CN110655939A - 一种中低温干馏荒煤气经耐硫均温甲烷化制lng的系统及方法 - Google Patents
一种中低温干馏荒煤气经耐硫均温甲烷化制lng的系统及方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN110655939A CN110655939A CN201911039132.4A CN201911039132A CN110655939A CN 110655939 A CN110655939 A CN 110655939A CN 201911039132 A CN201911039132 A CN 201911039132A CN 110655939 A CN110655939 A CN 110655939A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- sulfur
- gas
- methanation
- dry distillation
- desulfurization
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims abstract description 94
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 53
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 51
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 title claims abstract description 51
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 48
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 title claims abstract description 45
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 claims abstract description 42
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 claims abstract description 42
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 35
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 19
- 239000000428 dust Substances 0.000 claims abstract description 18
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 claims abstract description 16
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 claims abstract description 16
- 230000009615 deamination Effects 0.000 claims abstract description 15
- 238000006481 deamination reaction Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 41
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 40
- 238000005262 decarbonization Methods 0.000 claims description 34
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 32
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims description 18
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 12
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 9
- 238000005261 decarburization Methods 0.000 claims description 9
- PVXVWWANJIWJOO-UHFFFAOYSA-N 1-(1,3-benzodioxol-5-yl)-N-ethylpropan-2-amine Chemical compound CCNC(C)CC1=CC=C2OCOC2=C1 PVXVWWANJIWJOO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- QMMZSJPSPRTHGB-UHFFFAOYSA-N MDEA Natural products CC(C)CCCCC=CCC=CC(O)=O QMMZSJPSPRTHGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- WHDPTDWLEKQKKX-UHFFFAOYSA-N cobalt molybdenum Chemical compound [Co].[Co].[Mo] WHDPTDWLEKQKKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 4
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 2
- 238000006392 deoxygenation reaction Methods 0.000 claims 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 26
- 239000003245 coal Substances 0.000 abstract description 16
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 11
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 10
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 abstract description 9
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 abstract description 9
- 239000011269 tar Substances 0.000 abstract description 8
- 239000001273 butane Substances 0.000 abstract description 5
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 5
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 5
- 239000001294 propane Substances 0.000 abstract description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 abstract description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 abstract description 3
- 238000000746 purification Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 15
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- 230000003009 desulfurizing effect Effects 0.000 description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 4
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 3
- 125000000383 tetramethylene group Chemical group [H]C([H])([*:1])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 3
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 2
- MWPLVEDNUUSJAV-UHFFFAOYSA-N anthracene Chemical compound C1=CC=CC2=CC3=CC=CC=C3C=C21 MWPLVEDNUUSJAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 238000003763 carbonization Methods 0.000 description 2
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 2
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 2
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000008676 import Effects 0.000 description 2
