为了正常的体验网站,请在浏览器设置里面开启Javascript功能!
首页 > 神华煤直接液化项目可行性研究报告

神华煤直接液化项目可行性研究报告

2018-11-10 50页 doc 276KB 21阅读

用户头像

is_421808

暂无简介

举报
神华煤直接液化项目可行性研究报告神华煤直接液化项目可行性研究报告 摘 要 神华煤制油项目是世界上首个建设的工业化项目,工程分为先期和一期,总建设规模为年生产油品500万t,自2004年8月先期工程开工建设,到2009年一期工程第一条生产线基本完成,并计划于2009年5月正式投产。 本文对神华煤直接液化工艺项目进行了综合评价,主要分为3个部分,包括经济分析、技术分析和环境分析。同时,本文还介绍了煤直接液化的工艺流程,重点介绍了煤制油工艺的特殊的单元,例如:煤液化单元,煤制氢单元,T-star工艺单元。 经济分析部分,采用技术经济学的知识,计算了项目的总...
神华煤直接液化项目可行性研究报告
神华煤直接液化项目可行性研究报告 摘 要 神华煤制油项目是世界上首个建设的工业化项目,工程分为先期和一期,总建设规模为年生产油品500万t,自2004年8月先期工程开工建设,到2009年一期工程第一条生产线基本完成,并计划于2009年5月正式投产。 本文对神华煤直接液化工艺项目进行了综合评价,主要分为3个部分,包括经济分析、技术分析和环境分析。同时,本文还介绍了煤直接液化的工艺流程,重点介绍了煤制油工艺的特殊的单元,例如:煤液化单元,煤制氢单元,T-star工艺单元。 经济分析部分,采用技术经济学的知识,计算了项目的总投资、总成本、项目销售收入和税金以及现金流量。计算出了项目的内部收益率为13.13%,全投资的回收期为7.73年,大于石油化工项目的平均内部收益率10%。从经济方面,神华煤制油项目是有优势的。 技术分析部分,主要从煤直接液化工艺的技术,工程放大和项目的建设进行了研究。重点分析了液化工艺核心技术—采用美国的HTI工艺,液化工艺的催化剂制备单元—采用新型高效“863”合成催化剂,液化工艺煤制氢单元—采用Shell粉煤加压气化工艺等先进的技术。神华煤制油项目在产品分离、加氢改质、空分、水处理方面都采用了先进的技术。同时项目的工程放大和项目的建设都保证了神华煤制油项目的有条不紊的建设。 环境分析部分,重点研究了神华项目污水和液化残渣的利用。对这两部分分别提出了建议意见。 最后,本文对神华项目提出了发展建议,提出了神华项目要加大自主技术研究,完善绿化方案,建立水库储备水源,研究煤、电和化工的结合。 关键词:煤制油;直接液化;综合评价 - I - Abstract Shenhua coal to oil was the first industrialization project on construction in the world, which was divided into two stages,including the early one and the first one.the gross of project is five million tons/year in petroleum product. The early stage started to be constructed since August, 2004, the first stage will be finshed in 2009, and plan to put into production in may. The comprehensive evaluation of the project in direct liquefaction process on shenhua coal was studied in this paper, which mainly was divided into three parts, including the economic analysis, technical analysis and environmental analysis. At the same time, this paper also introduced the process flow in coal liquefaction, major introduced special unit of coal to oil, for example: coal liquefaction unit, hydrogen unit, T-star process unit. Economic analysis, using knowledge of technical economics, the project total investment, total cost, project sales income and tax and cash flow were calculated,then the internal rate of return and investment recoupment period of project were 13.13% and 7.73 years respectively.The internal rate of return was more than the one for petrochemical industry which was 10%. From the economic aspect, the project was profitable. Technical analysis, mainly studied from coal direct liquefaction technical scheme, engineering enlargement and project construction. The core technology liquefaction process - HTI process employing the America technology, catalyst preparation process - using new efficient "863" synthesis catalyst, coal liquefaction process for hydrogen production unit by adding pressurized gasification - employing Shell advanced pressurized gasification technology were emphatically analyzed. Shenhua coal to oil project in product separation unit, hydrogenation modification uint,air - II - separation unitand water treatment were adopted advanced technology. Meanwhile the engineering and construction of the project also guaranteed the system of shenhua coal to oil on construction orderly. Environmental analysis, mainly studied sewage and liquefaction residues in the project. The Suggestions were put forward for this project. Finally, this paper gave the advices for shenhua program, consisting of strengthening technology study, establishing reservoir, completing green program and studying electricity, water, chemical combination. Key Words: coal to oil; direct liquefaction; comprehensive evaluation - III - 目 录 摘 要 .........................................................................................................I Abstract........................................................................................................ II 目 录 ........................................................................................................IV 第1章 前 言 .............................................................................................. 1 第2章 文献综述 ........................................................................................ 3 2.1煤直接液化技术概论 ..................................................................... 3 2.1.1煤直接液化的基本原理 ....................................................... 3 2.1.2煤直接液化工艺介绍 ........................................................... 3 2.1.3煤直接液化技术的发展 ....................................................... 5 2.1.4煤炭直接液化典型工艺 ....................................................... 6 2.2国外煤液化项目发展情况 ............................................................. 9 2.2.1美国、澳大利亚、印度、新西兰、和菲律宾的情况 ....... 9 2.3神华项目简介 ............................................................................... 12 2.3.1项目背景介绍 ..................................................................... 12 2.3.2神华煤直接项目介绍 ......................................................... 13 2.3.3项目进展 ............................................................................. 14 2.3.4 神华集团发展煤直接液化的优势 .................................... 16 2.4小结 ............................................................................................... 17 第3章 神华煤直接液化工艺流程 .......................................................... 18 3.1总加工流程 ................................................................................... 18 3.1.1先期总加工流程简介 ......................................................... 18 3.1.2一期总加工流程简介 ......................................................... 20 3.2煤直接液化工艺特点 ................................................................... 22 3.2.1采用悬浮床反应器,处理能力大,效率高 ..................... 22 3.2.2催化剂制备单元 ................................................................. 24 - IV - 3.2.2采用T-star工艺对液化粗油进行精制 .............................. 24 3.2.3加氢改质单元 ..................................................................... 25 3.2.4重整抽提单元 ..................................................................... 26 3.2.5异构化单元 ......................................................................... 26 3.2.6煤制氢单元 ......................................................................... 27 3.2.7空分装置 ............................................................................. 28 3.2.8自备电站 ............................................................................. 28 3.2.9水处理装置 ......................................................................... 29 3.3小结 ............................................................................................... 29 第4章 煤直接液化工艺经济分析 .......................................................... 30 4.1投资估算与资金筹措 ................................................................... 30 4.1.1建设投资与流动资金估算 ................................................. 30 4.1.2资金筹措及用使用计划 ..................................................... 33 4.1.3总投资 ................................................................................. 34 4.2总成本费用估算 ........................................................................... 34 4.2.1炼油总成本的构成 ............................................................. 34 4.2.2生产成本 ............................................................................. 