年产五十万吨合成氨的原料气制备工艺筛选 合成氨生产工艺流程简介 合成氨因采用的工艺不同其生产流程也有一定的差别，但基本的生产过程都大同小异，基本上由原料气的生产、原料气的净化、合成气的压缩以及氨合成四个部分组成。 ●原料气的合成 固体燃料生产原料气：焦炭、煤 液体燃料生产原料气：石脑油、重油 气体燃料生产原料气：天然气 ●原料气的净化 CO变换 ●合成气的压缩 ●氨的合成 工业上因所用原料制备与净化方法不同，而组成不同的工艺流程，各种原料制氨的典型流程如下： 1)以焦炭（无烟煤）为原料的流程 50年代以前，世界上大多数合成氨厂采用哈伯-博施法流程。以焦炭为原料的吨氨能耗为88GJ，比理论能耗高4倍多。 我国在哈伯-博施流程基础上于50年代末60年代初开发了碳化工艺和三催化剂净化流程： ◆碳化工艺流程将加压水洗改用氨水脱除CO2得到的碳酸氢铵经结晶，分离后作 为产品。所以，流程的特点是气体净化与氨加工结合起来。 ◆三催化剂净化流程采用脱硫、低温变换及甲烷化三种催化剂来净化气体，以替代 传统的铜氨液洗涤工艺。 2)以天然气为原料的流程 天然气先要经过钴钼加氢催化剂将有机硫化物转化成无机硫，再用脱硫剂将硫含量脱除到以下，这样不仅保护了转化催化剂的正常使用，也为易受硫毒害的低温变换催化剂应用提供了条件。 3)以重油为原料的流程 以重油作为制氨原料时，采用部分氧化法造气。从气化炉出来的原料气先清除炭黑，经CO耐硫变换，低温甲醇洗和氮洗，再压缩和合成而得氨。 二、合成氨原料气的制备方法简述 天然气、油田气、炼厂气、焦炉气、石脑油、重油、焦炭和煤，都是生产合成氨的原料。除焦炭成分用C表示外，其他原料均可用C n H m来表示。它们呢在高温下与蒸汽作用生成以H2和CO为主要组分的粗原料气， 这些反应都应在高温条件下发生，而且为强吸热反应，工业生产中必须供给热量才能使其进行。 按原料不同分为如下几种制备方法： ●以煤为原料的合成氨工艺 各种工艺流程的区别主要在煤气化过程。 典型的大型煤气化工艺主要包括固定床碎煤加压气化工艺、德士古水煤浆加压气化工艺以及壳牌干煤粉加压气化工艺。 ①固定床碎煤气化
我国石油天然气资源开发利用现状 一、石油天然气行业相关概念 1.1 石油行业相关概念 1、石油 石油是一种液态的，以碳氢化合物为主要成分的矿产品。原油是从地下采出的石油，或称天然石油。人造石油是从煤或油页岩中提炼出的液态碳氢化合物。组成原油的主要元素是碳、氢、硫、氮、氧。 2、油气地质储量及其分级 油气地质储量就是油气在地下油藏或油田中的蕴藏量，油以重量（吨）为计量单位，气以体积（立方米）为计量单位。地质储量按控制程度及精确性由低到高分为预测储量、控制储量和探明储量三级。地处豫西南的南阳盆地，矿区横跨南阳、驻马店、平顶山三地市，分布在新野、唐河等8 县境内。已累计找到14 个油田，探明石油地质储量1.7 亿吨及含油面积117.9 平方公里。1995 年年产原油192 万吨。油（气）按按最终可采储量值可分成4 种：特大油（气）田：石油最终可采储量大于7亿吨（50 亿桶）的油田。天然气可按1137 米3 气=1 吨原油折算。大型油（气）田：石油最终可采储量0.7-7 亿吨（5-50 亿桶）的油（气）田。中型油（气）田：石油最终可采储量710-7100万吨（0.5-5 亿桶）的油（气）田。小型油（气）田：石油最终可采储量小于710 万吨（5000万桶）的油（气）田。2.2 天然气行业相关概念 1、天然气 地下采出的可燃气体称做天然气。它是石蜡族低分子饱和烃气体和少量非烃气体的混合物。天然气按成因一般分为三类：与石油共生的叫油型气（石油伴生气）；与煤共生的叫煤成气（煤型气）；有机质被细菌分解发酵生成的叫沼气。天然气主要成分是甲烷。 2、天然气与液化石油气区别 天然气是指蕴藏在地层内的可燃性气体，主要是低分子烷烃的混合物，可分
燃气工程国家标准一览表――――――――――――――――――――――――― 1.城镇燃气设计规范GB50028 2.涂装作业安全规程涂装作业前工艺通风净化GB7693 3.涂装作业安全规程涂装作业前处理工艺安全GB7692 4.涂装前钢材表面预处理规范SY／T0407 5.城镇燃气埋地钢质管道腐蚀控制技术规程CJJ95 6.埋地钢质管道石油沥清防腐层技术标准SY／T0420 7.埋地钢质管道环氧煤沥青防腐层技术标准SY/T0447 8.埋地钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层技术标准SY/T0414 9.埋地钢质管道煤焦油瓷漆防腐层技术标准SY/T0379 10.钢质管道熔结环氧粉末外涂层技术标准SY/T0315 11.钢质管道聚乙烯防腐层技术标准SY/T0413 12.埋地钢质管道牺牲阳极阴极保护设计规范SY／T0019 13.埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范SY／T0036 14.城镇燃气输配工程施工及验收规范CJJ33－2005 J404－2005 15金属低温冲击试验法GB／T229 16钢制对焊无缝管道GB12459 17工业金属管道施工及验收规范GB50235 18现场设备．工业管道焊接工程施工及验收规范GB 50236
