某石化煤代油工程項目可行性研究報告

PAGE―PAGE34―目錄一、項目概況二、設計的指導思想及設計原則三、設計主項及設計分工四、確定的工藝技術方案五、公用工程及依托條件六、總圖布置七、設計質量的保證措施八、關于投資控制九、設計進度安排及設計條件要求附件：工程設計統一規(guī)定(含概算編制原則)和設計基礎一、項目概況合資廠煤氣化能力：處理煤量 2000噸/日(湖南省煤炭壩煤) 83.33T/h供氣能力 有效氣體(CO+H2)142000Nm3/h所配空分裝置能力 正常 48000Nm3/h(以99.6%計) 最大 52000Nm3/h年操作日 330天。煤氣產品規(guī)格產品名稱用戶產品要求(CO+H2)溫度℃壓力MPa(G)產量(Nm3/h)正常量最大量煤氣XX石化合成氨裝置≥89.31603.7142000空分產品規(guī)格(煤氣化合資廠自用)產品名稱用戶產品要求(O2)溫度℃壓力(MPa,A)產量(Nm3/h)正常量最大量氧氣煤氣化99.6%254.624800052000高壓氮氣煤氣化10ppm808.022121030400低壓氮氣煤氣化10ppm400.561360016350空分產品規(guī)格(提供給XX石化合成氨裝置)產品名稱用戶產品要(O2)溫度℃壓力(MPa,A)產量(Nm3/h)正常量最大量中壓氮氣合成10ppm≥803.22946034200低壓氮氣凈化10ppm400.561870019500事故氮氣10ppm-1780.56100工廠空氣全廠常溫0.8500800儀表空氣全廠常壓露點-40常溫0.815002000XX石化合成氨裝置能力：產氨量 1100噸/日(36.3萬噸/年)向外供液氨 6萬噸/年向外供工業(yè)氫氣(93.36%) 46154Nm3/h(折純氫43463Nm3/h)年操作日 330天氨合成裝置能力維持與目前相同，向外輸出的工業(yè)氫氣則與可研報告中的19235.7Nm3/時相比，要多出272481.8Nm3/時，供應雙氧水、己內酰胺及岳化總廠使用。二、設計的指導思想及設計原則1、認真貫徹國家在工程建設中的有關方針政策，嚴格執(zhí)行國家基本建設法規(guī)。本著節(jié)約投資、減少征地、減少定員的原則，使工廠設計體現新廠新體制、新機制的現代化企業(yè)水平；2、認真貫徹集團公司關于工廠設計模式改革的規(guī)定(1996年1月修訂版)，以提高工廠和工程設計水平；3、采用經過實踐考驗的成熟、可靠的工藝技術，保證工藝流程先進、經濟合理，確保煤代油工程一次開車成功，并能盡快實現達標及長周期安全運轉；4、工廠及裝置的總平面布置，本著流程順暢、緊湊布局的原則，減少街區(qū)、減少占地，生產裝置設計實現聯合化、露天化，建(構)筑物力求裝配化、輕型化；5、公用工程及輔助工程盡量依托原氮肥廠的設施，不足部分再改造或新建。合資廠的水、電、汽等公用工程全部由XX石化合成氨裝置供給，對勞動安全、消防、檢修維修、環(huán)境保護等輔助設施也盡量依托氮肥廠，以減少投資和加快建設進度；6、妥善銜接好合資廠與配套改造工程的設計，做到整體設計上經濟、合理；7、利用國內廠家已積累的先進技術和成熟生產經驗，盡量提高設計和設備的國產化程度。三、設計主項目及設計分工1、中石化殼牌煤氣化公司工程主項及設計分工序號主項代號主項名稱承擔設計單位11100磨煤及干燥xxxxxx21200煤加壓及進煤″31300氣化及合成氣冷卻″41400除渣″51500除灰″61600洗滌″71700廢水汽提及澄清″83000氣化氮氣系統″93100火炬及液化石油氣系統″103200氣化冷卻水系統″113300氣化工藝水系統″123400氣化蒸汽/冷凝液系統″133500工廠/儀表空氣分配系統″143600化學品及柴油分配系統″154000空分裝置″

