责是审定企业节能工作规划和目标，下达节能工作任务，审定各项产品能源消耗定额。能源管理办公室负责公司节能工作的组织落实，负责节能工作的总协调，监督指导各单位的节能工作。各分厂和有关部门，按照能源管80、理办公室的协调安排，完成各项具体能源管理工作。总裁*公司能源管理机构网络图副总裁能源管理办公室MTBE聚丙烯车间催化车间常减压车间供应处热电厂原油公司环保处安全处生产办调度室质检处9.6企业能源管理规章制度公司对节能降耗工作十分重视，专门成立了能源管理办公室，负责全公司的节能规划、方针和目标的制定及日常节能管理工作，并建立了用于能源管理方面各种规章制度，能源管理体系不断完善。制定使用的制度有：资源节约及综合利用管理规定、能源计量统计制度、能源计量管理制度、能源消耗定额管理制度、能源采购和审批管理制度、能源计量器具管理制度、能源财务管理制度、节能减排统计和报告制度、节能减排定额考核制度、成本管理81、制度、节能降耗管理制度、节能降耗管理岗位责任制等。上述制度，在能源管理的日常工作中，充分发挥其作用，能源管理部门对具体实施部门和有关人员能履行监督职能，对于能源消耗中的计量数据、统计分析报告、月度检查考核等，都能够按规定进行记录和保存，作为分析、评价的依据。9.7能源计量器具的配备及管理情况能源计量是企业实现科学管理的基础性工作，是评价一个企业管理水平的一项重要标志。没有完善准确的计量器具配置，就不能为生产和生活的各个环节提供可靠的数据。在计量器具管理方面，公司加强能源计量器具配置计划，完善了对一级、二级和三级计量仪表的配置，建立了较齐全的计量器具档案，如电度表、压力表等，设立了完整的能源计量82、器具一览表，一、二级计量仪表配置较为完善，加强对公司内部工序能耗及单位产品能耗的考核。公司能源计量系统由原煤、原料油、电力、蒸汽、水、成品油六大块组成，其中电力、原料油、蒸汽和自来水的使用部门较多，消耗量较大，因此其计量范围也较大。目前公司的能源计量统计管理工作主要由公司计量办公室室负责。10节水从2001年开始国家征收水资源费，国家对水资源的保护从过去的罚款和行政命令已转移到以经济为杠杆进行市场调控。这一政策出台后，企业要扭转可以无偿使用水资源的观念。本装置改造符合该政策，用水均采用循环水，不采用一次水，水资源重复利用率较高；另外，蒸汽冷凝液全部回收，重复利用。这样，极大地减少了水资源占用量83、，有效地保护了当地水资源；同时，节省了大量水资源交纳费，在带来社会效益的同时，又带来可观的经济效益。设计中采用的主要标准及规范：石油化工合理利用能源设计导则 SH/T3003-2000工业循环水冷却设计规范 GB/T50102-2003工业循环冷却水处理设计规范 GB50050-9511消防本工程为*集团催化装置能量系统优化项目。本次改造工程位于催化装置内，不增加危险物料，消防完全依托现有催化装置。12环境保护12.1建设地区环境现状12.1.1大气环境质量现状*集团所在地区大气环境质量现状见表13-1。表13-1 环境空气质量现状监测结果 单位：mg/m3监测点项 目样品个数小时浓度范围mg84、/m3日均浓度范围mg/m3超标率(%)小时浓度日均浓度1#SO2250.0080.0810.0070.05300NO2250.0120.0540.0250.06900PM1050.0540.12702#SO2250.0080.0590.0090.07500NO2250.0080.0370.0110.06000PM1050.0430.13303#SO2250.0080.0730.0040.09200NO2250.0100.0790.0140.04200PM1050.0420.1070由上表统计结果说明该地区环境空气现状监测范围内，SO2、NO2、PM10均符合环境空气质量标准（GB3095-185、996）中的二级标准及国家环境保护局环发(2000)1号文环境空气质量标准(GB3095-1996)修改单中的NO2标准。