煤制天然气的工艺流程与经济性
煤制气方法的技术现状及工艺研究
煤制气方法的技术现状及工艺研究摘要：从目前煤化工的快速发展来看，利用高温高压将煤气化变成煤气资源，不但增加了煤炭的利用方式，也提高了煤炭的整体利用效果。
目前国内煤制气相关的技术已经日趋成熟，在煤制气的过程中发挥了重要作用。
基于这一认识，在煤制气过程中，应对国内煤制气方法的技术现状有全面了解，并认真分析现有煤制气的工艺特点，提高煤制气的技术应用，满足煤制气的实际需要，促进煤制气的快速发展，有效提升煤制气的技术发展水平，实现煤炭资源的有效利用。
由此可见，我们应结合煤制气的实际生产过程中，认真研究其技术现状及工艺。
关键词：煤制气方法技术现状工艺研究一、前言从目前我国煤制气技术的发展及应用来看，煤制气技术可以分成五大类，在具体生产中得到了有效实施。
为了保证煤制气技术取得积极的应用效果，我们应对煤制气技术进行深入了解，应认真分析煤制气方法的具体分类以及该技术的发展现状，并对煤制气技术的工艺过程进行深入研究，加深对煤制气技术的理解。
基于这一认识，我们应对德士古煤气化技术、壳牌煤气化技术、喷嘴对置式气化技术、鲁奇气化技术和灰熔聚煤气化技术这五类煤制气技术进行重点分析。
二、煤制气方法的具体分类和技术发展现状从目前煤制气技术的具体应用来看，煤制气方法主要可以分为五类，其技术发展现状主要为以下特点：1.德士古煤气化技术特点是单台气化炉生产能力较大，气化操作温度高，液态排渣，碳转化率高，煤气质量好，甲烷含量低，不产生焦油、萘、酚等污染物。
三废处理简单，易于达到环境保护的要求。
对于煤种要求苛刻：①煤的内在水分含量要低，否则成浆性差。
②煤中氧含量要低，一般不得高于15%，氧含量越高成浆性越差。
③煤的灰熔点不能高于1350℃，灰分含量要低，一般不能大于20%，否则经济性差。
④灰渣的粘度要低，流动性要好。
⑤煤粉粒度要小，一般在40～90微米之间。
浆液中煤质含量保持在60%以上，否则气化强度低，经济性差。
缺点：①受气化炉耐火砖的操作条件和使用寿命的限制，气化温度不宜过高。
煤制天然气SNG技术
煤制天然气(SNG)技术现状1、煤制天然气技术路线传统的煤制天然气技术是以煤炭为原料，气化生产合成气，经净化和转化以后，在催化剂的作用下发生甲烷化反应，生产热值符合规定的替代天然气(Substitute Natural Gas)，也被称为煤气化转化技术。
近年来，也出现了直接合成天然气技术，是将煤气化和甲烷化合并为一个单元直接由煤生产富甲烷气体，典型工艺有加氢气化工艺和催化气化工艺2种。
相比直接合成天然气技术，煤气化转化技术需要的设备较多，投资较高，但技术非常成熟，甲烷转化率高，技术复杂度略低，因此应用更加广泛，是煤制天然气中的主流工艺。
煤制天然气技术主要使用固定床反应器和流化床反应器，其中，固定床甲烷化技术比较成熟，应用也更加广泛。
催化剂以镍系催化剂为主，这种催化剂活性高，寿命长，但容易被硫毒化。
近年来出现了以钼系催化剂为代表的耐硫催化剂，节约了合成气脱硫成本，但活性没有镍系催化剂高。
2、煤气化转化技术制备天然气一般情况下，经煤气化得到的合成气的H2/CO比达不到甲烷化的要求，因此需要经过气体转换单元提高H2/CO比。
有些工艺有单独的气体转换单元，提高H2/CO比后再进入甲烷化单元，称为两步法甲烷化工艺；有些工艺将气体转换单元和甲烷化单元合并为一个部分同时进行，称为一步法甲烷化工艺。
2．1 两步法甲烷化工艺(1)Lurgi工艺19世纪六七十年代，固定床甲烷化气化单元普遍使用的是德国的Lu晒气化炉。
Lurgi公司和SA—SOL公司在南非的Sasolburg建立了一家试验工厂，另一家试验工厂由Lurgi公司和澳大利亚EL．Paso天然气公司建立。
在Lurgi和SASOL的基础上，第一家煤制天然气工厂--大平原合成燃料厂在美国的北达科他州建立。
工艺包括14个LurgiMark IV固定床气化炉，日处理褐煤18000t，使用的气化剂为氧气和水蒸气。
生产的气体中含有8％～10％的甲烷，经过分离工艺可得到富甲烷气体 (SNG)，剩余气体富含有效合成气(CO+H2)，这部分气体有1/3进入气体转换单元提高H/CO比，再经过低温甲醇洗除去烃类和硫化物，此时硫化物的含量可以控制在2×10 以下，可以保证催化剂的寿命维持在4a左右，然后合成气进入甲烷化单元，该单元由2个绝热固定床反应器组成，第一个反应器入气温度300℃，出气温度450℃，第二个反应器入气温度260℃，出气温度315℃。
煤制天然气的工艺流程浅析
煤制天然气的工艺流程浅析作者：朱健来源：《科学与财富》2017年第32期摘要：本论文阐述我国丰富的煤炭资源，并积极发展煤制代用天然气，以缓解天然气供应紧张局面。
但发展煤制气受多种因素影响，因此针对煤制气工艺、发展技术、发展前景作出综合性评定。
分析了中国发展煤制天然气的必要性和煤制天然气项目概况。
对中国煤制天然气产业的发展提出了一些建议。
关键词：煤炭资源；煤制气；工艺技术；随着人们生活水平的提高，对居住环境的要求也日益提高，在这个背景下人们对优质清洁能源天然气的需求也急剧攀升，其在能源结构中的比例迅速增加。