35 4.2.3管理费用 ............................................................................. 38 4.2.4财务费用 ............................................................................. 38 4.2.5销售费用费用 ..................................................................... 38 4.2.6合计 ..................................................................................... 39 4.3销售收入与税金计算 ................................................................... 39 4.3.1销售收入 ............................................................................. 39 4.3.2流转税及附加计算 ............................................................. 40 4.4现金流量计算 ............................................................................... 42 4.4.1计算依据 ............................................................................. 42 4.4.2相关指标计算及其结果 ..................................................... 42 4.5其它指标计算 ............................................................................... 43 - V - 4.6各种经济指标汇总 ....................................................................... 44 4.6小结 ............................................................................................... 45 第5章 煤直接液化技术研究 .................................................................. 46 5.1神华采用的技术方案 ................................................................... 46 5.1.1最核心工艺的选择 ............................................................. 47 5.1.2煤直接用煤的洗选 ............................................................. 49 5.1.3煤直接液化反应器的制造 ................................................. 50 5.1.4煤直接液化催化剂 ............................................................. 51 5.1.5煤直接液化制氢单元 ......................................................... 52 5.1.6煤直接液化空分装置 ......................................................... 52 5.1.7煤直接液化自备电站 ......................................................... 52 5.1.7煤直接液化控制系统 ......................................................... 53 5.1.8煤直接液化固液分离系统 ................................................. 53 5.1.9煤直接液化固液供氢溶剂 ................................................. 53 5.1.10煤直接液化T-star工艺 .................................................... 53 ............................................................... 54 5.2神华项目工程放大研究 5.3神华项目建设研究 ....................................................................... 54 5.4小结 ............................................................................................... 55 第6章 煤直接液化环境分析 .................................................................. 56 6.1神华煤直接液化污水回用 ........................................................... 56 6.1.1神东矿区污水回用分析 ..................................................... 56 6.1.2神华项目供水、污水回用方案 ......................................... 57 6.1.3分析结论 ............................................................................. 58 6.2煤直接液化残渣利用 ................................................................... 58 6.2.1干馏焦化 ............................................................................. 59 6.2.2燃烧发电 ............................................................................. 59 6.2.3气化 ..................................................................................... 60 6.2.4分析结果 ............................................................................. 60 - VI - 第7章 神华煤直接液化项目发展建议 .................................................. 61 7.1项目的发展前景 ........................................................................... 61 7.1.1国家政策 ............................................................................. 61 7.1.2我国的能源结构 ................................................................. 61 7.1.3神华集团的实力 ................................................................. 62 7.2项目的发展建议 ........................................................................... 62 7.2.1优化技术方案,掌握核心技术 ......................................... 62 7.2.2建立完善的绿化方案 ......................................................... 63 7.2.3建立水库储备水量 ............................................................. 63 7.2.4 研究项目煤、电和化工的结合 ........................................ 63 第8章 结论与建议 .................................................................................. 65 参考文献 .................................................................................................... 67 附图 ............................................................................................................ 72 附表 ............................................................................................................ 73 - VII - 第1章 前 言 第1章 前 言 能源和环境是当今我国面临的两大严峻问,如何在保护环境的条件下,合理高效的使用能源是大家共同关心的话题。我国总的能源特征是“富煤、贫油、少气”,煤炭在我国石化能源总储量中居于首位,高达90%,而石油和天然气储量总共不到10%。目前,在我国总的能 [1]源消费结构中,煤炭的消耗约占72.9%、油占22.5%、其他能源总共 [2]只占4.6%。而且,在未来相当长的时间内,在一次能源消费结构中煤炭仍将居于主导地位。开发、高效和环保的利用煤炭资源就显得格外重要。 我国传统的煤炭资源主要用于火电厂发电和水煤气制氨,少量的用于民用。造成的问题一是环境污染大,发电产生的NOx和SOx是我国大气主要的污染物,另外还有大量的烟尘。据2000年的数据统计表[3]明,我国烟尘排放量为1719万吨,SOx排放量为2360万吨,NOx排放量为800万吨。其中由燃煤产生的固体粉尘、SOx和NOx排放量分别占我国总排放量的77%、90%和70%,二是能源的使用效率不高,经研究,我国只有无烟煤很适合用来发电,其他的长焰煤、烟煤等较年轻的煤用来燃烧发电的效果并不好。目前,我国煤炭的平均利用效率为30%,比世界平均水平低10%,比发达国家低25~28%;与国际先进水平相比,工业锅炉低15~20%,火电厂平均煤耗高约25%,城市居民生活燃煤热效率仅25~45%。所以未来如何减少使用煤炭的污染和高效的使用煤炭资源就尤为重要了。 煤炭液化技术就是针对使用煤炭对环境造成污染所提出的技术对策,是最大限度利用煤的能源,同时将造成的污染降到最小限度的技术方案。从概念上说,煤直接液化是煤在适当的温度和压力条件下,直接催化加氢裂化,使其降解和加氢转化为液体油品的工艺过程,煤直接液化也称加氢液化。它将经济效益、社会效益与环保效益结合为 1 第1章 前 言 一体,开创了煤炭开发利用的新局面,使煤炭成为高效、洁净、可靠的能源,可以满足国民经济的发展和环境保护的需要。 我国的神华集团就是世界上首个工业化煤炭直接液化项目的企业,项目总建设规模为年产油品500万t,分二期建设,其中,一期工程用煤970万t,建设规模为年产油品320万t(汽油50万t,柴油215万t,液化气31万t,苯、混合二甲苯等24万t),由三条生产线组成,包括煤液化、煤制氢、溶剂加氢、加氢改质、催化剂制备等14套主要生产装置。工程采取分步实施的方案,先建设一条生产线,装置运转平稳后,再建设其他生产线。2004年8月一期工程开工建设,2007年7月建成第一条生产线,2010年左右建成后两条生产线。 项目做了详细的的研究,有关经济,技术和环境上的问题都做了充分的考虑,同时项目也得到了国家的大力支持,国家发改委在2004年印发了《关于2004~2005年度国家工程研究中心重点建设领域的》,将包括煤化工在内的一批产业列入国家工程研究中心重点建设领域。 本文对神华煤直接液化项目上做了详细的研究,包括工艺流程,经济收益和技术、环境可行性。提出了对于神华项目的发展的前景和建议。 2 第2章 文献综述 第2章 文献综述 2.1煤直接液化技术概论 2.1.1煤直接液化的基本原理 [4]煤炭直接液化是指把固体状态的煤炭在高压和一定温度下直接与氢气发生加氢反应,使煤炭转化为液体油品的工艺技术。在直接液化工艺中,煤炭大分子结构的分解是通过加热来实现的,桥键的断裂产生了以结构单元为基础的自由基,自由基非常不稳定,在高压氢气环境和有溶剂分子分隔的条件下,它被加氢生成稳定的低分子产物,在没有高压氢气环境和没有溶剂分子分隔的条件下,自由基又会相互结合而生成较大的分子。煤炭经过加氢液化后剩余的无机矿物质和少量未反应煤还是固体状态,可采用各种不同的固液分离方法把固体从液化油中分离出去,常用的方法有减压蒸馏、加压过滤、离心沉降和溶剂萃取等固液分离方法。煤炭经过加氢液化产生的液化油含有较多的芳香烃,并含有较多的氧、氮和硫等杂原子。必须再经过提质加工才能生产合格的汽油和柴油产品。不同的工艺路线,得到的直接液化产品也相差甚远,同时液化产品也与煤种和反应条件(例如压力、温度和催化剂)有关。 2.1.2煤直接液化工艺介绍 直接液化典型的工艺过程主要包括煤的破碎与干燥、煤浆制备、加氢液化、固液分离、气体净化、液体产品分馏和精制,以及液化残渣气化制取氢气等部分。氢气制备是加氢液化的重要环节,大规模制 [5]氢通常采用煤气化及天然气转化。液化过程中,将煤、催化剂和循环油制成的煤浆,与制得的氢气混合送入反应器。在液化反应器内,煤首先发生热解反应,生成自由基“碎片”,不稳定的自由基“碎片”再 3 第2章 文献综述 与氢在催化剂存在条件下结合,形成分子量比煤低得多的初级加氢产物。出反应器的产物构成十分复杂,包括气、液、固三相。气相的主要成分是氢气,分离后循环返回反应器重新参加反应;固相为未反应的煤、矿物质及催化剂;液相则为轻油(粗汽油)、中油等馏份油及重油。液相馏份油经提质加工(如加氢精制、加氢裂化和重整)得到合格的汽油、柴油和航空煤油等产品。重质的液固淤浆经进一步分离得到重油和残渣,重油作为循环溶剂配煤浆用。 [6]煤直接液化粗油中石脑油馏分约占15~30%,且芳烃含量较高,加氢后的石脑油馏分经过较缓和的重整即可得到高辛烷值汽油和丰富的芳烃原料,汽油产品的辛烷值、芳烃含量等主要指标均符合相关(GB17930-1999),且硫含量大大低于标准值(?0.08%),是合格的优质洁净燃料。中间油约占全部直接液化油的50~60%,芳烃含量高达70%以上,经深度加氢后可获得合格柴油。重油馏分一般占液化粗油的10~20%,有的工艺该馏分很少,由于杂原子、沥青烯含量较高,加工较困难,可以作为燃料油使用。煤液化中油和重油混合经加氢裂化可以制取汽油,并在加氢裂化前进行深度加氢以除去其中的杂原子及金属盐。 [7,8]煤在一定温度、压力下的加氢液化过程基本分为下面三大步骤: (1)当温度升至300?以上时,煤受热分解,即煤的大分子结构中较弱的桥键开始断裂,打碎了煤的分子结构,从而产生大量的以结构单元为基体的自由基碎片,自由基的相对分子质量在数百范围。 (2)在具有供氢能力的溶剂环境和较高氢气压力的条件下、自由基被加氢得到稳定,成为沥青烯及液化油分子。