无组织排放的非甲烷总烃周界浓度能够达到大气污染物综合排放标准(GB162971996)中的要求。12.1.2水环境质量现状工业园区水环境质量现状见表13-2。表13-2 地下水环境现状监测结果表项目污染物浓度pH值7.34总硬度（mg/L）332.8高锰酸盐指数（mg/L）1.04挥发酚（mg/L）未检出氨氮（mg/L）未检出总大肠菌群（个/L）3石油类未检出硫化物未检出硫酸盐88.82水温15.0井深(m)320从上表中可以看出，园区地下水各指标均满足地下水环境质量标准(86、GB/T14848-93)中的类标准的要求。12.1.3声环境质量现状*集团所在地区声环境质量现状见表13-3。表13-3 厂界噪声现状监测结果项目地点测量值LeqdB（A）昼夜厂界噪声本底157.148.5259.244.3357.146.2464.653.1561.752.0659.243.8747.946.1848.440.7由上表中数据可见，各厂界噪声测点现状监测值均不超标，厂界噪声本底值能够达到、类区要求。12.2设计中采取的环境保护措施本次改造不增加原有装置的废水、废气、废渣排放，对环境不产生影响。13劳动安全卫生13.1编制依据化工企业安全卫生设计规定HG20571-95职业性接87、触毒物危害程度分级GB5044-85建筑设计防火规范（2006年版）GB50016-2006石油化工企业设计防火规范（1999年版）GB50160-92爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-92火灾自动报警系统设计规范GBJ50116-98工业企业设计卫生标准TJ36-79工业企业设计卫生标准GBZ1-2002工作场所有害因素职业接触限值GBZ2-2002石油化工静电接地设计规范SH3097-2000化工企业静电接地规程HGJ28-90工业企业噪声控制设计规范GBJ87-85工业企业厂界噪声标准GB12348-90建筑物灭火器配置设计规范（1997年版）GBJ40-90低倍数泡沫灭88、火系统设计规范（2000年版）GB50151-92建筑物防雷设计规范（2000年版）GB50057-95石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范SH3063-1999采暖通风与空气调节设计规范（2001年版）GBJ19-87中华人民共和国安全生产法（2002年6月29日）危险化学品安全管理条例国务院第344号令（2002年3月）常用危险化学品的分类及标志GB13690-199213.2工程概况本工程为改造项目，科技含量高，技术工艺成熟先进，项目建设符合国家产业政策，产品适应国内市场需求。本项目在设计中，严格贯彻“安全第一、预防为主”的方针，从安全卫生角度出发，除了选择毒害较少、有利于安全89、生产的工艺技术路线外，还对可能存在的不安全因素采取行之有效的预防措施，对各类事故的预防、警报及紧急措施均有严格的要求，并有相应的设施和处理方法，以保证职工在劳动生产过程中的安全健康。13.3生产过程中职业危险、危害因素的分析本改造项目没有增加危险、毒性物料。13.4主要职业危险、危害概述13.4.1物质危害本改造项目没有增加危险、毒性物料。13.4.2爆炸火灾本改造装置内有多种易燃、易爆物的存放，在泄漏后遇有明火或当电线电缆老化，出现短路，火花会点燃易燃物，引起火灾和爆炸。13.2.3车辆起重伤害本改造项目有车辆设施、起重设备，存在撞人、轧人的危险。13.2.4高处坠落本改造项目有高度超过2m90、的作业，存在人从高处坠落的危险。