焦?fàn)t煤氣制天然氣項(xiàng)目工藝路線比較_能源化工_工程科技_專業(yè)資料

1、焦?fàn)t煤氣制天然氣項(xiàng)目焦?fàn)t煤氣制天然氣項(xiàng)目 工藝路線比較工藝路線比較 2 一、焦?fàn)t煤氣成分一、焦?fàn)t煤氣成分典型的焦?fàn)t煤氣組成如下：組成組成CH4H2COCO2N2O2C2H6C2H4V%26.357.17.72.73.20.50.751.75100 焦?fàn)t煤氣中含有一定量的雜質(zhì)，需要對其進(jìn)行凈化以滿足工藝過程的要求。3 二、焦?fàn)t煤氣利用方法二、焦?fàn)t煤氣利用方法1. 用作民用、工業(yè)的氣體燃料；2. 發(fā)電（蒸汽發(fā)電、燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電和內(nèi)燃機(jī)發(fā)電）；3. 變壓吸附制氫（利用PSA技術(shù)從焦?fàn)t煤氣分離氫氣應(yīng)用于石油加氫和煤焦油加氫工藝）；4. 直接還原鐵（以HYL-ZR自重整希爾工藝為代表）；5. 用于高爐煉鐵

2、噴吹；6. 作為化工生產(chǎn)合成氣開發(fā)與利用（合成氨、甲醇、二甲醚等）；7. 焦?fàn)t煤氣制天然氣。4 三、節(jié)能效果分析三、節(jié)能效果分析 以焦?fàn)t煤氣發(fā)電、焦?fàn)t煤氣制甲醇和焦?fàn)t煤氣制LNG進(jìn)行能耗對比，得出如下結(jié)論： 焦?fàn)t煤氣發(fā)電項(xiàng)目分為：蒸汽輪機(jī)發(fā)電、燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電、燃?xì)鈨?nèi)燃機(jī)發(fā)電三種，蒸汽輪機(jī)和燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)組效率僅20%，即能量利用率20%；燃?xì)鈨?nèi)燃機(jī)發(fā)電效率3040%，即能量利用率3040%。焦?fàn)t煤氣制甲醇項(xiàng)目綜合能耗為42GJ/t，而甲醇熱值為22.67GJ/t，其能量利用率為54%。焦?fàn)t煤氣制LNG項(xiàng)目綜合能耗為56.15MJ/Nm3LNG，而LNG熱值為35.45MJ/Nm3LNG，其能量利

3、用率為63.13%。 綜合比較，焦?fàn)t煤氣制LNG是焦?fàn)t煤氣高效利用的合理方案。5 四、焦?fàn)t煤氣直接制天然氣之變壓吸附法四、焦?fàn)t煤氣直接制天然氣之變壓吸附法6 四、焦?fàn)t煤氣直接制天然氣之深冷法四、焦?fàn)t煤氣直接制天然氣之深冷法7 五、焦?fàn)t煤氣甲烷化制五、焦?fàn)t煤氣甲烷化制LNG8焦?fàn)t氣焦?fàn)t氣壓縮工段壓縮工段脫硫工段脫硫工段液化工段液化工段合成工段合成工段原料氣壓縮原料氣壓縮合成氣壓縮合成氣壓縮脫焦油脫萘脫焦油脫萘粗脫硫粗脫硫預(yù)脫硫預(yù)脫硫一級加氫一級加氫二級加氫二級加氫預(yù)加氫預(yù)加氫中溫脫硫中溫脫硫精脫硫精脫硫合成反應(yīng)器合成反應(yīng)器中壓蒸汽脫鹽水換熱器換熱器廢熱鍋爐廢熱鍋爐LNG 預(yù)冷凈化預(yù)冷凈化深冷分離

4、深冷分離尾氣 六、焦?fàn)t煤氣甲烷化制六、焦?fàn)t煤氣甲烷化制LNG工藝流程框圖工藝流程框圖 9 （1）壓縮工段：管道輸送來的焦?fàn)t煤氣經(jīng)氣柜儲存緩沖，經(jīng)螺桿壓縮機(jī)加壓至0.41MPaG送入脫油脫萘塔、粗脫硫塔對焦?fàn)t氣進(jìn)行初步凈化，而后經(jīng)往復(fù)壓縮機(jī)加壓至2.8 MPaG送入脫硫工段對焦?fàn)t氣進(jìn)行精脫硫； （2）脫硫工段：精脫硫采用干法脫硫與加氫轉(zhuǎn)化工藝脫除焦?fàn)t氣中的有機(jī)硫和無機(jī)硫，出口焦?fàn)t氣總硫含量控制到0.1ppm以下送至合成工段； （3）合成工段：甲烷合成使焦?fàn)t氣中的CO、CO2與H2反應(yīng)生成SNG，出口合成氣總CO2含量控制在30ppm以下直接送往液化工段； （4）液化工段：采用混合制冷劑制冷液化S

