劣质煤年产20亿nm3天然气项目建设投资可行性研究报告.doc

劣质煤年产20亿Nm3天然气项目建议书

1 项目背景
中国煤炭资源丰富，种类较多，从储量分布而言，表现为北多南少，西富东贫，煤炭消费基地主要在东部地区，而煤炭的生产与供应基本在中、西部地区，这种错位布局导致我国煤炭运输基本上形成了北煤南运、西煤东运的格局。在东部地区，煤炭运输成本可以占到价格的50%以上，同时煤炭在运输过程造成了大量的环境污染，消耗了大量的石油资源，极大的增加了经济、社会、环境成本。
此外，中国煤炭资源的品质存在较大差异，即使在众所周之的高品质煤炭资源地，仍有大量的低品质煤炭资源存在，据统计发热量在4500大卡以下，高硫、高灰的低品质煤炭资源占我国煤炭储量的10-15%。
如果将中西部无法外运的劣质煤炭资源就地转化为清洁能源—天然气，通过管道运输到东部能源消费地域，同等热值当量的天然气管道运输成本只有煤炭成本的1/10,不仅可以大大增加清洁能源的供给量，而且可以最大限度的降低煤炭储运的损耗、运输成本和对于社会资源的占用以及对环境资源的破坏。
在众多煤化工路线中，煤制天然气具有以下优势：
1 煤炭转化能量效率最高
目前国内将煤炭转化为能源产品的方式有发电、煤制油、煤制甲醇和二甲醚、煤制天然气等，能量效率由低到高为：煤制油(34.8%)、煤制二甲醚(37.9%)、煤制甲醇(41.8%)、发电(45%)、煤制天然气(50%～52%)。煤制天然气的能量效率最高，是最有效的煤炭利用方式，也是煤制能源产品的最优方式。
2 相对节水
从单位热值水耗来看，每吉焦耗水量由低到高为：煤制天然气(0.18～0.23吨)、煤制油(0.38吨)、煤制二甲醚(0.77吨)、煤制甲醇(0.78吨)。单位热值耗水量煤制天然气最低，是最为节水的能源产品。
3 环保优势明显
由于煤制天然气甲烷化装置副产大量的高压蒸汽，这些蒸汽用于驱动空分透平，减少了锅炉和燃料煤的使用量。在甲烷化装置部分，几乎84%的废热以高压蒸汽的形式得到回收，而仅有0.5%的废热要用冷却水冷却，整个系统热量回收效率非常高。同时大量富余的低压蒸汽可以用于发电。而煤制甲醇、二甲醚和合成油装置中，空分所需高压蒸汽几乎全部由锅炉供给，而且基本没有富余的低压蒸汽。为此，煤制天然气可以大大降低锅炉和发电产生的CO2排放量。
4 最终产品运费低
煤制天然气可以大规模管道输送，节能、环保、安全，输送费用低。
所以，将劣质煤炭资源转化为清洁能源—天然气，不仅可以带动地方经济发展，而且可以大幅度减少煤炭外运对于环境的破坏和资源的浪费，更好的发挥我国煤炭、石油资源的利用效率，为经济的可持续发展打造以清洁能源--天然气为核心的发动机。
以山西为例，如果将山西每年5000万吨以上的劣质煤资源转化为天然气，可以生产150亿方天然气，仅天然气一项即可产生每年500亿元以上的产值，加上带动的物流、汽车改装等相关产业链条的产值不低于1000亿元/年。天然气用于汽车燃料具有巨大的成本优势，卡车改为天然气燃料后，年节约燃油费15万元以上，出租车年节约燃油费5万元以上。
表1 车用燃料与天然气替代燃料费用对比
车种
燃料
单位价格(元/升）
燃料消耗 升（方）/百公里
日里程 （公里）
日燃料费（元）
年节约（元）
卡车
柴油
7.5
40
400
1200
158400
天然气
3.5
48
400
672
出租
汽 油
7.5
10
400
300
51780
天然气
3.5
9.1
400
127.4

