煤制烯烃气化技术选择

伊犁烯烃项目煤气化技术选择比较（一）、背景伊犁60万吨/年煤制烯烃项目是集团在疆的重点煤化工项目，投资巨大。该项目的气化单 元是全厂的核心单元之一，气化技术与当地煤炭资源的适应性决定本项目的成败，因此，我们 重新对本项目煤气化技术进行了比选、论证。（二）、国内外气化技术运用的现状分析气化工艺一般主要有三种类型：碎煤加压气化：代表技术为鲁奇炉、BGL炉；水煤浆气化：代表技术为GE、新型喷嘴气化技术；干粉气化：代表技术为Shell炉、GSP、HT-L（另，中国五环工程公司在Shell炉基础上开发了 “五环炉”，技术特点与GSP、HT-L类似）。（2.1）碎煤加压气化（2.1.1）固态排渣气化炉一一鲁奇炉鲁奇炉在中国城市煤气生产和制取合成气方面受到广泛重视。该技术由德国Lurgi公司开 发，第一代鲁奇炉于1936年研制成功。1950年以后，为了扩大使用煤种和提高气化强度，对 35个煤种进行了研究实验，改进了布气方式和增加了破黏装置，形成了第二代鲁奇炉。1970 年后，设计了 Mark-IV型鲁奇炉，进一步改进了布气方式和破黏装置，设置多层炉箅，采用先 进控制技术，可以气化除焦煤外所有煤种，能力达到36000Nm3/h，此后更新的Mark-V型炉 产气能力达到100000 Nm3/h。鲁奇炉在国外主要应用于美国、南非等地，南非SASOL公司以 鲁奇炉为基础，进行煤液化生产已有40年以上历史。1950年代中期，云南解放军化肥厂引进 第一代鲁奇炉生产合成氨，70年代末，沈阳加压气化厂使用该炉型制取城市煤气。80年代初， 山西天脊集团成套从鲁奇公司引进Mark IV型炉生产合成氨。国内使用鲁奇炉的煤种主要是褐 煤、长焰煤，主要是为合成氨和城市煤气使用，近年来由于煤制天然气兴起，由于鲁奇炉气化 过程中副产甲烷的特性，被各煤制天然气项目作为首选炉型。目前该技术在国内有众多用户， 操作稳定，管理、操作人员易招聘。鲁奇炉气化优点原料适应范围广，除黏结性较强的烟煤外，从褐煤到无烟煤均可气化，可气化 水分、灰分较高的劣质煤； 气化较年轻的煤时，可以得到各种有价值的焦油、轻质油及粗酚等多种副产品; 通过改变压力和后续工艺流程，可以制得H2/ CO各种不同比例的化工合成原 料气，拓宽了加压气化的应用范围。鲁奇炉气化的缺点 蒸汽分解率低，一般蒸汽分解率约为40 % ,蒸汽消耗较大，造成气化废水较多， 废水处理工序流程长，投资高。煤种及煤的性质对鲁奇炉的影响： 挥发分越高的煤，干馏组分在煤气中占的比例越大；相同气化压力下，越年轻 的煤种，气化后煤气中的甲烷含量越高；煤种越年轻，产品煤气中CH4和CO2 呈上升趋势，CO呈下降趋势； 鲁奇炉适应煤种为自由膨胀序数小于7的弱黏结性或不黏结性煤； 对于副产品，煤气中的氨含量与原料煤中的氮含量成正比关系，变质程度浅的 褐煤比变质程度较深的长焰煤的焦油产率大，而变质程度更深的烟煤和无烟煤 其焦油产率更低； 入炉煤颗粒大小应在6-50mm之间； 褐煤最大临界水分含量为34%，其他煤种应低于该数值，以保证气化反应的正 常进行 煤的灰分在19%以下时较为经济； 煤中灰分的灰熔点越高，对加压气化过程越有利，由于工艺为固态排渣，因此反应温度一般控制在灰熔点以下100-150度进行操作； 应选用抗碎能力较高的煤种； 碳化程度越浅，反应性越高，气化温度也越低，有利于甲烷生成反应的进行（2.1.2）碎煤加压液态排渣气化（BGL）BGL气化技术是传统固态排渣气化炉的进一步发展，由英国燃气公司在鲁奇公司的协助下 研制开发。经过对英国、美国、欧洲的大量烟煤、焦炭和部分欧洲褐煤在工业化规模试验炉的 试烧和运行可靠性验证，完成大规模中试和工业示范项目，日投煤量达到500t/d。气化炉内衬 耐火衬里，其特点是气化温度高，气化后灰渣呈熔融态排出，因而使气化炉的热效率与单炉生 产能力提高，煤气成本降低。与鲁奇炉相比，BGL气化技术比较先进、单炉产量大、污水量大 幅降低。