煤气化方案比选分析报告书

./WORD格式下载可编辑中国化学工程股份有限公司煤气化方案比选专题目录1、概述1.1比选依据1.2比选基准1.3比选范围2、设计基础2.1原料煤、燃料煤煤质分析数据2.2煤种煤质特点3、煤质适用性分析与比较4、四种煤气化工艺分析与比较4.1GSP气化工艺4.2MK+气化工艺〔MK4气化工艺4.3碎煤气化工艺4.4GSP气化技术特点4.5三种固定床气化技术的特点4.6四种气化工艺主要参数比较5、四种气化工艺方案全流程分析与比较5.1GSP气化方案5.2MK+气化〔MK4气化方案5.3碎煤气化方案5.4四种气化方案全流程主要参数比较6、四种气化工艺投资及技术经济分析与比较6.1四种气化工艺投资比较6.2四种气化工艺技术经济比较7、四种气化工艺环保符合特性分析与比较7.1四种气化工艺的污水差异7.2四种气化工艺污水处理方案7.3四种气化炉污水处理及回用处理规模及投资〔含蒸发结晶7.4四种气化工艺的气体排放8、四种气化工艺成熟度可靠性分析与比较8.1GSP气化工艺成熟可靠性8.2MK4气化技术成熟可靠性8.3碎煤气化技术成熟可靠性8.4MK＋气化技术成熟可靠性9、四种气化工艺国产化程度分析与比较9.1GSP气化工艺国产化程度9.2MK4气化工艺国产化程度9.3碎煤气化工艺国产化程度9.4MK＋气化工艺国产化程度10、四种气化工艺大件设备制造和运输分析与比较11、四种气化工艺的风险分析与比较11.1GSP气化工艺的风险分析11.2MK4气化工艺的风险分析11.3碎煤气化工艺的风险分析11.4MK＋气化工艺的风险分析12、能效指标比较13、综合比较14、附件1、概述中国电力投资集团公司〔以下简称中电投拟在新疆伊犁建设煤制天然气项目。利用当地丰富的煤炭资源生产的天然气通过西气东输三线输送到目标市场。厂址位于伊犁霍城县汤姆布拉克,在霍城县东北6.1km、伊宁市西北36km处的黄土平原区。中电投霍城60亿立方米/年煤制天然气项目可行性研究报告于2012年4月经过石油和化学工业规划院组织项目审查；2012年5月申报国家发改委路条；2013年3月获得国家能源局路条批准开展前期工作的涵。煤气化是煤制天然气的核心技术,为了确保该技术的先进性和可靠性,受中电投委托,中国化学工程股份有限公司牵头组织专家,对项目40亿立方米/年煤制气规模的煤气化技术进行进一步的比选分析论证。比选的煤气化技术范畴主要针对GSP粉煤加压气化〔简称GSP气化、鲁奇Mk+加压气化〔简称MK+气化、鲁奇MK4加压气化〔简称MK4气化和国内碎煤加压气化〔简称碎煤气化四种煤气化工艺技术。比选内容包括全厂生产运营成本、环保符合特性、投资和经济效益情况、技术成熟可靠性、国产化程度等内容。其中项目全生命周期的持续盈利能力即生产运营成本以及项目环保的约束力是中电投关注的重点。另外GSP气化规模减半方案,即20亿立方米/年煤制天然气粉煤加压气化方案〔简称GSP气化20亿；GSP气化、MK+气化、MK4气化和碎煤气化四种气化技术中的超临界发电机组按一机进行了投资、技术经济效益核算,分别简称GSP气化一机、MK+气化一机、MK4气化一机和碎煤气化一机进行分析比较,这五种方案的比较放在附录中,供参考。1.1比选依据⑴《中电投霍城煤制气项目气化工艺技术路线比选工作安排》；⑵中电投集团对新疆霍城煤制天然气项目气化技术方案比选的要求；⑶中电投新疆能源有限公司提供的有关项目基础资料；⑷中电投新疆能源有限公司提供的有关项目边界条件；⑸中国化学工程股份有限公司与中电投集团签订的新疆霍城煤制天然气项目气化技术方案比选的会议纪要；⑹东华工程科技股份有限公司编制的《中电投霍城60亿立方米/年煤制天然气项目》技术方案；⑺赛鼎工程有限公司编制的《中电投霍城40亿立方米/年煤制天然气项目》技术方案；⑻西门子公司提供本项目GSP气化装置有关设计资料；⑼鲁奇公司提供本项目MK+气化装置有关设计资料；⑽国产碎煤加压气化技术参考国内同类项目有关数据；⑾国家发改委对本项目允许开展前期工作的批文。1.2比选基准⑴比选气化成品：40亿Nm3/a煤制天然气<含副产品>;⑵年操作时间：年操作时间8000h,50万Nm3/h；⑶煤制天然气产品配2台350MW超临界发电机组外送电力产品；⑷厂外工程配置及投资估算费用基本一致原则；⑸服务性工程配置及投资估算费用基本一致原则；⑹全厂工艺流程采用与煤气化工艺相适应的后续配套工艺技术基本一致原则；⑺全厂公用工程采用与全厂工艺相适应的公用工程配套设施基本一致原则；⑻四种气化〔气化工艺除外项目尽量考虑国产化基本一致原则；⑼项目概算考虑范围、环保排放标准等参照项目可行性研究报告；⑽为了体现客观公正原则,本专题将不同方案在统一基准下进行投资估算,得出不同方案的投资。本专题投资估算的结果仅用于不同方案之间的相对比较,不作为项目建设投资估算的依据。1.3比选范围⑴比选四种气化工艺配四种方案为：GSP气化、MK+气化、MK4气化和碎煤气化.⑵附录中比选四种气化工艺,配五种方案为：采用1×350MW超临界发电机组；GSP气化一机、MK+气化一机、MK4气化一机和碎煤气化一机；GSP气化40亿Nm3/a和GSP气化20亿Nm3/a。⑶四种气化工艺方案特性比较；气化工艺全流程环保特性比较；气化工艺能耗特性比较；气化工艺气流程投资比较；气化工艺技术经济比较；气化工艺综合参数比较等内容。⑷投资估算范围包括：气化装置、净化装置、甲烷化装置、空分装置等主要生产装置以及公用工程、辅助生产设施和厂前区。厂外工程部分主要是考虑厂外渣场、废水暂存池、厂外供水管线、厂外输煤栈桥、厂外输气支线、危废暂存场、厂外供电及电信和厂外道路。按一致性原则,40亿立方米/年煤制天然气方案中的服务性工程：包括厂前区办公楼、倒班宿舍、食堂、职工培训楼、换热站及水泵房、配电室及停车场等；厂外工程：输气支线、厂外道路、供水管线、厂外供电及电信。20亿规模气化方案中的服务性工程按0.93亿元计取,厂外工程按5.75亿元计取,其包括内容基本一样。2、设计基础2.1原料煤、燃料煤煤质分析数据本项目采用伊宁矿区北区西部霍城煤,根据煤炭科学研究总院北京煤化工研究分院对代表性煤样的煤质分析数据见下表。表1原料煤、燃料煤煤质分析数据基础煤质数据指标工业分析,%MtMadAdVdVdafFCd数值20.012.012.036.040.052.0变化范围20.0±6.012.0±6.012.0±6.036.0±3.040.0±3.052.0±4.0指标元素分析,%全硫,%CdafHdafNdafOdafSdafSt,d数值77.04.51.3516.50.650.6变化范围77.0±1.04.5±0.51.35±0.116.5±2.00.65±0.20.6±0.3指标煤中微量及有害元素Asd,g/gFd,g/gCld,%Pd,%Hgd,ng/g数值31000.0600.04030变化范围3±2100±500.060±0.0300.040±0.01030±20工艺性质数据指标煤灰成分,%SiO2Al2O3Fe2O3TiO2CaOMgOK2ONa2OSO3P2O5数值43.015.011.01.011.04.00.73.05.01.0变化范围43.0±12.015.0±8.011.0±6.01.0±0.311.0±8.04.0±4.00.7±0.23.0±2.05.0±3.01.0±0.5指标煤灰熔融性温度,℃变形温度,DT软化温度,ST半球温度,HT流动温度,FT数值1200124012601280变化范围1200±801240±801260±801280±80指标煤灰粘度,Pa.s1200121111数值18014010060405变化范围180±150140±120100±10060±6040±405±5指标煤对二氧化碳反应性,α,%800850900950100010501100数值25.045.070.080.090.095.098.0变化范围