德士古煤气化和壳牌煤气化工艺生产甲醇的综合技术经济比较.doc

德士古煤气化和壳牌煤气化工艺生产甲醇的综合技术经济比较胡四斌(五环科技股份有限公司，湖北武汉 430223) 2007-11-01进入21世纪以后，国际原油价格大幅攀升，而我国的资源分布情况又属缺油少气，基于此，国内开始大力发展煤化工，尤其是以煤为原料生产甲醇及其下游产品。近十年来，煤气化技术取得了飞速的发展，成功开发了煤种适应性广、气化压力高、生产能力大、气化效率高、污染低的新一代煤气化工艺，主要有德士古(Texaco)水煤浆煤气化工艺和壳牌(Shell)干粉煤气化工艺。 2006年，五环科技股份有限公司根据某业主的要求为其醋酸装置提供甲醇及CO项目的工程技术咨询。工程技术咨询的内容为：采用不同煤种分别运用德士古水煤浆气化工艺和壳牌干粉煤气化工艺生产甲醇及联产CO，从工艺方案、单元配置、装置投资、消耗以及公共工程能力和建设周期等方面对2种气化工艺进行了综合技术经济比较。工程技术咨询结论为：采用不同的煤气化工艺生产甲醇及其下游产品，其工艺路线、公用工程配置、项目投资、产品成本以及工厂的经济效益是各不相同的。笔者对此进行简要论述。1 德士古煤气化工艺生产甲醇及CO1.1 基本要求 (1)原料煤和燃料煤 原料煤采用神华煤，燃料煤采用义马煤。煤质典型组分见表1和表2。 (2)装置能力 根据2台3.2 mm气化炉在压力6.5 MPa下的产气能力，气化装置总有效气(CO+H2)为180000m3h，由此可确定工厂产品能力为：精甲醇54 104ta(67.43 th)；一氧化碳34.5104ta(34 500 m3h)。 (3)外供蒸汽 要求为醋酸装置提供的蒸汽品质为1.8 MPa，340，100th。1.2 工艺技术 1.2.1 工艺流程和物料平衡 工艺方框流程见图1，物料平衡见表3。1.2.2 工艺技术方案和装置能力配置 (1)煤气化装置 煤气化采用GE公司水煤浆激冷流程，气化压力为6.5 MPa压力，主要工艺过程包括水煤浆制备、水煤浆气化、灰水处理等。煤磨机选用4 m6.7 m湿式溢流型棒磨机3台，2开1备。单台磨机的煤处理能力为62.5 th。气化炉配置3台25 m3急冷式气化炉，2开1备。 (2)空分装置 空分采用内压缩液氧泵流程，主要工艺过程包括空气的过滤和压缩、预冷和纯化系统、冷量制取、空气精馏、液体产品贮存和氮压站等。煤气化正常工况下需氧量为73 000m3h，选用2套40000m3h制氧能力的空分。空压机流量为230 000m3h，Ne=19600kW，2台全开。空气增压机流量为120 000m3h，Ne=12 000 kW，2台全开。空压机和空气增压机采用高压蒸气透平驱动。 (3)一氧化碳变换及热回收 一氧化碳变换采用一段2层耐硫变换，变换余热用于副产中压蒸汽、低压蒸汽、预热锅炉给水、除盐水，冷凝液经低压蒸汽汽提回用。 变换炉直径为3 200 mm，选用热壁炉，1台。催化剂型号为K8-11H，装填量为上层8 m3，下层32 m3。 (4)酸性气体脱除 酸性气体脱除采用低温甲醇洗工艺技术，低温甲醇洗为2套吸收系统，分别用于变换气和煤气的酸气脱除，再生系统1套共用。变换气甲醇洗涤塔为2 800mm47450mm，1台。煤气甲醇洗涤塔为2 000mm59 000mm，1台。 (5)合成气压缩 合成气压缩采用离心式联合压缩机组，新鲜气压缩至7.6MPa(绝)，循环气压缩至8.3 MPa(绝)，压缩机轴功率为5 075 kW，中压蒸汽透平驱动。 (6)甲醇合成 甲醇合成采用国外甲醇合成技术，合成压力8.3 MPa(绝)，甲醇催化剂由国外专利商供货，甲醇合成塔国产。甲醇合成塔3 800 mm，H=14 000mm，2台。甲醇催化剂装量为38 m3台。 (7)甲醇精馏 甲醇精馏采用三塔精馏工艺，在常压塔后增设回收塔。塔内件采用塔板和规整填料。加压精馏塔2900mm，H=38 000mm，1台。 (8)CO分离 CO分离采用引进深冷分离技术，冷箱整体引进，产品CO纯度大于98.5。CO压缩机选用离心式CO压缩机，1台，从国外引进。