1、XXXXX生产15万吨合成氨3万吨甲醇工艺能量系统优化（系统节能）项目节能评估报告书 项目摘要表项目概况项目名称煤制10万吨/年芳烃项目项目建设单位XXXXX联系人/电话XXX节能评估单位XXXXX联系人/电话XXX项目建设地址XXXXXXXXXX市经济开发园区内所属行业煤化工项目性质新建 改建 扩建项目总投资XXXXX (万元)投资管理类别审批 核准 备案项目拟投产时间XXX年XX月建设规模和主要内容本项目生产芳烃规模确定10万吨/年，并副产甲醇、LNG、LPG、焦油、均四甲苯等。总建筑面积90855m2。项目进展情况可行性研究阶段项目年综合能源消费量主要能源种类计量单位年实物量折标系数折标2、煤量tce电力104kWh11798.61当量值0.1229 kgce/kWh14500.5等价值0.326 kgce/kWh38463.5原煤（原料）104t66.000.7061 tce/t466026.0原煤（燃料）104t48.490.5416tce/t262631.5新水104t652.850.0857 kgce/t559.5项目年综合能源消费量tce当量值743717.5等价值767680.5项目年外供能源量芳烃104t9.401.627 kgce/kg152938.0LNG104t6.451.224 kgce/kg78948.0甲醇104t6.301.554 kgce/kg9793、02.0焦油104t2.721.142 kgce/kg31062.4中油104t2.401.371 kgce/kg32904.0石脑油104t0.721.426 kgce/kg10267.2粗酚104t0.480.664 kgce/kg3187.2杂醇油104t0.320.335 kgce/kg1072.0均四甲苯104t0.601.875 kgce/kg11250.0LPG104t1.201.618 kgce/kg19416.0项目年外供能源量tce当量值438946.8等价值438946.8本项目年综合能源消耗量tce当量值304770.7等价值328733.7项目能效指标比较项目指标名称4、项目指标值新建准入值国内平均水平（三级）国内先进平均水平（二级）国内先进水平（一级）对比结果煤制甲醇1.68tce/t1.80 tce/t1.70 tce/t优于国内先进水平芳烃4.36tce/t4.49tce/t属于国内先进水平对所在地能源消费的影响对所在地能源消费增量的影响XXX对所在地完成节能目标的影响XXX可研报告提出的主要节能措施及节能效果：针对主要工艺、给排水、节电、建筑节能等等方面提出了一定的措施，有良好节能低耗效果，可行性研究报告中提出的节能技术措施是合理的、可行的。项目可研报告在节能方面存在的主要问题：节能措施中对于节能管理、人员配备、计量器具等没有明确的节能要求，还有潜在挖5、掘空间。XXX目 录前 言11.评估依据31.1 评估范围和内容31.2 评估依据41.2.1 国家法律、法规及规划、产业政策等41.2.2 黑龙江省有关规定81.2.3 相关标准及规范81.2.4 项目相关文件92.项目概况介绍112.1 项目建设单位概况112.2 项目基本情况122.2.1 项目名称、建设地点、项目性质及类型122.2.2 建设内容132.2.3 项目总平面布置252.2.4 本项目主要经济技术指标272.2.5 项目所在地概况282.3 项目用能情况322.4 项目所在地能源供应及消费情况332.4.1 XXX煤化工基地建设情况简述332.4.2 电力供应及消费情况346、2.4.3 煤炭供应及消费情况342.4.4 水的供应及消费情况363.项目建设方案节能评估383.1 政策符合性分析及项目选址、总平面布置节能评估383.1.1 政策符合性分析383.1.2 项目选址423.1.3 总平面布置443.2 工艺流程、技术方案节能评估483.3 主要用能工艺和工序节能评估793.3.1 原料煤粉碎与筛分工序节能评估793.3.2 煤气化工序节能评估803.3.3 合成气变换工序节能评估823.3.4 低温甲醇洗工序节能评估833.3.5 甲烷分离工序节能评估843.3.6 甲醇合成工序节能评估853.3.7 甲醇精馏工序节能评估863.3.8 煤气水分离工序节能7、评估883.3.9 酚回收工序节能评估893.3.10 空分工序节能评估903.3.11 合成芳烃工序节能评估913.4 主要耗能设备节能评估933.4.1 主要能耗设备的技术参数933.4.2 主要能耗设备的能效分析943.5 辅助生产和附属生产设施节能评估973.6 本章评估小结1074.节能措施评估1084.1 节能技术措施评估1084.1.1 本项目可研阶段设想的节能技术措施1084.1.2 本工程可研阶段节能技术措施合理性和可行性分析1114.2 本工程可研阶段设想的节能管理措施评估1124.3 单项节能工程1124.3.1 单项节能工程简介及工艺流程1134.3.2 单项节能工程设8、备选型1134.3.3 单项节能工程能耗分析1164.3.4 单项节能工程各能耗汇总1244.3.5 单项节能工程投资1274.3.6 单项节能工程技术指标及可行性1274.4 能评阶段节能措施评估1294.4.1 工艺的节能措施1294.4.2 罐区的节能措施1304.4.3 管道绝热（保温、保冷）的节能措施1304.4.4 公共和辅助生产系统的节能措施1314.4.5 施工阶段的节能措施1354.4.6 节能管理措施1354.5 节能措施效果评估1384.6 节能措施经济型评估1394.6.1 全厂经济财务评估1394.6.2 本项目节能措施经济性评估1404.7 本章评估小结1415.项9、目能源利用情况测算1425.1 节能评估前项目能源利用情况1425.2 能评估后项目的能源利用分析1445.2.1 节能评估后能源利用情况核算1445.2.2 本项目各工序能效指标1585.2.3 节能评估后能源平衡情况分析1585.3 本章评估小结1596.项目能源消费及能效水平评估1606.1 项目对所在地能源消费增量的影响评估1606.2 项目对所在地完成节能目标的影响评估1626.3 项目能源供应条件及落实情况1646.4 项目能效水平评估1686.4.1 芳烃生产能效水平评估1686.4.2 甲醇生产能效水平评估1726.4.3 投资、产值等能效水平评估1736.4.4 热电站生产能10、效水平评估1746.5 本章评估小结1757.存在的问题及建议1767.1 项目存在的问题1767.2 建议1778.结论179附件： XXX附录：XXX附图： XXX前 言煤炭、石油、天然气是当今世界的主要能源，是关系到国家持续发展的重要制约因素之一。利用我国丰富的煤炭资源，采用洁净煤气化技术生产芳烃和石油替代产品是我国能源政策的重要组成部分，也是保证我国能源和国家安全的重要措施。建设大型煤基芳烃项目，符合国家振兴东北老工业基地的大政方针和黑龙江省相应的发展战略。应用洁净煤气化技术发展煤制甲醇并进行深加工，能够有效地拉长煤炭产业链，增加煤炭资源的附加值，优化产业结构，改变单纯的煤炭生产和销售11、的单一产业结构，形成以煤为源头，以能源化工、精细化工和材料化工为核心的产业集群，促进资源的合理配置，提高资源的综合利用率。黑龙江省是煤炭资源大省，也是国家煤化工产业未来重点发展的区域之一。XXXXX市是全国重要的煤炭生产基地之一，煤炭资源十分丰富，而且是良好的动力和化工用煤，是煤化工项目的优选煤种。面对目前煤化工发展的大好时期，龙煤天泰煤化工有限公司决定抓住机遇，利用XXXXX地区丰富的煤炭资源和良好的区位优势，结合自身特点，进军煤化工产业，发展煤制芳烃项目，提高企业的创新力和市场竞争力。根据中华人民共和国节约能源法、固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法（国家发展和改革委员会2010年6号令12、）以及国家有关政策和节能法律法规的规定，XXXXX委托XXXXX进行煤制10万吨/年芳烃项目节能评估报告书编制工作。在接受委托后，我单位成立了节能评估工作项目组，在进行工程资料分析的基础上，编制完成了评估报告。1.评估依据1.1 评估范围和内容（1）节能评估的范围：根据国家产业政策、能源政策、结合项目的特点，本节能评估报告的主要评估范围为：以XXXXX煤制10万吨/年芳烃项目厂区厂界以内；厂外运输部分不包括在本项目评价范围之内。（2）节能评估的主要内容包括： 分析本项目所消费能源的种类、利用方式及其结构、能源供应能否保障。 分析本项目采用的工艺流程、技术方案、用能设备是否为节能工艺、节能技术和13、节能设备；计算分析本项目各主要用能工序、辅助生产和附属生产系统的能耗；分析本项目建设过程中是否采用了国家明令禁止和淘汰的落后工艺及设备。 计算本项目单位产品能耗，并与国家有关准入标准、国内同类项目先进水平进行对标分析；确定主要设备的热效率、通用机械的能效指标与国内先进水平进行对标分析。 对设计采取的节能措施及效果进行评估的基础上，根据当前国内同类设备制造和设计优化状况，按照“技术上可行，经济上合理”的原则，提出切实可行性的补充节能措施，并分析评估补充措施的节能效果和经济性。 分析本项目节能管理机构、节能管理体系的建立及能源计量器具配备能否满足国家相关要求。 分析本项目综合能源消费总量、综合能源14、消耗总量、能源利用平衡状况。 分析评估项目综合能源消费量对项目所在地能源消费总量控制及节能目标完成的影响。 根据对本项目单位产品能耗、单位产值能耗及综合能源消费量进行评估的基础上，分析判断项目能源利用是否符合国家、地方及行业的节能相关法律、法规、政策及标准要求，从节能角度指出项目建设是否可行。1.2 评估依据1.2.1 国家法律、法规及规划、产业政策等（1）中华人民共和国节约能源法(中华人民共和国主席令2008年第77号，2008年4月1日起施行)（2）中华人民共和国电力法（中华人民共和国主席令1995年第60号，1996年4月1日起施行）（3）中华人民共和国计量法（中华人民共和国主席令19815、5年第28号，1986年7月1日起施行）（4）国家发改委关于加强固定资产投资项目节能评估和审查工作的通知（发改投资工20062787号）（5）国务院关于加强节能工作的决定(国发200628号)（6）国务院关于印发“十二五”节能减排综合性工作方案的通知（国发201126号）（7）固定资产投资项目节能评估工作指南（2011年修订本）（国家节能中心）（8）产业结构调整指导目录（2011年本）(国家发改委2011第9号令)（9）节能中长期专项规划(发改环资20042505号)（10）国家鼓励发展的资源节约综合利用和环境保护技术（国家发改委(2005)第65号）（11）中国节能技术政策大纲（发改委科技部16、 2006年）（12）固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法（发改委2010年6号令）（13）节约用电管理办法（国家经贸委 国家发展计划委20001256号）（14）国家发展改革委关于印发固定资产投资项目节能评估和审查指南的通知(发改环资200721号)（15）建设部关于贯彻国务院关于加强节能工作的决定的实施意见（建科2006231号）（16）能源效率标识管理办法（国家发改委、国家质检总局2004年17号令）（17）中华人民共和国强制检定的工作计量器具检定管理办法（1987年4月15日国务院颁布）（18）部分工业行业淘汰落后生产工艺装备和产品指导目录（2010）年本（19）国家发展改革委关于加17、强煤化工项目建设管理促进产业健康发展的通知（发改工业20061350号）（20）关于热电联产的规定（计基础20001268号）（21）火力发电厂节约能源规定（试行）（能源节能199198号）（22）国家重点节能技术推广目录（第一批）（国家发展和改革委员会公告2008年第36号）（23）国家重点节能技术推广目录（第二批）（国家发展和改革委员会公告2009年第24号）（24）国家重点节能技术推广目录（第三批）（国家发展和改革委员会公告2010年第33号）（25）国家重点节能技术推广目录（第四批）（国家发展和改革委员会公告2010年第34号）（26）国家重点节能技术推广目录（第五批）（国家发展和改革18、委员会公告2012年第42号）（27）节能机电设备（产品）推荐目录（第一批）（工节2009第41号公告）（28）节能机电设备（产品）推荐目录（第二批）（工节2010第112号公告）（29）节能机电设备（产品）推荐目录（第三批）（工节2011第42号公告）（30）高耗能落后机电设备（产品）淘汰目录（第一批）（工节2009第67号公告）（31）节能产品惠民工程高效节能容积式空气压缩机推广目录（第一批）(国家发改委、财政部、工业和信息化部2013年第2号公告)（32）节能产品惠民工程高效节能容积式空气压缩机推广目录（第二批）(国家发改委、财政部、工业和信息化部2013年第30号公告）（33）节能产品19、惠民工程高效节能通风机推广目录（第一批）(国家发改委、财政部、工业和信息化部2013年第4号公告)（34）节能产品惠民工程高效节能清水离心泵推广目录（第一批）(国家发改委、财政部、工业和信息化部2013年第3号公告)（35）节能产品惠民工程高效节能清水离心泵推广目录（第二批）（(国家发改委、财政部、工业和信息化部2013年第31号公告）（36）节能产品惠民工程高效节能配电变压器推广目录（第一批）(国家发改委、财政部、工业和信息化部2013年第5号公告)（37）节能产品惠民工程高效节能配电变压器推广目录（第二批）(国家发改委、财政部、工业和信息化部2013年第32号公告）1.2.2 黑龙江省有关20、规定（1）关于贯彻落实的通知（黑龙江省发展和改革委员会，2011年1月24日）（2）黑龙江省节约能源条例（2009年2月1日施行）（3）黑龙江省人民政府关于加强节能工作的实施意见（黑政发200695号）1.2.3 相关标准及规范（1）评价企业合理用电技术导则（GB/T3485-1998）（2）评价企业合理用热技术导则（GB/T3486-93）（3）节水型企业评价导则（GBT7119-2006）（4）企业能量平衡统计方法（GB/T16614-1996）（5）用能单位能源计量器具配备与管理通则（GB17167-2006）（6）综合能耗计算通则（GB/T2589-2008）（7）工业企业能源管理导则21、（GB/T15587-2008）（8）节能监测技术通则（GB15316-2009）（9）企业节能量计算方法（GB/T13234-2009）（10）三相配电变压器能效限定值及节能评价值（GB20052-2006）（11）电力变压器能效限定值及能效等级标准（GB24790-2009）（12）清水离心泵能效限定值及节能评价值（GB19762-2007）（13）通风机能效限定值及节能评价值（GB/T19761-2009）（14）化工企业能源计量器具配备及管理要求（GB/T21367-2008）（15）化工企业照明设计技术规定及条文说明（HG/T20586-1996）（16）火力发电厂和变电站照明设计技22、术规定（DL/T5390-2007）（17）火力发电企业能源计量器具配备和管理要求（GB/T21369-2008）（18）火力发电厂能量平衡导则 总则（DL/T606.1-1996）（19）设备及管道绝热技术通则（GB/T4272-2008）（20）设备及管道绝热设计导则（GB/T8175-2008）（21）甲醇单位产品能源消耗限额 第1部分：煤制甲醇（GB29436.1-2012）1.2.4 项目相关文件（1）XXXXX煤制10万吨/年芳烃项目可行性研究报告（赛鼎工程有限公司编制，2012年6月）（2）国家节能中心节能评审评价指标（第1号）（2011年11月）（3）东北地区振兴规划（4）东北23、振兴“十二五”规划（5）中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要（6）黑龙江省国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要（7）XXX市国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要（8）国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006-2020）2.项目概况介绍2.1 项目建设单位概况（1）建设单位名称：XXXXX；（2）单位地址：XXXXX；（3）邮政编码：；（4）法定代表人：；（5）项目联系人：；（6）联系电话：；（7）企业情况：XXXXX是国家大型综合性煤化工企业，公司始建于1958年，1997年，黑龙江化工总厂改制为XXXXX。1998年11月以XXXXX为独家发起人并控股的XXXXX股票在24、上交所成功上市。XXXXX是黑龙江省支持发展的十大企业集团之一，是黑龙江省出口创汇先进企业。2.2 项目基本情况2.2.1 项目名称、建设地点、项目性质及类型（1）项目名称：XXXXX生产15万吨合成氨3万吨甲醇工艺能量系统优化（系统节能）工程；（2）建设地点：XXXXX，详见本项目地理位置简图；（3）项目性质：改建；（4）项目类型：煤化工；（5）建设周期：本项目建设期为三年；（6）总 投 资：12919万元。表2-2-1 本项目基本情况一览表项目名称15万吨合成氨3万吨甲醇工艺能量项目建设单位XXXXX总投资（万元）12919建设项目性质改建建设规模和主要内容本项目生产合成氨15万吨/年和甲25、醇3万吨/年。主要生产工艺方案制气、净化、甲醇合成、合成氨、煤气废水采用萃取法脱酚等2.2.2 建设内容（1）建设规模本项目生产规模确定合成氨15万吨/年和甲醇3万吨/年。（2）工艺方案15万吨合成氨3万吨甲醇生产装置系1998年投产，分为制气、净化、甲醇合成和合成氨合成四个部分。制气部分：采用恩德炉流化床制气技术，该技术通过空气、氧气、蒸汽及粉煤在炉内流化接触制取半水煤气，主要有效气含量65%左右。净化部分：工艺气首先经过低压脱硫处理，经加压后进行蒸汽变换，并进行NHD脱硫脱碳、双甲工艺处理，使工艺气含硫小于5PPB、含碳小于5PPM。甲醇合成：该部分是双甲净化工艺的一部分，在甲醇催化剂的作26、用下一氧化碳、二氧化碳及氢气合成甲醇，并净化工艺气中的一氧化碳与二氧化碳。甲醇生产规模为3万吨/年。合成氨合成：该部分氢气与氮气在催化剂的作用下合成合成氨，生产规模为15万吨/年。具体工艺流程图见附图四。由于现有工艺吨氨能耗过大，现通过对现有系统中的燃煤锅炉、空分装置及恩德造气炉进行能量优化改造，使吨氨能耗降到较低水平。现有流程叙述，主要公用工程配情况、煤耗、电耗水耗等指标（3）供电本项目用电设备计算容量约为30031kW，其中10kV用电设备计算容量为22637kW，0.4kV用电设备计算容量为7394kW。本项目建设所在地位于XXXXX经济技术开发区内。根据当地电力部门编制的开发区电力发展27、规划，将在开发区内距本项目所处区域东南角约1.5km处新建一座220kV/66kV变电站，220kV双回路电源通过架空线路分别为引自XXXXX220kV变电站和双北220kV变电站。另外本着“热电联产、安全可靠、节约能源”的原则，本项目将建设一座自备热电站，在满足工艺用汽前提下，剩余蒸汽进行背压发电，汽轮发电机组容量8-9MW，发电机出口电压为10.5kV。根据外部电源状况及用电负荷计算结果并结合总图布置，本项目拟新建一座66kV/10kV变电站，二座10kV开闭所（内附0.4kV配电系统）即甲醇开闭所、循环水开闭所，三座10kV/0.4kV变电所即酚回收变电所、污水处理变电所和厂前区变电所。28、66kV/10kV变电站主接线采用内桥接线。各开闭所及变电所均为10kV双电源供电单母线分段接线，10kV电源均由66kV变电站经电缆线路提供。自备电站10kV出线通过电缆线路接至66kV/10kV变电站10kV母线处与电网并网运行。根据用电负荷计算结果，全厂总用电量为30031kW，66kV/10kV变电站主变压器选择二台25000kVA的66/10kV的主变压器。本工程热电站正常运行时，发电9000kW，需电网供电21031kW，此时，变压器的负荷率约为44%。当发电机故障时，全部用电负荷30031kW需由电网供电，此时，变压器的负荷率为65%。在最不利的情况下，即当一台主变压器及发电机同29、时故障时，另一台能保证全厂约80%的用电负荷正常运行。各开闭所及变电所内变压器容量按任一台故障时，另一台能保证承担80-100%的用电负荷进行选择。应急电源采用EPS装置。表2-2-2 可研提供的变压器表序号设备名称规格型号单位数量备注1主变压器SFZ11-25000/66台22配电变压器SC11-2000/10/0.4kV台83配电变压器SC11-1000/10/0.4kV台6（4）主要设备本系统主要设备见下表。表2-2-3 供热系统主要设备一览表序号名称参数一锅炉1炉型高低混合循环流化床锅炉2型号CSG-75/3.82-H3额定蒸发量75t/h4过热蒸汽出口压力3.82MPa5过热蒸汽出口30、温度4506给水温度1057锅炉热效率87.68燃料褐煤9给水压力6.4MPa10锅炉为紧身封闭11台数2台二16000空分a空压机1流量89000Nm3/h2出口压力5.2bar3额定轴功率7061kw4汽轮机蒸汽进口压力36bar5汽轮机蒸汽进口温度4106汽轮机蒸汽流量30.3 t/hb氮压机1流量2500Nm3/h2出口压力30bar3电机功率500kw三恩德炉a恩德粉煤气化炉1直径6000mm2投煤量800t/d3产气量40000Nm3/h4气化效率76%5热效率84%6台数2台b静电除焦油（尘）器1型号C1832设备规格4470131503处理气量45000-5000 Nm3/h431、二次电压35-55kw5除焦效率不小于98%6台数4台（6）空分装置空压站的规模89000Nm3/h。本设计选用空气压缩机一台，排气量15 Nm3/min，排气压力0.75MPa；配套集装式无热再生空气干燥装置一套及相应的过滤器。该设备额定处理气量为15m3/min，再生气耗量约14-16%，成品气露点-40，最大含油量0.1PPm，最大固体离子1m,最大含尘浓度1mg/m3，可满足全厂无油空气用气的质量要求。（8）恩德炉气化装置共3台气化炉，正常2 开1备，设置一套液压系统，对应3台气化炉。液压站主要包括油箱、泵站、蓄能器及控制阀台等，它们各自或集中于一个底座上，便于运输及安装。（9）贮运设32、施及机械化运输备煤备煤系统的范围是从火车卸车槽开始至气化厂房气化炉顶贮煤仓及锅炉系统的煤仓上部为止；内容包括原料煤的卸车、上煤、贮存、破碎、筛分及运输。本工程原料煤和燃料煤分别由火车或汽车从煤矿运来，运入厂内的煤为两种煤；一种为块煤6-50mm的用于气化；另一种为13mm的碎煤用于锅炉。原料煤和燃料煤的运输方式以火车运输为主、公路运输为辅。备煤原煤贮存由4个直径为22m的圆筒仓组成，储量为36000t，可储存气化炉及锅炉近9d的用煤量备煤系统分为卸车输煤系统、气化备煤系统和锅炉备煤系统。从火车卸车槽开始至圆筒仓为卸车输煤系统，系统能力为700t/h；从圆筒仓开始至气化炉顶贮煤仓为气化备煤系统，33、系统能力为150t/h；从圆筒仓开始至锅炉房顶为锅炉备煤系统，锅炉备煤系统能力为100t/h。气化排渣本装置是将来自气化炉渣锁排出的渣，经水力冲渣系统冲至渣池，渣在渣池内沉降后，灰渣和水分离，用抓斗桥式起重机抓出，由汽车将灰渣外运。锅炉房除灰及除渣锅炉房除渣是将锅炉排出的渣，经过输送进行储存、装车等作业，最后将渣送往厂外。锅炉房除渣系统的输送设备采用链斗输送机。本设计采用3台锅炉，设置一套除渣输送系统和1个渣仓。渣仓储存能力400t，共可以储存锅炉约1.5d的排渣量。锅炉除灰系统锅炉除灰系统是将布袋除尘器下灰斗出来的灰输送至灰仓，然后装车运出厂外。灰库设置两座灰仓，灰库总储存能力800t，可以34、储存袋式除尘器和造气炉排灰量约2d的量。 液体储运A、储存系统石脑油、甲醇和杂醇为甲B类介质，选用内浮顶罐进行储存，以减少介质的挥发量并可减少储罐火灾几率。LNG和LPG为液化气，属甲A类可燃液体，可在常压或加压下低温储存，本设计LNG选用了低温常压储存，LPG选用常温加压储存。其它介质均为丙类液体选用固定顶罐加氮封储存，由于焦油、中油、粗酚凝固点比较高，因而这几种介质储罐设有内置加热器。B、装卸系统由于罐区产品及副产品均为液体产品，因而选择汽车槽车和火车槽车运输。其中油品、杂醇及LNG全部按汽车槽车运输考虑，甲醇全部按火车槽车运输考虑。液体产品用泵送至汽车装卸站经各自鹤管送至槽车，汽车装卸站35、选用穿过式装车方式。