年产40亿立方米煤制天然气项目可行性研究报告代项目建议书.docx
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年产40亿立方米煤制天然气项目可行性研究报告代项目建议书
年产40亿立方米煤制天然气项目
可
行
性
研
究
报
告
1总论
1.1概述
1.1.1项目名称和主办单位
项目名称：
海菲泰（国际）投资控股集团煤制天然气项目
建设地址：
内蒙古自治区呼伦贝尔市
主办单位：
海菲泰（国际）投资控股集团有限公司
企业性质：
股份制企业
法人代表：
田树
公司地址：
北京市朝阳区东三环北路2号南银大厦27层
电话：
010—64108003
传真：
010—64108010
邮编：
100027
1.1.2可行性研究报告编制原则
（1）严格贯彻执行国家有关基本建设的一系列方针政策，使项目做到切合实际、技术先进、经济合理、安全实用。
（2）本项目将充分利用项目所在地的自然资源。
采取切实可行的技术措施，节约用水，减少浪费。
（3）严格执行国家及有关部委、当地政府颁布的有关法令法规及标准规范，贯彻落实国家环保及安全卫生的有关政策法规，做到工程建设、环境保护和安全卫生“三同时”。
1.1.3主办单位概况
海菲泰（国际）投资控股集团有限公司是从事替代能源研发、生产、销售；汽、柴油销售；石油化工产品生产、销售；投资许可经营项目：
煤矿开采，煤炭经营；石油贸易进出口业务的综合性能源公司。
公司总部设在中国北京市。
海菲泰集团目前下设海菲泰（国际）投资控股河北石油化工有限公司和海菲泰（国际）投资控股北京石油化工有限公司，两个全资控股公司。
目前已建成的海菲泰集团河北石油化工有限公司（下称海菲泰河北石化），位于中国河北省保定地区，占地面积200亩，紧邻京石高速公路，总投资5亿元人民币，具备年产100万吨车用清洁醇醚燃料以及10万吨燃油添加剂的生产能力。
海菲泰集团北京石油化工有限公司正在进行年产200万吨醇醚燃料项目的建设。
2008年，集团为不断扩大生产规模和市场占有率，全面提高企业的综合竞争力，还将在天津、浙江、陕西选择具备航运码头、铁路专用线等物流条件的项目建设地点，再筹建3个石油化工公司，从事甲醇汽油的生产销售，同时经营汽、柴油。
1.2项目建设的目的和意义
（1）发展煤制天然气可缓解石油供应压力、促进国家能源安全
我国基础能源格局的特点是“富煤贫油少气”，长期以来煤炭在我国能源结构中一直占有绝对主导地位。
目前我国查明煤炭储量为1.3万亿吨，预测煤炭总资源量为5.57万亿吨在我国一次能源的生产和消费总量中占有率分别为76%和69%。
随着我国国民经济的快速发展，对能源的需求量将不断提高，而我国“富煤贫油少气”的能源结构特点决定了煤炭资源将在未来很长一段时期内继续作为能源主体被开发和利用。
天然气在工业、民用和交通运输燃料方面与石油具有较好的可替代性。
据测算，如果在出租车和公交车行业用天然气替代汽油，以每辆车年均行使5万公里计算，改装100万辆车每年可替代油品1000万吨。
燃料油是目前我国除原油以外进口量最大的石油产品，2006年，我国燃料油表观消费量4802万吨，净进口2874万吨，如果40%的工业燃料油用天然气替代，则可替代燃料油1920万吨。
以气代油可有效减轻远期石油供应短缺和对进口石油的依赖，缓解石油供应和运输压力，有利于维护我国石油供应安全。
（2）采用洁净煤利用技术，是我国今后发展煤化工的必然趋势
目前，煤的加工转化利用技术主要有煤制油、煤制甲醇/二甲醚以及甲醇制烯烃、煤制合成气/合成天然气等。
不同利用技术的热能有效利用率为:
煤制油（26.9%～28.6%）<煤制甲醇（28.4%～50.4%）<煤发电（40%～45%）<煤制合成天然气（53%）<煤制合成气（82.5%）。
其中，煤制合成天然气和煤制合成气工艺的热能有效利用率明显高于其他工艺的热能有效利用率。
表明，煤制合成气和制甲烷工艺过程具有热能利用率高的特点，同上述热能有效利用率排序一致。
由于煤制天然气工艺相对简单，与其他新兴煤化工产业相比，过程产生的废水废物相对较少，产生的废物也更易于处理。
同时，煤制天然气还具有一氧化碳和氢气合成甲烷率高以及废热能够循环利用等优点。
煤制甲烷是煤清洁利用的一条新途径，是解决我国煤炭粗放型利用的有效方式之一，符合我国特殊能源结构的国情。
（3）煤制天然气是对我国天然气气源的有效补充
