煤制天然气典型流程及主要装置技术选择

第一篇：煤制天然气典型流程及主要装置技术选择

煤制天然气典型流程及主要装置技术选择

煤制天然气典型流程包括：备煤、空分、气化、废水处理、变换、净化、硫回收、甲烷化、加压、SNG（合成天然气）干燥、SNG输送等。

1、备煤

依气化工艺不同差别较大，主要是承担为气化提供合格原料煤的要求，一般包括配煤、干燥、磨煤、加压等环节。

2、空分

为气化提供氧气，同时为各装置提供氮气及压缩空气。根据气化技术的选型确定空分规模，可选技术包括国外的法液空、林德等，国内的杭氧、开分等，目前一般为内压缩流程，单系列小时制氧能力目前在4-8万立方。

3、气化

目前核准的四个项目中，大唐克旗、大唐阜新、庆华新疆项目均采用碎煤加压气化技术（改良Lurgi），汇能项目采用的是西北化工研究院的多元料浆气化技术。

4、废水处理

根据气化技术选择的不同，废水处理技术也将有所区别，一般选用改进型的A/O工艺。

5、变换

国内技术已经很成熟，采用耐硫宽温变换。

6、净化

主要是脱硫脱碳技术，主要采用的低温甲醇洗，大唐克旗、大唐阜新、庆华新疆项目采用的是化二院的低温甲醇洗技术。

7、硫回收

目前主要有生产硫磺和硫酸两种技术，根据产品导向和输运等多方面考虑，确定合适的工艺。

8、甲烷化 主要由鲁奇（鲁奇工艺技术+巴斯夫催化剂），戴维（戴维工艺技术+其母公司庄利万丰的催化剂，来源于英国煤气），托普索（工艺+催化剂）。大唐选择的是戴维技术，而庆华和汇能项目选择的是托普索技术。!

9、加压

将SNG升压至10MPa左右，以达到进行天然气高压输送管网的压力要求&

10、SNG干燥

主要是三甘醇脱水技术。

11、输送

将脱水后的SNG输送进管网。

第二篇：煤制天然气项目可行性研究报告

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煤制天然气项目可行性研究报

告

1、煤制天然气作为工业示范项目被列入国家《石化产业调整和振兴规划》，成为煤化工的新热点

煤制天然气作为工业示范项目被列入国家《石化产业调整和振兴规划》，体现了国家对天然气能源的需要和对发展煤制天然气产业的重视。

天然气不足，特别是近期多次发生的“气荒”，不仅大大影响了以天然气为原料的化工企业，更涉及到民用气的短缺。2009年以来受天然气“气荒”的影响，气头化肥企业的开工率只有46%，沧州大化、泸天化、赤天化、中原大化等几十家气头化肥企业气源被限制，30%左右的中小型化肥企业一度断气停产以保民用，沧州大化直至2010年1月29日才恢复供气，开始正常生产。

内蒙古民营企业汇能公司在鄂尔多斯拟建年产16×108m3的煤制天然气项目，总投资88.7亿元，于2009年底获得国家发改委批准，是大唐发电项目之后第二个得到国家发改委核准的项目。

此外，神华集团拟在鄂尔多斯、宁夏分别建设20×108m3/a和40×108m3/a煤制天然气工程，两个项目均处于可研阶段；中电投拟在新疆伊犁建设两个煤制天然气项目，规模分别为60×108m3/a和3×20×108m3/a；中海油则计划在内蒙古和山西大同建设两个规模分别为80×108m3/a和40×108m3/a的煤制天然气项目。据亚化咨询统计，我国拟建、在建的煤制天然气项目已达到7个，除了上述提到的还有华银电力15×108m3/a煤制天然气项目[4]。

我国规划中的煤制天然气项目有15个左右，预计2015年将形成200×108m3/a的产能，占天然气消费量的10%左右。可见，煤制天然气已成为煤化工的新热点。

2、煤制天然气基本不存在技术障碍

煤制天然气的工艺流程包括碎煤固定床加压气化（鲁奇炉气化）或气流床气化、耐硫变换、低温甲醇洗净化、甲烷化、压缩干燥、丙烯制冷、硫回收等生产单元，其流程如图1所示。

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煤制天然气装置流程图

这些单元所用的技术都是成熟、可靠、安全的，是经过生产实践检验的，设计和建设这样一套生产装置，应该说基本没有什么技术障碍。把这些单元技术集成起来，高效而清洁地利用煤炭资源，实现经济规模生产，符合现代洁净煤技术的发展模式。

美国北达科他州的大平原煤制天然气厂是世界上第一座采用鲁奇炉加压气化生产粗煤气，然后生产天然气的大型商业化工厂，于1980年7月动工兴建，1984年4月投入试运转，同年7月28日生产的合格天然气并入美国国家天然气管网，并至今正常运转[7]。我国大唐发电公司在内蒙古赤峰建设的40×108m3/a煤制天然气工程，其工艺技术与美国大平原天然气厂相似。

煤制气技术除固定床的鲁奇炉加压气化技术外，还有水煤浆气化、粉煤气化、德国GSP炉气化等气流床技术以及KBR公司的输送床提升管气化、国产航天炉气化技术等。鲁奇炉加压气化的气化压力为2.5-3.0MPa，气化温度900-1050℃，生成的粗煤气中甲烷含量可达8%-12%；而气流床技术等煤气化温度达到1300-1600℃，粗煤气中的甲烷含量很少。与其他气化技术相比，鲁奇炉所产的粗煤气中有如此高的甲烷含量是一项明显的优势。

