年产40亿立方米煤制天然气项目建设可研报告.doc

年产40亿立方米煤制天然气项目
可行性研究报告

内蒙古宝日希勒发电有限公司 年产40亿立方米煤制天然气项目
可行性研究报告

内蒙古宝日希勒发电有限公司

二O一三年七月

目 录
1总论 1
1.1概述 1
1.1.1 项目名称和主办单位 1
1.1.2 可行性研究报告编制原则 1
1.1.3 主办单位概况 1
1.1.4煤炭资源情况 2
1.1.5 水源条件 2
1.2项目建设的目的和意义 3
1.3项目建设和发展规划 5
1.4项目建设范围 5
1.5主要技术经济指标 6
1.5.1主要技术经济指标 6
1.5.2研究结论 8
1.5.3存在的优势 8
2市场预测 8
2.1天然气产品用途、现状及需求 9
2.1.1天然气特性和用途 9
2.1.2中国天然气的发展 10
2.1.3中国天然气存在的主要问题和解决办法 12
3产品方案及生产规模 13
3.1生产规模 13
3.2产品方案 14
4工艺技术选择及技术来源 14
4.1工艺技术选择 14
4.1.1煤气化工艺技术选择 15
4.1.2粗煤气变换 18
4.1.3煤气净化工艺技术选择 18
4.1.4制冷工艺的选择 20
4.1.5甲烷化技术选择 21
4.1.6硫回收技术的选择 21
4.1.7空分工艺技术方案的选择 25
4.1.8 干燥工艺技术选择 27
4.1.8.1冷分离法 27
4.1.8.2固体吸附法 27
4.1.8.3溶剂吸收法 28
4.2主要装置来源 30
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 30
4.2.2甲烷合成技术来源 32
4.2.3硫回收技术来源 32
4.2.4工艺装置综述 32
4.3装置简述 33
4.3.1备煤 33
4.3.1.1设计任务及设计范围 33
4.3.1.2概述 33
4.3.2碎煤加压气化 34
4.3.2.1流程简述 略 34
4.3.2.2主要设备选型及台数确定 34
4.3.2.3原材料、动力规格及消耗量 34
4.3.2.4三废排放 35
4.3.3变换工序 35
4.3.4低温甲醇洗 36
4.3.6甲烷化 37
4.3.7干燥工艺 38
4.3.8煤气水分离 38
4.3.9酚回收 38
4.3.10氨回收 38
4.3.11废水处理、回用、焚烧 38
4.3.12硫回收 38
4.3.13全厂火炬 38
4.3.14气化排渣 38
5 原材料及动力供应 38
5.1原料供应 38
5.1.1主要原材料的品种、质量、年需要量 38
5.1.2原料煤、燃料煤、燃气的来源及运输方式 39
5.2主要原材料、燃料价格 40
5.3主要辅助材料供应 40
5.4动力供应 40
5.4.1动力消耗量 40
5.4.2动力来源 40
5.4.2.1供水 40
5.4.2.2供电 41
5.4.2.3供汽 41
5.4.2.4其他 41
6投资估算和财务评价 41
6.1 工程概况 41
6.2 投资估算 42
7 财务评价 42
7.1. 基础数据 42
7.1.1 产品方案及生产规模 42
7.1.2项目投资与资金来源 42
7.1.3 资金使用规划 43
7.1.4 产品价格及税率 43
8 财务分析 43
8.1 成本估算 43
8.2.销售收入、利润及税金 44
8.3 投资利税率与投资利润率 44
8.4 偿还贷款能力与偿还贷款年限 44
8.5 现金流量及评价指标 44
9 结论 45