一座年产20亿方劣质煤生产天然气工厂，通过项目投资现金流量表可知：在第二年可以实现净利润3.11亿元，第三年可以实现净利润10.98亿元，第四年完全投产后可实现净利润26.70亿元，累计16年内实现净利润：362亿元。
2 工艺路线简述
2.1 工艺技术方案
以劣质煤为气化原料，采用富氧气化、水煤气变换、硫回收、组合净化甲烷化及液化分离工艺，分离气体中的甲烷用于生产液化天然气（LNG）
其流程简图如下：

图2.1 工艺流程简图
煤制天然气技术是利用褐煤等劣质煤炭，通过煤气化 、一氧化碳变换、煤气净化、甲烷化工艺来生产天然气。工艺流程如图所示，其中气化采用BGL技术，并配有空分装置和硫回收装置。主要流程为:原煤经过备煤单元处理后，经煤锁送入气化炉。蒸汽和来自空分的氧气作为气化剂从气化炉下部喷入。在气化炉内煤和和气化剂逆流接触，煤经过干燥、干馏、和气化、氧化后，生成粗合成气。粗合成气的主要组成为氢气、一氧化碳、二氧化碳、甲烷、硫化氢、油、和高级烃，粗合成气经急冷和洗涤后送入变换单元。粗合成气经过部分变换和工艺废热回收后进入气体净化单元。粗合成气经酸性气体脱除单元脱除硫化氢和二氧化碳及其它杂质后送入甲烷化单元。在甲烷化单元内，原料气经预热后送入硫保护反应器，脱硫后依次进入后续甲烷化反应器进行甲烷化反应，得到合格的天然气产品，再经压缩干燥后送入天然气管网。
2.2 煤气化技术
煤炭气化技术，是清洁的煤利用技术的龙头和关键。现阶段煤炭气化较为通用的工艺技术包括：
流化床气化工艺
流化床气化工艺的总体特点是以粉煤或小颗粒的碎煤为原料，气化剂以一定的速度通过物料层，物料颗粒在气化剂的带动下悬浮起来，形成流化床。气流床反应，物料间的传热和传质速率更快，过程易控制，生产能力也有了较大的提高。主要代表为：
温克勒（Win-kIer）常压流化床气化工艺
恩德常压流化床气化工艺
循环流化床粉煤气化工艺（CFB、20世纪70年代鲁奇公司开发）
灰熔聚粉煤循环流化床气化工艺（U-Gas气化炉）
高压灰熔聚粉煤循环流化床气化工艺（美国煤气研究所20世纪80年代开发）
气流床气化工艺
该工艺的共同特点是煤进料的粒度比粉煤流化床气化更小，反应物料被气化剂夹带，以气流床的形式进行反应，因而反应进行的更快。一般要求反应温度和操作压力都比较高。主要代表为：
柯伯斯-托切克粉煤气流床气化工艺（K-T炉）
德士古（Texaco）水煤浆加压气化工艺
另我国在原德士古（Texaco）水煤浆工艺的基础上，发展了“四喷嘴对置式水煤浆气化炉”。
壳牌（Shell）粉煤气流床气化工艺
GSP粉煤气化法
Destec（Dow）煤气化法
本项目将根据项目所需原料煤种类合理选择汽化炉，煤气化后组分如下表2.1
表2.1气化炉水煤气组分
组分
H2
CH4
CO
CmHn
CO2
N2
O2
V%
40-41　
1.5-2
34-35
0.3
22-23
0.2
0.5

2.3 甲烷化工艺说明
第一步：压缩
气体经压缩工序升压至适宜压力, 然后进入预处理工序。
第二步：组合净化工序
预处理系统由3台预处理塔、1台加热器、1台冷却器、1台过滤器组成。压缩后煤气，进入预处理工序后，自塔底进入预处理塔，其中1台处于吸附脱苯、脱萘状态、另两台处于再生状态。三台预处理塔交替工作实现煤气的净化。采用适宜工艺技术方案将有机硫转化，并脱除所有形态硫，最终满足甲烷化要求。
第三步：甲烷化工序
压力为0.02MPa的煤气经压缩机增压后，经过粗脱硫、脱苯、萘、焦油以及精脱硫工序后，首先进入换热器与甲烷化反应器出口气换热至180℃~250℃，进入脱氧罐。精脱氧之后原料气温度控制在250℃，进入甲烷化反应器。
装置运行过程中，要进行一定量的尾气循环（循环比控制在0.7），反应器出口温度为500~520℃，CO转化率95%以上。
甲烷化后出废热锅炉的气体控制温度在约300℃，进入甲烷化反应器预热器，最后进入后续的提纯甲烷与提氢工段。
在启动阶段应配备电加热器升温，以确保满足催化剂的操作条件以及满足开车阶段对催化剂的还原。
还原过程可以采用部分净化后的原料气先通过PSA分离回收氢，用氢气混合其余净化后的原料气对甲烷化催化剂进行还原，还原过程完成之后开始甲烷化，尾气循环后再切断PSA提氢转入正常生产。

