以煤制天然气技术方案.doc

*公司以煤制6万吨/年液化甲烷项目方案1.概述1.1 项目名称煤制6万吨/年液化天然气项目。1.2 建设地点四川省泸州市叙永县。1.3 产品方案及生产规模根据叙永县周边市场需求及装置投入产出的经济性，按以下规模建设一套煤制液化天然气装置是合理、可行、经济的。年产液化天然气：6万吨年生产小时：8000小时1.4 水煤气规格组分H2COCO2CH4+N2体积百分比%54%35%6%5%流量43605Nm3/h1.5 装置消耗指标（吨液化天然气）序号名 称单 位消耗量1原煤吨3.492电Kwh3043循环水t6204脱盐水t1.85脱硫剂Kg0.96分子筛Kg0.27变换催剂Kg0.058甲烷化催化剂Kg0.19燃料煤Kg401.6 项目建设的必要性叙永县系产煤大县，近年来紧紧抓住国家实施西部大开发、电力体制改革等这些难得机遇，以市场为导向，积极推进煤炭产业、煤电转化和煤炭气化及煤化工项目建设。这便给小氮肥行业提供了足够的选择余地。叙永县在小氮肥生产的“三要素”，水、电、煤供给方面，占有得天独厚的资源优势：永宁河四季有水，从未断流，且山溪水温度低，硬度也低。只要处理好浊度问题，便是小氮肥很理想的生产用水。小氮肥的用煤标准：固定碳65%；全硫0.7%(如装置设二次脱硫可提高到1.5%左右)，挥发份7%左右（上述指标匀指分析基），这种要求在当地很容易满足，入炉价约580元/吨。供电局将约20000KVA负荷生产用电送至新界区内，均价0.37元/KW-h完全能满足生产要求。叙永县与贵州、重庆毗邻，贵州虽然煤资源较丰富，但缺少天然气，重庆虽然天然气储量较多，但受开采权影响，能够使用的量却很少，同时消费量很大，所以天然气缺口较大。故在叙永县建一个煤制液化天然气装置，将产品销往周边市场，是很有必要的，是大有利可图的。2.煤制天然气的前景分析2.1 市场需求分析近年来，随着世界经济的持续增长，石油、天然气供需矛盾越来越突出，原油、天然气价格飞涨，全球政治家、科学家、企业家的目光都投向了油、天然气替代能源的开发。因此煤的洁净利用，加工成油、天然气、化工产品，以减少对石油、天然气的依赖成为国内外大型能源公司竞相开发的重要课题。从中国的常规能源资源（包括煤、油、气和水能）总量看，大致占世界同类资源总量的1011。在中国常规能源中，煤占88.5、油占3.7、天然气占1.4、水能6.4。另外还有核能、生物质能、太阳能及风能等，但短期内这些能源所占份额不会有较大幅度上升。因此，在一个相当长时期，我国仍不得不以煤炭为主要能源，这就为煤炭气化生产代用天然气提供了可能。而从能源安全角度考虑，进口天然气也确实存在供应、运输及价格等风险，如目前从印尼进口的LNG价格已从最初的25美元桶上调至38美元桶，因此也有必要发展煤基天然气。另外煤制天然气项目技术成熟，产品市场容量巨大而且稳定，在国内许多大中城市，许多车辆已改用天然气作燃料，煤制天然气项目也是非石油路线生产替代石油产品的一个有效途径。我国天然气价格一直受政府控制，目前天然气价格远低于国际价格，在国际上石油天然气价格比为：1：0.6， 而国内石油和天然气价格比为1：0.24，同时作为民用燃料的液化石油气价格高达6000元每吨，折合每公斤6元。15公斤液化石油气热值基本相当于20标准立方米天然气热值，但15公斤液化石油气出厂价为90元，而20标准立方米天然气进入长输管道价在16元。对于终端用户来讲，每月一罐液化石油气价格达到100元以上，而20标准立方米天然气在北京等城市基本在40元左右。现在规划的国外进口的天然气价格到达各城市的门站价格不会低于3.5元每标准立方米，在这种国内能源产品价格极度不合理情况下，国内天然气价格上调仅仅是时间问题，因为国内今后消费天然气中，进口天然气比重越来越大，迫使国内天然气价格最重要和国外接轨。天然气利用政策中明确表示要合理调控价格，完善天然气价格形成机制，逐步理顺天然气价格与可替代能源价格的关系。