- 229910000069 nitrogen hydride Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 238000009903 catalytic hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000003034 coal gas Substances 0.000 description 1
- 239000011280 coal tar Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000001741 organic sulfur group Chemical group 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10B—DESTRUCTIVE DISTILLATION OF CARBONACEOUS MATERIALS FOR PRODUCTION OF GAS, COKE, TAR, OR SIMILAR MATERIALS
- C10B53/00—Destructive distillation, specially adapted for particular solid raw materials or solid raw materials in special form
- C10B53/04—Destructive distillation, specially adapted for particular solid raw materials or solid raw materials in special form of powdered coal
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10B—DESTRUCTIVE DISTILLATION OF CARBONACEOUS MATERIALS FOR PRODUCTION OF GAS, COKE, TAR, OR SIMILAR MATERIALS
- C10B57/00—Other carbonising or coking processes; Features of destructive distillation processes in general
- C10B57/14—Features of low-temperature carbonising processes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
- C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
- C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
- C10J3/72—Other features
- C10J3/82—Gas withdrawal means
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
- C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
- C10J3/72—Other features
- C10J3/82—Gas withdrawal means
- C10J3/84—Gas withdrawal means with means for removing dust or tar from the gas
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
- C10K3/00—Modifying the chemical composition of combustible gases containing carbon monoxide to produce an improved fuel, e.g. one of different calorific value, which may be free from carbon monoxide
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
- Y02P20/10—Process efficiency
Abstract
本发明公开的一种中低温干馏荒煤气经耐硫均温甲烷化制LNG的系统及方法，属于煤炭清洁高效利用技术领域。将干馏荒煤气除尘脱氨净化后进行焦油回收，获得高价值副产品；再加压液化分离将丙烷、丁烷等高级烃类直接制备成LPG。脱硫脱碳装置解析出的H2S气体纯度高，可采用克劳斯硫回收工艺回收硫磺。深冷液化分离后获得的LNG组分CH4含量高，大于95％，达到一级天然气产品的要求。该系统操作简便，采用煤的低温干馏多联产技术，实现了低阶煤的清洁高效利用，生产高热值的液化天然气并副产焦油、LPG、硫磺、二氧化碳等副产品，节约能源，经济效益高。
