最新報告規(guī)劃方案文檔2015.1.30

1、甘肅金龍洋能源化工有限公司500萬噸/年煤炭清潔高效轉化規(guī)劃方案陜西聯(lián)合能源化工技術有限公司2015.1.15目 錄1 編制依據(jù)12 產(chǎn)品方案及建設規(guī)模13 技術選擇23.1 煤熱解23.2 煤氣提氫53.3 焦油加氫53.4 粉焦成型錯誤！未定義書簽。4 原材料消耗84.1原煤供應84.2 原煤消耗量95 公用工程消耗96 物料平衡137 項目主要三廢排放量及利用方式158 占地及定員189 投資估算及效益指標201 編制依據(jù)（1）甘肅金龍洋能源化工有限公司與陜西聯(lián)合能源化工技術有限公司簽定的甘肅金龍洋能源化工有限公司500萬噸/年煤炭清潔高效轉化項目可行性研究報告合同。（2）國家和地方的有

2、關法規(guī)、標準、參數(shù)和計算方法。（3）中國石油和化學工業(yè)協(xié)會中石化協(xié)產(chǎn)發(fā)（2006）76號化工投資項目可行性研究報告編制辦法。（4）金塔縣相關部門提供的有關供水、供電、項目征用土地、環(huán)境保護等方面的意見及資料。（5）中華人民共和國環(huán)境保護法、中華人民共和國勞動安全法等相關的國家法律、法規(guī)。（6）甘肅金龍洋能源化工有限公司提供的建設現(xiàn)場條件、其它相關的技術資料和雙方商定的有關條件。2 產(chǎn)品方案及建設規(guī)模本項目旨在實現(xiàn)煤炭清潔高效轉化，確定建設規(guī)模為500萬噸/年煤熱解、50萬噸/年煤焦油加氫、15萬噸/年LNG、180萬噸甲醇70萬噸烯烴。 本項目主要由煤熱解、焦油加氫、解析氣制天然氣、粉焦氣化制

3、甲醇、DMTO、空分等生產(chǎn)裝置及輔助公用工程設施組成。本項目年操作時間按8000小時（333天）計。本項目的生產(chǎn)規(guī)模及產(chǎn)品方案見下表。表2.1-1 裝置規(guī)模表序號裝置名稱單位規(guī)模備注1煤熱解萬t/a5003焦油加氫萬t/a504LNG萬t/a108甲醇萬t/a1809DMTO萬t/a7010PE萬t/a3511PP萬t/a4012空分萬m3/h240000表2.1-2 產(chǎn)品方案表序號產(chǎn)品名稱單位商品量備注1柴油萬t/a36.882石腦油萬t/a6.753尾油萬t/a3.694重油萬t/a1.025LPG萬t/a5.32加氫裝置、DMTO6液氨萬t/a2.357LNG萬t/a9.08輕烴萬t/a

4、9.039硫磺萬t/a2.9910PE萬t/a3211PP萬t/a36商品電量3 技術選擇3.1 煤熱解目前國內具有代表性的煤炭中低溫熱解工藝主要有：DG固體熱載體煤熱解工藝、三瑞外熱式水平回轉爐熱解技術、外熱式直立爐熱解技術、內熱式直立爐熱解技術、LCC（LFC）技術、帶式爐熱解技術、無熱載體蓄熱式旋轉床熱解技術、國富爐煤熱解技術。各種熱解工藝對比見表3.1-1。22表3.1-1 國內主要煤低溫熱解工藝比較表序號項目工藝技術DG固體熱載體技術LCC（LFC）技術柯林斯達帶式爐技術北京神霧旋轉床工藝西安三瑞水平回轉爐技術內熱式直立爐技術外熱式立式爐技術北京國富熱解技術1技術特點煤與固體熱載體半

5、焦在提升管中加熱；干法熄焦；煤氣熱值高；耗水量低。犁式機械導流均布器布料；干燥和熱解兩步法；煤氣熱值高；耗水量低。物料金屬帶輸送；煤氣和半焦冷卻采用干法冷卻；無工藝用水。蓄熱式輻射管加熱；旋轉床熱解反應器；適用物料廣泛；耗水量低。半焦熱載體及煙氣循環(huán)加熱；回轉爐熱解；連續(xù)干法熄焦；耗水量低。技術成熟可靠；單爐可以任意組合；生產(chǎn)技術簡單，易控制；耗水量較大。采用蓄熱室回收熱量；爐底排焦蒸汽密封；耗水量低。利用加熱爐將自產(chǎn)的煤氣加熱做為干餾段熱解過程的熱載氣體；干燥段與干餾段獨立設計，煤氣中的水分少，降低凈化系統(tǒng)投資和運行成本；采用干燥段煙氣做為冷卻介質冷卻產(chǎn)品半焦2進料粒度mm657062010

