煤制烯烃示范工程项目化工装置主要技术选择和优化方案

煤制烯烃示范工程项目化工装置主要技术选择和优化方案气化装置技术选择和优化煤气化技术介绍1.1.1Shell粉煤气化技术Shell粉煤气化技术始于1972年，是荷兰壳牌公司开发的一种先进的气化技术。壳牌公司先在荷兰阿姆斯特丹建了日处理6吨煤试验装置，后在德国汉堡建了日处理150吨煤装置，第三套建在美国休斯敦，日处理400吨煤装置；第四套建在荷兰布根伦（Demkolec工厂），日处理2000吨煤装置。Shell粉煤气化技术采用纯氧、蒸汽气化，干煤粉进料，气化温度达1400～1700℃，碳转化率可达99%，煤耗比水煤浆低8%，有效气体（CO+H2）90%以上，液态排渣。采用特殊的固膜式水冷壁设计（以渣抗渣），烧嘴寿命可达到3年。采用废锅流程，可副产高压蒸汽。氧耗量较低，氧耗比水煤浆低15%，但需要氮气密封，气化压力不能太高。气化炉（带废锅）结构复杂庞大，加工难度加大，干燥、磨煤、高压氮气及回炉激冷用合成气的加压所需的功耗较大。设备费及专利费较高。由于采用氮气密封及吹送，因而气化产生的合成气中惰性组分含量约为5%，因此，对于甲醇合成来说弛放气量要增加。Shell粉煤气化技术目前（2005年）只有国外两套以煤为原料大型装置在运行，用于联合循环发电，工业化的经验不多。国内有六套Shell气化装置正在建设，另有几个项目也签了引进合同。但从实际建设情况看，气化炉供货周期不少于18个月，关键设备国产化率低，使得Shell气化装置投资高，建设周期长，国内并无运行经验。1.1.2GE-Texaco水煤浆气化技术德士古（Texaco）公司由重油气化工艺启发，于1948年提出水煤浆气化工艺。第一套中试装置于1948年在洛杉矶蒙特贝洛实验室建成，规模1.5吨煤/天；德国鲁尔化学/鲁尔煤公司（RCH/RAG）于1978年对水煤浆制备、烧嘴、耐火材料、渣水处理和废热回收等进一步研究和改进，为工业化奠定了基础。该工艺已在合成氨、甲醇、含氧化合物、洁净煤气化联合循环发电(IGCC)等方面得到成功的应用。在德士古公司被雪佛龙公司合并后，其气化部分被GE公司收购，故现技术属于GE能源公司所有。GE-Texaco水煤浆加压气化技术属于气流床气化技术,是当前世界上已工业化较先进的气化技术。它是在煤中加入添加剂、助熔剂和水，磨成水煤浆，加压后喷入气化炉，与纯氧进行燃烧和部份氧化反应。该工艺对煤种的适应范围较宽；单台气化炉生产能力较大；气化温度高(1300～1400℃)，碳转化率最高可达99%；煤气中甲烷含量低，惰性气含量也低，因而在甲醇合成时不仅循环气量小、省压缩功，而且弛放气量小。煤气中有效气成份（CO+H2）高，是生产甲醇合成气的理想原料气。由于是水煤浆进料，大量水份要进行气化，因而以单位体积的(CO+H2)计的煤耗和氧耗均比Shell气化高。GE-Texaco水煤浆加压气化技术特点：（1）煤种适应性广：年轻烟煤，粉煤皆可作原料，灰融点要求不超过1350℃，煤可磨性和成浆性好，制得煤浆浓度要高于60%为宜。（2）气化压力范围大：从2.5～8.0MPa皆有工业化装置，气化压力高可节省合成气压缩功。（3）气化炉热量利用：有激冷工艺制得含蒸汽量高的合成气如用于生产合成氨和甲醇，在变换工序不需再外加蒸汽，也可采用废锅流程回收热量副产高压蒸汽，但废锅设备价格较高，可择优选用。（4）气化炉内无传动装置，结构比较简单。（5）单位体积产气量大：一台直径3200mm，6.5MPa气化炉产生气体，可日产甲醇约1100吨。（6）有效气成分高：CO+H2高达80%左右，排渣无污染，污水污染小易处理。因高温气化，气体中含甲烷很低（CH4≤0.1%），无焦油，气化炉排渣无污染可用作铺路路渣，污水含氰化物少，易处理。（7）产品气一氧化碳和氢含量高是碳一化学最好合成原料气，可用来生产合成氨、甲醇、制氢、羟基合成原料气，用途广泛。（8）碳转化率高：最高可达99%。（9）技术成熟，实际生产经验丰富，大部分设备和仪表能够在国内生产和采购。（10）烧嘴使用寿命不长，一般约2个月就需停炉更换。GE-Texaco水煤浆气化装置在世界上已有多套装置运行，在我国使用最多，且均为用于化工生产。1.1.3GSP技术GSP工艺技术称为“黑水泵气化技术”，由前民主德国的德意志燃料研究所于1956年开发成功。1984年在黑水泵联合企业建成第一套工业装置，单台气化炉投煤量为720吨/天，1985年投入运行。GSP技术属于2002年由瑞士投资成立的未来能源公司。GSP气化炉是一种下喷式煤粉加压气流床、液态排渣气化炉，其煤炭加入方式类似于Shell，炉子结构类似于德士古气化炉。