年产15万吨气分装置工艺初步设计

① 大神还有13题解答下，已知3年前建成的年生产能力为15万吨的化工装置，

② 国家建设部（1992）61号

分类: 社会民生 >> 法律
解析:

建设部在1992年发的文没有61号，有16号文。建设部61号文是《城市建设档案管理规定》，1997年发布。（由第90号部令重发）楼主可以搜索61号文的内容，网上很多。

工程建设监理单位资质管理试行办法

建设部令 第16号

《工程建设监理单位资质管理试行办法》已于一九九一年十二月七日经第二十次部常务会议通过，现予发布，自一九九二年二月一日起施行。

部 长 侯 捷

一九九二年一月十八日

工程建设监理单位资质管理试行办法

第一章 总 则

第一条 为了加强对工程建设监理单位的资质管理，保障其依法和嫌经营业务，促进建设工程监理工作健康发展，制定本办法。

第二条 本办法所称工程建设监理，是指监理单位受建设单位的委托对工程建设项目实施阶段进行监督和管理的活动。

本办法所称监理单位，是指取得监理资质证书，具有法人资格的监理公司、监理事务所和兼承监理业务的工程设计、科学研究及工程建设咨询的单位。

第三条 本办法所称监理单位资质，是指从事监理业务应当具备的人员素质、资金数量、专业技能、管理水平及监理业绩等。

第四条 国务院建设行政主管部门归口管理全国监理单位的资质管理工作。

省、自治区、直辖市人民 *** 建设行政主管部门负责本行政区域地方监理单位的资质管理工作。

国务院工业、交通等部门负责本部门直属监理单位的资质管理工作。

第二章 监理单位的设立

第五条 设立监理单位或者申请兼承监理业务的单位 （以下简称设立监理单位），必须向本办法第六条规定的资质管理部门申请资质审查。对于符合本办法第八条第二款（一）、（二）、（三）项中的1～3目标准的，由资质管理部门核定其临时的监理业务范围（资质等级），并发给《监理申请批准书》。取得《监理申请批准书》的单位，须向工商行政管理机关申请登记注册；经核准登记注册后，方可从事监理活动。

监理单位应当在建设银行开立帐户，并接受财务监督。

第六条 设立监理单位的资质审批：

（一）国务院建设行政主管部门负责监理业务跨部门的监理单位设立的资质审批；

（二）省、自治区、直辖市人民 *** 建设行政主管部门负责本行政区域地方监理单位设立的资质审批，并报国务院建设行政主管部门备案；

（三）国务院工业、交通等部门负责本部门直属监理单位设立的资质审批，并报国务院建设行政主管部门备案。

监理业务跨部门的监理单位的设立，应当按隶属关系先由省、自治区、直辖市人民 *** 建设行政主管部门或国务院工业、交通等部门进行资质初审，初审合格的再报国务院建设行政主管部门审批。

第七条 设立监理单位的申请书，应当包括下列内容：

（一）单位名称和地址：

（二）法定代表人或者组建负责人的姓名、年龄、学历及工作简历；

（三）拟担任监理工程师的人员一览表，包括帆毕姓名、年龄、专业、职称等；

（四）单唤轿手位所有制性质及章程（草案）；

（五）上级主管部门名称；

（六）注册资金数额；

（七）业务范围。

第三章 监理单位的资质等级与监理业务范围

第八条 监理单位的资质分为甲级、 乙级和丙级。

各级监理单位的资质标准如下：

（一）甲级

1．由取得监理工程师资格证书的在职高级工程师、高级建筑师或者高级经济师作单位负责人，或者由取得监理工程师资格证书的在职高级工程师、高级建筑师作技术负责人；

2．取得监理工程师资格证书的工程技术与管理人员不少于50人，且专业配套，其中高级工程师和建筑师不少于10人，高级经济师不少于3人；

3．注册资金不少于100万元；

4．一般应当监理过5个一等一般工业与民用建设项目或者2个一等工业、交通建设项目。

（二）乙级：

1．由取得监理工程师资格证书的在职高级工程师、高级建筑师或者高级经济师作单位负责人，或者由取得监理工程师资格证书的在职高级工程师、高级建筑师作技术负责人；

2．取得监理工程师资格证书的工程技术与管理人员不少于30人，且专业配套，其中高级工程师和高级建筑师不少于5人，高级经济师不少于2人；

3．注册资金不少于50万元；

4．一般应当监理过5个二等一般工业与民用建设项目或者2个二等工业、交通建设项目。

（三）丙级：

1．由取得监理工程师资格证书的在职高级工程师、高级建筑师或者高级经济师作单位负责人，或者由取得监理工程师资格证书的在职高级工程师、高级建筑师作技术负责人；

2．取得监理工程师资格证书的工程技术与管理人员不少于10人，且专业配套，其中高级工程师或者高级建筑师不少于2人，高级经济师不少于1人；

3．注册资金不少于10万元；

4．一般应当监理过5个三等一般工业与民用建设项目或者2个三等工业、交通建设项目。

第九条 监理单位的资质定级实行分级审批。

国务院建设行政主管部门负责甲级监理单位的定级审批；

省、自治区、直辖市人民 *** 建设行政主管部门负责本行政区域地方乙、丙级监理单位的定级审批。

国务院工业、交通等部门负责本部门直属乙、丙级监理单位的定级审批。

第十条 监理单位自领取营业执照之日起二年内暂不核定资质等级；满二年后向本办法第九条规定的资质管理部门申请核定资质等级。申请核定资质等级时需提交下列材料：

（一）定级申请书；

（二）《监理申请批准书》和《营业执照》副本；

（三）法定代表人与技术负责人的有关证件；

（四）《监理业务手册》；

（五）其他有关证明文件。

资质管理部门根据申请材料，对其人员素质、专业技能、管理水平、资金数量以及实际业绩等进行综合评审；经审核符合等级标准的，发给相应的《资质等级证书》。

第十一条 监理单位的资质等级三年核定一次。 对于不符合原定资质等级标准的单位，由原资质管理部门予以降级。

第十二条 核定资质等级时可以申请升级。 申请升级的监理单位必须向资质管理部门报送下列材料：

（一）资质升级申请书；

（二）原《资质等级证书》和《营业执照》副本；

（三）法定代表人与技术负责人的有关证件；

（四）《监理业务手册》；

（五）其它有关证明文件。

资质管理部门对资质升级申请材料进行审查核实；经审查符合升级标准的，发给相应的《资质等级证书》，同时收回原《资质等级证书》。

第十三条 监理单位的监理业务范围：

（一）甲级监理单位可以跨地区、跨部门监理一、二、三等的工程；

（二）乙级监理单位只能监理本地区、本部门二、三等的工程；

（三）丙级监理单位只能监理本地区、本部门三等的工程。

第十四条 监理单位必须在核定的监理范围内从事监理活动， 不得擅自越级承接建设监理业务。

第十五条 已定级的监理单位在定级后不满三年的期限内， 其实际资质已达到上一资质等级1-3目标准的，可以申请承担上一资质等级规定的监理业务；由具有相应权限的资质管理部门根据其资质条件、实际业绩和监理需要予以审批。

第四章 中外合营、中外合作监理单位的资质管理

第十六条 设立中外合营、 中外合作监理单位，中方合营者或者中方合作者在正式向有关审批机构报送设立中外合营、中外合作监理单位的合同、章程之前，应当按隶属关系先向本办法第六条规定的资质管理部门申请资质审查；经审查符合本办法第八条第二款（一）、（二）、（三）项中的1-3目标准的，由资质管理部门发给《设立中外合营、中外合作监理单位资质审查批准书》。

《设立中外合营、中外合作监理单位资质审查批准书》是有关审批机构批准设立中外合营、中外合作监理单位的必备文件。

第十七条 申请设立中外合营、中外合作监理单位的资质审批，除必须报送本办法第七条规定的资料外，还应当报送外方合营者或者外方合作者的以下资料：

（一）原所在国有关当局颁发的营业执照及有关批准文件；

（二）近三年的资产负债表、专业人员和技术装备情况；

（三）承担监理业务的资历与业绩。

第十八条 中外合营、 中外合作监理单位经批准设立后，应当在领取营业执照之日起的三十日内，持《设立中外合营、中外合作监理单位资质审查批准书》、《中外合营企业批准书》或者《中外合作企业批准书》及《营业执照》，向原发给《设立中外合营、中外合作监理单位资质审查批准书》的资质管理部门申请领取《监理许可证书》。

第十九条 中外合营、 中外合作监理单位，应当按规定在中国的有关银行开立帐户，并接受财务监督。

第二十条 中外合营、 中外合作监理单位歇业、破产或者因其他原因终止业务以及法定代表人变更，应当向原资质管理部门备案；其资质管理的其它事项，适用本办法的有关规定。

第五章 监理单位的证书管理

第二十一条 监理单位承担工程监理业务时， 应当持《监理申请批准书》或者《监理许可证书》、《资质等级证书》以及《监理业务手册》，向监理工程所在地的省、自治区、直辖市人民 *** 建设行政主管部门备案。

第二十二条 《监理申请批准书》 、《监理许可证书》和《资质等级证书》的式样由国务院建设行政主管部门统一制定，其副本和正本具有同等的法律效力。

根据开展监理业务的需要，资质管理部门可以向监理单位核发《监理申请批准书》或者《监理许可证书》、《资质等级证书》副本若干份。

核发《监理申请批准书》或者《监理许可证书》和《资质等级证书》及其副本，收取工本费。

第二十三条 监理单位遗失《监理申请批准书》或者《监理许可证书》、《资质等级证书》的，必须在全国性报纸上声明作废后，方可向发证部门申请补发。

第二十四条 监理单位必须建立《监理业务手册》。

《监理业务手册》的内容和管理办法由国务院建设行政主管部门统一制定。

第二十五条 《监理业务手册》 是核定监理单位资质等级的重要依据。在必要的情况下，资质管理部门可以随时通知有关的监理单位送验。

第六章 监理单位的变更与终止

第二十六条 监理单位发生下列情况之一的， 应当先向原资质管理部门申请办理有关手续后，再向工商行政管理机关申请办理变更登记或者注销登记，并在与其营业范围相当的地区或者全国性报纸上公告：

