煤制天然气装置生产废水处理及回收利用总结

某20×10^(8)m^(3)/a煤制天然气装置采用鲁奇碎煤加压气化、耐硫部分变换、林德低温甲醇洗、戴维甲烷化工艺等,配套有热电装置、空分装置、煤气水分离系统、酚回收系统,其污水处理设有生化污水处理、生化污水回用、含盐污水回用、多效蒸发等系统。近年来,为响应国家号召,实现清洁生产和生产废水的减排与回收利用,该煤制天然气装置生产废水遵循“高水高用,低水低用,清污分流,梯级使用”的原则,据废水水质采用不同的回收利用改造方式,提升了生产过程中水的重复利用率:除少量的废水在处理过程中产生杂盐及损耗外,大部分废水转化为回用水作为循环水补水,少部分废水作为净水站补水,实现了生产废水的最大化回收利用,杜绝了废水排放,减少了水资源浪费。

煤制天然气高含酚废水深度处理技术研究

采用臭氧催化氧化-生化组合深度处理技术对煤制天然气高含酚废水生化出水进行了深度处理试验研究。研究结果表明,采用自主研发的高效催化剂OCD-4于常温、臭氧质量浓度为200 mg/L、pH为8～9条件下处理含酚废水,COD去除率可达35%,B/C由最初的0提升至0.2;经过生化段高效菌种的处理后,最终出水的平均COD为49.7 mg/L,平均挥发酚质量浓度为0.2 mg/L,达到国家《污水综合排放标准》（GB 8978—1996）一级标准。

煤制天然气废水的水解酸化法处理工艺

采用厌氧间歇式反应器,以煤制天然气(SNG)废水为处理对象,研究了在中温条件下水解酸化处理SNG废水后有机污染物的降解情况。以某柠檬酸生产厂废水厌氧反应器中的颗粒污泥为接种污泥进行4个月的驯化,形成处理SNG废水的稳定体系。试验结果表明运行温度为(35±1)℃,水解酸化时间为48 h,进水CODCr、总酚和挥发酚分别为1 100、220和110 mg/L的条件下,COD、总酚和挥发酚的去除率分别为45%、50%和99%左右,三者的降解均符合一级动力学特征。该体系主要停留在水解酸化阶段,甲烷产率为0.002 5 kg CH4/kg COD removal,去除的TOC中有77%左右的有机碳用于污泥增殖,污泥增长率为0.3 kg SS/kg COD removal。

煤制天然气(SNG)竞争力分析和发展建议

对煤制SNG的工艺进行了简述,比较分析了煤制SNG项目的竞争力,煤制SNG项目具有流程短、热值较高、能源转化效率较高、水耗较低、投资较少和经济效益好等优点。结合国内天然气市场的现状和发展趋势以及煤制SNG应具备的条件,对国内煤制SNG的发展提出了建议,在合适的地区进行布点建设,采用煤基多联产工艺生产天然气是合理可行的。

煤制天然气废水处理技术研究现状及展望

为实现煤制天然气项目的"废水零排放",论述了煤制天然气"废水零排放"主要工艺,如酚氨回收、有机废水处理、含盐废水处理、浓盐水处理、高浓盐水处理、结晶盐处理等,并分析了各工序处理技术的特点及存在问题,并对煤制天然气及煤化工废水零排放处理发展趋势进行展望。未来应通过生产系统与水系统的优化,研究废水处理与利用的新途径,实现废水减量化;提高酚氨回收过程的回收效率及装置稳定性,降低运行成本;开发抗毒生化技术;研发高性能、抗污染膜材料,形成新工艺;开发经济、可靠的浓盐水脱除COD技术;开发高回收率、高纯度的分盐结晶工艺;形成煤化工废水结晶盐产品标准,促进废水结晶盐资源化利用。

煤制天然气固定床气化废水零排放技术进展

对固定床煤气化废水处理流程进行了研究,总结了各种工艺的技术优势,归纳了目前我国煤化工废水"零排放"在生产安全、经济成本和环境保护方面存在的问题,并给出了相应建议。

