年产40亿立方米煤制天然气项目建设可行性研究报告代项目建设可行性研究报告.doc

年产40亿立方米煤制天然气项目可行性研究报告目 录1 总 论101.1 概述101.2 项目建设的目的和意义111.3 项目建设和发展规划121.4 项目建设范围121.5 研究结论和建议122 市场预测152.1 天然气概述152.2国外市场分析与预测152.3 国内市场分析与预测163 生产规模及产品方案193.1 生产规模和操作制度193.2 产品方案194工艺技术方案204.1空分装置214.2煤气化装置224.3 一氧化碳变换装置254.4酸性气体脱除装置264.5甲烷化装置284.6酚、氨回收装置294.7焦油、石脑油回收装置304.8硫回收装置304.9天然气贮存和压缩装置315 设备方案325.1 概述325.2 设计依据325.3 设计标准、规范325.4非标设备主要设计原则335.5 关键设备设计、材料的选择原则346自控方案376.1 概述376.2控制方式376.3 安全和保护措施396.4 仪表选型原则396.5 动力供应407 原燃料、辅料及动力供应417.1 原料和燃料供应417.2 辅助材料供应417.3 水电汽供应428 建厂条件和厂址选择438.1 建厂条件438.2 厂址选择459节 能469.1 节能原则469.2节能新工艺、新技术4610 环境保护4710.1厂址与区域环境现状4710.2工程执行的标准4710.3主要污染源和污染物4810.4 环境保护与综合利用措施4810.5环境监测与环境管理5011 职业安全与劳动卫生5111.1标准规范5111.2职业安全卫生的危害因素5211.3设计中采取的安全防范措施5411.4劳动安全卫生机构设置及人员配备情况5512劳动定员5612.1 工厂管理体制5612.2 全厂定员5612.3 人员来源和培训5613 项目实施计划5813.1 项目建设周期的规划5813.2 项目实施进度规划5814 投资估算6014.1 工程概况6014.2 投资估算6014.3 编制依据6014.4 估算指标6014.5 工程税费说明6015 财务评价6115.1. 基础数据6115.2. 财务分析6215.3 敏感性分析6315.4. 结论631 总 论1.1 概述1.1.1 项目名称和主办单位项目名称：海菲泰（国际）投资控股集团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：海菲泰（国际）投资控股集团有限公司企业性质：股份制企业法人代表：田树公司地址：北京市朝阳区东三环北路2号南银大厦27层电 话：01064108003 传 真：01064108010 邮 编：1000271.1.2 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”。1.1.3 主办单位概况海菲泰(国际)投资控股集团有限公司是从事替代能源研发、生产、销售；汽、柴油销售；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；石油贸易进出口业务的综合性能源公司。公司总部设在中国北京市。海菲泰集团目前下设海菲泰（国际）投资控股河北石油化工有限公司和海菲泰（国际）投资控股北京石油化工有限公司，两个全资控股公司。 目前已建成的海菲泰集团河北石油化工有限公司（下称海菲泰河北石化），位于中国河北省保定地区，占地面积200亩，紧邻京石高速公路，总投资5亿元人民币，具备年产100万吨车用清洁醇醚燃料以及10万吨燃油添加剂的生产能力。海菲泰集团北京石油化工有限公司正在进行年产200万吨醇醚燃料项目的建设。 2008年，集团为不断扩大生产规模和市场占有率，全面提高企业的综合竞争力，还将在天津、浙江、陕西选择具备航运码头、铁路专用线等物流条件的项目建设地点，再筹建3个石油化工公司，从事甲醇汽油的生产销售，同时经营汽、柴油。 