监理合同天津辰达

项目名称：神华宁煤集团83万吨/年二甲醚项目一期工程（60万吨/年甲醇部分）气化和空分装置施工委托监理合同

第一部分建设工程委托监理合同委托人:神华宁夏煤业集团有限责任公司监理人:天津辰达工程监理公司经委托人与监理人经双方协商一致，签订本合同。一、委托人委托监理人监理的工程（以下简称“本工程”）概况如下：工程名称：神华宁煤集团83万吨/年二甲醚项目一期工程（60万吨/年甲醇部分）工程地点：宁夏.灵武市.磁窑堡镇黎家新庄工程规模：83万吨/年二甲醚项目一期工程（60万吨/年甲醇部分）气化及空分装置总投资：_______二、本合同中的有关词语含义与本合同第二部分《标准条件》中赋予它们的定义相同。三、下列文件均为本合同的组成部分：①监理投标书或中标通知书；②本合同标准条件；③本合同附件；④在实施过程中双方共同签署的补充与修正文件。四、监理人向委托人承诺，按照本合同的规定，承担本合同专用条件中议定范围内的监理业务。五、委托人向监理人承诺按照本合同注明的期限、方式、币种，向监理人支付报酬。本合同自_2021年9月20日本合同一式____份，具有同等法律效力，双方各执____份。委托人：（签章）监理人：（签章）住所：住所：法定代表人：（签章）法定代表人：（签章）开户银行：开户银行：账号账号：：：：：本合同签订于：____年____月____日第二部分标准条件（一）词语定义，适用范围和法规第一条下列名词和用语，除上下文另有规定外，有如下含义：（1）“工程”是指业主委托实施监理的工程。（2）“业主”即“建设单位”，是指承担直接投资责任和委托监理业务的一方，以及其合法继承人，本合同“业主”系指神华宁夏煤业集团有限责任公司。（3）“监理单位”是指承担监理业务和监理责任的一方，以及其合法继承人。（4）“项目监理机构”是指监理派驻本工程现场，实施监理业务的组织。（5）“总监理工程师”是由监理单位法定代表人书面授权，全面负责委托监理合同的履行、主持项目监理机构工作的监理工程师。（6）“总监理工程师代表”是指经监理单位法定代表人同意，由总监理工程师书面授权，代表总监理工程师行使部分职责和权力的项目监理机构中的监理工程师。（7）“监理员”是指经过监理业务培训，具有同类工程相关专业知识，从事具体监理工作的监理人员。（8）“承包人”是指除监理单位以外，业主就工程建设有关事宜签订合同的当事人。（9）“工程监理的正常工作”是指双方约定，业主委托的监理工作范围和内容。（10）“工程监理的附加工作”是指：①业主委托监理范围以外，通过双方书面协议另外增加的工作内容；②由于业主或承包人原因，使监理工作受到阻碍或延误，因增加工作量或持续时间而增加的工作。（11）“工程监理的额外工作”是指正常工作和附加工作以外，根据第三十二条规定，监理单位必须完成的工作，或非监理单位自己的原因而暂停或终止监理业务，其善后工作及恢复监理业务的工作。（12）“工地例会”是指由项目监理机构主持的，在工程实施过程中针对工程质量、安全、造价、进度、合同管理等事宜定期召开的，由有关单位参加的会议。（13）“工程变更”是指在工程项目实施过程中，按照合同约定的程序对部分或全部工程在材料、工艺、功能、构造、尺寸、技术指标、工程数量及施工方法等方面做出的改变。（14）“旁站”是指在关键部位或关键工序施工过程中，由监理人在现场进行的监督活动。（15）“临时延期批准”是指当发生非承包单位原因造成的持续影响工期的事件，总监理工程师所作出暂延长合同工期的批准。（16）“延期批准”是指当发生承包单位原因造成的持续性影响工期事件，总监理工程师所作出的最终延长合同工期的批准。（17）“日”是指日历日。（18）“月”是指日历月。第二条本合同适用的法规及监理依据是：（1）《中华人民共和国合同法》、《建设工程监理规范》（GB50319—2021），中华人民共和国石油化工行业标准SH/T3903-2021《石油化工建设工程项目监理规范》，神华宁夏煤业集团有限责任公司文件神宁发[2021]231号文件《关于建设工程监理与相关服务收费执行新规定的通知》，国家和宁夏回族自治区人民政府颁布的其它有关法律、法规和规范规程、标准。（2）本工程建设监理合同、业主和承包人签订的施工合同及与第三方签署的与本项目有关的其他合同。（3）工程项目的设计施工图纸、资料设计说明。（4）业主的授权文件。（5）在本合同的执行过程中，业主发布的信函、指令、变更及有关会议纪要和其它有关工程管理程序文件及其他有关规章制度文件。（6）经签署本项目的建设监理规划及实施细则等文件；第三条本合同文件使用汉语语言文字书写、解释和说明。（二）监理单位义务第四条监理单位按合同约定派出监理工作需要的监理机构及监理人员，根据监理合同中约定的监理范围及监理业务，向业主报送项目监理机构、监理人员名单、监理人员的职责分工、监理规划及监理实施细则（随着工程进展应对其修改完善），并委派崔景华为总监理工程师，经业主批准授予其在本合同范围内，按照本合同及施工合同中的有关规定，行使监理业务涉及的权力，并按合同约定定期向业主报告监理工作。本合同的监理范围为合同附件2所述的范围。本合同监理工作内容为合同附件3所述的内容。本合同监理关键人员为合同附件6所述的内容。第五条监理单位在履行本合同义务期间，必须熟悉施工合同文件和有关规范；并全面理解和严格执行施工合同及有关规范。监理单位应认真、勤奋地工作，为业主提供与其水平相适应的咨询意见，公正地维护各方面的合法权益。在本项目现场必须具备一套完整的并适用于本项目要求的纸质版相关规范及图集（最新版）及相关电子文件，便于业务的正常开展、业主有权定期检查该资料。第六条监理单位使用业主提供的设施和物品，属业主的财产，监理工作完成或中止后，应将其设施与剩余的物品按合同约定移交业主。第七条在合同执行期或合同终止后，未征得业主同意，监理单位不得泄漏与本工程、本合同业务有关的资料给第三者。（三）监理人员职责（1）运用运筹学，编制统筹网络控制计划，并采取各种措施将建设工期严格控制在计划内。项目建设计划周期为2021年3月10日---2021年12月30日。（2）审查施工图设计和工程概预算；（3）负责编写项目开工报告；（4）审查施工承包商提出的施工组织计划，施工技术方案和施工进度计划，并提出修改意见；（5）审查施工承包商提出的材料和设备清单、计划，及其所列的规格和质量及价格；（6）督促、检查各承包商严格履行工程承包合同，遵循技术规范符合技术标准；（7）调解和解决甲方和各承包商之间的争议；（8）检查工程所用材料、构件、设备质量，必要时抽样检验；（9）审查设计变更；（10）检查安全防护措施；（11）检查工程进度和质量；（12）验收分部分项工程，审核工程报表，签订付款凭证；（13）处理承包商的索赔报告，与承包商就索赔事项进行谈判；（14）整理文件，建立技术档案；（15）组织验收，撰写验收报告；（16）审查工程结算，负责按合同规定进行合同价格调整和调值的计算和确认；（17）负责检查工程缺陷维修进程，鉴别缺陷责任；（18）审查最后工程决算；（19）监理人员职责包括但不限于上述内容。