煤电化循环经济产业园煤制180万ta甲醇及转化烯烃项目 301页

'1.总论1.1概述1.1.1项目名称及建设单位基本情况1.1.1.1项目名称：××××**煤电化循环经济产业园煤制180万t/a甲醇及转化烯烃项目。1.1.1.2项目建设性质本项目属于新建项目，项目建设的投资构成为资本金占30%，银行贷款占70%；经营体制及管理机制采用现代企业机制，按公司制进行经营和管理。1.1.1.3项目建设地：××××自治区××××市。1.1.2建设单位基本情况1.1.2.1建设单位名称、法人代表建设单位：××××**矿业投资有限公司法人代表：1.1.2.2建设单位概况××××**矿业投资有限公司注册成立于2004年11月，公司由山东**矿业集团有限公司(股比70％)、山东****煤电开发有限公司(股比20％)与中矿广源矿产开发有限公司(股比10％)共同投资组建。公司注册地在××××自治区准格尔旗薛家湾镇，主要从事矿业开采，地质勘探，煤炭深加工，电厂投资，矿业机械设备、建筑材料和化工产品销售及矿业技术服务等领域。公司按照总体规划、分步实施；体制创新、科学管理；立足煤矿、煤电化一体开发的发展战略，依托××××丰厚的煤炭资源，建设以煤炭为基础、以电力和煤化工为主体的大型煤电化能源产业基地，根据**集团制定的发展规划，到2015年，将分三期建设成煤炭产量3600万t/a，电厂装机容量3600MW，煤化工产品约500万t/a的煤电化产业基地，本项目为一期煤制1-3 180万t/a甲醇及转化烯烃工程，计划2005年开工建设，2008年全面建成。山东**矿业集团有限公司、山东****煤电开发有限公司和**矿产开发有限公司均系**集团的子公司，注册地分别在山东省济南市、山东省**市和北京市。山东**矿业集团有限公司作为**集团公司四大核心企业之一，主要从事矿产资源开发、生产、销售、储运、供应等业务，是拥有完整产业链的大型矿业集团。山东****煤电发展有限公司成立于1998年4月，注册资本金5亿元，系**集团“煤、电、化”综合开发巨野煤田的专业公司。中矿广源矿产开发有限公司是**集团的全资子公司，公司注册资本1亿元人民币。**集团是一家产权多元化、集团化发展的现代企业集团，以矿产资源、电源、城市基础设施和房地产、工程建设四大产业为核心业务，经营领域涉及金融证券、信息科技、商贸旅游、体育文化、工业实业等。在2002年发布的“中国企业500强”中，**集团位居第45位，被中国企业联合会、中国企业家协会评为“中国2000年度十大最具影响力企业”，“**”品牌无形资产1999年评估价值428亿元，自2000年以来连续三年被评为“中国十大公众认知商标”，2004年被国家工商总局认定为中国“驰名商标”。**集团成立以来，抓住机遇，开拓创新，适时调整发展战略，积极进行资本运营，公司的资本结构不断优化，核心竞争能力不断增强，管理方式、方法和手段逐步科学化和规范化，是一个具有较高知名度、较强市场竞争能力的全国性大型企业集团公司。为积极响应国家发展大型企业集团，实现产业报国的信念，**集团制订了战略投资规划，确定发电、矿业作为**集团主要的投资领域。在矿产资源开发领域，**集团发展重心以一、二次能源为主，通过煤炭、铝土资源开发和煤、电、化、冶综合开发利用，成功涉足了煤炭、铝土、石膏、黄金等矿产资源产业，实现了迅速的发展和扩张。自1997年进入资源产业以来，在山东、山1-3 西及其他西部地区建成或在建多个煤电、煤电化、煤电铝及高载能一体的大型项目，投产及在建煤矿总产能2900万t，运营发电装机容量5200MW，在建装机容量7100MW。同时，经过长期努力和实践，形成了先进和高效的资源产业投资战略和运作策略，建立了较为成熟和完善的工程建设和运营体系。**集团坚持以发展为第一要务，在保持跨跃式发展的基础上调整结构，从以煤炭的生产、销售为主，逐步向煤炭的深加工和煤化工为主转化，提高发展的质量和效益；坚持体制创新和制度建设，加快企业改革的步伐；坚持以人为本，树立统筹协调的可持续发展观，努力增强企业竞争力，加快向大公司大企业集团战略目标迈进的步伐。煤制烯烃项目不仅对**集团意义重大，对国家的能源安全也具有重大战略意义。1.2编制单位、编制依据和原则1.2.1可行性研究报告的编制单位：中国成达工程公司地址：四川成都人民南路四段二十八号山东电力工程咨询院（热电车间自备电站的编制单位）地址：中国济南市闵子骞路106号1.2.2编制依据（1）中国成达公司与××××**矿业投资有限公司签定的《技术咨询合同书》，合同号：CD-2005630。1-3 (2)××××自治区人民政府“内政字(2004)436号”《××××自治区人民政府关于加快发展能源重化工工业进一步推进煤炭资源优化配置的意见》。(3)××××市国家能源重化工基地发展战略研究(修改稿)，国务院发展研究中心发展战略和区域经济研究部，2004.08。(4)××××市煤制甲醇开发利用规划(2004～2010年)讨论稿，2003.12。(5)**××××煤电化产业基地总体规划方案。(6)达拉特旗2005～2010年工业经济发展规划，达拉特旗发展计划经济贸易局，2005.03。(7)《关于同意××××**矿业投资有限公司年产180万吨煤制甲醇及转化烯烃项目备案的通知》“内发改工(2005)786号”。(8)《××××自治区水利厅关于××××**矿业投资公司年产180万吨煤制甲醇转烯烃项目用水的批复》“内水政(2005)108号”。(9)《××××自治区水利厅关于××××**矿业投资有限公司180万吨/年煤制甲醇转烯烃以水权转换方式取用黄河水的报告》“内水政(2005)126号”。(10)《××××市水利局关于确定达旗工业项目黄河取水口的函》“鄂水函(2005)230号”。(11)《××××市人民政府转发××××自治区人民政府关于企业自备电厂并网有关问题的通知的通知》“鄂政函(2005)117号”。(12)××××市水利局《关于调整用水指标的函》“鄂水字(2005)205号”。(13)《××××自治区环境保护局关于××××**矿业投资有限公司180万吨/年煤制甲醇转烯烃项目立项的环境保护审查意见》“内环字(2005)192号”。(14)××××电力（集团）有限责任公司《关于××××**180万吨煤制甲醇转烯烃2×125兆瓦自备热电机组接入蒙西电网的函》1-26 “内电计(2005)320号”。(15)××××市环境保护局《关于××××**矿业投资有限公司180万吨煤制甲醇转烯烃项目环境保护立项审查意见》“鄂环发(2005)159号”。(16)××××市国土资源局《关于同意××××**矿业有限公司180万吨煤制甲醇转烯烃项目用地的函》“鄂国土资土字(2005)97号”。(17)《××××市规划局关于××××**矿业投资有限公司兴建××××**180万吨煤制甲醇转烯烃项目规划预选址的批复》“鄂规发(2005)93号”。(18)《××××市人民政府关于同意××××**矿业投资有限公司煤制甲醇转烯烃项目取用黄河水实行水权转换的承诺函》“鄂政函[2005)135号”。(19)《达拉特旗交通局关于××××**煤电化循环经济产业园煤制180t/a甲醇及转化烯烃项目公路运输的复函》“达交发(2005)159号”。(20)××××自治区国土资源厅《关于达拉特旗年产180万吨煤制甲醇转烯烃项目用地计划的意见》“内国土资字(2005)408号”。(21)中国建设银行股份有限公司××××自治区分行《中国建设银行贷款意向书》“2005年第19号”。(22)中国有色金属工业西安勘察设计研究院提供的《××××**180万吨煤制甲醇转烯烃厂址岩土工程勘察报告书(可行性研究阶段)》。1.2.3编制原则（1）结合厂区建设条件，以节省投资，保证工程质量，提高经济效益为原则，贯彻执行国家的一系列基本建设的方针政策和有关法规，做到切合实际、技术先进、经济合理、安全适用。（2）本项目拟采用目前世界上先进的煤气化和1-26 甲醇制烯烃工艺技术并由国外引进关键设备。国内配套部分首先考虑应用国内已有成熟技术和生产经验的装置和设备。（3）充分贯彻节省和循环经济的原则，实施煤化工与热电相结合。（4）整个工程规模应考虑近期生产需要和远期的发展需要。同时装置的设计原则应尽可能达到布置一体化，生产装置露天化，建筑结构新型化，应用材料轻型化，公用设施社会化，设备材料国产化。（5）认真总结国内外同类石油化工装置的建设经验和教训，做到设计技术先进、可靠、保证长周期稳定运转和安全生产。（6）产品品种方案要结合国内市场的需求，可灵活调整产品牌号。（7）遵守环境保护法，生产中的“三废”需予以处理，以符合规定的排放标准。（8）贯彻“安全第一，预防为主”的方针，遵循现行防火、安全卫生和劳动保护等有关规范，确保本项目投产后能安全稳定生产，符合职工安全卫生的要求，保障劳动者在劳动过程中的安全和健康。（9）充分利用项目所在地的自然资源。采取切实可行的技术措施，节约用水，减少一次水用量，使当地宝贵的水资源得到充分利用。1.3项目背景、建设意义1.3.1项目背景按照国家西部大开发的大政方针和战略规划，在××××自治区政府的正确领导及各级政府的大力支持下，××××**矿业投资有限公司计划在××××自治区××××市利用当地丰富的煤炭资源建设煤制180万t/a甲醇及转化烯烃项目。1-26 我国现在已成为世界石油消耗大国，但石油剩余探明储量到2000年初约为32.7亿t，仅占世界探明储量的2.3％，人均探明储量约为世界平均水平的1/10；同时，1996年以后我国陆地油田大部分已进入稳定开采阶段，石油产量一直在1.6亿t/a左右徘徊。因此，为了弥补石油产量的严重不足，国家每年花费大量外汇进口石油，而且随着我国现代化进程的加快，石油进口量将持续增加，2004年石油进口量约1.2亿t，已占消耗量的约43％。随着国际石油价格的不断升高及中东地区政局动荡，石油大量进口不仅花去国家大量外汇，而且对我国能源安全造成很大威胁。甲醇是重要的有机化工原料，在发达国家其产量仅次于乙烯、丙烯和苯，居第四位，由甲醇生产的化工产品可达数百种。同时甲醇也是宝贵的液体洁净燃料，是石油资源的替代品之一，随着我国石油资源的日益短缺，我国对甲醇的需求量也将越来越大。我国现有的甲醇生产装置大部分规模较小，生产成本高，在市场经济条件下，这些小装置将在竞争中陆续被淘汰。生产能力大、产品质量好、生产成本低的大型甲醇生产装置在竞争中将处于有利地位，其生产能力将继续扩大，市场份额也将继续增加。甲醇目前市场行情较好，但随着国内甲醇项目大量建设，在甲醇市场容量没有新的突破情况下，未来甲醇市场可能面临激烈竞争，利用甲醇转化制烯烃等高附加值的下游产品将是解决甲醇过量集中的明智之举。甲醇转化烯烃技术通过聚合可制取聚丙烯或聚乙烯。聚丙烯(PP)合成树脂(塑料)是丙烯最重要的下游产品，因其具有良好的耐热性、耐腐蚀性、电绝缘性和密度低等特点，使其应用在近20年内得到迅猛发展；聚乙烯(PE)在涂层料、电缆料和管材等行业应用前途广阔，而我国聚丙烯和聚乙烯国内生产满足不了需求，每年不得不大量进口，国内聚丙烯和聚乙烯的自给率始终徘徊在40％～50％。1-26 随着国民经济的快速发展，能源需求越来越大，煤、电、油产品的运输成了制约国民经济快速发展的瓶颈，开发煤炭资源，实现煤炭的就地加工转化是解决这个问题的重要手段。中国石油资源短缺，而煤炭资源相对丰富，建设煤化工项目，生产石油替代产品，是解决我国能源紧张的一条重要途径。××××市煤炭资源丰富，煤炭探明储量1244亿t，约占全国的1/6，已开发的主要有准许格尔、东胜、万利、西卓子山煤田，2003年煤炭产量达8000万t。将煤炭就地转变为优质的煤化工产品，提升煤炭产品的附加值，可为当地政府和开发企业创造巨大利益，同时实施煤炭洁净转化也符合国家可持续发展的经济战略。本项目以东胜煤田煤炭资源为切入点，利用当地煤炭资源建设煤制180万t/a甲醇及转化烯烃项目，符合国家节能与环保的产业政策，符合国家西部大开发的战略规划，对于××××自治区变资源优势为产业优势，进而转化为经济优势，促进全区经济快速发展，都具有十分重大的意义，而且能给国家及建设单位带来巨大的商机及经济效益，前景十分广阔。**集团面对××××地区丰富煤炭资源，响应国家西部大开发战略，为实现优势互补，促进××××的经济发展，在××××市规划建设“××××**煤电化循环经济产业园”。本项目是该煤炭产业化项目中的重要组成部分，并作为产业园的先期项目予以实施。该项目建成投产后，不仅可以带动××××自治区煤田的综合开发，促进××××资源型城市的产业结构调整和转变，而且能够带动地方其它产业发展，增加地方财政税收，提升××××市整体经济和技术水平。××××**矿业投资有限公司多次组织专家和技术骨干人员赴达旗实地考察，经证明项目原料来源稳定，水源充足，运输便利，自然环境及配套建设条件良好，××××市对**建设大型煤化工项目给予极大支持，具有明显的区位优势。同时他们也组织专家与UOP，Lurgi,Davy等公司就大型甲醇、甲醇制烯烃等技术进行了交流，深入研讨了煤制烯烃工艺和技术问题，为开展可研工作做好了技术准备。1-26 1.3.2项目建设的必要性和投资意义(1)发展煤经甲醇制烯烃产业对缓解我国石油供需矛盾具有重要意义石油是保障国家经济命脉和政治安全的重要战略物资，在国际政治、经济乃至军事舞台上常常扮演重要角色。近几年我国石油消费和石油进口维持相当高的增长速度，使得我国的石油供应、消费、进口及国家能源战略安全形势非常严峻，成为西方国家关注的焦点之一。1999年我国原油净进口量占世界原油贸易总量的0.14％，2000年净进口份额提高到3.36％。2000年我国从中东进口的石油占进口总量的43.49％，今后所占比例可能更大。对石油资源的争夺是美、日中东战略的核心。“9.1l”事件和美国对伊拉克战争从根本上改变了该地区的地缘政治结构，近来中东地区的发展局势，使我国石油供应的战略安全受到重大威胁。国际政治形势的不稳定性，要求我国必须尽快采取保障能源供应安全的措施，尽可能对可能产生的能源危机有相应的战略应对措施，以保障能源供应的战略安全，推动我国经济快速发展。我国《国民经济和社会发展第十个五年计划纲要》把抓紧解决好石油等战略资源列为重要指导方针之一，并明确把开发石油替代产品、维护国家能源安全作为能源战略的重要内容。我国面临的石油形势不容乐观，石油资源比较贫乏，人均石油资源量只有世界人均水平的五分之一。到2000年底，我国累计探明的石油地质储量200多亿吨，剩余可采储量为33亿吨，仅占世界的2.3%。资源品位不高、开采难度较大、生产成本增加，致使我国近几年石油产量一直徘徊在1.6亿吨左右，如果没有重大发现，产量大幅度增加的可能性不大。而我国的石油消费进入二十世纪九十年代以来迅速增长，供需缺口逐年加大，只得依靠进口解决。自1993年成为石油净进口国后，进口量逐年加大，到2002年我国石油净进口量已超过7000万吨，约占当年国内总消费量的1-26 30％。随着我国经济的进一步稳健发展，这种态势将进一步扩大。这一增长态势，已引起世界各国的广泛关注。预计2010年我国石油进口量将可能高达消费总量的40％，全年进口石油1.5亿吨。预计2015年，我国石油需求量为3.6亿吨，缺口达1.9亿吨，石油自给率只有50％左右。如此大规模的石油进口，增加了我国对国外资源的依赖程度，世界石油市场稍有“风吹草动”，出现暂时和局部的供应短缺以及油价的异常波动，都将对我国石油供给和国民经济的持续发展产生重大的影响和严重地冲击，将直接威胁到我国的经济安全乃至政治安全和社会稳定。石油安全问题已成为我国不可回避的现实问题。与石油相比我国更拥有丰富的煤炭资源，我国是世界最大的煤炭生产国和消费国。到1999底，我国累计探明的煤贮量超过10000亿吨，煤贮量占已探明的各种能源(煤炭、石油、天然气及水电)总储量的90％。本项目充分利用我国丰富的煤炭资源，开发以煤为原料制取石油化工产品的技术及产业，为解决我国石油短缺开辟了一个新的途径，对减少石化产品对石油的需求具有重要意义。(2)项目建设是贯彻党中央西部大开发战略，发展地方经济的需要党中央、国务院做出了西部大开发战略，明确指出，不失时机地实施西部大开发战略，直接关系到扩大内需、促进经济增长，关系到民族团结、社会稳定和边防巩固，关系到东西部协调发展和最终实现共同富裕。强调要抓住机遇，不失时机地实施西部大开发战略，把西部地区的发展潜力转换为现实生产力，把潜在市场转换为现实市场，把资源优势转换为经济优势，为国民经济提供更广阔的空间和巨大的1-26 推动力。党中央的决策，为西部地区的经济发展提供了契机。本项目的建设可以发挥××××××××煤炭资源优势，生产的聚丙烯产品可以缓解国内聚丙烯产品供需矛盾，增加地方就业机会，增加税收，推动地区社会经济的发展，缩小东西部发展差距，实现东西部地区优势互补，共同发展，把资源优势转换为经济优势，为西部大开发做出贡献。(3)发展煤化工制取烯烃，是煤炭行业优化产业结构，提高附加值，谋求可持续发展的客观选择以煤为原料制取甲醇，进而制取烯烃技术的工业化，为煤炭的化工利用开辟了潜力巨大的前景，为煤炭企业提供了新的发展机遇和发展空间，将有利于煤炭行业优化产业结构，提高附加值，谋求可持续发展，提高煤炭行业的综合实力。(4)增加建设地的就业机会、推动当地的社会经济进步以煤为原料制取甲醇，进而制取烯烃项目是一个大的工程，工程的建设需要建设地提供相应的基础设施和生活服务，工程的运行将为地方带来可观的税收。因此，本项目的建设将增加当地的就业机会，改善当地的基础设施，推动当地社会、经济的发展。(5)项目建设可以缓解国内聚丙烯产品供需矛盾，减少进口1995-2001年间，我国聚丙烯产量的年均增长率为21.8％，超过了表观消费量和进口量的年均增长率(21.1％和11.7％)，自给率也由1995年的49.2％上升到2001年的61.6％。2002年我国海关统计的聚丙烯进口量为244万吨，较2001年增加了17％。预计我国聚丙烯消费总量在2005年将达到840万吨，缺口301万吨；2010年消费总量将达到1280万吨，缺口651万吨。本项目的建设可以缓解国内聚丙烯产品供需矛盾，减少进口。1-26 (6)本项目是现代煤化工的发展方向，产品有较强的市场竞争能力我国煤炭资源十分丰富，石油资源相对短缺，大力发展新一代煤化工产业是我国技术经济发展过程中必须采取的一项措施，新一代煤化工产业的主要特征是煤的洁净利用。发展煤洁净利用技术是我国21世界煤化工发展方向。煤洁净利用的关键技术是煤气化技术、煤液化技术、碳一化学合成及多联产工艺技术。和石脑油制烯烃技术路线比较，本项目以配套的当地东胜煤矿生产的廉价煤炭为原料，通过大规模装置制造低成本的甲醇，然后采用MTP技术制得低成本的烯烃。根据本项目经济分析，聚丙烯不含税完成成本为2619元/吨，加上15％利润率和17％增值税后，出厂价格为3524元/吨。若保本销售，出厂价格为3064元/吨。截止目前，国内市场聚丙烯几乎全部来自于原油。根据价格分析，近八年国内市场聚丙烯平均价格为6397元/吨，国内市场聚丙烯最低价格出现在1999年，年平均价格为5428元/吨。近八年我国进口聚丙烯平均价格(CIF)为676美元/吨，完税价格为699l元/吨。近八年我国进口聚丙烯最低年平均价格出现在1999年，为631美元/吨，完税价格为6526元/吨。其中关税6.5％，增值税17％，汇率8.3。进口聚丙烯平均价格和最低价格均高于国内市场价格。根据以上价格比较，本项目聚丙烯产品与国内市场聚丙烯相比，具有较强市场竞争能力，即使市场价格下滑至3100元/吨，仍可以实现保本销售，因此本项目聚丙烯产品具有很强的市场竞争能力。(7)项目建设的有利条件，可降低项目投资，提高经济效益。本项目财务分析综合指标较好，项目总投资1195873万元，年均可实现利润165443万元，所得税前内部收益率为17．36％，敏感性分析表明本项目有一定的抗风险能力。1-26 1.4项目范围本项目是以××××市东胜煤田的煤为原料，年产55万吨聚丙烯的大型化工联合装置，同时副产硫磺、LPG、汽油等副产品。该联合装置主要包括年产180万吨甲醇装置、55万吨MTP装置、55万吨聚丙烯工艺装置；装置区内所有的生产设施、公用工程设施、辅助工程设施、生活设施、环保设施、全厂道路、厂内铁路和厂外工程，详见表1-1项目主项表。其中热电车间自备电站由山东电力工程咨询院负责设计，其余部分由中国成达工程公司负责设计。1-26 表1-1项目主项表序号主项名称主要内容备注1生产装置1.1甲醇装置包括备煤、煤气化、变换、低温甲醇洗、甲醇合成、甲醇精馏、灰水处理、空压、车间综合楼、车间变配电、硫回收、制氢、甲醇中间罐区、精甲醇罐区、甲醇区循环系统和控制室等180万吨甲醇／年1.2空分装置1.3MTP装置包括甲醇转换烯烃单元、丙烯回收单元、中间产品和副产品罐区，车间综合楼、车间变配电、车间化验和控制室等．1.4聚丙烯装置包括原料精制、催化剂配制、预聚合、均聚和聚合物汽蒸和干燥、挤压造粒、产品均化和贮存等工序，车间变配电等。55万吨聚丙烯/年1.5成品库(PP)包装线(大袋和小袋包装)、储存库、叉车、槽车散装装车站台、汽车装车站台。2.辅助工程2.1空分和空压站工厂空气、仪表空气及事故氮气2.2酸碱站为工厂提供盐酸和烧碱2.3中央化验室为全厂提供分析化验2.4中央调度室对全厂进行调度操作2.5维修中心机、电、仪维修服务2.6火炬系统安全处理工厂易燃气体3公用工程设施3.1全厂总图运输全厂总图和运输3.2热电车间供汽、供电1-26 3.3总变全厂供配电3.4除盐水系统为全厂生产提供除盐水3.5循环水系统为全厂生产提供循环水3.6污水处理系统处理全厂污水3.7厂区管网生产管线、公用工程管线连接3.8消防及火警系统消防和报警安全服务3.9全厂通讯通讯服务3.10全厂暖通包括热水站、全厂供暖管网、通风设施等4行政服务设施4.1办公楼4.2大门及值班室4.3食堂、单身公寓办公及生活服务4.4车库及其它生活设施1.5研究结论1.5.1资源××××市位于××××自治区西南部，三面黄河环抱，总面积8.7万km2，境内资源富集，含煤面积约占全市总面积的80％，为石炭二叠纪和侏罗纪复合煤田。煤炭探明储量1244亿t，约占全国韵1/6，已开发的主要有准格尔、东胜、万利、西卓子山煤田，2003年煤炭产量达8000万t，其中东胜煤田乌兰希里矿区为本项目煤源地，**集团能够总体协调原煤的供应量，确保本工程的资源供应可靠、稳定。因此本项目的原料和燃料资源是落实、可靠的。1.5.2能源结构1-26 我国是一个多煤少油的国家，石油剩余可采储量仅占世界剩余可采储量的l.8％。利用我国丰富的煤炭资源，采用国际上先进的煤制烯烃技术，生产出以往只能利用天然气或油作为原料的聚烯烃产品就是一项解决我国能源需求的有力措施。如果在较大的范围内推广煤化工项目，无疑将对我国能源结构调整产生非常深远的影响。1.5.3市场本工程年产聚丙烯55万吨该产品为国内市场长期短缺的品种，市场广阔，本工程的建设可相对减少国家进口聚丙烯。根据国内外市场情况，本工程聚丙烯产品为50％均聚产品、20％无规共聚产品、30％高抗冲共聚产品。根据市场调查研究表示上述产品在国内市场远景很好。随着甲醇应用领域的不断开拓，甲醇产品的市场前景也较乐观。目前我国甲醇市场供需矛盾十分突出，随着国民经济的高速发展，对甲醇的需求将逐年增长，从满足市场需求出发，建设一批规模大、技术新、成本低的甲醇装置是完全必要的。1.5.4规模为节省投资，提高企业效益，根据东胜煤田情况及××××市优越的依托条件，本工程的主要工艺装置都为大型的经济规模，甲醇装置能力为180万吨/年、MTP装置能力为55吨/年、聚丙烯装置能力为55万吨/年。采用经济规模，意味着生产成本降低，结果表示在××××建设大规模的煤化工项目不仅是经济合理的，而且是现实可行的。由于甲醇烯烃转化还缺乏大型工业化生产的经验，同时山东**集团第一次涉足煤化工领域，为稳扎稳打，替下一步烯烃转化项目作好充分的准备，计划先上一套年产20万吨甲醇的生产线及其配套的公用工程和辅助设施。1-26 1.5.5投资项目总投资1195873万元人民币(含外汇35299万美元)，其中建设投资1089838万元(含外汇35299万美元)，建设期利息的66082万元，流动资金39953万元。1.5.6经济根据本报告经济效益的分析研究表明：本项目年均利润165443万元，年均税后利润为115120万元，投资利润率为13.83％，投资利税率为18.89％，税前全投资回收期为9.16年，税前全投资财务内部收益率为17.36％，贷款在7.75年内能够偿还，项目具有一定的抗风险能力，说明该项目经济效益较好，在财务上是可行的。从敏感性分析可以看出，在10％的变化范围内，产品销售收入相对敏感，其他因素较为稳定，说明项目对市场风险具有一定的抵抗能力。本项目以正常生产年份有关数据对以生产能力利用率来表示的盈亏平衡点进行计算，BEP为42％，计算结果表明，该项目只要达到设计能力的42％，企业就可以保本，由此可见该项目适应市场变化的能力较大，抗风险能力较强。从以上分析可以看出，本项目原料供应可靠、产品市场前景广阔、配套条件很好、选用技术先进、生产规模经济、效益好、具有很强的竞争力。本工程的建设使**公司能加快发展，成为一个以煤炭为基础，以煤、电、油为主要产品，以金融为支撑，向国内外提供优质能源产品，具有国际竞争力的跨地区、跨行业的大型能源企业集团。另外，在××××建设煤化工项目，必将对充分发挥××××及周边地区的资源优势、区位优势、经济优势，对推动××××市乃至××××自治区发展产生重大影响，同时也对迅速促进××××市的产业结构调整、增强该经济可持续发展能力1-26 提供巨大动力。因此，本工程的建设不仅是可行的，而且也是十分必要的。表1.5-1主要技术经济指标表序号项目名称单位数量备注1装置规模1.1甲醇装置万吨/年1801.2空分装置(氧气)Nm3/小时204,42l1.3MTP装置万吨/年55中间产品1.4聚丙烯装置万吨/年552年操作时间小时80003主要原料、燃料3.1原料煤万吨/年208.83.2燃料煤万吨/年145.24公用工程消耗4.1新鲜水吨/小时5203.754.2循环冷却水吨/小时1602534.3脱盐水吨/小时9204.4全厂用电Kwh/小时1111954.5热电车间发电Kwh/小时1855484.6仪表空气Nm3/小时91254.7蒸汽9.8MPaA540℃吨/小时1692.74.0MPaA440℃吨/小时226.93.5MPaA350℃吨/小时384.10.45MPaAl56℃吨/小时521.55三废排放量5.1废气104Nm3/h327.85.2生产废水m3/h1005.3废渣1-26 煤气化炉渣及飞灰104t/a47.87锅炉灰渣104t/a21.446总图运输6.1工程总占地面积m211880006.1.1其中厂区占地面积m211780006.1.2其中厂外工程占地面积m2100006.2运输量万吨/年486.9运入量万吨/年357运出量万吨/年129.87总定员人13008建设期年39工程总投资万元1195873其中外汇万美元352999.1建设投资万元1089838其中外汇万美元352999.2建设期利息万元660829.3流动资金万元3995310年销售收入万元43369511年总成本力兀20781512平均年利润总额力兀16544313所得税万元5032314财务评价指标14.1年均投资利润率％13.8314.2年均投资利税率％18.8914.3全投资税前内部收益率％17.3614.4全投资税后内部收益率％14.151-26 14.5投资回收期（税后）年9.16包括建设期14.6借款偿还期年7.75包括建设期14.7盈亏平衡点％47.14正常年份1.6存在问题和建议1.6.1本工程投资是根据类同装置价格估算，其中MTP装置的所有技术参数和投资是根据公开发表的资料进行。因此较准确的技术参数和价格下一步技术谈判后再做修改。1.6.2本工程采用的LurgiMTP技术还缺乏大型工业装置运行经验，存有一定技术风险。1.6.3本项目引进的高新技术多，应抓紧与国外技术专利商联系，使引进技术得到落实。1.7风险分析1.7.1概述本工程为大型煤化工建设项目，工程涉及的工艺装置、辅助工程及公用工程配套设施较多，投资大，尤其是本工程采用世界煤化工的前沿工艺技术MTP(Methano1ToPropylene)，即由甲醇制丙烯，因此，在对市场预测、工程规模、技术方案、资金筹措和经济分析的基础上，有必要进一步对该工程的风险性进行分析，以便揭示风险来源，判别风险程度，提出防范措施，降低风险损失。1.7.2风险分析及风险识别1.7.2.1市场风险(1)市场供需风险本项目的最终产品是聚丙烯1-26 （PP），甲醇是中间产品，因此甲醇市场的起落影响小，主要受石油的市场价格的影响。我国聚丙烯产品国内自给率较低，近几年均在60％左右。如2003年国内聚丙烯缺口约270万吨，国内自给率只有60％。本项目市场供应量预测时，充分考虑了我国2010年之前我国将建成投产和纳入发展计划的聚丙烯项目对国内市场产品供应；在市场需求量预测时，持较为保守态度，聚丙烯需求量的年均增长率设定为7%，然而1995年～2003年我国聚丙烯产品表观消费量年均增长率高达16％。由此预测：2010年国内聚丙烯缺口500万吨，自给率68％。聚丙烯国内市场缺口就是本项目产品的市场空间，本项目55万吨/年聚丙烯产品投放市场后仅占市场缺口的11％。丙烯的下游产品多且市场很好，因此即使将来市场实际供需状况与预测数值出现偏差，本项目聚丙烯产品市场供需可属无市场风险。(2)产品竞争力风险产品竞争力风险取决于产品成本的变动，对产品成本影响最大的因素是原料价格。截止目前，国内市场聚丙烯产品几乎全部来自于原油，而本项目聚丙烯以煤为原料。从近几年原油和煤价格变动趋势来看，二者均呈上升趋势，但二者价格上涨率不同，原油价格年均上涨率为7.1％，煤价格年均上涨率为4.4％，原油价格上涨率大于煤价格上涨率。而且原油价格波动幅度较大，极差值为124美元/吨，煤价格波动幅度较小，极差值为84元/吨。可见，煤价与油价关联性不强。参见表1-3。表l-3近九年原油和煤价格上涨比较年份原油(美元/吨)煤(元/吨)1994年1191741995年1281731996年1532271-26 1997年1452591998年982601999年1332542000年2182252001年1832462002年1862482003年222257年均增长率7.1％4.4％东胜煤因乌兰希尔矿区现属**所有，可对本项目提供充足可靠的原料煤供应。因此，本项目的原料煤资源供应有可靠地保证。可见，与以原油为原料生产的聚烯烃相比，以煤为原料生产的聚烯烃成本上涨幅度较小，波动也小，成本相对稳定。我国原油资源日渐短缺，进口量逐年递增。相比之下，我国煤炭资源丰富，每年都大量出口。本项目以国产煤炭为原料生产聚丙烯，与依靠进口原油生产聚丙烯相比，原料供应能够得到保障，大大地降低了项目的原料风险。1.7.2.2资源风险(1)原料本工程所需原料煤来自东胜煤田，根据全厂物料平衡，每年需消耗354万吨原煤。××××煤炭资源丰厚，探明煤炭储量1244亿吨，占全国探明储量的六分之一，远景储量1万亿吨，占全国远景储量的四分之一。本煤化工项目煤源供应为东胜煤田乌兰希里矿区，依据目前普查地质报告，矿区储量为76亿吨。按煤化工产业年消耗煤炭2000万吨，电厂年消耗煤炭1000万吨估算，加上考虑回采率，可支撑3000万吨级煤化工基地运转100多年。1-26 (2)水资源水是制约西部地区煤化工发展的重要因素。本项目水利用黄河水源，采取水权置换方式，将农业用水通过节水措施将节省出来的农用水置换为工业用水用于本项目。本工程采取了大量的节水措施节省用水量，用水量仅为0.52万m3/d，因此本工程水资源通过水权置换方式可取得水资源的使用权，水资源风险较低。1.7.2.3技术风险(1)本工程采用的主要技术在采用技术方面，本工程的主要生产装置拟选择最先进的技术，使建成的主要生产装置都能够接近或达到当今世界先进水平。本项目主要生产装置拟择优采用的先进技术见表1-4。表1-4本项目主要生产装置拟择优采用的先进技术装置名称采用的技术GSP干煤粉加压气化甲醇装置Luri/大连理工大学脱硫脱碳采用低温甲醇洗工艺Linde硫回收采用Linde的Claus加Clinsulf-Do工艺技术Lurgi/Topsoe/Davy甲醇合成采用Lurgi/Topsoe/Davy等国外的低压合成技术空分装置由国内合资空分设备制造厂成套供货MTP装置Lurgi固定床催化反应器，改性ZSM-5催化剂PP装置BasellSpheripol第二代技术1-26 UCCUnipol气相流化床工艺北欧化工Borealis工艺BP-Amoco以反应器为特点的工艺ABBLummusNovolen工艺(2)甲醇装置由上表可以看出，本工程三套主要生产装置，拟采用的技术均是目前世界是最著名的技术提供商提供的。甲醇装置中的合成气制备拟采用工艺先进，公用工程消耗低，投资省的GSP技术，脱硫脱碳拟采用国际公认的在煤化工项目中应用最成功、广泛的低温甲醇洗技术；甲醇合成拟采用Lurgi或Topsoe等国外大型低压合成甲醇，该规模(5000吨/年)在世界上已有成功设计、建设和运行的经验。这些技术都经过世界上或多或少的生产装置的检验，使用风险很小。(3)聚丙烯装置工艺及设备风险分析聚丙烯、聚乙烯工艺自二十世纪五十年代工业化生产以来，经过了近半个世纪的不断发展，目前已成为非常成熟的工艺技术，国内已有国内知识产权30万吨/年的聚丙烯装置，不存在风险。(4)MTP装置MTP工艺是Lurgi公司基于改性ZSM-5催化剂开发的将甲醇转化为丙烯的工艺。2001年Lurgi公司在挪威Tjeldbergolden的Statoil工厂建设了MTP工艺的示范装置，已运行操作超过9000小时。Lurgi不断优化工艺流程，使MTP工艺由实验室向工业规模放大，并尽快商业化。现Lurgi商业化装置的工艺设计已经完成。工艺设计基于已证实的标准单元操作和蒸汽裂解技术，挪威示范装置的结果融入了本设计中。Sud-Chemie1-26 GmbH公司开发的ZSM-5型催化剂是Lurgi的甲醇制丙烯(MTP)工艺的基础。在Metallgesellscbaft和Sud-Chemie共同的专利中介绍此催化剂中Si/Al原子比至少为10、碱含量小于380×10-6、BET表面积为300至600m2/g、以及孔容积为0.3-0.8cm3/g。在100％甲醇转化率条件下，对乙烯的选择性至少为5％(wt)以及对丙烯的选择性至少为35％(wt)。然而，因为C2和C4+馏分部分循环回反应系统，MTP工艺基于碳的丙烯收率可超过70％，所产丙烯为聚合级。MTP工艺采用绝热固定床反应器，投资较低，放大简单，风险极小。绝热固定床反应器的温度控制较流化床复杂，控制其温度上升幅度的方法包括在催化剂床之间注入甲醇或循环每一床层的部分反应流出物。反应器中催化剂积碳率较流化床低，每600-700小时对催化剂进行就地再生，再生之后用氮气保护。MTP工艺烯烃回收部分与蒸汽裂解装置的后端相似。在Lurgi的甲醇制丙烯工艺中，不用脱甲烷塔和C2分离塔，C2物流部分循环回反应系统，增加一塔用来分离循环的C4+组分中的汽油组分。根据以上分析，尽管目前世界上第一套MTP工艺装置还未建成，缺乏商业化实例，但从此工艺的技术特点、成熟的催化剂技术、工艺过程来看，此技术风险较小。况且本项目不是第一套，有足够的时间可以借鉴以前投产的同类装置的经验，另外中国成达工程公司是国内搞大型和固定床很有经验的工程公司，在国内行业内专家和技术支撑单位的协作配合下较短的时间内建成并实现运转正常不成问题。1.7.2.4工程风险本工程为新建项目，根据现有工程地质条件、水文报告，场地地质条件较好，发生与预测条件变化的可能性较小，导致的工程风险属于一般程度风险，因此对工程风险的发生因素、范围等进行分析，并制定防范对策，通过加强项目各环节的控制管理，工程风险是可控制1-26 的，不会影响项目的可行性。1.7.2.5利率、汇率风险(1)汇率本工程约需外汇2.4778亿美元，按汇率1∶8.11考虑，当汇率减少，使得整个项目投资减少，对项目有利。当汇率增加，使整个项目投资增加，IRR减少。美国政府多次向我国政府提出提高人民币汇率的“不合理”要求，近期内美元对人民币汇率增加的可能性不大。另外，在总投资中，外汇额度占30％左右，即使美元对人民币汇率上升，其影响程度是可以接受的。(2)利率本工程建设期利息66082万元人民币，人民币贷款利率为6.12％，当利率降低，整个项目投资减少，有利于项目执行。当利率增加，使项目投资增加，对项目不利。我国经济快速、健康发展，政府倡导“科学发展观”的要求，投资过热得到有效控制，经济低迷和基本建设过热拉动利率上涨的可能性极小，加之本项目有足额的资本金为基础，利率上扬带来的经济风险在各个建设期内发生的概率极小。通过对本工程进行的风险分析看出，本工程的资源、技术、市场、工程条件和利率、汇率风险均很小，项目技术可行，经济合理。风险是可以规避和控制的。1-26 2．市场预测2．1甲醇2．1．1产品用途甲醇既是重要的化工产品及化工原料，又是未来的清洁能源之一。甲醇是由天然气或煤炭生产其他化工产品或合成燃料的最佳途径，其重要性不言而喻。甲醇广泛用于生产塑料、合成纤维、合成橡胶、染料、涂料、香料、医药和农药等。目前甲醇主要下游产品有甲醛、醋酸、甲基叔丁基醚（MTBE）、甲胺类、氯甲烷类、对苯二甲酸二甲酯（DMT）、甲基丙烯酸甲酯（MMA）、二甲醚等，上述产品又可生成各自的衍生物，由甲醇出发生产的化工产品达数百种。甲醇还是一种重要的有机溶剂，在合成燃料和汽油添加剂方面其消费量也很大。值得提及的是甲醇在许多潜在领域有着广阔的应用前景：甲醇可以作为清洁燃料代替汽油或与汽油掺混使用；甲醇燃料电池即将投入商业化运行；用甲醇制取微生物蛋白作为饲料乃至食品添加剂，国外已有工业化装置；甲醇制汽油及甲醇制烯烃技术都有所突破。2．1．2国内外市场预测（1）世界市场世界甲醇生产主要分布在北美、拉丁美洲、中东、东亚、东欧、西欧、大洋洲及非洲等地，美洲是世界上最大的甲醇生产地，占世界总生产能力的40%，北美占世界总生产能力的20%，拉丁美洲占19.77%，亚洲占28.7%，中东占15.6%，东亚占13.1%，大洋洲占6.4%，非洲占2.5%。欧洲总生产能力约为881万吨/年，占世界总生产能力的22.6%，其中东欧占12.3%，西欧占10.3%。俄罗斯生产能力为341.3万吨/年，约占欧洲甲醇总生产能力的38.7%。德国生产能力为198万吨/年，约占欧洲甲醇总生产能力的22.5%2-29 。目前世界甲醇生产装置以大型化为主，生产能力大于30万吨/年的装置合计生产能力达3051.2万吨/年，占世界甲醇总能力的79%。世界甲醇主要生产企业见表2-1-1。表2-1-1世界甲醇主要生产企业（单位：万吨/年）国家主要生产厂名称生产能力美国Terraindustries85Motiva30Millenium66Lyondell72Hoechst-Celanese110Enron37.5BPAmoco/SterlingChemicals45Borden78加拿大Hoechst-CelaneseCanada74Methanex107智利MethanexNo.1,No.2,No.3270特立尼达CaribbeanMethanolCo55MethanolNo.455Trinidad&TobagoMethanolCo.A,B101TitanMethanol85委内瑞拉Metor73.5Supermetanol67巴林GulfPetrochemicalIndustry46.2伊朗NPC66卡塔尔QAFAC83阿拉伯Ar-RaziNo.1,No.2,No.3,No.4302Ibn-Sina90印度尼西亚KaltimMethanol66马来西亚Petronas66俄罗斯AzotFactorySchenkino35Metafrax84NCK78乌克兰SeverodonetskAxot65德国BASF32DEA44MitteldeutscheErdol-Raffinerie60荷兰MethanorNo.184挪威Statoil83英国ICI502-29 新西兰Methanex243NatinalPetroChemicalsNo.1,No.263合计3051.2--------------数据来源《甲醛与甲醇》甲醇生产技术主要有中压法和低压法两种，以低压法为主。这两种工艺生产的甲醇约占世界甲醇总产量的80%以上。生产甲醇的原料可以是天然气、煤炭、焦炭、渣油、石脑油、乙炔尾气等。就原料构成来看，天然气约占80%，煤约占2%，其他原料约占18%。值得注意的是，近年以煤为原料的甲醇生产装置的比重呈现逐渐有所上升趋势。20世纪90年代以来，世界甲醇的生产能力与实际使用量逐年增加，世界甲醇产量以较稳健的速率增长。预计到2010年全世界的甲醇产能及需求递增将保持在2%～3%。届时，按开工率为70%计，全世界甲醇供需基本维持平衡。世界甲醇供需情况与预测见图2-1-1。图2-1-1世界甲醇供需情况与预测2004年世界甲醇生产能力达4060万吨/年。预计2005年世界甲醇生产能力将达4294万吨/年，2006年生产能力将达4695万吨/年。据预计，2005年到2009年全球将会新增甲醇生产能力1800万吨/年，主要增长区为南美、中东和澳大利亚；同时一些原料成本高、经济效益差的甲醇装置能力将逐渐萎缩，预计到2010年世界甲醇生产能力将达5099万吨/2-29 年。原料成本的增加和各地区需求的巨大差距将促使全球甲醇产业进行结构性调整。美国一直是全球领先的甲醇生产和消费国。不过近年由于天然气价格处于高位，进口甲醇的经济性更好，所以美国近年更多通过进口甲醇来满足国内需求。此外，美国甲醇下游产品消费量也在下降，MTBE随禁用而消费减少。估计北美到2008年将关闭400万吨/年甲醇产能。西欧甲醇需求保持坚挺，大量进口甲醇，主要用于生产甲醛衍生物，欧洲也是MTBE衍生物主要的生产地。该地区进口甲醇主要来自加勒比海和中东地区。估计欧洲2008年将关闭150万吨/年的甲醇产能。中东是主要的甲醇生产地，拥有近800万吨/年甲醇生产能力，预计到2007年还将新增超过400万吨/年的甲醇产能。该地区生产的甲醇大多出口至欧洲和亚太地区。南美和加勒比海地区也是甲醇的主要生产地，拥有超过800万吨/年的产能，大部分产品出口，主要供应美国市场。亚太地区是甲醇消费增长最快的地区，尤以中国的需求增长最快。该地区从智利和中东进口甲醇以满足需求。在世界甲醇消费结构中，占居第一位的是甲醛，约占35%～36%；第二位为MTBE，约占27%；第三位为醋酸，约占7%～9%。其他衍生物包括DMT/MMA、燃料、甲胺、溶剂和防冻剂等。世界甲醇消费构成现状及预测见表2-1-2。表2-1-2世界甲醇消费构成现状及预测（单位：万吨）消费构成2003年2007年2010年平均增长率%甲醛1139.61334.81478.83.8MTBE706.2539.4469.4-5.7醋酸334.8424.4476.35.2DMT/MMA164.2184.2198.62.8燃料111.5132.7156.55.02-29 其它622.6761.3856.14.7合计3078.93376.83635.72.4--------------数据来源《甲醇与甲醛》由于世界甲醇生产格局的变化带来消费格局的重大变化，工业发达地区如美国、西欧、日本等已由过去的甲醇自产自给，转变为甲醇主要进口国，而加拿大、拉丁美洲、东欧（主要为俄罗斯）、中东及非洲却成为甲醇主要出口国。甲醇产品世界贸易量迅速增长，预计2005年美国甲醇进口量将达到286万吨，年增长率5.7%；西欧甲醇进口量将达到411万吨，年均增长5%。东亚各国，尤其是日本将是今后几年甲醇进口增长最快的国家。全球各地区甲醇进出口现状及预测见表2-1-3。表2-1-3各地区甲醇进出口现状及预测（单位：万吨）地区1997年1998年2000年2005年2010年美国-134-164-222-286-359加拿大128998891151拉丁美洲281310408460628西欧-302-261-324-411-477东欧472864158132中东93141294463697非洲6354615354日本-206-216-244-306-394大洋洲1621561058477--------------数据来源《中国化工信息》目前世界甲醇供需基本平衡，但不同地区各异。