（10）自控技术方案控制室上按中央控制室、压缩、空分、热电站分别设立。中央控制室独立设置，负责煤气化、气化排渣、变换冷却、低温甲醇洗、硫回收、甲烷分离、煤气水分离、酚氨回收、甲醇合成、甲醇精馏、芳烃装置等主要工序工段的集中监控。合成气压缩控制室位于合成气压缩机厂房端部，主要负责合成气压缩机、氨压缩机的集中监控。甲烷分离压缩控制室位于甲烷分离压缩厂房端部，主要负责氮气压缩机、冷剂压缩机的集中监控。空分控制室位于空分办公楼内，主要负责空分装置和空压机组的集中监控。热电站控制室位于厂房内运转层平面，主要负责三炉一机的集中监控。全厂火炬现场设就地点火控制盘实现全厂火炬的就地点火控制36、以及紧急放散联锁。（11）（12）（13）（14）土建根据建筑抗震设计规范要求，虽有部分框、排架建筑为乙类建筑，但因抗震设防烈度6度故不考虑抗震影响。 根据混凝土结构设计规范，钢筋混凝土结构框、排架结构采用现浇；砖混结构楼面板、屋面板一般采用现浇(也可采用预制构件)。根据建筑地基基础设计规范，砌体结构房屋一般采用条形基础；框、排架的柱基础一般采用独立基础。根据工业建筑防腐蚀设计规范、建筑防火设计规范，钢结构表面应进行防腐,防火处理。厂区主要装置中的高、重建筑物采用钢筋混凝土框架或排架结构，一般建筑物采用砖混结构。在厂前区设置办公楼、倒班宿舍、车库、食堂、浴室等，其余生活福利设施依托社会。2.237、.3 项目总平面布置根据总平面布置原则，结合厂区周边的道路、铁路、风向、地形等情况进行总平面布置，本方案总平面布置分为厂前区、辅助区、气化、净化和甲醇区、MTG区、辅助生产区、铁路区、成品贮运区等七个区，分述如下：厂前区布置在厂区的西南部、主导风向的上风侧，主要有办公楼、食堂、浴室、倒班宿舍、车库等建筑物。辅助区布置在厂前区的东及北两侧，主要由消防站、中化楼、中控室、新鲜水、消防水、材料库、备品备件库、机修、电修、仪修、化学品库等建筑物构成。气化、净化和甲醇区布置在厂区的中部。由气化、变换冷却、低温甲醇洗、制冷站、甲烷分离、煤气水分离、合成气压缩、回收气压缩、甲醇合成、甲醇精馏、氢回收及中间罐38、区、硫回收等装置构成。MTG区布置在厂区的东南部。由合成芳烃、油品分离、均四甲苯（预留）、中间罐区等构成。辅助生产区布置在主要生产区的北部，由空分、污水处理、循环水、中水回用、热电站、脱盐水站、总降、火炬、事故水池以及由受煤槽、运煤栈桥、贮煤仓、破碎筛分及转运站等构成的备煤系统构成。成品贮运区布置在厂区的东侧中部，其北是甲醇和芳烃罐区、油品罐区，中是LNGLPG装车站、甲醇和油品装车站，北为LNG罐区、LPG罐区。铁路区布置在厂区的北部，本区有油品火车装车站、铁路卸煤槽等设施。本项目总建筑面积90855m2。上述布置详见厂区“总平面布置图”。2.2.4 本项目主要经济技术指标本项目主要技术指标39、见下表。表2-2-4 可研提供的主要技术指标表序号项目名称单位数量备注一生产规模15万吨/年合成氨104t/a15公称能力3万吨/年甲醇104t/a326万吨/年尿素104t/a26二产品方案1主产品焦炭104t/a尿素104t/a硝铵硫铵双氧水粗苯改质沥青2副产品104t/a104t/a三年操作小时8000四主要原辅材料、燃料用量1原料煤t/a2燃料煤t/a3催化剂t/a4化学药品t/a五动力消耗量1新鲜水t/h2电kW3蒸汽t/h1503.82MPa、4504冷量GJ/h六三废排放量1废气Nm3/h2废水t/h3固体废物t/a七运输量104t/a1运入量104t/a2运出量104t/a八定40、员人九总占地面积104m2绿化率十总建筑面积m22.2.5 项目所在地概况（1）厂址地理位置及概述（2）水文地质和有关江、湖、海河水文条件（3）气象（4）区域经济表2-2-5 XXX室外计算参数注台站名称及编号齐齐哈尔市50888台站信息北纬4619东经13211海拔（m）83.0统计年份19712000年平均温度（）4.1室外计算温、湿度供暖室外计算温度（）-23.2冬季通风室外计算温度（）-17.5冬季空气调节室外计算温度（）-26.4冬季空气调节室外计算相对湿度（%）65夏季空气调节室外计算干球温度（）30.8夏季空气调节室外计算湿球温度（）23.4夏季通风室外计算温度（）26.4夏季通41、风室外计算相对湿度（%）61夏季空气调节室外计算日平均温度（）26.1风向、风速及频率夏季室外平均风速（m/s）3.1夏季最多风向SSW夏季最多风向的频率（%）18夏季室外最多风向的平均风速（m/s）3.5冬季室外平均风速（m/s）13.7冬季最多风向C NNW冬季最多风向的频率（%）18 14冬季室外最多风向的平均风速（m/s）6.4年最多风向SSW年最多风向的频率（%）14冬季日照百分率（%）61最大冻土深度（cm)260大气压力冬季室外大气压力（hPa）1010.5夏季室外大气压力（hPa）996.7设计计算用供暖天数及其平均温度日平均温度+5的天数179日平均温度+5的起止日期10.142、7-04.13平均温度+5期间内的平均温度（）-8.9日平均温度+8的天数194日平均温度+8的起止日期10.10-04.21平均温度+8期间内的平均温度（）-7.7极端高温气温（）37.2极端最低气温（）-37.0注：本计算参数数据均参考民用建筑供暖通风与空气调节设计规范（GB50736-2012）中相关数据。 （5）工业经济工业经济保持高位运行。煤炭行业实现销售收入123亿元，增长38%；钢铁行业实现销售收入90亿元，增长34%。全市工业企业利税完成67亿元，增长57.6%。工业用电量达到31亿千瓦时，增长12%。规模以上工业增加值完成189亿元，增长35%，拉动全市经济增长11个百分点。43、非公经济实现增加值166.9亿元，增长23%（摘自2012年政府工作报告）。（6）交通运输2010年末，铺设高等级道路34条，客运总量达5亿人次，全市公路总里程已达4962.4km。（7）矿产资源2.3 项目用能情况项目需要的各种能源种类、年耗实物量、折标煤量、所占百分比等情况详见表2-3-1。表2-3-1 主要能源消耗量表项目年综合能源消费量主要能源种类计量单位年实物量折标系数折标煤量tce电力104kWh11798.61当量值0.1229 kgce/kWh14500.49等价值0.326 kgce/kWh38463.47原煤（原料）104t66.000.7061 tce/t466026.044、0原煤（燃料）104t48.490.5416tce/t262631.50新水104t652.850.0857 kgce/t559.49项目年综合能源消费量tce当量值743717.48 等价值767680.46 项目年外供能源量芳烃104t9.401.627 kgce/kg152938.00LNG104t6.451.224 kgce/kg78948.00甲醇104t6.301.554 kgce/kg97902.00焦油104t2.721.142 kgce/kg31062.40中油104t2.401.371 kgce/kg32904.00石脑油104t0.721.426 kgce/kg1026745、.20粗酚104t0.480.664 kgce/kg3187.20杂醇油104t0.320.335 kgce/kg1072.00均四甲苯104t0.601.875 kgce/kg11250.00LPG104t1.201.618 kgce/kg19416.00项目年外供能源量tce当量值438946.80等价值438946.80本项目年综合能源消耗量tce当量值304770.68 等价值328733.66 本项目能源转化率%59.02注：上表中的原料煤收到基低位热值为4943kcal/kg（详见煤质分析报告）,标准煤的低位发热量为7000kcal/kg，计算得出该项目原料煤折标系数0.7061k46、gce/kg。燃料煤收到基低位热值为3791kcal/kg（详见煤质分析报告）,标准煤的低位发热量为7000kcal/kg，计算得出该项目燃料煤折标系数0.5416kgce/kg。2.4 项目所在地能源供应及消费情况本项目主要消费能源及耗能工质能源为电力、煤炭、水。2.4.1 XXXXX市煤化工基地建设情况简述XXXXX市位于东部煤电化区域的中心地带，是黑龙江省煤炭资源富集区，也是东部煤电化基地中最具潜力和优势的城市。黑龙江省“十二五”规划纲要中明确提出：“构建XXXXX新型煤化工基地，发展以煤制烯烃为代表的现代煤化工，重点建设XXXXX市经济开发区、鲁能工业园区等产业园区。”同时，黑龙江省煤47、化石化产业推进实施方案(黑发改产业2011972号)在关于全省煤化工产业布局中，进一步明确了XXXXX市煤化工产业发展定位，即“构建XXXXX新型煤化工基地，发展以煤制甲醇转化烯烃为代表的现代煤化工。”从“十五”开始，XXXXX市在延伸煤炭产业链，提高煤炭就地转化率等方面加大了项目开发和建设力度。以煤转焦为切入点，相继开工建设了一批焦化厂及下游产品开发项目，已建成建龙180万吨焦化及5万吨炭黑项目。60万吨/年集贤华丰煤化工焦化一期工程2010年已投产，6万吨/年华丰煤化工焦炉煤气制甲醇项目、10万吨/年建龙煤气制甲醇项目一期工程2011年已建成投产，22万吨/年华本能源生物质(垃圾)资源化液48、体甲醇项目预计明年投产，龙煤航天60万吨甲醇一期工程气化装置已开工建设，国网能源宝清年产30万吨合成氨52万吨尿素项目已完成有关前期工作，具备开工条件。2.4.2 电力供应及消费情况XXXXX市是全省重要的电源基地之一，目前，全市电力总装机容量达到266万千瓦，其中包括国电XXXXX发电厂203万千瓦、大唐XXXXX热电厂40万千瓦、风力发电10万千瓦、虹焱热电厂2.4万千瓦、宝清县热电厂2.4万千瓦、饶河县万泰热电厂1.2万千瓦、国电友谊生物质发电3万千瓦、八五二生物质能电站1.8万千瓦、建龙集团自备电站1.5万千瓦等。2010年全市实现发电量100亿度。近年来重点推进的龙煤XXXXX13049、万千瓦煤矸石热电厂项目已上报国家发改委待核准，大唐二期235万千瓦热电工程、国网能源宝清电厂一期260万千瓦机组项目正在积极申请国家发改委路条。XXXXX电业局供电面积2.24万km2，拥有用电户27.5万户。国网现有220kV变电所6座，110kV变电所1座，66kV变电所1座，66kV及以上供电线路亘长1331km。在建500kV变电所1座，220kV变电所2座，6.6kV变电所3座，220kV送电线路400km。根据园区规划方案，本园区预计用电负荷达到250MW。由于工业园区用电负荷较大，因此太保变电所建设220kV变电站，现有主变压器1台，型号是SFSZ11-120000/220，容量50、为120000/120000/40000KVA，电压为22081.25%/69/10.5kV，接线组别YN、yn0、d11。2.4.3 煤炭供应及消费情况黑龙江省为我国传统的煤炭资源大省，除有235.57亿吨探明的煤炭资源量外，还有200多亿吨的煤炭资源潜力。黑龙江2011年全省煤炭产量约11542万吨，其中龙煤集团公司产量约7548万吨(约占65.4%)，地煤产量约3994万吨(约占34.5%)。2012年111月，黑龙江省煤炭产量8267万吨，销量7102万吨，铁路煤炭运量4676万吨。11月末，全省煤炭库存674万吨，同比增加49万吨，比年初增加195万吨。黑龙江龙煤矿业集团股份有限责任51、公司是经黑龙江省委、省政府批准，在重组鸡西、鹤岗、XXXXX、七台河四个重点煤矿优良资产的基础上组建的大型煤炭企业集团。龙煤矿业集团所属矿区煤炭储量丰富，煤种齐全，以焦煤、三分之一焦、长烟煤、气煤、褐煤为主，是国内优质动力煤生产基地和三大焦煤生产基地之一。煤质优良，煤质以特低硫、低磷、低灰、高挥发份，高热值的优良特征，被誉为绿色能源。煤炭产品主要有冶炼精煤、动力煤等，主要销往东北三省冶金、电力、化工、建材等行业，并通过口岸、港口销往东南沿海地区和出口国外。目前，龙煤矿业集团已成为黑龙江省第一大工业企业，东北（蒙东）地区最大的煤炭企业，2011年在全国煤炭企业100强中排名第12位。XXXXX市52、共有四大煤田即XXXXX煤田、集贤煤田、双桦煤田和宝清煤田，煤炭资源总储量117亿吨，占全省的47%，居全省首位。煤炭品种比较齐全，其中烟煤（上侏罗系煤田）储量26.5亿吨, 占总储量的22.65%，烟煤品种主要有气煤、长焰煤、1/3焦煤、贫瘦煤、弱粘煤等，均为低硫（0.2%）、低磷（0.02%）、中低灰分（18-24%）、高发热量（5000-5500卡/克）的优质炼焦配煤、气化用煤和优质动力用煤；褐煤（第三系褐煤）储量90.5亿吨,占总储量的77.35%，主要分布在宝清煤田。XXXXX煤田和集贤煤田为主要生产区，龙煤XXXXX分公司现有生产井8处，位于东荣矿区待开发的接续矿井4处，总储量2253、.5亿吨，其中，东荣矿区3处生产井和4处接续井共有地质储量14.2亿吨，本区煤种以气煤为主，焦油产率为10%左右，属富油煤。2011年末，全市有生产矿井147处，其中：龙煤XXXXX分公司8处，地方煤矿139处。核定能力2306万吨/年，其中龙煤XXXXX分公司1367万吨/年、地方煤矿939万吨/年。2011年原煤产量2081万吨，为我市地方经济发展提供了充足可靠的能源保证。东荣矿区现有集贤煤矿、东荣二矿、东荣三矿3处生产矿井，年产量650万吨。此外, 90万吨东荣一矿即将投产，120万吨东荣四矿已完成全部前期工作, 120万吨顺发煤矿和180万吨东辉煤矿已开展前期工作，届时东荣矿区生产能力54、将增至1100万吨。本项目用煤来自企业位于XXXXX市的自备煤矿东辉矿，该矿储量1.3亿吨，现未开采，探矿工作已经完成。东辉勘探区位于黑龙江省东北部的三江平原西南，行政区划属XXXXX集贤县管辖，其地理坐标为：东经13124001312900，北纬470130470630，勘查边界为：南起F16断层，北东至F19断层，西起F48断层和18号煤层900m地面垂直投影。东西宽约5.5km，南北长约8.1km，勘查面积约44.5 km2。2.4.4 水的供应及消费情况XXXXX市现有可利用工业水源有寒葱沟水库、山河水库和笔架山水库，总供水能力为8万吨/日。寒葱沟水库始建于2003年，2005年竣工，55、总库容9446万立方米，设计日供水8万吨，除每天补充市区生活用水1.0万吨、0.5万吨/日做为应急水量外，余下6.5万吨/日可供给工业园区。山河水库总库容724万立方米，调节库容488万立方米，可提供园区用水0.5万吨/日。笔架山水库总库容2760万立方米，除保证灌溉用水外，还可供水1.0万吨/日。为了满足XXXXX市煤电化建设需求，市政府已启动的水源建设工程主要有 “引松入双”工程和大叶沟水库。“引松入双”工程取水口位于桦川县悦来镇西，出口设在市煤化工工业园区，供水管线总长69.73km，一期工程年供水9125万吨（25万吨/日），工程投资8.9亿元。项目竣工投产后，除可为龙煤天泰、汉能薄膜56、电池、建龙钢铁二期、华丰煤化工、华本能源等项目供水12万吨/日外，其余13万吨/日可满足煤制烯烃项目用水需求。大叶沟水库，被列入黑龙江省XXXXX市城市供水水源工程选点规划。工程总投资4.2亿元，总库容5595万立方米，调节库容5010万立方米。该项目除保障宝山区、四方台区1万吨/日供水外，可供给工业园区2.5万吨/日。此外，东荣矿区现有矿井疏干水供水能力7万吨/日，城市污水处理中水回用工程3万吨/日，均可作为煤化工项目的备用水源。综上，XXXXX市通过新建水源项目，完全能够满足新建煤化工项目用水需求。3.项目建设方案节能评估3.1 政策符合性分析及项目选址、总平面布置节能评估3.1.1 政策57、符合性分析（1）项目建设的必要性我国能源储存结构的特点是煤多油少气贫，确立我国的能源安全战略，必须从这一基本条件出发。国内原油供应的高对外依存度严重影响国家的安全。以国内丰富的煤炭资源为基础，最终形成新的煤炭能源转化，对于平衡我国的能源结构，解决石油短缺具有重大意义。（2）产业政策的符合性根据产业结构调整指导目录（2011本）（2011年国家发改委第9号令），本项目不属于该目录中的鼓励类、限制类、淘汰类所规定的任意范围，因此本项目为允许类项目。（3）其他政策的符合性 本项目与东北地区振兴规划、东北振兴“十二五”规划的符合性2007年，国家发展和改革委员会、国务院振兴东北地区等老工业基地领导小组58、办公室发布了东北地区振兴规划。2012年，国家发展和改革委员会又下发了东北振兴“十二五”规划。两个规划均指出：“XXXXX市：稳步发展煤炭资源精深加工产业集群。”本项目符合此两规划的相关内容指导方向和要求，属于国家允许项目。 本项目与中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要的符合性2011年3月14日第十一届全国人民代表大会第四次会议批准了中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要。该规划纲要中指出：“第十一章推动能源生产和利用方式变革坚持节约优先、立足国内、多元发展、保护环境，加强国际互利合作，调整优化能源结构，构建安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系。第一节推进能59、源多元清洁发展发展安全高效煤矿，推进煤炭资源整合和煤矿企业兼并重组，发展大型煤炭企业集团。有序开展煤制天然气、煤制液体燃料和煤基多联产研发示范，稳步推进产业化发展。”本项目利用煤炭资源生产芳烃燃料新型能源，符合本规划纲要中相应内容和指导方向，属于国家允许项目。 本项目与黑龙江省国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要的符合性2011年，黑龙江省发展和改革委员会发布了黑龙江省国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要。该规划中指出：“(二)煤化工产业建设东部煤电化基地重点园区，统筹煤炭资源，重点发展煤制烯烃、煤制乙二醇等现代煤化工，适度发展煤焦化、电石化工，规模化、集约化开展煤焦化副产品深加工，加快油60、页岩开发利用，打造龙江煤化工品牌。构建七台河煤焦化副产品深加工和综合利用基地，适度发展煤焦化产业，大力整合、集中七台河市及周边地区焦炉煤气、煤焦油、粗苯等煤焦化副产品资源，发展煤焦化副产品深加工，重点建设七台河新兴煤化工产业园；构建鹤岗煤制化肥及下游产品基地，发展大型煤制化肥，重点建设鹤岗新华煤电化产业园等；构建鸡西褐煤提质深加工基地，发展以永庆矿区褐煤提质和深加工为代表的现代煤化工，重点建设鸡西永庆煤化工产业园；构建XXXXX新型煤化工基地，发展以煤制烯烃为代表的现代煤化工，重点建设XXXXX市经济开发区、鲁能工业园区等产业园区。积极利用蒙东煤制天然气资源，联动发展煤化工产业。依托佳木斯、牡61、丹江化工产业基础和科技人才优势、中心城市区位优势，发展煤化工延伸加工，构建煤化工精深加工基地。到2015年，全省煤化工产业主营业务收入达到500亿元。 (二)省级重点开发区域：发展方向是建设煤电化产业基地，加强煤炭资源接续能力建设，合理开发和有效保护煤炭资源，增强煤化工产业的集聚能力和竞争力，积极发展新材料、冶金、装备制造、生物等替代产业和现代服务业。 (三)建设东部城市群本项目符合该规划相关内容指导方向，属于国家允许项目。本项目与XXXXX市国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要的符合性2011年，XXXXX市发展和改革委员会发布了XXXXX市国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要。该规划中62、指出：“四、合理界定县区功能，优化产业空间布局在充分与国家和省主体功能区规划相融合的基础上，设立各县区发展定位。在省级重点开发区域（包括尖山区、岭东区、四方台区、宝山区，以及点状开发的集贤县集贤镇、福利镇、升昌镇；宝清县宝清镇、朝阳乡和七星泡镇；友谊县友谊镇；饶河县饶河镇），重点发展煤炭、电力、煤化工、冶金（钢铁）、农畜产品加工、战略性新兴产业、建材七大主导产业。”本项目符合该规划相关内容指导方向，属于国家允许项目。 本项目与国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006-2020）的符合性2006年，国家发展和改革委员会发布了国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006-2020）。该规划纲要中指63、出： “三、重点领域及其优先主题1.能源（2）煤的清洁高效开发利用、液化及多联产重点研究开发煤炭高效开采技术及配套装备，重型燃气轮机，整体煤气化联合循环（IGCC），高参数超超临界机组，超临界大型循环流化床等高效发电技术与装备，大力开发煤液化以及煤气化、煤化工等转化技术，以煤气化为基础的多联产系统技术，燃煤污染物综合控制和利用的技术与装备等。”本项目属于煤气化、煤化工等转化技术，符合本规划纲要中相应内容和指导方向，属于国家允许项目。（3）备案确认书本项目于2012年7月31日取得了有黑龙江省发展和改革委员会下发的黑龙江省企业投资项目备案确认书（黑发改产业备案201224号），文件中确认，本项目64、“经审查，符合备案条件，予以确认。”（见附件三。）3.1.2 项目选址（1）本项目厂址位置XXXXX煤制10万吨/年芳烃项目位于黑龙江省东北部完达山脉北部安邦河畔的XXXXX市经济开发园区内，由东南至东部与宝清接壤，东北部、北部至西部与友谊县及集贤县相连，西南至南部与桦南县毗邻，西距省会哈尔滨市415km。本工程拟选厂址北侧为国家铁路福前线和金沙岗车站；西面为220万t水泥磨粉站，东面和南面为开发区规划用地，现为拟开发空地。（2）选址合理性分析 黑龙江省XXXXX市以煤为主的矿产资源是其立市产业，XXXXX市煤炭储量丰富，且煤炭资源勘探程度高，储量大，煤层贮存稳定，极具开发价值,属低磷、低硫、65、中低灰分、高发热量的优质炼焦配煤和优质动力用煤。本项目主要原料为煤，当地煤炭资源极为丰富。本项目用煤来自当地东辉煤矿。东辉勘探区位于黑龙江省东北部的三江平原西南，行政区划属XXXXX集贤县管辖。该区交通运输以公路为主，在勘查区南10km处有二九一农场，东荣三矿，国道哈同高速公路在二九一农场场部，由西往东途经通往同江市，区内有二九一农场各分场之间有硬质路面公路网相连，同哈同高速公路相连，交通便利。有公路可通往XXXXX市、福利屯、富锦县、宝清县等地。福利屯有铁路可通往全国各地。该矿区储量：截止到2011年10月31日，全区共获得资储量24632.76万吨，其中331类资源量5713.30万吨，366、32类资源量5330.76万吨，333类资源量13588.70万吨。本项目拟选用的设计方赛鼎工程有限公司已对东辉煤矿的煤已通过取样、检测，通过充分论证后，认为该煤矿的煤完全符合本项目工艺的要求。此外，本项目厂址距离该矿区距离较近，仅约60km，交通十分便利，车辆运输十分方便，从能源供给方面考虑，本选址较为合理。 XXXXX市经济开发区是1993年经省政府批准的省级经济开发区。总规划面积19.8km2，下辖双福循环经济工业园区、冶金工业园、太保工业园和农副产品深加工园四个工业园区，形成“一区四园”的发展管理模式。本项目厂址位于XXXXX市经济开发区北端的太保工业园区。园区位于集贤县与四方台区交界67、处，距市区约10 km，具体位置为四方台区太保镇西侧，集贤县依饶公路收费站东侧，行政划分为四方台区太保镇，规划面积4.8km2。根据XXXXX市煤化工总体发展规划，太保工业园定位为太保甲醇化工园区。太保园区确定发展以甲醇为基础的甲醇精细化工产业，具体产品包括甲醇、二甲醚、醋酸、醋酐、醋酸酯和聚甲醛。本项目建设内容主体工艺是通过煤气化工序等合成甲醇并深加工芳烃。本项目从建设内容来看是符合太保工业园区的规划定位发展方向，选址是合理的。 拟建厂区南侧有依饶公路通过，东侧已有园区的主干道，其它两面均有规划园区的主干道，公路运输较为便利。厂区东北距集贤县火车站5km，北部约220m为国铁福前线的金沙岗车68、站，在厂区的东北部有园区规划的东荣矿铁专用线，为本工程铁路专用线的引入创造了便利条件。本项目建设所在地位于XXXXX经济技术开发区内。根据当地电力部门编制的开发区电力发展规划，将在开发区内距本项目区域东南角约1.5km处新建一座220kV/66kV变电站，220kV双回路电源通过架空线路分别为引自XXXXX220kV变电站和双北220kV变电站。上述两个变电站均有余量，且均有出线间隔，可满足本项目双电源供电要求。