【文章內(nèi)容簡介】 主要組分vol%H2COCO2CH4003凈化氣Nm3/h670,254778,663970,853991,213主要組分vol%H2COCO2CH4004產(chǎn)品氣Nm3/h253,606258,033257,129254,985主要組分vol%H2CO——CO2CH45產(chǎn)品CH4的量Nm3/h250,588250,575249,415240,935序號比較項(xiàng)目單位碎煤加壓BGL水煤漿Shell/GSP一煤氣化裝置1.氣化爐特點(diǎn)固定床，固態(tài)排渣固定床，固態(tài)排渣水煤漿，液態(tài)排渣干粉煤，液態(tài)排渣煤的適應(yīng)性不粘結(jié)、弱粘結(jié)煤不粘結(jié)、弱粘結(jié)煤成漿性好，內(nèi)水含量低煤低水含量，較低灰熔點(diǎn)煤氣化壓力MPa氣化溫度oC10001400130016001300150013001500氣化劑水蒸汽/氧水蒸汽/氧氧氧 水蒸汽進(jìn)料方式碎煤碎煤水煤漿干粉煤目前單爐最大投煤量t/天8001000300030002煤氣化裝置范圍備煤、氣化 備煤、氣化 制漿、氣化干燥、制粉 氣化煤氣水分離，酚氨回收煤鎖氣壓縮煤氣水分離，酚氨回收煤鎖氣壓縮污水處理污水處理污水處理污水處理3氣化爐數(shù)量20+214+25+25系列選取22554原材料及公用工程消耗原煤t/h594570605563氧氣Nm3/h126750170600387060322500次高壓蒸汽（,410oC）t/h443160750804中壓蒸汽低壓蒸汽t/h4971438593循環(huán)冷卻水t/h161601895033009865電Kwh/h7877145002430028000鍋爐給水t/h6872457608214煤氣化副產(chǎn)品焦油t/h石腦油t/h粗酚t/h氨t/h5煤氣化廢物廢渣t/h2624廢水t/h60514321074二凈化裝置 1范圍變換、凈化、制冷變換、凈化、制冷變換、凈化、制冷變換、凈化、制冷2消耗高壓蒸汽t/h118136153205中壓蒸汽（,440oC）t/h7926低壓蒸汽t/h7621循環(huán)水t/h11098127831812621605電Kwh/h10316104351192118957鍋爐給水t/h22110170150三甲烷化1公用工程消耗次高壓蒸汽t/h449524710785低壓蒸汽t/h263539循環(huán)水t/h6908199501138電Kwh/h412637 1541546658鍋爐給水t/h482578746843從以上比較可知：出氣化爐粗煤氣量，由于煤氣中CH4含量不同，水煤漿氣化粗煤氣量最大，是移動(dòng)床干排渣氣化粗煤氣量的121%；是移動(dòng)床液態(tài)排渣氣化粗煤氣量的141%。 干粉煤（GSP）氣化效率較高，但也由于氣體組份的極不相符，是移動(dòng)床干排渣氣化粗煤氣量的117%；是移動(dòng)床液態(tài)排渣氣化粗煤氣量的136%。 移動(dòng)床液態(tài)排渣雖然粗煤氣中CH4含量比移動(dòng)床干排渣低些，但由于有效氣含量高，所需粗煤氣量最少。水煤漿氣化粗煤氣洗滌冷卻后，干基煤氣僅占濕基氣量的34%，，由此可見水煤漿熱能的損失很大，也是其效率低的根本原因所在。變換裝置能力：%，需變換的CO僅23700立方米/h，只需總氣量中的20%氣進(jìn)變換裝置，80%走旁路；%，所以移動(dòng)床液態(tài)排渣氣化95%氣需進(jìn)入變換裝置，約5%走旁路，便于調(diào)節(jié)H2/CO的比例；干粉煤（GSP）氣化通過變換的氣量接近100%，其變換裝置能力最大，形成CO2也就最多。這樣一來，實(shí)際操作條件下，主要設(shè)備加大或系列數(shù)增加，相應(yīng)投資增加，生產(chǎn)消耗增加，CO2量排放加大，最終導(dǎo)致天然氣成本抬高。低溫甲醇洗裝置能力：由于經(jīng)過變換裝置后，干粉煤（GSP）氣化所需變換氣量最大，是移動(dòng)床干排渣氣化粗煤氣量的162%；是移動(dòng)床液態(tài)排渣氣化粗煤氣量的138%。水煤漿氣化是移動(dòng)床干排渣氣化粗煤氣量的149%；是移動(dòng)床液態(tài)排渣氣化粗煤氣量的128%。這樣一來，實(shí)際操作條件下，主要設(shè)備加大或系列數(shù)增加，相應(yīng)投資增加，生產(chǎn)消耗增加，最終導(dǎo)致天然氣成本抬高。