【正文】 凈化氣進(jìn)入甲烷化裝置生產(chǎn)出甲烷，經(jīng)干燥送往管道。技術(shù)成熟可靠。耐硫耐油變換技術(shù)首先用于哈爾濱煤氣廠，隨后又用于云南解化技改，義馬煤氣廠。上世紀(jì) 80 年代初，中國煤炭科學(xué)研究院又建了一套試驗裝置，對哈爾濱長焰煤、龍口褐煤以及蔚縣煙煤等煤種的試燒 。在美國上世紀(jì) 80 年代，在大平原第一期建了 14 臺氣化爐用于煤制天然氣?？蓵喊蠢鋮s法考慮。 通過上述比較可知，三甘醇法和冷卻法各有優(yōu)點，三甘醇法是普遍采用的方法。 逐漸被三甘醇法取代。 甘醇 醇胺（一乙醇胺 1030%，二甘醇 6085%） 同時脫除 CO2 、 H2S和水， 甘醇可降低醇胺的發(fā)泡， 一步凈化比三甘醇攜帶損失大， 再生 溫度高，適用于一些露點要求不高的煤氣中。 逐漸淘汰。 液體吸水劑應(yīng)滿足以下要求： 29 （ 1） 在較大水濃度范圍內(nèi)吸水能力大； （ 2） 操作時水蒸氣的壓力低； （ 3） 水溶液沒有腐蝕性； （ 4） 粘度較 低； （ 5） 具有化學(xué)穩(wěn)定性和熱穩(wěn)定性； （ 6） 容易再生； （ 7） 無毒； （ 8） 反應(yīng)熱和熔解熱小。 設(shè)備費高； 耗熱較多； 凈化氣中成分易使干燥劑中毒粉碎； 吸附與再生均不連續(xù)。上述兩種方法煤氣干燥度即露點溫度，將受多種因素影響、且能量損失大。常用有兩種流程：節(jié)流膨脹冷卻流程與加壓后冷卻流程。 (G)等級的汽輪機，業(yè)績較少，價格較高； MPa(G)等級的汽輪機，空分裝置配套的很多，技術(shù)已比較成熟。其中離心空氣壓縮機、空氣增壓壓縮機、驅(qū)動汽輪機、產(chǎn)品氮氣增壓機、高低壓板式主換熱器、低溫透瓶膨脹機、低溫泵、所有低溫閥門、調(diào)節(jié)閥門和切換閥門及DCS系統(tǒng)、分析儀和主要儀表均為進(jìn)口設(shè)備，國內(nèi)的子公司制造和采購的設(shè)備主要為精餾塔、空氣純化系統(tǒng)、空氣預(yù)冷系統(tǒng)、空氣過濾器、部分儀表和電控設(shè)備等。兩種氧氣增壓方案的比較見下表。 從安全方面分析，盡管外壓縮流程的使用也比較普遍，氧氣壓縮機的設(shè)計和制造水平不斷提高，但是統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明，氧壓機有多臺次發(fā)生過燃燒事故，而內(nèi)壓縮流程從未出現(xiàn)過類似事故。 （ 1）空氣增壓方案 內(nèi)壓縮流程和外壓縮流程的共同點都是采用低壓空氣壓縮、空氣預(yù)冷、分子篩空氣凈化、深冷分離。 d. 生物反應(yīng)器中硫化物 100%轉(zhuǎn)化，其中 9598%轉(zhuǎn)化為元素硫。在生物反應(yīng)器內(nèi)的充氣環(huán)境下， H2S 在一種無色硫磺桿菌的作用下生產(chǎn)單質(zhì)硫，該過程只有在反應(yīng)器通風(fēng)的條件下才能實現(xiàn)。 ，除 SO2外，尾氣中所有的有機硫化物以及元素硫均可被還原成 H2S 而返回硫磺回收裝置，從而使裝置的總硫磺回收率達(dá)到 %。 加氫還原主要化學(xué)反應(yīng) SO2+3H2=H2S+2H2O COS+ H2=H2S+CO （ 3）尾氣處理工藝 SCOT 是與克勞斯工藝相配套的尾氣處理工藝，超級 SCOT、低硫SCOT 是標(biāo)準(zhǔn) SCOT法工藝的技術(shù)進(jìn)步，其特點可大致歸納如下： ，將尾氣預(yù)熱、加氫還原，還原氣急冷和 H2S 吸收、解析等 4個工序組成一個相對的工藝界區(qū)。 