煤气转天然气项目可行性方案

1、煤气转天然气项目可行性方案目录第一章项目概论 3第二章工艺技术方案 5第一节装置概况 7第二节工艺技术方案 8第三节装置技术特点 21第四节工艺设备 23第五节原材料辅助材料燃料和动力 15第六节装置占地面积与平面布置 26第七节定 员 29第三章生产规模与产品方案 30第四章工程技术服务 33第五章工程进度施实计划 34第六章投资估算及效益分析 35第一章 项目概论一、项目背景 焦炉煤气是生产焦炭过程中的副产气体，一般经验数据每吨焦炭副产焦炉煤气430Nm3主要成分：氢气（60%、甲烷（25%、 CO CO2合计（14%以及含有少量的苯、焦油、硫化物等杂质组分。 由于焦炉煤气中的CH、CO

2、CO、C含量近40%氢含量高，因此焦 炉煤气通过甲烷化反应，可以使绝大部分CO CQ等转化成CHI,得到 主要含H、CH、N2的混合气体，然后采用气体分离得到管道天然气 SNG加压得到压缩天然气CNG或深冷分离得到液化天然气（LNG。 因此，采用焦炉煤气制取天然气技术， 焦炉煤气中的组分都可以得到 有效利用，大大提高能量利用率，同时减少了环境的污染。我国的能源结构是“缺油、少气、富煤” ，煤炭资源相对丰富， 根据我国石油天然气总公司预测， 20 1 5年常规天然气生产量为 1780 亿立方，天然气需求量为 2400 亿立方，供需缺口 620 亿立方，到 2020 年期间我国天然气受城市气化率的

3、提高以及天然气替代工业燃料领 域消费的驱动将大幅提升， 消费结构将进一步优化。 焦炉煤气制天然 气项目被国家发改委等四部委 2012年第 1 3号公告国家鼓励循环经 济技术、工艺和设备名录（第一批、 。随着天然气需求量和进口量的不断增加， 我国将面临天然气供应 安全的挑战，而中国的近年来每年约 1200亿Nm31炉气，一部分用 来发电，一部分用来制取甲醇制氢，还有相当一部分直接排放，因此 利用焦炉气生产天然气项目能够有效的回收利用资源， 产生较高的经 济效益，有助于形成良好的循环产业链。 利用剩余焦炉煤气生产天然 气，既有效解决了焦炉尾气的排放问题， 又具有十分可观的经济效益 和社会效益。 焦

4、炉煤气制天然气项目符合国家能源多元化战略， 符合 国民经济和社会发展规划、行业规划及产业政策。国家对焦化企业设立了越来越严格的环保标准， 在焦化行业的准 入标准中明确规定焦炉煤气利用率要大于 98%，迫使企业不得不为焦 炉煤气找寻更好的去处； 另外近几年焦化市场行情低迷， 行业产能严 重过剩， 企业经济效益下滑， 于是一些企业就瞄准了市场潜力巨大的 液化天然气，将焦炉煤气制液化天然气作为摆脱企业困境的一个抓 手。到 年底国内已有 家焦化企业相继建设， 其中有 家建成投产。 家 至今安全、稳定运行，标志着国内焦炉煤气甲烷化法制取天然气技术 已经实现工业化应用。二、项目建设的意义在国内天然气气价高

5、涨的情况下， 焦炉煤气制天然气发展前景十 分光明。我国焦炉煤气主要用于供热、 发电、制尿素、制甲醇及炼钢， 近几年一些企业开始投资焦炉气制天然气。 相比较而言， 供热和发电 投资小，但经济效益低，应用正逐渐减少；制尿素和甲醇效益较好， 国内已实现商业化生产，但是面临产能过剩风险，且投资数额大；用 于炼钢又受到客户和运输距离的限制， 推广有难度； 而焦炉气制天然 气的经济效益良好，投资适中（和制甲醇差不多） ，不太受运输距离 限制，且能够满足日益增长的能源需求，焦炉气制天然气空间很大。a）焦炉煤气的综合利用是焦化行业的节能减排、资源综合利用 的重要课题，本项目以焦炉煤气合成液化天然气，是一条焦炉

