40000Nm3/h焦炉煤气制LNG装置工程技术方案甲方:乙方:西安陕鼓动力股份有限公司联系人:骆鲜兵18092136333二零一四年九月一十七日目录第一章概述第二章公用工程条件第三章焦炉煤气设计参数第四章工艺流程第五章主要设备参数及要求第六章总承包内容及界线第七章工程施工内容第八章项目施工实施管理第九章装置试车第十章性能考核第十一章设计及施工标准第十二章资料交付第十三章技术服务第十四章其他徐州东兴能源有限公司40000Nm3/h焦炉煤气制LNG工程总承包技术协议第页共29页-3-第一章概述(以下简称“甲方”)委托西安陕鼓工程技术有限公司(以下简称“乙方”)对甲方40000Nm3/h焦炉煤气制液LNG装置工程进行工程总承包。乙方承担本装置区域的工程设计及双方认定的分工范围内所有主体工艺设备及附属设备的订购、安装、调试工程,甲方承担装置区域内所有土建工程及区域外相应的建设工程。本装置的设计生产能力为焦炉煤气处理量40000Nm3/h,甲烷化技术为具有自主知识产权的多段绝热式甲烷化技术,深冷液化技术采用国内先进的混合冷剂循环制冷流程。本装置中甲烷化催化剂(市场同等价格)、合成气压缩机组及MRC压缩机组为西安陕鼓动力股份有限公司核心产品(同等性能和价格下,优先选择),其他定型设备如液化冷箱、储罐、工艺阀门、介质泵等及相关配套非标设备均采用经济、优质产品。本协议书详细描述了乙方为甲方提供的40000Nm3/h焦炉煤气制LNG主要设计参数、总承包范围、设备能力、技术规格、供货范围、装置安装施工范围、性能考核、技术服务等内容。本技术协议书为徐州东兴能源有限公司40000Nm3/h焦炉煤气制LNG总承包合同技术协议,与合同具有同等法律效力。第二章公用工程条件2.1当地大气条件项目单位年平均最冷月平均最热月平均大气温度℃大气压力kPa(A)相对湿度%2.2水2.2.1本项目新建循环水站,设计给水温度32℃,回水温度40℃,给水压力约为0.50MPa,回水压力约为0.15~0.25MPa。2.2.2本项目新建脱盐水站,装置所需脱盐水由脱盐水站供应。徐州东兴能源有限公司40000Nm3/h焦炉煤气制LNG工程总承包技术协议第页共29页-4-2.2.3本项目低压消防水和高压消防水共用管网。装置消防水环形管网独立设置,并设独立的消防水泵和稳压泵,从设计新建的消防水池取水,消防水池补充水(非正常消耗水)接自界外一次水管网。2.2.4生产区设置消防水炮,两个消防水炮的间距<60m。2.2.5装置区及罐区设置固定泡沫灭火装置,重要岗位处设置干粉灭火器。2.2.6室内外消防均与消防管网接通,在消防水管边上设置消火栓,采用减压型消火栓,两个消火栓间距<60m,火灾时由消火栓引水灭火,消防栓设计为地上栓。2.2.7生活水:从建设单位焦化装置生活水管网接入。2.3蒸汽2.3.1本装置开车时需要0.5MPa饱和蒸汽,由建设单位焦化装置蒸汽管网引入。2.3.2装置正常运行时副产蒸汽,送入建设单位焦化装置相应压力等级的蒸汽管网。2.4电2.4.1由甲方提供10kV双电源至本装置界区内变压器房的高压接线端,在项目界区内设10kV配电室及0.4kV变配电站,负责给本装置供电。2.5仪表空气、氮气及压缩空气2.5.1装置所需仪表空气、氮气及压缩空气均由本项目新建空压制氮站提供。2.5.2仪表空气和工厂压缩空气压力0.55~0.65MPa,氮气压力0.6~0.8MPa。2.6废水本装置生产及生活废水排往焦化装置污水处理单元,本区域设事故及污水中转池。2.7化验分析本项目新建化验室。2.8火炬本项目初步考虑新建火炬。徐州东兴能源有限公司40000Nm3/h焦炉煤气制LNG工程总承包技术协议第页共29页-5-第三章焦炉煤气设计参数3.1焦炉煤气组成原料焦炉气组成(%v)COCO2H2CH4CmHnN210.223.3956.5322.332.014.96O2H2S有机硫总硫萘焦油+尘0.56≤0.2g/Nm3≤0.3g/Nm3/≤0.4g/Nm3≤0.05g/Nm3NH3B.T.X(苯)HCN合计≤0.07g/Nm3≤4g/Nm3≤0.1g/Nm3100注:原料焦炉煤气组分以甲方最终提供的书面数据为准。