續(xù)上表序號主項代號主項名稱承擔設計單位165100鐵路設施廣鐵公司設計院175200煤/石灰石卸貨xxxxxx185300煤貯存及運輸″195400石灰石貯存運輸″205500中間渣場″216000事故電源″226100變配電站″236200通訊″246300動力、照明、接地系統″256400給排水管網″266500總圖運輸″276600管廊″287100A中央控制室″297200化驗室″307400環(huán)保勞安設施″317500綜合樓″327600維修″337700倉庫″2、XX分公司合成氨煤代油工程主項及設計分工序號主項代號主項名稱承擔設計單位12100一氧化碳變換xxxxxx22200酸性氣體脫除″32300甲烷化裝置改造″42400合成氣壓縮機蒸汽透平改造″52500新建冰機系統″62600硫回收″72700硫磺成型包裝及儲存″82800溶劑卸料及儲存″97100B主控制室″108100新建循環(huán)水系統″118200污水處理裝置″128300給排水管網″138400廠外供水站改造″148500主電氣室″158600動力照明外線及接地系統″168700電訊″178800通訊外線″188900工藝管廊″199000全廠供熱及冷凝液回收處理″209100換熱站″219200新老裝置區(qū)間外管道″229300總圖運輸″239400生產控制分析化驗完善″249500環(huán)保監(jiān)測站完善″四、確定的工藝技術方案1、工藝方案在可研報告階段已經進行過工藝方案的比選，工藝技術路線選擇如下：合資廠煤氣化采用的是殼牌粉煤加壓氣化專利技術,今年3月份已經審查了殼牌提供的BDP(基礎工藝包)設計,由殼牌最終提供到BEDP設計(基礎工程設計),我院進行初步設計及施工圖設計(即詳細工程設計)。粉煤氣化壓力4.0MPa,氣化溫度1400℃～1700℃，氣化壓力可滿足已有合成氣壓縮機進氣壓力2.6MPa空分裝置采用全低壓、透平膨脹、氮水預冷、分子篩吸附、內壓縮液氧泵流程。空分能力的確定是按照粉煤氣化耗氧量確定的，每1000Nm3(H2+CO)耗氧330Nm3，而氣化能力為(CO+H2)142000Nm3/h，則正常耗氧量為46860Nm3/h，故選取空分裝置能力為48000Nm3/h，最大產氧52000Nm3/h，同時產純氮(99.99%)83000Nm3/h最大96000Nm3/h?？辗盅b置(包括空壓機等)由國內合資企業(yè)或國內廠家與外商合作制造，如杭氧液空、開封空分與美國APCI合作、林德-金重等廠家?？諌簷C可由沈鼓-德馬克或陜鼓-蘇爾壽等廠家合作制造。XX石化合成氨裝置配套改造部分主要是新建變換及酸性氣體脫除裝置。由于煤氣化送變換氣體中含有較高的CO(約65%)，則需新建耐硫變換，變換采用中、低、低流程，為了脫氯、脫砷及防止灰塵帶入后系統，還加有預變爐。變換系統的反應熱充分回收，分別副產中壓蒸汽、低壓汽、預熱脫鹽水及變換氣余熱送酸性氣體脫除裝置，作為再沸器熱源。變換爐擬采用軸徑向反應器，這樣可采用小顆粒變換催化劑，阻力小，活性高。在可研報告階段已詳細比較了熱法及冷法凈化工藝，專家評估時已有明確結論：低溫甲醇洗明顯的優(yōu)勢是操作費用低而凈化度高，故脫硫及脫CO2采用低溫甲醇洗技術。該部分擬向外商購買工藝包(即PDP)，已與Linde及Lurgi兩個專利商簽訂了技術轉讓的技術附件，國際事業(yè)公司亦已完成商務談判，待集團公司領導批準后即可確定專利商。老裝置部分，甲烷化有部分改造；合成氣壓縮機的蒸汽透平由于電廠供高壓蒸溫度高(將蒸汽透平使用溫度由465℃提高到525℃)，需進行改造(目前廠里正在實施中)；氨合成裝置不再增大能力，仍維持日產氨1100噸，故不需改造；由于空分裝置及低溫甲醇洗裝置需要冷量，共計為10×106kcal/h(空分為1.5×106kcal/h、低溫甲醇洗為8.5×1062、物料平衡見物料平衡圖3、主要工藝流程見工藝流程圖五、公用工程及依托條件合資企業(yè)的公用工程，全部依托XX石化合成氨裝置，其所需公用工程量加上配套改造后的公用工程量，除利用原有的公用工程外，不足部分則進行改造或新建。