Description
技术领域
本发明属于煤炭清洁高效利用技术领域，具体涉及一种中低温干馏荒煤气经耐硫均温甲烷化制LNG(液化天然气)的系统及方法。
背景技术
天然气作为一种高效、清洁、安全的化石能源，在全球能源消费中的比例逐年上升；随着人们环保意识的增强以及生活质量的提高，天然气的需求量逐年加大，利用储量相对丰富的煤炭资源，深入开发低质煤的低温干馏联产天然气技术，利用热值较低的荒煤气，将之转变成环境友好的天然气，不仅实现了煤炭资源的综合利用，同时也缓减了我国油气资源相对短缺的现象，且符合煤的清洁高效利用技术路线。
低质煤低温干馏生产兰炭过程得到三个产品，兰炭、煤焦油和荒煤气(也称兰炭尾气或低温干馏气)，一般采用烟气加热的兰炭生产装置所产荒煤气组分见表1，可以看出荒煤气组分中甲烷含量较少，煤气热值低，且含有大量氮气，压缩和液化过程的能耗高，直接从煤气中提纯甲烷的工艺成本较高，目前荒煤气利用一般采用锅炉燃烧产蒸汽和发电，经济效益低。煤在低温干馏过程中会生成大量的H2、CO和CO2，但氢碳比(H/C)比约在1.8-2.2之间，不利于甲烷化反应，还含有C2-C4烷烃和烯烃为主的石油气组分，H2S、NH3、焦油、粉尘等污染。
表1：传统立式炉荒煤气组分
随着近年来粉煤低温干馏技术的发展，出现了外热式直立炉、固体热载体低温快速热解技术和粉煤回转窑热解技术等技术，不同于之前烟气直接加热的方式采用间接加热，所产荒煤气组分有更多的有效可燃组分，其荒煤气一般组分见表2，其中氮气的含量明显降低，但是仍存在氢碳比低和二氧化碳含量高的问题。
表2：间接加热的热解技术荒煤气组分
由于荒煤气以上特点，不像焦炉煤气易于制天然气，急需开发一种适合荒煤气的甲烷化制天然气技术，能够在低H/C比和高CO2分压的条件下，实现高的CO转化率和高CH4选择性。
发明内容
为了解决上述现有问题，本发明的目的在于提供一种中低温干馏荒煤气经耐硫均温甲烷化制LNG的系统及方法，实现了低阶煤的清洁高效利用，生产高热值的液化天然气并副产焦油、LPG、硫磺、二氧化碳等副产品，节约能源，经济效益高。
本发明通过以下技术方案来实现：
本发明公开了一种中低温干馏荒煤气经耐硫均温甲烷化制LNG的系统，包括脱氨除尘装置，脱氨除尘装置的入口连接有中低温干馏荒煤气进气管，出口连接有一级压缩装置，一级压缩装置连接有精馏油回收装置，精馏油回收装置连接有二级压缩装置，二级压缩装置连接有耐硫甲烷化装置和液化石油气收集装置，耐硫甲烷化装置连接有脱硫脱碳装置，脱硫脱碳装置连接有脱水吸附塔、二氧化碳收集装置和硫化氢收集装置，硫化氢收集装置连接有克劳斯硫回收装置，脱硫脱碳装置连接有脱水吸附塔，脱水吸附塔连接有深冷液化装置，深冷液化装置连接有氮气收集装置和LNG排出管。
优选地，一级压缩装置为螺杆压缩机，二级压缩装置为活塞式压缩机。
优选地，精馏油回收装置为精馏塔或变温吸附装置。
优选地，精馏油回收装置与二级压缩装置之间设有除氧装置。
优选地，耐硫甲烷化装置为列管式均温反应器，列管式均温反应器的管程内为钴钼系催化剂，壳程内为60～100bar的沸腾水；管程两端分别与二级压缩装置和脱硫脱碳装置连接。
进一步优选地，壳程连接有汽包，壳程与汽包、精馏油回收装置和脱硫脱碳装置形成沸腾水/饱和蒸汽的封闭循环回路。
优选地，脱硫脱碳装置包括填充有MDEA溶液的脱硫塔和脱碳塔，脱碳塔的进口与耐硫甲烷化装置连接，出口与脱硫塔的进口和脱水吸附塔连接，脱硫塔的出口与硫化氢收集装置连接。
优选地，深冷液化装置的尾气排出管与耐硫甲烷化装置和克劳斯硫回收装置连接。
本发明公开了采用上述中低温干馏荒煤气经耐硫均温甲烷化制LNG的系统制LNG的方法，包括：
中低温干馏荒煤气由中低温干馏荒煤气进气管进入脱氨除尘装置，脱除氨气、清除灰尘后进入一级压缩装置，增压后进入精馏油回收装置，脱除焦油类物质后进入二级压缩装置，增压后液化石油气进入液化石油气收集装置，剩余气体进入耐硫甲烷化装置，反应后进入脱硫脱碳装置，脱硫脱碳装置分离出的H2S进入硫化氢收集装置后进入克劳斯硫回收装置反应后生成硫磺，脱硫脱碳装置分离出的CO2进入二氧化碳收集装置；脱硫脱碳装置内的剩余气体进入脱水吸附塔脱除水分后进入深冷液化装置进行压缩液化，降温后分离出的氮气进入氮气收集装置，LNG通过LNG排出管输出系统。
优选地，一级压缩装置将气体增压至4～6bar，二级压缩装置将气体增压至26～30bar。
与现有技术相比，本发明具有以下有益的技术效果：
本发明公开的一种中低温干馏荒煤气经耐硫均温甲烷化制LNG的系统，将干馏荒煤气在除尘脱氨净化后先进行焦油回收，获得高价值的副产品；再加压液化分离将干馏煤气中的丙烷、丁烷等高级烃类直接制备成LPG，同时大量高级烃的有效利用，大大降低了甲烷化工段的碳负荷，提高了甲烷化催化剂热稳定性，延长了甲烷化催化剂的寿命。脱硫脱碳装置解析出的H2S气体纯度高，可采用克劳斯硫回收工艺回收硫磺。经深冷液化分离后获得的液化天然气中的CH4含量高，大于95％，达到一级天然气产品的要求。