图2.3 甲烷化工艺流程图
在整个工艺过程中煤气组分变化及成本分析如下表2.2，从下表可以看出，每生产4.77方水煤气即可生产1方天然气。
表2.2 煤生产天然气组份变化(富氧气化）
组分
H2
CH4
CO
CmHn
CO2
N2
O2
总体积
水煤气（体积百分比）
41
2
34
0.3
22
0.5
0.2
100
变换后（45%）
48.91
1.74
16.25
0.30
32.41
0.43
0.00
115.10
甲烷化（CO）
0.34
35.08
0.00
0.00
63.22
0.85
0.00
59.00
脱CO2后（99%）
0.91
93.78
0.00
0.00
1.69
2.27
0.00
22.07
转化率（方）
4.77
95%回收率
原料（万方）
960000.00
煤气
天然气产量（万方）
201305.76
年产天然气
2.4 液化天然气工序
从甲烷化工段出来的甲烷气纯度可达80-85%，其余为氮气和部分氢气，经过脱水、脱酸、脱汞净化后经溴化锂冷水机组预冷后进入冷箱内的各段换热器被返流的低温介质冷却，在一定温度下进入精馏塔塔釜蒸发器被冷却到一定温度后返回主换热器继续冷却，之后以汽液混合物进入精馏塔中部进行精馏，塔釜获得LNG经过冷后送至常压LNG贮罐中储存；塔顶部抽出废气回主换热器复热后送出冷箱可作为干燥系统再生用气和燃料。氮气经氮气压缩机压缩后进入主换热器，冷却后进入塔顶冷凝器作为冷源并被气化后经主换热器复热后送出冷箱循环压缩。
本系统采用带预冷的单级节流混合制冷剂循环。天然气液化所需冷量由一套混合制冷剂循环系统提供。混合制冷剂由甲烷、乙烯、丙烷、异丁烷和氮气等组成，利用各组分沸点的不同在各换热器内冷凝并过冷经J-T阀减压进入返流制冷剂中依次冷却不同温区的原料天然气及正流制冷剂，返流制冷剂被复热后出冷箱进入混合制冷剂压缩机循环压缩。出混合冷剂压缩机的中压制冷剂先经溴化锂制冷机冷却后再进入冷箱。在运行异常和开车时，冷剂吸入缓冲罐可以保护压缩机没有液体进入。
冷剂的补充：乙烯、丙烷和异丁烷均由各自的储罐提供。所有的冷剂均由冷剂吸入罐的入口管线加入。在系统维修或由于冷剂中液体过多时，用冷剂储罐来存放排出的或多余的冷剂。这些冷剂可以根据需要再加入到系统中，以使冷剂损失最小。
2.5 LNG贮存和销售
从液化冷箱出来的LNG进入LNG贮槽储存。根据LNG产量，装置配备约4天的贮存容量，即配8个4500m3的LNG常压贮槽储存。
贮存压力 0.01MPa.G，
设计压力 0.02 MPa.G。
在LNG槽车内蒸发的气体与贮槽BOG汇合后通过空温式加热器加热至常温返回原料气压缩机进口循环使用。本项目共计4条生产线，每条生产线LNG生产能力62500Nm3/h，总计250000Nm3/h。目前我国液化天然气气体运输半挂车的容积一般为30000Nm3，按照此车来计算，每天需要装200车。
3 主要原材料规格、消耗及来源
主要原材料及工艺消耗见下表
主要原材料规格、消耗指标及来源
一
主要原材料
单位
数量
备 注
1
原料煤
吨/h
750