中国天然气储量不足、产能有限的能源现状，导致天然气供需矛盾日益突出。
国务院发展研究中心市场经济研究所研究报告预计，2015 年中国天然气消费量将增长至 1500 亿 m3 ，2020 年增长至 3000 亿 m3 。
而与此同时，中国天然气产量将分别为 1400 亿 m3 、1500 亿 m3 左右，因此中国未来天然气的供需将出现巨大的缺口。
从 2007 年 11 月开始，中国就禁止了天然气制甲醇项目，并限制煤炭充足地区的天然气发电来保障城市燃气的天然气供应。
1.我国煤制气发展前景煤制气项目是以煤炭为主要原料生产化工和能源产品，传统煤化工主要包括合成氨、甲醇、焦炭和电石四种产品，现代煤制气是指替代石油或石油化工的产品，目前主要包括煤制油、煤制烯烃、二甲醚、煤制天然气等。
煤制气是非石油路线生产替代石油产品的一个有效途径。
从有关资料看，煤制气的能源转化效率较高，比用煤生产甲醇等其他产品高约13%，比直接液化高约8%，比间接液化项目高约18%。
煤制气前景看好，相对于传统煤化工已经日益明显的“夕阳”特征，而在材料和燃料两个新型煤化工发展方向上，煤质烯烃和煤质乙二醇等煤基材料的发展前景要好于煤制油等新型煤基清洁能源的煤基燃料方向。
2.煤制天然气概述煤制天然气是以煤为原料，采用气化、净化和甲烷化技术制取的合成天然气。
煤制天然气的工艺流程与经济性
煤制天然气的工艺流程与经济性摘要：本文描述了以煤为原料制取高效清洁的代用天然气的技术线路及其关键技术之一-甲烷化技术，并采用PROⅡ对煤制代用天然气工艺进行了流程模拟计算。
除此之外，本文对其经济性进行了分析。
通过上述分析可看出，在我国踊跃稳步推动煤制天然气进展势在必行。
关键词：代用天然气（SNG）甲烷化经济性1 前言随着我国城市化进程的继续推动，对天然气的需求将持续爬升。
而我国天然气储量并非丰硕，为了保障用于城市燃气的天然气的供给，我国2007年11月已经禁止了天然气制甲醇，而且限制煤炭充沛地域的天然气发电。
据预测，我国2 010年、2015年和2020年对天然气的需求别离达到1200亿m3、1700亿m3和20 00亿m3，相应地，天然气缺口别离为300亿m3、650亿m3和1000亿m3。
目前我国天然气的入口途径主要有两条，一条是从俄罗斯和中亚国家通太长输管道入口的天然气，另一条是在东南沿海等地入口的液化天然气（LNG）。
地缘治和国际天然气的运输及价钱都将影响我国天然气的供给。
因此，进展煤制代用天然气（S ubstitute Natural Gas-SNG）就具有了保障我国能源安全的重要性。
煤制SNG能够高效清洁地利用我国较为丰硕的煤炭资源，尤其是劣质煤炭；还可利用生物质资源，拓展生物质的利用形式，来生产国内能源欠缺的天然气，然后并入现有的天然气长输管网；再利用已有的天然气管道和NGCC电厂，在冬季供暖期间，将生产的代用天然气供给工业和用作为燃料用于供暖；在夏天用电顶峰时，部份代用天然气用于发电；在非顶峰时期，能够转变成LNG以作战略储蓄；从而省去了新建燃煤电厂或改建IGCC电厂的投资和成立铁路等基础设施的费用，并保证了天然气供给的渠道和实现了CO的减排。
由此可见，煤制SNG是2一举数得的有效办法，有望成为未来劣质煤炭资源和生物质资源等综合利用的进展方向。
本文以某厂煤制SNG项目为例，第一对总工艺流程进行了简要描述，并对其中甲烷化技术进行了介绍。
2013年煤制天然气行业分析报告
2013年煤制天然气行业分析报告2013年10月目录一、煤制天然气项目进展及市场担忧 (4)1、新型煤化工项目依然在有序推进 (4)2、煤制天然气也是实业最青睐的领域 (6)（1）煤制天然气较其他煤基产品具突出优势 (6)（2）煤制天然气也是实业最青睐的领域 (7)3、煤制天然气项目推进的市场担忧 (8)（1）工艺技术上的问题 (8)（2）经济效益问题 (8)（3）新能源（如页岩气等）的问题 (9)（4）管道输送和存储问题 (9)4、战略角度看煤制天然气：能源安全、能源结构调整和天然气价改革 (9)二、从能源结构调整和能源安全角度看煤制天然气 (9)1、天然气占一次能源消费比重提升是未来发展趋势 (9)2、政策规划要求提高天然气占一次能源消费比重 (11)3、天然气供需缺口料将逐年扩大 (14)4、国内页岩气未来发展存在变数：借鉴美国页岩气发展历程 (16)（1）美国页岩气发展经验：技术进步+政策支持 (16)（2）中国页岩气发展刚刚起步，发展有待观察 (19)三、天然气价格体制改革在稳步推进中 (21)1、天然气政策和规划均旨在推进价格改革 (21)（1）政策演变：在试点区域和非民用天然气调价中稳步推进气价改革 (21)（2）规划梳理：“十二五”规划政策均提出推进天然气价格改革 (22)（3）天然气价改谨慎破冰—广东、广西试点 (22)2、国内天然气定价和运销模式较难满足市场发展需要 (23)（1）国内国外天然气定价模式对比 (23)（2）国内天然气价格水平偏低（与市场化的美国天然气价格对比） (24)（2）国内外天然气运销模式对比 (25)3、未来天然气价格改革的可能路径：向参考替代能源定价阶段过渡 (26)4、煤制天然气管道运输：十二五将新建4.4万公里管线（含支线） (27)四、煤制天然气项目投资及工程投资测算 (28)1、国内煤制天然气项目情况：规划有60多个项目，规模达2600亿立方米 282、煤制天然气的工程投资测算 (30)3、新疆煤制天然气项目经济性分析 (31)（1）新疆煤制天然气优势分析 (31)（2）新疆煤制天然气项目情况 (32)五、投资建议与重点公司简况 (34)1、关于煤制天然气项目预测与投资建议 (34)2、重点公司简况 (35)（1）中国化学：处于设计施工阶段的1500亿元投资可能会形成订单 (35)（2）东华科技：受益于煤制天然气项目发展 (37)六、主要风险 (37)一、煤制天然气项目进展及市场担忧1、新型煤化工项目依然在有序推进新型煤化工，业内称之为现代煤化工，是我国政府支持的一个战略方向，鉴于目前大规模工业化技术并未完全成熟的情况下，理想路径是希望可以以“示范项目”的形式有序推进，逐步消化吸收国外的先进技术，最终实现大规模工业化；“成熟”的标准应包括三个方面：流程打通、效益良好、环保过关，目前我国已上马的工业化项目大部分仍徘徊在第一个方面。
潜在环境成本制约的煤制天然气项目经济性评价
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中国 “富煤、缺油、少气”的能源资源禀赋决
定了我国以煤为主的化石能源结构将长期占据主导
中原地区建设煤制天然气项目经济性较差.
前人在煤制天然气项目经济性评价方面多局限
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多元料浆气化技术
新疆伊犁
鲁奇碎煤加压气化
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煤制天然气甲烷化工艺温控优化
持续优化：根据监测结果，对优化方案进行持续改进和优化
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煤制天然气甲烷化工艺温控优化效果评估
优化前后效果对比
优化前：能耗高，效率低，产品质量不稳定
优化后：能耗降低，效率提高，产品质量稳定
具体数据：优化前能耗为XX，优化后能耗为XX；优化前效率为XX，优化后效率为XX
用户反馈：优化后产品质量得到明显提升，客户满意度提高
技术突破与挑战应对
技术突破：新型催化剂、高效反应器、智能控制系统等
展望：实现煤制天然气甲烷化工艺的持续优化和升级，提高经济效益和环境效益。
发展趋势：绿色化、智能化、高效化
挑战应对：提高反应效率、降低能耗、减少排放等
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煤制天然气甲烷化工艺温控优化
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目录
02
煤制天然气甲烷化工艺概述
01
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03
煤制天然气甲烷化工艺温控现状及问题
05
煤制天然气甲烷化工艺温控优化效果评估
04
煤制天然气甲烷化工艺温控优化方案
06
煤制天然气甲烷化工艺温控优化发展前景与展望
甲烷化工艺在煤制天然气中的重要性
甲烷化工艺是煤制天然气生产的关键环节
甲烷化工艺决定了煤制天然气的质量和产量
甲烷化工艺的优化可以提高煤制天然气的生产效率和经济效益
甲烷化工艺的改进可以降低煤制天然气的生产成本和环境影响
温控优化在甲烷化工艺中的地位
温控优化是甲烷化工艺的关键环节，直接影响产品质量和生产效率
未来发展方向与重点
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煤制天然气技术现状
煤制天然气技术现状随着全球能源结构的多元化和清洁化发展，煤制天然气技术逐渐成为一种重要的能源转化方式。
煤制天然气是以煤为原料，通过化学反应和一系列工艺过程生产出甲烷气体的过程，对于缓解天然气供需矛盾，提高能源利用效率和降低环境污染具有重要意义。
本文将详细分析煤制天然气技术的现状和发展前景。
一、煤制天然气技术现状煤制天然气技术主要包括煤浆气化、净化、甲烷化等工艺环节。
目前，国内外已有多个煤制天然气生产基地，主要以国内大型煤炭企业和外资企业为主导。
由于技术成熟度和设备采购等方面的原因，国内煤制天然气生产成本较高，但随着企业技术改造和设备更新，生产效率不断提升，成本也在逐渐降低。
从市场需求来看，煤制天然气市场仍具有较大的发展空间。
随着环保政策的加强和天然气消费量的增长，天然气供应压力逐渐增大。
煤制天然气作为补充天然气供应不足的重要途径，市场需求稳步增长，未来市场前景广阔。
二、煤制天然气技术前景1、技术发展潜力随着科技的不断进步，煤制天然气技术将不断提高，生产成本将进一步降低。
同时，各种新型煤制天然气工艺技术的开发和应用，如煤气化联合循环、甲烷化催化剂等也将进一步提高煤制天然气的生产效率和质量。
2、技术趋势未来煤制天然气技术将更加注重环保和能效。