进一步地，一级压缩装置为螺杆压缩机，二级压缩装置为活塞式压缩机，根据实际需要选择压缩装置的型式，设置合理，节约成本。
进一步地，精馏油回收装置与二级压缩装置之间设有除氧装置，能够保护后续反应器内催化剂活性。
进一步地，采用耐硫的钴钼系催化剂，具有变换和甲烷化双功能催化作用，省去了传统湿法脱硫、干法脱硫工艺段，而采用的列管式反应器替代了传统的多段绝热固定床反应器，缩短了工艺流程，节省了设备投资；而耐硫甲烷化催化剂和均温列管式反应器的结合将反应温度控制在300-400℃，实现了低氢碳比荒煤气的高CO转化率和高CH4选择性，解决了传统绝热床550-650℃高温下CO转化率低和CO2选择性高(水煤气反应高温下反应速率快)的问题。
更进一步地，列管式反应器副产出的中压蒸汽可为精馏油回收装置和脱硫脱碳装置提供热量，实现了热量的优化利用，节约了能源。
进一步地，将脱硫和脱碳放在一个单元，可通过MDEA吸收塔同时脱除H2S和CO2酸性气体，对于CO2浓度小于30％的气体，MDEA(二乙醇胺)吸收解析比PSA更有经济性。
进一步地，深冷液化装置的尾气为富氢气体，能够供给耐硫甲烷化装置和克劳斯硫回收装置使用，节约了能源。
本发明公开的采用上述中低温干馏荒煤气经耐硫均温甲烷化制LNG的系统制LNG的方法，操作简便，采用煤的低温干馏多联产技术，实现了低阶煤的清洁高效利用，生产高热值的液化天然气并副产焦油、LPG、硫磺、二氧化碳等副产品，节约能源，经济效益高。
附图说明
图1为本发明的中低温干馏荒煤气经耐硫均温甲烷化制LNG的系统整体示意图。
图中：1-中低温干馏荒煤气进气管，2-脱氨除尘装置，3-一级压缩装置，4-精馏油回收装置，5-二级压缩装置，6-耐硫甲烷化装置，7-脱硫脱碳装置，8-克劳斯硫回收装置，9-脱水吸附塔，10-深冷液化装置，11-LNG排出管，12-液化石油气收集装置，13-硫化氢收集装置，14-二氧化碳收集装置，15-氮气收集装置。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施例对本发明做进一步详细描述，其内容是对本发明的解释而不是限定：
图1为本发明的中低温干馏荒煤气经耐硫均温甲烷化制LNG的系统，包括脱氨除尘装置2，脱氨除尘装置2的入口连接有中低温干馏荒煤气进气管1，出口连接有一级压缩装置3，一级压缩装置3连接有精馏油回收装置4，精馏油回收装置4可以采用精馏塔或变温吸附装置；精馏油回收装置4连接有二级压缩装置5，还可以在精馏油回收装置4与二级压缩装置5之间设置除氧装置；二级压缩装置5连接有耐硫甲烷化装置6和液化石油气收集装置12，耐硫甲烷化装置6为列管式均温反应器，列管式均温反应器的管程内为钴钼系催化剂，壳程内为60～100bar的沸腾水；管程两端分别与二级压缩装置5和脱硫脱碳装置7连接。壳程连接有汽包，壳程与汽包、精馏油回收装置4和脱硫脱碳装置7形成沸腾水/饱和蒸汽的封闭循环回路。
耐硫甲烷化装置6连接有脱硫脱碳装置7，脱硫脱碳装置7包括填充有MDEA溶液的脱硫塔和脱碳塔，脱碳塔的进口与耐硫甲烷化装置6连接，出口与脱硫塔的进口和脱水吸附塔9连接，脱硫塔的出口与硫化氢收集装置13连接。
硫化氢收集装置13连接有克劳斯硫回收装置8，脱硫脱碳装置7连接有脱水吸附塔9，脱水吸附塔9连接有深冷液化装置10，深冷液化装置10连接有氮气收集装置15和LNG排出管11，深冷液化装置10的尾气排出管与耐硫甲烷化装置6和克劳斯硫回收装置8连接。
一级压缩装置3可以选用螺杆压缩机，二级压缩装置5可以选用活塞式压缩机。
本发明的中低温干馏荒煤气经耐硫均温甲烷化制LNG的系统在工作时：
中低温干馏荒煤气由中低温干馏荒煤气进气管1进入脱氨除尘装置2，水洗脱除氨气、过滤清除灰尘后进入一级压缩装置3，将气体增压至4～6bar后进入精馏油回收装置4，将气体中的苯、蒽油、焦油等组分回收，回收后的气体组分中苯和焦油含量小于5ppm。
剩余气体进入二级压缩装置5，二级压缩装置5将气体增压至26～30bar，压缩过程中乙烷、乙烯、丙烷、丙烯、丁烷、丁烯等液化石油气组分变成液体，副产品液化石油气进入液化石油气收集装置12。
剩余气体进入耐硫甲烷化装置6，耐硫甲烷化装置6采用列管式均温反应器，催化剂装填在管程，60～100bar的沸腾水走壳程，通过沸腾水的密度差形成汽包和反应器的自然循环。催化剂采用钴钼系催化剂，经原料气中的H2S在低空速下还原生成具有活性的MoS2，可同时实现水煤气变换反应和甲烷化反应。由于列管均温反应器的热点温度在400℃左右，而出口温度为260～280℃，荒煤气中的CO基本完全转化，甲烷的选择性也在85％以上。若原料气为传统立式炉荒煤气，则经过耐硫甲烷化装置6反应后的气体主要组分一般为：CH4含量12～18％，CO含量0～0.3％，H2含量3～6％，CO2含量12～18％，N2含量为40～50％，H2O含量为6～12％，CnHm(为乙烷、乙烯、丙烷、丙烯、丁烷、丁烯)含量0.5～5％，H2S含量500～3000ppm以及NH3含量300～1200ppm。