2.4 煤制天然气的价格竞争力

采用不同煤种、不同气化技术、厂址位于不同地区的3种煤制天然气项目，测算出的天然气生产成本见表1。

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煤制天然气成本测算

目前，我国西气东输一线天然气主要由塔里木气田供给，供气价格为0.522元/m3。陕京一、二线主要由长庆气田供给，供气价格为0.681元/m3。按照现在的气价，所有煤制天然气项目均难以与西气东输一线和陕京线国产天然气相竞争。但是，与西气东输二线霍尔果斯门站价2.2元/m3（当石油价格为80美元/bbl时）相比，上述煤制天然气项目全部具有竞争力[9]。尤其是在新疆建设煤制天然气项目，其竞争力明显高于从中亚进口的天然气。

与进口的液化天然气（LNG）价格相比，当石油价格在80美元/bbl时，某国LNG长期合同价格为2.37元/m3，如果包括LNG气化费用，价格将达到约2.77元/m3。在新疆、内蒙古或山东等地区建设煤制天然气项目完全可以与新增进口LNG相竞争[9]。

据测算，煤制天然气项目的天然气出厂价高于1.60元/m3时就会有较好的经济效益。在天然气涨价预期比较强烈的市场条件下，煤制天然气项目具有美好前景。

据资料介绍，2008年发达国家天然气在一次能源消费中的比例为美国22.6%、英国42.5%、法国15.1%（核电比例大），而我国目前只有3.8%，与发达国家相差甚远。业界已基本形成共识，拓展天然气气源在保证我国能源安全和节能减排方面将会起到重要作用。

本报告是针对行业投资可行性研究咨询服务的专项研究报告，此报告为个性化定制服务报告，我们将根据不同类型及不同行业的项目提出的具体要求，修订报告目录，并在此目录的基础上重新完善行业报告用途：发改委立项、政府申请资金、政府申请土地、银行贷款、境内外融资等

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数据及分析内容，为企业项目立项、上马、融资提供全程指引服务。

可行性研究报告是在制定某一建设或科研项目之前，对该项目实施的可能性、有效性、技术方案及技术政策进行具体、深入、细致的技术论证和经济评价，以求确定一个在技术上合理、经济上合算的最优方案和最佳时机而写的书面报告。

可行性研究报告主要内容是要求以全面、系统的分析为主要方法，经济效益为核心，围绕影响项目的各种因素，运用大量的数据资料论证拟建项目是否可行。

对整个可行性研究提出综合分析评价，指出优缺点和建议。为了结论的需要，往往还需要加上一些附件，如试验数据、论证材料、计算图表、附图等，以增强可行性报告的说服力。

可行性研究是确定建设项目前具有决定性意义的工作，是在投资决策之前，对拟建项目进行全面技术经济分析论证的科学方法，在投资管理中，可行性研究是指对拟建项目有关的自然、社会、经济、技术等进行调研、分析比较以及预测建成后的社会经济效益。在此基础上，综合论证项目建设的必要性，财务的盈利性，经济上的合理性，技术上的先进性和适应性以及建设条件的可能性和可行性，从而为投资决策提供科学依据。

投资可行性报告咨询服务分为政府审批核准用可行性研究报告和融资用可行性研究报告。审批核准用的可行性研究报告侧重关注项目的社会经济效益和影响；融资用报告侧重关注项目在经济上是否可报告用途：发改委立项、政府申请资金、政府申请土地、银行贷款、境内外融资等

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行。具体概括为：政府立项审批，产业扶持，银行贷款，融资投资、投资建设、境外投资、上市融资、中外合作，股份合作、组建公司、征用土地、申请高新技术企业等各类可行性报告。

报告通过对项目的市场需求、资源供应、建设规模、工艺路线、设备选型、环境影响、资金筹措、盈利能力等方面的研究调查，在行业专家研究经验的基础上对项目经济效益及社会效益进行科学预测，从而为客户提供全面的、客观的、可靠的项目投资价值评估及项目建设进程等咨询意见。

【报告价格】此报告为委托项目报告，价格根据具体的要求协商，欢迎来电。

另：提供国家发改委甲、乙、丙级资质

可行性研究报告大纲（具体可根据客户要求进行调整）第一章 研究概述 第一节 研究背景与目标 第二节 研究的内容 第三节 研究方法 第四节 数据来源 第五节 研究结论

一、市场规模

二、竞争态势

三、行业投资的热点

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四、行业项目投资的经济性

第二章 煤制天然气项目总论 第一节 煤制天然气项目背景

一、煤制天然气项目名称

二、煤制天然气项目承办单位

三、煤制天然气项目主管部门

四、煤制天然气项目拟建地区、地点

五、承担可行性研究工作的单位和法人代表

六、研究工作依据

七、研究工作概况 第二节 可行性研究结论

一、市场预测和项目规模

二、原材料、燃料和动力供应

三、选址

四、煤制天然气项目工程技术方案

五、环境保护

六、工厂组织及劳动定员

七、煤制天然气项目建设进度

八、投资估算和资金筹措

九、煤制天然气项目财务和经济评论

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十、煤制天然气项目综合评价结论 第三节 主要技术经济指标表 第四节 存在问题及建议