另外本着“热电联产、安全可靠、节约能源”的原则,本项目将建设一座自备热电站，发电机组容量9MW，发动机出口电压为10.5kV。本工程所需蒸汽由本厂自建的热电站供给。建立3台165t/h69、次高温次高压循环流化床锅炉，满足全厂工艺用汽和大型压缩机组动力用汽。（3）综上所述，本项目厂址选择符合当地总体规划和城市规划，煤的运输距离较适宜，水源能够得到保证，电力供应充足交通方便，运输便利。综合各方面因素分析，本项目选址较为合理、可行。3.1.3 总平面布置（1）可研中的总平面布置总平面布置功能分区本项目总平面布置分为厂前区、辅助区、气化、净化和甲醇区、MTG区、辅助生产区、铁路区、成品贮运区等七个区，分述如下：厂前区布置在厂区的西南部、主导风向的上风侧，主要有办公楼、食堂、浴室、倒班宿舍、车库等建筑物。辅助区布置在厂前区的东及北两侧，主要由消防站、中化楼、中控室、新鲜水、消防水、材料库70、备品备件库、机修、电修、仪修、化学品库等建筑物构成。气化、净化和甲醇区布置在厂区的中部。由气化、变换冷却、低温甲醇洗、制冷站、甲烷分离、煤气水分离、合成气压缩、回收气压缩、甲醇合成、甲醇精馏、氢回收及中间罐区、硫回收等装置构成。MTG区布置在厂区的东南部。由合成芳烃、油品分离、均四甲苯（预留）、中间罐区等构成。辅助生产区布置在主要生产区的北部，由空分、污水处理、循环水、中水回用、热电站、脱盐水站、总降、火炬、事故水池以及由受煤槽、运煤栈桥、贮煤仓、破碎筛分及转运站等构成的备煤系统构成。成品贮运区布置在厂区的东侧中部，其北是甲醇和芳烃罐区、油品罐区，中是LNGLPG装车站、甲醇和油品装车站，北71、为LNG罐区、LPG罐区。铁路区布置在厂区的北部，本区有油品火车装车站、铁路卸煤槽等设施。各功能区之间均用通道隔开，通道分主要和次要通道，通道的宽度根据两侧建筑物的防火间距、管线敷设及工艺要求决定，其间距大于30m。竖向布置因拟建场地已进行场地平整，平整后南北向坡度为1.5%左右，东西向坡度为0.2-0.5%左右，故本工程采用平坡式竖向布置。工厂运输本工程的运输以铁路运输为主、公路运输为辅。全厂总运输量为179.167万吨/年。其中运入116.265 万吨/年，运出62.902万吨/年。本项目不含铁路运输设计，只做了厂内铁路线路的初步规划，由厂区东北角进线，厂区的铁路专用线及其计量设备等由甲方72、另委托单位设计。为使工厂运输社会化，本次设计不设置运输车辆，运输主要由当地运输力量承担，仅在液体产品、原料煤、燃料煤及灰渣的货流出入口附近共设置4台静态数字汽车衡。道路厂内道路采用城市型,混凝土路面结构,平面布置成环形。厂内道路路面宽度分别为12m、9.0m及6.0m三种。道路路面内缘最小转弯半径为12.0m。工厂防护设施及其它A、考虑人货分流，厂区共设置出入口四处。在厂区南侧设两处人流出入口，东侧设两处货流出入口。B、厂区周边的围墙均采铁栅栏围墙，围墙长3400m，围墙高2.2m。C、本项目拟建消防站，设置消防车4辆，并配备人员，装备标准参照城市二级消防站的标准。D、为保护环境，本工程气化、73、锅炉产生的灰渣进行综合利用，由XXXXX市新时代水泥有限责任公司接受废渣处理，该厂2008年扩建后水泥生产能力为150万吨/年。（2）总平面布局合理性分析本项目功能区设置基本合理。本项目各变配电所位置均便于输电线路进出，电力线路方便顺畅，路径合理，布置均靠近其负荷中心；各带式输送机与其他运输方式衔接合理，能够形成协调的运输系统；各工序按照工艺要求布置较为紧凑、合理，能够以最短的路径输送物料，煤、汽等能源输送线路较短，有利于减少输送过程中煤、汽等能源消耗；本项目热电站靠近负荷中心，供煤和排渣均十分方便。本方案将火炬、污水处理、备煤、热电站等散发粉尘及有害气体的装置布置在厂区的东北部，以减少其对厂74、区的影响；总降布置在靠近负荷中心及热点站，甲醇、油品罐区与LNG罐区集中布置，便于管理；考虑企业的发展在部分装置旁同时预留了发展用地。在化工企业总图运输设计规范（GB 50489-2009）中规定：厂区建筑系数不应小于30%，厂区利用系数不应小于50%。本项目的建筑系数为33.8%，利用系数为59.8%，据符合化工企业总图运输设计规范（GB 50489-2009）的规定。本项目现有总平面布局符合合理用地、节约用地的布置原则；工艺流程顺畅、能源输送损失小，体现了节约用能、合理用能的理念。评价小组认为本项目总平面布置是合理的。3.2 工艺流程、技术方案节能评估（1）可研中对于项目工艺流程与技术方案75、的描述 本项目总体技术方案本工程以当地煤为原料实现煤资源就地转化，生产芳烃产品及甲醇、LNG、LPG等副产品。本工程采用碎煤熔渣加压气化生产出含甲烷的粗煤气，煤气经变换冷却，低温甲醇洗净化脱除硫化物、CO2、HCN、气态轻质油、水分等杂质后，净化气中总硫0.1PPm、CO2脱除至22PPm，然后净化气进入甲烷分离制取高纯度H2和CO，同时得到副产品LNG。由甲烷分离出来的合成气补充CO2后去合成甲醇并深加工芳烃。主要工艺技术采用：固定床碎煤熔渣加压气化、变换冷却、低温甲醇洗净化、压缩制冷提供冷量、深冷分离提取甲烷、低压合成甲醇、合成芳烃、煤气废水采用萃取法脱酚等。 气化技术本项目气化采用先进的76、碎煤加压熔渣气化技术，碎煤熔渣气化技术结合了固定床和气流床气化的特点，块煤从顶部由煤锁间断进入气化炉，依次通过干燥区、干馏区、还原区、氧化区即燃烧区，煤中的灰渣变成熔融态进入渣池，然后通过连接短节间断排入激冷室，最后从渣锁间断排入冲渣沟。气化剂蒸汽和氧气从气化炉下部的多个鼓风口以同样的角度喷入炉内，在中心处形成富氧燃烧区，然后在炉内进行均匀分布。项目生产能力为30万吨/年甲醇，设置3台气化炉，2开1备，单台气化炉使用块煤的产气能力为60000 Nm3/h，满足生产能力要求。 变换冷却技术来自气化的粗煤气进入洗涤分离塔，被来自煤气水分离的煤气水进行洗涤，以除去粗煤气中的大部分灰尘、焦油等杂质，洗77、涤分离塔底部流出的煤气水自流到煤气水分离工序。洗涤后的粗煤气进入气气换热器和与来自预变炉的变换气换热，之后进入预变炉进行变换反应。CO+HOCO+H2 +Q变换反应为强放热反应， 含CO的变换气与粗煤气换热后，进入废热锅炉副产蒸汽，降温后，进入主变炉继续反应。出主变炉变换气进入低压废锅副产0.5MPa蒸汽，然后进入锅炉给水预热器回收热量，最后用水冷器冷却到40经分离器分离后送往低温甲醇洗工段。由分离器分离出来的工艺冷凝液去煤气水分离处理。低温甲醇洗A、粗煤气冷却及硫化物和CO2的脱除来自煤气冷却的粗煤气经粗煤气分离器分离夹带液滴后进入粗煤气/净化气热交换器，经初步冷却后，进入粗煤气冷却器中与来78、自CO2闪蒸塔II段和III段排放气换热至约7，然后进入粗煤气分离器II中进行气液分离，从分离器中分离出来的工艺冷凝液送至界区。在粗煤气进入粗煤气/净化气热交换器II之前，通过氨蒸发制冷将煤气进一步冷却至约-30。预冷后的原料气进入H2S吸收塔中脱除石脑油、HCN、H2S、COS等杂质。气体首先进入H2S吸收塔预洗段的底部，在此处用一小股甲醇溶液洗涤，以除去分子量较高的碳氢化物（石脑油）和氰化物、氨等。然后原料气进入该H2S吸收塔的主洗段，在该段内，用来自CO2吸收塔吸收了CO2的甲醇富液脱除H2S和COS。脱硫后的气体进入CO2吸收塔进行CO2脱除。在CO2吸收塔的中段，煤气被来自CO2闪蒸79、塔的脱碳半贫甲醇洗涤，最后在上段用来自热再生塔的冷甲醇贫液脱除煤气中残余的CO2以及微量的H2S和COS，以达到所要求的产品气质量。甲醇吸收CO2的反应热导致溶液温度升高影响吸收进一步进行。净化气经粗煤气/净化气热交换器I、II换热回收冷量，使其自身温度升高到约30后送出本装置。出CO2吸收塔底部的甲醇富液一部分经H2S吸收塔给料冷却器冷却至-35送入H2S吸收塔的顶部，其余部分送至CO2闪蒸塔减压闪蒸再生。B、主洗甲醇溶液再生来自CO2吸收塔吸收了CO2的甲醇富液进入CO2闪蒸塔的I段进行闪蒸，释放出一部分含有CO2和有用的CH4、H2、CO的燃料气。接着，含CO2甲醇富液依次进入 II，I80、II段，压力逐渐降低，以使甲醇溶液中的部分CO2被解吸分离。III段为使闪蒸较为彻底,采用低压氮气汽提以降低CO2分压。II、III段解吸的 CO2气体经粗煤气冷却器加热后送至尾气洗涤塔用锅炉给水洗涤回收其中所夹带的甲醇，之后引到高处排入大气。经第级气提后的冷甲醇半贫液一部分用再吸收给料泵增压后分别抽取少部分到CO2闪蒸塔的第I段和H2S浓缩塔作为再吸收溶液，其余大部用CO2吸收塔给料泵升压，返回CO2吸收塔中段循环洗涤CO2。来自H2S吸收塔的含硫甲醇富液进入H2S浓缩塔的I段闪蒸，在此，有用的CH4、CO和H2被闪蒸出来，与来自CO2闪蒸塔I段的气体汇合经氮气冷却器复热后,作为燃料气送至界81、外，然后，甲醇进入H2S浓缩塔的再吸收段。在该段通过减压至常压释放出CO2、H2S等气体。然后闪蒸气与来自CO2闪蒸塔的闪蒸甲醇半贫液逆流接触吸收，将其中的H2S再次吸收下来，使H2S得到浓缩。 出H2S浓缩塔塔顶的排放气进入热闪蒸气/排放气热交换器中，在此将返回至H2S浓缩塔的热再生塔I段热闪蒸气冷却，排放气与来自CO2膨胀塔II级、III级闪蒸气汇合后进入尾气洗涤塔以洗涤回收夹带的甲醇，然后排入大气。H2S浓缩塔底部排出的富含H2S的甲醇用热再生塔给料泵加压，经富/贫甲醇热交换器换热后送入热再生塔热闪蒸段。富含H2S 的甲醇在热再生塔顶部的闪蒸段被闪蒸，含有大量CO2、H2S和甲醇的热闪蒸82、气在冷凝器和闪蒸气/排放气热交换器内被冷却后，返回到H2S浓缩塔的再吸收段，通过此循环进一步提高溶液中H2S浓度。自热再生塔闪蒸段排出的甲醇进入热再生段，通过甲醇蒸汽汽提而完全再生，甲醇蒸汽是在热再生塔再沸器中用低压蒸汽间接加热产生的。自热再生塔热再生段顶部出来的甲醇蒸汽混合物经过几级冷却冷凝，首先气体在热再生塔冷凝器中被冷却水冷却，冷凝液送入热再生塔回流槽中，其余的不凝酸性气送锅炉房。完全再生的甲醇收集于热再生塔塔釜内，然后用贫液泵加压，在贫/富甲醇热交换器中与低温的甲醇富液换热被冷却至约-40后返回到CO2吸收塔顶部循环。C、预洗甲醇溶液处理来自H2S吸收塔预洗段的溶解有CO2、H2S等气83、体的富石脑油甲醇混合物送至萃取器中。在尾气洗涤塔洗涤排放气中夹带的甲醇以后的脱盐水也被送至萃取器中，来自共沸塔上部的一股循环物流也被送入萃取器中。萃取器的闪蒸段释放出大量的闪蒸气体，将该气体送至H2S浓缩塔中。来自供料缓冲室的甲醇水石脑油混合物用萃取器给料泵输送到萃取室中，在萃取室中，混合物分成两层，石脑油在上层，甲醇水混合物在下层，石脑油用泵送至界区。来自萃取器的甲醇水混合物中，仍含有一些石脑油、HCN、CO2、H2S、COS和有机硫，用共沸塔给料泵将其送出，经共沸塔给料加热器预热后送到共沸塔共沸蒸馏出石脑油。共沸所需的热量由共沸塔再沸器提供。离开塔顶的蒸汽在共沸塔冷凝器中冷凝，冷凝液返回塔84、顶回流。来自共沸塔顶部的甲醇水石脑油混合物，含有HCN、CO2和有机硫，返回到萃取器。离开顶部的不凝气与自甲醇水塔顶部回流槽出来的闪蒸气体一起进入萃取器II段闪蒸经洗涤后，最终送至H2S浓缩塔顶部排放。D、甲醇水塔系统来自共沸塔底部的甲醇水混合物用甲醇水塔给料泵送至甲醇水塔的中部。在此，水和甲醇通过精馏被分离，所需热源由甲醇水塔再沸器提供。自甲醇水塔顶部出来的甲醇蒸汽送至热再生塔，自塔底部排出的含醇废水，在共沸塔给料加热器中被冷却，然后排至工厂污水处理装置。为了维持该系统PH值喷入少量NaOH溶液。碱液在氢氧化钠贮槽中配制，需要时，用氢氧化钠喷射泵打入系统中。压缩制冷压缩制冷采用两缸三级压缩，85、汽轮机驱动。来自低温甲醇洗装置0.07MPa、-40的气氨进入分离器分离液氨后，进入冷冻机组第一级，经压缩，进入一级冷却器冷却，冷却后进入气液分离器进行气液分离，出分离器进入冷冻机组第二级及第三级继续压缩，段间分别进行冷却与分离。出第三级压缩的气氨压力1.68 MPa，经冷却冷凝为液氨，通过省功器送用户。甲烷分离甲烷深冷分离装置接收低温甲醇洗后基本组分为CO、H2和CH4的原料气，将CO、H2分离成一股流体供下游作甲醇合成气，分离出的液化甲烷（LNG）为另一股流体进行商业销售。甲醇合成、氢回收来自压缩机的合成气压力7.0MPa，温度60，入气气换热器升温后进入甲醇合成塔，在催化剂作用下，进行甲86、醇合成反应，主要反应如下：CO+2H2 CH3OH+QCO2+3H2 CH3OH+H2O+Q此外还有微量的副反应发生，较典型的副反应为：2CO+4H2 CH3CH2OH+H2O+Q2CH3OH (CH3)2O+H2O+Q出合成塔的气体入气气换热器，在此与合成塔入口气体换热，把入塔气加热到触媒活性温度以上。出气气换热器的气体经水冷器用循环水冷却到40，此时气体中大部分甲醇和水蒸汽被冷凝，然后在甲醇分离器内进行气液分离。分离出的气体一部分作为循环气送往压缩机，进行下一个循环。另一部分作为弛放气，经洗醇塔洗涤甲醇后送至氢回收系统。回收的富氢气返回合成气压缩机入口，非渗透气作气化和硫回收燃料。甲醇分离87、器底部出来的粗甲醇降压到0.5MPa后入闪蒸槽，释放出溶解在粗甲醇中的绝大部分气体，闪蒸槽出来的粗甲醇送甲醇精馏。甲醇精馏从甲醇合成来的粗甲醇，经粗甲醇缓冲槽，再经粗甲醇预热器预热后进入预精馏塔。出粗甲醇缓冲槽的贮罐气经压力调节送到火炬燃烧。为中和预塔塔底的少量酸，由碱液泵向预塔加入少量的510%的NaOH溶液。从预塔塔顶出来的气体，经预塔冷凝器I和预塔冷凝器II用循环水分级冷凝后，温度降到40，冷凝下来的甲醇溶液收集在预塔回流槽内，通过预塔回流泵加压后，从预塔的塔顶进入到预塔内，预塔再沸器的能力要满足一定的回流比。预塔再沸器的热源为低压蒸汽。预塔冷凝器II中不凝气、预塔塔顶少量的排放气和各塔88、顶部气体管线上安全阀后的排放气体，均通入排放槽，用软水吸收回收甲醇后送至火炬燃烧。回收的甲醇液自流入地下槽内。从预塔塔底出来脱除轻组分后的预后甲醇，用预后甲醇泵抽出，送入加压精馏塔，塔底用再沸器加热，使塔底料液维持在134，从甲醇加压塔塔顶出来的甲醇蒸汽在常压塔再沸器中冷凝，释放的热用来加热常压塔中的物料。常压塔再沸器出口的甲醇冷凝液一部分由加压塔回流泵经回流槽在流量控制下送回加压塔顶回流；另一部分作为成品甲醇，成品甲醇首先经粗甲醇预热器冷却，再经精甲醇冷却器冷却到大约40，送往精甲醇中间槽。控制加压塔的液面使过剩的产物在134下进入常压塔，常压塔底部产物在107和0.03MPa(g)压力条件89、下，由加压塔顶产物的冷凝热再沸。离开常压塔顶的蒸汽约65，在常压塔顶冷凝器中冷却到40后送到常压塔回流槽，在流量控制下，再用常压塔回流泵将回流液送回塔顶，其余部分作为精甲醇产品送入精甲醇中间槽。精甲醇中间槽的甲醇产品经分析合格后，通过精甲醇泵送到成品罐区贮存。常压塔底的产物是水，含有微量的甲醇和高沸点杂质。为防止高沸点的杂醇混入到精甲醇产品中，在常压塔的下部有杂醇采出，经杂醇冷却器冷却到40后，靠静压送到杂醇贮槽，再通过杂醇泵送到成品罐区贮存。煤气水分离本装置利用减压膨胀原理，将溶解在煤气水中的气体分离出来，并且利用无压重力沉降分离原理，根据不同组分的密度差，将煤气水中各组分分离，获得焦油和中90、油产品。酚回收工艺装置主要由脱酸、脱氨、萃取、溶剂脱除、溶剂回收、废液系统、溶剂贮存及碱液制备八个部分组成。A、脱酸从煤气水分离工段来的低压煤气水，经酚水二级换热器、氨蒸汽换热器、酚水一级换热器予热后进入脱酸塔上部，经塔底脱酸塔再沸器，用蒸汽间接加热，将其中的CO2和H2S等酸性气体从水中解析出来，少部分原料冷酚水进入脱酸塔顶部洗涤解析气中的氨，洗涤后的废气从塔顶排出，经脱酸塔顶冷凝器冷凝，进入酸性气冷凝液槽进行分离，液体流入氨冷凝液槽，不凝酸性气体去锅炉焚烧。脱酸后的含酚废水，通过脱酸塔底泵抽出，打入脱氨塔上部。B、脱氨进入脱氨塔的含酚废水，经塔底脱氨塔再沸器，用蒸汽间接加热，将其中NH3气91、从酚水中汽提出来。由脱氨塔顶汽提出的氨蒸汽首先进入氨蒸汽换热器冷却后，进入一级分凝器，分离出的氨汽进入一级分凝汽空冷器，冷凝冷却后进入二级分凝器，出二级分凝器的氨汽进入二级冷凝器，冷凝冷却后进入三级分凝器，出三级分凝器汽相去氨气吸收器，经脱盐水洗涤，冷却水冷却后配制成13%的稀氨水，送至锅炉房洗涤尾气。各级分凝器液相，分别进入氨冷凝液槽，通过氨冷凝液泵将氨水送到脱氨塔顶部。脱酸、脱氨后的酚水，通过脱氨塔底泵抽出，依次经过酚水一级换热器、酚水二级换热器、酚水冷却器，冷却后进入转盘萃取塔。C、萃取转盘萃取塔采用二异丙基醚作为萃取剂。在萃取塔内，按照液液萃取原理，通过逆流加入萃取剂把酚水中含有的大部92、分酚萃取出来。萃取塔底出来的萃余物，用萃取塔底酚水泵抽出，在稀酚水换热器内与水塔底部稀酚水换热升温后进入水塔上部。萃取塔顶出来的含酚溶剂自流进入萃取物槽。D、溶剂脱除进入水塔的萃余物通过水塔再沸器，用蒸汽间接加热，将溶解在其中的二异丙基醚汽提出来，塔顶汽提出的溶剂蒸汽在水塔顶部冷凝器中冷凝冷却。回收的溶剂自流进入溶剂循环槽作为萃取剂循环使用。溶剂循环槽顶部设有呼吸气冷凝器，用来冷凝回收二异丙醚蒸汽，冷凝后的溶剂自流入溶剂循环槽。塔底废水用水塔底酚水泵抽出，依次经稀酚水换热器、稀酚水冷却器冷却后，抽一部分冷物料返回水塔顶部作为回流液，其余部分送污水处理装置，开车或事故状态下去煤气水分离装置。E、93、溶剂回收含酚溶剂（萃取物）从萃取塔顶部自流入萃取物槽，而后用萃取物泵抽出，经萃取物预热器和粗酚换热器换热，升温后送入酚塔中部。酚塔的主要作用是对萃取物进行蒸馏回收溶剂，并得到产品粗酚。酚塔塔底采用酚塔再沸器，用蒸汽间接加热，塔顶汽提出溶剂蒸汽，依次在萃取物予热器、酚塔顶部冷凝器中冷凝，而后在酚塔顶部冷却器中冷却下来，自流入溶剂循环槽。溶剂循环槽内的溶剂，一部分通过溶剂回流泵，把溶剂从溶剂循环槽中抽出，送入酚塔顶部作为酚塔的回流液，一部分用溶剂循环泵把溶剂送往萃取塔底部，作为萃取剂。粗酚从酚塔的塔釜流出，经粗酚换热器冷却到80自流入粗酚槽，再用粗酚泵送往综合罐区。F、废液系统含酚废液收集在含酚废94、液槽，并用含酚废水泵送至煤气水分离装置。含醚废水收集在含醚废液槽，并用含醚废水泵送至萃取塔。含醚废液槽顶部设有废液蒸汽冷凝器，用来进一步冷凝二异丙醚蒸汽。G、溶剂贮存装置内设置两个溶剂贮槽，外购的二异丙醚贮存在溶剂贮槽内，需要时向系统补充萃取剂。H、碱液制备装置内设置配碱槽和碱液槽。外购固碱或碱液，加脱盐水配制为20%的NaOH碱液，用碱液泵打入脱氨塔中。硫回收来自界外的酸性气体进酸气分离器，出酸性分离器的气体用中压蒸汽预热到220左右，进入催化氧化反应器。预热后的酸性气与一定比例的预热空气在催化氧化反应器中发生反应，反应后的气体，通过一级硫冷凝器使硫冷凝，同时产0.5MPa(G)的低压蒸汽。95、在反应器中主要化学反应为：2H2S+ O2 2/x Sx+2 H2O2H2S + SO2 3/xSx + 2H2O反应器中催化剂床层设置两层，上层为绝热段，下部为等温段，汽包可产2.5 MPa（G）的饱和蒸汽。出一级硫冷凝器后，气体进入再热器再热至210后，进入二级反应器进行反应，反应后进入二级硫冷凝器使硫冷凝，同时产0.15MPa(G)的低压蒸汽，由于该蒸汽压力较低，不能进入管网，则被直接作低压除氧器的热源。出二级硫冷凝器后通过硫分离器进一步分离单质硫。出分离器的气体进入尾气焚烧单元，通过废热锅炉回收废热，同时产3.82MPa（G）的饱和蒸汽，供系统预热和再热。根据副产不同等级蒸汽，进入相邻96、的压力略低于自己的管网的原则，3.8MPa等级蒸汽并入了2.5 MPa等级蒸汽按管网。火炬由煤气化、变换冷却、低温甲醇洗、甲醇合成等工号开车或者事故情况下送来的火炬气，依次进入分液罐、液封罐、火炬筒、分子封，最后通过火炬头，由常明灯引着燃烧。空分A、本装置采用分子筛净化空气、空气增压、氧气内压缩流程，带中压增压膨胀机，膨胀空气进下塔，采用规整填料上塔的工艺。B、原料空气在过滤器AF中除去了灰尘和机械杂质后,进入空气透平压缩机,将空气压缩到约0.6MPa(a)，然后送入空气冷却塔AC进行清洗和预冷。空气从空气冷却塔的下部进入，从顶部出来。空气冷却塔的给水分为两段，冷却塔的下段使用循环水，而冷却塔97、的上段则使用经氮水冷却塔WC冷却后的低温水，从而使空气冷却塔出口空气温度达到17。空气冷却塔顶部设有丝网除雾器，以除去空气中的机械水滴。C、冷塔的空气进入交替使用的分子筛吸附器MS。原料空气中的水份、CO2、C2H2等不纯物质被分子筛吸附。D、净化后的加工空气分为两股，一股进入低压换热器，与返流的部分污氮气和低压氮气产品换热后进入下塔进行精馏。另一股经空气增压机一段压缩后再分为两股，一股相当于膨胀量的空气经增压膨胀机的增压端增压后再经气体冷却器冷却，进入高压换热器，从高压换热器中部抽出，进入膨胀机，膨胀后进入下塔进行精馏。另一股气体经空气增压机二段压缩，再进入高压换热器冷却，节流后进入下塔。空98、气经下塔初步精馏后，在下塔底部获得液空，在下塔顶部获得纯液氮。E、下塔抽取的污液氮、纯液氮，进入液空液氮过冷器过冷后送入上塔相应部位。经上塔进一步精馏后，在上塔底部获得纯度为99.6%的液氧，经液氧泵加压至所需压力后进入主换热器复热出冷箱得到5.0MPa(g)氧气产品。液氧产品从冷凝蒸发器底部抽出送入液氧贮槽。F、从辅塔顶部抽出纯氮气，经过冷器、主换热器复热后出冷箱供用户。G、从过冷器后的液氮管道抽出产品液氮送入进贮槽。H、从上塔顶部引出污氮气,经过冷器、主换热器复热后出冷箱，然后进入电加热器作为分子筛再生气体，多余气体送水冷塔。合成芳烃原料甲醇经预热、蒸发和过热后，进入合成反应器，合成反应器99、是内装催化剂的绝热固定床反应器。在反应器内，甲醇转化为烃类、燃料气和水。甲醇转化成烃类的过程是放热反应。此反应热回收利用，一部分副产蒸汽，再通过蒸汽预热、蒸发甲醇，一部分加热循环气。合成气经过冷却分离，气相做为循环气返回系统，液态粗芳烃送入油品分离单元进行进一步精馏分离，工艺水送至生化处理。原料甲醇首先经预热、蒸发和过热。甲醇蒸汽过热后送入合成芳烃反应器。从甲醇气化系统来的过热甲醇蒸汽送往合成反应器与预热的循环气混合后送往两台正在运行的合成反应器中。合成反应器是绝热固定床反应器。甲醇在此反应器中转化为芳烃、LPG、燃料气和水的混合物。循环气用来带走反应热，控制反应温升。合成反应器出口产物用来预100、热循环气和预热、气化、过热原料甲醇，多余的热量用来副产蒸汽。合成反应器入口进料温度由合成反应器出口产物的传热来控制。合成芳烃反应产物经回收反应热后，经过合成气空冷器、合成气冷却器冷却，进入油水分离器。冷却后的合成反应产物在油水分离器中被分成三相：气相（主要轻组分）、水混合物相和液态烃相（主要包括C2烃）。气相经循环气压缩机压缩后重新返回合成反应器入口与过热后的甲醇一起进入合成反应器。循环气主要用来控制合成反应器内的温度。含有一些甲醇、杂醇水相混合物经合成芳烃工艺水泵送至生化处理。液态烃即粗芳烃直接送至油品分离部分进一步分离为燃料气、LPG和两种芳烃组分。油品分离来自合成芳烃装置的粗芳烃在气体脱101、除塔分离。塔顶产物主要包括甲烷、乙烷，塔底产物以C3以上的烃类（包括LPG和芳烃）为主。塔顶产物与吸收塔塔底产物混合成两相混合物。混合物在汽/液/液分离器中冷却、进一步冷凝和分离。气相送往吸收塔，工艺水最终送入合成芳烃装置工艺水闪蒸槽，液态烃回流。气体脱除塔塔底产物送入液化气分离塔。液化气分离塔主要用来将LPG从粗芳烃中分离出来。气体脱除塔塔底产物主要是C3以上的烃类，在液化气分离塔中进一步分离。塔顶产物主要是LPG，塔底产物以C4以上的烃类为主。塔顶产物被完全冷凝后送入液化气分离塔回流罐，C3/C4液相烃一部分回流至液化气分离塔，另一部分作为LPG产品。LPG产品经循环水冷却至46之后送至罐102、区。部分塔底产品通过流量控制经冷却器冷却后经泵送至吸收塔。塔底物料主要为C4以上的烃类，送入产品分离塔进一步分离。合成芳烃中均四甲苯含量大约为6%（wt），为降低芳烃中均四甲苯含量，大部分均四甲苯通过蒸馏被浓缩进入重芳烃中。产品分离塔给料主要来自液化气分离塔塔底产物。产品分离塔将芳烃分离成轻组分烃（塔顶产物）和重组分烃（塔底产物）。塔顶产物完全冷凝为轻芳烃。轻芳烃经过循环水冷却后送至罐区。为了减少来自粗芳烃分离槽气相和气体脱除塔塔顶产物中低沸点组分的损失，在吸收塔中用部分液化气分离塔塔底产物（贫油）作吸收剂，对这两股气相进行吸收处理。吸收塔塔顶产物是不凝的燃料气。燃料气送入全厂燃料气管网。塔底103、产物是芳烃，其中包含回收的液态烃。（2）工艺流程和技术方案选择的节能评估气化技术目前国内外以煤为原料生产化工产品的工厂中，采用了各种煤气化工艺，如常压固定床间歇气化、鲁奇碎煤加压气化、粉煤流化床气化、粉煤气流床气化，包括Shell炉、GSP、Texaco炉等等，各种气化方法均有其各自的优缺点，对原料煤的品质均有一定的要求，其工艺的先进性、技术成熟程度互有差异，因此应根据煤种、用途、技术成熟可靠度及投资等来选择气化方法。