中国石油前郭石化分公司蒸汽管网及凝结水回收系统节能改造工程项目建议书.doc

蒸汽及凝结水回收系统节能改造工程

中国石油前郭石化分公司
蒸汽管网及凝结水回收系统节能改造工程

项目建议书

中国石油前郭炼油厂规划设计院

2006年1月
目 录

第一节 概述…………………………………………………………….(4)
第二节 蒸汽凝结水回收物料平衡及余热回收………………….……(9)
第三节 工艺技术方案………………………………………………….(9)
第四节　总图运输、外管网…………………………………………. (11)
第五节 设备概况……………………………………………………….(12)
第六节 控制简述………………………………………………………(12)
第七节 装置供电………………………………………………………(15)
第八节 环境保护及职业安全卫生…………………………………….(16)
第九节 土建…………………………………………………………..(17)
第十节 装置定员编制………………………………………………..(20)
第十一节 实施计划…………………………………………………..(20)第十二节 投资估算…………………………………………………..(21)
第十三节 技术经济分析……………………………………………..(23)

第一节 概述
一、总论
1、项目名称：蒸汽管网及凝结水回收系统节能改造工程
2、建设单位：中国石油前郭石化公司
3、法定代表人： 刘德佳
4、编制依据及原则
（1）编制依据
A、中国石油天然气股份有限公司前郭石化分公司，《蒸汽管网及凝结水回收系统节能改造工程》设计委托书。
B、中国石油前郭石化公司生产运行处提供的相关资料。
（2）编制原则
A、采用成熟可靠的工艺技术，在满足节能环保要求的前提下力求做到技术新、投资省、见效快。尽量利用现有设备，减少改造工程量。
B、公用工程尽可能依托工厂现有公用设施。
C、环境保护和职业安全设计均符合国家有关规范和标准的要求。
二、项目建设的背景和必要性
前郭石化分公司始建于1969年，1972年试车投产，经几十年的发展建设，企业面貌发生了较大变化，目前企业拥有主要生产装置七套，有较完善的辅助生产设施和公用工程系统。主要产品有汽油、煤油、柴油、重油、聚丙烯树脂、石油液化气等25个品种。原油加工能力150万吨/年。
前郭石化分公司蒸汽系统分为两个等级（3.9Mpa和1.0Mpa），主管道已运行十几年，均采用落后的珍珠岩保温、外缠玻璃布，热损失比较严重，温降较大，已影响了部分装置对蒸汽压力的需求。将主蒸汽管线重新更换保温，减少热损失，使装置生产更加平稳，节能降耗。
前郭石化分公司现没有凝结水回收系统，尤其是冬季蒸汽用量较大时，整个生产区到处是排凝点，凝结水大部分排入下水，浪费严重，增大了污水处理排放量。
根据前郭石化分公司与前郭炼油厂整合后的统一规划，新建聚四氢呋喃装置蒸汽凝结水全部回收，前郭石化分公司现有装置凝结水回收也势在必行。
可见此次蒸汽管网及凝结水回收系统改造既起到降低能耗，管理方便的效果，同时又具有可观的经济效益，项目的建设是完全必要的。
三、系统改造组成
该系统包括：中压、低压蒸汽保温更换，凝结水回收系统两部分。
1、平面布置
1）、遵守的主要标准与规范
《石油化工企业设计防火规范》 GB50160-92 (1999年版)
《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》 GB50058-92
《建筑设计防火规范》 GBJ16
《石油化工企业职业安全卫生设计规范》 SH3047
2）、布置原则
⑴、满足工艺要求前提下，采用流程式布置，兼顾同类设备相对集中。
⑵、保证装置的安全可靠性及必要的操作、检修空间。
四、设施及规模

各部分规模表
序号
改造设施名称
规模
型式
备注
1
蒸汽管线保温改造
2160m3
硅酸铝复合保温材料
拆除原保温
2
凝结水回收
87t/h
敞口常压式
建三个站