第三章 煤制天然气项目投资环境分析 第一节 社会宏观环境分析

第二节 煤制天然气项目相关政策分析

一、国家政策

二、煤制天然气项目行业准入政策

三、煤制天然气项目行业技术政策 第三节 地方政策

第四章 煤制天然气项目背景和发展概况 第一节 煤制天然气项目提出的背景

一、国家及煤制天然气项目行业发展规划

二、煤制天然气项目发起人和发起缘由 第二节 煤制天然气项目发展概况

一、已进行的调查研究煤制天然气项目及其成果

二、试验试制工作情况

三、厂址初勘和初步测量工作情况

四、煤制天然气项目建议书的编制、提出及审批过程

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第三节 煤制天然气项目建设的必要性

一、现状与差距

二、发展趋势

三、煤制天然气项目建设的必要性

四、煤制天然气项目建设的可行性 第四节 投资的必要性

第五章 煤制天然气项目行业竞争格局分析 第一节 国内生产企业现状

一、重点企业信息

二、企业地理分布

三、企业规模经济效应

四、企业从业人数

第二节 重点区域企业特点分析

一、华北区域

二、东北区域

三、西北区域

四、华东区域

五、华南区域

六、西南区域

七、华中区域

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第三节 企业竞争策略分析

一、产品竞争策略

二、价格竞争策略

三、渠道竞争策略

四、销售竞争策略

五、服务竞争策略

六、品牌竞争策略

第六章 煤制天然气项目行业财务指标分析参考 第一节 煤制天然气项目行业产销状况分析 第二节 煤制天然气项目行业资产负债状况分析 第三节 煤制天然气项目行业资产运营状况分析 第四节 煤制天然气项目行业获利能力分析 第五节 煤制天然气项目行业成本费用分析

第七章 煤制天然气项目行业市场分析与建设规模 第一节 市场调查

一、拟建 煤制天然气项目产出物用途调查

二、产品现有生产能力调查

三、产品产量及销售量调查

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四、替代产品调查

五、产品价格调查

六、国外市场调查

第二节 煤制天然气项目行业市场预测

一、国内市场需求预测

二、产品出口或进口替代分析

三、价格预测

第三节 煤制天然气项目行业市场推销战略

一、推销方式

二、推销措施

三、促销价格制度

四、产品销售费用预测

第四节 煤制天然气项目产品方案和建设规模

一、产品方案

二、建设规模

第五节 煤制天然气项目产品销售收入预测

第八章 煤制天然气项目建设条件与选址方案 第一节 资源和原材料

一、资源评述

二、原材料及主要辅助材料供应

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三、需要作生产试验的原料

第二节 建设地区的选择

一、自然条件

二、基础设施

三、社会经济条件

四、其它应考虑的因素 第三节 厂址选择

一、厂址多方案比较

二、厂址推荐方案

第九章 煤制天然气项目应用技术方案 第一节 煤制天然气项目组成 第二节 生产技术方案

一、产品标准

二、生产方法

三、技术参数和工艺流程

四、主要工艺设备选择

五、主要原材料、燃料、动力消耗指标

六、主要生产车间布置方案 第三节 总平面布置和运输

一、总平面布置原则

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二、厂内外运输方案

三、仓储方案

四、占地面积及分析 第四节 土建工程

一、主要建、构筑物的建筑特征与结构设计

二、特殊基础工程的设计

三、建筑材料

四、土建工程造价估算 第五节 其他工程

一、给排水工程

二、动力及公用工程

三、地震设防

四、生活福利设施

第十章 煤制天然气项目环境保护与劳动安全 第一节 建设地区的环境现状

一、煤制天然气项目的地理位置

二、地形、地貌、土壤、地质、水文、气象

三、矿藏、森林、草原、水产和野生动物、植物、农作物

四、自然保护区、风景游览区、名胜古迹、以及重要政治文化设施

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五、现有工矿企业分布情况

六、生活居住区分布情况和人口密度、健康状况、地方病等情况

七、大气、地下水、地面水的环境质量状况

八、交通运输情况

九、其他社会经济活动污染、破坏现状资料

十、环保、消防、职业安全卫生和节能 第二节 煤制天然气项目主要污染源和污染物

一、主要污染源

二、主要污染物

第三节 煤制天然气项目拟采用的环境保护标准 第四节 治理环境的方案

一、煤制天然气项目对周围地区的地质、水文、气象可能产生的影响

二、煤制天然气项目对周围地区自然资源可能产生的影响

三、煤制天然气项目对周围自然保护区、风景游览区等可能产生的影响

四、各种污染物最终排放的治理措施和综合利用方案

五、绿化措施，包括防护地带的防护林和建设区域的绿化 第五节 环境监测制度的建议 第六节 环境保护投资估算 第七节 环境影响评论结论

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第八节 劳动保护与安全卫生

一、生产过程中职业危害因素的分析

二、职业安全卫生主要设施

三、劳动安全与职业卫生机构

四、消防措施和设施方案建议

第十一章 企业组织和劳动定员 第一节 企业组织

一、企业组织形式

二、企业工作制度

第二节 劳动定员和人员培训

一、劳动定员

二、年总工资和职工年平均工资估算

三、人员培训及费用估算

第十二章 煤制天然气项目实施进度安排 第一节 煤制天然气项目实施的各阶段

一、建立 煤制天然气项目实施管理机构

二、资金筹集安排

三、技术获得与转让

四、勘察设计和设备订货

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五、施工准备

六、施工和生产准备

七、竣工验收

第二节 煤制天然气项目实施进度表

一、横道图

二、网络图

第三节 煤制天然气项目实施费用

一、建设单位管理费

二、生产筹备费

三、生产职工培训费

四、办公和生活家具购置费

五、勘察设计费

六、其它应支付的费用

第十三章 投资估算与资金筹措 第一节 煤制天然气项目总投资估算

一、固定资产投资总额

二、流动资金估算 第二节 资金筹措

一、资金来源

二、煤制天然气项目筹资方案 第三节 投资使用计划

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一、投资使用计划

二、借款偿还计划

第十四章 财务与敏感性分析 第一节 生产成本和销售收入估算

一、生产总成本估算

二、单位成本

三、销售收入估算 第二节 财务评价 第三节 国民经济评价 第四节 不确定性分析

第五节 社会效益和社会影响分析

一、煤制天然气项目对国家政治和社会稳定的影响

二、煤制天然气项目与当地科技、文化发展水平的相互适应性

三、煤制天然气项目与当地基础设施发展水平的相互适应性

四、煤制天然气项目与当地居民的宗教、民族习惯的相互适应性

五、煤制天然气项目对合理利用自然资源的影响

六、煤制天然气项目的国防效益或影响

七、对保护环境和生态平衡的影响

第十五章 煤制天然气项目不确定性及风险分析

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第一节 建设和开发风险 第二节 市场和运营风险 第三节 金融风险 第四节 政治风险 第五节 法律风险 第六节 环境风险 第七节 技术风险

