煤制天然气项目可行性报告

煤制天然气项目可行性报告PAGEPAGE152煤制天然气项目可行性报告煤制天然气项目可行性报告（本文档为word格式,下载后可修改编辑！）1总论1.1概述1.1.1项目名称、主办单位名称项目名称:煤制天然气项目建设单位名称:某某工贸集团有限公司（以下简称“某某”）公司地址：某某阜新市海州区经纬路15号-建设银行13层建设单位名称:综合能源系统投资有限公司（以下简称“SES”）公司地址：上海市肇嘉浜路777号项目建设地址:某某自治区某某市翁牛特旗红山开发区1.1.2立项依据某某市人民政府办公厅关于某某红山煤制气项目座谈会的会议纪要；SES公司和某某集团煤化工项目合作意向书；中国石化集团南京设计院与SES公司签订的可行性报告编制咨询协议书。1.1.3项目投资方合资公司简介综合能源系统投资有限公司是美国综合能源系统有限公司（SynthesisEnergySystems，Inc）的全资子公司（统称为“SES”），注册于美国德拉华州，总部设在休斯敦，是美国纳斯达克公开上市公司，股票交易代码为SYMX。SES公司是一家以劣质煤为原料，以煤气化技术为核心，综合开发以合成气为主的合成化学品，致力于环境保护和资源综合开发利用的高科技公司，公司以先进的循环流化床气化技术为基础，致力于以劣质煤（煤矸石、中煤、褐煤、高硫煤等）为原料，采取先进的气化技术制取合成气，并在合成气的基础上发展以合成气为原料的合成氨、甲醇、二甲醚、发电并对废弃物进行综合利用等增值项目。目前SES已于2007年底在山东枣庄投资2.5亿元人民币建成一座以中煤和煤矸石为原料，为年产十万吨甲醇和城市煤气联供项目提供气源的气化厂，2007年9月与协鑫公司合资设立综能协鑫（某某）煤化工有限公司，在某某锡林浩特市投资建设15万吨二甲醚项目；2009年4月与河南义马煤业集团设立中外合资企业建设河南省煤气化三期工程日产500万标方煤制气项目。SES的气化技术来自于美国气体技术研究所（GTI）的循环流化床，GTI是世界领先的循环床气化技术供应商，拥有自主开发的气化技术，具有800多项自主研究专利。目前该气化技术已经在美国、芬兰、荷兰等一些国家得到应用。SES拥有美国气体技术研究所（GTI）气化技术的世界独家使用权，该气化技术的全部过程，包括备煤、气化及净化等单元操作，生产的气体主要由氢气和一氧化碳构成，气化过程中产生的其它副产品可用于多种行业的基本化工原料。SES气化技术能够采用低成本的高灰煤、高硫煤、石油焦、褐煤和其他“低价值”的碳氢化合物作为原料，并且SES气化技术与同类型其他气化技术具有更好得经济指标。SES公司具有世界先进的技术包括：世界最先进的气化系统之一。气化厂整体解决方案。将工业废气转化成环保的电力和蒸汽。此外，SES公司十分关注环保，采用先进的技术综合利用废气，从而减少温室气体和其他污染物的排放，使生产厂的二氧化硫、氮氧化合物和颗粒物的排放量极低。SES凭借先进的气化技术、优秀的技术团队和雄厚的经济实力，于2006年进军中国市场，开拓建设大型煤炭基地和发展煤化工产业，以实现企业深层次、多元化和多行业的发展战略。近年来，随着中国政府对能源的综合合理利用及洁净煤气化技术的极度重视，给SES带来了巨大的机遇与挑战。某某工贸集团有限公司是从1994年开始起步，集团总部位于中国能源基地“煤电之城”的某某省阜新市新邱区西部露天路28号。旗下有阜新新邱露天煤矿有限公司、某某西乌露天矿业有限公司、彰武热电有限责任公司、某某迪亚电容器有限公司、某某海力薄膜电子有限公司、鑫源铁路运输有限公司、沈阳凯源达采购中心、阜新顺达加油站等15家子公司，拥有固定资产11.6亿元。集团已建立和形成了现代企业的管理制度，是阜新市第一家成立党团和工会组织的民营企业，集团本着“诚信、关爱、发展”的企业精神，2004年集团被省评为阜新市独家“某某省综合实力百强私营企业”。是阜新工商行政管理免检单位，银行AAA级信用单位。现有5000余名员工中，拥有副高以上职称的72人，中级职称的411人，大中专毕业生812人，人才梯队建设后劲十足。为使企业得到更加全面健康的发展，公司在优化经营结构、强化内部管理的同时，进一步拓宽公司发展空间和规模。2003年以来，集团公司围绕国家产业政策，紧紧抓住某某等东北老工业基地振兴、西部大开发和支持民族地区经济发展的历史性机遇期，以阜新经济转型为契机，以煤炭开采运输和利用为产业发展主线，制定了某某吉林郭勒煤田开发、彰武电厂技改、西乌电厂建设等一揽子项目。某某工贸集团有限公司为加快实现集团全面发展的战略，兴建巴新地方铁路建设项目。巴新地方铁路全长496公里，横跨某某（西林郭勒盟、西乌珠穆沁旗、某某市林西县、巴林右旗、翁牛特旗、敖汉旗、通辽市奈曼旗、库仑旗）和某某省（阜新市、阜新县、新邱区），作为联结我国东西部能源开发和利用的基础设施项目，将极大地推动蒙东煤炭资源开发和相关产业的发展，同时，将为某某煤化工等产业链的拉长提供有力的能源支持。为发展阜新市的电子产业，集团从2005年6月出资收购了阜新东新电容器有限公司，并改制更名为某某迪亚电容器有限公司。为加快电子产业的发展，集团引进人才和技术，目前我们的电容器产品已销往到全国各地，拥有稳定的研发队伍和客户群。我们还要加大对电子产业的投入，扩大生产规模，为企业自身的发展和地方经济的振兴，努力打造某某集团新品牌。某某集团在锡林浩特的吉林郭勒煤田拥有煤炭资源量2275.7399Mt，其中探明的资源量1200.9532Mt，控制的资源量431.2344Mt，推断的资源量643.5523Mt。其中，Ⅰ区的煤炭资源储量为2068.8684Mt；Ⅱ区的煤炭资源储量为206.8715Mt。其中的Ⅱ区露天矿的煤资源将作为本项目的前期用煤。该煤资源由巴新铁路运输到某某后距项目所在地大约23km。1.1.4资金来源项目业主，某某工贸集团有限公司系中国的知名的民营企业，在本项目中拥有51％的股权，综合能源系统投资有限公司系外商投资企业，在本项目中拥有49％的股权。按照中外合资企业的注册资本金的规定，其注册金不少于总投资的三分之一，因此双方拟按总投资34％的比例来投入资本金，即注册资本金为157948.89万元，其余部分通过股东或银行融资完成。1.2项目建设规模本项目选择综合能源系统有限公司独家拥有的U-GAS气化技术进行褐煤气化，经耐硫变换、低温甲醇洗净化、镍基催化剂甲烷化等工艺生产天然气。总规模40亿立方/年，第一期设计规模确定为能力320万立方/天，即煤制天然气10亿立方/年，以下叙述内容均只限于一期工程。1.3项目建设的必要性（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。本项目甲烷产品的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、最安全和最经济的选择，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）项目建设是贯彻中国西部大开发战略，发展少数民族地区经济的需要国务院明确指出，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，为西部地区的经济发展提供了契机。