烟气余热回收利用项目(节能)可行性研究报告 51页

'XXXXXXXXX建材有限公司锅炉烟气余热回收利用项目可行性研究报告企业法人：项目负责人：经营地址：二〇一三年三月51 目录第一章概述11.1项目概况及编制依据范围11.2项目建设的必要性21.3建设规模41.4主要技术原则4第二章拟建项目情况和工艺方案62.1工艺流程62.2余热回收72.3烟气系统142.4主厂房布置172.5电气部分172.6供排水系统172.7工程主要设备172.8仪表控制系统182.9土建部分18第三章环境保护203.1环境影响评价执行标准203.2废气产生及防治措施203.3废水产生、治理及排放203.4噪声防治203.5施工期间污染分析及环保措施213.6厂区绿化223.7环保设施的投资估算22第四章消防、劳动安全与工业卫生234.1消防234.2劳动安全与工业卫生23第五章节约和合理利用能源275.1项目概况275.2项目节能的意义及工作重点275.3用能标准和节能规范285.4项目节能分析285.5节能措施和节能效果分析30第六章劳动组织和定员33第七章工程实施条件和进度347.1项目施工实施347.2施工进度34第八章财务评价及投资估算358.1投资估算358.2财务评价38第九章结论439.1主要结论439.2主要技术经济指标4451 第一章概述1.1项目概况及编制依据范围1.1.1项目概况项目名称：XXXXXXXX建材有限公司锅炉烟气余热回收利用项目项目法人：XXXXXXX建材有限公司法人代表：XXXX建设规模：根据链条蒸汽式锅炉装置工艺情况，确定本工程的建设规模为一台新型中温中压余热锅炉，西门子S7—200控制器、现场变频器、动力控制单元、一次仪表和其他辅助设备，实现对锅炉燃烧系统的控制。1.1.2编制内容本可研报告主要对烟气余热回收利用项目建设的必要性、原始条件及可行性等几方面进行研究论证，并对余热回收利用项目内的各系统进行技术经济分析：1、通过锅炉装置工艺中烟气余热综合利用项目的规模、建设条件、设备布置、工程实施以及对社会、环境的影响等方面的研究，评价项目实施的可行性。2、本可研研究的范围包括项目规模的确定、项目建设情况、工艺方案、环境保护、生产组织和定员、项目实施进度、投资估算和经济评价等内容。3、本项目投资范围为烟气余热回收利用范围内的主要生产工程的建设投资、项目附属生产和辅助设施的建设投资。51 4、进行项目的投资估算和经济评价，分析该项目的经济性，对项目的风险因素进行风险分析，为项目的可行性决策提供依据。1.1.3依据范围本可研报告根据下列文件和资料进行编制：1、2008年4月1日起实施的《中华人民共和国节约能源法》2、国家发改委《产业结构调整指导目录（2007年本）》3、2006年1月1日实施的《中华人民共和国可再生能源法》4、建设单位提供的相关资料1.2项目建设的必要性1.2.1本项目是锅炉装置工艺的烟气余热回收利用工程海科气分公司主要工艺装置有：80万吨/年重油催化裂化装置和12000m3n/h制氢联合装置；10万吨/年气体分馏装置；集团在2007年投资建设80万吨/年催化裂化及配套装置，一方面可消化掉全部蜡油和部分渣油，提高全厂轻油收率，提高经济效益；另一方面，为下一步走炼化一体化之路奠定基础。此80万吨/年催化裂化及配套装置同时产生Q=216000Nm3/h，t=/650～680℃的高温高压烟气，大量的高温烟气有很大的利用价值，目前企业有一台额定容量10t/h的余热锅炉，产生1.0Mpa的低压蒸汽6.8/h，由于容量小，只能吸收小部分烟气余热，烟气排烟温度达380℃，大量余热不能回收利用。所以集团计划拆除现有的余热锅炉，新上一台5900kW的烟气轮机组和一台新型中温中压余热锅炉，充分回收烟气中的余热，使烟气排烟温度下降到150℃以下。本项目拟针对80万t/a催化裂化装置中产生的高温烟气，进行技术改造。1.2.2本项目的建成将会产生良好的经济效益通过吸收烟气余热51 加热锅炉给水，降低排烟温度，提高锅炉热效率进行回收综合利用，既节约了煤的资源，又给企业带来良好的经济效益。如果能将余热充分利用，便可直接降低20%左右的能源成本和5%以上的综合成本，全行业每年节约195万吨标准煤的能耗。1.2.3本项目的实施，符合国家相关产业政策1996年8月，国务院批转发布了国家经贸委、财政部和国家税务总局《关于进一步开展综合利用的意见》，将资源的综合利用开发作为国家可持续性发展的一步重要战略，并且明确了资源综合利用的内涵包括：在矿产资源开采过程中对共生、伴生矿进行综合开发与合理利用；对生产过程中产生的废渣、废水、废气、余热、余压进行回收和合理利用；对社会生产和消费过程中产生的各种废旧物资进行回收和再生利用；在《中华人民共和国节约能源法》的合理使用与节约能源章节中也规定，国家鼓励余热余压利用等技术；符合国家《“十一五”十大重点节能工程实施意见》中规定的余热余压利用工程。可见，本项目是实施余热综合利用发电工程，符合国家有关产业政策和法律规定，具有显著的社会效益。综上所述，东营市海科气分有限责任公司80万吨t/a催化裂化装置烟气余热回收利用项目是一项节能、经济、社会效益均显著的项目。它的建成实施对企业可持续发展及节约能源都具有十分重要的意义。1.3建设规模根据东营市海科气分有限责任公司80万吨t/a催化裂化装置工艺所产生的烟气余热情况，选取一台新型中温中压余热锅炉与一台5900kW烟气轮机组。51 1.4主要技术原则（1）本着催化裂化装置烟气余热全部综合利用的原则来确定机组的装机规模。（2）设备布置在公司厂区内作到既能满足生产及安全有关规定的要求，又要紧凑，减少占地。（3）主体工程与环保、安全和工业卫生同时考虑，尽量减少对环境的影响。（4）公司现有装置能满足本工程需要的，不再重复建设。（5）节约工程投资、降低工程造价、缩短建设周期，力求较好的经济效益。51 第二章拟建项目情况和工艺方案2.1工艺流程原料油自装置外进入原料油罐，经原料油泵升压后，再经顶循环油-原料油换热器、原料油-循环油浆换热器加热至200℃左右进入提升管反应器，在此与~690℃的高温催化剂接触并迅速升温、汽化，发生催化裂化反应。反应油气与待生催化剂在提升管出口处经粗旋迅速分离，再经单级旋风分离器进一步除去携带的催化剂细粉，最后离开沉降器，进入分馏塔。待生催化剂经粗旋及沉降器单级旋风分离器料腿进入位于沉降器下部的汽提段，在此与蒸汽逆流接触以置换催化剂所携带的油气。汽提后的催化剂沿待生立管下流进入再生器，在690℃左右的再生温度、富氧及CO助燃剂的条件下进行逆流完全再生。烧焦过程中产生的过剩热量由外取热器取走。再生后的催化剂通过再生斜管，进入提升管反应器底部，以干气作提升介质，完成催化剂加速、整流过程，然后与雾化原料接触。51 本项目余热利用的烟气来自再生器。本装置为重油催化裂化，主要以常压渣油为原料，原料油在分子筛催化剂表面发生裂解反应。生成轻质油和焦炭，焦炭产率12%，所生成焦炭附着在催化剂表面。覆盖了催化剂的活性中心，使催化剂失去了催化作用，必须用烧焦的方式将催化剂表面的焦炭烧掉才可以恢复催化剂的活性，循环使用，这一过程叫做催化剂再生过程。