加拿大、拉丁美洲、东欧、中东、非洲、大洋洲甲醇供大于求，美国、西欧、亚洲甲醇供不应求。预计今后几年甲醇市场的发展将对需求方比较有利。预计2005年世界甲醇的需求量将超过3190万吨/年，201O年需求量将达3635.7万吨/年，具体情况见表2-1-4。此外，无污染和低污染的甲醇燃料电池汽车技术日益成熟。据美国甲醇协会预计，如果甲醇燃料电池汽车实现商业化，仅燃料电池方面增加的甲醇消耗2010年将为70万吨、2015年将为850万吨、2020年将为6000万吨。2-29 表2-1-42005年和2010年世界各地甲醇需求情况预测地区名称需求量（万吨）所占比例（%）2005年2010年亚洲956.71090.730.0北美733.1836.223.0西欧689.0785.321.6东欧330.3378.110.4中东218.3247.26.8拉丁美洲205.7232.76.4大洋洲36.343.61.2非洲20.721.80.6合计3190.43635.7100.0--------------数据来源《中国化工信息》（2）国内市场我国甲醇生产始于20世纪60年代初，到60年代末仅有10万吨/年的生产能力。90年代以来，我国甲醇工业发展迅速，生产能力增长很快，1990年我国甲醇生产能力为86万吨/年，到1999年达到368.4万吨/年，生产厂家约200家左右。规模较大的有上海焦化有限公司、中国石化集团四川维尼纶厂、榆林天然气化工有限责任公司及大庆油田化工有限公司几家；规模在5万吨/年以上的只有20家左右，多数为1万吨/年左右的小装置。2004年我国甲醇总生产能力超过600万吨/年。今后几年，我国还将结合煤化工和天然气化工的发展，兴建几套大型的甲醇生产装置，同时一些小甲醇装置将被淘汰。我国主要甲醇生产厂家及其2004年产量情况详见表2-1-5。表2-1-5我国甲醇主要生产厂家及其2004年产量（单位：万吨）厂家名称产量上海焦化有限公司32.4950中国石化集团四川维尼纶厂29.6343榆林天然气化工有限责任公司22.7155大庆油田化工有限公司21.4252××××苏里格天然气化工股份有限公司17.2197哈尔滨气化厂11.9322中国天然气股份公司青海分公司10.61002-29 长庆油田公司10.1406浙江巨化集团公司9.8300湖北宜化集团有限责任公司9.2833河南中原化工集团股份有限公司9.0128湖南智成化工有限公司8.6437河南蓝天集团有限公司遂平化工厂8.2637河南煤气（集团）公司义马气化厂8.1700山西丰喜肥业（集团）股份有限公司8.0341西南油气田分公司川西北矿甲醇厂7.5225中国石油吐哈油田分公司6.8666安徽涡阳县化肥厂6.3983河北新化股份有限公司6.3412河南安阳化学工业集团有限责任公司6.3001安徽临泉县化工股份有限公司6.1996中国石油化工股份有限公司齐鲁分公司5.7347河南淇县华源化工有限公司5.4765河南孟津县化肥厂5.2806河南开封市尉氏县化工总厂5.0734安徽淮化集团有限公司4.4439江西江氨化学工业有限公司4.3867湖北百科药业股份有限公司4.3847湖南金信化工有限责任公司3.9454--------------数据来源《中国化工市场信息》近年来，我国甲醇产销两旺，2004年全国累计生产甲醇440.65万吨，比2003年增长47.4%。2004年我国甲醇表观消费量达573.21万吨。今后随着甲醇下游产品的开发，甲醇燃料的推广应用，甲醇的需求量还将大幅度上升。近年我国甲醇的供需情况详见表2-1-6和图2-1-2。表2-1-6近年我国甲醇供需情况（单位：万吨）年份能力产量进口量出口量表观消费量1995160.0113.4820.894.68129.691996294.0141.1941.090.04182.241997334.6174.3324.170.70197.801998359.9148.8769.102.88215.091999368.4124.10137.390.13261.362000370.0198.69130.650.04329.302-29 2001390.0206.48152.130.96357.652002404.3210.96179.960.09390.832003420.0298.87140.165.08433.962004600.0440.65135.853.29573.21图2-1-2近年我国甲醇供需情况2004年我国累计进口甲醇135.85万吨，甲醇主要进口来源国有沙特阿拉伯（28.3万吨）、伊朗（24.6万吨）、新西兰（22.4万吨）等国家和地区。2004年我国出口甲醇3.29万吨，主要出口到韩国、菲律宾、马来西亚等国家和地区。2004年我国海关进口甲醇主要来源国进口数量及进口金额统计详见表2-1-7。表2-1-72004年我国海关进口甲醇主要来源国统计来源国进口数量（吨）进口金额（美元）沙特阿拉伯283420.33069,164,416伊朗245985.52762,932,326新西兰224089.81856,798,580加拿大130940.38033,158,892智利111158.54327,638,114印度尼西亚99849.12726,477,672马来西亚78438.27220,891,418巴林65852.26816,446,448卡塔尔46811.92012,202,178俄罗斯联邦34240.7078,740,0692-29 利比亚16876.3784,221,559芬兰12192.9573,297,924--------------数据来源于北京XX信息咨询公司我国甲醇主要用于化学合成，其次是用作燃料和溶剂。目前，国内甲醇主要消费在甲醛、MTBE、DMT、农药、醋酸、甲胺、MMA、丙烯酸甲酯、聚乙烯醇等行业。我国石油资源不丰富，发展石油可替代产品将是今后的一个重要发展战略。经过数年探索，一条符合国情的切实可行路子已经开通，这就是“甲醇代油”。国家“十五”规划，到2005年要节约和替代燃料油1600万吨，成品油500万吨，燃料甲醇市场前景可观。近年我国用于燃料掺烧的甲醇已占了相当比例，随着国家对甲醇掺烧标准的制定这个比例还会大大增加。目前山西省甲醇燃料项目已由试验示范阶段转入产业示范阶段，2001～2004年推广甲醇汽油分别为10万吨、30万吨、50万吨、70万吨，2005年估计将达100万吨。四川、重庆和江苏等地也开始尝试应用甲醇汽油。另外，甲醇作为民用燃料也在部分地区开始使用，其消费量也在不断增长。随着国际油价的上涨和国内大规模甲醇装置的建成，甲醇生产成本将进一步降低，可以与汽油价格进行竞争，为发展甲醇燃料提供了机遇，使其市场前景更为广阔。预计2007年，用于甲醇燃料的甲醇量将达到130万吨，到2015年甲醇的用途分配中做燃料的比例将增加到31%，年需求量将达到280万吨。甲醛是甲醇主要下游产品之一，目前我国甲醛生产厂已超过300家，总产能为850万吨/年，居世界首位。近年来，甲醛对甲醇需求量每年以13%速率递增。预计到2007年，我国甲醛的年需求量为330万吨，届时年需求甲醇152万吨。到2015年，甲醛对甲醇的年需求量将达210万吨。随着我国政府对环境保护措施的日益加强，汽油无铅化的呼声不断高涨，MTBE作为重要的无铅汽油添加剂也日益受到重视。20032-29 年我国MTBE产能已达160万吨/年，同年产量约150万吨，消耗甲醇40余万吨。目前我国每年各类汽油产量约5200万吨，如MTBE添加量以10%计，约需520万吨。预计到2007年，国内MTBE生产将消耗甲醇57万吨，到2015年，国内MTBE生产将消耗甲醇80万吨。我国醋酸装置总产能约为120万吨/年，2004年产量115.2万吨，进口量为52.5万吨，表观消费量为166.3万吨。2002年我国用甲醇羰化法制醋酸产量为44.8万吨，大约消费25万吨甲醇。目前我国现有甲醇羰基合成法制醋酸装置的改扩建以及新装置的建设都在积极进行之中。预计到2007年，用于醋酸生产的甲醇约需87万吨，到2015年，醋酸生产将需甲醇约110万吨。此外，甲醇其他下游产品，如甲胺、DMT、MMA、聚甲醛、碳酸二甲酯、硫酸二甲酯、丙烯酸甲酯、溴甲烷、甲烷氯化物等对甲醇的需求量也将有不同程度的增加。2007年和2015年我国甲醇消费构成预测如图2-1-3所示。2-29 图2-1-32007年和2015年我国甲醇消费结构预测通过以上分析可见，一些甲醇下游产品的研究开发及工业化取得了较大进展，从而将对甲醇工业的发展起到一定的促进作用。因此，展望未来，随着甲醇应用领域的不断开拓，甲醇市场前景是比较乐观的。预计2010年，国内甲醇衍生物生产所需甲醇量约530万吨，再加上燃料、医药、农药和溶剂等方面的需求量，国内甲醇的总需求量约730万吨；到2015年，衍生物所需甲醇量将增长到750万吨左右，再加上其他方面的消费，总需求量约1100万吨。我国甲醇装置规模普遍偏小，能耗高，很难与国外的甲醇装置竞争，这样势必使一些技术落后、能耗高、规模小的甲醇装置关闭，使我国现有甲醇的生产能力减少，代之将建设大甲醇装置，以满足巨大的甲醇市场需求。目前我国甲醇市场供需矛盾十分突出，随着国民经济的高速发展，对甲醇的需求将逐年增长，因而，从满足市场需求出发，建设一批规模大、技术新、成本低的甲醇装置是完全必要的。目前，国内已有多家企业正在积极筹建多套大型甲醇装置，总能力超过800万吨/年。表2-1-8为国内拟建10万吨/年以上规模甲醇装置。从表2-1-8可见，这些拟建甲醇装置中60万吨/年装置已达72-29 套。毫无疑问，甲醇装置的大型化，单位投资费用和生产成本会明显下降，产品竞争力也将得以提升。表2-1-8国内拟建10万吨/年以上规模甲醇装置（单位：万吨/年）序号企业名称装置规模特点1中海油富岛化工公司60天然气为原料2兖矿集团煤化工基地60煤为原料3泸天化集团公司40天然气为原料4晋城煤化工基地50煤为原料5中原气化公司化工二厂30煤为原料6中原气化公司光山化工厂20煤为原料7晋中市煤化工基地60煤为原料8京煤集团京东煤化工基地60联产二甲醚发电9重庆建峰化工厂合成气工业园区60联产二甲醚发电10神木化工公司60煤为原料11安阳化工集团公司20煤为原料12上海惠生工程技术公司2013陕西渭河煤化工集团公司13联产二甲醚14山东联盟化工公司10煤为原料15山西焦化集团公司12焦炉气为原料16河南骏马化工集团公司30煤为原料17山西大洋公司60焦炉气为原料18宝钢集团煤山钢铁公司10焦炉气、高炉气、转炉气为原料合计675--------------数据来源《化工技术经济》上述拟建甲醇装置中只有少数正在实施，产能合计不到200万吨/年，其他项目大多处于前期可行性研究或规划阶段。即使这些拟建甲醇装置有一半能如期建成，在2005～2015年期间，国内甲醇总生产能力也仅为1000万吨/年左右，如果按70%的开工率计算，产量约为700万吨/年，要满足730～1100万吨/年的甲醇市场需求，市场空间仍很大。（3）目标市场2-29 我国甲醇生产及消费的地区分布很不平衡，在甲醇需求旺盛的广东、江苏等地，几乎没有甲醇生产装置或产量很少，这些地区甲醇下游产品加工企业众多，甲醇需求量很大，是国产甲醇和进口甲醇的主要消费市场。2003年和2004年我国各省市甲醇产量分布详见表2-1-9。表2-1-9近年我国各省市甲醇产量分布地区2004年产量（万吨）2003年产量（万吨）同比±%河南66.6739.9067.1河北35.9626.2936.8陕西35.1223.2051.4黑龙江34.4433.472.9上海34.3423.9143.6重庆30.7324.9623.1山东30.3826.1416.2安徽27.118.8643.7山西21.614.1852.3湖北20.8818.7911.1××××17.2217.220四川16.1915.305.8湖南14.1213.375.6青海10.6111.01-3.6浙江10.179.0612.3福建7.416.5712.8新疆7.385.0247云南4.53.2239.8江西4.394.341.2江苏4.273.5321辽宁3.913.1922.6广西3.252.2842.5--------------数据来源于北京XX信息咨询公司2004年我国海关进口甲醇产品收货地统计报表详见表2-1-10。表2-1-102004年我国海关进口甲醇产品收货地收货地进口数量（吨）金额（美元）江苏省726574.661181,414,351江苏省太仓388778.88296,413,524江苏省江阴143707.91635,186,406江苏省镇江88925.34422,687,711江苏省南通36724.0899,293,373南通经济技术开发区4472.6621,207,0822-29 江苏张家港保税区25859.3666,518,222江苏省张家港20144.3265,242,923广东省442794.668114,723,562广东省珠海及珠海特区227606.43958,313,093广东省番禹170945.08044,063,660广东省广州23477.8626,130,166广东省东莞10289.1642,977,544广东省深圳及深圳特区7304.1412,050,430广东省湛江3105.485848,698浙江省71146.14118,483,784浙江省宁波62164.45516,105,525福建省厦门及厦门特区55537.17914,194,409上海27696.5687,677,150北京19417.1395,378,450辽宁省15344.1723,848,911大连经济技术开发区10593.9472,702,422辽宁省大连4750.2231,146,477--------------数据来源于北京XX信息咨询公司本项目甲醇的目标市场初步确定为国内市场，特别是甲醇需求量较大的华东、华南等沿海经济发达地区，从近年我国各省市甲醇产量分布和甲醇进口的主要收货地区分布上可以看出，这些地区甲醇供应量不能满足下游产品生产需求，存在着巨大的市场缺口要依赖进口甲醇来弥补，因此，本项目应重点关注这些甲醇需求活跃的地区，作为未来本项目甲醇产品的目标市场，在经过充分市场调查研究的基础上，努力与主要甲醇下游大宗客户建立良好的协作关系，为本项目甲醇产品在未来的市场销售工作打下坚实的基础。此外，在立足国内的同时，也应积极开拓国外市场，尤其是甲醇资源不够丰富的东南亚国家及地区，利用与我国相邻的地域优势向日本、韩国等周边国家出口。2．1．3价格分析（1）国际市场价格20002-29 年开始，全球甲醇市场出现了强劲反弹，国际市场甲醇价格在200美元/吨左右。2001年在下游产品需求萎缩影响下，国际市场甲醇产品的市场价频频下跌，接近1993年以来的较低水平。2002年国际市场甲醇价格节节攀升，从1月中旬的100多美元/吨，逐渐上涨到10月份的200美元/吨。2003年国际市场甲醇价格进一步上升，从年初的220美元/吨左右上涨到4月份的260美元/吨左右，下半年价格有所下降，10月中旬市场价格基本在200美元/吨左右。2004年国际市场甲醇价格坚挺，亚洲现货紧张，需求旺盛，行情不断攀升，7月中旬美国市场价为300～304美元/吨，西北欧为225～240美元/吨，东南亚、韩国及台湾价格在260～270美元/吨，日本也在265～275美元/吨。近年世界甲醇价格变化情况详见图2-1-4。图2-1-4世界甲醇价格变化情况2005年以来国际市场甲醇价格仍在高位运行。国际上80%以上的甲醇都以天然气为原料生产，2005年国际油价平均水平预计将在40美元/桶以上。受此影响，国际天然气价格也将居高不下，甲醇生产成本和销售价格仍将居高位。2005年7月亚洲市场甲醇成本加运费价格东南亚为245美元/吨，日本为283美元/吨，韩国为249美元/吨。当前全球甲醇市场仍是供不应求，市场价格不断上涨。主要影响因素包括：原料天然气涨价、全球甲醇生产装置停工检修、22-29 套新建的世界级甲醇装置延迟开工以及中国等地区甲醇需求的强劲增长。2004年世界大型甲醇生产厂家的一系列停产、检修、事故等非生产因素所造成的甲醇损失约有280万吨，约占3000万吨/年总产能的10%。此外，原料天然气的涨价也是近年少见的。综观世界甲醇生产的种种迹象，预计甲醇价格将会在2005年中出现峰值，随着新增产能的陆续投产，全球甲醇市场供应紧张局面将会有所缓解，甲醇价格会有所回落。但由于国际油价水平和天然气价格居高不下，受此影响，甲醇的生产成本和销售价格也将维持一定的高位。（2）国内市场价格近年来，我国甲醇价格大幅度上涨，其原因是社会需求量增加，致使产品供不应求；国家调整了原油、天然气、粮食等价格，使甲醇生产成本增加；更主要的是受国际市场甲醇价格行情上涨下跌的影响，使近年甲醇价格波动较大。2001年我国进口甲醇的平均到岸价格为139.9美元/吨，到2004年已经上涨到254.53美元/吨。近年我国甲醇国内市场价格和进口平均价格走势情况对比详见图2-1-5。图2-1-5近年我国甲醇市场价格和进口平均价格走势情况2000年国内甲醇市价呈逐月上涨的走势，2001年国内甲醇市场日趋疲弱，市场价格一再下降，出现了与2000年截然相反的走势。2002年初国内甲醇价格一直在1200元/吨的低价位徘徊，然而从32-29 月份开始，甲醇价格出现了强劲的上升行情，到年底这种上升行情呈现加速之势，甲醇价格达到了2200元/吨左右，相比于年初的价格，年底价格约上涨了一倍。2003年甲醇价格继续攀高，生产企业也纷纷上调出厂价，价格较高的市场为华东、华南市场，已接近2600元/吨，一举创下了近8年来的新高，价格较低的市场为西北、西南市场，但实际价格也不低，均在2200元/吨左右。承接2003年的良好走势，2004年甲醇市场继续走好，市场交投活跃，产销量明显增加，价格一直保持在较高水平，市场呈现明显的强势特征。由于受到下游需求强劲、国际甲醇价格高企、生产成本上升以及整体化工品市场全面回暖等多种因素的影响，2004年甲醇价格始终在高位运行。价格最高时接近3000元/吨，最低时也有1900～2000元/吨，大多数时间均在2200～2700元/吨的箱形内运行，波动幅度比较小，即使是最低价也是近几年来比较高的价位。2004年底国内各甲醇生产企业甲醇出厂价格在2350～2800元/吨，同期上海市场99.9%规格的甲醇价格为2700元/吨，外商到我国主要港口的散装甲醇成本加运费报价为270美元/吨。总体来说，2004年对甲醇生产厂家和经销商而言都是比较好操作的一年。展望未来几年的甲醇市场，有利因素和不利因素都比较多，市场局势不是十分的明朗，市场的具体走势将取决于届时到底是多方占优还是空方占优。尽管随着甲醇新建装置的产能增长，会对甲醇价格的上涨产生明显的压力，但基于国际能源价格居高不下和甲醇下游需求快速增长等有利因素的影响，总的来看，预计未来几年的甲醇市场仍将呈现强势特征，价格预计仍将保持在相对高位，但市场的波动性会比较大。2005年8月国内各甲醇生产厂家甲醇出厂价在2200元/吨左右，上海焦化厂、上海吴泾、南化等甲醇厂的甲醇出厂价均在2250元/吨，同期99.9%规格的甲醇上海市场价格为2500元/2-29 吨。综合以上分析，考虑未来几年需求及成本上涨等因素，按照稳妥的原则，适当考虑承受一定的市场风险，建议本项目甲醇价格按1600～1800元/吨进行技术经济分析。2．2聚丙烯2．2．1产品用途聚丙烯（简称PP）是一种高度结晶热塑性树脂，白色，无味，无臭，相对密度小，是塑料中最轻的一种。它具有透明度高、无毒性、相对密度轻、易加工、抗冲击强度高、耐化学腐蚀、抗挠曲性、电绝缘性好等优良性能，并易于通过共聚、共混、填充、增强等措施进行改性，广泛应用于化工、化纤、建筑、轻工、家电、包装等领域。聚丙烯综合性能优良，可以用注塑成型、挤出成型、中空成型制成各种制品及纤维。在这些用途中注塑成型制品居首位，包括日用器具、娱乐和体育用品、汽车部件、医疗洗涤器、机械零件及建筑用管件。挤出成型制品包括电线、电缆、薄膜、管衬、板材等。中空成型制品有容器、瓶类。聚丙烯纤维分长丝（单丝、复丝、膨体纱）、短纤维和薄膜，可以代替棉、麻、丝、毛等天然纤维，主要用于生产机织和针织品，如地毯、沙发布、无纺布、捆扎材料、绳索、编织袋、运动场用人造草坪等。2．2．2国内外市场预测（1）世界市场2003年世界聚丙烯生产能力为4058.3万吨/年，其中亚洲地区聚丙烯生产能力约为1584.7万吨/年，是目前世界上生产能力增加速度最快的地区。西欧地区聚丙烯生产能力约为969.9万吨/年，北美地区聚丙烯生产能力约为862.5万吨/年。亚洲、西欧和北美地区的聚丙烯生产能力合计约占世界总生产能力的84%。2003年世界聚丙烯消费量为35412-29 万吨，其中亚洲的聚丙烯消费量为1492.5万吨，是全球增长最快的地区。北美和西欧的聚丙烯消费量分别为760万吨和805.1万吨，与亚洲相比增幅较小。亚洲是世界主要的聚丙烯生产和消费地区，供应缺口最大，并呈逐渐扩大的趋势。世界聚丙烯消费大国为中国、美国、日本和德国。2003年世界各地区聚丙烯供需情况详见表2-2-1。表2-2-12003年世界各地区聚丙烯供需状况（万吨）国家和地区生产能力产量进口量出口量实际消费量北美862.5786.6116.1142.7760.0西欧969.9856.0468.0518.9805.1亚洲1584.71447.9441.9367.31492.5中东欧177.3106.136.051.591.1中东146.0141.198.476.1144.2非洲76.267.021.220.268.0大洋洲30.524.34.84.125.0中南美211.2187.427.359.6155.1合计4058.33616.41183.71240.43541.0--------------《化工技术经济》2003年世界聚丙烯新增能力约188万吨/年，其中主要有美国Bayway公司的35万吨/年装置，捷克Chemopetrol公司和俄罗斯Irtyshpolyer公司的25万吨/年装置。2003年世界主要聚丙烯生产企业的生产能力见表2-2-2。表2-2-22003年世界主要聚丙烯生产公司的生产能力排序生产公司总生产能力（万吨/年）1Basell643.12SINOPEC275.63TotalFinaElf129.64BP198.15ExxonMobil188.66Borealis150.57SABIC168.58DowChemical120.29台塑（中国台湾）147.010RelianceIndustries111.02-29 合计2132.22003年世界聚丙烯需求比2002年增长5.8%。目前主要聚丙烯贸易地区为亚洲、北美及欧洲，从近年趋势来看，亚洲地区占世界贸易总量的比例逐年上升，而北美则逐年下降。亚洲已成为主要的生产区域与消费区域，成为全球聚丙烯市场竞争的焦点，国际聚丙烯产能过剩将对我国聚丙烯生产厂商造成巨大压力。世界聚丙烯主要消费在注塑制品、纤维和薄膜方面，分别占39.59%、32.39%和16.31%。世界聚丙烯的消费结构现状及预测详见表2-2-3。表2-2-3世界聚丙烯消费结构现状及预测（单位：万吨）2000年2005年2010年消费量比例%消费量比例%消费量比例%薄膜468.716.31684.716.89920.417.38纤维930.832.39132232.61749.333.03中空制品48.91.7066.81.65841.59注塑制品1137.739.591577.438.9202538.23挤出制品208.17.24288.87.12369.86.98其它79.62.771152.841482.79合计2873.81004054.71005296.5100从世界聚丙烯的贸易情况看，美国、西欧和日本是主要的出口国家或地区，非洲、中东和拉美的进口量较多。亚洲地区聚丙烯主要的出口国是日本和韩国，特别是韩国约54%的产品出口，中国是聚丙烯最大的进口国。从聚丙烯的消费发展来看，亚洲将是最大的消费市场。今后几年美国仍是聚丙烯最大的出口国，中东地区由于新增能力较多，将由净进口转为出口，成为世界主要的供应地之一，而西欧和日本的出口量将逐步下降。由于亚洲地区需求的高速增长，使得该地区成为世界最大的聚丙烯进口目的地，其它进口量较大的是非洲、拉美和加拿大。2-29 进入21世纪以来，世界聚丙烯工业保持较快的发展速度。预计到2008年产能将达到5049万吨，年均增幅达4.5%。中东地区将成为世界上聚丙烯产能增长最快的地区，年均增速为25.2%，能力将达到450万吨/年，过剩253万吨/年，成为世界上主要的聚丙烯输出地区。在强劲的需求驱动下，2008年世界聚丙烯的开工率将进一步提高至96%，供需整体平衡。2007年前世界各地区的改扩建计划见表2-2-4。表2-2-42005～2007年世界聚丙烯部分改扩建计划（万吨/年）时间公司名称厂址增减能力2005年Formosa化工＆Fibre中国台湾8.5TiszaiVegyiKombinat匈牙利-1.2PoliolefinyPolska波兰40Slovnaft捷克斯洛伐克25.5AmirKabir石化伊朗16Marun石化伊朗7.5Rejal石化伊朗4沙特聚烯烃沙特阿拉伯18.7Polibrasil巴西5Borealis奥地利6.7BPChembel比利时32006年Sasol聚合体南非30RelianceIndustries印度1.2TomskGroupof石化Enterprises俄罗斯12Marun石化伊朗22.5阿曼Polypropylene阿曼8.5Borealis奥地利2.2BPChembel比利时1Borealis挪威2.52007年RelianceIndustries印度23.7Nizhnekamskneftekhim俄罗斯18PIC科威特10阿曼Polypropylene阿曼25.5IBNZAHR沙特阿拉伯12Braskem巴西92-29 Petropropanos委内瑞拉7注：“-”为减产世界聚丙烯供需预测如表2-2-5所示。表2-2-5世界聚丙烯供需预测（万吨/年）项目2008年2013年年均增长率2004年～2008年2009年～2013年生产能力5048.86299.84.5%4.5%产量4828.96082.86.0%4.7%需求量4830.86083.16.4%4.7%（2）国内市场截止到2004年底，我国聚丙烯的生产厂家有70多家，总生产能力合计约为450万吨/年。我国聚丙烯生产企业开工率很高，许多企业开工率在100%以上，2004年产量合计为474.9万吨，比2003年增长约6.6%。表2-2-6列出了2004年我国主要聚丙烯生产企业能力及产量情况。表2-2-62004年我国聚丙烯主要生产企业产能情况（万吨/年）生产企业名称生产能力产量中石化上海石油化工股份有限公司40.045.9中石化扬子石油化工股份有限公司42.043.1中石化北京燕山石油化工股份有限公司44.541.3中国石油天然气股份有限公司大连分公司12.017.6中国石油化工股份有限公司广州分公司15.517.2中国石化集团茂名石油化工公司17.017.1中国石化股份有限公司长炼分公司10.012.4中国石油天然气股份有限公司独山子分公司10.012.4中国石化集团武汉石油化工厂9.012.0中国石化股份有限公司荆门分公司7.011.8中国石化股份有限公司九江分公司11.011.6甘肃兰港石化有限公司11.010.4----------《中国石油和化工经济分析》2-29 1999年～2004年间，我国聚丙烯产量的年均增长率约为12.4%，低于表观消费量和进口量的年均增长率（13.2%和14.6%）。我国聚丙烯自给率由1998年的57.7%上升到2000年的66.7%。近两年由于国内聚丙烯需求增长较快，而供应相对不足，使得自给率有所下降，2004年自给率约为62.1%。近年我国聚丙烯的供需状况如表2-2-7所示。表2-2-71998年～2004年我国聚丙烯供需状况（万吨）年份产量进口量出口量表观消费量自给率1998207.5154.82.8359.557.7%1999264.7147.30.9411.164.4%2000324.0164.01.2486.866.7%2001334.0208.70.9541.861.6%2002374.2244.21.3617.260.6%2003445.5273.41.2717.762.1%2004474.9291.41.5764.862.1%----------《中国石油和化工经济分析》我国海关统计2004年聚丙烯进口量为291.4万吨，比2003年增长约6.6%。我国旺盛的市场需求和巨大的市场缺口，为世界过剩的聚丙烯能力提供了消化空间，很多石化工业发达国家纷纷将产品投入到我国市场。我国进口的聚丙烯主要来自韩国、我国台湾省、泰国、新加坡、印度、美国、日本、沙特阿拉伯等8个国家或地区。2004年从这8个国家或地区进口的聚丙烯合计为263.1万吨，约占总进口量的90.3%。未来几年我国聚丙烯市场仍将保持高速增长态势，在此期间，我国将新建多套聚丙烯生产装置，再加上一些老装置的扩能改造，预计到2006年底，我国聚丙烯总生产能力将超过650万吨/年。近期我国新建或扩建聚丙烯生产装置见表2-2-8。表2-2-8我国新建或扩建聚丙烯生产装置情况（万吨/年）企业名称生产能力备注上海塞科252005年新建2-29 惠州乙烯24预计2005年投产茂名石化202005年新建大庆炼化30预计在2005年建成福建石化302006年前新建福建东信石化10在建兰州石化30拟建绍兴富陵集团30+302套新建台湾塑胶公司30新建燕山石化8扩建，2005年底----------《中国化工信息》据国内相关权威机构预测，2005年我国聚丙烯需求总量将达到834万吨，2010年将达到1260万吨，2005～2010年年均增长率约为3.7%。2010年以后，由于需求增长速度超过产能增长速度，致使供需缺口进一步扩大，2010年我国聚丙烯供需缺口为500万吨，2015年将达到690万吨，详见表2-2-9所示。表2-2-9我国聚丙烯供需预测项目2005年2010年2015年生产能力（万吨/年）555760880需求量（万吨/年）83412601570供需缺口（万吨/年）2795006902010年以后，国产聚丙烯产品存在的结构性过剩和结构性短缺的矛盾依然十分突出。其中结构性过剩产品主要是以拉丝料为主的通用型产品；而结构性短缺的产品是包括共聚注塑料、高档BOPP专用料、CPP、管板材在内的专业料。由于下游塑料加工业迅速发展，高性能和高附加值产品的需求增长很快，而新用途又在不断开发，因此未来我国聚丙烯专业料市场发展空间很大。2．2．3价格分析聚丙烯合成树脂是丙烯最重要的下游产品，其应用在近20年内得到迅猛发展。2000年夏季以后，亚洲地区经济复苏，需求增加，聚丙烯价格一度上升到640美元/2-29 吨左右，同期，美国和西欧的价格比较稳定，分别为800美元/吨和750美元/吨。2001年国际大部分地区聚丙烯市场价格下滑，美国和西欧的聚丙烯价格下跌到650美元/吨和550美元/吨的水平，下跌幅度与年初相比都超过了10%，亚洲聚丙烯价格也比年初下滑了20%多，仅为500美元/吨。随后由于中国加入WTO，激发了新的消费需求，价格出现上升迹象，2002年聚丙烯市场价格恢复到600美元/吨以上。2005年8月下旬国际市场注塑聚丙烯价格西北欧（FOB价）为920美元/吨，西北欧（FD价）为1083美元/吨，休斯顿（FAS价）为942美元/吨，远东（CFR价）为1045美元/吨，东南亚（CFR价）为1040美元/吨。近年国际市场聚丙烯价格走势详见图2-2-1所示。由于我国聚丙烯供需缺口较大，进口量较多，因此，销售价格受国际市场价格影响较大。2001年我国聚丙烯进口平均价格约652.4美元/吨，2004年我国聚丙烯进口平均价格已经上涨到约880.1美元/吨。2001年我国聚丙烯市场销售价格呈下降态势，以聚丙烯T30S为例，2001年1月份市场销售价格为6725元/吨，2月份下降到6700元/吨。3月份以后，由于国际市场聚丙烯价格一路走低，使国内市场价格不断下跌，到12月份已下跌到5700元/吨，比6月份下跌13.6%。2001年我国聚丙烯市场平均价格为6047元/吨，比20002-29 年下降了4.8%。2002年2季度以来，随着需求增加，价格有所反弹。2002年4月份聚丙烯T30S市场销售价格回升到6750元/吨，比2001年12月份上涨约18.4%。9月份价格继续上涨到6850元/吨，比1月份上涨约22.3%。2003年由于全球经济复苏步伐加快，国际丙烯价格持续上扬，为国内聚丙烯价格进一步上扬创造了条件。特别是2004年下半年，国内聚丙烯价格上扬的幅度更甚，从2004年初的8200元/吨上涨到7月份的9100元/吨，到年底则进一步上涨到10500元/吨，全年平均价格高达9117元/吨。我国聚丙烯近年来的年平均价格如表2-2-10所示。表2-2-10近年我国聚丙烯市场平均价格（元/吨）年份199920002001200220032004市场价格4817635060476259750091172005年8月下旬国内聚丙烯生产厂家出厂价一般在10200～10500元/吨，同期上海市场聚丙烯价格在10900～11200元/吨，余姚塑料市场聚丙烯价格在10700～11200元/吨，汕头塑料市场聚丙烯价格在10500～10800元/吨。近年我国聚丙烯市场价格变化走势详见图2-2-2所示。2-29 根据对未来国际石油价格的预测，原油价格应在30美元/桶以上。聚丙烯的价格取值兼顾目前国际国内聚丙烯市场价格和国内各主要生产企业近年来的出厂价格，建议按6000~8000元/吨进行技术经济分析，这是相当保守的。2．3竞争力分析2．3．1资源优势本项目原料煤、燃料煤均拟选用东胜煤田乌兰希里区矿井煤。东胜煤田目前探明储量900亿吨，根据煤质划分为南部精煤区（化工煤基地）和北部电煤区。南部精煤区原煤属长焰煤，具有低灰、低硫、挥发份高、发热量较高等优点，是优良的煤化工（气化）原料用煤。到2010年规划总生产能力达到10070万吨。北部区探明煤炭储量510亿吨，煤种属高挥发份、中高发热量的不粘结煤，主要作为燃料煤使用，目前，生产能力940万吨，计划到2010年达到3240万吨。乌兰希里区位于××××自治区××××市，行政区划隶属东胜区和伊金霍洛旗管辖。地理坐标为东经109º45′30″～110º03′25″，北纬39º31′58″～39º46′37″。乌兰希里区煤炭资源详查探明储量为76亿吨，本区地层倾角平缓，地质构造简单，煤层发育，主要可采煤层多、厚度大、层位较稳定，开采技术条件简单，以低硫-特低硫、低灰-特低灰、低磷-特低磷，中高发热量的不粘煤为主，部分为长焰煤，煤质优良。本项目煤源供应充足、煤质较好，资源优势十分明显。2．3．2技术优势本项目的关键技术包括煤气化技术、甲醇合成技术、MTP、丙烯聚合技术等，本报告推荐采用德国未来能源公司的GSP粉煤加压气化技术、先进的有大型化经验的甲醇合成工艺技术、Lurgi2-29 公司的MTP工艺技术、UOP公司的MTO工艺技术、Basell公司的Spheripol丙烯聚合工艺技术、三井公司的搅拌釜重稀释剂乙烯聚合工艺技术，上述工艺技术均属于国内、国际上享有盛誉的成熟技术或已进入工业化示范的先进技术，因此优势十分明显。2．3．3产品优势本项目的主产品均为国内石油、化工市场紧俏的产品，目前我国甲醇和聚丙烯国内生产满足不了需求，每年不得不大量进口，市场价格稳定在较高的水平上，生产企业经济效益显著，市场行情十分看好。总的分析认为，本项目产品在未来的市场竞争中能够处于优势地位。2．4市场风险分析2．4．1产品价格风险产品价格是影响本项目较敏感的不确定因素，产品价格取值参考了与布伦特原油价格30美元/桶相对应的价格体系。根据对未来国际石油价格的预测，原油价格应在30美元/桶以上。产品甲醇和聚丙烯的价格取值也兼顾目前国内甲醇和聚丙烯市场价格、国内各主要生产企业近年来的出厂价格。由于全球经济强劲复苏，预计甲醇和聚丙烯的价格还有一定的上升空间。本可研对产品价格波动留有一定余地，因此，在产品销售价格方面风险不大。2．4．2政策风险以煤炭为原料通过中间产物合成气、甲醇、低碳烯烃，进而制备市场上紧俏的聚丙烯产品是解决石油资源相对不足，缓解供需矛盾，保障能源安全的现实选择，是我国能源战略发展的重要方向。××××2-29 地区煤炭质量优越、资源丰富，因此利用资源优势发展大型综合煤化工技术和产业，对于调整地区产业结构、资源合理利用、进一步繁荣区域经济、促进西部地区发展以及社会全面进步等具有重要意义。本项目符合国家的政策和鼓励发展的产业方向，可以享受国家和地方政府颁布的一系列优惠政策，在当前和未来相当长一段时期内不会有政策风险。2-29 3.生产规模、总工艺流程、产品方案3.1生产规模本项目是采用煤为原料生产甲醇，甲醇通过MTP装置转化为丙烯，丙烯经聚合生产聚丙烯，各主要工艺装置的规模为：生产规模设计规模甲醇装置180万吨/年5500吨/日MTP烯烃装置55万吨/年聚丙烯装置55万吨/年空分装置(供氧能力)18万m3(N)/h年操作时间8000小时3.2总工艺流程本工程包括煤气化和甲醇装置、MTP装置和PP装置三个主要工艺装置。总工艺流程见全厂工艺物料平衡图3-1。3.3产品方案产品：聚丙烯55万吨/年副产品：汽油15.09万吨/年液化气7.23万吨/年固体硫磺7776吨/年注：由于烯烃转化的大型工业化生产的技术来源还未确定。为了给下一步的项目积累经验，打下基础，计划先上一套20万吨/年甲醇生产线及其配套的公用工程、辅助设施。3.4产品规格及质量标准（1）甲醇本项目产品甲醇除了满足MTO装置对甲醇的质量要求外，同时要满足商品甲醇的需要。因此甲醇质量指标执行中华人民共和国国家标准工业甲醇（GB338-2004）优等品的要求。3-7 氧气1.67万m3/h13360万m3/y水189t/h1512000t/y原料煤261/h2088000t/y变换氨压缩制冷气化低温甲醇洗甲醇精馏甲醇合成溶液再生系统甲醇225t/h1800000t/y烯烃回收副产硫磺0.927t/h7776t/y甲醇转化硫回收副产乙烷和丙烷9.04t/h72300t/y丙烯68.75t/h550000t/y副产C5+18.86t/h150900t/y本体聚合催化剂制备单体净化聚合物干燥和造粒聚合物脱气和汽蒸聚丙烯产品550000t/y180万吨/年甲醇、55万吨/年MTP、55万吨/年PP联合装置工艺物料流程图3-13-7 中华人民共和国国家标准工业甲醇（GB338-2004）项目指标优等品一等品合格品色度（钼-钴），≤510密度（20℃），g/cm30.791-0.7920.791-0.793温度范围（0℃，101325Pa）,℃64.0-65.5沸程（包括64.6±0.1℃）,≤0.81.01.5高锰酸钾试验，min≥503020水溶液试验澄清-水份含量，%≤0.100.15-酸度（以HCOOH计），%≤0.00150.00300.0050碱度（以NH3计），%≤0.00020.00080.0015羰基化合物（以CH2O计），≤0.0020.0050.010蒸发残渣含量，%≤0.0010.0030.005副产品硫磺硫磺产品符合中华人民共和国国家标准（GB2449-92）优等品指标。项目指标优等品一等品合格品硫，%≥99.999.599.0酸度（以H2SO4计）,%≤0.0030.0050.02水份，%≤0.100.501.00灰份，%≤0.030.100.20砷，%≤0.00010.010.05粒度片状片状片状3-7 （2）聚丙烯根据国内聚丙烯市场的供需情况，结合一些消费增长迅速的应用领域并考虑到目前汽车、化纤、注塑、管材、BOPP等专用牌号缺乏的现状，本装置拟引进国外先进的聚丙烯生产技术，从引进技术可生产的产品牌号中选择上述国内紧缺的品种进行生产，以满足国内市场迅速增长的需要。本聚丙烯装置总产量是550,000吨/年,拟生产均聚产品、无规共聚产品和抗冲共聚产品。表3-1聚丙烯产品牌号及用途表类型牌号类型M.F.R.性能和应用挤出和热成型YD50S均聚0.3管材和异型材D50S均聚0.4挤出管材,抗热老化Q30P均聚0.7挤出片材,热稳定性好YS32SP均聚2.0热成型片材，机械强度高EPS31HP抗冲共聚1.3挤出波纹板和管材,汽车部件EPD60R抗冲共聚0.35大型中空部件,耐热和洗涤剂EP2S12B无规共聚1.8吹塑医疗用品EP2S30B无规共聚1.8高光泽和透明容器注塑成型S60D均聚1.8抗热和洗涤剂，洗衣机专用料T30G均聚3.0玩具和家用器具T50G均聚3.0抗热老化，汽车和电器V30G均聚16.0一般用途，易加工注塑成型Z11G均聚25.0抗辐射,医用器械H32GA均聚40.0透明度好,薄壁容器H32GA均聚35.0薄壁注模,抗静电EPT30R抗冲共聚3.5冰箱冷藏盒,行李箱EPC31H抗冲共聚6.0高光泽.抗应力发白,瓶盖,玩具EPC30R抗冲共聚7.0抗冲和刚性平衡,家用器具座椅3-7 EPF31H抗冲共聚12.0高抗冲和刚性平衡,冰箱汽车部件HEXP280抗冲共聚18.0杰出机械性能,硬质包装和家具EP2X49GA无规共聚10高透明度,食品化妆品,药品包装纤维F30S均聚12.0短纤和复丝F79S均聚13.0短纤,抗褪色V79S均聚21.0短纤Z21S均聚25.0纺粘Z69S均聚25.0BCF与短纤,抗褪色H39S均聚36.0纤维,抗褪色Z30S均聚25.0BCF与短纤薄膜和BOPP膜S38F均聚2.0多层复合膜，用于鲜花、纺织品等的包装S28C均聚2.0金属化膜，适用于高速拉幅机S38CA均聚2.1共挤出，适用于高速拉幅机EP3C37F抗冲共聚5.0抗撕裂.抗静电.高质量包装膜EP1X35F无规共聚8.0复合膜,低SIT,食品包装EP2C37F无规共聚6.0复合BOPP膜中的热封层本项目选定的部分有代表性的产品的质量指标详见表3-2。表3-2产品牌号及性能产品牌号单位测试方法Q30PS38FT50GZ30S树脂类型均聚均聚均聚均聚熔融指数dg/10minASTMD12380.72.0325表观比重g/cm3ASTMD15050.90.90.90.9挠曲弹性模量N/mm2ASTMD7901400165015001700抗拉屈服强度N/mm2ASTMD63835353637拉抻屈服伸长率％ASTMD63812121210Izod冲击强度23℃J/mASTMD2561506045303-7 洛氏硬度RscaleASTMD7851051059097维卡软化点,10N℃D1525154154153155热变形温度，0.46N/mm2℃ASTMD64891949597空气加速老化150℃电炉oreASTMD30123605001500360续表3-2产品牌号单位测试方法EPS31HPEPT30REP2S12BEP1X35F树脂类型抗冲共聚抗冲共聚无规共聚无规共聚熔融指数dg/10minASTMD12381.33.51.88.0表观比重g/cm3ASTMD15050.90.90.90.9挠曲弹性模量N/mm2ASTMD790145012508001100抗拉屈服强度N/mm2ASTMD63827272730拉抻屈服伸长率％ASTMD6387121412Izod冲击强度23℃J/mASTMD25650016010050洛氏硬度RscaleASTMD78592817784维卡软化点,10N℃D1525151150130138热变形温度，0.46N/mm2℃ASTMD64895887080空气加速老化150℃电炉oreASTMD30123602000360360（3）汽油汽油产品规格项目质量指标密度kg/m³740-790Reid蒸气压(37℃)kPa45-70C5及C5+%(wt)不大于2.0RON辛烷值90–95烷烃45–65%wt.