13.2.5化学灼烫腐蚀性物料溅到人身上会灼伤人体。13.2.6高温灼伤蒸汽、热水、高温物料的泄漏和设备管道的防护受损时，对人体造成伤害。13.2.7噪声泵、电机、压缩机、蒸汽喷射泵等会产生噪声，对人体造成噪声伤害。13.2.8触电送配电线路、各种电气设备在防护不当时会出现触电伤人事故。13.2.9自然条件本项目所在地区存在有雷击、暴雨、洪水、大风、地震等有害因素影响。13.5生产过程中有害作业部位及其有害程度13.5.1易燃、易爆物质的危害输送和贮存液化气、汽油等易燃、易爆物质的管道及其附件、设备破裂而引起物料大量泄漏；检修、抢修时，罐、阀门、管道中的有害物料91、没有彻底清除干净等情况下，使得作业环境中有害气体的浓度超标。大量吸入高浓度的蒸气可引起人员中毒、窒息，造成危害程度为“危险性”的危害；易燃、易爆物质蒸气达到爆炸极限，遇明火可引起爆炸，造成危害程度为“灾难性”的危害。13.5.2高温灼烫输送和贮存蒸汽和高温物料的管道及其附件、设备破裂而引起高温物料大量泄漏，设备和管道的隔热层遭到破坏，人体接触后，导致烫伤，造成危害程度为临界的危害。13.5.3机械伤害转动设备和吊车等机械，在生产检查、维护时，可能对人员造成被割、被碰、被戳、被砸，甚至绞住人员的衣物、头发等，轻者造成对人体的伤害，重者危及人员的生命。生产过程中此类有害作业部位为装置的机泵设备、搅92、拌器等。13.6可能受到职业危险、危害的人数及受害程度装置生产区域通常无人现场操作，定期巡回检查人员接触危险物料的几率较小。13.7劳动安全卫生设计中采用的主要防范措施13.7.1工艺及系统采用实际运行经验证明安全、可靠的工艺技术。严格按有关标准、规范、规定进行设备的工程设计、制造和检验。对有可能产生超温、超压的设备，设置安全泄压系统或联锁保护系统。工艺和装置中选用的防火、防爆等安全设施和监控、检测、检验设施。设置安全阀和泄压系统，保证事故状态下的人身安全和设备安全。选用低噪声设备和采取消音降噪措施。提供自动化控制操作，以提高生产运行的可靠性。压力容器和压力系统设置了安全阀卸压保护设施，防止因93、设备破裂引起物料泄漏而发生火灾或爆炸危险。装置设计开停工回收系统，回收开停工过程中不合格的中间产品及事故状态下的物料，防止易燃易爆物料的泄漏引起火灾或爆炸危险。生产装置及储运设施全部密闭设计，防止危险物料的泄漏。13.7.2工艺设备布置生产装置采用露天框架结构，原料、中间罐均采用露天布置，减少了爆炸混合气体聚集的几率，防止火灾或爆炸危险的发生。装置设备布置考虑安全距离、疏散、急救通道。每个操作区至少有两个安全出口，而且通道上无任何障碍物，以利于人员在事故时紧急疏散。13.7.3工艺配管工程按标准、规范规定选用管道、管件、法兰、垫片、阀门。对安装管道采取必要的保温、保冷措施。保证操作人员安全、改94、善劳动条件的需要。例如，防烫保温防泄漏措施。保温工艺管道采用热补偿安全；采用适应于高温、高压及腐蚀性介质管道材质。所有原料贮罐均设罐下密闭采样系统，所有成品储罐均设罐下采样器，有利于安全生产，减轻工人的劳动强度。选用密封性能好的阀门，输送管道采用焊接方式，法兰连接处采用可靠的密封垫片。从而有效地防止危险物料的泄漏，减少爆炸混合气体聚集的几率，确保在正常运行状况下，危险物料得到安全控制。13.7.4设备设备基座均设防火保护措施。设备的保温、保冷措施，充分考虑了安全卫生的需要。设计上按照国内外有关标准确定合理地设计压力和设计温度以及腐蚀裕量等，设备出厂前均经规定的水压试验、质量合格才能使用。13.95、7.5仪表及自动控制工程采用DCS控制系统集中监测、集中控制，设置联锁自动保护系统，设置可燃气体报警器，增加有毒有害、易燃、易爆气体的安全自动检测系统。