合成天然氣裝置能力：由于煤氣中CH4含量不同，干粉煤（GSP）氣化凈煤氣量最大，是移動(dòng)床干排渣氣化粗煤氣量的148%；是移動(dòng)床液態(tài)排渣氣化粗煤氣量的127%。水煤漿氣化是移動(dòng)床干排渣氣化粗煤氣量的145%；是移動(dòng)床液態(tài)排渣氣化粗煤氣量的125%。這樣一來，實(shí)際操作條件下，主要設(shè)備加大或系列數(shù)增加，相應(yīng)投資增加，生產(chǎn)消耗增加，最終導(dǎo)致天然氣成本抬高。通過比較分析后，認(rèn)為在在煤制天然氣方面碎煤加壓氣化優(yōu)勢明顯。碎煤加壓氣化技術(shù)最早為德國魯奇(Lurgi)公司開發(fā)的，是目前運(yùn)行最多的氣化爐。經(jīng)過多年使用和改進(jìn)，可氣化除焦煤外的所有煤種，氣化強(qiáng)度進(jìn)一步得到提高，氣化爐內(nèi)徑4m，氣化壓力4MPa以上，產(chǎn)氣量達(dá)lO萬m3／h臺，碎煤氣化裝置運(yùn)行穩(wěn),定、操作安全可靠，技術(shù)先進(jìn)成熟，已在國內(nèi)已廣泛使用，目前運(yùn)行較好的有山西天脊化肥廠（5 臺），河南義馬煤氣廠（5 臺），哈爾濱氣化廠（4 臺），山西潞安煤制合成油（6 臺），在建工程有石家莊金石化肥廠、國電赤峰3052 項(xiàng)目、大唐克旗煤制天然氣項(xiàng)目、大唐阜新煤制天然氣項(xiàng)目、新疆廣匯甲醇二甲醚項(xiàng)目、新疆慶華煤制天然氣項(xiàng)目、新疆新汶煤制天然氣項(xiàng)目等合計(jì)氣化爐臺數(shù)超過200 臺。液態(tài)排渣的BGL氣化技術(shù)也是碎煤加壓氣化爐的升級版，BGL在氣化強(qiáng)度、煤氣組成、煤氣水產(chǎn)率方面均有很大的提高和改善，國內(nèi)已有多臺運(yùn)行和在建的裝置。碎煤加壓氣化和煤氣冷卻過程會產(chǎn)生一定數(shù)量的含有重焦油、輕焦油和酚的煤氣水，煤氣水處理流程復(fù)雜，處理費(fèi)用高。但其中含有高附加值的焦油、酚、氨等有用的化工產(chǎn)品，本項(xiàng)目裝置規(guī)模較大，高附加值的產(chǎn)品有一定規(guī)模優(yōu)勢，有助于產(chǎn)業(yè)向高附加值延伸。氣化原料方面．碎煤加壓氣化一般采用5mm～50mm的塊煤進(jìn)料。對一些水分較高(20％一30％)和灰分較高(如30％)的劣質(zhì)煤也適用。與水煤漿和粉煤氣化工藝相比。采用碎煤為原料，入爐煤的處理簡單，備煤部份投資大降低。由于氣化溫度低，氧耗較低，空分部份投資低。碎煤加壓氣化工藝成熟，設(shè)備國產(chǎn)化率高、造價(jià)較低。具有建設(shè)投資少、周期短、生產(chǎn)率高、運(yùn)行成本低、維護(hù)成本低的綜合優(yōu)勢。液態(tài)排渣的BGL爐由于兼具魯齊固定床的逆流氣化的整體流程和現(xiàn)代高溫熔渣氣化原理，提高了氣化熱效率，使氣化過程的氧耗較其他熔渣氣化技術(shù)的氧耗大幅度降低，結(jié)合了熔渣氣化技術(shù)高氣化率和高氣化強(qiáng)度的優(yōu)勢和魯齊固定床加壓氣化技術(shù)氧耗低和爐體結(jié)構(gòu)廉價(jià)的優(yōu)勢，克服了魯齊固定床加壓氣化技術(shù)效率低和廢水處理成本高的弱點(diǎn)。3．節(jié)能減排優(yōu)勢明顯經(jīng)計(jì)算在相同煤種和相同規(guī)模下碎煤加壓氣化CO2排放量最低，四種煤制天然氣工藝CO2排放量比較見下表： 物料名稱氣化工藝甲醇洗排放CO2消耗蒸汽排CO2消耗電排放CO2總計(jì)排放CO2噸/h噸/h噸/h噸/h移動(dòng)床干排灰氣化664271801015移動(dòng)床液態(tài)排渣氣化70813863904水煤漿氣流床氣化97274881134干粉煤氣化(GSP)1247671291443相對比移動(dòng)床干排灰氣化100100100100移動(dòng)床液態(tài)排渣氣化107457987干粉煤氣化(GSP)187161142水煤漿氣流床氣化146271101124．項(xiàng)目的競爭優(yōu)勢明顯本項(xiàng)目根據(jù)煤源煤質(zhì)特性，采用的技術(shù)成熟的新型碎煤加壓氣化，相比其他同類技術(shù)大大提高了煤的利用率。技術(shù)成熟可靠，工藝設(shè)備方案合理，絕大部分設(shè)備和材料立足于國內(nèi)少量引進(jìn)，生產(chǎn)成本低，具有較大的利潤空間和抗價(jià)格風(fēng)險(xiǎn)能力。