煤制天然气装置低温甲醇洗废水中甲醇超标的原因分析及应对措施

伊犁新天煤化工有限公司20×10~8m^3/a煤制天然气项目低温甲醇洗A系列开车运行一段时间后,出现送污水处理系统的废水中甲醇含量严重超标的现象。就此进行原因分析与排查,最终确认是带入系统的杂质和酸性条件下有机物发生聚合反应生成的聚合物造成甲醇/水/HCN分离塔(T105)再沸器(E115)堵塞,进而造成换热器换热效果差、甲醇精馏效果差所致。进行相应的工艺调整和实施技术改造后,废水中的甲醇含量控制在了指标范围内,确保了生产的安全、稳定和环保。

坑口煤制代用天然气的技术经济性分析及发展路线构思

我国天然气供需矛盾日益突出,价格不断上涨,供应安全问题也逐渐显现,而利用较为丰富的煤炭资源制取代用天然气(SNG)将是符合我国国情的可能解决途径之一。本文在描述国外煤制SNG发展现状和趋势的基础上,采用ASPEN软件对霍林河商品褐煤制SNG工艺流程进行了模拟计算,并分析了生产SNG的技术经济性。对我国今后发展坑口煤制SNG的发展方向、发展路线、发展机制提出了一些构思和建议。

煤制天然气液化流程初步研究

鉴于煤炭清洁利用的必要性以及国内天然气供不应求的格局,煤制天然气(SNG)具有了一定的发展空间。以液化的方式储运煤制天然气是应对我国特殊的天然气市场结构的较好选择。而由于煤制天然气与常规天然气不同的组成,特别是氢气的存在,需要为其设计专门的液化流程。为了给流程的设计提供参考,在HYSYS软件上模拟分析了常规天然气液化流程(氮气膨胀流程和混合制冷剂流程)用于液化煤制天然气的可行性及其特点,发现常规天然气液化流程可以用于液化煤制天然气,只是流程的单位能耗稍有增加。另外,还通过模拟分析了精馏分离氢气对液化流程所产生的影响。

均温甲烷化技术用于煤制天然气探讨

在成功进行了采用水冷换热甲烷化反应器的焦炉煤气均温甲烷化技术制合成天然气的工业试验的基础上,讨论了该技术用于煤制合成天然气的可行性。结果表明,该技术具有能量效率高(>60%),CO、CO2转化率高,催化剂寿命长、价格低,流程短、设备少和投资省等优势,具有较高的吸引力。

变工况对煤制天然气甲烷化装置开车和运行的影响与措施分析

结合自主开发的煤制天然气甲烷化工艺流程,根据甲烷化装置开车和运行时可能存在的主要变化工况,应用Aspen Plus软件搭建工艺模型,分别考察了单个主反应器的新鲜原料气和甲烷化单元整体负荷突然增加时,进入主反应器的原料气组分、温度、压力等变化对甲烷化装置运行的影响,并提出应对措施,以期为甲烷化装置的设计、开车和运行提供重要依据,对自主煤制天然气甲烷化技术的顺利推广和实现首套工业应用有着积极意义。

煤制天然气与燃煤发电环保利弊分析及建议

我国煤制天然气和燃煤发电行业的发展均面临着资源环境约束。通过对煤制天然气和燃煤发电在生产、输送和使用等环节进行环保对比,得到以下基本认识:煤制天然气在资源利用和大气污染物排放方面优势明显,但废水和固废处置是煤制天然气发展面临的主要环境瓶颈;建议通过实现环境保护早期介入、协调煤制天然气与煤电用煤结构、严格煤制天然气环境准入、提高煤制天然气和煤电发展质量等措施,进一步加强我国煤炭开采利用的环境管理,促进煤炭利用行业可持续发展。

煤制天然气装置低温甲醇洗废水中甲醇超标的原因分析及应对措施

伊犁新天煤化工有限公司20×10 8m3／a煤制天然气项目低温甲醇洗A系列开车运行一段时间后，出现送污水处理系统的废水中甲醇含量严重超标的现象。就此进行原因分析与排查，最终确认是带入系统的杂质和酸性条件下有机物发生聚合反应生成的聚合物造成甲醇／水／HCN分离塔（T105）再沸器（E115）堵塞，进而造成换热器换热效果差、甲醇精馏效果差所致。进行相应的工艺调整和实施技术改造后，废水中的甲醇含量控制在了指标范围内，确保了生产的安全、稳定和环保。

