您现在的位置:首页 >> 煤制天然气项目 >> 新疆煤制天然气项目,煤制天然气项目可行性研究报告,内蒙古煤制天然气项目,煤制天然气项目招聘

新疆煤制天然气项目,煤制天然气项目可行性研究报告,内蒙古煤制天然气项目,煤制天然气项目招聘

时间:2014-04-06 来源: 康兴达文摘网

WORD下载 PDF下载 关键字:煤制天然气项目可行性研究报告 出版日期:5-10个工作日 报告页码:70 图表:20 服务方式:电子版 或 纸介版 或 光盘 下载订购表 交付方式:Email...

内蒙古**国际**日产 1200 万 m 煤制天然气 项目 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[2006]2452 号文件精神以及市场的需求,内蒙 古**国际**煤制天然气项目规划规模为日产 1200 万立方米煤制天然气,分三期 建设。 3 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。

**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内蒙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(北京国电华北电力工程有限公司提供资料) 、空分、备煤、 煤气化、变换冷却、脱硫脱碳、甲烷化、副产品回收装臵以及界区内的供水、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 1 2 2.1 生产规模 产品方案 主产品 天然气 2.2 副产品 石脑油 焦油 硫磺 粗酚 粗氨 3 4 年操作日 原料及燃料煤用量 原料煤 燃料煤 5 辅助材料和化学品 催化剂 32〃NaOH t/a t/a 230 3600 万 t/a 万 t/a 1423.84 402.144 万 t/a 万 t/a 万 t/a 万 t/a 万 t/a 天 10.128 50.88 12.01 5.76 5.256 333 8000 小时 万 Nm3/d 1200 单位 万 Nm3/d 数量 1200 备注 甲醇 二异丙基醚 循环水药剂 公用消耗量 6 7 新鲜水 全厂三废排放量 废气 t/a t/a t/a 9600 2100 1530 万 t/a 2690 万 Nm3/a 382.1 锅炉及加热炉 烟气 废渣、灰 万 t/a 237.33 气化及锅炉废 渣 运输量 8 运入量 运出量 全厂定员 9 其中:生产工人 管理和技术人员 10 11 占地面积 工程项目总投资 万 t/a 万 t/a 万 t/a 人 人 人 ha 万元 万元 万元 万元 万元 万元 万元 万元 万元 万元 万元 万元 2154.83 1833.01 321.82 1678 1559 119 373.93 2268074.36 2060720.02 包括灰场 11.1 基建投资 11.2 固定资产方向调节税 11.3 铺地流动资金 11.4 基建期利息 12 13 14 15 16 17 18 项目固定资产投资 资本金 基建贷款 年销售收入 年销售税金 年总成本费用 年利润总额 15332.16 192022.17 2252742.19 680589.46 1587484.90 756191.52 68989.61 506006.62 181195.29 平均 平均 平均 平均 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 年所得税 投资利润率 投资利税率 成本费用利润率 投资收益率 外汇贷款偿还期 国内贷款偿还期 万元 % % % % 年 年 45298.82 7.86 10.86 35.81 14.13 平均 平均 平均 平均 平均 含基建期 9.91 9.59 9.06 10.63 367559.32 12.31 639818.27 12.40 341052.86 450.65 含基建期 含基建期 含基建期 所得税后 所得税后 所得税前 所得税前 投资回收期(所得税后) 年 投资回收期(所得税前) 年 全投资内部收益率 全投资净现值 全投资内部收益率 全投资净现值 自有资金内部收益率 自有资金净现值 全员劳动生产率 % 万元 % 万元 % 万元 万元/人年 2 市场预测 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(natural gas)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 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、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 年国内天然气消费结构及需求预测 2006 年 消费领域 数量 发电 化工 工业燃料 民用燃料 车用燃料 其他 合计 160.6 242.2 78.0 60.1 0.3 15.6 556.8 比例 28.9 43.5 14.0 10.8 0.05 2.8 100.0 数量 336 366 135 142 2 19 1000 2010 年 单位:亿 m3,% 2006-2010 年 比例 33.6 36.6 13.5 14.2 0.2 1.9 100.0 年均增长率 20.3 12.4 14.7 26.2 60.5 6.5 15.8 2.1.2 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 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。

2005 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 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,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,在工艺装臵中副产的产品有: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 一 主产品 (1) 合成天然气 二 副产品 (1) 焦油 (2) 石脑油 (3) 粗酚 (4) 硫磺 (5) 液氨 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 CO2 N2+Ar H2 含量 v% 0.05 0.77 1.0 2.48 数量 1200 万 N m3/d 508800t/a 101280t/a 57600t/a 120036t/a 52560t/a CH4 95.7 ∑ 100 4 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 成天然气装臵。

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)装臵规模的大 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, 在装臵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 (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%。

SHELL Lurgi ( 1 )褐煤~无烟煤 除 主 焦 煤 外 全 部 煤 全部煤种,石油焦、 种,5-50mm 碎煤,含 油渣、生物质;(2) 水 35%以下,灰 25%以 90% 〈 100 目,含水 下,灰熔点≥1200℃。

2%干粉煤 (褐煤 8%) ; ( 3 )灰熔点融性温 度 〈1500℃;(4) 原料要求 灰分 81%-20%。

气化温度/℃ 气化压力/MPa 1450-1550 1450-1550 取决于煤灰熔点,在 DT-ST 间操作 4.0 4.0 3-4.0 干粉煤供料, 顶部 干粉煤供料,下部多 粒状煤供料,固体物 单喷嘴, 承压外壳 喷嘴对喷,承压外壳 料 和 气 化 剂 逆 流 接 内有水冷壁, 激冷 内有水冷壁,废锅流 触,煤通过锁斗加入 流程, 由水冷壁回 程,充分会说废热蒸 到气化炉,通过灰锁 收少量蒸汽, 除喷 汽,材质碳钢、合金 斗将灰派出炉外,气 气化工艺特点 嘴外全为碳钢。

