煤制合成天然气（共8篇）
煤制合成天然气 篇1
天然气是当今前景最为广阔的能源之一,但是在世界某些地区的存储量很小。CO甲烷化反应作为一个有效的合成天然气的途径,在过去十年里备受学术界和工业界的广泛关注[1]。自从Sabatier等[2]于1902年发现一氧化碳和氢气在镍催化剂下反应生成甲烷这一开创性工作以来,近年来对于甲烷化合成过程,研究者们一直致力于在大力开发高效催化剂。高质量的甲烷化催化剂需要在低温 ( 300℃ ) 具有高活性,并且在高温( 600℃ ) 条件下具有高稳定性能。中国能源基本格局的特点是“富煤,贫油和少气”,故通过甲烷化工艺方法来生产天然气( SNG) 引起了国内相关行业的极大兴趣。
大唐克旗煤制天然气项目是我国首个由国家发改委批复并投入商业运行的煤制天然气示范项目,其甲烷化采用DAVY公司授权的CRG技术。该工艺是以煤为原料,通过气化反应和低温甲醇洗净化后得到的合成气( CO和H2) ,在催化剂作用下经甲烷化反应生产合成天然气。因此,开发一种高效甲烷化反应的催化剂将是非常必要的。
大唐煤制天然气公司甲烷化单元共有两种催化剂,即脱硫剂Puraspec 2020和甲烷化CRG系列催化剂。脱硫剂装填在脱硫槽中,原料气先经过脱硫槽以脱除其中硫,保护CRG催化剂。CRG分为两种牌号,分别为CRG - S2S和CRG - S2C,该两种牌号催化剂的组成相同,但形状不同、堆密度有差别,主要是为了减少大量甲烷化反应器的压降而设计,在大量甲烷化反应器中CRG - S2S和CRG - S2C分别装填40% 和60% ; 补充甲烷化反应器中装填CRG - S2S催化剂。
CO甲烷化反应常用的催化剂为镍负载在氧化铝载体上的镍基催化剂[3],这种催化剂的优点是具有良好的催化性能和相对低廉的价格。大唐克旗煤制天然气公司采用的是CRG催化剂,是在Davy工艺技术 公司的许 可下,由Davy的母公司Johnson Matthey生产。CRG甲烷化压力可达3. 0 ~ 6. 0 MPa,并在230 ~ 700℃温度范围内具有高而稳定的活性。虽然镍基催化剂具有催化活性高,选择性高,价格低廉等优点[4],但其容易积碳,在低温下活性较低,高温下易失活; 从脱硫槽C101中脱硫不彻底也会使催化剂中毒而失活,针对以上缺陷,通过催化剂组成结构的特点分析并提出了改良的建议。
1 甲烷化催化剂组成
1. 1 活性组分
应当承认,对于合成甲烷化反应Ru基催化剂具有最高的活性,但是有限的资源和高成本限制了Ru大规模商业化的用途。因此,镍基催化剂由于它成本低,良好的可用性和高活性更适宜选为甲烷化合成气的催化剂。当活性组分与催化剂的载体作用较弱时,反而催化剂的活性会有所提高。
1. 2 载 体
氧化锆因为它的热稳定性,氧化还原性和酸碱性质使其作为一种备受人们关注的新型载体,然而,它不具有大的比表面积,从而使得活性成分分散不均。γ - Al2O3是甲烷化催化剂最常用的载体,由于其表面上的Al3 +和O2 -具有很强的剩余成键能力,可与Ni2 +相互作用形成较强的离子键,有利于NiO在γ- Al2O3表面上均匀分散。然而,Ni基催化剂在长期测试期间很容易出现碳沉积和烧结的情况,γ - Al2O3载体也具有热稳定性差的缺点。为了进一步提高的Ni/Al2O3催化剂上的活性,研究者正进一步研究以改进。
此外,Ni2 +向Al2O3体相扩散容易形成尖晶石NiA l2O4,即使在高温下也难以分解[5],从而导致相对较低的催化性能。如果NiA l2O4的生成被抑制,Ni/γ - Al2O3催化剂的催化活性会提高很多。NiA l2O4尖晶石的形成可以归因于的NiO和γAl2O3的之间的强烈的相互作用,并且易在低温( 400 ~ 450℃ )下发生反应。据报道,降低焙烧温度是减少NiA l2O4尖晶石生成量的有效方法。但是,由于CO甲烷化是一个强烈的放热反应并通常在260 ~ 600℃的温度范围内发生反应,在低温制备的催化剂在高温度反应下会容易失活。
1. 3 助 剂
目前甲烷化催化剂常用的助剂有Re2O3( 稀土氧化物) 、MgO、CaO、Cr2O3,或单独使用,或搭配使用起交互作用。大唐煤制天然气项目甲烷化催化剂中添加了质量分数为7. 8% 的CaO和1. 5% 的Cr2O3。研究表明,稀土的加入有利于Ni基催化剂上CO2甲烷化活性的提高。在进行高温催化剂研究时加入稀土金属,能提高催化剂耐高温性和抗积炭性。CaO是碱土金属,具有与NiO相似的立方晶格结构,易形成固溶体,可作为结构稳定型助剂使用。
2 大唐克旗甲烷化催化剂
在大唐克旗甲烷化催化剂中,两种甲烷化催化剂分别装在6台甲烷化反应器中。
在装填方法上,第一大量甲烷化反应器( C102A/B) 和第二大量甲烷化反应器( C103A/B) 上层装填CRG - S2S型、下层装填CRG - S2C型; 第一补充甲烷化反应器( C104) 和第二补充甲烷化反应器( C105) 只装填CRG - S2S型。同时,各反应器上、下都装填了不同规格的高铝瓷球。工艺流程图如图1所示。
根据反应器的尺寸设计并装填了一定数量的催化剂,在第一甲烷化反应器中分别装填14. 2m3的CRG - S2S催化剂和21. 4m3的CRG - S2C。第二甲烷化反应器中分别装填了19. 4 m3和29. 0 m3的CRG - S2S和CRG - S2C催化剂。而在补充甲烷化反应器中,只装填一种CRG - S2S催化剂[6]。自从大唐克旗煤制天然气公司2012年07月28日甲烷化装置成功投运以来,生产出的天然气甲烷含量都大于设计值94% 。当前产出合格天然气甲烷含量平均已达到98% ,因此,此装填量对反应器规格是吻合的。
如表1所示,大唐煤制气天然气项目采用的CRG技术在使用温度上更为宽泛,平均产率较高,增加了大唐煤制气项目的效益。
3 结 语
实践证明了甲烷化催化剂在使用2年多后,催化剂活性仍较高。催化剂在一次装填后并不需要卸载,对环境无影响。根据以上装填量,甲烷化合成气中甲烷含量可达到98% 较高的浓度。
摘要：介绍了甲烷化催化剂的研究现状及其构造,并对甲烷化镍基催化剂失活的原因进行了分析,指出硫中毒和积碳是造成催化剂失活的主要因素。分析了催化剂中的主要活性组分,载体及助剂的添加对CO甲烷化反应的影响。对大唐克旗煤制天然气甲烷化催化剂提出了改良的方法。
关键词：甲烷化催化剂,镍基催化剂,积碳,NiAl2O4
参考文献
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煤制合成天然气 篇2
煤制天然气典型流程包括：备煤、空分、气化、废水处理、变换、净化、硫回收、甲烷化、加压、SNG（合成天然气）干燥、SNG输送等。
1、备煤
依气化工艺不同差别较大，主要是承担为气化提供合格原料煤的要求，一般包括配煤、干燥、磨煤、加压等环节。
2、空分
为气化提供氧气，同时为各装置提供氮气及压缩空气。根据气化技术的选型确定空分规模，可选技术包括国外的法液空、林德等，国内的杭氧、开分等，目前一般为内压缩流程，单系列小时制氧能力目前在4-8万立方。
3、气化
目前核准的四个项目中，大唐克旗、大唐阜新、庆华新疆项目均采用碎煤加压气化技术（改良Lurgi），汇能项目采用的是西北化工研究院的多元料浆气化技术。
4、废水处理
根据气化技术选择的不同，废水处理技术也将有所区别，一般选用改进型的A/O工艺。
5、变换
国内技术已经很成熟，采用耐硫宽温变换。
6、净化
主要是脱硫脱碳技术，主要采用的低温甲醇洗，大唐克旗、大唐阜新、庆华新疆项目采用的是化二院的低温甲醇洗技术。
7、硫回收
目前主要有生产硫磺和硫酸两种技术，根据产品导向和输运等多方面考虑，确定合适的工艺。
8、甲烷化 主要由鲁奇（鲁奇工艺技术+巴斯夫催化剂），戴维（戴维工艺技术+其母公司庄利万丰的催化剂，来源于英国煤气），托普索（工艺+催化剂）。大唐选择的是戴维技术，而庆华和汇能项目选择的是托普索技术。!
