表中号建净化生产装置。煤气化装置区内还设置了中间渣场和干灰筒仓，煤渣运往热电厂吉家湖渣场堆放，不另辟新址干灰拟用专用汽车送往水泥厂综合利用。火炬与新建污水处理设施综合布置在铁路以北场地上。煤气化合资厂工程占地合亩。煤代油改造工程由煤气化合资厂和国内配套改造组成。国内配套改造包括新建净化生产装置循环水系统污水处理和原有生产装置改造等几部分。其中煤气化合资厂原料煤和石灰石储运区布置在热电厂与己内酰胺之间原规划二化肥北半部场地上，煤气化装置空分布置在化肥厂东部原仓库区北部。煤代油工程配套厂新建生产净化装置由变换酸性气体脱除硫回收等部分组成，采用联合布置方式布置在合资厂南侧相邻街区内。原有生产装置改造在原甲烷化和氨合成装置区内进行。为满足新建生产装置对冷却水需要，在新建生产区南部增设了循环水场，另外在老厂区原循环水街区道路以南增设冷却塔，以满足老装缩改造以及公用工程填平补齐属巴陵石化合成氨配套部分。其中，配套部分又分为新区及老区改造。全部用电负荷基本由巴陵热电厂提供，用电负荷详见用电负荷计算表。合资厂各装置及辅助设施用电负荷表序号装置代号千伏动电源利用就近变电所解决。污水处理用电设备总需要容量为。用电负荷本次煤代油改造工程采用壳牌煤粉气化技术，改造由两部分组成，煤运煤气化空分等组成煤气化合资厂，变换酸性气体脱除甲烷化和压。根据工艺生产过程安全要求，为保证安全生产，需增加台柴油发电机组，该机组设在新区主变配电室内。由于新区污水处理装置距新老街区主生产装置较远，需在污水处理装置界区内设低压配电室座，其两路低压路电源由原供老区主配电室电源提供，老区主配电室电源则由新区主电气室转供。新区工艺装置高低压负荷及新区循环水用电设备均由新区主电气室提供。新区循环水设低压配电室座，供循环水界区低压用电设备远程控制站套。配套改造根据总图布置分为新区和老区两部分，老区原有主变配电室座，其供电能力完全可以满足老区改造要求，所以，本次仅对原老区变配电装置进行必要改造。在新区设主电气室座，两室及输煤控制室，该配电室主要向输煤栈桥用电设备供电控制室设套，对输煤系统进行集中自动控制。原料煤储运区设低压变电所座，该变电所主要供原料煤储运区及卸石场用电设备，变电所内设输煤系统路电源采用两根电力电缆，用电设备总需要容量为。空分和气化界区高低压负荷均由该主电气室提供，另提供原料煤储运变电所两路电源及输煤低压配电室两路低压电源。在转运站设输煤低压配电为，本次煤代油改造工程实施后，全厂用电负荷为。故电源供电可靠性及供电能力是完全可以满足煤代油改造工程需要。在合资厂界区内设主电气室座，供合资厂全部负荷，两路电源引自洞氮热电厂，每台，其电源路来自岳阳电厂，另路引自枫树坡变电站。热电厂另设有发电机组三台，容量分别为台和两台。根据本次煤代油改造工程汽电平衡情况，发电机组实际发电能力为，两台主变压器供电能力及冷凝液回收分析化验送原有污水处理厂前生活用水送原有污水处理新建区生活及冲洗用水其他用水污水处理厂内净水站双氧水液体二氧化碳合计供电现有巴陵公司热电厂设有电压为容量为双卷主变压器两区用水未预见水量污水处理合计改造后全部排水水量表单位序号装置名称生产污水生活污水净下水备注气化酸性气体脱除锅炉系统新建循环水站另有综合利用氧化碳变换尿素原有循环水站脱盐水站全厂供热合成氨回路及冰机改造新建煤储存及运输尿素仪表空气取样冷却器原有循环水站原有循环水透平脱盐水站双氧水液体二氧化碳氨水站全厂供热及冷凝液回收分析化验厂前生活用水新建区生活及冲洗用水原有煤储存及输送厂外生活工业污水生化处理需要，污水处理厂设计规模定为正常处量。改造后全部用水量表单位序号装置名称生产水循环水生活水气化酸性气体脱除硫回收及硫磺成型新增冰机空分其他锅炉系统新建循环水站氧化碳变换后，合资厂气化装置排出污水正常量为，最大量为配套改造部分新建变换单元排出污水正常量为，新建酸性气体脱除单元排出含甲醇污水正常量为。上述三项之和正常量为，考虑到生活污水及能力为七座。拟在新区新建设计规模为循环水站，采用单格冷却塔处理能力为四座。老区循环水量供应不足部分，通过适当改造来满足循环水量要求。污水处理原洞庭氮肥厂没有污水处理厂。煤代油改造扩建改造增加净水供水能力循环水煤代油改造工程完成后，循环水总需用量包括合资企业为，其中新区用量含合资企业为，老区用量为，原有老区循环水供水能力为单格冷却塔处理及生活水原洞庭氮肥厂生产及生活用水由水源地净水厂和厂内净水厂两处供给。厂内净水站供水能力为，水源地净水厂供水能力为。煤代油改造时，水源地净水厂供水量须增至，因此水源地净水厂需进行扩及生活水原洞庭氮肥厂生产及生活用水由水源地净水厂和厂内净水厂两处供给。厂内净水站供水能力为，水源地净水厂供水能力为。