五、改造内容
1、 中压、低压蒸汽管网保温改造（至用汽点），将原有珍珠岩保温更换为硅酸铝复合保温材料。
2、 设全厂凝结水回收系统，在二催东侧、气分装置和油品车间设立三个凝结水回收站，凝结水进入锅炉车间凝结水储罐，作新鲜水用。
3、 新建四氢呋喃装置凝结水，集中回收后进入气分回收站。
六、年开工时数
年开工时数按8000小时计。
七、主要执行标准及管道设计
1、管道器材选用原则
⑴、管道器材按《石油化工企业管道设计器材选用通则》（SH3059）的要求进行选用。
⑵、管道尺寸选用《化工配用无缝及焊接钢管尺寸选用系列》（HG20553-II系列）标准系列
⑶、阀门、法兰均选用JB标准系列。
2、主要设计标准及规范
GB50160-92 《石油化工企业设计防火规范（1999年修订版）》
GB50058-92 《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》
GBJ16-87 《建筑设计防火规范（2001年版）》
GB50187-93 《工业企业总平面设计规范》
GBJ11-89 《建筑抗震设计规范》
GBJ9-87 《建筑结构荷载规范》
GBJ7-89 《建筑地基基础设计规范》
GB/T8163-1999 《输送流体用无缝钢管》
SH3005-1999《石油化工自动化仪表选型设计规范》
SH3081-1997《石油化工仪表接地设计规范》
SH/T3104-2000《石油化工仪表安装设计规范》
八、自控水平
㈠ 采用的标准、规范
GB2625-81《过程检测和控制流程图用图形符号和文字代号》
SH3005-1999《石油化工自动化仪表选型设计规范》
SH3019-1997《石油化工仪表配管配线设计规范》
SH3081-1997《石油化工仪表接地设计规范》
SH3082-1997《石油化工仪表供电设计规范》
SH3018-1990《石油化工企业信号报警 、联锁系统设计规范》
SH/T3104-2000《石油化工仪表安装设计规范》
SH/T3092-1999《石油化工分散控制系统设计规范》
㈡ 自动控制水平
根据工艺过程的特点、设计规模及仪表控制系统现状，该工程所设计的现场检测仪表原则上尽可能利用现有仪表设备，以节约资金。