GSP气化技术存在的主要问题是在单炉能力和长周期运行方面还存在不足，目前在运行的装置，单炉能力只有日投褐煤720吨的规模。国内采用GSP技术的气化炉目前均未投产。1.1.4华东理工技术由华东理工大学、兖矿鲁南化肥厂、中国天辰化学工程公司合作开发的、拥有自主知识产权的四喷嘴对置式水煤浆气化技术是在Texaco气化技术基础上创新的煤气化技术。该工艺属于水煤浆气化的范畴，与Texaco气化技术的主要区别是由Texaco单喷嘴改为对置式多喷嘴，强化了热质传递，气化效果较好，但多喷嘴需要设置多路控制系统，增加了设备投资和维修工作量。由于是国内技术，工艺包及专有技术使用费较引进技术有较大幅度的降低。“十五”期间，在国家科技部、国家发改委的大力支持下，多喷嘴对置式水煤浆气化技术分别于山东鲁南、山东德州建设了工业示范装置。示范装置为兖矿国泰化工有限公司，建成两套日投煤1150吨的气化炉，操作压力4.0MPa，生产24万吨/年甲醇，联产71.8MW发电，装置于2005年10月投入运行。第二个项目是应用在华鲁恒升化工股份有限公司大氮肥国产化工程，建设一套多喷嘴对置式水煤浆气化装置，日投煤750吨，操作压力6.5MPa，装置已于2005年6月初投入运行。煤气化技术对比序号项目SHELLGEGSP华东理工1煤质要求适应性宽，从年轻褐煤至无烟煤、石油焦均可，但对高水分及高灰熔点的煤也受制约，前者耗能，后者需加助融剂。煤中灰份的含量不得低于2%适应性相对窄一些，烟煤、无烟煤、石油焦均可，年轻的褐煤乃至内水高的烟煤受限，灰融点不宜超过1320℃，否则耐火砖更新频繁,不经济适应性宽，从年轻褐煤至无烟煤、石油焦均可，但对高水分及高灰熔点的煤受制约，前者干燥能耗高，后者需加助融剂。基本要求同SHELL适应性相对窄一些，烟煤、无烟煤、石油焦均可，年轻的褐煤乃至内水高的烟煤受限，否则影响煤浆成浆性能；煤渣灰熔点低为好，可延长耐火砖使用寿命。基本要求同GE2工艺技术方案气化系列:3,因无备用炉,装置年运行8000小时的可靠性低,废锅流程,适用于发电,流程复杂,气化操作压力:4.0Mpa气化系列:6,有1台备用炉,装置年运行8000小时的可靠性高,激冷流程,适用于化工合成,流程简单,气化操作压力:6.5Mpa气化系列:4,因无备用炉,装置年运行8000小时的可靠性低,激冷流程,适用于化工合成,流程简单,气化操作压力:4.0Mpa气化系列:5,有1台备用炉,装置年运行8000小时的可靠性比GE低,激冷流程,适用于化工合成,流程简单,气化操作压力:6.5Mpa3工艺配置繁杂，流程长，粉煤加压进料、气化，合成气冷却排渣，除尘、酸水处理，检测要求严格冗繁的PLC程序控制（进料、除尘、排渣）达10套之多，因此系统投料开车达到稳定、连续，全过程估计时间相对比较长煤浆制备、加压进料、气化（急冷除渣）、文丘里碳洗除尘降温、灰水处理，流程相对简洁，控制点I/O少（PLC仅数套）。系统投料到连续生产，不需磨合期，国内已有多套工业装置运行的经验工艺配置，有独到之处，为流化床密相进料器，气化炉水冷壁和急冷相结吸取了Shell和Texaco的优点，粗煤气最终经二级文丘里冷却除尘等，工艺流程新颖,先进合理，生产控制也简明合理四喷嘴对置的水煤浆气流床气化炉及复合床煤气洗涤冷却设备；混合器、旋风分离器、水洗塔三单元组合煤气初步净化工艺；蒸发分离直接换热式含渣水处理及热回收工艺；流程简洁可行，控制较GE复杂，操作也比GE困难些4气化性能指标煤耗:0.56t/kNm3（CO+H2）,氧耗0.46t/kNm3(CO+H2)，氧耗较低，碳转化率高（99.5%），冷煤气效率高（83%），约15%的能量被回收为过热中压蒸汽312.7t/h(保证值265t/h)。有效气体成份（CO+H2）高达93%（干基）左右煤耗0.599t/kNm3（CO+H2）,氧耗0.552kNm3（CO+H2）,碳转化率＞98%,冷煤气效率73-76%。合成气质量好，CO+H2＞80%，且H2与CO量之比约为0.77,可通过变换调整比例煤耗:0.56t/kNm3（CO+H2）,氧耗0.50t/kNm3（CO+H2）,氧耗较低，碳转化率高（99.5%），冷煤气效率和碳转化率均接近Shell。有效气体成份（CO+H2）（干基）高达92%左右（保证＞88%）煤耗0.608t/kNm3（CO+H2）,氧耗0.586/kNm3（CO+H2）,均比GE高；碳转化率≥98%,有效气成分（CO+H2）（干基）≥78.9%，比GE指标高1.5%,且H2与CO量之比约为0.85,稍经变换调整比例即可达到下游要求5装置能耗煤耗及氧耗最低,电耗最高,由于气化操作压力低,装置能耗与GE气化相当煤耗及氧耗高,电耗低,装置能耗与SHELL气化相当煤耗及氧耗较低,电耗较低,装置能耗比SHELL气化高煤耗及氧耗高,电耗最低,装置能耗与GE气化相当6气化炉结构特点粉煤进料器喷嘴侧烧带水冷壁的热壁炉。