以上职责的分工详情应严格执行《建设工程监理规范》（GB50319—2021）及中华人民共和国石油化工行业标准SH/T3903-2021《石油化工建设工程项目监理规范》。（四）业主义务第八条业主应当负责工程建设外部关系的协调，为监理工作提供适宜的外部条件，这些关系包括但不限于：①与各厂商或供应商之间的关系；②涉及合同执行而发生的与本工程设计单位之间的关系；第九条业主应当依据监理范围，在合同签订后7天内，免费向监理单位提供与工程施工有关的为监理工作所需的资料与图纸。第十条业主应就监理单位书面提交并要求作出决定的一切事项及时作出书面决定。除了在施工合同中有明确要求的以外，对监理单位提出的一般事项，业主应在3天内做出书面决定，监理单位可根据实际情况采取合理的措施并对其负责，但在事后应报告业主。第十一条业主应指派一名充分了解工程情况并有权迅速作出决定的业主代表负责与监理单位联系，监督和检查本合同执行情况，处理有关问题。业主应将其代表的姓名、地址及授权通知监理单位。更换该代表应提前七天通知监理单位。第十二条业主应将授予监理单位的监理权力以及监理单位的主要成员和职责分工，监理权限书面通知选定的合同承包人。第十三条业主应在不影响监理单位开展监理工作的情况下，向监理单位提供与本工程有关的原材料、构配件、设备等生产厂家的名录，和与本工程有协作关系，配合关系的单位名录。第十四条业主仅为监理单位提供必要的现场办公场所及办公桌椅。（五）监理单位权力第十五条业主在委托的工程范围内，授予监理单位以下监理权力：（1）选择工程总承包商的建议权；（2）选择工程分包人的认可权：（3）对工程建设有关事项包括工程规模、设计标准、规划设计、生产工艺和使用功能要求，向业主的建议权；（4）对工程设计中的技术问题，按照安全和优化的原则，向设计人提出建议；如果拟提出的建议可能会提高工程造价，或延长工期，应当事先征得业主的同意。当发现工程涉及不符合国家颁布的建设工程质量标准或设计合同约定的质量标准时，监理单位应当书面报告业主并要求设计人更正。（5）对工程结构设计、施工工艺、材料的选用及有关专业技术问题按照优化安全的原则，自主向业主提出书面建议；（6）审批工程施工组织设计和技术方案，按照保质量保工期和降低成本的原则，向承包人发批准或不批准的指令，并同时向业主提出书面报告。（7）主持工程建设有关协作单位的组织协调，重要协调事项应当事先向业主报告。（8）检查承包人的开工准备，征得业主同意后，发布开工指令。（9）工程上使用材料和施工质量的检验权，不符合国家质量标准的材料、设备、有权通知施工单位停止使用，并监督其退出现场；对于不符合规范和质量标准的工序、分部分项工程和不安全的施工作业，有权通知施工单位整改、返工，若达不到预期效果时，征得业主同意后，可以发布停工令。在复工条件具备时，征得业主同意，可以发布复工令。在紧急情况下不能事先报告时，应在24小时内书面报告业主。（5）工程施工进度的检查权、监督权，以及工程实际竣工日期提前或需要延长承包合同规定的竣工期限的建议权。（6）在工程施工合同约定的工程价格范围内，工程款支付的审核和签认权，以及工程结算的复核确认权与否决权。未经总监理工程师签字确认，业主不支付工程款。对工程最终结算款的确认，应事先征得业主的同意。（7）在监理过程中，如果发现工程承包人工作（包括：进度、质量、安全、文明施工等）不力，或严重违反施工操作规程而又不听劝阻的，监理单位可要求承包人调换有关人员，并有权向业主提出对承包商进行经济处罚。（8）在监理过程中，对表现好的承包商，有权建议业主对其进行奖励。（10）监理人还应拥有业主书面授予的其它监理权力。第十六条监理单位在业主的授权下，可对任何承包合同规定的义务提出变更。如果此种变更严重影响工程的费用、质量或进度，这种变更应事先取得业主的书面同意。第十七条在委托的工程范围内，业主或承包人对对方的任何意见和要求（包括索赔），首先向监理单位提出，由总监理工程师提出处理意见，再同双方协商确定。当业主和承包人发生争议时，监理单位应根据自己的职责，以独立、公平的身份判断，公正的进行调解。当双方的争议由政府、建设主管部门调解或促裁时，监理单位应提供公正的事实材料作证。（六）业主权力第十八条业主有对工程规模、设计标准、规划设计、生产工艺设计和设计使用功能要求的认定权，以及对工程设计变更、施工任务变更的审批权、决定权，并有选定工程总承包人，以及与其订立合同的权利。第十九条业主有权对监理单位的工作进行监督、检查和考核，审查监理单位项目监理机构及人员资质的合格性，监理单位调换监理总工程师、专业工程师须经业主同意。第二十条业主有权要求监理单位提交监理工作月报及监理业务范围内的专项报告、年度监理报告及工程竣工时的监理总报告。第二十一条当业主发现监理人员不按监理合同履行监理职责，或与承包人串通给业主或工程损失的，业主有权要求监理单位更换监理人员，直到终止合同，并要求监理单位承担相应的赔偿责任或连带赔偿责任。（七）监理单位责任第二十二条监理单位责任期即委托监理合同有效期，在监理过程中，如果因工程建设进行推迟或延误而超过合同约定的日期，双方应进一步协商、约定，相应延长合同期。第二十三条监理单位在责任期内，应当履行约定的义务。如果因监理单位过失而造成了业主的经济损失，监理单位除免收取相应损失部分的监理报酬外，还应当向业主赔偿，但累计赔偿总金额（本合同第21条规定以外）不应超过监理报酬总额。第二十四条监理单位对承包人违反合同规定的质量要求和工期进度，负有监督的责任。因不可抗力导致委托监理合同不能全部或部分履行，监理不承担责任。第二十五条监理单位向业主提出赔偿要求不能成立时，监理单位应当补偿由于该索赔所导致的业主的各种费用支出。（八）业主责任第二十六条业主应当履行监理合同约定的义务，如违反、应承担违约责任，如果给监理单位造成了经济损失，应当给予监理单位补偿直接经济损失部分，监理单位处理委托业务时，因业主的原因受到损失时，可以向业主要求补偿直接经济损失。第二十七条业主如果向监理单位提出赔偿的要求不能成立，则应当补偿由该索赔所引起的监理单位的各种费用支出。