1、XXXXXXXXXXXXX有限公司农业综合开发项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月119可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日 目 录1 总论11.1 项目及建设单位基本情况11.2 编制依据及原则21.3 研究范围及编制分工21.4 项目背景及建设理由21.5 2、主要研究结论42 市场分析与价格预测72.1 国内外市场分析72.2 国内甲醇市场分析142.3 目标市场及竞争力分析242.4 价格预测253 建设规模、产品方案283.1 建设规模283.2 产品方案294 工艺装置技术及设备方案304.1 工艺技术选择304.2 推荐的工艺技术484.3 引进技术范围494.4 工艺流程及消耗定额494.5 主要设备方案525 原料、辅助材料供应555.1 原料供应555.2 辅助材料供应566 自动控制577 建厂条件和厂址方案587.1 建厂条件587.2 厂址方案618 公用工程及辅助设施628.1 总图运输628.2 储运648.3 公用工程方案3、688.4 辅助生产设施778.5 土建798.6 消防809 环境保护839.1 建设地区环境现状839.2 执行的环境保护标准879.3 拟建项目主要污染物排放状况889.4 治理措施899.5 环境影响预测909.6 环境保护投资估算9010 节能9110.1 能耗分析9110.2 节能措施9111 组织机构及人力资源配置9211.1 企业管理体制及组织机构9211.2 生产倒班制及人力资源配置9211.3 人员来源及培训9212 项目实施计划9412.1 项目实施计划内容9412.2 实施进度计划9413 投资估算及资金筹措9613.1 总投资估算9613.2 资金筹措方案9813.34、 初步成本费用估算与财务评价9814 财务评价10114.1 财务评价的依据10114.2 财务分析主要参数10114.3 项目主要经济数据与评价指标10214.4 不确定性分析10314.5 财务评价结论1041 总论1.1 项目及建设单位基本情况1.1.1 主办单位名称、企业性质及法人项目名称：宁夏xx公司60万吨/甲醇项目预可行性研究 主办单位：宁夏xx石化集团有限公司企业性质：股份制企业企业法人：xx1.1.2 建设单位基本情况宁夏xx石化集团有限公司是经宁夏回族自治区有关部门批准，依照中华人民共和国公司法和其它有关规定成立的集团有限公司。集团公司由12个经济实体组成，主要有银川xx精5、细化工有限公司（简称一厂）、宁夏xxxx石蜡厂（简称二厂）、宁夏xx灵州石化有限公司（简称三厂）、宁夏xx化工有限公司（简称四厂）、宁夏xxxx大古储运有限公司、宁夏裕川建设有限公司、广州科瑞电子有限公司、银川大学、宁夏xx石化设计研究院和10个规范加油站及多个驻区外分支机构，现已成为宁夏最大的民营石化企业，现有职工2000余人，其中技术人员397人。企业总资产近10亿元，2003年销售收入3.28亿元，实现利税1405万元。目前，集团公司现有原油加工能力210万吨/年，催化裂化二次加工能力65万吨/年，主要产品有各类溶剂油、汽油、轻柴油、重油、液态烃、石蜡等。建有专门的油品储运站和铁路专用线6、，仓储能力达12万立方米。宁夏xx石化集团有限公司成立以来，严格按照中石化、中石油关于石化行业的标准进行建设和整改，除安全技术方面严格按国家要求进行规范外，还在产品质量检测、环境治理、经济管理以及职工队伍建设方面都形成了一套完整的现代化管理体系。公司在强化经营管理的同时，不断加大科技投入，目前已建成银川大学、宁夏大学和兰州大学的教学科研基地，完全能够满足教学和科研的要求。并且，在开创企业自身走产学研道路的过程中，为发展石油化工和煤化工及其精细化工产业奠定了良好基础。为提高企业效益，增强企业抗风险能力，除强化企业管理，开源节流外，还在符合国家产业政策的前提下，优化产品结构，开发生产适销对路产品，7、以确保企业快速、稳定发展。宁夏xx石化集团有限公司作为民营石化企业，在全国清理整顿炼油企业过程中，以其安全技术达标、产品质量合格，环保治理彻底而得以保留，并在产品销售中，自觉遵守国家销售政策，同时加大了下游化工产品的开发力度。通过革新挖潜、技术改造和技术创新，逐渐形成了企业自身的发展优势。1.2 编制依据及原则本报告依据宁夏xx石化集团有限公司委托中化国际咨询公司编制关于宁夏xx公司60万吨/甲醇项目预可行性研究的协议，参照石油技字（2002）234号文件炼油化工建设项目可行性报告编制规定、中国石油化工集团公司项目可行性研究技术经济参数与数据2000、化工建设项目可行性研究报告内容和深度的规定8、等规定编制。1.3 研究范围及编制分工本报告的研究范围包括：生产装置包括备煤、空分、煤气化、变换、酸性气体脱除、硫回收、甲醇合成和甲醇精馏等工序；辅助生产装置包括中控室、分析化验室、仓储库区；公用工程包括空压、给排水、消防、供热、采暖通风、环保、电信等；技术经济包括投资估算及财务经济评价等方面。1.4 项目背景及建设理由实施西部大开发战略，是党中央总揽全局，面向二十一世纪做出的重大决策。党的十六大报告又明确指出：实施西部大开发战略，关系全国发展大局，关系民族团结和边疆稳定。积极发展有特色的优势产业，推进重点地带开发。振兴少数民族地区经济，促进民族大团结回族是人口仅次于壮族的全国第二大少数民族，9、宁夏是全国最大的回族聚居区和民族自治区域，是全国五大少数民族自治区之一。宁夏经济社会发展与全国特别是发达地区仍存在较大差距，居民收入水平与全国有较大差距，就业面临多种压力，南部山区解决温饱的基础不稳固；体制创新和机制创新能力不强，市场化和对外开放度低；劳动者素质有待提高；经济与人口、资源、环境的发展还不协调，生态环境恶化的趋势尚未得到有效遏制。所有这些，都需要在改革和发展中采取更加有效的措施，切实加以解决。因此，宁夏的加快发展，既是缩小东西差距的需要，同时又事关全国的民族团结与进步，事关全国的社会稳定。建设xx60万吨/年甲醇项目将对实现宁夏经济快速发展，促进民族团结进步和社会发展，发挥巨大作10、用。发挥当地资源优势，促进产业结构调整宁夏回族自治区是国内煤炭资源储量较为丰富的重点省区之一，在xx市附近的宁东煤田探明储量高达270多亿吨，占宁夏煤炭探明储量的88。近年来，配合实施西部大开发战略的目标要求，宁夏提出在宁夏沿黄（河）地带利用宁夏xx矿区优质煤建设对全国具有重大意义的国家级大型能源重化工基地的构想，拟建设国家级大型能源重化工基地，以充分发挥宁夏能源的突出优势。目前，宁夏经济总量较小，经济增长质量不高，经济结构性矛盾突出，产业结构层次低，现有加工类产业多以原材料初级产品为主，产品技术含量低、附加值低，结构效益偏低。充分利用本区内的资源综合优势建设xx煤化工项目，将资源优势就地转化11、为经济优势。同时，这一举措既符合国家产业政策，又可以进一步贯彻西部大开发战略中发展特色经济的精神。建设煤化工项目，带动周边经济发展虽然从上世纪中叶以来石油化工得到快速发展，但是随着几次能源危机的出现，以及油气资源的日趋匮乏，能源及化工原料的来源又引起了人们的极大关注。结合我国缺油、少气、富煤炭的国情，建设适当规模的煤化工项目，特别是建设作为重要基本化工原料及具有巨大潜在能源市场的甲醇项目，是目前发展煤化工产业经济的良好切入点。甲醇是重要的基础化工原料，在世界范围内的化工产品中，其产量仅次于乙烯、丙烯和苯，居第四位。广泛用于有机中间体、医药、农药、染料、涂料、塑料、合成纤维、合成橡胶等其它化工生12、产中，并还用作溶剂和工业及民用燃料等。甲醇用于化工生产的产品达数百种，主要衍生物有：甲醛、甲基叔丁基醚、醋酸、甲胺、二甲醚、甲酸甲酯、硫酸二甲酯、对苯二甲酸二甲酯、甲基丙烯酸甲酯、氯甲烷类等。所以，建设甲醇项目不仅可以促进xx公司产业及产品结构的调整，同时通过发展下游系列产品增加其附加值，在壮大本企业实力的过程中，带动周边地区相关经济的发展。1.5 主要研究结论 近年来国内甲醇消费增长较快，需求量由1998年的215.1万吨增长到2003年的433.95万吨，19982003年年均消费增长速度为15.1%，同期产量年均增长速度为15.2%，进口量年均增长速度近15%。根据近期国内甲醇消费市场的13、发展状况分析，预计到2007年我国甲醇衍生物生产所需甲醇量约为400万吨，再加上燃料、医药、农药和溶剂等方面的需求量将达560万吨；到2012年，我国甲醇总的消费需求量约为850万吨，年递增率约为9%。其中增长幅度最大的用于甲醇燃料、醋酸的生产中，分别增幅为14%和15%。可见我国甲醇供求缺口较大，在今后的发展中还有很大的市场空间。 宁夏xx地区的煤炭资源非常丰富，煤矿输送地距本项目拟建厂址约25公里，年供煤量可达200万吨以上，本项目年用煤量约90万吨。因此，本项目用煤供应有保障，为项目的建设创造了有利条件。 本项目拟建厂址邻近宁夏xx公司炼油厂，距离110KV变电站5公里，水、电供应较为便14、利；并紧临109国道、银青（银川-青岛）高速公路和大古地方铁路支线（与包兰铁路连接），有利于原料和成品的运输。 本项目估算总投资为197016万元，项目建成投产后，年均销售收入为80434万元，年均销售税金及附加为9394万元，年均税后利润总额14821万元，投资利润率11.23%，投资利税率16.00%，全投资内部收益率（所得税前）15.51，全投资内部收益率（所得税后）12.15，全投资回收期（所得税前）7.26年，全投资回收期（所得税后）8.17年，借款偿还期(含建设期)7.65年，说明本项目经济效益是比较好的。主要技术经济指标序号名 称单 位数据或指标备 注1生产规模万t/a602产品15、方案2.1精甲醇万t/a602.2副产硫磺万t/a0.63年操作时间h80004主要原材料用量4.1原料煤万t/a905公用工程消耗5.1新鲜水万t/a12105.2 循环冷却水万t/a304365.3电万Kwh/a177484.4蒸汽t/h2085.5仪表空气万Nm3/a25926主要三废排放量6.1废水万t/a686.2废渣（废催化剂）万t/a10.27运输量7.1运入量煤炭万t/a907.2运出量70.8甲醇万t/a60硫磺万t/a0.6炉渣万t/a10.28全厂定员3168.1生产操作人员人2718.2管理及技术人员人459总占地面积万m23110全厂建筑面积万m21.311工程总投资16、11.1项目报批投资(控制规模)万元193323其中外汇7222.8万美元11.2项目总投资（评价用）万元197016其中外汇7222.8万美元 其中:建设投资万元183166其中外汇7222.8万美元 建设期利息万元8574 流动资金万元527612资金筹措万元197016其中: 借款万元139019长期借款：135326万元 项目资本金万元57997 资本金比例%3013年均销售收入万元8043414年均销售税金及附加万元939415年均总成本费用万元4891916年均利润总额万元2212117年均税后利润万元1482118财务评价指标18.1投资利润率%11.2318.2投资利税率%1617、.0018.3资本金净利润率%25.5618.4全投资内部收益率%15.51所得税前18.5全投资内部收益率%12.15所得税后18.6全投资净现值(i=12%)万元34938所得税前18.7全投资净现值(i=12%)万元1364所得税后18.8全投资回收期(含建设期)年7.26所得税前，含建设期18.9全投资回收期(含建设期)年8.17所得税后，含建设期18.10自有资金内部收益率%16.1719借款偿还期年7.65含建设期2 市场分析与价格预测2.1 国内外市场分析甲醇是重要的基础化工原料，在世界范围内的有机化工产品中，其产量仅次于乙烯、丙烯和苯，居第四位。广泛用于有机中间体、医药、农药、18、染料、涂料、塑料、合成纤维、合成橡胶等化工生产中，还用作溶剂和工业及民用燃料等。目前甲醇用于化工生产的产品达数百种，主要衍生物有：甲醛、甲基叔丁基醚、醋酸、甲胺、二甲醚、甲酸甲酯、硫酸二甲酯、对苯二甲酸二甲酯、甲基丙烯酸甲酯、氯甲烷类、合成燃料等。甲醇的生产，最初来源于木材干馏的副产品，随着甲醇应用范围的扩展，大规模的甲醇生产，主要采用化学合成法。目前合成法甲醇，因原料来源的不同有多种工艺路线，使用较为广泛的主要是利用煤、焦炭、石油、天然气以及其他可燃性气体生产甲醇。按照选用不同的甲醇合成工艺条件，又可分为高压、中压和低压法，并且还可通过合成氨的生产过程中联产甲醇，称其为联醇法。目前国外单套天19、然气制甲醇装置的规模普遍在5085万吨/年，而近期内计划建设的新装置单套规模在100170万吨/年之间，规模的大型化将降低单位产品投资，物耗能耗和产品成本也随之降低。而国内最大的单套甲醇装置规模为20万吨/年，与国际水平相比差距较大。在国内，由于具有丰富廉价的煤炭资源，以煤为原料的甲醇约占总生产能力的50%以上。但我国煤制甲醇装置规模普遍较小，除上海焦化厂甲醇装置为20万吨/年以外，其它装置均在6万吨/年以下，其中联醇法甲醇装置在国内占有较大比例。2.1.1 国外甲醇生产状况2001年全世界甲醇的总生产能力为3858.6万吨/年。根据能力的大小，依次为北美、拉丁美洲、中东、亚洲、西欧等其它地区20、。其中北美洲仍是世界上最大的甲醇生产地区，占世界总生产能力的20.3%，其它依次是: 拉丁美洲占20.2%、中东占16.0%、亚洲占12.5%、东欧占12.00%、西欧占9.6%、大洋洲占7.0%、非洲占2.4%。近20年来，世界甲醇工业与天然气的开发同步发展，新建装置大多建在天然气资源丰富的国家或地区。由于这些国家或地区的需求有限，因此大量的甲醇出口到美国、西欧和日本，而美国、西欧和日本的装置由于经济性的因素，已逐步减产或关闭，转而进口甲醇。日本曾是世界主要的甲醇生产国，到现在已停止生产甲醇。北美也是世界甲醇产能最大的地区之一，但是由于天然气价格的上涨，一些企业厂商生产甲醇已经出现严重亏损，21、因此，近年有数套大型甲醇装置停工或减产，2000年以来，美国BP/Sterling的80万吨/年和加拿大Methanex公司的50万吨/年设备相继停工，目前北美地区甲醇产能仅不足800万吨/年，开工产能约400万吨，产量还低于此值，今后可能还有数家公司停工，但不会完全停产。Methanex仍是世界最大的生产商，约占全世界总能力的17%。在今后一段时期内，世界范围内甲醇的生产能力仍将有较大的增长，特别是在天然气资源丰富的国家或地区，充分利用当地廉价的油气资源，将建设一系列超大型的甲醇生产装置。生产能力增长较快的地区主要集中在拉丁美州、中东和亚洲，而美国的生产能力将大幅下降，西欧和东欧将维持现有水22、平。2001年世界甲醇的产量为3013.9万吨，全世界消耗甲醇3021.2万吨，产销基本平衡。表 2.1-12001年世界甲醇生产能力分布 单位：万吨/年序号地区名称生产能力比例（%）北美洲782.620.28其中：美国（579.0）（15.01） 加拿大（182.0）（4.72）拉丁美洲779.020.19中东619.316.05亚洲480.712.46其中：日本（0.0）（0.0）东欧464.212.03西欧371.69.63大洋洲270.57.01非洲90.72.35合计3858.5100从生产国来看，美国是甲醇生产能力最大的国家，其生产能力占总能力的15.01%。日本甲醇生产装置全面停23、产，国内现已不生产甲醇，所需甲醇产品主要从中东进口。世界主要甲醇生产厂如表2.1-2所示。根据表2.1-2可知，世界甲醇装置能力在30万吨/年以上的装置总能力为3051.2万吨/年，占世界总能力的79%，甲醇装置大型化已经成为世界甲醇发展的趋势。表2.1-2世界主要甲醇生产（装置）厂 单位：万吨/年序号生 产 厂 名 称生产能力一北美地区1Terra industries（美）852Motiva（美）303Millenium（美）664Lyondell（美）725Hoechst-Celanese（美）606Hoechst-Celanese（美）507Enron37.58BP Amoco/Ste24、rling Chemicals（美）459Borden（美）3910Borden（美）3911Hoechst-Celanese Canada（加）7412Methanex（加）5013Methanex（加）57二拉丁美洲14Methanex No.1（智利）8015Methanex No.2（智利）92.516Methanex No.3（智利）97.517Caribbean Methanol Co（特立尼达）5518Methanol No.4（特立尼达）5519Trinidad & Tobago Methanol Co.A.（特立尼达）4620Trinidad & Tobago Methano25、l Co.B（特立尼达）5521Titan Methanol（特立尼达）8522Metor（委内瑞拉）73.523Supermetanol（委内瑞拉）67三中东24Gulf Petrochemical Industry（巴林）46.225NPC（伊朗）6626QAFAC（卡塔尔）8327Ar-Razi No.1（沙特阿拉伯）8528Ar-Razi No.2（沙特阿拉伯）8529Ar-Razi No.3（沙特阿拉伯）6630Ar-Razi No.4（沙特阿拉伯）6631Ibn-Sina（沙特阿拉伯）90四东亚32Kaltim Methanol（印度尼西亚）6633Petronas（马来西亚）6626、五东欧34Azot Factory Schenkino(俄)3535Metafrax(俄)8436NCK(俄)7837Severodonetsk Azot（乌克兰）65六西欧38BASF(德)3239DEA（德）4440Mitteldeutsche Erdol-Raffinerie（德）6041Methanor No.1（荷兰）4242Methanor No.2（荷兰）4243Statoil（挪威）8344ICI（英）50七大洋州45Methanex(新西兰)5046Methanex(新西兰)7047Methanex(新西兰)7048Methanex(新西兰)53八非洲49Natinal Pe27、tro Chemicals No.13350Natinal Petro Chemicals No.230合计305122.1.2 国外甲醇消费状况2001年，世界甲醇的消费量为3021.2万吨。其中，北美为942.1万吨(其中美国为851.6万吨，加拿大为90.5万吨/年，墨西哥为36.5万吨)、亚洲为895.2万吨（其中日本为199.6万吨）、西欧为665.7万吨、东欧为230.5万吨、中东为158.4万吨、拉丁美洲为114.5万吨(包括大洋州)非洲为14.8万吨。详见表2.1-3所示。从表2.1-3可知，在区域上，北美是世界甲醇最大的消费地，占世界总消费量的31.18%。东亚和西欧的甲醇消28、费量相当。从国家来看，美国是世界甲醇最大的消费国，仅美国一家甲醇消费量就占世界消费总量的28.19%。表 2.1-3 2001年世界各地区甲醇消费分布序号地区名称消耗（万吨/年）比例（%）1北美942.131.18其中:美国851.628.192亚洲895.229.63其中：日本199.66.613西欧665.722.034东欧230.57.635中东158.46.086拉丁美洲114.53.797非洲14.80.49合计3021.2100在世界甲醇消费市场中，甲醛是甲醇最大的用户，MTBE次之，分别占据世界甲醇总消费的35%和25%。