生产装置、辅助生产装置等存在易燃易爆物质释放的区域均按照石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范（SH3063-1999）的要求设置可燃气体检测报警器，报警信号全部引入控制室。本次设计设置可燃气、有毒气体检测报警系统8套。可燃气体和有毒气体报警器21台。在有可能发生火灾或爆炸危险的区域内，在关键地方设有手动报警按钮，当人员发现可能发生事故时及时通知控制室、调度室或消防队，以便及时处理。主装置的中间罐和原料、成品罐的均设置了高低液位报警。采96、用DCS控制系统集中操作，减少了操作工人现场操作的次数，减轻了劳动量，降低了受害的可能性。设置自动控制系统和紧急停车、事故处理等设施在控制室内设置工程师站，供事故报警打印和生产报表打印。技术管理人员可根据生产报表上显示的各种工艺参数，及时的指导工艺操作。在紧急停电、停气的情况下，为确保各装置安全停车，所用的仪表空气有30min用量的贮存量，仪表用不间断电源供应30min的事故用电。装置所有的调节阀在紧急停电、停气的情况下均可恢复至安全位置。13.7.6总图及装置布置总图布置按石油化工企业设计防火规范要求确定建筑物间距离，符合防火及通风、采光有关规定。装置区内设置检修及消防通道。保证消防车和急救97、车能顺利通往可能出现事故的地方。设有绿化地区和绿化带。13.7.7电气、电信工程根据爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB50058-92）的要求进行严格的爆炸危险区域划分。在爆炸性危险环境中，采用满足环境特征和危险等级的防爆设备，包括隔爆型、增安型等，电缆选用阻燃型，其允许载流量符合规范要求。其他用电设备按环境特征进行选型。在爆炸和火灾危险场所的电力装置设计防止误操作的设施。为方便检修，电缆设桥架敷设。选用阻燃型电缆。设防爆检修动力箱。设置符合标准、规范规定的照明设备。设防雷及防静电接地设施，并符合有关规定。装置内设调度电话和生产管理电话，以利安全。在有爆炸和火灾危险性的在控制室、变电所和98、装置区主要通道设置了疏散指示灯。配备了防毒面具、防护服、氧呼吸器等劳动保护用品，可以现场进行急性中毒的抢救。本工程用电设备大多为二级负荷，只有中控室的DCS系统、火灾报警系统、应急照明等属一级负荷。对于一级负荷，采用UPS供电或选用自带蓄电池的用电设备来满足其供电可靠性。对于二级负荷，变电所的电源加上自备柴油发电机原则上可以满足供电要求。低压用电设备的控制、信号设备，一般装于机旁操作柱上。大于等于37kW及主体专业有特殊要求的电动机，在操作柱上设电流表。380/220V用电设备的保护用低压断路器、热继电器组合，作为短路、过负荷及断相保护。用交流接触器的电磁线圈作失压保护。照明包括室内照明、罐区99、照明、装置照明及道路照明。在控制室、变电所和装置区主要通道设置应急照明。照明电源380/220V三相四线制，由配电室专用照明回路经照明配电箱供电，灯具选型及配电方式在满足使用要求的同时，还考虑了所在场所的环境特征。光源选择以高效低耗为原则，正常照明的照度水平符合工业企业照明设计规范（GB50034-92）的规定，应急照明的照度，疏散通道为0.5LX，控制室和变配电所，不低于正常照度50%。13.7.8采暖通风生产装置、辅助生产装置、公用工程全部露天布置，自然通风良好。控制室等室内工作场所提供充分的空调或热水采暖措施，防止工作人员夏季中暑和冬季冻伤的发生。 13.7.9水道及消防消防水管道成环状100、分布于装置区内，各种消防设施因需设置，满足消防要求。在有腐蚀性或有毒区装有安全淋浴器和洗眼器，以保证人身安全。13.7.10土建工程建筑物、构筑物的设计遵守有关防火、防爆的技术规定规范。新建综合楼内设有职工更衣室、休息室、厕所等设施。