煤化工煤制气可研报告.docx

1、煤化工煤制气可研报告煤化工煤制气可研报告煤制天然气项目可研报告1总论1.1概述1.1.1项目规模依照国家发改委发改办工业202023*号文件精神以及市场的需求，集团煤化公司煤制天然气项目规划规模为年产40亿立方米煤制天然气，分三期建设。1.1.2项目背景1以煤炭资源替代部分油、气资源，是我国经济建设可连续进展的必由之路。我国能源结构的特点决定了寻求油、气的替代能源是我国经济进展与能源战略安全的长远战略。集团甲烷产品目标市场定位为国内LPG燃料和天然气的替代和补充，是所有替代燃料技术中最成熟、最安全、最经济的选择，这对我国实现节约和替代油、气的目标具有重要的现实和战略意义。2项目建设是贯彻党中央

2、西部大开发战略，进展少数民族地区经济的需要。党中央、国务院明确指出，不失时机地实施西部大开发战略，直截了当关系到扩大内需、促进经济增长，关系到民族团结、社会稳固和边防巩固，关系到东西部和谐进展和最终实现共同富裕。强调要抓住机遇，把西部地区的进展潜力转换为现实生产力，把潜在市场转换为现实市场，为国民经济提供更宽敞的空间和庞大的推动力。党中央的决策，为西部地区经济进展提供了契机。该项目的建设充分发挥新疆锡林浩特煤炭资源优势，改善当地的基础设施，增加地点就业机会，增加税收，推动地区社会经济的进展，缩小东西部进展差距，实现东西部地区优势互补，共同进展，把资源优势转换为经济优势，为西部大开发做出奉献。

3、3进展大型煤基合成天然气产业，使实现煤炭资源清洁利用和提高煤炭资源利用的附加值，落实科学进展观，实现可连续进展的客观选择，符合3R原那么即减量化、再利用、资源化，较好的表达3E原那么即环境、节能、效益优先的原那么。在坑口地区，以褐煤为原料，采纳洁净的气化和净化技术大规模制取人工天然气，为低品质褐煤的增值利用开创了潜力庞大的前景，为煤炭企业提供了新的进展机遇和进展空间，将有利于煤炭行业优化产业结构，提高附加值，谋求可连续进展，提高煤炭行业的综合实力，同时也符合现代煤化工一体化、大型化、基地化的进展特点和产业组织规律。该项目的兴建，充分利用了企业的褐煤优势资源。依照市场需求，应用洁净煤技术建设现代

4、化高起点的煤化工基地，促进了煤炭加工和利用的产品链的延伸，培养了新的经济增长点。具有良好的经济效益和社会效益。4本项目采纳的先进工艺技术，在有效而清洁地利用煤炭资源，为国民经济做出重大奉献的同时，有效地爱护了当地环境。符合对煤炭的利用要按集约化、大规模、多联产、清洁利用和有效利用的现代洁净煤技术模式。 1.1.3项目范畴工程包括热电站、空分、备煤、煤气化、变换冷却、脱硫脱碳、甲烷化、副产品回收装置以及界区内的供水、供电、供汽，三废处理等公用工程设施。包括煤场、铁路、天然气管道输送工程。1.1.4结论及建议 通过市场分析，技术方案论证，厂址及技术经济分析，初步结论如下：1该工程为煤炭洁净高效生产

5、系统，是煤炭综合利用，提高附加值的最有效最经济的途径之一，符合国家的产业政策、能源和环境爱护政策。2以褐煤为原料生产合成天然气替代天然气、副产品焦油、酚、氨等，具有宽敞的时差国内，产品成本具有较强的竞争力。3所选厂址条件较好，交通运输方便，不占耕地，供水有保证，原料、动力供应可靠。4技术经济分析说明，项目经济效益一样，项目全投资内部收益率所得税后为10.63%，盈亏平稳点位55.36%左右。1.1.5要紧技术经济指标表要紧经济技术指标序号项目单位数量备注1生产规模万Nm3/d12002产品方案2.1主产品天然气万Nm3/d12002.2副产品石脑油万t/a10.128焦油万t/a50.88硫磺

6、万t/a12.01粗酚万t/a5.76粗氨万t/a5.2563年操作日 天3338000小时4原料及燃料煤用量原料煤万t/a1423.84燃料煤万t/a402.1445辅助材料和化学品催化剂t/a23032NaOH t/a3600甲醇t/a9600二异丙基醚t/a2100循环水药剂t/a15306公用消耗量新奇水万t/a26907全厂三废排放量废气万Nm3/a382.1锅炉及加热炉烟气废渣、灰万t/a237.33气化及锅炉废渣8运输量万t/a2154.83运入量万t/a1833.01运出量万t/a321.829全厂定员人1678其中：生产工人人1559治理和技术人员人11910占地面积ha37