19钢管环缝熔化焊对接接头射线透照工艺和质量分级GB／T12605 20钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果分级GB11345 21管路法兰及垫片JB／T74 22离心铸造球墨铸铁管GB13295 23球墨铸铁管件GB13294 24聚乙烯燃气管道工程技术规程CJJ63 25燃气用钢骨架聚乙烯塑料复合管件CJ/T126 26给水排水管道工程施工及验收规范GB50206 27石油天然气管道穿越工程施工及验收规范SY/T4079 28石油天然气管道跨越工程施工及验收规范SY/T0470 29石油天然气站内工艺管道工程施工及验收规范SY0402 30混凝土工程施工质量验收规范GB50204 31球形储罐施工及验收规范GB50094 32金属焊接结构湿气式气柜施工及验收规范HGJ212 33机械设备安装工程施工及验收通用规范GB50231 34压缩机．风机．泵安装工程施工及验收规范GB50275 35起重设备安装工程施工及验收规范GB50278 36压力容器无损检测JB4730 37液体石油管道压力试验GB/T16805 ―――――――――――――――――――――――――――
中国石油天然气行业应用软件市场分析 (一) 中国石油天然气行业应用软件投资现状 石油天然气行业主要业务的分为三大板块： 因此，根据石油天然气行业企业管理和主要业务等方面的发展特点，石油天然气行业企业对于行业应用软件的需求主要为以下几个领域： 油公司管理应用软件：为石油天然气行业企业实施企业管理所采用的专业应用软件，主要包括：办公自动化软件、企业资源计划（ERP）软件、企业供应链系统、财务管理系统以及相关的信息系统。 勘探与开发应用软件：勘探开发数据库、地震数据处理和解释系统、数据管理中心、专业应用软件集成、信息标准化研究、生产运行管理系统、勘探开发跨平台解决方案和ASP 平台、科学可视化和交互浸入式软件等系列，用于石油勘探开发及管理过程、提高勘探效率的各类软件。 炼制与石化应用软件：应用于石油化工行业生产过程的专业软件。包括石油炼制、石化加工等生产工序的自动化控制和加工过程管理。 销售和市场应用软件：近年来随着石油天然气行业与市场逐步接轨，尤其是三大公司经过重组以及股份公司的上市，企业对于市场和销售的力度逐渐加大，因此销售和市场信息化也成为行业信息化的重点之一。尤其是中石化和中海油，对于电子商务的信息化投入都占到整个信息化投入的25％以上。 我国石油天然气行业用于四大主要应用领域的信息化投入中勘探与开发所占比重最大，约占到整个行业信息化投资的44.51％，其次为市场销售和炼制与石化。 图19 2001年中国石油天然气行业主要领域信息化投入现状(亿人民币) 数据来源：CCID 2002，10 2001年在整个石油天然气行业信息化投入中，软件投入占33%，即人民币13.9亿元。按照行业特点和四大行业软件应用领域划分，用于勘探与开发的资金投入达到7.8亿元人民币，在整个软件投入中占比56.09%，这说明勘探开发在石油行业中所占的主要地位。其次为市场和销售所占的比重达到27.94%，这是由于近年来，中国的石油天然气行业的销售现状得到了各大公司的普遍重视，并认识到电子商务、供应链管理等系统在提高企业效益方面所起到的重要作用，因此加大了资金的投入。 图20 2001年中国石油天然气行业应用软件投入比重
合成氨工艺流程标准化管理部编码-[99968T-6889628-J68568-1689N]
将无烟煤（或焦炭）由炉顶加入固定床层煤气发生炉中，并交替向炉内通入空气和水蒸汽，燃料气化所生成的半水煤气经燃烧室、废热锅炉回收热量后送入气柜。 半水煤气由气柜进入电除尘器，除去固体颗粒后依次进入压缩机的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段，加压到~，送入脱硫塔，用溶液或其他脱硫溶液洗涤,以除去硫化氢，随后，气体经饱和塔进入热交换器，加热升温后进入一氧化碳变换炉，用水蒸汽使气体中的一氧化碳变为氢。变换后的气体，返回热交换器进行降温，并经热水塔的进一步降温后，进入变换器脱硫塔，以除去变换时产生的硫化氢。然后，气体进入二氧化碳吸收塔，用水洗法除去大部分二氧化碳。脱碳后的原料进入压缩机Ⅳ、Ⅴ段，升压到压缩机~后，依次进入铜洗塔和碱洗塔，使气体中残余的一氧化碳和二氧化碳含量进一步降至20（ppm）以下，以满足合成氨的要求。 净化后的原料气进入压缩机的最后一段，升压到~MPa进入滤油器，在此与循环压缩机来的循环气混合，经除油后，进入冷凝塔和氨冷器的管内，再进入冷凝塔的下部，分离出液氨。分离出液氨后的气体进入冷凝塔上部的管间，与管内的气体换热升温后进入氨合成塔。在高温高压并有催化剂存在的条件下，将氮氢气合成氨。出合成塔的气体中，约含氨10~20%，经水冷器与氨冷器将氨液化并分离后，其气体进入循环压缩机循环使用。分离出的液氨进入液氨贮槽。 原料气的制备:制备氢氮比为3:1的半水煤气 即造气。将无烟煤（或焦炭）由炉顶加入固定床层煤气发生炉中，并交替向炉内通入空气和水蒸汽，燃料气化后生成氢氮比为3:1的半水煤气。整个生产过程由煤气发生炉、燃烧室、废热锅炉、气柜等设备组成。 固定床半水煤气制造过程由吹风、上吹制气、下吹制气、二次上吹、空气吹净等5个阶段构成，为了调节氢氮比，在吹风末端要将部分吹风气吹入煤气，这个过程通常称为吹风回收。 吹风阶段：空气从煤气炉的底部吹入，使燃料燃烧，热量贮存于燃料中，为制气阶段碳与水蒸汽的反应提供热量。吹风气经过燃烧室和废热锅炉后放空。