中 (略) ：

报送《中 (略) 云南石化PSA1解吸气氢气回收项目节能审查的请示》《中 (略) 云南石化PSA1解吸气氢气回收项目节能报告》收悉。根据《中华人民共和国节约能源法》《固定资产投资项目节能审查办法》（国家发展改革委令2023年第2号）《云南省发展和改革委员会关于云南省固定资产投资项目节能审查实施办法》（云发改资环规〔2024〕2 号）和《 (略) 发展和改革委员会关于严格落实云南省固定资产投资项目节能审查实施办法的通知》有关要求，我局组织有关部门和专家评审项目节能报告，对项目用能工艺、能源消费情况、能效水平和节能管理措施等提出如下意见：

一、原则同意项目节能报告。

二、项目概况

项目名称：云南石化PSA1解吸气氢气回收项目

建设地点： (略) 安宁产业园区

项目建设性质：改建

建设规模及内容：项目采用膜法氢气回收工艺，建设PSA1解吸气氢气回收装置，原料处理设计规模*吨/年，包括膜分离、富氢气压缩和公用工程等部分。提纯后富氢气体送至渣油加氢装置作为氢源，尾气送至*标立/小时制氢装置作为原料。

项目估算投资：*元

项目代码： 2401-*-04-02-*

三、项目主要能源消耗指标情况

项目综合能源消费量折合当量值1878.04吨标煤，折合等价值3951.43吨标煤。

（一）项目新增能耗品种和消耗量

年消耗电1010.*千瓦时，折合当量值1242.42吨标准煤，折合等价值3315.80吨标准煤；年消耗解吸气*吨，折合9013.02吨标准煤；年消耗循环水193.*吨，折合166.25吨标准煤；年消耗压缩空气4.*立方米，折合2.28吨标准煤；年消耗氮气10.*立方米，折合4.03吨标准煤；年消耗0.2Mpa蒸汽0.*吨，折合541.25吨标准煤。项目新增能源消耗量当量值*.25吨标准煤，等价值*.64吨标准煤。

（二）项目产出能源品种和消费量

年产出富氢气2.*吨，折合1204.40吨标准煤；年产出渗余气12.*吨，折合6897.10吨标准煤；年产出污油1.*吨，折合914.43吨标准煤；年产出凝结水0.*吨，折合75.28吨标准煤。项目产出能源消费量9091.21标准煤。

（三）项目年综合能源消费量

项目新增能源消耗量—项目产出能源消费量=项目综合能源消费量

项目综合能源消费量折合当量值1878.04吨标准煤，折合等价值3951.43吨标准煤。

项目不涉及化石能源用量、可再生能源用量和原料用能。

能效水平：项目PSA1解吸气氢气回收装置单位产品能耗189.66千克标准煤/吨。12 万标立/小时制氢装置和 PSA1 解吸气 氢气回收装置单位产品能耗为 530.68千克标准煤/吨。

项目为改建项目，通过增设膜分离单元降低装置能源消 耗，无新增产品，不新增产值、新增增加值。 项目建成后，年二氧化碳排放量7120.94吨，单位产品二氧化碳排放量0.34吨二氧化碳/吨。设计用电负荷1203.47千瓦 。

四、有关要求

（一）项目建设单位在落实节能报告各项措施基础上，要严格落实项目评审意见中所提出的有关要求和意见建议。要进一步优化用能工艺，选用高效节能设备，切实加强节能管理。要根据《能源管理体系要求及使用指南》（GB/T*），健全完善能源监督管理体系。按照《用能单位能源计量器具配备和管理通则》（GB*）等标准规范，严格配备能源计量器具，建立三级能源计量管理体系，建成企业能耗在线监测系统， (略) 数据对接。要严格按照项目节能报告中提出的节能措施进行建设。项目建成后，及时提出节能验收申请。若未落实节能审查意见，不予通过验收，不得投入生产、使用。

（二）如项目建设地点、建设内容、规模和能效水平等发生重大变动的，或年实际综合能源消耗量超过节能审查批复水平10%及以上的，项目建设单位应当向节能审查机关提出变更申请。