6、80830208025800-303加熱燃料半焦熱解煤氣、煤熱解煤氣低熱值煤氣熱解煤氣熱解煤氣熱解煤氣熱解煤氣4加熱方式內熱式內熱式內熱式外熱式外熱式內熱式外熱式內熱式5熱載體半焦煙氣煙氣半焦、煙氣煙氣煙氣6熱解溫度5005405006005006005506007006507008509007目標產(chǎn)品半焦、焦油、煤氣半焦、焦油、煤氣半焦、焦油、煤氣半焦、焦油、煤氣半焦、焦油、煤氣焦油、半焦、煤氣半焦、焦油、煤氣半焦、焦油、煤氣8半焦t/t煤（與煤種有關）0.60.50.580.750.70.670.620.56-0.66焦油t/t煤（與煤種有關）0.10.040.0770.070.0790.

7、0670.0780.061-0.12煤氣（因煤種不同而有所區(qū)別）組分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%熱值kcal/Nm342855456420042971700200037006000-6980m3/t煤1389013348523722-52.369公用工程( 噸半焦)水m30.08（/褐煤）0.16（煤）0.40.31.60.37電kWh39（煤）48.6（/褐煤）20（煤）28（煤）37303933.7410裝置投資比（以內熱式直立爐為基準）0.

9、51.422.42.711.74502萬11環(huán)境保護狀況干法熄焦；熱效率較高。無廢水排放；熱效率較高。無廢水排放；熱效率較高。蒸汽熄焦；熱效率較高干法熄焦；熱效率高。廢水較難處理；熱效率較低。煤氣熄焦；熱效率較高。干法熄焦；熱效率高。12技術來源大連理工大學神木富油大唐華銀電力公司，中國五環(huán)工程有公司北京柯林斯達公司北京神霧能源集團西安三瑞實業(yè)有限公司三江煤化工、陜西冶金院、鞍山熱能所北京眾聯(lián)盛化工工程有限公司北京國電富通科技發(fā)展有限公司13工業(yè)化程度120萬t/a已在錦界神木富油公司建成，目前正在調試華銀30萬t/d褐煤提質示范工程已建成蒙元30萬t/a褐煤提質示范裝置已建，紅柳林長焰煤1t

10、/h試驗在進行內蒙古烏蘭煤炭集團單線100萬t/a褐煤提質正在建設處于中試階段已在西北地區(qū)廣泛應用。內蒙伊東集團60萬t/a半焦裝置已投產(chǎn)運行內蒙古錫林浩特國能能源科技有限公司投資承建，年處理原煤50萬噸，2009年10月建成并投產(chǎn)，第二條生產(chǎn)線（錫林浩特1號爐）于2011年5月施工建設，2012年3月點火試運行。與其它熱解工藝相比較國富爐是目前煤炭分質高效清潔利用領域適用煤質最廣（適用褐煤、長焰煤等）、適用煤粒徑最廣（小于30mm粒徑）、能效最高（達到80%以上）、單爐處理煤量最大（單爐年處理原煤50萬噸）、焦油回收率高、煤氣品質好（有效成分可達95%以上），運行穩(wěn)定并具有完全自主知識產(chǎn)權的

11、新一代熱解工藝。目前已有兩條工業(yè)生產(chǎn)線建成并投產(chǎn)，第一條生產(chǎn)線（錫林浩特0號爐）由內蒙古錫林浩特國能能源科技有限公司投資承建，年處理原煤50萬噸，2009年10月建成并投產(chǎn)，第二條生產(chǎn)線（錫林浩特1號爐）于2011年5月建設，2012年3月建成投產(chǎn)，生產(chǎn)技術成熟，大型工業(yè)裝置運行較穩(wěn)定。本項目建議采用國富爐煤熱解工藝技術。3.2 煤氣提氫根據(jù)50萬噸/年焦油加氫裝置對氫氣需求量（2.8x108m3/年）決定了對熱解煤氣的加工過程包括：煤氣預處理、變換、脫硫、轉化、脫碳、PSA提氫及深冷液化制LNG。1）CO變換，本工藝選用耐硫變換，其優(yōu)點是充分利用了粗煤氣含硫含油的特點，且工藝技術成熟可靠。2