2001年，世界甲醇消费结构如表2.1-4所示。表 2.129、-4 2001年世界甲醇消费结构序号产品名称比例（%）备 注1甲醛352MTBE253醋酸/醋酐94甲烷氯化物45甲胺36TAME27甲基丙烯酸甲酯28其它20包括溶剂等其它直接消费合计1002.1.3 国外甲醇需求预测根据近期国际甲醇消费市场的发展动态分析，世界甲醇的需求量将由2001年的3021.2万吨，上升到2005年的3275万吨，年均增长率约为2%左右。从地区来看，由于东亚地区经济发展迅速，尤其中国经济的高速发展，东亚地区对甲醇的需求量上升到第一位。北美，尤其是美国，由于加州决定2002年底禁用MTBE，该州1998年MTBE需求量换算成甲醇的消费量约为127万吨，若完全不用MTBE30、，美国甲醇需求减少14以上。预计2003年以后美国甲醇需求量将有可能明显下降，到2005年的消费量将降到810830万吨/年。因此，该地区甲醇的需求量将由原来的第一位退居到第二位。根据预测，到2005年，世界甲醇能力有望新增约800万吨/年以上，总能力可能超过4700万吨/年。从2001年能力3858.5万吨，到2005年能力4700万吨，年均增长率为4%左右，当甲醇装置的开工率为72%左右时，基本与实际消费需求增长率相当。到2005年，世界甲醇生产格局将发生较大变化，南美和中东地区将成为最大甲醇生产集中地，产能分别各占24%、依次是亚洲占15%、北美和东欧各占10%、西欧占7%、大洋洲占6%31、和非洲占4%。初步预计，2005年世界甲醇消费约为3400万吨/年，到2010年，由于甲醇制烯烃技术的逐步完善及大型装置的建成，全世界的甲醇产能及消费有所加快，递增率将增加到45%，总消费量将达到约4200万吨左右。其中包括MTO或MTP生产消费甲醇的量，但就其近期技术发展趋势来看，在2010年之前极有可能减成12套生产装置，增加甲醇消费约200300万吨左右。预计2010年，全世界的甲醇产能及消费递增将保持在2%左右，总消费量将达到约3600万吨左右。此消费未计入MTO或MTP生产消费甲醇的量，但就其近期技术发展趋势来看，在2010年之前极有可能减成12套生产装置，增加甲醇消费约200万吨左32、右，到时甲醇的总需求量将达到3800万吨/年左右。总的来看，发达国家的甲醇市场趋于相对饱和状态，其需求增长的速度较为缓慢，亚洲将成为甲醇消费增长最快的地区。另外，美国加州采取禁止使用MTBE的行动，将对甲醇的消费前景产生不利的影响。由于拉美和中东等地区正在大量地新建甲醇装置，就是除去北美将关闭几套装置，世界总产能也将大幅度增加，因此，届时甲醇的市场竞争将会十分激烈。2005年，世界甲醇需求预测如表2.1-5所示。表 2.1-5 2005年世界甲醇需求预测序号地区名称需求量（万吨）比例（%）1亚洲105632.2其中：日本(200.0)(6.1)2北美965.029.5其中：美国(828.0)(33、25.3)加拿大(102.0)（3.1）西欧717.521.9东欧209.76.4中东172.25.3拉丁美洲及大洋洲133.94.1非洲20.70.6合计3275.01002.2 国内甲醇市场分析2.2.1 国内甲醇生产状况国内甲醇生产起始于六十年代，以小甲醇起家。到六十年代末，甲醇的生产能力仅为10万吨/年左右。八十年代，国内甲醇生产得到了进一步的发展，到八十年代末，甲醇能力已达86万吨/年。进入九十年代，国内甲醇生产得到了较大的发展，2002年全国生产能力已达386万吨/年。目前，国内甲醇生产装置近200套，规模在20万吨/年的仅一套，是上海焦化有限公司为以煤为原料的甲醇装置。10万吨/34、年级规模的有8套，它们是四川维尼纶厂（3套）、大庆甲醇厂、格尔木甲醇厂、川西北甲醇厂、长庆油田甲醇厂、鲁南化肥厂甲醇厂。陕西榆林天然气公司、川西北甲醇厂等厂己完成扩产改造。510万吨/年（不含10万吨/年）的有18套。其余小甲醇均为联醇装置。在1998年之前，受国外产品的冲击，我国甲醇装置的开工率不断下降。近年来，随着国内市场需求的快速增长和产品价格的高位增长，国内装置的开工率逐渐回升，到2003年已经突破70。2003年，全国甲醇生产企业近200家，总生产能力386万吨/年。甲醇产量299万吨，装置开工率不足77.5%。消费甲醇约434万吨，自给率68.9%。进口甲醇140万吨，进口量占国内35、总消费量的32.3%。表 2.2-1 国内主要甲醇生产装置 单位：万吨/年序号名 称能力备 注1上海焦化有限公司202四川维尼纶厂14第一、二套3上海吴泾化工厂104四川维尼纶厂10第三套5大庆油田甲醇厂10第二套6川西北甲醇厂107长庆油田甲醇厂108格尔木炼油厂109齐鲁石化公司1010鲁南化肥厂1011湖南湘江氮肥厂812河南濮阳甲醇厂813中油吐哈油田甲醇厂814河南中原气化股份有限公司815淮化集团有限公司616太原化工公司617湖南资江氮肥厂618大庆油田甲醇厂6+5第一套19广州广氮企业集团有限公司620陕西榆林天然气公司4.5+7.5+1021哈尔滨煤气厂6+822吉化集团公司36、623南京化工集团公司5.524衢化集团公司525山东德州恒升集团公司526锦州石化公司527河南淇县化工总厂5虽然，国内甲醇总生产能力已近400万吨/年，但是小装置还是占有较大比例。由表2.2-1中可看出，10万吨/年以上装置的能力之和占总能力的约50%；5万吨/年以上装置的能力之和占总能力不到60%。表 2.2-2 19922002年国内甲醇市场情况 单位：万吨年份能力产量开工率， 1992106.587.181.781993118.188.675.021994130106.9682.281995160113.4870.931996294141.1948.021997334.6174.3337、51.11998359.9148.8741.361999368.4179.3748.692000370198.6953.72001370206.4855.81200238621153.632003420298.8771.16由上表可见，国内甲醇装置总能力较大，但开工率严重不足，1998年开工率仅为41.36%，2000年市场形势有所好转，开工率上升到53.7%，2001年上升到55.8%，2003年随着国内产能增加，开工率又回升到77.4%。这主要是由于国内联醇装置能力约占总能力的60，多数联醇装置规模小、并且受到主产品化肥销售的影响导致原料成本高、缺乏竞争力，是造成开工严重不足的主要原因。如38、1999年，国际甲醇市场价格下跌，国内甲醇产品价格也随之降低，以煤为原料的小联醇装置能耗高，产品成本居高不下，因而停产，也有些能耗过高的装置则被迫关闭。近期，随着甲醇市场的快速增长，国内正在掀起新的甲醇项目建设热潮，许多甲醇厂及投资商纷纷提出不同规模和原料及其工艺技术的建设方案，并且有的已经开始实施或开工建设。2.2.2 国内甲醇消费状况近年我国甲醇需求增长迅速，需求量由1998年的215.1万吨增长到2003年的433.95万吨，19982003年年均增长速度为15%，同期产量年均增长速度为15%，进口量年均增长速度近15%。但是由于国内小联醇装置规模小、竞争力不足，造成装置开工率低，国内甲39、醇产品供不应求，有相当一部分甲醇市场需进口产品来满足，而大量进口产品加剧了对国内甲醇行业的冲击，因此，国内新建装置必须是规模大、有竞争力的装置。国内近年的供需情况见下表 2.2-3。表 2.2-3 近年国内的供需情况 单位：万吨年 份产 量进口量出口量表观消费量199287.115.880.02103.0199388.617.40.3105.71994106.9612.34.37114.91995113.4820.94.7129.71996141.241.10.04182.41997174.324.21.2197.31998148.969.12.9215.11999197.4137.40.1340、16.72000198.7131.00.5329.22001206.5152.11.0357.62002207.0180.00.1386.92003298.87140.165.08433.95甲醇作为最基础的有机原料，广泛应用于化学工业生产中。最常见的甲醇衍生物有甲醛、醋酸、甲基叔丁基醚、甲胺、对苯二甲酸二甲酯、聚乙烯醇、甲烷氯化物、甲基丙烯酸甲酯、硫酸二甲酯等。2003年甲醇衍生物的消费量约占总消费量的65.5%。在甲醇衍生物消费结构中，甲醛是第一消费大户，MTBE占第二位，醋酸仅次之。在甲醇的直接用途中，甲醇作为燃料使用在一些省份发展的较快，多是使用在甲醇掺烧汽油和在民用燃料上。2003年41、中国甲醇的消费结构如下图：2.2.3 国内甲醇需求预测甲醇作为最基础的有机原料，广泛应用于化学工业生产中。最常见的甲醇衍生物有甲醛、醋酸、甲基叔丁基醚、甲胺、对苯二甲酸二甲酯、聚乙烯醇、甲烷氯化物、甲基丙烯酸甲酯、硫酸二甲酯等。根据近期国内甲醇消费市场的发展状况分析，预计到2007年我国甲醇衍生物生产所需甲醇量约为400万吨，再加上燃料、医药、农药和溶剂等方面的需求量约达560万吨;到2010年，我国甲醇总的消费需求量约为850万吨，年递增率约为9%。其中增幅最大的是用于甲醇燃料、醋酸的生产。根据近期甲醇衍生物生产的发展趋势来预测甲醇的需求量，现分述如下：甲醛国内甲醇用于生产甲醛的消费约占甲醇42、总消费的1/3。甲醛是一种重要的有机化工原料，也是基础碳一化学品之一。其化学性质活泼，易于聚合，是化学合成中重要的中间体。甲醛主要用于制造热固性脲醛、酚醛和蜜胺甲醛树脂及其它氰胺甲醛树脂，也是聚甲醛、维尼纶等各种合成材料的重要原料，以及用于季戊四醇、1,4-丁二醇、乌洛托品、新戊二醇、三羟甲基丙烷等化工产品的生产，并广泛应用于胶粘剂、涂料、塑料、炸药、染料以及医药、农药等众多化工及非化工领域中。19932003年间国内甲醛产量年均递增16%，1996年甲醛生产消费甲醇约62万吨，2003年增长到165万吨，甲醇消费增长率约为16%。2003年甲醛所消费的甲醇占当年甲醇总消费量的38%，甲醛生产43、的发展对甲醇工业的发展起到了较大促进作用。近期我国建材工业将得到较快的发展，相应脲醛、酚醛、三聚氰胺等树脂和胶粘剂的需求量将会有较大的增长，工程塑料聚甲醛也将会有较大的突破性发展。但是，由于去年国家建设部做出关于对装饰建材中游离甲醛含量限制的规定，作为脲醛胶粘剂主要成分的甲醛消费增长将会放缓。其它甲醛下游有机产品的生产还会有一定的增加，从而将促进甲醛消费的持续增长。预计到2007年我国甲醛的需求量为490万吨，消耗甲醇约为220万吨，2012年甲醛的需求量为640万吨，届时将需求甲醇290万吨左右。MTBEMTBE主要用于提高汽油添加剂，国内MTBE投入规模化生产始于八十年代初，其生产能力迅速44、增长。到2003年，国内MTBE装置能力约120万吨，开工率约为80%。用于MTBE生产消费甲醇就达到37万吨。今后几年我国MTBE需求量将有一定的增长，但增长幅度不会太大，预计到2007年，国内MTBE生产将需要约45万吨甲醇。2012年，国内MTBE生产将需要约54万吨甲醇。醋酸2002年国内醋酸生产能力达115万吨/年，其中甲醇羰基合成法50万吨/年，约占43.5%、乙烯乙醛法44.0万吨/年，约占38.3%，乙醇乙醛法21万吨/年，约占18.3%。近年来，由于乙烯乙醛法缺乏竞争力，原料乙烯有更高附加值的用途，大部分生产装置已经或准备停产。乙醇乙醛法也缺乏竞争力，随着我国加入WTO以来，45、将逐渐被淘汰。以甲醇为原料采用羰基合成的工艺技术，是醋酸工业发展的方向，所以，今后我国醋酸生产装置将逐渐被甲醇羰基合成法所替代。2003年甲醇羰基合成法醋酸产量46.8万吨，消费甲醇近27万吨。随着醋酸乙烯、醋酸酯、醋酐/醋酸纤维素和PTA的需求量的增长，醋酸的需求量也会进一步的增长。因此，我国现有甲醇羰基合成法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2007年，用于醋酸生产将需求甲醇约60万吨。2012年，用于醋酸生产将需求甲醇约160万吨。甲胺甲胺是一甲胺、二甲胺以及三甲胺的统称，甲胺系列产品广泛应用于有机化工原料、医药、农药、染料等各个部门的生产。2003年国内甲胺能力总计46、约16万吨，产量近13万吨，当年消费甲醇约20万吨。今后，甲胺在农药行业上的消费将会有所下降，而在医药和其他有机化工原料，特别是二甲基甲酰胺等方面的消费将会有较大的增长。预计到2007年我国甲胺生产需要甲醇量将达到26万吨左右，2012年需要甲醇量将达到33万吨左右。甲烷氯化物甲烷氯化物是一氯甲烷、二氯甲烷、三氯甲烷（氯仿）和四氯化碳的总称。主要用于有机硅单体原料、HCFC-22、溶剂、清洗剂、三醋酸纤维素、以及CFC-11、CFC-12等的生产。目前，我国二氯甲烷及三氯甲烷都有较大的进口量，每年分别进口近10万吨。“十五“期间，我国甲烷氯化物生产和消费得以迅速发展，特别是一氯甲烷作为有机硅单47、体原料、二氯甲烷作为溶剂和清洗剂、三氯甲烷为氟氯烃HCFC-22的原料都有较大的发展。2003年我国甲烷氯化物产量超过21万吨。但目前我国甲烷氯化物生产采用甲烷法和甲醇法两种工艺。2003年甲烷氯化物生产实际消费甲醇约11万吨。预计今后我国新建甲烷氯化物装置将都采用甲醇路线。预计2007年我国甲烷氯化物生产将消费甲醇18万吨左右2012年将消费甲醇27万吨左右。对苯二甲酸二甲酯对苯二甲酸二甲酯（DMT）是生产聚酯的重要原料，2003年我国DMT产量约为30万吨，消费甲醇约13万吨。由于目前及今后新建聚酯装置大多以对苯二甲酸为原料采用直接酯化工艺技术，今后DMT需求甲醇有所下降。因此，“十五“期48、间，没有DMT扩建和新建的项目的计划。预计到2007年，国内DMT生产将基本维持现有的水平，需要消费甲醇量约在10万吨左右，到2012年，甲醇消费量将会下降到6万吨左右。聚乙烯醇（PVA）我国PVA历经三十几年的发展，现已基本上形成了较完善的PVA及其纤维工业体系，生产装置能力和年产量均居世界首位。目前，国内PVA生产装置实际生产能力可达40万吨/年。2003年PVA实物产量为38万吨，消费甲醇4万吨。到2005年我国聚乙烯醇生产发展的总趋势是在保证现有装置开工率的前提下，通过技术改造进一步扩大生产能力，满足下游产品的需求。预计到2007年我国PVA需求量将达到41万吨/年，甲醇需求量为4.649、万吨/年，到2012年甲醇需求量约为6万吨左右。硫酸二甲酯硫酸二甲酯作为重要的甲基化剂，广泛用于医药、农药及其他有机合成过程中。2003年硫酸二甲酯消费甲醇达到2.4万吨。虽然在近年出现了少数新型甲基化剂，但在大部分甲基化剂合成过程中，暂时还不能取代硫酸二甲酯。所以，“十五“期间，硫酸二甲酯将有一定的增长，预计2007年国内消费甲醇约为2.4万吨/年，2012年实际消费甲醇约为2.6万吨。丙烯酸酯类(含甲基丙烯酸甲酯)甲基丙烯酸甲酯主要用于有机玻璃模塑料和板材，涂料和纺织浆料，聚氯乙烯改性剂ACR和MBS，以及胶粘剂、交联剂、润滑剂等，2003年用于甲基丙烯酸甲酯生产消费甲醇4.1万吨。作为有50、机玻璃单体的甲基丙烯酸甲酯，除在原有领域的用途及消费外，已在洁具、工程设备、航海游船等方面的需求也呈现出日趋旺盛的势头，对甲基丙烯酸甲酯的需求量将会有较大的增长。预计2007年，甲基丙烯酸甲酯消费甲醇将达10万吨/年，到2012年国内甲基丙烯酸甲酯消费甲醇将达17.4万吨。燃料甲醇是一种易燃液体，燃烧性能好、辛烷值高、搞爆性好，而且其发动机燃烧的尾气排放总体上优于汽油排放，因此，推动了甲醇代用汽油研究和推广。甲醇可以以不同比例掺入汽油，形成M3-5（甲醇掺入比例3%-5%）、M10-25、M85-100的车用甲醇燃料。我国“六五”期间，国家科委与交通部和山西省共同组织，在山西省进行M15甲醇燃51、料的研究实验。在“七五”和“八五”期间，由中国科学院牵头，组织了大专院校、石油、化工、煤炭、汽车、环境、卫生等有关部门，与德国大众汽车公司共同进行M90甲醇发动机和汽车的合作试验研究，目前仍有三辆甲醇汽车在运行，单车行驶最长里程超过了22万公里，运行车辆性能良好。从1980年起，四川省首先开始在汽油中加注低比例甲醇燃料，到目前有客车、卡车和小轿车近千辆在使用，在实际运营中情况良好，未发现重大技术问题。1999年3月起，采用上海焦化有限公司配制的M15甲醇汽油，陆续在桑塔纳、桑塔纳2000、红旗及东风牌卡车上试用。目前，全国已有6个省市在开发甲醇燃料车，包括在载货车上的汽油中加入一定比例甲醇进行52、试验，并取得了大量试验数据。虽然起步比较晚，但势头猛，进展快，有的也已进入示范阶段。目前，甲醇汽油在山西、四川、重庆、江苏、黑龙江等地区都不同程度的在使用。另外，一些地区用甲醇作为民用燃料。估计甲醇作为燃料的用量约为38万吨/年左右。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。随着我国甲醇燃料示范推广工作的进行，估计甲醇燃料的消费量将显著增加。预计2012年我国汽油消费量将达到约5300万吨，如果全国30范围内推广M5甲醇汽油，其消费量将达到80万吨。M85-100甲醇汽油发动机及汽车的开发工作53、也在推进，如果能在部分地区进行示范推广，其消费量也不可低估。还有一些科研及企业正在开发M15 M45甲醇汽油，也将会促进甲醇的消费增长。另外，甲醇用于柴油的替代研究，也有突破性进展。综上所述，近年来甲醇车用燃料已经引起了广泛的关注，估计2012年甲醇汽油的甲醇用量达140万吨。其它衍生物甲醇在有机合成中的应用十分广泛，除以上所列产品及医药、农药和溶剂外，还大量用于生产二甲醚、二元醇醚、二甲苯酚、溴甲烷等一系列产品的生产，2003年这些衍生物生产中消费甲醇约10万吨左右。预计到2007年在衍生物生产方面的甲醇消费量将提高到12万吨左右，2012年这方面的甲醇消费量将提高到17万吨左右。二甲醚的产54、量会有较大提高，泸天化等10万吨/年项目已经进入设计阶段，山东久泰科技股份公司己有3万吨/年装置并有继续扩产的计划。总之，随着国民经济的快速发展，今后我国甲醇的需求仍将保持较为强劲的增长势头，甲醇作为重要的有机原料，其衍生物生产仍将占据最大的市场份额，其中增长最快的将是甲醛、醋酸、甲胺等方面的生产。此外，随着国家有关甲醇燃料政策的出台，甲醇在燃料方面的消费需求量也将会有较大的增长。预计2007年国内甲醇衍生物生产所需甲醇量约400万吨左右，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560万吨。到2012年国内甲醇衍生物生产所需甲醇量将增长到600万吨左右，再加上燃料、医药55、农药和溶剂等方面的需求量， 2012年国内甲醇的总需求量约850万吨。届时，我国甲醇供需矛盾仍然十分尖锐，新建大型甲醇生产装置或采用先进工艺的联醇装置的技术改造势在必行。但是，随着我国加入世界贸易组织，进口甲醇继续冲击国内市场的局面将再所难免。当务之际是迅速提高国内甲醇生产的整体竞争能力，方能解决市场供需矛盾并促进国内甲醇业的稳步发展。20072012年我国甲醇的消费结构预测如表2.2-4所示。