煤化工煤制天然氣項(xiàng)目可行性研究報(bào)告

目錄1總論 31.1概述 31.1.1項(xiàng)目規(guī)模 31.1.2項(xiàng)目背景 31.1.3項(xiàng)目范圍 51.1.4結(jié)論及建議 51.1.5主要技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)表 62市場(chǎng)預(yù)測(cè) 92.1天然氣產(chǎn)品用途、現(xiàn)狀及需求 92.1.1天然氣特性和用途 92.1.2中國(guó)天然氣的發(fā)展 112.1.3中國(guó)天然氣存在的主要問(wèn)題和解決辦法 133產(chǎn)品方案及生產(chǎn)規(guī)模 143.1生產(chǎn)規(guī)模 143.2產(chǎn)品方案 144工藝技術(shù)選擇及技術(shù)來(lái)源 154.1工藝技術(shù)選擇 154.1.1煤氣化工藝技術(shù)選擇 164.1.2粗煤氣變換 204.1.3煤氣凈化工藝技術(shù)選擇 204.1.4制冷工藝的選擇 224.1.5甲烷化技術(shù)選擇 234.1.6硫回收技術(shù)的選擇 234.1.7空分工藝技術(shù)方案的選擇 274.1.8干燥工藝技術(shù)選擇 294.2主要裝置來(lái)源 334.2.1碎煤固定床干法排灰加壓氣化技術(shù)、耐硫耐油變換技術(shù)、低溫甲醇洗凈化技術(shù)、異丙醚脫酚技術(shù)。 334.2.2甲烷合成技術(shù)來(lái)源 354.2.3硫回收技術(shù)來(lái)源 354.2.4工藝裝置綜述 354.3裝置簡(jiǎn)述 364.3.1備煤 36設(shè)計(jì)任務(wù)及設(shè)計(jì)范圍 36概述 364.3.2碎煤加壓氣化 37流程簡(jiǎn)述略 37主要設(shè)備選型及臺(tái)數(shù)確定 37原材料、動(dòng)力規(guī)格及消耗量 37三廢排放 395原材料及動(dòng)力供應(yīng) 455.1原料供應(yīng) 455.1.1主要原材料的品種、質(zhì)量、年需要量 455.1.2原料煤、燃料煤、燃?xì)獾膩?lái)源及運(yùn)輸方式 495.2主要原材料、燃料價(jià)格 4915投資估算和資金籌措方案 51煤制天然氣項(xiàng)目可研報(bào)告1總論1.1概述1.1.1項(xiàng)目規(guī)模根據(jù)國(guó)家發(fā)改委發(fā)改辦工業(yè)[2009]23**號(hào)文件精神以及市場(chǎng)的需求，集團(tuán)煤化公司煤制天然氣項(xiàng)目規(guī)劃規(guī)模為年產(chǎn)40億立方米煤制天然氣，分三期建設(shè)。1.1.2項(xiàng)目背景（1）以煤炭資源替代部分油、氣資源，是我國(guó)經(jīng)濟(jì)建設(shè)可持續(xù)發(fā)展的必由之路。我國(guó)能源結(jié)構(gòu)的特點(diǎn)決定了尋求油、氣的替代能源是我國(guó)經(jīng)濟(jì)發(fā)展與能源戰(zhàn)略安全的長(zhǎng)遠(yuǎn)戰(zhàn)略。集團(tuán)甲烷產(chǎn)品目標(biāo)市場(chǎng)定位為國(guó)內(nèi)LPG燃料和天然氣的替代和補(bǔ)充，是所有替代燃料技術(shù)中最成熟、最安全、最經(jīng)濟(jì)的選擇，這對(duì)我國(guó)實(shí)現(xiàn)節(jié)約和替代油、氣的目標(biāo)具有重要的現(xiàn)實(shí)和戰(zhàn)略意義。（2）項(xiàng)目建設(shè)是貫徹黨中央西部大開(kāi)發(fā)戰(zhàn)略，發(fā)展少數(shù)民族地區(qū)經(jīng)濟(jì)的需要。黨中央、國(guó)務(wù)院明確指出，不失時(shí)機(jī)地實(shí)施西部大開(kāi)發(fā)戰(zhàn)略，直接關(guān)系到擴(kuò)大內(nèi)需、促進(jìn)經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)，關(guān)系到民族團(tuán)結(jié)、社會(huì)穩(wěn)定和邊防鞏固，關(guān)系到東西部協(xié)調(diào)發(fā)展和最終實(shí)現(xiàn)共同富裕。強(qiáng)調(diào)要抓住機(jī)遇，把西部地區(qū)的發(fā)展?jié)摿D(zhuǎn)換為現(xiàn)實(shí)生產(chǎn)力，把潛在市場(chǎng)轉(zhuǎn)換為現(xiàn)實(shí)市場(chǎng)，為國(guó)民經(jīng)濟(jì)提供更廣闊的空間和巨大的推動(dòng)力。黨中央的決策，為西部地區(qū)經(jīng)濟(jì)發(fā)展提供了契機(jī)。該項(xiàng)目的建設(shè)充分發(fā)揮新疆錫林浩特煤炭資源優(yōu)勢(shì)，改善當(dāng)?shù)氐幕A(chǔ)設(shè)施，增加地方就業(yè)機(jī)會(huì)，增加稅收，推動(dòng)地區(qū)社會(huì)經(jīng)濟(jì)的發(fā)展，縮小東西部發(fā)展差距，實(shí)現(xiàn)東西部地區(qū)優(yōu)勢(shì)互補(bǔ)，共同發(fā)展，把資源優(yōu)勢(shì)轉(zhuǎn)換為經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢(shì)，為西部大開(kāi)發(fā)做出貢獻(xiàn)。（3）發(fā)展大型煤基合成天然氣產(chǎn)業(yè)，使實(shí)現(xiàn)煤炭資源清潔利用和提高煤炭資源利用的附加值，落實(shí)科學(xué)發(fā)展觀，實(shí)現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展的客觀選擇，符合3R原則即“減量化、再利用、資源化”，較好的體現(xiàn)3E原則即“環(huán)境、節(jié)能、效益”優(yōu)先的原則。在坑口地區(qū)，以褐煤為原料，采用潔凈的氣化和凈化技術(shù)大規(guī)模制取人工天然氣，為低品質(zhì)褐煤的增值利用開(kāi)辟了潛力巨大的前景，為煤炭企業(yè)提供了新的發(fā)展機(jī)遇和發(fā)展空間，將有利于煤炭行業(yè)優(yōu)化產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)，提高附加值，謀求可持續(xù)發(fā)展，提高煤炭行業(yè)的綜合實(shí)力，同時(shí)也符合現(xiàn)代煤化工一體化、大型化、基地化的發(fā)展特征和產(chǎn)業(yè)組織規(guī)律。該項(xiàng)目的興建，充分利用了企業(yè)的褐煤優(yōu)勢(shì)資源。根據(jù)市場(chǎng)需求，應(yīng)用潔凈煤技術(shù)建設(shè)現(xiàn)代化高起點(diǎn)的煤化工基地，促進(jìn)了煤炭加工和利用的產(chǎn)品鏈的延伸，培育了新的經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)點(diǎn)。具有良好的經(jīng)濟(jì)效益和社會(huì)效益。（4）本項(xiàng)目采用的先進(jìn)工藝技術(shù)，在有效而清潔地利用煤炭資源，為國(guó)民經(jīng)濟(jì)做出重大貢獻(xiàn)的同時(shí)，有效地保護(hù)了當(dāng)?shù)丨h(huán)境。符合對(duì)煤炭的利用要按“集約化、大規(guī)模、多聯(lián)產(chǎn)、清潔利用和有效利用”的現(xiàn)代潔凈煤技術(shù)模式。