兖矿国际焦化焦炉煤气综合利用调研报告.doc

焦炉煤气综合利用项目调研报告 2010年5月根据公司统一安排，焦炉煤气综合利用项目调研小组先后组织对青钢兖州焦化厂、东阿东昌焦化有限公司、山东金能煤气化有限公司、中科院热物理研究所、703所和中材节能发展有限公司等相关企业和院所进行了考察调研，现将调研情况汇报如下：一、焦炉煤气综合利用项目可行性根据调研信息，比较焦炉煤气利用的化工、供热和发电三种方式，利用焦炉煤气进行化工产品深加工的经济效益最大，其次是利用焦炉煤气通过燃气锅炉供热，第三才是利用焦炉煤气直接进行发电，但是如采用热电联产方式生产，其经济效益又高于用焦炉煤气单纯供热或发电。化工品生产产品附加值高，生产利润大；生产工艺复杂，设备投入多，对原料气体质量要求高，操作人员多。蒸汽供热产品附加值较低，生产工艺简单，设备投入少，对原料气体质量要求低，操作人员少。发电（热电联产）产品附加值较高，三种发电方式对原料气体质量要求不同，热电联产生产方式效率高，技术成熟，便于自动化运行，操作人员少。通过此次调研发现，焦炉煤气热电联产已成为焦化厂焦炉煤气综合利用的一种新趋势，特别是引进的燃气轮机热电联供系统，具有高度集成的集装箱式设计，效率高和占地很小的特点，投资回报率高。调研小组根据调研情况并查阅了相关资料后确认，焦炉煤气热电联产项目属于国家新能源及节能减排政策鼓励项目，可以获得国家法律、法规的支持。该项目在经济上是可行的，从产业政策方面看是属于鼓励类的。国际焦化公司由于焦炉煤气质量中氮气含量高，进入甲醇系统的气体H2S含量高，因循环水处理影响冷却效果差以及甲醇系统自身等原因，甲醇生产成本一直居高不下，甲醇系统远没有达到设计的生产能力和经济效益。为贯彻落实集团公司领导的指示精神，借鉴同行业先进经验，寻求符合国际焦化公司实际情况的扭亏增盈方案迫在眉睫，经过调研小组认真调研分析后认为，如果能够较好地综合利用国际焦化公司这种热值较低、质量较差的焦炉煤气也将会产生较为可观的经济效益和社会效益。调研报告第一次提交公司党政联席会议讨论后形成了以下的综合初步思路：以燃气（焦炉煤气）锅炉替代原设计中的甲醇废锅作为干熄焦锅炉的补充蒸汽源，将要建设的煤化产品深加工项目可不必再新上75t/h的燃煤锅炉，新上气化炉作为甲醇系统稳定气头，彻底消除长期以来甲醇系统生产不正常的困扰，提升干熄焦装置的经济效益，降低煤化产品深加工的投资。这种思路可以通过燃气锅炉+汽轮发电机和燃气轮机热电联产系统在发电的同时生产饱和蒸汽供给蒸汽管网来实现。以上一台120t/h燃气锅炉配合干熄焦电站汽轮发电机发电为例，可利用约3.4万Nm3/h焦炉煤气，能生产约25MW的电能，并能副产出约22t/h的中抽汽供生产使用。如再上一套1.5万kW燃气轮机热电联供系统，可利用约1.6万Nm3/h焦炉煤气，能生产约15MW的电能和约21t/h的中、低压饱和蒸汽供生产使用。若上两台75t/h燃气锅炉配合干熄焦电站汽轮发电机发电，可利用约4.24.5万Nm3/h焦炉煤气，除生产25MW电能外，还可以生产约50t/h的中低压饱和蒸汽供公司化工系统生产使用。如再配合燃气轮机热电联供系统对焦炉煤气进行综合利用，不仅能向化工生产系统提供大量的饱和蒸汽（约70t/h），还能保证干熄焦电站汽轮发电机的长周期稳定运行。届时可停掉一台燃煤锅炉，能节省大量的动力煤（约300吨/天，按动力煤500元/吨计算减少消耗15万元/天），经济效益十分明显。如果再利用低压蒸汽（0.4MPa）发电技术进行发电，将大大减少余热浪费，极大地提高焦炉煤气的综合利用率，同时减少污染物的排放。