催化剂的再生过程发生场所在再生器。表面附着焦炭的催化剂叫待生催化剂，待生催化剂进入再生器后，在700℃高温下与主风接触燃烧，烧掉焦炭，使催化剂再生，再生器烧焦所需的主风由主风机提供，因主风机用电机带动，在此过程中产生大量高温烟气。烟气温度：680℃；烟气压力：260kpa；流量：3600Nm3/min，再生器产生的高温烟气经一级、二级细旋回收烟气中携带的催化剂后进入现有的10t/h余热锅炉产，1.0Mpa低压饱和蒸汽，蒸汽并入公司低压蒸汽管网供各装置用汽。由于烟气余热回收利用的太少，排烟温度为350℃。2.2余热回收再生器烧焦产生的高温高压烟气，蕴含大量的热能与压力能，有很高的回收利用价值，根据国内炼化企业利用烟气的经验，本项目上两套烟气回收利用装置，一套是额定功率为5900kW的烟气轮机代替现有主风机的电动机，一套是额定蒸发量为75t/h的余热锅炉代替现有的10t/h余热锅炉。2.2.1烟气轮机组系统烟气轮机（简称烟机）是石油化工行业常用的余热余压利用设备之一，它利用催化裂化装置生产过程中产生的高温再生烟气余热驱动离心式或轴流式空气压缩机作功或给发电机提供动能。本催化裂化装置现有的主风机组采用主风机+电动/发电机两机组配置。主风机为离心式风机，型号MCL1004-7，设计流量1500m3n/min，设计出口压力0.4MPa（绝）。电动机为鼠笼式异步电动机/发电机，型号YFKS900-4，功率6300kW。根据催化裂化装置产生的烟气特点和主风机所需电动机的功率，本项目选取一套轴功率为5900kW的烟气轮机和原有电动机配套使用。烟气轮机主要技术数据如下：1）主要技术数据a、介质组分（v%）51 组分N2H2OCOCO2SO2O2总计v%73.4410.180.013.580.112.69100b、烟气中含催化剂浓度和粒度分布催化剂浓度≤0.2/m3n粒度分布重量：%〉10u3~54~10u5~172~2u15~400~2u40~802）主要的技术性能数据型号：YL6000D介质：催化再生烟气进气温度：660℃进气压力：0.21MPa(abs)排气压力：0.106MPa(abs)进口流量：1450m3n/min轴功率：5900kW3）结构特点YL－6000E烟气轮机为水平轴向进气，垂直向上排气，单级悬臂转结构，它主要由转子组件、进气机壳组件、过渡衬环、排气机壳组件、油承箱和轴承、底座及轴封系统等部分组成。另外，为保证机组正常运行，还设有润滑、冷却、密封及检测等系统。a、转子组件转子由轮盘、动叶片和主轴等组成。轮盘与主轴之间，以止口定位，并热装在轴端，以保证工作时良好地定心。考虑到轮盘和拉杆在热工作时的热膨胀变形等因素后，具有足够预紧力的拉杆将轮盘与主轴联结固定，利用螺栓外面的衬套传扭。51 轮盘为实心结构，轮缘开枞树形叶根槽，用以装入带枞树形叶根的动叶片、用锁片锁紧定位。动叶片叶型为反动式，为防烟气中催化剂对叶片的冲蚀，在叶身上喷涂耐磨涂层。主轴轴前段的外圆是密封段。转子悬臂支承在两个径向轴承上，轴向定位由推力轴承实现。为保证烟机可靠工作。在出厂前对转子要做动平衡和超速试验。进气机壳组件主要由进气机壳、进气锥、静叶组件及支座等组成，进气机壳、进气锥组焊在进气机壳内，静叶组件由整体固定镶套和静叶片构成一组合件，用螺栓紧固在进气锥尾部，静叶表面和静叶环内表面喷涂耐磨涂层。在进气壳体上、设有可调式辅助挠性支撑。b、过渡衬环过渡衬环采用整体结构，过渡衬环的设计考虑到了使流道均匀变化。环上设置了防冲蚀台阶，并在整个流道内表面喷涂耐磨涂层。c、排气机壳排气机壳为整体型。它由进、出口法兰扩压器及壳体组成，整个机壳用进口法兰上的两个支耳及机体上的两个支耳支撑在底座上，在进口端法兰的两个支耳和底座的支承面之间设置横向导向键；在排气机壳的前端和后端设置纵、横导向键，以保证中心不变。d、轴承箱及轴承51 轴承箱由箱体和箱盖组成。轴承箱内装有轴承和油填充及检测转速、轴振动、轴位移和相位探头，并接有轴承润滑油进、出口管线。轴承部件由两个径向轴承和一个止推轴承组成，固定在轴承箱内。径向轴承为四油叶滑动轴承。e、轴封系统轴密封系统由两段迷宫密封组成，蒸汽由靠近迷宫密封前端注入，使其沿着轮盘径向流动进入机壳，与烟机排出的烟气混合排出，汽封内的蒸汽压力与动叶后的烟气压力实行差压控制，密封空气有两路，其中一路由中间轴封注入，实行手动控制，轴封空气压力略高于蒸汽压力，以防止蒸汽由轴端泄出，轴封空气一部分流入抽气空腔，和少量蒸汽一起由抽气口排出机外；另一部分经迷宫密封泄入大气。另一路为油封空气，防止轴承箱内的油进入烟机，一部分经迷宫密封泄入大气，另一部分进入轴承箱后排入大气。f、轮盘蒸汽冷却系统为降低轮盘和叶片的工作温度烟机轮盘设有蒸汽冷却。冷却蒸汽沿轮盘表面作径向流动，冷却轮盘的前侧面后进入流道。烟机的冷却系统通过温度调节系统来控制盘前温度维持现在规定的范围内。g、润滑油系统烟气轮机与压缩机、电动机及变速箱共用一个油站，润滑油经润滑油进油集合管后分别经进油支管进入前、后端径向轴承和推力轴承，润滑油经轴承箱和润滑油出口支管流入机组回油集合管。润滑油进轴承时的压力：前轴承控制在0.15～0.18MPa。j、底座51 支撑排气机壳的两个支座用水冷却，以保证该机组的中心标高不变。k、就地仪表盘所设监测仪表有：轮盘冷却蒸汽压力、烟机排气压力、密封蒸汽压力、密封蒸汽腔压力、密封空气入口压力、轴封蒸汽与烟气压差、油封空气入口压力4）机组正常工况的功率平衡值机组正常工况的功率平衡值（予计值）（注：＋为发电，一为用电）项目夏季最热月平均烟机输出功率，kW+5900主风机输入轴功率，kW-6283齿轮箱消耗功率，kW-150联轴器消耗功率，kW-15电动机输出功率，kW+548烟气轮机投运后，每年可为企业节电4720万kWh（年运行小时数按8000小时），折标煤16756吨。2.2.2余热锅炉系统1、余热锅炉简介由于烟气轮机只能回收利用部分烟气的热量，现有的10t/h余热锅炉也不能满足要求，为了充分回收烟气余热，本工程拟新上一台中温中压51 余热锅炉。余热锅炉由过热段、蒸发段及省煤段组成，并设置了给水预热器，设备型号：Q12.5/500-10/80-450/3.82型，参数为中温中压。在余热锅炉前下部布置有补燃室，补燃室由低温过热器组成。补燃室出来的高温烟气与烟气轮机出来的烟气混合，依次流经高温过热器、折向烟道、蒸发段、省煤器，然后去烟囱。蒸发段受热面以150倾角布置，以利于水循环。省煤器蛇形管均匀水平布置，可以完全疏水。2、余热锅炉技术参数自产蒸汽量：6.3t/h喷入减温水量：0.78t/h过热蒸汽总量：70t/h省煤器总流量：71.4t/h锅炉给水温度：95℃省煤器供水温度：200℃烟气总阻力：250H2Omm3、产汽系统自系统来的除盐水先在装置内换热，然后经除氧器除氧。高压除氧水先进余热锅炉省煤器。预热后的除氧水分别送至余热锅炉汽包、外取热器汽包、循环油浆蒸汽发生器汽包及分馏二中蒸汽发生器汽包。外取热器和循环油浆蒸汽发生器产的中压饱和蒸汽和余热锅炉自产的中压饱和蒸汽一起在余热锅炉过热段过热，一部分供气压机的蒸汽轮机使用，其余部分送出装置。