煤制天然气联产LNG方案研究

煤制天然气项目联产LNG方案研允煤制天然气项目
天然气联产LNG方案研究
一概述
1.1研究的背景
国内已投产的大型煤制天然气项U生产规模一般为年产天然气40亿Nm'（年操作8000小时）,1200万NmV天。

项目一般分三期建设，每一期年产13. 3亿Nm$/年合成天然气。

考虑到天然气作为民用燃气，在冬季需求量较大，而在夏季需求量较小，在夏季和冬季存在峰值和谷值的调整。

预期需求量较大的时间为4个月（冬季），考虑装置检修时间约1个月，全年还有7个月（夏季）时间全装置将处于低负荷运转或部分停车状态，设备利用率低，将造成大量资产的闲置。

因此，在非采暖期将天然气转化为LNG消化产能，在合理安排检修前提下，生产LNG、产品效益好，抵御市场风险能力强为原则。

在原有煤制天然气装置的基础上增加联产LNG方案。

将煤制天然气装置的一半产能6. 7亿Nm'/年天然气，用LNG液化技术进行液化。

其工艺路线方框流程图见下图。

同时，冬季4个月为天然气用气高峰期，全部用来生产天然气，供管网范围内用户。

1.2研究的意义
1.LNG项目的必要性和可行性
（1）煤制天然气项U试运行阶段要考虑生产出的天然气产量有可能并不稳定，所以建设一套天然气液化装置应对市场是首选手段。

（2）LNG的一大优势就是运输方便，在天然气市场开发前期，建设L\G站是目前国内许多天然气公司用来开发、培育天然气市场的手段。

煤制天然气工厂建成后，天然气管道市场需要逐渐开发，可用汽车槽车将LNG输送到还没有建立天然气管网的地区，便于这些地区尽早开展城市管网建设，使用天然气。

（3）目前，国内许多地方天然气管道尚未辐射到，也有一定的市场需求。

这类用户，采用LNG供应天然气将是最合理的选择，对于市场的开发、培育将具有积极的作用，即使在今后用气量达到一定规模，需建设管道时，LNG也可作为一种有效手段而长期并存。

（4）L\G是优质清洁的车用燃料、民用燃气、工业用气。

与燃油相比，具有抗
爆性好、燃烧完全、排气污染少、发动机寿命长、运输成本低等优点。

同时双燃料发动机既可使用柴油，也可以使用天然气和柴油混合作为燃料，天然气与柴油的最大替代率可达75%以上，平均替代率在70%左右。

与单一的柴油发动机相比，双燃料发动机排放指标明显优化，氮氧化物、碳氢化合物和颗粒等有害物质均有所降低，排烟惜况大幅度改善，具有良好的社会效益。

（5）天然气汽车与柴油车相比，环境效益非常明显。

在CO、NMHC（非天然气碳氢化合物）、PM （可吸入颗粒物）的减排率都在9概以上，CH4和\0X的减排也非常明显，另外山于天然气不含苯、含硫量极其微小，因此苯化物和硫化物的排放也远优于传统的汽柴油车辆。

（6）U前国内天然气价格偏低，长途客、货汽车从经济的角度出发，使用天然气作为车用燃料的经济效益大大高于使用汽柴油作为燃料，因此用天然气替代汽柴油的社会效应非常明显。

（7）民用天然气山于季节的变化，需求波动较大，建设天然气液化装置即可以保证煤制天然气装置生产长期稳定运行，乂有助于解决城市民用燃气调峰的问题。

综上所述，煤制天然气联产LNG项口可以为企业以及终端用户带来经济效益，增强企业抵御市场风险的能力和保障民生的能力，减少当地环境压力、改善当地环境质量，符合国家节能减排的国策，是必要的、可行的。

3 •研究的范围
本项目是以煤制天然气项目生产的天然气为原料，装置能力为2*100XIOW/d, 该装置主要包括天然气净化装置、天然气液化装置，LNG储运设施、辅助生产设施、部分公用工程设施、装置内道路、消防设施。

部分辅助生产设施和公用工程设施、生活设施、环保设施等依托煤制天然气项1_1。

主项表
二、LNG资源、价格及市场分析
2.1天然气市场分析
2.1.1天然气储量及消费量
天然气资源作为一种优质、高效、清洁的能源，在能源竞争中逐步确立了优势，发展天然气已成为当代世界潮流。

