1、 档案号：XX股份有限公司XX分公司蒸汽优化节能技术改造可行性可行性研究研究报告报告编 制 单 位：山东XX石化工程有限公司工程咨询证号：二二一五一五年年三月三月 II目目 录录 第一篇第一篇 总论总论.1 第一章第一章 可行性研究的主要结论和建议可行性研究的主要结论和建议.1 第一节 项目建设的依据和必要性.1 第二节 建设方案.4 第三节 结论与建议.5 第二章第二章 产业政策分析产业政策分析.6 第一节 产业政策分析.6 第三章第三章 项目范围、依托条件、实施计划及人力资源项目范围、依托条件、实施计划及人力资源.7 第一节 项目范围.7 第二节 项目建设的依托条件.7 第三节 项目实施建2、议.8 第四节 组织机构与人力资源配置.9 第二篇第二篇 市场分析及预测市场分析及预测.10 第一章第一章 产品供需及价格的分析和预测产品供需及价格的分析和预测.10 第一节 产品供需分析及预测.10 第二节 产品价格分析及预测.10 第三节 公用工程规格及供应.10 第三篇第三篇 工程技术方案研究工程技术方案研究.12 第一章第一章 建设规模、总工艺流程与产品方案建设规模、总工艺流程与产品方案.12 第一节 建设规模.12 第二节 总工艺流程描述.17 第三节 产品方案.18 第二章第二章 工艺技术、设备及自动化工艺技术、设备及自动化.19 第一节 工艺技术概述.19 第二节 工艺技术说明.3、19 第三节 主要设备方案选择.22 第四节 自动化与信息控制系统.24 第三章第三章 建设地区条件及厂址选择建设地区条件及厂址选择.27 第一节 建设条件.27 第四章第四章 总图运输及土建总图运输及土建.31 第一节 总图运输.31 第二节 土建.32 III第五章第五章 公用工程公用工程.38 第一节 给水、排水.38 第二节 供电、通讯.39 第六章第六章 辅助生产设施辅助生产设施.45 第一节 检修、维护设施.45 第四篇第四篇 生态环境影响分析生态环境影响分析.46 第一章第一章 环境保护环境保护.46 第一节 建设地区的环境状况.46 第二节 建设项目的环境状况.48 第三节 环4、境保护措施.48 第四节 环境影响分析与结论.50 第二章第二章 劳动安全卫生与消防劳动安全卫生与消防.51 第一节 劳动安全卫生危害因素及后果分析.51 第二节 劳动安全卫生危害因素的防范与治理方案.51 第三节 消防.54 第三章第三章 能源利用分析及节能措施能源利用分析及节能措施.55 第一节 概述.55 第二节 能耗构成分析.55 第三节 节能措施.55 第五篇第五篇 经济分析与社会评价经济分析与社会评价.57 第一章第一章 投资估算投资估算.57 第一节 投资估算.57 第二章第二章 融资方案融资方案.60 第一节 融资组织形式选择.60 第二节 资金来源选择.60 第三节 资本金筹5、措.60 第四节 债务资金筹措.60 第五节 融资方案分析.60 第三章第三章 财务评价财务评价.62 第一节 财务评价依据、基础数据与参数.62 第二节 成本费用估算及分析.64 第三节 财务指标计算与效益分析.64 第四节 不确定性分析.65 第五节 财务分析结论.65 附件IV：关于委托编制XX股份有限公司XX分公司蒸汽优化节能技术改造项目可行性研究报告的函（齐计函字20151 号）；附图：（1）装置平面布置图 QK-551R-1（2）动力站热平衡图 QK-551R-2 1 第一篇第一篇项目名称：蒸汽优化节能技术改造可行性研究报告建设单位:XX股份有限公司XX分公司建设单位负责人:总论总6、论 第一章第一章 可行性研究的主要结论可行性研究的主要结论和和建议建议 第一第一节节 项目项目建建设设的依的依据据和和必必要性要性一、编制的依据（1）关于委托编制XX股份有限公司XX分公司蒸汽优化节能技术改造项目可行性研究报告的函（齐计函字20151 号）；（2）石油化工项目可行性研究报告编制规定中国石油化工集团公司暨股份公司（2005 年版）。二、项目建设背景及必要性1、小火电的发展与作用中国小火电的发展有深刻的社会和经济背景，电力结构中小火电比重大与整体经济发展水平、经济（电力）管理体制和电力工业发展水平有密不可分的关系。从历史角度看，小火电的发展分为两个阶段，时间上可以改革开放为界。相应7、中国的小火电可分为两类，一类是第一阶段（改革开放前）建的，这类电站多属于电力公司，运行已 20 年以上，关闭相对容易。另一类是第二阶段（改革开放后）建的，多属于地方，正处于经济初期，关闭相对困难。1970 年代以来，尤其是改革开放以后，中国电力工业的发展严重滞后，大电源建设、大电网覆盖面跟不上国民经济发展和人民生活水平不断提高的需要，电力供应长期不能满足需求，各地缺电现象严重。为解决日益严重的电力短缺问题，国家实施了“多家办电，多渠道筹资办电”的发展电力工业的政策方针；同时 国家下放了电价的定价权，实行价外加价，价外筹集电力建设资金等政策，调动各地区、各部门集资办电的积极性，各地小火电发展很快8、，为解决中国持续 20多年的严重缺电，起到了重要作用2。2、XX公司小火电现状(1)胜利炼油厂小火电现状胜利炼油厂 1966 年建厂，随着装置不断扩建，将全厂分为南、北及沥青三大块装置区，据 1982 年北京石油设计院编制的全厂技术改造规划及现有锅炉更新的需要，在南区建设一个产热又发电的动力站。根据南区各种参数用汽负荷，2台6000kW高压背压汽轮机发电机组，安装3台75t/h高压燃油锅炉，中压背压汽轮机发电机组1台3000kW。1983 年胜利炼油厂委托北京石油设计院编制XX石油化学工业公司炼油厂南区动力系统技术改造可行性研究报告上报化工部和山东省计委等单位，并先后获得批复。1986 年 19、2 月开始施工，1989 年 11 月开始单机试运，1990 年 8 月投入运行。1997 年扩建，增加 1 台 130t/h 中压燃油锅炉，1 台 6000kW 中压背压汽轮机发电机组，1998 年 6 月投产。表 1-1-1 胜利炼油厂锅炉及发电机组参数 设备名称 规格型号 数量 蒸汽产燃料类型量 是否凝汽 1#-3#锅炉 WGZ75/100-3 燃油 75t/h 4#锅炉DG130/3.82-7 1 燃油 130t/h 1#-2#汽轮机HG32/20/10 2 否 3#汽轮机B33.43/0.981 1 否 4#汽轮机B63.43/0.981 1 否 1、2、4#发电机QF-6-2 3 10、3#发电机QF-3-2 1 （2）橡胶厂小火电现状橡胶厂 1971 年建厂后随着装置不断扩建，根据各种参数用汽负荷，配套安装 3 台 65t/h 中压燃油锅炉，锅炉型号 F65/39-Y，燃料类型：燃油。当时为解决系统供电不足建发电机组，运行方式：6KV 并网。配套 1 台 6000kW 中压背压汽轮机发电机组，汽机型号 B63.43/0.981，属中备压机组，始建于 1976 年 10月，1977 年 4 月投运，锅炉运行方式为 2 开 1 备，汽轮机为蒸汽背压 0.981MPa 表 1-1-2 橡胶厂锅炉及发电机组3参数 设备名称 规格型号 数量 燃料类型 蒸汽产量 是否凝汽 1#-3#锅11、炉F-65/39-450Y 3 燃油 65t/h 发电汽轮机B33.43/0.981 1 否 3、“上大压小”小火电必要性中国小火电效率低、能耗高、排污量大，是污染环境的重要来源之一。“上大压小”是我国节能减排的重要举措之一，“十一五”期间我国共关停小火电约700 万千瓦，“十二五”期间至少还要关停 5000 万千瓦。根据 2007 年国务院批转发展改革委、能源办关于加快关停小火电机组若干意见的通知（国发20072 号），文件“鼓励各地区和企业关停小机组，集中建设大机组，实施“上大压小”；鼓励通过兼并、重组或收购小火电机组，并将其关停后实施“上大压小”建设大型电源项目。”山东省也于 2007 12、年 8 月下发关于贯彻国发20072 号文件加快关停小火电机组工作的意见（鲁政发200755 号）。2015 年 1 月淄博市发改委下发关于报送 2015 年关停小火电机组计划的通知，要求淘汰电力行业落后产能，制定关停小火电机组目标计划。为提高蒸汽利用率，公司拟上一台 25MW 的背压汽轮发电机组，同时关停公司 5 台合计 27MW 的低效率的汽轮机发电机组（炼厂 2 台 6000kW 高压背压汽轮机发电机组、1 台 3000kW 中压背压汽轮机发电机组、1 台 6000kW 中压背压汽轮机发电机组；胶厂 1 台 6000kW 中压背压汽轮机发电机组）。项目实施后XX石化可进一步降低用汽成本，13、提高蒸汽利用率。4、背压机组的优势背压发电机组是以热负荷来调整发电负荷的发电机组，气轮机进多少汽，机组就排出多少汽，真正实现了“以热定电”。同时，机组的热效率可高达 80%-90%，远高于目前国内的大型超超临界机组40%左右的热效率，是优良的节能环保机组。2013 年 2 月 26 日在国家发展和改革委员会官方网站上发布的 第 21 号令，将国家发改委会同国务院有关部门对产业结构调整指导目录（2011 年本）（下称目录）进行调整，其中，将目录中鼓励类“四、电力”第 3 项“采用 30 万千瓦及以上集中供热机组的热电联产，以及热、电、冷多联产”修改为“采用背压（抽背）型热电联产、热电冷多联产、314、0 万千瓦及以上热电联产机组”。此次调整，第一次明确地将采用背压（抽背）型热电联产机组列入电力鼓 励类项目，从而在政策上获得肯定与支持4。第二第二节节 建设方建设方案案 一、项目主要内容、论证结果（一）项目主要内容 本项目拟在XX分公司乙烯装置动力站内新建 1 套 25MW 高压抽气背压式发电机组。具体内容如下：1、汽机间。2、升压站。3、乙烯新区电气系统优化改造。（二）主要论证结果1、工程本项目为在乙烯装置动力站内新建 1 套 25MW 高压抽气背压式发电机组，替代橡胶厂、炼厂南区共 5 台共 27MW 背压式小发电机组。根据XX分公司烯烃厂对本装置的蒸汽需求，按汽机匹配考虑，考虑到蒸汽能量15、利用的合理性、经济性及调节灵活性，在超高压蒸汽满足乙烯装置用汽的情况下，将超高压蒸汽最大限度地转化为全厂所需的高、中压蒸汽，从而进一步提高了XX公司的蒸汽利用效率，降低了用汽成本，并符合国家及地方的能源发展政策。本项目建设可充分依托XX分公司现有公用工程和辅助设施，投资省、见效快。XX分公司具有丰富的施工和管理经验，有利于本工程建设及投运后生产管理，可确保本装置的长、稳、安、满、优运行。2、环保本项目用效率高、能耗低的大型发电机组替代效率低、能耗高的小型发点机组，符合我国针对发电机组“上大压小”的发展策略，对节约能源和环境保护有着积极的作用。二、技术经济指标 主要技术经济指标见表 1-1-3。16、5表 1-1-3 主要技术经济指标 序号 项目名称 单位 数量 备注 1 发电机组进汽量 t/h 420 2 汽轮发电机组发电量 kW 24920 3 年运行小时 h 8000.0 4 装置区占地面积 m2 3030 5 装置总建筑面积 m2 1224 6 三废排放量 1）废水 m3/天 0 2）废渣 t/a 0 3）废气(净烟气)Nm3/h 0 7 上报项目总投资 万元 16303 8 其中建设投资 万元 15230 9 建设期贷款利息 万元 334 10 铺底流动资金 万元 739 11 技术经济指标 1）年利润 万元 1674 2）投资财务内部收益率%10.7 3）投资回收期（含建设期）17、年 8.27 第三节第三节 结论与建议结论与建议 本项目拟上一台 25MW 的背压汽轮发电机组，同时关停公司 5 台合计 27MW 的低效率的汽轮机发电机组。用效率高、能耗低的大型发电机组替代效率低、能耗高的小型发点机组，符合我国针对发电机组“上大压小”的发展策略，对节约能源和环境保护有着积极的作用。6第二章第二章 产业政策分析产业政策分析 第一节第一节 产业政策分析产业政策分析 2007 年国务院批转发展改革委、能源办关于加快关停小火电机组若干意见的通知（国发20072 号），文件“鼓励各地区和企业关停小机组，集中建设大机组，实施“上大压小”；鼓励通过兼并、重组或收购小火电机组，并将其关停后18、实施“上大压小”建设大型电源项目。”山东省也于 2007 年 8 月下发关于贯彻国发20072 号文件加快关停小火电机组工作的意见（鲁政发200755 号）。2015 年 1 月淄博市发改委下发关于报送 2015 年关停小火电机组计划的通知，要求淘汰电力行业落后产能，制定关停小火电机组目标计划。本项目用效率高、能耗低的大型发电机组替代效率低、能耗高的小型发点机组，符合我国针对发电机组“上大压小”的发展策略，对节约能源和环境保护有着积极的作用。第三章第三章 项目范围、依托条件、项目范围、依托条件、实实7施计划及人力资源施计划及人力资源 第一第一节节 项目项目范围范围 本项目为蒸汽优化节能技术改造19、项目，根据XX分公司烯烃厂对本装置的蒸汽需求，按汽机匹配考虑，考虑到蒸汽能量利用的合理性、经济性及调节灵活性，确定在乙烯装置动力站内新建 1 套 25MW 高压抽气背压式发电机组，并对其相应工艺系统及主要工艺设施的布置进行论证，范围包括如下内容：见主项及主项号表 1-3-1。表 1-3-1 主项及主项号表 序号 主项名称 主项号1 汽轮发电机组01 2 供、配电系统02 3 乙烯新区电气系统优化改造03 第二第二节节 项目项目建建设设的的依依托托条件条件 一、概述XX分公司是隶属于中国石化集团的一家国有特大型石油化工企业，拥有大型石油石化生产装置 112 套，可生产各类石化产品 120 余种，20、其中炼油年加工能力 1000 万吨、乙烯年生产能力 80 万吨、年产合成树脂 110 万吨、合成橡胶 27 万吨、苯类产品 45 万吨、醇类产品 43.5 万吨、烧碱 45 万吨、腈纶合成纤维 5.4 万吨、尿素 48 万吨；自备电厂热电装机容量 50 万千瓦。本项目为蒸汽优化节能技术改造项目，新建高效的大型发电机组以代替产能落后的小型机组，并充分考虑蒸汽能量利用的合理性、经济性及调节灵活性，满足XX分公司的发展,提高整体经济效益。二、工程依托情况本项目充分依托XX分公司现有的生活水、工业水、消防水、循环水、仪表风、工业风等公用工程和辅助设施。8第三节第三节 项目实施建议项目实施建议 一、项目21、建设周期的规划 蒸汽优化节能技术改造项目的建设期安排力求紧凑，计划在 6 个月内完成。1、前期工作 尽快做好可研报告，争取可研报告早日得以批复，做好装置设计的前期准备工作，以保证设计工作效率的最大化。2、设计阶段（1）基础设计阶段 在编写可研报告的同时开展基础设计的前期准备工作，自可行性研究报告批复后利用四个月的时间完成基础设计。（2）详细设计 在详细设计阶段进一步合理优化设计专业之间协作条件和进度安排，分期分批地提出施工图和交付订货规格书，计划将整个详细设计周期压缩为 2 个月。3、施工阶段 设计采用分批交图方式，最大限度地缩短施工周期，力争使施工周期控制在1 个月之内。4、管理措施（1）采22、取积极联络的政策，促使装置建设建立一个强有力的指挥系统，对设计、采购、施工和生产单位实行统一指挥和协调，调动各协作单位和部门的潜能与积极性。（2）尽快开展引进设备的询价和合同谈判，争取时间，加快设备的订货。（3）设计、施工、建设单位和生产准备单位都应建立质量保证体系、进度控制体系和投资控制体系，切实搞好本项目的“三大控制”。