气化工艺发展到今天，可以作为大型化工企业选择的气化方法主要有以下三种类型：固定床加压气化技术、加压粉煤流化床气化工艺及加压粉煤气流床气化工艺。对于粉煤流化床加压气化技术、气流床气104、化技术（壳牌干粉煤加压气化和德士古水煤浆加压气化）、固定床加压气化工艺技术进行了技术分析和优缺点比较。表3-2-1 气化技术指标的比较名称碎煤熔渣气化（BGL）HT-LShellGSPTexaco比氧耗（Nm3/kNm3）180-230330330300-360410-430有效气体成分CO+H2 （V%）80CH4 8-9%93939380碳转化率 %9999999998冷煤气效率（%）75838380-8375热效率（%）9095969386原料煤输送形式碎煤干粉、气体输送干粉、气体输送干粉、气体输送水煤浆、泵输送烧嘴寿命10年、每6个月维修头部20年、每1.5年维修头部20年、每1-1.105、5年维修头部每1.5个月维修头部水冷壁或耐火砖寿命水冷壁结构简单，属于圆筒盘管型，水路简单，易制造，寿命10年水冷壁呈多段竖管排列，水路复杂，合金钢材质，制造难度大，寿命10年水冷壁结构简单，属于圆筒盘管型，水路简单，易制造，寿命20年昂贵耐火砖2年换一次原料煤的适应性褐煤、次烟煤、无烟煤、不粘煤等无粘结性或若粘结性碎煤气化原料煤几乎涵盖从褐煤到无烟煤的所有煤种，对煤灰的粘温特性有要求气化原料煤几乎涵盖从褐煤到无烟煤的所有煤种，对煤灰的粘温特性有要求气化原料煤几乎涵盖从褐煤到无烟煤的所有煤种，对煤灰的粘温特性有要求对煤种的要求较高，灰熔点低于1350，成浆性好的煤种粗煤气冷却废热锅炉、运行稳定106、水激冷成熟废热锅炉，随煤种的不同易堵水激冷成熟水激冷成熟粗煤气的除尘煤气水处理水洗塔成熟飞灰过滤器，系统复杂，易损、价格贵文丘里洗涤水洗塔成熟通过以上比较可以看出，各种气化方式具有各自的优缺点，对原料煤均有一定的要求。可研方案通过比较生产规模、投资费用、工程造价、经济效益、安全生产、节能等方面考虑，放弃使用Shell气化技术、GSP气化技术、Texaco气化技术、HT-L气化技术是合理的。XXXXX当地煤为富油气煤，如采用其它气化炉，由于炉膛温度较高，煤中的直链烃或环状烃将被破坏，只能获得单一合成气。采用碎煤熔渣气化工艺，煤干馏与煤气化在同一炉内完成，在工程总投资增加不多的情况下，实现煤的分级107、利用、分质利用，不仅可获得LNG产品还可获得焦油、中油、轻油和粗酚等产品为企业带来更好的经济效益，符合国家煤炭多联产综合利用的产业政策。所以本工程气化技术建议采用碎煤熔渣气化工艺。此外，液态排渣碎煤加压气化（BGL），具有以下特点与优势：A、结合了气流床熔渣气化技术高气化率和高气化强度的优势和鲁奇固定床加压气化技术氧耗低和炉体结构简单制造费用低的优势，克服了气流床熔渣气化技术高耗能和鲁奇加压气化技术废水处理困难和成本高的弱点，具有建设投资少、周期短、生产率高、运行成本低、维护费用低的综合优势。B、较高的气化效率，使得碎煤熔渣加压气化工艺的蒸汽消耗及氧气消耗与其他气化方法相比都较低。C、因水蒸汽108、耗量大为降低，煤气中的剩余水蒸汽很少，故而产生的废水远小于固态排渣。D、碎煤加压熔渣气化产生的玻璃状炉渣含污染物极少，对环境和人类影响极其轻微，可以作为水泥填料、制砖材料或用作筑路。E、气化炉运行可靠，在线率高，云南瑞气化工公司单炉连续运行一般可达130天以上，通过不断的经验积累及技术改进，碎煤熔渣气化装置运行稳定、操作安全可靠，技术先进成熟。F、气化炉单炉投资低。单台气化炉系统投资约9000万元RMB，因此，根据项目规模，气化装置正常生产时都设有备炉，在发生气化炉故障或计划停车时，启用备炉以保障全厂生产稳定。G、碎煤加压熔渣技术备煤系统简单，原料煤只需要简单的破碎、筛分使粒度控制在6-50m109、m即可，而不需要设置磨煤制粉（制浆）和干燥及输送系统，设备投资较少，操作容易、维护费用低，流程简单。H、通过对煤气废水的处理可获得焦油、中油、石脑油、粗酚、氨等副产品，提高企业整体经济效益。蒸汽与氧气混合作为气化剂由气化炉底部通入，原料煤从气化炉上部加入，气体在气化炉内由下至上依次通过灰层、燃烧区、气化区、 干馏区与干燥区，最终从炉子顶部排出。干馏区温度为600800，从原料煤中干馏出的焦油、酚、氨等组分进入粗煤气，粗煤气在后续工段冷却后，这些组分进入煤气水中，煤气水经过煤气水分离、酚氨回收装置的处理，能够回收焦油、中油和酚、氨作为副产品，为企业创造效益。此外，经过评价小组的资料调查显示：碎煤110、熔渣气化工艺与鲁奇炉技术极其相似，主要区别在于排渣状态的不同。但是，该技术解决了鲁奇气化炉存在的蒸汽消耗高、灰渣含炭量高、气化污水处理量大等问题，提高了气化炉气化效率。蒸汽消耗由原来900kg蒸汽/km3粗煤气降低至200kg蒸汽/km3粗煤气（综合统计分析数值），灰渣含炭量由20%降低至0.5%以下；有效气量（CO+H2+CH4）达76%，每kNm3粗煤气生产成本仅为鲁奇炉的70%；气化污水处理量减少了三分之二，降低了污水处理成本；灰渣可用做建筑材料，达到提高资源利用率、节能降耗、环境友好的目的。而且，通过碎煤熔渣气化工艺能够得到中温煤焦油，产品附加值很高。节能降耗为企业带来明显的经济效益。111、所以本工程气化技术采用碎煤熔渣气化工艺是合理的、科学的、节能的。变换冷却技术本项目变换冷却工艺中，甲醇合成技术参数要求（H2CO2）/（COCO2）在2.05左右，BGL气化粗煤气中H2/CO为0.56，因此需通过变换装置调节氢气与一氧化碳之间的比例。在催化剂作用下，水蒸气与CO反应生成氢和二氧化碳：CO+H2O=H2+CO2-Q根据甲醇合成需要，CO变换率约52，由于CO变换率较高，工艺上采用粗煤气全量进变换炉，可以充分利用粗煤气中的水蒸气，不需另外补加蒸汽，而且也可以将有机硫高效地转化为无机硫，降低后续脱硫难度。可研中选用钴钼系耐硫催化剂，该催化剂具有低温活性，耐高压、高水汽分压、高硫粗煤112、气，对有机硫有较高转化率，有宽温、热稳定性好等优良性能。此外，耐硫变换的特点是可以充分利用煤气化过程中带来的热量及饱和水蒸汽，工艺流程简单、设备少、能耗低、投资省。经过评价机构的资料调查显示：变换工序是消耗蒸汽较多的一个工序，且蒸汽品味是较高的。本工程变换工序充分的利用了高级的催化剂，优化了水汽比，从而节约了系统能源，提高了能源的利用率。此外，钴钼系耐硫催化剂可以再高硫状态下进行变换反应，使整套工艺按照先变换后脱硫的顺序给予运行，能够降低能源的使用，从而达到了节约能源的作用。变换反应为强放热反应，本工序使用了两级锅炉进行热量回收，变换气先经过预热再进入主炉反应，回收了能源，节约了蒸汽用量，达到113、了节能的效果。因此，本装置可研阶段提出的采用中压耐硫变换工艺是合理的、科学的、节能的。 煤气净化工艺技术本项目采用固定床碎煤加压气化的粗煤气中除含CO、H2、CO2外，还有少量H2S、COS、CH4、N2、微量的Ar等成分。甲醇合成催化剂对原料气净化度要求很高，总硫含量要求小于0.1PPm。因此，煤气净化酸性气体脱除的任务是脱除粗煤气中H2S、少量有机硫和CO2。目前，脱硫工艺一般有干法脱硫和湿法脱硫两种，脱碳工艺，根据操作过程的特点和机理，基本上分为三大类：化学吸收法、物理吸收法、物理化学吸收法。表3-2-2 酸性气体脱除工艺比较项目低温甲醇洗NHDMDEA相对电耗11.471.31相对蒸汽114、消耗10.686.8相对冷却水消耗10.779.62相对汽提氮消耗12.06相对化学品消耗11.700.75相对装置投资10.860.92相对能耗11.491.79脱硫效果 0.1PPm1 PPm 1PPm脱CO2效果10100PPm0.1%0.1%在本装置中脱除CO2气体采用物理吸收比较有利，这是因为化学吸收法中溶剂的循环量在活性组分浓度一定时与酸性气含量成正比，CO2的高含量会使溶剂循环量急剧增加，这将造成系统的操作能耗大大增加，经济上不合理；而物理吸收法中溶剂的循环量与原料气中被吸收气体的分压有关，因此较高的操作分压有利于物理吸收。对于大型工业装置，减少溶剂循环量对降低能耗和操作费用十分115、重要。可研中将几种常用于大型工业化装置的酸性气体脱除技术给予了对比说明，具体见下表。从上表可以看出，与NHD法、MDEA法相比，低温甲醇洗法虽然一次投资相对较高，但其能耗（运行费用）较低，且脱硫效果更好。此外，低温甲醇洗脱硫、脱碳工艺以冷甲醇为吸收溶剂，利用甲醇在低温下对酸性气体溶解度极大的优良特性，脱除原料气中的酸性气体。该工艺气体净化度高，选择性好，气体的脱硫和脱碳可在同一个塔内分段、选择性地进行。低温甲醇洗工艺技术成熟，在工业上有着很好的应用业绩，被广泛应用于国内外合成氨、合成甲醇和其它羰基合成、城市煤气、工业制氢和天然气脱硫等气体净化装置中。在国内以煤、渣油为原料的大型合成氨装置中也大116、都采用这一技术。低温甲醇洗的技术特点如下：A、溶剂在低温下对CO2、H2S、COS等酸性气体吸收能力极强，溶液循环量小，功耗少。B、溶剂不氧化、不降解，有很好的化学和热稳定性。C、净化气质量好，净化度高，CO220ppm，H2S0.1ppm。D、溶剂不起泡。E、具有选择性吸收H2S、COS和CO2的特性，可分开脱除和再生。F、溶剂廉价易得，但甲醇有毒，对操作和维修要求严格。G、该工艺技术成熟，目前全世界约有90套大中型工业化装置。由于操作温度低，设备、管道需低温材料，投资较高。H、低温甲醇洗溶剂在低温（40）下吸收，含硫酸气采用热再生，回收CO2采用降压解吸，脱碳采用气提再生，热耗很低。虽然低117、温甲醇洗工艺投资较高，但电耗低、蒸汽消耗低，溶剂价格便宜，操作费用低。特别是脱硫的净化度高，对甲醇生产十分有利。在本项目中，进入酸性气体脱除工序气体的压力较高，为 3.3MPa 左右，而且气体中CO2含量高，采用液体物理吸收法脱除酸性气体更为有利。鉴于碎煤加压气化复杂的气体成分，而低温甲醇洗净化可以一次性综合脱除各种杂质的独特优势，无疑碎煤加压气化配套低温甲醇洗是最合理的组合。该工艺气体净化度高，可将煤气中CO2脱至小于20ppm，总硫小于0.1ppm；工艺技术先进、成熟，在工业上拥有很好的应用业绩，被广泛应用于国内外合成氨、合成甲醇及其它羰基合成、城市煤气、工业制氢和天然气脱硫等气体净化装置118、中。在国内以煤、渣油为原料建成的大型合成氨装置中也大都采用这一技术。故可研报告推荐采用低温甲醇洗酸性气体脱除工艺是合理的、科学的、节能的。 压缩制冷工艺大型工艺装置的制冷工艺方案一般有吸收制冷、压缩制冷、混合制冷等。压缩制冷是以氨压缩机消耗电能而获得冷量的制冷方式；吸收制冷是一种以热能为动力的制冷循环，它对于热源要求不高，可以使用工艺过程的低位热能，对于工艺过程中有可以利用的低位废热时特别适用；混合制冷是采用将蒸发后的气氨经氨压机压缩后再去吸收制冷，避免了吸收在负压下操作，混合制冷也可以利用工艺副产的低压蒸汽或低位废热，用量少于吸收制冷。本项目没有多余低压蒸汽，根据热能平衡方案，选用吸收制冷不119、是最佳方案，它热效率低，整个供热系统投资增大，因此本项目选用NH3压缩制冷技术是合理的、科学的、节能的。 合成气压缩工序合成气压缩机有往复式和离心式两种，从经济、节能方面考虑，小型装置通常采用往复式压缩机，大流量场合采用离心式压缩机更为合适。此外，与往复式压缩机相比，离心式压缩机具有易损件少、操作周期长、运行平稳、机组占地面积小等优点。国内外大中型甲醇生产装置中普遍采用的是离心式压缩机，本项目可研中选用离心式新鲜气循环气二合一压缩机，汽轮机驱动的工艺技术是合理的、科学的、节能的。甲醇合成甲醇工业合成工序中，铜系催化剂不仅活性好，而且选择性好，可以减少副反应，改善甲醇质量。在装置方面，由于压力低120、，设备制造比高压法容易，投资少、能耗低，成本也低，所以目前除超大型装置外，低压法使用的较为广泛。目前，国内有多种甲醇反应器，从大的方面可以简单分为气冷型、水冷型。气冷型即气气换热，冷原料气进入反应器与反应后的热气换热，换热后进入反应床层参与反应，反应床层温度梯度较大。水冷型反应器利用反应热副产蒸汽，由于汽化潜热大，移热及时，床层不易超温，反应床层能够保持均温。通过资料可知，从目前国内外甲醇工业发展情况来看，以副产蒸汽、等温合成为特征的低压合成工艺将是今后相当长一段时期内甲醇合成的主流工艺。因此本项目可研选用的甲醇反应器采用管壳式等温反应器，利用反应热副产蒸汽，该装置和工艺是合理的、科学的、节能121、的。 甲醇精馏甲醇精馏分为两塔精馏和三塔精馏流程，主要区别在于三塔流程采用两个主精馏塔，一个加压操作，一个常压操作，用加压塔塔顶蒸汽冷凝热作常压塔塔底再沸器热源，从而减少蒸汽和冷却水消耗，但流程稍长，投资稍有增加。本项目从能耗和投资综合考虑，采用三塔流程，可以减少蒸汽的冷却水的消耗，但是提高了精馏的效果，减少了后续工序的负担，所以，三塔流程的选址时合理的、科学的、节能的。 氢回收氢回收目前常用的方法有变压吸附（PSA）和膜分离。变压吸附法是利用吸附剂对混合气中各组分的吸附容量随着压力变化而呈差异的特性，由选择吸附和解吸再生两个过程组成交替切换的循环工艺，吸附和再生在相同温度下进行。阀门的切换由122、微机自动控制完成，此法的特点是产品纯度高，回收率亦较高、操作费用低；缺点是阀门切换频繁，因而对阀门的性能、自动控制水平及可靠性要求高。膜分离法即中空纤维膜分离技术，此法是以中空纤维膜两侧气体的分压差为推动力，通过溶解扩散解析等步骤，产生组分间传递率的差异而实现气体分离的目的。膜分离法的特点是投资省、占地少、操作简单、开工率高，其氢气回收率和有效组分回收率略高于变压吸附法，虽然产品纯度比变压吸附法略差，但产品氢气纯度已能满足本项目要求。本项目氢回收工序选择的膜分离法是合理的、科学的、节能的。 酚回收采用溶剂萃取脱除水中酚的技术国内外有许多，如醋酸丁酯、N503、中油、苯等多种溶剂。但比较之下，二123、异丙基醚具有萃取效率高、沸点低、分配系数高、在水中溶解度低等优点，对单元酚的萃取率可达99%以上，对多元酚的萃取率达60%以上，流程中无需设置共沸塔，使得流程简单合理，降低操作费用。该技术还采用高效设备转盘萃取塔，设备简单、维修方便、占地面积小，对油水比较大的高分配系数萃取剂更为适合。采用该技术，在回收溶剂的同时可利用侧提将水中氨气提出来，经过净化,将氨气中少量的CO2 、H2S及其它杂质除去,然后在精制阶段获得纯度较高的液态氨。使流程更为简化，即脱酚蒸氨在同一装置进行，降低了投资和运行费用。因此，本项目选择的酚回收技术是合理的、科学的、节能的。 硫回收硫回收方法可以选择生产硫酸也可以生产硫磺124、。硫酸属于强酸，不容易储存，下游一定要有用户，而且投资较大；而硫磺为固态，包装后，可以库房堆存，投资较少。根据实际情况，本项目的酸性气确定生产硫磺。酸性气生产硫磺主要有以下几种工艺进行处理：克劳斯工艺、壳牌-帕克生物脱硫工艺、直接氧化等。克劳斯工艺主要适用于H2S浓度在25以上的酸性气，本项目原料煤硫含量较低，酸性气中H2S浓度不到5，因此不适合克劳斯硫回收工艺。壳牌-帕克生物脱硫工艺是酸性尾气处理工艺的新发展，是从酸性尾气中脱除H2S并以元素硫的形式进行硫磺回收的生物反应过程。本项目所在地环境温度较低，属于高寒地区，不利于细菌生长，因此不宜用生物脱硫。林德公司开发的Clinsulf法属于直接125、氧化法，可以处理低H2S含量的酸性气体，H2S含量小于15%，最低可达3-7%（vol%），其工艺为：H2S和氧气在钛基催化剂的作用下直接氧化成硫磺，此工艺目前有多套工业化装置。主要化学反应： 2H2S +1/2O2 1/nSnQ(直接氧化反应)国内江苏晟宜环保科技有限公司的直接氧化法与此类似，要求H2S的浓度6，脱硫率98，有机硫脱除率99，尾气H2S1。鉴于以上原因，本项目硫回收采用直接氧化法工艺是合理的、科学的、节能的。 火炬火炬分子封用氮气气封，以防止火炬气回火发生意外，当氮气供应发生故障时，打开通入火炬筒的低压蒸汽阀门，让一定量的水蒸气进入火炬管道，阻止空气进入；当火炬气燃烧有大量黑126、烟产生时，也应通入蒸汽以起到消烟的作用。永久燃烧着的常明灯附在火炬头四周用来点燃火炬气。常明灯燃烧用气来自低温甲醇洗的煤气，煤气先经计量再进入燃料气分液罐，经分液后的煤气供给常明灯。本设计可保证常明灯在大风中不会熄灭，保证随时进入火炬系统的气体燃烧。没有火炬气送来时，煤气、氮气连续供应，以保证常明灯持续燃烧不灭。一旦前面的生产装置发生事故就可将气体送到本装置燃烧。整个装置的工艺流程简单，易于操作。 空分系统本项目空分装置主要任务是为气化装置连续提供25000Nm3/h，压力为5.0MPa(G)、纯度为99.6%的氧气；为低温甲醇洗装置CO2汽提和全厂工艺气压缩机组干气密封及触媒升温还原提供低压127、氮气，其压力为0.75MPa(G)，纯度为99.99%，正常用量5000Nm3/h；提供全厂仪表空气3500Nm3/h。针对上述对氧气和氮气的使用要求，空分装置选择方案A、氧气增压方案内压缩流程和外压缩流程的共同点都是采用低压空气压缩、空气预冷、分子筛空气净化、深冷分离。不同点是内压缩流程采用液氧泵空气循环增压机获得高压氧气；外压缩流程采用氧压机获得高压氧气。从能耗上看，采用内压缩流程和外压缩流程的实际功耗相近；从安全方面分析，内压缩流程更加安全、可靠；从投资上看，两种流程相接近，内压缩流程稍低一些。两种氧气增压方案的比较见下表。表3-2-3 液氧泵和氧压机增压方案比较表序号项目液氧泵流程氧压128、机流程l相对能耗1.0312相对投资11.053维修费用低高4占地面积小大5安全性安全较安全此外，液氧泵内压缩流程的优势如下：a、可靠性高：低温液体泵，采用进口名牌产品，一用一备，一台工作另一台低速运转作备用，若运行泵出现故障，则备用泵在10秒种内自动达到工作负荷。高压板式换热器采用国外著名公司制造的进口产品。b、操作维护方便：高压液体泵操作方便，维修工作量极少。c、投资成本低，配置更合理：氧压机则需要有足够多的安全距离，占地面积大，且基建费用高。主空压机与空气增压机可以用一台汽轮机拖动。d、占地面积小：主空压机与增压机共用一台汽轮机拖动，布置紧凑，占地面积小。因此，本项目采用液氧泵内压缩流程129、是合理的、科学的、节能的。B、氮气增压方案内压缩空分流程分为空气循环（又称为双泵流程）和氮气循环（又称为单泵流程）。双泵流程是用高压空气来复热高压液氧或液氮产品（即空气循环），液氧、液氮产品用泵加压到所需压力；单泵流程是用高压氮气来复热高压液氧（即氮气循环），用液氧泵压缩液氧达到所需压力，用氮压机压缩氮气达到所需压力。单泵流程利用高压氮来使加压液氧汽化复热并回收其低温冷量，其缺点是：由于氮气的冷凝温度比空气低，氮气的潜热比空气小，这就意味着为汽化同样数量的加压液氧，需要压缩的氮气量要比空气量更多而且氮气的压力要高于空气的压力。由于被压缩的氮气来自冷箱，在冷箱里的氮气管路有压力损失，因此循环氮压130、机的吸入压力要低于相应的增压空气压缩机的吸入压力，这就意味着氮压机的压缩比要大于增压空气压缩机的压缩比。因此，在同样规模的内压缩流程中，氮压机的尺寸要比增压空气压缩机的尺寸大，耗功也要高一些。另外循环氮气主要是作为吸收和转移低温冷量的一种载体，而空气则不仅完成了这种功能，还与精馏有机地结合起来，并能使精馏过程更加有效。基于以上的对比，本项目使用空气循环的内压缩流程是合理的、科学的、节能的。合成芳烃A、合成本项目采用甲醇一步法制芳烃工艺，可以缩短工艺流程，从而大大节省甲醇转化为二甲醚的运行费用。催化剂推荐使用中科院山西煤炭化学研究所ZSM-5分子筛，与购买国外技术相比，不仅可以节省专利技术费用，131、同时减少了催化剂的购置费用。以上方案是合理的、科学的、节能的。B、芳烃分离 目前对于甲醇合成清洁能源的分离工艺主要有两种。一种是以提浓均四甲苯为主要目的的九塔分离工艺，另一种是以分离轻、重芳烃为主要目标的三塔工艺。九塔工艺装置包括两个部分：均四甲苯富集液提取单元（包括分馏塔、脱轻塔、脱重塔和抽真空系统）、芳烃精制单元（包括吸收塔、解吸塔、再吸收塔、稳定塔和压缩机），其流程较为复杂。三塔流程主要是利用合成组分馏分温度的逐渐递增，进行分离，流程简单。合成产物先通过气体脱除塔分出其中的C2以下组分，塔釜也进一步分离。在液化气塔中塔顶分离出其中的液化气，塔釜液进入产品分离塔，分离得到轻重芳烃。根据上述132、对比，本项目采用三塔流程的方案是合理的、科学的、节能的。（3）通过对本项目各工序的工艺方案选择分析可知，本项目本着节能、合理、经济、安全、稳定运行、操作方便等原则，对各个工序给予了充分的考虑和论证，所选择的各工艺方案均合理、科学、节能，符合相应政策要求的。3.3 主要用能工艺和工序节能评估根据本项目所需电、蒸汽、新鲜水等能源消耗情况，本章节主要分析原料煤粉碎与筛分工序、煤气化工序、变换工序、低温甲醇洗工序、甲烷分离工序、甲醇合成工序、甲醇精馏工序、煤气水分离工序、酚回收工序、空分工序、合成芳烃工序等。3.3.1 原料煤粉碎与筛分工序节能评估由于本项目原料煤粉碎与筛分工序没有在可研报告中给予相应133、描述，根据与可研编制单位、项目建设单位沟通，并类比其他同类项目后，基本确定本项目原料煤粉碎与筛分工序主要用电设备功率及台数。原料煤粉碎与筛分工序设备所耗电量估算如表3-3-1所示原料煤粉碎与筛分工序耗电量为7454160kWh/a，折合916.12tce/a。表3-3-1 原料煤粉碎与筛分工序设备用电消耗量一览表序号设备名称型号设备额定功率（kW）运行数量年工作小时数需要系数Kx年平均有功负荷系数估算年能耗（kWh）1电动机301080000.850.918360002电动机45480000.850.911016003电动机55480000.850.913464004电动机37480000.8134、50.99057605电动机75280000.850.99180006电动机110280000.850.91346400小计74541603.3.2 煤气化工序节能评估本项目气化工序采用先进的碎煤加压熔渣气化技术，碎煤熔渣气化技术结合了固定床和气流床气化的特点，块煤从顶部由煤锁间断进入气化炉，依次通过干燥区、干馏区、还原区、氧化区即燃烧区，煤中的灰渣变成熔融态进入渣池，然后通过连接短节间断排入激冷室，最后从渣锁间断排入冲渣沟。气化剂蒸汽和氧气从气化炉下部的多个鼓风口以同样的角度喷入炉内，在中心处形成富氧燃烧区，然后在炉内进行均匀分布。本项目设置3台气化炉，2开1备，单台气化炉使用块煤的产气能力135、为60000 Nm3/h，满足生产能力要求。通过对本工序能耗部分的统计和计算，本工序各设备所耗电量如表3-3-2所示，本工序蒸汽消耗量如表3-3-3所示。经核算，煤气化工序年综合能耗为8049.79tce其中包括：年耗电量2870892kWh，折合标煤（当量值）352.83tce；年蒸汽耗量225585GJ，折合标煤7696.96tce。表3-3-2 煤气化工序设备用电消耗量一览表序号设备名称型号设备额定功率（kW）运行数量年工作小时数需要系数Kx年平均有功负荷系数估算年能耗（kWh）1夹套水循环泵74.280000.850.94541042激冷水循环泵89.680000.850.954835136、23高压冷却水泵94.280000.850.95765044循环洗涤冷却水泵35.680000.850.92178725煤锁气洗涤泵32.180000.850.91964526液压油泵（主泵）7580000.850.94590007搅拌器冷却水循环泵38.480000.850.92350088搅拌器冷却水空冷器3080000.850.9183600小计2870892表3-3-3 煤气化工序蒸汽消耗量一览表序号名称规格使用情况消耗量每小时（t）每年（t）每年（GJ）1蒸汽4.6MPa(g)460连续23.4187200389229.982蒸汽2.5MPa(g)226连续-7.3-58400-16137、3644.98小计2255853.3.3 合成气变换工序节能评估本项目变换工序采用中压耐硫变换工艺，选用钴钼系耐硫催化剂，在催化剂作用下，水蒸气与CO反应生成氢和二氧化碳。变换工序属于放热反应，本工序蒸汽消耗量如表3-3-4所示。经核算，变换工序年蒸汽耗量-467032.44GJ，折合标煤-15935.15tce。表3-3-4 变换工序蒸汽消耗量一览表序号名称规格使用情况消耗量每小时（t）每年（t）每年（GJ）1蒸汽2.5MPa(g)226连续-12.3-9.84104-275730.582蒸汽0.5MPa(g)158连续-8.7-6.96104-191301.86 小计-467032.44 138、3.3.4 低温甲醇洗工序节能评估本工序主要包括粗煤气冷却及硫化物和CO2的脱除、主洗甲醇溶液再生、预洗甲醇溶液处理、甲醇水塔系统等四个部分。