win10好用的快捷键:煤制天然气的工艺流程与经济性

: W& L* D- M6 ?4 l
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。
5 H2 Q0 i/ E2 u9 J关键词：代用天然气（SNG） 甲烷化经济性
8 W, I0 M6 _5 ?/ L8 z: Y; c1 前言% W5 N8 k( Q+ \# Q9 J+ p
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。
* h# k% l; a( U8 [" s& A6 @4 f8 z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。
5 }1 a8 @1 l- o' L2 工艺简介! P7 A% D& I/ H' g9 L
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，并配有空分装置和硫回收装置。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( J% R) z( s6 r: T: ^% g) Z9 M' q
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。
# m7 }1 v1 H9 O' s* W8 C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。+ r: Q5 k: z, S" I0 L: n
- O- `0 P+ t7 D' n$ C7 D! n$ t2 [
+ V2 l. c+ v, _1 _8 m
- F( f/ \) r/ ~! b
图1 煤制SNG总工艺流程示意图
3 甲烷化技术( F( R: t( J1 s! R! ^/ G' ^
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。$ D& }4 i5 X0 S. _
3.1 托普索甲烷化技术% x* O0 I. d7 k* G
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（TREMPTM）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置中得到证明，在真实工业状态下生产200 m3/h～3000 m3/h的SNG。在TREMPTM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。TREMPTM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。
+ c, H4 }5 A. D! W- C, |6 h3.2 Davy甲烷化技术: K3 V+ F& M0 T7 Y" @
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TREMPTM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230℃～700℃范围内都具有很高且稳定的活性。
% w* F1 ]% W8 D; F4 S3.3 鲁奇甲烷化技术* e- |% O+ A- h* r! t
鲁奇甲烷化技术首先由鲁奇公司、南非沙索公司在20世纪70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。. ]- g8 O2 _; `) Q0 F
4 工艺流程模拟; q$ K* G! Z! O9 r
4.1计算基准
' z$ ?- x" h, r2 v! D/ z7 V2 J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：
4 J% ^2 G- D8 U$ L表1 原料煤煤质组成及热值
分析项目
2 r) \# u' t5 ?9 r" i, r水分％ （ad）
, t1 ^5 C3 Q% ~( S y v4 [灰分％9 d; H% s+ A8 l% i4 r' @+ O7 A
（ad）( }7 o9 S" ?9 \6 C& Q2 e
全硫％$ @7 V k- i0 c1 o, D+ t
（ad）7 x& H1 v+ V" T( k0 m
碳％- G/ F, m c) h( W7 R5 O
（ad）: V$ I& O6 }+ `) t$ C
氢％) ~. z4 {( |- U- [
（ad）
% D( @8 p- @7 d氧％" R3 ]! l5 ?2 x9 z$ u0 T9 x" S
（ad）; t6 m$ a5 T$ W3 j3 M. ?' i
氯％( g' `9 @7 C+ a- v# K
（ad）2 c* c! u: s; F
高位发热量MJ/kg
1 Z1 a# v" s7 m, X
% Q( C# y- k/ ]1 W3 p, N
12.11
4.28