合成天然气(SNG)产品中氢气含量控制手段的研究

煤制天然气的合成天然气(SNG)产品与常规天然气最大的不同在于其H_2含量高,可能对燃气电厂等用户有较大影响,需要在设计阶段做好控制方案。控制SNG中H_2含量的工艺手段主要有调节氢碳比、调整反应温度和调节分水量等。采用ASPEN PLUS对国内某煤制天然气项目甲烷化工艺流程进行模拟,分析几种工艺调节手段对H_2含量控制的敏感性,结果显示氢碳比和第二辅甲烷化(最后一级甲烷化)入口温度对SNG中H_2含量和产品品质影响较大,适合作为H_2含量控制的主要调控手段。

无烟煤制代用天然气工艺流程模拟

利用ASPEN PLUS对无烟煤制代用天然气(SNG)整个工艺流程进行了模拟计算。模拟得到了流程中关键物流的成分、比氧耗、比煤耗,为无烟煤制SNG工艺方案比选、优化设计提供模拟和预测。

煤制合成天然气工艺中甲烷化合成技术

煤制天然气的关键技术在于甲烷化合成技术。介绍了国内外甲烷合成技术的概况,分别论述了Davy、TREMPTM、Lurgi 3种甲烷化工艺的技术特点、催化剂活性以及生产应用效果。

煤制天然气甲烷化工序换热网络设计

煤制天然气甲烷化工序的换热网络常用软件模拟法和夹点技术法进行设计。对2种方法对比分析显示各有优点和局限性,其中软件模拟法可以采用Aspen Plus或PRO-Ⅱ软件,操作简单、换热设计形象,但对设计者的设计经验和素质要求较高,通过大量调整才能达到最优化设计方案;夹点技术法依靠热力学和数学规则,通过该组合温焓曲线或问题表格找出能量回收极限值,建立最大限度能量回收的初始网络,权衡经济性后再进行优化调整,得到最优化的换热网络,但受夹点温差的选择影响大、换热中存在相变时可能带来设计偏离最优解。把两2方法结合,相互借鉴并互为校验能够提高设计效率和可靠性。

煤制合成天然气项目工艺方案与技术经济比较

介绍了煤制天然气(SNG)典型工艺流程;论述了KBR工艺(流化床)、BGL工艺(固定床)、Shell上行水激冷工艺(气流床粉煤气化)的技术方案、工艺装置和公用工程配置;对比了3种不同类型煤气化工艺的主要原料、公用工程消耗和技术经济测算。结果表明,煤气化技术的选择,不仅要考虑煤质特点、原料煤来源和价格以及产品的经济性,而且要从技术的成熟可靠、环境影响和社会效益等多方面因素进行综合评价和对比。

煤气化技术方案的选择对煤制天然气项目中甲烷化装置的影响

介绍了煤制天然气项目的工艺流程及其甲烷化装置的反应原理;对比了分别采用Shell、KBR或Lugri煤气化技术方案时甲烷化装置的处理气量、循环量以及副产过热蒸汽产量。结果表明,在产品规模相同的情况下:①从投资角度分析,Shell方案甲烷化装置处理气量最大,但投资最高,KBR方案居中,Lugri方案最佳;②从运行成本角度分析,Shell方案副产蒸汽量最高,运行成本最低,其次是KBR方案,再次是Lugri方案。

劣质褐煤的清洁利用——煤制天然气

介绍了国内首套褐煤制天然气装置在大唐克旗煤制天然气公司近10年来的示范运行经验,采用碎煤加压气化炉是劣质褐煤制天然气的关键,该工艺具有流程成熟可靠、煤气中甲烷含量高、氧耗低、气化强度高、褐煤反应效率高、褐煤制气成本低等优点;同时介绍了加强褐煤原料管控以及工艺废水处理等方面的创新做法。