12、）CH4轉化，本工藝采用甲烷水蒸氣轉化法制氫。3）氣體分離提氫，本工藝氫氣分離采用PSA提氫工藝。4）LNG，本工藝中生成LNG采用博萊克·威奇公司的PRICOâ深冷液化技術，由于其本質上為模塊化的流程，所以很容易進行產(chǎn)量縮放以適用于各種不同規(guī)模的生產(chǎn)裝置要求。3.3 焦油加氫目前國內中低溫煤焦油加氫工藝技術主要有神木天元延遲焦化加氫工藝、神木富油全餾分加氫工藝、洛陽狄拉克餾分油加氫工藝、中煤懸浮床加氫工藝、上海勝幫煤焦油加氫工藝等。工藝技術比較見表3.3-1。表3.3-1 國內焦油加氫工藝比較序號工藝路線原料工藝過程工藝條件特點生產(chǎn)單位1煤焦油輕餾分加氫中低溫煤焦油加氫反

13、應生成油分餾產(chǎn)品（石腦油、柴油）壓力：12.37MPaG溫度：288-390體積空速：0.24工藝流程相對簡單，投資和操作費用較低、石腦油和柴油收率75%云南解化、中煤龍化、博達化工高溫煤焦油加氫反應生成油分餾產(chǎn)品（石腦油、柴油）壓力：13.8MPaG溫度：230-395體積空速：0.28工藝流程相對簡單，投資和操作費用較低、石腦油和柴油收率51%慶華、寶泰隆2延遲焦化加氫組合中溫煤焦油煤焦油預處理延遲焦化輕質油加氫反應生成油分餾產(chǎn)品（石腦油、柴油）壓力：13.15MPaG溫度：290380體積空速：0.21工藝流程復雜，投資和操作費用高，柴油和石腦油收率71%神木天元化工3煤焦油全餾分加氫中

14、/低溫煤焦油煤焦油預處理加氫反應生成油分餾產(chǎn)品（石腦油、柴油）壓力：13.8MPaG溫度：230395體積空速：0.28工藝流程相對簡單，投資和操作費用較低、石腦油和柴油收率94%神木富油能源科技有限公司與煤焦油輕餾分加氫工藝、延遲焦化加氫組合工藝相比，煤焦油全餾分加氫工藝具有煤焦油轉化率高（98%以上）能耗低（加工噸焦油綜合能耗31.7公斤標油），能量轉化效率高（94%以上），生產(chǎn)運行穩(wěn)定等特點。本項目建議采用煤焦油全餾分加氫工藝。3.4甲醇、烯烴裝置結合近年甲醇合成及甲醇制烯烴技術工程實例，本項目擬采用技術建議見表3.5-1。表3.5-1 甲醇裝置技術來源及引進范圍表序號項目選擇技術技術來

15、源引進范圍1煤氣化GE水煤漿加壓氣化GE公司工藝軟件包和專利許可證2空分內壓縮流程國內合資空分設備制造廠或國外可靠技術3變換Co-Mo系寬溫區(qū)耐硫變換工藝國內技術4氣體凈化低溫甲醇洗技術Linde工藝軟件包或基礎工程設計5甲醇合成SRC甲醇合成技術Davy工藝軟件包或基礎工程設計6甲醇精餾三塔精餾技術國內技術7硫回收克勞斯+SCOT國內或國外技術8甲醇制烯烴DMTO-II技術國內技術4 原材料消耗4.1原煤供應本項目用原煤來自于國投哈密能源公司，煤質以“焦炭或煤分析檢測報告中35號煤”為原料供應標準。表4.1-1 國投哈密能源公司35號煤質分析序號項目哈密煤一工業(yè)分析/，1水 分（Mad）4.

16、722灰 分（Ad）8.903揮發(fā)分（Vdaf）49.144全硫（%） 0.69二元素分析/，干基1 Cd71.252Hd5.323Nd1.024St,d5O*d12.82三低溫干餾實驗（20g鋁甑法）/，空氣干燥基1焦油（Tar,ad）10.792水9.643半 焦 （RCad）56.014煤氣損失*四發(fā)熱量，Qb,ad/MJ/kg27.564.2 原煤消耗量本項目年消耗原煤500萬噸。5 公用工程消耗本項目500萬噸/年煤炭清潔高效轉化生產(chǎn)燃料油、LNG、型焦等產(chǎn)品，項目公用工程消耗見表5.1-1。表5.1-1 項目用水匯總表（單位：m3/h）序號用水項目生產(chǎn)水循環(huán)水生活水備注1熱解裝置1

