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1、 12万吨/年甲醇联产8万kW发电项目可行性研究报告4 工艺技术方案精选优秀文档4.1 工艺技术方案的选择本项目是以高硫烟煤为原料，生产12万吨/年甲醇联产8万kW发电的工程。煤气化采用国内新开发的，目前已通过国家验证的新型水煤浆气化技术，并新建空分装置提供气化用氧气和净化氮气。变换采用耐硫变换，NHD脱硫脱碳，脱碳后气体送入甲醇压缩、合成、精馏产生12万吨/年甲醇，甲醇合成采用先进的绝热等温型合成塔技术，精馏采用了三塔精馏流程。硫回收采用claus+还原吸收工艺，回收率高，既减少了设备，降低了投资，又保证了环保排放要求。新建冷冻站为NHD脱硫脱碳装置提供冷量，冷冻站采用氨吸收制冷，既节省电耗
2、，有效利用变换废热降低投资，又运行安全可靠。4.1.1 原料路线确定的原则和依据*矿区煤炭地质储量为40亿吨。可采储量为21.8亿吨，其中含硫34%的高硫煤约7.87亿吨，约占1/3以上。*矿区周边的地方煤矿可采储量3.589亿吨，其中高硫煤为2.553亿吨，约占2/3以上。*与地方煤矿共有可采储量25.389亿吨，其中高硫煤10.423亿吨，约占40%以上。随着低硫煤多年的开采，估计目前该区域高硫煤可采储量已占全区的50%。因此，高硫煤的利用，直接影响着*今后的发展和经济效益的进一步提高。最近国务院国函19985号文“关于酸雨控制区和二氧化硫污染控制区有关问题的批复”中，对2000年及201
3、0年全国二氧化硫排放量、酸雨区的控制、高硫煤的洁净利用、发电厂的洁净工艺等都提出了明确的要求。4.1.2 空分装置方案的确定本装置生产氧气作为水煤浆气化用气，生产的低压氮气用于NHD溶液气提用氮气，并提供各工序所需公用氮气。为了适应气化工段的操作特点，本着节约投资的原则，本装置采用由空气压缩机和空气增压机组成的单系列空气压缩增压机组，装置的操作负荷可在75%105%内变化。空气压缩机和增压机采用汽轮机驱动，根据全厂蒸汽平衡，采用全凝式汽轮机。空分工艺按供氧方式主要分为内压缩工艺和外压缩工艺。空气中的碳氢化合物在液氧和富氧液体中积聚至一定浓度将可能引起爆炸，为了防止这一危险，本装置采用高效的分子
4、筛吸附前端处理技术和目前国际上先进可靠的液氧泵内压缩流程。该工艺流程对阻止碳氢化合物在主冷积聚采取了双重措施：首先空气中大部分碳氢化合物在吸附器中被吸附，而少量进入冷箱的碳氢化合物也随着液氧的气化而被带出冷箱，防止了碳氢化合物在主冷内的积聚。同时内压缩流程工艺取消了有一定操作危险的氧气压缩机，提高了装置的安全性和可靠性。本装置采用先进的DCS系统控制，根据不同的操作条件和产量要求，该工艺能优化装置的运行状况，在设置产量的情况下，本装置能自动调节使各单元始终在最佳和最经济点运行，以达到节能的目的。本装置的空分精馏塔采用规整填料，降低了塔的阻力，从而减少了装置的能量消耗。本次设计采用杭氧液空有限公
5、司的法液空技术。本装置所需冷量是通过透平膨胀机膨胀低温增压空气来获得。透平膨胀机的制动通过透平增压机来实现。为了防止杂质聚积带来危害，本装置在工艺上采取了双重保险措施：（1）用分子筛吸附除去空气中大部分的危险杂质（2）采用内压缩流程通过从冷凝蒸发器连续排放液氧来减少主冷凝蒸发器中杂质的聚积装置正常运行时所需的仪表空气和解冻除霜用的干燥空气从分子筛吸附器的出口抽出后送至：仪表空气管网（空分装置内）透平膨胀机，用于局部解冻排液蒸发器，用于低温残液的蒸发4.1.3 气化装置方案的确定（1）气化方法目前世界上以煤为原料的工业化的技术较先进的气化方法有新型（多喷嘴对置）水煤浆气化法、德士古水煤浆加压气化
