煤变油方案

煤变油 内蒙古地下煤气化配合成油技术经济方案 (中国科学院山西煤化所合成油品工程中心 2003年5月) 一、 基础数据 基础数据来源于大雁煤矿引用的中国矿业大学地下气化结果，有 关具体的供气条件仍需进一步落实。 气体组成 H2 CO CH4 CO2 O2 N2 H2+CO H2/CO 热 值 3kcal/m (%) 41.5 28.0 3.80 24.5 0.20 2.0 69.5 1.48 2427 33产气量:一期180万 Nm/d，二期514万 Nm/d 33 净煤气价格:(方案一)0.16元/ Nm或(方案二)0.08元/ Nm 二、 工艺初步计算结果 1、工艺流程简图 尾气 压缩 低温甲醇洗 精脱硫 油品加工 FT合成 化学品分离 L L P P 柴 石液 G G 油 体 脑 石 油 蜡 2、产品方案 /年(一期) 生产规模: 8万吨 生产时间: 333天(8000小时/年) , , 详见下。 数量 序号 项目名称 单位 备注 方案1 方案2 一 生产规模 万吨/年 8 8 油品8.333 二 产品方案 1 石脑油 万吨/年 1.297 1.297 2 柴油 万吨/年 6.506 6.506 3 LPG 万吨/年 0.33 0.33 4 液体石蜡 万吨/年 0.2 0.2 5 化学品 万吨/年 0.33 0.33 36 尾气 万Nm/年 2516.8 2516.8 三 年操作日 天 333 333 3、原材料动力消耗 详见下表。 数量 主要原料材料、 序号 单位 备注 燃料用量 方案1 方案2 一、 原材料 31 粗煤气 万Nm/年 60000 60000 由地下气化提供 2 催化剂 吨/年 300 300 3 甲醇 吨/年 240 240 二、 公用动力消耗量 1 供水 万吨/年 77.12 77.12 2 外供电 万度/年 13955.2 13955.2 3 蒸汽 万吨/年 40 40 4 脱盐水 万吨/年 59.2 59.2 三、 全厂定员 人 200 200 , , 4、 投资估算 说明:本方案不包括地下气化的地下设施、地面设施(空分、锅炉及电扑焦等投资)，合成气由地下气化提供。合成油装置界区内投资仅包括以下项目。 第一部分工程费用: 5.35亿元 其中:原料气压缩 0.45亿元 净化部分 1.5亿元 合成部分及油品加工部分 2.8亿元 公用工程部分 (水、电、汽系统、土建工程) 0.6亿元 第二部分工程费用 0.70亿元 其中:技术费用、基础设计等 0.70亿元 基本预备费(10%): 0.60亿元 小计: 6.65亿元 建设期利息 0.25亿元 合计 6.90亿元 三、技术经济 经对所提供的基础数据进行(一期工程计算)分析计算，结果如下: 1、基本参数 a) 主要外购原材料均采用当地价 3粗煤气分别按 0.16元/Nm(方案1) 30.08元/Nm(方案2) 蒸汽 36元/吨 水 1.0元/吨 电0.30元/kwh , , b) 工厂定员200人，年均工资总额10000元/人.年; c) 本项目建设期为2年，建成投产后第一年生产负荷为80,，第二年为及以后各年均为100%。经济生产期15年，计算期17年。 d) 本项目固定资产折旧年限为15年，按平均年限法折旧。 摊销年限:无形资产按10年摊销，递延资产按5年摊销。 e) 其它费率如下: 财务基准收费率 ic,10, 固定资产修理率 4,(固定资产原值扣除建设期利息) 其他制造费用率 1.5% 其他管理费取人员工资的100, 其他销售费取销售收入的1,。 f)销售收入价格 石脑油价格为2500元/吨 柴油价格为2700元/吨 LPG价格为2600元/吨 液体石蜡价格为3200元/吨 化学品价格为2370 3 尾气价格为0.10元/Nm g)项目资本金比例为30%，其余向银行贷款。 , , 2、主要技术经济指标 表1 主要技术经济指标 数量 序号 项目名称 单位 备注 方案1 方案2 一 工程项目总投资 万元 7.14 7.13 其中流动资金 万元 0.24 0.23 二 年销售收入 万元 23029 23029 三 成本和费用 年均总成本费用 万元 27791 23049 平均 四 年均利润 万元 -4864 8711 平均 五 年均销售税金 万元 101 182 六 投资利润率 % -6.80 -0.28 七 投资利税率 % -5.24 2.52 八 全部投资内部收益率 % -4.46 6.28 所得税前 % -4.46 6.23 所得税后 九 全部投资投资回收期 年 17.0 11.64 所得税前 年 17.0 11.64 所得税后 十 借款偿还期 年 12.70 12.70 建设期起 三、 结论及建议 1、 煤炭地下气化是我国洁净煤发展的重点方向之一，对内蒙古 大雁煤田东部不宜采用常规方法的非经济储量10亿吨，采 用地下气化的方法回收是适宜的，但这样的产气规模，不适 宜进行大规模合成油项目建设。 32、 地下气化制合成气按所提供的粗煤气价格(0.08元/ Nm) , , 与目前国内采用的其他气化方法相比是廉价的和具有一定 的竞争性的，但是，煤基合成油技术的规模效益问需要与 地下气化技术的规模进行合理匹配。 3、 对于配备煤基合成油我们认为主要有以下问题: , 粗合成气的H2/CO比为1.48，对于我所的开发的低温浆态床合 成油工艺比例不太合适(低温浆态床为0.65-1.3)，需进行补 碳，增大了工艺复杂性和投资，建议进行气化中，少加蒸汽， 可以通CO2或者就是纯氧，以达到组成的调整。 , 做为大型化工利用的合成气，必须保证气源质量、数量的长期 (20年以上)、稳定、可靠供应，因为地面设施的建设费用巨 大，不可能不断调整操作参数和生产负荷。 , 从内蒙古地下煤气化(一期、二期)的气体总量来说，配合成 油的规模较小(8万吨/年—20万吨/年)，尚未达到其经济规模 (80万吨/年以上)，经济效益不十分明显。 3, 方案一煤气价格按0.16元/ Nm计算，经济效益不理想。这主 要是因为煤气中有效气体组分偏低(70%左右，按纯CO+H2计 3算为0.228元/ Nm);煤气压力低，压缩功耗高;投资大，固 定成本所占比例高等原因所致。方案二煤气价格按0.08元/ 3Nm具有一定的经济效益，但并不十分明显。 综上所述，我们认为项目的申报应慎重考虑。 2003年5月22日 , ,