1、重化工业园区能源公司褐煤多联产项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月193可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日 目 录第一章 总 论11.1 概述11.1.1 项目名称11.1.2 主办单位概况11.1.3 项目背景和意义21.1.4 报告编制依据81.1.5 报2、告编制原则81.1.6 研究范围和研究分工81.2 研究结论101.2.1 研究的简要综合结论101.2.2 存在的主要问题和建议101.3 主要技术经济指标11第二章 市场分析与预测142.1 产品市场分析142.1.1 型煤142.1.2 石脑油162.1.3 柴油212.1.4 天然气302.1.5 电332.1.6 改质沥青342.1.7 蒸汽342.2 产品的竞争力分析35项目有利条件352.2.2 企业的优势分析36第三章 生产规模和产品方案383.1 褐煤的转化利用技术和产品方案选择383.1.1 燃煤发电383.1.2 干煤气化+合成气化学路线383.1.3 BGL气化+合成天3、然气路线393.1.4 煤直接液化制油路线393.1.5 通过干燥成型、热解、发电进行多联产综合利用路线393.2 生产规模和产品方案40第四章 工艺技术方案414.1 工艺装置组成及总工艺流程414.1.1 工艺装置组成414.1.2 总工艺流程配置414.2 工艺技术方案的选择41 褐煤干燥414.2.2 褐煤成型464.2.3 褐煤热解474.2.4 净化544.2.5 焦油加氢654.2.6 天然气制备734.3 自动控制814.3.1 概述814.3.2 自控水平824.3.3 控制室设置及基本要求844.3.4 安全技术措施854.3.5 仪表选型864.3.6 动力供应874.34、.7 仪表修理车间说明884.3.8 其它问题说明88第五章 原料、燃料、辅助材料和动力供应895.1 原料煤895.2 一次水895.3 供电895.4 供热89第六章 建厂条件和厂址方案906.1 建厂条件906.1.1 企业概况906.1.2 地理位置906.1.3 地区交通运输状况916.1.4 地质地貌特征936.1.5 工程地质、水文地质94气象条件956.1.7 社会经济发展状况976.1.8 原材料供应条件986.1.9 水源及防洪996.1.10 电源情况1016.1.11 通信设施1026.2 厂址方案102第七章 总图运输、建筑1047.1 总图运输1047.1.1 概述5、1047.1.2 设计标准和规范1047.1.3 总平面布置1047.1.4 竖向设计1067.1.5 运输设计1067.1.6 渣场1087.1.7 绿化设计1087.1.8 主要技术经济指标1097.2 建筑1097.2.1 设计采用的国家、行业、地方标准和规范1097.2.2 设计范围及分工1107.2.3 建筑设计110第八章 公用工程方案和辅助生产设施1188.1 给水排水1188.1.1 概述1188.1.2 设计规范标准1188.1.3 给水量和排水量1188.1.4 给水水源1198.1.5 厂区给水系统1218.1.6 厂区排水系统1248.1.7 冲洗水处理站1248.1.6、8 污水处理站1258.2 供电1278.2.1 概述1278.2.2 用电负荷1278.2.3 负荷等级1288.2.4 供电电源1298.2.5 应急负荷1298.2.6 供电方案1298.2.7 防雷接地1308.2.8 主要设备材料表1308.3 电信1318.3.1 研究范围1318.3.2 研究原则1328.3.3 行政及调度电话站1328.3.4 扩音对讲系统1328.3.5 无线对讲电话1328.3.6 火灾报警系统1328.3.7 工业电视系统1338.3.8 全厂电信线路1338.4 供热1338.4.1 概述1338.4.2 全厂蒸汽平衡1348.4.3 主要设备的选型17、368.4.4 主要系统1378.5 分析化验1398.5.1 概述1398.5.2 分析室的设置1408.5.3 分析室的任务1408.5.4 分析仪器设备选型1408.6 氮气站1408.6.1 国内外工艺技术概况1418.6.2 工艺技术方案的比较和选择1418.6.3 工艺流程说明1428.6.4 主要设备选择1428.6.5 催化剂和化学品消耗144公用工程消耗1448.7 空压站1448.7.1 概述1448.7.2 工艺流程说明1458.7.3 工艺设备选择1458.7.4 公用工程消耗1468.7.5 工艺设备一览表1468.7.6 图纸1468.8 采暖通风和空气调节14688、.8.1 原则1468.8.2 气象资料1478.8.3 采暖设计说明1478.8.4 通风设计说明1478.8.5 空调设计说明1478.9 固体贮运设施1488.9.1 概述1488.9.2 固体贮运设施方案选择及系统能力的确定1488.9.3 工艺流程说明1518.9.4 机械化及自动化水平1518.9.5 环境保护措施1528.9.6 贮运设备一览表1528.9.7 消耗指标1528.9.8 存在问题1528.10 火炬1528.10.1 工艺技术说明1528.10.2 公用工程消耗指标153第九章 节能、节水1549.1 概述1549.2 节能措施综述1549.2.1 节能原则1549、9.2.2 采用的主要节能措施154第十章 消防15610.1 设计依据及标准规范15610.2 工程的火灾危险性类别15610.2.1 主要物料的火灾危险性分析15610.2.2 主要建构筑物火灾危险性分析15710.3 消防措施15710.3.1 工艺防火设计15710.3.2 总图防火设计15810.3.3 建筑防火设计15810.3.4 防雷、防静电15810.4 消防设施15810.4.1 水消防系统15810.4.2 泡沫消防系统15910.4.3 灭火器的设置15910.4.4 消防设施的启动控制及报警方式15910.5 消防站160第十一章 环境保护16111.1 建设地区环境10、现状16111.2 执行环境保护标准16111.2.1 环境质量标准16111.2.2 污染物排放及噪声标准16111.3 主要污染源及污染物16211.3.1 废气16211.3.2 废水16211.3.3 固废16311.3.4 噪声16311.4 环境保护治理措施16411.4.1 废气16411.4.2 废水16611.4.3 固废16811.4.4 噪声16811.5 环境监测及管理机构16811.6 环保投资估算168第十二章 劳动安全卫生16912.1 设计依据16912.2 设计采用的劳动安全与职业卫生标准16912.3 生产过程中主要危害因素分析17012.3.1 生产过程中11、主要有毒有害物的危害17012.3.2 火灾爆炸的危害17012.3.3 中毒、窒息的危害17012.3.4 生产性粉尘的危害17112.3.5 噪声危害17112.3.6 静电、雷电的危害17112.3.7 高温、低温的危害17112.3.8 机械伤害的危害17212.4 设计中采取的主要安全卫生防范措施17212.4.1 防火防爆措施17212.4.2 毒性物质危害防范措施17212.4.3 化学腐蚀防范措施17212.4.4 噪声防治17312.4.5 静电、雷电防范措施17312.4.6 化学灼伤和高温的防范措施17312.4.7 机械及坠落意外伤害防范措施17312.4.8 人身防护12、措施17412.4.9 安全教育17412.4.10 安全色和安全标志设计17412.5 劳动安全卫生机构设置及人员配备17412.5.1 机构设置及人员配备17512.5.2 劳动安全卫生教育制度17512.6 防范措施效果175第十三章 组织机构和劳动定员17613.1 组织结构17613.1.1 组织机构的设置原则17613.1.2 组织机构的设置17613.2 劳动定员17613.3 人员来源和培训177第十四章 项目实施规划17814.1 项目实施计划内容17814.2 实施进度计划17814.2.1 项目实施原则17814.2.2 建设周期17814.3 各阶段实施计划17914.13、3.1 前期工作进度17914.3.2 建设工期进度17914.4 项目实施进度表179第十五章 投资估算18115.1 工程概况18115.2 编制依据181政策法规18115.2.2 估算指标18115.2.3 设备、材料价格确定18115.3 投资分析18115.4 其它需说明的问题182第十六章 财务评价18316.1 基础数据18316.1.1 产品方案及生产规模18316.1.2 投资与资金来源18316.1.3 经济计算期与建设期18316.1.4 资金使用规划18316.1.5 固定资产折旧费与无形其他资产摊销费18316.1.6 产品价格及税率18416.2 财务分析184114、6.2.1 成本估算18416.2.2 销售收入、利润及税金18516.2.3 投资利税率、投资利润率及资本金收益率18516.2.4 偿还贷款能力与偿还贷款年限185财务计划现金流量和资产负债分析18516.2.6 现金流量及评价指标18516.3 不确定性分析18616.3.1 敏感性分析18616.3.2 盈亏平衡分析18716.4 财务分析小结187第一章 总 论1.1 概述 项目名称项目名称：XXXXXX能源有限公司2600万吨/年褐煤多联产项目项目简称：XX2600万吨/年褐煤多联产项目建设地址：XXXX能源重化工工业园区 主办单位概况主办单位：XXXXXX能源有限公司主办单位地址15、：XXXX市XX区XX路公司性质：有限责任公司联系人：联系电话：联系人传真：联系人电子邮件：中国XX集团公司（简称：XX集团）是2002年底国家电力体制改革时组建的五家全国性国有独资发电企业集团之一。注册资本120亿元人民币，主营业务为：电力生产、热力生产和供应；与电力相关的煤炭等一次能源开发；相关专业技术服务。截至2009年底，XX集团装机容量7550.73万千瓦，其中，火电6239万千瓦，水电1235.96万千瓦，风电75.43万千瓦，其他0.3432万千瓦；资产总额3300亿元人民币；2009年发电量超过3000亿千瓦时。拥有国内单机容量最大、国产化程度最高的100万千瓦超超临界机组和国16、内首批60万千瓦级空冷机组、60万千瓦级脱硝机组，单机容量最大的39.5万千瓦天然气发电机组；积极开发建设风电、核电、生物质能、太阳能等清洁能源。目前公司控股业绩优良的XX国际电力股份有限公司、XX能源股份有限公司、贵州黔源电力股份公司、国电南京自动化股份有限公司、XX金山能源有限公司等上市公司；控股规划装机容量2115万千瓦的云南金沙江中游水电开发有限公司和装机容量800多万千瓦的贵州乌江水电开发有限责任公司。XX集团今后五年的发展战略是：以创造经济社会价值为使命，以做强做大为方向，坚持电为主体、煤为基础、产业协同，坚持优化结构、建并结合、内外拓展，坚持改革创新、内强素质、外树形象，努力把公17、司建设成为以电为主的国内一流能源集团。XX集团今后一个时期的发展目标是：到2013年实现“1118”战略目标，即发电装机超过1亿千瓦，控参股煤矿产能超过1亿吨/年，实现利润超过100亿元，资产负债率控制在85%。XX市地处我国北疆开放前沿，位于东北亚经济圈，是轻工产品出口的重要通道和加工基地，拥有丰富的矿产资源和丰沛的水资源，具有得天独厚的资源优势和区位优势，有建设大型露天煤矿和煤电集群、大型煤化工产业的优越组合条件。XX作为自治区重要的经济增长极，坚持“美丽与发展共赢”的发展思路，以煤电联营、石油开发为标志的能源产业已进入了快速发展时期。目前国家发改委已把XX列为煤电、煤化工基地，国家电网公18、司规划到2020年XX电力装机达到2000万千瓦以上，自治区重点规划在蒙东地区大型煤田建设坑口电厂形成向区外送电的大型煤电一体化基地，这都为XX集团下一步的战略发展提供了广阔的空间。XX集团成立以来，一直把XX作为重点发展区域。这次与XX市合作，开发建设大型煤电化一体化项目，主要包括煤炭开发、特大型燃煤电厂、热电项目和煤化工等四大板块，通过几年的发展，将形成以煤炭为基础、电力发展为支撑、煤化工为重点、延伸产业为补充的综合产业体系，走出一条循环经济发展道路。项目总投资超过400亿元，全部建成投产后年产值将达到200亿元，实现利税3040亿元。一体化项目的建设是XX集团、XX市政府贯彻落实科学发展19、观的重要举措，对于加快蒙东地区优势资源的转化利用，促进地方经济社会又好又快发展将产生重要的推动作用。XXXX能源有限公司是以XXXX区域存量资产为依托，通过子公司改制，由原中国XX集团公司XX公司重组而成。目前该公司在XX已建成并投产了10台火电、167台风电机组，总装机容量达309万千瓦，资产总额达到120亿元，累计完成投资150多亿元。XXXXXX能源有限公司作为XXXX能源有限公司的全资子公司投资建设本项目。 项目背景和意义.1 项目背景按照XX集团公司2008年12月与XXXX市政府签订的投资建设大型煤电化项目战略合作框架协议，双方同意合作开发建设大型煤电化项目，主要由煤矿、特大型燃煤20、电厂、热电和煤化工等四大板块组成，建成后将形成以煤炭为基础，电力发展为支撑，煤化工为重点，延伸产业为补充的综合产业体系。XX市地处XX自治区东北部的大兴安岭西麓、XX草原腹地，全市有人口270万左右、耕地2200万亩、天然草场1.25亿亩、天然林地2.03亿亩，经济基本以农、牧业为主。XX市有丰富的煤炭资源（基本上是褐煤），煤炭储量302.86亿吨，远景储量1000亿吨，是东北三省总和的1.8倍。XX市积极依靠自身资源、区位优势招商引资，紧抓机遇，加大“北开南联”和“走出去、请进来”工作力度，促进招商引资继续保持快速增长，带动地方经济的迅猛发展。华能、鲁能、北方电力、北国投、深能源、中国XX等21、全国知名能源企业先后入驻该市，建有深能源扎赉诺尔220万千瓦、鲁能雁南230万千瓦、华能伊敏二期260万千瓦等电源点项目。其它电源点、电力通道、高载能、煤化工等能源重化工项目的相关工作取得了实质性进展。以煤电联营、石油开发为标志的能源产业已进入了快速发展时期。XXXXXX能源有限公司2600万吨/年褐煤多联产项目是XXXXXX能源有限公司在XXXX能源重化工工业园区谢尔塔拉产业区拟建的以褐煤为原料，生产型煤、石脑油、柴油、天然气、电、改质沥青、蒸汽的多联产项目，分两期实施，一期建设规模600万吨/年（原煤量），二期再行建设规模600万吨/年（原煤量）。本项目以当地丰富的煤炭资源为切入点，符合国22、家节能与环保的产业政策，符合国家西部大开发的战略规划，对于XX自治区变资源优势为产业优势，进而转化为经济优势，促进全区经济快速发展，都具有十分重大的意义，而且能给国家、地方及建设单位带来巨大的商机及经济效益，前景十分广阔。