大唐国际克旗日产1200万m3煤制天然气项目可研简本4031.pdf

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1、 日产 1200 万 m3 煤制天然气项目 可行性研究报告 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20062452号文件精神以及市场的需求，内蒙古大唐国际克旗煤制天然气项目规划规模为日产 1200万立方米煤制天然气，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。大唐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

2、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内蒙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

3、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

4、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（北京国电华北电力工程有限公司提供资料）、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

5、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

6、产规模 万 Nm3/d 1200 2 产品方案 2.1 主产品 天然气 万 Nm3/d 1200 2.2 副产品 石脑油 万 t/a 10.128 焦油 万 t/a 50.88 硫磺 万 t/a 12.01 粗酚 万 t/a 5.76 粗氨 万 t/a 5.256 3 年操作日 天 333 8000小时 4 原料及燃料煤用量 原料煤 万 t/a 1423.84 燃料煤 万 t/a 402.144 5 辅助材料和化学品 催化剂 t/a 230 32NaOH t/a 3600 甲醇 t/a 9600 二异丙基醚 t/a 2100 循环水药剂 t/a 1530 6 公用消耗量 新鲜水 万 t/a 2

7、690 7 全厂三废排放量 废气 万 Nm3/a 382.1 锅炉及加热炉烟气 废渣、灰 万 t/a 237.33 气化及锅炉废渣 8 运输量 万 t/a 2154.83 运入量 万 t/a 1833.01 运出量 万 t/a 321.82 9 全厂定员 人 1678 其中：生产工人 人 1559 管理和技术人员 人 119 10 占地面积 ha 373.93 包括灰场 11 工程项目总投资 万元 2268074.36 11.1 基建投资 万元 2060720.02 11.2 固定资产方向调节税 万元 11.3 铺地流动资金 万元 15332.16 11.4 基建期利息 万元 192022.1

8、7 12 项目固定资产投资 万元 2252742.19 13 资本金 万元 680589.46 14 基建贷款 万元 1587484.90 15 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 9.9

9、1 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%12.40 33 自有资金净现值 万元 341052.86 34 全员劳动生产率 万元/人年 450.65 2 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

10、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

11、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 586 m3，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

12、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

13、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 160.6 28.9 336 33.6 20.3 化工 242.2 43.5 366 36.6 12.4 工业燃料 78.0 14.0 135 13.5 14.7 民用燃料 60.1 10.8 142 14.2 26.2 车用燃料 0.3 0.05 2 0.2 60.5 其他 15.6 2.8 19 1.9 6.5 合计 556.8 100.0 1000 100.0 15.8 2.1.2 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，

14、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

15、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

16、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

17、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

18、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

19、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

20、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 N m3/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 N m3/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 500000N m3/h,其组分如下：成分 CO CO

21、2 N2+Ar H2 CH4 含量 v%0.05 0.77 1.0 2.48 95.7 100 4 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 N m3/d 合成天然气装置。主要工艺技术采用：碎煤加压气化 粗煤气耐油变换、冷却 低温甲醇洗净化 低压蒸汽吸收制冷 Claus-Scot硫回收工艺 甲烷化 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

22、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 N m3/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

23、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 GSP SHELL Lurgi 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

24、%以下，灰熔点1200。气化温度/1450-1550 1450-1550 取决于煤灰熔点，在DT-ST间操作 气化压力/MPa 4.0 4.0 3-4.0 气化工艺特点 干粉煤供料，顶部单喷嘴，承压外壳干粉煤供料，下部多喷嘴对喷，承压外壳粒状煤供料，固体物料和气 化剂逆 流接内有水冷壁，激冷流程，由水冷壁回收少量蒸汽，除喷嘴外全为碳钢。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。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=350

25、0 内径=4600 内径=4000 单炉尺寸/mm H=17000 投煤（2300t/d）H=31640 投煤（800-1000t/d）H=11000 耐火砖/水冷壁寿命/a 20 20 喷嘴寿命 10a,前端部分 1a 1a-1.5a 气化炉台数 16 16 46 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 220 40 180-185 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 标煤消耗t/106kj（包 括 干 燥34.2）（包括

26、干燥34.2）（包括 焦油等 副产品）33 氧耗N m3/106kj（99.6%）29 29 10（包括焦油热值）蒸汽消耗kg/106kj（包括-3.6 0 0 造气变换副产中低压蒸汽）电耗 KW/106kj 3.6 5.8 0.3 碳转化率%99 99 99（包括 jioayou等副产品）冷气效率%80 80 80（包括 jioayou等副产品）气化热效率%90 96 90（包括 jioayou等副产品）投资 万元 1200106N m3/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

27、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。（2）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。（3）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，Lur

28、gi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、H2S、有机硫

29、、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

30、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：吸收能力强，溶液循环量小 再生能耗低 气体净化纯度高 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 溶液黏度小，有利于节省动力 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 甲醇溶剂廉价易得 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

31、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 8586106Kcal/h，0 级冷量 13.92106Kcal/h。干燥装置所需-40 级冷量为 13.86106Kcal/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

32、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

33、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，197

34、8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

35、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+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

36、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 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+2S b.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+2H2O COS+H

37、2=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

38、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

39、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

40、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 99.6 40 3.8 261825 连续 低压氮气 40 0.6 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

41、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

42、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 1.03 1 2 相对投资 1 1.05 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

43、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；9.2 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

44、选哟国内 9.0 MPa(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

45、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

46、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

47、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

48、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

49、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

50、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