二、目前公司焦炉煤气利用情况由于国际焦化公司焦炉为亚洲第一座碳化室高度为7.63m的焦炉，碳化室宽度是目前世界上最宽的焦炉，设计院在转化设计时也没有完全理解和掌握国外的设计理念，给生产管理带来了很难根治的影响因素。导致公司焦炉在实际生产中煤气氮气含量较高，经常高达20%以上，用来生产甲醇有效成分较少，导致甲醇生产一直亏损运营。制约甲醇生产经济效益的主要原因有：1、 焦炉煤气中氮气含量长期居高不下，致使煤气压缩机做大量无用功，据甲醇车间统计数据氮气含量近期约在25.1左右。2、 焦炉煤气中总硫含量超高，常常在100mg/m3以上，偶尔达数百毫克/立方米（设计值95mg/ Nm3），严重影响甲醇系统的生产能力。3、 焦炉煤气气量供应不足，目前供甲醇系统的焦炉煤气约4.64.7万Nm3/h，低于其生产能力的5.6万Nm3/h，严重制约着甲醇产量。4、 焦炉煤气中萘含量长期超标，对焦炉气压缩机等设备的稳定运行影响较大。5、 合成触媒老化也对甲醇产量有着很大的影响。由于上述等因素的制约，甲醇近三年的生产经营情况如下：20072009三年共生产甲醇189297.42吨，三年产量总和不到设计的年产量。其中2007年生产84561.06吨，2008年生产39714.03吨，2009年生产65022.33吨，三年平均生产63099.14吨/年。成本支出情况：三年共支出总成本58586.74万元。2007年支出总成本19234.63万元，2008年支出总成本18666.74万元，2009年支出总成本20685.36万元。.三年平均总支出19528.91万元/年。在三年平均总成本19528.91万元/年中，其中煤气成本3932.65万元/年，脱硫剂248.26万元/年，催化剂139.03万元/年，其他材料2887.35万元/年，人工费用490.43万元/年，电费2952.51万元/年（若甲醇年产量达8万吨则需电费4500万元/年），折旧费2964.26万元/年，蒸汽费用5360.93万元/年，其他费用259.21万元/年。20072009年度甲醇生产及成本统计表：项目时间产量（吨）总成本（万元）单位成本（元）甲醇车间外供蒸汽合计甲醇车间外供蒸汽合计200784561.0612669.756564.8819234.631498.30776.342274.64200839714.039741.418925.3318666.742452.892247.314700.29200965022.3316058.124627.2420685.362469.63711.643181.27平均63099.1412823.096705.8219528.912032.221062.743094.96甲醇在三种销售价格下的盈亏平衡点甲醇不含税销售价（元/吨）盈亏平衡点（万吨/年）1709.4014.362136.7610.312564.118.04注：煤气成本为变动成本，其他平均成本为固定成本；表中分别假设甲醇不含税销售价格为1709.40元/吨、2136.76元/吨、2564.11元/吨；理论上若甲醇不含税价格为2136.76元/吨，在年产量达到11.49万吨的盈亏平衡点后，每增加1万吨的甲醇产量增加利润约1300万元，若年产量达到20万吨可创效益1.1亿元/年。三、关于焦炉煤气综合利用的建议按照公司生产规模和现状，以焦炉产量90孔/天计算，焦炉煤气产量约12万Nm3/h，除去回炉煤气和化产品深加工消耗的煤气量约7万 Nm3/h，约5万Nm3/h焦炉煤气供甲醇系统。