随着全球天然气探明储量和产量的迅速增长，天然气在能源构成中所占的比例日益提高。

2018年是天然气取得繁荣发展的一年。

全球消费和产量都实现了5%以上的增长，均是近三十年的最快增速之一。

天然气消费增长1950亿立方米，增速达5. 3%,为1984 年来最快年增速之一。

全球天然气产量增长1900亿立方米，增速达5.2%。

其中美国贡献了儿乎一半的产量增长（860亿立方米），美国贡献了全球40%的需求
增长和45%的 产量增长，是这一势头的最主要推力。

美国的天然气产量增长860亿立方米，增速达12%,主要增长来自马塞勒斯、海恩 斯维尔和二叠盆地的页
岩气。

实际上，美国在去年创纪录地实现两项第一：单一国家 石油和天然气年产量增长历史最高。

这一成绩消
除了世人对页岩革命影响力的质疑。

俄罗斯（340亿立方米）、伊朗（190亿立方米）和澳大利亚（170亿立方
米）对全球 天然气产量增长也有所贡献。

其他国家的需求增长主要集中在中国（430亿立方米）、俄罗斯（230亿立方米） 和伊（160亿立方米）。

这三个国家和美国共贡献80%的天然气需求增长。

2018年，中国的天然气消费增长高达18%。

为了改善空气质量，中国提出鼓励工 业和居民用户“煤改气”
的政策，有力刺激了天然气的消费增长。

上半年中国工业生 产的稳步增长是另一大推力。

天然气消费和产量增
长
跨区域天然气贸易增长390亿立方米，增速达4. 3%,超过去十年平均年增速的两 倍。

液化天然气的持续
快速扩张是主要原因。

图2・1天然气消费和产量增长
年度变化（十亿立方米）
•美国•中国•俄罗斯伊朗•其他
资料來源：BP [2019年世界能源统计】
200 150
100
50
消费
生产
2007-17 2018 2007-17 2018 均值 均值
2.1.2天然气消费量及预测
对于世界天然气市场，IEA天然气、煤炭与电力市场部主任Peter Fraser认为，
到2024年预测期内在，天然气需求将持续增长。

数据显示，2018年世界天然气消费刷新了纪录，同比增长
4.6%,为2010年以来增速最快的一年，占全球一次能源消费增量的45%o中国和美国是这一增长的主要贡献
者，经济增长、煤改气以及恶劣的天气影响是增长的主要动因。

预计到2024年，世界天然气消费量将以年1.6%的速度增长，恢复到2017年前的水平。

天然气已成为继煤炭、原油后的第三大能源。

天然气作为燃料主要用于发电，而民用和服务业是世界天然气消费量增长最快的领域，天然气消费逐渐进入交通领域，尽管L!前在交通领域的用量还很小，但呈现出较快速度增长的趋势。

据世界能源专家认为，21世纪是天然气世纪，天然气资源比石油资源更为丰富，可满足世界需求120年以上。

国际能源机构预测，2009-2030年，天然气需求在主要燃料中增长最快，在全世界需求增长中乂以亚太地区需求增长最快。

预计世界天然气需求将从LI前的3.2万亿立方米增加到4.3万亿立方米。

2040年世界天然气供应量将超过石油和煤炭，天然气所占比例将达到51%o
2.2 LNG市场分析
2.2.1全球LNG市场
全球主要的LNG消费市场有：亚太地区（不包括北美）、欧洲和北美。

亚太地区山于人口增长较快、经济保持良性发展、能源多样化以及环境保护的需要。

LNG作为天然气业务的重要组成部分，借助灵活的运输方式，能够有效连接供应端和需求端，增长速度高于管道天然气。

壳牌发布的《LNG前景报告2019》显
示，2018年，全球LNG 需求量达3. 19亿吨，较2017年增加2700万吨，同比增长约9%。

预计2020年,全球LNG 需求量将达3. 84亿吨，年均增速仍将达9%。

全球增长潜力巨大，中俄北极L\G2项H有望带来巨大增量。

截至2018年底，LNG 全球探明储量达196.9万亿立方米，储产比达50. 9年，全球天然气还可以以现有的生产水平生产50. 9年
2.2.2中国LNG市场预测
山于中国天然气地质储量具有西多东少的特点，天然气西气东输管线覆盖范围有限，导致中国东部地区
天然气市场存在巨大缺口。