本项目的建设充分发挥内蒙煤炭资源优势，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，是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”，较好地体现“3E”原则即“环境、节能、效益”优先的原则。本性目以褐煤为原料，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。本项目的兴建，充分利用了企业的褐煤资源优势。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，为国民经济作出重大贡献的同时，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。节能减排与环境保护的需要。（5）节能减排是落实科学发展观的重要措施。按等热值计算，1×108m3煤制天然气可替换16.4×104t煤，每吨煤的有害物排放量为：颗粒物0.043t，SO2为0.016t，CO为0.04t，CO2为1.87t，而煤制天然气气燃烧后排放的颗粒物只是燃煤的1/660、SO2只是燃煤的1/120、CO只是燃煤的1/132、CO2还不足燃煤的2/3。随着环境保护和人民生活质量的日益提高，拉动了高效清洁能源—煤制天然气需求的持续快速增长。（6）城市环境治理和能源结构调整需要随着人民生活水平的提高，人们的环保意识逐渐增强。煤制天然气作为煤炭的替代产品是一种洁净、优质的燃料，具有环保和经济的双重意义。本项目的建设，有助于城市能源结构调整，方便城市居民生活，引导产业合理布局，为创造经济繁荣、生活富裕、生态环境良好的和谐社会做出贡献。（7）缓解天然气供需矛盾由于全国各地区经济、建设的快速发展、产业结构的调整及人民生活水平的不断提高，都在积极寻求利用高效清洁能源，因此对天然气的需求在不断增长，天然气在中国能源结构中的比重日益加大。但我国天然气资源并不是极大丰富，且气源分布极不均衡，埋深偏大，探明率低。资源的有限性已经在一定程度上开始成为经济发展的制约条件，某些资源的短缺甚至有可能影响到国家安全。据社科文献出版社最新出版的《2007年能源蓝皮书》预计，到2010年，国内天然气需求量将达到1000×108m3，产量约800×108m3，缺口将达到200×108m3左右；到2020年，国内天然气需求量将超过2000×108m3，而产量仅有1000×108m3，另外的50％将依赖进口。因此，一段时期内，天然气供不应求的矛盾会很大。另根据目前掌握资料，俄气和LNG进京也要推迟到2011年以后。与天然气资源相比，我国又是一个煤炭资源相对丰富的国家。如何利用好煤炭资源，为经济建设服务，是国家能源建设的重要课题。某某褐煤制天然气项目，就是利用某某锡林浩特地区丰富的褐煤资源，用U-GAS气化技术将煤进行气化，再经低温甲醇洗、甲烷化，制成代用天然气（SNG），供城市使用。SNG可以弥补我国天然气资源不足的矛盾，又克服了传统的煤制气供应中热值低、含一氧化碳有毒气体的缺点，是很好的天然气代用能源。1.4本可研研究范围工程包括供热、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，灰场及全部厂内工程。1.5结论及建议研究的简要结论：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）本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、副产品硫磺、煤渣、粉煤灰等，具有广阔市场，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，本项目税后主要经济指标财务净现值达110874.32万元，项目资本金内部财务收益率为18.83%,项目财务内部收益率达14.32%（所得税后），超过基准收益率10%，说明经济效益很好。盈亏平衡点为46.43%，因此该项目抗风险能力较强。1.6主要技术经济指标表表1.6主要技术经济指标

序号项目单位数量备注1生产规模万Nm3/d3202产品方案2.1主产品天然气万Nm3/d3202.2副产品硫磺t/a13000煤渣万t/a67.63年操作日天3338000小时4原料及燃料煤用量原料煤万t/a332燃料煤万t/a485辅助材料和化学品用量催化剂m3/a450NaOH(折纯)t/a1983甲醇t/a2400循环水药剂t/a56公用消耗量新鲜水万t/a1280电万度/a376007全厂三废排放量废气万Nm3/h353.56主要为锅炉及加热炉烟气废渣、灰万t/a95主要为气化及锅炉废渣8运输量万t/a不含产品输送运入量万t/a383.88运出量万t/a67.579全厂定员人700其中:生产工人人640管理和技术人员人6010占地面积亩1500不包括灰场11工程项目总投资万元473279473278.89473278.89473278.8911.1基建投资万元43450011.2固定资产方向调节税万元11.3铺底流动资金万元373811.4基建期利息万元2631912项目固定资产投资万元46081913资本金万元15794914基建贷款万元31533015年销售收入万元189385平均16年销售税金万元平均17年总成本费用万元120321平均18年利润总额万元69064税前19年所得税万元17266平均20年投资利润率%14.59平均21年投资利税率%17.63平均22资本费用利润率%43.73平均23投资收益率%平均24外汇贷款偿还期年含基建期25国内贷款偿还期年7.68含基建期26投资回收期(所得税后)年8.14含基建期27投资回收期(所得税前)年7.45含基建期28全投资内部收益率%14.32所得税后29全投资净现值万元110874所得税后30全投资内部收益率%17.13所得税前31全投资净现值万元194089所得税前32自有资金内部收益率%18.8333自有资金净现值万元13649034全员劳动生产率万元/人年270.551.7存在的问题及建议（1）本项目的用煤尚不确定，对投资及气化工艺及计算模型会产生一定的影响；（2）工艺装置中甲烷化准备引进技术和关键设备，待技术交流、方案确定后，工艺流程和消耗、投资会有所偏差；（3）本工程生产过程中外排大量的CO2和废渣，下一步发展应该考虑CO2和废渣的综合利用；（4）U-GAS气化模型需进一步对项目用煤进行试烧后验证模型计算数据。2．市场预测分析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是埋在地下的古生物经过亿万年的高温和高压作用下形成的可燃气体。天然气的主要成份是甲烷，是最简单的烷烃，也是有机物中最简单的稳定化合物。是一种无色、无味、无毒、可燃气体、洁净环保的优质能源。微溶于水、乙醇、乙醚等有机溶剂。（1）甲烷主要特性见下表。