我们的图克大化肥项目已选用该技术，云南煤化集团有限公司建设的15万吨/年二甲 醚项目，气化装置采用3600熔渣气化炉，目前已试车生产，待云南解化集团有限公司采用碎 煤熔渣加压气化改造技术运行一段时间后，随着工程的进展该技术也可以作为可选择的一种气 化技术。BGL熔渣气化炉的优点： 克服了流废水处理困难和成本高的弱点； 有效气（H2+CO）产气率高（石油焦气化有效气90%；无烟煤和优质烟煤气 化有效气88-90%；褐煤气化有效气84%）； BGL炉较鲁奇炉大幅度提高了气化率，同时蒸汽使用量为鲁齐炉1015%； 气化热效率高，氧气消耗少，空分、热回收等设备的投资低； 气化炉炉体和附属设备可采用常规压力容器钢材，降低了成本； 对煤种的选择范围宽，可气化石油焦、无烟煤、烟煤、次烟煤、褐煤，以及这 些煤种的混合投料，对煤种的适用性强，对操作过程中煤质的变化不敏感。 气化熔渣可作为无污染副产品在建筑和筑路中使用，或安全地深埋。BGL熔渣气化炉的缺点： 气化用煤以尺寸在6mm-50mm的块/碎煤为主，粉煤量不超过10% （最好少于 5%），与鲁奇一样需要考虑粉煤利用问题； 气化的干馏部分会产生焦油，气化废水中含有较高浓度的酚氨。（2.2）水煤浆气化技术（2.2.1） GE水煤浆加压气化工艺GE水煤浆加压气化法为目前世界上先进的气化技术之一，由美国德士古公司在重油气化基 础上发展而来，70年代末80年代初完成示范工作并实现工业化，80年代投入工业化生产，首 选应用于16。该工艺先后在美国、日本、德国建成多套工业装置，经过多年运行实践证明， 该技术是先进并成熟可靠的。我国最早引进该技术的是鲁南化肥厂，于1993年投产，后陆续由 渭河化肥厂、中石化南化公司、金陵公司、神华包头等引进，用于生产合成气或制氢，是国内 主流煤气化应用的技术之一，该技术引进历史长，操作稳定，管理、操作人员易招聘。GE水煤浆加压气化的优点 煤种适应性广 可利用粉煤，年轻烟煤，粉煤皆可作原料； 气化压力范围大从2.58.7MPa （G）皆有工业化装置，气化压力高可节省合成 气压缩功； 气化炉内无传动装置，结构比较简单。 气化操作温度高，液态排渣，碳转化率高，煤气质量好，甲烷含量低，不产生 焦油、萘、酚等污染物，CO+H2280%（v%）甲烷含量很低（CH4K.1%）； 三废处理简单，易于达到环境保护的要求。GE水煤浆气化对煤质要求 GE水煤浆气化对煤质适应性较广。除褐煤、泥煤及热值低于22940kJ/kg，灰 熔点高于1350C的煤不太适用外，其他粘结性煤，含灰量较高的煤，石油焦， 烟煤均可作原料； 灰含量增加会增加氧气的消耗，同时也增加产品气体的煤消耗量； 煤的灰熔点不高于1350 C，否则需要添加助熔剂； 原料煤要具有较好的可磨性，否则会增加电耗； 煤的成浆性，制成煤浆浓度最好在60% （wt）以上；浓度越高，耗氧量越少。（2.2.2）新型（对置式多喷嘴）水煤浆加压气化新型（对置式多喷嘴）水煤浆加压气化技术脱胎于GE气化技术，关键技术改动为将GE 顶置单喷嘴改变为对置四喷嘴，碳转化率、煤耗、氧耗指标好于GE气化技术。该技术由华东 理工大学、兖矿鲁南化肥厂、中国天辰化学工程公司共同开发，在山东德州华鲁恒生化工股份 有限公司建设1套气化压力为6.5MPa、处理煤750t/d的气化炉系统，于2005年6月正式投入 运行，至今运转良好。在山东滕州兖矿国泰化工有限公司建设2套气化压力为4.0MPa、处理煤 1150t/d的气化炉系统，于2005年7月21日一次投料成功，运行至今。该技术工程上完全可行， 工艺指标优于引进的水煤浆气化技术，操作非常平稳。6月初，新疆分公司和煤化工筹备组相关人员至鲁南化肥厂（GE水煤浆）和兖矿国泰化工 （多喷嘴）进行了气化技术实地考察、比较，该技术与采用德士古水煤浆气化技术同期运行结 果相比：有效气成分可提高2%-3%，碳转化率大于98%，提高2%-3%，比氧耗率降低7.9%， 比煤耗降低2.2%。同时该技术首创了带压连续投料的操作模式，气化炉耐火砖运行超过20000 小时，拱顶耐火砖运行超过7500小时，工艺烧嘴运行寿命超过90天，最长可达140天。