钢、不锈钢。

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 单炉尺寸/mm 耐火砖/水冷壁 寿命/a 喷嘴寿命 气化炉台数 冷激室/废锅尺 寸/mm 除尘冷却方式 去变换温度℃ 建筑物(不包括 变换) 分离+洗涤 220 干式过滤+洗涤 40 洗涤 180-185 10a,前端部分 1a 16 1a-1.5a 16 46 内径=3500 H=17000 内径=4600 投煤(2300t/d) H=31640 20 20 内径=4000 投煤(800-1000t/d) H=11000 冷激室内径=3500 约为 2500 装臵占地:9000M2 装臵占地:9000M2 高 40M 高约 55M(气化部 约 85-90M (气化部 分) 分) 标煤消耗 t/106kj 氧耗 N m3/106kj (99.6%) 蒸汽消耗 kg/106kj(包括 造气变换副产中 低压蒸汽) 电耗 KW/106kj 碳转化率% ( 包 括 干 燥 (包括干燥 34.2) 34.2) 29 29 (包括焦油等副产 品)33 10(包括焦油热值) -3.6 0 0 3.6 99 5.8 99 0.3 99(包括 jioayou 等 副产品) 冷气效率% 80 80 80(包括 jioayou 等 副产品) 气化热效率% 投资 万元 1200 90 96 90(包括 jioayou 等 副产品) 1272000(其中空 967000 ( 其 中 空 分 480000 ( 其 中 空 分 522000) 184000) ×106N m3/d 天然 分 522000) 气 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臵外,空分装臵影响更大。

煤气化、 空分比较结果还不能代表全部工艺的比较结果,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 装臵、甲烷化装臵处理量大大减少,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 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 可以在同一装臵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,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臵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臵在低温下操作,需用低温材料,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 低温甲醇洗装臵所需-40℃级冷量为 8586×106Kcal/h,0℃级冷量 13.92× 106Kcal/h。干燥装臵所需-40℃级冷量为 13.86×106Kcal/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级吸收制冷。

吸收制冷是在低压低温 下用水吸收冷媒, 在蒸气提供热源的条件下将冷媒在一定温度、 压力下蒸馏出来。

然后冷却减压制冷。吸收制冷要消耗大量的蒸汽和循环水,制冷效率较低,只有 在流程中有大量低位热能或低压蒸汽找不到用途时,才显示其优越性。 4.1.5 甲烷化技术选择 甲烷化技术是鲁奇公司、 南非沙索公司工程师在 20 世纪 70 年代开始两个半 工业化实验厂进行试验证明了煤气进行甲烷化可制取合格的天然气。

CO 转化率 达达 100%,CO2 转化率可达 98%,甲烷可达 95%,低热值达 8500Kcal/Nm3 . 美国大平原煤气化制合成天然气已于 1984 年投产,它是世界上第一座由鲁 奇固定床干法排灰压力煤气化生产的煤气净化后经甲烷化合成天然气的大型商 业化工厂。原计划分为两个阶段建设一座 778 万 Nm3 /d 的合成天然气厂。

第一期 工程的设计能力为日产合成天然气 389 万立方米(相当于日产原油 2 万桶) ,于 1980 年 7 月破土动工,1984 年 4 月完工并投入试匀装,1984 年 7 月 28 日生产 出首批合成天然气并送入美国的天然气管网。该厂至今还在正常运行。二期工程 至今未建。

丹麦托普索公司一直从事该项技术开发, 掌握了更高压力的合成技术, 1978 年在美国建有一个小型合成天然气工厂,两年后关闭。目前正在美国开展 拟建一座 18 万 Nm3 /h 的合成天然气厂的前期工作。

项目甲烷合成技术可以从上 述两公司中择选选用。 4.1.6 硫回收技术的选择 硫回收方法根据工艺流程选择和当地产品销路情况,产品可以是硫磺或硫 酸。

产品为硫磺的酸性气处理工艺通常采用克劳斯回收工艺, 该法是一种成熟的 工艺,而且工艺种类繁多,主要有传统克劳斯工艺,超级克劳斯,带有 SCOT 尾 气处理工艺的克劳斯工艺;以及属于生物脱硫技术的 SHELL-paques 工艺。

(1)传统克劳斯工艺 原理可以简单概括成:

含一定浓度的 H2S 酸性气首先进入焚烧炉, 使其中一部 分 H2S 通过燃烧生成 SO2 与另一部分含 H2S 气体在催化剂的作用下生成单质硫, 由于受克劳斯反应得平衡限制,克劳斯工艺总硫磺回收率一般在 95-98%左右, 尾气根本无法满足国家现有环保指标。

主要化学反应 2H2S+3/2O2=2H2O+SO2 SO2+2H2S=3S+2H2O (2)催化氧化技术 a. 超级克劳斯一改以往单纯增加级数来提高 H2S 的回收率的方法, 在两极普通 克劳斯催化转化之后, 第三级改用选择性氧化崔化剂, 将 H2S 直接氧化成元素硫, 常规克劳斯工艺要求 H2S/ SO2 比值为 2 的条件下进行,而此种富 H2S 工艺却维持 催化段在富 H2S 条件下举行,例如二段催化剂反应器出口气体要求 H2S/ SO2 比值 可高达 10,末端选择催化氧化反应实际上是一种尾气处理工艺,H2S 转化为硫磺 的回收率最高 99.5%,如果采用此工艺处理本工号的酸性气,处理后的尾气仍然 存在 COS,SO2 远远超出国家排放标准,不能满足要求。