（一）分立或者合并，应当向资质管理部门交回原《监理申请批准书》或者《监理许可证书》、《资质等级证书》，经重新审查资质或者核定等级后，取得相应的《监理申请批准书》或者《监理许可证书》、《资质等级证书》。

（二）歇业、宣告破产或者因其他原因终止业务，应当报原资质管理部门备案，并收回其《监理申请批准书》或者《监理许可证书》、《资质等级证书》。

（三）法定代表人、技术负责人变更，应当向原资质管理部门办理变更手续。

第二十七条 监理单位分立、合并或者终止时，必须保护其财产，依法清理债权、债务。

第七章 罚 则

第二十八条 监理单位有下列行为之一的， 由资质管理部门根据情节，分别给予警告、通报批评、罚款、降低资质等级、停业整顿直至收缴《监理申请批准书》或者《监理许可证书》、《资质等级证书》的处罚；构成犯罪的，由司法机关依法追究主要责任者的刑事责任：

（一）申请设立或者定级、升级时隐瞒真实情况，弄虚作假的；

（二）超越核定的监理业务范围或者未经批准擅自从事监理活动的；

（三）伪造、涂改、出租、出借、转让、出卖《监理申请批准书》或者《监理许可证书》、《资质等级证书》的；

（四）徇私舞弊，损害委托单位或者被监理单位利益的；

（五）因监理过失造成重大事故的；

（六）变更或者终止业务，不及时办理核批或备案手续和在报纸上公告的。

第二十九条 当事人对行政处罚决定不服的， 可以在收到处罚通知之日起十五日内，向作出处罚决定机关的上一级机关申请复议，对复议决定不服的，可以在收到复议决定之日起十五日内向人民法院起诉；也可以直接向人民法院起诉。逾期不申请复议或者不向人民法院起诉，又不履行处罚决定的，由作出处罚决定的机关申请人民法院强制执行。

第八章 附 则

第三十条 香港、 澳门、台湾地区的公司、企业和其它经济组织或个人同内地的公司、企业或其它经济组织合营或者合作设立监理单位，参照本办法第四章的规定执行。

第三十一条 省、 自治区、直辖市人民 *** 建设行政主管部门和国务院工业、交通等部门可以根据本办法制定实施细则，并报国务院建设行政主管部门备案。

第三十二条 本办法由国务院建设行政主管部门负责解释。

第三十三条 本办法自一九九二年二月一日起施行。

附：《工程类别和等级》

工程类别和等级

序号 工 程 类 别 一 等 二 等 三 等

一 一般工业与民用建筑工程 一般工业与民用建筑工程 25层以上；

30米跨度以上

16层以上；

24米跨度以上

16层以下；

24米跨度以下

高耸构筑工程 高度200米以上 高度100米以上 高度100米以下

住宅小区工程 建筑面积20万平方米以上 建筑面积10万平方米以上 建筑面积10万平方米以下

二 冶金工业建筑安装工程 炼铁工业工程 年产100万吨以上 年产20万吨以上 年产20万吨以下

炼钢、轧钢工业工程 年产100万吨以上 年产10万吨以上 年产10万吨以下

特殊钢工业工程 年产50万吨以上 年产10万吨以上 年产10万吨以下

矿山工程 年产200万吨以上 年产60万吨以上 年产60万吨以下

有色工业工程 大 型 中 型 小 型

三 煤炭工业建筑安装工程 井巷矿山工程 年产180万吨以上 年产90万吨以上 年产90万吨以下

洗选煤工业工程 年产180万吨以上 年产90万吨以上 年产90万吨以下

四 石油工业建筑安装工程 炼油化工工业工程 大型石油化工工程 中型石油化工工程 小型石油化工工程

油田工业工程 日处理天然气300万立方米以上 日处理天然气200万立方米以上 日处理天然气200万立方米以下

输油气管道工程 2000千米以上；

跨省、市管道 1000千米以上；

跨市、县管道 1000千米以下；

市、县内管道

储油气容器设备安装工程 高压容器20MPA以上；

大型油气储罐20万立方米/台以上 高压容器15MPA以上；

中型油气储罐15万立方米/台以上 高压容器15MPA以下；

小型油气储罐15万立方米/台以下

五 化学工业建筑安装工程 制酸工业工程 年产硫酸16万吨以上 年产硫酸8万吨以上 年产硫酸8万吨以下

制碱工业工程 年产烧碱3万吨以上；

年产纯碱40万吨以上 年产烧碱7500吨以上；年产纯碱4万吨以上 年产烧碱7500吨以下；

年产纯碱4万吨以下

有机化学工业工程 年产3万吨以上塑料及相应后加装置；

年产4万吨以上乙烯及相应后加装置；

年产4万吨以上化纤 年产1万吨以上塑料及相应后加装置；

年产2万吨以上乙烯及相应后加装置；

年产5千吨以上化纤 年产1万吨以下塑料及相应后加装置；

年产2万吨以下乙烯及相应后加装置；

年产5千吨以下化纤

化肥工业工程 年产15万吨以上合成氨及相应后加装置 年产5万吨以上合成氨及相应后加装置 年产5万吨以下合成氨及相应后加装置

农药工业工程 年产3万吨以上 年产5000吨以上 年产5000吨以下

六 电力工业建筑安装工程 水力发电站工程 单机容量15万千瓦以上 单机容量6000千瓦以上 单机容量6000千瓦以下

火力发电站工程 单机容量20万千瓦以上 单机容量5万千瓦以上 单机容量5万千瓦以下

核力发电站工程 单机容量20万千瓦以上 单机容量20万千瓦以下

输变电工程 33万伏以上 6.6万伏以上 6.6万伏以下

七 建材工业建筑安装工程 水泥工业工程 年产100万吨以上 年产普通水泥20万吨以上；年产特种水泥5万吨以上 年产普通水泥20万吨以下；

年产特种水泥5万吨以下

玻璃工业工程 年产100万箱以上 年产50万箱以上 年产50万箱以下

八 森林工业建筑安装工程 木材采运工程 年产30万立方米以上 年产15万立方米以上 年产15万立方米以下

木材加工工业工程 年制材15万立方米以上；

年产人造板5万立方米以上 年制材5万立方米以上；

年产人造板1万立方米以上 年制材5万立方米以下；

年产人造板1万立方米以下

林产化学工业工程 年产1万吨以上 年产2000吨以上 年产2000吨以下

九 纺织工业建筑安装工程 织织工业工程 毛、麻、丝纺锭1万枚以上；

棉纺锭10万枚以上 毛、麻、丝纺锭5000枚以上；

棉纺锭5万枚以上 毛、麻、丝纺绽5000枚以下；

棉纺锭5万枚以下

轻纺工业建筑安装工程 造纸工业工程 年产3万吨以上 年产1万吨以上 年产1万吨以下

合成洗涤剂工业工程 年产2万吨以上 年产1万吨以上 年产1万吨以下

印染工业工程 年产1亿米以上 年产5000万米以上 年产5000万米以下

十 水利建筑工程 水库工程 总库容1亿立方米以上 总库容1000万立方米以上 总库容1000万立方米以下

运河工程 流域面积1万平方千米以上 流域面积1000平方千米以上 流域面积1000平方千米以下

十一 铁路建筑工程 铁路、枢纽及电气化线路工程 新建、改建一级干线、单线铁路山区40千米以上，平原丘陵50千米以上；双线30千米以上 新建、改建一级干线，单线铁路山区40千米以下、平原丘陵50千米以下，双线30千米以下；二级干线及站线 专用线

铁路隧道工程 单线3000米以上；

双线1500米以上 单线2000米以上；

双线1000米以上 单线2000米以下；

双线1000米以下

铁路桥梁工程 长度500米以上 长度100米以上 长度100米以下

公路建筑工程 公路工程 二级以上 三级以上 四级及等外级

专用公路工程 高速公路

公路隧道工程 500米以上 100米以上 100米以下

公路桥梁工程 单跨100米以上；

总长1000米以上

单跨40米以上；

总长200米以上 单跨40米以下；总长200米以下

城市道路工程 快速路 主干路 次干路

十三 港口建筑工程 码头工程 年吞吐100万吨以上 年吞吐50万吨以上 年吞吐50万吨以下

船坞工程 2.5万吨级以上 1万吨级以上 1万吨级以下

十四 航空航天工程 机场、导航工程 一级机场 二级机场 三级机场

风洞工程 大型跨音速、超音速风洞及特种风洞 中型跨音速、超音速风洞及特种风洞 低速风洞和各类小型风洞

航空专用试验设备工程 大型整机、系统模拟试验设备工程 大型部件模拟试验设备、整机试验设备工程 中、小型模拟试验设备、部件试验设备工程

航天器及运载工具总装车间，发射试验装置工程 研制、生产航天飞行器、运载火箭、大型动力装置等基地 总体设计部（所），总装厂，发动机、控制系统、惯性器件、地面设备及大型试验台、试车台等综合性建设项目 各类试验室、计算中心、仿真中心、地面测控站、研究用房和试制生产车间等单项工程

