年生產(chǎn)40億立方米煤制天然氣項(xiàng)目可行性研究報告

年生產(chǎn)40億立方米煤制天然氣工程可行性研究報告內(nèi)蒙古寶日希勒發(fā)電年產(chǎn)40億立方米煤制天然氣工程可行性研究報告目錄1總論 11.1概述 11.1.1工程名稱和主辦單位 11.1.2可行性研究報告編制原那么 11.1.3主辦單位概況 11.1.4煤炭資源情況 21.1.5水源條件 21.2工程建設(shè)的目的和意義 31.3工程建設(shè)和開展規(guī)劃 51.4工程建設(shè)范圍 51.5主要技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo) 61.5.1主要技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo) 61.5.2研究結(jié)論 81.5.3存在的優(yōu)勢 82市場預(yù)測 82.1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中國天然氣的開展 102.1.3中國天然氣存在的主要問題和解決方法 123產(chǎn)品方案及生產(chǎn)規(guī)模 133.1生產(chǎn)規(guī)模 133.2產(chǎn)品方案 144工藝技術(shù)選擇及技術(shù)來源 144.1工藝技術(shù)選擇 144.1.1煤氣化工藝技術(shù)選擇 154.1.2粗煤氣變換 184.1.3煤氣凈化工藝技術(shù)選擇 184.1.4制冷工藝的選擇 204.1.5甲烷化技術(shù)選擇 214.1.6硫回收技術(shù)的選擇 214.1.7空分工藝技術(shù)方案的選擇 254.1.8枯燥工藝技術(shù)選擇 274.1.8.1冷別離法 274.1.8.2固體吸附法 274.1.8.3溶劑吸收法 284.2主要裝置來源 304.2.1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) 304.2.2甲烷合成技術(shù)來源 324.2.3硫回收技術(shù)來源 324.2.4工藝裝置綜述 324.3裝置簡述 334.3.1備煤 334.3.1.1設(shè)計任務(wù)及設(shè)計范圍 334.3.1.2概述 334.3.2碎煤加壓氣化 344.3.2.1流程簡述略 344.3.2.2主要設(shè)備選型及臺數(shù)確定 344.3.2.3原材料、動力規(guī)格及消耗量 344.3.2.4三廢排放 354.3.3變換工序 354.3.4低溫甲醇洗 364.3.6甲烷化 374.3.7枯燥工藝 384.3.8煤氣水別離 384.3.9酚回收 384.3.10氨回收 384.3.11廢水處理、回用、燃燒 384.3.12硫回收 384.3.13全廠火炬 384.3.14氣化排渣 385原材料及動力供給 385.1原料供給 385.1.1主要原材料的品種、質(zhì)量、年需要量 385.1.2原料煤、燃料煤、燃?xì)獾膩碓醇斑\(yùn)輸方式 395.2主要原材料、燃料價格 405.3主要輔助材料供給 405.4動力供給 405.4.1動力消耗量 405.4.2動力來源 405.4.2.1供水 405.4.2.2供電 415.4.2.3供汽 415.4.2.4其他 416投資估算和財務(wù)評價 416.1工程概況 416.2投資估算 427財務(wù)評價 427.1.根底數(shù)據(jù) 427.1.1產(chǎn)品方案及生產(chǎn)規(guī)模 427.1.2工程投資與資金來源 427.1.3資金使用規(guī)劃 437.1.4產(chǎn)品價格及稅率 438財務(wù)分析 438.1本錢估算 438.2.銷售收入、利潤及稅金 448.3投資利稅率與投資利潤率 448.4歸還貸款能力與歸還貸款年限 448.5現(xiàn)金流量及評價指標(biāo) 449結(jié)論 451總論1.1概述1.1.1工程名稱和主辦單位工程名稱:年產(chǎn)40億立方米煤制天然氣工程建設(shè)地址:內(nèi)蒙古自治區(qū)呼倫貝爾市主辦單位:內(nèi)蒙古寶日希勒發(fā)電企業(yè)性質(zhì):股份制企業(yè)1.1.2可行性研究報告編制原那么(1)嚴(yán)格貫徹執(zhí)行國家有關(guān)根本建設(shè)的一系列方針政策,使工程做到切合實(shí)際、技術(shù)先進(jìn)、經(jīng)濟(jì)合理、平安實(shí)用。(2)本工程將充分利用工程所在地的自然資源。采取切實(shí)可行的技術(shù)措施,節(jié)約用水,減少浪費(fèi)。(3)嚴(yán)格執(zhí)行國家及有關(guān)部委、當(dāng)?shù)卣嫉挠嘘P(guān)法令法規(guī)及標(biāo)準(zhǔn)標(biāo)準(zhǔn),貫徹落實(shí)國家環(huán)保及平安衛(wèi)生的有關(guān)政策法規(guī),做到工程建設(shè)、環(huán)境保護(hù)和平安衛(wèi)生“三同時〞。