煤炭深加工项目示范方案编制大纲713

中煤能源XX煤电化XX
准东40亿Nm3/年煤制天然气项目示X方案
一、示X项目概况
中煤能源XX准东40亿Nm3/年煤制天然气项目是根据中煤集
团在XX煤炭煤转化基地发展的整体部署与XX生产建设兵团合做
的项目。

项目于2010年11月15日在自治区备案，备案证号：（20101039），并被列入自治区“十二五”发展规划。

项目的环境影响评价报告、水资源论证报告、水土保持方案等支持性文件已通过自治区有关部门的评审和批复，征地工作正在办理，厂地初勘和测绘工作已完成。

项目厂前区已进入设计阶段，工程技术方案初步确定并进行初步设计的准备工作。

截止2012年4月30日，已累计完成投资3.47亿元。

项目的建设主体为中煤能源XX煤电化XX，是中国中煤能源股份XX与XX石河子开发区经济建设投资担保公司（XX生产建设兵团下设）共同出资组建的合资公司，出资比例为60%:40%，负责在XX准东地区进行煤炭资源的开发及配套转化项目的建设。

项目厂址位于昌吉州吉木萨尔县县城西北方向约75公里的
准东五彩湾煤电煤化工基地，地处无煤带内，占地面积3平方公里。

项目耗煤1327万吨/年，年产合成天然气（SNG）40亿立方米及其它副产品，合成天然气热值38530kJ/Nm3，产品质量符合
GB17820-1999 标准。

天然气依托中石油、中石化输气管网输送，以华东、华南地区为主要目标市场。

项目选择了大型空分技术、先进的固定床纯氧碎煤加压气化、粗煤气耐油耐硫变换技术、低温甲醇洗净化技术、异丙醚酚氨回收联合工艺、硫回收工艺、镍基催化剂甲烷合成等技术生产合成天然气。

项目是集高新技术、资金密集和高端人才为一体的国际先进的煤化工工程。

项目总投资264亿元，计划建设周期40个月。

投产后年销售收入约70.33亿元，年均利润总额23.81亿元，上交所得税5.93
亿元。

项目的主要生产装置均采用世界最先进的技术，建成后能够达到当今世界先进水平，生产过程清洁，低污染，产品进入西气东输系统送往内地，对我国优化能源消费结构，提高能源利用效率，减少环境污染，保障国家能源安全，都具有重要的示X意义。

二、项目单位情况
（一）项目单位基本情况
1．企业生产经营情况良好
中国中煤能源集团XX（简称中煤集团）是国务院国资委管理的国有重点骨干企业。

主要从事煤炭生产贸易、煤化工、坑口发电、煤矿建设、煤机制造、煤层气开发以及相关工程技术服务等。

2006年12月，中煤集团独家发起成立的中国中煤能源股份XX
在XX上市，2008年2月回归A股。

中煤集团是中国第二大煤炭生产企业，现有煤矿55座，总产能2.85亿吨；拥有洗煤厂30座，洗选能力2.45亿吨。

中煤集团有30年的煤炭、焦炭进出口贸易历史，拥有完善的物流配送中心和分销网络。

大型煤焦化工和煤基醇醚、烯烃化工的设计规模和技术水平居行业领先，现有焦炭产能610万吨/年、甲醇48万吨/年，在建新型煤化工总规模900万吨/年。

煤机制造企业位列全国煤机行业第一位，具备煤矿井下综采综掘成套装备研发、制造能力，技术水平和市场占有率为国内第一。

煤矿建设设计企业承担了国内多个千万吨级矿区、千万吨级高产高效矿井、百万吨级矿井和大型洗煤厂的设计建设任务，代表行业最高水平。

截至2011年底，中煤集团共有全资公司、控股和均股子公司51户，境外机构4户，资产总额2088亿元，在册职工10.6万人。

2011年，中煤集团全年原煤产量1.64亿吨、煤炭贸易1.65亿吨、营业收入1150亿元、利润总额166.3亿元，煤炭生产百万吨死亡率0.006，继续保持行业领先水平，实现了“十二五”良好开局。

