本实用新型涉及一种整体煤气化联合循环（IGCC)热电工艺技术，特别涉及一种 高效清洁区域整体煤气化联合循环热电油气多联产系统。

经济的快速发展带来的能源紧缺及污染问题迫在眉睫，尽快改变燃煤锅炉及燃 煤热电对煤炭资源的低效使用和造成的严重污染，以及缓解石油价格上涨和环境恶 化带来的多重压力，是业界人士的紧迫任务。整体煤气化联合循环（IGCC)热电工艺 技术，是先将煤气化，再进行净化(脱硫除尘）处理，然后送入燃气轮机做功发电， 从燃气轮机排出的高温烟气被送入余热锅炉，余热锅炉产生的蒸汽再进入蒸汽轮机 发电供热，从而形成联合循环。可有效提高供热发电效率，降低各项有害气体的排 放量，是目前缓解煤炭资源消耗过快、污染排放严重最为现实的有效方法。
但目前的整体煤气化联合循环（IGCC)工艺技术，具有以下缺点：富氧气化造价 昂贵、运行成本高，对煤的适应性差，焦油、硫磺等化工原料得不到利用，硫及其 它污染排放治理不充分，资源利用不合理。
实用新型内容
本实用新型为了克服以上技术的不足，提供了一种高效清洁区域整体煤气化联 合循环热电油气多联产系统，具有热能利用率高，综合利用程度高，对环境污染小。 本实用新型是通过以下措施来实现的-
本实用新型的高效清洁区域整体煤气化联合循环热电油气多联产系统，包括有
气化炉、燃气轮机、余热锅炉和蒸汽轮机，其特征在于：气化炉的上端连接电捕油 器，气化炉的下端依次连接旋风除尘器和余热回收器，电捕油器和余热回收器均与 间冷器连接，间冷器依次连接有电捕轻油器、脱硫装置、燃气轮机、余热锅炉和蒸 汽轮机，蒸汽轮机连接有二次发电机或嗅化锂制冷机。
上述本实用新型的多联产系统，为了进一步提高综合利用水平，达到节能减排 的目的：所述的间冷器连接有酚水过滤器，酚水过滤器经余热回收器与气化炉连接，
蒸汽轮机与气化炉连接。
本实用新型的多联产系统，使煤炭资源得到充分利用， 一是析出了煤中含有高 价值的焦油，有很高的经济性；二是充分利用加压与蒸汽气化，使煤变为洁净的可 燃气体，既有利于净化环保，又可进入燃气轮机构成联合循环。三是将煤加压气化、 余热锅炉补燃等相结合，以及煤气化、焦油热解、余热锅炉三级别压力技术整合到 一起，形成了适合中国北方地区特点的新型高效清洁区域（IGCC)整体煤气化联合循 环热电油气多联产系统技术。因此，此项工艺技术是目前世界最先进的煤燃料热电 油冷技术。
附图说明
附图1为本实用新型的多联产系统流程框图 具体实施方式
下面结合附图和具体实施方式对本实用新型作具体的说明。
本实施例的多联产系统，如图1所示：高效清洁区域整体煤气化联合循环热电 油气多联产系统，包括有气化炉、燃气轮机、余热锅炉和蒸汽轮机，其特征在于-气化炉的上端连接电捕油器，气化炉的下端依次连接旋风除尘器和余热回收器，电 捕油器和余热回收器均与间冷器连接，间冷器依次连接有电捕轻油器、脱硫装置、 燃气轮机、余热锅炉和蒸汽轮机，蒸汽轮机连接有二次发电机或嗅化锂制冷机。所 述的间冷器连接有酚水过滤器，酚水过滤器经余热回收器与气化炉连接，蒸汽轮机 与气化炉连接。
项目简介：本实用新型结合了国内外现有技术在各个局部上的一些优势，和其 团队合作伙伴的贡献，旨意在尽快形成适合中国北方地区的高效清洁区域整体煤气 化联合循环热电油气多联产技术，响应各级政府号召，提高节能技术应用，使有限 的煤资源得到充分的利用，彻底改变直接燃煤锅炉带来的高污染高排放的现状。尽 早完成国务院及各级政府提出的节能减排任务。
