本發(fā)明屬于天然氣制備領(lǐng)域，尤其是涉及一種煤制液化天然氣的耦合脫碳工藝。
背景技術(shù)：
：天然氣是以甲烷為主要成分的氣態(tài)化石燃料，燃燒后只生成水和CO2，排放清潔，不污染環(huán)境，是一種無色無味無毒、熱值高、燃燒穩(wěn)定、潔凈環(huán)保的優(yōu)質(zhì)能源，廣泛應(yīng)用于工業(yè)生產(chǎn)和居民生活。由于我國是一個富煤、貧油、少氣的國家，在過去的一次能源消費結(jié)構(gòu)占比中，天然氣僅占約5.8％，遠低于全球平均水平24％。盡管如此，仍有部分天然氣需要來自國外進口。2015年天然氣進口量高達624億立方米，對外依存度32.7％。隨著近年來霧霾污染的加劇，對潔凈的天然氣燃料的需求量進一步加大。國務(wù)院印發(fā)的《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃(2014-2020)》明確提出，十三五末期，天然氣在一次能源消費中比重將達到10％以上。在保證天然氣對外依存度適中、能源安全得到保障的前提下，尋找非常規(guī)天然氣或替代天然氣資源迫在眉睫。煤制天然氣是以我國儲量較為豐富的煤炭資源為原料，通過煤集中加壓氣化、變換、脫硫脫碳以及甲烷化等工序合成天然氣(SNG)，如圖1所示。這不僅契合我國富煤、少氣的能源結(jié)構(gòu)特點，有助于滿足日益增長的天然氣需求，降低我國對外依存度，保障我國能源安全，同時，生產(chǎn)過程中產(chǎn)生的硫化氫、有機硫等硫化物，也能通過硫回收工序通過副產(chǎn)硫磺或者硫酸的方式，加以回收，屬于典型的煤炭資源清潔高效利用。被認為是比較符合我國能源結(jié)構(gòu)和需求的工藝過程。繼十二五期間幾個大型煤制天然氣項目建成后，2016年初，又有幾個大型煤制天然氣項目相繼通過了環(huán)評審批?？紤]到天然氣使用的季節(jié)性差異變化，現(xiàn)代的煤制天然氣項目在制備SNG的同時，會選擇全部或者部分聯(lián)產(chǎn)可儲存、短距離運輸靈活的液化天然氣(LNG)產(chǎn)品，以便于項目匹配管網(wǎng)系統(tǒng)的調(diào)峰，同時也豐富了產(chǎn)品種類，滿足不同用戶的需求。由SNG制備LNG時，需要經(jīng)冷箱在-160℃左右條件下進行精餾處理。由于SNG產(chǎn)品中會含有微量的CO2(約為1mol％)，為防止CO2氣進入冷箱中結(jié)冰，堵塞管道，在進入冷箱系統(tǒng)之前，通常需要設(shè)置專門的SNG脫碳工序，對合成的SNG進行深度的脫碳處理，將其中CO2濃度降至50mg/m3以下，如圖2所示。該脫碳工序通常采用MDEA(N-甲基二乙醇)等胺法工藝，整個裝置包括吸收、再生等系統(tǒng)，需要較大的一次性投資。同時所用的溶劑為特殊配方的MDEA溶液，且溶劑存在不穩(wěn)定易變質(zhì)，操作過程中易起泡，對設(shè)備腐蝕嚴重等問題，產(chǎn)生較高的操作費用。技術(shù)實現(xiàn)要素：有鑒于此，本發(fā)明旨在提出一種煤制液化天然氣的耦合脫碳工藝，通過創(chuàng)新性的提出一種耦合的脫碳工藝流程，省去了傳統(tǒng)煤制LNG工藝中專門用于SNG脫碳的脫碳裝置，節(jié)省投資和操作費用。為達到上述目的，本發(fā)明的技術(shù)方案是這樣實現(xiàn)的：一種煤制液化天然氣的耦合脫碳工藝，包括如下步驟：(1)將經(jīng)過甲烷化工序處理的SNG通入換熱器中進行冷卻；(2)將經(jīng)過步驟(1)處理的SNG通入氣液分離器中脫除其中的溶劑和水，脫除的溶劑和水通入粗煤氣脫硫脫碳工序中進行循環(huán)利用；(3)將經(jīng)過步驟(2)處理的SNG通入SNG洗滌塔中脫除CO2至CO2含量低于50mg/Nm3，所述經(jīng)過步驟(2)處理的SNG由SNG洗滌塔的塔底通入，并與從SNG洗滌塔的塔頂通入的貧溶劑逆流接觸，并由塔頂?shù)玫降膬艋腟NG；所述貧溶劑來自于粗煤氣脫硫脫碳工序；所述貧溶劑在SNG洗滌塔中吸收CO2后形成富溶劑，將得到的富溶劑通入粗煤氣脫硫脫碳工序中進行再生后循環(huán)利用。