一种煤制液化天然气方法

技术领域

本发明属于能源化工领域，特别涉及以煤为为原料生产液化天然气的技术方法。

背景技术

现行煤制液化天然气主要采用两步法工艺，即通过三个步骤将煤制成液化天然气：第一是是将煤气化为CO+H

这两种煤制天然气在转化为液化天然气需要的全部冷量，均必须由专门的制冷系统提供。制冷花费的全部动力能耗均需由专门的动力系统提供，这不仅增加制冷动力消耗，还增加其设备投资、水资源消耗、CO

若采用深冷进行CH

若采用膜分离，若还想节省膜的投资，则须将甲烷氢气混合气由36bar升压到90bar以上，且渗透出来的还是常压氢气，仍然还需加压。其氢气加压到40bar，电耗达0.2kwh/Nm

发明内容

本发明的目的，就是向社会提供一种新的煤制液化天然气的方法，这种煤制LNG方法与现有的：煤气化→净化→脱碳→合成→脱水→液化工艺相比，没有合成、脱水两大工序，且还能生产工艺中副产电力和冷量的煤制LNG方法

1.一种煤制液化天然气的方法，

①将煤气炉设计为由氢煤气段(Q1)与水煤气段(Q2)组成的加压移动床煤气炉(MQL)，使煤在加压移动床中，先后与氢气和富氧水蒸汽反应，分别生产出富含甲烷及煤焦油的富烃氢煤气(H)、富氧水煤气(S)，[见图1]；

其特征在于：

②氢煤气段(Q1)由环形布置的中心气化室(5)、内环气化室(6)、外环气化室(7)的多个气化室组成，其平面布置见图6；

③将分别流出煤气炉的富烃氢煤气(H)、富氧水煤气(S)分别进行前期净化处理(H1、S1)，即将富烃氢煤气处理为仅含氢气和甲烷的常温富甲烷氢煤气(QMQ)[见图1]，以防止H

④富甲烷氢煤气(QMQ)和变换气(BHQ)，分别进入在均压管路(1)、顺放管路(2)、终升压管路(3)、低压产品管路(4)[见图2]中设置了膨胀气轮机(TP)的IPSA等熵变压吸附CH

⑤在利用富甲烷氢煤气(QMQ)和变换气(BHQ)的压力和吸附剂管路阀门的特征功能，通过程控切换相关工艺阀门，分别进行CH

⑥进而在吸附塔顶获得具有冷量利用价值的高压低温H

⑦通过冷量交换，使冷量集中于IPSA等熵变压吸附CH

2.根据本案所述的一种煤制液化天然气的方法，其特征在于，将IPSA等熵变压吸附CO

3.根据本案所述的一种煤制液化天然气的方法，其特征在于，将IPSA等熵变压吸附CH

4.根据本案所述的一种煤制液化天然气的方法，其特征在于，将深冷甲烷气(SLJWQ)送入天然气液化装置(YHZZ)[图5]的同时，将两套IPSA装置输出的电力(IPSA-E)送入其液化制冷剂压缩机(LJYS)[见图1]，即仅需增加部分补充电力(BCDL)，即可将深冷甲烷气(SLJWQ)液化为LNG液化天然气。

5.根据本案所述的一种煤制液化天然气的方法，其特征在于，将深冷甲烷气(SLJWQ)经三个阀门(F1、F2、F3)进入天然气液化装置的预冷段(YLD)、中冷段(ZLD)、深冷液化段(SLYHD)，以便IPSA等熵变压吸附CH

6.根据本案所述的一种煤制液化天然气的方法，其特征在于，冷交换器I(LJHQ1)、冷交换器II(LJHQ2)流出的高压常温H

7.根据本案所述的一种煤制液化天然气的方法，其特征在于，吸附剂采用富含碳质材料制造的吸附剂、或低温活性炭吸附剂、或低温碳分子筛吸附剂，或采用分子、原子易于与碳、氢元素形成共价键的元素材料制造的吸附剂。

8.根据本案所述的一种煤制液化天然气的方法，其特征在于，进出膨胀气轮机(TP)气流最大压差大于其出气容器与进气容器间最大压降的80％，使尽量多的压差有效能被膨胀气轮机(TP)转化为机械能；与膨胀气轮机(TP)相连的发电机(FD)采用电动发动机，通过IPSA等熵变压吸附分离工艺的DCS系统根据需要调控；在膨胀气轮机(TP)进气侧加装低阻力过滤装置，防止异物损坏膨胀气轮机(TP)。