煤代油改造时，水源地净水厂供水量须增至，因此水源地净水厂需进行扩建改造增加净水供水能力循环水煤代油改造工程完成后，循环水总需用量包括合资企业为，其中新区用量含合资企业为，老区用量为，原有老区循环水供水能力为单格冷却塔处理能力为七座。拟在新区新建设计规模为循环水站，采用单格冷却塔处理能力为四座。老区循环水量供应不足部分，通过适当改造来满足循环水量要求。污水处理原洞庭氮肥厂没有污水处理厂。煤代油改造后，合资厂气化装置排出污水正常量为，最大量为配套改造部分新建变换单元排出污水正常量为，新建酸性气体脱除单元排出含甲醇污水正常量为。上述三项之和正常量为，考虑到生活污水及工业污水生化处理需要，污水处理厂设计规模定为正常处量。改造后全部用水量表单位序号装置名称生产水循环水生活水气化酸性气体脱除硫回收及硫磺成型新增冰机空分其他锅炉系统新建循环水站氧化碳变换合成氨回路及冰机改造新建煤储存及运输尿素仪表空气取样冷却器原有循环水站原有循环水透平脱盐水站双氧水液体二氧化碳氨水站全厂供热及冷凝液回收分析化验厂前生活用水新建区生活及冲洗用水原有煤储存及输送厂外生活区用水未预见水量污水处理合计改造后全部排水水量表单位序号装置名称生产污水生活污水净下水备注气化酸性气体脱除锅炉系统新建循环水站另有综合利用氧化碳变换尿素原有循环水站脱盐水站全厂供热及冷凝液回收分析化验送原有污水处理厂前生活用水送原有污水处理新建区生活及冲洗用水其他用水污水处理厂内净水站双氧水液体二氧化碳合计供电现有巴陵公司热电厂设有电压为容量为双卷主变压器两台，其电源路来自岳阳电厂，另路引自枫树坡变电站。热电厂另设有发电机组三台，容量分别为台和两台。根据本次煤代油改造工程汽电平衡情况，发电机组实际发电能力为，两台主变压器供电能力为，本次煤代油改造工程实施后，全厂用电负荷为。故电源供电可靠性及供电能力是完全可以满足煤代油改造工程需要。在合资厂界区内设主电气室座，供合资厂全部负荷，两路电源引自洞氮热电厂，每路电源采用两根电力电缆，用电设备总需要容量为。空分和气化界区高低压负荷均由该主电气室提供，另提供原料煤储运变电所两路电源及输煤低压配电室两路低压电源。在转运站设输煤低压配电室及输煤控制室，该配电室主要向输煤栈桥用电设备供电控制室设套，对输煤系统进行集中自动控制。原料煤储运区设低压变电所座，该变电所主要供原料煤储运区及卸石场用电设备，变电所内设输煤系统远程控制站套。配套改造根据总图布置分为新区和老区两部分，老区原有主变配电室座，其供电能力完全可以满足老区改造要求，所以，本次仅对原老区变配电装置进行必要改造。在新区设主电气室座，两路电源由原供老区主配电室电源提供，老区主配电室电源则由新区主电气室转供。新区工艺装置高低压负荷及新区循环水用电设备均由新区主电气室提供。新区循环水设低压配电室座，供循环水界区低压用电设备。根据工艺生产过程安全要求，为保证安全生产，需增加台柴油发电机组，该机组设在新区主变配电室内。由于新区污水处理装置距新老街区主生产装置较远，需在污水处理装置界区内设低压配电室座，其两路低压电源利用就近变电所解决。污水处理用电设备总需要容量为。用电负荷本次煤代油改造工程采用壳牌煤粉气化技术，改造由两部分组成，煤运煤气化空分等组成煤气化合资厂，变换酸性气体脱除甲烷化和压缩改造以及公用工程填平补齐属巴陵石化合成氨配套部分。其中，配套部分又分为新区及老区改造。全部用电负荷基本由巴陵热电厂提供，用电负荷详见用电负荷计算表。合资厂各装置及辅助设施用电负荷表序号装置代号千伏动力伏动力照明小计年用电量备注需要容量需要容量需容量，小计合计配套改造新区各装置及辅助设施用电负荷表序号装置代号千伏动力伏动力照明小计年用电量备注需要容量需要容量需容量小计合计配套改造老区各装置及辅助设施用电负荷表序号装置代号千伏动力伏动力照明小计年用电量备注需要容量需要容量需容量尿素其它小计合计煤代油改造工程生产装置及辅助设施总用电负荷表序号装置代号千伏动力伏动力照明小计年用电量备注需要容量需要容量需容量老区负荷新区负荷合资厂负荷热电厂自用电热电厂发电量合计供热供热现状巴陵公司热电厂现有三台煤粉炉号炉，号炉，三台汽轮发电机组号机，号机，号机，其中号炉号机是年月建成投产，主要是为了满足巴陵石化己内酰胺及帘子布装置中低压蒸汽要求，同时为煤代油改造作准备。供汽方案煤代油改造后合资厂所需外部供汽各种参数蒸汽均由巴陵石化供给。巴陵石化分公司合成氨及尿素装置所需外部供给蒸汽亦由巴陵公司热电厂供给。热电厂三台煤粉锅炉产生高压蒸汽，按照以热定电原则，除必要发电外，向外供出高中压过热蒸汽，满足原洞氮厂各装置主要是合成氨及尿素装置及合资厂空分装置空压机增压机氮压机动力用汽及工艺用汽。热电厂高压蒸汽先送合成氨装置合成气压缩机蒸汽透平，然后抽出中压汽与热电厂来中压蒸汽会合，加上合资厂及氮肥厂所有副产中压汽，共同作为中