1.1.3項(xiàng)目范圍工程包括熱電站、空分、備煤、煤氣化、變換冷卻、脫硫脫碳、甲烷化、副產(chǎn)品回收裝置以及界區(qū)內(nèi)的供水、供電、供汽，三廢處理等公用工程設(shè)施。包括煤場(chǎng)、鐵路、天然氣管道輸送工程。1.1.4結(jié)論及建議通過(guò)市場(chǎng)分析，技術(shù)方案論證，廠址及技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析，初步結(jié)論如下：（1）該工程為煤炭潔凈高效生產(chǎn)系統(tǒng)，是煤炭綜合利用，提高附加值的最有效最經(jīng)濟(jì)的途徑之一，符合國(guó)家的產(chǎn)業(yè)政策、能源和環(huán)境保護(hù)政策。（2）以褐煤為原料生產(chǎn)合成天然氣替代天然氣、副產(chǎn)品焦油、酚、氨等，具有廣闊的時(shí)差國(guó)內(nèi)，產(chǎn)品成本具有較強(qiáng)的競(jìng)爭(zhēng)力。（3）所選廠址條件較好，交通運(yùn)輸方便，不占耕地，供水有保證，原料、動(dòng)力供應(yīng)可靠。（4）技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析表明，項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)效益一般，項(xiàng)目全投資內(nèi)部收益率（所得稅后）為10.63%，盈虧平衡點(diǎn)位55.36%左右。1.1.5主要技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)表主要經(jīng)濟(jì)技術(shù)指標(biāo)序號(hào)項(xiàng)目單位數(shù)量備注1生產(chǎn)規(guī)模萬(wàn)Nm3/d12002產(chǎn)品方案2.1主產(chǎn)品天然氣萬(wàn)Nm3/d12002.2副產(chǎn)品石腦油萬(wàn)t/a10.128焦油萬(wàn)t/a50.88硫磺萬(wàn)t/a12.01粗酚萬(wàn)t/a5.76粗氨萬(wàn)t/a5.2563年操作日天3338000小時(shí)4原料及燃料煤用量原料煤萬(wàn)t/a1423.84燃料煤萬(wàn)t/a402.1445輔助材料和化學(xué)品催化劑t/a23032·NaOHt/a3600甲醇t/a9600二異丙基醚t/a2100循環(huán)水藥劑t/a15306公用消耗量新鮮水萬(wàn)t/a26907全廠三廢排放量廢氣萬(wàn)Nm3/a382.1鍋爐及加熱爐煙氣廢渣、灰萬(wàn)t/a237.33氣化及鍋爐廢渣8運(yùn)輸量萬(wàn)t/a2154.83運(yùn)入量萬(wàn)t/a1833.01運(yùn)出量萬(wàn)t/a321.829全廠定員人1678其中：生產(chǎn)工人人1559管理和技術(shù)人員人11910占地面積ha373.93包括灰場(chǎng)11工程項(xiàng)目總投資萬(wàn)元2268074.3611.1基建投資萬(wàn)元2060720.0211.2固定資產(chǎn)方向調(diào)節(jié)稅萬(wàn)元11.3鋪地流動(dòng)資金萬(wàn)元15332.1611.4基建期利息萬(wàn)元192022.1712項(xiàng)目固定資產(chǎn)投資萬(wàn)元2252742.1913資本金萬(wàn)元680589.4614基建貸款萬(wàn)元1587484.9015年銷(xiāo)售收入萬(wàn)元756191.52平均16年銷(xiāo)售稅金萬(wàn)元68989.61平均17年總成本費(fèi)用萬(wàn)元506006.62平均18年利潤(rùn)總額萬(wàn)元181195.29平均19年所得稅萬(wàn)元45298.82平均20投資利潤(rùn)率%7.86平均21投資利稅率%10.86平均22成本費(fèi)用利潤(rùn)率%35.81平均23投資收益率%14.13平均24外匯貸款償還期年含基建期25國(guó)內(nèi)貸款償還期年9.91含基建期26投資回收期（所得稅后）年9.59含基建期27投資回收期（所得稅前）年9.06含基建期28全投資內(nèi)部收益率%10.63所得稅后29全投資凈現(xiàn)值萬(wàn)元367559.32所得稅后30全投資內(nèi)部收益率%12.31所得稅前31全投資凈現(xiàn)值萬(wàn)元639818.27所得稅前32自有資金內(nèi)部收益率%12.4033自有資金凈現(xiàn)值萬(wàn)元341052.8634全員勞動(dòng)生產(chǎn)率萬(wàn)元/人年450.652市場(chǎng)預(yù)測(cè)2.1天然氣產(chǎn)品用途、現(xiàn)狀及需求2.1.1天然氣特性和用途天然氣（natural

gas)系古生物遺骸長(zhǎng)期沉積地下，經(jīng)慢慢轉(zhuǎn)化及變質(zhì)裂解而產(chǎn)生之氣態(tài)碳?xì)浠衔?，具可燃性，多在油田開(kāi)采原油時(shí)伴隨而出。天然氣蘊(yùn)藏在地下約3000—4000米之多孔隙巖層中，主要成分為甲烷，通常占85-95%；其次為乙烷、丙烷、丁烷等，比重0.65，比空氣輕，具有無(wú)色、無(wú)味、無(wú)毒之特性，天然氣公司皆遵照政府規(guī)定添加臭劑，以資用戶嗅辨。在石油地質(zhì)學(xué)中，通常指油田氣和氣田氣。其組成以烴類(lèi)為主，并含有非烴氣體。廣義的天然氣是指地殼中一切天然生成的氣體，包括油田氣、氣田氣、泥火山氣、煤撐器和生物生成氣等。按天然氣在地下存在的相態(tài)可分為游離態(tài)、溶解態(tài)、吸附態(tài)和固態(tài)水合物。只有游離態(tài)的天然氣經(jīng)聚集形成天然氣藏，才可開(kāi)發(fā)利用。目前我國(guó)天然氣的生產(chǎn)主要集中在中國(guó)石油天然氣總公司、中國(guó)石油化工總公司和中國(guó)海洋石油總公司。中國(guó)石油天然氣總公司2006年天然氣產(chǎn)量為442.10億m3，產(chǎn)量全國(guó)天然氣總量的75.5%；中國(guó)石油化工總公司2006年天然氣產(chǎn)量為72.65億m3，產(chǎn)量占全國(guó)天然氣總量的12.4%；中海油有限公司湛江分公司2006年天然氣產(chǎn)量增長(zhǎng)到48.95億m3，產(chǎn)量占全國(guó)天然氣總量的8.4%。2006年我國(guó)天然氣表觀消費(fèi)量約586m3，已成為世界上天然氣需求增長(zhǎng)最迅速的國(guó)家之一。據(jù)預(yù)測(cè)，到2010年，我國(guó)將每年需進(jìn)口液化天然氣1000萬(wàn)噸，廣東、福建、浙江、上海等地將有5座液化天然氣接收站投入建設(shè)與營(yíng)運(yùn)；到2020年，我國(guó)沿海將再建5-6座液化天然氣接收站，年消費(fèi)液化天然氣將達(dá)到2000萬(wàn)-2500萬(wàn)噸。到2010年，中國(guó)國(guó)內(nèi)管道天然氣需求量約1200億m3，2015年為1700億m3，2020年將達(dá)到2000億m3以上，占我國(guó)能源用氣方向：天然氣可用于發(fā)電、化工、城市燃?xì)?、壓縮氣車(chē)，目前中國(guó)天然氣消費(fèi)以化工為主，預(yù)計(jì)今后天然氣利用方向?qū)l(fā)生變化，會(huì)主要以城市氣化、以氣代油和以氣發(fā)電為主，其中城市燃?xì)鈱⑹侵袊?guó)主要的利用方向和增長(zhǎng)領(lǐng)域。