大唐克旗煤制气项目调研报1

关于大唐克旗煤制气项目有关情况的调研报告（初稿）我国能源结构的特点是煤多油少气缺，随着经济发展和人民生活水平的提高，对于大气环境质量的要求越来越高，因此对清洁能源之一的天然气需求快速增长，煤制天然气市场前景看好。

近日，随着国家发改委同意国电40亿立方米煤制天然气项目开展前期工作、博源集团40亿立方米煤制天然气项目上报至国家发改委，兴安盟作为蒙东煤制天然气基地的地位初步确立。

兴安盟周边地区褐煤资源丰富，但褐煤本身具有高含水、高灰分、低发热量等特点，相较于蒙西地区高发热量的烟煤在制气过程中会有差别。

为了解褐煤制天然气相关情况，近期援兴办组织相关人员对大唐克旗煤制气项目建设进行了调研。

现将情况报告如下。

一、大唐克旗煤制气项目情况（一）项目概况项目全称为内蒙古大唐国际克什克腾旗煤制天然气及其配套输气管线项目（以下简称项目）。

项目由大唐国际发电股份有限公司（占股51%）、北京燃气集团有限责任公司（占股34%）、中国大唐集团（占股10%）、天津市津能投资有限公司（占股5%）等4家公司共同出资建设。

项目于2009年8月20日获得国家发展和改革委员会核准（发改能源【2009】2163号），是国内第一个大型煤制天然气示范项目。

项目设计规模为年产天然气40亿立方米，副产焦油16.2万吨、中油20万吨、粗酚6.2万吨、石脑油5.7万吨、硫磺16.5万吨和硫胺48万吨，总投资314亿元。

项目厂址位于内蒙古赤峰市克什克腾旗达日罕乌拉苏木，距克什克腾旗政府所在地经棚镇约67公里，距赤峰市区320公里，省际大通道经过项目区域，交通便利。

项目占地约418.93公顷。

厂内设施按照生产类别分为动力届区、空分界区、气化界区、净化界区、甲烷化界区、环境界区、储运界区等七个功能分区，并设有厂前办公区和服务设施区。

项目所用褐煤取自大唐集团公司具有独立开采权的内蒙古锡林浩特胜利东二号露天矿，发热量在3000-3400大卡之间，含水30%-40%。

项目用水取自西拉沐伦河干流上游的大石门水库，该水库由大唐国际发电集团股份有限公司修建，库容1.9亿立方米，总投资3.6亿元，今后将为项目所在园区内企业供水。

项目所产天然气的目标市场是北京市，同时兼顾沿线用气需求。

输气管线途经内蒙古赤峰、锡盟和河北承德，在北京古北口交界与中石油北京段管线对接。

管线全长313公里，设计年输气量40亿立方米、最大压力7.8兆帕，最大年输气能力为60亿立方米。

（二）项目进展情况项目分三期滚动建设，一期建成后，形成13.3亿立方米/年产能；二期建产后，达到26.8亿立方米/年产能；三期建成后，实现40亿立方米/年产能。

项目于2009年8月20日破土动工，目前一期工程已经完成，并于2012 年 8月进行试车点火，试车运行过程中，整套装臵运转稳定，基本达到设计标准；二期工程正在建设，年底完成设备安装；三期工程预计于2014年开始施工。

项目厂前办公区和服务设施区也已全部完工，全厂员工人数目前已达到1671人，达产后将达到1800人。

项目管道目前已经铺设至河北境内与中石油北京段管线对接点，但由于中石油迟迟未开工建设北京段115公里管线，导致管线始终无法全线贯通，进而影响了整个项目的建设进度，该问题也是导致整个项目进展迟缓的主要原因。

大唐集团正在积极协调中石油与北京市政府尽早开工建设管道。

（三）工艺技术路线项目工艺采用国内成熟的大型空分技术，碎煤加压气化技术，耐硫耐油变换技术，低温甲醇洗净化、丙烯压缩制冷技术，克劳斯-氨法硫回收技术，英国DAVY公司合成甲烷技术，加拿大普帕克提燃气脱水技术，天然气管输技术等。