9、加压
将SNG升压至10MPa左右，以达到进行天然气高压输送管网的压力要求&
10、SNG干燥
主要是三甘醇脱水技术。
11、输送
煤制天然气工艺技术 篇3
煤制天然气首先将煤气化生成合成器, 之后进行一氧化碳变换净化, 再接受甲烷化反应, 生成天然气。现阶段, 煤制天然气已经有了成熟的技术, 气化技术革新和催化剂的选择成为了研究关注的重点。
现阶段, 煤气化工艺主要有蒸汽-纯氧气化、加氢气化、催化蒸汽化三类。
纯氧化工艺是一种传统的煤气化工艺, 煤和纯氧加入气化炉发生气化反应, 这是一种比较成熟经济的气化方法, 美国大平原煤制天然气项目的工业化生产就选用了这种工艺, 对气化条件和温度压力的控制要求较高[1,2]。加氢气化是另外一种煤气化工艺, 煤和氢气在气化炉中将反应生成甲烷, 氢气可以直接外来, 或者从甲烷蒸汽中重整获得, 甲烷重整能够生成一氧化碳和氢气。
催化蒸汽化是一种高效率的煤气化工艺, 在催化剂条件下, 煤气化反应和甲烷化反应同时进行, 甲烷反应提供的热量直接供气化反应进行, 通过催化。美国巨点能源公司的蓝气技术应用了单体反应器和自主研发的可回收廉价技术催化剂, 借用甲烷化反应热维持气化反应进行, 无需添加纯氧, 减少了煤气化反应造成的热量损失, 已经开始了工业规模的试运行[3]。加氢气化与催化蒸汽化无需空分装置, 反应效率更高, 能耗更小, 但是催化剂的分离回收困难, 且催化剂的失活问题比较严重, 短时间内难以克服。
2煤制天然气工艺
介绍几种国内已经投入工业化生产的成熟煤制天然气生产工艺和先进的气化技术。
2.1固定床甲烷化
甲烷化反应是一种强放热反应, 固定床反应器中添加了列管换热器释放反应热量, 即便如此, 甲烷化反应仍然需要逐步进行, 在多个反应器中加深反应程度, 逐级释放热量, 采用多步气体循环的方式进行逐级冷却。
1) 鲁奇煤制天然气技术
这是一种成熟的、已经投入工业化生产的煤制天然气技术, 使用了两个绝缘固定床反应器, 分别采用容易失活的20%Ni/Al2O3和活性寿命均比较理想的高镍催化剂参与反应, 美国大平原天然气项目就采用了这种技术, 南非F-T煤制油工厂的半工业化煤制天然气试验工程同样采用了这项技术, 奥地利维也纳石油化工的半工业化设备也针对该技术进行了试运行, 几套设备的长期运转性能均比较理想。
2) 托普索煤制天然气技术
托普索甲烷化工艺使用了三个绝热固定床反应器, 不同反应器的反应温度存在一定差别, 反应压力都维持在3MPa。
3) 浆态床甲烷化工艺
该项技术中使用了大导热系数、大热容的液相惰性介质, 实现了甲烷化反应热量的迅速释放, 营造了类似恒温的反应条件, 维持合成反应在最佳动力学-化学平衡状态, 降低了甲烷化反应门限温度, 避免了催化剂在高温反应中出现的失活问题[4]。该工艺使用的反应设备是一种搅拌釜式的反应器, 外部配备加热和保温装置, 内部配备冷却盘管和气体分布、气液分离器装置, 原料气进入液态反应床之后, 在液相中和催化剂充分接触, 在全混流状态下完成反应, 温度控制简单有效, 催化剂选择性更强。
2.2气化技术
煤的气化仍然是煤制天然气工艺的关键技术, 对降低煤制天然气反应成本, 提高反应效率有着重要意义。现阶段, 比较成熟的气化技术主要有如下几种。
1) Lurgi碎煤加压气化技术
为第一代煤制天然气气化技术, 出现在上世纪30年代, 采用自热、逆流移动床的生产方式, 以氧-水蒸气为氧化剂, 从顶部闸斗仓送入煤块, 煤块加入气化炉后经干燥、干馏、气化、燃烧后, 使用刮刀清除煤渣, 氧化计通过喷嘴进入气化炉底部, 借助炉篦使之和逆流煤充分反应, 生成煤粗气, 经气化炉顶排出, 接受进一步的洗涤冷却。
2) BGL碎煤熔渣气化技术
该项技术是英国煤气公司和德国鲁奇公司对鲁奇公司原4型炉的改制, 是一种液态排渣固定床加压气化技术, 相比于固态排渣, 反应设备更加简单, 炉篦以渣池代替, 煤从顶部加入, 迎着气流向下移动过程中分别经过干燥、干馏和气化燃烧, 气化剂经气化炉底部喷嘴喷入, 使气化炉底部维持在搅动燃烧状态, 产生的高温直接融化炉渣, 自动流到炉底收集池, 煤粗气从上部排出。
3结束语
煤制天然气是非石油原料生产石油产品的重要技术手段, 能够为国家提供天然气供应, 同时解决煤炭燃烧造成的污染问题, 同时获得了较高的能量效率, 是一种高效的煤炭资源利用效率, 我国煤炭资源储量相对丰富, 采用煤制能源产品代替石油产品, 对保护国家能源安全有着重要的战略意义。
摘要：煤制天然气是一种高效率的清洁能源转化技术, 能够有效消除煤直接燃烧造成的空气污染和废渣问题, 对缓解国内能源供应和环境问题之间的矛盾有着重要意义, 本文主要研究煤制天然气技术, 总结分析了煤制天然气技术的发展现状和瓶颈, 并着重研究了固定床甲烷化技术和两种气化技术, 。
关键词：煤制天然气,催化剂,工艺
参考文献
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煤制天然气工艺发展历程概述 篇4
1 国内煤制天然气工艺
1.1 加压移动床 (固定床) 气化
固态排渣鲁奇炉在国内外应用较广泛。优点为原料适应性较好, 单炉生产能力较大, 气化压力较高, 合成气氢碳比适中, 气化煤时, 可得到焦油、中油、轻油、粗酚氨等副产品;其缺点是煤气化产生废水量大并且处理难度大, 合成气质量较差 (含1096左右甲烷) 。
1.2 流化床气化炉工艺
(1) ICC灰容聚气化炉。此气化炉于2001年累计运行8000h以上, 所得煤气满足合成氨生产需要。此技术由中国科学院山西煤化所开发应用于陕西省一家企业。
(2) 其他流化床气化技术。由我国自主研发并建示范厂的有, 江苏大学开发成功的FM1.6-Ⅰ型气化炉, 1998年郑州建成首个示范煤气站, 两台炉产气50000Nm3/d, 向居民小区提供燃料气;由上海申江化肥成套设备有限公司与宁夏吴忠富荣化肥工业有限公司联合开发的载热体常压循环流化床粉煤气化技术, 于2000年进行了煤气产量为3000Nm3/h的工业性试验, 2002年8月达到连续运行。
1.3 气流床气化工艺
中国自主开发了多喷嘴煤浆气化工艺。神华煤田煤种属于低变质程度年轻烟煤, 煤质低硫、低灰、高发热量, 是优质气化原料。煤的0~50mm筛分组成中, 小于6mm粒度的重量占30%~40%, 机械强度85左右, HGI可磨指数53~56, 由于内水相对较高, 到北部地区达8%左右, 导致神华煤成浆性较差, 煤浆浓度66%左右, 大部分神华煤灰中Fe2O3、Ca O含量较高, 导致其灰熔点较低, 适合液态排渣气化炉使用。从煤的岩相分析可知其惰性组分 (丝碳) 含量较高, 对直接液化不利。神华煤不易长期储存, 暴晒、雨淋后会粉化, 影响机械强度。
工艺及设备应满足: (1) 具有自主知识产权; (2) 单炉生产能力2000t/d~3000t/d, 气化效率应80%~90%, 1000Nm3的 (CO+H) , 氧耗260Nm3左右; (3) 生产成本低; (4) 未来适应性强, 适宜可持续发展等。结合神华煤性质很难选出一种在各方面都占优势的气化工艺。
2 国外煤制天然气工艺
按气化的流体力学条件可分为移动床 (固定床) 气化、流化床气化、气流床 (夹带床) 气化、熔融床气化。
2.1 常压移动床 (固定床) 气化
这种工艺可分为以空气为汽化剂与原料煤或焦炭反应制空气煤气工艺;以空气和水蒸气为汽化剂与原料煤或焦炭反应制混合煤气 (发生炉煤气) 工艺。常压移动床 (固定床) 气化工艺从各反应物、反应条件及发生炉做了较多改进和尝试, 但其产量低、污染大、消耗多的缺点依然存在, 与其他煤气化技术相比限制因素较多, 潜力不足。