分子式CH4分子重量16.0密度，kg/m3-170℃(l)436.2粘度（-170℃）0.142mpa.s20℃(g/l)0.722偶极矩，C.m0100℃(g)0.513蒸发热84.9kJ/mol摩尔热容，J/(mol.k)20℃37.53表面张力（-170℃）15.8mN/m0℃40.26燃烧热84.9kJ/mol-100℃85.65生成焓-74.89kJ/mol生成热84.9kJ/mol压缩因子0.299闪点，℃（K）-188.15(85)三相点在水中的溶解度,cm3/cm3压力,Mpa0.0120℃0.05563温度,℃-182.4810℃0.04177液体密度,kg/m3450.720℃0.03308气体密度,kg/m30.25750℃0.02134100℃0.0170在乙醇中的溶解度(0℃),cm3/cm30.32在乙醇中的溶解度(0℃),cm3/cm31.066（2）天然气可以有几种不同的划分。如果按其形成，可分为：油田气、煤层气、生物气和水合物气四种。油田气是石油烃类天然气，煤层气是成煤过程中有机质产生的甲烷气，生物气是有机质在70℃以下遭厌氧微生物分解产生的甲烷气，水合物气是在低温高压下，甲烷等气体分子渗入水分子晶隙中缔合的气体。如果按其生产来划分，可划分为液化天然气、压缩天然气两种。液化天然气是当天然气在大气压下，冷却至约-162℃时，天然气气态转变成液态，称为液化天然气。液化天然气无色、无味、无毒且无腐蚀性，其体积约为同量气态天然气体积的1/600，液化天然气的重量仅为同体积水的45%左右。压缩天然气是天然气加压并以气态储存在容器中。它与管道天然气的成分相同，可作为车辆燃料利用。2.1.2中国天然气的现状中国天然气的发展中国是最早使用天然气的国家，但是到了19世纪中期以来，中国天然气的生产和使用越来越落后于世界发达国家。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，中国产量快速增长，天然气进入高速发展时期。最突出的是在世界排名位次有明显变化：1995年为第22位，1996年为第21位，1997年为第19位，1998年为第18位，1999年为第15位，2000年为18位，2001年为第15位，2002年为第16位。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。从消费地区结构来看，中国天然气消费主要以产地消费为主，主要集中在西南、东北和西北地区，即四川、黑龙江、某某和新疆，占全国消费量的80%以上。目前，北京、天津、重庆、成都、沈阳、郑州和西安等许多大中城市都用上了管道天然气。液化天然气(LiquefiedNaturalGas)是影响中国天然气资源格局的一个重要因素。随着LNG进口提速，中国将成为亚太地区新兴的LNG市场。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m3左右，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。现已探明天然气地质储量3.4万亿m3，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。多数勘探对象低孔、低渗、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m3，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，涉及到钻井工艺、储层改造工艺等技术难题，而类似的气田还有许多。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、哈萨克斯坦等国引进管道天然气；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年天然气的产量仅有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。甲烷产品用途本工程生产的为天然气，将主要作为“民用燃料”。.1氧化和氧化偶联甲烷氧化制合成气是天然气在工业上的非常重要的应用。甲烷裂解制乙炔，甲烷氧化偶联制乙烯。甲烷的主要工业用途甲烷的主要工业用途对苯二甲酸二甲酯乙烯氢氟酸合成气二硫化碳甲烷氯化物单细胞蛋白碳黑乙二醇氢合成氨羰基醇甲醇光气氯甲烷甲醛甲胺甲基丙烯酸甲酯醋酸甲烷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，比上年增长20.6%，产量占全国天然气总产量的75.5%；中国石油化工总公司2006年产量达到72.65亿m3，比上年增长15.6%，产量占全国天然气总产量的12.4%；中海油（中国）有限公司湛江分公司2006年天然气产量增长到48.95亿m3，比上年增长9.4%，产量占全国天然气总产量的8.4%。2006年我国天然气表观消费量约586亿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。目前我国天然气主要用于化工、城市燃气和发电等工业部门，它们在天然气消费中所占比例在87%以上，其中化肥生产就占38.3%。居民用气在天然气消费总量中所占比例不到11%。今年我国经济建设持续稳定发展，对天然气的需求量将继续增加，天然气发电和工业用气以及城市燃气等消费需求都将快速增长。预测今年我国天然气需求量约710亿m3。根据目前探测情况，我国天然气地质资源总量为47万亿m3，可采资源量约14万亿-18万亿m3；累计探明天然气地质储量3.86万亿m3，可采储量3.7万亿m3。我国煤层气资源也比较丰富，初步预测陆上埋深2000米以浅的煤层气地质资源为30万亿-35万亿m3。天然气供需情况2006年1-12月，全国天然气生产总量为5855144.78万m3，比2005年同期增长了19.24%。2006年12月份，全国天然气生产总量比上月和2005年同月均有所增加。2006年12月当月全国天然气生产总量540365.09万m3，比2005年同期增长了10.54%。

据预计，2010年中国天然气需求将达1100亿方，而国内生产能提供的只有900亿方，天然气供应缺口将达200亿方；2015年中国天然气需求将达1600亿方，而国内生产能提供的只有1200亿方，天然气供应缺口将达400亿方；而到2020年我国的天然气缺口至少达800亿m3。

就目前的情况看，天然气产业的健康发展，必然要求上游的开发、中游的管线、下游的工业和民用用户建设基本同步地进行。

据了解，我国天然气资源分布不均匀。目前天然气运输仍然是以管道运输为主，这样能保证供给沿线的城市，其他非沿线的中小城市则不能从中受益。利用LNG供气可以解决这些城市利用天然气的问题。2.2LPG的供求状况2.2.1世界LPG的供求现状1990年全世界共生产1.45亿吨LPG。其中约1/3的产量是由北美生产，17%来自于中东地区，14%来源于西欧和拉丁美洲，10%来源于亚洲和其他国家。现在世界共生产2.15亿吨LPG，北美仍然是主要的供应者，其数量占世界总量的33%。然而，亚洲目前是主要的生产者，提供的数量占世界的20%，大约与中东国家相同。2002年，全世界约消耗约2亿吨的LPG，其中52%作为燃料用于民用和商业用途。其他用途包括：工业、发动机燃料、化工、城镇用气、炼油以及其他重要用途。下表是2002年LPG市场需求。2002年世界LPG需求情况用途需求（百万吨）%居民/商业105.252.4工业20.710.3发动机燃料16.28.1化工40.520.2城镇用气2.21.1炼油11.15.5其他4.92.4总计200.8100.0从1985～2000的15年内，LPG的需求增长率为3.5%,比每年石油的需求增长率的两倍还多，石油每年增长率1.6%。