1总论
1.1概述
1.1.1 项目名称和主办单位
项目名称：年产40亿立方米煤制天然气项目
建设地址：内蒙古自治区呼伦贝尔市
主办单位：内蒙古宝日希勒发电有限公司
企业性质：股份制企业
1.1.2 可行性研究报告编制原则
（1）严格贯彻执行国家有关基本建设的一系列方针政策，使项目做到切合实际、技术先进、经济合理、安全实用。
（2）本项目将充分利用项目所在地的自然资源。采取切实可行的技术措施，节约用水，减少浪费。
（3）严格执行国家及有关部委、当地政府颁布的有关法令法规及标准规范，贯彻落实国家环保及安全卫生的有关政策法规，做到工程建设、环境保护和安全卫生“三同时”。
（4）贯彻国家节能减排方针政策，积极采用节能新技术、新工艺、新产品、新材料，使项目建成后在节能方面取得新的突破。
1.1.3 主办单位概况
内蒙古宝日希勒发电有限公司是同联集团与沈煤集团合资成立的公司，是从事煤炭开发、电力投资、替代能源研发、生产、销售；石油化工产品生产、销售；投资许可经营项目：煤矿开采，煤炭经营；电力投资及煤化工的综合性能源公司。公司总部设在中国内蒙古自治区呼伦贝尔市。
1.1.4煤炭资源情况
本项目位于呼伦贝尔市陈巴尔虎旗，呼伦贝尔市煤炭资源丰富。本项目所用的原料煤和燃料煤来自于宝日希勒煤业有限责任公司提供。宝日希勒煤业有限责任公司宝日希勒矿区位于内蒙古自治区呼伦贝尔市陈巴尔虎旗境内，矿区走向长度23.8km，倾斜宽9.27km，面积232km2。详、精查储量为4166Mt，普查储量12580Mt；西部是巴彦哈达区，普查储量为49201Mt，东面有巴克西敖包区，预测储量6000Mt。
矿区自1978年开发以来，相继有宝一井、宝二井、宝三井、露天矿投入生产。为了提高矿区经济，增加矿区产量，宝日希勒矿区开发建设了部分小型矿井，现有生产能力3.69Mt/a。矿区一期达产年限为2005年，至此露天矿生产能力从现有0.6Mt/a发展到一期3.0Mt/a。到2010年后，规划露天矿生产能力为9.0Mt/a，全矿区规模达到10.14Mt/a。
1.1.5 水源条件
本项目用水由宝日希勒矿区疏干水和宝日希勒电厂海拉尔河水源地两部分提供。
呼伦贝尔地表水资源总量为198亿立方米，占自治区地表水资源的73%，是自治区富水区，且水资源利用率不到2%，海拉尔河流域地表水资源总量为36.9亿立方米，可以为建设大型火电厂提供充足水源，煤矿疏干水和海拉尔城市中水可用于发电。
1.2项目建设的目的和意义
(1)发展煤制天然气可缓解石油供应压力、促进国家能源安全
我国基础能源格局的特点是“富煤贫油少气”，长期以来煤炭在我国能源结构中一直占有绝对主导地位。目前我国查明煤炭储量为1.3万亿吨，预测煤炭总资源量为5.57万亿吨在我国一次能源的生产和消费总量中占有率分别为76%和69%。随着我国国民经济的快速发展，对能源的需求量将不断提高，而我国“富煤贫油少气”的能源结构特点决定了煤炭资源将在未来很长一段时期内继续作为能源主体被开发和利用。