2.2 加压移动床 (固定床) 气化
液态鲁奇排渣炉由其工艺特点, 反应在高温下进行, 反应充分, 产物合成气品质好, 工艺废水少易净化, 与固态排渣相比单台炉产量增加三倍到五倍, 是一种有发展前途的气化炉。目前英国煤气公司的西天厂有两台, 德国有一台。
2.3 流化床气化工艺
(1) Winkler炉。首台工业化流化床煤气化炉是常压Winkler炉, 1926年在德国投运, 其后各国共建成约70台, 早期常压Winkler炉氧耗高、碳损失大 (超过20%) , 目前只有少量运行。
(2) HTW工艺炉。低温温克勒基础上的流化床粉煤气化技术, 工艺特点操作温度、压力高, 运行简单可靠, 有发展为大型化装置潜力。该技术已于20世纪90年代在整体煤气化联合循环发电系统中应用。单炉气化能力2840t/d, 生产电量367MW, 效率为45%。
(3) KRW气化炉。此工艺原为美国西屋电力公司开发, 后由于该公司大部分股权出让给凯洛格公司, 易名为KRW, 其主要改进是在原工艺基础上增加脱硫工艺。1984年在南非Sasol-Ⅱ厂建成了一套KRW装置, 气化炉处理能力1200t/d, 1987年实现工业化运行。
(4) 恩德粉煤气化炉。该技术易净化, 启停车方便, 气化率高, 投资较小, 为常压温克勒恩德基础上发展而成, 现有出单炉最大产粗煤煤气量为40000Nm3/h, 2001年景德镇市焦化煤气总厂投产了一台产气量为10000Nm3/h的工业示范炉, 以空气和水蒸气为汽化剂生产空气煤气供给焦炉作燃料气。
(5) U-Gas气化炉。与Winkler炉相比可气化粒度更小的粉煤, 其优点碳转化率高, 适应煤种范围广, 20世纪90年代初我国引进该技术, 于1995年4月投产, 这是U-Gas气化炉在世界上首套工业化装置, 以空气和水蒸气为汽化剂生产空气煤气供给焦炉作燃料气, 把焦炉煤气替换出来供城市煤气, 上海市城市煤气由天然气代替, 其于2002年停用。
2.4 气流床气化工艺
气流床气化由入炉原料分干法进料和湿法进料, 由气化压力分常压气化和加压气化, 由汽化剂不同, 分空气气化和氧气气化。有代表性的工业化气流床气化炉有K-T炉、shell-koppers炉、prenflo气化炉、shell气化炉、GSP气化炉、Texaco炉、Destee炉等。
(1) 气流床气化炉。K-T炉:最早实现气流床气化工艺工业化 (1952年) , 之后在17个国家20家工厂先后建设了77台炉, 其接近常压下气化, 主要用于生产合成氨和燃料气, 80年代后, 随第二代粉煤气化技术的工业化, K-T炉已停止再建。
Shell-koppers炉是K-T炉的加压形式。由shell公司和Krupp-Uhde公司前身Krupp-Koppers公司合作开发, 1978年在德国Hamburg-Harburg炼油厂建立了气化能力为150t/a的工艺示范装置, 1983年结束运转。
Prenflo气化炉:德国Uhde公司研发的加压K-T法, 最早商业化于1997年Puerto Uano建设的IGCC示范电站, 气化能力2500t/d, 是目前世界上运行最大的加压气流床气化炉。
shell气化炉:Shell公司自行研发的煤气化工艺简称SCGP。于1993年在荷兰Demkolec建成单台气化炉投煤量2000t/d的IGCC示范装置, 现已进入商业化运行。
(2) GSP气化炉。GSP气化炉技术有干法湿法俩种, 适用于大规模生产, 反应在高温高压下进行, 气化效率高, 碳转化率高, 激冷室直接水冷, 在投资上相对更有优势。1983年12月在黑水泵联合企业建成一套工业装置单台气化炉投煤量为720t/d, 工作压力3.0MPa, 1985年投入运行, 气化原料为褐煤, 产品煤气主要供作城市煤气调峰气源。
(3) 湿法气流床加压气化。湿法气流床加压气化工艺具有代表性的有GE (Texaco) 气化工艺、E-Gas两段式水煤浆气化工艺。
GE气化工艺在Montebello投产了第一套中试装置, 处理能力15t/d为煤气化发展史上一个重大开端。1973年联邦德国鲁尔化学公司 (RCH) 和鲁尔煤公司 (RAG) 开始与美国TEXACO发展公司合作, 于1975年建设了工业示范气化炉, 气化压力4.0Mpa, 投煤量150t/d, 基于该装置经验, Texaco煤气化技术的工业化得到迅速发展。美国Tampa IGCC装置是最大运行项目, 单炉气化能力2200t/d。
E-Gas工艺由DOW、Destee、Global发展起来的两段式水煤浆技术。DOW化学公司于1983年在小试装置基础上, 投用了一套工业示范装置, 单炉投煤量1090t/d。此装置的运行为1987年商业化装置 (设计投煤量为1430t/d) 的运行积累了大量经验。Wabash River有其最大气化能力2500t/d的IGCC项目。
3 结论
煤制天然气作为资金、资源、技术密集型产业, 其良好发展需要得到各方面的条件支持, 先进的技术、利好的政策、强劲的市场需求等都会对煤制天然气产业产生影响。从其发展历程中可以看出, 我国相较发达国家起步较晚, 国内投产项目以引进国外成套技术及设备为主, 这对我国煤制天然气发展产生了较大制约, 技术、设备国产化成为我们的必经之路, 但面对发展需要, 我们需要同时保持冷静理性的态度, 统筹全局有计划、有步骤的发展。基础设施建设, 市场培育, 产业规划布局等多方面都将对煤制天然气产业能否健康、稳定、快速发展起到重要影响作用。
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煤制天然气发展概况与市场前景 篇5
一、制气工艺
煤制天然气的工艺流程与煤制甲醇及煤制合成氨的流程基本相同, 都是在煤制气后经净化处理。不同的地方是后两者是净化气用于甲醇或氨合成, 要求甲烷越低越好。而煤制天然气是净化气经过甲烷化处理, 生产热值大于0.3336 GJ/m3的代用天然气 (SNG) , 要求甲烷越高越好, 1t煤可以转化为400m3合成天然气。
1. 煤气化转化工艺
传统的煤制天然气工艺路线为碎煤加压气化生产合成气, 经过粗煤气变换冷却、低温甲醇洗净化、吸收制冷、甲烷化、干燥得产品。生产副线包括酚、氨、硫的回收及废水残液等处理。这一传统工艺技术成熟, 计算的热效率 (原料褐煤的热值转化为天然气热值) 为61.9%。煤制天然气工艺流程简单, 技术成熟可靠、消耗低、投资省。甲烷合成可以在煤气化压力下合成, 与生产甲醇、二甲醚相比, 省去了多个环节, 与煤制合成油相比省去的装置更多。
煤制天然气与煤制其他能源产品相比, 竞争优势十分明显。煤制天然气转化率和选择性高, CO和H2的转化率接近100%。单位热值投资成本和水耗低, 废热利用率高, 总热效率最高。此外, 煤制天然气更环保, 废水不含有害物, 易于利用, 不需处理就可做锅炉给水或循环水补充水, 而煤制甲醇和煤制油需对废水做深度处理。煤制能源产品的能量效率和单位热值水耗比较见表1。
2. 其他工艺
除了煤气化转化工艺生产天然气这种成熟的工业化技术外, 还有催化蒸汽气化技术 (Catalytic gasification) 和氢气化技术 (hydrogasification) 这两种在研究开发阶段的新技术。催化蒸汽气化技术是由美国Exxon公司在20世纪70年代开发的, 用碳酸钾 (碱过度金属氧化物或碱土) 作为催化剂, 煤与水蒸气反应生产甲烷。计算热效率达到71.9%。项目投资为煤气化制天然气工艺的75%。氢气化技术以氢气作为气化剂, 煤与氢气在气化装置中气化转化为天然气, 计算热效率达到79.6%, 项目投资为煤气化制天然气工艺的75%。美国、日本和澳大利亚等国近期有大量有关这方面的研究开发报道, 而且对于工业化试验进程也有明确的时间进度安排, 以求在这一技术工业化方面有所突破。这一技术可以提高煤炭转化率和降低项目投资, 从而进一步提高煤制天然气项目的竞争能力。
