年产40亿立方米煤制天然气项目可行性研究报告.docx

1、年产40亿立方米煤制天然气项目可行性研究报告集团煤化公司年产40亿m3煤制天然气项目可行性报告1总论1.1概述1.1.1项目规模根据国家发改委发改办工业200923*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，是我国经济建设可持续发展的必由之路。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发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

2、实和战略意义。（2）项目建设是贯彻党中央西部大开发战略，发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，直接关系到扩大内需、促进经济增长，关系到民族团结、社会稳定和边防巩固，关系到东西部协调发展和最终实现共同富裕。强调要抓住机遇，把西部地区的发展潜力转换为现实生产力，把潜在市场转换为现实市场，为国民经济提供更广阔的空间和巨大的推动力。党中央的决策，为西部地区经济发展提供了契机。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，增加地方就业机会，增加税收，推动地区社会经济的发展，缩小东西部发展差距，实现东西部地区优势互补，共同发展，把资源优势转换

3、为经济优势，为西部大开发做出贡献。 （3）发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，落实科学发展观，实现可持续发展的客观选择，符合3R原则即“减量化、再利用、资源化”，较好的体现3E原则即“环境、节能、效益”优先的原则。在坑口地区，以褐煤为原料，采用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辟了潜力巨大的前景，为煤炭企业提供了新的发展机遇和发展空间，将有利于煤炭行业优化产业结构，提高附加值，谋求可持续发展，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、基地化的发展特征和产业组织规律。该项目的兴建，充分利用了企业的褐煤优势

4、资源。根据市场需求，应用洁净煤技术建设现代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，培育了新的经济增长点。具有良好的经济效益和社会效益。（4）本项目采用的先进工艺技术，在有效而清洁地利用煤炭资源，为国民经济做出重大贡献的同时，有效地保护了当地环境。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项目范围工程包括热电站、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

5、经济分析，初步结论如下：（1）该工程为煤炭洁净高效生产系统，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、能源和环境保护政策。（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，具有广阔的时差国内，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）技术经济分析表明，项目经济效益一般，项目全投资内部收益率（所得税后）为10.63%，盈亏平衡点位55.36%左右。1.1.5主要技术经济指标表主要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/d1

6、2002.2副产品石脑油万t/a10.128焦油万t/a50.88硫磺万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公用消耗量新鲜水万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16

7、78其中：生产工人人1559管理和技术人员人11910占地面积ha373.93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固定资产方向调节税万元11.3铺地流动资金万元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

8、率%7.86平均21投资利税率%10.86平均22成本费用利润率%35.81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市场预测2.1天然气产品用途、现状及需求2.1.

9、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伴随而出。天然气蕴藏在地下约3000 4000米之多孔隙岩层中，主要成分为甲烷，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

10、合物。只有游离态的天然气经聚集形成天然气藏，才可开发利用。目前我国天然气的生产主要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%；中海油有限公司湛江分公司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。据预测，到2010年，我国将每年需进口液化天然气1000万吨，广东、福建、

11、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2010年，中国国内管道天然气需求量约1200亿m3，2015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、城市燃气、化工大约各占1/3。用气方向：天然气可用于发电、化工、城市燃气、压缩气车，目前中国天然气消费以化工为主，预计今后天然气利用方向将发生变化，会主要以城市气化、以气代油和以气发电为主，其中城市燃气将是中国主要的利用方向和增长领域。2006

12、年国内天然气消费结构及需求预测 单位：亿m3，%消费领域2006年2010年2006-2010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中国天然气的发展中华人民共和国建立以来，天然气生产有了很大发展。特别是“八五”以来，中国储量快速增长，天然气进入高速发展时期。1999年中国天然气产量达234.37亿

13、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。由于天然气具有良好的发展前景，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发展战略的重点之一；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年继续高速增长，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（其中包括地方产量3.28亿m3）；2004年中国天然气产量保持稳定增长态势，全年产量达到356亿m3，创历史最高纪录。20

14、05年，全国累计探明天然气可采储量达到3.5万亿立方米，比2004年增长了25%。2005年，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。据专家预测，未来20年天然气需求增长速度将明显超过煤炭和石油。到2010年，天然气在能源需求总量中所占比重将从

15、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计将分别达到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。未来我国的天然气供应将呈现四种格局：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。但未来数年后，随着国家的扶持和应用范围的扩大，将出现供不应求的局面。预计2010年国内天然气供应缺口将在400-500亿立方米，

16、2020年将近1000亿立方米。这些缺口目前的供气方案是主要由国外气源来解决，包括建设输气管道和LNG运输。2.1.3中国天然气存在的主要问题和解决办法（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%，与世界相比具有很大的差距。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，对促进国民经济发展有非常重要的作用。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

17、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，而类似的气田还有很多。又如四川盆地的气田主要属于碳酸盐岩的裂隙和次生孔隙气田，它们的不均质性很强，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世纪中国发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

18、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。政府部门预计2010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，现已经计划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产品方案主要产品为天然气，在工艺装置中副产的产品有：石脑油、焦油、粗酚、氨、硫

19、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。主要工艺技术采用： 碎煤加压气化 粗煤气耐油变换、冷却 低温甲醇

20、洗净化 低压蒸汽吸收制冷 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有十几种，在工业上大量采用的也就是几种，可分为固定床、流化床、气流床三种类型。煤气化工艺选择原则是（1）根据煤质选择相应的煤气化工艺。（2）根据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。该项目采用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。依据上述三个原则，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

21、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气化，虽然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 1

22、500；（4）灰分1%-20%。（1）褐煤无烟煤全部煤种，石油焦、油渣、生物质；（2）90%100目，含水2%干粉煤（褐煤8%）；（3）灰熔点融性温度 1500；（4）灰分81%-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

23、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/d）H=31640投煤（800-1000t/d）H=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

24、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 m3/106kj（99.6%）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522000

25、）967000（其中空分522000）480000（其中空分184000）由上表可知：（1） 三种煤气化工艺在消耗指标上，消耗高水分原料煤基本一样，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、气化热效率基本一样。（3） 三种煤气化投资相差很大。SHELL投资是Lurgi的2.6倍，GSP是lurgi的2倍。造成投资大的主要原因除气化装置外，空分装置影响更大。煤气化、空分

26、比较结果还不能代表全部工艺的比较结果，对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%。因此采用Lurgi煤气化工艺合成天然气比SHELL、GSP煤气化工艺，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。综上所述煤气化推荐选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

27、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和硫化物都是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可以在同一装置内全部干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

28、，其体中CO2、H2S分压相对较高，所以本身就有利于发挥低温甲醇洗物理吸收的特性，低温甲醇洗工艺与其他净化工艺相比还有如下显著优点： 吸收能力强，溶液循环量小 再生能耗低 气体净化纯度高 溶剂热稳定性和化学稳定性好，溶剂不降解、不起泡，纯甲醇对设备不腐蚀 溶液黏度小，有利于节省动力 甲醇和水可以互溶。利用此特性可以用其干燥原料气，而且利用其与水的互溶性用水可以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，相对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，便于操作管理。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

29、低温材料，因此投资较高。但由于NHD的吸收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。所以鉴于碎煤加压气化复杂的气体杂质，基于低温甲醇洗净化可以一次性综合脱除各种杂质的独特优势，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收制冷，避免了吸收器在负压下操作，使生产操作更加稳妥可靠，混合制冷采用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）吸收制冷根据冷量级别可采用一级吸收制冷或两