余锅产生的中压过热蒸汽，采用两条管材为15CrMo管道送到各用汽点。一路管径为DN350，用于驱动蒸汽轮机，作为气压机的动力系统，经气压机后，降为低压蒸汽1.0Mpa，并入低压蒸汽管网送至为各装置提供用汽；另一路管径为DN200，至反应系统，作为沉降器防结焦蒸汽和汽提蒸汽。本部分所利用的余热热源情况如下：再生器内余热：Q=17445/25000kW(正常/最大)51 再生烟气余热：Q=17370kW油浆余热：Q=11735/12909kW(正常/最大)二中段回流余热：Q=1745/2000kW(正常/最大)低温余热：Q=14244kW产汽系统是为回收再生器内余热及工艺物流中高温位余热而设置的，循环油浆、分馏二中及再生器内催化剂温位较高，组成一个中压产汽系统，产中压饱和蒸汽(255℃，4.22MPa)。余热锅炉系统回收再生烟气的物理显热，产生中压饱和蒸汽，并过热产汽系统和余热锅炉系统所产生的所有饱和蒸汽至450℃，3.82Mpa。设置一台余热锅炉回收再生烟气余热，其中烟气高温段过热中压饱和蒸汽，中温段产生中压饱和蒸汽，低温段预热装置及余热锅炉本体产汽用的除氧水。并在余热锅炉内设置辐射过热段，通过补燃燃料气，保证将中压蒸汽过热到450℃，3.82MPa。4、余热锅炉回收热量计算1）低温段省煤器回收余热：Q1=4.18×71.4×103×(260-95)=49244.580×103KJ/h2）中温段产生中压饱和蒸汽回收余热：Q2=6.3×103×(2799-1135)=10483.2×103KJ/h3）高温段过热中压饱和蒸汽至3.82MPa，450℃回收余热：Q3=70×103×(3333-2799)=37380×103KJ/h4）新建余热锅炉总共回收利用的热量：Q=Q1+Q2+Q3=49244.58×103+10483.2×103+37380×103=97107.79×103KJ/h5）原有余热锅炉回收热量计算51 原有一台容量为10t/h的余热锅炉，实际产1.0MPa的低压饱和蒸汽6.8t/h，其回收利用的烟气余热为：Q4=6.8×103×(2776-397)=16177.2×103KJ/h。6）本工程投产后多回收热量△Q=97107.79×103-16177.2×103=80930.7×103KJ/h折成产3.82MPa，350℃蒸汽29.9t/h。折标煤3.76t/h，全年30071吨。2.3烟气系统2.3.1现有烟气系统因主风机用电机带动，再生器产生的高温烟气经一级、二级细旋回收烟气中携带的催化剂后进入余热锅炉产1.0Mpa低压蒸汽，蒸汽并入公司低压蒸汽管网供各装置用汽。2.3.2本工程投产后烟气系统再生器产生的高温烟气经一级、二级细旋回收烟气中携带的催化剂后进入三级旋分器、四级旋分器进一步分离出烟气中携带的催化剂颗粒。要求进烟汽轮机前烟气中催化剂含量≤0.2g/m3n。从四旋出来的烟气一部分通过改造流程进入烟机，推动烟机叶轮做功，带动主风机供风，烟气经烟机后进入余锅；另一部分通过原流程经压控阀去余锅。进入余锅的烟气温度650℃，经过过热段、蒸发段和省煤器，回收烟气所蕴藏的能量达到产生蒸汽和过热蒸汽的目的，除氧水在省煤器与烟气余热换热加热除氧水，将再生烟气温度降至150℃，排入大气。改造前后烟气流程示意图如下：烟气总的流程图见附图51 节能技术改造前平面示意图（虚线方框内为改造部分）高压电机烟囱余热锅炉51 再生器风道烟道主风机51 烟道主风机节能技术改造后平面示意图（虚线方框内为改造部分）高温闸阀高温蝶阀烟道烟道再生器三旋烟气轮机高压电机烟囱余热锅炉高效省煤器51 2.4主厂房布置烟气余热利用项目位于催化裂化装置厂区内，在厂区的东南边，占地面积约1500m2。包括两台装置，一套是功率为5900kW的烟气轮机组，一套是额定蒸发量为75t/h的余热锅炉。余热锅炉南北向露天布置，占地面积为29.3×25.25m2，余热锅炉西面布置两台锅炉给水泵和除氧器，东面为烟机厂房，厂房南北长24米，东西宽24米，高22米，运转层高6米，烟机和备机南北向并列布置在运转层上，零米布置两台润滑油站，一用一备。设一台起重量为30/5的吊车，轨顶标高17.8米。2.5电气部分本项目的用电设备只有两台功率为220kW的锅炉给水泵，一用一备，用电取自现有电网，对集团公司的电力系统不会产生影响。2.6供排水系统本项目年耗除盐水64万吨，由集团现有除盐水站供给，生活用水接自厂区自来水管网。排水主要是锅炉排污，锅炉排污率为2%，连续排污经过连排扩容器扩容后，蒸汽进除氧器加热给水，扩容后的热水进厂区热水管网循环使用。定期排污进定期排污扩容器降温后排入厂区污水管网。2.7工程主要设备本工程所有设备均选为国产设备，清单如下：序号设备名称单价台数总价备注1烟气轮机86518652高效省煤器21524303三级旋分器27512754四级旋分器55.155.51 5催化剂储罐46.146.6临界喷嘴10811087水封罐17.117.8高温平板闸阀501509高温蝶阀43.143.10单式万向铰链型膨胀节1233611复式万向铰链型膨胀节1911912烟机出口膨胀节2512513燃气脉冲吹灰器1211214锅炉上水泵2725415主风机主油泵11.111.16主风机辅油泵10.110.17除氧水换热器42.142.18减温减压器28.128.19配电柜157115720505仪表控制系统167116721余热锅炉496149622除氧器681682.8仪表控制系统本项目的控制系统采用DCS集中控制系统，布置在现有的主控室内，不再另上控制室，即节约投资，又便于管理。2.9土建部分2.9.1厂址自然条件建筑场地类别为III类，场地工程地质条件良好，各层地基土分布均匀，层位较为稳定，无不良工程地质现象。2.9.2主厂房建筑结构51 主厂房以柱距6.0m为模数布置，跨度24.0m，长度24m。烟机房内设32/5t电动桥式起重机1台，吊车轨顶标高17.8m，屋架下弦22m。运转层标高6m，采用大平台布置形式，检修场地设在烟机房南端。在±0.000m分设两个能进出车辆的大门，以便设备安装和检修。设电动排汽天窗，加强采光和通风效果。机房柱基础采用钢筋混凝土独立基础。厂房上部结构采用现浇钢筋混凝土框排架结构。屋面围护结构为梯形钢屋架和预应力大型屋面板。2.9.3抗震措施本工程的建（构）筑物结构设计按7度抗震设防。建（构）物结构均按7度进行抗震验算，另外根据抗震规范对填充墙、女儿墙等采用构造柱、圈梁、拉结筋等构造措施进行加强加固。51 第三章环境保护3.1环境影响评价执行标准1、《石油化工企业环境保护设计规范》SHJ3024-952、《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）3、《污水综合排放标准》（GB8978-1996）4、《工业企业厂界噪声标准》（GB12348-1990）5、《空气环境质量标准》（GB3095-1996）3.2废气产生及防治措施本项目是余热回收项目，没有增加新的废气产生源，不会对周边大气环境产生有害影响。