3. 美国巨点工艺
美国巨点能源公司 (Great Point Energy) 开发的一步法煤制天然气技术, 又称“蓝气技术”。巨点能源技术通过使用新的催化剂来打断炭键, 并将煤变成清洁可燃的甲烷 (天然气) 。这种一步法制造甲烷的技术被称做“催化煤甲烷”。通过在煤气化装置中加入催化剂, 在加压流化气化炉中一步合成煤基天然气, 可以降低汽化装置的操作温度, 在温和的“催化”条件下, 直接催化反应并生产出甲烷。其具有煤种适应性广泛、工艺简单、设备造价低、节能、节水、环保等优点。除了褐煤、次烟煤等煤基能源外, 沥青砂、石油焦和渣油等低成本炭也可作为原料, 生产出的天然气符合管道运输条件标准。此外, 此工艺省去除渣过程, 减少了维护需求, 增加了热效率, 又因为省去空分装置而降低了投资 (该单元的投资占整个气化装置总投资的20%) 。
4. 丹麦托普索工艺
丹麦托普索公司推出的一种煤制天然气TREMP技术, 该技术采用托普索的专用催化剂, 可将煤炭或生物质转化为天然气。煤炭先转化为合成气, 再经过一个耐硫的脱酸性气体装置去除H2S和过量的CO2碳化物。同时为防止甲烷化催化剂中毒, 脱酸后的合成气还需通过一个脱硫床去除剩余的微量硫化物组分。随后合成气与循环气混合来控制最高升温并通过第一个甲烷化反应器, H2与CO和CO2反应生成CH4.反应在300℃以上温度进行, 以防止生成羟基镍化合物。为了使反应转化完全, 冷却后的部分甲烷化后的合成气陆续经过2到3个串联的甲烷化反应器。以使CO几乎完全转化成CH4。从最后一个反应器出来的气体就是合格的产品气。产品气主要以CH4为主, 其中包含微量的H2, CO2及N2和Ar等惰性气体,
二、技术进展
1. 国外情况
早在20世纪70~80年代, 国外一些公司就已对煤制天然气进行过试验, 德国、南非、美国等相继建成了试验工厂, 并取得了可喜的试验成果。但目前世界上煤制天然气商业运行装置只有美国位于北达科他州的大平原 (Great Plain) 公司一家, 该公司第一期工程的设计能力为日产代用天然气389万m3 (相当于日产原油2万桶) , 于1980年动工, 1984年投入运行, 现装置已经运行了20多年。
美国大平原煤制天然气装置使用18台Lurgi Mark IV气化炉, 利用高含水 (30%) 褐煤生产, 日处理褐煤1.85万t。实现了长周期的稳定运行。该装置是在20世纪70年代石油危机阶段建设的, 投入运行后由于遇到国际油价、天然气价格长期处于低位, 工厂一直处于亏损和微利状态。在对外销售CO2和其他副产品补充情况下, 曾一度艰难度日。在2003年国际油价、天然气价格上涨后才实现盈利。此外, 美国康菲公司的E-GAS煤气化技术应用于煤制天然气项目具有独特的技术优势, 并且积累了丰富的工业运行经验。目前合成气制甲烷技术主要由丹麦托普索公司和英国戴维公司提供。
美国巨点能源公司目前正积极推进该公司开发的一步法煤制天然气技术的商业化进程, 计划到2022年采用蓝气技术装置的总规模能力达到日产2832万m3煤制天然气。目前正在美国马萨诸塞州建设一套价值3000万美元的原料测试装置, 2009年一季度建成。该装置主要是对更广泛的潜在原料范围进行筛选和工艺改进研究, 第一套工业化装置将在2009年第四季度开始建设, 并且将和50家具实力的化学企业在已经选定的厂址合作建设, 设计和施工正在进行中。
丹麦托普索公司采用托普索的专用催化剂的煤制天然气技术已经应用在美国伊利诺斯州杰斐逊的一个煤气化工厂, 这个煤气化工厂将于2010年投入运行, 届时每年可将约400万t煤炭转化为天然气。南印第安纳州也计划投资15亿美元, 建设一个年产11亿m3合成天然气工厂。美国博地能源公司和康菲石油公司在联合开展一个投资30亿美元, 年产14.16~19.82亿m3的煤制天然气工厂可行性研究工作, 工厂选址在肯塔基州。
2. 国内情况
近年来我国一直鼓励通过煤炭的清洁利用发展能源和化工产业, 而煤制天然气正是立足于国内能源结构特点, 通过煤炭的高效利用和清洁合理转化生产天然气。中国科学院大连化学物理研究所在低热值煤气甲烷化制取中热值城市煤气方面进行了大量研究工作。大连普瑞特化工科技有限公司以该所具有独立知识产权的工业气体净化专利技术成果作为公司的主要支撑技术推出了煤制人造天然气甲烷化催化剂及技术。石油和化学工业规划院在2006年参与编制全国煤化工发展规划时, 就已开始关注煤制合成天然气项目。目前国内发展煤制合成天然气的技术已经具备, 时机已基本成熟。
煤制天然气从一开始就在一定程度上得到了国家支持, 与此前煤制油项目被政府多次叫停不同, 大唐克旗、大唐阜新以及汇能鄂尔多斯三个项目一开始就被列入了国家石化振兴规划。化二院在煤制天然气项目中采用的碎煤加压气化、低温甲醇洗气体净化都是自有的成熟可靠技术, 尤其是碎煤加压气化技术, 相比其他同类技术大大提高了煤的利用率。据测算, 一个日产1200万m3煤制合成天然气项目, 总投资约247亿元, 生产成本约为1.594元/m3, 管线终端售价为1.8元/m3。
由于我国天然气市场容量巨大而且稳定, 当前煤制天然气正在引发新一轮投资热潮, 项目争相开工, 成为继煤制油之后的煤化工领域投资热点, 煤制天然气领域的一场千亿元投资大战正在启幕。这些项目大多以丰富廉价的褐煤为原料生产天然气, 技术成熟可靠, 工艺设备方案合理, 绝大部分设备和材料立足于国内, 少量引进, 生产成本低, 具有较大的利润空间和抗价格风险能力。若这些装置都能按期建成投产, 则我国煤制天然气年产量将达到305亿m3, 约为国内目前天然气年消费量的35%左右。煤制天然气项目如果能实现大规模商业运营, 将在一定程度上缓解国内天然气供应紧张的局面。
三、风险分析
煤制天然气将促进煤炭加工和利用的产品链的延伸, 培育新的经济增长点, 为低品质褐煤的增值利用开辟了潜力巨大的前景, 符合我国现代煤化工一体化的发展趋势。但煤制天然气需要国家统筹规范, 项目的经济性要考虑多方面的因素, 一定要做好可行性研究报告, 认真分析, 以合理规避投资风险, 要避免以上项目为由圈占资源而一哄而上、盲目投资的局面出现, 在科学有序、稳妥合理的基础上规划发展我国煤制天然气产业。
1. 技术风险
煤制天然气先用煤气化生产合成气, 合成气通过一氧化碳变换和净化后, 再通过甲烷化反应生产天然气的工艺在技术上是成熟的, 煤气化、一氧化碳变换和净化是常规的煤化工技术, 甲烷化是一个有相当长应用历史的反应技术, 工艺流程短, 技术相对简单, 对于合成气通过甲烷化反应生产甲烷这一技术和催化剂在国际上有丹麦托普索公司和英国戴维公司等数家公司可供选择, 国内只有未经工业化放大的小型甲烷化工艺装置。煤制天然气的技术, 也在不断创新和改进之中。但毕竟国外只有美国大平原一家公司在运行, 国内目前还没有一套大型工业化运行的生产装置, 要想短时期内进行商业化运作还很难。技术风险主要集中在大规模工程化开发中, 需要有大量技术配套方面的研究和工程再开发工作, 同时还面临技术规制限制、技术垄断、产品标准化、技术的工业支持能力等风险, 因此, 经过科学的调研分析, 选择合适的技术路线和进行正确的项目规划就显得非常必要。目前可以先做一些前瞻性的示范项目, 取得成功后再进行大规模推广。
2. 市场风险