十五 邮电、通讯、广播设备安装工程 有线、无线传输通信工程 跨省；

一级干线 省内；

二级干线 市、县内工程

邮政、电信、广播枢纽及交换工程 省会城市级以上枢纽 地市级枢纽 县级枢纽

十六 热力及燃气建筑安装工程 气源厂及管、站工程 日供气30万立方米以上；

8个大气压力以上 日供气10万立方米以上；

3个大气压力以上 日供气10万立方米以下；

3个大气压力以下

气罐（柜）工程 15万立方米/日以上 10万立方米/日以上 10万立方米/日以下

热力厂及供热管线工程 单台25百万大卡/时以上；

10千米以上 单台6百万大卡/时以上；

5千米以上 单台6百万大卡/时以下；

5千米以下

十七 给水排水建筑工程 给水厂及给水管网工程 30万吨/日以上 10万吨/日以上 10万吨/日以下

污水处理厂工程 二级以上处理 二级处理 一级处理

输、排水工程 直径1200、长度10千米以上 直径800、长度10千米以上 直径800、长度10千米以上

说 明

……………………………………………

1、表中“以上”、“以下”数中，以上者含本数，以下者不含本数。

2、表中：冶金工业建筑安装工程、煤炭工业建筑安装工程、石油工业建筑安装工程、化学工业建筑安装工程、电力工业建筑安装工程、建材工业建筑安装工程、森林工业建筑安装工程、轻纺工业建筑安装工程、水利建筑工程、铁路建筑工程、公路建筑工程、港口建筑工程、航空航天工程及邮电、通讯、广播设备安装工程定为单一工程类；其余为部门交叉工程类。

3、未列入工程类别的国务院非工业、交通部门所属的其它工程类，均按“一般工业与民用建筑工程”类对待。在单一工程类别表中未列入的其它工程科目，由国务院有关工业、交通部门按有关规定或习惯划等管理。

③ 山东海科化工集团的集团子公司

山东海科化工集团有限公司
始创于1988年，是以石油炼制为主的石油化工企业，拥有自营进出口权。2007年2月14日，在英国伦敦证券交易所上市，成为第一家登陆英国伦敦交易市场的中国化工企业。股票代码HAIK 海科化工集团有限公司ORD USD0.002（DI）
公司始终按照企业管理现代化、生产技术高新化、主导产品名牌化、市场营销国际化的目标发展，着力实施“品牌战略”和“国际化战略”，影响力随着市场的扩张而快速提升，海科品牌正以高速成长之势走向国际舞台。凭借扎实的管理和良好的业绩，先后荣获中国石油化工企业100强、山东省质量管理优秀单位、山东省信息化示范企业、山东省财务管理优秀单位、山东省成长型中小企业、省级文明单位等称号，并通过了国家级火炬计划。
公司主要从事汽油、柴油、液化气、石油焦、蜡油、重油、丙烯、硫磺等产品的生产销售。公司主要拥有常减压装置两套、重催装置、催化装置、焦化装置、加氢装置、制氢装置和气分装置，装置设计配套合理，均采用DCS集散控制系统，年综合加工能力500万吨，产品达到国三排放标准，国内第三家取得了汽油、液化气生产许可证的地炼企业。
公司重视技术创新、自主创新和消化吸收再创新，立式油炉燃烧水焦炭技术达到国际水平，催化装置掺炼焦化蜡油、催化氧化污水脱硫、异丙醚提高汽油辛烷值技术都是公司自主研发的具有国内领先水平的技术成果。2006年3月被确认为国家高新技术企业。
公司在发展壮大的同时，始终将安全环保放在重要位置，在原有的环保设施的基础上，新建硫脲装置、50t/h湿式氧化法脱硫装置、200t/h污水处理装置、酸性水气提等环保装置，2009年5月200t/h中水回用装置的投用，使海科成为全国第一家污水零排放企业，实现了污水的达标排放，并提前完成“十一五”减排目标。
公司地处东营市政府规划的工业园区——史口工业园内，公司具有优越的地理位置和便捷的运输条件，距离首都北京400公里，距国家一级开放口岸—东营港约100公里。东营市海陆空纵贯结合的立体交通网必将为大家的到来提供优质便利的交通
海科新源化工有限责任公司
始建于2002年9月，是海科集团下属的以高新技术产品为主的新型精细化工企业，位于胜利工业园区内，拥有自营进出口权，是国内唯一一家具有药用辅料生产许可证并连续生产医药级丙二醇的企业。
公司主要从事碳酸二甲酯、丙二醇、碳酸丙烯酯、二氧化碳、异丙醇等产品的生产和销售，产品主要应用于农药、医药、烟草、化妆品、涂料、油墨等领域，产品远销美国、日本、德国等15个国家和地区，并以其优良的品质、合理的价格和真诚的服务得到国内外客户的一致认可。现拥有45000吨/年碳酸二甲酯和36000吨/年丙二醇装置、54000吨/年碳酸丙烯酯装置、10000吨/年二氧化碳装置、3万吨/年异丙醇装置。
新源公司始终本着以人为本的管理理念，凝聚和吸引了大批优秀的复合型人才，大专以上学历者占职工总数的50%以上。拥有《一种改进的碳酸二甲酯的合成方法》等四个国家发明专利使用权，2005年3月被确认为山东省高新技术企业，为公司走技术创新可持续发展之路构建了坚实的基石。
公司自建立以来，严格按照质量/环境/职业健康安全管理体系的要求运作，已经通过ISO9000、ISO14000、OHSMS18000管理体系认证，并取得中华人民共和国药品生产许可证，为进一步开拓国内外市场奠定了坚实的基础
山东海科胜利电化有限公司
是海科集团下属的以盐化工为主的企业，位于东营市东城南工业园区，拥有自营进出口权，现有固定资产1.8亿元，员工320人，各类专业技术人员192人，拥有40000公亩的盐场，年可实现销售收入3亿元。
公司主要生产30%液体烧碱、96%、99%固片碱、液氯、高纯盐酸、次氯酸钠等产品。公司拥有山东省第一套国产化离子膜烧碱装置。
已通过了ISO9001质量管理体系认证、HSAS18001职业健康安全管理体系认证、安全生产标准化审核。 企业先后被评为：市采用国际标准工作先进单位、市诚信经营单位、市企业管理优秀单位、省计量确认合格单位、省高新技术企业、省质量管理优秀企业、省级守合同重信用企业。
公司始终坚持“遵纪守法、居安思危、以人为本、安全为先、全员参与、持续改进”的安全生产方针，在集团公司的领导下，与各界朋友携手共进，共谋发展。
东营天东生化工业有限公司
始建于1992年，是专业生产黏多糖的生物制药企业。2000年10月被山东省科技厅命名为“高新技术企业”，同年12月通过ISO9002质量体系认证；2002年12月通过了肝素钠病毒认证，2004年8月取得肝素钠药品生产许可证，2005年7月取得低分子肝素--依诺肝素钠美国FDA的DMF注册号18452（国内首家），同年10月取得EDQM依诺肝素钠的COS文件的接收确认，2005年12月肝素钠通过GMP认证，2006年1月取得了依诺肝素钠原料药药品生产许可证。2007年3月伊朗卫生部针对我们的依诺肝素钠产品进行了现场审计并于5月获得伊朗GMP证书。2007年6月通过了EDQM的现场审计。2007年10月我们获得了达替在美国FDA的DMF的注册号20905。2008年3月12日获得了EDQM依诺肝素钠检查证书。
通过十多年的生产与探索，我们在肝素系列产品的开发和生产方面积累了丰富的经验，拥有了自营进出口与外贸代理于一体的营销网络，并培养了自己的专业团队，成为国内专业的肝素类产品生产厂家。
东营市海科气分有限责任公司
成立于2004年，是以丙烯生产为主的化工企业，是海科集团石油化工和精细化工之间的纽带。
公司所拥有的气分装置，利用海科化工生产的液化石油气作为原材料生产的丙烯是一种重要的精细化工原料，实现了集团公司内的产品循环利用，减少了浪费和环境污染，提高了生产效率。
丙烯结构式为CH3-CH=CH2，为一种无色气体，带有甜味，化学性质活泼，与空气可形成具爆炸性的混合物，为需求规模仅次于乙烯的重要基本有机原料之一。丙烯最主要是作为聚丙烯的原料，约占其总产量的一半以上；其次用于生产丙烯睛、环氧丙烷、丙烯酸、丁辛醇、苯酚、环氧氯丙烷、乙丙弹性体等下游产品。丙烯在医用化工、石油化工等领域有着广泛的应用，国际上供不应求，价格呈稳步上升趋势。我公司60万吨/年催化裂化装置生产的液化石油气含有30%-35%左右的丙烯，如果将此液化石油气作为民用燃料，是一种资源低级利用。采用气体分馏工艺将丙烯分离出来，作为化工基础原料，是一种充分利用资源的较佳选择。
东营市海科瑞林化工有限公司
是山东海科化工集团控股子公司，是集石油化工、精细化工、氯碱化工为一体的综合性化工企业，成立于2008年3月，注册资本4亿元。股东有山东海科化工集团有限公司、鑫都集团有限公司和东营市金达源房地产开发有限责任公司。
公司位于山东省东营市东营经济开发区，紧邻黄河三角洲最大港口——东营港，地理位置得天独厚。主要经营汽油、柴油、蜡油、液化气、石油焦、环氧丙烷、烧碱、多元醇酯、聚碳酸酯等产品的生产和销售。
目前公司在建项目有120万吨/年重质油综合利用、100万吨/年油品精制、50万吨/年轻质油改质三个项目，项目非原油一次加工，属原油深度加工和炼化一体化项目，计划投资9.5亿元，预计2009年12月份投产运行。
作为首家进驻东营港经济开发区的综合性化工企业，海科瑞林公司的发展建设得到了省、市、区各级政府和领导的高度关注和支持，多次就本项目建设的优惠政策、发展规划、进展速度召开专项会议，使得项目在规划、设计、环保、土地、建设、招标、政策等各方面进展异常顺利。海科集团将以此为契机，充分发扬“学习、现代、速度、精细”的企业精神，加快实施炼化一体化的发展战略，实现海科集团年产值300亿元、利税26亿元的发展目标。
海林商贸