5、NG；采用低溫精餾工藝以確保在分離不凝氣體時(shí)減少甲烷的帶出量，提高LNG的收率。LNG中甲烷含量大于98%，送至LNG儲罐儲存外待售。 七、焦?fàn)t煤氣甲烷化制七、焦?fàn)t煤氣甲烷化制LNG工藝主要工段工藝主要工段10 八、八、焦?fàn)t煤氣甲烷化制焦?fàn)t煤氣甲烷化制LNG主要建設(shè)內(nèi)容主要建設(shè)內(nèi)容 1、壓縮工段，主要設(shè)備有：氣柜、螺桿壓縮機(jī)、往復(fù)式壓縮機(jī)、脫油脫萘塔、粗脫硫塔等； 2、脫硫工段，主要設(shè)備有：加熱爐、預(yù)加氫轉(zhuǎn)化器、一級加氫轉(zhuǎn)化器、中溫脫硫槽、二級加氫轉(zhuǎn)化器、氧化鋅脫硫槽等； 3、甲烷合成工段，主要設(shè)備有：循環(huán)壓縮機(jī)、開工電加熱器、絕熱 式反應(yīng)器、精脫硫塔、增濕塔、廢熱鍋爐、中壓氣包、固定管板換熱

6、器等； 4、液化工段，主要設(shè)備有：冷箱、制冷劑壓縮機(jī)、汽化器、干燥器、脫水塔、制冷劑緩沖罐、制冷劑分液罐、分水罐、乙烯儲罐、丙烷儲罐、異戊烷儲罐、板式換熱器等； 5、LNG儲罐及灌裝，主要設(shè)備有:LNG儲罐、LNG泵、裝車充裝臺等；11八、八、焦?fàn)t煤氣甲烷化制焦?fàn)t煤氣甲烷化制LNG主要建設(shè)內(nèi)容主要建設(shè)內(nèi)容 6、變配電站 7、循環(huán)水系統(tǒng) 8、動(dòng)力站（包括制氮、儀表空氣、冷水） 9、供熱站（包括脫鹽水、鍋爐） 11、消防系統(tǒng)（包括消防水、泡沫站） 12、中央分析化驗(yàn)室 13、監(jiān)控中心 14、火炬 16、綜合樓（包括倒班宿舍） 17、地磅 18、門衛(wèi)12九、焦?fàn)t煤氣甲烷化制九、焦?fàn)t煤氣甲烷化制LNG

7、消耗定額消耗定額序號序號名稱及規(guī)格名稱及規(guī)格單位單位消耗定額消耗定額( (每每kNmkNm3 3產(chǎn)品氣產(chǎn)品氣) )主要原輔材料主要原輔材料1焦?fàn)t氣Nm326642活性炭吸油劑kg3.853活性炭脫硫劑kg4.264鐵錳脫硫劑kg3.365氧化鋅脫硫劑kg0.496JT-8型加氫劑kg0.437JT-1型加氫催化劑kg0.088高溫甲烷化催化劑kg0.099中溫甲烷化催化劑kg0.0410分子篩kg0.0411乙烯丙烷異戊烷制冷劑kg3.4813十、焦?fàn)t煤氣甲烷化制天然氣公用工程十、焦?fàn)t煤氣甲烷化制天然氣公用工程序號序號名稱及規(guī)格名稱及規(guī)格單位單位消耗定額消耗定額( (每每kNmkNm3 3產(chǎn)品

8、氣產(chǎn)品氣) )公用工程公用工程13.82MPa過熱蒸汽t1.684.3MPa飽和蒸汽t-1.152電 380VkWh82.5電 10kVkWh5313冷卻循環(huán)水 （t=10）t39014 十一、年處理十一、年處理2.4億億m3焦?fàn)t氣制焦?fàn)t氣制LNG工廠技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)表工廠技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)表序號序號指指 標(biāo)標(biāo) 名名 稱稱單位單位數(shù)量數(shù)量備備 注注1設(shè)計(jì)規(guī)模1.1LNG（CH4含量99.0mol）104Nm3/a9487.22年操作時(shí)數(shù)h80003原材料及輔助材料消耗3.1焦?fàn)t氣104Nm3/a24,0003.2催化劑（專用）t/a1251.044動(dòng)力消耗4.1一次水m3/h133最大量4.2電104k