6、煤气 综合利用的新途径。b）产品天然气SNG/CNG/LN是清洁能源产品，符合市场需要。c）把热值低，含有CO CO和较多硫化物等杂质的焦炉煤气加工 成低碳清洁燃料天然气，符合国家环保和能源政策。从宏观上看是 一项利国利民，具有经济、环境生态及社会可持续发展的重要项 目。从本地区和焦化产业来考虑，又起到促进其向良性发展迈向循 环经济方向的重要作用。实现了区域化循环经济模式，较好地实践 了经济、环境、社会三位一体的可持续发展。d）本项目涉及关键技术已经实现完全国产、自主工业化，其可 靠性已经能够得到保证。其技术核心是以下几个方面：一是气体净化技术： 该项技术近年来在焦炉煤气和相关领域得到 了充分

7、的发展，已完全成熟且大量应用于工业化装置。涉及本项目 个性化的净XX艺也成功实现工业化运行。二是甲烷化技术：该项技术已在 焦炉煤气制LNG工厂已于 年5 月投运，以及xxxx 公司年3月投产；标志着本工艺技术在焦炉 煤气制天然气工业化应用已经成熟。三是富甲烷气的液化技术：在国内已经广泛使用。 四是变压吸附和膜分离技术：在国内相关领域已经完全成熟应以上可见，在本项目中，焦炉煤气合成液化天然气及压缩天然气工艺通过采用一系列先进、 成熟技术，其先进性和可靠性都能得到 充分的保证。三、项目投资的必要性新建焦炉煤气甲烷化制天然气项目所采用的技术成熟、 先进、可 靠；产品市场前景广阔；建设后有较好经济效益

8、和环保效益；同时建 设本项目符合政府和国家循环经济的政策， 且对整个焦化行业示范效 应显著。所以本项目的建设既是必要的，又是可行的。四、项目研究结论4.1 本项目符合国家产业政策、节能政策和国家“十二五”发展 规划。4.2 本项目外部依托条件，如水、电、汽、交通等均满足环保以 及节能减排的建厂要求。4.3 本项目将焦炉煤气合理利用，杜绝了富含温室效应成分气体的直接排放，保护了大气环境。因此该项目的实施的必要的。第二章工艺技术方案第一节装置概述1.1装置说明本装置是以焦炉煤气为原料，通过脱硫、脱萘、压缩、脱苯、精 脱硫、甲烷化、纯化、膜分离、深冷液化以及变压吸附等工序生产符 合国家标准的天然气装

9、置。1.2设计规模装置处理焦炉煤气能力：装置操作弹性：装置年连续开工小时数：装置设计操作寿命：1.3原料气条件本项目的原料为焦炉煤气，其规格如下：工作介质：压 力温 度流 量焦炉煤气组成见下表：焦炉煤气组成及含量表焦炉煤气参数表主体成分组成组成H2N202含量，mol%组成COCO2CH4含量，mol%组成C2H6C2H4C3H8含量，mol%杂质组成组成H2SCOSCS2含量，mg/Nm本项目主要由生产装置区、压缩机房、变配电室、控制室、 配套公用工程等部分组成。 生产装置区由净XX段、压缩工段、甲烷XX段、气体分 离、CNGE缩、液XX段、罐区、装卸区八个单元组成。 公用工程和辅助工程区包

10、括配电室、脱盐水、空压、制氮 机房、机修车间、循环水和消防水泵房、循环水池、消防水池、事故 水池。第二节工艺技术方案2.1总工艺流程选择总工艺路线选择本装置包括：脱硫、脱萘、压缩、脱苯、精脱硫、甲烷化、纯化、组成噻吩氨氢氰酸含量，mg/Nm3组成焦油苯萘3含量，mg/Nm备注：1、水含量为进气温度、压力下的饱和水含量；1.4项目研究范围膜分离、CNG压缩、深冷液化以及变压吸附等工序。2.1.2 工艺流程简图2.1.3 工艺流程说明(1)初级升压及压缩工序a. 初级升压单元来自气柜的焦炉煤气 经罗茨风机初级升压后 去粗脱硫单元。b. 煤气增压单元来自原料气冷却器的焦炉煤气 进入煤气压缩机经压缩后

