煤制天然气的工艺流程与经济性
煤制天然气的工艺流程与经济性
摘要：本文描述了以煤为原料制取高效清洁的代用天然气的技术路线及其关键技术之一-甲烷化技术，并采用PROⅡ对煤制代用天然气工
艺进行了流程模拟计算。除此之外，本文对其经济性进行了分析。通过上述分析可看出，在我国积极稳步推进煤制天然气发展势在必行。关键词：代用天然气（SNG）甲烷化经济性
1 前言
随着我国城市化进程的继续推进，对天然气的需求将持续攀升。而我国天然气储量并不丰富，为了保障用于城市燃气的天然气的供应，我国2007年11月已经禁止了天然气制甲醇，并且限制煤炭充足地区的天然气发电。据预测，我国2010年、2015年和2020年对天然气
的需求分别达到1200亿m3、1700亿m3和2000亿m3，相应地，天然
气缺口分别为300亿m3、650亿m3和1000亿m3。目前我国天然气的
进口途径主要有两条，一条是从俄罗斯和中亚国家通过长输管道进口的天然气，另一条是在东南沿海等地进口的液化天然气（LNG）。地
缘治和国际天然气的运输及价格都将影响我国天然气的供应。因此，发展煤制代用天然气（Substitute Natural Gas-SNG）就具有了保障我国能源安全的重要性。
煤制SNG可以高效清洁地利用我国较为丰富的煤炭资源，尤其是劣质煤炭；还可利用生物质资源，拓展生物质的利用形式，来生产国内能源短缺的天然气，然后并入现有的天然气长输管网；再利用已有的天然气管道和NGCC电厂，在冬天供暖期间，将生产的代用天然气
供给工业和用作为燃料用于供暖；在夏天用电高峰时，部分代用天然气用于发电；在非高峰时期，可以转变为LNG以作战略储备；从而省去了新建燃煤电厂或改建IGCC电厂的投资和建立铁路等基础设施的费用，并保证了天然气供应的渠道和实现了CO2的减排。由此可见，煤制SNG是一举数得的有效措施，有望成为未来劣质煤炭资源和生物质资源等综合利用的发展方向。本文以某厂煤制SNG项目为例，首先对总工艺流程进行了简要描述，并对其中甲烷化技术进行了介绍。其次对流程进行了模拟计算，得出客观可靠数据。最后对煤制SNG在节能减排方面的优势以及经济性进行了分析。
2 工艺简介
煤制SNG技术是利用褐煤等劣质煤炭，通过煤气化、一氧化碳变换、酸性气体脱除、高甲烷化工艺来生产代用天然气。本文所研究项目的工艺流程如图1所示，其中气化采用BGL技术，并配有空分装臵和硫回收装臵。主要流程为：原煤经过备煤单元处理后，经煤锁送入气化炉。蒸汽和来自空分的氧气作为气化剂从气化炉下部喷入。在气化炉内煤和气化剂逆流接触，煤经过干燥、干馏和气化、氧化后，生成粗合成气。粗合成气的主要组成为氢气、一氧化碳、二氧化碳、甲烷、硫化氢、油和高级烃，粗合成气经急冷和洗涤后送入变换单元。粗合成气经过部分变换和工艺废热回收后进入酸性气体脱除单元。粗合成气经酸性气体脱除单元脱除硫化氢和二氧化碳及其它杂质后送
入甲烷化单元。在甲烷化单元内，原料气经预热后送入硫保护反应器，脱硫后依次进入后续甲烷化反应器进行甲烷化反应，得到合格的天然
气产品，再经压缩干燥后送入天然气管网。
图1 煤制SNG总工艺流程示意图
3 甲烷化技术
煤制SNG工艺流程中主要包括煤气化、变换、酸性气体脱除、甲烷化等工艺技术，其中高甲烷化技术为关键技术之一。
3.1 托普索甲烷化技术
丹麦托普索公司开发甲烷化技术可以追溯至20世纪 70年代后期，该公司开发的甲烷化循环工艺（TREMP TM）技术具有丰富的操作经验和实质性工艺验证，保证了这一技术能够用于商业化。该工艺已经在半商业规模的不同装臵中得到证明，在真实工业状态下生产200 m3/h～3000 m3/h的SNG。在TREMP TM工艺中，反应在绝热条件下进行。反应产生的热量导致了很高的升，通过循环来控制第一甲烷化反应器的度。TREMP TM工艺一般有三个反应器，第二和第三绝热反应器可用一个沸水反应器（BWR）代替，虽投资较高，但能够解决空间有限问题。另外，在有些情况下，采用四个绝热反应器是一种优化选择，而在有些条件下，使用一个喷射器代替循环压缩机。除了核心技术外，因为生产甲烷的过程要放出
大量的热量，如何利用和回收甲烷化热量是这项技术的关键。托普索工艺可以将这些热量再次利用，在生产天然气的同时，产出高压过热蒸汽。
3.2 Davy甲烷化技术
20世纪90年代末期，Davy工艺技术公司获得了将CRG技术对外转让许可的专有权，并进一步开发了 CRG技术和最新版催化剂。Davy甲烷化工艺技术除具有托普索TREMP TM工艺可产出高压过热蒸汽和高品质天然气特点外，还具有如下特点：催化剂已经过工业化验证，拥有美国大平原等很多业绩。催化剂具有变换功能，合成气不需要调节H/C比，转化率高。催化剂使用范围很宽，在2 30℃～700℃范围内都具有很高且稳定的活性。
3.3 鲁奇甲烷化技术
鲁奇甲烷化技术首先由鲁奇公司、南非沙索公司在20世纪7 0年代开始在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，其中CO转化率可达100％，CO2转化率可达98％，产品甲烷含量可达95％，低热值达8500kcal/Nm3，完全满足生产天然气的需求。
4 工艺流程模拟
4.1计算基准
气化技术采用BGL技术，天然气产量为20亿Nm3/a，其中甲烷含量为96.46％。原料煤煤质组成及热值如下：
表1 原料煤煤质组成及热值
通过流程模拟得到各关键物流的数据如表2所示，其中物流号与图1相对应。
表2 煤制SNG物流数据表
外还有10000t/a的硫磺。通过对全厂热量平衡计算，需配备3台46 0t/h的锅炉，满足全厂供汽后可发电120MW。
4.3主要原料和公用工程消耗
表3 煤制SNG消耗表
5.1计算假定
项目投产后第一年生产负荷为90％、第二年生产负荷为90％，以后各年均为100％，生产期15年，工程计算期18年。原料煤价格为160元/t，水资源费为6元/t，电价为0.36元/ KWh，天然气价格为1.67元/Nm3，硫磺价格为700元/t。
5.2投资
本文所研究的煤制SNG项目的投资估算见下表：
表7 煤制SNG投资估算表
5.3成本估算
表8 煤制SNG成本估算表
5.4 效益分析
本文所研究项目的产品天然气单位生产成本为1.07元/Nm3，影响成本的主要因素为原料煤价格及建设投资。该项目所得税后全部投资财务内部收益率为10.65％，财务净现值（i=10％）为54463万元。财务内部收益率大于基准收益率，说明盈利能力高于行业规定。所得税后的投资回收期为9.77年（含建设期3年），均小于行业基准回收期，表明项目投资能按时收回。此外，根据敏感性分析，随着原料煤价格的下降以及天然气价格的上涨，税后内部收益率还会提高。由此可见，煤制SNG具有较好的经济可行性。
6 结论