25.0±10.045.0±10.070.0±10.080.0±10.090.0±10.095.0±5.098.0±2.0指标格金,%热稳定性,%WateradTar,adCRad焦型TS+6TS3-6TS-3数值15.07.068.0B~C55.035.010.0变化范围15.0±2.07.0±2.068.0±2.055.0±10.035.0±8.010.0±2.0指标结渣性,%发热量,MJ/kg可磨指数落下强度,%0.1m/s0.2m/s0.3m/sQgr,dQnet,arHGISS数值20.030.060.027.519.06585.0变化范围20.0±12.030.0±12.060.0±12.027.5±4.019.0±5.065±2085.0±10.02.2煤种煤质特点本项目采用的伊宁矿区北区西部霍城煤,根据煤炭科学研究总院北京煤化工研究分院对代表性煤质数据分析表明,该煤以低变质长焰煤为主,收到基水含量〔Mt20.0±6.0较高,内水分含量〔Mad12.0±6.0%、挥发份〔Vdaf40.0±3.0%较高,灰分〔Ad12.0±6.0%、硫分〔St,d0.6±0.3以及发热量〔Qnet,ar19.0±5.0MJ/kg较低,灰熔点〔DT1200±80℃,ST1240±80℃,HT1260±80℃,1280±80℃较低,可磨性中等〔HGI65±20,热稳定性低〔3、煤质适用性分析与比较不同的气化工艺技术对原料煤煤质有着不同的要求,煤质的适用性决定着气化工艺路线选择的合理性。本次煤种煤质适用性分析主要针对GSP气化、MK+气化、MK4气化和碎煤气化四种气化技术。由霍城煤质分析数据表明该煤以低变质长焰煤为主,主要有以下特点：低位发热量偏低〔19.0±5.0MJ/kg,所选气化工艺的煤耗会稍偏高；收到基含水量<20.0±6.0wt%>、内水分含量较高<12.0±6.0wt%>,消耗氧量会偏高；硫含量较低〔0.6±0.3%,硫回收及脱硫脱碳装置负荷小,能耗低；灰熔点较低〔DT1200±80、ST1240±80、HT1260±80、FT1280±80,气化氧耗低。灰渣的粘温特性较好,1400℃表2GSP气化技术对煤质的适应性分析GSP气化对原料煤的要求对应项目煤质情况灰熔点低于1450FT=1280±80,整体灰熔融性温度不高灰分不低于2%,经济的灰分含量不高于20%Ad=12.0±6.0,整体为特低灰~低灰煤的可磨性越高越经济HGI=65,中等可磨需对煤进行干燥,根据煤质不同控制入炉煤水分为2%~12%Mt=20.0±6.0,磨煤同时进行干燥即可表3三种固定床气化技术〔MK+气化、MK4气化和碎煤气化对煤质的适应性分析固定床气化对原料煤的要求对应项目煤质情况5~50mm粒度块煤率30%~60%,需对部分粉煤进行成型。氧化氛下ST大于1200DT：1200℃,ST：1240℃,熔融性温度间差较小,操作要要求非强粘结性暂无分析,初步判断粘结性不强良好的热稳定性和机械稳定性平均热稳定性TS+6=55%基本满足要求,但占全区煤量81.9%的主采煤层煤热稳定性较差；抗碎强度SS=85.0%满足要求水和灰的总和低于55%Mt=20.0±6.0,Ad=12.0±6.0,水和灰的总和满足霍城煤制天然气项目煤炭资源开采情况见下表：表4中电投新疆霍城煤炭资源开采统计矿井建设规模单位肖尔布拉克西矿井600万吨/年界梁子南矿井240万吨/年界梁子北矿井240万吨/年南台子矿井800万吨/年肖尔布拉克矿井600万吨/年合计2480万吨/年矿井生产的煤炭按50%块煤和50%粉煤计算,则四种技术方案对煤炭资源的利用情况如下：表5四种技术方案的煤炭资源利用分析序号项目单位GSP气化MK+气化碎煤气化MK4气化1原料煤消耗万t/a11811063.51145.21145.22燃料煤消耗万t/a286.3481.85805803总煤耗万t/a1467.31545.31725.21725.24剩余块煤1012.7176.594.894.85剩余粉煤0758.2660.0660.0对GSP气化基本不受该煤种特性的影响,且原料煤的灰分较低、灰熔点较低、可磨性较好,对煤质的适应性较好。对常压固定床气化,热稳定性是有要求的,指标＞60％〔TS+6为55.0±10.0%,此种热稳定性对固定床加压气化要摸索操作条件,积累经验；对煤灰熔融性软化温度也是有要求的。国外鲁奇炉要求煤灰熔融性软化温度ST＞1200℃,而国内碎煤气化要求ST＞1150℃,该煤种的煤灰熔融性温度间差较小,整体较低〔1240＋80℃,但基本能满足鲁奇炉要求。考虑到煤灰熔点较低,在运行中要适当调整汽氧比,在满足干法排渣的需求前提下,选择合适的气化炉温非常重要；伊宁矿区北区西部霍城煤矿开采的煤矿,目前不能保证原料煤块煤和粉煤的比例正好符合固定床对块煤和锅炉对粉煤的需求4、四种煤气化工艺分析与比较4.1GSP气化工艺GSP气化工艺于1975年由前民主德国GDR燃料研究所开发,1984年在德国黑水泵市Laubag建成第一套200MW的商业装置,用于生产甲醇和联合循环发电,投煤量720吨/日,属气流床加压气化技术。该技术已被德国西门子收购,成为西门子德国燃料气化技术有限公司。该技术采用干煤粉进料,合成气全激冷流程。设有原料煤粉制备、粉煤密相输送系统、气化反应系统、排渣系统、粗合成气处理系统和黑水处理系统等工序。目前国内已建成的气化炉投煤量为2000t/d,在神华宁煤煤制烯烃项目中应用。GSP气化对原料煤适应性较宽,石油焦、气煤、烟煤、无烟煤、焦炭、软硬褐煤以及市政垃圾等均能用作气化原料。气化温度可达1400℃,采用全激冷流程。有效气体CO+H2GSP气化炉主要特点：组合式气化喷嘴、气化炉上部为反应室、下部为激冷室,合成气下行；激冷室若干激冷水喷头,喷水激冷降温、合成气骤冷至220℃4.2MK+气化工艺〔MK4气化工艺鲁奇公司推出的第四代FBDB气化炉MK+。MK+气化以增加气化炉生产能力<为MK4的两倍>；提高设计压力到6.0MPa.G,以保证气化过程更好的经济性,同时控制与此开发相关的风险为目标。在更高压力下,MK+主要改进项目：煤锁、气化炉、灰锁系统、洗涤冷却器、废热锅炉、下游冷却系统等。最显著的改进为；采用双煤锁、使用气化炉缓冲容积,实现煤锁全面控制；增加床层高度,改进气化炉内件<包括炉箅、波斯曼套筒、粗合成气出口、内夹套>,以及鲁奇专有的煤分布器和搅拌器。鲁奇气化炉MK+和MK4区别见下表。表6鲁奇气化炉MK+和M4主要参数比较序号项目MK4MK+1设计压力/MPa.G4.06.02外径/m4.135.053总高/m12.517.04最大气体负荷/Nm3/h干气600001200005合成气中甲烷〔每吨干燥无灰基煤,%1001206氧耗〔每吨干燥无灰基煤>,%100917蒸汽消耗〔每吨干燥无灰基煤>,%100928煤气水量〔每吨干燥无灰基煤,%100859焦油较高较低10轻油较低较高11石脑油较低较高12SNG理论当量CH4+<H2+CO>/4较低较高4.3碎煤气化工艺中国从上世纪50年代开始研究碎煤加压气化工艺。60年代初,在东北煤气化研究所建了一套工业试验装置,对沈北褐煤等煤种进行了气化试验,取得了一套完整数据。80年代初,中国煤炭科学研究院又建了一套试验装置,对XX长焰煤、龙口褐煤及蔚县烟煤等煤种的试烧。基于国内对碎煤加压气化工艺的研究成果,并结合引进鲁奇炉的经验,设计了国产碎煤加压气化炉。据不完全统计,国内设计完成的国产碎煤加压气化炉〔相当于M4衍生型气化炉已超过150台,这些气化炉主要用于煤制天然气、煤制合成油等项目。国内碎煤加压气化工艺采用的是国内开发的酚回收、氨回收和水处理技术。从目前投产的项目来看,在建项目的废水处理效果还有待进一步验证。碎煤气化炉主要特点：需使用弱黏结性煤,特别是褐煤等劣质煤、需较高的灰熔点、块煤粒度为5－50mm,固态排渣、煤与气化剂逆向流动、甲烷含量为8－12％、￠3800炉子、单炉最大投煤量为950t/d,副产一定量的焦油、酚、氨初级副产品。