最新报告规划方案文档2015.1.30

1、甘肃金龙洋能源化工有限公司500万吨/年煤炭清洁高效转化规划方案陕西联合能源化工技术有限公司2015.1.15目 录1 编制依据12 产品方案及建设规模13 技术选择23.1 煤热解23.2 煤气提氢53.3 焦油加氢53.4 粉焦成型错误！未定义书签。4 原材料消耗84.1原煤供应84.2 原煤消耗量95 公用工程消耗96 物料平衡137 项目主要三废排放量及利用方式158 占地及定员189 投资估算及效益指标201 编制依据（1）甘肃金龙洋能源化工有限公司与陕西联合能源化工技术有限公司签定的甘肃金龙洋能源化工有限公司500万吨/年煤炭清洁高效转化项目可行性研究报告合同。（2）国家和地方的有

2、关法规、标准、参数和计算方法。（3）中国石油和化学工业协会中石化协产发（2006）76号化工投资项目可行性研究报告编制办法。（4）金塔县相关部门提供的有关供水、供电、项目征用土地、环境保护等方面的意见及资料。（5）中华人民共和国环境保护法、中华人民共和国劳动安全法等相关的国家法律、法规。（6）甘肃金龙洋能源化工有限公司提供的建设现场条件、其它相关的技术资料和双方商定的有关条件。2 产品方案及建设规模本项目旨在实现煤炭清洁高效转化，确定建设规模为500万吨/年煤热解、50万吨/年煤焦油加氢、15万吨/年LNG、180万吨甲醇70万吨烯烃。 本项目主要由煤热解、焦油加氢、解析气制天然气、粉焦气化制

3、甲醇、DMTO、空分等生产装置及辅助公用工程设施组成。本项目年操作时间按8000小时（333天）计。本项目的生产规模及产品方案见下表。表2.1-1 装置规模表序号装置名称单位规模备注1煤热解万t/a5003焦油加氢万t/a504LNG万t/a108甲醇万t/a1809DMTO万t/a7010PE万t/a3511PP万t/a4012空分万m3/h240000表2.1-2 产品方案表序号产品名称单位商品量备注1柴油万t/a36.882石脑油万t/a6.753尾油万t/a3.694重油万t/a1.025LPG万t/a5.32加氢装置、DMTO6液氨万t/a2.357LNG万t/a9.08轻烃万t/a

4、9.039硫磺万t/a2.9910PE万t/a3211PP万t/a36商品电量3 技术选择3.1 煤热解目前国内具有代表性的煤炭中低温热解工艺主要有：DG固体热载体煤热解工艺、三瑞外热式水平回转炉热解技术、外热式直立炉热解技术、内热式直立炉热解技术、LCC（LFC）技术、带式炉热解技术、无热载体蓄热式旋转床热解技术、国富炉煤热解技术。各种热解工艺对比见表3.1-1。22表3.1-1 国内主要煤低温热解工艺比较表序号项目工艺技术DG固体热载体技术LCC（LFC）技术柯林斯达带式炉技术北京神雾旋转床工艺西安三瑞水平回转炉技术内热式直立炉技术外热式立式炉技术北京国富热解技术1技术特点煤与固体热载体半

5、焦在提升管中加热；干法熄焦；煤气热值高；耗水量低。犁式机械导流均布器布料；干燥和热解两步法；煤气热值高；耗水量低。物料金属带输送；煤气和半焦冷却采用干法冷却；无工艺用水。蓄热式辐射管加热；旋转床热解反应器；适用物料广泛；耗水量低。半焦热载体及烟气循环加热；回转炉热解；连续干法熄焦；耗水量低。技术成熟可靠；单炉可以任意组合；生产技术简单，易控制；耗水量较大。采用蓄热室回收热量；炉底排焦蒸汽密封；耗水量低。利用加热炉将自产的煤气加热做为干馏段热解过程的热载气体；干燥段与干馏段独立设计，煤气中的水分少，降低净化系统投资和运行成本；采用干燥段烟气做为冷却介质冷却产品半焦2进料粒度mm657062010

6、80830208025800-303加热燃料半焦热解煤气、煤热解煤气低热值煤气热解煤气热解煤气热解煤气热解煤气4加热方式内热式内热式内热式外热式外热式内热式外热式内热式5热载体半焦烟气烟气半焦、烟气烟气烟气6热解温度5005405006005006005506007006507008509007目标产品半焦、焦油、煤气半焦、焦油、煤气半焦、焦油、煤气半焦、焦油、煤气半焦、焦油、煤气焦油、半焦、煤气半焦、焦油、煤气半焦、焦油、煤气8半焦t/t煤（与煤种有关）0.60.50.580.750.70.670.620.56-0.66焦油t/t煤（与煤种有关）0.10.040.0770.070.0790.