上吹制气阶段：从煤气炉的底部通入混有适量空气的水蒸汽，和碳反应生成的半水煤气经过炉的顶部引出。向水蒸汽中加入的空气称为加氮空气。 下吹制气阶段：将水蒸汽和加氮空气由炉顶送入，生成的半水煤气由炉底引出。二次上吹制气阶段：水蒸汽和加氮空气自下而上通过燃料层，将炉底残留的半水煤气排净，为下一步送入空气创造安全条件。 空气吹净阶段：从炉底部吹入空气，所得吹风气为半水煤气中氮的主要来源，并将残留的半水煤气加以回收。 以上五个阶段完成了制造半水煤气的主过程，然后重新转入吹风阶段，进入下一个循环。原料气的净化：除去原料气中的硫化氢、二氧化碳等杂质，将一氧化碳转化为氢气本阶段由原料气脱硫、一氧化碳变换、水洗（脱除二氧化碳）、铜洗（脱除一氧化碳）、碱洗（脱除残余二氧化碳）等几个工段构成，主要设备有除尘器、压缩机、脱硫塔、饱和塔、热水塔、一氧化碳变换炉、二氧化碳吸收塔、铜洗塔、碱洗塔等。 脱硫：原料气中硫化物的存在加剧了管道及设备的腐蚀，而且能引起催化剂中毒，必须予以除去。脱硫方法可分为干法脱硫和湿法脱硫两大类。干法脱硫是用固体硫化剂，当气体通过脱硫剂时硫化物被固体脱硫剂吸附，脱除原料气中的少量硫化氢和有机硫化物。一般先进行湿法脱硫，再采用干法脱硫除去有机物和残余硫化氢。湿法脱硫所用的硫化剂为溶液，当含硫气体通过脱硫剂时，硫化物被液体剂吸收，除去气体中的绝大部分硫化氢。
化工行业标准 HG/T 20519.15-1992 管段表及管道特性表1993-04-01 现行 HG/T 20519.16-1992 特殊管架图1993-04-01 现行 HG/T 20519.17-1992 管架图索引1993-04-01 现行 HG/T 20519.18-1992 管架表1993-04-01 现行 HG/T 20519.19-1992 弹簧汇总表1993-04-01 现行 HG/T 20519.2-1992 图纸目录1993-04-01 现行 HG/T 20519.20-1992 特殊管件图1993-04-01 现行 HG/T 20519.21-1992 特殊阀门和管道附件表1993-04-01 现行 HG/T 20519.22-1992 隔热材料表1993-04-01 现行 HG/T 20519.23-1992 防腐材料表1993-04-01 现行 HG/T 20519.24-1992 伴热管图和伴热管表1993-04-01 现行 HG/T 20519.25-1992 综合材料表1993-04-01 现行 HG/T 20519.26-1992 设备管口方位图1993-04-01 现行 HG/T 20519.27-1992 管道常用的缩写词1993-04-01 现行 HG/T 20519.28-1992 流程图;设备、管道布置图;管道轴测图;管件图;设备安装图的图线宽度及字体规定1993-04-01 现行 HG/T 20519.29-1992 管架编号和管道布置图中管架的表示法1993-04-01 现行 HG/T 20519.3-1992 设计说明(包括工艺、管道、隔热、隔声及防腐设计说明) 1993-04-01 现行 HG/T 20519.30-1992 隔热及隔声代号1993-04-01 现行 HG/T 20519.31-1992 管道及仪表流程图中设备、机器图例1993-04-01 现行 HG/T 20519.32-1992 管道及仪表流程图中管道、管件、阀门及管道附件图例1993-04-01 现行 HG/T 20519.33-1992 管道布置图和轴测图上管子、管件、阀门及管道特殊件图例1993-04-01 现行 HG/T 20519.34-1992 设备、管道布置图上用的图例1993-04-01 现行 HG/T 20519.35-1992 设备名称和位号1993-04-01 现行 HG/T 20519.36-1992 物料代号1993-04-01 现行 HG/T 20519.37-1992 管道的标注1993-04-01 现行 HG 20519.38-1992 管道等级号及管道材料等级表化学工业部1993-04-01 现行 HG/T 20519.39-1992 垫片代号1993-04-01 现行 HG/T 20519.4-1992 首页图1993-04-01 现行 HG/T 20519.40-1992 垫片密封代号1993-04-01 现行 HG/T 20519.5-1992 管道及仪表流程图1993-04-01 现行 HG/T 20519.6-1992 分区索引图1993-04-01 现行 HG/T 20519.7-1992 设备布置图1993-04-01 现行 HG/T 20519.8-1992 设备一览表1993-04-01 现行 HG/T 20519.9-1992 设备安装图1993-04-01 现行 HG/T 20570.1-1995 设备和管道系统设计压力和设计温度的确定1996-03-01 现行 HG/T 20570.11-1995 隔热、保温类型的选用1996-03-01 现行 HG/T 20570.18-1995 阀门的设置1996-03-01 现行 HG/T 20570.19-1995 阻火器的设置1996-03-01 现行