3.3废水产生、治理及排放本工程内部各单元产生的废水主要为生活污水、锅炉排污等，排放的水质不含有害物质。锅炉排污水一部分进入厂区热水管网，一部分进入集团现有污水排放系统。表3-1拟建工程废水产生情况一览表序号废水种类产生量（m3/h）主要污染物处置途径1主厂房排水1清净下水进厂区污水管网2锅炉排污1温度较高pH>7、属清洁废水进热水管网3锅炉排污0.4pH>9、属清洁废水进厂区污水管网3.4噪声防治本项目的噪声污染源主要来自烟气轮机机组、给水泵和消音器等设备。51 主要设备噪声表序号设备名称噪声级db（A）1烟气轮机机组90-932给水泵89-923锅炉排汽130噪声防治措施主要有以下几点：1、从治理噪声源入手，在设备订货时要求厂家制造设备的噪声不超过设计值，并在一些必要的设备上加装消音器、隔音装置。2、在设备、管道设计中，应注意防振、防冲击，以减轻噪声。应注意改善气体输送时流场状况，以减少气体动力噪声。3、在厂房建筑设计中，应尽量使主要工作和休息场所远离强声源，并设置必要的值班室，对工作人员进行噪声隔离。4、在厂区总体布置中统筹规划、合理布局、注重噪声间距。在厂区、厂前区及厂界内外广泛建立绿化带，可进一步减轻噪声对周围环境的影响。3.5施工期间污染分析及环保措施施工期间，由于使用大量的机械设备、器具和运输工具，将对周围环境产生一定的污染，主要有空气污染和噪声污染。空气污染主要为挖土机、推土机等机械作业产生的扬尘，以及汽车运输产生的扬尘。噪声主要来源于挖土机、推土机、打桩机、搅拌机等工程机械作业时产生的噪声。施工期间主要是扬尘和噪声污染。施工过程中注意施工组织，正确使用施工机械，及时清理施工现场，禁止夜间施工，能起到较好的环境保护作用。51 3.6厂区绿化充分利用电厂内空地绿化可以改善环境，降低噪声，清洁空气。在绿化植物的选择上考虑以抗污染、吸收有害气体、净化空气及适应性强的植物为主，种植在厂房周围、道路两侧，以减轻噪声对厂区及厂外环境的污染和美化厂内环境。3.7环保设施的投资估算本技改项目投产后，将在环境保护设施方面投资约20万元人民币，采取相应治理措施对产生的污染源进行控制，具有较为明显的环境效益。本项目通过采取技术上可行、经济上合理的环保措施对废气、废水及噪声进行严格的治理，使各主要污染物达标排放，不仅可减少缴纳的排污费，同时也能够减轻工程对环境的污染。51 第四章消防、劳动安全与工业卫生4.1消防4.1.1　概述现公司已设完善的水消防系统，本工程只需在主厂房外四周设环形管网，主厂房内各层均设消防设施，满足火灾时灭火需要。建构筑物的防火距离均按国家标准设计，厂内道路的布置按规范要求，在主厂房周围设有环形通道，并考虑回车要求。4.1.2消防设计的主要原则消防设计执行GB50016-2006《建设设计防火规范》和DLGJ24-81《火力发电厂生活、消防给水和排水设计技术规定》。4.1.3消防设施烟机房内配有一定数量的消火栓。主油箱设有事故油坑，油系统的电机均采用防爆电机，烟机本体设置有灭火器材（汽机本体自带），并设有喷淋水管。在主厂房各层内均设置室内消火栓。主厂房附近道路两旁、十字路口处均设置室外地上消火栓。4.2劳动安全与工业卫生4.2.1编制依据：1、《中华人民共和国劳动法》2、《建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定》3、《化学危险品安全管理条例》4、《中华人民共和国职业病防治法》4.2.2采用标准：1、《工业企业照明标准》（GBJ87-85）51 2、《工业企业煤气安全规程》（GB6222-86）3、《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50058-92）4、《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》（DL5056-1996）4.2.3劳动安全及工业卫生4.2.3.1简述根据劳字[1998]48号文件《关于生产性建设工程项目中职业安全卫生监督的暂行规定》中的TJ36-79《工业企业设计卫生标准》的规定，本工程在各个生产环节上设置了有关防火、防爆、防毒、防腐蚀、防噪声、防机械伤害、防雷电、采暖通风采光照明、安全卫生等方面的相应措施。4.2.3.2建筑物防火设计原则根据《建筑设计防火规范》可知，建构筑物均为一、二级耐火等级，主厂房运转层的控制室墙体及吊顶材料采用非燃烧材料，所有建构筑物均不少于两个出口，其他建筑物均按有关规定要求等级进行设计，以满足防火要求。4.2.3.3防火、防爆及防雷1、防火防爆措施（1）在厂区平面布置中，各生产区域、装置及建筑物间考虑足够的防火安全距离，并铺设相应的消防通道。（2）在生产工艺中，厂房内采取通风措施降低爆炸性物质浓度。（3）厂房周围安装避雷设施，设备和管道安装可靠的防静电措施。51 （4）在电气设计中，在爆炸和火灾危险性场所，严格按照环境的危险性质，根据有关规程配置相应的电器设备和灯具。电缆穿墙孔洞采用防火材料封堵。2、其他安全措施（1）各生产系统拟设出现不正常现象时的报警信号装置（2）对设备进行定期检修，保证设备完好率（3）消防系统以水为主，移动式灭火器为辅，主厂房周围消防系统采用环状管网，室内外设置消防水管及相应的消防栓。4.2.3.4防电伤1、各种电压等级的电气设备的对地距离，操作走廊尺寸的设计，符合〈高压配电装置设计技术规程〉的规定；2、所有电气设备均采用接地或接零防护措施；3、在控制室内设有DCS系统，设有保护信号、监视、报警及事故跳闸保护功能；4、为防止电气误操作，各隔离开关与相应的断路器、接地刀闸和母线接地器之间装设防止电气误操作的闭锁装置，以保证运行人员的安全。4.2.3.5防机械伤害及其他伤害转动设备的转动部分、联轴器等均设有保护罩；生产厂房内外工作场所的井、坑、洞、孔或沟道设置与地面平齐的坚固盖板。所有升降口、大小孔洞、楼梯和台，均设置防护栏杆；需登高检查和维修设备处，设置楼梯和栏杆等防护设施，以防止坠落伤害4.2.3.6事故的抢救、应急及疏散措施51 对于火灾事故，利用设置的火灾自动报警系统和电话向消防站报警，并根据物质的性质，利用配备的消防器材进行扑救。主要厂房设两个以上的安全出口，通向室外的主要通道应设事故排风启动按钮，易发生事故的场所设置相应的应急照明设施。主要生产及消防设备均采用两路电源供电，在易发生事故的生产场所自动控制系统设置相应的手动装置。4.2.4综合评价综上所述，本工程结合石油生产工艺及特点，针对其危害及危险因素，相应地采取了各种技术措施和防范措施，并尽可能地将危害劳动者身体健康与安全的各种因素控制到最小或最低的程度，以便有效地改善职工的生产劳动条件，保护职工的健康与安全。51 第五章节约和合理利用能源5.1项目概况本项目的建设实施，是为了积极配合国家节能减排工作，探索循环经济发展模式，从企业内部各个环节、管理过程入手，挖掘生产潜力，完成节能减排生产目标和切实可行的节能减排措施。