我国天然气供需矛盾突出，形势不容乐观，专家预测我国对天然气的需求在2010年末将超过1000亿立方米，预计到2020年，供求缺口将达到1000亿立方米，未来几年天然气消费量年均增长率将达到甚至超过15%。
针对这种情况，中国在进一步加大天然气资源自主勘探开发力度并加快天然气管网建设的同时，也在沿海的辽宁、福建及广东的地方进行进口LNG终端的布局，但目前我国规划的十余座LNG接收站中仅有少数几家确定气源，这种方法虽然能够在一定程度上缓解我国天然气的供需矛盾，但会随时受到LNG进口价格及地缘政治等因素的影响。
依托我国丰富的煤炭资源，大力发展煤制天然气，通过管道输送并经调压配气后进行化工和民用，不但符合煤炭清洁利用的发展方向，同时也是天然气供应的有效补充。
（4）建设大型煤化工项目是加快地方经济发展的需要
呼伦贝尔市煤炭资源丰富，储量巨大，煤质适合发展坑口电站和煤化工产业。
内蒙古呼伦贝尔又是目前我国仅存的一个大草原，在发展经济的同时必须考虑保护好生态环境。
发展40亿立方米/年煤制天然气项目，既符合国家西部大开发和能源转换和可持续发展的大政方针，又有利于优化能源结构、减少环境污染、提高能源效率，对快速推进呼伦贝尔市工业化进程，促进地方经济发展和创建和谐社会具有重大的现实意义。
1.3项目建设和发展规划
本项目建设规模为年处理煤1273万吨的鲁奇气化炉及下游系列产品生产装置，年产天然气40亿立方米，焦油51万吨，石脑油10万吨，粗酚6万吨，硫磺10万吨，液氨5万吨。
1.4项目建设范围
本项目可行性研究范围为生产装置、公用工程、辅助生产设施、办公设施及部分与生产配套的生活设施。
本项目主要装置包括：
空分装置、气化装置、净化装置、甲烷化装置、锅炉及废水处理设施。
1.5研究结论和建议
1.5.1主要技术经济指标
本项目建成投产后，主要技术经济指标见表1-1。
表1-1主要技术经济指标汇总表
序号
项目名称
单位
数量
备注
一
产品及规模
1
天然气
104m3/a
400000
2
焦油
104t/a
51
3
石脑油
104t/a
10
4
粗酚
104t/a
6
5
硫磺
104t/a
10
6
液氨
104t/a
5
7
年操作时间
小时
8000
二
主要原材料用量
1
原料煤
104t/a
1272.7
2
石灰
104t/a
10
三
公用工程及动力消耗
1
燃料煤
104t/a
360
2
一次水
104t/a
2700
四
运输量
1
运入量
104t/a
1632.7
2
运出量
104t/a
209.3
五
定员
人
1700
六
总占地面积
104m2
200
七
总投资
亿元
220
1
建设投资
亿元
198.8
2
建设期利息
亿元
18.6
3
铺底流动资金
万元
3.1
八
财务评价指标
1
年均销售收入
万元
774018
2
年均销售税金
万元
60655
3
年均总成本费用
万元
581428
4
年均利润总额
万元
131934
5
年均税后利润
万元
98951
6
投资利润率
%
8.36
7
投资利税率
%
11.16
8
资本金利润率
%
46.26
9
投资回收期
税前
年
9.58
含建设期三年
税后
年
9.98
含建设期三年
10
内部收益率（IRR）
税前
%
11.22
税后
%
9.94
11
财务净现值
税前
万元
448199
ic=8%
税后
万元
256819
ic=8%
1.5.2研究结论
（1）产品市场前景良好，符合国家能源发展战略和产业政策；
（2）工艺技术成熟、可靠，能耗低，安全、卫生、环保等各项措施完善；
（3）从财务分析看，所得税前内部收益率为11.22%，大于行业基准收益率8%，敏感性分析表明本项目有较好的抗风险能力；
（4）增加地区和国家税收、扩大就业岗位，拉动社会需求，促进地区社会繁荣，社会效益良好，因此本项目是可行的。
1.5.3存在的问题和建议
（1）本项目气化炉和锅炉系统排出的炉渣量较大，而这些炉渣是建筑修路的材料，建议进一步落实用户，尽量实现废渣的综合利用。
（2）本项目引进的高新技术多，应尽快与国外有关技术专利商建立联系，尽快落实引进技术，以保证项目进度。
（3）本项目规模较大系列较多，同类设备多，制造运输周期长。
应尽早考虑引进设备的招标，考查设备制造商制造能力、制造周期与建设计划进度之间的关系。
2市场预测
2.1天然气概述
天然气是从地下开采出来的一种以甲烷为主的可燃性气体，它是埋藏在地壳下面的生物有机体 ，经过漫长的地质年代和复杂的转化过程而形成的。
