一種煤制液化天然氣的耦合脫碳工藝的製作方法

2023-05-16 17:29:06 1

本發明屬於天然氣製備領域，尤其是涉及一種煤制液化天然氣的耦合脫碳工藝。
背景技術：
：天然氣是以甲烷為主要成分的氣態化石燃料，燃燒後只生成水和CO2，排放清潔，不汙染環境，是一種無色無味無毒、熱值高、燃燒穩定、潔淨環保的優質能源，廣泛應用於工業生產和居民生活。由於我國是一個富煤、貧油、少氣的國家，在過去的一次能源消費結構佔比中，天然氣僅佔約5.8％，遠低於全球平均水平24％。儘管如此，仍有部分天然氣需要來自國外進口。2015年天然氣進口量高達624億立方米，對外依存度32.7％。隨著近年來霧霾汙染的加劇，對潔淨的天然氣燃料的需求量進一步加大。國務院印發的《能源發展戰略行動計劃(2014-2020)》明確提出，十三五末期，天然氣在一次能源消費中比重將達到10％以上。在保證天然氣對外依存度適中、能源安全得到保障的前提下，尋找非常規天然氣或替代天然氣資源迫在眉睫。煤制天然氣是以我國儲量較為豐富的煤炭資源為原料，通過煤集中加壓氣化、變換、脫硫脫碳以及甲烷化等工序合成天然氣(SNG)，如圖1所示。這不僅契合我國富煤、少氣的能源結構特點，有助於滿足日益增長的天然氣需求，降低我國對外依存度，保障我國能源安全，同時，生產過程中產生的硫化氫、有機硫等硫化物，也能通過硫回收工序通過副產硫磺或者硫酸的方式，加以回收，屬於典型的煤炭資源清潔高效利用。被認為是比較符合我國能源結構和需求的工藝過程。繼十二五期間幾個大型煤制天然氣項目建成後，2016年初，又有幾個大型煤制天然氣項目相繼通過了環評審批。考慮到天然氣使用的季節性差異變化，現代的煤制天然氣項目在製備SNG的同時，會選擇全部或者部分聯產可儲存、短距離運輸靈活的液化天然氣(LNG)產品，以便於項目匹配管網系統的調峰，同時也豐富了產品種類，滿足不同用戶的需求。由SNG製備LNG時，需要經冷箱在-160℃左右條件下進行精餾處理。由於SNG產品中會含有微量的CO2(約為1mol％)，為防止CO2氣進入冷箱中結冰，堵塞管道，在進入冷箱系統之前，通常需要設置專門的SNG脫碳工序，對合成的SNG進行深度的脫碳處理，將其中CO2濃度降至50mg/m3以下，如圖2所示。該脫碳工序通常採用MDEA(N-甲基二乙醇)等胺法工藝，整個裝置包括吸收、再生等系統，需要較大的一次性投資。同時所用的溶劑為特殊配方的MDEA溶液，且溶劑存在不穩定易變質，操作過程中易起泡，對設備腐蝕嚴重等問題，產生較高的操作費用。技術實現要素：有鑑於此，本發明旨在提出一種煤制液化天然氣的耦合脫碳工藝，通過創新性的提出一種耦合的脫碳工藝流程，省去了傳統煤制LNG工藝中專門用於SNG脫碳的脫碳裝置，節省投資和操作費用。為達到上述目的，本發明的技術方案是這樣實現的：一種煤制液化天然氣的耦合脫碳工藝，包括如下步驟：(1)將經過甲烷化工序處理的SNG通入換熱器中進行冷卻；(2)將經過步驟(1)處理的SNG通入氣液分離器中脫除其中的溶劑和水，脫除的溶劑和水通入粗煤氣脫硫脫碳工序中進行循環利用；(3)將經過步驟(2)處理的SNG通入SNG洗滌塔中脫除CO2至CO2含量低於50mg/Nm3，所述經過步驟(2)處理的SNG由SNG洗滌塔的塔底通入，並與從SNG洗滌塔的塔頂通入的貧溶劑逆流接觸，並由塔頂得到的淨化的SNG；所述貧溶劑來自於粗煤氣脫硫脫碳工序；所述貧溶劑在SNG洗滌塔中吸收CO2後形成富溶劑，將得到的富溶劑通入粗煤氣脫硫脫碳工序中進行再生後循環利用。