17、5290002氣體加氫及LNG1021423焦油加氫裝置3519204甲醇裝置510420005DMTO裝置92400356PP裝置55587PE裝置41228空分裝置11115119循環(huán)補充水290710脫鹽水站111+208含4x260噸鍋爐補充脫鹽水11生活用水02012未予見水2013小計40561162882014合計4076年用水3260萬m3表5.1-2 項目用電匯總表 （單位：kw）序號裝置名稱需要容量（kW）備注10kV380/220V1煤熱解1368013307熱解變電站2氣體加工、LNG119821851熱解變電站3焦油加氫143621248熱解變電站4備煤、氣化、灰水1

18、75386562甲醇變電站5變換3774260甲醇變電站6低溫甲醇洗43411079甲醇變電站7冰機210甲醇變電站8甲醇合成精餾18081092甲醇變電站9甲醇中間罐區(qū)300甲醇變電站10硫回收512甲醇變電站11空分7463空分變電站12DMTO裝置45283622烯烴變電站13聚乙烯裝置121612561烯烴變電站14聚丙烯裝置143294793烯烴變電站15給水排水200005400給排水變電所供電16供熱系統(tǒng)70002500供熱車間變17廠前區(qū)、機電儀修及倉庫1170供熱車間變18全廠照明系統(tǒng)960供熱車間變19其它1126供熱車間變20共計（折算后）12550356016表5.1-

19、3 項目用蒸汽匯總表 單位：噸/小時序號熱用戶用汽量t/h用汽參數(shù)功率壓力MPa（G）溫度1高溫高壓蒸汽鍋爐-10369.85404×260t/h2空分壓縮機透平6799.85404×45MW3丙烯壓縮透平2279.85402×18MW4烯烴壓縮機透平1159.854017.45 MW5損失159.85406DMTO副產(chǎn)-574.04357變換副產(chǎn)-774.04358丙烯壓縮機透平-1124.04359乙烯壓縮透平12.74.04352.8MW10氣體加工、LNG164.043510循環(huán)氣壓縮機透平42.74.04352×4.9MW11給水泵透平604.

20、04354×1.6MW12聚乙烯24.043513DMTO114.043514高加1234.043515損失5.64.043516合成副產(chǎn)-1962.021517甲醇合成642.021518減溫減壓器1322.021519變換副產(chǎn)-1901.020020硫回收副產(chǎn)-121.020021變換副產(chǎn)-1901.0飽和21焦油加氫6.81.020022減溫減壓器1051.020023DMTO2351.020024低溫甲醇洗221.020025空分裝置111.020026聚乙烯裝置41.020027聚丙烯裝置6.51.020028損失8.51.020029變換副產(chǎn)-920.5飽和30減溫減壓器

21、-106.20.5飽和31減溫減壓器-1510.5飽和32給水泵透平-600.5飽和33烯烴壓縮機透平-1150.5飽和36煤熱解630.6飽和37氣體加工、LNG9.60.8飽和38變換480.5飽和39煤氣化120.5飽和40DMTO2780.5飽和41硫回收2.50.5飽和42采暖250.5飽和43聚乙烯50.5飽和44低溫甲醇洗180.5飽和45除氧器1160.5飽和46損失15.10.5飽和全廠蒸汽參數(shù)按壓力分為五個等級：9.8 MPa，540高壓蒸汽；4.0 MPa，435的中壓蒸汽、2.0 MPa、1.0 MPa和0.5 MPa的低壓蒸汽。9.8 MPa，540高壓蒸汽全部由供熱

22、車間4×260 t/h高溫高壓煤粉鍋爐提供，供空分裝置蒸汽透平、丙烯壓縮機蒸汽透平和烯烴壓縮機蒸汽透平使用?？諌簷C蒸汽透平采用純凝式，丙烯壓縮機蒸汽透平采用抽凝式，烯烴壓縮機透平采用背壓式，分別抽出或背壓至4.0 MPa和0.5 MPa蒸汽。4.0 MPa，435的蒸汽來自DMTO和變換副產(chǎn)及丙烯壓縮機蒸汽透平的抽汽。2.0 MPa的蒸汽來自該等級壓力甲醇合成工藝副產(chǎn)，甲醇合成副產(chǎn)的富余部分通過減溫減壓供應0.5 MPa的蒸汽管網(wǎng)。1.0 MPa，200的蒸汽主要來自變換副產(chǎn)和硫回收副產(chǎn)。0.5 MPa的飽和低壓蒸汽由變換副產(chǎn)、2.0 MPa、1.0 MPa剩余蒸汽的減溫減壓及鍋爐給