(4)貫徹國家節(jié)能減排方針政策,積極采用節(jié)能新技術(shù)、新工藝、新產(chǎn)品、新材料,使工程建成后在節(jié)能方面取得新的突破。1.1.3主辦單位概況內(nèi)蒙古寶日希勒發(fā)電是同聯(lián)集團(tuán)與沈煤集團(tuán)合資成立的公司,是從事煤炭開發(fā)、電力投資、替代能源研發(fā)、生產(chǎn)、銷售;石油化工產(chǎn)品生產(chǎn)、銷售;投資許可經(jīng)營工程:煤礦開采,煤炭經(jīng)營;電力投資及煤化工的綜合性能源公司。公司總部設(shè)在中國內(nèi)蒙古自治區(qū)呼倫貝爾市。1.1.4煤炭資源情況本工程位于呼倫貝爾市陳巴爾虎旗,呼倫貝爾市煤炭資源豐富。本工程所用的原料煤和燃料煤來自于寶日希勒煤業(yè)有限責(zé)任公司提供。寶日希勒煤業(yè)有限責(zé)任公司寶日希勒礦區(qū)位于內(nèi)蒙古自治區(qū)呼倫貝爾市陳巴爾虎旗境內(nèi),礦區(qū)走向長度23.8km,傾斜寬9.27km,面積232km2。詳、精查儲量為4166Mt,普查儲量12580Mt;西部是巴彥哈達(dá)區(qū),普查儲量為49201Mt,東面有巴克西敖包區(qū),預(yù)測儲量6000Mt。礦區(qū)自1978年開發(fā)以來,相繼有寶一井、寶二井、寶三井、露天礦投入生產(chǎn)。為了提高礦區(qū)經(jīng)濟(jì),增加礦區(qū)產(chǎn)量,寶日希勒礦區(qū)開發(fā)建設(shè)了局部小型礦井,現(xiàn)有生產(chǎn)能力3.69Mt/a。礦區(qū)一期達(dá)產(chǎn)年限為2005年,至此露天礦生產(chǎn)能力從現(xiàn)有0.6Mt/a開展到一期3.0Mt/a。到2021年后,規(guī)劃露天礦生產(chǎn)能力為9.0Mt/a,全礦區(qū)規(guī)模到達(dá)10.14Mt/a。1.1.5水源條件本工程用水由寶日希勒礦區(qū)疏干水和寶日希勒電廠海拉爾河水源地兩局部提供。呼倫貝爾地表水資源總量為198億立方米,占自治區(qū)地表水資源的73%,是自治區(qū)富水區(qū),且水資源利用率不到2%,海拉爾河流域地表水資源總量為36.9億立方米,可以為建設(shè)大型火電廠提供充足水源,煤礦疏干水和海拉爾城市中水可用于發(fā)電。1.2工程建設(shè)的目的和意義1開展煤制天然氣可緩解石油供給壓力、促進(jìn)國家能源平安我國根底能源格局的特點(diǎn)是“富煤貧油少氣〞,長期以來煤炭在我國能源結(jié)構(gòu)中一直占有絕對主導(dǎo)地位。目前我國查明煤炭儲量為1.3萬億噸,預(yù)測煤炭總資源量為5.57萬億噸在我國一次能源的生產(chǎn)和消費(fèi)總量中占有率分別為76%和69%。隨著我國國民經(jīng)濟(jì)的快速開展,對能源的需求量將不斷提高,而我國“富煤貧油少氣〞的能源結(jié)構(gòu)特點(diǎn)決定了煤炭資源將在未來很長一段時期內(nèi)繼續(xù)作為能源主體被開發(fā)和利用。天然氣在工業(yè)、民用和交通運(yùn)輸燃料方面與石油具有較好的可替代性。據(jù)測算,如果在出租車和公交車行業(yè)用天然氣替代汽油,以每輛車年均行使5萬公里計算,改裝100萬輛車每年可替代油品1000萬噸。燃料油是目前我國除原油以外進(jìn)口量最大的石油產(chǎn)品,2006年,我國燃料油表觀消費(fèi)量4802萬噸,凈進(jìn)口2874萬噸,如果40%的工業(yè)燃料油用天然氣替代,那么可替代燃料油1920萬噸。以氣代油可有效減輕遠(yuǎn)期石油供給短缺和對進(jìn)口石油的依賴,緩解石油供給和運(yùn)輸壓力,有利于維護(hù)我國石油供給平安。(2)采用潔凈煤利用技術(shù),是我國今后開展煤化工的必然趨勢目前,煤的加工轉(zhuǎn)化利用技術(shù)主要有煤制油、煤制甲醇/二甲醚以及甲醇制烯烴、煤制合成氣/合成天然氣等。不同利用技術(shù)的熱能有效利用率為:煤制油26.9%~28.6%煤制甲醇28.4%~50.4%煤發(fā)電40%~45%煤制合成天然氣53%煤制合成氣82.5%。其中,煤制合成天然氣和煤制合成氣工藝的熱能有效利用率明顯高于其他工藝的熱能有效利用率。說明,煤制合成氣和制甲烷工藝過程具有熱能利用率高的特點(diǎn),同上述熱能有效利用率排序一致。由于煤制天然氣工藝相對簡單,與其他新興煤化工產(chǎn)業(yè)相比,過程產(chǎn)生的廢水廢物相對較少,產(chǎn)生的廢物也更易于處理。同時,煤制天然氣還具有一氧化碳和氫氣合成甲烷率高以及廢熱能夠循環(huán)利用等優(yōu)點(diǎn)。煤制甲烷是煤清潔利用的一條新途徑,是解決我國煤炭粗放型利用的有效方式之一,符合我國特殊能源結(jié)構(gòu)的國情。(3)煤制天然氣是對我國天然氣氣源的有效補(bǔ)充我國天然氣供需矛盾突出,形勢不容樂觀,專家預(yù)測我國對天然氣的需求在2021年末將超過1000億立方米,預(yù)計到2021年,供求缺口將到達(dá)1000億立方米,未來幾年天然氣消費(fèi)量年均增長率將到達(dá)甚至超過15%。