進一步的，所述步驟(1)中SNG在換熱器中與冷媒或與步驟(3)得到的淨化的SNG換熱冷卻。進一步的，所述步驟(3)的貧溶劑經過增壓泵增壓後通入SNG洗滌塔的塔頂。進一步的，所述步驟(1)中的經過甲烷化工序處理的SNG與貧溶劑混合後再通入換熱器中進行換熱冷卻。進一步的，所述粗煤氣脫硫脫碳工序為低溫甲醇洗脫硫脫碳工序或MDEA法脫硫脫碳工序。進一步的，所述步驟(1)中甲烷化工序處理的SNG經過壓縮後再通入換熱器中進行換熱冷卻。進一步的，所述溶劑為甲醇。進一步的，所述換熱器為繞管式換熱器或管殼式換熱器。相對於現有技術，本發明所述的煤制液化天然氣的耦合脫碳工藝具有以下優勢：(1)本發明所述的煤制液化天然氣的耦合脫碳工藝對SNG的進行脫碳處理，僅需在粗煤氣脫硫脫碳系統內耦合幾臺設備即可實現，省去了原工藝流程中專設的SNG脫碳裝置，大大節省了一次性投資費用；(2)本發明通過粗煤氣脫硫脫碳工序與SNG脫碳系統地耦合，縮短了流程，減少了溶劑損失量；對於粗煤氣脫硫脫碳工序採用低溫甲醇洗工藝的煤制LNG項目中採用本發明後，在溶劑消耗方面減少的更為明顯，可有效避免傳統SNG脫碳裝置採用的MDEA等特殊配方的溶劑以及伴生的溶劑價格昂貴、循環量大、對設備腐蝕等問題，節約了操作費用；(3)採用本發明對於粗煤氣脫硫脫碳工序採用低溫甲醇洗工藝的煤制LNG，低溫甲醇對CO2溶解度較大，通過調節吸收甲醇的使用量，可便利地控制SNG中CO2濃度，保證下遊液化裝置的穩定。附圖說明構成本發明的一部分的附圖用來提供對本發明的進一步理解，本發明的示意性實施例及其說明用於解釋本發明，並不構成對本發明的不當限定。在附圖中：圖1為現有技術中的煤制天然氣的流程示意圖；圖2為現有技術中的煤制LNG的流程示意圖；圖3為本發明耦合脫碳工藝的煤制LNG的流程示意圖；圖4為本發明的實施例所述的一種耦合脫碳工藝的示意圖；圖5為本發明的實施例所述的另一種耦合脫碳工藝示意圖。附圖標記說明：1-換熱器；2-氣液分離器；3-SNG洗滌塔；4-增壓泵。具體實施方式需要說明的是，在不衝突的情況下，本發明中的實施例及實施例中的特徵可以相互組合。在本發明的描述中，需要說明的是，除非另有明確的規定和限定，術語「安裝」、「相連」、「連接」應做廣義理解，例如，可以是固定連接，也可以是可拆卸連接，或一體地連接；可以是機械連接，也可以是電連接；可以是直接相連，也可以通過中間媒介間接相連，可以是兩個元件內部的連通。對於本領域的普通技術人員而言，可以通過具體情況理解上述術語在本發明中的具體含義。下面將參考附圖並結合實施例來詳細說明本發明。本發明所述的一種煤制液化天然氣的耦合脫碳工藝，具體工藝流程如圖3所示，包括如下步驟：(1)將來自甲烷化工序的SNG通入換熱器1，進行冷卻。在該換熱器1內，該SNG既可以與完成脫碳後淨化的SNG換熱冷卻，也可以與換熱器1內的冷媒換熱冷卻。若脫硫脫碳工序採用低溫工藝，如低溫甲醇洗脫硫脫碳工序，由於此時SNG內含有飽和的水蒸氣，極易在管道和換熱器內結冰影響工藝的進行，此時則需要噴入貧溶劑來降低SNG的冰點，分別如圖4和圖5所示。經換熱器1回收冷量直接送往下遊液化工序，製備LNG。