总之，在我国发展煤制SNG，各项常规技术已有较广泛的应用和发展，如碎煤加压气化、空分、耐硫变换、脱硫脱碳、锅炉和汽机等技术。甲烷化反应器及催化剂在传统应用中也取得了一定的经验，而大规模应用可以借鉴国外成熟技术。为此，扎实稳步地在中国推进煤制SNG发展路线，无论是适度发展煤制天然气，补充天然气资源，缓解国内天然气供求的矛盾，还是推广已有成熟技术或新技术储备，都将具有积极的推动意义。
天然气处理工艺和轻烃回收简介
天然气处理工艺和轻烃回收技术 目录 一、天然气基础知识 二、天然处理工艺 三、天然气轻烃回收工艺技术 序 煤、石油和天然气是当今世界一次能源的三大支柱。随着经济的发展，世界能源结构正在改变，由以煤为主改变为以石油、天然气为主。天然气是一种高效、清洁、使用方便的优质能源．也是重要的化工原料。具有明显的社会效益、环境效益和经济效益。天然气的用途越来越广，需求不断增加。 一、天然气基础知识 什么是天然气？ 中文名称：天然气 英文名称：natural gas 定义1：一种主要由甲烷组成的气态化石燃料。主要存在于油田和天然气田，也有少量出于煤层。 定义2：地下采出的，以甲烷为主的可燃气体。它是石蜡族低分子饱和烃气体和少量非烃气体的混合物。 （一）、天然气组成分类 1、烃类 烷烃：绝大多数天然气是以CH4为主要成分，占60%～～90%(V)。同时也含有一定量的乙烷、丙烷、丁烷。有的天然气还含有戊烷以上的组分，如C5～C10的烷烃。 (2) 烯烃和炔烃：天然气有时含有少量低分子烯烃如乙烯和极微量的低分子炔烃(如乙炔)。 (3) 环烷烃：天然气中有时含有少量的环戊烷和环已烷 (4) 芳香烃：天然气中的芳香烃多为苯、甲苯和二甲苯。 2、非烃类 (1) 硫化物：H2S、CS2、COS(羰基硫)、RSH(硫醇)、RSR(硫醚)、R-S-S-R(硫代羧酸和二硫化物)、C4H4S（噻吩）。 (2) 含氧化合物：CO2、CO、H2O。 (3) 其它气体：He、N2。H2。 3、天然气的分类 天然气的分类方法通常有三种。 (1)按照油气藏的特点和开采的方法不同，天然气可分为三类，即气田气、凝析气田气和油田伴生气。 ①气田气是指从纯气田开采出来的天然气，它在开采过程中没有或只有较少天然汽油凝析出来。这种天然气在气藏中，烃类以单相存在，其甲烷的含量约为80％～90％（体积分数)，还古有少量的乙烷、丙烷和丁烷等，而戊烷以上的烃类组分含量很少。
浅述煤制天然气市场政策及工艺技术
浅述煤制天然气市场政策及工艺技术 发表时间：2019-09-20T15:35:58.657Z 来源：《基层建设》2019年第20期作者：张霖[导读] 摘要：煤作为一种重要的不可再生能源，随着工业发展进行大量开采，其储量不断下降，煤在当今社会仍作为主要的能源物资被使用，所以，煤的短缺就会导致经济出现问题。 新疆伊宁 835000 摘要：煤作为一种重要的不可再生能源，随着工业发展进行大量开采，其储量不断下降，煤在当今社会仍作为主要的能源物资被使用，所以，煤的短缺就会导致经济出现问题。虽然人们在积极推广使用清洁能源和可再生能源，但对于煤的使用还是占到了很大一部分。使用煤制天然气，不仅可以将煤的利用率提高，并且减少了对环境的污染。对当前煤制天然气技术的分析与研究可以深入了解煤制天然气在技术上的不足之处，并对未来的发展状况作出规划和判断，增加煤制天然气产品的品质关键词：煤制气方法；市场政策；工艺技术 引言 从国家开始提出科学发展观以来，能源的使用对自然环境污染减少。在这其中，煤炭能源逐步在向更为清洁的煤制气转变，对环境的污染得到了有效的控制。煤制天然气的使用是我国社会进步，经济发展的一大标志，在推动我国清洁能源广泛使用的过程中发挥着举足轻重的作用。对煤制天然气技术的探究就是为了对现有的工艺进行了解，并不断对其进行改进，提高煤制天然气的效率，降低对煤炭资源的浪费。 1、煤制天然气市场政策 1.1出台与新能源车同等力度的扶持政策。 使用天然气作为汽车燃料，比汽油柴油等传统能源更为清洁，有很高的环保价值。目前天然气在国家出台了一系列相关扶持政策后发展较为迅速和成熟，形成了相对完整的产业链。技术发展较为完善，具备了市场化发展条件。 1.2出台天然气分布式能源扶持政策。 中央不断出台政策鼓励扶持新能源的发展，各省市也纷纷进行相关规定和细则的制定和使用。要想发展天然气等分布式能源，就要以提高能源利用率为主要目的，将节能减排工作进行彻底。在条件成熟的区域，可以将天然气、太阳能、风能和地热能等可再生清洁能源综合使用。对于符合相关规定和一定条件的天然气分布式能源项目，可以享受到国家给予的相关税收优惠政策，使清洁可再生能源对传统能源进行补充。此外，还建议各个地区尽快出台相关扶持政策，促进可再生清洁能源的发展。 2、对煤制气方法的技术现状进行分析 2.1煤制气现在主要的应用情形 煤炭从上个世纪一直被作为主要能源使用至本世纪初，当初由于科技不够发达，只能使用直接从自然环境中获取的材料，但是这些资源大多都是不可再生的，所以现在全人类都对环境问题以及不可再生资源的利用率十分重视。所以将煤炭资源进行处理制造煤制天然气，提高煤炭利用效率，降低了对不可再生能源不必要的浪费，为保护环境，保护资源做出努力。煤制天然气的技术还不是很成熟，制造工艺复杂，流程十分纷乱琐碎，仍然存在着一些缺点。 2.2煤制气现在的发展程度 煤制天然气是用煤炭作为原料，进行反应处理后得到的清洁高效的能源，虽然煤制气技术开始使用的时间并不长，但是在当前情况下已经取得了一定的进步，我国正大力推行对于清洁能源的使用，对于煤制气的生产技术也在不断推进,但我国仅靠国内生产的天然气并不能满足庞大市场的需求，这就需要从国外进口天然气，但成本和税费都很高，为了鼓励进口天然气，国家制定出台了很多优惠扶持政策，所以天然气的快速发展还是离不开国家的大力帮扶，煤制天然气的使用也在不断扩大，为我国新能源行业的发展起到了带头作用。 2.3煤制气现阶段中存在的主要问题 煤制天然气的制造工艺还存在着一些问题，由于在煤制气的过程中处于高温高压的环境，在操作上就存在着很大的隐患，可能会导致煤气中毒，设备爆炸等安全事故。虽然这些安全事故是无法避免的，那么就需要对制造工艺进行完善和改进，并增加安全设施的建立，尽量减少风险发生的可能性，保障工作人员的生命安全和企业的财产安全。 3、德士古煤气化技术简述及研究 3.1德士古煤气化技术简述 德士古煤气化技术已经发展了很长一段时间，一般情况下的德士古煤气炉具有两千吨的容量。德士古煤气化技术的优点：产量较大，生产效率较高，在制造过程中产生的CH4较少，对环境污染较轻；生产出的煤制天然气质量较好，煤制天然气的纯度较高。但是也依然存在着缺陷，比如说在制造过程中，炉内气体温度过高，对于炉体有一定的影响，锅炉后期维护检修费用较高。 3.2 对德士古煤气化技术研究 要使德士古煤气化技术得到改进和完善，第一是要提升德士古煤气炉的质量水平，使用更加耐高温高压的材料来进行制作德士古煤气炉，减少后期的维护检修的费用，并从根本上增加了德士古煤气炉的使用寿命，提高了生产效率，降低了企业的生产成本。 4、壳牌煤气化技术的简述 壳牌煤气化技术在使用煤炭资源在进行高温高压的环境下分成有氧和无氧的情况，从而发生不同的化学反应而得到不同产物的技术。壳牌煤气化技术有很多优点，例如，可以使用很多种类的煤炭，原材料受限小；生产能力较强；碳转化率比较高；生产出的气体质量较好；运转周期比较长；对环境较为友好。在壳牌煤气化技术生产过程中，其碳转化率高达百分之九十九，这是其他制取方法所不能比拟的，但是壳牌煤气化技术也不是尽善尽美的，依然存在着一些问题：在生产过程中，工艺流程比较复杂，操作起来比较困难，生产制造的时间较长，对于细节的把控要求比较严格。 5、壳牌煤气化技术的简述及研究 壳牌煤气化技术对于煤制天然气这一产业十分重要，其生产效率以及产品质量都非常优秀，并且碳转化率达到了很高的水平。如果需要更大产量的煤制天然气，就需要对壳牌技术进行改进，利用先进的科学技术达到严格把控的目的，并不断进行研究，改进生产技术，对其进行简化，使壳牌煤制气技术更加的方便易操作。