1、給排水生產用水及生活水：原洞庭氮肥廠生產及生活用水由水源地凈水廠和廠內凈水廠兩處供給。廠內凈水站供水能力為1362m3/h，水源地凈水廠供水能力為1000m3/h。煤代油改造時，水源地凈水廠供水量須增至1600循環(huán)水：煤代油改造工程完成后，循環(huán)水總需用量(包括合資企業(yè))為42061m3/h，其中新區(qū)用量(含合資企業(yè))為18254m3/h，老區(qū)用量為23807m3/h，原有老區(qū)循環(huán)水供水能力為21000m3/h(單格冷卻塔處理能力為3000m3污水處理：原洞庭氮肥廠沒有污水處理廠。煤代油改造后，合資廠氣化裝置排出污水正常量為32m3/h，最大量為40m3/h；配套改造部分新建變換單元排出污水正常量為10m3/h，新建酸性氣體脫除單元排出含甲醇污水正常量為0.56m3/h改造后的全部用水量表單位：m3/h序號裝置名稱生產水循環(huán)水生活水1氣化9362酸性氣體脫除7703硫回收及硫磺成型884新增冰機53465空分100546其他957鍋爐系統208新建循環(huán)水站5049一氧化碳變換91510合成氨回路及冰機改造1322011新建煤儲存及運輸501612尿素873713儀表空氣8014取樣冷卻器1015原有循環(huán)水站64816原有循環(huán)水透平65017脫鹽水站21040031018雙氧水4505019液體二氧化碳601020氨水站20021全廠供熱及冷凝液回收522分析化驗2223廠前生活用水3024新建區(qū)生活及沖洗用水1225原有煤儲存及輸送7026廠外生活區(qū)用水75627未預見水量26428污水處理5合計1362420611600改造后全部排水水量表單位：m3/h序號裝置名稱凈下水備注1氣化322酸性氣體脫除0.563鍋爐系統34新建循環(huán)水站155一氧化碳變換106尿素477原有循環(huán)水站1358脫鹽水站529全廠供熱及冷凝液回收510分析化驗22送原有污水處理11廠前生活用水30送原有污水處理12新建區(qū)生活及沖洗用水1213其他用水3014污水處理515廠內凈水站13816雙氧水5017液體二氧化碳10合計42.56694852、供電現有XX公司熱電廠設有電壓為110kV/6kV、容量為20000KVA雙卷主變壓器兩臺，其110kV電源一路來自岳陽電廠，另一路引自楓樹坡變電站。熱電廠另設有6kV發(fā)電機組三臺，容量分別為12MW一臺和25MW兩臺。根據本次煤代油改造工程汽電平衡情況，發(fā)電機組的實際發(fā)電能力為37750KW，兩臺主變壓器的供電能力為36000KW，本次煤代油改造工程實施后，全廠的用電負荷為36964KW。故電源的供電可靠性及供電能力是完全可以滿足煤代油改造工程的需要。(1)在合資廠界區(qū)內設6kV主電氣室一座，供合資廠全部負荷，6kV兩路電源引自洞氮熱電廠，每路電源采用兩根YJV-ZR-63×240m2電力電纜，用電設備的總需要容量為6303KW?？辗趾蜌饣鐓^(qū)高低壓負荷均由該主電氣室提供，另提供原料煤儲運變電所兩路(2)在轉運站設輸煤低壓配電室及輸煤控制室，該配電室主要向輸煤棧橋的用電設備供電；控制室設一套PLC，對輸煤系統進行集中自動控制。(3)原料煤儲運區(qū)設低壓變電所一座，該變電所主要供原料煤儲運區(qū)及卸石場的用電設備，變電所內設輸煤系統PLC的遠程控制站一套。(4)配套改造根據總圖布置分為新區(qū)和老區(qū)兩部分，老區(qū)原有6kV主變配電室一座，其供電能力完全可以滿足老區(qū)改造的要求，所以，本次僅對原老區(qū)變配電裝置進行必要改造。