6、法、鲁奇固定层加压气化法。现分别介绍如下：a、鲁奇固定层加压气化法鲁奇固定层加压气化法对煤质要求高，只能用小块煤。产品气中含甲烷较高，不宜做为合成氨及甲醇的原料气，适宜于生产城市煤气，且三废处理困难。b、德士古水煤浆加压气化法德士古水煤浆加压气化法是当前世界上发展较快的第二代煤气化方法，其特点是该工艺对煤的适应范围较宽，可利用粉煤，单台气化炉生产能力较大，气化操作温度高，碳转化率可达9698%，煤气质量好，有效气成份（CO+H2）高达80%左右，甲烷含量低，不产生焦油、萘、酚等污染物，炉灰渣可以用作水泥的原料和建筑材料，三废处理简单，易于达到环境保护的要求，生产控制水平高，易于实现过程自动化及
7、计算机控制。c、新型（多喷嘴对置）水煤浆气化法新型（多喷嘴对置）水煤浆气化法是在德士古水煤浆加压气化法的基础上，由*鲁化厂、华东理工大学及天辰化学工程公司联合开发的，经过中试开车考核，各项工艺指标均优于德士古气化装置。中试装置主要指标为：有效气成分：CO+H2：83%碳转化率：98%比氧耗：380Nm3O2/1000Nm3（CO+H2）比煤耗：550kg煤/1000Nm3（CO+H2）新型水煤浆气化炉装置具有开车方便、操作灵活、投煤负荷增减自如的特点，尤其是新型水煤浆气化炉装置可灵活的停下一对烧嘴另一对烧嘴可继续工作，气化炉以半负荷运转这一特点应用前途非常广阔。德士古水煤浆加压气化技术是成熟可
8、靠的，已成功地用于大型气化装置。鲁南化肥厂和上海焦化总厂三联供等工程的顺利投产，为我们国内掌握德士古气化技术打下了良好的基础，并提供了丰富的经验。实践证明，掌握了德士古气化技术，对新型水煤浆气化技术的掌握也具备了一定的条件；另外，该项技术也是*所拥有的专有技术，采用此项技术，不需要再付专利费用。因此，无论从设计、设备制造、施工和生产经验等各方面，我国都已具备建设新型水煤浆加压气化装置的条件，因此，我们推荐*采用新型水煤浆气化技术。（2）气化流程新型水煤浆气化法采用激冷流程。激冷流程的生产流程简单、投资省，粗煤气中可达到较高的水气比，能满足一氧化碳变换的要求，故适用于生产甲醇。本项目最终产品主要
9、是生产甲醇并联产发电，在生产过程中必须维持一定的水气比以满足一氧化碳变换的需要，因此，采用激冷流程。（3）气化压力目前世界上已投产的工业化的水煤浆加压气化装置的操作压力有两档。UBE、SAR、CW、上海三联供各装置的气化压力为3.74.0MPa，煤气分别用于制氨、甲醇、含氧化学品的联合循环发电；TEC和渭河化肥厂的气化压力为6.37MPa，煤气用于制氨和甲醇。针对本厂具体情况，考虑节省投资，推荐气化操作压力为4.0MPa（表）。（4）气化炉的尺寸和台数关于气化炉的炉型尺寸，采用华东理工大学提供的日处理1000吨干煤的3400新型气化炉一台，完全可以满足12万吨/年甲醇和8万kW联合循环发电机组
10、的用气量，装置布置上考虑预留一台炉子。 4.1.4 净化工艺方案确定（1）变换由新型水煤浆气化来的水煤气具有压力高、温度高、水气比高、含硫高、含碳高等特点，结合新型气化工艺节能特点，选择变换工艺时，煤气不应该先冷却脱硫，而是直接进行有机硫水解并用耐硫变换触媒，在高含硫量的条件下进行CO变换反应，这样避免了气体先冷却进湿法脱硫然后气体升温进变换的旧工艺中的冷热病，减少了换热设备，简化了流程，节省了变换用的工艺蒸汽，降低了能耗。采用耐硫变换流程，一次可将部分原料煤气中的CO变换至出口含量4%（干），同时COS在有机硫水解槽发生水解反应，转化为无机硫（H2S），使脱硫工序能够达到工艺要求。（2）酸性
