【正文】 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 管理和技術人員 人 119 10 占地面積 ha 包括灰場 11 工程項目總投資 萬元 基建投資 萬元 固定資產(chǎn)方向調(diào)節(jié)稅 萬元 鋪地流動資金 萬元 基建期利息 萬元 12 項目固定資產(chǎn)投資 萬元 13 資本金 萬元 14 基建貸款 萬元 15 年銷售收入 萬元 平均 16 年銷售稅金 萬元 平均 17 年總成本費用 萬元 平均 18 年利潤總額 萬元 平均 19 年所得稅 萬元 平均 20 投資利潤率 % 平均 21 投資利稅率 % 平均 22 成本費用利潤率 % 平均 23 投資收益率 % 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 % 所得稅前 31 全投資凈現(xiàn)值 萬元 所得稅前 32 自有資金內(nèi)部收益率 % 33 自有資金凈現(xiàn)值 萬元 34 全員勞動生產(chǎn)率 萬元 /人年 2 市場預測 、現(xiàn)狀及需求 天然氣特性和用途 天 然氣（ natural gas)系 古生物 遺骸長期沉積地下，經(jīng)慢慢轉(zhuǎn)化及變質(zhì)裂解而產(chǎn)生之氣態(tài) 碳氫化合物 ，具可燃性，多在油田開采原油時伴隨而出。在 石油地質(zhì)學 中，通常指油田氣和氣田氣。廣義的天然氣是指地殼中一切天然生成的氣體，包括油田氣、氣田氣、泥火山氣、煤撐器和生物生成氣等。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。中國石油天然氣總公司 2020 年天然氣產(chǎn)量為 億 m3，產(chǎn)量全國天然氣總量的 %； 中國石油化工總公司 2020 年天然氣產(chǎn)量為 億 m3，產(chǎn)量占全國天然氣總量的 %； 中海油有限公司湛江分公司 2020年天然氣產(chǎn)量增長到 億 m3，產(chǎn)量占全國天然氣總量的 %。據(jù)預測，到 2020 年，我國將每年需進口液化天然氣 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到2020 萬 2500 萬噸。 用氣方向： 天然氣可用于發(fā)電、化工、城市燃氣、壓縮氣車， 目前中國天然氣消費以化工為主，預計今后天然氣利用方向?qū)l(fā)生變化，會主要以城市氣化、以氣代油和以氣發(fā)電為主，其中城市燃氣將是中國主要的利用方向和增長領域。特別是 “ 八五 ” 以來，中國儲量快速增長，天然氣進入高速發(fā)展時期。由于天然氣具有良好的發(fā)展前景，中國和世界許多國家一樣，大力開發(fā)利用天然氣資源，并把開發(fā)利用天然氣作為能源發(fā)展戰(zhàn)略的重點之一； 2020 年中國天然氣產(chǎn)量達 億 m3，較上年有大幅增長，增幅達 11％； 2020年繼續(xù)高速增長，達到 億 m3，較上年增長 ％。 2020 年，全國累計探明天然氣可采儲量達到 萬億立方米，比 2020年增長了 25%。截至 2020 年底，全國天然氣管道總長度約 萬千米，其中管徑大于 426 毫米的管道總長度為 萬千米。 2020年 19 月國內(nèi)共生產(chǎn)天然氣 億立方米，同比增長 %，增速比上半年下降 個百分點。到 2020年，天然氣在能源需求總量中所占比重將從 1998 年的 %增加到 6%，到 2020年將進一步增至 10%。天然氣年產(chǎn)量以 20%左右的速度高速增長。但未來數(shù)年后，隨著國家的扶持和應用范圍的擴大，將出現(xiàn)供不應求的局面。