因此，在沿海地区建设LNG接收站，在天然气产地建设LNG加工装置，可以满
足更大范圉、更多地区对天然气的需求。

H前我国沿海地区已建成和在建的进口L\G接收站项L1有广东大鹏、福建莆田、上海洋山港、上
海五号沟、广东珠海、广东揭阳、广东深圳、浙江宇波、江苏如东、河北曹妃甸、辽宇大连、山东
青岛和海南洋浦接收站等。

未来LNG市场，中国进口需求将保持高速增长。

预测，2019-2040年全球天然气消费增速将远高于煤炭和石油，年均增速为1.7%,预计•中国等亚洲国家仍是全球LNG需求增长的主要引擎，中国2018年中国L\G 进口为全球L\G进口量增长贡献了60%的份额。

2018年中国L\G海运进口量增长约40%至5, 400万吨，中
国成为仅次于日本（8, 300万吨）的全球第二大L\G海运进口国。

从国内的天然气发展形势来看，天然气资源有限，产量远远小于需求，供需缺口越来越大。

可以预
见，在未来10-20年的时间内，LNG将成为中国天然气市场的强大生力军。

2.3 LNG市场应用
LNG燃料汽车具有环保、经济、续航里程长等特点，具备较为广阔的发展前景。

相比燃油车，LNG公交车可以大幅度降低尾气排放量，污染物接近“零排放”，有效降低PM2.5,环保优势非常明显。

据资料显示，LNG公交车一氧化碳排放可减少97%,碳氢化合物排放可减少72%,氮氧化合物可减少80%,二氧化碳可减少24%, 二氧化硫可减少90%,汽车噪声可减少40%,苯、铅、粉尘等污染物可减少100%。

近儿年燃油价格屡创新高，更加速了油改气的步伐。

近年来，我国LNG燃料汽车已进入了快速发展通道，在短短的3年时间内，国内已经有新廻、山西、内蒙古等地的LNG 重型卡车及北京、杭州、深圳、乌鲁木齐、昆明、海口、湛江、张家口等城市LNG公交相继投入了运行，而且这一城市群体还在迅速扩大，充分说明了LNG燃料汽车的技术已经完全成熟、节能减排优势明显。

2.4 LNG价格分析
天然气价格是国内天然气行业发展的一个重要因素，价格水平的高低对天然气的发展起至关重要的
作用，而气价水平取决于天然气的定价机制。

合理的价格可以促进
天然气行业的发展。

2020年，受经济下行及疫情影响，L\G价格波动较大，总体价格呈下行趋势。

据华东地区2020年6月8日报价为2610元/吨。

按1吨LNG产品二1400Nm‘SNG折算,SNG 产品为1.864元/ Nm3o 作为重要的能源产品，LNG价格随市场波动较大，当前价格只能作为参考，以下是2018年底至2020年初，L\G价格走势图。

图2.4 L\G价格走势图
■o•价裕X 以lit
统计2018年底至2020年初LNG价格：2018年12月11日，5235元/吨；2019年3月14日, 4773 7L/吨；2019 年6 月17 日，3883 元/吨；2019 年9 月5 日，3554 元/吨：2019年12 月6 日, 4576元/吨；2020年3月10日，3669元/吨。

平均价格为4281元/吨。

三、工艺技术及设备方案研究
3.1工艺技术选择
3. 1. 1天然气净化工艺选择
天然气液化的工艺过程基本包括预处理（净化）、液化、副产品回收、储存、装车外送及辅助
设施等，主工艺流程包括天然气预处理和液化工艺。

基于对本项U原料气的组分分析和产品
所要求达到的国家城市商用天然气的处理标准，做如下工艺技术方案选择。

3. 1. 1. 1脱酸工艺技术选择
原料气中含有CO：等酸性气体，酸性气体的存在不但对人体有害，对设备管道还有腐蚀作用，而且因其沸点较高，在降温过程中易呈固体析出，必须脱除。