国内外合成氨原料气精制工艺技术发展 南京国昌化工科技有限公司 1.引言 在合成氨工业中，经过脱碳工艺处理后的合成氨原料气中仍含有0.5～3% CO和0.5%～1%CO2，必须进一步处理将其降低至10ppm左右，以保护氨合成催剂，这一原料气精制工艺过程俗称“精炼”，目前合成氨厂脱除微量CO、CO2的方法大体分为热法和冷法两类。冷法工艺即液氮洗涤法，近年来国内外新建的大型氨厂大多采用此法；而热法工艺门类较多，包括传统的醋酸铜氨液洗涤法（铜洗法）、低压甲烷化法、甲醇甲烷化法和分子筛变压吸附法等。总体上讲冷法工艺技术先进、净化度很高，但投资巨大；而热法工艺技术相对简单成熟、投资低，但在净化度方面不及冷法。热法中的铜洗工艺更因其能耗高、净化度低、污染大等诸多缺点而逐渐被其他先进的工艺方法所替代。 2. 国外合成氨原料气精制工艺发展 2.1 铜洗法 醋酸铜氨液洗涤法（简称铜洗）是最古老的方法。早在1913年就开始应用，迄今有近一百年的历史，操作压力为15Mpa。铜洗法以其工艺成熟、操作弹性大,长期在中小型合成氨厂占据主导地位。随着技术的进步，铜洗法精制原料气与其它方法相比，缺点越来越突出。主要表现在运行、维修、操作费用高，物料消耗大（消耗铜、醋酸、液氨、蒸汽）、根据国内氨厂实际情况测算，吨氨需要增加成本在50～80元，而且精制度低，一般净化后的CO+CO ≥25ppm，然而其最致命 2 的缺陷还在于环境污染严重。由于铜洗再生气经水洗涤产生铜洗稀氨水，其浓度视所采用的洗涤技术不同而不同，一般在1～3%左右。中型氮肥厂每小时约产生 ，所以采用一般的提浓方法都由于10吨废水，这股废水除含有氨外，还含有CO 2 容易生成碳铵引起管道堵塞而无法处理，为此要么采用铜洗再生氨直接放空，要么就是铜洗稀氨水排放。这不但浪费了宝贵的资源，也引起了大气或水环境的严重污染。此外生产过程中经常出现严重的铜液泄漏，这些弊端与现代化高效、洁
附件1 行业标准目录 序号 标准编号 标准名称 代替标准 采用国际 国外标准 批准日期 实施日期 1 SY 4201.1-2016 石油天然气建设工程施工质量验收 规范 设备安装工程 第1部分：机泵 类 SY 4201.1-2007 2016-1-7 2016-6-1 2 SY 4201.2-2016 石油天然气建设工程施工质量验收 规范 设备安装工程 第2部分：塔类SY 4201.2-2007 2016-1-7 2016-6-1 3 SY 4201.3-2016 石油天然气建设工程施工质量验收 规范 设备安装工程 第3部分：容器 类 SY 4201.3-2007 2016-1-7 2016-6-1 4 SY 4201.4-2016 石油天然气建设工程施工质量验收 规范 设备安装工程 第4部分：炉类SY 4201.4-2007 2016-1-7 2016-6-1 5 SY 4202-2016 石油天然气建设工程施工质量验收 规范 储罐工程 SY 4202-2007 2016-1-7 2016-6-1 6 SY 4203-2016 石油天然气建设工程施工质量验收 规范 站内工艺管道工程 SY 4203-2007 2016-1-7 2016-6-1 7 SY 4204-2016 石油天然气建设工程施工质量验收 规范 油气田集输管道工程 SY 4204-2007 2016-1-7 2016-6-1
8 SY 4205-2016 石油天然气建设工程施工质量验收 规范 自动化仪表工程 SY 4205-2007 2016-1-7 2016-6-1 9 SY 5436-2016 井筒作业用民用爆炸物品安全规范 SY 5436-2008 2016-1-7 2016-6-1 10SY 6279-2016 大型设备吊装安全规程 SY 6279-2008 2016-1-7 2016-6-111SY 6303-2016 海洋石油设施热工（动火）作业安全 规程 SY 6303-2008 2016-1-7 2016-6-1 12SY 6307-2016 浅海钻井安全规程 SY 6307-2008 2016-1-7 2016-6-1 13SY 6320-2016 陆上油气田油气集输安全规程 SY 6320-2008 2016-1-7 2016-6-1 14SY 6321-2016 浅海采油与井下作业安全规程 SY 6321-2008 2016-1-7 2016-6-1 15SY 6345-2016 海洋石油作业人员安全资格 SY 6345-2008 2016-1-7 2016-6-116SY 6346-2016 浅海移动式平台拖带与系泊安全规 范 SY 6346-2008 2016-1-7 2016-6-1
中国石油天然气集团公司各分公司机构通讯录 油气田企业（17个） 大庆油田公司黑龙江省大庆市让胡路区龙南163453 辽河油田公司辽宁盘锦市兴隆台区石油大街98号124010 长庆油田公司陕西省西安市未央区未央路151号710021 塔里木油田公司新疆库尔勒市塔里木油田分公司78号信箱841000 新疆油田公司新疆维吾尔自治区克拉玛依市迎宾路66号834000 西南油气田公司四川成都市府青路一段5号610051 吉林油田公司吉林松源市沿江东路1219号138000 大港油田公司天津市大港油田三号院300280 青海油田公司甘肃敦煌市七里镇736202 华北石油管理局河北省任丘市062552 吐哈油田公司新疆维吾尔自治区哈密基地839009 冀东油田公司河北省唐山市新华西道51甲区063004 玉门油田公司甘肃酒泉市玉门石油基地机关办公楼735019 浙江油田公司浙江杭州市留下镇310023 南方石油勘探开发公司广东省广州市海珠区江南西路111号510240 煤层气公司北京市朝阳区太阳宫金星园8号中油昆仑大厦100028 对外合作经理部北京市东城区东直门北大街9号B座0908 100007 炼化企业（33个） 中国石油天然气股份有限公司大庆石化分公司黑龙江省大庆市龙凤区163714 中国石油天然气股份有限公司吉林石化分公司吉林省吉林市龙谭大街9号132022 中国石油天然气股份有限公司抚顺石化分公司辽宁省抚顺市新抚区凤翔路45号113008