第二节 蒸汽凝结水回收物料平衡及余热回收
一、 凝结水回收量
油品车间　　　　　　　　　15t/h
二催化车间　　　　　　　　25t/h
气分车间　　　　　　　　　25t/h
聚丙烯车间　　　　　　　　6t/h
重整加氢车间　　　　　　　8t/h
排水、常压、气体车间　　　3t/h
管网保温伴热　　　　　　　5t/h
凝结水回收总量　　　　　　87t/h
二、 夏季蒸汽节能回收
夏季时，由于全厂保温、加热系统用蒸汽量较少，排放剩余蒸汽量约15－30t/h，此部分蒸汽用于两个循环水场作为动力蒸汽用。凝结水做为加热媒介，后进锅炉系统。
三、 水质处理标准
处理后的水质符合《火力发电机组及蒸汽动力设备水质标准》GB12145－89
第三节 工艺技术方案
一、 工艺技术方案
（一） 主蒸汽保温系统改造
1、 原有主蒸汽管网（3.9Mpa和1.0Mpa），使用珍珠岩，现改为硅酸铝复合保温管壳。
2、 保护层采用镀锌铁皮
（二） 凝结水回收系统
本设计采用加热式凝结水回收系统，按装置单元设敞开式回收系统，集中在三个站内（气分、催化、油品）。凝结水经换热站换热后，进入锅炉车间凝结水罐，作为新鲜水。
二、 工艺流程简述
（一） 主蒸汽管线保温改造
从石化分公司锅炉车间总中压蒸汽出口开始，将原有保温层全部拆除，更换为硅酸铝复合管壳，至二催化装置。将1.0Mpa蒸汽线原有保温层更换，从锅炉车间发电机组至油品车间、气体车间、二催化车间和气分车间等。
（二） 凝结水回收
常压、催化、排水、气体、重整加氢车间范围内加热、伴热蒸汽进入催化车间凝结水回收分站，气分、聚丙烯车间范围内的加热、伴热蒸汽凝结水、建四氢呋喃装置凝结水进入气分车间分站，油品车间范围内的凝结水进入该分站。各分站凝结水进入锅炉车间总回收水罐。
（三） 精制处理系统
蒸汽凝结水进入高效精密过滤器，再进入活性碳过滤器后，进入净水罐，由泵打入中空超滤装置后送至锅炉补水系统。
第四节 总图运输、外管网
一、总图运输
1）厂址的地理位置
本项目拟建于吉林省松原市宁江区中国石油前郭炼油厂和中国石油前郭石化分公司厂区南部。
松原市位于吉林省西北部，地处松辽平原中部，松嫩平原南部，松花江流域地区，南距长春148km，东北至哈尔滨220km。地理坐标为123°27′至125°18′，北纬44°18′至45°28′。
前郭炼油厂西北距原前郭县城4公里，总占地面积1.85km2，厂区北靠长白铁路（长春－白城）和长白公路，厂区除西北为赛力士达有限公司外，其余为城市规划用地范围内的城市建设预留地。厂区距第二松花江约3km。
2）总平面布置原则
a)符合总体布局的要求。
b)充分利用原有设施改造。
c)满足工艺要求，达到方便生产和便于管理的目的。
d)满足安全生产的要求，平面布置严格执行国家现行标准。
e)结合场地自然条件，紧凑合理的布置总平面。
3）总平面布置
本次改造项目涉及凝结水回收及配套泵站，利用原有空余位置。
6.1.2竖向布置
1)竖向布置原则
a)与原有区域竖向协调一致。
b)合理确定设计标高。
c)满足工艺流程对坡度、坡向的要求，为各区提供合理的高程。
d)满足安全、消防的要求。
2）竖向布置方案:
根据竖向布置原则，利用原有场地自然地面，场地平坦。
二、外线需敷设管道约8.2km，部分地段可利用原有管架，但还需新设管架约50个，新设管墩约38个。

第五节　设备概况
1、 主要设备
设备分类汇总表
序号
类型
国内定货
合计
备注
台数
金属重（t）
台数
金属重（t）

1
非定型
140

140

2
定型
19

19

3
机泵
12

12

合计
171

水泵　　 KQL80/300-30/2 六台
　　　　 KQL100/285-45/2 四台
KQL200/460-110/4两台
凝结水罐　　　　40m3 　　三座
　　　　　　　　80m3 　　一座
净水罐　　　　　80m3 　　一座
热水罐 300 m3 一座
高效精密过滤器　　　　　　一台
活性碳过滤器　　　　　　　一台
中空超滤装置　　　　　　　一套
蒸汽透平　　　　　　　　　八台
回收阀　　　　　　　　　　120个
换热器　　　　　　　　　　11台
配电、仪表、控制　　　　　五套
第六节 控制简述
本设计设四套设备的控制中心，负责采集回收、后处理单元、水箱液位等有关仪表的数据，时时监控设备各点运行的情况，能提供故障报警和设备工作的日常报表，设备的启停由它控制。
1、系统运行、控制方式
本系统利用PLC可编程控制器及各种水质检测仪表和各水罐中的液位开关，与各种水泵实现系统的连锁运行。
PLC可编程控制器可进行系统设备的程序控制，根据生产需要可实现自动、半自动及手动的切换操作，可根据实际要求改变运行程序。全套系统正常运行时可实现无人管理。
2、正常运行及监控：
设备的各种运行程序编好，储存在PLC可编程控制器内，再由控制器把运行指令传输给各作单元，故只需要接通电源，按下运行按钮，装置可在编好的程序范围内自动运行。
3、主要内容有：超高压、超低压自动控制停机；水罐无水和中间水箱的满水自动停机；水质在线自动检测；不合格水自动报警；
4、仪表选型
1）、温度仪表：连续测量的就地指示温度仪表采用双金属温度计,用作控制室指示调节的测量元件,采用IEC标准热电偶。
2）、压力仪表：就地指示压力表用不锈钢压力表或氨用压力表,加热炉内微压的测量采用膜盒压力表。
3）、流量仪表：一般流量测量一次元件选用法兰取压同心锐孔板,小流量测量选用转子流量计。
4）、液位仪表：就地液位指示用双色玻璃板液位计,远传至控制室的液位测量仪表用外浮筒液位计或用双法兰差压液位计。
5）、差压变送器可选用智能型。
6）、一般情况,调节阀选用引进技术生产的调节阀.