二、项目统筹进度 蒸汽优化节能技术改造项目建设统筹进度如下：2015 年 3 月 编制可行性研究报告 2015 年 3 月 可行性研究报告报批 2015 年 4 月 基础设计 2015 年 5 月 基础设计批复 2015 年 5 月2015 年 56 月2015 年 6 月23、2015 年 8 月2015 年 99月 设备订货详细设计土建开工安装调试建成投用 第四第四节节 组织组织机构机构与与人人力力资源资源配置配置 一、企业经营体制 本项目位于乙烯动力站内，主要人员来源于熟悉同类生产装置管理和有操作经验的技术人员，生产设计定员按五班三运转的原则设置。二、企业定员 1、生产运转班制根据XX石油化工生产装置设计定员暂行规定SHSG-051-98，实行五班三运转制。根据中华人民共和国劳动法，劳动者每周工作不超过四十小时。管理人员通常是每周工作五天，每天 8 小时。鉴于化工厂连续生产的特点，生产工厂实行“五班三运转”，即每天三班，每班八小时。在保证每周工作时间不超过四十小24、时的前提下，适当安排职工在副班时进行培训教育。2、生产定员本工程不新增定员，由动力站内部调配。第二篇第二篇10市场分析及预测市场分析及预测 第一章第一章 产品供需及价格的分析产品供需及价格的分析和和预测预测 第一第一节节 产品产品供供需需分分析析及及预测预测 本项目原料为 11.5MPa 超高压蒸汽，产自动力站内 410t 煤粉炉。主要产品为电以及 4.0 MPa 高压蒸汽和 1.5MPa 中压蒸汽。4.0 MPa 高压蒸汽和 1.5MPa 中压蒸汽通过站内管线送入乙烯主管廊，供乙烯新区生产装置及辅助系统用汽。本项目所发的电同过升压变压器升压后送入电网。XX分公司乙烯装置生产负荷稳定、连续，因25、此本项目所产生的蒸汽和电全部满足XX分司装置生产需求。第二第二节节 产品产品价价格格分分析析及及预测预测 本项目产品为蒸汽和电，全部供给XX分公司内部使用，故蒸汽和电的价格按XX公司内部互供价(不含税)确定：蒸汽（4.0MPa）为 174 元吨；蒸汽（1.5MPa）为 171 元吨；电 0.61 元度。第三第三节节 公公用用工程工程规规格格及供及供应应 1、仪表用压缩空气 进入界区压力露点尘、油温度正常用量2、循环0.6MPaG-40无尘、无油常温10 Nm3/h 水 11 进入界区压力 0.4MPaG 温度 33 正常用量 750Nm3/h 3、低压动力用电 电压 380V/220V 频率 26、50Hz 相数 3 正常用量 137kW 4、仪表用电 电压 24VDC 相数 1 5、照明用电 电压 220kV 频率 50Hz 相数 3 第三篇第三篇 工程技术工程技术方方案案12研究研究 第一章第一章 建设规模、总工艺流程建设规模、总工艺流程与与产品产品方案方案 第一第一节节 建设建设规模规模 一、建设规模确定的原则（1）按照国家及地方政府对环境保护的要求来科学确定烟气脱硝的建设规模。（2）从实际出发、实事求是，结合乙烯动力站现有内部与外部条件确定建设规模。（3）从企业长远发展的角度，从社会效益对社会负责的角度来确定建设规模。（4）根据工艺技术、设备的成熟可靠程度来确定建设规模。（5）同27、时考虑企业的经济效益、市场竞争能力。二、建设规模（1）蒸汽平衡现状 XX分公司目前在运行的锅炉有 15 台。其中老区炼油厂 2 台 220t/h 循环流化床锅炉配备 2 台 25MW 发电机组，燃料为石油焦和煤混烧；第二化肥厂有 3 台240t/h 循环流化床锅炉配备 3 台 25MW 发电机组，燃料为煤；新区热电厂有 8 台410t/h 煤粉炉，配 8 台抽凝机组，总装机容量 450MW，以山东、山西混合贫煤作为燃料；乙烯装置动力站有 2 台 410t/h 煤粉炉，以山东、山西混合贫煤作为燃料；。老区炼油厂和第二化肥厂 5 台锅炉各自为本厂生产装置和辅助设施提供蒸汽，不足部分由热电厂补供。热28、电厂 8 炉 8 机运行，冬季（平均）对外供汽 798t/h，（其中老区 350t/h，新区 448/h），发电（上网）347.4MW；夏季（平均）对外供汽 598t/h，（其中老区 212t/h，新区 368t/h），发电（上网）335.3MW。13新区乙烯裂解炉正常产超高压蒸汽（11.5MPa）约 370t/h，乙烯动力站 1 台锅炉运行，额定工况产超高压蒸汽（11.5MPa）280t/h，全部驱动乙烯压缩机和丙烯压缩机。乙烯高压蒸汽（4.0MPa）和中压蒸汽（1.5MPa）用汽缺口由热电厂补供。本项目建于乙烯动力站内，动力站内现有 2 台 410t/h 煤粉炉，规格如下：锅炉额定蒸发量：29、410t/h 过热蒸汽温度：540 过热蒸汽压力：12.5MPa(g)锅炉给水温度：215 锅炉热效率：92%布置型式：半露天 乙烯新区蒸汽平衡见表 3-1-1 和表 3-1-2 14 表 3-1-1 乙烯新区蒸汽平衡（冬季现状）序号 装置或用户名称 装置 11.5MPa 4.0MPa 1.5MPa 1.0MPa 合计 产汽 用汽 产汽 用汽 产汽 用汽 产汽 用汽 1 热电厂乙烯动力站 煤粉炉 280 280 2 烯烃厂 370 650 90 740 3 水厂 七循 42 42 4 塑料厂 66.5 37 6.5 110 5 氯碱厂 0.7 53 32 85.7 6 BQG 二空分 35 330、5 7 外供 20 50 70 8 损失 5 5 5 15 9 合计 650 650 0 259 0 95 94 1097.7 10 热电厂供新区 259 95 94 448 11 热电厂供炼油厂 40 120 0 12 热电厂供二化 70 0 13 热电厂供橡胶厂 120 0 14 热电厂供汽合计 369 335 94 798 表 3-1-2 乙烯新区蒸汽平衡（夏季现状）序 号 单 位 装置 11.5MPa 4.0MPa 1.5MPa 1.0MPa 合计 产汽 用汽 产汽 用汽 产汽 用汽 产汽 用汽 1 热电厂乙烯动力站 煤粉炉 280 280 2 烯烃厂 370 650 70 720 331、 水厂 七循 42 42 4 塑料厂 66 24.7 2 92.7 5 氯碱厂 0.5 47 22 69.5 6 BQG 二空分 35 35 15 7 外供 20 30 50 8 损失 5 2 2 9 9 合计 650 650 0 239 0 74 56 1018.2 10 热电厂供新区 239 74 56 368 11 热电厂供炼油厂 40 0 12 热电厂供二化 70 0 13 热电厂供橡胶厂 120 0 14 热电厂供汽合计 349 194 56 598 （2）项目实施后热平衡 本项目建成后，乙烯动力站两台锅炉同时运行，总共产超高压蒸汽 700t/h，其中 280t/h 用于驱动驱动乙烯32、压缩机和丙烯压缩机，420t/h 进入本项目汽轮发电机组。额定工况下抽汽进入高压蒸汽管网 190t/h；中压蒸汽管网 230t/h。同时由于炼厂及胶厂的燃油锅炉及发电机组的停用，其蒸汽缺口由热电厂通过蒸汽管网供给。本项目实施后，乙烯新区蒸汽平衡见表 3-1-3 和表 3-1-4。表 3-1-3 乙烯新区蒸汽平衡（项目实施后冬季）序号 装置或用户名称 装置 11.5MPa 4.0MPa 1.5MPa 1.0MPa 合计 产汽 用汽 产汽 用汽 产汽 用汽 产汽 用汽 1 热电厂乙烯动力站 煤粉炉 700 700 2 热电厂乙烯动力站 发电机组 420 190 230 3 烯烃厂 370 650 33、90 740 4 水厂 七循 42 42 5 塑料厂 66.5 37 6.5 110 6 氯碱厂 0.7 53 32 85.7 7 BQG 二空分 35 35 16 8 外供 20 50 70 9 损失 5 5 5 15 10 合计 1070 1070 190 259 230 95 94 1517.7 11 热电厂供新区 69 -135 94 28 12 热电厂供炼油厂 40 512 0 13 热电厂供二化 70 0 14 热电厂供橡胶厂 251 0 15 热电厂供汽合计 179 628 94 901 表 3-1-4 乙烯新区蒸汽平衡（项目实施后夏季）序 号 单 位 装置 11.5MPa 4.34、0MPa 1.5MPa 1.0MPa 合计 产汽 用汽 产汽 用汽 产汽 用汽 产汽 用汽 1 热电厂乙烯动力站 煤粉炉 700 700 2 热电厂乙烯动力站 发电机组 420 190 230 3 烯烃厂 370 650 70 720 4 水厂 七循 42 42 5 塑料厂 66 24.7 2 92.7 6 氯碱厂 0.5 47 22 69.5 7 BQG 二空分 35 35 8 外供 20 30 50 9 损失 5 2 2 9 10 合计 1070 1070 190 239 230 74 56 1438.2 11 热电厂供新区 49 -156 56 12 热电厂供炼油厂 40 392 0 135、3 热电厂供二化 70 0 14 热电厂供橡胶厂 251 0 15 热电厂供汽合计 159 487 56 702 （3）装置规模确定本项目为蒸汽优化节能技术改造项目，其主要任务是将乙烯动力站锅炉提供的部分超高压蒸汽（11.5MPa）转化成高压蒸汽（4.0MPa）、中压蒸汽（1.5MPa）和电力。本工程主要装置规模见表 3-1-517。表 3-1-5 主要装置规模 序号 装置名称 规模 备注1 汽轮发电机组125MW 高压抽汽背压式汽轮发电机组2 40MVA 121/6.3k升压站V 主变压器 第二第二节节 总总工工艺流艺流程程描述描述 一、新建汽轮发电机组机的选型 根据XX分公司烯烃厂对本装置36、的蒸汽需求，按汽机匹配考虑，考虑到蒸汽能量利用的合理性、经济性及调节灵活性，在超高压蒸汽满足乙烯装置用汽的情况下，将超高压蒸汽最大限度地转化为全厂所需的高、中压蒸汽，新建汽轮发电机组采用抽汽背压式汽轮发电机组。二、新建汽轮发电机组机型及参数 根据蒸汽平衡结果，选用 1 台抽汽压力分别为 4.7MPa(A)、背压排汽压力为1.8MPa(A)的 25MW 高温高压抽汽背压式汽轮发电机组，这样既满足热负荷需求，又可增加部分发电量，达到运行经济、调节灵活的目的。因此本设计新建汽轮发电机组考虑采用 CB25-12.3/4.7/1.8 可调抽汽背压式汽轮发电机组。其进汽参数为 12.3MPa(A)535，37、抽汽参数为 4.7MPa(A)395，背压排汽参数为 1.8MPa(A)295。18第三节第三节 产品方案产品方案 一、蒸汽 根据汽轮机的进汽参数要求、本装置界区交接点处蒸汽管网参数、本装置界区内的供热距离进行水力计算确定各压力等级蒸汽的设计参数。锅炉出口、汽机抽、排汽口对应上述各压力等级蒸汽的设计供热参数如下：汽机一级抽汽出口蒸汽参数：4.7MPa(A)、395。汽机排汽出口蒸汽参数：1.8MPa(A)、295。在发点机组正常工作情况下，汽机抽汽口:4.7MPa(A)、395、190t/h。汽机排汽口:1.8MPa(A)、295、230t/h。二、电力 本装置选用发电机的电压等级为 6.3k38、V，正常工况下发电 24920kW。第二章第二章 工艺技术、设工艺技术、设备备及及自动自动19化化 第一第一节节 工工艺艺技术技术概述概述 本项目选用 1 台 25MW 抽背式汽轮发电机组（CB-25-12.3/4.7/1.8）。正常工况下，动力站内的两台煤粉锅炉产生的超高压高温蒸汽首先在总管汇集，本项目新建汽轮发电机组进气管线引自此蒸汽母管。420t/h 超高压高温蒸汽进入抽背式汽轮发电机组膨胀做功，当压力降至 4.7MPa(A)时抽出高压蒸汽190t/h，抽汽温度为 395,通过动力站内管线外送至烯烃厂高压蒸汽管网，供XX分公司烯烃厂各装置使用；其余蒸汽在汽轮机内继续膨胀做功，当压力降至139、.8MPa(A)时从汽轮机排出中压蒸汽 230t/h，排汽温度为 295，通过站内管线并入烯烃厂中压蒸汽管网，供XX分公司烯烃厂各装置使用和本装置自用。第二第二节节 工工艺艺技术技术说说明明 一、汽轮发电机组 汽轮发电机组系统主要由 1 台 25MW 抽背式汽轮机、1 台 30MW 汽轮发电机组成。汽轮机和发电机分别由各制造厂成套设计并供货。汽轮发电机组系统主要由四个分系统组成：主蒸汽系统、汽轮发电机组热力系统、汽轮发电机组润滑油系统、汽轮发电机组保护和控制系统等。1、主蒸汽系统汽机进气管线引自动力锅炉超高压蒸汽总管，抽气与排气管线均并入站内蒸汽管网，以上管线在与总管连接处设置隔离阀。汽机进气40、抽气和排气管道上均设流量测量装置，以便对设备运行情况进行考核。2、汽轮发电机组热力系统正常工况下，送入新建抽汽背压式汽轮发电机组的主蒸汽经膨胀做功，当压力降至 4.7MPa(A)时抽出可调整高压蒸汽，抽汽温度约 395,其余蒸汽在汽轮机内继续膨胀做功，当压力降至 1.8MPa(A)时排出可调整中压蒸汽，排汽温度约295。在汽轮机膨胀做功期间，还抽出不同等级的不可调整抽汽供高压加热器 20使用。为防止汽机故障时，管网蒸汽倒灌，在汽机抽汽管路上设有强迫快速关闭式逆止阀，抽汽快关阀。新建汽轮发电机组抽、排出的高、中压蒸汽送入相应的蒸汽管网，供烯烃厂工艺装置使用及锅炉装置自用。汽轮机轴封漏汽在汽封加41、热器中冷凝，疏水送至低位水箱回收利用，汽、气混合物排放至室外大气。轴封汽系统是自动的且具有汽封压力自动控制功能，有防止汽轮机进水而损坏汽轮机的措施。该系统设有轴封压力自动调整装置、溢流泄压装置和轴封抽气装置。轴封系统上配置一套成熟可靠的调压、调温装置，以满足向前后轴封提供符合要求的供汽参数。设置电动排气风机（2 台、1 开 1 备），用以排出轴封蒸汽冷却器内的不凝结的气体。汽轮机本体疏水分系统收集后送入汽机疏水扩容器，经扩容后，疏水送入低位水箱，闪蒸汽排入大气。该系统收集的疏水包括所有轴封和阀杆漏汽的疏水、汽轮机主汽门上下阀座的疏水、汽室和高压缸进口喷嘴间的主蒸汽管道疏水、汽缸疏水、管道上低位42、点疏水等。3、汽轮发电机组润滑油系统 汽轮发电机组润滑油系统设有可靠的主供油设备及辅助供油设备，在起动、停机、正常运行和事故工况下，满足汽轮发电机组所有轴承的用油量。在正常运行时汽轮发电机组润滑通过主油泵供出。主油泵位于汽轮机机头，主油泵供出的压力油分为二路,一路经 1 号射油器的喷嘴喷出，同时吸入主油箱中的油，经过扩压器成为低压油，通入主油泵入口；一路经 2 号射油器的喷嘴喷出，同时吸入油箱中的油，经三通逆止阀、冷油器（2 台、1 开 1 备）及滑油过滤器，至汽轮发电机组各轴承座供轴承润滑及冷却用，当润滑油压较高时，溢油阀将自动开启，将多余油溢流回主油箱，使润滑油压保持在一定范围内。工作后的43、控制油及润滑油经回油管路流回主油箱。汽轮发电机组油系统中还设有交流高压油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵各一台，以便在开、停车过程中或发生意外事故时供给必须的油量。其中交流高压油泵供机组调整试验和启动用，当主油泵出口油压大于系统中油压时，主油泵开始供油，而交流高压油泵停运；当系统中润滑油压低时，交流润滑油泵、直流润滑油泵依次自动投入运行。该系统设置全容量带分离器的高效抽排油烟机（2 台、1 开 1 备），使主油箱保持微负压。润滑油系统所配用设备等均由汽机制造厂配套供货。4、汽轮发电机组保护和控制系统为保证汽轮发电机组的安全、稳定运行，设置有汽轮机监测系统（TSI）、汽轮机紧急跳闸系统（ETS）、44、汽轮机电液控制系统等保护和控制系统（DEH）。该部分均由汽机制造厂配套供货。汽轮机监测系统（TSI）：该系统主要实现转速、振动、轴向位移、胀差、汽缸膨胀等参数的测量，并可连续指示、报警和保护。汽轮机紧急跳闸系统（ETS）：该系统主要功能是和汽轮机监测系统配合，检查跳闸请求信号的正确性，并对正确的跳闸请求信号作出快速反应。