針對這種情況,中國在進(jìn)一步加大天然氣資源自主勘探開發(fā)力度并加快天然氣管網(wǎng)建設(shè)的同時,也在沿海的遼寧、福建及廣東的地方進(jìn)行進(jìn)口LNG終端的布局,但目前我國規(guī)劃的十余座LNG接收站中僅有少數(shù)幾家確定氣源,這種方法雖然能夠在一定程度上緩解我國天然氣的供需矛盾,但會隨時受到LNG進(jìn)口價格及地緣政治等因素的影響。依托我國豐富的煤炭資源,大力開展煤制天然氣,通過管道輸送并經(jīng)調(diào)壓配氣后進(jìn)行化工和民用,不但符合煤炭清潔利用的開展方向,同時也是天然氣供給的有效補(bǔ)充。(4)建設(shè)大型煤化工工程是加快地方經(jīng)濟(jì)開展的需要呼倫貝爾市煤炭資源豐富,儲量巨大,煤質(zhì)適合開展坑口電站和煤化工產(chǎn)業(yè)。內(nèi)蒙古呼倫貝爾又是目前我國僅存的一個大草原,在開展經(jīng)濟(jì)的同時必須考慮保護(hù)好生態(tài)環(huán)境。開展40億立方米/年煤制天然氣工程,既符合國家西部大開發(fā)和能源轉(zhuǎn)換和可持續(xù)開展的大政方針,又有利于優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)、減少環(huán)境污染、提高能源效率,對快速推進(jìn)呼倫貝爾市工業(yè)化進(jìn)程,促進(jìn)地方經(jīng)濟(jì)開展和創(chuàng)立和諧社會具有重大的現(xiàn)實(shí)意義。1.3工程建設(shè)和開展規(guī)劃本工程建設(shè)規(guī)模為年處理煤1273萬噸的魯奇氣化爐及下游系列產(chǎn)品生產(chǎn)裝置,年產(chǎn)天然氣40億立方米,焦油51萬噸,石腦油10萬噸,粗酚6萬噸,硫磺10萬噸,液氨5萬噸。1.4工程建設(shè)范圍本工程可行性研究范圍為生產(chǎn)裝置、公用工程、輔助生產(chǎn)設(shè)施、辦公設(shè)施及局部與生產(chǎn)配套的生活設(shè)施。本工程主要裝置包括:空分裝置、氣化裝置、凈化裝置、甲烷化裝置、鍋爐及廢水處理設(shè)施。1.5主要技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)1.5.1主要技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)本工程建成投產(chǎn)后,主要技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)見表1-1。表1-1主要技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)匯總表序號 工程 單位 數(shù)量 備注1 生產(chǎn)規(guī)模 萬Nm3/d 1200 2 產(chǎn)品方案 2.1 主產(chǎn)品天然氣 萬Nm3/d 1200 2.2 副產(chǎn)品石腦油 萬t/a 10.128焦油 萬t/a 50.88硫磺 萬t/a 12.01粗酚 萬t/a 5.76粗氨 萬t/a 5.256 3 年操作日 天 333 8000小時4 原料及燃料煤用量原料煤 萬t/a 1423.84燃料煤 萬t/a 402.144 5 輔助材料和化學(xué)品催化劑 t/a 23032?NaOH t/a 3600甲醇 t/a 9600二異丙基醚 t/a 2100循環(huán)水藥劑 t/a 1530 6 公用消耗量新鮮水 萬t/a 2690 7 全廠三廢排放量廢氣 萬Nm3/a 382.1 鍋爐及加熱爐煙氣廢渣、灰 萬t/a 237.33 氣化及鍋爐廢渣8 運(yùn)輸量 萬t/a 2154.83運(yùn)入量 萬t/a 1833.01運(yùn)出量 萬t/a 321.82 9 全廠定員 人 1678其中:生產(chǎn)工人 人 1559管理和技術(shù)人員 人 119 10 占地面積 ha 373.93 包括灰場11 工程工程總投資 萬元 3160000 11.1 基建投資 萬元 2310000 11.2 固定資產(chǎn)方向調(diào)節(jié)稅 萬元11.3 鋪地流動資金 萬元 92000 11.4 基建期利息 萬元 270416 12 工程固定資產(chǎn)投資 萬元13 資本金 萬元 568800 14 基建貸款 萬元 1176494.14 15 年銷售收入 萬元 802480 平均16 年銷售稅金 萬元 62741 平均17 年總本錢費(fèi)用 萬元 420601 平均18 年利潤總額 萬元 319138 平均19 年所得稅 萬元 79784 平均20 投資利潤率 % 8.42 平均21 投資利稅率 % 31 平均22 本錢費(fèi)用利潤率 % 76 平均23 投資收益率稅后 % 6.31 平均24 外匯貸款歸還期 年含基建期25 國內(nèi)貸款歸還期 年含基建期26 投資回收期(所得稅后) 年 11.22 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 % 15.73 所得稅后29 全投資凈現(xiàn)值 萬元 1302319.18 所得稅后30 全投資內(nèi)部收益率 % 17.81 所得稅前31 全投資凈現(xiàn)值 萬元 1776898.34 所得稅前1.5.2研究結(jié)論(1)產(chǎn)品市場前景良好,符合國家能源開展戰(zhàn)略和產(chǎn)業(yè)政策;(2)工藝技術(shù)成熟、可靠,能耗低,平安、衛(wèi)生、環(huán)保等各項(xiàng)措施完善;(3)從財務(wù)分析看,所得稅前內(nèi)部收益率為18.76%,大于行業(yè)基準(zhǔn)收益率8%,說明本工程有較好的抗風(fēng)險能力;(4)增加地區(qū)和國家稅收、擴(kuò)大就業(yè)崗位,拉動社會需求,促進(jìn)地區(qū)社會繁榮,社會效益良好,因此本工程是可行的。