若原料气为外热式直立炉、固体热载体低温快速热解和粉煤回转窑热解产生的低温干馏荒煤气，则经过耐硫甲烷化装置6反应后的气体主要组分一般为：CH4含量45～55％，CO含量0～0.3％，H2含量3～6％，CO2含量8～12％，N2含量为0～20％，H2O含量为6～24％，CnHm(为乙烷、乙烯、丙烷、丙烯、丁烷、丁烯)含量0.5～6％，H2S含量500～3000ppm。此外，荒煤气中的有机硫和SO2也在催化加氢作用下转化为H2S。每1000方原料气经耐硫甲烷化装置6甲烷化可副产1.2-2.5吨压力60～100bar的饱和蒸汽，可用作脱硫脱碳装置7的溶液加热解析和精馏油回收装置4的精馏或变温吸附，实现了热量的优化利用。
在甲烷化过程中发生的主要反应如下：
CO+3H2→CH4+H2OΔH298K＝-206KJ/mol R1
CO2+4H2→CH4+2H2OΔH298K＝-165KJ/mol R2
CO+H2O→H2+CO2ΔH298K＝-41.2KJ/mol R3
从反应式可知R1和R2反应均为强放热反应，每转化1％的CO会带来72℃的温升，每转化1％的CO2会带来60℃的温升，在300℃左右的反应活性最高，温度越高反应速率平衡常数越小，反应的推动力也越小。目前甲烷化工艺普遍采用多段绝热反应器和气体循环的办法来稀释原料气中CO含量，绝热固定床甲烷化反应器第一段通常达到620～650℃，该温度下R1、R2和R3反应达到热力学平衡，CO、CO2和CH4含量受热力学平衡控制，CO的转化率较低，后续增加多个绝热反应器来保证反应的深度，最终实现CO含量低于0.1％。而采用列管均温反应器，管程装填催化剂，壳程采用沸腾水换热将反应放出的热量及时从反应器中移出，并副产中压蒸汽。列管均温反应器可将反应温度控制在300～400℃之间，该温度区间内R1反应平衡常数大，反应持续进行可以在一段反应器内实现CO的高转化率。
反应后进入脱硫脱碳装置7，在高压下MDEA(二乙醇胺)溶液通过物理溶解和化学吸收作用将H2S和CO2溶解或生成中间体，在脱碳塔内降压闪蒸解析出高纯的CO2，再通过脱硫塔内加热溶液解析高纯H2S。脱硫脱碳装置7出口的CO2吸收率约为95％，H2S的脱除率大于99％。
脱硫脱碳装置7分离出的高纯H2S进入硫化氢收集装置13后进入克劳斯硫回收装置8反应后生成硫磺，脱硫脱碳装置7分离出的CO2进入二氧化碳收集装置14；脱硫脱碳装置7内的剩余气体进入脱水吸附塔9脱除水分后进入深冷液化装置10进行压缩液化，降温后分离出的氮气进入氮气收集装置15，LNG通过LNG排出管输出系统，LNG中CH4含量大于95％，深冷液化装置10的尾气为富氢气体，可以供给耐硫甲烷化装置6和克劳斯硫回收装置8使用。
需要说明的是，以上所述仅为本发明实施方式之一，根据本发明所描述的系统所做的等效变化，均包括在本发明的保护范围内。本发明所属技术领域的技术人员可以对所描述的具体实例做类似的方式替代，只要不偏离本发明的结构或者超越本权利要求书所定义的范围，均属于本发明的保护范围。
Claims (10)
1.一种中低温干馏荒煤气经耐硫均温甲烷化制LNG的系统，其特征在于，包括脱氨除尘装置(2)，脱氨除尘装置(2)的入口连接有中低温干馏荒煤气进气管(1)，出口连接有一级压缩装置(3)，一级压缩装置(3)连接有精馏油回收装置(4)，精馏油回收装置(4)连接有二级压缩装置(5)，二级压缩装置(5)连接有耐硫甲烷化装置(6)和液化石油气收集装置(12)，耐硫甲烷化装置(6)连接有脱硫脱碳装置(7)，脱硫脱碳装置(7)连接有脱水吸附塔(9)、二氧化碳收集装置(14)和硫化氢收集装置(13)，硫化氢收集装置(13)连接有克劳斯硫回收装置(8)，脱硫脱碳装置(7)连接有脱水吸附塔(9)，脱水吸附塔(9)连接有深冷液化装置(10)，深冷液化装置(10)连接有氮气收集装置(15)和LNG排出管(11)。
2.根据权利要求1所述的中低温干馏荒煤气经耐硫均温甲烷化制LNG的系统，其特征在于，一级压缩装置(3)为螺杆压缩机，二级压缩装置(5)为活塞式压缩机。
3.根据权利要求1所述的中低温干馏荒煤气经耐硫均温甲烷化制LNG的系统，其特征在于，精馏油回收装置(4)为精馏塔或变温吸附装置。
4.根据权利要求1所述的中低温干馏荒煤气经耐硫均温甲烷化制LNG的系统，其特征在于，精馏油回收装置(4)与二级压缩装置(5)之间设有除氧装置。
5.根据权利要求1所述的中低温干馏荒煤气经耐硫均温甲烷化制LNG的系统，其特征在于，耐硫甲烷化装置(6)为列管式均温反应器，列管式均温反应器的管程内为钴钼系催化剂，壳程内为60～100bar的沸腾水；管程两端分别与二级压缩装置(5)和脱硫脱碳装置(7)连接。
6.根据权利要求5所述的中低温干馏荒煤气经耐硫均温甲烷化制LNG的系统，其特征在于，壳程连接有汽包，壳程与汽包、精馏油回收装置(4)和脱硫脱碳装置(7)形成沸腾水/饱和蒸汽的封闭循环回路。