（2.3）干粉气化技术（2.3.1）壳牌干粉煤加压气化工艺（SCGP）荷兰壳牌（Shell）公司1972年开始开始进行煤气化技术研究，于1993年建设了日处理煤 2200ST（2000t）的SCGP工业生产装置，由荷兰德姆科勒克公司（Demkolec B.V）在布根伦 （Buggenum）市建一座250MkW的煤气化联合循环发电厂（IGCC）采用的是单台多烧嘴气化 炉。该装置于1998年1月成功的投入了商业运行，它是目前世界上第一家大规模应用加压气流 床干粉煤气化煤气用于发电的工厂。到目前，国内陆续引进了 23套壳牌干粉煤加压气化工艺， 但均未达到连续稳定运行，该技术应用于煤化工领域尚处在摸索阶段。SCGP技术的特点： 适合于气化原料煤的范围较宽 采用高温加压干粉煤气流床SCGP气化方法， 拓宽了适应制取合成气原料煤的煤种，如褐煤、烟煤、无烟煤等各种煤均可使 用，对煤的性质如：粒度、结焦性、灰分、水分、硫分、氧分等含量均不敏感。 成功地设计了膜式水冷壁气化炉 采用水冷壁气化炉，基本消除了频繁检修、 更换炉内耐火衬里和耗费昂贵的弊端。同时单炉产气能力大，具有高效、大型 化和长周期运行的显著特点。 SCGP技术具有较高的热效率煤炭利用率高，碳转化率可达99%，其原料煤 能量回收率高，80%83%以合成气形式回收（即冷煤气效率），14%16%以 蒸汽形式回收。SCGP技术的缺点： 气化炉和废热锅炉结构复杂、加工难度较大，投资也较大。一些主要设备、阀 门、仪表依赖进口，成本也较高，关键设备（如气化炉、废锅、输气导管、气 体返回室）内件必须引进，制造周期长，烧嘴、煤粉阀、渣阀、灰阀依赖进口; 停车联锁多，对配套工程、操作、设备性能要求高； 实际情况是对煤种有选择性，要求灰熔点低、活性好、灰含量低，灰分质量在 8-15%最佳； 烧嘴并不是专利商宣传的长寿命，具体情况不一； SGC段过热器设计有待进一步优化。SGC存在一定结垢现象。 一些管材选材有些困难。如湿洗出口相关管线。 国内工程经验和操作经验有待进一步提升。试车和初期开车困难较大。气化炉 操作温度控制较难，温度无法直接测量，凭有关参数和经验来控制，有一定的 难度和风险。同时，虽然第一批引进的厂家最长周期都达到了 100天以上，但 连续长周期的不多。影响长周期的主要原因，造成装置停车的因素并不是壳牌 煤气化技术本身，而是配套设备、装置和其它公用工程造成的。国内目前引进的SCGP气化技术企业较多，且均应用于化工生产，但是各企业建成 投产后均出现操作情况不稳定、停车频繁的情况，因此中国石油和化学工业协会在2009 年7月15日向国家发改委建议，加强宏观调控，限制盲目引进煤气化技术装置。2007年9月24,中石化集团召集中石化壳牌岳阳煤气化公司、中石化安庆分公司、 中石化湖北化肥分公司、湖北双环科技股份有限公司、柳州化工有限责任公司5家首批 引进SCGP技术的企业于安庆分公司召开技术经验研讨会。湖北双环装置运行情况最好， 但最长连续运行时间也仅为53天，最短的安庆厂仅为14天。综合5家厂停车原因，外 部原因是前期主要是，后期为原料煤性质不稳，换煤频繁，气化炉运行不稳、炉内渣保 护层不稳定、急冷气压缩机停车多、渣水系统联锁动作、飞灰过滤器故障、灰水处理系 统故障、外部供电供汽供水系统故障、操作失误及操作不熟练、外围装置、设备故障影 响；技术本身原因是烧嘴罩泄漏、结渣堵渣，准确判断气化炉内壁保护渣层厚度是否完 好目前仍缺少直观手段；合成气冷却器积灰仍然没有有效处理手段；急冷气压缩机抗外 部波动脆弱；污水处理压力大等等。目前，其他各引进企业陆续进入开车阶段，该技术 运行情况是否有较大程度的改变还有待观察。