（九）合同生效、变更与终止第二十八条在委托监理合同签订后，实际情况发生变化，使得监理人不能全部或只能执行部分监理业务时，监理单位应当立即通知业主，如果因此而延长施工时间，该监理业务的完成时间应予延长。当恢复执行监理业务时，应当增加不超过3日的时间，用于恢复监理业务，并按双方的约定，增加支付监理报酬。第二十九条监理单位向业主办理完竣工验收或工程移交手续，并完成合同约定的保修期间的监理责任，监理单位收到监理报酬尾款，本合同即终止。第三十条当事人一方要求变更或解除合同时，应当在2日前通知对方，因解除合同使另一方遭受损失的，除依法可以免除责任的外，应由责任方负责赔偿。变更或解除合同的通知或协议，必须采取书面形式。协议未达成之前，原合同仍然有效。第三十一条监理单位应当获得监理报酬之日起30日内仍未收到支付单据，而业主又未对监理单位提出任何书面解释时，或根据第二十八条、二十九条已暂停执行监理业务时限超过六个月的，监理单位可向业主发出终止合同的通知。发出通知后14日得未收到业主答复，监理单位可终止合同或自行暂停或继续执行全部或部分监理业务。业主应承担由此而引起的违约责任。第三十二条监理单位由于非自己的原因而暂停或终止执行监理业务，其善后工作以及恢复执行监理业务的工作，应当视为额外工作，有权得到额外的酬金，酬金数额由双方协商确定（因施工单位未按期完工增加的工作量不计算在内）。第三十三条当业主认为监理单位无正当理由而未履行监理义务时，可向监理单位发出指明其未履行义务的通知，若业主发出通知后3日没有收到答复，可在第一个通知发出后15日内发出终止委托监理合同的通知，监理人应承担由此而引起的违约责任、合同即行终止。（十）监理单位承担违约责任第三十四条合同协议的终止，并不影响各方应有的权利和应当承担的责任。第三十五条如果业主在规定的支付期限内未予支付监理酬金，自支付期满次日起，应向监理单位补偿该到期应支付的酬金的利息，利息额按规定支付期限最后一日银行贷款利率及拖欠时间计算。第三十六条监理酬金均采用人民币支付，监理报酬及支付办法见附件四。第三十七条如果业主对监理单位提交的支付通知中的酬金或部分酬金项目提出异议，应当在收到支付通知书48小时内向监理人员发出异议的书面通知，但业主不得拖延其它无异议酬金的支付。（十一）其它第三十八条由业主委托的监理人员出外考察、材料、设备的复查、试验，其费用支出应由业主承当，且执行相关财务规定。第三十九条在监理业务范围内，如需聘用专家咨询或协助，由监理单位聘用的其费用由监理单位承担。由业主聘用的，其费用由业主承担。第四十条监理单位在监理工程过程中提出的合理化建议，使业主得到了经济效益，业主应给予一定的奖励。奖励办法双方另行商定。第四十一条监理单位驻工地的机构及其职工不得接受被监理工程的施工承包人的任何报酬或者其它经济利益。监理单位不得参与可能与合同规定的与业主的利益相冲突的任何活动。第四十二条监理单位在监理工作过程中，不得泄露与本工程有关的各种技术、资料等。第四十三条监理单位对于其编制的所有文件拥有版权，业主仅有权为本工程使用或复制此类文件。（十二）争议的解决第四十四条因违反或终止合同而引起的对对方损失和损害的赔偿，双方应当首先协商解决。协商不能达成一致的，可提交主管部门协调，如仍未能达成一致时，根据双方的约定可提交促裁或向人民法院起诉。在争议调解或仲裁期间，双方应保证工程建设的正常进行。

第三部分 合同附件

附件一 项目简介及标准规范1项目概述1.1企业概况神华宁夏煤业集团有限责任公司，成立于2021年1月18日。是在原宁夏煤业集团与神华集团合资合作、强强联合的基础上组建而成。神华宁煤集团注册资本101亿元，现有资产总额213.36亿元，净资产122.25亿元。实行事业部制的组织结构，拥有14个煤矿、3个洗煤厂等主要生产单位67个，在职员工47000人，其中初级以上专业技术人员7404人。主要经营煤炭开采、煤炭洗选、煤炭深加工、煤炭出口、矿井建设、机械制造、电力、冶金、化工、建筑、建材等业务。神华宁煤集团主要在宁夏贺兰山煤田和宁东煤田从事煤炭开采洗选和深加工业务，开采的煤田已列为国家规划的13个亿吨大型煤炭基地之一。本项目所在的宁东煤田勘探面积3500平方公里，已探明地质储量273亿吨，煤种主要为长焰不粘结煤（俗称香砟子），以其特低灰，特低硫、特低磷和较高发热量的特性被政府环保部门认定为环保洁净煤推广使用，是良好的动力用煤和化工原料。二甲醚项目的建设是加快宁夏地区发展，全面建设小康设计的迫切需要。近些年来，宁夏回族自治区呈现了加快发展的良好势头，但由于种种原因，自治区的经济基础仍然十分薄弱，发展水平仍然较低，集中力量加快发展是当前和今后很长一个时期的首要任务。项目建成后将产生巨大的社会和经济效益，对加快宁夏发展、实现大银川战略以及全面建设小康社会，无疑具有重大的推动作用。1.2项目名称及建设地点工程名称：神华宁夏煤业集团年产83万吨二甲醚项目一期工程（60万吨/年甲醇部分）工程名称（简称）：神华宁煤83万吨二甲醚项目一期工程（主要使用在图签上）建厂地址：该工程建在中国宁夏回族自治区灵武市宁东镇宁东重化工基地。1.3装置组成神华宁夏煤业集团年产83万吨二甲醚项目一期工程（60万吨/年甲醇部分）项目的主要工艺装置包括：煤气化装置变换装置甲醇装置二甲醚装置空分装置成品罐区与上述装置配套的公用工程和辅助工程（包括锅炉岛及发电系统等）1.4建设规模、产品方案及产品质量标准1.4.1建设规模及产品本项目产品为美国联邦AA甲醇和燃料级二甲醚，其产品能力及规格为：甲醇：60万吨/年(年操作时间：7200小时)质量标准 联邦AA级甲醇纯度 ≥99.85%(wt)羰基（丙酮计）ppm≤20wt酸度（以HAC计）ppm ≤30wt乙醇ppm≤10wt比重20/20℃≤0.7928不挥发物≤10wt颜色Pt-Co≤5号馏程在760mmHg℃1.0℃包括64.6+/-可碳化物、色度Pt-Co≤30号高锰酸钾试验 30分钟不变色气味特征性，无残余外观无色透明二甲醚：42万吨/年(年操作时间：7200小时)由于暂无国家标准且邀标书中没有规定，故参照相关企业标准执行。产品级别 燃料级二甲醚 ≥99.9%(wt)甲醇 ≤0.01%(wt)水≤0.01%(wt)残余物 ≤0.08%(wt)密度（20℃） 0.66～0.68kg热值 ≥28,000 kJ/kg沸点 -22.6～-副产品硫磺质量标准 GB2449－92优等品硫 ≥99.9%(wt)灰份 ≤0.03%(wt)酸度 ≤0.003%(wt)砷 ≤0.0001%(wt)铁 ≤0.003%(wt)有机物 ≤0.03%(wt)水份 ≤0.1%(wt)液氮、液氧产品等空分装置生产的液氮规格：氮 ≥99.999％（V）空分装置生产的液氧规格：氧 ≥99.6％（V）1.5操作制度生产车间均按三班操作，五班制定员，煤炭运输、产品贮存与销售、机电仪三修等实行一班制工作。