CO分三段进压缩机，产品CO的出口压力为3.5MPa，压缩机轴功率为1 080kW，电驱动。 (9)冷冻 冷冻采用节能型双级离心式氨压缩制冷循环，离心式制冷压缩机采用中压蒸汽透平驱动。离心式制冷氨压缩机制冷量29 160 MJ11 520MJ，蒸发温度404，轴功率为5490kW，1台。1.3 公用工程 (1)循环冷却水站 根据工艺装置和热电站循环冷却水消耗，循环水站设计规模为54 000m3h。循环冷却水给水压力0.40 MPa，回水压力0.2MPa，给水温度32，回水温度42，温差10。全厂补充一次水量为1 550m3h。 (2)除盐水站 为了节约占地，节省投资，将冷凝液处理站与除盐水站合建。除盐水制备设计(制水)规模为360 m3h，冷凝液精制设计规模为600 m3h。 (3)污水处理站 污水处理站主要处理装置内煤气化污水、甲醇精馏生产污水、装置地面冲洗水、洗罐水及生活污水。装置设计能力为200m3h。 (4)供电 按照热能综合利用的原则设置热电站，电源侧总计算负荷为34 077 kW。设置1台25MW和1台12MW汽轮发电机组。正常工况下的发电量为38 450kW，此时可向外供电4 373 kW；当1台锅炉停运时，发电量为29 530 kW，此时可向外供电78 kW；当最大的1台发电机因故停止发电时需外供电21 002kW。 (5)供热 根据工艺装置蒸汽负荷、动力负荷及电负荷的情况，供热站配置3台额定蒸发量240th高压循环流化床锅炉和1台25MW抽汽凝汽式汽轮发电机组、1台12 MW背压汽轮发电机组。正常工况下2台锅炉和2台汽轮发电机组同时运行，高压蒸汽消耗量为480 th，除满足供汽需要外，单抽汽轮发电机组发电30 000 kW，背压汽轮发电机组发电8 450kW，共发电38 450kW，为工艺装置提供用电。全年燃料煤消耗量为67.05万t。1.4 能耗、操作成本和投资 全厂综合能耗和原材料单价见表4(折精甲醇82.70th，以吨甲醇计算)。全厂投资估算见表5。2 壳牌煤气化工艺生产甲醇及CO2.1 基本要求 (1)原料煤和燃料煤 原料煤和燃料煤均采用义马煤，其煤质典型组分见表2。 (2)装置能力 根据1台4850 mm气化炉在压力4.2 MPa下产气能力，气化装置总有效气(CO+H2)为150000m3h，因此确定工厂产品生产能力为：精甲醇42.8104ta(53.49 th)；一氧化碳34.5104ta(34 500m3h)； (3)外供蒸汽 要求为醋酸装置提供的蒸汽品质为1.8 MPa，340，100 th。2.2 工艺技术方案2.2.1 工艺流程及物料平衡 工艺方框流程见图2，物料平衡见表6。2.2.2 工艺技术方案和装置能力配置 (1)煤气化装置 煤气化采用Shell公司干粉煤气化废锅流程，采用CO2输送煤粉，气化压力为4.2 MPa，其主要工艺过程包括：磨煤及干燥、煤加压及输送、煤气化、除渣、除灰、湿洗、初步水处理等。煤磨机选用辊盘式中速磨煤机2台，2台全开。单台处理能力为61.5th。气化炉配置1台，4850mm，内件为水冷壁式结构。 (2)空分装置 空分采用内压缩液氧泵流程，主要工艺过程包括空气的过滤和压缩、预冷和纯化系统、冷量制取和空气精馏、液体产品贮存等。煤气化正常工况下需要氧气量为58 000m3h，故选用1套60 000m3h制氧能力的空分。空压机流量为277 000m3h，Ne=23 610 kW。空气增压机流量为181 000m3h，Ne=15 190kW。空压机和空气增压机采用高压蒸气透平驱动。 (3)一氧化碳变换及热回收 一氧化碳变换采用两段耐硫变换，变换余热用于副产低压蒸汽、预热锅炉给水、除盐水，冷凝液经泵加压送煤气化。第一变换炉3 000mm，选用热壁炉，1台，催化剂型号K8-11H，装填量27m3。第二变换炉3400mm，选用热壁炉，1台，催化剂型号K8-11H，装填量42m3。 (4)酸性气体脱除 酸性气体脱除采用低温甲醇洗工艺技术，低温甲醇洗为2套吸收系统，分别用于变换气和煤气的酸气脱除，再生系统1套共用。