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%)1400需加助熔剂），气化压力通常为2.53.0MPa，负荷变化为75110%，碳转化率99%，液态排渣，渣中含碳1%，粗煤气中有效气含量90%，冷煤气效率为7885%，单炉开工率9095%。目前正在开发400MW的气化炉（投煤量约2000吨）。该工艺的主要特点是：干煤粉进料，加压二氧化碳输送，连续性好，煤种适应性广，可以处理各种含灰燃料135%；气化温度约14001600，气化压力3.0MPa，碳转化率高达99%以上；产品气体洁净，甲烷含量极低，煤气中有效气体(CO+H2)90%。氧耗低，与水煤浆气化相比，氧耗低1015%，因而配套的空分装置投资可相应减少。上述三种工艺的优点是气化效率高，煤种适应性广，但是主要用在化肥或煤制甲醇、二甲醚工程，合成气中甲烷量极少，增加了变换和甲烷化装置投资，耗氧和能耗高。根据本工程的特点，煤气化工艺宜选用Lurgi加压气化工艺。4.2.2鲁奇加压气化工艺该工艺是一种固定层块煤气化工艺，主要用于气化褐煤、不粘结性或弱粘结性的煤，采用粒度为8-50mm，活性好不粘结的烟煤或褐煤为原料，在固定床中用氧与蒸汽连续气化生产煤气。气化压力3.0MPa，温度在9001050之间，采用固态排渣方式运行。煤气中约含65%（CO+H2）、9%的CH4，并含C2、焦油等。因此，Lurgi工艺适宜于城市煤气或煤制天然气的生产。工艺特点如下：(1)煤制备输送简单、投资省。煤制备只需简单的筛分，重力供料。与同规模干粉煤、水煤浆气流床气化相比，电耗仅是Shell气化的1/25、Texaco水煤浆气化的1/13，投资仅为Shell、Texaco煤气化的1/3。(2)固定床煤气化过程生成大量甲烷，其甲烷热值占煤气热值的40%，焦油约占10%，只需占煤气热值50%的CO、H2合成甲烷。而其他气化工艺生产的合成气，CO+H2高达90%、甲烷0.1%，与此相比，该气化工艺的甲烷化装置负荷大大减小，所以，投资省、消耗低。(3)固定床气化过程生成大量甲烷，在炉内放出大量热供气化用，因此降低了氧的消耗，与气流床气化相比，用高挥发分煤，该气化工艺氧耗仅为气流床气化的1/3，即空分装置能力仅为气流床气化的1/3因此投资大大节省、成本大大降低。(4)固定床气化为逆流床气化过程，炉内有一个煤的干燥层，进干燥层温度取决于煤的活性，一般在600800。由于炉内固体物料向下移动，气体自下向上，物流类似一个热交换器进行热的充分回收,所以气化热效率是各类气化最高的(包括副产品)。因此，该技术较适合高水分、较高灰分的劣质煤。鲁奇炉主要由夹套锅炉、煤分布器及搅拌器、炉篦及传动装置、煤锁及灰锁四个部分组成。4.2.3工艺流程说明粒度为45mm的原料煤加入煤斗，压力为3.7MPa的过热蒸汽与纯度为8892%的氧气混合后，由气化炉下部进入燃料层，在3MPa左右下进行气化反应生成650700的粗煤气，粗煤气进入洗涤冷却器直接冷却到204，除去灰尘、焦油、酚和氨等杂质，然后进入废热锅炉，温度降为180，同时副产0.55MPa的饱和蒸汽，气液分离后的粗煤气送往变换工序。洗涤后的煤气水与煤气冷却液汇于废热锅炉底部积水槽中，大部分用泵送至洗涤冷却器循环使用，多余部分排至煤气水分离装置。气化炉壁设置有夹套锅炉，产生的中压蒸汽经气液分离后作为气化剂通入炉内，煤气化后的残渣含碳量小于5%，由炉篦排入灰锁，再间歇的排入灰渣沟，用循环的灰水将灰渣充至灰渣池经抓斗捞出装车外运。该装置有以下特点：（1）气化后灰渣采用水力排渣法充灰，操作环境优于其他排渣方法。（2）夹套水由补充锅炉水通过引射进行循环，避免了由于夹套水循环不畅造成的夹套鼓包。（3）采用变频惦记驱动炉篦易于调节，减少了泄压设备频繁故障造成的停车。4.3 一氧化碳变换装置由于合成气中的CO含量较高，不符合甲烷化要求的H2与CO体积比，因此必须通过变换反应调整。以煤为原料生产天然气的变换工艺选择关键在于催化剂的选择。 