11、 去预 处理单元；从处理单元返回的煤气再经煤气增压机继续压缩后 去精 脱硫单元；来自甲烷化单元的合成气进入增压机继续压缩后 去纯化 单元单元。c. 制冷剂压缩单元来自冷剂平衡罐的混合冷剂 经混合冷剂压缩机增压、冷却并分 离 后的液体去主换热， 气体去压缩机继续增压、 冷却并分离 后气体 及液体分别去主换热器。(2)净化甲烷XX序a. 焦炉煤气粗脱硫 来自原料气增压风机的焦炉煤气直接进入粗脱硫塔脱除其中的大量H2S后再去脱萘单元，粗脱硫可串联或并联使用，定期更换脱硫 剂以确保脱硫精度。b. 脱萘单元来自粗脱硫单元的焦炉煤气进入脱萘塔， 在塔内吸附剂的选择吸 附下，原料气中的绝大部分萘、焦油等杂质

12、被脱除，处理后气体去煤 气压缩机继续升压。 塔内吸附剂吸附杂质饱和后采加热、 冷却的方式 进行再生，以预处理单元的再生气作为再生气源。脱奈采用变温变压吸附工艺，其工作过程包括： 吸附过程原料气中萘、焦油等杂质在常温下被吸附下来，塔顶流出的处 理气去煤气增压机。当被吸附杂质的传质区前沿 （ 称为吸附前沿 ） 达 到床层出口预留段时停止吸附，转入再生过程。 充压过程将来自预处理单元的再生气逆着吸附方向对脱萘塔进行充压。 加热过程从另一台处于冷却过程的塔底出来的再生气被加热至 180C,逆着吸附方向吹扫吸附剂床层，使吸附杂质在高温状态下得以解 吸，解吸出的杂质伴随再生气从塔底流出去冷却器，经过冷却、

13、分 离后去界外。当预处理塔底部出口气体温度高于60C后加热结束。c. 脱苯单元来自煤气压缩机出口的焦炉煤气进入预处理塔， 在预处理塔内吸 附剂的选择吸附下，原料气中的绝大部分苯、 萘、焦油等杂质被脱除， 处理后气体去煤气增压机继续升压。 塔内吸附剂吸附杂质饱和后采用 降压、加热、冷却的方式进行再生，以纯化单元的再生气作为再生气 源。预处理采用变温变压吸附工艺，其工作过程包括： 吸附过程原料气中苯、萘、焦油等杂质在常温下被吸附下来，塔顶流出 的处理气去煤气增压机。当被吸附杂质的传质区前沿 （称为吸附前沿 ） 达到床层出口预留段时停止吸附，转入再生过程。 降压过程 吸附塔逆着吸附方向，即朝着入口端

14、卸压，气体去冷却器。 加热过程从另一台处于冷却过程的塔底出来的再生气被加热至0C ,逆着吸附方向吹扫吸附剂床层，使吸附杂质在高温状态下得以解吸，解 吸出的杂质伴随再生气从塔底流出去冷却器，经过冷却、分离后去 界外。当预处理塔底部出口气体温度高于 0C后加热结束。d. 精脱硫单元 来自煤气增压单元的气体先经加氢预热器升温后再用加氢换热 器继续升温后 去预加氢塔，在塔内催化剂的作用下，部分有机硫被 转化成H2S,同时将发生部分氧气的燃烧及烯烃加氢反应使温度提 高，此气体进入一级加氢塔继续将大量的有机硫化换成 HS,也将大 量的氧气燃烧及烯烃的加氢反应； 从一级加氢塔出来的气体先经加氢 换热器降低温