技术安全可靠，工艺科学合理，总体上达到了国际先进水平。

整个化学工艺流程可以简单描述为：原料煤在备煤处进行筛分，颗粒较小的“面煤”被送入动力车间进行发电并向气化炉提供蒸汽，颗粒较大的“块煤”直接进入气化炉与动力车间提供的蒸汽及空分装臵提供的氧气和氮气进行加压气化，由气化炉产生的粗煤气进入变换冷却装臵将粗煤气中的CO转换成H2，最后变换冷却后的煤气送入甲醇洗装臵脱去S等杂质进入甲烷化装臵在催化剂作用下反应生成天然气，其他废水及杂质分别进行回收获得副产物硫磺、石脑油等。

化学工艺流程图如下。

大唐克旗煤气化工艺流程图项目气化装臵选用了一种改进型的鲁奇炉，该炉型最大的特点在于运行稳定，但是产生废水较多，因此废水处理比较困难，出于规避专利或者侵权的考虑，国内称其为鲁奇加压气化炉，可以直接将块煤进行气化，因此原煤在进入气化炉前只需进行筛分处理，并不需要进行去水提质。

通过调研和进一步了解，褐煤制天然气进行气化前，均不需要进行去水提质过程。

（四）成本分析项目原、燃料煤均采用锡林浩特胜利煤田的胜利煤5号原煤，矿区至项目区铁路运距180公里。

原料煤坑口价格在100元/吨左右，加上运费、装卸费等到厂价格在180-190元/吨。

项目全年用煤2300 万吨，煤炭价格在产品成本中所占比例在80%左右。

项目用水取自大石门水库，项目用水与用煤比例基本在1.1:1，则项目全年用水约2600万吨左右，用水成本在产品总成本中所占比例大概在10%左右。

项目工作人员达产后将达到1800人，人员平均工资16-17万元/年。

项目热电站设臵背压机组5台，装机容量分别为3×30MW、2×100MW，满负荷后全年用电需求在18亿度左右，自发电可以满足全厂用电要求。

由于目前项目尚未正式投产运营，准确的生产成本无法测算，根据试车情况分析，项目天然气生产成本在2.13元/立方米左右。

煤制气出厂后北京界交气点后由中石油收购，加上厂区至至北京古北口交界管输费用（约0.15元/立方米左右），而国家发改委近日为项目所生产天然气定价为2.75元/立方米，因此，该项目将有0.45元/立方米的利润空间。

二、兴安盟煤制气项目情况国家初步规划到2020年内蒙古煤制天然气规模达到600亿立方米，蒙东、蒙西各达到300亿立方米。

目前兴安盟地区拟新建煤制气项目共有2个，总规模达到80亿立方米，一是国电兴安盟煤化电热一体化项目，该项目已经获得国家发改委路条；二是内蒙古兴安博源投资有限公司40亿立方米/年煤制天然气项目，该项目已经上报至国家发改委申请开展前期工作。

（一）国电兴安盟煤化电热一体化项目情况项目建设地点位于内蒙古自治区兴安盟经济技术开发区。

建设规模年产天然气43.06亿立方米，副产柴油馏分（重芳烃油）64.112万t/a、汽油馏分（轻芳烃油）21.664万t/a、加氢尾油17.336万t/a、焦油渣0.8万t/a、粗苯4.4万t/a、硫磺2.8万t/a、硫酸铵2.742万t/a及粗酚0.264万t/a。

项目总投资331.65亿元（不含天然气管道投资31亿元）。

1.工艺技术方案项目工艺相较于大唐克旗煤制气项目最大区别在于，本项目为褐煤梯级综合利用项目，即加入了褐煤低温热解制油的过程，因此在进行低温热解前需先进行褐煤预干燥。

工艺路线是以褐煤预干燥后低温热解为基础，生产洁净煤、轻芳烃油、重芳烃油、尾油、液化气、粗煤气、硫磺、粗苯等产品，再以洁净煤及粗煤气为原料生产煤制天然气及少量副产品硫磺。