(2)冷卻後的SNG進入氣液分離器2，脫除SNG中的溶劑和水，脫除的溶劑和水通入粗煤氣脫硫脫碳工序中進行循環利用。(3)將經過步驟(2)處理的SNG由底部進入SNG洗滌塔3，由下往上流動，來自脫硫脫碳系統的貧溶劑經增壓泵4加壓後或直接由SNG洗滌塔3塔頂進入塔內，由上往下噴淋。在SNG洗滌塔3內，SNG與貧溶劑逆流接觸，SNG中的CO2被貧溶劑吸收，由塔頂得到的CO2濃度小於50mg/m3的淨化的SNG。上述工藝中，粗煤氣脫硫脫碳工序可以是低溫甲醇洗脫硫脫碳工序，也可以是MDEA法脫硫脫碳工序等常用脫硫脫碳工序。上述工藝中，進入粗煤氣脫硫脫碳工序的SNG可以直接來自甲烷化裝置，也可是經壓縮後的。經壓縮後，壓力稍高於脫硫脫碳系統操作壓力，更利於系統的耦合。上述工藝中，由於CO2在貧溶劑中的溶解度較大，通過簡單調節塔頂貧溶劑的量，即可以便利的控制SNG中的CO2濃度，保證了下遊液化裝置的穩定運行。上述工藝中，由於SNG中的CO2含量很低，洗滌SNG後的富溶劑，吸收能力仍較強，可作為半貧液，進入粗煤氣脫硫脫碳系統的脫碳段，用於洗滌粗煤氣。同時，該富溶液中可能溶解的甲烷，經粗煤氣氣提後，又解析進入合成氣系統，避免了甲烷的浪費。上述工藝中，換熱器1可以採用繞管式換熱器，也可用常規的管殼式換熱器。實施例本實施例的煤制天然氣聯產4億Nm3/年的LNG，甲烷化規模為19.4億Nm3/年，SNG產品為15.4億Nm3/年。本實施例的工藝流程圖如圖3所示，粗煤氣脫硫脫碳工序採用低溫甲醇洗工序，其他工序均採用常規操作，經甲烷化工序的SNG依次通入換熱器1、氣液分離器2、SNG洗滌塔3進行脫碳處理得到淨化的SNG，淨化的SNG經過液化得到LNG。本實施例中所用的換熱器為繞管式換熱器，SNG洗滌塔的型號為ID1600，材質為09MnNiDR，氣液分離器ID1000，材質為09MnNiDR，貧甲醇增壓泵為H為150m，流量為136.1m3/h。上述設備基於原系統需增加的投資費用約為215萬元。本實施例中SNG脫碳處理的氣量如見表1：表1本實施例中SNG脫碳處理的氣量本實施例中原料的消耗量見表2：表2本實施例原料的消耗量名稱單位消耗量甲醇消耗kg/hr75循環冷卻水(30-40℃)t/hr14470.5MPa(G)蒸汽t/hr29.81.1MPa(G)蒸汽t/hr15.1軸功率kW4435對比例本對比例採用的是圖2所示的工藝流程圖，即用低溫甲醇洗工序對粗煤氣進行脫硫脫碳，用MDEA法脫碳工序對SNG的脫碳，兩工序所要處理的氣量見表3：表3低溫甲醇洗工序和MDEA法脫碳工序的氣量本對比例中原料的消耗量見表4：表4低溫甲醇洗工序和MDEA法脫碳工序中原料的消耗量本對比例中MDEA法脫碳工序所需的設備的一次性投資費用為1100萬元。實施例與對比例的投資費用和原料消耗量的對比見下表由上表可以看出，採用本發明的工藝，一次性投資費用可節省約885萬元。同時，若循環水取0.25元/t，電取0.45元/kwh，MDEA溶液取30000元/m3，0.5MPaG蒸汽取110元/t，1.1MPaG蒸汽取120元/t，年原料的費用可節省約350萬元。由此可見，採用本發明的工藝整體經濟效益比較明顯。以上所述僅為本發明的較佳實施例而已，並不用以限制本發明，凡在本發明的精神和原則之內，所作的任何修改、等同替換、改進等，均應包含在本發明的保護範圍之內。當前第1頁1&nbsp2&nbsp3&nbsp