装置年操作时间:7200小时1.6设计裕度煤气化装置（待定）；变换装置15%净化装置15%甲醇装置10%二甲醚装置15%空分装置10%1.7全厂总工艺流程简述（供投标商参考）本项目以煤为原料，采用水煤浆加压气化技术制备粗合成气，经部分变换、低温甲醇洗净化得到满足甲醇合成要求的精制合成气，再经合成和精馏得到精甲醇。工艺过程中副产硫磺以及液氧、液氮和液氩等空气产品。工程包括煤浆制备和气化、灰水处理、变换、低温甲醇洗、硫回收、甲醇合成和精馏以及空分等装置。1.7.1水煤浆气化从磨煤到变换的工艺流程叙述煤浆制备由输送带输送来的原料煤（<25mm）送至煤贮斗，经称重给料机控制输送量送入磨机。为了改善煤浆灰渣熔融性能，需向煤浆中加入助熔剂石灰石。由输送带输送来的石灰石送至石灰石贮斗，经石灰石称重给料机控制输送量送入磨机。来自低温甲醇洗废水、变换低温冷凝液、甲醇精馏废水、二甲醚废水进入磨煤水槽,根据液位加入原水，原水经磨煤水泵加压后控制流量并送入磨机。为了控制煤浆粘度及保持水煤浆的稳定性需加入添加剂，固体添加剂在添加剂制备槽中加入原水,制成10%左右浓度的溶液,由添加剂制备泵输送到添加剂槽中贮存,按制煤浆所需量用泵加压后送入磨机。为了调整水煤浆的PH值，需加入碱液。碱液由厂外运来,约10天一次。在碱液槽贮存的碱液经计量泵加压后送磨机。物料在磨机中进行湿法磨煤。出磨机的水煤浆浓度约59%，排入磨煤机出口槽，经出口槽泵加压后送至气化工段煤浆槽。气化粉煤从煤仓送出，经称量给料机计量进入煤磨机，与一定的水混合磨成一定粒度分布的约60%浓度的煤浆。煤浆经煤磨机出料槽由煤浆出料槽泵打至煤浆槽，再分别经高压煤浆泵升压至7.2MPa进入四对对置工艺烧嘴。从外管迎来的高压氧气，分两股经安全阀连锁阀后，分四股等量进入两队对置工艺烧嘴。煤浆和氧气在气化炉内以4.0MPa，～1400℃条件下发生部分氧化反应生产煤气，反应后的粗煤气和熔渣一起流经气化炉底部的激冷室激冷后，使气体和固渣分开，激冷后的粗煤气再经混合器，旋风分离器和水洗塔二级洗涤除尘后，温度约218熔渣被激冷固化后由激冷室底部进入锁斗，定期排放渣池，再由渣池中的捞渣机将粒化渣从渣池中捞出装车外运。含细渣的水由渣池泵送至真空闪蒸罐。灰水处理由水洗涤塔排出的洗涤黑水循环泵分成两路，一路去混合器做为洗涤水；另一路去气化炉的激冷室做为激冷水。黑水从气化炉，旋风分离器，水洗塔底部分别经减压阀进入蒸发热水塔减压闪蒸出水中溶解的气体，闪蒸后的黑水进入低压闪蒸罐进一步闪蒸，闪蒸出来的蒸汽送到除氧器作为除氧用蒸汽。低压闪蒸后的黑水进入真空闪蒸罐进一步闪蒸，真空闪蒸后的黑水经澄清槽沉降分离细渣，沉降后的沉降物含固量约20﹪，由澄清槽底部排出，经澄清槽底流泵送至真空过滤机过滤，滤液进入滤液受槽，经滤液泵送至磨机做补水。滤饼装车外运。澄清槽上部溢流清液自流至灰水槽，灰水槽中的灰水经低压灰水泵一部分去锁斗冲洗水冷却器冷却后，送至锁斗冲洗水槽做为锁斗的冲洗水；另一部分灰水去蒸发热水塔与中压闪蒸气逆流接触传质传热，送至水洗塔做为系统补水循环使用。水洗塔不足的洗涤水由变换来的工艺冷凝液和新鲜水补充。蒸发热水塔顶的闪蒸汽去变换氨汽提塔。真空闪蒸罐顶的闪蒸气经真空闪蒸冷凝器用水冷却后，送至真空闪蒸分离罐，分离后的气体经真空泵和真空泵分离罐后放空，真空闪蒸分离罐分离的冷凝液自流如入灰水槽使用。变换在本工段将气体中的CO部分变换成H2。本工段的化学反应为变换反应，以下列方程式表示：CO＋H2O—→H2＋CO2由气化洗涤塔来的水煤气经气液分离器分离掉气体夹带的水分后，水煤气（其流量由出变换工段气体中H2/CO的比例要求而定）进原料气预热器与变换气换热后进入变换炉，与自身携带的水蒸汽在耐硫变换催化剂作用下进行变换反应，出变换炉的高温气体经蒸汽过热器与本工段副产的2.5MPa中压饱和蒸汽换热，中压蒸汽过热到390℃，变换气自身温度降低后在原料气预热器与进变换的粗水煤气换热，出原料气预热器的变换气进入中压蒸汽发生器，副产2.5MPa(G)饱和蒸汽，副产的饱和蒸汽送至蒸汽过热器与变换炉出口的变换气换热，副产蒸汽后的变换气与未变换的粗煤气合并后进入低压蒸汽发生器，副产1.0MPa(G)饱和蒸汽，之后进入低压蒸汽发生器，副产0.5MPa(G)饱和蒸汽，温度降至～175℃之后，经过气液分离器后进入脱盐水预热器预热来自脱盐水站的脱盐水，最后在水冷却器中用循环冷却水冷却至气液分离器分离出来的高温工艺冷凝液经过工艺热冷凝液泵加压后送至气化工段洗涤塔使用。气液分离器分离出来的低温冷凝液同汽提塔出口酸性气体换热后进入汽提塔，在汽提塔内用高压闪蒸气和蒸汽汽提出溶解在水中的H2、CO、H2S、NH3。汽提塔塔顶出口酸性气体进入低温冷凝液预热器将气液分离器分离出来的低温冷凝液预热至后，与脱盐水换热后，进入气液分离器进行气液分离，分离出来的酸性气体送至火炬焚烧。1.7.2低温甲醇洗装置低温甲醇洗净化装置是用来脱除变换气中多余的CO2、全部硫化物、水以及其他杂质。分为吸收过程和溶液再生过程。吸收过程自变换来的变换气经过一系列冷却约冷至10℃后进氨洗涤塔，用少量锅炉给水将其中微量氨、氰等洗涤至<1ppm。洗涤后的水送至界外处理。洗涤后的气体经原料气终冷器与合成气、排放尾气换热后冷至约-16℃后送入主洗涤塔，依次脱除H2S+COS、CO2后出主吸收塔，与原料气换热至30℃，2.76MPaA后送去甲醇合成。净化气中CO2来自甲醇热再生塔经冷却的甲醇-45.2℃从主吸收塔顶进入，吸收塔出溶解的H2和CO以及部分CO2。为了降低循环压缩机的气量，一小股来自热上段为CO2吸收段，甲醇自上而下与气体逆流接触，脱除气体中CO2，CO2的指标由甲醇循环量来控制。中间二次引出甲醇液分别用丙烯和下游来的甲醇冷却以降低由于溶解热造成的温升。在吸收塔下段，含有饱和CO2的甲醇经冷却后回流进入H2S吸收段以吸收变换气中的H溶液再生过程来自主吸收塔上段的CO2冷却段的含饱和CO2的甲醇液进入中压闪蒸塔的上部减压至0.71MPaA闪蒸出溶解的H2和CO以及部分CO2。该气体送至中压闪蒸塔的下段去减少其中CO2的含量。来自主吸收塔下段即H2S吸收段的富H2S甲醇液进入中压闪蒸塔的下部减压至0.69MPaA闪蒸再生塔进料泵的冷甲醇在此吸收大部分闪蒸的CO2。被吸收过CO2的闪蒸气从中压闪蒸塔排出后经原料气终冷器被加热后进入循环气压缩机。压缩后的气体经中间冷却器和后冷器冷却后返回原料气。