2．企业信誉高，投融资能力强
中煤集团连续多年盈利，近三年利润率平均14%，处于行业领先水平，企业负债率42.5%。

截至2011年底，公司总资产2088亿元，拥有全资公司、控股和均股子公司51户，境外机构4户，参股企业11户。

自2010年开始，中煤集团与15家银行分别签署了战略合作协议，取得银行授信额度3600亿元，银行信用等级AAA，银行贷款利率在基准利率水平下浮5-10%。

2011年成功发行中煤能源150亿元中期票据，发行总成本比同期银行贷款节约7亿元。

这是2011年我国企业发行的最大规模中期票据，在资本市场取得良好反响，为中煤集团大型煤化工项目建设提供了有力的资金保障。

3．具有良好的煤炭深加工产业基础和条件，拥有多年煤制燃气生产运营经验与业绩
中煤集团在煤化工方面具有一定的产业基础，也拥有几十年的丰富生产管理经验与业绩，主要集中城市燃气、焦化和甲醇等领域：
城市燃气业务：中煤龙化公司的前身是我国业内著名的XX 气化厂，为“八五”期间国家重点建设项目，一期工程于1993年建成投产，每日生产洁净城市煤气240万m3输送到XX市供应城市燃气，最大生产能力为420万Nm3/日煤气，在当时同类煤化工企业中居亚洲第一、世界第三位。

富余的气量用于生产甲醇。

该厂所采用的煤气化技术和装置是鲁奇气化技术，非常适合燃气生产，是当今煤制天然气普遍使用的碎煤加压气化技术的前身和基础。

因此，中煤集团拥有近20年的煤制燃气的生产运营经验与业绩，掌握其关键技术和生产运营特点，其他企业不具备这一优势。

2010年，中煤龙化公司又利用甲醇生产中的吹除气提纯甲烷气生产煤基天然气，属国内首创并取得成功，生产能力为1亿立方米/年，投产后运行稳定，并将煤基天然气输送给XX市提供城市燃气。

因此，中煤更直接拥有煤基天然气的生产运营和输送经验与业绩。

煤焦化业务：由中煤焦化公司经营管理，下属企业有三家，主要集中在XX和XX地区，焦炭总产能610万吨（权益产能412万吨）。

煤制甲醇业务：在XX省依兰，由中煤龙化公司经营管理，总产能48万吨/年，副产中油、粗酚、液氨等产品3.3万吨/年，还利用煤化工副产品进行深加工，生产混合轻芳烃、混合重芳烃，沥青调合组份，生产能力为5万吨/年。

4．煤化工产业发展规划明确，项目建设稳步实施
中煤集团自2009年开始大力开发和推进了煤化工产业进程，制定了明确的煤炭深加工产业发展战略和规划并且正在稳步实施与推进。

正在建设的中煤鄂尔多斯200万吨/年合成氨、350万吨/年尿素项目和XX灵石焦炉煤气制18万吨/年合成氨、30万吨/年尿素项目及中煤鄂尔多斯蒙大60万吨/年煤制甲醇项目，陆续于2012到2013年竣工投产。

筹建的煤炭深加工项目主要有中煤准东40亿立方米/年煤制天然气项目，总投资264亿元，2010年获XX自治区备案，目
前在进行各项前期工作。

中煤XX60万吨/年煤制烯烃项目投资211亿元，已完成可行性研究并上报国家发改委申请“路条”。

（二）项目单位技术基础
1．中煤集团掌握煤制气的关键技术并具有大型装置多年生产运营的经验
中煤集团的龙化48万吨/年甲醇产业，所采用的是鲁奇煤气化技术和装置，非常适合燃气生产，是当今煤制天然气普遍使用的碎煤加压气化技术的前身和基础。

经过了近20年煤制燃气的生产和运营，中煤已熟练掌握了大型煤制燃气的关键技术及其特点，这是中煤发展煤制天然气示X项目最为有利的基础之一。

2．在煤化工技术领域实现了多项技术突破
煤焦油深加工技术：
在煤焦油深加工利用方面，通过向焦油加氢制取轻质和重质油品的技术研究已取得了多项专有技术成果，并且实现了年处理5万吨中油的加工处理能力，产品供不应求。