2006年國(guó)內(nèi)天然氣消費(fèi)結(jié)構(gòu)及需求預(yù)測(cè)單位：億m3，%消費(fèi)領(lǐng)域2006年2010年2006-2010年年均增長(zhǎng)率數(shù)量比例數(shù)量比例發(fā)電160.628.933633.620.3化工242.243.536636.612.4工業(yè)燃料78.014.013513.514.7民用燃料60.110.814214.226.2車(chē)用燃料0.30.0520.260.5其他15.62.8191.96.5合計(jì)556.8100.01000100.0中國(guó)天然氣的發(fā)展中華人民共和國(guó)建立以來(lái)，天然氣生產(chǎn)有了很大發(fā)展。特別是“八五”以來(lái)，中國(guó)儲(chǔ)量快速增長(zhǎng)，天然氣進(jìn)入高速發(fā)展時(shí)期。1999年中國(guó)天然氣產(chǎn)量達(dá)234.37億m3，較上年大幅增長(zhǎng)12.2％；2000年，中國(guó)天然氣產(chǎn)量達(dá)到264.6億m3。由于天然氣具有良好的發(fā)展前景，中國(guó)和世界許多國(guó)家一樣，大力開(kāi)發(fā)利用天然氣資源，并把開(kāi)發(fā)利用天然氣作為能源發(fā)展戰(zhàn)略的重點(diǎn)之一；2001年中國(guó)天然氣產(chǎn)量達(dá)303.02億m3，較上年有大幅增長(zhǎng)，增幅達(dá)11％；2002年繼續(xù)高速增長(zhǎng)，達(dá)到328.14億m3，較上年增長(zhǎng)8.29％。但在世界各國(guó)天然氣產(chǎn)量的排名中，由于阿聯(lián)酋的產(chǎn)量猛增，中國(guó)從第15位降至第16位；2003年，中國(guó)天然氣產(chǎn)量約為341.28億m3（其中包括地方產(chǎn)量3.28億m3）；2004年中國(guó)天然氣產(chǎn)量保持穩(wěn)定增長(zhǎng)態(tài)勢(shì)，全年產(chǎn)量達(dá)到356億m3，創(chuàng)歷史最高紀(jì)錄。

2005年，全國(guó)累計(jì)探明天然氣可采儲(chǔ)量達(dá)到3.5萬(wàn)億立方米，比2004年增長(zhǎng)了25%。2005年，中國(guó)天然氣產(chǎn)量約為499.5億立方米，比2004年增加91億立方米，增長(zhǎng)幅度約22%。截至2005年底，全國(guó)天然氣管道總長(zhǎng)度約2.8萬(wàn)千米，其中管徑大于426毫米的管道總長(zhǎng)度為1.7萬(wàn)千米。

2006年三季度前期天然氣產(chǎn)量保持高位，月均天然氣產(chǎn)量在48億立方米之上，9月天然氣產(chǎn)量有所回落。2006年1-9月國(guó)內(nèi)共生產(chǎn)天然氣430.81億立方米，同比增長(zhǎng)21.3%，增速比上半年下降3.0個(gè)百分點(diǎn)。據(jù)專(zhuān)家預(yù)測(cè)，未來(lái)20年天然氣需求增長(zhǎng)速度將明顯超過(guò)煤炭和石油。到2010年，天然氣在能源需求總量中所占比重將從1998年的2.1%增加到6%，到2020年將進(jìn)一步增至10%。屆時(shí)天然氣需求量估計(jì)將分別達(dá)到938億立方米和2037億立方米。天然氣年產(chǎn)量以20%左右的速度高速增長(zhǎng)。未來(lái)我國(guó)的天然氣供應(yīng)將呈現(xiàn)四種格局：西氣東輸，西部?jī)?yōu)質(zhì)天然氣輸送到東部沿海；北氣南下，來(lái)自我國(guó)北部包括引進(jìn)的俄羅斯天然氣，供應(yīng)南部的環(huán)渤海、長(zhǎng)三角、珠三角等區(qū)域；海氣登陸，一方面是近海地區(qū)我國(guó)自己生產(chǎn)的天然氣輸送到沿海地區(qū)，另一方面是進(jìn)口液化天然氣優(yōu)先供應(yīng)沿海地區(qū)；此外，各資源地周邊地區(qū)就近利用天然氣。但未來(lái)數(shù)年后，隨著國(guó)家的扶持和應(yīng)用范圍的擴(kuò)大，將出現(xiàn)供不應(yīng)求的局面。預(yù)計(jì)2010年國(guó)內(nèi)天然氣供應(yīng)缺口將在400-500億立方米，2020年將近1000億立方米。這些缺口目前的供氣方案是主要由國(guó)外氣源來(lái)解決，包括建設(shè)輸氣管道和LNG運(yùn)輸。

2.1.3中國(guó)天然氣存在的主要問(wèn)題和解決辦法（1）天然氣儲(chǔ)量不多。天然氣年產(chǎn)量?jī)H400多億立方米，在中國(guó)能源生產(chǎn)中的比例不足5%，與世界相比具有很大的差距。據(jù)有關(guān)資料顯示，中國(guó)天然氣儲(chǔ)量在世界天然氣總量中不足3%。（2）天然氣勘探開(kāi)發(fā)難度較大?，F(xiàn)已探明談然氣地質(zhì)儲(chǔ)量3.4萬(wàn)億立方米，盡快將這些儲(chǔ)量開(kāi)發(fā)利用，對(duì)促進(jìn)國(guó)民經(jīng)濟(jì)發(fā)展有非常重要的作用。但中國(guó)的這些儲(chǔ)量大多分布在中國(guó)西部的老、少、邊、窮地區(qū)，地表?xiàng)l件多為沙漠、黃土塬、山地，地理環(huán)境惡劣。多數(shù)勘探對(duì)象第孔、地滲、埋藏深、儲(chǔ)層復(fù)雜、高溫高壓，且遠(yuǎn)離消費(fèi)市場(chǎng)，開(kāi)發(fā)利用這些儲(chǔ)量還存在許多技術(shù)難題。譬如中國(guó)的鄂爾多斯盆地的蘇里格大氣田，探明地質(zhì)儲(chǔ)量近6000億立方，但在產(chǎn)能建設(shè)上存在許多技術(shù)難題，它是大面積、低孔、低滲的巖性氣田，這是中國(guó)開(kāi)發(fā)利用從沒(méi)遇到過(guò)的氣田，涉及鉆井工藝、儲(chǔ)層改造工藝等技術(shù)難題，而類(lèi)似的氣田還有很多。又如四川盆地的氣田主要屬于碳酸鹽巖的裂隙和次生孔隙氣田，它們的不均質(zhì)性很強(qiáng)，開(kāi)發(fā)和穩(wěn)產(chǎn)難度相當(dāng)大。（3）加快引進(jìn)利用國(guó)際天然氣資源。引進(jìn)利用國(guó)際天然氣資源是21世紀(jì)中國(guó)發(fā)展外向型能源經(jīng)濟(jì)的重點(diǎn)，是中國(guó)21世紀(jì)重大的能源戰(zhàn)略。中國(guó)進(jìn)口天然氣將通過(guò)兩條途徑解決：一是從俄羅斯、烏茲別克斯坦、土庫(kù)曼斯坦、哈薩克斯坦等國(guó)引管道天然氣；二是為中國(guó)沿海地區(qū)引進(jìn)液化天然氣（LNG）。（4）加快建設(shè)煤制天然氣工廠，以滿足市場(chǎng)需要。政府部門(mén)預(yù)計(jì)2010年中國(guó)每年天然氣的需求1000億m3，而中國(guó)2006年天然氣產(chǎn)量?jī)H有586億m3，液化天然氣進(jìn)口量100萬(wàn)噸。遠(yuǎn)不能滿足市場(chǎng)需要，現(xiàn)已經(jīng)計(jì)劃從中亞地區(qū)進(jìn)口天然氣，此外還在研究鋪設(shè)從緬甸和俄羅斯通往中國(guó)的跨境管道。3產(chǎn)品方案及生產(chǎn)規(guī)模3.1生產(chǎn)規(guī)模該項(xiàng)目選擇固定床干法排灰純氧碎煤加壓氣化技術(shù)生產(chǎn)天然氣，低溫甲醇洗凈化、鎳基催化劑甲烷化的生產(chǎn)工藝。設(shè)計(jì)規(guī)模確定為公稱(chēng)能力1200萬(wàn)Nm3/d。3.2產(chǎn)品方案主要產(chǎn)品為天然氣，在工藝裝置中副產(chǎn)的產(chǎn)品有：石腦油、焦油、粗酚、氨、硫磺等。 