该项目建成投产后，不仅促进XX市资源型城市的产业结构调整和转变，而且能够带动地方其它产业发展，增加地方财政税收，提升当地整体经济和技术水平。.2 国家能源发展战略规划和产业政策（1） 有序发展洁净煤产业是国家能源发展战略的一个重要方向 中国是煤炭主导型化石能源资源相对丰富的国家，截至2007年底，我国煤炭保有探明资源储量为11800亿吨，其中基础储量3260亿吨，资源量85423、0亿吨。中国是世界上少数几个以煤为主要能源的国家，2009年中国产煤29.6亿吨，比上年增长12.7%。第三次全国油气资源评价的结果显示，我国石油远景资源量为1086亿吨，地质资源量765亿吨，可采资源量212亿吨；天然气远景资源量为55.89万亿立方米，地质资源量35.03万亿立方米，可采资源量22.03万亿立方米。随着勘探技术水平的提高以及石油勘探程度的提高，我国的油气可采资源量可能还会增加。 按照BP世界能源统计2009的数据，我国煤炭储量占世界总储量的13.9%，居世界第二，石油和天然气储量分别占世界总储量的1.2%和1.3%，我国的能源资源呈现“多煤、少油、少气”的局面。 从总量上看24、，我国多种资源储量巨大，但由于人口众多，人均资源少，这已经成为制约经济社会发展的重要因素。在此形势下，发挥中国煤炭资源优势，采用先进可靠技术，有序发展煤炭和煤炭相关的洁净煤、燃煤发电、煤化工等煤基能源产业，适当缓解中国石油短缺的矛盾就成为“节约优先、立足国内、多元发展、依靠科技、保护环境、互利合作，构筑稳定、经济、清洁、安全能源供应体系，以能源的可持续发展支持经济社会的可持续发展”国家能源发展战略的一个重要方面。目前世界以煤炭为基础的能源产业发展的主流方向是发展煤炭洁净利用技术和洁净煤产业，通过化学化工等工程技术科学手段，对煤炭进行清洁加工或转化，而后分级综合利用，大幅度削减煤炭直接燃烧对环境25、的污染；采用煤炭生产、加工转化、石油替代品生产、电力生产相结合的多产品联产一体化的优化的产业组织模式，实现煤炭的清洁、高效和增值利用。煤炭洁净利用技术实际上是一种“燃烧前或使用前脱除污染物的技术”和分级综合利用技术，污染物脱除过程工艺内嵌于主生产流程的净化工序中，污染环境的物质被回收利用作副产品，体现循环经济的理念。我国已确立了“以煤为主”的能源发展战略，发展褐煤的干燥提质加工综合利用产业，可以有效缓解优质动力煤的供应紧张局面，用低品位煤炭扩宽优质动力煤的资源渠道，延伸煤炭工业的产业链，生产出高品质的石油替代产品，提高煤炭资源的综合利用效率和煤炭利用的环境效益，更好地满足国内能源需求，特别是对26、石油资源的需求，为国民经济发展提供有力的安全保障。（2） 煤化工发展产业政策我国石油、天然气资源短缺，煤炭资源相对丰富。发展洁净煤产业、煤化工产业，有利于推动石油替代战略的实施，满足经济社会发展的需要。但是近年来国内煤化工发展过热，为此，国家发改委于2006年7月7日发出了加强煤化工项目建设管理促进产业健康发展的通知，强调统筹规划、合理布局、科学引导和规范煤化工产业的发展。“十一五”期间，煤化工产业要以贯彻落实科学发展观，建立和谐社会为宗旨；以保障国家石油供应安全，满足国内市场需求为出发点，科学规划，合理布局；统筹兼顾资源产地经济发展，环境容量。在有条件的地区适当加快以石油替代产品为重点的煤化27、工产业的发展；按照上下游一体化发展思路，建设规模化煤化工产业基地；树立循环经济的理念，优化配置生产要素，努力实现经济社会、生态环境和资源的协调发展。坚持控制产能总量，淘汰落后工艺，合理利用资源，减少环境污染，促进联合重组的原则，加快焦炭和电石行业结构调整。积极采用先进煤气化技术改造以间歇气化技术为主的化肥行业，减少环境污染，推动产业发展和技术升级。以民用燃料和油品市场为导向，支持有条件的地区，采用先进煤气化技术和二步法二甲醚合成技术，建设大型甲醇和二甲醚生产基地，认真做好新型民用燃料和车用燃料使用试验和示范工作。稳步推进工业化试验和示范工程的建设，加快煤制油品和烯烃产业化步伐，适时启动大型煤制28、油品和烯烃工程的建设。我国煤炭资源分布相对集中，消费市场分布较广。为促进煤炭产销区域平衡，国家鼓励煤炭资源接续区煤化工产业发展，适度安排供煤区煤化工项目的建设，限制调入区煤化工产业的发展。我国煤炭资源与水资源呈逆向分布。大部分煤化工产品耗水量较大，国家要求煤化工产业发展应“量水而行”，限制高耗水工艺和装备的应用，鼓励采用节水型工艺，大力提倡废水、中水、矿井水回用等煤化工技术。（3） 多联产技术发展政策热、电、气多联产技术是国家“十一五”计划重点鼓励发展的节能技术。国家能源法第三十九条明确指出“国家鼓励发展热、电、煤气多联供技术，提高热能综合利用率；发展和推广流化床燃烧、无烟燃烧和气化、液化等洁29、净煤技术，提高煤炭利用效率”。国家发展改革委、建设部关于印发热电联产和煤矸石综合利用发电项目建设管理暂行规定的通知（发改能源2007141 号）第二十一条： 国家采取多种措施，大力发展煤炭清洁高效利用技术，积极探索应用高效清洁热电联产技术，重点开发整体煤气化联合循环发电等煤炭气化、供热（制冷）、发电多联产技术。1.1.3.3 项目建设的意义 我国是一个富煤、贫油、少气的国家，即是一个以煤炭为主要能源资源的国家，虽然在未来几十年内我国煤炭能源的比例将逐步下降，但煤炭在我国能源结构中的主导地位不会发生根本的改变，我国仍然是一个以煤为主要能源的国家。我国长期以来以煤炭为主要能源资源，但我国煤炭利用一30、直处于一种单一发展煤炭生产、不注重煤炭综合利用的不合理产业布局，我国煤炭消费的结构中，煤炭在发电、工业应用、炼焦和气化等方面占有很大比例。电力、化工和其他行业在技术工艺、设备设施上的不足以及产品结构上的不合理，致使我国的单位产值能耗是发达国家的34 倍，可见我国的煤炭利用效率低下，同时我国在煤炭利用过程中对污染物排放控制措施实施得很差，煤炭的开发和加工利用成为我国环境污染物排放的主要来源，使得我国环境成为典型的煤烟型污染，随着煤炭消耗的增加，面临的环境问题越来越多，环境恶化也会越严重。目前，煤炭利用导致的环境污染已严重影响了我国的可持续发展。目前，我国煤炭的主要利用方式是直接燃烧，占煤炭总量的31、80%。煤炭的直接燃烧虽然简单廉价，但效率较低，利用价值较低，污染严重。我国发电的单位能耗较高，而工业窑炉能耗更高，这种状况不仅造成了资源的极大浪费，而且加剧了包括CO2 在内的污染物的排放。粗放单一的煤的利用方式加大了污染物排放的治理难度，并导致温室气体的大量排放，浪费了煤中具有高附加值的油、气和化学品。可见，我国石油资源严重不足，电力供应紧张，煤炭资源利用效率低、污染重，能源问题已成为国民经济发展的瓶颈之一。我国的能源资源和煤炭利用现状决定了以提高煤炭利用的综合能效、控制煤转化过程中的污染排放、解决短缺能源需求为近中期能源领域的首要任务。近几年来，国际煤炭能源领域的重要发展标志是多联产概念32、的明确化。研究表明，虽然国际上在煤炭燃烧和转化等各个单元技术方面均取得了重要的进展，但进一步大幅度提高煤炭利用效率、降低环境污染已比较困难，难以同时满足效率、环境和经济的要求。其根本原因在于现有的这些过程均是单一过程，仅产生单一产品，如：电、燃料、化学品等，而煤炭能源过程体量巨大，过程复杂，存在操作条件高、设备投资大以及煤质要求严格等问题。另外，对污染物排放控制而言，最经济适宜的方式也不一定是尾部治理，而可能是在利用之前或在加工之中进行处理。煤炭的多联产系统从煤碳、电力、化工、冶金等行业的资源这一角度出发，将煤的提质、热解、气化、燃烧、合成等各过程有机结合，在同一系统中生产多种具有高附加值的化33、工产品、固体及液体燃料以及用于工艺过程的热和电力等产品。这样，多联产系统可以从系统的高度出发，结合各种生产技术路线的优越性，使生产过程耦合在一起，彼此取长补短，达到能源利用效率最高、能耗最低、投资和运行成本最节约。此外，煤的多联产技术将煤的提质、热解、气化、燃烧、合成等各过程有机结合，实现污染物的耦合抑制和有效脱除，从而可能用最经济的方法解决煤利用过程中污染物的控制问题。因此，煤基多联产技术跨越式提高煤炭利用效率、环境效益和经济性，真正解决我国煤炭的高效洁净利用问题，满足我国国民经济发展的重大需求。基于现有的煤转化的工艺路线，结合当今社会经济的发展趋势和对煤炭利用效率、环境保护和经济性的要求，34、国内外专家提出了各种多联产系统如以化工产品为主的多联产系统、以发电为主的多联产系统、以炼焦为主的多联产系统、以产氢为主的多联产系统等。但是，考虑到我国每年生产的几十亿吨煤碳首先必须解决我国经济发展所急需的电力和燃料问题，因此，我们认为国家优先发展的多联产技术应以发电和生产清洁、高效燃料为主，兼顾其它化学品和副产品，走综合利用的道路，这样才能满足我国国民经济发展的重大需求。我国褐煤资源丰富，己探明的保有储量达1303亿吨，占全国煤炭储量的13%弱，主要分布在东北、西北、西南、华北等地，集中在XX、云南和黑龙江等省，其中XX的褐煤储量最大，占全国褐煤储量的77%。我国的褐煤是一种高挥发分、高水分、35、高灰分、低热值、低灰熔点的煤炭资源，具有容易自燃，不适合长期储存和长距离运输的特性，因此长期以来被视作劣质燃料，其开发利用程度低。合理开发和充分褐煤资源，提高褐煤综合利用价值是实现国家能源战略目标一系列工作中值得研究和关注的重要领域。本项目是以XX褐煤为原料进行的多联产项目，以蒸汽间接换热对褐煤进行干燥生产干燥粉煤，以干燥粉煤为原料通过挤压成型生产型煤，对干燥粉煤进行轻度热解生产半焦、焦油及煤气，以半焦为燃料生产蒸汽及发电，以生产的蒸汽和部分电力为生产提供能源。经过对产品的后序处理，项目最终产品为型煤、石脑油、柴油、天然气、电、改质沥青、蒸汽，整个生产过程相互耦合，有利于提高能源利用效率、降低36、投资和节约运行成本。通过干燥提质及挤压成型的型煤，发热量提高，不易风化和自燃，增强了褐煤运输的经济性和安全性，同时也提高了褐煤的储存期。此外，生产出的型煤与烟煤性质接近，可以有效扩大褐煤的使用范围。就褐煤的燃烧和气化过程，现有煤的燃烧和气化技术多是将煤视为单一物质加以转化。燃烧把煤中所含的各种组分作为燃料来利用，没有利用其中更高利用价值的组分挥发分等。而气化虽然可以高效低污染的利用固体燃料，但气化过程中固定碳反应速度随转化程度增加而减慢，如果要在单一气化过程中获得完全或很高的转化率，则需要采用高温、高压、长停留时间来获得，导致气化设备庞大，成本增加，而且对煤质要求较高。由于碳的燃烧反应速度要远37、高于其气化速度，所以如采用燃烧的方法处理煤中“低活性组分”则可以简化气化要求，不需要追求很高的碳转化率，从而降低生产成本。本项目针对煤中不同组分在化学反应性上差别巨大的特点， 依据煤不同组分和不同转化阶段的反应性不同的特点，实施褐煤热解、气化、燃烧的分级转化，使煤炭气技术简化从而减少投资，降低成本，用较经济的方法解决煤中污染物的脱除问题。挥发份是煤组成中最活跃的组分，通常在较低的温度下就会析出，同时挥发份也是煤中比较容易进行利用的组分。本项目采用以煤热解为基础的热电气多联产技术，针对这个特点， 将煤的热解气化、燃烧、合成等各过程有机结合，将煤中容易热解的部分在气化炉中转化为煤气和焦油，难热解气38、化的富碳半焦去燃烧提供热电，灰渣进行综合利用。通过上述生产过程在系统中的有机耦合集成，简化工艺流程，减少基本投资和运行费用。通过调节系统中各产品的比例，可实现多联产系统的优化运行，降低各产品价格，从而真正实现了煤的分级综合利用，提高了煤转化效率和利用效率，降低污染排放，实现系统整体效益最优化。使多联产系统可适用与我国十多亿吨不同品质的煤碳资源，可用与新建工厂和大量旧电厂的改造，从而使予多联产系统有广阔的应用前景。 报告编制依据（1） XXXXXX能源有限公司2600万吨/年褐煤多联产项目可行性研究报告编制协议。（2） 能源清洁利用国家重点实验室（浙江大学）富熙能源科技有限公司提供的XX内蒙2139、35MWe 褐煤循环流化床热电气多联产项目方案说明。（3） XXXXXX能源有限公司提供的项目基础资料。（4） 上海胜帮煤化工有限公司提供的210万吨/年煤焦油加氢项目方案说明。 报告编制原则（1） 严格遵守国家或行业的有关法令法规和产业政策，按照国家或行业现行的标准规范进行项目的工程方案研究。（2） 遵行项目业主的投资效益和当地的社会效益协调统一、经济效益和环境效益协调统一的原则。在做好主装置设计的同时，注重节能、环保、安全、消防、抗震、劳动安全及工业卫生的配套设计。“三废”排放必须符合国家有关标准的要求，特别注重保护生态环境，废水做到近零排放。（3） 工艺技术适度先进、项目投资回报合理。项40、目建设所涉及的工艺技术和设备材料，除关键技术和核心设备从发达国家进口外，其它均依托中国公司，在保证装置的先进性、可靠性和长周期稳定运行的原则下，力图通过最大化的中国供货和中国工程技术服务，减少项目投资，争取项目的适度投资回报。 （4） 设备选型的原则是技术先进、安全可靠和经济合理，不采用没有大型化工业实践的技术和设备。（5） 设计贯彻“装置布置一体化、生产装置露天化、建构筑物轻型化”等化工厂建设基本原则。 研究范围和研究分工以褐煤为原料生产型煤、石脑油、柴油、天然气、电、改质沥青、蒸汽的2600万吨/年（原煤用量）多联产项目的工艺生产装置、公用工程、辅助设施、服务设施以及厂外工程的可行性研究报41、告编制。项目建设范围详见表1-1。表1-1 项目建设范围表序号名 称1、工艺生产装置（1）褐煤干燥（2）褐煤成型（3）褐煤热解（4）净化（5）焦油加氢（6）天然气制备2、公用工程（1）原水净化站（2）循环冷却水站（3）冲洗水站（4）除盐水站（5）污水处理站（6）事故水池（7）热电站（8）氮气站（9）空压站（10）总图运输（11）全厂供电设施（12）主央控制室（13）全厂给排水系统（14）厂区外管（15）全厂通讯3、辅助设施（1）固体贮运设施（2）液体贮运设施（3）全厂火炬系统（4）环保监测站（5）气体防护站（6）消防站（7）中央化验室（8）辅助材料贮存设施4、服务设施（1）办公楼5、厂外工程（42、1）厂外管线（2）厂外供水设施（3）厂外供电设施1.2 研究结论 研究的简要综合结论通过市场分析，技术方案论证，厂址及技术经济分析，初步结论如下：（1） 本项目以褐煤为原料，联产型煤、石脑油、柴油、天然气、电、改质沥青、蒸汽。原料来源稳定可靠，价格合理，产品具有广阔市场和较强的竞争力。（2） 本项目技术路线和产品方案的选择，符合我国的国情和资源优化配置的规划，对实现褐煤的高效、洁净利用具有重大意义，具有较好的经济效益和环境效益。（3） 本项目所采用的技术是有成功运作经验的，在技术上的风险较小。（4） 所选场址位于XXXX能源重化工工业园区谢尔塔拉产业区，交通运输方便，原煤供应可靠，建厂条件完全43、满足要求。（5） 本项目以XX陈巴尔虎旗巴彦哈达勘查区煤矿褐煤为原料，建设2600万吨/年（原料煤用量）褐煤多联产项目，符合国家发展规划，市场前景好，财务评价结果表明，静、动态指标较好，全投资内部收益率为15.34%（税前），全投资财务净现值为127378万元（税前），投资回收期8.68年（税后，含建设期3年），其效益较好，抗风险能力较强，具有一定的市场竞争力，故本项目财务评价结论是可行的。 