1.5.3存在的優(yōu)勢2市場預(yù)測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(naturalgas系古生物遺骸長期沉積地下,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,多在油田開采原油時伴隨而出。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,具有無色、無味、無毒之特性,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,才可開發(fā)利用。目前我國天然氣的生產(chǎn)主要集中在中國石油天然氣總公司、中國石油化工總公司和中國海洋石油總公司。中國石油天然氣總公司2006年天然氣產(chǎn)量為442.10億m3,產(chǎn)量全國天然氣總量的75.5%;中國石油化工總公司2006年天然氣產(chǎn)量為72.65億m3,產(chǎn)量占全國天然氣總量的12.4%;中海油湛江分公司2006年天然氣產(chǎn)量增長到48.95億m3,產(chǎn)量占全國天然氣總量的8.4%。2006年我國天然氣表觀消費(fèi)量約586m3,已成為世界上天然氣需求增長最迅速的國家之一。據(jù)預(yù)測,到2021年,我國將每年需進(jìn)口液化天然氣1000萬噸,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)與營運(yùn);到2021年,我國沿海將再建5-6座液化天然氣接收站,年消費(fèi)液化天然氣將到達(dá)2000萬-2500萬噸。到2021年,中國國內(nèi)管道天然氣需求量約1200億m3,2021年為1700億m3,2021年將到達(dá)2000億m3以上,占我國能源消費(fèi)總量的比例將從2.5%-2.6%上升為7%-10%,其中用于發(fā)電、城市燃?xì)?、化工大約各占1/3。用氣方向:天然氣可用于發(fā)電、化工、城市燃?xì)?、壓縮氣車,目前中國天然氣消費(fèi)以化工為主,預(yù)計今后天然氣利用方向?qū)l(fā)生變化,會主要以城市氣化、以氣代油和以氣發(fā)電為主,其中城市燃?xì)鈱⑹侵袊饕睦梅较蚝驮鲩L領(lǐng)域。2006年國內(nèi)天然氣消費(fèi)結(jié)構(gòu)及需求預(yù)測單位:億m3,%消費(fèi)領(lǐng)域 2006年 2021年 2006-2021年年均增長率數(shù)量 比例 數(shù)量 比例 發(fā)電 160.6 28.9 336 33.6 20.3化工 242.2 43.5 366 36.6 12.4工業(yè)燃料 78.0 14.0 135 13.5 14.7民用燃料 60.1 10.8 142 14.2 26.2車用燃料 0.3 0.05 2 0.2 60.5其他 15.6 2.8 19 1.9 6.5合計 556.8 100.0 1000 100.0 15.82.1.2中國天然氣的開展中華人民共和國建立以來,天然氣生產(chǎn)有了很大開展。特別是“八五〞以來,中國儲量快速增長,天然氣進(jìn)入高速開展時期。1999年中國天然氣產(chǎn)量達(dá)234.37億m3,較上年大幅增長12.2%;2000年,中國天然氣產(chǎn)量到達(dá)264.6億m3。由于天然氣具有良好的開展前景,中國和世界許多國家一樣,大力開發(fā)利用天然氣資源,并把開發(fā)利用天然氣作為能源開展戰(zhàn)略的重點(diǎn)之一;2001年中國天然氣產(chǎn)量達(dá)303.02億m3,較上年有大幅增長,增幅達(dá)11%;2002年繼續(xù)高速增長,到達(dá)328.14億m3,較上年增長8.29%。但在世界各國天然氣產(chǎn)量的排名中,由于阿聯(lián)酋的產(chǎn)量猛增,中國從第15位降至第16位;2003年,中國天然氣產(chǎn)量約為341.28億m3(其中包括地方產(chǎn)量3.28億m3);2004年中國天然氣產(chǎn)量保持穩(wěn)定增長態(tài)勢,全年產(chǎn)量到達(dá)356億m3,創(chuàng)歷史最高紀(jì)錄。2005年,全國累計探明天然氣可采儲量到達(dá)3.5萬億立方米,比2004年增長了25%。2005年,中國天然氣產(chǎn)量約為499.5億立方米,比2004年增加91億立方米,增長幅度約22%。