东营市海科气分有限责任公司依靠科技进步，严格遵守节能法律及标准，落实目标责任，强化管理措施，应用先进适用的节能技术，为我国节能减排总体目标的实现贡献自己的最大努力。为降低生产成本，使节能减排提高资源利用率，东营市海科气分有限责任公司决定建设本烟气余热利用，项目建成后，无论从企业经济效益角度还是从社会环境效益方面，都有着积极的意义。5.2项目节能的意义及工作重点本项目的节能具有双层意义：一方面，随着经济快速发展，我国主要能源和初级产品的供求格局发生了较大变化，资源对经济发展的制约作用逐渐显现，节约能源已经被视为与煤炭、石油、天然气和电力同等重要的“第五能源”；另一方面，电力体制改革实施了厂网分开、竞价上网，环保治理、排污收费增加等，也对企业如何减少生产环节中各项损失、降低燃料耗量、降低发电成本提出了更高要求。企业为了能在市场经济环境下求得生存与发展，采用节能技术、加强节能管理更显得尤为迫切。51 生产过程中任何一个主要生产环节中均存在能源损耗的问题，如果能够有意识地通过有效的技术和管理手段，使各环节中的能源消耗水平得到合理控制，并努力消除生产过程中可以避免的能源浪费，就能真正达到节能的目的。本项目节能工作的重点在于，如何针对生产环节中产生的废气进行收集储存以便全部利用。项目主要节能工作包括设备选型节能、运行管理节能、检修维护节能等。5.3用能标准和节能规范本工程遵循的节能标准及规范如下：1）《中华人民共和国节约能源法》（主席令[第90号]）；2）国家发改委《产业结构调整指导目录（2007年本）》；3）《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[2006]2787号）4）《公共建筑节能设计标准》（GB50189-2005）；5）其它国家、行业有关节能设计标准及控制指标。5.4项目节能分析工程主要经济技术指标表序号项目单位指标1建设规模5900kW烟气轮机组1台余热锅炉1台2年运行小时数h80003年多产蒸汽量（折3.82MPa,450℃蒸汽）万t/a23.923-1折标系数kg/kg蒸汽（3.82MPa,450℃）0.1257143-2折标煤量G1t/年300714年发电量W1kWh4720×1045给水泵年耗电量W2kWh176×10451 6年节电量W1-W2kWh4209×1046-1折标系数kg/kWh0.3556-2折标煤量G2t/年462027年用水量(除盐水)万m3647-1折标系数kg/t除盐水3.28577-2折年耗标煤量G3t/年2108折年节标煤量G1+G2-G3t/年459925.4.2能耗状况和能耗指标分析1、项目施工期间能耗状况及分析项目在施工期间主要消耗的资源为施工用水及施工用电。其中，施工用水主要用于项目施工人员生活用水及施工期间在施工现场的防尘用水。施工人员的生活用水由市政用水供应，测算的用水量约为2t/d，防尘及其他施工用水采用公司内污水处理厂的中水资源，每天的消耗量约为10t/d。施工用电主要为施工时电焊设备、施工照明及施工人员日常生活用电等，根据测算，施工期间的用电负荷约为每天900kW.h。按照项目的建设期12个月计算，整个施工期间使用市政供水的水量约为720t，用电量约为3.285×105kW.h。2、项目运营期间能耗状况及分析项目建成运营后主要消耗的资源为生产及生活用水、厂内各设备用电负荷以及电厂员工生活用电负荷等：1）水资源的使用情况本项目建成后，生活用水采用市政供水，耗水量为0.5m3/d，年耗水量约为400m3/a，生产用水量约为64万吨。2）烟气的使用情况51 该项目利用高温废气作为锅炉的热源产生过热蒸汽，既节约了煤的资源，又起到了环境保护的效果。每年公司的烟气产量约为1728×106Nm3/a，在本工程实施之前只有一台10t/h的余热锅炉回收部分能量，为了节约能源，本工程将新上一台烟气轮机组和一台余热锅炉，年发电量4720×104kWh，年多产蒸汽24万吨，折标准煤约为45992吨。3）生产及生活耗能情况项目建成运营后，每年用于维持电厂运营的电量约为176万kWh，自来水180吨，除盐水64万吨。5.5节能措施和节能效果分析5.5.1锅炉环节的节能措施锅炉效率为80%以上，采用抚顺锅炉厂设备，设备达到国际同类产品先进水平。烟气在锅炉内的换热过程中的能量损失主要包括：排烟损失、换热损失、散热损失等。因此，只有通过减少各项损失、提高锅炉换热才能实现锅炉的节能控制。5.5.2烟气轮机组运行的节能控制措施烟机运行时的能量损失主要指级内损失，针对烟机的节能改造措施主要有：通流部分改造、改进油挡结构及防止透平油污染、防断油烧瓦技术、改善机组振动状况、改进调节系统等。5.5.3主要辅机、电气设备的节能控制措施（1）选用高效节能的辅机产品，如采用节能型水泵和Y型系列电机等。合理选择各辅机的电机容量，避免出现大马拉小车和低效区工作现象，以提高运行的经济性。采用高效节能的辅机设备可降低厂用电率约7%左右。51 （2）合理选择汽水管道和烟风道断面，保证介质流速符合规范，并与水泵和风机规格相适应，可有效降低厂用电0.5万kWh。（3）选用节能型照明灯具，可有效降低厂用电约1.5万kWh。5.5.4项目用水的节能措施项目设计过程中，余热系统各设备和管道均尽量考虑回收疏水及凝结水，从而可适当降低除盐水的补水量。同时，还考虑采取以下措施达到适当节水的目的：（1）项目建成后，将对生产过程中需进行经济核算的水、汽均设置计量仪表，加强节能监督。（2）项目建成后，将制定严格的奖惩制度，加强监督工作，防止跑、冒、滴、漏等各种浪费现象的发生，从而达到节约水资源的目的。5.5.5项目节能工作的监督管理在上述各主要生产环节中，电厂的节能监督管理人员必须在足够的职权下，充分完成以下各项监督管理职责，才能真正实现节能控制，闭环管理。首先，重点抓好燃料的监督管理。节能监督人员有权要求燃运部门按照设计订货，并随时掌握入厂燃料和入炉燃料的分析结果，及时指导燃料的调配和燃烧调整。第二，合理安排适应电网的经济调度。根据本厂的机组特性，安排各类辅机的最佳组合运行方式，实现经济调度。第三，掌握机组设备状态和运行方式，组织并指导能平衡测试及有关热力试验。深入了解机炉本体、辅机设备状况及存在的缺陷，通过测试或试验，及时掌握机组实际运行性能水平，调整机组的经济运行方式，对存在问题要求检修部门及时处理。51 第四，监督考核运行参数，统计分析主要经济指标。对主蒸汽压力，温度、排烟温度、给水温度、高加投入率、汽机端差、真空、主要辅机设备电耗等进行监督考核。及时对发电量、厂用电率主要经济指标进行统计分析，为决策层提供可靠数据。5.6项目节能量计算5.6.1项目改造前综合能耗主风机组耗电6000kwh，水泵22kwh，每小时消耗除盐水8吨，每小时产蒸汽6.8吨（1.0mpa低压蒸汽），年综合能源消耗为11383.44吨标准煤。详见附表。能源种类单位单位时间耗量合计年消耗量万千瓦时、万吨折标系数综合能耗吨标准煤改造前电kwh600060224817.60.35517102.48kwh22除盐水t/h886.432.9210.56蒸汽t/h6.86.8-5.440.109-5929.6合计11383.445.6.2项目改造后综合能耗主风机组耗电每小时540.5kwh，水泵每小时220kwh，每小时消耗除盐水85.5吨，每小时产蒸汽36.7吨（3.82mpa蒸汽），年综合能源消耗为-36993.6吨标准煤。