4.3.1变换工艺选择变换工艺流程主要根据原料种类、工艺指标要求、催化剂特性和热能的利用等综合考虑。首先，应根据原料气中CO含量高低来确定，CO含量高英采用中温变换，这是因为中温变换催化剂操作温度范围较宽，活性温度高，反应速率快，而且价廉易得，使用寿命长。其次，根据进入系统的原料气温度和湿含量，考虑其他的预热和增湿，合理利用余热。再次，将CO变换和脱除残余CO的方法结合考虑。如果允许CO残余量较高，则仅用中变即可，否则采用中变与低变串联，以降低变换气中CO量。（1）加压中温变换流程中温变换工艺早期采用常压，经节能改造，现在大都采用加压变换。加压中温变换工艺的主要特点是：采用低温高活性的中变催化剂，降低了工艺对过量蒸汽的要求；采用段间喷水冷激降温，减少了系统的热负荷和阻力，减小外供蒸汽流量；采用电炉升温，改变了燃烧炉升温方法，操作简单、省时、节能。（2）中温变换串低温变换了流程中温变换串低温流程是中变炉串一个低变炉，也称中串低。在原中变炉的后面串上一个低变炉，中变炉为冷激可直接串在主换热器后，中变炉为中间换热则在主换热器后配置一个调温水加热器，再串上低变炉。该法处理简单可随时进行，热量回收采用饱和热水塔。（3）全低变工艺流程为解决中串低或中低低流程中铁铬系中变催化剂在低汽气比下的过度还原及硫中毒，开发了全部使用耐硫变换催化剂的全低变工艺，各段进口温度均为200左右。在相同操作条件和工况下，其设备能力和节能效果都比中串低、中低低好。全低变流程采用宽温区的钴钼系耐硫中变催化剂进行CO 变换。全低变流程的优点是：变换系统在较低的温度范围内操作，有利于提高CO平衡变换率，因为变换炉入口温度及床层内的热点温度均比中变炉入口温度及床层内的热点温度低100200；降低了蒸汽消耗；催化剂用量减少一半，使床层阻力下降。（4）中低低工艺流程该流程是在一段铁铬系中温变换催化剂后直接串二段钴钼系耐硫变换催化剂，利用中温变换的高温来提高反应速率，脱除有毒杂质，利用两端低温变换提高变换率，实现节能降耗。这样充分发挥了中变和低变催化剂的特点，阻力小、操作方便。该工程采用耐硫耐油全低变换工艺。4.3.2工艺流程说明180的合成气首先进入变换炉一段，经一段催化剂层反应，温度升至350左右引出，在段间换热器中与热水换热，降温后进入二段催化剂层反应，反应后的其它在主换热器与合成气进气换热，并经水加热器降温后进入三段催化剂床层，反应后气体中CO含量降至11.5%离开变换炉。变换气经水加热器回收热量后进入冷凝器冷却至常温。4.4酸性气体脱除装置以煤为原料气化的合成气含有大量的硫化氢、有机硫、二氧化碳等杂质。在甲烷化时，硫化物对催化剂的毒害是积累的。当催化剂吸收了0.5%（占催化剂质量分数）的硫时，会完全丧失活性；二氧化碳甲烷化时会比一氧化碳消耗更多的氢气，因此必须除去。4.4.1酸性气体流程选择从目前国内外大型煤基天然气装置所采用的脱除酸性气体的工艺来看，低温甲醇洗(Rectisol)和NHD(或Selexol) 工艺较为常见。低温甲醇洗(Rectisol)工艺是采用冷甲醇作为溶剂脱除酸性气体的物理吸收方法，是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，可将H2S脱至小于0.1ppm。而且溶剂循环量小，溶剂价格便宜，能耗和操作费用较低。该法缺点是在低温下操作，要求采用低温材料，投资较高。NHD(或Selexol)亦属物理吸收，对CO2、H2S等均有较强的吸收能力，但只能将H2S脱至小于1ppm，对COS吸收能力较差，需另加有机硫水解和精脱硫装置。为使脱碳尾气符合环保排放要求，须将脱硫和脱碳分开，流程复杂。另外其溶剂吸收能力比甲醇低，因而溶剂循环量大，充填量大，且溶剂价格昂贵，操作费用较高。该法的优点在非低温下操作，可采用普通碳钢材料，投资较低。本项目酸性气体脱除采用低温甲醇洗工艺。4.4.2工艺流程说明在合成气净化中，有两种典型的低温甲醇洗流程，即两步法和一步法。两步法用于变换使用不耐硫催化剂的场合，在变换之前必须先脱硫