LPG在居民、商业及石油市场方面的应用推进了需求的剧烈增长。从1990年到2002年期间，LPG的需求增长率是变化的，过去12年中，需求增长率在世界各国有很大的不同：中东—223%大洋州—102%亚洲—94%非洲—93%拉丁美洲—82%西欧—29%北美洲—30%然而，由于俄罗斯和东欧的经济滑坡，在这些地区的LPG的需求量在1990年到2002年间只增加了27%。据估计到2010年，将生产2.7亿吨的LPG。其中北美的生产量将占约28%，亚洲和中东地区的产量将占19%，拉丁美洲的产量约占15%，西欧产量约占9%。在此期间，从2000到2005年间预计全球LPG供应量每年将增加3.8%,略高于1990～1999年间的3.7%的年增长率。对LPG需求的快速增长预计将会持续，至少持续到2010年，达到接近石油的2倍。尤其在2000到2010年间，LPG的需求增长率将接近35%，而石油的需求增长率预计约为1.8%。对LPG需求量的增加预计在亚洲地区最为突出，到2005年，亚洲的需求预计从1985年的2000万吨增加到7000万吨。东南亚地区，LPG年需求增长率，1990～2000年为10%，到2000～2005年将增加到6%。印度LPG年需求增长率将仍然处于1999年～2000年的水平，约为10%。韩国，增长率在过去的10年中为8%，但在今后5年可望降到3%。在日本，年增长率约1%，在未来5年预计仍然维持同一水平；中国在1990～2000间，年增长率为20%，到2005年预计增长6%。LPG在印度和中国拥有最大的市场，这两个国家目前只占世界市场份额的5%。到2005年，这两个国家消耗的LPG预计将会占世界的25%。1999～2000年，中东地区的LPG年需求增长率约为8%，而其他几个国家的增长率都超过了中东地区，如：在阿联酋，年增长率超过16%，卡塔尔年增长率低于35%，2000～2005年，中东地区的年需求增长率将略低于7%。全世界LPG的人均消耗量迅速增长。2000年人均使用LPG是15公斤，超过了1985年人均使用10公斤的量。到2005年，人均使用量是18公斤。2.2.2我国LPG的供求现状从70年代以来，中国LPG的需求和进口量急速增长，下表概括了1979年中国LPG的需求和进口情况，并提供了2010年LPG的预测量。中国LPG的需求和进口量年LPG需求量（吨）LPG进口量（吨）1979210,00001985547,000019901,428,000117,000200013,427,0004,818,000200522,200,00011,400,000201029,700,000-我国城镇的发展导致了LPG需求的增长。城市是一个国家，一个地区从自然经济走向商品经济发展的必然过程，也是人类社会进步的重要标志，城市化对社会生产的发展产生着巨大的推动作用。目前我国经济高速增长，在广东珠江三角洲、上海长江三角洲地区，城市的发展已率先进入了工业化时代，也率先进入了城市天然气时代。清洁燃料的普及应用，减少了由于工业废气对不堪负重的大气污染，清洁燃料需求强劲。从1990年至今，我国小城市建设得到了快速发展。小城市的数量从1990年的800个增加到2000年的8000个，年均增长10%。小城镇吸收农村人口从1990年的100万增长到2001年的1.2亿人，平均年增长率为11%，城市化率由1990年的26%增长到2001年底的36%，尤其是西部地区，建设小城镇有利于保护西部的生态环境，国家提出25%以上坡地，有计划有步骤退耕还林（草），这是改善西部地区生存环境的根本措施。中国大城市人口的聚集和小城市的增加以及经济的增长日益敦促人们重视环境保护。在这些城市及周边地区，煤炭的使用和机动车的迅速增加产生了污染问题，这个问题日趋明显而且正在影响着中国大部分的人口。由于这是政府优先要解决的问题，所以制定了很多降低污染的政策，包括增加利用清洁燃料的政策。到2000年底，已经有666个城市使用清洁燃料。最重要的燃料包括：煤气—152亿m3天然气—265亿m3LPG—1千万吨目前在中国的主要城市,有1.76亿的人口使用气体燃料,占城市人口的84%。这些城市中，使用各种气体燃料的分配比例是：煤气占22.4%,天然气占14.6%,LPG占63%。现在存在的问题是，中国进口的LPG超过了现在的使用量，而且价格高。中国已加入WTO，逐渐由计划经济向市场经济转变。一些出台的政策会更加合理的制定能源的价格，这些政策将会解决能源进口量增长的一些相关问题，继续关注环境污染问题，这就为增加清洁燃料的利用创造了机遇，如二甲醚和LPG，尤其是如果这些燃料能在国内生产，并在价格上具有竞争性，就更有机遇。2.3天然气产品价格预测目前天然气与原油价格正在逐步接轨，天然气价格上涨空间巨大，因此煤制甲烷的经济性长期向好。国际天然气价格增长较快，日本进口LNG每百万BTU价格从2002年的4.27美元上涨到2007年的8.8美元，今年前五个月平均价格涨至11美元，国内天然气价格将会有较大幅度提高。对未来区域内天然气市场价格预测见表1，本项目投产后的盈利空间较大，具有较强的市场竞争力。表1天然气市场价格预测城市目前天然气价格（元/Nm3）预测2012年天然气价格（元/Nm3）沈阳2．43.3长春2.33.3吉林2.33.3天津2.23.4北京2.53.6本可研以1.86元/Nm3进行技术经济评价。2.4市场风险分析需求量和价格是市场中两个最重要的指标，因此市场风险分析主要分析这两个指标变化对整个工程的影响。2.4.1价格变化风险在一个成熟的天然气市场中，天然气价格在不同年份和月份变化较大。价格是影响天然气市场规模的重要因素，不同的天然气利用领域对价格承受能力也不同。价格波动将直接导致利用量的变化，而利用量的下降将导致管输量下降，从而影响管输企业经济效益，甚至影响管道正常运营。潜在的价格风险始终存在，煤制天然气和其他能源之间的竞争力在发生着变化，也存在价格变化的风险损失。2.4.2季节变化风险季节变化影响天然气销售主要表现于城市燃气。城市燃气用户，天然气主要是用做燃料，除了平时烹饪、热水需要外，在冬季主要用做供暖，气温偏低时天然气销售量将增加。我国目前的燃气定价机制中，季节因素的影响无法通过价格变化反映出来，因而加剧了燃气销售量的波动。以陕京输气管线用气量为例，2001年天然气消费总量为11.37×108m3，主要集中于11、12、l、2月份这四个月，占消费总量比例分别为12.78%、22.39%、17.65%和13.66%，四个月消费量之和占全年的66.48%，最高的12月份消费量为2.55×108m3，最低的9月份消费量为0.38×108m3，峰谷差为6.7倍。2002年季节性更强，高峰的四个月消费量占全年比例达69.82%，峰谷差达8.82倍。随着城市燃气市场的进一步开发，季节影响的表现会更明显。2.4.3专用资产风险专用资产专用于某项特别应用领域的资产，如果被应用于其他地方，它们将没有价值或体现较少的价值，其投资方很容易受到盘剥。当长距离输气管道建成后，就具有了地点专用性和物质资产专用性，此时用气方就有了较强的议价能力，能够使煤制天然气供应方做出让步，给天然气销售造成很大风险。