截至2005年底,全國天然氣管道總長度約2.8萬千米,其中管徑大于426毫米的管道總長度為1.7萬千米。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月國內(nèi)共生產(chǎn)天然氣430.81億立方米,同比增長21.3%,增速比上半年下降3.0個百分點(diǎn)。據(jù)專家預(yù)測,未來20年天然氣需求增長速度將明顯超過煤炭和石油。到2021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2021年將進(jìn)一步增至10%。屆時天然氣需求量估計將分別到達(dá)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。未來我國的天然氣供給將呈現(xiàn)四種格局:西氣東輸,西部優(yōu)質(zhì)天然氣輸送到東部沿海;北氣南下,來自我國北部包括引進(jìn)的俄羅斯天然氣,供給南部的環(huán)渤海、長三角、珠三角等區(qū)域;海氣登陸,一方面是近海地區(qū)我國自己生產(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)先供給沿海地區(qū);此外,各資源地周邊地區(qū)就近利用天然氣。但未來數(shù)年后,隨著國家的扶持和應(yīng)用范圍的擴(kuò)大,將出現(xiàn)供不應(yīng)求的局面。預(yù)計2021年國內(nèi)天然氣供給缺口將在400-500億立方米,2021年將近1000億立方米。這些缺口目前的供氣方案是主要由國外氣源來解決,包括建設(shè)輸氣管道和LNG運(yùn)輸。?2.1.3中國天然氣存在的主要問題和解決方法(1)天然氣儲量不多。天然氣年產(chǎn)量僅400多億立方米,在中國能源生產(chǎn)中的比例缺乏5%,與世界相比具有很大的差距。據(jù)有關(guān)資料顯示,中國天然氣儲量在世界天然氣總量中缺乏3%。(2)天然氣勘探開發(fā)難度較大?，F(xiàn)已探明談然氣地質(zhì)儲量3.4萬億立方米,盡快將這些儲量開發(fā)利用,對促進(jìn)國民經(jīng)濟(jì)開展有非常重要的作用。但中國的這些儲量大多分布在中國西部的老、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)勘探對象第孔、地滲、埋藏深、儲層復(fù)雜、高溫高壓,且遠(yuǎn)離消費(fèi)市場,開發(fā)利用這些儲量還存在許多技術(shù)難題。譬如中國的鄂爾多斯盆地的蘇里格大氣田,探明地質(zhì)儲量近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,這是中國開發(fā)利用從沒遇到過的氣田,涉及鉆井工藝、儲層改造工藝等技術(shù)難題,而類似的氣田還有很多。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),開發(fā)和穩(wěn)產(chǎn)難度相當(dāng)大。(3)加快引進(jìn)利用國際天然氣資源。引進(jìn)利用國際天然氣資源是21世紀(jì)中國開展外向型能源經(jīng)濟(jì)的重點(diǎn),是中國21世紀(jì)重大的能源戰(zhàn)略。中國進(jìn)口天然氣將通過兩條途徑解決:一是從俄羅斯、烏茲別克斯坦、土庫曼斯坦、哈薩克斯坦等國引管道天然氣;二是為中國沿海地區(qū)引進(jìn)液化天然氣(LNG)。(4)加快建設(shè)煤制天然氣工廠,以滿足市場需要。政府部門預(yù)計2021年中國每年天然氣的需求1000億m3,而中國2006年天然氣產(chǎn)量僅有586億m3,液化天然氣進(jìn)口量100萬噸。遠(yuǎn)不能滿足市場需要,現(xiàn)已經(jīng)方案從中亞地區(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)模該工程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)計規(guī)模確定為公稱能力1200萬Nm3/d(相當(dāng)于40億Nm3/a)。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 產(chǎn)品 數(shù)量一 主產(chǎn)品 (1) 合成天然氣 1200萬Nm3/d二 副產(chǎn)品 (1) 焦油 508800t/a2 石腦油 101280t/a3 粗酚 57600t/a4 硫磺 120036t/a5 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 CO CO2 N2+Ar H2 CH4 ∑含量v% 0.05 0.77 1.0 2.48 95.7 1004工藝技術(shù)選擇及技術(shù)來源4.1工藝技術(shù)選擇該工程是利用陳旗寶日希勒九十六號線煤炭資源,建設(shè)公稱能力為1200萬Nm3/d(相當(dāng)于40億Nm3/a)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、殘液燃燒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、氣流床三種類型。