在新區(qū)設6kV主電氣室一座，兩路6kV電源由原供老區(qū)主配電室的電源提供，老區(qū)主配電室的電源則由新區(qū)6kV主電氣室轉供。新區(qū)工藝裝置高低壓負荷及新區(qū)循環(huán)水6kV用電設備均由新區(qū)主電氣室提供。新區(qū)循環(huán)水設低壓配電室一座，供循環(huán)水界區(qū)低壓用電設備。根據工藝生產過程的安全要求，為保證安全生產，需增加一臺600KW柴油發(fā)電機組，該機組設在新區(qū)6kV主變配電室內。由于新區(qū)污水處理裝置距新老街區(qū)主生產裝置較遠，需在污水處理裝置界區(qū)內設低壓配電室一座，其兩路低壓電源利用就近的變電所解決。污水處理用電設備的總需要容量為141KW。(5)用電負荷本次煤代油改造工程采用殼牌煤粉氣化技術，改造由兩部分組成，煤運、煤氣化、空分等組成煤氣化合資廠，CO變換、酸性氣體脫除、甲烷化和壓縮的改造以及公用工程的填平補齊屬XX石化合成氨配套部分。其中，配套部分又分為新區(qū)及老區(qū)改造。全部用電負荷基本由XX熱電廠提供，用電負荷詳見用電負荷計算表。合資廠各裝置及輔助設施用電負荷表配套改造新區(qū)各裝置及輔助設施用電負荷表配套改造老區(qū)各裝置及輔助設施用電負荷表煤代油改造工程生產裝置及輔助設施總用電負荷表3、供熱供熱現狀XX公司熱電廠現有三臺煤粉爐(1、2號爐：2×220t/h，3號爐：1×240t/h)，三臺汽輪發(fā)電機組(1號機：B12-9.35/4.4)，2號機：CC25-9.5/4.4/0.981，3號機：CC25-9.32/1.27/0.118，其中3號爐3號機是97年11月建成投產，主要是為了滿足XX石化己內酰胺及簾子布裝置的中低壓蒸汽要求，同時為煤代油改造作準備。供汽方案煤代油改造后合資廠所需外部供汽的各種參數蒸汽均由XX石化供給。XX石化分公司合成氨及尿素裝置所需外部供給的蒸汽亦由XX公司熱電廠供給。熱電廠三臺煤粉鍋爐產生的高壓蒸汽，按照以熱定電的原則，除必要的發(fā)電外，向外供出高、中壓過熱蒸汽，滿足原洞氮廠各裝置(主要是合成氨及尿素裝置)及合資廠空分裝置(空壓機、增壓機、氮壓機)的動力用汽及工藝用汽。熱電廠高壓蒸汽先送合成氨裝置的合成氣壓縮機蒸汽透平，然后抽出的中壓汽與熱電廠來的中壓蒸汽會合，加上合資廠及氮肥廠所有的副產中壓汽，共同作為中壓汽源，供應所有中壓蒸汽透平機。煤代油改造后，包括合資廠在內作為一個整體進行供熱及蒸汽平衡，詳見蒸汽平衡表及平衡圖。蒸汽管網參數高壓蒸汽： 壓力10.0MPa(G) 溫度535中壓蒸汽： 壓力4.1MPa(G) 溫度430低壓蒸汽： 壓力1.1MPa(G) 溫度210低壓蒸汽： 壓力0.45MPa(G) 溫度155低壓蒸汽： 壓力0.35MPa(G) 溫度～200煤代油改造后蒸汽平衡表(空分48000)蒸汽參數用汽名稱蒸汽負荷(t/h)備注10.0MPa5354.1MPa3901.1MPa2100.45MPa1550.35MPa～200熱電廠1#煤粉爐-219.0熱電廠2#煤粉爐-219.0熱電廠3#煤粉爐-238.0熱電廠1#汽機226.9-226.9熱電廠2#汽機161.6-100空壓機蒸汽透平105.0-23.0合成再生加熱器1.2變換裝置101.0尿素裝置115.0己內酰胺72.055.0新建氨冰機透平54.8-41.8合成壓縮機透平283.0-263.0空氣增壓機透平45.8中壓氮壓機透平45.2已建氨冰機透平47.5鍋爐給水泵透平6.8氣化裝置-115.0硫回收中壓廢鍋-3.8硫回收加熱器0.22潤滑/密封油泵透平0.5-0.5潤滑油泵透平1.8-1.8冷氨產品泵透平0.9-0.9熱氨產品泵透平1.5-1.5洞氮化工廠用汽5.0甲醇/水分離器5.1簾子布裝置35.0空分分子篩加熱器1.3工藝氣冷卻器-6.8熱電廠高壓除氧器46.0化肥廠低壓除氧器9.33.9化肥廠中壓除氧器16.3合成排放氣加熱器0.6污水處理4.2熱再生塔再沸器23.01#工藝氣冷卻器-0.44變換低壓廢鍋-55.4循環(huán)水泵蒸汽透平13.5其它用汽及損失3.35.686.211.940.8合計0.00.00.00.00.0說明:1、表中“-”號為裝置產蒸汽 2、以上數字為平均值，將隨以后專利商提供數據進行修改。 