经过前面的分析，维持现有生产状况显然是一种越生产越亏的趋势，因此方案按照全部约5万Nm3/h气量用来发电考虑。按照原设计，干熄焦全负荷生产的情况下干熄焦余热锅炉能向电站汽轮发电机提供75t/h蒸汽，但仍需从甲醇系统补充45t/h蒸汽（6.4Mpa）才能满足25MW电站设计的蒸汽需求。而甲醇系统生产状况一直不太稳定，甲醇废锅的蒸汽产量远低于设计值，今后是否能够向电站提供稳定汽量还有待验证。另外，甲醇系统废锅虽然设计中蒸汽压力可以达到6.4Mpa，但自投产以来一直以蒸汽压力低于4Mpa运行，从来没有提升到过设计压力，提压运行可能会对甲醇蒸汽系统带来预想不到的法兰泄露等一系列的问题，加之前面对甲醇系统盈亏平衡的分析，因此在考虑方案时不再考虑甲醇废锅的蒸汽。经测算，在甲醇系统不运行情况下，公司蒸汽最大需求量1.27Mpa蒸汽约44t/h，0.39Mpa蒸汽约45t/h（见附件4：蒸汽平衡图）。另外，化产品深加工需要1.27Mpa蒸汽约50t/h。根据国内干熄焦装置的运行经验，干熄焦装置属于环保不节能、环保不经济的项目。目前干熄焦配套的电站即将建设完成，如果干熄焦装置不运行，势必造成投资2.64亿元的装置闲置。通过以上分析，综合国际焦化公司目前的实际情况，调研小组在公司领导的指导下，根据公司焦炉煤气质量差的特点，综合考虑充分利用现有设备和可行性分析中提及的化产品深加工项目，按照尽可能以较少投资尽快实现扭亏增盈的原则，提出如下方案：方案一：先建一台对燃料气体质量要求较低的120t/h燃气锅炉配合干熄焦电站发电，待通过技术改造或焦油加工项目建成投运有了热值高、净化质量好的焦炉煤气后，再上一套燃气轮机电联供系统。这也是充分考虑了燃气锅炉建设周期短，燃气轮机供货周期长的具体情况提出的分步实施方案。建设一台120t/h燃气锅炉与电站汽轮发电机配套发电，同时电站汽轮机副产出约22t/h的中抽汽可以并入公司蒸汽管网，这样既盘活了25MW汽轮发电机组的资产，又减少了投资，缩短了建设周期。25MW汽轮发电机组投运后，既满足了公司的用电负荷，又能解决一部分生产用蒸汽，从而降低公司的综合生产成本。1、在干熄焦装置不生产的情况下，120t/h燃气锅炉产生的蒸汽可以满足电站运行，还可以产生22t/h的中抽汽供蒸汽管网。2、在干熄焦运行的情况下，120t/h燃气锅炉产生的蒸汽富裕75t/h供给管网可以考虑停掉一台燃煤锅炉。120t/h燃气锅炉+汽轮发电机主要技术经济指标：序号指标名称单位指标备 注A干熄焦电站汽轮发电机1.装机容量MW252.平均发电功率kW250003.中抽汽平均产量t/h224.年运小时h7,2005.平均站用电率%9.86.年发电量104kWh18,0007.年供电量104kWh16,2368.年供中抽汽量t1584009.原有电站投资估算万元4500B新增燃气锅炉投资估算1.设备费万元2700设备费包含锅炉、辅机、控制系统及汽水管道。其中部分管道可利用原有管网。2.建安费万元8853.土建费万元6004.设计、调试万元2485.资产投资总计万元4433C效益预测1.煤气消耗量Nm3/h340002.除盐水消耗m3/h120t/h4.供电成本元/kWh0.285.中抽汽成本元/t756.设备折旧及人工费万元/年5007.上网电价元/kWh0.4158.目前燃煤蒸汽成本元/t1509.年利润万元2879.8610.投资回收期年3.1如不考虑原有电站投资，投资回收期仅需约1.5年注：技术经济指标是按照干熄焦不运行情况下进行的测算，且没有计算停运一台燃煤锅炉后的因动力煤减耗带来的经济效益（约5475万元/年）。