15、度后再经脱硫预冷器继续降温， 最后采用煤气冷却器降 至常温后进入常温脱硫塔，使用低廉的脱硫剂将之前生产的 H2S大量 脱除，脱除H2S后的气体先经脱硫预冷器升温后再经加氢加热器继续 升温 后进入二级加氢塔，在二级加氢塔中将气体的有机硫继续转化 成H2S,氧气的燃烧及烯烃加氢也将进一步反应；从二级加氢塔出来 的气体进入精脱硫塔， 在塔内中温氧化锌的作用下， 将气体的总硫脱 除至 以满足甲烷化催化剂的使用要求，合格净化气 去甲烷化。e.甲烷XX序甲烷化就是利用催化剂使C仔口CO加口氢转化为CH4勺方法，此法可 以将碳氧化物降低到 以下，但需要消耗氢气。加氢反应此反应为强放热反应， 有氧气存在时，氧

16、气和氢气反应会生成水， 在温度低于0 C,甲烷化催化剂中的镍会和CO反应生成羰基镍： Ni+4CO二Ni(CO)锢此要避免低温下，CO和镍催化剂的接触，以免影 响催化剂的活性。 甲烷化的反应平衡常数随温度增加而下降， 作为净 化脱除CO和CO2作用的甲烷化技术，反应温度一般在 0 C之间，平 衡常数值都很大，在 压力下，计算C旳CO2勺平衡含量都在10-4ppm 级。目前，甲烷化技术已经用在大规模的合成气制天然气上，因此甲 烷化的关键就是催化剂的耐温及强放热反应器的设计制作上。目前国内外甲烷XX艺路线基本有两种类型，主要区别在甲烷化 的反应器上： 有等温管壳型和固定床绝热型两种。 甲烷化反应器

17、分为 外冷列管式和外循环式二种。 外冷列管式反应器就是将催化剂装在列 管内，管外为冷却水，其操作温度较外冷循环式低，床层温差、压降 小，但催化剂装填量多，转化率高；外循环式就是采用绝热反应器， 将反应热从塔后换热移走，因此需要大量使用循环气来移走反应热， 降低了CO和H2勺分率，导致甲烷化反应速度减慢，但反应器内的温 度较高，因此选择性高。从反应工程的角度来看，外冷列管式的反应 器优于外冷循环式。外冷循环式是采用反应后的气体来稀释进口气 体，将CO H2稀释来达到控制反应器温度的目的。等温管壳型和固定床绝热型各有优势与劣势， 等温管壳型工艺简 单，低温运行，但反应器制作复杂。 而固定床绝热型工

18、艺相对复杂点， 高温运行，反应器成熟可靠。因此针对甲烷XX艺特点以及催化剂的使用范围， 为确保甲烷化单元的平稳运行， 本工程可设计两种甲烷 XX艺路线，可供业主选择。路线一：采用固定床绝热型反应器，高低温相结合的办法，以反 应气体循环的方式运行；同时，配套补加蒸汽流程作为调整，利用废 锅产生蒸汽的方式移走甲烷化反应放出的热量。 以三段反应器后未分 离出水的部分高温气体升压后作为循环气源补充进一段反应器。 因甲 烷化反应属于体积缩小的反应， 提高压力有利于反应的正向进行， 但 本处的目的不在于提高甲烷化反应速率， 而是为了避免反应过于剧烈 而不易控制， 且避免将甲烷化生成的水升压以增加能耗， 再

19、根据后续 系统的要求，甲烷化系统反应压力选择为 2MPaG 高温段0 C,低 温段v 0 C,可单独使用高温循环和添加蒸汽工艺两种调温控制手 段。反应后的富甲烷气经换热、冷凝后进入下一工序。路线二：采用等温等温管壳型反应器， 精脱硫塔来的净化原料气 通过换热升温后以 2 0C 进入甲烷化反应器，甲烷化催化剂装在管 程，水在壳程。发生反应时，通过高压水的沸腾排热，控制甲烷化反 应的温升。由于等温列管反应器可使甲烷化在较低温度下运行， 保证 了 CO CO2的较高转化率。相对于多段甲烷XX艺而言，该工艺设备 少，只有一台甲烷化反应器和一台汽包，反应器数量少，无需循环压 缩机，也无需废锅。反应器出来