4.4GSP气化技术特点GSP气化主要优点如下：⑴煤种适应性强：该技术采用干煤粉作气化原料,不受成浆性的影响；由于气化温度高,可以气化高灰熔点的煤,故对煤种的适应性更为广泛,从较差的褐煤、次烟煤、烟煤、无烟煤到石油焦均可使用,也可以两种煤掺混使用。即使是高水份、高灰份、高硫含量和高灰熔点的煤种基本都能进行气化；⑵环境友好：气化温度高,有机物分解彻底,无有害气体排放；污水排放量少,污水中有害物质含量低,易于处理,可以达到污水零排放；⑶技术指标优越：气化温度高,一般在1350～1750℃。碳转化率可达99％,不含重烃,合成气中CO+H2高达90％以上,冷煤气效率高达80％以上〔依煤种及操作条件的不同有所差异；⑷工艺流程短、操作方便：采用粉煤激冷流程,流程简洁；设备连续运行周期长,维护量小；开、停车时间短,操作方便；自动化水平高,整个系统操作简单,安全可靠；⑸装置大型化：气化炉大型化,设备台数少,维护、运行费用低。GSP气化主要缺点：⑴投资较高：相对于水煤浆气化、固定床碎煤加压气化,气化装置投资较高；⑵合成气甲烷含量低：气化产生的合成气中只含微量甲烷,用于合成天然气,和固定床碎煤加压气化相比,空分装置规模较大,下游工艺装置也较大。4.5三种固定床气化技术的特点三种固定床气化技术主要优点如下：⑴原料适应范围广,不粘结或弱粘结性、灰熔点较高的褐煤或活性好的次烟煤、贫煤等多煤种可作为其气化原料；可气化水分、灰分较高的劣质煤；⑵气化年轻的煤时,有焦油、轻质油及粗酚等多种副产品物；氧耗低,空分装置较小；⑶粗合成气中甲烷及有机物含量较高,生产SNG产品时,配套的主装置的投资较少；⑷气化压力在3.2MPa以下的工业化运行装置较多。三种固定床气化技术主要缺点如下：⑴要求采用块煤作为原料,且要求煤的热稳定性和机械强度较好；⑵蒸汽消耗量大,尤其是采用灰熔点较低的煤作为原料,需大量蒸汽来控制炉温避免炉渣熔化。较低蒸汽分解率造成了大量的废水；⑶较多副产物的分离、收集以及处置等,增加了工艺流程的复杂性和环保的风险；⑷环保压力大,气化废水中酚、氨等物质含量较高,水质波动较大,一旦处理不当生化系统被破坏,需半年左右的时间污水处理系统才能恢复生产；⑸操作管理要求严格,气化操作主要依赖操作人员的经验判断,对操作工的技术水平要求较高；⑹气化炉结构复杂,炉体内部的分布器和炉箅等转动部件以及锁渣阀等所处环境较为恶劣,运行维护量大。表7三种固定床主要技术特点比较项目M4气化碎煤气化MK+气化操作压力〔MPa.G4.04.05.1合成气中甲烷含量略低略低略高氧耗略高略高略低蒸汽消耗略高略高略低废水量略高略高略低焦油产量略高略高略低中油产量略低略低略高石脑油产量略低略低略高技术成熟度相同规格炉型在建装置较多,长周期运行经验较少相同规格炉型在建装置较多,长周期运行经验较少无商业化运行业绩国产化程度略低高略低投资高低中.4.6四种气化工艺主要参数比较表8四种煤气化工艺主要参数比较名称项目或单位GSP气化MK4气化碎煤气化MK+气化气化类型气流床固定床固定床固定床排渣特征液态排渣干灰干灰干灰原料要求气化煤种褐煤→无烟煤全部煤种除强黏结性焦煤外全部煤种除强黏结性焦煤外全部煤种除强黏结性焦煤外全部煤种灰熔点要求＜1500≥1200≥1200≥1200灰分含量1%～25%6%～40%6%～40%6%～40%进料方式干粉煤块煤块煤块煤粒径、含水量粒径94%＜250μm,含水2%~8%5~50mm,块煤,水加灰＜55%5~50mm,块煤,水加灰＜55%5~50mm,块煤,水加灰＜55%机械强度/良好良好良好热稳定性/破碎指数不低于55%破碎指数不低于55%破碎指数不低于55%气化温度℃1350~1750950～1300950～1300950～1300气化操作压力MPa〔G4.24.04.05.1气化剂90～99%氧气氧气+蒸汽氧气+蒸汽氧气+蒸汽氧气+蒸汽碳转化率%＞99＞99＞99＞99单炉尺寸mmΦ内3350Φ外4130Φ外4130Φ外5050单炉投煤量t/d2000600~900600~9001750气化工艺特点烧嘴配置顶部组合式单烧嘴下喷,开工烧嘴和工艺烧嘴一体///原料接触方式原料和气化剂并流原料和气化剂逆流接触原料和气化剂逆流接触原料和气化剂逆流接触气化炉内衬水冷壁,燃烧室外壳有水冷夹套气化炉由承压外壳、水夹套、加煤系统、排灰系统、转动的布料器和炉篦组成气化炉由承压外壳、水夹套、加煤系统、排灰系统、转动的布料器和炉篦组成气化炉由承压外壳、水夹套、加煤系统、排灰系统、转动的布料器和炉篦组成气化后工艺激冷流程///气化炉设备材质除喷嘴和内件全为碳钢气化炉主体材质碳钢气化炉主体材质碳钢气化炉主体材质碳钢装置维护主要易损件喷嘴、煤锁阀炉篦、布料器、灰锁顶阀、灰锁底阀、齿轮、刮刀、煤锁阀炉篦、布料器、灰锁顶阀、灰锁底阀、齿轮、刮刀、煤锁阀炉篦、布料器、灰锁顶阀、灰锁底阀、齿轮、刮刀、煤锁阀去变换温度℃～210180～185180～185200～205粗煤气成分％〔molCO65～7516～2816～2816～28H220～2836～4036～4036～40CO24～527～3327～3326～33CH4+C20.057～127～128～14N20.8～1.10.5～20.5～20.5～2氧耗〔100%Nm3/1000Nm3CO+H2+CH4360～370160～240160～240145～220.5、四种气化工艺方案全流程分析与比较5.1GSP气化方案5.1.1GSP生产GSP气化全厂工艺流程装置配置,按目前示范工程的模式分为二条线配置若干系列。即每条生产线设计能力是20亿Nm3/年天然气,小时设计能力是25万Nm3/h天然气。一条生产线又可设计二个系列,即每个系列设计能力是10亿Nm3/年天然气,小时设计能力是12.5万Nm3/h天然气。表9GSP气化工艺生产装置配置名称一条线配置<系列>二条线配置合计<系列>生产规模〔亿Nm3/年2040空分装置〔每套8.5万Nm3/h氧气48粉煤气化炉〔4.2MPa,单炉产合成气〔CO+H2+CH4×413.12万Nm3/h816耐硫变换〔单系列55.0万Nm3/h干气24低温甲醇洗〔单系列81.33万Nm3/h干气24冷冻24硫回收〔单系列产硫磺80t/d12甲烷化〔单系列52.0万Nm3/h干气24天然气干燥24天然气压缩24总发电量：70万kW总供汽量：234t/h超临界发电机组：2×350MW2高温高压锅炉〔单台130t/h25.1.2GSP气化配置说明主要工艺生产装置包括：气化,空分,CO变换,脱硫脱碳,甲烷化等。⑴气化工序本工序是将煤转化制备合成气〔CO+H2,GSP是一种气流床加压气化工艺,气化温度为1400～1600℃〔当煤灰熔点T3>1400℃需加助熔剂,气化压力为4.0Mpa,负荷变化为75～110%,碳转化率>99%,液态排渣,渣中含碳<1%,粗煤气中有效气含量～90%,冷煤气效率为78～85%。单炉最大能力可以做到500MW〔粗煤气量约320000Nm3/h,日投煤量约2000吨,单炉开工率90～95%。本工序每小时需要产有效气〔CO+H2＋CH4×4约210万Nm⑵空分工序本工序是为GSP煤气化提供氧气和氮气。目前国内有业绩的空分设备厂家有杭氧、开空、川空等,其中已签订合同的单套空分装置最大能力为12万Nm3O2/h。国际有林德公司、法液空、美国APCI、美国普莱克斯等。根据煤气化工艺要求,空分装置必须提供压力为8.1MPa<G>的氧气,由于氧气压力高,纯氧又是一种强氧化介质,因此氧气的增压工艺采用液氧泵内压缩工艺；由于煤气化使用8.10MPa<G>的超高压氮气用量少,因此氮气的增压工艺采用液氮泵内压缩工艺,可以提供使用0.45MPa<G>的低压氮气,工艺为：空气预冷、分子筛吸附净化、增压透平膨胀、全填料精馏及液氧内压缩工艺。