因此，国内天然气价格的市场化进程中价格必然受到国际市场天然气价格的影响，在市场化进程中将会有较大幅度的上升空间。因此，煤制天然气项目的财务盈利能力预期会更好。2.2价格分析国际天然气价格和原油价格相关性较强，而我国长期采用政府定价的天然气价格政策，同时受天然气资源分布的影响，我国天然气价格呈现南高北低、东高西低的状况，2007年国内主要城市天然气价格情况列于下表。 由上表可以看出，从行业分类价格来看，车用天然气的售价最高，基本都在3元m3以上，主要原因是与油品价格的关联比较紧密；其次是公共服务用天然气；由于政府限价的原因，民用天然气价格最低。从地区分布来看，非资源产地的天然气价格较高，价格普遍在2.0元m33.6元m3之间，而资源产地的价格基本在1.2元m32.0元m3之间。为促进节约用气，保证国内天然气市场供应，天然气利用政策中明确表示要合理调控价格，完善天然气价格形成机制，逐步理顺天然气价格与可替代能源价格的关系。因此，国内天然气价格的市场化进程中，价格必然受到国际市场天然气价格的影响，将会有较大幅度的上升空间。2.3 产业政策分析国家发改委1350号文件“在有条件的地区适当加快以石油替代产品为重点的煤化工产业的发展；同时还指出“民用燃料和油品市场为导向，支持有条件的地区，建设大型煤化工项目”。煤制天然气技术成熟可靠，其工艺与合成氨基本相同。煤气化和净化以及甲烷化的技术我国都有。符合国家相关技术国产化政策。石化产业调整和振兴规划中强调“坚决遏制煤化工盲目发展势头，积极引导煤化工行业健康发展”，“重点抓好现有煤制油、煤制烯烃、煤制二甲醚、煤制甲烷气、煤制乙二醇等五类示范工程，探索煤炭高效清洁转化和石化原料多元化发展的新途径”。据报道“全国能源工作会议”已经提出“适度发展煤制天然气”。在国家发布的天然气利用政策中明确指出“确保天然气优先用于城市燃气”，因此，煤制天然气市场的合理定位是城市燃气市场，如民用燃气、公共服务燃气、车用燃气等，煤制天然气的发展必须与国家相关产业政策相一致。2.4 甲烷化技术分析甲烷化技术成熟可靠，在化肥行业广泛用于脱除CO；在城市煤气行业，用于提高热值。20世纪70年代，鲁奇公司、南非萨索尔公司开始进行煤气甲烷化生产合成天然气的研究和试验，经过两个半工业化试验厂的试验，证实可以生产合格的合成天然气。甲烷化反应CO的转化率可达100%，CO2转化率可达95%，低热值为35588 kJm3。20世纪70年代的能源危机，促使美国考虑能源自主供应问题，在北达科他州大平原上建成了大平原合成燃料厂(GPSP)。该厂于1984年投产，至今仍在正常运行。该厂采用鲁奇固定床加压煤气化和甲烷化技术，年消耗褐煤量为600多万t，生产出合成天然气540亿ft3(相当于15亿m3)，还生产化肥、苯酚、CO2和其他化学品。国内对甲烷化技术相当熟悉，在合成氨生产中，甲烷化广泛用于脱除CO，而化肥行业有大量的甲烷化装置，由此可以看出，甲烷化技术是成熟可靠的，工艺技术风险很小，而且是可以控制的。2.5 节能、节水和二氧化碳排放分析（1）节能分析煤制天然气项目甲烷化可以等压合成，无压缩功耗，系统压降小。甲烷化采用等温式反应器，合成气循环比小，循环机功耗低。甲烷化装置副产大量的高压蒸汽，可用于驱动透平，减少锅炉和燃料煤的数量。在甲烷化装置部分，几乎84%的废热以蒸汽的形式得到回收，而仅有0.5%的废热用冷却水冷却，使得整个甲烷化系统热量回收效率非常高。目前国内将煤炭转化为能源产品的方式有发电，煤制油、煤制甲醇、煤制二甲醚、煤制天然气等。不同煤制能源产品的能量效率列于下表： 从表2数据可以看出，能量效率由低到高为间接煤制油(34.89%)二甲醚(37.84%)甲醇(43.86%)发电(45%)(扣除自用电后仅38%左右)煤制天然气(45.98%52.57%)，煤制天然气的能量效率最高，是最有效的煤炭利用方式，是煤制能源产品的最优方式，不但可以大幅降低煤炭的消耗，同时还减少了SO2、CO2的排放。