產(chǎn)品為硫磺的酸性氣處理工藝通常采用克勞斯回收工藝，該法是一種成熟的工藝，而且工藝種類繁多，主要有傳統(tǒng)克勞斯工藝，超級 22 克勞斯，帶有 SCOT 尾氣處理 工藝的克勞斯工藝；以及屬于生物脫硫技術(shù)的 SHELLpaques工藝。丹麥托普索公司一直從事該項技術(shù)開發(fā)，掌握了更高壓力的合成技術(shù)， 1978 年在美國建有一個小型合成天然氣工廠， 兩年后關(guān)閉。原計劃分為兩個階段建設(shè)一座 778萬 Nm3 /d 的合成天然氣廠。然后冷卻減壓制冷。 制冷工藝的選擇 低溫甲醇洗裝置所需 40℃級冷量為 8586 106Kcal/h， 0℃級冷量 106Kcal/h。低溫甲醇洗與 NHD凈化工藝相比由于裝置 在低溫下 20 操作，需用低溫材料，因此投資較高。縱觀當(dāng)今各種氣體凈化工藝，能擔(dān)當(dāng)此重任者非低溫甲醇洗莫數(shù)。 綜上所述煤氣化推薦選 Lurgi 煤氣化。造成投資大的主要原因除氣化裝置外，空分裝置影響更大。蒸汽： GSP、 Lurgi比 SHELL每 106kj多消耗 。 粒狀煤供料，固體物料和氣化劑逆 流接觸，煤通過鎖斗加入到氣化爐，通過灰鎖斗將灰派出爐外，氣化爐由承壓外殼、水夾套、轉(zhuǎn)動爐篦組成，爐內(nèi)物料明顯分為干燥、干餾、煤氣化洗滌除焦 /塵后進(jìn)入 廢鍋。 油渣、生物質(zhì)；（ 2）90%〈 100 目，含水2%干粉煤（褐煤 8%）；（ 3）灰熔點融性溫度 〈 1500℃；（ 4）灰分 81%20%。氣化生成的煤氣加工成 1200 萬 N m3/d 合成天然氣。（ 3）裝置規(guī)模的大型化。 產(chǎn)品方案和產(chǎn)量表 單位： t/a 序號 產(chǎn)品 數(shù)量 一 主產(chǎn)品 （ 1） 合成天然氣 1200 萬 N m3/d 二 副產(chǎn)品 （ 1） 焦油 508800t/a (2) 石腦油 101280t/a (3) 粗酚 57600t/a (4) 硫磺 120xx6t/a (5) 液氨 52560t/a 產(chǎn)品規(guī)格及質(zhì)量指標(biāo) 總合成天然氣氣量 500000N m3/h,其組分如下： 成分 CO CO2 N2+Ar H2 CH4 ∑ 含量 v% 100 4 工藝技術(shù)選擇及技術(shù)來源 工藝技術(shù)選擇 該項目是利用 陳旗寶日希勒九十六號線煤炭資源 ，建設(shè)公稱能力為 1200萬 N m3/d（ 相當(dāng)于 40 億 N m3/a） 合成天然氣裝置。遠(yuǎn)不能滿足市場需要，現(xiàn)已經(jīng)計劃從中亞地區(qū)進(jìn)口天然氣，此外還在研究鋪設(shè)從緬甸和俄羅斯通往中國的跨境管道。引進(jìn)利用國際天然氣資源是 21 世紀(jì)中國發(fā)展外向型能源經(jīng)濟的重點，是中國 21 世紀(jì)重大的能源戰(zhàn)略。多數(shù)勘探對象 第孔、地滲、埋藏深、儲層復(fù)雜、高溫高壓，且遠(yuǎn)離消費市場，開發(fā)利用這些儲量還存在許多技術(shù)難題。據(jù)有關(guān)資料顯示，中國天然氣儲量在世界天然氣總量中不足 3%。預(yù)計 20xx 年國內(nèi)天然氣供應(yīng)缺口將在 400500億立方米， 2020年將近 1000 億立方米。屆時天然氣需求量估 12 計將分別 達(dá)到 938 億立方米和 2037 億立方米。 20xx 年三季度前期天然氣產(chǎn)量保持高位，月均天然氣產(chǎn)量在 48億立方米之上， 9月天然氣產(chǎn)量有所回落。