7、3.93包括灰场11工程项目总投资万元 2268074.3611.1基建投资万元2060720.0211.2固定资产方向调剂税万元11.3铺地流淌资金万元15332.1611.4基建期利息万元192022.1712项目固定资产投资万元2252742.1913资本金万元680589.4614基建贷款万元1587484.9015年销售收入万元756191.52平均16年销售税金万元68989.61平均17年总成本费用万元506006.62平均18年利润总额万元181195.29平均19年所得税万元45298.82平均20投资利润率%7.86平均21投资利税率%10.86平均22成本费用利润率%35

8、.81平均23投资收益率%14.13平均24外汇贷款偿还期年含基建期25国内贷款偿还期年9.91含基建期26投资回收期所得税后年9.59含基建期27投资回收期所得税前年9.06含基建期28全投资内部收益率%10.63所得税后29全投资净现值万元367559.32所得税后30全投资内部收益率%12.31所得税前31全投资净现值万元 639818.27所得税前32自有资金内部收益率%12.4033自有资金净现值万元341052.8634全员劳动生产率万元/人年450.652市场推测2.1天然气产品用途、现状及需求2.1.1天然气特性和用途天然气naturalgas)系古生物遗骸长期沉积地下，经慢慢

9、转化及变质裂解而产生之气态碳氢化合物，具可燃性，多在油田开采原油时相伴而出。天然气蕴藏在地下约3000 4000米之多孔隙岩层中，要紧成分为甲烷，通常占85-95%；其次为乙烷、丙烷、丁烷等，比重0.65，比空气轻，具有无色、无味、无毒之特性， 天然气公司皆遵照政府规定添加臭剂，以资用户嗅辨。在石油地质学中，通常指油田气和气田气。其组成以烃类为主，并含有非烃气体。广义的天然气是指地壳中一切天然生成的气体，包括油田气、气田气、泥火山气、煤撑器和生物生成气等。按天然气在地下存在的相态可分为游离态、溶解态、吸附态和固态水合物。只有游离态的天然气经集合形成天然气藏，才可开发利用。目前我国天然气的生产要

10、紧集中在中国石油天然气总公司、中国石油化工总公司和中国海洋石油总公司。中国石油天然气总公司2006年天然气产量为442.10亿m3，产量全国天然气总量的75.5%；中国石油化工总公司2006年天然气产量为72.65亿m3，产量占全国天然气总量的12.4%；中海油湛江分公司2006年天然气产量增长到48.95亿m3，产量占全国天然气总量的8.4%。2006年我国天然气表观消费量约586 m3，已成为世界上天然气需求增长最迅速的国家之一。据推测，到2020年，我国将每年需进口液化天然气1000万吨，广东、福建、浙江、上海等地将有5座液化天然气接收站投入建设与营运；到2020年，我国沿海将再建5-6

11、座液化天然气接收站，年消费液化天然气将达到2000万-2500万吨。到2020年，中国国内管道天然气需求量约1200亿m3，2021年为1700亿m3，2020年将达到2000亿m3以上，占我国能源消费总量的比例将从2.5%-2.6%上升为7%-10%，其中用于发电、都市燃气、化工大约各占1/3。用气方向：天然气可用于发电、化工、都市燃气、压缩气车，目前中国天然气消费以化工为主，估量今后天然气利用方向将发生变化，会要紧以都市气化、以气代油和以气发电为主，其中都市燃气将是中国要紧的利用方向和增长领域。2006年国内天然气消费结构及需求推测 单位：亿m3，%消费领域2006年2020年2006-2

12、020年年均增长率数量比例数量比例发电160.628.933633.620.3化工242.243.536636.612.4工业燃料78.014.013513.514.7民用燃料60.110.814214.226.2车用燃料0.30.0520.260.5其他15.62.8191.96.5合计556.8100.01000100.015.82.1.2中国天然气的进展中华人民共和国建立以来，天然气生产有了专门大进展。专门是八五以来，中国储量快速增长，天然气进入高速进展时期。1999年中国天然气产量达234.37亿m3，较上年大幅增长12.2；2000年，中国天然气产量达到264.6亿m3。由于天然气具