天然气是一种易燃易爆气体，和空气混合后，温度只要达到550℃就燃烧，在空气中，天然气的浓度只要达到5-15%就会爆炸。
天然气的热值较高，一立方米天然气燃烧后发出的热量是同体积的人工煤气（如焦炉煤气）的两倍多，即35.6-41.9兆焦/立方米。
天然气通过净化分离和裂解、蒸汽转化、氧化、氯化、硫化、硝化、脱氢等反应可制成合成氨、甲醇及其加工产品（甲醛、醋酸等）、乙烯、乙炔、二氯甲烷、四氯化碳、二硫化碳、硝基甲烷等。
在世界合成氨产量中，约80％以天然气为原料，世界甲醇生产中70％以天然气为原料，以天然气为原料的乙烯装置生产能力约占世界乙烯生产能力的32％。
因此，天然气是理想的气体燃料和宝贵的化工原料。
表2-1天然气性质表（0℃，1atm）
2.2国外市场分析与预测
2.2.1国外天然气市场现状
煤、石油和天然气是当今世界一次能源的三大支柱。
天然气作为一种高效、优质、清洁能源,其用途越来越广,需求量不断增加。
美国、日本、俄罗斯、加拿大等作为天然气消费大国,平均消费量都在400亿立方米,其中美国和俄罗斯位居榜首,其消费量均在总量的60%以上。
美国依然是世界头号天然气消费大国，2005年消费量达6197亿立方米，占全世界总消费量的22%，天然气在一次能源中的比例为24.4%。
俄罗斯是第二大天然气消费国，2005年消费量为4321亿立方米，占世界总消费量的15.1%，天然气在一次能源中的比例高达55.2%。
英国、加拿大、德国、伊朗、日本等国天然气消费占世界总消费量的约3%。
荷兰英国天然气在一次能源消费中所占比例分别为39.5%、36.9%，也处于较高的水平。
亚洲地区的日本、韩国通过大量进口液化天然气提高了天然气的消费量，2005年消费天然气日本为846亿立方米、韩国为342亿立方米，在一次能源消费中的比例分别为14.6%、13.6%。
2.2.2国外市场预测
据法国国际天然气信息中心（Cedigaz）预测，2005－2010年世界天然气消费年均增长率约为2.5%，增长率最高的地区可能是拉丁美洲、亚太、非洲和中东地区，年增长率可达4%，甚至更高。
在各种促使需求量不断增长的因素中，发电用气依然是推动天然气需求增长最主要的动力。
虽然欧洲已经将建设环保型燃煤发电厂纳入了计划，但是在2010年以前不会投入使用。
在美国，为满足国内的电力需求，最近投产的新的燃气发电厂呈现满负荷运转的趋势。
在天然气供应方面，在某些区域市场，如亚洲，天然气供应仍将出现紧张局面。
2010年之后，世界天然气消费增长速度有可能减缓，预计年均增速最多不超过2.2%。
国际能源机构（IEA）在《世界能源展望2006》报告中预测，到2030年，世界天然气消费年均增长率为2%。
2.3国内市场分析与预测
2.3.1国内天然气市场现状
我国天然气工业始于新中国成立，21世纪以来得到了快速发展。
储量稳步增长，产量快速上升，海外合作稳步推进，输配气系统配套发展，消费市场逐步扩大，2007年天然气在我国一次能源消费中的比例达到3.4％，天然气工业正逐步成为一个崭新而耀眼的新型能源产业。
未来随着我国国民经济的快速发展和环保要求的日益提高，对清洁、高效能源的需求将越来越大，天然气作为优质能源，在优化我国能源消费结构、改善大气环境、控制温室气体减排方面将发挥积极且重要的作用。
2007年我国天然气消费673亿立方米，与2000年相比年均增长近14%，在一次能源消费中的比例达到3.4％。
随着西气东输、陕京线系统等一批长距离输气管道的建成投产，消费区域实现了从油气田周边向跨区域的发展，消费市场已覆盖了29个省市区。
消费结构从2000年以前的基本以化工和油气田生产燃料用气为主，逐步向多元化转变。
城市燃气已成为第一大用气领域，在天然气消费中的比例达到32.4%，发电用气比例上升8个百分点，化工和工业燃料用气同比则有较大幅度下降。
总体上，我国天然气工业发展已取得了长足进步，天然气生产能力得到快速提高输配气系统逐步配套完善，消费市场不断扩大，天然气工业已步入了高速发展轨道。
2.3.2国内天然气市场预测
天然气具有洁净、高效、资源丰富、方便储运等优点,目前,全球天然气消费量已高达每年2.32亿立方米,占世界一次能源需求总量的24.3%[2-4]。
随着环保要求的日益严格和人们环保意识的增强,天然气这种洁净能源的市场份额将不断扩大，前景十分广阔。
2004年世界天然气的消费增长了3.3%,最近10年的平均增长率为2.3%。