本实用新型是由山东联合能源技术有限公司为主进行开发的，其联合研究机构 为煤炭工业济南设计研究院、大连理工大学煤化工研究所、清华大学煤燃烧国家工 程研究中心、山东大学环境科学与工程学院、山东省化工研究院等单位。具体的产 业化联盟企业为：美国GE南京汽轮机集团公司、山西太原重工机械厂、杭州锅炉 厂、淄博万丰煤气设备有限公司、哈尔滨七O三研究所、陕西鼓风机厂、武汉汽轮 机厂。具体的项目实施单位为：山东联合能源技术公司、临沂市义发节能开发有限 公司、滕州市华闻纸业有限责任公司、中冶纸业银河有限公司。
一.具体工艺流程，如图l所示：
此工艺整个系统大致可分为：煤的气化、煤气的净化、电捕焦油、脱硫、燃气 轮机、余热锅炉、蒸汽轮机及发电几个环节。
本实用新型选用的原料煤为混合煤(联能I号)， 一般按80%重量的山东烟煤和
20%重量外省煤混合而成，其焦油含量可在5%-9%，碎块为6-100mm，并可以含有 10-15%的煤末。将原料煤加入加压高效气化炉，煤的气化采用高温蒸汽、空气和压 力的作用下，产生煤气。具体来说， 一般压力为4-20公斤之间，温度为450-110(TC 之间，蒸汽的加入量占煤重量的10-30%，空气的加入量占重量煤的10-20%。
气化后残余的灰渣由炉底排出；气化产生的煤气分上、下二层，下层煤气的出 口温度大约在550-68(TC左右(主要含有灰尘），气体压力为0.53MPa(绝压)，经旋风 除尘器除尘后进入余热回收器回收热量，余热回收产生的蒸汽(包括煤气间冷产生的 酚水经余热回收产生的含酚蒸汽）由密闭管道返回气化炉用作气化用蒸汽(蒸汽(含 酚)进入气化炉底部氧化层，在1000-120(TC的高温下酚被燃烧分解为碳和氢类物质， 再与空气中的氧反应生成二氧化碳和水)。
上层煤气出口温度大约在150-170。C(主要含有焦油），气体压力为0.53MPa(绝 压)，经电捕焦油器除焦(焦油作为产品外售，该过程煤气中细微的尘也被捕集下来) 后与回收余热后的下层煤气混合进入间冷器冷却，下层煤气旋风除尘过程有固废产 生，主要成分为灰尘(下层煤气中焦油含量较少且由于此时温度较高，焦油不能收集 下来)。
在间接冷却过程中产生部分含酚废水，该部分酚水经酚水过滤器去除水中的灰 尘后，经余热回收器成为酚蒸汽，与余热回收器产生的水蒸汽一并送气化炉作为气 化用蒸汽。间冷后的煤气再经电捕轻油器进一步捕集煤气中残留的焦油(焦油作为产 品外售)后，尘颗粒物存量已微乎其微(粗煤气经过一次旋风除尘+二级电捕焦除尘)， 进入脱硫装置经湿法脱硫去除煤气中的H2S成为洁净煤气(H2S^60mg/Nm3)，其含量 成份如下：
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洁净煤气与空气通过压縮后送入燃气轮机，点燃膨胀做功驱动发电机一次发电，
燃烧后产生的高温尾气(烟气，约535'C)进入余热锅炉回收余热产生蒸汽，烟气最终 引入25m高烟囱排放。余热锅炉蒸汽(分别为60kg, 40kg， 10kg)再进入蒸汽轮机推
动蒸汽轮机二次发电(二次发电是一次发电的60%)，做功后降压降温的蒸汽可向工 业企业及居民用户供热供电，或驱动嗅化锂制冷机向用户提供冷气。 1.1煤的气化