13、有良好的进展前景，中国和世界许多国家一样，大力开发利用天然气资源，并把开发利用天然气作为能源进展战略的重点之一；2001年中国天然气产量达303.02亿m3，较上年有大幅增长，增幅达11；2002年连续高速增长，达到328.14亿m3，较上年增长8.29。但在世界各国天然气产量的排名中，由于阿联酋的产量猛增，中国从第15位降至第16位；2003年，中国天然气产量约为341.28亿m3其中包括地点产量3.28亿m3；2004年中国天然气产量保持稳固增长态势，全年产量达到356亿m3，创历史最高纪录。2005年，全国累计探改日然气可采储量达到3.5万亿立方米，比2004年增长了25%。2005年，

14、中国天然气产量约为499.5亿立方米，比2004年增加91亿立方米，增长幅度约22%。截至2005年底，全国天然气管道总长度约2.8万千米，其中管径大于426毫米的管道总长度为1.7万千米。2006年三季度前期天然气产量保持高位，月均天然气产量在48亿立方米之上，9月天然气产量有所回落。2006年1-9月国内共生产天然气430.81亿立方米，同比增长21.3%，增速比上半年下降3.0个百分点。据专家推测，以后20年天然气需求增长速度将明显超过煤炭和石油。到2020年，天然气在能源需求总量中所占比重将从1998年的2.1%增加到6%，到2020年将进一步增至10%。届时天然气需求量估量将分别达到

15、938亿立方米和2037亿立方米。天然气年产量以20%左右的速度高速增长。以后我国的天然气供应将出现四种格局：西气东输，西部优质天然气输送到东部沿海；北气南下，来自我国北部包括引进的俄罗斯天然气，供应南部的环渤海、长三角、珠三角等区域；海气登陆，一方面是近海地区我国自己生产的天然气输送到沿海地区，另一方面是进口液化天然气优先供应沿海地区；此外，各资源地周边地区就近利用天然气。但以后数年后，随着国家的扶持和应用范畴的扩大，将显现供不应求的局面。估量2020年国内天然气供应缺口将在400-500亿立方米，2020年将近1000亿立方米。这些缺口目前的供气方案是要紧由国外气源来解决，包括建设输气管道

16、和LNG运输。2.1.3中国天然气存在的要紧问题和解决方法1天然气储量不多。天然气年产量仅400多亿立方米，在中国能源生产中的比例不足5%，与世界相比具有专门大的差距。据有关资料显示，中国天然气储量在世界天然气总量中不足3%。2天然气勘探开发难度较大。现已探明谈然气地质储量3.4万亿立方米，尽快将这些储量开发利用，对促进国民经济进展有专门重要的作用。但中国的这些储量大多分布在中国西部的老、少、边、穷地区，地表条件多为沙漠、黄土塬、山地，地理环境恶劣。多数勘探对象第孔、地渗、埋藏深、储层复杂、高温高压，且远离消费市场，开发利用这些储量还存在许多技术难题。譬如中国的鄂尔多斯盆地的苏里格大气田，探明

17、地质储量近6000亿立方，但在产能建设上存在许多技术难题，它是大面积、低孔、低渗的岩性气田，这是中国开发利用从没遇到过的气田，涉及钻井工艺、储层改造工艺等技术难题，而类似的气田还有专门多。又如四川盆地的气田要紧属于碳酸盐岩的裂隙和次生孔隙气田，它们的不均质性专门强，开发和稳产难度相当大。 3加快引进利用国际天然气资源。引进利用国际天然气资源是21世纪中国进展外向型能源经济的重点，是中国21世纪重大的能源战略。中国进口天然气将通过两条途径解决：一是从俄罗斯、乌兹别克斯坦、土库曼斯坦、哈萨克斯坦等国引管道天然气；二是为中国沿海地区引进液化天然气LNG。4加快建设煤制天然气工厂，以满足市场需要。政府

18、部门估量2020年中国每年天然气的需求1000亿m3，而中国2006年天然气产量仅有586亿m3，液化天然气进口量100万吨。远不能满足市场需要，现差不多打算从中亚地区进口天然气，此外还在研究铺设从缅甸和俄罗斯通往中国的跨境管道。3产品方案及生产规模3.1生产规模该项目选择固定床干法排灰纯氧碎煤加压气化技术生产天然气，低温甲醇洗净化、镍基催化剂甲烷化的生产工艺。设计规模确定为公称能力1200万N m3/d。3.2产品方案要紧产品为天然气，在工艺装置中副产的产品有：石脑油、焦油、粗酚、氨、硫磺等。 产品方案和产量表 单位：t/a 序号产品数量一主产品1合成天然气1200万N m3/d二副产品1焦

