1、电力投资公司煤制天然气项目可行性分析与研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月电力投资公司煤制天然气项目可行性分析与研究报告建设单位：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61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日摘 要近年来我国经济社会飞速发展，工业生产规模不断扩大，各行各业对能源需求量正在大幅增长，尤其是对天然气的需求量更是爆发式增长，只是依2、靠国内传统的天然气产量已无法满足日益增长的市场需求，依赖对外进口的天然气量正在逐年猛增，天然气资源供不应求的局面越来越明显。但是作为全国能源最主要的支柱产业的煤炭产能，近年来却面临着严重产能过剩、市场严重饱和、价格不断下挫、甚至部分煤企已无法正常运转等严峻形势。国内众多能源企业和相关设计院、研究机构为了解决该问题，组织开展了许多关于其他能源试图转化为天然气的探索和研究，其中煤制合成天然气是被普遍接受的重要转换方式之一，并逐渐被认可是煤炭资源清洁高效利用的可行方式。xx投资集团公司由国资委控股的中央企业，是国家五大发电集团之一，同样也面临着煤炭产能过剩，需要进行能源结构调整和战略转型来实现企业的3、长远发展。目前，集团公司依托自身发展优势，利用新疆伊犁地区丰富的煤炭资源，投资建设60亿立方米/年煤制天然气项目，产品气通过西气东输三线输送至我国中东部地区，这为一方面可以推动新疆自治区区域内大量的煤炭产业转型升级和社会经济发展结构调整，另外还可以促进自治区的煤炭清洁高效利用，实现我国的能源战略安全、中东部地区天然气的稳定供应以及改变中东部地区严重的“雾霾”将起到关键作用。煤制气项目投资大，技术复杂，对资源、环境、管理等要求较高，建设周期长。在我国仍然处于示范阶段，本文将xxxx煤制气项目的可行性作为分析和研究对象，首先，通过对内部和外部市场环境的分析，从发展规划、产业政策、市场准入等方面分析4、和研究了xx项目的可行性以及将来会面临的风险和相关问题。其次，结合xx项目建设相关的煤炭资源、水资源、环境资源、土地资源等基础条件、工艺技术方案、产业转型、项目管理、企业投融资等相关理论，分析和研究了xx煤制天然气项目实施的可行性。最后，通过SWOT分析模型，从项目建设的优势、劣势、机遇、挑战等方面阐述了xx项目实施具备的技术经济是否可行，目的是为了给项目决策过程和未来的建设和运行管理过程提供依据，高效、快速、全面的推动项目实施，力争将项目尽早建成投产运营，造福当地各族人民。关键词：xx，新疆伊犁，煤制天然气，可行性研究，经济性Feasibility Study on the Huocheng5、 Coal-to-SNG ProjectAbstractChinas consumption of energy, especially the Natural Gas, has been increasing rapidly with the development of economy and society. It is hard to meet the demand completely by domestic natural gas. Our foreign dependence ratio of natural gas grows higher and higher, and Ch6、ina is under increasing pressure to ensure adequate supply of natural gas. At the same time, the coal industy, one of the most important pillars in Chinese energy system, is faced at present with an unprecedented crisis of overcapacity, falling price, and business fail. Because of the above reasons,7、 a number of enterprises and institutes have made efforts on the transformation from other energy to natural gas, one of which is the coal to SNG (Substitute Natural Gas) method. This method has been recognized as a clean and efficient way of coal utilization. The CPI(China Power Investment Group), 8、Owned by SASAC Holdings, is one of the top 5 power groups. CPI is also suffered by the overcapacity of coal and need structure reform to achieve a long-term development. The CPI is discussing the project of producing 6 billion Cubic Metre SNG per year by using the coal resource in Yili, Xinjiang Pro9、vince. The SNG product, which is to be sent to the East China by the West East Gas Transmission Line , will promote the transformation and upgrading of Xinjiang coal industry, and make a key role in the air pollution control in the eastern region. However, the coal-to-SNG project is capital intensiv10、e and technique complicated, while it requires a high quality management on resource and envirement. This thesis focuses on the feasibility study on the Huocheng Coal-to-SNG Project. Firstly, the macro feasibility is studied by analyzing on the market of natural gas and industrial policy of coal-to-11、SNG. Secondly, I research on the feasibility of implementation by analyzing the basic conditions, process design, and financial evaluation. Finally, I take the SWOT model to evaluate the competitiveness of the Huocheng project.Keywords：CPI, Yili Xinjiang, Coal-to-SNG, Feasibility Study, Financial Ev12、aluation目录摘 要IAbstractIII第 1 章 绪论11.1 研究背景11.2 研究目的和意义2（2）推进我国煤化工产业发展，加快煤炭深加工技术升级2（4）符合国家加快将新疆建设成为能源陆路大通道的战略部署3（5）带动相关产业的发展，增进民族团结3（6）发挥xx集团的优势，提高企业的核心竞争力31.3 文献综述41.4 主要研究方法5第 2 章 我国天然气市场分析62.1 天然气市场供需概况62.2 天然气利用政策82.3 天然气价格机制及其改革102.3.1 天然气定价模式102.3.2 我国的天然气价格改革历程112.3.3 天然气价格预测12第 3 章 xx项目政策分析1413、3.1 发展规划分析143.1.1 我国国民经济和社会发展“十二五规划”纲要143.1.2 新疆自治区国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要143.1.3 伊犁州国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要153.1.4 xx县国民经济与社会发展第十二个五年规划纲要163.2 产业政策分析163.3 行业准入分析202、项目的建设符合国家和自治区的各项产业政策要求；21第 4 章 xx项目基础条件分析224.1 选址条件分析224.1.1 厂址比选分析224.1.2 现有选址条件分析244.1.3 厂址的规划符合性分析244.2 煤炭资源分析254.2.1 煤炭资源需求分析254.2.2 煤炭资源可14、靠性分析264.2.3 煤炭开发匹配性分析274.2.4 煤炭运输条件分析284.3 水资源分析294.3.1 伊犁水资源现状294.3.2 项目水源可靠性分析294.3.3 项目取水可行性分析304.4 环境影响分析314.4.1 大气环境影响分析324.4.2 水体环境影响分析334.4.3 固体废物影响分析344.4.4 噪声环境影响344.4.5 生态环境影响344.5 土地资源分析35（1）投资强度35（2）容积率35（3）建筑系数35（4）行政办公及生活服务设施用地比例36（5）绿地率364.6 其他方面364.6.1 天然气运输条件分析364.6.2 电网条件分析36第 5 章 15、xx项目工艺技术研究395.1 xx煤制气项目总体工艺技术分析和研究395.1.1 工艺装置配置395.1.2 全厂总工艺分析405.2 xx煤制气项目气化工艺技术选择425.2.1 技术成熟性445.2.2 煤质适应性445.2.3 环境友好性465.2.4 技术经济性465.2.5 SHELL和GSP气化工艺比选471、GSP气化技术流程简单、操作简便；482、GSP气化技术功耗低493、GSP水冷壁结构简单494、GSP气化炉在运输、安装方面具有相对优势505.3 xx煤制气项目甲烷化工艺技术选择505.3.1 甲烷化工艺路线选505.3.2 甲烷化工艺流程分析515.3.3 甲烷化催化16、剂选择和能量回收分析52（1）甲烷化过程催化剂的选择53（2）能量回收流程设置的选择53第 6 章 xx项目经济性及竞争力546.1 财务评价546.1.1 财务估算使用方法及参照依据546.1.2 财务评价的主要参数和数据546.1.3 项目主要经济数据与评价指标566.1.4 不确定性分析576.2 SWOT分析58（2）项目应尽量选取本质环保的工艺路线和设备。59第 7 章 结论与建议607.1 研究结论60第 1 章 绪论1.1 研究背景随着国民经济社会的进步和工业的快速发展，我国对天然气消费量的需求正在大幅度增长。多年来国内天然气消费需求和生产规模年均增长率均超过15，现有生产能力根17、本无法满足市场需求，供需矛盾异常突出。2010年全社会天然气消费量约为1070亿立方米，比2000年增长4.4倍；预计2015年我国天然气消费将达到2600亿m3，供需缺口约1100亿m3。我国已先后与中亚众多国家等国签署了天然气管道协议来进口天然气，但这仍然无法解决国内天然气消费持续增长需求，同时，由于进口天然气市场价格不断提高及中东地区政局不稳定，利用进口天然气资源的难度不断增大，导致了国内天然气供给和需求矛盾的进一步加剧，从而对我国能源安全造成很大威胁。煤制天然气项目的建设将有效地缓和国内天然气的需求矛盾，增加我国天然气的自给自足，增强抵御国际能源市场抗冲击市场风险的能力Error! R18、eference source not found.。随着中国经济社会持续快速发展，中国能源生产与供应体系中的若干矛盾日益突出。一是能源消费总量持续增长与国内油气资源不足的矛盾，二是重点地区能源消费增长与环境容量饱和的矛盾，三是跨区域能源供应与消费增长不平衡的矛盾Error! Reference source not found.。“富煤缺油少气”是我国能源禀赋的基本国情。2013年我国能源消费总量37.5亿吨标煤；其中，煤炭供需可平衡（有能力），石油、天然气均高度缺乏，进口依存度迅速攀升，2013年石油、天然气对外依存度分别达到57.4%和30.8%左右Error! Reference so19、urce not found.。由于油气缺乏，我国能源供应体系中长期以煤炭为主；而煤炭的利用方式中又长期以直接燃烧为主。我国能源消费的重点地区，往往也是人口稠密区，煤炭直接燃烧排放的污染物对造成相关地区环境容量饱和。2013年全国大部分范围出现的雾霾事件提醒重点地区能源消费与环境保护的矛盾凸显。另外，新疆、内蒙等边远地区是我国化石能源富集地区，而东部地区是我国能源消费中心；由于经济社会发展和历史开发原因，东部已有较多的矿区进入减产甚至短缺周期，面临能源接替问题，未来我国能源跨区域大规模运输的需求将比以往更加突出。新疆自治区拥有丰富的煤炭、石油、天然气等化石能源赋存，是我国未来能源供应增长的重点20、区域。根据能源发展“十二五”规划，到2015年新疆自治区要建设成为3亿吨标煤规模的综合能源基地，其中煤炭开发综合利用是其中的重要组成部分。实现清洁高效利用和输送新疆地区煤炭资源是事关全局的重要能源课题Error! Reference source not found.。xx投资集团公司（以下简称“xx”）是国资委直属央企，在我国能源供应领域占有重要地位。2008年xx与新疆自治区签署投资建设新疆能源项目合作框架协议，积极响应国家和自治区加快把新疆建设成为能源陆路大通道的战略部署，根据企业发展需要，结合伊犁丰富的煤炭、水资源及输气管线条件，抢抓新疆跨越式发展历史机遇，着力打造新疆产业集群，决定投21、资约500亿元建设xxxx60亿立方米/年煤制天然气项目（以下简称“xx煤制气项目”），并于2013年3月15日取得了国家发改委关于开展前期工作的复函，且被列为国家煤炭深加工示范项目，承担着“关键设备国产化”和“煤化电热一体化”两项示范任务Error! Reference source not found.。