余热发电系统工艺流程
生产工艺流程： (19)余热发电系统 本方案拟采用单压纯低温余热发电技术，与双压系统和闪蒸系统相比，单压系统流程相对较简单，当设计选择的锅炉能完全吸收烟气放出的热量时，采用单压设计更为合理，系统内不同参数的工质较少，控制操作都更简单，窑头锅炉和汽轮机设备造价降低，系统管路减少，投资相对更省。 结合本工程的生产规模及投资环境，拟采用单压纯低温余热发电技术。该技术不使用燃料来补燃，因此不对环境产生附加污染，是典型的资源综合利用工程。主蒸汽的压力和温度较低，运行的可靠性和安全性高，运行成本低，日常管理简单。 综合考虑本工程2500t/d熟料新型干法水泥生产线窑头、窑尾的余热资源分布情况和水泥窑的运行状况，确定热力系统及装机方案如下：系统主机包括一台PH余热锅炉、一台AQC余热锅炉和一套凝汽式汽轮发电机组。 据2500t/d水泥熟料生产线窑头冷却机废气排放温度的分布，在满足熟料冷却及工艺用热的前提下，采驭中部取气，从而提高进入窑头余热锅炉-AQC炉的废气温度，减少废气流量，在缩小 AQC炉体积的同时增大了换热量。并且提高了整个系统的循环热效率。 在窑头冷却机中部废气出口设置窑头余热锅炉 AQC炉,该锅炉分 2段设置，其中I段为蒸汽段，II段为热水段。AQC炉 II段生产的 150° C 热水提供给AQC炉 I段及PH锅炉°AQC炉I段生产的 1.6MPa- 3 2 0。C 的过热蒸汽作为主蒸汽与窑尾余热锅炉 P H炉生产的同参数过热蒸汽合并后，一并进入汽轮机作功。汽轮机的凝结水进入余热锅炉AQC炉I工段，加热后分别作为锅炉给水进入余热锅炉 SP炉、余热锅炉A QC炉的I
段。 ②PH余热锅炉：在窑尾预热器的废气出口管道上设置PH余热锅炉，该锅炉包括过热器和蒸发器，生产 1.6MPa-32 0C的过热蒸汽，进入蒸汽母管后通入汽轮发电机组，出 P H余热锅炉废气温度降到18 0 —200C，供生料粉磨烘干使用。P H锅炉热效率可达35%以上。 ③汽轮发电机组：上述二台余热锅炉生产的蒸汽共可发电 4100kW 因此配置4500kW凝汽式汽轮机组一套。 整个工艺流程是：40 C左右的给水经过除氧，由锅炉给水泵加压进入 AQC 锅炉省煤器后加热成135 C左右的热水，热水分成两部分，一部分送往AQC锅炉，另一部分送往SP锅炉；然后依次经过各自锅炉的蒸发器、过热器产生1.6MPa-320C和1.6MPa-320C的过热蒸汽，在蒸汽母管汇合后进入汽轮发电机组做功，做功后的乏汽进入凝汽器成为冷凝水，冷凝水和补充纯水经除氧器除氧再进行下一个热力循环。 PH锅炉出口废气温度180-200 C左右，用于烘干生料。 表2-6主要余热发电设备一览表
煤制油技术综述与分析
煤制油技术综述与分析 摘要：针对我国富煤少油的现象，本文提出发展煤制油技术是一种战略选择。主要介绍了国内外典型的煤制油工艺，包括德国 IG和 IGOR、美国 EDS工艺、中国神华煤直接液化等工艺，并从多角度对煤制油的两条路线进行了简要分析。 关键词：富煤少油；煤制油技术；工艺；分析 石油作为现代工业的血液，关乎国家经济命脉。截止2009年底，全球剩余石油储量为 1855亿吨，其中，我国已探明石油剩余可采量为 27．9亿吨，按年产1．8—2亿吨速度计算，我国储油量在 15 年之后便要枯竭。然而，随着我国国民经济的快速发展，石油消耗量逐年增加，供需缺口严重，对外依存度持续攀升。相反，我国煤炭资源储量相对丰富，可持续开采百年以上。针对我国这种富煤少油的现象，从长远来看，发展煤制油技术是一种战略选择。 1 煤制油技术 煤制油是以煤为原料，通过化学加工生产油品和石油化工产品的一项技术。煤制油技术始于 2O 世纪初，作为煤直接液化的奠基人——柏吉乌斯，首先完成了煤在高温高压下加氢生产液体燃料的研究。之后，德国为了满足战争的需求，大力开展了由煤制液体燃料的研究和工业生产。20世纪70年代的两次石油危机，促使世界各国重新审视煤作为一次能源的重要性，煤制油技术的研究开发重新得到重视，一些新工艺也被陆续开发出来。 目前，煤制油技术分为煤直接液化和煤间接液化两条路线。煤直接液化是指将煤置于较高温度和压力下，使其与氢发生反应，达到降解和加氢，最终转化为液体燃料的过程；而煤间接液化的主要思路是先让煤气化生成合成气，再以合成气为原料通过费托反应转化为液体燃料。 2 国内外典型的煤制油工艺 2．1 德国 IG和 IGOR工艺 IG工艺既是德国开发的世界上最早的煤直接液化工艺，也是最早投入商业生产的工艺，可分为煤浆液相加氢和中油气相加氢两段加氢过程。先是在高压氢气下，煤加氢转化为液体油之后，以前段的加氢产物为原料，进行催化气相加氢制得成品油。 鉴于 IG工艺整个流程较为复杂，操作条件要求苛刻，尤其是操作压力较高，德国在此基础上研发出了被认为是世界上最先进的煤加氢液化和加氢精制一体
天然气脱硫工艺介绍
天然气脱硫工艺介绍 （1）工程中常用的天然气脱硫方法 天然气脱硫的方法有很多种，习惯上把采用溶液或溶剂做脱硫剂的脱硫方法称为湿法脱硫，采用固体做脱硫剂的脱硫方法称为干法脱硫。 一般的湿法脱硫有化学溶剂法（如醇胺法）、物理溶剂法（如Selexol法、Flour法）、化学-物理溶剂法（如砜胺法）和直接转化法（如矶法、铁法）。常见的干法脱硫有膜分离法、分子筛法、不可再生固定床吸附法和低温分离法等。 （2）天然气脱硫方法选用原则 天然气组分、处理量、硫含量、厂站所处自然条件、产品质量要求、运行操作要求等都是天然气脱硫工艺的选择依据。目前，根据国内外工业实践的经验，天然气脱硫脱碳工艺的选择原则可参考以下内容。 ①原料气中含硫量高，处理量大，硫碳比高需要选择性吸收H2S同时脱除相当量的CO2,原料气压力低，净化气H2S要求严格等条件下，可选择醇胺法作为脱酸工艺。 ②原料气中含有超量的有机硫化物需要脱除，宜选用砜胺法。此外，H2S分压高的原料气选用砜胺法时能耗远低于醇胺法。 ③H2S含量较低的原料气中，潜硫量在d?5t/d时可考虑直接转化法，潜硫量低于d的可选用非再生固体脱硫法如固体氧化铁法等。 实践中，往往在选择基本工艺方案之后，根据具体情况进行技术经济比较，最终确定天然气的脱硫脱碳方法。图1和图2分别表示了原料气中酸气分压和出口气质量指标对脱硫方案选择的影响。 图1脱硫方案选择与酸气分压的关系 图2脱硫方案选择与进、出口气质量指标的关系 （3）低含硫量天然气脱硫方案 某项目天然气组分和参数如下: 表1原料气组分表