產(chǎn)品方案和產(chǎn)量表單位：t/a序號(hào)產(chǎn)品數(shù)量一主產(chǎn)品（1）合成天然氣1200萬(wàn)Nm3/d二副產(chǎn)品（1）焦油508800t/a(2)石腦油101280t/a(3)粗酚57600t/a(4)硫磺120036t/a(5)液氨52560t/a產(chǎn)品規(guī)格及質(zhì)量指標(biāo)總合成天然氣氣量500000Nm3/h,其組分如下：成分COCO2N2+ArH2CH4∑含量v%0.050.771.02.4895.71004工藝技術(shù)選擇及技術(shù)來(lái)源4.1工藝技術(shù)選擇該項(xiàng)目是利用錫林浩特豐富的煤炭資源，建設(shè)公稱(chēng)能力為1200萬(wàn)Nm3/d合成天然氣裝置。主要工藝技術(shù)采用：碎煤加壓氣化粗煤氣耐油變換、冷卻低溫甲醇洗凈化低壓蒸汽吸收制冷Claus- Scot硫回收工藝甲烷化廢水綜合利用、殘液焚燒4.1.1煤氣化工藝技術(shù)選擇煤氣化工藝有十幾種，在工業(yè)上大量采用的也就是幾種，可分為固定床、流化床、氣流床三種類(lèi)型。煤氣化工藝選擇原則是（1）根據(jù)煤質(zhì)選擇相應(yīng)的煤氣化工藝。（2）根據(jù)煤氣加工的產(chǎn)品及用途選擇煤氣化技術(shù)。（3）裝置規(guī)模的大型化。該項(xiàng)目采用錫林浩特高水分褐煤。收到基水分34.1%，低位熱值14.4Mj/kg煤（ar）?；胰埸c(diǎn)1200-1250℃。氣化生成的煤氣加工成1200萬(wàn)Nm3/d合成天然氣。依據(jù)上述三個(gè)原則，由于煤含水分高，不可能制出符合德士古所要求的水煤漿濃度60%以上，流化床氣化工藝比較適應(yīng)年輕褐煤氣化，但氣化壓力〈1MPa，飛灰太多且含碳高，碳轉(zhuǎn)化率、氣化效率較低，在裝置大型化GSP、SHEL干粉煤、Lurgi三種氣化工藝比較名稱(chēng)GSPSHELLLurgi原料要求（1）褐煤～無(wú)煙煤全部煤種，石油焦、油渣、生物質(zhì)；（2）徑250-500um含水2%干粉煤（褐煤8%）；（3）灰熔點(diǎn)融性溫度〈1500℃（1）褐煤～無(wú)煙煤全部煤種，石油焦、油渣、生物質(zhì)；（2）90%〈100目，含水2%干粉煤（褐煤8%）；（3）灰熔點(diǎn)融性溫度〈1500℃除主焦煤外全部煤種，5-50mm碎煤，含水35%以下，灰25%以下，灰熔點(diǎn)≥1200℃氣化溫度/℃1450-15501450-1550取決于煤灰熔點(diǎn)，在DT-ST間操作氣化壓力/MPa4.04.03-4.0氣化工藝特點(diǎn)干粉煤供料，頂部單噴嘴，承壓外殼內(nèi)有水冷壁，激冷流程，由水冷壁回收少量蒸汽，除噴嘴外全為碳鋼。干粉煤供料，下部多噴嘴對(duì)噴，承壓外殼內(nèi)有水冷壁，廢鍋流程，充分會(huì)說(shuō)廢熱蒸汽，材質(zhì)碳鋼、合金鋼、不銹鋼。粒狀煤供料，固體物料和氣化劑逆流接觸，煤通過(guò)鎖斗加入到氣化爐，通過(guò)灰鎖斗將灰派出爐外，氣化爐由承壓外殼、水夾套、轉(zhuǎn)動(dòng)爐篦組成，爐內(nèi)物料明顯分為干燥、干餾、煤氣化洗滌除焦/塵后進(jìn)入廢鍋。材質(zhì)為碳鋼。投煤量2000t/d內(nèi)徑=3500內(nèi)徑=4600內(nèi)徑=4000單爐尺寸/mmH=17000投煤（2300t/d）H=31640投煤（800-1000t/d）H=11000耐火磚/水冷壁壽命/a2020噴嘴壽命10a,前端部分1a1a氣化爐臺(tái)數(shù)161646冷激室/廢鍋尺寸/mm冷激室內(nèi)徑=3500約為2500除塵冷卻方式分離+洗滌干式過(guò)濾+洗滌洗滌去變換溫度℃22040180-185建筑物（不包括變換）裝置占地：9000M2高約55M裝置占地：9000M2高約85-90M40M標(biāo)煤消耗t/106kj（包括干燥34.2）（包括干燥34.2）（包括焦油等副產(chǎn)品）33氧耗Nm3/106kj（99.6%）292910（包括焦油熱值）蒸汽消耗kg/106kj（包括造氣變換副產(chǎn)中低壓蒸汽）-3.600電耗KW/106kj碳轉(zhuǎn)化率%999999（包括jioayou等副產(chǎn)品）冷氣效率%808080（包括jioayou等副產(chǎn)品）氣化熱效率%909690（包括jioayou等副產(chǎn)品）投資萬(wàn)元1200×106Nm3/d天然氣1272000（其中空分522000）967000（其中空分522000）480000（其中空分184000）由上表可知：三種煤氣化工藝在消耗指標(biāo)上，消耗高水分原料煤基本一樣，差別最大的是氧氣消耗原料煤SHELL、GSP是Lurgi氣化的2.9倍。電：SHELL是lurgi煤氣化的19倍，GSP是lurgi的12倍。蒸汽：GSP、Lurgi比SHELL每106kj多消耗3.5Kg。包括焦油等副產(chǎn)品在內(nèi)，三種氣化工藝的碳轉(zhuǎn)化率、氣化效率、氣化熱效率基本一樣。三種煤氣化投資相差很大。SHELL投資是Lurgi的2.6倍，GSP是lurgi的2倍。造成投資大的主要原因除氣化裝置外，空分裝置影響更大。煤氣化、空分比較結(jié)果還不能代表全部工藝的比較結(jié)果，對(duì)于以煤原料生產(chǎn)合成天然氣，Lurgi煤氣化生產(chǎn)煤氣中按熱值分布，焦油約占煤總熱值的10%，甲烷熱值約占煤氣總熱值30%。H2、CO約占60%。因此采用Lurgi煤氣化工藝合成天然氣比SHELL、GSP煤氣化工藝，變換低溫甲醇洗凈化裝置、甲烷化裝置處理量大大減少，消耗、投資大大降低。綜上所述煤氣化推薦選Lurgi煤氣化。4.1.2粗煤氣變換由于粗煤氣中含硫、焦油等雜質(zhì)，因此只能選擇耐油催化劑進(jìn)行CO變換，使煤氣中H2/CO=3.1-3.3。4.1.3煤氣凈化工藝技術(shù)選擇眾所周知，碎煤加壓氣化由于逆流氣化過(guò)程，煤氣出爐溫度低，粗煤氣成分復(fù)雜，其氣體組分包括CO、H2、CO2、CH4、H2S、有機(jī)硫、C2H4、C2H6、C3H8、C4H10、HCN、N2、Ar以及焦油、脂肪酸、硫、酚、氨、石腦油、油、灰塵等。在這些組分中除CO、H2、CH4有效組分和N2、Ar以及惰性氣體外，其余所有組分包括CO2和硫化物都是需要脫除的有害雜質(zhì)，可見(jiàn)其凈化任務(wù)的艱巨。縱觀當(dāng)今各種氣體凈化工藝，能擔(dān)當(dāng)此重任者非低溫甲醇洗莫數(shù)。這是因?yàn)橹挥械蜏丶状枷磧艋趴梢栽谕谎b置內(nèi)全部干凈的脫除各種有害成分，諸如、CO2、H2S、COS、C4H10S、HCN、NH3、H2O、C2以上烴類(lèi)（包括輕油、芳香烴、石腦油、烯烴及膠質(zhì)物等）以及其他化合物等。另外碎煤加壓氣化原料氣壓力較高，其體中CO2、H2S分壓相對(duì)較高，所以本身就有利于發(fā)揮低溫甲醇洗物理吸收的特性，低溫甲醇洗工藝與其他凈化工藝相比還有如下顯著優(yōu)點(diǎn)：吸收能力強(qiáng)，溶液循環(huán)量小再生能耗低氣體凈化純度高溶劑熱穩(wěn)定性和化學(xué)穩(wěn)定性好，溶劑不降解、不起泡，純甲醇對(duì)設(shè)備不腐蝕溶液黏度小，有利于節(jié)省動(dòng)力甲醇和水可以互溶。利用此特性可以用其干燥原料氣，而且利用其與水的互溶性用水可以將石腦油從甲醇中萃取出來(lái)甲醇溶劑廉價(jià)易得流程合理，操作簡(jiǎn)便低溫甲醇洗在同一裝置中實(shí)現(xiàn)了多種雜質(zhì)的脫除，相對(duì)于其他凈化方法的多種凈化工藝組合而言，工序相對(duì)單一、合理，便于操作管理。低溫甲醇洗與NHD凈化工藝相比由于裝置在低溫下操作，需用低溫材料，因此投資較高。但由于NHD的吸收能力較低溫甲醇洗低，溶劑循環(huán)量大，用電消耗大，加之NHD溶劑較貴，總體操作費(fèi)用比較高?？