能与自由基结合的氢并非是分子氢(H),而应是氢自由基,即氢原子,或者是活化氢分子,2 氢原子或活化氢分子的来源有:?煤分子中碳氢键断裂产生的氢自由基;?供氢溶剂碳氢键断裂产生的氢自由基;?氢气中的氢分子被催化剂活化;?化学反应放出的氢。当外界提供的活性氢不足时,自由基碎片可发生缩聚反应和高温下的脱氢反应,最后生成固体半焦或焦 4 第2章 文献综述 炭。 (3)沥青烯及液化油分子被继续加氢裂化生成更小的分子。 2.1.3煤直接液化技术的发展 煤炭直接液化技术已经走过了近一个世纪的发展历程。每一步进展都与世界的政治、经济科技及能源格局有着密切的关系。归结起来 [9]可以看作三个阶段,每一个阶段都开发了当时最先进的工艺技术。 第一代液化技术:1913年到第二次世界大战结束。在这段时间里,德国首先开启了煤炭液化的进程。1913年,德国的柏吉乌斯首先研究了煤的高压加氢,从而为煤的直接液化奠定了基础,并获得世界上第一个煤直接液化专利。1927年,德国在莱那(Leuna)建立了世界上第一个煤直接液化厂,规模10万t/a。在1936~1943年,德国又有11套直接液化装置建成投产,到1944年,生产能力达到423万t/a,为发动第二次世界大战的德国提供了大约70%的汽车和50%装甲车用油。当时的液化反应条件较为苛刻,反应温度470?,反应压力70MPa。 第二代液化技术:二次世界大战后,由于中东地区大量廉价石油的开发,使煤直接液化失去了竞争力和继续存在的必要。1973年后,西方世界发生了一场能源危机,煤转化技术研究又开始活跃起来。德国、美国、日本等主要工业发达国家,做了大量的研究工作。大部分的研究工作重点放在如何降低反应条件,即降低反应压力从而达到降低煤液化油的生产成本的目的。主要的成果有:美国的氢-煤法、溶剂精炼煤法、供氢溶剂法、日本的NEDOL法及西德开发的德国新工艺。这些技术存在的普遍缺点是:1)因反应选择性欠佳,气态烃多,耗氢高,故成本高;2)固液分离技术虽有所改进,但尚未根本解决;3)催化剂不理想,铁催化剂活性不够好,钻-镍催化剂成本高。 [10]第三代液化技术:为进一步改进和完善煤直接液化技术,世界几大工业国美国、德国和日本正在继续研究开发第三代煤直接液化新工艺。具有代表性的目前世界上最先进的几种煤直接液化工艺是:1)美国碳氢化合物研究公司两段催化液化工艺;2)美国的煤油共炼工艺 5 第2章 文献综述 COP。这些新的液化工艺具有反应条件缓和,油收率高和油价相对低廉的特点。 2.1.4煤炭直接液化典型工艺 自从德国发明了煤炭直接液化技术之后,美国、日本、英国、俄国也都独自研发出了拥有自主知识产权的液化技术。以下简单介绍几[11]种型的煤炭直接液化工艺。 [12]1)德国IGOR工艺 该煤炭直接液化工艺以炼铝赤泥为催化剂,催化剂加入量为4%,不进行催化剂回收。该工艺的主要特点是:反应条件较苛刻,反应温度470?,反应压力30MPa;催化剂使用炼铝工业的废渣(赤泥);液化反应和液化油加氢精制在一个高压系统内进行,可一次得到杂原子含量极低的液化精制油。该液化油经过蒸馏就可以得到低辛烷值汽油,汽油馏分再经重整即可得到高辛烷值汽油;配煤浆用的循环溶剂是加氢油,供氢性能好,煤液化转化率高。其工艺流程框图见图2-1。 图2-1 德国IGOR流程 与老工艺相比,新工艺主要有以下改进:?固液分离不用离心过滤,而用闪蒸塔,生产能力大、效率高。?循环油不但不含固体,还 6 第2章 文献综述 基本上排除了沥青烯。?闪蒸塔底流出的淤浆有流动性,可以用泵输送到德士古气化炉,制氢或燃烧。?煤加氢和油精制一体化,油收率高,质量提高。 2)日本NEDOL工艺 该煤炭直接液化工艺是日本解决能源问题的阳光计划的核心项目之一。它以天然黄铁矿为催化剂,催化剂加入量为4%,也不进行催化剂回收。反应压力为19MPa,反应温度为460?。其主要特点是循环溶剂全部在一个单独的固定床反应器中,用高活性催化剂预先加氢,使之变为供氢溶剂。液化粗油经过冷却后再进行提质加工。液化残渣连同其中所含的重质油即可进一步进行油品回收,也可直接用作气化制氢的原料。现己完成原料煤用量分别为0.01万t/a、0.1万t/a、1万 [13]t/a以及150万t/d规模的试验研究。它集聚了“直接加氢法”、“溶剂取法”和“溶剂分解法”这三种烟煤液化法的优点,适用于从次烟煤至萃 煤化度低的烟煤等广泛煤种。目前日本此项煤液化技术已达到世界先进水平。其工艺流程框图见图2-2。 图2-2日本NEDOL工艺流程 NEDOL工艺特点:?反应压力较低,为17~19MPa,反应温度455~465?;?催化剂采用合成硫化铁或天然硫铁矿;?固液分离采用 7 第2章 文献综述 减压蒸馏的方法;?配煤浆用的循环溶剂单独加氢,以提高溶剂的供氢能力;?液化油含有较多的杂原子,必须加氢提质才能获得合格产品。 3)美国HTI工艺 该煤炭直接液化工艺使用人工合成的高分散催化剂,加入量为0.5wt%,不进行催化剂回收。反应压力为17 MPa,反应温度为450?。HTI工艺是在H-Coal工艺基础上发展起来的,主要特点:?采用近10年来开发的悬浮床反应器和HTI拥有专利的铁基催化剂;?反应条件比较温和,反应温度440~450?,反应压力17 MPa;?固液分离采用临界溶剂萃取的方法,从液化残渣中最大限度回收重质油,从而大幅度提高了液化油收率;?在高温分离器后面串联有在线加氢固定床反应器,对液化油进行加氢精制。其工艺流程框图见图2-3. 图2-3 美国HTI工艺流程 HTI工艺的主要特点是:反应条件比较缓和,反应温度440~450?,压力17 MPa,采用悬浮床反应器,达到全返混反应模式;催化剂采用HTI专利技术制备的铁系胶状催化剂,催化活性高,用量少;在高温分离器后面串联在线加氢固定床反应器,起到对液化油加氢精制的作 8 第2章 文献综述 用;固液分离器采用临界溶剂萃取法,从液化残渣中最大限度地回收重质油,大幅度提高了液化油收率;液化油含350~450?馏分,可用作加氢裂化原料,其中少量用作燃料油。 2.2国外煤液化项目发展情况 2.2.1美国、澳大利亚、印度、新西兰、和菲律宾的情况 目前国外仅南非建设有间接液化法煤制油装置。Sasol公司Secunda煤制油装置将煤转化为汽油、柴油、液化石油气和石化原料,石化原料用于45万t/a乙烯装置。还有一些装置正在规划或建设中。美国2005年8月宣布,将采用间接液化工艺,在Arizona和North Dakota 地区建设超清洁柴油及其他燃料产能约为1万桶/d的煤制油装置,主 [14]要开发商为Headwaters公司。经过10多年筹备,美国WMPIPty公司于2006年初宣布,将在Gilberton附近建设废煤(灰分质量分数为40%的屑状无烟煤)处理能力为140万t/ a的煤制油装置,超清洁液体燃料 /d,发电41MW?h。一期工程投运后,WMPIPty公司还产能为5000 桶 将建设产能为一期工程10~12倍的工业化煤制油装置。二期工程将采用壳牌公司煤气化技术,采用南非Sasol公司费-托法工艺将合成气转化为液态产品,富石蜡粗烃采用雪佛龙德士古产品公司技术转化为柴 [15,16]油、喷气燃料和石脑油。美国Rentech公司2006年1月首次将费-托法煤制油专利技术转让给DKRW高级燃料公司,接受转让的是DKRW 公司的子公司Medicine Bow燃料和发电公司。项目分2个阶段实施,第1阶段将以煤为原料联产1万桶/d超清洁燃料并发电200MW?h,第2阶段将超清洁燃料产能提高到4万桶/d。Rentech公司专利技术将超清洁燃料生产、发电和减少CO排放组合在一起,将费2 -托法尾气中未反应的H和旁路合成气送至变换反应器,捕集由CO转2 [17]化来的CO,富氢物流作为联合循环透平机的燃料使用。美国合成2 油公司与澳大利亚Linc能源公司签约,采用合成油公司天然气制合成油Linc能源公司煤地下气化组合技术,在澳大利亚昆士兰合作开发煤 9 第2章 文献综述 制油项目。 目前。尽管已有一些装置在规划建设之中,但离投入生产运行至 [18]少还需要几年时间,可借鉴的实际经验并不多。 澳大利亚是另一个有关“煤制油”项目的活动中心。最近,其注意力集中在将合成石油公司的F-T技术和总部设在布里斯班的Linc能源公司的井下煤炭气化技术结合在一起的项目的建议上。这将是首个综合这两种技术、用煤炭生产合成柴油的项目。该“煤制油”工作将是Linc能源公司进行的秦齐拉项目(位于昆士兰州布里斯班市以西350公里)的一部分,同样包括建设综合电站。这种在地而进行除硫和其他调整的井下煤炭气化生产的合成气,与普通地而煤炭气化系统中获得的合成气相类似但是其成本低。Linc公司今年计划的该秦齐拉项目的第一个商业阶段包括装备一座装机容量30~40M W的电站,该电站将向当地市场提供电力。第一阶段设想建设日生产17000桶合成气的“煤制油”厂及进行电站扩建。英国石油公司同时表示对在秦齐拉项目中成为资产合伙人感兴趣。其他评估井下煤炭气化方案的公司,同样对此项目表示出很大的兴趣。 随着2005年11月澳大利亚Altona资源公司获得阿卡林加煤炭项目,Altona己指定以美国为基地的Jacobs咨询公司,帮助其确定适当的技术。Jacobs公司着手对与阿卡林加的煤炭资源有关的4项领先的气化技术进行可行性研究。这项工作将与Altona公司计划的钻进计划结合在一起,于2006年第一季度结束。阿卡林加拥有70亿t的次烟 2煤储量,勘探总面积2500km。 在印度,2004年10月,总部设在美国的Headwaters公司宣布,其子公司碳氢技术公司(HTI)己获得印度石油有限公司(OIT)的一个,研究将HTI公司的煤炭直接液化技术用于印度在技术和经济上的可行性。如果印度石油公司决定进行商业性的煤炭直接液化项目,HTI公司将在协商的商业条款下,提供技术许可证。 2005年,印度石油公司和印度煤炭公司(CIL)设立了一个特别工作 10 第2章 文献综述 小组,按照印度中央煤矿规划和设计院有限公司(CMPDIT)提供的报告,研究在印度用煤炭生产石油的可能性。据中央煤矿规划和设计院有限公司称,在每桶35美元的价格下,用煤炭生产石油是可行的。该小组将为此新项目制定一份蓝图,可能由两个合资公司实施此项目,一个公司负责生产煤炭,另一个公司建设煤炭液化厂及进行相关的上游活动。 过去两年,固体能源新西兰有限公司对提出的将丰富的褐煤转化为运输燃料、总金额6.9亿美元的项目,进行了可行性研究。 该国有采矿公司己经对位于该国南岛的大量的“海滨”褐煤资源是否适合煤炭液化项目做出了评估。将褐煤转变为发动机燃料、汽油和柴油,要比将其直接供给该地区的小电站(且该地区对电力需求有限)更有价值。该液化厂每年需要50万t褐煤,价值6.5亿美元。新西兰每年需要1500万t褐煤,生产足够的柴油和汽油,使该国在运输燃料方而达到自足。目前,新西兰大约80%的原油需要进口。 总部设在克赖斯特彻奇的固体能源公司不愿意对液化厂的可能位置进行公开评论。该地区9座褐煤煤田中的4座可提供合适的煤炭,并达到环境标准。是否进行此项目将于2006年末做出决定。在未来5~6年内开始生产液态燃料。 2004年,菲律宾政府委托Headwaters公司的子公司Headwaters技术创新集团(HTIG)就开发一个“煤制油”项目进行可行性研究。该研究集中在包括一个煤炭直接液化装置、一个煤炭非直接液化装置(煤炭气化和合成气涤气装置加上一个F-T合成装置)和一台发电机组在内的混合厂。该建议的项目每人可生产60000桶合成燃料,基建投资估计为28亿美元。该厂可满足菲律宾大约15%的运输燃料需求,估计每年可节约32 亿美元的燃料费用。煤炭直接液化和F-T装置中,每个装置每人可生产大约30000桶液态燃料。这些产品将与最少量的下游精炼燃料混合,用以达到所需的燃料规格。 2005年9月,菲律宾H& WB公司宣布,该公司将进行混合厂项 11 第2章 文献综述 目建设,为了下一阶段启动资金,选择菲律宾煤炭,由HTIG公司进行测试,为开发前端工程收集设计资料。 2.3神华项目简介 2.3.1项目背景介绍 [19]神华集团有限责任公司(简称神华集团)是于1995年10月经国务院批准,按《公司法》组建的国有独资公司,负责统一规划和开发经营神府东胜煤田的煤炭资源和与之配套的铁路、电厂、港口、航运船队等项目,实行矿、路、电、港、航一体化开发,并开展与上述产业相关的国内外投融资、贸易等业务,开发和经营房地产、物业管理以及科技开发等相关实业。在国家计划和中央财政实行单列,享有对外融资权、外贸经营权、煤炭出口权,是中央直管的53家国有重要骨干企业之一。 神华集团以能源为主业,集煤矿、电厂、铁路、港口、航运为一体,实施跨地区、多元化经营,是我国最大的煤炭企业,在国民经济中占有重要地位。2003年12月27日,神华集团的煤炭生产和销售双双突破1亿吨,使神华集团一跃成为我国煤炭行业首家实现产销超亿吨的大型企业集团,并在国际同行中排列第5位。作为中国最大的煤炭企业,神华集团2001、2002和2003年,连续三年利润都突破了10亿元。在国务院五部委对全国169家中央企业进行综合绩效考评中,神华集团位居全国煤炭行业第一。截止2002年底,神华集团拥有全资及控股子公司29家,职工约9万人。总资产1026亿元。 神府东胜煤田位于中国陕西省榆林地区和内蒙古伊克昭盟境内。 [20]属世界八大煤田之一,已探明煤田含煤面积3.12万平方公里,地质储量达2236亿吨。目前正在开发建设的矿区规划面积3481平方公里,地质储量354亿吨。该煤田赋存条件好,煤质属低灰、特低硫、特低磷、中高发热量,为优质动力、冶金和化工用煤,也是国家有关部门推荐的城市环保洁净煤。煤炭,共有28个矿,35对矿井,2002年生 12 第2章 文献综述 产原煤7733万吨。神华集团所属神东煤炭公司,建设速度快,煤炭生产技术装备先进,劳动生产率高,煤炭产量大幅度递增,连续三年实现千万吨级跨越,创造了煤炭企业发展的奇迹,技术经济指标在国内乃至世界居于领先地位。2002年,神东煤炭公司生产原煤4643万吨,全员原煤生产率达到71.49万吨/工,其大柳塔矿和榆家梁矿,是世界上最先达到单井单面年产原煤超过1000万吨的矿井,全员原煤生产率分别达到117.82万吨/工和122.74万吨/工。电力,已经运营的全资及控股电厂装机容量为476万千瓦。在建电厂规模360万千瓦,国务院已批准立项360万千瓦。自有电厂的建设,为神华煤炭销售提供了稳定的市场。铁路,建成并投入运营4条铁路,共计1292公里。其中,包(头)神(木)线170公里,年运输能力1000万吨;神(木)朔(州)线270公里,年运输能力6000万吨,2004年6月年运输能力将达到8000万吨;朔(州)黄(骅港)线588公里,年运输能力为6885万吨,远期年运输能力将达到1亿吨以上;大(同)准(格尔)线264公里,年运输能力1500万吨,远期年运输能力将达到4000万吨。港口,2001年底,黄骅港基本建成投产,标志着拥4000万吨能力、810公里铁路、3000万吨港口吞吐能力的神华一期工程已基本建成,2004年底二期建成后年吞吐能力将达到8000万吨。 2.3.2神华煤直接项目介绍 神华煤直接液化项目以神府东胜煤田的高品质原煤为原料,经过煤液化处理后,再进行深度加工,生产出柴油、汽油等产品。项目总建设规模为年产油品500万t,分二期建设,其中,一期工程用煤970万t,建设规模为年产油品320万t(汽油50万t,柴油215万t,液化气31万t,苯、混合二甲苯等24万t),由三条生产线组成,包括煤液化、煤制氢、溶剂加氢、加氢改质、催化剂制备等14套主要生产装置。工程采取分步实施的方案,先建设一条生产线,装置运转平稳后,再建设其他生产线。2004年8月一期工程开工建设,2007年7月建成第一条生产线,2010年左右建成后两条生产线。 13 第2章 文献综述 2.3.3项目进展 1997年,神华集团与美国合作完成了百万t级煤直接液化商业示范厂的(预)可行性研究,从技术上和经济上进行了建设大规模煤液化工 [21]厂的论证和评价;2004年8月,国家发改委批准神华煤直接液化项目一期工程开工建设;2004年9月,中国神华煤制油有限公司就神华煤直接液化项目与中国人民财险、平安财险、太平洋财险和天安保险四家保险公司签订了保险合同及保险服务协议;2005年1月,上海煤液化中试装置(PDU)投煤试运行,获得试验油品,工艺流程全面打通;2005年4月,神华煤直接液化项目核心装置开始建设;2005年10月,上海煤液化中试装置(PDU)优化改造后再次投煤开工,实现装置运转稳定,各项控制参数正常;经化验数据分析,装置蒸馏油收率达到54~56%,转化率为90~91%,神华煤直接液化工艺技术的可行性和可靠性在试验中得到验证。 