第七节 装置供电
㈠. 主要改造内容
本次改造，新增主要用电设备如下：
序
号
名称
数量（台）
单台容量（kW）
轴功率（kW）
备注
1
分站泵
6
30
25.7

2
回收水泵
2
45
32.8

3
加压泵
2
45
30.6

4
热水泵
2
110
103

小计
11

243.5

由上表可以看出，本次改造与原有装置相比增加的电机单台容量不大，工艺新增负荷也较小。预计新增负荷约250kW。
本次改造拟增加开关柜为本次新增的设备供电。电缆和操作设备也随之更新。新增开关柜安装在本附近装置变电所，与原来的母线相连。
新增工艺及电气设备的照明和接地，尽量利用原来的装置。
通讯及火灾报警系统利用原装置。
㈡.电气新增设备和材料
低压开关柜 4台
电力电缆 ZR-YJV22-0.6/1kv-3X95+1X50 300m
电力电缆 ZR-YJV22-0.6/1kv-3X70+1X35 400m
电力电缆 ZR-YJV22-0.6/1kv-3X50+1X25 600m
控制电缆 ZR-YJV22-450/750v-7X1.5 1500m
防爆操作柱 10套

第八节 环境保护及职业安全卫生

一、环境保护
㈠、设计采用的环境保护标准
1. 污染物排放标准
⑴ 大气污染物综合排放标准 GB16297—1996 二级标准
⑵ 污水综合排放标准 GB8978—1996 表4一级标准
⑶ 工业企业厂界噪声标准 GB12348—90 Ⅲ类标准
2. 环境质量标准
⑴ 环境空气质量标准 GB3095—1996 二级标准
⑵ 地表水环境质量标准 GHZB1－1999 Ⅲ类标准
⑶ 城市区域环境噪声标准 GB3096-93 3类标准
3. 设计标准
⑴ 建设项目环境保护设计规定 (87)国环字第002号
⑵ 工业企业设计卫生标准　　 TJ36—79
⑶ 石油化工企业环境保护设计规范 SH3024—95
⑷ 石油化工厂区绿化设计规范 SH3008-2000
二、主要污染源及主要污染物
1）本项目不存在《三废》排放现象，对环境没有污染。
2）本项目不存在火灾及爆炸危害因素。
3）严格贯彻“安全第一、预防为主”的安全生产方针，充分考虑到可能危及安全的各种因素，选用优质水泵，降低噪声。
三、职业安全卫生
㈠、职业安全卫生标准
1《石油化工企业设计防火规范》 GB50160-92 (1999年版)
2《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》 GB50058-92
3《石油化工企业职业安全卫生设计规范》 SH3047-93
4《石油化工企业可燃气体检测报警设计规范》 SH3063-1999
5《工业企业设计卫生标准》 GBZ1-2002
6《工作场所有害因素职业接触限值》 GBZ2-2002
㈡、安全措施及劳动卫生
1、设计中采取的主要安全防范措施
⑴ 装置内新增设备，如生产操作中可能产生超压的冷换、容器等设备均设有安全阀，确保生产安全。
⑵ 根据本装置的工艺特点和安全要求，在装置内设置必要的报警设施，以保证装置安全生产。对生产中因变化可能导致不安全因素的操作参数，如液面、压力等，设置了高、低限报警。