建筑物内有足够的采光面积，并满足通风要求。仪表控制室、压缩机操作室、泵工操作室及其它工作间，土建设计充分考虑隔音噪声设施。13.7.11其它措施职业安全卫生方面采用我国“工业企业设计卫生标准”及“噪音卫生标准”。 消防方面采用我国有关消防法规，法规中详细地规定了必要的消防设施及措施。采取上述消除和减少危害的措施后，预期装置可符合中华人民共和国劳动部关于生产性建设工101、程项目职业安全卫生监察的暂行规定（劳字199848号文）和生产过程安全卫生要求总则（GB1280191）的要求。根据工作场所特点和防护要求，按有关规定提供个体防护用品。按GB28-94规定，在易发生事故区域设置安全标志。按GB28-93规定，在建构筑物或设备上涂安全警示色。生产场所、工作场所的紧急通道和出入口，设置醒目标志。按标准、规范的规定，对设备和工艺管道涂识别色。主要场所设置洗眼器，和冲洗水接头。为防止事故火灾，装置实行严格的防火制度。禁止将易燃及明火物品带入装置区，对动火区域必须先测定可燃气的含量合格后，填写动火证后方可动火。制定事故和急性中毒的抢救、疏散方式和应急措施和处理预案。工作102、人员应佩戴防毒面具，穿相应防护服，必要时使用橡胶手套等护具。试验场所禁止饮水和进食，车间应配备急救药品及用具。13.8急性中毒应急措施13.8.1泄漏应急处理迅速撤离泄漏污染区人员至安全区，并进行隔离，严格限制出入。切断火源。应急处理人员戴自给正压式呼吸器，穿消防防护服。不要直接接触泄漏物。尽可能切断泄漏源，防止进入下水道、排洪沟等限制性空间。小量泄漏：用砂土或其它不燃材料吸附或吸收。也可以用大量水冲洗，洗液稀释后放入废水系统。大量泄漏构筑围堤或挖坑收容；用泡沫覆盖，降低蒸气灾害。用防爆泵转移至槽车或专用收集器内。回收或运至废物处理场所处置。对高温、噪声及有毒介质等工作环境所采取的防护措施13103、.8.2高温、噪声防护措施凡表面温度超过60以上的设备和管道均采用隔热措施以防人员烫伤。本装置没有噪声超过85分贝的设备。职业安全卫生设计执行我国“工业企业设计卫生标准”及“噪音卫生标准”。13.8.3有毒介质防护措施 工程控制生产设备和管线要杜绝泄漏，生产装置采用框架结构，生产现场加强通风。生产现场配备一定数量的用清水的淋洗设备和洗眼设备。管线和设备设计有物料放净阀和排净口，取样口和物料回收系统管线和容器。在设备和管线发生故障或停车检修时，不可避免地会发生接触物料的情况下，必须按安全规程进行防护。 呼吸系统防护可能接触物料蒸汽时，必须佩戴自吸过滤式防毒面具（全面罩）或直接式防毒面具（半面罩）104、。紧急事态抢救或撤离时，佩戴自给式呼吸器。 眼睛防护：呼吸系统防护中已作防护，或戴防护眼镜。 身体防护：穿橡胶耐酸碱工作服。 手防护：戴橡胶耐酸碱手套。 其它：工作场所禁止吸烟，进食前要洗手。工作毕淋浴更衣。注意个人清洁卫生。13.8.4劳动安全卫生机构设置及人员配备情况 劳动安全卫生管理机构设置及人员配备本工程由*集团安全环保处统一负责安全卫生的管理检察工作。车间配备1名兼职劳动安全卫生管理人员，每个班组配有一名监管安全卫生的人员，负责班组内的职业安全卫生工作。 维修、保养、日常监测检验人员本工程由*集团现有机修车间负责各装置的生产维护和小修工作，保证设备长期安全稳定运行；公司设有质检中心，105、负责本工程环境质量的监测工作。 劳动安全卫生教育设施及人员公司设有电化教育室，可随时放映电视录象等，对职工进行安全教育。全厂职工安全卫生工作分为三级管理，即总厂、车间、班组。总厂设有安全环保处，在总厂的领导下，负责全厂职工安全卫生的管理及宣传教育工作。