表2.2-4 近年我国甲醇的消费结构预测产品名称2007年2012年消费量（万吨）比例消费量（万吨）比例甲醛22039.229034.1醋酸6010.716018.8MTBE458.1546.4甲胺256、64.6333.9甲烷氯化物183.2273.2甲基丙烯酸酯类101.817.42.0DMT101.860.7聚乙烯醇4.60.860.7硫酸二甲酯2.40.42.60.3医药386.8424.9农药254.5303.5溶剂234.1242.9燃料6611.814016.5其他122.2172.0合计561100.0850100.02.3 目标市场及竞争力分析2.3.1 目标市场分析目前，国内甲醇消费市场主要集中在华东、西南、华北、华南及东北地区，以上地区的甲醇消费约占全国的91%，华东是国内最大的甲醇消费集中地，约占全国的44%，依次是西南、华南、华北及东北地区分别占12.2%、12.1%、57、11.4%和11.2%。以上地区的甲醇市场均有不同程度的缺口，其中华东地区尽管产量居国内之首，但本地市场缺口-68.8%，高达100万吨/年以上。其次是华南地区的市场缺口-97.4%，约需外购45万吨/年以上。东北地区虽然装置能力超过50万吨/年，实际开工率仅有50%，约有40%的消费量来自外地和进口给予补充。以上市场缺口除少量产品是来自国内其它地区外，其余绝大部分是靠进口产品解决。华中和西北地区的甲醇产品除满足本地需求外可向其它地区外销，外销产品约占本地产量的50%左右。甲醇进口大幅增长的主要原因是近年国内甲醇产能增幅较慢，并且在装置规模和技术水平方面，均与国外相差较大。目前约占国内50%的58、甲醇能力是由低于5万吨/年的小型联醇装置构成，并且大多数装置是在2万吨/年以下，而且这些装置的大部分开车时间是随甲醇和氮肥市场价格而确定，也就是说当市场上的甲醇价格或者氮肥价格较高时方可生产，否则是不能开车的。2.3.2 竞争力分析2.3.2.1 进口产品的影响由于近年国内甲醇消费市场的迅速扩大，而国内供应难以满足，以致进口甲醇大量涌入。1992年以来，国内甲醇的净进口量年均递增27.5%，前5年递增幅度较小，仅有7.7%，而后5年的增幅高达50.9%，几乎翻了3番。国内甲醇进口主要集中在华东和华南地区，二者约占国内总进口量的90%以上，其中华东地区进口甲醇约占国内总进口量的70%以上。进口甲59、醇主要来自中东、拉美及东南亚地区，其中从中东进口的量最大，约占国内总进口量的66.7%，其次是拉美和东南亚地区分别占16.7%和16.1%，其它也从东欧有少量进口。从世界甲醇市场的整体情况来看，亚洲是未来市场需求增长较快和市场容量最大的地区，特别是东亚地区在今后较长一段时期内将是国际甲醇市场的较大聚集地之一。 近期世界甲醇市场供需趋势 单位：万吨/年国家或地区分 项1996200020052010美国能力706.2818.7818.7818.7供应量610.8626.2704.4703.3需求量718.9752810.7864.6净进口量108.1125.9106.3161.3加拿大能力21960、219285370供应量219190.5256.5334.8需求量61.464.769.274.3净出口量157.6125.9187.3260.5拉丁美洲能力423.1545.6710.6860.6供应量377.9484.7618.5755.5需求量179.9171194234净出口量198.3313.7424.5521.5西欧能力282365375385供应量255249297329需求量614.8652.7701.3753净进口量359.8403.7404.3423.8东欧能力482.9552.9552.9642.9供应量311.3305.3341.2517.5需求量238.8305.3361、41.2517.5净出口量72.532.16.7112.2中东能力265.5416.5596.5946.5供应量262.8369.1535.7851.9需求量143.1160.2183.3216.8净出口量119.7208.9352.4635.1非洲能力78163163163供应量71.9146.7146.7146.7需求量11.712.714.717净出口量60.2134132130.6日本能力19.6000供应量5.8000需求量192.8204.2219.9236.8净进口量187.2204.2219.9236.8亚洲其他能力229.1295.1295.1295.1供应量190.126162、.3265.6267.1需求量374.2533.4819.21281.3净进口量184.1272.1553.61014.2大洋洲能力242.4242.4242.4242.4供应量242.4210.6218.2219.4需求量11.319.33743.2净出口量230.8191.3181.2176.2合计能力2947.83618.24039.24689供应量25472843.43383.84125.2需求量2546.92875.53390.54238.5初步预计，2005年世界甲醇消费约为3400万吨/年，到2010年，由于甲醇制烯烃技术的逐步完善及大型装置的建成，全世界的甲醇产能及消费有所加快63、，递增率将增加到45%，总消费量将达到约4200万吨左右。其中包括MTO或MTP生产消费甲醇的量，但就其近期技术发展趋势来看，在2010年之前极有可能减成12套生产装置，增加甲醇消费约200300万吨左右。总的来看，发达国家的甲醇市场趋于相对饱和状态，其需求增长的速度较为缓慢，亚洲将成为甲醇消费增长最快的地区。另外，美国加州采取禁止使用MTBE的行动，将对甲醇的消费前景产生不利的影响。由于拉美和中东等地区正在大量地新建甲醇装置，就是除去北美将关闭几套装置，世界总产能也将大幅度增加，因此，届时甲醇的市场竞争将会十分激烈。 近期国外主要在建或拟建甲醇项目 单位：万吨/年序号建设地及企业装置规模生产64、原料备 注1特立尼达、Methanol公司170天然气2004年4月试车2伊朗、国家石化公司170天然气2004年底投产3澳大利亚、Methanex公司200天然气2005年底投产4伊朗、国家石化公司2100天然气2005年底投产5英国、GTL Resources公司100天然气2005年底投产6特立尼达、Methanex与BP合资公司170天然气2006年底投产7智利、Methanex公司90天然气2007年投产8尼日利亚、Euorchem公司240天然气2007年投产合计1340近期国内主要在建或拟建甲醇项目 单位：万吨/年序号承 建 单 位装置规模生产原料备 注本项建设地位于西北地区的宁65、夏，当地甲醇消费量非常有限，将来的消费去向主要是面对华东地区。生产地距离目标市场约为15001800公里，需要增加运输费用约150220元吨。经测算，本项目生产成本750元吨，出厂价低于1000元吨。因此，本项目还是具有较强竞争优势的。2.4 价格预测由于近年国内甲醇消费市场的迅速扩大，而国内供应难以满足，以致进口甲醇大量涌入。1992年以来，国内甲醇的净进口量年均递增27.5%，前5年递增幅度较小，仅有8.8%，而后5年的增幅高达50%，几乎翻了3番。国内甲醇进口主要集中在华东和华南地区，二者约占国内总进口量的90%以上，其中华东地区进口甲醇约占国内总进口量的70%以上。在甲醇产品的消费领域66、中，甲醛、醋酸及MTBE等大宗用户在华东地区的集中度较高，如:羰基合成醋酸所消费甲醇量约占全国在该领域消费的70%以上，用于生产甲醛消费量约占该领域全国市场的50%以上。近年国内甲醇价格波动较大，最低时低于1300元/吨，最高时超过3000元/吨，变动范围超过100%。近几年国内外甲醇的价格如下表所示。近几年国内外甲醇的价格趋势年 份国内市场价格元/吨进口平均价格美元/吨国际市场价格美元/吨199626004350180.0140515199624502600160.8140189199724003000205.9226233199812002400117.99713819991250150067、108.4100135200019502000143.8160200200115501750139.9150168200213602250152.0130190200321502950220.0190280国内甲醇价格的大幅波动主要是受到国际市场价格的影响，同时也与国内甲醇装置的技术水平和相应经济规模作用的发挥状况有关。1998年、1999年世界甲醇市场竞争激烈，甲醇价格最低跌到12001250元/吨。同期世界原油价格也跌入谷底，最低达到10美元/桶左右，因此，受世界原油价格影响，甲醇价格一直处于较低水平，进口到岸价约为110美元/吨左右。2000年以来，随着世界原油市场的大幅上涨，甲醇价格也68、一路上扬，进口平均价格超过140美元/吨，国内甲醇价格也开始走高，甲醇价格曾超过2000元/吨，2001年国内价格又开始回落，企业出厂价最高为1873元/吨，最低为1393元/吨，均价在15501750元/吨左右。进入2002以后，甲醇价格止跌回升，1月份价格为1360元/吨，2月份为1430元/吨，3月份为1460元/吨，8月份就突破2000元/吨，到年底接近3000元/吨，进入2003年后市场甲醇价格有所回落，但随着伊拉克战争的爆发，导致了国际市场原油价格上浮，甲醇价格也随此而向上浮动，近期国内市场价格仍然在22002650元/吨之间高位波动。从2002年初起进口甲醇到岸价直线上升，从年初69、的98美元/吨开始一路攀升，年底达到210美元/吨，2003年年均价格上涨到了230美元，近期仍保持在230美元/吨以上。近年来，国际市场甲醇价格的波动不仅仅是随着市场需求而变化，更重要的是与原油价格的走向有着密切的关联度。在国内市场上，虽然甲醇价格略高于国际市场，但由于近年的进口产品大量涌入，迫使国产甲醇的价格随着国际市场的变化而起伏。根据欧佩克石油输出组织的约定，在今后一段时期内的原油价格将维持在2228美元/桶之间，并考虑小幅上涨的趋势，剔除短期地域政治的影响，初步预计，在正常情况下今后510年国内甲醇的价格将维持在15001900元/吨。因此，本项目的产品价格为1350元/吨还是具有较70、大的边际空间。3 建设规模、产品方案3.1 建设规模八十年代中后期，根据世界甲醇市场的需求和相关工业技术的水平，世界甲醇装置的规模在3050万吨/年之间。进入九十年代，随着中东、南美等地区大规模天然气田的开发，丰富廉价的天然气资源使得世界的甲醇生产向中东和南美等地区集中，供应着世界很多地区甲醇产品的需求，因此甲醇装置的规模不断加大，新建装置的规模大多数已经增长到6080万吨/年，最大的单系列甲醇装置已达近170万吨/年。随着由甲醇生产烯烃（MTO和MTP）和二甲醚工艺技术的发展，提出了进一步降低甲醇生产成本的必要性，同时随着相关工业技术水平的不断进步，促使了甲醇装置大型和超大型化的可能性，因此71、，近年来那些集中向全球供应甲醇的地区，或者与甲醇制烯烃和二甲醚装置联合建设的项目，有建设大型和超大型甲醇装置的趋势，国外160180万吨/年的单系列甲醇生产装置正在建设当中。甲醇装置的大型化可以降低单位甲醇产品的投资费用和财务费用，从而降低甲醇的生产成本。甲醇装置的经济规模除了和投资成本有关外，还和原料资源量、市场销售份额、建厂地点、交通运输等方面有关。若建在资源地（如中东或南美等），并且市场销售面向世界各地，则甲醇装置规模在100万吨/年级左右是经济的。若建厂在个别地区或国家，并且市场销售面向这个地区或国家，则甲醇装置规模在6080万吨/年是经济的、合理的。目前国内大型甲醇装置的规模多数在172、020万吨/年之间，以煤为原料甲醇的单套最大规模为20万吨/年，装置规模小，竞争力差。近期国内新建甲醇装置较多，规模有较大的提高，大型项目规模多在2060万吨/年之间。通过以上分析，本着技术先进可靠、提高产品有竞争力的原则，综合考虑国内市场、地区市场、建厂地点、交通运输、企业资源等方面的实际情况，本项目确定甲醇装置建设规模为60万吨/年，已经达到经济规模，将成为国内最大的甲醇装置之一。3.2 产品方案本装置的产品方案为年产甲醇60万吨，甲醇产品符合国家GB338-92标准。年副产硫磺0.6万吨，符合国家GB-244992标准。年操作时间为330天。甲醇和硫磺产品规格如下：甲醇国家标准（GB 373、38-92）项 目优级品一级品色度(铂-钴)55密度(20)，g/cm30.7910.7920.7910.793温度范围(101325Pa)， 64.065.564.065.5沸程(65.60.1)， 0.81.0高锰酸钾试验, min5030水溶性试验澄清澄清酸度(以HCOOH计)，%0.00150.0030碱度(以NH3计)，%0.00020.0008羰基化合物(以CH2O计)，%0.0020.005蒸发残渣量,%0.0010.003硫磺国家标准标准（GB-244992）项 目单位指标硫 Wt99.9水份ppm0.01灰份ppm0.03酸度（以硫酸计）0.003铁0.003砷0.001有机74、物0.034 工艺装置技术及设备方案4.1 工艺技术选择本项目采用以煤为原料生产甲醇，主要由备煤、空分、煤气化、变换、酸性气体脱除、硫回收、甲醇合成和甲醇精馏等工序构成。下面对以上工序分别进行比较和选择。4.1.1 备煤备煤工序将原煤储运系统来的原煤磨碎、干燥成合格粒度的粉煤，再加压输送到煤气化工序。（1）磨煤及干燥在国内外电力、冶金、建材、化工等行业中，磨煤及干燥常采用的流程有中间贮仓式或直吹式两种流程。采用的磨煤机型式有以下三种：低速磨，即钢球磨煤机，适用于各种煤品，一般适用于中、小工程。对采用磨损性很强的易燃烟煤的大型工程（投资合理时）也可选用双进双出钢球磨煤机；中速磨（辊盘式磨煤机是其75、中的一种型式）也称立式磨，适用磨损性较强的烟煤、劣质烟煤、贫煤、褐煤。最适用原煤水分在25%以下，HGI=35100的煤种；高速磨，如风扇磨煤机，适用于高水分、低灰分、磨损性不强的褐煤。由于中速磨煤机适应性较广，具有能耗低、钢耗低、检修方便、噪音低等特点，故不仅在大中型电站，而且在冶金、建材、化工（如Shell煤气化）等行业都得到了广泛的应用。我国自20世纪80年代以来，大中型电站开始采用中速磨煤机，目前已装机800余台。开始是进口磨煤机，尔后与国外厂商合作制造，先后有北京电力设备总厂和沈阳重型机械厂从德国Babcock公司引进MPS型磨煤机制造技术，上海重型机器厂从美国CE公司引进HP型磨煤76、机制造技术，从合作制造到形成自己的系列，三厂共生产各型磨煤机500台以上，据国家电力公司统计，耐磨件寿命接近国外水平，可用系数达86%以上，运行情况良好，同时辊盘式中速磨煤机又属节能环保产品。原料煤的干燥在中速磨煤机中同时完成，循环飞灰返回磨煤机，同原料煤一同进入碎煤仓。根据xx煤灰份、挥发分和水份较高、可磨性高（HGI=75）的特点，参照Shell公司对类似工程选用的经验，本工程磨煤拟采用辊盘式中速磨煤机，煤粉制备及干燥暂按3套原料煤中速磨煤机配中间贮仓式的制粉系统方案（2开1备）考虑。每套系统能力不低于正常生产能力的110%左右。提供磨煤机中干燥水分的热源主要有燃煤热风炉、燃气热风炉和蒸汽77、换热器几种形式，这几种形式均是成熟可靠的。但采用燃煤热风炉会对环境造成一定的影响；而采用蒸汽换热器则因企业实际情况将比燃气热风炉运行费用相对较高且投资较高（主要是蒸汽价格和需新增管道）。因此本工程推荐采用燃气热风炉作为提供磨机中干燥水分的热源。热风炉燃料采用甲醇合成装置的弛放气。（2）煤粉分离煤粉分离收集方式过去国内大多采用细粉分离器加多管旋风、袋式收尘器的多级收尘方式。根据Shell公司成功的经验，结合国内贮式制粉流程广泛采用的煤粉收集方式，本工程推荐采用煤粉袋式过滤器（长袋低压大型喷吹袋式收尘器）的一级分离收尘方案。煤粉袋式过滤器具有很高的除尘效率（可达到99.99%），可处理粉尘浓度高达78、1000g/Nm3以上，收尘后尾气中粉尘含量50mg/Nm3。而普通袋式收尘器当浓度超过30g/Nm3时，前面需要设置预分离装置。从国内冶金行业的高炉制粉系统实际使用情况分析煤粉袋式过滤器是一种可靠的分离设备，其滤袋寿命为2年，脉冲阀片寿命为10个月。另外采用煤粉袋式过滤器（长袋低压大型喷吹袋式收尘器）的一级分离收尘方式可使流程大为简化，设备少、阻力小、运行故障少，并可保证尾气达到国家排放标准（50mg/Nm3）。（3）煤粉加压及输送煤粉经袋式过滤器一次分离收集后，分离的煤粉由螺旋输送机分别送入两个煤粉贮仓。煤粉加压输送给料采用高压锁斗间歇地将煤粉从（常压）煤粉贮仓送入（高压）煤粉给料仓。用酸79、性气体脱除来的高压CO2将煤粉送至气化炉烧咀。4.1.2 空分空分技术经过100余年的不断发展，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：用高效的两级精馏工艺制取高纯度的氧气和氮气；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；热交换器采用高效的铝板翅式换热器，使结构紧凑，传热效率高；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80、为研究的一个重点。氧的增压有两种方式，分别为氧气压缩机和液氧泵，即外压缩流程和内压缩流程。前者压缩介质为气氧，将出冷箱的低压氧气采用压缩机压缩到所需要的压力；后者压缩介质为液氧，将主冷凝蒸发器中的液氧采用液氧泵升压到所需要的压力，气化、复热出冷箱后直接送往用户。世界上大型空分设备制造厂比较著名的有德国林德公司（Linde）、美国空气产品和化学品公司（APCI）、法国空气液化公司（Air Liquide）等。法液空的分子筛吸附器是立式双层环形床结构，其余两家是卧式双层扁平床。冷箱内管道、容器材料一般都用铝合金，法液空是用不锈钢（板翅式换热器除外）。各公司对精馏塔的研究大多数致力于其结构、效率以及81、气液流向等方面，以减小塔径，降低塔高。过去精馏塔板多采用筛板塔，现开发了金属规整填料塔。我国主要的空分制造厂如杭州制氧机厂、大连金州重型机器厂、开封空分设备厂等与上述拥有世界一流技术的空分设备公司都建立了技术合作关系，能合作制造大型空分设备。空分装置的主要功能是向煤气化工序提供高压氧气及氮气；向脱硫脱碳工序提供气提用氮气；提供整个甲醇装置所需低压氮气等。本项目采用Shell粉煤气化工艺。Shell粉煤气化工艺采用一台气化炉单系列运行，要求使用纯度99.6%、压力4.62MPa(G)的氧气60000 Nm3/h，具有氧气用量大、用氧压力高的特点。空分装置的氧气增压方案有内压缩流程和外压缩流程之分82、，它们的共同点都是采用全低压空气压缩、空气预冷、分子筛空气净化、深冷分离。不同点是内压缩流程采用空气增压机和液氧泵获得高压氧气；外压缩流程采用氧压机获得高压氧气。从能耗上看，相同制氧能力空分装置，采用内压缩流程和外压缩流程的实际功耗相近。因为，尽管内压缩流程使用了空气增压机来提供系统的部分制冷量，理论上要多消耗3%的压缩功；但是空气增压机、液氧泵的效率比氧压机高，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，尽管外压缩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，而内压缩流83、程从未出现过类似事故。另外，由于内压缩流程使用了液氧泵，可及时抽走主冷凝蒸发器液氧中的液态烃，使得空分装置的运行更加安全、可靠。