2006年,神华煤直接液化项目工程主要设备制造工作已经完成,煤液化反应器、加氢稳定反应器、煤制氢气化炉等超大型设备已吊装就位,空分、油罐、循环水、气柜等设备以及管道、仪表电气安装等主要实体安装工作基本完成。截至2006年11月底,项目累计完成投资72亿元,占总投资的73%,完成混凝土浇注22.8万立方米、钢结构安装2.8万吨、工艺设备安装1284台套、管道安装379公里。生产准备工作也在加紧进行,煤液化厂到岗人员已经达到700人,并基本完成了实习和培训。 在内蒙古鄂尔多斯市建设的神华煤直接液化项目,是目前世界上 [22]唯一的煤炭直接液化项目。2004年8月,国家发展改革委批准了神华煤直接液化项目的工艺优化方案,并批准项目一期工程开工建设。一期工程建设规模320万吨/年,由三条生产线组成。为尽量减小和规避首次工业化可能遇到的风险,一期工程采取分步实施的方案,先建设一条年产108万吨的生产线,待取得成功后,再建设其余生产线。 2007年,神华煤直接液化项目工程全面建成,实现除煤液化装置 14 第2章 文献综述 外的全部单元中间交接,循环水、蒸汽管网、供电、输煤、罐区、火炬、铁路等公用工程和系统工程陆续中间交接并投运或具备使用条件,空分、煤制氢等装置陆续投料试车,2008年12月30日,神化煤直接液化示范工程第一次投煤试车取得圆满成功,使我国成为世界上唯一掌握百万吨级煤直接液化关键技术的国家。2009年,一期工程第1条生产线投资已基本完成,试生产成功,计划于今年5月份正式投产。 在国家能源政策和产业政策的宏观指导下,全国拥有煤炭资源的地区,如山西、内蒙、陕西、宁夏、安徽、河南、新疆、云南、贵州、山东等地发展煤化工的热情空前高涨。这些地区都从贯彻落实科学发展观的高度和发展循环经济的理念出发,纷纷作出要加快发展煤化工的战略决策,制定煤化工发展规划,将建设新型煤化工工程作为地方经济发展的战略方向。 例如,煤炭之都—山西省今年制定了《加快发展具有山西优势的煤化工产业三年推进计划》,启动了“5565”工程,形成山西煤化工产业集群,打造山西煤化工品牌,实现山西煤化工产业的可持续发展。到2007年,全省煤化工产业实现销售收入500亿元,新增销售收入350亿元,新增税收35亿元。 内蒙古自治区提出依托煤炭产业优势,全力推进煤化工、煤液化、煤转油项目建设,延长产业链,建成我国重要的化工生产基地。2010 年,化工产业预计实现销售收入1300亿元,其中煤化工750亿元。 河南省已提出了“十一五”煤化工发展蓝图,规划建设5大煤化工产业基地,初步提出了“十一五”煤化工规划项目72个,重点发展甲醇、烯烃、醋酸、甲醛、二甲醚、尿素、三聚氰胺、二甲基甲酰胺、芳烃等九大主导产品。到2010年,煤化工产业煤炭转化能力将由2004年的800万吨提高到1900万吨,销售收入由2004年的110亿元增加到600亿元。 宁夏推出了《宁东能源重化工基地整体规划与建设纲要》,确定重点发展电力、煤化工、煤炭开采三大产业,建设宁东能源重化工基地, 15 第2章 文献综述 规划占地总面积14.28平方公里,总投资2000亿元。 贵州省将在未来5年内规划和建设5个“循环经济”型的煤化工生态工业基地。预计5个基地煤化工生产项目总投资达522.8亿元,年产值可达403万元。 陕西省陕北能源重化工基地打造3大产业链,规划建设7个产业区,实施煤、煤电、煤制油、煤化工产品一体化开发,形成煤电油化产业链。 安徽省规划到2010年,形成3000万吨原煤加工能力,其中焦炭1000万吨、合成油品100万吨、合成氨300万吨、甲醇200万吨、烯烃等煤化工衍生产品200万吨,建成国家级煤化工基地。 2.3.4 神华集团发展煤直接液化的优势 神华集团是目前国内最大的煤炭生产企业,也是经济效益最好的企业之一,其重点开发矿区位于内蒙古和陕西的交界处,地缘条件良好,资源条件优越,且矿区位于我国缺油省区的中间地带,油品市场 [23]供需矛盾突出,发展煤直接液化项目具有特殊优势。 (1)经济实力雄厚 2002年末,公司资产总值达1000多亿元,实现利润超过30亿元。此外,1998年中央政府根据神华集团公司的实际情况,决定将“煤代油”贷款划给神华,回收贷款用作神华集团的资本金,神华集团根据企业的实际,从中拿出50多亿元用于发展煤炭液化。 (2)自然资源条件得天独厚 首先,神东矿区煤炭资源丰富,液化用煤来源有可靠保证。神府东胜煤田属世界七大煤田之一,探明煤炭储量为2236亿t,资源赋存条件好,埋藏浅,煤炭属低灰、特低硫、特低磷、中高发热量优质动力煤和化工用煤,大功率机械化开采生产成本低,将煤炭转化为液体燃料具有资源丰富、油品生产成本低的优越条件。根据煤炭科学研究总院和美国HTI公司对神华集团公司神东矿区几种煤进行的煤液化性能评价试验,神府东胜煤田上湾煤具有良好的液化特性,是直接液化 16 第2章 文献综述 的优选煤种。因此,选用上湾煤作为该项目的原料煤。上湾煤矿在2000年就形成500万t/a生产能力,后期能力可达到1500万t/a,煤液化工厂生产用原料煤、燃料煤来源有保障。 [24,25] (3)地缘环境好,油品市场广阔 首先,神东矿区经过多年的开发建设,与当地政府建设了良好的合作关系。对于神化煤液化项目,周边各级政府已承诺,将对该项目给予包括提供低价土地、保障水源供应在内的各项优惠政策,并为此专门成立了煤液化项目协调领导小组。其次,该项目位于内蒙古与陕西交界处,是国家西部大开发战略重要实施地区,也属边疆欠发达民族地区。神华煤液化项目的实施对于优化当地工业经济结构,推动地方经济发展,改变当地贫困落后面貌,落实西部大开发战略都具有重大现实意义。第三,本项目建在神华集团的神东矿区,处于石油资源贫乏的山西、陕西、内蒙古、宁夏和甘肃等省区的中间地带,石油供需矛盾突出,加之这几个省区又是我国西部开发的重要地区,其市场前景十分广阔。 2.4小结 本章介绍了直接液化技术,包括基本原理、工艺、以及最近的发展。同时详细介绍了神华煤制油项目,得到: 利用煤直接液化技术制油在工艺技术上已经不存在难关,只是缺少大型的工业化试验,虽然美国,澳大利亚等国家进行了这方面的尝试,但都属于小试或者中试试验。所以在世界上缺乏工业化的煤直接液化的经验。 神华是全球第一家工业化煤直接制油的企业。在先后完成了小试和中试之后,都达到了预想的结果。虽然正在建设的百万吨级的装置的不确定性有很大。但是实现煤制油的还是可以实现的。 17 第3章 神华煤直接液化工艺流程 第3章 神华煤直接液化工艺流程 3.1总加工流程 3.1.1先期总加工流程简介 先期工程先建成煤液化的一条生产线和相应的配套的生产装置、 [26]系统以及公用工程。全厂年开工为310天,7440个小时。 [23]总流程说明:原煤经洗选后,精煤从厂外经皮带机输送进入备煤装置加工成煤液化装置所需的油煤浆;约15%的洗精煤在催化剂制备单元经与催化剂混合,制备成含有催化剂的油煤浆也送至煤液化装置;煤粉、催化剂以及供氢溶剂,在高温、高压、临氢条件和催化剂的作用下发生加氢反应生成煤液化油并送至加氢稳定装置,未反应煤质组分、灰分、催化剂和部分油质组成的油灰渣直接作为本项目自备电厂锅炉燃料送锅炉燃烧或经过成型后作为油渣产品出厂。 [27] 煤液化油在加氢稳定装置—T-STAR加氢装置—主要目的是生产满足煤液化要求的供氢溶剂,同时脱除部分硫、氮、氧等杂物从而达到预精致的目的。煤柴油馏分至加氢改质装置进一步提高油品质量;>260?溶剂油返回煤液化和备煤装置循环作为供氢剂使用。 各加氢装置产生的含硫气体、加氢稳定产物分馏切割出的石脑油,均经轻烃回收以回收气体中的液化气、轻烃、氢气,并经脱硫装置进行处理。同时,石脑油进一步到加氢改质装置处理。各装置生产的酸性水均需在含硫污水汽提装置中处理后回用。对于煤液化装置产生的含酚酸性水还需经酚回收装置回收其中的酚后回用。煤液化、煤制氢、轻烃回收以及脱硫和含硫污水汽提等装置脱出的硫化氢经硫磺回收装置制取硫磺供煤液化装置使用,不足的硫磺部分外购。 各加氢装置所需的氢气,由煤制氢装置生产并提供。空分装置制 18 第3章 神华煤直接液化工艺流程 取氧气和氮气,供煤制氢、煤液化等装置使用。先期物料平衡见下表。 表3-1 先期总物料平衡(原料) 单位:万吨/年 序号 物料平衡 数量 进厂原煤 1 410.37 其中:液化用精煤 190.48 催化剂用精煤 33.55 制氢用原煤 133.13 锅炉用洗中煤及煤泥 53.2 外购硫磺 2 0.077 外购硫化物 3 0.114 外购液氨 4 0.04 催化剂(硫酸铁) 5 10.30 装置用汽、水、空气 6 159.93 入方总计 580.83 表3-2 先期总物料平衡(产品) 单位:万吨/年 序号 物料平衡 数量 1 LPG 10.21 石脑油 2 24.99 柴油馏分 3 71.46 酚 4 0.36 产品小计 5 107.02 表3-3 先期总物料平衡(自用) 单位:万吨/年 序号 物料平衡 数量 锅炉用煤中煤及煤泥 1 53.2 油渣 2 61.04 燃料气 3 17.11 天然气燃料 4 0.00 废水 5 145.43 小计 6 276.78 19 第3章 神华煤直接液化工艺流程 表3-4 先期总物料平衡(损耗) 单位:万吨/年 序号 物料平衡 数量 灰渣 1 7.25 废气 2 87.04 损失 3 102.73 损耗小计 4 197.02 3.1.2一期总加工流程简介 一期工程流程以先期工程煤液化总流程为基础,加工路线仍为煤液化—TSTAR加氢装置—加氢改制,围绕该加工路线仍配有催化剂制备、备煤、煤制氢、轻烃回收、脱硫等装置,以及空分等配套的公用工程系统(见附图)。 一期工程后两条线在先期投产成功后建设,最终产品总生产能力为300万吨/年。一期工程除了对先期工程的装置进行扩建外,在先期工程的基础上,一期工程增设60万吨/年重整装置和25万吨/年异构化装置,由加氢改质装置生产的重石脑油供给重整装置生产高标号汽油并富产氢气、苯和C8馏分、轻石脑油供给异构化装置生产异构化油,以提高汽油的产量;另外,为保证氢气供应并利用多余的燃料气,建 3设30000Nm/h燃料气制氢装置。 一期工程主要内容包括: 1)备煤装置新建一条大的生产线,供二、三条线煤液化装置配套; 2)催化剂制备新建一条大的生产线,供二、三条线煤液化装置配套; 3)煤液化装置配套新建两条线; 4)加氢稳定装置配套新建两条线; 5)加氢改质装置新建一条大的生产线,供煤液化装置配套; 6)轻烃回收、硫磺、脱硫、酸水汽提、酚回收、油渣成型均新建一条 大装置与煤液化后两条线配套; 7)煤制氢现有两条线,按原设计增加二段变压吸附和加压设备,以增 加产氢率。按现有的煤制氢技术及单套规模进行平衡计算。需要5 3条生产线供氢。加上重整产氢,全厂还需氢约30000Nm/h,根据 20 第3章 神华煤直接液化工艺流程 全厂自产燃料气平衡,还多余相当数量的气体,鉴于现有,煤气化技术在应用中还存在较多的问题,因此在后三条线气化技术的选择上需在实施前认真的选择。 8)增加60万吨/年连续重整和20万吨/年异构化装置,可供生产93号清洁汽油,还可生产约17万吨/年的芳烃。 一期工程物料平衡见下表。 表3-5 一期总物料平衡(原料) 单位:万吨/年 序号 物料平衡 数量 进厂原煤 1 1180.69 其中:配液化用精煤 571.45 配催化剂用精煤 100.34 制氢用原煤 386.83 锅炉用洗中煤及煤泥 122.07 外购硫磺 2 0.51 外购硫化物 3 0.345 外购液氨 4 0.49 催化剂(硫酸铁) 5 28.87 装置用汽、水、空气 6 563.26 入方总计 1774.16 表3-6 一期总物料平衡(产品) 单位:万吨/年 序号 物料平衡 数量 1 LPG 31.13 93#汽油 2 52.14 苯 3 6.06 C8馏分 4 11.09 柴油馏分 5 215.01 酚 6 1.09 煤液化产多余燃料气 7 5.66 产品小计 322.18 21 第3章 神华煤直接液化工艺流程 表3-7 一期总物料平衡(产品) 单位:万吨/年 序号 物料平衡 数量 锅炉用煤中煤及煤泥 1 53.2 油渣 2 61.04 燃料气 3 17.11 天然气燃料 4 0.00 废水 5 145.43 小计 6 276.78 表3-8 一期总物料平衡(自用) 单位:万吨/年 序号 物料平衡 数量 锅炉用油渣 1 183.12 锅炉用洗中煤及煤泥 2 122.07 燃料气 3 46.83 废水 4 487.25 小计 839.27 表3-9 一期总物料平衡(损耗) 单位:万吨/年 序号 物料平衡 数量 灰渣 1 21.07 废气 2 309.81 损失 3 281.83 损耗小计 4 612.72 3.2煤直接液化工艺特点 神华集团在与煤炭科学研究总院北京煤化所多年合作研究的基础上,通过风险分析与论证,建立中试装置试验与验证,并在新型高效863”合成催化剂研发成功的条件下,共同开发出具有我国自主知识“ 产权的神华煤直接液化工艺技术,其特点如下: 3.2.1采用悬浮床反应器,处理能力大,效率高 [28]煤液化反应器的制造是煤液化项目中的核心制造技术。煤液化反应器在高温高压临氢环境下操作,条件苛刻,对设备材质的杂质含量、常温力学性能、高温强度、低温韧性、回火脆化倾向等都有特殊 22 第3章 神华煤直接液化工艺流程 要求。反应器材质为2.25Cr-1Mo-1/4V,是中国一重集团新开发的钢种。反应器外径5.5m,壁厚335mm,设备单体质量达2 050t,是目前世界上最大的反应器。煤液化反应器采用悬浮床反应器,具有两个优点: (1)通过强制内循环,改善反应器内流体的流动状态,使反应器设计尺寸可以不受流体流动状态的限制,因此,单台设备和单系列装置处理能力大; (2)由于悬浮床反应器处于全返混状态,径向和轴向反应温度均匀,可以充分利用反应热加热原料,降低进料温度,同时气、液、固三相混合充分,反应速度快,效率高。 表3-10 煤液化及膜分离单元 原料 数量 万吨/年 百分比 % 煤粉 494.06 36.05 氢气(纯氢) 42.99(41.31) 8.70 注水,蒸气 32.86 6.65 催化剂煤粉 98.42 19.92 循环溶剂 630.13 45.98 注硫 6.361 1.29 冲洗,密封剂 65.49 13.26 合计 1370.31 100 表3-11 煤液化单元产品 产品 数量 万吨/年 百分比 % 低压气 3.70 0.75 中压气 24.45 4.95 常压塔气 10.62 2.15 常顶油 3.12 0.63 减压油 6.42 1.30 重加氢油 974.91 71.15 油渣 183.12 13.36 酸性水 113.86 8.30 损失 0.17 0.01 冲洗密封油 0.00 0.00 膜分离排放气 49.93 10.11 合计 1370.31 100 23 第3章 神华煤直接液化工艺流程 3.2.2催化剂制备单元 [29-35]在研究了国外先进的催化剂的基础上,我国合成的新型高效“863”催化剂是国家高新技术研究发展计划(863计划)的一项课题成果,性能优异,具有活性高、添加量少、油收率高等特点。该催化剂为人工合成超细铁基催化剂,主要原料为无机化学工业的副产品,国内供给充足,价格便宜,制备工艺流程简单,生产成本低廉,操作稳定。由于催化剂用量少,在催化剂制备装置将催化剂原料加工,并与供氢溶剂调配成液态催化剂,有效解决了催化剂加入煤浆难的问题。 一期工程共两套1×33,1×66万t/年装置,产量为催化剂煤粉98.42万吨/年,废水为283.66万吨/年,废气192.37万吨/年。 表3-12 催化剂制备投入物料 物料 数量 万吨/年 配催化剂用洗精煤 100.34 硫酸铁 28.871 液氨 4.00 水 313.14 空气 78.40 氦气 31.92 蒸气 17.77 合计 574.45 其中油渣作为锅炉的燃料,酸性水直接去含硫污水汽提单元,常顶油,减压油和重加氢油进入TSTAR加氢单元,低压气和中压气和常压塔气进入轻烃回收装置。 3.2.2采用T-star工艺对液化粗油进行精制 T-Star工艺是沸腾床缓和加氢裂化工艺,借助液体流速使具有一定 并保持一定的界面,使氢气、催化剂粒度的催化剂处于全返混状态, 和原料充分接触而完成加氢反应的过程。该工艺具有原料适应性广、操作灵活、产品选择性高、质量稳定、运转连续、更换催化剂无需停工等特点。 一期工程共3套1×300万t/年装置, 24 第3章 神华煤直接液化工艺流程 表3-13 T-star装置进料 原料 数量 万吨/年 百分比 % 氢气 11.509 1.17 产品油 985.45 89.43 注硫 0.882 0.09 注水、蒸气 72.99 7.41 冲洗、密封油 18.68 1.90 合计 1088.51 100 表3-14 T-star装置产品 产品 数量 万吨/年 百分比 % 高压排放氢 0.125 0.013 冷低分气 4.064 0.413 分馏塔顶气 6.232 0.633 石脑油 8.551 0.869 柴油 276.13 28.049 酸性水 79.09 8.034 冲洗、密封油 84.176 8.551 循环溶剂 630.13 64.01 损失 0.01 - 合计 1088.51 100 产品中循环溶剂循环回煤液化及膜分离单元作为原料,柴油进入加氢改质单元进行后加工处理,石脑油馏分,高压排放氢,冷低分气和分馏塔顶气进入轻烃回收装置。 