9、Wh/a5742.495“三廢”排放量5.1廢水t/h39.385.2廢氣m3/h512775.3廢渣t/a1182.1廢催化劑6工廠用地面積m279614.27工廠建筑面積m211298.8對應(yīng)：150萬噸/年焦化，30000m3/h焦?fàn)t氣15序號序號指指 標(biāo)標(biāo) 名名 稱稱單位單位數(shù)量數(shù)量備備 注注8生產(chǎn)裝置設(shè)備臺869能源消耗指標(biāo)MJ/ Nm356.1510總定員人9011總投資萬元37016.18其中：建設(shè)投資萬元35255.86流動(dòng)資金萬元901.1412年均營業(yè)收入萬元/年23172.28售價(jià)2.44元/m3LNG13年均總成本費(fèi)用萬元/年17768.02成本1.87元/m3LNG1

10、4稅后投資回收期年6.6415項(xiàng)目投資稅前內(nèi)部收益率20.4516項(xiàng)目投資稅后內(nèi)部收益率15.8417項(xiàng)目投資稅前財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值萬元18330.9518總投資收益率15.9419項(xiàng)目資本金凈利潤率36.0220盈虧平衡點(diǎn)48.47 十一、年處理十一、年處理2.4億億m3焦?fàn)t氣制焦?fàn)t氣制LNG工廠技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)表工廠技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)表16十二、焦?fàn)t煤氣甲烷化制天然氣核心技術(shù)之國外十二、焦?fàn)t煤氣甲烷化制天然氣核心技術(shù)之國外 1、英國Davy技術(shù)：內(nèi)蒙新汶恒坤15000m3/h焦?fàn)t煤氣制LNG項(xiàng)目 2、丹麥Topsoe技術(shù)：烏海華油80000m3/h焦?fàn)t煤氣制LNG項(xiàng)目 17十三、焦?fàn)t煤氣甲烷化制天然氣核心技

11、術(shù)之國內(nèi)十三、焦?fàn)t煤氣甲烷化制天然氣核心技術(shù)之國內(nèi) 1、武漢科林精細(xì)化工技術(shù)：烏海華清6000m3/h焦?fàn)t煤氣制LNG項(xiàng)目 2、上海華西化工科技技術(shù)：云南曲靖麒麟氣體能源8500m3/h焦?fàn)t煤氣制LNG項(xiàng)目 3、西南化工研究設(shè)計(jì)院技術(shù)：山西沁縣華安30000m3/h焦?fàn)t煤氣制LNG項(xiàng)目 4、大連凱特利催化劑工程技術(shù)有限公司 5、太原理工煤轉(zhuǎn)化技術(shù)工程有限公司 6、杭州林達(dá)化工技術(shù)工程有限公司 7、新奧科技發(fā)展有限公司 18 十四、焦?fàn)t煤氣甲烷化制天然氣聯(lián)產(chǎn)氫氣十四、焦?fàn)t煤氣甲烷化制天然氣聯(lián)產(chǎn)氫氣 焦?fàn)t煤氣經(jīng)凈化處理滿足甲烷化條件后進(jìn)入甲烷化反應(yīng)器，甲烷化反應(yīng)后氣體經(jīng)深冷液化制LNG，或利用PS

12、A提氫后甲烷氣經(jīng)壓縮到25MPa，送入CNG管網(wǎng)。 19 十五、焦?fàn)t煤氣甲烷化制天然氣聯(lián)產(chǎn)合成氨十五、焦?fàn)t煤氣甲烷化制天然氣聯(lián)產(chǎn)合成氨 焦?fàn)t煤氣經(jīng)凈化處理滿足甲烷化條件后進(jìn)入甲烷化反應(yīng)器，甲烷化反應(yīng)后氣體經(jīng)深冷液化制LNG，或利用膜分離提純甲烷氣經(jīng)壓縮到25MPa，送入CNG管網(wǎng)。 自膜分離后的含N2、H2、CO混合氣通過CO變換、洗脫CO2等工藝凈化原料氣，在450-550、20-60MPa下，將精制的氮、氫混合氣合成氨。 20 十六、焦?fàn)t煤氣制天然氣工藝路線比較十六、焦?fàn)t煤氣制天然氣工藝路線比較項(xiàng)項(xiàng) 目目直接提純天然氣直接提純天然氣提純天然氣和提純天然氣和H H2 2甲烷化生產(chǎn)天然氣甲烷化

13、生產(chǎn)天然氣備注備注原料氣量原料氣量 NmNm3/3/h h250002500025000250002500025000100100萬噸焦化為例萬噸焦化為例天然氣產(chǎn)量天然氣產(chǎn)量 NmNm3 3/h/h600060006000600081008100H H2 2產(chǎn)量產(chǎn)量 NmNm3 3/h/h1200012000燃料尾氣燃料尾氣 NmNm3 3/h/h1900019000700070001150011500返回作燃料返回作燃料消耗消耗電耗電耗 kWkW300030006200620070007000壓縮前壓縮前循環(huán)水消耗循環(huán)水消耗 t/ht/h300300600600700700蒸汽消耗蒸汽消耗