3、以上各設備用產汽量，均以空分裝置能力在48000Nm3/h，合成氣壓縮機 用高壓蒸汽透平驅動。煤代油改造后蒸汽平衡表(空分52000)蒸汽參數用汽名稱蒸汽負荷(t/h)備注10.0MPa5354.1MPa3901.1MPa2100.45MPa1550.35MPa～200熱電廠1#煤粉爐-219.0熱電廠2#煤粉爐-219.0熱電廠3#煤粉爐-238.0熱電廠1#汽機248.5-248.5熱電廠2#汽機140.0-100空壓機蒸汽透平113.0-23.0合成再生加熱器1.2變換裝置101.0尿素裝置115.0己內酰胺72.055.0新建氨冰機透平54.8-41.8合成壓縮機透平283.0-263.0空氣增壓機透平50.7中壓氮壓機透平53.9已建氨冰機透平47.5鍋爐給水泵透平6.8氣化裝置-115.0硫回收中壓廢鍋-3.8硫回收加熱器0.22潤滑/密封油泵透平0.5-0.5潤滑油泵透平1.8-1.8冷氨產品泵透平0.9-0.9熱氨產品泵透平1.5-1.5洞氮化工廠用汽5.0甲醇/水分離器5.1簾子布裝置35.0空分分子篩加熱器1.3工藝氣冷卻器-6.8熱電廠高壓除氧器46.0化肥廠低壓除氧器9.33.9化肥廠中壓除氧器16.3合成排放氣加熱器0.6污水處理4.2熱再生塔再沸器23.01#工藝氣冷卻器-0.44變換低壓廢鍋-55.4循環(huán)水泵蒸汽透平13.5其它用汽及損失3.35.686.211.940.8合計0.00.00.00.00.0說明:1、表中“-”號為裝置副產蒸汽 2、以上數字為平均值，將隨以后專利商提供數據進行修改。 3、以上各設備用產汽量，均以空分裝置能力在52000Nm3/h，合成氣壓縮機 用高壓蒸汽透平驅動。六、總圖布置1、改造裝置的場地選擇XX石化煤代油改造工程由煤氣化合資廠和國內配套改造部分組成，其中煤氣化合資廠由原料煤和石灰石的儲運區(qū)、煤氣化裝置、空分裝置和火炬等部分組成；國內配套改造部分包括新建(凈化)生產裝置、硫回收、循環(huán)水系統、硫回收、污水處理以及原有生產裝置改造等。本著依托老廠，減少征地，盡量避免新裝置在建設期間與老系統相互干擾的原則，煤代油合資廠氣化裝置、空分裝置和國內配套部分的新建生產裝置(凈化)、循環(huán)水系統布置在化肥廠東部原倉庫區(qū)及其南側的場上，并占用了原規(guī)劃的洞氮路北段。場地內原有倉庫等建筑物約7100米2予以拆除，內存物品搬至洞氮廠南側重建的多層倉庫內。廠前路(延壽寺路)以北老廠區(qū)與原規(guī)劃洞氮路之間需征地43.94畝；火炬及污水處理區(qū)擬建在鐵路北側的場地上，需征地21.24畝；合資廠原料煤和石灰石儲運區(qū)擬布置在熱電廠東側原規(guī)劃的二化肥場地上，儲運區(qū)所用土地大部分已經征購，西南部未征地22.36畝。煤代油擴建工程共需征地87.54畝。2、總平面布置煤氣化合資廠分為原料煤和石灰石儲運區(qū)、煤氣化生產裝置區(qū)、空分裝置和火炬設施等幾部分。見總平面布置圖。由于電廠卸煤線(3股)及儲煤設施設計能力為107萬噸/年，現實際用量已達70萬噸/年，無力承擔“煤代油”工程的卸煤、儲煤作業(yè)，故合資企業(yè)需再建原料煤及石灰石儲運區(qū)。根據XX鐵路工業(yè)站的接軌條件，原料煤和石灰石儲運區(qū)擬布置在熱電廠與己內酰胺之間原規(guī)劃的二化肥北半部靠近工業(yè)站的場地上。