3.2.3加氢改质单元 主要是把从T-Star装置的柴油馏分和轻烃回收装置的石脑油进行加氢精制,去除油品中的硫、氮、氧杂原子及金属杂质,另外对部分芳烃进行加氢,改善油品的使用性能。一期工程为两套1×100万t/年装置。 25 第3章 神华煤直接液化工艺流程 表3-15 加氢改质单元进料 原料 数量 万吨/年 百分比 % 纯氢气 7.08 2.44 柴油 289.97 91.861 CS 0.345 0.119 2 HO 16.18 5.58 2 合计 313.57 100 表3-16 加氢改质单元产品 产品 数量 万吨/年 百分比 % 气体 4.17 1.44 轻石脑油 22.15 7.64 重石脑油 54.31 18.73 柴油馏分 215.01 74.15 酸性水 17.92 6.18 合计 313.57 100 3.2.4重整抽提单元 包括催化重整和芳烃抽提两部分。从加氢改质单元出来的重石脑油进入重整抽提单元,主要是生产高辛烷值汽油和苯。一期工程为两套1×60万t/年装置。原料为54.31万吨/年重石脑油。 表3-16 重整抽提单元产品 产品 数量 万吨/年 百分比 % 含氢气体 4.76 8.77 其中纯氢 1.84 3.39 LPG 1.41 2.59 燃料气 0.54 1.00 苯 6.06 11.16 汽油组分 28.46 52.39 混合C8 11.09 24.10 合计 54.31 100 3.2.5异构化单元 异构化过程是在一定的反应条件和有催化剂存在下,将正构烷烃转变为异构烷烃。异构化过程可用于制造高辛烷值汽油组分。加氢改 26 第3章 神华煤直接液化工艺流程 质单元出来的轻石脑油进入异构化单元。一期工程为两套1×25万t/年装置。 表3-17 异构化单元进料 原料 数量 万吨/年 百分比 % 纯氢气 0.11 0.50 轻石脑油 22.15 99.5 表3-18 异构化单元产品 产品 数量 万吨/年 百分比 % 燃料气 0.34 1.53 液化气 0.24 1.07 异构化油 21.69 97.90 合计 22.15 100 3.2.6煤制氢单元 神华煤炭直接液化项目所需要的氢气由2套干煤处理能力为2000 t/h的煤制氢装置供给,采用Shell粉煤加压气化工艺,该工艺是目前世界上较先进的典型的煤气化工艺之一,气化炉有效气体(CO+H)生产2 3能力为150 000m/h。煤气化生产的合成气经CO变换、低温甲醇洗净化和变压吸附提浓后供各装置使用。Shell煤气化属加压气流床粉煤气化,以干煤粉进料,纯氧做气化剂,液态排渣。煤气中的有效成分高达90%以上,甲烷含量很低,煤中约83%以上的热能转化为有效气,约15%的热能以中压蒸汽的形式回收。由于煤炭的氢含量只有4%左右,在煤炭直接液化生产液体油品的过程中要消耗大量的氢气,因此煤炭直接液化项目的氢气产量和消耗量巨大,又加上耗氢的装置较多、系统复杂,所以煤炭液化项目的之前制氢系统就显得非常重要。 27 第3章 神华煤直接液化工艺流程 表3-19 神华煤炭直接液化项目氢气消耗 -1-1项目 装置处理量/ t?h 化学氢耗/% 净耗氢量/ t?h 煤炭液化 250 5.75 14.375 加氢稳定 436.63 0.83 3.625 加氢改制 133.41 2.12 2.828 硫磺回收尾气 0.008 合计 20.836 表3-20 神华煤炭直接液化项目氢气需求与供应 需求 供应 项目 煤炭 加氢 加氢 硫磺回收轻烃回 煤制 液化 稳定 改质 尾气处理 收氢气 氢气 -1氢气量/ t?h 19.186 5.150 3.200 0.010 4.015 23.531 氢气摩尔组成 H 99.5 99.5 99.5 100 99.5 2 N 0.27 0.27 0.27 0.27 2 CH 0.23 0.23 0.23 0.23 4 CO+CO <20 <20 <20 <20 2 1)单位为μg/g。 数据表明,煤制氢装置要生产23.441 t/h摩尔含量为99.5%的氢气才能满足煤炭液化项目的需要。 3.2.7空分装置 采用德国林德公司空分技术,由两条生产线组成,单条生产线制 3氧能力为50 000m/h。空分装置主要为煤制氢装置提供高压高纯度氧气,为煤液化、煤制氢、加氢改质、轻烃回收等装置提供高、中、低压高纯度氮气,为各装置提供仪表空气。 3.2.8自备电站 神华煤直接液化项目一期工程第一条生产线用电负荷为142MW,需工业蒸汽400t/h,年排出油渣60万t、洗中煤33万t,可燃性化工 3尾气14 000 ~30 000m/h。自备电站的燃料主要来源于煤直接液化所产生的油渣、洗中煤和可燃性化工尾气,不足部分补充洗中煤,电站总装机容量为500MW,其中一期工程装机容量为200MW。 28 第3章 神华煤直接液化工艺流程 3.2.9水处理装置 采用先进的水处理技术对各装置排出污水进行处理,采用克劳斯法处理酸性气体进行硫回收,争取达到零排放。 3.3小结 详细介绍了神华煤直接液化工艺流程图。重点介绍了工艺流程图中的关键装置,例如:液化反应单元,T-star单元。该工艺流程图已经进过详细的整体优化,尽量争取达到了一个最优化的组合。 29 第4章 煤直接液化工艺经济分析 第4章 煤直接液化工艺经济分析 按照上面制定的工艺流程,通过技术经济分析来评价项目经济收益,这里也先做几点规定:(1) 根据工艺总流程并以先期工程投资为基础估算一期工程增量投资及一期工程总投资。(2) 工程建设管理费、监理费等根据有关现行规定计算。(3) 生产人员准备费按500人提前一年进厂、16.4万元/人、年计算。(4) 生产职工培训费按500人、1万元/人计算。(5) 预备费按10%计算。 4.1投资估算与资金筹措 4.1.1建设投资与流动资金估算 投资是建设一个项目,使之投入生产并继续运行下去所需的资金。我国石油化工系统目前采用下式表示项目总投资: 总投资=建设投资+固定资产方向调节税+建设期借款利息+流动资金 [36,37]-1表示总投资组成可由图4。 30 第4章 煤直接液化工艺经济分析 炼油装置 总图运输设备购置费 储运工程工程费用安装工程费公用工程 建筑工程费无形资产费用辅助生产设施建设投资固定资产投资工器具及生产家具递延资产费用 预备费总建设期贷款利息投资 固定资产投资方向调节税 流动资金 图4-1 建设项目总投资组成 [38,39]下面将对本项目进行投资估算,下面将对本项目进行投资估 算,部分数据来自中石化工程设计公司,固定资产投资包括工程费用 和固定资产其他费。固定资产其他费的一期总费用为:318172万元。 表4-1 神华项目工程费用 单位:万元 序号 装置/单元名称 先期费用 一期增量费用 一期总费用 工艺生产投资 1608424 2367872 1 759449 生产管理设施 2025 14028 2 12004 总图运输工程 51967 106.276 3 54309 储运工程 31924 74448 4 42524 辅助设施 59536 117915 5 58383 厂外工程 30098 75499 6 45401 26310 46749 其他 7 20439 合计 1810280 2802.789 8 992508 31 第4章 煤直接液化工艺经济分析 表4-2 神华项目无形资产 单位:万元 费用名称 序号 先期费用 一期增量费用 一期总费用 境内专利技术使用费 740 1110 1 370 863专有技术使用费 300 2 300 HTI专利费 5352 3 5352 低温甲醇洗专利费 5242 7863 4 2621 T-Star专利费 1571 2357 5 786 煤气化制氢技术使用费 4713 7070 6 2357 气化制氢许可证费 26310 46749 7 9014 合计 30295 51095 8 20800 表4-3 神华项目递延资产 单位:万元 费用名称 序号 先期费用 一期增量费用 一期总费用 生产人员准备费 8200 31266 1 23066 出国人员费用 600 4584 2 3984 图纸资料翻译费 100 400 3 300 来华人员费用 930 2730 4 1800 合计 9830 38980 5 29150 建设投资=工程费用+固定产其他费+无形资产+递延资产+预备费+自备电站,神华煤直接液化项目建设投资见下表。 表4-4 神华项目建设投资 单位:万元 序号 费用名称 先期费用 一期增量费用 一期总费用 1810280 2802789 工程费用 1 992508 固定资产其他费 153863 318172 2 164309 30295 51095 无形资产 3 20800 递延资产 9830 38980 4 29150 200427 262905 预备费 5 62479 33948 480000 自备电站 6 146052 合计 2538643 3953941 7 1415298 [40,41](2)流动资金估算 根据神华煤直接液化项目的实际情况,流动资金按分项详细估算法估算,备品备件暂按维修费的15%计列,各分项最低储备天数如下: 32 第4章 煤直接液化工艺经济分析 应收账款:30天,原材料:其中原煤,5天,其他原料,15天,在产品:3天,在成品:15天,备品备件:维修费用的15%,现金:15天,应付账款:30天。测算数字来自子神华集团有限责任公司神华煤直接液化项目可行性研究报告。本项目需流动资金为:先期12155万元;整个一期工程为27327万元。详细请见:《流动资金估算表》。 表4-5 流动资金估算表 序号 项目 最低周转天数 周转次数 先期正常年 一期正常年 1 流动资产 24486 60276 1.1 应收账款 30 12 8894 19957 1.2 存货 9753 21397 1.2.1 原料 2302 3818 原煤 5 72 221 837 其他原料 15 24 2081 2981 1.2.2 在产品 3 120 849 1892 1.2.3 产成品 15 24 4406 9852 1.2.4 备用备件 2195 5835 1.3 现金 30 12 481 1052 2 流动负债 6973 15079 2.1 应付账款 30 12 6973 15079 3 流动资金 17513 45197 4 资金增额 12155 15172 5 资金借款 8508 19129 6 利息 498 1119 4.1.2资金筹措及用使用计划 (1)资金筹措 依据神华公司的意见,本项目的资本金为筹资额(建设投资、建设期利息及30%的流动资金之和)的三分之一,其余部分按贷款考虑,其中美元贷款款额根据项目所需外汇额度计算。资金本金由神华公司自 33 第4章 煤直接液化工艺经济分析 筹。根据有关规定,本项目所需流动资金的30%由企业自筹,在资本总额中支付,其余70%由银行贷款解决。 借款利息计算方法: 银行贷款年利率平均为4.67%。项目资本金考虑为:先期67%,后期50%。项目先期流动资金贷款利率为7.47%;项目后期长期贷款利率为7.28%,流动资金贷款利率为:7.47%。 (2)建设期及用款年限 项目建设期为6年,投资分配比例:先期第一年40%,第二年:40%,第三年20%;一期第一年:30%,第二年40%,第三年30%。 4.1.3总投资 该总投资计算不计固定资产投资方向调节税,计算结果见附表。 4.2总成本费用估算 4.2.1炼油总成本的构成 成本是指工厂生产某种产品所需费用的总和,成本是决定工厂经济效益最重要的因素,我国石油化工系统目前采用下式表示项目总成本: 总成本费用,生产成本,管理费用,销售费用,财务费用 总成本的组成如图4-2 所示。 34 第4章 煤直接液化工艺经济分析 折旧费 制造费用修理费 其它 生产成本外购原料、辅助材料费 外购燃料及动力费直接费用 生产工人工资及福利 无形资产摊销总成管理费用开办费摊销本其他 期间费用利息支出 财务费用 其他 销售费用 图4-2 成本组成图 4.2.2生产成本 生产成本包括:生产原料费用(包含辅助材料),制造费用,生产 工人工资及福利。 (1)生产原料费用 表4-6 一期总物料平衡(原料) 单位:万吨/年 序号 物料平衡 数量 进厂原煤 1 1180.69 其中:配液化用精煤 571.45 配催化剂用精煤 100.34 制氢用原煤 386.83 锅炉用洗中煤及煤泥 122.07 外购硫磺 2 0.51 外购硫化物 3 0.345 外购液氨 4 0.49 催化剂(硫酸铁) 5 28.87 装置用汽、水、空气 6 563.26 入方总计 1774.16 采用的评估价格 油品的价格拟采用中国石化集团公司经济技术研究院推荐的“效 35 第4章 煤直接液化工艺经济分析 益测算价格2006版”。该价格以近十年来国际市场原油及成品油及成品油月平均价为基础,以代表国际市场油价走势的布伦特原油为基准,对各种原油及油品相对布伦特原油的差价进行分析测算,从而确定不同原油及汽、煤、柴、石脑油、燃料油等与布伦特原油之间较为合理的差价。在取定布伦特原油离岸价格为50美元/桶的基础上,根据相应的差价水平确定原油和主要成品油价格,并按进口等价的原则推算出国内价格水平。对于没有推荐价格的油品,项目原料价格按照企业实际水平考虑。 表4-7 进厂价格 单位:元/吨 进厂原煤 100 硫磺 854 硫化物 7000 液氨 2585 新鲜水 2.24 下网电价(元/度) 0.4666 催化剂 2500 表4-8 出厂价格 单位:元/吨 93#汽油 5340 0#柴油 4415 -10#柴油 4680 -20#柴油 4901 石脑油 4675 液化气 2800 苯 5750 C8馏分 5710 酚 5000 上网电价(元/度) 0.2397 36 第4章 煤直接液化工艺经济分析 表4-9生产原料费用 单位:万元 原料 数量(万吨/年) 费用 原煤 1180.69 118069 外购硫磺 0.51 435.54 外购硫化物 0.345 2415 外购液氨 0.49 1266.65 催化剂(硫酸铁) 12.99 32475 新鲜水 1914 4287.36 用电 273025(度/年) 12.55 合计 158961 (2)工资及福利 不含发电情况下,先期定员考虑1000人,后期增加300人;包含发电情况下,先期定员考虑1300人,后期增加500人;年工资及福利费按8万元/人年计。即工资和福利费用为:14400万元。 (3)制造费用 制造费用包括折旧费,修理费和其他。计算方法为:固定资产的折旧按14年折旧考虑,净残值率为10%;固定资产的修理费均考虑为1.5%;其他制造费用按10000元/人计取。其他管理费用为3万元/人.年;项目生产保险费按固定资产的0.45%记取。 P,SP(1,s)D,,nn 式中: D——固定资产折旧额 P——固定资产原值 S——固定资产残值 s——固定资产净残值率 n——固定资产折旧年限 37 第4章 煤直接液化工艺经济分析 表4-10 固定资产折旧计算 项目 数量(万元) 固定资产原值 4138852 折旧费 266069 残值 26606 修理费 62082.78 4.2.3管理费用 无形资产按生产期10年等额摊销;递延资产按生产期5年等额摊销;保险费费率按固定资产原值的0.45%计取;其他管理费用按30000元/人计取。其计算结果见表 表4-11 管理费用 单位:万元 无形资产 5109.5 递延资产 7796 保险费用 18624.834 其他管理费用 5400 总计 36936 4.2.4财务费用 项目财务费用主要为利息支出,包括建设投资贷款利息支出(其中的人民币借款建设期按实际年利率4.67%和流动资金借款利息( 年利率为7.47%)。结果见表。 表4-12 财务费用费用估算表及其结果 单位:万元 项目 建设投资借款利息 流动资金借款利息 总计 财务费用 1119 4502 5621 4.2.5销售费用费用 销售费用暂按年销售额的1%计算。其结果见表。 38 第4章 煤直接液化工艺经济分析 表4-13 销售费用 单位:万元 项目 数量(万元) 销售额 1526630.58 销售费用 15266.3 4.2.6合计 总成本费用,生产成本,管理费用,销售费用,财务费用, 即:总成本费用,158961+14400+266069+62082.78+36936+ 5621+15266.3,559336.08万元。 