压力壳体及水冷壁均为Cr-Mo耐热钢。装有破渣机及锁斗。气化炉顶有输气管及混合室并紧接余热回收产蒸汽。气化炉与合成气冷却器通过导气管刚性连接,为解决两者刚性连接之间的热膨胀问题,合成气冷却器被设计用十分庞大的弹簧机构支承,合成气出口进飞灰过滤器，此系统较庞大复杂。内件指定供货商顶烧、有燃料室和激冷室的热壁炉。辐射用高Cr2O3耐火砖，均可国内供货。工艺烧嘴为三套管式，定期更换烧嘴，均可计划检修。激冷室内紧接破渣机，可防掉砖与大块渣堵。燃烧室外壁侧有测温系统。壳体A387Gr.11class2并复合3mm316L。除烧嘴外，均可国内供货制造顶烧、有水冷壁和水液冷并带有冷夹套的冷壁炉。壳体材料为一般压力容器用钢，可不用耐热钢。不用耐火砖。激冷室下有破渣机。水冷壁涂SiC，并以渣抗渣，适应多煤种。国产化率高(与SHELL相比)。炉体下段采用激冷形式，节省合成气后处理的投资。炉子及烧嘴均由专利商供货316L7专利设备系统专利设备台数多，结构复杂、用材料特殊，气化炉和合成气冷却器等不能国产，完全依赖进口，价位高昂，制作周期长（长达24-26个月），严重地制约着项目的总进度整个气化系统，经多次引进消化吸收，专利设备已经寥寥无几，引进的专用设备少，特殊的仪表和阀门不多气化系统设备台数并不多，专有设备有气化炉，密相进料器，文丘里洗涤器和联合烧嘴，由专利商供给整个气化系统，结合多次引进消化吸收GE技术，无专利设备；引进设备少数几台，特殊的仪表和阀门不多，硬件国内支撑率达95%左右8设备配置设备总台数:875,专利及专有设备多,设备制造本土化程度低设备总台数:378,专利及专有设备少,设备制造本土化程度高设备总台数:449,专利及专有设备多,设备制造本土化程度低设备总台数:374,无专利及专有设备,设备制造本土化程度高9控制系统总控制点:约7500个,控制及联锁复杂总控制点:约6000个,控制及联锁简单总控制点:约5000个,控制及联锁较复杂总控制点:约6500个,控制及联锁简单10技术引进范围专利许可,BDP及BDEP专利许可,PDP专利许可,BDP及BEDP专利许可,PDP11商业业绩在建商业化装置已有10余套,目前仅荷兰有1套投煤量2000T/D商业化装置在运行,用于IGCC发电在建及已建商业化装置已有10余套,目前国内有5套商业化装置在运行,单炉投煤量最大2000T/D在建及已建商业化装置只有3套,仅德国有煤量720T/D商业化装置1套，曾于1985至1990年运行在建及已建商业化装置有3套,目前有2套商业化装置在运行,单炉投煤量最大仅为1150T/D12建设投资相对较高，原料制备部分高出300%，气化部分高出15~20%，配套的ASU（具有氧耗低，ASU制氢能力小，而抽N2量大）投资约高10~20%。同时由于气化压力较低,导致下游工序:变换、低温甲醇洗、合成气压缩等投资增加。相对较低，原料制备成浆简单省功，气化部分虽然生产系列多，但总的仍低些（15-20%），配套的ASU，由于抽N2量低，尽管取氧量大15%。ASU的投资仍低（约10%）。气化部推理应低于Shell和Texaco，但制粉（CMD）完全与Shell一样，故这部分比Texaco同样要高300%。但由于气化压力较低,导致下游工序:变换、低温甲醇洗、合成气压缩等投资增加。建设投资较GE略高。气化炉采用四喷嘴进料系统，五台炉子比GE多10套进料系统；且气化炉较GE贵，故气化部分投资较GE略贵些。其它部分与GE基本相当。13建设周期因气化炉的制造周期超过24个月,装置的建设周期为48个月因长周期设备制造周期比SHELL短,装置的建设周期为42个月因长周期设备制造周期较短,装置的建设周期与GE气化相当因长周期设备制造周期较短,装置的建设周期与GE气化相当煤气化技术选择Shell、GE、GSP及华东理工四家专利商的气化技术都很先进，各有特色。Shell工艺技术先进（气化部分），但综合前端制粉、加压进料，空分的送氮量以及后端耐硫变换的补加蒸汽，节能效果乃至工艺技术的先进性要大打折扣，工程实施技术要求高、难度大，施工周期相对长，试生产到正常连续生产的磨合期较长；对下游为甲醇产品的气化装置，在设计中首次采用CO2作为输送介质，有待于工业装置验证。GE-Texaco工艺气化指标比干法气化差些，煤耗、氧耗等主要指标均高，但其工艺配置、流程简洁，专有设备台件少，系统设备国产化率高达90%。而且国内已经有引进消化吸收的工程开发，积累了建设和生产管理的经验，建成投产后很快能达标生产。