近年引进的SCGP装置序号项目最终产品处理煤量/td-i气化炉/台1湖北双环化工集团有限公司合成氨90012广西柳州化工股份有限公司合成氨110013湖南岳阳中石化壳牌煤气化有限公司合成氨、H200014中石化湖北化肥分公司合成氨200015中石化安庆分公司合成氨、H2200016云南天安化工有限公司合成氨270017大连大化集团有限责任公司甲醇110018云南沾化有限责任公司合成氨270019中国神华煤制油有限公司H24400210河南永城煤电（集团）有限责任公司甲醇2100111河南中原大化有限公司甲醇2100112河南义马开祥化工有限公司甲醇1100113大唐国际发电公司甲醇8400314天津渤海化工集团天津碱厂甲醇和合成氨4400215贵州天福化工有限公司合成氨和甲醇2000116河南鹤壁煤电股份有限公司甲醇2700117云南云天化股份有限公司甲醇1000118大同煤矿集团有限责任公司甲醇2200119河南龙宇煤化工有限公司甲醇20001（2.3.2）GSP干粉煤加压气化GSP工艺是东德煤科所在七十年代发明的气化技术，进料的形式为两种，即干粉煤和液体 进料，1978-1979年建成中试装置，用于处理褐煤、无烟煤、污泥、炼油厂的废渣及化学废料， 发电为3MW，试验压力0.5-2.5MPa。1983年建成一套气化炉容积为12m3的气化装置，1991 年以前为干粉进料，1992年以后改为处理鲁奇炉产生的废料，其工艺的特点为单喷咀多煤管进 料、水冷壁、激冷流程，已建成的装置较小。神华宁夏煤业55万吨煤制烯烃项目引进5台GSP 粉煤加压气化工艺用于生产甲醇，该装置已于去年9月开车，24小时内达到稳定生产，初期有 效气达到85%以上，后期更是高达90%，目前操作情况比较平稳。（2.3.3）HT-L （航天炉）干粉气化技术近几年来，航天11所开发了与GSP几近相同的HT-L炉型，在国内进行了广泛的推广，其 中河南濮阳化肥厂、晋煤中能化工（安徽临泉）采用750吨/日炉型，分别与2008年11月、2009 年7月点火，生产情况连续稳定，并部分时间负荷超过100%。该技术目前最大在产炉日投煤量 750吨/日，技术放大风险较小。（2.4）气化技术比较气化工艺技术比较表（最佳值）序 号项目Shell粉煤气化GSP、HT-L粉煤气化德士古气化对置式多喷嘴气化LURGIBGL1气化工艺气流床、液态排渣气流床、液态排渣气流床、液态排渣气流床、液态排渣固定床、固 态排渣固定床、固 液态排渣序 号项目Shell粉煤气化GSP、HT-L粉煤气化德士古气化对置式多喷嘴气化LURGIBGL2适用煤种褐煤、次烟煤、烟 煤、无烟煤、油渣褐煤、次烟煤、烟 煤、无烟煤、油渣次烟煤、烟煤、油渣、 灰熔点1350C 灰 份 20%次烟煤、烟煤、油渣、 灰熔点1350C灰份 20%褐煤、次烟煤、无烟煤褐煤、次烟 煤、无烟煤、 垃圾3气化压力（MPaG）2.04.02.04.04.08.74.06.52.1-4.52.1-4.54原料煤形态粉煤粉煤粉煤（水煤浆）粉煤（水煤浆）5-50mm5-50mm5气化温度（C）14001600140016001300150013001500900-12001300-13506单炉最大投煤量（t/d）2500200020002000700-15001000-150071000Nm3 有效气耗氧量（Nm3）400400450420220-2503008碳转化率（%）9999989898999冷煤气效率（%）788377827076727880-859010有效气含量（%）90929092798165-708411气体成分CO、H2、CO2CO、H2、CO2CO、H2、CO2CO、H2、CO2CO、H2、CO2、CH4CO、H2、CO2、CH412操作弹性（）5013060120701106012060-12060-12013技术成熟度较高中高高高中14对环境影响低低低低中低15软件费高高高低低较低16建厂投资（）200130100105110（三） 伊犁烯烃项目气化技术选择(3.1) 煤质项 目单位设计值（2#煤 样）（可研） （600米以深）正常值（4#煤 样）（可研） （600米以深）新汶1号井（埋深130 米）察县苏阿苏、煤 矿（埋深130 