0.27
69.05
3.83
9.68
0.004
26.89
4.2关键物流数据& f0 P, A& q. n$ c. [
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。9 e6 h4 S2 X* L
表2 煤制SNG物流数据表
物流号
7 c# r2 S6 f( i9 }) b3 n* }; z1
1 G& }+ F8 _8 {2& l) _8 X) c/ B! t3 ]
3
; W- j3 v; S( {1 [; r4
" m9 j' G+ z1 n1 _$ i0 z' \' E# B5$ T3 T. p" e Q3 Q9 G# \
组成（mol％）
' h; e" ?* k0 K) t2 R
$ Y* Q' Y% d. U5 P2 @* }* |4 p% ]$ E o( B$ b, K9 ^& V1 q1 K. R& j4 G1 l) v
& j+ {$ ~6 S2 i7 C& h
6 m/ t; p! C1 ?0 J
: t( H2 g0 Q$ A) c
CO21 }2 |2 F* C( s& w8 M6 b! A) l
4.6195 J+ G( b& r2 I7 q2 x! v. o) ]
34.1176 Q j- q8 r1 c1 e
1.504( a c2 ?4 N7 [5 b
1.646 n/ ^1 F' A) d5 R& L
' L+ H- r9 j" f
H2S
( c& g1 ? F/ O5 _% E0.090) K7 _6 [6 }; y/ A+ m$ a! C- M
0.068
( b3 C. @; U; v" C* \/ f2 s q
! L0 e3 @) {- q: B6 K1 ?- P" h* z
- L8 b* Y6 W3 z+ |+ p* Y
COS＋CS29 U9 |. y8 Q2 R% s$ p+ Z$ `
0.0085 J; a# U! v1 ^+ C
$ A- R' j6 r' i2 N8 ?+ i7 P) Y* L' A' V( p4 @/ G2 K( M
0 K4 @! L; J% P" R5 A3 l+ [) E. T2 i) o# g% h, ~5 z
CO
" |+ O2 |: V; |; s+ U5 x, p60.649: \: {! Y) z9 R( r2 N
11.1255 F4 ]$ {6 K, C
16.649
1 t7 t: @2 o: T A, X31ppm2 m3 i% R# H* y0 ~% h! l2 P& ?* o: H
# d' [- K! B5 {* Q3 O" S
H26 i% Q# f( N; K- ~8 j. u
25.663
# S7 g5 H+ ?% P5 [( w, i o48.704
4 u. I9 C& l- b2 Q$ \8 J72.888& s" e1 J5 _/ Q7 y1 i1 ~5 o6 z
0.31
( _$ D- u$ Y/ v7 ]8 [* ^4 M/ o$ U3 K9 `0 G
CH4: d. W: i* Q! ^9 Y N* R0 j
7.784
: p4 q1 V8 k5 g* N1 X H5.396: E9 i$ F' C" O# s! K) B: `* B- N5 g7 j
8.075* C& w* w# K# W; p
96.461 V4 L t$ l }& M8 P" W
, {- i. U4 L* d, u8 F
C2~ C47 E' o# f$ b, I
0.583
2 l$ o, e3 v, B7 y8 b! ^% R0.388
" m- ^0 ], @/ a, k, _7 o0.58
) b4 j, _' x4 J. Y0.014 {, D2 `+ } z! V
* g8 K' P6 H r8 O6 _
NH3/ e& ]& I- D* G- Q
0.277
$ r1 V; _( ?4 r' i5 z/ |* N! a6 j3 H
. B% i5 O, n1 f1 n7 K$ [
: p% I& t/ J: k8 G( I7 }3 |
0 `5 n9 S0 w7 p7 H) E% [6 O' g
HCN
, d& r: e1 ]" d0 c! e0.0345 x% ]3 z( z Z" B' x; i/ c
+ k7 O1 M, f0 S3 t: M# @& ~2 [$ F0 r' y9 y1 j
& T' V, F/ S* o6 k' w k5 Y& e
2 w% K1 ]+ G9 D2 q
N2＋Ar" p+ N+ _+ e1 q
0.293
* R0 V( `4 `3 G6 M1 l, a0.203! I& s8 o8 j( ~" p2 c
0.3042 M7 ]* e0 }0 _$ Q5 K* V
1.58& z- g6 W l% ^% c: g
0.2
7 K8 I9 s* U7 \6 c; J/ Q
O2
+ Y) q( m& }. m' H; K$ R5 _- T9 p5 ~ |$ r0 B! L
' ?, I! H0 R7 r2 s( ?