中国石油天然气股份有限公司辽阳石化分公司辽宁省辽阳市宏伟区火炬大街5号111003 中国石油天然气股份有限公司兰州石化分公司甘肃省兰州市西固区玉门街10号730060 中国石油天然气股份有限公司独山子石化分公司新疆独山子北京路6号833600 中国石油天然气股份有限公司乌鲁木齐石化分公司新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市米东区 中国石油天然气股份有限公司宁夏石化分公司宁夏银川市新市区北京西路138号750026 中国石油天然气股份有限公司大连石化分公司辽宁省大连市甘井子区山中街1号116032 大连西太平洋石化公司辽宁省大连市经济技术开发区海青岛116600 中国石油天然气股份有限公司锦州石化分公司辽宁省锦州市古塔区重庆路2号121001 中国石油天然气股份有限公司锦西石化分公司辽宁省葫芦岛市新华大街42号125001 中国石油天然气股份有限公司大庆炼化分公司黑龙江大庆市让胡路区马鞍山163411 中国石油天然气股份有限公司哈尔滨石化分公司哈尔滨市太平区北人路173号150056 中国石油天然气股份有限公司广西石化分公司广西钦州市钦州港经济开发区535008 广东石化公司北京市朝阳区太阳宫金星园8号中油昆仑大厦A座9层100029 四川石化公司四川省彭州市石化北路1号611930 大港石化公司天津市大港油田花园路东口300280 华北石化公司河北任丘市华北石化公司062552 中国石油天然气股份有限公司呼和浩特石化分公司内蒙古自治区呼和浩特市赛罕区石化公司中国石油天然气股份有限公司辽河石化分公司辽宁省盘锦市兴隆台区新工街124022 中国石油天然气股份有限公司长庆石化分公司陕西省咸阳市金旭路712000 中国石油天然气股份有限公司克拉玛依石化分公司新疆克拉玛依市金龙锁834003 中国石油天然气股份有限公司庆阳石化分公司甘肃省庆阳市庆城县三十里铺745115 中国石油东北炼化工程有限公司辽宁省沈阳市沈河区惠工街124号中韩大厦110013 中国石油天然气股份有限公司炼化工程建设项目部北京市朝阳区太阳宫金星园8号中油昆仑大厦A座100028
财务分析报告 （中国石油天然气股份有限公司）一、公司概况 公司名称中国石油天然气股份有限公司 成立日期1999-11-05 工商登记号100000000032522 注册资本（人民 183,020,978,176 币元） 法人代表蒋洁敏 证监会行业分 石油和天然气开采业 类
全球行业分类能源 申万行业分类石油开采 雇员总数(人) 596338 注册地址北京市东城区安德路16号洲际大厦办公地址北京市东城区东直门北大街9号 公司简介公司是由中国石油天然气集团公司依照原国家经济贸易委员会《关于同意设立中国石油天然气股份有限公司的复函》,资产重组后,由中国石油集团作为独家发起人,以发起方式于1999年11月5日注册成立的股份有限公司。要紧业务:原油及天然气的勘探、开发、生产和销售;原油及石油产品的炼制,差不多及衍生化工产品、其他化工产品的生产和销售;炼油产品的销售以及贸易业务;及(天然气、原油和成品油的输送及天然气的销售。 主营业务原油和天然气的勘探、开发、生产和销售;原油和石油产品的炼制、运输、储存和销售;差不多石油化工产品、衍生化工产品及其他化工产品的生产和销售;天然气、原油和成品油的输送及天然气的销售。 二、公司近三年财务报表 （一）资产负债表 报告期2009-12-31 2008-12-31 2007-12-31 流淌资产 货币资金88,283,996,160 45,879,001,088 88,589,000,704 交易性金融资产-- -- -- 应收票据4,268,000,000 4,313,999,872 4,735,000,064 应收账款28,785,000,448 16,755,999,744 18,418,999,296 预付账款36,401,999,872 37,394,001,920 20,386,000,896 应收股利-- 60,000,000 18,000,000 应收利息-- 21,000,000 109,000,000 其他应收款4,815,000,064 6,076,000,256 15,443,999,744 存货114,781,003,776 90,669,998,080 88,466,997,248 消耗性生物资产-- -- -- 待摊费用-- -- -- 一年内到期的非流-- 136,000,000 59,000,000