傮w而言，低溫甲醇洗綜合運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性?xún)?yōu)于NHD凈化工藝。所以鑒于碎煤加壓氣化復(fù)雜的氣體雜質(zhì)，基于低溫甲醇洗凈化可以一次性綜合脫除各種雜質(zhì)的獨(dú)特優(yōu)勢(shì)，無(wú)疑碎煤加壓氣化配套低溫甲醇洗是最合理的組合。4.1.4制冷工藝的選擇低溫甲醇洗裝置所需-40℃級(jí)冷量為8586×106Kcal/h，0℃級(jí)冷量13.92×106Kcal/h。干燥裝置所需-40℃級(jí)冷量為13.86（1）混合制冷此方案是將蒸發(fā)后的氣氨經(jīng)離心式氨壓機(jī)提壓后再去吸收制冷，避免了吸收器在負(fù)壓下操作，使生產(chǎn)操作更加穩(wěn)妥可靠，混合制冷采用工藝副產(chǎn)的低壓蒸氣作熱源，系統(tǒng)中的溶解熱及冷卻水帶出。（2）吸收制冷根據(jù)冷量級(jí)別可采用一級(jí)吸收制冷或兩級(jí)吸收制冷。吸收制冷是在低壓低溫下用水吸收冷媒，在蒸氣提供熱源的條件下將冷媒在一定溫度、壓力下蒸餾出來(lái)。然后冷卻減壓制冷。吸收制冷要消耗大量的蒸汽和循環(huán)水，制冷效率較低，只有在流程中有大量低位熱能或低壓蒸汽找不到用途時(shí)，才顯示其優(yōu)越性。4.1.5甲烷化技術(shù)選擇甲烷化技術(shù)是魯奇公司、南非沙索公司工程師在20世紀(jì)70年代開(kāi)始兩個(gè)半工業(yè)化實(shí)驗(yàn)廠進(jìn)行試驗(yàn)證明了煤氣進(jìn)行甲烷化可制取合格的天然氣。CO轉(zhuǎn)化率達(dá)達(dá)100%，CO2轉(zhuǎn)化率可達(dá)98%，甲烷可達(dá)95%，低熱值達(dá)8500Kcal/Nm3 .美國(guó)大平原煤氣化制合成天然氣已于1984年投產(chǎn)，它是世界上第一座由魯奇固定床干法排灰壓力煤氣化生產(chǎn)的煤氣凈化后經(jīng)甲烷化合成天然氣的大型商業(yè)化工廠。原計(jì)劃分為兩個(gè)階段建設(shè)一座778萬(wàn)Nm3 /d的合成天然氣廠。第一期工程的設(shè)計(jì)能力為日產(chǎn)合成天然氣389萬(wàn)立方米（相當(dāng)于日產(chǎn)原油2萬(wàn)桶），于1980年7月破土動(dòng)工，1984年4月完工并投入試勻裝，1984年7月28日生產(chǎn)出首批合成天然氣并送入美國(guó)的天然氣管網(wǎng)。該廠至今還在正常運(yùn)行。二期工程至今未建。丹麥托普索公司一直從事該項(xiàng)技術(shù)開(kāi)發(fā)，掌握了更高壓力的合成技術(shù)，1978年在美國(guó)建有一個(gè)小型合成天然氣工廠，兩年后關(guān)閉。目前正在美國(guó)開(kāi)展擬建一座18萬(wàn)Nm3 /h的合成天然氣廠的前期工作。項(xiàng)目甲烷合成技術(shù)可以從上述兩公司中擇選選用。4.1.6硫回收技術(shù)的選擇硫回收方法根據(jù)工藝流程選擇和當(dāng)?shù)禺a(chǎn)品銷(xiāo)路情況，產(chǎn)品可以是硫磺或硫酸。產(chǎn)品為硫磺的酸性氣處理工藝通常采用克勞斯回收工藝，該法是一種成熟的工藝，而且工藝種類(lèi)繁多，主要有傳統(tǒng)克勞斯工藝，超級(jí)克勞斯，帶有SCOT尾氣處理工藝的克勞斯工藝；以及屬于生物脫硫技術(shù)的SHELL-paques工藝。（1）傳統(tǒng)克勞斯工藝原理可以簡(jiǎn)單概括成：含一定濃度的H2S酸性氣首先進(jìn)入焚燒爐，使其中一部分H2S通過(guò)燃燒生成SO2與另一部分含H2S氣體在催化劑的作用下生成單質(zhì)硫，由于受克勞斯反應(yīng)得平衡限制，克勞斯工藝總硫磺回收率一般在95-98%左右，尾氣根本無(wú)法滿足國(guó)家現(xiàn)有環(huán)保指標(biāo)。主要化學(xué)反應(yīng)2H2S+3/2O2=2H2O+SO2 SO2+2H2S=3S+2H2O（2）催化氧化技術(shù)a．超級(jí)克勞斯一改以往單純?cè)黾蛹?jí)數(shù)來(lái)提高H2S的回收率的方法，在兩極普通克勞斯催化轉(zhuǎn)化之后，第三級(jí)改用選擇性氧化崔化劑，將H2S直接氧化成元素硫，常規(guī)克勞斯工藝要求H2S/SO2比值為2的條件下進(jìn)行，而此種富H2S工藝卻維持催化段在富H2S條件下舉行，例如二段催化劑反應(yīng)器出口氣體要求H2S/SO2比值可高達(dá)10，末端選擇催化氧化反應(yīng)實(shí)際上是一種尾氣處理工藝，H2S轉(zhuǎn)化為硫磺的回收率最高99.5%，如果采用此工藝處理本工號(hào)的酸性氣，處理后的尾氣仍然存在COS，SO2遠(yuǎn)遠(yuǎn)超出國(guó)家排放標(biāo)準(zhǔn)，不能滿足要求。氧化主要化學(xué)反應(yīng)2H2S+O2=2H2O+2Sb.超優(yōu)克勞斯工藝，在兩級(jí)普通克勞斯轉(zhuǎn)化之后，增加加氫催化反應(yīng)器，將所有硫化物催化加氫轉(zhuǎn)化成H2S后再選用選擇性氧化催化劑，將H2S直接氧化成元素硫，除具有超級(jí)克勞斯工藝的優(yōu)點(diǎn)外，將總硫回收率提高到99.5%-99.7%，尾氣H2S的排放仍然超出國(guó)家排放要求。加氫還原主要化學(xué)反應(yīng)SO2+3H2=H2S+2H2OCOS+H2=H2S+CO（3）尾氣處理工藝SCOT是與克勞斯工藝相配套的尾氣處理工藝，超級(jí)SCOT、低硫SCOT是標(biāo)準(zhǔn)SCOT法工藝的技術(shù)進(jìn)步，其特點(diǎn)可大致歸納如下：a.在克勞斯硫磺回收界區(qū)的下游，將尾氣預(yù)熱、加氫還原，還原氣急冷和H2S吸收、解析等4個(gè)工序組成一個(gè)相對(duì)的工藝界區(qū)。解析出的H2S返回系統(tǒng)，上游克勞斯裝置任何條件的波動(dòng)對(duì)本裝置的操作無(wú)影響。因此，當(dāng)硫磺回收裝置尾氣的組成、流量、溫度、壓力等狀態(tài)參數(shù)強(qiáng)烈波動(dòng)時(shí)，尾氣處理裝置仍能保持平穩(wěn)運(yùn)轉(zhuǎn)，通常操作彈性范圍20%-200%。b.裝置的硫負(fù)荷能力很高，即使上游裝置的硫磺回收率僅為90%左右仍不會(huì)影響處理后尾氣中硫的凈化度，故上游裝置只設(shè)置2個(gè)轉(zhuǎn)化器，可以不使用價(jià)格昂貴、操作條件要求高的有機(jī)硫水解催化劑。c.加氫還原工序的效率高，除SO2外，尾氣中所有的有機(jī)硫化物以及元素硫均可被還原成H2S而返回硫磺回收裝置，從而使裝置的總硫磺回收率達(dá)到99.95%。該工藝相對(duì)復(fù)雜，操作工藝條件苛刻，設(shè)備投資較大。（4）殼牌-帕克（SHELL-paques）生物脫硫工藝殼牌-帕克（SHELL-paques）生物脫硫工藝是酸性尾氣處理工藝的新發(fā)展，是從酸性尾氣中脫除H2S并以元素硫的形式進(jìn)行硫磺回收的生物反應(yīng)過(guò)程。含H2S氣體在吸收塔內(nèi)與含硫細(xì)菌的堿液逆流接觸，H2S溶解在堿液中進(jìn)入到生物反應(yīng)器（專(zhuān)利設(shè)備）。在生物反應(yīng)器內(nèi)的充氣環(huán)境下，H2S在一種無(wú)色硫磺桿菌的作用下生產(chǎn)單質(zhì)硫，該過(guò)程只有在反應(yīng)器通風(fēng)的條件下才能實(shí)現(xiàn)。硫磺以料漿的形式從生物反應(yīng)器中取出，經(jīng)過(guò)濃縮后形成65%干度的硫磺餅，可進(jìn)一步處理滿足需要。