（2）节水分析 根据相关资料分析的单位热值水耗来看，每GJ耗水量由低到高为煤制天然气(0.160 t0.196 t)间接煤制油(0.375 t)二甲醚(0.775 t)甲醇(0.740 t)。单位热值耗水量煤制天然气最低，是最节水的能源产品，这对于富煤缺水的西部地区发展煤化工产业具有十分重要的意义。（3）二氧化碳排放分析不同煤制能源产品的CO2排放量列于下表： 从工艺装置单位热值CO2排放量来看，间接煤制油和天然气(褐煤原料)的CO2排放较低(0.077 tGJ)，煤制甲醇、二甲醚和煤制天然气，均在0.099 tGJ0.115 tGJ之间，天然气的排放量最高，达0.115 tGJ。值得注意的是，上述数据仅为工艺装置的排放量，并不包括锅炉、发电的排放量，因此，仅从工艺装置排放量的角度得出结论是片面的。由于煤制天然气项目中，甲烷化装置可以副产大量的高压蒸汽(或中压蒸汽)，用于驱动透平压缩机或用于煤气化，锅炉仅需补充少量的高压蒸汽，减少了锅炉燃煤量，同时大量富余的低压蒸汽可以用于发电，二者都可以大大降低锅炉和发电产生的CO2排放量，而煤制甲醇、二甲醚和合成油装置中，空分所需高压蒸汽几乎全部由锅炉供给，而且基本没有富余的低压蒸汽，因此，CO2排放量应从项目整体来评价。通过计算，从整个项目CO2排放量来看，由低到高的次序为天然气(0.126 tGJ)天然气(0.134 tGJ)煤制油(0.143 tGJ)甲醇(0.159 tCJ)二甲醚(0.160 tGJ)。煤制天然气CO2排放量最低，与能量效率相吻合。通过上述分析可以得出结论，煤制天然气项目由于能源利用率高，决定了其综合CO2排放较其他煤制能源产品低，符合国家节能减排的方针政策。国家一直鼓励通过煤炭的清洁利用发展替代能源和化工产业，煤制天然气正是立足于国内能源结构的特点，通过煤炭的高效利用和清洁合理转化，生产清洁能源。煤制天然气技术成熟，能量效率高，单位热值耗水量和CO2排放量均较低，是煤制能源产品最有效的利用方式，符合国家节能减排的方针政策。以城市燃气为目标市场，适度发展煤制天然气，作为天然气资源的补充，可以起到缓解国内天然气供求矛盾的作用，同时还可以作为城市燃气的重要调峰手段之一。3. 国内外煤制天然气发展概况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，国内外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。3.1 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。（合计天然气200Nm3/t coal，很低）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。在对外销售二氧化碳和其他副产品补充情况下，工厂曾一度艰难度日。在2003年国际油价天然气价格上涨后，工厂实现盈利。 南印第安纳州在2006年10月宣布投资15亿美元，建设一个年产11亿标准立方米（400亿标准立方英尺）合成天然气（SNG）的工厂。 美国博地能源公司和康菲石油公司在联合开展一个投资30亿美元，年产500-700亿标准立方英尺的煤制天然气（SNG）工厂可行性研究工作，工厂选址在肯塔基州。 美国伊利诺伊州在2006年9月发布公告，宣布投资一个年产500亿标准立方英尺的煤制天然气项目。3.2 国内煤制天然气项目进展 大唐国际在内蒙古赤峰市克什克腾旗投资226亿元建设一个日产天然气1200万标准立方米（年操作时数8000小时，年产天然气40亿标准立方米），项目已开工建设。项目配套建设一条448公里管线，向北京输送天然气。辽宁大唐国际阜新煤制天然气项目目前环评已进入公示期，项目建设规模与赤峰项目完全一样。项目配套建设一条1100公里管道向沈阳、大连等城市输送天然气。