详见附表。能源种类单位单位时间耗量合计年消耗量万千瓦时、万吨折标系数综合能耗吨标准煤改造后电kwh540.5411608.40.3552159.82kwh220除盐水t/h85.585.568.43.2857224.74188蒸汽t/h36.736.7-29.360.126-36993.6合计-34609.0351 负数代表产出5.6.3节能量计算节能量测算如下表：节能量节能量=（改造前单耗-改造后单耗）*加工量=11383.44-（-34609.03）45992.47吨标准煤　加工量改造前后不变，一年生产按8000小时计算,改造前后产蒸汽，负数代表产出　其他产品折标准煤系数1kg10.0MPa级蒸汽=0.131429kg标煤1kg3.5MPa级蒸汽=0.125714kg标煤1kg1.0MPa级蒸汽=0.108571kg标煤1kg0.3MPa级蒸汽=0.094286kg标煤1kg小于0.3MPa级蒸汽=0.078571kg标煤1吨新鲜水=0.2429kg标煤1吨循环水=0.1429kg标煤1吨软化水=0.3571kg标煤1吨除盐水=3.2857kg标煤1吨除氧水=13.1429kg标煤1吨凝汽式蒸汽轮机凝结水=5.2143kg标煤1吨加热设备凝结水=10.9286kg标煤1kwh电力=0.355千克标煤说明：以上数据引自《国家统计局标准》和《炼油厂能量消耗计算方法》。51 第六章劳动组织和定员（1）项目的组织机构和人员配备应本着精简、高效的原则。（2）项目的生产组织按大分场制考虑，运行人员按四班制配置。（3）本工程组织机构和人员编制的最终确定由建设单位确定。本工程新增加人员20人。51 第七章工程实施条件和进度7.1项目施工实施7.1.1施工场地本工程施工场地在主厂房周围留有足够的施工厂地。7.1.2施工主要机具及施工队施工主要机具主要由施工队备置，施工队必须具备施工所需的素质，并有可考察的己建工程，其技术骨干均需具有相应的可以承担电建工程的证明或资格证书。7.1.3设备及材料的运输地方材料利用地方运输力量组织运输，外地设备和材料可用汽车运至施工工地。7.1.4厂用电源施工电源由就近电源接入。施工变压器一台，采用与厂变同一型号。7.1.5施工水源施工水源、生活用水就近取用公司的自来水。7.1.6施工通信接自公司现有通信电话7.1.7施工道路厂内道路可直接与厂内主要道路连接，施工时可将厂内道路先行施工，也可采用碎石或土路作为施工道路。7.2施工进度项目施工进度从地基开控到工程投产运行，总工期为12个月。51 第八章财务评价及投资估算8.1投资估算8.1.1工程概况1、山东海科化工集团有限公司重质油催化裂化装置烟气余热回收利用项目，根据山东海科化工集团有限公司80万吨t/a催化裂化装置工艺所产生的烟气余热情况，选取一台75t/h中温中压余热锅炉与一台5900kW烟气轮机组。本工程由热力系统、化学水处理系统、供排水系统、电气系统、热工控制系统、附属生产工程组成。２、设计范围：本工程投资包括烟气余热回收利用工程和蒸汽管网工程。３、主要设备选型：主要设备：采用厂家询报价格余热锅炉：75t/h中温中压余热锅炉496万元/台烟气轮机组：5900kW烟气轮机组865万元/套其他设备：采用近期类似工程订货价，现行出厂价，不足部分采用估价。8.1.2编制依据1、指标：中国电力企业联合会发布《电力建设工程概算定额（2006年版）》（2007-11-9发布，2007-12-01实施）；中国电力企业联合会发布《电力建设工程预算定额（2006年版）》（2007-02-08发布，2007-03-01实施）；中国电力企业联合会发布《电力建设工程施工机械台班费用定额（2006年版）》（2007-02-08发布，2007-03-01实施）；中国电力企业联合会发布《电力建设工程工期定额（2006年版）》（2006-09-26发布，2007-01-01实施）。51 2、工程量计算：按设计人员所提资料及厂家设备样本计算。3、调整文件：国家计委颁发2001年《热电联产项目可行性研究投资估算编制办法》和山东省内有关规定。人工费根据中电联技经[2002]74号文《关于调整电力工程建设定额人工工日单价的通知》调整。按鲁电集团基[2005]363号文“关于发布山东省电力建设2005年定额材料与机械费调整办法的通知”执行。4、材料价格（1）建筑材料：按2009年第4季度当地建筑工程地方材料预算价格计算和鲁电集团基[2005]363号文中建筑工程材料价差调整表执行。（2）安装材料：中国电力企业联合会发布《电力建设工程装置性材料预算价格（2006年版）》（2007-11-09发布，2007-12-01实施）；中国电力企业联合会发布《发电工程装置性材料综合预算价格（2006年版）》（2007-11-09发布，2007-12-01实施）；中国电力企业联合会发布《变电工程装置性材料综合预算价格（2006年版）》（2007-11-09发布，2007-12-01实施）。（3）市场价由当地物价部门提供《建筑工程预算材料指导价格表》。5、其他费用：中华人民共和国国家发展和改革委员会发布《火力发电工程建设预算编制与计算标准》（2007-07-26发布，2007-12-01实施）；中华人民共和国国家发展和改革委员会发布《电网工程建设预算编制与计算标准》（2007-07-26发布，2007-12-01实施）；《热电联产项目可行性研究估算编制方法》。8.1.3投资情况：51 烟气余热回收利用项目静态总投资5234万元，单位投资8871元/千瓦，其中：建筑工程投资299万元，单位投资507元/千瓦，设备购置投资3333万元，单位投资5649元/千瓦，安装工程投资912万元，单位投资1546元/千瓦，其他费用投资690万元，单位投资1169元/千瓦。建设期利息101万元，项目动态投资5335万元，单位投资9042元/千瓦，流动资金667万元（铺底流动资金占30%，200万元），烟气余热回收利用项目建设规模总投资5535万元，单位投资9381元/千瓦，项目评价总投资6002万元，单位投资10173元/千瓦。具体投资情况见附表：1、表一总估算表2、表二安装工程汇总估算表3、表三建筑工程汇总估算表4、表四其他费用估算表8.1.4投资计划与资金筹措本项目建设期1年，第2年为投产期，投产当年生产负荷100%。建设资金来源如下：自筹资金：本项目建设单位（山东海科化工集团有限公司）自筹资本金2002万元，占项目总投资的33.36％。其中：1、用于建设投资的资本金1802万元。2、铺底流动资金200万元。贷款：长期借款4000万元，占项目总投资的66.64％。其中：1、建设投资借款3432万元（利率5.76%，按季计息）。2、流动资金借款467万元（利率5.31%，按年计息）。3、建设期利息借款101万元。