存在的主要问题和建议（1） 目前与工艺技术方处于前期合作中，建议抓紧技术及商务部分的交流，获取更为详尽的资料。（2） 建议进一步落实产品用户，得到销售渠道或下游厂商的支持。（3） 建议加强宣传、精心策划及44、科学运作，积极争取国家和地方有关部门的重视和政策扶持，争取早日实施。（4） 建议积极组织厂外配套设施的同步建设。1.3 主要技术经济指标表1-2 主要技术经济指标序号项目名称单位数量备注一生产规模投煤量104 t/a1202.8二产品方案1产品型煤104 t/a600石脑油104 t/a2.24柴油：0#104 t/a5.12柴油：-35#104 t/a5.12液化天然气104m3/a11.925104t/a电104 kwh/a56650.8改质沥青104 t/a7.29蒸汽：3.82MPa104 t/a76.9蒸汽：1.27MPa104 t/a227.22副产品硫磺104 t/a0.325液45、氨104 t/a0.144三年操作日d300四原料用量原料煤104 t/a1202.8五动力消耗量1新鲜水t/h1568六三废排放量1废水m3/h2402废气104Nm3/h201.753固体废物t/h36.02七运输量1运入量 104 t/a1207.612运出量104 t/a651.18未计入管道输送量八定员人7681生产工人人6802技术及管理人员人88九总占地面积104 m2179.111厂区占地面积104 m2142.56预留用地6.52厂外道路m25003厂外铁路104 m21.54厂外灰渣场104 m2355绿化面积104 m228.512十总建筑面积104 m2511生产用建筑46、面积104 m248.982非生产用建筑面积104 m22.024容积率0.65建筑系数35.4十一工程项目总投资万元7937161建设投资万元7198662建设期利息万元483933流动资金万元25457十二年均销售收入万元366858十三成本和费用年均总成本费用万元249715十四年均利润总额万元89596十五财务分析盈利指标1投资利润率%11.292资本金净利润率%28.873投资回收期税前年7.91税后年8.684项目财务内部收益率税前%15.34税后%12.735项目财务净现值税前万元127378税后万元26487第二章 市场分析与预测2.1 产品市场分析本项目以XX陈巴尔虎旗巴彦哈47、达勘查区褐煤为原料，联产型煤、石脑油、柴油、天然气、电、改质沥青、蒸汽。2.1.1 型煤本项目生产的型煤主要技术参数如下：l 尺寸：352420 mml 抗跌落强度：1.5m高度跌落6 mm6mm第一次跌落试验后物料所占比例1.73%98.27%第二次跌落试验后物料所占比例2.89%97.11%第三次跌落试验后物料所占比例4.89%95.11%l 煤质：组分（收到基）总水分%9灰分%17.15挥发分%31.85固定碳%42.00元素（空干基）碳%55.06氢%3.65氮%1.00氧%13.66硫%0.48收到基低位发热量MJ/kg20.7收到基高位发热量MJ/kg21.8中国煤炭资源丰富，除上48、海以外其它各省区均有分布，但分布极不均衡。在中国北方的大兴安岭太行山、贺兰山之间的地区，地理范围包括煤炭资源量大于1000亿吨以上的XX、山西、陕西、宁夏、甘肃、河南6省区的全部或大部，是中国煤炭资源集中分布的地区，其资源量占全国煤炭资源量的50%左右，占中国北方地区煤炭资源量的55%以上。在中国南方，煤炭资源量主要集中于贵州、云南、四川三省，这三省煤炭资源量之和为3525.74亿吨，占中国南方煤炭资源量的91.47%；探明保有资源量也占中国南方探明保有资源量的90%以上。在已查明的煤炭资源中，按变质程度分，有褐煤、低变质烟煤（长焰煤、不粘煤、弱粘煤）、中变质烟煤（气煤、肥煤、焦煤、瘦煤）、贫49、煤和无烟煤；按煤种分，分为烟煤和无烟煤两大类。其中烟煤分为炼焦烟煤（贫瘦煤、瘦煤、焦煤、肥煤、气煤、1/3焦煤、气肥煤）和一般烟煤（贫煤、长焰煤、不粘煤、弱粘煤、1/2中粘煤）。我国已探明的褐煤保有储量达1303亿吨，约占全国煤炭储量的13%，在目前已探明的褐煤保有储量中，以XX东北部地区最多，约占全国褐煤保有储量的3/4，那里褐煤资源集中，埋藏浅，煤层厚度大。由于褐煤水分含量高、热值低、长距离输送经济性差；褐煤易风化、自燃，难以长期储存或长途运输；锅炉燃烧水分高的褐煤将导致火焰温度降低，热效率下降；当电厂使用水分高的褐煤，需要采用更大的更昂贵的锅炉才可以显著减少或避免电厂额定出力降低，因此降50、低水分，提高能量密度，防止自燃是褐煤提质处理的关键性问题。褐煤脱水提质是褐煤发电、成型、气化、液化、焦化和加工水煤浆等加工利用的前提。褐煤经脱水、热压成型加工后，其成分和性质趋近于烟煤，有利于运输、贮存和高效利用，经济效益明显。本项目产品型煤拟以黑龙江省电煤市场为方向，据统计，目前中国XX集团在黑龙江省的现有装机容量614.5万千瓦，预计装机容量866.5万千瓦，XX集团在黑龙江省的火电装机情况如下：表2-2 XX集团黑龙江火电装机情况电厂名称现有装机容量（万千瓦）前期（万千瓦）年用煤量（万吨）哈尔滨第三发电厂160牡丹江第二发电厂10260哈尔滨热电有限责任公司60黑龙江XX齐齐哈尔热电有限51、公司60500中国XX集团富拉尔基发电总厂12560700黑龙江XX佳木斯发电有限公司100中国XX集团哈尔滨发电有限责任公司7.5黑龙江密山电厂筹备处132近年来，黑龙江的电煤价格一直处于上升阶段，以XX能源有限公司为例进行分析，2008年标煤单价是415元/吨，2009年超过500元/吨。XX能源与龙煤集团签订的重点合同煤价2008年292元/吨，2009年342元/吨，2010年392元/吨，平均每年涨50元/吨。2010年重点合同煤是通过黑龙江省政府多次协调才只上涨50元/吨，否则涨幅更大，地方小煤矿由于约束较少，预计2010年涨幅更大。由于煤炭供应量没有明显增加，煤价大幅下跌的可能性52、很小。目前从XX能源了解的黑龙江5000大卡煤碳价格情况，龙煤集团协议车板价392元/吨，但是有价无市，实际出矿车板价格为500元/吨。综合近年电煤总体价格趋势，本项目按型煤价格拟按370元/吨进行财务分析。2.1.2 石脑油2.1.2.1 国外供需分析及预测2006年世界石脑油产量约77494万吨，基本供需平衡。其中需求同比增长1.2，供应同比增长1.5。2006年世界主要地区石脑油供需状况如下表所示：2006年世界各地区石脑油供需状况 单位：万t，地区产量进口量出口量表观消费量表观消费量占世界总消费量的比例非洲233122870218572.4 亚洲1795643041416208372653、.9 中东欧7660232104368498.8 中东764110280048526.3 北美22339737312304629.7 大洋州876009361.2 中/南美419421637140385.2 西欧144979854091507319.5 合计774946712677277488100.0 世界石脑油的生产和消费主要集中在亚洲、北美和西欧三地区。2006年世界石脑油总消费量77488万吨，其中亚洲消费20837万吨，占世界总消费量的26.9；北美消费23046万吨，占世界总消费量的29.7；西欧消费15073万吨，占世界总消费量的19.5。上述三地区消费量占世界总消费量的76.154、。在世界范围内，石脑油主要指流程为30190的轻石脑油和重石脑油，其用途主要有两个：一是做石油化工原料（如裂解制烯烃，重整生产芳烃）；二是生产汽油或航空煤油。在美国和西欧，石脑油主要用于生产汽油；在亚洲和中东，石脑油主要用于生产烯烃。2006年生产乙烯消费石脑油16798万吨，占石脑油总消费量的21.7；重整用石脑油6951万吨，占石脑油总消费量的9.0；生产汽油消费石脑油38826万吨，占石脑油总消费量的50.1；生产航空煤油消费石脑油7044万吨，占石脑油总消费量的9.1；其它领域消费石脑油7870万吨，占石脑油总消费量的10.2。2006年世界石脑油消费结构及需求预测如下表：2006年世55、界石脑油消费结构及需求预测 单位：万t，消费领域2006年2011年2006-2011年消费量比例消费量比例年均增长率乙烯1679821.7 20057 23.03.6 重整69519.0 8106 9.33.1 石脑油3882650.1 42286 49.21.7 航煤70449.1 7863 9.12.2 其它787010.2 7989 9.50.3 合计77488100.0 86300 1002.2 预计2006-2011年石脑油年均需求增长率为2.2，2011年世界石脑油需求量将达到86300万吨。从地区供需来看，今后石脑油过剩地区主要在中东，预计2011年该地区石脑油过剩量在306756、万吨左右；而亚洲依然是石脑油的主要缺口地区，预计2011年该地区石脑油缺口在3272万吨左右。2.1.2.2 国内供需分析及预测2006年，我国石脑油产量2145.04万吨，表观消费量达到2051.65 万吨。20012006年期间我国石脑油产量和消费量年均增长率分别为6.1%和6.2%，自给率均为100%。2001-2006年国内石脑油供需情况见下表：2001-2006年国内石脑油总体供需情况 单位：万t，年份产量进口量出口量表观消费量自给率2001年1597.3510.9490.241518.051002002年1237.2724.2691.111170.421002003年1344.5857、23.80113.121255.261002004年1548.285.09139.741413.631002005 年1856.1534.90177.961713.091002006年2145.0463.92157.312051.651002006年，我国石脑油产量2145.04万吨。其中，中石化产量1369.58万吨，占63.8%；中石油产量775.46万吨，占总产量的36.2%。2006年我国石脑油的生产情况见下表：2005-2006年我国石脑油的生产情况单位：万t，序号企业名称2005年产量2006年产量一中石化1242.00 1369.58 1中石化扬子石化公司259.54 250.658、0 2中石化齐鲁分公司182.80 185.96 3中石化茂名分公司134.50 175.16 4中石化金陵分公司125.37 136.91 5中石化天津分公司99.76 127.29 6中石化镇海炼化公司96.16 121.11 7中石化上海高桥分公司94.49 84.46 8中石化广州分公司65.39 71.16 9中石化石家庄炼化公司26.40 28.33 10中石化洛阳分公司19.60 24.28 11中石化西安分公司18.83 17.99 12中石化集团湛江东兴公司1.91 17.28 13中石化沧州分公司18.97 17.16 14中石化集团青岛石化厂13.81 15.79 15中59、石化福建炼化公司11.60 15.01 16中石化上海石化公司6.60 10.67 17中石化塔化分公司10.42 10.20 18中石化安庆分公司13.60 9.57 19中石化荆门分公司7.14 8.34 20中石化中原油田分公司7.41 7.93 21中石化济南分公司5.93 7.85 22中石化集团巴陵石化公司7.23 7.30 23中石化九江分公司0.00 7.09 24中石化北京燕山分公司4.26 4.55 25中石化集团清江石化公司2.24 3.86 26中石化北海分公司3.83 3.55 27中石化集团扬州石油化工厂0.00 1.03 28中石化武汉分公司3.61 0.24 260、9中石化长岭分公司0.66 0.00 二中石油614.15 775.46 30中石油大连西太平洋有限公司126.86 132.09 31中石油大连石化分公司98.20 130.79 32中石油抚顺石化分公司39.04 95.32 33中石油辽阳石化分公司85.83 86.59 34中石油兰州石化分公司68.57 77.31 35中石油吉林石化分公司25.86 66.30 36中石油独山子石化分公司49.83 61.39 37中石油大庆石化分公司49.86 56.95 38中石油辽河石化分公司19.43 23.96 39中石油长庆石化分公司1.92 10.43 40中石油玉门炼油厂7.08 1061、.20 41中石油庆阳石化分公司4.03 6.86 42中石油哈尔滨石化分公司6.18 4.21 43中石油锦州石化分公司10.72 3.33 44中石油宁夏炼化分公司1.95 2.41 45中石油大庆炼化分公司13.68 2.03 46中石油乌鲁木齐石化分公司0.06 1.70 47中石油鞍山炼油厂4.62 1.59 48中石油前郭石化分公司0.27 1.35 49中石油西南南充炼油厂0.00 0.83 50中石油呼和浩特石化分公司0.17 0.00 合计1856.15 2145.04 随着我国原油加工量的不断增加和乙烯工业的迅速发展，近年来石脑油产量稳步增加。目前拟建和在建石脑油项目主要是62、作为乙烯原料配套建设，另外也有部分炼厂将石脑油作为产品出售。预计到2011年，我国将新增石脑油供应量750万吨左右，加上现有生产能力，2011我国石脑油产量将达到2900万吨左右。2001年，我国石脑油进口量10.94 万吨，进口平均价格234.39美元/ 吨，出口量90.24万吨，出口平均价格224.90美元/吨。2006 年，我国石脑油进口量增加到63.92万吨，进口平均价格553.65美元/吨，出口量为157.31万吨，出口平均价格572.43美元/吨。2001-2006年国内石脑油进出口情况如下表：2001-2006年国内石脑油进出口情况 单位：万t，美元/t年份进口量进口平均价格出口63、量出口平均价格净出口量2001年10.94 234.39 90.24 224.90 79.3 2002年24.26 236.22 91.11 231.47 66.85 2003年23.80 262.13 113.12 274.96 89.32 2004年5.09 328.70 139.74 379.42 134.65 2005年34.90 545.17 177.96 446.60 143.06 2006年63.92553.65157.31572.4393.39我国石脑油主要用于乙烯生产，以及作为芳烃的原料。2006年，我国石脑油消费量2051.65万吨，其中乙烯生产消费约80，芳烃生产消费约164、8。用石脑油生产芳烃的企业主要有中石化扬子石化、中石化天津石化和中石油辽阳石化等。按目前的改扩建和新增项目计划，2011年国内乙烯产能和PX产能将分别达到1533万吨/年和945万吨/年，乙烯产量和PX产量将分别达到1450万吨和855万吨。用于乙烯和芳烃生产的石脑油需求不断增加。国内合成氨原料的60以上是煤，其余是燃料油和天然气，采用石脑油的仅有金陵、安庆、湖北和巴陵等少数几个企业。