1
脱硫吸附剂
m3/a
1200
生产厂专供
4
甲烷化催化剂
m3/a
600
生产厂专供
二
公用工程消耗

1
电(10KV)
kW
150000
装机容量
2
循环水
t/h
20000
补充水
0.2t/1000Nm3
3
脱盐水
t/h
1000
自供
4
蒸汽
t/h
-220
副产蒸汽外供
5
仪表空气
Nm3//h
1000
自供
6
氮气
Nm3/次
10000
开车时置换用
本项目对公用工程的需求主要为冷却水、热水、动力及照明用电，以及生产过程中使用的加热蒸汽和氮气。
全厂公用工程消耗量如下：
新鲜水：1200万吨/年，平均1500t/h
循环水：20000吨/小时
电：160000万千瓦时/年
4 投资估算
4.1 主要装置投资估算
表4.1 主要装置投资估算表
主要设备项目
金额（万元）
煤炭储运装置
24000.00
氧气分离
38000.00
煤炭气化炉
128000.00
水煤气变换炉
16000.00
煤气粗净化装置
10000.00
平衡气柜
6000.00
LNG储罐
24000.00
压缩
42000.00
精脱硫
16000.00
甲烷化
16000.00
催化剂
36000.00
液化及充装站
76000.00
其他
34000.00
总计
466000.00
当生产液化天然气LNG时装置，四条生产线装置总设备购置费估算为46.6亿元。主要设备清单见附件一，设备清单。
4.2 其他投资估算
表4.2 其他投资估算表
条目
价格（亿元）
土建（厂房等）
8.70
设备管道及安装
10.27
其他建设费
1.42
总计
20.39
4.3 建设投资估算
项目固定资产费用 66.99亿元
项目无形资产费用 2.00亿元
项目其他资产费用 1.00亿元
项目预备费 1.500亿元
项目建设投资 71.49亿元
4.4 流动资金
流动资金采用分项详细估算法，本项目约需流动资金1.50亿元。
4.5 总投资
本项目建设投资、铺底流动资金合计项目总投资72.99亿元。本项目建设工期拟定为三年，建设资金将根据施工进度计划安排使用，流动资金在项目投产后将根据生产负荷逐年投入使用。
详细投资估算见下表：表4.3

- 25 -
表4.3 劣质煤年产20亿方LNG生产线投资估算表
序号
工程或费用名称
估 算 价 值 （万 元）
比例（%）
设备购置费
安装工程费
建筑工程费
其他建设费
合计
一
固定资产费用
466,000.00
102,700.00
87,000.00
14,200.00
669,900.00
91.78%
1
工程费用
466,000.00
102,700.00
87,000.00