19、油508800t/a(2)石脑油101280t/a(3)粗酚57600t/a(4)硫磺120036t/a(5)液氨52560t/a 产品规格及质量指标总合成天然气气量500000N m3/h,其组分如下：成分CO CO2N2+ArH2CH4含量v%0.050.771.02.4895.71004工艺技术选择及技术来源4.1工艺技术选择该项目是利用锡林浩特丰富的煤炭资源，建设公称能力为1200万N m3/d合成天然气装置。要紧工艺技术采纳：碎煤加压气化粗煤气耐油变换、冷却低温甲醇洗净化低压蒸汽吸取制冷Claus- Scot硫回收工艺甲烷化废水综合利用、残液焚烧4.1.1煤气化工艺技术选择煤气化工艺

20、有十几种，在工业上大量采纳的也确实是几种，可分为固定床、流化床、气流床三种类型。煤气化工艺选择原那么是1依照煤质选择相应的煤气化工艺。2依照煤气加工的产品及用途选择煤气化技术。3装置规模的大型化。该项目采纳锡林浩特高水分褐煤。收到基水分34.1%，低位热值14.4Mj/kg煤ar。灰熔点1200-1250。气化生成的煤气加工成1200万N m3/d合成天然气。依据上述三个原那么，由于煤含水分高，不可能制出符合德士古所要求的水煤浆浓度60%以上，流化床气化工艺比较适应年轻褐煤气化，但气化压力1MPa，飞灰太多且含碳高，碳转化率、气化效率较低，在装置大型化方面存在一定问题，BGL固定床液态排渣压力

21、气化，尽管较好适应高水分褐煤气化，且有蒸汽消耗低，煤气中甲烷含量高的特点，但技术还不成熟。因此本项目可供选择的气化工艺有GSP、SHELL干粉煤、液态排渣气流床压力气化，Lurgi碎煤固定床干法排灰压力气化。为此对三种气化工艺进行详细比较如下：GSP、SHEL干粉煤、Lurgi三种气化工艺比较名称 GSP SHELLLurgi原料要求1褐煤无烟煤全部煤种，石油焦、油渣、生物质；2径250-500um含水2%干粉煤褐煤8%；3灰熔点融性温度 1500；4灰分1%-20%。1褐煤无烟煤全部煤种，石油焦、油渣、生物质；290%100目，含水2%干粉煤褐煤8%；3灰熔点融性温度 1500；4灰分81%

22、-20%。除主焦煤外全部煤种，5-50mm碎煤，含水35%以下，灰25%以下，灰熔点1200。气化温度/1450-15501450-1550取决于煤灰熔点，在DT-ST间操作气化压力/MPa4.04.03-4.0气化工艺特点干粉煤供料，顶部单喷嘴，承压外壳内有水冷壁，激冷流程，由水冷壁回收少量蒸汽，除喷嘴外全为碳钢。干粉煤供料，下部多喷嘴对喷，承压外壳内有水冷壁，废锅流程，充分会说废热蒸汽，材质碳钢、合金钢、不锈钢。粒状煤供料，固体物料和气化剂逆流接触，煤通过锁斗加入到气化炉，通过灰锁斗将灰派出炉外，气化炉由承压外壳、水夹套、转动炉篦组成，炉内物料明显分为干燥、干馏、煤气化洗涤除焦/尘后进入废

23、锅。材质为碳钢。投煤量2000t/d内径=3500内径=4600内径=4000单炉尺寸/mmH=17000投煤2300t/dH=31640投煤800-1000t/dH=11000耐火砖/水冷壁寿命/a2020喷嘴寿命10a,前端部分1a1a-1.5a气化炉台数161646冷激室/废锅尺寸/mm冷激室内径=3500约为2500除尘冷却方式分离+洗涤干式过滤+洗涤洗涤去变换温度22040180-185建筑物不包括变换装置占地：9000M2高约55M气化部分装置占地：9000M2高约85-90M气化部分40M标煤消耗t/106kj包括干燥34.2 包括干燥34.2包括焦油等副产品33氧耗N m3/1