煤氣化工藝選擇原那么是(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。該工程采用呼倫貝爾高水分褐煤。收到基水分34.1%,低位熱值14.4Mj/kg煤(ar)。灰熔點(diǎn)1200-1250℃。氣化生成的煤氣加工成1200萬Nm3/d合成天然氣。依據(jù)上述三個原那么,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,流化床氣化工藝比擬適應(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,在裝置大型化方面存在一定問題,BGL固定床液態(tài)排渣壓力氣化,雖然較好適應(yīng)高水分褐煤氣化,且有蒸汽消耗低,煤氣中甲烷含量高的特點(diǎn),但技術(shù)還不成熟。因此本工程可供選擇的氣化工藝有GSP、SHELL干粉煤、液態(tài)排渣氣流床壓力氣化,Lurgi碎煤固定床干法排灰壓力氣化。為此對三種氣化工藝進(jìn)行詳細(xì)比擬如下:GSP、SHEL干粉煤、Lurgi三種氣化工藝比擬名稱 GSP SHELL Lurgi原料要求 (1)褐煤~無煙煤全部煤種,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℃;(4)灰分1%-20%。 (1)褐煤~無煙煤全部煤種,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℃;(4)灰分81%-20%。 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/℃ 1450-1550 1450-1550 取決于煤灰熔點(diǎn),在DT-ST間操作氣化壓力/MPa 4.0 4.0 3-4.0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,下部多噴嘴對噴,承壓外殼內(nèi)有水冷壁,廢鍋流程,充分會說廢熱蒸汽,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,煤通過鎖斗參加到氣化爐,通過灰鎖斗將灰派出爐外,氣化爐由承壓外殼、水夾套、轉(zhuǎn)動爐篦組成,爐內(nèi)物料明顯分為枯燥、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/mm H17000 投煤(2300t/d)H31640 投煤(800-1000t/d)H11000耐火磚/水冷壁壽命/a 20 20 噴嘴壽命 10a,前端局部1a 1a-1.5a 氣化爐臺數(shù) 16 16 46冷激室/廢鍋尺寸/mm 冷激室內(nèi)徑3500 約為2500 除塵冷卻方式 別離+洗滌 干式過濾+洗滌 洗滌去變換溫度℃ 220 40 180-185建筑物(不包括變換) 裝置占地:9000M2高約55M(氣化局部) 裝置占地:9000M2高約85-90M(氣化局部) 40M標(biāo)煤消耗t/106kj (包括枯燥34.2) (包括枯燥34.2) (包括焦油等副產(chǎn)品)33氧耗Nm3/106kj(99.6%) 29 29 10(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) -3.6 0 0電耗KW/106kj 3.6 5.8 0.3碳轉(zhuǎn)化率% 99 99 99(包括jioayou等副產(chǎn)品)冷氣效率% 80 80 80(包括jioayou等副產(chǎn)品)氣化熱效率% 90 96 90(包括jioayou等副產(chǎn)品)投資萬元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,消耗高水分原料煤根本一樣,差異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、氣化熱效率根本一樣。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、空分比擬結(jié)果還不能代表全部工藝的比擬結(jié)果,對于以煤原料生產(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/CO3.1-3.3。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),可見其凈化任務(wù)的艱巨?？v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(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,純甲醇對設(shè)備不腐蝕溶液黏度小,有利于節(jié)省動力甲醇和水可以互溶。