米）潞安山鑫煤矿（埋深80米）工业分析水分Madwt%12.1212.7513.5814.6412.30灰分Aadwt%13.868.276.522.973.80挥发分wt%25.2526.9327.9623.7828.02固定碳wt%48.7752.0551.9458.6155.88元素分析碳Cadwt%58.3262.5964.4066.2667.19氢Hadwt%2.853.193.742.863.46氮Nadwt%0.500.560.620.560.57硫 St.adwt%1.640.510.60.240.28氧Oadwt%10.7112.1310.5412.4712.40发热量Qb.adKJ/kg225402411023480-2456024350-2528025390-26380可磨指数HGI/11112112510797灰熔点八、变形温度DTC10701100127013501280软化温度STC11101120130014201310流动温度FTC11501130134014501330灰组成分析SiO2wt%39.8129.169.166.4820.64Al2O3wt%11.7611.294.364.8310.57wt%18.5016.9421.3413.4811.79CaOwt%12.6217.6728.3631.9327.95MgOwt%3.885.264.4613.64.75SO3wt%9.7114.2521.9218.5216.00TiO2wt%0.610.540.410.400.66K2Owt%1.181.000.000.040.49Na2Owt%0.720.670.280.380.64项 目单位设计值（2#煤 样）（可研） （600米以深）正常值（4#煤 样）（可研） （600米以深）新汶1号井（埋深130 米）察县苏阿苏、煤 矿（埋深130 米）潞安山鑫煤矿（埋深80米）P2O5wt%0.080.060.020.020.04化 学 反 应 活 性a800 C%25.024.733.929.331.2850 C%50.643.862.454.858.3900 C%65.257.285.178.186.2950 C%81.976.194.591.997.61000 C%91.789.71001001001050 C%96.195.51001001001100C%96.495.9100100100注：2#、4#煤质数据摘自可研报告，其它煤质数据取样自伊南煤田现有煤矿开采煤。（3.2）煤质对气化工艺的选择由于Shell气流床气化技术目前尚处在摸索改进过程中，不宜选用；而GSP目前已有大型 化装置投用，且目前生产情况较好，可作为本项目备选方案。移动床气化技术在国内普遍应用的是鲁奇气化，近期云南解化、呼伦贝尔金新化工引进了 BGL （液态排渣）技术，并且图克化肥项目也采用了该技术，该技术的最大优势是气化温度可 以提高到1400度，污水量大幅减少，但是到目前为止，仅云南解化进行了投产，据图克项目人 员考察结果，该工厂操作并不稳定，亦未达到过设计能力，尚处在摸索阶段。水煤浆技术成熟可靠，适用煤种广泛，且在国内应用众多，也应作为备选方案。水煤浆气化技术、碎煤加压气化技术对煤质要求的关键特性为：GSP、HT-L气化技术水煤浆气化技术碎煤加压气化技术1灰熔点成浆性灰熔点2灰分灰流动温度反应活性3水分灰分黏结性4发热量灰分本项目在编制可研报告时，煤质样品来自于2#、4#勘察区，属于600米或以深煤矿；而其 余煤质来自于伊南地区浅部资源煤矿，从煤质明显反应出截然不同的特性。对于深部资源煤质：对于碎煤加压气化技术，深部资源煤炭的灰熔点只有1100度，若采用鲁奇气化技 术，则操作温度只能为950-1000度，对应的煤反应活性仅为81.9%-91.7%，煤炭的有 效利用率很低。而BGL气化技术为液态，操作温度可以调高到1300度以上，适用于 该煤种；该技术的缺点是使用块煤为原料，而按照目前的煤炭开采技术，块煤产出率 为30%-50%，除锅炉可以消耗一部分粉煤外，将有剩余大量粉煤，需要建设配套的粉 煤成型装置消纳粉煤。