4.3销售收入与税金计算 4.3.1销售收入 (1)产品价格 产品价格按照现行西部市场的普遍价格,各种产品价格汇总于表4-8。 (2)销售收入 销售收入=价格×产量 计算结果见附表21 39 第4章 煤直接液化工艺经济分析 表4-14 产品收入 单位:万元 产品名称 数量(万吨/年) 销售收入 93#汽油 52.14 278427.6 0#柴油 177.56 783927.4 -10#柴油 25.42 118965.6 -20#柴油 12.03 58959.03 石脑油 31.13 145532.75 液化气 5.66 15848 苯 6.06 34845 C8馏分 11.09 63323.9 酚 1.09 5450 上网电价(元/度) 89075 21351.3 合计 1526630.58 4.3.2流转税及附加计算 根据《中华人民共和国增值税暂行条例》、《中华人民共和国消费税暂行条例》和国家的有关规定,依法计算本项目应缴纳的增值税、消费税、城乡维护建设税和教育费附加。 (1)消费税 根据国家的有关规定,本项目只有汽、柴油和石脑油需交纳消费税,税额分别为,汽油: 277.6元/吨,柴油: 117.6元/吨,石脑油:83.10元/吨。 (2)增值税 增值税税率:原材料中天然气的增值税税率为13%,其他原材料的增值税税率为17%辅助材料的增值税税率为17%,新鲜水的增值税税率为13%,外购电的增值税税率为17%。 增值税额,销项税额,进项税额 销项税额,[含税销售收入/(1,税率)]×税率 进项税额,[购入品的外购含税成本/(1,税率)]×税率 40 第4章 煤直接液化工艺经济分析 计算结果见表。 表4-15 产品税金 单位:万元 销项税 税率 计税基数 税金 93#汽油 17% 278427.6 47332.69 0#柴油 17% 783927.4 133267.65 -10#柴油 17% 118965.6 20224.15 -20#柴油 17% 58959.03 10223 石脑油 17% 145532.75 24740.44 液化气 13% 15848 2060.24 苯 17% 34845 5923.65 C8馏分 17% 63323.9 10765 酚 17% 5450 926.5 小计 1526630.58 255463.32 表4-16 原料税金 单位:万元 进项税 税率 计税基数 税金 原料 17% 118069 20071.13 辅助材料 17% 36592.15 6220.66 新鲜水 13% 1914 248.82 电 17% 127393.46 21656.8 小计 48197.49 (3)城市维护建设税和教育附加 城市维护建设税按增值税和消费税之和的7%计算。教育附加按增值税和消费税之和的3%计算。 所得税 流转税金及附加,增值税,消费税,城市建设维护税,教育费附加,计算结果见表。 41 第4章 煤直接液化工艺经济分析 表4-17 流转税金及附加 单位:万元 项目 金额 消费税 42348.14 增值税 207265.83 城市维护建设税 174729.7 教育附加税 7488.4 流转税金及附加(负荷100,) 431832.14 4.4现金流量计算 4.4.1计算依据 (1)经济寿命期 项目先期寿命期为21年,其中建设期6年(先期建设期3年,后期建设期2.5年,试生产期0.5年,总建设期6年),生产经营期15年。 (2)折现率 参考炼油项目的基准收益率,根据本项目的特点,确定本项目的基准折现率为10%,对本项目投入产出进行现金流量分析。 )开工负荷 (3 先期投产第一年60%,第二年80%,第三年100%,一期投产第一年为87%,之后各年均为100%。 4.4.2相关指标计算及其结果 (1)内部收益率 (2)净现值 (3)投资回收期 我国石油化工行业规定用下式计算投资回收期(从建设期开始算起)。 投资回收期,累计净现金流量开始出现正值年份,1,上年累计净现金流量绝对值/当年净现金流量。 静态投资回收期(P),[累计净现金流量开始出现正值年份数]t ,1,[上年累计净现金流量绝对值/当年净现金流量] 42 第4章 煤直接液化工艺经济分析 动态投资回收期(P’),[累计净折现现金流量开始出现正值年份t 数],1,[上年累计折现净现金流量绝对值/当年折现净现金流量] 表4-18 指标计算 项目 先期 一期 全投资内部收益率 11.47% 13.13% 全投资净现值(万元) 145941 692200 全投资回收期(年) 6.71 7.73 4.5其它指标计算 (1)投资利润率 投资利润率是项目在正常生产年份内每元投资的年利润额百分率,是衡量项目投资获利水平的评估指标,计算公式为: 投资利润率,(年利润总额或年均利润总额/总投资)×100% 年利润总额,销售收入,流转税金及附加,年总成本费用 (2)投资利税率 投资利税率是指项目达到设计生产能力后的一个正常生产年份的年利税总额或项目生产期内的年均利税总额与项目总投资的比率,计算公式为: 投资利税率,(年利税总额或年均利税总额/项目总投资)/100% 年利税总额,年销售收入,年总成本费用 或:年利税总额,年利润总额,年销售税金及附加 (3)税后利润 税后利润=利润总额,所得税 所得税按利润总额的33%计。 (4)成本利润率 成本利润率=利润总额/总成本 43 第4章 煤直接液化工艺经济分析 表4-19 其它指标计算结果 其它经济指标 先期 一期 4年均利税总额,10元 207254 585964 4年均利润总额,10元 192498 538363 4年均所得税,10元 48125 134591 4年均税后利润,10元 144374 403773 年均投资利税率,, 14.13 14 年均投资利润率,, 13.13 12.87 4.6各种经济指标汇总 表4-20 指标汇总 项目 先期 一期 总投资(万元) 1466523 4184049 建设投资 1415298 3953941 建设期利息 33712 184911 流动资金 17513 45197 全投资内部收益率 11.47% 13.13% 全投资净现值(万元) 145941 692200 全投资回收期(年) 6.71 7.73 表4-21 吨油品费用组成 单位:元/吨油品 项目 数量 销售收入 4691 原材料及动力费用 758 折旧及维修费 901 工资及管理费 294 各种税费和 1248 税后利润 1489 44 第4章 煤直接液化工艺经济分析 表4-22 吨油指标组成 项目 单位 数量 原煤单耗 吨原煤/吨油品 3.58 原煤单耗 吨原煤/吨原油 3.15 吨油水耗 吨/吨油品 6.07 成本(产品基) 元/吨油品 1953 成本(原油基) 元/吨原油 1720 税后利润 元/吨油品 1489 4.6小结 评价结果表明,先期的全投资所得税后内部收益率11.47%,一期全投资所得税后内部收益率为13.13%,均好于行业基准值的10%。 项目先期由于没有依托条件,并分摊了后期的部分提前投入,单位能力的投资相对偏高,效益受到一定程度的影响;而后期项目由于以先期工程为依托,实现了公用工程方面的共享,避免了一些不必要费用的支出,达到了一期增量调动存量的目的,使一期项目效果明显好于前期。 从吨油指标表可以看出,吨原油成本为1720元/吨油品(相当于30.56美元/桶),远低于采购原油的价格,如果原油价格上涨,煤直接液化制油的效益将十分的显著。 45 第5章 煤直接液化技术研究 第5章 煤直接液化技术研究 神华煤炭直接液化项目采用神华集团自主知识产权的煤炭直接液化工艺技术和催化剂,在液化反应器中将煤炭进行催化加氢反应,生产煤炭液化产品。煤炭直接液化装置生产的液化粗油经过加氢稳定处理后,重质组分循环回煤炭液化装置作为循环活性溶剂使用,其余的轻油组分经加氢改质装置进一步加工处理,生产液化气、石脑油和柴油产品。 对煤直接液化项目上的技术可行性,主要从项目本身存在的技术风险来做定量和定性的分析。技术可行性主要从技术方案、工程放大、工程建设等方面的重大技术问题来分析。 5.1神华采用的技术方案 神华煤直接液化项目以神府东胜煤田的高品质原煤为原料,经过煤液化处理后,再进行深度加工,生产出柴油、汽油等产品。神华煤 [42]直接液化工艺流程简图见图5-1 图5-1 神华煤直接液化工艺流程示意图 46 第5章 煤直接液化技术研究 洗选后的原煤经皮带机输送到备煤装置,加工成煤液化装置及其 [43]他装置所需的煤粉。催化剂原料在催化剂制备装置加工,并与供氢溶剂混合调配成液态催化剂,送至煤液化装置,在高温、高压、临氢和催化剂的作用下,发生裂化反应生成煤液化油送至加氢稳定装置(T-Star),反应剩余的煤粉和部分油质组成的油渣送至自备电站作为燃料。 加氢稳定装置主要是生产满足煤液化要求的供氢溶剂,同时将煤液化粗油脱除硫、氮、氧等杂质进行预精制。其中,柴油馏分送至加氢改质装置进一步提高油品质量,轻质溶剂返回煤液化装置和备煤装置作为供氢溶剂使用。生产初期所用的供氢溶剂需外购。 各加氢装置产生的含硫气体经轻烃回收及脱硫装置处理后作为燃料气。加氢稳定产物分馏切割出的石脑油至轻烃回收及脱硫装置处理,重石脑油进一步到加氢改质装置处理。 各装置产生的酸性水在含硫污水汽提装置处理后循环使用。煤液化、煤制氢、轻烃回收及脱硫和含硫污水汽提等装置脱出的含硫化氢酸性气体,经硫回收装置制取硫磺。 各加氢装置所需的氢气,由煤制氢装置生产供给。空分装置制取氧气和氮气,供煤制氢、煤液化等装置使用。 本项目工艺流程主要包括煤炭洗选单元,制氢工艺单元,催化剂制备单元,煤液化反应单元,加氢改质单元等。神华集团在煤液化各个单元都采用了先进的技术。 5.1.1最核心工艺的选择 现在世界上典型的煤直接液化工艺主要有3种,即德国的IGOR [44]工艺、日本的NEDOL工艺和美国的HTI工艺,如何在这3种工艺中作出合理正确的选择,是项目规避技术风险的重要环节。选择煤液化工艺首先要考虑煤质的适应性,试验表明神华煤非常适合采用直接液化工艺。同时采用煤直接液化工艺投资省、运行成本低,因而投资回报率高。 47 第5章 煤直接液化技术研究 为确定最佳煤直接液化工艺,神华集团多次组织国内、外专家对上述技术进行研究和比较论证,2002年6月神华集团与美国HTI公司签订了技术转让许可证协议,2002年8月HTI提交经过修改后的工艺[45]包。为确保第一条生产线的稳定可靠,神华集团对HTI工艺进行了重大修改,最终确定采用此项世界上最先进的煤直接液化工艺。其突出特点如下: (1)在反应器设置外动力循环方式来实现液化反应器的全返混运转模式,油收率较高。 (2)使用新一代的高效催化剂,添加量少,成本低。 (3)全馏分离线加氢,供氢溶剂配制煤浆,实现长期稳定运转。 (4)反应条件相对比较温和。 [46,47]美国HTI工艺 HTI工艺是在H-COAL工艺和CTSL工艺的基础上发展起来的。 H-COAL是由美国碳氢化合物研究公司研制的,其前身是沸腾床重油加氢裂化H-OIL工艺。H-COAL以褐煤、次烟煤或烟煤为原料,生产合成原油或低硫燃料油。原料煤经破碎、干燥后与循环油一起制成煤浆,加压到21MPa并与氢气混合,进入沸腾床催化剂反应器进行加氢液化反应,经分离、蒸馏加工后制得轻质油和重油。该工艺特点是:高活性载体催化剂,采用固、液、气三相沸腾床催化反应器;残渣作气化原料制氢气。CTSL工艺是在H-COAL工艺基础上发展起来的催化两段液化工艺。特点是反应条件缓和,采用两个与H-COAL工艺相同的反应器,达到全返混反应模式;催化剂为采用专利技术制备的铁基胶状催化剂,催化剂活性高、用量少;在高温分离器后面串联有加氢固定床反应器,起到液化油加氢精制的作用;固液分离采用临界溶剂萃取的方法,从液化残渣中最大程度回收重质油。 在上述两种工艺的基础上,利用悬浮床反应器和铁基催化剂进行工艺改进,形成了HTI煤液化新工艺。HTI工艺的主要特点是:反应 [48]条件比较缓和,反应温度440~450?,压力17MPa;采用悬浮床反 48 第5章 煤直接液化技术研究 应器,到达全返混反应模式;煤液化的第一段和第二段都是装有高活性加氢和加氢裂解催化剂(Ni、Mo或Co、Mo)的沸腾床反应器,两个反应器既分开又紧密相连,可以使加氢裂解和催化加氢反应在各自的最佳条件下进行。液化产物先用氢淬冷,重质油回收作溶剂,排出的产物主要组成是未反应煤和灰渣。同氢-煤工艺相比较,C以上在4 [49,50]402?馏分油增加53%,液化1吨无水无灰煤生成的馏分油从3.3桶提高到点5.0桶;C~C气体烃产率从11.3降到8.6%,氢利用率从13 8.4%提高到10.7%;油品质量提高,氮、硫杂原子减少50%,从而使 [51]煤液化经济性明显改善,液化油成本降低了17%。其工艺流程图如图5-2。 图5-2 HTI工艺流程简图 5.1.2煤直接用煤的洗选 [52,53]煤直接液化的操作条件要求较高,对煤种有严格要求: (1)煤中的灰分要低,一般小于5%,因此原煤要进行洗选,以得到精煤进行液化。煤的灰分组成对液化过程也有影响,灰中的Fe、Co、Mo等元素对液化有催化作用,而Si、Ca、Mg等元素则不利于液化,且容易引起设备结垢。 (2)煤的可磨性好。直接液化过程要求先把煤磨成200目左右的煤粉,并干燥到水分小于2%。如果可磨性不好,生产过程能耗会很高,设备磨损严重,配件、材料消耗大,增加生产成本。水分高将不利于 49 第5章 煤直接液化技术研究 磨矿和制煤浆。 (3)煤中氢、氧含量差别越小越好,可以减少加氢量,同时减少生成的废水。 (4)煤中的硫分和氮等杂质含量越少越好,以降低油品加工提质的费用。 (5)煤岩的组成也是液化的一项主要指标。丝质组成越高,煤的液化性能越好;镜质组成量高,则液化活性差。 神华集团煤炭直接液化项目要求原料煤灰分?5%,总水分?17%。为了达到这一标准,选煤厂在工艺选择上,要以最大限度降低煤炭灰分作为主要目的。为此,采取以重介旋流器为主的选煤工艺,生产出满足液化用原料煤质量的精煤,而且中煤能满足制氢和锅炉用煤的要求。 5.1.3煤直接液化反应器的制造 煤液化反应器的制造是煤液化项目中的核心制造技术。煤液化反应器在高温高压临氢环境下操作,条件苛刻,对设备材质的杂质含量、常温力学性能、高温强度、低温韧性、回火脆化倾向等都有特殊要求[54,55]。反应器材质为2.25Cr-1Mo-1/4V,是中国一重集团新开发的钢种。反应器外径5.5m,壁厚335mm,设备单体质量达2050t,是目前世界上最大的反应器。反应器由中国石化工程建设公司和中国第一重型机械集团公司(以下简称“一重”)设计院联合设计,由一重制造的神华集团两台煤直接液化反应器已于2006年下半年制造完毕,并成功地吊起,矗立在神华集团煤制油公司(以下简称“神华”)的内蒙古马家塔工地上。其反应器图形如下: 50 第5章 煤直接液化技术研究 图5-3 煤液化反应器示意 采用悬浮床反应器,具有两个优点:(1)通过强制内循环,改善反应器内流体的流动状态,使反应器设计尺寸可以不受流体流动状态的限制,因此,单台设备和单系列装置处理能力大;(2)由于悬浮床反应器处于全返混状态,径向和轴向反应温度均匀,可以充分利用反应热加热原料,降低进料温度;同时气、液、固三相混合充分,反应速度快,效率高。 5.1.4煤直接液化催化剂 新型高效“863”合成催化剂是国家高新技术研究发展计划(863计划)的一项课题成果,性能优异,具有活性高、添加量少、油收率高等特点。该催化剂为人工合成超细铁基催化剂,主要原料为无机化学工业的副产品,国内供给充足,价格便宜,制备工艺流程简单,生产成本低廉,操作稳定。由于催化剂用量少,在催化剂制备装置将催化剂原料加工,并与供氢溶剂调配成液态催化剂,有效解决了催化剂加入煤浆难的问题。 51 第5章 煤直接液化技术研究 5.1.5煤直接液化制氢单元 采用Shell粉煤加压气化工艺,该工艺是目前世界上较先进的典型 3的煤气化工艺之一,气化炉有效气体(CO+H)生产能力为150 000m/h。2 Shell煤气化属加压气流床粉煤气化,以干煤粉进料,纯氧做气化剂,液态排渣。煤气中的有效成分高达90%以上,甲烷含量很低,煤中约83%以上的热能转化为有效气,约15%的热能以中压蒸汽的形式回收。其工艺流程图如下: 图5-4 Shell煤气化装置流程简图 5.1.6煤直接液化空分装置 采用德国林德公司空分技术,由两条生产线组成,单条生产线制 3氧能力为50 000m/h。空分装置主要为煤制氢装置提供高压高纯度氧气,为煤液化、煤制氢、加氢改质、轻烃回收等装置提供高、中、低压高纯度氮气,为各装置提供仪表空气。 5.1.7煤直接液化自备电站 神华煤直接液化项目一期工程第一条生产线用电负荷为142MW,需工业蒸汽400t/h,年排出油渣60万t、洗中煤33万t,可燃性化工 3尾气14000~30000m/h。