7、0670.0780.061-0.12煤气（因煤种不同而有所区别）组分H2：23.46%CH4：26.78%CO：13.73%CmHn：5.47%CO2：25.73%N2：4.07%H2：37%CH4：39.41%CO：14.48% CO2：8.34% N2：0.46%H2：28.68%CH4：31.38%CO：24.76%CO2：8.3%N2：6.37%H2： 45%CH4：25%CO：15%H2：45.28CH4：31.41%CO：14.48%CO2：8.34%N2：0.46%H2S：0.03H2：23.68%CH4：5.62%CO：17.51%CmHn：0.83%CO2：11.96% N2

8、：38.99%H2：48%CH4：19%CO：20%CmHn：1.5%CO2：6%N2：5%H2：18.56%-35%CH4：43.8%-33%CO：11.39%-18%CO2：2.5%-12.58%N2：0.3%-1%O2：0.1%-0.98%热值kcal/Nm342855456420042971700200037006000-6980m3/t煤1389013348523722-52.369公用工程( 吨半焦)水m30.08（/褐煤）0.16（煤）0.40.31.60.37电kWh39（煤）48.6（/褐煤）20（煤）28（煤）37303933.7410装置投资比（以内热式直立炉为基准）0.

9、51.422.42.711.74502万11环境保护状况干法熄焦；热效率较高。无废水排放；热效率较高。无废水排放；热效率较高。蒸汽熄焦；热效率较高干法熄焦；热效率高。废水较难处理；热效率较低。煤气熄焦；热效率较高。干法熄焦；热效率高。12技术来源大连理工大学神木富油大唐华银电力公司，中国五环工程有公司北京柯林斯达公司北京神雾能源集团西安三瑞实业有限公司三江煤化工、陕西冶金院、鞍山热能所北京众联盛化工工程有限公司北京国电富通科技发展有限公司13工业化程度120万t/a已在锦界神木富油公司建成，目前正在调试华银30万t/d褐煤提质示范工程已建成蒙元30万t/a褐煤提质示范装置已建，红柳林长焰煤1t

10、/h试验在进行内蒙古乌兰煤炭集团单线100万t/a褐煤提质正在建设处于中试阶段已在西北地区广泛应用。内蒙伊东集团60万t/a半焦装置已投产运行内蒙古锡林浩特国能能源科技有限公司投资承建，年处理原煤50万吨，2009年10月建成并投产，第二条生产线（锡林浩特1号炉）于2011年5月施工建设，2012年3月点火试运行。与其它热解工艺相比较国富炉是目前煤炭分质高效清洁利用领域适用煤质最广（适用褐煤、长焰煤等）、适用煤粒径最广（小于30mm粒径）、能效最高（达到80%以上）、单炉处理煤量最大（单炉年处理原煤50万吨）、焦油回收率高、煤气品质好（有效成分可达95%以上），运行稳定并具有完全自主知识产权的

11、新一代热解工艺。目前已有两条工业生产线建成并投产，第一条生产线（锡林浩特0号炉）由内蒙古锡林浩特国能能源科技有限公司投资承建，年处理原煤50万吨，2009年10月建成并投产，第二条生产线（锡林浩特1号炉）于2011年5月建设，2012年3月建成投产，生产技术成熟，大型工业装置运行较稳定。本项目建议采用国富炉煤热解工艺技术。3.2 煤气提氢根据50万吨/年焦油加氢装置对氢气需求量（2.8x108m3/年）决定了对热解煤气的加工过程包括：煤气预处理、变换、脱硫、转化、脱碳、PSA提氢及深冷液化制LNG。1）CO变换，本工艺选用耐硫变换，其优点是充分利用了粗煤气含硫含油的特点，且工艺技术成熟可靠。2