气化炉是IGCC的重要部分，目前国内外采用了各种煤气化工艺，如常压固定 床间歇气化、碎煤加压气化、粉煤流化床气化、粉煤气流床气化，包括壳牌炉、GSP 炉、德士古炉等等，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。因此应根据采用的煤种、技术 成熟可靠度、产品结构及投资等来选择气化工艺。
本工艺选用的高效碎煤加压气化工艺EYSN-GAS(伊思气化炉)，其主要特点如
下：
1) 煤的品种适应性广
EYSN-GAS(伊思气化炉)采用一般烟煤，以碎煤为主，也可有部分粉末。这一 特点使工艺更加实用简洁，省去了大量的制煤系统的投资，同时又有良好的经济性。
2) 空气气化效率较高
近年来，为了提高气化炉的效率及其它诸多问题，大多数先进的气化炉均为富 氧气化，这一工艺虽然为提高效率起到直接作用，但空气制氧带来的问题也是一个 潜在的环境忧虑。首先空气制氧的投资之大、能耗之高，在某种程度上降低了一部 分联合循环增加的效率，同时建设投资过大，也为在我国推广IGCC技术提高了门 槛。大量的吸收空气中的氧气也使环保留下又一个未来的难题，因此最近国外业界 精英已经意识到此项问题的严重性，部分大公司也开始转入空气气化研究，传统认 为空气气化率低的观点，已经通过加压蒸汽介入气化等专项技术得到了修正，从实 验工厂的数据看，EYSN-GAS(伊思气化炉)的效率较高，每吨煤可以产生3000立方 煤气，完全可以满足燃气轮机联合循环高效率的燃气需求。另外，所产生的煤气热 值高，煤气热值为1800大卡一2600大卡/立方。
3) 维护方便
EYSN-GAS(伊思气化炉)工艺设备简洁实用，维护费用低，经济性较好，除加 压气化部分外，其余部分均采用通用设备和一般工艺加工的设备。它不象富氧气化 炉那样拥有结构较为复杂的辅助设备，所以维护成本也就降低了很多。气化煤气除 尘脱硫系统采用的旋风除尘器、间接降温热交换器、电除尘捕焦器等设备均可在国 内加工、维修和维护，并可以在建设订货之初进行约定。
4) 造价经济
EYSN-GAS(伊思气化炉)吸收了目前世界上多种气化炉的优点，以两段炉空气、
蒸汽气化为基础，通过采用引进国外先进技术设计理念专利的气化技术，形成一套 完整的、有自身特色的、商业适应性广泛的气化系统。在EYSN-GAS(伊思气化炉) 工艺先进设计理念和成功示范的基础上，将气化炉、旋风除尘器、热交换器、电除 尘捕焦器、脱硫系统等设备，以在国内加工订货的方式，使得整体系统设备的价格 更加合理，使整个系统的经济实性增强，使中外双方合作共赢。第一，使 EYSN-GAS(伊思气化炉)工艺的技术得到广泛的应用，外方可以得到技术费用；第 二，使中国的加工制造业获得了订单，并提升了中国企业在气化炉制作方面的经验。 第三，这种多方共赢的合作使气化系统设备的价格大大降低，预计仅为国际市场价 格的40-60%，这些优惠将体现在IGCC工程中，也将体现在热电产品价格中，并最 终惠及于社会各方。（气化工艺流程见附图l) 1.2煤气的净化
(1) 上层煤气的净化 从气化炉输出的上层煤气经电除尘捕焦器除尘、捕焦油后，输送到间接冷却器。
按照煤气流速不超过0.8m/s配置电捕焦油器。每两个气化炉配置3个C-97电捕焦 油器，6个气化炉分3组，配置9个C-97电捕焦油器。电捕焦油器同时可捕捉煤气 中的灰尘和水分。经过捕焦油后的煤气输入到间接冷却器冷却。
(2) 下层煤气的净化 下层煤气经过旋风除尘器除去煤气中的粉尘颗粒后输送到间接冷却器冷却。在