主要塔类设备有H2S吸收塔、CO2吸收塔。通过对本工序能耗部分的统计和计算，本工序各设备所耗电量如表3-3-5所示，本工序蒸汽消耗量如表3-3-6所示。经核算，低温甲醇洗工序年综合能耗为13210.4tce其中包括：年耗电量12761000kWh，折合标煤（当量值）1568.33tce；年蒸汽耗量341209.68GJ，折合标煤11642.07tce。表3-3-5 低温甲醇洗工序设备用电消耗量一览表序号设备名称型号设备额定功率（kW）运行数量年工作小时数139、需要系数Kx年平均有功负荷系数估算年能耗（kWh）1硫化氢吸收塔给料泵及电机7580000.850.94590002甲醇循环泵及电机25080000.850.915300003二氧化碳吸收塔给料泵（主洗甲醇泵）及电机41080000.850.925092004再吸收给料泵（二次吸收泵）及电机11080000.850.96732005贫液泵及电机50080000.850.930600006热再生塔给料泵及电机28080000.850.917136007CO2产品气鼓风机55080000.80.82816000小计12761000表3-3-6 低温甲醇洗工序蒸汽消耗量一览表序号名称规格使用情况消耗140、量每小时（t）每年（t）每年（GJ）1蒸汽0.5MPa(g)158连续211.68105341209.68小计341209.683.3.5 甲烷分离工序节能评估甲烷深冷分离装置接收低温甲醇洗后基本组分为一氧化碳、氢气和甲烷的原料气，将一氧化碳、氢气分离成一股流体供下游作甲醇合成气，分离出的液化甲烷（LNG）为另一股流体进行商业销售。甲烷深冷分离装置由一套分子筛吸附纯化、板翅式换热器换热、低温精馏和独特的闭式混合冷剂制冷系统与氮气循环制冷系统组成，工艺流程主要包括：工艺气纯化、甲烷分离液化、冷量的补充。通过对本工序能耗部分的统计和计算，本工序各设备所耗电量如表3-3-7所示，本工序蒸汽消耗量如表141、3-3-8所示。经核算，甲烷深冷分离工序年综合能耗为20333.37tce其中包括：年耗电量1689800kWh，折合标煤（当量值）207.68tce；年蒸汽耗量589850.36GJ，折合标煤20125.69tce。表3-3-7 甲烷深冷分离工序设备用电消耗量一览表序号设备名称型号设备额定功率（kW）运行数量年工作小时数需要系数Kx年平均有功负荷系数估算年能耗（kWh）1氮气循环压缩机主油泵7080000.850.94284002冷凝液泵13580000.850.98262003BOG压缩机8580000.80.8435200小计1689800表3-3-8 甲烷深冷分离工序蒸汽消耗量一览表序142、号名称规格使用情况消耗量每小时（t）每年（t）每年（GJ）1蒸汽4.6MPa(g)460连续40.483.24105540249.322蒸汽2.5MPa(g)260连续21600033352.96 3蒸汽0.5MPa(g) 158间断2800016248.08小计589850.363.3.6 甲醇合成工序节能评估本项目选用的甲醇反应器采用管壳式等温反应器，利用反应热副产蒸汽。通过对本工序能耗部分的统计和计算，本工序各设备所耗电量如表3-3-9所示，本工序蒸汽消耗量如表3-3-10所示。表3-3-9 甲醇合成工序设备用电消耗量一览表序号设备名称型号设备额定功率（kW）运行数量年工作小时数需要系数143、Kx年平均有功负荷系数估算年能耗（kWh）1防爆电机30180000.850.9183600小计183600表3-3-10 甲醇合成工序蒸汽消耗量一览表序号名称规格使用情况消耗量每小时（t）每年（t）每年（GJ）1蒸汽4.6MPa(g)460连续29.92.39105399047.792蒸汽2.5MPa(g)260连续-41.1-3.29105-921343.63小计-522295.84经核算，甲醇合成工序年综合能耗为-17798.17tce其中包括：年耗电量183600kWh，折合标煤（当量值）22.56tce；年蒸汽耗量-522295.84GJ，折合标煤-17820.73tce。3.3.7144、 甲醇精馏工序节能评估从甲醇合成来的粗甲醇，进入粗甲醇缓冲槽、预精馏塔。从预塔塔底出来脱除轻组分后的预后甲醇，送入加压精馏塔、常压塔再沸器。精馏塔采用规整填料以及高效塔内件，从而达到降低能耗和提高产品质量的目的；三个塔结构型式均为填料和塔盘相结合的复合塔，填料采用金属规整填料。通过对本工序能耗部分的统计和计算，本工序各设备所耗电量如表3-3-11所示，本工序蒸汽消耗量如表3-3-12所示。表3-3-11 甲醇精馏工序设备用电消耗量一览表序号设备名称型号设备额定功率（kW）运行数量年工作小时数需要系数Kx年平均有功负荷系数估算年能耗（kWh）1预后甲醇泵及电机Q=60m3/h H=115m558145、0000.850.93366002加压塔回流泵及电机Q=80m3/h H=121m7580000.850.94590003常压塔回流泵及电机Q=85m3/h H=70m4580000.850.9275400小计1071000表3-3-12 甲醇精馏工序蒸汽消耗量一览表序号名称规格使用情况消耗量每小时（t）每年（t）每年（GJ）1蒸汽0.5MPa(g)158连续50400000812404小计812404经核算，甲醇精馏工序年综合能耗为27850.85tce其中包括：年耗电量1071000kWh，折合标煤（当量值）131.63tce；年蒸汽耗量812404GJ，折合标煤27719.22tce。3146、.3.8 煤气水分离工序节能评估本装置处理煤气水能力为224t/h。生产方法是利用减压膨胀原理，将溶解在煤气水中的气体分离出来，并且利用无压重力沉降分离原理，根据不同组分的密度差，将煤气水中各组分分离，获得焦油和中油产品。流程设计合理，分离效率高，为防止或减少乳化现象的发生，采用含油煤气水与含尘、焦油煤气水分二股进入二个结构不同的膨胀器减压膨胀后进入油分离器和初焦油分离器，从而达到最佳分离效果，设置了双介质过滤器使得送酚氨回收装置的煤气水不含尘。通过对本工序能耗部分的统计和计算，本工序各设备所耗电量如表3-3-13所示，本工序蒸汽消耗量如表3-3-14所示。表3-3-13 煤气水分离工序设备用147、电消耗量一览表序号设备名称型号设备额定功率（kW）运行数量年工作小时数需要系数Kx年平均有功负荷系数估算年能耗（kWh）1去变换煤气水泵及电机13280000.850.98078402焦油循环泵及电机3780000.850.92264403煤气水喷射泵及电机35580000.850.921726004冲洗水泵及电机9080000.850.95508005煤气水产品泵及电机7580000.850.94590006膨胀气鼓风机及电机7580000.80.8384000序号设备名称型号设备额定功率（kW）运行数量年工作小时数需要系数Kx年平均有功负荷系数估算年能耗（kWh）7放空气鼓风机及电机758148、0000.80.8384000小计4984680表3-3-14 煤气水分离工序蒸汽消耗量一览表序号名称规格使用情况消耗量每小时（t）每年（t）每年（GJ）1蒸汽0.5MPa(g)158连续15120000243721.2小计243721.2经核算，煤气水分离工序年综合能耗为8928.39tce其中包括：年耗电量4984680kWh，折合标煤（当量值）612.62tce；年蒸汽耗量243721.2GJ，折合标煤8315.77tce。3.3.9 酚回收工序节能评估本工艺装置主要由脱酸、脱氨、萃取、溶剂脱除、溶剂回收、废液系统、溶剂贮存及碱液制备八个部分组成。通过对本工序能耗部分的统计和计算，本工序149、各设备所耗电量如表3-3-15所示，本工序蒸汽消耗量如表3-3-16所示。经核算，酚回收工序年综合能耗为12946.56tce其中包括：年耗电量734400kWh，折合标煤（当量值）90.26tce；年蒸汽耗量376796.54GJ，折合标煤12856.30tce。表3-3-15 酚回收工序设备用电消耗量一览表序号设备名称型号设备额定功率（kW）运行数量年工作小时数需要系数Kx年平均有功负荷系数估算年能耗（kWh）1电机30480000.850.9734400小计734400表3-3-16 酚回收工序蒸汽消耗量一览表序号名称规格使用情况消耗量每小时（t）每年（t）每年（GJ）1蒸汽2.5MPa150、(g)226连续14.8118400246811.902蒸汽0.5MPa(g)158连续864000129984.64小计376796.543.3.10 空分工序节能评估空分工序采用分子筛净化空气、空气增压、氧气内压缩流程，带中压增压膨胀机，膨胀空气进下塔，采用规整填料上塔的工艺。通过对本工序能耗部分的统计和计算，本工序各设备所耗电量如表3-3-17所示，本工序蒸汽消耗量如表3-3-18所示。表3-3-17 空分工序设备用电消耗量一览表序号设备名称型号设备额定功率（kW）运行数量年工作小时数需要系数Kx年平均有功负荷系数估算年能耗（kWh）1油泵及电机9080000.850.95508002凝151、结水泵6580000.850.9397800序号设备名称型号设备额定功率（kW）运行数量年工作小时数需要系数Kx年平均有功负荷系数估算年能耗（kWh）3冷却水泵7580000.850.94590004冷冻水泵3780000.850.92264405液氧泵10080000.850.9612000小计2246040表3-3-18 空分工序蒸汽消耗量一览表序号名称规格使用情况消耗量每小时（t）每年（t）每年（GJ）1蒸汽4.6MPa(g)460连续86.946.961051160308.22蒸汽2.5MPa(g)226连续1.51200025014.72小计1185322.92经核算，空分工序年综合152、能耗为40443.22tce其中包括：年耗电量2246040kWh，折合标煤（当量值）276.04tce；年蒸汽耗量1185322.92GJ，折合标煤40719.26tce。3.3.11 合成芳烃工序节能评估原料甲醇经预热、蒸发和过热后，进入合成反应器，在反应器内，甲醇转化为烃类、燃料气和水。甲醇转化成烃类的过程是放热反应（反应热1.74MJ/kg甲醇）。此反应热回收利用，一部分副产蒸汽，再通过蒸汽预热、蒸发甲醇，一部分加热循环气。合成气经过冷却分离，气相做为循环气返回系统，液态粗芳烃送入油品分离单元进行进一步精馏分离，工艺水送至生化处理。通过对本工序能耗部分的统计和计算，本工序各设备所耗电量153、如表3-3-19所示，本工序蒸汽消耗量如表3-3-20所示。表3-3-19 合成芳烃工序主要设备用电消耗量一览表序号设备名称型号设备额定功率（kW）运行数量年工作小时数需要系数Kx年平均有功负荷系数估算年能耗（kWh）1循环气压缩机360080000.80.8184320002再生循环气压缩机180080000.80.89216000小计27648000表3-3-20 合成芳烃工序蒸汽消耗量一览表序号名称规格使用情况消耗量每小时（t）每年（t）每年（GJ）1蒸汽4.6MPa(g)460连续21600033267.52小计33267.52注：合成芳烃工序本身有放热反应，每小时产生6.5t高压蒸汽154、。另外，合成芳烃本身高压蒸汽8.5t/h，因此从4.6MPa(g)管网取2吨蒸汽即可满足生产要求。经核算，合成工序年综合能耗为4533.03tce其中包括：年耗电量27648000kWh，折合标煤（当量值）3397.94tce；年蒸汽耗量33267.52GJ，折合标煤1135.09tce。3.4 主要耗能设备节能评估本项目工艺方面涉及到的电能能耗设备主要是泵类和风机设备。可研文本中泵类和风机的选择只描述了少数、部分设备简要参数，没有对具体规范特性进行说明，故节能报告无法对项目评估前设备进行定量评价。通过对系统的分析测算，目前设备的选型符合工艺需要及节能要求。在此仅建议对所配电机加装变频器，运行155、工况时设备应尽量靠近设计参数，使运行效率接近额定效率，在经济节能范畴内运行。经与部分工业行业淘汰落后生产工艺装备和产品指导目录（2010年本）对照，该项目所选用工艺、设备不属于国家明令禁止或淘汰的落后工艺、设备。本项目在设备选择上，比较合理。3.4.1 主要能耗设备的技术参数能耗评估主要针对上述较大型泵类及风机设备(指连续运行的大容量设备；其他小容量或不经常运行的设备只计算年耗能情况)进行评价。本项目涉及到的、可研中提供数据的大型泵类及风机设备情况见表3-4-1。表3-4-1 本项目大型泵类及风机设备情况一览表序号名称设备参数功率（kW）运行台数（台）铭牌效率（%）一泵类流量（m3/h）扬程（156、mH2O）1工艺循环水泵及电机3162-527064-50800483.52空分热电循环水泵及电机3050-366051-476303853锅炉给水泵及电机200650600370二风机风量（m3/h）压力（Pa）1一次风机及电机1020002480010502822引风机及电机19800092007802823二次风机及电机102000118005102823.4.2 主要能耗设备的能效分析（1）泵类设备的能效分析针对本项目水泵设备情况，本评估报告采用清水离心泵能效限定值及节能评价值（GB19762-2007）所规定的能效限定值及节能评价值指标与其对标比较，进行相应节能评估。根据公式：=（g157、QH10-3）/ Pa100式中：泵效率，%；密度，kg/m3；g重力加速度，9.8m/s2；Q流量，m3/s；H扬程，m；Pa泵的轴功率，kW。泵的轴功率可以通过以下公式得出：Pa=P1dtPa水泵轴功率，kW；P1电动机输入功率，kW；d电动机效率，本项目取0.85；t传动装置效率，本项目取1。通过计算，上述泵效率情况如下表所示：表3-4-2 泵的效率情况一览表序号名称设备参数电机功率（kW）轴功率（kW）计算效率（%）铭牌效率（%）流量（m3/h）扬程（mH2O）1工艺循环水泵及电机3162-527064-5080068082.3583.52空分热电循环水泵及电机3050-366051-158、47630535.583.96853锅炉给水泵及电机20065060051049.3950泵的比转速=式中：Q流量，单位为立方米每秒（m3/s）（双吸泵计算流量取Q/2） H扬程，单位为米（m）（多级泵计算取单级扬程） n转速，单位为转每分（r/min）根据计算结果查找清水离心泵能效限定值及节能评价值（GB19762-2007）图1曲线“基准值”，根据图4或表4查修正值，从而计算出泵规定点效率值。（2）能效比较经评估所选水泵产品的能效分别满足清水离心泵能效限定值及节能评价值（GB 19762-2007）的能效限定值的相应指标。主要水泵具体计算结果见表3-4-3。表3-4-3 主要水泵设备能效评159、价参数对比表序号设备名称设备参数规定点效率（%）目标能效限定值（%）节能评价值（%）1工艺循环泵3162-5270m3/h，64-50mH2O，730r/min85.581.586.52空分热电循环水泵及电机3050-3660m3/h，51-47mH2O， 730r/min86.582.587.53循环水泵200m3/h，650mH2O， 2950r/min51.947.952.9（3）风机设备的能效分析根据通风机能效限定值及能效等级（GB 19761-2009）中相关内容，结合本项目可研报告提供的风机参数，由于风机已知的参数不够，目前只能计算通风机效率，无法进行能效等级对标。根据公式：r=（160、qvsglpFkp100）/（1000Pr）式中：r通风机效率，%；qvsgl通风机流量，此处取设备参数的0.9，m3/s；pF通风机压力，Pa；kp压缩性修正系数，空气取1.4；Pr通风机功率，kW。通过计算，上述通风机效率情况如下表所示：表3-4-4 通风机效率情况一览表序号名称设备参数功率（kW）效率（%）铭牌效率（%）风量（m3/h）压力（Pa）1一次风机及电机9180024800105081.60822引风机及电机178200920078081.74823二次风机及电机918001180051081.68823.5 辅助生产和附属生产设施节能评估（1）热电站关于热电站能耗水平及指标计161、算过程详见本报告第4.3章节，本节仅提供主要数据及指标计算结果。本项目设热电联产锅炉房一座。根据全厂的蒸汽用量，考虑燃料特性及化工生产连续性等，拟定供热方案：选用三台165t/h次高温次高压循环流化床锅炉，配一台B12-4.9/0.7851背压式汽轮发电机组，正常运行开两炉一机。 设备型号及参数热电站采用的锅炉、汽轮机、发电机的相应型号和参数如下：A、锅炉 炉型 次高温次高压循环流化床锅炉型号 TG-165/5.29-M额定蒸发量 165t/h 过热蒸汽出口压力 5.29MPa过热蒸汽出口温度 485给水温度： 150锅炉热效率： 88燃料： 当地燃料煤给水压力: 6.4MPa锅炉为紧身封闭台162、数 3台 B、汽轮机型号 B12-4.9/0.785；汽轮机内效率； 76.3%；汽轮机热耗率； 3750KJ/KW.h；额定进汽量； 123t/h；汽轮机入口蒸汽压力 4.9 MPa（a）汽轮机入口蒸汽温度 470；汽轮机出口蒸汽压力 0.785 MPa（a）汽轮机出口蒸汽温度 272.2。C、发电机型号 QF-W12-2；台数 1台；额定功率 12MW；转数 3000 r/min；额定电压 10500V；功率因数 0.8 (滞后)；冷却方式为密闭循环通风冷却方式；目标发电量为 12MW。 热电站年耗煤量本项目燃料煤低位发热量为3791kCal/kg，由此推算出本项目燃料煤折标煤系数为0.5163、416tce/t。本项目燃煤计算分为两个部分，分别为冬季燃煤量和夏季燃煤量。经计算，冬季工况下标准煤耗为144045.05ce，夏季工况下标准煤耗为118586.45tce。 本项目全年燃煤量折标煤量为144045.05+118586.45=262631.50 tce。本项目所用燃料煤折标煤系数为0.5416tce/t，则本项目全年燃煤量为262631.500.5416=484917.83 t。 全年热电厂发电量本项目冬季发电机发电功率为9547.45kW/h，夏季发电机发电功率约为7902.96kW/h。经计算，全年发电量为70288408.96kWh，即7028.84万kWh。 发电标准煤164、耗经计算，冬季发电煤耗0.198 kgce/kWh，夏季发电煤耗0.197 kgce/kWh，全年平均发电煤耗为0.1976kgce/kWh。 本项目汽轮机组供热标准煤耗通过前面的计算可知：本项目冬季汽轮机供热用标准煤量为38350.26tce、供热量为979213.06GJ，夏季汽轮机供热用标准煤量为28693.57tce、供热量为732644.83GJ。通过加权平均后，本项目全年供热标准煤耗为39.16kgce/GJ。目前省内供热平均标煤耗45kgce/GJ。对比可知，本项目汽轮机组供热能效水平属于省内先进水平。 总热效率、热电比本项目汽轮机总热效率82.85%，符合国家规定的“所有热电联165、产机组总热效率年平均大于45%”要求。本项目汽轮机组热电比676.52%，符合国家规定的“单机容量在5万千瓦以下的热电机组，其热电比年平均应大于100%”要求。表3-5-1 本项目热电联产锅炉房各项技术参数及各能耗汇总表序号名称单位技术参数能耗值备注一锅炉1型号TG-165/5.29-M2额定蒸发量t/h1653过热蒸汽出口压力MPa5.294过热蒸汽出口温度4855给水温度1506锅炉效率%887锅炉台数台32用1备8单台锅炉冬季工况蒸发量T/h1559单台锅炉夏季工况蒸发量T/h148二汽轮机1型号B12-4.9/0.7852汽轮机内效率%76.33汽轮机冬季热耗率KJ/kWh37504汽166、轮机冬季汽耗率Kg/kWh10.4745汽轮机夏季热耗率KJ/kWh37706汽轮机夏季汽耗率Kg/kWh10.8827额定进气量T/h1238汽轮机入口蒸汽压力MPa4.99汽轮机入口蒸汽温度47010汽轮机出口蒸汽压力MPa0.78511汽轮机冬季出口蒸汽温度272.212汽轮机夏季出口蒸汽温度281.913台数台1三发电机1型号QF-W12-22台数台13额定发电功率MW124转数R/min30005额定电压V105006功率因数0.8（滞后）7冬季工况发电功率MW9.5478夏季工况发电功率MW7.903四冬季工况运行时间H4296五夏季工况运行时间H3704六管道效率%99七锅炉年耗167、标准煤量Tce/a262631.50八锅炉年耗燃料煤量T/a484917.83九发电机全年发电量万kWh7028.84冬季工况发电量万kWh4101.58夏季工况发电量万kWh2927.26十发电机全年加权平均发电标准煤耗Kgce/kWh0.1976省内平均0.326优于省内平均冬季工况发电标准煤耗Kgce/kWh0.198夏季工况发电标准煤耗Kgce/kWh0.197十汽轮机组年供热标准煤耗Kgce/GJ39.16省内平均45优于省内平均十一总热效率%82.85国家最低限值45符合要求十二热电比%676.52国家最低限值100负荷要求（2）采暖系统本项目采暖计算公式采用如下：式中：采暖全年耗168、热量GJ采暖设计热负荷MW；采暖小时数，=4296h（采暖天数179d）；采暖室外平均温度取-8.9；采暖室外计算温度取-23.2；采暖室内计算温度。本项目各车间、办公楼等热负荷见热负荷明细表3-5-2。表3-5-2 厂区主要采暖热负荷明细表序号热用户名称室内采暖温度采暖热负荷W/m2采暖面积m2全年计算热负荷GJ1煤气化装置厂房101001173410503.972空分装置厂房1012027142915.403合成气压缩厂房1015017082293.444气体压缩站5100896701.215综合压缩厂房512019461827.526压缩制冷站512021962062.297甲醇精馏厂房169、5100761595.558成品罐区泡沫站5100290226.959中间罐区泡沫站5100176137.7410甲烷分离厂房510016231270.1511硫回收装置厂房5100950743.4712酚回收厂房510024601925.1813低温甲醇洗厂房51001399610953.2014煤气水分离厂房A510035772799.3415煤气水分离厂房B5100140109.5616油品罐区5100180140.8717综合罐区5100184144.0018甲醇/热电循环水厂房510019631536.2319给水预处理厂房10801044747.6520中水回用厂房10801150170、823.5621循环水变配电所5601037486.9322气化变电所5601037486.9323甲醇变电所560824386.9124酚回收变电所560417195.8125备煤变电所560417195.8126供配电站5601001470.0327中央控制室2618020244053.7428合成机柜室26180429859.2229气化机柜室26180429859.2230回收机柜室26180324648.9231换热站10100380340.1732点火油泵房5803018.7833除氧站14100580559.9734化学水处理1410016291572.7535热电站主厂房512171、096089023.0136仓库管理181006061.4037消防站1010024312176.1738办公楼186045352784.3039车间办公楼186018901160.3840食堂浴室1812067908337.5641中央化验楼188024301989.2342仪修楼1612014911781.5243机修1612013741641.73合计82547.73根据上述计算，全厂主要采暖区域年冬季热负荷约为82547.73GJ，折合2816.66tce/年。根据“附图三 全厂热动平衡图”相关数据可知，本项目用于采暖的热蒸汽的量能够满足全厂的的供热负荷，并有部分可用于其他临时性热用户172、的余富量。（3）变压器损耗计算本项目主变压器选用节能型低损耗油浸变压器，型号是SFZ11 25000/66，共2台；配电用变压器选用低噪音干式变压器，型号是SC11-2000/10/0.4kV的8台，SC11-1000/10/0.4kV的6台，共14台。通过对变压器负载损耗和空载损耗的统计，变压器自身全年耗电量约为296.34万kWh，变压器的能源利用情况如表3-5-3所示。