12、）CH4转化，本工艺采用甲烷水蒸气转化法制氢。3）气体分离提氢，本工艺氢气分离采用PSA提氢工艺。4）LNG，本工艺中生成LNG采用博莱克·威奇公司的PRICOâ深冷液化技术，由于其本质上为模块化的流程，所以很容易进行产量缩放以适用于各种不同规模的生产装置要求。3.3 焦油加氢目前国内中低温煤焦油加氢工艺技术主要有神木天元延迟焦化加氢工艺、神木富油全馏分加氢工艺、洛阳狄拉克馏分油加氢工艺、中煤悬浮床加氢工艺、上海胜帮煤焦油加氢工艺等。工艺技术比较见表3.3-1。表3.3-1 国内焦油加氢工艺比较序号工艺路线原料工艺过程工艺条件特点生产单位1煤焦油轻馏分加氢中低温煤焦油加氢反

13、应生成油分馏产品（石脑油、柴油）压力：12.37MPaG温度：288-390体积空速：0.24工艺流程相对简单，投资和操作费用较低、石脑油和柴油收率75%云南解化、中煤龙化、博达化工高温煤焦油加氢反应生成油分馏产品（石脑油、柴油）压力：13.8MPaG温度：230-395体积空速：0.28工艺流程相对简单，投资和操作费用较低、石脑油和柴油收率51%庆华、宝泰隆2延迟焦化加氢组合中温煤焦油煤焦油预处理延迟焦化轻质油加氢反应生成油分馏产品（石脑油、柴油）压力：13.15MPaG温度：290380体积空速：0.21工艺流程复杂，投资和操作费用高，柴油和石脑油收率71%神木天元化工3煤焦油全馏分加氢中

14、/低温煤焦油煤焦油预处理加氢反应生成油分馏产品（石脑油、柴油）压力：13.8MPaG温度：230395体积空速：0.28工艺流程相对简单，投资和操作费用较低、石脑油和柴油收率94%神木富油能源科技有限公司与煤焦油轻馏分加氢工艺、延迟焦化加氢组合工艺相比，煤焦油全馏分加氢工艺具有煤焦油转化率高（98%以上）能耗低（加工吨焦油综合能耗31.7公斤标油），能量转化效率高（94%以上），生产运行稳定等特点。本项目建议采用煤焦油全馏分加氢工艺。3.4甲醇、烯烃装置结合近年甲醇合成及甲醇制烯烃技术工程实例，本项目拟采用技术建议见表3.5-1。表3.5-1 甲醇装置技术来源及引进范围表序号项目选择技术技术来

15、源引进范围1煤气化GE水煤浆加压气化GE公司工艺软件包和专利许可证2空分内压缩流程国内合资空分设备制造厂或国外可靠技术3变换Co-Mo系宽温区耐硫变换工艺国内技术4气体净化低温甲醇洗技术Linde工艺软件包或基础工程设计5甲醇合成SRC甲醇合成技术Davy工艺软件包或基础工程设计6甲醇精馏三塔精馏技术国内技术7硫回收克劳斯+SCOT国内或国外技术8甲醇制烯烃DMTO-II技术国内技术4 原材料消耗4.1原煤供应本项目用原煤来自于国投哈密能源公司，煤质以“焦炭或煤分析检测报告中35号煤”为原料供应标准。表4.1-1 国投哈密能源公司35号煤质分析序号项目哈密煤一工业分析/，1水 分（Mad）4.