23、水泵、烯烴壓縮機透平抽汽等提供。 6 物料平衡本項目物料平衡見下圖。圖6.1-1 項目物料平衡圖7 項目主要三廢排放量及利用方式表7.1-1 廢氣排放及治理方式裝置名稱廢氣排放源廢氣名稱排放量污染物組成排放方式治理方法熱解裝置原料產(chǎn)品輸送揚塵原煤、半焦粉連續(xù)設置布袋除塵器塵干燥段及加熱段含硫煙氣150000Nm3/h連續(xù)煙氣脫硫脫銷系統(tǒng)煤氣發(fā)生爐煤氣燃燒產(chǎn)生煙氣430000m3/h連續(xù)煙氣脫硫脫銷系統(tǒng)煤氣凈化、LNG裝置PSA裝置廢氣1709Nm3/hCO2：90 mol%H2：0.0045 mol%CH4：0.01 mol%N2：9 mol%CO:0.03 mol%H2S+COS100ppm

24、連續(xù)全餾分加氫裝置加氫開工爐燃燒煙氣11460 Nm3/hSO2、NOx連續(xù)煙氣脫硫脫銷系統(tǒng)分餾加熱爐燃燒煙氣5760Nm3/hSO2、NOx連續(xù)煙氣脫硫脫銷系統(tǒng)高壓加氫加熱爐燃燒煙氣4800Nm3/hSO2、NOx連續(xù)煙氣脫硫脫銷系統(tǒng)甲醇裝置氣化爐開工放空173273 Nm3/hCO：42.17l%H2：39.01%CH4：0.1 %等間斷送火炬變換氣體塔尾氣含硫廢氣2280 Nm3/hH2S等連續(xù)硫回收低溫甲醇洗放空氣319980 Nm3/h連續(xù)高空排放DMTO火炬氣烴類156t/h烴類間斷送火炬聚乙烯共聚單體脫氣塔烴類36t/a回收聚丙烯干燥器洗滌塔排放氣氮氣4335 Nm3/h間斷高空

25、排放表7.1-2 廢水排放及治理方法裝置名稱廢水排放源廢水名稱排放量污染物組成排放方式治理方法熱解裝置冷鼓工段含酚熱解水60.25t/h總酚：16000總油：300氨氮：4000COD：40000連續(xù)進含油污水管去污水處理站加氫裝置預處理工段含酚廢水18.31t/h油類（700）硫化物（500）含酚（3000）COD 50000連續(xù)進含油污水管去污水處理站加氫裝置酸性水22.1t/h油類（300）、硫化物（1000）、含酚（100）、COD （2000）連續(xù)經(jīng)酸性水處理裝置處理后進回用水處理系統(tǒng)甲醇裝置氣化廢水270t/h送污水處理DMTO汽提塔廢水218t/h送磨煤裝置聚乙烯裝置切粒機排水3

26、.9t/h送污水處理站聚丙烯裝置切粒機排水2.9t/h送污水處理站表7.1-3 固廢排放及處理方法裝置名稱固廢排放源名稱排放量污染物組成排放方式治理方法熱解裝置冷鼓工段焦油渣0.5t/h焦油和焦粉連續(xù)去電廠鍋爐煤氣凈化、LNG裝置煤氣凈化焦油吸附劑間斷回收加氫裝置焦油預處理濾渣0.37 t/a渣連續(xù)去電廠鍋爐加氫反應器廢催化劑160t/6a間斷間斷3年再生更換瓷球，催化劑壽命為6年酸性水處理脫硫系統(tǒng)廢液化氣脫硫含鋅催化劑20 t/a間斷廠家回收/1年廢脫硫溶劑150 m3/a間斷廠家回收/2年廢活性炭16 m3/a間斷廠家回收/3年廢填料2 m3/a間斷廠家回收/3年廢瓷球76.3 m3/a間

27、斷廠家回收/3年廢催化劑5 t/a間斷廠家回收/3年酸性水處理尾氣處理廢催化劑1 t/a間斷廠家回收/3年甲醇裝置氣化爐渣23.6萬t/a運出界區(qū)做建材聚乙烯裝置廢催化劑23.6萬t/a含硅、鋁等回收聚丙烯裝置廢催化劑11.9萬t/a含硅、鋁等回收8 占地及定員本項目占地253公頃（約3800畝、詳見平面布置圖）、總定員1441人。表8.1-1 項目總定員表序號部門管理人員技術及操作人員小計一管理部門1高層管理人員552綜合辦公室223計劃發(fā)展部2244人力資源部門2245財務部門2356技術設備部門28107銷售部門210128后勤保障部2810小計52二生產(chǎn)部門1熱解裝置316192焦油輕質化裝置320233氣體加工及LNG裝置740474氣化裝置51201255凈化裝置51001056甲醇裝置51601657DMTO515015