24、06kj99.6%292910包括焦油热值蒸汽消耗kg/106kj包括造气变换副产中低压蒸汽-3.600电耗KW/106kj3.65.80.3碳转化率%999999包括jioayou等副产品冷气效率%808080包括jioayou等副产品气化热效率%909690包括jioayou等副产品投资 万元1200106N m3/d天然气1272000其中空分522000967000其中空分522000480000其中空分184000由上表可知：（1）三种煤气化工艺在消耗指标上，消耗高水分原料煤差不多一样，差别最大的是氧气消耗原料煤SHELL、GSP是Lurgi气化的2.9倍。电：SHELL是lurgi

25、煤气化的19倍，GSP是lurgi的12倍。蒸汽：GSP、Lurgi比SHELL每106kj多消耗3.5Kg。（2）包括焦油等副产品在内，三种气化工艺的碳转化率、气化效率、气化热效率差不多一样。（3）三种煤气化投资相差专门大。SHELL投资是Lurgi的2.6倍，GSP是lurgi的2倍。造成投资大的要紧缘故除气化装置外，空分装置阻碍更大。煤气化、空分比较结果还不能代表全部工艺的比较结果，关于以煤原料生产合成天然气，Lurgi煤气化生产煤气中按热值分布，焦油约占煤总热值的10%，甲烷热值约占煤气总热值30%。H2、CO约占60%。因此采纳Lurgi煤气化工艺合成天然气比SHELL、GSP煤气化

26、工艺，变换低温甲醇洗净化装置、甲烷化装置处理量大大减少，消耗、投资大大降低。综上所述煤气化举荐选Lurgi煤气化。4.1.2粗煤气变换由于粗煤气中含硫、焦油等杂质，因此只能选择耐油催化剂进行CO变换，使煤气中H2/CO=3.1-3.3。4.1.3煤气净化工艺技术选择 众所周知，碎煤加压气化由于逆流气化过程，煤气出炉温度低，粗煤气成分复杂，其气体组分包括CO、H2、CO2、CH4、H2S、有机硫、C2H4、C2H6、C3H8、C4H10、HCN、N2、Ar以及焦油、脂肪酸、硫、酚、氨、石脑油、油、灰尘等。在这些组分中除CO、H2、CH4有效组分和N2、Ar以及惰性气体外，其余所有组分包括CO2和

27、硫化物差不多上需要脱除的有害杂质，可见其净化任务的艰巨。纵观当今各种气体净化工艺，能担当此重任者非低温甲醇洗莫数。这是因为只有低温甲醇洗净化才能够在同一装置内全部洁净的脱除各种有害成分，诸如、CO2、H2S、COS、C4H10S、HCN、NH3、H2O、C2以上烃类包括轻油、芳香烃、石脑油、烯烃及胶质物等以及其他化合物等。另外碎煤加压气化原料气压力较高，其体中CO2、H2S分压相对较高，因此本身就有利于发挥低温甲醇洗物理吸取的特性，低温甲醇洗工艺与其他净化工艺相比还有如下显著优点：吸取能力强，溶液循环量小再生能耗低气体净化纯度高溶剂热稳固性和化学稳固性好，溶剂不降解、不起泡，纯甲醇对设备不腐蚀

28、溶液黏度小，有利于节约动力甲醇和水能够互溶。利用此特性能够用其干燥原料气，而且利用其与水的互溶性用水能够将石脑油从甲醇中萃取出来甲醇溶剂廉价易得流程合理，操作简便低温甲醇洗在同一装置中实现了多种杂质的脱除，相关于其他净化方法的多种净化工艺组合而言，工序相对单一、合理，便于操作治理。低温甲醇洗与NHD净化工艺相比由于装置在低温下操作，需用低温材料，因此投资较高。但由于NHD的吸取能力较低温甲醇洗低，溶剂循环量大，用电消耗大，加之NHD溶剂较贵，总体操作费用比较高。总体而言，低温甲醇洗综合运行的经济性优于NHD净化工艺。因此鉴于碎煤加压气化复杂的气体杂质，基于低温甲醇洗净化能够一次性综合脱除各种杂质的专门优势，无疑碎煤加压气化配套低温甲醇洗是最合理的组合。4.1.4制冷工艺的选择低温甲醇洗装置所需-40级冷量为8586106Kcal/h，0级冷量13.92106Kcal/h。干燥装置所需-40级冷量为13.86106Kcal/h，制冷有三种方案可供选择：1混合制冷此方案是将蒸发后的气氨经离心式氨压机提压后再去吸取制冷，幸免了吸取器在负压下操作，使生产操作更加稳妥可靠，混合制冷采纳工艺副产的低压蒸气作热源，系统中的溶解热及冷却水带出。2吸取制冷依照冷量级别可