天然气建站可行性报告 53页

'煤化公司年产40亿m3煤制天然气项目1总论1.1概述1.1.1项目规模根据国家发改委发改办工业[2009]23**号文件精神以及市场的需求，X煤化公司煤制天然气项目规划规模为年产40亿立方米煤制天然气，分三期建设。1.1.2项目背景（1）以煤炭资源替代部分油、气资源，是我国经济建设可持续发展的必由之路。我国能源结构的特点决定了寻求油、气的替代能源是我国经济发展与能源战略安全的长远战略。X甲烷产品目标市场定位为国内LPG燃料和天然气的替代和补充，是所有替代燃料技术中最成熟、最安全、最经济的选择，这对我国实现节约和替代油、气的目标具有重要的现实和战略意义。（2）项目建设是贯彻党中央西部大开发战略，发展少数民族地区经济的需要。党中央、国务院明确指出， 不失时机地实施西部大开发战略，直接关系到扩大内需、促进经济增长，关系到民族团结、社会稳定和边防巩固，关系到东西部协调发展和最终实现共同富裕。强调要抓住机遇，把西部地区的发展潜力转换为现实生产力，把潜在市场转换为现实市场，为国民经济提供更广阔的空间和巨大的推动力。党中央的决策，为西部地区经济发展提供了契机。该项目的建设充分发挥新疆锡林浩特煤炭资源优势，改善当地的基础设施，增加地方就业机会，增加税收，推动地区社会经济的发展，缩小东西部发展差距，实现东西部地区优势互补，共同发展，把资源优势转换为经济优势，为西部大开发做出贡献。（3）发展大型煤基合成天然气产业，使实现煤炭资源清洁利用和提高煤炭资源利用的附加值，落实科学发展观，实现可持续发展的客观选择，符合3R原则即“减量化、再利用、资源化”，较好的体现3E原则即“环境、节能、效益”优先的原则。在坑口地区，以褐煤为原料，采用洁净的气化和净化技术大规模制取人工天然气，为低品质褐煤的增值利用开辟了潜力巨大的前景，为煤炭企业提供了新的发展机遇和发展空间，将有利于煤炭行业优化产业结构，提高附加值，谋求可持续发展，提高煤炭行业的综合实力，同时也符合现代煤化工一体化、大型化、基地化的发展特征和产业组织规律。 该项目的兴建，充分利用了企业的褐煤优势资源。根据市场需求，应用洁净煤技术建设现代化高起点的煤化工基地，促进了煤炭加工和利用的产品链的延伸，培育了新的经济增长点。具有良好的经济效益和社会效益。（4）本项目采用的先进工艺技术，在有效而清洁地利用煤炭资源，为国民经济做出重大贡献的同时，有效地保护了当地环境。符合对煤炭的利用要按“集约化、大规模、多联产、清洁利用和有效利用”的现代洁净煤技术模式。1.1.3项目范围工程包括热电站、空分、备煤、煤气化、变换冷却、脱硫脱碳、甲烷化、副产品回收装置以及界区内的供水、供电、供汽，三废处理等公用工程设施。包括煤场、铁路、天然气管道输送工程。1.1.4结论及建议通过市场分析，技术方案论证，厂址及技术经济分析，初步结论如下：（1）该工程为煤炭洁净高效生产系统，是煤炭综合利用，提高附加值的最有效最经济的途径之一，符合国家的产业政策、能源和环境保护政策。（2）以褐煤为原料生产合成天然气替代天然气、副产品焦油、酚、氨等，具有广阔的时差国内，产品成本具有较强的竞争力。（3）所选厂址条件较好，交通运输方便，不占耕地，供水有保证，原料、动力供应可靠。 （4）技术经济分析表明，项目经济效益一般，项目全投资内部收益率（所得税后）为10.63%，盈亏平衡点位55.36%左右。1.1.5主要技术经济指标表主要经济技术指标序号项目单位数量备注1生产规模万Nm3/d12002产品方案2.1主产品天然气万Nm3/d12002.2副产品石脑油万t/a10.128焦油万t/a50.88硫磺万t/a12.01粗酚万t/a5.76粗氨万t/a5.2563年操作日天3338000小时4原料及燃料煤用量原料煤万t/a1423.84燃料煤万t/a402.1445辅助材料和化学品催化剂t/a230 32·NaOHt/a3600甲醇t/a9600二异丙基醚t/a2100循环水药剂t/a15306公用消耗量新鲜水万t/a26907全厂三废排放量废气万Nm3/a382.1锅炉及加热炉烟气废渣、灰万t/a237.33气化及锅炉废渣8运输量万t/a2154.83运入量万t/a1833.01运出量万t/a321.829全厂定员人1678其中：生产工人人1559管理和技术人员人11910占地面积ha373.93包括灰场11工程项目总投资万元2268074.3611.1基建投资万元2060720.0211.2固定资产方向调节税万元 11.3铺地流动资金万元15332.1611.4基建期利息万元192022.1712项目固定资产投资万元2252742.1913资本金万元680589.4614基建贷款万元1587484.9015年销售收入万元756191.52平均16年销售税金万元68989.61平均17年总成本费用万元506006.62平均18年利润总额万元181195.29平均19年所得税万元45298.82平均20投资利润率%7.86平均21投资利税率%10.86平均22成本费用利润率%35.81平均23投资收益率%14.13平均24外汇贷款偿还期年含基建期25国内贷款偿还期年9.91含基建期26投资回收期（所得税后）年9.59含基建期27投资回收期（所得税前）年9.06含基建期28全投资内部收益率%10.63所得税后29全投资净现值万元367559.32所得税后 30全投资内部收益率%12.31所得税前31全投资净现值万元639818.27所得税前32自有资金内部收益率%12.4033自有资金净现值万元341052.8634全员劳动生产率万元/人年450.652市场预测2.1天然气产品用途、现状及需求2.1.1天然气特性和用途天然气（natural  gas)系古生物遗骸长期沉积地下，经慢慢转化及变质裂解而产生之气态碳氢化合物，具可燃性，多在油田开采原油时伴随而出。天然气蕴藏在地下约3000—4000米之多孔隙岩层中，主要成分为甲烷，通常占85-95%；其次为乙烷、丙烷、丁烷等，比重0.65，比空气轻，具有无色、无味、无毒之特性，天然气公司皆遵照政府规定添加臭剂，以资用户嗅辨。