烯烃20–25%wt.芳烃15–30%wt.3-7 苯<1.0%wt.总硫含量ppm(wt)<5（4）液化气（LPG）LPG产品标准(GB11174-1997)项目质量指标实验方法密度kg/m³报告SH/T0221蒸气压(37.8℃)kPa1380GB/T6602C5及C5+%(v/v)不大于3.0SH/T0230残留物蒸发残留物%(v/v)油渍观察不大于0.05通过SY/T7509铜片腐蚀级1SH/T0232总硫含量mg/m3343SH/T0222游离水无目测LPG产品规格项目质量指标蒸气压(40℃)kPa1500C5及C5+%(wt)不大于2.0总硫含量ppm(wt)<53-7 4．工艺技术方案本工程主要采用（1）煤制甲醇（2）甲醇转化烯烃（3）丙烯聚合三项技术。4.1甲醇装置4.1.1工艺技术选择以煤为原料生产甲醇的主要工业生成装置的工艺过程为煤制备、气化、变换、脱硫脱碳、压缩、甲醇合成、甲醇精馏，最终获得产品甲醇。由于采用煤为原料的甲醇装置，其工艺流程复杂，投资远比以天然气为原料的甲醇装置高，所以国际上的甲醇装置主要为天然气和尾气（乙炔尾气）为原料，而以煤为原料的甲醇装置主要在中国。各个生产过程的技术根据工艺过程分别介绍如下：(1)备煤备煤装置的目的是将合格粒度的原煤，加工为气化装置和锅炉系统所需规格的原料煤和燃料煤。备煤装置由原煤贮运和气化煤粉制备及粉煤输送等系统组成。原煤贮运系统分气化原煤贮运和燃料煤贮运两条线。合格的燃料煤由皮带输送系统直接送至锅炉系统。气化原料煤经输送系统送至气化煤粉制备单元，进行磨粉、干燥。1）煤粉制备系统气化装置使用GSP干煤粉加压气化工艺技术，煤粉用高压CO2输送连续进料，煤粉制备单元设置煤粉贮仓，即采用中间贮仓式。2）磨煤机型式选择煤粉制备常采用的磨煤机有以下3种型式：·低速磨，一般适用于中、小规模。对磨损性很强的烟煤，在投资合理时，对大型工程也可采用双进双出钢球磨煤机。4-38 ·中速磨，能耗低，负荷调节能力强，处理能力大，适用煤种范围广，如HGI指数在35～100的煤种，原煤水分适宜在25％以下。我国已有北京、上海、沈阳等大型电力设备厂和重型机械厂引进国外技术形成系列产品生产，产品使用情况良好。·高速磨，适宜磨制水分高、可磨度高、磨损性不强的褐煤或烟煤，主要缺点是叶轮磨损较快。根据建设单位提供的煤质数据，设计采用中速磨。3)干燥热源根据原煤挥发分高、易燃易爆的特点，采用以热风炉烟气为主的干燥介质，并补充部分氮气。为减少煤尘排放量，节约能耗，干燥热风大部分循环使用，部分排放，以平衡系统的湿含量。本项目合成单元将产生弛放尾气，可用作热风炉燃料，不足部分燃料采用GSP煤气。4）煤粉分离收集方式采用大型长袋低压喷吹袋式收尘器一级分离收尘的方式，流程简单，设备少、阻力降低、运行故障少，可以保证尾气达到国家排放标准。国内该项技术在消化吸收国外先进技术的基础上已日臻成熟，并已在各行业推广应用。5）煤粉的贮存和输送成品煤粉含水量为<2%，为防止煤粉结拱堵塞，煤粉贮仓、变压锁斗、煤粉给料仓、溜管及输送设备均保温伴热，防止煤粉结露；同时煤粉贮仓锥底出口附近加气流板充N2气流帮助流化。气化炉操作压力高，煤粉采用高压CO2气密相输送。(2)煤气化技术目前，在国内外的煤气化领域已开发出第二代煤气化工艺，也是气流床气化工艺，其特点是对煤种适应性广、炉生产能力大、气化效率高、污染排放少。现代先进的煤气化技术主要包括：德国FUTURE4-38 ENERGY公司的GSP干煤粉加压气化技术、荷兰Shell公司的SCGP干煤粉加压气化工艺、美国Texaco公司的水煤浆加压气化工艺。1）SCGP气化工艺的特点Shell公司在渣油气化技术取得工业化成功经验的基础上，开发成功了粉煤加压技术。1993年在荷兰建成日投煤量2000t的大型商业用气化装置，用于联合循环发电。在国内，目前以渣油生产合成氨的装置中，进行了油改煤改造，有多套装置采用了SCGP气化工艺，预计2005年建成投产。其主要特点如下：a）原料适应性宽。褐煤、烟煤、无烟煤和石油焦等均可。b）气化温度约1400℃～1600℃，碳转化率达99%以上，产品气体洁净，不含重烃煤气中有效气体(CO+H2)达到90%以上。c）采用干法进料，氧耗低，空分装置规模较小，投资降低。d）单炉生产能力2000t～2500t。e）气化炉采用竖管水冷壁结构，无耐火砖衬里，设备维护量较少，不设备用炉。该技术目前只有国外两套以煤为原料大型装置在运行，用于联合循环发电，工业化的经验不多，技术须依赖进口，国内技术支撑率低。国内有六套Shell气化装置正在建设，另有几个项目也签了引进合同。但从实际建设情况看，气化炉供货周期不少于18个月，关键设备国产化率低，使得Shell气化装置投资高，建设周期长，国内并无运行经验，因此也加大了投资的风险。2）GSP气化工艺GSP干煤粉加压气化技术是由前东德德意志燃料研究所开发，70年代在弗来堡(Freiburg)建立了一套3MW中试装置。80年代初，在黑水泵电厂建立了一套130MW商业化装置，原料处理能力为720t/d，84年建成并投入运行，该装置运行了10年而气化炉的喷嘴和水冷壁无大的损坏4-38 。GSP工艺已经过多年大型装置的运行，已先后气化了80余种原料，不仅可以气化高硫、高灰等劣质煤，而且可以气化工业废料、生物质等，煤气中CH4含量极低，很适合生产合成气，气化过程简单，气化炉装置生产能力大，装置的开工率在90%以上。该技术主要特点如下：a）原料适应性宽，固体原料和液体原料。固体原料中的褐煤、烟煤、无烟煤和石油焦等均可。对煤的活性没有要求。b）气化温度约1400℃～1600℃，碳转化率达99%以上，产品气体洁净，不含重烃煤气中有效气体(CO+H2)达到90%以上。c）采用干法进料，氧耗低，空分装置规模较小，投资降低。d）单炉生产能力2000t～2500t。e）气化炉采用盘管水冷壁结构，无耐火砖衬里，设备维护量较少。f）启动时间短，从冷态气化炉到热态满负荷运转只需0.5～1h。GSP技术，在国内尚无工业生产装置投产，但由于其采用激冷流程，与德士古气化相同，设备的国产化率很高，其技术风险的难度比SHELL技术低得多。3）德士古气化工艺德士古水煤浆加压气化工艺自1978年首次推出以来，在过去十多年中，已在美国、日本和中国相继建成多套生产装置，取得了一定的运行经验。Texaco工艺煤种适应性较强，除含水高的褐煤以外，各种烟煤和石油焦均能使用。通常为保证装置长期稳定操作，气化用煤的灰熔点ST宜低于1350℃，煤的灰份含量最好不超过13%，最高内水分不超过8%，操作温度下的灰渣粘度控制在20～30Pa.s时，更有利于操作。工业上应用较多、技术先进而适宜于生产甲醇的主要气化技术的特点，简介如下：序号项目Shell粉煤气化GSP粉煤气化德士古气化1气化工艺气流床、液态排渣气流床、液态排渣气流床、液态排渣4-38 2适用煤种褐煤、次烟煤、烟煤、无烟煤、油渣褐煤、次烟煤、烟煤、无烟煤、油渣次烟煤、烟煤、油渣3气化压力(MPa)2.0～4.02.0～4.04.0～6.54气化温度(℃)1400～16001400～16001300～14005单炉最大投煤量(t/d)25002500200061000Nm3有效气耗氧量(Nm3)330～360330～340380～4307碳转化率,(%)³99³9996～988冷煤气效率(%)78～8378～8370～769有效气含量(%)90～9490～94～8010总热效率,(%)98（废锅流程）90（激冷流程）90～9511操作弹性,(%)50～13050～13070～11012技术成熟度高高高13对环境影响低低较低14建厂投资高较低较低德士古工艺存在煤耗、氧耗较高，气化效率较低，料浆喷嘴和耐火砖磨损消耗高，运行成本较高等缺点，不推荐采用Texaco工艺。对比各种工艺的技术特点，GSP和SCGP工艺都具有一定的优势。SCGP工艺采用废锅回收废热工艺，虽然总热效率较GSP工艺高，但其投资高，其回收的热能与增加的投资相比，不经济。GSP工艺装置粗煤气处理采用激冷流程替代废锅流程，省掉了废热锅炉系统及后续的飞灰回收系统，与德士古工艺相同采用了激冷流程，但采用干粉进料，氧气消耗低，有效组分高。GSP工艺4-38 技术，其消耗和煤气效率与SHELL公司的SCGP工艺相当，比德士古工艺高。主要设备除气化炉烧咀和内件（内冷壁）外，设备可国内采购，其投资远SHELL公司的SCGP工艺低得多，也比德士古工艺的投资低。推荐采用GSP气化工艺技术。年产180万吨甲醇装置的气化装置，采用日投煤量（原煤）2000的系统4套。(3)CO变换技术气化炉出来的煤气中，CO高，需经过变换和脱碳，将煤气中的H2/CO比值调节到甲醇合成所需适宜值。经计算煤气中约有56%的CO变换为H2，推荐采用宽温耐硫变换工艺。CO变换技术的发展是随变换催化剂的进步而发展的。变换催化剂的性能决定了变换工艺的流程及其先进性。甲醇合成需要大量的CO，所以煤气中只需将甲醇合成气中的H2/CO比值调节到甲醇合成所需适宜值即可，不需要深度变换，而煤气中的饱和水，足以满足变换所需的蒸汽。所以主要考虑的是催化剂的耐硫活性。目前，在国内外含硫在1000ppm的变换过程中，广泛采用的是Co-Mo系变换催化剂，操作温度在200℃～550℃，即宽温耐硫变换工艺，操作温区较宽，流程设计合理，Co-Mo系变换催化剂的抗硫毒能力极强，对总硫含量无上限要求。年产180万吨甲醇装置，变换系统为3系列并联操作。(4)酸性气体脱除技术酸性气体脱除工序的任务是脱除变换气中的H2S、CO2及微量COS。采用大连理工大学的低温甲醇洗工艺。1)酸性气体脱除技术选择CO2和H2S的酸性气体脱除方法主要有液体物理吸收、液体化学吸收、低温蒸馏和吸附四大类，其中以液体物理吸收和化学吸收两者使用最为普遍。4-38 国内应用较多的液体物理吸收法主要有低温甲醇洗法、NHD法、碳酸丙烯酯法，应用较多的化学吸收法主要有热钾碱法和MDEA法。液体物理吸收法较适用于压力较高的场合，而化学吸收法一般适用于压力相对较低的场合。液体物理吸收法中以低温甲醇洗法能耗最低，但对气体中高碳烃类含量有要求。大连理工大学化工学院无机化工教研室从1983年开始就从事低温甲醇洗装置模拟分析优化研究工作，于1993年成功地开发了“低温甲醇洗装置模拟系统，形成了专利技术“低温甲醇洗专利技术工艺包”，其工艺流程甲醇循环量比林德流程少10%以上，深冷负荷也小。已有3套装置投入运行，其中1套为新建30万吨合成氨装置，二套为扩能改造。低温甲醇洗、NHD和MDEA三种广泛使用的酸性气体脱除工艺比较见下表项目低温甲醇洗NHDMDEA电耗11.11.2蒸汽消耗12.52.8冷却水消耗11.23汽提氮消耗10.7—化学品消耗11.50.7相对装置投资10.80.75相对能耗12.12.2脱硫效果<0.1ppm<1ppm<1ppm脱CO2效果<0.1ppm£100ppm£100ppm4-38 从上述的比较中看，采用低温甲醇洗技术，更为合理。鉴于国内的低温甲醇洗工艺，已被多套装置采用，其技术水平与引进技术相当，所以脱硫脱碳技术，推荐采用低温甲醇洗技术，考虑到国内的低温甲醇洗工艺技术的生产装置规模较小，所以可研暂按引进低温甲醇洗技术设计，设备国内订购。2)甲醇合成技术目前，在世界上广泛采用的甲醇合成技术为多段冷激式甲醇合成塔、管壳式甲醇合成塔、多段径向甲醇合成塔（TECMRF合成塔）、三菱超级甲醇合成塔、绝热式甲醇合成塔（TOPSOE3塔）。a）多段冷激式甲醇合成塔多段冷激式甲醇合成塔是采用固定床4段冷激式绝热轴向流动甲醇合成塔，段间采用菱形分布系统将冷激气体喷入降温，以调节合成塔内温度，ICI甲醇合成塔属于这种形式。由于冷凝踏结构简单，也适用于大型化，目前世界上早期大型甲醇装置中，以采用多段冷激式甲醇合成塔为最多。然而，存在的主要问题有：(a)．不能回收甲醇合成产生的高位热能，合成回路循环气量大；(b)．存在催化剂段间反混现象，合成塔出口甲醇含量低；(c)．催化剂的时空产率不高，用气较大。因此，目前大型装置已很少使用。b）管壳式甲醇合成塔管壳式甲醇合成塔是反应器管间副产蒸汽的等温反应器，管内装填催化剂，由管间沸水移出反应热量，并产生中压蒸汽，Lurgi的和TOPSOE的管式甲醇合成塔为此种形式。与多段冷激式甲醇合成塔相比，管壳式合成塔有以下特点：(a)甲醇反应条件温和，副反应较少。(b)回收高位能的甲醇合成反应热产生3.5MPa中压蒸汽，热量利用合理。(c)甲醇合成塔出口气体的甲醇含量较高，循环气量小。(d)合成塔设备材料特殊，制造费用较高。4-38 (e)单塔生产能力有限，大型装置需多系列操作。c）多段径向甲醇合成塔（TECMRF合成塔）日本TEC公司开发了一种新的甲醇合成反应器，它是多段、间接冷却、径向流动的反应器，简称为MRF反应器。该反应器由外筒、催化剂筐以及许多垂直的沸水管，即反应器的冷却管组成，冷却管埋于催化剂层中，合成气由外进入触媒层，然后径向流动通过催化剂层进行反应，反应后的气体汇集于中心管，由下部出去。MRF反应器有以下特点：(a)气体径向流动，流道短，流通截面大，因此压降很小，约为轴向反应器的十分之一。(b)回收废热副产中压蒸汽，压力比管壳式塔副产蒸汽压力低0.8MPa。蒸汽利用困难。(c)炉水在双套管内强制循环，循环泵功率较大。(d)泵维修的工作量较大。d）双套管甲醇反应器（日本三菱超级甲醇合成塔）日本的MHI（MitsubishiHeavyIndustries）和MGC（MitsubishiGasChemicalCompany）两公司联合开发了SPC塔简称超级甲醇合成塔，此合成塔相当于一个垂直的简单双套管换热器，催化剂装在内管和外管之间，沸水则在管壳间循环，原料气从下面进入内管，被加热后的气体进入催化剂床，反应气被外面的沸水冷却，同时被里面的气体冷却，催化剂的温度在进口较高而出口较低，使操作温度更接近最佳温度曲线，该反应器的特点是：(a)单程转化率高，8MPa压力下，可以得到14%的出口甲醇浓度。(b)能量回收好，每吨甲醇可副产1~1.1吨的中压蒸汽（在给水预热的条件下）。(c)合成塔相当于一个预热器来预热入口气体(d)合成塔反应管内阻力降与管式塔相当。(e)要求催化剂的低温选择性及活性都好。4-38 (f)下部软管连接，若损坏很难维修。(g)催化剂的冷壁效应不可忽视。(h)装置大型化有限e）绝热式甲醇合成塔对于大型或超大型的单系列甲醇装置，TopsΦe工艺采用三台串联绝热式甲醇合成塔，在第一、第二甲醇合成塔出口设废热锅炉回收热量，第三甲醇塔出口气体预热第一甲醇合成塔的入口气体，TopsΦe的绝热式甲醇合成塔与多段冷激合成塔相比有以下优点：(a)较高的单程转化率。(b)较低的催化剂用量。(c)热量回收好。(d)设计简单，设备制造容易，便于运输。(e)单系列生产能力大。缺点是设备台数多，流程复杂，投资较大。挪威2500t/d甲醇装置就采用了TopsΦe三台串联工艺。在国内的甲醇装置中，采用最多、最成熟的是管壳式甲醇合成塔。在年产20万吨的甲醇装置中，合成气中的CO含量高，有效气体浓度很高，管壳式甲醇合成塔可以有效的带走合成甲醇反应热，使甲醇在低温下进行，可避免大量副产物发生。在国内少数装置中，采用均温型甲醇合成塔。靠反应层间的冷管内的冷气传热，带走合成反应热，内部结构复杂，副产蒸汽压力低于1.1MPaA低压蒸汽，规模大，实现冷管的均匀分布困难，而且冷管易拉裂，冷管维修困难。装置放大后，内部冷管的分布与大阀兰盖密封处理较复杂。4-38 DPT/JM公司的合成塔为蒸汽上升式合成塔，采用径向流反应，管内为上升蒸汽，壳侧为触媒床层。反应器内催化剂装填系数高，床层压降小，可采用小颗粒高活性催化剂，合成塔出口甲醇浓度较高，约为11.2%vol。副产蒸汽压力为2.0MPa。虽然管壳式塔的投资高，但由于其副产的3.5MPa中压蒸汽过热后，可以作为合成压缩机、冰机等的驱动蒸汽，大大减少了装置的消耗，而且由于煤气化带有大量的低位热，采用均温型甲醇合成塔，势必造成低压蒸汽的浪费，装置消耗增加。所以年产180万吨甲醇合成，推荐采用管壳式合成塔。暂按引进国外技术考虑。(5)精馏技术简介粗甲醇中含有易挥发的低沸点组分（如H2、CO、CO2、二甲醚、乙醛和丙酮等）和难挥发的高沸点组分（如乙醇、高级醇和水等），所以需通过精馏的办法制得精甲醇。精馏通常采用两种方法即两塔精馏和三塔精馏。1）两塔精馏：即预精馏塔分离低沸点组分，主塔（甲醇精馏塔）分离高沸点组分，获得高品质甲醇产品。2）三塔精馏三塔精馏与两塔精馏的原理完全一致，区别在于将两塔精馏的甲醇精馏塔分成加压塔（0.56MPa~0.6MPa）和常压塔两个塔，而且各自承担甲醇精馏负荷的40%～60%，常压塔塔底再沸器所用热量来自加压塔塔顶气相甲醇冷凝时放出的热量。三塔精馏比两塔精馏可节约热量40%左右。采用3塔或2塔精馏，主要取决于装置的蒸汽平衡。有大量工艺废热或大量低压蒸汽的条件下，统常采用2塔精馏。在低压蒸汽不足的地方，采用3塔精馏，可大幅度降低低压蒸汽的消耗。在本项目中，甲醇装置的能力为年产180万吨，精馏系统采用3塔精馏，2系列并联操作。(6)氢回收4-38 目前，中国国内已经工业化的气体回收氢的方法有3种，即膜分离法，变压吸附法（PSA法）和深冷法。3种方法各有优缺点，根据不同需要，不同情况选用不同的方法。深冷分离法主要用于除回收氢外，还可副产氩及其它高纯度气体。而本项目仅将合成弛放气中H2回收并返回系统，故不考虑深冷法。膜分离法工艺流程简单，投资少，操作维护方便，运行稳定，但系统压降较大。随着科学技术的进步，目前已经开发出低压降膜分离工艺。PSA法最适宜的吸附压力通常为1.0～4.0MPa，流程简单，可以获得高纯度的H2，但系统压力始终处于变化之中，对设备、阀门的要求高，投资大。尾气回收，需增加压缩机。本项目的氢回收，推荐膜回收工艺。(7)硫回收从尾气中回收硫化氢中的元素硫的方法按生产方式分为湿法和干法两种。湿法主要是用溶剂将H2S吸收后在液相与氧气反应生产硫磺，按吸收液中氧化剂载体又分为钒基氧化法和铁基氧化法，按使用的溶剂不同又分为多种方法。国内采用过的方法有栲胶法、ADA法、PDS法、GTS法、TS-8505法等多种方法。干法回收硫的方法使用最广泛的为克劳斯法。Claus工艺对原料气中的H2S浓度有一定的要求，对于直流Claus工艺，进料气中H2S必须大于50%。对于分流Claus硫回收装置，进料气中的H2S必须大于25%。本项目中酸气H2S含量约为30%，为较典型的Claus进气组分，采用二级Claus工艺，硫回收率可达96%，流程简单。因此酸性气体硫回收系统采用Claus工艺。尾气回收系统则有三个具有代表性的工艺可供选择：(1)Linde公司Clinsulf-DO工艺(2)Shell公司SCOT工艺4-38 (3)Lurgi公司SULFREEN工艺Clinsulf-DO尾气处理工艺是一种直接氧化法工艺，可以回收Claus尾气中94%的硫。优点是流程简单，不受尾气中H2S与SO2比例限制，原料气适应性强，操作灵活，简便。SCOT工艺属于还原吸收法，即将Claus尾气中的硫化物还原成硫化氢，然后经MDEA吸收提浓，将硫化氢尾气再循环至Claus装置。该工艺的优点是硫回收率高，总硫收率可达99.9%，缺点是流程长，投资较高。SULFREEN工艺属于亚露点低温Claus工艺，生成的硫沉积在催化剂床层上，然后再由高温再生气加热使硫气化随气体带出，如此由两个反应器切换操作。该工艺的主要特点是在硫的露点下获得较高的平衡转化率，但是对Claus尾气中H2S/SO2比例有严格要求，否则会严重影响硫收率，因而对原料波动适应能力较弱。三种硫磺回收工艺都是目前世界上应用较为成熟的工艺，硫总回收率都在99.8%以上，但Clinsulf-DO与其它两种工艺相比更具有装置投资低，操作简单灵活的明显优势，本项目推荐使用Claus加Clinsulf-DO硫回收工艺。(8)空分工艺技术方案选择空分装置的技术经过多年的不断进步，向大型化全低压流程、节能型发展，能耗不断降低。空分装置整个流程由空气压缩、空气预冷、空气净化、空气分离、产品输送所组成，其特点是：1)采用高效的两级精馏制取高纯度的氧气和氮气。2)采用增压透平膨胀机，利用气体膨胀的输出功直接带动增压风机以节省能耗，提高制冷量。3)采用高效的铝板翅式换热器，结构紧凑，传热效率高。4)采用分子筛净化空气，流程简单、操作简便、运行稳定、安全可靠，大大延长装置的连续运转周期。5)空分设备趋向大型化4-38 随着大化肥、煤化工、石化、钢铁等大型工程项目的兴建和扩建，从降低投资费用，运行费用和方便管理等方面着眼，要求工程配套的空分设备也趋于大型化，国外最大的空分单机制氧能力已达100000Nm3/h以上。目前国内已投运的宝钢5#空分单机制氧能力已达70000Nm3/h等级。180万吨甲醇的气化装置要求使用纯度为99.6%，压力为4.6MPa的氧气，氧量为162000Nm3/h，具有气量大、压力高的特点，采用液氧泵、液氮泵双泵内增压流程，可降低投资和维修费用，且安全可靠性高。因此，本项目推荐内增压流程。设计采用3套能力为60000Nm3/h的空分装置，并联操作。(9)冷冻技术冷冻是为酸性气体脱除工序和空分制氧工序提供工艺所需的冷量，选用离心式气氨压缩液氨蒸发制冷工艺。目前国内外大型工业冷冻设备多采用液氨蒸发制冷技术。液氨蒸发制冷设备中气氨压缩主要采用活塞、螺杆及离心式压缩方式。活塞式和螺杆氨压缩机适用于冷冻量相对较小的场合，投资较低。离心式氨压缩机适用于冷冻量大，冷冻深度不一的场合，投资较高。在本装置中，冷冻工序的任务是为酸性气体脱除装置和空分装置提供冷冻量，由于所需冷冻量很大，冷冻深度不一，适宜采用离心式氨压缩机。本项目推荐离心式氨压缩机液氨蒸发制冷工艺。(10)火炬系统甲醇装置设置1套火炬系统，在开停车和事故状态下及时处理装置内排放的大量可燃性和有毒的工艺气体。火炬采用自动控制系统，一旦有工艺气体排放，即自动点火。(11)蒸汽系统4-38 甲醇装置设有13.7MPa、5.0MPa、3.5MPa、0.5MPa的蒸汽系统。13.5MPa管网的蒸汽由锅炉房提供，用于空分装置的动力蒸汽。抽出少量5.1MPa的蒸汽，作煤气化工艺蒸汽及补充3.5MPa蒸汽管网。3.5MPa管网的蒸汽，大部分来自合成副产的中压蒸汽，过热到350℃后作为合成气压缩机、氨压缩机、甲醇溶液循环泵透平及CO2压缩机（输送用CO2的压缩）的驱动蒸汽。0.5MPa的低压蒸汽来自煤气化和变换工序，主要用于精馏工序、低温甲醇洗及脱氧槽。4.1.2工艺流程说明(1)煤粉制备气化用的原煤由原煤贮运系统送入磨煤机前碎煤仓中，通过称重给煤机加到中速磨机中磨粉，从燃气热风炉送来的热风与循环气在混合器中混合，加入调温风机送来的冷空气将热风调配到要求温度后，送入磨机将煤粉干燥，合格的煤粉吹入煤粉袋滤器中，分离下来的煤粉送入煤粉储仓中。煤粉储仓可贮存气化炉12h用量的煤粉。分离后的尾气经循环风机，部分循环至混合器，部分排入大气。干燥后的煤粉通过输送系统送至气化炉，输送系统主要由常压煤粉仓、煤粉变压锁斗、煤粉给料斗和煤粉输送管组成。在煤粉变压锁斗处于常压状态时，打开上阀使常压煤粉仓中的煤粉通过旋转给料器流入变压锁斗，料满后关闭上阀，通入高压N2加压至4.5MPa后，打开下阀使煤粉自流进入高压煤粉给料斗，卸完后关闭下阀，排出N2降至常压再重复上述过程。煤粉给料斗可贮存气化炉1h用量煤粉。煤粉给料斗中的煤粉用高压CO2经管道送往气化炉顶部喷嘴。制粉尾气经煤粉仓仓顶过滤器收尘后排入大气。分离下来的煤粉排入煤粉仓。碎煤仓设有仓顶袋滤器和排风风机，所有袋滤器均采用N2喷吹清灰。主要设备选择磨煤机选用辊盘式中速磨煤机，配置4台，3开1备。煤粉变压锁斗的进出口阀门等关键部件需要进口。(2)煤气化1）气化工艺4-38 符合要求的煤粉与高压CO2一起进入气化炉顶部喷咀。预热后的氧气烧咀保护蒸汽，经炉顶喷咀送入炉内。在4.0MPa压力、1400℃左右高温下，煤粉发生部分氧化和气化反应，产生以（CO+H2）为主的粗煤气。原料中的矿渣在高温下熔融成液态渣沿炉壁流下，与粗煤气一起进入激冷室，在此，粗煤气被激冷到200℃左右，被水汽饱和后离开气化炉，经两级文丘里洗涤器和旋风分离器分离，除去煤气中的飞灰、氨等杂质，进入CO变换装置。高温熔渣，沿水冷壁流入气化炉下部水池淬冷成“渣球”，炉渣在流入锁斗后定时排放，排出的炉渣经输渣机送至渣斗。废渣水，与经预处理的水混合，经泵加压和过滤后返回气化炉底部。气化炉渣池排出的部分水和炉渣排放及输送过程的灰水，经闪蒸罐闪蒸后至灰水处理单元。气化炉水冷壁内循环水产生低压蒸汽，送至全厂低压热力管网。2）气化灰水处理气化炉底部排出的灰水和炉渣排放过程排下的灰水，先经过两级闪蒸罐除去所含的气体组分，闪蒸后的废液进入氰化物氧化罐除去氰化物，然后经沉淀槽和絮凝槽除去碳黑和细粒物等固体杂质。细粒和沉淀物去浓缩槽浓缩，经加压过滤得到滤饼，由汽车运出界区处理。除去固体杂质的过滤水和浓缩槽溢流的滤液水一起进入碱槽与NaOH中和，除去灰水中的溶解NH3。脱NH3后的灰水一部分返回气化装置，另一部分灰水进氨汽提塔进行汽提，氨由塔顶部排出，冷却成氨水后进储罐；汽提塔底部排出的水加入一定量盐酸调节到要求pH值后去全厂污水处理工段。主要设备选用4台投煤量2000t/d的GSP气化炉，气化炉内径约3200mm，高约7000mm，操作压力4.0MPa。本工序气化炉及密相输送系统的关键阀件等拟从国外进口。(3)变换工艺说明4-38 从气化装置来的粗煤气先进入主热交换器预热，温度升高到320℃后，进入变换炉，进行变换反应。出口变换气的温度约480℃，CO浓度小于20%（干基），经蒸汽过热器、中变气换热器、中低压废锅、合成锅炉给水预热器、脱盐水预热器回收热量后，变换气经空冷齐及水冷器冷却到40℃并分离冷凝液后去酸性气体脱除装置。分离出的变换气冷凝液送冷凝液汽提塔汽提。汽提后的冷凝液送气化装置作激冷或洗涤用水。主要设备热壁变换炉，设计温度500℃，操作压力3.6MPa，内装催化剂65m3。(4)酸性气体脱除工艺说明来自变换工段的变换气，水分为饱和，压力为3.2MPa、温度为40℃，进入原料冷却器。变换气在进入原料冷却器前注入甲醇，以阻止原料气中水及水化物在原料冷却器中冻结堵塞管道。均匀喷入甲醇的变换气进入原料冷却器，与从CO2洗涤塔来的净化气及富含H2S的尾气换热，使变换气温度降低，经水分离罐分离出甲醇水溶液，干燥的变换气进入洗涤塔下部。CO2洗涤塔分为上塔、下塔两部分，下塔主要用于脱硫，由于在甲醇中CO2的溶解度和溶解速度远比H2S、COS气体为小，故下塔仅需上塔吸收CO2的部分洗涤剂。含全部硫的甲醇液从洗涤塔底部取出，并在洗涤塔底冷却器、洗涤塔底深冷器中被冷却，膨胀至2.2MPa进入2#富硫甲醇闪蒸槽，以回收被甲醇液溶解了的大部分H2。CO2洗涤塔上塔内分三段：顶端为精洗段，洗涤液用-50℃的贫甲醇来吸收气体中尚存的少量CO2和H2S气体，以保证去合成工段中的净化气中CO2含量≤3～4%（mol），总硫≤0.1ppm，顶部出塔气去合成工段。洗涤塔上塔中间二段为CO2吸收段，来自精洗段的洗涤液经换热冷却后进入主洗段吸收气体中的CO24-38 ，来自主洗段的洗涤液经换热冷却后进入初洗段吸收气体中的CO2。上塔底引出的另一部分不含H2S和COS的甲醇，在1#富甲醇冷却器、2#富甲醇深冷器中冷却，膨胀到2.2MPa进入1#富CO2甲醇闪蒸槽，以回收被甲醇溶解了的大部分H2气。闪蒸气经回收气体压缩机升压后，返回到脱硫脱碳单元进口。含CO2不含硫的甲醇经节流膨胀进入H2S浓缩塔顶部，在此塔的上半段洗掉气相中的H2S和COS，塔顶的尾气排放，最大硫含量为100ppm（v）。含硫甲醇经过节流膨胀后进入H2S浓缩塔，为了增加气体中H2S的浓度，降低再生的消耗，用N2在H2S浓缩塔的下部气提出CO2。由H2S浓缩塔排出的尾气回收冷量后排放，H2S+COS含量低于100ppm（V）。从H2S浓缩塔底部出来的含有富硫的甲醇液加热后进入再生塔。顶部出来的含H2S甲醇蒸气经过冷却，分离出甲醇后，不凝气送硫回收单元。分离出来的甲醇溶液部分用做塔回流液，部分被送到H2S浓缩塔。从热再生塔底部取出的再生贫甲醇，经过冷却后被送到甲醇收集槽中，然后由贫甲醇泵加压并经冷却后，除部分用作喷淋甲醇外，其余贫甲醇送洗涤塔作吸收液。为了除去系统中由原料气带入的水分，减小腐蚀，本装置设置了甲醇/水分离塔，将水从系统中除去。从水分离器出来的甲醇水溶液在甲醇/水分离塔回流冷却器中被从热再生塔底部出来的甲醇加热，然后进入甲醇/水分离塔。在生产过程中，系统中会积累一些重金属、杂质和水，为了保持整个系统的平衡，从热再生塔底部引出部分贫甲醇，在热再生塔底泵加压下经过贫甲醇过滤器过滤，在换热器中换热后进入甲醇/水分离塔顶部。分离塔热源来自中压蒸汽。塔底排出含有各种杂质的废水，其中甲醇量控制在＜3000ppm4-38 去处理厂。甲醇/水分离塔顶部采用空气冷却器和水冷却器串联，以节约用水。主要设备采用3台板式H2S吸收塔。操作温度-45℃，操作压力3.7MPa，筒体材质选用09MnNiDR低温钢。采用3台板式CO2吸收塔。操作温度-60℃，操作压力3.7MPa，筒体材质选用09MnNiDR低温钢。(5)甲醇合成工艺流程从脱硫脱碳工段来的原料气，经压缩后与循环气混合，进入入塔气预热器预热至反应温度，从顶部进入甲醇合成塔，在合成塔内CO、CO2与H2反应生成甲醇和水，同时亦有其他有机杂质生成。出合成塔的气体先经入塔气预热器加热入塔原料气，进甲醇水冷器冷却，气液混合物经甲醇分离器分离出粗甲醇。粗甲醇减压至0.4MPa进入闪蒸槽除去甲醇中的大部分溶解气体后送甲醇精馏，未反应的气体作为循环气返回循环压缩机。为防止惰性气在系统内积累，要连续从系统中排放吹出气。吹出气经过氢回收后，可作为燃料使用。甲醇合成塔副产的3.5MPa中压蒸汽过热到350℃后进入蒸汽中压管网，作为合成气压缩机（含循环机）、冷冻系统氨压缩机、甲醇循环泵的透平驱动蒸汽。主要设备管壳式甲醇合成塔2台；绝热式合成塔1台。合成气压缩机（含循环气压缩），2800kW，1台，蒸汽透平驱动；(6)精馏工艺流程甲醇合成工段来的粗甲醇用蒸汽冷凝液预热至65℃左右入预蒸馏塔，在此塔中除去残余溶解气体以及以二甲醚为代表的低沸物。顶部出来含低沸物馏分采用空气冷却器和水冷器串联，以节约用水。低沸物经冷凝回收甲醇后，其不凝气送去作燃料；塔底出来的预后甲醇经升压后入甲醇精馏塔；预蒸馏塔塔底由低压蒸汽加热的热虹吸式再沸器向塔内提供热量。4-38 为防止粗甲醇在预精馏塔中腐蚀设备，往预蒸馏塔下部高温部分加入一定量的稀碱液，使预后甲醇的PH值保持在8左右。加压精馏塔塔底用低压蒸汽加热，加热设备为热虹吸式再沸器，塔顶出来的甲醇蒸汽经与常压塔再沸器换热冷凝后一部分作为回流液，一部分作为“AA”级产品经冷却到常温后，送甲醇计量槽。常压精馏塔顶部采用空气冷却器和水冷器串联。塔底出来的含醇水送入甲醇回收塔作进一步处理。甲醇精馏塔塔底用加压塔顶部的甲醇蒸汽加热，加热设备为热虹吸式再沸器，塔顶出来的甲醇蒸汽经换热冷凝后一部分作为回流液，一部分作为“AA”级产品甲醇送甲醇计量槽。(7)氢回收工艺流程说明氢回收采用膜分离工艺，甲醇合成弛放气送入膜分离器，在低压侧得到回收的渗透气，其氢气纯度达到85%以上，经升压至压力为3.1MPa，作为原料气返回到合成气压缩机入口；而在高压侧得到的非渗透气，经减压后作为燃料气送入燃料气管网，作燃气热风炉的燃料气。(8)硫回收工艺流程说明由酸性气体脱除装置来的酸性气体，引出总量的三分之一与鼓风机供给的空气一起进入酸气燃烧炉，H2S燃烧转化成SO2。出燃烧炉的高温工艺气进入废热锅炉产生低压蒸汽，之后与另一路占总量2/3的酸气一起进入一段转化器，在催化剂作用下，使H2S转化生成元素硫，该反应放出的热使工艺气温度升高。一段转化器出口的工艺气经换热器后进入一级冷却器，硫冷凝下来与气体分离，流至液硫槽。气体则与一段转化器来的热气体换热使温度升高，进入二段转化器，剩余的H2S和SO2进一步转化成元素硫。经二段冷凝器冷却后，进入液硫捕集器，把残余在气体中的液硫雾收集下来。出二段冷凝器的尾气经加氢转化器将剩余的硫化物转化为H24-38 S，再经冷却器急冷，除去气体中水分，进入Clinsuf-DO反应器催化剂床层，被加入的空气中的氧直接氧化成单质硫，经冷却与气体分离，尾气经焚烧炉焚烧由烟囱排入大气。(9)冷冻工艺流程说明从低温甲醇洗各冷点蒸发后的-40℃氨气体，压力约0.07MPa，进入氨分离器，将气体中的液滴分离出来后进入离心式制冷压缩机进口，经压缩后，出压缩机气体压力升为1.7MPa，温度约130℃，进入氨冷凝器。氨蒸汽通过冷却水冷凝成液体后，靠重力排入氨储槽。由储槽出来的温度为40℃氨液体一部分直接送空分装置使用，剩余部分截流到0.5MPa进入氨闪蒸槽，氨液体降温至约4℃，氨闪蒸气与空分装置来的氨气合并进入压缩机补气口进一步压缩至排气压力。出闪蒸槽的氨液体送往低温甲醇洗工序各冷点，再次经各冷点调节阀节流至-40℃，蒸发后的气体返回本系统完成制冷循环。制冷量选用制冷机组3套，制冷量为-40℃：8670kW4-38 4.1.3消耗定额，以煤吨甲醇计（100%）项目单位消耗小时消耗原煤Kg1160261000电kWh13029250冷却水t485109125高压蒸汽Kg2189.8492705脱盐水t3.2720仪表空气Nm3409000回收硫磺kg-4.3-967.5注：1）甲醇装置的中压蒸汽消耗，包括空分装置的动力蒸汽消耗2）甲醇装置的电耗，包括空分装置的及煤粉干燥的耗电。4-38 4.2空分装置4.2.1概述本空分装置的建立是为甲醇装置提供所需的高压氧气以及全厂各工艺装置所需的氮气。本装置的主要用气条件如表4-2-1所列。表4-2-1空分装置产品一览表名称规格单位流量用户氧气纯度：99.6%压力：5.0MPa(G)Nm3/h180000甲醇装置高压氮气纯度：99.99%压力：5.2MPa(G)Nm3/h1500甲醇装置低压氮气纯度：99.99%压力：0.8MPa(G)Nm3/h20000甲醇装置纯度：99.99%压力：0.6MPa(G)Nm3/h2750PP装置600MTP装置4.2.2工艺技术方案选择空分技术经过多年的不断发展，现在已步入大型全低压流程的阶段，能耗不断降低。大型全低压空分装置整个流程由空气压缩、空气预冷、空气净化、空气分离、产品输送所组成，其特点是：(1)采用高效的两级精馏制取高纯度的氧气和氮气。(2)采用增压透平膨胀机，利用气体膨胀的输出功直接带动增压风机以节省能耗，提高制冷量。(3)热交换器采用高效的铝板翅式换热器，结构紧凑，传热效率高。(4)4-38 采用分子筛净化空气，具有流程简单、操作简便、运行稳定、安全可靠等优点，大大延长装置的连续运转周期。由于产品氧气的用户对氧气的压力有一定要求，纯氧又是一种强氧化介质，氧气的增压工艺常常成为研究的一个重点。氧气的增压有两种方式，即采用氧气压缩机和液氧泵，前者压缩介质为气氧，在冷箱外压缩；后者压缩介质为液氧，在冷箱内压缩，分别称为外增压流程和内增压流程。最近制造厂又推出双泵内增压流程，即根据用户对高压氧气、高压氮气的要求，分别用液氧泵、液氮泵在冷箱内压缩至要求压力后，复热气化输出，该工艺显著优点是投资省、维修费用低、安全可靠性高。本项目气化装置要求使用纯度为99.6%，压力为5.0MPa（G）的氧气，氧量为180000Nm3/h，具有气用量大、压力高的特点，因此本研究需要对空分装置的氧气增压流程作出选择。从能耗上看，相同制氧能力的空分装置，采用内压缩流程和外压缩流程的实际功耗相近。因为，尽管内增压流程使用了空气增压机来提供系统的部分制冷量，多压缩了氮气，理论上要多消耗了压缩功，但是空气增压机的效率比氧压机高，氧压机实际运行往往偏离其设计工况，两者实际的功耗是很接近的。从安全方面分析，尽管外增压流程的使用也比较普遍，氧气压缩机的设计和制造水平不断提高，但是统计数据表明，国内用户使用的氧压机（包括进口氧压机）有多台次发生过燃烧事故，而内增压流程从未出现过类似事故。从投资上看，两种流程相比内增压流程要低一些。此外，使用液氧泵的内增压流程比使用氧压机的外增压流程操作、管理更为方便，维修工作量少，占地也少。因此，本研究推荐内增压流程。为了便于装置的运行和管理，本研究推荐采用单系列3套600004-38 Nm3/h空分装置并联运行的方式。4.2.3工艺说明从大气吸入的空气经空气过滤器滤去灰尘与机械杂质后，入空气压缩机加压，然后进入空气冷却塔。空气在空冷塔下段与被污氮冷却的循环冷却水逆流接触而降温。然后通过上段与经液氨冷却的冷冻水逆流接触，降温到12℃入分子筛吸附器，清除空气中的水分、二氧化碳和碳氢化合物等杂质。净化后的空气分成二股：一股直接进入冷箱经主换热器被冷却至接近露点，入精馏塔下塔进行预分离，另一股导入增压机，入增压机的空气又被分为二股：一股从增压机的中间级抽出，在高压氮换热器中冷却液化，然后通过节流膨胀而补充装置运行所需的冷量；其余的从增压机的最终级压出，再分为二路：一路通过高压氮换热器的上半段冷却后，入膨胀机进行绝热膨胀制冷，然后导入下塔；另一路通过膨胀机的增压透平进一步升压后与高压液氧（一部分与高压液氮）换热而液化，然后节流降压，节流后的气体并入下塔，液体空气直接导入上塔分离或一部分先入下塔预分离。从精馏塔上塔底部抽出液氧，由液氧泵加压至5.1MPa（G），复热气化后出冷箱，作为产品氧气送甲醇装置。从主冷凝器抽取液氮，经液氮泵加压至5.3MPa（G），复热气化后出冷箱，作为产品氮气去甲醇装置。由下塔顶部抽出常压气氮，经主换热器复热后出冷箱，压缩至0.9MPa（G）后供用户。上塔顶部引出的不纯氮气经换热器复热后出冷箱。由于其干燥无水，一部分作为分子筛再生用氮，一部分入水冷却塔，通过气提使循环冷却水得到冷却。4-38 4.2.4主要设备3套制氧能力60000Nm3/h成套空分装置。4-38 4.3甲醇制烯烃装置4.3.1原料路线确定MTP(MethanoltoPropylene)是以煤或天然气为主要原料，经合成气转化为甲醇，然后再转化为烯烃的生产流程。该工艺路线完全不依赖石油，在石油资源日益短缺的21世纪具有重要的意义，因而成为近年来国内外开发的一项重要的新工艺。目前，由煤制合成气再制甲醇然后生产丙烯的工艺技术日益成熟，随着该技术的工业化，将改变传统的煤化工格局，有利于使用丰富的煤炭资源，因此选择煤制甲醇再制丙烯具有重要前景。4.3.2工艺技术概况和选择(1)工艺技术概况甲醇制取烯烃的工业化研究已进行了多年，国际上一些著名的石油和化学公司如美孚公司(Mobil)、巴斯夫公司(BASF)、埃克森石油公司(Exxon)、环球油品公司(UOP)、海德罗公司(NorskHydro)等都投入了大量资金进行研究。甲醇制烯烃技术的关键在于催化剂活性和选择性及相应的工艺流程设计，其研究工作主要集中在催化剂的筛选和制备。美孚公司(Mobil)提出了一种使用ZSM-5催化剂，在列管式反应器中进行甲醇转化制烯烃的工艺流程，并于1984年进行过9个月的中试实验，试验规模为100桶/天。在工艺过程中，甲醇扩散到催化剂孔中进行反应，首先生成二甲醚，然后生成乙烯，反应继续进行，生成丙烯、丁烯和高级烯烃，也可生成二聚物和环状化合物，以碳选择性为基础，乙烯收率可达60%（重），烯烃总收率可达80%（重），大体相当于采用常规石脑油/粗柴油管式炉裂解法收率的两倍，但催化剂的寿命尚不理想。4-38 巴斯夫公司(BASF)采用沸石催化剂，1980年夏季在德国路德维希港建立了一套日消耗30吨甲醇的中试装置。其反应温度为300-450oC，压力为0.1-0.5Mpa，用各种沸石做催化剂，初步试验结果是C2-C4烯烃的重量收率为50-60%，收率太低。环球油品公司(UOP)筛选出的催化剂称作MTO-100。MTO-100是联碳公司开发的SAPO-34与一系列专门选择的黏合剂材料之结合体。SAPO-34是MTO-100催化剂的基体，于20世纪80年代由UnionCarbide分子筛部开发，主要化学成分包括硅（Si）、铝（Al）、磷（P）、氧（O）等元素。它具有适宜的内孔道结构尺寸和固体酸性强度,能够尽量减少反应初期生成的烯烃发生齐聚反应生成大分子烃类，从而提高目标产物--烯烃的选择性。虽然SPAO-34是理想的催化材料，但对流化床操作不是坚固耐用的材料，而所选择的黏合剂可增加催化剂强度和抗磨损性能。据推测，MTO-100中所采用的黏合剂是处理过的二氧化硅和氧化铝。SAPO-34分子筛催化剂孔径只允许乙烯、丙烯和少量的C4通过，不会产生重的烃类产品。乙烯、丙烯比率可以在0.75－1.5之间调节，而且乙烯和丙烯的纯度均在99.6%以上，可直接满足聚合级丙烯和乙烯的要求。鲁奇公司在20世纪90年代末开发成功了MTP工艺，利用固定床甲醇生产丙烯，催化剂系采用Snd-Chemie开发的改性ZSM-5催化剂。鲁奇声称可以随时为该工艺出具生产许可证。鲁奇公司声称一个规模为5000吨/天的甲醇装置每年能生产50万吨的丙烯。并在2001年夏季在挪威Tjldbergolden的Statoil工厂建设一套示范性装置，示范装置已于2002年1月开车，已运行操作超过9000小时。经技术经济可行性评价证实，如丙烯市场售价每吨在380－400美元，每公吨甲醇成本为80－100美元时，企业内部收益可达到13－25％。鲁奇公司已与伊朗国家石化公司(NPC)旗下的子公司扎格罗斯(Zagros)石化公司签署了1份价值1.99亿美元的合同,鲁奇负责在伊朗Bandar Assaluye为扎格罗斯石化公司建设1座5000t/d的甲醇生产装置,该装置将采用鲁奇的甲醇生产技术。鲁奇还确认正在与扎格罗斯石化公司商谈在该装置现场采用鲁奇的MTP技术4-38 建设1套52万吨/年甲醇制丙烯(MTP)生产装置。Sud-ChemieGmbH公司开发的ZSM-5型催化剂是Lurgi的甲醇制丙烯（MTP）工艺的基础。在Metallgesellscbaft和Sud-Chemie共同的专利中介绍此催化剂中Si/Al原子比至少为10、碱含量小于380×10-6、BET表面积为300至600m2/g、以及孔容积为0.3-0.8cm3/g。在100％甲醇转化率条件下，对乙烯的选择性至少为5％（wt）以及对丙烯的选择性至少为35％（wt）。然而，因为C2和C4＋馏分部分循环回反应系统，MTP工艺可达到超过70％的丙烯收率。所产丙烯为聚合级。MTP工艺采用绝热固定床反应器，投资较低，放大简单，风险极小。绝热固定床反应器的温度控制较流化床复杂，控制其温度上升幅度的方法包括在催化剂床之间注入甲醇或循环每一床层的部分反应流出物。反应器中催化剂积碳率较流化床低，每600-700小时对催化剂进行就地再生，再生之后用氮气保护，寿命周期2-3年。(2)工艺技术选择近年来，UOP和Lurgi都积极的发展甲醇制烯烃技术，均取得了较好的成果，成为该领域的领头兵。现将UOP的MTO技术和Lurgi的MTP比较如下：表4-3-1MTP&MTO工艺比较表项目MTP工艺MTO工艺产品丙烯，并附产LPG和汽油乙烯和丙烯，并附产LPG、丁烯、碳五及以上产品反应器特征采用固定床反应器，结构简单，投资较低。反应结焦少，催化剂无磨损，可就地再生。采用流化床反应器，结构复杂，投资较大。反应有结焦，催化剂存在磨损，并需要设置催化剂再生反应器4-38 反应温度控制比流化床难。反应温度较固定床容易。工艺投资工艺流程简单，投资较低工艺流程复杂，投资较MTP工艺大消耗原料甲醇单耗略高于MTO技术，但公用工程消耗低于MTO工艺原料甲醇单耗略低于MTP技术，但公用工程消耗高于MTP工艺其它无工业化装置，但通过了示范装置运行无工业化装置，但通过了示范装置运行综上所述，MTP工艺技术流程简单，投资较MTO装置低，反应器采用固定床技术较可靠，从降低风险和减少投资的角度考虑，本项目推荐采用鲁奇公司的MTP技术、以甲醇为原料建设55万吨/年丙烯的甲醇制丙烯装置。虽然MTP工艺缺乏商业化经验，但从此工艺的技术特点、成熟的催化剂技术和Lurgi公司的丰富经验来看，此技术值得信赖。另外，国内的科研机构，如中科院大连化物所、石油大学、中石化石科院等也开展了类似催化剂的研究，为催化剂今后的国产化作了准备。4-38 4.3.3MTP装置工艺流程说明MTP工艺由甲醇转化工序和丙烯分离工序组成。