④ 宁夏宝丰能源集团有限公司的开发项目

1、马莲台煤矿。设计能力240万吨/年，总投资10.8亿元。采用国内领先的采掘技术，使用先进的一体化综采装备，生产三分之一焦煤和炼焦气肥煤。2006年3月份开工建设，2008年7月投入试生产。
2、洗煤项目。设计能力1000万吨，总投资9.2亿元。采用国内先进的不脱泥无压三产品重介旋流器分选工艺，生产洗精煤、中煤等产品，为焦化、余热发电项目提供充足的中间产品和原料。一期400万吨/年洗煤厂，总投资4.3亿元。2007年6月30日开工建设，2009年1月建成投产。
3、60万吨/年重催、10万吨气分、2万吨MTBE项目。计划总投资4.8亿元，项目建成后可年产柴油15万吨、汽油28.8万吨、液化气7.2万吨、燃料油2万吨、丙烯2.5万吨。2006年3月开工建设，2007年10月建成投产。
4、焦化项目。设计能力500万吨/年，总投资34亿元，以生产洗选加工的精煤为主要原料，采用国内先进的4×55孔5549C捣固焦炉和完善的化产回收处理装置，生产焦炭及煤焦油、粗苯、硫氨、硫磺等产品。一期220万吨/年焦化项目，总投资18.1亿元，主要产品焦炭（干基）220万吨、粉焦4万吨、煤焦油10万吨、粗苯3万吨、硫氨2万吨、硫磺0.5万吨、煤悄如气9亿立方米等。2007年6月30日开工建设，1号焦炉于2008年12月26日出焦；2号焦炉正在烘炉，3、4号焦炉正在进行设备安装。
5、焦炉煤气制甲醇项目。设计能力60万吨，总投资19.8亿元，采用我公司自主研发的焦炉气纯氧非催化部分氧化新工艺技术，回收利用焦化系统排出的焦炉煤气总量超过9亿立方米。2007年6月30日开工建设，计划2009年6月建成投产。
6、四股泉煤矿。设计能力180万吨，总投资9.6亿元。采用国内领先的采掘技术、使用先进的一体化综采装备，并配备完整的煤矿安全防护系统，主要生产三分之一焦煤。2008年8月开工建设，累孙猛计完成投资1.5亿元。计划2010年12月建成投产。
7、物流中心和铁路站场项目。物流中心和铁路站场项目总投资7.8亿元，建设进出宝丰能源循环产业园区的铁路、公路设施，原煤、焦炭、焦粉、高炉喷吹料、尿素、硝铵等固体原料和产品的储运及装卸设施，甲醇、柴油、汽油、焦油、渣油、苯、醋酸等液体原料和产品的储运及装卸设施以及连接A、B区生产系统的栈桥、管线工程等。已完成投资2000万元。
8、污水处理项目。污水处理项目总投资4.3亿元。2007年9月30日开工建设，累计完成投则运桥资3.7亿元。
9、焦油深加工项目。设计能力30万吨/年，总投资9.3亿元。以焦化副产品煤焦油为原料，进行深加工利用项目。计划2010年建成投产。
10、醋酸项目。设计能力为40万吨/年，总投资28亿元。为解决甲醇的市场问题，进一步延伸产业链深加工项目。
11、综合利用电厂。设计能力2×300MW，总投资27亿元。该项目为宝丰循环经济产业园区一个重要组成部分，按照以热定电，热电联产的原则，可有效解决中煤、煤矸石的外运压力。已完成前期各项准备工作。
12、硝酸铵、尿素项目。设计能力分别为30万吨/年和50万吨/年，总投资14.75亿元。采用成熟先进的合成氨技术，将二期焦化副产的焦炉气、蒸氨系统氨气和空分氮气、甲醇释放氢气经压缩生产合成氨。已完成项目各项前期工作。

⑤ 简述气分装置脱丙烷塔投热源的操作步骤

气分装置脱丙烷塔投热源的操作步骤通常如下：

• 停止给脱丙烷塔进料，并将塔内压力降至零。

• 打开脱丙烷塔排出阀门，并排空塔内气体和液体。

• 检查塔内是否渗罩有积存的丙烷，若有，则进行清理。

• 将投料管道连接至脱丙烷塔的上部。

• 打开投料阀门，缓慢加入热源。

• 按照设计要求，调整加热炉的温度和加热时间，控制热源的投入量。

• 完成投热源操作后，关闭投料阀门，充分排空管道和热源。

• 恢复正常生产前，进行必要的检查和清理工作。

需要注意的是，投热源的操作应按照相关的安全规定和操作氏茄规程进行，并严丛核闹格遵循操作步骤，确保操作过程中的安全和可靠性。

⑥ 宁夏宝丰能源怎么样

能不来宝丰就尽量别来了，管理相当混乱，完全是那种粗放式的管理，职责不明确，分工不合理，导致活干完了却不茄肆知道干了个什么，办事效率不是一般的差。另外考核特别多，每个月每个人都要被罚款，我就不明白了是不是宝丰的考核是有任务的？另外工资发的很不及时，每个月都拖欠，建议譬如要还房贷的人就不要来宝丰了。最后，这边的安全管理完全是胡整，在安全方面做的好多事都是违法的，试问一个高危企业安全管理如此之差能不经颤迹轿常出事吗，为在宝丰失去生命的同胞表示默哀。总之一句话，不要来宝丰浪州缓费时间了，去看看神华宁煤，国电英力特等等这些企业，至少这些企业不是每天都有人去办理离职手续。

⑦ 山东海科化工集团的企业大事记

2009年10 月29 日 电化公司世界先进水平的1.5万吨/年膜极距电解槽投入运行，开中国烧碱行业的先河
2009年9月30日 海科大厦落成启用仪式隆重举行
2009年9 月27 日 海科公司30 万吨/年催化裂化汽油加氢项目安全投料一次试车成功，成为全国石化行业第二家、全国地方炼油企业首家新建汽油选择性加氢项目开工投产单位
2009年8月25日 集团被东营区慈善总会授予“慈善工作先进企业”荣誉称号
2009年8月 海科公司荣获2008年度东营市节能先进企业称号
2009年6月15日 新源公司3.0吨/年DMC装置一次性开车成功
2009年5月22日 海科公司动力车间200t/h中水回用顺利开工
2009年4月28日 海科集团电化公司盐酸工段被中华全国总工会授予“工人先锋号”的荣誉称号
2009年3月20日 3月20日上午，市委常委、市纪委书记马登雨到集团公司考察调研
2009年3月18日 市人大常委会副主任、党组书记周燕明在区委副书记吕跃庆、副区长苟增杰等领导的陪同下莅临集团公司调研企业发展
2009年2 月17 日 集团公司荣获“2008 年纳税过1 亿元贡献奖”，董事长杨晓宏被评为“2008 年工业商贸突出贡献企业家”
2009年2月7日 国家商务部产业司处长刘德程、省经贸委处长张振章在市区经贸局领导陪同下到集团调研指导工作
2009年11月16日 瑞林100万吨/年油品精制项目和50万吨/年轻质油改质项目顺利通过市环保局环境影响评估审查
2008年11月13日 海林商贸公司获得成品油批发许可证
2008年10月 天东公司入选“重大新药创新”科技重大专项
2008年9月4日 电化公司氢气成功运送至海科加氢装置并运行正常，这标志着集团氢气储运项目一次性开车成功
2008年6月 新源公司3万吨/年DMC装置建设完成，建成后公司DMC加工能力达到4.5万吨/年
2008年6月6日 集团东营港工业园项目奠基仪式在东营港开发区隆重举行
2008年5月27日 集团党委组织全体党员交纳特殊党费33450元，支援抗震救灾
2008年5月15日 集团“慈心一日捐”暨向地震灾区爱心捐款活动启动，共计捐赠76万元
2008年5月3日 天东公司制剂项目桩隆重举行，这标志着天东公司的成长和发展将步入新的领域和时代
2007年12月5日 重催装置各参数达到了设计要求，产品逐项合格，这标志着重催及配套工程顺利开车
2007年11月30日 新源公司工艺水超滤装置成功投入运行
2007年11月24日 电化公司喜获全省首批“安全文化示范企业”荣誉称号
2007年10月16日 海科花园工程现楼主体全部完成，业主们陆续拿到钥匙
2007年10月13日 海科公司高纯水处理装置调试成功
2007年9月 新源3万吨DMC项目建设拉开帷幕
2007年6月6日 天东公司通过EDQM现场审计
2007年5月27日 海科化工硫脲装置生产出合格产品
2007年3月 天东公司伊诺被列为国家重点新产品，将享受地方的相关优惠政策和待遇，同时该产品还获得商务部出口产品研发资金支持2007年3月6日 天东公司通过伊朗卫生当局GMP审计
2007年2月14日 集团在英国伦敦证券交易所AIM市场成功上市，成为第一个在伦敦交易所上市的中国化工公司
2007年1月20日 海科被评为国家二级安全标准化达标企业
2006年12月12日 集团公司荣获2006年全国优秀民营科技企业技术创新奖
2006年8月9日上午9时18分 海科花园小高层打下第一根管桩，标志着海科花园全面建设的开始
2006年6月 集团公司正式成为2006年度全国国家火炬计划重点高新技术企业
2006年5月12日 异丙醇与丙烯脱硫装置一次性开车成功
2006年4月22日 电化公司5.5万吨技改项目成功投产
2006年2月13日 海科公司80万吨/年重催项目建设指挥部正式成立，确立了总指挥刘清毅，副总指挥盖小厂、许胜军及办公室主任张安群等的项目小组，标志着重催项目建设正式启动
2005年12月 天东公司肝素钠车间通过国家GMP认证
2005年10月4日 海科化工Nm3/h制氢装置胜利竣工投产
2005年10月 海科新源公司3万吨/年异丙醇装置竣工投产
2005年8月11日 海科花园建设指挥部召开第一次全体会议
2005年5月12日 集团公司获得全国“安康杯”竞赛优胜企业荣誉称号
2005年4月 天东公司低分子肝素钠项目动工
2005年3月2日 山东海科化工集团控股东营胜利电化有限责任公司，并更名为山东海科胜利电化有限公司
2005年1月5日 异丙醇建设指挥部成立，1月9日14时48分异丙醇项目破土动工
2004年12月19日 加氢装置投产运行。
2004年11月30日 海科公司焦化加氢联合项目焦化装置一次性开车成功；12月15日加氢装置相继试车成功
2004年11月11日 山东海科化工集团、山东海科化工集团有限公司正式更名注册
2004年10月 天东公司取得肝素钠药品批准文号
2004年9月 天东公司取得药品生产许可证
2004年8月30日-31日 天东公司通过药品生产许可证现场检查验收小组的全面检查，取得《药品生产许可证》，从而成为真正意义上的制药厂
2004年8月18日-19日 由设计院、技术提供方和海科公司三方的项目开工会在公司举行，这标志着异丙醇项目建设工作正式展开
2004年8月 由天东公司和山东大学药学院联合研发项目低分子肝素联合辛伐他汀治疗ST段抬高的急性冠脉综合症临床研究荣获2004年度东营市科学技术进步二等奖
2004年8月 海科公司荣膺2004年中国化工500强第240位
2004年7月16日 公司50万吨/年常减压装置顺利开车
2004年6月 胜利电化有限责任公司与山东石大科技园管理有限公司共同出资成立了东营渤特化学工程技术研究中心
2004年5月 气分装置建成投产
2004年4月30日 董事长杨晓宏荣获山东省富民兴鲁劳动奖章
2004年4月26日 公司荣获
2003年度省级文明单位荣誉称号
2004年2月22日 45万吨/年常减压装置桩基工程开始施工
2004年1月19 焦化加氢联合装置破土动工
2003年5月19日 碳酸二甲酯、丙二醇联产项目建成投产，碳酸二甲酯达到了99.99%的世界品质，医药级丙二醇填补了国内空白
2002年9月16日 投资6500万元的碳酸二甲酯、丙二醇联产项目破土动工
2002年1月 《海科之声》创刊
2001年2月 控股经营东营天东生化工业有限公司
2000年12月3日 企业完成改制，重组为“东营市海科化学工业有限责任公司”
1998年 研制成功90#重交通道路沥青
1997年10月1日 7万吨/年重质油催化裂化装置一次试车成功
1996年11月17日 10万吨/年减粘装置一次试车成功
1996年5月27日 10万吨/年常减压装置向25万吨/年改造完成
1991年9月17日 被省经委确定为山东省中（一）型企业
1990年11月28日 整体试车一次成功
1989年10月15日 由东营区化工厂正式更名为“山东东营石油化工厂”
1988年4月5日 根据市经委下发的东经技改字第15号《关于东营石油化工厂技改项目的初步设计的批复》，同意化工厂易地改造，建成1000吨/年钙基润滑脂生产装置、3万吨/年落地原油净化装置、5万吨/年常减压装置、3万吨/年氧化沥青装置
1987年10月29日 市经委下发东经技改字第52号《关于东营区化工厂原油精制车间项目建议书的批复》、第50号《关于区化工厂落地原油净化装置项目建议书的批复》，同意项目建设
1987月8月25日 根据东经委东经技改字第40号《关于区化工厂（钙基酯生产改造项目建议书）的批复》，批准建设5000吨/年钙基酯生产线