20、的气体经预热器、甲烷化冷却器降至 常温并分离出游离水后去纯XX段。至此，甲烷化反应完成。两种甲烷化路线均副产蒸汽，产生蒸汽的软水 由界外提供，来 自界外的软水经软水预热器升温后再分流进入一、 二段废锅。 产生的 蒸汽经蒸汽过热器过热2 0C后去蒸汽分配台，分出部分作为装置各 点的加热蒸汽，其余的蒸汽可作为副产品外售。（3）纯化分离工序a. 纯化单元因目前的原料气组成不需设置脱酸单元， 则纯化单元需采用变温 变压吸附工艺来完成。 以液化单元的氢氮气或气体分离单元塔顶流出 的富氢气为再生气源， 其工艺过程与脱苯系统一致。 如生产管道天然 气SNG此工序结束后可直接进入天然气管网到下游用户。b. 气

21、体分离单元如生产LNG,由于液化单元出来的氢氮气中含量大量的甲烷，需 将此部分甲烷回收利用，本方案采用PSA工艺完成甲烷的回收。如生 产管道天然气SNG或 CNG在开车初期还可为甲烷化催化剂的升温还 原提供纯氢气作还原气源。 另外分离后的富氢气作为气体净化单元的 再生气。气体分离单元由 真空泵构成。在吸附塔中富氢气中 CH4等组分 被选择性吸附下来，从塔顶流出的富氢气控制压力后作为纯XX序作再生气；吸附在塔内的 CH等组分采用均压及抽真空的方式解吸出 来送SNG缩单元。其运行过程如下： 吸附过程来自液化单元的合成气 进入吸附塔，在塔内吸附剂的选择性作 用下，气体中的CH4等组分被吸附下来。当被

22、吸附杂质的传质区前沿 （称为吸附前沿 ） 到达床层出口预留段时，关掉该吸附塔的进出口阀， 停止吸附，吸附塔开始转入再生过程。 均压降过程吸附完毕后， 顺着吸附方向将塔内的较高压力的气体放入其它已 完成再生的较低压力吸附塔的过程， 该过程不仅是降压过程， 更是回 收吸附剂床层死空间有效气体的过程， 本流程共包括 4 次均压降过程 以保证有效气体的充分回收。 按时序排列， 需将其中一次均压过程的 高压气体放入均压缓冲罐后暂时贮存。（4）膜分离工序生产管道天然气SNG气体纯化后经膜分离产生含量 4%甲烷，膜 分离可设计两段分离工艺， 一段出来的气体可达到二类天然气标准 二段出来的气体可达到一类天然气

23、标准 。可直接进天然气管网。生产CNG品，从膜分离二段出来的气体经 CNG压缩机进行加压 到5Mpa压力，送入加气站。膜分离的工艺流程非常简单，可分为预处理和膜分离器两部分。 膜分离的基本原理就是利用各气体组分在高分子聚合物中的溶解 扩散速率不同， 因而在膜两侧分压差的作用下导致其渗透通过纤维膜 壁的速率不同而分离。推动力（膜两侧相应组分的分压差） 、膜面积 及膜的分离选择性， 构成了膜分离的三要素。 依照气体渗透通过膜的 速率快慢，可把气体分成“快气”和“慢气”。常见气体中，H2O、H2、He等称为“快气”；而称为“慢气”的则有的 CH、N2等；（5）液XX序（生产LNGa. 冷箱单元来自纯