变换气甲醇洗涤塔规格为3 500 mm62 800mm，1台。煤气甲醇洗涤塔规格为2 000 mm59 000mm，1台。 (5)合成气压缩 合成气压缩采用离心式联合压缩机组，新鲜气压缩至7.6MPa(绝)，循环气压缩至8.3 MPa(绝)，压缩机轴功率为8 578 kW，中压蒸汽透平驱动。 (6)甲醇合成 甲醇合成采用国外甲醇合成技术，合成压力8.3MPa(绝)，甲醇催化剂由国外专利商供货，甲醇合成塔国产。甲醇合成塔直径3 800mm，H=14 000mm，1台。甲醇催化剂装量为44m3台。 (7)甲醇精馏 甲醇精馏采用三塔精馏工艺，在常压塔后增设回收塔。塔内件采用塔板和规整填料。加压精馏塔2 800mm，H=38 000mm，1台。 (8)CO分离 CO分离采用引进深冷分离技术，冷箱整体引进，CO纯度大于98.5。CO压缩机选用离心式CO压缩机，1台，从国外引进。CO分3段进压缩机，产品CO的出口压力为3.5 MPa，压缩机轴功率为1 600 kW，电驱动。(9)冷冻 冷冻采用节能型双级离心式氨压缩制冷循环，离心式制冷压缩机采用中压蒸汽透平驱动。离心式制冷氨压缩机制冷量25 920MJ8 280MJ，蒸发温度-404，轴功率为5 030kW，1台。2.3 公用工程 (1)循环冷却水站 根据工艺装置和热电站循环冷却水消耗，循环水站设计规模为42 400m3h。循环冷却水给水压力0.40 MPa，回水压力0.2MPa，给水温度32，回水温度42，温差10。全厂补充一次水量为1 446m3h。 (2)除盐水站 为节约占地，节省投资，冷凝液处理站与除盐水站合建。除盐水制备设计(制水)规模380m3h，冷凝液精制设计规模460m3h。 (3)污水处理站 污水处理站主要处理装置内煤气化污水、甲醇精馏生产污水、装置地面冲洗水、洗罐水及生活污水。装置设计能力为50m3h。 (4)供电 按照热能综合利用的原则设置热电站，电源侧总计算负荷为35 721 kW。设置1台25 MW和1台12 MW汽轮发电机组。正常情况下的发电量为38 450kW，此时可向外供电2 729kW；当1台锅炉停运时，自备电站的发电量为29 530kW，此时需外供电1 865 kW；如果最大1台发电机因故停止发电时需外供电22 945 kW。 (5)供热 根据工艺装置蒸汽负荷、动力负荷及电负荷的情况，供热站配置3台额定蒸发量220th高压循环流化床锅炉和1台25 MW抽汽凝汽式汽轮发电机组、1台12 MW背压汽轮发电机组。正常工况下2台锅炉和2台汽轮发电机组同时运行，高压蒸汽消耗量为440t?h，除满足供汽需要外，单抽汽轮发电机组发电30 000 kW，背压汽轮发电机组发电8 450kW，共发电38 450kW，为工艺装置提供用电。全年燃料煤消耗量为65.44万t。2.4 能耗、操作成本及投资 全厂综合能耗及原材料单价见表7(折精甲醇68.76th，以吨甲醇计算)。全厂投资见表8。3 综合比较结果分析 通过综合技术经济比较以及借鉴国内2种气化工艺已成功运行经验，可以得出以下结论。 (1)从已运行的工业化装置来分析，德士古煤气化工艺比壳牌煤气化工艺对煤种的选择性要求高，国内适合德土古煤气化工艺且有运行经验的煤种不多。由于受到资源及储量等方面限制，适合于德土古煤气化工艺的煤价会越来越高，其经济性也将受很大影响。 (2)从工艺路线来分析，2种气化工艺配置差别不大，气化压力高的有一定优势。 (3)从全厂综合能耗来分析，采用壳牌煤气化工艺生产甲醇的全厂综合能耗明显低于德士古煤气化工艺，吨甲醇能耗差值达到11.21 GJt。综合能耗低的主要原因是壳牌煤气化工艺的热效率比德士古煤气化工艺高，热能利用率也高，德士古煤气化工艺大量的低品位能量(低压蒸汽为30.4th)无下游用户，而且碳转化率也较低。 (4)从全厂投资来分析，采用德士古煤气化工艺的投资为4 730元t甲醇，采用壳牌煤气化工艺的投资为5 500元t甲醇，两者相差770元t甲醇。主要原因是壳牌煤气化装置引进范围较大，投资较高。 (5)从操作成本来分析，以市场神华煤的价格570元t、义