氧化主要化学反应 2H2S+O2=2H2O+2S b.超优克劳斯工艺,在两级普通克劳斯转化之后,增加加氢催化反应器,将所 有硫化物催化加氢转化成 H2S 后再选用选择性氧化催化剂,将 H2S 直接氧化成元 素硫,除具有超级克劳斯工艺的优点外,将总硫回收率提高到 99.5%-99.7%,尾 气 H2S 的排放仍然超出国家排放要求。

加氢还原主要化学反应 SO2+3H2=H2S+2H2O COS+ H2=H2S+CO (3)尾气处理工艺 SCOT 是与克劳斯工艺相配套的尾气处理工艺, 超级 SCOT、 低硫 SCOT 是标准 SCOT 法工艺的技术进步,其特点可大致归纳如下:

a.在克劳斯硫磺回收界区的下游,将尾气预热、加氢还原,还原气急冷和 H2S 吸收、解析等 4 个工序组成一个相对的工艺界区。解析出的 H2S 返回系统,上游 克劳斯装臵任何条件的波动对本装臵的操作无影响。因此,当硫磺回收装臵尾气 的组成、流量、温度、压力等状态参数强烈波动时,尾气处理装臵仍能保持平稳 运转,通常操作弹性范围 20%-200%。

b.装臵的硫负荷能力很高,即使上游装臵的硫磺回收率仅为 90%左右仍不会影 响处理后尾气中硫的净化度, 故上游装臵只设臵 2 个转化器,可以不使用价格昂 贵、操作条件要求高的有机硫水解催化剂。

c.加氢还原工序的效率高,除 SO2 外,尾气中所有的有机硫化物以及元素硫均 可被还原成 H2S 而返回硫磺回收装臵,从而使装臵的总硫磺回收率达到 99.95%。

该工艺相对复杂,操作工艺条件苛刻,设备投资较大。

(4)壳牌-帕克(SHELL-paques)生物脱硫工艺 壳牌-帕克(SHELL-paques)生物脱硫工艺是酸性尾气处理工艺的新发展,是 从酸性尾气中脱除 H2S 并以元素硫的形式进行硫磺回收的生物反应过程。

含 H2S 气体在吸收塔内与含硫细菌的碱液逆流接触, H2S 溶解在碱液中进入到生 物反应器(专利设备) 。在生物反应器内的充气环境下,H2S 在一种无色硫磺杆菌 的作用下生产单质硫, 该过程只有在反应器通风的条件下才能实现。硫磺以料浆 的形式从生物反应器中取出,经过浓缩后形成 65%干度的硫磺饼,可进一步处理 满足需要。溶液中悬浮硫的浓度 5-15g/L,由于生物硫磺具有很强的亲水性,所 以流动性好,不会产生堵塔现象。

壳牌-帕克(SHELL-paques)生物脱硫工艺特点 a. 最小的化学品消耗 b. 高调节比 c. 净化度高,净化后尾气中的 H2S 浓度小于 4ppmv。

d. 生物反应器中硫化物 100%转化,其中 95-98%转化为元素硫。

壳牌-帕克(SHELL-paques)生物脱硫工艺只适宜在酸性气 H2S 浓度≤25%V,硫 磺产量≤15d/t 小规模装臵。本装臵的硫磺产量高达 97t/d,因此不宜选用, 经比较初步推荐 Claus-Scot 工艺。 4.1.7 空分工艺技术方案的选择 本项目采用碎煤加压气化工艺,对氧气、氮气、空气要求如下表:

介质 纯度% 温度℃ 压力 MpaG 用 气 量 使用情况 NM3/h 氧气 低压氮气 99.6 40 40 3.8 0.6 261825 347877 连续 间断 针对上述对氧气和氮气的使用要求,空分装臵需要对氧气、氮气增加方案、 装臵的系列数做出选择。

(1)空气增压方案 内压缩流程和外压缩流程的共同点都是采用低压空气压缩、空气预冷、分子 筛空气净化、 深冷分离。

不同点是内压缩流程采用空气增压机和液氧泵获得高压 氧气;外压缩流程的实际功耗相近。因为,尽管内压缩流程使用了空气增压机来 提供系统的部分制冷量,空气增压机、液氧泵的功率比氧压机高,理论上要多消 耗 3%的压缩功;但是氧压机实际运行往往偏离其设计工况。两者实际的功率是 很接近的。

从安全方面分析, 尽管外压缩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,氧压机有多台次发生过燃烧事故,而内 压缩流程从未出现过类似事故。另外,由于内压缩流程使用了液氧泵,可及时抽 走主冷凝器液氧中的液态烃,使得空分装臵的运行更加安全、可靠。

从投资上看,两种流程相近,内压缩流程稍低一些。此外,使用液氧泵的内 压缩流程比使用氧压机的外压缩流程操作、管理更为方便,维修工作量少,占地 少。两种氧气增压方案的比较见下表。

液氧泵和氧压机增压方案比较表 序号 1 2 3 4 5 项目 相对能耗 相对投资 维修费用 占地面积 安全性 液氧泵流程 1.03 1 低 小 安全 氧压机流程 1 1.05 高 大 较安全 因此,本项目推荐采用液氧泵内压缩流程。