变压器电能损耗计算： W=P0T+2PK式中：W变压器耗电量，kWh； P0变压器空载有功损耗，kW；T变压器全年运行时间，h；变压器负载率；PK变压器负载有功损耗，kW；变压器负载全年运行时间，h。表3-5-3 变压器的173、能源利用情况序号变压器型号年工作小时数h台数空载损耗（kW）负载损耗（kW）变压器总损耗（kWh）1SFZ11 25000/668000216.6104.516972322SC11-2000/10/0.4kV800082.90513.6891902.43SC11-1000/10/0.4kV800061.5457.65374245.2合计162963379.6本项目所选电力变压器为SFZ11 25000/66电力变压器，设备能效指标满足电力变压器能效限定值及能效等级标准（GB24790-2009）所规定的能效等级1级指标。表3-5-4 电力变压器能效评价参数对比表型号空载损耗 kW负载损耗 kW174、设备能效等级1级设备能效等级1级SFZ11 25000/6616.620.5104.5105.1本项目所选低压厂用变压器为SC11-2000/10/0.4kV、SC11-1000/10/0.4kV干式变压器，设备能效指标满足三相配电变压器能效限定值及节能评价值（GB 20052-2006）所规定的能效限定值及节能评价值指标。表3-5-5 厂用低压变压器能效评价参数对比表型号空载损耗 kW负载损耗 kW设备限定值目标限定值及节能评价值设备限定值目标限定值及节能评价值SC11-1000/10/0.4kV1.5451.991.777.658.17.65SC11-2000/10/0.4kV2.9053175、.743.3213.614.413.6（4）照明照明系统可研所涉内容较少，评估予以补充完善，给出能耗。 本项目按绿色照明工程要求设计新建厂房照明系统。在保证不降低作业面视觉要求、不降低照明质量前提下，减少照明系统中光能的损失，最大限度地利用光能。生产及附属建筑的照明系统所有灯具光源均选用节能环保型光源，照明功率密度值满足规范需求。 主厂房照明按建筑照明设计标准（GB 50034-2004）执行，全厂设正常照明、事故应急照明及检修照明。检修照明电压为12V，其它照明供电电压为220V；正常照明电源取自0.38/0.22kV低压柜，事故照明电源引自应急照明电源；所有灯具光源均选用节能环保型光源，确176、保照明照度值及照明功率密度值满足规范需求，确保本工程为绿色照明。 控制室、配电间、办公室等房间以T8型三基色直管荧光灯为主，荧光灯单灯功率因数不应小于0.9。控制室照度宜为500lx，配电间、办公室照度宜为300lx，且控制室照明电源应双电源供电，以保证事故时照度不低于正常照度。 系统耗电量根据全厂各生产厂房和工作场所照度值的要求，采用单位容量法进行估算。厂房需照明的建筑面积11.15万m2，负荷密度指标按12W/m2（含通风及空调数据），需要系数kx为0.72，同时系数kc为0.9，年运行时间为3330h（按工作日每天10h计）,则本工程厂照明系统年耗电量Pz288.72104kWh。（5）177、空调由于化工行业特点，本项目各装置操作间均设有空调进行调温设计。根据工业与民用配电设计手册中相应规定，本项目空调负荷暂按300W/m2设计，本项目操作间总面积约为3000m2，使用空调时间按照4000h计算，需要系数kx为0.8，同时系数kc为0.9，则本工程空调耗电量约为259.2104kWh。3.6 本章评估小结（1）本项目不属于产业结构调整指导目录（2011本）（2011年国家发改委第9号令）中的鼓励类、限制类、淘汰类，所以本项目为允许类项目。本项目符合东北地区振兴规划、东北振兴“十二五”规划、国家及地区各级政府国民经济和社会发展第十二个五年规划内容，符合相应国家标准政策。（2）本项目总178、平面布置合理，运输路线便捷，降低了输送能耗。各系统工艺本着节能、合理、经济、安全、稳定运行、操作方便等原则，对各个工序给予了充分的考虑和论证，所选择的各工艺方案均合理、科学、节能，符合相应政策要求的。（3）本项目正确选择配套的电动机容量，合理选择设备参数。本项目并未使用国家明令禁止的、工艺落后的淘汰设备。（4）通过对主要能耗设备、生产辅助系统进行评估及能源消耗量计算，项目建设方案基本符合节能要求。4.节能措施评估4.1 节能技术措施评估4.1.1 本项目可研阶段设想的节能技术措施（1）主要工艺装置本工程工艺设计中尽量采用国内外适当先进技术，以达到节能降耗的目的。对全厂的能量利用进行综合考虑，主179、要节能措施如下：在选定核心技术的条件下，优化全厂总工艺流程，使其他技术的选择在总体上满足全厂流程最优化的要求。煤气化装置采用成熟的碎煤熔渣加压气化技术。与气流床气化技术相比，耗氧量较低，降低了空分规模，节省了投资；与干法排灰固定床气化炉相比，较低汽氧比使得水蒸汽耗量也大为降低，且配入的水蒸汽仅满足于气化反应，蒸汽分解率高达到95%以上，煤气中的剩余水蒸汽很少，故产生的废水量减少了80%以上，废水处理装置规模减小，降低了消耗和能量转化损失，达到了节能的目的。煤气变换及冷却装置采用换热式加压耐硫变换流程,利用反应热副产蒸汽，副产2.5MPa蒸汽12.3t/h，副产0.5MPa蒸汽8.7t/h,并加180、热凝结水或脱盐水回收热量30 GJ/h。采用低温甲醇洗工艺具有其它净化方法无法比拟的优越性。可将CO2脱除至20ppm以下，总硫脱除至0.1ppm以下，而且溶液吸收能力大、溶液循环量小、电耗及再生能耗低。合理设计热交换器，进出装置物料换热以回收冷量。根据气体在溶剂中溶解的难易程度及吸收快慢速度，采用分段吸收方式，充分有效地利用了甲醇溶剂，降低溶剂的循环使用量。采用多级减压闪蒸，分段回收解吸气体，有效利用排放气、燃料气。合成气压缩机、空压机、氨压缩机等采用汽轮机驱动，减少了电力消耗。汽轮机两级射汽抽气器和轴封冷却器采用凝汽器冷凝下来的凝结水作冷却介质，节省了循环水用量，回收了汽封蒸汽热量。甲醇合181、成装置利用反应热副产中压蒸汽，回收热量96 GJ/h，副产中压蒸汽41.1吨。甲醇精馏装置采用三塔流程，常压塔利用了加压塔的余热，降低了蒸汽的消耗，又减少了冷却水的用量。空分采用如下节能新技术：A、采用全低压、全板式的工艺流程和设备，可以取得较低的制氧能耗和较高的氧提取率。B、空气预冷系统设置水冷塔，充分利用干燥氮气的吸湿性，使冷却水温降低。C、分子筛纯化空气系统采用活性氧化铝-分子筛双层床结构，大大延长了分子筛的寿命，同时使床层阻力减少。D、分馏塔上塔采用填料塔，大大降低了塔的阻力，氧提取率进一步提高。E、透平膨胀机采用增压机制动工艺，从而减少了膨胀空气量，使精馏塔上塔工况稳定。F、原料空气182、过滤器采用自洁式，过滤器滤芯具有过滤效率高、空间利用率大、节能性好，滤料使用寿命长，维修工作量低及可在线更换等特点。（2）给排水本工程各装置主要工业水、冷却水尽可能采用循环水，实现水的重复利用，节约水资源。优化循环冷却水水质稳定处理方案，提高循环水浓缩倍数，减少补充水量。尽量采用气水反冲洗来清洗设备，以减少水的用量。加强用水管理，配置流量计、水表等计量工具，对各用水装置实行定额管理，消除跑冒漏滴。生产装置排出的废水经处理后尽可能回用作生产用水，减少一次水用量。为节约新鲜水用水量和减少企业外排水量，设计将脱盐水站排水和循环水排污水收集处理后，产品水回用作为循环水的补充水。（3）全厂供电节能及消谐183、措施合理设计供电系统和电压等级；将变电所布置靠近用电负荷的中心。对部分用电量变化较大的用电负荷采用变频器控制。一般200kW及以上电动机选用高压电动机，以减少线路损耗。选用低能耗节能型电力变压器。所有电气设备及材料均采用低损耗的电气设备和材料。主厂房照明采用高效长寿命气体放电灯；其它场所照明光源采用细管节能荧光灯、紧凑型节能灯；对于室外照明采用光电控制。适当加装电容补偿装置，提高全厂功率因数，达到节能的目的。（4）建筑节能总平面布置的节能设计综合楼布置上,尽量将建筑物南北向或接近南北向布置,取得良好的朝向,夏季减少太阳辐射影响,冬季接收更多的太阳辐射热能。在单体建筑平面及空间设计中,结合使用功184、能,安排好门窗洞口位置和空间组织,借助热压和风压作用,促使室内空气流动和室内外空气交换,形成穿堂风,自然通风是对自然条件的最充分利用,也是改善热环境的有效措施,即使在夏季使用空调降温的条件下,也可以减少开机时间,节省能耗。在房间的布局上,办公室、会议室等人员活动较多的房间宜布置在南侧,可减少能耗。围护结构的节能设计围护结构节能技术指通过改善建筑物围护结构的热工性能,达到夏季隔绝室外热量进入室内,冬季防止室内热量泄出室外,使建筑物室内温度尽可能接近舒适温度,以减少通过辅助设备如采暖、制冷设备来达到合理舒适室温的负荷,最终达到节能的目的。4.1.2 本工程可研阶段节能技术措施合理性和可行性分析节约185、能源是落实可持续发展战略的重要举措，是一个地区经济发展和社会进步的标志，也是项目建设必须遵循的原则。因此，贯彻国家节能方针，采取全面科学的节能措施，把节能真正落实到实处是十分重要的。本项目在可研阶段，考虑利用新资源、调高设备的运行效率和优化设备的技术参数，以达到了一定的节能效果。综上所述，本项目可行性研究报告中提出的节能技术措施是合理的、可行的。4.2 本工程可研阶段设想的节能管理措施评估 本项目可行性研究报告中没有专门的章节或者段落对项目节能管理方面的措施给予相应的论述和要求。由于本项目是新建项目企业目前阶段的节能管理措施暂时不能完全满足能源管理体系要求（GB/T23331）、工业企业能源管186、理导则（GB/T15587）和用能单位能源计量器具配备与管理通则（GB17617）等标准的要求，故于节能管理制度、人员配备、计量器具等均没有提出相应措施，因此，评价小组认为可行性研究报告中在节能管理措施方面工作尚有不足，故在本报告“第4.4章节 能评阶段节能措施”中加以补充，完善。4.3 单项节能工程根据固定资产投资项目节能评估工作指南（2011年修订本）的规定，本项目热电联产锅炉房部分属于单项节能工程范围。4.3.1 单项节能工程简介及工艺流程本项目设热电联产锅炉房一座。热电联产锅炉房工艺路线定为：燃煤通过输煤皮带送入锅炉燃烧产生蒸汽，部分高压蒸汽用于工业生产，剩余高压蒸汽进入背压式汽轮机用187、于发电。本热电联产锅炉房原则性技术路线见图4-3-1。图4-3-1 热电联产锅炉房原则性技术路线图4.3.2 单项节能工程设备选型根据全厂的蒸汽用量，考虑燃料特性及化工生产连续性等，拟定供热方案：选用三台165t/h次高温次高压循环流化床锅炉，配一台B12-4.9/0.7851背压式汽轮发电机组，正常运行开两炉一机。（1）设备型号及参数热电站采用的锅炉、汽轮机、发电机的相应型号和参数如下：A、锅炉 炉型 次高温次高压循环流化床锅炉型号 TG-165/5.29-M额定蒸发量 165t/h 过热蒸汽出口压力 5.29MPa过热蒸汽出口温度 485给水温度： 150锅炉热效率： 88燃料： 当地燃料188、煤给水压力: 6.4MPa锅炉为紧身封闭台数 3台 B、汽轮机型号 B12-4.9/0.785；汽轮机内效率； 76.3%；汽轮机热耗率； 3750KJ/KW.h；额定进汽量； 123t/h；汽轮机入口蒸汽压力 4.9 MPa（a）汽轮机入口蒸汽温度 470；汽轮机出口蒸汽压力 0.785 MPa（a）汽轮机出口蒸汽温度 272.2。C、发电机型号 QF-W12-2；台数 1台；额定功率 12MW；转数 3000 r/min；额定电压 10500V；功率因数 0.8 (滞后)；冷却方式为密闭循环通风冷却方式；目标发电量为 12MW。（2） 锅炉设备选型分析循环流化床锅炉近二十年来的广泛应用，技189、术上已日趋成熟，已经取得了成功的运行经验。因此，方案中锅炉炉型选择循环流化床锅炉。另外，循环流化床锅炉应用于热电行业有以下优点： 循环流化床锅炉属低温燃烧，其燃烧过程中产生的污染物少，原煤中掺加一定比例的石灰石可有效脱硫，并能抑制NOx的产生，在环境保护日趋严格的今天，循环流化床锅炉具有其它炉型不可比拟的优势。 循环流化床锅炉虽然对煤的粒度有一定要求，但燃煤制备系统简单，辅机数量较少，烟风煤管道系统也较简单，建设期可节约一次性设备投资，投产运行后厂用电量低，可减少运行费用。 循环流化床锅炉启动快且有一个热容量较大的炉床，低负荷时不用助燃即可稳定燃烧，对负荷变化的适应能力强。 循环流化床锅炉可燃190、烧高灰份、低热值的劣质煤，煤种适应能力高，可更好地节约和开发、利用能源。 循环流化床锅炉灰渣易于综合利用，处理费用低，可制砖、水泥等建筑材料，有利于改善环境，减少污染。 此外，次高温次高压锅炉较高压锅炉投资较小，维修容易，较低压锅炉更适合热电联产。综上所述，针对本工程热负荷变化范围较大，灰渣要综合利用，环保要求高等因素选用循环流化床锅炉是可行的。本期工程选用3台165t/h循环流化床锅炉 (其中一台备用)。（3）汽轮机选型分析背压式汽轮机具有热负稳定，系统简单，一次性设备投资少，便于运行，维护量少等优点，但热负荷调节能力差。背压式汽轮机排气压力高，通流部分的级数少，结构简单，同时不需要庞大的凝191、汽器和冷却水系统，机组轻小，设计工况下的经济性好，运行可靠，节能效果明显。根据本工程为化工生产企业，热负荷比较稳定，采暖热负荷相对较少，负荷变化较小的实际情况，结合汽轮机运行特点，本期工程采用1台汽轮机B12-4.9/0.785。4.3.3 单项节能工程能耗分析（1）全厂热负荷本项目全厂热负荷详见“图四 冬季全厂热动平衡图”、“图五 夏季全厂热动平衡图”及“表4-3-2 本项目蒸汽使用情况一览表”。表4-3-2 本项目蒸汽使用情况一览表序号名称规格消耗量每小时（t）每年（t）每年（GJ）一高压蒸汽产生1锅炉房提供蒸汽5.29 MPa(g) 485冬季31013317604519633.86夏季192、29610963843720831.27小计冬季31013317604519633.86夏季29610963843720831.27全年24281448240465.14二高压蒸汽使用1煤气化工序4.6MPa(g) 46023.4187200389229.982空压机透平4.6MPa(g) 46086.946955201160308.203合成气透平4.6MPa(g) 46029.9239200399047.794背压汽轮发电机组4.6MPa(g) 460冬季10042960012338.11夏季863185449148.585合成芳烃4.6MPa(g) 46021600033267.526制193、冷透平4.6MPa(g) 46023.46187680313099.047甲烷分离透平4.6MPa(g) 46040.48323840540249.328其他及综合损失4.6MPa(g) 4603.823056063540.96小计冬季31013720801638532.83夏季29610560641281696.68全年24281442920229.51三次中压蒸汽产生1加压气化工序副产2.5MPa(g) 2267.358400163644.982变换工序副产2.5MPa(g) 22612.398400275730.583甲醇合成工序副产2.5MPa(g) 22641.13288009213194、43.634硫回收工序副产2.5MPa(g) 2261.15920025779.69小计61.854948001386498.88四次中压蒸汽使用1空分工序2.5MPa(g) 2261.51200025014.722酚回收工序2.5MPa(g) 22614.8118400246811.903甲烷分离工序2.5MPa(g) 22621600033352.964其他及综合损失2.5MPa(g) 2262.552040042525.025经酚回收工序转化为低压蒸汽2.5MPa(g) 22641328000683735.68小计61.854948001031440.29五低压蒸汽产生1变换工序副产0.195、5MPa(g) 1588.769600191301.862硫回收工序副产0.5MPa(g) 1580.49392010774.473背压汽轮发电机组0.5MPa(g) 1581054510801248625.5384333360922767.154经酚回收工序转化的低压蒸汽0.5MPa(g) 15841328000901537.52小计冬季676332.721867752.90夏季509627.281407253.63全年11859603275006.53六低压蒸汽使用1煤气水分离工序0.5MPa(g) 15815120000243721.202酚回收工序0.5MPa(g) 158864000196、129984.643低温甲醇洗工序0.5MPa(g) 15821168000341209.684甲醇精馏工序0.5MPa(g) 15850400000812404.005甲烷分离工序0.5MPa(g) 1582(间断)800016248.086罐区0.5MPa(g) 15821600032496.167生活0.5MPa(g) 158冬季27216000438698.16夏季696000194976.968高压除氧工序0.5MPa(g) 15815120000243721.209低压除氧工序0.5MPa(g) 1581080000162480.8010其他及综合损失0.5MPa(g) 1586.197、1949520100575.62小计冬季791316.721607172.17夏季546203.281109344.32全年13375202716516.50（2） 热电站年耗煤量计算 本项目燃料煤低位发热量为3791kCal/kg，由此推算出本项目燃料煤折标煤系数为0.5416tce/t。 燃煤量核算 本项目燃煤计算分为两个部分，分别为冬季燃煤量和夏季燃煤量。A、冬季工业燃煤量核算通过“附图四 冬季全厂热动平衡图”可知，本项目冬季工业需要用气量高压蒸汽为1391280t。本项目所用锅炉进水为150的饱和水，其焓值为632kJ/kg，锅炉出汽量为155t/h（单台），压力为5.29MPa，温度198、为485，其过热蒸气焓值为3393.73kJ/kg。锅炉计算效率为88%，管道效率为99%。冬季工况下标准煤耗=（Hgc-Hgj）DgHd0.03412glgd1000式中：Dg锅炉流量，单台155t/h，两台合计310t/h； Hgc锅炉出口焓值，3393.73kJ/kg； Hgj锅炉进口焓值，632kJ/kg； Hd锅炉冬季运行小时数，4296h； gl锅炉计算效率，88%；gd管道效率，99%。 经计算，冬季工况下标准煤耗为144045.05ce。B、夏季工业燃煤量核算通过“附图五 夏季全厂热动平衡图”可知，本项目夏季工业需要用气量高压蒸汽为1039552t。本项目所用锅炉进水为150的199、饱和水，其焓值为632kJ/kg，锅炉出汽量为148t/h（单台），压力为5.29MPa，温度为485，其过热蒸气焓值为3393.73kJ/kg。锅炉计算效率为88%，管道效率为99%。夏季工况下标准煤耗=（Hgc-Hgj）DgHx0.03412glgd1000式中：Dg锅炉流量，单台148t/h，两台合计296t/h； Hgc锅炉出口焓值，3393.73kJ/kg； Hgj锅炉进口焓值，632kJ/kg； Hx锅炉夏季运行小时数，3704h； gl锅炉计算效率，88%；gd管道效率，99%。 经计算，夏季工况下标准煤耗为118586.45tce。C、全年工业燃煤量核算通过上述计算，本项目全年200、燃煤量折标煤量为144045.05+118586.45=262631.50 tce。本项目所用燃料煤折标煤系数为0.5416tce/t，则本项目全年燃煤量为262631.500.5416=484917.83 t。（3）全年热电厂发电量根据企业及配套选型汽轮机厂提供的资料显示，本项目汽轮机冬季工况下热耗率为3750kJ/kWh、汽耗率为10.474kg/kWh，夏季工况下热耗率为3770kJ/kWh、汽耗率为10.882kg/kWh。发电机发电量=汽轮机总进汽量背压式汽轮机汽耗率经计算，本项目冬季发电机发电功率为9547.45kW/h，夏季发电机发电功率约为7902.96kW/h。全年发电量=P201、dHd+PxHx式中：Pd冬季发电机发电功率，9547.45kW/h；Hd冬季发电机运行时间，4296h；Px夏季发电机发电功率，7902.96kW/h；Hx夏季发电机运行时间，3704h。经计算，全年发电量为70288408.96kWh，即7028.84万kWh。（4）发电标准煤耗 冬季发电标准煤耗根据“图四 冬季全厂热动平衡图”，全厂冬季运行时，汽轮机出汽并入0.5MPa、158管网，用于生产。汽轮机进、出口端进气量均为100t/h。根据汽轮机厂家提供的数据，冬季运行时，汽轮机出口端温度为272.2，压力为0.785MPa。汽轮机冬季出汽量折标准煤量=Dqc（Hqc -Hqb）Hd0.03202、412glgd1000式中：Dqc汽轮机出口端汽量，100t/h；Hqc汽轮机出汽焓值，2997.12kJ/kg；Hqb汽轮机出汽转换饱和水焓值，717.76kJ/kg；Hd汽轮机冬季运行时间，4296h； gl锅炉计算效率，88%；gd管道效率，99%。经计算，汽轮机冬季出汽量折标准煤为38350.26tce。通过本章节前面“冬季工业燃煤量核算”相应公式和参数计算可知，产生100t高压蒸汽锅炉所需燃煤量为46466.15tce。则：冬季发电煤耗=（本项目冬季汽轮机所需蒸汽耗锅炉燃煤标准煤量汽轮机冬季出汽量折标准煤量）冬季发电量1000 =（46466.1538350.26）41015848.203、771000 = 0.198 kgce/kWh 夏季发电标准煤耗根据“图五 夏季全厂热动平衡图”，全厂夏季运行时，汽轮机出汽并入0.5MPa、158管网，用于生产。汽轮机进、出口端进气量均为86t/h。根据汽轮机厂家提供的数据，夏季运行时，汽轮机出口端温度为281.9，压力为0.785MPa。汽轮机冬季出汽量折标准煤量=Dqc（Hqc -Hqb）Hd0.03412glgd1000式中：Dqc汽轮机出口端汽量，86t/h；Hqc汽轮机出汽焓值，3017.74kJ/kg；Hqb汽轮机出汽转换饱和水焓值，717.76kJ/kg；Hd汽轮机夏季运行时间，3704h； gl锅炉计算效率，88%；gd管道204、效率，99%。经计算，汽轮机冬季出汽量折标准煤为28693.57tce。通过本章节前面“夏季工业燃煤量核算”相应公式和参数计算可知，产生86t高压蒸汽锅炉所需燃煤量为34454.17 tce。则：夏季发电煤耗=（本项目夏季汽轮机所需蒸汽耗锅炉燃煤标准煤量汽轮机夏季出汽量折标准煤量）夏发电量1000 =（34454.1728639.57）29272560.191000 = 0.197 kgce/kWh 全年平均发电煤耗本项目冬季发电量为4101.58万kWh，冬季发电煤耗为0.198kgce/kWh；夏季发电量为2927.26万kWh，冬季发电煤耗为0.197kgce/kWh。则，本项目全年发电205、量为7028.84万kWh，平均发电煤耗为0.1976kgce/kWh。 （5）本项目汽轮机组供热标准煤耗通过前面的计算可知：本项目冬季汽轮机供热用标准煤量为38350.26tce，供热量为979213.06GJ，则冬季汽轮机供热标准煤耗为39.16kgce/GJ；本项目夏季汽轮机供热用标准煤量为28693.57tce，供热量为732644.83GJ，则冬季汽轮机供热标准煤耗为39.16kgce/GJ。通过加权平均后，本项目全年供热标准煤耗为39.16kgce/GJ。目前省内供热平均标煤耗45kgce/GJ。对比可知，本项目汽轮机组供热能效水平属于省内先进水平。（6）总热效率、热电比根据关于发206、展热电联产的规定，要求供热式汽轮发电机组的蒸汽流既发电又供热的常规热电联产，应符合下列指标： 所有热电联产机组总热效率年平均大于45%。总热效率=（供热量+供电量 3600kJ/kWh）/（燃料总消耗量燃料单位低位热值） 100%。 单机容量在5万千瓦以下的热电机组，其热电比年平均应大于100%；单机容量在5万千瓦至20万千瓦以下的热电机组，其热电比年平均应大于50%；单机容量20万千瓦及以上抽汽凝汽两用供热机组，采暖期热电比应大于50%。本项目汽轮机总热效率=（供热量+供电量 3600 kJ/kWh）/（燃料总消耗量燃料单位低位热值） 100%。=（1711857.89GJ+7028.841207、04kWh3600kJ/kWh）/(80920.32tce29307kJ/kg)100%=82.85%本项目汽轮机组热电比=供热量/（供电量 3600 kJ/kWh） 100%=1711857.89GJ/（7028.84104kWh3600kJ/kWh）100%=676.52%4.3.4 单项节能工程各能耗汇总通过本章节计算，本项目热电联产锅炉房各项技术参数及各能耗水平汇总如下。