然而，xx投资建设xx60亿立方米/年煤制天然气项目的内、外部环境如何？工程建设选址条件和相关资源现状如何？工艺路线选择可行性如何？技术经济效益如何？发展前景具体如何呢？本论文主要从上述这些方面，对该项目实施可行性进行了具有针对性的分析与研究。1.2 研究目的和意义xxxx煤制天然气项目以22、煤为原料生产国家紧缺的天然气，将煤炭资源转化为清洁能源外输，实施该项目具有十分重要的意义，主要如下：（1）有利于调整、优化我国能源结构，实施煤炭清洁高效转化，保障国家能源安全。发展新型煤化工势在必行，建设新型煤化工项目，生产煤基清洁能源，符合我国基本国情。同时由于目前国际石油和天然气市场剧烈波动可能引发的能源安全问题，我国的能源战略必须立足于国内。本项目采用先进的工艺技术生产天然气，作为城市民用燃气和工业燃气，减少进口天然气给我国带来的潜在风险，对调整我国能源结构，改善国家经济运行的安全性具有十分重要的意义。（2）推进我国煤化工产业发展，加快煤炭深加工技术升级经过“十一五”和“十二五”期间的努23、力，大唐、庆华、伊泰等多个示范项目均取得较好的效果。为了提升示范项目的带动作用，提高大型煤化工项目的能源转化效率，“十二五”期间，国家拟实施一批煤炭深加工升级示范项目，在“十一五”示范项目的基础上进一步提高技术水平，并在能源转化效率等方面提出了更高的要求。（3）落实国家提出的大气污染防治行动计划，全面改善生态环境和空气质量近年来“雾霾”不断光临国内多个大中型城市，我国大气污染防治的形势严峻，以PM10、PM2.5为特征污染物的区域性大气环境污染问题日益突出，这极大的损害人民群众身体健康，严重的影响社会和谐稳定。xxxx60亿立方米/年煤制天然气项目的建设，利用煤炭资源生产清洁的天然气产品，可以24、有效地增加我国天然气供应，提高能源转化效率，对我国大气污染治理有较好的作用。（4）符合国家加快将新疆建设成为能源陆路大通道的战略部署进一步加快新疆石油、天然气、煤炭等优势资源的开发利用，把新疆建成我国重要的煤炭资源转换基地、煤电煤化工基地和重要战略能源资源的输出地，是党中央高瞻远瞩、总揽全局的重大决策。国家又把加强能源基地建设摆在更加突出的位置，明确提出要在新疆地区建设准东、吐哈、伊犁、库拜等四大大型煤田为重点，结合煤炭转化为电力、煤炭转化为成品油、天然气等产业发展，稳步建设大型煤炭物流基地，不断提升新疆煤炭战略地位。本项目充分利用伊犁自治州的资源优势、区位优势和外部条件优势，采用高水分低质煤25、生产清洁能源煤制天然气，符合国家产业政策及地区产业发展规划。（5）带动相关产业的发展，增进民族团结本项目为特大型煤化工清洁能源项目，项目相关性强、带动力大。项目的建设将提供大量优质的天然气，并可促进下游多种产业的共同发展。本项目的实施将带动新疆当地地方经济和第三产业的发展，创造相当多直接或间接的就业机会，带动当地教育、电讯、交通运输等产业的发展；并且可通过各种渠道引进各类人才，有助于提高当地的科技水平。对加快新疆自治区经济发展，提高少数民族生活水平，增进民族团结有着十分重要的意义。（6）发挥xx集团的优势，提高企业的核心竞争力利用xx集团的技术、人才、资金和管理优势，开发新疆丰富的煤炭资源，实26、现煤的洁净转化，无论对国家、对新疆地区、对xx集团公司都具有十分重要的意义。因此，本论文将此项目的可行性作为分析和研究对象，具有十分重要的理论和现实意义，一方面，可以较全面的分析项目在前期工作工程中所依托相关外部条件的可行性，另一方面，可以为工程建设阶段和生产运行阶段提供决策依据；此外，还可以为我国类似的工程项目提供经验和借鉴，并作为我国制定煤制天然气相关产业政策的参考。1.3 文献综述国外上世纪七十年代以来，由于持续爆发的石油危机，使得以煤气通过甲烷化制取合成天然气的研究开发达到了高潮。德国的鲁奇公司、南非萨索尔公司先后开始开始了以煤生产出煤气，再通过甲烷化过程生产合成天然气的科学研究和工业27、化试验，经过许多年不断研发的两个半工业化试验中试装置进行试验，结果证明了气化后的煤气进行甲烷化合成可成功制取合格的合成天然气产品Error! Reference source not found.。而美国大平原煤气化制合成天然气厂是上世纪世界上唯一一个商业化煤制天然气厂，于1980年7月破土动工，1984年4月完工并投入试运转至今。国内煤化工的方式主要有煤电、煤制油、煤制甲醇和二甲醚、以及煤制天然气等，其能量转化率分别为：煤制天然气(50%-52%)、煤炭直接发电(45 %)、煤制甲醇(41.8 %)、煤制二甲醚(37.9 %)、煤制油(34.8 %)等，研究结果表明，煤制天然气转化率最高。从28、单位热值耗水量来看：煤制天然气(0.180.23 t/GJ)、煤制油(0.38 t/GJ)、煤制二甲醚(0.77 t/GJ)、煤制甲醇(0.78 t/GJ)，单位热值耗水量煤制天然气最低。因此，煤制天然气不管从能源利用率还是水资源利用最大化程度，都是煤制能源产品最有效的利用形式，依托我国丰富的煤炭资源，大力发展煤炭转换为合成天然气项目，再通过国内已经建成的成品天然气管道输送至目标市场并经调压配气后进行工业和民用应用领域，这不仅符合国家倡导的煤炭清洁生产利用的发展方向，更重要的是保证可以有效补充天然气需求，因此我国发展煤制气项目具有重要的现实意义Error! Reference source n29、ot found.。xx等人认为煤制天然气项目的全面实施是我国一项重要的能源战略安全选择。煤制天然气项目的经济可行性和建设可行性要考虑许多方面的制约因素。通过对多种气化工艺技术的煤制天然气生产成本的分析结果表明，煤炭资源开发的难以程度和市场价格是决定天然气生产成本的主要因素，工艺路线和关键设备的选择对生产成本的影响也较大。不过相对于新疆、内蒙古等地便宜的煤炭资源价格，开发煤制天然气项目具有鲜明的竞争优势Error! Reference source not found.。xx等人认为由于我国天然气资源先天不足再加上开采量有限，目前太过于依赖国外进口天然气来满足能源需求会严重影响我国能源战略安全30、。适度发展煤制天然气项目对于持续满足我国天然气供应和抑制国际天然气价格波动对我国造成冲击具有重要的现实意义。煤制天然气技术及相对较为成熟，发展煤制天然气项目具有工艺技术上完全可行。建议国家加大对新疆、内蒙等一批煤制天然气项目的核准力度，以使项目早日开工建成，起到示范效果Error! Reference source not found.。xx等认为煤制天然气规模化、产业化尽管面临着诸多发展优势和机遇，同时也有自身无法回避的水资源、环境风险等发展劣势和潜在的风险威胁，而这些劣势和威胁一定程度上形成了我国煤制天然气产业大规模推广和发展可能带来的风险和危机。我国煤制天然气产业在未来发展过程中，可能会31、面临国家政策风险、经济性无法防控风险、市场不可预测风险和环保无法达标风险等四种主要风险，除了市场风险的等级为高等级别外，其余三类风险均为中等级风险Error! Reference source not found.。朱彬彬等认为，用全生命周期方法对煤炭资源直接外输、发电外输和生产煤制天然气外输三种外输方式的能源效率进行了全面分析和研究，结果表明，当能源输送距离超过300千米时，煤制SNG外输效率比煤炭直接外运和电力外运都要高很多，因此煤制气的管道运输具有很大的能源输送优势Error! Reference source not found.。综上资料，可以看出煤制气项目目前已经成为国内重要的清洁32、能源生产技术之一，一方面可以缓解国内天然气需求紧张的矛盾；另一方面，将为国家的能源战略安全奠定坚实的基础，因此发展煤制气项目已经成为当前和今后一段时间内的重要能源转换措施。伊犁河谷拥有丰富的煤炭矿产资源、充沛的水资源量，广阔的土地资源，因此具备开展煤制天然气得天独厚的资源条件，中石油“西气东输三线工程”已经建成投用，该管道工程为伊犁地区开展煤制天然气项目提供了产品外输的契机，保证了产品的对外运输。xx集团高瞻远瞩在伊犁州xx县投资建设煤制天然气项目，一方面可以大力加快当地经济结构调整和科学技术进步，加快少数民族地区的社会经济发展，助力当地政府优化产业结构升级和产品结构更新换代、全面推动和优化伊33、犁地区煤炭工业现有结构，还可以为天然气终端市场的经济、环境快速、健康、协调发展提供强有力的能源保障。1.4 主要研究方法由于xx煤制气项目还处于前期工作阶段，工程现场主要生产装置建设还未开始，本论文将xxxx煤制气项目可行性作为分析和研究对象，主要通过文献综述、对比类比分析、SWOT分析Error! Reference source not found.等方法，通过对该项目的发展规划、产业政策、市场准入、项目建设的相关基础条件、工艺技术路线选择的合理性、技术经济的可靠可行性等方面进行分析和论述，分析得出该项目可行性的相关结论与建议。第 2 章 我国天然气市场分析2.1 天然气市场供需概况我国是34、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，远低于世界平均水平与其他主要发达国家与地区。以2014年为例，一次能源消费结构中天然气占比最高的俄罗斯、伊朗等国天然气占比高达50%以上，美国、欧盟、日本等主要发达国家天然气占比多数在20%以上，同为金砖国家的巴西和印度天然气占比分别为12%和7%，而我国的天然气占比仅为5.6%。详情如图所示。这一能源结构状况造成了我国环境污染较重，节能减排压力巨大。目前，我国正在大力推广使用天然气，天然气在一次能源结构中的比重稳步提高将是必然的趋势。图 21 世界各国一次能源消费比较（2014年）Fig. 21 Comparison of 35、Energy Consumption Structure in Different Countries (Year of 2014)长期以来，我国天然气市场并未充分发育。1980年，全国天然气生产和消费量不足150亿立方米；1980年至2000年之间的二十年时间，我国天然气市场呈现生产驱动型发展态势，产量保持个位数的年增长率，消费与生产同步发展，总体上保持自给自足略有差额；2000年后，天然气市场经过多年培育进入快速增长期，需求保持了10%以上的高速增长，而生产无法跟上需求的增长速度，2007年起，我国成为天然气净进口国，且净进口量逐年增加，对外依存度从2007年的1.8%迅速攀升至2014年36、的31.5%；天然气作为重要基础能源产品的稀缺性开始显现Error! Reference source not found.。 图 22 我国天然气生产及消费情况（1980-2014年）Fig. 22 Chinas Production and Consumption of Natural Gas(1980-2014)早期，我国天然气主要用于工业领域，1980年全国天然气的93.5%用于工业；随着城市天然气的普及，天然气用于生活消费、交通运输领域的比重迅速增加。1980年至2014年，工业用天然气量年均增速约为9.4%，而生活消费用天然气和交通运输用天然气量年均增速分别约为24.4%和26.637、%。至2014年，全国用于工业的天然气比例已经下降至63%，用于生活消费和交通运输的天然气比例分别上升至21%和11%。在工业用天然气消费中，化学工业用天然气是一个重要的部分。1980年至2005年，化工行业用天然气占天然气总消费量的比重始终保持在30%以上，其中1995年左右该比重更达到近40%的高峰Error! Reference source not found.，表明在天然气短缺时代来临之前，其作为化工原料是一个重要的利用途径。而2005年后，化工行业用天然气占天然气总消费量的比重迅速下降，至2014年已下降至约15%，表明在市场成长后，由于其稀缺性进一步显现，天然气的利用方式已经从“38、燃料和原料并重”逐渐向“以燃料为主”转变。表 21 我国天然气消费结构变化（1980-2014年）Tab. 21 Consumption Structure of Natural Gas in China(1980-2014)指标单位19801985199019952000200520102014总消费量亿方14112915317724546810761803工业用消费量亿方1311101201542023546871135化工消费量亿方4341496990154187274化工占工业%32.837.840.344.944.743.627.324.1化工占总消费量%30.732.031.83939、.136.933.017.415.22.2 天然气利用政策天然气的利用方式从“燃料和原料并重”向“以燃料为主”的转变不仅是市场作用的结果，也是国家天然气利用政策的导向。2007年，国家发改委下发了天然气利用政策（发改能源20072155号），2012年10月，国家发改委第15号令下发了新版的天然气利用政策。通过下表对比分析了，天然气利用政策的差异。图 23 我国天然气利用政策（2007年版和2012年版）Fig. 23 Chinas Policy on utilization of Natural Gas2.3 天然气价格机制及其改革2000年之前，我国天然气市场处于培育阶段；2000年以来，40、我国天然气市场进入了快速发展期，天然气供应体系、消费体系、储运体系等逐渐趋于完善；与此过程相适应，在天然气资源配置中起关键作用的天然气价格及其形成机制均发生了重大变化。2.3.1 天然气定价模式天然气的供应流程是：天然气的生产点（井口）生产的天然气经过长输管线的运输最终到达城市门站，配气公司将天然气通过城市的天然气输配系统供应千家万户。天然气供应的自然流程也就形成了天然气价格的形成要素，先后形成了井口价（Well Head Gas Price）、门站价（City Gate Price）和最终用户价（Delivered End-user Price）。图 24 天然气供应链及价格形成环节Fig.41、 24 Supply Chain of Natural Gas and the Price Formation国内外常用的天然气定价方法主要有四种，即成本加成法、两部制定价法、用量阶梯定价法和净回值法。