内蒙古汇能煤化工有限公司在鄂尔多斯投资的16亿标准立方米煤制天然气项目在开展可行性研究前期工作。华银电力与广东佛山公用事业控股公司组建合资公司，投资建设一个15亿标准立方米的煤制天然气项目。神华宁煤集团也在积极的探讨建设煤制天然气项目可行性。4.工艺技术方案4.1 概述本方案是将煤气化所得的水煤气通过变换、脱碳（变换、脱碳的目的是为了调整进甲烷化前的氢碳比为3：1）、甲烷化制得富含甲烷的工艺气体，然后再通过加压制得液化天然气。其生产工艺流程简图如下： 空气 煤气精脱硫煤气净化粗脱硫水煤气发生炉煤气加压 原煤 蒸汽 液化天然气压缩甲烷化脱碳变换4.1 煤气的制取及脱硫煤气的制取采用改良固定床气化法，该方法气化率高，产气量较好。投资较小。特别适合中小型企业。煤气的脱硫，先用液相催化氧化法脱硫。对煤气中的硫化物进行粗脱，粗脱硫后的煤气进入煤气压缩机升压至1.2MPa（表），进入有机硫转化器、有机硫吸附器、无机硫吸附器后，使总硫含量小于0.3mg/m3。脱硫后的碱液在催化剂作用下，用空气氧化再生，再循环使用。4.2 变换一氧化碳的变换是指为适应下游工艺对气体成分氢碳比的要求，将煤气中过多的一氧化碳通过变换反应将一氧化碳除去一部分，以调整氢碳比的过程。其基本反应式为：CO+H2O=CO2+H2 一般情况下变换分为高温（中温）变换和低温变换。高温变换是指床层热点温度在380450的变换 ，一般是处理进口一氧化碳含量较高，出口气中一氧化碳含量要求不高的气体。低温变换是指床层热点温度在220250的变换，一般和高温变换串联使用，用于对一氧化碳含量要求较高的气体的处理。由于本装置只需把一部分一氧化碳通过变换除去以调整进甲烷化工序的氢碳比，所以选择高温变换。其变换后气体组成如下：组份H2COCO2CH4N2体积V%59.6618.417.562.631.75流量49718.4Nm3/h4.3 脱碳（脱除部分二氧化碳）根据原料气条件（P=1.0MPa），拟采用IST-MDEA工艺实现该工艺目标。IST-MDEA工艺是重庆理想科技有限公司在消化各脱碳技术的基础上，对其相关工艺指标进行优化、调整、创新、开发出的一项新工艺，该工艺的特点是在MDEA溶液中加入一定量的活化剂和助吸收剂，促进CO2的吸收速率。其工艺过程如下：来自变换后的气体进入CO2吸收塔底部，与塔顶来的MDEA溶液逆流接触，CO2气体被MDEA溶液吸收，净化气体在吸收塔上部经洗涤冷却，再经塔顶高效除沫器除去夹带的溶液后，进入净化气冷却器降温至40，再经净化气分离器分离水份及杂质后送到甲烷化工序。吸收CO2后的MDEA溶液称为富液，富液由吸收塔底利用变换气压力进入贫富液换热器，富液温度由6575上升至8595经再生塔顶部喷淋入塔。在再生塔内，溶液中的R2CH3NH+HCO3-受热分解释放出CO2，CO2随同大量的水蒸汽及少量的MDEA蒸汽经洗涤由塔顶溢出，温度约为98，压力约为0.035MPa（表），进入CO2水冷却器，与自身闭路循环水进行热量交换，CO2气体降温至40，然后去CO2分离器。在CO2分离器内，气体夹带的水份被分离， CO2气体经计量送出界区（每小时大约为8178.1 Nm3可作为纯碱生产原料）。煤气经脱碳后的气体组成如下：组份H2COCO2CH4N2体积V%71.422.021.333.152.10流量41538 Nm3/h4.4 甲烷化工艺煤制天然气的关键是甲烷化工艺技术，甲烷化技术是将煤气中的氢和一氧化碳在催化剂的作用下合成以甲烷为主的高热值气体的过程。主要反应式如下：3H2+CO=CH4+H2O4H2+CO2= CH4+H2O由于甲烷化反应是强烈放热反应，本方案拟采用等温式甲烷化工艺，该工艺是将脱碳后压力1.1MPa、温度40、CO+CO2总量23.35%，经入塔气预热器加热至270，进入甲烷化反应器将CO、CO2合成CH4，反应后气体出塔气温度320，将气体中CO+CO2总量降至0.6%。