鐵路專用線從工業(yè)站接軌，由東北角引入儲運區(qū)后，分設兩條卸煤線和一條卸石線。儲運區(qū)占地56635m2(合84.95畝煤代油工程新建生產裝置區(qū)布置在化肥廠東部原倉庫區(qū)內。其中合資廠煤氣化、空氣分離、壓縮廠房及相應的輔助設施組成一個獨立的區(qū)布置在場地的北部，南側相鄰的界區(qū)內為配套改造的新建(凈化)生產裝置。煤氣化裝置區(qū)內還設置了中間渣場和干灰筒倉，煤渣運往熱電廠的吉家湖渣場堆放，不另辟新址；干灰擬用專用汽車送往水泥廠綜合利用?；鹁媾c新建污水處理設施綜合布置在鐵路以北的場地上。煤氣化合資廠工程占地100445m2(合150.67畝煤代油改造工程由煤氣化合資廠和國內配套改造組成。國內配套改造包括新建(凈化)生產裝置、循環(huán)水系統、污水處理和原有生產裝置改造等幾部分。其中煤氣化合資廠的原料煤和石灰石的儲運區(qū)布置在熱電廠與己內酰胺之間原規(guī)劃的二化肥北半部場地上，煤氣化裝置、空分布置在化肥廠東部原倉庫區(qū)北部。煤代油工程配套廠新建生產(凈化)裝置由CO變換、酸性氣體脫除、硫回收等部分組成，采用聯合布置的方式布置在合資廠南側相鄰的街區(qū)內。原有生產裝置的改造在原甲烷化和氨合成裝置區(qū)內進行。為滿足新建生產裝置對冷卻水的需要，在新建生產區(qū)的南部增設了循環(huán)水場，另外在老廠區(qū)原循環(huán)水街區(qū)道路以南增設冷卻塔，以滿足老裝置改造對循環(huán)水的需求。污水處理及火炬區(qū)擬建在鐵路以北的場地上。為了減少占地，節(jié)省土方，降低投資，將污水處理的個別沒有火災危險的水池類構筑物置于火炬的防護圈內。煤代油工程新建裝置用地14.62×104米2(未包括老裝置改造用地)。其中合資廠裝置用地10.445×10煤代油工程土地使用情況表序號裝置名稱占地面積m2征地m2備注合資廠1生產裝置及其它40272(60.45畝)2煤、石儲運區(qū)5333514906(22.36畝)未計外部鐵路用地3輸煤棧橋33004火炬及火炬管廊59305930(8.9畝)小計100445(150.67畝)20836(31.3畝)國內配套部分1新建生產裝置區(qū)19800579(0.86畝)算至路中心,東側加5m2新建循環(huán)水150807200(10.8畝)北至路中心,東加5m，南、西至圍墻3污水處理110308070(12.1畝)算至圍墻外3m4其它21653(32.48畝)小計45910(68.7畝)37489(56.24畝)合計146200(219.37畝)58360(87.54畝)未計老裝置區(qū)改造和拆遷用地七、設計質量的保證措施1、要求設計和管理人員必須執(zhí)行院ISO9001質量手冊、程序文件和作業(yè)指導書的規(guī)定，設計人員必須按照本專業(yè)的設計統一規(guī)定編制初步設計文件。2、執(zhí)行院《工程設計專業(yè)分工制度》，按規(guī)定進行專業(yè)分工，以保證專業(yè)之間關系的協調。專業(yè)分工制度中的“化工工藝”、“工藝系統”、“設備布置”及“管道設計”專業(yè)的設計范圍及工作內容，均按院現有體制運作。3、嚴格執(zhí)行院《專業(yè)校審細則》和《設計文件簽署規(guī)定》，各級設計人員應加強責任心，以確保專業(yè)設計條件的準確性，確保設計文件成品的質量，要盡可能地將錯誤和遺漏消滅在成品入庫之前。八、關于投資控制XX石化煤代油工程投資對經濟效益的影響是很大的，無論是對配套改造項目控制投資還是對合資項目控制投資都是很重要的，因為合資企業(yè)收取的煤氣加工費與項目總投資直接掛鉤，總投資壓縮1億元，單位加工費降低0.022元，可增加XX分公司后續(xù)企業(yè)效益2200萬元，盡可能壓縮投資是與殼牌反復談判的重點，在上報可研報告前已將初始的合資項目投資12.45億元壓縮到11.34億元，配套改造項目投資6.7億元壓縮到5.25億元。