对于水煤浆气化技术，西北化工研究院实验表明，“实验室制浆浓度均为60%，预 计工业化制浆浓度为59%左右”，而且煤炭的灰熔点、发热量、灰分等主要指标满足水 煤浆气化技术对煤质要求。GSP、HT-L气化技术虽然也适合煤质条件，但是由于当地煤炭含水量较高，通常 为25-30%，甚至更高，需要一定量的燃料气对煤炭进行干燥，但由于需氧量相对比水 煤浆少10%以上，燃料煤将有所减少，总体需煤量将减少或持平。综上因素，深部资源煤质，从技术层面比较，伊犁烯烃项目可采用水煤浆气化技术或GSP、 HT-L或BGL气化技术。 对于浅部资源煤质：浅部资源煤质委托国家煤炭质量监督检验中心进行化验分析。分析结果表明，浅 部资源煤炭的发热量较好，并且低灰低硫，但是灰熔点较高。4月，我们委托江苏合义 化工新材料有限公司（南京大学（国家）水煤浆工程技术研究中心）对浅部资源煤样 进行成浆性实验，实验结果表明，在添加煤浆添加剂条件下，煤浆最大浓度在54-57%。 7月，GE公司对我们送样Y-38煤样进行了分析化验，分析表明“本项目煤种灰熔点中 等偏高”，“本项目煤种成浆性较差，按照常规的磨机研磨后，1000cp下水煤浆浓度为 50.82%，可以流动时的粘度为612cp，此时水煤浆浓度为49.57%”，加入添加剂后，“煤 浆浓度可以达到55.7%”。浅部资源煤质化验和煤浆实验表明，在添加助熔剂和煤浆添 加剂的条件下，浅部资源煤质仅能达到水煤浆气化技术的对煤质要求的下限值，煤耗、 氧耗较高，操作成本提高，且操作将会不稳定。对于GSP、HT-L技术，除煤质灰分较低，气化炉水冷壁不易挂浆形成保护隔热层， 需添加部分杂质外，其余煤质指标均可以达到气化技术要求。烯烃项目旁的中电投煤 制天然气项目原料煤同样为伊南浅部资源，煤质与我们目前的取样煤接近，该项目选 用GSP技术。相对而言，浅部资源的煤质低灰、高灰熔点、高反应活性的特性完全适应碎煤加 压气化技术，若考虑多副产品增加项目收益率，则也可以选取用碎煤气化工艺。综上因素，从技术层面考虑，浅部资源煤质适用于GSP、HT-L气化技术或碎煤加压气化 技术；若采用碎煤加压气化技术，则项目需增加型煤加工装置，生产型煤供气化炉使用，最大 限度的消耗掉粉煤。（3.3）气化技术对后续工艺的影响对于伊犁烯烃项目，气化技术的选择不会影响MTO （含）及以后的装置，但MTO之前及 公用工程配置将有很大变化。1）水煤浆气化工艺是采用水煤浆气流床制气、气化温度大于1350C，气化压力6.5Mpa； 碎煤气化工艺气化压力3.0-4.0Mpa；后续工序的变换、低温甲醇洗、液氮洗工艺相同， 但由于气化压力低、煤气中杂质多、有效气体含量偏低等，使得系统配置更复杂，设 备、管道更庞大；工艺耗水、耗蒸汽量大，公用工程相应增大。2）碎煤加压技术生产的煤气中含有约6-10%的甲烷和CnHm以及较高的CO2，CO+H2 含量低于水煤浆气化工艺；若利用副产的甲烷生产甲醇供MTO使用，则首先需要将 甲烷转化成CO+H2,再经过脱碳等工艺后进入甲醇合成装置，能量利用效率进一步降 低；若甲烷气外送作为入网天然气销售，则需要另作项目立项报告建设输气管线，则 该输气管线/接入管网将成为项目开工、生产的制约因素。此时的鲁奇炉数量将是水煤 浆气化炉的4倍），原料煤消耗是水煤浆的1.5倍左右；而BGL炉数量不到鲁奇炉的 一半，且酚、氨产出量减少20%，气化水处理量降低30%，投资略少。3）水煤浆气化和干粉气化工艺的产品较为纯净，主要为CO、H2、CO2及气体杂质，废 物为煤渣、煤灰废水有机物含量很少，且废水量较少，处理工艺简单。GSP、HT-L气化方案流程图BGL气化方案流程图去污循环水系统水煤浆气化方案流程图（四）经济分析气化工艺的变化主要对甲醇段（从备煤至甲醇合成）配置和投资影响较大，此外配套的空 分、气化污水处理也有较大影响，对公用工程及烯烃段投资影响较小或无影响，各气化技术的 投资及原料、产品、经济数据见下表。