但在世界各國天然氣產(chǎn)量的排名中，由于阿聯(lián)酋的產(chǎn)量猛增，中國從第 15 位降至第 16 位；20xx 年，中國天然氣產(chǎn)量約為 m3（其中包括地方產(chǎn)量 億 m3）； 20xx 年中國天然氣產(chǎn)量保持穩(wěn)定增長態(tài)勢，全年產(chǎn)量達(dá)到356 億 m3，創(chuàng)歷史最高紀(jì)錄。 % 消費領(lǐng)域 20xx 年 20xx 年 20xx20xx 年 年均增長率 數(shù)量 比例 數(shù)量 比例 發(fā)電 336 化工 366 工業(yè)燃料 135 民用燃料 142 車用燃料 2 其他 19 合計 1000 中國天然氣 的發(fā)展 中華人民共和國建立以來，天然氣生產(chǎn)有了很大發(fā)展。據(jù)預(yù)測，到 20xx 年，我國將每年需進(jìn) 10 口液化天然氣 1000 萬噸，廣東、福建、浙江、上海等地將有 5 座液化天然氣接收站投入建設(shè)與營運；到 2020 年，我國沿海將再建 56座液化天然氣接收站，年消費液化天然氣將達(dá)到 20xx萬 2500萬噸。只有游離態(tài)的天然氣經(jīng)聚集形成天然氣藏，才可開發(fā)利用。在 石油地質(zhì)學(xué) 中，通常指油田 氣和氣田氣。 表 11 主要 技術(shù) 經(jīng)濟指標(biāo) 匯總表 序號 項目 單位 數(shù)量 備注 1 生產(chǎn)規(guī)模 萬 Nm3/d 1200 2 產(chǎn)品方案 主產(chǎn)品 天然氣 萬 Nm3/d 1200 副產(chǎn)品 石腦油 萬 t/a 焦油 萬 t/a 硫磺 萬 t/a 粗酚 萬 t/a 粗氨 萬 t/a 3 年操作日 天 333 8000 小時 4 原料及燃料煤用量 原料煤 萬 t/a 燃料煤 萬 t/a 5 輔助材料和化學(xué)品 催化劑 t/a 230 32 項目 建設(shè)和發(fā)展規(guī)劃 本項目建設(shè)規(guī)模為年處理煤 1273 萬噸的魯奇氣化爐及下游系列產(chǎn)品生產(chǎn)裝置，年產(chǎn)天然氣 40 億立方米，焦油 51 萬噸，石腦油 10萬 噸，粗酚 6 萬噸，硫磺 10 萬噸，液氨 5 萬噸。 依托我國豐富的煤炭資源，大力發(fā)展煤制天然氣，通過管道輸送并經(jīng)調(diào)壓配氣后進(jìn)行化工和民用，不但符合煤炭清潔利用的發(fā)展方向，同時也是天然氣供應(yīng)的有效補充。同時，煤制天然氣還具有一氧化碳和氫氣合成甲烷率高以及廢熱能夠循環(huán)利用等優(yōu)點。不同利用技術(shù)的熱能有效利用率為 :煤制油 (%～ %)煤制甲醇 (%～ %)煤發(fā)電 (40%～ 45%)煤制合成天然氣 (53%)煤制合成氣 (%)。據(jù)測算，如果在出租車和公交車行業(yè)用天然氣替代汽油，以每輛車年均行使 5萬公里計算，改裝 100 萬輛車每年可替代油品 1 000萬噸。 項目 建設(shè)的目的和意義 (1)發(fā)展煤制天然氣可緩解石油供應(yīng)壓力、促進(jìn)國家能源安全 我國基礎(chǔ)能源格局的特點是“富煤貧油少氣”，長期以來煤炭在我國能源結(jié)構(gòu)中一直占有絕對主導(dǎo)地位。礦區(qū)一期達(dá)產(chǎn)年限為 20xx 年，至此露天礦生產(chǎn)能力從現(xiàn)有 。寶日希勒煤業(yè)有限責(zé)任公司寶日希勒礦區(qū)位于內(nèi)蒙古自治區(qū)呼倫貝爾市陳巴爾虎旗境內(nèi)，礦區(qū)走向長度 ，傾斜寬 ，面積 232km2。 