自备电站的燃料主要来源于煤直接液化所产生 52 第5章 煤直接液化技术研究 的油渣、洗中煤和可燃性化工尾气,不足部分补充洗中煤,电站总装机容量为500MW,其中一期工程装机容量为200MW。 5.1.7煤直接液化控制系统 美国霍尼韦尔公司(Honeywell)为项目提供9套集散控制系统(DCS)、2套紧急停车系统(ESD)、3套安全栅、9套可燃气体及有毒气体检测报警系统,以及相关的机柜、系统接口、系统集成和备品备件,以保证项目的整体运行安全、可靠和高效。 5.1.8煤直接液化固液分离系统 采用成熟的减压蒸馏技术进行固液分离,减压蒸馏技术在石油化工领域广泛使用,并且十分成熟。一个减压蒸馏塔可代替上百台离心过滤机,因此处理量大,且不需烦琐的过滤操作,使设备和操作大为简化,且采用该技术所获得的油收率并不低。根据试验结果,按照控制减压塔底固体质量分数50%来操作,非固体成分大部分是沥青类液,实际残渣带走的油只有塔底物的3%左右,对整个油收率的影响在体 1%以下。 5.1.9煤直接液化固液供氢溶剂 煤直接液化过程中,溶剂的作用机理表明,合适的供氢溶剂是含有较多稠环芳烃并经部分加氢的物料。在神华煤直接液化工艺中,将常压蒸馏塔和减压蒸馏塔的全部馏出物送入加氢稳定装置,按要求的深度加氢后作为供氢溶剂。煤浆制备全部采用供氢溶剂配制。 5.1.10煤直接液化T-star工艺 T-Star工艺是沸腾床缓和加氢裂化工艺,借助液体流速使具有一定粒度的催化剂处于全返混状态,并保持一定的界面,使氢气、催化剂和原料充分接触而完成加氢反应的过程。该工艺具有原料适应性广、操作灵活、产品选择性高、质量稳定、运转连续、更换催化剂无需停工等特点。 53 第5章 煤直接液化技术研究 5.2神华项目工程放大研究 为确保工艺的可靠性,实现大装置长周期稳定运行,神华集团在上海建设了具有世界一流水平的煤液化中试基地。首先在30kg/d的小型连续装置上进行了柠条塔煤和上湾煤的CFU(小型连续试验)液化试验;2000年8~9月在3t/d的中型连续试验装置上进行了PDU(工艺开发装置试验)液化试验,并取得较好的结果。同时将试验所得的煤液化油的油样请有关科研单位进行了全流程的试验验证工作。为防止出现偏差可能造成设计基础数据不准,对将来实际工业生产装置产生不利影响,经中、外方专家的共同研讨,神华集团又于2001年11月~2002年1月再一次按工艺包设计条件和流程进行了全流程的连续小型试验。1月8日结束,全流程连续平稳运行30天。因此,从煤液化技术的发展及主要技术的对比以及神华液化的实验结果看,目前采用的煤 上海煤液化中试装置直接液化核心技术是成熟可靠的。2005年1月, (PDU)投煤试运行,获得试验油品,工艺流程全面打通;2005年4月,神华煤直接液化项目核心装置开始建设;2005年10月,上海煤液化中试装置(PDU)优化改造后再次投煤开工,实现装置运转稳定,各项控制参数正常;经化验数据分析,装置蒸馏油收率达到54~56%,转化率为90~91%,神华煤直接液化工艺技术的可行性和可靠性在试验中得到验证。 5.3神华项目建设研究 神华煤液化项目的一期工程含3条煤液化生产线、煤制气、气体制氢等部分。经专家多次反复论证,一期工程,拟分2个阶段进行建设。先期投产第1条线,年产液化油83万t左右。待这条线运转成功,所暴露的设备问题就可得到解决,流程经过优化后再建另外2条线,即可完成整个一期工程。先期单系列投产阶段的建设任务要求在2007年完成。 在项目管理方式上,煤液化项目属产业链纵向延伸项目,煤炭行 54 第5章 煤直接液化技术研究 业本身无炼化工艺基础。所以下一步采取国内外相结合、行业联合和人才整合的管理部署,在同国外进行积极的技术合作和向其学习先进的项目管理的基础上,与国内石化行业设计、科研、工程建设和生产企业、销售企业及其有关大专院校全面合作,争取使世界上第一个煤直接液化的商业化项目成功运营。 5.4小结 神华煤直接液化工艺都是采用上世界上最先进的技术。其中工艺采用美国的HTI工艺,制氢单元采用shell粉煤气化工艺,液化反应器是在国内制造的,同时催化剂也是采用国产的“863”新型高效催化剂,这样,神华集团在引进核心技术的同时,也使用属于自己的技术。总之,就技术而言。煤直接液化工艺整套技术已经基本成熟。可以保证工业化的成功。 55 第6章 煤直接液化项目环境分析 第6章 煤直接液化环境分析 神华煤直接液化项目是世界上第一个用煤直接液化成燃料油的项目,是国家能源安全战略的一个重要组成部分,是国家保障石油安全 [56,57]的重大战略举措。也是一次重大的科学技术尝试和技术创新。同时,项目仍然在环境保护方面存在巨大的压力。神华煤直接液化厂位于内蒙古自治区鄂尔多斯市神东煤矿区,属北温带半干旱大陆性气候区,自然条件差,生态环境脆弱,水土流失、沙化现象严重,水资源短缺,全年降雨量少,再加上建设运行如此大的项目,其带来的压力是巨大的。这就需要在项目建设前,一定要解决好环境保护的问题。神华煤直接液化项目主要应在二个方面做好工作。 6.1神华煤直接液化污水回用 3煤制油项目一期工程日需新鲜水28248m,拟回用自身污水 3318648m/d,分三条生产线,一条生产线日需新鲜水1.2万m,神华项目所在的神东矿区处在世界著名的毛乌素沙地与黄土高原的结合部位,具有明显的大陆性干草原气候,天然水资源量有限,时空分布极不均匀,因而使神东矿区成为比较缺水的地区。随着神东矿区生产规模日益扩大及煤制油项目的全面实施,用水量将大幅度增长,供需矛盾日愈尖锐。为了缓解水资源的供需矛盾,需要积极寻求开辟新水源的各种途径。其中将煤制油自身产生的污水回用就是最为可行的一条途径,因为污水回用具有不受气候影响,不与邻近地区争水,就地可取,稳定可靠,保证率高,水量大等优点。污水回用在一定使用范围内,为我们提供了一个经济可靠的新水源,并且可以节省饮用水源。 6.1.1神东矿区污水回用分析 3经调查,2002年神东矿区污水总量大约为1000万m/a,预计煤 56 第6章 煤直接液化项目环境分析 3制油项目一期工程建成后,矿区污水总量将达到2000万m/a左右,几乎与现有神东矿区及煤制油项目一期工程建成后需水量相等的污水是神东矿区污水回用的基础。其次,目前神东矿区无论是矿井水、生活污水的中污染物都比较简单,经过处理后的污水绝大部分可以达到回用水的指标要求。神华项目用水量如下图: 表6-1 煤制油一期工程用水量 单位:万吨 项目 一条生产线 二条生产线 三条生产线 拟需新鲜水 12000 20000 28248 拟回用污水 6216 12432 18648 合计 17296 30592 46896 3远期新鲜水量包括现富余新鲜水6000m/d、矿区天然水资源可开 33发量15000m/d、因污水就近、就地使用而节约的新鲜水量5000m/d,所以如果充分开发矿区水源,大力开展污水回用,矿区富余新鲜水可以满足煤制油一期工程用水量的57%。其余43%可由污水回用解决,污水量还有节余。污水的回用率大约为75%左右。 针对拟回用污水的情况,提出的参考方案一,建立集污水处理、蓄未、回用为一体的综合工程。这样做将污水处理、蓄水、回用综合起来建设,可以大大地减少基建投资。方案二、利用地下废弃采空区蓄水,因为不需要占地。分析建设:采用方案一、方案二相结合,采用方案一处理、储存污水,采用方案二储存未经生产绕动(污染)矿井水及污染度较低的矿井水以备回用。这样做的好处是一方面可以节约因远距离输送引起的费用,另一方面,可以节约新鲜水量,为煤制油供尽可能多的新鲜水。 6.1.2神华项目供水、污水回用方案 煤制油项目用水分为:生产水系统、生活水系统、除盐水系统、循环冷却水系统、消防给水系统、绿化等杂用水系统。根据用水水质要求,可以按以下方式分别进行供水和污水回用。 57 第6章 煤直接液化项目环境分析 地下水,水源净水厂处理 生活用水,优水,河槽水及地质生产用水符合饮 表水剩用水标 余准部 分未经生产污染的 矿井水 符合工业复用冷却水系统 井下污水处一般生产用水 理厂除盐系统 循环冷却水系深度污水处理厂 统出水 采空区蓄水符合绿化,生活杂用水 的要求 氧化污水集中处理市政用水,绿图6-1 煤制油项目供水、污水回用方案示意图 厂化用水6.1.3分析结论 煤制油项目一期工程用水量完全可以通过以上方式实现:充分发挥现有水厂生产能力,全面开展污水回用,不足部分可以抽取部分地下水或在丰水季节提升河漕水补充到处理实施中。 6.2煤直接液化残渣利用 不论煤直接液化采用哪种工艺,煤的转化率都不能达到100%,最后总是有少量未反应的煤需要排出液化装置,加上煤中夹带的无机矿物和加入煤浆的催化剂,另外还有一些煤液化的中间产物,她们都是 [58,59]以固体与液化油混合在一起。分离液化油后的剩余物质称为液化残渣。它是一种高炭、高灰和高硫的物质,产量一般达到原料煤的30%左右。所以无论从经济性还是从环保角度考虑,对残渣的利用研究都 58 第6章 煤直接液化项目环境分析 是液化工艺开发的重要组成部分。煤液化残渣的性质取决于液化煤的种类、液化工艺条件和固液分离方法,而最主要的决定因素是固液分离方法,神华液化工艺用有减压蒸馏、溶剂萃取和过滤等方法将它们与液化油分开。如何有效的利用和处理直接液化所产生的大量残渣是工业化必须解决的一个问题,残渣是非均一物质,是一种组成复杂的混合物,不同的液化工艺,尤其是固液分离技术对残渣的组成影响甚大。从神华煤直接液化工艺流程图中可以得知,产应残渣的主要是煤液化单元,制氢单元,加氢改质单元,和T-star单元。神华煤液化工艺所得减压蒸馏残渣的典型组成为:重质油30%、沥青烯20%、前沥青烯5%和四氢吠喃不溶物(未反应的煤和矿物质)45%,其中未反应的煤约占残渣30%左右。到目前为止,煤液化残渣的利用途径主要有气化、干馏焦化和燃烧三种方式 6.2.1干馏焦化 煤直接液化减压蒸馏残渣中含有高沸点油类、沥青烯等物质,通过干馏的方法可将其进一步转化为可蒸馏油、气体和焦炭。增加了液体产品的同时,产生的气体可用于制氢,焦炭可去气化、燃烧等。干馏利用方式可回收残渣中的重质油,尤其是残渣的加氢焦化,可使残渣中的沥青烯最大限度地转化为重质油和可蒸馏油,增加了煤液化工艺的目标产品—液体产品收率。但是,这种利用方式仅实现了残渣的部分利用,需要进一步寻求焦化主要产物—半焦或焦炭的最佳利用方式。 .2.2燃烧发电 6 煤直接液化残渣具有较高的发热量,特别是采用减压蒸馏分离技术所得的残渣,其发热量更高。如:神华煤液化工艺所得残渣发热量 -1高达29.42MJ?kg与优质动力煤相比,其热值也毫不逊色。因此展开残渣燃烧性能的评价,并可以尝试残渣燃烧发电与煤液化厂耦合的设想。此外,残渣可作为化工原料加工成高附加值的碳素材料,如电极石墨 59 第6章 煤直接液化项目环境分析 材料或碳纤维材料。但是,鉴于液化厂的规模和液化残渣的数量,残渣被作为加工碳素材料的原料时,其加工规模难与液化厂规模相匹配。 6.2.3气化 煤加氢液化过程中需要大量的氢气,如果将煤液化残渣用于气化制氢,既为煤液化过程提供了部分氢源,又可消耗掉全部液化残渣,通过一氧化碳变换后被分离氢气后的煤气循环参与反应,最后将生产的CO和HC;等气体用于燃气发电或制取蒸汽等供液化厂使用,实现残渣利用与煤液化生产的有机祸合,从而提高煤液化的经济效益。 6.2.4分析结果 由于神华煤直接液化项目产生残渣的生产单元很多,另外液化工艺本身的转化率都有限,所以产生的固体废渣的数量是相当客观的,如何有效利用这一部分残渣,对于项目的环境保护和生产成本有很深的影响,神华项目应该开展这一方面的研究,寻找在这一方面有实力的机构去承担残渣的研究。提出切实可行的处理残渣的方法。 60 第7章 神华煤直接液化项目发展建议 第7章 神华煤直接液化项目发展建议 神华项目是我国在优化能源结构上的一次大的尝试,也是发展大力洁净煤技术,减少环境污染的一次变革。在石油资源日益减少的今天,发展煤制油是既是经济的一次选择,也是一次战略选择。随着国际石油价格的上涨,煤制油肯定会迎来自己的发展的黄金时间,同时,煤制油项目又是一个投资、能耗巨大的产业,再加上我国的自主研发技术能力薄弱,未来能否发展顺利,同样是一个很大的疑问。 7.1项目的发展前景 7.1.1国家政策 2004年6月30日,国务院通过了《能源中长期发展规划纲要(2004~2020年)》草案(以下简称《纲要》)。《纲要》确立了我国新时期的能源战略,要求抓好大力调整和优化能源结构,坚持以煤炭为主体、电力为中心、油气和新能源全面发展的战略等八个方面的工作。国家发改委在2004年印发了《关于2004~2005年度国家工程研究中心重点建设领域的通知》,将包括煤化工在内的一批产业列入2005年国家工程研究中心重点建设领域。 7.1.2我国的能源结构 我国是一个多煤,少油的国家。到1999年末,累计探明石油地质储量203亿t,石油剩余可采储量仅为24亿t。而中国又是一个石油消费大国,石油供需矛盾日益突出。最近几年中国的原油年产量一直徘徊在1.6亿t左右,资源品位不高,难开采资源比重较大,主要油区生产已处于高含水、高采出阶段,原油开采效果变差,增产难度较大。我国拥有较丰富的煤炭资源,2000~2003年探明储量均为1145吨,我 61 第7章 神华煤直接液化项目发展建议 国的能源提供者当中,2002、2003年煤占到71%,据估计到2020年煤占到59.4~63.2%,可见将来煤依然是我国能源的主要提供者。 7.1.3神华集团的实力 神华集团公司成立于1995年,为中央直管企业之一,是集煤矿、电力、铁路、港口、煤制油煤化工一体化开发,跨地区、跨行业、多元化经营的特大型能源企业。目前是全国最大煤炭企业、全球最大煤炭供应商。截止2008年底,共有全资及控股子(分)公司29家,职工15.9万人,总资产4111亿元。自主开发并拥有自主知识产权的神华煤直接液化示范工程2008年12月30日第一次投料试车取得圆满成功,生产出合格油品和化工品,连续运转303小时后按计划停车,标志着我国成为世界上唯一掌握百万吨级煤直接液化关键技术的国家。煤化工领域,已建成25万吨/年甲醇项目和15万吨/年煤焦油项目,正在建设包头60万吨/年煤制烯烃项目(MTO)、宁煤52万吨/年MTP等项目。 7.2项目的发展建议 煤炭直接液化项目对于我国来说还是一个新生事物,虽然发展前景广阔,但也面临着诸多困难和制约因素,一定要综合考虑,慎重对待,并重点解决好以下几个问题。 7.2.1优化技术方案,掌握核心技术 我国虽然是第一个工业化煤直接制油的国家,但是在技术上我们并没有任何的优势,大多数的技术都是从外国引进或者和外国合作。尤其在煤制油核心技术方面,我们没有自己的技术,煤液化反应单元采用美国HTI工艺,煤制氢单元采用shell气化工艺,空分装置采用的德国的技术,我国只是在粗油加工和提纯方面应用的自己的技术,而在煤变油的过程中我国自主研发的技术几乎没有。这样会带来两个方面的危险,一是增加很大的技术成本,很多资金不得不交给外国,二 62 第7章 神华煤直接液化项目发展建议 是增加运行的风险。这样会使我国永远跟在别人的后面。虽然我国在开始的时候必须要引进,但同时要组织优秀的人才,在引进别人的技术上开发属于自己的新技术,在项目运营收入提出相当的部分作为资金投入到新技术的研究当中。建立自己的研究机构,招聘国内在这个方面的优秀的人才。聚集智慧,努力掌握煤制油的核心技术。 7.2.2建立完善的绿化方案 煤制油项目建立在我国环境比较脆弱的内蒙古。而项目本身就是能耗高的产业,产生的废物虽然是达到了排放标准之后排放,但是仍然是把有污染的废物排放到当地的环境当中,对当地的环境肯定有一定得影响,久而久之,必然会对西部脆弱的环境造成破坏,为了预防 [60]这一点,为了企业的长久发展,必须建立完善的绿化方案。在神东矿区,主要开采煤的地方,在开采完的地方,种植草被,在洗煤厂附近,进行植树造林,以减少空气中煤颗粒的浓度。总之,利用当地有效资源的同时,一定要做好绿化方案。 .2.3建立水库储备水量 7 神华煤制油项目需水量大,前面已经提到过,只有在丰水期的时候,可以满足煤液化需水的要求,等到了枯水期,就要利用地下水补充。所以水资源一直是困扰神华煤制油项目发展的一个瓶颈,一是要满足项目需水的要求,一是不对当地地下水进行过渡使用,以避免造成和当地居民争水的局面。所以一定要有一定的措施和专项资金,用于这一方面。最好的方法是在利用神东矿区的开采低洼处,建立大的蓄水库,在雨季的时候充分利用多余的水资源,把过量的这一部分水资源储备起来。这样既保证了神华项目需水的要求,又充分利用了开采的矿区。 7.2.4 研究项目煤、电和化工的结合 神华煤制油主要是针对我国石油资源不足,而汽柴油需求增加的情况建设的。其主要产品就是汽柴油。主要的工艺流程装置也是按照 63 第7章 神华煤直接液化项目发展建议 这个需求建设的。从长远来看,产品结构略显单一,在开始阶段,必然要如此,随着项目的开工运行,在项目达到预定设想之后,就要考虑产业的集中发展了,就是要扩大产业链。