2005年后这些企业生产化肥所需石脑油逐步由煤炭或天然气代替，目前石脑油已基本停止作为化肥原料。综上所述，预计2011年我国石脑油需求量将达到4000万吨左右。2.1.2.3 目标市场分析2001-2006年，国65、内石脑油供需基本平衡，今后几年，随着国内多个乙烯、芳烃项目的建成投产，国内石脑油市场将会出现缺口，预计2011年国内石脑油市场缺口将达到100万吨左右。综合考虑国内乙烯装置的炼油配套情况和本项目的地理位置，本项目石脑油目标市场以东北和华北为主，特别是东北地区几套大乙烯装置经过多次扩能改造，均存在石脑油供应不足的问题。目标市场区域内潜在客户如下：北京：燕山石化乙烯装置天津：中石化天津石化分公司乙烯装置吉林：吉林石化乙烯装置辽宁：抚顺石化乙烯装置和辽阳石化乙烯装置黑龙江：大庆乙烯装置2.1.2.4 石脑油价格分析我国乙烯生产企业所需石脑油基本由中石油和中石化两大集团互供，石脑油价格为两大集团内部价66、，其定价原则为90#石脑油出厂价减去消费税，但在实际中并没有完全按此执行。2005年起，中石化供上海赛科乙烯的石脑油与国际价格接轨且每月调整一次，其中国际价格为日本的CIF 价和新加坡的FOB 价，其它企业的石脑油定价略低于此。国内近年石脑油出厂价格如下表：近两年国内石脑油价格变化 单位：元/t2006年价格2007年价格1月份4300-48001月份5000-52002月份4300-52002月份4800-53003月份4400-52003月份5200-55004月份4800-53004月份5500-58005月份5200-56005月份5700-62006月份5300-58006月份59367、5-64407月份5500-60007月份5680-61708月份5800-62008月份5780-62709月份5400-62009月份5480-597010月份4800-540010月份5665-620011月份4600-500011月份6050-662012月份4500-500012月份5500-7330预计今后3-5年，随着两大集团机构改革进一步深化，进口石脑油的增加以及两大集团之间互供量的增加，石脑油价格才有可能完全市场化。综上所述，本项目经济评价采用的石脑油价格为5000元/吨。2.1.3 柴油2.1.3.1 国外柴油供需分析及预测近年来，世界柴油消费呈现持续上涨的趋势，2003年68、世界需求量为108292万吨，2005年达到115290万吨，年均增长率为3.18%。从全球供应来看，2003年供应量为109852万吨，2005年达到117908万吨，年均增长率为3.6%。总体上来看，供应稍有过剩，约为2619万吨。从地区看，北美、欧洲和亚太是供应和消费量最集中的地区，占世界总供应与总需求的比例超过了80%。从供需平衡看，欧洲、非洲和亚太非OECD国家的缺口较大，尤其是欧洲，2004年和2005年缺口达2500万吨左右，且近年供应紧张状况加剧。欧亚大陆、中东及亚太OECD国家的产量过剩，每年大量出口柴油。欧亚大陆每年柴油产量7803万吨，外供量达3625万吨，外供量近50%69、。近年世界柴油供需情况见下表：近年世界柴油供需平衡情况 单位：万t/a，%国家或地区2003年2004年2005年2005年比例03-05年均增长率世界需求北美22504232592356120.42.32欧洲30408309623146627.31.72亚太OECD成员国9666951594658.2-1.05小计62528637376449255.91.56欧亚大陆4229407841793.6-0.60中国881010472111269.712.38亚太非OECD成员国*12838132411379412.03.66中东7099750178546.85.18非洲412842794430370、.83.59拉美8609911294148.24.57世界需求合计108292112420115290100.03.18世界供应北美22252228572351119.92.79欧洲28646283942915024.70.87亚太OECD成员国1001910170104728.92.24小计60917614216313253.51.80欧亚大陆7048740178036.65.22中国876010421113289.613.71亚太非OECD成员国*11881128881319011.25.36中东8810931494148.03.37非洲3776377638263.20.66拉美8659971、16392137.83.15世界供应合计109852114383117908100.03.60供需平衡（供应-需求）北美-252-403-50欧洲-1762-2568-2316亚太OECD成员国3526541007小计-1611-2316-1359欧亚大陆281933233625中国-50-50201亚太非OECD成员国*-957-352-604中东171218121561非洲-352-503-604拉美5050-201世界合计156119632618世界经济进入新的景气周期，随着石油、天然气及其它基础原料价格大幅度上涨，但没有影响到世界经济的快速增长，预期世界柴油需求也将保持持续增长趋势。中72、国、中东是世界柴油消费增长最快的地区，北美、拉美、亚太非OECD国家及欧亚大陆也保持快速增长，预计2010年世界柴油消费年均增长率达3.14%，世界柴油供应量增长速率达2.82%，届时世界柴油需求量达134771万吨，供应量达到135738万吨。从供需平衡来看，北美、欧洲、中国、中东、非洲和拉美地区的供应缺口将增大，而欧亚大陆、亚太OECD国家仍将是世界柴油的主要供应地区，其中欧亚大陆供应量达到5582万吨，亚太OECD国家可供应1136万吨。从世界总平衡来看，柴油供应稍有过剩，但供应趋紧。世界柴油供求情况及预测如下表。世界油品供需预测 单位：万吨，%2005年2006年（估计）2010年2073、05-2010年均增长率世界需求北美2356124166272452.95欧洲3146632070348412.06亚太OECD成员国9465956699761.06小计6449265801720412.24欧亚大陆4179427948372.97中国1112611982152956.57亚太非OECD成员国*1379414197161733.23中东78548307103195.61非洲4430458150872.80拉美94149817109983.16世界需求合计1152901189651347713.14世界供应北美2351123964262442.22欧洲2915030006332074、92.64亚太OECD成员国1047210472111121.19小计6313264492705532.25欧亚大陆78038206104195.95中国1132811932148895.62亚太非OECD成员国*1319013845159943.93中东94149616101881.59非洲3826382638260.00拉美9213936498551.36世界供应合计1179081212301357382.82供需平衡（供应-需求）北美-50-201-1001欧洲-2316-2064-1631亚太OECD成员国10079061136小计-1359-1309-1489欧亚大陆3625392775、5582中国201-50-406亚太非OECD成员国*-604-352-178中东15611309-131非洲-604-755-1261拉美-201-453-1143世界合计261822669672.1.3.2 国内柴油供需分析及预测我国是柴油消费大国，随着我国经济的快速发展，国内柴油消费量快速增长，是国内成品油中消费增速最快的品种。2007年柴油表观消费量较2006年增长7.0，继2004年强劲增长之后，连续三年呈现出稳步增长的态势，主要原因是我国电力紧张状况得到缓解，使发电用柴油消费减少。近年我国柴油总体供求情况 单位：万t，%年份产量进口量出口量表观消费量200276994812675776、320038503.8852248280200410162.12756410098200511061.65414810968200611653.470.577.511646.4200712370.2162.266.012466.40207年均增长率10.010.5近年，我国柴油产量保持快速增长的态势，且收率不断提高。1992年柴油产量为3061万吨，2007年达到12370.2万吨，较1992年增长了3倍多，19922007年年均增长率达到9.8%。1992-2007年我国柴油产量统计 单位：万t，%年份产量收率比上年增长率1992年306125.2710.711993年338626.461077、.621994年331426.12-2.131995年368427.2911.161996年424929.8615.341997年476831.0212.211998年471730.95-1.071999年613436.0330.032000年697134.4513.642001年745735.526.992002年769935.073.242003年8503.835.0610.452004年10162.137.4719.502005年11061.638.658.852006年11653.438.025.352007年12370.237.856.15我国柴油生产主要集中于中国石化和中国石油公司78、所属炼油厂。2006年我国主要柴油生产企业产量情况如下表。2006年我国主要柴油生产企业及产量 单位：万t序号企业名称产量1中国石化镇海炼油化工股份有限公司726.32中石化股份有限公司茂名分公司516.23中国石油天然气股份有限公司大连石化公司473.14中国石油化工股份有限公司金陵分公司442.35陕西延长石油（集团）有限公司420.36中石油兰州石化分公司417.07中国石油化工股份有限公司齐鲁分公司406.08中国石油天然气股份有限公司抚顺石化分公司387.39中国石油化工股份有限公司上海高桥分公司365.110中国石油化工股份有限公司广州分公司296.011中国石油天然气股份有限公司79、锦州石化分公司286.412中国石油股份有限公司吉林石化分公司284.013中国石化上海石油化工股份有限公司274.214中国石油天然气股份有限公司大庆石化分公司264.615中国石油天然气股份有限公司锦西石化分公司254.916中国石油化工股份有限公司天津分公司236.017中国石油天然气乌鲁木齐石化分公司226.918扬子石油化工股份有限公司226.519中国石油股份有限公司独山子石化分公司226.020中国石油化工股份有限公司洛阳分公司218.521其他4706.1全国11653.4按照我国炼油工业“十一五”发展规划，炼油行业将进一步优化调整结构，立足现有企业提高质量，统筹区域间能力增量80、平衡，逐步改善炼油工业布局，优化资源配置，在沿海沿江地区适时建设大型炼油装置，关停不经济的装置，200万吨/年左右的小型装置实现特色产品的转变。结合目前我国大型企业发展规划，预计 2011年前我国将新增装置能力8050万吨/年，届时我国炼油将达到4.65亿吨/年，柴油产量将达到14890万吨左右（未考虑煤液化及生物柴油产量）。2002-2007年，我国柴油总体供需平衡，进出口量较小。近两年由于国内柴油产量增速低于需求增速，并且国家采取限制出口的政策，致使柴油进口量增加，出口量下降。2007年国内柴油进口量为162.2万吨，同比大幅增加130.0，出口量为66.0万吨，同比减少14.9。 近年我81、国柴油进出口情况 单位：万t年份进口数量出口数量净进口200248.1 125.7 -77.6 200384.7 224.1 -139.3 2004274.9 63.6 211.3 200553.7 147.5 -93.8 200670.5 77.6 -7.1 2007162.2 66.0 96.2 我国柴油进口主要集中在东南沿海地区，进口量最大的海关包括大连、拱北、广州、杭州、黄埔等地海关，均为柴油主要消费地区。2.1.3.3 国内柴油消费情况及需求预测从柴油的消费结构看，国内柴油消费主要用于交通运输、农业、林业、渔业、电力以及建材业生产等。其中交通运输和农业用柴油占总消费量的80%以上。交82、通运输用柴油占国内柴油总消费量的60%左右。其中公路运输（包括柴油汽车运输和农业部门中的农用车、拖拉机运输）用柴油占总量的47%左右，比例仍有增加，但消费增长速度较前几年有所减缓；铁路、水运用柴油分别约占柴油总消费量的7%和6%。近年来，由于铁路部门加快电气化发展等，铁路用柴油增长缓慢，占柴油消费总量比例已较小；而随着海洋及内河船舶运输的发展，水运用油增长较快，占总量的比例也有所增加。农业用柴油占国内柴油总消费量的近1/4。随着中国农业结构的调整和支农政策的相继出台，农用机械中柴油发动机所占比重大幅上升，用于农业机械的柴油消费量逐年增长。渔业用柴油占国内柴油总消费量的比重不足1/10。近年来，83、全国机动渔船数量基本保持不变，机动渔船吨位和动力在缓慢上升，年均增加2%4%。渔船数量及船机动力功率的双指标控制，遏制了渔船用柴油消费量的增长幅度，但由于渔业作业强度在增加，因此，渔业用柴油总量仍呈上升趋势。发电用柴油占国内柴油消费总量的4%左右。随着电力供需局面的逐步缓解，这一比例正在逐步减少。此外，其他工业及民用柴油消费约占柴油总消费量的3.9%。工业用柴油基本稳定且略有上升，而宾馆饭店及民用柴油消费增长较快。根据国家信息中心等国内权威机构的预测，“十一五”期间我国GDP增长率将达到9%10%，到2020年实现人均GDP比2010年翻两番。据此，2010-2020年间我国GDP平均增长速度84、将在7.2左右。1993-1997年国内柴油消费弹性系数在0.87左右，1998-2002年在1.03左右，2003-2007年在1.01左右。结合未来经济增长特点和经济结构变化趋势判断，并考虑到“十一五”期间建设节约型社会的要求，估计今后几年国内柴油消费弹性系数将维持在0.95左右，2010年以后随着利用效率的提高和替代燃料的增加，柴油消费弹性系数将进一步下降，维持在0.60.9之间。在上述前提下，经弹性系数法测算，2010年我国柴油需求量约1.57亿吨，2015年约2.01亿吨，2020年将达到2.49亿吨左右。未来我国柴油需求量预测 单位：万t年份2007年2010年2015年2020年85、需求量12466.41573720123248622.1.3.4 目标市场分析本项目生产的柴油拟以XX市作为目标市场，近年来XX市柴油需要情况如下表：近年来XX市柴油需求情况 单位：万t年份2006年2007年2008年2009年需求量29.2631.5833.0836.38数据来源：XX市统计局。