方案二：先建两台对燃料气体质量要求较低的75t/h燃气锅炉配合干熄焦电站发电，待通过技术改造或焦油加工项目建成投运有了热值高、净化质量好的焦炉煤气后，根据富裕煤气量再考虑上一套燃气轮机电联供系统。两台75t/h燃气锅炉建成投运后除与干熄焦电站汽轮发电机配套发电外，同时能生产约50t/h的饱和蒸汽并入公司蒸汽管网，这样既盘活了25MW汽轮发电机组的资产，又减少了投资，缩短了建设周期。25MW汽轮发电机组投运后，既满足了公司的用电负荷，又能解决一部分生产用蒸汽，从而降低公司的综合生产成本。75t/h燃气锅炉+汽轮发电机主要技术经济指标：序号指标名称单位指标备 注A干熄焦电站汽轮发电机1.装机容量MW252.平均发电功率kW250003.蒸汽平均产量t/h504.年运小时h7,2005.平均站用电率%9.86.年发电量104kWh18,0007.年供电量104kWh16,2368.年供蒸汽量t3600009.原有电站投资估算万元4500B新增燃气锅炉投资估算1.设备费（两台）万元3200设备费包含锅炉、辅机、控制系统及汽水管道。其中部分管道可利用原有管网。2.建安费万元16003.土建费万元9004.设计、调试万元4005.资产投资总计万元6100C效益预测1.煤气消耗量Nm3/h45002.除盐水消耗m3/h150t/h4.供电成本元/kWh0.285.蒸汽成本元/t756.设备折旧及人工费万元/年5007.上网电价元/kWh0.4158.目前燃煤蒸汽成本元/t1509.年利润万元390010.投资回收期年2.7如不考虑原有电站投资，投资回收期仅需约1.56年注：技术经济指标是按照干熄焦不运行情况下进行的测算，且没有计算停运一台燃煤锅炉后的因动力煤减耗带来的经济效益（约5475万元/年）。1、在干熄焦装置不生产的情况下，燃气锅炉产生的蒸汽除满足电站运行外，还可以向公司蒸汽管网输送约55t/h饱和蒸汽供化工生产使用。2、在干熄焦运行的情况下，燃气锅炉产生的蒸汽除满足电站运行外，还可以向公司蒸汽管网输送约110t/h饱和蒸汽供化工生产使用，这时可以停掉一台燃煤锅炉。上述两种情况下化产品深加工项目都可以不再新建燃煤锅炉。根据测算，以国际焦化公司目前的焦炉煤气热值生产1吨的饱和蒸汽大约消耗300Nm3的焦炉煤气，与目前以燃煤锅炉生产的蒸汽成本相比较，经济效益非常明显，建议在设计过程中设计锅炉参数时考虑热电联产方式。在燃气锅炉与干熄焦电站汽轮发电机配套的基础上，还可以根据焦炉煤气的剩余富裕量，建设一套燃气轮机热电联供系统，除生产电能外还能副产中、低压饱和蒸汽接入公司蒸汽主管网供生产使用，从而使焦炉煤气产生的效益最大化。采用燃气轮机热电联供系统，可利用甲醇现有气柜及焦炉气压缩机对其供气，能节省大量投资，同时缩短建设周期。如果以上工作开展顺利，则可进一步搜集公司内生产系统富余的低压蒸汽汇集并网，建设一套低压蒸汽发电系统进行发电，进一步实现节能减排的目标。在与中科院物理研究所及703所交流时，我们得到了一个信息，兖矿国泰曾经上了一个驰放气发电项目，采用的是6B型燃气轮机发电，是由中科院及703所参与建造和调试的，曾获得国家科技进步二等奖，但由于利用驰放气发电效益不明显，该套系统已经闲置。如果能将该套装置拆迁至我公司，既盘活了兖矿闲置资产，又能为我公司创造利润增长点。但鉴于我公司焦炉煤气热值较低，如采用此燃气轮机进行发电需根据焦炉煤气成分及热值重新设计特定的燃机喷嘴，若以后焦炉煤气热值改变时（改变值10%）燃料喷嘴也需同时进行改造，改造燃料喷嘴需要花费一定费用。