整套机组包括：空气过滤系统、空气压缩系统、空气预冷系统、分子筛纯化系统、分馏塔系统、液氮贮存气化系统、液氧贮存系统、仪控系统、电控系统等。空压机组和增压机组由全凝式蒸汽透平驱动,进汽压力9.82MPa,温度540℃。本工序需要氧气量约59.5万Nm3/h,配置8套85000Nm3⑶CO变换工序本工序是调整CO与H2的比例。粗煤气中的CO和H2的配比必须满足甲烷化的要求,即H2/CO=3,H2/CO2=4。由于CO和CO2均同时参与甲烷化反应时,以控制CO反应为主,即H2/CO=3作为控制指标。当偏离该指标时,就要进行部分CO变换。耐硫变换工艺适应加压气化,高CO、高硫含量的原料气进行变换反应。该工艺采用钴－钼系耐硫变换催化剂,催化剂起活温度为240℃,最高温度可耐460℃,变换炉不易超温。变换气中CO含量可控制在0.3-1.5%<v>以下。钴－钼耐硫催化剂耐硫性好,对高硫原料气〔>1.0g/Nm3尤其适用。为防止催化剂反硫化,要求原料气中含有一定硫,操作温度越高,汽气比越大,要求的最低硫含量也相应提高。本工序耐硫变换的合成气约为220万Nm⑷脱硫脱碳工序本工序是脱除变换气中的H2S、有机硫及CO2。其原理利用甲醇在低温下对酸性气体溶解度大的特性,达到脱除H2S、有机硫及CO2酸性气体的目的。由于甲醇的蒸汽压较高,在低温<--30℃～--60℃>下操作,CO2与H2S的溶解度随温度下降而显著地上升,故所需的溶剂量较少。此外甲醇吸收选择性高,在－30℃下,H2S在甲醇中的溶解度为CO2的6.1倍,故可先脱硫后脱碳,气体的脱硫和脱碳可在同一个塔内分段、选择性地进行。经低温甲醇洗洗涤后,气体净化度高,CO2脱至小于20ppm,H2S脱至小于0.1ppm。本工序进入低温甲醇洗的合成气量约为325.30万Nm⑸甲烷化工序本工序是将合格的原料气生成甲烷。原料气中的CO和极少的CO2在一定温度压力下,通过催化剂作用与H2反应生成CH4。甲烷化于1983年第一次用于美国大平原煤制天然气工厂。专利商有英国Davy公司甲烷化工艺－HICOM等。该工艺在压力3.3MPa、温度320-620℃,催化剂作用下进行大量的甲烷化反应,通过一反、二反后原料气转换率可达到90%以上,然后富甲烷气返回一反入口,用于循环移热,故主反应器发热量大、循环量大。本工序进入甲烷化的原料气约为208.00万Nm3⑹压缩干燥装置天然气压缩选用4个系列；冰机选用离心式氨压缩机4个系列；二氧化碳压缩选用4台蒸汽透平驱动的离心式压缩机；二氧化碳压缩处理二氧化碳气为165000Nm3/h,单机处理能力为27500Nm3/h；天然气干燥采用冷冻+分子筛吸收工艺。5.2MK+气化〔MK4气化方案5.2.1MK+气化〔MK4气化MK+气化〔MK4气化制备天然气总工艺流程配置见下表：表10MK+气化工艺生产装置配置名称一条线配置<系列>二条线配置合计<系列>生产规模〔亿Nm3/年2040空分装置〔每套4.7万Nm3/h氧气36MK+气化炉〔4.0MPa,单炉投煤量1750t/d,单炉合成气〔粗煤气10.77万Nm3/h1020耐硫变换〔单系列48.48万Nm3/h干气24低温甲醇洗〔单系列49.45万Nm3/h干气24冷冻24硫回收〔单系列产硫磺72.5t/d12甲烷化〔单系列31.82万Nm3/h干气24天然气干燥24天然气压缩24总发电量：76.82万kW总供汽量：1994t/h高温高压锅炉：480t/h,9.8MPa,540℃36超临界发电机组：2×350MW2配发电机组：3×30MW抽凝机组3表11MK4气化工艺生产装置配置名称一条线配置<系列>二条线配置合计<系列>生产规模〔亿Nm3/年2040空分装置〔每套5.1万Nm3/h氧气36MK4气化炉〔4.0MPa,单炉投煤量900t/d,单炉合成气〔粗煤气5.52万Nm3/h19+238+4耐硫变换〔单系列52.45万Nm3/h干气24低温甲醇洗〔单系列54.45万Nm3/h干气24冷冻24硫回收〔单系列产硫磺75t/d12甲烷化〔单系列34.18万Nm3/h干气24天然气干燥24天然气压缩24总发电量：83.65万kW总供汽量：2819t/h高温高压锅炉：480t/h,9.8MPa,540℃7超临界发电机组：2×350MW2配发电机组：5×30MW抽凝机组55.2.2MK+气化〔MK4气化配置说明主要工艺装置包括：气化,空分,CO变换,脱硫脱碳,甲烷化等。⑴气化工序本工序是将煤转化制备合成气〔CO+H2,MK+〔MK4气化是一种固定床加压气化工艺,气化温度为900～1350℃,气化压力为4.0MPa,MK+气化炉的设计压力可提高到6.0MPa.G。气化炉效率指标总转化率大于99%,冷煤气效率大于87%,总效率〔考虑焦油、轻油和石脑油等副产品大于94%。采用MK+气化工艺生产粗合成气。气化装置能力为每小时产有效气〔CO+H2+CH4×4200.35万Nm3,配置20台气化炉。采用MK4气化工艺生产粗合成气。气化装置能力为每小时产有效气〔CO+H2+CH4×4199.53万Nm3,MK4气化配置42台气化炉。⑵空分工序本工序是为MK+<MK4>气化提供氧气和氮气。MK+气化、MK4气化工艺需要氧气为24.50~26.5万Nm3/h。配置6套47000~51000Nm3/h制氧能力的空分。⑶CO变换工序本工序是调整CO与H2的比例。当采用MK+<MK4>气化工艺时,粗煤气中的CO和H2比例与GSP是不同的,为满足甲烷化的要求,需进行变换反应。本工序进入变换的合成气约为193.90~209.80万Nm3/h,配置4个系列。⑷脱硫脱碳工序本工序是脱除变换气中的H2S、有机硫及CO2。当采用MK+<MK4>气化工艺时,变换工序过来的酸性气体组分是不同的,为满足甲烷化的要求,需通过低温甲醇洗脱除硫和CO2。本工序进行低温甲醇洗的变换气约为198万Nm3/h,配置4个系列。⑸甲烷化工序本工序是将合格的原料气生成甲烷。当采用MK+<MK4>气化工艺时,进甲烷化工序中CO和H2的组分是不同的,因此进行甲烷化反应的负荷也是不同的。但都必须使原料气中的CO和极少的CO2在一定温度下,通过催化剂的作用全部与H2反应生成CH4。本工序进入甲烷化的原料气约为127.3~136.7万Nm3/h,配置4个系列。⑹压缩干燥装置天然气压缩选用4个系列；冰机选用离心式氨压缩机4个系列；天然气干燥采用冷冻+分子筛吸收工艺。5.3碎煤气化方案5.3.1碎煤气化关于碎煤气化制备天然气总工艺流程配置见下表：表12碎煤气化工艺生产装置配置名称一条线配置<系列>二条线配置合计<系列>生产规模〔亿Nm3/年2040空分装置〔每套5.1万Nm3/h氧气36碎煤气化炉〔4.0MPa,单炉投煤量950t/d,单炉合成气〔粗煤气4.76万Nm3/h21+342+6耐硫变换〔单系列52.45万Nm3/h干气24低温甲醇洗〔单系列54.45万Nm3/h干气24冷冻24硫回收〔单系列产硫磺75t/d12甲烷化〔单系列34.18万Nm3/h干气24天然气干燥24天然气压缩24总发电量：83.65万kW总供汽量：2819t/h高温高压锅炉：480t/h,9.8MPa,540℃7超临界发电机组：2×350MW2配发电机组：5×30MW抽凝机组55.3.2碎煤气化配置说明主要工艺装置包括：气化,空分,CO变换,脱硫脱碳,甲烷化等。⑴气化工序本工序是将煤转化制备合成气〔CO+H2,碎煤气化是一种固定床加压气化工艺,气化温度为900～1300℃,气化压力为4.0MPa,煤粒5－50mm,连续气化。粗煤气中CO+H249~52%,CH48~12%,氧耗209Nm3/t煤,蒸汽耗0.895t/t煤,产油率2.34%,单炉产粗煤气38400~47300Nm3/h,废水37t/h,粗煤气产率962Nm3/t煤。气化装置能力为每小时产有效气〔折CO+H2+CH4×4199.53万Nm3,碎煤气化配置42＋6〔备台气化炉。