在石油地质学中，通常指油田气和气田气。其组成以烃类为主，并含有非烃气体。广义的天然气是指地壳中一切天然生成的气体，包括油田气、气田气、泥火山气、煤撑器和生物生成气等。按天然气在地下存在的相态可分为游离态、溶解态、吸附态和固态水合物。只有游离态的天然气经聚集形成天然气藏，才可开发利用。 目前我国天然气的生产主要集中在中国石油天然气总公司、中国石油化工总公司和中国海洋石油总公司。中国石油天然气总公司2006年天然气产量为442.10亿m3，产量全国天然气总量的75.5%；中国石油化工总公司2006年天然气产量为72.65亿m3，产量占全国天然气总量的12.4%；中海油有限公司湛江分公司2006年天然气产量增长到48.95亿m3，产量占全国天然气总量的8.4%。2006年我国天然气表观消费量约586m3，已成为世界上天然气需求增长最迅速的国家之一。据预测，到2010年，我国将每年需进口液化天然气1000万吨，广东、福建、浙江、上海等地将有5座液化天然气接收站投入建设与营运；到2020年，我国沿海将再建5-6座液化天然气接收站，年消费液化天然气将达到2000万-2500万吨。到2010年，中国国内管道天然气需求量约1200亿m3，2015年为1700亿m3，2020年将达到2000亿m3以上，占我国能源消费总量的比例将从2.5%-2.6%上升为7%-10%，其中用于发电、城市燃气、化工大约各占1/3。用气方向：天然气可用于发电、化工、城市燃气、压缩气车，目前中国天然气消费以化工为主，预计今后天然气利用方向将发生变化，会主要以城市气化、以气代油和以气发电为主，其中城市燃气将是中国主要的利用方向和增长领域。2006年国内天然气消费结构及需求预测单位：亿m3，%消费领域2006年2010年2006-2010年 年均增长率数量比例数量比例发电160.628.933633.620.3化工242.243.536636.612.4工业燃料78.014.013513.514.7民用燃料60.110.814214.226.2车用燃料0.30.0520.260.5其他15.62.8191.96.5合计556.8100.01000100.015.82.1.2中国天然气的发展中华人民共和国建立以来，天然气生产有了很大发展。特别是“八五”以来，中国储量快速增长，天然气进入高速发展时期。1999年中国天然气产量达234.37亿m3，较上年大幅增长12.2％；2000年，中国天然气产量达到264.6亿m3。由于天然气具有良好的发展前景，中国和世界许多国家一样，大力开发利用天然气资源，并把开发利用天然气作为能源发展战略的重点之一；2001年中国天然气产量达303.02亿m3，较上年有大幅增长，增幅达11％；2002年继续高速增长，达到328.14亿m3，较上年增长8.29％。但在世界各国天然气产量的排名中，由于阿联酋的产量猛增，中国从第15位降至第16位；2003年，中国天然气产量约为341.28亿m3（其中包括地方产量3.28亿m3 ）；2004年中国天然气产量保持稳定增长态势，全年产量达到356亿m3，创历史最高纪录。　　2005年，全国累计探明天然气可采储量达到3.5万亿立方米，比2004年增长了25%。2005年，中国天然气产量约为499.5亿立方米，比2004年增加91亿立方米，增长幅度约22%。截至2005年底，全国天然气管道总长度约2.8万千米，其中管径大于426毫米的管道总长度为1.7万千米。　　2006年三季度前期天然气产量保持高位，月均天然气产量在48亿立方米之上，9月天然气产量有所回落。2006年1-9月国内共生产天然气430.81亿立方米，同比增长21.3%，增速比上半年下降3.0个百分点。据专家预测，未来20年天然气需求增长速度将明显超过煤炭和石油。到2010年，天然气在能源需求总量中所占比重将从1998年的2.1%增加到6%，到2020年将进一步增至10%。届时天然气需求量估计将分别达到938亿立方米和2037亿立方米。天然气年产量以20%左右的速度高速增长。未来我国的天然气供应将呈现四种格局：西气东输，西部优质天然气输送到东部沿海；北气南下，来自我国北部包括引进的俄罗斯天然气，供应南部的环渤海、长三角、珠三角等区域；海气登陆，一方面是近海地区我国自己生产的天然气输送到沿海地区，另一方面是进口液化天然气优先供应沿海地区；此外，各资源地周边地区就近利用天然气。但未来数年后，随着国家的扶持和应用范围的扩大，将出现供不应求的局面。预计2010年国内天然气供应缺口将在400-500亿立方米，2020年将近1000亿立方米。这些缺口 目前的供气方案是主要由国外气源来解决，包括建设输气管道和LNG运输。 2.1.3中国天然气存在的主要问题和解决办法（1）天然气储量不多。天然气年产量仅400多亿立方米，在中国能源生产中的比例不足5%，与世界相比具有很大的差距。据有关资料显示，中国天然气储量在世界天然气总量中不足3%。（2）天然气勘探开发难度较大。现已探明谈然气地质储量3.4万亿立方米，尽快将这些储量开发利用，对促进国民经济发展有非常重要的作用。但中国的这些储量大多分布在中国西部的老、少、边、穷地区，地表条件多为沙漠、黄土塬、山地，地理环境恶劣。多数勘探对象第孔、地渗、埋藏深、储层复杂、高温高压，且远离消费市场，开发利用这些储量还存在许多技术难题。譬如中国的鄂尔多斯盆地的苏里格大气田，探明地质储量近6000亿立方，但在产能建设上存在许多技术难题，它是大面积、低孔、低渗的岩性气田，这是中国开发利用从没遇到过的气田，涉及钻井工艺、储层改造工艺等技术难题，而类似的气田还有很多。又如四川盆地的气田主要属于碳酸盐岩的裂隙和次生孔隙气田，它们的不均质性很强，开发和稳产难度相当大。 （3）加快引进利用国际天然气资源。引进利用国际天然气资源是21世纪中国发展外向型能源经济的重点，是中国21世纪重大的能源战略。中国进口天然气将通过两条途径解决：一是从俄罗斯、乌兹别克斯坦、土库曼斯坦、哈萨克斯坦等国引管道天然气；二是为中国沿海地区引进液化天然气（LNG）。