新型煤制天然气技术将采用更环保的工艺流程和高效节能设备，以降低污染物排放和提高能源利用效率。
此外，智能化和自动化技术的应用也将进一步推动煤制天然气产业的发展。
3、面临的挑战煤制天然气技术发展仍面临诸多挑战，如设备国产化率低、投资成本高、生产过程中产生的废水废气等环境问题等。
此外，随着新能源技术的发展，煤制天然气的竞争力也将面临严峻考验。
因此，企业需要加大科技研发投入，积极推动设备国产化和工艺流程优化，以降低生产成本和提高市场竞争力。
三、重点问题研究1、投资成本高煤制天然气项目投资成本较高，主要源于设备购置和管道建设等方面。
为降低投资成本，企业应加强设备国产化和模块化建设，提高设备利用率和减少浪费。
煤制天然气生产工艺及优化
煤制天然气生产工艺及优化摘要：在社会经济水平不断提升的背景下，人们更加关注环境问题，对天然气产生了更大的需求。
在不断增长世界天然气产量的同时，为天然气化工提供了充足的原料。
天然气已经成为社会发展的主体性产业，为积极响应我国所提出的可持续发展理念，全面落实环保工作，需要对天然气化工的发展现状进行明确的分析，确保天然气得到有效的应用，积极推动我国与其他国家之间的交流和合作，不断加强新技术的学习，以发挥天然气化工技术的重要作用，积极推动我国社会经济稳定性的提高。
关键词：煤制;天然气生产;工艺;优化引言煤化工也是增加煤炭产业附加值、实现高碳能源低碳化利用的重要力量，已成为发挥能源资源禀赋特长、支撑国家现代化的重要途径和手段。
中国是全球煤化工生产大国，已经走出了一条中国特色的能源与化工融合发展的清洁高效的工业化之路。
可以确定的是，煤炭在中国化工领域短期内很难被完全替代，未来煤炭的清洁高效利用将是煤化工领域的重中之重。
煤制天然气（SNG）是煤化工的重要组成，整体转化效率（55%～60%）远高于其他煤化工类型，而且水耗较低，是煤炭清洁化利用的重要方向之一。
1煤制天然气工艺技术该煤制天然气项目的原料为褐煤，设计规模为１３．３亿ｍ３／ａ，煤制天然气的工艺流程见图１。
该项目通过碎煤加压气化来生产粗煤气后，再通过部分变换冷却使ＣＯ２转化为ＣＯ，将Ｈ２／ＣＯ的比值调节至约３．０，然后将调整好比例的粗煤气通过低温甲醇洗技术，脱除粗煤气中的ＣＯ２和Ｈ２Ｓ等酸性气体变为净化气，最后经过甲烷化技术和压缩脱水工艺生产出合格天然气；除生产主产品天然气外，同时副产粗酚、混合苯、焦油、硫铵以及硫磺。
2煤制天然气生产工艺及优化2.1深化改革，以市场化机制促进清洁低碳灵活电源的发展尽快形成顶层设计思路，分阶段、有步骤的完善电价市场化机制，通过电力市场和碳市场耦合作用，大力促进灵活低碳电源建设。
短期内对调峰天然气发电推行“两部制”电价，完善天然气价格与上网电价联动机制，体现气价的季节性变化，有效保障气电调峰作用的发挥；加快形成容量市场/辅助服务市场、电量市场、碳市场/碳税、污染物排放交易市场/环境税等协调统一的市场架构，体现含外部性电源间的公平竞争，确保绿色低碳灵活性电源的竞争优势；中长期逐步完善用户参与的辅助服务分担共享机制，确保新型电力系统的供应安全，也保障能源转型的平稳和可持续。
天然气与煤制气经济性计算方法及实例分析
天然气与煤制气经济性计算方法及实例分析D、停窑维修、维护产生的损失据统计，大部分耐火材料企业每年至少停窑3次，每次至少2天，用于煤气发生炉及管道维护。
其产生的直接产品利润损失为：18000元/年，即1500元/月。
在此期间，因重新点火升温而导致的直接燃料损失为=3.5万*3次=10.5万元，平均每月8750元。
E、其他发生炉的管理不善造成的不安全性给企业带来的隐患；发生炉的净化成本及排污成本；发生炉及储煤占用的土地成本；改用天然气之后A、天然气费用改用天然气后的费用=用量*天然气价格B、其他无三、案例分析某耐火材料企业使用85米的隧道窑，生产高铝砖时使用煤制气与天然气的比较：改造天然气前月均用煤量240t/月2010-2011年煤的市场价格1000元/t改造后月均天然气用量88800m³天然气价格2.86元/m³A、改造前月均用煤费用=月均用煤量*煤的市场价格=240*1000=24万（元/月）（注：此费用不可抵税）B、人工费用=1.08万（元/月）C、因煤质问题产生的损失=240t*6%*1000元=1.44万（元/月）D、停窑维护产生的损失=产品利润损失+直接燃料损失=1500+8750=10250（元/月）综上所述，改造前每月用煤的直接、间接成本=240000+10800+14400+10250=275450元改造后月均用天然气费用=月均天然气用量*天然气价格=88800*2.86=253968（元/月）可抵税13%，税后费用=253968*（1-13%）=220952（元/月）改造后月均节省费用=275450-220952=54498（元/月）结论：该用户在天然气改造过程中，共投入设备（包括：火嘴、燃气管道、二次调压等设备）改造费8万元、燃气工程配套费（包括开口费、设计费、监理费、调压计量、过滤、稳压及管道安装等费用）约为35万元。
从以上计算可知客户改造天然气后，每月比使用煤节省5.4498万元，费用下降15%，并且可在8个月内收回因改造天然气所投入的43万元。