655,700.00
89.83%

1.1
主要生产项目
432,000.00
64,300.00
42,000.00

538,300.00
73.75%
⑴
煤炭储运装置
24000.00
2400.00
2000.00

28400.00
3.89%
⑵
氧气分离
38000.00
5000.00
3000.00

46000.00
6.30%
⑶
煤炭气化炉
128000.00
21000.00
14000.00

163000.00
22.33%
⑷
水煤气变换炉
16000.00
5000.00
3000.00

24000.00
3.29%
⑸
煤气粗净化装置
10000.00
5000.00
3000.00

18000.00
2.47%
⑹
平衡气柜
6000.00
1800.00
2200.00

10000.00
1.37%
⑺
LNG储罐
24000.00
1500.00
1800.00

27300.00
3.74%
⑻
压缩
42000.00
9200.00
6800.00

58000.00
7.95%
⑼
精脱硫
16000.00
2400.00
1400.00

19800.00
2.71%
⑽
甲烷化
16000.00
2600.00
1400.00

20000.00
2.74%
⑾
催化剂
36000.00
0.00
0.00

36000.00
4.93%
⑿
液化及充装站
76000.00
8400.00
3400.00

87800.00
12.03%

1.2
公辅项目
31,600.00
36,000.00
43,800.00

111,400.00
15.26%
⑴
总图运输
2400
0
7200

9,600.00
1.32%
⑵
厂区外管
0
4000
2400

6,400.00
0.88%
⑶
供配电
9600
12000
2400

24,000.00
3.29%
⑷
厂区给排水
2400
7200
3000

12,600.00
1.73%
⑸
循环水,消防水，脱盐水
8000
3200
4800

16,000.00
2.19%
⑹
分析化验及气体防护
2000
0
0

2,000.00
0.27%
⑺
车间综合楼
7200
7200
15600

30,000.00
4.11%
⑻
地基处理
0
2400
8400

10,800.00
1.48%

1.3
其他工程费
2400
2400
1200

6,000.00
0.82%
⑴
生产用具购置费
2400
0
0

2,400.00
0.33%
⑵
安全生产费用
0
2400
1200

3,600.00
0.49%

2
固定资产其他费用

14,200.00
14,200.00
1.95%
⑴
工程建设管理费

720
720.00
0.10%
⑵
临时设施费

1440
1,440.00
0.20%
⑶
前期准备费

1200
1,200.00
0.16%
⑷
工程勘察设计费

6000
6,000.00
0.82%
⑸
工程建设监理费

2000
2,000.00
0.27%
⑹
特种设备安全检验费

800
800.00
0.11%
⑺
设备采购技术服务费

200
200.00
0.03%
⑻
设备监造费

480
480.00
0.07%
⑼
工程保险费

400
400.00
0.05%
⑽
联合试运转费

960
960.00
0.13%

二
无形资产费用

20,000.00
20,000.00
2.74%

甲烷化专有技术

20,000.00
20,000.00
2.74%

三
其他资产

10000.00
10,000.00
1.37%

生产准备费

10000.00
10,000.00
1.37%

第1~3部分费用合计
466,000.00
102,700.00
87,000.00
44,200.00
699,900.00
95.89%

四
预备费

15,000.00
15,000.00
2.06%

基本预备费

15,000.00
15,000.00
2.06%

建设投资合计
466,000.00
102,700.00
87,000.00
59,200.00
714,900.00
97.94%

铺底流动资金

15000.00
15,000.00
2.06%

项目总投资
466,000.00
102,700.00
87,000.00
59,200.00
729,900.00
100.00%

5 经济效益分析
5.1 综合技术经济指标
与煤炭深加工的其他技术相对比，根据实际投资案例测算，煤炭气化生产天然气产业具有投资小、建设周期短，经济效益及环境效益显著的特点。一座年产20亿方天然气的工厂，可消化劣质煤600万吨，主要经济技术指标见下表：
表5.1 主要技术经济指标
序号
名称
单位
数据或指标
备注
一．产品规模
1
天然气（LNG）
250000Nm3/h
3.0

2
工业蒸汽
220吨/h
120

二. 主要原、辅材料用量
1
劣质煤
750吨/h
220

三．公用工程消耗
1
循环水
1500t/h
5

2
脱盐水
1000t/h
5

3
供 电

装机容量
kW
150000

年耗电量
16亿KWh
0.62

4
氮气
106Nm3/a
4.8

5
仪表空气
2*106Nm3/a
3.2

四．全厂定员
1
生产工人
人
450

2
技术及管理人员
人
50

3
总计
人
500

五．占地面积
1
总占地面积
亩
约1500亩

六．工程建设期

工程建设期
月
36

5.2 财务分析
基于以下数据：产品液化天然气250000Nm3/h，LNG产品天然气价格按3.0元/Nm3，工业蒸汽价格按120元/吨计算，装置折旧按10年平均，装置年运行时间为8000小时，原料劣质煤按220元/吨，电价按0.62元/度，新鲜水按5元/吨。仪表空气按0.2元Nm3考虑，则当生产LNG时，本项目达产后正常年份销售收入约为55.86亿元（不含税）。项目在第二年达到25%产能，第三年达到50%产能，第四年完全达产。
项目净利润及税金以及总投资成本估算表见表5.2及5.3
表5.2 营业收入和税金估算表