从中压闪蒸塔上段出来的含CO2甲醇在闪蒸甲醇过冷器中过冷至-38℃后，一部分送入CO2产品再吸收塔顶部，在此闪蒸出不含硫的CO2经克劳斯/CO2产品气换热器、丙烯过冷器回收冷量后作为CO2产品放出。从中压闪蒸塔下段出来的含硫甲醇送入CO2产品再吸收塔的下部，在此闪出绝大多数的CO2以及少量H2S+COS。这股CO2中的H2S+COS被来自中压闪蒸塔上段的另一部分经冷却后的甲醇洗涤吸收后，经原料气冷却器回收冷量后与前面闪蒸段的CO2一起作为产品CO2自CO2再吸收塔釜来的含H2S甲醇送至尾气再吸收塔中部，同时自CO2再吸收塔上段即CO2闪蒸段来的富CO2但不含H2S的甲醇送至尾气再吸收塔上部。此外，这股甲醇另分出一部分别送去作为主吸收塔的主洗涤甲醇。在尾气再吸收塔用氮气气提出其余的CO2。甲醇中CO2的释放靠段间加热来实现。甲醇从集液塔板上采出经回流泵打入再吸收塔甲醇/贫甲醇换热器加热后送入气提段，即塔的下段。从气提段来的N2/CO2混合气与热闪蒸气及循环酸性气混合后，经塔顶部的甲醇洗涤后离开塔顶，然后部分与气提氮气换热回收冷量，另一部分送去热闪蒸过冷器回收冷量，最后这两股气混合后送至尾气洗涤塔用软水洗涤降低其中的甲醇含量后，送入烟囱排入大气。塔釜出来的富H2S甲醇，一部分去中压闪蒸塔吸收循环气中的CO2，另一部分经一系列换热器回收冷量后送至热再生塔。从尾气再吸收塔釜来的富H2S甲醇经回收冷量后，送入热再生塔顶部的热闪蒸段，在这里释放出的气体经冷却后，气体和冷凝液送入尾气再吸收塔以促进甲醇中的硫的富集。进入热再生段的甲醇被来自下段水富集段和甲醇水分离塔顶的甲醇蒸汽气提后得到再生。该再生甲醇被收集后由泵送至主洗涤塔顶部作为精洗涤甲醇。甲醇蒸汽和热再生的其他气体的混合物，从热再生塔顶部离开后经过一系列换热器后冷凝出其中的甲醇。最后，克劳斯气进一步冷却后，冷凝出的液体被收集后与前面冷凝出的甲醇一起回流入塔。克劳斯气被加热后送出界区。自热再生塔釜来的富水甲醇，送至甲醇水分离塔完成水和甲醇的分离，以使系统甲醇回路的水含量保持在较低的水平。塔顶为甲醇蒸汽送回热再生塔作为气提介质，塔釜为含甲醇0.01%的废水送出界区。尾气洗涤塔釜的含甲醇废水也去甲醇水分离塔回收甲醇，塔顶尾气经洗涤后经烟囱放空。1.7.3甲醇合成装置经甲醇洗工序净化后的合成气进入甲醇合成工序，并与回收的氢混合，混合后的气体的氢碳比约为2.06。回收氢是甲醇合成驰放气经氢回收（PSA）单元回收得到的。混合后的合成气经过合成气压缩机增压至～7.5MPaG，然后进入中间换热器，与预热后的循环气混合，继续加热至～210℃后，进入甲醇反应器进行甲醇合成反应。甲醇合成反应在～230CO+2H2→CH3OH+QCO2+3H2→CH3OH+H2O+Q反应热副产～2.4MPaG中压蒸汽。离开甲醇反应器的气体温度～236℃，进入中间换热器预热合成气和循环气。再经合成空冷器、终冷器冷却至～40氢回收单元氢回收采用了变压吸附（PSA）技术，回收甲醇合成单元驰放气中的氢，回收的氢返回甲醇合成单元。甲醇精馏单元：甲醇精馏采用了三塔精馏工艺，即预精馏塔、加压塔和常压塔。来自甲醇合成单元的粗甲醇进入膨胀槽，经膨胀槽减压释放出溶解气后，进入预精馏塔。甲醇膨胀槽产生的膨胀气作为燃料气送出。在预精馏塔中，主要将甲醇中的溶解气、轻组分脱除，塔顶的不凝气作为燃料气送出，塔底的富甲醇液送至加压塔。预精馏塔热量由蒸汽经预精馏塔再沸器提供。加压塔塔顶气体经冷凝后，一部分作为回流，一部分作为产品甲醇送至中间罐区。加压塔产出约占总量45%的甲醇产品。加压塔热量由蒸汽经加压塔再沸器提供。由加压塔底出来的甲醇溶液进入常压塔进一步蒸馏，常压塔顶出来的冷凝液一部分回流，一部分作为精甲醇经泵送入中间罐区。常压塔底的含甲醇的废水送出界区处理。加压塔与常压塔是双效精馏流程，即利用加压塔塔顶的气体的冷凝热，提供常压塔底的再沸热。在常压塔下部设有侧线采出，采出部分重组分，冷却后作为燃料送出界区。中间罐区中间罐区有精甲醇中间槽和粗甲醇贮槽。粗甲醇贮槽用于贮存甲醇精馏单元临时停车时甲醇合成单元生产的粗甲醇，以及甲醇精馏单元生产的不合格甲醇。粗甲醇经粗甲醇泵升压后送往甲醇精馏单元。甲醇精馏单元生产的精甲醇，进入精甲醇中间槽中。经检验合格的精甲醇用精甲醇泵升压送往界外成品罐区。不合格甲醇送入粗甲醇贮槽。1.7.4二甲醚装置自罐区来的甲醇经计量后进入甲醇缓冲罐后，由甲醇进料泵送出入反应工段，泵送出甲醇液经多级换热器加热后进入二甲醚反应器，反应器内有四段内盘管将反应放出热量移出加热进反应器的物料。在约300℃1.7.5空分装置空分装置规模为4.5万Nm3/h共2套。空分装置采用分子筛净化空气、空气增压、氧气和氮气内压缩流程，带中压空气增压透平膨胀机，采用规整填料分馏塔。原料空气过滤后进入离心式空压机，压缩到0.62MPa(A)，然后进入空气冷却塔冷却。冷却后的空气进入分子筛纯化器去除二氧化碳、碳氢化合物和水等。净化后的空气抽出一小部分作为仪表空气和工厂空气用，其余空气分成两股，一股直接进入低压板式换热器，从换热器底部抽出后进入下塔。另外一股进入空气增压机。中压空气进入高压板式换热器，冷却后进入低温膨胀机，膨胀后空气进入下塔精馏。高压空气进入高压板式换热器，冷却后经节流进入下塔。空气经下塔初步精馏后，获得液空、纯液氮和污液氮，并经过冷器过冷后节流进入上塔。经上塔进一步精馏后，在上塔底部获得液氧，并经液氧泵压缩后进入高压板式换热器，复热后出冷箱，进入氧气管网。在下塔顶部抽取的液氮，大部分复热后送至用户，其余液氮过冷后一部分进入液氮贮罐，一部分汽化作为事故用氮气，一部分液体贮存外销。从上塔上部引出污氮气复热出冷箱后分成两部分：一部分进入分子筛系统的蒸汽加热器，作为分子筛再生气体，其余污氮气去水冷塔。从上塔中部抽取一定量的氩馏份送入粗氩塔放空。1.8锅炉岛及发电装置神华宁夏煤业集团年产83万吨二甲醚项目一期工程锅炉岛设置3台240t/h、9.81MPa(G)、540℃一台布置于年产25万吨甲醇项目的锅炉房北侧，点火燃料为天然气，参烧工艺废气，给水温度为144℃。二台布置于年产83万吨二甲醚项目一期工程锅炉房内，点火燃料为天然气。锅炉给水温度为158℃，并配套一台25MW抽汽凝汽式汽轮机及一台25MW汽2基础数据2.1厂址概况2.1.1厂区地理位置宁东重化工基地位于宁夏回族自治区首府银川市东南约43km处的灵武市宁东镇，西北距银川黄河大桥约32km，西距灵武市城区33km。基地规划面积约21.25km2,西边界距宁东镇和矿区中心2.5km，距银（川）～青（岛）高速公路约1.5km，西北角离通往古长城和内蒙的二级公路约0.2km。