我国天然气储量并不丰富, 从国外引进也因地缘政治和天然气远距离运输的价格限制而风险太大。虽然煤制天然气市场相对稳定, 但经济性的关键是未来煤炭和天然气的价格可能出现的较大变动, 以及水、电、汽、运输、人力等成本费用的上涨, 都会影响煤制天然气产品的盈亏平衡。同时一定要有巨大而稳定的市场来保证了煤制天然气产品供给的终端用户。管道建设的庞大投资和终端用户的开发也是面临的市场风险。以丰富廉价的褐煤为原料生产天然气, 生产成本低, 具有较大的利润空间和抗价格风险能力。随着技术的进步, 煤制天然气的煤炭转化率还可以提高, 煤炭加工和利用的产品链还可延伸, 开发的经济性和竞争能力将进一步显现。天然气的稀缺性, 也决定了天然气价格未来上涨的空间很大, 给企业带来巨大的经济效益和竞争优势。
3. 环保风险
煤制天然气和当地的建设条件有很大关系, 并不是对所有地区和企业都适合。在天然气短缺的条件下, 由煤炭向天然气转化就是开发利用清洁能源, 有利于优化能源消费结构。由于煤炭的结构和组成的复杂性, 在煤炭的利用过程中也同样带来诸多环境问题。我国煤炭资源分布不均, 大部分位于相对偏远的西部地区。考虑到目前我国的煤制天然气项目主要位于内蒙古和新疆等生态环境脆弱的地区, 煤化工对环境承载能力的要求可能是一大笔看不见的“成本”, 面临着一定程度的环保压力。由于国际油价的频繁波动, 煤制油等煤化工项目的经济性已经引发争议, 煤制天然气此时不宜快速大面积铺开, 其经济性还有待于进一步考察。有专家测算, 虽然煤制天然气耗水较少, 但每生产1000m3煤制天然气仍需耗水6~7t, 这在一定程度上会增加环境承载。因此要最大程度的重视环境保护, 减少污染。
四、市场前景
在国内天然气供应紧张和国际油价、天然气价格连续上涨情况下, 国内许多公司将目光转向用煤生产天然气的项目, 对于解决国内能源供应紧张局面的各种非常规石油和非常规天然气技术路线进行综合比较后判断, 煤气化生产合成气, 再由合成气进一步生产甲烷 (代用天然气) 是一种技术上完全可行的项目, 在目前国际和国内天然气价格下, 这个项目具有很好的生存能力和盈利能力。
我国资源结构是富煤少油贫气, 天然气储量并不丰富。所以再很长一段时期内, 都将以煤为主要消耗能源。充分利用国内的低热值褐煤、禁采的高硫煤或地处偏远运输成本高的煤炭资源, 就地建设煤制天然气项目, 进行煤转化天然气是一个很好的煤炭综合利用途径。从我国的资源情况上讲, 煤制天然气的发展很有必要。从供需和市场来讲, 国内天然气的缺口是比较大的。从清洁能源上讲, 把煤制成天然气也是前景广阔的。相关数据显示, 未来几年内, 我国天然气需求增长将快于煤炭和石油。
我国天然气利用领域主要包括城市燃气、工业燃料、天然气发电和天然气化工。未来中国天然气消费的发展趋势, 一是需求量大幅增长, 二是利用方向将发生变化, 消费结构将进一步优化。随着城市化进程的加快和环境保护力度的提高, 我国天然气消费结构逐渐由化工和工业燃料为主向多元化消费结构转变。截至2008年, 我国已有280个城市应用管道天然气, 全国大中型城市天然气民用领域人口已达1.1亿。2008年我国城市燃气中天然气供应量达到300多亿m3, 占天然气供应总量45%左右。因此, 煤制天然气应以城市燃气为目标市场, 适度发展作为天然气资源的补充。
为了保障城市燃气的天然气供应, 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。由于天然气气源供应不足, 实施多年来的汽车油改气始终进展得比较缓慢。随着经济发展和天然气作为燃料的比重越来越大, 我国的天然气供应量和需求量缺口呈逐年增加的趋势, 见表2。业内人士预计未来几年我国天然气的年均消费量增长率将达到甚至超过15%。近年来国内天然气的供求缺口始终是巨大的, 例如四川虽然作为天然气资源大省, 但省内天然气的供给仍然十分紧张, 据初步统计, 四川2009年的天然气缺口在30~50亿m3左右。
在生产装置的节能减排方面, 由于煤制天然气甲烷化装置副产大量的高压蒸汽, 这些蒸汽用于驱动空分透平, 减少了锅炉和燃料煤的使用量。在甲烷化装置部分, 几乎84%的废热以高压蒸汽的形式得到回收, 而仅有0.5%的废热要用冷却水冷却, 整个系统热量回收效率非常高。同时大量富余的低压蒸汽可以用于发电。而煤制甲醇、二甲醚和合成油装置中, 空分所需高压蒸汽几乎全部由锅炉供给, 而且基本没有富余的低压蒸汽。为此, 煤制天然气可以大大降低锅炉和发电产生的CO2排放量。如采用水煤浆气化技术的煤制天然气项目, 生产规模为年产天然气16亿m3的装置, 利用富余的低压蒸汽发电, 年发电量4.8亿k W·h, 相当于减排CO245.12万t。同时甲烷化每小时副产9.8MPa蒸汽542t, 相当于年减排CO2138万t。
我国环渤海、长三角、珠三角三大经济带对天然气需求巨大, 而内蒙古、新疆等地煤炭资源丰富, 但运输成本高昂。因此将富煤地区的煤炭就地转化成天然气, 将成为继煤发电、煤制油、煤制烯烃之后的又一重要战略选择。煤制天然气可实现偏远山区或边疆煤丰富地区的煤的坑口转化, 然后用管道输送到很远的目标消费市场, 节能、环保、安全, 大大降低运输成本, 缓解交通运输压力, 管道输送虽然成本高但比运输煤炭要经济的多。而甲醇、二甲醚 (加压液化) 、油品都是易燃易爆的液体产品, 运输难度大、费用高, 运输安全值得关注。因此, 从产品输送方面来看, 煤制天然气更具优势。
在当前的能源结构和价格水平前提下, 煤制天然气在煤价为300元/t时, 生产成本为1.5元/m3, 达到10%内部收益率时, 售价为2.1元/m3, 与目前国内民用天然气价格基本相当, 如与进口LNG相比, 则有较大的竞争优势。由于国内天然气价格仍受政府定价控制, 是造成煤制天然气项目经济效益一般的主要原因之一。从长远来看, 天然气价格逐步上涨的趋势是确定的, 因此煤制天然气项目经济效益的前景是乐观的。
从国家宏观经济政策来看, 国家鼓励煤化工产业的发展, 尤其是鼓励以煤为原料发展石油替代产品, 以减轻石油进口的压力, 保障国家的能源安全, 以石油替代为目标的现代煤化工产业在国内刚刚起步并即将步入产业化轨道。2008年爆发的国际金融危机导致国际油价大幅下跌, 也导致煤化工产品竞争力较差, 但这种情况毕竟是特定的、极端的情况。长期来看, 随着国际经济的触底反弹, 国际油价仍将维持在较高水平, 因此煤制天然气这种新型煤化工产品仍将具有相对较高的市场竞争力, 同时也拓宽了煤化工发展领域。一般煤制天然气单系列的年经济规模在8~10亿m3, 相当于年产125~160万t甲醇当量规模, 完全符合国家产业政策的相关规定。而有关示范工程的建设, 将为我国“十二五”及更长时期石油替代产业发展奠定基础和积累经验。
五、发展建议
1. 选择好建设地点和采用技术
在目前天然气价格未能反映供求关系的条件下, 大量建设大规模的煤制天然气项目还不合时宜, 但示范性装置的建设是十分必要的。煤制天然气装置的建设应实现煤的本地化, 首先应选择好既有丰富稳定的煤炭资源, 完全可以满足项目每年上千万吨的用煤需要, 还要保证水资源以及其他原材料的供应和通畅的交通条件, 又要尽可能靠近终端目标消费市场, 配套输气管线的投资也可接受的地址, 同时还应采用安全可靠、先进成熟, 经示范验证有成功业绩的技术, 重点扶持自主创新的国内新技术, 统筹国外引进技术和采用国内技术, 并要注重一定的规模效益。
2. 实现其他煤化工和副产品的联产