汽机跳闸条件包括汽机超速、润滑油压极低、轴向位移过大、轴承振动过大、差胀超过极限、排汽温度超限、EH 油压过低、发电机保护动作、轴瓦温度高等。汽轮机电液控制系统（DEH）：该系统包括电子控制装置、EH 油系统和就地仪表三部分。该系统主要实现汽轮机转速控制、负荷控制、机前压力控制45、一次调频、超速控制和保护、供热抽汽压力控制、汽机运行工况监视等功能。DEH 系统的控制范围：从盘车-冲转-升速-并网带负荷等全过程。21二、供、配电系统 本项目新建发电机组经121/6.3kV 40MVA升压变压器升压后接入新建升压站110kV 母线与系统联接，即以 110kV 电压等级接入系统。新建升压站内设 110kV GIS 配电装置,110kV 配电采用双母线接线方式。将西变电站与热电厂变电站连接的其中一回架空线从中间断开后，分别采用 110kV 架空线敷设至新建升压站附近后，改用电缆沿电缆沟接入新建升压站，其电缆采用截面为 400mm2的单芯电缆。三、乙烯新区电气系统优化改造热电厂46、电站 35kVI 系统接电厂#1、#2 机组，并经#3、#4 主变与 110kV 系统联络，当#1 或#2 机组有一台正常检修时，须由 110kV 系统转供 35kV 系统 8MW 负荷，此时，#3、#4 主变容量不能满足一台变压器检修或故障检修的要求，会形成制约安全生产的瓶颈。正常运行方式下，当#3 或#4 主变有一台正常检修时，35kVI 系统与 110kV 系统仅通过一台变压器联络，若此变压器出现故障，会造成35kVI 系统孤网运行，系统波动产生过电压，导致XX分公司化工装置大面积停车，严重威胁化工装置的安全稳定运行；XX分公司塑料厂将新建 25 吨/年 PE 装置，将增加用电负荷 2547、MW，公司氯碱厂隔膜烧碱及 1#离子膜停产，届时热电厂35kV 负荷将有 85MW 富余，需由 35kV 系统转供 110kV 系统，此时，#3、#4 主变容量更不能满足一台变压器检修或故障检修的要求，制约热电厂发电机组能力 22 发挥，严重影响经济效益；同时考虑新区化工装置实现独立的双电源供电，提高新区化工装置供电的灵活性和可靠性，实施“XX石化热电厂供电系统优化工程”十分必要。改造方案为：在 110kV 与 35kV 系统之间安装一台 90MVA联络变压器，增加 110kV 与 35kV 系统联络，即可满足 110kV 系统转供 35kV 系统负荷，也可满足 35kV 富余负荷通过 11048、kV 系统上网的需要。由于现 110kV 系统已没有备用间隔，受地理条件限制已不能扩建，同时，为提高供电灵活性和可靠性，满足化工装置实现单独双电源的要求，新建 110kV配，将部分 110kV 负荷转移至 110kV配，线路部分相应予以补充、改造。第三第三节节 主要主要设设备方备方案案选择选择 一、设备选型 根据蒸汽平衡及可行性研究论证的结果，按照以汽定电、热电联产的原则，本装置选用 1 台 25MW 高温高压抽背式汽轮机,配套 1 台 30MW 发电机。根据蒸汽平衡结果，选用 1 台抽汽压力分别为 4.7MPa(A)、背压排汽压力为1.8MPa(A)的25MW高温高压抽汽背压式汽轮发电机组，49、这样既满足热负荷需求，又可增加部分发电量，达到运行经济、调节灵活的目的根据齐鲁分公司烯烃厂各蒸汽用户的需求，按汽机匹配考虑，考虑到蒸汽能量利用的合理性、经济性及调节灵活性，在超高压蒸汽满足乙烯装置用汽的情况下，将超高压蒸汽最大限度地转化为全厂所需的高、中压蒸汽，新建汽轮发电机组采用抽汽背压式汽轮发电机组。因此本设计新建汽轮发电机组考虑采用 CB25-12.3/4.7/1.8 可调抽汽背压式汽轮发电机组。其进汽参数为 12.3MPa(A)535，抽汽参数为 4.7MPa(A)395，背压排汽参数为 1.8MPa(A)295。二、主要设备设计说明（1）汽轮机 23汽轮机主要操作、设计参数如下：机组50、型式 超高压、单轴、单缸、单抽、背压式 型号 CB25-12.3/4.7/1.8 额定功率 25MW 最大功率 30MW 转速 3000r/min 汽轮机台数 1 台 主汽门前蒸汽额定压力 12.3MPa(A)主汽门前蒸汽额定温度 535 额定抽、排汽工况进汽量 360t/h 最大抽汽工况进汽量 382t/h 最大排汽工况进汽量 301t/h 最大进汽量 410t/h 额定抽汽压力 4.7MPa(A)额定抽汽温度 395 额定抽汽量 150t/h 最大抽汽量 200t/h 额定排汽压力 1.8MPa(A)额定排汽温度 295 额定排汽量 185t/h 最大排汽量 265t/h（2）汽轮发电机 51、汽轮发电机主要操作、设计参数如下：型号 QFW-30-2 汽轮发电机台数 1 台 额定功率 30MW 最大连续功率 35MW 额定转速 3000r/min 额定电压 6.3kV 额定频率 50Hz 24功率因数 0.8 极数 2 相数 3 冷却方式 全空冷 绝缘等级 F 级 防护等级 IP54 发电机厂成套供应发电机空冷器、励磁机、空冷器等。第四节第四节 自动化与信息控制系统自动化与信息控制系统 一、控制系统 本项目在原动力站 DCS 控制室内新增一套 DCS 控制系统，装置的主要工艺检测和控制变量都在 DCS 进行显示、调节、记录、报警等操作，对各设备的运行状态及电流指示均在 DCS 进行显52、示。本项目为汽轮发电机组装置设置紧急跳车系统（ETS）。汽轮发电机组采用数字式电液控制系统（DEH）实现机组的以下控制：汽轮机转数控制；自动同期控制；负荷控制；参与一次调频；机、炉协调控制；快速减负荷；主汽压控制；单阀、多阀控制；阀门试验；汽轮机程控启动；OPC 控制；甩负荷及失磁工况控制。DEH 和 ETS 与 DCS 进行通讯，相应的报警显示和操作通过设置在控制室的DEH 和 ETS 的操作站以及辅助操作台上的报警灯屏、开关和按钮来完成。本项目的自动控制方案主要采用单参数控制，根据不同的具体工艺过程特性及要求采用串级、前馈、分程、超驰、比值、顺序等复杂控制。汽轮发电机关键控制为汽轮机抽汽及53、排汽压力调节以及汽机本体 DEH 调节系统安全联锁与保护。二、动力供应 1、仪表电源 DCS 控制柜电源采用不间断电源(UPS)供电。规格为 220VAC5，50Hz0 5Hz；UPS 在 AC 电源发生故障时，能连续供电 30 分钟，切换时间5ms。25需要现场供电的仪表采用 24VDC 电源供电，特殊仪表可采用 220VAC 电源供电。一般仪表用电源由 DCS 柜内的 24V DC 电源供电。2、仪表气源 仪表气源应符合如下要求：正常操作压力：0.6MPa(G)(表压，进入界区处)。露点温度：-45(0.6MPa.G 下)仪表空气要求不含有腐蚀性和有毒气体，无油、无水、无尘。净化后的气体中54、尘粒的直径3pm，含尘量1mg/m3，含油量10mg/m3(8ppm(wt)。仪表空气贮罐容量按停电后能确保不低于 30 分钟的容量。三、设计应遵循的主要标准、规范 自控专业设计遵循的主要标准、规范：1、国家标准 GB50093-2013自动化仪表工程施工及质量验收规范 GB/T2624-93 流量测量节流装置用孔板、喷嘴和文丘里管测量充满圆管的流体流量 GB50493-2009石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范 GB/T50770-2013石油化工安全仪表系统设计规范 GB/T25153-2010化工压力容器用磁浮子液位计 2、行业标准及规范 SH3005-1999石油化工自动化仪表55、选型设计规范 SH/T 3006-2012石油化工控制室设计规范 SH3020-2001石油化工仪表供气设计规范 SH3021-2001石油化工仪表及管道隔离和吹洗设计规范 SH/T3521-2007石油化工仪表工程施工技术规程 SH/T3019-2003石油化工仪表管道线路设计规范 SH/T3064-2003石油化工钢制通用阀门选用、检验及验收 SH/T3081-2003石油化工仪表接地设计规范 SH/T3082-2003石油化工仪表供电设计规范 SH/T3105-2000炼油厂自动化仪表管线平面布置图图例及文字代号 26SHB-Z02-95仪表符号和标志 SHB-Z03-95过程用二进制逻56、辑图 SHB-Z04-95分散控制/集中显示仪表、逻辑控制及计算机系统用流程图符号 27第三章第三章 建设地区条件及厂址选择建设地区条件及厂址选择 第一节第一节 建设条件建设条件 一、厂址自然地理概况 1、地理位置 齐鲁分公司始建于 1966 年，位于山东省淄博市临淄区，地处胶济铁路南侧、辛泰铁路以西，西距济南市 120 公里，东距青岛市 270 公里，北距胜利油田 90公里。齐鲁分公司主要分为新区、老区两大部份。新区包括：乙烯、塑料厂、氯碱厂、储运厂、热电厂、供排水厂等，老区包括：胜利炼油厂、第一化肥厂、第二化肥厂、橡胶厂等。乙烯新区位于齐鲁分公司西侧，东距临淄区辛店镇 8 公里，西距淄博市57、 10 公里，北与胶济铁路平行相距 1 公里。乙烯新区沿汞山山脚等高线一字形布置，东西总长 6.7 公里，南北 1.05 公里，由中心干道将厂区相互分开，占地 820 公顷，其中厂区占地 600 公顷。齐鲁分公司老区位于齐鲁分公司南侧，距临淄区辛店镇 1 公里，老区各厂沿虎山山脚与淄河几乎平行成一字形排列，东距淄河 1 公里，各厂厂区东侧即为辛化路，胜利炼油厂、第一化肥厂、橡胶厂的铁路专用线均与胶济线相接。本装置拟建于齐鲁分公司乙烯新区动力站内。2、地层概况 根据岩土工程勘察报告，该工程的地层共分为9层，现自上而下分述如下：（1）层素填土：黄褐色。该层以粉土、粉质粘土为主，局部区域分布夯实灰土58、，土质不均。该层整个场地均有分布，层厚0.301.5m，层底深度0.31.5m，层底标高71.6873.30m。（2）层粉质粘土：黄褐色，土质较均，含氧化铁斑点及植物根系，具虫孔。该层部分地段具有轻微湿陷性。该层整个场地均有分布，层厚0.702.6m，层底深度1.53.5m，层底标高69.6571.90m。（3）层粉土：褐黄色，含云母碎片，具虫孔及针孔，可见白色底纹。稍湿湿，中密。局部夹薄层粉质粘土，可塑。该层整个场地均有分布，层厚5.007.50m，28层底深度7.009.60m，层底标高63.6866.61m。（4）层粉质粘土：黄褐褐黄色，该层土质不均，局部为粉土，具虫孔。含圆砾及少量姜石59、，局部圆砾含量可达20%，最大直径3cm，向下含量逐渐减少。可见少量细小空隙及白色条纹。可塑。该层整个场地均有分布，层厚1.905.00m，层底深度10.3012.50m，层底标高60.5063.13m。（5）褐黄色，含云母及少量的白色钙制条纹，局部夹粉质粘土薄层。湿，中密。该层整个场地均有分布，层厚1.002.90m，层底深度12.5014.00m，层底标高59.0560.90m。（6）层粉质粘土：黄褐红褐色，含少量铁锰质结核，偶见姜石，底部夹少量圆砾，局部夹细砂薄层，部分粉土。可塑。该层整个场地均有分布，层厚1.404.50m，层底深度15.2017.50m，层底标高55.8258.31m60、。（7）层圆砾，色杂，圆砾成分为灰岩，级配一般，磨圆较好，粒径一般为25cm，最大粒径大于10cm。充填物以中粗砂为主，局部具一定的胶结。稍湿，密实。该层整个场地均有分布，层厚1.23.50m，层底深度16.1018.80m，层底标高54.1557.20m。（8）层粉质粘土：黄褐褐色，含铁锰质结核，土质不均，部分粉土，含砂及砾石。可塑。该层整个场地均有分布，层厚0.402.20m，层底深度18.5020.70m，层底标高52.4554.86m。（9）层卵石，色杂，成分为灰岩，级配一般，颗粒形状以圆形为主，粒径为410cm，最大粒径大于15cm，充填砂土及粘性土，部分胶结。密实。该层最大揭露深度61、为25.50m，最大揭露厚度为6.00m。3、气象 工程所在地区属于中纬度暖温带半干燥季风区气候，有显著的大陆性气候特征，四季分明。春季多风，降雨量小，蒸发量大，气候干燥；夏季湿热多雨；秋季降水突减，天气稳定；冬季漫长、干冷、少雨雪、多大风。主要气象条件如下：年平均气温 12.9 最热月（7 月）平均气温 26.9 最冷月（1 月）平均气温 -3 历年极端最高气温 42.1 29历年极端最低气温 -23.0 年平均气压 755.5mmHg 月平均最高气压 763.6 mmHg 月平均最低气压 745.0 mmHg 极端最高气压 779.8 mmHg 极端最低气压 736.9 mmHg 年平均相62、对湿度 67%月平均最大相对湿度 83%月平均最小相对湿度 57%年平均降雨量 733mm 年最大降雨量 1337mm 年主导风向 SSW 夏季主导风向 S-SSW 冬季主导风向 SSW 年平均风速 2.6m/s 月平均最大风速 3.4 m/s 月平均最小风速 1.7m/s 4、地下水 根据勘察报告的资料显示，地下水的埋深一般大于60m，可不考虑地下水对基础的影响。虽可不考虑地下水对混凝土、钢筋和钢材的影响，但考虑到该装置为在老装置建造，老装置区为化工生产区，且已生产30多年，难免会对场地或局部场地造成污染，应视具体开挖的情况决定是否对基础部分进行防腐保护。5、最大冻土深度：0.55m（地面以63、下）6、地基土的湿陷性 根据勘察报告资料，勘察场地的局部区域上部（2）层粉质粘土、（3）层粉土的个别土样具有I 级（轻微）湿陷性，场地的大部分区域的绝大多数地基土为非湿陷性。场地的地基土可按非湿陷性考虑。7、地震效应及场地类别 本场地地基土类型为中软土，建筑场地类别为III类，设计特征周期为0.45s。8、抗震设防烈度 30抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度为0.15g，设计分组为第二组。二、社会经济状况 工程所在地区按行政区划主要属于淄博市临淄区。临淄区总面积约 667 平方公里，总人口 49.5 万,人口密度 742 人/平方公里。临淄区是全国的石油化工基地之一,也是淄博市的主要产粮区64、和蔬菜种植区。全区有辛店、齐陵齐都、敬仲、齐鲁、金岭、南仇七个城镇,辛店有人口约 10 万人,是临淄区政治、文化、交通和商业中心,也是齐鲁石化公司生活区所在地。临淄区现有工矿企业有齐鲁石化、辛店电厂和一些小型地方企业,矿产资源主要有淄博煤田;粮食作物主要有小麦玉米;经济作物有黄烟等;林、牧、渔业在本区甚少。三、外部交通运输状况 工程所在地区交通运输较发达。厂区以北有胶济铁路和济青公路,附近有辛店、东风等火车站。厂区东侧有辛泰铁路和辛黑公路。交通十分便利。四、土地费用 本项目在现有装置内改造，不新征土地。31第四章第四章 总图运输及土建总图运输及土建 第一节第一节 总图运输总图运输 一、概况 165、地理位置 本项目汽机间建于动力站锅炉风机房东侧，110kV 升压站位于汽机间东侧。具体位置详见装置平面布置图（QK-551R-1）。2、自然条件（详见第三章）二、总平面布置 1、总平面布置原则 根据项目周围情况及园区规划要求，总平面布置在满足工艺流程、安全防火、卫生防护等要求的前提下，充分体现装置联合集中布置的原则，节约用地，节省投资，力求平面布置紧凑合理，流程短、占地小，物料输送短捷顺畅，达到操作、检修、管理、安全方便，节约用地的目的。2、总平面布置 本项目汽机间建于动力站锅炉风机房东侧，110kV 升压站位于汽机间东侧。具体位置详见装置平面布置图（QK-551R-1）。