/ @/ D5 a# m1 T" c! ^, @' S+ n" t) \5 Z$ m
99.8
/ b) Z. O4 p3 j) z# f* M- ^* A( j6 R
流量 Nm3/h* E: Z1 z: C) x
8433007 r3 k' E! g2 }9 ~
12165872 \( y' H0 z; M
812924+ Q+ H& w: H! V0 Y& O5 N
250000
M# V- }: @0 w' X3 b2 A$ N5 L176245
! o6 k' m- c. b( K0 H
度℃/ K& l' t' P' z6 b( Z6 Z
175& z f& B& R+ n. ]8 T" M
40
- |1 p! Y& _3 m- e2 x) p% s* C30
" R8 W! f' d5 P: T7 Y$ t! \55
( b% M+ D) L5 c8 O20+ W Y" t N z7 d/ v& U
压力 MPaA
! m* j5 M$ h* M4.0
e3 }( K& I4 V6 ^ L3.65
; ^! h, F* N! O2 C* ~# E3.3+ i" ^0 Z9 u; q( y! P/ Q1 W$ H
5.76 H# c2 @" C7 p S
5.3& i1 P' O+ k6 J B' Z" G
该装置的主产品为20亿Nm3/a天然气，副产品中除了一些油品外还有10000t/a的硫磺。通过对全厂热量平衡计算，需配备3台460t/h的锅炉，满足全厂供汽后可发电120MW。: h/ a6 x$ B! l. z
4.3主要原料和公用工程消耗) W. P2 ~. K$ s6 v: t
表3 煤制SNG消耗表
序号
项; T1 s8 I+ J4 u* X
目
单 位
年消耗量
1
原料煤
t
3834600
2
燃料煤
t
991352
3
催化剂及化学品
t
65264
4
电
KWh
358453760
5
原水
t
13691680
5经济性分析
/ t: b6 K% v5 U% Z& _6 `& n5.1计算假定
4 t$ n# Q3 D5 q) R' L5 _项目投产后第一年生产负荷为90％、第二年生产负荷为90％，以后各年均为100％，生产期15年，工程计算期18年。原料煤价格为160元/t，水资源费为6元/t，电价为0.36元/ KWh，天然气价格为1.67元/Nm3，硫磺价格为700元/t。
/ x3 l L( }$ |& D! A0 D6 S3 K/ X- G: c5.2投资7 v/ U& q* s$ [5 l3 }
本文所研究的煤制SNG项目的投资估算见下表：8 a7 t" u2 W" B4 d2 @( i" g
表7 煤制SNG投资估算表
项 目
8 u0 K& p% x3 O( i, l费用（万元）
工艺生产装置: z' c& S' x6 S- r
包括空分，气化，变换，酸脱，甲烷化，硫回收 O6 W5 |. z+ I8 `7 }: N! M9 K
509419
+ Q' r' a: O. Z( R2 D9 K
公用工程
) L' L& _' f5 O: L239901
辅助生产装置8 d9 a8 E3 y% G3 |. [% L5 j
44025
全厂系统% B |5 a& g R# ?/ R; j1 O
168774
厂内基础设施# ~8 F% x) [0 M
31907
厂外系统 ] W6 t, q. W% J! H. x3 v; p) _( c
109682
其它费用% \) E" p3 N8 \1 L4 S# H! e+ r
341475
总计( a& Z/ F R1 {" @* F# U
1445183
5.3成本估算$ n _0 L9 V4 w+ s0 v
表8 煤制SNG成本估算表
序号
项
- F3 `' }9 X; @1 ^目
+ K- m' M3 r$ o+ [+ Y. {单 位
单 价（元）
年消耗量
成本
1
8 j) ~) \! C! {6 S0 a0 I- {' V
原料煤
t
160
3834600
61354
2
6 e4 u; R4 G5 s2 w. x, L, h e, z6 g
燃料煤
t
160
991352
15862
3
" \7 x! Z7 F: f" n- S
催化剂及化学品
t
65264
7909
4
' Z, Y. k# I0 {% B$ O) h' @1 G1 \电
KWh
0.36
358453760
12868
5
* `6 L& N' j$ m c7 m/ \- ^0 f! @8 n原水
t
6.00
13691680
8215
6
工资及福利费
14940
7
制造费用
105613
8
生产成本
51155
9
天然气单位成本
元/Nm3
1.07
5.4 效益分析4 N! F& h+ f& p0 ^! D
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。$ M' ]- |2 \+ g3 {- x& O ^! V* a' E
6 结论' Y9 _+ B% Q' u4 f6 \
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。