从投资上看，两种流程相接近，内压缩流程稍低一些。此外，使用液氧泵的内压缩流程比使用氧压机的外压缩流程操作、管理更为方便，维修工作量少，占地也少。因此，本项目推荐液氧泵内压缩流程。本项目Shell粉煤气化工艺采用一台气化炉单系列运行。配套的空分装置采用单套制氧能力为60000 Nm3/h空分设备（实际耗氧量55000 Nm3/h）单系列运行的方式，以与气化炉单系列运行相匹配，操作管理方便、投资省、占地少。并且单系列空分装置临时停车时，甲醇装置所需气氧、气氮可由液氧液氮储84、存系统提供，保证甲醇装置满负荷连续安全运行。目前国外大型空分装置规模已达100000 Nm3/h以上，国内已经投运的宝钢5#空分单机容量为70000 Nm3/h，杭州制氧机厂正在设计和生产50000 Nm3/h的大型空分装置。因此，本项目空分装置可以从德国林德公司（Linde）、美国空气产品和化学品公司（APCI）、法国空气液化公司（Air Liquid）以及杭州制氧机厂中选择。4.1.3 煤气化目前国际上比较先进的第二代煤气化工艺技术主要有：荷兰壳牌公司的SCGP粉煤加压气化工艺、美国德士古公司的水煤浆加压气化工艺、美国Dynegy公司的Destec加压气化工艺、德国Lurgi公司的Lurg85、i碎煤加压气化工艺等。Lurgi工艺是一种固定层块煤气化工艺，Lurgi工艺由于生产的煤气中CH4含量高（约10%，干基），有效气（CO+H2）含量较低，适宜于城市煤气的生产，或在生产合成气时联产城市煤气。而且煤气化排水中含有较多的焦油、酚类、氨等物质，需要配置庞大污水处理装置，才能达到环保的排放要求，因此Lurgi煤气化工艺一般不用于生产合成气。在水煤浆加压气化工艺中，美国Dynegy公司Destec工艺的技术指标较好，但操作经验较少，商业应用不多。Texaco工艺近十年来在中国的化肥工业中有四套应用的业绩。Shell公司的SCGP工艺是粉煤加压气化工艺，是近年发展起来的先进煤气化工艺之一，86、已被成功地用于联合循环发电工厂的商业运营。目前国内已有湖北双环、广西柳化、湖南洞氮、湖北枝江等13套装置在建或已签合同。根据本工程的特点，煤气化工艺宜在Texaco工艺和Shell工艺中选择。下面就以上两种煤气化技术的特点分别说明并比较如下：4.1.3.1 Texaco水煤浆气化工艺Texaco工艺采用水煤浆进料、液态排渣、在气流床中加压气化，水煤浆与纯氧在高温高压下反应生成煤气。国内引进的渭河、鲁南、上海焦化、淮南四套装置，现均已投运，Texaco水煤浆气化工艺具有如下特点：对煤种有一定适应性。国内企业运行证实水煤浆气化对使用煤质有一定的选择性：气化用煤的灰熔点温度t3值低于1350时有利于87、气化；煤中灰分含量不超过15%为宜，越低越好，煤的热值高于26000kJ/kg，并有较好的成浆性能，使用能制成6065%浓度的水煤浆之煤种，才能使运行稳定。气化压力高。工业装置使用压力在2.86.5MPa之间，可根据使用煤气的需要来选择。气化技术成熟。制备的水煤浆可用隔膜泵来输送，操作安全又便于计量控制。气化炉为专门设计的热壁炉，为维持13501400温度下反应，燃烧室内由多层特种耐火砖砌筑。热回收有激冷和废锅两种类型，可以煤气用途加以选择。合成气质量较好。其有效组分（CO+H2）含量占80%，甲烷量0.1%。碳转化率9598%。冷煤气效率7076%，气化指标较为先进。由于水煤浆中含有354088、%水分，因而氧气用量较大。对环境影响较小。气化过程不产生焦油、萘、酚等污染物，故废水治理简单，易达到排放指标。高温排出的融渣，冷却固化后可用于建筑材料，填埋时对环境也无影响。4.1.3.2 壳牌（Shell）干煤粉气化工艺壳牌（Shell）干煤粉气化工艺在1972年就开始基础研究，1993年在荷兰建成日处理煤量为2000吨的单系列大型气化装置。壳牌粉煤气化工艺具有如下特点：采用干煤粉作气化原料，煤粉用惰气输送，操作十分安全。对煤种的适应性比较广泛，从较差的褐煤、次烟煤、烟煤到石油焦均可使用；对煤的灰熔点适应范围比其它气化工艺更宽，即使是高灰分、高水分、高硫的煤种也能使用。气化温度高，一般在1489、001600，碳转化率高达99%。煤气中甲烷含量极少，不含重烃，CO+H2达到90%。氧耗低。采用干煤粉进料与水煤浆气化相比不需在炉内蒸发水分，氧气用量因而可减少1525%，从而降低了成本。配套空分装置规模相对缩小，投资也可相应降低。气化炉采用水冷壁结构，无耐火砖衬里。水冷壁设计寿命按25年考虑。正常使用维护量很小，运行周期长，也无需设置备用炉。每台气化炉设有46个烧嘴，对生产负荷调节更为灵活。Shell烧嘴保证寿命为8000小时，已超过连续16000小时运行。热效率高。Shell煤气化的冷煤气效率达到7883%，其余15%副产高压或中压蒸汽，总的原料煤的热效率达98%。对环境影响小。气化过程90、无废气排放。系统排出的融渣和飞灰含碳低，可作为水泥等建筑材料，堆放时也无污染物渗出。气化污水不含焦油、 酚等，容易处理，需要时可作到零排放。两种气化工艺比较如下：壳牌煤气化工艺与德士古煤气化工艺比较序号工艺名称壳 牌德士古1气化工艺气流床、液态排渣气流床、液态排渣2适用煤种褐煤、烟煤、石油焦各种烟煤、石油焦3气化压力 MPa常用2.7-6.54气化温度 1400-16001300-14005气化剂氧氧6进料方式干煤粉65%水煤浆7单炉最大投煤量 t/d500020008氧气消耗 (每km3CO+H2)330-360380-4309碳转化率 %9995-9810冷煤气效率 %78-8370-7691、11煤气中CO+H2 %908012煤气中CH4 %0.10.113对环境影响低较低从以上两种气化工艺的特点可以看出，壳牌粉煤气化工艺与德士古气化工艺相比，在煤种适应性、氧气消耗、碳转化率、热效率等方面，均占有一定的优势。目前国内德士古水煤浆气化装置的设计、生产运行经验表明，德士古水煤浆气化最适宜煤种为烟煤，煤质应满足下述条件：煤的灰熔点FT1300。煤的灰含量1315，最好10。因为灰含量提高1，煤耗增加1.31.5%，氧耗增加0.70.8%，而且将增加对耐火砖的浸蚀和黑水系统的腐蚀性。煤的内水含量最好低于8%，使其有良好的成浆性能，要求水煤浆浓度60，最好达65。煤质要稳定，储量多能长期供92、应。而壳牌煤气化工艺认为适宜的煤种范围较广，可以是烟煤、无烟煤、褐煤、石油焦等。对壳牌煤气化工艺而言一般最经济的煤种为：煤的灰熔点FT1500。煤的灰含量在1225，最好1518。因为灰含量过低，不利于在水冷壁上挂渣，灰含量过高，增加消耗，影响发气量，浪费装置能力。煤的水含量越低越好，因为采用干煤粉进料，水含量高，干燥煤粉所用燃料气量将有所增加。根据拟采用的xx煤性能和对两种气化工艺特点的分析，本项目推荐采用壳牌干煤粉气化工艺。4.1.4 变换采用Shell粉煤加压气化所产合成气生产甲醇，由于Shell煤气化送出的3.8MPa原料气中一氧化碳含量高达6365%（V干），且原料气中硫含量较高（093、.5），不符合甲醇合成的要求，因此必须部分变换，增加H2含量，才能满足甲醇合成的要求。在CO部分变换时，由于原料气中的CO含量较高，为防止出现甲烷化副反应，需采用高水气比，变换反应的平衡推动力很大，变换反应的控制（变换后CO的浓度）至关重要。控制其部分变换有二种方案：（1）设置一段变换，用大副线调节最终CO浓度。该方案优点在于：煤气可部分通过，只需一段变换。其缺点是：蒸汽消耗高，变换炉热点温度较高达520，催化剂长期在此温度下很易失活，同时变换炉设计、制造也有困难。（2）采用二段变换反应，即一段变换炉进50%煤气量，在高水气比条件下进行预变换反应，未进一段变换炉的冷煤气用于激冷一段的变换气。同94、时用变换冷凝液激冷变换气，调节变换气的温度来控制最终CO值。该方案优点在于：蒸汽消耗少、变换炉在较低温度下操作，煤气中有机硫可95%转化，其缺点是：二段变换催化剂不能在较合理温度下操作。为稳妥可靠起见，本项目推荐采用二段变换工艺。目前，国内变换催化剂的研究和开发应用发展很快，尤其是耐硫钴钼系催化剂，已达到世界先进水平，在3.5MPa以上有成功使用经验的有齐鲁化工研究院的QCS01，湖北化学所的EB6二种耐硫催化剂，其中齐鲁化工研究院的QCS01催化剂在大型德士古造气工艺制氢装置中使用较多。该催化剂的显著优点是适用于高硫含量原料气，对于高空速和高水气比适应能力强，对油、碳黑、磷以及重金属等毒物污95、染具有较高的承受能力，污染严重后可再生。铁铬系催化剂在国内大型德士古造气工艺制氢装置中也有使用经验。由于铁铬系催化剂的耐硫能力较差，在原料气中硫含量大于1g/Nm3后，该催化剂极易失活，因此，采用该催化剂须将原料气中的H2S和COS等予以除去，然后再进行变换反应，再将H2S和CO2脱除，使整个净化流程过于复杂。若采用耐硫变换，则可不需先脱硫而直接进行CO变换，然后再将H2S和CO2等一次脱除，使得流程简短，投资节省。因此本项目采用耐硫变换催化剂。由于变换反应放出大量的热。根据全厂热量平衡，对变换系统余热进行如下利用：变换炉出来热量预热原料气后，变换气热能先用于副产1.1MPa饱和蒸汽，再副产096、.6MPa饱和蒸汽，低位热用于预热锅炉给水、脱盐水。CO变换的工艺冷凝液分二股：一股高温冷凝液进冷凝液闪蒸槽低压闪蒸，闪蒸汽去冷凝液汽提塔汽提冷凝液，闪蒸后冷凝液送Shell气化装置，另一股低温冷凝液，该冷凝液再进行低压蒸汽汽提，汽提的闪蒸气经分离水后送火炬，冷凝液作为变换激冷水。4.1.5 酸性气体脱除酸性气体脱除的任务是脱除变换气中H2S、少量有机硫和CO2。脱硫工艺一般有干法脱硫和湿法脱硫二种。干法脱硫一般采用固体脱硫剂脱除少量硫，属精脱硫范畴，有活性炭、改性活性炭和氧化锌等方法。湿法脱硫，属气体粗脱硫范畴，一般可分为物理吸收和化学吸收二种，常用物理吸收方法有低温甲醇洗、NHD工艺等；常97、用的化学吸收方法有栲胶、ADA、MDEA工艺等。除了栲胶、ADA法外，其它的各种湿法脱硫工艺常常与脱碳一并考虑。目前，世界上脱碳工艺，根据操作过程的特点和机理，基本上分为以下三大类：（1）化学吸收法化学吸收法利用气体中CO2能与吸收剂中的活性组份起化学反应生成不稳定化合物，而热再生时不稳定化合物又分解出活性组份和CO2。常用的工艺有MDEA法、热钾碱法等。（2）物理吸收法物理吸收法利用气体中CO2能溶解于某些溶剂，并且在不同分压下有较大溶解度差异这一机理来脱除CO2。吸收溶剂一般为非电解质、有机溶剂或其它溶液。再生采用减压闪蒸及气提出酸性气。常用的工艺有碳丙法、Selexol法（国内称为NHD98、法）、低温甲醇洗法、NMP法等。（3）物理化学吸收法物理化学吸收是利用某些溶剂对CO2的吸收具有化学反应和物理吸收两种机理来脱除CO2。再生除减压闪蒸、气提外，还需热再生才能将酸气彻底释放出来。常用的工艺有MDEA法等。甲醇合成工序要求本工序，将变换气中的H2S、COS、CO2等脱除，使其H2S0.1ppm，CO2约3.16%(v)。在国内外大型工业化装置中使用脱硫、脱碳的工艺方法很多。而较常使用的有：MDEA脱硫、MDEA脱碳，NHD（Selexol）脱硫、NHD（Selexol）脱碳、低温甲醇洗脱硫脱碳。采用何种酸性气体脱硫技术是根据原料气的性质和产品气的要求而选择不同方法。在本装置中脱除99、CO2气体采用物理吸收比较有利，这是因为化学吸收法中溶剂的循环量在活性组分浓度一定时与酸性气含量成正比，CO2的高含量会使溶剂循环量急剧增加，这将造成系统的操作能耗大大增加，经济上不合理；而物理吸收法中溶剂的循环量与原料气中被吸收气体的分压有关，因此较高的操作分压有利于物理吸收。对于大型工业装置，减少溶剂循环量对降低能耗和操作费用十分重要。以下将几种常用在大型工业化装置的酸性气体脱除技术说明如下：4.1.5.1 MDEA脱硫、脱碳工艺MDEA即N甲基二乙醇胺的英文缩写。MDEA为叔胺，其稳定性好、蒸汽压较低，一般不与氧反应，无降解产物生成，在水溶液中会与H结合而生成R3NH，从而呈弱碱性，能够100、从气体中选择性吸收H2S和CO2等酸性气体。按本项目变换气条件，活化的MDEA溶液在3.55MPa压力下吸收CO2能力为31Nm3CO2/m3溶液，而再生热耗约1890kJ/ Nm3CO2，采用活化的MDEA溶液脱碳消耗蒸汽较多，溶液循环量大，电耗高。采用活化MDEA脱硫，要达到H2S0.1ppm的指标，蒸汽消耗高，亦不合理。因此，不宜采用MDEA溶液脱硫、脱碳。4.1.5.2 NHD（Selexol）脱硫、脱碳工艺用聚乙二醇二甲醚溶液作吸收剂的气体净化过程，国外称为Selexol法，Selexol工艺是由Allied化学公司于六十年代开发的，1993年UOP公司取得Selexol技术许可证。101、Selexol于八十年代初开始从合成气中脱除CO2，以后发展为从气体中选择性脱除酸性气体。国内南京化工研究院于八十年代经过研究，获得了物化性质与Selexol相似的吸收溶剂组成，称之为NHD溶剂，1984年经化工部鉴定，确定为NHD净化工艺，在1993年建成第一套以德士古造气、NHD脱硫、脱碳，年产8万吨合成氨的工业化示范装置，变换气经NHD脱硫、脱碳后，净化气CO20.2%，总硫小于50ppm。目前，国内已广泛采用该工艺，该工艺国内将成的最大能力为淮南18万吨/年合成氨装置。NHD（Selexol）脱硫、脱碳工艺技术特点如下：溶剂对CO2、H2S等酸性气体吸收能力强。溶剂的蒸汽压低，挥发性小102、。溶剂不氧化、不降解，有很好的化学和热稳定性。溶剂对碳钢等金属材料无腐蚀性。溶剂本身不起泡。具有选择性吸收H2S的特性，并且可以吸收部分COS等有机溶剂。溶剂无臭、无味、无毒，但价格较贵。溶剂在常温下吸收，脱硫采用热再生，脱碳采用气提再生，热耗较低。采用水力透平回收热量，减少溶液输送功耗。按本项目变换气条件，NHD溶液在3.55MPa压力下吸收CO2能力为34Nm3CO2/m3溶液，溶液脱碳溶液循环量为875 m3 /h，电耗较高。而NHD脱硫再生热耗高，蒸汽耗量大。因此，不宜采用NHD脱硫脱碳。4.1.5.3 低温甲醇洗脱硫、脱碳工艺低温甲醇洗是50年代初德国林德公司和鲁奇公司联合开发的一种103、气体净化工艺。该工艺以冷甲醇为吸收溶剂，利用甲醇在低温下对酸性气体溶解度极大的优良特性，脱除原料气中的酸性气体。该工艺气体净化度高，选择性好，气体的脱硫和脱碳可在同一个塔内分段、选择性地进行。低温甲醇洗工艺技术成熟，在工业上有着很好的应用业绩，被广泛应用于国内外合成氨、合成甲醇和其他羰基合成、城市煤气、工业制氢和天然气脱硫等气体净化装置中。在国内以煤、渣油为原料建成的大型合成氨装置中也大都采用这一技术。低温甲醇洗脱硫、脱碳技术特点如下：溶剂在低温下对CO2、H2S、COS等酸性气体吸收能力极强，溶液循环量小，功耗少。溶剂不氧化、不降解，有很好的化学和热稳定性。净化气质量好，净化度高，CO220104、ppm，H2S25%）如果原料气硫含量偏低，整个装置出现低负荷运转，当负荷低于25%时，Sulfree装置便不能正常运行，因而总硫回收率受到影响。加拿大Delta公司的MCRC硫回收工艺是一种亚露点Claus转化，即改变了常规Claus反应的平衡条件，在低于硫的露点下操作，三级MCRC转化，硫回收率可达99%，它不仅是一种硫回收方法，也是较好的尾气净化方法；荷兰Comprimo公司开发的超级克劳斯硫回收工艺，一改以往单纯增加转化级数来提高H2S的方法，在两级普通克劳斯转化之后，第三级改用选择性氧化催化剂，将H2S直接氧化成元素硫，总回收率达99%以上，在国内外已有多套工业装置。第二类主要有国内105、的栲胶法，还有国外的LO-CAT工艺（空气资源公司开发）等。栲胶法在国内合成氨厂已普遍使用，操作经验丰富，但设备数量多、投资大，且尚无用于高CO2含量酸气先例。本项目酸气中CO2含量较高，因此不适用此法。LO-CAT法工业化于1976年，该法流程简单。硫回收率高达99.85%，但容易起泡，引起堵塔等一系列操作问题，影响推广应用。目前国内常规克劳斯工艺装置已有多套，技术及操作经验相对较成熟，且投资较低，所以本项目推荐采用普通三级克劳斯硫回收方法。4.1.7 冷冻设置冷冻工序向低温甲醇洗工序提供冷量。低温甲醇洗工序所需冷冻量约为6500kW（正常工况）,蒸发温度为-40，具有蒸发温度低、冷量需求大106、的特点。冷冻采用离心式压缩机氨蒸发制冷工艺向低温甲醇洗工序提供冷量。离心式制冷压缩机具有转速高，制冷量大，蒸发温度低，易损件少，连续工作时间长，振动小，运行平稳，机组重量轻、占地面积小，能方便的调节制冷量等特点。为了满足低温甲醇洗工段对制冷剂温度的要求，本工艺流程中设置过冷器，使出工段的制冷剂液体冷却到要求的温度。采用过冷器还可以提高单位制冷量、减少制冷剂的循环量。4.1.8 甲醇压缩合成世界上最初的工业化甲醇合成工艺采用高压法（30Mpa以上），随着铜基合成催化剂的开发成功，出现了低压法（58Mpa）和中压法（1015Mpa）。由于高压法甲醇能耗（如天然气甲醇,其能耗为60GJ/t左右）与大107、型低压法甲醇能耗（如天然气甲醇，其能耗为30GJ/t左右）相比，能耗要高很多，技术经济比较结果表明，中、低压法工艺装置具有显著优势。七十年代后国外新建的大中型甲醇装置全部采用中、低压法，中、低压法是大规模甲醇工业化装置的发展主流，高压法甲醇工艺已逐步淘汰。所有中、低压法甲醇工艺过程类似，在压力为5.015.0MPa，温度为205266之间操作。各种中、低压甲醇工艺的主要区别在于反应器的设计、反应热的移走及回收利用方式的不同，另外所用催化剂亦有差异。结合本项目的情况，甲醇合成选用低压法工艺。甲醇合成系统包括合成气压缩（等压合成除外）、甲醇合成、热量回收、甲醇分离等。甲醇合成塔是核心设备。现今世界108、上先进的合成塔有以下几种：（1）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的甲醇合成塔。在中低压条件下使用铜基催化剂进行甲醇合成反应，其热量通过特殊设计的菱形分布系统将冷激气体喷入床层中间带走，以调节合成塔内温度。英国ICI公司甲醇合成塔属于这种形式。目前世界上大型甲醇装置中,有很多采用多段冷激式甲醇合成塔。近年来，在原来的基础上，对冷激式合成塔进行了大量、多方面的改进和完善，陆续推出了一系列冷激式合成塔的改进型。冷激式合成塔有以下特点：合成塔单系列生产能力大，适合大型或超大型装置。甲醇合成塔设备结构简单，催化剂装卸方便。采用特殊设计的分布系统进行冷激，温度控制109、较为方便。不能回收甲醇合成产生的高位热能，合成回路循环气量大。存在催化剂段间返混现象，合成塔出口甲醇含量低。催化剂时空产率不高，用量较大。（2）管束式甲醇合成塔管束式甲醇合成塔是反应塔管间副产蒸汽的等温反应器，管内装填催化剂，在中低压条件下进行甲醇合成反应，由管间沸水移出热量，并产生中压蒸汽，以控制床层温度，延长催化剂寿命，控制副反应的发生，德国Lurgi公司的甲醇合成塔为此种形式。中国国内列管型或绝热列管型合成塔也属此类。与多段冷激式甲醇合成塔相比，管束式合成塔有以下特点：甲醇合成反应条件温和，副反应较少。利用壳程饱和蒸汽压力，控制催化剂床层的温度。回收高位能的甲醇合成反应热，热量利用合理。110、甲醇合成塔出口气体的甲醇含量较高，循环气量小。装置大型化时，合成塔尺寸较大，制造及运输困难。（3）绕管式合成塔绕管式合成塔是德国Linde公司开发的技术，属等温型合成塔。与Lurgi合成塔相比，其区别在于将冷却的垂直管改为盘管并埋在催化剂床内，其结构类似于高效盘管换热器。