在甲醇转化工序中通过固定床反应器将甲醇转化为烯烃，再进入丙烯分离工序中将丙烯分离，得到丙烯产品，并同时附产液化气和汽油。（1）甲醇转化工序自界区外储罐来的甲醇在甲醇预热器中预热至85℃,并在送入固定床DME反应器之前，汽化，并过热至260℃。约15%的甲醇进料不通过甲醇预热器，直接注入放热的DME反应器，在床层内部急冷控制温度。热物流蒸汽在300℃、0.1MPa条件下离开DME反应器。DME流出物蒸汽在甲醇过热器中与DME反应器进料甲醇换热后，与丙烯回收工序循环来的轻质C1-C2和C4-C5合并。然后，反应物的蒸汽混合物用二甲醚-MTP热交换器进一步加热，并经MTP加热器加热至470℃。三台串联的MTP反应器均为卧式固定床结构。在原料进入反应器之前，DME混合物与甲醇汽提塔来的蒸汽混合。汽提塔的塔顶蒸汽首先用来作为MTP反应器段间热交换器的冷源。尽管汽提塔的蒸汽对于二甲醚转化的平衡是不利的，却起抑制焦碳生成的重要作用。焦碳的生成非常之少，低于碳产物收率分布的0.01%（wt），但每操作400-700小时，仍需对MTP反应器进行烧焦。烧焦通过氮/氧混合物燃烧焦碳颗粒来完成，进而用氮吹扫来除去系统中残留的氧。因为碳的燃烧温度相似于正常反应器操作所需的温度，因此可以预期此再生操作不会造成反应系统机械部件的热应力。粗丙烯蒸汽流出物以452℃温度和约0.035~0.042MPa压力离开第三MTP反应器。在送入急冷塔前，经由二甲醚-MTP热交换器和甲醇蒸发器，冷却至115℃。此急冷塔用外部冷却的循环急冷水，使粗丙烯蒸汽冷却至约42℃，同时移走大部分水和甲醇。急冷水以95℃温度离开急冷塔底部。大部分急冷的塔底物被冷却之后循环，一部分塔底物则送入甲醇汽提塔回收残余的甲醇。4-38 离开急冷塔顶的粗丙烯通过压缩机压缩至2.3MPa，以便按丙烯回收需要冷凝丙烯和其他烃类。需三台段间冷却器和三台段间分液罐。凝液中的残余水在各分液罐的排出靴管中作为重质相被分离，并循环至急冷塔。冷凝的烃类作为轻相由这些分液罐回收，并送往丙烯分离工序。三段反应器第二后冷却器用丙烯作为制冷剂，使离开压缩机最后一段的被压缩蒸汽出口温度降至15℃，使可冷凝蒸汽达到基本上完全冷凝。压缩机用高压蒸汽透平驱动。由透平抽出的低压蒸汽则用于满足MTP工艺的低压蒸汽需要。（2）丙烯分离工序三种含有丙烯的轻冷凝液作为轻相由压缩机分离罐回收，并各在其相应的进料位置送入脱乙烷塔。由三段压缩罐出来的不凝物也送入脱乙烷塔。脱乙烷塔的塔釜产物由丙烯和较重的烃类构成。实际上，所有较轻的烃类和残余的水均由塔顶被汽提，循环回MTP反应器。为防止甲烷过度积累，一部分C1-C2循环物排出，可作为燃料使用。此塔在2.3MPa压力下操作，且采用丙烯制冷，使回流液温降至-25℃。若必要，循环的馏出蒸汽通过脱乙烷塔回流换热器进行热交换，加热至10℃。间断地将甲醇注入回流罐，以防冻。在塔釜，大部分残余水和甲醇均被馏出。脱乙烷塔塔釜产物送入脱丙烷塔，脱丙烷塔在2.03MPa压力下操作。脱丙烷塔馏出物主要由有一些残余丙烷的丙烯构成。塔底产物则主要由C4和较重烃类构成，并有一些随进料进入塔的微量甲醇和水。脱丙烷塔的馏出物送入丙烯塔，在其中丙烯产物作为馏出物回收，并储存在界区外。回收的丙烯产品为聚合级，纯度为99.7%（wt）。由此塔出来的塔底产物主要由丙烷构成，相当于LPG型燃料。丙烯塔再沸器的工艺热量借循环的急冷水提供。4-38 脱丙烷塔的塔釜产物送入脱己烷塔，回收副产品汽油馏分。汽油馏分作为塔底产物回收，相当于裂解汽油，储存在界区外。馏出物蒸汽主要由C4-C6烃类构成，它与来自脱乙烷塔的C1-C2烃类循环物料一起循环回MTP反应器。取出一小股C4-C6轻烃物流，防止MTP反应系统中的烃类（例如异丁烷和异戊烷）过量积累。取出的物料也适于作为燃料使用。4.3.4主要设备选择（1）概述MTP装置中共有设备与机械总计106台（套），其中非定型设备75台（套）。其中国外定货设备主要为工艺专利设备，特殊结构和特殊材料的设备，设备分类汇总见表4-3-2，非定型设备分类汇总见表4-3-3。表4-3-2设备分类汇总表序号类型国内订货国外订货合计备注台数重量(t)台数重量(t)台数重量(t)1非定型设备75752机泵303炉子11合计106表4-3-3非定型设备分类汇总表序号类型国内订货国外订货备注台数金属重量台数金属重量其中合金钢其中合金钢4-38 总重(t)总重(t)材料重量(t)材料重量(t)1反应器42塔器63换热器484容器75球罐10合计75（2）关键设备方案本装置设备数量不多，无强腐蚀介质，大部分设备材料为碳钢，少数设备采用不锈钢材料，非标设备均能国内供货。主要设备为MTP一、二、三段反应器和二甲醚反应器。1)MTP一、二、三段反应器MTP一、二、三段反应器是本项目的关键设备，设备外壳采用不绣钢材料，内裝催化剂，可以国内制造。2)二甲醚反应器二甲醚反应器是本项目的关键设备，设备外壳采用碳钢材料，内裝催化剂，可以国内制造。3)重要泵类、压缩机本项目涉及的泵类、压缩机设备，能国内采购的，尽量国内采购，不能国内采购的，从国外引进。4-38 4.3.5消耗指标本装置原料及公用工程消耗指标见于表4-3-4中。表4-3-4消耗指标序号名称单位产量每小时每年原料及辅助原料消耗1甲醇t22618073002催化剂t157公用工程消耗1电kW1375110000002循环冷却水m32337528050（最大）187000000224400000（最大）3蒸汽（1.0MPaG）t4477（最大）352000616000（最大）4蒸汽（4.0MPaG）t227395（最大）18150003160000（最大）5仪表空气Nm31375110000004-38 4.3.6MTP装置主要工艺设备表表4-3-5MTP装置设备表序号设备名称材料数量备注NO.SERVICEMATERIAL(QTY.)REMARKS1二甲醚反应器C.S1　2MTP一段反应器304SS1　3MTP二段反应器304SS1　4MTP三段反应器304SS1　5甲醇汽提塔C.S1　6急冷塔C.S1　7脱乙烷塔C.S1　8脱丙烷塔C.S1　9丙烯塔C.S1　10脱己烷塔C.S1　11一段压缩罐C.S1　12二段压缩罐C.S1　13三段压缩罐C.S1　14脱乙烷塔回流罐C.S1　15脱丙烷塔回流罐C.S1　16脱己烷塔回流罐C.S1　17丙烯塔回流罐C.S1　18液态烃储罐16MnR4　19汽油储罐C.S2　20丙烯储罐NK-HITEN610U2L4　21MTP压缩机C.S1　22MTP加热器C.S1　23甲醇预热器C.S1　4-38 24甲醇蒸发器C.S3　25甲醇过热器C.S4　26二甲醚-MTP热交换器304SS2　27甲醇汽提塔再沸器C.S2　28循环预热器C.S3　29丙烯塔再沸器C.S4　30急冷塔冷却器C.S4　31MTP反应器第一冷却器C.S3　32MTP反应器第二冷却器C.S1　33一段反应器内部冷却器C.S1　34二段反应器内部冷却器C.S1　35三段反应器第一后冷却器C.S1　36三段反应器第二后冷却器C.S1　37脱乙烷塔回流冷凝器C.S1　38脱乙烷塔再沸器C.S1　39脱乙烷塔回流换热器C.S1　40脱乙烷塔进料换热器C.S1　41脱丙烷塔再沸器C.S2　42脱丙烷塔回流冷凝器C.S2　43脱己烷塔回流冷凝器C.S1　44脱己烷塔再沸器C.S1　45汽油冷却器C.S1　46丙烯回流冷凝器C.S6　47急冷塔底泵2　48一段压缩至脱乙烷塔泵2　49二段压缩至脱乙烷塔泵2　4-38 50三段压缩至脱乙烷塔泵2　51甲醇汽提塔底泵2　52污水泵1　53甲醇进料泵2　54脱乙烷塔回流泵2　55脱乙烷塔底泵2　56脱丙烷塔回流泵2　57脱丙烷塔底泵2　58丙烯塔回流泵2　59丙烯塔底泵2　60脱己烷塔回流泵2　61脱己烷塔底泵2　4-38 4.4聚丙烯装置4.4.1工艺技术比较和选择（1）国外工艺技术概况自1957年聚丙烯浆液法工业化生产以来，40年来聚丙烯生产工艺不断发展。六十年代出现了本体聚合工艺，解决了不用溶剂问题；七十年代又开发成功高效催化剂，实现了无脱灰的工艺流程；1980年高效催化剂在本体聚合工艺上应用，因产品等规度高，可省去脱无规物工序，装置投资及生产成本大大降低。八十年代以来，由于催化剂体系的进一步发展，聚丙烯的工艺流程不断完善，各种公用工程的消耗量进一步下降，在聚丙烯产品质量提高的同时降低了生产成本，节省了建设投资。进入九十年代，世界各地，特别是亚太地区已经建成或正在建设一大批新的聚丙烯装置。大量新增的聚丙烯能力正在改变西方国家传统聚丙烯出口国的地位。为保住利润，保持在竞争中的优势，世界主要聚丙烯生产公司加大了技术开发力度，采用先进技术，千方百计降低成本，以保证其产品的竞争力。以茂金属催化剂、双峰聚丙烯和球形粒子为代表的第二代聚丙烯技术，以及以气相流化床、超冷凝态操作技术、超临界浆液法技术和高温性能的聚丙烯催化剂技术为代表的第三代聚烯烃技术，将是本世纪聚丙烯工业的发展方向。目前，根据反应介质及反应器构型的不同，聚丙烯生产工艺主要有三大类：1）浆液法工艺：该类工艺是将丙烯溶于惰性烃类稀释剂（如丁烷、戊烷、己烷、庚烷或壬烷）中进行聚合。按反应器形式划分有如下专利技术：连续式搅拌床反应器：Hoechst、Mitsui等工艺;间歇式搅拌床反应器：三菱工艺；4-74 环管反应器：Solvay工艺；沸腾丁烷反应器：壳牌工艺。由于催化剂体系的发展和其活性的大幅度提高，九十年代以后的新建大型聚丙烯装置已基本不使用浆液法。但目前世界上许多浆液法工艺的聚丙烯装置仍在操作，用来生产合金型的高质量特种树脂。2）本体法工艺：该类工艺是使液态丙烯发生聚合反应，生成聚丙烯。按反应器形式划分有如下专利技术：液相釜式反应器：Exxon、Mitsui、Shell、住友、Rexene等工艺；液相环管反应器：Spheripol、Hoechst、Solvay、Phillips、Borealis等工艺；液相本体法聚丙烯工艺最早由Phillips石油公司发明，并于1964年由美国Dart公司首先采用第一代TiCl3催化剂及釜式反应器实现工业化。七十年代以后，许多大的化工公司，如日本三井油化，美国Elpaso公司等都实现了液相本体聚丙烯工业化。最早的液相法工艺，由于催化剂活性低，需脱灰及脱无规物工序，与传统淤浆法工艺类似。1975年，三井油化与Himont公司（Basell公司的前身）联合开发成功HY-HS催化剂，实现了不脱灰工艺，并提高了聚合物的立构规整度。液相本体法工艺是在反应体系中不加任何其他溶剂，将催化剂直接分散在液相丙烯中，进行丙烯液相本体聚合反应。以催化剂颗粒为中心的聚丙烯粉末在液相丙烯中不断生长，悬浮在液相丙烯中，随催化剂停留时间增长，聚丙烯颗粒在液相丙烯中的浓度增高。作为连续生产工艺，催化剂连续计量加入反应器。聚丙烯颗粒随液相丙烯(浆液)从反应器中不断流出，经闪蒸回收未聚合的丙烯单体，即得到粉末聚丙烯产品。液相本体法的代表工艺有Spheripol工艺、4-74 Hypol工艺、北星双峰聚丙烯工艺和菲利普工艺。a.Spheripol工艺拥有Spheripol工艺的Basell公司是壳牌公司（Shell）的全资子公司Montell与巴斯夫公司（BASF）的全资子公司Targor以及Elenac（BASF与Shell的各占50%股份的合资公司）在聚烯烃业务领域联合组建的公司，成立于1999年。Spheripol工艺采用两种类型聚合反应器，在第一阶段采用环管反应器进行聚合反应，而第二反应器采用气相反应器。该两步法技术是液相和气相聚合反应的结合，提供了一个具有很宽产品范围的灵活性，其均聚产品的熔体流动指数范围为0.1-200。b.Hypol工艺技术三井油化的Hypol工艺是液相气相结合式工艺，采用的催化剂体系是由主催化剂(HY-HS-Ⅱ)、助催化剂(三乙基铝)和给电子体系组成。主催化剂具有活性和等规度高，寿命长，不需脱灰等特点。采用该工艺可生产熔体流动指数0.1－600范围的产品。该工艺有如下特点：催化剂预处理和进料设备简单，可靠性高；多级反应系统可降低催化剂的短路现象；大量丙烯依靠第三气相反应器的反应热进行气化，这种聚合/蒸发系统无故障且便于使用；催化剂具有极高的活性，其转化率很高；聚合物颗粒的大小和分布可以得到控制；聚合物具有很高的立体规整度和刚性。c.北星双峰聚丙烯技术拥有北星双峰技术的北欧化工公司成立于1994年，是全球第四大聚烯烃生产商，主要生产双峰形式的聚乙烯，该公司从1999年涉足聚丙烯领域，并于2000年建成第一套聚丙烯装置。北星双峰的聚丙烯工艺采用模块结构和多级聚合技术，能在很大范围内决定分子量分布和获得刚性与韧性相结合的产品。4-74 该工艺以一个环管反应器和一个气相反应器构成一个基本模块单元，生产均聚物和无规共聚物。基本模块与一个或两个橡胶气相反应器串联，用来生产不同共聚单体比例的产品。第一级橡胶气相反应器可以生产乙丙橡胶含量25%的产品和高柔软性产品，在低温下具有高抗冲强度。第二级橡胶气相反应器可以生产乙丙橡胶含量高达50%的产品，具有非常高的抗冲强度，无需特殊共混工序就能得到先进多相产品。d.菲利普工艺该工艺采用首尾相连的、带有换热夹套的单管热交换器的环管反应器进行液相本体聚合。催化剂为索尔维公司Solvay-01型催化剂。聚合反应温度15～100℃，压力2.5～5.0MPa，聚合停留时间取决于使用的催化剂。目前该公司只生产均聚和无规共聚物。产品熔体流动指数范围2～25，采用氢作分子量调节剂。3）气相法工艺：该类工艺是丙烯直接气相聚合生成固相的聚合物产品，按反应器形式划分有如下专利技术：气相流化床反应器：Unipol、住友工艺；气相立式搅拌床反应器：Novolen工艺；气相卧式搅拌床反应器：BP-Amoco、Chisso工艺。气相法自80年代中期以来发展很快，尤其是被称为第三代聚烯烃技术的气相流化床配合超冷凝态操作,被认为是最有希望的工艺之一。a.Unipol工艺Unipol工艺是联碳公司和壳牌公司在八十年代中期联合开发的一种气相流化床聚丙烯工艺，是将应用在聚乙烯生产中的流化床工艺移植到聚丙烯生产中，并获得成功。该工艺采用高效催化剂体系，主催化剂为高效载体催化剂，助催化剂为三乙基铝和一氧二乙基铝和给电子体。Unipol4-74 具有一般高效本体法工艺的特点，不需脱灰，不存在溶剂回收和精制问题。先进的气相流化床技术带来流程简化，投资少等优点，且装置布置紧凑，生产现场设备不多。工艺均聚产品的熔体流动流指数为0.6～40，产品的等规度可达93-98%。b.Novolen工艺1969年BASF公司在德国莱茵烯烃工厂建成了第一套2.5万吨/年的工业气相法装置，该工艺命名为“Novolen”。1987年，BASF与它的两个许可证持有者ICI及Quantum公司之间达成协议，共同研究发展Novolen技术。以前，BASF一直采用低成本的第二代催化剂，使产品必须经过脱氯和脱臭处理。1990年，BASF研制成功一种高产率催化剂，在提高反应器产量的同时，可省去脱氯步骤。1999年随着BASF和Shell公司在聚烯烃业务领域的合并成立Basell公司，根据反垄断法，一个公司不能同时拥有Speripol和Novolen两项聚丙烯专利技术，因此Basell公司把Novolen技术及相应业务出售给Lummus和Equistar公司。全世界采用Novolen技术的聚丙烯生产装置有19套(亚太9套，西欧4套，美国及南美各2套)，合计生产能力313万吨/年。Novolen工艺技术在聚合反应器中采用特殊螺旋式搅拌器，防止结块，以此来解决聚合中气固两相之间不易均匀分布的问题，使其产品质量尽可能均一稳定。该工艺均聚产品的熔体流动流指数为0.1～100。C.BP-Amoco/Chisso工艺1979年Amoco（现已与BP合并为BP-Amoco）在美国建成第一个气相均聚聚丙烯工厂，1980年Chisso得到Amoco气相工艺的技术转让许可证，随后开发了气相抗冲共聚产品的工艺，1985年双方同意合作开发，并称为Amoco/Chisso工艺。1995年，Amoco和Chisso分开，各自独立进行技术开发和技术转让。BP-Amoco/Chisso4-74 工艺采用两个串联的低轴向扩散反应器，可生产从高挠曲模量到低温应用的抗冲聚丙烯。其卧式反应器设计很有特点，接近柱塞流型，有折流板和特殊的搅拌器系统，在一个反应器内形成一定的粉料停留时间分布（RTD），相当于三个传统反应器串联的效果。该工艺原为BP-Amoco和Chisso公司共同享有，但后来两公司开始分别转让专利技术，其主要区别是催化剂的不同。BP-Amoco的催化剂专利多为均聚产品和高结晶聚丙烯，而Chisso的则多为共聚产品。聚丙烯技术发展至今，就整个工艺技术来讲，浆液法是最古老的，成本高，流程相对较长，操作与投资费用较高，除了生产少量高性能的塑料合金外，八十年代以后新建、改建的大型工厂，一般不再采用这种技术。本体法是以液态丙烯(含部分丙烷)为溶剂的聚合方法，由于减少了溶剂回收工序，易于操作，发展较快，目前本体法工艺已相当成熟，70年代后期改造、新建的工厂大都基于此法。气相法工艺是丙烯在气相中直接聚合，因此气相法工艺的发展前景非常乐观。现有聚丙烯生产工艺中，传统的浆液法工艺所占的比例在明显下降，在1990～1998年间，由37%下降至19%；本体法工艺仍然保持着优势，由50%上升到56%；而气相法工艺则迅速增长，由13%增至25%。表4-4-1示出几类聚丙烯工艺的比较。表4-4-1聚丙烯工艺的比较名称特点条件浆液聚合法1.丙烯单体溶解在惰性液相溶剂中(如己烷中)，在催化剂作用下在溶剂中进行聚合，聚合物以固体颗粒状态悬浮在溶剂中，采用釜式搅拌反应器；2.有脱灰、脱无规物和溶剂回收工序，流程长，较复杂，装置投资大，能耗高，但生产易控制，产品质量好；3.T＝70～75℃P＝1.0MPa4-74 以离心过滤方法分离聚丙烯颗粒，再经气流沸腾干燥和挤压造粒。气相本体法1.系统不引入溶剂，丙烯单体以气相状态在反应器中进行气相本体聚合；2.流程简短，设备少、生产安全、生产成本低；3.聚合反应器有流化床(Unipol工艺)、立式搅拌床(Novolen工艺)及卧式搅拌床(BP-Amoco/Chisso工艺)等。T＝40～70℃P＝2.0～3.5MPa液相本体法(含液相气相组合式)1.系统中不加溶剂，丙烯单体以液相状态在釜式反应器中进行液相本体聚合；2.流程简单，设备少、投资省、动力消耗及生产成本低；3.均聚采用釜式搅拌反应器(Hypol工艺)，或环管反应器(Spheripol工艺)。T＝65～75℃P＝3.0～4.0MPa4-74 （2）国内工艺技术概况国内聚丙烯工业起步较晚，1962年北京化工研究院开始研究聚丙烯。1965年建成年产60吨连续聚合聚丙烯中间试验装置。1964年兰州化学工业公司引进年产5000吨溶剂法聚丙烯装置，采用的是英国吉玛的技术，用来生产均聚产品。1970年北京燕山石化公司从日本引进三井油化技术建成年产8万吨聚丙烯装置，从此我国有了共聚产品。1974年燕山石化公司采用北京化工研究院的技术建成年产5000吨溶剂法聚丙烯装置，每年向市场提供一定量的粉料产品。到八十年代，中国聚丙烯工业得到迅速发展，先后引进十几套采用第三代高活性、高等规度催化剂的Montell公司（Basell公司的前身）的Spheripol技术（第一代）和三井油化Hypol技术的聚丙烯装置。1997年初，燕山石化公司引进BP-Amoco气相法聚丙烯技术，规模为20万吨/年，为国内目前最大的聚丙烯单条生产线。除引进十几套聚丙烯装置外，我国还大力开发间歇式液相本体法聚丙烯工艺，并建成约60套装置，规模从2千吨到2万吨。但开工率及生产负荷都很低。由于其高能耗、产品牌号少、应用范围窄及产品质量问题，随着气相法的发展这些间歇式装置将逐渐被淘汰。在开发聚丙烯工艺技术的同时，我国在高效催化剂上进行了大量的研究。如北京化工研究院开发的络合II型催化剂，中科院化学所开发成功的CS-1催化剂和北京石油化工研究院开发成功的HDC高效球型催化剂，已经先后用于国内聚丙烯装置和引进的大型聚丙烯装置，该催化剂首先在引进的三井油化工艺装置上取得成功，并于1997年在引进的Spheripol（第一代）液相环管装置上获得成功，其性能已达到国外同等产品的水平。但这些催化剂没有在气相法聚丙烯装置和新一代Spheripol聚丙烯装置中应用的经验。4-74 九十年代后期，在消化吸收引进技术基础上，我国已基本实现了聚丙烯环管反应器的国产化，不仅成功用于老聚丙烯装置的扩能改造上，而且新建了数套规模在7～20万吨/年的聚丙烯装置。但是国产化的技术只相当于国外八十年代末期的水平，并且在建的规模最大的一套装置仅20万吨/年，在规模上无法满足本工程的要求。此外，国产化技术在产品性能、牌号数量、能耗、物耗等方面也与目前国外先进水平有一定差距，难以满足本工程对产品性能和竞争力的要求。因此，本工程暂按照引进国外最新的聚丙烯工艺技术考虑，但也要密切关注国内技术和产品的开发进展。（3）工艺技术比较和选择在所有聚丙烯专利技术中,目前被广泛采用的有Spheripol、Unipol、Amoco和Novolen四种工艺，但九十年代崛起的Borealis工艺也有很大的发展前途。1）Unipol工艺Unipol工艺是一种气相流化床工艺，具有简单、灵活、安全的特点。该工艺用很少的设备就能生产包括均聚物和抗冲共聚物在内的产品。Unipol工艺操作压力低，使系统中的物料的贮量减小，因而操作安全，不存在事故失控时设备超压的危险。本工艺没有液体废料排出，排放到大气中的烃类也很少，因此对环境的影响较低。与其它工艺相比，该工艺更容易达到环保、安全的严格要求。该工艺的另一特点是可以配合超冷凝操作，即所谓的超冷凝态气相流化床工艺（SCM）。由于液体含量多少不是流化床不稳定，形成聚合物结块的主要因素。该技术通过将反应器内的液相比例提高到45%，可使生产能力提高提高200%，在反应器体积不变的情况下，生产能力显著提高。2）Spheripol工艺Spheripol4-74 工艺是一种液相聚合和气相聚合相结合的工艺。液相聚合反应器是两个串联的环管反应器，该反应器具有传热系数大、流速快、催化剂分布均匀、反应条件容易控制、结构简单材质要求不高等特点。由于液相聚合生成的聚合物颗粒较大，不容易被气流吹走，因此，该工艺的气相反应器采用密相流化床技术，节省了反应器上部分离空间，使反应器体积缩小，降低了造价。该工艺催化剂性质优异，聚合工艺配合得当，并在设计上使停留时间和催化剂效用最优化。所生产的产品范围广，用途多，性能优异。其均聚物和无规共聚物净度高、光学性能好，挥发物含量低、无异味；抗冲共聚物具有高刚性、高抗冲性的特点。Spheripol工艺目前已发展到第二代，已能生产双峰聚丙烯。催化剂体系采用第五代高效催化剂，另外，对部分工艺也做了改进和优化，使原料和公用工程消耗明显降低，操作灵活性、生产效率都显著提高。3）Borealis工艺Borealis工艺由一个环管反应器和一个气相反应器组成。其环管反应器在超临界状态下操作，反应温度80~95℃，反应压力5~6MPa。在此状态下，液体密度较低，传热能力强，催化剂在高温下活性增强，使转化率提高。另外，环管反应器出口物不需闪蒸即可进入气相反应器，未反应单体通过压力变化自动气化，同时带走气相反应热，有效节约能源。采用BorAPC控制是Borealis工艺的一个显著特征。与传统的DCS相比，它的多变量控制可以进行大量数据通信；能预测未来值，并进行反馈；安全处理边界条件，防止超出工艺极限。采用BorAPC控制可降低生产波动，提高产品质量的稳定性。Borealis工艺专有催化剂具有高活性、耐高温、对氢气敏感等特点。在高温下，分子量分布变窄，可生产无规度较高的产品和柔性聚丙烯。但由于该工艺是九十年代开始起步的，比其它工艺的历史短，在世界聚丙烯技术市场所占的比例也较低。4）Novolen工艺4-74 Novolen工艺为立式气相搅拌釜，单台生产能力18万吨/年，内装螺旋带式搅拌器使气固两相均匀分布。反应器的撤热方式是靠丙烯气化来带走聚合热。未反应的单体通过抽出、冷凝可循环使用。该工艺可生产均聚物、无规共聚物、三元共聚物和抗冲共聚物。5）Amoco工艺Amoco工艺反应器为卧式气相搅拌釜，内有机械搅拌。催化剂从反应器一端加入，聚合粉料从另一端流出，物料的停留时间分布接近柱塞流方式，且分布比较窄。该反应器通过丙烯闪蒸带走热量。操作中必须严格控制液体丙烯的进料速度和在反应器中的汽化，以保证床层干燥程度、流化程度与反应温度范围之间的平衡。该工艺的一大特点是使用气锁系统来防止反应器之间的串流，保证产品质量。Amoco工艺使用BP专利催化剂，该催化剂具有高活性和选择性，但产品抗冲击性不是很高。Unipol、Spheripol、Borealis、Novolen和BP-Amoco五种工艺的比较见表4-4-2。4-74 表4-4-2Unipoll、Spheripol、Borealis、Novolen和BP-Amoco工艺技术比较工艺名称UnipolSpheripolBorealisNovolenBP-Amoco1.聚合方法气相法液相本体+气相法液相本体+气相法气相法气相法2.原料精制脱水有有有有有脱羰基硫有有有有有脱一氧化碳有有有有有3.催化剂主催化剂Ti/MgTi/MgTi/ZrTi/MgTi/Mg助催化剂三乙基铝、给电子体（硅烷类）三乙基铝、给电子体（硅烷类）三乙基铝、给电子体（硅烷类）三乙基铝、给电子体（硅烷类）三乙基铝、给电子体（硅烷类）4.催化剂活性20000～30000克PP/克催化剂33000～40000克PP/克催化剂40000～60000PP/克催化剂15000～25000克PP/克催化剂25000～48000克PP/克催化剂4-74 5.聚合反应预聚合无有有无无均聚反应器立式流化床气相釜环管反应器环管反应器+气相反应器立式气相搅拌釜卧式气相搅拌釜材质碳钢碳钢碳钢碳钢碳钢台数12211反应压力3.5MPa3.0～4.5Mpa5.0～6.0MPa2.5～3.0MPa2.0～2.3MPa反应温度65℃80-85℃80-95℃65-80℃65-85℃停留时间<1.5小时1.5-2小时1.5-2小时<2小时<1小时丙烯单程转化率15-25％55-65％40-50%5-10%15-20％共聚反应器立式流化床气相釜立式流化床气相釜立式气相搅拌釜立式气相搅拌釜卧式气相搅拌釜4-74 材质碳钢不锈钢不锈钢不锈钢不锈钢均聚散热方式冷凝态操作撤热夹套水冷夹套水冷循环气体撤热丙烯闪蒸6.溶剂回收无无无无无7.催化剂脱活有有有有有8.聚合物脱臭(脱挥发物)无无无有无9.装置自动控制DCSDCSBorAPCDCSDCS10.挤压造粒有有有有有11.料仓掺混有有有有有12.包装，码垛有有有有有13.产品质量4-74 牌号均聚共聚均聚共聚均聚共聚均聚共聚均聚共聚熔体流动指数(MFR)0.1-100克/10分0.1-100克/10分0.1-100克/10分0.1-100克/10分0.1~60克/10分均聚产品等规度93-98％95-98％95-98%95～97％94-97%产品状态白色颗粒白色颗粒白色颗粒白色颗粒白色颗粒灰份含量≤100µg/g≤100µg/g≤100µg/g≤100µg/g≤100µg/g14.原材料消耗(丙烯)典型值(均聚)1010公斤/吨PP1005公斤/吨PP1010公斤/吨PP1015公斤/吨PP1015公斤/吨PP15.公用工程消耗4-74 冷却水~60m3/吨PP~133m3/吨PP~120m3/吨PP~65m3/吨PP115~130m3/吨PP电380~425kWh/吨PP380~480kWh/吨PP400~520kWh/吨PP400~520kWh/吨PP~350kWh/吨PP蒸汽255公斤/吨PP360公斤/吨PP330公斤/吨PP170公斤/吨PP125公斤/吨PP4-74 这五种工艺技术基本处在同一水平，均可作为选择对象。为了便于经济评价，本项目暂按Basell的Spheripol新工艺作为技术基础。具体选用哪家技术，待通过下一步的技术和商务谈判后确定。4.4.2聚丙烯装置工艺流程聚丙烯装置参照Basell公司的Spheripol-II液相本体聚合加气相共聚的生产工艺，单线生产能力30万吨/年，设置两条生产线。该流程由单体净化单元、催化剂准备单元、本体聚合单元、气相共聚单元、聚合物脱气和汽蒸单元、聚合物干燥单元、掺混和造粒单元和成品包装单元组成。（1）单体净化（根据原料的规格设置）根据供应到聚丙烯装置界区的单体实际规格，界区内设置单体保护净化设施，可除去原料单体中的轻组分、重组分和绝大多数常见的导致催化剂中毒的物质，如丙烯中的一氧化碳、羰基硫和水等。（2）助催化剂和固体催化剂制备和计量助催化剂1送入贮罐中，在该罐中用烃类油稀释以提高计量精度，然后，通过计量泵送入催化剂活化单元。助催化剂2，以100%的浓度以钢瓶包装购进，用氮把它压送入中间罐，然后，用计量泵送入催化剂活化单元。主催化剂为固体，用白油和脂在催化剂分散罐中搅拌配置为稳定的泥浆状态，在低温状态下由计量系统送入催化剂活化单元。催化剂活化单元由两个步骤组成。第一步，催化剂泥浆与两种助催化剂在预接触罐内混合。第二步，从预接触罐溢流出来的活化催化剂混合物与一股冷的液态丙烯进行在线混合，并在小型环管反应器预聚合。（3）本体聚合4-74 聚合反应以液相状态在两个串联的环管反应器内进行。所有的原料物流以恒定的流速和合适的比例输送到环管反应器内，以保证生产出的聚合物达到所要求的性能。来自预聚合反应器的预聚合催化剂淤浆，与丙烯和用于分子量控制的氢气一起进入第一环管反应器。一部分丙烯聚合，未聚合的液态丙烯作为固体聚合物的稀释剂。轴流泵保持反应器内物料的高速流动和非常均匀地混合。从第一台聚合反应器出来的物流与新鲜的丙烯和氢气物流注入第二台聚合反应器。该反应器中的物料用另一台轴流泵循环。生产无规共聚物时，根据需要的乙烯量。按照控制比。把乙烯加到两个环管反应器中。两台夹套水泵分别把夹套循环水打入环管反应器1和环管反应器2的夹套，经两台换热器把反应热均匀地撤出。从环管反应器排出的聚合物淤浆通过一条蒸汽夹套的管线，连续排至闪蒸离罐。（4）气相共聚当生产抗冲共聚物时，将闪蒸罐中的均聚物送至气相反应器中，乙烯、丙烯和氢气按比例进入反应器生成乙丙橡胶并均匀的加在均聚物基质中，以提高产品的抗冲击性。压缩机保持反应气体连续循环并分布在聚合物下，使反应器中聚合物流化，聚合热由循环气带出。生成粉料通过旋转阀连续送至袋式过滤器。（5）聚合物脱气和汽蒸聚合物被收集在闪蒸罐底部后送入袋式过滤器,未反应的单体从聚合物中分离出来。这股量不大的未反应单体的物流，经洗涤塔分离出夹带的聚合物细粉后，由循环回收压缩机压缩，与闪蒸罐闪蒸分离出的气相丙烯一起送入高压丙烯洗涤塔洗涤、冷凝、回收。聚合物粉料靠重力从袋滤器进入汽蒸器，在此蒸出游离单体和丙烷，并使残留的催化剂失活，以提高产品质量。蒸汽再通过洗涤塔冷凝下来，作为工艺废水排放。4-74 汽蒸出的未反应单体和丙烷经压缩机压缩送出界区回收，也可经干燥脱水后循环到装置内丙烯回收系统。（6）聚合物干燥聚合物从汽蒸器进入流化床干燥器，用循环热氮脱除聚合物表面的水分。湿氮送到干燥洗涤塔分离夹带的粉料和冷凝水，再由鼓风机加压、加热器加温后循环到干燥器。干燥的聚合物由氮气闭合回路气流输送系统输送到挤压单元的粉料仓。（7）掺混和造粒来自干燥器的聚合物由氮气闭合回路气流输送系统送入挤出单元的粉料仓。聚合物粉料由该料仓连续出料，经计量并与计量后的添加剂按一定的配方混合，然后进入挤出机。聚丙烯粉料和添加剂在挤出机中被捏合、熔融、挤压和切粒，切下的颗粒靠循环流动的切粒水（脱盐水）送入离心干燥机，在这里颗粒被从水中分离出来，送到粒料分级筛，将不合尺寸要求的细小颗粒和粗大颗粒被分离出来，合格的颗粒落入聚丙烯颗粒气流输送系统的聚丙烯颗粒受料斗，经粒料气流输送系统将颗粒送入均化料仓。用于切粒的脱盐水收集在切粒水槽，经过滤、冷却，用切粒水泵送到挤出机头。来自离心干燥机的切粒水经切粒水过滤器回流至切粒水箱，形成切粒水循环。聚合物的熔融和挤压模头靠热油系统加热。在各加料漏斗上排气口通过软连接管线与包括袋式过滤器和风机的除尘成套装置相连接，以消除固体处理时的粉尘污染。在挤压机厂房内，设置一真空清扫系统，通过每一层上所设的吸入嘴，清扫该层地面。如果生产不可造粒的聚丙烯牌号产品或用户直接需要聚丙烯粉料产品，来自粉料仓的粉料可通过一粉料冷却单元将产品冷却及加入必要的添加剂后包装装车。4-74 （8）粒料均化由于挤出造粒机不可能保证每个瞬间与任意时刻所产生的同批颗粒产品在品质上绝对一样，为保证最终产品的相对统一性，而设置了均化料仓和粒料气力输送系统。来自聚丙烯颗粒受料料斗的粒料，通过气力输送系统，并利用三通换向阀可将颗粒分别送入各均化料仓。掺混分内、外掺混。内掺混是通过在每一个均化料仓内设多根掺混管进行掺混。外掺混是通过均化料仓底部供掺混用的气力输送系统将均化料仓内的掺混管取不同高度的产品进行外循环。经从各均化料仓底部取样分析，合格后的颗粒利用转向阀经气力输送系统将其送送往包装工段的包装料斗等待包装。（9）成品包装包装工段设6条25公斤/袋全自动包装、码垛生产线。包装料斗中的聚丙烯粒料进入包装码垛生产线，经自动上袋、称量、装袋、折边、封口、倒袋、金属检测、重量检测、批号打印，最后合格产品经输送机运送入自动码垛机码垛成形。由操作工用叉车将载有成品的托盘运送成品仓库贮存并等待装火车或汽车。包装工段亦可进行散料装车，使用汽车衡计量。工艺流程图见第二册。4-74 4.4.3主要设备选择（1）设备的概况本项目暂以Basell新一代Spheripol技术为基础列出主要设备。聚丙烯项目中主要介质是丙烯和烃类。该类物料特性是轻度毒性、易燃、易爆、易挥发;其设备有几个特点：1）低温设备多有许多容器、塔器和换热器。设计温度一般都是低温工况，因此一定要按低温设计，材料选用低温碳钢，并且按规范要求对材料做低温冲击试验。2）双相不锈钢设备多本装置中有许多台设备，物料中含有氯离子，腐蚀比较严重，根据长期使用经验，一定要选择双相不锈钢，具体牌号ASTMS31803（瑞典牌号SAF2205）此类型的双相不锈钢，含碳量比较低，含铬量为20%，含钼量也比较高，同时还含有一定量的氮。它具有优异的耐腐蚀性能。双相不锈钢设备为：D501、D502、A501、S501、S502、S503。3）内表面抛光设备多本装置根据工艺要求，为保证物料不粘壁，局部不结块，要求对设备内壁进行电抛光或机械抛光，表面粗糙度要求范围为Ra＝0.8~3.2μm（32~125RMS）有抛光要求的设备为:：R200、R201、R202、D301、F301等。（2）设备采购的原则1）换热器本装置中选用的换热器，从结构型式上分,有板式换热器、固定管板式、翅片管式、U型管式几种。材料选用碳钢、低温碳钢和不锈钢；从国内压力容器厂的制造能力和水平分析，完全可以解决供货问题。板式换热器，国内有许多定型生产厂和国外代理厂商，可以选择比较满意的产品。4-74 2）容器、塔器、分离器和过滤器在本装置中的塔器和容器结构都不复杂，塔型为板式塔和填料塔，材料选用碳钢、低温碳钢和不锈钢，塔内件为不锈钢;分离器材料为不锈钢;非标准设计，制造厂定货，国内压力容器厂的制造能力和水平可以满足供货要求。过滤器按工艺要求进行选型，国内有专业生产厂，也有国外过滤器代理厂商，均能满足采购定货要求。本装置中有许多低温容器，采用低温碳钢，多数为一、二类压力容器，仅有少数几台三类压力容器，国内压力容器厂的制造能力和水平，完全可以满足供货要求，拟将国内采购定货。3）环管反应器本装置的关键专利设备是预聚合反应器两台,聚合环管反应器(又称环管反应器)四台，结构形式为立式环管，采用夹套加热/撤热，反应器底部安装强制循环的轴流泵，反应器内壳体材料用低温碳钢制造，夹套材料是碳钢。管内与物料接触部分的内表面,为防止物料挂壁引起局部聚合，必须经过加工抛光，预聚合反应器内表面粗糙度63RMS（1.6μm），聚合反应器内表面粗糙度125RMS（3.2μm）。为了解决由于温度变化而产生的温差应力，在反应器的外夹套上，安装多个膨胀节。六台环管反应器，是本装置的关键设备。90年代，国家对聚丙烯引进、吸收国产化工作中，环管反应器是重点研制攻关项目，经过多方的努力，国内已经有多个压力容器厂，掌握了制造环管反应器的技术，并且制造出多台环管反应器，投入生产使用。环管反应器完全可以安排在国内制造。4）汽蒸器汽蒸器是用于聚合物的脱活设备，由于物料中氯离子伴随存在、腐蚀比较严重，因此对材料选择要求比较高，必须选用双相不锈钢ASTM-S31803(或SAF2205)才能保证设备的耐腐蚀寿命。4-74 汽蒸器是立式容器，筒体外部有加热夹套，筒体内装有立式搅拌器，搅拌器轴上装有多层浆式叶片，轴分段用联轴节连接，搅拌器下部有固定底轴承以保证操作平衡。夹套材料为SA516Gr60，上封头和筒体都有夹套进行加热，筒体下端有蒸汽入口并带有防冲板，设有锥形蒸汽分布板，设备内表面的粗糙度要求是125RMS（3.2μm）。聚合物从上封头加入，脱活的物料从下封头流出。汽蒸器是一台结构比较复杂,对材料要求比较高的主要设备，拟需国外采购定货。5）泵、压缩机、成套单元设备本装置采用泵的主要型式为离心式、计量式、单效活塞隔膜式；压缩机的主要型式为离心式、液环式；风机的主要型式为罗茨型；成套单元设备，是根据工艺不同要求来确定设备；该类设备国内制造商能满足要求的就安排国内采购；不能满足要求的就安排国外采购。综上所述，为了节省投资，降低项目总费用，根据用户的意见，本装置的设备尽可能国产化。对于常规压力容器、低温设备、环管反应器、塔器和换热器等，均安排国内采购；但考虑到特殊材料、特殊结构国内制造厂的制造能力、制造水平有限；根据使用经验，决定少数设备在国外采购。设备供货类型和数量见设备汇总表4-4-3表4-4-3设备汇总表序号分类设备名称台/套数供货备注1容器60国内2换热器37国内包括板式换热器3环管反应器6国内4塔器10国内5过滤器18国内6旋风分离器6引进5双相钢3台4-74 国内17汽蒸器、干燥器4引进双相钢8机泵53国内或引进9压缩机、风机8国内或引进10成套单元设备13国内或引进4-74 4.4.4消耗指标本装置原材料和公用工程消耗见表4-4-4和4-4-5表4-4-4聚丙烯装置原料和化学品消耗定额序号物料名称规格单位消耗量间断或连续每吨产品每年1丙烯（以100%计）99.6%volt1.004552200连续2氢气99.5%volm3(N)0.07-0.738500-385000连续3固体催化剂kg0.025-0.0313750-16500连续4给电子体kg0.006-0.13300-55000连续5烷基铝kg0.14-0.277000-110000连续6烃类油和脂kg0.12-0.1666000-88000连续表4-4-5聚丙烯装置公用工程消耗定额序号物料名称规格单位每吨小时消耗量连续或间断平均最大1循环水ΔT=10℃m3135-165928111140连续2脱盐水m30.015-0.51.034.4连续3电kW387-4802681233000连续4低压蒸汽1.0MPat0.427.5连续5氮气m3(N)27-4018562750连续6仪表空气m3(N)402750连续7工艺空气m3(N)--2000间断注：以上聚丙烯装置的公用工程消耗不包括采暖、通风、照明、通信、空调、安全卫生设施、化验室、维修、包装、运输等。4-74 4.4.5PP装置主要工艺设备表4-4-6主要工艺设备表序号设备名称材料数量备注NO.SERVICEMATERIAL(QTY.)REMARKS1预聚合反应器LTCS/C.S2　2一段反应器LTCS/C.S2　3二段反应器LTCS/C.S2　4共聚反应器304SS2　5高压洗涤塔304SS1　6低压冲洗塔304SS1　7乙烯汽提塔LTCS1　8汽蒸器洗涤塔C.S1　9干燥气洗涤塔C.S1　10轻组份脱除塔LTCS1　11丙烯有害物脱除塔LTCS2　12乙烯脱CO塔LTCS2　13稀释液制备罐C.S2　14催化剂分散罐304SS1　15TEAL贮罐304SS1　16给电子体贮罐304SS2　17液体添加剂贮罐304SS1　18液体添加剂计量罐304SS1　19催化剂预接触罐304SS1　20反应器冷却水膨胀罐C.S1　21聚合物闪蒸罐304SS2　22丙烯给料罐LTCS1　23反吹气罐C.S1　24气液分离器C.S1　25循环气压缩机出口缓冲罐C.S1　26循环气压缩机入口缓冲罐C.S1　27汽蒸器SAF22052　28聚合物干燥器SAF22052　29废稀释液收集罐C.S1　30有机物分离罐C.S1　31集水器C.S1　32冷凝液排放罐C.S1　4-74 33排放料斗304SS2　34有机物贮罐C.S1　35高压排放罐LTCS1　36低压排放罐LTCS1　37第三排放罐LTCS1　38蒸汽冷凝液接受罐C.S1　39废油处理罐C.S1　40中央油贮罐C.S1　41水分离罐LTCS1　42集水罐LTCS1　43PP缓冲料仓AL2　44料仓添加剂给料斗304SS5　45粒料干燥器304SS2　46切粒水贮罐304SS1　47料仓304SS2　48添加剂熔融罐304SS1　49添加剂缓冲罐304SS1　50抗氧化剂贮罐304SS1　51PP粉料冷却器304SS2　52粒料旋风分离器304SS2　53PP粒料参混料仓AL4　54PP粒料贮存料仓AL4　55预聚合进料冷却器LTCS/C.S1　56丙烯汽化器LTCS/C.S1　57一段反应器夹套水加热器C.S1　58二段反应器夹套水加热器C.S1　59一段反应器夹套水冷却器304SS1　60二段反应器夹套水冷却器304SS1　61循环丙烯冷凝器LTCS1　62丙烯给料罐换热器LTCS1　63高压塔再沸器LTCS1　64循环气压缩机进口冷却器C.S1　65丙烯进料冷却器LTCS1　66丙烯冷凝器LTCS1　67共聚反应器冷却器304SS/C.S2　68乙烯汽提塔进料冷却器LTCS1　4-74 69乙烯汽提塔再沸器LTCS1　70乙烯汽提塔冷凝器LTCS1　71共聚反应器夹套水加热器C.S2　72共聚反应器夹套水冷却器C.S2　73汽蒸器洗涤塔冷凝器C.S1　74干燥气洗涤塔循环水冷却器C.S1　75干燥氮气加热器C.S1　76尾气冷却器C.S1　77蒸汽冷凝液冷却器C.S1　78干燥气加热器LTCS1　79轻组份脱除塔冷却器LTCS1　80轻组份脱除塔再沸器LTCS1　81轻组份脱除塔给料换热器LTCS1　82乙烯进/出换热器LTCS1　83乙烯预热器LTCS1　84乙烯冷却器LTCS1　85切粒水冷却器304SS2　86氮气冷却器304SS2　87低压脱气过滤器304SS2　88切粒水过滤器C.S2　89TEAL计量泵316SS2　90给电子体计量泵316SS2　91稀释液输送泵C.S2　92液体添加剂输送泵316SS2　93预聚合循环泵304SS2　94一段反应器轴流泵304SS2　95二段反应器轴流泵304SS2　96预接触罐循环泵C.S2　97预聚合夹套水循环泵C.S3　98一段反应器夹套水循环泵C.S3　99二段反应器夹套水循环泵C.S3　100丙烯给料泵LTCS2　101丙烯循环泵LTCS2　102冲洗液泵C.S1　103低压塔回流泵C.S2　104共聚反应器循环水泵C.S3　4-74 105汽蒸器洗涤塔循环泵C.S2　106干燥气洗涤塔循环泵C.S2　107蒸汽冷凝液泵C.S2　108加油泵C.S2　109油增压泵C.S2　110切粒水循环泵304SS4　111添加剂给料泵304SS2　112抗氧化剂给料泵304SS2　113循环气压缩机C.S1　114共聚反应器循环压缩机C.S2　115回收循环压缩机C.S1　116聚合物干燥风机C.S2　117鼓风机C.S1　118粒料干燥空气进口风机C.S1　119氮气循环鼓风机304SS1　120汽蒸器旋风分离器304SS2　121干燥器旋风分离器305SS2　122有机物/水分离罐C.S1　123旋风分离器LTCS1　124不合格粒料振动筛304SS2　125聚合物和添加剂传送带304SS2　126PP计量单元304SS2　127吊车C.S2　128　产品和添加剂混合器304SS2　4-74 4.5全厂自控方案4.5.1概述本项目包括甲醇、空分、甲醇制丙烯、聚丙烯、锅炉及供热系统等主要装置及配套的公用工程及辅助工程装置。