缺点是煤种选择上要注意内水低些（不宜超过8～10%），以使煤浆浓度＞60%；灰熔点不超过1320℃；另外要设置备用系列，经常性的维修工作要严密，作业计划安排有序。GSP工艺配置为流化床密相进料器，气化炉水冷壁和急冷相结合，吸取了Shell和Texaco的优点，粗煤气经二级文丘里冷却除尘，工艺流程新颖,生产控制简明合理，扬长避短，先进可行。GSP气化技术从工艺上很有特色，但现有工业化装置规模不够大、数量少,并且缺乏长期工业化运行的业绩。华东理工的对置式四喷嘴气化工艺技术，属国内自主开发技术，在消化吸收GE-Texaco工艺的基础上，加以改进创新，克服了GE-Texaco气化技术的弱点及弊端，有利于气化系统长周期、稳定运行；该工艺配置流程简洁，没有专有设备，系统设备国产化率高达95%，国内有一定的建设和生产管理经验。但工艺烧嘴的结构、材质及使用寿命，在工业化装置上的业绩还不足，有待于长时间运行考验。煤气化技术的选择应根据项目的实际情况，把项目风险控制作为重点来考虑。挑选工艺成熟、商业业绩良好、建设周期短、总体投资低、有利于长周期、稳定运行的技术。Shell和GE煤气化技术均已具有较好的业绩，各有优缺点，其优劣难以一概而论。但对其进行选择时最重要应考虑两点：一是原料煤源，这决定了技术对煤质的适应性；二是下游产品，产品方案的不同决定技术工艺配置的不同。本装置的原料煤属低变质长焰煤，化学活性良好，灰熔点1130℃，符合GE-Texaco气化用煤。另外，水煤浆气化技术经过我国有关科研、设计、生产、制造部门的多年研究，已基本掌握该技术，并能设计大型工业化装置，国产化率达90%以上，气化炉在国内制造，可以控制并节省大量投资，同时可有效缩短建设周期。总之，该技术国内支撑率高，生产运行管理经验多，风险少。因此本项目选用GE-Texaco水煤浆气化工艺技术。GE水煤浆气化技术优化煤浆加压气化压力可以采用2.8MPa、4.0MPa和6.5MPa三种。三种气化压力均有大型装置的运行经验。采用6.5MPa(G)压力煤浆气化，由于气化压力高，净化后的合成气压力仍保持在5.2～5.7MPa(G)。比采用4.0MPa生产甲醇，压缩机可降低30％能耗，故本项目选择6.5MPa气化压力。气化炉的规格有φ3.2×12.2m和φ2.8×12.2m两种，可根据合成气规模确定。本项目选用φ3.2m气化炉七台，五开二备。气化炉烧嘴正常的更换频次约为每40～60天一次，每年至少更换或检修耐火砖一次，因此保证安全稳定连续生产需备用二台气化炉。现有的生产装置中灰水处理流程有三种：四级闪蒸、三级闪蒸加汽提及二级闪蒸。相比较而言，四级闪蒸或汽提工艺后被浓缩的灰水温度较低，热回收比较好，有利于灰水的澄清，故本项目灰水处理工艺采用四级闪蒸、其中高压闪蒸将气化炉黑水和碳洗塔黑水分开进行，沉降槽沉淀、真空过滤机分离细渣。闪蒸系统与气化系列一一对应，共设置7套，沉降槽和细渣过滤系统设置3套，有利于降低投资。净化装置的技术选择和优化净化装置技术介绍2.1.1变换水煤浆气化气中的干基CO含量为49～51%，H2含量为34～35%，不符合甲醇合成新鲜气的要求，需将部分粗合成气进行CO变换，增加H2含量。变换工艺主要分为常规变换和耐硫变换两种。常规变换即原料气先脱硫后再变换，耐硫变换即含硫原料气不经脱硫而直接进行变换。2.1.2低温甲醇洗目前世界上大型煤气化装置产生的合成气净化采用低温甲醇洗技术较为普遍。低温甲醇洗工艺是采用冷甲醇作为溶剂脱除酸性气体的物理吸收方法，是由德国林德公司和鲁奇公司联合开发的一种有效的气体净化工艺。该技术成熟可靠，能耗较低，气体净化度高，可将CO2脱至10ppm以下，H2S小于0.1ppm。低温甲醇洗工艺技术成熟可靠，能耗较低，气体净化度高，溶剂吸收能力大，循环量小，能耗省，溶剂价格便宜，操作费用低亦是此法的优越性所在。该法缺点是在低温下操作，设备低温材料要求较高，整个工艺投资较高。该工艺为国外专利技术，需从国外引进,故软件引进费用较高。目前，国外低温甲醇洗工艺有林德工艺和鲁奇工艺二种流程，二者在基本原理上没有根本区别，而且技术都很成熟。两家专利在工艺流程设计、设备设计和工程实施上各有特点。国内大连理工大学经过近20年的研究，也开发成功了低温甲醇洗工艺软件包。（1）林德低温甲醇洗工艺采用林德的专利设备：高效绕管式换热器，提高换热效率，特别是多股物流的组合换热，节省占地、布置紧凑，能耗较省；绕管式换可国内制造。在甲醇溶剂循环回路中设置甲醇过滤器，除去FeS、NiS等固体杂质，防止其在系统中积累而堵塞设备和管道。一般采用氮气气提浓缩硫化氢，二氧化碳回收率为70%。