⑵空分工序本工序是为碎煤加压气化提供氧气和氮气。碎煤加压气化工艺需要氧气为26.50万Nm3/h。配置6套5.1万Nm3/h制氧能力的空分。⑶CO变换工序本工序是调整CO与H2的比例。当采用碎煤加压气化工艺时,粗煤气中的CO和H比例与GSP是不同的,为满足甲烷化的要求,需进行变换反应。本工序进入变换的合成气约为209.80万Nm3/h,配置4个系列。⑷脱硫脱碳工序本工序是脱除变换气中的H2S、有机硫及CO2。当采用碎煤加压气化工艺时,变换工序过来的酸性气体组分是不同的,为满足甲烷化的要求,需通过低温甲醇洗脱除硫和CO2。本工序进入低温甲醇洗的变换气约为217.80万Nm3/h,配置4个系列。⑸甲烷化工序本工序是将合格的原料气生成甲烷。当采用碎煤加压气化工艺时,进甲烷化工序中CO和H2的组分是不同的,因此进行甲烷化反应的负荷也是不同的。但都必须使原料气中的CO和极少的CO2在一定温度下,通过催化剂的作用全部与H2反应生成CH4。本工序进入甲烷化的原料气约为136.70万Nm3/h,配置4个系列。⑹压缩干燥装置天然气压缩选用4个系列；冰机选用离心式氨压缩机4个系列；天然气干燥采用冷冻+分子筛吸收工艺。5.4四种气化方案全流程主要参数比较.表13四种气化工艺全流程参数比较序号名称项目或单位GSP气化MK+气化碎煤气化MK4气化一工艺主装置1气化装置范围煤粉制备、气化气化、煤气水分离、酚氨回收气化、煤气水分离、煤锁气压缩、酚氨回收气化、煤气水分离、煤锁气压缩、酚氨回收合成气产量<CO+H2+CH4×4>2098978Nm3/h2003533Nm3/h1995353Nm3/h1995353Nm3/h气化炉数量〔台162042+638+42空分装置氧气量〔万Nm3/h59.524.526.526.5空分配置8.5万Nm3/h×8套4.7万Nm3/h×6套5.1万Nm3/h×6套5.1万Nm3/h×6套3净化装置范围变换、脱硫脱碳、制冷、硫回收变换、脱硫脱碳、制冷、硫回收变换、脱硫脱碳、制冷、硫回收变换、脱硫脱碳、制冷、硫回收变换处理气量〔万Nm3/h干气220.0193.9209.8209.8变换配置4个系列4个系列4个系列4个系列脱硫脱碳处理气量〔万Nm3/h干气325.3197.8217.8217.8脱硫脱碳配置4个系列4个系列4个系列4个系列硫回收处理量160t/d硫磺145t/d硫磺150t/d硫磺150t/d硫磺硫回收配置2个系列2个系列2个系列2个系列4甲烷化装置范围甲烷化、压缩、干燥甲烷化、压缩、干燥甲烷化、压缩、干燥甲烷化、压缩、干燥甲烷化处理气量〔万Nm3/h208.0127.3136.7136.7甲烷化配置4个系列4个系列4个系列4个系列二公用工程装置1热电装置总发电量〔kW700000418183836517836517总供汽量〔t/h234199428192819超临界发电机组2×350MW2×350MW2×350MW2×350MW高温高压锅炉2×130t/h6×480t/h7×480t/h7×480t/h抽凝发电机组/3×30MW5×30MW5×30MW2污水处理及回用污水处理〔t/h700207021502150回用水处理〔t/h1600350035003500浓盐水处理〔t/h400875875875蒸发〔t/h80175175175结晶〔t/h204444443煤储运t/h1834.11771.62108.22108.24液体副产品储运t/h/731641645净化水站m3/h26002500250025006循环水站气化装置循环水站〔m3/h42000510004600046000净化甲烷化循环水站〔m3/h92000580006800068000空分热电循环水站〔m3/h86000340003700037000循环水总规模〔m3/h220000143000151000151000三厂外工程规模1废水暂存池公顷237272722厂外渣场公顷100125149149.6、四种气化工艺投资及技术经济分析与比较6.1四种气化工艺投资比较四种气化工艺方案全流程投资估算范围包括：气化装置、净化装置、甲烷化装置、空分装置等全部生产装置以及公用工程、辅助生产全部设施和厂前区。厂外工程部分主要是考虑厂外渣场、废水暂存池、厂外供水管线、厂外输煤栈桥、厂外输气支线、危废暂存场、厂外供电及电信和厂外道路。根据按一致性原则,服务性工程投资估算范围包括：厂前区办公楼、倒班宿舍、食堂、职工培训楼、换热站及水泵房、配电室及停车场等,工程费按照1.11亿元计列；厂外工程中的输气支线、厂外道路、供水管线、厂外供电及电信,工程费按照10.1—12.61亿元计列。碎煤气化总投资参照再建工程费,加上二台超临界发电,加上酚氨引进技术扣除国产技术的差价。20亿规模气化方案中的服务性工程按0.93亿元计取,厂外工程按5.75亿元计取,其包括内容基本一样。为了体现客观公正原则,本专题将不同方案在统一基准下进行投资估算,得出不同方案的投资。本专题投资估算的结果仅用于不同方案之间的相对比较,不作为项目建设投资估算的依据。表14四种气化工艺投资比较〔单位：亿元序号名称GSP气化MK+气化碎煤气化MK4气化<一>工艺主装置167.56112.81117.47124.33１原煤处理装置9.972气化装置61.7157.8859.6966.563净化装置35.0421.4322.5622.564甲烷化装置21.0816.8617.7517.755空分装置39.3215.7016.5216.526中控制室0.440.940.940.94<二>公用工程装置74.5291.1594.7294.721供汽发电装置28.2943.2646.0646.06２污水处理及回用站6.7818.7019.4819.48３循环水3.872.532.532.53４总图等25.1616.1216.1216.12５外管10.4210.5310.5310.53<三>附助生产设施2.744.664.664.66<四>服务性工程1.111.111.111.11<五>厂外工程10.1012.6112.6112.611输气支线、厂外道路、供水管线、厂外供电及电信5.965.965.965.962废水暂存池0.871.451.451.453厂外渣场2.84.174.174.174危废暂存场0.471.031.031.03<六>特定条件下的费用0.600.600.600.60<七>安全生产费1.791.741.741.81Ⅰ工程费总计257.82224.07232.31239.24Ⅱ固定资产及其它18.5618.3518.6218.84一固定资产276.38243.06251.57258.73二无形资产4.834.404.054.05三其他资产0.771.781.851.85四预备费21.1819.9220.5821.15①建设投资合计303.15269.17278.05285.78②利息15.7814.0114.4814.88③铺底流动资金0.711.081.121.15报批项目总投资319.64284.26293.65301.80由表14可知,由于GSP气化方案的气化、空分、净化和甲烷化投资都最高,因此工艺主装置投资最高,比最低的MK+气化方案高约55亿；MK4气化方案、碎煤气化方案、MK+气化方案的工艺主装置投资依次降低,且相差不大。由于GSP气化方案供汽锅炉和污水处理及回用的规模小,因此公用工程装置投资最低,比最高的碎煤气化方案和MK4气化方案低约20亿；MK4气化方案、碎煤气化方案、MK+气化方案的公用工程装置投资接近。厂外工程投资GSP气化方案低于其他三个方案。总投资GSP气化方案最高,MK4次高,碎煤气化次低,MK+气化最低。