除美国之外,世界其他地方的天然气消费增长了4%，其中，俄罗斯、中国与中东的增幅最大。
近20年来，天然气探明储量以约5%的速度增长，产量的增长速度也达到3%—3.5%。
天然气在发电、工业、民用燃料和化工原料等领域的使用已占相当高的比重，对促进社会进步，经济发展和人们生活质量提高正在发挥着越来越重要的作用。
近几年我国天然气产量如下图：
图2-12001—2008年我国天然气产量
据《中国能源发展报告》预计，未来十多年里我国天然气需求将呈爆炸式增长，平均增速达到11%～13%。
到20lO年，天然气需求量将达到1000亿方，产量约800亿方，缺口为200亿方以上；到2020年，天然气需求量将超过2000亿方，缺口达到1000亿立方米。
图2-2我国天然气消费量及预测
目前，东北天然气管网覆盖大庆、齐齐哈尔、哈尔滨、长春、沈阳、大连等东北主要城市，随后延伸至北京，大庆为气源地。
本工程建设从呼伦贝尔到大庆约500公里的天然气管道，日供应天然气1100万立方米，为建设东北老工业基地服务。
3生产规模及产品方案
3.1生产规模和操作制度
3.1.1生产规模
本项目设煤气化装置四十五套、空分装置、变换工序、低温甲醇洗装置、甲烷化装置各六套及硫回收、酚回收、氨回收装置各三套。
表3-1各主要装置生产能力
序号
装置名称
单台（系列）生产能力
系列数
备注
1
备煤
530t/h（入炉煤）
3
2
煤气化
44000Nm3/h
45
40+5
3
CO变换、冷却
218700Nm3/h
6
4
低温甲醇洗
336500Nm3/h
6
5
甲烷化
220000Nm3/h
6
6
空分装置
45000Nm3/h
6
透平驱动
7
硫回收
3
8
酚回收
6
9
氨回收
3
3.1.2操作制度
本项目建成后每天运行24小时，年操作时间为8000小时，约333天。
3.2产品方案
表3-2产品方案
类别
项目
数量
单位
主产品
天然气
400000
104m3/a
副
产
品
焦油
51
104t/a
石脑油
10
104t/a
粗酚
6
104t/a
硫磺
10
104t/a
液氨
5
104t/a
年操作时间
8000
小时
4工艺技术方案
传统的煤制天然气工艺路线为煤气化生产合成气，合成气经过甲烷化反应生成甲烷—合成天然气。
这一传统工艺技术成熟，计算的热效率为61.9%。
催化蒸汽气化技术：
是EXXON公司在二十世纪七十年代开发的，用碳酸钾（碱过渡金属氧化物或碱土）作为催化剂，煤与水蒸汽反应生产甲烷，计算热效率达到71.9%。
氢气化技术（hydrogasification）：
这一技术的计算热效率达到79.6%。
第一种通过煤气化转化天然气技术是成熟的工业化技术，而后两种煤转化天然气技术是在研究开发阶段的新技术。
目前国内在建和开展前期研究的煤制天然气项目均采用第一种成熟的煤气化、甲烷转化过程的工艺技术。
工艺流程如下图：
图4-1煤制天然气工艺流程
4.1空分装置
空分装置的作用是为煤气化装置提供所需的氧气和以及公用工程所需的低压氮气、仪表空气和工厂空气。
本装置原材料为空气，由六套单系列制氧能力为45,000Nm3/h的空分系统组成，以与煤气化装置相匹配，总的供氧能力为270,000Nm3/h。
4.1.1工艺技术方案的选择
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：
（1）采用高效的两级精馏制取高纯度的氧气和氮气；
（2）采用增压透平膨胀机，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。
（3）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。
（4）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为研究的一个重点。
氧的增压有两种方式，即采用氧气压缩机和液氧泵，前者压缩介质为气氧，在冷箱外压缩；后者压缩介质为液氧，在冷箱内压缩。
分别成为外增压流程和内增压流程。
最近制造厂又推出双泵内压流程，即根据用户对高压氧气、高压氮气的要求，分别用液氧泵、液氮泵在冷箱内压缩、气化后输出，其投资省、维修费用低、安全可靠性高。
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（AirLiquide）等。
法液空的分子筛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。