（4）加快建设煤制天然气工厂，以满足市场需要。政府部门预计2010年中国每年天然气的需求1000亿m3，而中国2006年天然气产量仅有586亿m3，液化天然气进口量100万吨。远不能满足市场需要，现已经计划从中亚地区进口天然气，此外还在研究铺设从缅甸和俄罗斯通往中国的跨境管道。3产品方案及生产规模3.1生产规模该项目选择固定床干法排灰纯氧碎煤加压气化技术生产天然气，低温甲醇洗净化、镍基催化剂甲烷化的生产工艺。设计规模确定为公称能力1200万Nm3/d。3.2产品方案主要产品为天然气，在工艺装置中副产的产品有：石脑油、焦油、粗酚、氨、硫磺等。产品方案和产量表单位：t/a序号产品数量一主产品（1）合成天然气1200万Nm3/d 二副产品（1）焦油508800t/a(2)石脑油101280t/a(3)粗酚57600t/a(4)硫磺120036t/a(5)液氨52560t/a产品规格及质量指标总合成天然气气量500000Nm3/h,其组分如下：成分COCO2N2+ArH2CH4∑含量v%0.050.771.02.4895.71004工艺技术选择及技术来源4.1工艺技术选择该项目是利用锡林浩特丰富的煤炭资源，建设公称能力为1200万Nm3/d合成天然气装置。主要工艺技术采用：l碎煤加压气化l粗煤气耐油变换、冷却l低温甲醇洗净化l低压蒸汽吸收制冷 lClaus-Scot硫回收工艺l甲烷化l废水综合利用、残液焚烧4.1.1煤气化工艺技术选择煤气化工艺有十几种，在工业上大量采用的也就是几种，可分为固定床、流化床、气流床三种类型。煤气化工艺选择原则是（1）根据煤质选择相应的煤气化工艺。（2）根据煤气加工的产品及用途选择煤气化技术。（3）装置规模的大型化。该项目采用锡林浩特高水分褐煤。收到基水分34.1%，低位热值14.4Mj/kg煤（ar）。灰熔点1200-1250℃。气化生成的煤气加工成1200万Nm3/d合成天然气。依据上述三个原则，由于煤含水分高，不可能制出符合德士古所要求的水煤浆浓度60%以上，流化床气化工艺比较适应年轻褐煤气化，但气化压力〈1MPa，飞灰太多且含碳高，碳转化率、气化效率较低，在装置大型化方面存在一定问题，BGL固定床液态排渣压力气化，虽然较好适应高水分褐煤气化，且有蒸汽消耗低，煤气中甲烷含量高的特点，但技术还不成熟。因此本项目可供选择的气化工艺有GSP、SHELL干粉煤、液态排渣气流床压力气化，Lurgi碎煤固定床干法排灰压力气化。为此对三种气化工艺进行详细比较如下：GSP、SHEL干粉煤、Lurgi三种气化工艺比较名称GSPSHELLLurgi原料要求 （1）褐煤～无烟煤全部煤种，石油焦、油渣、生物质；（2）径250-500um含水2%干粉煤（褐煤8%）；（3）灰熔点融性温度〈1500℃；（4）灰分1%-20%。（1）褐煤～无烟煤全部煤种，石油焦、油渣、生物质；（2）90%〈100目，含水2%干粉煤（褐煤8%）；（3）灰熔点融性温度〈1500℃；（4）灰分81%-20%。除主焦煤外全部煤种，5-50mm碎煤，含水35%以下，灰25%以下，灰熔点≥1200℃。气化温度/℃1450-15501450-1550取决于煤灰熔点，在DT-ST间操作气化压力/MPa4.04.03-4.0气化工艺特点干粉煤供料，顶部单喷嘴，承压外壳内有水冷壁，激冷流程，由水冷壁回收少量蒸汽，除喷嘴外全为碳钢。干粉煤供料，下部多喷嘴对喷，承压外壳内有水冷壁，废锅流程，充分会说废热蒸汽，材质碳钢、合金钢、不锈钢。粒状煤供料，固体物料和气化剂逆流接触，煤通过锁斗加入到气化炉，通过灰锁斗将灰派出炉外，气化炉由承压外壳、水夹套、转动炉篦组成， 炉内物料明显分为干燥、干馏、煤气化洗涤除焦/尘后进入废锅。材质为碳钢。投煤量2000t/d内径=3500内径=4600内径=4000单炉尺寸/mmH=17000投煤（2300t/d）H=31640投煤（800-1000t/d）H=11000耐火砖/水冷壁寿命/a2020喷嘴寿命10a,前端部分1a1a-1.5a气化炉台数161646冷激室/废锅尺寸/mm冷激室内径=3500约为2500除尘冷却方式分离+洗涤干式过滤+洗涤洗涤去变换温度℃22040180-185建筑物（不包括变换）装置占地：9000M2高约55M（气化部分）装置占地：9000M2高约85-90M（气化部分）40M（包括干燥34.2） 标煤消耗t/106kj（包括干燥34.2）（包括焦油等副产品）33氧耗Nm3/106kj（99.6%）292910（包括焦油热值）蒸汽消耗kg/106kj（包括造气变换副产中低压蒸汽）-3.600电耗KW/106kj3.65.80.3碳转化率%999999（包括jioayou等副产品）冷气效率%808080（包括jioayou等副产品）气化热效率%909690（包括jioayou等副产品）投资万元1200×106Nm3/d天然气1272000（其中空分522000）967000（其中空分522000）480000（其中空分184000）由上表可知：（1） 三种煤气化工艺在消耗指标上，消耗高水分原料煤基本一样，差别最大的是氧气消耗原料煤SHELL、GSP是Lurgi气化的2.9倍。电：SHELL是lurgi煤气化的19倍，GSP是lurgi的12倍。蒸汽：GSP、Lurgi比SHELL每106kj多消耗3.5Kg。（1）包括焦油等副产品在内，三种气化工艺的碳转化率、气化效率、气化热效率基本一样。（2）三种煤气化投资相差很大。SHELL投资是Lurgi的2.6倍，GSP是lurgi的2倍。造成投资大的主要原因除气化装置外，空分装置影响更大。煤气化、空分比较结果还不能代表全部工艺的比较结果，对于以煤原料生产合成天然气，Lurgi煤气化生产煤气中按热值分布，焦油约占煤总热值的10%，甲烷热值约占煤气总热值30%。H2、CO约占60%。因此采用Lurgi煤气化工艺合成天然气比SHELL、GSP煤气化工艺，变换低温甲醇洗净化装置、甲烷化装置处理量大大减少，消耗、投资大大降低。综上所述煤气化推荐选Lurgi煤气化。4.1.2粗煤气变换由于粗煤气中含硫、焦油等杂质，因此只能选择耐油催化剂进行CO变换，使煤气中H2/CO=3.1-3.3。