同时由于下游市场需求的不确定性，特别是在天然气销售低谷期，实际输气量往往无法达到经济起输量，也会造成中、上游资源和资金的浪费，给产业链造成风险。煤制天然气到达城市门站后，除了少数大工业用户，一般还要建设城市配气管网，包括城市配气干线管网和支线管网，将煤制天然气输送到最终用户。因此城市煤制天然气市场开拓受制干城市配气管网的延伸程度。然而目前的城市配气管网规模和覆盖面很小，需要投巨资新建大量的配气管线。新区的管网建设可以采用预装式的捆绑销售，操作比较容易，但旧区改造的难度很大，且工程将对城市道路和交通等产生广泛影响。在居民交费前，管网建设方往往不愿意修建管道，而居民在管网建好前也不愿意缴纳高额初装费，市场拓展较慢，使天然气实际销售量低于预测销售量，造成产业链风险。工业用户在原料或燃料转换前使用的设备，在改用天然气后通常无法继续使用，而且要一次性投入大量资金重新购置生产设备、燃气锅炉等，这也制约了一部分用户，使本来拥有一定用气量的企业无力使用天然气。高昂的初始设备投资阻碍了潜在需求向现实需求的转化，给产业链带来风险。2.4.4替代能源风险国家“西电东送”工程源源不断地把电力送往东部能源短缺地区，而这些地区都是天然气重要的目标市场区域，加之西电的价格低廉，更增加了煤制天然气市场开拓的困难，给产业链造成很大风险。2.4.5消费结构风险煤制天然气在众多领域有着良好的应用前景，但同样存在着消费结构选择的风险。在大规模开发利用煤制天然气的初期，消费结构的选择显得尤为重要。不合理的消费结构不但不利于市场的开拓，使煤制天然气产业链处于缓慢增长状况，且使产业链本身处于高风险状态，一旦下游市场主要产品滞销或失去竞争力，将给煤制天然气产业链的发展带来沉重打击。城市燃气比例过低，消费结构的不合理，使产业链风险增大。市场竞争使一些与煤制天然气利用相关的产业也会受到冲击，影响天然气消费量的增长。2.4.6其它风险煤制天然气长输管道必须及时按计划实施，如果建设期延长，势必导致达产期延后，将造成一定程度的投资浪费，更主要的是导致下游用户对天然气供应可靠程度的怀疑，不利于市场的开拓，给产业链带来风险。如果天然气供应方与下游用户签订了供气合同，会导致天然气供应方违约从而造成损失；另外，由于地点的专用性，如果目标天然气市场有其他供应者的存在，可能会导致竞争，这种竞争会使用气方具有了多种选择的空间，同时具有了较大的压价能力，给煤制天然气销售带来风险。2.4.7市场风险减缓措施政策保障和加快市场发展建议政府从税收、环境等方面，政策鼓励最终用户使用煤制天然气。实施严格的环保政策，提高排放标准和处罚标准。发展天然气空调，使其在中央空调市场中的占有率有较大提高。支持新技术的研发、应用和推广，提高煤制天然气利用效率。对煤制天然气产业链的单体项目，项目参与方多元化，结成产业链利益共同体，降低市场的风险。整体推进市场竞争格局积极创造条件，逐步推进煤制天然气价格的市场化定价机制。市场的培育，既考虑现状，又考虑到未来市场竞争的需要，及早进行制度设计，积极引入竞争机制。加快天然气长输管道建设，形成以管道为基础的区域性市场，将管输业务独立，向市场提供无差别的服务。打破城市配气管网的垄断局面，允许具备资质的燃气运营商共建城市配气管网和在一个城市内形成若干局域性城市配气管网，使城市配气管网具有一定竞争性。完善煤制天然气长输管道布局，合理分配煤制天然气资源加快煤制天然气管道建设或多气源联网，使区域天然气自由流通，增加供气调配的灵活性。如果长输管道达产期延长，可以及时从其它气源补充煤制天然气，另一方面可以将由于其它供应者参与导致的局部过剩的煤制天然气合理调配至其它目标市场，从而减少市场风险。3产品方案及生产规模3.1生产规模本项目采用流化床U-GAS技术气化技术生产天然气，变换、低温甲醇洗净化、镍基催化剂甲烷化的生产工艺。第一期设计规模确定为公称能力320万Nm3/d，即煤制天然气公称能力10亿m3/a，以下叙述内容均只限于一期工程。3.2年操作时间年操作时间为8000小时，约333天。3.3产品方案主产品为10亿m3/a天然气，在工艺装置中副产的产品有：硫磺、液氧、液氮、液氩等。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320万Nm3/d二、副产品(1)硫磺12980t/a(2)液氧3000m3/a(3)液氮7040m3/a(4)液氩8640m3/a3.3.1产品规格及质量指标合成天然气组分如下：成分COCO2N2+ArH2CH4∑含量v%0.050.771.02.4895.7100.00合成天然气低热值34612kJ/Nm3(即8267kcal/Nm3)天然气国家标准项目一类二类三类高位发热量,MJ/m3>31.4总硫以硫计,mg/m3≤100≤200≤460硫化氢mg/m3≤6≤20≤460二氧化碳,%(V/V)≤3.0水露点,℃在天然气交接点的压力和温度条件下天然气的水露点应比最低环境温度低5℃注1.本标准中气体体积的标准参比条件是101.325KPa,20℃2.本标准实施之前建立的天然气输送管道在天然气交接点的压力和温度条件下天然气中应无游离水无游离水是指天然气经机械分离设备分不出游离水本项目产品天然气质量已经超过了国家标准。产品硫磺（片状）规格如下：序号项目单位指标1硫%Wt≥99.92水份ppm≤0.013灰份ppm≤0.034酸度(以硫酸计)%≤0.0035铁%≤0.0036砷%≤0.0017有机物%≤0.034工艺技术选择及技术来源4.1概述本项目是利用某某自治区锡林浩特西乌旗丰富的褐煤炭资源，建设公称能力为320万Nm3/d合成天然气装置。主要工艺技术采用：U-GAS煤气化粗煤气耐硫低压变换、冷却低温甲醇洗净化Euroclaus硫回收工艺镍基催化剂甲烷化废水综合利用图1：煤制天然气项目工艺方块流程图液氩、液氮、液氧氧（1）干排灰液氩、液氮、液氧氧（1）干排灰氧气煤场煤干燥气化余热锅炉袋除尘器高效除尘器变换低温甲醇洗空分（5）甲烷合成水洗煤气压缩原料气压缩入炉煤为含水14.4%，HHV=4463Kcal/kg，LHV=4223Kcal/kg,温度25℃；组成水灰硫碳氢氮氧（Wt.%）14.417.290.4848.323.350.7915.37入炉煤组分（某某吉林郭勒煤田1号露天矿煤质）气化炉的粗煤气温度220℃，压力1.0MPa，组成如下（单台）操作温度950℃，操作压力1.0Mpa（G），单台气化炉耗煤量46t/h；单台氧耗13455Nm3/h、1.3Mpa（G）/125℃；单台消耗水蒸气26.7t/h、1.6Mpa（G）/260℃；气化炉9开3备。煤气组成CO2COH2CH4N2+Ar等H2S+COSH2O合计%气量Nm3/h干煤气V/V29.130.731.57.410.20100636209台气化炉生产的总气量：572580Nm3/h（干基）。4.2工艺技术选择4.2.1煤气化国内外煤气化技术概述本项目的股东方SES拥有U-GAS气化技术的独家使用权，U-GAS气化技术能适用多种煤质，而且对劣质煤有着比较优势，因此本工程采用U-GAS气化技术，在枣庄气化厂的基础上增加气化压力就能实现本项目的目标。经SES研究表明：气化压力增加到10kg所产的煤气量就能达到30kg压力的鲁奇炉气量，而且甲烷含量达到7％以上，非常适合做煤制天然气气化。下面对U-GAS进行简单介绍。