实现煤、电和化工的结合。除生产汽柴油外,建立专门的化工生产线。实现煤与化工的结合,在这一方面上,南非的沙索公司的许多经验可以借鉴。建立大的电厂,神华项目已经建立了自己的电厂,这样可以把装置产生的废料进行发 [61]电。待项目发展到一定阶段,发展比较先进的类似于IGCC(整体煤气化联合循环),IGCC-Integrated Gasification Combined Cycle是将煤气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统。是一种先进的洁净煤发电和多联产技术,具有优秀的环保排放特性(包括对温室气体CO2的捕捉),在不断改善净效率、比投资费用、设备的可用率和生产成本后,在将来有望被逐渐推广使用。 64 第8章 结论与建议 第8章 结论与建议 本文对神华煤直接液化项目进行了综合评价,包括项目的经济、技术和环境的可行性。其主要研究成果如下: (1) 对项目的经济可行性进行了研究,运用技术经济学的知识,分析了项目的总成本,包括建设投资,流动资金和利息。项目的运行总成本,税费和现金流量,通过计算,求得项目的内部收益率、利润率和投资回收期。经计算,项目的全投资内部收益率为13.13%,项目回收期为7.73年,年均税后利润为403773万元,年均投资利润率为12.87%,折合从吨油指标表可以看出,吨原油成本为1720元/吨油品(相当于30.56美元/桶),远低于采购原油的价格,效益十分的显著。项目在经济上完全是可行的。 (2)研究了项目在技术上的可行性,神华煤直接液化项目是在完成了一系列的装置小试,中试基础上建设的,首先在30kg/d的小型连续装置上进行了柠条塔煤和上湾煤的CFU(小型连续试验)液化试验;2000年8~9月在3t/d的中型连续试验装置上进行了PDU(工艺开发装置试验)液化试验。神华对于工业化的结果有充分的把握。项目在引进国外先进技术的同时也开发了属于自己的技术。包括开发了自己的“863”催化剂,自己制造了煤直接液化反应器。神华项目整个工艺流程已经完全打通,而且先期工程已经可以能生产出合格的油品,现在只等一期工程可以达到预测的结果。 (3)研究了神华项目环境的可行性,重点研究了项目废水回收利用和装置产生的液化残渣的利用。项目本身需水量大,但是神东矿区的水资源并不是很丰富,所以提出的参考方案一,建立集污水处理、蓄未、回用为一体的综合工程。这样做将污水处理、蓄水、回用综合起来建设,可以大大地减少基建投资。方案二、利用地下废弃采空区蓄水。对于液化残渣,可以根据残渣性质的不同,分别进行气化制氢, 65 第8章 结论与建议 干馏制化工产品和燃烧发电,这样就可以做到废物的合理利用,不用外排对环境造成影响。 对神华项目发展提出的建议主要包括: (1)投入人力和资金,进行核心技术的自主研究。我国虽然是第一家进行煤直接液化的国家,但是我国并不掌握先进的煤液化技术,很多核心的技术都要从外国引进,为了避免将来受制于人,只有进行自主开发。 (2)建立完善的绿化方案。在煤开采完的地方,种植草被,在洗煤厂附近,进行植树造林,以减少空气中煤颗粒的浓度。利用当地有效资源的同时,一定要做好绿化方案。 (3)建立专门的方案和划出一定得资金尽力蓄水库。 (4)利用神东矿区的开采低洼处,建立大的蓄水库,在雨季的时候充分利用多余的水资源,把过量的这一部分水资源储备起来。 (5)在项目发展到一定阶段,着手规划实现煤、电和化工的一体化发展。改变神华现有的产品结果以更好的适应市场的需求。 66 参考文献 参考文献 1 倪斌. 煤炭在我国能源结构优化中基础性作用的思考[J]. 中国能源,2004,26 (7):16~20 2 徐振刚,杜铭华. 新型煤化工及其在我国的发展[J]. 煤化工,2003,6(1): 4~7 3 张哲民,门卓武. 煤直接和间接液化生产燃料油技术[J]. 炼油技术与工程, 2003,33(7):58~60 4 张伟,金俊杰,俞虹,田莉雅. 煤的直接加氢液化工艺[J]. 洁净煤技术,2001, 7(3):31~33 :17~23 5 李大尚. 煤制油工艺技术分析与评价[J]. 煤化工,2003,1 6 朱晓苏. 中国煤炭直接液化优选煤种的油收率极限[J]. 煤炭转化,2002,25 (4):56~59 7 Gagarin SG,Krichko AA. The Petrographic Approach to Coal Liquefaction[J]. Fuel,1992,71(7):785~791 8 郭树才. 煤化工工艺学[M]. 北京:化学工业出版社,1992,274~277 9 范传宏. 煤直接液化工艺技术及工程应用[J]. 石油炼制与化工,2003,34(7): 20~24 10 贾明生,陈恩鉴,赵黛青. 煤炭液化技术现状与发展前景[J]. 选煤技术,2003, 4(2):50~53 11 李好管. 煤直接液化技术进展及前景分析[J]. 煤化工,2002,3(2):25~28 12 李克健. 德国IGOR煤液化工艺及云南先锋褐煤液化[J]. 煤炭液化,2001,24(2):13~16 13 K. Hirano. Outline of NEDOL coal liquefaction process development (pilot plant program)[J]. Fuel processing Technology,2000,62:109~118 14 Zhicai Wang,Hengfu Shui,Zhanning Pei,sheng Gao. Study on the hydrothermal treatment of Shenhua coal[J]. Fuel,2008,87:527~533 67 参考文献 15 Zhengwing K. Renewed interest in the integrated gasification combined cycle[J]. Chemical Engineering Progrees,2005,101(12):10~11 16 Wood A. Alternative feedstocks warming up to coal [J]. Chemical Week,2006, 168(9):12~16 17 Hess G. Incentives boost coal gasification [J]. Chemical & Engineering News, 2006,84(7):22~25 18 Seideer S K. Industry plan clean coal plant [J]. Chemical & Engineering News, 2005,83(50):9~15 19 张玉卓. 神华集团大型煤炭直接液化项目的进展[J]. 中国煤炭,2008(5): 8~10 20 吴元,马志富,杨根盛. 神华集团煤炭加工利用项目的综合开发与环境保护 [J]. 煤炭加工与综合利用,2003,4:1~4 21 Peter Nolan,Alan Shipman,Huaichuairui. Shenhua Group and China’s Energy Security[J]. Fuel Process Technology,2004,22(2):150~164 22 Xian Li,Haoquan Hu,Lijun Jin,Shuxun Hu,Bo Wu. Approach for promoting liquid yield in direct liquefaction of Shenhua coal[J]. Fuel Process Technology, 2008,89:1090~1095 23 中国神华集团公司直接液化项目一期工程. 中国石化工程建设公司,2007, 11[R] 24 李克健. 煤直接液化是中国能源可持续发展有效途径[J]. 煤炭科学技术, 2001,29(3):1~3 25 舒歌平. 中国应加快煤炭直接液化技术产业化步伐[J]. 洁净煤技术,2000,6(4):21~24 26 张玉卓. 中国神华煤直接液化技术新进展[J]. 中国科技产业,2006,2:32~35 27贺永德. 现代煤化工技术手册[M]. 北京:化学工业出版社,2004,507~508. 28 Wasaka S,Ibaragi S,Hashimoto Tet al.study on coal liquefaction characteristics of Chinese coals[J]. Fuel,2002,81:1551~1557 29 HuHaoquan,BaiJinfeng,GuoShu et al. Coal liquefaction with in situ impregnated 68 参考文献 FeZ(MoS) bimetallie catalyst[J]. Fuel,2002,81:1521~1524 43 30 wangZhicai,ShuiHengfu,ZhangDexiang et al. A Comparison of FeS,FeS+S and solid superacid catalytic properties for coal hydro-liquefaetion[J]. Fuel,2007,86: 835~839 31 HuHaoquan,BaiJinfeng,ZhuHejun et al. Catalytic liquefaction of coal with highly dispersed FeS Impregnated in-situ[J]. Energy&Fuels,2001,15:830~834 2 32 ZhuJisheng,YangJianli,Zhen yuliu et al. Improvement and characterization of an impregnated iron-based catalyst for direct coal liquefaction[J]. Fuel Processing Technology,2001,72:199~206 33 WeiXianyong,Ogata Eisuke,Zong Zhimin et al. Advances in the study of hydrogen transfer to model compounds for coal liquefaction[J]. Fuel proeessing Technology,2000,62:103~108 34 X. Li,S.X. Hu,L.J. Jin,H.Q. Hu. Role of iron-based catalyst and hydrogen transfer in direct coal liquefaction [J]. Energy Fuels,2008,22:1126~1129. 35 Xijie Chu,Wen Li,Baoqing Li,Haokan Chen. Sulfur transfers from pyrolysis and gasification of direct liquefaction residue of Shenhua coal[J] . Fuel,2008,87: 211~215 36 林世雄. 石油炼制工程(第三版)[M]. 北京:石油工业出版社,2000:687 37 宋航,付超. 化工技术经济[M]. 北京:化学工业出版社,2002 38 俞石波. 煤制油的工艺经济分析[J]. 技术经济,1999,19(6):32~33 39 韩德奇,陈平,何承涛,薛隆宇.煤间接液化技术现状及其经济性分析[J]. 化 工科技市场,2004,5:21~23 40 国际计划委员会建设部发布(建设项目经济评价方法与参数[M](第2版, 北京:新华出版社,1993:3~7 41 锦西炼油化工总厂“九五”发展规划. 中国石化咨询公司,1994:185~195 42 王庆明,孙书生. 神华煤直接液化项目工程示范性的思考[J]. 煤化工,2006, 3(5):1~3 43 叶青. 神华集团煤直接液化示范工程[J]. 煤炭科学技术,2003,4(31):1~3 69 参考文献 44 K. Ikeda,K. Sakawaki,Y. Nogami,K. Inokuchi,K. Imada. Kinetic evaluation of progress in coal liquefaction in the 1 t/d PSU for the NEDOL process [J]. Fuel, 2000,79:373~380 45 崔晓钢,谭建忠. 煤直接液化技术的进展及发展探讨[J]. 节能,2006,3(10): 17~20 46 薛贤贞,高仲峰. 煤直接液化的技术及经济性评述[J]. 上海化工,2001,15: 32~35 47 侯云健. 煤炭直接液化三种工艺指标的比较[J]. 云南煤炭,2002,2:24~25 48 杜铭华,舒歌平. 我国煤炭液化技术产业化前景展望[J]. 现代化工,2002,22 (9):1~5 49 王永刚,周建明,王彩红等. 先锋煤和神华煤直接液化油的组成[J]. 煤炭学报, 2006,31(1):81~84 50 Jun Li, Jianli Yang, Zhenyu Liu. Hydrogenation of heavy liquids from a direct coal liquefaction residue for improved oil yield [J]. Fuel Processing Technology, 2009,90:490~495 51 高晋生,张德祥(煤液化技术[M]. 北京:化学工业出版社,2005,235~237, 414~415 52 朱晓苏,李茹英,郑建国等. 煤炭直接液化油收率极限理论及其应用[J]. 煤炭 转化,2001,24(l):57~62 53 谢克昌. 煤的结构与反应性[M]. 科学出版社,2002 54 S.Wasaka,S.Ibaragi,T. Hashimoto,Y.Tsukui,T.Katsuyama,S. Shi, Study on coal liquefaction characteristics of Chinese coal[J]. Fuel,2002,81:1551~1557 55 X. Li,H.Q. Hu,S.W. Zhu,S.X. Hu,B. Wu,M. Meng. Kinetics of coal liquefaction during heating-up and isothermal stages [J]. Fuel,2007,87:508~513 56 丰洋. 煤制油的现状和进展[J]. 中国石油和化工,2005,4:73~76 57 Lifeng Zhao,Kelly Sims Gallagher. Research development demonstration and early deployment policies for advanced-coal technology in China.[J]. Energy Policy,2007,35:6467~6477 70 附 图 附图 神华直接液化工艺流程图 72 附 表 附表 项目总投资 序号 费用名称 先期费用 一期费用 一 建设投资 1415298 3953941 (一) 固定资产投资 1156817 3120961 工程费用 1 992508 2802789 工艺生产装置 759449 2367872 配套工程 58383 117915 固定资产其他费 2 164309 318172 (二) 无形资产 20800 51095 (三) 递延资产 29150 38980 (四) 预备费 62479 262905 二 建设期贷款利息 498 1119 三 流动资金 24486 60276 总投资 1466523 4184049 筹资额 439957 1255215 73 附 表 内部资料 仅供参考 内部资料 仅供参考 75
/
本文档为【神华煤直接液化项目可行性研究报告】,请使用软件OFFICE或WPS软件打开。作品中的文字与图均可以修改和编辑, 图片更改请在作品中右键图片并更换,文字修改请直接点击文字进行修改,也可以新增和删除文档中的内容。
[版权声明] 本站所有资料为用户分享产生,若发现您的权利被侵害,请联系客服邮件isharekefu@iask.cn,我们尽快处理。 本作品所展示的图片、画像、字体、音乐的版权可能需版权方额外授权,请谨慎使用。 网站提供的党政主题相关内容(国旗、国徽、党徽..)目的在于配合国家政策宣传,仅限个人学习分享使用,禁止用于任何广告和商用目的。

历史搜索

    清空历史搜索