抛弃能量浪费,这14个工艺你能知道几个!

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楼主 2018-06-19 04:00:38
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  小七

导读


我们经常听说热量回收,减少热损失,但是今天小七要和大家讲一下能回收的不仅仅是热量。-163℃的LNG蕴含着大量高品位冷能,在这个能源紧俏的时代,如果我们将冷量好好利用,也将带来非常可观的经济效益。本期就和小七看一下,这14个冷能利用工艺的原理、特点及工艺流程,学起来,远离能量浪费! 



冷能的概念


冷能是指在常温环境中,自然存在的低温差低温热能,实际上指的是自然条件下,可以利用的一定温差所得到的能量。


冷能利用主要依靠LNG与周围环境之间存在的温度和压力差,将高压低温的LNG变为常压常温的天然气时,回收储存在LNG中的能量。


LNG冷能利用方式


LNG冷能利用可分为直接间接利用两种方式。



直接利用举例



间接利用举例


低温粉碎技术

目前LNG冷能主要应用领域如表1所示。



LNG冷能在空气分离、深冷粉碎、冷能发电和深度冷冻等方面已经达到实用化程度,经济效益和社会效益非常明显;


小型冷能发电在日本LNG接收站也有运行,可供应ING接收站部分用电需求;海水淡化等项目尚需要对技术进行进一步的开发和集成。


基于种种条件的限制,LNG冷能不可能全部转化利用,目前世界LNG冷能平均利用率约20%。世界主要国家或地区LNG冷能利用情况如表2所示。



14种LNG冷能利用技术


一、LNG冷能空分技术



空分技术经过100多年的不断发展,现在已步入大型、全低压流程的阶段,工艺流程由空气压缩、空气预冷、空气净化、空气分离、产品输送等操作单元组成。


空分设备能耗较高,能源消耗占空分产品成本的70%-80%。例如,一套72000m3/h空分设备的主空压机电机容量达31000kW,相当于一个小城镇的民用电量。因此,如何降低单位制氧耗电一直是空分行业关注的主要问题。


利用LNG高品质的低温冷能是有效降低空分单位制氧耗电的途径之一。在常规空分装置中的主冷却器、废氮循环冷却器、后冷却器以及空压机中间冷却器等换热装置中引入LNG冷能,降低单位能耗,同时减少了空气压缩中间冷却的用水环节,可以提高空分产品的产量和质量。


总之,LNG冷能用于生产液体空分产品不仅可以充分利用LNG高压气化过程的能谱特点,按能量品质合理地分配利用冷能,而且工艺技术成熟可行,节能节水效果显着有利于空分系统液化率的提高,缩短装置启动时间,能够生产更多的液态产品,适用于生产液体产品较多的场合。


二、整体煤气化联合循环发电(IGCC)


整体煤气化联合循环发电(Integrated Gasification Combined Cycle,简称IGCC)技术是以煤气化为上游,结合高效的燃气—蒸汽联合循环发电系统与洁净的煤气化技术。在LNG冷能利用产业链上,IGCC属于利用空分产品的下游装置。



IGCC煤气化部分的主要设备有气化炉、空分装置、煤气净化设备(包括硫的回收装置);燃气—蒸汽联合循环发电部分的主要设备有燃气轮机发电系统、余热锅炉、蒸汽轮机发电系统。


IGCC的工艺流程简述如下:原料煤在气化装置中转变为中低热值煤气,在净化装置中除去煤气中的硫化物、氮化物、粉尘等污染物,变为清洁的气体燃料,然后送入燃气轮机的燃烧室燃烧,加热气体工质驱动燃气透平做功,燃气轮机排气进入余热锅炉加热给水,产生过热蒸汽驱动蒸汽轮机做功。


主要工艺有:


1煤气化及热回收


IGCC及大型煤化工采用的煤气化技术主要有鲁奇固定床碎煤加压气化技术、荷兰Shell公司的粉煤气化技术、美国Texaco公司的水煤浆加压气化技术、德国西门子公司的GSP煤气化技术等。


鲁奇气化炉技术较为成熟,采用块煤进料,流程较为复杂。


1
Shell粉煤气化技术


主要用于大型化肥企业进行氮肥原料及动力结构调整改造,即采用大型气流床粉煤气化工艺,替代油气化和小型固定床无烟块煤气化工艺,生产合成氨和甲醇,并用于国内首套煤制油项目的制氢装置。气化炉生产合成氨和甲醇都是在中国第一家实现,即中国是全世界首家把壳牌炉用于氮肥生产的国家。



Shell气化技术代表新一代的气化技术,采用纯氧气化,干粉进料,气化温度达1400-1600℃,碳转化率达99%,有效气体(CO+H2)达90%以上,液态排渣。


Shell技术的主要优点为:


  • 水冷壁气化炉,使用寿命可达25年;


  • 喷嘴设计寿命达8000h以上;


  • 气化采用废锅流程,副产高压蒸汽;


