焦?fàn)t煤氣制天然氣項目工藝路線比較課件

焦?fàn)t煤氣制天然氣項目

工藝路線比較

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一、焦?fàn)t煤氣成分典型的焦?fàn)t煤氣組成如下：組成CH4H2COCO2N2O2C2H6C2H4∑V%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。2

二、焦?fàn)t煤氣利用方法用作民用、工業(yè)的氣體燃料；發(fā)電（蒸汽發(fā)電、燃?xì)廨啓C發(fā)電和內(nèi)燃機發(fā)電）；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）；直接還原鐵（以HYL-ZR自重整希爾工藝為代表）；用于高爐煉鐵噴吹；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）；焦?fàn)t煤氣制天然氣。3四、焦?fàn)t煤氣直接制天然氣之變壓吸附法5四、焦?fàn)t煤氣直接制天然氣之深冷法6五、焦?fàn)t煤氣甲烷化制LNG7

（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(jìn)行初步凈化，而后經(jīng)往復(fù)壓縮機加壓至2.8MPaG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9

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；10八、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（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)11十、焦?fàn)t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（Δt=10℃）t39013

十一、年處理2.4億m3焦?fàn)t氣制LNG工廠技術(shù)經(jīng)濟(jì)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1.1LNG（CH4含量≥99.0％mol）×104Nm3/a9487.22年操作時數(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動力消耗4.1一次水m3/h133最大量4.2電×104kWh/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14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/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流動資金萬元901.1412年均營業(yè)收入萬元/年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(jì)指標(biāo)表15十三、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(dá)化工技術(shù)工程有限公司7、新奧科技發(fā)展有限公司

17十四、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PSA提氫后甲烷氣經(jīng)壓縮到25MPa，送入CNG管網(wǎng)。

18十五、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。

19十六、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）0.550.550.55焦?fàn)t煤氣總成本（元/h）137501375013750天然氣原料成本（元/m3）2.292.291.70天然氣制造成本（元/m3）2.692.692.20天然氣制造成本（元/h）16140.0016140.0017820.00天然氣市場價格（元/m3）3.503.503.50天然氣毛利（元/m3）0.810.811.30天然氣毛利（萬元/年）3880.003880.008440.00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）31221十七、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/h2500025000100萬噸焦化為例高爐煤氣量Nm3/h～～

LNG產(chǎn)量Nm3/h61009100

燃料尾氣Nm3/h～18900～7700

消耗

電耗kW65007900

循環(huán)水消耗t/h7001400

蒸汽消耗t/h2外送9

脫鹽水消耗t/h～13

天然氣加工成本元/Nm3

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）0.550.55焦?fàn)t煤氣總成本（元/h）1375013750天然氣原料成本（元/m3）2.251.51天然氣制造成本（元/m3）2.992.01天然氣市場價格（元/m3）3.503.50天然氣毛利（元/m3）0.511.49天然氣毛利（萬元/年）2468.8010840.00投資回收期（年）9322

十八、焦?fàn)t煤氣制天然氣不同工藝路線投資、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26