（2）鲁奇低温甲醇洗工艺未采用绕管式换热器，换热器均为管壳式，所有设备在国内可以设计和制造。由于没有中间循环甲醇提供冷量，吸收所需的冷量全部由外部供给；甲醇溶液循环量相对较大，相对于林德流程能耗稍高，吸收塔的尺寸也较大。系统冷量全部由外部提供，操作调节相对灵活。（3）大连理工大学低温甲醇洗工艺大连理工大学从1983年开始进行低温甲醇洗的工艺过程研究，并且获得了国内专利申请。经改进后采用六塔流程，与林德工艺相似，冷负荷和设备投资比林德工艺低～10%。大连理工大学利用该项开发成果为国内采用低温甲醇洗的8个工厂进行了过程分析，为改进操作提出了有益的建议。同时该技术由大连理工大学提供工艺包，也被德州化肥厂国产化大化肥项目、渭河化肥厂20万吨甲醇项目以及湘火炬甲醇项目先后采用。2.1.3硫回收技术硫回收工艺种类繁多，主要可分为两大类：（1）固定床催化氧化法固定床催化氧化法主要代表是克劳斯（Claus）法，它是目前炼厂气、天然气加工副产酸性气体及其它含H2S气体回收硫的主要方法。其最大的特点是：流程简单、设备少、占地少、投资省、回收硫磺纯度高。（2）湿式氧化法湿式氧化法主要有国内的栲胶法，还有国外的LO-CAT工艺（空气资源公司开发）等。栲胶法在国内合成氨厂已普遍使用，操作经验丰富，但设备数量多、投资大，且尚无用于高CO2含量酸性气先例。低温甲醇洗技术对比序号项目大连理工大学LindeLurgi1业绩建成6套，设计13套；最大为久泰90万吨甲醇装置，完成工艺计算包38套装置，最大为神华直接液化项目煤制氢Shell气化46套装置，最大Shell气化，脱CO2：3.4MMm3/d,脱H2S:2x3.6MMm3/d2产量548400Nm3/h526639.6Nm3/h3合成气产品规格T：～30℃压降：～0.3Mpa(a)T：～31℃压降：～0.2Mpa(a)T：～30℃压降：≤2.5bar4产品组成mol%CO2：2.5～3.0%总S：≤0.1ppmCO2：2.5～3.0%CO：29.19%H2：67.31%总S：≤0.1ppmvCO2：2.5～3.0%CO：29.44%H2：67.96%总S：≤0.1ppmv5流程设置低温甲醇洗5塔流程低温甲醇洗5塔流程低温甲醇洗5塔流程6系列数2系列2系列单系列7操作弹性60～110%60～110%60～110%8反应器设置7塔：洗涤塔、CO2解吸塔、气提塔、热再生塔、甲醇/水分离塔、尾气水洗塔、闪蒸罐8个塔：氨洗塔、H2S/CO2吸收塔、H2S富集塔、CO2气提塔、热再生塔、甲醇/水分离塔、尾气洗涤塔、CO2产品塔7个塔：氨洗塔、H2S/CO2吸收塔、中压闪蒸塔、再吸收塔、热再生塔、甲醇/水分离塔、尾气洗涤塔9反应器尺寸洗涤塔：D4.6m,L76m吸收塔：D4.2m,L73.2mH2S/CO2吸收塔：D5.7m,L75m10塔板类型甲醇/水分离塔为筛板，其余为浮阀浮阀浮阀11装置占地110m×90m140m×126m120m×161m12超限设备洗涤塔、CO2解吸塔、气提塔、热再生塔、甲醇/水分离塔、尾气水洗塔、闪蒸罐H2S/CO2吸收塔、H2S富集塔、热再生塔、甲醇/水分离塔、CO2产品塔H2S/CO2吸收塔、中压闪蒸塔、再吸收塔、热再生塔、甲醇/水分离塔、尾气洗涤塔13设备概况塔7/系列8/系列7容器6/系列10/系列5换热器19(19)/系列24(33)/系列23(31)绕管换热器6台/系列5台/系列气相部分可采用2台/系列压缩机1/系列1/系列1泵7(14)/系列11(20)/系列10(19)其它过滤器2/系列过滤器2/系列合计49×2=9873×2=14663净化装置技术选择2.3.1变换工艺技术选择采用耐硫变换时，水煤浆气化粗水煤气经洗涤后含尘量1～2mg/Nm3，温度230～245℃，并被水蒸汽饱和，水汽比约为1.4～1.6，直接经过加热升温后即可进入变换炉，不需再补加蒸汽。由于流程短，能耗低，故水煤浆气化配耐硫变换是最佳选择。将粗水煤气调整为甲醇合成气，CO变换有两种流程，即部分变换和全部变换。部分变换的优点是由于部分气体进变换炉，气量少，气体中水/气比高（约1.4），变换反应推动力大，催化剂用量少，其中经变换气体中的有机硫约95％以上可转化为H2S。H2/CO的调整靠配气，容易调整，变换炉及粗煤气预热器设备小。缺点是有部分粗煤气不经变换，其中的有机硫未能部分转化为无机硫，但是如果采用低温甲醇洗净化，有机硫也能完全脱除。全部变换时全部粗煤气经过变换，其中的灰尘会被催化剂截留，但变换率靠调整气体的水/气来实现，生产控制难度较大，且由于气体水气比小，变换反应推动力小，催化剂用量大，其中有机硫的转化会降低到60％左右，总的有机硫的转化与部分变换差不多。