3、竖向布置（1）66、竖向布置原则 竖向设计结合场地的现有地形、工程地质和水文地质特点，合理地确定各类设施、运输线路和场地的标高，因地制宜地对自然地形加以充分利用和合理改造，与总平面布置协调一致，并根据生产、运输、防洪、排水、管线敷设、环境条件及总平面布置等要求，合理的确定场地标高。（2）竖向布置 本项目建设场地地势平坦，地势呈南高北低之势，竖向布置在与周围相邻设施竖向布置协调一致的前提下，合理的确定设计标高，减少土方工程填挖方量。根据项目场地地形现状，竖向布置采用平坡式布置形式。标高根据四周已有道路标高确定。场地雨排水采用暗管排水，路边设置雨水 32口，收集的雨水排入全厂雨排水系统。三、本设计执行的标准规范如下：67、GB50160-2008 石油化工企业设计防火规范 GB50016-2006 建筑设计防火规范 SH/T3032-2002 石油化工企业总体布置设计规范 SH/T3023-2005 石油化工企业厂内道路设计规范 SH/T3053-2002 石油化工企业厂区总平面布置设计规范 SHT3013-2000石油化工厂区竖向布置设计规范 SH3008-2000 石油化工厂区绿化设计规范 GBZ1-2002 工业企业设计卫生标准 SH3084-1997 石油化工总图运输设计图例 第二节第二节 土建土建 一、概述：（一）自然条件（详见第三章）（二）工程地质概述 1、工程地质概况 参考齐鲁乙烯乙烯芳烃装置地质68、报告，本工程场地处于湖田向斜南翼的单斜构造地带，没有主干断裂通过，仅在区外向北有金岭断裂，向西有炒米店断裂，向南有汞山断裂，乙烯装置区内的地质构造较复杂，在单斜构造的背景下尚有较发育的张裂隙、小型褶皱和断层。该处处于山坡，土层依次为：填土、粘土、石灰岩，土层深度随地势发生变化，地下 38 米深处为石灰岩层，粘土层的地基承载力特征值为 150KPa,石灰岩承载力特征值为 500KPa。2、水文概述 根据相邻区域的地质情况，勘探中未见地下水，最大冻土深度为 0.5 米。（三）抗震设防概述 本地区抗震设防烈度为 7 度,设计基本地震加速度值为 0.15g，设计地震分组为第二组，建筑场地类别为 I 类69、。本工程严格按照建筑工程抗震设防分类标准GB50223-2008、石油化工 33建（构）筑物抗震设防分类标准GB50453-2008、石油化工构筑物抗震设计规范SH/T3147-2004、建筑抗震设计规范GB50011-2010 等现行国家、行业标准、规范、规定执行，严格按照有关规范进行地震作用计算并进行内力调整和加强抗震构造措施。根据本工程各建（构）筑物的抗震设防分类及场地类别等抗震设计参数，对于抗震设防类别为乙类的建（构）筑物，地震作用及抗震构造措施均应符合本地区抗震设防烈度的要求，但抗震措施中的内力调整应符合本地区抗震设防烈度提高一度的要求；对于丙类建（构）筑物，地震作用和抗震措施中的内70、力调整均应符合本地区抗震设防烈度的要求，但应允许按本地区抗震设防烈度降低一度的要求采取抗震构造措施。本工程建（构）筑物抗震设计，应保证结构体系具有明确的计算简图和合理的地震作用传递途径，具备必要的抗震承载力、良好的变形和消耗地震能量的能力，确保不因部分结构或构件破坏而导致整个结构丧失抗震能力或降低重力荷载的承载能力，并对可能出现的薄弱部位采取措施以提高抗震能力。（四）建、构筑物设计使用年限为 50 年。结构重要性系数为 1.0。建筑结构的安全等级为二级。（五）建筑材料尽可能使用地方产品和当地材料。二、设计内容和范围 本装置建筑物一览表见表 3-4-1。表 3-4-1 建筑物一览表 序号 建筑物71、名称 占地面积（m2）建筑面积(m2）备注 1 汽机间 960 960 新 建 2 升压站 264 264 新 建 合计 1224 1224 本装置构筑物一览表见表 3-4-2。表 3-4-2 构筑物面积、占地面积一览表 序号 构筑物名称 占地面积（m2）构筑面积（m2）备注 1 汽机基础 1 个，新建 342 汽机间其它设备基础 1 套，新建 3 变压器基础 2 个，新建 三、建、构筑物设计原则：1建、构筑物设计应贯彻国家的方针政策，遵守现行的国家规范、行业标准及相关规定。2本着节省投资、提高投资效益的原则，兼顾生产发展与当前实际需要。3根据气候条件的特点，建筑设计应处理好防水、保温隔热、自72、然通风的问题。4生产建筑及辅助生产建筑优先采用集中布置的方案以减少占地、节约投资，创造良好的室内、外空间环境。5根据石油化工生产的特点，建、构筑物尽量采用露天化布置，妥善处理防火、防爆、防腐蚀、防噪音、防震动等问题。6建、构筑物选型和空间处理等应满足工艺生产、安装及检修的要求，并满足结构强度、刚度、变形和抗震的要求。7建、构筑物选材应满足经济性、耐久性的要求，优先采用地方材料和地方配件，在安全可靠的基础上推广新技术、新结构、新材料、新产品。四、建、构筑物结构型式：汽机间拟采用现浇钢筋混凝土柱和钢吊车梁，屋面采用轻钢结构。汽轮机基础、变压器基础采用现浇钢筋混凝土框架结构。五、地基处理及结构措施 73、根据附近场区的地质情况，天然地基不能满足汽机基础等大型设备基础的地基承载力和变形之要求，因而待详细设计时，可根据地质勘察报告进行地基处理，或采用桩基等其它基础形式。六、建筑构造做法：1、室外工程：散水、坡道、台阶均为砼水泥面层。2、楼、地面：（1）瓷砖楼地面用于煤场综合楼、铁路操作控制室；（2）自流平环氧砂浆地面用于配电室；（3）防滑瓷砖地楼面用于卫生间。（4）其余均为混凝土水泥地面；353、墙体：室内0.000 以上建筑物墙体：（1）框架结构：M5 混合砂浆砌加气混凝土砌块；（2）轻钢结构墙体采用 100 厚夹芯压型钢板；4、内墙面：刷白色涂料。5、顶棚：均采用抹灰顶棚，外刷白色内墙涂料两道74、。6、外装修：（1）涂料墙面。（2）压型钢板。7、屋面：（1）采用挤塑聚苯板保温、SBS 卷材防水层屋面。（2）保温压型钢板（内夹玻璃丝棉夹芯板）屋面。（3）屋面排水:采用有组织外排水。采用 PVC 雨水管。8、门窗：塑钢门窗、木门、成品钢门、防火门窗。七、建筑、结构防火：1、汽机间生产类别为丙类，升压站耐火等级为一级。2、建筑物疏散楼梯、安全出口的设置及数量均应满足建筑防火设计规范的要求。3、按建筑灭火器配置设计规范的要求配置了足够数量的室内灭火器。4、室内装修均按照建筑内部装修防火规范执行。5、单层框架的梁、柱；多层框架的楼板为透空的蓖子板时，地面以上 10m范围内的梁、柱；设备承重钢支架75、全部梁、柱均应做耐火保护，覆盖耐火层，耐火极限不低于 1.5h。八、建筑、结构防腐 所有钢结构在温度低于 80 度时，刷 H88 型环氧带锈防腐涂料底漆二道，面漆二道；温度高于 80 度低于 500 度时，采用耐高温防腐涂料底漆二道，面漆二道。九、本设计采用的主要国家标准规范及标准图如下：1、标准规范如下：房屋建筑制图统一标准 GB/T810012001 建筑设计防火规范 GB50016-2006 36建筑灭火器配置设计规范 GB50140-2005 石油化工企业设计防火规范 GB50160-2008 石油化工生产建筑设计规范 SH3017-1999 火力发电厂与变电所设计防火规范 GB50276、29-2006 建筑内部装修设计防火规范 GB50222-2001 建筑地面设计规范 GB50037-96 工业企业设计卫生标准 GBZ1-2002 工业建筑防腐蚀设计规范 GB50046-2008 建筑结构制图标准 GB/T50105-2001 建筑抗震设计规范2010 版 GB50011-2010 建筑结构荷载规范2006 版 GB50009-2001 化工、石化建（构）筑物荷载设计规定 GH/T20674-2005 建筑工程抗震设防分类标准 GB50223-2008 石油化工建（构）筑物工程抗震设防分类标准 GB50453-2008 石油化工构筑物抗震设计规范 SH/T3147-200477、 高耸结构设计规范 GB50135-2006 建筑地基基础设计规范 GB50007-2002 建筑桩基技术规范 JGJ94-2008 建筑基桩检测技术规范 JGJ106-2003 建筑地基处理技术规范 JGJ79-2002 混凝土结构设计规范 GB50010-2002 钢结构设计规范 GB50017-2003 建筑钢结构焊接技术规程 JGJ81-2002 砌体结构设计规范（2002 年局部修订）GB50003-2001 动力机器基础设计规范 GB50040-96 构筑物抗震设计规范 GBJ50191-93 石油化工钢筋混凝土水池结构设计规范 SH/T3132-2002 给水排水工程构筑物结构设78、计规范 GB50069-2002 石油化工钢结构防火保护技术规范 SH3137-2003 石油化工管架设计规范 SH/T3055-2007 37石油化工落地式离心泵基础设计规范 SH/T3057-2007 石油化工钢结构防腐蚀涂料应用技术规程 SH/T3603-2009 石油化工水泥基无收缩灌浆材料应用技术规程 SH/T3604-2009 火力发电厂设计技术规程 DL5000-2000 2、标准图集如下：本设计采用当地标准图集及部分国家标准图集。主要建筑设计标准图汇总表 序号 标准名称 标准编号 备注 1 建筑防腐蚀构造 08J333 国标 2 防火门窗 03J609 国标 3 地沟及盖板 079、2J331 国标 4 钢梯 02J401 国标 5 特种门窗 04J610-1 国标 6 建筑工程做法 L06J002 省标 7 屋 面 L01J202 省标 8 PVC 塑料门窗 L99J605 省标 9 室外配件 L03J004 省标 10 木 门 L92J601 省标 11 钢筋混凝土过梁 L03G303 省标 12 楼 梯 L96J401 省标 13 压型钢板、夹芯板屋面及墙体构造 01J925-1 国标 14 框架结构填充小型空心砌块墙体建筑构造 02J102-2 国标 15 H 型钢钢结构节点图集 FT-017 院标 16 钢结构节点图集 FT-014 院标 17 钢结构桁架 FT80、-018 院标 38第五章第五章 公用工程公用工程 第一节第一节 给水、排水给水、排水 一、设计范围 齐鲁分公司蒸汽优化节能技术改造项目公用工程部分给排水系统。二、设计原则 1、严格执行国家、行业的有关标准、规范和规定；2、优化设计方案，采用先进、成熟、可靠的工艺技术和设备材料，力求消耗定额低，运行安全可靠，操作简单，维修方便，节约水资源，减少排污。3、最大限度地节约水资源，控制污染，减少新鲜水用量；4、新建设施尽可能减少占地，节约投资。5、坚持以人为本和可持续发展原则，奉行“健康-安全-环境”的理念，做到工艺装置和安全环保设施并举，重视环境保护和安全卫生，严格执行国家现有的有关标准和安全法规81、。提高发展质量，实现企业和社会稳定和谐发展。三、给水系统 本工程建在乙烯动力站内，该装置区内已有完善的给水系统，满足本工程生产、生活用水需求。装置区内给水系统均采用枝状管网供水，分别送至装置区和其它辅助设施各用水点。本项目循环水引自乙烯新区七循，补水采用软化水。给水管材选用无缝钢管，管径以 D*表示，焊接连接；地上敷设部分应采取管道保温措施。四、排水系统 本工程排水划分为：雨水系统、事故水系统、生活污水排放系统。1、雨水系统：乙烯动力站内有完善的雨水收集系统，通过雨水口和管道收集后通过现雨水管网排至厂区外。2、事故水系统：本系统通过围堰及装置区原有雨水沟收集事故污水，管网收集后进入已建成事故池82、集中处理。3、生活污水排放系统：本系统收集生活污水，通过现有生活污水管网用管 39道送至装置区内污水处理场进行处理。五、消防 乙烯动力站内已有完善的消防水系统，本工程不再增加。六、其他 1、节水原则（1）坚持“节流优先，治污为本，提高用水效率”的方针，工业节水设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用。（2）采用节水新技术、新工艺、新设备。2、主要节水措施（1）通过对实现清洁生产，减少污水排放量。（2）计量、调节及控制装置所采取的节水措施 七、设计中采用的主要标准及规范 石油化工企业给水排水系统设计规范 SH3015-2003 石油化工污水处理设计规范 SH3095-2000 室外给83、水设计规范 GB50013-2006 室外排水设计规范 GB50014-2006 石油化工给水排水管道设计规范 SH3034-1999 石油化工企业设计防火规范 GB50160-2008 建筑设计防火规范 GB50016-2006 化工建设项目环境保护设计规定 HG/T20667-2005 污水综合排放标准 GB89781996 石油化工污水处理设计规范 SH3095-2000 第二节第二节 供电、通讯供电、通讯 一、供电 本设计为齐鲁分公司蒸汽优化节能技术改造项目的可行性研究报告，内容包括汽轮发电机组及其辅助设施。1、设计范围 本工程设计范围为汽轮发电机组及其辅助设施的变电、配电、照明、防雷84、40接地系统以及供电外线等设计。具体分为如下几个部分：(1)汽轮发电机组(2)升压站(3)供电外线 2、本工程界区内用电负荷及负荷等级 本工程总用电负荷需要容量为 137kW，用电负荷计算表见表 3-5-1。本工程界区内用电负荷的电压等级为 380/220V。表 3-5-1 用电负荷计算表 序号 装置 名称 380 伏动力 照明 小计 年用 电量 设备容量 需要容量 需要 容量 kW kW kW kW 104kWh 1 控制室 20.0 16.0 3.0 16.0 12.8 2 汽轮 机油 站 130.0 106.0 15.0 121.0 96.8 本工程界区内的用电负荷等级绝大部分为一级负85、荷，少量为二级负荷和三级负荷；仪表控制室 DCS 电源为 1 级负荷中特别重要负荷。3、乙烯新区供电系统现状 乙烯新区设一座自备热电厂，内设 8 台发电机组（其中：60MW 6 台，65MW 2 台），总发电能力 490MW，考虑检修或故障情况下 7 炉 7 机运行总发电负荷约为420MW。带 110kV 变电站 4 座、35kV 变电站 5 座运行，各变电站主变压器容量及运行负荷见表 3-5-2。表 3-5-2 乙烯新区各变电站运行负荷表 名 称 变压器 容 量（MVA）电压等级（kV）现运行负荷（MW）110kV 侧 35kV配 35kV配 西变电站 632 110/6 43 塑西变电站 86、502 110/35/6 37 胶厂变电站 502 110/35/6 34 东变电站 502 110/35/6 33 东一变电站 202 35/6 16 东二变电站 202 35/6 16 41厂南变电站 12.52 35/6 5 5 西夏变 8 曙光变 6 整流 29.63 35 71#1 离子膜变 10.792 35 15#2 离子膜变 215 110 68 小计 215 123 19 热电站厂用电 12.54 166 50 合 计 407 表中所示，目前乙烯新区总用电负荷约 407MW,发供电负荷基本平衡。4、供电方案的选择 本工程新建一套 25MW 背压式汽轮发电机组，发电量为 24.87、92MW。根据齐鲁分公司乙烯新区供电现状、未来发展需要、新区电力系统优化以及供电经济、可靠性考虑，拟采用 110kV 供电，在锅炉区内新建一座 110/6kV 变电站。110/6kV变电站进线电源一路引自热电厂，一路引自西变电站。两路进线电源满足锅炉用电可靠性和容量的需求。本工程配电电压选用 0.38/0.22kV。