4.1.3煤气净化工艺技术选择众所周知，碎煤加压气化由于逆流气化过程，煤气出炉温度低，粗煤气成分复杂，其气体组分包括CO、H2、CO2、CH4、H2 S、有机硫、C2H4、C2H6、C3H8、C4H10、HCN、N2、Ar以及焦油、脂肪酸、硫、酚、氨、石脑油、油、灰尘等。在这些组分中除CO、H2、CH4有效组分和N2、Ar以及惰性气体外，其余所有组分包括CO2和硫化物都是需要脱除的有害杂质，可见其净化任务的艰巨。纵观当今各种气体净化工艺，能担当此重任者非低温甲醇洗莫数。这是因为只有低温甲醇洗净化才可以在同一装置内全部干净的脱除各种有害成分，诸如、CO2、H2S、COS、C4H10S、HCN、NH3、H2O、C2以上烃类（包括轻油、芳香烃、石脑油、烯烃及胶质物等）以及其他化合物等。另外碎煤加压气化原料气压力较高，其体中CO2、H2S分压相对较高，所以本身就有利于发挥低温甲醇洗物理吸收的特性，低温甲醇洗工艺与其他净化工艺相比还有如下显著优点：l吸收能力强，溶液循环量小l再生能耗低l气体净化纯度高l溶剂热稳定性和化学稳定性好，溶剂不降解、不起泡，纯甲醇对设备不腐蚀l溶液黏度小，有利于节省动力l甲醇和水可以互溶。利用此特性可以用其干燥原料气，而且利用其与水的互溶性用水可以将石脑油从甲醇中萃取出来l甲醇溶剂廉价易得l流程合理，操作简便 低温甲醇洗在同一装置中实现了多种杂质的脱除，相对于其他净化方法的多种净化工艺组合而言，工序相对单一、合理，便于操作管理。低温甲醇洗与NHD净化工艺相比由于装置在低温下操作，需用低温材料，因此投资较高。但由于NHD的吸收能力较低温甲醇洗低，溶剂循环量大，用电消耗大，加之NHD溶剂较贵，总体操作费用比较高。总体而言，低温甲醇洗综合运行的经济性优于NHD净化工艺。所以鉴于碎煤加压气化复杂的气体杂质，基于低温甲醇洗净化可以一次性综合脱除各种杂质的独特优势，无疑碎煤加压气化配套低温甲醇洗是最合理的组合。4.1.4制冷工艺的选择低温甲醇洗装置所需-40℃级冷量为8586×106Kcal/h，0℃级冷量13.92×106Kcal/h。干燥装置所需-40℃级冷量为13.86×106Kcal/h，制冷有三种方案可供选择：（1）混合制冷此方案是将蒸发后的气氨经离心式氨压机提压后再去吸收制冷，避免了吸收器在负压下操作，使生产操作更加稳妥可靠，混合制冷采用工艺副产的低压蒸气作热源，系统中的溶解热及冷却水带出。（2）吸收制冷 根据冷量级别可采用一级吸收制冷或两级吸收制冷。吸收制冷是在低压低温下用水吸收冷媒，在蒸气提供热源的条件下将冷媒在一定温度、压力下蒸馏出来。然后冷却减压制冷。吸收制冷要消耗大量的蒸汽和循环水，制冷效率较低，只有在流程中有大量低位热能或低压蒸汽找不到用途时，才显示其优越性。4.1.5甲烷化技术选择甲烷化技术是鲁奇公司、南非沙索公司工程师在20世纪70年代开始两个半工业化实验厂进行试验证明了煤气进行甲烷化可制取合格的天然气。CO转化率达达100%，CO2转化率可达98%，甲烷可达95%，低热值达8500Kcal/Nm3.美国大平原煤气化制合成天然气已于1984年投产，它是世界上第一座由鲁奇固定床干法排灰压力煤气化生产的煤气净化后经甲烷化合成天然气的大型商业化工厂。原计划分为两个阶段建设一座778万Nm3/d的合成天然气厂。第一期工程的设计能力为日产合成天然气389万立方米（相当于日产原油2万桶），于1980年7月破土动工，1984年4月完工并投入试匀装，1984年7月28日生产出首批合成天然气并送入美国的天然气管网。该厂至今还在正常运行。二期工程至今未建。丹麦托普索公司一直从事该项技术开发，掌握了更高压力的合成技术，1978年在美国建有一个小型合成天然气工厂，两年后关闭。目前正在美国开展拟建一座18万Nm3/h的合成天然气厂的前期工作。项目甲烷合成技术可以从上述两公司中择选选用。4.1.6硫回收技术的选择 硫回收方法根据工艺流程选择和当地产品销路情况，产品可以是硫磺或硫酸。产品为硫磺的酸性气处理工艺通常采用克劳斯回收工艺，该法是一种成熟的工艺，而且工艺种类繁多，主要有传统克劳斯工艺，超级克劳斯，带有SCOT尾气处理工艺的克劳斯工艺；以及属于生物脱硫技术的SHELL-paques工艺。（1）传统克劳斯工艺原理可以简单概括成：含一定浓度的H2S酸性气首先进入焚烧炉，使其中一部分H2S通过燃烧生成SO2与另一部分含H2S气体在催化剂的作用下生成单质硫，由于受克劳斯反应得平衡限制，克劳斯工艺总硫磺回收率一般在95-98%左右，尾气根本无法满足国家现有环保指标。主要化学反应2H2S+3/2O2=2H2O+SO2SO2+2H2S=3S+2H2O（2）催化氧化技术a．超级克劳斯一改以往单纯增加级数来提高H2S的回收率的方法，在两极普通克劳斯催化转化之后，第三级改用选择性氧化崔化剂，将H2S直接氧化成元素硫，常规克劳斯工艺要求H2S/SO2比值为2的条件下进行，而此种富H2S工艺却维持催化段在富H2S条件下举行，例如二段催化剂反应器出口气体要求H2S/SO2比值可高达10，末端选择催化氧化反应实际上是一种尾气处理工艺，H2 S转化为硫磺的回收率最高99.5%，如果采用此工艺处理本工号的酸性气，处理后的尾气仍然存在COS，SO2远远超出国家排放标准，不能满足要求。氧化主要化学反应2H2S+O2=2H2O+2Sb.超优克劳斯工艺，在两级普通克劳斯转化之后，增加加氢催化反应器，将所有硫化物催化加氢转化成H2S后再选用选择性氧化催化剂，将H2S直接氧化成元素硫，除具有超级克劳斯工艺的优点外，将总硫回收率提高到99.5%-99.7%，尾气H2S的排放仍然超出国家排放要求。加氢还原主要化学反应SO2+3H2=H2S+2H2OCOS+H2=H2S+CO（3）尾气处理工艺SCOT是与克劳斯工艺相配套的尾气处理工艺，超级SCOT、低硫SCOT是标准SCOT法工艺的技术进步，其特点可大致归纳如下：a.在克劳斯硫磺回收界区的下游，将尾气预热、加氢还原，还原气急冷和H2S吸收、解析等4个工序组成一个相对的工艺界区。