另外，由于利用焦炉煤气生产化工产品收益要高于发电的收益，而燃气锅炉的开、停便于操作控制，因此在实际的生产过程中，在没有进行新上气化炉对甲醇系统进行技术改造前，可以根据市场情况灵活分配甲醇系统和发电系统的煤气用量，以实现效益最大化。调研小组建议如果本发电方案通过，可接着考虑甲醇系统的技术改造。四、投资方式与合作方意向我们在调研过程中除考虑自筹资金外还接触了两家有意采取以BOT模式与我们合作的两家单位（中科院热物理研究所、中材节能发展有限公司），两家单位均对焦炉煤气综合利用项目非常感兴趣，且均有技术、经济实力和经验来设计、建造和运营此类项目，双方按约定的条件利益分成。我们需要做的是办理项目报批手续、提供建设用地和生产用燃料气体，其它具体事宜双方有意向时可以商谈。如果能够采用BOT的模式进行合作，我公司不仅可以节省投资，还可以充分利用干熄焦项目建成的装置，在评估增值后利用这部分资产投资入股或换入部分现金流。因时间仓促和专业限制等原因，以上意见可能存在考虑不周或计算不合理的情况，建议公司聘请专业设计机构对项目可行性予以论证。山东兖矿国际焦化有限公司焦炉煤气综合利用调研小组2010年5月 附件1：焦炉煤气参数及相关数据表参数数 值焦 炉 煤 气成分设计值实际值主成分CO2： 1.21.5%CO2： 3.52%CnHm：23CnHm：1.22O2： 1O2： 0.75CO： 5.57.0CO： 9.50H2： 5459H2： 40.23CH4： 2328CH4： 17.03N2： 35N2： 26.52杂质H2S：20 mg/Nm3H2S：14.25 mg/Nm3NH3：0.1 g/Nm3NH3：0.85 g/Nm3苯： 4 g/N m3苯： 4.95 g/Nm3HCN：0.1 g/Nm3HCN：0.2g/Nm3萘： 0.3g/Nm3未分析过焦油：20 mg/Nm3焦油：12 mg/Nm3热值17.90 MJ/Nm311.89 MJ/Nm3富裕流量满负荷目前焦炉低负荷以及初冷阻力大时70000 Nm3/h3000050000 Nm3/h压力40005000 Pa成本价未计算参数数 值电负荷厂内负荷满负荷目前焦炉气压缩机双机26000kW，单机23000kW10000kW（甲醇停车，锅炉运行一台）外购电价1月份综合电价：0.67元/kWh，2月份综合电价：0.78元/kWh参考上网价约：0.48元/kWh热负 荷蒸汽流量两台锅炉运行125t/h，转化炉40t/h压力主管网压力：3.82 MPa温度主管网温度：约430蒸汽成本约144.3元/t汽轮发电机对蒸汽要求（以干熄焦汽轮机为例）6.2 Mpa，475，110t/h设备运行周期长期厂区环境海拔高度40.2043.00m，（厂内平均标高41.60m）气温最高40，最低-19.4，平均14.3附件2：相关法律法规调研小组根据调研情况并查阅了相关资料后认为，焦炉煤气热电联产项目属于国家新能源及节能减排政策鼓励项目，可以获得国家法律、法规的支持。中华人民共和国节约能源法第三十一条规定，国家鼓励工业企业采用热电联产、余热余压利用、洁净煤以及先进的用能监测和控制等技术。国家计委国家经贸委建设部国家环保总局联合发布关于发展热电联产的规定中第七条第二项规定：燃气蒸汽联合循环热电联产系统包括：燃气轮机+供热余热锅炉、燃气轮机+余热锅炉+供热式汽轮机。燃气蒸汽联合循环热电联产系统应符合下列指标： 1、总效率年平均大于55%； 2、各容量等级燃气蒸汽联合循环热电联产的热电比应大于30%。第八条规定，符合上述指标的新建热电厂或扩建热电厂的增容部分免交上网配套费，电网管理部门应允许并网。