溶液中懸浮硫的濃度5-15g/L，由于生物硫磺具有很強(qiáng)的親水性，所以流動(dòng)性好，不會(huì)產(chǎn)生堵塔現(xiàn)象。殼牌-帕克（SHELL-paques）生物脫硫工藝特點(diǎn)最小的化學(xué)品消耗高調(diào)節(jié)比凈化度高，凈化后尾氣中的H2S濃度小于4ppmv。生物反應(yīng)器中硫化物100%轉(zhuǎn)化，其中95-98%轉(zhuǎn)化為元素硫。殼牌-帕克（SHELL-paques）生物脫硫工藝只適宜在酸性氣H2S濃度≤25%V，硫磺產(chǎn)量≤15d/t小規(guī)模裝置。本裝置的硫磺產(chǎn)量高達(dá)97t/d，因此不宜選用，經(jīng)比較初步推薦Claus-Scot工藝。4.1.7空分工藝技術(shù)方案的選擇本項(xiàng)目采用碎煤加壓氣化工藝，對(duì)氧氣、氮?dú)?、空氣要求如下表：介質(zhì)純度%溫度℃壓力MpaG用氣量NM3/h使用情況氧氣99.6403.8261825連續(xù)低壓氮?dú)?00.6347877間斷針對(duì)上述對(duì)氧氣和氮?dú)獾氖褂靡?，空分裝置需要對(duì)氧氣、氮?dú)庠黾臃桨?、裝置的系列數(shù)做出選擇。（1）空氣增壓方案內(nèi)壓縮流程和外壓縮流程的共同點(diǎn)都是采用低壓空氣壓縮、空氣預(yù)冷、分子篩空氣凈化、深冷分離。不同點(diǎn)是內(nèi)壓縮流程采用空氣增壓機(jī)和液氧泵獲得高壓氧氣；外壓縮流程的實(shí)際功耗相近。因?yàn)?，盡管內(nèi)壓縮流程使用了空氣增壓機(jī)來(lái)提供系統(tǒng)的部分制冷量，空氣增壓機(jī)、液氧泵的功率比氧壓機(jī)高，理論上要多消耗3%的壓縮功；但是氧壓機(jī)實(shí)際運(yùn)行往往偏離其設(shè)計(jì)工況。兩者實(shí)際的功率是很接近的。從安全方面分析，盡管外壓縮流程的使用也比較普遍，氧氣壓縮機(jī)的設(shè)計(jì)和制造水平不斷提高，但是統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)表明，氧壓機(jī)有多臺(tái)次發(fā)生過(guò)燃燒事故，而內(nèi)壓縮流程從未出現(xiàn)過(guò)類(lèi)似事故。另外，由于內(nèi)壓縮流程使用了液氧泵，可及時(shí)抽走主冷凝器液氧中的液態(tài)烴，使得空分裝置的運(yùn)行更加安全、可靠。從投資上看，兩種流程相近，內(nèi)壓縮流程稍低一些。此外，使用液氧泵的內(nèi)壓縮流程比使用氧壓機(jī)的外壓縮流程操作、管理更為方便，維修工作量少，占地少。兩種氧氣增壓方案的比較見(jiàn)下表。液氧泵和氧壓機(jī)增壓方案比較表序號(hào)項(xiàng)目液氧泵流程氧壓機(jī)流程1相對(duì)能耗1.0312相對(duì)投資11.053維修費(fèi)用低高4占地面積小大5安全性安全較安全因此，本項(xiàng)目推薦采用液氧泵內(nèi)壓縮流程。（2）裝置的系列數(shù)空分裝置每期可采用兩套制氧能力45000NM3/h的方案。（共三期六套） 45000NM3/h的空分考慮選用國(guó)產(chǎn)裝置。其中離心空氣壓縮機(jī)、空氣增壓壓縮機(jī)、驅(qū)動(dòng)汽輪機(jī)、產(chǎn)品氮?dú)庠鰤簷C(jī)、高低壓板式主換熱器、低溫透瓶膨脹機(jī)、低溫泵、所有低溫閥門(mén)、調(diào)節(jié)閥門(mén)和切換閥門(mén)及DCS系統(tǒng)、分析儀和主要儀表均為進(jìn)口設(shè)備，國(guó)內(nèi)的子公司制造和采購(gòu)的設(shè)備主要為精餾塔、空氣純化系統(tǒng)、空氣預(yù)冷系統(tǒng)、空氣過(guò)濾器、部分儀表和電控設(shè)備等。（3）空壓機(jī)及配套汽輪機(jī)的選擇本項(xiàng)目45000NM3/h的空分裝置需要處理的空氣量約為214000NM3/h，由于處理量大，采用離心式壓縮機(jī)壓縮空氣，蒸汽透平驅(qū)動(dòng)，汽輪機(jī)選用全凝式。空壓機(jī)配汽輪機(jī)的蒸汽可用兩種等級(jí)的蒸汽：壓力：13.0MPa(G),溫度535℃壓力：9.2MPa(G),溫度535℃13.0MPa(G)等級(jí)的汽輪機(jī)，業(yè)績(jī)較少，價(jià)格較高；9.2MPa(G)等級(jí)的汽輪機(jī)，空分裝置配套的很多，技術(shù)已比較成熟。故本次設(shè)計(jì)選喲國(guó)內(nèi)9.0MPa(G)等級(jí)的汽輪機(jī)。4.1.8干燥工藝技術(shù)選擇常用干燥方法有冷分離法，固體吸收法，溶劑吸收法。冷分離法冷分離法是利用壓力變化引起溫度變動(dòng)，使水蒸氣從氣相中冷凝下來(lái)的方法。常用有兩種流程：節(jié)流膨脹冷卻流程與加壓后冷卻流程。（1）節(jié)流膨脹冷卻脫水法，一般用于高壓天然氣氣田，高壓天然氣經(jīng)過(guò)節(jié)流膨脹或低溫分離，把天然氣中的一部分水冷凝下來(lái)。這種方法簡(jiǎn)單，經(jīng)濟(jì)，但應(yīng)控制天然氣降壓后仍高于輸送壓力，同時(shí)，不使溫度降的太低，防止冷凝水結(jié)冰。（2）加壓后冷卻法，對(duì)于低壓天然氣田及人工煤氣，需加壓后再冷卻當(dāng)時(shí)將煤氣中水蒸氣冷凝下來(lái)。上述兩種方法煤氣干燥度即露點(diǎn)溫度，將受多種因素影響、且能量損失大。固體吸附法固體干燥劑脫水的過(guò)程是周期性的，用一個(gè)或多個(gè)干燥塔吸附脫水。應(yīng)采用吸附水能力比吸附烴類(lèi)或吸附酸性氣體能力強(qiáng)的干燥劑，可用熱氣體通過(guò)吸過(guò)水的干燥劑將水分帶出使之再生。固體吸附法脫水的優(yōu)缺點(diǎn)見(jiàn)表優(yōu)點(diǎn)缺點(diǎn)能獲得露點(diǎn)極低的凈化氣；不受凈化氣溫度、流量、壓力等變化的影響；設(shè)備構(gòu)造簡(jiǎn)單、便于操作；腐蝕及凈化氣量少時(shí)，費(fèi)用也不太高。設(shè)備費(fèi)高；耗熱較多；凈化氣中成分易使干燥劑中毒粉碎；吸附與再生均不連續(xù)。常用的固體吸附脫水法有氯化鈣法，硅膠法，活性氧化鋁礬土法，分子篩法以及復(fù)式固定干燥劑法等，各種干燥劑特點(diǎn)見(jiàn)下表。復(fù)式固定干燥劑是綜合了多種干燥劑的優(yōu)點(diǎn)，該法是根據(jù)不同的氣源，分別放置不同的脫水劑，以便有選擇的脫除不同組分氣體水分。各種干燥劑特點(diǎn)脫水劑優(yōu)點(diǎn)缺點(diǎn)使用情況氯化鈣法成本低，工藝過(guò)程簡(jiǎn)單腐蝕性嚴(yán)重，廢渣廢水處理困難適用于高寒地帶硅膠法吸附能力好，吸水選擇性強(qiáng)遇液態(tài)水，油料易碎，處理量大時(shí)時(shí)效快適用于處理量大而含水量不大情況活性氧化鋁法及活性鋁礬土吸附能力較好，再生溫度低，在液態(tài)水中不易碎活性喪失較快，特別酸性氣體多時(shí)適用于含酸性氣體少的煤氣分子篩吸附能力較好，對(duì)高酸性氣體的脫水可用抗酸性分子篩成本稍高適用于處理量較大，露點(diǎn)降要求高的氣體溶劑吸收法液體吸水劑（溶劑）吸收法所用設(shè)備費(fèi)最少。液體吸水劑應(yīng)滿足以下要求：在較大水濃度范圍內(nèi)吸水能力大；操作時(shí)水蒸氣的壓力低；水溶液沒(méi)有腐蝕性；粘度較低；具有化學(xué)穩(wěn)定性和熱穩(wěn)定性；容易再生；無(wú)毒；反應(yīng)熱和熔解熱小。常用的液體吸收劑有氯化鈣溶液、氯化鋰水溶液、甘醇-醇胺、二甘醇及三甘醇等。各種吸水劑特點(diǎn)見(jiàn)表幾種吸水劑的特點(diǎn)吸水劑優(yōu)點(diǎn)缺點(diǎn)使用情況氯化鈣溶液1、成本低2、耗量?。?.016-0.06公斤/萬(wàn)M3，3、能用于高寒地帶。