目前国内外以煤为原料生产化工产品的工厂中，采用了各种煤气化工艺，如常压固定床间歇气化、鲁奇碎煤加压气化、粉煤流化床气化、水煤浆气流床气化、干粉煤气化，包括Shell炉、GSP、Texaco炉、U-GAS炉等等，各种气化方法均有其各自的优缺点，对原料煤的品质均有一定的要求，其工艺的先进性、技术成熟程度互有差异。因此应根据煤种、用途、技术成熟可靠度及投资等来选择气化方法。气化工艺发展到今天，可以作为大型化工企业选择的气化方法主要有以下三种类型：固定床加压气化技术、粉煤流化床气化工艺及气流床气化工艺。固定床加压气化鲁奇加压气化（Lurgi）是加压固定床气化的代表，在30年代已工业化，是成熟的气化方法，目前国内外都在使用。八十年代以来，我国已引进四套现代化鲁奇气化装置，其中三套用于生产城市煤气，一套用于生产合成氨，在设计、安装和运行方面均已取得丰富经验。鲁奇固定床加压气化对煤种有一定的要求，需使用弱粘结性、较高灰熔点、5～50mm的块煤，对于机械化采煤技术广泛采用的现代化矿井，有一定的局限性。鲁奇炉采用固态排渣，炉温偏低，煤与气化剂逆向运动，煤气中甲烷含量高（10%左右），但在气化过程中产生较多的焦油、酚、氨等烃类物质，存在后系统处理复杂以及环境污染问题，具有一定的局限性。下面将做详细的比较。粉煤流化床加压气化粉煤流化床加压气化又称之为沸腾床气化，这是一种成熟的气化工艺，在国外应用较多，该工艺可直接使用0～6mm碎煤作为原料，备煤工艺简单，气化剂同时作为流化介质，炉内气化温度均匀，过去的流化床气化温度较低＜1000℃左右，渣和飞灰中碳含量高，煤气中有效成份较低，但近年来流化床气化技术已有较大发展，开发了如高温温柯勒（HTW）、U-GAS等加压流化床气化新工艺，在很大程度上解决了常压流化床气化存在的带出物过多等问题，下面着重说明U-GAS气化工艺。U-GAS气化GTI是指美国气体技术研究所，系美国领先的能源研究机构，有300多名员工和800多项自主研究专利，在循环流化床气化技术方面首屈一指，气化技术几乎适用所有煤种，气化资料完备，尤其适合低品位煤气化，在美国和芬兰都建有工厂，在中国山东已经建成一套生产装置。GTI已经授权SES独家拥有U-GAS气化技术在中国和其他国家的使用权，其技术优势是能够利用低品位煤和其他低价值的碳氢化合物制备合成气。还可以利用合成气生产氢气、氨、或甲醇的化工原料。经加压气化后所生成的煤气也适用于诸如煤气透平、蒸汽透平的联合循环发电机组；燃料电池发电机或磁流体（MHD）发电机等先进的发电系统。此外，SES的气化厂的二氧化硫、氮氧化物和颗粒物的排放极低，是属于中国目前推广的洁净煤技术。U-GAS工艺在一个单级流化床气化炉中完成煤炭气化的四个重要功能——破粘、脱挥发份、气化以及灰渣团聚和从半焦中分离灰渣。在设定的条件下，煤迅速气化生成含有氢气、一氧化碳、二氧化碳和少量甲烷的混合气体。流化床内的化学还原状态使得煤中存在的硫磺基本上转化为硫化氢，而不是二氧化硫。在煤气化的同时，煤灰被浓缩、团聚（如果需要的话）分级并与床料分离。一部分流化气体从锥形分布板进入气化炉，其余流化气体向上高速流过灰分级装置，在流化床上形成一个高温区。高温区内的温度比床内其它地方温度高，含灰高的颗粒团聚（熔化）并形成较大或较重的灰颗粒。这些灰颗粒有选择地从床料中分离，进入灰斗。再以干的形式从这里排出。在这种方式下，U-GAS工艺达到了一般液态排渣气化炉相同的碳损失较低的水平。从流化床中扬析出来的煤焦细粉，用两个位于炉外的旋风分离器捕集。一级旋风分离器捕集的细粉返回到流化床床层，二级旋风分离器捕集的细粉返回到炉内的高温区，在那里细粉中的碳被气化，灰或团聚灰排出气化炉。生成的粗煤气中不含焦油，因此在满足产品气使用要求方面，使得废热回收和煤气净化工作简单化了。该工艺的其它特征：1.运用灰团聚技术获得较高的碳转化率2.有气化所有煤种的能力3.能气化原料煤中的细粉4.设计简单，操作安全、可靠5.便于控制且具有抗干扰能力6.生成气中不含焦油7.环境友好，三废排放符合最严格的国家标准U-GAS气化特点：（1）原料要求小于6mm的粉煤，几乎适用次烟煤、烟煤、褐煤、无烟煤等的所有煤种，对煤质适应性强，气化温度900～1050℃，气化压力有常压、低压、中压三种可供选择。与鲁奇炉相比，粗煤气较为“干净”，因此后续净化处理简单，无须投资焦油、萘、酚等的回收设备；（2）气化炉特点：下部多喷嘴供料、耐火衬里，废锅流程，充分回收废热产蒸汽；（3）碳转化率在92～96%，比碳耗优于其他气化方式，合成气有效气体含量高；（4）操作弹性大；（5）绝大部分设备可国产化。气流床气化成熟的粉煤气流床气化工艺主要以壳牌、Prenflo、GSP干粉煤加压气化和GE水煤浆加压气化为代表，这几种气化工艺都是以纯氧作气化剂，在高温高压下进行熔渣气化，粗煤气中有效组分含量高，仅有微量的甲烷，不产生焦油、萘和酚水，煤气质量好。但水煤浆并不适合于褐煤，因为褐煤含内水为20%左右，内水存在使得水煤浆与水混合能力变差，无法配制成水煤浆浓度为60%以上的浆状物。因此，水煤浆气化技术不适合本褐煤气化。工艺技术方案的选择本项目是大型煤化工企业，所选技术必须适合于大型工业化装置，生产成熟、技术先进、操作稳定可靠，整个系统工艺流程简单，生产带来的“三废”污染少，同时必须适宜气化当地原料煤。综合以上各因素作为选择工艺方案的标准。（1）从投资上分析Shell气化最高，经核算几乎高出GE一倍多，比U-GAS高出二倍多。GE虽然国产化程度很高节省投资，但由于GE设备、自控仪表、管道安装、土建、黑水处理量大造成的投资费用的增加。SES拥有GIT气化专利技术U-GAS的独家使用权，给本项目的建设带来了技术的可靠保证。（2）从运行费用上分析Shell一般，U-GAS最低。U-GAS主要是回收热量多，回收废热产蒸汽作为气化剂，因此比氧耗不高，比碳耗较低。GE气化运行费用最高，主要原因是煤耗高、氧耗高，耐火材料消耗高，水煤浆添加剂等增加了费用。（3）可靠性分析Shell气化炉无备炉、可靠性稍差，U-GAS和GE气化炉有备用，可靠性高。（4）Shell气化炉因直径超限须在现场组焊，气化炉结构复杂，制造难度大，废锅回收了大量蒸汽，热效率最高。干法除灰投资大，操作繁琐。U-GAS气化炉热效率较高，排渣也较容易。（5）从煤质适应性来看，褐煤的灰熔点较低，灰分含量较高以及内水含量高。Shell、GE气化技术一般都要求煤质灰分在10%以下，由于褐煤的内水含量约20%左右，很难配制出60%以上的水煤浆浓度，因此无法达到GE气化技术对原料煤质的要求，而U-GAS能适合含水量20%的煤质。（6）从甲烷化反应原料气的要求进行分析，U-GAS原料气中甲烷含量比其他的装置都要高。从上面的几项气化反应的煤气组成来看，U-GAS炉的煤气组成中CH4含量最高，因此，U-GAS也是比较适合做天然气的气化技术，甲烷高也相对减轻了后续工段的负荷。