第九条规定，热电联产能有效节约能源，改善环境质量，各地区、各部门应给予大力支持。另外，由于地方政府每年都有节能减排指标，焦炉煤气热电联供及低压蒸汽余热发电项目极易得到地方政府的支持。从以上几点可以看出，焦炉煤气综合利用项目在经济上是可行的，从产业政策方面看是属于鼓励类的。附件3：焦炉煤气发电的三种方式以上目前利用焦炉煤气发电及供热有三种方式：燃气锅炉+汽轮发电机发电，燃气内燃机发电，燃气轮机热电联供系统发电。1、燃气锅炉+汽轮发电机发电燃气锅炉+汽轮发电机发电的工艺方式是采用燃气锅炉直接燃烧焦炉煤气，将煤气的热能通过锅炉内的管束把水转换为蒸汽，利用蒸汽推动汽轮机再驱动发电机发电。主要设备有：燃气燃烧器、锅炉本体、化学水系统、给水系统、蒸汽轮机、冷凝器、冷却塔、发动机、变压器和控制系统。燃气锅炉+汽轮发电机发电的优点是：对于燃料气体质量要求较低（2000 KCal），只要燃气燃烧器能够承受的气体，一般都可以适应，燃气只需要有限的压力，故燃气处理系统投资比较简单，在发电的同时可以生产中、低压中抽汽供生产系统使用。其缺点是：工艺相对复杂，建设周期比较长，难以再移动，必须消耗大量的水资源，占地比较多，管理人员也比较多，能源利用效率太低，通常不到20。 青钢兖州焦化厂采用的是两台35t/h燃气锅炉配合一台6000kW汽轮发电机，平时燃气锅炉一开一备，每小时消耗燃料气约7000m3，发电量约35005500kW，自2007年初建成投产以来一直稳定运行。 燃气锅炉+蒸汽轮机发电2、燃气内燃机发电燃气内燃机工作原理基本与汽车发动机无异，需要火花塞点火，燃料气体进入内燃机气缸内燃烧做功，依靠连杆传动装置驱动发电机发电。内燃机气缸内的核心区域工作温度可以达到1400，使其效率大大超过了蒸汽轮机，甚至燃气轮机。燃气内燃机发电的优点是：能源利用效率高（3040），设计安装简单、运行管理自动化，设备启动时间短，燃料气体供气压力低，污染物排放低等。其缺点是：对燃料气体质量要求严格，只适用于燃烧值高的燃料气体（4000 KCal），燃料气体热值降低时，机组出力明显下降，单机设备功率小，设备维修量及耗材损耗较大（燃气内燃机气门、火花塞及连杆故障率较高，机油更换频繁），生产噪音很大，单机设备运行周期短等。东阿东昌焦化有限公司采用的是燃气内燃机发电，共有13台，单机功率600kW，全部运行每小时耗气量约10000m3，正常生产时为8开5备，全年发电量4200万KWh，年创利润1000多万元人民币。燃气内燃机3、燃气轮机热电联供系统发电燃气轮机是从飞机喷气式发动机的技术演变而来的，即通过压气机涡轮将空气压缩，高压空气在燃烧室与燃料混合燃烧，使空气急速膨胀做功，推动动力涡轮旋转做功驱动发电机发电。因为是旋转持续做功，所以可以利用热值比较低的燃料气体。燃气轮机热电联供系统发电的工作流程是燃气轮机的压气机连续地从大气中吸入空气并将其压缩、压缩后的空气进入燃烧室，与喷入的燃料气体混合后燃烧，成为高温燃气，随即流入燃气透平中膨胀作功，推动透平叶轮带动压气机叶轮一起旋转，从而驱动发电机发电；燃气轮机排出的高温尾气经余热锅炉循环后排出，同时生产出中、低压饱和蒸汽。燃气轮机热电联供系统发电的优点是：满载时能源利用效率高（发电效率约3035，加上生产的蒸汽综合能源利用率可达70以上），工艺流程简单，便于实行自动化控制，系统紧凑占地面积小，便于拆迁移动，系统可靠性大，设备综合利用率高（90），对燃料气体质量要求不高（2800KCal），对于高硫、多尘和低热值的燃料气体适应能力较强。其缺