根据近年来XX市的柴油需求及生产状况，对柴油供需进行预测，情况如下：表2 2006年柴油供需平衡和2011年供需预测 单位：万吨区域2006年2011年产量消费量平衡产量需求量平衡XX市029.26-29.26043.27-43.27XX市面积广大，属极寒地区，对低标号柴油需求量大。随着该地区经济的86、快速发展，柴油消费量也在快速增长。2009年柴油表观消费量较2008年增长9.0。目前，XX市无油品生产能力，主要通过滨州铁路，从黑龙江、吉林的炼油企业调入成品油。因此，将XX市作为本项目柴油销售的重点目标市场是可行的。2.1.3.5 柴油价格分析及预测2009年我国经济保持高速增长的态势，全国GDP达到340507亿元，同比增长9.1。汽车、化工等主要成品油需求行业也保持了高速增长，国内成品油供应一度吃紧。市场方面，2009年111月，我国原油产量为17104.87万吨，成品油产量为17,765.30万吨，同比增长6.9，成品油的表观消费量达到19,684.43万吨，同比增长4.02。进出口87、方面，为缓解国内供需紧张状况，进口量大幅增长、出口量则有所下降。1-11月我国成品油累计进口1438.18万吨，同比增长28.52，出口3357.31万吨，同比下降1.95。价格方面，2009年，国际油价从年初时的每桶58.32美元开始一路稳步攀升，至6月29日已上涨至70.68美元。7月份国际油价小幅回落后再度发力，连闯70、80、90美元三大关口，11月21日更创下了99.29美元的历史最高盘中价。目前我国原油消费的进口依存度为52.08，受国际原油价格上升影响，国内成品油价格与原油价格倒挂的矛盾日益突出。为缓解这一矛盾，2009年5月8日，国家发改委发布石油价格管理办法（试行），对成品油88、的定价方案做出相应调整。2010年1月28日，国家发改委价格司副司长周望军表示，2010年国家发改委将对油价管理办法有关细节进行调整，并将以相应的方式征求社会意见。从国内成品油市场来看，为了维护和稳定市场，目前国内成品油价格并没有完全调整到位，但随着成品油定价逐步市场化的发展，国内成品油价格总体上还有上涨空间。本项目经济评价采用的柴油价格为0#柴油6600元/吨，-35#柴油7500元/吨。2.1.4 天然气.1 我国天然气利用发展状况和趋势目前，从世界范围看，全球天然气资源雄厚，产量正处在快速增长的中期阶段，消费需求旺盛，市场逐步由以管道为主的区域性市场过渡到管道和LNG并进的全球性市场，具89、备广阔的发展前景。预计2030年前后，全球天然气产量将超过石油，成为世界第一大主力能源。2030年以后，在一个相当长的时期内，天然气仍将是世界第一大能源，21世纪将是天然气的世纪。我国是富煤、贫油、少气国家，长期以来，天然气在能源消费结构中所占比例较低，只有3.5%左右，这也造成了我国环境污染较重，节能减排压力巨大。因此，我国正在大力推广使用天然气。全国天然气管网正在形成。目前西气东输（一、二线）、川气东送、陕京一线和二线等管网构成了我国天然气的骨干管线，总长度超过2万公里，覆盖全国30个省市自治区。预计未来几年我国将投资建设陕京三（四）线、东北天然气管网、进口输气管线以及沿海区域管网等重点天90、然气管网项目，到2015年还将新建天然气管道2.1万公里，初步形成天然气骨干管网。进口LNG发展迅速，成为我国天然气重要来源，带动了液化天然气产业的发展。正在规划和实施的沿海LNG项目有：广东、福建、浙江、上海、江苏、山东、辽宁等，将最终构成一个沿海LNG接收站与输送管网。天然气产量和消费量快速增长，2000-2008年年均增长率分别为13.7%和24.1%，消费增速远超过产量增速，从2007年开始我国成为天然气净进口国。2004年以来，国内气荒频现，统计显示，2008年和2009年我国天然气供应缺口在40亿立方米以上。今后，受城市气化率提高以及天然气替代工业燃料的驱动，我国天然气需求量还将大91、幅度增长，预计2015年和2020年将分别达到1600、2100亿立方米，而同期产量仅约1200、1500亿立方米。国家发改委能源所的预测，为实现可持续发展，2010年-2030年我国的能耗弹性系数最高不能超过0.36，到2030年，我国能源构成比例应为：新能源/可再生能源27%，石油16%，天然气17%，煤40%。天然气所占比例将从目前的3.5%提高到17%。在20年内实现上述能源构成的转变，将是一个极大的挑战，在优化产业结构、节制用能和提高能效基础上，大力推广使用天然气、提高天然气在能源消费中的比重，是实现上述目标的关键因素之一。根据国家发改委制定的天然气利用政策（发改能源2007215592、号），将天然气利用领域归纳为四大类，即城市燃气、工业燃料、天然气发电和天然气化工。其中优先类是城市燃气，包括城镇居民炊事和生活热水等用气，公共服务设施（机场、政府机关、职工食堂、幼儿园、学校、宾馆、酒店、餐饮业、商场、写字楼等）用气，天然气汽车（尤其是双燃料汽车）用气，分布式热电联产、热电冷联产用气。根据这个政策，今后为提高能源使用效率、实现节能减排效果最大化，我国除继续在传统领域，包括用天然气替代LPG等实现城市炊事燃料洁净化、适当发展节能减排效果明显的天然气调峰发电等领域外，我国将加大力度，重点推广以下高效天然气利用方式：1）采用集约化的天然气DES/CCHP替代作为主要工业燃料的煤（占全93、国煤耗30%）；2）占建筑物耗能80%的采暖、空调、热水和占14%的用电，采用天然气DES/CCHP集约化高效联供；3）占柴油消耗量近30%的中、重型卡车、城市公交车改为高效、廉价、低排放的LNG车。.2 黑龙江省天然气市场现状黑龙江省天然气主要由大庆油田提供。根据三次资源评价，松辽盆地北部深层天然气面积2.89万平方公里，总资源量11740亿立方米。截止到2007年底，大庆油田天然气累计探明地质储量2820亿立方米，剩余天然气控制地质储量297亿立方米，剩余预测地质储量610亿立方米。黑龙江省天然气消费主要集中在西部，以大庆油田为中心，哈大齐沿线区域，主要采用管道输运方式，其中大庆哈尔滨管道94、全长100公里，管径711毫米，设计压力10兆帕，输气能力50亿立方米/年；大庆-齐齐哈尔管道全长210公里，管径406毫米，设计压力6.3兆帕，输气能力8亿立方米/年。2009年大庆油田天然气产量30亿立方米，去除油田生产自用14亿立方米，全省天然气商品消费量16亿立方米。消费领域以城市燃气、工业燃料用气、化工用气为主，还有少量用于发电。其中，城市燃气（含商服）用气19860万立方米，工业燃料用气22739万立方米，车用2453万立方米，化工用气102000万立方米，发电用气13000万立方米。化工用气、发电用气企业全部为大庆中石油公司所属企业，省内地方用气29952亿立方米。近年来，全省天95、然气利用呈现加快趋势。2009年，哈尔滨市区基本完成了天然气置换工作，近100万户居民用上了天然气清洁能源，全市用气量由2008年的1371万立方米激增到2009年的11671亿立方米；齐齐哈尔市大工业用户增长较快，带动了全市用气量发展，2009年用气量比2008年增长了1倍，由4873万立方米增长到9760万立方米。车用天然气发展迅速，截止到2009年底，哈尔滨、齐齐哈尔、大庆共建车用天然气加气母站座、加气子站座，全省共有辆公交车、辆出租车改用天然气，2009年全省车用天然气用气量达到2453万立方米，相当于代替了近2万吨汽油。天然气推广范围逐步扩大，正在加速向周边市县扩展。除大庆周边安达、96、肇东、肇州、肇源等县市正在抓紧天然气应用工程建设外，林口、庆安、讷河、铁力、甘南等距大庆气区较远的县市，也提出通过压缩天然气运输等方式建设城市供气管网和汽车加气站，并完成了项目审批等前期工作，正在抓紧进行项目建设，绥化、青冈、兰西等一批县市正在开展天然气应用调研和前期工作。在天然气推广应用过程中，黑龙江省吸引了一批有实力的战略投资者。中石油公司在巩固大庆天然气下游应用市场基础上，正加快向省会哈尔滨等大中城市扩展。中石油公司所属大庆油城燃气公司与哈尔滨市政府签署了合资协议，获得了哈尔滨城市燃气特许经营权；中石油昆仑燃气有限公司与哈尔滨市政府签署了关于哈尔滨市推广使用车用天然气和合作建设加气站项目97、框架协议，昆仑燃气在哈尔滨投资设立了专门从事车用燃气站建设及供应天燃气的公司-哈尔滨中石油昆仑车用天然气有限公司。中国油气公司正在积极筹划通过CNG、LNG运输方式向我省县级城市进军。由港华燃气投资有限公司控股的齐齐哈尔百江燃气有限公司将天然气应用范围由齐齐哈尔中心市区向讷河等周围县市延伸。.3 黑龙江省天然气市场需求预测早在1994年国家提出建设引俄天然气管道时，黑龙江省就开始配合中石油公司开展天然气市场调研。近年来，随着对天然气作为清洁能源认识的深入和大庆深层天然气的开发利用，全省正涌现出天然气利用新的高潮。经会同中石油公司对黑龙江省天然气市场共同调研，并综合考虑该省社会经济发展情况，初步98、预计2010年，全省天然气利用总量可达20.69亿立方米。2015年，全省天然气消费量为35亿立方米，其中城市燃气12.64亿立方米，工业燃料9.58亿立方米，化工11.09亿立方米，发电1.63亿立方米。城市燃气中，居民用气约4.6亿立方米，气化人口766万，占城镇人口的30%以上（按全省2015年规划城镇人口2400万计算）；CNG汽车用气2.58亿立方米，气化公共交通车约2万辆；工业主要集中在大庆、哈尔滨和齐齐哈尔等地，以石化、钢铁、冶金、玻璃、机械制造等行业为主；化工主要集中在大庆、哈尔滨等地，用户以大庆炼化、大庆石化、甲醇厂、哈尔滨石化等大用户为主，主要用于制氢、合成氨等原料用气。预99、计到2020年，全省天然气消费量为53.3亿立方米。2010年2020年黑龙江省分行业天然气需求（亿立方米）应用2010年2011年2012年2013年2014年2015年2020年城市燃气6.137.258.399.9111.2612.6422.03工业燃料3.715.046.737.948.919.5812.53发电1.631.631.631.631.631.631.63化工9.239.349.349.3411.0911.0917.09总计20.6923.2526.0928.8232.8934.9453.28.4 目标市场分析2009年，XX市天然气实际使用量为2.5亿立方米，预计2015100、年为7亿立方米/年；哈尔滨市天然气的实际需求已达到10亿立方米/年，预计2015年为15亿立方米/年；齐齐哈尔市天然气的实际需求量已达3.5亿立方米/年，预计到2015年为7亿立方米/年。目前，黑龙江省只有大庆油田一个天然气气源，年生产天然气20亿立方米，其中，15亿立方米用于化工生产，只有5亿立方米供给齐齐哈尔市和哈尔滨市，远远不能满足两市的需求。而随着哈尔滨、齐齐哈尔两市城区公交车和出租车气化率的逐步提高，天然气供应压力将进一步显现。而XX市天然气则全部需要从外省调入。本项目所产天然气拟以XX市和黑龙江省为目标市场，经济评价采用的液化天然气价格为4300元/吨。2.1.5 电本项目发电除自101、用外，还可以对外供电，除可以并网销售外，也可供给工业园区其他拟建项目，以及附近地区生产、生活使用。据统计，我国2009年1月至8月期间，全国社会用电量23409.24亿千瓦时，同比增长0.36%。全国电网供电量20660.39亿千瓦时，售电量19329.97亿千瓦时，分别比去年同期增长0.93%和0.81%。全国主要电网统调用电量20702.65亿千瓦时，最高用电负荷合计52704万千瓦，与去年同期相比分别增长2.44%和11.29%。近几年来，由于我国经济稳定快速增长，行业用电和居民生活用电需求增长较快，电力生产和供应均处于偏紧的状态。局部电力供应存在缺口的地区，电力供应形势依然不容乐观，部102、分电网仍存在拉闸限电的可能。根据多项能源、电力需求预测，中国的电力需求市场仍呈逐年增长态势。据了解，2008年XX能源股份有限公司送蒙东地区的上网电价为0.289元/千瓦时，XX集团所属XX西部电网新投产燃煤机组标杆电价为每千瓦时0.2849元（含脱硫电价）。类比这些数据，同时考虑到新的电价调整为避免 “一刀切”带来的区域性不均衡而采用的上网电价有升有降的结构性调整方案，本项目经济评价采用的电价为0.26元/千瓦时。2.1.6 改质沥青近几年来，我国煤沥青市场供应和价格发生了很大的波动。2003年，中温沥青价格在350900元/吨之间波动，改质沥青价格为670930元/吨；2004年，中温沥青103、价格在11001280元/吨之间波动，改质沥青价格为11801260元/吨;自从2005年6月以来，煤焦油市场供应紧张，价格大涨，屡刷纪录，甚至有价无市，其对煤焦油加工业的影响引起多方关注。煤焦油价格大幅上涨对焦化企业是喜，对下游企业炭材料生产厂家却是愁。占煤焦油产量55的沥青产品价格滞后几个月后也急剧上涨，2005年14月，中温沥青价格在9001100元/吨之间波动，9月中温沥青价格为1080元/吨左右，但10月份中温沥青价格突然涨至1580元/吨左右，2005年19月，改质沥青价格在8201180元/吨之间波动，10月份改质沥青价格突然涨至1780元/吨左右；2006年至今，我国煤沥青市场104、供应进一步趋于紧张，煤沥青价格一直处于高位盘整状态，2009年5月，中温沥青价格在22002500元/吨之间波动，改质沥青价格为25002600元/吨。2009年8月初，中温沥青价格达到2700元/吨，改质沥青价格为2900元/吨。10月中旬，中温沥青价格突破3000元/吨，改质沥青价格达到3300元/吨。主要原因如下：1）冶金焦市场的不景气导致煤焦油产量增幅明显减缓；2）煤焦油替代重油作为燃料油是煤焦油紧缺及其价格急剧上涨的主要原因；3）炭黑生产用原料油煤焦油的需求增长更加剧了煤沥青紧缺；4）煤焦油出口量增加造成了国内煤焦油市场紧缺；5）煤焦油加工企业原料的短缺导致煤沥青产量下降。参考近期两105、年内市场价格，本项目经济评价采用的改制沥青价格为2000元/吨。2.1.7 蒸汽本项目所产蒸汽，拟以XXXX能源重化工工业园区为销售目标。根据XXXX能源重化工工业园区规划，园区采用集中供热供汽，集中用热负荷预测值参见下表：园区热负荷预测表项目名称蒸汽消耗 t/h高压中压低压园区一期106.8315.6园区二期120.8298.1317.1园区一期项目及公用工程辅助设施的供汽主要包括园区内200万吨褐煤提质项目、焦油加工、PP、PE、甲醛、聚甲醛、BDO、THFPTMEG、烧碱、PVC、工业硅、有机硅、三氯氢硅、有色金属冶炼等；园区建设的二期项目及公用工程辅助设施的供汽主要包括300万吨褐煤提106、质项目、焦油加工、合成氨、尿素、三氯氢硅、有机硅和轻工业等。园区内规划的供热管网输送的蒸汽压力等级为9.8MPa、3.82MPa和1.27MPa。本项目产3.82MPa蒸汽106.8t/h，1.27MPa蒸汽315.6t/h，满足园区一期项目供汽的需要。本项目所产蒸汽的销售价格为：3.82MPa中压蒸汽60元/吨，1.27MPa低压蒸汽50元/吨。