该套生产装置先后接待过国内外多家企业和科研等单位的参观考察学习。

人工提取甲烷技术：
中煤集团在龙化利用甲醇生产过程中的吹除气进行人工提取甲烷气项目属于全国首创并于2010年建成投产，实现1亿立方米/年的生产能力，装置运行稳定，提高了能源利用率，在节能减排的同时还提高了经济效益。

煤油页岩技术：
中煤集团在煤油页岩制油的研究开发中取得了多项试验成果，目前正在进行70万吨/年的油页岩制油项目的建设。

CO2回注埋藏技术：
中煤集团目前在国际上低碳减排的前沿技术领域─二氧化
碳回注埋藏方面进行了多年的开发试验并取得了重大突破。

在09年成功注入柿庄气井提高产能50%的基础上，向更深的枣园气井实施注入，并实现了单井注入240吨CO2的目标。

这一技术的突破和推广能够为目前传统企业大量的CO2排放找到新的出路。

高浓度的含酚废水处理技术：
中煤集团龙化公司在多年研究的基础上，开发了含酚废水预处理技术以及厌氧共代谢煤化工废水处理技术，处理效果好，运行稳定，已获得国家专利。

上述这些在新技术、新领域的科研开发和实践活动取得的可喜成果，实现了资源的充分有效利用和清洁保护环境的追求目标，也为温室气体的减排和低碳经济作出了有益的探索。

3．建立了煤化工管理体系，专业队伍不断壮大，成立了煤化工研发机构
中煤集团于2009年成立了煤化工产业的业务管理机构，逐步建立起全集团的煤化工业务管理体系。

随着各项目的开发和建设，加大了煤化工专业人才引进和培养的工作力度。

2011年，中煤集团为提高煤化工技术研发和创新能力，成立了煤化工研究院，专门负责开展集团煤化工技术的研发和推广应用工作。

4．承担和完成了国家级煤化工重点课题的研究任务
2010年和2011年，中煤集团先后参与并完成了国家能源局下达的《煤炭清洁利用主要方向战略定位》和《煤制天然气产业发展形势和政策建议》两个重点课题的研究任务。

（三）其它方面的优势
1．具有充沛的煤炭资源
中煤集团现拥有充足的煤炭资源，2011年原煤产量1.64亿吨，可控煤炭资源量达到435亿吨，正在争取的资源量188亿吨，生产和在建煤矿产能达到2.58亿吨。

2．煤炭市场开发优势明显
中煤集团在牢固占领在XX、XX、XX的煤炭市场前提下，又在内蒙、XX和XX几大资源地取得了快速推进和重大成果，一批重点煤矿项目正在建设之中，中煤集团规划的五大能源化工基地的建设在稳步进行中。

3．拥有煤炭全产业链优势
中煤集团经过多年不懈的努力和发展，已经形成了从煤矿设计和建设、煤机制造、煤炭开采和销售到煤炭深加工和综合利用的煤炭全产业链格局。

三、产品规模及市场简介
（一）产品规模
项目设计规模为公称能力40 亿N m3/a合成天然气，副产品有：轻油、焦油、中油、粗酚、液氨、硫磺、硫酸铵等。

产品规模见下表：
（二）市场简介
近年来，我国天然气消费呈现爆发式增长，保持着两位数的年均增长率。

2000年全国天然气消费量为245亿Nm3，2005年达到467亿Nm3，“十五”期间年均增长13.8%，其增长速率远远超过了石油和煤炭。

随着中国四大气区天然气的全面外输，天然气消费量继续大幅度增长。

2007年我国天然气消费量为695亿Nm3，同比增长23.9%，消费量和产量增幅均居全球第二。

2010年我国天然气消费量达到1070亿Nm3。

2000～2010年天然气消费量年均增长率为15.4%。

近年我国天然气消费情况见下图：
未来国内天然气市场前景广阔，2015年国内天然气需求量将达到2300～2500亿Nm3，而国内气田气加上煤层气产量也仅为1600亿Nm3，缺口在700亿Nm3以上；2020年国内天然气需求量在3300～3600亿Nm3之间，同期气田气和煤层气产量为2200亿Nm3，缺口在1100～1400亿 Nm3。