解析出的H2S返回系统，上游克劳斯装置任何条件的波动对本装置的操作无影响。因此，当硫磺回收装置尾气的组成、流量、温度、压力等状态参数强烈波动时，尾气处理装置仍能保持平稳运转，通常操作弹性范围20%-200%。b.装置的硫负荷能力很高，即使上游装置的硫磺回收率仅为90%左右仍不会影响处理后尾气中硫的净化度，故上游装置只设置2个转化器，可以不使用价格昂贵、操作条件要求高的有机硫水解催化剂。 c.加氢还原工序的效率高，除SO2外，尾气中所有的有机硫化物以及元素硫均可被还原成H2S而返回硫磺回收装置，从而使装置的总硫磺回收率达到99.95%。该工艺相对复杂，操作工艺条件苛刻，设备投资较大。（4）壳牌-帕克（SHELL-paques）生物脱硫工艺壳牌-帕克（SHELL-paques）生物脱硫工艺是酸性尾气处理工艺的新发展，是从酸性尾气中脱除H2S并以元素硫的形式进行硫磺回收的生物反应过程。含H2S气体在吸收塔内与含硫细菌的碱液逆流接触，H2S溶解在碱液中进入到生物反应器（专利设备）。在生物反应器内的充气环境下，H2S在一种无色硫磺杆菌的作用下生产单质硫，该过程只有在反应器通风的条件下才能实现。硫磺以料浆的形式从生物反应器中取出，经过浓缩后形成65%干度的硫磺饼，可进一步处理满足需要。溶液中悬浮硫的浓度5-15g/L，由于生物硫磺具有很强的亲水性，所以流动性好，不会产生堵塔现象。壳牌-帕克（SHELL-paques）生物脱硫工艺特点a.最小的化学品消耗b.高调节比c.净化度高，净化后尾气中的H2S浓度小于4ppmv。d.生物反应器中硫化物100%转化，其中95-98%转化为元素硫。壳牌-帕克（SHELL-paques）生物脱硫工艺只适宜在酸性气H2S浓度≤25%V，硫磺产量≤ 15d/t小规模装置。本装置的硫磺产量高达97t/d，因此不宜选用，经比较初步推荐Claus-Scot工艺。4.1.7空分工艺技术方案的选择本项目采用碎煤加压气化工艺，对氧气、氮气、空气要求如下表：介质纯度%温度℃压力MpaG用气量NM3/h使用情况氧气99.6403.8261825连续低压氮气400.6347877间断针对上述对氧气和氮气的使用要求，空分装置需要对氧气、氮气增加方案、装置的系列数做出选择。（1）空气增压方案内压缩流程和外压缩流程的共同点都是采用低压空气压缩、空气预冷、分子筛空气净化、深冷分离。不同点是内压缩流程采用空气增压机和液氧泵获得高压氧气；外压缩流程的实际功耗相近。因为，尽管内压缩流程使用了空气增压机来提供系统的部分制冷量，空气增压机、液氧泵的功率比氧压机高，理论上要多消耗3%的压缩功；但是氧压机实际运行往往偏离其设计工况。两者实际的功率是很接近的。从安全方面分析，尽管外压缩流程的使用也比较普遍，氧气压缩机的设计和制造水平不断提高，但是统计数据表明，氧压机有多台次发生过燃烧事故，而内压缩流程从未出现过类似事故。另外，由于内压缩流程使用了液氧泵，可及时抽走主冷凝器液氧中的液态烃，使得空分装置的运行更加安全、可靠。 从投资上看，两种流程相近，内压缩流程稍低一些。此外，使用液氧泵的内压缩流程比使用氧压机的外压缩流程操作、管理更为方便，维修工作量少，占地少。两种氧气增压方案的比较见下表。液氧泵和氧压机增压方案比较表序号项目液氧泵流程氧压机流程1相对能耗1.0312相对投资11.053维修费用低高4占地面积小大5安全性安全较安全因此，本项目推荐采用液氧泵内压缩流程。（2）装置的系列数空分装置每期可采用两套制氧能力45000NM3/h的方案。（共三期六套）45000NM3/h的空分考虑选用国产装置。其中离心空气压缩机、空气增压压缩机、驱动汽轮机、产品氮气增压机、高低压板式主换热器、低温透瓶膨胀机、低温泵、所有低温阀门、调节阀门和切换阀门及DCS系统、分析仪和主要仪表均为进口设备，国内的子公司制造和采购的设备主要为精馏塔、空气纯化系统、空气预冷系统、空气过滤器、部分仪表和电控设备等。（3）空压机及配套汽轮机的选择本项目45000NM3/h的空分装置需要处理的空气量约为214000NM3 /h，由于处理量大，采用离心式压缩机压缩空气，蒸汽透平驱动，汽轮机选用全凝式。空压机配汽轮机的蒸汽可用两种等级的蒸汽：一、压力：13.0MPa(G),温度535℃。二、压力：9.2MPa(G),温度535℃。13.0MPa(G)等级的汽轮机，业绩较少，价格较高；9.2MPa(G)等级的汽轮机，空分装置配套的很多，技术已比较成熟。故本次设计选哟国内9.0MPa(G)等级的汽轮机。4.1.8干燥工艺技术选择常用干燥方法有冷分离法，固体吸收法，溶剂吸收法。4.1.8.1冷分离法冷分离法是利用压力变化引起温度变动，使水蒸气从气相中冷凝下来的方法。常用有两种流程：节流膨胀冷却流程与加压后冷却流程。（1）节流膨胀冷却脱水法，一般用于高压天然气气田，高压天然气经过节流膨胀或低温分离，把天然气中的一部分水冷凝下来。这种方法简单，经济，但应控制天然气降压后仍高于输送压力，同时，不使温度降的太低，防止冷凝水结冰。（2）加压后冷却法，对于低压天然气田及人工煤气，需加压后再冷却当时将煤气中水蒸气冷凝下来。上述两种方法煤气干燥度即露点温度，将受多种因素影响、且能量损失大。4.1.8.2固体吸附法 固体干燥剂脱水的过程是周期性的，用一个或多个干燥塔吸附脱水。应采用吸附水能力比吸附烃类或吸附酸性气体能力强的干燥剂，可用热气体通过吸过水的干燥剂将水分带出使之再生。固体吸附法脱水的优缺点见表优点缺点1、能获得露点极低的净化气；2、不受净化气温度、流量、压力等变化的影响；3、设备构造简单、便于操作；4、腐蚀及净化气量少时，费用也不太高。1、设备费高；2、耗热较多；3、净化气中成分易使干燥剂中毒粉碎；4、吸附与再生均不连续。常用的固体吸附脱水法有氯化钙法，硅胶法，活性氧化铝矾土法，分子筛法以及复式固定干燥剂法等，各种干燥剂特点见下表。复式固定干燥剂是综合了多种干燥剂的优点，该法是根据不同的气源，分别放置不同的脱水剂，以便有选择的脱除不同组分气体水分。