5、乙烯新区电气系统优化改造 目前，热电厂电站 35kV配接电厂#1、2、3、4 机组，并经#3、4 主变与 110kV系统联络，当#1 或#2 机组有 1 台正常检修时，35kV配系统发电负荷 60MW，用电负荷 123MW，厂用电 7MW，剩余 70MW 需由 110kV 系统88、转供 35kV 系统，如本工程采用 110kV 供电，届时将有 70MW 需由 110kV 系统转供 35kV 系统。如本工程采用 35kV 供电，本工程向电网供 6MW 负荷，届时将有 64MW 需由 110kV 系统转供35kV 系统。#3、4 主变容量不能满足要求，形成制约安全生产的瓶颈。本项目拟将#2 主变更换为 90MW 三线圈有载调压变压器，并将原废弃 220kV配电室进行改造，建设成一座 110KV 升压站，并将热电厂 110kV 负荷进行优化调整，将部分 110KV 负荷转移至 110KV II 配电室。供电系统优化改造后，系统结构从根本上进行了调整，即解决了#3、4 主变容量89、不足的瓶颈，又满足本项目新 42建变电站电源出线的要求，同时提高了系统供电灵活性和可靠性，因此对热电厂电站供电系统进行改造十分必要。6、发电、配电方案的选择 新建一座 110/6kV 升压站，内设 110kV 配电系统和 110/6kV 变压器。110/6kV升压站为二层结构，一层为电缆夹层，二层为 110kV GIS 配电室等。本工程变配电所 110kV 配电系统为单母线分段接线方式，正常情况下分段运行，当任一回路电源故障或检修时，另一回电源可带全部用电负荷。本工程 110kV 和 6kV 系统采用微机监控及保护系统。所有 110kV 和 6kV 高压进、出线断路器、母联断路器、变压器、高压90、电动机、高压电容器补偿装置、低压进线断路器和母联低压断路器的监控和保护以及直流系统、UPS 电源、变频调速装置等的测量均进入该系统，系统设有通讯接口，实现与齐鲁石化公司电调通讯联系。微机保护设置见微机保护选择表表 3-5-3。微机保护和监控、直流电源等设备布置在汽机间端头的电控楼三层的机炉电集控室内。表 3-5-3 微机保护选择表 用 电 设 备 保 护 及 事 故 类别 备注 名称 规格 距离零序 不完全母 差 差 动 速断 或 延时 速 断 过流 过负荷 压力 或瓦斯 温度 接 地 零 序 负序 过 电 压 不平衡电压 低 电 压 欠电压 成套 设备故障 110kV 电源进 线 110/691、kV变压 器 6kV 电源进线 6kV 母线分段#10/0.4 变压器 6kV 电动机 2000 kW 2000 kW 高压电容器 1000kVar 成套 设备#速断仅且在断路器合闸瞬间投入，合闸后自动解除 43本工程汽轮机发电量为 24.92MW，配一台 25MW 背压式汽轮发电机组。发电机出线电压选用 10.5kV，发电机出口设隔离开关，发电机与主变压器采用单元连接，经主变压器升压至 110kV，将电力输送至本工程 110kV 配电装置的 110kV母线，通过本工程 110/6kV 升压站进线电缆或架空线向乙烯新区电力系统供电。7、主要设备及材料的选择 110kV 配电装置选用 SF6 G92、IS 组合电器。6kV 开关柜选用 KYN 型中置式铠装开关柜，并配置合资真空断路器。低压开关柜采用 GCD 型抽屉式开关柜，配置合资或进口低压断路器。110kV 和 6kV 保护采用进口或合资微机监控及保护系统。电力、控制电缆选用 ZR-YJV22-64/110，ZR-YJV8.7/15，ZR-YJV6/6，ZR-YJV-0.6/1，ZR-KYJV-450/750 型。防爆设备防爆等级均为 dBT4。8、节电措施 为节约电能，降低单位产品耗电量，本工程选用新型节能型 SZ10 或 S11 型电力变压器。照明灯具均采用高效节能型 LED 灯。本工程变电所的高低压配电系统均设置电容补偿装置，保证93、高低压配电系统功率因数达到 0.92 以上，减少无功损耗。所有的高低压电缆均采用阻燃型铜芯交联电力电缆、控制电缆，以增加载流量，降低线损。9、设计中采用的主要规范 石油化工企业设计防火规范 GB50160-2008 火力发电厂与变电站设计防火规范 GB50229-2006 供电系统设计规范 GB50052-2009 10kV 及以下变电所设计规范 GB50053-94 低压配电设计规范 GB50054-95 通用用电设备配电设计规范 GB50055-93 石油化工企业生产装置电力设计技术规范 SH3038-2000 电热设备电力装置设计规范 GB50056-93 建筑物防雷设计规范(2000 94、年版)GB50057-94 3110kV 高压配电装置设计规范 GB50060-2008 并联电容器装置设计规范 GB50227-2008 电力工程电缆设计规范 GB50217-2007 44电力装置的继电保护和自动装置设计规范 GB/T50062-2008 电力装置的电气测量仪表装置设计规范 GB/T50063-2008 电气制图 GB6988.-86 电气图用图形符号 GB4728 化工企业腐蚀环境电力设计技术规定 CD90A6-85 化工厂电力设计常用计算规定 HG20551-93 钢制电缆桥架工程设计规范 CECS31:91 二、通信 本工程通信依托动力站内原有系统，无新增设备。45第95、六章第六章 辅助生产设施辅助生产设施 第一节第一节 检修、维护设施检修、维护设施（一）检修、维护体制的设置原则 本装置不另设维修组，其所需机修、电修和仪修人员可由乙烯动力站内原维修人员兼任，工作时间为每天 8 小时。可灵活机动，以满足维修任务为原则。（二）检修、维修任务及维修规模 维修任务主要是负责发电机组的日常维护、维修及一般零配件的制造和修复。对于装置大修、中修以及超过维修能力的备品备件制造等，可依托齐鲁石化解决。46第四篇第四篇 生态环境影响分析生态环境影响分析 第一章第一章 环境保护环境保护 第一节第一节 建设地区的环境状况建设地区的环境状况 一、大气环境质量现状 齐鲁分公司环境监测站96、2011年-2014年环境空气例行监测结果（乙烯新区）见表 4-1-1，按照环境空气质量标准（GB3095-1996）三级标准的要求，乙烯新区 NO2年均浓度达标；SO2、PM10 年均浓度超标。从总体上看，乙烯新区环境空气质量呈逐年改善的趋势。表 4-1-1 环境空气例行监测数据表（mg/m3）年度 SO2 NO2 PM10 2011 年 0.216 0.038 0.328 2012 年 0.211 0.028 0.238 2013 年 0.189 0.037 0.221 2014 年 0.145 0.015 0.214 GB3095-1996 三级 0.10 0.08 0.15 搜集齐鲁分97、公司例行监测（自动站）数据（莆田园）的例行监测数据见表4-1-2。表 4-1-2 齐鲁分公司例行监测（自动站）数据（莆田园）环境空气数据 日期 二氧化硫 二氧化氮 可吸入颗粒物 2014-10-1 0.125 0.030 0.153 2014-10-2 0.137 0.027 0.121 2014-10-3 0.185 0.028 0.183 2014-10-4 0.228 0.030 0.227 2014-10-5 0.311 0.039 0.266 2014-10-6 0.185 0.020 0.133 2014-10-7 0.212 0.022 0.131 2014-10-8/0.03498、 0.265 472014-10-9 0.279 0.025 0.228 2014-10-10 0.167 0.015 0.067 2014-10-11 0.006 0.007 0.061 2014-10-12 0.089 0.012 0.075 2014-10-13 0.376 0.031 0.210 2014-10-14 0.289 0.027 0.244 2014-10-15 0.164 0.020 0.162 2014-10-16 0.161 0.018 0.109 2014-10-17 0.195 0.024 0.198 2014-10-18 0.202 0.023 0.173 2099、14-10-19 0.254 0.028 0.157 2014-10-20 0.231 0.031 0.187 2014-10-21 0.204 0.028 0.185 2014-10-22 0.146 0.030 0.264 2014-10-23 0.135 0.035 0.289 2014-10-24 0.104 0.023 0.221 2014-10-25 0.100 0.024 0.144 2014-10-26 0.086 0.019 0.089 2014-10-27 0.092 0.021 0.115 2014-10-28 0.137 0.028 0.192 最大值 0.376 0.100、039 0.289 标准 0.15 0.12 0.15 由例行监测数据可以看出，SO2日均浓度不能满足环境空气质量标准（GB3095-1996）二级标准要求，超标倍数为 1.5；PM10 也不能满足环境空气质量标准（GB3095-1996）二级标准要求，超标倍数为 0.92。二、水环境质量现状（1）地表水 山东省环境监测总站小清河干流例行监测断面（羊口）2011 年-2014 年水质监测数据见表 4-1-3。从总体上看，地表水环境质量呈逐年改善的趋势。表 4-1-3 小清河例行监测数据表 单位：mg/L（pH 除外）项目 pH 值 COD 氨氮 挥发酚 2011 年 7.47 97.17 18101、.63 0.009 2012 年 1 月 7.86 70 13.1 0.038 482013 年 1 月 7.58 51 12.7 0.004 2013 年 3 月 7.48 59 11.6 0.004 2014 年 12 月 7.91 54.3 2.22 0.01 GB38382002 类 69 40 2.0 0.1（2）地下水 齐鲁分公司环境监测站地下水例行监测结果（西夏）见表 4-1-4，地下水各指标均满足国家地下水质量标准（GB/T1484893）类标准的要求，说明该区之深层地下水水质较好。表 4-1-4 地下水例行监测数据表 单位：mg/L（pH 除外）点位 监测日期 硫酸盐 氯化物102、 硝酸盐氮 亚硝酸 盐氮 氨氮 高锰酸 盐指数 溶解氧 挥发酚 石油类 总硬度 西夏 2012-03-10111 172 8.74 0.009 0.040 1.0 5.4 0.001 0.01 537 西夏 2012-03-10 99.9 136 8.96 0.003 0.02 1.0 4.9 0.001 0.06 481 西夏 2013-03-10 87.5 119 7.28 0.005 0.02 1.0 6.6 0.001 0.01 459 西夏 2013-03-10 98.3 113 6.76 0.003 0.02 1.0 6.1 0.001 0.08 474 西夏 2014-3-10 103、125 127 8.75 0.003 0.06 1.0-0.001-西夏 2014-3-16 96.5 77.1 7.95 0.003 0.06 0.8-0.001-第二节第二节 建设项目的环境状况建设项目的环境状况 一、主要污染源和主要污染物 1、废气 本项目正常生产时，无废气排放。2、废水 本项目正常生产时，无废水排放。3、废渣 本项目正常生产时，无废渣排放。4、噪声 本项目新建一台汽轮发电机组，噪声为 90 Db（距声源 1m 处）。第三节第三节 环境保护措施环境保护措施 一、环保原则 49工艺技术路线选择时要充分考虑环境保护和职业安全卫生要求，环保、安全卫生设施和三废治理项目要做到同时104、设计、同时施工、同时投产，并均应符合国家和地方有关要求和标准。二、设计规范 建设项目环境保护设计规定（87）国环字第 002 号 火电厂大气污染物排放标准（山东省地方标准 DB37/6642007）环境空气质量标准GB30951996 山东省小清河流域水污染物综合排放标准(DB37/6562006)地表水环境质量标准GB3838-2002 工业企业厂界噪声标准GB12348-90 工业企业设计卫生标准GBZ 1-2002 石油化工企业环境保护设计规范SH 3024-95 石油化工企业卫生防护距离SH 3093-1999 三、污染控制措施和方案优化 1、控制和消除噪声源。为了控制噪声污染，本设计105、选用的压缩机要求设备制造厂家对其设备进行消音处理，使其噪声控制在 85 分贝以下；操作人员实际接触时间不超过 2 小时，符合工业企业设计卫生标准（GBZ 1-2002）工作地点噪声声级的卫生限值表 5 的要求。2、进行健康教育,加强个体防护,工人现场操作时要配带耳塞或耳罩等个人防护用品,以减轻噪声危害。3、加强噪声监测,监督检查预防措施执行情况及效果。4、定期对接噪工人进行健康检查,发现听力损伤,应及时采取有效的防护措施。四、环境管理与检测 1、环境管理 齐鲁分公司已建有完善的环境管理机构，满足本热电站环保管理和监测要求。1、环境检测 环境监测目的 环境监测的目的在于判断厂区是否合环境标准，以106、及厂区周围环境质量的变 50化趋势，监督生产安全运行，配合环境管理工作的改进，并为控制污染和保护环境提供科学依据。监测项目 本项目监测重点为厂区内的环境噪声。对各测点的监测项目和周期，应按火电厂环境监测条例执行。如发现个别超标的项目和监测点，则要重点监测，并分析其超标原因，研究防治方案。第四节第四节 环境影响分析与结论环境影响分析与结论 本工程的建设，符合产业政策和发展规划、环保规划，符合清洁生产原则，不会改变地区环境质量。51第二章第二章 劳动安全卫生与消防劳动安全卫生与消防 第一节第一节 劳动安全卫生危害因素及后果分析劳动安全卫生危害因素及后果分析 一、生产过程中职业危害因素（一）本装置生107、产过程中使用和产生的有害介质为高温高压蒸汽，一旦泄露，都有可能对人身造成一定程度的伤害。（二）生产过程中主要有害作业部位为汽轮发电机组及其辅机、管道阀门等处。（三）生产运行过程中的主要危害 火灾和爆炸危险：在生产运行过程中有油等易燃易爆物料，一旦发生泄漏或其它事故，很容易在空气中形成爆炸性混合物，遇到明火即可发生爆炸和火灾事故。高温及明火危险：汽轮机有较高的温度，有一定的危害性。高温除容易引起火灾及爆炸危险之外，还容易引起人员的灼伤和烫伤。噪声危害：本装置噪声主要来源于汽轮发电机组，这些噪声都将对操作环境产生不良的影响。第二节第二节 劳动安全卫生危害因素的防范与治理方案劳动安全卫生危害因素的防108、范与治理方案 一、汽轮放电机组的安全设计 1、防止电气误操作事故要选择五防功能齐全、性能良好的成套高压开关柜。2、主变压器应装设上层油温遥测装置。3、正确选用高温高压管材，应按有关规定进行，对温度大于 100主要管线应作应力计算，设计良好的热补偿，以保证管线的安全运行。4、汽轮机油系统法兰接合面应采用质密、耐油和耐热的垫料，禁止采用塑料、橡胶或石棉纸热料。5、防止电缆火灾蔓延最有效的措施是在热本装置以下部位进行阻火分隔：（1）电缆引至电气柜、盘或控制屏、台的开孔部位。（2）电缆贯穿隔墙，楼板的孔洞处。52（3）在电缆竖井中，应每隔 23 层，在楼板处用耐火极限不低于 0.5h 的不燃烧体封隔。109、实施阻火分隔的技术特性，应符合电力工程电缆设计规定GB50217-94 第7.0.3 条的有关规定。6、使用的电缆除按规定选用阻燃电缆外，还应设计阻燃防护、防火封堵等措施。7、汽轮机的可调节中抽汽逆止阀应严密，联锁动作可靠，并设置有快速关闭的抽汽截止阀，要经常检查灵活好用。8、选择有经验的专业队伍，确保汽轮发电机组安装、蒸汽管道吹扫要严格执行电力建设施工及验收技术规范施工，保证压力管道的焊接质量。