主辦單位概況 內(nèi)蒙古寶日希勒發(fā)電有限公司 是 同聯(lián)集團與沈煤集團合資成立 2 的公司，是 從事煤炭開發(fā)、電力投資、替代能源研發(fā)、生產(chǎn)、銷售；石油化工產(chǎn)品生產(chǎn)、銷售；投資許可經(jīng)營項目：煤礦開采，煤炭經(jīng)營；電力投資及煤化工的綜合性能源公司。 （ 2）本項目將充分利用項目所在地的自然資源。采取切實可行的技術(shù)措施，節(jié)約用水，減少浪費。公司總部設(shè)在中國內(nèi)蒙古自治區(qū)呼倫貝爾市。詳、精查儲量為 4166Mt，普查儲量 12580Mt；西部是巴彥哈達(dá)區(qū)，普查儲量為 49201Mt，東面有巴克西敖包區(qū)，預(yù)測儲量6000Mt。到 20xx 年后，規(guī)劃露天礦生產(chǎn)能力為 ，全礦區(qū)規(guī)模達(dá)到 。目前我國查明煤炭儲量為 萬億噸，預(yù)測煤炭總資源量為 萬億噸在我國一次能源的生產(chǎn)和消費總量中占有率分別為 76%和 69%。燃料油是目前我國除原油以外進(jìn)口量最大的石油產(chǎn)品， 20xx年，我國燃料油表觀消費量 4 802 萬噸，凈進(jìn)口 2 874 萬噸，如果40%的工業(yè)燃料油用天然氣替代，則可替代燃料油 1 920 萬噸。其中，煤制合成天然氣和煤制合成氣工藝的熱能有效利用率明顯高于其他工藝的熱能有效利用率。煤制甲烷是煤清潔利用的一條新途徑，是解決我國煤炭粗放型利用的有效方式之一，符合我國特殊能源結(jié)構(gòu)的國情。 （ 4）建設(shè)大型煤化工項目是加快地方經(jīng)濟發(fā)展的需要 呼倫貝爾市煤 炭資源豐富，儲量巨大，煤質(zhì)適合發(fā)展坑口電站和煤化工產(chǎn)業(yè)。 項目建設(shè)范圍 本項目可行性研究范圍為生產(chǎn)裝置、公用工程、輔助生產(chǎn)設(shè)施、辦公設(shè)施及部分與生產(chǎn)配套的生活設(shè)施。 NaOH t/a 3600 甲醇 t/a 9600 二異丙 基醚 t/a 2100 7 循環(huán)水藥劑 t/a 1530 6 公用消耗量 新鮮水 萬 t/a 2690 7 全廠三廢排放量 廢氣 萬 Nm3/a 鍋爐及加熱爐煙氣 廢渣、灰 萬 t/a 氣化及鍋爐廢渣 8 運輸量 萬 t/a 運入量 萬 t/a 運出量 萬 t/a 9 全廠定員 人 1678 其中：生產(chǎn)工人 人 1559 管理和技術(shù)人員 人 119 10 占地面積 ha 包括灰場 11 工程項目總投資 萬元 3160000 基建投資 萬元 2310000 固定資產(chǎn)方向調(diào)節(jié)稅 萬元 鋪地流動資金 萬元 920xx 基建期利息 萬元 270416 12 項目固定資產(chǎn)投資 萬元 13 資本金 萬元 568800 14 基建貸款 萬元 15 年銷售收入 萬元 802480 平均 16 年銷售稅金 萬元 62741 平均 17 年總成本費用 萬元 420601 平均 18 年利潤總額 萬元 319138 平均 19 年所得稅 萬元 79784 平均 20 投資利潤率 % 平均 8 21 投資利稅率 % 31 平均 22 成本費用利潤率 % 76 平均 23 投資收益率 (稅后 ) % 平均 24 外匯貸款償還期 年 含基建期 25 國內(nèi)貸款償還期 年 含基建期 26 投資回收期（所得稅后） 年 含基建期 27 投資回收期（所得稅前） 年 含基建期 28 全投資內(nèi)部收益率 % 所得稅后 29 全投資凈現(xiàn) 值 萬元 所得稅后 30 全投資內(nèi)部收益率 %