下层煤气出口联接旋风除尘器。除尘器规格为XF—1750，材质为不锈钢。
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(3)混合煤气的间接冷却
上层煤气经过电捕焦油器捕焦油后到间接冷却器冷却；下层煤气经旋风除尘器 除尘后到间接冷却器冷却，冷却后的上下层煤气混合，在间接冷却器管程喷淋冷凝 酚水对煤气洗涤，进一步去除粉尘及其颗粒物质，冷却后煤气温度为30-8(TC左右。 (4)混合煤气的二次净化
从间接冷却器输出的煤气由电捕轻油器再一次捕轻油、灰尘和水分。按照煤气 流速不超过0.8m/s配置电捕轻油器。每两个气化炉配置4个C-140电捕焦油器，6 个气化炉分3组，配置12个C-140电捕轻油器。电捕轻油器同时可捕捉煤气中的灰
尘和水分。煤气气化炉产生的焦油装罐车运往协议合作炼油厂。 (5)含酚污水的处理 气化站产生的含酚污水经过滤灰尘、除油后，由酚水泵将其打到热交换器进行 蒸发，蒸发后的酚水蒸汽被送入到气化炉底部的混合器，与送入的空气混合后进入 气化炉，并经炉篦上的通道进入气化段，在1000-1450。C的条件下，被分解成为碳和 氢。
在气化过程中，煤受热后热解产生的酚水量，每台炉约为0.5-l.lt/h， 6台炉的 酚水产量为3-6.6t/h，6台气化炉产生的酚水利用2台热交换器就可以将其全部蒸发。 酚水过滤器有极微量的沉淀物为固体废物，全年生成量为100kg/a，按国家有关规定 进行妥善处理。 1,3脱硫工艺
(1)基础条件
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粗煤气量：〜230000Nm3/h 粗煤气压力：0.49 Mpa 粗煤气温度：40°C
装置分三套，每套处理粗煤气量为38000Nm3/hx2=76000Nm3/h，三套装置并联 运行， 一次建成。
净化后的煤气含H2S: S60mg/Nm3 催化剂：采用东狮888催化剂
(2)工艺技术路线 本装置采用湿式氧化法脱除粗煤气中的H2S、副产品为固体硫磺。
G)过程化学反应
1) 碳酸纳水溶液吸收H2S Na2C03+H2S=NaHS+NaHC03
2) 液相析出元素硫，并生成多硫化物，[888]ox变为[888]R^ NaHS+l/202 。x NaOH+S丄
NaHS+S(x.D+NaHC。3 " Na2SX+C02+H20
[888] 。x
Na2SX+l/202+H20 2NaOH+SX丄[888]ox-► [888]Re
3)催化剂再生 [888]Re_iH[888]0X
注①：[888]ox、 [888]Re——氧化态催化剂、还原态催化剂。 (4)工艺流程
经除尘、捕焦油后送来的冷煤气（30-70°C、 0.3-0.49Mpa)， H2S含量为0.33%， 经分离器V201分离出冷凝水后从脱硫塔T201下部进入，与上部喷淋下的脱硫贫液 逆流接触，脱除冷煤气中的H2S。塔顶引出的净化气含H2S《0mg/Nm3，经分离器 V202分离出夹带的液体后送下游用户。
脱硫塔底引出的富液送再生槽R201的喷射器。富液高速通过喷射器喷嘴时， 在喷射器吸气室形成负压，自动吸入空气。富液与空气充分混合形成两相流体，经 喷射器的喉管，扩散管至再生槽底部喷出，向上流动完成富液再生。再生槽上部引 出的脱硫贫液经循环槽V205用脱硫泵P201送回脱硫塔顶，完成了脱硫液的循环作 业。