(2)装臵的系列数 空分装臵每期可采用两套制氧能力 45000NM3/h 的方案。

(共三期六套) 45000NM3/h 的空分考虑选用国产装臵。其中离心空气压缩机、空气增压压缩 机、驱动汽轮机、产品氮气增压机、高低压板式主换热器、低温透瓶膨胀机、低 温泵、所有低温阀门、调节阀门和切换阀门及 DCS 系统、分析仪和主要仪表均为 进口设备,国内的子公司制造和采购的设备主要为精馏塔、空气纯化系统、空气 预冷系统、空气过滤器、部分仪表和电控设备等。

(3)空压机及配套汽轮机的选择 本项目 45000NM3/h 的空分装臵需要处理的空气量约为 214000NM3/h,由于处理 量大,采用离心式压缩机压缩空气,蒸汽透平驱动,汽轮机选用全凝式。

空压机配汽轮机的蒸汽可用两种等级的蒸汽: 一、压力:13.0MPa(G),温度 535℃。

二、压力:9.2MPa(G),温度 535℃。

13.0MPa(G)等级的汽轮机,业绩较少,价格较高;9.2 MPa(G)等级的汽轮 机,空分装臵配套的很多,技术已比较成熟。故本次设计选哟国内 9.0 MPa(G) 等级的汽轮机。 4.1.8 干燥工艺技术选择 常用干燥方法有冷分离法,固体吸收法,溶剂吸收法。

4.1.8.1 冷分离法 冷分离法是利用压力变化引起温度变动,使水蒸气从气相中冷凝下来的方 法。常用有两种流程:节流膨胀冷却流程与加压后冷却流程。

(1)节流膨胀冷却脱水法,一般用于高压天然气气田,高压天然气经过节 流膨胀或低温分离,把天然气中的一部分水冷凝下来。这种方法简单,经济,但 应控制天然气降压后仍高于输送压力,同时,不使温度降的太低,防止冷凝水结 冰。

(2)加压后冷却法,对于低压天然气田及人工煤气,需加压后再冷却当时 将煤气中水蒸气冷凝下来。

上述两种方法煤气干燥度即露点温度,将受多种因素 影响、且能量损失大。

4.1.8.2 固体吸附法 固体干燥剂脱水的过程是周期性的,用一个或多个干燥塔吸附脱水。应采用 吸附水能力比吸附烃类或吸附酸性气体能力强的干燥剂, 可用热气体通过吸过水 的干燥剂将水分带出使之再生。

固体吸附法脱水的优缺点见表 优点 1、能获得露点极低的净化气; 缺点 1、设备费高; 2、不受净化气温度、流量、压力等变化 2、耗热较多; 的影响; 3、设备构造简单、便于操作; 3、净化气中成分易使干燥剂中毒粉 碎; 4、腐蚀及净化气量少时, 费用也不太高。

4、吸附与再生均不连续。 常用的固体吸附脱水法有氯化钙法,硅胶法,活性氧化铝矾土法,分子筛法 以及复式固定干燥剂法等,各种干燥剂特点见下表。

复式固定干燥剂是综合了多种干燥剂的优点,该法是根据不同的气源,分别 放臵不同的脱水剂,以便有选择的脱除不同组分气体水分。

各种干燥剂特点 脱水剂 氯化钙法 优点 成本低,工艺过程简单 缺点 使用情况 腐蚀性严重,废渣 适用于高寒地带 废水处理困难 硅胶法 吸附能力好, 吸水选择性强 遇液态水,油料易 适 用 于 处 理 量 大 碎,处理量大时时 而 含 水 量 不 大 情 效快 况 活性氧化铝法 吸附能力较好,再生温度 活性丧失较快,特 适 用 于 含 酸 性 气 及活性铝矾土 分子筛 低,在液态水中不易碎 别酸性气体多时 体少的煤气 适用于处理量较 大,露点降要求高 的气体 吸附能力较好, 对高酸性气 成本稍高 体的脱水可用抗酸性分子 筛 4.1.8.3 溶剂吸收法 液体吸水剂(溶剂)吸收法所用设备费最少。

液体吸水剂应满足以下要求:

(1) 在较大水浓度范围内吸水能力大; (2) 操作时水蒸气的压力低; (3) 水溶液没有腐蚀性; (4) 粘度较低; (5) 具有化学稳定性和热稳定性; (6) 容易再生; (7) 无毒; (8) 反应热和熔解热小。

常用的液体吸收剂有氯化钙溶液、氯化锂水溶液、甘醇-醇胺、二甘醇及三 甘醇等。各种吸水剂特点见表 几种吸水剂的特点 吸水剂 氯化钙溶液 1 、成本低 2 、耗量小 ( 0.016-0.06 公斤 / 万 M3, 3、 能用于高寒地带。

优点 缺点 使用情况 1、 遇水乳化, 2、 逐渐淘汰。

产生电解腐蚀, 3、露点降低 (11-20℃) , 4、 与 H2S 发生沉 淀。 氯化锂水溶液 1 、吸水能力大, 2 、腐 1、 价格较高, 2、 适 用 于 空 气 调 蚀性小、有杀菌力,可 工 业 产 品 含 不 节 用 于 煤 气 脱 使处理煤气消毒,4、不 纯物时, 引起腐 水。

易加水分解,5、露点下 蚀。

降大(22-37℃) 。 甘醇-醇胺 (一乙 1 、同时脱除 CO2 、 H2S 1、比三甘醇携 适 用 于 一 些 露 醇胺 10-30%, 二 和水,2、甘醇可降低醇 带损失大,2、 点 要 求 不 高 的 甘醇 60-85%) 胺的发泡,3、一步净化 再 生 温 度 高 , 煤气中。