9、根据建筑楼梯标准、固定式工业防护栏杆等有关标准、规范的规定，对所有楼梯、钢梯、距地面 1 米以上的平台、走台加装防护栏杆，其高度不低于 1.05（1.2）米，且下部护板高度不低于 100 毫米。1110、0、汽轮机油系统事故放油门应设在有两个以上通道能达到的地方，主厂房外侧设置事故排油池。11、加强润滑油油务监督，防止调节系统和保安器拒绝动作。12、加强蒸汽品质监督，防止主汽门和调节汽门卡住。13、本装置噪声源的噪声水平为 8590dBA，应采取相应的防噪声措施，建议为接触噪声的操作人员配备防噪声耳罩。14、汽轮发电机组安全保护系统（包括紧急停机保护、抽汽防逆流、汽机防进水、除氧器水位、压力保护，高加水位保护、汽机旁路保护等）应 100投入运行。15、为了防止发电机非全相运行，发电机变压器组的高压侧断路器采用三相联动操作机构，并应装设断路器失灵保护和非全相保护，并设故障录波器。16、汽机抽汽管111、道上应装快速关闭的抽汽逆止阀,逆止阀应与自动主蒸汽阀关闭信号、加热器保护信号和发电机跳闸信号联锁动作。17、汽轮机监测系统(TSI)：汽缸热膨胀、相对膨胀、大轴偏心率、轴向位移、汽轮机和发电机轴承振动和轴瓦振动、电源、汽轮机转速包括零转速、键相等。18、对有可能发生灼伤事故的受热面设置防烫保温措施。53二、装置布置采取的安全措施 1、为防止汽轮机主油箱起火燃烧漫延，在室外设置有一个事故油池，以减少室内油箱爆炸的可能性。2、汽机间内各层均设有通向底层或室外的两道楼梯。3、在满足规范要求的前提下，按照实际需要汽机间内各层均设置有相关的门。三、设备的安全措施 在设备选型时，选用安全可靠、技术成熟、运112、行业绩好的产品；设备布置既考虑了工艺流程的需要，也考虑了运行、操作和检维修的需要；运行状态下，外表面温度大于 50的设备均进行保温，以保证设备保温层外表面温度不超过50，防止烫伤人员；设置设备自身及设备之间的报警、联锁、调节等手动、自动控制保护系统；对设备的转动部分加设防护罩或采取其它安全措施。四、管线的安全措施 本装置的蒸汽均采用管道密闭输送；根据介质及压力、温度等参数的不同，选择合适的管道材质、壁厚等级，并选择合适、可靠的阀门等管件；管线的布置除满足工艺流程的需求之外，还符合管道设计及安全要求的有关规范、规定；装置内的大部分管道为热力管道，设计中既虑管道的一般荷载，还考虑了管道的热应力要求113、；热力管道尽量利用管道布置的弯曲进行自然补偿，当自然补偿不能满足应力及补偿要求时，采用膨胀弯进行补偿，保证管道应力在许用的范围之内；对经常有人通行、操作的区域内的热管道均采取保温措施，以保证管道保温层外表面温度不超过 50，防止烫伤人员；对管道压力有严格限制及超压有可能引起相关设备损坏或其它安全事故的管道，均设置安全阀。阀后管道通至安全、合理的设备或引至室外合适位置排入大气环境中。五、噪声控制 在确定生产工艺流程时，采用的是目前成熟、可靠的较低噪声的流程；选用的汽轮发电机组及其辅机，均要求设备制造厂采取相关的措施，确保提供的设备符合国家噪声标准规定；对于从声源上无法根治的生产噪声，在设计中采取114、有效的隔声、消声、吸声等控制措施，以降低噪声，减轻对操作人员的危害。54第三节第三节 消防消防 一、消防水系统 本工程消防用水与乙烯动力站消防用水统一考虑。二、建筑物内灭火器的设置 工艺装置内按要求配置手提式及推车式干粉灭火器、二氧化碳灭火器。三、火灾报警系统 本工程利用动力站原有火灾探测报警系统。四、其它防火系统设计 装置内的设备、管道建筑物之间保持一定的防火间距；有火灾爆炸危险的场所的建筑物选用阻燃型材料；生产过程中有火灾爆炸危险的建筑采用敞开式布置；生产设备和管道设计安全阀、爆破板、水封、阻火器等防爆阻火设施；对有火灾危险存在场所安装火灾报警设施。55第三章第三章 能源利用分析及节能措施115、能源利用分析及节能措施 第一节第一节 概述概述 节约能源已成为当今世界人们普遍关注的问题，随着工业生产的发展，能源的消耗也日益增加，合理利用能源是发展生产的重要条件之一，也是提高项目经济效益的具体保证。设计中如何优化节能措施，是项目建设中必须认真考虑的问题。采用的相关标准：1、SH/T3003-2000石油化工合理利用能源设计导则(附条文说明)2、GB/T50441-2007石油化工设计能耗计算标准 第二节第二节 能耗构成分析能耗构成分析 本工程装置能耗消耗主要为水、电和压缩空气。消耗指标见下表：表 4-3-1 小时能耗表 工质名称 等价热值 小时消耗量 小时能耗（MJ/h）年能耗（MJ/a）116、电 10.89MJ/kWh 137kW 1491.93 1.194107 循环水 3.49 MJ/t 750m3/h 2617.5 2.094107 仪表空气 1.59MJ/Nm3 10Nm3/h 15.9 1.272105 合计 4125.33 3.3107 由上表看出，装置总能耗为 4125.33MJ/h，其中主要的能耗来自循环水和电的消耗。这表明降低循环水和电的消耗对装置能耗影响较大。第三节第三节 节能措施节能措施 1、本工程所有设备均采用技术先进的设备，以降低阻力、节省动力消耗。2、各种电气均选用节能产品。563、照明光源尽量采用新型节能灯具，在满足本工程照度及光色的条件下，减少灯具的117、用量和灯具的容量，达到节电目的。第五篇第五篇 经经济济分析与分析与社会评社会评57价价 第一章第一章 投投资资估算估算 第一第一节节 投投资资估算估算 一、概述 1、本工程投资估算是结合本项目的实际情况进行估算的。2、本项目上报项目总投资为 16333 万元。投资构成如下：建设投资 15256 万元固定资产投资：15852 万元 预备费：952 万元抵扣增值税：-1548 万元 建设期借款利息 335 万元铺底流动资金：742 万元二、编制依据 （1）山东齐鲁石化工程有限公司设计的XX股份有限公司齐鲁分公司蒸汽优化技节能技术改造可研报告设计文件和资料。（2）中国石油化工集团公司暨股份公司 石油118、化工项目可行性研究报告编制规定（中国石化咨2005154 号文）。（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投资估算编制办法（试行）（中国石化咨2006203 号文。（4）中国石油化工项目可行性研究技术经济参数与数据(2014 年版)。（5）中国石油化工集团公司石油化工工程建设设计概算编制办法（中国石化建【2008】82 号）、石油化工安装工程概算编制应用数据库（2014）（中国石化建【2011】960 号）、和石油化工工程建设费用定额2008中国石化建字 81 号。（6）中国石油化工总公司 石油化工安装工程费用定额（中国石化建【2007】620 号）、关于 2013 年动态调整119、石油化工安装工程费用定额的通知中国石化建【2014】321 号58。（7）中国石油化工集团公司 关于基本建设投资中暂停计列价差预备费有关问题的通知中国石化1999字 29 号文。（8）中国石油化工集团公司发展计划部 关于中国石油化工集团公司固定资产投资项目实施增值抵扣的通知中国石化计炼【2009】15 号。（9）项目所在地的地方定额、各类费用规定。（10）国家、部门、地方的其他有关规定。三、投资估算范围 本可研报告研究范围主要包括XX股份有限公司齐鲁分公司蒸汽优化技节能技术改造。本投资估算的建设投资费用范围包括上述工程范围内所需的固定资产费用和预备费用。四、投资估算编制办法 1、工程费用中的设120、备材料按照 2015 年价格水平确定。2、工程费用估算（1）本项目投资是参照近期设计的同类工程投资资料，结合本项目的工程内容，采用扩大综合估算指标进行估算。（2）建筑工程费用根据建构筑物的结构特点，依据当地类似工程，按单方造价进行估算。（3）特定条件下费用：包括特殊技术措施费、大型机械进出场费和大型机具租赁费等，是根据类似项目费用的发生情况并结合本项目实际估列的。3、固定资产其他费用（1）建设单位管理费、临时设施费：依据中国石化2000 建字 476 号估算。（2）工程建设监理费：依据国家发展改革委、建设部关于印发建设工程监理与相关服务收费管理规定的通知 发改价格2007670 号文计取。（3121、）勘察设计费：依据国家计委、建设部计价格200210 号工程设计勘察设计收费管理规定计算。（4）可研报告编制费：依据国家计委关于印发建设项目前期工作咨询收 59费暂行规定的通知计价格19991283 号计算。（5）环境和安全预评价费、特殊设备安全监督检验费等参照同类工程项目进行估算。4、预备费 不可预见费：按固定资产投资的 6%计算。60第二章第二章 融资方案融资方案 第一节第一节 融资组织形式选择融资组织形式选择 本项目为既有法人融资。第二节第二节 资金来源选择资金来源选择 项目资金由自有资金和银行贷款两部分构成，其比例为 30%：70%。第三节第三节 资本金筹措资本金筹措 本项目为既有法人122、资本金筹措。第四节第四节 债务资金筹措债务资金筹措 本项目为信贷融资，建设投资借款全部申请银行贷款，贷款年利率按 6.03%计（有效年利率，2015 年 3 月 1 日起执行）。第五节第五节 融资方案分析融资方案分析 一、资金来源充足性分析 项目所需资本金公司内部可以解决，其余资金由银行借款，资金的来源是有保障的。二、融资结构分析 本项目资金来源由自有资金和银行贷款两部分组成。自有资金按项目批报总投资的 30%考虑，约为 4900 万元，剩余部分申请银行贷款。三、债务结构分析 本项目不存在老债务借款。四、融资成本分析 1、资本金融资成本分析 61本项目资本金为企业自有资金，不考虑融资成本（损失123、银行存款利息）。2、债务资金融资成本分析 项目长期贷款年利率按 6.03%计，预计建设期利息为 335 万元。62第三章第三章 财务评价财务评价 第一节第一节 财务评价依据、基础数据与参数财务评价依据、基础数据与参数 一、财务评价依据的主要经济法规和文件 1、国家发展改革委、建设部建设项目经济评价方法与参数（第三版）。2、中国石油化工集团公司中国石油化工项目可行性研究技术经济参数与数据（2014 版）。3、中国石油化工集团公司颁发的石油化工项目可行性研究报告编制规定（2005 版）。4、国家现行法规、政策及有关财税制度。二、财务评价基础数据与参数 1、依据项目实际,本次评价按“增量法”对项目范124、围内增建 1 台 2.5 万 KW抽背式汽轮发电机组效益与成本进行测算；2、固定资产折旧采用平均年限法进行计算，折旧年限按综合折旧年限 15 年计；3、预计净产值率按 3%计；4、修理费按其固定资产原值的 4%计；5、投入物（1）原材料,原材料价格主要以齐鲁分公司 2010-2014 年近五年均价为依据，详见下表:表 5-3-1 原材料年消耗及价格 序号 名称 消耗量 单价（含税）1 超高压蒸汽 12.5MPa(G)336 万吨/年 220 元/吨 （2）燃料及动力,燃料及动力价格主要以齐鲁分公司现行关联交易价格为依据，详见下表:63表 5-3-2 燃料、动力年消耗及价格 序号 名称 消耗量 125、单价（含税）1 电 109.60 万 KWh/年 0.71 元/KWh 2 循环水 600 万吨/年 0.29 元/吨 3 仪表风 8 万 Nm3/年 0.14 元/Nm3 6、产品价格主要以实际核算价格为计算依据，其中电价以齐鲁分公司现行关联交易价格为依据,详见下表：表 5-3-3 产品年产量及价格 序号 名称 产量 单价（含税）1 高压蒸汽 4.5MPa(G)152 万吨/年 196 元/吨 2 中压蒸汽 1.7MPa(G)184 万吨/年 194 元/吨 3 电 19936 万 KWh/年 0.71 元/KWh 7、用于建设投资的资金在建设期内全部投入，拟在建设期 1 年结束后开始投产，126、依据项目实际，生产负荷在投产第一年按 90%考虑，第二年起之后各年均按 100%计；8、本次改造项目不考虑新增定员；9、无形资产按 10 年等额摊销；其他资产按 5 年等额摊销；10、其他制造费用按 46400 元/人。年计；其他管理费用按 75000 元/人。年计；11、营业费用按营业收入的 1%计；12、财务费用主要为利息支出，包括建设投资借款利息和流动资金借款利息；13、增值税率：除蒸汽按 13%计取，其余均按 17%计；14、营业税金及附加（1）消费税：本项目暂不考虑消费税；（2）城市维护建设税：按增值税额、营业税额及消费税额之和的 7%计；（3）教育费附加：按增值税额、营业税额及消费127、税额之和的 5%计；6415、企业所得税 本次评价不考虑税收优惠政策，所得税税率依据国家规定按 25%计；16、还款主要来源主要考虑为税后未分配利润、折旧费及摊销费；本次评价按“等额还本利息照付”对项目贷款的清偿能力进行测算，还款期限暂按 6 年计；17、项目计算期按 16 年考虑，其中建设期 1 年，生产期按 15 年计；18、财务基准内部收益率按行业规定 8%计，并按此基准收益率计算所得税后及税前净现值；19、法定盈余公积金依据行业规定按可供分配净利润的 10%进行计提；流动资金采用分项详细估算法进行估算，按生产计划逐年投入，流动资金贷款年利率按 5.46%（有效年利率）计。第二节第二节 128、成本费用估算及分析成本费用估算及分析 经测算，本项目总成本费用为 76473 万元/年，详见附表 13 总成本费用估算表。第三节第三节 财务指标计算与效益分析财务指标计算与效益分析 一、效益及财务指标计算 本项目的主要技术经济指标详见附表 1财务评价主要数据与指标汇总表。1、财务内部收益率（财务基准收益率为 8%）。项目投资财务内部收益率：所得税后为 10.51%,所得税前为 13.49%；2、财务净现值（财务基准收益率为 8%）项目投资财务净现值：所得税后为 2695 万元，所得税前为 6054 万元；3、投资回收期 投资回收期：所得税后为 8.79 年（含建设期 1 年）；从计算结果看，项129、目投资税后财务内部收益率为 10.51%,高于行业基准收益率 8%。二、财务分析 651、盈利能力 经测算，总投资收益率为 9.46%，具有较好的盈利能力，可以为企业所接受；2、偿债能力 利息备付率为 4.18，偿债备付率为 1.17，均大于 1，表明企业有能力保障利息的偿付，偿付债务有资金保障。第四节第四节 不确定性分析不确定性分析 一、盈亏平衡分析 以投产后生产期满负荷第二年的数值计算盈亏平衡点：BEP年固定成本/（年产品营业收入年可变成本年营业税金及附加）71.69%计算结果表明，达到设计能力的 71.69%时，企业即可保本，由此可见该项目具有一定的适应市场变化的能力。二、敏感性分析 本130、项目在计算期内可能发生变化的主要因素有建设投资、产品售价、可变成本及生产负荷。将各单因素按一定幅度变化时对主要指标进行计算，结果表明，产品售价和可变成本对财务内部收益率的影响较大，详见附表 16敏感性分析表。第五节第五节 财务分析结论财务分析结论 从上述各项经济指标的计算结果表明，本项目具有较好的经济效益和一定的抗风险能力，同时项目实施后可进一步降低能耗，提高蒸汽利用率，项目在经济上可行，具体表现为：1、项目投资税后财务内部收益率为 10.54%,高于行业基准收益率 8%；项目投资税后财务净现值为 2722 万元，远大于零；2、利润总额为1457万元/年，净利润为1093万元/年；总投资收益率131、为9.49%,有较好的盈利能力；3、项目投资回收期为 8.78 年（含建设期 1 年），投资回收能力较强；4、从不确定性分析中可以看出，本项目具有较强的抗风险能力。