表 22 四种天然气定价方法对比Table 22 Comparison of 4 methods on Natural Gas price formation项目成本加成法两部制定价法阶梯定价法净回值法主要思想天然气的基价通过整条供应链发生的成本总额进行计算将容量气价和气量气价分开计费不同的用气量实行不同的结算价格市场能负担的价格，倒推生产、运输和配送环节的定价优点鼓励天然气生产，保证相关企业有42、合理的利润率利天然气生产企业收回投资，考虑行业平均变动成本，体现适度竞争原则鼓励使用天然气，大型用户享受更多的气价优惠符合市场经济的运作规律采用情况政府指导的基准价制定井口价和城市门站价制订工业用气领域广泛采用产业链各环节价格谈判基础2.3.2 我国的天然气价格改革历程2013年6月，国家发改委发布关于调整天然气价格的通知（发改价格20131246号），市场净回值法转变方向基本定型，开始向全国推广，价格管理从管理出厂价转变为管理城市门站价格。并提出：“为尽快建立新的天然气定价机制，同时减少对下游现有用户影响，平稳推出价格调整方案，区分存量气和增量气，增量气价格一步调整到与燃料油、液化石油气（权43、重分别为60%和40%）等可替代能源保持合理比价的水平；存量气价格分步调整，力争“十二五”末调整到位”。2014年8月，国家发改委发布关于调整非居民用存量天然气价格的通知（发改价格20141835号），市场净回值法向全国推广更近一步，天然气存量气门站价格台阶式上升，平均上调了0.4元/方，缩短了跟增量气价格目标的差距。2015年2月，国家发改委发布关于理顺非居民用天然气价格的通知（发改价格2015351号），实现存量气和增量气价格并轨，理顺非居民用天然气价格。2.3.3 天然气价格预测纵观三十多年的天然气价格改革历程，总的趋势是市场化程度逐渐加大，从政府定价到政府指导价，从成本加成法到市场净回44、值法，从双轨制到并轨。发改价格20052756号文的表述是：“近期改革天然气出厂价格形成机制的目标是：进一步规范价格管理；逐步提高价格水平，理顺与可替代能源的价格关系；建立与可替代能源价格挂钩和动态调整的机制。从长远看，随着竞争性市场结构的建立，天然气出厂价格最终应通过市场竞争形成”。发改价格20113033号文的表述是：“天然气价格改革的最终目标是放开天然气出厂价格，由市场竞争形成，政府只对具有自然垄断性质的天然气管道运输价格进行管理”。发改价格20131246号文的表述是：“按照市场化取向，建立起反映市场供求和资源稀缺程度的与可替代能源价格挂钩的动态调整机制，逐步理顺天然气与可替代能源比价45、关系，为最终实现天然气价格完全市场化奠定基础”。综上所述，从定价机制看，未来我国天然气价格在短期内将是以替代燃料价值为基础、市场净回值方法为核心的政府指导价机制；从长期看，将是政府管制天然气管道输送环节、放开用气门站价格，由供需双方协商定价，实现市场化。根据关于在广东省、广西自治区开展天然气价格形成机制改革试点的通知（发改价格20113033号）所明确的市场净回值法对不同国际原油价格下的天然气价格进行预测，如下表所示。表 23 不同国际原油价格下的天然气价格预测Table 23 Natural Gas Price Forecast under different International C46、rude Oil Prices序号原油价格燃料油价格LPG价格天然气价格美元/桶元/千克元/千克元/千方14027382637205124530122909225835032863182246645535603454267356038353726288166541093998308977043834271329687546574543350498049314815371110855205508739191190547953604126129557535632433413100602759044541根据上述预测，在国际原油价格60美元/桶时，我国天然气价格将接近2.9元/方，扣除从新疆向东部地47、区的输送费用约1元/方，新疆地区煤制天然气类项目的天然气产品约可实现1.81.9元的销售价格。第 3 章 xx项目政策分析2007-2010年正是国际油价高企之际，最高国际原油价格曾达到147美元/桶，当时的能源战略安全已经收到严重威胁，同样那时更是国内煤化工项目投资过度、过热扩张时期19，众多企业面临高企的能源价格对煤化工项目可谓“一哄而上”，xx集团也是在2009年决策投资建设xx煤制气项目，因此其发展规划和产业政策是否符合国家和当地政府的发展方向，需要对其进行分析和研究，以确保项目符合产业发展规划。本章主要从项目发展规划是否符合国家、新疆、伊犁州、xx县的规划，产业政策和行业准入等方面进48、行了分析和论述，并得出相关结论和建议。3.1 发展规划分析3.1.1 我国国民经济和社会发展“十二五规划”纲要“十二五”规划纲要Error! Reference source not found.特别指出，应有序开展煤制天然气、煤制液体燃料和煤基多联产研发示范，稳步推进产业化发展。该项目建设年产60亿立方米煤制天然气项目，利用新疆伊犁丰富的煤炭资源，采用先进、成熟的工艺技术，生产合成天然气产品，满足国内天然气快速增长的消费需求，是在我国现有能源结构下，实现对煤炭资源清洁高效综合利用的有效途径，是能源生产和利用方式变革的积极实践。因此，本文认为该项目符合国民经济和社会发展规划的总体要求，有利于实49、现国民经济和社会发展规划提出的目标要求。3.1.2 新疆自治区国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要新疆维吾尔自治区国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要提出 Error! Reference source not found.，坚持“统筹规划、环保优先、集约高效、有序发展”的原则，认真落实差别化产业政策，大力推进国家煤炭资源转化实施方案，以准东、吐哈、伊犁、库拜四大煤田为重点，高起点、高标准、高效益规划建设国家第十四个现代化大型煤炭基地。强化矿区总体规划和矿业权设置的调控作用，积极培育大型煤炭企业集团，着力推进煤矿企业兼并重组和煤炭资源整合，加快建设具有国内领先水平的大型现代化煤矿，提高产业50、集中度。加快煤炭资源开发和转化，延长煤炭产业链。xx作为大的企业集团，积极响应新疆自治区人民政府建设四大煤化工基地的号召，积极谋篇布局，依托伊犁地区优质煤炭资源，丰富的水资源，高瞻远瞩的规划投巨资建设60亿立方米煤制气项目。本项目符合新疆维吾尔自治区国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要。3.1.3 伊犁州国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要伊犁哈萨克自治州州直国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要指出，“十二五”期间，是州直贯彻落实科学发展观、全面建设小康社会的关键时期，是加速推进新型工业化，保持经济社会持续快速协调发展的重要阶段22。依托大企业集团，引领中小企业发展，深化优势资源转换战略51、。按照上下游一体化的发展思路，注重总体布局、重点建设项目、工业园区发展、交通及物流、水利及公用设施、综合服务设施、环境保护、危险废弃物处置、安全防灾、资源承载力、外输通道等方面与产业发展的高效配合，推进煤化工项目建设。在察布查尔县、伊宁县、xx县、尼勒克县、伊宁市优先布局投融资能力强、拥有煤化工核心技术、技术团队状况好的企业，在资源配置上予以倾斜，加快启动伊南、伊北、尼勒克矿区等化工循环经济产业园区建设。“十二五”期间，依托庆华、新汶、xx、中煤、伊泰、国电、国投、鲁能、大唐、开滦、河南煤业、潞安、华电、瑞祥、伊犁特、晋商风电、锦疆等大企业大集团，重点发展煤制天然气、煤制油、煤制甲醇转制烯烃、52、合成氨转制化肥、电石转制聚氯乙烯、焦炭、煤基多联产、煤电等产业。规划以煤制天然气、煤制油、煤制烯烃产业示范建设为基点，以煤化工循环经济产业园区为核心，建筑陶瓷产业园、矿产资源（金属）加工产业园、出口加工产业园等为节点，形成煤制气、制油、制烯烃、焦化、化肥、煤电、冶金、新型建材等多产业融合发展的产业链，同时支持伊南、伊北矿区铁路专用线加快建设。鼓励企业妥善处理好生产主线与土地复垦、矿井水利用等关系，尽快形成循环经济的良性发展模式。到2015 年，形成200亿立方米煤制天然气、650 万吨煤制油（其中110万吨为副产品）、煤制甲醇1020万吨转制烯烃类产品340 万吨、合成氨60 万吨转制化肥1053、0万吨；电石140 万吨转制聚氯乙烯50 万吨、500 万吨焦炭、30万吨煤基化工多联产生产能力。本项目符合伊犁哈萨克自治州州直国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要。3.1.4 xx县国民经济与社会发展第十二个五年规划纲要xx县国民经济与社会发展第十二个五年规划纲要指出，xx县未来要依托xx县丰富的煤炭资源，改变多年来煤炭开采为主的经营方式，延伸煤炭生产经营产业链，培育煤电、煤化工、煤矿机械产业的发展，实现煤炭及煤炭深加工产业的升级Error! Reference source not found.。按照三步走战略：第一步，实施整合，提高煤炭采掘规模和综采率；第二步，加快煤电、煤制气基地建设54、，并以煤电为支撑，加速形成煤电+矿产资源（金属）加工产业链，并利用余废发展建材产业；最终形成三大产业链：煤电热产业链，煤合成天然气电产业链，煤电建材产业链。其中，煤化工产业重点建设xx年产320亿立方煤制气项目和新汶年产20亿立方米煤制气项目。因此，本项目符合xx县国民经济与社会发展第十二个五年规划纲要。3.2 产业政策分析国内现代煤化工产业迅速发展且仍处于工业升级示范阶段，其发展在国民经济及能源战略中占有重要地位，对资源、技术、投资等方面的要求较高，对经济、社会、环境等领域的影响较大，因此国家始终对煤化工产业的发展保持高度的关注，陆续颁布一系列产业政策或管理办法，对其发展进行调整和引导。2055、06年以来，国家相继出台了一系列相关政策与规划，作为煤炭深加工产业发展的政策框架，规范和指导煤炭深加工产业的发展。将这些政策和规划的关键内容及其对煤炭深加工的指导作用总结如下表。表 31 我国2005年以来煤化工产业相关产业政策一览表Table 31 List of Chinas Policies about the Coal Chemical Industry序号时间部门文件12005.12国务院国家中长期科学和技术发展规划纲要（20062020年）关键相关内容及指导作用“能源”部分在全部的重点领域及优先主题中位列第一；“煤的清洁高效开发利用、液化及多联产”在“能源”部分位列第二（仅次于“工56、业节能”）。指出要“重点研究开发煤炭高效开采技术及配套装备，重型燃气轮机，整体煤气化联合循环（IGCC），高参数超超临界机组，超临界大型循环流化床等高效发电技术与装备，大力开发煤液化以及煤气化、煤化工等转化技术，以煤气化为基础的多联产系统技术，燃煤污染物综合控制和利用的技术与装备等”22007.11发改委煤炭产业政策关键相关内容及指导作用提出“在水资源充足、煤炭资源富集地区适度发展煤化工，国家对特殊和稀缺煤种实行保护性开发，限制高硫、高灰煤炭资源开发”32009.2发改委石化产业调整和振兴规划关键相关内容及指导作用提出“稳步开展煤化工示范。坚持控制产能总量、淘汰落后工艺、保护生态环境、发展循环57、经济以及能源化工结合、全周期能效评价的方针，坚决遏制煤化工盲目发展势头，积极引导煤化工行业健康发展。42009.9国务院批转发改委等部门意见关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展的若干意见关键相关内容及指导作用提到“现代煤化工工艺技术仍处于示范阶段”，必须“注重能源转化效率和全生命周期能效评价”；“煤制油示范工程正处于试生产阶段，煤制烯烃等示范工程尚处于建设或前期工作阶段”强调“要严格执行煤化工产业政策，遏制传统煤化工盲目发展。稳步开展现代煤化工示范工程建设，今后三年原则上不再安排新的现代煤化工试点项目”52011.3发改委关于规范煤化工产业有序发展的通知关键相关内容及指导作用严格58、产业准入政策。加强项目审批管理。煤炭净调入地区要严控煤化工产业，煤炭净调出地区要科学规划、有序发展，做好总量控制。新上示范项目要与淘汰传统落后的煤化工产能相结合，尽可能不增加新的煤炭消费量，推行煤炭资源分类使用和优化配置政策。示范项目的实施主要为了探索和开发出科学高效的煤化工技术，培育具有知识产权和竞争能力的市场主体。62011.12能源局国家能源科技“十二五”规划（2011-2015）关键相关内容及指导作用到2015年的目标中有“自主开发煤炭液化、气化、煤基多联产集成技术，以及特殊气质天然气、煤制气以及生物质制气的净化技术”；到2020年的目标有“开发煤炭气化、液化、煤基多联产与煤炭清洁高效59、转化技术，实现规模化、产业化应用”。72012.3发改委煤炭工业发展“十二五”规划关键相关内容及指导作用大力发展煤炭洗选加工，有序建设现代煤化工升级示范工程，促进煤炭高效清洁利用。在内蒙古、陕西、山西、云南、贵州、新疆等地选择煤种适宜、水资源相对丰富的地区，重点支持大型企业开展煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制乙二醇等升级示范工程建设，加快先进技术产业化应用。不断创新和完善技术，提高能源转化效率、降低水耗和煤耗、降低生产成本，增强竞争力。支持开展二氧化碳捕集、利用和封存技术研究和示范。82012.3能源局煤炭深加工示范项目规划（征求意见稿）关键相关内容及指导作用按照规模化、大型化、一体化、园区60、化、集约化发展模式，在煤炭资源丰富、水资源有保障、生态环境许可、运输便捷或适宜管道输送的地区建设煤炭深加工产业基地或综合示范区。鼓励建设煤化电热一体化项目，实现各种燃料、化工原材料、热力和电力一体化生产。坚持以我为主的技术、装备政策。加强自主创新，建立健全煤炭深加工技术装备研发体系，加快先进技术产业化进程，大力推进技术装备自主化，积极推广应用具有自主知识产权的煤热解、气化、净化、合成等技术和装备，推动煤炭深加工装备定型化和标准化。煤炭深加工项目能源利用效率、资源消耗以及废弃物排放等各项指标必须达到行业准入条件或其它强制性规范要求。鼓励煤炭、化工、电力企业强强联合共同投资建设上下游一体化的煤炭深61、加工项目，实现优势互补和资源共享，扩大企业规模效益，提高产业集中度，形成一批具有国际竞争力的大型煤基能源化工企业。92013.1国务院能源发展“十二五”规划关键相关内容及指导作用在继续组织实施好宁夏宁东、陕西榆林、内蒙古鄂尔多斯、新疆伊犁既有煤炭深加工项目的基础上，在新疆、内蒙古、陕西、山西、云南、贵州、安徽等部分综合配套条件比较好的地区，积极推进以煤炭液化、煤制气、煤制烯烃、煤基多联产、煤油气资源综合利用等为主要方向的大规模工程示范项目。