各种干燥剂特点脱水剂优点缺点使用情况氯化钙法成本低，工艺过程简单腐蚀性严重，废渣废水处理困难适用于高寒地带硅胶法吸附能力好，吸水选择性强 遇液态水，油料易碎，处理量大时时效快适用于处理量大而含水量不大情况活性氧化铝法及活性铝矾土吸附能力较好，再生温度低，在液态水中不易碎活性丧失较快，特别酸性气体多时适用于含酸性气体少的煤气分子筛吸附能力较好，对高酸性气体的脱水可用抗酸性分子筛成本稍高适用于处理量较大，露点降要求高的气体4.1.8.3溶剂吸收法液体吸水剂（溶剂）吸收法所用设备费最少。液体吸水剂应满足以下要求：（1）在较大水浓度范围内吸水能力大；（2）操作时水蒸气的压力低；（3）水溶液没有腐蚀性；（4）粘度较低；（5）具有化学稳定性和热稳定性；（6）容易再生；（7）无毒；（8）反应热和熔解热小。常用的液体吸收剂有氯化钙溶液、氯化锂水溶液、甘醇-醇胺、二甘醇及三甘醇等。各种吸水剂特点见表 几种吸水剂的特点吸水剂优点缺点使用情况氯化钙溶液1、成本低2、耗量小（0.016-0.06公斤/万M3，3、能用于高寒地带。1、遇水乳化，2、产生电解腐蚀，3、露点降低（11-20℃），4、与H2S发生沉淀。逐渐淘汰。氯化锂水溶液1、吸水能力大，2、腐蚀性小、有杀菌力，可使处理煤气消毒，4、不易加水分解，5、露点下降大（22-37℃）。1、价格较高，2、工业产品含不纯物时，引起腐蚀。适用于空气调节用于煤气脱水。甘醇-醇胺（一乙醇胺10-30%，二甘醇60-85%）1、同时脱除CO2、H2S和水，2、甘醇可降低醇胺的发泡，3、一步净化和脱水。1、比三甘醇携带损失大，2、再生温度高，H2S腐蚀严重，3、露点下降少适用于一些露点要求不高的煤气中。 二甘醇（一缩二乙二醇）1、较稳定，2、浓溶液不凝固，3、正常操作存在CO2、H2S时稳定，4、吸容量大，5、携带损失小，6、检修安装较容易，7、处理量灵活。1、携带损失比三甘醇大，2、再生浓度为95%，3、初期投资大。逐渐被三甘醇法取代。三甘醇（二缩三乙二醇）1、比二甘醇的全部优点更优越，2、再生浓度高达99%以上，3、露点降低比上述方法都高（28-58℃）。1、需加消泡剂以避免轻油存在时发泡，2、溶剂在市场供应不多，3、初期投资大。广泛使用。通过上述比较可知，三甘醇法和冷却法各有优点，三甘醇法是普遍采用的方法。由于本项目低温甲醇洗需冷量，是-40℃级的制冷装置，也是一种可选用的方法。选用这种方法的前提是低位热能足够富裕。两种方法究竟选用何种工艺待下阶段作更详细工作后明确。可暂按冷却法考虑。 4.2主要装置来源4.2.1碎煤固定床干法排灰加压气化技术、耐硫耐油变换技术、低温甲醇洗净化技术、异丙醚脱酚技术。碎煤固定床干法排灰加压气化，国外德国鲁奇公司称鲁奇气化。原东德称PKM煤气化，捷克称ZVU煤气化技术。该技术20世纪30年代由德国鲁奇公司开发，随后在德国、英国、苏联、捷克、南斯拉夫、南非等建有近200余台气化炉，特别是南非建有100余台，现在运行的还有97台用于生产油品。在美国上世纪80年代，在大平原第一期建了14台气化炉用于煤制天然气。在中国上世纪70年代末引进德国鲁奇公司气化技术，用5台气化炉生产30万t/a合成氨，80年代兰州煤气厂、沈阳煤气厂引进捷克气化技术和气化炉8台，哈尔滨煤气厂引进原东德PKM公司气化炉5台，90年代中，义马煤气厂用政府贷款方式，引进澳大利亚鲁奇公司气化炉3台，现已扩至5台。在中国为了开发这项煤气化技术，60年代初到70年代东北煤气厂研究所建了一套工业试验装置。对沈北褐煤等煤种进行了气化试验，取得了一套完整数据。上世纪80年代初，中国煤炭科学研究院又建了一套试验装置，对哈尔滨长焰煤、龙口褐煤以及蔚县烟煤等煤种的试烧。在上述技术开发和消化吸收各种气化炉的基础上，在上世纪的国家“七五、八五”把碎煤加压气化列为国家重点攻关项目，包括直径2.8米碎煤加压气化炉，耐硫耐油变换催化剂和有关技术，低温甲醇洗热力学，相平衡数据测定，异丙醚萃取脱酚技术。 直径2.8碎煤加压气化炉建在太原化肥厂，试验完后此炉移交云南解化用于合成氨生产，在此开发基础上，化二院完成了天脊第五台气化炉设计，义马煤气厂3台气化炉设计。并顺利投产，当前正为新疆广汇设计14台气化炉。耐硫耐油变换技术首先用于哈尔滨煤气厂，随后又用于云南解化技改，义马煤气厂。低温甲醇洗技术先后用于天脊化肥厂改造，云南解化扩建改造，义马煤气厂二期150万NM3/d城市煤气。神华宁夏煤业X25万t/a甲醇等项目。4.2.2甲烷合成技术来源碎煤加压气化净化煤气通过镍催化剂在2.4-6MPa下400℃，将氢气、CO合成甲醇技术，70年代开发成功，80年代初在美国大平原建成389万NM3/d合成天然气工厂。技术成熟可靠。建议引进鲁奇公司或托普索技术。4.2.3硫回收技术来源硫回收技术很多，但能满足当今环保要求的技术还不多，建议选用金陵石化或齐鲁石化开发的Clause-SCOT硫回收工艺技术。4.2.4工艺装置综述碎煤加压煤气化气体经煤气冷却及低温甲醇洗可以将大部分有害气体组分脱除干净，在低温甲醇洗出口净化气体主要有CO、H2、CH4、CO2、N2、Ar以及0.1ppm的总硫。净化气进入甲烷化装置生产出甲烷，经干燥送往管道。 加压气化、煤气冷却分离的煤气水送至煤气水分离装置，分离出焦油、中油、石脑油，剩余含酚的污水至酚回收、氨回收得到粗酚、液氨后，废水送污水浊循环作为补充水，多效蒸发后进行焚烧达到零排放。低温甲醇洗分离出来的酸性气体在硫回收装置生产硫磺，尾气送至烟囱达标排放。4.3装置简述4.3.1备煤4.3.1.1设计任务及设计范围备煤系统的设计任务是为48台气化炉提供合格的原料煤以及为6台锅炉提供合格的燃料煤；其设计范围是从火车卸车机开始至造气厂房气化炉顶贮煤仓及锅炉系统的煤仓上部为止；内容包括原料煤、燃料煤的卸车、上煤、贮存、粉碎、筛分及运输。4.3.1.2概述原料由离本厂180KM煤矿定点供给，运输方式为铁路运输。原燃料煤不落地，由圆筒密闭贮存。原煤仓由10个直径为36米的圆筒仓与6个直径为22米的圆筒仓组成，储量为360000吨；合格燃料煤设2个直径为15米的圆筒仓组成，储量为8000吨；燃料煤补充设1个直径为15米的原煤圆筒仓组成，储量为4000吨。 