在煤制天然气的同时实现和其他以煤为原料, 经过煤气化生产的合成氨、甲醇、二甲醚等多种煤化工产品的联产, 以及利用煤制天然气甲烷化装置副产大量的高压蒸汽发电。在煤制天然气的过程, 也同时产出焦油、粗酚、硫磺、液氨、石脑油等高附加值的副产品, 在天然气产品由于市场变化不能保证盈利的情况下, 可以靠这些联产品或副产品取得经济效益, 增加企业市场适应能力, 提高煤加工综合效益, 增强装置的整体抗风险能力, 实现煤炭利用的“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, 走跨行业、多联产、集团化发展的道路。
3. 配套输送管道的建设应同步进行
天然气产品的运输方式也很重要, 一定要及早规划, 和装置的建设同步进行, 把褐煤转化成天然气后, 是用管道输送到消费市场, 这大大降低运输成本, 缓解了交通压力, 也间接地降低了能源消耗, 显现出一定的市场竞争力。应该考虑当地是否有天然气产品市场或是否能进入长输天然气管网进行输送、价格是多少。作为天然气产品, 依赖国内日趋完善的国家、地区天然气管网系统进行分配销售, 使得天然气产品的市场空间巨大。如果仅供民用, 管道输送的缓冲容量可能是个问题。可以考虑由国家统一协调有效利用现有天然气管道, 就近输入天然气管网, 开发更多的终端用户, 同时也可以把煤制合成天然气并入西气东输管线, 以解决合成天然气的运输问题, 促进煤制天然气产业的可持续发展。
4. 尽量控制和降低产品生产成本
煤制合成天然气 篇6
1 国际煤制天然气工艺
1.1 美国巨点工艺。
美国巨点能源公司 (Great Point Energy) 开发的一步法煤制天然气技术, 又称“蓝气技术”。巨点能源技术通过使用新的催化剂来打断碳键, 并将煤变成清洁燃烧的甲烷 (天然气) 。这种一步法制造甲烷的技术被称做“催化煤甲烷化”。其具有煤种适应性广泛、工艺简单、设备造价低、节能、节水、环保等优点。
1.2 丹麦托普索工艺。
丹麦托普索公司 (Haldor Topsфe) 推出的一种煤制天然气TREMP技术, 采用托普索的专用催化剂, 可将煤炭或生物质转化为天然气。
1.3 其他工艺。
除了煤气化转化工艺生产天然气这种成熟的工业化技术外, 还有催化蒸汽气化 (catalytic gasifi-cation) 以及加氢气化 (hydrogasification) 这两种正处在研发阶段的新技术。催化蒸汽气化技术是由美国Exxon公司在20世纪70年代开发的, 用碳酸钾 (碱过度金属氧化物或碱土) 作为催化剂, 煤与水蒸气反应生产甲烷。加氢气化技术以氢气作为气化剂, 煤与氢气在气化装置中气化转化为天然气, 计算热效率达到79.6%, 项目投资为煤气化制天然气工艺的75%。
2 近期在建和拟建的煤制天然气项目
目前我国天然气对外依存度呈快速上升之势, 充分显示出我国近年来天然气消费量的增长势头。国家“十二五”战略中煤制天然气被寄予厚望。随着近年来煤化工的快速发展, 技术基本成熟。煤制天然气项目也成为煤化工领域中的“红人”。下面简单介绍近期在建和拟建的煤制天然气项目:神华集团在鄂尔多斯投资建设20亿m3.a-1的煤制天然气项目;大唐国际发电在内蒙克什克旗投资建设40亿m3.a-1的煤制天然气项目;大唐国际发电在辽宁阜新投资建设40亿m3.a-1的煤制天然气项目;大唐华银电力在内蒙鄂尔多斯投资建设36亿m3.a-1的煤制天然气项目;新疆广汇新能源在新疆伊吾投资建设80亿m3.a-1的煤制天然气项目;山东新汶矿业在新疆伊犁投资建设20亿m3.a-1的煤制天然气项目;中国海洋石油、山西大同煤业在山西大同投资建设40亿m3.a-1的煤制天然气项目;内蒙汇能煤化工在内蒙鄂尔多斯投资建设16亿m3.a-1的煤制天然气项目;神东天隆集团新疆煤化工在新疆吉木萨尔投资建设13亿m3.a-1的煤制天然气项目。
3 为缓解天然气的供应量不能满足工业和民用的需求这种供求矛盾, 在现有甲醇生产装置的条件下甲醇吹除气将含有甲烷的原料气直接进入人工提取煤基天然气。
目前, 生产压缩天然气 (CNG) 的主要原料为天然气, 天然气经过脱硫、脱水等工艺, 进入压缩机进行压缩, 而后进入销售管线。由于采用甲醇吹除气中的低浓度甲烷经提浓后得到人工提取天然气, 再经压缩得到CNG, 所以将PSA脱碳和MDEA脱碳进行比较, 选择一种适合此工艺的脱碳方法。
3.1 脱碳方法比较:3.1.1 MDEA脱碳。
优点:采用MDEA脱碳操作, 二氧化碳的脱除深度更高, 且其他组分收率高, 甲烷几乎不损失, 再生出来的二氧化碳气体可直接排空或其他利用。缺点:采用MDEA脱碳, 蒸汽消耗量较大, 循环水用量大;要求系统开车率高。3.1.2 PSA脱碳。优点:采用变压吸附脱碳, 不消耗蒸汽。缺点: (1) PSA脱碳单元出来的二氧化碳不高, 甲烷含量较高, 直接放空将加大有效成分甲烷的损失, 本气源中含有1%的CnHm, 在脱除二氧化碳的同时, 和部分气体也随二氧化碳放空, 资源浪费掉了;PSA在脱除二氧化碳的同时, 甲烷有7%的损失, 乙烷几乎全部损失。 (2) 脱碳单元一次性投资费用较高。我单位在前工段的技术及设备的支持下, 权衡采取MDEA脱碳方法, 基本组成为N-甲基二乙醇胺、水、活化剂, 组成分别为MDEA:45±5% (Wt%) , 活化剂:2-5%, 水:50-60%。
3.2 MDEA脱碳原理。
MDEA (N-Methyldiethanolamine) 即N-甲基二乙醇胺, 分子式为CH3-N (CH2CH2OH) 2, 分子量119.2, 沸点246~248℃, 闪点260℃, 凝固点-21℃, 汽化潜热519.16KJ/Kg, 能与水和醇混溶, 微溶于醚。在一定条件下, 对二氧化碳等酸性气体有很强的吸收能力, 而且反应热小, 解吸温度低, 化学性质稳定, 无毒不降解。纯MDEA溶液与CO2不发生反应, 但其水溶液与CO2可按下式反应:
式 (1) 受液膜控制, 反应速率极慢, 式 (2) 则为瞬间可逆反应, 因此式 (1) 为MDEA吸收CO2的控制步骤, 为加快吸收速率, 在MDEA溶液中加入1~5%的活化剂DEA (R2/NH) 后, 反应按下式进行:
由式 (3) ~ (5) 可知, 活化剂吸收了CO2, 向液相传递CO2, 大大加快了反应速度, 而MDEA又被再生。MDEA分子含有一个叔胺基团, 吸收CO2后生成碳酸氢盐, 加热再生时远比伯仲胺生成的氨基甲酸盐所需的热量低得多。
通过MEDA脱碳单元后, 气体中CO2含量可以下降到≤0.1%。
4 气体组成
4.1原料气组成:4.1.1年产八万吨甲醇吹除气。气量18000Nm3/h, 压力为4.4MPa。组成:CO-6.5%CO2-1.5%CH4-30-35%N2-0.5%H2-60%CnHm-1%O2-0.05%。4.1.2年产二十五万吨甲醇吹除气。气量26400Nm3/h, 压力为7.0MPa。组成:CO-6.5%CO2-1.5%CH4-30-35%N2-0.5%H2-60%CnHm-1%O2-0.05%
4.2天然气指标:CH4+CnHm≥92.0%H2≤5%CO〈2%CO2〈3%温度≤40℃压力为2.50MPa (G)
5 工艺技术条件
水洗塔液位:200-800mmmm
饱和塔液位:550-2240mm
吸收塔液位:400-1700mm
再生塔液位:600-2400mm
结束语
随着我国社会建设跟经济发展的逐渐加快, 能源危机成为社会一大难题。用非常规能源替代天然能源的局面将长期持续。本文通过对煤制天然气几种工艺的介绍分析, 希望可以对煤制天然气项目的发展跟推广起到帮助作用, 从而缓解我国能源危机的局面, 加快现代化建设的步伐。
参考文献
[1]汪家铭, 蔡洁.煤制天然气技术发展概况与市场前景[B]2010 (1) .