14、t/ht/h1 11 1外送外送1111脫鹽水消耗脫鹽水消耗 t/ht/h1212天然氣加工成本天然氣加工成本 元元/Nm/Nm3 3約約0.4 0.4 約約0.40.4約約0.5 0.5 不計(jì)原料成本不計(jì)原料成本氫氣加工成本氫氣加工成本 元元/Nm/Nm3 30.1650.165不計(jì)原料成本不計(jì)原料成本投資投資 （萬元（萬元RMBRMB）約約85008500約約1300013000約約120001200021 十六、焦?fàn)t煤氣制天然氣工藝路線比較十六、焦?fàn)t煤氣制天然氣工藝路線比較項(xiàng)項(xiàng) 目目直接提純天然氣直接提純天然氣提純天然氣和提純天然氣和H H2 2甲烷化生產(chǎn)天然氣甲烷化生產(chǎn)天然氣備注備注焦

15、爐煤氣成本（元焦?fàn)t煤氣成本（元/m/m3 3）0.550.550.550.550.550.55焦?fàn)t煤氣總成本（元焦?fàn)t煤氣總成本（元/h/h）137501375013750137501375013750天然氣原料成本（元天然氣原料成本（元/m/m3 3）2.29 2.29 2.29 2.29 1.70 1.70 天然氣制造成本（元天然氣制造成本（元/m/m3 3）2.69 2.69 2.69 2.69 2.20 2.20 天然氣制造成本（元天然氣制造成本（元/h/h）16140.0016140.0016140.00 16140.00 17820.0017820.00天然氣市場價(jià)格（元天然氣市場價(jià)

16、格（元/m/m3 3）3.50 3.50 3.50 3.50 3.50 3.50 天然氣毛利（元天然氣毛利（元/m/m3 3）0.81 0.81 0.81 0.81 1.30 1.30 天然氣毛利（萬元天然氣毛利（萬元/ /年）年）3880.00 3880.00 3880.00 3880.00 8440.00 8440.00 氫氣市場價(jià)格（元?dú)錃馐袌鰞r(jià)格（元/m/m3 3）1.81.8氫氣收入（元?dú)錃馐杖耄ㄔ?h/h）2160021600氫氣加工成本（元?dú)錃饧庸こ杀荆ㄔ?h/h）19801980氫氣增收（元?dú)錃庠鍪眨ㄔ?h/h）1962019620氫氣增收（萬元?dú)錃庠鍪眨ㄈf元/ /年）年）15

17、69615696天然氣氫氣聯(lián)產(chǎn)毛利（萬元天然氣氫氣聯(lián)產(chǎn)毛利（萬元/ /年）年）1957619576投資回收期（年）投資回收期（年）3 3 1 1 2 2 22 十七、焦?fàn)t煤氣制十七、焦?fàn)t煤氣制LNG工藝路線比較工藝路線比較項(xiàng)項(xiàng) 目目 無甲烷化產(chǎn)無甲烷化產(chǎn)LNG LNG 甲烷化產(chǎn)甲烷化產(chǎn)LNG LNG 備注備注 焦?fàn)t煤氣量焦?fàn)t煤氣量 NmNm3 3/h /h 25000250002500025000100100萬噸焦化為例萬噸焦化為例 高爐煤氣量高爐煤氣量 NmNm3 3/h /h LNGLNG產(chǎn)量產(chǎn)量 NmNm3 3/h /h 6100610091009100 燃料尾氣燃料尾氣 NmNm3 3

18、/h /h 18900 18900 7700 7700 消耗消耗 電耗電耗 kW kW 6500650079007900 循環(huán)水消耗循環(huán)水消耗 t/ht/h 70070014001400 蒸汽消耗蒸汽消耗 t/ht/h 2 2外送外送9 9 脫鹽水消耗脫鹽水消耗 t/ht/h 1313 天然氣加工成本天然氣加工成本 元元/Nm/Nm3 3 約約0.74 0.74 約約0.5 0.5 不計(jì)原料成本不計(jì)原料成本 投資投資 （萬元（萬元RMBRMB） 約約20000 20000 約約26000 26000 焦?fàn)t煤氣成本焦?fàn)t煤氣成本 （元（元/m/m3 3）0.550.550.550.55 焦?fàn)t煤氣總成本焦?fàn)t煤氣總成本 （元（元/h/h）13750137501375013750 天然氣原料成本天然氣原料成本 （元（元/m/m3 3）2.25 2.25 1.51 1.51 天然氣制造成本天然氣制造成本 （元（元/m/m3 3）2.99 2.99 2.01 2.01 天然氣市場價(jià)格天然氣市場價(jià)格 （元（元/m/m3 3）3.50 3.50 3.50 3.50 天然氣毛利天然氣毛利 （元（元/ /m m3 3）0.51 0.51 1.49 1.49 天然氣毛利天然氣毛利 （萬元（