在此，需要特别提出的是鲁奇炉，河南义马已经投入商业运行，大唐克旗的40亿立方米/年的项目也选择了鲁奇炉，并且大唐以东胜利2﹟矿的褐煤进行了试烧，现将其试烧指标和U-GAS气化指标进行对比如下：比较的煤质分别为：煤矿MadAadVdafSadHHVgr.adLHVnet,ad东胜利17.8114.6242.031.5819.9718.90锡盟某某14.420.2046.600.6918.6717.65鲁奇数据来自东胜利2﹟矿的褐煤试烧报告，U-GAS数据来自气化计算模型鲁奇炉与U-GAS数据对比表对比参数鲁奇炉U-GAS原料要求除主焦煤外全部煤种，5-50mm块煤，含水35%以下，灰25％以下，灰熔点≥1200℃褐煤、次烟煤、烟煤、无烟煤、石油焦、生物质等几乎所有煤种，灰熔点≥1150℃，6mm以下的粉煤，灰分≤42％，外水≤4％气化温度/℃取决煤灰熔点，在DT-ST间操作900～1050气化压力/Mpa3-4.00.25-3.0气化工艺特点块煤供料，固体物料和气化剂逆流接触，煤通过锁斗加入到气化炉，通过灰锁斗和加水将灰排出炉外，气化炉由承压外壳、水夹套、转动炉篦组成，炉内物料分为干燥、干馏、煤气化洗涤除焦油/尘后进入废锅。材质为碳钢固体物料和气化剂并流入炉，煤由气体输送加入到炉内，通过旋风除尘捕集循环，干法排渣，废锅回收高温煤气的显热，无焦油等副产物。外壳材质为碳钢，需要耐火材料浇筑。本项目气化炉台数开12备1开9备3单炉产气量/Nm3/h4400063600去变换温度/℃180～185220除尘冷却方式水洗涤多级干法除尘、间接换热气化废水总酚6.16g/L,COD5500mg/LCOD400（变换后排放）精煤气中甲烷含量1410粗煤气中CO+H2+CH4含量66.7169.66气化压力，Mpa（G）2.951.0气化效率（粗煤气热值/入炉煤热值），％71.980.27蒸汽分解率，％37.838.19粗煤气热值，Kcal/Nm325002600碳转化率,%99（包含焦油、萘等副产品）94.42灰渣中的残碳，％2.172-3副产蒸汽量t/KNm3粗煤气0.1(2.5MpaG)+0.45(0.5MpaG)0.613(4.0Mpa)氧耗Nm3/KNm3（CO+H2＋CH4））201304比氧耗Nm3/KNm3粗煤气130145比煤耗t/KNm3净煤气1.6081.04蒸汽消耗，t/KNm3粗煤气0.93（3.2Mpa）0.29（1.3Mpa）废水比例t/KNm3精煤气1.31SNG气化炉系统投资比例1.21净化系统投资比例31从上述比较表中可以看出，在煤质相当的情况下，鲁奇炉的氧耗低于U-GAS气化，但是在以下方面U-GAS优于鲁奇炉。比煤耗低单炉产气量高相对后续净化系统更容易、污水处理量少、相对投资低。总投资低综上所述，各种气化方法均有其各自的优缺点，对原料煤的品质均有一定的要求，其工艺的先进性、技术成熟程度互有差异。因此根据褐煤煤质的特点：风化年代浅，挥发分高，内水以及灰分高，U-GAS技术是最适合的气化技术。U-GAS在投资、运行费用、煤质适应性等方面都比GE和Shell低，已经在美国和芬兰等国家成功运行，在国内也有工业化成果，为本项目提供了宝贵的经验。同时SES为确保技术推广成功，在山东枣庄U-GAS气化炉上还能对义马长烟煤以及某某褐煤进行试烧，得出工业化装置大量工艺数据，为本项目气化技术成功运行提供充分的保证。美国SES公司作为技术持有者和合作公司实际出资的大股东，可充分保证技术的可靠性，降低运营风险，该技术投资少、运行费用低、适应煤种广，因此本可研采用U-GAS气化工艺。4.2.2粗煤气变换该合成气中CO含量为35～38%，H2含量为33～35%，不符合天然气合成新鲜气的要求，需将部分粗合成气进行CO变换，增加H2含量。CO变换反应会产生大量的热，反应热可用来产生蒸汽。根据该粗合成气的CO、H2、水蒸气的含量，采用部分变换流程，而且在粗合成气压力下变换，充分利用其中的水蒸汽及显热，以降低生产成本，将变换气和未变换气分开，这样使得设备尺寸减小，便于制造和运输。本项目变换的优点是由于粗湿气体直接进入变换炉，能够充分利用合成气中的水蒸汽，气体中水/气比高，变换反应推动力大，催化剂用量少，其中经变换气体中的有机硫约95％以上可转化为H2S；H2/CO的调整靠配气，容易调整，变换炉及粗煤气预热器设备小；缺点是有部分粗煤气不经变换，其中的有机硫未能部分转化为无机硫，未进变换炉的氯根进入后系统，对后系统的脱硫能力要求较高，但是如果采用低温甲醇洗净化，有机硫、氯根等也能完全脱除。本工程拟采用耐硫全气量低压变换，使煤气中H2/CO≥3。4.2.3脱硫脱碳工艺1、技术概况气化装置生产的粗煤气中除含CO、H2、CO2外，还有少量H2S、COS、CH4、N2，微量的氯等成分。合成甲烷所采用的催化剂对原料气净化要求很高，总硫质量百分数要求小于0.1ppb，氯、重金属镍等均为零。因而选择好的净化方法极为重要。以煤为原料的气化装置，粗煤气中的CO2、H2S、含量较高，粗煤气的压力较高，在这种原料气条件下，有两种方法可供选择，即低温甲醇洗法和南京化工研究院研制开发的NHD溶剂（聚乙二醇烷基醚）法，其它净化方法均不太适合天然气原料气高净化度的要求。这两种方法各有其特点，比较如下：a)低温甲醇洗的特点低温甲醇洗工艺为物理吸收，其优点主要有：溶液吸收能力大，在3.7MPa(G)压力下吸收能力约150M3CO2/m3溶液，因而甲醇循环量小；气体净化度高，净化气中总硫可小于0.1ppm，并能在同一装置内同时脱除H2S、COS、HCN、H2O、羟基铁等一切杂质；对于CO2和H2S可进行选择性吸收；CO2再生、H2S浓缩比较简单，不管煤中含硫多少，该法能将脱除的H2S浓缩至进克劳斯硫回收所需浓度。吸收溶剂（甲醇）便宜、易得，无腐蚀性，各项消耗指标低。对于以煤或重油为原料生产合成气CO2及H2S含量很高的情况下，特别是气化压力较高时采用低温甲醇洗是最合适的，国内外几十套同类型装置经验证明了这一点。缺点是部分设备材料需低温钢，单位重量的设备造价较贵。b)NHD工艺是南京化工研究院开发并在国内申请有专利权的净化方法，属物理吸收，能同时脱除CO2、H2S、COS、HCN、H2O等杂质。该法溶液无毒，饱和蒸汽压低、溶剂损失小，再生热耗低，溶剂对碳钢无腐蚀，大部分设备可以用碳钢制造。但溶液吸收能力大大低于低温甲醇洗，故溶液循环量大、电耗高；脱CO2和H2S要分开进行，因而设备多，流程复杂。该法净化度较高，净化气中H2S<1ppm，但由于对COS吸收能力差，在脱硫前要增加COS的水解工序，在合成前要增加干法精脱硫装置。该法最大的缺点是吸收溶剂昂贵，首次充填费用高，其它各项消耗较高，因而日常操作费用高于低温甲醇洗。低温甲醇洗流程简单，操作容易，弹性大，净化度高。可以不引进国外技术，设备绝大部分可在国内制造。从可行性上来看，低温甲醇洗国内成熟的技术最大做到60万吨/年甲醇，所以本项目的仅仅是增加气量，低温甲醇洗是完全可以胜任的。本报告脱硫脱碳采用低温甲醇洗技术。低温甲醇洗(Rectisol)工艺由德国林德公司和鲁奇公司联合开发的一种有效的气体净化工艺。该技术成熟可靠，能耗较低，气体净化度高，可将CO2脱至10ppm以下，H2S小于0.1ppm，而且溶剂吸收能力大，循环量小，能耗省，溶剂价格便宜，操作费用低亦是此法的优越性所在。该法缺点是在低温下操作，设备低温材料要求较高，整个工艺投资较高。目前，国外低温甲醇洗工艺国外有林德工艺和鲁奇工艺二种流程，二者在基本原理上没有根本区别，而且技术都很成熟。两家专利在工艺流程设计、设备设计和工程实施上各有特点。1）林德低温甲醇洗工艺采用林德的专利设备―高效绕管式换热器，提高换热效率，特别是多股物流的组合换热，节省占地、布置紧凑，能耗较省；但高效绕管式换需要国外设计，可国内制造。