表4-3-3 本项目热电联产锅炉房各项技术参数及各能耗汇总表序号名称单位技术参数能耗值备注一锅炉1型号TG-165/5.29-M2额定蒸发量t/h1653过热蒸汽出口压力MPa5.294过热蒸汽出口温度4855给水温度208、1506锅炉效率%887锅炉台数台32用1备8单台锅炉冬季工况蒸发量T/h1559单台锅炉夏季工况蒸发量T/h148二汽轮机1型号B12-4.9/0.7852汽轮机内效率%76.33汽轮机冬季热耗率KJ/kWh37504汽轮机冬季汽耗率Kg/kWh10.4745汽轮机夏季热耗率KJ/kWh37706汽轮机夏季汽耗率Kg/kWh10.8827额定进气量T/h1238汽轮机入口蒸汽压力MPa4.99汽轮机入口蒸汽温度47010汽轮机出口蒸汽压力MPa0.78511汽轮机冬季出口蒸汽温度272.212汽轮机夏季出口蒸汽温度281.913台数台1三发电机1型号QF-W12-22台数台13额定发电功率M209、W124转数R/min30005额定电压V105006功率因数0.8（滞后）7冬季工况发电功率MW9.5478夏季工况发电功率MW7.903四冬季工况运行时间H4296五夏季工况运行时间H3704六管道效率%99七锅炉年耗标准煤量Tce/a262631.50八锅炉年耗燃料煤量T/a484917.83九发电机全年发电量万kWh7028.84冬季工况发电量万kWh4101.58夏季工况发电量万kWh2927.26十发电机全年加权平均发电标准煤耗Kgce/kWh0.1976省内平均0.326优于省内平均冬季工况发电标准煤耗Kgce/kWh0.198夏季工况发电标准煤耗Kgce/kWh0.197十汽轮210、机组年供热标准煤耗Kgce/GJ39.16省内平均45优于省内平均十一总热效率%82.85国家最低限值45符合要求十二热电比%676.52国家最低限值100负荷要求4.3.5 单项节能工程投资根据本项目可行性研究报告投资估算，本项目热电联产锅炉房设备购置费12877万元、安装工程费4210万元、建筑工程费6263万元，合计投资估算为23350万元。本项目全投资财务内部收益率和项目资本金财务内部收益率均高于基准收益率8%；还清长期贷款后项目盈亏平衡点的生产能力利用率为57.65%。因此本项目投产后具有一定的财务效益，同时具备一定的抗风险能力，因此本项目在财务上是可行的。4.3.6 单项节能工程技211、术指标及可行性（1）单项节能工程技术指标 本项目热电站年耗煤折标煤量为262631.50tce，即燃料煤量为484917.83 t/a。 全年发电量为70288408.96kWh，即7028.84万kWh。本项目冬季发电量为4101.58万kWh，冬季发电煤耗为0.198kgce/kWh；夏季发电量为2927.26万kWh，冬季发电煤耗为0.197kgce/kWh。则，本项目全年发电量为7028.84万kWh，平均发电煤耗为0.1976kgce/kWh。以上发电煤耗均优于省内平均发电煤耗0.326kgce/kWh的水平。 通过前面的计算可知：本项目冬季汽轮机供热用标准煤量为38350.26tc212、e，供热量为979213.06GJ，则冬季汽轮机供热标准煤耗为39.16kgce/GJ；本项目夏季汽轮机供热用标准煤量为28693.57tce，供热量为732644.83GJ，则冬季汽轮机供热标准煤耗为39.16kgce/GJ。同过加权平均后，本项目全年供热标准煤耗为39.16kgce/GJ。目前省内供热平均标煤耗45kgce/GJ。对比可知，本项目汽轮机组供热能效水平属于省内先进水平。本项目汽轮机总热效率82.85%，符合国家规定的“所有热电联产机组总热效率年平均大于45%”要求。本项目汽轮机组热电比676.52%，符合国家规定的“单机容量在5万千瓦以下的热电机组，其热电比年平均应大于100213、%”要求。（2）单项节能工程的可行性背压式汽轮机是将汽轮机的排汽供热用户使用的汽轮机。其排汽压力（背压）高于大气压力。背压式汽轮机排汽压力高，通流部分的级数少，结构简单，同时不需要庞大的凝汽器和冷却水系统，机组轻小，造价低。当它的排汽用于供热时，热能可得到充分利用。这种机组的主要特点是设计工况下的经济性好，节能效果明显。另外，它的结构简单，投资省，运行可靠。因此，背压式汽轮机多用于热负荷全年稳定的企业自备电厂或有稳定的基本热负荷的区域性热电厂。本项目属于热负荷全年较为稳定的企业，因此，本项目热电联产锅炉房选择此类锅炉、汽轮机及发电机是合理的、可行的。4.4 能评阶段节能措施评估由于本项目可行性214、研究报告针对项目节能技术措施及节能管理措施方面的不足，本节能评估报告给予以下几个方面的补充。4.4.1 工艺的节能措施（1）本项目工艺应尽量采用合适的技术、工艺和设备，促进技术进步，降低单位产品综合能耗。同时为了装置操作安全可靠，提高产品质量、延长操作周期，以降低能耗，关键设备均采用具有较高信誉的国内外知名企业的产品。（2）本项目应尽量利用流程设计，节省蒸汽的消耗。同时最大限度地回收蒸汽冷凝液，以减少脱盐水和锅炉给水的消耗量。（3）本项目应尽量充分回收利用系统的热量。（4）本工程锅炉应配置必要的计量仪表和自控系统，及时测量与记录燃料燃烧过程的各种参数，通过优化控制保证燃料的充分燃烧。（5）应选215、择和生产规模相适应的高效节能设备，减少运转系列，车间布置应遵循简化、优化的原则，气、电等辅助设施的设计应兼顾有关专业的节能要求，使其靠近各自的负荷中心。（6）根据国家重点节能技术推广目录（第五批）（国家发改委2012年第42号公告）中相关内容，建议企业根据实际情况，考虑采用“高效复合型蒸发式冷却（凝）器技术”。该技术适用于石化行业甲醇生产过程中工艺气体冷却、冷凝，以蒸发冷却（凝）换热为主体，结合空冷式换热，优化组合后形成湿式空冷换热的复合型换热器。该技术与空冷相比，节电率3060%，空冷岛运行的满负荷率可达95%以上，与传统水冷相比，节水率4050%。该技术于2008 年9 月通过河南省科技厅216、组织的科技成果鉴定，2009 年3 月通过中国石油和化学工业协会组织的科技成果鉴定。2006 年首套高效复合型冷却（凝）器投入使用，至今已陆续应用于煤化工、石油化工、电力、冶金等工业领域和制冷行业。4.4.2 罐区的节能措施 （1）由于焦油、中油、粗酚等介质的凝固点比较高，在这几种介质储罐设内置加热器，用来维持储罐内的温度，减少浪费。 （2）确定合理的设备裕度，避免设备长时间低效率运行。4.4.3 管道绝热（保温、保冷）的节能措施（1）本项目所使用的保温材料和保冷材料必须严格符合设备及管道绝热技术通则（GB/T4272-2008）中关于绝热材料的性能要求的规定，尤其是在热导率、吸水率、抗压强度217、含水率、热膨胀系数、腐蚀性等方面，应符合国家标准、行业标准及有关部门的规定。（2）保冷层施工用的粘结剂、密封剂和耐磨剂的性能应与保冷材料和被保冷物表面的特性相适应，应能耐低温，对保冷材料不溶解，对金属壁不腐蚀。粘结剂和密封剂应固化时间短、粘结力强、密封性能好。耐磨剂应在温度变化或机械振动的情况下，能防止保冷材料与金属外壁间和保冷材料互相接触面发生磨损。（3）防潮层的抗蒸汽渗透性要好，防水、防潮能力强，密封性能及粘结性能好，有一定的耐温性，软化温度不低于65，夏季不软化、不起泡、不流淌；有一定的抗冻性，冬季不脆化、不开裂、不脱离。（4）外保护层要求化学稳定性好，不易燃烧，防水、防湿、抗大气腐蚀218、性能良好，在温度变化及振动情况下不开裂，使用寿命长。（5）防潮层必须切实起到防水、防潮、保护保冷层的作用，确保其保冷效果。防水层必须完整严密、防水、确保保温层不受破坏。（6）管道附件的保冷长度应等于设备及管道保冷层厚度的4倍，或敷设至垫木处。4.4.4 公共和辅助生产系统的节能措施（1）给排水工序方面：供水管应利用地形尽量平直架设，避免大起大落和拐弯太多；根据各工艺过程对水量和水质的要求，合理安排用水、排水，建立合理的水量平衡系统，做到优化调度；节约新鲜用水量。选用国家推广应用的新型管材，以降低能耗、减少水量渗漏及水质污染。回收生产过程中产生的冷凝水。供、用水装置系统的设备如管路、水泵、冷却设219、备、储水设备、计量仪表等，均应按国家有关规范和产品标准的要求设计、制造和安装。（2）设备及管道方面：依照管道保温层的标准，本工程应采用节能型疏水器，达到保温效果。设备、直管道、管件等无需检修处宜采用固定式保温工程；法兰、阀门、人孔等处宜采用可拆卸式的保温工程。严防跑冒滴漏，节约损耗。为了减少设备、管道及附件向周围环境进行热量交换，在管道表面采取包覆措施，设置保温层，减少能耗损耗。本工程排水管应采用抗腐蚀性、抗老化、耐磨性稳定的UPVC管，其具有良好的排水性能，同时也便于施工，节约能源，降低环境污染。（3）电气专业方面：应选择国家认证的电气设备、电器元件定型产品，并优先采用技术和生产工艺先进、节220、能环保、性价比好的产品，严禁使用已淘汰产品。 本工程应合理布置厂用电设备及其配套系统，宜采用变频调节技术，以最大限度提高电能利用效率。企业应优化电气设备布置，根据设备重要程度及工艺要求，尽量采取分区供电方式，减少电缆长度，并选用合适的电缆材质和截面，降低输电过程中的电能损耗。高压配电系统电压等级选择应根据负荷大小及分布条件，进行技术经济比较，减少变压层次和变电设备容量重复。变压器应选用低损耗、高效率的节能环保产品。配电系统的无功功率补偿方案，应根据电压等级分级、负荷分布条件，采用分区、就地平衡的原则确定。车间内不同工作场所的照明要求不同时，应采用混合照明方案；应根据工作场所条件，采用不同种类的221、高效光源；灯具悬挂较低的生产车间、辅助车间和生活设施，应采用高效荧光灯、小功率钠灯或者其他高效光源；厂区公共照明和道路照明应集中控制，由专门人员负责定时开闭。转动设备宜采用调速电动机，节约厂用电，降低运行成本。电动机宜选用节能高效产品，提高电动机效率，对负荷变化较大的转动机械，加装变频或其它调速装置，节约电能。（4）热工方面：锅炉房宜靠近热负荷中心，以缩短管线长度，减少热损失；应选用高效节能的锅炉产品和辅助设备。合理安排全厂蒸汽平衡，同时对全厂各系统用汽加以优化，使全厂用汽与产汽之间基本达到平衡。（5）建筑与建筑热工方面：在保证日照、采光、通风、观景条件下，合理控制窗墙比，尽量减少外门窗洞口的222、面积，严格遵守现行的建筑节能设计标准。增强建筑外墙的保温隔热性能。选择传热系数小、保温性能好的材料，以减少能源消耗，杜绝使用粘土砖。（6）采暖通风方面：采暖系统采用高效散热器提高供暖效果；采用低阻力阀门以降低循环动力。设有采暖设施的车间排风量合理选取，以减少加热补风或门窗缝隙渗入冷风的好热量。具备自然通风条件场合均采用自然通风，以节约电能。机械通风系统风机选用低能耗高效率的轴流式风机。使得通风系统好能大大降低。（7）动力工程以及设备选择的方面：正确选择辅机配套的电动机容量，合理选择设备参数，如设备容量、效率、额定电流、额定短时耐受电流、额定开断电流、启闭机容量等，避免“大马拉小车”。合理布置厂223、用电设备及其配套系统，采用变频调节技术，减少厂用电，提高电能利用效率。（8）余热、余气的回收方面：输送余热载热体的烟道、管道及其闸阀等，应尽可能保持严密，防止吸入冷空气及渗入地表水，并应改善其保温性能，以减少载热体的温降及热损失。甲醇生产过程中，变换、加氢合成等反应均是放热反应，对反应热加以回收利用，是合理利用热能，节能、降耗的重要措施之一。4.4.5 施工阶段的节能措施本工程在施工组织中，应结合工程场地的特点，合理布置原材料、设备堆场，使之尽量靠近消耗场地或安装场地，以尽量减少二次搬运距离，节约能源。通过工效分析，在施工过程中选择配套施工机械，严禁使用生产效率低、污染重、能耗高的施工设备。4224、.4.6 节能管理措施本项目为新建项目，建议企业根据本项目特点，针对性的提出以下节能管理措施。（1）企业应根据本项目特点，结合能源管理体系要求（GB/T23331）、工业企业能源管理导则（GB/T15587）和用能单位能源计量器具配备与管理通则（GB17617）等标准的要求进行相应节能制度、机构、人员、能源统计、监测与计量的规范。企业节能管理组织机构应补充针对本项目进行的节能降耗管理工作；节能管理组织领导小组中增加本分厂生产厂长作为节能管理组织领导副组长，生产科长负责各车间、班组的能源网络协调工作。（2）定期组织对本项目相关人员进行操作技术、节能培训；对新上岗员工要及时的进行节能教育和节能技术225、培训制度。（3）建立、落实本项目各车间节能管理制度、节能规章制度、能源考核制度、奖惩制度及巡检制度，通过统一的操作平台和可靠的能源管理系统，实现对能源的合理化管理。能源管理制度要求责任分工明确、完善。（4）落实能源的计量管理，完善三级计量。企业应根据用能单位能源计量器具配备和管理通则（GB/T17167-2006）中的规定，对本项目各车间所使用的水、电等能源装设计量装置，并定期检测计量设备的完好程度，保证计量数据的准确。生产与非生产耗能必须分开；生活用电（热）要单独计量。（5）建立本项目各车间节能岗位责任制和能源消耗定额管理制度，提高能源利用率。（6）及时引进、采用国家、行业推广的节能新技术。226、（7）运行过程中，加强建筑物能耗管理，逐步实行全部建筑能耗统计制度，明确统计报告责任，同时厂内在运行后要建立健全用能审计及用能定额管理等能源管理模式，鼓励全员节能。4.4.7 节能设备选取方面的建议措施本项目为新建项目，建议企业根据本项目工艺设备特点，参照国家颁布的各种节能产品惠民工程推广目录选取相应设备，这样不仅能够从耗能设备的源头抓起，而且可以利用国家给予的相应政策获得政府财政补贴。（1）本项目自建空压机房一座，拟设置两台螺杆式空压机。建议企业参照节能产品惠民工程高效节能容积式空气压缩机推广目录（第一批）(国家发改委、财政部、工业和信息化部2013年第2号公告)、节能产品惠民工程高效节能容227、积式空气压缩机推广目录（第二批）(国家发改委、财政部、工业和信息化部2013年第30号公告）中相关国家推荐的企业生产的相应型号的高效空气压缩机设备给予设备选择。高效节能空压机的配套电机应优先选择能效等级 2级及以上的高效节能电机。（2）本项目所使用的通风机较多，包括了一般用途的离心式和轴流式通风机、工业蒸汽锅炉用离心引风机、电站锅炉离心送风机和引风机、电站轴流式通风机等等，建议企业参照节能产品惠民工程高效节能通风机推广目录（第一批）(国家发改委、财政部、工业和信息化部2013年第4号公告)中相关国家推荐的企业生产的相应型号的高效节能通风机给予设备选择，高效节能风机的配套电机应优先选择能效等级2228、级及以上的高效节能电机。（3）本项目每小时用水量较大，虽然在可研报告中提及到清水离心泵，但多数未涉及到其型号。参照煤化工类似工程，本项目应涉及到各种单级单吸清水离心泵、单级双吸清水离心泵、多级清水离心泵。故建议企业参照节能产品惠民工程高效节能清水离心泵推广目录（第一批）(国家发改委、财政部、工业和信息化部2013年第3号公告)、节能产品惠民工程高效节能清水离心泵推广目录（第二批） (国家发改委、财政部、工业和信息化部2013年第31号公告）中相关国家推荐的企业生产的相应型号的高效节能清水离心泵给予设备选择，高效节能水泵的配套电机应优先选择能效等级2级及以上的高效节能电机。（4）本项目涉及到14229、台配电变压器，建议企业参照节能产品惠民工程高效节能配电变压器推广目录（第一批）(国家发改委、财政部、工业和信息化部2013年第5号公告)、节能产品惠民工程高效节能配电变压器推广目录（第二批）(国家发改委、财政部、工业和信息化部2013年第32号公告）中相关国家推荐的企业生产的相应型号的高效节能配电变压器给予设备选择，高效节能配电变压器应优先选择能效等级2级及以上的高效配电变压器。4.5 节能措施效果评估由于目前国家对于此类煤化工项目没有综合利用指标和能源消耗限值的规范，因此对于本项目节能效果主要从以下两个方面给予体现。（1）本项目能源消费总量为743717.48ce/a（当量值），能源外供量为230、438946.8tce/a（当量值），年综合能源消耗量为3304770.68tce，能源综合转化率为59.02%。（2）本项目芳烃单位产品能耗值为4.36tce/t。由于按照本项目如此先进的工艺生产芳烃产品的企业较少，且国内没有芳烃生产能耗水平限值标准，故本评估报告参考其他企业类比数据对吨产品芳烃能耗值给予分析。通过类比，目前国内的通过甲醇制芳烃工艺过程能耗先进值约为4.49tce/t。本项目吨产品芳烃能耗值为4.36tce/t，故本项目芳烃生产水平符合国内同行业生产水平，属于先进水平。故本项目芳烃生产水平符合国内同行业生产水平，属于国内先进水平。（3）本项目甲醇单位产品能耗值为1.68tce231、/t，低于甲醇单位产品能源消耗限额 第1部分：煤制甲醇（GB29436.1-2012）要求的新建项目准入值（烟煤）1.8tce/t，同时优于该标准中的甲醇企业能耗先进值（烟煤）1.7tce/t约1.18%。4.6 节能措施经济型评估4.6.1 全厂经济财务评估（1）本项目在可研阶段和能评阶段，对于节能技术措施和节能管理措施均得到了充分考虑与计划，节能效果较为明显。（2）本项目财务评价计算期17年，其中建设期2年，生产期按15年，投产第一年生产负荷为80%，从第二年开始满负荷生产。从利润与利润分配表中可以看出，项目正常运营后，年均销售收入为128769.59万元，年均利润总额为20470.01万232、元。从项目投资现金流量表中可知，项目投资财务内部收益率所得税前、所得税后分别为11.87%、9.25%。项目投资回收期所得税前、所得税后分别为8.57年、9.78年。从项目资本金现金流量表中可知，项目资本金财务内部收益率为10.92%。以上数据可以看出，项目财务内部收益率高于基准收益率，项目投资回收期小于行业基准投资回收期，表明该项目具有一定的盈利能力。本项目自开工建设第3年开始投入运营，并于第4年开始满负荷生产，各年的营业收入均能满足总成本费用的支出。项目经营活动期内各年的现金流量均大于0，在评价期末的第17年项目累计盈余资金量299560万元，表明该项目具有较好的财务生存能力。本项目全投资233、财务内部收益率和项目资本金财务内部收益率均高于基准收益率8%；还清长期贷款后项目盈亏平衡点的生产能力利用率为57.65%。因此本项目投产后具有一定的财务效益，同时具备一定的抗风险能力，因此本项目是可行的。4.6.2 本项目节能措施经济性评估由于按照本项目如此先进的工艺生产芳烃产品的企业较少，且国内没有芳烃生产能耗水平限值标准，故本章节将按照甲醇行业相关数据给予经济性评估。本项目甲醇单位产品能耗值为1.68tce/t，低于甲醇单位产品能源消耗限额 第1部分：煤制甲醇（GB29436.1-2012）要求的新建项目准入值（烟煤）1.8tce/t，同时优于该标准中的甲醇企业能耗先进值（烟煤）1.7tc234、e/t约1.18%。本项目全年生产甲醇的量为6.3万吨，甲醇单位产品能耗值为1.68tce/t。按甲醇企业能耗先进值（烟煤）1.7tce/t，本项目生产每吨甲醇节约的标准煤量为0.02tce，则全年节约标准煤量为0.0263000=1260tce。按照本项目燃料煤折标系数0.5416tce/t折算，全年节约燃料煤量为2326.44t。可研报告中燃料煤的价格为512.82元/t，则可对照节约燃料煤费用约为119万/年。4.7 本章评估小结在本工程设计过程中，企业积极稳妥地运用四新技术，即注重技术的先进性，又考虑技术的成熟性和实用性，使工程设计更合理和优化。通过节能评估阶段对于企业节能技术措施与节235、能管理措施的补充与完善，能够进一步的降低企业能耗，从而降低本项目的运行成本。结果表明，通过本章节的分析，节能评估报告所提出的节能措施具有可行性，节能效果较为显著。 5.项目能源利用情况测算5.1 节能评估前项目能源利用情况本项目在节能评估前可研阶段没有对项目的能源利用情况进行单独的相关描述，且电能使用量数据缺失，仅提供了部分计算负荷。可研报告中描述的能源利用情况如下：（1）原、燃料品种、规格，年用量芳烃生产所用的原料煤来自XXXXX市集贤县，煤的低热值Qnet,ar4943 kcal/kg，粒级范围650，年用量66万吨，由火车运入厂内。燃料煤用集贤县低质煤，Qnet,ar3791kCal/k236、g，主要用13mm以下，入厂后根据锅炉需要，破碎成8mm以下，年用量49.6万吨，由火车运入厂内。（2）按照可研中列举的相关数据统计，本项目可研阶段的能源利用情况见下表。表5-1-1 节能评估前可研阶段统计的能源利用情况表序号能费项目年需要量折标系数折标煤量（tce）单位消耗量等价值当量值能源消费量1原煤（原料）104t66.000.7061kgce/kg4660262原煤（燃料）104t49.600.5416kgce/kg268633.6合计734659.6注：上表中的原料煤收到基低位热值为4943kcal/kg（详见煤质分析报告）,标准煤的低位发热量为7000kcal/kg，计算得出该项目237、原料煤折标系数0.7061kgce/kg。燃料煤收到基低位热值为3791kcal/kg（详见煤质分析报告）,标准煤的低位发热量为7000kcal/kg，计算得出该项目燃料煤折标系数0.5416kgce/kg。（3）按照可研中列举的相关数据统计，本项目可研阶段的吨产品甲醇能耗和吨产品芳烃能耗如表5-1-2、表5-1-3。表5-1-2 吨产品甲醇能耗表主要能源种类计量单位年实物量折标系数折能量GJ折标煤量tce原煤（原料）t1.98820.7 GJ/t41.141.4037原煤（燃料）t1.49412.51 GJ/t18.690.6377新鲜水t18.426280 kJ/t0.120.0041电力238、kW35110890kJ/kW3.820.1303石脑油t-0.02242.91 GJ/t-0.94-0.0321焦油t-0.08239.775 GJ/t-3.26-0.1112中油t-0.07240.53 GJ/t-2.92-0.0996粗酚t-0.01419.7 GJ/t-0.28-0.0096杂醇油kg-9.69800 kJ/kg-0.09-0.0031LNGNm3-260.20.037 GJ/Nm3-9.63-0.3286硫磺t-0.0059.21 GJ/t-0.047-0.0016单位产品甲醇消耗能量tce46.61单位产品甲醇消耗标准煤量1.5901表5-1-3 吨产品芳烃能耗表主239、要能源种类年实物量折标系数折能量GJ折标煤量tce原煤（原料）6.6 t20.7 GJ/t136.624.6615原煤（燃料）4.96 t12.51 GJ/t62.052.1171新鲜水65.28 t6280 kJ/t0.410.0140电力1682.48 kWh10890 kJ/ kW18.320.6251石脑油-0.072t42.91 GJ/t-3.09-0.1054焦油-0.272 t39.775 GJ/t-10.82-0.3692中油-0.24 t40.53 GJ/t-9.73-0.3320粗酚-0.048 t19.7 GJ/t-0.946-0.0323杂醇油-32 kg9800 kJ240、/kg-0.31-0.0106LNG-863.86 Nm30.037 GJ/Nm3-31.96-1.0905硫磺-0.01669.21 GJ/t-0.153-0.0052甲醇-0.63 t45.303 GJ/t-28.54-0.9738LPG-0.12 t47.43 GJ/t-5.69-0.1941单位产品消耗能量126.161单位产品消耗标准煤量4.30465.2 能评估后项目的能源利用分析5.2.1 节能评估后能源利用情况核算（1）本项目能源消耗总量通过各类能源利用情况核算，本项目能评后主要能源消耗情况见表5-2-1。关于各能源消耗量相关分析核算，详见本章节后续内容。