102013.12国务院办公厅政府核准的投资项目目录（2013本）关键相关内容及指导作用年产超过20亿立方米的煤制天然气项目，年产超过100万吨的煤制油项目62、由国务院投资主管部门核准。年产超过50万吨的煤经甲醇制烯烃项目，年产超过100万吨的煤制甲醇项目，新建对二甲苯(PX)项目，由国务院投资主管部门核准。在xx建设煤制天然气项目与国家产业政策的相符性分析见下表。表 32 xx项目的政策符合性分析Table 32 The Policy Compliance of Huocheng Coal-to-SNG project项目国家产业政策拟建项目符合性产业规划各地区要结合当地实际，按照科学发展观的要求，认真做好能源化工产业区域发展规划的编制工作，加强产业发展引导。符合国家相关产业规划相符产业布局为促进煤炭产销区域平衡，鼓励煤炭资源接续区煤化工产业发展，63、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（以本地高硫煤或劣质煤为原料的项目，以及二次加工项目除外）。本项目所在伊犁地区煤炭资源丰富，发展煤炭深加工产业，建设规模化、大型化、一体化的煤制天然气项目，符合规划要求。相符发展重点稳步发展煤制天然气、油品、甲醇、二甲醚、烯烃等替代产品。拟建项目生产合成天然气，为石油替代品。相符技术装备加快先进技术产业化进程，大力推进技术装备国产化，不断提升产业竞争力，积极推广应用具有自主知识产权的煤气化、净化、合成技术。煤制天然气项目能效基本要求为56%，煤耗为2.3吨标煤/千立方米天然气，新鲜水耗为3.0吨/吨标煤本项目能效、煤耗、水耗满足准入要求64、。符合资源利 用遵守国家煤炭资源分类使用和优化配置政策。煤炭深加工产业发展应“量水而行”，必须符合国家和地方的水资源利用政策和规划。本项目位于新疆伊犁地区，煤炭资源和水资源丰富，能够为项目建设提供有力的支撑。相符安全与劳动保护严格执行建设项目安全设施与主体工程“三同时”制度，认真贯彻执行危险化学品安全管理条例，建立健全职业健康管理和职业病危害控制体系。本项目遵守相关标准和规范要求。符合节能与环境保护鼓励企业采用先进适用技术，建立和完善煤炭深加工产业节能管理、评价考核、节能减排和清洁生产奖惩制度。必须符合废弃物减量化、资源化、无害化和水土保持要求。本项目采用先进节能节水技术和循环经济措施，实现节65、能减排的目标。符合市场准入管 理煤炭深加工项目能源利用效率、资源消耗以及废弃物排放等各项指标必须达到行业准入条件或其它强制性规范要求。本项目生产煤制天然气产品符合天然气国家质量标准（GB 17820 -2012）以及煤炭深加工示范项目规划（征求意见稿）中能效、煤耗、水耗的指标。符合投资管 理煤炭深加工项目需按规定报国务院投资主管部门组织论证和核准。本项目由国家发改委同意开展前期工作。符合3.3 行业准入分析根据关于规范煤化工产业有序发展的通知（发改产业2011635号），煤制天然气项目准入规模为年产20亿立方米，并须报经国家发展改革委核准。根据政府核准的投资项目目录（2013年本）国发201366、47号文，“年产超过20亿立方米的煤制天然气项目，年产超过100万吨的煤制油项目”需报国务院投资主管部门核准。根据煤炭深加工产业发展政策（征求意见稿），煤制天然气项目能效的准入值为56%（先进值为60%），煤耗的准入值为2.3吨标煤/千立方米（先进值为2.0吨标煤/千立方米），水耗的准入值为3.0吨/吨标煤（先进值为2.5/吨吨标煤）。xx项目计划建设规模为年产60亿标方煤制天然气项目。根据产业结构调整指导目录（2011年本）（2013年修正），应由国务院投资主管部门核准。拟建项目全厂能效、煤耗、水耗指标达到煤炭深加工产业发展政策要求的准入指标。因此，拟建项目在生产规模和能效能耗上均满足了行业67、准入条件。通过本章的分析和研究，可以得出如下结论：1、xx煤制气项目的建设符合国家、新疆自治区、伊犁州xx县的国民经济和社会发展规划的总体要求，有利于实现国民经济和社会发展规划提出的目标要求；2、项目的建设符合国家和自治区的各项产业政策要求；3、项目的生产规模、水耗、煤耗、能耗等各项指标达到行业准入条件。第 4 章 xx项目基础条件分析发展煤制气产业生产要素主要包括项目选址条件、煤炭资源、水资源的赋存条件、土地资源条件、环境资源条件、基础设施情况等。本章主要对xx煤制气项目发展的主要基础条件的可行性进行分析和研究。4.1 选址条件分析4.1.1 厂址比选分析xx项目厂址选择主要从环境保护、资源68、条件、依托条件、工程地质、土地利用规划、气象条件等方面综合考虑。项目自2009年开始筹建以来，项目单位和当地政府对项目选址高度重视，多次召集有关部门进行专题研究，会同伊犁州和xx县有关部门、设计单位、评价单位等有关单位及各方专家，对厂址选择方案进行现场考查，同时也邀请国内煤化工、环保等方面的专家进行了现场踏勘和分析评价。几年来为了找到更有利于保护当地自然生态环境，尽量减少对当地影响的厂址，公司前后共考虑过7个拟选厂址，经过综合考虑只有三个备选厂址（A：汤姆布拉克东南厂址，B：天磊厂址，C：图开沙漠厂址。）较适宜项目的建设和企业今后长远发展。下面对三个厂址的可行性进行分析和比选。表 41 厂址必69、选分析汇总表Table 41 Summary of Site Selection序号比较项目ABC汤姆布拉克东南厂址天磊厂址图开沙漠厂址1地形地貌该区为黄土丘陵地带，厂址高差相对较大，场地平整需分台阶处理，场地土方工程量较大该区为黄土丘陵地带，厂址区域地势沿冲沟大致分三级台阶状，厂址高差相对较大，场地平整需分台阶处理，场地土方工程量巨大该区为风积沙丘地貌，多为垄状沙丘，属固定、半固定沙丘，地形起伏，厂区范围内需对地表的风积粉细砂层进行部分开挖清除2土石方量估算4000万m39000万m33000万m33工程地质情况地质条件为湿陷性黄土，为消除湿陷性黄土影响，已委托编制湿陷性黄土处理方案，根据该70、方案厂区采用强夯法进行地基处理，灰渣场、缓冲池等厂外工程采用换填法、强夯法等方法进行地基处理，处理后可消除湿陷性黄土影响，符合工程建设条件地质条件为湿陷性黄土，符合工程建设条件表层风积砂层厚度215米，且地下水位埋深较浅，地基处理难度高，费用大，地质条件不满足建厂要求4防洪条件较好汇水面积较大，雨季有洪水集中，需对厂址内现有的自然冲沟进行改道处理，场地需进行局部防洪处理较好5地质灾害未发生过未发生过未发生过6地震灾害根据国家标准GB50011-2012建筑抗震设计规范，xx县抗震设防裂度为7度，设计基本地震加速度值为0.15g根据国家标准GB50011-2012建筑抗震设计规范，xx县抗震设防71、裂度为7度，设计基本地震加速度值为0.15g根据国家标准GB50011-2012建筑抗震设计规范，xx县抗震设防裂度为7度，设计基本地震加速度值为0.15g7煤炭供应条件距离本项目配套主矿肖西矿约4km，煤炭输送距离短，运输成本低距离肖西矿约8km距离肖西矿约20km，输送距离长，运输成本高8运输条件距伊宁火车站35km，距218国道及清伊高速G30分别为5km和6km距伊宁火车站25km，距218国道及清伊高速G30分别为1.2km和0.3km距伊宁火车站42km，位于218国道及清伊高速G30分别为3.5km和12km9供水条件生产用水拟取自伊犁河，取水距离17.6km生产用水拟取自伊犁河72、，取水距离9.5km生产用水拟取自伊犁河，取水距离6km10供电条件距离220KV远惠线约4km，距城惠（xx-惠远）35KV变电站3.5km距清水镇西卡子220KV变电站直线距离约15km；距惠宁35KV变电站6km距清水镇西卡子220KV变电站约29km；距清水镇110KV 21km；距惠宁35KV变电站5km11产品运输条件距离西气东输管线集气站约22km距离西气东输管线集气站约30km距离西气东输管线集气站约9km12发展余地有发展余地因临近北岸干渠，后期的发展空间受到很大限制有发展余地综上所述，从工程条件来看，B天磊厂址的主要劣势在于工程平整土方量较大，后期的发展空间因临近北岸干渠受73、到很大限制，场地需进行局部防洪处理；C图开沙漠厂址存在工程地质条件不满足建厂条件、厂址距离配套煤矿较远等劣势。A汤姆布拉克东南厂址各方面工程条件较为均衡，满足工程建设要求。因此从工程条件来看，A汤姆布拉克东南厂址最优，原则上可以作为工程建设厂址。4.1.2 现有选址条件分析汤姆布拉克东南厂址位于xx县东南10km外，距伊宁市约37km，场区内有简易道路，交通较为便利。场地走向为NNE-SSW 向，沿走向方向场地长约2.64km，宽约2.2km，中心点坐标北纬44225.83，东经8109.62。本项目由生产装置、公用工程、辅助生产装置、储运系统和厂前区五个部分组成，厂区占地约 499 公顷。厂74、外工程包括供水管道工程、进厂道路工程、输气管道工程、输配电工程以及灰渣场和缓冲池等。xx县境内清伊高速、218国道、精伊霍铁路自东向西贯穿全县境内而过，项目选择的总体位置交通条件比较发达，足以支持项目大型设备的公路、铁路运输。因此交通条件满足该项目选址及工程建设需求。该厂址邻近项目供水水源地，并靠近煤矿，与城镇距离适中，场址土地类型属国有荒漠草场，无搬迁人口和拆除设施情况，无旅游区，无基本农田，无国防军事禁区，不在空港控制范围区、泄洪区或洪水淹没区，比较适合作为煤化工项目厂址。因此，汤姆布拉克东南厂址作为项目建设地点合理、可行。4.1.3 厂址的规划符合性分析自从确定汤姆布拉克东南厂址以来，公75、司积极全面开展各项厂址论证和前期工作，目前已取得了诸多厂址支持性文件。1.根据国土资源部、新疆维吾尔自治区国土资源厅关于xxxx60立方米/年煤制天然气项目建设用地的预审意见显示，项目用地符合国家产业政策和供地政策，符合xx县土地利用总体规划（2010-2020年）。因此，该项目建设用地选址符合国家、自治区、伊犁州、xx县土地利用总体规划。2.根据自治区住房和城乡建设厅核发的xxxx煤制气项目选址意见书显示，项目选址和用地规模符合自治区发展规划规划、伊犁州州直城镇体系总体规划、xx县城镇发展总体规划。因此，该选址符合各级城镇体系发展规划。3.根据自治区环保厅xxxx煤制气项目环评报告预审意见显76、示，项目选址位置不在自然保护区，不在生态敏感区，不在环境风险控制区，选址原则可行，符合自治区“十二五”生态发展总体规划和伊犁州直生态发展规划。因此，该选址符合生态、环境发展总体规划。除此外，xxxx60立方米/年煤制天然气项目工程场地地震安全性评价报告已经过新疆维吾尔自治区地震局和新疆维吾尔自治区地震安全性评定委员会评审，结论为：场址内没有活动断层通过，不具备发生砂土液化的条件，场地不具备发生地震崩塌、滑坡等地震地质灾害的可能性。xx新疆能源化工集团有限责任公司xx60亿Nm3/a煤制天然气工程地质灾害危险性评估报告已由新疆维吾尔自治区国土资源厅备案（编号：ZP2014099），根据建设工程用77、地适宜性分级表，综合考虑评估区内地质环境复杂程度和工程建设遭受地质灾害危害程度，评估区内地质灾害等级为危险性小中等，评估区内的土地适宜性为适宜基本适宜。根据中国民用航空新疆管理局关于xxxx60立方米/年煤制天然气项目选址净空意见的复函，中国民用航空新疆管理局同意该项目选址方案。综上所述，该选址符合国土、环评、规划等各个相关规划，也没有与地方利益关系发生冲突。因此，项目的汤姆布拉克东南厂址选址方案合理，可行。不过建议下一步工程实施过程中严加用地规划，力争使项目的土地利用节约集约化，力争不发生重复性拆迁建设，尽可能降低项目总体投资。4.2 煤炭资源分析4.2.1 煤炭资源需求分析煤炭是发展煤制气78、项目的主要原材料，基本决定了项目的绝大部分生产成本，因此，煤炭资源是决定煤制气项目最核心的生产要素之一。煤炭资源要素支持煤化工产业的发展必须在资源储量、开采条件、煤种条件、成本价格等方面均具备发展的条件，具体各类煤化工项目的煤耗情况见下表。从表中看，煤制天然气类项目的煤炭消耗最为集中，需要大规模的配套煤炭资源才能支撑；而反过来说，对于煤炭资源富集地区，煤制天然气也是最佳的可实现大规模煤炭资源清洁转化的项目方向。表 42 不同煤化工项目的煤炭消耗情况Table 42 Coal Consumption of Different Kinds of Coal Chemical Projects序号项目79、装置规模煤炭需求量（万t/a）1间接液化300 万t/a15002煤制二甲醚100 万t/a3003煤制烯烃60 万t/a4004煤制天然气60亿Nm3/a19505煤制乙二醇20 万t/a554.2.2 煤炭资源可靠性分析新疆地处祖国边疆，疆域辽阔，煤炭资源丰富，预测储量2.19万亿t，占全国预测储量的40%以上，目前储量稳居全国前列，是我国未来能源发展的关键接续区和国家能源安全战略性资源储备区。伊犁河谷将被作为未来新疆重点发展的四大能源基地之一，伊宁矿区煤炭资源丰富，预测保有资源量达6000亿t，已探明资源量326.6亿t。伊北煤田预测资源量192.8亿t，已探明资源量18.15亿t。新疆80、伊犁伊宁矿区北区位于伊犁盆地北部，地势东高西低，北高南低，东南部地表起伏不平，西北部稍高但较为平坦，属低山丘陵地貌，海拔标高一般为+630+1100m，一般相对高差50150m。伊宁矿区北区东部以南岗喀赞其煤矿东部边界为界；南部以F6断层和F8断层为界；西北部以xx国家级四爪陆龟保护区为界，西部以xx县城东、北部边界和矿区西部边界为界；北部以区域含煤地层中最下部的27-29及24-26煤层露头（隐伏露头)为界。东西长约62.74km，南北宽约1.220.1km，规划面积约551.06km2。根据新疆伊北煤田五号矿区综合地质报告和新疆伊伊宁矿区北区西部煤炭地质总结报告，新疆伊犁伊宁矿区北区含煤地81、层为中下侏罗统地层，煤层自上而下赋存于西山窑组地层、三工河组地层和八道湾组地层之中24。共获得总资源/储量(111b)+(122b)+(331)+(332)+(333)+(334)19280.0348Mt，其中探明的内蕴经济资源/储量(331)1815.1885Mt，控制的内蕴经济资源/储量(332)2215.3747Mt，控制的基础储量(122b)24.0454Mt，推断的内蕴经济资源/储量(333) 11149.5558Mt，潜在的资源/储量(334)4075.8704Mt。伊宁矿区北区西部以xx县城市东、北部边界为界；全区可采煤层3层(组)，即10、21-23、27-29号煤层(组)，大82、部可采煤层5层即2、3、6-7、8、18号煤层(组)，局部可采煤层3层即5、13、30号煤层。