煤化工煤制气可研报告Word下载.docx
《煤化工煤制气可研报告Word下载.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《煤化工煤制气可研报告Word下载.docx（42页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。
石脑油
万t/a
10.128
焦油
50.88
硫磺
12.01
粗酚
5.76
粗氨
5.256
3
年操作日
天
333
8000小时
4
原料及燃料煤用量
原料煤
1423.84
燃料煤
402.144
5
辅助材料和化学品
催化剂
t/a
230
32·
NaOH
3600
甲醇
9600
二异丙基醚
2100
循环水药剂
1530
6
公用消耗量
新奇水
2690
7
全厂三废排放量
废气
万Nm3/a
382.1
锅炉及加热炉烟气
废渣、灰
237.33
气化及锅炉废渣
8
运输量
2154.83
运入量
1833.01
运出量
321.82
9
全厂定员
人
1678
其中：
生产工人
1559
治理和技术人员
119
10
占地面积
ha
373.93
包括灰场
11
工程项目总投资
万元
2268074.36
11.1
基建投资
2060720.02
11.2
固定资产方向调剂税
11.3
铺地流淌资金
15332.16
11.4
基建期利息
192022.17
12
项目固定资产投资
2252742.19
13
资本金
680589.46
14
基建贷款
1587484.90
15
年销售收入
756191.52
平均
16
年销售税金
68989.61
17
年总成本费用
506006.62
18
年利润总额
181195.29
19
年所得税
45298.82
20
投资利润率
%
7.86
21
投资利税率
10.86
22
成本费用利润率
35.81
23
投资收益率
14.13
24
外汇贷款偿还期
年
含基建期
25
国内贷款偿还期
9.91
26
投资回收期〔所得税后〕
9.59
27
投资回收期〔所得税前〕
9.06
28
全投资内部收益率
10.63
所得税后
29
全投资净现值
367559.32
30
12.31
所得税前
31
万元
639818.27
32
自有资金内部收益率
12.40
33
自有资金净现值
341052.86
34
全员劳动生产率
万元/人年
450.65
2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〔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586m3，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
2006-2020年
年均增长率
比例
发电
160.6
28.9
336
33.6
20.3
化工
242.2
43.5
366
36.6
12.4
工业燃料
78.0
14.0
135
13.5
14.7
民用燃料
60.1
10.8
142
14.2
26.2
车用燃料
0.3
0.05
0.2
60.5
其他
15.6
2.8
1.9
6.5
合计
556.8
100.0
1000
15.8
2.1.2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，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Nm3/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
产品
一
〔1〕
合成天然气
1200万Nm3/d
二
508800t/a
（2）
101280t/a
（3）
57600t/a
（4）
120036t/a
（5）
液氨
52560t/a
产品规格及质量指标
总合成天然气气量500000Nm3/h,其组分如下：
成分
CO
CO2
N2+Ar
H2
CH4
∑
含量v%
0.77
1.0
2.48
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Nm3/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Nm3/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
SHELL
Lurgi
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%。
〔2〕90%〈100目，含水2%干粉煤〔褐煤8%〕；
〔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/℃
1450-1550
取决于煤灰熔点，在DT-ST间操作
气化压力/MPa
4.0
3-4.0
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/尘后进入废锅。
材质为碳钢。
投煤量2000t/d
内径=3500
内径=4600
内径=4000
单炉尺寸/mm
H=17000
投煤〔2300t/d〕
H=31640
投煤〔800-1000t/d〕
H=11000
耐火砖/水冷壁寿命/a
喷嘴寿命
10a,前端部分1a
1a-1.5a
气化炉台数
46
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℃
220
40
180-185
建筑物〔不包括变换〕
装置占地：
9000M2高约55M〔气化部分〕
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Nm3/106kj〔99.6%〕
10〔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〕
-3.6
电耗KW/106kj
3.6
5.8
碳转化率%
99
99〔包括jioayou等副产品〕
冷气效率%
80
80〔包括jioayou等副产品〕
气化热效率%
90
96
90〔包括jioayou等副产品〕
投资万元1200×
106Nm3/d天然气
1272000〔其中空分522000〕
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
●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8586×
106Kcal/h，0℃级冷量13.92×
106Kcal/h。
干燥装置所需-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
升级会员 