尽管国内计划进口天然气进行补充，但进口气源存在较大不确定性，在供气的稳定性和安全性难以和国内气源相比，因此国内天然气市场前景较为广阔。

我国天然气消费主要集中在经济发达地区，如、XX、XX、XX 等经济发达地区，特别是经济发达地区天然气需求增长旺盛，市场潜力巨大。

综合考虑天然气市场情况，本项目产品合成天然气依托中石油、中石化输气管网输送，以华东、华南地区为主要目标市场。

四、工程建设方案
（一）主要建设内容工艺流程及技术方案
1．工艺流程:
本项目煤气化部份采用碎煤加压气化技术，煤制天然气主要
工艺流程有备煤、空分、气化、废水处理、变换、净化、硫回收、甲烷化、加压、SNG（合成天然气）干燥、SNG输送等。

总工艺流程描述：
原煤经过备煤单元处理后，从煤斗通过溜槽进入煤锁中，然后经由自动程序操作的煤锁加入气化炉。

蒸汽和来自空分的氧气作为气化剂从气化炉下部的旋转炉篦均匀分布。

在炉内煤和气化剂逆流接触，煤经过干燥、干馏饱和气化氧化后，反应生成的粗煤气主要组成为氢气、一氧化碳、二氧化碳、甲烷、硫化氢、焦油和高级烃，粗合成气经急冷和洗涤后送入变换单元。

炉底部最终残留的灰渣由气化炉中经旋转炉篦排入灰锁，再经灰斗排至水力排渣系统。

粗煤气经过部分变换和工艺废热回收后进入酸性气体脱除单元。

粗煤气在酸性气体脱除单元脱除硫化氢和其他杂质后送入甲烷化单元。

在酸性气体脱除单元浓缩的含H2S酸性气，送硫回收单元制得硫磺产品。

在甲烷化单元，全部CO和剩余的大部分CO2与H2在催化剂作用下，在多级反应器中发生甲烷化反应，生成甲烷和水，并发出大量的热用来副产蒸汽。

产品气最终经分水、加压、冷冻干燥和复热后外送出界区。

酸性气脱除单元和甲烷化单元需要的冷量由吸收制冷单元提供，制冷剂为氨，经精馏冷却后的液氨外供用户，蒸发提供冷量，气氨返回系统首先经加压后被水吸收，再送去精馏部分完成制冷循环。

由于气化的温度较低，粗煤气中含有部分焦油、酚、氨等杂
质，并在冷却过程中随水一起排出系统，因此设置了煤气水分离单元对其进行初步分离处理。

在该单元利用节流膨胀的原理，将溶解在煤气水中的气体分离出，并且利用无压重力沉降分离原理，根据不同组分的密度差，将煤气水中各组分进行初步分离。

酚回收装置采用二异丙基酸萃取脱酚工艺，处理来自煤气水分离单元的含酚水，回收其中的有用组分。

最终产品为粗酚和液氨，处理后的废水返回系统利用。

氨回收采用汽提、提纯及精馏的工艺从酚回收工序来的煤气水中除去酸性气体CO2、H2S 、H 以及非冷凝组分，并从中回收99.6%无水液氨产品。

设置火炬系统处理各生产单元在正常生产及开、停车、事故状态下排放的有害气体，将其燃烧后排入大气。

主要工艺流程见下图：
2．技术方案
本项目采用的主要工艺技术有内增压流程空分技术、碎煤加压气化技术、粗煤气耐油耐硫变换、冷却、低温甲醇洗净化、混合制冷工艺、异丙醚酚氨回收联合工艺、硫回收工艺、甲烷合成及脱水干燥、压缩输送、废水处理回用等。

主要工艺生产技术表
（1）空分技术
本项目氧耗273543 Nm3/h，本着大型设备国产化的原则，选用国产化空分技术，按6x50000 Nm3/h配置。

空分装置的工艺流程采用分子筛净化、增压透平膨胀机、全精馏提氩、氧氮产品内压缩先进技术为气化装置提供纯氧及为开车吹扫、置换、
触媒升温还原等提供氮气。

主要包括空气过滤器、空气压缩机系统（包括汽轮机、原料空压机、空气增压机和低压氮压机）、预冷系统（空冷塔、水冷塔和水泵等）分子筛空气净化器、带中压空气增压透平膨胀机、高低压主换热器、下塔、主冷凝蒸发器、上塔、全精馏规整填料制氩塔，高压液氧泵等单元。