2、 消防设施
装置设计时严格执行有关的防火规范。
第九节 土建
一、厂区自然条件
（1） 工程地质
厂区所在地区属松花江地高漫滩地，地下12m深的范围内全是第四系冲积层，由冲积、风积所形成，岩性主要为砂性土，颗粒组成自下而上逐渐变粗，地基承载力由上往下增大，地基承载力在117.6～205.8kPa范围内，浅土层细砂、中砂疏松饱和，振动条件下易液化，深度约在7.50米。
（2） 地震烈度
建设场地抗震设防烈度为8度。
（3） 水文地质概况
该地区属松辽平原内陆盆地，白垩系泥岩构成隔水地板，其上部广泛分布第四系全新统砂及砾石，厚为7m，蕴藏丰富的潜水，单位涌水量达7－1.5t/mh，水位深度1－3m，水力坡度为11‰。
（4） 气象条件
松原市属中温带半湿润季风气候，春季干旱少雨，升温较快；夏季炎热，降雨集中；秋季凉爽，变温快，温差大；冬季漫长，寒冷干燥。全年多风，春夏秋以西南风为主。全年无霜期141天左右。
l 气温
年平均气温 5.06℃
极端最高气温 36.9℃
极端最低气温 -36.1℃
月平均最高气温 23.4 ℃
月平均最低气温 -17.1 ℃
月平均最低气温的最低值 -29.0 ℃
最低日平均温度 -30.9 ℃
l 降水量
年平均降水量 451mm
24小时最大降水量 106.2mm
l 日照
年平均日照 2879小时
l 气压
年平均气压 98.55kPa
l 相对湿度
历年平均相对湿度 62％
l 积雪
雪荷载 300Pa
l 风
基本风压值 0.45KPa
最大风速 29.7m/s
夏季平均风速 3.5m/s
冬季平均风速 4.2m/s
历年主导风向 SSW
l 循环水场
给水温度 ： 32 °C
回水温度 ： 42 °C
污垢系数 ： 6.97×10-4m2·K/W(或0.0006hr.m2.℃/kcal)
二、新建五个泵房、一个各种过滤器厂房，总占地面积约800m2。
三、标准规范
设计遵循现行国家、行业标准规范,并结合当地的气候条件、地方材料供应情况等选择相应的标准。
1)《建筑设计防火规范》 GBJ16-87
2)《建筑结构荷载规范》 GB50009-2001
3)《混凝土结构设计规范》 GB50010-2002
4)《建筑地基基础设计规范》 GB50007-2002
5)《建筑抗震设计规范》 GB50011-2001
6)《构筑物抗震设计规范》 GB50191-93
7)《石油化工企业设计防火规范》 GB50160-92
8)《石油化工企业冷换设备和容器基础设计规范》SH3058-94
9)《石油化工企业管架设计规范》 SH3055-1993
10)《石油化工企业构筑物抗震设防等级分类标准》 SH3049-93
11）《石油化工企业落地式离心泵设计规范》 SH3057-94

第十节 装置定员编制
该装置属于改造项目，定员依托原有编制，不新增操作定员。

第十一节 实施计划
2006年1月完成可行性研究报告；
2006年4月完成方案设计及主要设备订货；
2006年5月30日完成施工图设计；
2006年7月15日建成投用。