和脱水。

H2S 腐蚀严重, 3、露点下降少 二甘醇(一缩二 1 、较稳定, 2、浓溶液 1、携带损失比 逐 渐 被 三 甘 醇 乙二醇) 不凝固,3、正常操作存 三甘醇大,2、 法取代。

在 CO2 、H2S 时稳定,4、 再 生 浓 度 为 吸容量大,5、携带损失 95%,3、初期投 小, 6、 检修安装较容易, 资大。

7、处理量灵活。

三甘醇(二缩三 1、比二甘醇的全部优点 1、需加消泡剂 广泛使用。

乙二醇) 更优越,2、再生浓度高 以 避 免 轻 油 存 达 99%以上,3、露点降 在时发泡,2、 低 比 上 述 方 法 都 高 溶剂在市场供 (28-58℃) 。 应不多,3、初 期投资大。 通过上述比较可知,三甘醇法和冷却法各有优点,三甘醇法是普遍采用的方 法。由于本项目低温甲醇洗需冷量,是-40℃级的制冷装臵,也是一种可选 用的方法。选用这种方法的前提是低位热能足够富裕。两种方法究竟选用何 种工艺待下阶段作更详细工作后明确。可暂按冷却法考虑。 4.2 主要装臵来源 4.2.1 碎煤固定床干法排灰加压气化技术、耐硫耐油变换技 术、低温甲醇洗净化技术、异丙醚脱酚技术。 碎煤固定床干法排灰加压气化,国外德国鲁奇公司称鲁奇气化。原东德称 PKM 煤气化,捷克称 ZVU 煤气化技术。该技术 20 世纪 30 年代由德国鲁奇公司开 发,随后在德国、英国、苏联、捷克、南斯拉夫、南非等建有近 200 余台气化炉, 特别是南非建有 100 余台,现在运行的还有 97 台用于生产油品。在美国上世纪 80 年代,在大平原第一期建了 14 台气化炉用于煤制天然气。在中国上世纪 70 年代末引进德国鲁奇公司气化技术,用 5 台气化炉生产 30 万 t/a 合成氨,80 年 代兰州煤气厂、 沈阳煤气厂引进捷克气化技术和气化炉 8 台,哈尔滨煤气厂引进 原东德 PKM 公司气化炉 5 台,90 年代中,义马煤气厂用政府贷款方式,引进澳 大利亚鲁奇公司气化炉 3 台,现已扩至 5 台。

在中国为了开发这项煤气化技术,60 年代初到 70 年代东北煤气厂研究所建 了一套工业试验装臵。

对沈北褐煤等煤种进行了气化试验, 取得了一套完整数据。

上世纪 80 年代初, 中国煤炭科学研究院又建了一套试验装臵,对哈尔滨长焰煤、 龙口褐煤以及蔚县烟煤等煤种的试烧。

在上述技术开发和消化吸收各种气化炉的 基础上, 在上世纪的国家 “七五、 八五” 把碎煤加压气化列为国家重点攻关项目, 包括直径 2.8 米碎煤加压气化炉,耐硫耐油变换催化剂和有关技术,低温甲醇洗 热力学,相平衡数据测定,异丙醚萃取脱酚技术。

直径 2.8 碎煤加压气化炉建在太原化肥厂, 试验完后此炉移交云南解化用于 合成氨生产,在此开发基础上,化二院完成了天脊第五台气化炉设计,义马煤气 厂 3 台气化炉设计。并顺利投产,当前正为新疆广汇设计 14 台气化炉。耐硫耐 油变换技术首先用于哈尔滨煤气厂,随后又用于云南解化技改,义马煤气厂。低 温甲醇洗技术先后用于天脊化肥厂改造,云南解化扩建改造,义马煤气厂二期 150 万 NM3/d 城市煤气。神华宁夏煤业集团 25 万 t/a 甲醇等项目。 4.2.2 甲烷合成技术来源 碎煤加压气化净化煤气通过镍催化剂在 2.4-6MPa 下 400℃,将氢气、CO 合 成甲醇技术,70 年代开发成功,80 年代初在美国大平原建成 389 万 NM3/d 合成 天然气工厂。技术成熟可靠。建议引进鲁奇公司或托普索技术。 4.2.3 硫回收技术来源 硫回收技术很多, 但能满足当今环保要求的技术还不多,建议选用金陵石化 或齐鲁石化开发的 Clause-SCOT 硫回收工艺技术。 4.2.4 工艺装臵综述 碎煤加压煤气化气体经煤气冷却及低温甲醇洗可以将大部分有害气体组分 脱除干净, 在低温甲醇洗出口净化气体主要有 CO、 H2、 CH4、 CO2、 N2、 Ar 以及 0.1ppm 的总硫。

净化气进入甲烷化装臵生产出甲烷,经干燥送往管道。

加压气化、 煤气冷却分离的煤气水送至煤气水分离装臵, 分离出焦油、 中油、 石脑油,剩余含酚的污水至酚回收、氨回收得到粗酚、液氨后,废水送污水浊循 环作为补充水,多效蒸发后进行焚烧达到零排放。

低温甲醇洗分离出来的酸性气体在硫回收装臵生产硫磺, 尾气送至烟囱达标 排放。 4.3 装臵简述 4.3.1 备煤 4.3.1.1 设计任务及设计范围 备煤系统的设计任务是为 48 台气化炉提供合格的原料煤以及为 6 台锅炉提 供合格的燃料煤; 其设计范围是从火车卸车机开始至造气厂房气化炉顶贮煤仓及 锅炉系统的煤仓上部为止;内容包括原料煤、燃料煤的卸车、上煤、贮存、粉碎、 筛分及运输。 4.3.1.2 概述 原料由离本厂 180KM 煤矿定点供给, 运输方式为铁路运输。