[2]谷红伟, 邢秀云.煤制天然气展望[A]2011 (5) .
浅析煤制天然气项目气化工艺选择 篇7
我国是一个“缺油、少气、富煤”的国家, 煤炭是我国最主要的化石能源资源。发展新型煤化工正在成为我国能源建设的重要任务, 建设煤化工产业, 生产煤基清洁燃料, 是当前和未来几十年我国能源建设的重要需求, 符合我国“富煤、缺油、少气”资源状况的国情。
煤炭既是重要的一次能源, 也是重要的化工原料。利用先进的煤气化技术, 将煤转化为合成气, 生产天然气, 不仅可以提高煤的利用率, 同时还可以大量降低二氧化硫和二氧化碳排放量, 改善环境, 维护生态平衡, 增强人民身体健康。
准东煤田西黑山矿区煤层变质程度较低, 主要是不粘煤, 具有特低灰~低中灰、中高全水分-高全水分、中高挥发分、特低硫、特低磷~低磷、低-高融灰分、低含油、特高热值等特征。是良好的动力用煤, 也可作为气化、液化和炼油用煤, 具备大力发展煤炭资源转化的资源基础。
2 准东煤田煤质情况
选择不同煤气化工艺, 后序单元工艺方案将有较大差异, 煤制天然气项目采用新疆准东矿区煤, 根据煤种资料, 全水分17.45%, 空干基水分10.90%, 低位发热量21.38MJ/kg (ar) , 灰熔点 (DT) 1 040℃, (ST) 1 090℃, (FT) 1 130℃。属于水分含量高, 氧含量中等, 较难成浆性煤种。其灰分含量中等、固定碳含量中等、发热量较低, 该煤样灰熔点低, 可磨性很好, 硫含量低。属于变质程度较低的煤。
3 煤制天然气各种工艺路线对比
根据准东煤田煤质情况, 选择有代表性的水煤浆、GSP、Shell、Lurgi碎煤加压气化与BGL五种大型煤气化技术进行工艺路线的比选。煤气化技术的选择直接关系到全厂各装置或工序的投资、消耗, 最终影响产品成本。为选择最佳工艺路线, 将上述五种工艺路线从全流程进行综合比选。
五种煤气化技术的技术经济比较, 详见下表。 (该表中水煤浆气化以国产多元料浆为代表, 产品规模为40亿m3 (标) /a煤制天然气) 。
注1:原煤:150元/t, 天然气1.8元/m3 (标) ;煤成型的运行成本, 按40元/t计。注2:焦油:1 400元/t, 石脑油:3 500元/t, 粗酚:3 800元/t, 液氨:1 800元/t。
4 综述
综合以上比较, 分析如下:
1) 五种气化技术项目总投资最高的是Shell, 其次是水煤浆, GSP, Lurgi和BGL相近, BGL最低;单位完全成本最高、内部回收率最低的是Shell, 其次是水煤浆, GSP, Lurgi和BGL相近, BGL最低。
2) Shell煤气工艺是一种大型化的洁净煤气化工艺, 尽管Shell煤种适应性广气化效率高, 单炉能力大, 粗合成气中有效气 (CO+H2) 浓度高, 煤气化工艺操作费用较低, 但总体投资高, 综合技术经济效益低, 暂不推荐该技术。
3) 水煤浆气化技术国内有多套该类生产装置, 具有非常丰富的工业化经验, 技术成熟度高。但是由于原料煤成浆性较差, 需增加原料煤的热解处理, 增加了投资和原料消耗, 总体经济效益不理想。同时热解产生含酚、含氨难以处理的废水。因煤种原因采用水煤浆技术没有太大优势。
4) 准东煤田的煤挥发份较高, 化学活性好、灰熔点低 (FT:1 130℃) , 特别适合熔渣床气化技术;相反, 较低的灰熔点, 特别是灰熔温度范围窄 (DT:1 040℃、ST:1 090℃、FT:1 130℃) , 灰从变形温度DT到最终流动温度FT仅相差90℃, 固态排渣炉氧化区的操作温度必须控制得很低, 为维持较低的氧化区温度, 必须加入大量的蒸汽来压温, 导致污水处理量大, 更适合熔渣炉工艺。
5) 结合项目的原料特点、投资及总体经济效益和项目规模来看, GSP气化技术和熔渣炉BGL更适合煤制气项目, 各有其优缺点。
(1) BGL工艺的优点:粗煤气中含有部分甲烷, 减少了后续流程的负荷和投资。与Lurgi炉相比较大地提高了气化率和气化强度, 蒸汽使用量减少到Lurgi炉消耗量的10%~15%, 蒸汽分解率超过90%, 排放废水是碎Lurgi炉的1/6。同时在生产主产品SNG的同时, 副产高附加值的酚、焦油等副产品, 经济效益最好[1]。
(2) BGL工艺缺点:本煤种需要增加原料煤成型装置, 使得流程复杂。排放污水量虽然与Lurgi炉相比减少了, 但是污水中污染物浓度更高, 处理难度更大, 环保问题仍然存在。对于考虑污水不得外排, 要求污水尽可能回用, 需要对污水进行减量化和零排放的技术措施。由于污水没有外排渠道, 一旦污水处理运行没有达到预定目标, 则需要足够大的事故水储存容积, 同时返回循环水等其它装置回用的水质不能得到保证则会影响到整个装置的运行。此外, 若使用BGL工艺还存在两个不确定因素。一是原料煤直接成型后的热稳定等指标能否满足BGL气化技术所需要的指标 (即成型前是否需要其他预处理) 需要经过成型试验后才能确定, 如果不能满足, 则需增加原煤热解, 投资成本会增加很多, 效益也会显著下降。二是项目焦油等副产品在该地区的市场销售问题。
a) BGL技术可靠性分析:BGL技术在内蒙古金星化工项目和中煤图克项目上均实现了长周期运行。
b) GSP工艺优点:以粉煤为原料, 煤种适应性强, 技术指标优越, 设备寿命长, 装置大型化, 气化炉台数少, 操作方便维护量小, 连续运行周期长, 在线率高, 污水排放量小, 污水处理简单, 投资低, 节能环保;由于煤的灰熔点较低, GSP气化的操作温度较低, 煤耗和氧耗相对较低[2]。
c) GSP工艺缺点:由于其气化温度较高, 合成气中甲烷含量低, 后续流程的负荷较大, 氧气耗量较BGL技术多, 空分投资较高, 总投资比BGL技术稍高。由于没有副产焦油等副产品, 项目经济效益比BGL技术低一些。
d) GSP工艺技术可靠性分析:GSP工艺是Shell和水煤浆气化技术的融合, 在神华宁煤煤制烯烃项目上实现了长周期运行。
综上所述, BGL气化技术和GSP气化技术各有优势, 考虑到目前日趋严格的环境保护要求, 特别是处于新疆地区, 对环保要求非常严格, 在资源开发过程当中, 要最大限度地保护环境, 一切对生态环境造成破坏, 乃至影响可持续发展的项目, 利润再大, 新疆都应说“不”!在进行气化工艺选择时应进行煤种试烧, 综合判断才能有更全面的把握。
摘要：介绍了新疆准东煤田将军庙矿区煤种的煤质情况, 针对准东煤种高水含量、特低硫、高挥发分和低灰熔点, 以及可磨性好等特点, 对各种煤气化工艺进行了对比, 探讨了煤制天然气项目煤气化工艺选择方案。
关键词：煤制天然气,粉煤气化,熔渣气化,GSP气化,水煤浆气化
参考文献
[1]汪家铭.BGL碎煤熔渣气化技术及其工业应用[J].化学工业, 2011, 29 (7) :34~39.