這些缺口 目前的供氣方案是 主要由國外氣源來解決， 包 括建設輸氣管道和LNG運輸 。天然氣年產(chǎn)量僅 400 多億立方米，在中國能源生產(chǎn)中的比例不足 5%，與世界相比具有很大的差距。 （ 2）天然氣勘探開發(fā)難度較大。但中國的這些儲量大多分布在中國西部的老、少、邊、窮地區(qū)，地表條件多為沙漠、黃土塬、山地，地理環(huán)境惡劣。譬如中國的鄂爾多斯盆地的蘇里格大氣田，探明地質(zhì)儲量近 6000 億立方，但在產(chǎn)能建設上存在許多技術難題，它是大面積、低孔、低滲的巖性氣田，這是中國開發(fā)利用從沒遇到過的氣田，涉及鉆 井工藝、儲層改造工藝等技術難題，而類似的氣田還有很多。 （ 3）加快引進利用國際天然氣資源。中國進口天然氣將通過兩條途徑解決：一是從俄羅斯、烏茲別克斯坦、土庫曼斯坦、哈薩克斯坦等國引管道天然氣；二是為中國沿海地區(qū)引進液化天然氣（ LNG）。政府部門預計 2020年中國每年天然氣 的需求 1000 億 m3，而中國 2020 年天然氣產(chǎn)量僅有 586億 m3，液化天然氣進口量 100 萬噸。 3 產(chǎn)品方案及生產(chǎn)規(guī)模 該項目選擇固定床干法排灰純氧碎煤加壓氣化技術生產(chǎn)天然氣，低溫甲醇洗凈化、鎳基催化劑甲烷化的生產(chǎn)工藝。 主要產(chǎn)品為天然氣，在工藝裝置中副產(chǎn)的產(chǎn)品有：石腦油、焦油、粗酚、氨、硫磺等。 主要工藝技術采用： ? 碎煤加壓氣化 ? 粗煤氣耐油變換、冷卻 ? 低溫甲醇洗凈化 ? 低壓蒸汽吸收制冷 ? Claus Scot 硫回收工藝 ? 甲烷化 ? 廢水綜合利用、殘液焚燒 煤氣化工藝技術選擇 煤氣化工藝有十幾種，在工業(yè)上大量采用的也就是幾種，可分為固定床、流化床、氣流床三種類型。（ 2） 根據(jù)煤氣加工的產(chǎn)品及用途選擇煤氣化技術。該 項目采用錫林浩特高水分褐煤。灰熔點 12001250℃。依據(jù)上述三個原則，由于煤含水分高，不可能制出符合德士古所要求的水煤漿濃度 60%以上，流化床氣化工藝比較適應年輕褐煤氣化，但氣化壓力〈 1MPa，飛灰太多且含碳高，碳轉(zhuǎn)化率、氣化效率較低，在裝置大型化 方面存在一定問題，BGL固定床液態(tài)排渣壓力氣化，雖然較好適應高水分褐煤氣化，且有蒸汽消耗低，煤氣中甲烷含量高的特點，但技術還不成熟。為此對三種氣化工藝進行詳細比較如下： GSP、 SHEL 干粉煤、 Lurgi 三種氣化工藝比較 名稱 GSP SHELL Lurgi 原料要求 （ 1）褐煤～無煙煤全部煤種，石油焦、油渣、生物質(zhì)；（ 2 ）徑250500um 含水2%干粉煤（褐煤8%）；（ 3）灰熔點融性溫度 〈 1500℃；（ 4）灰分 1%20%。 灰分 81%20%。 干粉煤供料，下部多噴嘴對噴，承壓外殼內(nèi)有水冷壁，廢鍋流程，充分會說廢熱蒸汽，材質(zhì)碳鋼、合金鋼、不銹鋼。材質(zhì)為碳鋼。電： SHELL 是 lurgi煤氣化的 19 倍， GSP 是 lurgi 的 12 倍。 （ 2） 包括焦油等副產(chǎn)品在內(nèi)，三種氣化工藝的碳轉(zhuǎn)化率、氣化效率、氣化熱效率基本一樣。 SHELL 投資是 Lurgi 的 倍， GSP 是 lurgi的 2 倍。 煤氣化、空分比較結果還不能代表全部工藝的比較結果，對于以煤原料生產(chǎn)合成天然氣， Lurgi 煤 氣化生產(chǎn)煤氣中按熱值分布，焦油約占煤總熱值的 10%，甲烷熱值約占煤氣總熱值 30%。因此采用 Lurgi煤氣化 工藝合成天然氣比 SHELL、 GSP 煤氣化工藝，變換低溫甲醇洗凈化裝置、甲烷化裝置處理量大大減少，消耗、投資大大降低。 