目前，基地规划区内基本为荒地。基地周围人烟稀少，主要有宁东煤田灵武矿区的一些矿井及个别小型石油化工企业，散布在宁东镇、马跑泉等一些村庄。宁东重化工基地的西、南边界距灵武白芨滩国家级保护区别界分别为8.5km、6.5km。本项目位于宁东重化工基地的B2地块，长宽为：795米×496.3米，面积为：39.5万平方米。2.1.2交通运输包兰、宝中铁路从北、南两个方向将自治区与京包、陇海两大铁路干线连通，规划中的银川-太原线将连通宁夏与中东部地区，形成了一条运输主干线；另外，在宁夏境内，还有银—汝、大—古两条支线，通往贺兰山、宁东矿区，将矿区与外部主干线连通。在公路方面，通过宁夏的国道主干线有两条，国道六条，西部大通道一条。近年来，以银川为中心，修建了连接区内主要城市的高速公路。国道、省道、高速公路和其它级别公路构成宁夏公路交通网。厂区距银（川）～青（岛）高速公路约1.5km。目前，银川与全国主要城市开通有航空班机，银川河东机场为国内主要干线机场。2.2基础数据2.2.1气象条件该地地处西北内陆地区，位于宁夏东北部鄂尔多斯台地及毛乌素沙漠的南缘，属中温带干旱气候区，具有典型的大陆性气候特点：气候干燥，年降水量少而集中，蒸发强烈；寒冬长，夏热短；温差大、日照较长、光能丰富；冬春季风大沙多，无霜期较短。全年主导风向为北风，风沙危害较大。1971～2021年近30年的气象资料情况如下：大气温度过去年度 2021年平均值 8.9°C极最大值 37.5°C极最小值 -26.5°C七月平均值 23.2°C一月平均值 -7.6°C风过去年度 2021主导风向 北风 北风次主导风向 南风 南风夏季主导风向 南风 南风冬季主导风向北风 北风最大风速 21m/s 15.2m/s基本风压值650N/m²降雨量过去年度 2021年平均值 192.9mm 206.9mm最大月平均值 48.1mm 57.8mm最小月平均值 0.8mm 0.1mm最大日降雨量 91.8mm 35.0mm最大积雪量9cm 5cm最大冻土深度 107cm 60cm大气压力过去年度 2021年平均值89.0389.0kP7月份平均值88.1989.17kP1月份平均值88.5789.60kP最大绝对值91.8791.22kP最小绝对值86.7187.24kP相对湿度过去年度 2021年平均值 57% 59%最大月平均值 70% 68%最小月平均值 43% 42%沙尘暴年沙尘暴天数（历年最多天数）30过去年度1971~2021暴风年暴风天数（历年最多天数） 87过去年度1971~2021基本地震加速度：0.044g特征周期0.24s概率水平63%0.154g特征周期0.35s概率水平10%0.304g特征周期0.44s概率水平2%地震烈度Ⅶ海拔 1299.8m2.2.2工程地质神华宁煤83万吨/年二甲醚《岩土工程勘察报告》对工程地质情况主要描述如下（仅供参考）：第一层素填土。层厚1.8~2.8米，平均厚度2.12m;第二层黄土状粉土。层厚1.2~4.8米,均厚度2.51m,承载能力特征值180kPa;第三层角砾。层厚0.5~5.2米,均厚度2.56m,承载能力特征值为280kPa;第四层粉土.层厚0.9~2.8米。均厚度1.64m,承载能力特征值为250kPa,层底埋深7.70～9.60m;第五层泥质粉砂岩。层厚2.2~4.9米.承载能力特征值为300kPa;第六层砾岩。层厚5.2~7.4米。承载能力特征值450kPa;第七层砂岩.埋深17.9～18.9米。承载能力特征值400kPa。设计地震分组为第一组，设计基本地震加速度0.15g场地按Ⅰ级非自重湿陷性场地考虑；冻土深度为1.09cm。地基处理采用直径Φ1000mm长202100mm灌筑桩，单桩承载力标准值1800kN。2.2.3水文地质该地区水资源主要依赖大气降水，但年降水量少而集中，蒸发量又远大于降水量，水资源十分贫乏，属于宁夏回族自治区严重缺水区。2.2.4地表水项目所在地区系黄河右岸诸沟流域区，地表水很少，主要为山洪及地下水的少量出露水量。本地区分布的山洪沟，除少量有泉水注入的地段形成较稳定的短程水流外，大部分只有雨季出现暂时水流，它们一般顺应地势由东或东南流向西或西北，最终注入黄河。黄河是宁夏回族自治区最大的过境河流，在距项目西北部约30多公里处自西南向东北穿过，黄河多年平均过境流量约325亿立方米，是当地重要的工农业及生活水源。2.2.5地下水本项目所在地区水资源补给主要靠大气降水及凝结水，第四系堆积物分布广泛，以沙砾岩、砂岩、夹粘性土层组成含水层，地下水主要为埋藏在其中的潜水。由于该地区沟壑纵横，沙丘发育，第四堆积物厚度不大，且垂直节理发育，疏松多孔，不具有良好的含水节理，富水性差。因此该地区潜水的聚集和贮存条件极差，地下水一般在丘陵中的沟壑、洼地及大面积沙带中有少量分布。每年汛期，由于降水量强度较大，在沟壑、洼地的水源较为丰富，尤其是雨量集中的时候，其间表土层易出现饱和，下渗量小于降水量，陆地表面则出现径流，形成山洪，另外该地区局部有白垩纪裂隙水及承压水分布，一般埋藏较深，水质复杂。据有关水文地质调查资料，该区域除局部地区地下水储量相对较为丰富外，大部分地区地下水资源匮乏，均属沙漠凝结水。目前该地区有一些供人畜饮用和小型灌溉的筒井机井，其涌水量不大，一般在210—300吨/天，大部分水质较差，矿化度较高。2.2.6人文及地理情况宁夏河东重化工基地该基地用地范围内无占用良田、拆迁等问题，多为国有荒地，天然植被为荒漠草原植被，属温带荒漠类型中的旱生植物，植被稀疏，主要植被有沙蒿、甘草、猫头刺等。该地区内的土壤类型主要为灰钙土和风沙土。古王高速公路从基地西面穿过。拟建项目所在地为宁夏河东重化工基地的B2地块，位于重化工基地的东南部。其北面为320万吨/年煤炭间接液化工程，西面是煤化工深加工区，南面有煤基烯烃项目区，东南面为基地铁路编组站。宁煤83万吨/年二甲醚项目一期工程占地总面积39.5万平方米。2.3公用工程数据2.3.1水蒸汽高压蒸汽（SSH）操作压力8.9/9.4/9.81MPaG操作温度525/535/540℃过热中压蒸汽（SSM）操作压力4.1/4.25/4.5MPaG操作温度400/410/430℃中压蒸汽（SM）操作压力2.5MPaG操作温度Saturated(~225℃低压蒸汽（SL）操作压力1.0MPaG操作温度18低低压蒸汽（SLL）操作压力0.5MPaG操作温度1582.13.2冷凝水两相冷凝水高压冷凝水（TTH） 对应SSH中压冷凝水（TTM） 对应SSM中压冷凝水（TM） 对应SM低压冷凝水（TL） 对应SL低压冷凝水（TLL） 对应SLLL单相冷凝水低压冷凝水（TT） 0.4MpaG，~80说明：从每一工艺装置排至界区外的蒸汽冷凝水仅为TLL、TT，如有其他高压冷凝水请在装置内部闪蒸回收。