投投 资资 估估算算 表表 单位：万元、万美元 设 备购 置 费 主 要材 料 费建 筑工 程安 装 费费 其它费用合其中外币（万美元计）报批项目总投资576851171427534348716333100.00%建设投资57685117142753424101525693.41%一固定资产投资65805852142753414581585297.06%（一）工程费用6580585214275341439488.13%1总图5555132、0.34%2土建4724722.89%3设备393933735127825 47.91%3.1汽轮发电机（1CB25MW）39393373512782547.91%4电气238124336825496 33.65%4.1锅炉供电外线部分17563512108 12.90%4.2电网优化2381676331338820.74%5仪表2604725332 2.03%5.1汽机部分（1CB25MW）6047251320.81%5.2 DCS2002001.22%6特定条件下费用1001000.61%7安全生产费10881150.71%（二）固定资产其他费用14581458工程名称：XX股份有限公司齐133、鲁分公司蒸汽优化节能技术8.93%改造 占总投资比例%备 注投 资 估算值（万元）序号规模或主要工程工程项目或费用名称量66-投投 资资 估估算算 表表 单位：万元、万美元 设 备购 置 费 主 要材 料 费建 筑工 程安 装 费费 其它费用合工程名称：XX股份有限公司齐鲁分公司蒸汽优化节能技术其中外币（万美元计）改造 占总投资比例%备 注投 资 估算值（万元）序号规模或主要工程工程项目或费用名称量1特殊设备安全监督检验费20200.12%2可研报告编制费46460.28%3工程勘察费35350.21%4设计费5805803.55%5设备采购技术服务费23230.14%6竣工图编制费46460134、.28%7工程建设管理费2682681.64%8临时设施费36360.22%9工程建设监理费2172171.33%10环境影响评价费及环境监理费50500.31%11劳动安全卫生评价费20200.12%12职业卫生评价费20200.12%13节能评价费15150.09%14水资源评价费20200.12%15工程保险费43430.26%16设备监造费20200.12%二预备费9529525.83%1基本预备费9529525.83%67-投投 资资 估估算算 表表 单位：万元、万美元 设 备购 置 费 主 要材 料 费建 筑工 程安 装 费费 其它费用合工程名称：XX股份有限公司齐鲁分公司蒸汽优化135、节能技术其中外币（万美元计）改造 占总投资比例%备 注投 资 估算值（万元）序号规模或主要工程工程项目或费用名称量2工程造价调整预备费三抵扣增值税-812-736-1548-9.48%建设期借款利息3353352.05%III铺底流动资金7427424.54%68-附表附表1项目项目名称名称序序号号指标指标和和数据名称数据名称单位单位数据数据备备注注一一财务评财务评价价数据数据1项目批报总投资万元163331.1建设投资万元152561.2建设期利息万元3351.3铺底流动资金万元7422营业收入万元79082计算期均值3增值税万元1031计算期均值4营业税金及附加万元124计算期均值5总成本136、费用万元76473计算期均值6利润总额万元1454计算期均值7所得税万元364计算期均值8净利润万元1091计算期均值二二项目项目财务评财务评价价指标指标1项目投资财务内部收益率1.1所得税前%13.491.2所得税后%10.512项目投资财务净现值2.1所得税前万元6054ic8%2.2所得税后万元2695ic8%3项目投资回收期年8.79含建设期1年4项目资本金财务内部收益率%15.63所得税后5总投资收益率%9.46计算期均值6资本金净利润率%22.26计算期均值三三项目项目偿债能偿债能力力指标指标1利息备付率4.18借款偿还期均值2偿债备付率1.17借款偿还期均值3资产负债率%46.0137、1计算期均值四四企企业业财务评财务评价价指标指标1占用资本收益率(ROCE)%8.11财务评财务评价主要价主要数据数据与与指标汇指标汇总总计算期均值表表XX股份有限公司齐鲁分公司蒸汽优化节能技术改造69 附表附表2万元万元12345678910111213141516生产负荷90%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1现金流入7165279613796137961379613796137961379613796137961379613796137961379613825531.1营业收入7165279613796137138、961379613796137961379613796137961379613796137961379613796131.2回收固定资产余值4681.3回收流动资金24721.4其他2现金流出152567182977546773067730677306773067730677306773067730677306773067730677306773062.1建设投资152562.2流动资金22322402.3经营成本6820275710757107571075710757107571075710757107571075710757107571075710757102.4增值税9341038103139、81038103810381038103810381038103810381038103810382.5营业税金及附加1121251251251251251251251251251251251251251252.6调整所得税3494334334334334334334334334334334334334334332.7其他2.8维持运营投资3所得税后净现金流量-15256-177206723072307230723072307230723072307230723072307230752474累计所得税后净现金流量-15256-15433-13366-11060-8753-6446-4139-1140、83247527825089739697031201014316195635所得税前净现金流量-15256172250027402740274027402740274027402740274027402740274056806累计所得税前净现金流量-15256-15084-12585-9845-7105-4365-1625111438546594933412074148131755320293259737占用资本收益率(ROCE)6.39%8.37%8.96%9.58%10.22%10.88%9.86%9.02%8.31%7.71%7.18%6.73%6.32%5.97%6.11%计算指标：项141、目投资财务内部收益率(所得税前)：13.49%项目投资财务内部收益率(所得税后)：10.51%项目投资财务净现值(所得税前)(ic8%)：6054 万元项目投资财务净现值(所得税后)(ic8%)：2695 万元项目投资回收期(所得税前)：7.59 年项目投资回收期(所得税后)：8.79 年项目投资现金流量表项目投资现金流量表序号序号项目项目计算期计算期70 附表附表3万元万元12345678910111213141516生产负荷90%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1现金流入71652796137961379613142、79613796137961379613796137961379613796137961379613825531.1营业收入7165279613796137961379613796137961379613796137961379613796137961379613796131.2回收固定资产余值4681.3回收流动资金24721.4其它2现金流出41587266879691795337944779360792747728277282772827728277282772827728277282790132.1自有资金4158670722.2长期借款本金偿还19051905190519051905143、19052.3流动资金借款本金偿还17302.4借款利息偿还6905754603452301152.5经营成本6820275710757107571075710757107571075710757107571075710757107571075710757102.6增值税934103810381038103810381038103810381038103810381038103810382.7营业税金及附加1121251251251251251251251251251251251251251252.8维持运营投资2.9所得税15526629432335238140940940940940940144、94094094093所得税后净现金流量-4158-1016-78801662533392331233123312331233123312331233135404累计所得税后净现金流量-4158-5174-5252-5172-5005-4753-4414-208324725784908723995691190014230177705所得税前净现金流量-4158-8611883754906057192740274027402740274027402740274039496累计所得税前净现金流量-4158-5019-4832-4457-3967-3363-264396283655768316110145、5613796165351927523224项目资本金财务内部收益率：15.63%项目资本金现金流量表项目资本金现金流量表序号序号项目项目计算期计算期71 附表附表4万元万元2345678910111213141516生产负荷90%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1营业收入7165279613796137961379613796137961379613796137961379613796137961379613796132增值税93410381038103810381038103810381038103810381146、0381038103810383营业税金及附加1121251251251251251251251251251251251251251254总成本费用6998577388772737715877043769287681376813768137681376813768137681376813768135利润总额620106311771292140715221637163716371637163716371637163716376所得税1552662943233523814094094094094094094094094097净利润4657978839691055114212281228122812147、28122812281228122812288可供分配利润465797883969105511421228122812281228122812281228122812288.1提取法定盈余公积金478088971061141231231231231231231231231238.2提取任意盈余公积金8.3应付利润8.4未分配利润41971779587295010281105110511051105110511051105110511058.5累计未分配利润41911361931280337534781588669918096920110306114111251613621147269息税前利润148、13951732173217321732173217321732173217321732173217321732173210息税折旧摊销前利润240327402740274027402740274027402740274027402740274027402740利润与利润分配表利润与利润分配表序号序号项目项目计算期计算期72 附表附表5万元万元12345678910111213141516生产负荷90%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1经营活动净现金流量3530722482474244524172388235923149、31233123312331233123312331233123311.1现金流入11862347165279613796137961379613796137961379613796137961379613796137961379613796131.1.1营业收入11862347165279613796137961379613796137961379613796137961379613796137961379613796131.1.2补贴收入1.1.3其他流入1.2现金流出1150927694037713977168771967722577254772827728277282772827728150、2772827728277282772821.2.1经营成本11281466820275710757107571075710757107571075710757107571075710757107571075710757101.2.2营业税金及附加18561121251251251251251251251251251251251251251251.2.3增值税15470934103810381038103810381038103810381038103810381038103810381.2.4所得税54541552662943233523814094094094094094094094094151、091.2.5其他流出2投资活动净现金流量-17728-15256-2232-2402.1现金流入2.2现金流出177281525622322402.2.1建设投资15256152562.2.2维持运营投资2.2.3流动资金247222322402.2.4其他流出财务计划现金流量表财务计划现金流量表序号序号项目项目合计合计计算期计算期73 附表附表5万元万元12345678910111213141516生产负荷90%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%财务计划现金流量表财务计划现金流量表序号序号项目项目合计合计计算期计152、算期3筹资活动净现金流量74415256-449-2334-2460-2345-2230-2115-94-94-94-94-94-94-94-94-18253.1现金流入177281525622322403.1.1项目资本金49004158670723.1.2建设投资借款11098110983.1.3流动资金借款173015621683.1.4债券3.1.5短期借款3.1.6其他流入3.2现金流出16984268025752460234522302115949494949494949418253.2.1各种利息支出3821775669554439324209949494949494949494153、3.2.2偿还长期借款本金114331905190519051905190519053.2.3偿还流动资金借款本金173017303.2.4应付利润3.2.5其他流出4净现金流量18323-432-100-1472158244223622362236223622362236223622365065累计盈余资金-432-532-546-474-316-722164440066368873111091334515581178171832374 