第十六章 煤制天然气项目行业发展趋势分析

第一节 我国煤制天然气项目行业发展的主要问题及对策研究

一、我国煤制天然气项目行业发展的主要问题

二、促进煤制天然气项目行业发展的对策 第二节 我国煤制天然气项目行业发展趋势分析 第三节 煤制天然气项目行业投资机会及发展战略分析

一、煤制天然气项目行业投资机会分析

二、煤制天然气项目行业总体发展战略分析 第四节 我国 煤制天然气项目行业投资风险

一、政策风险

二、环境因素

三、市场风险

四、煤制天然气项目行业投资风险的规避及对策

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第十七章 煤制天然气项目可行性研究结论与建议 第一节 结论与建议

一、对推荐的拟建方案的结论性意见

二、对主要的对比方案进行说明

三、对可行性研究中尚未解决的主要问题提出解决办法和建议

四、对应修改的主要问题进行说明，提出修改意见

五、对不可行的项目，提出不可行的主要问题及处理意见

六、可行性研究中主要争议问题的结论

第二节 我国煤制天然气项目行业未来发展及投资可行性结论及建议

第十八章 财务报表 第一节 资产负债表 第二节 投资受益分析表 第三节 损益表

第十九章 煤制天然气项目投资可行性报告附件 1、煤制天然气项目位置图 2、主要工艺技术流程图 3、主办单位近5 年的财务报表

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北京智博睿信息咨询有限公司 www.xiexiebang.com、煤制天然气项目所需成果转让协议及成果鉴定 5、煤制天然气项目总平面布置图 6、主要土建工程的平面图 7、主要技术经济指标摘要表 8、煤制天然气项目投资概算表 9、经济评价类基本报表与辅助报表 10、现金流量表 11、现金流量表 12、损益表、资金来源与运用表 14、资产负债表 15、财务外汇平衡表 16、固定资产投资估算表 17、流动资金估算表 18、投资计划与资金筹措表 19、单位产品生产成本估算表 20、固定资产折旧费估算表 21、总成本费用估算表、产品销售（营业）收入和销售税金及附加估算表

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第三篇：中国煤制天然气建设现状

中国煤制天然气建设现状

环境的问题和水资源的使用对煤制气的制约，和之前的项目延期或者没有按照项目设计的时间完工已经影响到中国政府对煤制气项目审批的减缓。

2012年，当时计划的两个厂第一期的年产能为18亿立方米的煤制气投产后，紧接着进行的四个其他项目产能将扩建到2013年的74亿立方米每年。

同时登记备案的15个项目，希望能够在2016年完成，这个时间与中石油和中石化完成外输煤制气管道的时间一致。然而现实却是，第一期的两个在中国西北的煤制气和煤制天然气的项目在去年年底（2013年）才投产。

包括民营企业新疆庆华的55亿立方米/年的在新疆伊犁的项目和大唐国际在克旗的50亿立方米/年的项目。

一期在伊犁的项目的规模是13.8亿立方/年，克旗的规模为14亿立方米/年。

新疆广汇年产能为5亿立方米的新疆煤制气项目，已经于2012年启动，但仍处于审批和基础设施建设阶段。

大唐在辽宁阜新的煤制气项目由于审批已经延期了，2013年底第一期的4亿立方米已经投产了。

至今，大唐还建设了专用的管道销售给当地的分销旗下用于居民燃气使用。

2013年煤制气开始进入快车道。仅去年，中国政府就核准了15个煤制气项目，如果全部实现的话，煤制天然气的总规模达到了811亿立方米/年。

同时，这项项目主要靠近主管道附近，对于运输合成气到消费市场具有积极作用。同时，比例不小的煤制气项目是由发电企业来主导的，中国的三大国有石油公司—中石油、中石化、中海油也全部进入了煤制气业务，或通过直接投资或是作为买家控制管道外输。中石化投资了在新疆昌吉的80亿方/年的煤制气项目，由发改委在2013年9月核准，预计于2017年投产。

中石化已经开始了年输送量为300亿立方/年的新浙粤新疆煤制气外输管线的前期工作。这条总长为7927公里的管道去年7月由国家发改委核准，经过13个省包括新疆、甘肃、浙江、广东和广西。