2.3.3氮气中压氮气温度40压力5.3MPaG纯度≥99.9%(vol)氧含量≤10ppm(vol)露点-40℃油含量无尘含量无低压氮气温度40压力0.9MPaG纯度≥99.9%(vol)氧含量 ≤10ppm(vol)露点-40℃油含量无尘含量无低低压氮气温度40压力0.45MPaG纯度≥99.9%(vol)氧含量≤10ppm(vol)露点-40℃油含量无尘含量无2.3.4电力高压（≥200kW）频率50HZ电压AC10KV低压（＜200kW）频率50HZ电压380V2.3.5锅炉给水高压锅炉给水温度144压力15.0MPaG中压锅炉给水（甲醇装置用）温度144压力6.0MPaG低压锅炉给水温度105压力1.0MpaG质量指标（GB/T12145）PH 8.8~9.3导电率≤5μS／cmSi ≤20μg／lO2 ≤7μg／lFe ≤30μg／lCu ≤5μg／l油≤0.3mg／1总硬度≤2μgeq／l2.3.6脱盐水（甲醇装置用）压力0.6MPaG温度40PH(25℃) 6.5~导电率＜0.5μS／cmSiO2:≤20μg／12.3.7软水（气化装置用）温度常温压力0.45MPaGPH ＜9.5导电率＜10uS／cmSi ＜0.5ppm氯化物(CL) ＜1.0ppm钠(Na) ＜1.0ppm总硬度＜1.0ppm2.3.8循环水供给0.4MPaG 30返回0.2MPaG 40污垢系数0.0005m22.3.9直流水温度常温压力0.4MPaG2.3.10饮用水温度 常温压力0.4MPaG2.3.11仪表空气压力0.6MpaG温度40露点-40℃（在0.质量无油、无尘2.3.12装置空气压力0.6MpaG温度40质量无油、无尘2.3.13火炬放空气操作压力0.02MpaG最大背压0.2MpaG2.3.14酸性火炬放空气操作压力0.02MpaG最大背压0.2MpaG2.3.15燃料气中压燃料气压力5.0MpaG温度40低压燃料气压力0.4MpaG温度402.3.16烧碱压力0.3MpaG温度＞20浓度42%wt2.3.17氧气中压氧气纯度 99.6%(vol)压力 4.7MpaG(最小)温度 40低压氧气纯度 99.6%(vol)压力 0.5MpaG(最小)温度 403标准规范及工程统一规定3.1标准和规范3.1.1总图设计、施工及验收标准和规范《工业企业总平面设计规范》GB50187-1993《石油化工企业设计防火规范》GB50160-1992（2021年修改版）《厂矿道路设计规范》GBJ22-87《总图制图标准》GB/T50103-2021《建筑设计防火规范》GB50016-2021《公路水泥混凝土路面设计规范》JTGD40-2021《建筑边坡工程技术规范》GB50330-2021《工业企业标准规距铁路设计规范》GBJ12-87《公路路面基层施工技术规范》JTJ034－2021《建筑地基基础工程施工质量验收规范》GB50202－2021《砌体工程施工质量验收规范》GB50203-2021《土方与爆破工程施工及验收规范》GBJ201-83《水泥混凝土路面施工及验收规范》GBJ97-873.1.2管道布置设计、施工及验收标准和规范《石油化工企业厂区总平面布置设计规范》SH/T3053-2021《石油化工企业设计防火规范(2021年版)》GB50160－1992《工业金属管道工程施工及验收规范》GB50235－97《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》GB50236－98《工业金属管道设计规范》GB50316－2021《工业设备及管道绝热工程施工及验收规范》GBJ126－1989《锅炉房设计规范》GB50041－92《管架标准图》HG/T21629－2021《化工企业静电接地设计规程》HG/T20675－1990《化工、石油化工管架、管墩设计规定》HG/T20670－2021《化工装置管道机械设计规定》HG/T20645-2021《化工装置管道材料设计规定》HG/T20646-2021《石油化工管道布置设计通则》SH3012-2021《工业设备及管道绝热工程施工及验收规范》GBJ126－89《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》GB50236－98《石油化工钢制通用阀门选用、检验及验收》SH/T3064－2021《工业金属管道工程施工及验收规范》GB50235-20213.1.3设备设计、施工及验收标准和规范《压力容器安全技术监察规程》 国家质量技术监督局2021年《钢制压力容器》GB150-2021《钢制压力容器-分析设计标准》JB4732-95《钢制塔式容器》JB/T4710-2021《钢制卧式容器》JB/T4731-2021《钢制球形储罐》GB12337-2021《管壳式换热器》GB151-2021《钢制焊接常压容器》JB/T4735-2021《承压设备无损检测》JB/T4730-2021《石油化工立式圆筒形钢制焊接储罐设计规范》SH3406-1992《钢制塔式容器》JB/T4710-2021《钢制低压湿式气柜》HG20517-1992《钢制化工容器材料选用规定》HG20581-2021《钢制化工容器强度计算规定》HG20582-2021《钢制化工容器结构设计规定》HG20583-2021《钢制化工容器制造技术要求》HG20584-2021《奥氏体不锈钢压力容器制造管理细则》HG/T2806-1996《衬里钢壳设计技术规定》 HG/T20678-2021《压力容器法兰》JB4700~4707-2021《钢制管法兰、垫片、紧固件》HG20592~20635-2021《钢制人孔和手孔》HG/T21514~21535-2021《不锈钢人、手孔》HG21594~21604-2021《钢制压力容器用封头》JB/T4746-2021《钢制压力容器焊接规程》JB/T4709-2021《钢制压力容器焊接工艺评定》JB4708-2021《钢制压力容器产品焊接试板的力学性能检验》JB4744-2021《承压设备无损检测》JB/T4730.1～.6-2021《压力容器用钢锻件》JB4726～4728-2021《补强圈》JB/T4736-2021《鞍式支座》 JB/T4712-1992《腿式支座》JB/T4713-1992《支承式支座》 