⑧ 气体分馏装置属于国家重点监管的化工工艺吗

是属于国家重点监管的。气体游告陵分馏的重要性炼厂气是石油化工过程中，特别是破坏加工过程中产生的各种气体的总称。包括热裂化气、催化裂化气、催化裂解气、重整气、加氢裂化气等，炼厂气的产率一般占所加工原油的5～10%。这些气体的组成较为复杂，主要有C1～C4的烷烃和烯烃，其中有少量的二烯烃和C5以上重组分，此外还有少量的非烃类气体，如：CO、H2、CO2、H2S和有机硫（RSH、COS）等。炼厂气过去大多是用作工业和民用燃料，少部分加工成为高辛烷值汽油和航空汽油的组成，随着石油化学工业的发展，炼厂气已成为宝贵的化工原料。炼厂气作为化工原料，必须进行分离，分离的方法很多，就其本质来说可以分为两类，一类是物理分离法，即利用烃类的物理性质的差别进行分离。如：利用烃类的饱和蒸汽压、沸点不同而进行气体分离过程，有些合成过程对气体纯度要求较高时，则需要高效率的气体分离，如吸附、超精馏、抽提精馏、共沸蒸馏等；另一类方法是化学方法，既利用化学反应的方法将它们分离，如化学吸附和分子筛分离。目前，我国绝大多数炼油厂采用气体分离装置对炼厂气进行分离，以制取丙烷、丁烷、异丁烷，可以说是以炼油厂气为原料的石油化工生产的重要装置。一、气体分馏的基本原理炼厂液化气中的主要成分是C3、C4的烷烃和烯烃，即丙烷、丙烯、丁烷、丁烯等，这些烃的沸点很低，如丙烷的沸点是—42.07℃，丁烷为—0.5℃，异丁烯为—6.9℃，在常温常压下均为气体，但在一定的压力下（2.0MPa以上）可呈液态。由于它们的沸点不同，可利用精馏的力法将其进行分离”所以友桐气体分馏是在几个精馏塔中进行的。由于各个气体烃之间的沸点差别很小，如丙烯的沸点为—47.7℃.比丙烷低4.6℃，所以要将它们单独分出，就必须采用塔板数很多（一般几十、甚至上百）、分馏精确度较高的精馏塔。
二、气体分馏的工艺流程气体分馏装置中的精馏塔一般为三个或四个，少数为五个，实际中可根据生产需要确定精馏塔的个数。一般地，如要将气体分离为n个单体烃或馏分，则需要精馏塔的个数为n-1。现以五塔为例来说明气体分馏的工艺流程。（1）经脱硫后的液化气用泵打人脱丙烷塔，在一定的压力下分离成乙烷—丙烷和丁烷—戊烷两个馏分。（2）自脱丙烷塔顶引出的乙烷—丙烷馏分经冷凝冷却后，部分作为脱丙烷塔顶的冷回流，其余进入脱乙烷塔，在一定的压力下进行分离.塔顶分出乙烷馏分，塔底为丙烷—丙烯馏分。（3）将丙烷—丙烯馏分送入脱丙烯塔，在压力下进行分离，塔顶分出丙烯馏分.塔底为丙烷。（4）从脱丙烷塔底出来的丁烷—戊烷馏分进入脱异丁烷塔进行分离，塔顶分出轻C4馏分其主要成分是异丁烷、异丁烯、l—丁烯等；塔底为脱异丁烷馏分。（5）脱异丁烷馏分在脱戊烷塔中进行分离，塔顶为重C4馏分，主要为2—丁烯和正丁塔底为戊烷馏分。以上流程中，每个精馏塔底都有重沸器供给热量，塔顶有冷回流，所以都是完整的精馏塔，分馏塔板一舶均采用浮阀塔板。操作温度均不高，一般在55—110℃范围内；操作压力视塔不同而异，确定的原则是使各个烃在一定的温度下能呈液态。一般地，脱丙烷塔、脱乙烷塔和脱丙烯塔的压力为2.0-2.2MPa，脱丁烷塔和脱戊烷塔的压力0.5-0.7MPa。液化气经气体分榴装置分出的各个单体烃或馏分，可根据实际需要作不同加工过程的 原料，如丙烯可以生产聚合级丙烯或作为叠合装置原料等；轻C4馏分可先作为甲基叔丁 基醚装置的原料，然后再与重C4馏分一起作为烷基化装置原料；戊烷馏分可掺入车用汽 油等。气体分馏是指对液化石油气即碳三、碳四的进一步分离。脱硫、脱硫醇后的液态烃进入脱丙烷塔。碳二、碳三馏分从塔顶馏出，冷凝液一部分送至脱丙烷塔顶作为回流，另一部分送至脱乙烷塔作为进料；脱丙烷塔塔底物料碳四碳五馏分经碳四碳五冷却器冷却后送出装置。 脱乙烷塔塔顶碳二、碳三气体经脱乙烷塔冷凝器部分冷凝后，进入脱乙烷塔回流罐。不凝气自脱乙烷塔回流罐顶部经压控阀送至燃料气管网。冷凝液用脱乙烷塔回流泵送至塔顶作为回流。塔底物料自压进入精丙烯塔作为该塔进料。精丙烯塔顶部气体经冷凝器冷凝后，一部分送回精丙烯塔顶作为回流；另一部分经精丙烯冷却器冷却后送出装置。精丙烯塔底部丙烷馏分经丙烷冷却器冷却后，送出装置。
气体分馏装置和催化装置联合优化三、气体神戚分馏装置现状及项目意义长期以来催化裂化和气体分馏大多作为两套装置，分别进行生产操作，其结果，造成资源无法共用，生产过程割裂，目的产品损失较大，能耗高等弊病。例如催化裂化装置需将一定量的非烃气体和轻组分由干气排出，而干气只能作为燃料气使用，造成丙烯损失；气体分馏装置也需将一定量的轻组分由脱乙烷塔塔顶排出，而该塔顶气体也只能作为燃料气使用，又造成丙烯损失。类似的过程如能统一进行处理，物料损失当可大大减少。气分装置目前生产条件看，主要存在如下问题：1）若原料中的乙烷浓度为1.897%（按厂方数据），则按脱乙烷塔的操作条件（塔顶温度为49℃），从该塔塔顶损失的丙烯将超过500kg/h左右，显然丙烯损失是相当严重的。由于原料中乙烷浓度较高，这一丙烯损失是无法避免的。2）各有关塔的操作条件如温度、采出量及有关工艺指标等需要进行优化。如丙烯塔釜液中含有浓度较高的C4组分（5.5%），显然这是不合理的，需通过优化予以解决。各塔的进料位置、回流比和工艺指标是否恰当，均需进行计算，以达到最优操作条件。这样可降低能耗，提高分离能力。因而，目前的气体分馏装置，应当进行流程模拟和优化，确定并解决存在问题，以取得更好的经济效益。兹以某10万吨气体分馏装置为例，分析其丙烯损失，并提出降低损失的方案，以供借鉴。通常气分装置由脱丙烷塔、脱乙烷塔和丙烯精馏塔所组成。其主要目的是生产纯度为99.6%的聚合级丙烯。大多数气分装置丙烯回收率为90%左右，操作较好的也仅在95%上下。丙烯损失主要在丙烯塔塔釜和脱乙烷塔塔顶气相出料。如果丙烯塔塔釜丙烷浓度控制在97～99%，则该塔塔釜损失的丙烯就很小，脱乙烷塔塔顶变成主要丙烯损失之处。由于气体分馏装置的原料主要是来自催化装置的液化气，因而通过催化和气体分馏两套装置的联合优化将可以实现资源共享，取消气体分馏装置脱乙烷塔，提高丙烯回收率的效果，从而获取较大的经济效益。