与传统型Lurgi合成塔相反，Linde合成塔盘管内走沸水，盘管外置催化剂。与德国Lurgi合成塔相比，具有如下特点：同样甲醇能力下，合成塔的尺寸大为缩小。回收热能效率高，副产高压蒸汽。提高了甲醇的净值，减少了循环气量。（4）多段径向甲醇合成塔日本TEC公司开发了一种新的甲醇合成塔，它是多段、间接冷却、径向流动的合成塔，也称为111、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，合成气由中心管进入，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环形空间，由上部出去。冷却管吸收反应放出的热量发生蒸汽，根据反应的放热速率和移热速率，合理选择冷却管的数量和间距，则使反应过程按最佳温度线进行。MRF反应器有以下特点：气体径向流动，流道短，空速小，因此压降很小，约为轴向反应器的十分之一。床层与冷管之间的传热效率也很高，每吨甲醇能产生1吨多蒸汽（在给水预热的条件下）。单程转化率高，循环气量小。反应过程按最佳温度线进行。（5）双套管甲醇合成塔双套管甲醇合成塔是日本的MHI（112、Mitsubishi Heavy Industries）和MGC（Mitsubishi Gas Chemical Company）两公司联合开发的超级甲醇合成塔。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，使操作温度更加接近最佳温度线。该合成塔的特点是：单程转化率高，在8Mpa压力下，可以得到14%的出口甲醇浓度。能量回收好，每吨甲醇可副产1吨的中压蒸汽(在给水预热的条件下)。合成塔相当于一个预热器来预热入口气体，但压降较大。设备结构较复杂。（6）绝热式甲113、醇合成塔对于大型或超大型的单系列甲醇装置，丹麦Topsoe公司采用3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，第三甲醇合成塔出口气体预热第一甲醇合成塔的人口气体。Topsoe公司的绝热式甲醇合成塔与多段激冷式合成塔相比有以下特点：较高的单程转化率。较低的催化剂用量。热量回收好。设计简单，设备制造容易，便于运输。单系列生产能力大。缺点是设备台数多，流程复杂，投资较大。（7）JW低压均温型合成塔JW低压均温型合成塔是中国杭州林达化工技术工程公司九十年代开发的，在中国哈尔滨汽化厂甲醇装置4改6万吨/年的技改及新建8万吨/年甲醇装置中得到了应用，效果较好。JW低压均温型合成114、塔与管束式甲醇合成塔比，具有如下特点：触媒装填系数高，合成塔体积小，适宜大型化。触媒层温差小，操作稳定，产率高。开车时间短。中国国内制造，投资少。副产低压蒸汽，不能副产中压蒸汽。总之，上述各种合成塔都有工业化装置的业绩，各有优缺点，技术上都是成熟的。可根据甲醇装置的规模，建厂的地点，以及运输等条件，再针对各种合成塔的特点进行选择。本项目甲醇合成塔暂按列管式甲醇反应器编制。甲醇合成气压缩机有往复式和离心式两种，流量小、升压高的场合通常采用往复式压缩机；而对大型生产装置，采用离心式压缩机更为合适。离心式压缩机与往复式压缩机相比，具有转速高，打气量大，易损件少，连续工作时间长，运行平稳，机组占地面积115、小等优点，国内外大型甲醇生产装置中普遍采用的是离心式压缩机。因此，本项目采用离心式合成气压缩机组。4.1.9 甲醇精馏甲醇装置精馏工艺有两塔流程和三塔流程之分。其比较如下表所示。甲醇精馏两塔流程和三塔流程序号项目两塔流程三塔流程1相对投资比1.01.152相对能耗10.0.60.73流程简单较复杂4操作控制简单较复杂5占地较小较大6技术成熟程度现工业化实用技术现工业化实用技术两塔和三塔流程的工艺指标基本相当，主要区别在于热量的消耗。三塔流程由于采用双效精馏，因而降低了冷却水和热能的消耗，但设备投资较高且操作相对较复杂。两塔流程采用单效流程，冷却水和热能的消耗较高，但设备投资较低，操作简单，此两116、种工艺各有优缺点。三塔流程产品纯度高，能耗只有两塔流程的6070%，而投资只比其高15%左右，对于大型装置多采用三塔流程，而两塔流程则适合中、小型装置。本工程甲醇精馏采用三塔精馏工艺。4.2 推荐的工艺技术通过对甲醇生产工艺技术的比较分析，本项目确定选择以下工艺技术：（1）空分空分装置采用单套制氧能力为60000 Nm3/h的空分设备（实际耗氧量54500 Nm3/h）单系列运行的方式，推荐液氧泵内压缩流程。（2）煤气化采用壳牌（Shell）干煤粉气化工艺，气化压力为4.0Mpa，单台气化炉能力为2700吨/天即可满足本项目的要求。（3）变换采用二段耐硫变换，变换气热能用于产生饱和蒸汽以及预热117、锅炉给水、脱盐水。（4）酸性气体脱除和冷冻采用低温甲醇洗工艺脱除酸性气体，采用离心式压缩机氨蒸发制冷工艺向低温甲醇洗工序提供冷量。（5）硫回收采用国内普通三级克劳斯硫回收方法。（6）甲醇合成和压缩本项目甲醇合成塔暂按列管式甲醇反应器编制。合成气压缩采用离心式压缩机组。（7）甲醇精馏甲醇精馏采用三塔精馏工艺。4.3 引进技术范围（1）煤气化煤气化技术拟引进英国/荷兰壳牌（Shell）公司粉煤气化工艺，引进范围包括专利使用许可、基础工程设计以及气化关键设备内件等。（2）酸性气体脱除酸性气体脱除技术拟引进德国林德（Linde）公司或鲁奇（Lurgi）公司低温甲醇洗工艺，引进范围包括专利使用许可、基础118、工程设计，林德公司技术的专利设备绕管式换热器可由国内相关合资厂生产。（3）甲醇合成甲醇合成技术拟引进德国Lurgi公司、丹麦Topsoe公司和日本TEC公司工艺技术，引进范围包括专利使用许可、基础工程设计以及合成塔等关键设备。4.4 工艺流程及消耗定额4.4.1 工艺流程简述（1）备煤原料煤由原料贮运系统通过胶带输送机分别送入磨煤前碎煤仓，碎煤仓的碎煤通过称重给煤机给到磨煤机中磨粉。来自飞灰缓冲罐的飞灰也同时加入磨煤机中混合。从热风炉送来的烟道气与循环气混合，与来自低温甲醇洗装置的气提尾气调配到需要温度的热风送入磨煤机中，在磨粉的同时将干燥后合格粒度的煤粉吹入煤粉袋式过滤器中，分离收集后经煤粉119、袋式过滤器排料螺旋输送机、旋转给料阀排入煤粉贮仓中贮存。分离后气体部分经循环风机循环至热风炉，送至磨煤机继续使用，小部分排入大气。煤粉贮存在煤粉贮仓中，当煤粉锁斗处于常压状态时，打开煤粉锁斗的上阀，关闭煤粉锁斗的下阀，使煤粉贮仓的煤粉流入煤粉锁斗，料满后关闭上阀，通入高压氮气加压后打开下阀使煤粉自流进入煤粉给料仓中，卸完后关闭下阀，排出氮气降至常压再重复上述流程。煤粉给料仓中的煤粉由高压CO2经管道送往气化炉烧嘴。（2）煤气化由备煤装置高压CO2气将粉煤送到气化炉烧嘴。来自空分装置的氧气经预热后导入喷嘴。在气化炉内的高温高压条件下，粉煤、氧气及蒸汽发生部分氧化反应，出气化炉顶部约1500的高温120、煤气由除尘冷却后的冷煤气激冷至900左右后，进入合成气冷却器。经回收热量后的煤气进入干法除尘（高压高温飞灰过滤器）、湿法洗涤系统（文丘里和洗涤塔），洗涤后温度约160、尘含量小于1mg/Nm3的煤气送到下游的变换工序。合成气冷却器及气化炉水冷壁副产的中压蒸汽进入中压管网。湿法洗涤系统排出的黑水大部分经处理后循环使用，小部分黑水经闪蒸、沉降及汽提处理后送污水处理系统进一步处理。闪蒸气及汽提气送火炬燃烧后排放。气化炉产生的的高温熔渣，自流入气化炉下部的激冷室，激冷后形成数厘米大小的玻璃体，来自气化炉下部渣池的湿渣经破渣机破碎后送至渣收集器储存，通过渣锁斗排入渣脱水桶，经过捞渣机捞起后由运渣皮带机送121、至临时渣场储渣斗储存。气化炉渣作为建筑材料外销。（3）变换来自煤气洗涤塔的煤气(3.8MPa,160)，经煤气分离器分离后约50%的煤气预热后进入蒸汽混合器，在蒸汽混合器中与蒸汽混合进一段变换炉，在耐硫变换催化剂作用下进行CO变换反应。反应后的气体与未进一段变换炉的冷煤气激冷后经分离器后送到酸性气体脱除工序。变换气热能用于产生饱和蒸汽以及预热锅炉给水、脱盐水。（4）酸性气体脱除从变换装置来的40，3.4MPa变换气在变换气水洗塔中用经冷却的锅炉给水洗涤，除去变换气中的微量NH3、HCN等。出变换气水洗塔的变换气在换热、分离冷凝水、冷却后进入甲醇洗涤塔。在该塔中CO2、H2S和COS被甲醇液所吸122、收，塔顶出来的净化气经换热后送至甲醇合成工序。吸收CO2、H2S和COS后的甲醇富液进入H2S浓缩塔，在塔中用N2从塔顶气提出CO2，气提出的CO2气经换热后去尾气水洗塔洗涤，然后去煤气化工序用于粉煤输送。H2S浓缩塔塔底物流进入再生塔，塔顶脱出的酸性气体经分离器、换热后，送硫回收工序。塔底的甲醇水溶液去甲醇/水分离塔回收甲醇循环使用。（5）甲醇合成和精馏酸性气体脱除工序来的精制合成气增压后与循环气压缩机出口气体混合，然后预热到220，从甲醇合成塔上部进入催化剂层，在塔中进行甲醇合成反应，反应热副产蒸汽。反应后的出塔气体与入塔气换热后，经水冷器进一步冷却到40，进入甲醇分离器分离出粗甲醇。甲醇123、分离器顶出来的气体一部分作为驰放气排出系统，其余部分进循环气压缩机升压后继续循环。甲醇分离器分离出粗甲醇首先进入预精馏塔分离出不凝气体和轻组分，塔底馏出液加压后进入加压精馏塔。加压精馏塔塔顶出来的甲醇经冷凝、换热后作为产品精甲醇送到甲醇罐区。塔底馏出液进入常压精馏塔，塔顶馏出液冷凝后作为产品送到罐区。塔底馏出的废液去污水处理工序。（6）硫回收来自酸性气体脱除工序的酸性气体，采用克劳斯分流法工艺，使1/3的酸性气体在燃烧中与全量的空气燃烧，剩余2/3的酸性气体自燃烧炉混合室后部送入，然后进行克劳斯催化反应。采用三级克劳斯反应器在催化剂的作用下继续进行克劳斯反应，反应后的气体进入三级硫冷却器冷凝分124、离出液体硫磺。硫回收生成的液体硫磺冷却后经切片机切片、包装后送硫磺仓库。4.4.2 消耗定额甲醇消耗定额（每吨产品计）序号项 目单位单耗年耗（万单位）一原材料、辅助材料1煤（49%FC）t1.5090二公用工程1电 6KV/380VKwh199.4711968.202冷却水t405.8243483锅炉给水t5.86351.604蒸汽（4.1mpa）t2.78166.805仪表空气（0.8Mpa）Nm343.002580.004.5 主要设备方案（1）磨煤机磨煤机选用辊盘式中速磨煤机，数量3台，2开1备中速磨煤机处理能力折原煤112.5 t/h单台磨机额定出力62 t/h（2）空分装置产氧量：6125、0000 Nm3/h氧气纯度：99.6 %进气压力：0.1MPa(A)排气压力：0.6MPa(A)排气量：364000Nm3/h轴功率：39000kW数量：1套（3）粉煤气化炉规格：4600(ID)/3200(ID)26000内件为水冷壁结构，国外引进。设计温度：350数量：1台（4）变换炉热壁炉4200mm。催化剂装填量130 m3。数量：1台（5）克劳斯反应器三段式冷壁反应器，一台。3500(ID) ，L=3600 (T-T)，卧式。催化剂：25 m3 数量：1台（6）氨制冷压缩机结构型式：离心式制冷介质：氨蒸发/冷凝温度： -40/40一段进口压力： 0.12MPaA排气压力： 1.9M126、PaA轴功率： 4000 kW数量：1台（7）合成气/循环气压缩机离心式、蒸汽透平驱动合成气压力： 3.4 MPa循环气压力： 4.7 MPa排气压力： 8.0 MPa轴功率： 6800 kW数量：1台（8）甲醇合成塔列管式等温反应器规格：4400，H=11859催化剂装量：120 m3数量：1台（9）预精馏塔浮阀塔，一台3100，H=38000数量：1台（10）加压精馏塔浮阀塔3000，H=47000数量：1台（12）常压精馏塔浮阀塔3600，H=53000数量：1台5 原料、辅助材料供应5.1 原料供应本工程采用宁夏xx煤，设计煤种的煤质分析数据如下：工业分析（wt%）：项目MtMadAa127、rVarVdaf指标181014.822.6333.68元素分析（ar，wt%）：项目CHNSO指标54.292.930.760.78.5灰分分析（d，wt%）：项目SiO2Al2O3Fe2O3CaOMgONa2OK2OSO3指标37.3616.910.5912.345.652.241.0312.9其它指标：项目热值(MJ/kg)灰熔点()可磨指数Qnet.V.arDTSTFTHGI指标20.25411761197121375本工程实施后原料煤的年需求量（按设计煤种测算）为90万吨，由本地供应。5.2 辅助材料供应主要催化剂和化学品序号项 目单位数量备注1变换催化剂m31304年2合成催化剂m128、31202年3硫回收催化剂m3253年4脱硫剂t103年5烧碱（30%）t480注：上述催化剂及化学品直接由市场采购。6 自动控制本工程主要生产装置的工艺介质大都呈强腐蚀性，且具有易燃、易爆的特征。根据工艺装置的生产规模、流程特点、产品质量、工艺操作要求，并参考国内外同类或类似装置的自动化水平，对主要工艺生产装置实施集中监视和控制。在调度室设置上位管理计算机，在调度室对装置的重要参数进行监视，实现全厂集中管理。煤气化装置、甲醇装置分别设置控制室，各采用一套分散型控制系统（DCS）对装置的生产过程进行集中监控。DCS控制室由操作室、机柜室及其它辅助间组成。DCS系统可与上位管理计算机通讯。煤气化129、的保护联锁由ESD实现，大型机组的保护联锁由随机带来保护联锁系统实现，一般工艺过程的联锁由DCS实现，ESD可与DCS通讯，联锁信号在DCS的CRT上显示。辅助装置设置控制室，采用常规仪表对装置的生产过程进行集中监控。由随机仪表监控的工艺设备的重要参数将引入DCS进行监视。监控要求不频繁的非关键过程变量，采用就地显示和控制；要求在开车过程中监视或仅需现场观察的过程变量，采用就地显示。必须现场操作的设备，采用就近安装的仪表盘或控制箱对其进行监控。设置必要的能源消耗、原料、中间产品和最终产品的计量仪表，其精度符合本行业有关规定的要求。7 建厂条件和厂址方案7.1 建厂条件7.1.1 地理位置、地形130、地貌概况 拟建项目厂址位于宁夏回族自治区银川市所辖xx市境内。xx市位于宁夏回族自治区中部。东与盐池县接壤，西于银川市、永宁县隔河相望，南与吴忠市、同心县相连，北以明长城为界与陶乐县及内蒙古鄂托克旗毗邻。地理坐标东经1061110653，北纬37293828。市区据自治区首府银川市约58公里。具体位置距xx市东南约30公里。东临灵羊公路和古窖子车站。xx市地处鄂尔多斯台地西缘断皱中段，灵盐台地与银川地堑之间的结合部。地势东高西低，自然形成两大地形地貌区，即西部黄河淤积平原、风积沙地的川区；东部为丘陵地带，主要低山丘陵、缓坡丘陵和部分沙漠低山丘陵，地形起伏较大，地面高程在11071647米之间131、。拟选厂址位于xx市的东部丘陵地带。7.1.2 工程地质、地震烈度、水文地质概况厂区地层主要由第四系风积、残积形成的粉土、粉细砂和碎石土组成，下伏三叠系泥岩、砂岩及粉砂岩。第四系地层厚度在0.54米之间，低洼处厚度较大，其地基承载力特征值为100300Kpa；三叠系泥岩、砂岩及粉砂岩厚度大于50米，地基承载力特特值为200500Kpa。根据场地土的出露情况，不排除部分采用天然地基的可能性。根据1990年中国地震烈度区划图划分，厂址所在地区按度设防。xx市河流均属黄河水系，黄河在市境西部由南向北自新桥入境，由横城北出境，境内河流长47公里，其多年平均流量907立方米/秒，年平均过境水量325亿立132、方米。xx市黄河河段主要功能为农灌，其次为工业用水。xx市境内地下水分布极不均匀，主要是黄河沿岸及主要河川地带的潜水和丘陵区裂隙水。河川区地下水比较丰富，也容易开发利用。河川区地下水补给途径为降水、地表河川径流补给；丘陵山地的地下水补给途径主要为降水。地下水埋深大于20米，对混凝土无侵蚀性。7.1.3 当地气象条件拟建项目厂址地处大陆腹地，远离海洋，属中温带大陆性干旱气候区，其特点表现为冬长夏短，降水量小，春秋多风沙，蒸发量大，日照时数长。根据xx气象站观测资料统计，其主要气象资料如下： （1）气温年平均气温 8.8极端最高气温 41.4极端最低气温 -28.（2）湿度年平均相对湿度 57%（133、3）降水量年平均降水量 203.4mm一日最大降水量 95.4 mm（4）蒸发量 年蒸发量 911.9 mm年平均蒸发量 1774.4 mm（5）气压年平均大气压 89.0kPa（6）最大积雪最大积雪深度 13cm（7）冻土深度多年最大冻土深度 109 cm（8）风平均大风日数 12.1d最多大风日数 80d50年一遇风速 24.2m/s50年一遇风压 0.37kN/m2全年主导风向 N（9）雷暴平均雷暴日数 15.8d最多雷暴日数 30d(10)沙尘平均沙尘暴日数 6.8d最多沙尘暴日数 50d7.1.4 社会经济条件xx市辖5镇10乡95个行政村，6个区、县属农林牧场。总面积约3685平方134、公里，其中耕地45.67万亩，园、林地约12.69万亩，牧草地约388.42万亩。总人口约25.3万人，其中回族人口约12.2万人，占48.3%，人口密度69.3人/平方公里，农业人口约9.3万人，非农业人口约6万人，人均耕地约1.8亩。xx市农业条件优越，物种、物产丰富，是宁夏商品粮基地，著名的水果之乡，主要农作物为水稻、小麦、玉米，水果有苹果、梨和葡萄。枸杞、甘草、啤酒花也驰名中外。初步形成了以煤炭、石油、化工、建材、绒毛、皮革、金属冶炼、粮油食品加工为主的工业体系。xx地区矿产资源丰富，而且配套程度较高，煤炭、石油、天然气、石灰石、湖盐、石膏、黏土、沙板土，沙砾石等的储量都很可观。尤以煤135、炭含量为最，且煤质为低灰、硫、磷，高发热量、化学活性、机械强度，低熔灰分的不粘结煤，是理想的优质动力煤和化工原料煤。规划的宁东煤田矿区，位于xx市以东约30公里处，宁东煤田至1988年底累计探明储量273.0亿吨。7.1.5 交通运输条件铁路：xx市目前有地方铁路xx支线，西起包兰铁路大坝车站，东至xx矿区古窑子车站，全长70.1公里，在xx市境内设xx、古窑子车站。公路：xx市境内共有高速路、国道、省道、县乡级公路12条，通车里程达400公里，市域高速路70公里，307国道70公里，211国道50公里，公路交通十分便利。拟建项目厂址临近307国道、黎羊公路、银古高速公路。空运：位于xx市境内136、的宁夏大型国际航港银川河东机场，使xx成为宁夏通往全国和世界各地的空中交通枢纽。7.1.6 公用工程条件7.1.6.1 给排水条件供水：以黄河水为水源，由鸭子荡水库向工厂供水。排水：排入当地唯一的地表水体西天河。7.1.6.2 供电条件本项目供电电源有两个，其一来自地区电网，由在建的古窑子变电所出两回110kV线路向厂区供电；其二是由本集团公司热电厂直接向厂区供电，电压等级为110kV。因此本项目的供电是可靠的。7.2 厂址方案根据当地资源情况、产业现状、工程、水文地质等条件，将本项目的厂址拟选在宁夏xx市境内的宁东化工基地内建设，符合xx市发展规划要求。该厂址地理位置优越，靠近原料基地，其发137、展潜力很大；铁路和公路都可在此方向发展，交通运输方便；水、电供应便利；厂址用地不占良田，无拆迁等问题。厂址可利用面积100公顷，拟建项目用地约31公顷。所有这些，提供了优越的厂址建设条件。8 公用工程及辅助设施8.1 总图运输8.1.1 总平面布置8.1.1.1 总平面布置原则拟建厂址位于宁夏xx市境内的宁东化工基地内建设，且有足够的用地面积。