粗煤氣變換 由于粗煤氣中含硫、焦油等雜質(zhì)，因此只能選擇耐油催化劑進行 CO 變換，使煤氣中 H2/CO=。在這些組分中除 CO、 H CH4 有效組分和 N Ar 以及惰性氣體外，其余所有組分包括 CO2 和硫化物都是需要脫除的有害雜質(zhì)，可見其凈化任務的艱巨。這是因為只有低溫甲醇洗凈化才可以在同一裝置內(nèi)全部干凈的脫除各種有害成分，諸如 、 COH2S、 COS、 C4H10S、 HCN、 NH H2O、 C2 以上烴類（包括輕油、芳香烴、石腦油、烯烴及膠質(zhì)物等）以及其他化合物等。利用此特性可以用其干燥原料氣，而且利用其與水的互溶性用水可以將石腦油從甲醇中萃取出來 ? 甲醇溶劑廉價易得 ? 流程合理，操作簡便 低溫甲醇洗在同一裝置中實現(xiàn)了多種雜質(zhì)的脫除，相對于其他凈化方法的多種凈化工藝組合而言，工序相對單一、合理，便于操作管理。但由于 NHD 的吸收能力較低溫甲醇洗低，溶劑循環(huán)量大，用電消耗大，加之 NHD 溶劑較貴，總體操作費用比較高。 所以鑒于碎煤加壓氣化復雜的氣體雜質(zhì)，基于低溫甲醇洗凈化可以一次性綜合脫除各種雜質(zhì)的獨特優(yōu)勢，無疑碎煤加壓氣化配套低溫甲醇洗是最合理的組合。 干燥裝置所需 40℃ 級冷量為 106Kcal/h，制冷有三種方案可供選擇： （ 1）混合制冷 此方案是將蒸發(fā)后的氣氨經(jīng)離心式氨壓機提壓后再去吸收制冷，避免了吸收器在負壓下操作，使生產(chǎn)操作更加穩(wěn)妥可靠，混合制冷采用工藝副產(chǎn)的低壓蒸氣作熱源，系統(tǒng)中的溶解熱及冷卻水帶出。吸收制冷是在低壓低溫下用水吸收 冷媒，在蒸氣提供熱源的條件下將冷媒在一定溫度、壓力下蒸餾出來。吸收制冷要消耗大量的蒸汽和循環(huán)水，制冷效率較低，只有在流程中有大量低位熱能或低壓蒸汽找不到用途時，才顯示其優(yōu)越性。 CO轉(zhuǎn)化率達達 100%， CO2轉(zhuǎn)化率 可達 98%，甲烷可達 95%，低熱值達 8500Kcal/Nm3 . 美國大平原煤氣化制合成天然氣已于 1984 年投產(chǎn)，它是世界上 第一座由魯奇固定床干法排灰壓力煤氣化生產(chǎn)的煤氣凈化后經(jīng)甲烷化合成天然氣的大型商業(yè)化工廠。第一期工程的設計能力為日產(chǎn)合成天然氣 389 萬立方米（相當于日產(chǎn)原油 2 萬桶），于1980 年 7 月破土動工， 1984 年 4 月完工并投入試勻裝， 1984年 7月 28 日生產(chǎn)出首批合成天然氣并送入美國的天然氣管網(wǎng)。二期工程至今未建。目前正 在美國開展擬建一座 18 萬 Nm3 /h的合成天然氣廠的前期工作。 硫回收技術的選擇 硫回收方法根據(jù)工藝流程選擇和當?shù)禺a(chǎn)品銷路情況，產(chǎn)品可以是硫磺或硫酸。 （ 1）傳統(tǒng)克勞斯工藝 原理可以簡單概括成：含一定濃度的 H2S酸性氣首先進入焚燒爐，使其中 一部分 H2S 通過燃燒生成 SO2與另一部分含 H2S 氣體在催化劑的作用下生成單質(zhì)硫，由于受克勞斯反應得平衡限制，克勞斯工藝總硫磺回收率一般在 9598%左右，尾氣根本無法滿足國家現(xiàn)有環(huán)保指標。 氧化主要化學反應 2H2S+O2=2H2O+2S ，在兩級普通克勞斯轉(zhuǎn)化之后，增加加氫催化反應器，將所有硫化物催化加氫轉(zhuǎn)化成 H2S后再選用選擇性氧化催化劑，將 H2S直接氧化成元素硫，除具有超級 克勞斯工藝的優(yōu)點外，將總硫回收率提高到 %%，尾氣 H2S 的排放仍然超出國家排放要求。解析出的 H2S 返回系統(tǒng)，上游克勞斯裝置任何條件的波動對本裝置 的操作無影響。