3.2设计条件流量:~40000Nm3/h。温度:~30℃。压力:≥6kPa(G)。注:1、Nm3是在压力101.325kPaA,温度0℃下测定;2、非特殊标示时,MPa等压力单位表示表压。第四章工艺流程4.1工艺流程描述焦化装置来的焦炉煤气首先经过预处理进行粗脱萘脱油,然后进入焦炉气气柜。从焦炉气气柜出来的焦炉气经过湿法脱硫后进入焦炉气压缩机压缩,压缩后进行精脱萘脱油和粗脱硫,再采用变温吸附装置进行脱苯脱氨。初步净化后的焦炉气再进行精脱硫,首先换热达到加氢温度,依次进入预加氢器、加氢器I,将焦炉煤气中的有机硫95%以上加氢转化为H2S。随后气体进入一精脱硫器脱除H2S和有机硫,再经过加氢器II和二精脱硫器以保证达到总硫≤0.1ppm的要求,脱硫后的气体再进入超精净化器,将总硫降至≤0.05ppm。经上述净化工序后的焦炉煤气,其中的苯、萘、焦油、氨和硫等有害杂质均已脱除到甲烷化催化剂允许的含量,可以进入甲烷化工序。徐州东兴能源有限公司40000Nm3/h焦炉煤气制LNG工程总承包技术协议第页共29页-6-净化来的焦炉气分别进入甲烷化一段反应器和甲烷化二段反应器。进入一段反应器的焦炉气与循环气混合,混合气经一段预热器加热,温度达到250℃~300℃,进入甲烷化一段反应器进行反应。出来的反应气首先进入一段蒸汽发生器,在此副产2.5MPa饱和蒸汽后,然后和另一部分净化来的焦炉气混合,进入甲烷化二段反应器继续反应。二段反应出口气直接进入二段蒸汽发生器,副产2.5MPa饱和蒸汽,然后经多次换热器回收热量后,一部分气体进入甲烷化水冷器II,温度降至60℃,经气液分离后作为循环气进入循环压缩机进行压缩循环,另一部分经过甲烷化水冷器I,温度降至40~60℃,该气体经气液分离后依次进入三段预热器和三段加热器,温度升至300~350℃,进入三段甲烷化反应器继续进行甲烷化反应,进一步脱除气体中的CO和CO2,出反应器的气体中CO2≤50ppm,符合深冷液化的要求,依次进入三段预热器、甲烷化水冷器III冷却到常温,经过气液分离器III分离掉工艺冷凝液,富甲烷气作为本工序的产品气进入干燥工序。本工序分离掉的工艺冷凝液,经过收集进入汽提塔脱除CO2、CH4等溶解的气体成分后,送循环水站作为原水。来自甲烷化工序的甲烷化气,经过脱水后进入液化冷箱的换热器中部分液化,然后进入精馏塔中部,在精馏塔分馏作用下,塔釜得到含氮量≤1%的LNG,该LNG温度较高,因此再返回换热器过冷,之后节流降压到0.015MPa,进入LNG储罐(~-162℃);塔顶分馏出主要成分为氢、氮的气体,该气体节流降压后返流通过换热器复热到常温,之后作为干燥的再生气和脱苯的再生气,最后进入燃料管网加以利用。本项目的制冷工艺选用混合制冷剂制冷循环工艺。混合制冷剂由压缩机压缩,通过水冷却后进入液化冷箱,在液化换热器中冷却到-65℃,再进入精馏塔的再沸器管程,在此作为再沸器的热源而冷却,从再沸器出来的混合制冷剂返回液化换热器继续冷却、液化并过冷到-150℃,节流降压后进入精馏塔的回流冷凝器作为冷源而蒸发,之后再返回到液化换热器的冷端,由下而上汽化,为液化换热器提供冷量,出液化冷箱后的混合制冷剂返回到压缩机的入口,循环压缩制冷。从液化工序冷箱出来的LNG,通过真空管道输送到LNG贮槽储存。LNG贮槽中的液体通过真空管道到装车液相管线,液相管线和气相管线分别与LNG槽车的对应管线相连,通过LNG装车泵进行灌装。徐州东兴能源有限公司40000Nm3/h焦炉煤气制LNG工程总承包技术协议第页共29页-7-灌装过程中产生的BOG通过空温式加热器加热,可以返回到最初的原料气中,也可以放空或去火炬。LNG贮槽约有0.15%的汽化量,汽化的气体即为“BOG”,该BOG通过空温式加热器加热,返回到最初的原料气中。