9.根据本案所述的一种煤制液化天然气的方法，其特征在于，IPSA等熵变压吸附装置中的膨胀气轮机(TP)在部分管路中安装；膨胀气轮机(TP)或采用螺杆膨胀机；天然气液化工序的制冷剂膨胀机(PZJ1、PZJ2)采用透平膨胀机、或螺杆膨胀机。

10.根据本案所述的一种煤制液化天然气的方法，其特征在于，IPSA等熵变压吸附工艺最低压力≥0.05MPa(绝对压力)。

采用本发明具有以下积极效果：

①由于在煤气炉氢煤气段采用H

②C

③采用在IPSA等熵变压吸附分离工艺的再生工艺管路中设置膨胀气轮机(TP)，使传统PSA变压吸附变成IPSA(工sentropic Pressure swing adsorptio)等熵变压吸附，对CO

④采用在PSA变压吸附分离工艺的再生工艺管路中设置了膨胀气轮机(TP)，使PSA变压吸附变成IPSA等熵变压吸附，对CH

⑤由于CO

⑥本发明与传统的煤气化→净化→脱碳→合成→脱水→液化工艺相比，不仅省掉CH

⑦经初步核算，由于变压吸附工艺温度大大降低，平均吸附相容量将成倍增加，即吸附剂用量、吸附塔钢材用量将成倍减少，其成本费用也成倍减少，弥补低温吸附塔、管件钢材单价增加和保冷材料等的费用，尚有大幅结余。