酸气的脱除方法主要有化学吸收法和分子筛吸附法。

其脱除的溶剂与流程选择主要根据是：原
料气的组成、压力、对产品的规格要求、总的成本与运行费用的估价等。

天然气脱CO：通常有三种方法：化学吸收法、物理吸收法和氧化还原法。

本可研采用U前国内外天然气脱C0：通常采用的化学吸收法。

化学吸收法是以可逆的化学反应为基础，以碱性溶剂为吸收剂的脱除CO2方法, 溶剂与原料气中的CO2反应而生成化合物；吸收了CO2的富液在升高温度、降低压力的条件下乂能分解而放出CO2,从而
实现溶剂的再生。

这类方法中最具代表性的是碱性溶液法和醇胺法。

醇胺法是天然气脱CO2最常用的方
法。

常用儿种化学吸收法对比见表
常用几种化学吸收法对比
通过上述比较，基于原料气的组成、压力、对产品规格的要求、总的成本与运行
费用等因素的考虑，本可研报告推荐采用MDEA化学吸收法脱C02的净化工艺。

本项L1采用的MDEAa是第三代活化MDEA的复合配方溶液，突破传统的活化MDEA 溶液只适合在1. OMPa的分压下的吸收过程，它适合在高酸气分圧下，提高溶液的酸气负荷，减少溶液循环量，降低了循环泵的的电耗和再生塔加热的蒸汽消耗。

并且第三代活化MDEAd是采用不降解的活化剂成分，同时蒸汽分压与MDEA接近，不会发生活化剂浓度失调的问题。

采用本方法具有以下优点：
□吸收性能好、吸收效率高；
□工艺过程稳定、设备和管道腐蚀程度低、系统运行可靠；
□溶剂循环量低、溶剂化学性能稳定、不易发泡；
□溶剂来源广泛、再生能耗低。

3.1.1.2脱水工艺方法选择
天然气脱水按原理可分为冷冻分离、固体干燥剂吸附和溶剂吸收三大类。

冷冻分离主要用于分离天然气中的游离水，它所允许达到的露点是有限的，不能满足天然气液化的要求。

溶剂吸收通常包括浓酸（一般是浓磷酸等有机酸）、甘醇（常用的是三甘醇）等，但这些方法脱水深度较低，不能用于深冷装置。

固体干燥剂常见的有氧化铝、硅胶、分子筛或混合使用。

山于分子筛具有吸附选择能力强，低水汽分压下的高吸附特性，为了避免天然气在液化时出现冻堵，本项H采用4A分子筛作为脱水吸附剂。

其优点是：□适合深度脱水、吸附负荷高、吸附选择性强、吸附性能稳定；
□分子筛寿命长、无毒性及污染；
□分子筛产品易得，价格低廉。

3. 1. 2天然气液化工艺选择
3. 1.2. 1天然气液化技术概述
天然气液化工艺技术优劣，是与液化规模和原料气规格（组分、温度、压力）有着密切的关系。

液化技术主要关注其制冷剂循环的数量、结构及制冷剂组成，以及低温换热器的结构和制冷压缩机的驱动形式。

天然气液化技术的主要流程有：
□级联式液化流程
□混合制冷剂液化流程
□带膨胀机的液化流程
3.1.2.2天然气液化工艺选择
（1）级联式液化流程
分为经典级联式液化流程和优化级联式液化流程。

经典级联式液化流程山三个独立的闭式制冷循环组成，制冷剂分别为丙烷、乙烯和屮烷，三个循环分别为预冷、液化和过冷提供冷量。

每个循环的冷剂压缩级数取决于边界条件（例如原料气组分、环境温度）。

可以用绕式换热器和板翅式换热器。

优化级联式液化流程是将上述流程中的闭式甲烷循环被开式甲烷+氮气循环替代。

级联式液化流程优缺点：
优点：
□能耗低
□制冷剂为纯物质，无配比问题
□技术成熟，操作稳定
缺点：
□机组多，流程复杂
□附属设备多
□管道和控制系统复杂，维护费用较高
□投资高
（2）混合制冷剂液化流程
混合制冷剂（MRC）是以C1至C5的碳氢化合物以及N2等多种组分混合制冷剂为介质，进行逐级冷凝、蒸发、节流膨胀得到不同温度水平的制冷量。