利用此特性可以用其枯燥原料氣,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甲醇溶劑廉價易得流程合理,操作簡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,相對于其他凈化方法的多種凈化工藝組合而言,工序相對單一、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)用比擬高。總體而言,低溫甲醇洗綜合運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性優(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,無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℃級冷量為8586×106Kcal/h,0℃級冷量13.92×106Kcal/h?？菰镅b置所需-40℃級冷量為13.86×106Kcal/h,制冷有三種方案可供選擇:(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,防止了吸收器在負(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)冷量級別可采用一級吸收制冷或兩級吸收制冷。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。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,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年代開始兩個半工業(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。原方案分為兩個階段建設(shè)一座778萬Nm3 /d的合成天然氣廠。第一期工程的設(shè)計能力為日產(chǎn)合成天然氣389萬立方米(相當(dāng)于日產(chǎn)原油2萬桶),于1980年7月破土開工,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)開發(fā),掌握了更高壓力的合成技術(shù),1978年在美國建有一個小型合成天然氣工廠,兩年后關(guān)閉。目前正在美國開展擬建一座18萬Nm3 /h的合成天然氣廠的前期工作。工程甲烷合成技術(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,而且工藝種類繁多,主要有傳統(tǒng)克勞斯工藝,超級克勞斯,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單概括成:含一定濃度的H2S酸性氣首先進(jìn)入燃燒爐,使其中一局部H2S通過燃燒生成SO2與另一局部含H2S氣體在催化劑的作用下生成單質(zhì)硫,由于受克勞斯反響得平衡限制,克勞斯工藝總硫磺回收率一般在95-98%左右,尾氣根本無法滿足國家現(xiàn)有環(huán)保指標(biāo)。主要化學(xué)反響2H2S+3/2O22H2O+SO2SO2+2H2S3S+2H2O(2)催化氧化技術(shù)a.超級克勞斯一改以往單純增加級數(shù)來提高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,例如二段催化劑反響器出口氣體要求H2S/SO2比值可高達(dá)10,末端選擇催化氧化反響實(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的酸性氣,處理后的尾氣仍然存在COS,SO2遠(yuǎn)遠(yuǎn)超出國家排放標(biāo)準(zhǔn),不能滿足要求。氧化主要化學(xué)反響2H2S+O22H2O+2Sb.超優(yōu)克勞斯工藝,在兩級普通克勞斯轉(zhuǎn)化之后,增加加氫催化反響器,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的排放仍然超出國家排放要求。加氫復(fù)原主要化學(xué)反響SO2+3H2H2S+2H2OCOS+H2H2S+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、加氫復(fù)原,復(fù)原氣急冷和H2S吸收、解析等4個工序組成一個相對的工藝界區(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對本裝置的操作無影響。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)烈波動時,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%左右仍不會影響處理后尾氣中硫的凈化度,故上游裝置只設(shè)置2個轉(zhuǎn)化器,可以不使用價格昂貴、操作條件要求高的有機(jī)硫水解催化劑。c.加氫復(fù)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復(fù)原成H2S而返回硫磺回收裝置,從而使裝置的總硫磺回收率到達(dá)99.95%。