中石化也正在规划建设长度为4463公里的新鲁管道，把新疆的煤制气输送到河南、山东、河北、北京、天津、安徽和江苏地区。这两条管道计划到2015年完工。

作为参与者之一，中海油和大同煤层气公司合建了一个规模为40亿立方米的煤制气项目在山西大同。

同时，中海油在内蒙古鄂尔多斯有一个由发改委核准的自有的40亿立方米的煤制气项目。

中石油在煤制气的竞争过程中抢先一步。中石油是最新煤制气投产项目的买方。

中石油外输通过64公里，300亿立方每年的西三线的支线伊宁-霍尔果斯管道外输新疆庆华集团伊犁的煤制气。

伊宁-霍尔果斯管道在去年7月宣布完工，来自克旗的气则被输送到北京。

根据最新的计划，中石油的西三线计划到2015年全县投产。

伊宁-霍尔果斯管线的主要作用是用于运输从新疆的煤制气到西三线主管道，它将运输50亿立方米的煤制气给沿线的市场。

第四篇：制氢装置开车技术总结

【资料】12000Nm3/h制氢装置试车开工技术总结

张丽媛 师天林 季宇明 黄晓晖 黄楚斌

（中国石油克拉玛依石化公司 新疆克拉玛依 834003）

摘要 本文介绍了克拉玛依石化公司12000Nm3/hⅡ套制氢装置的概况、开工准备情况、开工全过程以及装置在开工过程中的经验及存在的不足。1 前言

2004年12月，由中国石化工程建设公司设计、中石油第七公司承建的克拉玛依石化公司Ⅱ套制氢装置试车获得圆满成功，该装置的建设是为了与稠油集中加工项目150万吨/年延迟焦化、90万吨/年汽柴油加氢装置相互配套，随着这几套装置的建成投产，克拉玛依石化公司原油加工能力达到500万吨/年。Ⅱ套制氢装置设计产氢规模为年产99.9v%的工业氢气0.9万吨，年开工8000小时，相当于每小时产纯氢12000标准立方米。装置采用技术先进、成熟可靠的制氢工艺方案，在降低能耗，减少环境污染的同时为下游装置提供稳定的高纯度氢源。装置设计技术特点

12000Nm3/h制氢装置以油田气为主要原料，采用烃类水蒸汽转化法造气，PSA净化提纯等先进的工艺路线制取氢气如图1，该装置与国内其它装置相比，具有以下突出特点： 图1 先进的制氢工艺路线

（1）优化换热流程，提高能量利用效率

加强对中变气热能的回收，利用中变气先后与原料气、脱氧水进行热交换，充分回收了中变气的热能，降低装置能耗；利用转化炉烟道气高温位预热原料气；利用烟道气和转化气高温余热发生过热3.5MPa中压蒸汽；利用转化炉烟道气低温位余热预热燃烧用空气等方法，以降低转化炉的燃料消耗。

（2）采用国产PSA技术，提高氢气质量

氢气净化提纯系统采用PSA工艺技术，可生产高纯度的氢气产品，有利于降低加氢装置的投资和能耗。PSA工艺操作简单，自动化程度高，操作弹性大，成本低，是天然气转化制氢工艺的最佳搭配选择。同时PSA系统产生的尾气还可作为制氢装置的燃料，减少装置的燃料消耗，为全厂燃料气平衡提供了灵活的手段。（3）锅炉定期加药，提高传热效果

由于锅炉中盐类大量浓缩，其中的Ca2+等离子极易在炉壁结垢，影响传热效果并对锅炉造成损害，为此设置炉水加药装置，定期向锅炉的炉水中加一定量的Na3PO4水溶液。PO43-与Ca2+生成Ca3(PO4)2，Ca3(PO4)2为具有高度分散的胶体颗粒，作为炉水的结晶中心，减少锅炉受热面的结垢。这样围绕磷酸三钙生成的松散水垢就不会附着于汽包壁上，待定期排污时排出锅炉系统。（4）回收排污水，保护设备 为了确保蒸汽及锅炉水的质量，延长设备的使用寿命，装置设计了连续排污和间断排污系统，并将排污水回收，在间排罐内闪蒸产0.3MPa蒸汽，保护设备的同时也避免了大量热量和水资源的浪费。

（5）回收冷凝水，减少除盐水用量

在中变气冷却的过程中产生大量的冷凝水，水中含有微量的CO2以及有机物。凝结水经酸性水汽提塔汽提，检验合格后由酸性水泵升压送入本公司动力冷凝水管网。（6）先进的自动化系统，优化的控制方案

装置采用DCS控制系统，以单回路控制为主，根据需要还设有水碳比比值控制、转化炉烟道温度与燃烧温度串级控制、废热锅炉汽包液位-水蒸汽流量-给水流量三冲量调节、原料压缩机入口分液罐的出口压力和出口分液罐的出口压力选择控制等复杂控制方案。3 装置开工试车情况

为了确保装置按时投料试车，车间在装置中交前提前进入，并合理的安排、组织装置全面大检查、吹扫、气密等工作，使装置在中交后马上进入试车联运阶段，如冷热氮循环、烘炉、催化剂的装填、催化剂还原等，为确保装置按时开工赢得了宝贵时间。其中催化剂装填、转化炉烘炉以及转化、中变催化剂的还原是试车操作过程的重中之重。3.1 转化炉烘炉

转化炉是制氢装置的关键设备，烘炉质量的好坏直接影响到合成氨装置的安全运行。转化炉烘炉是为了除去炉体内耐火砖和耐火胶泥中所含的水分，以防护耐火砖和耐火胶泥由于炉膛温度急剧上升而变形甚至倒塌，使耐火胶泥和耐火砖得到充分烧结，同时检验火咀、热电偶、废锅取热器在热状态下的高温性能。

此次烘炉以氮气为载体，天然气为燃料加热，原料压缩机加压，自然通风的情况下，通过调节烟道档板开度调节炉膛负压。在烘炉过程中不允许有降温、熄火现象，升温按技术要求执行，瓦斯要完全燃烧；每小时记一次烘炉操作记录，按实际温度描绘烘炉升温曲线；并且车间配备专业技术人员专人负责烘炉，严把烘炉质量关与安全关。表1 开工转化炉烘炉、转化催化剂升温控制表 区 域 升温范围/℃ 时间/h 时间累计/h Ⅰ 70～150 13 13 转化炉烘炉 150 4 17 150～320 17 34 320 6 40 430 12 52 78 32 84 Ⅱ 78～130 13 97 续表1 区 域 升温范围/℃ 时间/h 时间累计/h 转化催化剂还原 130 11 108 130～220 9 117 220 10 127 220～350 35 162 350 9 171 350～800 186 357 800 5 362 800～730 5 367 730 58 425 注：Ⅰ区域为转化炉衬里烘干阶段：