已达到逐步冷却和液化天然气的U的。

典型的混合制冷剂液化流程有：
□单循环混合制冷剂液化流程（SMR）
□丙烷预冷混合制冷剂液化流程和双循环混合制冷剂液化流程
与级联式液化流程相比，混合制冷剂的优缺点：
优点：
□机组设备少、流程简单
□投资省，比经典级联液化流程约低15%~20%
□维护方便，管理费用也较低
□部分冷剂组分可以从天然气本身提取与补充
缺点：
□能耗较级联式液化流程高10%辽0%
□混合制冷剂的合理配比较为困难
□流程计算需要提供各组分的平衡数据与物性参数，计算较为困难；
理论计•算与实际运行有一定差距
（3）带膨胀机的液化流程
带膨胀机的液化流程是利用高压制冷剂通过透平膨胀机绝热膨胀的克劳徳循环制冷，实现天然气液化。

气体在膨胀机中膨胀的同时，能输出功，用于驱动流程中的压缩机。

带膨胀机的液化流程，根据冷剂不同分为氮气膨胀液化流程和天然气膨胀液化流程，其优点是：
□流程简单，调节灵活
□小规模液化装置，可成撬组装，占地小
□较好的可靠性
□易启动，易操作
□维护方便
□天然气膨胀液化流程，还省去专门外购冷剂
□小型液化装置投资适中，适应性好
缺点是：
□回流压力低，换热面积大，较大的液化能力则需液化设备投资大
□液化率低
□功耗大
综上所述，级联式液化工艺流程机组多、控制复杂、维修不便，中小型H前使用的较少。

混合制冷剂液化工艺流程机组设备相对少，流程简单，操作容易掌握，是大多数天然气液化装置使用的流程。

而膨胀机制冷流程工作性能受原料气压力和组成变化的影响很大，液化率低，仅适用于产能很小而且特殊的场合。

典型天然气液化工艺比较
根据U前国内外典型的液化技术路线比较结果，对于中型液化装置投资成本、运行费用、装置简便性、运行灵活性、自动化程度、设备的可选择性以及制造难度、驱动系统的难易和复杂性、液化率和能耗等各方面总体比较，本可研推荐单循环混合制冷天然气液化工艺。

3. 1. 3天然气液化专利技术发展和选择
天然气液化尤其是混合冷剂技术自出现以来，应用于液化天然气的生产已近50 年，虽然仍仅被为数不多的儿家公司所有，但也已得到长足发展，有数种不同形式的专有技术，各自都有自己的优缺点和适用场合。

近儿年国内天然气液化行业发展迅速, 技术日趋成熟，釆用国内自主开发的天然气液化技术装置建设完成，即将开车，如果装置开车成功可以考虑国产技术，可以缩减建设周期及建设投资。

国外天然气液化专利技术一览表
本项U 的生产规模属于中小型装置，中小型装置适合采用
BLACK&VEATCH 拥有的
PRICO®混合制冷丄艺和Linde 拥有的LIMUM 制冷丄艺，两种技术对比见表。

BV 拥有的PRICO®混合制冷技术成熟/可靠，在国内成功运行装置多套，BV 拥有
的PRICO®混合制冷技术国内应用一览表o
BV PRICO®
Linde在低温工程方面有悠久的历史和工程经验，天然气液化技术的应用从1972 年后已经在全球有二十多套成功运行装置，国内拥有的Linde制冷工艺应用装置有三套，见表
Lind
经过对比，综合考虑，虽然Linde和BV拥有的制冷技术都成熟、可靠，且在国内已有投产成功运行的装置，但是考虑到BV技术在国内已经运行有多套装置，所以本可研暂时推荐BV拥有的PRICO®混合制冷技术。

近些年，国内液化技术发展很快，建议与国内大型的气体液化公司进行深度交流, 综合比较投资能耗等关键因素，在进行总体对比研究。

3.2工艺概述、流程及消耗
本项忖工艺装置含原料讣量单元、脱酸气单元、干燥单元（含再生气处理系统）、液化单元（含压缩机及冷剂循环系统）、冷剂配制单元、LNG储运单元。