（2）煤气化技术
本项目选择固定床碎煤加压气化，气化压力为4.0Mpa，该气化工艺实际生产经验丰富，大部分设备和仪表能够在国内生产和采购。

另外，鉴于碎煤加压气化含酚废水水量大，处理成本高，公司已委托华福工程XX进行碎煤加压气化与水煤浆气化组合的技术论证工作，已取得一定的进展，碎煤加压气化与水煤浆气化组合也是气化技术的选择路径。

气化装置的主要作用是将原料煤转化为生产合成甲烷所需的合成气，原料煤经破碎后进入气化炉，经与气化剂（蒸汽、氧气）充分接触反应后，生成粗煤气，主要成分为一氧化碳、氢气、甲烷、水和二氧化碳。

灰渣从炉底排出。

（3）CO变换技术
甲烷合成反应是按照H2/CO=3、H2/CO2=4的反应体积比进行的,在CO、CO2同时参与反应时，生产中采用氢碳比等于3（主要考虑CO作为合成原料气的控制指标。

粗煤气中CO含量偏高,而H2含量过低，所以需要对原料气成份进行变换和净化。

进入变换系统的粗煤气其中还含有焦油、少量不饱和烃、有机硫、
酚、氧化物等杂质，本项目变换采用耐硫变换工艺，使用宽温（耐硫耐油）钴钼系催化剂，以调整H2和CO含量。

以满足合成甲烷所需的一氧化碳与氢气含量比例。

（4）酸性气体脱除技术
设置酸性气体脱除供需的目的是脱除CO2、H2S、COS、H、氨等成分，以保护甲烷化合成催化剂。

本项目采用低温甲醇洗工艺，以甲醇作为最适宜溶剂的物理洗涤系统。

把从煤气化来的合成气中的酸性气体CO2、H2S和COS脱除以满足甲醇合成的需要。

低温甲醇洗工艺对工艺气体有优良的净化能力，净化后的气体中CO2≤20ppm，总硫≤0.1ppm。

低温甲醇洗工艺技术均可靠，在工艺条件类似的工业装置中都有成功的应用业绩，因此在工艺技术上是有保证的；在装置的大型化方面，低温甲醇洗工艺在设计、施工、安装、操作方面有较好的技术储备。

为了降低建设投资，考虑购买专有技术使用费和简单的工艺包，进行设备国产化。

除个别特殊设备需进口外，大部分设备可在国内生产制造。

（5）混合制冷工艺
低温甲醇洗装置和天然气干燥需要外部提供＋4℃和-40℃冷量，本项目拟采用NH3作为制冷剂，制冷装置方案确定为混合制冷，将蒸发后的气氨经离心式氨压机提压后然后用低压蒸汽吸收制冷，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汽作热源。

（6）甲烷合成技术
高温甲烷化技术是将将合成气中的CO、CO2和H2进行甲烷化可制取合格的合成天然气，其中CO转化率可达100% ，CO2转化率可达98%，产品甲烷含量可达95%，低热值达8500kca/Nm3，完全满足生产天然气的需求。

丹麦托普索公司和英国戴维公司一直从事该项技术开发，掌握了更高压力的合成技术，国内技术也有了较大的进展，本项目甲烷合成技术可以引进或选择国内技术。

（7）合成气干燥与压缩技术
甲烷合成单元产生的粗天然气，经三甘醇脱水装置脱水后，去掉40摄氏度的饱和水。

再经压缩机加压后，将天然气压力由2.3 Mpa提升为12 Mpa，输送到外输管网。

（8）煤气水分离技术
由于气化的温度较低，粗煤气中含有部分焦油、酚、氨等杂质，并在冷却过程中随水一起排出系统，因此设置了煤气水分离单元对其进行初步分离处理。

在该单元利用节流膨胀的原理，将溶解在煤气水中的气体分离出，并且利用无压重力沉降分离原理，根据不同组分的密度差，将煤气水中各组分进行初步分离。

（9）硫回收技术
煤气化单元生产过程中产生大量的含硫化氢酸性气，在酸
性气体脱除单元经浓缩后送到硫回收单元生产固体硫磺，并使排放废气达到排放标准，以减少环境污染。