附表附表6万元万元12345678910111213141516生产负荷90%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100154、%100%100%100%100%1资产155912195421705206831974618896181331936120588218162304424272255002672827956274531.1流动资产总额7372813181168188834785911082713063152991753519771220082424426480269851.1.1应收账款5683630963096309630963096309630963096309630963096309630963091.1.2存货2060228722872287228722872287228722872287228722155、872287228722871.1.3现金6066666666666666666666666666661.1.4累计盈余资金-432-532-546-474-316-72216444006636887311109133451558117817183231.2在建工程155911.3固定资产净值14583135741256611558105509542853375256517550945013492248414764681.4无形及其他资产净值2负债及所有者权益15591219542170520683197461889618133193612058821816230442427225500267156、2827956274532.1流动负债总额7134792179217921792179217921792179217921792179217921792161912.1.1应付账款5572619161916191619161916191619161916191619161916191619161912.1.2流动资金借款156217301730173017301730173017301730173017301730173017302.1.3其他短期借款2.2建设投资借款1143395277622571638111905负债小计1143316661155431363811732982779217157、921792179217921792179217921792161912.3所有者权益415852936162704580149070102111143912667138951512316351175791880620034212622.3.1资本金41584828490049004900490049004900490049004900490049004900490049002.3.2资本公积2.3.3累计盈余公积金471262153114175316547779001022114512681391151316362.3.4累计未分配利润4191136193128033753478158866158、991809692011030611411125161362114726计算指标资产负债率（%）73.3375.8971.6165.9459.4152.0043.6940.9138.4736.3134.3732.6431.0629.6428.3422.55资产负债表资产负债表序号序号项目项目生产期生产期75 附表附表7万元万元234567891011121314151690%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1流动资产78038663866386638663866386638663866386638663866386159、63866386631.1应收帐款30125683630963096309630963096309630963096309630963096309630963091.2存货2060228722872287228722872287228722872287228722872287228722871.2.1原材料13601852062062062062062062062062062062062062062061.2.2辅材及燃料动力13601111111111111111.2.3在产品31205626246246246246246246246246246246246246246241.2.4产成品7160、511312145714571457145714571457145714571457145714571457145714571.2.5其它1.3现金30126066666666666666666666666666661.4预付账款 2流动负债 5572619161916191619161916191619161916191619161916191619161912.1应付帐款30125572619161916191619161916191619161916191619161916191619161912.2预收账款3流动资金22322472247224722472247224722472247161、22472247224722472247224724流动资金当期增加额2232240流动资金估算表流动资金估算表序号序号项目项目天数次数天数次数计算期计算期76 附表附表8万元万元建设期建设期1234567891借款6.03%1.1期初借款余额11433952776225716381119051.2当期借款本金11098110981.3当期借款利息3353351.4当期还本付息138462595248023652250213520201.4.1其中：还本114331905190519051905190519051.4.2 付息24146905754603452301151.5期末借款余额952162、776225716381119052债券3.1期初债券余额3.2当期还本付息3.2.1其中：还本3.2.2 付息3.3期末债券余额3借款和债券合计3.1期初余额11433952776225716381119053.2当期还本付息2595248023652250213520203.2.1其中：还本1905190519051905190519053.2.2 付息6905754603452301153.3期末余额95277622571638111905利息备付率1.802.593.123.945.348.27偿债备付率0.931.101.161.221.281.36计算指标借款还本付息计划表借款还本163、付息计划表序号序号项目项目合计合计生产期生产期77 附表附表9万元万元建设期建设期123456789101112131415161总投资180631559122322401.1建设投资15256152561.2建设期利息3353351.3流动资金247222322402资金筹措180631559122322402.1资本金49004158670722.1.1用于建设投资415841582.1.2用于支付利息2.1.3用于流动资金742670722.2债务资金131631143315621682.2.1用于建设投资11098110982.2.2用于建设期利息3353352.2.3用于流动资金17164、3015621682.3其他资金项目总投资使用计划与资金筹措表项目总投资使用计划与资金筹措表序号序号项目项目合计合计生产期生产期78 附表附表10万吨，万元万吨，万元销量销量销售收入销售收入产品营业收入产品营业收入20272.00796131高压蒸汽 4.5MPa(G)196152.00298191中压蒸汽 1.7MPa(G)194184.00356352电0.7119936.0014158营业收入估算表（基于营业收入估算表（基于100%负荷）负荷）序号序号项目项目单价或费率（元单价或费率（元/吨）吨）数据数据79 附表附表11万吨，万元万吨，万元消耗量消耗量费用费用1原材料原材料740381165、.1超高压蒸汽 12.5MPa(G)220336.00740382辅助材料辅助材料3燃料动力燃料动力2533.1电0.710109.60783.2循环水0.29600.001743.3仪表风0.148.001小计小计74291外购原辅材料及燃料动力费估算表（基于外购原辅材料及燃料动力费估算表（基于100%负荷）负荷）序号序号项目项目单价（元单价（元/基本单位）基本单位）数据数据80 附表附表12营业税金及附加、增值税估算表（基于营业税金及附加、增值税估算表（基于100%负荷）负荷）万元万元计取基数计取基数数额数额税金合计税金合计11631增值税10381.1销项税95871.1.1产品高压蒸汽166、 4.5MPa(G)13%2981934311.1.2副产品中压蒸汽 1.7MPa(G)13%356354100电17%1415820571.2进项税85491.2.1原材料7403885181.2.1.1超高压蒸汽 12.5MPa(G)13%7403885181.2.2辅助材料1.2.3燃料动力253311.2.3.1电17%78111.2.3.2循环水13%174201.2.3.3仪表风17%102营业税金及附加1252.1消费税2.2城市维护建设税7%1038732.3教育费附加5%103852序号序号项目项目费率费率或费额或费额数据数据81 附表附表13万元万元234567891011167、1213141516生产负荷90%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1生产成本6849375922759227592275922759227592275922759227592275922759227592275922759221.1原材料6663474038740387403874038740387403874038740387403874038740387403874038740381.2辅助材料1.3燃料动力2282532532532532532532532532532532532532532531.4工资及福168、利费1.5制造费用1632163216321632163216321632163216321632163216321632163216321.5.1折旧费1008100810081008100810081008100810081008100810081008100810081.5.2修理费6246246246246246246246246246246246246246246241.5.3其他制造费用2管理费用2.1摊销费2.2其他管理费用3财务费用7756695544393242099494949494949494943.1利息支出7756695544393242099494949494949169、494943.1.1流动资金借款利息8594949494949494949494949494943.1.2长期借款利息6905754603452301154营业费用7177967967967967967967967967967967967967967965总成本费用699857738877273771587704376928768137681376813768137681376813768137681376813其中：固定成本312330972982286727522637252225222522252225222522252225222522 可变成本66862742917429174291170、74291742917429174291742917429174291742917429174291742916经营成本682027571075710757107571075710757107571075710757107571075710757107571075710 总成本费用估算表总成本费用估算表序号序号项目项目计算期计算期平投投投投投投投投投投投投投投投82 附表附表14万元万元1固定资产合计1.1原值15591153%1.2折旧费1008100810081008100810081008100810081008100810081008100810081.3净值1458313574125171、6611558105509542853375256517550945013492248414764682更新设备2.1原值2.2折旧费2.3净值3合计3.1原值3.2折旧费1008100810081008100810081008100810081008100810081008100810083.3净值1458313574125661155810550954285337525651755094501349224841476468151011121314固定资产折旧费估算表固定资产折旧费估算表序号序号项目项目原值原值折旧年折旧年限（或限（或折旧折旧率）率）残值残值率率234165678983 附表172、附表15万元万元23456789101112131415161无形资产101.1摊销1.2净值2其他资产52.1摊销2.2净值3合计3.1摊销3.2净值无形资产及其他资产摊销估算表无形资产及其他资产摊销估算表序号序号项目项目摊销年限摊销年限原值原值84 附表附表16序号序号不确定因素不确定因素变化率变化率项目投资财务内部收益率（项目投资财务内部收益率（%）敏感度系数敏感度系数基本方案基本方案10.515%9.70-0.158610%8.96-0.1550-5%11.35-0.1704-10%12.27-0.17555%27.043.307710%42.243.1724-5%#DIV/0!#DI173、V/0!-10%#DIV/0!#DIV/0!5%#DIV/0!#DIV/0!10%#DIV/0!#DIV/0!-5%26.42-3.1846-10%41.17-3.06555%11.310.162010%12.100.1582-5%9.660.1666-10%8.800.17084生产负荷 注：表中“#DIV/0!”表示该数据已在指标可接受范围之外，没有意义。敏感性分析表敏感性分析表1建设投资2产品售价3可变成本85 附表附表170%5%10%15%20%25%30%35%40%-0.1-0.0500.050.1内部收益率内部收益率变化率变化率敏感性分析图敏感性分析图建设投资产品售价可变成本生产负荷86附表附表180%10%20%30%40%50%60%70%80%90%盈亏平衡点趋势图盈亏平衡点趋势图盈亏平衡点87 山东齐鲁石化工程有限公司批准审定审核校核制图设计版 次比例修改说明日 期共 1 张校核人专业修改人第 1 张审核人热工设计项目设计阶段会签专业签字日期2015年日期签字专业会签山东齐鲁石化工程有限公司批准审定审核校核制图设计版 次比例修改说明日 期共 1 张校核人专业修改人第 1 张审核人热工设计项目设计阶段2015年