16、722灰 分（Ad）8.903挥发分（Vdaf）49.144全硫（%） 0.69二元素分析/，干基1 Cd71.252Hd5.323Nd1.024St,d5O*d12.82三低温干馏实验（20g铝甑法）/，空气干燥基1焦油（Tar,ad）10.792水9.643半 焦 （RCad）56.014煤气损失*四发热量，Qb,ad/MJ/kg27.564.2 原煤消耗量本项目年消耗原煤500万吨。5 公用工程消耗本项目500万吨/年煤炭清洁高效转化生产燃料油、LNG、型焦等产品，项目公用工程消耗见表5.1-1。表5.1-1 项目用水汇总表（单位：m3/h）序号用水项目生产水循环水生活水备注1热解装置1

17、5290002气体加氢及LNG1021423焦油加氢装置3519204甲醇装置510420005DMTO装置92400356PP装置55587PE装置41228空分装置11115119循环补充水290710脱盐水站111+208含4x260吨锅炉补充脱盐水11生活用水02012未予见水2013小计40561162882014合计4076年用水3260万m3表5.1-2 项目用电汇总表 （单位：kw）序号装置名称需要容量（kW）备注10kV380/220V1煤热解1368013307热解变电站2气体加工、LNG119821851热解变电站3焦油加氢143621248热解变电站4备煤、气化、灰水1

18、75386562甲醇变电站5变换3774260甲醇变电站6低温甲醇洗43411079甲醇变电站7冰机210甲醇变电站8甲醇合成精馏18081092甲醇变电站9甲醇中间罐区300甲醇变电站10硫回收512甲醇变电站11空分7463空分变电站12DMTO装置45283622烯烃变电站13聚乙烯装置121612561烯烃变电站14聚丙烯装置143294793烯烃变电站15给水排水200005400给排水变电所供电16供热系统70002500供热车间变17厂前区、机电仪修及仓库1170供热车间变18全厂照明系统960供热车间变19其它1126供热车间变20共计（折算后）12550356016表5.1-

19、3 项目用蒸汽汇总表 单位：吨/小时序号热用户用汽量t/h用汽参数功率压力MPa（G）温度1高温高压蒸汽锅炉-10369.85404×260t/h2空分压缩机透平6799.85404×45MW3丙烯压缩透平2279.85402×18MW4烯烃压缩机透平1159.854017.45 MW5损失159.85406DMTO副产-574.04357变换副产-774.04358丙烯压缩机透平-1124.04359乙烯压缩透平12.74.04352.8MW10气体加工、LNG164.043510循环气压缩机透平42.74.04352×4.9MW11给水泵透平604.

20、04354×1.6MW12聚乙烯24.043513DMTO114.043514高加1234.043515损失5.64.043516合成副产-1962.021517甲醇合成642.021518减温减压器1322.021519变换副产-1901.020020硫回收副产-121.020021变换副产-1901.0饱和21焦油加氢6.81.020022减温减压器1051.020023DMTO2351.020024低温甲醇洗221.020025空分装置111.020026聚乙烯装置41.020027聚丙烯装置6.51.020028损失8.51.020029变换副产-920.5饱和30减温减压器

21、-106.20.5饱和31减温减压器-1510.5饱和32给水泵透平-600.5饱和33烯烃压缩机透平-1150.5饱和36煤热解630.6饱和37气体加工、LNG9.60.8饱和38变换480.5饱和39煤气化120.5饱和40DMTO2780.5饱和41硫回收2.50.5饱和42采暖250.5饱和43聚乙烯50.5饱和44低温甲醇洗180.5饱和45除氧器1160.5饱和46损失15.10.5饱和全厂蒸汽参数按压力分为五个等级：9.8 MPa，540高压蒸汽；4.0 MPa，435的中压蒸汽、2.0 MPa、1.0 MPa和0.5 MPa的低压蒸汽。9.8 MPa，540高压蒸汽全部由供热

22、车间4×260 t/h高温高压煤粉锅炉提供，供空分装置蒸汽透平、丙烯压缩机蒸汽透平和烯烃压缩机蒸汽透平使用。空压机蒸汽透平采用纯凝式，丙烯压缩机蒸汽透平采用抽凝式，烯烃压缩机透平采用背压式，分别抽出或背压至4.0 MPa和0.5 MPa蒸汽。4.0 MPa，435的蒸汽来自DMTO和变换副产及丙烯压缩机蒸汽透平的抽汽。2.0 MPa的蒸汽来自该等级压力甲醇合成工艺副产，甲醇合成副产的富余部分通过减温减压供应0.5 MPa的蒸汽管网。1.0 MPa，200的蒸汽主要来自变换副产和硫回收副产。0.5 MPa的饱和低压蒸汽由变换副产、2.0 MPa、1.0 MPa剩余蒸汽的减温减压及锅炉给