二、项目技术关键通过催化裂化和气体分馏两套装置的联合模拟和优化，确定适宜的工艺条件，达到取消脱乙烷塔的目的。取消脱乙烷塔的关键。气分装置原料液化气中的乙烷浓度一般为0.5～2%，为保证丙烯精馏塔能够生产出聚合级的丙烯，必须将乙烷的浓度进一步降低，因而气分装置脱乙烷塔是必不可少的。通过脱乙烷塔脱除原料中的少量乙烷等轻组份，但与此同时大量的丙烯也随之从塔顶逸出，造成丙烯损失。取消脱乙烷塔的关键是进入气分原料中的乙烷含量必须足够的低，以满足生产99.6%丙烯的要求。气分原料液化气来自催化装置的吸收稳定系统，如果能在催化装置就将乙烷浓度控制的足够低，就有可能将气分装置的脱乙烷塔取消。吸收稳定系统本身就需要将乙烷等轻组分作为干气脱除，因而没有必要在催化装置脱除一次轻组分，在气分装置又再脱除一次轻组分。这是由于以往装置彼此隔离、各自为政造成的不合理现象。为了取消气分装置的脱乙烷塔，就必须将这两套装置联合进行设计和优化，确定各套装置合理的，满足经济效益最大的工艺操作条件。
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气体分馏装置的基本原理及工艺流程
气体分馏装置的基本原理及工艺流程
作者：董兴鑫
来源：《中国科技博览》2014年第11期
一 气体分馏的重要性
炼厂气是石油化工过程中，特别是破坏加工过程中产生的各种气体的总称。包括热裂化气、催化裂化气、催化裂解气、重整气、加氢裂化气等，炼厂气的产率一般占所加工原油的5～10%。这些气体的组成较为复杂，主要有C1～C4的烷烃和烯烃，其中有少量的二烯烃和C5以上重组分，此外还有少量的非烃类气体，如：CO、H2、CO2、H2S和有机硫（RSH、COS）等。炼厂气过去大多是用作工业和民用燃料，少部分加工成为高辛烷值汽油和航空汽油的组成，随着石油化学工业的发展，炼厂气已成为宝贵的化工原料。炼厂气作为化工原料，必须进行分离，分离的方法很多，就其本质来说可以分为两类，一类是物理分离法，即利用烃类的物理性质的差别进行分离。如：利用烃类的饱和蒸汽压、沸点不同而进行气体分离过程，有些合成过程对气体纯度要求较高时，则需要高效率的气体分离，如吸附、超精馏、抽提精馏、共沸蒸馏等；另一类方法是化学方法，既利用化学反应的方法将它们分离，如化学吸附和分子筛分离。目前，我国绝大多数炼油厂采用气体分离装置对炼厂气进行分离，以制取丙烷、丁烷、异丁烷，可以说是以炼油厂气为原料的石油化工生产的重要装置。
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一、气体分馏的基本原理
炼厂液化气中的主要成分是C3、C4的烷烃和烯烃，即丙烷、丙烯、丁烷、丁烯等，这些烃的沸点很低，如丙烷的沸点是—42.07℃，丁烷为—0.5℃，异丁烯为—6.9℃，在常温常压下均为气体，但在一定的压力下（2.0MPa以上）可呈液态。由于它们的沸点不同，可利用精馏的力法将其进行分离”所以气体分馏是在几个精馏塔中进行的。由于各个气体烃之间的沸点差别很小，如丙烯的沸点为—47.7℃.比丙烷低4.6℃，所以要将它们单独分出，就必须采用塔板数很多（一般几十、甚至上百）、分馏精确度较高的精馏塔。
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二、气体分馏的工艺流程
气体分馏装置中的精馏塔一般为三个或四个，少数为五个，实际中可根据生产需要确定精馏塔的个数。一般地，如要将气体分离为n个单体烃或馏分，则需要精馏塔的个数为n-1。现以五塔为例来说明气体分馏的工艺流程。
（1）经脱硫后的液化气用泵打人脱丙烷塔，在一定的压力下分离成乙烷—丙烷和丁烷—戊烷两个馏分。
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（2）自脱丙烷塔顶引出的乙烷—丙烷馏分经冷凝冷却后，部分作为脱丙烷塔顶的冷回流，其余进入脱乙烷塔，在一定的压力下进行分离.塔顶分出乙烷馏分，塔底为丙烷—丙烯馏分。
（3）将丙烷—丙烯馏分送入脱丙烯塔，在压力下进行分离，塔顶分出丙烯馏分.塔底为丙烷。
（4）从脱丙烷塔底出来的丁烷—戊烷馏分进入脱异丁烷塔进行分离，塔顶分出轻C4馏分其主要成分是异丁烷、异丁烯、l—丁烯等；塔底为脱异丁烷馏分。
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（5）脱异丁烷馏分在脱戊烷塔中进行分离，塔顶为重C4馏分，主要为2—丁烯和正丁塔底为戊烷馏分。
以上流程中，每个精馏塔底都有重沸器供给热量，塔顶有冷回流，所以都是完整的精馏塔，分馏塔板一舶均采用浮阀塔板。操作温度均不高，一般在55—110℃范围内；操作压力视塔不同而异，确定的原则是使各个烃在一定的温度下能呈液态。一般地，脱丙烷塔、脱乙烷塔和脱丙烯塔的压力为2.0-2.2MPa，脱丁烷塔和脱戊烷塔的压力0.5-0.7MPa。
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液化气经气体分榴装置分出的各个单体烃或馏分，可根据实际需要作不同加工过程的 原料，如丙烯可以生产聚合级丙烯或作为叠合装置原料等；轻C4馏分可先作为甲基叔丁 基醚装置的原料，然后再与重C4馏分一起作为烷基化装置原料；戊烷馏分可掺入车用汽 油等。
气体分馏是指对液化石油气即碳三、碳四的进一步分离。脱硫、脱硫醇后的液态烃进入脱丙烷塔。碳二、碳三馏分从塔顶馏出，冷凝液一部分送至脱丙烷塔顶作为回流，另一部分送至脱乙烷塔作为进料；脱丙烷塔塔底物料碳四碳五馏分经碳四碳五冷却器冷却后送出装置。 脱乙烷塔塔顶碳二、碳三气体经脱乙烷塔冷凝器部分冷凝后，进入脱乙烷塔回流罐。不凝气自脱乙烷塔回流罐顶部经压控阀送至燃料气管网。冷凝液用脱乙烷塔回流泵送至塔顶作为回流。塔底物料自压进入精丙烯塔作为该塔进料。精丙烯塔顶部气体经冷凝器冷凝后，一部分送回精丙烯塔顶作为回流；另一部分经精丙烯冷却器冷却后送出装置。精丙烯塔底部丙烷馏分经丙烷冷却器冷却后，送出装置。
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气体分馏装置和催化装置联合优化
三、气体分馏装置现状及项目意义
长期以来催化裂化和气体分馏大多作为两套装置，分别进行生产操作，其结果，造成资源无法共用，生产过程割裂，目的产品损失较大，能耗高等弊病。

⑨ 我国海洋石油储运技术是什么

一、海底管道

在我国近40年海上油气田开发中，从最初的油气田内部短距离海底管道发展到各类长距离平台至陆地海底管道，海底管道设计、施工技术都有了长足发展。目前，我国海上油气田的开发工程模式也本上是全海式与半海半陆式。