24、化单元的天然气先经 BOG换热器降温后进入到冷箱的主 换热器与冷剂换热， 先预冷并部分液化后去精馏塔底重沸器换热并节 流后进入精馏塔顶部， 从精馏塔底部出来的液体返回冷箱主换热器继 续过冷后出冷箱， 从精馏塔顶出来的氢氮气作为冷媒返回冷箱的主换 热器复热并控制压力后去纯XX序。来自冷剂压缩单元的高压气相冷剂 进入到冷箱的主换热器与冷 剂换热，经主换热器冷却、 液化、过冷后出冷箱并用调节阀节流后返 回冷箱的 1#冷剂分离器；分离出的气、液相分别进入冷箱主换热器 的不同流道作为返流冷剂复热。来自冷剂压缩单元的高压液相冷剂 进入到冷箱的主换热器与冷 剂换热，经主换热器过冷后出冷箱并用调节阀节流后返回

25、冷箱的 2# 冷剂分离器；分离出的气、 液相分别进入冷箱主换热器的不同流道作 为返流冷剂复热。来自冷剂压缩单元的中压液相冷剂 进入到冷箱的主换热器与冷 剂换热，经主换热器过冷后出冷箱并用调节阀节流后返回冷箱的 3# 冷剂分离器；分离出的气、 液相分别进入冷箱主换热器的不同流道作 为返流冷剂复热。混合冷剂的三股返流冷剂在冷箱主换热器的不同部位复热、蒸 发、混合以提供相应级别的冷态温度和冷量， 从而实现天然气和冷剂 的冷却、液化剂过冷。 返流冷剂经冷箱主换热器与天然气和冷剂换热 后 去冷剂平衡。b. 冷剂贮存单元 冷剂贮存单元主要贮存外购的各组分制冷剂及开停车或调整负 荷时混合冷剂的回收、平衡与配

26、制。冷剂贮罐设压力调节系统， 同时设置与冷剂压缩机一、 二段分离 器的连通管线以及去冷剂平衡罐的补充管线。乙烯贮罐接收外购的乙烯并贮存， 配置或补充冷剂时从乙烯贮罐 出来的乙烯通过乙烯汽化器加热并由调节阀控制流量后去冷剂平衡 罐。异戊烷贮罐接收外购的异戊烷并贮存， 配置或补充冷剂时从异戊烷贮罐出来的异戊烷通过异戊烷干燥器并由调节阀控制流量后去冷 剂平衡罐，另设置去冷剂贮罐的补充管线。为保证冷剂配比的合理， 在冷剂补充管线的引入冷剂压缩机一段 出口的热气作为吹扫气以确保通过计量的冷剂尽量完全进入冷剂循 环系统。为保证冷剂贮存系统的压力设置对冷剂贮罐、 丙烷贮罐、 异戊烷 贮罐设置保压管线，以净化

27、天然气或氮气作为保压气。(6) LNG储运工序LNG贮存单元为避免贮罐满液在贮罐的上下进液管上均设置切断阀； 为避免贮罐抽空在贮罐的排液管上设置切断阀； 为避免贮罐超压在贮罐顶部设置放散阀、安全阀及呼出阀； 为避免贮罐出现负压在贮罐顶部设置补气管线及吸入阀； 为避免LNG出现翻滚现象设装车泵回流强制循环管。b LNG装车单元来自LNG贮罐的LNG用 LNG装车泵升压 并通过流量计计量后经LNG装车臂的液相口进入槽车，槽车内的气体及装车产生的气体统称 为BOG经装车臂气相口流出并控制压力后 返回LNG贮罐。装车完 毕后将停留在管线、装车臂内的气、液相作为 BOG匀放回LNG贮罐。 为防止贮罐发生

28、翻滚现象及调整装车流量，在LNG泵的出口设置 旁路线将LNG返回LNG贮罐。为保证混合冷剂中补充的甲烷纯度，在 LNG泵的出口设副线将 LNG分出部分作为混合冷剂中甲烷的补充。c.BOG回收单元来自LNGi罐的BOGS BOG换热器回收冷量后返回气体分离单元的解析气缓冲罐循环以提高甲烷收率。本工程所需工艺技术及设备目前国内已有成熟的经验和技术，故本工程完全采用国产化技术和设备，不引进技术和设备。第三节 装置技术特点在充分考虑原料气条件以及用户的实际情况和需求后， 为用户确定的工艺流程、 选择的吸附剂、 配套的工艺设备及软件技术有如下的 技术特点：3.1预处理及净XX段特点： 采用干法脱硫技术，