再经过最终甲烷化反应器，将CO+CO2含量降至50PPM以下将甲烷化先加热入塔气，然后经水冷器冷至40以下分离出化学水，送甲烷化气压缩机。由于原料气中CO含量较高，以及甲烷反应放热量大，需通过循环气稀释原料气中有效组分。甲烷化反应热通过副产蒸汽回收，锅炉给水补入汽包，通过循环水泵将热水送入甲烷化反应器管程，饱和水吸热后部分汽化，然后在汽包后分离出5.0MPa蒸汽。甲烷化物料平衡组成如下：组份H2COCO2CH4N2体积V%0.0699微量（不计）92.597.34流量11888.2Nm3/h4.5 液化工艺1、液化前气体的脱水处理甲烷化后的甲烷气经换热、冷却后，先经气液分离器脱去大部分水，再由分子筛再生吸附，将水脱至10PPm以下。脱水采用分子筛吸附，这种方法具有吸附能力强、低水气分压下的高吸附特性等优点，并可同时脱除残余酸性气。干燥器为两床吸附单元，循环周期为8h。甲烷气在一台吸附器中流动时，所带的水分被吸附剂吸附。另一台吸附器则用再生气体(压缩的LNG储罐闪蒸气)再生。两台吸附器由程序控制进行周期性切换操作。通过在线分析仪检查水含量，并通过实验室分析来确认在线水测量仪的结果。确保甲烷气体进入液化单元前，水含量应低于1PPm。2、 液化分离脱水后的甲烷气经压缩机压缩至4.5 MPa（表）后，先经甲烷气冷却器换热降温后，再进入冷区，冷区由集成在1个壳中的3个板式换热器和几个气液分离器组成。甲烷气首先在预冷器中预冷却(原料气仅仅接近液化温度，约-130)，然后依次进入液化器冷凝和过冷器过冷到-155。再将液体甲烷送进分馏塔中精馏，在塔顶抽出氢气和氮气，返回氮甲烷压缩系统循环使用。在甲烷塔釜获取液体甲烷气去LNG贮存罐贮存。装置的冷量由氮甲烷循环膨胀机制冷提供，采用氮甲烷膨胀液化流程具有起动时间短、流程简单、控制容易、混合制冷剂测定及计算方便等优点，由于缩小了冷端换热温差，它比纯氮膨胀液化流程节省1020%的动力消耗。3、 LNG罐区及灌装系统LNG储罐容积为5000m3，能满足10天产量的储存。LNG配送灌装系统每天连续16h灌装12个集装箱罐，从液化装置来的LNG流量为17.7m3h，连续送入LNG低温储罐，进罐管线从储罐顶部（或下部）进入储罐。储罐不但设置了液位、压力和温度测量仪表，还配置了密度计来监测，防止液体在储罐内可能发生的“翻滚” 现象。储罐的保护系统经安全控制系统与DCS相接。LNG储罐内配备有两台立式离心潜液泵(其中1台备用)，通过泵筒安装于储罐底部。LNG泵处于连续运转状态，并通过泵上的回流管线，将储罐内的LNG重新注入储罐内，起到循环、混合储罐内LNG的作用，减小LNG分层现象的发生；同时保持储罐内外工艺管线始终处于冷却状态。灌装站的设计能力为16h内灌装完容积40m3的汽车罐车或集装箱罐12个。灌装站由3个灌装臂和1个灌装软管组成。5.主要设备一览表序号设备名称单位数量规格备注1煤气发生炉台9D=26002空气鼓风机台13旋风分离器台24造气废热锅炉台15脱盐水预热器台1管壳式6煤气洗涤塔台1填料式7水煤气柜台18煤气鼓风机台29高压静电捕集器台110碱液脱硫塔台211水洗塔套112静电除尘器套113水封槽套214压缩机套1离心式（成套供应）压缩煤气、甲烷化气15中变炉台116中变废锅台117脱油槽台118中温水解槽台119调温水解槽台120常温水解槽台121脱硫槽台222脱碳系统套1理想科技成套技术23甲烷化反应器台1管壳式反应器24高压废锅台1产5.0MPA蒸汽25锅炉循环泵台226甲烷化气入塔预热器台127最终甲烷化炉台128甲烷化水冷器台1管壳式29甲烷化水分离器台130甲烷化气分子筛干燥器台231蒸汽加热器台1管壳式32氮甲烷循环压缩机台133制动压缩机台134透平膨胀机台135甲烷气循环气换热器台336LNG贮槽台16.控制方案6.1 控制系统本工程各装置合并设置一个主控制室，集中监控。