51 8.2财务评价8.2.1设计依据及范围本项目的财务评价主要依据是：1、《建设项目经济评价方法与参数》(第三版)2、《热电联产项目可行性研究财务评价方法》8.2.2财务评价投资计划与资金筹措本项目建设期1年，第2年为投产期，投产当年生产负荷100%。建设资金来源如下：自筹资金：本项目建设单位（山东海科化工集团有限公司）自筹资本金2002万元，占项目总投资的33.36％。其中：1、用于建设投资的资本金1802万元。2、铺底流动资金200万元。贷款：长期借款4000万元，占项目总投资的66.64％。其中：1、建设投资借款3432万元（利率5.76%，按季计息）。2、流动资金借款467万元（利率5.31%，按年计息）。3、建设期利息借款101万元。本评价按照含税上网电价0.560元/kWh（不含税上网电价0.479元/kWh），增值税率17%；含税蒸汽价格80元/吨（不含税蒸汽价格68.38元/吨），增值税率17%，计算结果详见“附表8-01主要经济数据与评价指标”。1总成本估算详见“附表8-05总成本费用估算表（按要素分）”51 。其中：固定资产折旧采用直线法，折旧年限为20年，残值为3%，无形资产摊销年限为15年，递延资产摊销年限为15年。2销售收入及销售中税金详见“附表8-04营业收入、营业税金及附加增值税估算表”。增值税率为17%，城市维护建设税及教育费附加分别按增值税的5%和4%计。3利润及还本付息计算详见“附表8-06利润与利润分配表”。年平均营业收入4800万元，年平均营业税金及附加63万元，年平均总成本费用1705万元，年平均利润总额2132万元，年平均所得税533万元，年平均净利润1200万元.总投资收益率36.86％，项目资本金净利润率79.85％，项目投资财务内部收益率（所得税前）43.33％，项目投资财务净现值（所得税前）17210万元，项目投资回收期（所得税前）3.39年，项目投资财务内部收益率（所得税后）33.64％，项目投资财务净现值（所得税后）12248万元，项目投资回收期（所得税后）4.05年，项目资本金财务内部收益率74.77％，盈亏平衡点（生产能力利用率）38.11％。4清偿能力分析本项目贷款偿还按等额还款计算；资产负债率最高66%，在合理范围，随着项目实施和生产运营，负债呈逐年下降趋势；项目还款期内利息备付率一部分大于1，表明企业基本能够利用息税前利润保障利息的偿付；偿债备付率小于1，说明项目偿还债务资金有保障不足。因此企业应尽量延长还贷时间，减轻企业压力，同时建议企业应加强企业管理，节能降耗，合理配置资源，已取得更好的经济效益。详见“附表8-10资产负债表”。51 5盈利能力分析详见“附表8-07项目投资现金流量表”。6不确定性分析详见“附表8-10敏感性分析汇总表”。此表经过对建设投资、售电价格、原料成本、达产负荷4个因素在±10%~30%变化幅度下单因素敏感性分析，得出售电价格和达产负荷的影响因素最敏感。原始数据表序号项目名称数据备注1电价0.560元/kWh(含税)0.479元/kWh(不含税)增值税率17%2电量年供电量4720万kWh年利用小时数8000小时3汽价80元/吨(含税)68.38元/吨(不含税)增值税率17%4汽量年供汽量24万吨年利用小时数8000小时5除盐水12元/吨耗水64万吨/年6劳动定员20人7人均年工资40000元/年81年51 建设工期7、附表附表8-01主要经济数据与评价指标表附表8-02项目总投资使用计划与资金筹措表附表8-03流动资金估算表附表8-04营业收入、营业税金及附加增值税估算表附表8-05总成本费用估算表（按要素分）附表8-06利润与利润分配表附表8-07项目投资现金流量表附表8-08项目资本金现金流量表附表8-09资产负债表附表8-10敏感性分析汇总表51 第九章结论当今能源工业主要是矿物燃料，包括煤碳、石油和天然气。大量开采使用这些能源，可引起日益严重的环境问题，如导致全球气候变暖，损害臭氧层，破坏生态圈碳平衡，释放有害物质，引起酸雨等自然灾害。我国在新世纪将面临能源与环境的问题的严峻挑战，开发和利用环境友好的替代能源是事关我国国民经济可持续发展，国家安全和社会进步的重大课题。裂化装置产生的高温烟气是一种废弃物，用它替代煤碳来进行发电、产汽，是缓解能源短缺的重要途径。9.1主要结论本工程的建设是为了充分利用重质油催化裂化装置工艺产生的大量高温烟气，既节约了煤碳资源，又起到了环境保护的效果。每年公司的烟气产量约为1728×106Nm3/a，在本工程之前有一台10t/h的余热锅炉回收烟气热量，由于容量小，锅炉效率低，能源回收利用效果不理想，本工程就是为了更大程度的回收利用烟气能源而投建的。经计算每年综合利用的烟气能源折合标准煤为45992吨/a。该项目的实施提高了当地环境质量，创造了良好的生活、投资环境，可以起到良好的社会效益、环境效益和经济效益，因此本项目的建设是十分必要的。本项目的建设，将对公司经济起到拉动作用，可提供一定数量的就业机会，并可缓解地区电力紧张的局面。本项目社会效益、经济效益高，抗风险能力强。综上所述，本项目的建设是可行的。51 9.2主要技术经济指标1、项目建设规模总投资6002万元2、单位造价15188元/kW3、年发电量4720万kWh/a4、占地面积1500m25、年耗烟气量1728×106Nm3/a6、折年节标煤量45992吨/a7、机组年运行小时数8000h8、全厂定员人数20人9、售电销售价（含税）0.56元/MW.h10、总投资收益率36.86%11、项目财务内部收益率（所得税前）43.33%12、项目投资回收期（所得税前）3.39年13、项目财务内部收益率（所得税后）33.64%14、项目投资回收期（所得税后）4.05年15、项目资本金内部收益率74.77%51 总估算表表一金额单位:万元序号工程或费用名称建筑设备安装其他金额各项占单位工程费购置费工程费费用总计(%)(元/kW)一烟气余热回收利用项目299333391269052341008871(一)厂内外生产工程2993333912　454486.8277021热力系统2232991829　404377.2468532化学水处理系统1262　200.38343供排水系统18126　360.69614电气系统015738　1953.733315热工控制系统016737　2043.93466附属生产工程4600　460.8878（二）厂内外单项工程000　0001交通运输工程000　0002地基处理000　0003烟气在线监测系统000　000（三）其他费用　　　69069013.1811691建设场地征用及清理费　　　10100.19172项目建设管理费　　　1141142.181933项目建设技术服务费　　　74741.411254分系统及整套启动试运费　　　31310.59535生产准备费　　　63631.21076大件运输措施费　　　10100.19177基本预备费（8%）　　　3883887.41658　合计299333391269052341008871　项目静态投资（基础价）299333391269052341008871　