拟采用DCS（分散分布式控制系统）、ESD（紧急停车联锁系统）等控制系统完成生产过程的数据采集、过程控制、安全报警、联锁保护等任务。对于必须有操作人员现场监视的岗位，如压缩机房，可以采取就地岗位集中监控的控制方式，同时将重要工艺参数送至相关装置的主控制室，进行集中监视。4.5.2自动化水平煤制甲醇、甲醇制丙烯/聚丙烯、锅炉及供热系统等主要装置各设一个主控制室，每个主控制室内配置一套DCS系统及ESD系统。装置内主要工艺参数的检测显示、自动控制，以及工艺生产的正常开、停车均由DCS系统完成,DCS选用国外著名制造商的先进产品。重要的安全联锁系统单独设置ESD系统，保证生产设备和人身安全。压缩机组随机配置完整的自动控制装置（由专用控制计算机构成），该控制装置执行压缩机正常运转控制、机组故障诊断、安全联锁停车功能。机组控制装置安装在甲醇装置主控制室，压缩机的正常开、停车在机组旁的就地仪表盘上进行。机组控制装置将压缩机运行的主要参数送至DCS显示，ESD可以对压缩机实行紧急停车的操作。空分装置单独设置控制室，配置一套DCS系统对装置内的主要工艺参数进行自动控制及检测显示，工艺生产的正常开、停车也由DCS系统完成。空分装置DCS与甲醇装置DCS能够通讯，重要的工艺参数能通过通讯方式送入甲醇主装置DCS显示。与甲醇装置相关的重要安全联锁信号通过硬接线方式送入甲醇装置主控制室内ESD系统。公用工程及辅助设施各装置可根据装置的位置和工艺点数来考虑是合用一套DCS还是用多套DCS对工艺参数进行控制及检测显示。4-74 全厂还设置中央调度室，通过计算机网络将各装置控制室的控制系统连接起来，将各装置控制室的重要信息送至中心调度室。在中心调度室可以对全厂生产装置进行监视和调度。各装置控制室可以通过通讯网络调用其它装置控制室的信息，实现信息资源共享和全厂一体化管理。同时，通过中央调度室的上位计算机，可以实现全厂优化控制。本项目除就地安装的温度计、压力表、流量计等以外，其它就地安装的仪表均为电动仪表，控制阀为气动型。仪表选型以国产化仪表为主，其关键仪表，如DCS、ESD、自动分析器、计量用流量仪表、特殊的控制阀等将采用国外生产的产品。由于本工程主要装置处于危险区域，在危险区域内的仪表防爆系统采用本安系统，选配安全栅。本装置的自动控制设计，本着技术先进、安全可靠、经济合理的原则进行。4.5.3DCS、ESD的配置与主要仪表选型4.5.3.1DCS系统配置DCS系统执行工艺参数的显示、工艺过程的控制与操作、工艺参数的实时打印、工艺数据的存贮、信号报警、联锁状态显示、动态工艺流程画面显示等功能。在辅助操作台安装必要的紧急停车按钮等手动操作开关。DCS系统主要配置如下：l操作站及工程师站配置彩色液晶显示器和键盘l打印机（实时打印、报警打印、报表打印）l双重化的通讯系统l带可读写光盘l带冗余配置的控制单元及电源l带部分冗余配置的I/O单元4-74 l带有可与其他控制系统联络的通讯接口（上位计算机、ESD、压缩机的控制系统等）4.5.3.2ESD系统配置ESD系统执行全装置的自动联锁功能，实现生产故障情况下的局部安全停车和全装置的安全停车。设计本着安全可靠的原则，对重要联锁信号采用二取一或三取二表决原则。联锁接点采用直接型（如压力开关、物位开关等）或间接型（变送器作用的开关）。联锁系统为故障安全型，即工艺正常生产时，联锁系统的检测仪表及执行系统均带电操作。所有联锁均设报警；对关键安全联锁系统，设手动联锁复位按钮。该系统可接受DCS系统发出的联锁信号，并将联锁动作状态信号送至DCS显示。ESD系统主要配置如下：l三重化冗余容错配置l带彩色液晶显示器的组态站l打印机（联锁动作打印）l与DCS联络的通讯接口4.5.3.3主要现场仪表选型原则（1）总则l流量、压力、压差、液位等变送器选用电动智能型的。l大口径、大压差、高温等场合的特殊控制阀采用国外名牌产品，高压差的控制阀，选用低噪音、抗气蚀控制阀，阀芯材质选用司太莱合金。l装置内重要气体和蒸汽物料的流量测量，配置压力、温度补偿单元。l成品甲醇的计量，采用质量流量计。l4-74 自动分析仪采用高质量的国外名牌产品，其预处理系统应随分析仪表成套供货，现场分析小屋应由专业的分析小屋成套商或分析仪制造商成套提供，以确保分析仪系统正常运行。。l由于装置主要为露天布置，现场仪表的防护等级一般不低于IP55，象控制阀、变送器等现场仪表的防护等级一般选为IP66或IP67，就地指示仪表的防护等级一般选为IP55，以确保仪表全天候安全运行。l防爆区域内的现场一次仪表采用本安防爆型，电磁阀、可燃气体检测器可采用隔爆型。l压缩机配套仪表采用技术先进、质量可靠的产品。（2）温度仪表就地温度指示仪表选用防护抽芯式双金属温度计，表盘直径一般为100mm，位置较高或不易观察的地方可用150mm。集中检测和控制用测温元件一般高温的采用热电偶，分度号为K、S、B等。温度较低的采用热电阻，分度号为Pt100。（3）压力仪表就地指示压力仪表，根据不同工况选用“波登管”、膜盒压力表或差压表。对于易发生堵塞及强腐蚀性场合，选用隔膜压力表。压力表刻度盘直径一般为100mm，位置较高或不易观察的地方可用150mm。。集中压力检测采用压力变送器。对于腐蚀、高粘度场合，采用法兰远传压力变送器。（4）流量仪表流量测量一般选用法兰取压同心锐孔板，视不同工况，也可采用均速管或相当形式的流量计进行流量测量。涡街流量计用于蒸汽流量测量。电磁流量计用于腐蚀性介质流量测量。4-74 大口径管道流量测量采用阿牛巴等插入式流量计。就地流量测量采用转子流量计。（5）物位仪表集中液位测量一般选用差压式液位变送器，对腐蚀的介质采用隔膜密封型。在差压变送器不适合的地方，位移平衡式外浮筒变送器可以选择。储罐的液位测量可采用雷达式液位计、射频导纳液位计或磁致伸缩式液位计。（6）成分分析仪表根据工艺要求采用不同类型的分析仪表对工艺介质进行连续的分析检验。工业色谱仪用于对工艺介质进行全组分分析。水质分析仪用于对循环水和污水进行水质分析。可燃气体报警器和有毒气体报警器对生产装置进行环境监测，以确保生产装置和操作人员的安全。（7）控制阀控制阀主要选择单、双座柱塞阀或套筒阀。工艺过程发生故障时需要紧急打开或关闭阀门的场合，选用配有电磁阀的快速切断阀。控制阀阀体材质与管道材质相符或更高，阀内件材质根据介质情况确定。执行机构一般采用气动薄膜式。快速切断阀和旋塞阀采用气动活塞式执行机构，煤浆及煤渣的切断阀采用球阀。4.5.4仪表供电、供气仪表供电为双回路自动切换不间断供电电源(UPS)，电源规格为：4-74 220V±5%、50HZ±0.5HZ，供电发生故障时，储备时间不少于30分钟。仪表供气质量要求符合《仪表供气设计规定》〔HG/T20510-2000〕的规定，仪表空气必须连续供应，不允许中断。供气发生事故时，由贮气罐保证供气15~20分钟。4.5.5仪修：新建一个仪表修理车间。仪修车间按小修规模考虑。大型仪表的维修叫仪表厂家或依靠社会力量解决。（1）仪表维修定员本项目为新建项目，需设置仪表修理班负责各装置的仪表和控制系统的维护及检修工作。仪表班由维修车间同意管理，下设各小组及其职责如下：1）技术组：负责仪表班的行政与技术管理。2）计量组：负责全厂进行经济核算的计量仪表的管理和维护。3）DCS组：负责DCS、ESD、PLC及上位管理机的维护和软件的开发。4）分析器组：负责分析仪器的检修和维护。5）特殊仪器组：负责放射性仪表、衡器和超声波仪表的检修和维护。6）标准仪器组：负责维修设备及贵重仪器的管理和维护。7）现场维护组：负责各生产装置仪表的维护和检修。8）仪表金工组：负责控制阀的检修，孔板的拆卸以及简单安装零部件的制作。仪表修理员为60人。（2）工作间设置仪表班所属各组设置一间工作间（现场维护组工作间分别设置在各主要生产装置办公楼）。各工作间面积为20m2，采用水磨石地面，并考虑夏季风和冬季蒸汽采暖措施。4-74 （3）维修设备选型仪表修理车间配备的主要仪表维修设备有：精密压力表、压力校验仪（多量程）、多功能校验仪（多种信号发生器/校验仪、温度校验仪、电热组发生器/校验仪、电热偶/校验仪、电流发生器/校验仪、电压发生器/校验仪、频率发生器/校验仪、电感/电容测试仪、标准电容器、函数信号发生器、数字万用表、交/直两用示波器、半导体管特性图示仪、直流稳压电源、电子交流稳压器、自藕调压器、氮气（氧气、氢气）高压钢瓶及减压器、可燃气体标定箱、CO标定箱、H2S标定箱等、特殊仪表专用维修工具、DCS专用维修工具等。仪表维修车间配备的主要机械维修设备有：精密仪表车床、台式钻床、手动/电动试压泵、立式沙轮机、交流弧焊机、手操葫芦等。4-74 5.原料、辅助材料及动力供应5.1原料供应5.1.1煤炭资源××××市煤炭资源极其丰富，全市8.7万km2的土地上，含煤面积约70％，探明储量1244亿t，主要由准格尔、东胜、卓子山三个大煤田组成，预测远景储量达10000亿t。5.1.2煤炭生产2002年底××××市有煤矿572座，2003年煤炭产量达8000万t。预计2005年，开采能力计划达到1.16亿t，就地转化率20％，其中：准格尔煤田0.266亿t，东胜煤田0.782亿t(其中南部0.688亿t；北部0.094亿t)，卓子山煤田0.114亿t。到2010年，开采能力计划达到2.426亿t，就地转化率70％，其中：准格尔煤田0.931亿t，东胜煤田1.331亿t(其中南部1.007亿t，北部0.342亿t)，卓子山煤田0.164亿t。5.1.3原煤供应项目原料煤以东胜煤田资源为主，拟建厂址位于达拉特旗树林召镇三垧梁，距离东胜煤田约20～120km，两地之间有多条公路、铁路相通，交通便利，并拟建铁路专线用于煤炭供应和产品运输。××××市政府已许诺将为本项目提供煤源保证。本项目气化原料煤耗量208.8万t/a，燃料煤耗量145.2万t/a，合计年消耗煤炭约354万t。5.1.4原煤质量指标项目气化原料煤、燃料煤的质量指标见表5-1。5-5 表5-1原煤质量指标ltem项目Unit单位CoalSamples煤样Proximateanalysis最近的分析Moisture水分Madwt％8.79Ash灰分Aadwt％12.80Volatilematter挥发分Vadwt％28.88FixedCarbon固定碳FCadwt％49.53Ultimateanalysis元素分析CCadwt％61.91HHadwt％2.99NNadwt％0.81SSadwt％0.15AshAdwt％O12.55Calorificvalue热值Qnet.aKcal/kgr5572(23.29Kj/g)Solubleindex可磨系数HGl/62AShFusibilty灰熔点lnitialDeformationtemp最初变形温度lDT℃1236Softeningtemperature软化点ST℃1268Flowtemperature溢流温度FT℃1308Ashcompositionanalysis灰分分析AL203wt％16.06BaOwt％BeOwt％CaOwt％16.02CdOwt％Cr2O3wt％CoOwt％CuOwt％Fe2O3wt％6.73PbOwt％MnO2wt％5-5 MgOwt％4.28MoO3wt％NiOwt％P2O5wt％K2Owt％Na2Owt％TiO2wt％0.57V2O5wt％ZnOwt％SiO2wt％37.81根据化验报告，灰分分析中还有11.84%的SO3。5.2辅助材料供应5.2.1辅助材料的规格和用量项目各类辅助材料用途的规格及年使用量估算见表5-2。表5-2辅助材料规格和用量估算表序号名称规格年用量(t/a)一催化剂388.91变换装置工业规格48.32硫回收催化剂工业规格10.53甲醇合成工业规格64.04丙烯聚合工业规格25.25MTP工业规格240.9二化学药品及辅料30083.41甲醇工业规格15842盐酸31％HCL25853烧碱42％NaOH6304烧碱100％1805-5 5液氯工业规格8856其它工业规格1457石灰石氧化钙约50％240008分子筛13X-APG7.29活性氧化铝Al2O3>93.5％67.25.2.2辅助材料来源项目各类辅助材料用途和来源见表5-3。表5-3辅助材料用途和来源表序号名称用途来源1各类催化剂生产装置外购2盐酸水处理外购3烧碱甲醇精馏装置外购4液氯循环水处理外购5磷酸三钠水处理外购6离子交换树酯水处理外购7阻垢剂水处理外购8混凝剂水处理外购9甲醇酸性气体脱除装置自供10分子筛空分装置外购11活性氧化铝空分装置外购12石灰石锅炉炉内脱硫外购5-5 5.3水、电、汽供应5.3.1消耗量项目水、电、汽消耗估算见表5-4。表5-4水、电、汽用量表序号名称单位消耗量1新鲜水m3/h5203.75万m3/a41632电kW111195亿度/a8.93蒸汽t/h1440万t/a11525.3.2水、电、汽来源（1）供水××××水资源丰富，黄河水作为本项目水源，黄河水年过境310亿m3，批准达旗年可用水量1.6亿m3，现状年用黄河水量0.8亿m3，余水0.8亿m3。××××政府已同意本项目实行水权转换的方式取用黄河水，水量能够满足项目的用水需求。（2）供电本项目供电由热电车间供应，热电车间生产的富余电可接入××××地区电网。达拉特旗石泥召110KV变电站距离项目区约1.5公里，施工电源可从该变电站接出。目前正拟建的民安220KV变电站已经立项，今年8月份开工建设，年内或明年初投产，该站计划装机容量4×18万千伏安，距离项目区仅几百米。该项目投产后可为本项目的双回路电源提供保障。（3）供汽根据煤化工厂建设方案，项目所需蒸汽由项目热电车间3480t/h循环流化床锅炉提供。5-5 6.建厂条件和厂址方案6.1建厂条件6.1.1地理位置本项目拟选厂址位于××××××××市达拉特旗（树林召镇）以南约12km的三响梁工业开发区内。达特旗位于××××自治区西部，地跨东经109°00′～1l0°45′，北纬40°00′~40°30′。东邻准格尔旗，西接杭锦旗，南与东胜市毗邻，北靠黄河，与包头市、巴彦淖尔盟隔河相望，全旗总面积8188.4平方公里，呈不规则长方向，地势南高北低，海拔约1000～1500m，相对高差约500m，全旗地形可分为黄土丘陵沟壑区、库布齐沙漠区、黄河南岸冲击平原区三大自然单元。树林召镇位于达拉特旗北部黄河冲积平原，南临库布齐沙漠，北距××××自治区最大的工业城市包头28公里，地理位置东经110°01′,北纬40°04′。拟建厂区内没有矿产资源，文物遗迹和军事设施。6.1.2地形地貌树林召镇地形平坦宽阔，地势南高北低，西高东低，坡度3‰左右，海拔1000～1029m，城区北部属于黄河一级阶地，土质好，地下水丰富，适宜耕作。南部和西部地表多为半固定风积沙丘，呈波状沙垄地貌，地表植被较差。6.1.3工程地质达拉特旗在大地构造体系上归属于中朝准地台(Ⅰ级构造单元)的××××中台拗(Ⅱ级构造单元)。本区属中生代构造盆地，构造运动比较微弱，根据其基底起伏情况，达拉特旗本身又横跨两个Ⅲ6-7 级构造单元，乌兰格隆起和河套断陷盆地。河套断陷在古老的太古界变质岩基底上，依次沉积了白垩系、第三系和第四系地层，其中第四系地层主要为河湖相沉积物，层厚1500～2000m。拟建场地在勘探深度内地层自上而下依次由第四系全新统风积（Q4eol）粉砂及上一中更新统湖积(Q3L,Q2L)粉质粘土、粉土和粉细砂构成。6.1.4交通运输1）铁路包神铁路从树林召城市建设用地西部穿越，铁路于1989年建成，为一级地方专用单线铁路。本线主要用于货运，设计规模为1500万吨/年，其中，外运(列入全国运输计划)1000万吨/年，区间运输(包头一神木)约为500万吨/年。1998年当前运力为500万吨/年。树林召火车站为中间站，站场横列式布置。站坪有效长度850米，全长1000米，现有两股道。2）公路本地区公路运输方便，210国道(即包——西公路)为国家一级公路，道路红线宽度50米，是连接陕西内蒙西部的南北交通运输大动脉。从厂址的北侧由东向西通过。3）运输方案（1）煤源：由东胜煤田供煤。（2）煤量：原料每年运量为345万吨，日耗煤量为10454.5t，乘以不均衡系数1.2，每日运煤量12545.4t，按载重30t车，每日约418辆。（3）运输方式：本工程燃煤运输采用汽车运输和火车两种形式。从矿点装车后，经矿区公路、区域公路，本工程运煤专用公路至厂区或由矿区铁路、区域铁路、项目专用铁路至厂区。6.1.5水文地质1）大气降水降水主要表现为降雨和降雪。本地区降水东部多于西部；夏、秋季节多，冬、春季节少；雷雨多，普雨少。旗内年平均降水仅有6-7 240-360mm，由东向西逐渐减少。降水年际变化大，最大降水681mm(1971年盐店)，最少102mm(1974年乌兰)，相差580mm。同一地区，丰、枯水年差别比较大，一般差220-560mm。月际降水变化十分明显，大部分集中在7、8、9三个月，占全年降水量的71.2％。一旦最大降水量达79.3mm(1960年9月28日树林召)，占年平均降水量的1/4。本地区蒸发十分强烈，年平均蒸发量(水面蒸发)约为降水量的7倍，达2200mm。蒸发量最大值出现在5-6月，月平均蒸发量达375mm，月最大蒸发量出现在1971年5月，为531.6mm。2）地面水黄河是达拉特旗过境河流，于杭锦旗杭锦淖乡入境，自西向东流经10个乡，后于准格尔旗河头村出境。在达旗内全长178.5km，是流经地区工农业及生活用水的主要水源。本段河流含沙量大，河流因泥沙淤积，常使河床摆动。根据昭君坟水文站资料，多年平均径流量221.1×108m3，最高水位1011.09m(1996年)，最低1004.94m(1973年)，最大流量5450m3/s，最小流量43.2m3/s，河道比降1/10000至3/10000之间。罕台川、壕庆河、哈什拉川和母哈日沟均发源于××××境内的××××台地上，自南向北流入黄河。3）地下水达旗境内地下水主要受降水补给，山前倾斜平原或冲击平原地下水降水补给外，主要来源于南部山区或黄河呈互补关系，但最终排汇给黄河。场地地下水为潜水，水位埋深约7.50-12.50m。全旗地下水总储量533亿m3，年补给量3.2亿。根据境内地下水的储存条件、水理性质和水力特征，地下水分为三种基本类型：松散岩类空隙水、碎屑岩类裂隙空隙水和基岩裂隙水。6.1.6地震烈度主要断裂有：城北20公里处的大青山南麓活动断裂，城南8公里处××××台地北缘活动断裂和达拉特活动断裂。另距卫星资料分析，6-7 在城东10公里有一条弧形断裂带，城西南1公里处也有一条断裂带。从断裂带的综合应力推测，树林召地区具有发生中强地震的地质背景。但据记载，未发生过大的破坏性地震。从地震构造的相对稳定性分析，建设大中型建设工程时，应注意避开断裂带，采取相应的工程措施。树林召地区的地震基本烈度为8度。6.1.7气象达拉特旗属于黄土高原型大陆性季风气候，气候特征为少雨、多风、干燥。极易发生干旱、洪涝、霜冻等自然灾害。气温变化较大，冬季严寒漫长，夏季炎热短暂。达拉特旗气象站位于达拉特旗树林召镇南郊。地理位置北纬40°24，东经110°02′，观测场海拔高度1022.0m，从1956年开始建站。该站观测的各项资料可靠，本次统计采用该站1971-2000年共30年的气象观测资料。各气象要素特征值如下：1）累年平均气压：901.7hPa2）累年平均气温：6.7℃3）累年极端最高气温：40.2℃(1975.7.16)4）累年极端最低气温：-34.5℃(1971.1.22)5）累年平均相对湿度：54％6）累年平均风速：27m/s7）累年最大风速：24m/s8）主导风向：西北风9）累年平均降水量：297.8mm10）累年平均蒸发量：2129.5mm11）累年最大积雪深度：38cm(1957.4.10)12）累年最大冻土深度：176cm(1984.11/2，3月)6-7 13）累年平均日照时数：3159.4h14）累年平均无霜期：130~140天15）累年平均冻结期：150天左右16）累年平均沙尘暴日数：14.8天17)累年最多沙尘暴日数：3l天18）最近5年(1997～2001)炎热时期(6、7、8月)频率10％平均湿球温度及相应的干球、温度气压、平均风速、相对湿度。频率为10％的日平均湿球温度为20.1℃。10%气象条件日期湿球温度℃干球温度℃平均气压hPa平均风速m/s相对湿度％1998.7.1520.124.8893.41.868i999.7.1720.124.1895.01.1682000.7.2720.123.7890.82.7772000.7.2720.123.7890.82.7772001.7.1720.127.7890.32.44619）全年及夏季风向频率：全年风向频率风向NNNENEENEEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNWC频率%21251584221381377415夏季各风向频率风向NNNENEENEEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNWC频率%31382210533225957313注：本报告中的高程系统为1985年国家高程基准。6-7 6.1.8给水工程本项目通过水权置换方式，采取由项目提供农业节水措施所需的资金，将节省下来的农业用水指标用于本项目。黄河水年过境310亿立方米，批准达旗年可用水量1.6亿立方米，现状年用黄河水量0.8亿立方米，余水0.8亿立方米。达旗大工业用水主要引用黄河水源，近期规划年用量3亿立方米，远期为6亿立方米。黄河水取水口主要规划在昭君坟渡口、黄河大桥、德胜太浮桥和榆林子浮桥四处，可由水务公司给各用水单位供水。6.1.9供电本项目供电由自备热电车间供应，热电车间生产的富余电量接入地区电网。达旗石泥召110KV变电站距离项目约1.5公里。施工电源可由该变电站供出。目前正在拟建的民安220KV变电站已经立项，今年8月份开工建设，年内或明年初投产，该站计划装机容量4×18万千伏安，距离项目仅几百米。该项目投产后可作为备用电源。6.1.10供热条件本项目所需蒸汽由热电车间3台600t/h高压煤粉锅炉提供。6.2厂址方案考虑到水、煤、电供应及交通等因素，本项目厂址选在××××市规划的重化工基地，达拉特旗树林召镇三响梁。本厂址具备下列良好条件：a.原料煤运距较短，可以在一定范围内降低运输到厂的原料煤成本。b.厂区位置的土地为荒地，因此，虽然项目需要征用的土地面积较大，但是不会对当地的农业用地产生大的影响，亦有利于控制征地成本。6-7 c.工程地质条件很好，地貌相对比较平整，有利于控制土建工程成本。d.水文地质条件比较好，项目所需的工业用水和生活用水亦可以得到保障。e.交通运输的基础设施条件很好，需要建设的连接厂区与规划区道路/铁路很短。f.项目所需要的电力供应可以从自己的热电车间获得。区域电力供应可以为项目提供可靠的备用电源。g.厂址距主要目标市场——北京、天津、包头相对都比较近，可以有效地控制产品运输成本。h.项目的建设一方面将获得国家西部开发的方针、政策的指导和鼓励；另一方面，又有利于推动西部开发工作在内蒙地区的良好实施。因此，本项目所选择的厂址具备良好的可行性。6-7 7．公用工程和辅助设施方案7.1总图运输7.1.1设计采用的规范(1)《石油化工企业设计防火规范》GB50160-92（1999年版）。(2)《化工企业总图运输设计规范》HGJ1-85。(3)《建筑设计防火规范》GBJ16-87(4)《总图制图标准》GBJ103-87(5)《工业企业总平面设计规范》GB50187-937.1.2工厂组成本工程根据功能分区，主要包括以下几个部分：行政管理区：包括综合办公楼（含办公、环保监测站、中央调度室、中央化验室）、消防站、食堂、浴室、倒班宿舍、车库等。仓库区：包括聚丙烯仓库、综合仓库、化学品库、备品备件库及维修中心。生产装置区：包括甲醇装置、空分及空压装置、聚烯烃装置区（含MTP装置、聚丙烯装置）及其附属的集中控制室。辅助生产及公用工程区：包括热电车间、总变电站、循环水系统、脱盐水、净水站、消防水系统等。罐区：包括甲醇贮罐、丙烯贮罐、汽油贮罐等原料及成品贮罐。原料煤及燃料煤储运区：包括煤堆场、煤栈桥等。产品运输区：包括铁路、公路装卸设施及火炬。本工程占地面积为117.8公顷（不包括灰渣场占地面积）。所在地区大部分为天然荒漠，没有需要拆迁的建、构筑物。7.1.3总平面布置(1)总图布置原则7-96 本工程总图设计根据厂区地理位置、交通运输、地形、地质、气象等条件及工厂经营和发展的要求，本着有利生产、方便管理、确保安全、保护环境、节约用地的原则布置的，并遵循我国有关的防火、安全、消防等规范。主要布置原则如下：a.采用联合化、露天化、一体化布置。b.工艺流程顺直，物料管线短捷，尽量缩短各装置和设施之间的物料输送距离。生产装置管理及控制采取相对集中的布置原则。c.辅助生产设施及公用工程尽量靠近负荷中心。d.根据生产特点，厂区按功能要求分区布局。e.合理组织人流和物流，避免相互干扰。f.严格执行有关国家防火、安全，卫生规范和规定。(2)总平面布置根据本工程主要生产装置属甲类生产的火灾危险性特点，建、构筑物的布置遵循有关规范、标准，考虑了必要的防火、防爆及安全技术间距。总平面布置如下：a.本工程的行政管理区，包括综合办公楼、食堂、浴室、消防站、倒班宿舍及停车场等布置于厂区北部，北邻厂外道路，全年主导风向的上风侧，环境条件好，交通及对外联络方便。b.全厂仓库区集中布置于厂区西北侧，紧邻工厂对外运输出入口。c.生产装置区集中布置于厂区中部，工艺流程顺直，各装置间物料输送便捷。其中空分装置布置于厂区年主导风向的上风侧，空气洁净。PP成品仓库紧邻铁路专用线布置，便于铁路运输。装置的集中控制室分别紧邻相关的生产装置。d.原料及产品运输区布置于厂区南侧，其中铁路装卸线布置在厂内南侧，靠近工厂围墙，较少与厂内运输交叉干扰，PP成品仓库通过站台与铁路相接；成品仓库的北侧设公路运输场地。e.公用工程区包括脱盐水、循环水、净水站、消防水集中布置于厂区北侧，紧邻各生产装置。7-96 f.热电车间、总变电站及原料煤、燃料煤储运系统布置于厂区南侧，紧邻铁路布置，便于煤的运输。g.污水处理位于厂区东北角，全年主导风向的下风侧。h.火炬布置于厂区东南侧，全年主导风向的下风侧。详见第二册附图——总平面布置图。（3）竖向布置：.a.竖向布置原则：a).合理选定场地设计标高和排水方式，确保场地不受山洪及洪水的威胁。b).尽量节省土石方工程量。b.布置方式：本工程建设场地较为平坦，竖向布置采用连续式竖向布置。由于自然地形西南高，东南低，故初平场地后由南向北平整坡度为3‰，由西向东平整坡度为3‰，平整后的场地标高在1059.00m左右。经计算厂区挖方约692264m3（未考虑建、构筑物基槽出土），填方约701077m3，填挖基本平衡。（4）主要工程量：详见下表7-1-1主要工程量表序号名称单位数量备注1工厂占地面积公顷117.8含高架火炬占地面积，不含煤渣场用地2道路及装卸场面积M22198723绿化面积M21767004厂区围墙M46582.2米高砖砌体围墙5大门个46铁路专用线长度KM4.66不含场外线路7汽车衡个17.1.4绿化7-96 在道路二侧及建、构筑物周围的空地上进行绿化以美化环境，本项目绿化系数为15%，绿化面积为176700平方米。7.1.5工厂运输（1）交通运输条件可从包神铁路关碾房或响沙湾站接入厂区，也可从规划建设的包头至达旗铁路接入厂区；厂区西距离包神铁路、210国道（二级公路）3km，东距离德敖运煤复线（二级公路）12km，北靠绕城公路（一级公路），距正在建设的高头窑至解放滩运煤专线（二级公路）8km。厂区距包头机场28km，交通运输比较便利。（2）运输方式及运输量根据建设地点的运输条件，本项目运输货物的性质、运输量及地点，运输方式拟采用铁路和汽车两种方式。其中原料煤和燃料煤采用铁路运输，成品聚丙烯采用公路运输和铁路运输两种方式，其他副产品主要采用公路运输供应当地及周边市场。项目货物运输主要依靠社会运力，厂内只备少量车辆用于办公、通勤、救护、库房整理等。本项目年运输量约为4868655.3吨/年，其中运入量3570472.3吨/年，运出量1298183吨/年，运输方式及运输量详见下表7-1-2全厂货物运输量表。表7-1-2全厂货物运输量表7-96 序号名称运输量（吨/年）物态运输方式运入量运出量一运入1原料煤2088000固态铁路2燃料煤1452000固态铁路3催化剂和化学品6472.3固/液态汽车4石灰石/粉24000固态汽车小计运入量3570472.3吨/年二运出1聚丙烯550000固态汽/火车2汽油150900液态汽/火车3LPG72300液态汽/火车4废催化剂157固/液态汽车5废聚合物600固态汽车6锅炉灰渣190080固态汽车7工艺灰渣326370固态汽车8硫磺7776固态汽车小计运出量1298183吨/年总计运入量3570472.3吨/年，运出量1298183吨/年总运量4868655.3吨/年7-96 7.2给排水7.2.1给水水源：项目供水水源参照本地区地表水，采用黄河水取水及净水厂澄清池出水水质，供水压力为0.2Mpa。内蒙**矿业煤制180万吨甲醇及转化烯烃项目进装置水质如下：参考水质分析项目表序号项目单位数量水原标准水质分析及评价结果评价1全固形物毫克/升9792溶解固形物毫克/升913≤1000合格3悬浮物毫克/升664灼烧减量毫克/升5025全硅毫克/升366铁铝氧化物毫克/升28≤7钙离子毫克/升60.928镁离子毫克/升45.699氯根毫克/升236≤250合格10硫酸根毫克/升195.71≤250合格11氢氧根毫克/升012碳酸根毫克/升013重碳酸根毫克/升189.114硝酸根毫克/升4≤1015磷酸根毫克/升016亚硝酸根毫克/升0.1217活性硅毫克/升87-96 18碱度毫摩尔/升3.1-4.419总硬度毫摩尔/升6.8≤350mg/L合格暂硬度毫摩尔/升3.7永久硬度毫摩尔/升3.120钠离子毫克/升146.2621PH7．976.5~8.5合格22电导率微姆欧/厘米1511合格23化学耗氧量毫摩尔/升6.5624腐植酸盐毫摩尔/升0.125氨毫克/升0≤0.5合格26铁毫克/升0.18≤0.3合格27铜毫克/升0.04≤1.0合格28钾离子毫克/升35.5329浊度度20≤3不合格经对拟建项目水质分析，水厂流程只需进行过滤处理，即可满足生产用水要求，加氯进行杀菌灭藻即可用于生活用水。但个别分析项未达到饮用水现行标准。7-96 工程用水量如下表:表1给水水量表序号装置名称脱盐水(m3/h)生产给水(m3/h)生活给水(m3/h)循环水(m3/h)备注项目经常经常经常最大经常最大经常最大1工艺装置区20601.1甲醇（180万t/a）1091961201161.2MTP(55万t/a）523375280501.3PP(55万t/a)9282111401.4空分、空压18400202402脱盐水站480850冷凝液回收5422.1MTP装置36442.2PP装置36442.3甲醇装置8029623循环水站32053591浓缩2.5倍计蒸发损失2098~2368风吹损失17.48~19.73.1电站46464未预见水量1001005净水站378450自用水10%6给水合计4163499120651602531795467-96 7.2.2．净水站规模：净水站处理能力为5880m3/h，（加生活用水100m3/h）可满足整个工程规模。本项目新建原水池10000m3(47x47x5.0m)两座，过滤厂房一座36x72x9m内设钢制无阀过滤器250m322套，新建10000m3（47x47x5m）清水池两座、与原水池合计事故时供水能力达6.8小时。新建高压消防及提升泵房一座，（54x15x9m）提升泵为Q=2160~2860m3/h,H=21~18m三台（二用一备）；新建吸水池1（4x54x5.5m）、吸水池2（4x48x5.5m）、生活清水池（20x6x5.5m）各一座；氯瓶间、加氯间一座（12x18x5m）；生产、生活水泵房一座（12x50x9m）；净水站主要设备见净水站主要设备一览表。经初步澄清处理后的黄河水（浊度≤20mg/l）用管线送至工厂界区，经计量阀门井，计量后进入格栅井—原水池（满足高压消防不动用有效容积包括一次最大火灾用水量12000m3以及生活、生产水蓄水量）—吸水池—高压消防及提升泵房(高压消防水泵从原水池中取水送到高压消防管网、提升泵取水送滤池)—滤池（滤后浊度达到3~5mg/l，无阀滤池的反洗水自流汇集排入清净下水及雨水系统）—清水池—生活清水池—加氯—吸水池—生产、生活水泵房。（生产、生活水泵分别从生产清水池和生活清水池中取水送到该系统管网）。过滤厂房一座36x78x9m内设钢制或（钢+FRP）无阀过滤器250m3/h两套，滤后浊度达到3~5mg/l。生活水泵Q=50m3/h,H=50m，N=15KW，生产水泵Q=300m3/h,H=50m，N=75KW，氯瓶间、加氯间一座（9×15×5m）；泵房、加氯间设备见设备表。生产、生活水泵分别从生产清水池和生活清水池中取水送到该系统管网。新建清水池、原水池各两座、合计蓄水事故能力约8小时。7-96 7.2.3．高压消防泵站高压消防泵站设在净水站内，原水池满足高压消防不动用有效容积包括一次最大火灾用水量12000m3其余为生活、生产水蓄水量。(1)高压消防水系统消防用水量本项目的规模，全厂同一时间按2两处着火考虑，一处为工艺装置区及罐区最大用水处，另一处为辅助生产设施最大用水处。消防水采用稳高压消防水系统，高压消火栓、水炮和泡沫消防的水量，根据《石油化工企业设计防火规范》GB50160-92（99版）的要求本项目煤制180万吨/年甲醇及转化烯烃项目生产装置区及易燃易爆物料罐区设置一套稳高压消防给水系统，消防用水量按2000m3/h考虑，火灾延续时间按6小时考虑，消防总用水量12000m3。消防水管网压力0.7～1.2MPa。公用工程及辅助生产设施设置低压消防给水系统，与生产水合用管网。消防用水量按40L/s考虑，火灾延续时间按3小时考虑。设两个10000立方米的原水池，设置高压消防泵房。采用高压与低压消防相结合的消防水系统。稳高压消防水系统，管网压力~0.9MPa，管网环状布置，增设消防水泵，选XBD9.5/300型消防水泵2台。N=500kw，XBC9.5/300柴油机消防泵2台,,柴油泵与电动泵互为备用。XBW8/3.5-800型稳压泵2台（1开1备）。以生产用水作为消防补充水源，消防水池补充水时间不超过24小时，并按规范设置消火栓，罐区设置必要的水喷淋冷却系统。7-96 7.2.4．循环水内蒙**矿业180万吨甲醇及转化烯烃项目循环水（甲醇+MTP+PP+电力车间+空分空压）用水量：160253~179546t/h(1)循环水系统：根据循环水量及装置划分建议分设三个循环水装置。a1．循环水设计条件·干球温度θ=28.7℃；湿球温度τ=21.7℃·大气压89.83KPa(668.2mmHg)·循环水压力：供水0.40~0.45MPa，回水0.25~0.2MPa（循环水界区0.2Mpa）。·循环水温度：供水30℃，回水40℃循环水总用水量为193253~217546m3/h；循环水由冷却塔、塔下水池及吸水池、循环水泵房及水泵、旁滤池、加药间及加药设备和加氯设备等主要设备组成。b1．冷却塔甲醇厂区第一循环水站用水量为109196~120116m3/h，采用27槽双排布置逆流式钢筋混凝土结构机械抽风组合冷却塔，单槽平面尺寸18.2m×18.2m，单塔能力4500m3/h。配用风机L-92型，风机直径Φ9.14m，配用电机功率N=160kW。c1．旁滤旁滤厂房36x60x9m内采用钢制或（钢+FRP）重力式无阀滤池15套，制水量250m3/h,基本尺寸9.4m×4.4m。d1．加药循环水加药厂房24×26×5m，,设成套加药设备两套。加氯装置设五台柜式加氯机，每台加氯量为Q=100kg/h。氯瓶间设电动葫芦1台，起重量3t；设智能监测换热器一套循环冷却水泵、过滤、加药等详见设备表。e1.循环水泵房7-96 循环水泵房120×15×12m，循环水泵Q=11250m3/h,H=50~48m共13台（十一用两备），电机功率=2012KW，电压10000V。自灌起动。泵房内设电动桥式起重机1台，起重量20t。b2．冷却塔MTP厂区第二循环水站用水量为23375~28050m3/h，采用6槽双排布置逆流式钢筋混凝土结构机械抽风组合冷却塔，单槽平面尺寸18.2m×18.2m，单塔能力4675m3/h。配用风机L-92型，风机直径Φ9.14m，配用电机功率N=160kW。c2．旁滤旁滤厂房27x12x9m内采用钢制或（钢+FRP）重力式无阀滤池4套，制水量250m3/h,基本尺寸9.4m×4.4m。d2．加药循环水加药厂房24×26×5m，,设成套加药设备一套。加氯装置设三台柜式加氯机，每台加氯量为Q=40kg/h。氯瓶间设电动葫芦1台，起重量3t；设智能监测换热器一套循环冷却水泵、过滤、加药等详见设备表。e2.循环水泵房循环水泵房48×15×12m，循环水泵Q=11250m3/h,H=50~48m共4台（三用一备），电机功率=2012KW，电压10000V。自灌起动。泵房内设电动桥式起重机1台，起重量20t。b3．冷却塔PP及空分、空压厂区循环水站用水量为27682~31380m3/h，采用7槽双排布置逆流式钢筋混凝土结构机械抽风组合冷却塔，单槽平面尺寸18.2m×18.2m，单塔能力4500m3/h。配用风机L-92型，风机直径Φ9.14m，配用电机功率N=160kW。c3．旁滤旁滤厂房27x18x9m内采用钢制或（钢+FRP）重力式无阀滤池7-96 4套，制水量250m3/h,基本尺寸9.4m×4.4m。d3．加药循环水加药厂房24×26×5m，,设成套加药设备一套。加氯装置设三台柜式加氯机，每台加氯量为Q=40kg/h。氯瓶间设电动葫芦1台，起重量3t；设智能监测换热器一套循环冷却水泵、过滤、加药等详见设备表。e3.循环水泵房循环水泵房60×15×12m，循环水泵Q=11250m3/h,H=50~48m共4台（三用一备），电机功率=2012KW，电压10000V。自灌起动。泵房内设电动桥式起重机1台，起重量20t。7-96 7.2.5．排水（1）排水系统的确定排水系统的确定主要根据周边条件及环境要求。本厂排水系统为清污分流制，并建有污水处理装置。装置区排水系统分为清净废水系统、生产污水系统。装置区生活污水和生产污水一起送至污水处理站,处理后达标排放。清净生产废水直接外排。拟建甲醇装置处的降雨量少(年降雨量<200mm,)收集露天设备污染区前10分钟污染雨水，其余为自然排放,不设雨水收集系统。本项目各装置排水量如下表:表2排水水量表序号装置名称生产废水(m3/h)生活污水(m3/h)清净下水(m3/h)备注项目经常最大经常最大经常最大1甲醇进污水处理装置1.1含醇污水10.3521.21.2灰水处理611.3地面冲洗52MTP130.73PP104循环水排污15271719直排水5脱盐水排污250250直排水间断6过滤反冲洗水193218直排水7净水站过滤反冲洗水161196直排水8前10分钟污染雨水510进污水处理装置间断折连续2~109装置生活及化验污水1030进污水处理装置10合计15.35237.9103021312383注：进污水处理装置水量：270m3/h。其中污染雨水进污水处理装置按水量：30m3/h。规模设计。7-96 （2）.污水处理1).污水水质根据工艺条件，生产装置排放的废水和生活废水水质指标见下表：序号生产装置主要污染物浓度（mg/L）CODcrBOD5NH3-NSS1灰水处理5002502502002生活污水300180202503含醇废水<1002.)出水水质处理后出水达到《污水综合排放标准》（GB8978-1996）中一级标准，主要指标如下：CODcr：100mg/LBOD5：30mg/LSS：70mg/LNH3-N：15mg/LPH：6～93).污水处理工艺流程目前污水处理工艺较多，生化处理属于常规处理，处理成本比较低。根据项目污水性质、国内污水处理工艺发展状况，本项目采用具有脱氮功能的生化处理工艺包。污水处理工艺流程为：7-96 生产、生活污水经地下管线进入污水处理站内的调节池，此外，主装置区内的冲洗水、初期雨水经收集后也排入调节池。调节池内污水用提升泵提升至一沉池,一沉池出水自流至脱氮生化池，在脱氮生化池中,污水经过缺氧、好氧交替运行的具有脱氮功能的生物处理、静置,达标后出水自流排入厂内清净下水管，汇集到厂区总排口排放。由于污水中氨氮浓度相对COD的浓度偏高，生物脱氮时碳源不足，投加甲醇至调节池以补充碳源。一沉池底部排放的污泥和污水生化产生的剩余污泥排至污泥池,污泥泵将剩余污泥打入带式浓缩脱水一体机，进行泥水分离，污水回到调节池，泥饼外运。7-96 7.2.6主要设备一览表表1净水站主要设备一览表序号设备名称型号及规格单位数量备注1源水池10000m3；47×47×5.0m座22过滤厂房36×78×9m座13钢制无阀过滤器250m3套224清水池10000m3；47×47×5.0m座2吸水池14×54×5.5m座15高压消防及提升房54×15×9m座16提升泵Q=2860m3/h,H=18mN=185KW台3两用一备7吸水池24×48×5.5m座18生活清水池20×6×5.5m座19氯瓶间、加氯间18×12×5m座110生产、生活水泵房12×50×9m座111生活水泵IS80-50-200Q=60m3/h,H=47mN=15kw台3二用一备12生产水泵、Q=2018m3/h,H=52mN=355kw台4三用一备13柴油机消防泵XBC9.5/300Q=300L/s，H=95m台2柴油泵与电动泵互为备用14电动消防泵XBD9.5/300Q=300L/s,H=95mN=500kW；台215稳压泵XBW8/3.5-800Q=18m3/h，H=80m，N=11kW；台2一用一备16电动单梁起重机起重量10tN=2×1.5KW台117电动单梁起重机起重量5tN=2×1.5KW台17-96 18厂区生产给水管DN1000-400mmm360019厂区生活给水管DN150mmm200020柜式加氯机10kg/h套221占地面积220x110m7-96 表2甲醇厂区第一循环水站主要设备一览表序号设备名称型号及规格单位数量备注1逆流式钢筋混凝土冷却塔平面尺寸18.2m×18.2m单塔能力4500m3/h座272风机L-92型电机功率N=160kW台273旁滤厂房36×60×9m座14钢制无阀滤池250m3/h套155加药厂房24×26×5m座16加药设备25kg/h套27柜式加氯机100kg/h套58塔下水池255×19.2×2.5m座18.1塔下水池242×19.2×2.5m座19吸水池120×4.5×6m座110循环水泵房120×15×12m座111循环水泵Q=11250m3/h,H=50~48~mN=2012kw台13十一用两备12电动桥式起重机T=20LK=13.5mN=81kw台113占地面积290x120m7-96 表3MTP厂区第二循环水站主要设备一览表序号设备名称型号及规格单位数量备注1逆流式钢筋混凝土冷却塔平面尺寸18.2m×18.2m单塔能力4500m3/h座62风机L-92型电机功率N=160kW台63旁滤厂房27×12×9m座14钢制无阀滤池250m3/h套45加药厂房26×24×5m座16加药设备10kg/h套17柜式加氯机40kg/h套38塔下水池110×19.2×2.5m座19吸水池48×4.5×6m座110循环水泵房48×15×12m座111循环水泵Q=11250m3/h,H=50~48~mN=2012kw台4三用两备12电动桥式起重机T=20LK=13.5mN=81kw台113占地面积160x80m7-96 表4PP及空分、空压厂区第二循环水站主要设备一览表序号设备名称型号及规格单位数量备注1逆流式钢筋混凝土冷却塔平面尺寸18.2m×18.2m单塔能力4500m3/h座72风机L-92型电机功率N=160kW台73旁滤厂房27×18×9m座14钢制无阀滤池250m3/h套45加药厂房26×24×5m座16加药设备10kg/h套17柜式加氯机40kg/h套38塔下水池130×19.2×2.5m座19吸水池60×4.5×6m座110循环水泵房60×15×12m座111循环水泵Q=11250m3/h,H=50~48~mN=2012kw台4三用两备12电动桥式起重机T=20LK=13.5mN=81kw台113占地面积175x80m表5污水处理站主要设备一览表1废水处理成套包Q=270m3/h套1占地面积120x80m用电量3000kw概算2500万人民币7-96 7.3脱盐水7.3.1概述本脱盐水站主要供锅炉用给水和工艺装置用脱盐水。