中国石油天然气集团有限公司 安全生产管理规定 第一章总则 第一条为加强中国石油天然气集团有限公司（以下简称集团公司）安全生产工作，建立安全生产长效机制，防止和减少生产安全事故，切实保障员工在生产经营活动中的安全与健康，根据《中华人民共和国安全生产法》等法律法规和集团公司有关制度，制定本规定。 第二条本规定适用于集团公司总部机关、专业公司及所属企业的安全生产管理。 集团公司及所属企业的控股公司、实际控制企业通过法定程序执行本规定，参股公司参照执行。 集团公司在境外从事生产经营活动的所属企业、项目或者机构的安全生产管理，应当遵守所在国（地区）有关法律，并参照执行本规定。 第三条集团公司及所属企业应当遵守国家有关安全生产法律法规，树立安全发展理念，弘扬生命至上、安全第一的思想，贯彻“诚信、创新、业绩、和谐、安全”的核心经营理念，着力推
进健康安全环境（HSE）管理体系有效运行，着力完善“党政同责、一岗双责、齐抓共管、失职追责”的安全生产责任体系，着力构建安全风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制，着力提升应急救援保障能力，有效防范遏制各类生产安全事故。 第四条集团公司安全生产管理工作实行统一领导、专业公司分专业监管、所属企业承担主体责任的管理体制，建立各级主要领导负总责、分管领导负专责、其他领导各负其责，各级业务管理部门直接监管、安全生产监管部门综合监管、基层单位属地监管和全员参与的机制。 第五条集团公司安全生产管理工作坚持以下基本原则： （一）安全第一、预防为主、综合治理； （二）有感领导、直线责任、属地管理； （三）管行业必须管安全、管业务必须管安全、管生产经营必须管安全。 第二章机构与职责 第六条集团公司及所属企业各级主要领导对本单位的安全生产工作全面负责，主要履行以下职责： （一）负责组织贯彻落实国家安全生产方针政策、法律法规和集团公司“以人为本、质量至上、安全第一、环保优先”的理念，审定本单位安全生产重大决策；
中石油集团所有下辖部门与下属公司 中石油是正部级单位 一：专业公司（副部级单位） 勘探与生产分公司 炼油与化工分公司 销售分公司 天然气与管道分公司 工程技术分公司 工程建设分公司 装备制造分公司 二：油气田企业 大部分油田是正厅局级，大庆一把手和中石油副总相当，浙江油田是副局级 一档 塔里木油田分公司 青海油田分公司 新疆油田分公司 中油勘探开发有限公司 中石油煤层气有限责任公司
二档 大庆油田有限责任公司 辽河油田分公司 西南油气田分公司 长庆油田分公司 吐哈油田分公司 冀东油田分公司 三档 吉林油田分公司 华北油田分公司 大港油田分公司 玉门油田分公司 浙江油田分公司 三：天然气勘探开发公司 （下属公司基本都是海外公司待遇都应该不错）阿姆河天然气公司 南美公司 尼罗河公司 哈萨克斯坦公司 南方石油勘探开发有限责任公司 四：炼化企业（周围有大油田的炼化企业都还可以）大庆石化分公司吉林石化分公司抚顺石化分公司辽阳石化分公司兰州石化分公司
乌鲁木齐石化分公司宁夏石化分公司独山子石油化工总厂大庆炼化分公司大连石化分公司 锦州石化分公司锦西石化分公司哈尔滨石化分公司前郭石化分公司大港石化分公司 华北石化分公司呼和浩特石化分公司辽河石化分公司长庆石化分公司克拉玛依石化分公司 庆阳石化分公司宁夏炼化分公司广西石化分公司大连西太平洋石油化工有限公司 四川石化有限责任公司中石油东北炼化工程有限公司华东化工销售分公司华北化工销售分公司 东北化工销售分公司西北化工销售分公司化工与销售西南分公司化工与销售华南分公司 大庆石油化工总厂吉化集团公司抚顺石油化工公司辽阳石油化纤公司兰州石油化工公司 乌鲁木齐石油化工总厂独山子石油化工总厂大连石油化工公司锦州石油化工公司锦西炼油化工总厂 吉林燃料乙醇有限责任公司 五：销售企业（销售待遇一般，级别是副局级） 西北销售分公司东北销售分公司西南销售分公司华东销售分公司华北销售分公司 华南销售分公司华中销售分公司黑龙江销售分公司吉林销售分公司辽宁销售分公司 大连销售分公司陕西销售分公司甘肃销售分公司青海销售分公司四川销售分公司 重庆销售分公司内蒙古销售分公司新疆销售分公司西藏销售分公司宁夏销售分公司 山东销售分公司大连海运分公司润滑油分公司中油燃料油股份有限公司
合成氨原料气的生产 一．煤气化 （1）气化原理 煤在煤气发生炉中由于受热分解放出低分子量的碳氢化合物，而煤本身逐渐焦化，此时可将煤近似看作碳。 ①反应速率 以空气为气化剂 C+O2→CO2 △H=-393.770kJ/mol C+1/2O2→CO △H=-110.595kJ/mol C+CO2→2CO △H=172.284kJ/mol CO+1/2O2→CO2 △H=-283.183kJ/mol 在同时存在多个反应的平衡系统，系统的独立反应数应等于系统中的物质数减去构成这些物质的元素数。 以水蒸气为气化剂 C+H2O→CO+H2 △H=131.39kJ/mol C+2H2O→CO2+2H2△H=90.20kJ/mol CO+H2O→CO2+H2△H=-41.19kJ/mol C+2H2→CH4△H=-74.90kJ/mol ②反应速率 气化剂和碳在煤气发生炉中的反应属于气固相非催化剂反应。随着反应的进行，碳的粒度逐渐减小，不断生成气体产物。反过程一般由气化剂的外扩散、吸附、与碳的化学反应及产物的吸附，外扩散等组成。反应步骤分为： A. C+O2→CO2 的反应速率研究表明，当温度在775O C以下时，其反应速率大致表示为： R=ky o2 式中 r-碳与氧生成二氧化碳的反应速率 k-反应速率常数 y o2- 氧气的速率 B.C+CO2→2CO的反应速率此反应的反应速率比碳的燃烧反应慢得多， 的一级反应。 在2000O C以下属于化学反应控制，反应速率大致是CO 2