11、气体（H2S、CO2）脱除工艺煤气经耐硫变换后得到含CO2、H2S都高的变换气，用传统的ADA脱硫，热钾碱脱碳的方法，虽然有技术成熟，实际经验多的优点，但高酸性气势必造成消耗大、能耗高，产生硫堵及腐蚀的后果。低温甲醇洗法可以消除以上不利后果，但流程复杂，投资高，低温设备材料较难解决。NHD脱硫脱碳是八十年代后期开发的新净化工艺，该工艺在常温下操作（-524），尤其是在3.5MPa压力下，对H2S、CO2选择吸收能力较强，适用于对H2S、CO2含量高的变换气净化，溶液挥发性小，无毒、无腐蚀，该工艺具有能耗低、消耗低、成本低的优点，近年来在许多中小型化肥厂中得到成功的应用。因NHD脱硫脱碳是物理吸
12、收，不同的压力对工艺技术的经济性影响较大。通过最优化计算结果如下表：压 力相 对 费 用投 资操作费用管理费用合 计1.72MPa1.271.071.163.513.43MPa1.001.001.003.006.86MPa1.091.201.163.4510.3MPa1.351.391.374.11从上表中可以看出，在3.43MPa压力下，NHD脱硫脱碳各项费用最少，所以新型气化炉水煤浆气化压力为4.0MPa左右时，净化采用NHD脱硫脱碳工艺最为经济。（3）硫回收工艺本工程脱硫工段送来的酸性气中H2S转化为硫采用两级Claus+还原吸收尾气处理的硫回收工艺。目前，用于酸性气硫磺回收有Claus
13、和Clinsulf两种工艺。Clinsulf工艺要求酸性气中H2S浓度17%，反应机理与Claus工艺相同，但反应在200350下进行，优点是设备少，流程简单，同时可简化净化脱硫工段的流程，可在不浓缩的双塔流程中把酸性气送到硫回收工段，缺点是因有专利费和基础设计费，投资较高。Claus硫回收要求酸性气浓度大于25%，H2S燃烧反应在11501300下进行，高温设备较多，流程比Clinsulf工艺复杂，但因国内技术比较成熟，且*甲醇工程酸性气浓度为30%左右，并有多年的Claus硫回收的操作经验，所以本工程选用Claus硫回收工艺。设计和操作适当的Claus硫回收装置，即使使用最佳化再热方法和四
14、级转化器，由于受到这个方法所依据的化学反应平衡关系的阻碍，硫回收率仅9397%，尾气中硫含量高达12%（二氧化硫和硫化氢），比允许排放标准高约100倍。如果直接燃烧排放，既浪费了大量硫资源，也污染了环境，因此，必须对尾气进一步净化利用。Claus尾气净化有30多种工艺流程，大致分为四类：（1）低温Claus工艺（Sulfreen、CBA法等）；（2）还原-吸收工艺（例如Scot尾气处理工艺）；（3）选择性直接催化氧化工艺（Superclaus、Selectox）；（4）氧化-吸收工艺。其中，应用较广的是Scot和Superclaus工艺。还原吸收尾气处理工艺脱硫效率高，Claus+还原吸收尾气
15、处理工艺总硫回收率高达99.9%，净化后的尾气中H2S0.30.75mg/L，SO2含量0.57mg/L，可达排放标准。还原吸收尾气处理工艺操作弹性大，工艺可靠，设备简单。自从1972年第一套还原吸收装置在工业上应用以来，现在已有许多套这样的装置在运行。我国*齐鲁石化总公司炼油厂于1982年建成我国第一套还原吸收脱硫装置。国内已有多套还原吸收尾气处理装置，技术比较成熟，因此，本工程采用还原吸收尾气处理工艺。4.1.5 甲醇装置方案的确定4.1.5.1 甲醇合成本装置采用国际上先进的低压甲醇合成技术，合成塔采用华东理工大学专利技术绝热等温甲醇合成反应器。4.1.5.2 甲醇精馏甲醇精馏采用节能型三塔精馏。浮阀塔体积大、塔高度高，操作弹性小；规整填料塔塔径可以比浮阀塔缩小1/3到一半，塔高降低1/3，而且完全能够满足45%115%的操作弹性变化，同时消耗也降低,所以本项目采用规整填料塔。规整填料塔不足之处是一次性投资较高。4.1.6 氨吸收制冷以氨为制冷介质的制冷方法有氨吸收制冷和氨压缩制冷两种方法。压缩制冷主要是消耗电能或中压蒸汽，而吸收制冷