與LNG相比，LNG和SNG市場定位均為常規(guī)礦產(chǎn)天然氣的補(bǔ)充， LNG價(jià)格市場化程度高，主要受國際整體能源價(jià)格影響，具體表現(xiàn)就是與原油關(guān)聯(lián)度較大。近幾年，國際能源價(jià)格大漲，天然氣價(jià)格也隨著上漲，國內(nèi)進(jìn)口的LNG 除早先簽訂的長協(xié)合同外，最近簽訂的合同價(jià)格均大幅上升，以深圳進(jìn)口的卡塔爾LNG為例，而SNG若進(jìn)西氣東輸二線送到深圳，加上1元左右灌輸費(fèi)用，同LNG相比具有明顯優(yōu)勢。從經(jīng)濟(jì)性角度考慮，在目前價(jià)格體系下，SNG要優(yōu)于LNG。LNG依托國外LNG工廠，通過輪船運(yùn)輸?shù)絿鴥?nèi)沿海接收站，其供應(yīng)穩(wěn)定性影響因素有國外生產(chǎn)企業(yè)停產(chǎn)分線、海洋運(yùn)輸風(fēng)險(xiǎn)、國際政治風(fēng)險(xiǎn)等，SNG的穩(wěn)定性影響因素有國內(nèi)生產(chǎn)企業(yè)停產(chǎn)風(fēng)險(xiǎn)、管道故障風(fēng)險(xiǎn)。從二者風(fēng)險(xiǎn)影響因素考慮，SNG在穩(wěn)定性方面明顯要優(yōu)于LNG。同國外氣源和國內(nèi)煤制天然氣項(xiàng)目相比，準(zhǔn)東煤制天然氣項(xiàng)目具有一定的成本優(yōu)勢，在簡化條件下（僅考慮煤價(jià)、水價(jià)、電價(jià)和輸送費(fèi)用不同），準(zhǔn)東項(xiàng)目所產(chǎn)天然氣輸送到北京門站成本最低，，比伊犁和克旗SNG項(xiàng)目也明顯偏低。對比氣源輸送到北京大興門站價(jià)對比（單位：元/Nm3）　準(zhǔn)東伊犁克旗進(jìn)口氣運(yùn)輸距離支線 20069　　干線306537353793735管輸費(fèi)用　企業(yè)成本　到北京門站成本　成本競爭力排序12345．合作開發(fā)的國產(chǎn)化甲烷合成技術(shù)，技術(shù)先進(jìn)公司與大連瑞克公司合作開發(fā)出無循環(huán)甲烷化工藝（專利1：，專利2:），該工藝的主要優(yōu)點(diǎn)是：① 不用高溫循環(huán)設(shè)備，節(jié)省運(yùn)行能耗；② 易于調(diào)節(jié)整個(gè)反應(yīng)系統(tǒng)的氫/碳比，產(chǎn)品中甲烷含量穩(wěn)定；③ 運(yùn)行安全可靠，高溫反應(yīng)器不會因設(shè)備或操作原因引起超溫。該工藝是在老工藝基礎(chǔ)上的重大改進(jìn)和提升，可節(jié)省能耗、提高天然氣產(chǎn)品質(zhì)量、保障高溫設(shè)備的安全性。6. 項(xiàng)目建設(shè)是發(fā)揮資源優(yōu)勢推動(dòng)新疆生產(chǎn)建設(shè)兵團(tuán)經(jīng)濟(jì)發(fā)展、改善結(jié)構(gòu)、提高影響力的需要準(zhǔn)東地區(qū)煤炭資源豐富，當(dāng)?shù)匦枨笮。覝?zhǔn)東煤炭以年輕煤種為主，揮發(fā)份高，含水量高，長途運(yùn)輸經(jīng)濟(jì)性很差，資源優(yōu)勢無法體現(xiàn)，因此，發(fā)展以年輕煤種及低品位煤炭為原料的新型煤化工產(chǎn)業(yè)是利用好這部分資源和推動(dòng)經(jīng)濟(jì)發(fā)展的必經(jīng)途徑。同時(shí)本項(xiàng)目是新疆生產(chǎn)建設(shè)兵團(tuán)唯一一個(gè)新型煤化工項(xiàng)目，新疆生產(chǎn)建設(shè)兵團(tuán)經(jīng)濟(jì)比較落后，主要以農(nóng)業(yè)為主，經(jīng)濟(jì)結(jié)構(gòu)不合理，項(xiàng)目的建設(shè)必將推動(dòng)新疆生產(chǎn)建設(shè)兵團(tuán)的經(jīng)濟(jì)發(fā)展和經(jīng)濟(jì)結(jié)構(gòu)的改善，進(jìn)一步提高新疆生產(chǎn)建設(shè)兵團(tuán)的影響力。 7．完善的基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)，具備大型煤化工項(xiàng)目示范條件項(xiàng)目地處準(zhǔn)東五彩灣煤電煤化工基地，基地公路、