在可研報告報批過程中，按照集團公司進一步壓縮投資的要求，在發(fā)展計劃部的直接組織下，將配套項目投資從可研報告的5.25億元壓縮到4.12億元，壓縮額為1.13億元，同時提出了合資項目壓縮投資2.68億元的方案和措施，需在初步設計階段與外商共同落實。壓縮投資所采取的措施如下：1、合成氨裝置維持原規(guī)模，不再擴大規(guī)模。即維持日產氨1,100噸，可節(jié)省投資約3,000萬元。氣化多余的氫氣送到分公司己內酰胺擴產裝置和岳化環(huán)己酮裝置。2、由于殼牌占有50%的股份，而且技術又是殼牌的，殼牌強調絕不能像渭河化肥廠那樣，建設過程出現問題，開工又出問題，因此提出要用一個外國的工程公司來搞EPCM總承包，其費用為386萬美元。而在工程建設的過程中，中外雙方的費用照樣需要，并不能省。經過與殼牌反復交涉，最終殼牌同意了由業(yè)主管理工程，雙方組建工程項目小組，項目經理由殼牌委派。這樣就可節(jié)省工程建設費用。3、利用殼牌煤氣化技術的改造工程，在中國是第一個，因而無論是殼牌還是中石化，都把它作為一個示范工程，它的成功與否不僅關系到XX分公司，而且關系到集團公司其他化肥廠的改造。因此，首先要做到技術上穩(wěn)妥可靠，萬元一失。要采用精良的設備來建設，尤其是對關鍵的部位，如氣化爐和合成氣冷卻器等。在此基礎上，要仔細研究有關工藝技術和設備、材料，認真做好設計，最大限度地實現國產化。4、針對殼牌煤氣化所產粗合成氣成分中CO含量高達65%的情況，集團公司開發(fā)中心組織專題開發(fā)課題，對變換的工藝及設計、催化劑等進行研究開發(fā)，由蘭州院、齊魯化工研究院和XX分公司共同承擔，以減少裝置投資。氣化廠的核心設備——氣化爐和合成氣冷卻器(廢熱鍋爐)不僅體積和重量大，而且材料特殊，殼牌原來堅持要從德國進口，后與殼牌及BBPE進行過多次交流和研討，已經確定這兩臺設備的承壓外殼和汽水系統由國內制造，包括外殼和汽水系統在內的詳細設計由我院承擔，工期可提前。對48,000Nm3/h(最大52,000Nm3/h)的大型空分設備，如果要進口，價格太高，無法承受。在前幾年大型空分國產化工作的基礎上，擬采用合資企業(yè)或國內企業(yè)和國外合作生產的方式制造，性能由外國廠商保證，這樣可以大幅度節(jié)約投資，如杭氧液空、開封和APCI合作、林德金重。不久將與殼牌聯合對這些廠商進行資格預審。5、進一步優(yōu)化設計、優(yōu)化配置、以達到節(jié)約投資的目的。6、嚴格按照集團公司有關規(guī)定，認真執(zhí)行工程設備、材料采購和工程施工的招標程序，在工程建設的每一階段都要嚴格控制投資，千方百計節(jié)約費用。九、設計進度安排及設計條件要求1、設計進度安排的原則合資和配套的各工藝單元、公用工程及輔助工程是一個緊密的生產系統，互為依存，互為制約，必須統一規(guī)劃進度。設計、采購、施工安裝進行合理的交叉，保證總的建設周期。根據設計施工圖圖紙分批交付日期，提前作好施工選擇和分包工作。作好總體的施工組織設計，地下管道、界區(qū)內道路、裝置的土建和安裝的施工要根據裝置單元開車次序、施工難易程度、施工周期進行合理安排，選擇最佳優(yōu)化方案，盡量做好施工中的合理交叉。堅持基本建設的施工程序，做到先地下后地上，避免地下管道與超大件設備吊裝交叉，保證施工現場文明有序。堅持以建代臨的原則，提前將綜合樓、道路、倉庫等工程建成。2、工程設計總進度及條件要求根據集團公司煤代油現場辦公會要求33月改造工程投產，即從2001年7月至2004年3月投產?？偟倪M度安排是：設計從2001.7～2002.8，采購從2001.10～2003.4，施工安裝從2002.4～2003.12，聯動試車和化工投料2004.1～2004.3。