我国海洋石油工业起步于20世纪60年代，在改革开放前的20多年中，海洋石油人自力更生；改革开放后的30多年中，通过对外合作，引进、吸收国外先进技术与管理经验，中国海洋石油工业实现了跨越式发展，先后在渤海、东海、南海发现并开发了30多个油气田，年产油气当量已超过5000万吨。伴随着海洋石油工业的发展，海洋油气储运事业也得到了长足发展。20多年来，中国海洋石油总公司在我国渤海、东海以及南海先后建设了各类平台60余座，浮式生产储油装置11艘，海底管道2000多千米，陆上油气处理终端6座。可以说，经过20多年来的引进、学习与实践，目前，我国工程技术人员已基本掌握了百米水深以内的海洋油气储运工程技术，并且形成了一些有中国近海特色的专有技术与能力。但是，尽管我国海上已铺设了两千余千米海底管道，但国内设计、施工能力及水平与国际先进水平相比还有很大差距。工程设计方面，国外公司已形成水深近3000米，恶劣海况与复杂海底地貌及地质情况下的设计技术；而国内设计单位仅能涉足百米水深、常规环境下的海管设计；工程施工方面，国内只有两条铺管船，铺设水深百米以内，工程检测与维修方面更是相形见绌。

我国第一条海底输油管道是中日合作开发的埕北油田内部海管。该海管为保温双重管，内管直径6分米，外管直径12分米，长1.6千米。该管道由新日铁公司设计，采用漂浮法施工，1985年建成投产，至今仍在生产。我国第一条长距离油气混输海底管道是1992年建成投产的锦州20-2天然气凝析油混输管道；该管道直径12分米，长48.6千米。这是国内第一条由国内铺管船铺设的海底管道。我国迄今为止最长的海底管道是1995年底建成投产的由南海崖13-1气田至香港的海底输气管道，管道直径28分米，长度787千米，年输气量29亿立方米。由美国JPKenny公司设计，意大利Seipem公司铺设。我国第一条长距离稠油输送海底管道是2001年建成投产的绥中36-1油田中心平台至绥中陆上终端海底管道，该管道长70千米，为双重保温管，内管直径20英寸，外管直径26英寸，年输油量500万吨；所输原油密度0.96克/立方厘米。该管道完全由海总工程公司设计并铺设。它是在总结绥中36-1试验区海管输送的经验基础上建设的。在1987年发现该油田后，在进行油田工程方案可行性研究中曾探讨铺设50千米海底管道将海上原油输送上岸。最后经过国内权威专家及国外公司研究评估认为，该油田所产原油密度高、黏度高，且当时国内外尚无长距离海底管道输送稠油的先例，技术风险大。特别是油田处在辽东湾，冬季气温低，停输再启动风险更大。随即启动了试验区方案，通过1993—1998近5年的生产试验，认为采用双层保温管长距离输送高黏原油是可行的。该长输管道自2001年油田投产以来系统运转正常。可以说，绥中长距离海底输油管道填补了国内外海底长距离输送高黏原油的空白。目前我国海上开发的天然气田，均采用了半海半陆式模式。东海的平湖气田以及南海的崖13-1气田、东方1-1气田等气田生产的天然气在海上平台完成气液分离及天然气脱水后，均通过长输海底管道输送到陆上油气终端进行处理后销给陆上用户（或工业用或民用）。渤海以及南海开发的大部分油田基本上用了全海式工程模式，如渤海的秦皇岛32-6油田、南海的惠州油气田等。在平台生产的油气通过海底管道混输到海式生产储油装置上进行处理、储存、外销。近年来渤海及北部湾油田群的开发也开始采用半海半陆式形式，如渤海的绥中36-1油田、南海的涠洲油田。这些油田生产的油气在平台上进行油气分离及脱水后，通过长距离海管将原油输送到陆上终端处理、储存，并通过码头或单点外销。

此外，中国近海铺设了多条长距离海底管道，如表37-1所示。

表37-2主要长距离管道

此外，我国海底管道技术也取得了长足的进步，其中许多都达到了国际领先水平。这方面尤以海底管道多相混输等新技术的研究特别突出，相信在未来的世界海洋石油储运中，我国将会有更大的发展。多相混输技术在我国具有广阔的市场应用前景，制约多相混输技术应用的主要因素体现在技术本身的不完善和适用程度。我国石油工业迫切需要一整套完善的、适用性强的长距离多相混输技术，以提高海洋油田、滩海油田、沙漠油田和边远外围油田开发的经济效益，从而为石油工业实施低成本战略提供技术支持。

二、浮式生产储油装置

自1986年第一艘海上浮式生产储油装置希望号在南海涠10-3投入使用至今，在海上油气田开发中，先后有11条各类浮式生产储油装置投入使用；1989年在渤海BZ28-1由田投入使用的友谊号浮式生产储油装置是国内设计、建造的第一条海上储油装置。浮式生产储油装置由单点系统系泊在海上，它是在油轮基础上演变过来的。井口平台生产的油气由海底管道输送到单点装置后进入浮式生产储油装置上处理并定期外销。渤海使用的四条浮式生产储油装置，均为国内设计、建造；1989—1992年投产的3条装置储油量在5万～7万吨，2002年秦皇岛油田投产的世纪号储油量达到15万吨。渤海地区应用的浮式生产储油装置的系泊装置均为软刚臂系泊系统，这种设计主要是针对渤海海域水浅，冬季海面有流冰的特殊情况。而南海使用的六条浮式生产储油装置中有五条是由外国公司由旧油轮改造而成的；2002年南海文昌油田投入使用的南海奋进号是由国内设计、建造的15万吨浮式生产储油装置，该装置系泊采用了内转塔式系统，南海使用的浮式生产储油装置基本上采用了类似的系泊装置：浮式生产储油装置是一种简便可靠的海上装置，它集油气处理、成品油储存外输、人员生活居住为一体；1997年投产的陆丰油田采用水下井口系统与浮式生产储油装置组合，实现了一条船开发油田的设想。

2009年6月，我国最大的海上浮式生产储油装置“海洋石油117号”在蓬莱19-3油田投产。该装置又名“渤海蓬勃号”，船体尺寸为323米×63米×32.5米，是全球最大的浮式生产储油装置之一。

三、油轮

在国家能源运输安全战略导向之下，到2010年实现中国油轮船队承运中国年进口原油量50％的目标，中国油轮船队运力需从目前的约900万载重吨迅速扩充到1600万载重吨，因此建造中国自己的远洋运油船队乃至“超级船队”势在必行。

分析师认为，一个国家打造一支自己的超级油轮船队是一项十分庞大、复杂的工程，须由政府主管部门进行政策引导，同时需要航运、石化、造船、金融等相关行业的协作配合。目前，国内几大航运巨头基本都与中国石化集团、中化集团等中国最大的原油进口商之间建立了战略合作关系，签订了长期运输合同。

中国共有七家油运企业，中远集团、中海集团、招商局集团、中国对外贸易运输集团、长江航运集团是“国家五巨头”，民营企业有两家，河北远洋和大连海昌集团。还有一个比较特别的是泰山石化，该公司属于内地起家、境外注册的民营企业。

油轮的建设更涉及我国深水油气田的开发。

深水油气田的开发正在成为世界石油工业的主要增长点和世界科技创新的热点，是世界海洋石油的发展趋势，世界上钻井水深已达2967米，海管铺设水深已达2150米，油田作业水深已达1853米；据有关资料介绍，2000—2004年，世界上新建114座深水设施，深水钻完井1400口；安装水下采油装置1000多套，铺设深水海底管道与立管12000千米；世界各大石油公司对深水油田勘探开发的投入达566亿美元，深水产能提高1倍。严格说，我国尚不具备独立自主开发深水油田的能力。20多年来，我国通过对外合作已基本掌握了开发200米水深以内各类油气田的工程技术。我国最深的海上油田流花油田水深为330米，是1996年由美国阿莫科石油公司开发的。该生产系统由一艘半潜式生产平台与一艘浮式生产储油装置组成，采用了许多当时世界上最先进的技术组合。世界目光已转向深海，西非、巴西外海及墨西哥湾已开始采油，中国油气前景亦寄希望于深水。我国南海有着丰富的油气资源，预计的南海大气田区水深范围在200～300米，海洋石油对外招标区块水深均在300～3000米，因此，走向深水既是世界海洋石油发展趋势，也是中国海洋石油战略目标所在。深水开发不同于浅海，需要更多先进的技术与技术组合；常规的平台及浮式装置深水海管铺设无论技术上还是经济上均已不再适应新的环境，过去的海上作业装置与技术需要更先进的动力定位、ROV等先进装备配合才能完成。

我国大型油轮船队经营正处于起步阶段，绝大部分船公司目前主要致力于加快船队规模的发展，而在安全管理方面，与国际知名公司相比，则处于相对滞后的状态。

对单壳油轮航行，我国海域未做出明确的限制性规定，而我国目前还没有限制单壳船进港，这无疑增加了我国海上溢油事故的隐患，使我国沿海海域面临更大的油污风险。

对于管道和管线系统，水越深，水压越大，立管系统响应越大；而水压越大，海底管道屈曲传播加剧。更严重的是，深水的海管和立管比浅水的重得多，其连接、牵引和安装比浅水域困难得多。

深水温度比较低（3～4℃），油气管道容易形成钠化物结晶和水合物，给管道流动保障带来严重挑战；而高温输送带来的热应力是管道整体屈曲（主要是侧向的蛇形屈曲）的主要原因。

四、发展趋势

国内海上油田的发展有两个趋势，一是向偏远边际小油田发展，二是向更深的水域发展。一些新技术的开发和推广应用将在开发偏远边际油田上起着十分关键的作用，这些新技术代表了海上油田技术发展的趋势。

（1）研究和推广多相流技术。利用多相泵和多相混输，可以扩大集输半径，使边际油田纳入已建的集输系统，充分利用现有已建设施来减少投资和操作费用，使边际小油田开发变得经济有效。目前多相泵在陆地应用已逐步推广，但还未应用于滩海油田建设中。随着计量技术的不断发展，传统的分离计量装置将会逐渐被不分离计量装置所替代。目前，国外已有几十套商业性产品应用于海上油田，而我国在此方面目前正处于研制和试验阶段。