⑧将IPSA分离获得的常温H

⑨有了低煤耗、低能耗、低CO

附图说明

图1.本发明所述的一种煤制液化天然气方法的工艺过程简图；

图2.本发明中所述在传统PSA变压吸附工艺中增设膨胀透平后的IPSA等熵变压吸附分离的循环工艺原理示意图；

图3.本发明所述的一种煤制液化天然气方法中的IPSA等熵变压吸附CO

图4.本发明所述的一种煤制液化天然气方法中的IPSA等熵变压吸附CH

图5.本发明所述的一种煤制液化天然气方法中的深冷甲烷气的液化工艺流程示意图；

图6.煤气炉上部氢煤气段(Q1)的加氢气化室平面布置图；

图中标记表达意义如下：

1.均压管路；

2.顺放管路；

3.终升压管路；

4.低压产品管路；

5.中心气化室；

6.内环气化室；

7.外环气化室；

H.富烃氢煤气及管路；

H1.富烃氢煤气前期处理装置；

Q1.氢煤气段；Q2.水煤气段；

S.富氧水煤气及管路；

S1.富氧水煤气前期处理装置；

k.绝对温度标记；

QMQ.富甲烷氢煤气及管路；

BHQ.变换气及管路；

JQZG.加氢总管；

SLJWQ.深冷甲烷气及管路；

IPSA.(Isentropic Pressure swing adsorptio)等熵变压吸附英文缩写；

MQL.煤气炉；

LNG.液化天然气；

LNGCC.液化天然气储槽；

YHZZ.深冷甲烷气液化装置；

IPSA/CH

IPSA/CO

LQ.IPSA工艺装置输出的冷量；

E.IPSA工艺装置输出的电力；

IPSA-E.两套IPSA装置输出的电力；

DH.低焓制冷剂；GH.高焓制冷剂；

LJYS.制冷剂压缩机；

Q NGCC TFDC.去电网天然气调峰发电厂；

LJLQ.压缩后的制冷剂冷却；

BCDL.补充电力；

QGL.IPSA/CO

QJC.IPSA/CO

CO

CH

H

NGCC.天然气联合循环发电；

CH

CO

FD.发电机；

TP.膨胀透平；

CWBHQ.常温变换气及管路；

DWBHQ.低温变换气及管路；

DWQQ.CO

DWQQ1.CH

CWQQ.常温氢气及管路；

HHQQ.混合氢气及管路；

LJHQ1.冷交换器I；

LJHQ2.冷交换器II；

LJHQ3.冷交换器III；

LL.冷交换器III对外输出的冷量；

DWCXQ.低温冲洗气；

DWNFQ.低温逆放气；

ZSZG.最终升压气及管路；

1JYJZG.一均压降总管；

1JYJQ.一均压降气流；

1JYSZG.一均压升总管；

1JYSQ.一均压升气流；

NJYJZG.N次均压降总管，1≤N≤20的整数；

NJYJQ.N次均压降气流，1≤N≤20的整数；

NJYSZG.N次均压升总管，1≤N≤20的整数；

NJYSQ.N次均压升气流，1≤N≤20的整数；

CWDRZKRQ.常温低热值可燃气及管路；

CWJXCO2.常温解吸二氧化碳及管路；

DWQMQ.低温富甲烷氢煤气及管路；

SLCXQ.深冷冲洗气及管路；

SLNFQ.深冷逆放气及管路；

QSLYHGX.去深冷液化工序；

A、B、C、M、N、O、P、Z.吸附塔编号；

A1.图4中的深冷低压甲烷气及管路(SLNFQ)与图5中的深冷低压甲烷气及管路(SLNFQ)的连接点；

A2.图3中的常温氢气及管路(CWQQ)与图4中的的常温氢气及管路(CWQQ)的连接点；

A3.图3中的低温逆放气及管路(DWNFQ)与图4中的低温逆放气及管路(DWNFQ)的连接点；

a3.图3中的低温冲洗气及管路(DWCXQ)与图4中的低温冲洗气及管路(DWCXQ)的连接点；

A4.图4中的混合氢气及管路(HHQQ)与图5中的混合氢气及管路(HHQQ)的连接点；

F1、F2、F3.深冷甲烷气(SLJWQ)进入天然气液化装置的预冷段(YLD)、中冷段(ZLD)、深冷液化段(SLYHD)的三个阀门；

RGHRQ.热管换热器；

KLQ.空冷器；

YSJ1、YSJ2、YSJ3、YSJ4.制冷剂压缩机；

PZJ1、PZJ2.制冷剂膨胀机；

YLD.预冷段；ZLD.中冷段；SLYEHD.深冷液化段；

QQXHJ.氢气循环机；

WQSYJ.尾气升压机；

JLFLT.精馏分离塔；

CLNG.粗液化天然气；

QHSZZ.去回收装置。

具体实施方式

①根据本案所述的方法，将传统的内径3.8米的加压移动床煤气炉设计为筒体加高10米的、不含煤锁、灰锁总高约23米，工艺压力4.0MPa的，由氢煤气段与水煤气段组成的加压移动床煤气炉，使煤在加压移动床中，先后与氢气和富氧水蒸汽反应，分别生产出富含甲烷及煤焦油的富烃氢煤气(H)、富氧水煤气(S)，共计5台套(4开1备)；每台套产富甲烷氢煤气(QMQ)约50000Nm

②将煤气炉产出的富烃氢煤气(H)经热回收、除尘、煤焦油分离，并除去CO、CO

③变换气量230000Nm3/h，压力3.7MPa(g)，富甲烷氢煤气(QMQ)200000Nm

表1 变换气、高低压产品气主要成分及气量

表2 富甲烷氢煤气、高低压产品气主要成分及气量

表3 煤制LNG产量及精馏塔尾气成分及气量

由于变换气中CO

①IPSA CO

②为防止冲洗、逆放温度过低，导致CO

③富甲烷氢煤气的CH

④IPSA CH

⑤由于工艺温度低，气体mol体积比300k，减小20-50％，吸附剂床层阻力与气流速度的平方关系，将使床层阻力明显下降，为此，可将吸附塔高径比适当增加；以以增加高低压产品的收率和纯度。

⑥采用附图3所示的均压降、均压升总管分离流程，虽然增加了程控阀，但能大大提高装置的连续运行率，为整套煤制LNG大系统的长周期运行提供了保障。

⑦IPSA CH

即：IPSA CH

IPSA CO

IPSA CO

IPSA CH

IPSA CH

IPSA CO

IPSA CH

合计发电8147kwh。

根据等熵膨胀原理，PSA工艺气体也同时获得冷量8147kwh，相当于每Nm

这样，煤制天然气液化系统，只需再补充少量电力，即每Nm

上述实施例仅为说明本案所作的举例，而并非对实施方式的限定。对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动。这里无需也不可能举出所有的实施方式，而由此所引伸出的显而易见的变化或变动仍属于本发明创造的保护范围。