原燃料煤不落地, 由圆筒密闭贮存。原煤仓由 10 个直径为 36 米的圆筒仓与 6 个直径为 22 米的圆 筒仓组成,储量为 360000 吨;合格燃料煤设 2 个直径为 15 米的圆筒仓组成,储 量为 8000 吨;燃料煤补充设 1 个直径为 15 米的原煤圆筒仓组成,储量为 4000 吨。

根据气化炉及锅炉用煤量计算的耗煤量如下:

煤种 原料煤 燃料煤 年用量万 t/a 1423.80 402.144 日用量 t/d 42714.00 12604.32 小时用量 t/h 1779.75 502.68 运输方式 火车 火车 备煤系统分为原煤卸料系统、 破碎筛分系统、 气化备煤系统及锅炉备煤系统。

从火车翻车机开始至直径为 2 米圆筒仓顶为原煤输送系统, 系统能力为 3000t/h; 从直径为 22 米圆筒仓下给料机开始至破碎筛分厂房为破碎筛分系统,系统能力 为 1300t/h;从破碎筛分厂房下的池涨筛开始至气化炉顶贮煤仓为气化备煤系 统,系统能力为 300t/h;从燃料煤补充仓下的振动给料机开始至锅炉房顶为锅 炉备煤系统,锅炉备煤系统能力为 1000t/h。

整个备煤系统均设两路,一路运行,一路备用。 4.3.2 碎煤加压气化 4.3.2.1 流程简述 略 4.3.2.2 主要设备选型及台数确定 本项目粗煤气量为 1968500 万 NMN/h, 根据煤质分析及现有生产厂运行情况, 碎煤加压气化炉单台公称产粗煤气气量按 44000NMN/h 考虑。因此每期设碎煤加 压气化炉 16 台(15 开 1 备) ,布臵为两大系列。

(三期共 48 台 45 开 3 备) 。 4.3.2.3 原材料、动力规格及消耗量 (原材料的规格及消耗量) 序号 名称 规格 单位 消耗量 小时量 年量 万吨 1 原料煤 8-50mm /t 1779.8 单位 T Nm3 消耗 定额 1423.84 消耗量(h) 正常 最大 1539 26182 5 261 1155 156 备 注 (动力规格及消耗量见下表) 序 名称 规格 使用 号 特点 1 中压蒸汽 3.8MPa(g 连续 ) 420℃ 2 氧气 3.58MPa( 连续 g ) 40℃ 3 中 压 锅 炉 4.4MPa(g 连续 给水 ) 150℃ 4 低 压 锅 炉 1.3MPa(g 连续 给水 ) 150℃ 5 循环水 0.25MPa( 连续 g ) 42℃ 6 氮气 0.6MPa(g 间断 ) 40℃ 7 仪表空气 0.8MPa(g 连续 ) 25℃ 8 电 380V 连续 备注 99.8% T T T Nm3 Nm3 kWh 315 1170 4200 轴功率 9 低压蒸汽 0.5MPa(g ) 158℃ 连续 t 1146 副产 4.3.2.4 三废排放 废气排放情况 排 放 排 放 物 名 点 称 开 车 气 化 废气 炉 排 放 物 排 放 排放量 性状 情况 单位 正常 CO CO2CH4 间断 等 m3/h 3250 组 成 国 家 备注 及 含 标准 量 CO 送 火 CO2CH4 炬 等 排空 最大 施 放 分 离 CO CO2N2 连续 气 器 等 废水排放情况 名称 排放点 排放量 m3/h 煤气水 废锅 972.9 m3/h 污染物排放名称 污染物 排放浓度 规律 连续 治理措施 去副产品 回收 治理措施 渣场堆放 固体废物排放情况 名称 排放点 排放量 t/h 灰渣 气化炉灰斗 210.3 主要成分 规律 连续 4.3.3 变换工序 原材料及动力消耗 序号 名称 规格 1 入装臵脱盐水 T=40℃,P=0.5MPa(g) 2 出装臵脱盐水 T=85℃,P=0.5MPa(g) 3 循环冷却水 △t=10℃,P=0.4MPa(g) 4 电 380v 5 含尘煤气水 T=120℃,P=2.5MPa(g) 6 含油煤气水 T=85℃,P=2.5MPa(g) 4.3.4 低温甲醇洗 动力消耗表 序 名称 规格 使用 单位 消耗 号 特点 量 1 低压蒸汽 0.5MPa(g 连续 t/h ) 158℃ 2 循环冷却 △ 连续 t/h 水 t=10 ℃ , 上水温度 32℃ 3 电 380V 连续 KW 1000V 单位 t/h t/h t/h kwh t/h t/h 消耗量 2778 2778 2520 660 700.2 1061.7 备注 4 5 冷量 温 度 连续 0--40℃ 连续 KW t/h 12.6 6 消耗 量 72 1126 20 3410 0 1000 0 1200 450 2160 开停车用 开车用 副产 原材料消耗量表 序 名称 规格 号 1 化学软水 0.2MPa(g ) 40℃ 2 低压氮 温度 40℃ 0.2MPa(g ) 3 低压氮 380V 1000V 4 高压氮 温 度 0--40℃ 5 甲醇 GB338-20 04 6 NaOH GB209-84 7 仪表空气 温 度 常 温,压力:

0.6MPa(g ) 三废排放情况 废水:60t/h(去污水浊循环) HCN0.5PPM NaOH 0.1% 3 使用 特点 连续 连续 单位 t/h Nm3/h 备注 间断 间断 连续 Nm3/h Nm3/h Kg/h Kg/h Nm3/h 浓度 20% 甲醇 150ppm 去硫回收 C31.4% H2S 酸气:35116 Nm /h 成分为 CO2 64.38% N2 0.35 C43.77% CH3OH0.15% H2S30% CO2 排气:680565 Nm3/h CO279.58% CO0.02% H20.01% N2 19.32 CH40.16% C20.48% C30.42% 总硫 50ppm 动力消耗定额及消耗量表 序 名称 规格 单位 消耗量(h) 号 正常 最大 1 电 380V Kwh 3984 2 循 环 冷 却 △ t=10 t/h 71706 水 ℃ t=30℃ 3 蒸汽 0.6MPa, t/h 411 备注 其中浊循 环 32253 4.3.6 甲烷化 动力消耗量 序 名称 号 1 循环水 2 3 4 5 6 7 电 中压蒸汽 低压蒸汽 高压蒸汽 冷凝液 锅炉给水 规格 0.4MPa(g ) 32/42℃ 380V 连续 4.0MPa(g 连续 ) 420℃ 0.6MPa(g 连续 ) 158℃ 9.3MPa(g 连续 ) 535℃ 连续 4.0MPa(g ) 250℃ 连续 使用 特点 连续 单位 T/h kw t/h t/h t/h t/h t/h 消耗量(h) 正常 最大 840 6300 -1125 -120 33.6 -83.8 4 1245 副产 副产 汽轮 机 副产 副产 蒸汽 4.3.7 干燥工艺 4.3.8 煤气水分离 4.3.9 酚回收 4.3.10 氨回收 4.3.11 废水处理、回用、焚烧 4.3.12 硫回收 4.3.13 全厂火炬 4.3.14 气化排渣 根据气化炉用煤量计算的排渣量如下:

年 排 量 ( 万 日排量(t/d) 小 时 排 量 运输方式 t/a) (t/h) 气化渣 168.24 5047.2 210.3 汽车 5 原材料及动力供应 5.1 原料供应 5.1.1 主要原材料的品种、质量、年需要量 a.原料煤的规格及选择 锡林浩特胜利煤田地处锡林浩特市西北,所产原煤为晚侏罗-白垩纪 褐煤,地质贮量 224 亿吨,**国际具有开采权的胜利东二号煤矿地质储量近 66 亿吨,拟一期规划年产 3000 万吨级(投产初期年产 1000 万吨级)的露天煤矿, 未来规划最终规模达到年产 6000 万吨级。

胜利煤田煤炭资源可满足本项目和煤基烯烃项目的用煤需求。

原料煤分析数据如下: 测试项目 单位 胜利煤 5 号 全水分 最高内在水分 Mt% Mhc% 34.1 工业分析 空气干燥基水分 收到基灰分 干基灰分 干基挥发分 干燥无灰基挥发分 干基固定炭 % Mad Aar Ad Vd Vdaf FCd 19.56 11.22 17.03 36.07 43.47 46.93 全硫 形态硫 硫铁矿 硫酸盐硫 有机硫 St,d % Sp,d Ss,d So,d 1.52 发热量 干基低位发热量 干燥无灰基低位发热量 空气干燥基低位发热量 收到基低位发热量 MJ/Kg Qgr,d Qgr,daf Qnet,ad Qnet,ar 21.8 26.3 17.9 14.4 元素分析 碳含量 % Car Cd 39.71 60.26 氢含量 氮含量 硫含量 氧含量 可磨性 煤灰熔融性 DT ST HT FT 灰成分 SIO2 AL2O3 Fe2O3 CaO MgO SO3 TiO2 P2O5 Na2O K2O 原料煤、燃料煤用量 项目 原料煤 燃料煤 Cdaf Har Hd Hdaf Nar Nd Ndaf St,ar Sd Sdaf Oar Od Odaf HGI ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ Wt% Wt% Wt% Wt% Wt% Wt% Wt% Wt% Wt% Wt% t/h 1779.8 502.68 72.62 2.59 3.93 4.74 0.62 0.94 1.13 1 1.52 10.79 16.37 50 1166 1214 1250 1287 52.86 20.16 7.74 4.89 2.13 4.5 0.99 0.41 2.53 1.59 万 t/a 1423.84 402.144 合计 2282.48 1825.984 5.1.2 原料煤、燃料煤、燃气的来源及运输方式 (1)煤炭来源 本项目原、 燃料煤均采用锡林浩特胜利煤田的胜利煤 5 号原煤,原煤煤质属 低硫、低灰和高挥发分的褐煤。

(2)运输方式 本项目原料由火车运输,将原料煤输送至厂区内。 5.2 主要原材料、燃料价格 目前随着煤炭市场的调节, 加之大型矿井采用机械化开采,都将使煤炭生产 成本上升,按原煤的成本估算,本项目价格初步确定为:原料煤:120 元/吨; 燃料煤:120 元/吨。 5.3 主要辅助材料供应 序 品种 号 1 2 3 4 5 6 甲醇 二异丙基醚 变换催化剂 甲烷触媒 NaOH 循环水药剂 Co Mo Ni 系 20% 主要规格 商品 单位 标准 T T M3 M3 t t 9600 2100 525 495 3600 1530 外购 外购 外购 外购 外购 外购 汽车 汽车 汽车 汽车 汽车 汽车 年需量 供应来源 运输条件 5.4 动力供应 5.4.1 动力消耗量 序号 1 2 名称 新鲜水 电 单位耗量 3356.05t/h 138791.25kwh 备注 大石门水电站(全厂) 本厂供给(化工区) 5.4.2 动力来源 5.4.2.1 供水 本项目所需用水取自位于克什克腾旗境内西拉木伦河上游的在建的大石门 水电站地表水。大石门水电站距克什克腾旗煤制天然气项目厂址约 42km,水库 库容 1.9 亿立方米。