13.9预期效果本项目属本质安全型项目，为了加强劳动安全卫生方面的设计，具体采取了如下一些措施：存在中毒窒息、火灾和爆炸危险的主装置、原料及成品罐区均为露天布置，所有电气设备均选用防爆型设备；设置可燃气体检测报警器；设置危险气体检测报警器；罐区设置围堰，储罐均设罐下密闭采样系统，防止危险物料的泄漏；压力容器和管道采用对焊连接，降低物料泄漏的机率。106、装置所有设备和管道除工艺要求的隔热外，均按要求设置了防烫保护隔热，在装置正常运行的情况下，不会对人体造成灼烫的伤害。装置没有高于85分贝的噪声设备，不存在强噪声对人体的伤害。建立严格的安全管理制度，严格执行安全操作规程，机械伤害、车辆伤害、物体打击等伤害是完全可以避免的。原料及产品罐其贮量超过重大危险源辨识规定的临界值，属于本装置的重大危险源，要重点加强安全工作，制定重大危险事故应急预案。由于在本次设计中认真贯彻了“安全第一、预防为主”的方针，针对本项目的特征，从工艺系统、工艺管道配管、工艺设备、自动控制设计、总图运输布置、建筑设计、电气设计、水道及消防设计等各方面采取了措施，因此本装置的劳动107、安全卫生设计是先进的、安全的、可靠的。国内外同类装置多年的运行情况均证明，该装置采取的安全卫生防范措施完备、有效，可确保操作人员的人身安全。13.10存在的问题及建议本项目为改造项目，从*集团调派的生产管理人员以及新进厂的员工应先培训，考试合格后才能上岗。在项目建成投产后，应采取综合措施，从技术、管理、教育三方面同时入手，把不安全因素消除在萌芽之中，确保人身安全和生产的正常运行。要建立健全的安全生产管理制度，分级管理，全员参与，从公司领导到工人都要严格遵守安全操作规程。要加强安全生产教育工作，首先从思想上重视，其次要进行各种安全卫生技术知识教育，对于特种工种的操作人员要进行专项训练，以保证安全108、生产。要注重机械设备和各种劳动保护用品、灭火器材等的维护和保养，定期维修、检查，使其保持良好状态，防止设备事故和人身事故的发生。实行定期的健康检查，对于有毒有害场所的职工适当发放个人防护用品和保健食品，保障职工在生产过程中的安全健康。对于各种有毒危险材料的使用，公司在本项目建成投产后，作一次劳动卫生监测，并作现场跟踪评价。以便完善落实安全防护措施。为了全面规范企业的劳动安全卫生管理工作，保障职工的安全健康和企业财产安全，提高企业的知名度和参与国际市场的竞争力，建议公司尽快建立并实施职业安全健康管理系统（OSHMS）。14组织机构及人力资源配置14.1工业体制及组织机构本项目为技术改造项目，采用109、车间管理。14.2生产班制本次改造装置实行“四班三倒”工作制设置定员。14.3定员本技术改造项目不增加操作定员。15项目实施计划15.1项目实施计划内容项目实施计划内容主要包括项目的前期准备阶段、设计及采购阶段、施工建设阶段和试车及验收四个阶段。15.2实施进度计划（1） 2009年 4月项目项目可行性研究报告报批；（2） 2009年5月工程基础设计；（3） 2009年5基础设计审查与调整；（4） 2009年6月设备/材料采购服务；（5） 2009年6月2009年7月工程施工图设计；（6） 2009年7月工程施工；（7） 2009年8月工程投产。16项目招标方案为了确保本项目建设的工程质量，防110、范和化解工程建设中的违规行为，根据国家发展和改革委员会的有关规定，制定本项目的招标方案。16.1建设项目招标范围及招标组织形式招标的范围包括项目建设的勘察设计招标、施工监理招标、施工企业选择招标，以及重要设备、材料等采购招标，面向社会全部进行公开招标。本项目招投标活动，全部委托给有资质的招标代理机构办理。详见表11.1：招标基本情况表。16.2投标、开标、评标和中标程序根据建设项目规模和建设要求，在招投标过程中必须遵守如下程序：1、项目经上级部门批复同意后，项目承办单位在指定的媒体上发布招标公告。2、在招标文件开始发出之日起日内，具有承担投标项目能力的法人或者其它组织都可以投标。