1、遇水乳化，2、產(chǎn)生電解腐蝕，3、露點(diǎn)降低（11-20℃），4、與H2逐漸淘汰。氯化鋰水溶液1、吸水能力大，2、腐蝕性小、有殺菌力，可使處理煤氣消毒，4、不易加水分解，5、露點(diǎn)下降大（22-37℃）1、價(jià)格較高，2、工業(yè)產(chǎn)品含不純物時(shí)，引起腐蝕。適用于空氣調(diào)節(jié)用于煤氣脫水。甘醇-醇胺（一乙醇胺10-30%，二甘醇60-85%）1、同時(shí)脫除CO2、H2S和水，2、甘醇可降低醇胺的發(fā)泡，3、一步凈化和脫水。1、比三甘醇攜帶損失大，2、再生溫度高，H2S腐蝕嚴(yán)重，3、露點(diǎn)下降少適用于一些露點(diǎn)要求不高的煤氣中。二甘醇（一縮二乙二醇）1、較穩(wěn)定，2、濃溶液不凝固，3、正常操作存在CO2、H2S時(shí)穩(wěn)定，4、吸容量大，5、攜帶損失小，6、檢修安裝較容易，7、處理量靈活。1、攜帶損失比三甘醇大，2、再生濃度為95%，3、初期投資大。逐漸被三甘醇法取代。三甘醇（二縮三乙二醇）1、比二甘醇的全部?jī)?yōu)點(diǎn)更優(yōu)越，2、再生濃度高達(dá)99%以上，3、露點(diǎn)降低比上述方法都高（28-58℃1、需加消泡劑以避免輕油存在時(shí)發(fā)泡，2、溶劑在市場(chǎng)供應(yīng)不多，3、初期投資大。廣泛使用。通過(guò)上述比較可知，三甘醇法和冷卻法各有優(yōu)點(diǎn)，三甘醇法是普遍采用的方法。由于本項(xiàng)目低溫甲醇洗需冷量，是-40℃4.2主要裝置來(lái)源4.2.1碎煤固定床干法排灰加壓氣化技術(shù)、耐硫耐油變換技術(shù)、低溫甲醇洗凈化技術(shù)、異丙醚脫酚技術(shù)。碎煤固定床干法排灰加壓氣化，國(guó)外德國(guó)魯奇公司稱(chēng)魯奇氣化。原東德稱(chēng)PKM煤氣化，捷克稱(chēng)ZVU煤氣化技術(shù)。該技術(shù)20世紀(jì)30年代由德國(guó)魯奇公司開(kāi)發(fā)，隨后在德國(guó)、英國(guó)、蘇聯(lián)、捷克、南斯拉夫、南非等建有近200余臺(tái)氣化爐，特別是南非建有100余臺(tái)，現(xiàn)在運(yùn)行的還有97臺(tái)用于生產(chǎn)油品。在美國(guó)上世紀(jì)80年代，在大平原第一期建了14臺(tái)氣化爐用于煤制天然氣。在中國(guó)上世紀(jì)70年代末引進(jìn)德國(guó)魯奇公司氣化技術(shù)，用5臺(tái)氣化爐生產(chǎn)30萬(wàn)t/a合成氨，80年代蘭州煤氣廠、沈陽(yáng)煤氣廠引進(jìn)捷克氣化技術(shù)和氣化爐8臺(tái)，哈爾濱煤氣廠引進(jìn)原東德PKM公司氣化爐5臺(tái)，90年代中，義馬煤氣廠用政府貸款方式，引進(jìn)澳大利亞魯奇公司氣化爐3臺(tái)，現(xiàn)已擴(kuò)至5臺(tái)。在中國(guó)為了開(kāi)發(fā)這項(xiàng)煤氣化技術(shù)，60年代初到70年代東北煤氣廠研究所建了一套工業(yè)試驗(yàn)裝置。對(duì)沈北褐煤等煤種進(jìn)行了氣化試驗(yàn)，取得了一套完整數(shù)據(jù)。上世紀(jì)80年代初，中國(guó)煤炭科學(xué)研究院又建了一套試驗(yàn)裝置，對(duì)哈爾濱長(zhǎng)焰煤、龍口褐煤以及蔚縣煙煤等煤種的試燒。在上述技術(shù)開(kāi)發(fā)和消化吸收各種氣化爐的基礎(chǔ)上，在上世紀(jì)的國(guó)家“七五、八五”把碎煤加壓氣化列為國(guó)家重點(diǎn)攻關(guān)項(xiàng)目，包括直徑2.8米碎煤加壓氣化爐，耐硫耐油變換催化劑和有關(guān)技術(shù)，低溫甲醇洗熱力學(xué)，相平衡數(shù)據(jù)測(cè)定，異丙醚萃取脫酚技術(shù)。直徑2.8碎煤加壓氣化爐建在太原化肥廠，試驗(yàn)完后此爐移交云南解化用于合成氨生產(chǎn)，在此開(kāi)發(fā)基礎(chǔ)上，化二院完成了天脊第五臺(tái)氣化爐設(shè)計(jì)，義馬煤氣廠3臺(tái)氣化爐設(shè)計(jì)。并順利投產(chǎn)，當(dāng)前正為新疆廣匯設(shè)計(jì)14臺(tái)氣化爐。耐硫耐油變換技術(shù)首先用于哈爾濱煤氣廠，隨后又用于云南解化技改，義馬煤氣廠。低溫甲醇洗技術(shù)先后用于天脊化肥廠改造，云南解化擴(kuò)建改造，義馬煤氣廠二期150萬(wàn)NM3/d城市煤氣。神華寧夏煤業(yè)集團(tuán)25萬(wàn)t/a甲醇等項(xiàng)目。4.2.2甲烷合成技術(shù)來(lái)源碎煤加壓氣化凈化煤氣通過(guò)鎳催化劑在2.4-6MPa下400℃，將氫氣、CO合成甲醇技術(shù)，70年代開(kāi)發(fā)成功，80年代初在美國(guó)大平原建成389萬(wàn)NM34.2.3硫回收技術(shù)來(lái)源硫回收技術(shù)很多，但能滿足當(dāng)今環(huán)保要求的技術(shù)還不多，建議選用金陵石化或齊魯石化開(kāi)發(fā)的Clause-SCOT硫回收工藝技術(shù)。4.2.4工藝裝置綜述碎煤加壓煤氣化氣體經(jīng)煤氣冷卻及低溫甲醇洗可以將大部分有害氣體組分脫除干凈，在低溫甲醇洗出口凈化氣體主要有CO、H2、CH4、CO2、N2、Ar以及0.1ppm的總硫。凈化氣進(jìn)入甲烷化裝置生產(chǎn)出甲烷，經(jīng)干燥送往管道。加壓氣化、煤氣冷卻分離的煤氣水送至煤氣水分離裝置，分離出焦油、中油、石腦油，剩余含酚的污水至酚回收、氨回收得到粗酚、液氨后，廢水送污水濁循環(huán)作為補(bǔ)充水，多效蒸發(fā)后進(jìn)行焚燒達(dá)到零排放。低溫甲醇洗分離出來(lái)的酸性氣體在硫回收裝置生產(chǎn)硫磺，尾氣送至煙囪達(dá)標(biāo)排放。4.3裝置簡(jiǎn)述4.3.1備煤設(shè)計(jì)任務(wù)及設(shè)計(jì)范圍備煤系統(tǒng)的設(shè)計(jì)任務(wù)是為48臺(tái)氣化爐提供合格的原料煤以及為6臺(tái)鍋爐提供合格的燃料煤；其設(shè)計(jì)范圍是從火車(chē)卸車(chē)機(jī)開(kāi)始至造氣廠房氣化爐頂貯煤倉(cāng)及鍋爐系統(tǒng)的煤倉(cāng)上部為止；內(nèi)容包括原料煤、燃料煤的卸車(chē)、上煤、貯存、粉碎、篩分及運(yùn)輸。概述原料由離本廠180KM煤礦定點(diǎn)供給，運(yùn)輸方式為鐵路運(yùn)輸。原燃料煤不落地，由圓筒密閉貯存。原煤倉(cāng)由10個(gè)直徑為36米的圓筒倉(cāng)與6個(gè)直徑為22米的圓筒倉(cāng)組成，儲(chǔ)量為360000噸；合格燃料煤設(shè)2個(gè)直徑為15米的圓筒倉(cāng)組成，儲(chǔ)量為8000噸；燃料煤補(bǔ)充設(shè)1個(gè)直徑為15米的原煤圓筒倉(cāng)組成，儲(chǔ)量為4000噸。根據(jù)氣化爐及鍋爐用煤量計(jì)算的耗煤量如下：煤種年用量萬(wàn)t/a日用量t/d小時(shí)用量t/h運(yùn)輸方式原料煤1423.8042714.001779.75火車(chē)燃料煤402.14412604.32502.68火車(chē)備煤系統(tǒng)分為原煤卸料系統(tǒng)、破碎篩分系統(tǒng)、氣化備煤系統(tǒng)及鍋爐備煤系統(tǒng)。從火車(chē)翻車(chē)機(jī)開(kāi)始至直徑為2米圓筒倉(cāng)頂為原煤輸送系統(tǒng)，系統(tǒng)能力為3000t/h；從直徑為22米圓筒倉(cāng)下給料機(jī)開(kāi)始至破碎篩分廠房為破碎篩分系統(tǒng)，系統(tǒng)能力為1300t/h；從破碎篩分廠房下的池漲篩開(kāi)始至氣化爐頂貯煤倉(cāng)為氣化備煤系統(tǒng)，系統(tǒng)能力為300t/h；從燃料煤補(bǔ)充倉(cāng)下的振動(dòng)給料機(jī)開(kāi)始至鍋爐房頂為鍋爐備煤系統(tǒng)，鍋爐備煤系統(tǒng)能力為1000t/h。