煤制合成天然气工艺中甲烷化合成技术
煤制合成天然气工艺中甲烷化合成技术摘要：天然气是一种重要的一次能源，在发电、工业燃料、化工原料、汽车能源、居民燃气等方面具有广泛用途。
虽然我国每年天然气产量呈逐年增长的趋势，但仍远远落后于市场需求的增长，天然气供不应求的局面将长期存在。
而我国的能源结构特点是“富煤、少油、缺气”，根据国内的能源结构特点，在富煤地区适度发展煤制天然气，既可清洁加工利用煤炭资源，也可有效补充天然气资源的供给，缓解国内天然气供求矛盾。
关键词：煤制合成天然气；甲烷化合成技术引言：煤制天然气工艺主要包括煤气化和合成气甲烷化两个过程。
综述了煤制天然气工艺中合成气甲烷化催化剂的研究进展，从活性组分、载体和助剂等方面介绍了国内外甲烷化催化剂的研究现状，并分析了甲烷化催化剂的失活原因。
合成气甲烷化催化剂的发展方向是使催化剂具有更好的催化活性和热稳定性，以期开发出性能优异的具有自主知识产权的合成气甲烷化催化剂及配套技术。
1.中国煤制天然气技术至今为止，中国还没有经过工业化验证的煤制天然气技术。
中国的CO甲烷化技术主要应用于富氢体系中微量CO的去除以及城市煤气的部分甲烷化。
开发的水煤气甲烷化工艺，其原料气首先进行脱硫操作，在0.05MPa、350℃下进行加氢反应。
该工艺经过1000h稳定性实验，催化剂催化活性稳定，且起始温度低，寿命可达1a之久，但催化剂不耐硫。
在空速1500h-1时，该工艺的CO转化率高达95%，CH4选择性可以达到65%。
由中科院大连物化所研发的常压耐高温煤气直接甲烷化工艺采用自行研发的M348-2A型催化剂，以水煤气为原料气，经脱水、脱硫、脱氧等工序后进入甲烷化反应器。
反应产物经降温、除水、压缩等工序后进入煤气输配管道系统。
由于M348-2A型催化剂为非耐硫型催化剂，因此原料气再进入甲烷化反应器前必须经过脱硫与脱氧。
该工艺的产品热值大于14000kJ/m3，CO体积分数小于10%，完全满足城市煤气的质量标准。
该催化剂的性能稳定，活性、选择性高，CO转化率可达80%～90%，甲烷选择性为60%～70%，催化剂寿命在0.5～1a，但该工艺的脱硫成本较高。
煤炭与天然气共燃技术在火力发电厂中的应用及经济性评价
煤炭与天然气共燃技术在火力发电厂中的应用及经济性评价摘要：火力发电是目前世界上最主要的电力生产方式之一，然而燃烧大量煤炭会产生大量的二氧化碳和其他污染物，对环境造成严重影响。
为了减少煤炭的使用和环境污染，煤炭与天然气共燃技术成为了一种可行的选择。
本文旨在研究煤炭与天然气共燃技术的原理、系统设计和经济性评价，为火力发电厂选择合适的燃料提供参考。
关键词：火力发电厂；煤炭与天然气共燃技术；经济性评价一、相关概述1.1 火力发电厂概述火力发电厂是利用燃料燃烧产生高温高压蒸汽，通过汽轮机驱动发电机发电的设施。
火力发电厂通常使用煤炭、天然气、石油等化石燃料作为主要燃料，通过燃烧产生的热能转化为机械能，再转化为电能。
火力发电厂具有建设周期短、发电效率高、适应性强等优点，是目前世界上主要的电力生产方式之一。
然而，煤炭的使用会产生大量的二氧化碳和其他污染物，对环境造成严重影响，因此寻找替代燃料和改善燃烧方式成为了火力发电厂发展的方向之一。
1.2 煤炭与天然气共燃技术背景煤炭与天然气共燃技术是一种将煤炭和天然气同时燃烧的技术，旨在减少煤炭的使用量和环境污染。
煤炭与天然气共燃技术的背景是由于煤炭作为主要燃料的火力发电厂排放大量的二氧化碳和其他污染物，对全球变暖和大气污染产生重要影响。
而天然气作为一种清洁燃料，燃烧产生的二氧化碳和其他污染物要远低于煤炭。
因此，将煤炭与天然气共燃可以减少煤炭的使用量，降低环境污染，同时保持火力发电厂的稳定运行和电力供应。
煤炭与天然气共燃技术在近年来得到了广泛关注和研究，被认为是一种可行的替代方案。
二、共燃技术研究2.1 煤炭与天然气共燃原理煤炭与天然气共燃是指在火力发电过程中同时使用煤炭和天然气作为燃料。
共燃原理是通过调节煤炭和天然气的比例，使两种燃料在锅炉中同时燃烧，从而充分利用两种燃料的优势。
煤炭可以提供较高的热值和稳定的燃烧，而天然气具有低污染、高效率的特点。
共燃技术可以提高燃烧效率、减少污染物排放，并且可以适应不同的燃料供应情况。
煤制合成天然气项目工艺方案与技术经济比较
摘
要 ： 绍 了煤 制 天 然 气 （ Ｎ ） 型 工 艺流 程 ； 述 了 Ｋ Ｒ 工 艺 （ 化 床 ） Ｂ Ｌ工 艺 （ 定 床 ） Ｓｅｌ 行 水 激 介 ＳＧ典 论 Ｂ 流 、Ｇ 固 、ｈｌ上
冷 ． 艺 （ 流床 粉 煤 气 化 ） ｙ － 气 的技 术 方 案 、 艺装 置 和 公 用 工程 配置 ； 比 了 ３种 不 同类 型 煤 气化 工 艺 的主 要 原 料 、 工 对 公
ｉ ｅｅ ｔ ｇ ｃ ａ ａ ｉ ｃ ｔｏ ｅ ｈ ｏ ｏ ｙ，ｂ ｔａｓ ｌ ｒ ｕ ｄ ｆ ｃ ｏ ｓｏ ｉ ｅ ｅ ｓ ａ ｄ ｒ ｌａ ｉ ｔ ｆｔ ｃ ｎ ｌ ｇ ，ｉ ａ ｔｏ ｎ ｉ ｎ ｎ ｎ ｏ ｉ ｅ ｅ ｔｅ ｃ ｎ ｓ ｌ ｃｉ ｏ ｌｇ ｓｆ ａ ｉｎ ｔｃ ｎ ｌ ｇ ｎ ｉ ｕ ｌｏ ａｌ ｏ ｎ ａ ｔ ｒ ｆ ｒ ｎ ｓ ｎ ｅ ｉｂ ｌ ｙ ｏ ｈ ｏｏ ｐ ｉ ｅ ｙ ｍｐ ｃ ｎ ｅ ｖｒ ｍｅ ｔａ ｄ ｓ ｃ ａ ｂ ｎ ｆ ｔ ｏ ｌ ｉ ａ ｅ ｔ ｅ ｃ ｍｐ ｅ ｅ ｓｖ ｌ ｖ ｌ ａ ｅ ｎ ｏ ａ ｅ ｒ ｏ ｂ ｏ ｒ ｈ ｎ ｉｅ ｙ ｅ ａｕ ｔｄ ａ ｄ ｃ ｍｐ ｒｄ