該工藝相對復(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開展,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響過程。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)入到生物反響器(專利設(shè)備)。在生物反響器內(nèi)的充氣環(huán)境下,H2S在一種無色硫磺桿菌的作用下生產(chǎn)單質(zhì)硫,該過程只有在反響器通風(fēng)的條件下才能實(shí)現(xiàn)。硫磺以料漿的形式從生物反響器中取出,經(jīng)過濃縮后形成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,所以流動性好,不會產(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。生物反響器中硫化物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)比擬初步推薦Claus-Scot工藝。4.1.7空分工藝技術(shù)方案的選擇本工程采用碎煤加壓氣化工藝,對氧氣、氮?dú)?、空氣要求如下?介質(zhì) 純度% 溫度℃ 壓力MpaG 用氣量NM3/h 使用情況氧氣 99.6 40 3.8 261825 連續(xù)低壓氮?dú)?0 0.6 347877 間斷針對上述對氧氣和氮?dú)獾氖褂靡?空分裝置需要對氧氣、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、深冷別離。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)來提供系統(tǒng)的局部制冷量,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)計工況。兩者實(shí)際的功率是很接近的。從平安方面分析,盡管外壓縮流程的使用也比擬普遍,氧氣壓縮機(jī)的設(shè)計和制造水平不斷提高,但是統(tǒng)計數(shù)據(jù)說明,氧壓機(jī)有多臺次發(fā)生過燃燒事故,而內(nèi)壓縮流程從未出現(xiàn)過類似事故。另外,由于內(nèi)壓縮流程使用了液氧泵,可及時抽走主冷凝器液氧中的液態(tài)烴,使得空分裝置的運(yùn)行更加平安、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擬見下表。液氧泵和氧壓機(jī)增壓方案比擬表序號 工程 液氧泵流程 氧壓機(jī)流程1 相對能耗 1.03 12 相對投資 1 1.053 維修費(fèi)用 低 高4 占地面積 小 大5 平安性 平安 較平安因此,本工程推薦采用液氧泵內(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)動汽輪機(jī)、產(chǎn)品氮?dú)庠鰤簷C(jī)、上下壓板式主換熱器、低溫透瓶膨脹機(jī)、低溫泵、所有低溫閥門、調(diào)節(jié)閥門和切換閥門及DCS系統(tǒng)、分析儀和主要儀表均為進(jìn)口設(shè)備,國內(nèi)的子公司制造和采購的設(shè)備主要為精餾塔、空氣純化系統(tǒng)、空氣預(yù)冷系統(tǒng)、空氣過濾器、局部儀表和電控設(shè)備等。(3)空壓機(jī)及配套汽輪機(jī)的選擇本工程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,汽輪機(jī)選用全凝式?？諌簷C(jī)配汽輪機(jī)的蒸汽可用兩種等級的蒸汽:壓力:13.0MPaG,溫度535℃。壓力:9.2MPaG,溫度535℃。13.0MPaG等級的汽輪機(jī),業(yè)績較少,價格較高;9.2MPaG等級的汽輪機(jī),空分裝置配套的很多,技術(shù)已比擬成熟。故本次設(shè)計選喲國內(nèi)9.0MPaG等級的汽輪機(jī)。4.1.8枯燥工藝技術(shù)選擇常用枯燥方法有冷別離法,固體吸收法,溶劑吸收法。4.1.8.1冷別離法冷別離法是利用壓力變化引起溫度變動,使水蒸氣從氣相中冷凝下來的方法。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)過節(jié)流膨脹或低溫別離,把天然氣中的一局部水冷凝下來。這種方法簡單,經(jīng)濟(jì),但應(yīng)控制天然氣降壓后仍高于輸送壓力,同時,不使溫度降的太低,防止冷凝水結(jié)冰。(2)加壓后冷卻法,對于低壓天然氣田及人工煤氣,需加壓后再冷卻當(dāng)時將煤氣中水蒸氣冷凝下來。上述兩種方法煤氣枯燥度即露點(diǎn)溫度,將受多種因素影響、且能量損失大。4.1.8.2固體吸附法固體枯燥劑脫水的過程是周期性的,用一個或多個枯燥塔吸附脫水。應(yīng)采用吸附水能力比吸附烴類或吸附酸性氣體能力強(qiáng)的枯燥劑,可用熱氣體通過吸過水的枯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)造簡單、便于操作;腐蝕及凈化氣量少時,