投标人少于个时111、，应当重新进行招标。投标文件应当对招标文件提出的实质性要求和条件做出响应，招标文件的内容还包括拟派出的项目负责人与主要技术人员的简历、业绩和拟用以完成招标项目的机械设备，本项目不接受联合招标。3、标时由项目委托招标单位主持，邀请所有投标人参加，由招标人委托公证机构检查并公证。投标人的投标应当符合下列条件之一：能够最大限度的满足招标文件中规定的各项综合评价标准程或者能满足招标文件的实质性要求，并且经评审的价格合理。4、评标按照中华人民共和国投标管理法的规定和程序进行。5、标人确定后，投标人向中标人发出中标通知书，该通知书具有法律效力，若中标人放弃中标项目，应当承担法律责任。自中标通知书发出日之内112、，按照招标文件，项目承办单位和中标人签订书面合同，同时，中标人不得向他人转让中标项目，不得将中标项目肢解后分别向他人转让。16.3评标委员会的人员组成和资质要求项目全部采用公开招标的方式，因此，在招投标过程中，为保证项目的公开，对评标委员会的组成和资质有如下要求：1、评标委员会人员组成评标委员会由项目承办单位的代表和有关技术、经济等方面的专家组成。根据本方案在项目开标当天从当地专家库中随机抽取。评标委员会主任由资深的专家担任，评标委员会采用单数制，但最低不少于人，并且技术、经济等方面的专家不得少于成员总数的三分之二；评标委员会要严格按照招标文件确定的评标标准和方法，对投标文件进行评审和比较。投113、票采用打分制，以得分高者当选。2、标委员会成员的资格要求评委会成员职称在副高（副教授）级以上，从事本专业至少在年以上，对工程项目有较深入的研究，并且职业道德良好，与投标单位无任何利害关系。评标委员会成员应当客观公正的履行职务，遵守职业道德，对所提出的评审意见承担个人责任。招标基本情况表建设项目名称：*集团有限公司催化装置能量系统优化项目单项名称招标范围招标组织形式招标方式不用招标方 式招标枯算金额（万元）备注全部招标部分招标自行招标委托招标公开招标邀请招标勘察设计建筑工程安装工程监理设备重要材料其他情况说明招标的范围包括项目建设的勘察设计招标、施工监理招标、施工企业选择招标，以及重要设备、材料114、等采购招标，面向社会全部进行公开招标。 单位建设盖章 年 月 日17投资估算及资金筹措17.1投资估算17.1.1投资估算范围本项目工程范围为催化装置能量系统优化项目，总投资为该项目从筹建到正常生产所需的资金之和。17.1.2投资估算依据1、中国石油化工总公司石油化工项目可行性研究投资估算编制办法（2006年）。2、中国石油化工总公司石油化工项目可行性研究报告编制规定（2005年）。3、中国石油化工总公司石油化工项目可行性研究技术经济参数与数据(2006年)。4、参考中国石油化工总公司（2000）建字476号石油化工安装工程概算指标（修订版）、石油化工工程建设设计概算编制办法（修订版）、石油化115、工工程建设引进工程概算编制办法（2000年版）、中石化（1995）建字247号石油化工安装工程费用定额、石油化工工程建设费用定额（2000年）。5、现行设备、材料出厂价格和类似工程的造价资料。17.1.3投资估算1、工程费用工程费用根据确定的工艺技术方案、主要设备选型和相应的工程实物量、参照类似工程的造价资料，并依据业主的实际情况进行估算。2、其他固定资产费用征地费：本项目不考虑征地费。工程建设管理费：依据中国石化建200881号文计算。临时设施费：依据中国石化建200881号文计算，按工程费用的0.25%计算。设计费：按照计价格200210号文计取。环评及劳动安全卫生评价费：估列。勘探费：估116、列。监理费：依据发改价格2007670号文的规定计算。