天然气在工业、民用和交通运输燃料方面与石油具有较好的可替代性。据测算，如果在出租车和公交车行业用天然气替代汽油，以每辆车年均行使5万公里计算，改装100万辆车每年可替代油品1 000万吨。燃料油是目前我国除原油以外进口量最大的石油产品，2006年，我国燃料油表观消费量4 802万吨，净进口2 874万吨，如果40%的工业燃料油用天然气替代，则可替代燃料油1 920万吨。以气代油可有效减轻远期石油供应短缺和对进口石油的依赖，缓解石油供应和运输压力，有利于维护我国石油供应安全。
（2）采用洁净煤利用技术，是我国今后发展煤化工的必然趋势
目前，煤的加工转化利用技术主要有煤制油、煤制甲醇/二甲醚以及甲醇制烯烃、煤制合成气/合成天然气等。不同利用技术的热能有效利用率为:煤制油(26.9%～28.6%)<煤制甲醇(28.4%～50.4%)<煤发电(40%～45%)<煤制合成天然气(53%)<煤制合成气(82.5%)。其中，煤制合成天然气和煤制合成气工艺的热能有效利用率明显高于其他工艺的热能有效利用率。表明，煤制合成气和制甲烷工艺过程具有热能利用率高的特点，同上述热能有效利用率排序一致。
由于煤制天然气工艺相对简单，与其他新兴煤化工产业相比，过程产生的废水废物相对较少，产生的废物也更易于处理。同时，煤制天然气还具有一氧化碳和氢气合成甲烷率高以及废热能够循环利用等优点。煤制甲烷是煤清洁利用的一条新途径，是解决我国煤炭粗放型利用的有效方式之一，符合我国特殊能源结构的国情。
（3）煤制天然气是对我国天然气气源的有效补充
我国天然气供需矛盾突出，形势不容乐观，专家预测我国对天然气的需求在2010年末将超过1000亿立方米，预计到2020年，供求缺口将达到1000亿立方米，未来几年天然气消费量年均增长率将达到甚至超过15%。针对这种情况，中国在进一步加大天然气资源自主勘探开发力度并加快天然气管网建设的同时，也在沿海的辽宁、福建及广东的地方进行进口LNG终端的布局，但目前我国规划的十余座LNG接收站中仅有少数几家确定气源，这种方法虽然能够在一定程度上缓解我国天然气的供需矛盾，但会随时受到LNG进口价格及地缘政治等因素的影响。
依托我国丰富的煤炭资源，大力发展煤制天然气，通过管道输送并经调压配气后进行化工和民用，不但符合煤炭清洁利用的发展方向，同时也是天然气供应的有效补充。
（4）建设大型煤化工项目是加快地方经济发展的需要
呼伦贝尔市煤炭资源丰富，储量巨大，煤质适合发展坑口电站和煤化工产业。内蒙古呼伦贝尔又是目前我国仅存的一个大草原，在发展经济的同时必须考虑保护好生态环境。发展40亿立方米/年煤制天然气项目，既符合国家西部大开发和能源转换和可持续发展的大政方针，又有利于优化能源结构、减少环境污染、提高能源效率，对快速推进呼伦贝尔市工业化进程，促进地方经济发展和创建和谐社会具有重大的现实意义。
1.3项目建设和发展规划
本项目建设规模为年处理煤1273万吨的鲁奇气化炉及下游系列产品生产装置，年产天然气40亿立方米，焦油51万吨，石脑油10万吨，粗酚6万吨，硫磺10万吨，液氨5万吨。
1.4项目建设范围
本项目可行性研究范围为生产装置、公用工程、辅助生产设施、办公设施及部分与生产配套的生活设施。
本项目主要装置包括：空分装置、气化装置、净化装置、甲烷化装置、锅炉及废水处理设施。
1.5主要技术经济指标
1.5.1主要技术经济指标
本项目建成投产后,主要技术经济指标见表1-1。
表1-1 主要技术经济指标汇总表
序号
项目
单位
数量
备注
1
生产规模
万Nm3/d
1200