C.CO+H2O→CO2+H2的反应速率碳与水蒸气之间的反应，在400-1000O C 的温度范围内，速度仍较慢，因此为动力学控制，在此范围内，提高温度是提高反应速率的有效措施。 二．制取半水煤气的工业方法 由以上可知，空气与水蒸气同时进行气化反应时，如不提供外部热源，则气+CO)的含量大大低于合成氨原料气的要求。为解决气体成分与热量化产物中(H 2 平衡这一矛循，可采用下列方法： (1)外热法如利用原子能反应堆余热或其他廉价高温热源，用熔融盐、熔融铁等介质为热载体直接加热反应系统，或预热气化剂，以提供气化过程所需的热能。这种方法目前尚处于研究阶段。 50%左右)和水蒸气作为气化剂同 (2)富氧空气气化法用富氧空气(含O 2 时进行气化反应。由于富氧空气中含氮量较少，故在保证系统自热运行的同时，半水煤气的组成也可满足合成氨原料气的要求。此法的关键是要有较廉价的富氧空气来源。 (3)蓄热法空气和水蒸气分别送入燃料层，也称间歇气化法。其过程大致为：先送入空气以提高燃料层温度，生成的气体(吹风气)大部分放空；再送入水蒸气进行气化反应，此时燃料层温度逐渐下降。所得水煤气配入部分吹风气即成半水煤气。如此间歇地送空气和送蒸汽重复进行，是目前用得比较普遍的补充热量的方法，也是我国多数中、小型合成氨厂的重要气化方法。 三.间歇式生产半水煤气 工业上间歇式气化过程，是在固定层煤气发生炉中进行的，如图3-3。块状燃料由顶部间歇加入，气化剂通过燃料层进行气化反应，灰渣落入灰箱后排出炉外。
印尼石油和天然气板块概观 自从1885 年首次发现石油，多少年以来，石油和天然气板块一直是印尼的经济支柱，而如今却被视为呈现下滑状态。印尼于2004 年成为一个石油净进口国并于2008 年放弃“石油输出国组织” （Organization of Petroleum Exporting Countries ，简称OPEC 成员身份，其石油产量从1977 年的峰值8490 万吨持续下降。自1998年亚洲金融危机以来，对新油气田的开发不断缩减，并且中央统计机构（Central Statistics Agency ）的数字显示，该领域在2010 年缩减了3.61%。虽然该国仍有相当大的石油和天然气储量，但是开采以及必要的勘探设施需要投入大量的资金来实现，同时也需要政府法规的调整以鼓励投资人并保证探索新区块的成本回收。由于随着全球经济复苏，全球对石油和天然气的需求不断上涨，新的重点一直集中在生产和勘探方面。印尼国家石油公司（Pertamina ）的目标是到2015 年产量达到1 百万桶，使印尼再次成为一个石油净出口国，但这绝非易事。能源板块所面临的挑战包括兑现其出口承诺、满足国内需求及有效地将其资源用于经济增长。天然气BPMigas 是石油和天然气行业的上游监管机构，而石油和天然气的分销则由印尼国营石油公司（Perusahaan Gas Negara，简称PGN 一手进行。2009年，印尼国家石油公司的产量占天然气总产量的15%，而中国海洋石油总公司（China National Offshore Oil Corporation，简称CNOOC及其他地区和国际能源公司的产量占总产量的37%如道达尔 石油公司（TOTAL、英国石油公司（BF）、康菲石油公司（ConocoPhillips ）以及埃克森美孚石油公司（ExxonMobil）,这些公司控制着上游天然气板块。主要产区包括于1978年首次出口液化天然气（LNG的亚齐省的阿伦（Arun），以及东加里曼丹的邦坦（Bontang）和巴布亚的汤格（Tangguh）。天然气的主要国内买方是印尼国家电力公司（PLN，用于天然气燃料发电站，而天然气的销售和分销则主要由国营公司印尼国家石油公司和PGN空制。虽然该板块有成百上千家公司经营，但勘探和生产主要集中在上述几家公司。 印尼拥有亚太地区第三大天然气储量，截止2010年底，其已探明储量为108.4 万亿立方英尺，是其石油储量的三倍之多。从2006 年起，考虑到高油价以及天然气的碳排放量比石油和煤炭少50%这样一个环境效益，政府一直将目标放在重新调整国内能源消耗向天然气使用靠拢。由于亚洲国家为保证自身的能源需求而在天然气出口方面的做法很保守，所以国际上一直奉行对天然气的偏好。2008年，有52.2%的天然气出口到日本、韩国和台湾 的传统市场。自2004年以来，国内市场的供应份额已增加一倍，在2010年达到50.3%。 虽然在过去十年来天然气产量不断增加，2009 年到2010年的产量更是上升了14%，但是国内需求还是在降低该国的LNG出口能力。Badak LNG （印尼国家石油公司所属的非营利性持股公司）董事长哈农？巴迪（HanungBudy认为，在未来10年到15年，为了满足国内需求，印尼最终成为LNG进口国是“不可避免的”。巴迪先生告诉全球利益集团（Global Ben efits Group，简称GBG，他预想当前和未来的LNG计划将变为接收和再气化设备。1977年，作为该领域的先驱，印尼开始出口Badak气田出产的LNG并在2005年之前一 直将国家定位为世界领先的LNG出口国。Badak LNG公司经营着构成印尼LNG板块支柱的加里曼丹邦坦气田，2001年到2005年间年产LNG220C万吨，液化石油气（LPQ 120万吨。据巴迪先生透露，该公司正为迎接这块超过30年的老气田出现产能下降做准备。“由于缺乏原料气，我们目前只有65%勺产量，所以今年我们只产出了约1550万吨LNG我们的战略是PT Badak公司将与印尼弗吉尼亚公司（Vico、成为首批煤层甲烷生产商之一……我们还会用我们的存储设备作为接收终端。通过向操作人员提供培训及专业技术知识，我们已将我们的专业知识销售给国外公司。” 印尼现在面临与卡塔尔和马来西亚等国日益加剧的竞争。新项目正在紧锣密鼓地进行中，