進一步的，所述步驟(1)中SNG在換熱器中與冷媒或與步驟(3)得到的凈化的SNG換熱冷卻。進一步的，所述步驟(3)的貧溶劑經(jīng)過增壓泵增壓后通入SNG洗滌塔的塔頂。進一步的，所述步驟(1)中的經(jīng)過甲烷化工序處理的SNG與貧溶劑混合后再通入換熱器中進行換熱冷卻。進一步的，所述粗煤氣脫硫脫碳工序為低溫甲醇洗脫硫脫碳工序或MDEA法脫硫脫碳工序。進一步的，所述步驟(1)中甲烷化工序處理的SNG經(jīng)過壓縮后再通入換熱器中進行換熱冷卻。進一步的，所述溶劑為甲醇。進一步的，所述換熱器為繞管式換熱器或管殼式換熱器。相對于現(xiàn)有技術(shù)，本發(fā)明所述的煤制液化天然氣的耦合脫碳工藝具有以下優(yōu)勢：(1)本發(fā)明所述的煤制液化天然氣的耦合脫碳工藝對SNG的進行脫碳處理，僅需在粗煤氣脫硫脫碳系統(tǒng)內(nèi)耦合幾臺設(shè)備即可實現(xiàn)，省去了原工藝流程中專設(shè)的SNG脫碳裝置，大大節(jié)省了一次性投資費用；(2)本發(fā)明通過粗煤氣脫硫脫碳工序與SNG脫碳系統(tǒng)地耦合，縮短了流程，減少了溶劑損失量；對于粗煤氣脫硫脫碳工序采用低溫甲醇洗工藝的煤制LNG項目中采用本發(fā)明后，在溶劑消耗方面減少的更為明顯，可有效避免傳統(tǒng)SNG脫碳裝置采用的MDEA等特殊配方的溶劑以及伴生的溶劑價格昂貴、循環(huán)量大、對設(shè)備腐蝕等問題，節(jié)約了操作費用；(3)采用本發(fā)明對于粗煤氣脫硫脫碳工序采用低溫甲醇洗工藝的煤制LNG，低溫甲醇對CO2溶解度較大，通過調(diào)節(jié)吸收甲醇的使用量，可便利地控制SNG中CO2濃度，保證下游液化裝置的穩(wěn)定。附圖說明構(gòu)成本發(fā)明的一部分的附圖用來提供對本發(fā)明的進一步理解，本發(fā)明的示意性實施例及其說明用于解釋本發(fā)明，并不構(gòu)成對本發(fā)明的不當(dāng)限定。在附圖中：圖1為現(xiàn)有技術(shù)中的煤制天然氣的流程示意圖；圖2為現(xiàn)有技術(shù)中的煤制LNG的流程示意圖；圖3為本發(fā)明耦合脫碳工藝的煤制LNG的流程示意圖；圖4為本發(fā)明的實施例所述的一種耦合脫碳工藝的示意圖；圖5為本發(fā)明的實施例所述的另一種耦合脫碳工藝示意圖。附圖標記說明：1-換熱器；2-氣液分離器；3-SNG洗滌塔；4-增壓泵。具體實施方式需要說明的是，在不沖突的情況下，本發(fā)明中的實施例及實施例中的特征可以相互組合。在本發(fā)明的描述中，需要說明的是，除非另有明確的規(guī)定和限定，術(shù)語“安裝”、“相連”、“連接”應(yīng)做廣義理解，例如，可以是固定連接，也可以是可拆卸連接，或一體地連接；可以是機械連接，也可以是電連接；可以是直接相連，也可以通過中間媒介間接相連，可以是兩個元件內(nèi)部的連通。對于本領(lǐng)域的普通技術(shù)人員而言，可以通過具體情況理解上述術(shù)語在本發(fā)明中的具體含義。下面將參考附圖并結(jié)合實施例來詳細說明本發(fā)明。本發(fā)明所述的一種煤制液化天然氣的耦合脫碳工藝，具體工藝流程如圖3所示，包括如下步驟：(1)將來自甲烷化工序的SNG通入換熱器1，進行冷卻。在該換熱器1內(nèi)，該SNG既可以與完成脫碳后凈化的SNG換熱冷卻，也可以與換熱器1內(nèi)的冷媒換熱冷卻。若脫硫脫碳工序采用低溫工藝，如低溫甲醇洗脫硫脫碳工序，由于此時SNG內(nèi)含有飽和的水蒸氣，極易在管道和換熱器內(nèi)結(jié)冰影響工藝的進行，此時則需要噴入貧溶劑來降低SNG的冰點，分別如圖4和圖5所示。