采用单级常规克劳斯、催化还原和直接氧化组合式的硫回收工艺。

该工艺主要由酸性气体部分燃烧转化、单级常规克劳斯催化反应、催化还原段及直接氧化催化反应等过程组成。

该工艺特点：工艺流程简单，占地面积少；节省投资，工艺安全可靠；能耗低，降低了操作成本；硫磺产品质量好，尾气送锅炉烟气脱硫系统，达标排放，环境良好，过程简单，无需过多的监控，操作和维护费用低。

（10）酚回收
采用二异丙基醚萃取脱酚工艺处理含酚废水。

（11）氨回收
氨回收采用汽提、提纯及精馏工艺回收无水液氨。

（二）主要示X内容
本项目主要示X内容为在已开工建设的煤制天然气工程的基础上，采用先进的大型化煤气化（压力4.0MPa，投煤量800吨/小时的固定床加压气化）和低能耗的气体净化组合技术、成熟的甲烷合成技术、高效的污水处理和回用技术，建设符合国家西部大开发战略，符合国家产业政策及地区产业发展规划的以煤为原料生产合成天然气及其它化学品的现代煤化工项目，引领新兴煤化工产业将步入产业化轨道从而达到保证国家能源安全，提高能源转换效率及促进当地经济可持续发展的目的。

（三）承担示X的理由和工作基础
承担示X的理由：
1．项目市场前景广阔，符合国家产业政策，发展前景看好未来国内天然气市场前景广阔，预计2015年国内天然气需求量将达到2300～2500亿Nm3，而国内气田气加上煤层气产量也仅为1600亿Nm3；2020年国内天然气需求量在3300～3600 Nm3之间，同期气田气和煤层气产量为2200亿Nm3，缺口在1100～1400Nm3。

若按照全球人均消费量进行预测，国内天然气远景消费量将超过6000亿Nm3，市场潜力很大。

尽管国内计划进口天然气进行补充，但进口气源存在较大不确定性，在供气的稳定性和安全性难以和国内气源相比，因此国内天然气项目市场前景较为广阔，煤制天然气从政策上得到了国家支持。

煤制天然气与其他以煤炭为原料，经由煤气化生产煤化工产品相比较，煤制天然气具有较为明显的竞争优势：首先，煤制天然气工艺流程简单，技术成熟可靠。

其次，与以煤炭为原料生产合成油、醇醚及经由甲醇生产聚烯烃产品相比，煤制天然气的工艺装置较少，单位热值投资成本低，能够有效减少建设投资，降低投资风险。

由于煤制天然气工艺相对简单，与其他新兴煤化工产业相比，过程产生的废水废物相对较少，产生的废物也更易于处理。

同时，煤制天然气还具有一氧化碳和氢气合成甲烷率高以及废热能够循环利用等优点，与生产其它产品相比，煤制天然气转化率和选择性高．CO和H2的转化率接近
1OO％，单位热值投资成本和水耗低，废热利用率高，总热效率最高，煤制天然气总能效比煤制烯高15%左右，比间接液化高10%左右，是最有效的煤炭利用方式．也是煤制能源产品的最优方式，具有很大的发展前景。

2．技术先进成熟可靠，效率高，经济效益好，能耗低煤制合成天然气主要包括备煤、煤气化、粗煤气变换、低温甲醇洗脱硫、脱二氧化碳、甲烷合成、硫回收、空分制氧、废水处理、公用工程等。

碎煤加压气化工艺还有副产品回收。

除煤气化技术外，其它技术均比较成熟。

煤气化技术是煤制天然气最核心、最关键的技术，可供选择的技术也较多。

目前主要的水煤浆气化、干粉煤气化、固定床干排渣气化，固定床液态排渣气化比较分析如下：
固定床干排渣气化制天然气.
流程见图1，物料平衡见表2.
（括号中数字为移动床液态排渣气化）
固定床液态排渣气化工艺流程与固定床干排渣气化流程基。