7.3.2装置生产能力Q=1000m3/h7.3.3成品水水质电导：≤10us/cmSiO2：≤0.2mg/l7.3.4用水状况用水装置用水量（m3/hr）备注甲醇802MTP36PP36热电站46其他7.9返回冷凝液5427.3.5工艺流程简介7-96 来自给水管网的生产水进入原水箱，经原水泵加压进入机械过滤器去掉水中悬浮物及固体杂质后进入活性碳过滤器，以除去各种有机物及游离氯，再进入保安过滤器进一步去除水中微粒后经RO高压泵加压进入反渗透装置，除去水中98%的含盐量（阳阴离子），产生的淡水进入淡水箱，经淡水泵加压进入混合离子交换器，进一步去除水中微量离子，从而制得合格的脱盐水进入脱盐水箱，经脱盐水泵加压送至用户。回收的冷凝液进经换热降温、精密过滤后进入淡水箱，与RO生产的淡水一起经混合离子交换器处理，制得合格的脱盐水进入脱盐水箱。7.3.6主要设备选型高效纤维球过滤器φ25003台活性炭过滤器φ30007台RO装置100t/h4套混合床φ25005台7.3.7设备布置主要设备均布置在室内，原水池、淡水箱、脱盐水箱、废水中和池等布置在室外。7.3.8定员操作人员2X4班8人管理人员2人合计10人7.3.9存在问题按设计规定脱盐水站设计中，厂方应提供所用水源水质全分析报告至少应有两份，即枯水期和洪水期水质数据，以保证选择工艺流程的可靠性。7-96 7.4供电及电讯7.4.1自备电站（电气部分）（1）概述1）本工程范围包括**年产180万吨甲醇及55万吨转化烯烃工程自备热电站和全厂总变电站内的生产和辅助工艺系统，按照总体规划要求，配置2×100MW抽汽供热发电机组和3x600t/h锅炉，并预留扩建的可能。2）接入系统方案根据规划要求，机组以110kV一级电压接入系统，本期2台机组暂按2回110kV线路接入110kV电网，最终接线以审批的接入系统设计为准。（2）电气主接线电气主接线见附图。本期2×100MW机组均采用发电机-三绕组变压器单元接线，发电机经主变升压至35kV和110kV配电装置，发电机出口装设断路器。110kV配电装置出线将发电机出力送入电网，35kV配电装置出线将向化工装置提供总电源。1）发电机一主变压器回路接线本期2×100MW机组均采用发电机-三绕组变压器单元接线，发电机经主变升压至35kV和110kV配电装置。发电机出线端装设发电机断路器GCB、电压互感器和避雷器，发电机中性点不接地。发电机与主变之间的连接采用全链式分相封闭母线，高压厂变由发电机与主变低压侧之间引接。主变压器中性点直接接地。发电机主要参数（发电机未订货，参数暂定）额定功率100MW额定电压13.8kV额定频率50Hz7-96 额定功率因数(COSФ)0.85(滞相)主变压器主要参数(变压器未订货，参数暂定)额定容量150/150/150MVA型式三相三绕组、油浸变比121±2×2.5%/38.5±2×2.5%/13.8kV接线组别YN，D，dll2）110kV配电装置接线根据本期拟定的主接线方案，采用单母线分段接线，本期配电装置占用8个间隔，分别为2个机组进线间隔，2回出线间隔，l回母联间隔，2回PT间隔，以及1回引接启动备用电源间隔，并留有扩建余地。110kV配电装置推荐采用户内GIS设备。3）起动/备用电源接线本工程两台机组设置1台25MVA起/备变。由110kV户内GIS配电装置供电。4）35kV配电装置接线在煤化工装置界区内设5座35kV降压变电所，由热电站35kV配电装置提供电源。化工界区内主要工艺装置为二类负荷，1#35kV降压变电所需要4回35kV电源，其余每座35kV降压变电所需要2回35kV电源。根据本期拟定的主接线方案，采用单母线分段接线，正常状态母线分段运行。本期配电装置占用19个间隔，分别为2个机组进线间隔，12回出线间隔，1回分段间隔，2回PT间隔，2回变压器备用间隔，并留有扩建余地。35kV配电装置推荐采用户内手车式铠装封闭开关柜设备。（3）短路电流由于缺少相关系统和设备参数，根据工程经验，各个系统用于导体和设备选择用的短路水平控制如下：110kV系统：40kA；7-96 35kV系统：31.5kA；发电机出口：80kA；厂用电系统：40kA。（4）导体及设备选择1）导体及设备选择原则导体及设备选择遵照《导体和设备选择设计技术规定》SDGJ14-86，并考虑以下特殊条件。选择导体及设备的环境温度为40℃，屋外设备耐受的环境最低温度为-40℃(暂定)。考虑地震基本烈度为8度。2）主要导体和设备的选型及规范(未订货，参数暂定)发电机分相封闭母线额定电压15kV额定电流8000A厂用共箱封闭母线额定电压12kV额定电流2500A110kV户内GIS电气设备a.SF6断路器额定电流2000A额定开断电流40kAb.隔离开关额定电流2000A3s热稳定电流31.5kAc.电流互感器额定一次电流1000A额定二次电流1Ad.电压互感器7-96 电压比110kV避雷器型式户外金属氧化物避雷器35kV户内手车式开关柜型式户内金属铠装封闭手车式开关柜额定电流3150/1250A额定开断电流31.5kA（5）厂用电接线及布置本车间用电压采用10kV和O.38/0.22kV两级电压。低压厂用变压器和容量大于等于200kW的电动机负荷由10kV供电，容量小于200kW的电动机、照明和检修等低电压负荷由O.38kV供电。1）10kV高压厂用电系统本工程#l机组设1台20MVA容量双绕组的高压厂用变压器，负责给#1机组机、炉单元负荷和动力车间内辅助系统负荷供电。#2机组设2台20MVA容量双绕组的高压厂用变压器，分别负责给#2机组机、炉单元负荷和#3炉单元负荷供电。每台机组的高压厂用电源分别由对应的高压厂用变压器供电。高压厂用变压器规范：额定容量20MVA电压比13.8±2×2.5%/6.3kV接线组别D，d010kV厂用电设备选择10kV开关柜采用抽出式真空断路器开关柜。高压厂用工作段电源进线柜额定电流为3150A、馈线开关柜额定电流为1250A、额定开断电流为31.5kA。2）起动/备用变压器接线7-96 本工程2台机组设l台起动/备用变，其容量暂定为25MVA。起动/备用变压器的规范：·额定容量25MVA·电压比1210±8×1.25%/10.5kV·接线组别YN，dll3）0.4kV低压厂用电系统电厂采用动力中心(PC)和电动机控制中心(MCC)的供电方式。动力中心采用单母线分段接线，每两个半段母线由一台干式变压器供电，容量为75KW及以上的电动机由动力中心供电，75kW以下的电动机由电动机控制中心供电。成对的电动机分别由对应的动力中心和电动机控制中心供电。主厂房每台机组设置1台容量为2000kVA的低压厂用工作变压器、l台容量为2000kVA的低压空冷工作变压器，两台机组共设置1台容量为1600kVA低压公用变压器和一台容量为2000kVA的低压备用变压器。辅助车间按照各工艺系统和厂区分区设置低压变压器，主要在电除尘、除灰、空压机、输煤、冷却塔、化学水等辅助系统设置低压工作变压器。低压变压器全部采用环氧树脂浇注干式变压器，变压器电压比为10.5±2×2.5%/0.4kV，接线组别为D，yn11。低压配电柜全部采用抽出式开关柜。4）厂用配电装置布置主厂房厂用配电装置包括：10kV配电装置和低压工作动力中心、低压公用动力中心、锅炉MCC，布置在两炉间的集中控制楼一层和汽机房BC列一层，主厂房其他电动机控制中心均布置在就地，空冷动力中心布置在空冷平台下。厂区各个辅助系统均设置单独的配电间布置各系统动力中心配电装置，电动机控制中心就地布置。（6）电气设备布置7-96 1）主厂房A列外变压器场地布置主变压器、高压厂用变压器和起动/备用变压器布置在主厂房A列外、空冷平台下面，高压厂用变压器布置在主厂房A列与主变压器间。起动/备用变压器布置在#1、#2机组之间的主厂房A列外。主变压器间和高压厂用变压器之间设防火墙。每台变压器的基础设有20%变压器油量的贮油池，并设有一个60%主变压器油量的总事故油池。2）升压站配电装置布置由于考虑本工程厂址所处的环境条件，冬季寒冷、春秋多风沙，地处煤化3151业区内，要求配电装置耐污秽要求较高，故推荐110kV配电装置采用户内SF6全封闭组合电器(GIS)设备布置，GIS楼位于空冷平台外侧，采用电缆与主变压器高压侧连接。同时在总平面场地上预留有布置敞开式配电装置的条件。网络继电器楼和35kV配电装置楼布置在110kV配电装置楼附近，亦可采用联合建筑。（7）电气二次部分1）二次线控制部分a.机组控制方式本期工程新建两台容量为100MW机组，两机设一个单元控制室。采用机、炉、电DCS集中控制方式，监控范围至少包括如下部分：发变组及启备变10kV厂用电源系统380V厂用电源系统直流系统UPS系统为节省控制电缆、减少施工工作量、提高自动化水平和管理水平，考虑设置厂用综合自动化系统(EFCS)，实现以总线方式对厂用电源的数据采集及监控功能。7-96 b.网络控制方式对电厂110kV升压站和35kV室内配电装置采用分层分布式计算机监控系统(NCS)对其进行监控。网络微机监控系统(NCS)分为站控层和间隔层两层，在110kV配电装置旁仅设网控继电器楼，110kV和35kV配电装置间隔层设备、110kV系统保护及自动装置、电度表屏、远动计费屏等均布置在网控继电器楼的继电器室内，计算机监控系统主控单元和远动通讯主站也设在继电器室。网控不单独设控制室，站控层设备布置在单元控制室。站控层和间隔层通过光纤通讯。网络计算机监控系统(NCS)留有与DCS系统和站级SIS及MIS系统的通信接口。2）直流电源系统，交流不停电电源a.直流电源系统主厂房直流电源系统每台机组设置两组220V阀控式密封铅酸蓄电池组，容量暂定为800Ah。控制与动力负荷共用一组蓄电池，控制与动力母线合一，不设端电池。每台机组220V直流系统采用单母线接线，每台机组的两组220V蓄电池经过刀开关相联，设有防止两组蓄电池并联运行的闭锁装置。设两套带冗余的高频充电装置。供电方式为辐射状供电和环网供电。网控直流系统在网控继电器楼内设一个直流蓄电池室，装设两组220V阀控式密封铅酸蓄电池，容量暂定为300Ah，设两组高频开关型充电器装置。辅助车间直流系统对于远离主厂房的辅助车间(如输煤系统)直流负荷，采用蓄电池成套直流电源屏供电。b.交流不停电电源系统设置交流不停电电源装置，作为微机监控7-96 ，变送器和事故照明等设备的220V交流电源。主厂房交流不停电电源每台机组设置一套60kVA的交流不停电电源(UPS)装置。向分散控制系统，变送器和事故照明及其它不能中断供电负荷供电。网络交流不停电电源每台机组设置两套5kVA的交流不停电电源(UPS)装置。分别向网络监控系统间隔层和站控层设备供电。3）继电保护和自动装置a.继电保护发电机变压器组、启动/备用变压器均采用微机型保护，双重化配置。高、低压厂用系统采用测控一体的综合保护装置，布置在相应的开关柜上。b.自动装置每台机组设置一台发变组故障录波器。每台机组设置一套独立的数字式自动准同期装置。10kV工作段装设微机型厂用快切装置。每台发电机励磁系统设置一套数字式自动电压调整装置。4）其他辅助厂房控制a.输煤系统输煤控制系统采用PLC+上位机程序系统作为主要控制设备，系统配置根据输煤工艺要求，设远程I/0站和相应输出输入模块，留有与厂级管理网络的接口，并设有工业电视系统，对重要的输煤皮带运行状态进行监视。b.电除尘电除尘系统采用PLC+上位机程序控制，PLC系统由电除尘供货商成套。c.其他辅助车间控制按照工艺要求及有关规程而定。7-96 5）火灾报警系统动力车间设一个集中报警控制屏。火灾报警屏布置在单元控制室内，并在汽机房，锅炉房、输煤控制楼等设置区域报警屏；区域报警屏与集中报警屏之间采用通讯连接。火灾报警后，为便于火灾疏散和指挥，设置火灾事故广播系统和火警电话系统。（8）过电压保护及接地1）过电压保护全厂过电压保护按《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》，全厂接地按《交流电气装置的接地》的有关要求进行设计。直击雷保护：110kV配电装置架构及主厂房A列柱设置避雷针，对110kV配电装置、主厂房A列外变压器场地进行直击雷保护，烟囱和水塔也设置避雷针。另外，燃油区设置独立避雷针。雷电侵入波过电压保护：每回110kV出线均装设一组氧化锌避雷器；每台主变压器高、中压绕组出线端均设置一台氧化锌避雷器；起动/备用变压器设置一组氧化锌避雷器；在电缆与架空输电线路连接处设置一组氧化锌避雷器；每台发电机出口均设置一组氧化锌避雷器。感应雷过电压保护为了防止感应雷过电压和静电感应产生火花，露天储油罐四周设置闭合环形接地体，并每隔25m引下接地。输油、汽架空管道，每隔25m接地一次。2）接地所有电气设备外壳、开关装置和开关柜接地母线、金属架构、电缆桥架、金属箱罐和其他可能事故带电的金属物都应接地。电厂主接地网由水平接地体和垂直接地极组成，以水平接地体为主。主接地网导体采用镀锌扁钢。（9）照明和检修网络7-96 1）照明系统全厂采用两种照明系统：正常交流照明系统、交直流事故照明切换系统。照明系统采用380/220V3相4线交流系统，每台机组设正常照明由厂用低压系统供电，当正常电源失电后，切换由蓄电池组供电的交直流事故照明切换系统供电。2）检修系统主厂房检修电源取自厂用低压系统变压器，向主厂房检修系统供电。厂区辅助生产车间的检修系统由就近的动力中心或电动机控制中心供电。（10）电缆设施1）电缆选择主厂房、输煤、燃油及其它易燃易爆场所以及重要回路的动力电缆和控制电缆采用c级阻燃型电缆，其它辅助车间采用普通电缆。动力电缆～般选用多芯铜导体电缆。2）电缆通道及敷设方式全厂通道主要采用电缆架空桥架，部分采用电缆隧道、电缆沟道和电缆排管。电缆托架采用钢制热镀锌托架。3）电缆防火电缆防火主要采取以下措施：a.每台机组尽可能为独立通道，电缆分开或分隔敷设。b.两台机组之间、主厂房及各建筑物通向外部的电缆通道出口处设置防火隔墙。c.电缆主通道分支处设置防火隔板或防火包等。d.电缆和电缆托架分段使用防火涂料、阻燃槽盒、防火隔板或防火包等。电缆敷设完成后，所有的孔洞均使用防火堵料进行封堵。7-96 7.4.2供配电(1)概述1)研究范围本可行性研究范围包括一期工程化工装置的供配电,不包括供电外线。一期工程化工装置为甲醇装置、空分空压装置、煤气化装置、MTP装置、丙烯装置、循环冷却水站、污水处理站、自备热电站及公用工程用电设备的供配电、照明、防雷、接地等。2)标准规范（1）中华人民共和国国家标准《3~110kV高压配电装置设计规范》（GB50060-92）《35~11OKV变电所设计规范》（GB50059-92）《10kV及以下变电所设计规范》（GB50053-94）《供配电系统设计规范》（GB50052-95）《低压配电设计规范》（GB50054-95）《电力装置的继电保护自动装责设计规范》（GB50062-92）《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50058-92）《建筑物防雷设计规范》（GB50057-94）《工业企业照明设计标准》（GB50034-92）《工业与民用电力装营的接地设计规范》（GBJ65-83）（2）中华人民共和国行业标准《化肥厂电力设计技术规定》（HG20540-92）《化工企业静电接地设计规程》（HG/T20675-1990）《化工企业腐蚀环境电力设计技术规定》（CD90A6-85）(2)用电负荷及负荷等级1)用电负荷.根据各专业提供的用电设备容量，本工程电源侧总计算负荷为：111195kW，详见化工装置负荷统计表。7-96 化工装置负荷统计表序号装置名称需要容量备注1空分、空压装置167002煤气化装置35003甲醇装置290004MTP装置14005聚丙烯装置270006第一循环冷却水站27000甲醇装置7第二循环冷却水站7000MTP/聚丙烯装置8第三循环冷却水站7000空分、空压装置9净水厂200010聚丙烯运输包装85011脱盐水站60012厂前区及仓库100011其它500共计123550乘以同时系数0.91111952)负荷等级本装置工艺生产连续性较强，其工艺装置用电负荷属二级负荷，其他辅助配套装置属于三级用电负荷。(3)供电电源本可研范围内用电设备的电源由自备热电站提供。本期工程自备热电站配置3×600t/h锅炉、2×100MW抽凝式直接空冷汽轮机组，设置121/38.5/13.8，150000kVA三卷变压器两台。发电厂属于企业自备电厂，所发电力自发自用，主要供新建的化工装置，多余部分上网供电。7-96 正常工况3炉2机运行，可满足供电需要。1台机组停运时，可3炉1机运行，也可2炉一机运行，满足供汽需要。(4)供电方案1)供电电压选择由于本工程用电负荷为126720kW，负荷量大，且10kV高压电动机有130多台，数量较多，结合附近电源情况，选用35kV作为本工程化工装置供电网络的电压等级，选10kV作为中压配电网络电压等级。2)电气主接线自备热电站内设置1座全厂110kV总变电所。在化工装置界区内设5座35/10kV变电所，35kV主接线采用线路变压器组方式。l#35/10.5kV变电所：设置在甲醇装置、煤气化装置、煤贮运附近，需从总变引4回35kV电源，总计算负荷32500kW，内设4台35/10.5kV20MVA变压器，10kV母线采用单母线分段。8台10/0.4kV、2000KVA变压器。2#35/10.5kV变电所：设置在空分、空压装置附近，需从总变引2回35kV电源，计算负荷24700kW，内设2台35/10.5kV、25MVA变压器，10kV母线采用单母线分段，4台10/0.4kV、1600kVA变压器。3#35/10.5kV变电所：设置在第一循环水，污水处理附近，需从总变引2回35kV电源，计算负荷29000kW，内设2台35/10.5kV、31.5MVA变压器，10kV母线采用单母线分段，4台10/0.4kV、2000kVA变压器。4#35/10kV变电所：设置在MTP装置附近，需从总变引2回35kV电源，计算负荷8900KW，内设2台35/10.5kV、10MVA变压器，10kV母线采用单母线分段，2台10/0.4kV、2000KVA变压器。7-96 5#35/10kV变电所：设置在PP装置附近，需从总变引2回35kV电源，计算负荷负荷27000kW，内设2台35/10.5kV、31.5MVA，10kV母线采用单母线分段，4台10/0.4kV、2000KVA变压器。供电系统图见附图“供电系统图”。3)无功功率补偿根据《全国供电规则》的规定要求，电力用户的功率因数不低于0.93，本工程因有大量异步机，功率因数较低，需进行无功补偿，本工程拟在380V和10kV系统分级补偿，补偿集中设置在各变、配电所。10kV此采用并联电容补偿成套装置，380V采用无功功率自动补偿屏。4)二次系统5个35/10.5kV变电所采用微机综合自动化系统，对全站及网络实现微机保护、微机监测、负荷监控、巡回检测、通讯联络等综合自动化功能，以保证变电所安全可靠运行，提高管理和维护水平。(5)主要设备选型1)主要电气设备在确保供电安全可靠的前提下，尽量采用先进成熟的技术和设备。35/10kV变压器选用SF10型10kV开关柜采用金属铠装移开式开关柜KYN型直流电源采用免维护铅酸蓄电池直流电源装置车间变压器采用S10-M型，10±5%/0.4/0.23kV，D，yn11.低压配电柜采用抽屉式低压开关柜MNS型。现场操作、控制、照明、检修等设备根据现场防爆防腐环境特征选择。2)主要电气材料a.高压电力电缆采用铜芯交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套阻燃型电力电缆ZR-YJV-8.7/10kV型。b.7-96 铜芯交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套阻燃型电力电缆ZR-YJV-0.6/1kV型。c.控制电缆采用铜芯交联聚氯乙烯绝缘聚氯乙烯护套阻燃型控制电缆ZR-KVV-0.45/0.75kV型。d.屏蔽控制电缆采用聚乙烯绝缘组屏蔽聚氯乙烯护套电子计算机用电缆KJYVP-0.45/0.75kV型。e.桥架采用拉挤式玻璃钢电缆桥架电气设备材料表如下：7-96 7-96 7-96 7-96 7-96 (6)电修及定员本项目的电修考虑小修及10kV以下电气设备的调试，而电气设备的中、大修及35kV以上电气设备的调试则考虑外协解决。按五班三倒制,生产定员如下：1#35/10kV变电所：值班电工共15名。2#35/10kV变电所：值班电工共10名。3#35/10kV变电所：值班电工共10名。4#35/10kV变电所：值班电工共10名。5#35/10kV变电所：值班电工共10名。全厂电气技术人员：8名。电修和维修共：15人（计入维修车间）。电气人员配备合计78人。(7)节能技术本可研采用以下节能措施：所有变压器采用低损耗节能型变压器；主厂房照明采用高效长寿命气体放电灯：对负荷变动较大的风机及水泵推荐采用变频装置；二次回路的控制设备推广采用节能型元件等。7.4.3电讯(1)电讯设施组成及范围本项目电讯设施组成及范围为：行政电话系统，调度电话系统，生产扩音呼叫通讯系统，计算机网络及综合布线系统，无线电对讲电话系统，工业电视监控系统，火灾自动报警及消防联动系统。(2)电讯设施方案1）行政电话系统7-96 由于本项目是新建项目，根据规划的总平面布置图，并且考虑到将来的发展，行政电话系统建议由当地电讯部门引一条800对通信电缆至行政楼办公楼电话2000对交接箱，以满足本次设计范围所需要电话容量及今后发展用。本次项目的电话配线系统采用交接箱-分线箱方式。电话系统的配置建议与当地电信部门进行协商后，确定最终方案。2）调度电话系统为了方便整个工业区的生产管理及生产调度指挥，考虑在整个工业区组成一个总调度-分调度系统。系统设置如下：在总行政办公楼调度中心设置程控调度管理中心，工业区设置程控调度电话网，在各分厂调度室设置分调度台，在各装置控制室、主要生产岗位、变配电所、生产管理部门设置调度分机。每个分调度盘可以对本区域实现调度，同时总调度盘可以实现监控，必要时可以越过分调度而对全局实现统一调度。调度总机的容量可根据各区的规模扩展。有线对讲电话采用程控调度交换机热线功能设置实现。3）生产扩音呼叫通讯系统在各装置区分别设置生产扩音呼叫系统，用于装置区内部通讯联络。装置区任何一个分机站均可通过扬声器点呼，群呼及全呼方式呼叫区内被呼人员，被呼叫人员可在就近一个分机站与主叫人员通话，防暴区则采用防暴设备。4）计算机信息管理及建筑物综合布线系统计算机管理信息系统主要用于对生产、营销、物资、资金、成本及人事档案、办公事物、科技成果等方面的数据收集与查询，给领导层管理和决策提供资料依据。将行政管理区，规划的各化工装置以及本次设计范围内的各装置分成各个局域子网，该网以工业区行政区的10/100/1000Mbps以太网模块化交换机为核心，通过光纤把各局域子网连接起来，呈星状结构。各子网根据连接计算机数量的不同选用不同的交换机或集线器，子网交换机通过单7-96 膜光缆连到工业区行政管理区的计算机中心的交换机上。5）无线电对讲电话系统为了满足开车，正常生产及维修对移动通讯的要求，在各装置分别设置无线对讲电话机，用于生产操作、控制、检修与设备运行工作需要的移动通讯。无线对讲机使用的频率，应向当地无线电管理委员会申请。6）工业监视电视系统在各高温、强噪音、粉尘、排泄的液体或气体对人体健康有危害的场所和需要遥控监视的岗位，将设置工业及安全监视电视，通过本系统对现场仪表的设备运行状态进行监视。7）火灾自动报警及消防联动系统全厂设置一套火灾区域自动报警系统及联动系统，报警控制盘在总调度室内，各区调度控制室设置火警显示盘，区内各控制室，机柜室，配电室，电缆夹层，柴油发电机房等重要设备房间设置感烟感温探测器、手动报警按钮、声光报警器，装置区现场设置户外手动报警按钮，防爆区则需要设置防爆设备。联动系统将根据报警点的特点启动灭火装置。总调度室内将设置录音报警电话机和无线对讲机，便于接收火灾报警和指挥消防灭火。消防站内设置火灾集中示盘。没有设置火警设备的地方采用“119”专号电话报警。主要电讯设备材料表7-96 序号名称型号及规格单位数量备注行政电话、调度电话系统1电话进线电缆800对电信局负责2电话交接箱2000对个13电话分线箱200对个24电话分线箱100对个25电话分线箱50对个66按键式桌挂两用电话机只3007调度交换机160门套18调度电话机只1209全塑通信电缆HYA（800X2X0.5）米10全塑通信电缆HYA（200X2X0.5）米100011全塑通信电缆HYA（100X2X0.5）米100012全塑通信电缆HYA（50X2X0.5）米800013聚氯乙烯护套线BVVB(2x0.75mm2)米500014控制电缆KVV(2x1.0mm2)米100015镀锌钢管DN50米80016镀锌钢管DN32米150017镀锌钢管DN25米2000无线对讲系统1无线对讲机（含电池、充电器等）本安型套40综合布线系统14芯单膜光纤米20002八芯非屏蔽双绞线UTP5e米20007-96 38芯光纤分线盒个541000Mbit/s以太网交换机台1510/100Mbit/s以太网交换机带1个千兆单膜光口台10619"机柜20U台2748位超五类RJ45插座板个109RJ45插座个2008镀锌钢管DN15米20009镀锌钢管DN32米200010镀锌钢管DN25米2000工业监视电视系统1硬盘录像机40G台1221”彩色监视器台43防爆彩色PTZ摄像机台84彩色定焦摄像机台45矩阵控制器32路输入/8路输出台16视频电缆SYWV-75-5米10007电源线BVV-3X1.5米10008镀锌钢管DN25米1000扩音呼叫电话系统1室内壁挂式箱式扬声器4W台102号筒扬声器(户外型)15W台303号筒扬声器(防爆)15W台607-96 4扩音呼叫电话机(壁挂式)台205扩音呼叫电话机(桌式)台66扩音呼叫电话机(户外型)台307扩音呼叫电话机(防爆)台608系统电缆接线盒(防爆)个609系统电缆接线盒（户外型）个6010扩音呼叫电源控制器1500W台611扩音呼叫电缆端子箱台612报警信号发生器台613扩音呼叫阻抗均衡器个614扩音呼叫系统电缆HAVP(15x32x0.2+4x48x0.2)米500015扬声器电缆HAVP(2x48x0.2)米60016镀锌钢管DN15米60017镀锌钢管DN32米100018镀锌钢管DN25米2000火灾自动报警系统1火灾报警控制器4x256点台12控制器电源台13六路总线联动控制盘台54火灾报警显示盘台75编码型光电感烟探测器只2006只1007-96 编码型感温探测器7编码型单输入单输出控制模块只208编码型手动报警按钮只309编码声光报警器只3010防爆编码手动报警按钮只6011防爆手动报警按钮立柱只6012防雨罩只6013阻燃控制电缆ZR-DJYVP(3X2X1.5mm2)米11000014阻燃控制电缆ZR-DJYVP(1X2X1.5mm2)米1000015阻燃双绞线ZR-RVS(2X1.0mm2)米800016阻燃护套线ZR-BVV(2X1.5mm2)米800017控制电缆ZR-KVV(7X1.0mm2)米800018镀锌钢管DN15米400019镀锌钢管DN32米200020镀锌钢管DN25米50007-96 7.5热电车间7.5.1概述根据供热负荷及需要的外供电力计算，拟建一座规模为3×600t/h高压煤粉锅炉+2×100MW高压抽汽凝汽式汽轮发电机组的自备热电站，该热电站为化工装置提供高压蒸汽、中压蒸汽及低压蒸汽，它不仅满足各工艺装置的用汽需求，同时可发出~200000Kw的电力。7.5.2新建一座自备热电站的原因热电联产是我国既定的能源政策和节能方针，热电联产不仅能节约能源，而且改善环境，减少大气污染。热电联产与单纯供热相比，具有如下优点：（1）节约燃料：热电联产与热电分产比较，由于用能合理，提高了热能的利用效率，从而节约了大量燃料。（2）由于节约了燃料，相应减少了一次能源的开采及运输费用，也能缓解交通运输紧张情况。（3）减轻对环境（土地、大气和水源）的污染。本热电站是为全厂所有用户供热，逐级利用能源，同时提供足够的热能和电能，完全符合国家的能源政策。7.5.3热电站规模3×600t/h高压煤粉锅炉+2×100MW高压抽汽凝汽式汽轮发电机组及其配套辅机。主装置区占地面积~200mX260m。其正常运行时：（1）供热能力为：1712.154GJ/h（9.8MPa.g/540℃的蒸汽492.7t/h）；755.808GJ/h（4.0MPa.g/450℃的蒸汽226.9t/h）；199.67GJ/h（1.0MPa.g/188℃的蒸汽71.5t/h）；（2）供电能力：~150500KW;7-96 7.5.4热电站热电分摊比经过热平衡计算本热电站的热电分摊比为：供热分摊比：45.23%发电分摊比：54.77%7.5.5热电站总热效率本热电站充分利用先进、成熟、可靠的技术，提高热电站的热经济性，使热电站总热效率达52.2%，满足“总热效率年平均大于45%”的要求。热电站通过热电联产，用汽轮机的抽汽来向全厂供热，使热能逐级利用，提高了能源的利用率。7.5.6热电比电站对外供热的热负荷属工业热负荷，具有生产连续、供汽参数及用汽量均稳定的特点。根据热电站蒸汽平衡计算，其热电比为268%，满足“单机容量在50MW至200MW的热电机组，其热电比年平均应大于50%”的要求，符合国家的能源政策。7.5.7煤质资料水分16.9%灰分11.86%挥发分25.67%碳57.58%氢3.02%氧9.66%氮0.64%硫0.34%低位发热值5121Kcal/kg（21.44MJ/kg）7-96 7.5.8．供热系统(1)热负荷表2-1-1热负荷表2-1-1序号热用户用汽量t/h用汽参数用汽特性供汽距离km压力MPa.g温度℃1空分装置492.79.8540连续2MTP装置226.94.0440连续3MTP+PP装置71.51.0188连续(2)蒸汽平衡1）蒸汽平衡计算根据热负荷表2-1-1，对蒸汽负荷进行分析，通过蒸汽平衡计算，得出热电站蒸汽平衡表2-2-1。蒸汽平衡表2-2-1序号用汽设备及用户名称蒸汽参数蒸汽量t/h输入输出19.8MPa.g,540℃热电站高压煤粉锅炉1692.7高压抽凝式汽轮机1200空分装置492.7小计1692.71692.724.0MPa.g,440℃高压抽凝式汽轮机一级抽气226.97-96 MTP装置226.9小计226.9226.931.0MPa.g,~300℃高压抽凝式汽轮机二级抽气76.753减温器76.7533减温器（加减温水）1.0MPa.g,188℃88.8MTP装置44PP装置27.5减压17.3小计88.888.840.4MPaG,151℃闪发罐7271减温减压17.3采暖20其它4.571小计24.57124.5712）供热系统说明从蒸汽平衡表2-2-1中可以看出，全厂蒸汽参数按压力分为四个等级：9.8MPa.g，540℃高压蒸汽；4.0MPa.g，440℃中压蒸汽；1.0MPa.g，188℃和0.4MPa.g，151℃低压蒸汽。9.8MPa.g，540℃高压蒸汽全部由热电站3×6007-96 t/h高压煤粉锅炉提供，一部分供工艺装置的三套空分蒸汽透平，另一部分供热电站2×100MW高压抽汽凝汽式汽轮发电机组使用。4.0MPa.g，440℃的蒸汽热来自电站2×100MW高压抽汽凝汽式汽轮发电机组一级调整抽汽，供MTP装置内的蒸汽透平使用。1.0MPa.g，188℃的蒸汽热来自电站2×100MW高压抽汽凝汽式汽轮发电机组二级调整抽汽，抽汽温度~300℃，在母管上设一减温器，将温度减到188℃后供MTP和PP装置工艺用汽.，在冬季一部分经减压减温器后供采暖使用。0.4MPa.g，151℃低压蒸汽由1.0MPa.g，188℃低压蒸汽减压后提供，供采暖及其它临时用户使用。3）蒸汽凝结水a.热电站抽凝式汽轮机和空分透平的蒸汽凝结水通过凝结水泵送至脱盐水站精处理后返回热电站除氧器重复使用。b.各工艺装置低压用汽的蒸汽凝结水，由于无法确保蒸汽凝结水的品质，因此，这部分蒸汽凝结水直接送至脱盐水站处理后再使用。7.5.9装机工程技术方案(1)装机方案确定根据热负荷情况和蒸汽平衡表2-2-1，初步拟定了装机方案：3×600t/h（参数为9.8MPa.g、540℃）高压煤粉锅炉+2×100MW高压抽凝式汽轮发电机组，予留扩建锅炉用地1）锅炉方案比较煤粉炉+烟气脱硫装置（半干法）：本项目使用燃料煤由于其挥发分高，热值高，灰分少，含硫量低等特点，适合炉型为煤粉炉。为保证将来煤种含硫量变化而仍能达标排放，在锅炉出口烟道设有烟气脱硫装置。煤粉炉在目前已发展得很成熟，连续运行时间长。但其缺点是不能抑制NOX和SO2的产生。SO27-96 的排放国家有严格限制，烟气脱硫就显得非常重要。由于燃料煤含硫量为0.34%，属于低硫煤，拟选喷雾干燥法脱硫技术。该技术已成功地用于燃用低硫煤的锅炉，它的主要优点是：a.系统流程简单，投资减少（相对于其他脱硫技术），运行能耗较低，运行费用也不高。b.运行可靠，不会产生结垢和堵塞，对设备的腐蚀性不大。c.由于是干式运行，所生成的最终产物易于处理。循环流化床锅炉循环流化床锅炉对燃料的适应能力比煤粉炉强（即循环流化床锅炉可以燃烧很差的煤种）；循环流化床锅炉由于其独特的设计和运行条件（床温通常在850~900℃），这是最佳的脱硫温度，只要在炉内加入合适比例的脱硫剂（石灰石）就可以取得很好的脱硫效果，同时NOX的产生比煤粉炉低，也就是说循环流化床锅炉能烧含硫量较高的煤种还能达标排放环。其缺点时：循环流化床锅炉由于磨损较厉害，常常在运行一段时间后需要停炉检修。大容量循环流化床锅炉运行业绩较少。由于一般化工厂的连续运行时间是8000小时。故其自备热电站中应设备用锅炉,由于本项目受投资限制备用锅炉暂不考虑，但已予留扩建用地。建议备用锅炉与电站同期建设以满足化工装置8000小时的运行时间。2）汽轮机方案选择汽轮机选用高压，双抽凝式汽轮机。抽汽压力根据化工装置用汽压力等级确定。由于项目所在地缺水，凝汽器没有按常规选用水冷式换热而是采用直接空冷式。这样可大大减少热电车间的循环冷却水用量。但直接空冷凝汽器的缺点是冷却效果不如水冷式好，影响发电机出力；自用电耗高于水冷凝汽器。特殊布置要求：直接空冷式凝汽器对风的敏感性较强，空冷平台总体布置的原则是尽量把空冷平台下主要进风侧作为夏季主导风向的迎风面。空冷平台布置于A列轴外，故主厂房在总图上的方位选择非常重要。7-96 汽轮机在抽凝工况额定出力100MW，发电机选配100MW，当化工装置用汽负荷减少和夏季无采暖用汽，而锅炉又可提供足够的高压汽时，可发出100MW的电量。(2)热电站主要设备1)高压煤粉锅炉（3台）额定蒸发量：600t/h过热蒸汽出口压力：9.8MPa.g过热蒸汽出口温度：540℃给水温度：247℃锅炉热效率：＞90%冷风温度：20℃排污率：1%2)锅炉给水泵（7台）流量：450m3/h扬程：13.0MPa电机功率：~2500Kw3)静电除尘器（双室4电场）：3台效率99.5%4)烟囱：高180m，上口内径6.2m，1座5)高压双抽汽凝式汽轮机（2台）额定发电量：100MW最大连续发电量：100MW额进流量（抽汽/冷凝）：~600t/h额定进汽压力：8.83MPa额定进汽温度：535℃再热蒸汽温度：535℃7-96 一级工业抽汽量：115t/h抽汽压力：4.0MPa抽汽温度：440℃二级工业抽汽量：45t/h抽汽压力：1.0MPa抽汽温度：~300℃1)发电机（2台）额定发电量：100MW最大连续发电量：100MW额定电压：10500V功率因素：0.8工作方式：连续工作制频率：50Hz发电机冷却方式：空冷2)减温器（1台）流量：90t/h进口蒸汽参数：P1=1.0MPa.g、t1=353℃出口蒸汽参数：P2=1.0MPa.g、t2=188℃热电站主工艺主要设备表3.2.3.1序号设备名称数量单位备注1高压煤粉锅炉3台2鼓风机6台3钢球磨煤机6台4引风机6台5粗粉分离器6台7-96 6细粉分离器6台7排粉风机6台8称重式皮带给煤机6台9螺旋输粉机1台10叶轮给粉机24台11锅炉给水泵7台12冷渣器冷却风机6台13脱硫装置3套含所有辅助设备14静电除尘器（4电场双室）3台15烟囱1座16高压双抽汽凝式汽轮机100MW2台17100MW发电机2台18空冷凝汽器2套含真空泵等辅助设备19凝结水泵6台20高压加热器4台21低压加热器6台22轴封风机4台23汽封加热器2台24组合油箱2套25顶轴油泵4台7-96 26EH供油装置2套27高压旁路减温减压装置2套28减温器1台29高压除氧器3台30空压机3套31柴油储罐3台32卸油泵2台33供油泵4台34电动双梁桥式起重机75/25t1台7.5.10热力系统(1)热力系统拟定根据确定的热电站装机方案，拟出了本热电站的原则性热力系统。(2)热力系统组成本热电站原则性热力系统主要设备由高压煤粉锅炉、连续排污扩容器、除氧器、锅炉给水泵、高压加热器、低压加热器、轴封加热器、抽汽凝式汽轮机、凝汽器、凝结水泵、减温减压器等组成。系统组成：主蒸汽系统；汽轮机旁路系统；给水系统；抽汽及给水加热系统；空冷凝汽器有关系统，抽真空系统；凝结水系统；加热器疏水系统，工业冷却水系统。1)主蒸汽系统主蒸汽系统采用切换母管制连接方式。2）汽轮机旁路系统7-96 每台机组主蒸汽上设有一套高压和低压两级串联汽轮机旁路系统。由于本阶段空冷凝汽器尚未确定供货商，与空冷凝汽器启动要求相协调的机组启动曲线尚未确定，因此旁路容量目前暂定为30%B-MCR。高、低压旁路阀的驱动方式为电动或液动，具体方式待设备招标时确定。3）给水系统给水系统采用母管制连接方式。除氧器水箱中的给水先由锅炉给水泵升压，再经过二台高压加热器将水温加热到一定的给水温度后输送到锅炉省煤器入口联箱。单系统设置二台70%容量的电动调速给水泵，二台运行。给水系统共设一台备用。本工程共设置7台电动调速给水泵。二台高压加热器采用公用大旁路系统。当任何一台高加故障切除时，二台高加同时从系统中退出运行，给水通过旁路至锅炉省煤器。这时机组仍保证额定出力。在给水泵出口止回阀前的主给水管路上接出带有全程控制型最小流量再循环装置的给水泵再循环管道，以满足给水泵最小流量的要求。每台给水泵的再循环管道分别单独接至除氧器水箱。省煤器入口的给水管道上装设有低负荷给水旁路调节阀。机组正常运行时，给水流量由控制给水泵的转速进行调节。在启动和低负荷运行时，给水流量由给水旁路调节阀控制。给水系统还为锅炉过热器的减温器、事故情况下的再热器减温器以及汽轮机的高压旁路减温器提供减温水。锅炉再热器减温喷水从给水泵的中间抽头引出；过热器减温喷水从高加前引出。汽机高压旁路的减温水从给水泵的出口母管中引出。4)抽汽系统及给水加热设备7-96 汽轮机采用七级非调整抽汽，其中，高压缸两级抽汽（一、二段抽汽，包括高压缸排汽）、中压缸三级抽汽（三、四、五段抽汽）、低压缸二级抽汽（六、七段抽汽），分别供至1号、2号高压加热器、除氧器以及4号、5号、6号和7号低压加热器。三段抽汽除供除氧器加热给水用汽外，还向辅助蒸汽系统提供汽源，同时还提供化工装置工业抽汽（71.5t/h）。抽汽系统是引起汽轮机超速和进水的主要原因，因此，除最末级7号低压加热器的抽汽外，其余抽汽管道上均设有气动止回阀和电动隔离阀，气动止回阀在前，电动隔离阀在后。电动隔离阀作为防止汽轮机进水的一级保护，气动止回阀作为防止汽轮机超速并兼作防止汽轮机进水的二级保护。汽轮机抽汽系统的设计按ASMETDP-1标准（汽轮机防进水的推荐措施）进行。5）空冷凝汽器有关系统汽轮机低压缸排汽经直径为4250mm的排汽管道排出，再分成若干支管进入空冷凝汽器，每根支管对应一列冷却单元。为防止冬季启动或低负荷运行时空冷凝汽器管束结冻，在部分排汽支管上设置隔绝阀，以旁路相应的空冷单元，增大其它单元的热负荷。每台机组设有一台50m3的凝结水箱，排汽经空冷凝汽器冷却后，凝结水经空冷平台上的凝结水收集母管汇合，然后自流进入凝结水箱中。凝结水箱与排汽管道之间设有汽平衡管道。在低压缸出口排汽管道的下方接有疏水热井（疏水槽），疏水热井除收集排汽管道中的部分凝结水外，还接收以下疏水和蒸汽：汽轮机本体的疏水（通过本体疏水扩容器），高、低压加热器的事故疏水（通过本体疏水扩容器），主厂房管道疏水，除氧器溢流放水及其它杂项疏水等。热井中的凝结水由凝结水疏水泵送至凝结水箱。每台机组设置二台100%容量的凝结水疏水泵，一台运行，一台备用。7-96 6）空冷器抽真空系统抽该系统在机组启动初期建立真空，将空冷凝汽器以及附属管道和设备中的空气抽出以达到汽机启动要求；在机组正常运行时除去空冷凝汽器空气区积聚的非凝结气体，以维持真空。每台机组安装3台50%容量水环真空泵组，机组正常运行时，2台运行，1台备用；机组启动时，为加快抽真空速度，3台真空泵同时运行，在40分钟内可使空冷凝汽器的压力达到0.035MPa（a）。水环真空泵组由空冷岛供货商负责选择。在低压缸排汽管道上设有带有滤网和水封的真空破坏阀。7）凝结水系统凝结水箱中的凝结水由凝结水泵升压后，经除铁装置、轴封冷凝器和四台低压加热器后进入除氧器。每台机组设置三台容量为50%的凝结水泵，二台运行，一台备用。在冬季采暖期，汽轮机采暖抽汽量大时，汽机排汽量较小，可根据情况只运行一台凝结水泵。轴封冷凝器设有旁路管道，用于机组试运行凝结水管道冲洗时旁通轴封冷凝器；四台低压加热器各设有独立旁路，任何一台低压加热器故障，均可单独解列。在轴封冷凝器出口的凝结水管道上引出一路装有动力调节阀的凝结水泵再循环管至凝结水箱，以确保机组启动和低负荷时凝结水泵所需的最小流量和轴封冷凝器所需的最小冷却水量的要求。在轴封冷凝器入口的凝结水管道上，设置一条至凝结水补水箱的管道，用于凝结水箱高水位时的放水。在轴封冷凝器出口的凝结水管道上装有除氧器水位调节阀。7-96 此外，凝结水系统还负责提供疏水扩容器减温喷水、低压缸喷水、低压旁路减温喷水、真空泵补充水，以及向辅助蒸汽减温器及其他减温器提供减温水。每台机组中设有一套凝结水补充水系统，本工程共设置三套凝结水补水系统。机组启动时，锅炉上水泵为锅炉、除氧器水箱、闭式循环冷却系统膨胀水箱、给水泵汽轮机凝汽器热井上水。凝结水补充水系统的管道和阀门均采用不锈钢材料。8）加热器疏水系统高压加热器和低压加热器正常疏水系统均采用逐级自流方式。正常运行时，每台高压加热器的正常疏水逐级回流下一级高压加热器及除氧器，低压加热器的正常疏水逐级回流至下一级低压加热器，然后由低加疏水泵送入该级低加出口的主凝结水管道。最末级低压加热器和轴封加热器的疏水则通过多级水封排至排汽管道下方的疏水热井。除了正常疏水外，各加热器还设有事故疏水管路，当加热器故障引起水位超过规定值或在低负荷相邻加热器之间压差较小，正常疏水不能逐级自流时，危及疏水阀开启，以控制加热器水位。各加热器事故疏水先排至汽机本体疏水扩容器，经扩容器减压后，排入排汽管道下方的疏水热井。除氧器紧急放水以及检修放水等排至定排扩容器。每台加热器均设有启动排气和连续排气，以排除加热器中的不凝结气体。每台高压加热器的启动和连续排气接至除氧器中，每台低压加热器的启动和连续排气接至低压缸排气管道中。除氧器的启动和连续排气排至大气。连续排气均设有节流孔板，其容量按能通过0.5%加热器最大加热流量选取。加热器疏水系统的设计按ASMETDP-1标准（汽轮机防进水的推荐措施）进行。