各项费用占总计（%）5.7163.6817.4213.18100　　　各项费用单位投资（元/kW）5075649154611698871　　（四）价差预备费　　　　0　　（五）建设期贷款利息　　　　101　　　项目动态投资（建成价）　　　　5335　9042（六）流动资金　　　　　　　1新增流动资金　　　　667　　2新增铺底流动资金（30%）　　　　200　　　项目建设规模总投资　　　　5535　9381　项目评价总投资　　　　6002　10173　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　51 安装工程汇总估算表表二金额单位:万元序号工程或费用名称建筑设备安装其他金额技术经济指标工程费购置费工程费费用单位数量指标(元)一烟气余热回收利用项目　3333912　4245　　　(一)厂内外生产工程　3333912　4245　　　1热力系统　2991829　3820　　　1.1余热锅炉　496138　634台16E+061.2烟气轮机　865239　1104台11E+071.3高效省煤器　430102　532台23E+061.4三级旋分器　27582　357台14E+061.5四级旋分器　5520　75台17500001.6催化剂储罐　4716　63台16300001.7临界喷嘴　10837　145台11E+061.8水封罐　187　25台12500001.9高温平板闸阀　5017　67台16700001.10高温蝶阀　4315　58台15800001.11单式万向铰链型膨胀节　3613　49台31633331.12复式万向铰链型膨胀节　197　26台12600001.13烟机出口膨胀节　259　34台13400001.14燃气脉冲吹灰器　125　17台11700001.15锅炉上水泵　5419　73台23650001.16主风机主油泵　125　17台11700001.17主风机辅油泵　114　15台11500001.18除氧水换热器　4315　58台15800001.19减温减压器　2910　39台13900001.20耳式支座　2810　38台4950001.21导向支架　83　11台11100001.22摆式支架　156　21台12100001.23烟机入口大小头　197　26台12600001.24烟机入口管道　3512　47米19.85236781.25烟机出口管道　207　27米22.43120371.26除氧器　6824　92台19200001.27送管网（DN350）　150　　150米87617121.28重催装置自用（DN200）　20　　20米2159302化学水处理系统　62　8　　　2.1除盐水管网　62　　　　　3供排水系统　126　18　　　3.1厂区自来水管网　42　6　　　3.2厂区热水管网　42　6　　　51 3.3厂区污水管网　42　6　　　4电气系统　15738　195　　　4.1配电柜　15738　195套12E+065热工控制系统　16737　204　　　5.1505仪表控制系统　16737　204套12E+066附属生产系统　00　0　　　(二)厂内外单项工程　00　0　　　1交通运输工程　00　0　　　2基础处理　00　0　　　3烟气在线监测系统　00　0　　　建筑工程汇总估算表表三金额单位:万元序号工程或费用名称建筑设备安装其他金额技术经济指标工程费购置费工程费费用单位数量指标(元)一烟气余热回收利用项目299　　　299　　　(一)厂内外生产工程299　　　299　　　1热力系统223　　　223　　　1.1余热锅炉基础20　　　20座12000001.2锅炉给水泵基础6　　　6座2300001.3除氧器基础7　　　7套1700001.4烟气轮机厂房本体130　　　130立方126721031.5烟气轮机基础24　　　24座12400001.6润滑油站基础6　　　6座1600001.7吊车10　　　10套11000001.8蒸汽管网基础20　　　20　　　2化学水处理系统12　　　12　　　2.1除盐水管网6　　　6　　　2.2室外沟道6　　　6　　　3供排水系统18　　　18　　　3.1厂区自来水管网6　　　6　　　3.2厂区热水管网6　　　6　　　3.3厂区污水管网6　　　6　　　4电气系统0　　　0　　　5热工控制系统0　　　0　　　6附属生产系统46　　　46　　　6.1厂区平整4　　　4立方1253206.2厂区道路10　　　10立方20349351 6.3厂区沟道12　　　12m1607506.4厂区绿化10　　　10平方2500406.5厂区排水道10　　　10m350286(二)厂内外单项工程0　　　0　　　1交通运输工程0　　　0　　　2地基处理0　　　0　　　3烟气在线监测系统0　　　0　　　　　　　　　　　　　其他费用估算表表四金额单位:万元序号工程或费用名称编制依据及计算说明总价一烟气余热回收利用项目　690(三)其他费用　6901建设场地征用及清理费　101.1土地征用费利用原有厂区建设用地01.2施工场地租用费按照项目法人与土地所有者签订的租用合同计算01.3迁移补偿费按照工程所在地人民政府规定计算01.4余物清理费按照规定的费率计算,并应扣除残余物回收金额102项目建设管理费　1142.1项目法人管理费(建筑工程费+安装工程费)×3.10%382.2招标费(建筑工程费+安装工程费+设备购置费)×0.38%172.3工程监理费(建筑工程费+安装工程费)×2.26%272.4设备监造费全厂设备购置费×0.36%122.5工程保险费根据工程实际情况,按照保险范围和保险费率计算,从基本预备费中支付203项目建设技术服务费　743.1项目前期工作费(勘察费+基本设计费)×14.5%53.2知识产权转让与研究试验费根据项目法人提出的项目和费用计列103.3设备成套技术服务费设备购置费×0.3%103.4勘察设计费(勘察费+设计费)《工程勘察设计收费管理规定》323.5设计文件评审费(可行性研究设计文件评审费+初步设计文件评审费)123.6项目后评价费(建筑工程费+安装工程费)×0.15%23.7工程建设监督检测费(建筑工程费+安装工程费)×0.2%23.8电力建设标准编制管理费(勘察费+基本设计费)×1.5%03.9电力工程定额编制管理费(建筑工程费+安装工程费)×0.12%14分系统及整套启动试运费　314.1分系统调试费按照电力行业调试定额执行104.2整套启动试运费其他材料+厂用电+整套启动调试-售出电104.3施工企业配合调试费安装工程费×1.16%115生产准备费　6351 5.1管理车辆购置费设备购置费×0.60%205.2工器具及办公家具购置费(建筑工程费+安装工程费)×0.50%65.3生产职工培训及提前进厂费(建筑工程费+安装工程费)×3.06%376大件运输措施费按照实际运输条件及运输方案计算107基本预备费[建筑工程费+安装工程费+设备购置费+其他费用]×8%388　　　　51'