石油和天然气很长时期内仍是人类的主要能源。目前，石油天然气占全球能源消耗的58.53%。在很长时期内，石油天然气的地位不可替代，仍是人类的主要能源。 全球石油天然气的生产和消费很不平衡。中东、欧洲和南美是主要的石油天然气资源分布地和主要产区，而北美、亚太和西欧等是主要的石油天然气消费地区。美国消费了全球超过20%的石油和天然气。生产和消费不平衡使石油天然气贸易异常活跃。 国际油价将维持高位。OPEC大量闲置产能的存在、弱势美元、通胀预期和市场投机因素共同作用下，我们预计国际油价将维持高位，但大幅上涨的可能性不大。预计2011年的均衡价格为80-90美元/桶。中国石油天然气在能源消费比例将逐渐提升。目前石油和天然气在中国整体能源消费比例为23%左右，仍然不高。考虑到我国的资源禀赋和能源安全等因素，我国将大力发展天然气生产和消费，预计天然气将从目前不到4%，提高到2015年的8%以上。石油消费将保持稳定。 目前行业估值处于历史低位：按2010年业绩，目前行业动态市盈率仅为14倍，处于历史低位，尤其是中国石油和中国石化，仅为15和10倍。考虑到中国能源需求仍会较快增长，石油天然气在整体能源消费中比例仍有上升空间，目前行业较低的估值提供了很好的投资机会。 2010年，由于国内经济较快复苏以及汽车销量大增，我国石油消费量增幅较大。前10个月我国成品油表观消费量累计达到1.9亿吨左右，同比增长10.6%；进口原油1.98亿吨，同比增长20%。 石油天然气价格改革将触发行业市场表现。长期以来，石油天然气价格一直受到政府管制，相关上市公司估值较低，存在较大制度折价。近期，政府加快推进了石油天然气价格制度改革，预计新的成品油定价机制在2011年上半年推出的可能性较大，这将触发相关上市公司的股价表现，消除其中的制度折价。 中国的石油巨头为助推本国经济腾飞，纷纷签订了规模更大、内容更加复杂的海外并购协议，这使中国在全球范围内寻求能源资源的脚步进一步加快。 中国国家级石油生产商不仅在收购资产，还在越来越多地收购企业，它们也斥巨资购买先进的石油开采技术。中国中石化集团以71亿美元收购了Repsol在巴西石油资产的40%股权，这是去年中国在油气收购方面的最大一笔交易，它表明中国在拉美的声势不断扩大，去年中国在拉美的资产收购额比任何其他国家都多。这桩交易也表明，中国愿意以高出市场预期的价格进行收购。我们看好中国石化和中国石油未来的市场表现。
. . 目录 1 引言 (1) 1.1 氨的性质 (1) 1.2 氨的用途 (2) 1.3 合成氨的发展历史 (2) 1.3.1 氨气的发现 (2) 1.3.2 合成氨的发现及其发展 (2) 1.3.3 国外合成氨工业发展 (3) 1.3.4 国合成氨工业发展 (3) 1.3.5 国合成氨工业的发展趋势 (4) 1.4 合成氨工段设计主要参数计算的主要容 (5) 2 工艺计算 (6) 2.1 生产流程简述 (6) 2.2 原始条件 (6) 2.3 物料衡算 (8) 2.3.1 合成塔物料衡算 (8) 2.3.2 氨分离器气液平衡计算 (9) 2.3.3 冷交换器气、液平衡计算 (11) 2.3.4 液氨贮槽气、液平衡计算 (11) 2.3.5 液氨贮槽物料计算 (13) 2.3.6 合成系统物料计算 (14) 2.3.7 进出合成塔物料计算 (16) 2.3.8 进出水冷器物料计算 (16) 2.3.9 进出氨分离器物料计算 (17) 2.3.10 冷交换器物料计算 (17) 2.3.11 氨冷器物料计算： (18) 2.3.12 冷交换器物料衡算 (20) 2.3.13 液氨贮槽物料计算 (21) . . .
. . . . . 2.3.14 物料计算结果汇总 (21) 2.4 热量核算 (22) 2.4.1 交换器热量核算 (22) 2.4.2 氨冷器热量核算 (25) 2.4.3 循环机热量核算 (27) 2.4.4 合成塔热量核算 (29) 2.4.5 废热锅炉热量核算 (31) 2.4.6 热交换器热量核算 (33) 2.4.7 水冷器热量核算 (34) 2.4.8 氨分离器热量核算 (35) 3 氨合成过程中的绿色化学化工 (36) 3.1 绿色化学化工的基本概念 (36) 3.2 合成氨工段的原子经济性 (36) 3.3 合成氨工段的热能综合利用 (36) 3.4 合成氨工段的“三废”处理 (37) 4 设备选型 (38) 4.1 合成塔催化剂层设计 (38) 4.2 换热器： (43) 4.3 废热锅炉设备工艺计算 (44) 4.3.1 计算条件 (44) 4.3.2 官给热系数α计算 (44) 4.3.3 管给热系数αi 计算 (47) 4.3.4 总传热系数K 计算 (47) 4.3.5 平均传热温差Δt m 计算 (48) 4.3.6 传热面积 (48) 4.4 水冷器设备工艺计算: (48) 4.4.1 计算条件 (48) 4.4.2 管给热系数的计算 (49) 4.4.3 管外给热系数 (50) 4.4.4 传热温差 (50)