（三）本节能审查意见自印发之日起 2年内有效。

项目逾期未开工建设或建成时间超过节能报告中预计建成时间2年以上，应重新进行节能审查。

中 (略) ：

报送《中 (略) 云南石化PSA1解吸气氢气回收项目节能审查的请示》《中 (略) 云南石化PSA1解吸气氢气回收项目节能报告》收悉。根据《中华人民共和国节约能源法》《固定资产投资项目节能审查办法》（国家发展改革委令2023年第2号）《云南省发展和改革委员会关于云南省固定资产投资项目节能审查实施办法》（云发改资环规〔2024〕2 号）和《 (略) 发展和改革委员会关于严格落实云南省固定资产投资项目节能审查实施办法的通知》有关要求，我局组织有关部门和专家评审项目节能报告，对项目用能工艺、能源消费情况、能效水平和节能管理措施等提出如下意见：

一、原则同意项目节能报告。

二、项目概况

项目名称：云南石化PSA1解吸气氢气回收项目

建设地点： (略) 安宁产业园区

项目建设性质：改建

建设规模及内容：项目采用膜法氢气回收工艺，建设PSA1解吸气氢气回收装置，原料处理设计规模*吨/年，包括膜分离、富氢气压缩和公用工程等部分。提纯后富氢气体送至渣油加氢装置作为氢源，尾气送至*标立/小时制氢装置作为原料。

项目估算投资：*元

项目代码： 2401-*-04-02-*

三、项目主要能源消耗指标情况

项目综合能源消费量折合当量值1878.04吨标煤，折合等价值3951.43吨标煤。

（一）项目新增能耗品种和消耗量

年消耗电1010.*千瓦时，折合当量值1242.42吨标准煤，折合等价值3315.80吨标准煤；年消耗解吸气*吨，折合9013.02吨标准煤；年消耗循环水193.*吨，折合166.25吨标准煤；年消耗压缩空气4.*立方米，折合2.28吨标准煤；年消耗氮气10.*立方米，折合4.03吨标准煤；年消耗0.2Mpa蒸汽0.*吨，折合541.25吨标准煤。项目新增能源消耗量当量值*.25吨标准煤，等价值*.64吨标准煤。

（二）项目产出能源品种和消费量

年产出富氢气2.*吨，折合1204.40吨标准煤；年产出渗余气12.*吨，折合6897.10吨标准煤；年产出污油1.*吨，折合914.43吨标准煤；年产出凝结水0.*吨，折合75.28吨标准煤。项目产出能源消费量9091.21标准煤。

（三）项目年综合能源消费量

项目新增能源消耗量—项目产出能源消费量=项目综合能源消费量

项目综合能源消费量折合当量值1878.04吨标准煤，折合等价值3951.43吨标准煤。

项目不涉及化石能源用量、可再生能源用量和原料用能。

能效水平：项目PSA1解吸气氢气回收装置单位产品能耗189.66千克标准煤/吨。12 万标立/小时制氢装置和 PSA1 解吸气 氢气回收装置单位产品能耗为 530.68千克标准煤/吨。

项目为改建项目，通过增设膜分离单元降低装置能源消 耗，无新增产品，不新增产值、新增增加值。 项目建成后，年二氧化碳排放量7120.94吨，单位产品二氧化碳排放量0.34吨二氧化碳/吨。设计用电负荷1203.47千瓦 。

四、有关要求

（一）项目建设单位在落实节能报告各项措施基础上，要严格落实项目评审意见中所提出的有关要求和意见建议。要进一步优化用能工艺，选用高效节能设备，切实加强节能管理。要根据《能源管理体系要求及使用指南》（GB/T*），健全完善能源监督管理体系。按照《用能单位能源计量器具配备和管理通则》（GB*）等标准规范，严格配备能源计量器具，建立三级能源计量管理体系，建成企业能耗在线监测系统， (略) 数据对接。要严格按照项目节能报告中提出的节能措施进行建设。项目建成后，及时提出节能验收申请。若未落实节能审查意见，不予通过验收，不得投入生产、使用。

（二）如项目建设地点、建设内容、规模和能效水平等发生重大变动的，或年实际综合能源消耗量超过节能审查批复水平10%及以上的，项目建设单位应当向节能审查机关提出变更申请。

（三）本节能审查意见自印发之日起 2年内有效。

项目逾期未开工建设或建成时间超过节能报告中预计建成时间2年以上，应重新进行节能审查。