2.2 产品的竞争力分析2.2.1项目有利条件2.2.1.1 煤炭资料优势本项目采用巴彦哈达勘查区褐煤，巴彦哈达勘查区位于陈巴尔虎旗境内，距XX区公路运距114km，离滨州线铁路大致70公里。煤炭资源量18.19亿吨，其中适合露天开采的资源量为16.107、63亿吨，煤田勘查级别为精查，煤种均为褐煤。由XX自治区地矿局116地质队进行煤田的勘探工作，2008年1月，国土资源部对巴彦哈达煤炭资源报告进行评审并取得备案证明，煤田勘查级别为精查，煤种均为褐煤，收到基低位发热量35003700大卡/千克。2.2.1.2 水资源优势XX谢尔塔拉工业园区地下水资源比较丰富，每年可开采量0.664亿m3，实际每年开采量0.0352亿m3，占可开采量的5.3%。大部分地区地下水既适宜灌溉，也适宜人畜饮用。本期工程拟以札罗木得水库水作为项目主水源，备用水源采用XX河傍河取水。2.2.1.3 交通优势XX谢尔塔拉工业园区南面为滨洲铁路和301国道，距滨洲铁路7. 6108、千米，距301国道3.3千米；规划区西面为神华集团宝日希勒露天矿，距该矿9.5千米。神华集团神宝煤矿铁路专用线在规划区西侧自南向北通过。2.2.2 企业的优势分析中国XX集团公司的主营业务为：电力生产、热力生产和供应；与电力相关的煤炭等一次能源开发；相关专业技术服务。在电力生产方面，截至2008年底，中国XX装机容量6901.96万千瓦，其中火电5988.1万千瓦，占86.8%；水电876.21万千瓦，占12.7%；风电37.65万千瓦，占0.5%。资产总额2928亿元人民币，分布在全国25个省（市、区）；年发电量2900亿千瓦时。拥有国内单机容量最大、国产化程度最高的100万千瓦超超临界机组109、和国内首批60万千瓦级空冷机组、60万千瓦级脱硝机组，单机容量最大的39.5万千瓦天然气发电机组；积极开发建设风电、核电、生物质能、太阳能等清洁能源。在煤炭资源开发方面，中国XX集团公司坚持“以电为主，上下延伸”，大力发展煤炭产业，努力形成以煤保电，以煤带电、煤电一体，优势互补的产业格局。同时，配套发展与发电、煤炭紧密相关的道路、煤化工、运输、物流产业，建立比较科学和配套的电、煤、路、化产业链。2008年，集团公司加快在产煤大省的煤电运一体化发展，配套发展与发电、煤炭紧密相关的道路、运输、物流产业，形成科学配套的电、煤、路、港产业链，增强了集团的抗风险能力。年产1000万吨的不连沟煤矿已开工建110、设，陕西榆横煤电项目取得重要进展，并签订了曹妃甸、XX等一批重要战略项目合作协议。同时，推进产业延伸，投产年吞吐能力达1800万吨的福建可门储运中心10号、11号码头，参与石太、乌准和国家第三运煤大通道蒙冀铁路建设。截至2008年底，公司控（参）股煤矿在建和投产规模2905万吨/年。在工程技术方面，XX工程主要从事电力建设及电气自动化、物料输送、管道、环境保护、水处理、钢结构、清洁能源的工程总承包和设备制造。其产品服务于电力、石化、港口、冶金、市政、新能源等领域。公司拥有一个高科技上市公司国电南京自动化股份有限公司；两个中国XX集团技术中心中国XX集团电气及热控技术中心和中国XX集团动力技术中111、心；三个原部属科研院所国电机械设计研究院、XX郑州机械设计研究院、电力工业产品质量标准研究所；四个产品研发制造基地国电南自江宁科技园及浦口科技园、曹妃甸临港装备制造基地（在建）、天津XX重工机械设备公司、郑州XX管道公司；五个核心业务板块：自动化板块、重工装备板块、环保水务板块、新能源与总承包板块；电力技术研究与服务板块。中国XX集团公司在资金、资源、管理、工程经验以及工程技术上都具有强劲的优势，对本项目的推进将具有积极的意义，同时，也将使项目产品具有很强的竞争力。第三章 生产规模和产品方案3.1 褐煤的转化利用技术和产品方案选择由于含水量高、易粉化、易自然导致褐煤可运输性和贮存性能差，目前褐112、煤的利用采用的方法是就地转化，主要方式是：（1） 燃煤发电；（2） 干煤粉气化+合成气化学路线；（3） BGL气化+合成天然气路线；（4） 煤直接液化制油路线；（5） 干燥热解提质综合利用方案。3.1.1 燃煤发电在坑口建设燃煤电厂，将褐煤转化为电力产品是目前蒙东地区褐煤的主要转化利用方法，大型电力公司在该地区均建设有以褐煤或褐煤煤矸石混合物为燃料的电厂，因此褐煤发电的转化技术是成熟的，采用风冷发电，水资源消耗不高，对于一个典型的600MW2的发电厂，总投资约44亿元，一次水消耗约320万吨/年，燃料褐煤消耗为500万吨。褐煤发电转化方式的不足主要是褐煤中类石油成分全部作为普通燃料被燃烧，不是113、最大化提高褐煤利用效率的方式。另外一个制约条件是不能在同一地区布置过多电源点，需要和电力发展规划相协调。3.1.2 干煤气化+合成气化学路线将褐煤干燥脱水、采用干煤粉气化生产合成气，再通过合成气化学路线转化为甲醇、二甲醚、烯烃等石油资源替代品以及合成氨、氨加工下游化学产品也是典型的褐煤转化利用方法。这种方法采用两级干燥的工艺，将褐煤转化为可以经济气化的原料，解决了采用其他气化方法使用褐煤的技术和经济瓶颈。合成气再加工成石油资源替代品，符合国家能源战略目标和产业政策的方向，还可以大幅度提高褐煤加工利用的附加值；合成气还可以转化为合成氨、氨加工下游化学产品，其增值效益略低，但也符合国家产业政策。煤114、制石油资源替代品需要规模化、大型化、一体化、基地化发展，其水资源消耗、排放物总量多，投资强度大，技术密集，目前处于商业示范阶段。正在建设的大唐煤基烯烃装置和神华煤基烯烃装置，是两个被国家批准建设的代表不同技术特点的示范项目，国家持审慎的支持态度。煤制大型合成氨装置也是国家产业政策支持的项目，以实现替代低技术水平的落后产能，实现节能减排的目标。这类项目同样是水资源消耗大、排放物总量相对多，投资强度大，技术密集的项目，需要结合区域的水资源、环境承载能力规划建设。3.1.3 BGL气化+合成天然气路线BGL气化也是处理低灰熔点褐煤的一种方法，用330mm小块煤为原料。该技术在美国有使用。其气体品质特115、点是甲烷含量高，10-15%，不适合做化学合成的原料气，但适合做城市燃气。该技术气化温度低，气化产生的焦油、酚、氨等有机物含量高，在热量回收和冷却过程中被转移到工艺废水中，污水处理流程长、难度大，不容易达到环保要求。系统副产低压蒸气、低位热能数量大，利用难度大。但是对于有高价位售价的季节性的调峰用气市场，BGL气化+合成天然气路线生产人工天然气是一个比较好的选择。3.1.4 煤直接液化制油路线褐煤的煤化度低，加氢直接液化可以得到比较高的油收率，从资源综合利用角度考虑，这种方式对褐煤的利用效率比较高。但是褐煤的灰含量和氧含量会严重制约这一路线的经济性。煤炭直接液化是多元途径保障国家石油安全的重要116、措施，但是目前这种技术处于商业示范阶段，更需要规模化、集约化、一体化建设和运营，对水资源和环境的承载能力要求更高，因此，国家对这一产业设置了最高的准入条件，在第一个示范项目成功验证之前，很难核准建设。3.1.5 通过干燥成型、热解、发电进行多联产综合利用路线以褐煤为原料的以干燥成型、热解、发电进行的多联产技术具有如下优势和特点：（1） 褐煤通过蒸汽间接换热干燥，能有效脱除水分，部分提供至热解装置作为合格的原料；部分经过挤压成型生成型煤。经干燥成型的褐煤内部毛细孔结构被破坏，重新吸水现象降低，运输经济性大为提高，且不易风化，能很好的解决褐煤堆存自燃的问题，提高了褐煤的储存期。 （2） 将循环流化117、床锅炉和热解炉紧密结合，通过简单的工艺在一套系统中实现热、电、焦油、煤气的联合生产。在发电的同时，还生产优质煤气和焦油，通过对煤气和焦油的深层次加工，有效利用了褐煤中的各种组分。（3） 原煤热解气化后的半焦直接送锅炉燃烧发电，避免了散热损失，使能源得到充分利用；而锅炉燃用不含水分的半焦，锅炉烟气量大幅度减少，从而降低了引风机的电耗，装置能耗较低，系统效率也有所提高。（4） 锅炉产生的蒸汽部分用于发电，部分用于褐煤干燥，能源得到综合利用。蒸汽与褐煤采用间接换热，避免传统直接换热干燥方式烟道气对大气的污染。（5） 具有很好的污染物排放控制特性：煤中所含硫绝大部分在热解炉内的煤热解过程以H2S 形式118、析出，并与所产生的煤气进入煤气净化系统进行脱硫，而仅有少量的硫进入循环流化床燃烧炉以SO2 形式释放，因此循环流化床燃烧所产生烟气含SO2 的浓度将很低，不需脱硫即可以满足国家排放要求。同时，与煤直接燃烧后烟气脱硫相比，从煤气中脱除H2S 具有较大的优势：所处理气体量大大减少，因此脱硫设备的体积、投资及运行成本较小；目前煤气脱硫的副产品一般是硫磺，其利用价值较大。3.2 生产规模和产品方案通过以上方案的比较，可以看出，以褐煤为原料进行多联产，褐煤资源利用效率高，环境效益和经济性好。本项目以褐煤为原料，联产型煤、石脑油、柴油、天然气、电、改质沥青，年操作时间7200小时，生产规模如下：（1） 产119、品型煤：600万t/a石脑油：2.24万t/a0#柴油：5.12万t/a-35#柴油：5.12万t/a液化天然气：11.92万m3/a电：56650.8万kwh/a改质沥青：7.29万t/a3.82MPa蒸汽：76.9万t/a1.27MPa蒸汽：227.2万t/a（2） 副产品硫磺：0.325万t/a液氨：0.144万t/a第四章 工艺技术方案4.1 工艺装置组成及总工艺流程4.1.1 工艺装置组成本项目以XX自治区XX陈巴尔虎旗巴彦哈达勘查区褐煤为原料，联产型煤、天然气、油品、电，工艺生产装置如下：（1） 褐煤干燥装置（2） 褐煤成型装置（3） 褐煤热解装置（4） 净化装置（5） 焦油加氢装120、置（6） 天然气制备4.1.2 总工艺流程配置本项目总工艺流程见附图。4.2 工艺技术方案的选择4.2.1 褐煤干燥4.2.1.1 褐煤干燥技术概况在国外，澳大利亚、美国、德国、希腊、波兰等国家都有丰富的褐煤资源，为了增加低阶煤在市场的竞争力，提高效率，都进行了褐煤干燥技术的研究工作，如欧洲把褐煤的干燥作为洁净煤技术项目中的一个重要组成部分；美国针对PowerRiver Basin褐煤，也在开展煤炭干燥和煤质改性的研究；澳大利亚专门成立了CRC ofClean Power from Lignite 和CRC Power Generationfrom Low Rank Coals两个联合研究中心121、来研究褐煤的利用技术，其中褐煤的预干燥处理技术是近年来的研究重点；印尼拥有丰富的褐煤资源，原煤灰分很低，但水分高达20%60% ，因此，印尼煤炭企业也在寻求经济高效的褐煤干燥技术，以增强印尼煤在国际市场的竞争力。（1） 普通烟气干燥技术普通干燥方式通常按干燥温度、进料时间或产品是块煤还是粉煤来进行分类。在这些分类中，由于干燥设备、冷却方式不同以及干燥产品时是否稳定等因素，工艺也有区别。普通干燥工艺技术有很多种，包括固定床、流化床、回转窑和夹带系统等，每一种都有其优点。它们大部分都是在相对较低的温度下进行干燥，干燥介质为热烟道气。利用烟道气与褐煤直接接触使之受热，水分蒸发干燥，效率较高。但是褐煤122、的燃点较低，干燥过程中常常因局部过热，使媒质变差，控制不好还会引起爆炸。因为这些工艺在常压低温下进行，所以成本低。（2） 热油干燥技术热油干燥方式是以油类为干燥介质，把煤油成浆，一般在常压下加热脱水。在两个阶段炭化工艺中，原料首先在热油中进行干燥。大部分油在第二阶段的烟气分离装置中回收再利用；小部分油被吸收，用于增加产品的稳定性和提高热值。其工艺成本取决于所能回收的油的数量。（3） 热水干燥技术热水干燥方式是将煤水混合物装入高压容器内，密闭抽真空后加热该高压容器，该反应过程是模拟褐煤在自然界中高温高压的变质过程，目的是使褐煤改质。处于高温高压热水中的褐煤的水分将会以液态形式排出。褐煤具有较长的123、碳氢侧链和大量的羧基（COOH）、甲氧基（OCH3）及羟基（OH）等亲水性官能团，这些官能团都是以较弱的桥键结合的。热解脱掉褐煤分子结构上的侧链，减少了褐煤内在水分的重新吸附机会，同时褐煤在热解过程中产生的CO2、SO2等小分子气体将水分从毛细孔中排出；生成的煤焦油由于在较高的温度和压力下，不易从褐煤的缝隙和毛细孔中逸出，冷却后就会凝固在缝隙和毛细孔中，把褐煤的缝隙和毛细管封闭，减少了煤的表面积，使煤的内在水分被永久的脱除。热水干燥褐煤有如下的特点：可以使褐煤水分降至11%以下，并可以保证以后的运、贮环节不再吸收空气中的水分；干燥过程中，去掉煤分子中的含氧侧链，相对的提高了煤中碳的含量，发热量124、也有较多的提高（一般可提高20%30%），干燥后的褐煤不再吸收水分，从而很少氧化，便于贮存，运输和加工；干燥后的褐煤不需要加添加剂，其稳定性和流变特性优于烟煤。热水干燥后，褐煤仍保留它所具有的反应活性好，易燃且燃烧完全的特点。（4） 管式干燥机间接干燥技术德国及俄罗斯对低变质程度年青烟煤的干燥普遍采用以低压饱和蒸汽为干燥介质的管式干燥机（Tubelar Dryer）技术。这种干燥机从外观看与滚筒干燥机相似，但因内部设置了大量的干燥管，故名管式干燥机。这种干燥机采用间接干燥原理（煤在管内流动，蒸汽通过管壁传热），具有安全、可靠性高的特点。因而，特别适用于燃点低、易燃、易爆的年轻煤种。管式干燥机由125、于结构合理、传热效率高，可以取得较好的干燥效果。德国克水泵（Sehwarze Pump）型煤厂采用了16台管式干燥机，用来干燥褐煤。德国泽玛格（ZEMAG）公司是蒸汽管式干燥机的主要供应商之一，在低变质年青煤的干燥方面有着数十年的历史和丰富经验。设计的管式干燥机为一回转窑系统，在鼓形体内有一个多管系统，鼓体稍微倾斜。原煤连续不断地从上方送人干燥机管内， 由于鼓体是倾斜的，当鼓体旋转时，煤不停地流到出口。干燥所需的热能由多管系统内的低压蒸汽提供，低压蒸汽沿鼓体轴向进入，并迅速向管外表面扩散。与煤一起进入机体内的空气吸收了水分以后在除尘器内与干煤粉分离。（5） 流化床蒸汽干燥技术在流化床干燥器内，126、蒸汽不仅是干燥介质，而且还可以作流化介质。因此，干燥蒸发的蒸汽不含空气和其他杂物，可通过以下方法进一步利用，如：蒸发的水分经过再循环作为流化介质进入流化床，利用它凝结时所放出的汽化潜热，将其压缩成为过热蒸汽。过热蒸汽将高水分褐煤流从干燥机的底部吹向沸腾床上部，产生流化现象。流化床的蒸气吸收褐煤中蒸发出的水分，原煤从干燥机的上部输入，经过旋流分离器，部分蒸汽再被导回干燥机。干燥机所需能量由蒸汽轮机提供。（6） 蒸汽空气联合干燥技术该利用从冷凝器出来的热水作为干燥介质，虽然热水干燥比过热蒸汽干燥在干燥速度和干燥程度上要差，但用热水作干燥介质对于电厂来说是一种“废热” 利用的最佳选择。此工艺为美国P127、ower River Basin的发电厂在近年开发的一种集成干燥技术。空气被热循环水加热到110后作为流化床干燥器的流化介质，同时120的热水作为流化床的干燥热源介质。试验结果表明，采用此法将入炉煤水分降低后，效率大大提高。以实验电厂为例，煤的水分从37.5% 降为31.4%，锅炉净效率提高了2.6% ，净铁热流量提高2.8% ，燃料量减少10.8% ，烟气量降低4%。由于煤流量减少和可磨性提高，磨煤机功耗降低17%，风机功耗降低3.8%。