（ 流床 粉 煤 气 化 ） 工 艺 方 案 ； 术 经 济 ； 较 气 ； 技 比
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中 图分 类 号 ： Ｑ５ ６４ Ｔ ４ ．
文 献 标 识 码 ： Ａ
文章 编 号 ：０４— ９ １ ２ １ ）４— ０ １ ０ １０ ８ ０ （０ ２ ０ ０ ０ — ６
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煤制天然气项目基本情况及发展现状
煤制天然气项目基本情况及发展现状一、前言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，煤气化生产合成气，合成气通过一氧化碳变换和净化后，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数家公司可供选择。
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、合成气进一步生产甲烷（代用天然气）项目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，这个项目在财务上具有很好的生存能力和盈利能力。
另外，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。
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，进行煤碳转化天然气是一个很好的煤炭利用途径。
二、国外煤制天然气项目进展情况美国达科塔州气化公司投资约21亿美元的煤气化生产天然气项目于1984年投入运行，采用Lurgi固定床气化工艺，日产合成天然气（SNG-SUBSTITUTE NATURAL GAS）1.3亿标准立方英尺（折合368万标准立方米天然气/日），实际产能1.7亿标准立方米/日（折合：481万标准立方米/日），年产能为（按330工作日计算）16亿标准立方米（实际产能12亿标准立方米/年）。
另外工厂副产1200吨/日液氨，还有煤焦油等副产品。
这家工厂也是全球第一家将副产的二氧化碳用于提高石油开采率（EOR）项目的工厂。
工厂共有18台Lurgi Mark IV气化炉，日处理褐煤18500吨。
这家工厂是在二十世纪七十年代石油危机阶段建设的，投入运行后遇到国际油价、天然气价格长期处于低位，工厂一直处于亏损和微利状态。
煤制天然气SNG技术
煤制天然气(SNG)技术1、煤制天然气技术路线传统的煤制天然气技术是以煤炭为原料，气化生产合成气，经净化和转化以后，在催化剂的作用下发生甲烷化反应，生产热值符合规定的替代天然气(Substitute Natural Gas)，也被称为煤气化转化技术。
此技术需要的设备较多，投资较高，但技术非常成熟，甲烷转化率高，技术复杂度略低，因此应用更加广泛，是煤制天然气中的主流工艺。
煤制天然气与煤制其他能源产品相比，能量效率高，单位热值水耗低。
煤制能源产品的能量效率和水耗项目能量效率/% 单位热值水耗/（t〃GJ-1）煤制天然气50～52 0.18～0.23煤制油34.8 0.38煤制二甲醚37.9 0.77煤制甲醇41.8 0.782、煤气化转化技术制备天然气一般情况下，经煤气化得到的合成气的H2/CO比达不到甲烷化的要求，因此需要经过气体转换单元提高H2/CO比。
从工艺技术和加工过程可分为“一步法”和“两步法”两种。
(1) “一步法”煤制天然气技术“一步法”煤制天然气技术就是以煤为原料直接合成甲烷，从而得到煤制天然气的方法，又称“蓝气技术”。
该技术是将煤粉和催化剂充分混合后送人反应器，与水蒸气在一个反应器中同时发生气化和甲烷化反应，气化反应所需的热量刚好由甲烷化反应所放出的热量提供。
反应生成的CH4和CH2混合气从顶部离开反应器进入一个旋风分离器，分离出混合气中夹带的同体颗粒，然后进入一个气体净化器，脱除其中的硫，最后分离出CO2得到煤制合成天然气(SNG)。
煤灰由反应器下部流出，在一个专门设备巾和催化剂进行分离，分离的催化剂返回煤仓继续循环使用。
蓝气技术的特点是在一个反应器中催化3种反映：气化反应、水煤气变换反应、甲烷化反应，难点是催化剂的分离。
(2)“两步法”煤制天然气技术“二步法”是先将煤转化成合成气(H2和CO)，然后再进行甲烷化得到SNG的方法。
从煤转化为SNG需要经历几个步骤：(1)气化：在一定压力(3～4 MPa)和温度(1000～1300℃)下，煤与氧气和过热水蒸气的混合物发生气化反应生成富含H2和CO的煤气。
煤制天然气工艺简介
• 之后煤气水依次进入初焦油分离器和最终油