6.2四种气化工艺技术经济比较6.2.1原辅材料及动力消耗比较表15四种气化工艺原辅材料及动力消耗比较序号项目单位GSP气化MK+气化碎煤气化MK4气化1原料煤消耗万t/a1181.01063.51145.21145.22燃料煤消耗万t/a286.3481.85805803总煤耗万t/a=SUM<ABOVE>1467.3=SUM<ABOVE>1545.3=SUM<ABOVE>1725.2=SUM<ABOVE>1725.24新鲜水消耗万t/a20691948195819585电耗万kWh/a239015215483239551239551由表15可知,原料煤消耗MK+气化最低,碎煤气化和MK4气化次低,GSP气化最高；由于供热锅炉规模的差别,燃料煤消耗碎煤气化和MK4气化最高,MK+气化次之,GSP气化最低；综合原料煤消耗和燃料煤消耗,总煤耗碎煤气化和MK4气化最高,MK+气化次之,GSP气化最低。由于GSP气化方案的循环水站规模较大,新鲜水消耗稍大一些。几种方案的电耗接近。6.2.2技术经济统一计算基准煤价统一按150元/t,水按自取水〔水资源费统一按0.10元/m3计算,综合电价0.36元/度。6.2.3销售费用销售费用统一按0.1%计算。6.2.4运营成本对各气化方案运营成本进行归总计算,GSP气化方案为30.33亿元,MK4气化方案为39.72亿元,鲁奇Mk+气化方案为36.40亿元,国产碎煤加压气化方案为39.48亿元。GSP<20亿方>气化方案为15.63亿元。6.2.5销售产品规模四种气化方案的产品和副产品规模见下表：表16四种气化方案原产品和副产品规模序号项目单位GSP气化MK+气化碎煤气化MK4气化1合成天然气亿Nm3/a41.7241.7241.7241.722硫磺万t/a5.364.825.025.023焦油万t/a12.7622.9722.974中油万t/a20.7819.8219.825石脑油万t/a8.428.088.086粗酚万t/a6.877.157.157氨万t/a9.6110.9710.978外卖电亿kWh/a32.1039.9142.9742.97主产品SNG价格统一按1.808元/Nm3〔含税计算。副产品按在疆内销售考虑,以乌鲁木齐为销售目的地计,伊犁地区离乌市712km,经调查,运费为335元/吨。根据调查,副产品价格计算见下表：表17副产品价格计算基准副产品名称乌市市场价格〔含税运输费〔712km出厂价备注〔乌市价-运费硫磺〔t/膏〔t/a200335/电〔上网〔万度/a0.25焦油20003351665中油20003351665粗酚45003354165石脑油58003354750消费税1385元/t液氨160033512656.2.6完全成本〔不含税比较表18四种气化工艺完全成本〔不含税比较项目单位GSP工艺MK+气化MK4气化碎煤气化单位完全成本〔未计入副产品收益元/kNm31179.131244.801345.881326.16单位完全成本〔计入副产品收益但没有计入电收益元/kNm31169.771020.911094.681074.96单位完全成本〔计入所有副产品收益元/kNm31038.26857.40918.63898.91由表18可知,若不计入副产品和卖电的收益时,GSP气化的完全成本最低,比其他三种气化方案的成本低65~166元/kNm3。当计入副产品的收益、不计入卖电的收益时,GSP气化的完全成本略有降低,但却变成相对最高,比其他三种气化方案的成本高75~149元/kNm3。当计入副产品的收益和卖电的收益时,GSP气化的完全成本继续降低,但相对更高,比其他三种气化方案的成本高120~181元/kNm3。表18的结果说明,对于三种固定床气化,如果粗酚、氨、油类副产品有较好的销售市场,则可以带来较好的收益,降低天然气的成本；如果粗酚、氨、油类副产品没有销售市场,则不能带来收益,则天然气的生产成本较高。本项目由于地处边远,粗酚、氨、油类副产品的市场具有不确定性,因此三种固定床气化生产天然气的成本也具有一定的不确定性。GSP气化由于副产品很少,副产品收益很少,但对于本项目,由于不受副产品销售的影响,生产成本稳定。计入卖电的收益后,GSP气化的成本和其他三种气化的成本差变大,原因在于其他三种气化方案的抽凝机组发了更多的电,带来更多收益。MK4气化、碎煤气化、MK+气化三种方案既配置2×350MW超临界发电机组,又配置抽凝机组,正常来讲是不合理的,本方案比选是为了统一比较基准进行的这样的配置。经济技术效益分析表19四种气化工艺综合效益指标比较序号名称单位GSP气化MK+气化MK4气化碎煤气化备注一工程报批总投资亿元31964132842605301802629365281建设投资亿元30315152691670285778027805212建设期贷款利息亿元1578331401391487871447653固定资产投资亿元31893472831809300656729252864铺底流动资金亿元7066107971145911242二年销售收入亿元834662.97989179.831013545.421013545.42生产期平均三年总成本费用亿元520636.57554062.52599977.98591750.28生产期平均1年经营成本费用亿元303324.72364040.30397229.29394783.04生产期平均2单位完全成本〔未计入副产品收益元/kNm31179.131244.801345.881326.16不含税单位完全成本〔计入副产品但未计入电收益元/kNm31169.771020.911094.681074.96不含税3单位完全成本〔计入所有副产品收益元/kNm31038.26857.40918.63898.91不含税四年利税总额亿元314026.40435117.31413567.44421795.15生产期平均五年销售利润亿元259951.76353805.07333842.46341434.36生产期平均六年税后利润亿元194963.82265353.80250381.85256075.77生产期平均七投资回收年限年9.157.848.208.05所得税前年10.358.929.339.15所得税后八投资利润率%8.0912.3410.9611.52九投资利税率%9.7715.1713.5814.24十贷款偿还年限外汇:年0.000.000.000.00含建设期人民币:年8.527.377.687.55含建设期3年十一盈亏平衡点%54.2149.3453.2551.64生产期第4年十二净现值<FNPV>亿元318045.33959289.211018006.64857601.15所得税前ic=10%净现值<FNPV>亿元241770.19819824.95905712.36727759.62所得税后ic=8%十三全部投资内部收益率<FIRR>%11.9316.1314.8315.37所得税前全部投资内部收益率<FIRR>%9.3312.7711.7012.14所得税后十四资本金内部收益率<FIRR>%10.7415.4213.9814.58注：计入副产品及发电的效益。