根据气化炉及锅炉用煤量计算的耗煤量如下：煤种年用量万t/a日用量t/d小时用量t/h运输方式原料煤1423.8042714.001779.75火车燃料煤402.14412604.32502.68火车备煤系统分为原煤卸料系统、破碎筛分系统、气化备煤系统及锅炉备煤系统。从火车翻车机开始至直径为2米圆筒仓顶为原煤输送系统，系统能力为3000t/h；从直径为22米圆筒仓下给料机开始至破碎筛分厂房为破碎筛分系统，系统能力为1300t/h；从破碎筛分厂房下的池涨筛开始至气化炉顶贮煤仓为气化备煤系统，系统能力为300t/h；从燃料煤补充仓下的振动给料机开始至锅炉房顶为锅炉备煤系统，锅炉备煤系统能力为1000t/h。整个备煤系统均设两路，一路运行，一路备用。4.3.2碎煤加压气化4.3.2.1流程简述略4.3.2.2主要设备选型及台数确定本项目粗煤气量为1968500万NMN/h，根据煤质分析及现有生产厂运行情况，碎煤加压气化炉单台公称产粗煤气气量按44000NMN/h考虑。因此每期设碎煤加压气化炉16台（15开1备），布置为两大系列。（三期共48台45开3备）。 4.3.2.3原材料、动力规格及消耗量（原材料的规格及消耗量）序号名称规格单位消耗量备注小时量年量万吨1原料煤8-50mm/t1779.81423.84（动力规格及消耗量见下表）序号名称规格使用特点单位消耗定额消耗量（h）备注正常最大1中压蒸汽3.8MPa(g)420℃连续T15392氧气3.58MPa(g)40℃连续Nm326182599.8%3中压锅炉给水4.4MPa(g)150℃连续T2614低压锅炉给水1.3MPa(g)150℃连续T1155 5循环水0.25MPa(g)42℃连续T1566氮气0.6MPa(g)40℃间断Nm33157仪表空气0.8MPa(g)25℃连续Nm311708电380V连续kWh4200轴功率9低压蒸汽0.5MPa(g)158℃连续t1146副产4.3.2.4三废排放废气排放情况排放物名称排放点排放物性状排放情况排放量组成及含量国家标准备注单位正常最大COm3/h3250CO 开车废气气化炉CO2CH4等间断CO2CH4等送火炬施放气分离器COCO2N2等连续m3/h排空废水排放情况名称排放点排放量m3/h污染物排放名称规律治理措施污染物排放浓度煤气水废锅972.9连续去副产品回收固体废物排放情况名称排放点排放量t/h主要成分规律治理措施灰渣气化炉灰斗210.3连续渣场堆放4.3.3变换工序原材料及动力消耗序号名称规格单位消耗量1入装置脱盐水T=40℃,P=0.5MPa(g)t/h2778 2出装置脱盐水T=85℃,P=0.5MPa(g)t/h27783循环冷却水△t=10℃,P=0.4MPa(g)t/h25204电380vkwh6605含尘煤气水T=120℃,P=2.5MPa(g)t/h700.26含油煤气水T=85℃,P=2.5MPa(g)t/h1061.74.3.4低温甲醇洗动力消耗表序号名称规格使用特点单位消耗量备注1低压蒸汽0.5MPa(g)158℃连续t/h2循环冷却水△t=10℃，上水温度32℃连续t/h3电380V1000V连续KW4冷量连续KW 温度0--40℃5连续t/h12.66副产原材料消耗量表序号名称规格使用特点单位消耗量备注1化学软水0.2MPa(g)40℃连续t/h722低压氮温度40℃0.2MPa(g)连续Nm3/h1126203低压氮380V1000V间断Nm3/h34100开停车用4高压氮温度0--40℃间断Nm3/h10000开车用5甲醇GB338-2004连续Kg/h12006NaOHGB209-84Kg/h450浓度20% 7仪表空气温度常温，压力：0.6MPa(g)Nm3/h2160三废排放情况废水：60t/h(去污水浊循环)HCN0.5PPMNaOH0.1%甲醇150ppmH2S酸气：35116Nm3/h去硫回收成分为CO264.38%N20.35C31.4%C43.77%CH3OH0.15%H2S30%CO2排气：680565Nm3/hCO279.58%CO0.02%H20.01%N219.32CH40.16%C20.48%C30.42%总硫50ppm动力消耗定额及消耗量表序号名称规格单位消耗量（h）备注正常最大1电380VKwh39842循环冷却水△t=10℃t/h71706 t=30℃其中浊循环322533蒸汽0.6MPa，t/h4114.3.6甲烷化动力消耗量序号名称规格使用特点单位消耗量（h）正常最大1循环水0.4MPa(g)32/42℃连续T/h8402电380V连续kw63003中压蒸汽4.0MPa(g)420℃连续t/h-1125副产4低压蒸汽0.6MPa(g)158℃连续t/h-120副产5高压蒸汽9.3MPa(g)535℃连续t/h33.6汽轮机6冷凝液连续t/h -83.84副产7锅炉给水4.0MPa(g)250℃连续t/h1245副产蒸汽4.3.7干燥工艺4.3.8煤气水分离4.3.9酚回收4.3.10氨回收4.3.11废水处理、回用、焚烧4.3.12硫回收4.3.13全厂火炬4.3.14气化排渣根据气化炉用煤量计算的排渣量如下：年排量（万t/a）日排量（t/d）小时排量（t/h）运输方式气化渣168.245047.2210.3汽车 5原材料及动力供应5.1原料供应5.1.1主要原材料的品种、质量、年需要量a.原料煤的规格及选择锡林浩特胜利煤田地处锡林浩特市西北，所产原煤为晚侏罗-白垩纪褐煤，地质贮量224亿吨，X国际具有开采权的胜利东二号煤矿地质储量近66亿吨，拟一期规划年产3000万吨级（投产初期年产1000万吨级）的露天煤矿，未来规划最终规模达到年产6000万吨级。胜利煤田煤炭资源可满足本项目和煤基烯烃项目的用煤需求。