伊宁矿区北区西部求得煤炭资源总量为9262.4748Mt(长焰煤、不粘煤)。其中：查明的资源量7239.8344Mt。探明的内蕴经济资源量(331)959.5285Mt；控制的基础储量(122b)24.0454Mt；控制的内蕴经济资源量(332)1285.6947Mt；推断的内蕴经济资源量(333)4970.5658Mt；另有潜在的资源量(334)2022.6404Mt。总之，伊北矿区内，各可采煤层的煤具有低灰、特低硫、低磷、含油富油、高热值等特点，是良好的气化用煤、化工用煤、工业动力发电、民用煤，无83、论是从质还是量（项目原料及燃料用煤，合计需煤量为2080万吨/年）上都完全可以满足xx项目的煤炭资源需求。4.2.3 煤炭开发匹配性分析根据国家发改委已审查通过的新疆伊犁伊宁矿区北区总体规划，本项目原料煤和燃料煤主要采用伊宁矿区北区西部矿井原煤。以伊宁矿区北区西部其它矿井煤作为补充煤源，开滦察布查尔梧桐沟勘查区煤作为后备煤源。主要煤源为：肖尔布拉克西矿井、界梁子南矿井、界梁子北矿井、南台子矿井、肖尔布拉克矿井。肖尔布拉克西矿井：新疆伊犁伊宁矿区北区肖尔布拉克西井田包括肖尔布拉克以西勘查区、克西肯萨依煤矿区（含金鑫煤矿），东以F7断层为界，西以埋深1200m的上部煤层底板等高线水平投影为界，北以84、27-29号煤层露头为界，南以F6断层为界，矿井范围由18个点圈定，井田走向长为15.220.3km，倾斜宽为3.25.8km，面积约78.78km2。井田内含煤地层为中、下侏罗统地层，煤层自上而下赋存于西山窑组地层、三工河组地层和八道湾组地层之中，共含煤30层（组），自上而下统一编号为：1-30号煤层，其中6、7号煤层为一个煤组（编号6-7），21、22、23号煤层为一个煤组（编号21-23），27、28、29为号煤层一个煤组（编号27-29）。其中可采煤层为10、13、18、23、29-1、29-2、30号煤，全区可采的为23、29-2、30号煤层。矿区内各煤组煤层煤化程度较低，按照中国煤85、炭分类标准（GB5751-86），主要为浮煤的挥发分、粘结指数和透光率指数，确定矿区各煤层煤类以长焰煤（41CY）为主，次为不粘煤（31BN），同属烟煤大类。井田内煤层属缓倾斜倾斜煤层。开采八道湾组煤层，矿井内煤炭总资源量1931.67Mt，其中查明资源量1900.51Mt，预测资源量31.16Mt，矿井估算可采储量约714.0Mt，矿井规划生产能力6.0Mt/a，服务年限约85a。该矿井主井工业广场距离项目厂区1.5km。界梁子南矿井：改扩建。该矿井形状不规则，近似纺锤形，东南部以F8逆断层为界，西南以F6逆断层为界，北以M4界梁子背斜轴（中东部）及最下部27-29号煤层露头(西部)为界。井86、田东西走向长为3.15.2 km，南北宽为1.22.8 km，井田面积约为16.95km2。井田内煤层属倾斜缓倾斜。开采八道湾组煤层，矿井内煤炭总资源量356.12Mt，其中查明资源量345.66Mt，预测资源量10.46Mt，矿井估算可采储量约207.40Mt。矿井规划生产能力2.4Mt/a，服务年限约61.73a。该矿井主井工业广场距离项目厂区8.5km。界梁子北矿井：改扩建。南以M4界梁子背斜轴为界，与界梁子南矿井相邻；西以27-29号煤层露头为界，东部和北部以F5逆断层为界。井田东西走向长为3.15.4 km，南北宽为1.22.8 km，井田面积约为15.14 km2。井田内煤层属倾斜87、缓倾斜。开采八道湾组煤层，矿井内煤炭总资源量359.93Mt，其中查明资源量355.96Mt，预测资源量3.97Mt，矿井估算可采储量约213.58Mt，矿井规划生产能力2.4Mt/a，服务年限约63.75a。该矿井主井工业广场距离项目厂区7.5km。南台子矿井：改扩建。东以苏阿勒马特河为界，南以F5和F8逆断层为界，北以W2干沟向斜轴为界，西以新汶界梁子勘查区东部边界为界。井田东西走向长为7.911.3km，南北宽为2.43.8km，面积约32.23km2。井田内煤层属倾斜缓倾斜。主采八道湾组中煤层，少量西山窑煤层，矿井总资源量1817.94Mt，其中查明资源量(333及以上)1489.1888、Mt，预测资源量(334)?为328.76Mt，估算可采储量约672.11Mt。根据该井田煤炭资源量、煤层赋存及开采技术条件，确定矿井建设规模为8.0Mt/a，服务年限62.00a。该矿井主井工业广场距离项目厂区9.0km。肖尔布拉克矿井：新建。井田东部为肖尔布拉克勘查区东部边界为界；北部以21-23、27-29煤组的露头（隐伏露头）为界；南以肖尔布拉克勘查区南部边界为界；西以18号煤层平均埋深1200m的煤层底板等高线为界。井田东西长4.110.1km，南北宽8.011.0km，面积约44km2。井田内煤层近水平倾斜。开采八道湾组煤层，总资源量1657.59Mt，其中查明资源量(333及以上89、)1008.32Mt，预测资源量(334)?为649.27Mt，估算可采储量约525.79Mt。根据该井田煤炭资源量、煤层赋存及开采技术条件，确定矿井建设规模为6.0Mt/a，全矿井服务年限62.5a。该矿井主井工业广场距离项目厂区8km。从以上分析可以看出，五个矿井合计供煤量为24.8Mt/a，而本项目需原料煤、燃料煤共计20.80Mt/a，因此在煤炭储量和和供应方面对煤制气项目均是有保障的。4.2.4 煤炭运输条件分析根据伊北矿区总体规划，受矿区地理位置和地形限制，各矿井地势较高，修建铁路较为困难，而如此大量的煤炭通过公路运输也不太现实，因此原料煤和燃料煤只有带式输送机运输方式，尽管带式输90、送机运输方式初期投入较高，但运营成本低，能适应大运量，考虑到矿区服务年限较长，节省运营费是首要考虑的因素，故确定采用带式输送机送至厂区煤堆场。项目煤仓与矿井主井工业广场距离都在10Km以内，所以采用互通式输煤皮带走廊连接来实现煤炭的运输是较为科学可行的。4.3 水资源分析4.3.1 伊犁水资源现状伊犁年均降水量496毫米，是全疆年均降水量190毫米的2.6倍，同时伊犁水资源丰富，伊犁河流域面积61640 平方公里，大小河流120多条，伊犁河干流国内段全长约河长601公里，年平均地表水径流量为167亿m3，其中我国境内自有产水量161. 5亿m3 ，从境外（哈萨克斯坦）流入5.9亿m3，最终从我91、国境内流出境外124.5亿m3 。伊犁河自东向西从xx县南部流过，长约50km，北山沟水系分布在xx县和伊宁县、市境内有27条，其中xx县北山沟水系共有大小河沟19条，泉沟16条，多年平均总径流量为11.22亿m3。根据xx县地下水资源调查报告，地下水补给量6.39亿m3，可开采量3.46亿m3，地下水的补给主要来自：降水、河道、渠道、田间、水库等的渗漏；地下水的排泄主要有：蒸发、泉水、打井开采、河道泄洪、截潜。目前已开采量约为0.12亿m3/a，仅占开采量3.4%。因此，项目所在地水资源完全有保障满足项目用水需求，根据本项目工业用水的重要性，设计枯水流量的年保证率不低于97%，如此只有伊犁河92、能够作为可靠的供水来源。4.3.2 项目水源可靠性分析本项目生产、生活正常用水总量为4660m3/h，年总需水量3286万立方米。1、供水量可靠性分析根据历史监测数据分析和推算25，雅马渡水文站来水控制断面在P=25%、P=50%、P=75%、P=95%、P=97%年径流量分别为87.52108m3、77.22108m3、69.7108m3、63.00108m3、61.92108m3，考虑生态基流年水量要求38.16108m3、北岸干渠引水量12.63108m3、大河灌区总用水量7.6108m3、新汶矿业集团用水量1560.02104m3及新疆伊犁伊东工业区用水量9854.06104m3，伊犁93、河干流剩余水量分别为27.99108m3、17.69108m3、10.17108m3、3.47108m3、2.39108m3，远远大于本工程取水量0.3286108m3。因此本项目取水量是有保证的。取水水源现状水质也可以满足建设项目用水水质要求。同时从伊犁河取水，不存在非灌溉期停运问题，可保证向工程项目安全、稳定、连续供水。2、取水口位置分析本工程拟建取水口河段位于伊犁河北岸伊犁河西河坝村段（435645.66北，805242.91东），距厂址距离约14km。伊犁河干流雅马渡站多年平均含沙量为0.69kg/m3，历年最大含沙量为19.0kg/m3，历年最小含沙量为零。 通过对伊犁河含沙量分析，94、取水工程取水基本不会受到泥沙的影响，取水时间可以按照项目取水时间进行合理分配。 近年随着陆续在伊犁河两岸修筑了防洪大堤及堤防工程，同时加强了对一些常出现险工的河段进行了加固治理，使得取水口至伊犁河二桥之间河势一直没有出现过大的平面摆动。 西河坝村取水口位于伊犁河主弯道的后端，靠近主流、水流稳定、平坦宽阔，河段河床的稳定系数较高，取水口位置合理，取水有保证。4.3.3 项目取水可行性分析通过分析可知，本项目生产用水需取自伊犁河地表水，伊犁河位于本项目厂址正南，距厂址直线距离约14km，规划供水管道长度18公里左右。供水管道大致走向示意图如下所示：图 41 取伊犁河地表水线路示意图Fig. 41 95、Route Diagram of the Diversion Project from Yili River本项目水资源论证报告已通过新疆维吾尔自治区水利厅审查、黄河水利委员会的审查意见和批复，审查意见明确了本项目年取水量为3286.5万m3，主要用水指标基本符合国家相关规程、规定的要求，用水合理，取退水方案可行，对其他用水户没有影响。本项目供水工程规划同意书也已通过新疆维吾尔自治区水利厅审查、黄河水利委员会的审查意见和批复，审查意见明确该供水工程总平布置基本合理，供水工程规划符合伊犁河长远发展规划，基本同意项目供水工程规划。总而言之，本工程的建设符合国家有关产业政策，项目取水符合伊犁河流域水96、资源配置方案及工程布局，取水量合理、水源可靠、取水工程布置可行，从而为项目的水资源需求提供了可靠保障。4.4 环境影响分析xx煤制气项目采用的生产工艺是一项全过程的清洁生产工艺，不仅采用了无毒、无害或低毒、低害的原料和能源，而且采用了不产生或少产生污染物的新技术、新工艺、新设备，最大限度地提高煤炭资源资源、水资源的重复利用率，把污染关键环节消除或减少在生产过程中，基本将来可以实现全过程清洁生产，本质环保的目标。本工程建成后，对环境产生的影响初步分析如下。4.4.1 大气环境影响分析本项目采用先进的工艺技术和切实可行的环保措施，正常生产及开工及事故情况下产生的废气污染物全部经过处理后排入大气，所97、排废气污染物浓度均符合国家排放标准的要求。因此，在本项目建成投产后，预计不会降低项目所在地的环境功能区划。拟建项目采取的废气治理措施主要包括火炬燃烧后高空排放、回收有用成分、可燃气体回收作为燃料气、直接高空排放、尾气处理后达标排放。通过采用上述治理措施，拟建项目产生的废气原则上均能够达标排放。如果这些环保措施能够得到全部落实，管理到位，初步预计，拟建项目废气污染物排放对周边环境影响程度在可控范围内。下面着重分析拟建项目的二氧化硫和氮氧化物排放对当地完成大气污染物减排目标的影响。（一）二氧化硫（SO2）排放分析拟建项目年消耗原料煤和燃料煤共2053.9万吨，SO2排放量为1667.55吨/年。假98、定项目原料煤全部直接分散燃煤或进入火电厂发电利用两种情况，对SO2排放量进行估算。项目年消耗原料煤量1760.6万吨，硫含量为0.49%，年消耗燃料煤量293.3万吨，硫含量为0.46%，如果直接分散燃煤，排放SO2将达到199522吨；如果全部转化为电力，火力发电厂脱硫率以95%计，经测算相应的SO2排放量为9976吨/年。拟建项目主要产品为60亿标准立方米/年合成天然气，折合等热值项目用原煤892.67万吨/年。拟建项目产品天然气中总硫含量小于0.1毫克/立方米，完全燃烧后释放SO2小于0.87吨/年。利用等热值原煤892.67万吨/年，如直接分散燃煤SO2释放总量为89267吨/年；如用99、于火电厂锅炉燃烧则SO2排放量为4463吨/年（火电厂脱硫率以95%计）。综上，拟建项目煤制天然气项目SO2排放量为1667.55吨/年，远低于消耗的等量原料煤用于直接分散燃煤或用于火电厂锅炉燃烧发电；拟建项目主要产品为60亿标准立方米/年合成天然气，完全燃烧释放SO2小于0.87吨/年，远低于等热值原煤直接分散燃煤或用于火电厂锅炉燃烧。拟建项目SO2排放与相对减排量如下表所示。与火电相比SO2相对减排量为5776.6吨/年；产品天然气可替代等热值原煤267.8万吨/年，与分散燃煤相比SO2相对减排量为26777.74吨/年。表 43 SO2排放与相对减排量Table 43 SO2 Emiss100、ion and Relative Reduction of the Project不同利用路线SO2排放量SO2相对减排量t/at/a项目原料转化为天然气等清洁燃料1667-项目消耗原料煤通过其他方式转化直接分散燃煤199522197854.45火电厂发电99768308.45项目主产品天然气完全燃烧0.87-与产品天然气等热值的原料煤通过其他方式转化直接分散燃煤8926789266.13火电厂发电44634462.13 （二）氮氧化物（NOx）排放分析拟建项目NOx排放量为1607.26吨/年以下。对于NOx排放，本项目煤制天然气采用纯氧气化，无外来氮源；且气化过程中为还原气氛，不具备合成氮101、氧化物条件，煤中的氮元素主要转化为氨氮。而传统火电厂补燃用空气有效氧含量仅仅为21%，高温条件下加上空气中大量的氮气增加了氮氧化物的生成和排放。从工艺来源分析，火电的氮氧化物产生量远高于煤制气项目。项目消耗原料煤2053.6万吨/年如全部用于直接分散燃煤，以工业煤粉炉计，NOx排放量为13.75万吨/年；项目天然气产品替代等热值原煤892.67万吨/年，如用于直接分散燃煤，NOx排放量为6.0万吨/年，天然气燃烧NOx排放量极低，即以项目产品天然气代替分散燃煤可减排氮氧化物6.0万吨/年。4.4.2 水体环境影响分析本项目严格贯彻“一水多用”和“重复利用”的循环经济原则，坚决执行国家的水污染防102、治行动计划，尽可能提高水的重复利用率和回收率，最大限度地节约用水，减少废水排放量。本项目建有污水处理站和回用水站，厂内生产及生活污水经污水处理站生化处理后再全部送回用水站进行超滤+反渗透+膜浓缩+蒸发结晶等脱盐处理。回用水处理站处理后出水全部送循环水站作为循环水补充水，正常生产时可做到废水全部回用，仅在蒸发结晶装置出现事故时或检修时再送往厂外缓冲池暂存，待装置正常后反输回厂内循环利用。本项目未设排污口，废水原则上不会排入周边自然水体。