煤制天然气气化工艺几个问题探讨 篇8
1 碎煤加压气化在技术上的优势
目前世界上把煤作为原料来制作化工产品的工厂中, 常用的煤气化工艺主要有以下几种, 例如碎煤加压气化工艺, 加压流化床气化, 加压固定床与液态排渣气化 (BGL) , 常压固定床间歇气化 (UGI) , 加压气流床气化, 常压流化床气化等。不同的煤气化工艺所需的原料煤品质的要求也不一样, 工艺的先进性、技术成熟的程度也有差别。碎煤加压气化, 是工业化最早使用的煤加压气化技术, 在国内外都得到了广泛的应用。它主要有以下特点:
(1) 可以对高水分、高灰分的劣质煤进行气化。
(2) 它采用的是逆流低温气化工艺, 制作工程中的煤耗、氧耗较低。
(3) 生产过程中的副产品焦油、酚等, 可进行综合利用。
(4) 它的操作稳定、弹性较大, 技术相对成熟。
(5) 产生的成品煤气的成分比较复杂, 甲烷的含量较高, 对蒸汽的消耗也较多。
碎煤在经过加压气化后可以得到含有大量甲烷的粗煤气, 而用普通的气流床对其进行气化, 由于必须用高温使其气化以及液态排渣的方法, 得到的粗煤气中甲烷的含量几乎为零, 要想得到甲烷气产品还必须要经过合成才能得到。在运用高温气化技术所制成的粗煤气中, 一氧化碳的含量相对较高, 为了让合成气中的n (H2) 与n (CO) 的比例约等于3, 就必须把大量的一氧化碳变换成氢气, 如此做无论是在能耗上还是经济效益方面均不妥当。
2 碎煤加压气化过程中存在的问题
目前, 碎煤加压气化技术虽然是所有煤制天然气技术中的佼佼者, 不过仍有一些具体的问题有待解决。例如原料的供应问题以及加如何处理工过程中所产生的含酚量较多的污水问题。
2.1 对含酚量较多的污水的处理
在对碎煤进行加压气化的过程中, 产生含酚量较多的污水主要因为以下几个方面:
(1) 在气化炉的干燥段对煤进行干燥的过程中会产生一定量的蒸气, 而蒸气进入后工段就会凝结成水, 至于水量的多少有煤的变质度来决定。我国绝大部分的褐煤的含水质量一般在30%左右;
(2) 在气化炉对煤进行干馏的阶段, 其中的氧元素会因为热解而生成热解水, 煤中氧元素的含量决定了生成热解水的量。通常情况下褐煤以及次烟煤的氧元素含量都在10%到15%之间, 或者高于这个比例, 它们在热裂解的过程中产生的水的含量将近于煤的总质量的7%;
(3) 在气化剂中没有被分解的水蒸气, 这是由煤的灰熔融性的温度 (ST) 、煤中的灰分含量以及气化炉的排灰形式 (液态排渣或干式除灰) 来决定的。
通过对以上三个方面的分析发现, 煤自身的特性决定产生了热解水的含量, 可以利用“提质改性”的方法, 将干馏产生的热解水的含量降到最低;而煤本身含有的水分通过对其进行干燥处理就能得以解决, 处理过程较容易;对于没有被分解的水蒸气而产生的水可以利用液态排渣的方式来进行较为彻底的处理, 不过此种处理工艺只对机械强度较高的原料块煤有用, 如果使用次烟煤做为原料, 便可直接用块煤。而褐煤的机械强度相对较差, 要利用液态排渣的方式来进行处理就比较困难。但是对褐煤的处理装置也进行过一系列的试验。
目前利用拔头改性的工艺对褐煤进行干燥以及干馏取得了一系列成果, 在改性后产生的半焦粉中加入黏结剂使其成型。褐煤经过改性后能得到煤焦油, 成型以后它的水分就会大幅度的降低, 热解水也随之降低, 减少了运力以及费用。
2.2 原材料的供应的问题
对碎煤进行加压使其气化的工艺要求原料最好是块状的燃料, 但也可用直径大于6毫米的小粒煤代替, 而且粒煤原料在碎煤制天然气的工艺中占有很大的比例, 不过粉煤成型还有一系列的问题需要解决, 特别是对于那些机械强度相对较差的煤种, 例如淮北朔里、河南鹤壁、山西潞安等地的贫瘦煤, 此种煤的产块率较低且产生块煤的机械强度相对较差, 煤成型的问题有待考虑。褐煤以及一些发生轻微变质的次烟煤, 它们的含水量较高, 经过长期堆放或长途运输之后, 容易被风化而发生变质, 它的机械强度也随之变差, 因此利用成型的方式来解决运输以及使用过程中的问题也要进行考虑。
3 其它的气化煤工艺
3.1 Blue Gas的气化处理技术
B l u e G a s的气化处理技术是由G P公司 (即Great Point公司) 提出的一种催化气化技术, 它主要有以下两种优点:一是可以对重金属催化剂进行回收再利用;二是让粗煤气中甲烷的含量得以提高。此种方法不仅可以降低企业的生产成本, 而且它还对能源的洁净以及环保都有很明显的效果。
3.2 催化气化技术
目前我国的煤科总院所采用的催化气化技术是以前北京煤化所和加拿大的SNC集团合作研究的成果, 它的主要目的是为城市生产煤气。由苏阿冠等工程师合作开发出来的催化剂, 对一些特定的变质较高的煤种的催化效果十分明显, 对煤气生产过程中的甲烷化反应同样具有促进作用。不过经过此种处理技术得到的粗煤气中的甲烷含量相对较低, 它在生产过程中所使用的催化剂的价格较高, 对催化剂的回收还有一系列的问题急需解决。近期, 国内的某些研究者正在考虑开发移动床来替代流化床, 利用分阶段循环的方式来制造粗煤气, 在利用加氢气化的手段, 以达到煤制天然气的目的, 此项技术已经进行了有关专利的申请。
4 结束语
通过对以上煤制天然气技术的优缺点以及生产过程中存在的问题的分析探讨, 可以看出, 在煤制天然气的所有气化工艺中, 碎煤加压气化技术对于大部分原料煤转换为天然气的项目来说, 它是最佳的转换方式, 它不仅节能环保, 而且还可以为提高企业的经济效益做贡献。
摘要：伊犁新天煤化工有限责任公司新疆伊宁835008煤炭是我国的主要燃料能源之一, 在炼钢、发电以及人们的日常生活中都会用到。为了实现煤资源的可持续发展, 减少能源的浪费, 将煤在粉碎后进行加压使其气化最终制成天然气是提高煤的利用率比较有效的方式之一。本文将针对煤制天然气过程中气化工艺的优势以及存在的问题进行分析探讨。
关键词：煤制天然气,气化工艺,问题,优势
参考文献
[1]陈家仁.煤制天然气气化工艺几个问题探讨[J].煤化工, 2012, 40 (3) :56-58
[2]钟曾玲.煤制甲醇工业装置工艺改造措施[J].天然气化工, 2011, 36 (3) :67-69