4.1浅部资源GSP气化技术HT-L气化技术鲁奇气化技术BGL气化技术备注一工程费用（万元）甲醇段总投 资粉煤成型120000120000估算备煤4111041110520011550空分16125016125092608.592608.5气化342320175000120000108850变换及冷却41540415404047040470低温甲醇洗63060630606391063910压缩制冷20950209502095020950煤气水分离5080025400酚氨回收3500012000硫回收12640126401264012640甲烷分离3000021690二氧化碳压缩49004900甲醇合成74660746607466074660甲醇精馏9950995099509950综合罐区40504050空压站2050205020502050全厂火炬2700270040002700烯炷段总投 资456871.54456871.54456871.54456871.54按同等投资考虑公用工程及 辅助设施473703.13473703.13473703.13473703.13按同等投资考虑二固定资产 其他费用（各 类报告编制 费用）161774.84161774.84161774.84161774.84GSP气化技术HT-L气化技术鲁奇气化技术BGL气化技术备注三无形资产（专利费等）75000750007000075000估算四其他资产28414.9428414.9428414.9428414.94按同等投资考虑五预备费177119.5005162060.7169375.77164172.87估算建设投资（一+二.+五）2145114196273520513291988316建设期贷款 利息2145114167185174876169491估算流动资金182603408594912046429估算项目总资金2368577217077922753252204236原料原料煤用量（万吨）300300408342130.17 元/吨（税前）燃料煤用量（万吨）160160160165130.17 元/吨（税前）新鲜水（万吨）27002700270027002.17元/吨（税前）催化剂及化学品86000万元86000万元86000万元86000万元产品（万吨）聚乙烯31.931.931.931.910820元/吨（含税）聚丙烯36.536.536.536.510030元/吨（含税）丁烯-10.870.870.870.876700元/吨（含税）MTBE1.6851.6851.6851.6857300元/吨（含税）2-PH6.656.656.656.6511700元/吨（含税）甲烷6.6 亿 Nm34 亿 Nm31.80 元/Nm3（含税）中油5.95.35200元/吨（含税）焦油3.482.92750.00 含税石脑油21.67000元/吨（含税）粗酚32.563400元/吨（含税）项目财务内部收益率所得税前13.80%15.48%18.83%18.27%所得税后11.73%13.09%15.82%15.36%盈亏平衡点（生产能力 利用率）66.75%61.09%51.08%52.65%浅部资源经济收益比较图项目总资金内部收益率项目总资金(万元)2500000200000015000001000000g内部收益率(税后)0 11 114.2深部资源水煤浆气化技术GSP气化技术HT-L气化技术BGL气化技术备注一工程费用（万 元）甲醇段总投资粉煤成型120000估算备煤（列入气化）411104111011550空分165766.7116125016125092608.5气化193274.81342320175000108850变换及冷却46949.05415404154040470低温甲醇洗79183.41630606306063910压缩制冷209502095020950煤气水分离25400酚氨回收12000硫回收12938.16126401264012640甲烷分离21690二氧化碳压缩4900甲醇合成87684.02746607466074660甲醇精馏995099509950综合罐区4050空压站2389.65205020502050水煤浆气化技术GSP气化技术HT-L气化技术BGL气化技术备注全厂火炬5024.09270027002700烯烃段总投资456871.54456871.54456871.54按同等投资考虑公用工程及辅助 