通过设置在控制室的分散型控制系统（DCS）和程序逻辑控制系统（PLC）实现对全装置工艺生产的监视、操作和紧急事故处理。并作到在主控室通过操作按钮，开车及手动停车或紧急停车。为了提高其可靠性，DCS的主要控制单元及I/O接口均考虑冗余配置。同时还设计了一套独立的安全联锁装置。为了提高其可靠性，对于现场仪表的选择要求先进可靠，并考虑与DCS系统的匹配，作到智能化。为了确保生产安全，联锁系统的重要控制点从检测元件至执行单元，均为独立单元。必要的设三取二系统。设置上位机，以便进行全厂监控和生产调度。6.2 仪表选择（1）现场检测仪表均选用能够与DCS 进行数字通讯的智能型变送器（如压力/差压变送器、流量计）。（2）执行机构主要采用气动程控阀加气动伺服机构和气动调节阀加电/气阀门定位器（或电/ 气转换器）的配置方式。 （3）流量测量仪表主要采用孔板加差压变送器测量方式，并配温度、压力补偿。（4）液位测量仪表主要采用差压变送器测量方式。 （5）对生产过程中的关键参数进行监控，以保证产品质量和提高产品收率。7.节能减排措施本项目认真贯彻国家有关节能规定，积极采用节能型工艺和高效设备，努力做到节约能源，合理综合利用能源，使该项目的综合能耗在国内外处于领先水平。本项目主要采用以下措施，降低能耗以达到节能减排目的。7.1 煤气化过程中的节能减排（1）采用改良的固定床气化工艺，蒸汽的消耗降低20%，同时煤气化得到煤气量可增加350400Nm3/吨煤。（2）设置60T/h的三废锅炉，将煤气化后的煤渣掺烧新鲜煤(300Kg/h)，用于三废锅炉产蒸汽。产生的蒸汽可用于推动透平做功，大大降低整个装置的电耗，电耗可降低90%以上。同时煤渣的排放量大大减少。另外将煤吹风过程中的排放气也送入三废锅炉，减小废气排放。（3）蒸汽的平衡更合理，将推动透平机后减压的蒸汽用于煤气化蒸汽，脱碳用低压蒸汽。（4）在煤气净化工艺设计中，采用各种新型高效换热设备，充分回收高温物料的热能，最大限度地节省能源。7.2 甲烷化及液化过程中的节能减排（1）采用最新的甲烷化工艺，同时副产5.0MPa蒸汽3t/吨甲烷，产生的蒸汽可推动透平做功，热能的利用率理更高。（2）脱碳系统采用重庆理想科技的MDEA脱碳专利技术，蒸气消耗低，溶液的损失量小，脱出的二氧化碳（8178.1Nm3/h），用于制纯碱，不外排，不会对大气环境造成影响。（3）液化装置采用氮甲烷膨胀液化流程，比传统的纯氮膨胀液化流程节省1020%的动力消耗。8. 环境保护 8.1 拟建工程主要污染源及污染物本工程为煤制天然气装置，由于采用了各种新型工艺以及循环联合化工工艺，故在生产中排放的污染物少，对环境的影响很小。通过对拟建的煤制天然气工程的主体生产装置及公用工程和辅助设施等项目进行的初步工程分析认为，拟建工程主要污染是废煤渣、粉尘，以及少量煤气净化污水，拟建工程“三废”排放详见下表：序废气来源废气组成及排放特性排放方式备注 号(设备名称)名称特性数据温度压力MPa连续间断及去向1三废锅炉锅炉燃烧尾气含二氧化碳40常压高空排放 2煤气洗涤塔洗涤污水含煤灰及酸性物36常压送污水系统处理 3三废锅炉煤渣用于生产建筑材料 4脱硫系统排污水含碳酸钠送污水处理系统5废热锅炉排污水送污水处理系统6液化系统弛放气含甲烷、氮气送三废锅炉8.2 拟建工程主要的环保设施拟建工程两主体生产装置都大力选用当前国内先进成熟可靠的工艺技术，尽力作到节能降耗，“三废”少，污染轻的同时配合有效的环保治理措施，实现清洁生产。1）为减少废气、废渣对大气的污染，本装置设三废锅炉，对煤气化的吹风气及煤渣进行燃烧，用于产蒸汽推动透平做功，然后再将燃烧尾气高空排放。既减少了废气、废渣的排放，又能产生热能做功，大大降低能耗。2）为确保水体不受污染，对于生产工艺可能产生的各种污水，增设污水治理设施，使之达标排放。3）为了尽力减少废水的排放量，节约用水，一水多用，重复利用，故本项目的循环水利用率达95%以上。4）本拟建项目将对压缩机、风机等大功率动力产