4.2净化系统采用焦炭吸附对焦炉煤气进行除焦油和萘的处理,更换下来的焦炭直接作燃料燃烧或掺入焦炉配煤处理。4.2.1气柜的选择本装置气柜选用20000m3湿式气柜。4.2.2压缩机选型4.2.2.1焦炉煤气压缩机焦炉煤气压缩机是本项目十分重要的动力设备,由于焦炉煤气中含有焦油、尘埃、萘、苯等杂质,这对离心式压缩机的叶轮有可能造成伤害,难以保证压缩机的连续正常运转,故未经净化处理的焦炉煤气不推荐采用离心式压缩机进行压缩;对往复式压缩机来说,尽管焦炉煤气含有焦油、尘埃等杂质,但能够保证压缩机在一定周期连续稳定运转;目前国内开发的湿式螺杆压缩机出口压力不高,后续还需要其他压缩机进行增压,且价格相对往复式压缩机昂贵,制造周期长。为此,本项目推荐选用往复式压缩机组对焦炉煤气进行加压。4.2.2.2循环气压缩机本装置的甲烷化采用“带循环的外移热甲烷化工艺”。循环气压缩机的可靠性对装置的长期稳定运行有着重大的影响。本装置循环气压比较小,气量不大,以一开一备配置往复式压缩机可满足装置运行需要,且投资比单台离心式压缩机低,因此,本项目中循环气压缩机采用往复式压缩机,一开一备配置。4.2.3精脱硫由于出压缩机焦炉煤气含有一定的油雾、萘、焦油,这些杂质加热到精脱硫需要的温度时会严重结焦,会对焦炉煤气换热设备造成堵塞并沉积在加氢催化剂和精脱硫剂的表面,缩短焦炉煤气换热设备检修周期及加氢催化剂和精脱硫催化剂的使用寿命。为了保证设备长周期运行及加氢催化剂和精脱硫催化剂的使用寿命,本设计采用高效吸附剂(活性炭等)来除去焦炉煤气中夹带的油雾、萘、焦油。徐州东兴能源有限公司40000Nm3/h焦炉煤气制LNG工程总承包技术协议第页共29页-8-原料气中无机硫(H2S)含量为≤50mg/Nm3,有机硫含量为300mg/Nm3,经过精脱萘和焦油、湿法粗脱硫、干法粗脱硫、变温吸附脱苯、脱氨及其它杂质后的焦炉煤气,进行有机硫加氢转化、氧化锌精脱硫、超精净化,将H2S和剩余微量的有机硫脱除。加氢转化及氧化锌脱硫后达到总硫≤0.1ppm的要求。超精净化后达到总硫≤0.05ppm的要求。净化后焦炉气有关杂质含量为:项目总硫(ppm)氨NH3(ppm)苯C6H6(ppm)萘C10H8(mg/Nm3)焦油+尘(mg/Nm3)含量≤0.05<10≤10≤1≤14.3甲烷化系统净化后的焦炉煤气中的除含有CH4外,还含有大量H2和一定量的碳氧化物(CO和CO2)、N2,本项目最终产品为液化天然气(LNG)。在生产天然气过程中,CO2的含量必须降低到规定浓度以下以保证产品质量要求。可以通过甲烷化工艺来降低碳氧化物,同时提高CH4含量,以获得更多的产品。由于甲烷化反应是一个强放热过程,保持甲烷化反应器床层的温度在允许的范围内,及时而有效的移走反应热是甲烷化工艺过程能够平稳进行的关键。目前,四川天一科技股份有限公司和西南化工研究设计院共同拥有的“有循环气外移热甲烷化”技术已有工业化装置投产运行,本项目采用“有循环气外移热甲烷化”工艺流程。净化来的焦炉气分别进入甲烷化一段反应器和甲烷化二段反应器。进入一段反应器的焦炉气与循环气混合,混合气经一段预热器加热,温度达到250℃~300℃,进入甲烷化一段反应器进行反应。出来的反应气首先进入一段蒸汽发生器,在此副产2.5MPa饱和蒸汽后,然后和另一部分净化来的焦炉气混合,进入甲烷化二段反应器继续反应。二段反应出口气直接进入二段蒸汽发生器,副产2.5MPa饱和蒸汽,然后经多级换热器回收热量后,一部分气体进入甲烷化水冷器II,温度降至60℃,经气液分离后作为循环气进入循环压缩机进行压缩循环,另一部分经过甲烷化水冷器I,温度降至40~60℃,该气体经气液分离后依次进入三段预热器和三段加热器,温度升至300~350℃,进入三段甲烷化反应器继续进行徐州东兴能源有限公司40000Nm3/h焦炉煤气制LNG工程总承包技术协议第页共29页-9-甲烷化反应,进一步脱除气体中的CO和