原料煤分析数据如下：测试项目单位胜利煤5号全水分Mt%34.1最高内在水分Mhc%工业分析%空气干燥基水分Mad19.56收到基灰分Aar11.22 干基灰分Ad17.03干基挥发分Vd36.07干燥无灰基挥发分Vdaf43.47干基固定炭FCd46.93全硫St,d1.52形态硫%硫铁矿Sp,d硫酸盐硫Ss,d有机硫So,d发热量MJ/Kg干基低位发热量Qgr,d21.8干燥无灰基低位发热量Qgr,daf26.3空气干燥基低位发热量Qnet,ad17.9收到基低位发热量Qnet,ar14.4元素分析%碳含量Car39.71Cd60.26 Cdaf72.62氢含量Har2.59Hd3.93Hdaf4.74氮含量Nar0.62Nd0.94Ndaf1.13硫含量St,ar1Sd1.52Sdaf氧含量Oar10.79Od16.37Odaf可磨性HGI50煤灰熔融性℃DT℃1166ST℃1214HT℃1250FT℃1287灰成分 SIO2Wt%52.86AL2O3Wt%20.16Fe2O3Wt%7.74CaOWt%4.89MgOWt%2.13SO3Wt%4.5TiO2Wt%0.99P2O5Wt%0.41Na2OWt%2.53K2OWt%1.59原料煤、燃料煤用量项目t/h万t/a原料煤1779.81423.84燃料煤502.68402.144合计2282.481825.9845.1.2原料煤、燃料煤、燃气的来源及运输方式（1）煤炭来源本项目原、燃料煤均采用锡林浩特胜利煤田的胜利煤5号原煤，原煤煤质属低硫、低灰和高挥发分的褐煤。（2）运输方式本项目原料由火车运输，将原料煤输送至厂区内。 5.2主要原材料、燃料价格目前随着煤炭市场的调节，加之大型矿井采用机械化开采，都将使煤炭生产成本上升，按原煤的成本估算，本项目价格初步确定为：原料煤：120元/吨；燃料煤：120元/吨。5.3主要辅助材料供应序号品种主要规格商品标准单位年需量供应来源运输条件1甲醇T9600外购汽车2二异丙基醚T2100外购汽车3变换催化剂CoMoM3525外购汽车4甲烷触媒Ni系M3495外购汽车5NaOH20%t3600外购汽车6循环水药剂t1530外购汽车5.4动力供应5.4.1动力消耗量序号名称单位耗量备注 1新鲜水3356.05t/h大水电站（全厂）2电138791.25kwh本厂供给（化工区）5.4.2动力来源5.4.2.1供水本项目所需用水取自位于伦河上游的在建的水电站地表水。水电站距区煤制天然气项目厂址约42km，水库库容1.9亿立方米。在建的大水库每年径流2.3亿立方米以上，该水库水质优良，有6000万方的供水指标，满足本项目。本项目年用水量2701.88万立方。大水电站作为水源可以保证项目用水。5.4.2.2供电项目热电站设置供热发电机组3台，装机容量3×100MW，生产用电负荷约3×100MW，自发电可以满足全厂用电要求。开车用电来自当地蒙西电网。项目建设地点目前属经济欠发达地区，地方电网供电能力薄弱。动力车间按三台发电机组，可保证项目用电要求，富裕发电可以上网外供，阿民族地方用电需求。5.4.2.3供汽项目热电站设置6台汽量为3×390t/h的高压燃煤锅炉，提供工艺、动力、和生活用气。5.4.2.4其他仪表空气和工艺空气，由空压站供应。 工艺用氮气、氮封、置换、吹扫的氮气统一由空分提供。15投资估算和资金筹措方案15.1投资估算建设投资估算化工区固定资产费用1242597.95万元化工区无形资产费用51600.00万元化工区递延资产费用50801.61万元化工区预备费167522.46万元热电站投资266786.00万元长输管道投资281412.00万元建设投资2060720.02万元建设期利息估算项目建设期3年，基建贷款1587484.90万元，贷款年利率为7.56%，经计算，建设期利息合计192022.17万元。流动资金估算项目采用分项详细估算法进行计算，估计需流动资金51107.21万元，其中铺底流动资金15332.16万元。项目总投资建设投资2060720.02万元建设期利息192022.17万元铺底流动资金15332.16万元 项目总投资2268074.36万元资金筹措及投资使用计划项目需筹措资金为2268074.36万元，其中680589.46万元为企业自有资金，作为项目投入的资本金，其余1587484.90万元申请银行贷款，年利率为7.56%。项目建设工期拟定为3年，流动资金在投产后依据生产负荷逐年投入。财务评价项目财务评价根据总投入、总产出的原则，评价范围包括从原料燃料投入到最终产品的生产销售全过程以及配套水、电、汽等公用工程供应。本项目财务评价计算期18年。项目建设期3年，生产负荷第四年为80%，第五年90%，第六年起按100%计算。产品生产规模及价格序号品种单位年产量（万）含税价格/元1合成天然气Nm3400000.001.602焦油T50.8812003石脑油T10.12828004粗酚T5.7642005硫磺T12.018006液氨T5.2561600财务现金流量表 项目全投资内部收益率（所得税前）为12.31%，财务净现值（所得税前）为639818.27万元（I=8%），项目全投资内部收益率（所得税后）为10.63%，财务净现值（所得税后）为367559.32万元（I=8%）。损益表年平均数据（单位：万元）名称数值/万元利润总额181195.29所得税45298.82净利润135896.47财务评价主要指标静态指标投资利润率=7.86%投资利税率=10.86%投资收益率=14.13%投资回收期（税后）9.59年（含3年建设期）投资回收期（税后）9.06年（含3年建设期）贷款偿还期9.91年（含3年建设期）全员劳动生产率450.65万元/人年动态指标全投资财务内部率（所得税前）12.31%全投资财务净现值（所得税前）639818.27万元 全投资财务内部收益率（所得税后）10.63%全投资财务净现值（所得税后）367559.32万元自有资金财务内部收益率12.40%自有资金财务净现值341052.86万元项目盈亏平衡点55.36%左右。可见该项目抗风险能力较强。结论经济指报和不确定因素表明，本项目财务内部收益率和投资利润率均高于行业基准收益率，表明盈利能力高于行业平均水平，清偿能力能够满足贷款机构要求。因此项目建成后有一定的经济效益，且有一定的市场竞争力和抗风险能力，故本项目财务评价结论是可行的。'