故总平面布置在总体规划的基础上，根据其拟建生产装置的性质、规模、工艺流程、交通运输、环境保护，以及防火、卫生、施工、检修及发展等要求，结合场地自然条件，联合集中，紧凑合理的进行布置。节约用地，充分利用宁东化工基地的有利条件，减少投资，提高生产效益并留有发138、展用地。8.1.1.2 总平面布置将生产主装置集中布置在厂区的西北部位，服务于生产装置的供水、供电供热等公用系统则靠近外侧布置，贮罐区集中布置在厂区南面，使之与装置区保持足够的安全距离，并有利于集中管理，安全、消防。仓库区从北至南集中布置在厂前区、循环水装置区和汽车装车场的西面。厂区南侧作业线作为铁路、公路装卸作业区。厂区以主次干道，周边道构成厂区道路网络。由于装置及罐区多甲、乙类，火灾危险性较大，根据安全消防要求均布置成环状道路。厂前区布置在工厂主要人流入口处，即厂区的东北面与电厂有方便的联系，且与周围环境相协调。详见总平面布置图。8.1.1.3 竖向布置本项目的竖向设计符合建厂的技术要求，139、满足生产和交通运输的需要，为施工、经营管理创造良好的场地条件。厂区竖向布置采用平坡式布置。雨水经厂区暗管排至厂外汇入开发区市政管网。8.1.1.4 工厂防护设施工厂设置砖砌围墙，墙高2.5米，工厂设有货流、人流及铁路运输大门，共2座。根据当地的自然条件在厂内适当的地方种植灌木和乔木，沿工厂围墙四周种植杨树，即绿化环境，也能起到防风固沙作用。在厂前区重点绿化，为职工生产创造良好的环境条件。工厂围墙外设防护林带，林带宽25米。8.1.2 工厂运输8.1.2.1 货物运输量本项目新增全年运输总量为160.8万吨，其中运入90万吨，运出70.8万吨。全年货物运输量见下表：全年运输总量、贮存量表序号名 140、称单 位年输入量年输出量备 注1原煤t9.00105由公司煤矿运来2甲醇t6.0010590火车，10汽车3硫磺t6.00103汽车运输4气化炉渣t1.02105汽车或皮带运输合计t9.001057.081058.1.2.2 货物运输方案根据目前区域现状，本项目目前选择以公路、铁路运输并用的运输方式。厂外铁路：厂址东侧临近xx支线（大古铁路），且宁夏xx化工有限公司建有铁路专用线，本项目铁路专用线可与之接轨。专用线路长约2公里。厂外公路：厂址靠近银古高速公路、307国道和灵羊公路并通过多条省道及县乡级公路与211国道等相连。厂区道路与307国道连接点的距离为10公里。8.1.2.3 货物运输车141、辆和设备的选择本项目厂外运输采用租赁方式，依托社会运输力量解决。厂内运输增加5辆叉车。生活用车增加4部骄车和2辆工具车。8.1.2.4 渣场运输工厂排废渣主要来源于煤气化装置，渣量每年约10.2万吨。采用汽车或皮带运输到电厂的现有渣场。渣场堆存的有效面积满足1020年的堆存量，并尽可能地将灰渣用于本公司及地方水泥厂和制砖厂作为原料综合利用。8.2 储运8.2.1 各种物料贮存天数及贮存量确定依据根据各种物料的特性、产地、运输距离及产品销售情况，合理确定贮存天。留有适当的原料贮备量，确保生产正常运转。本项目的全年操作时间为8000小时，根据工艺要求，本项目主要原料贮存6天，产品贮存贮存20天。8142、.2.2 原料煤的贮存（1）原料煤贮存量和贮存天数的确定本工程原料煤贮运主要包括：原料煤卸车、转运、贮存、破碎和上料。原料煤来自附近煤矿，运距约10公里；根据化工机械化运输设计原则规定。原料煤贮量和贮存天数见下表：原料煤贮存情况表名 称每天用量（t/d）储存量（t）储存时间（d）原料煤2700162006贮存设施规格表设施名称储存物名称规 格储存量（t）卸煤槽原料煤跨度：13.5m，长度：190m5700筒 仓原料煤直径：26m，高度37m，4座16200（2）技术方案的确定a、采用卸煤槽方式卸车。b、原料煤的贮存主要有仓库和筒仓两种形式，采用仓库贮煤易造成环境污染，占地面积大，土地利用率低，143、但投资较省。筒仓贮煤是目前较大型原、燃料煤贮运设施中优先考虑的方案之一。它的主要优点是占地面积小、环境污染小、系统流程简单、人员少、工人操作条件较好，设备维护和检修量小，易于实现机械化和较高水平的自动化、运行费用低，主要问题是一次性投资较大。鉴于本工程在装置区不需要贮存很多天数，为保护环境，在装置区内采用筒仓贮存方案。本装置共设计15米筒仓4个，每个贮存量4000吨，约6天的贮量。c、为保证筒仓运行的可靠性，本工程拟采用叶轮给煤机进行筒仓底部出料，并考虑在仓底内部设置空气炮在必要时用以破拱。从卸煤槽至筒仓顶部以及从筒仓底部至煤粉制备装置，均采用单系统，工作制为一班。（3）工艺流程说明原料煤由火144、车运进厂内，用桥式螺旋卸车机将煤卸到卸煤槽内，通过叶轮给煤机将原料煤给到胶带输送机上，送到原料煤筒仓内贮存。煤粉制备时，通过筒仓下部的叶轮给煤机将煤给到胶带输送机上，经过筛分和破碎后，送到煤粉制备装置。系统中设计有除铁器、计量设备、检修起重设备、除尘设备及汽车卸车时的喷雾除尘等多项设施，使各生产岗位符合国家安全卫生规定。根据煤贮运系统的特点和对生产的重要性，整个煤贮存系统采用PLC可编程序控制器控制。连锁集中控制操作和解锁就地操作两种操作控制方式。8.2.3 产品贮运产品储存为甲醇和硫磺。甲醇 甲醇储罐：铁路、公路运输时，储罐的储存能力一般考虑1520天的储量。当日产甲醇2000吨，综合考虑储145、存天数按20天计，储罐储存能力应考虑40000吨，即50544立方米，甲醇的常压沸点为64.6，在常温下储存为常压储存，但因其沸点较低，故甲醇储罐选用蒸发损耗较小的内浮顶罐。甲醇装料泵：本工程的甲醇产品外运考虑装火车、装汽车。各种运输方式的比例为：装火车90；装汽车10：考虑2个装车位。因装火车量与装汽车、装船量相差较大，且装料管道的长度相差也较大，故甲醇装火车泵、甲醇装汽车泵分别选用。主要灌装设备表序号设备名称技术规格材料数量重量1甲醇储罐10000m320R640000t2甲醇装火车泵Q450 m3h，H60 mC.S43甲醇装汽车泵Q30 m3h，H60 mC.S34甲醇装火车鹤管DN1146、00/DN50C.S265甲醇装汽车鹤管DN50/DN25C.S3储存能力及储罐数量：储罐选用单罐公称容积为10000 立方米的内浮顶储罐，储罐数量为6台，储罐总容积为60000 立方米，储罐利用系数为0.85，总的储存能力为50544立方米，储存天数为20天。 铁路运输量为总产量的90，日装火车量为1800吨，即2287立方米。单个鹤位火车流量为45 立方米/ 小时（流速V2.5m/s），按每次同时装26个槽车考虑，每次装车流量为900 立方米/ 小时，槽车容积按100 立方米，充装系数按0.9考虑，每个槽车的充装量为90 立方米，每次总的装车量为2340立方米，装车时间为2小时，考虑25的147、机动时间，每完成一次火车充装作业需要的时间为2.5小时。平均每1.8天就需装1次车。考虑销售和铁路运输的多种不定因素，每次同时装车按12个鹤位考虑。装汽车鹤位的确定：公路运输量为总产量的10，日装汽车量为200吨，即254立方米 。单个鹤位汽车流量为30 立方米/ 小时(流速V=2.5m/s)。汽车槽车容积按20 立方米/，充装系数按0.9考虑，每个槽车的充装量为18 立方米，每个槽车充装时间为0.6小时，考虑机动时间为0.75小时。每天装车作业时间平均按8小时计，每个汽车位每天可满足装车量的要求，但考虑销售和公路运输和来车时间不均等多种不定因素，汽车装车位按3个考虑。流程简述：储存及控制：工148、艺装置生产的甲醇产品经管道输送到甲醇储罐储存。甲醇储罐上设有温度、液位检测及液位高低报警、高高和低低液位报警联锁。装火车及装汽车：当装车时，启动甲醇装火车泵或装汽车泵，将甲醇储罐中的产品经管道输送到火车装车栈桥或汽车装车台，通过装车鹤管装车外销。汽车槽车通过地磅进行计量；火车槽车通过流量计进行计量。硫磺库方案硫磺库为四周带挡料墙，纵长输送机带布料小车堆料，轮式装载机取料。库上盖轻屋顶以防止雨水引起的硫磺流失。为确保安全采取以下措施：硫磺库为18米60米的仓库，仓库四周设环行消防通道并布置消防栓；库内设火灾检测报警；库地面采用不打火花地面，以免装载机碰地面时引起硫磺起火；上部半敞开通风。8.3 149、公用工程方案8.3.1 给排水8.3.1.1 给水8.3.1.1.1 水源根据集团提供的资料可作为本项目水源只有黄河地表水，地方政府目前正在建设的大型的供水工程，该工程由四级扬水泵站、输水干渠、鸭子荡水库及辅助设施组成，取黄河水，向灵州地区工矿企业及农田供水。8.3.1.1.1.1 黄河地表水资源概况宁夏位于黄河中上游，除中卫县西部干塘一带河流属内蒙古内陆河系外，境内其它地区河流均属黄河水系。主要河流有黄河干流及其支流。支流有清水河系、阻厉河系、葫芦河系、泾河水系、苦水河系、红柳河系及黄河两岸沟道。支流河流中流域面积以清水河最大，径流量以泾河最大。除泾河干流和葫芦河左岸支流水量较丰富，水质好，150、含砂量少外，其余河流水量少，水质差，含砂量较多，年径流量变化较大，属季节性河流。8.3.1.1.1.2 黄河水概况宁夏境内最大的河流是黄河，最大的客水河流也是黄河。黄河干流从宁夏中卫南长滩入境，流经卫宁平原和银川平原，在宁夏石嘴山头道坎出境，流程约397公里，占黄河流程全长的7%。根据宁夏青铜峡水文站和石嘴山水文站的水文观测资料：黄河多年平均入境水量约325亿立方米，出境水量约301亿立方米。在青铜峡水文站处黄河多年平均流量为907立方米/秒，实测最大流量为6230立方米/秒，历史调查最大洪峰流量为7450立方米/秒（1904年7月21日，相当于百年一遇），最小流量为150立方米/秒（频率为9151、7%）。黄河在宁夏境内水势平坦，河道比降约为0.05，引水方便，灌溉历史悠久，在秦汉时代即移民屯垦，兴修水利，形成了比较完整的灌溉渠系，目前建有唐徕渠、秦渠、汉渠、东干渠及西干渠，使宁夏成为盛产鱼米的“塞上江南”，尤其青铜峡水利枢纽工程的建成，使灌溉渠系更加完善，灌溉保证率提高。青铜峡水利枢纽工程为宁夏境内黄河段最大的水利枢纽工程，位于青铜峡峪口，该工程1958年8月动工，1967年4 月蓄水投入运行，由混凝土河床式电站、重力坝、岸边泄洪闸及土坝等组成，设计以灌溉为主，兼作发电和工业用水的综合性水库，设计总库容6.06亿立方米。水库两侧建有东、西引水灌渠，西为唐徕渠，东为秦渠、汉渠、东干渠，东152、西引水灌渠引水能力达到500立方米/秒以上。因淤积严重，水库己丧失调节库容。黄河宁夏段属于黄河中上游，在水文分区上大部分属于干旱、半干旱地区，由于流域面上年降水量小，蒸发量大，流域植被稀少，水土流失严重，因此造成黄河在暴雨洪水期，水气含沙量高，在青铜峡水库建库以前，实测断面平均最大含沙量达431公斤/立方米，青铜峡水库运行以后，实测到最大含沙量295公斤/立方米。自青铜峡水库投运以来，下游河道实测大于100公斤/立方米的含沙量，最长持续时间为32小时，大于80公斤/立方米含沙量，最长持续时间为40小时。其多年平均含沙量为5.17公斤/立方米，河流水体含沙量主要受降水强度及流域下垫面条件的影响153、。在宁夏境内降水主要集中在7、8、9月份，降水强度大，历时短，所以河道含沙量水体也主要发生在暴雨其间。8.3.1.1.2 设计取水河段流量及枯水分析取水口选在xx境内黄河河段上，黄河流经xx县西部，流程47 公里，流经3个乡镇。上游有青铜峡水文站，该站有黄河水系的水文观测资料，资料代表性强，可靠性高。从青铜峡水文站长期系列实测流量资料统计，其多年平均流量为907立方米/秒，实测最大流量为6230立方米/秒，历史调查最大洪峰流量为7450立方米/秒（1904年7月21日），相当于百年一遇。在xx河段有5个枯水期，特别是进入70年代以来，年平均流量仅有5年超过1000立方米/秒，年平均最小流量为4154、71立方米/秒（1969年），1987年为483立方米/秒。从时段来水量的变化表明，1950年以前该河段平均来水量1054立方米/秒，而到1980年，来水量为926立方米/秒，1990年河道来水量就减少到907立方米/秒。枯水瞬时最小流量为1977年11月5日的8.57立方米/秒，还有1979年6月25日的10立方米/秒，1980年6月10日的10.5立方米/秒。据下游石嘴山水文站枯实测资料，渠道灌溉后回归黄河的最小水流量为55立方米/秒。8.3.1.1.3 洪水根据青铜峡水文站洪峰流量统计，xx河段实测最大洪峰流量为6230立方米/秒（1946年9月16日），历史调查最大洪峰流量为7450立155、方米/秒（1904年7月21日）。根据洪峰流量计算，该河段百年一遇洪峰流量为7250立方米/秒。本次所选厂址方案，均地势较高，据黄河较远，不受黄河洪水威胁。8.3.1.1.4 工农业及生活用水现状及用水需求分析根据宁夏回族自治区水利厅2002年6月编制的宁夏回族自治区2001总第十六期水资源公报提供的资料，2001年宁夏全区总取水量为39.16亿立方米，具体如下:取水量2001年宁夏全区总取水量为84.227亿立方米，其中引黄河水5.189亿立方米，取用地下水6.58亿立方米。在取用的地表水中，石嘴山电厂取黄河水1.00亿立方米，石嘴山工业区黄河水0.042亿立方米，大坝电厂、青铜峡造纸厂取黄156、河水0.325亿立方米，取用当地地表水1.091亿立方米。在取用的地表水各水量中，农业用水量为78.23亿立方米，占总用水量的93%，工业用水量为4.322亿立方米，占总用水量的5.1%，城镇生活用水量为1.044亿立方米，占总用水量的1.2%，农村人蓄用水量为0.631亿立方米，占总用水量的0.7%。在取用的地下水中，农业取水量为2.025亿立方米，占取用的地下水量的30%，工业取水量为2.953亿立方米，占取用的地下水量的45%，城镇生活取水量为1.021亿立方米，占取用的地下水量的16%，农村人蓄用水量为0.581亿立方米，占总用水量的9%。在宁夏全区地表水取水量中，黄河灌区用水量最多，157、为79.833亿立方米，占全区总用水量的95.7%；其次为黄河左岸区间，为1.918亿立方米，占全区总用水量的2.3%；清水河取水量为0.707亿立方米，占全区总用水量的0.8%；其他流域取水量较少，仅占全区总用水量的1.9%；耗水量2001年宁夏全区总耗水量为39.16亿立方米，其中耗用地下水3.123亿立方米，耗用黄河水35.186亿立方米，耗用当地地表水0.851亿立方米。在各项耗水中，农业耗水量最多，为37.15亿立方米，占总耗水量的94.9%；工业耗水量为1.107亿立方米，占总耗水量的2.8%；农村人蓄耗水量为0.272亿立方米，占总耗水量的0.7%。就耗用的水源中，黄河灌区耗水量158、最多，为36.927亿立方米，占总耗水量的94.3%。用水规划要求根据宁夏回族自治区有关水利部门2001年11月编制的宁夏回族自治区地下水资源评价与开发利用中的有关对宁夏远期用水量预测需求资料，2005年宁夏全区总耗水量为38.91亿立方米，2010年总耗水量按高方案为46.38亿立方米，按低方案为43.8亿立方米。该表中高方案为引黄灌区各单元人口增长率与“八五”期间人口增长率相同，南部山区人口增长率与“九五”期间人口增长率相同，2005年以后人口增长率与“九五”期间人口增长率降低2；高方案为综合考虑近年来人口增长率变化情况等确定各单元人口增长率。宁夏地表水资源整体评价1987年国家国务院批准159、的宁夏使用黄河水方案为：在南水北调工程生效前，宁夏使用黄河水量为40亿立方米；根据宁夏回族自治区水利厅2002年6月编制的宁夏回族自治区2001总第十六期水资源公报提供的有关资料，宁夏全区除黄河外，全区多年天然地表水资源量为9.691亿立方米。地下水资源量中，大部分由地表水补给，根据宁夏北部平原水资源及其工业利用研究课题组在2001年5月编制的宁夏北部平原水资源及其工业利用研究报告，宁夏北部平原区地下水资源量为26.31亿立方米，其中黄河地表水通过渠系和田间灌溉渗漏补给地下水量为23.18亿立方米，由大气降水补给地下水资源量为3.13亿立方米。据此粗略推算宁夏全区由大气降水补给地下水资源量为3160、.55亿立方米，故宁夏全区可利用水资源量为53.241亿立方米。根据宁夏回族自治区水文水资源勘探局2001年11月编制的宁夏回族自治区地下水资源评价与开发利用中的对全区用水量用水规划需求，在2010年如按最不利高方案全区用水量用水规划需求为46.38亿立方米，尚有约6.81亿立方米富裕水量，除满足宁东能源重工业基地宁夏xx石化综合利用环保型热电厂每年共约0.48亿立方米用水（地表水）要求外，也可满足本项目每年1000万立方米用水要求。8.3.1.2 厂外供水为解决xx煤化工基地及周边地区的用水问题，当地政府正在建设大型的供水工程，它包括建设黄河取水工程、可实现年供水量13540万立方米的鸭子荡161、水库、保证出水水质符合工业用水的的净水厂和输送距离几十公里的输水管线。工程完工后，可解决xx地区主要工业的用水问题。本项目拟选厂址位于鸭子荡水库供水区域内，因此由鸭子荡水库直接供水。其水质符合工业用水标准。8.3.1.3 拟建项目用水量拟建项目用水量表序号装置名称用水量 （m3/h）备 注新鲜水循环水脱盐水二次水1工艺生产304362余热锅炉2003生活用水3.75最大104循环水补充9135化学水补充2406其它用水5207绿化及冲洗水508污水处理厂59不可预见用水37合计121030436200708.3.1.4 给水方案地方供水公司将经过鸭子荡净水厂净化后的水送至厂区外2米外，供水浊度162、为20毫克/升。工厂主管线与水厂供水管线在厂外连接，接入厂区内建独立供水管网，生产及消防管网为环状，其他为枝状管网。拟建项目的供水系统分设为：生产水供水系统(兼做低压消防水)、生活水供水系统、高压消防水系统、循环水供水系统及化学水系统。 生产水供水系统：考虑到消防及供水压力问题，厂内自建给水站，供水能力按3万立方米/天考虑，水厂内设两个1500立方米的清水池，设置二次加压泵房，供水管线沿厂区道路敷设，环状布置（兼做低压消防水管）。 生活水供水系统全厂生活水最大用水量10立方米/小时，按最大用水量考虑，厂内单独敷设生活水供水管网，生活水由集团统一供水。 循环水给水系统：本项目需用循环冷却水量30163、436立方米/小时，建循环能力为35000立方米/小时冷却水场同时配套建设循环水泵房、旁滤及水质稳定处理装置。 消防水系统根据建筑设计防火规范和石油化工企业设计防火规范，采用稳高压给水消防系统，考虑厂区生产装置用水、罐区用水等，消防水用水量不小于1080立方米/小时，管网压力不小于1.0Mpa，单独敷设消防水管网，管网环状布置。管网给水平时由稳压泵维持管网压力，火灾时管网压力下降，靠压力自动启动消防水泵供水。按同一时间内两处火灾考虑，生产装置区火灾延续时间按3小时考虑，罐区按6小时考虑，消防一次水量不小于3000 立方米。厂内共设二个高压消防水泵房，生产区及罐区各设置一个，消防泵站配套设置高压164、消防水泵、消防水储罐、稳压泵等设备。消防泵站设在循环冷却水场区内，与循环水泵房合建。罐区设一座消防水泵站，并配套建设消防水罐、高压水炮等设施。 化学水系统余热锅炉需提供脱盐水，因此建化学水处理站。化学水站包括：脱盐水处理装置、回收冷凝液处理装置和除氧水处理装置，在生产装置区配套建设。 8.3.2 排水8.3.2.1 排水量本项目生产排水量为421.53立方米/小时，生活排水为3.75立方米/小时（平均）。