29、在压缩机前设置干法脱硫，这样不仅可保 证后续产品和排放气的 含量，而且可以更好地保护压缩机，减少故 障率。脱硫工序采用可串、可并工艺，既可以实现在线更换脱硫剂， 又提高了硫容，降低了运行费用。 采用 吸附式预处理。可充分保证煤气净化的精度， 在脱除焦油、 萘、芳烃的同时脱除绝大部分的有机硫和无机硫， 这样就大大降低了 后续精脱硫的负荷，节省了装置的投资。 采用先进的精脱硫工艺可保证将有机硫、无机硫脱除干净，并 且同时脱除氯离子 。 我公司具有丰富的焦炉煤气预处理工程经验。3.2甲烷XX段特点： 采用绝热多段固定床工艺或采用等温列管式反应器，可根据焦炉煤气成分或业主的产品意向和实际情况进行设计。

30、 两种甲烷XX艺均对原料气的 CO、 CO2 容忍度高、适应性强。 CO专化率，无需增加MDEA!兑碳工序。 工艺成熟可靠， 需要控制的参数少， 同时还副产的蒸汽可外送， 实现投资最小化、利润最大化。甲烷化彻底，天然气产量高，便于操 作，也易于工程实施。3.3液XX段特点：液化采用 液化，即采用氮气、甲烷、乙烯、丙烷、异戊烷混合 溶剂制冷工艺。本项目液XX艺采用较为普遍，能耗及投资合理的 制 冷液XX艺。3.4 工艺控制系统特点： 采用 控制系统对整个流程进行全自动监控，因而大大提高了 装置运行的可靠性，减少了人工成本。 关键的升压过程和降压过程采用了智能的自适应调节控制模 式，可保证吸附塔的

31、压力变化过程自动接近于理想压力曲线， 该功能 既可保证吸附、解吸过程的平稳和可降低管道气流噪音。 本装置先进成熟的控制软件包可自动实现吸附时间的优化，自动在保证产品的合格的情况下追求产品气回收率的最高。 本装置控制系统对所有动力设备和工艺设备进行统一监控，操作简便，并具有完善的产品质量联锁和安全联锁功能。第四节 工艺设备表 4.1 主要运专设备序号设备名称材质台/套备注1组合件成套 罗茨2组合件成套往复3组合件成套迷宫4组合件成套4组合件成套往复5过流部件不 锈钢成套 水环/干式6过流部件不 锈钢成套离心7过流部件不 锈钢成套屏敝4.2主要定型、成套设备一览表序号设备名称数量（台/套）材质备注

32、1过流部件不锈钢2过流部件不锈钢3碳钢4不锈钢+碳钢5不锈钢+碳钢6铝合金7铝合金8铝合金9铝合金+不锈钢+碳钢10过流部件不锈钢11不锈钢+碳钢成套4.3主要非标设备一览表序号设备名称数量（台/套）材质备注-一-(1)1Q245R2Q345R疲劳容器3组合件4组合件5Q245R6Q245R7组合件8Q345R(2)1Q345R疲劳容器2组合件3组合件4Q245R5Q345R(3)1Q345R2组合件315CrMoR415CrMoR5组合件6组合件7Q345R8Q345R9组合件1015CrMoR1115CrMoR12Q345R(4)115CrMoR带内衬2组合件带汽包315CrMoR带内衬4