23、水泵、烯烃压缩机透平抽汽等提供。 6 物料平衡本项目物料平衡见下图。图6.1-1 项目物料平衡图7 项目主要三废排放量及利用方式表7.1-1 废气排放及治理方式装置名称废气排放源废气名称排放量污染物组成排放方式治理方法热解装置原料产品输送扬尘原煤、半焦粉连续设置布袋除尘器尘干燥段及加热段含硫烟气150000Nm3/h连续烟气脱硫脱销系统煤气发生炉煤气燃烧产生烟气430000m3/h连续烟气脱硫脱销系统煤气净化、LNG装置PSA装置废气1709Nm3/hCO2：90 mol%H2：0.0045 mol%CH4：0.01 mol%N2：9 mol%CO:0.03 mol%H2S+COS100ppm

24、连续全馏分加氢装置加氢开工炉燃烧烟气11460 Nm3/hSO2、NOx连续烟气脱硫脱销系统分馏加热炉燃烧烟气5760Nm3/hSO2、NOx连续烟气脱硫脱销系统高压加氢加热炉燃烧烟气4800Nm3/hSO2、NOx连续烟气脱硫脱销系统甲醇装置气化炉开工放空173273 Nm3/hCO：42.17l%H2：39.01%CH4：0.1 %等间断送火炬变换气体塔尾气含硫废气2280 Nm3/hH2S等连续硫回收低温甲醇洗放空气319980 Nm3/h连续高空排放DMTO火炬气烃类156t/h烃类间断送火炬聚乙烯共聚单体脱气塔烃类36t/a回收聚丙烯干燥器洗涤塔排放气氮气4335 Nm3/h间断高空

25、排放表7.1-2 废水排放及治理方法装置名称废水排放源废水名称排放量污染物组成排放方式治理方法热解装置冷鼓工段含酚热解水60.25t/h总酚：16000总油：300氨氮：4000COD：40000连续进含油污水管去污水处理站加氢装置预处理工段含酚废水18.31t/h油类（700）硫化物（500）含酚（3000）COD 50000连续进含油污水管去污水处理站加氢装置酸性水22.1t/h油类（300）、硫化物（1000）、含酚（100）、COD （2000）连续经酸性水处理装置处理后进回用水处理系统甲醇装置气化废水270t/h送污水处理DMTO汽提塔废水218t/h送磨煤装置聚乙烯装置切粒机排水3

26、.9t/h送污水处理站聚丙烯装置切粒机排水2.9t/h送污水处理站表7.1-3 固废排放及处理方法装置名称固废排放源名称排放量污染物组成排放方式治理方法热解装置冷鼓工段焦油渣0.5t/h焦油和焦粉连续去电厂锅炉煤气净化、LNG装置煤气净化焦油吸附剂间断回收加氢装置焦油预处理滤渣0.37 t/a渣连续去电厂锅炉加氢反应器废催化剂160t/6a间断间断3年再生更换瓷球，催化剂寿命为6年酸性水处理脱硫系统废液化气脱硫含锌催化剂20 t/a间断厂家回收/1年废脱硫溶剂150 m3/a间断厂家回收/2年废活性炭16 m3/a间断厂家回收/3年废填料2 m3/a间断厂家回收/3年废瓷球76.3 m3/a间

27、断厂家回收/3年废催化剂5 t/a间断厂家回收/3年酸性水处理尾气处理废催化剂1 t/a间断厂家回收/3年甲醇装置气化炉渣23.6万t/a运出界区做建材聚乙烯装置废催化剂23.6万t/a含硅、铝等回收聚丙烯装置废催化剂11.9万t/a含硅、铝等回收8 占地及定员本项目占地253公顷（约3800亩、详见平面布置图）、总定员1441人。表8.1-1 项目总定员表序号部门管理人员技术及操作人员小计一管理部门1高层管理人员552综合办公室223计划发展部2244人力资源部门2245财务部门2356技术设备部门28107销售部门210128后勤保障部2810小计52二生产部门1热解装置316192焦油轻质化装置320233气体加工及LNG装置740474气化装置51201255净化装置51001056甲醇装置51601657DMTO515015