如下表所示：拟建项目排水量表序号排水装置单位排水量组 成排水去向1生产污水1.1气化装置废水m3/h30COD、BOD、Cl、NH3-N、SS污水处理厂1.2低温甲醇洗废水m3/h0.53CO165、D、BOD、含醇类污水处理厂1.3变换气洗涤水m3/h21COD、HCN、NH3-N、SS污水处理厂1.4甲醇精馏废水m3/h20C H4、CO2、N2、Ar污水处理厂1.5冲洗水及其它m3/h5微量甲醇污水处理厂2清洁下水2.1循环系统排污m3/h300处理后回用3生活污水m3/h3.75污水处理厂4水厂排水m3/h5直排5酸碱废水m3/h40PH处理后回用合计425.288.3.2.2 排水工程根据清污分流的原则，实行清污分流排水制，敷设雨水和污水管网，清洁下水及雨水，排入工厂雨水排水管网，初期雨水、生产废水及生活污水进入污水管网，送污水处理装置进行处理后，排入工厂排水管道。新建一座生产污166、水处理装置和一套中水处理回用装置，污水处理装置的处理能力按100 立方米/小时考虑；中水回用装置的处理规模为400立方米/小时考虑。污水处理厂处理达标污水以及循环系统排污水，经过深度处理，作为绿化、生活杂用水和部分工业冲洗水重复使用，以达到节约用水的目地。工厂的用水原则是循环使用、重复利用，最大可能减少排放量，实现零排放。但考虑到冬季，绿化水量的减少，需设置排放管道。达到国家污水综合排放一级标准的多余水量排放到西天河。8.3.3 供电8.3.3.1 供电电源该项目是宁夏xx石化集团的新建甲醇工程。目前该厂址北侧正在建设一座地区220KV/110KV古窑子变电站，同时在基地拟建设一座宁夏xx热电167、厂，内设四台480吨/小时锅炉，配套四台135MW发电机组。因此本项目电源可靠，有充足的容量满足新增负荷的需要。8.3.3.2 用电负荷本项目新增用电负荷总计22185KW。本项目新增计算负荷一览表序号用电装置名称单位数 量备 注6KV380/220V1工艺装置KW931056502空压站KW3203给排水KW514034334照明及其它KW2205灌区KW5006合计KW1445010123折算到6KVKW24650乘同时系数0.9KW22185按国家标准供配电系统设计规范（GB50052-95）中关于负荷分级的有关规定，本项目新增用电负荷中绝大部分为二级负荷，还有少部分三级负荷。8.3.3168、.3 供电方案根据新增工艺装置、公用工程及辅助设施的负荷情况，本项目装置区内需新建一座总降压变电所，设两台110/6kV、16000kVA有载调压主变压器，两回110kV线路引自古窑子变电站，同时从宁夏xx热电厂直接引110kV专线接入。工艺及给排水装置的6kV高压负荷由新建变电所内6kV开关柜直供，同时在工艺生产装置及罐区等380V/220V低压负荷中心区新建若干车间变电所即可满足用电负荷需要。新建110/6kV及6/0.4kV配电变压器均采用节能型全封闭户外式电力变压器。6kV配电装置选用KYN-10户内型金属铠装手车式开关柜，断路器采用高分断能力的真空断路器。电缆根据电压、电流、允许电压169、损失及环境等条件选择，6kV电缆选用交联聚氯乙烯绝缘聚氯乙烯护套电力电缆，380V电缆选用聚氯乙烯绝缘聚氯乙烯护套电力电缆，控制电缆选用聚氯乙烯绝缘聚氯乙烯护套控制电缆。新建装置无功补偿采用在6kV配电室高压侧集中补偿的方法，确保全厂功率因数保持在0.92以上。本项目生产装置、辅助生产装置有部分属于腐蚀爆炸性危险区域，该区域的动力、控制、照明等设备应选用防腐防爆型的。8.3.4 电讯为确保全厂安全、可靠、正常的生产及管理现代化的实现，该项目工程电讯系统主要包括：行政管理电话系统、生产调度电话系统及火灾报警系统。因此需新增一台容量为500门的程控电话交换机后即可满足本项目电讯需要。8.3.5 供170、热8.3.5.1 新增热负荷本项目共需要外供蒸汽负荷为208吨/小时，压力为4.0MPa。8.3.5.2 供热方案本项目新增热负荷为4.0MPa、208吨/小时，由于拟建宁夏xx热电厂内设四台480吨/小时锅炉，配套四台135MW发电机组，直接将蒸汽管网敷设至本厂界区外1米处，因此只需就近将所需等级蒸汽接入本工程装置蒸汽管网内即可。8.3.6 空压本项目所需压缩空气为54Nm3/min，为满足需要，拟建设空压站，设两台SA-220AII型空压机，该机排气压力为0.8MPa时，单机排气量为30立方米/分钟，完全可以满足需要。8.4 辅助生产设施8.4.1 维修虽然本项目为大型煤化工装置，在生产设171、备的维修与保养上有着特殊的要求，但由于本地不仅有宁夏化肥厂等大型化工企业可以作为依托，在集团内还有其他化工企业可以依托，因此厂内按照承担小型修理任务设置维修车间，并配备相应的机修、电修、仪修的设备和技术人员，各生产装置配备日常巡检人员，承担巡检任务。8.4.2 仓库全厂性仓库共3栋，分为全厂性综合材料库、设备材料库和化学品库。分别储存公用性的金属材料、机、电、仪备件，材料，保温、保冷材料，化学品，油品，劳保用品、行政办公用品，大小五金等。化学品、催化剂及油品储存在化学品库和成品库储存硫磺。8.4.3 渣场在拟选厂址周围有xx热电厂已选定的两个渣场，用于堆存电站锅炉灰渣。本项目排放的造气粗渣与电172、站灰渣性质相同，经协商可与电站合用。这两个渣场的场址和自然条件分述如下：史家圈台子渣场：该沟长约1.5公里，为山间冲沟，沟两侧岸坡植被覆盖一般，沟底被第四第松散沉积物覆盖，沟底为卵石层，厚度大于10米，地下水位埋深大于是15米。该沟为荒沟，无人居住，无常年流水。从拟选厂址到该渣场约3公里。占地面积0.2平方公里，总库容为134万立方米。清土湖渣场：为平地渣场，地形较平坦，现为荒滩，无人居住，植被较差。局部为半流动的沙地，未见不良地质作用。地下水位埋深大于10米。该渣场汇水面积较小，无河流和山洪冲沟洪水影响。占地面积约0.35平方公里，可形成库容260万立方米。两个渣场的总库容为394万立方米。173、电厂的排渣量为18.15万吨/年，本项目的排渣量为10.2万吨/年，因此可满足两个厂14年的堆存需要。可虑到灰渣的综合利用，这两个堆场满足建厂要求。渣场的建设按照热电厂的设计规程建设并由电厂管理。8.4.4 化验室8.4.4.1 车间化验室本工程设置车间化验室。车间化验室负责对进厂原料、化学品、辅助材料及出厂产品进行质量分析检验，并对重要的中间产品进行质量分析检验。8.4.4.2 中央化验室中央化验室负责指导各装置分析化验工作，提供标准样品。中央化验室负责对排出废物的监测以及对环境状况的监测。中央化验室还根据生产需要进行少量小型试验。中央化验室配备满足上述功能的设备和仪表，重要的设备仪器将从国174、外引进。8.4.5 生活福利设施本项目建在xx集团区域内，辅助设施和生活福利设施原则上依托集团公司解决。本项目且在厂区内考虑了综合办公楼及服务设施。8.4.6 火炬本项目可燃气体的排放通过火炬燃烧后排出,设两个火炬:总火炬:用于正常产时生产废气、甲醇精馏尾气、事故时安全阀放空，开车期间压力调节阀排出气体的排放。开工火炬：用于气化炉和碳洗塔开车后完成升压之前气化炉产生的合成气的排放。放空气中夹带的少量蒸汽冷凝液在火炬前排污罐中分离除去。火炬的关键部件火炬头国内可加工制造，已在许多大型化工装置中使用，故本工程火炬在国内采购。8.5 土建8.5.1 土建工程方案的选择和原则确定 建、构筑物的土建方案175、选择必须执行国家现行的有关规范和规定。 建、构筑物的结构设计除满足强度、刚度、稳定性等要求。 根据工艺生产的特点，并遵照装置露天化，建筑结构型化和标准化的原则，本工程建建构筑物在满足工艺需求，功能要求的前提下，设计主要采用钢筋混凝土框架结构、框排架结构、钢结构（包括轻型钢结构）和混全结构，尽可能体现现代化工业企业的风貌特征。 基础型式：基础的设计根据各建（构）筑的的结构型式、基础类型及上部结构荷载大小，针对工程质情况，可分别采用浅基础、深基础，甚至桩基，浅基础用于层数不多，负荷不大的单层房屋或混合结构，深基础或桩基用于层数较多，负荷较大的建（构）筑物和大型动力基础等。 结构型式：根据工艺生产的176、特征，对有较大设备负荷的承重结构，生产装置采用钢筋混凝土框架结构、框排架结构或钢框架结构；对高大且负荷较大的构筑物，休用现浇钢筋混凝土结构或钢架结构，对规模不大、负荷较轻的辅助设施等可采用混合结构。土建结构设计可采用以下形式：生产主厂房采用钢筋混凝土排架结构；其它多层建筑采用混合结构，仓库采用轻屋面钢筋砼排架结构或轻钢排架结构。8.5.2 主要建（构）筑物及三材用量主要建（构）筑物及三材用量表序号建筑物名称结构形式占地面积（m2）建筑面积（m2）1粉煤（含煤场）排架结构1208015002气化钢结构150808003变换、甲醇洗及硫回收钢结构1205012104压缩、合成框架结构1208021177、05精馏框架结构40503846空分框架结构1307515007各种仓库排架结构270027008变电所砖混结构21245009循环水站砖混结构10072135010维修砖混结构421563011污水处理站砖混结构405012综合楼砖混结构18302160合计本项目新增建筑面积约为12944平方米。三材用量：钢材：2500吨水泥：8200吨木材：780立方米8.6 消防8.6.1 设计依据中华人民共和国消防法(1998年9月1日起施行)城市消防站建设标准（建标1998 207号）建筑设计防火规范GBJ1687（2001版）石油化工企业设计防火规范 GB 5016092（1999年局部修定）火灾178、自动报警系统设计规范 GBJ11688水喷雾灭火系统设计规范 GB 50129-95二氧化碳灭火系统设计规范 GB 50193-93低倍数泡沫灭火系统设计规范 GB 50151-92高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范 GB 50196-93电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB 50062-92爆炸和火灾危险环境电力装置设计规GB50058-92燃易爆化学品消防安全监督管理办法1994年3月24日公安部第18号令8.6.2 消防设计的原则充分贯彻“安全第一，预防为主”和“生产必须安全，安全为了生产”的设计思想，对生产中的易燃、易爆物品设置防范措施，并实施有效的控制，以减少和防止火灾事故的发生179、。消防设施的设计贯彻“预防为主，消防结合”的方针，执行有关消防、防火设计规范和标准，根据工程的规模、火灾的危险性程度、现有和临近单位消防力量，合理地设置消防设施。8.6.3 火灾危险性分析本项目的大部分装置为甲类火灾危险装置，使用的物料及生产的产品均为易燃易爆性液体、气体和固体，处理工艺条件为高温、高压的连续性生产。因此，从物料的输送、加工到产品的输出，火灾和爆炸的危险性是主要的不安全因素，装置区内大部分区域为爆炸危险2区。8.6.4 消防措施总平面布置严格遵守有关设计规范，按生产装置和建筑物的类别和耐火等级严格进行防火分区，满足防火间距和安全疏散的要求。生产装置周围设有环行消防通道，满足消防180、车通行需要。厂区内所有建构筑物按火灾危险性和耐火等级严格进行防火分区，设置必须的防火门窗、防爆墙等设施。对甲类厂房采用轻质屋面，并设置泄爆门窗，以满足泄爆要求。在所有建（构）筑物内设置疏散通道，满足疏散要求。建筑物内部装修严格按照建筑内部装修设计防火规范进行设计和施工。甲类装置内部采用防静电和阻燃地面。对界区内主要承重钢结构和构件涂刷防火涂料。不宜采用水消防的区域，采用相应的化学消防措施，分别配备干粉灭火器、二氧化碳灭火器。在甲类生产场所设置可燃气体报警系统，在可能产生可燃气体的所有场所，所有电气设备应选用防爆型电气设备，同时对所有设备、管线、操作平台等做防静电接地处理。配备完善的水消防设施，181、包括消防管网、消防栓等。提高全体员工的消防意识，各车间设消防小组和兼职消防队员。建立专职的消防队伍，设置消防站、泡沫站、消防水泵站。8.6.5 消防站和泡沫站厂区内需要新建消防站一座、消防站要配备大型举高、泡沫干粉联用、防化救援、排烟照明等特种消防车辆和侦检、堵漏、洗消、破拆等抢险救援装备及水罐消防车、水罐或泵浦消防车、水罐或泡沫干粉消防车和举高消防车。消防站占地1.2公顷。罐区设泡沫站一座，泡沫站规模按最大罐扑救火灾的用量，设置一个泡沫液罐配备比例混合器。8.6.6 消防水泵站厂区内设置二个稳高压消防水泵站，消防水量按同一时间内两处火灾考虑，生产装置区火灾延续时间按3小时考虑，罐区按6小时考182、虑，消防最大水量1080立方米/小时，管网压力1.0Mpa，消防储备水量为3000立方米，厂内共设二个高压消防水泵房，生产区和罐区各设置一个，每个消防水泵站配套设置高压消防水泵、两个体积为100立方米消防水储罐及内燃机等备用动力源及高压水炮等设施。消防泵站设在循环冷却水场区内，与循环水泵房合建。9 环境保护9.1 建设地区环境现状9.1.1 地理位置本项目拟建厂址位于宁夏回族自治区银川市所辖xx市境内。xx市位于宁夏回族自治区中部。东与盐池县接壤，西于银川市、永宁县隔河相望，南与吴忠市、同心县相连，北以明长城为界与陶乐县及内蒙古鄂托克旗毗邻。地理坐标东经1061110653，北纬3729382183、8。市区据自治区首府银川市约58公里。9.1.2 气候特征xx市地处亚洲大陆腹地，属于温带半干旱大陆性季风气候。四季分明。温差大，干旱少雨，蒸发量大，日照充足，冬季漫长而寒冷，夏季高温炎热且时间短，春季干旱风大沙多，秋季清爽而湿润。xx市多年平均气温8.9，多年平均气压889.5hpa，常年主导风向为N风，次主导风向为SSE风，静风频率为16，年平均风速为2.6m/s，平均大风日数14.4天，平均沙尘暴日数11.3天，以春季最多。主要灾害天气有暴雨、霜冻、冰雹、大风、沙暴、干热风、水稻低温冷害等。9.1.3 自然环境（1）地形、地貌宁夏xx化工有限公司60万吨/年甲醇工程初选厂址位于宁夏回族自184、治区xx市境内。xx市位于宁夏回族自治区中部，黄河中上游地段的东岸，距自治区首府银川市58公里。xx市东预盐池县毗邻，南与吴忠市、同心县接壤，西隔黄河与永宁县、银川市相望，北仰明长城与陶乐县和内蒙古鄂托克旗相邻。xx市地处鄂尔多斯台地西缘断皱中段，灵盐台地与银川地堑之间的结合部。地势东高西低，自然形成两大地形地貌区，即西部黄河淤积平原、风积沙地的川区；东部为丘陵地带，主要低山丘陵、缓坡丘陵和部分沙漠低山丘陵，地形起伏较大，地面高程在11071647米之间。宁夏xx化工有限公司60万吨/年甲醇工程初选厂址及灰场位于xx市的东部丘陵地带。（2）水文xx市河流均属黄河水系，黄河在市境西部由南向北自新185、桥入境，由横城北出境，境内河流长47公里其多年平均流量907立方米/秒，年平均过境水量320亿立方米。xx市黄河河段主要功能为农灌，其次为工业用水。xx市境内地下水分布极不均匀，主要是黄河沿岸及主要河川地带的潜水和丘陵区裂隙水。河川区地下水比较丰富，也容易开发利用。河川区地下水补给途径为降水、地表河川径流补给；丘陵山地的地下水补给途径主要为降水。9.1.4 生态环境（1）植被季农作物xx地区处于荒漠草原化荒漠之间地带。主要以沙生植被和荒漠植被为主，个别地区还分布着盐生植被。沙生植被：主要分布在东湾、白岌滩、刘家沙窝及猪头岭两侧的流沙带和浮沙及固定、半固定沙丘上。主要有毛条、花棒、沙东青、沙柳、186、沙竹、芨芨草、沙米、沙草、苦豆子等。荒漠草原植被：主要分布低山丘陵和缓坡丘陵地带。一般以耐干旱的猫头刺为主。常见的还有沙生针茅、隐子草、小白嵩、刺旋花、牛心扑子、干草等，一般覆盖在30以下。近年来为改善和治理当地的沙漠，进行了人工种植和飞机播种等措施。种植了樟子松、油松、侧柏等针叶树种，有杨树、柳树、白榆等阔叶树种，田间较好的地方种植了苹果、梨、桃、杏、红枣等经济作物xx地区土地以黄河漫滩地和荒漠沙地为主。农作物主要有水稻、小麦、玉米、谷子、大豆、豌豆、青稞等。经济作物主要有胡麻、大麻、烟叶、甜菜、粟子、花生、向日葵、红薯等，其次有蔬菜、水果、枸杞等。畜牧业以牛、羊为主。（2）野生动、植物 该187、地区的白岌滩自然保护区野生动物资源较为丰富，共有各种野生动物22目45科115种。其中：两栖爬行类2目4科7种；鸟类14目28科83种；哺乳类6目13科25种，主要有黑鹤、斑嘴鹈鹕、白琵鹭、白额雁、大天鹅、小天鹅、鸳鸯、草原雕、白尾鹞、灰鹤、猎隼、燕隼、红隼、荒漠猫、兔狲、鹅喉羚等。野生植物有各种耐干旱、抗风沙、耐盐碱的天然植物，常见的有49科149属262种，其中沙东青属于珍稀植物，被确定为三级保护植物；甘草、黄芪、麻黄等是珍贵的中草药资源。（3）水土流失该地区是水土流失严重的地区之一，水土流失的主要形式为水利侵蚀、风力侵蚀。在自然侵蚀方式中，以水蚀和风蚀为主，水蚀和风蚀交替，汛期以水蚀为主188、，冬春以风蚀为主。沙漠滩地土壤侵蚀模数为6505000吨/平方公里年 ，河道川地区土壤侵蚀模数为5001000吨/平方公里年。该地区年降水分配不均，少而集中，地表植被覆盖度低，土质疏松，抗蚀力差，水土流失严重。加之矿山、铁路、公路等开发建设项目的建设以及当地百姓乱挖甘草，造成地表植被的破坏，加剧了改地区水土流失。9.1.5 社会环境xx市现辖五个镇，10个乡，95个行政村，6个区，县属农林牧场。全市总面积3685平方公里其中丘陵、沙漠约占90。1999年全市人口252920人，其中回族人口122082人占48.3，人口密度68.6人/平方公里 。1998年工农业总产值12.03亿元，粮食总产量189、16936万公斤。xx市是一座历史文化名城，重点文物保护单位主要有水洞沟古人文化遗址、清水营城遗址、镇河塔遗址、明长城遗址、马鞍山甘露寺遗址等，其中水洞沟古人类文化遗址为国家级文物保护单位，清水营城和镇河塔为省级文物保护单位。9.1.6 矿产资源xx市地处陕甘宁盆地西缘的xx东部台地，矿产资源是以非金属矿藏为主，主要有：煤、石油、天然气、石灰岩、湖盐、芒硝、石膏、陶土、粘土、沙板石等。其中煤炭在全区，乃至全国具有举足轻重的地位，是优质动力煤和化工原料。9.1.7 白芨滩自然保护区白芨滩自然保护区邻近本项目拟选厂址，总面积为8.18万公顷,属草原类型生态系统自然保护区。项目建设对于自然保护区的影190、响情况，有待在环境评价报告中进一步说明。9.1.8 环境现状随着xx煤田的建设开发，xx市社会经济得到了快速发展。地方工业主要为煤炭、电力、建材、纺织、化工、水泥、制药、食品等。根据xx市1998年主要工业污染源调查统计资料，废气排放总量4.42亿立方米，工业废水排放总量114万吨，工业固体废物产生量3.3万吨。xx市部分企业污染物排放情况见下表。xx市部分企业污染物排放情况表序号排放单位废气（10Nm3/a）废水（10Nm3/a）废渣（t/a）1宁夏绒线厂1588430.043842宁夏xx化工公司63441.518403xx水泥厂113754xx啤酒厂425021.093005马家滩炼油厂191、17.846其他企业637143.5527476拟建项目地处xx矿务局工业辅助区内，区域内主要污染源是古窑子车站、灵新煤矿、紧临拟建厂址东侧的炼油装置排放的“三废”以及当地居民的生活垃圾。9.1.8.1 空气质量现状本地区环境空气质量中TSP污染相对较重， SO2、H2S、非甲烷总烃和NOX的污染相对较轻，均没有超过国家环境质量标准。但是非甲烷总烃的污染虽然相对较轻，已接近标准值。