（2）研制轻小高效型设备。由于受海上平台面积和质量的限制，一些轻小高效型设备将会越来越多地应用于海上油田。虽然我国在液液旋流设备研制上取得了一定进展，但与国外水平相比仍有较大差距，因此，轻小高效型设备的研制仍是海上油田技术发展的一个趋势。

（3）平台结构多样化和轻小型化。平台建造在海上油田开发中占有相当大的投资比重，国内外都在致力于开发轻型平台技术以降低投资费用，这是平台建造技术的发展趋势。

（4）海底管道技术及其他配套技术。海底管道敷设技术和单壁管输送技术的推广应用，以及立管技术、水下回接技术、安全与环保等配套技术等是未来降低海上油田开发成本的技术发展趋势。

（5）海洋平台振动及安全分析研究。这也是轻型平台发展需要完善的基础理论研究。

（6）深海油田开发工程配套技术研究。水下连接技术、多相流技术等是深海油田开发技术的发展趋势。

（7）深海油田越来越多地采用FPSO进行海上油田开发。在海上油田偏远的较深水域内采用FPSO进行油田开发，可能是将来开发边际油田的一种选项和趋势。

我国与国外合作开发的油田技术起点高，处于同期国外先进水平。但从整体上来讲，由于我国海洋石油工业起步较晚，与国外先进水平相比，仍有相当大的差距。如深海油田的水下处理技术及设备（如立管技术、水下生产设施）主要依赖进口，设备的高效化、小型化、橇装化与国外相比仍需做进一步的改进，在平台结构形式多样化、简易平台技术发展上还不成熟等，这些都是今后科研工作需要努力的方向。在我国科研经费投入相对不足的情况下，新技术开发应树立有所为、有所不为的思想，积极稳妥地采用新技术、新设备。有所为就是开发一些投入小、效益高、现场较为急需的项目，如轻型平台技术，小型化、高效化和撬装化设备的研制，多相流技术等：有所不为并不是指无所作为，一些投入高、风险大，且国外发展较成熟，技术水平领先的技术，如水下回接技术、水下生产设施、多管径智能清管器技术、腐蚀监控技术、井下分离回注技术等，可以走通过项目引进与合作开发的路子，缩短研制周期，尽快缩小与国外先进水平的差距。如我国的FPSO制造技术，就是通过引进国外先进技术，加以消化吸收，为己所用，迅速达到世界先进水平的典型例子。

从技术发展与生产实际相结合的要求出发，现阶段的技术发展应着重解决以下几个技术问题：

（1）在海上边际油田和已建油田的集输流程改造中，积极推广应用混输泵技术，提高海上油田的集输半径，将一些边际油田纳入已建的集输系统，使边际油田得以经济有效地开发。

（2）加速多相流混相输送和不分离计量技术的研究和应用试验，尽早在海上油田建设中得到应用。

（3）开发和推广应用具有储油能力的小型钢筋混凝土平台和可重复利用桶形基础平台。

（4）参考国外在轻小型平台开发边际油田方面的经验，结合我国情况开发研究适合我国海上油田建设条件的轻小型平台，包括：开展轻型平台风险评估的研究，编制与轻型平台设计相适合的设计规范，提高设计人员素质。

（5）借鉴国外工艺设备轻小型化、一体化特点，进一步开发研制更适合我国海上油田建设特点的轻小型化、一体化高效设备。

⑩ 新资质标准(石油化工工程施工总承包企业资质标准)

9 石油化工工程施工总承包资质标准
石油化工工程施工总承包资质分为甲级、乙级。
9.1 甲级资质标准
9.1.1 企业资产
（1)净资产1亿元以上。
（2)企业近3年上缴建筑业增值税均在1000万元以上。
9.1.2 企业主要人员
企业主要人员要求不低于乙级标准，技术负责人具有10年以上从事工程施
工技术管理工作经历，且具有工程序列高级职称。
9.1.3 企业工程业绩
近5年承担过下列2类中的1类工程的施工，工程质量合格。
（1)单项合同额1亿元以上的中型石油化工工程施工总承包3项：
（2)单项合同额3500万元以上的石油化工主体装置（可含附属设施）检维
修工程3项。
9.2 乙级资质标准
9.2.1 企业资产
净资产 1000万元以上。
9.2.2 企业主要人员
（1)机电工程专业注册建造师不少于2人。
（2)技术负责人具有5年以上从事工程施工技术管理工作经历，且具有
工程序列中级以上职称或机电工程专业注册建造师执业资格；工程序列中级以
上职称人员不少于10人，且石油化工（或（油气田）地面建设或油气储运或
石油炼制或化工工程或化工工艺或化工设备）、结构、电气、机械和自动控制
等专业齐全。
9.2.3人员业绩
注册建造师主持完成过下列工程业绩不少于2项，工程质量合格。
（1)单项合同额3000万元以上的石油化工工程：
（2)单项合同额2500万元以上的石油化工主体装置（可含附属设施）检维
修工程。
9.3承包工程范围
9.3.1甲级资质
可承担各类型石油化工工程的施工和检维修。
9.3.2乙级资质
可承担大型以外的石油化工工程的施工，各类型石油化工工程的检维修。
注：
1.石油化工工程是指油气田地面、油气储运（管道、储库等）、石油化工、
化工、煤化工等主体工程，配套工程及生产辅助附属工程。
2.石油化工工程大、中型项目划分标准：
大型石油化工工程是指；
（1)30万吨／年以上生产能力的油（气）田主体配套建设工程：
（2)50万立方米／日以上的气体处理工程；
（3)300万吨／年以上原油、成品油，80亿立方米／年以上输气等管道输送
工程及配套建设工程；
（4)单罐10万立方米以上、总库容30万立方米以上的原油储库，单罐2
万立方米以上、总库容8万立方米以上的成品油库，单罐5000立方米以上、总
库容1.5万立方米以上的天然气储库，单罐400立方米以上、总库容2000立方
米以上的液化气及轻烃储库，单罐3万立方米以上、总库容12万立方米以上的
液化天然气储库，单罐5亿立方米以上的地下储气库，以及以上储库的配套建
设工程：
（5)800万吨／年以上的炼油工程，或者与其配套的常减压、脱硫、催化、
重整、制氢、加氢、气分、焦化等生产装置和相关公用工程、辅助设施；
（6)60万吨／年以上的乙烯工程，或者与其配套的对二甲苯（PX)、甲醇、
精对苯二甲酸（PTA)、丁二烯、己内酰胺、乙二醇、萃乙烯、醋酸、醋酸乙烯、
环氧乙烷／乙二醇（EO/EG)、丁辛醇、聚酯、聚乙烯、聚丙烯、ABS等生产装置
和相关公用工程、辅助设施：
（7)30万吨／年以上的合成氨工程或相应的主生产装置：
（8)24万吨／年以上磷铵工程或相应的主生产装置；
（9)32万吨／年以上硫酸工程或相应的主生产装置：
（10)50万吨／年以上纯碱工程、10万吨／年以上烧工程或相应的主生产
装置：
（11)4万吨／年以上合成橡胶、合成树脂及塑料和化纤工程或相应的主生
产装置；
（12)项目投资额6亿元以上的有机原料、染料、中间体、农药、助剂、试
剂等工程或相应的主生产装置；
（13)30万套／年以上的轮胎工程或相应的主生产装置：
（14)10亿标立方米／年以上煤气化、20亿立方米／年以上煤制天然气、60
万吨／年以上煤制甲醇、100万吨／年以上煤制油、20万吨／年以上煤基烯烃等煤
化工工程或相应的主生产装置。
中型石油化工工程是指：大型石油化工工程规模以下的下列工程：
（1)10万吨／年以上生产能力的油（气）田主体配套建设工程：
（2)20万立方米／日以上气体处理工程；
（3)100万吨／年以上原油、成品油，20亿立方米／年及以上输气等管道输
送工程及配套建设工程：
（4)单罐5万立方米以上、总库容10万立方米以上的原油储库，单罐 5000
立方米以上、总库容3万立方米以上的成品油库，单罐2000立方米以上、总库
容1万立方米以上的天然气储库，单罐200立方米以上、总库容1000立方米以
上的液化气及轻烃储库，单罐2万立方米以上、总库容6万立方米以上的液化
天然气储库，单罐1亿立方米以上的地下储气库，以及以上储库的配套建设工程：
（5)500万吨／年以上的炼油工程，或者与其配套的常减压、脱硫、催化、
重整、制氢、加氢、气分、焦化等生产装置和相关公用工程、辅助设施：
（6)30万吨／年以上的乙烯工程，或者与其配套的对二甲苯（PX)、甲醇、
精对苯二甲酸（PTA)、丁二烯、己内酰胺、乙二醇、苯乙烯、醋酸、醋酸乙烯、
环氧乙烷／乙二醇（EO/EG)、丁辛醇、聚酯、聚乙烯、聚丙烯、ABS等生产装置
和相关公用工程、辅助设施：
（7)15万吨／年以上的合成氨工程或相应的主生产装置；
（8)12万吨／年以上磷铵工程或相应的主生产装置；
（9)16万吨／年以上硫酸工程或相应的主生产装置；
（10)30万吨／年以上纯碱工程、5万吨／年以上烧碱工程或相应的主生产
装置：
（11)2万吨／年以上合成橡胶、合成树脂及塑料和化纤工程或相应的主生
产装置：
（12)项目投资额2亿元以上的有机原料、染料、中间体、农药、助剂、试
剂等工程或相应的主生产装置；
（13)20万套／年以上的轮胎工程或相应的主生产装置；
（14)4亿标立方米／年以上煤气化、5亿立方米／年以上煤制天然气、20万
吨／年以上煤制甲醇、16万吨／年以上煤制油、10万吨／年以上煤基烯烃等煤化工
工程或相应的主生产装置。