厂内设置事故水池，即使遇到事故外排，事故水池会将事故排水截留在厂区范围内，不会对自然地表水体造成污染。因此，通过以上分析，本项目建成投产后，原则上对地表水水质影响103、较小，几乎可以忽略不计。4.4.3 固体废物影响分析该项目固体废弃物主要治理措施包括综合利用、制造厂回收、送有资质单位处置、渣场填埋。一般废物能综合利用的尽量综合利用，暂时不能利用的送渣场堆存；危险废物委托有资质的单位进行处理。因此，该项目固体废物对周边环境影响程度在可控范围内。4.4.4 噪声环境影响本项目通过采取消声、隔声处理措施，项目投产运行后，预计厂界昼间和夜间噪声值可达到工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）3类区限值的要求，对周围环境影响不大。4.4.5 生态环境影响本项目总占地面积677hm2，影响面积小于20km2。本项目对生态环境产生的影响分为施工期和生产运104、营期。其中施工期影响最大，主要表现为施工工程造成的土壤侵蚀以及施工占地对土地利用、植被、野生动植物等的影响。通过水土保持方案的实施可控制生态环境影响。生产运营期期间由于拟建项目为煤化工项目，本项目生产过程产生的废水经污水处理站处理后回用不外排；产生的一般固体废物送灰渣场妥善处置，气化煤渣、炉渣、脱硫石膏以送当地水泥建材厂综合利用为主，利用不畅时送灰渣场填埋；产生的含金属废催化剂生产厂家回收；噪声在采取相关措施后能够实现厂界达标。由此可见，本项目对生态环境可能构成的影响较小。综上所述，该项目无论从大气、水环境、固废还是生态影响方面，通过采取一定的环境保护措施，对周围环境的影响基本都在可控范围之内105、，项目的建设和运营对周围环境影响较小，原则上项目环境影响评价可行。4.5 土地资源分析xx煤制天然气项目厂址位于xx县东北10km，东距伊宁市约30km，通往厂区、场区内均有简易道路，交通相对较为便利。场地走向为NNE-SSW 向，沿走向方向场地长约2.64km，宽约2.2km，中心点坐标北纬44225.83，东经8109.62。本项目60亿Nm3/a煤制天然气项目由生产装置、公用工程、辅助生产装置、储运系统和厂前区五个部分组成，厂区占地约499公顷。表 44 主要技术经济指标表Table 44 List of Main Technical and Economic Indicators序号项106、 目 名 称单位数 量1厂区总占地面积m249910002厂前区占地m23281303建构筑物占地面积m219964004道路广场占地面积m28936305建筑系数40.06容积率0.687绿化率19.5根据工业项目建设用地控制指标（国土资发200824号），工业项目建设用地需满足该控制指标和有关工程项目现设用地指标要求。（1）投资强度投资强度按地区、行业确定，xx县土地分类属于六类第十三等，本项目为化学原料及化学制品制造业，其地块投资强度需780万元/公顷。本项目占地499.1公顷，总投资4796198.28万元，全厂投资强度约为9609.7万元/公顷，远远高于国家工业项目建设用地控制指标要107、求。（2）容积率厂区容积率指标须满足0.6。本项目厂区容积率为0.68，符合国家工业项目建设用地控制指标要求。（3）建筑系数工业项目建筑系数不低于30%。本项目厂区建筑系数为40%，符合国家工业项目建设用地控制指标要求。（4）行政办公及生活服务设施用地比例工业项目所需行政办公及生活服务设施用地面积不得超过工业项目总用地面积的7%。本项目相关占地为6.6%，符合国家建设用地控制指标要求。（5）绿地率绿地率不得超过20%。本项目厂区绿地率为19.5%，符合国家工业项目建设用地控制指标要求。因此，从上述用地控制指标对比和总图运输主要技术经济指标可以看出，本项目的用地控制指标符合工业项目建设用地控制指108、标（国土资发200824号）和工业企业总平面设计规范GB50187-2012中规定的有关指标要求，项目的占地规模总体上是合理、可行的。4.6 其他方面4.6.1 天然气运输条件分析项目产能60亿立方米天然气，而产品气的外输也是一个比较重要的条件，运输条件是否可靠、可行直接影响着项目的经济效益。国家规划建设的西气东输一线、二线、三线和四线均经由新疆境内，其中二线和三线首站位伊犁河谷的霍尔果斯口岸，离该项目距离很近。二线和三线已建成，年输气量已达到600 Nm3，在伊犁河谷建设煤制天然气项目可充分利用中石油集团已经建成的西气东输的管道输送优势。“西二线”已经建成投产的（霍尔果斯-广州）年输气量为3109、00 亿Nm3，气源全部来自中亚相关国家的进口天然气。“西三线”（霍尔果斯-广东韶关）年输气量为300 亿Nm3，也于2014年建成投入运营，气源一部分来自中亚国家进口天然气，目前还有约120亿立方米/年的管道输送余量，完全可以接受输送xx项目的天然气产品，并且建设单位已经与中石油管道营运方达成初步工程和供销意向协议。目前正在规划西气东输四线（中俄天然气管道）规划年输气量为300 亿Nm3，已进入初步研究阶段。通过现场调查，xx项目距离“西三线“转为伊犁地区提供的煤制气产品的集气站直线距离约24公里，管道建设和运行基础条件非常完善，因此天然气产品的外输条件比较可靠，外输条件已基本得到落实，终端110、产品市场也基本落实。4.6.2 电网条件分析1、伊犁电网现状伊犁电网是以220kV和110kV为主的高、中压送端电网，通过吉林台一级水电站至皇宫变的2回220kV线路与新疆主网相联。目前，伊犁电网统调总装机容量223.355MW，其中火电装机146.8MW，水电装机76.555MW。目前接入伊犁220kV电网的电源主要有吉林台一级水电站4115MW、恰甫其海水电站480MW、吉林台二级50MW、特克斯山口水电站347MW、温泉水电站345MW等。2、伊犁电网电力平衡分析伊犁地区电网平衡数据见下表。表 45 伊犁电网电力平衡（夏季，7月）Table 45 Power Balance of Yil111、i Grid (In summer, July)序号项目2013年2014年2015年2020年10MW10MW10MW10MW1最大负荷1041281583272备用容量333333593需要装机1371611913864年底装机容量279278278278其中：水电198198199199火电818079795新增装机容量98000水电32000火电660006水电出力1581591591597电力盈亏707847-148表 46 伊犁电网电力平衡（冬季，11月）Table 46 Power Balance of Yili Grid (In winter, November)序号项目201112、3年2014年2015年2020年10MW10MW10MW10MW1最大负荷1221511863852备用容量333337693需要装机1551842234544年底装机容量279278278278其中：水电198198199199火电818079795水电出力1391391391396电力盈亏3235-5-236由平衡表可见，伊犁地区水电资源丰富，夏季水电站基本满出力，电力盈余较多，2013年2015年电力盈余470780MW。伊犁电网全年负荷最大的冬季，水电站出力约为装机容量的70%，2013年2014年伊犁电网略有盈余，2015年有部分电力缺额。2020年随着伊犁地区负荷的增长，伊犁电网113、最大电力缺额2360MW，如果考虑规划的伊犁地区特高压直流外送工程的建设，电力缺额更大。3、自备电厂必要性分析根据新疆电网电力平衡结果可以看出，新疆电网仅考虑现有、核准在建以及同意开展前期工作的电源，2015年以后电源装机将不能满足伊犁地区用电需要。根据伊犁电网电力平衡，夏季水电大发时有一定电力盈余，冬季电力盈余较少。因此，对于伊犁地区用电量较大的工业项目需要积极建设新的电源项目满足用电需求。本项目全部建成投产后生产装置总负荷约310MW。根据煤制气项目的负荷性质及总用电负荷量，为保证项目的连续、安全、可靠运行，整个装置应满足双回路供电要求。因此本项目计划建设2350MW热电装置，可以提供煤制114、天然气项目的全部负荷用电，同时又可以将伊犁河谷地区煤炭资源丰富就地转化，电站建成后主要依托临近的伊北矿区北区煤炭资源优势，除满足煤制天然气项目生产用热及用电需求外，部分富余电量将输送至地区电网，对地方经济的发展也具有重要作用。第 5 章 xx项目工艺技术研究煤制天然气项目主要工艺过程为：来自矿区的原料煤，在备煤系统加工成满足气化装置成产要求的粉粒原料，空分装置生产出气化装置所需的合格氧气产品，原料煤和氧气在气化装置经过一系列反应生成粗合成气，粗合成气再通过后续的变换反应操作调整合适的氢碳比后，经低温甲醇洗装置脱除H2S和CO2，从而制得甲烷化合成需要的合格净化气，净化气在甲烷化工段中通过甲烷化115、反应制得合成天然气，合成天然气经过压缩、干燥工段，经分水、加压、干燥后得到最终产品天然气送出界区。浓缩的含H2S酸性气体，经硫回收处理装置回收其中的硫元素，制得硫回收副产品。工艺过程如下图所示。图 51 煤制气工艺过程示意图Fig. 51 Process Flow Diagram of the Coal-to-SNG project5.1 xx煤制气项目总体工艺技术分析和研究5.1.1 工艺装置配置xx煤制气项目建设规模为60亿立方米/年，该装置总体上按分期、分系列逐步建设，一期建设规模计划为20亿立方米。主要工艺装置包括煤气化、净化及甲烷化工艺等，全厂主要配置情况如下表：表 51 主要工艺装116、置设计规模及系列数Table 51 Design Scale and Series Configuration of Main Plants序号装置名称系列数单系列设计规模备注一气化装置1煤粉制备6处理煤量369.1t/h（收到基）每个系列6台磨机2气化6单台气化炉：500MWth每个系列4台气化炉二净化装置1变换655.0104 Nm3/h粗煤气（干基）2脱硫脱碳681.3104Nm3/h变换气（干基）每个系列2台吸收塔3硫回收3120t/d硫磺按最大硫含量设计4制冷6制冷量为1.45104kW5CO2压缩67.3104Nm3/hCO2三甲烷化装置1甲烷化652.0104Nm3/h净化气（干117、基）每个系列2台第一、第二甲烷化反应器2压缩、干燥613.4104Nm3/h天然气四空分装置1空分6单套空分：5.7104Nm3/h O2每个系列3套空分上表中每个系列配置空分装置两套，气化炉4台，其他装置各一套。5.1.2 全厂总工艺分析xx项目全厂生产工艺中，主要技术来源见下表。表 52 主要生产装置技术来源Table 52 Technology Source of Main Plants序号技术名称采用技术技术来源一气化装置1煤粉制备中速磨煤机国内技术2气化GSP粉煤激冷气化技术引进专利技术及工艺软件包二净化装置1变换全气量三段宽温耐硫变换国内技术2脱硫脱碳低温甲醇洗工艺引进专利技术及工118、艺软件包3制冷丙烯压缩制冷国内技术4硫回收SCOT工艺引进专利技术及工艺软件包三甲烷化装置1甲烷化高温甲烷化技术引进专利技术及工艺软件包2压缩、干燥离心式压缩机三甘醇干燥技术国内技术四空分装置1空分液氧泵内压缩流程国内技术其中气化工艺采用GSP干粉煤加压气化、激冷流程工艺。干粉煤加压气流床气化技术由于气化温度高，煤种适应性广，无需考虑煤的成浆性；并且煤中的有机物在高温气化过程中被分解氧化，因此煤气化废水中不含焦油、酚、脂肪酸等有机物，氨和氰化物等氨氮的含量也较低，排放废水易处理，彻底避免了采用鲁奇炉气化技术产生大量含有高浓度的挥发性酚、多元酚、氨氮等组份的有机废水难以处理的问题26。GSP气化119、技术激冷流程简单、操作方便、故障率低，减少了煤气循环、废锅和飞灰处理等系统的巨大投资，产生的粗合成气的水气比可以满足后续变换工段的反应需要。同时GSP干煤粉气流床气化工艺，气化过程中碳转化率高，有效气体成分高，气化载气采用CO2输送，并参与气化炉反应，原料煤消耗低，有效降低了单位产品CO2的排放量。净化工艺采用三段宽温耐硫变换工艺，使用宽温耐硫钴钼系催化剂，采用轴向变换炉，变换炉出口温度较高，副产中压过热蒸汽，能量利用率高；硫回收采用SCOT工艺27，尾气H2S含量低，总硫回收率可高达99.8%以上，满足越来越高的环保要求。甲烷化工艺采用托普索高温甲烷化28，副产高压过热蒸汽，大大减少了锅炉产120、汽量，减少了燃料煤的消耗及单位产品CO2的排放量，且反应生成的冷凝液送往煤气化回用，减少了煤气化脱盐水的消耗量；采用4级甲烷化反应器，转化率高，能效较高29，产品达到天然气输气管网的标准。通过对全厂排放污水、雨水、冲洗水的全面处理及回收，实现了最大限度的节水。合理规划水处理系统，优化全厂水平衡，充分进行水的串联使用和回用，本工程产生的生产污水、含盐废水等经过处理后全部回用于循环水补充水，对外界不排放废水，降低了新鲜水的消耗。本工程通过采取上述节能节水工艺及先进设备后，每103Nm3天然气生产取水量（不计取水损失）年平均为4.910m3，优于“十二五”煤化工示范项目技术规范（送审稿）中6.9m3121、/103Nm3及国内已建成煤制气项目论证耗水指标的用水需求。本工程热电装置主机冷却采用超临界直接空冷机组，辅机冷却水采用带机械通风冷却塔的湿式二次循环系统，除灰系统采用正压浓相气力除灰等，需水量较少，节水效果显著，符合西北地区新建电厂要求和当地实际情况，符合水利部制定的节水型社会建设“十二五”规划技术大纲的要求。通过上述节水措施，使夏季纯凝工况下新鲜水耗水指标为0.048m3/sGW，达到国内先进水平，符合区域用水效率控制指标要求。同时本工程热电装置择优选用热耗低的汽轮机，效率高的锅炉和发电机，设计发电标煤耗255.9g/kWh，符合国家发展改革委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知中“空122、冷机组发电煤耗要控制在305g/kWh以下”的要求。同步建设烟气脱硫、脱硝装置等，工程的建设符合国发200539号国务院关于落实科学发展观加强环境保护决定的要求。综上，本工程所采用的工艺技术是科学、合理、环保领先的，但同时也大幅增加了项目的总体投资费用。5.2 xx煤制气项目气化工艺技术选择煤气化是以煤基为能源的化工系统中最重要的核心技术。煤气化工艺的选择直接关系到全厂各装置或工序的投资、消耗，最终影响产品成本30。当前煤化工气化技术的发展特点和趋势是：气化炉的压力向高高压方向发展；气化炉投料能力向规模化、特大型化方向发展；气化温度向特高温发展；现代煤气化技术与其他先进的工艺技术联合起来应用；123、煤气化技术与当前先进的脱硫、脱硝、除尘技术相结合，共同实现环境保护目标，减少带来的环境污染31。