设施473703.13473703.13473703.13473703.13按同等投资考虑二固定资产其 他费用（各类报 告编制费用）161774.84161774.84161774.84161774.84三无形资产（专 利费等）73910.21750007500075000估算四其他资产28414.9428414.9428414.9428414.94按同等投资考虑五预备费148130.45177119.5162060.7164172.87估算建设投资（一 +二.+五）1936015214511419627351988316建设期贷款利息165989.29182622167166169504估算流动资金38106.67408594085946876估算项目总资金2140110.96236859521707602204695原料原料煤用量（万吨）310322.4322.4388130.17 元/吨（税前）燃料煤用量（万吨）183.5180180170130.17 元/吨（税前）新鲜水 （万吨）2721.62700270027002.17元/吨（税前）催化剂及化学品103038万元86000万元86000万元86000万元含税产品（万吨）聚乙烯31.931.931.931.910820元/吨（含税）聚丙烯36.536.536.536.510030元/吨（含税）丁烯-10.870.870.870.876700元/吨（含税）MTBE1.6851.6851.6851.6857300元/吨（含税）2-PH6.656.656.656.6511700元/吨（含税）甲烷4.44 亿 Nm31.80 元/Nm3（含税）中油5.35200元/吨（含税）焦油3.132750.00 含税石脑油1.97000元/吨（含税）粗酚2.773400元/吨（含税）项目财务内部收 益率所得税前16.53%13.59%15.27%18.29%所得税后13.29%11.56%12.92%15.38%盈亏平衡点（生55.65%67.52%61.80%52.59%水煤浆气化技术GSP气化技术HT-L气化技术BGL气化技术备注产能力利用率）口项目总资金匚1内部收益率2500000200000015000001000000g深部资源经济收益比较图项目总资金(万元)（五）结论5.1深部资源深部资源的煤质特点是低灰熔点、中高发热量、易粉化，低温反应活性低，适用于水煤浆 气化（包括GE水煤浆气化工艺和多喷嘴水煤浆气化工艺）及GSP干粉气化和BGL气化工艺。 从投资及经济性分析比较，GSP干粉气化投资偏高，项目收益率较低，不宜采用该技术。相比 水煤浆气化工艺和BGL气化工艺，BGL投资增加5%，收益率提高了 1.4%，但是由于目前已采 用BGL气化技术的项目开车情况并不理想（云南解化开车负荷为50-60%，图克及云天化金新 未开车）；而采用水煤浆气化工艺，无论从技术角度还是操作运营的稳定性以及经济效益都具备 良好保证。5.2浅部资源浅部资源的煤质特点是高灰熔点、高发热量、以粉化、反应活性好，成浆性差，适用于GSP 及碎煤加压气化技术；而GSP气化技术内部收益率未能达到项目投资收益下限（12%税后）， 故该技术不宜选用。而2种碎煤加压气化技术的收益率均较高，表明项目可以获得较好的收益。 BGL技术和鲁奇技术的收益率接近，而且投资最少，并且BGL的气化污水处理量较小，对环 境保护有利；而鲁奇气化技术可以消纳更多量的煤炭，副产最多量的副产品，收益率最高，且 应用广泛、技术成熟稳定，项目人员易招聘。我们建议对采用BGL技术的项目密切关注，一旦 在伊犁烯烃项目正式启动前，采用BGL技术的工厂达到稳定满负荷运行，则BGL技术作为伊 犁烯烃项目的气化技术方案；否则，可以采用鲁奇气化技术。