全部变换流程中粗煤气需先经废热锅炉换热产生低压蒸汽，将粗煤气中的水/气比降下来，粗煤气冷凝出来的工艺冷凝液含有一定的灰尘，用这部分高温冷凝液去气化碳洗塔洗涤粗煤气，洗涤效果差；变换前的低压废热锅炉也容易被灰尘堵塞。根据粗水煤气量，本项目采用部分变换流程，变换气和未变换气分开，这样使得设备尺寸减小，变换炉尺寸约为φ4.0m，便于制造和运输。本项目变换采用径向变换炉，内件采用JohnsonMatthey公司专利产品，变换催化剂采用青岛庄信恒瑞催化剂有限公司提供的K8-11HR耐硫变换催化剂共130m3。2.3.2低温甲醇洗技术选择从业绩来看，林德、鲁奇两家均具有大量的国内外业绩，林德公司最大业绩为神华直接液化项目甲醇洗装置，但目前（2006年）已投运的最大业绩为鲁奇所有（南非Sasol公司）；大连理工大学起步较晚，但在国内也已经有十余套装置的改造和设计业绩，其中最大为久泰90万吨甲醇装置的净化单元，已完成工艺计算包。从流程设置来看，三家技术的基本流程相似，均为经典的低温甲醇洗5塔流程，系列数均为2系列；其中大连理工大学和林德的主要工艺流程基本相同，鲁奇流程略有区别。从设备配置来看，林德和大连理工大学的主要塔器和其他设备配置基本相似，但由于林德较详细地考虑了HCN的脱除处理，故在换热器等设备数量上比大连理工大学略多；鲁奇与前二者的主要区别在于其较少采用绕管换热器，而大量采用了TEMA换热器，且未设置甲醇过滤器。从消耗指标来看，鲁奇由于其流程和设备配置的差别，其外供冷量、气提氮气的消耗量明显高于林德和大连理工大学。从供货范围看，三家专利商均提供专利许可；大连理工大学仅具有提供工艺计算包的能力，如需完成工艺包和其他技术服务，则需由分包设计院或外聘人员等完成；林德公司可提供完整的工艺包、设计审查、现场技术服务等；鲁奇公司也提供完整的工艺包和技术服务，但其还要求塔和酸性气分离器的内件由其进行详细设计和采购。林德公司具有丰富的设计和工程经验以及具有较强的技术服务能力。为了尽可能的减少本项目的工程风险，本项目的低温甲醇洗技术采用林德技术。2.3.3硫回收技术选择本项目采用山东三维公司开发的SSR硫回收工艺技术，以克劳斯硫回收和加氢还原吸收尾气处理为基础技术。已投用的工艺装置的运行实践证明，用SSR工艺建设的硫磺回收装置，具有硫收率和尾气净化度高、投资少、能耗低、流程简单、操作控制方便、生产运行稳定、安全可靠等特点。净化装置技术优化对变换锅炉水和工艺冷凝液系统进行优化，两个变换系列共用1套锅炉水和工艺冷凝液系统，有利于节省投资。对变换含氨不凝气的处理进行优化。由于本项目的规模远超过了以往的类似装置，变换含氨不凝气的气体量大大增加，直接送火炬焚烧环保上不允许且会消耗大量燃料气。基础设计阶段提出生产碳铵的方案，但由于变换含氨不凝气组分较多，NH3、CO2、CO、H2、H2S等共存的情况很难用单一的工艺进行处理，建设碳铵装置的投资大。后来修改方案，将变换含氨不凝气送硫回收装置制硫燃烧炉焚烧。对低温甲醇洗绕管换热器（141E102/202）进行优化，将管程、壳程所走介质进行了互换，即高压介质变换气走管程、低压介质尾气走壳程，此举为项目降低投资1365万元。甲醇装置的技术选择和优化甲醇装置技术介绍3.1.1英国戴维工艺英国Davy工艺技术有限公司是世界上大型甲醇技术的主要供应商之一，公司在甲醇合成技术方面积累了较丰富的研发和工程经验，由戴维公司提供技术的日产5000吨（年产167万吨）甲醇装置于2005年在特立尼达岛成功投入运行。Davy甲醇合成工艺技术采用2台蒸汽上升式合成塔。合成塔是一个径向流反应器，催化剂装填在反应器的壳侧，管内为锅炉水，带走反应热产生蒸汽。反应温度通过控制管内蒸汽的压力来调节，径向流结构很容易实现整个反应器内催化剂床层温度的均匀分布。在大气量的条件下径向流反应器的压降较小，反应器生产能力的扩大可以通过加长反应器长度来实现。选择催化剂床层在壳侧的方式，具有催化剂装填量大，易于装卸等优点，适合大型化生产装置。Davy反应器对材料的要求相对较低，因换热管内走水，在某些操作条件下换热管甚至可以采用碳钢，大大降低了设备投资。3.1.2德国鲁奇工艺德国鲁奇公司是世界上主要的甲醇合成技术供应商之一，在上世纪70年代就成功开发成功了鲁奇低压法甲醇合成技术。1997年提出年产百万吨级的大甲醇技术，引领甲醇技术向大型化发展。目前（2006年）采用鲁奇公司技术的甲醇装置已有两套投入生产运行，另有多套正在建设中。鲁奇甲醇合成工艺技术采用列管式水冷反应器。反应器管内装填触媒，管间为沸腾水，反应放出的热量经管壁传给管间的沸腾水，产生蒸汽。通过调节蒸汽压力有效地控制床层温度，床层温差变化较小，操作平稳，副反应少，单程转化率高，循环比小，功耗低。