7-96 9）工业冷却水系统循环冷却水系统的冷却工质为循环水，经过被冷却的辅助设备后，回水至机力通风冷却塔冷却后循环使用。循环冷却水总用量为~2500t/h。辅机冷却水取自循环水系统，经工业水泵升压后供至各用户，回水至循环水回水母管。7.5.11燃烧系统(1)燃烧系统拟定根据已拟定原则性热力系统及环保等要求，拟出了本热电站的原则性燃烧系统。(2)燃烧系统说明1）燃烧系统组成本热电站原则性燃烧系统主要由高压煤粉锅炉、原煤仓，煤粉仓、螺旋输粉机、皮带给煤机、钢球磨煤机、鼓风机、排粉风机、粗粉分离器、细粉分离器、点火装置、冷渣器、烟气脱硫装置、静电除尘器、引风机、烟囱等组成。2)燃烧系统流程说明从燃料运输系统来的燃煤经皮带送入原煤仓，再经落煤管由皮带给煤机送入钢球磨煤机研磨成煤粉同时被干燥，经粗、细粉分离器后，成品细煤粉送入煤粉仓；煤粉经给粉机由一次风吹入炉膛燃烧、在燃烧器上方布置有二次风，以满足炉膛燃烧所须的空气量；炉膛出口烟气经过热器、省煤器、空预器后进入烟气脱硫装置，除去~80%的硫，经静电除尘器除尘后，再由引风机送入烟囱，最后达标排放，静电除尘器出来的灰由气力送灰系统送入灰仓，然后用汽车运到灰渣场堆放。锅炉底部排出的渣经冷渣器冷却后由刮板式出渣机送入渣仓，然后用汽车运到灰渣场堆放。7-96 热电站燃烧系统由燃烧系统、点火系统、烟气脱硫系统、烟风系统、除渣系统、除尘系统组成。7.5.12主厂房布置主厂房采用四列式内布置，配置顺序依次为汽机房——除氧间——煤仓间——锅炉房。炉后依次布置：烟气脱硫装置——电除尘器——引风机——烟囱。两台机组合用一个机炉集中控制室，控制室布置在运转层除氧间下面。汽机房A列外设有凝结水小间。凝结水小间每台机组各建一座。汽机房跨度27m,柱距8m，采用纵向布置。运转层标高9m。汽机房总长度96m。除氧间跨度8m，柱距8m。零米层为电气配电间。煤仓间跨度9m，柱距8m。零米层布置有球磨机，排粉风机等。锅炉露天布置，锅炉房运转层以下封闭。两炉中心线间距~48m。锅炉房与煤仓间留有7m的检修通道。锅炉房零米分别布置有鼓风机，除渣机，疏水闪发罐等。锅炉房后依次布置有烟气脱硫装置，电除尘器，引风机及水平烟道。三炉共用一座混凝土烟囱。7.5.13空冷岛布置空冷凝汽器平行于主厂房布置，在汽机房A列轴外场地上，2台机组空冷平台平面尺寸：96X45米，平台高28米。7.5.14辅助设施（1）机炉检修间用于日常维修中普通零，配件的修配工作及加工一般的备品备件。（2）油库区设施锅炉点火用油按轻柴油考虑，柴油用汽车运输到电厂卸油泵房。设3X500m3钢制储油罐。设置2台卸油泵，一开一备。供油泵选用4台。供油泵可满足一台炉点火和一台炉助燃时所需用油量。7-96 7.5.15.热电站在设计中遵循的标准规范火力发电厂设计技术规程DL5000-2000火力发电厂汽水管道设计技术规定DL/T5054-1996火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定DL/T5035-94火力发电厂化学设计技术规程DL/T5068-1996火力发电厂保温油漆设计规程DL/T5072-1997火电发电厂烟风煤粉管道设计技术规程DL/T5121-2000火力发电厂除灰设计规程DL/T5142-2002火力发电厂热工控制系统设计技术规定DL/T5175-2003发电设备可靠性评价规程DL/T793-2001火力发电厂锅炉化学清洗导则DL/T794-2001电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）DL5009.1—2002电力设备典型消防规程DL5027-93火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程DL5053-1996电力工业锅炉压力容器监察规程DL612-1996火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准GB/T12145-1999火电厂大气污染物排放标准GB13223-96锅炉大气污染物排放标准GB13271-2001二氧化碳灭火系统设计规范GB50193-93火力发电厂与变电所设计防火规范GB50229-967-96 7.5.16热电站主要指标（1）年发电量：~16亿度电（2）年供电量:~12.04亿度电（3）年供热量:21341056GJ（4）年利用小时：8000小时（5）全厂热效率：52.2%（6）发电量：~200000kw（7）供电量：150500kw（8）自用电耗：~49500kw（9）热电比:268%（8）燃煤耗量：220.93t/h(低位热值5121Kcal/kg)（9）供热煤耗（标煤）：142.86kg/百万Kcal（10）发电煤耗（标煤）：0.442kg/kW.h（11）灰渣量：26.8t/h（灰渣比8:2）（12）烟气排放量:2682798m3/h（13）烟尘排放量：49.5mg/Nm3（14）SO2排放量：127.8mg/Nm37-96 7.6贮运及机械化运输7.6.1固体物料贮运本项目固体物料贮运设施及机械化运输主要包括原料煤、燃料煤贮运系统、气化灰渣和锅炉灰渣贮运系统、聚丙烯及硫磺成品贮运系统、催化剂制备原料及废渣贮运系统等。各种物料的数量和贮存周期见下表。各种物料数量及贮存周期序号品种规格进出厂方式物料数量（t/d）贮存天数（d）备注1气化原料煤带式输送机638015煤场贮存2锅炉燃料煤带式输送机452415煤场贮存3催化剂原料火车转汽车230仓库贮存4气化灰渣带式输送机9891年渣场贮存5锅炉灰渣带式输送机5761年渣场贮存6聚丙烯汽车/火车169815仓库贮存7.6.2贮运说明（1）原煤贮运系统1）本项目日用煤量约10904t，原煤贮存在露天堆场，贮存能力为15天；2）原料煤和燃料煤输送采用带式输送机，并采用双路输送系统；3）为了便于生产管理和成本核算，原料煤和燃料煤贮运系统拟加强计量措施，采用电子皮带秤计量；4）在筛分破碎楼和转运站设置集中通风除尘；7-96 5）在栈桥、转运站各楼面设置负压清扫系统；6）设置可靠的消防水系统，并在栈桥及相关部位设灭火报警系统。（2）气化炉渣贮运系统1）气化炉渣贮运与气化装置相对应，系统能力为41.21t/h;2）气化炉渣输送采用链式除渣机进行输送；3）气化炉渣与锅炉灰渣一同运到渣场贮存，渣场占地22500m2。（3）聚丙烯聚丙烯贮运系统1）粒料均化由于挤压造粒机不可能保证每个瞬间与任意时刻所产生的同批颗粒产品在品质上绝对一样，为保证最终产品的相对统一性，而设置了均化料仓和粒料气力输送系统。来自聚丙烯颗粒受料料斗的粒料，通过气力输送系统，并利用三通换向阀可将颗粒分别送入各均化料仓。掺混分内、外掺混。内掺混是通过在每一个均化料仓内设多根掺混管进行掺混。外掺混是通过均化料仓底部供掺混用的气力输送系统将均化料仓内的掺混管取不同高度的产品进行外循环。经从各均化料仓底部取样分析，合格后的颗粒利用转向阀经气力输送系统将其送送往包装工段的包装料斗等待包装。2）包装码垛及贮存系统包装工段设4条25公斤/袋全自动包装、码垛生产线。包装料斗中的聚丙烯粒料进入包装码垛生产线，经自动上袋、称量、装袋、折边、封口、倒袋、金属检测、重量检测、批号打印，最后合格产品经输送机运送入自动码垛机码垛成形。由操作工用叉车将载有成品的托盘运送成品仓库贮存并等待装火车或汽车。包装工段亦可进行散料装车，使用汽车衡计量。7-96 两条包装码垛生产线的包装袋采用敞口袋，内外两层：外层是聚丙烯编织袋、里层低密度聚乙烯薄膜，每袋50公斤。另两条包装码垛生产线的包装袋采用FFS薄膜袋。聚丙烯成品用输送机送至聚丙烯仓库，然后用装载机装上汽车或火车外运。（4）工作制度除聚丙烯包装码垛系统采用两班工作制度外，其余输送系统均实行三班连续操作的工作制度；燃料煤贮运系统每班运行时间均为6小时。（5）设备表7-96 7-96 7-96 7-96 7-96 7-96 7.7空气供应7.7.1概述本项目设置空压站，是为全厂各装置提供所需的各类空气。7.7.2各装置气体用量和要求（1）仪表空气装置名称用量Nm3/h露点(压力)℃供气压力MPa（G）使用情况最大正常甲醇5000-400.6连续PP2750-400.6连续MTP1375-400.6连续合计9125（2）工厂空气装置名称用量Nm3/h露点(压力)℃供气压力MPa（G）使用情况最大正常PP20000.6间断MTP15000.6开停车合计35007-96 7.7.3设计方案及能力为节省投资及减少占地面积，全厂各生产装置所需的空气建立一个空压站，便于统一管理，调配用气负荷。由于本项目所需的压缩空气量较大，空压机采用离心式空压机组，该机型较螺杆机型具有单机排气量大、无油润滑空气品质好、气量可调节，供气无波动等特点；仪表空气的干燥采用吸附式空气干燥器。由于本项目空气的处理量较大，因此，为了减少干燥器的再生气量，减小空压机负荷，采用微热再生吸附式干燥器，根据厂商资料，该型式的干燥器较无热再生式可减少约50%的再生气耗量，比较适合运用于大中型的空气处理系统中。为保证全厂事故状态时保安氮气和仪表气紧急事故用气的及时供应，设置贮罐贮存供气。由于贮量较大，均采用增压贮存的方式，以减小贮罐体积。贮存的氮气和仪表空气可按最大用量供气约20分钟。设置离心式空压机组三台，仪表空气正常连续用量时开两台，另一台作为备用和供工厂空气间断用。7.7.4主要设备选型排气量为~100Nm3/min，排气压力为≥0.85MPaG的离心式空压机三台；排气量为3Nm3/min，吸/排气压力为0.7/2.5MPaG的仪表空气增压机一台；处理气量为100m3/min的吸附式微热再生干燥器三台，干燥后空气压力露点≤-40℃，两开一备；贮存压力为2.5MPaG，V=100m3的空气贮罐一台；7-96 7.8采暖通风及空气的调节7.8.1采暖通风及空气调节的任务本项目包含180万吨/年甲醇装置、55万吨/年MTP装置、55万吨/年聚丙烯装置。为满足工艺生产的需要，对各装置中需要维持室内环境参数的建筑物进行采暖通风和空气调节设计。(1)冷媒及热媒参数1)冷媒:集中空调采用压缩机制冷。冷媒采用环保型制冷剂R134a2)热媒:由锅炉房供应压力为0.6MPa(g)的饱和蒸汽作为汽水换热装置热源，制备950C热水,用于集中采暖系统,回水温度700C。系统补水采用软化水。采用蒸汽为热媒的采暖（热风）系统，由0.6MPa(g)减压至0.3MPa(g)后供系统使用，凝结水经厂区外管网回收至凝结水系统。7.8.2采暖通风及空气调节设计方案(1)采暖根据工艺要求,冬季需要集中采暖的建筑物如综合楼等,采用散热器热水采暖；车间，工业厂房等以0.3MPa(g)蒸汽采暖，凝结水回收由外管网送至凝结水系统。其中有易燃易爆等危险性车间（建筑物）采用通风与采暖相结合的直流热风采暖系统,热媒为0.3MPa(g)蒸汽。从室外安全区取的新鲜空气经过热风机组的过滤、加热器的加热通过风机经镀锌薄钢板制风管送至室内。热风机组内的风机及电机均为二套互为自动切换备用。根据电气危险区划分,决定风机电机是否要有防爆要求及等级。(2)机械通风7-96 根据工艺要求，为排除室内余热或易燃易爆危险气体,对这些建筑物（车间）进行机械通风。有热风采暖的建筑物(车间)其排风采用防爆屋顶风机、轴流风机或离心风机箱。通风设备及风管均要有导除静电接地措施。需要事故通风的建筑物(车间)要在门的内外侧设置防爆电气操作开关。电机防爆等级的确定根据电气危险区划分，对用于有腐蚀性环境的通风设备采取防腐措施。(3)空气调节为满足工艺要求，对有温湿度要求的建筑物(车间)设计空调,根据房间性质不同分别采用不同的空调方式即集中空调或分体柜式及分体壁挂。控制室等重要建筑物的集中空调系统的新风要经新风活性碳处理机处理,消除异味。所有用于无腐蚀环境的通风、集中空调的送排风管线的材质为镀锌薄钢板；用于腐蚀性环境中的风管采用玻璃钢。需要保温或保冷的风管及水管的保温保冷材质为超细玻璃棉,保护层材质为镀锌薄钢板。7.8.3设计中采用的主要标准及规范采暖通风与空气调节设计规范GB50019-2003石油化工采暖通风与空气调节设计规范SH3004-1999建筑设计防火规范GBJ16-87(2001年版)通风与空调工程施工质量验收规范GB50243-2002建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范GB50242-2002爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-927.8.4主要设备表表7-19采暖通风和空气调节主要设备表序号名称型号及规格单位数量备注1汽—ZTR-84I/II套27-96 水热交换机组产热量16641kW0.6MPa(g)蒸汽2防爆新风暖风机组XKB-60风量60000m3/h台80.3MPa(g)蒸汽3防爆新风暖风机组XKB-20风量20000m3/h台10.3MPa(g)蒸汽4玻璃钢制屋顶风机BDW-87-3NO4.5风量6870m3/h台35玻璃钢制屋顶风机BDW-87-3NO6风量13740m3/h台666玻璃钢制屋顶风机BDW-87-3NO10风量33430m3/h台267玻璃钢轴流风机T35-11NO5风量7655m3/h叶片角度:250台1778玻璃钢轴流风机T35-11NO5风量6178m3/h叶片角度:200台319玻璃钢离心风机4-72-11NO5A风量4460m3/h台1210风冷恒温恒湿空调HF26N风量5600m3/h制冷量:26kW制热量:18kW台211风冷恒温恒湿空调HF81N风量17500m3/h制冷量:81kW制热量:42kW台312HF100N台77-96 风冷恒温恒湿空调风量21000m3/h制冷量:100kW制热量:48kW14分体空调KFR-36G制冷量:3.6kW制热量:4.3kW台12壁挂式(220V50Hz)15恒温恒湿空调H14风量2500m3/h制冷量:13.6kW制热量:9kW风压:H=700Pa台116离心风机4-72-11NO5A风量4596m3/h风压:H=506Pa台117轴流风机BT35-11NO3.15风量3074m3/h叶片角度:200转速:2900rpm台1218轴流风机T35-11NO4.5风量4991m3/h叶片角度:250转速:1450rpm台2019轴流风机T35-11NO5风量7273m3/h叶片角度:250转速:1450rpm台167-96 7.9维修7.9.1概述为节约项目投资，本项目厂内仅设置维修中心和各生产装置维修间，不设大型机械设备加工制造和维修系统。维修中心负责各生产装置的中小修、部分备件的加工制造、日常检修和维修保养工作。大修及大修时所需的备件、精密件由外协解决。7.9.2车间组成及工作制度(1)车间组成维修中心设置五金加工工段、铆焊工段、防腐工段，设置备品备件库、钢材仓库、五金仓库。维修中心承担各生产装置动设备和部分静设备的中小修、全部设备的计划性小修及日常维护修理，并制作简单易损件。生产装置维修间承担各装置的巡检维修、更换易损件、处理设备突发性故障及设备维护保养。(2)工作制度各维修车间原则上实行一班工作制，但根据维修工作的特殊性，在车间人数的配置上，以略多于一个班的人数考虑。7.9.3仓库(1)全厂性仓库组成本项目仅设置维持项目连续正常安全生产必须的全厂性仓库，主要包括：a.设备材料仓库(a)备品备件库(b)钢材仓库b.固体物料仓库(a)聚丙烯仓库7-96 (b)化学品仓库(2)全厂性仓库设置说明本项目全厂性仓库的设置是为全厂的生产和销售服务的，其设置原则是优化工厂内部各部门常用物资的管理，以较低成本，缓冲工厂生产与其外部供应市场和销售市场之间的关系。设置的设备材料仓库为工厂正常运行和中小维修服务，贮备设备和材料的常用易损件，此仓库由维修中心负责管理。固体物料仓库的设置为工厂正常生产服务，贮存项目固体产品，主要包括聚丙烯和催化剂制备原料等。固体物料仓库由生产部所属部门归口管理。化学品贮存项目生产所需液体酸碱等化学产品。7.9.4仪修仪表维修设计原则是：在本装置内设置维修点，负责装置及其配套辅助生产单元仪表的日常维护工作，以及检修的管理工作，而大、中修工作依托社会。按此原则设置维修人员工作场所及配备必要的维护工具和校验仪器,详见仪表相关章节.7.9.5电修本项目电修考虑小修及10KV以下电气设备的调试,而电气设备的中、大修及35KV以上电气设备的调试则考虑外协解决，详见电气相关章节。7-96 7.10中央化验室7.10.1概述(1)项目新建中心化验室，用于全厂的原料和产品分析,同时在部分装置区内设置装置化验室,用于分析生产过程中的控制项目。(2)中心化验室同时负责甲醇装置、MTP装置、聚丙烯装置、公用工程及环保监测等的分析任务，统筹安排各装置的分析项目控制和分析人员的调配，以避免分析项目重复测定和人员浪费(3)中心化验室分析设备的选用根据上述装置的分析项目共同确定，其中分析项目相同的尽可能采用共同设备，以节省投资。(4)在聚丙烯装置区内设小聚合实验室，负责聚丙烯装置的聚合实验。7.10.2化验室任务(1)中心化验室负责全厂的原料分析，生产中控制分析和产品分析。(2)中心化验室负责配置分析所需的标准溶液和蒸馏水，以及分析仪器的维修和校正。(3)装置化验室负责分析装置内生产过程中控制分析项目(包括各装置间的中间原料和产品)以及分析频率较多的分析项目。7.10.3中心化验室分析项目依据国家标准(GB)、美国材料实验协会(ASTM)、国际标准化组织(ISO)和工艺技术要求,确定分析项目如下表。表中心化验室主要分析项目表序号样品名称分析项目分析方法1煤浆PHPH计灰熔点蒸馏仪粘度粘度计组分C原子吸收分光光度计7-96 组分H原子吸收分光光度计组分N原子吸收分光光度计总硫硫元素分析仪灰份重量法Al2O3,Fe2O3金属氧化物紫外/可见分光光度计2灰水水份卡尔费休仪灰份重量法残碳高温炉法3黑水悬浮物重量法溶解性固体萃取法电导率电导仪硬度硬度计SO42-,Cl-,Ca,Mg离子离子计4工艺气体H2气相色谱仪CO，CO2气相色谱仪H2S硫元素分析仪N2，CH4气相色谱仪5甲醇色度色度计密度比重计沸程蒸馏仪酸度（HCOOH计）自动滴定仪碱度（NH3计）自动滴定仪羰基化合物(CH2O计)气相色谱仪蒸发残渣重量法6硫磺硫硫元素分析仪酸度（H2SO4计）自动滴定仪水份卡尔费休仪灰份重量法7-96 砷砷测定仪粒度目视7丙烯甲烷/丙烷/乙烷/丁烷气相色谱仪乙烯/丁稀/1,3-丁二稀气相色谱仪乙炔/甲基乙炔气相色谱仪一氧化碳/二氧化碳气相色谱仪水份卡尔费休法砷砷测定仪总硫/羰基硫硫元素分析仪8氢气甲烷及重组分气相色谱仪一氧化碳/二氧化碳气相色谱仪总硫硫元素分析仪水份露点仪9新鲜水溶解固形物重量法浊度比色法余氯碘量法pHPH计盐化学法总硬度光度计法碱度比色法As砷测定仪10氮气纯度气相色谱仪含氧量气相色谱仪CO气相色谱仪CO2气相色谱仪11聚丙烯熔融指数熔融指数仪铝原子吸收分光光度计水份卡尔费休仪D.S.CDSC差热仪丁烯-1气相色谱仪单体丙烯气相色谱仪氯光度法可溶性二甲苯化学法堆密度堆密度仪测定7-96 总灰分重量法拉伸特性拉伸仪测定弹性模量测微仪测定钛原子吸收分光光度计黄色指数比色计浊度浊度计7.10.4分析设备配置根据各装置分析项目要求，中心化验室配备如下设备。表中心化验室主要分析设备表序号设备名称数量规格用途国外采购的分析仪器1气相色谱仪12FID/ECD/TCD检测器各装置共用2化学工作站4色谱仪数据处理各装置共用3煤炭热值分析仪1甲醇装置4全自动煤质分析仪1甲醇装置5数显快速灰份测定仪1甲醇装置6微电脑烟尘平行采样仪1甲醇装置7激光粒度仪1甲醇装置8快速量热仪1甲醇装置9硫元素分析仪1X-射线法各装置共用10蒸馏仪3减压/常压/实沸点各装置共用11等离子发射光谱仪1各装置共用12离子色谱仪1各装置共用13闪点仪2闭口/开口各装置共用14熔融指数仪2分辨率0.06mm聚丙烯装置7-96 15微库仑仪1配有管氏高温炉各装置共用16卡尔费休滴定仪2各装置共用17自动电位滴定仪2各装置共用18小聚合试验仪1用于催化剂试验聚丙烯装置19低温和加热控制水浴2聚丙烯装置20快速研磨混合器3各装置共用21砷测定仪1各装置共用22毛细流变仪1聚丙烯装置23差热扫描量热计1带热分析软件聚丙烯装置24测力计1载量:5KN聚丙烯装置25薄膜厚度仪1范围:0～25mm聚丙烯装置26水中油红外分析器1环保监测用27挤出机1带冷却辊聚丙烯装置28火焰光度计1各装置共用29残碳测定仪1各装置共用30露点仪2范围:-20℃～-100℃各装置共用31自动蒸馏装置3各装置共用32显微镜1各装置共用33注塑成型机1容量:100T聚丙烯装置34摆锤冲击试验机1聚丙烯装置7-96 35邵式硬度计1各装置共用36傅立叶红外光谱仪1Magna-IR560各装置共用37激光颗粒尺寸测定仪1各装置共用38原子吸收光谱仪1配石墨炉各装置共用39索氏萃取装置2小型/大型（6联）各装置共用40全自动冰点仪1各装置共用41苯胺点测定仪1各装置共用42比表面积和孔隙率分析仪1甲醇装置用43奥氏气体分析器1各装置共用44声级计1环保监测用45溴价溴值数测定仪1各装置共用46超微量天平1各装置共用47化学发光定氮仪1各装置共用48可见/紫外分光光度计2波长:350～1000nm各装置共用49缺口机1用于悬臂梁冲击试验聚丙烯装置50冲膜冲压机1用于聚合物试样制备聚丙烯装置51维卡软化点测定仪2聚丙烯装置52板压力机1液压力:300KN聚丙烯装置53悬臂梁冲击试验仪1符合ASTMD256聚丙烯装置54浊度仪4各装置共用7-96 55微量氧分析仪2各装置共用国内采购的分析仪器56数字阿贝折光仪1各装置共用57机械杂质试验器1各装置共用58离子计1各装置共用59油份浓度仪1各装置共用60灰熔点测定仪1各装置共用61快速连续灰份测定仪1各装置共用62电导总溶固体测定仪1各装置共用63快速COD测定仪1环保监测用64BOD5测定仪1环保监测用65烟气测定仪1环保监测用66密封化验制样粉碎机1各装置共用67显微镜1各装置共用68运动粘度计3范围：0.2～10000Cst各装置共用69蒸汽压测定仪2各装置共用70水浴6各装置共用71真空恒温干燥箱6温度范围:50～300℃各装置共用72电导仪6各装置共用73水中硬度测定仪3各装置共用74pH计6PH：0～14各装置共用7-96 75磁力搅拌器6速度最大为1200rpm各装置共用76振筛机3聚丙烯装置77旋转蒸发器3各装置共用78电热板带磁力搅拌器6各装置共用79控温油浴4各装置共用80厚度计4各装置共用81铂金坩埚（带盖）10各装置共用82离心机8各装置共用83标准密度计6各装置共用84马福炉5各装置共用85分析天平6最大称量:200g各装置共用86普通天平5最大称量:2kg各装置共用87超声波水浴5各装置共用88微波炉4各装置共用89气压计3各装置共用90真空泵5额定气量:4m3/h各装置共用91化验室家具1套各装置共用7-96 7.10.5化验室布置(1)中心化验室为四层建筑。占地面积为614.16平方米,建筑面积为1547.28平方米。(2)在甲醇装置、MTP装置、聚丙烯装置的综合楼内各设置装置化验室，其中甲醇装置化验室建筑面积为500平方米，MTP装置和聚丙烯装置的装置化验室建筑面积为108平方米。(3)中心化验室的制样间为单层建筑，用于聚合物产品分析试样的制备。(4)聚丙烯装置内设有小聚合实验室。其建筑面积为84平米，为防爆建筑。7-96 7.11土建7.11.1主要自然条件1.主要气象资料：年平均气温:　6.7℃极端最低温度：　-34.5℃极端最高温度：　40.2℃最大冻土层深度：176cm年平均降水量：　300mm年最大降水量：　681mm年最小降水量：　102mm年平均日照时数：　3121.2h年平均风速：　2.9m/s风向：　偏西风2.工程地质：按中国有色金属工业西安勘察设计研究院二零零五年八月提供的可行性研究阶段岩土工程勘察报告书。(1)拟建厂区未发现有影响场地稳定性的泥石流沟谷、岸边冲刷、地下水强烈潜蚀等不良地质作用，适宜建筑。(2)根据钻探结果，拟建场地在勘探深度内地层自上而下依次由第四系全新统风积粉砂及上-中更新统湖积粉质粘土、粉土和粉细砂构成。地基承载力特征值（fak）从140KPa~250Kpa。(3)上层滞水和孔隙潜水对混凝土结构和钢筋混凝土结构中的钢筋无腐蚀性，对钢结构具弱腐蚀性。(4)场地土对混凝土结构、钢筋混凝土结构中的钢筋及钢结构均无腐蚀性。7.11.2设计原则：1.建筑设计应完全贯彻国家的方针和政策，遵守现行的国家规范、行业标准及有关规定。7-96 2.各工序建筑物的建筑面积、层高均由各工艺设计提出，进一步设计时如需修改应征询工艺设计人员意见。3.本着节省投资、提高投资效益的原则，兼顾生产发展与当前实际需要，尽可能采用新技术、新材料并贯彻就地取材的原则。4.根据化工生产企业的特点，生产建筑设计应充分满足工艺生产、操作环境、维护检修等要求，并应全面考虑防火、防爆、防腐蚀、防噪音、防振动、防尘等特点。5.根据气候条件的特点，建筑设计应重点处理好保温、防寒、防地基土冻胀、防风沙等问题。6.生产建筑及生产辅助建筑优先采用集中布置的方案，以减少占地、节约投资，创造良好的室内、外空间环境。7.整个厂区的建筑设计应形成统一的建筑风格并注意与周围环境的协调。7.11.3建筑设计1.抗震设防烈度：根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001），厂址所在地区抗震设防烈度为8度，设计基本地震加速度值为0.20g，特征周期为0.40s，设计地震分组为第一组。2.根据《建筑设计防火规范》（GBJ16-87），气化装置、酸性气体脱出装置、甲醇合成装置、H2回收装置、MTP装置、丙烯聚合装置、甲醇精馏装置按甲类厂房设计；备煤装置、空分装置、硫回收装置按乙类厂房设计，其余生产建筑物及辅助建筑物均按丙类或戊类厂房设计。3.生产厂房耐火等级一般为二级，其余建筑物耐火等级一般为三级。4.空分、气化、甲醇合成、丙烯聚合等装置考虑防爆要求，采用敞开或半敞开式，对于一部分非敞开式建筑采用门窗和轻型屋面作为泄压面积以满足防爆要求。5.备煤装置除考虑防爆要求外，还要考虑降低粉尘的措施。7-96 7.11.4结构设计1.地基方案建议厂内大型建筑物及荷载大、沉降要求高的设备基础采用桩基，小型厂房及荷载小的构筑物、设备基础可采用天然地基。2.建、构筑物结构方案a建筑物部分备煤装置、空分装置、气化装置、酸性气体脱除装置、甲醇合成装置、H2回收装置、MTP装置、丙烯聚合装置、甲醇精馏装置、中央控制室、综合办公楼等采用钢筋混凝土框架结构；汽机间、锅炉间、维修中心、全厂性仓库及堆场、反渗透厂房等采用钢筋混凝土排架结构；污水处理提升泵房、泡沫站、通讯站、浴室等采用砖混结构。各建筑物基础根据具体地质条件和上部结构要求分别采用钻孔灌注桩和天然地基上的独立、条形基础或筏板基础。屋面结构：钢筋混凝土框架结构采用现浇钢筋混凝土梁板结构，有防爆要求的厂房采用轻型屋面；钢筋混凝土排架结构采用现浇或预制钢筋混凝土柱，钢筋混凝土薄腹梁或钢屋架，预应力钢筋混凝土屋面板或彩色压型钢板；砖混结构房屋采用预制钢筋混凝土板或彩色压型钢板。楼面结构：采用现浇钢筋混凝土或预制钢筋混凝土梁板结构。b构筑物部分设备构架、管架、火炬塔架、平台等采用钢结构，上铺钢格板，基础采用钢筋混凝土独立基础或联合基础；落地的塔、炉、设备及压缩机基础等采用现浇钢筋混凝土结构；水池采用防渗等级要求的现浇钢筋混凝土结构；冷却塔框架采用现浇钢筋混凝土结构；油罐基础采用现浇钢筋混凝土环墙式结构；球罐基础采用现浇钢筋混凝土圆环结构；对于一些小型设备基础、泵基础采用素混凝土结构，构筑物基础应视不同情况考虑采用天然地基或采用钻孔灌注桩基础。主要建构筑物见表7-96 c防腐与防火按照《石油化工企业设计防火规范》的要求对钢结构构件设置防火保护层，对外露的钢结构构件均需要涂刷耐化工大气腐蚀的防腐漆，对有耐腐蚀或耐冻融要求的混凝土应采取有效措施进行处理。7.11.5主要采用规范及标准《建筑设计防火规范》GBJ16-87(2001版)《石油化工企业设计防火规范》GB50160-1992（1999版）《石油化工生产建筑设计规范》SH3017-1999《办公建筑设计规范》JGJ67-89《建筑结构设计术语和符号标准》GB/T50083-97《建筑结构制图标准》GB/T50105-2001《建筑结构荷载规范》GB50009-2001《钢结构设计规范》GB50017-2003《建筑地基基础设计规范》GB50007-2002《建筑抗震设计规范》GB50011-2001《构筑物抗震设计规范》GB50191-93《混凝土结构设计规范》GB50010-2002《砌体结构设计规范》GB50003-2001《工业建筑防腐蚀设计规范》GB50046-95《建筑桩基技术规范》（96年局部修订条文）JGJ94-94《高耸结构设计规范》GB135-907-96 8节能/能耗及节能措施8.1概述节能降耗是化学工业提高经济效益的指标，尤其是包括原材料消耗在内的能耗，更是衡量同类装置的技术先进性、资源和能源的综合利用水平、管理水平高低、甚至可以间接反映环境保护水平的重要指标。本项目认真贯彻执行国家和原化工部对新建、改扩建项目的节能要求，采用先进技术，合理利用能源，以最小的能源消耗取得最大的经济效益。8.2能耗指标分析8.2.1甲醇装置能耗指标分析以吨甲醇（100%wt）为准项目单位消耗热值Kcal折能Gcal折能GJ原煤Kg11605120.865.940224.8704电kWh13028280.36761.5392冷却水t4856000.29101.2184高压蒸汽Kg2189.8868.66671.90227.9642脱盐水t3.234000.01090.0456仪表空气Nm3406000.02400.1005回收硫磺kg-4.31722-0.0074-0.0310　　　　　　总计　　　8.528535.7072甲醇装置的能耗与目前国内甲醇装置的先进水平相当。8.2.2MTP装置能耗指标分析按GB2589的相关规定,MTP装置的能耗指标,是指从甲醇投入到MTP成品进入成品贮罐为止的生产过程的全部水、电、汽及公用工程的消耗，但不包括生活和其它非直接生产（如分析化验）的消耗量。任何能源均不得漏项和重复计算。据此，MTP装置能耗指标分析计算结果见下表。8-4 产品MTP的能耗（产品仅计乙烯和丙烯）序号项目单位消耗定额能耗标准103J折能耗106J备注1循环水m33402510853.42电kWh2011840236.83蒸气t3.94376560014836.54仪表空气Nm320117023.45氮气Nm31019660196.6共计16146.7折标煤kg551.68.2.3聚丙烯装置能耗指标分析根据规定。计算界区从原料丙烯投入，到聚丙烯包装入库为止，凡进入此界区的一次能源、二次能源均作为产品能耗统计。根据此规定，聚丙烯能耗分析见下表：序号名称单位消耗定额能耗标准kJ折能耗106J备注1循环水m31352510338.92电kWh390118404617.63脱盐水m30.015142300.24蒸汽t0.437656001506.25仪表空气Nm340117046.86氮气Nm32719660530.8合计7040.5折标煤kg240.58-4 8.3节能措施综述8.3.1甲醇装置节能措施综述1）采用CO2作为原料煤粉的输送介质，CO2作为氧化剂可增加有效气体的量，减少原料煤消耗。2）回收变换和合成废热，产生3.5MPa中压蒸汽，经过热后作为甲醇装置透平的动力蒸汽，减少装置的动力消耗。3）回收变换的低位废热，蒸汽用于甲醇精馏和脱硫，多余蒸汽经过热后，注入中压透平。减少动力蒸汽的消耗。4）设置氢回收装置，回收甲醇弛放气，减少原料消耗。5）采用3塔精馏，减少低压蒸汽的消耗，多余的低压蒸汽经过热后，注入中压透平。减少动力蒸汽的消耗。6）采用高效率的机泵，减少动力消耗。8.3.2MTP装置节能措施综述1）将从甲醇汽提塔中塔低的废水与原料甲醇在甲醇预热器进行间壁换热，废水的显热被用来预热甲醇,与此同时，废水被降低了温度后送出界区。另外，甲醇蒸发器和甲醇过热器均是利用二甲醚反应器和MTP反应器流出物加热，有效的利用了热源。2）二甲醚反应器和MTP反应器利用低温甲醇来控制反应温度，即减少了结碳又节约了冷却水。3）丙烯塔再沸器利用急冷塔循环水做热源即节约了能源又使冷却急冷塔循环水的冷却水用量降低。8.3.3聚丙烯装置节能措施综述本项目暂按Basell的Spheripol新工艺作为技术基础，各种原料和公用工程消耗都比较低，在工艺流程中尽可能采取了节能新技术、新工艺。1）本工艺不采用悬浮聚合。因此割除了溶剂回收流程，减少了蒸汽和电力消耗。8-4 1）新型聚合催化剂的利用使原料单体和各项共用工程消耗显著降低。8-4 9．环境保护9.1厂址与环境现状9.1.1地理位置及交通本项目拟建厂址位于××××自治区××××市达拉特旗树林召镇三垧梁重化工、高新技术生产基地内，距树林召镇正南10公里处。该基地是达拉特旗立足区位、资源优势，加快工业化进程，实现“工业兴旗”长远战略目标所确立的重要产业区，也是××××市构建“沿河工业带”的重要产业区，其总规划面积54平方公里。达拉特旗位于××××自治区西南部，黄河中游南岸，××××高原北端，地理坐标为东径109°00"~110°45"，北纬40°00"~43°30"，是××××市的北大门。达旗交通便捷，包神铁路、210国道及包（头）东（胜）高速公路、德敖运煤复线、乌泊公路、正在建设的高头窑至解放滩运煤专线和德胜西至萨拉齐公路纵贯南北，109国道、羊巴公路横穿东西；包（头）达（旗）快速通道、包头东兴至树林召公路、马场壕到呼斯梁公路、树林召沿黄河铁路、包头至达旗铁路的前期工作正在进行。9.1.2地质地貌厂址地处××××台地北缘水系形成的冲积洪积平原，属华北板块北部，阴山山地和××××高原间的断陷区。地形南高北低，海拔高度由1500米降到990米。该地区水土流失的季节性风力侵蚀为主，伴有一定的水蚀，为风蚀和水蚀交错区，土壤侵蚀模数为500－1000t/km2.α。近年由于生产建设活动，植被和原生地貌受到不同程度的破坏，造成水土流失加剧、沙化日益严重，生态环境较为脆弱。达旗历年来少地震，仅有两次地震的最高震级为里氏3级左右，地质结构较为稳定。9-13 9.1.3气象气候厂址地区历年最高气温40.2度，最低气温-34.5度，全面平均气温6.5度；最大冻土深度176厘米；年平均降水量307毫米，历年月最大降水量196.5毫米，一次最大降水量123.1毫米；最大风速22.7米/秒，年平均风速2.9米/秒；历年最高气压926.2百帕，最低气压880百帕，平均气压901.7百帕；平均相对湿度58%，最小0%，最高90%以上；晴天日数123.3天，阴天56.2天，大风日数17天，有雾天数27.1天，日照时间3119.6小时，无霜期178天，蒸发量2130.5毫米；主导风向为东风、静风，本地区全年无台风。9.1.4水资源达拉特旗水资源分三部分，即地下水、地表水和过境黄河水。达旗地下水年可采储量3.15亿立方米，水质较好，目前平均开采底下水资源1.8亿立方米，主要以农灌为主。达旗地下水源补给条件较好，一是过境黄河的侧向补给、境内10条季节性河流和南部高原台地较大范围降雨下渗形成的地下径流补给；二是库布其沙漠降雨下渗可形成的地下径流补给。达旗地表水年可利用量1.55亿立方米，年已利用0.058亿立方米，有近1.5亿立方米的余水流入黄河。为利用好地表水，储备工业后备水源，达旗通过新建水库的方式对上游河川的地面径流进行拦蓄。目前规划建设的14座水库已有5座完工并投入使用，其中转龙湾、黑山圪卜、马莲壕、二贵壕、乌兰淖水库的总库容为9020万立方米，年蓄水量2060万立方米。黄河水年过境310亿立方米，批准达旗年可用水量1.6亿立方米，现状年用黄河水量0.8亿立方米，余0.8亿立方米。9.1.5土地资源达旗地广人少，土地总面积中居民点及工矿用地193119.98公顷，未利用地175503.02公顷，其他土地38878.356公顷9-13 。有大量的荒地可作为工业项目的建设用地。9.1.6动植物及矿产资源该地区野生动物种类和数量均较少，野生经济作物主要有药用植物、野生果树、野生油料作物、蜜源植物和纤维植物。有野生药用植物200多种。主要有黄芪、麻黄、甘草、党参等。野生果树植物有20余种。9.1.7社会经济概况达旗总面积8188平方公里，总人口33.1万人，其中非农牧业人口62141人，有蒙、藏、满、回、壮等13个少数民族，共13376人，占全旗总人口的4%。全旗现辖13乡、1个苏木、9个镇、232个行政村，旗委、政府所在地为树林召镇。达拉特旗历经50多年的建设与发展，特别是改革开放以来，在旗委、旗政府的正确领导下，坚持“工业立旗，强旗富民”的发展思路，推动了工业化、农牧业产业化和城镇化的“三化”互动进程，全面提升了整个国民经济的质量和效益。2004年全旗完成国内生产总值68.7亿元，与上年相比，同比增长38.2%；全社会固定资产投资完成40.14亿元，增长65.9%；财政收入达到6亿元，增长51.9%；城镇居民人均可支配收入达到8064元，增长20.1%；农牧民人均纯收入达到4406元，增长38.3%；全旗社会消费品零售总额达到9.8亿元，增长16.6%；出口创汇400万美元，增长14.3%。9.1.8区域环境质量现状目前，当地工业企业较少，除达拉特电厂外均为小型工厂，环境空气污染属烟煤型，主要污染物二氧化硫和烟尘。其中二氧化硫年排放量约1296.7t，烟尘年排放量约1494.9t，目前大部分企业安装了除尘设备，除尘率达70%以上。据环境监测部门监测，SO2、NO2、F、TSP和PM10，日平均浓度范围为0.016-0.206mg/m3,NO29-13 日平均浓度范围为0.008-0.067mg/m3，F日平均浓度范围为0.448-3.36μg/m3,NO2、F值均低于《环境空气质量标准》二级限值，TSP日平均浓度范围为0.06-0.37mg/m3，PM10日平均浓度范围为0.07-0.20mg/m3，TSP和PM10日平均浓度最大值接近或超过国家二级标准限值。据2001年黄河上游环境监测中心站××××监测站对达电黄河取水口上游100m处进行了监测，从监测结果看，除CODcr超标外，其它指标均符合《地表水环境质量标准》Ⅲ级标准。目前，达拉特旗地区主要工业企业年排放工业废水370万吨，镇区排放生活污水280万吨。达拉特旗镇区生活垃圾年产生量约为5万吨，主要处理方式为填埋；达拉特电厂粉煤灰主要处理方式为填埋，但近年来粉煤灰均用于修路、做建筑材料，粉煤灰供不应求。拟建厂址附近企业为达旗电厂，其厂界噪声符合《工业企业厂界噪声标准》Ⅲ类标准要求。9.2设计采用的环保标准9.2.1环境质量标准《环境空气质量标准》(GB3095-1996)中二级标准。《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)中Ⅳ类标准。《城市区域环境噪声标准》(GB3096-93)中2类标准。9.2.2污染物排放标准《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中二级标准。《污水综合排放标准》(GB8978-1996)中二级标准。《工厂企业厂界噪声标准》(GB12348-90)中二级标准。《一般固体废弃物贮存、处置场污染控制标准》（GB18599-2001）《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）中Ⅲ时段。9-13 9.3主要污染源及污染物本项目以煤为原料，采用干煤粉加压气化、耐硫宽温变换、低温甲醇洗净化工艺生产合成气，合成气合成甲醇及转化烯烃产品。主要包括甲醇生产、丙烯生产、聚丙烯生产、自备热电站，以及相配套的公用工程和辅助设施。9.3.1废气污染源甲醇生产废气污染源主要为备煤工序制粉尾气、气化炉开工排放气、CO变换汽提尾气、酸性气体脱除废气、硫回收尾气、甲醇合成弛放气、甲醇精馏不凝气和甲醇闪蒸气等，其主要污染物为粉尘、硫化氢、氨、二氧化硫和甲醇等。丙烯生产无废气排放。聚丙烯生产废气污染源主要为固体添加剂罐排气、包装料仓排气、真空清洗系统排气，其主要污染物为颗粒物。自备热电站锅炉烟气。本项目外排废气为2622426万m3/a，外排废气情况见表9-1。9.3.2废水污染源甲醇生产废水污染源主要有气化废水，变换冷凝液、酸性气体脱除废液、甲醇精馏废水等，其主要污染物为COD、BOD5、SS、氨氮和甲醇等。丙烯生产废水污染源有甲醇转化废水，其主要污染物为COD、BOD5、甲醇和二甲醚等。聚丙烯生产废水污染源主要有干燥洗涤器排水、烃分离器排水、水收集器排水和丙烯切罐排水等，其主要污染物为COD、BOD5、SS和石油类等。另外，还有地面冲洗水、厂区生活及化验污水、脱盐水站排水、循环冷却水系统排水等。本项目外排废水为80万m3/a，外排废水情况见表9-2。9-13 9.3.3固体废物的产生甲醇生产产生的固体废物主要有气化炉渣、变化废催化剂、硫回收废催化剂和甲醇合成废催化剂等。丙烯生产产生的固体废物有甲醇转化废催化剂。聚丙烯生产产生的固体废物主要有废成品和各种废催化剂、分子筛、矿物废液和汽蒸工序废物等。自备热电站产生的固体废物主要是锅炉炉渣及粉煤灰。本项目外排固体废物为69.4万吨/年，外排固体废物的产生情况见表9-3。9.3.4噪声污染源甲醇生产噪声主要来源于磨煤机、各类泵类和压缩机等。丙烯生产噪声主要来源于各类泵类和压缩机等。聚丙烯生产噪声主要来源于罗茨风机和挤出造粒机等。自备热电站噪声主要来源于汽轮机、引风等。本项目噪声产生情况见表9-4。9-13 表9-1废气排放一览表装置名称废气名称排放量Nm3/h组成排放规律排放去向备煤煤粗碎除尘尾气12960粉尘<120mg/m3连续经25米排大气细碎除尘尾气17280粉尘<120mg/m3连续经25米排大气干燥尾气318000粉尘<100mg/m3连续经55米排大气制粉尾气102000粉尘<50mg/m3连续经90米排大气碎煤仓排气9600粉尘<100mg/m3连续经65米排大气甲醇变换汽提尾气1307主要含NH3和H2连续送火炬燃烧气化污水闪蒸气1260H2S9%(v)NH316%(v)HCN2%(v)连续送硫回收处理CO2气提尾气85538CH3OH<150mg/m3H2S<30mg/m3连续经50米排大气甲醇洗酸性气9648H2S29.73%(v)COS1.38%(v)CH3OH0.11%(v)连续送硫回收处理合成闪蒸气432CO8.07%(v)CH3OH6.04%(v)H229.2%(v)连续送工艺燃料气系统作燃料精馏不凝气403CH3OH22.59%(v)连续膜分离尾气8012CO24.82%(v)H229.01%(v)连续硫回收尾气16049SO20.1%(v)H2S0.1%(v)连续送热电站锅炉焚烧聚丙烯固体添加剂罐排气58粉尘30mg/m3连续由30米排大气包装料仓排气16220粉尘30mg/m3连续由30米排大气真空清洗排气16220粉尘30mg/m3间断由30米排大气热电站锅炉烟气2682798SO2128mg/m3NOX<400mg/m3烟尘≤50mg/m3连续经150米排大气合计本工程排入大气的废气量约2622426万m3/a，其中：SO22747t/a，NOX8585t/a，烟尘1073t/a，粉尘340t/a，CH3OH102.6t/a，H2S20.5t/a。