表2原料气工艺参数表 几种脱硫工艺方案如下: ①干法脱硫固定床吸附法 氧化铁固体脱硫是典型的干法脱硫工艺，处理原料气中的H2S含量一般在lOppm 到1%之间。工艺流程图如图3。 原料气首先进行过滤分离，除去固体杂质和游离水后，进入脱硫装置固体脱硫塔进行吸附脱除气体中含有的H2S，其余塔进行更换脱硫剂工作。脱硫后的净化气经过滤分离，除去化学反应产生的水和气流带出的脱硫剂杂质后输出。 氧化铁固体脱硫工艺所需要的主要设备见表3,常见脱硫装置见图4。 图3氧化铁固体脱硫工艺流程
浅析煤制油企业成本核算
浅析煤制油企业成本核算 一、煤制油企业成本核算概述 煤制油生产主要有两种完全不同的技术路线，一是直接液化，二是间接液化。直接液化方面，目前只有神华集团鄂尔多斯分公司成功实现了年产100万吨煤直接液化项目实现了商业化运行，公司煤直接液化主产品有柴油、石脑油、汽油、液化气等，副产品有油渣、粗酚等，年产100万吨油品。二是间接液化方面，目前只有南非的萨索尔公司在大规模生产。该公司已建成3个间接液化工厂，年产113种化工产品，年产760万吨，其中油品占60%左右。 煤制油属于多步骤工序连续式复杂生产，根据产品连续生产、顺序加工的特点，按生产装置、成本费用属性项目归集成本，以每种产品作为成本核算对象。对各装置生产出两种或两种以上产品的，应分别列为成本核算对象。煤制油成本核算根据生产工艺特点，在主要参照国内炼化企业成本核算方法的基础上，利用联产品系数法进行各种油化品成本核算。 二、煤制油企业成本核算过程 一般的，煤制油企业将煤化工生产成本分为直接生产成本（原料和主要材料、化工辅助材料、燃料、动力和人工成本）和间接成本两大类，并选取原料及主要材料、化工辅料材料、制造费用等项目具体核算内容主要分为基本生产成本、辅助生产成本、制造费用等。具体核算过程如下： （一）确定成本核算会计科目 成本信息的输出主要是从成本核算所需要的会计科目为基础的，因此，建立一套科学完善的会计科目是成本核算的必要基础。根据煤制油企业生产装置的不同功能，分别设置基本生产成本、辅助生产成本和制造费用等会计科目。基本生产成本主要核算能够生产出主要油品的各生产装置所发生的费用，比如直接材料、辅助材料、人工费用
等；辅助生产成本主要核算提供水、电、汽、风等公用工程的各生产装置所发生的费用。制造费用主要核算各生产装置发生的与生产没有直接关系的各项费用。 （二）划分成本核算装置单元 成本核算单元是成本核算的最小部分，合理划分生产装置单元能够准确计算出产品各工序、步骤的加工成本，是准确计算出产品的基础。煤制油企业将生产装置按单元进行划分，分为基本生产核算单元和辅助生产成本核算单元。基本核算单元主要包括煤液化装置、煤制氢装置等，辅助核算单元主要包括空分装置、环保装置、热电中心等装置。 （三）归集直接成本 煤制油公司按生产单元对直接成本进行归集，即将每个生产单元领用的原材料、燃料、动力，投入的直接人工、发生的折旧费用以生产单元为归口进行归集。其中将基本生产核算单元发生的直接成本计入基本生产成本，将辅助生产核算单元发生的直接成本计入辅助生产成本。 （四）归集分配制造费用 煤制油公司制造费用首先按核算单元作日常费用归集，分配以生产单元进行分配。每月末将本月各核算单元发生的制造费用结转到相对应的辅助生产成本和基本生产成本中。对于质检中心提供的化验分析费用按提供人工服务的比例分别分配到其他核算单元。 （五）分配辅助生产成本 煤制油公司辅助生产单元生产的辅助产品除供其他生产单元使用外还有少量对外销售。公司辅助生产成本的分配采用计划分配法，即首先根据内部价格经验数据确定每种辅助产品的单位成本，然后确定各生产单元耗用的辅助产品数量以及对外销售辅助产品，进而计算出各生产单元应当分配的辅助生产成本以及对外销售的辅助产品应当分配的辅助生产成本。各月实际发生的辅助生产成本与分配的辅助生产成本之间的差额全部转入基本生产成本。
天然气制甲醇与煤制甲醇的区别
浅谈天然气制甲醇与煤制甲醇的区别 摘要：天然气制甲醇和煤制甲醇是我国目前主要产甲醇工艺，但是随着经济的发展，各种资源的短缺，煤和天然气的产量存在了差异，这就直接导致甲醇的产量和主要生产工艺的选择。本文将从天然气和煤产甲醇各自的利弊进行分析，探究甲醇未来生产道路。关键词：天然气煤甲醇利弊分析 一、天然气制甲醇与煤制甲醇各自的利弊 经济飞速发展的当下，甲醇以及其下游、上游产品的需求量在不断的增加，制甲醇的方法工艺也日渐增多，然而煤制甲醇和天然气制甲醇这两种工艺依旧是最主要的制造生产甲醇的重要工艺手段。这两种生产工艺可以说是各有千秋。本文就从生产工艺、建设成本、生产成本、产品质量以及发展前景对这两个主要制甲醇工艺予以比较。 在生产工艺方面，煤制甲醇总体是一个气化、变换、低温甲醇洗、甲醇合成及精馏、空分装置地过程。煤制甲醇，是以煤和水蒸气为原料生产甲醇，在这个过程中得先把煤制成煤浆，通过加入碱液调整煤浆的酸碱度，使用棒磨机或者球磨机对原煤进行煤浆气化，相比之下球磨机磨出的煤浆粒度均匀，筛下物少，在这个过程中排出的废水中含有一定量的甲醇和甲醇精馏废水，这些废水可以充分利用在磨浆水；气化就是煤浆与氧气部分氧化制的粗合成气，在这个过程中会产生co、co2等有害气体；接下来是灰水处理；变换的
过程就是把co转化成h2；在这个过程会产生大量的杂质；低温甲醇洗，这一过程是把制的甲醇的硫化物和杂质等脱除；甲醇合成及精馏的过程其实就是把制的甲醇进行再次净化和优化。煤制甲醇工艺整个过程相对于复杂，在生产过程中产生的杂质比较多，操作难度比较大，杂质多就导致甲醇纯度相对比较低，合成的粗甲醇中杂质种类和量都比天然气甲醇多，因此精馏难度也较大。天然气制甲醇的主要原料是天然气，甲烷是天然气的主要部分，此外还存在少量的烷烃、氮气与烯烃。以非催化部分氧化、蒸汽氧化等方法进行生产甲醇，蒸汽转化法作为应用最广的生产方法，它的生产环境是管式炉中在常压或者加压下进行的，在催化剂的催化下，甲烷与水蒸气进行反应，生成甲醇以及二氧化碳等混合气体。目前我国主要采取的是一段炉采用蒸汽转化、两段炉串联工艺，可以更高效直接的生产出甲醇。这些工艺手段简单高效，生产过程中不会产生大量的有害物质，清洁燃料莫过于这种生产工艺。 煤制甲醇工艺的建设成本，从以上的制造工艺中不难看出，该种制造工艺复杂，每一道工序需要的设备比较多，成本自然而然会比较高；天然气制甲醇工艺流程相对比较简单，所需设备一般都是高效的质量保证的设备，经过工序少，建设成本不高。 在生产成本上，煤碳的消耗是固定的，它的消耗量也受设备装置和生产工艺的影响，此外煤制甲醇还需要电力的支持。煤炭、电力费用在经济日益发展的当前费用也在日益增加，根据相关部门的数
天然气脱硫工艺介绍
天然气脱硫工艺介绍公司内部编号：（GOOD-TMMT-MMUT-UUPTY-UUYY-DTTI-
天然气脱硫工艺介绍 （1）工程中常用的天然气脱硫方法 天然气脱硫的方法有很多种，习惯上把采用溶液或溶剂做脱硫剂的脱硫方法称为湿法脱硫，采用固体做脱硫剂的脱硫方法称为干法脱硫。 一般的湿法脱硫有化学溶剂法（如醇胺法）、物理溶剂法（如Selexol法、Flour法）、化学-物理溶剂法（如砜胺法）和直接转化法（如矾法、铁法）。常见的干法脱硫有膜分离法、分子筛法、不可再生固定床吸附法和低温分离法等。（2）天然气脱硫方法选用原则 天然气组分、处理量、硫含量、厂站所处自然条件、产品质量要求、运行操作要求等都是天然气脱硫工艺的选择依据。目前，根据国内外工业实践的经验，天然气脱硫脱碳工艺的选择原则可参考以下内容。 ①原料气中含硫量高，处理量大，硫碳比高需要选择性吸收H 2 S同时脱除相 当量的CO 2，原料气压力低，净化气H 2 S要求严格等条件下，可选择醇胺法作为脱 酸工艺。 ②原料气中含有超量的有机硫化物需要脱除，宜选用砜胺法。此外，H 2 S分压高的原料气选用砜胺法时能耗远低于醇胺法。 ③ H 2 S含量较低的原料气中，潜硫量在d～5t/d时可考虑直接转化法，潜硫量低于d的可选用非再生固体脱硫法如固体氧化铁法等。 实践中，往往在选择基本工艺方案之后，根据具体情况进行技术经济比较，最终确定天然气的脱硫脱碳方法。图1 和图2 分别表示了原料气中酸气分压和出口气质量指标对脱硫方案选择的影响。
图1 脱硫方案选择与酸气分压的关系 图2 脱硫方案选择与进、出口气质量指标的关系（3）低含硫量天然气脱硫方案 某项目天然气组分和参数如下： 表1 原料气组分表 表2 原料气工艺参数表
煤制天然气的工艺流程与经济性
煤制天然气的工艺流程与经济性 摘要：本文描述了以煤为原料制取高效清洁的代用天然气的技术路线及其关键技术之一-甲烷化技术，并采用PROⅡ对煤制代用天然气工 艺进行了流程模拟计算。除此之外，本文对其经济性进行了分析。通过上述分析可看出，在我国积极稳步推进煤制天然气发展势在必行。关键词：代用天然气（SNG）甲烷化经济性 1 前言 随着我国城市化进程的继续推进，对天然气的需求将持续攀升。而我国天然气储量并不丰富，为了保障用于城市燃气的天然气的供应，我国2007年11月已经禁止了天然气制甲醇，并且限制煤炭充足地区的天然气发电。据预测，我国2010年、2015年和2020年对天然气 的需求分别达到1200亿m3、1700亿m3和2000亿m3，相应地，天然 气缺口分别为300亿m3、650亿m3和1000亿m3。目前我国天然气的 进口途径主要有两条，一条是从俄罗斯和中亚国家通过长输管道进口的天然气，另一条是在东南沿海等地进口的液化天然气（LNG）。地 缘治和国际天然气的运输及价格都将影响我国天然气的供应。因此，发展煤制代用天然气（Substitute Natural Gas-SNG）就具有了保障我国能源安全的重要性。 煤制SNG可以高效清洁地利用我国较为丰富的煤炭资源，尤其是劣质煤炭；还可利用生物质资源，拓展生物质的利用形式，来生产国内能源短缺的天然气，然后并入现有的天然气长输管网；再利用已有的天然气管道和NGCC电厂，在冬天供暖期间，将生产的代用天然气
供给工业和用作为燃料用于供暖；在夏天用电高峰时，部分代用天然气用于发电；在非高峰时期，可以转变为LNG以作战略储备；从而省去了新建燃煤电厂或改建IGCC电厂的投资和建立铁路等基础设施的费用，并保证了天然气供应的渠道和实现了CO2的减排。由此可见，煤制SNG是一举数得的有效措施，有望成为未来劣质煤炭资源和生物质资源等综合利用的发展方向。本文以某厂煤制SNG项目为例，首先对总工艺流程进行了简要描述，并对其中甲烷化技术进行了介绍。其次对流程进行了模拟计算，得出客观可靠数据。最后对煤制SNG在节能减排方面的优势以及经济性进行了分析。 2 工艺简介 煤制SNG技术是利用褐煤等劣质煤炭，通过煤气化、一氧化碳变换、酸性气体脱除、高甲烷化工艺来生产代用天然气。本文所研究项目的工艺流程如图1所示，其中气化采用BGL技术，并配有空分装臵和硫回收装臵。主要流程为：原煤经过备煤单元处理后，经煤锁送入气化炉。蒸汽和来自空分的氧气作为气化剂从气化炉下部喷入。在气化炉内煤和气化剂逆流接触，煤经过干燥、干馏和气化、氧化后，生成粗合成气。粗合成气的主要组成为氢气、一 氧化碳、二氧化碳、甲烷、硫化氢、油和高级烃，粗合成气经急冷和洗涤后送入变换单元。 粗合成气经过部分变换和工艺废热回收后进入酸性气体脱除单元。粗合成气经酸性气体脱除单元脱除硫化氢和二氧化碳及其它杂质后送 入甲烷化单元。在甲烷化单元内，原料气经预热后送入硫保护反应器，
天然气处理与加工工艺
天然气处理与加工工艺 第一章 1，天然气的主要成分是甲烷，此外还有乙烷，丙烷，丁烷，戊烷及己烷以上的烃类 2，天然气的分类（1）按产状分类，游离气和溶解气（2）按经济价值分类，常规天然气和非常规天然气（3）按来源分类，于油有关的气，与煤有关的气，天然沼气，深源气，化合物气（4）按组成分类，干气，湿气，贫气，富气或净气，酸气（5）我国习惯分法，伴生气，气藏气和凝析气 3.天然气的主要产品；液化天然气，液化石油气，天然气凝液，天然气油，压缩天然气 4.天然气处理与加工含义（1）天然气加工是指从天然气中分离，回收某些组分，使之成为产品的那些工艺过程（2）天然气处理是指使天然气符合商品质量和管道运输要求所采取的工艺过程 5.烃露点；在一定压力下，天然气中烃类开始冷凝的温度 水露点；在一定压力下，天然气中水蒸气开始冷凝的温度 6.华白指数；是代表燃气特性的一个参数，是燃气互换性的一个判定指数，只要一种燃气于燃具所使用的另一种燃气的华白指数相同，则此燃气对另一种燃气具有互换性 第二章 1.相图 2.预测天然气水含量的方法，图解法和状态方程法 3.引起水合物形成的主要条件是（1）天然气的温度等于或低于露点温度，有液态水存在（2）在一定压力和气体组成下，天然气温度低于水合物形成的温度（3）压力增加，形成水合物的温度相应增加 4.水合物形成的条件预测；相对密度法，平衡常数法，Baillie和Wichert法，分子热力学模型法，实验法 5.天然气水合物的结构；体心立方晶体结构，金刚石型结构，结构H型水合物 在形成水合物的气体混合物体系中，可能出现平衡共存的相有气相，冰相，富水液相，富烃液相和固态水合物相 6.吸附负荷曲线（吸附波）；在吸附床层中，吸附质沿不同床层高度的浓度变化曲线，称为吸附曲线 7.破点；床层出口气体中水的浓度刚刚开始发生变化的点，为破点 8.透过（穿透）曲线；从破点到整个床层达到饱和时，床层出口端流体中吸附质的浓度随时间的变化曲线 9.吸附剂平衡吸附量；当床层达到饱和时，吸附剂的吸附量 10.动态（有效）吸附（湿容）量，吸附过程达到破点时，吸附剂的吸附量 11.天然气脱水方法，天然气绝对含水量；每标准立方米天然气的实际含水量 12.天然气饱和含水量；在一定温度压力下，天然气与液态水达到平衡时气体的绝对含水量 13.天然气的相对湿度；天然气中实际含水量与饱和含水量之比 14.天然气的水露点；在一定压力下，天然气中的水蒸汽开始冷凝的温度 第三章 热力小学抑制剂，动力学抑制剂的作用机理及应用特点？ 向天然气中加入水合物动力学抑制剂后，可以改变水溶液或水合物相的化学位，从而使水合物形成的条件向较低的温度或较高的压力范围；动力学抑制剂注入水后在溶液中的浓度
余热发电的工艺流程主要设备和工作原理简单介绍 (2)
纯低温余热发电工艺流程、主机设备和工作原理简介 ? 直接利用水泥窑窑头窑尾排放的中低温废气进行余热回收发电,无需消耗燃料,发电过程不产生任何污染，是一种经济效益可观、清洁环保、符合国家清洁节能产业政策的绿色发电技术,具有十分广阔的发展空间与前景。 工艺流程: 凝汽器热水井内的凝结水经凝结水泵泵入Ｎo。2闪蒸器出水集箱,与出水汇合,然后通过锅炉给水泵升压泵入AQC锅炉省煤器进行加热，经省煤器加热后的水（223℃）分三路分别送到ＡQC炉汽包,ＰＨ炉汽包和No．1闪蒸器内．进入两炉汽包内的水在锅炉内循环受热，最终产生一定压力下的过热蒸汽作为主蒸汽送入汽轮机做功。进入No。1闪蒸器内的高温水通过闪蒸技术产生一定压力下的饱和蒸汽送入汽轮机第三级后做功，而№.1闪蒸器的出水作为№。2闪蒸器闪蒸饱和蒸汽的热源，№.2闪蒸器闪蒸出的饱和蒸汽送入汽轮机第五级后做功,做过功后的乏汽经过凝汽器冷凝后形成凝结水重新参与热力循环.生产过程中消耗掉的水由纯水装置制取出的纯水经补给水泵打入热水井。 主机设备性能特点： 一、余热锅炉：ＡQC炉和PH炉
ＡＱC锅炉的设计特点如下: 锅炉型式为立式,锅炉由省煤器、蒸发器、过热器、汽包及热力管道等构成。锅炉前设置一预除尘器（沉降室),降低入炉粉尘。废气流动方向为自上而下，换热管采用螺旋翅片管,以增大换热面积、减少粉尘磨损的作用．锅炉内不易积灰,由烟气带走，故未设置除灰装置，工质循环方式为自然循环方式。 过热器作用:将饱和蒸汽变成过热蒸汽的加热设备,通过对蒸汽的再加热,提高其过热度(温度之差)，提高其单位工质的做功能力. 蒸发器作用:通过与烟气的热交换,产生饱和蒸汽. 省煤器作用：设置这样一组受热面，对锅炉给水进行预热，提高给水温度，避免给水进入汽包，冷热温差过大,产生过大热应力对汽包安全形成威胁，同时也避免汽包水位波动过大，造成自动控制困难。一方面最大限度地利用余热，降低排烟温度，另一方面，给水预热后形成高温高压水,作为闪蒸器产生饱和蒸汽的热源． 沉降室作用：利用重力除尘的原理将烟气中的大颗粒熟料粉尘收集，避免粉尘对锅炉受热面的冲刷、磨损． PH 锅炉的设计特点如下: 锅炉型式为卧式，锅炉由蒸发器、过热器、汽包及热力管道构成，废气流动方向为水平流动,换热管采用蛇形光管,以防止积灰。因生料具有粘附性,故锅炉设置振打装置进行除灰,工质循环为采用循环泵进行强制循环方式。
天然气处理工艺
第一篇天然气处理工艺
一、天然气基本概念 1．天然气的利用 天然气发电清洁民用燃料作为化工原料天然气用作发动机燃料 2．天然气的组成与分类 （1）天然气的组成 天然气是以甲烷为主的碳氢化合物的混合物，而且这些化合物大部分是烷烃，其组成如下 CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5+ N2 CO2 H20 H2S He Ar Xer （2）天然气的分类 (1) 按天然气的来源可分为： ①气田气（气藏气；气层气）在地下储层中呈均一气相存在, 采出地面仍为气相的天然气。从气田中开采出来的，主要成分是甲烷和乙烷。 ②伴生气在地下储层中伴随原油共生，或呈溶解气形式溶解在原油中，或呈自由气形式在含油储层游离存在的天然气。与油共生，甲烷含量一般为70～80％。 (2)按甲烷含量可分为： ①干气（贫气）一般甲烷含量在90％以上，轻烃含量少。 ②湿气（富气）一般甲烷含量在90％以下，轻烃含量较高。 3．天然气加工的目的(4个） （1）燃气管网供气：主要内容包括，①脱除天然气中的硫化氢和二氧化碳，解决空气污染和热值问题，②脱重烃和水，解决输入过程的重烃和水的冷凝问题。 （2）天然气液化：主要解决天然气的远距离输送问题, 特别是跨海运输问题。由于液化（常压，-162℃）天然气的体积为其气体（20℃，101.325kp）体积的1／1625，故有利于输送和储存。（3）供应石油化工原料：①提供较纯的原料甲烷作为制氢、生产尿素和甲醇的原料；②回收轻烃，作为裂解、脱氢、异构化、芳构化及氧化等生产化学品的原料。 （4）提供石油液化气和天然气凝析油:石油液化气为城市提供燃料，凝析油经物理加工生产系列溶剂油。 5．天然气加工过程
煤制油
煤制油、煤制烯烃项目汇报材料提纲 一、煤制油项目 1、煤制油简介：煤制油也称煤液化，是以煤炭为原料生产液体燃料和化工原料的煤化工技 术的简称。通常有两种技术路线，直接液化和间接液化。 2、直接液化：煤直接液化是煤在适当的温度和压力条件下，直接催化加氢裂化，使其降解 和加氢转化为液体油品的工艺过程，煤直接液化也称加氢液化。 煤直接液化技术国内外都进行了大量的技术研究，并建设了许多中试装置，但是目前世界 上并没有正在商业运行中的工业化装置。位于内蒙古鄂尔多斯的神华百万吨级直接液化煤制油 示范装置2010年5月投产，预计将成为世界上第一个百万吨级的直接液化煤制油商业示范装置。但去年实地考察了解到，该装置现在只能生产30万吨/年成品油，主要靠煤焦油加氢来生产， 技术还是不成熟。 国外煤直接液化技术 二战期间德国建设了大量煤直接液化和间接液化装置，煤制油成为其油品的主要来源之 一。第二次世界大战结束，美国、日本、法国、意大利及前苏联等国相继开展了煤直接液化 技术研究。目前不少国家已经完成了中间放大试验，为建立商业化示范厂奠定了基础。典型 的煤直接液化工艺主要包括德国IGOR工艺（装置规模200吨／天）、美国HTI工艺（装置规模600吨／天）及日本NEDOL工艺（装置规模150吨／天）。 国内煤直接液化技术 我国从20世纪70年代开始开展煤炭直接液化技术研究。20多年来，北京煤化学研究所对我国上百个煤种进行了直接液化试验研究，并开发出高活性煤直接液化催化剂，同时也进行了煤液化油品的提质加工研究。 1997-2000年，煤炭科学研究总院分别与美国、德国、日本等有关机构合作，完成了神华煤、云南先锋煤和黑龙江依兰煤直接液化示范工厂的初步可行性研究。 2004年1月，以煤直接液化中试为首要研究任务的“神华煤制油研究中心有限公司”正式 成立，2004年9月，研究中心第一期工程，占地150亩的煤直接液化中试装置（PDU）正式建成。2004-2006年：6吨/天的PDU装置进行了3次试验。 神华煤直接液化技术采用强制内循环的悬浮床反应器，采用成熟的减压蒸馏固液分离技术，
关于煤制天然气工艺的比较