我国的空分制造厂与上述拥有世界一流技术的空分设备公司都建立了长期的技术合作关系，通过消化吸收，拥有自主知识产权，能合作制造大型空分设备。
4.1.2工艺技术方案的比较和选择
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，尽管内增压流程使用了增压机来提供系统的部分制冷量，理论上要多消耗约3%的压缩功；但是增压机的效率比氧压机高，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，尽管外增压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，而内增压流程从未出现过类似事故。
从投资上看，两种流程相接近，内增压流程稍低一些。
此外，使用液氧泵的内增压流程比使用氧压机的外增压流程操作、管理更为方便，维修工作量少，占地也少。
因此，本研究推荐内压缩流程。
本项目的煤气化装置采用并联运行，为了便于煤气化装置的运行和管理，并尽量节约投资，采用6系列45000Nm3/h空分装置并联运行的方式。
4.1.3工艺流程说明
从大气吸入的空气经空气过滤器滤去灰尘与杂质后，入空气压缩机加压至0.6MPa（A），然后进入空气冷却塔。
空气在空冷塔下段，被循环冷却水逆流接触而降温。
然后通过上段与经污氮及冷水机组冷却的冷冻水逆流接触，降温至12℃入分子筛吸附器，清除空气中的水份、二氧化碳和碳氢化合物。
净化空气分成二股：
一股直接进入冷箱经主换热器被冷却至接近露点，入精馏塔下塔进行预分离，另一股导入空气增压机。
从增压机的中间级抽出一股空气进入膨胀机进行绝热膨胀制冷，然后导入下塔，补充装置运行所需的冷量；其余的从增压机的最终级压出，在高压换热器中与高压液氧（一部分与高压液氮）换热而液化，然后节流降压，节流后的气体并入下塔，液体空气直接导往上塔分离或一部分先入下塔预分离。
从主冷凝蒸发器抽出液氧，复热气化后出冷箱，作为产品氧气送煤气化装置。
从主冷凝蒸发器抽出液氮，复热气化后出冷箱，作为产品氮气送煤气化装置。
由下塔顶部抽出0.5MPa（G）纯氮气，经主换热器复热后出冷箱，作为低压产品氮气供全厂用户。
上塔上部引出的不纯氮气，经换热器复热后出冷箱。
由于其干燥无水，除作为分子筛再生用氮外，入水冷却塔，能使一部分水汽化从而使循环冷却水得到冷却。
4.2煤气化装置
目前国内外开发的煤气化技术有多种，其中大型工业化有代表性的工艺技术有：
以鲁奇为代表的固定床，以温克勒、灰熔聚为代表的流化床、以Texaco为代表的湿法气流床和以shell和GSP为代表的干法气流床工艺技术等。
4.2.1工艺技术方案的比较与选择
（1）德士古（Texaco）水煤浆气化工艺
Texaco水煤浆气化工艺为第二代先进煤气化技术。
美国Texaco公司很早就开发了以天然气和重油为原料生产合成气技术，经多年研究以后，推出了水煤浆气化工艺。
该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，除了含水高的褐煤以外，各种烟煤、石油焦、煤加氢液化残渣均可作为气化原料，以年轻烟煤为主，对煤的粒度、粘结性、硫含量没有严格要求；
气化压力高。
工业装置使用压力在2.8～6.5MPa之间，可根据使用煤气的用途加以选择；
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1350～1400℃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；
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。
（2）Shell干粉煤加压气化工艺
Shell煤气化工艺属干法气流床气化工艺，其以干煤粉进料，纯氧作气化剂，液态排渣。
干煤粉由少量的氮气（或二氧化碳）吹入气化炉，该炉型对煤粉的粒度有一定要求（75%通过200目），煤粉需要经热风干燥（含水小于2%），以免粉煤结团，尤其对含水量高的煤种更需要干燥。
气化火焰中心温度随煤种不同约在1600～2200℃之间，出炉煤气温度约为1400～1700℃。
产生的高温煤气夹带的细灰尚有一定的黏结性，所以出炉
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