7.根据权利要求1所述的中低温干馏荒煤气经耐硫均温甲烷化制LNG的系统，其特征在于，脱硫脱碳装置(7)包括填充有MDEA溶液的脱硫塔和脱碳塔，脱碳塔的进口与耐硫甲烷化装置(6)连接，出口与脱硫塔的进口和脱水吸附塔(9)连接，脱硫塔的出口与硫化氢收集装置(13)连接。
8.根据权利要求1所述的中低温干馏荒煤气经耐硫均温甲烷化制LNG的系统，其特征在于，深冷液化装置(10)的尾气排出管与耐硫甲烷化装置(6)和克劳斯硫回收装置(8)连接。
9.采用权利要求1～8任意一项所述中低温干馏荒煤气经耐硫均温甲烷化制LNG的系统制LNG的方法，其特征在于，包括：
中低温干馏荒煤气由中低温干馏荒煤气进气管(1)进入脱氨除尘装置(2)，脱除氨气、清除灰尘后进入一级压缩装置(3)，增压后进入精馏油回收装置(4)，脱除焦油类物质后进入二级压缩装置(5)，增压后液化石油气进入液化石油气收集装置(12)，剩余气体进入耐硫甲烷化装置(6)，反应后进入脱硫脱碳装置(7)，脱硫脱碳装置(7)分离出的H2S进入硫化氢收集装置(13)后进入克劳斯硫回收装置(8)反应后生成硫磺，脱硫脱碳装置(7)分离出的CO2进入二氧化碳收集装置(14)；脱硫脱碳装置(7)内的剩余气体进入脱水吸附塔(9)脱除水分后进入深冷液化装置(10)进行压缩液化，降温后分离出的氮气进入氮气收集装置(15)，LNG通过LNG排出管输出系统。
10.根据权利要求9所述的制LNG的方法，其特征在于，一级压缩装置(3)将气体增压至4～6bar，二级压缩装置(5)将气体增压至26～30bar。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201911039132.4A CN110655939A (zh) | 2019-10-29 | 2019-10-29 | 一种中低温干馏荒煤气经耐硫均温甲烷化制lng的系统及方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201911039132.4A CN110655939A (zh) | 2019-10-29 | 2019-10-29 | 一种中低温干馏荒煤气经耐硫均温甲烷化制lng的系统及方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN110655939A true CN110655939A (zh) | 2020-01-07 |
Family
ID=69042155
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201911039132.4A Pending CN110655939A (zh) | 2019-10-29 | 2019-10-29 | 一种中低温干馏荒煤气经耐硫均温甲烷化制lng的系统及方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN110655939A (zh) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112569626A (zh) * | 2021-02-25 | 2021-03-30 | 山东亚邦化工科技有限公司 | 一种制备叔丁胺用双塔精馏装置 |
| CN112897464A (zh) * | 2021-01-18 | 2021-06-04 | 西南化工研究设计院有限公司 | 一种带甲烷化的荒煤气制氢联产lng工艺 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2014198789A (ja) * | 2013-03-29 | 2014-10-23 | 大阪瓦斯株式会社 | メタンリッチガス製造システム |
| CN104762116A (zh) * | 2015-03-19 | 2015-07-08 | 青岛联信催化材料有限公司 | 一种天然气或者液化天然气的生产工艺 |
| CN105749818A (zh) * | 2016-04-27 | 2016-07-13 | 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 | 一种低温甲烷化反应器及工作过程 |
| CN108977243A (zh) * | 2018-08-07 | 2018-12-11 | 中国天辰工程有限公司 | 一种兰炭尾气制备液化天然气的工艺方法 |
| CN210885949U (zh) * | 2019-10-29 | 2020-06-30 | 中国华能集团有限公司 | 一种中低温干馏荒煤气经耐硫均温甲烷化制lng的系统 |
-
2019
- 2019-10-29 CN CN201911039132.4A patent/CN110655939A/zh active Pending
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2014198789A (ja) * | 2013-03-29 | 2014-10-23 | 大阪瓦斯株式会社 | メタンリッチガス製造システム |