分离器，分别将焦油和中油分离出来作为产 品。而来自低温甲醇洗的含油煤气水则进入 含油煤气水膨胀器进行泄压闪蒸，闪蒸气也 是送往热电锅炉处理；然后煤气水进入油分 离器和最终油分离器，将中油分离出来作为 产品；分离出焦油和中油之后的酚水送往酚
氨回收进行脱酚和脱氨处理。
别送往煤气水分离装置。
INET
3.煤气水分离装置
• 煤气水分离装置为四系列，是将气化、变换冷却和
低温甲醇洗装置来的煤气水进行物理分离，将焦油
、中油、闪蒸汽分离出来，之后酚水送酚氨回收；
其采用的原理就是泄压闪蒸和重力沉降。
• 气化和变换冷却来的含尘煤气水经换热器冷却后首 先进入膨胀槽进行泄压闪蒸，将煤气水中含带的二 氧化碳等气体闪蒸出来送往热电锅炉处理；
碳压缩机和2台循环气压缩机） • 混合制冷装置2系列 • 硫回收装置1系列
1、低温甲醇洗
• 在原料气净化工艺中，无论采用哪一 种原料或者那一种气化方法制得的合 成原料气，除含有H2、CO、CO2、 CH4以外，还含有其余相当数量的组 分均为合成反应所不需要的各种杂质 ，如：硫化物、氮化物、氢氰酸、惰 性气体、煤焦油等。
2、混合制冷（采取以氨为制冷剂 ）
• 制冷为甲醇洗装置、空分装置的各氨冷却器提供不 同等级的制冷液氨，同时又把返回的气氨在此压缩 、冷凝成液氨。
• 此方案是将蒸发后的气氨经离心式氨压机提压后再去吸 收制冷，避免了吸收器在负压下操作，使生产操作更加 稳妥可靠，混合制冷采用工艺副产的低压蒸汽作热源， 系统中的溶解热及冷凝热由冷却水带出。
气化装置工艺流程示意图
煤
煤斗
煤锁 氧气 气 化 蒸汽 炉 洗 涤 冷 却 器 废 热 锅 炉
煤制天然气生产工艺流程及合成工段工艺简介
有较好的催化活性和稳定性； 孔分布更好，比表面积更大；
四、合成工段催化剂
3、甲烷化催化剂结构性能
（3）催化剂助剂 助剂是催化剂的重要组成部分，其加入量虽小，却可以提高
近年来我国煤制甲醇、煤直接和间接制油、煤 制烯烃、煤制天然气、煤制乙二醇等技术和装备自 主化率达到 85%以上，新型煤化工产能已初具规 模。
一、煤化工产业
3、新型煤化工特点
以清洁能源为主要产品
煤炭-能源化工一体化 高新技术及优化集成
八项
人力资源得到发挥 环境友好
建设大型企业和产业基地
经济效益最大化
15500 20000 15500 20000
四、合成工段催化剂
2、甲烷合成工段
第二、三、四甲烷化反应器 催化剂预期寿命5年，保证寿命3年
功能 甲烷化 甲烷化 甲烷化
催化剂 型号
wt%
填充密度
颗粒（ mm）
MCR
Ni
1.1 11 x 5
PK-7R
Ni 20-30 NiO 1-5 Al2O3 60-70
净煤气
煤
气 水
氧气
空分
硫
冷
化
量
氢
混合制冷 硫回收
产品石脑油 产品硫磺
煤气水 酚水 分离
氨水
酚回收
氨回收
产品液氨
产品焦油 中油
产品粗酚
全厂废水
生化污 水处理
甲烷合成
天 然 气
压缩 干燥
天 然 气
天然气 首站
二、煤制天然气生产工艺流程
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煤制天然气的工艺流程与经济性
摘要：本文描述了以煤为原料制取高效清洁的代用天然气的技术路线及其关键技术之一-甲烷化技术，并采用PROⅡ对煤制代用天然气工
艺进行了流程模拟计算。
除此之外，本文对其经济性进行了分析。
通过上述分析可看出，在我国积极稳步推进煤制天然气发展势在必行。
关键词：代用天然气（SNG）甲烷化经济性
1 前言
随着我国城市化进程的继续推进，对天然气的需求将持续攀升。
而我国天然气储量并不丰富，为了保障用于城市燃气的天然气的供应，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。
据预测，我国2010年、2015年和2020年对天然气
的需求分别达到1200亿m3、1700亿m3和2000亿m3，相应地，天然
气缺口分别为300亿m3、650亿m3和1000亿m3。
目前我国天然气的
进口途径主要有两条，一条是从俄罗斯和中亚国家通过长输管道进口的天然气，另一条是在东南沿海等地进口的液化天然气（LNG）。
地
缘治和国际天然气的运输及价格都将影响我国天然气的供应。
因此，发展煤制代用天然气（Substitute Natural Gas-SNG）就具有了保障我国能源安全的重要性。
煤制SNG可以高效清洁地利用我国较为丰富的煤炭资源，尤其是劣质煤炭；还可利用生物质资源，拓展生物质的利用形式，来生产国内能源短缺的天然气，然后并入现有的天然气长输管网；再利用已有的天然气管道和NGCC电厂，在冬天供暖期间，将生产的代用天然气
供给工业和用作为燃料用于供暖；在夏天用电高峰时，部分代用天然气用于发电；在非高峰时期，可以转变为LNG以作战略储备；从而省去了新建燃煤电厂或改建IGCC电厂的投资和建立铁路等基础设施的费用，并保证了天然气供应的渠道和实现了CO2的减排。
由此可见，煤制SNG是一举数得的有效措施，有望成为未来劣质煤炭资源和生物质资源等综合利用的发展方向。
本文以某厂煤制SNG项目为例，首先对总工艺流程进行了简要描述，并对其中甲烷化技术进行了介绍。