结论是本地区的大气环境相对较好，环境容量较大。9.1.8.2 地表水环境质量现状本地区地表水系只有西天河，西天河也是本项目的排污河，根据环评部门对西天河水取样分析，由于已有企业的污水处理设施正在建设中，现有生产装置的192、污水未经处理就排入到西天河，致使河水中的石油类、CODCr、硫化物、挥发酚四项监测指标全部超标。9.1.8.3 地下水环境质量现状根据环保部门对地下水取样分析，地下水中色度、溶解性固体、氟化物、氯化物都已超标。其中色度、氟化物、氯化物超标严重，已超过IV类标准。反映出该地区地下水质量较差，按地下水质量标准（GB14848-93）中关于地下水质量的分类说明，项目区地下水不易饮用。9.1.8.4 土壤环境质量现状本地区土壤呈弱酸性；全盐量含量775.00mg/kg225.00mg/kg、硫酸根含量433.75197.50mg/kg.9.2 执行的环境保护标准环境空气质量标准GB3095-1996三193、级标准地表水环境质量标准GB3838-2002三级标准城市区域环境噪声标准GB3096-93III类工业企业设计卫生标准TJ36-79污水综合排放标准GB8978-1996一级标准大气污染物综合排放标准GB16297-1996三级工业企业厂界噪声标准GB12348-90三类9.3 拟建项目主要污染物排放状况污染物主要成份排放量去向一、废水气化装置废水COD、BOD、Cl、NH3-N、SS 30m3/h污水处理站低温甲醇洗洗废水COD、BOD、含醇类0.53m3/h变换气洗涤水COD、HCN、NH3-N、SS21 m3/h甲醇精馏废水CH4、CO2、N2、Ar20 m3/h生活污水COD、BOD194、NH3-N等3.75m3/h冲洗水及其它微量甲醇5 m3/h二、废渣气化炉炉渣12.75t/h（干）去渣场废催化剂钴钼、铜基催化剂102 t /a催化剂厂回收除尘器排灰15.9 t /a去渣场锅炉排渣10.6t /a去渣场三、废气煤粉制备含煤粉尘9.6万Nm3/h袋式除尘后排空，连续粉、碎煤仓含煤粉尘 29500Nm3/h袋式除尘后排空，间断煤气化气提塔H2S、NH3、HCN等47 Nm3/h连续，去火炬低温甲醇洗再生气甲醇、H2S106660Nm3/h连续，去火炬氢回收尾气甲醇、CO4266 Nm3/h连续，去火炬硫回收尾气H2S SO21573 Nm3/h连续，用作锅炉燃料锅炉烟气烟尘、195、SO2 82.7 Nm3/h袋式除尘后排空，连续甲醇膨胀槽甲醇433 Nm3/h连续，去火炬甲醇精馏CH4963 Nm3/h连续，去火炬9.4 治理措施9.4.1 综合利用方案硫磺回收：来自低温甲醇洗富集的硫化氢采用克劳斯法回收硫磺，即减轻环境的污染又使资源得到了利用。废水回用：为节约水资源建污水处理装置，采用SBR处理技术，处理后的水再经深度处理后回用。甲醇合成弛放气回收利用：来自甲醇合成工序的弛放气含有H2、CO，经回收氢后返回系统使用。9.4.2 废气治理设置火炬装置 来自气化炉升温废气、碳洗塔事故排放气以及精馏塔排放的尾气等全部用管道送往火炬装置燃烧，进行无害化处理。贮煤运输系统采用袋196、式除尘器 贮煤运输系统的煤破碎间、转运、煤仓等处，均设置袋式除尘器。9.4.3 废水治理全厂采用清污分流的排水体制，清洁下水和雨水通过全厂雨水管网进行收集，经过处理后用于厂区冲洗和绿化；初期雨水收集后送污水处理厂。生产、生活污水送污水处理厂经过生化和深度处理后回用。建污水处理站，污水处理站包括两套装置、一套生化处理装置和一套中水处理回用装置。污水处理站采用SBR处理工艺，达标后污水进入中水处理装置，原则不排放。中水处理装置的出水可以作为绿化、生活杂用水和部分工业冲洗水重复使用。生活污水经过化粪池处理后排污水处理厂进行处理。化学水站离子交换树脂再生过程中间排除的酸碱废水，经中和处理后排入、清净下197、水、雨水管网。9.4.4 渣场工艺废渣主要是废催化剂和气化炉的粗渣。生产装置中的废催化剂是变换的钴钼催化剂和甲醇合成催化剂，由催化剂厂家回收利用，硫回收废催化剂性能稳定，可以送渣场填埋。气化炉的粗渣暂送渣场堆存，可销售给水泥厂作辅料。9.4.5 噪声防治主要噪声源有各类机泵，压缩机、风机等。为减少噪声污染，优先选用低噪声设备，对噪声大的排放源，通过设置隔音、消声、吸声和减振等设施，以满足工业企业厂界噪声标准（GB12348-90）类标准。9.4.6 环境监测站根据化工企业环境保护监测站设计规定（HG20501-92），设置三级环境监测站。9.5 环境影响预测本项目工艺过程中考虑了环境保护问题，198、最大限度地减少了“三废”外排量。对工艺产生的“三废”采取了有效的治理措施，保证排入环境的污染物做到达标排放。因此本项目产生的“三废”对工厂周围环境不会造成大的影响。详细的环境影响状况由本项目环境影响评价报告书确定。9.6 环境保护投资估算拟建项目环境保护投资估算报或灰渣处理、硫回收、贮煤运输系统的除尘、废气治理、排气筒、污水处理站、火炬、环境监测站、噪声防治、绿化等，投资约8500万元。10 节能10.1 能耗分析甲醇生产过程的能耗主要包括粉煤气化、低压合成、甲醇低温洗、CO变换、产品精馏及空分等工序，主要能耗为原料煤和空分装置，约占总能耗的92左右，新鲜水及循环水和仪表空气等约占总能耗的8左199、右。10.2 节能措施 采用粉煤气化过程，碳转化率较高，节省能源。 净化过程采用低温甲醇洗脱硫脱碳，工艺流程合理，吸收率较高，能耗较低。 选用低压合成，压力低，系统压降小，采用高效催化剂收率高，省功。 利用工艺余热产生大量中的压蒸汽用于其它工艺用汽，并驱动蒸汽透平，降低能耗。 合成弛放气回用于气化燃料，节省能源。 在制冷工序，为了制取低蒸发温度下的冷量，本冷冻工艺采用节能型二段离心式压缩制冷技术，工艺流程中带有“中间省功器”。采用了省功器后，部分中间压力的低温气体补入压缩机的二段入口，起到了补气冷却的作用，从而达到节能的效果；此外，实行中间节流后，单位质量工质的制冷量增大，节省了氨蒸气进入一段200、压缩的压缩功，达到了省功的目的。11 组织机构及人力资源配置11.1 企业管理体制及组织机构宁夏xx化工股份有限公司属于股份制企业，管理机构较为齐全。本工程拟在原有总公司的基础上下设股份制分公司。分公司内设经营部、生产部、财务部、经理办公室等职能部门及生产车间和机修车间，即总公司统一领导，分公司管理，生产车间核算的管理形式。11.2 生产倒班制及人力资源配置本工程设计年操作工时为8000小时，职工上班实行每周5天工作制。生产工人实行五班三运转，每天工作8小时，每周5天工作制。生产管理人员实行白班兼值班制。分公司除了下设经营部、生产部、财务部、经理办公室等经营管理及相关职能机构外，另设生产车间和201、辅助车间两个基层管理部门。生产车间主要负责生产界区内来料，到产品的生产直至产品入库的管理工作。分公司总定员316人，其中：管理及服务人员27人；生产车间定员159人，包括车间主任及专业技术等管理人员12人；辅助车间设机修车间，机修车间定员85人，包括车间主任及副主任等管理人员6人和辅助人员5人，主要是负责甲醇生产过程中的动力供应和生产设备的跟班保全和正常维护及设备的小型修理。另外，分析化验人员6人，其他辅助人员39人。11.3 人员来源及培训11.3.1 工人、技术人员和管理人员的来源根据业主的意见，在本公司内部调剂的基础上，面向社会招聘部分具有生产经营管理、实际操作的专业人才，这样不仅可以进202、一提高总公司的劳动生产率，还将更快地促进工程的正常运营。11.3.2 人员培训规划选拔各岗位的主要技术岗位操作骨干到国内同类工厂，进行对口岗位的理论和实践操作培训。在此基础上，尽量能让他们同时参加本工程的设备安装及调试工作。其它操作人员，需进行45周的专业技能、安全防护等岗前培训教育，通过考核并取得上岗证后方可上岗操作。12 项目实施计划12.1 项目实施计划内容项目建设周期：本工程包括环境评价、可行性研究和可研评审、招投标及签约5个月，从初步设计开始，直到全部建成并经性能考核为期24个月。本工程项目建设包括从环境评价及可行性研究到整套装置的运行考核，共分11个阶段。具体划分为: 1环境评价及203、可行性研究；2可行性研究报告的评审及批准和招投标及谈判、签约并生效；3初步设计及评审；4施工图设计；5设备及材料的询价并采购；6建设场地及外围设施的准备；7土建工程；8设备、管道及电仪等的安装；9空载试车；10投料试车；11整体装置性能考核。12.2 实施进度计划12.2.1 建设周期项目前期工作：可行性研究报告编制及环境影响评价5个月；可行性研究报告评审及招投标并签约2个月。工程建设期：从初步设计到整体装置性能考核需24个月。本项目从可行性研究报告编制到建成投产，共需31个月完成。12.2.2 实施进度计划12.2.2.1 项目前期工作（1）环境评价及可研报告编制 5个月 （2）可研评审、招204、投标及签约 2个月 12.2.2.2 工程建设期（1）初步设计及评审 4个月 （2）施工图设计 8个月 （3）设备及材料的询价并采购 9个月 （4）建设场地及外围设施的准备 8个月 （5）土建工程 12个月 （6）设备、管道及电仪等的安装 11个月 （7）空载试车 1个月 （8）投料试车 1个月 （9）整体装置性能考核 1个月13 投资估算及资金筹措13.1 总投资估算13.1.1 建设投资估算13.1.1.1 编制说明及依据本项目为宁夏xx石化集团公司拟建的60万吨/年甲醇工程。本工程以当地丰富价廉的煤资源为主要原料，选用先进的煤气化技术，生产甲醇产品，并择机进一步发展煤化工系列产品。投资估205、算范围包括：煤碳储运、气化、净化、空分、甲醇合成、成品仓储等主要生产项目及与之配套的辅助生产项目、公用工程项目、服务性工程和厂外工程等。主要生产装置拟引进国外专利技术及关键设备，其余国内配套建设。(1)投资估算依据原国家石化局(1999)第 195号文化工建设项目可行性研究投资估算编制办法、国家石化局(2000)第 412号文化工投资项目经济评价参数、中国石油天然气股份有限公司石油计字2002234号文炼油化工建设项目可行性研究报告编制规定、中国石油天然气股份有限公司石油计字200375号文中国石油天然气股份有限公司建设项目经济评价参数（2003版）和其他有关规定，按固定资产、无形资产、递延资206、产，预备费分别编制。(2)设备费用参照类似装置设备价格和现行有关价格资料估算。(3)安装工程费用参考同类工程指标估算，并依据现行材料价格及费用水平予以调整。(4)建筑工程费用依据当地现行定额、指标和同类工程指标估算，并依据现行材料价格及费用水平予以调整。(5)本工程属大型煤化工及大型基础原材料项目，为国家重点发展的鼓励类项目和产业，可申请免征进口环节关税和增殖税，投资估算中未计此项税额。所需外汇暂按1美元=8.3元人民币计算。(6)无形资产及递延资产投资按编制办法有关规定并结合当地及项目具体情况进行估算。(7)预备费按现行有关规定只计基本预备费，基本预备费费率：人民币部分暂按12%计，外汇部分207、暂按6%计。暂不计涨价预备费。13.1.1.2 建设投资估算经估算，本项目建设投资估算值为183166万元，其中外汇7222.8万美元。详见 “甲醇项目投资估算表”。其中：设备购置费 93258万元 占建设投资 50.92% 安装工程费 30562万元 占建设投资 16.69% 建筑工程费 21323万元 占建设投资 11.64% 其他工程费 38023万元 占建设投资 20.75%13.1.2 建设期借款利息按拟定资金筹措方案及附表2所设定的资金使用条件，本项目建设期借款利息为8574万元。13.1.3 流动资金估算流动资金按分类详细估算法，估算值为5276万元, 其中铺底流动资金1583万208、元。13.1.4 项目报批（上报）总投资（规模投资） 项目报批（上报）总投资为建设投资、建设期利息与铺底流动资金之和，其估算值为193323万元，其中外汇7222.8万美元。13.1.5 总投资（评价用）项目总投资为建设投资、建设期利息及流动资金之和，其估算值为197016万元，其中外汇7222.8万美元。13.2 资金筹措方案根据国家对化工项目最低资本金比列的要求，并考虑一般情况下银行等债权人相关要求，也结合xx石化集团公司和项目的具体情况，现阶段资金筹措方案如下：13.2.1 项目资本金本项目资本金57997万元（其中固定资产投资56414万元、铺底流动资金1583万元），占项目报批投资的209、30%，符合国家和银行等金融部门对项目资本金的相关要求，项目资本金由xx石化集团公司自筹解决。13.2.2 贷款资金本项目拟申请银行人民币长期贷款135326万元，贷款年利率暂按5.76%计。本项目拟申请银行流动资金贷款3693万元，贷款年利率暂按5.31%计。13.2.3 外汇资金本项目所需外汇7222.8万美元，拟申请用人民币购汇解决，也不排除通过招商引资，一并解决项目资本金和部分外汇需要。详见 “投资使用计划与资金筹措表”。13.3 初步成本费用估算与财务评价13.3.1 成本和费用估算13.3.1.1 方法及依据本项目属宁夏xx石化集团公司拟建的60万吨/年甲醇工程。根据该公司提供的条210、件和项目实际情况，采用总投入、总产出的评价方法进行成本费用计算和财务效益分析等内容。(1)原化工部化计发（1994）121号文化工建设项目经济评价方法与参数有关规定。(2)国家石化局国石化规发（2000）412号文化工投资项目经济评价参数有关规定。(3)中国石油天然气股份有限公司石油计字2002234号文炼油化工建设项目可行性研究报告编制规定。(4)中国石油天然气股份有限公司石油计字200375号文中国石油天然气股份有限公司建设项目经济评价参数（2003版）。(5)工艺及公用工程各专业提供的技术参数及数据。(6)其他有关政策法规。13.3.1.2 成本费用估算的主要参数（1）主要外购原、辅助材211、料、燃料及动力价格(工厂入库价)采用预测价，见下表:原材料及公用工程价格序号名 称年耗量(万吨/年，100负荷)价格元/吨(含税)1原料煤9083.002其他化学品及催化剂（万元/年）2391.03工业水2.504电（万度）0.29元/度5蒸汽42.00本报告成本费用计算时原材料、燃料动力价格均采用含税价计。详见“外购原材料费用估算表”和“燃料及动力费用估算表”。（2）工资及福利费用总额为26000元/人年。（3）固定资产折旧采用平均年限法，其中：房屋建筑物折旧年限取20年，机器设备折旧年限取12年，残值率取4。（4）无形资产按10年摊销，递延资产按 5年摊销。（5）修理费用按扣除建设期利息后212、的固定资产原值3计。（6）其他制造费用按扣除建设期利息后的固定资产原值1计。（7）其他管理费用按26000元/人年计。（8）其他销售费用按销售收入的2计。13.3.2 年均总成本费用经估算，生产期内项目年均总成本费用为48919万元，年均经营成本费用为34140万元。详见 “总成本费用估算表”。14 财务评价14.1 财务评价的依据(1) 国家计委和建设部联合下发的计投资1993530 号建设项目经济评价方法与参数。(2) 原化工部化计发（1994）121 号文发布的化工建设项目经济评价方法与参数。(3) 国家石化局国石化规发（2000）412号文化工投资项目经济评价参数。(4)中国石油天然气213、股份有限公司石油计字2002234号文炼油化工建设项目可行性研究报告编制规定。(5)中国石油天然气股份有限公司石油计字200375号文中国石油天然气股份有限公司建设项目经济评价参数（2003版）。(6) 其它有关政策法规。14.2 财务分析主要参数（1）产品销量及销售价格（出厂价）产品及副产品出厂价格序号名 称年耗量(万吨/年，100负荷)价格元/吨(含税)1甲醇6013502副产硫磺0.61000本报告财务分析中产品价格均采用含税价计。（2）销售税金及附加产品的增值税税率按17计。原材料及燃料动力中，煤、水、蒸汽的增值税税率按13计，其余均按17计。城市维护建设税暂按增值税额的5计，教育费附214、加暂按增值税额的3计。（3）项目计算期建设期2年，生产期14年，项目计算期为16年。（4）生产负荷项目建成后生产负荷第一年按80%，第二年及以后各年均按100%计。 （5）所得税项目所得税税率暂按33%计。（6）盈余公积金与公益金盈余公积金与公益金分别按所得税后利润的10和5%计。（7）借款偿还借款本金用本项目折旧费、摊销费、所得税后利润（扣盈余公积金与公益金）偿还。（8）财务基准收益率项目财务基准收益率取1214.3 项目主要经济数据与评价指标测算的项目主要经济数据与评价指标汇总如下：主要经济数据与评价指标表序号名 称单 位数据或指标备 注经济数据1项目报批投资（控制规模）万元193323其215、中外汇7222.8万美元2项目总投资（评价用）万元197016其中外汇7222.8万美元 其中:建设投资万元183166其中外汇7222.8万美元 建设期利息万元8574 流动资金万元52763资金筹措万元197016 其中：借款万元139019长期借款：135326万元 项目资本金万元57997 资本金比例%304年均销售收入万元804345年均销售税金及附加万元93946年均总成本费用元489197年均利润总额万元221218年均税后利润万元14821财务评价指标1投资利润率%11.232投资利税率%16.003资本金净利润率%25.564全投资内部收益率%15.51所得税前5全投资内部收216、益率%12.15所得税后6全投资净现值(i=12%)万元34938所得税前7全投资净现值(i=12%)万元1364所得税后8全投资回收期(含建设期)年7.26所得税前，含建设期9全投资回收期(含建设期)年8.17所得税后，含建设期10自有资金内部收益率%16.1711借款偿还期年7.65含建设期14.4 不确定性分析14.4.1 盈亏平衡分析盈亏平衡分析根据正常生产年份的销售、成本和税金等数据计算盈亏平衡点（BEP）。由于各年成本不尽相同，现选择达产后第2年数值进行计算，得到的BEP（生产能力利用率）为63.92%，说明项目对市场需求变化有一定的适应能力。14.4.2 敏感性分析在建设投资增加217、10%、产品售价降低10%、原材料价格提高10%、生产负荷等不利因素变化的情况下，全投资内部收益率（所得税前）均在12%以上。由敏感性分析结果可以看出，产品售价是影响全投资内部收益率的最敏感因素，当产品售价降低10%时，全投资内部收益率（税前）为12.04%。本报告经济测算采用稳健性原则，选取的主要产品价格有一定的竞争力；同时项目所需的电力和蒸汽主要来自于xx公司自建的电厂，并且当地原料煤丰富价廉，xx公司也正在论证配套煤矿的可行性，对保证项目大宗原料和主要动力的供应，降低项目风险起到十分重要的作用。上述分析说明本项目有较强的抗风险能力。详见“敏感性分析表”。14.5 财务评价结论本项目建成投产后，年均销售收入为80434万元，年平均总成本费用为48919万元，年均销售税金及附加为9394万元，年均利润总额22121万元，年均所得税后利润14821万元。投资利润率11.23%，投资利税率16%，资本金净利润率25.56%。全投资内部收益率（所得税前）15.51，全投资内部收益率（所得税后）12.15，全投资回收期（所得税前）7.26年，全投资回收期（所得税后）8.17年，借款偿还期(含建设期)7.65年，说明项目的经济效益良好。不确定分析说明项目有较强的抗风险能力。综上所述，本项目在经济是可行的。