与Davy的蒸汽上升式反应器相比，Lurgi列管式水冷反应器的缺点是床层压降较大，达0.3MPa左右。由于列管长度受到限制，放大生产一般通过增加管数的方法实现，使反应器的直径增大，给设计和制造带来很大困难。此外，列管式反应器对材料的要求较高，如换热管要求用双相钢，设备费用大。3.1.3丹麦托普索工艺丹麦托普索公司是世界上主要的甲醇合成技术供应商之一。托普索有3000吨/日甲醇装置投产的业绩，在建的尼日利亚项目的日产7500吨/日甲醇装置技术由托普索提供。托普索甲醇合成反应器形式与鲁奇的水冷式反应器相似，管内装填触媒，管间为沸腾水，反应放出的热量经管壁传给管间的沸腾水，产生蒸汽。通过调节蒸汽压力有效地控制床层温度。与Davy和Lurgi工艺不同，Topsoe工艺通过多个合成塔并联的方式达到大规模生产的要求。并联工艺流程是最简单的流程配置，当一台反应器不能满足生产规模时，采用两台或数台反应器并联来实现生产规模的增加。从流程配置上来看，并联工艺流程仅仅是反应器数量上的叠加，对于反应器实际为多系列生产，仅在某些设备如压缩机、汽包、主要工艺管线上能实现共用，降低部分投资。Topsoe甲醇技术的一个主要特点是其自身开发的甲醇合成催化剂具有较高的活性，与Davy和Lurgi技术相比，同等规模的甲醇装置催化剂用量较少。甲醇装置技术对比序号项目DavyTopsoeLurgi1大型甲醇业绩特立尼达5400t/d的装置2005年开车；阿曼5000t/d的装置在设计中；3000t/d的装置已多套在运行中。埃及methanex的3600t/d装置和伊郎4430t/d的KhargPetrochemicals装置已经完成BED的设计。青海中浩2000d/t的装置正在设计中伊朗3030t/d装置1997年5月开车，尼日利亚7500吨/天为MTO配套的甲醇装置已经完成设计。中原大化1500t/d装置于2004年10月开车，陕西咸阳的2000t/d的装置正在设计中。特立尼达和伊朗两套5000t/d的装置已投产；另有3套（大唐多伦、宁东煤业、马来西亚的petronas）5000t/d装置于2005年签合同，正在执行过程中2产品方案及规格合成回路生产5500t/d100%甲醇。精馏装置可以生产MTO级甲醇5577t/d，也可以生产3718t/dMTO级＋1833t/dAA级精甲醇合成回路生产5500t/d100%甲醇。精馏装置可以生产MTO级甲醇5577t/d，也可以生产3718t/dMTO级＋1833t/dAA级精甲醇合成回路生产5500t/d100%甲醇。精馏装置可以生产MTO级甲醇5577t/d，也可以生产3718t/dMTO级＋1833t/dAA级精甲醇3操作弹性装置的下限为60%，但上限110%没有达成一致在设计基础中规定装置的操作弹性为60-110%在设计基础中规定装置的操作弹性为60-110%4原料气净化装置原料气预热到190℃后进入净化床，脱除杂质，催化剂体积为55立方脱氯床加脱硫床，原料气中喷入气体mol总量的0.5%的BFW用以水解COS,经过换热到210℃后，进入保护床5合成回路的设置合成塔、汽包、气体热交换器、冷却器、分离器都为两台，经过净化后的新鲜气分两路分别进入两个合成塔，其流量比为2～3：1新鲜气经过预热后进入净化，净化后的新鲜气进入并联的三个合成塔，反应后的气体1/3和入口新鲜气预热，2/3和循环气预热，然后合并进入循环气第一预热器，然后进入冷却器和分离器新鲜气和经过调整加热器后的循环气混合进入气冷反应器，吸收反应的热量同时提高温度后进入气体热交换器，再进入并联的水冷反应器，反应后的气体经气体热交换气后进入气冷反应器，出口气体经BFW加热器、调整加热器后进入冷却器和分离器，然后再循环6精馏单元设置粗甲醇进入稳定塔，除去其中溶解的CO2等杂质，生产MTO级的甲醇。需生产精甲醇时，2/3的粗甲醇进入稳定塔生产MTO级，1/3的粗甲醇进入预塔和主塔，生产AA级甲醇。精甲醇生产采用2塔流程粗甲醇进入脱轻塔，以除去溶解气体和轻组分，生产出MTO级甲醇。MTO级的甲醇可以分成两路，2/3作为产品用于MTO，1/3进入加压塔和低压塔，生产AA级甲醇；也可以全部为MTO级甲醇送下游。精甲醇生产采用3塔流程粗甲醇进入预塔，以除去溶解气体和轻组分，生产出MTO级甲醇。MTO级的甲醇可以分成两路，2/3作为产品用于MTO，1/3进入加压塔和常压塔，生产AA级甲醇；也可以全部为MTO级甲醇送下游。