9-13 表9-2废水排放一览表装置名称废水名称排放量组成排放规律排放去向甲醇气化废水61m3/hCODCr300mg/lBOD5200mg/lSS50mg/lNH3-N50mg/lCN-1000mg/lS2-少量连续送污水处理场处理变换工艺冷凝液171m3/hS2-58mg/lNH3-N50mg/lCH3OH5mg/l连续送气化工序回用低温甲醇洗废液6.6m3/hCH3OH1000mg/l连续送污水处理场处理甲醇精馏废水21.2m3/hCH3OH450mg/l连续丙烯装置所排废水130.7m3/hCODCr4500mg/lBOD52310mg/lCH3OH2000~3000mg/l连续聚丙烯干燥器洗涤排水~10m3/h平均CODCr300mg/lBOD5200mg/lSS50mg/l油类10mg/lCl-300mg/l间断经收集后送污水处理场处理烃分离器排水水收集器排水切粒罐排水各装置地面冲洗水5m3/hCODCr300mg/lBOD5150mg/lSS100mg/l间断送污水处理场处理生活及化验综合污水1m3/h脱盐水站排水9m3/hCODCr、SS连续经回用水处理后作循环补充水净水站排水14m3/hCODCr、SS连续循环水站排水80m3/hCODCr、SS连续污水处理场处理后废水235.5m3/hCODCr<100mg/lBOD5<20mg/lSS<70mg/lNH3-N<15mg/lS2-<1mg/l连续送回用水处理装置进一步处理回用水处理少量排水~100m3/hCODCr<100mg/lBOD5<20mg/l连续经厂总排口后达标排放9-13 SS<70mg/lNH3-N<15mg/lS2-<1mg/l合计本工程排入外环境的废水量约80万m3/a，其中：COD80t/a，BOD516t/a，SS56t/a，NH3-N12t/a，S2-0.8t/a。表9-3固体废物产生一览表装置名称固体废物名称排放量组成排放规律排放去向甲醇气化炉粗渣283190t/a含碳1%连续送渣场填埋气化炉飞灰195552t/a含碳5%连续变换废催化剂274t/4年CoO,MoO间断送生产厂家回收甲醇合成废催化剂222t/2年CuO,ZnO,Al2O3间断硫回收废催化剂56t/3年Al2O3,TiO2,CoO,MoO间断丙烯废催化剂240t/2-3年聚丙烯粉屑间断等外品外售聚丙烯开停车产生的废料390t/a湿粒料/粉料间断等外品出售倒空时产生的废料420t/a各废催化剂42.5t/批-间断送渣场填埋矿物油废液2.5m3/次矿物油61%铝的醇化物39%1月1次送有资质单位处理低聚合物3.3m3/次C6、C9、C12热电站锅炉灰渣26.8t/h煤渣、灰渣连续送渣场堆放合计本工程外排的固体废物约69.4万吨/年。表9-4噪声产生一览表装置名称设备名称声压级dB(A)排放规律降噪措施甲醇磨煤机85-90连续置于室内灰浆加压泵85-90连续减震激冷水泵85连续减震循环气压缩机85连续隔音罩甲醇合成压缩机85连续隔音罩丙烯流出物压缩机85-90连续减震甲醇转换区泵85连续减震9-13 烯烃回收区泵85连续减震聚丙烯罗茨风机90-95连续隔音罩与消音器挤出造粒机90-95连续置于室内热电站风机90-95连续隔音罩与消音器汽轮机90-95连续置于室内9.4环境保护与综合利用9.4.1废气治理措施(1).碎煤仓和粉煤仓排放气，采用仓顶高效袋式过滤器收尘处理，处理后的尾气由仓顶排放口排入大气，其粉尘的排放符合环保标准要求。(2).原料煤采用低压饱和蒸汽干燥，煤中的水分随干燥机的废气通过排风机抽至袋式过滤器，分离出的煤粉和干燥后合格的碎煤送磨前碎煤仓。分离后的尾气由55米高排气筒排入大气，其粉尘的排放符合环保标准要求。(3).从热风炉来的热烟气送入煤磨中对煤粉干燥，在磨粉的同时经旋转分离器分选，将干燥后合格的煤粉吹入高效长袋低压大型脉冲高浓度煤粉收尘器收集后，送入煤粉贮仓。分离后的尾气大部分循环使用，少部分由90米高排气筒达标排入大气。(4).气化污水经闪蒸汽提后，闪蒸出的酸性气体送硫回收装置进一步处理。甲醇装置膜分离尾气、合成闪蒸气和精馏不凝气，主要组分为甲醇、甲烷、CO、H2等，均送燃料气管网回收作燃料。(5).甲醇装置的低温甲醇洗废气中主要污染物为H2S，拟采用三级克劳斯+超级克劳斯处理工艺，经处理后尾气送热电站进一步燃烧脱硫，最终SO2排放浓度满足环保标准要求。(6).本项目将设置一火炬燃烧系统，专门处理工艺废气、装置开停车放空气、各装置事故排放气，以减少废气直接排放带来的环境污染，火炬产生的燃烧气将高空排放。(7).本工程热电站将采用3×600t/h煤粉锅炉+2×9-13 100MW抽凝式汽轮发电机组，对所产生的燃煤烟气经过4场静电除尘和烟气脱硫装置后，经150米高烟囱排入大气，大大的减少了烟气中SO2、烟尘的排放。本项目脱硫效率为70~80%，除尘效率可达99.5%以上。9.4.2废水治理措施（1）排水方案为了贯彻一水多用，节约水资源，本项目拟实现废水资源化，将生产过程中产生的废水经处理后再次回用，最大限度的减少废水的外排量。根据清污分流的原则，本项目排水系统可分为生产生活污水系统、洁净废水系统、雨水系统。1).为节约水资源，本项目循环水站和脱盐水站排放的洁净废水，经收集后送回用水处理装置，处理后作为循环水的补充水。2).生产生活污水系统主要收集工艺装置产生的污水、装置地面冲洗水、洗罐水、化粪后的生活污水，送污水处理场进行生化处理，处理后再送回用水处理装置，处理后也作为循环水的补充水。3).厂区内清净雨水将根据当地气象、地形条件，可采取就地排放。（2）洁净废水处理方案本项目洁净废水处理采用反渗透处理工艺，以脱除废水中的有机物和盐类，该系统为二段式流程，其脱盐率为80%，废水回用率达90%，处理后得到的水作为循环水系统的补充水使用。（3）污水处理方案本项目拟建污水处理系统，将采用厌氧—好氧相结合的生化处理工艺（A/O法），即先对污水进行厌氧处理，利用厌氧菌将大分子有机物酸性发酵，降解成小分子有机物，再通过好氧处理，利用好氧菌将酸化产生的小分子有机物进一步分解，出水经深度处理后，达到循环冷却水补充水水质指标，也作为本系统的补充水使用。（4）其它1).在工艺设计中,9-13 工艺物料均通过间冷器与循环水换热，避免使用直流水作为冷却介质。2).工艺装置的蒸汽冷凝液进行预热回收后返回全厂除盐水系统，完全予以回收，返回装置中使用，从而避免水资源浪费，节约用水。9.4.3固体废物的处置(1).本项目各装置产生的废催化剂拟送催化剂制造厂回收利用，不外排。(2).聚丙烯装置产生的废料均作等外品出售；矿物油、低聚物等有机废液将送有资质大单位处理回收。(3).其它固体废物（煤灰渣等）拟送渣场分区处置。9.4.4噪声的防治项目主要噪声污染源有磨煤机、空压机、压缩机等大型转动设备及锅炉安全阀排气、锅炉事故各排气门及高压气体放空的气流动力噪声，设计主要从噪声源、传播途径和受声体三方面采取措施，选用低噪声机型或有效的消声、隔声等措施如锅炉安全阀排气、事故各排气门、送风机进口等加装消音器以改善操作条件和减轻对环境的影响。在不能设消音设备或进行防噪处理后噪声仍较大的设备，设置隔音间，并给工人配备耳塞、耳罩等防护用品。在厂区总平面布置时，要考虑噪声污染，噪声污染严重的车间要远离居住区或办公室。在车间、生活区、道路两侧及零星空地进行绿化，工业场地绿化系数不低于15%，居住区绿化系数不低于30%，以达到降尘降噪的目的。9.4.5环境管理与环境监测本项目拟设置环境管理专职人员2名，负责全厂的环境保护管理和监测协助工作。环境监测站定员5人，环境监测仪器费用投资50万元。9-13 9.5环境保护投资估算序号项目投资（万元）备注1甲醇装置备煤系统除尘设施802甲醇装置除灰系统除尘设施13003甲醇装置工艺尾气硫回收37964电力车间烟气除尘15005火炬系统19006气化炉灰水预处理系统6007生产废水收集及预处理358污水处理系统15029回用水处理系统70010渣场720租用11噪声防治50012绿化23013环境监测仪器50合计121939-13 10．劳动保护与安全卫生10.1劳动保护与安全卫生10.1.1编制依据(1)国家和地方的有关法律、法规和规定1）中华人民共和国安全生产法（主席令第70号，2002年11月1日起实施）2）中华人民共和国职业病防治法（主席令第60号，2002年5月1日起实施）3）建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定（原劳动部1996年第3号令）4）危险化学品安全管理条例（国务院第344号令，2002年3月15日实施）5）使用有毒物品作业场所劳动保护条例（国务院令第352号，2002年5月12日实施）6）压力容器安全技术监察规程（质技监局锅发[1999]154号）7）压力管道安全管理与监察规定（劳部发[1996]140号）8）国家发展和改革委员会、国家安全生产监督管理局《关于加强建设项目安全设施“三同时”工作的通知》（发改投资[2003]1346号）9）安全生产许可证条例（国务院令第397号）10）危险化学品生产企业安全生产许可证实施办法（国家安全生产监督管理局、国家煤矿安全监察局令第10号）11）危险化学品生产储存建设项目安全审查办法（国家安全生产监督管理局局长令17号）12）建设项目职业病危害分类管理办法（卫生部令第22号）13）职业健康监护管理办法（卫生部令第22号）14）职业病危害因素分类目录（卫法监发[2002]63号）10-14 15）建设项目职业病危害评价规范（卫法监发[2002]63号）(2)采用的标准、规范1）工程建设标准强制性条文（石油和化工建设工程部分）2）工业企业设计卫生标准（GBZ1-2002）3）工作场所有害因素职业接触限值（GBZ2-2002）4）石油化工企业设计防火规范（GB50160-92，1999年版）5）建筑设计防火规范（GBJ16-87，2001年版）6）化工企业安全卫生设计规定（HG20571-95）7）石油化工企业职业安全卫生设计规范（SH3047-93）8）生产过程安全卫生要求总则（GB12801-91）9）建筑物防雷设计规范（GB50057-94，2000年版）10）爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB50058-92）11）工业企业噪声控制设计规范（GBJ87-85）12）职业性接触毒物危害程度分级（GB5044-85）13）石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范（SH3063-1999）14）防止静电事故通用导则（GB12158-90）15）石油化工企业静电接地设计规范（SH3097-2000）16）建筑抗震设计规范（GB50011-2002）10.1.2建设项目生产过程中危险有害因素(1)生产过程中的主要危险有害因素本项目生产过程中的主要危险有害因素有火灾、爆炸、中毒、窒息等；次要的危险有害因素有粉尘危害、触电、机械伤害、噪声及烫伤等。10-14 ·火灾/爆炸危险本项目生产过程中主要易燃易爆物料包括煤气、氢气、一氧化碳、甲醇、丙烯、硫化氢、LPG、汽油、二甲醚等，这些物质泄漏与空气均能形成爆炸性混合物，若遇火源，易发生火灾/爆炸等事故。各主要生产单元的火灾危险性见本可研报告第十一章。·中毒、窒息本项目生产中的有毒有害物料主要包括一氧化碳、硫化氢、甲醇、氨等，当这些物质泄漏到操作环境中，易造成中毒、窒息等危害。煤粉输送采用二氧化碳加压输送，二氧化碳为窒息性气体，操作人员处于高浓度的二氧化碳操作环境中会引起窒息。另外，在开停车过程中，由于设备、管道等需要利用氮气等进行置换，以及设备中存在一些高浓度的窒息性物料，如二氧化碳气体、氮气等，一旦通风不好，或者在进入这些设备之前没有检测其氧的含量，操作人员也没有采取良好的防护措施，进入这些设备就会造成窒息性危险。循环水装置加氯过程中若出现氯气泄漏事故，会发生氯气中毒。·粉尘危害备煤、煤粉制备过程中会造成煤尘飞扬，易产生粉尘危害。运输煤粉、出炉飞灰均为密闭输送、干法操作。由于输送压力较高，如发生泄漏，极易产生粉尘危害。硫回收单元，在硫成型、运输、包装过程中可产生硫磺粉尘。硫粉尘不仅易燃、易爆，对人体的呼吸系统还产生有害作用。装置还使用分子筛、催化剂等固体催化、吸附剂。在装、卸催化（吸附）剂时，也可能会产生有害粉尘。·化学灼伤本项目生产中的主要腐蚀性物质是烧碱、盐酸等。烧碱、盐酸都是强腐蚀性物质，对人体和设备具有强烈的腐蚀性，人员接触将造成严重的灼伤。·触电、机械伤害10-14 生产过程中使用了大量转动设备和电气设备，存在触电、机械伤害。·噪声危害本装置的噪声源主要包括压缩机、风机、泵等所产生的机械振动噪声。(2)生产过程中主要物料的危害特性本项目生产过程中主要的有毒有害物料有氢气、一氧化碳、二氧化碳、甲醇、二甲醚、丙烯、LPG、汽油等。表10-2-1主要物料的危害特性及控制指标序号物料名称危害特性闪点℃空气中爆炸极限V%火灾危险分类时间加权平均浓度(mg/m3)毒物危害程度分级1氢气易燃易爆/4.1～74.2甲//2一氧化碳易燃易爆、有毒/12.5～74.2乙20Ⅱ3二氧化碳高浓度有窒息危险///9000/4甲醇易燃易爆，有毒116.0～36甲25Ⅲ5硫化氢有毒，易燃易爆＜-504.3~45甲10*Ⅱ6氨可燃、易爆、有害/15.7～27乙20Ⅳ7二甲醚易燃易爆/3.4～27甲//8丙烯易燃易爆-1081.0～15甲//9LPG易燃、易爆/2~15甲9000Ⅳ10汽油易燃易爆-501.3~6甲//11氮气高浓度有窒息危险//戊//12氯气助燃、有毒//乙1*Ⅱ13盐酸强腐蚀性//戊7.5*Ⅲ14烧碱强腐蚀性//戊/Ⅳ15硫磺可燃207.2/乙//16煤可燃//丙//17氧气助燃//乙//注：*表示最高容许浓度10.1.3安全卫生防护措施本项目设计中，各专业严格遵循有关安全标准、规范和规定，并结合工厂实际情况，采取了以下有效的防范措施。10-14 （1）采用先进、成熟、可靠的工艺技术和设备，严防“跑、冒、滴、漏”，实现全过程密闭化生产。（2）总平面布置中，充分考虑总体布置的安全性，严格按照规范要求确定各装置区之间、装置与公用工程、辅助生产设施之间的防火间距。各装置区内外道路保持畅通，以利消防及安全疏散。（3）各装置的工艺设备布置尽量露天化，以保持良好的通风环境，防止氢气、一氧化碳、硫化氢、甲醇、二甲醚、丙烯等可燃/有毒气体的积聚。根据规范要求，在可能散发可燃和有毒气体的设备、阀门和法兰集中的地点、易燃易爆物料罐区等设置固定式可燃和有毒气体检测报警设施。巡检人员配备便携式可燃及有毒气体检测报警设施。（4）严格按规范划分防爆区域，在防爆区内电气设备和仪表均选用防爆型。（5）对高大的建构筑物、设备、储罐等采取可靠的防雷接地措施。电气设备采取可靠的接地措施。（6）对输送、储存可燃物料的设备、管道和储罐等采取可靠的防静电接地措施。（7）生产现场设置事故照明、安全疏散指示标志和职业危害警示标志。（8）转动设备外露转动部分设防护罩加以保护。压力容器和压缩机械等设置安全阀、防爆膜等泄压保安装置。（9）装置区内有发生坠落危险的操作岗位按规定设置便于操作、巡检和维修作业的扶梯、平台和围栏等附属设施。（10）凡容易发生事故或危及生命安全的场所和设备，以及需要提醒操作人员注意的地点，均按标准设置各种安全标志。（11）凡需要迅速发现并引起注意以防发生事故的场所、部位均按标准涂安全色。（12）可燃液体罐区、液化烃罐区等根据规范要求设置围堤，以防止因易燃物料泄漏而引起的流淌火灾及二次危害。（13)10-14 对高温设备和管线进行保温，并合理配置蒸汽和冷凝液的管道接头，以防物料喷出而造成烫伤。（14）在操作人员可能接触甲醇等有毒物料的地点，就近设置事故淋浴和洗眼器，以便操作人员接触时可及时冲洗。（15）对噪声较大的设备，如压缩机、风机、泵等采取消声、隔声措施。对蒸汽放空、气体放空均设置消音器。（16）各装置的操作人员均配置适量个人防护用具，如过滤式防毒面具、防护服、防噪声耳塞等。（17）各装置的生产现场均配置适量防护器具柜、急救药箱等，配置空气呼吸器、过滤式防毒面具等防护用具及急救药物等。（18）生产现场根据规范要求设置更衣室、浴室、厕所等辅助用室。10.1.4安全卫生管理（1）安全卫生管理机构本项目设置一个安全卫生管理办公室，配备专职安全管理人员3人，职业卫生管理人员1人，负责整个工厂的日常安全和职业管理工作。（2）气体防护站本项目设置一个气体防护站，设置在消防站内。气体防护站内配置各种抢险救援设施，如急救车、空气呼吸器、便携式有毒及可燃气体检测报警仪、防护服等等。（3）安全卫生教育培训本项目的安全卫生教育培训主要由安全管理办公室负责，不单独设置安全卫生教育培训机构。安全卫生教育培训场所及设施主要依托工厂的各种会议室。在各装置运转之前及运转过程中，工厂须对操作人员、生产管理人员进行安全教育，操作人员在培训合格之后，必须持有上岗证才能上岗。10-14 特种作业人员必须参加相关的培训并经考核合格，取得特种作业人员操作证以后方能上岗。生产运行中，工厂应加强安全管理，建立安全巡检制度，避免不必要的事故发生。（4）安全卫生监测本项目的安全卫生监测机构及设施与环境监测站合并设置，并依托当地有资质的检测机构及其设施。生产运行中应定期对操作环境中的噪声、有害气体的浓度、湿度等进行检测。（5）医疗急救本项目厂区内设置一个医务室，并配备专职医务人员和常用的医疗急救设备，负责工厂内的医疗急救工作（主要负责急性中毒事故、创伤等）。重大事故的医疗急救工作主要依托当地的医疗卫生机构及设施。（6）职业病防治本项目的职业病防治工作主要依托当地的医疗卫生机构，本项目不单独设置职业病防治机构，也不配置相应的设施。工厂应根据国家及地方的有关防治职业病的规章制度、条例及本项目的实际情况建立完善的职业病防治制度。操作人员就业前及在工厂运行中，对工厂操作人员进行职业健康检查，预防、控制和消除职业危害。根据《中华人民共和国职业病防治法》第十五条的规定，在可研阶段，业主应委托具有评价资格的单位对本项目进行职业病危害预评价，对本项目可能产生的职业病危害因素及其对工作场所和劳动者健康的影响作出评价，确定危害类别和职业病防护措施，并上报当地卫生行政部门予以审批。（7）安全预评价根据《中华人民共和国安全生产法》、国家发展和改革委员会、国家安全生产监督管理局《关于加强建设项目安全设施“三同时”工作的通知》（发改投资[2003]1346号）、《危险化学品生产储存建设项目安全审查办法10-14 》的规定，在可研完成之后，初步设计审查以前，业主应委托具有安全预评价资格的评价单位开展本项目的安全预评价工作，评价的结论将作为初步设计的设计依据。（8）安全管理制度本项目试车之前，应当根据有关法律、法规和标准规范的要求制定必要的安全管理制度和各岗位的安全操作规程，并制定各种事故应急救援预案，如危险化学品事故应急救援预案、特种设备事故应急救援预案、职业病危害事故应急救援预案等等。10.1.5安全卫生投资估算表10.1.5-1安全卫生投资估算一览表序号项目投资(万元)备注1个人防护设施1502气防站设施1003职业卫生健康监护804安全标志及职业危害警示标志805安全及职业卫生监测设施1006安全及职业卫生教育设施1507安全及职业卫生应急救援设施2008安全预评价2009职业病危害预评价及效果评价30010安全淋浴/洗眼器已纳入相关专业投资估算中11防噪声/振动设施已纳入相关专业投资估算中12可燃及有毒气体监测设施40013防火防爆设施已纳入相关专业投资估算中15钢结构耐火保护已纳入相关专业投资估算中16防雷及防静电设施已纳入相关专业投资估算中15辅助卫生用室已纳入相关专业投资估算中10-14 10.2消防10.2.1编制依据(1)国家和地方的有关法律、法规和规定1）中华人民共和国消防法2）建筑工程消防监督审核管理规定（公安部30号令）3）危险化学品安全管理条例（国务院第344号令，2002年3月15日实施）(2)设计中采用的标准规范1）石油化工企业设计防火规范（GB50160-92，1999年版）2）建筑设计防火规范（GBJ16-87，2001年版）3）建筑灭火器配置设计规范（GBJ140-90，1997年版）4）石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范（SH3063-1999）5）火灾自动报警系统设计规范（GB50116-98）6）低倍数泡沫灭火系统设计规范（GB50151-92，2000年版）7）水喷雾灭火系统设计规范（GB50219-95）8）建筑物防雷设计规范（GB50057-94，2000年版）9）爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB50058-92）10.2.2工程的消防环境现状本项目拟建厂址附近无可依托的消防设施。10.2.3工程的火灾危险性类别各主要生产单元的火灾危险分类见表11.3-1。10-14 表10.2-1主要生产单元的火灾危险分类序号装置名称主要易燃易爆物料火灾危险分类一主要生产装置1备煤装置煤丙2空分装置氧气甲3气化装置煤粉、H2、CO、H2S甲4CO变换装置H2、CO、H2S甲5酸性气体脱除装置H2、CO、H2S、甲醇、氨甲6甲醇合成装置H2、CO、甲醇甲7甲醇精馏装置甲醇甲8MTP装置甲醇、二甲醚、丙烯、LPG、汽油甲9丙烯聚合装置丙烯、聚丙烯甲10H2回收装置H2甲11硫磺回收装置硫化氢、硫磺甲二辅助生产设施1罐区甲醇、丙烯、LPG、汽油甲2空压站和氮气站戊3酸碱站戊三公用工程1热电站煤丙、丁2总变及变配电所丙3除盐水系统戊4循环水冷却系统戊5污水处理系统戊10.2.4消防设施根据规范的要求及本项目的火灾危险性，本项目设置如下消防设施：（1）消防站本项目在厂前区设置一个消防站，配置1辆水罐车、1辆干粉车、1辆高喷车、1辆泡沫车、1辆指挥车，同时根据规范要求配备各种消防装备。消防站总定员20人（包括气防人员）。10-14 （2）水消防系统本项目全厂同一时间按2两处着火考虑，一处为工艺装置区及罐区最大用水处，另一处为辅助生产设施最大用水处。本项目生产装置区及易燃易爆物料罐区设置一套稳高压消防给水系统，消防用水量按2000m3/h考虑，火灾延续时间按6小时考虑，消防总用水量12000m3。消防水管网压力0.7～1.2MPa。消防水管网平时用稳压泵稳压，火灾时开启消防主泵供水。公用工程及辅助生产设施设置低压消防给水系统，与生产水合用管网。消防用水量按40L/s考虑，火灾延续时间按3小时考虑。消防给水管网系统在各工艺装置区、罐区、辅助设施及公用工程区均成环状布置，并用阀门分割，两个截断阀之间消火栓和消防水炮的总数不超过5个。（3）室外消火栓在工艺装置区、易燃易爆物料罐区的环状高压消防水管网上设置室外地上式防冻型消火栓，选用DN150的三出口室外地上式消火栓。消火栓的间距不大于60m。每个室外消火栓旁均配备一个消火栓箱，箱内配备适量的直流-喷雾水枪、消防水带、消火栓扳手等。（4）消防水炮本项目在煤气化装置区、甲醇工艺装置区、MTP装置区和聚丙烯装置、中间罐区及成品罐区设置固定式消防水炮，消防水炮的流量为30L/s，覆盖半径为40～60m。（5）泡沫灭火系统本项目中间罐区和成品罐区的可燃液体储罐设置固定式泡沫灭火系统。系统采用贮罐压力式空气泡沫比例混合装置，泡沫原液采用抗溶性水成膜泡沫液。泡沫灭火系统采用手动控制。泡沫混合液供给强度按12L/min·m2设计，泡沫混合液供给时间为40min。（6）消防冷却水系统本项目在中间罐区、成品罐区的可燃液体罐区、丙烯球罐等设置固定式消防冷却水系统。10-14 可燃液体罐区的消防冷却水系统采用水喷雾系统。着火罐设计喷雾强度为2.5L/min·m2，邻近罐设计喷雾强度为2.0L/min·m2。丙烯球罐的消防冷却水系统采用水喷雾系统。着火罐设计喷雾强度为9.0L/min·m2，邻近罐设计喷雾强度为4.5L/min·m2。（7）火灾自动报警系统本项目设置一套火灾自动报警系统，火灾报警控制盘设置在主控制室内，消防站内设置火灾报警复示盘。在生产现场、各辅助设施设置手动报警按钮、感温/感烟探测器等火灾报警设施。所有火灾报警信号将同步传输到消防站内的火灾报警显示盘。（8）可燃及有毒气体检测报警设施在可能散发可燃及有毒气体的工艺生产装置区、罐区等设置可燃及有毒气体检测报警系统，用以检测现场内氢气、一氧化碳、甲醇、硫化氢等可燃及有毒气体的泄漏情况。（9）灭火器工艺装置区、罐区及各建筑物内均配置适量手提式和推车式干粉灭火器和二氧化碳灭火器，用于扑灭初期火灾和小型火灾。（10）移动式泡沫灭火装置在可能泄漏可燃液体的设备区及泵房等处设置移动式泡沫灭火装置。移动式泡沫灭火装置采用3%的抗溶性水成膜泡沫原液。每套移动式泡沫灭火装置包括1个容积为300L的泡沫液罐、1个泡沫产生器、1支PQ8型泡沫枪和2根65mm(2-1/2”)x20m的消防水带。（11）室内消火栓系统在聚丙烯仓库、封闭式工艺厂房、办公楼、仓库及维修等建筑物内设置室内消火栓系统。10.2.5防火措施（110-14 ）总平面布置中，充分考虑总体布置的安全性，严格按照规范要求确定各装置区之间、装置与公用工程、辅助生产设施之间的防火间距。各装置区、罐区的道路成环状布置，道路畅通，有利于消防车顺利通行。（2）各装置工艺设备布置尽量露天化，以保持良好的通风环境，防止可燃/有毒气体的积累。对生产过程中存在易燃、易爆介质的部分采取必要的防护措施，如设置机械通风、安全泄压等设施。（3）根据生产、贮存的火灾爆炸危险性确定建构筑物的结构型式、耐火等级、防火间距、建筑材料等。各建构筑物内设置完备的安全疏散及防护设施，如安全出入口、防护栏等，以利现场人员事故时紧急撤离。（4）设计中，各建构筑物采用的室内外装修材料的材质及耐火性能均符合防火规范的要求。（5）各工艺装置、控制、配电等重要场所及通道处设置事故照明，供紧急处理事故和人员疏散用。（6）严格按照规范划分爆炸危险区域，在防爆区域内选用防爆型电气设备、仪表及照明灯具。（7）本工程设计中采取了可靠的防雷保护及防静电接地措施，对输送可燃物料的管道、设备采取可靠的静电接地措施，并控制流速。（8）根据规范的要求对工艺装置内承重的钢框架、支架、裙座、钢管架以及建筑物的钢柱、钢梁等按规范要求采取覆盖耐火层等耐火保护措施，使涂有耐火层的钢结构的耐火极限满足规范要求。对火灾爆炸危险区域内可能受到火灾威胁的关键阀门、控制关键设备的仪表、电气电缆均采取有效的耐火保护措施。（9）可燃液体罐区均设置围堤，以防止因泄漏而引起的流淌火灾及二次危害。10-14 10.2.6消防投资估算表10.1.6-1消防投资估算一览表序号项目投资(万元)备注1消防水系统/已纳入相关专业投资估算中2灭火器1003固定式泡沫消防系统2504移动式泡沫灭火装置505可燃及有毒气体检测报警设施4006消防冷却水系统4007消防车辆5008消防站装备2509火灾报警系统/已纳入相关专业投资估算中10防火防爆设施/已纳入相关专业投资估算中11防雷及防静电设施/已纳入相关专业投资估算中12钢结构耐火保护/已纳入相关专业投资估算中10-14 11.工厂组织和劳动定员11.1工厂管理体制本项目实行总经理负责制，按现代化企业制度设置管理体制。公司实行全员聘用制和劳动合同制度，设置将精干、简单、适用、高效的管理机构。公司的管理层次设置公司、职能部门二级，以使工厂的生产和经营指挥通畅，管理成本低、效益高，从而成为一个按现代化企业管理模式运作的工厂。工厂分设生产部、技术开发部、营销部、计财部、行政管理部、政治部、质保安全部七个部门，其中公司的质保安全部负责管理中央化验室、环保监测站、气体防护站及消防站；生产部统一负责进行生产装置、辅助设施和公用工程的生产调度和技术管理，下设7个车间进行生产操作和维修。工厂生产及管理机构的设置见下表序号部门管理范围主要任务1气化车间原、燃煤库及粉煤气化装置负责原、燃料煤卸车、贮运以及原料煤的磨碎、干燥、气化等。2空分车间空分、空压站装置负责空气分离、仪表空压站等。3甲醇车间气体净化、甲醇合成、冷冻、硫同收、甲醇中间罐区装置负责气体净化、甲醇合成、甲醇提纯、硫磺回收、提供全厂冷量、为丙烯装置提供原料甲醇等。4丙烯车间丙烯、聚丙烯装置负责丙烯、聚丙烯生产，补充冷冻用丙烯，提供聚丙烯、液化气、汽油等产品。5成品车间成品罐区、成品仓库、成品站台装置负责成品贮运、成品装车发货等。11-6 6动力车间供排水、供配电、电信、供热、发电系统、火炬系统、污水处理系统、渣场等装置负责全厂供排水、消防水、供配电、电信、供热、发电系统、火炬系统、污水处理系统、渣场等7维修车间维修中心负责机修、电修、仪修和备品备件仓库。公司的组织机构如下图：总经理计财部营销部技术开发部生产部行政部质保部气化车间中央化验室甲醇车间环境监测站消防站空分车间丙烯车间聚丙烯车间成品车间动力车间维修车间11.2全厂定员本项目生产装置为连续操作，年运行时间为333天。根据国务院规定，每周实行40小时工作制，因此生产车间按四班制，操作运行按五班配备人员即五班四轮制。个别操作系统视操作运行情况，可按一班制确定定员。全厂定员见下表。11-6 全厂定员汇总表序号部门和装置定员合计管理人员技术人员操作工人1生产部(1)部办45(调度员)9(2)原料车间224卸煤贮运5050运渣1010(3)气化车间3912备煤7575CO2压缩1515煤气化9090(4)空分车间347空分2020空压站55(5)甲醇车间3912变换3030酸性气体脱除3030压缩3030甲醇合成3030甲醇精馏及中间罐区1010冷冻1010硫回收1010氢回收55分析化验(含气化装置)1010(6)丙烯车间3912丙烯合成555511-6 聚丙烯4545分析化验1010(7)成品车间224聚丙烯包装贮运及装车7575液体成品罐区管理及装车1010硫磺成型及贮运1010(8)动力车间暨公用工程31417一次水取水泵房1010一次水处理及消防水泵房55化学水处理1010动力车间循环水处理1010生产装置循环水处理1010冷凝液精制1010污水处理1010供配电5555锅炉房3030发电机组3030电信1010(9)维修车间369机电仪表维修、巡检等171171设备材料仓库1010小计2660100610922质保安全部156(1)中央化验室3030(2)环保监测站5511-6 (3)消防站、气体防护站101020小计16540613计财部10104营销部20205技术开发部120216党委、工会及政治部系统15157行政部(含食堂、车队等)254563厂部行政及技术管理人员25254全厂合计1158511001300车间技术人员设置说明：原料车间设机械工程师2人；气化车间工艺工程师4人、机械工程师2人、仪表工程师3人；空分车间工艺工程师2人、机械工程师1人、仪表工程师1人；甲醇车间工艺工程师4人、机械工程师2人、仪表工程师3人；丙烯车间工艺工程师4人、机械工程师2人、仪表工程师3人；成品车间机械工程师1人、仪表工程师1人；动力车间热工工程师3人、水处理工程师3人、电气工程师6人、机械工程师2人，其中热工、水处理、电气等技术人员负责处理全厂相应专业技术问题；维修车间机械工程师2人、仪表工程师2人、电气工程师1人；中央化验室分析工程师2人；环保监测站环保工程师2人；厂部设行政领导5人，总工程师1人，总会计师1人，总经济师1人，分管工艺、仪表、机械的副总工程师各一人。11-6 11.3人员来源和培训本工程为煤气化生产丙烯的联合化工项目，产品多，装置多，流程复杂，设备先进，科技含量高，自动化水平高，对管理人员、技术人员及操作人员的文化素质要求严格。因此必须高度重视对各类人员的培训工作，工厂技术人员、管理人员和主生产装置操作工必须为大学本科以上学历人员。凡引进技术的装置，必须派遣技术、管理人员以及操作工在国内外类似装置进行一定时间的技术、管理和操作培训，全面掌握煤基烯烃全过程的生产技能。对国外进口的DCS控制系统、大型机泵设备、关键容器设备，也必须在制造厂进行技术培训，掌握这些设备的开车、维修方法。属国内设计的装置，要选择国内同类型的生产厂对操作人员进行培训，以保证顺利开车，正常安全生产。本项目技术、管理和操作人员拟通过国内招聘的方式解决，高级管理人员由业主委派。11-6 12．项目实施规划12.1建设周期的规划本项目是一个大型粉煤气化生产甲醇并进一步加工烯烃产品的化工项目，项目的特点是技术先进、生产装置多、投资大、要求高、工程量大。为了搞好工程建设，针对本工程的特点，对工程的前期工作、工程设计、设备材料的采购等对工程的建设周期、建设质量、建设投资有较大影响的各个建设环节必须予以高度重视。由于项目各生产装置的复杂性，技术密集性，需要做好科学、详实、周密的建设计划，做好询价、交流、比选和谈判等工作。为了缩短项目建设工期，争取早建成、早见效，本工程拟采取以下措施：——安排设计、采购、施工安装、培训和试车等不同阶段在时间上做合理的交叉，尽可能缩短建设周期；——设计工作，特别是引进技术、设备的技术、商务招标和谈判提前介入，在保证设计质量的同时，节约时间；——对制造周期长的设备创造条件提前订货，保证设备供货能满足建设进度的需要；——采取各种措施保证北方寒冷地区的施工周期与施工质量。采取以上各种有效措施、合理安排衔接工程建设的各个环节，本项目在可行性研究获批后，分步进行项目的实施，计划先上一套20万吨/年甲醇生产线，及其配套的公用工程、辅助设施，为下步大甲醇及烯烃转化积累经验和打下基础，紧接再上160万吨/年甲醇，及其后续的烯烃转化和聚丙烯工程，整个项目用三年的时间建成投产。工程的实施分为以下七个阶段：（1）引进技术谈判签约；（2）专利商工艺包及基础设计阶段；12-5 （3）基础工程设计/初步设计阶段；（4）详细工程设计阶段；（5）设备采购阶段；（6）土建、安装阶段；（7）联动试车和投料试车阶段。12.2实施进度规划本工程各阶段实施进度规划如下：（1）引进技术谈判签约可行性研究报告审批后，完成本项目这样的特大型工程的所有引进技术的交流、招投标和签约，计划用6个月的时间。与此同时，确定本工程设计基础。（2）专利商工艺包及基础设计阶段本阶段全部工作由国内设计院配合提供专利技术、专利设备的专利商完成，计划用11个月的时间。（3）基础工程设计/初步设计阶段本项目主要生产技术均为引进，本阶段需要较长时间。从专利公司正式提交引进技术的装置基础工程设计之日算起，本阶段计划用4个月的时间。（4）详细工程设计阶段从完成基础工程设计/初步设计阶段之日算起，本阶段计划用15个月的时间。（5）设备采购阶段12-5 从关键引进设备基础设计开工算起，设备材料订货到采购完成并运抵施工现场，计划用28个月的时间。这个阶段的工作包括设备和材料的订货、催交和运输。（6）土建及安装阶段在基础工程设计完成后，从场地平整开始到电气和仪表安装完成为止，计划用26个月的时间。这个阶段的工作包括土建施工（厂区三通一平、道路和建筑物施工、设备基础施工等）、钢结构施工、设备、电气、仪表和管道安装及管道设备等的防腐、保温、涂漆等。（7）联动试车和投料试车阶段从单机试车到投料试车为止，本阶段计划用2个月的时间。这个阶段的工作包括单机试车、联动试车、投料试车。上述项目建设的各个阶段在整个建设期间尽量合理安排、交叉进行，具体实施计划见项目建设总进度计划表。12-5 12-5 12-5 13.投资估算和资金筹措13.1投资估算13.1.1工程概况及估算范围（1）工程概况本项目是响应国家西部大开发的战略规划，建设一个现代化的大型煤化工项目，由××××**矿业投资有限公司在××××自治区××××市利用当地丰富的煤炭资源建设煤制180万吨/年甲醇及转化烯烃项目。本工程采用目前世界上先进的GSP煤气化技术，将煤气化，经处理后生产精甲醇，然后转制低碳烯烃，采用MTP技术年产聚丙烯55万吨，同时建设2×100MW的自备热电站。（2）投资估算范围本投资估算包括储煤系统、煤气化装置、甲醇装置、MTP装置、聚丙烯装置、空分装置等主要生产装置，以及配套的辅助、公用工程，服务性工程和厂外工程等全厂建设总投资。13.1.2编制依据和原则（1）××××**矿业投资有限公司与成达公司签订的“煤制180万吨/年甲醇及转化烯烃项目可行性研究报告”合同（合同号为CCECC-2005630）。（2）国家石油和化学工业局国石化规发(1999)195号文《化工建设项目可行性研究投资估算编制办法》。（3）中石化（1997）咨字348号文颁发的《中国石油化工总公司石油化工项目可行性研究报告编制规定》。（4）中国石油化工集团公司[2000]建字476号《石油化工工程建设设计概算编制办法》。（5）业主提供的有关基础资料。13-9 13.1.3编制方法（1）设备、材料价格采用市场询价，或参考同类工程的历史数据并调整到2005年的价格水平；（2）安装工程参考同类工程，并结合本工程特点及目前的市场情况进行估算；（3）建筑工程参考同类工程，并结合建厂所在地的物价水平，采用综合大指标进行估算；（4）其他费用根据业主提供的资料、数据以及现场考察所收集的资料信息，按照国家有关可行性研究报告投资估算编制办法和规定进行估算。13.1.4项目投资及投资分析本项目工程建设总投资1195873万元（其中外汇35299万美元）；其中工程建设投资1089838万元（其中外汇35299万美元），建设期利息66082万元，30%铺底流动资金11986万元。按费用项目投资比例分析本工程建设投资：1089838万元其中：固定资产费用：862752万元占建设投资79%无形资产费用：97864万元占建设投资9%递延资产费用：42411万元占建设投资4%预备费：86811万元占建设投资8%按专业项目投资比例分析本工程建设投资：1089838万元其中：设备购置费：566770万元占建设投资52%安装工程费：174835万元占建设投资16%建筑工程费：109139万元占建设投资10%其它建设费：239093万元占建设投资22%13-9 13.1.5有关事项说明（1）本项目占地117.8公顷，征地费用按1万元/亩计算，渣场租地费用按800元/亩以4年计算租赁费用。（2）根据国家西部大开发的有关鼓励政策，本项目引进设备材料的进口关税和增值税按免税考虑。（3）热电系统锅炉采用干粉煤炉代替传统的流化床锅炉，同时增加脱硫岛。（4）本估算中外汇为估算值，今后应以正式合同价为准进行调整。货币汇率暂按：1US$=8.11元RMB。（5）项目只计算了基本预备费，根据计投资[1999]1340号文《国家计委关于加强对基本建设大中型项目概算中“价差预备费”管理有关问题的通知》，暂不计算涨价预备费。基本预备费国内部分费率按10%，国外部分费率按5%计取。13.1.6项目投资估算表项目投资估算见表（总投资估算表）13-9 13-9 13-9 13-9 13-9 13-9 13.2资金筹措本项目报批总投资为1167906万元,其中30%，即352982万元为股本金（含自有铺底流动资金11986万元），不还本不计息；其余70%即814924万元为人民币贷款，年利率6.12%。流动资金贷款为27967万元，年利率5.58%。13-9 14.财务分析14.1编制依据国家计委、建设部发布的《建设项目经济评价方法与参数》；原国家石油和化学工业局《化工投资项目经济评价参数》。14.2计算依据14.2.1商品量聚丙烯55万吨/年LPG7.23万吨/年汽油15.09万吨/年硫磺0.776万吨/年14.2.2实施进度项目拟三年建成,第四年投产,当年生产负荷达到设计能力的80%，第五年直至以后生产负荷为100%。生产期为14年，计算期为17年。14.2.3总投资估算及资金来源1)报批总投资估算序号项目金额(万元)1.建设投资10898382.建设期利息660823铺底流动资金119864.报批总投资11679062)流动资金估算采用详细估算法计算流动资金需要量，年流动资金39953万元。3)资金来源14-6 本项目报批总投资为1167906万元,其中30%,即352982万元为股本金（含自有铺底流动资金11986万元），不还本不计息；其余70%即814924万元为人民币贷款,年利率6.12%。流动资金贷款为27967万元,年利率5.31%。14.3产品成本估算按总投入总产出计算项目的年总成本费用。年均总成本费用208535万元，年均经营成本115916万元。总成本费用估算详见总成本费用估算表。成本估算说明如下:1)主要原辅材料及公用工程价格序号产品名称单位价格1原料煤元/吨1502燃料煤元/吨1503电（外输）元/kwh0.3474直流水元/NM32.52)工资及福利费计算工资按35000元/人.年计，含福利费等。3)固定资产折旧和无形及递延资产摊销计算固定资产、无形及递延资产按平均年限法计算。其中折旧年限为14年，残值率为5%。无形及递延资产的摊销年限分别为10年和5年。4)维修费：维修费取固定资产原值(扣建设期利息)的3%。5)其它制造费：取取固定资产原值(扣建设期利息)的1%。6)财务费用生产经营期内，固定资产贷款利息及流动资金借款利息计入总成本中的财务费用。7)其它管理费：取工资及职工福利的150%。8)销售及其它费用：取销售收入的1%。14-6 14.4财务评价14.4.1年销售收入估算聚丙烯6800元/吨LPG2800元/吨汽油3000元/吨硫磺600元/吨根据此价格计算年均销售收入为433694万元。年销售收入估算详见年销售收入估算表。14.4.2年销售税金及附加估算年销售税金及附加按国家规定计取。企业缴纳增值税，产品增值税LPG为13%外，其余为17%。外购的原辅料及公用工程的增值税率除水为6%，其余为17%计取。城市维护建设税及教育费附加分别按增值税金7%及3%计取。14.4.3利润总额及分配年平均利润总额163602万元，所得税按国家优惠政策计取，按利润总额的15%计取。经计算，年均所得税53989万元，年均税后利润109613万元，盈余公积金按税后利润的15%计取。14.4.4财务盈利能力分析1)根据财务现金流量表计算以下财务评价指标：序号项目所得税前所得税后资本金(税后)1投资回收期(年,静态)7.578.499.522财务内部收益率17.28%13.48%18.25%3财务净现值(ic=12%,万元)314166812161869192)其它重要财务指标：序号项目指标14-6 1投资利润率(年平均)13.68%2投资利税率(年平均)18.83%3资本金利润率(年平均)46.35%14.4.5清偿能力分析在还款期间将税后利润、折旧费的100%、摊销费的全部用来还款。人民币贷款按项目投产后最大偿还能力计算偿还期为8.08年(含建设期)。14.4.6社会分配效果分析国家收入分配表（单位：万元）收益项目名称国家及地方企业职工合计产品增值税及附费6155761577所得税5398953989税后利润109613109613人工工资45504550福利费637637合计1155461096135187230346国家及地方分配指数=115546/230346=50.16%企业分配指数=109613/230346=47.59%职工分配指数=5187/230346=2.25%显然，这种分配效果在层次上较为合理，国家及地方获得较大分配收益，而由于该项目属于高科技技术密集性项目，所需人力较小，故职工分配指数较低。14.4.7不确定性分析1)敏感性分析14-6 分别以销售收入、原料及公用工程、建设投资及建设期的变化对项目所得税前内部收益率作单因素敏感性分析。分析结果见敏感性分析表。由敏感性分析结果可以看出：各因素在作上述的10%不利变化时,所得税前内部收益率均高于基准收益12%.说明本项目具有较强的抗风险能力。说明本项目具有较强的抗风险能力。各因素中销售收入最为敏感。2)盈亏平衡分析以生产能力利用率表示盈亏平衡点（BEP）。BEP=年固定成本/(年销售收入-年可变成本-年销售税金)×100%。各年盈亏平衡点变化如下：从盈亏平衡点的计算表明，由于生产期内固定成本逐年减少，盈亏平衡点亦逐年降低。投产初期因生产未达满负荷,而贷款利息较大,盈亏平衡点处于较高水平；贷款偿清后,盈亏平衡点显著降低。整个生产期内盈亏平衡点仍维持在较低水平(在76%-39%之间)。14-6 14.5小结由财务评价的计算可知，项目的内部收益率所得税前及税后分别为19.64%和15.14%,均高于基准收益率12%，盈利能力满足了行业要求；从项目各项效益指标及不确定性分析的结果可以看出，项目具有一定的抗风险能力及贷款清偿能力，因此项目从财务评价的角度来看是可行的。14.6主要计算报表损益表资金来源与运用表资产负债表财务现金流量表（全部投资）财务现金流量表（自有资金）投资计划与资金筹措表折旧及摊销计算表流动资金估算表年销售收入估算表原辅材料费用估算表公用工程费用估算表总成本费用估算表贷款偿还平衡表指标汇总表14-6'