33、组合件带汽包530463047组合件8组合件9组合件1015CrMoR11组合件12组合件13组合件14Q345R15组合件16Q345R-二二(1)1Q345R2Q345R疲劳容器3组合件4组合件5组合件6Q345R7Q345R(2)1Q345R疲劳容器2Q345R3Q345R4Q345R三1Q345R2Q345R3Q345R4Q345R5Q345R6Q345R第五节 原材料、辅助材料、燃料和动力的供应51主要原材料、辅助材料、燃料的种类、规格、年需用量本工程所需的原料焦炉煤气来自焦化厂，其主要原辅材料见下表表5-1-1主要原料、辅助材料、燃料来源表项目名称数量来源运输方式使用年限（年）原料

34、焦化厂管道辅助 材 料外购汽运外购汽运外购汽运外购汽运外购汽运外购汽运外购汽运外购汽运外购汽运外购汽运外购汽运外购汽运外购汽运外购汽运外购汽运外购汽运外购汽运外购汽运外购汽运外购汽运5.2主要原料市场分析原料焦炉煤气由焦化厂通过管道分别输送提供。本工程所需要的催化剂以及其它化学药品等均从市场采购，由汽车运输至工厂。5.3水、电、汽和其它动力供应531供应方式和条件项目循环冷却水，由新建的循环水池供给。本项目用电规格为由新建的变压吸附制氮装置供给。本项目正常生产期间仪表空气规格： 常温，无油无尘由新建仪表 空气装置提供。532公用工程消耗一览表主要辅助材料品种、规格及用量序号名称规格单位备注1t

35、外部提供2t内部提供3Nm3内部提供4Nm3内部提供5KW.h外部提供5.5资源利用合理性分析(1)原料焦炉煤气热值偏低，用户受限。利用气体中一氧化碳、 二氧化碳及氢气合成 CH，并加以分离，获得高热值天然气。将焦炉 煤气变为稀缺资源-液化天然气，附加值显著提高。(2)选用科学、合理的工艺路线，采用先进的工艺技术及管理 手段，进一步达到减少能量消耗的作用和目的。第六节装置占地面积与平面布置6.1遵守的主要标准、规范石油XX企业设计防火规范GB50160-2008爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-1992石油XX企业建筑物结构设计规范 SH3076-1996石油XX工艺装置布置设

36、计规范SH3011-2011石油XX企业厂区竖向布置设计规范(SH/T3013-2000)6.2平面布置的原则和特点1、贯彻中国石油XX总公司工厂设计若干规定精神。2、采用吸附塔集中布置，程控阀门集成为成套管阀架的形式布置3、程控阀门应保证均可在检修通道上检修。4、充分考虑设备的检修和催化剂、吸附剂的装卸场地。5、充分考虑装置设备的维修、消防、生产操作等所需通道。&压缩机厂房采用半敞开式布置(即采用压缩机棚)。7、压缩机棚、真空泵棚、管桥及框架等构筑物采用钢结构。6.3管道器材选用原则1、 执行石油XX管道设计器材选用规范SH3059-20122、 对临氢介质的管道及其配件的材质按最新版“Ne

37、lson曲线”进行选材3、阀门原则上选用ANSI和API标准。4、垫片采用金属缠绕垫。6.4装置占地面积本装置占地面积约本项目占地约亩，需根据配套设备的规格及拟建设用地情况进行布置后方可确定。占地包含生产装置区（自预处理工序，至液XX序），包括煤气压缩机厂房、公用工程站、控制室、配电室、深冷工序（冷箱、压缩机、LNG储罐等）。第七节定员本装置定员一览表:序号部门名称人数备注人/班小计-一一主要生产装置1脱硫、压缩、预处理、甲烷化、液化外部操作工2主控室内部操作工3班长小计二维修部门1电气2控制、仪表3机修小计三总计第三章生产规模和产品方案3.1生产规模和产品方案生产规模新建焦炉煤气制天然气项目的产品规模为：产品方案本方案主要产品为LNG CNG SNG副产的富氢气和蒸汽作为副 产品外卖。产品规格1、产品LNG表3-3 LNG产品性能序号组成摩尔百分数mol%1234合计压力温度产品