| CN104762116A (zh) * | 2015-03-19 | 2015-07-08 | 青岛联信催化材料有限公司 | 一种天然气或者液化天然气的生产工艺 |
| CN105749818A (zh) * | 2016-04-27 | 2016-07-13 | 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 | 一种低温甲烷化反应器及工作过程 |
| CN108977243A (zh) * | 2018-08-07 | 2018-12-11 | 中国天辰工程有限公司 | 一种兰炭尾气制备液化天然气的工艺方法 |
| CN210885949U (zh) * | 2019-10-29 | 2020-06-30 | 中国华能集团有限公司 | 一种中低温干馏荒煤气经耐硫均温甲烷化制lng的系统 |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112897464A (zh) * | 2021-01-18 | 2021-06-04 | 西南化工研究设计院有限公司 | 一种带甲烷化的荒煤气制氢联产lng工艺 |
| CN112897464B (zh) * | 2021-01-18 | 2022-05-17 | 西南化工研究设计院有限公司 | 一种带甲烷化的荒煤气制氢联产lng工艺 |
| CN112569626A (zh) * | 2021-02-25 | 2021-03-30 | 山东亚邦化工科技有限公司 | 一种制备叔丁胺用双塔精馏装置 |
| CN112569626B (zh) * | 2021-02-25 | 2021-06-08 | 山东亚邦化工科技有限公司 | 一种制备叔丁胺用双塔精馏装置 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102115684B (zh) | 一种由焦炉煤气生产液化天然气的方法 | |
| CN104232195B (zh) | 一种利用焦炉气联产甲醇和合成天然气的方法 | |
| CN102585951B (zh) | 一种由焦炉气联产液化合成天然气、纯氢和甲醇的新工艺 | |
| CN101649233B (zh) | 制取合成天然气的等温甲烷化工艺和装置 | |
| CN101575540B (zh) | 一种同时生产液化天然气和甲醇的方法 | |
| CN101245262A (zh) | 基于煤气化与甲烷化的燃气-蒸汽联合循环系统及工艺 | |
| CN112897464B (zh) | 一种带甲烷化的荒煤气制氢联产lng工艺 | |
| CN101705128A (zh) | 制取合成天然气的绝热甲烷化工艺和装置 | |
| CN102899112B (zh) | 一种生产合成天然气的方法及装置 | |
| CN108795508A (zh) | 一种利用氮气和氦气膨胀制冷分离焦炉煤气的方法 | |
| CN102732347A (zh) | 可调式焦炉气联合生产液化天然气和氢气工艺 | |
| CN217459345U (zh) | 一种利用焦炉气生产低碳甲醇的装置 | |
| CN110655939A (zh) | 一种中低温干馏荒煤气经耐硫均温甲烷化制lng的系统及方法 | |
| CN102876411B (zh) | 一种生产合成天然气的方法及装置 | |
| CN114149837B (zh) | 一种带变换脱碳的焦炉气制液化天然气联产液氨或氢气工艺 | |
| CN103602357B (zh) | 一种液化天然气的生产工艺 | |
| CN210885949U (zh) | 一种中低温干馏荒煤气经耐硫均温甲烷化制lng的系统 | |
| CN102746870B (zh) | 一种费托合成工艺 | |
| WO2015104532A1 (en) | Hydrogen production processing | |
| Jiang et al. | Energy optimization of ammonia synthesis processes based on oxygen purity under different purification technologies | |
| CN211005244U (zh) | 一种中低温干馏荒煤气经耐硫均温甲烷化制cng的系统 | |
| CN103571558A (zh) | 外热式半焦尾气制lng的方法 | |
| CN201436296U (zh) | 制取合成天然气的等温甲烷化装置 | |
| CN109456139B (zh) | 甲烷制乙烯反应产物的油吸收分离方法 | |
| CN201525833U (zh) | 制取合成天然气的绝热甲烷化装置 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination |