焦?fàn)t煤氣制天然氣項目工藝路線比較

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1、焦?fàn)t煤氣制天然氣項目 工藝路線比較 2 一、焦?fàn)t煤氣成分典型的焦?fàn)t煤氣組成如下：組成CH4 H2 CO CO2 N2 O2 C2H6 C2H4 V% 26.3 57.1 7.7 2.7 3.2 0.5 0.75 1.75 100 焦?fàn)t煤氣中含有一定量的雜質(zhì)，需要對其進行凈化以滿足工藝過程的要求。 3 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、燃氣輪機發(fā)電和內(nèi)燃機發(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.用于高爐煉鐵噴吹；6.作為化工生產(chǎn)合成氣開發(fā)與利用（合成氨

2、、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 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進行能耗對比，得出如下結(jié)論： 焦?fàn)t煤氣發(fā)電項目分為：蒸汽輪機發(fā)電、燃氣輪機發(fā)電、燃氣內(nèi)燃機發(fā)電三種，蒸汽輪機和燃氣輪機發(fā)電機組效率僅20%，即能量利用率20%；燃氣內(nèi)燃機發(fā)電效率3040%，即能量利用率3040%。焦?fàn)t煤氣制甲醇項目綜合能耗為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項目綜合能耗為56.15MJ/Nm 3LNG，而LNG熱值為35.45MJ/Nm3LNG，其能量利用率為63.13%。 綜合比較，焦?fàn)t煤氣制LNG是焦?fàn)t煤氣高效

3、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 6 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LNG 8 焦?fàn)t氣壓 縮 工 段脫 硫 工 段 液 化 工 段合 成 工 段 原料氣壓縮合成氣壓縮脫焦油脫萘粗脫硫預(yù)脫硫一級加氫二級加氫預(yù)加氫中溫脫硫精脫硫合成反應(yīng)器 中壓蒸汽脫鹽水換熱器廢熱鍋爐LNG 預(yù)冷凈化深冷分離尾氣 六、焦?fàn)t煤氣甲烷化制LNG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)螺桿壓縮機加壓至0.41MPaG送入脫油脫萘塔、粗脫硫塔對焦?fàn)t氣進行初步凈化，而后經(jīng)往復(fù)壓縮機加壓至2.8 MPaG送入脫硫工段對焦?fàn)t氣進行精脫硫； （2

4、）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氣中的有機硫和無機硫，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SNG；采用低溫精餾工藝以確保在分離不凝氣體時減少甲烷的帶出量，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LNG工藝主要工段 10 八、焦?fàn)t煤氣甲烷化制LNG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、往復(fù)式壓縮機、脫油脫萘塔、粗脫硫

5、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、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、固定管板換熱器等； 4、液化工段，主要設(shè)備有：冷箱、制冷劑壓縮機、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、焦?fàn)t煤氣甲烷化制LNG主要建設(shè)內(nèi)容 6、變配電站 7、循環(huán)水系統(tǒng) 8、動力站（包括制氮、儀表空氣、冷水） 9、供熱站

6、（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 爐 煤 氣 甲 烷 化 制 LNG消 耗 定 額序號名稱及規(guī)格單位消耗定額(每kNm3產(chǎn)品氣)主要原輔材料1焦?fàn)t氣Nm3 26642活性炭吸油劑kg 3.853活性炭脫硫劑kg 4.264鐵錳脫硫劑kg 3.365氧化鋅脫硫劑kg 0.496 JT-8型加氫劑kg 0.437 JT-1型加氫催化劑kg 0.08 8高溫甲烷化催化劑kg 0.099中溫甲烷化催化劑kg 0.0410分子篩kg 0.0411乙烯丙烷異戊

7、烷制冷劑kg 3.48 13 十 、 焦 爐 煤 氣 甲 烷 化 制 天 然 氣 公 用 工 程序號名稱及規(guī)格單位消耗定額(每kNm3產(chǎn)品氣)公用工程1 3.82MPa過熱蒸汽t 1.684.3MPa飽和蒸汽t -1.152電 380V kWh 82.5電 10kV kWh 5313冷卻循環(huán)水 （t=10 ） t 390 14 十一、年處理2.4億m3焦?fàn)t氣制LNG工廠技術(shù)經(jīng)濟指標(biāo)表序號指 標(biāo) 名 稱單位數(shù)量備 注1設(shè)計規(guī)模1.1 LNG（CH4含量99.0mol）104Nm3/a 9487.22年操作時數(shù)h 80003原材料及輔助材料消耗3.1焦?fàn)t氣10 4Nm3/a 24,0003.2催化

8、劑（專用）t/a 1251.044動力消耗4.1一次水m3/h 133最大量4.2電104kWh/a 5742.495 “三廢”排放量5.1廢水t/h 39.385.2廢氣m 3/h 512775.3廢渣t/a 1182.1廢催化劑6工廠用地面積m2 79614.27工廠建筑面積m2 11298.8對 應(yīng) ： 150萬 噸 /年 焦 化 ， 30000m3/h焦 爐 氣 15 序號指 標(biāo) 名 稱單位數(shù)量備 注8生產(chǎn)裝置設(shè)備臺869能源消耗指標(biāo)MJ/ Nm3 56.1510總定員人9011總投資萬元37016.18其中：建設(shè)投資萬元35255.86流動資金萬元901.1412年均營業(yè)收入萬元/年

9、23172.28售價 2.44元/m3LNG13年均總成本費用萬元/年17768.02成本1.87元/m3LNG14稅后投資回收期年6.6415項目投資稅前內(nèi)部收益率20.4516項目投資稅后內(nèi)部收益率15.8417項目投資稅前財務(wù)凈現(xiàn)值萬元18330.9518總投資收益率15.9419項目資本金凈利潤率36.0220盈虧平衡點48.47 十一、年處理2.4億m3焦?fàn)t氣制LNG工廠技術(shù)經(jīng)濟指標(biāo)表 16 十 二 、 焦 爐 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項目 2、丹麥Topsoe技術(shù)：烏海華油8

10、0000m3/h焦?fàn)t煤氣制LNG項目 17 十 三 、 焦 爐 煤 氣 甲 烷 化 制 天 然 氣 核 心 技 術(shù) 之 國 內(nèi) 1、武漢科林精細化工技術(shù)：烏海華清6000m3/h焦?fàn)t煤氣制LNG項目 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項目 3、西南化工研究設(shè)計院技術(shù)：山西沁縣華安30000m3/h焦?fàn)t煤氣制LNG項目 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 焦?fàn)t煤氣經(jīng)凈化處理滿足甲烷化條件后進入甲烷化反應(yīng)器，甲烷化

11、反應(yīng)后氣體經(jīng)深冷液化制LNG，或利用PSA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 焦?fàn)t煤氣經(jīng)凈化處理滿足甲烷化條件后進入甲烷化反應(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項 目 直 接 提 純 天 然 氣 提 純 天 然 氣 和 H2 甲 烷 化 生 產(chǎn) 天 然 氣 備 注原 料 氣 量 Nm3/

12、h 25000 25000 25000 100萬 噸 焦 化 為 例天 然 氣 產(chǎn) 量 Nm 3/h 6000 6000 8100H2產(chǎn) 量 Nm3/h 12000 燃 料 尾 氣 Nm3/h 19000 7000 11500 返 回 作 燃 料消 耗電 耗 kW 3000 6200 7000 壓 縮 前循 環(huán) 水 消 耗 t/h 300 600 700 蒸 汽 消 耗 t/h 1 1 外 送 11脫 鹽 水 消 耗 t/h 12天 然 氣 加 工 成 本 元 /Nm3 約 0.4 約 0.4 約 0.5 不 計 原 料 成 本氫 氣 加 工 成 本 元 /Nm3 0.165 不 計 原 料

13、成 本投 資 （ 萬 元 RMB） 約 8500 約 13000 約 12000 21 十六、焦?fàn)t煤氣制天然氣工藝路線比較項 目直接提純天然氣提純天然氣和H2甲烷化生產(chǎn)天然氣備注焦?fàn)t煤氣成本（元/m3）0.55 0.55 0.55焦?fàn)t煤氣總成本（元/h）13750 13750 13750天然氣原料成本（元/m 3）2.29 2.29 1.70 天然氣制造成本（元/m3）2.69 2.69 2.20 天然氣制造成本（元/h）16140.00 16140.00 17820.00天然氣市場價格（元/m3）3.50 3.50 3.50 天然氣毛利（元/m 3）0.81 0.81 1.30 天然氣毛利（

14、萬元/年）3880.00 3880.00 8440.00 氫氣市場價格（元/m3）1.8氫氣收入（元/h）21600氫氣加工成本（元/h）1980氫氣增收（元/h）19620 氫氣增收（萬元/年）15696天然氣氫氣聯(lián)產(chǎn)毛利（萬元/年）19576投資回收期（年）3 1 2 22 十七、焦?fàn)t煤氣制LNG工藝路線比較項 目 無甲烷化產(chǎn)LNG 甲烷化產(chǎn)LNG 備注 焦?fàn)t煤氣量 Nm3/h 25000 25000 100萬噸焦化為例 高爐煤氣量 Nm3/h LNG產(chǎn)量 Nm 3/h 6100 9100 燃料尾氣 Nm3/h 18900 7700 消耗 電耗 kW 6500 7900 循環(huán)水消耗 t/h

15、 700 1400 蒸汽消耗 t/h 2外送9 脫鹽水消耗 t/h 13 天然氣加工成本 元/Nm 3 約0.74 約0.5 不計原料成本 投資 （萬元RMB） 約20000 約26000 焦?fàn)t煤氣成本 （元/m3）0.55 0.55 焦?fàn)t煤氣總成本 （元/h）13750 13750 天然氣原料成本 （元/m3）2.25 1.51 天然氣制造成本 （元/m3）2.99 2.01 天然氣市場價格 （元/m 3）3.50 3.50 天然氣毛利 （元/m3）0.51 1.49 天然氣毛利 （萬元/年）2468.80 10840.00 投資回收期（年）9 3 23 十八、焦?fàn)t煤氣制天然氣不同工藝路線投

16、資、回報、回收期比較表項 目 無甲烷化產(chǎn)LNG 甲烷化產(chǎn)LNG 直接提純天然氣提純天然氣和H2甲烷化生產(chǎn)天然氣投資（萬元RMB） 約20000 約26000 約8500約13000約12000項目毛利（萬元/年）2468.80 10840.00 3880.00 19576.00 8440.00 投資回收期（年）9 3 3 1 2 性價比排序5 4 3 1 2對 應(yīng) ： 100萬 噸 /年 焦 化 ， 25000m 3/h焦 爐 氣 24 十九、焦?fàn)t煤氣制天然氣風(fēng)險分析之原料氣價格 25 十九、焦?fàn)t煤氣制天然氣風(fēng)險分析之產(chǎn)品關(guān)聯(lián)度 26 十九、焦?fàn)t煤氣制天然氣風(fēng)險分析之管網(wǎng)建設(shè) 27謝 謝 ！