① 升温至150℃，恒温4小时，目的是为了脱除炉子衬里内的吸附水； ② 升温至320℃，恒温6小时，目的是为了脱除炉子衬里内的结晶水； Ⅱ区域为转化催化剂还原及转化炉进一步烘炉阶段。

由于时间问题，转化炉衬里烘干阶段时间较短，温度没有升到500℃，但在接下来催化剂还原操作中兼顾到这一点，适当的延长了催化剂还原时间，意在进一步对转化炉烘炉。3.2 催化剂装填

Ⅱ套制氢催化剂装填时间共计5天。共装填各种催化剂38.85吨，各类吸附剂136吨，各类瓷球10.675吨。整个催化剂装填工作比较顺利，装填方法符合规范要求，装填密度等各项关键技术数据接近规定值。表2 催化剂装填情况

催化剂型号 名称 装填位置 催化剂量/t 瓷球量/t 主要组分/% TH-1 加氢催化剂 加氢反应器 2.4 1.525 Co:2.0±0.5MoO3:12±1 JX－5A 脱氯剂 脱硫反应器 1 0.7 碱土金属氧化物和碳酸盐 TS-1 脱硫剂 脱硫反应器 3.5 0.825 ZnO>95 CN-16YQ 转化催化剂 转化炉管 4.86 NiO≥14.5Al2O3：70～80CaO:5～10 Z111-6YQ 转化催化剂 转化炉管 3.01 NiO≥14.5Al2O3：60～80CaO：5～10 B113-2 中变催化剂 中变反应器 24.08 3.625 γ-Fe2O3≥77 Cr2O3≥7 石墨≤3

合计 38.85 6.675 表3 PSA吸附剂装填情况

序号 名称 装填位置 规格 理论装填/t 实际装填/t 1 GL-H2活性氧化铝 底部 Φ3～5 4 4 2 HXSI-01吸附剂 下部 Φ1.5～2 4 4 3 HXBC-15B活性碳 中部 Φ1.5 76 84 4 HX5A-98H分子筛 上部 Φ2～3 40 40 5 HX-CO吸附剂 上部 Φ2～3 4 4 6 瓷球Φ15 顶部 Φ15 4 4 合计 132 140 其中转化催化剂装填质量，会直接决定了烃类蒸汽转化制氢的生产质量。催化剂装填的理想状况是转化炉的各个炉管之间所装的催化剂的量相同，因而在通过相同的气量时转化程度一致。而实际装剂过程中却由于催化剂破碎、催化剂床层间有架桥现象等操作问题，使炉管内的原料气偏流，转化炉阻力降增大，造成炉管出现花斑，严重时甚至使转化催化剂失活。因此，催化剂装填一定要按照同重量、同高度、同阻力降的原则，耐心细致的进行。转化炉管压力降测量原理如图2所示。

装剂前转化炉要清洗干净，并测定空管压降；催化剂装填选择在晴天进行，并且严格按照装填要求进行。

3.3 转化及中变催化剂升温还原 3.3.1 还原原理

由于转化、中变催化剂中的活性组分在出厂时是以氧化态提供的，在使用前催化剂必须还原为还原态才具有催化作用。催化剂还原是保证催化剂长周期运行的一个重要步骤。根据制氢工艺特点，将转化和中变一起用氮气升温，待中变床层温度超过露点20℃以上时，转化中变配汽、配氢、还原。转化、中变催化剂还原同时开始，同时结束。转化催化剂还原原理：NiO+H2=Ni+H2O 中变催化剂还原原理：3Fe2O3+H2=2Fe3O4+H2O 3.3.2 催化剂还原步骤

控制转化炉入口温度400℃，出口温度为720℃；水蒸汽量为正常负荷的50%，控制在6t/h左右；中变床层温度稳定在250℃，装置开始配氢进行转化及中变催化剂还原。转化催化剂升温还原情况见表1，中变催化剂升温还原情况见表4。表4 中变催化剂还原升温情况 升温范围/℃ 时间/h 时间累计/h 29～120 25 25 120 4 29 120～250 59 88 250 22 110 250～320 109 219 320 7 226 320～345 10 236 345 4 240 320 4 244 3.3.3 催化剂还原注意事项

（1）由于加氢催化剂长时间处于还原气氛中将有可能被还原成金属态而失去加氢活性，所以在进行转化和中变还原时必须将加氢反应器单独切出还原系统。（2）选择合适的开始配氢还原操作温度，并保持适当的水氢比，以免催化剂被过度还原。引蒸汽前必须严格暖管排水，防止进转化带水。

（3）在配氢过程中，严控配氢量，缓慢配氢，防止反应器超温。（4）每小时分析一次转化炉入口和中变反应器入口的氢气含量 4 产品分析数据及操作条件

开工后，装置各部位运行已趋稳定，现将装置实际操作参数及产品情况与理论值作对比，见表

5、表6。

表5 主要操作参数对比 项目 设计值 实际值 加氢反应器

反应温度/℃ 300～350 326 反应压力/MPa(G)3.05 2.4 进料气中H2含量/v% 3～5 3.1 脱硫反应器

反应温度/℃ 330～360 320 反应压力/MPa(G)3.0 2.49 出口硫含量/μg.g-1 <0.3 <0.1 转化炉

反应温度/℃ 入口550出口850 入口526出口790 反应压力/MPa(G)入口2.85出口2.5 入口2.37出口2.25 水/碳比 3.2(mol)3.5 中变反应器