目前，全世界范围内正在使用和开发的煤气化技术多达十几种，气化炉型也是多种多样、五花八门，但其中最有发展前途的有几种。具有代表性的气化技术分类很多，主要见下图。图 52 煤气化工艺分类及国内外代表性技术Fig. 52 Types and Typical Technologies of Coal Gasificationxx煤制气项目气化工艺采用干粉煤气化工艺，气化炉选用德国西门子的GSP粉煤加压气化炉。如此选择，是否能适应煤制气发展需求，是否能够满足国家日益趋严的环保要求，是否能够带来持续稳定的经济效124、益，本节主要针对气化工艺和技术选择的可行性进行研究和分析。5.2.1 技术成熟性选择不同煤气化工艺，对后序单元工艺方案将有较大差异。传统常压固定床煤气化工艺具有单炉生产能力小、气化效率低、三废量大、碳转化率低、操作和管理繁琐等缺点32，这些缺点决定了该工艺不适合大型化装置。而加压固定床气化炉虽然在高于大气压力下进行煤的气化操作33，但是对原料煤的要求极高，要求其粒度要求为650mm，如此对煤炭资源形成了严重的浪费。流化床煤气化工艺如恩德炉、灰熔聚和KBR等气化技术，与当代先进的煤气化技术相比存在较大的差距34。气化压力低（目前1.0MPa），单炉生产能力小、气化效率低、煤气中尘含量高、渣中残碳125、高、碳转化率低，也不适合大型化装置。该项目为年产60亿立方米/年天然气产品，属于超大型装置，因此不宜采用固定床和流化床气化工艺。 而具有代表性的加压气流床技术由于其技术先进，气化压力较高，日投料量大，比较符合大型化要求，具有代表性的为水煤浆和干粉煤技术。5.2.2 煤质适应性本项目采用原料煤拟采用伊宁矿区北区西部伊北煤田的煤资源，该矿区代表性煤质数据主要指标如下：表 53 原料煤煤质分析结果Table 53 Data of Coal Quality Analysis基础煤质数据指标工业分析， %MtMadAdVdVdafFCd数值20.012.012.036.040.052.0变化范围20.0126、6.012.06.012.06.036.03.040.03.052.04.0指标元素分析， %全硫，%CdafHdafNdafOdafSdafSt，d数值77.04.51.3516.50.650.6变化范围77.01.04.50.51.350.116.52.00.650.20.60.3指标煤中微量及有害元素Asd，mg/gFd，mg/gCld，%Pd，%Hgd，ng/g数值31000.0600.04030变化范围32100500.0600.0300.0400.0103020工艺性质数据指标煤灰成分，%SiO2Al2O3Fe2O3TiO2CaOMgOK2ONa2OSO3P2O5数值43.015.127、011.01.011.04.00.73.05.01.0变化范围43.012.015.08.011.06.01.00.311.08.04.04.00.70.23.02.05.03.01.00.5指标煤灰熔融性温度，变形温度，DT软化温度，ST半球温度，HT流动温度，FT数值1200124012601280变化范围120080124080126080128080指标煤灰粘度，Pa.s120012501300135014001500数值18014010060405变化范围1801501401201001006060404055指标煤对二氧化碳反应性，%800850900950100010501100128、数值25.045.070.080.090.095.098.0变化范围25.010.045.010.070.010.080.010.090.010.095.05.098.02.0指标格金， %热稳定性， %WateradTar，adCRad焦型TS+6TS3-6TS-3数值15.07.068.0BC55.035.010.0变化范围15.02.07.02.068.02.055.010.035.08.010.02.0指标结渣性， %发热量，MJ/kg可磨指数落下强度，%0.1 m/s0.2 m/s0.3 m/sQgr，dQnet，arHGISS数值20.030.060.027.519.06585.0129、变化范围20.012.030.012.060.012.027.54.019.05.0652085.010.0本表数据来源于新疆伊犁伊宁矿区北区西部xx代表性煤质数据分析。经过对该矿区煤资源煤质数据进行分析和比较，该矿区的煤以低变质长焰煤为主，收到基水含量（Mt 20.06.0）较高，内水分含量（Mad 12.06.0%）、挥发份（Vdaf 40.03.0%）较高，灰分（Ad 12.06.0%）、硫分（St， d 0.60.3）以及发热量（Qnet， ar 19.05.0MJ/kg）较低，灰熔点（DT 120080，ST 124080，HT 126080，128080）较低，可磨性中等（HGI 130、6520），热稳定性低（TS+6 55.010.0%）。该煤属于难制浆煤种，采用常规制浆工艺，在使用添加剂的条件下可制得浓度为53%62%的煤浆；采用“分级研磨制浆工艺”，在使用添加剂的条件下仅可制得浓度为56%65%的煤浆。因此，也不适用于水煤浆气化技术。由于伊北矿区原料煤的灰分较低、灰熔点较低、可磨性较好，更适合采用干粉煤气化。5.2.3 环境友好性从环保角度分析，Lurgi炉或BGL等固定床气化，由于气化温度较低（一般在750以下）生产过程中产生大量含高浓度挥发性酚、多元酚、氨氮等组分的污水，回收酚、氨之后的排放污水中各类污染物质浓度仍很高，处理较为困难，同时，由于污水在处理过程中大量暴131、露在大气中，酚类等挥发性物质会挥发到空气中，经扩散累积会对所在地区大气造成污染。35水煤浆气化和干粉煤气化属于本质环保工艺，尤其是干煤粉气化煤中的有机物在高温（一般在133-1750）气化反应过程中被分解氧化，气化废水中不含酚类、焦油、脂肪酸等有机物，氨氮含量也较低，排放废水易处理。因此，干煤粉气化环保优势相比固定床和流化床极为明显。5.2.4 技术经济性从投资角度分析，采用水煤浆气化和采用干粉煤气化相比，水煤浆的气化装置投资比干粉煤的气化装置低，但水煤浆的空分和锅炉的投资比干粉煤要高，综合下来，二者全厂投资差别不大36。相对于采用水煤浆气化或干粉煤气化，采用Lurgi炉的气化装置投资最低，空132、分装置投资较低，净化及甲烷化装置投资也稍低，但计入锅炉、污水处理、煤成型和厂外蒸发塘四项增加的投资，全厂总投资稍低，但是后期环保方面尤其是废水处理的费用将大大增加37。干粉煤气化中技术较成熟的大型化工艺为GSP和Shell两种，是比较适合本项目的煤气化技术。5.2.5 SHELL和GSP气化工艺比选目前干煤粉加压气流床气化的代表性技术包括Shell气化炉、西门子GSP气化炉、Prenflo炉和国内航天炉等。其中Shell气化炉在国外IGCC项目有成功运行项目，国内投运和在建的有多套装置；GSP气化炉在国外有2套成功运行的装置，目前国内外有10套装置在建，包括2套中国装置（神华宁煤5台已建成投运133、）；Prenflo工艺是Krupp-Uhde公司独立开发的加压气流床煤气化工艺，是K-T炉的加压气化形式，其工艺指标较好，但目前只有1套示范装置，生产操作经验较少；航天炉是我国航天十一所自主开发的气化技术，采用粉煤进料激冷流程，是一种先进的气化技术，已有2套装置投用，但气化炉生产能力较小（单炉投煤量720t/d），且缺乏长期运行经验，需要进一步改进完善积累经验；鉴于该项目属于国家煤炭深加工示范项目，且目前为全世界最大型的煤气化项目，为了确保其气化技术的可靠性，气化工艺优先考虑采用国外进口技术，具有较大优势的为Shell气化炉和西门子GSP气化炉，然而这两种气化技术，哪种更有利于xx项目的发展，134、下面就其利弊进行对比和综合性分析。表 54 GSP、Shell气化炉优缺点比较表Table 54 Comparison between the GSP and Shell technologies名称项目或单位GSPShell气化类型气流床气流床排渣特征液态排渣液态排渣原料要求气化煤种褐煤无烟煤全部煤种褐煤无烟煤全部煤种灰熔点要求15001500灰分含量1%25%8%20%进料方式干粉煤干粉煤粒径、含水量粒径94%250m，含水2%8%粒径90%100目，含水2%8%气化温度1350175013001700气化压力MPa（G）4.24.2气化剂9099%氧气氧气+蒸汽氧气+蒸汽碳转化率%999135、9单炉尺寸mm内3300内4600单炉投煤量t/d200020002800工艺特点烧嘴配置顶部组合式单烧嘴下喷，开工烧嘴和工艺烧嘴一体下部多喷嘴水平对置，开工烧嘴和工艺烧嘴分开原料接触方式原料和气化剂并流原料和气化剂并流气化炉内衬水冷壁，燃烧室外壳有水冷夹套内衬水冷壁气化后工艺激冷流程废锅流程气化炉设备材质除喷嘴和内件全为碳钢材质碳钢、合金、不锈钢装置维护易损件喷嘴喷嘴、煤气过滤部件喷嘴寿命主体寿命8年，前端半年检查维护一次。11.5年气化炉衬里使用寿命20年20年去变换温度210162粗煤气成分（mol）CO65755556H220283536CO24577.5CH4+C20.050.05N136、20.81.10.81.1氧耗（100%）Nm3/1000Nm3CO+H2+CH4360370360370结合文献资料查询，并由上表可以看出，GSP较SHELL具有相对优势，主要体现在：1、GSP气化技术流程简单、操作简便；西门子GSP气化工艺主要由粉煤密相输运系统、气化炉反应系统、装置排渣系统、粗合成气处理系统和黑水处理系统等五部分组成。工艺流程图如下：图 53 GSP气化工艺流程示意图Fig. 53 Process Flow Diagram of the GSP Coal Gasification Method2、GSP气化技术功耗低GSP煤气化只有煤粉输送使用高压CO2或N2。Shell137、煤气化除煤粉输送使用高压CO2或N2外，干法除尘吹扫也需要大量的高压CO2或N2，总的高压CO2或N2气量要比GSP煤气化高约1.5倍，压力高约1倍，所需CO2或N2压缩机的功率大。Shell煤气化气化炉产生的粗煤气进入废锅炉前需要将其温度从1500降低到约900，将煤气中的颗粒状熔融物固化，防止黏结在废锅炉内的换热管上。和GSP煤气化相比，Shell煤气化要增设一台功率较大的离心式循环煤气压缩机。同规模气化装置，GSP煤气化功耗比Shell煤气化低约60%。3、GSP水冷壁结构简单GSP水冷壁属于圆筒盘管型，整体结构简单，尺寸小、重量轻，运输、安装简单。水循环流程简单，且盘管内是全液相状态，138、材质为碳钢，总体投资省、易制造。壳牌的水冷壁呈多段竖管排列，分块安装，水冷壁包围水平烧嘴，水循环的流程极为复杂，管内物态为汽液两相，材质要求为合金钢材质，投资要求较高、制造难度非常大。而且废锅处在高温高压状态下、高含固体颗粒冲刷情况下、强腐蚀介质的恶劣工作环境中，废锅经常要定期吹扫和敲打除灰。若干组干式陶瓷过滤器还需要周期交替进行反吹扫除灰才能够满足要求，而设备还必须需进口。若采用壳牌气化炉一方面增加了投资力度，另外还很大程度上增加了装置的操作控制难度和生产运行期设备的维修量，进一步大大降低了装置运行的可行性、可靠性。4、GSP气化炉在运输、安装方面具有相对优势GSP日投煤2000t的气化炉壳139、体外径约为3.7m，可以整体通过公路运输，现场安装方便。而Shell气化炉日投煤2000吨的壳体外径则为4.5m，属于非标设备，需在项目现场进行加工和组装，提高了制造、安装成本、周期长。这对新疆地区来说也至关重要。由此可见，GSP气化技术与Shell气化技术相比，流程简洁、可操作性强，在关键设备结构及运输、投资、能耗、成本和技术经济指标上有一定的优势。本项目选择采用GSP粉煤加压气流床气化工艺是合理的。小结：总而言之，通过对煤种适应性、环保、投资等因素的分析和论证，可以得知，xx煤制气项目采用GSP粉煤加压气化工艺是科学、可行，尽管投资较其它气化装置高了一些，但总体可控、可接受，尤其是环保方面140、的优势，更有利于项目的长远发展和可持续性发展。不过采用GSP气化炉也存在一定的风险，主要有规模放大风险和技术保障风险，由于是引进技术，国内设计院消化吸收具有一定的过程，在实际应用过程中，应该多借鉴神华宁煤项目在设计、设备制造、施工及运行等过程中的成功经验及存在的不足，都可为本装置所借鉴。同时在项目下一步实施过程中应认真研究分析，采取必要的规避风险措施，为本项目的顺利成功运行提供坚实的基础。5.3 xx煤制气项目甲烷化工艺技术选择甲烷化的研究开始于上世纪初，由于石油危机对能源需求的严重影响，上世纪七十年代后，以煤气通过甲烷化制取合成天然气的研究开发达到了高潮。位于美国的北达科他州的大平原煤气化制141、合成天然气厂是上世纪世界上唯一一个商业化煤制天然气厂，于1980年7月破土动工，1984年4月完工并投入试运转至今，并成功将甲烷化规模化应用到该项目5.3.1 甲烷化工艺路线选 甲烷化工艺目前世界上主要有德国的鲁奇技术、英国DAVY公司的CRG和丹麦托普索甲烷化技术38。每种技术各有千秋，工艺本身都不存在大的问题，主要焦点问题是废热回收和催化剂选择方面。托普索甲烷化工艺及其催化剂相对具有更多的技术优势，主要体现在：1）甲烷化反应器前面设有气体调整反应器，可通过操作将氢碳比调整至甲烷化反应所需的最佳比例，同时又能控制CO分压，防止甲烷化在高温下造成催化剂积碳，从而延长催化剂寿命。2）催化剂使用的142、操作温度高，第一甲烷化出口温度可达到675，由此可副产大量高压过热蒸汽，可直接用于驱动空压机透平，提高能量的品质和数量，大大降低锅炉规模，提高全厂的能量利用效率，顺应当今的节能降耗要求。3）除副产出高压过热蒸汽和低压蒸汽之外的低位热能还能用于预热全厂的脱盐水，热能回收率再次提高。4）采用4级甲烷化反应器，转化率高，能效较高。产品达到天然气输气管网的标准。总之，托普索高温甲烷化具有很广的应用范围和技术有点，xx项目经过多次比选和调研论证后，拟采用托普索高温甲烷化工艺，甲烷化拟按6个系列设置甲烷化单元，单系列合成净化气51.6万Nm3/h，装置年开工时数按8000h计。5.3.2 甲烷化工艺流程分143、析xx项目甲烷化装置共采用6个系列，甲烷化装置的主要设备包括甲烷化反应器、高压废锅、高压蒸汽过热器、高压蒸汽包等以及相应的控制系统。甲烷化装置中关键设备甲烷1#反应器和2#反应器的操作温度高，采用设备内壁衬浇筑料，设备壳体选用1.25Cr0.5Mo合金材质的设计方案。3#甲烷合成反应器也采用内壁衬浇筑料以降低壳体金属壁温，壳体可以选择国产Cr-Mo钢。