表20四种气化工艺投资、煤价常规敏感性分析比较方案指标单位煤价90煤价120煤价180煤价210煤价240投资-5%投资+5%投资+10%GSP气化单位完全成本〔未计入副产品收益元/kNm399110841274114212171255单位完全成本〔计入副产品收益元/kNm38509441133100110761114全部投资内部收益率,所得税前%14.3413.1610.6612.8811.0610.24全部投资内部收益率,所得税后%11.2910.328.3010.098.637.97MK+气化单位完全成本〔未计入副产品收益元/kNm3134614451544121012871325单位完全成本〔计入副产品收益元/kNm395910571157823899937全部投资内部收益率,所得税前%14.7213.3511.9317.1614.9914.01全部投资内部收益率,所得税后%11.6110.499.3413.6011.8411.05MK4气化单位完全成本〔未计入副产品收益元/kNm3145115621673130113811422单位完全成本〔计入副产品收益元/kNm3102311351246874954995全部投资内部收益率,所得税前%13.5112.0110.4216.0613.9412.98全部投资内部收益率,所得税后%10.629.408.1112.6910.9710.20碎煤气化单位完全成本〔未计入副产品收益元/kNm3143115421653128213601400单位完全成本〔计入副产品收益元/kNm3100411141225855933973全部投资内部收益率,所得税前%14.0412.5110.9116.6114.4713.50全部投资内部收益率,所得税后%11.059.818.5113.1511.4110.63表21四种气化工艺粉块煤价差异敏感性分析比较方案指标单位粉煤120块煤180粉煤90块煤210粉煤60块煤240GSP气化单位完全成本〔未计入副产品收益元/kNm31084991897单位完全成本〔计入副产品收益元/kNm3944850757全部投资内部收益率,所得税前%13.1614.3415.48全部投资内部收益率,所得税后%10.3211.2912.22MK+气化单位完全成本〔未计入副产品收益元/kNm3128513221359单位完全成本〔计入副产品收益元/kNm3898935972全部投资内部收益率,所得税前%15.5415.0514.54全部投资内部收益率,所得税后%12.2811.8811.46MK4气化单位完全成本〔未计入副产品收益元/kNm3137714131449单位完全成本〔计入副产品收益元/kNm39509861022全部投资内部收益率,所得税前%14.4914.0213.54全部投资内部收益率,所得税后%11.4211.0310.64碎煤气化单位完全成本〔未计入副产品收益元/kNm3135713931429单位完全成本〔计入副产品收益元/kNm39309661002全部投资内部收益率,所得税前%15.0314.5514.06全部投资内部收益率,所得税后%11.8611.4711.07表22未计入副产品但包括发电的效益指标指标单位GSP鲁奇MK+鲁奇MK4碎煤加压全部投资内部收益率<所得税前>%11.7711.9510.2110.70全部投资内部收益率<所得税后>%9.209.357.948.34资本金内部收益率%10.5610.788.819.367、四种气化工艺环保符合特性分析与比较该项目拟建厂址位于霍城县城东北约6.1公里处。霍城县西与哈萨克斯坦接壤,是属于新疆伊犁地区的边境县。厂址所在地全年主导风向为东北偏东风,位于霍城县城的上风向。厂址地面高程788～930m,高于霍城县城100m以上。本项目规模巨大,必须严格控制有害气体排放对霍城县城乃至中该项目的用水取自伊犁河。伊犁河是一条国际河流,其干流自东向西流经霍城县南界,最终流入中亚。由于本项目厂址地势高于伊犁河,如果有污水外排,最终必然排入伊犁河。污水排入伊犁河后,最终进入中亚国家,必然引起国际环境争端。本项目规模巨大,必须严格控制污水排放,避免因对伊犁河的污染造成国际影响。另外,霍城县盛产小麦、玉米、甜菜、油料、豆类、葡萄、苹果、薰衣草和各类瓜果蔬菜,是国家和自治区的粮食、甜菜、细毛羊、秸杆养畜、肉食品和果品生产基地,也要求项目在建设和运行过程中必须将污染排放降至最低,防止对当地的生态环境造成破坏。7.1四种气化工艺的污水差异随着节水和环保要求的日益提高,尤其是该项目"零排放"的要求,在对污水处理及回用技术提出了更高要求的同时,对于装置运行的可靠性要求也大幅提高。因此有必要根据本公司和国内污水处理的经验,结合风险性分析及污染治理的特点进行综合分析,以选择更有利于环境及可靠性更高的气化工艺技术。四种气化技术污水的特点如下：GSP气化污水特点：气化炉温度高,气流床1350~1750℃,有机物分解彻底,无有害气体排放,污水排放量少,污水中有害物质含量低,易于处理,可以达到污水零排放。气化装置污水处理水量小。碎煤加压气化污水特点：固定床气化炉温度较低,950～1300℃,煤中有机物质分解不彻底,煤气水量大且成分复杂。如果采用国内的鲁奇MK4气化污水特点：气化炉温度较低950～1300鲁奇MK+气化污水特点：气化炉温度较低950～1300℃,煤中有机物质分解不彻底,煤气水量大且成分复杂。采用国外开发的煤气水分离、酚回收、氨回收技术,酚含量与碎煤加压及国内酚氨回收后气化污水相比有所降低,进污水处理场总酚含量从620mg/l降至235mg/l本比较基于三种固定床气化技术都采用引进的酚氨回收技术,四种气化工艺污水的水量和水质见下表：表23四种气化工艺污水水量和水质比较序号项目单位GSP气化碎煤气化和MK4气化MK+气化一水质水量1气化污水水量t/h400177017072总氨〔NH3mg/l160-2203503503化学需氧量〔CODmg/l350300630004生物需氧量〔BODmg/l150120012005单元酚mg/l-15156多元酚mg/l-2502507含盐量mg/l28003600未收到数据暂按3600二水质特点1有机物浓度低高高2苯环和杂环类物质无含有难降解有机物如单元酚、多元酚等含苯环和杂环类物质,这些物质在好氧环境下分解较困难,需要在厌氧/兼氧环境下开环和降解。与碎煤加压气化技术相比酚含量减少较多,处理难度有所降低。3毒性抑制物质少含有毒性抑制物质。污水中酚、氰、氨氮等毒性抑制物质,需要通过驯化提高微生物的抗毒能力,需要选择合适的工艺提高系统抗冲击能力。与碎煤加压气化技术相比酚含量减少较多,生物毒性有所减少。处理难度有所降低。4氨氮浓度适中较高高,脱氨氮任务重5油类物质低油浮、分散油、乳化油类和溶解油类物质,乳化油需要采用气浮方式加以去除,溶解性的油类物质需要通过生化、吸附的方法去除。与碎煤加压气化技术相当6污水色度较低色度较高,含有一部分带有显色基团的物质。与碎煤加压气化技术相当7溶解性固体含量略低污水中的溶解性固体含量高,需要全部除盐。与碎煤加压气化技术相当7.2四种气化工艺污水处理方案7.2.1GSP气化炉污水处理及回用〔含蒸发结晶〔1污水处理工艺流程选择GSP气化污水属煤气化废水中比较易于处理的一种,对于该类污水目前主要采用以调节、气浮为主体的预处理工艺路线。以去除CODcr、脱氮为目的的生物处理主流程,采用以过滤、臭氧氧化及其组合的深度处理工艺。从气化水质看,气化污水的氨氮高,属高氨氮污水,故在流程中采用了两级A/O以保证脱氮效果,由于污水C/N比低,投加碳源甲醇,提高污水脱氮效率,并增设了高级氧化的深度处理措施,以保证对可能存在的难降解CODcr组份的去除。也能够给后续的回用水处理创造出更稳定的前处理保障。两级A/O工艺在国内属于先进成熟的工艺,已有多个高氨氮污水处理项目均取得了成功,最显著的优点就是稳定的脱氮同时可以稳定的脱除有机物,特别是国内在A/O生化工艺上开发了专有的生物激活功能的高效A/O系统,在多个项目应用得到很好的效果。生物激活剂便宜易得,可以使污泥性能改善,是工业污水处理的优选工艺。表24GSP气化污水处理出水水质指标序号项目单位指标备注1PH6~92总悬浮固体mg/L203CODcrmg/L604BOD5mg/L55氨氮〔NH3-Nmg/L156油含量mg/L0.57全盐mg/L约2800〔2回用水站工艺方案含盐废水回用单元与污水回用单元分两条系列建设。由于水质相差不大工艺流程基本相同,为便于系统调节采用相同规模建设,以下仅就污水回用系列工艺加以论述。回用处理：生产污水回用单元主要处理污水处理的出水,回收水用于循环水做补充水,出水水质指标应能满足《工业循环冷却水处理设计规范》〔GB50050-2007中循环冷却水补充水的再生水水质指标。