关于煤制天然气工艺的比较 我要打印 IE收藏放入公文包我要留言查看留言来源：其他添加人：admin 添加时间：2011-4-16 11:55:00 1煤制天然气的开发状况 1.1国外煤制天然气的开发状况 煤制天然气的核心技术除气化技术以外，还有甲烷化技术，气化技术已经非常成熟，甲烷化技术是在煤气化的基础上，进行煤气甲烷化，鲁奇公司、沙索公司在两个半工 业化实验厂上进行考察认为煤气进行甲烷化，可制取合格的代用天然气。在国外，美国大 平原煤气化厂已投产，它是世界上第一座由煤气化经甲烷化合成高热值煤气的大型商业化 工厂。第1期工程的设计能力为日产代用天然气3890km3（相当于日产原油20k桶），于1980年7月破土动工，1984年4月完工并投入试运转，1984年7月28日生产出首批代用天然气并送入美国的天然气管网。 丹麦的托普索公司近期也推出了煤制天然气技术，该技术采用托普索自己的专用催化剂。据声称，该公司的煤制天然气技术已经应用在美国伊利诺斯州杰斐逊的1个煤气化工厂，这个煤气化工厂将于2010年投入运行，届时每年可将约4000kt煤炭转化为天然气。 1.2国内煤制天然气的开发状况 在80年代，国内开始开展“水煤气甲烷化技术生产城镇燃气的研究”，“城市 煤气甲烷化”的研究，当时主要用来解决城市煤气热值问题，承担这个课题的单位有：中 国科学院大连化物所、中国科技大学、西北化工研究所、华东理工大学、煤炭部北京煤化 所，沈阳煤气化所，经过多年的科技攻关，取得了生产中热值城市煤气的系列煤气甲烷化 技术。即：常压水煤气甲烷化技术、耐硫甲烷化技术，并达到世界先进水平。并利用常压
水煤气甲烷化技术建厂10多座，其精脱硫催化剂、脱氧剂和常压甲烷化催化剂成为国家 级新产品，甲烷化催化剂获优秀发明专利一项、国家发明三等奖、中科院科技进步一等奖、省市级奖3项；精脱硫剂获优秀专利1项，国家发明二等奖1项，脱氧剂发明专利一项，获辽宁省科技进步二等奖。后因出现价格相对低廉的液化气，天然气，取代了城市煤气， 常压水煤气的生产厂纷纷被迫停产，此项技术渐渐淡出人们的视线。 2托普索技术简介 托普索公司提供了一种有竞争性的工艺，能够从廉价的含碳原料中生产替代性天 然气（SNG），SNG中富含甲烷，可以同天然气相互替代并以相同方式进行输送。 （1）煤在氧气和水蒸气存在条件下气化生成富含氢气和一氧化碳的气体。 （2）酸转化（变换反应）可以调节氢气和一氧化碳的比例，将有机硫转换为无 机硫，变换催化剂是耐S的（S含量可达50×10-6-5%），温度范围：200～500℃。 （3）酸性气体脱除：在洗涤工艺中可脱除。富含硫化氢的气流经过进一步处理， 可以将含硫尾气转化成浓缩硫酸（WSA工艺），95%～99.7%的S回收转化成硫酸且无废水产出。 （4）碳氧化物与氢气在甲烷化装置中反应生成甲烷，然后通过干燥和适当压缩 以达到管线所要求的条件。 3托普索工艺 在托普索工艺中，上面的反应方程式在绝热反应器里进行。反应热（合成天然气 反应热占合成气反应热值的20%），可以导致高的温增，利用循环可以用来控制在第1个甲烷化反应器的温增。 3.1 流程叙述 煤、焦炭或生物质经过气化后生成粗合成气，经过耐硫CO变换，利用低温甲醇洗涤脱除酸性气体CO2和H2S，酸性气体进入焚化炉和SO2转换器生成SO3，经过浓缩塔
天然气净化厂工艺.docx
龙岗天然气净化厂概况 1龙岗天然气净化厂简介 龙岗天然气净化厂位于四川省南充市仪陇县阳通乡二郎庙村 1 社二郎庙，位于仪陇县西北面边沿山区，距仪陇县老城区直线距离约54km，西南距仪陇县新城区直线距离约71km，北侧距立山镇直线距离约。设计的原料天然气处理能力 4 3 为 1200×10 m/d ，设计的原料气压力～，单列装置的原料天然气处理能力为 43 600×10 m/d ，共 2 列，装置的操作弹性为50～ 100%，年运行时间 8000 小时。龙岗天然气净化厂主要包括主体工艺装置、辅助生产设施和公用工程几部分。 其原料气组成如下表所示： 组分摩尔分率，mol%组分摩尔分率，mol% H2S i-C4H10 CO2n-C4H10 H2O N2+He CH4H2 C2H6O2+Ar 注： 1）原料气不含有机硫 2）原料气温度 30~36℃ 2生产工艺 由集气总站来的原料天然气先进入脱硫装置，在脱硫装置脱除其所含的几 乎所有的 H2S 和部分的 CO2，从脱硫装置出来的湿净化气送至脱水装置进行脱水 处理，脱水后的干净化天然气即产品天然气，经输气管道外输至用户，其质量 按国家标准《天然气》（GB17820-1999）二类气技术指标控制。脱硫装置得到的酸气送至硫磺回收装置回收硫磺，回收得到的液体硫磺送至硫磺成型装置，经 冷却固化成型装袋后运至硫磺仓库堆放并外运销售，其质量达到工业硫磺质量 标准（ GB2449-92）优等品质量指标。为尽量降低 SO2的排放总量，将硫磺回收装置的尾气送至尾气处理装置经还原吸收后，尾气处理装置再生塔顶产生的酸 气返回硫磺回收装置，尾气处理装置吸收塔顶尾气经焚烧炉焚烧后通过 100m高烟囱排入大气。尾气处理装置急冷塔底排出的酸性水送至酸水汽提装置，汽提 出的酸气返回硫磺回收装置，经汽提后的弱酸性水作循环水系统补充水。总工 艺流程方框图见图 2-1 。
煤气化制甲醇工艺流程
煤气化制甲醇工艺流程 煤气化制甲醇工艺流程简述 1）气化 a）煤浆制备 由煤运系统送来的原料煤**t/h（干基）（<25mm）或焦送至煤贮斗，经称重给料机控制输送量送入棒磨机，加入一定量的水，物料在棒磨机中进行湿法磨煤。为了控制煤浆粘度及保持煤浆的稳定性加入添加剂，为了调整煤浆的PH值，加入碱液。 出棒磨机的煤浆浓度约65%，排入磨煤机出口槽，经出口槽泵加压后送至气化工段煤浆槽。 煤浆制备首先要将煤焦磨细，再制备成约65%的煤浆。磨煤采用湿法，可防止粉尘飞扬，环境好。 用于煤浆气化的磨机现在有两种，棒磨机与球磨机；棒磨机与球磨机相比，棒磨机磨出的煤浆粒度均匀，筛下物少。 煤浆制备能力需和气化炉相匹配，本项目拟选用三台棒磨机，单台磨机处理干煤量43～53t/h，可满足60万t/a甲醇的需要。 为了降低煤浆粘度，使煤浆具有良好的流动性，需加入添加剂，初步选择木质磺酸类添加剂。 煤浆气化需调整浆的PH值在6～8，可用稀氨水或碱液，稀氨水易挥发出氨，氨气对人体有害，污染空气，故本项目拟采用碱液调整煤浆的PH值，碱液初步采用42％的浓度。 为了节约水源，净化排出的含少量甲醇的废水及甲醇精馏废水均可作为磨浆水。 b）气化 在本工段，煤浆与氧进行部分氧化反应制得粗合成气。 煤浆由煤浆槽经煤浆加压泵加压后连同空分送来的高压氧通过烧咀进入气化炉，在气化炉中煤浆与氧发生如下主要反应： CmHnSr+m/2O2—→mCO+（n/2-r）H2+rH2S CO+H2O—→H2+CO2 反应在6.5MPa（G）、1350～1400℃下进行。 气化反应在气化炉反应段瞬间完成，生成CO、H2、CO2、H2O和少量CH4、H2S等气体。 离开气化炉反应段的热气体和熔渣进入激冷室水浴，被水淬冷后温度降低并被水蒸汽饱和后出气化炉；气体经文丘里洗涤器、碳洗塔洗涤除尘冷却后送至变换工段。 气化炉反应中生成的熔渣进入激冷室水浴后被分离出来，排入锁斗，定时排入渣池，由扒渣机捞出后装车外运。 气化炉及碳洗塔等排出的洗涤水（称为黑水）送往灰水处理。 c）灰水处理 本工段将气化来的黑水进行渣水分离，处理后的水循环使用。 从气化炉和碳洗塔排出的高温黑水分别进入各自的高压闪蒸器，经高压闪蒸浓缩后的黑水混合，经低压、两级真空闪蒸被浓缩后进入澄清槽，水中加入絮凝剂使其加速沉淀。澄清槽底部的细渣浆经泵抽出送往过滤机给料槽，经由过滤机给料泵加压后送至真空过滤机脱水，渣饼由汽车拉出厂外。 闪蒸出的高压气体经过灰水加热器回收热量之后，通过气液分离器分离掉冷凝液，然后进入变换工段汽提塔。
