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(0.180.23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7.5404001200158400天然气3.548400672出租汽 油7.51040030051780天然气3.59.1400127.4一座年产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H2CH4COCmHnCO2N2O2V% 40-411.5-234-350.322-230.20.52.3 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180250，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500520，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H2CH4COCmHnCO2N2O2总体积水煤气（体积百分比）412340.3220.50.2100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/h7501脱硫吸附剂m3/a1200生产厂专供4甲烷化催化剂m3/a600生产厂专供二公用工程消耗1电(10KV)kW150000装机容量2循环水t/h20000补充水0.2t/1000Nm33脱盐水t/h1000自供4蒸汽t/h-220副产蒸汽外供5仪表空气Nm3/h1000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20.394.3 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466,000.00102,700.0087,000.0014,200.00669,900.0091.78%1工程费用466,000.00102,700.0087,000.00655,700.0089.83%1.1主要生产项目432,000.0064,300.0042,000.00538,300.0073.75%煤炭储运装置24000.00 2400.00 2000.00 28400.00 3.89%氧气分离38000.00 5000.00 3000.00 46000.00 6.30%煤炭气化炉128000.00 21000.00 14000.00 163000.00 22.33%水煤气变换炉16000.00 5000.00 3000.00 24000.00 3.29%煤气粗净化装置10000.00 5000.00 3000.00 18000.00 2.47%平衡气柜6000.00 1800.00 2200.00 10000.00 1.37%LNG储罐24000.00 1500.00 1800.00 27300.00 3.74%压缩42000.00 9200.00 6800.00 58000.00 7.95%精脱硫16000.00 2400.00 1400.00 19800.00 2.71%甲烷化16000.00 2600.00 1400.00 20000.00 2.74%催化剂36000.00 0.00 0.00 36000.00 4.93%液化及充装站76000.00 8400.00 3400.00 87800.00 12.03%1.2公辅项目31,600.0036,000.0043,800.00111,400.0015.26%总图运输2400072009,600.001.32%厂区外管0400024006,400.000.88%供配电960012000240024,000.003.29%厂区给排水24007200300012,600.001.73%循环水,消防水，脱盐水80003200480016,000.002.19%分析化验及气体防护2000002,000.000.27%车间综合楼720072001560030,000.004.11%地基处理02400840010,800.001.48%1.3其他工程费2400240012006,000.000.82%生产用具购置费2400002,400.000.33%安全生产费用0240012003,600.000.49%2固定资产其他费用14,200.0014,200.001.95%工程建设管理费720720.000.10%临时设施费14401,440.000.20%前期准备费12001,200.000.16%工程勘察设计费60006,000.000.82%工程建设监理费20002,000.000.27%特种设备安全检验费800800.000.11%设备采购技术服务费200200.000.03%设备监造费480480.000.07%工程保险费400400.000.05%联合试运转费960960.000.13%二无形资产费用20,000.0020,000.002.74%甲烷化专有技术20,000.0020,000.002.74%三其他资产10000.00 10,000.001.37%生产准备费10000.00 10,000.001.37%第13部分费用合计466,000.00102,700.0087,000.0044,200.00699,900.0095.89%四预备费15,000.0015,000.002.06%基本预备费15,000.0015,000.002.06%建设投资合计466,000.00102,700.0087,000.0059,200.00714,900.0097.94%铺底流动资金15000.00 15,000.002.06%项目总投资466,000.00102,700.0087,000.0059,200.00729,900.00100.00%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/h3.02工业蒸汽220吨/h120 二. 主要原、辅材料用量1劣质煤750吨/h220三公用工程消耗1循环水1500t/h52脱盐水1000t/h53供 电装机容量kW150000年耗电量16亿KWh0.624氮气106Nm3/a4.85仪表空气2*106Nm3/a3.2四全厂定员1生产工人人4502技术及管理人员人503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365.2 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)234516合计生产负荷25%50%100%100%产品名称1营业收入1.1LNGNm32.70 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)234567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 8910111213141516100%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。