第十二节 投资估算
一、投资估算编制的依据
㈠.中国石油天然气股份有限公司文件《炼油化工建设项目可行性研究报告编制规定》的通知（石油计字[2002] 234号）
㈡.中国石油天然气总公司文件《石油建设安装工程费用定额、石油建设工程其他费用定额》《石油建设工程概（预）算编制办法、《石油建设引进工程概算编制办法》的通知（[95] 中油基字第79号）
㈢.中国石油天然气股份有限公司文件《中国石油天然气股份有限公司石油建设工程其他费用补充规定》的通知（石油计字[2003]71号）
㈣.专业提供的主要工程量
二、 投资估算范围
本项目设计范围为将原有蒸汽主管线保温更换、全厂凝结水回收，投资估算范围包括上述工程内容的工程费用。
三、 工程费用估算
㈠.采用工程量法及相关系数法进行估算。
㈡.设备材料价格及施工费达到2004年价格水平。
㈢.设备运杂费按设备原价的4%计算，主要材料费运杂费按5.5%计算。
㈣.拆除费用，根据装置实际情况估算。
详见投资估算表 :

投资估算表 (万元)

序号

工程或 费用名称

估 算 价 值
设备
购置
安装
工程
建筑
工程
其 他

合计

（一）
凝结水回收部分工程费用
534
512
151.5

1197.5
1.1
土建

84.5

84.5
1.2
设备及安装工程
415
61
　50

526
1.3
电气设备及安装工程
21
50
10

81
1.4
自控设备及安装工程
98
30

128
1.5
工艺管道安装工程

340

340
1.6
给排水安装工程

25
　6

31
1.7　
采暖工程

　 6
　1

　 7
（二）
蒸汽管线保温更换部分工程费用

201

201
2.1
工艺管道安装工程

178

178
2.2
拆除费

23

23
（三）
热水换热站部分工程费用
117
79
25

221
3.1
土建

20

20
3.2
设备及安装工程
97
31

128
3.3
电气设备及安装工程
11
5
1

17
3.4
自控设备及安装工程
9
3

12
3.5
工艺管道安装工程

30

30
3.6
给排水安装工程

8
　3

11
3.7　
采暖工程

　 2
　1

　 3
（四）
余热回收部分工程费用
82
61
18.5

161.5
4.1
土建

14.5

14.5
4.2
设备及安装工程
82
11
　4

97
4.3
工艺管道安装工程

50

50

序号

工程或 费用名称

设备
购置
安装
工程
建筑
工程
其 他

合计

(五)　
热水采暖工程

295　
93

　 388
5.1
采暖安装工程

260
　93

353
5.2
拆除费

35

35
(六)
热水伴热部分工程费用
60
1990

2050
6.1
工艺管道安装工程
　60
1910

1970
6.2
拆除费

80

80

合计

4219.0

工程设计费

　 147.0

工预备费

　 253

总计工程投资

4619.0

第十三节 技术经济分析
1、财务评价依据
石油计字[2001]68号《关于印发中国石油天然气股份有限公司建设项目经济评价工作的若干规定和经济评价方法与参数的通知》及石油计字（2004）第86号文“关于印发《中国石油天然气股份有限公司建设项目经济评价参数（2004版）》的通知”。
2、 技术参数
（1） 改造用电费用： 97.2万元
（2） 改造用蒸汽费用:90万元
（3） 节省蒸汽费用: 900万元
（4） 节省除盐水处理费用: 174万元
（5） 循环水场蒸汽动力改造节省用电费用: 120万元
（6） 年材料消耗费用:25万元
（7） 设备折旧费用:793x5%=39.65万元
（8） 年节约费用:1026.75万元
（9） 投资回收期:5.3年
综上所述，该项目的建成将带来较好的经济效益，投资回收期低于行业基准投资回收期（12年），具有较高的抗风险能力。因此，本项目在财务上是可行的。
目录
前　　言 3
第一章 总 论 5
第二章 市场分析 14
第三章 建设规模 18
第四章 项目选址 19
第五章 气源 20
第六章 技术方案、设备方案 23
第七章 总图运输及公用工程 31
第八章 环境保护专篇 48
第九章 安全、工业卫生专篇 51
第十章 消防安全 54
第十一章 节能 58
第十二章 劳动定员及工程实施进度 61
第十三章 招投标 63
第十四章 投资估算及经济分析 65
第十五章 结论与建议 69

22

中国石油前郭炼油厂规划设计院