再生槽内生成的硫磺颗粒被空气携带，形成硫泡沫上浮到槽体上端，溢流经泡 沫槽V203，用泡沫泵P202打到过滤机C201过滤。过滤机剐下来的硫膏经硫膏漏 斗进入熔硫釜V206。通过熔硫釜夹套用蒸汽将釜内硫膏加热到13(TC以上，硫呈熔 融状沉在釜下，通过夹套闽放至硫磺锭模V207，自然冷却后送硫库待售。熔硫后的 釜液排到制备槽V204自然冷却后送至循环槽。
分离器V201分出的冷凝水排至制备槽V204作为配制脱硫液用。
分离器V202分离出的脱硫液排至制备槽V204回收。
开工正常生产补充的脱硫液在制备槽制备。
过滤器腔内真空由再生槽上的喷射器抽吸形成。（脱硫工艺流程见附图2) 1.4燃气轮机
燃气轮机是IGCC的关键设备之一，它的运行经济性和可靠性对整个燃气一蒸
汽联合循环的经济性和实用性都有重要的影响。燃气轮机有以下四个过程组成：压
气机中的理想绝热过程、燃烧室中定压加热过程、透平中的理想绝热过程和排气系 统中的定压放热过程。
从燃气轮机结构来分，燃气轮机可分为重型和轻型两大类。重型燃气轮机的特
点是：燃气轮机排气温度较高，余热能量可用率大，适宜于联合循环方式发电。它 的机组零部件较为厚重、结实，运行寿命长。重型燃气轮机对燃料的适应性强，可 按设计条件分别燃用轻油、重油、天然气和低热值煤气等燃料。轻型燃气轮机的特 点是：设备重量较轻，结构紧凑，安装快捷，启停快，对燃料有选择性， 一般要求 燃用天然气或轻油，多用于简单循环。由于本工程采用高效加压气化炉产出的煤气， 因此采用重型燃气轮机。
目前发电用燃气轮机已经发展的比较成熟。
本工程燃气轮机拟采用南京汽轮电机集团生产的GE6B燃气轮机。 GE6B燃气轮机具有以下优点：
(l)可燃用多种燃料：轻柴油作为启动和停机时的燃料。在基本负荷和部分负荷 时低热值气体燃料可以单烧，也可以词轻柴油混合燃烧。运行时低热值气体的热值
变动范围宽广一16%〜+ 18%
p)进气过滤系统运行时对吸入的空气的含水量没有要求，使用方便
(3)使用的零部件通用性好，可维护性好，高温零部件维修寿命长 1.5余热锅炉
余热锅炉是利用燃气轮机排气的热量产生蒸汽来驱动汽轮机作功发电供热。随 着燃气轮机技术的不断进步，燃气轮机初温的提高，燃气轮机的尾气热量更多，余 热锅炉的功率也在不断提高。
目前燃气一蒸汽联合循环电厂， 一般都采用一台燃气轮机配一台余热锅炉，这 样在运行和管理上方便、灵活、设计简单、投资省。
余热锅炉的蒸汽参数和压力等级，应根据燃料、燃气轮机排气特性与汽轮机统
一考虑，由于燃气轮机排气温度为400-550'C，余热锅炉要将蒸汽加热到高温高压的 参数很难实现，但要使蒸汽温度达到次高温参数（485°C)也很困难，所以，选用中 温中压余热锅炉。或采用补燃方法提高余热锅炉达到次高明压，这个差温的补燃， 从总体效益上是节能的（已经被大量的国外实例所证明），这一技术方法，突破了国 内业界一般认为补燃不节能的浮浅认识，对我国联合循环余热利用是一个创新突破 禾愤献c
因为燃气轮机的排气量不足以满足余热锅炉蒸发量的要求，所以本项目采用补
燃余热锅炉系统。本工程采用补燃余热锅炉系统，该类型锅炉具有以下优点：
(1) 高效率；
(2) 简单的气-汽换热过程；
(3) 投资费用低；
(4) 安装快速、方便；
(5) 运行和维护简单；
(6) 快速启动；
(7)可用率高。 二、节能措施
本项目在节能技术上有以下特点：.
