大唐国际克旗日产1200万m3煤制天然气项目可研简本

大唐国际克旗日产1200万m3煤制天然气项目可研简本内容摘要：

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。 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 106Kcal/h。 干燥装置所需 40℃ 级冷量为 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。 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。 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 SHELLpaques 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 9598%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+SO2 SO2+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， H2S转化为硫磺的回收率最高 %，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+2S ，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 %%，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+2H2O COS+ 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： ，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%。 ，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。 ，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 %。 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（ SHELLpaques） 生物脱硫工艺 壳牌 帕克（ SHELLpaques） 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 515g/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（ SHELLpaques） 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 9598%转化为元素硫。 壳牌 帕克（ SHELLpaques） 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 ClausScot 工艺。 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 40 261825 连续 低压氮气 40 347877 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 2 相对投资 1 3 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： (G),温度 535℃。 二、 压力： (G),温度 535℃。 (G)等级的汽轮机，业绩较少，价格较高； MPa(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 MPa(G)等级的汽轮机。 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。 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。 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 能获得露点极低的净化气； 不受净化气温度、流量、压力等变化的影响； 设备构造简单、便于操作； 腐蚀及净化气量少时，费用也不太高。 设备费高； 耗热较多； 净化气中成分易使干燥剂中毒粉碎； 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。