出口残余CH4/%（干基）5.786（v）2.0470 反应温度/℃ 入口330出口399 入口320出口361 反应压力/MPa 2.45 2.21 出口残余CO/%（干基）2.59（v）1.0890 变压吸附

出口氢纯度/v% 99.9 99.998 产品氢压力/MPa 2.1 2.0 PSA尾气压力/MPa ≦0.05 ≦0.05 表6 半成品、成品组成分析 项目 脱硫气 转化气 中变气 工业氢 设计 实际 设计 实际 设计 实际 设计 实际 H2 73.041 73.5452 75.23 75.0728 99.9 99.998 CH4 5.786 2.0470 5.25 0.1 0 CO 12.708 8.3111 2.38 1.0890 0.5864 CO2 8.465 10.2414 16.59 16.6312 10.5790 硫含量/μg.g-1 <0.5 <0.5 CO+CO2/μg.g-1 <20 21 5 技术交流与问题总结

本次开工从装置中交到试车成功只用了一个月时间，在如此短的时间里装置一次试车成功，这与车间领导的周密部署和员工的认真、努力工作是分不开的。

（1）提前进入装置进行整改和开工前的准备工作，安排专人查整改、查漏项，共提出整改项目100多项，为装置一次开车成功打下了坚实的基础。

（2）由于装置冬季开工，防冻工作就显得格外重要。车间专门安排技术人员查流程、搞伴热。车间自行设计出的伴热线考虑到每一根管线、每一个易冻部位，并且外形美观、整齐划一。

（3）装置气密严格按气密方案执行，充压至每个阶段后对法兰、焊口及安全阀、放空阀等进行全面检查，没有泄漏方可继续升压气密。真正的做到“氢气不出、气密不止”。（4）按照要求装填催化剂，并且严格的按照升温曲线进行转化炉烘炉及催化剂升温还原。（5）转化炉原本设计的是侧拉式看火窗，考虑到安全操作，并防止散热损失将其改为透明耐高温型玻璃，但在操作中玻璃极易碎，多批量更换效果仍不佳，应寻求合理地办法解决此问题。

（6）水碳比设置系统增设原料气烃分析仪。现有的水碳比控制系统采用原料压缩机出口原料气中总碳量按比例设定混合器前的蒸汽流量调节给定值的方法，以控制转化炉进料介质的合理水碳比，但由于原料中总碳原子数变化，需要每天做原料气组分分析，人为输入分析数据。建议设原料气烃分析仪，一方面方便操作，另一方面随时分析原料组分，避免组分突变时水碳比过小造成积碳或过大造成水蒸汽的浪费。

（7）装置部分能耗无计量。Ⅱ套制氢装置酸性水外送、0.3MPa蒸汽、凝结水以及循环水均无计量表，无法进行精确能耗计量。

（8）增设烟气取样口。现有转化炉烟气取样口位置太高，只考虑环保却忽略了实际操作的方便，建议在低处已开孔的位置改造利用为烟气取样口。

（9）装置频繁升降负荷，人为操作往往不稳定，且废气、循环水等利用不合理，建议增设“自动升降负荷的专家系统”，即当原料量改变，相应的燃料循环水等自动调整。目前国内已有装置应用此系统，克服了上述难题。

参考文献

[1] 中国石油天然气股份公司克拉玛依石化分公司稠油集中加工技术改造及配套工程可行性研究报告，2004年

[2] 中国石油大庆石化分公司炼油厂4.0×104 Nm3/h制氢联合装置总体试车方案，2004年 [3] 季宇明等.12000Nm3/h制氢-90万吨/年汽柴油加氢精制联合装置总体试车方案，2004年

[4] 中国石化上海石油化工有限公司32000标准立方米/小时制氢装置操作规程，2000年

第五篇：2009中国煤制天然气煤层气国际高峰论坛概况

2009中国煤制天然气/煤层气（国际）高峰论坛

会议概况

一、会议背景

我国能源安全和生态环境问题非常突出，特别是当前能源发展面临着诸多挑战：能源短缺问题日益严重；能源利用效率与发达国家相比差距明显；能源品种结构单一，长期以煤为主；能源生产消费区域布局不均衡；能源环境问题日趋严重；石油供给保障问题日益凸现。因此，在中国发展煤制天然气、煤层气产业，具备了符合中国特殊的能源发展国情和长远战略基础。随着煤炭从粗放型掠夺式开采到目前的精细化清洁化发展，老树发新芽迎来了发展的契机。

鄂尔多斯市作为内蒙古呼(呼和浩特)-包(包头)-鄂(鄂尔多斯)经济“金三角”重要一极,成为西部大开发中最富发展动力和潜力的地区之一。鄂尔多斯探明煤炭储量1244亿吨,约占全国的1／

6、内蒙古的1／2；境内有目前我国最大的世界级整装气田—苏里格气田,探明天然气储量7504亿立方米,占全国的31.8％；探明煤层气储量l万亿立方米。以资源禀赋为依托，以建设国家重点能源化工基地为目标，鄂尔多斯市引进了包括神华集团的煤制油、煤制天然气项目、华银电力的煤制天然气项目等在内的众多能源重化工项目，在全国率先走上了煤炭资源清洁转化利用的可持续发展道路。