(1) 引用加压高效气化炉
本项目美国合作伙伴的高效加压气化炉是在传统的两段煤气炉的基础上通过加 压技术形成的，它以空气、蒸汽为介质，利用上层、下层不同的温度环境条件，将 碎煤和部分煤末（约10%-15%)经过热解出油和气化，为联合循环创造气源。
这项工艺彻底改变了直接燃煤、间接做功的传统低效工艺，而是将固体煤经过 加温加压变成煤气，以便于进行分类净化，梯级利用。这一工艺不同于目前国际上 的一些富氧加压气化炉，主要是结合我国的国情，在设计理念上大胆创新形成的。 目前国外的几家著名公司均采用高压富氧高效气化炉，这些气化炉虽然有很高的气 化效率，单炉产气量高，但富氧气化设备昂贵，投资额巨大，功耗大，运行成本偏 高，抬高了我国推广IGCC项目的门槛。
本项目选用的气化工艺，虽然有单炉产量较低、煤的颗粒要求限制等弱点，但 它在此类气化工艺已经有了很大的提高。我们在设计中，经过优化组合，用两个气 化炉供一个GE6B燃气轮机，气化量单炉最大可达41150Nm3/h，热值可达到 1771kcal/Nm3，完全可以较好地满足了 GE6B燃气轮机的气源要求。
(2) 燃气轮机的使用
在此项工程的初步设计思路建立中，我们在国外专家的帮助下，坚持选择了 GE6B燃气轮机。GE公司在燃气轮机技术上、在世界上处于领先地位，在上世纪80 年代就生产大量的燃烧天然气发电的燃气轮机，有着很好的专业经验。近年来，GE 公司致力于燃气轮机中低热值合成煤燃气的燃烧取得成功。
我国在大型燃气轮机方面技术发展较慢，近年来，先后引进了国外的先进技术， 其中南京燃气轮机厂与美国GE公司合作生产GE6B燃气轮机，在低热值合成煤气 燃烧方面有着大量的成功经验。
GE6B燃气轮机的出力从一般工况来讲，可在40-49MW之间根据项目要求和国 家有关政策，选择三台燃气轮机、6台气化炉作为一组联合循环系统，达到204MW 发电和供汽180t/h-250t/h的生产能力，与本技改项目的需求和工艺衔接有较好的匹 配。无论从系统效率、造价性能比、能耗和总出力以及整体运行、经济收益和区域 供热面积最佳化方面上讲都是最合理的。
(3) 联合循环的优化
本项目采用IGCC工艺技术，在国内处于领先地位，目前我国还没有完全建成
独立运行的IGCC热电多联产系统，因此，具有一定的创新特点。本项目采用中外 专家的联合优势，并结合国内业界资深专家经验，在充分发挥燃气轮机出力的效率 的基础上，做好余热锅炉和汽轮机二次出力优化组合，使整个联合循环出力更加优 化，增加汽轮机出力和联合循环的总出力，比以往的近似系统提高出力10-15%。
(4) IGCC兼顾热电油多联产
从本项目的国外专家推荐的情况和国外专业机构提供的资料看，国外几十个 IGCC工艺的发电厂，兼顾供热的仅有3家。目前国内也未见IGCC兼顾区域热电多 联产项目，因此，此项目的创新在全世界范围也是首次，是难能可贵的。
在国外仅有的几个IGCC兼顾热电联产的项目中，均采甩德士古水煤浆气化工 艺，没有热解焦油的产出，在资源的优化利用方面还有欠缺。本项目热电油多联产 在目前世界上应是领先的。
综上所述，本项目采用了煤气化联合循环工艺，从工艺的基本结构上使能源节 约利用，优化煤资源，提高了资源利用率，从系统设计看，有着较大的节能优势。 同时，也有国际生产实例的证明。多项数据表明，它比传统的燃煤工艺在节能与能 源利用率上提高近一倍，比同类燃煤传统热电项目节约煤炭40%左右。
(5) 资源的优化利用使煤炭多产出焦油
富煤、贫油、少气是我国能源结构的基本特征。自建国以来，我国三代科学家 都致力于煤变油的研究，周恩来总理曾多次指示要加强这方面的研究。改革开放以 后，我国教育及科研部门恢复了学科研究重点试验机构。