在建的大石门水库每年径流 2.3 亿立方米以上,该水库水质优良,有 6000 万方的供水指标,满足本项目。

本项目年用水量 2701.88 万立方。大石门水电站作为水源可以保证项目用 水。 5.4.2.2 供电 项目热电站设臵供热发电机组 3 台,装机容量 3×100MW,生产用电负荷约 3 ×100MW,自发电可以满足全厂用电要求。

开车用电来自当地蒙西电网。

项目建设地点目前属经济欠发达地区,地方电网供电能力薄弱。动力车间按 三台发电机组,可保证项目用电要求,富裕发电可以上网外供,阿民族地方用电 需求。 5.4.2.3 供汽 项目热电站设臵 6 台汽量为 3×390t/h 的高压燃煤锅炉,提供工艺、动力、和 生活用气。 5.4.2.4 其他 仪表空气和工艺空气,由空压站供应。

工艺用氮气、氮封、臵换、吹扫的氮气统一由空分提供。 15 投资估算和资金筹措方案 15.1 投资估算 建设投资估算 化工区固定资产费用 化工区无形资产费用 1242597.95 万元 51600.00 万元 化工区递延资产费用 化工区预备费 热电站投资 长输管道投资 建设投资 建设期利息估算 50801.61 万元 167522.46 万元 266786.00 万元 281412.00 万元 2060720.02 万元 项目建设期 3 年,基建贷款 1587484.90 万元,贷款年利率为 7.56%,经计 算,建设期利息合计 192022.17 万元。

流动资金估算 项目采用分项详细估算法进行计算,估计需流动资金 51107.21 万元,其中 铺底流动资金 15332.16 万元。

项目总投资 建设投资 建设期利息 铺底流动资金 项目总投资 2060720.02 万元 192022.17 万元 15332.16 万元 2268074.36 万元 资金筹措及投资使用计划 项目需筹措资金为 2268074.36 万元, 其中 680589.46 万元为企业自有资金, 作为项目投入的资本金,其余 1587484.90 万元申请银行贷款,年利率为 7.56%。

项目建设工期拟定为 3 年,流动资金在投产后依据生产负荷逐年投入。

财务评价 项目财务评价根据总投入、 总产出的原则,评价范围包括从原料燃料投入到 最终产品的生产销售全过程以及配套水、电、汽等公用工程供应。本项目财务评 价计算期 18 年。

项目建设期 3 年,生产负荷第四年为 80%,第五年 90%,第六年起按 100%计 算。

产品生产规模及价格 序号 1 品种 合成天然气 单位 Nm3 年产量(万) 400000.00 含税价格/元 1.60 2 3 4 5 6 焦油 石脑油 粗酚 硫磺 液氨 财务现金流量表 T T T T T 50.88 10.128 5.76 12.01 5.256 1200 2800 4200 800 1600 项目全投资内部收益率(所得税前)为 12.31%, 财务净现值(所得税前) 为 639818.27 万元(I=8%) ,项目全投资内部收益率(所得税后)为 10.63%,财 务净现值(所得税后)为 367559.32 万元(I=8%) 。

损益表 年平均数据(单位:万元) 名称 利润总额 所得税 净利润 财务评价主要指标 静态指标 投资利润率=7.86% 投资利税率=10.86% 投资收益率=14.13% 投资回收期(税后)9.59 年(含 3 年建设期) 投资回收期(税后)9.06 年(含 3 年建设期) 贷款偿还期 全员劳动生产率 动态指标 全投资财务内部率(所得税前)12.31% 全投资财务净现值(所得税前)639818.27 万元 全投资财务内部收益率(所得税后)10.63% 全投资财务净现值(所得税后)367559.32 万元 9.91 年(含 3 年建设期) 450.65 万元/人年 数值/万元 181195.29 45298.82 135896.47 自有资金财务内部收益率 12.40% 自有资金财务净现值 341052.86 万元 项目盈亏平衡点 55.36%左右。可见该项目抗风险能力较强。

结论 经济指报和不确定因素表明, 本项目财务内部收益率和投资利润率均高于行 业基准收益率, 表明盈利能力高于行业平均水平,清偿能力能够满足贷款机构要 求。因此项目建成后有一定的经济效益,且有一定的市场竞争力和抗风险能力, 故本项目财务评价结论是可行的。

北京智博睿信息咨询有限公司 煤制天然气项目可行性研究报 告 1、煤... 本报告是针对行业投资可行性研究咨询服务的专项研究报告, 此 报告为个性化定制服务...

2008年中国天然气行业调研及投资咨询报告本报告主要依据国家统计局、国家发改委、国家商务部、国家海关总署、国务院发展研究中心、国际天然气协会、中国石油和化...

RMB 8500 印刷版: RMB 8500 英文版全价: USD 5500 电子版: USD 5000 印刷版: USD 5000 下载征订表 【报告导读】 《2014-2018年版煤制天然气项目可行性研究报告》由...

 
本类热门
  • 康兴达文摘网(www.hbkxd.com) © 2014 版权所有 All Rights Reserved.