单位：万元

序号
项目/年份
单位
单价
年销量(万)
2
3
4
5~16合计
生产负荷
25%
50%
100%
100%
产品名称

1
营业收入

1.1
LNG
Nm3
2.70
200000.00
135135.14
270270.27
540540.54
6486486.49
1.2
蒸汽
吨
102.56
176.00
4512.82
9025.64
18051.28
216615.38
2
总成本

108450.60
169390.78
291271.12
3485253.41
3
毛利润

31197.35
109905.14
267320.71
3217848.47
4
营业税金及附加

4.1
营业税

0.00
0.00
0.00
0.00
4.2
城市维护建设税

64.70
129.40
258.80
3105.60
4.3
教育费附加

7.38
14.75
29.50
354.00

合计

52.37
79.83
79.83
5
增值税

9093.58
18187.17
36374.33
436491.98

销项税

15632.04
31264.09
62528.18
750338.13

进项税

6538.46
13076.92
26153.85
313846.15
6
净利润

31125.28
109760.99
267032.41
3214388.87
5.3 制造成本估算表

单位: 万元
序号
项目\年份
单位
年耗量(万)
单价(元)
2
3
4
5
6
7
生产负荷
25%
50%
100%
100%
100%
100%
1
原料

38461.54
76923.08
153846.15
153846.15
153846.15
153846.15
1.1
原料煤
吨
600.00
188.03
28205.13
56410.26
112820.51
112820.51
112820.51
112820.51
1.2
脱硫剂及其他化学品
元
1200.00
8.55
2564.10
5128.21
10256.41
10256.41
10256.41
10256.41
1.3
催化剂
元
600.00
51.28
7692.31
15384.62
30769.23
30769.23
30769.23
30769.23
2
燃料动力

22478.63
44957.26
89914.53
89914.53
89914.53
89914.53
2.1
电
度
160000.00
0.53
21196.58
42393.16
84786.32
84786.32
84786.32
84786.32
2.2
新鲜水
吨
1200.00
4.27
1282.05
2564.10
5128.21
5128.21
5128.21
5128.21
4
工资及福利

3500.00
3500.00
3500.00
3500.00
3500.00
3500.00
5
制造费用

44010.43
44010.43
44010.43
44010.43
44010.43
44010.43
5.1
折旧费

37020.43
37020.43
37020.43
37020.43
37020.43
37020.43
5.2
修理费

6990.00
6990.00
6990.00
6990.00
6990.00
6990.00

制造成本

108450.60
169390.78
291271.12
291271.12
291271.12
291271.12

8
9
10
11
12
13
14
15
16
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
153846.15
153846.15
153846.15
153846.15
153846.15
153846.15
153846.15
153846.15
153846.15
112820.51
112820.51
112820.51
112820.51
112820.51
112820.51
112820.51
112820.51
112820.51
10256.41
10256.41
10256.41
10256.41
10256.41
10256.41
10256.41
10256.41
10256.41
30769.23
30769.23
30769.23
30769.23
30769.23
30769.23
30769.23
30769.23
30769.23
89914.53
89914.53
89914.53
89914.53
89914.53
89914.53
89914.53
89914.53
89914.53
84786.32
84786.32
84786.32
84786.32
84786.32
84786.32
84786.32
84786.32
84786.32
5128.21
5128.21
5128.21
5128.21
5128.21
5128.21
5128.21
5128.21
5128.21
3500.00
3500.00
3500.00
3500.00
3500.00
3500.00
3500.00
3500.00
3500.00
44010.43
44010.43
44010.43
44010.43
42010.43
42010.43
42010.43
42010.43
42010.43
37020.43
37020.43
37020.43
37020.43
35020.43
35020.43
35020.43
35020.43
35020.43
6990.00
6990.00
6990.00
6990.00
6990.00
6990.00
6990.00
6990.00
6990.00
291271.12
291271.12
291271.12
291271.12
289271.12
289271.12
289271.12
289271.12
289271.12

通过项目投资现金流量表可知：本项目在第二年可以实现净利润3.11亿元，第三年可以实现净利润10.98亿元，第四年完全投产后可实现净利润26.70亿元，累计16年内实现净利润：362亿元。
计算结果表明，在6年（包括建设期）收回全部投资，可见本项目的经济效益非常明显。