污水处理站出水除含有盐和少量SS外,还含有一定的有机污染物。经过预处理后,水中仍存留一定的微细胶体、药剂和少量CODcr等,因此本系统反渗透采用"抗污染膜",保证系统的正常高效运行。每套反渗透装置配置了保安过滤器,以防止大颗粒物进入高压泵及反渗透膜。〔3浓水浓缩双膜法回用处理产生浓盐水的盐含量为污水的4倍左右,水量为1/4左右,水量仍然较大,且含有一定量的有机污染,若不进行处理,对当地环境造成较大的污染,若直接进行蒸发处理,由于规模较大需要消耗大量的能源非常不经济。这就需要对浓盐水进一步处理,本工程通过膜浓缩对反渗透产生的浓盐水进一步提浓,尽可能将污水中盐分提高,减小后续蒸发器的规模,减少投资以及节约能源。本工程浓水浓缩按高效反渗透工艺考虑。〔4蒸发结晶来自膜浓缩单元产生的浓盐水,这部分废水含盐量高,不能利用。采用机械压缩单效蒸发对膜浓缩单元产生的浓盐水进行蒸发处理,浓缩后的高盐残液含盐量约20%左右。蒸发装置排放的高盐残液含盐量较高,按照设置结晶装置考虑。正常情况下蒸发器产生的高盐残液送至结晶器进一步结晶处理,当结晶器检修或事故时,高盐残液送至废水暂存池处理,蒸发冷凝液送循环水站作为补充水。结晶器采用强制循环蒸发器和闪蒸罐组成的结晶器工艺。〔5废水暂存池废水暂存池的计算考虑了开车期间全厂化学清洗水、污水处理站开车期间污水、回用水站膜处理开车期间污水、蒸发结晶开车期间排放污水等四种工况排水的蒸发和储存,再加上辅助设施、绿化、道路等占地。废水暂存池总占地面积约23公顷。7.2.2三种固定床气化炉污水处理及回用〔含蒸发结晶由于MK4气化、碎煤气化、MK+气化三种固定床气化炉温度近似,酚氨回收均采用国外技术,因此出酚氨回收装置的污水水质应该十分类似,根据国内污水处理经验其污水处理工艺选择如下：〔1污水处理工艺流程选择该污水仍然属于煤气化废水中难以处理的一种,污水含有毒物、CODcr、油、色度、NH3-N。对于该类污水,目前国内主要采用以调节、除油、沉淀、气浮为主体的预处理工艺路线,以去除有毒有害的酚类、CODcr、提高可生化性、脱氮为目的的生物处理主流程如厌氧、酸化水解、氧化沟、A/O工艺、SBR工艺等,采用以混凝、过滤、臭氧、低负荷活性污泥生物接触、高效生物滤池〔BAF、活性炭吸附及其组合的三级处理工艺。稳定水质：由于气化炉温度低,污水成分复杂,含有有毒物质比较多,水质要求稳定程度高,系统需配备大型调节池和事故池。预处理：污水预处理的目的是去除生化不能去除的、对生化处理有影响的物质。该污水中含有油,是预处理的重点。含油污水多采用平流隔油、斜板隔油、气浮的组合工艺。近年来,含油污水处理已实现了设备化,诸如调节罐、油水分离、高效气浮等除油、环保型设备,已形成了以调节匀质罐、油水分离器、气浮为主的预处理工艺。乳化油、溶解油和细分散油的去除需要加药沉淀或气浮。本工程采用沉淀隔油+气浮工艺。生化处理工艺：生化处理工艺有多种,在我国的污水处理中占据着主导地位。常规的活性污泥法处理工艺有如氧化沟、SBR、活性污泥法、MBR等泥法处理流程,生物膜法处理工艺主要有接触氧化法,BAF,生物转盘,生物滤池等,各处理工艺有其各自的特点,适合不同的水质场合。上述工艺中生物转盘、生物滤池因环境卫生条件较差在工业污水中应用较少,BAF用作污水一级生化处理由于CODcr负荷高产生的生物污泥量多,容易堵塞填料〔滤料,接触氧化法中的填料等膜法工艺对油的含量要求较高,因此,本项目不推荐采用膜法处理工艺作为污水生化的一级处理。该污水CODcr高,属高浓度污水,在工艺选择时,一般优先考虑选择厌氧处理作为生化处理的前段工艺。根据同类污水相关资料,由于鲁奇炉煤气化污水毒性大,本工程推荐采用水解厌氧处理工艺。本工程污水中含有氨氮,且污水中难降解物质多,BOD5/CODcr值不高。因此,选择的工艺应具有改善污水生化性能,具有脱氮功能,适合处理浓度较高污水,有利于长期稳定运行、操作方便的特点。在上述工艺中,具有脱氮功能的有A/O工艺、氧化沟工艺和SBR工艺,具有改善污水生化性能的生化工艺有酸化水解。酸化水解工艺是煤化工污水采用较多的工艺之一,可改善污水生化性能,提高BOD5/CODcr比值,解决某些好氧不可生化有机物的最终去除问题。在酸化反应过程中,污水中的大分子有机物质结构发生变化,改变了污水中的组份,使得某些单一好氧不可降解的有机物质在此发生分子间键断裂,转化,羟基化等过程,污水组分结构的改变有利于后续工艺的处理,提高污水处理效果。针对气化废水的排放情况及水质情况,为避免生物毒性抑制,结合以往类似工程的处理经验,一段A/O选用鼓风曝气式氧化沟工艺〔完全混合式池型,二段选择常规的前置反硝化A/O工艺。完全混合式池型就是利用氧化沟内大量的回流来稀释进水的有毒物质。强氧化处理及三级生物处理：污水生化出水中还有少量NH3-N、CODcr、BOD5、SS,其中CODcr、NH3-N不能达到排放标准和回用水要求,需要对其进行三级处理。为实现污水回用和排放指标的要求,采用对二级生化处理后的污水进行深度处理,目前国内以处理CODcr为目的的深度水处理多采用化学氧化、BAF/接触氧化、过滤、消毒等深度处理及其组合工艺。本工程污水的三级处理采用絮凝气浮、臭氧氧化、曝气生物滤池〔BAF工艺,通过臭氧改性提高污水生化性能,通过BAF低负荷生物接触处理进一步去除污水中的NH3-N、CODcr。深度吸附处理：采用两级过滤吸附工艺流程,该工艺可通过过滤吸附去除色度和难降解CODcr,满足后续处理要求。采用活性焦做吸附剂,活性焦饱和后再生处理。出水达到回用水处理进水水质要求,处理后可作为生产和生活杂用水、绿化用水,同时满足当地排放标准的要求。气体处理：碎煤加压等气化污水处理场挥发性有机物气味大,恶臭气味也大,无组织排放点多,难以全部收集处理,对周边影响大,项目气体处理费用也相应大。表25三种固定床气化污水处理出水水质指标序号项目单位指标备注1PH6~92总悬浮固体mg/L203CODcrmg/L604BOD5mg/L55氨氮〔NH3-Nmg/L156油含量mg/L0.57全盐mg/L约3600〔2回用水站工艺流程选择〔含蒸发结晶回用水站、浓水浓缩及蒸发结晶工艺流程选择与GSP气化工艺污水处理一致,仅规模不同,其流程选择不再论述。〔3废水暂存池废水暂存池的计算考虑了开车期间全厂化学清洗水、污水处理站开车期间污水、回用水站膜处理开车期间污水、蒸发结晶开车期间排放污水等四种工况排水的蒸发和储存,再加上辅助设施、绿化、道路等占地。废水暂存池总占地面积约72公顷。7.3四种气化炉污水处理及回用处理规模及投资〔含蒸发结晶表26四种气化工艺污水处理规模比较序号项目单位GSP气化碎煤气化和MK4气化MK+气化1气化污水量t/h400177017072含盐量mg/l2800360036003污水处理规模t/h700215020704回用水处理规模t/h1600350035005浓盐水处理规模t/h4008758756蒸发规模t/h801751757结晶规模t/h2044448结晶盐t/h511119废水暂存池面积公顷23727210污水、回用水处理投资含蒸发结晶投资估算亿元6.7819.4818.7011废水暂存池投资估算亿元0.871.451.45气化技术污水处理分析如下：〔1水量分析GSP气化工艺的污水量远小于固定床气化工艺,故污水处理任务较轻,投资低。GSP工艺基本可以认为是本质环保工艺,环保性能远好于固定床气化工艺。〔2水质分析气化工艺污水水质特性差别较大,导致污水处理难度和投资的差别也较大。GSP工艺的污水处理流程短,操作方便,处理费用低,回用可靠性大。固定床气化工艺的污水处理流程长,操作复杂,处理费用高,回用可靠性低。〔3非正常工况大型煤化工装置,在开、停车尤其是在初期调试期间的非正常排水量会较大,且水质也可能有很大的波动需要设置调节池和事故池。GSP工艺的污水处理的稳定性高,所需要的调节池、事故池