与大唐克旗煤制气项目不同，煤气化技术采用HT-L 粉煤气化技术，即航天炉与粉煤气化技术的结合，具有气化效率高、合成气品质好等特点。

项目的主产业链是：煤矿-褐煤干燥-褐煤低温热解-半焦气化-合成天然气-天然气管道-市场销售。

项目主要装臵有备煤、褐煤预干燥、低温热解、焦油加氢、HT-L粉煤加压气化、粗煤气耐油耐硫变换冷却、脱硫脱碳、低温甲醇洗、甲烷化、热解气净化、硫回收、空分制氧、全厂火炬、热电站、公用工程及辅助装臵等。

2.成本分析项目工业用水水源采用察尔森水库水。

察尔森水库总库容12.53亿m3，水库距离开发区直线距离55km。

目前该供水工程还未建成，但应能保证东北地区最低水价。

项目投产用煤初期使用贺斯格乌拉煤矿的褐煤，待项目核准后，国电兴安能源化工有限公司将根据内蒙古自治区人民政府内政发【2012】126号文件精神，申请在诺门罕煤田配臵煤炭资源，中远期将使用诺门罕煤田的褐煤。

比对附近井工煤矿，诺门罕煤田褐煤坑口价格为110元/吨左右，至开发区的铁路长390公里，运费为64.4元/吨（参照通霍铁路0.165元/吨），那么项目用煤成本在175元/吨左右。

项目全厂年总用电量312503KW。

拟建一座热电站，内设4台900t/h循环流化床蒸汽锅炉及2台50MW背压式汽轮机组+2台50MW抽背式汽轮机组。

正常情况下，锅炉4台全开，每台锅炉冬季产气量803.5t/h、夏季产气量773.75t/h，4台汽轮机组冬季共发电191230kw、夏季共发电185428kw。

燃料为半焦，不足部分由褐煤补充。

另外本项目配套建设300MW风力发电场，作为风电制氢及项目自备电源。

按照国家发改委为大唐克旗煤制气项目的定价，该项目的盈利水平也是可以保证的。

（二）内蒙古兴安博源投资有限公司40亿立方米/年煤制天然气项目该项目已经上报至国家发改委，项目建设地点位于科右中旗百吉纳工业园区。

建设规模为年产天然气40亿立方米，副产固体硫磺618吨/年、硫酸铵164吨/年、液氨749吨/年。

总投资211.7亿元。

1.工艺技术方案项目以锡林郭勒盟巴彦胡硕矿区煤为原料，采用煤加压气化技术生产粗合成气，为满足甲烷化合成天然气的需要，通过CO变换调整合成气中H/C比、脱除酸性气体中H2S及CO2等、合成气再通过甲烷化及干燥生产天然气产品，合格产品送管网；其主要工艺装臵包括：空分、煤气化、净化（CO 变换，酸性气体脱除、冷冻）、甲烷化（含甲烷化、压缩、干燥）、硫回收等装臵。

根据目前情况分析，KBR气化炉最适宜本项目，因此本项目在可研阶段暂采用KBR煤气化工艺。

与大唐煤制气项目气化工艺不同的是，该项目褐煤在进入气化炉前需要先进行磨粉处理，但也不需要进行干燥提质处理。

2.成本分析项目原料煤（燃料煤）拟采用锡林郭勒盟巴彦胡硕煤田巴伦诺尔一区，该矿区位于内蒙古自治区西乌珠穆沁旗吉林高勒镇北约40 km处，距锡林浩特市约110km，距西乌珠穆沁旗巴拉嘎尔镇约60km，距省道307约20km，锡林浩特至乌兰浩特跌路（锡—乌铁路）由矿区通过，巴新铁路和赤、大、白铁路距离矿区很近，交通十分便利。

该矿区距离厂址约460公里。

坑口价格比对附近井工煤矿为110元/吨，运费为75.9元/吨（参照通霍铁路0.165元/吨），则用煤成本在190元左右。

项目生产、生活所需水由百吉纳工业循环经济园区依托的翰嘎利水库供给。

本工程生产用水量为2900 t/h，主要用于各生产装臵工艺水、地坪冲洗、循环水补充水和除盐水装臵用水。

生产用水由厂外园区工业用水输水管送入本工程装臵区，在本工程装臵区设加压站，经加压后供全厂使用，生活用水水量为18t/h。