在甲醇溶剂循环回路中设置甲醇过滤器，除去FeS、NiS等固体杂质，防止其在系统中积累而堵塞设备和管道。一般采用氮气气提浓缩硫化氢，二氧化碳回收率为70%。2）鲁奇低温甲醇洗工艺未采用绕管式换热器，换热器均为管壳式，所有设备在国内可以设计和制造，可节省投资。由于没有中间循环甲醇提供冷量，吸收所需的冷量全部由外部供给；甲醇溶液循环量相对较大，相对于林德流程能耗稍高，吸收塔的尺寸也较大。系统冷量全部由外部提供，操作调节相对灵活。考虑林德与鲁奇二种低温甲醇洗工艺都非常成熟，尽管各有特点，但其消耗相差较大。3）国内低温甲醇洗工艺流程：低温甲醇洗技术国内有大连理工和二院的技术。大连理工与林德工艺相似，二院与鲁奇相似。大连理工大学从1983年开始进行低温甲醇洗的工艺过程研究,在中石化和浙江大学的协助下1999年该项研究通过了中石化的鉴定，2000年获得了中石化科技进步三等奖，并且获得了国内两项专利申请。经改进后该技术采用六塔流程，与林德工艺相似，据介绍冷负荷和设备投资比林德工艺约低10%。利用该项开发成果大连理工大学为国内采用低温甲醇的8个厂进行了过程分析，为改进操作提出了有益的建议。大连理工大学低温甲醇洗工艺技术先后完成了如下项目：兰州化肥厂油改气项目改造。宁夏化肥厂油改气项目改造。山东华鲁恒升公司国产化大氮肥装置工艺包设计。渭河化肥厂新建甲醇装置项目工艺包设计。南京化肥厂油改煤项目工艺包设计。大化集团年产30万吨甲醇工程酸性气体脱除单元工艺包设计。河南开祥化工有限公司的年产30万吨甲醇项目低温甲醇洗装置工艺包设计。新奥集团股份有限公司的鄂尔多斯甲醇项目低温甲醇洗装置工艺包设计。陕西神木化学有限公司二期年产40万吨甲醇低温甲醇洗装置工艺包设计。二院代表性的企业是河南义马的煤气化项目。下表是根据实际运行情况所作出的比较：低温甲醇洗的工艺比较(30万吨/年、压力为3.25Mpa)编号名称大连理工工艺二院工艺备注1工艺比较名称/单位1、五塔流程，吸收塔为一个塔；2、采用了数量较多的缠绕式换热器，一般5～6个，换热器投资较大；3、缺少CO2闪蒸塔，闪蒸槽可回收98％的CO2；4、冷量回收充分。1、七塔流程，CO2、和H2S分塔吸收，塔板数多；2、变换气冷却器采用缠绕式，其他为列管，冷量回收效率不高；3、可回收99％的CO2，供煤输送使用；因为项目需要浓度较高的CO2气体，所以大连需要增加塔设备，缠绕式换热器为林德率先开发，目前国内厂可制造。二院全部由外界提供冷量，因此循环量大，但控制容易，大连占地省，能耗低。2设备比较吸收塔塔板数脱硫段（塔）块，mm48，Φ220082，φ2400大连一塔二段，二院因为高度原因分为二塔。脱碳段（塔）块，mm36，70，φ2800-3200二氧化碳闪蒸塔板数块，mm高浓度（99％）的CO2需要将闪蒸槽改为塔。32，φ3400根据U-GAS的送煤对CO2纯度的要求，大连工艺需要重新计算是否将槽改为塔。硫化氢浓缩塔块,mm68，Φ300084，Φ3000大连理工可以将硫回收的尾气回收到该塔，大幅度降低硫回收投资。热再生塔块,mm33，Φ260045，Φ3000甲醇脱水塔块,mm56，φ140048，φ1400尾气洗涤塔块,mm22，Φ340020，Φ38003消耗甲醇kg/h4040二院甲醇循环量大，冷量回收不充分，甲醇损耗应稍高。氢氧化钠kg/h6主要中和氢氰酸，如果我公司煤气中含量较高且变换后的水洗塔不能完全脱出，大连工艺也需要用。锅炉给水t/h4配制碱液循环水t/h300341电kwh20001690循环水和甲醇泵消耗，大连包含制冷压缩机电耗蒸汽t/h1121冷量Mkcal3.24.3GCL项目是6.3低压氮气Nm3/h500063004投资万元1099016920.66二院的不含硫回收和制冷，大连包含制冷压缩机（电驱动），但不含硫回收。从上表可以看出，大连理工低温甲醇洗技术的工艺消耗投资更低，本可研推荐使用大连理工的技术。装置系列数为三套。4.2.4制冷工艺的选择制冷有二种方案可供选择：（1）氨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，混合制冷采用工艺付产的低压蒸汽作热源，系统中的溶解热及冷凝热由冷却水带出。（2）丙烯制冷丙烯制冷和氨制冷原理一致，但可以避免氨的毒性，同时没有因为压缩机抽引形成负压的安全隐患，因而工作可靠，操作方便，运转率高，但投资略大。该项目推荐采用丙烯制冷工艺。4.2.5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上进行试验证明了煤气进行甲烷化可制取合格的合成天然气。CO转化率可达100%，CO2转化率可达98%，甲烷可达95%以上，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的合成天然气工厂。第一期工程的设计能力为日产合成天然气389万米3（相当于日产原油2万桶），于1980年7月破土动工，1984年4月完工并投入试运转，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。项目甲烷合成技术拟选用托普索技术。装置系列数为二套。4.2.6硫回收技术的选择目前，硫回收技术较多，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（S）或硫酸(H2SO4),产品为硫磺的酸性气处理工艺通常采用克劳斯硫回收工艺，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，由于受克劳斯反应的平衡限制，克劳斯工艺总硫磺回收率一般在95～98％左右，高硫煤的尾气无法满足国家现有的环保指标，所以一般和其他硫回收技术配套使用。主要化学反应2H2S+3/2O2→2H2O+SO2SO2+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，在两级普通克劳斯催化转化之后，第三级改用选择性氧化催化剂，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→2S+2H2Ob.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的排放可以达到国家排放要求。加氢还原主要化学反应SO2+3H2→H2S+2H2OCOS+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气返回系统，上游克劳斯装置任何条件的波动对本装置的操作无影响。因此，当硫磺回收装置尾气的组成、流量、温度、压力等状态参数强烈波动时，尾气处理装置仍能保持平稳运转，通常操作弹性范围20％～200％。b.装置的硫负荷能力很高。即使上游装置的硫磺回收率仅为90％左右仍不会影响处理后尾气中硫的净化度，故上游装置只设置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合物（COS、CS2、各种硫醇等）以及元素硫均可被还原成H2S而返回硫磺回收装置，从而使装置的总硫磺回收率达到99.95％。该工艺相对流程复杂，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的亲水性，所以流动性好，不会产生堵塔的