内蒙古大唐国际克旗日产1200万m3煤制天然气项目

1总论

1.1概述

1.1.1项目规模

根据国家发改委发改办工业[2006]2452号文件精神以及市场的需求，内蒙古大唐国际克旗煤制天然气项目规划规模为日产1200万立方米煤制天然气，分三期建设。

1.1.2项目背景

（1）以煤炭资源替代部分油、气资源，是我国经济建设可持续发展的必由之路。

我国能源结构的特点决定了寻求油、气的替代能源是我国经济发展与能源战略安全的长远战略。大唐甲烷产品目标市场定位为国内LPG燃料和天然气的替代和补充，是所有替代燃料技术中最成熟、最安全、最经济的选择，这对我国实现节约和替代油、气的目标具有重要的现实和战略意义。

（2）项目建设是贯彻党中央西部大开发战略，发展少数民族地区经济的需要。

党中央、国务院明确指出，不失时机地实施西部大开发战略，直接关系到扩大内需、促进经济增长，关系到民族团结、社会稳定和边防巩固，关系到东西部协调发展和最终实现共同富裕。强调要抓住机遇，把西部地区的发展潜力转换为现实生产力，把潜在市场转换为现实市场，为国民经济提供更广阔的空间和巨大的推动力。党中央的决策，为西部地区经济发展提供了契机。

该项目的建设充分发挥内蒙锡林浩特煤炭资源优势，改善当地的基础设施，增加地方就业机会，增加税收，推动地区社会经济的发展，缩小东西部发展差距，实现东西部地区优势互补，共同发展，把资源优势转换为经济优势，为西部大开发做出贡献。

（3）发展大型煤基合成天然气产业，使实现煤炭资源清洁利用和提高煤炭资源利用的附加值，落实科学发展观，实现可持续发展的客观选择，符合3R原则即“减量化、再利用、资源化”，较好的体现3E原则即“环境、节能、效益”

优先的原则。

在坑口地区，以褐煤为原料，采用洁净的气化和净化技术大规模制取人工天然气，为低品质褐煤的增值利用开辟了潜力巨大的前景，为煤炭企业提供了新的发展机遇和发展空间，将有利于煤炭行业优化产业结构，提高附加值，谋求可持续发展，提高煤炭行业的综合实力，同时也符合现代煤化工一体化、大型化、基地化的发展特征和产业组织规律。

该项目的兴建，充分利用了企业的褐煤优势资源。根据市场需求，应用洁净煤技术建设现代化高起点的煤化工基地，促进了煤炭加工和利用的产品链的延伸，培育了新的经济增长点。具有良好的经济效益和社会效益。

（4）本项目采用的先进工艺技术，在有效而清洁地利用煤炭资源，为国民经济做出重大贡献的同时，有效地保护了当地环境。符合对煤炭的利用要按“集约化、大规模、多联产、清洁利用和有效利用”的现代洁净煤技术模式。

1.1.3项目范围

工程包括热电站（北京国电华北电力工程有限公司提供资料）、空分、备煤、煤气化、变换冷却、脱硫脱碳、甲烷化、副产品回收装置以及界区内的供水、供电、供汽，三废处理等公用工程设施。

包括煤场、铁路、天然气管道输送工程。

1.1.4结论及建议

通过市场分析，技术方案论证，厂址及技术经济分析，初步结论如下：

（1）该工程为煤炭洁净高效生产系统，是煤炭综合利用，提高附加值的最有效最经济的途径之一，符合国家的产业政策、能源和环境保护政策。

（2）以褐煤为原料生产合成天然气替代天然气、副产品焦油、酚、氨等，具有广阔的时差国内，产品成本具有较强的竞争力。

（3）所选厂址条件较好，交通运输方便，不占耕地，供水有保证，原料、动力供应可靠。

（4）技术经济分析表明，项目经济效益一般，项目全投资内部收益率（所得税后）为10.63%，盈亏平衡点位55.36%左右。

1.1.5主要技术经济指标表

主要经济技术指标

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，%

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。

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

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：

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N m3/d合成天然气装置。

主要工艺技术采用：

● 碎煤加压气化

● 粗煤气耐油变换、冷却

● 低温甲醇洗净化

● 低压蒸汽吸收制冷

● 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

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：

● 吸收能力强，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

● 溶液黏度小，有利于节省动力

● 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

● 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。

大唐国际克旗日产1200万m3煤制天然气项目可行性研究简本