JB/T4724-1992《耳式支座》JB/T4725-1992《压力容器波形膨胀节》GB16749-2021《丝网除沫器》HG/T21618-2021 《塔器设计技术规定》HG/T20652-2021《压力容器波形膨胀节》GB16749-2021《压力容器涂敷与运输包装》JB/T4711-2021《塔顶吊柱》HG/T21639-2021《设备吊耳》HG/T21574-94《压力容器中化学介质毒性危害和爆炸危险程度分类》HG20660-2021《搅拌传动装置》HG21563~21572-1995《加工高硫原油重点装置主要设备设计选材导则》SH/T3096-2021《玻璃钢化工设备设计规定》HG/T2096-2021《塔盘技术条件》JB/T1205-2021 《压力容器法兰分类与技术条件》JB/T4700-2021 《甲型平焊法兰》JB/T4701-2021《乙型平焊法兰》JB/T4702-2021《化学工业炉受压组件强度计算设计规定》HG/T20589-1996《化学工业炉燃料燃烧计算设计规定》HG/T20682-2021《化学工业炉结构设计规定》HG20541-2021《化学工业炉阻力计算规定》HG/T20575-95《化学工业炉耐火、隔热材料设计选用规定》HG/T20683—2021《化学工业炉金属材料设计选用规定》HG/T20684-1990《石油化工铬镍奥氏体钢、铁镍合金及镍合金管道焊接规程》SH/T3523-2021《工业炉砌筑工程施工及验收规范》GB50211-2021《化学工业炉砌筑技术条件》HG20543-2021《工业炉砌筑工程质量检验评定标准》GB50309-92《化学工业炉结构安装技术条件》HG20544-2021《化学工业炉受压元件制造技术条件》HG20545-92《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》GB50236-2021《工业设备、管道防腐蚀工程施工及验收规范》HGJ229-91《立式圆筒形钢制焊接贮罐施工及验收规范》GBJ128-90《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》GB50236-2021《金属焊接结构湿式气柜施工及验收规范》HGJ212-83《大型设备吊装工程施工工艺标准》SH/T3515-20213.1.4机泵设计、施工及验收标准和规范《美国水力学会标准》HIS《石油，重工况化工和气体工业用离心泵》API610《炼油厂一般用途汽轮机》API611《石油、化工和气体工业用汽轮机》API612《石油、化工和气体工业用润滑，轴封和控制油系统及辅助设备》API614《石油、化工和气体工业用轴流、离心压缩机和透平机-压缩机》API617《石油、化工和气体工业用往复式压缩机》API618《轴振动，轴位移和轴温监测系统》API670《炼油厂特殊用途联轴器》API671《炼油厂特殊用途离心风机》API673《正位移泵---往复式》API674《正位移泵---计量泵》API675《加速度型振动监控系统》API678《轻工况工艺和公用工程用离心泵》ISO2858/5199《化工流程用卧式、端吸离心泵》ANSIB73.1《钢制管法兰》ANSIB16.5《美国试验和材料学会标准》ASTM《换热器学会标准—蒸汽表面冷凝器标准》HEI《管式换热器制造商学会标准》TEMA《炼厂、化工及石油化工流程用离心泵通用技术条件》GB/T3215-1989《压缩机、风机、泵安装工程施工及验收规范》GB50275-2021《机械安全防护装置固定式和活动式防护装置设计与制造一般要求》GB/T8196－2021《计量泵》GB/T7782-1996《钢制管壳式换热器（附加2021年第1号修改单）GB151-2021(2021)《爆炸性气体环境用电气设备第1部分：通用要求》GB3836.1-2021《爆炸性气体环境用电气设备第2部分：隔爆型“d”》GB3836.2-2021《爆炸性气体环境用电气设备第3部分：增安型“e”》GB3836.3-2021《爆炸性气体环境用电气设备第4部分：本质安全型“i”》 GB3836.4-2021《压缩机和排气机性能试验规程》ASMEPTC-10《汽轮机试验规程》ASMEPTC-6《机械驱动用汽轮机》NEMASM-23《压缩机、风机、泵安装工程施工及验收规范》GB50275-2021《化工机器安装工程施工及验收规范（化工用泵）》HGJ207-833.1.5管道材料控制、施工及验收标准和规范《工业金属管道设计规范》GB50316-2021《低压流体输送用焊接钢管》GB/T3091-2021《直缝电焊钢管》GB/T13793-1992《低中压锅炉用无缝钢管》GB3087-2021《高压锅炉用无缝钢管》GB5310-1995《石油裂化用无缝钢管》GB9948-2021《输送流体用无缝钢管》GB/T8163-2021《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB/T14976-2021《流体输送用不锈钢焊接钢管》GB/T12771-2021《锻钢制螺纹管件》GB/T14626-1993 《工业金属管道设计规范》GB50316-2021《60°密封管螺纹》 GB/T12716-2021《钢制管法兰、垫片、紧固件（欧洲体系）》HG20592～20614-97《钢制管法兰、垫片、紧固件（美洲体系）》HG20615～20635-97《钢制对焊无缝管件》GB/T12459-1990《钢板制对焊管件》GB/T13401-2021《锻钢承插焊、螺纹和对焊接管台》HG/T21632-1990《化工配管用无缝及焊接钢管尺寸选用系列》HG20553-1993《锻钢承插焊管件》GB/T14383-93《锻制不锈钢对焊管件》MSSSP-43-1991《承插焊端和螺纹端钢制活接头》MSSSP-83-1995《异径短节》MSSSP-95-2021《承插焊端、螺纹端和对焊端支管台》MSSSP-97-2021《化工厂和石油炼制厂管道》ASMEB31.3-2021《动力管道》ASMEB31.1-2021《法兰端、螺纹端和焊接端阀门》ASMEB16.34-1996 《对焊端部》 ASMEB16.25-2021《承插焊和螺纹锻钢管件》 ASMEB16.11-2021《阀门面至面及端至端的尺寸》 ASMEB16.10-2021《工厂制造的锻钢对焊管件》 ASMEB16.9-2021《管法兰和法兰管件》 ASMEB16.5-2021《英制螺纹》 ASMEB1.1-1989《管法兰用金属垫片—环连接垫、缠绕