經(jīng)換熱器1回收冷量直接送往下游液化工序，制備LNG。(2)冷卻后的SNG進入氣液分離器2，脫除SNG中的溶劑和水，脫除的溶劑和水通入粗煤氣脫硫脫碳工序中進行循環(huán)利用。(3)將經(jīng)過步驟(2)處理的SNG由底部進入SNG洗滌塔3，由下往上流動，來自脫硫脫碳系統(tǒng)的貧溶劑經(jīng)增壓泵4加壓后或直接由SNG洗滌塔3塔頂進入塔內(nèi)，由上往下噴淋。在SNG洗滌塔3內(nèi)，SNG與貧溶劑逆流接觸，SNG中的CO2被貧溶劑吸收，由塔頂?shù)玫降腃O2濃度小于50mg/m3的凈化的SNG。上述工藝中，粗煤氣脫硫脫碳工序可以是低溫甲醇洗脫硫脫碳工序，也可以是MDEA法脫硫脫碳工序等常用脫硫脫碳工序。上述工藝中，進入粗煤氣脫硫脫碳工序的SNG可以直接來自甲烷化裝置，也可是經(jīng)壓縮后的。經(jīng)壓縮后，壓力稍高于脫硫脫碳系統(tǒng)操作壓力，更利于系統(tǒng)的耦合。上述工藝中，由于CO2在貧溶劑中的溶解度較大，通過簡單調(diào)節(jié)塔頂貧溶劑的量，即可以便利的控制SNG中的CO2濃度，保證了下游液化裝置的穩(wěn)定運行。上述工藝中，由于SNG中的CO2含量很低，洗滌SNG后的富溶劑，吸收能力仍較強，可作為半貧液，進入粗煤氣脫硫脫碳系統(tǒng)的脫碳段，用于洗滌粗煤氣。同時，該富溶液中可能溶解的甲烷，經(jīng)粗煤氣氣提后，又解析進入合成氣系統(tǒng)，避免了甲烷的浪費。上述工藝中，換熱器1可以采用繞管式換熱器，也可用常規(guī)的管殼式換熱器。實施例本實施例的煤制天然氣聯(lián)產(chǎn)4億Nm3/年的LNG，甲烷化規(guī)模為19.4億Nm3/年，SNG產(chǎn)品為15.4億Nm3/年。本實施例的工藝流程圖如圖3所示，粗煤氣脫硫脫碳工序采用低溫甲醇洗工序，其他工序均采用常規(guī)操作，經(jīng)甲烷化工序的SNG依次通入換熱器1、氣液分離器2、SNG洗滌塔3進行脫碳處理得到凈化的SNG，凈化的SNG經(jīng)過液化得到LNG。本實施例中所用的換熱器為繞管式換熱器，SNG洗滌塔的型號為ID1600，材質(zhì)為09MnNiDR，氣液分離器ID1000，材質(zhì)為09MnNiDR，貧甲醇增壓泵為H為150m，流量為136.1m3/h。上述設(shè)備基于原系統(tǒng)需增加的投資費用約為215萬元。本實施例中SNG脫碳處理的氣量如見表1：表1本實施例中SNG脫碳處理的氣量本實施例中原料的消耗量見表2：表2本實施例原料的消耗量名稱單位消耗量甲醇消耗kg/hr75循環(huán)冷卻水(30-40℃)t/hr14470.5MPa(G)蒸汽t/hr29.81.1MPa(G)蒸汽t/hr15.1軸功率kW4435對比例本對比例采用的是圖2所示的工藝流程圖，即用低溫甲醇洗工序?qū)Υ置簹膺M行脫硫脫碳，用MDEA法脫碳工序?qū)NG的脫碳，兩工序所要處理的氣量見表3：表3低溫甲醇洗工序和MDEA法脫碳工序的氣量本對比例中原料的消耗量見表4：表4低溫甲醇洗工序和MDEA法脫碳工序中原料的消耗量本對比例中MDEA法脫碳工序所需的設(shè)備的一次性投資費用為1100萬元。實施例與對比例的投資費用和原料消耗量的對比見下表由上表可以看出，采用本發(fā)明的工藝，一次性投資費用可節(jié)省約885萬元。同時，若循環(huán)水取0.25元/t，電取0.45元/kwh，MDEA溶液取30000元/m3，0.5MPaG蒸汽取110元/t，1.1MPaG蒸汽取120元/t，年原料的費用可節(jié)省約350萬元。由此可見，采用本發(fā)明的工藝整體經(jīng)濟效益比較明顯。以上所述僅為本發(fā)明的較佳實施例而已，并不用以限制本發(fā)明，凡在本發(fā)明的精神和原則之內(nèi)，所作的任何修改、等同替換、改進等，均應(yīng)包含在本發(fā)明的保護范圍之內(nèi)。當(dāng)前第1頁1 2 3