整個(gè)備煤系統(tǒng)均設(shè)兩路，一路運(yùn)行，一路備用。4.3.2碎煤加壓氣化流程簡(jiǎn)述略主要設(shè)備選型及臺(tái)數(shù)確定 本項(xiàng)目粗煤氣量為1968500萬(wàn)NMN/h，根據(jù)煤質(zhì)分析及現(xiàn)有生產(chǎn)廠運(yùn)行情況，碎煤加壓氣化爐單臺(tái)公稱(chēng)產(chǎn)粗煤氣氣量按44000NMN/h考慮。因此每期設(shè)碎煤加壓氣化爐16臺(tái)（15開(kāi)1備），布置為兩大系列。（三期共48臺(tái)45開(kāi)3備）。原材料、動(dòng)力規(guī)格及消耗量（原材料的規(guī)格及消耗量）序號(hào)名稱(chēng)規(guī)格單位消耗量備注小時(shí)量年量萬(wàn)噸 1原料煤8-50mm/t1779.81423.84（動(dòng)力規(guī)格及消耗量見(jiàn)下表）序號(hào)名稱(chēng)規(guī)格使用特點(diǎn)單位消耗定額消耗量（h）備注正常最大1中壓蒸汽3.8MPa(g)42連續(xù)T15392氧氣3.58MPa(g)4 連續(xù)Nm326182599.8%3中壓鍋爐給水4.4MPa(g)15連續(xù)T2614低壓鍋爐給水1.3MPa(g)15連續(xù)T11555循環(huán)水0.25MPa(g)42連續(xù)T1566氮?dú)?.6MPa(g)4間斷Nm33157儀表空氣0.8MPa(g)25連續(xù)Nm311708電380V連續(xù)kWh4200軸功率9低壓蒸汽0.5MPa(g)158連續(xù)t1146副產(chǎn)三廢排放廢氣排放情況排放物名稱(chēng)排放點(diǎn)排放物性狀排放情況排放量組成及含量國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)備注單位正常最大開(kāi)車(chē)廢氣氣化爐COCO2CH4等間斷m3/h3250COCO2CH4等送火炬施放氣分離器COCO2N2等連續(xù)m3/h排空廢水排放情況名稱(chēng)排放點(diǎn)排放量m3/h污染物排放名稱(chēng)規(guī)律治理措施污染物排放濃度煤氣水廢鍋972.9連續(xù)去副產(chǎn)品回收固體廢物排放情況名稱(chēng)排放點(diǎn)排放量t/h主要成分規(guī)律治理措施灰渣氣化爐灰斗210.3連續(xù)渣場(chǎng)堆放4.3.3變換工序原材料及動(dòng)力消耗序號(hào)名稱(chēng)規(guī)格單位消耗量1入裝置脫鹽水T=40℃t/h27782出裝置脫鹽水T=85℃t/h27783循環(huán)冷卻水△t=10℃t/h25204電380vkwh6605含塵煤氣水T=120℃t/h700.26含油煤氣水T=85℃t/h10低溫甲醇洗動(dòng)力消耗表序號(hào)名稱(chēng)規(guī)格使用特點(diǎn)單位消耗量備注1低壓蒸汽0.5MPa(g)158連續(xù)t/h2循環(huán)冷卻水△t=10℃，上水溫度 連續(xù)t/h3電380V1000V連續(xù)KW4冷量溫度0--40連續(xù)KW5連續(xù)t/h12.66副產(chǎn)原材料消耗量表序號(hào)名稱(chēng)規(guī)格使用特點(diǎn)單位消耗量備注1化學(xué)軟水0.2MPa(g)40連續(xù)t/h722低壓氮溫度40℃) 連續(xù)Nm3/h1126203低壓氮380V1000V間斷Nm3/h34100開(kāi)停車(chē)用4高壓氮溫度0--40間斷Nm3/h10000開(kāi)車(chē)用5甲醇GB338-2004連續(xù)Kg/h12006NaOHGB209-84Kg/h450濃度20%7儀表空氣溫度常溫，壓力：0.6MPa(g)Nm3/h2160三廢排放情況廢水：60t/h(去污水濁循環(huán))HCN0.5PPMNaOH0.1%甲醇150ppmH2S酸氣：35116Nm3/h去硫回收成分為CO264.38%N20.35C31.4%C43.77%CH3OH0.15%H2S30%CO2排氣：680565Nm3/hCO279.58%CO0.02%H20.01%N219.32CH40.16%C20.48%C30.42%總硫50ppm動(dòng)力消耗定額及消耗量表序號(hào)名稱(chēng)規(guī)格單位消耗量（h）備注正常最大1電380VKwh39842循環(huán)冷卻水t=10t=30t/h71706其中濁循環(huán)322533蒸汽0.6MPa，t/h4114.3.6甲烷化動(dòng)力消耗量序號(hào)名稱(chēng)規(guī)格使用特點(diǎn)單位消耗量（h）正常最大1循環(huán)水0.4MPa(g)32/42連續(xù)T/h8402電380V 連續(xù)kw63003中壓蒸汽4.0MPa(g)42連續(xù)t/h-1125副產(chǎn)4低壓蒸汽0.6MPa(g)15連續(xù)t/h-120副產(chǎn)5高壓蒸汽9.3MPa(g)535連續(xù)t/h33.6汽輪機(jī)6冷凝液連續(xù)t/h-83.84副產(chǎn)7鍋爐給水4.0MPa(g)250連續(xù)t/h1245副產(chǎn)蒸汽4.3.7干燥工藝4.3.8煤氣水分離4.3.9酚回收4.3.10氨回收4.3.11廢水處理、回用、焚燒4.3.12硫回收4.3.13全廠火炬4.3.14氣化排渣根據(jù)氣化爐用煤量計(jì)算的排渣量如下：年排量（萬(wàn)t/a）日排量（t/d）小時(shí)排量（t/h）運(yùn)輸方式氣化渣168.245047.2210.3汽車(chē)5原材料及動(dòng)力供應(yīng)5.1原料供應(yīng)5.1.1主要原材料的品種、質(zhì)量、年需要量 a.原料煤的規(guī)格及選擇錫林浩特勝利煤田地處錫林浩特市西北，所產(chǎn)原煤為晚侏羅-白堊紀(jì)褐煤，地質(zhì)貯量224億噸，集團(tuán)國(guó)際具有開(kāi)采權(quán)的勝利東二號(hào)煤礦地質(zhì)儲(chǔ)量近66億噸，擬一期規(guī)劃年產(chǎn)3000萬(wàn)噸級(jí)（投產(chǎn)初期年產(chǎn)1000萬(wàn)噸級(jí)）的露天煤礦，未來(lái)規(guī)劃最終規(guī)模達(dá)到年產(chǎn)6000萬(wàn)噸級(jí)。勝利煤田煤炭資源可滿足本項(xiàng)目和煤基烯烴項(xiàng)目的用煤需求。原料煤分析數(shù)據(jù)如下：測(cè)試項(xiàng)目單位勝利煤5號(hào)全水分Mt%34.1最高內(nèi)在水分Mhc%工業(yè)分析%空氣干燥基水分Mad19.56收到基灰分Aar11.22干基灰分Ad17.03干基揮發(fā)分Vd36.07干燥無(wú)灰基揮發(fā)分Vdaf43.47干基固定炭FCd46.93全硫St,d1.52形態(tài)硫%硫鐵礦Sp,d硫酸鹽硫Ss,d有機(jī)硫So,d發(fā)熱量MJ/Kg干基低位發(fā)熱量Qgr,d21.8干燥無(wú)灰基低位發(fā)熱量Qgr,daf26.3空氣干燥基低位發(fā)熱量Qnet,ad17.9收到基低位發(fā)熱量Qnet,ar14.4元素分析%碳含量Car39.71Cd60.26Cdaf72.62氫含量Har2.59Hd3.93Hdaf4.74氮含量Nar0.62Nd0.94Ndaf1.13硫含量St,ar1Sd1.52Sdaf氧含量Oar10.79Od16.37Odaf可磨性HGI50煤灰熔融性℃DT℃1166S