表5-2-1 能评后主241、要能源消耗量表主要能源种类计量单位年实物量折标系数折标煤量tce项目年综合能源消费量电力104kWh11798.61当量值0.1229 kgce/kWh14500.49等价值0.326 kgce/kWh38463.47原煤（原料）104t66.000.7061 tce/t466026.00原煤（燃料）104t48.490.5416tce/t262631.50新鲜水104t652.850.0857 kgce/t559.49项目年综合能源消费量tce当量值743717.48 等价值767680.46 项目年外供能源量芳烃104t9.401.627 kgce/kg152938.00LNG104t6.242、451.224 kgce/kg78948.00甲醇104t6.301.554 kgce/kg97902.00焦油104t2.721.142 kgce/kg31062.40中油104t2.401.371 kgce/kg32904.00石脑油104t0.721.426 kgce/kg10267.20粗酚104t0.480.664 kgce/kg3187.20杂醇油104t0.320.335 kgce/kg1072.00均四甲苯104t0.601.875 kgce/kg11250.00LPG104t1.201.618 kgce/kg19416.00项目年外供能源量tce当量值438946.80等价值243、438946.80本项目年综合能源消耗量tce当量值304770.68 等价值328733.66 本项目能源转化率%59.02表5-2-2 吨产品甲醇能耗表主要能源种类计量单位年实物量折标系数折标煤量tce原煤（原料）t1.9880.7061 tce/t1.40原煤（燃料）t1.5270.5416 tce/t0.81新鲜水t18.420.0857 kgce/t0.00电力kW196.360.1229 kgce/kWh0.02石脑油t-0.0221.426 kgce/kg-0.03焦油t-0.0821.142 kgce/kg-0.09中油t-0.0721.371 kgce/kg-0.10粗酚t-244、0.0140.664 kgce/kg-0.01杂醇油kg-9.60.335 kgce/kg-0.00LNGNm3-260.21.224 kgce/Nm3-0.32单位产品甲醇消耗标准煤量tce1.68表5-2-3 吨产品甲醇能耗指标对照表名称单位指标本项目能耗与各其他工艺或要求能耗对比结果本项目甲醇能耗Tce/t1.68常压固定床歇气化制甲醇工艺能耗Tce/t2.047优于对比值甲醇单位产品能源消耗限额 第1部分：煤制甲醇（GB29436.1-2012）新建项目准入值（烟煤）Tce/t1.8优于对比值甲醇企业能耗先进值（烟煤）Tce/t1.7优于对比值氮肥行业协会“十一五”末煤制甲醇（单醇）综245、合能耗平均值Tce/t1.92优于对比值通过表5-2-3的对比可知，本项目生产吨产品甲醇单位能耗值均优于各对比数据，属于国内先进生产水平，这主要得益于采用BGL气化炉，副产品较多，煤炭资源得到综合利用。表5-2-4 吨产品芳烃能耗表主要能源种类年实物量折标系数折标煤量tce原煤（原料）6.6 t0.7061 tce/t4.66原煤（燃料）4.85 t0.5416 tce/t2.63新鲜水65.28 t0.0857 kgce/t0.01电力1179.8 kWh0.1229 kgce/kWh0.15石脑油-0.072t1.426 kgce/kg-0.10焦油-0.272 t1.142 kgce/k246、g-0.31中油-0.24 t1.371 kgce/kg-0.33粗酚-0.048 t0.664 kgce/kg-0.03杂醇油-32 kg0.335 kgce/kg-0.01LNG-863.86 Nm31.224 kgce/Nm3-1.06甲醇-0.63 t1.6844 kgce/kg-1.06LPG-0.12 t1.618 kgce/kg-0.19单位产品消耗标准煤量4.36目前，由于按照本项目如此先进的工艺生产芳烃产品的企业较少，且国内没有芳烃生产能耗水平限值标准，故本评估报告参考其他企业类比数据对吨产品芳烃能耗值给予分析。通过类比，目前国内的通过甲醇制芳烃工艺过程能耗先进值约为4.49247、tce/t。本项目吨产品芳烃能耗值为4.36tce/t，故本项目芳烃生产水平符合国内同行业生产水平，属于先进水平。（2）电的能源利用情况核算 工艺设备用电情况核算通过对工艺设备功率及使用时间等相关核算，可得本项目电的能源利用情况如表5-2-5所示。计算可知，本项目设备年用电量为18167.75万kWh。 变压器部分电的能源利用情况核算通过对变压器负载损耗和空载损耗的统计，可知变压器的能源利用情况如表3-5-3所示。计算可知，变压器部分年用电量为296.34万kWh。 线损量核算根据评价企业合理用电技术导则，变压线损率暂按2%考虑可知：本项目线损为18167.75万kWh2%=363.36万kW248、h 本项目电的能源利用情况核算综上所述，本项目全厂用电量为：18167.75+296.34+363.36=18827.45万kWh其中，本项目热电厂年发电量为7028.84万kWh，外购年电量为11798.61万kWh。图5-2-2 本项目年综合能源消费量组成图（单位：tce/a）5.3 本章评估小结进过上述能源利用情况测算可知，本项目每年需消费标准煤量为743717.48tce（当量值），其中包括：电量为11798.61万kWh，折标煤14500.49tce（当量值）；原料煤煤量为660000t，折标煤466026tce；燃料煤煤量为484917.83t，折标煤262631.5tce；新鲜水249、量为6528480t，折标煤559.49tce。本项目年外供能源量折标准煤量为438946.8tce（当量值）；本项目实际年综合能源消耗标准煤量为304770.68tce（当量值）。6.项目能源消费及能效水平评估6.1 项目对所在地能源消费增量的影响评估根据国家节能中心公布的国家节能中心节能评审评价指标（通告 第1号）文件中相关计算方法，计算本项目对所在地完成节能目标的影响评价指标，通过与评价指标表中数据对比，最终对本项目对所在地完成节能目标的影响程度做出结论。表6-1-1固定资产投资项目对所在地（省市、地市）完成节能目标影响评价指标表项目新增能源消费量占所在地“十二五”能源消费增量控制数比例250、（m%）项目增加值能耗影响所在地完成“十二五”单位GDP能耗下降目标的比例（n%）影响程度m1n0.1影响较小1m30.1n0.3一定影响3m100.3n1较大影响10m201n3.5重大影响m20n3.5决定性影响（1）XXXXX市能源消费增量预测限额根据XXXXX市政府对外公示报告可知，2010年XXXXX市地区生产总值为396.4亿元，单位GDP能耗下降到1.59吨标煤/万元。XXXXX市十二五GDP目标值为986.37亿元，单位GDP能耗下降到1.2879吨标煤/万元。由此可知，2010年XXXXX市能源消费总量为6302760tce。2015年XXXXX市能源消费总量为1270345251、9.23tce。所以，XXXXX市第十二个五年规划能源消费增量预测限额为6400699.23tce。表6-1-2 XXXXX市“十二五”能源消费增量预测限额年份GDP(万元)单位GDP能耗（tce/万元）能源消费量（tce）201039640001.596302760201598637001.287912703459.23能源消费增量预测限额6400699.23（2）本项目能源消费对XXXXX市能源消费增量的影响预测本项目能源消费总量为328733.66tce（等价值），经计算，国家节能中心节能评审评价指标项目新增能源消费量占所在地“十二五”能源消费增量控制数比例（m%）为5.14 %（见表6252、-1-3），对照“固定资产投资项目对所在地（省市、地市）完成节能目标影响评价指标表”可知，本项目新增能源消费对XXXXX市具有较大影响。表6-1-3 项目新增能源消费量占XXXXX市“十二五”能源消费增量控制数比例项目单位数值项目新增能源消费量tce328733.66项目所在地XXXXX市“十二五”能源消费增量控制数tce6400699.23m%5.14%注：m%=项目新增能源消费量所在地“十二五”能源消费增量控制数.6.2 项目对所在地完成节能目标的影响评估根据“XXXXX市国民经济和社会发展第十二个五年规划”可知，2010年XXXXX市地区生产总值为396.4亿元，单位GDP能耗下降到1.253、59吨标煤/万元。则2010年XXXXX市能源消费总量为6302760tce。根据可研提供数据进行统计，本项目工业增加值为项目工业增加值增量=营业盈余+固定资产折旧+劳动者报酬+生产税净额+营业税金及附加=20470.01+14621+3355+8394+1151.95=47991.96万元GDP能耗=（2010年XXXXX市能源消费总量+项目年综合能源消费量）/（2010年XXXXX市GDP+项目年增加值）GDP能耗=（6302760tce+328733.66tce）/（3964000万元+47991.96万元）=1.6529 tce/万元国家节能中心节能评审评价指标项目增加值能耗影响所在地254、完成“十二五”单位GDP能耗下降目标的比例n%=（1.6529-1.59）/1.59100%=3.96%（见表6-2-1）。表6-2-1 项目增加值能耗影响XXXXX市完成“十二五”单位GDP能耗下降目标的比例项目单位数值项目所在地XXXXX市2010年能源消费总量tce项目年综合能源消费量（等价值）tce项目所在地XXXXX市2010年GDP万元项目年增加值万元所在地XXXXX市2010年单位GDP能耗tce/万元n%对照“固定资产投资项目对所在地（省市、地市）完成节能目标影响评价指标表”可知，本项目增加值能耗影响XXXXX市完成“十二五”单位GDP能耗下降目标的影响程度为决定性影响。在报告255、编制基本完成后，我评价机构同XXXXX相关领导向XXXXX市发展改革委员会汇报了本项目能源消耗情况，企业表示在本项目未来的设计、施工中，将进一步采取各类先进的节能措施和手段，进一步降低能耗，提高产品增加值，保证XXXXX市既定的十二五能源降耗指标任务的完成。6.3 项目能源供应条件及落实情况本项目主要消费能源为电力、柴油、煤炭、水。（1）电力供应条件及落实情况XXXXX市是全省重要的电源基地之一，目前，全市电力总装机容量达到266万千瓦，其中包括国电XXXXX发电厂203万千瓦、大唐XXXXX热电厂40万千瓦、风力发电10万千瓦、虹焱热电厂2.4万千瓦、宝清县热电厂2.4万千瓦、饶河县万泰热电256、厂1.2万千瓦、国电友谊生物质发电3万千瓦、八五二生物质能电站1.8万千瓦、建龙集团自备电站1.5万千瓦等。2010年全市实现发电量100亿度。近年来重点推进的龙煤XXXXX130万千瓦煤矸石热电厂项目已上报国家发改委待核准，大唐二期235万千瓦热电工程、国网能源宝清电厂一期260万千瓦机组项目正在积极申请国家发改委路条。XXXXX电业局供电面积2.24万km2，拥有用电户27.5万户。国网现有220kV变电所6座，110kV变电所1座，66kV变电所1座，66kV及以上供电线路亘长1331km。在建500kV变电所1座，220kV变电所2座，6.6kV变电所3座，220kV送电线路400km257、。根据园区规划方案，本园区预计用电负荷达到250MW。由于工业园区用电负荷较大，因此太保变电所建设220kV变电站，现有主变压器1台，型号是SFSZ11-120000/220，容量为120000/120000/40000KVA，电压为22081.25%/69/10.5kV，接线组别YN、yn0、d11。该变电所目前负荷尚未达到总负荷的30%，尚有余量远大于本项目工程设备容量，因此该变电所的容量足以满足本项目的设备用电。本项目电力供应是落实且是有保证的。（2） 煤炭供应条件及落实情况黑龙江省为我国传统的煤炭资源大省，除有235.57亿吨探明的煤炭资源量外，还有200多亿吨的煤炭资源潜力。黑龙江2258、009年全省煤炭产量约11542万吨，其中龙煤集团公司产量约7548万吨(约占65.4%)，地煤产量约3994万吨(约占34.5%)。2009年全省煤炭消耗情况为：电力用煤5309万吨(约占46%)，其它行业用煤2689万吨(约占23.3%)，外运煤碳量3543万吨(约占30.7%)。XXXXX市共有四大煤田即XXXXX煤田、集贤煤田、双桦煤田和宝清煤田，煤炭资源总储量117亿吨，占全省的47%，居全省首位。煤炭品种比较齐全，其中烟煤（上侏罗系煤田）储量26.5亿吨, 占总储量的22.65%，烟煤品种主要有气煤、长焰煤、1/3焦煤、贫瘦煤、弱粘煤等，均为低硫（0.2%）、低磷（0.02%）、中259、低灰分（18-24%）、高发热量（5000-5500卡/克）的优质炼焦配煤、气化用煤和优质动力用煤；褐煤（第三系褐煤）储量90.5亿吨,占总储量的77.35%，主要分布在宝清煤田。XXXXX煤田和集贤煤田为主要生产区，龙煤XXXXX分公司现有生产井8处，位于东荣矿区待开发的接续矿井4处，总储量22.5亿吨，其中，东荣矿区3处生产井和4处接续井共有地质储量14.2亿吨，本区煤种以气煤为主，焦油产率为10%左右，属富油煤。2011年末，全市有生产矿井147处，其中：龙煤XXXXX分公司8处，地方煤矿139处。核定能力2306万吨/年，其中龙煤XXXXX分公司1367万吨/年、地方煤矿939万吨/年260、。2011年原煤产量2081万吨，为我市地方经济发展提供了充足可靠的能源保证。东荣矿区现有集贤煤矿、东荣二矿、东荣三矿3处生产矿井，年产量650万吨。此外, 90万吨东荣一矿即将投产，120万吨东荣四矿已完成全部前期工作, 120万吨顺发煤矿和180万吨东辉煤矿已开展前期工作，届时东荣矿区生产能力将增至1100万吨。本项目所需型煤是落实且是有保证的。（3）水的供应条件及落实情况本项目厂址位于XXXXX市经济开发区北端的太保工业园区，园区位于集贤县与四方台区交界处，距市区约10km。XXXXX市现有可利用工业水源有寒葱沟水库、山河水库和笔架山水库，总供水能力为8万吨/日。寒葱沟水库始建于2003261、年，2005年竣工，总库容9446万立方米，设计日供水8万吨，除每天补充市区生活用水1.0万吨、0.5万吨/日做为应急水量外，余下6.5万吨/日可供给工业园区。山河水库总库容724万立方米，调节库容488万立方米，可提供园区用水0.5万吨/日。笔架山水库总库容2760万立方米，本项目已与园区签定了供水协议，因此本项目水的供应是有保证的。（4）压缩空气的供应条件及落实情况本项目所使用的压缩空气均由企业通过自有压缩空气站供应，属于转化的耗能工质能源，该能源已通过电能的形式计入了总的能耗，此处仅对于该能源的落实情况给予论述。正常生产情况下全厂仪表空气由空分增加机后抽出；空分开车前，为满足空分本身、热262、电站及循环水系统用仪表空气，需上小型仪表空气压缩机，空压站的设计规模800Nm3/h。6.4 项目能效水平评估6.4.1 芳烃生产能效水平评估本项目能耗以芳烃计量，甲醇是中间产品，生产芳烃后，剩余精甲醇6.3万吨/年。芳烃年产量10万吨/年（芳烃均四甲苯），则芳烃能耗见表6-4-1的计算结果。表6-4-1 吨产品芳烃能耗表主要能源种类年实物量折标系数折标煤量tce原煤（原料）原煤（燃料）新鲜水电力石脑油焦油中油粗酚杂醇油LNG甲醇LPG单位产品消耗标准煤量由于按照本项目如此先进的工艺生产芳烃产品的企业较少，且国内没有芳烃生产能耗水平限值标准，故本评估报告参考其他企业类比数据对吨产品芳烃能耗值给263、予分析。根据项目设计方赛鼎工程有限公司提供的同工艺路线、同规模项目，目前国内已正式投产的仅有晋城煤业集团10万吨/合成油示范工程项目和内蒙古庆华集团MTG甲醇制油项目。故本项目芳烃生产水平符合国内同行业生产水平，属于国内先进水平。表6-4-2 吨产品芳烃能耗限值估算表主要能源种类年实物量折标系数折标煤量tce甲醇电力蒸汽新鲜水LPG单位产品消耗标准煤量6.4.2 甲醇生产能效水平评估甲醇为基础化工项目，同类项目较多，可比性强，因此本项目能耗仅作到甲醇，根据甲醇能耗可以看出流程的先进性。通过对甲醇产品工段能耗统计，本工程甲醇单位产品能耗见下表。通过表6-4-3的对比可知，本项目生产吨产品甲醇单位264、能耗值均优于各对比数据，属于国内先进生产水平，这主要得益于采用BGL气化炉，副产品较多，煤炭资源得到综合利用。此外，本项目能源消费总量为743717.48tce/a（当量值），能源外供量为438946.8tce/a（当量值），年综合能源消耗量为304770.68tce，能源综合转化率为59.02%，属于国内先进水平范围。表6-4-3 吨产品甲醇能耗表主要能源种类计量单位年实物量折标系数折标煤量tce原煤（原料）t原煤（燃料）t新鲜水t电力kW石脑油t焦油t中油t粗酚t杂醇油kgLNGNm3单位产品甲醇消耗标准煤量tce表6-4-4 吨产品甲醇能耗指标对照表名称单位指标本项目能耗与各其他工艺或要265、求能耗对比结果本项目甲醇能耗Tce/t常压固定床歇气化制甲醇工艺能耗Tce/t甲醇单位产品能源消耗限额 第1部分：煤制甲醇（GB29436.1-2012）新建项目准入值（烟煤）Tce/t甲醇企业能耗先进值（烟煤）Tce/t氮肥行业协会“十一五”末煤制甲醇（单醇）综合能耗平均值Tce/t6.4.3 投资、产值等能效水平评估6.4.4 热电站生产能效水平评估6.5 本章评估小结通过本章节分析，本项目新增能源消费对XXXXX市能源消费具有较大影响，本项目增加值能耗影响所在地完成“十二五”单位GDP能耗下降目标的影响程度为重大影响。本项目所涉及到的煤、电、水等能源和耗能工质的供应是有保证的。此外，通过266、对比可知，本项目的综合能效水平、芳烃工序能效水平、甲醇工序能效水平、热电联产锅炉房能效指标等均属于国内平均或先进生产水平。7.存在的问题及建议7.1 项目存在的问题（1）可研报告在节能技术研究方面做了一定的工作，但忽略了节能管理制度和措施的设计，形成项目耗能在监督管理方面的缺失。据统计数据显示，一家节能管理制度较完善的企业与同行业中缺少节能管理制度的企业相比，单位产品能耗可降低2-3%。（2）本项目在可研中，对于管道绝热（保温、保冷）的节能措施等方面未提及，尚有一定提高的空间。（3）可行性研究报告中缺少部分对于电能的计算过程，且未考虑本企业同期建设的热电站发电量，重复计算了一部分电能，需要给予267、修订。（4）可研报告中，在能源消耗及品种中，未能计入水耗的使用，没能全面的反映项目能源消耗的实际情况。（5）本项目所有蒸汽均由自建热电站提供，因此燃料煤的使用量对于本项目的能源消耗水平起着较为重要的影响。由于可研报告中对于热电站的描述较为简单，对节能评估产生了一些障碍，一定程度上影响了耗能评测。（6）由于可研报告在换热器设备选型上描述尚不明确，目前国家对这类设备有一些节能推广技术，企业给予利用，对于节能降耗具有较好的效果。7.2 建议（1）由于燃料煤是本项目主要消耗的能源之一，且所占比例较大，建议企业在下一步的初步设计、详细设计阶段，对于热电厂给予充分的设计，重新校核燃料煤使用量，确保企业运行268、时能够准确的进行能源采购及使用。（2）根据国家重点节能技术推广目录（第五批）（国家发改委2012年第42号公告）中相关内容，建议企业根据实际情况，考虑采用“高效复合型蒸发式冷却（凝）器技术”。该技术适用于石化行业甲醇生产过程中工艺气体冷却、冷凝，以蒸发冷却（凝）换热为主体，结合空冷式换热，优化组合后形成湿式空冷换热的复合型换热器。该技术与空冷相比，节电率3060%，空冷岛运行的满负荷率可达95%以上，与传统水冷相比，节水率4050%。该技术于2008 年9 月通过河南省科技厅组织的科技成果鉴定，2009 年3 月通过中国石油和化学工业协会组织的科技成果鉴定。2006 年首套高效复合型冷却（凝）269、器投入使用，至今已陆续应用于煤化工、石油化工、电力、冶金等工业领域和制冷行业。（3）建议企业选择和生产规模相适应的高效节能设备，减少运转系列，车间布置应遵循简化、优化的原则，气、电等辅助设施的设计应兼顾有关专业的节能要求，使其靠近各自的负荷中心。（4）建议企业建立健全能源管理系统，落实管理职责，切实落实和加强能源管理，不走形式。建立能源管理部门，聘任有一定技能和资格的人员为专职能源管理责任人，承担企业能源管理和技术工作，配备专职能源统计员和能源计量器具管理员，明确岗位职责。（5）本项目为新建项目，建议企业根据本项目工艺设备特点，参照国家颁布的各种节能产品惠民工程推广目录选取相应设备，这样不仅能270、够从耗能设备的源头抓起，而且可以利用国家给予的相应政策获得政府财政补贴。建议选择的高效节能设备主要包括：空气压缩机、通风机、清水离心泵、配电变压器等。8.结论（1）项目能源消费总量及结构（2）（3）（4）由于按照本项目如此先进的工艺生产芳烃产品的企业较少，且国内没有芳烃生产能耗水平限值标准，故本评估报告参考其他企业类比数据对吨产品芳烃能耗值给予分析。通过类比，目前国内的通过甲醇制芳烃工艺过程能耗先进值约为4.49tce/t。本项目吨产品芳烃能耗值为4.36tce/t，故本项目芳烃生产水平符合国内同行业生产水平，属于先进水平。本项目甲醇单位产品能耗值为1.68tce/t，优于甲醇单位产品能源消耗271、限额 第1部分：煤制甲醇（GB29436.1-2012）中新建项目准入值（烟煤）及甲醇企业先进值（烟煤）各对比数据，属于国内先进生产水平。（5）根据产业结构调整指导目录（2011本）（2011年国家发改委第9号令），本项目不属于该目录中的鼓励类、限制类、淘汰类所规定的任意范围，因此本项目为允许类项目。本项目符合东北地区振兴规划、东北振兴“十二五”规划、中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要、黑龙江省国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要、XXXXX市国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要、国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006-2020）等相关行业规划、及相关准入条件。（6）272、本项目对工艺流程、技术方案、主要耗能设备、给排水、照明、电气设备等采取了多种有效的节能技术措施，节能设计符合相关标准与规范的规定，节能效果明显。但是对于节能管理制度、人员配备、计量器具等均没有提出相应措施，在节能技术措施方面工作尚有不足，如：可以采用“高效复合型蒸发式冷却（凝）器技术”等进一步降低换热能耗等。此外，本项目为新建项目，建议企业根据本项目工艺设备特点，参照国家颁布的各种节能产品惠民工程推广目录选取相应设备，这样不仅能够从耗能设备的源头抓起，而且可以利用国家给予的相应政策获得政府财政补贴。建议选择的高效节能设备主要包括：空气压缩机、通风机、清水离心泵、配电变压器等。只要企业能够认真执273、行本报告书中及相关节能规范中关于节能管理措施、节能技术措施等方面内容，并充分落实、加强管理，企业的节能效果将会取得显著的成绩。综上所述，本项目符合国家相应产业政策的规定，符合节能要求，建议批准立项。附录一 主要用能设备一览表序号设备名称型号设备额定功率（kW）运行数量能效指标年工作小时数估算年能耗（kWh/tce）（一）耗电设备一备煤及排渣1电动机2电动机3电动机4电动机5电动机6电动机二煤气化1夹套水循环泵2激冷水循环泵3高压冷却水泵4循环洗涤冷却水泵5煤锁气洗涤泵6液压油泵（主泵）7搅拌器冷却水循环泵8搅拌器冷却水空冷器三低温甲醇洗1硫化氢吸收塔给料泵及电机2甲醇循环泵及电机3二氧化碳吸收274、塔给料泵（主洗甲醇泵）及电机4再吸收给料泵（二次吸收泵）及电机5贫液泵及电机6热再生塔给料泵及电机7CO2产品气鼓风机四甲烷深冷分离1氮气循环压缩机主油泵2冷凝液泵3BOG压缩机小计五合成气压缩1凝结水泵2主油泵六甲醇合成1防爆电机七甲醇精馏1预后甲醇泵及电机2加压塔回流泵及电机3常压塔回流泵及电机八煤气水分离1去变换煤气水泵及电机2焦油循环泵及电机3煤气水喷射泵及电机4冲洗水泵及电机5煤气水产品泵及电机6膨胀气鼓风机及电机7放空气鼓风机及电机九酚回收十甲烷深冷分离1氮气循环压缩机主油泵2冷凝液泵3BOG压缩机十一合成芳烃1循环气压缩机2再生循环气压缩机十二罐区1装车泵及电机2装车泵及电机十三275、工艺循环水1工艺循环水泵及电机2逆流式冷却塔及电机十四空分热水循环泵1空分热电循环水泵及电机2逆流式冷却塔及电机十五锅炉房1一次风机及电机2二次风机及电机3引风机及电机4锅炉给水泵及电机5电机6电机7备煤用电机8备煤用电机9备煤用电机10煤泥输送用电机11煤泥输送用电机12锅炉除灰用电机13锅炉用化学水处理电机14锅炉用化学水处理电机15除氧站电动机16除氧站电动机17换热站十六制冷1润滑油泵及电机小计十七气体压缩站1空压机2二氧化碳压缩机3氮气压缩机十八空分1油泵及电机2凝结水泵3冷却水泵4冷冻水泵5液氧泵十九硫回收1电动机二十办公及照明用电1照明用电2空调用电3其他二十一变压器1主变压器2配电变压器3配电变压器（二）耗煤设备1气化炉2锅炉附录二：