09年是我国煤制天然气、煤层气产业发展最为重要的一年，随着国家石化振兴规划的出台，煤制天然气、煤层气产业俨然列入国家重点支持的产业名单。大唐国际的煤制天然气项目得到了国家发改委的批复，神华集团、新汶矿业、庆华集团的煤制天然气项目也先后奠基；联盛和中华煤气的煤层气液化项目也纷纷建成投产。还有很多公司的相关项目也已提上日程。我国的煤制天然气、煤层气产业得到了业内广泛的关注。

2009中国煤制天然气/煤层气（国际）高峰论坛是中国化工网在业内权威专家指导下举办的关于煤制天然气/煤层气方面的高端国际峰会，会议议题涵盖政策解读、行业研究、企业推介、商务洽谈和中外合作五个主要方面，是目前煤化工领域专家阵容最强、参会代表层次最高、企业中长期规划最适用的新型煤化

工会议。

主 办 方： 网盛生意宝-中国化工网 协 办 方： 山西煤层气行业协会 广东油气商会

媒体支持： 新华社、中国证券报、上海证券报、21世纪经济报道、第一财经等

二、会议时间及地点：09年10月23-25日 鄂尔多斯

三、会议规模及客户构成：

本届高峰论坛预计参会人员将会达到150-200人，其中有煤制天然气或煤层气相关项目的企业将占总参会人数的20%，有意向投资这一领域的企业将会达到40%，各地政府发改委、经贸委和化工园区将会达到20%，相关技术及设备企业将会达到10%，其他企业将会达到10%。

国内企业将占总参会人数的80%，国外企业将会占总参会人数的20%。

四、会议权威演讲嘉宾及议题：

国家宏观政策深度解读：

1、中国发展煤制天然气/煤层气的战略意义及相关政策解读—国家发改委

2、煤制天然气/煤层气产业规划、基地建设与化工园区发展思路—石油与化学工业规划院

3、金融危机背景下非常规天然气市场的机遇与挑战—中国石油与化学工业协会

4、煤炭资源的整合、转型及新型煤化工发展机遇分析—中国煤炭工业协会 煤制天然气：

5、煤制天然气竞争力分析及对相关产业影响—中国神华集团

6、煤制天然气项目风险及规避措施探讨—煤炭科学研究总院北京煤化工研究院

7、煤制天然气的输送及终端市场竞争态势分析—中石油经济技术研究院

8、鄂尔多斯煤制天然气项目进展情况及后期规划—鄂尔多斯政府相关领导 煤层气：

9、中国煤层气开采与利用国际合作机遇—国际节能环保协会

10、煤层气与天然气输送管网的统筹与规划—中国石油规划总院

11、煤层气发电产业现状及效益分析—中煤集团邯郸设计工程有限责任公司

12、鄂尔多斯盆地煤层气资源的开发潜力及项目机会—鄂尔多斯政府相关领导

五、部分已报名及意向参会单位：政府机构：

新疆昌吉州经贸委 辽宁阜新煤化办 枣庄市煤化工办公室 云南省发改委 新疆伊犁州经委 榆林能化基地 宁东能化基地

新闻媒体 新华社

中国证券报 上海证券报

21世纪经济报道

第一财经 中国能源报 中国化工报

国际机构：

美国大平原合成燃料公司 美国巨点能源 壳牌中国 丹麦托普索公司 美国剑桥能源 美国松林集团 康菲石油 鲁奇集团 GE能源

投资机构： 国家开发投资公司 新天域资本能源投资

易高环保投资有限公司 宝森国际集团投资有限公司 重庆能源投资集团公司

煤制天然气企业：

中国海洋石油公司 中国燃气

中国神华煤制油有限公司 大唐能源化工有限公司 新汶矿业集团 庆华集团 神东天隆集团 大同煤矿集团

内蒙古新能能源公司 大连普瑞特化工科技有限公司 新疆广汇集团

煤层气企业：

中国联盛投资集团 香港中华煤气 中华燃气集团 中联煤层气公司 中石油煤层气

河南省煤层气开发利用公司 山西港华燃气 中联煤山西分公司 北京奥瑞安 蓝焰煤层气 沁水顺泰

富地燃气投资有限公司 汉能控股集团有限公司 新奥集团

北京龙门煤层气

煤炭集团：

内蒙古蒙泰煤炭集团

安徽金鼎煤炭有限责任公司 四川省煤炭产业集团有限公司 山东金能煤炭气化有限公司 新奥气化采煤有限公司 内蒙古蒙发能源投资集团

六 会议宣传：(1)中国化工网资讯中心首页广告

内蒙古伊泰集团

山西省离柳焦煤集团有限公司 华润天能煤电有限公司

山东省济宁矿业集团有限公司 云南崛赢矿业开发有限公司 淄博矿业集团

河南煤业化工集团公司 云南煤化工集团公司 山西潞安集团 旭阳煤化工集团从9月初开始，在中国化工网资讯中心首页http://news.chemnet.com/投放会议专题广告。如：

（2）媒体宣传广告（软文及相关新闻报道）

软文：自9月初至会议召开，每周一篇软文，内容涉及鄂尔多斯资源优势、投资环境等，发表在国内主流媒体之上。如：

（3）会议专题

会议专题地址http://news.chemnet.com/list/zt/industry/mjqtny/

七 政府合作：

本次会议将在内蒙古鄂尔多斯召开，我们希望能够得到鄂尔多斯市政府的支持与帮助，共同举办本次高峰论坛，为鄂尔多斯经济的发展做出贡献。

我们希望政府能够为本次论坛提供以下支持：

1、为本次论坛冠名，并出具相关政府文件；

2、市政府相关领导可以出席本次论坛并致辞发言；

3、市政府可以负责本次论坛的欢迎晚宴并安排会后企业参观；

4、市政府可以承担专家的接待工作。

网盛生意宝-中国化工网

2009年9月21日