其次对流程进行了模拟计算，得出客观可靠数据。
最后对煤制SNG在节能减排方面的优势以及经济性进行了分析。
2 工艺简介
煤制SNG技术是利用褐煤等劣质煤炭，通过煤气化、一氧化碳变换、酸性气体脱除、高甲烷化工艺来生产代用天然气。
本文所研究项目的工艺流程如图1所示，其中气化采用BGL技术，并配有空分装臵和硫回收装臵。
主要流程为：原煤经过备煤单元处理后，经煤锁送入气化炉。
蒸汽和来自空分的氧气作为气化剂从气化炉下部喷入。
在气化炉内煤和气化剂逆流接触，煤经过干燥、干馏和气化、氧化后，生成粗合成气。
粗合成气的主要组成为氢气、一
氧化碳、二氧化碳、甲烷、硫化氢、油和高级烃，粗合成气经急冷和洗涤后送入变换单元。
粗合成气经过部分变换和工艺废热回收后进入酸性气体脱除单元。
粗合成气经酸性气体脱除单元脱除硫化氢和二氧化碳及其它杂质后送
入甲烷化单元。
在甲烷化单元内，原料气经预热后送入硫保护反应器，
脱硫后依次进入后续甲烷化反应器进行甲烷化反应，得到合格的天然气产品，再经压缩干燥后送入天然气管网。
图1 煤制SNG总工艺流程示意图
3 甲烷化技术
煤制SNG工艺流程中主要包括煤气化、变换、酸性气体脱除、甲烷化等工艺技术，其中高甲烷化技术为关键技术之一。
3.1 托普索甲烷化技术
丹麦托普索公司开发甲烷化技术可以追溯至20世纪 70年代后期，该公司开发的甲烷化循环工艺（TREMP TM）技术具有丰富的操作经验和实质性工艺验证，保证了这一技术能够用于商业化。
该工艺已经在半商业规模的不同装臵中得到证明，在真实工业状态下生产200 m3/h～3000 m3/h的SNG。
在TREMP TM工艺中，反应在绝热条件下进行。
反应产生的热量导致了很高的升，通过循环来控制第一甲烷化反应器的度。
TREMP TM工艺一般有三个反应器，第二和第三绝热反应器可用一个沸水反应器（BWR）代替，虽投资较高，但能够解决空间有限问题。
另外，在有些情况下，采用四个绝热反应器是一种优化选择，而在有些条件下，使用一个喷射器
代替循环压缩机。
除了核心技术外，因为生产甲烷的过程要放出大量的热量，如何利用和回收甲烷化热量是这项技术的关键。
托普索工艺可以将这些热量再次利用，在生产天然气的同时，产出高压过热蒸汽。
3.2 Davy甲烷化技术
20世纪90年代末期，Davy工艺技术公司获得了将CRG技术对外转让许可的专有权，并进一步开发了 CRG技术和最新版催化剂。
Davy甲烷化工艺技术除具有托普索TREMP TM工艺可产出高压过热蒸汽和高品质天然气特点外，还具有如下特点：催化剂已经过工业化验证，拥有美国大平原等很多业绩。
催化剂具有变换功能，合成气不需要调节H/C比，转化率高。
催化剂使用范围很宽，在2 30℃～700℃范围内都具有很高且稳定的活性。
3.3 鲁奇甲烷化技术
鲁奇甲烷化技术首先由鲁奇公司、南非沙索公司在20世纪7 0年代开始在两个半工业化实验厂进行试验，证明了煤气进行甲烷化可制取合格的天然气，其中CO转化率可达100％，CO2转化率可达98％，产品甲烷含量可达95％，低热值达8500kcal/Nm3，完全满足生产天然气的需求。
4 工艺流程模拟
4.1计算基准
气化技术采用BGL技术，天然气产量为20亿Nm3/a，其中甲烷含量为96.46％。
原料煤煤质组成及热值如下：
表1 原料煤煤质组成及热值
通过流程模拟得到各关键物流的数据如表2所示，其中物流号与图1相对应。
表2 煤制SNG物流数据表
外还有10000t/a的硫磺。
通过对全厂热量平衡计算，需配备3台46 0t/h的锅炉，满足全厂供汽后可发电120MW。
4.3主要原料和公用工程消耗
SNG消耗表
表3 煤制
项目投产后第一年生产负荷为90％、第二年生产负荷为90％，以后各年均为100％，生产期15年，工程计算期18年。
原料煤价格为160元/t，水资源费为6元/t，电价为0.36元/ KWh，天然气价格为1.67元/Nm3，硫磺价格为700元/t。
5.2投资
本文所研究的煤制SNG项目的投资估算见下表：
表7 煤制SNG投资估算表
5.3成本估算
表8 煤制SNG成本估算表
5.4 效益分析
本文所研究项目的产品天然气单位生产成本为1.07元/Nm3，影响成本的主要因素为原料煤价格及建设投资。
该项目所得税后全部投资财务内部收益率为10.65％，财务净现值（i=10％）为54463万元。
财务内部收益率大于基准收益率，说明盈利能力高于行业规定。
所得税后的投资回收期为9.77年（含建设期3年），均小于行业基准回收期，表明项目投资能按时收回。
此外，根据敏感性分析，随着原料煤价格的下降以及天然气价格的上涨，税后内部收益率还会提高。
由此可见，煤制SNG具有较好的经济可行性。
6 结论
总之，在我国发展煤制SNG，各项常规技术已有较广泛的应用和发展，如碎煤加压气化、空分、耐硫变换、脱硫脱碳、锅炉和汽机等技术。
甲烷化反应器及催化剂在传统应用中也取得了一定的经验，而大规模应用可以借鉴国外成熟技术。
为此，扎实稳步地在中国推进煤制SNG发展路线，无论是适度发展煤制天然气，补充天然气资源，缓解国内天然气供求的矛盾，还是推广已有成熟技术或新技术储备，都将具有积极的推动意义。