而且这种结构设计以及材料选择与1#、2#甲烷合成反应器类似，设备的运行也是安全可靠的，可以保证设备的长期安全稳定运行。高压汽包采用碳钢（SA516 Gr70），高压废锅采用1.25Cr0.5Mo合金材质并内衬耐火材料。第一高压蒸汽过热器采用2.2144、5Cr1Mo/9 Cr1Mo合金材质并内衬耐火材料，第二高压过热器采用1.25Cr0.5Mo合金材质。由于甲烷化装置采用的高压废锅及高压蒸汽过热器的管程进口温度高，壳程工作压力高，管、壳程两侧温差和压差都比较大，操作条件苛刻。这种工况使得换热管与管板之间的连接结构比较复杂，对连接接头的焊接质量要求较高，而且换热管与管板之间焊接接头的无损检测难度大，同时高压汽包、高压废锅、高压蒸汽过热器以及其间连接的上升管、下降管、衬里管线、高压蒸汽管线等组成一个热回收系统，是甲烷化热回收的核心和关键，鉴于目前国内制造商的制造经验，该设备国外进口。循环气压缩机采用离心式，蒸汽驱动，一段压缩，单系列采用一台离心式145、压缩机，共6台，参数如下：入口压力：2.52MPaG入口温度：185出口压力：3.05MPaG。循环气压缩机由于入口循环气温度高，运行情况苛刻，根据目前国内压缩机厂调研情况，国内制造均有难度，按进口考虑。综上分析，高温甲烷化工艺工艺流程相比具有很大优势，关键设备需要引进，建议项目在引进国外工艺包和设备的过程中，要求设计单位加强消化和吸收，力争后续采用国产化技术，以降低投资成本。5.3.3 甲烷化催化剂选择和能量回收分析甲烷化技术工艺流程较为简短，其核心问题不是工艺流程本身，而主要是对引进技术的催化剂选择和能量回收。（1）甲烷化过程催化剂的选择甲烷化装置的主要能量消耗为循环气压缩机耗蒸汽及水冷器146、耗循环水。其中循环气压缩机的能耗占大部分。循环气压缩机的功率与高温催化剂工作温度有关，催化剂工作温度越高，需要反应气循环量越小，压缩机能耗越低；同时由于反应器合成气出口温度越高，高压蒸汽过热器的温差越大，设备换热面积越小，设备投资相应较小39。所以，从能量利用及经济性角度，建议本项目采用高温催化技术，使用高温催化剂。尽管高温催化甲烷化技术为首次工业化，由于托普索公司高温催化剂开发较早，有大量实验基础，实际使用过程应该没有什么问题。（2）能量回收流程设置的选择如果采用加大循环量的方案，则第一反应器的总甲烷反应率提高，出口甲烷含量增高，则整个流程所需反应器个数较少，设备投资较少，但能耗较高。如果采147、用较小循环量的方案，则第一反应器的总甲烷反应率相对较少，出口甲烷含量稍低，整个流程所需反应器个数较多，设备投资较高，但能耗较低。本项目推荐能耗较低的4级反应器流程。甲烷化技术是煤制替代天然气的关键技术，目前国内技术及催化剂虽暂都没有大规模煤制气的运行经验，但正在进行国产化的实验。通过项目前期调研及与各专利商的初步交流结果看，建议本项目引进工艺包和首炉催化剂，后续催化剂可采用国产催化剂。同时建议在甲烷化装置工艺设计时需兼顾后期催化剂国产化的适应性。第 6 章 xx项目经济性及竞争力本项目包括气化、净化、甲烷化、空分等主要生产装置，以及相配套的辅助及公用工程设施，厂外配套工程有输气管道、厂外道路、148、供水管线、缓冲池、厂外供电及电信、渣场、危废填埋场。其中气化、脱硫脱碳、甲烷化等主要工艺生产装置拟引进国外工艺技术及关键设备，其余由国内配套建设。经初步测算，项目报批总投资为4772955.15万元（含外汇：102408.85万美元）；其中建设投资：4506748.85万元（含外汇：102408.85万美元）；建设期贷款利息：253632.69万元；铺底流动资金：12573.61万元；面对如此大的投资项目，其财务收益如何，是否能够实现项目盈利以可持续性发展，以确保项目的竞争力。本章主要对技术经济的可行性进行分析和研究。6.1 财务评价6.1.1 财务估算使用方法及参照依据本项目评价采用项目全部149、总投入、总体产出的评价方法，在项目所涉及到的各个领域范围内，进行财务成本费用估算和财务经济效益分析等内容。主要依据如下40：（1）国家相关部门颁布的有关财务、会计等相关方面的政策、法规；（2）建设项目经济评价方法与参数（第三版）；（3）行业相关部门发布的化工投资项目可行性研究报告编制办法（中石化协产发200676 号）；（4）新公司法（2006 年1 月）及现行财税制度进行编制；（5）各专业技术人员和业主提供的基础资料。6.1.2 财务评价的主要参数和数据（1）主要投入物与产出物数量及价格主要投入物采用预测价（到厂入库价），主要产出物价格采用预测价（出厂价），见下表。表 61 主要投入物、产出150、物数量与价格表Table 61 Input, Output and the Prices Used in Financial Evaluation序号名称单位年量（100负荷）单价（含税）（元/单位）税率一主要投入物1原料煤万吨/年176015017%2其他化学品及催化剂万元/年3419217%3燃料煤万吨/年29315017%4水资源费（自取水）万吨/年38400.105外购电（下网电）万KWh/年3298540.31元/KWh17%二主要产出物1合成天然气万Nm3/年6226131.808元/Nm313%2硫磺吨/年6600080017%3石膏吨/年7613020017%6上网电价万kWh151、/年5600000.25元/KWh17%本报告财务成本费用估算及财务评价均采用含税价。（2）其他主要参数其他参数按照国家和行业有关法规并结合项目的具体情况选取。见下表所示。表 62 财务评价其他参数表Table 62 Other Parameters Used in Financial Evaluation名称参数备注固定资产折旧15年综合折旧，平均年限法，净残值率为5%无形资产摊销10年平均摊销递延资产摊销5年平均摊销修理费1.3%以固定资产原值为基准其他制造费12600元/人年以设计定员为基数其他管理费18000元/人年以设计定员为基数其他销售费用销售收入的0.1%年度销售收入所得税25%152、利润总额为基数城建税5%流转税为基数教育费附加3%流转税为基数地方教育费附加2%流转税为基数盈余公积金10%税后利润为基数工资及福利1793 人80000元/人年项目计算期22年总体规划分三步进行建设投资基准收益率12%，9%项目投资财务基准收益率(缴纳所得前)12%，项目投资财务基准收益率(所得税后) 9%。（3）本项目拟采取总体规划（年产60亿nm3合成天然气）分三步进行建设，并在第18年对项目追加投资449523万元，在第20年追加160538万元，使生产期保持一致。6.1.3 项目主要经济数据与评价指标对xx项目财务分析测算的主要经济数据与测算的评价指标如下表所示。表 63 主要经济数153、据与评价指标分析表Table 63 List of the Financial Evaluation Results序号项目单位数值或指标备注1项目总投资万元47770571.1建设投资万元44848891.2建设期利息万元2754791.3流动资金万元166902年均销售(营业)收入万元1150710平均值，含税3年均营业(销售)税金及附加万元5918平均值4年均增值税万元59177平均值5年均总成本费用万元800182平均值，含税6年均利润总额万元285433平均值7年均所得税万元71358平均值8年均税后利润万元214075平均值9全投资财务内部收益率9.1所得税前%11.429.2所得154、税后%9.0210全投资投资回收期10.1所得税前年11.23含建设期10.2所得税后年12.42含建设期11全投资财务净现值11.1所得税前万元84762ic=11%11.2所得税后万元4637ic=9%12项目资本金财务内部收益率%12.0113投资利润率%6.0314投资利税率%7.4315项目资本金净利润率%14.98经分析与测算，本项目财务评价年均销售收入约115亿元，本项目的实施对xx县经济总量，改善产业结构，促进地区经济发展起到积极的重大作用。6.1.4 不确定性分析1、盈亏平衡分析根据产品的可变成本、固定成本、销售收入和流转税金及附加计算拟建项目的盈亏平衡点，盈亏平衡点（BEP155、）用生产利用率来表示，盈亏平衡点为62 %（以各期全部投产后第4年）。计算结果表明，该项目产量只要达到设计能力62%，企业即可实现保持成本运行，由此可见，xx项目有较强的抗风险能力，建成后具有较好的财务收益。2、敏感性分析影响该项目效益的主要因素为天然气市场价格和煤价。经分析测算，天然气价格分别为1.90元/Nm3、2.00元/Nm3、2.10元/Nm3和2.20元/Nm3的情况下，以及煤价分别160元/吨、180元/吨、200元/吨、220元/吨和240元/吨的条件进行对比，xx项目投资的财务内部收益率，敏感性分析结果详见下表。表 64 敏感性分析表Table 64 List of Sens156、itivity Analysis序号项目单位项目投资内部收益率(FIRR)投资回收期所得税前所得税后(年，含建设期)1气价1.90元/Nm312.549.9410.79气价2.0元/Nm313.710.8910.39气价2.1元/Nm314.8111.8210.03气价2.2元/Nm315.8912.719.712煤价160元/吨11.018.6811.41煤价180元/吨10.17811.79煤价200元/吨9.387.3712.21煤价220元/吨8.686.8112.67煤价240元/吨7.886.1713.19经计算，本项目天然气价格的临界值为1.778元/Nm3，煤价的临界值为160157、元/吨。从敏感性分析可看出，天然气价格变化大于煤价对项目财务效益的影响。 综合以上分析，从xx项目整体盈利能力分析可看出，按照现阶段所涉及的基本假定的条件，本项目财务内部收益率税前为11%，税后9. %，项目资本金内部收益率可以达到约12 %，该项目的财务效益满足集团公司要求的10%收益率的要求。财务评价分析结果表明，本项目具有一定的盈利能力和清偿能力，并有较强的抗风险能力，财务评价原则总体上可行。6.2 SWOT分析SWOT分析方法，我们常说的对一个整体的优势（Strengths）、劣势（Weakness）、机会（Opportunities）和威胁（Threats）对比和分析，它是基于对企业158、自身的实力，对比竞争对手，并分析企业外部环境变化及可能对企业带来的机会与企业面临的挑战的影响分析后，进而制订企业投资最佳战略决策的一种研究方法。下面是利用SWOT分析法对xx煤制气项目进行的客观分析和评价，从分析结果可以看出，本项目有很多发展优势，更有许多发展机遇，而在看到项目面临着发展优势和机遇的同时，我们也不能够忽视和回避潜在项目的实施可能带来的劣势和威胁因素，因此需要针对威胁和劣势提出应对和解决措施，以期在今后项目的建设和生产运行过程中规避这些不必要的风险和威胁41。表 65 项目的SWOT矩阵分析Table 65 SWOT Analysis on the Huocheng Projec159、t类别分析结果类别分析结果优势1.拥有丰富的煤炭资源机会1、符合国家产业政策发展方向2.拥有丰富的水资源2.符合地方政府规划3.便捷的输气管网3.盈利能力较可观劣势1.煤炭开采成本较高威胁1.国家天然气定价政策2.环境容量有限2.国际原油及天然气价格3.地处偏远，人才缺乏3.海上常规天然气开采冲击针对上述不利因素，建议采取以下措施予以积极应对：（1）加强煤矿建设过程的管控，采取积极有效的管理措施，控制煤炭资源开采成本，以为项目提供物美价廉的煤炭资源。（2）项目应尽量选取本质环保的工艺路线和设备。（3）调整人才招聘政策，提供富有竞争力的薪酬待遇，吸引并留住高端煤化工人才。（4）积极收集国内外天然160、气产业的发展信息，特别是中国国家政策、天然气发展规划方向。收集天然气行业的最新信息，如可开采储量、年限。收集全国天然气终端用户的信息。（5）及时了解国际油价的发展趋势，中国天然气进口国的生产成本。（6）及时了解中国海洋权益和利益的进展情况，跟踪了解中国海洋天然气的开发利用规划情况和生产成本。总之，项目的建设过程中面临着各种机遇和潜在风险，我们要及时找出问题所在，采取积极措施，力争将不利因素的影响降到最低。第 7 章 结论与建议7.1 研究结论（1）我国天然气市场已经从基本自给自足转向了供不应求阶段，未来天然气作为清洁能源利用的市场需求增长空间大，随着天然气价格改革的进一步推进，天然气价格将有所161、上涨。因此，xxxx煤制天然气项目以新疆的廉价煤炭资源为原料生产优质天然气，具有广阔的市场前景，其市场容量和市场价格均能得到保障。从市场的角度评价，该项目是可行的。（2）xxxx煤制天然气项目采用煤炭洁净高效转化系统，生产石油替代产品天然气，是实现新疆地区煤炭高效、清洁、综合利用，提高煤炭资源经济价值有效途径之一，符合国家煤炭资源利用、现代煤化工发展和大气污染防治等相关政策。从产业政策的角度评价，该项目是可行的。（3）xxxx煤制天然气项目符合国家、新疆自治区、伊犁州xx县的国民经济和社会发展规划的总体要求，有利于项目所在地区实现国民经济和社会发展规划提出的目标要求；项目的建设符合国家和自治区162、的各项产业政策要求；项目的生产规模、水耗、煤耗、能耗等各项指标达到行业准入条件。从规划符合性的角度评价，该项目是可行的。（4）xxxx煤制天然气项目所选厂址交通运输方便，煤炭资源、水资源均可得到充足的保障，且靠近原料供应可靠，靠近输气管线，建厂条件优越。从建厂地点外部支撑条件的角度评价，该项目是可行的。（5）xxxx煤制天然气项目选用国内外先进的煤气化技术和甲烷化技术，采用的工艺技术先进、节能，且具有环境友好的特点，环保、安全、卫生等各项措施完善、符合国家标准。选用的主要工艺技术在国内外均有类似应用案例，技术成熟可靠。从工艺技术方案的角度评价，该项目是可行的。（6）利用xxxx煤制天然气项目的163、物料平衡及主要产品的价格预测，进行技术经济分析。结果表明，该项目全部投资内部收益率税前10.22%，盈亏平衡点为66.24%。就基础能源产品生产的角度考虑，本项目经济指标有竞争力，有抗风险能力。从技术经济性的角度评价，该项目是可行的。（7）能够显著增加各级地方政府的财税收入、给当地社会提供大量的就业机会和岗位，促进伊犁和xx县地区的社会繁荣，带来良好的社会效益。从带来的社会会效益的角度评价，该项目是可行的。综上而言，xxxx煤制天然气项目的实施，具有充足的市场空间，符合国家的产业政策及社会经济总体规划要求，拟选定的厂址建厂条件优越，拟采用的主要工艺技术成熟、先进，初步测算的经济效益较好，并能对当地产生良好的社会效益，因此该项目的建设是科学、合理、可行的。