总体统计结果表明，全厂电耗降低了3.8%，效果十分显著。（7） 床混式干燥机技术床混式干燥机（BMD）适合于电厂的预干燥过程，利用流化床燃烧技术可实现热电联128、产。开发该技术最初是想利用流化床热床料的热量。将流化床作为一个热源，用它来干燥高水分的物料如褐煤、泥炭、生物质等。干燥机在蒸汽环境下工作，从而有可能回收蒸汽的潜热，将之送回干燥工序中使用。过热蒸汽高速进入干燥管底部，从流化床分出的一股热床料流在干燥机燃料入口前同过热蒸汽混合。蒸汽携带燃料同床料一起经过干燥器后进入旋流分离器，在那里干燥燃料和床料从蒸汽流中分离后直接送往流化床锅炉燃烧。一部分蒸汽从旋流分离器回收后返回干燥机底部重新与新的床料混合，其他蒸汽则由蒸汽循环管路分离后引入热交换器冷凝，或者作为给水加热器或空气预热器的热源。4.2.1.2 褐煤干燥的方案选择众所周知，干燥过程中的水分蒸发是129、一个大量消耗热能的过程。采用传统热烟气对高水分煤进行干燥，由于蒸发的水分中含有大量的空气，因此水分的潜热不可能得到利用。此外，由于褐煤挥发分高，着火温度低，容易产生过热现象，使煤质变差，控制不好，还会发生自燃或爆炸。如为防止爆炸采用较低的热风温度，则干燥强度低、速度慢，不适合工业生产要求。经常规干燥的煤放置时会很快吸收空气中的水分，恢复或接近到原来的水平。所以，高水分的褐煤干燥必须采用其他干燥介质和设备来进行。国外研究表明。过热蒸汽干燥是一种十分适合干燥褐煤的新型技术。本项目选用管式干燥机间接干燥工艺，其具有以下优点：（1） 针对褐煤具有含水量高、气体挥发分高，在干燥提质过程中易着火发生爆炸的130、特点，采用具有安全措施的干燥工艺，控制安全的干燥温度范围，采用低压过热蒸汽为干燥热媒介质，使干燥和热压成型及输送过程中具有可控性和安全措施，防止褐煤由于温度过高，挥发分气体逸出及粉尘与空气中的氧气反应发生爆炸。（2） 采用多管干燥装置间接干燥工艺，该干燥装置为一回转鼓形体装置，鼓形体由外筒和内件组成，内件设计为多管管束。鼓形体稍微倾斜，成一斜度。冷原料煤连续不断地从煤粒料斗经分布器送入多管干燥装置管内，干燥过的热煤不停地流到干燥器下部的出口。回转鼓形体多管干燥装置管束内走煤粒原料，管束外与外筒内走加热蒸汽介质，干燥所需的热能由低压蒸汽供给，低压蒸汽沿鼓形体轴向进入，并迅速向管束表面扩散，并不断131、把热量传递给管束管内的煤粒。（3） 多管干燥装置是一个旋转系统，通过调节多管干燥装置旋转速度，可以提高加热介质与被加热介质接触面积，从而提高传热系数，缩短加热时间，反之亦然。回转鼓形体内设计的多管系统也一并旋转，同时也使加入介质易于流动。由于鼓形体是倾斜的，冷煤原料连续不断地从上方进料口送人干燥器内并顺利地流到干燥器的出口。（4） 与煤一起进入干燥装置内的空气吸收了水分以后在除尘器内与煤粉分离除尘后排入大气。由于在低温下进行的干燥过程，主要是以干燥煤粒为主，煤的组分基本没有发生变化，挥发份气体没有逸出，排放的气体符合环保的要求。（5） 采用间接干燥工艺使得整个干燥过程安全、可靠。传统的干燥工艺132、是利用烟道气或蒸汽空气联合热媒与褐煤直接接触使之受热，水分蒸发，效率差；干燥不当还会使局部过热，煤质变差，控制不好容易引起爆炸。本工艺传热介质不直接与褐煤接触，解决了低燃点煤采用直接干燥易燃的缺陷。（6） 干燥设备成熟可靠，控制简单，通过检测干燥机出口的煤粒水分，来确定干燥机进口煤粒的给料量或蒸汽流量，进口给料量是通过调整干燥机的转速或蒸汽压力和流量实现的。（7） 本干燥工艺对环境的影响较小，基本无废弃物排放。而采用传统干燥工艺时，每天将排放大量的烟道气，烟气中CO2没有得到充分的利用，并对大气产生温室效应，干燥不当还会产生H2S，烟气中少量的SO2对环境也会产生不良影响。4.2.1.3 褐煤133、干燥工艺流程合格粒度的原料煤（粒度6.3mm）由原料煤贮运系统送入管式干燥机前碎煤仓临时贮存，碎煤仓中的褐煤经重力送到管式干燥机中通过干燥管干燥。在干燥管间通入低压过热蒸汽进行热交换，使煤表面吸附水分受热蒸发。出干燥机后的干燥碎煤由埋刮板输送机向褐煤成型装置输送。煤中蒸发出的水分随干燥机的废气通过排风机抽至袋式过滤器，分离出的煤粉通过旋转给料机及埋刮板输送机送至褐煤成型装置。分离后的尾气经排风机排入大气。为防止褐煤自燃和控制排出气体的露点，在系统中设有CO和H2O在线分析仪，超标时，向系统补充氮气。4.2.1.4 褐煤干燥主要设备选择考虑到本项目分两期实施，项目中对应设置两套相同的褐煤干燥装置134、，以下为单套褐煤干燥装置的设备规格。（1） 管式干燥机根据国内外现有褐煤干燥设备的情况，本项目选用泽玛格RT 58型管式干燥机17台，入料水分35%，出料水分9%，最大处理能力50t/h。（2） 尾气收尘设备管式干燥系统的干燥尾气主要含水蒸汽及粉尘。关于尾气收尘设备，德国原来采用立式电收尘器，由于电收尘器阻力小，系统不设置引风机。但采用此种方式，尾气排放由温差产生的抽力实现，干燥能力受气温影响较大，且电收尘器收尘效率难以达到越来越严格的环保排放要求，借鉴国内流化床锅炉尾气收尘、气化煤粉制备煤粉分离收尘的经验，以及冶金、建材行业电除尘改袋式收尘的实际经验，本项目采用长袋低压大型喷吹袋式过滤器的一135、级分离收尘的方式，每台干燥机对应一台袋式过滤器，每台过滤器过滤面积处理风量6000m3/h，共17台。袋式过滤器阻力较大，需要设置引风机，引风风机设置使得系统排气量基本保持稳定，能够有效的避免气温对干燥性能的影响。袋式过滤器滤料采用PPS防静电针刺毡为材料，孔隙率高，过滤效果好，透气性好，可满足国内排放标准，且耐水解、耐高温，采用氮气喷吹清灰，防爆安全可靠。4.2.2 褐煤成型4.2.2.1 褐煤成型技术概况目前国内外褐煤成型主要可分为粘结剂成型和无粘结剂成型。粘结剂成型，是指粉煤与外加粘结剂充分混合均匀后，在一定的压力下压制成型煤的过程。粘结剂主要为煤焦油、焦油沥青、石油沥青或水溶性粘结剂等136、。粘结剂成型的主要机理为煤粒与粘结剂间的浸湿和粘合。研究结果表明煤粒和粘结剂之间的作用过程十分复杂，包括润湿、传质、结合等过程。粘结剂与被粘结物之间的结合力，是机械结合力与物理化学结合力的综合结果。对于煤这种非极性多孔物料，机械结合力起决定性作用。型煤强度是粘结剂渗入煤粒间隙中，脱水、固化产生机械键合的结果。无粘结剂成型是指不外加粘结剂，而是依靠煤炭自身的性质和粘结性组分，在外力作用下压制成型煤的过程。“自身粘结剂”的存在，是褐煤无粘结剂成型的重要基础。褐煤无粘结剂成型的过程是褐煤在高压辊压下被压制成一定形状的型煤。为使褐煤粒状物料在高压辊压机双辊咬啮合区获得更大的压辊载荷，褐煤粒状物料在进入137、高压辊压机前采用了预压装置，预压装置中的进料螺杆将煤粒从进料口强制紧压并输送到双辊咬啮合区进行辊压成型。褐煤在两个辊的压力下，可将粒状物料压缩、压实。粒状物料体积压缩至原来的30%50%，密度提高到原有粒状物料密度的1.53倍，热值提高40%50%。4.2.2.2 褐煤成型的方案选择本项目选择无粘结剂热压成型工艺方案，其具有以下优点：（1） 无需添加粘接剂。根据褐煤毛细孔模型的原理，褐煤中有大量含水的毛细孔，毛细孔中的水分称为内水，经干燥工艺后，大部分的内水被干燥，还有少部分水分作为粘接剂。成型时褐煤中毛细孔被压溃，进而充填煤粒间的空隙，呈现出相互作用的分子间力，加强了煤粒间的接触而成型。成型138、后的褐煤毛细孔结构被破坏，故重新吸附水现象大为降低。（2） 热压成型后的褐煤空隙大量减少，机械强度明显增强，煤质密度增加，便于运输，降低了运力，使褐煤的利用不受地域的限制，改变了产煤地区现采现烧的单一利用途径，为褐煤的综合利用提供了便利。热压成型后的褐煤不易风化，能很好的解决褐煤堆的自燃，防止资源浪费，减轻煤堆燃烧带来的环境污染，提高褐煤的储存期。4.2.2.3 褐煤成型工艺流程来自褐煤干燥装置的干燥褐煤经斗式提升机和埋刮板输送机送至筛分机筛分，粒度小于1mm的煤粒由埋刮板输送机和斗式提升机送至型煤机前缓冲斗；粒度大于1mm的煤粒进入破碎机破碎，破碎后的煤粒经输送设备返回破碎机前的筛分机重新筛139、分，直至破碎后煤的粒度小于1mm为止。来自褐煤干燥装置袋式过滤器出口的煤粉直接由输送设备送至型煤机前的缓冲斗。型煤机前的缓冲斗内的粒度小于1mm的煤粒经过冷却后进入型煤机，在型煤机的挤压作用下成型，型煤经输送机送至筛分机，筛上的型煤由输送机送至型煤贮运，筛下的破碎型煤返回，重新进行筛分、破碎、成型。4.2.2.4 褐煤成型主要设备选择考虑到本项目分两期实施，项目中对应设置两套相同的褐煤成型装置，以下为单套褐煤成型装置的设备规格。l 型煤机根据国内外现有褐煤成型设备的情况，本项目选用泽玛格RWU1000930型辊压成型机18台，最大处理能力35t/h。4.2.3 褐煤热解4.2.3.1 国内外褐140、煤热解工艺概况我国是一个富煤、贫油、少气的国家，近年来煤炭资源利用效率低、污染重，能源问题已成为国民经济发展的瓶颈之一。我国的能源资源和煤炭利用现状决定了以提高煤炭利用的综合能效、控制煤转化过程中的污染排放、解决短缺能源需求为近中期能源领域的首要任务。采用温和的热解方法从煤中提取液体燃料和化学品的重要性和必要性已逐渐被认识和接受。日本通产省在“21 世纪煤炭技术战略”报告中，特别提到了提高燃料利用率的高增值技术，其中把低温快速热解制取燃气、燃油及高价值化学品作为重要研究项目。美国能源部也把从煤中提取部分高品位液体燃料和化学品列入“21 世纪能源展望”计划中一项重要内容。国内外各研究机构在该领域141、已开展了较多的研究开发工作。前苏联开发的ETCH 多种固体热载体粉煤干馏工艺实现了175t/d 的工业装置的运行，德国LR以热焦为热载体的煤热解工艺也实现了工业规模装置的运行，美国的Toscoa1工艺则是以瓷球作为热载体，在热解转炉内进行煤的干馏，属于内热式低温中速固体热载体干馏工艺。该工艺开发的主要目的是对煤提质，增加其热值，并回收高价值气体和液体产品。此法始于1970 年，最初选择美国怀俄达克次烟煤为原料，建有25t/d 中间试验装置。澳大利亚联邦科学与工业研究院自20 世纪70 年代开始研究开发的流化床快速热解工艺，该工艺开发目标是用澳大利亚煤生产液体燃料。工艺类型为低温或中温热解闪裂解142、（反应时间小于1s）内热式固气热载体（砂子流化床），其试验装置规模为20kg/h。但由于石油供给充足和技术本身存在问题等原因，这些技术大多在中试或工业示范后，并没有得到大规模的工业推广和进一步发展。我国早在50 年代末由中科院与大连第一发电厂、长春汽车制造厂联合开发燃烧与固体热载体炉前煤干馏半工业实验，取得初步实验结果，后因大庆油田的发现，终止了进一步的试验。国内很多研究单位在80 年代就开始提出了三联产、多联供的概念，对将煤的热解、气化、燃烧相结合的联产技术进行探索和研究，如浙江大学、清华大学提出的以流化床热解为基础的固体热载体热电气三联产技术，北京动力经济研究所、中科院工程热物理研究所以及143、中科院山西煤化所提出的以移动床热解为基础的固体热载体热电气三联产技术，中科院过程所也很早提出了旨在通过煤热解获得挥发分的煤拔头工艺。大连理工大学则提出了褐煤固体热载体干馏技术并在平庄建成了日处理褐煤150 吨的固体热载体干馏新技术工业试验装置，进行了工业性试验。其中较典型的有：（1） 前苏联开发的ETCH粉煤干馏多联产工艺前苏联进行了多种固体热载体粉煤干馏工艺研究和开发工作。其中动力用煤综合利用的ETCH 方法有46 t/h试验装置，4t/h装置在加里宁工厂还在运行，曾进行了多灰多硫煤以及泥炭等的试验研究。ETCH 工艺流程（图4-1）为原料煤由煤槽经给料机去粉煤机，此处供入热烟气，约550，144、把粉碎了的粉煤用上升气流输送到干煤旋风器，同时把煤加热到100120，干煤水分 4%。干煤由旋风器去加热器，在此与来自加热提升管的热粉焦混合，在干馏槽内发生热解反应并析出挥发产物，经冷却冷凝系统分离为焦油和煤气以及冷凝水。干馏槽下部生成的半焦和热载体半焦，部分去提升管燃烧升温，作为热载体循环使用，多余的半焦作为产品送出系统。在小规模试验研究基础上，开发了ETCH-175工业装置。在ETCH-175装置上试验了多种褐煤，这些褐煤含水分为2845%，灰份为645%。干煤半焦产率3456%，焦油410%；煤气为512%；热解水为310%。生产的半焦可作为电站发电燃料，考虑到电、蒸汽及产品净化能耗，装145、置的能量效率为8387%。运行表明利用气体热载体流化床加热煤粉，可以达到快速热解的目的，并且符合现代技术要求。但是，也存在较大的缺陷，在一般情况下气体热载体为烟气，煤热解析出的挥发产物被烟气稀释，降低了煤气的质量，增大了粗煤气的分离净化设备和动力消耗。图4-1 ETCH46 试验装置原理流程图（2） 鲁奇鲁尔公司的煤干馏多联产工艺鲁奇鲁尔煤气工艺是用热半焦作为热载体的煤干馏方法。此工艺于1963 年在前南斯拉夫建有生产装置，单元系列生产能力为800t/d，建有两个系列厂，生产能力为1600t/d.。产品半焦作为炼焦配煤原料。工艺流程见图4-2。煤经四个平行排列的螺旋给料器，再经过导管进入干馏槽146、。导管中通入冷的干馏煤气使煤料流动，煤从导管呈喷射状进入干馏槽，与来自集合槽的热半焦相混合，进行干馏过程。空气在进入提升管前先预热到390，与煤气、油或部分地与半焦燃烧，使半焦达到热载体需要的温度。图4-2 鲁尔公司的煤干馏多联产工艺流程图（3） 大连理工大学开发的褐煤固体热载体干馏多联产工艺大连理工大学是国内最早开展褐煤固体热载体干馏技术研究的单位。在实验室研究的基础上，大连理工大学在平庄建成了150t/h 褐煤固体热载体干馏多联产工业试验装置。其工艺流程图如图4-3 所示。图4-3 平庄工业实验流程图（4） 浙江大学开发的循环流化床热电气焦油多联产工艺浙江大学所提出的循环流化床热电气焦油多147、联产技术是将循环流化床锅炉和热解炉紧密结合，在一套系统中实现热、电、气和焦油的联合生产。图4 为多联产技术的基本工艺流程图，其工艺流程为：循环流化床锅炉运行温度在850900之间，大量的高温物料被携带出炉膛，经分离机构分离后部分作为热载体进入以再循环煤气为流化介质的流化床热解炉。煤经给料机进入热解炉和作为固体热载体的高温物料混合并加热（运行温度在550800之间）。煤在热解炉中经热解产生的粗煤气和细灰颗粒进入热解炉分离机构，经分离后的粗煤气进入煤气净化系统进行净化。除作为热解炉流化介质的部分再循环煤气外，其余煤气则经脱硫等净化工艺后作为净煤气供民用或经变换、合成反应生产相关化工产品。收集下来的148、焦油可提取高附加值产品或改性变成高品位合成油。煤在热解炉热解产生的半焦、循环物料及煤气分离器所分离下的细灰（灰和半焦）一起被送入循环流化床锅炉燃烧利用，用于加热固体热载体，同时生产的水蒸汽用于发电、供热及制冷等。图4-4 煤的循环流化床热电气多联产工艺流程4.2.3.2 褐煤热解工艺方案的选择考虑到前苏联开发的ETCH 粉煤干馏多联产工艺一般情况下气体热载体为烟气，煤热解析出的挥发产物被烟气稀释，降低了煤气的质量；鲁奇鲁尔公司的煤干馏多联产工艺也存在能量多级利用不完善；大连理工大学在工业试验装置由于管道堵塞等问题并没有长期运行；本项目拟选用具有自主知识产权的浙江大学开发的循环流化床热电气焦油多149、联产工艺。