煤制天然气联产LNG方案研究Word格式文档下载.docx
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天然气净化装置
原料气过滤及计量、脱酸气、脱水
2
天然气液化装置
冷箱、冷剂罐、冷剂压缩机、LNG收集池
3
LNG储运设施
2个30000m3LNG储罐、LNG输出泵、LNG装车臂
4
辅助生产设施
再生气加热系统、控制室、装车控制室、化验室、消防泵站(设置在循环水泵站内)、泡沫站、装置管廊、工具间、火炬系统
5
装置内公共工程
装置变配电室、装置总图运输(厂内道路、车辆、围墙大门及绿化等)、循环水场
给排水(除循环水场外)、电信、暖通、供汽等依托煤制天然气项目,本可研仅负责装置内设施、管道等。
6
辅助生产区
含更衣室、浴室、交接班会议室
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%。
其中美国贡献了几乎一半的产量增长(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)和伊朗(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
资料来源:
BP【2019年世界能源统计】
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PeterFraser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%。
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,尽管目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又以亚太地区需求增长最快。
预计世界天然气需求将从目前的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%。
2.2LNG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。
亚太地区由于人口增长较快、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LNG2项目有望带来巨大增量。
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
由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,可以满足更大范围、更多地区对天然气的需求。
目前我国沿海地区已建成和在建的进口LNG接收站项目有广东大鹏、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、浙江宁波、江苏如东、河北曹妃甸、辽宁大连、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LNG进口为全球LNG进口量增长贡献了60%的份额。
2018年中国LNG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LNG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。
2.3LNG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%。
近几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,国内已经有新疆、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。
2.4LNG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,LNG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=1400Nm3SNG折算,SNG产品为1.864元/Nm3。
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,LNG价格走势图。
图2.4LNG价格走势图
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元/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。
基于对本项目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CO2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CO2通常有三种方法:
化学吸收法、物理吸收法和氧化还原法。
本可研采用目前国内外天然气脱CO2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、降低压力的条件下又能分解而放出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。
常用几种化学吸收法对比见表
常用几种化学吸收法对比
烷基醇胺法(Amine法)
方法
脱酸剂
脱酸情况
应用
醇胺法
(MEA、
MDEA)
乙醇胺水溶液
操作压力影响较小,当酸气分压较
低时用此法较为经济。
同时吸收
CO2和H2S的能力强,尤在CO2
浓度比H2S浓度较高时应用,还可
部分脱除有机硫。
缺点是须较高再
生温度、溶液易发泡、与有机硫作
用易变质等。
常用的方法,应用
广泛。
二异丙醇胺
法(DIPA法)
二异丙醇胺水溶液
脱硫情况与醇胺法(MEA法)大致类似,可以脱出部分有机硫化物。
在存在有机硫化物工况时,可以增加对硫化物吸收的选择性,腐蚀性小,胺损失小。
主要应用于炼厂
气脱硫和施柯特
法硫回收装置尾
气处理。
碱性盐溶液法
改良热钾碱
法
碳酸钾溶液中加入烷
基醇胺和硼酸盐等活
化剂
当酸气分压较高时用此法较为经
济。
压力对操作影响较大,尤在
CO2浓度比H2S浓度较高时适。
此
法所需的再生热较低。
美国和日本合成
氨厂在大量使用,
已有90多套装置
在使用。
砜胺法
环丁砜和二异丙醇胺
或甲基单乙醇胺
兼有化学吸收和物理吸收作用,当
酸气分压较高,H2S浓度比CO2
浓度较高时,此法较为经济,能脱
除有机硫、对设备腐蚀小。
缺点是
价格较高,能吸收重烃。
为重要的天然气
净化方法,有130
多套装置在使用。
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CO2的净化工艺。
本项目采用的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1.0MPa的分压下的吸收过程,它适合在高酸气分压下,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MDEAa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。
由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,本项目采用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由三个独立的闭式制冷循环组成,制冷剂分别为丙烷、乙烯和甲烷,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目的。
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:
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
能耗较级联式液化流程高10%~20%
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德循环制冷,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,中小型目前使用的较少。
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
混合制冷剂液化流程
级联式液化流程
带膨胀机的液化流程
单循环混合制冷
C3/MRC
丙烷预冷及
DMR
双级混合冷剂
氮气制冷
膨胀制冷
制冷系统
数量
主要转动
设备数量
液化率
较高
最高
差
能耗
1.25
1.7
换热器形式
最小/最简单
最大/机构复杂
多换热器
复杂冷箱
不锈钢应用
冷箱底部一下及重烃部分
整个混合冷寂系统
后两级制冷系统
冷箱加膨胀机
总投资成本
最低
高
根据目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几家公司所有,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。
近几年国内天然气液化行业发展迅速,技术日趋成熟,采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
液化技术
专利商
工艺流程
Cascade
ConocoPhilips
改进型阶式流程
SMR
BV
混合冷剂流程
Liquefin
Axens/IFP
Shell
C3-MR
APCI
MFC
Linde
AP-XTM
膨胀机液化流程
本项目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®
混合制冷工艺和Linde拥有的LIMUM制冷工艺,两种技术对比见表。
BV拥有的PRICO®
混合制冷及Linde拥有的LIMUM技术对比
混合制冷技术
Linde拥有的LIMUM技术
工艺特点
1采用甲烷、乙烯、丙烷、异戊烷、氮气作冷剂
2采用铝制板翅式换热器(冷箱)
1采用甲烷、乙烯、丁烷和氮气作冷
剂
2采用绕管式换热器
3传热过程温差最小,最大提高传热
效率
优点
1流程简化、操作方便
2单套设备数量少,布置紧凑
3较为宽泛的调整冷剂配方
1较高操作弹性和适应性,操作负荷
(30%~110%)
2占地面积较少
3效率高,操作费用低
4绕管式换热器允许带泄露运行,直
至下一次停车,用最短时间检修(堵
漏)
缺点
1采用两套生产线,装置投资高
2两套生产线,装置总占地面积较
大
1专有设备,供货商少,价格昂贵,
订货周期长
根据上述对比,两种技术主要区别是由于换热器的选型。
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。
国内BV拥有的PRICO®
混合制冷技术应用装置一览表
公司名称
规模
地点
投产时间
鄂尔多斯星星能源
100×
104m3/d
内蒙古乌审旗县
2008.11
中海油珠海横琴
60×
广东珠海横琴岛
甘肃兰州燃气化工集团
30×
甘肃兰州
2008.10
四川达州汇鑫能源
100×
四川达州
2009.03
新疆广汇甲烷分离LNG项目
140×
新疆哈密
2010.03
陕西靖边天然气液化项目
50×
陕西靖边县
7
华气广安天然气液化项目
四川广安市
2011.03
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
国内Lind拥有的制冷技术应用装置一览表
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