2
产品方案

2.1
主产品

天然气
万Nm3/d
1200

2.2
副产品

石脑油
万t/a
10.128

焦油
万t/a
50.88

硫磺
万t/a
12.01

粗酚
万t/a
5.76

粗氨
万t/a
5.256

3
年操作日
天
333
8000小时
4
原料及燃料煤用量

原料煤
万t/a
1423.84

燃料煤
万t/a
402.144

5
辅助材料和化学品

催化剂
t/a
230

32·NaOH
t/a
3600

甲醇
t/a
9600

二异丙基醚
t/a
2100

循环水药剂
t/a
1530

6
公用消耗量

新鲜水
万t/a
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
万t/a
237.33
气化及锅炉废渣

8
运输量
万t/a
2154.83

运入量
万t/a
1833.01

运出量
万t/a
321.82

9
全厂定员
人
1678

其中：生产工人
人
1559

管理和技术人员
人
119

10
占地面积
ha
373.93
包括灰场
11
工程项目总投资
万元
3160000

11.1
基建投资
万元
2310000

11.2
固定资产方向调节税
万元

11.3
铺地流动资金
万元
92000

11.4
基建期利息
万元
270416

12
项目固定资产投资
万元

13
资本金
万元
568800

14
基建贷款
万元
1176494.14

15
年销售收入
万元
802480
平均
16
年销售税金
万元
62741
平均
17
年总成本费用
万元
420601
平均
18
年利润总额
万元
319138
平均
19
年所得税
万元
79784
平均
20
投资利润率
%
8.42
平均
21
投资利税率
%
31
平均
22
成本费用利润率
%
76
平均
23
投资收益率(税后)
%
6.31
平均
24
外汇贷款偿还期
年

含基建期
25
国内贷款偿还期
年

含基建期
26
投资回收期（所得税后）
年
11.22
含基建期
27
投资回收期（所得税前）
年
9.06
含基建期
28
全投资内部收益率
%
15.73
所得税后
29
全投资净现值
万元
1302319.18
所得税后
30
全投资内部收益率
%
17.81
所得税前
31
全投资净现值
万元
1776898.34
所得税前
1.5.2研究结论
（1）产品市场前景良好，符合国家能源发展战略和产业政策；
（2）工艺技术成熟、可靠，能耗低，安全、卫生、环保等各项措施完善；
（3）从财务分析看，所得税前内部收益率为18.76%，大于行业基准收益率8%，表明本项目有较好的抗风险能力；
（4）增加地区和国家税收、扩大就业岗位，拉动社会需求，促进地区社会繁荣，社会效益良好，因此本项目是可行的。
1.5.3存在的优势

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
单位：亿m³，%
消费领域
2006年
2010年
2006-2010年
年均增长率
数量
比例
数量
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
2
0.2
60.5
其他
15.6
2.8
19
1.9
6.5
合计
556.8
100.0
1000
100.0
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（相当于40亿N m3/a）。
3.2产品方案
主要产品为天然气，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
序号
产品
数量
一
主产品

（1）
合成天然气
1200万N m3/d
二
副产品

（1）
焦油
508800t/a
(2)
石脑油
101280t/a
(3)
粗酚
57600t/a
(4)
硫磺
120036t/a
(5)
液氨
52560t/a
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
CH4
∑
含量v%
0.05
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
该项目是利用陈旗宝日希勒九十六号线煤炭资源，建设公称能力为1200万N m3/d（相当于40亿N m3/a）合成天然气装置。
主要工艺技术采用：
l 碎煤加压气化
l 粗煤气耐油变换、冷却
l 低温甲醇洗净化
l 低压蒸汽吸收制冷
l Claus-Scot硫回收工艺
l 甲烷化
l 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）装置规模的大型化。该项目采用呼伦贝尔高水分褐煤。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，在装置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
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%。
（1）褐煤～无烟煤全部煤种，石油焦、油渣、生物质；（2）90%〈100目，含水2%干粉煤（褐煤8%）；（3）灰熔点融性温度 〈1500℃；（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
1450-1550
取决于煤灰熔点，在DT-ST间操作
气化压力/MPa
4.0
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
20
20

喷嘴寿命
10a,前端部分1a
1a-1.5a

气化炉台数
16
16
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）
装置占地：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N m3/106kj（99.6%）
29
29
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
0
0
电耗KW/106kj
3.6
5.8
0.3
碳转化率%
99
99
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%
90
96
90（包括jioayou等副产品）
投资 万元1200×106N m3/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置外，空分装置影响更大。
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置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：
l 吸收能力强，溶液循环量小
l 再生能耗低
l 气体净化纯度高
l 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
l 溶液黏度小，有利于节省动力
l 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
l 甲醇溶剂廉价易得
l 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物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