有關各裝置單元建設進度規(guī)劃，詳見“岳陽中石化殼牌粉煤氣化有限公司工程建設進度規(guī)劃”和“中石化XX分公司合成氨煤代油工程建設進度規(guī)劃”從建設進度規(guī)劃上看，合資部分關鍵路線是：氣化基礎設計、氣化爐采購、設備安裝、鋼結構安裝、管線安裝、吹掃試壓等，關鍵是氣化基礎設計和氣化爐訂貨周期較長，影響氣化界區(qū)的整個施工安裝，所以抓緊前期的氣化基礎設計簽約和設備訂貨。另外空分空壓機組的訂貨也是一個主要環(huán)節(jié)；配套部分關鍵路線是：甲醇洗工藝包設計、甲醇洗工程設計、設備采購。各階段的周期為： 國外甲醇洗工藝包設計 6個月 國外煤氣化基礎設計 6個月 初步設計 5個月 施工圖設計 8個月 國外氣化爐設備采購 18個月 空壓機機組采購 13個月 長周期設備采購 7～8個月 土建主體施工 8個月 安裝工程 10～12個月工程設計總進度：初步設計 2001年11月底完成施工圖設計 2002年8月底完成目錄第一章總論 11.1項目單位基本情況 11.1.1概況 11.1.2財務狀況 11.1.3法人代表基本情況 21.2項目建設方案 21.2.1項目名稱、建設性質及建設地點 21.2.2建設規(guī)模及產品方案 31.2.3技術、設備、建筑物 31.3投資結構及資金來源 31.4項目效益 41.5可行性研究報告編制依據 41.6綜合評價 5第二章背景及必要性 62.1項目建設背景 72.2項目建設的必要性 8第三章

建設條件 123.1項目區(qū)概況 123.1.1建設地點選擇 123.1.2自然條件 133.1.3社會經濟狀況 133.1.4本行業(yè)及關聯產業(yè)發(fā)展現狀 143.2項目建設條件優(yōu)劣勢分析 153.2.1優(yōu)勢分析 153.2.2劣勢分析 183.2.3原有項目建設、運行等情況 183.2.4主要障礙因素及解決方案 19第四章

市場分析與銷售方案 194.1市場分析 204.1.1項目產品市場供求現狀及前景分析 204.1.2項目產品的市場競爭優(yōu)勢分析 234.2營銷策略、方案、模式 234.2.1營銷策略 234.2.2營銷方案 244.2.3營銷模式 254.3市場風險分析 254.3.1項目產品市場風險因素分析 254.3.2防范和降低風險的對策 26第五章

建設方案 275.1產品方案和建設規(guī)模 285.2建設規(guī)劃和布局 285.3建設標準和產品標準 295.4工藝（技術）方案 295.4.1工藝路線及流程圖 295.4.2工藝（技術）流程說明 305.4.3主要工藝來源的可靠性和可得性 315.4.4主要工藝參數 315.4.5物料消耗定額及平衡分析 325.5設備方案 325.5.1設備選型 325.5.2設備清單 325.5.3設備來源 335.6建筑方案 335.6.1建筑物（主體工程） 335.6.2輔助工程、其它工程 335.7節(jié)能減排措施 345.8實施進度安排 34第六章

環(huán)境影響評價 356.1環(huán)境影響 356.2環(huán)境保護與治理措施 356.3評價與審批 37第七章

項目組織與管理 387.1組織機構與職能劃分 387.2勞動定員 397.3經營管理措施 397.4技術培訓 407.5勞動安全、衛(wèi)生與消防 40第八章投資估算與資金來源 428.1投資估算依據 428.2投資估算 428.2.1總投資 428.3資金來源 438.3.1中央財政資金 438.3.2地方財政配套資金 438.3.3自籌資金及來源 438.4資金使用和管理 438.4.1財政資金使用和管理 438.4.2自籌資金使用管理 44第九章財務評價 459.1財務評價依據