煤制合成天然气工艺中甲烷化合成技术 于岩松
煤制合成天然气工艺中甲烷化合成技术于岩松 发表时间：2018-01-24T20:27:41.630Z 来源：《基层建设》2017年第31期作者：于岩松 [导读] 摘要：天然气是一种高效、优质、清洁的能源,近年来随着我国城市化发展和环保政策的实施,对天然气的消费量大幅度提升;但从实际角度出发,我国的三大能源形势是"煤多、油缺、气少",自然界天然气的开采无法满足市场需求,利用煤制合成天然气就成了重要的获取途径。 内蒙古大唐国际克什克腾煤制天然气有限责任公司内蒙古赤峰市 025350 摘要：天然气是一种高效、优质、清洁的能源,近年来随着我国城市化发展和环保政策的实施,对天然气的消费量大幅度提升;但从实际角度出发,我国的三大能源形势是"煤多、油缺、气少",自然界天然气的开采无法满足市场需求,利用煤制合成天然气就成了重要的获取途径。从物理构成角度来说,天然气是一种混合气体,主要成分是甲烷,因此,甲烷合成技术是煤制合成天然气工艺中的重要组成部分。 关键词：煤制合成天然气;甲烷化合成技术;煤化产业; 一、甲烷化合成技术概况 煤制天然气工艺路线较为简单,煤制气经变换、净化后合适比例的H?、CO、CO?经甲烷化反应合成得到富含甲烷的SNG,煤制天然气的关键技术在于甲烷化合成技术。甲烷化反应是在催化剂作用下的强放热反应。甲烷化的反应热是甲醇合成反应热的2倍。在通常的气体组分中,每1个百分点的CO甲烷化可产生74℃的绝热温升;每1个百分点的CO?甲烷化可产生60℃的绝热温升。由于传统的甲烷化催化剂适用的操作温区较窄(一般为300～400℃),起活温度较高,因此对于高浓度CO和CO?含量的气体,其甲烷化合成工艺及催化剂有更高的要求。 二、国外甲烷化合成技术概况 20世纪70年代,世界出现了自工业化革命以来的第1次石油危机,引起了各国及相关公司的广泛关注,并积极寻找开发替代能源。当时德国鲁奇(Lugri)公司和南非煤、油、气公司率先在南非F-T煤制油工厂建设了1套半工业化煤制合成天然气实验装置,鲁奇公司还和奥地利艾尔帕索天然气公司在奥地利维也纳石油化工厂建设了另1套半工业化实验装置。2套实验装置都进行了较长时期的运转,取得了很好的试验成果。受能源危机影响,在试验获得成功的基础上,1984年美国大平原公司建成世界上第1个也是惟一一个煤制天然气工厂。该厂以北达科达高水分褐煤为原料,由鲁奇公司负责工程设计,采用14台鲁奇炉(12开2备)气化,耗煤量达18000t/d,产品气含甲烷96%,热值35564kJ/m3以上,年产人工天然气12.7亿m3。1978年丹麦托普索(Topse)公司在美国建成7200m3/d的合成天然气试验厂,1981年由于油价降低到无法维持生产,被迫关停。 三、鲁奇公司的甲烷化 鲁奇公司在很早就已经开展了甲烷化生产天然气的研究。在20世纪70年代,鲁奇公司、南非萨索尔公司开始进行煤气甲烷化生产合成天然气的研究和试验,经过2个半工业化试验厂的试验,证实可以生产合格的合成天然气。甲烷化反应CO的转化率可达100%,CO?转化率可达95%,低热值达35.6MJl/m3,完全满足生产天然气的需求。到目前为止,世界上惟一一家以煤生产SNG的大型工业化装置———美国大平原Dakota是由Lurgi公司设计的。 四、国内甲烷化工艺技术概况 到目前为止,国内还没有煤制合成天然气技术,但是国内低浓度CO甲烷化技术和城市煤气技术比较成熟氨合成工业中,由于CO和CO?会使氨合成催化剂中毒,在合成气进合成反应器前需将微量的CO和CO?转化掉,甲烷化技术是利用CO和CO?与H?反应完全转化为CH?,使合成气中CO和CO?体积分数小于10×10-6。由于甲烷化催化剂使用温区较窄(300～400℃),起活温度较高,为防止超温,进入甲烷化反应器的 CO+CO?体积分数要求小于0.8%,同时,为防止甲烷化镍基催化剂中毒,合成气中硫含量要求小于0.1×10-6。 另外,国内城市煤气运用也比较广泛,目前主要有2种工艺:一是采用鲁奇气化生产城市煤气,粗煤气经过净化后直接送城市煤气管网,其甲烷浓度约15%,CO浓度约35%,典型运用工厂有河南义马煤气厂、哈尔滨煤气厂等。另一种是固定层间歇气化生产半水煤气,经过净化后半水煤气中CO体积分数为29%,通过等温移热的方法,对其实现甲烷化。在20世纪80年代,在缺乏耐高温甲烷化催化剂的情况下,中国五环工程有限公司率先开发和研究该甲烷化工艺技术。这一工艺在湖北沙市、十堰第二汽车制造厂和北京顺义等城市居民用气和工业炉用气的供应中实现了工业化。 五、甲烷化工艺技术特点 5.1 甲烷化技术特点 Davy甲烷化工艺中,采用Davy公司生产的CRG高镍型催化剂。其中镍含量约为50%。该催化剂的起活温度为250℃,最佳活性温度在300～600℃,失活温度大于700℃。在使用前须对H?进行还原,若温度低于200℃,催化剂会与原料气中的CO等生成羰基镍,但是正常运行时系统温度在250℃以上,J＆M公司可以提供预还原催化剂。因此在开停车段,要避免Ni(CO)?的产生。一般须用蒸汽将催化剂床层温度加热或冷却到200℃以上,然后用氮气作为冷媒或热媒介质置换。 对于甲烷化反应,合适的n(H?)/n(CO)=3,但在Davy甲烷化工艺中对该比例不需要严格控制,对原料气组分中的CO?也没有严格要求。这是由于CRG催化剂本生具有CO变换的功能。另外CRG催化剂具有对CO和CO?良好的选择性。因此在净化工艺中,应选择经济的CO?净化指标。 原料气经脱硫后直接进入甲烷化反应。一般要求净化总硫体积分数小于0.1×10-6就可以,但在戴维甲烷化工艺中甲烷化反应器前设置了保护床,以进一步脱硫,脱硫后总硫小于30×10-9。 由于反应温度的差别,补充甲烷化反应器中的催化剂寿命约比大量甲烷化反应器中催化剂寿命高2～3年。从已运行的情况来看,催化剂失活主要有2种原因:①催化剂中毒,主要毒物为S;②催化剂高温烧结。另外催化剂结碳后,也可能造成催化剂局部失活。甲烷化过程是一个高放热过程,在戴维甲烷化工艺 流程中可以产出高压过热蒸汽(8.6～12.0MPa,485℃),用于驱动大型压缩机,每生产1000m3天然气副产约3t高压过热蒸汽,能量效率高。