3.2.1原料天然气预处理工艺流程
天然气预处理流程简图
6.09Mpa(G)原料天然气自煤制天然气项U界区进入装置后，首先进入进气凝聚过滤器，进气凝聚过滤器主要作用是除去原料气中的微量液体和固体杂质。

过滤后天然气进入脱CO2单元，脱除CO2进入干燥单元进行脱水。

3.2.1.1 脱co?
脱CO2 :天然气离开过滤器后，进入二氧化碳吸收塔，胺溶液由塔顶流下，与原料气逆向接触，将原料气中二氧化碳浓度降低到50ppm以下。

离开二氧化碳吸收塔，塔底的富胺液进入闪蒸罐，闪蒸后的胺液流经贫/富交换器换热后，再进入胺汽提塔，将胺液中的二氧化碳脱除。

吸收塔底出来的富含CO2的MDEA溶液进入MDEA再生系统。

MDEA再生：胺汽提塔塔顶气相经汽提塔回流冷凝器进入汽提塔回流罐，经分离后，气体去放空系统，液体作为回流全部返回胺汽提塔，来自胺汽提塔的胺液经贫/ 富交换器冷却后循环使用。

为防止MDEA溶液发泡，系统中需增加消泡剂罐、胺过滤器以及新鲜MDEA补充装置等。

3.2.1.2 脱水
脱水部分设两台干燥器切换操作，其中一个脱水，另一个再生。

脱水：从胺吸收塔塔顶过滤器出来的天然气进入干燥器顶部，通过分子筛吸附脱除水分后，从干燥器底部出来，经干燥器出口过滤器过滤后进入天然气液化单元。

脱水后的天然气中水含量＜lppm。

达到
指标后的原料气，离开分子筛床层后，进入脱尘系统进行过滤，然后进入液化单元。

再生：再生气采用干燥器出口过滤器后节流的天然气和LNG储罐闪蒸气的混合气。

闪蒸气经蒸发气压缩机增压后，与一部分脱水后调压的干气混合，通过再生气加热炉加热至再生温度。

然后从干燥器底部进入，将分子筛吸附的水分脱除掉。

再生气从干燥器顶部出来，经再生气冷却器冷却后，进入再生气分离器，气体从再生气分离器顶部出来后进入再生气压缩机循环利用；液体从再生气分离器底部出来去胺罐回收。

3.2.2天然气液化单元和LNG储运单元流程
天然气液化和LNG储运丄艺流程简图见图
3.2.2.1天然气液化单元流程简述
净化处理后的干燥天然气进入液化单元冷箱即冷剂换热器，与单循环混合冷剂系统提供的冷量换热并液化。

在冷剂换热器中设置重桂脱除段，保证在深冷段的换热器不会因重炷而引起堵L\G储运及装车单元流程简述。

3.2.2.2 LNG储运及装车单元流程简述
冷箱液化产品节流后送入LNG储罐储存，经LNG储罐内置的浸没式LNG输出泵送至LNG装车站装车外输。

3.2.3公用工程消耗
主要消耗表（含间歇操作消耗）
注：消耗表以两条线考虑
3.3主要工艺设备技术方案
3.3.1主要设备选型原则
(1) 根据国内相关标准。

在满足工艺要求的条件下，尽量选用国内技术先进、安全可
幕的设备。

(2) 对于国内技术尚不成熟的关键设备，选用进口设备。

⑶对于大型关键设备冷剂压缩机、冷箱，由于国内应用普及程度不高，因此选用国外成熟产品。

对于其他非标设备和定型设备，选择国内业绩、质量比较好的厂家产品。

(4)材料的选择考虑了容器的使用条件、设计温度、设计压力、介质特性和操作特点及材料的焊接性能、容器的制造工艺和经济合理性因素。

3.3.2主要设备选型方案
3.3.2.1吸收塔
考虑富胺液对于设备有轻微的腐蚀性，MEDA存在易发泡的缺点，
吸收塔选择板式塔。

3.3.2.2冷箱(冷剂换热器)
换热器是天然气液化装置中的关键设备。

在LNG液化装置中，常用
的换热器有：绕管式换热器和铝制板翅式换热器，两种换热器比较如下:。