煤对油的转换有间接方式与直接方式两种。本项目采用的技术是将煤中本来含 有的焦油热解析出，不是煤变油工艺，而是利用煤中的自然存在的焦油，给予适当 的条件，将优质油资源热解析出，这种工艺能耗少，更加符合物质疱丁解牛的自然 规律。煤炭资源价值也得到最大化的体现。本项目选择的山东烟煤与周边地区煤组 成按8:1:1组成的混合煤(联能I号），其中山东烟煤有较高的含油量。
长期以来我省对这部分资源开发不足，从目前情况看，这部分煤炭在使用直接 燃烧，白白浪费，造成一定的优质资源没有发挥应有的作用，造成了相对的浪费。 近年来，随着国际石油价格的上涨，煤中含有的这部分原油资源更显得珍贵。本项 目在煤气化工艺设计中，充分发挥了整体煤气化联合循环IGCC的系统优势，采用 了热解焦油析出工艺，使煤炭中的优质成份得到充分利用，这样虽然使项目增加了 一些工艺上的环节，增加了设备投资，但从能源使用效率和资源优化的角度上看是 非常合理的。
根据本项目选择的山东烟煤和外省煤按一定比例组成的混合煤(联能I号)，其焦
油含量可在5%-9%。采用本项目工艺技术可热解出5%的优质焦油，目前焦油有很 好的市场价格，约是煤炭的4倍，增值200%。同时，优质焦油是精炼柴油很好的原 料油，本项目每年可多产出约2.6万t优质焦油，经济收益显著。如果以此项技术改 造我省1500万kW规模中小机组（约75个类似工厂），每年可为我省增产2.6万 tx75=195万t优质原油，这对弥补我省目前油资源缺乏是一个巨大的贡献，这也是 此项目在众多亮点中比较明显的一点。
本项目的初步可研已在2007年度中被山东省科技厅列为可持续发展示范工程。
(6) 余热锅炉补燃技术
余热锅炉的补燃技术是本项目中外专家合作的一个技术优势。本项目国外合作 资深专家有丰富的专业经验，针对本项目不同季节的热负荷变化，采用余热锅炉补 燃技术，较好的提高了热电效率。余热锅炉补燃目前在我国还没有先例，从国外的 生产实例看，这也是一项很有实用价值的、通过极少投入（促进形成质量转折点的 优势）即可获得较大节能效果的工艺技术。
采用余热锅炉补燃技术，可以根据用户的热力、电力需求发展情况增加余热锅 炉的补燃量，使每个工厂能有一个适度的热电负荷发展空间。
余热锅炉的适度补燃可以提供二次蒸汽轮机发电效率和供热量，它的补燃消耗 与增加出力之比，是高于本项目平均效率的。因此，它的节能性是毋容质疑的。本 项目还有催化剂补燃技术，对于减少污染排放、提高二次出力也是创新的专有技术， 需要在工厂建设进行中研发补充完善。
(7) 采用本先进工艺的节能效果本工程热经济指标计算结果表
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从上表中可以看到，此项目每kwh发电煤耗为164g，节能水平在国内外处于领 先地位。除去煤气净化、脱硫以及其它自用电后，供电煤耗为192g/kwh，仍然具有 较高的节能水平。节煤量计算如下：
(1) 以热电联产项目可行性研究技术规定(计基础【2001】26号)为依据，本项 目全年节标煤量34万t
(2) 以国家发改委CDM管理中心公布的燃煤电厂标准煤耗基准线380g/kwh 为依据，本项目全年节标煤量22.5万t。
(380g/kwh-192g/kwh)xl.l97xl09 kwhxlO-10 =22.5万t
(3) 以国家发改委公布的燃煤电厂最低煤耗审批线标煤耗310g/kwh为依据， 本项目全年节标煤量14.12万t。
(310g/kwh-192g/kwh)xl.l97xl09 kwh><10-10=14.12万t。
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