精甲醇生产采用3塔流程7反应器设置和类型2台串/并联壳侧装催化剂，管侧副产蒸汽两台反应器进气比例：初期55/45末期70/303台并联管侧装催化剂，壳侧副产蒸汽3台反应器进气比例均分2并（水冷）1串（气冷）水冷反应器管侧装催化剂，壳侧副产蒸汽气冷反应器壳侧装催化剂，管侧预热原料气8反应器尺寸及重量整体重量为342吨，长19.1米，最大包装尺寸长*宽为4.8*4.8米。若壳层和内构件分开运输，单件重量小于200吨。但现场组装每台反应器有8道焊缝整体重量为250吨左右，切线方向长7米，壳体内径3995mm，只能整体运输水冷反应器：切线长度8.7米，直径4米，重量250t左右；气冷反应器：切线长度9.7米，直径4.23米,重量300t左右，只能整体运输9反应器操作参数壳侧操作参数：250℃/280℃，7.7Mpa，介质合成气；管侧操作参数：220℃，2.0Mpa，介质蒸汽；反应器出口甲醇含量：5.2%管侧操作参数：入口216℃出口245℃，7.8Mpa，介质合成气；壳侧操作参数：>230℃；>3.0Mpa；介质蒸汽；反应器出口甲醇含量：10.34%，循环比：2.7（保证值3.4）；反应器压降：保证值0.26Mpa水冷反应器：壳侧265℃，5.1Mpa；管侧：280℃9.5Mpa；气冷反应器：壳侧300℃，9.5Mpa；管侧：270℃9.5Mpa；水冷反应器出口甲醇浓度12.1%；气冷反应器出口甲醇浓度17.0%；循环比1.510副产蒸汽t/h232t/h(2.0MPa、212℃）286t/h（3.1MPa、240℃）225t/h(3.6MPa、244℃)11甲醇合成催化剂一次装填量、型号及供应商189m3；催化剂型号：Katalco-PPT51－9，供应商：JohnsonMatthey105m3催化剂型号：MK-121，供应商：Topsoe催化剂用量211m3催化剂供应商：SüdChemie型号：MegaMax700惰性瓷球46.4m312甲醇合成催化剂寿命期望值4～6年，保证值3年期望值>2年，保证值2年水冷反应器：期望值>2年保证值2年；气冷反应器：期望值比水冷长甲醇装置技术选择对于甲醇合成工艺，甲醇合成反应器是其核心设备，甲醇合成反应器的形式基本决定了甲醇合成工艺的系统设置。在选择甲醇合成工艺时，要考虑合成反应器的操作灵活性、操作灵敏性、催化剂的生产强度、操作维修的方便性、反应热的回收利用等因素。对于大型的单系列甲醇装置，还必须要考虑运输的方便性和可能性。目前应用最广、采用最多的甲醇合成技术是Lurgi和Davy技术，这两种技术发展历史最长，积累的实践经验最多，在世界建厂也最多，拥有不同规模的甲醇合成装置，并且达到的单系列甲醇合成装置能力也最大。目前（2006年）具有5000吨/天规模甲醇装置运行（或设计）业绩的英国戴维公司、德国鲁奇公司和丹麦托普索公司。5000吨/天以上大规模甲醇装置业绩：鲁奇公司已有两套装置投产，另有三套装置在进行基础设计；戴维公司有1套投产，1套正在进行设计；托普索公司目前没有5000吨/天的装置投产，其最大投产装置能力为3030吨/天，有1套7500吨/天为MTO配套的装置完成了基础设计。流程设置：戴维采用两台径向流反应器串/并联耦合流程，反应器壳侧装催化剂，装填量大、压降小，两台反应器出口均设有甲醇分离器，有利于反应向甲醇合成方向进行，其工艺配置在三者中最为先进、合理；鲁奇采用两个水冷反应器并联再与一个气冷反应器串联的流程，在气冷反应器中反应物流和原料气逆流换热，也有利于反应向甲醇合成方向进行，流程设置优于托普索的三台水冷反应器并联的方式。主要设备情况：戴维两台反应器单台重约350吨，不能整体运输，戴维提供了较为详细的分体运输，现场组焊的方法；鲁奇两台水冷反应器单台重约250吨，一台水冷反应器重约300吨，整体运输；托普索三台水冷反应器单台重230吨，整体运输。从反应器材质来看，托普索和鲁奇对反应器材质要求高，戴维要求较低，造价相应较低。消耗、能耗：戴维消耗合成气2253Nm3/吨甲醇，明显低于托普索的2306Nm3/吨甲醇和鲁奇的2300Nm3/吨甲醇。合成气压缩机和循环气压缩机的总功率，戴维为16330kw，鲁奇为17035kw，托普索为19450kw。甲醇精馏：甲醇精馏有两塔流程、三塔流程、4+1塔流程，其中三塔流程能耗是两塔流程的60～70%，投资比两塔流程高15%左右，产品纯度高。对于生产MTO级甲醇工况，戴维设置一个较小的稳定塔（上部直径2.4m，高3.3m，下部直径3.6m，高5.3m）即可满足要求，采用2塔精馏流程；鲁奇和托普索需设置一个较大的脱轻塔（直径4.5m左右，高度超过26m），采用3塔精馏流程。本项目180万吨/年甲醇装置是国内最大的甲醇生产装置，综合技术和商务评审结果，英国戴维工艺技术公司占有较大优势，本项目选用戴维甲醇合成技术。空分装置的技术选择和优化空分装置技术介绍（1