设备采购技术服务费：依据中国石化建200881号文计算工程质量监督费：依据中国石化建200881号文计算3、其他资产费用：依据中国石化建200881号文计算4、预备费估算：不可预见费：按（固定资产费用+其他资产费用）的10%计取。5、建设期借款利息估算贷款年实际利率为5.94%。6、流动资金估算本项目无大宗原材料和辅助材料采购，流动资金估算按一个半月的经营成本估列。本项目估算总投资5154万元，其中建设投资5051万元，建设期利息83万元，流动资金20万元。项目建设投资中2272.95万元由企业筹集，其余为银行贷款。17.2资金筹措17.2117、.1项目资本金本项目所需建设投资45%为自有资金（即2272.95万元），其他资金计划以贷款方式筹措。17.2.2资金使用计划建设投资在建设期1年内按100投入。18生产成本费用估算18.1成本费用估算的依据成本费用估算依据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、中国石油化工总公司石油化工项目可行性研究技术经济参数与数据(2006年)的具体要求进行。18.2成本分析本项目正常生产期年均制造成本为476万元，总成本费用为527万元。19财务评价本评价以“*集团催化装置能量系统优化”界定评价范围，分析优化后的经济效益。19.1财务评价依据1、中国石油化工集团公司石油化工项目可行性研118、究报告编制规定（2006年）。2、中国石油化工总公司石油化工项目可行性研究技术经济参数与数据(2006年)。19.2财务评价主要数据、参数1、项目计算期及生产负荷项目计算期16年，其中建设期1年，生产期15年。生产期第一年开始按100负荷计算。2、项目收入本项目以工程优化后节约的成本作为项目的增加收入。3、流转税金及附加增值税：本项目增值税率为17%（电和蒸汽均折合成标煤计取）。城市维护建设税：按增值税的5%计取。教育费附加：按增值税的4%计取。4、所得税企业所得税税率为25%。5、项目还款资金来源项目偿还借款的资金来源是：利润、折旧、摊销6、财务基准收益率财务基准收益率：12%7、其它公积金119、：税后利润的10%19.3效益及财务评价指标计算1、效益及财务评价主要指标及与基准值的对比详见下表： 经济指标对比表项目基准值计算值财务净现值（税后）（万元）05324全投资回收期（税后）（年）104.29财务内部收益率（税后）12%29.532、产品销售收入及流转税金计算产品销售收入以能量系统优化后节约的煤作为项目收入，其中煤的价格按750元/吨（含税价）估算详见附表8。销售税金及附加估算详见附表9。3、损益计算损益计算详见附表4及附表6。4、借款偿还平衡计算项目的清偿能力分析按照最大偿还能力计算。生产期内各年的利息均计入成本中的财务费用。还款年份垫付的可还款利润在还清债务后，在以后各年以折120、旧、摊销的形式予以弥补。借款偿还平衡计算详见附表10。借款偿还期为3.39年。5、现金流量计算现金流量计算详见：附表3财务现金流量表（增量全部投资）、附表5财务现金流量表（增量自有资金）。6、要经济评价指标汇总通过以上财务评价计算，汇总各方案主要经济指标，详见附表1 主要经济评价指标汇总表。20不确定性分析20.1盈亏平衡分析通过对项目正常年份的销售收入、成本费用、销售税金等方面的数据进行分析来确定项目的盈亏平衡点，分析生产能力利用率。项目的盈亏平衡点（以生产能力利用率表示）为23.43。20.2财务评价结论1、本项目借款偿还期3.39年左右（含建设期），具有较强的还款能力。2、在本价格体系下，税后财务内部收益率29.53%，高于行业基准水平，投资回收期低于行业基准水平，项目在财务上可行。3、项目盈亏平衡点（以生产能力利用率表示）为23.43%，项目具有较强的抗风险能力。综上所述，本项目在财务上是可行的，且有一定的抗风险能力。