4.2.3.3 褐煤热解工艺流程褐煤从气化炉给煤口进入流化床气化炉后，与由锅炉燃烧来的高温循环物料混合，在700左右的温度下进行热裂解，热裂解后的半焦和循环物料一起通过返料机构进入锅炉，半焦在炉内燃烧并传热。锅炉内大量的高温物料随高温烟气一起通过炉膛出口进入两个高温旋风分离器，经旋风分离器分离后的烟气进入锅炉尾部烟道，先后流经过热器、再热器、省煤器及空气预热器等受热面。被分离器分离下来的高温物料经分离器的立管进入返料机构。一部分高温灰通过锥形高温灰渣阀控制后进入气化炉，其余高温循环灰则直接由返料机构送回炉膛。褐煤在气化炉中经热解气化所产生的粗煤气和细灰渣颗粒通过气化炉上方出口进入气化150、炉旋风分离器，经分离后的粗煤气进入二级旋风分离器进行进一步分离以降低煤气中的灰颗粒的含量，分离后的粗煤气进入煤气净化系统，经洗涤塔、煤气鼓风机、电捕焦油器后， 部分粗净化后的煤气通过煤气再循环风机加压后再送回气化炉底部，可作为气化炉的流化介质。净化获得的焦油收集后用于深加工。褐煤在气化炉干馏后的半焦和循环物料进入另一返料机构，通过返料机构送回锅炉炉内燃烧。一级煤气旋风分离器分离下来的灰（灰和半焦）同样经返料装置送回炉膛燃烧，二级煤气旋风分离器分离下的细灰（灰和半焦）则收集后经气力输送送回炉膛燃烧。气化炉和锅炉之间的联通是通过高温非机械式返料机构和锥形高温灰渣控制阀共同构成的，如锅炉旋风分离器立151、管和气化炉之间的返料，气化炉与燃烧锅炉之间的返料机构以及煤气旋风分离器与燃烧锅炉之间的返料机构。褐煤进入气化炉热解析出的高温挥发份携带细灰经一级、二级煤气旋风分离器分离后，进入后续煤气冷却净化系统，在冷却净化过程中，实现焦油回收和煤气收集。（1） 整个煤气净化工艺中，煤气出气化炉先采用一、二级旋风除尘器，初步去除煤气中的粉尘，温度控制在650左右；而后通过余热回收装置，把煤冷却到250左右，然后一级急冷塔使煤气得到初步冷却，并除去大部分灰尘；初步冷却除尘的煤气进入二级急冷塔进一步冷却，同时把大部分的焦油冷凝回收。在急冷塔中起冷却洗涤的水，去热循环水池，经沉淀、降温后可以循环使用，污水循环可以做152、到零排放。（2） 经急冷塔除尘和冷却后的煤气进入电捕焦油器，捕获煤气中的焦油雾气和水雾。为了提高脱除焦油的效率，工程中采用蜂窝式电除尘器，其效率可达99.6% 。（3） 从电捕焦油器出来的煤气通过立式间冷器进行进一步冷却脱水，使出口温度控制在3035。采用间接冷却工艺，煤气凝结水（含酚废水）量不多，可以直接送循环流化床锅炉焚烧，以防止环境污染问题的产生。冷却水经冷却可循环使用。（4） 为进一步回收煤气中焦油雾气，从间冷器出来的煤气再采用电捕轻油器，除去煤气中的轻油。由电捕轻油器分离出来的轻油排至轻油罐，而后外运。（5） 煤气排送：煤气出电捕轻油器后进煤气排送机进行升压，升压至8kPa后进入一个153、200m3 的缓冲罐。而后分为二路，一部分送回干馏气化炉的煤气需再进行升压至20KPa，该部分煤气量为5820 Nm3/h，；另一部分直接送入气柜。（6） 多联产系统产生的废水主要来源于以下几个部分：急冷塔喷淋系统用水，该部分废水循环利用，不对外排放；原料煤中自带的水分在气化过程中蒸发出来，在喷淋冷却时重新冷凝下来；煤热解过程中各种化学反应生成的水分。4.2.3.4 褐煤热解主要设备选择考虑到本项目分两期实施，项目中对应设置两套相同的褐煤热解装置，以下为单套褐煤热解装置的设备规格。（1） 气化炉及附属设备，4台设备规格：4500（2） 一级煤气急冷塔，4台设备规格：3500，高度约20000m154、m（3） 二级煤气急冷塔，4台设备规格：3500，高度约20000mm4.2.3.5 褐煤热解技术可靠性分析浙江大学早在上世纪80 年代年就提出了煤气蒸汽联产工艺的设想，在国家教委博士点基金、省自然科学基金的资助下，进行大量理论和试验研究，表明了方案的可行性。1991 年浙江大学承担了浙江省“八五”重点攻关项目，建立了1MW 燃气蒸汽试验装置，试验结果表明该方案具有燃料利用率高，污染低，煤气热值高，结构简单，投资省等特点，并获得国家发明专利授权（专利号92100505.2）。1999年，在国家973 项目的资助下，进行了大量的试验研究和理论研究。2006年，浙江大学和淮南矿业集团在完成了1MW155、e 循环流化床热电气焦油多联产实验装置试验的基础上，共同合作将1 台75t/h 循环流化床锅炉改造为12MW 循环流化床热电气焦油多联产示范装置。所建12MW 循环流化床热电气焦油多联产示范装置于2007 年6 月完成安装，2007 年8 月完成72 小时试运行，2008 年上半年完成性能优化试验，2008 年10月系统投入试生产运行。75t/h 循环流化床热电气焦油多联产装置的热态调试运行表明，多联系统运行稳定，调节方便，运行安全可靠，焦油和煤气的生产稳定，实现了以煤为资源在一个有机集成的系统中生产多种高价值的产品。主要表现在：a) 循环流化床燃烧炉和流化床气化炉能很好地协调运行，气化炉和燃156、烧炉之间物料循环稳定可靠，运行调节方便；b) 循环流化床锅炉能稳定燃烧利用来自气化炉的煤半焦，同时也可以依据运行要求，各自调节燃烧炉和气化炉的负荷；c) 系统能稳定生产焦油和煤气，煤气净化及焦油回收系统运行正常；d) 实现多联产系统自动化运行控制，运行调节方便。12MWe 循环流化床热电气工业示范装置于2009年1 月通过了安徽省科技厅的验收和鉴定，鉴定意见为“该循环流化床热电气焦油多联产分级转化利用技术及装置属国内外首创，成功解决了循环流化床燃烧炉和流化床气化炉协调联合运行、高温循环物料控制、循环流化床锅炉完全燃烧半焦、煤气和低温焦油回收以及多联产系统控制等多项关键技术”，“鉴定委员会一致认157、为该技术可实现煤的分级转化和梯级利用，具有重大的经济和社会效益，应用前景广阔”。目前，浙江大学多联产技术正在云南小龙潭国电开远2台300MW机组改造应用。据了解，2010年10月份，第一台300MW机组改造工程即可完工。现阶段，浙江大学热电气多联产技术风险主要集中在目前尚无大规模工业化运行案例，但是从工程放大的角度分析，本项目采用的是循环流化床技术，而循环流化床技术在工程放大上技术难度是较低的。从应用该技术的12MW示范装置的运行情况及鉴定结果来看，该技术具有一定可靠性。尤其是国电在云南小龙潭的机组改造工程，更可为本项目提供强有力的技术支持。从规模上看，本项目的热电气联产装置每套等效于135M158、W，小于国电云南小龙潭的300MW；从进度上看，国电小龙潭项目先于本项目，其调试、运行都可为本项目提供宝贵的经验。密切关注国电小龙潭项目进展情况，及时跟踪其安装、调试、运行的全过程，可以很好的避免技术风险。从以上分析，在本项目上采用浙江大学热电气联产技术是可行的。4.2.4 净化粗煤气组成：组分H2COCO2CH4O2CnHmN2NH3H2SVOL%33.13%16.97%16.38%21.34%0.2%5.75%5.15%0.49%0.59%TOTAL28504Nm3/h 温度：40 压力：常压从热解装置中出来的粗煤气中所含杂质主要为H2S、CO2和NH3，为避免对后续装置的不利影响，必须加159、装净化装置去除煤气中大量的H2S和NH3。氨脱除采用水洗塔进行吸收，吸收液气提后可得到稀氨水，再经过氨精馏塔，可得到液氨（99.7wt），此处主要对脱硫工艺进行详细描述。4.2.4.1 脱硫方法的选择脱除气体中H2S的方法很多，一般可以分为湿法和干法两大类。干法脱硫主要用于精细脱硫，特别是当脱除气体中的微量硫以及有机硫时，干法尤其适合。湿法脱硫按溶液的吸收和再生性质可分为氧化法、化学吸收法、物理吸收法、物理化学吸收法等。技术成熟且广泛应用的湿法脱硫有很多种，常见的有改良ADA法，烷基醇胺法，栲胶脱硫法，配合铁法，低温甲醇洗等。l 改良ADA法早期的ADA法是在碳酸钠的稀碱溶液中加入2，6和2，160、7蒽醌二磺酸钠作为氧化剂。但由于析硫速度慢，要求设置容量很大的反应槽，同时吸收溶液中硫化物含量必须限制在50100mg/Nm3，溶液的硫容量很低，应用范围受到很大限制。随后，在溶液中加入适量的偏钒酸钠及酒石酸钠钾。偏钒酸钠在反应过程中，由于五价钒还原成四价钒，提供反应中的氧，使吸收及再生的反应速度大大加快，提高了溶液的硫容量，使反应槽容积和循环量都可以大大缩减。酒石酸钠钾的作用是防止钒形成“钒氧硫”态复合物的沉淀析出和因而导致脱硫液活性的降低。这样使ADA法的脱硫工艺更趋于完善，称为改良ADA法。目前这一方法在国内外已广泛使用，适用于煤气、变换气、焦炉气及天然气等的气体脱硫。l 烷基醇胺法法烷161、基醇胺法脱硫和脱二氧化碳是气体处理中应用最广泛的方法之一，特别是在天然气脱硫中占有突出的位置。包括了一乙醇胺法（MEA法）、二异丙醇胺法（ADIP法）、甲基二乙醇胺法（MDEA法）。其中MDEA是属于叔胺，对H2S吸收具有高的选择性且吸收量大，不易降解，腐蚀性小。其溶剂循环量比其他胺小，投资和操作费用较低。l 栲胶脱硫法栲胶脱硫法师由中国广西化工研究所等单位于1977年研究成功的，师目前国内广泛使用的脱硫方法之一。其突出优点是运行费用低，空气再生，无硫磺堵塞脱硫塔的问题工艺特点：栲胶资源丰富，为野生植物，无毒，价廉易得，因而运行费用比改良ADA法低。栲胶法脱硫没有硫堵塔问题。栲胶既是氧化剂又是162、钒的络合剂，脱硫液的组成比改良ADA法简单。l 配合铁法配合铁法的原理是H2S在碱性溶液中被配合铁盐催化氧化成元素硫，被H2S还原了的催化剂可用空气再生，将Fe2+氧化为Fe3+。铁离子在碱性溶液中不稳定，极易沉淀而从溶液中析出，故须选择合适的配合剂，以使Fe2+稳定存在于溶液中。最常见的是LO-CAT法。该法是国外采用的较多的一种氧化法脱硫。配合铁法溶液的活性及稳定性好，正常情况下，无Fe（OH）3，没有堵塔的危险。溶液极易再生，生成的硫颗粒较大，易于分离。脱硫溶液不含钒化合物，无毒，对环境污染少。该法的脱硫液有较强的腐蚀性，一般较改良ADA法严重，部分设备材质需采用不锈钢或者塑料衬里。l 163、低温甲醇洗法低温甲醇洗是基于物理吸收的方法来脱除酸性气体。该法用低温甲醇同时或者分段脱除H2S、CO2和各种有机硫/HCN，C2H2 ，C3 及C4以上的气态烃，水蒸汽等，可以达到很高的净化度。气体中的总硫可脱至25%）。如果原料气中硫含量偏低，整个装置将出现低负荷运转，当负荷低于25%时，Sulfreen装置便不能正常运行，因而总硫回收率受到影响。l 加拿大Delta公司的MCRC硫回收工艺是一种亚露点Claus转化，即改变了常规Claus反应的平衡条件，在低于硫的露点下操作，三级MCRC转化，硫回收率可达99%，它不仅是一种硫回收方法，也是较好的尾气净化方法。l 荷兰Comprimo公司开164、发的超级克劳斯硫回收工艺，一改以往单纯增加转化级数来提高H2S的方法，在两级普通克劳斯转化之后，第三级改用选择性氧化催化剂，将H2S直接氧化成元素硫，总回收率达99%以上，在国内外已有多套工业装置。另外还有荷兰帕克公司的Shell-Paques生物脱硫工艺和丹麦托普索公司的WSA脱硫工艺：l 谢尔帕克Shell-Paques生物脱硫工艺Shell-Paques生物脱硫工艺最初由荷兰的Paques公司设计开发，后与Shell一起进行技术转让。该工艺是采用生物技术从气体中脱出H2S，用弱碱性溶液吸收H2S，然后采用自然产生的微生物和空气的作用下将所吸收的硫化物氧化成元素硫，用Shell-Paque165、s工艺处理过的气体中H2S含量可小于4ppmv，远低于排放要求。目前世界上已有45套装置投入使用。l 托普索湿法硫酸法（WSA）工艺托普索WSA工艺为丹麦托普索公司在二十世纪七十年代根据循环酸在填料塔中被冷凝器入口气体浓缩的原理开发的湿法硫酸法工艺，该工艺是一种不经过干燥将湿硫化气体转化为浓硫酸的工艺。目前世界上有60套以上的WSA装置。硫回收工艺方案选择的原则，是采用先进、可靠的技术，在追求较高硫回收率的同时，优化工艺方案，降低成本。各硫回收工艺主要特点如下表：表4-1 硫回收工艺特点比较工艺类型H2S最低浓度要求适宜的生产能力，t/d克劳斯段硫回收率总硫回收率技术来源是否满足环保相对投资%166、运行费用%克劳斯二级20%20%20%20%10095%99.8%中国，可靠能200高选择性氧化Superclaus20%1096%99.5%世界，可靠可能120较低亚露点MCRC， sulfreen5%1096%99%世界，可靠可能125较低内冷式反应器（Clinsulf-ssp）120%10-99.6%世界，可靠可能125较低氧化吸收不限可作为硫回收装置的尾气洗涤装置-99.9%中国，可靠能较高液相直接氧化ADA.PDS不限液相硫回收装置-99.9%中国，可靠能最高生物脱硫不限10-99.9%世界，可靠能150较低WSA工艺不限9008（5）高差3.0米高处檐口注：表中括号尺寸用于有腐蚀性167、介质作用的建筑物。 多跨厂房及仓库尽可能采用天沟外排水，天沟纵向长度30m时，采用两端外排水，中间内排水。 积灰较多的屋面宜采用无组织排水。 高低跨厂房高檐处采用无组织排水时，低跨屋面受滴水部位应设置混凝土防护板。 屋面雨水排水区的划分，一般按150200m2屋面（水平投影）设一个雨水口排水。雨水管直径一般不得小于100mm，用于民用建筑时允许最小直径为75mm。 天沟和檐沟宜采用钢筋混凝土结构，沟内纵向坡度不得小于1%。 雨水管之间最大间距：挑檐平屋面：24.0m；墙平屋面及内排水暗管排水平屋面：15.0m。雨水管应采用PVC管。 屋面挑檐宽度宜为檐高的1/20；但一般不小于400mm；次要168、建筑檐高低时不应小于300mm。 钢筋混凝土平屋面的排水坡度，应尽量采用结构起坡的方式，如有困难时可采用轻质混凝土或利用屋面保温层找坡。在严寒地区，屋面采取保温措施。常用屋面防水层做法:卷材防水屋面：卷材防水屋面防水材料采用高聚物改性沥青防水卷材SBS为目前综合性能最好的改性沥青防水卷材。刚性防水屋面：密实砂浆防水层：用于现浇屋面板表面，水泥砂浆内宜加适量（约计5%）防水剂。（7） 楼梯 楼梯坡度应符合下列要求：一般生产厂房及辅助生产建筑 3045办公楼、辅助生产及生活用室 2636疏散用室外安全梯 45、51、59上操作平台楼梯 45、51、59不经常操作的检修平台 59、73、90室外坡道及台阶 20以下 楼梯的梯段宽度及踏步的宽度符合下列要求：当楼梯坡度为2636时，钢筋混凝土梯段宽度为1.01.5m，踏步宽度270300mm。楼梯平台宽度应不小于梯段宽度，楼梯空间高度不小于2.1m。 单层厂房、大面积仓库、檐高超过5.0m时，外墙应设置上屋面检修用的检修梯，也可利用其它上屋面的楼梯；如设有消防梯，可不再设检修梯。 多层厂房、多层生产辅助楼的屋面，宜设置人孔（一般设在楼梯间内）或利用室外安全梯供屋面检修用。（8） 楼地面 生产厂房及辅助生产用房底层室