  • 采用于粉气化,氧耗量较低。


Shell气化系统需要氮气密封,气化压力不能太高。关键设备气化炉(带废锅、导气管)结构复杂庞大,关键技术较多(例如,粗煤气除尘),设备费及专利费都相对较高。


目前,Shell气化技术只有一套大型装置在运行,用于联合循环发电,国内工业化的经验不多,技术主要依赖进口,国内技术支撑率低,有一定风险,国产化有一定的难度。


2
Texaco水煤浆气化工艺


德士古水煤浆加压气化技术是美国德士古公司于八十年代初开发的煤气化技术,它是将一定粒度的煤粒及少量添加剂与水在磨机中磨成可以用泵输送的非牛顿流体,与氧气或富氧在加压及高温状态下发生不完全燃烧反应制得高温合成气,高温合成气经辐射锅炉与对流锅炉间接换热回收热量(废锅流程),或直接在水中冷却(激冷流程)。


a、直接淬冷(激冷流程)


适用于制NH3和H2 (因为这种流程易于和变换反应器配套,激冷产生蒸气可满足变换的需要)



b、间接冷却(废锅流程)


适用于生产工业燃料煤气、联合循环发电用燃气或合成用原料气。 


废锅流程简介:


气化炉产生的高温粗煤气和液态熔渣进入到气化炉下部的辐射式废锅,由水冷壁管冷却至700℃(水冷管内副产高压蒸汽),而熔渣粒固化分离落入到下面的淬冷水池,经灰锁斗排出。粗煤气由辐射废锅导入对流废锅进一步冷却至300 ℃(废锅回收显热并副产蒸汽)。




Texaco水煤浆气化工艺技术特点:


1、采用水煤浆进料,没有干法磨煤、煤锁进料等问题,比干法加料安全可靠,容易在高压下操作,制备的水煤浆用隔膜泵来输送,操作安全又便于计量控制。


2、在高温、高压下气化,碳转化率高达98~99%,可以使用各种煤;有效组分(CO+H2)含量约为80%以上,甲烷量<0.1%。碳转化率96~98%。冷煤气效率70~76%,气化指标较为先进。


气化炉为专门设计的热壁炉,为维持1300~1350℃温度下反应,燃烧室内由多层特种耐火砖砌筑。


3、负荷适应性强,在50%负荷下,仍能正常操作;


4、在环境保护上,德士古煤气化方法优于其它气化方法,不但无废水生成,还可添加其它有机废水制煤浆,气化炉起焚烧作用。排出灰渣呈玻璃光泽状,不会产生公害。三废量小,污染环境轻,废渣可做水泥原料。投资较低,工程建设时间短,运行成本相对其他工艺的气化装置要低。


5、在节能上,德士古废锅流程水煤浆加压气化工艺充分利用水煤浆燃烧产生的显热,使产生10.0Mpa高压蒸汽,用于发电。


6、由于气化气温度高、带有大量煤渣,对废锅有磨蚀冲刷,设备材质要求高,一次投资及维修费用较大。


7、由于气化反应产生大量的灰尘造成管道和设备积灰和堵塞严重需要在停车时对部分管道和设备进行高压清洗,造成检修任务加大,由于有部分作业涉及有限空间和特殊登高作业增加了安全风险。


Texaco水煤浆气化工艺技术在我国有多套装置运行,具备国产化条件,投资省,技术成熟可靠度高。华东理工大学等科研单位也开发了四喷嘴对置水煤浆气化炉,气化条件得到改善,碳转化率、氧化等消耗指标有所下降,单炉气化能力得到很大提升(目前四喷嘴对置气化炉单炉煤处理能力达到1800-2000t/d)。


3
西门子公司GSP粉煤气化技术


GSP气化技术的开发始于1979年,在德国Freiberg先后建成了3MW和5MW的小试装置。1984年在Schwarze Pumpe建成了一套130MW,气化压力为2.8MPa,产气量(标准状态)50000m3/h,煤处理量720t/d的工业化装置。



GSP气化炉为燃烧室和激冷室两段设计。气化炉下段为气化激冷室,采用高压激冷水冷却高温气化气体。气化炉上段为气化燃烧室,以冷却盘管制成水冷壁。燃烧室操作温度比煤的灰熔点约高50-80℃。冷却盘管外侧装有密集的销钉,用以固定碳化硅涂层,其表面温度低于液渣的流动温度。冷却水压力高于气化压力,燃烧室采用了以渣抗渣的方式,液渣在气化炉的燃烧室起到了耐火材料的作用。


粉煤(粒度≤100μm、水分≤2%)和高压氧气以及少量水蒸汽一起进入气化炉,在燃烧室进行气化反应。气化产生的粗煤气和熔渣并流从燃烧室下部进入激冷室,在激冷室高温气体被循环的高压灰水激冷后进入气体洗涤冷却系统。


GSP粉煤加压气化技术,是德国未来能源开发的工艺技术。气化炉的操作压力为2.5—4.0MPa。气化温度为1350—1600℃之间。


 

技术特点:


1、气化炉内部采用膜式水冷壁,可承受高达2000℃的气化温度。对原料煤的灰熔点限制较少,可以气化高灰熔点的煤。


2、由于是干粉进料,粗合成气中有效气(CO+H2)浓度高,接近90%,CO2含量低。


3、气化效率高,原料煤及氧气消耗低。碳转化率≥99%,原料利用率高。


4、采用激冷工艺流程,设备结构简单,装置投资少。


5、采用水冷壁副产低压蒸汽,通过监控水冷壁的出水温度,判断炉壁的挂渣情况,有利用于气化炉的稳定操作及延长设备的寿命。


6、组合式工艺烧嘴(点火及工艺烧嘴合一)及特殊的烧嘴结构,保证了气化较长的周期和较大的操作弹性。


7、经过冷激和洗涤,粗合成气含尘量低,同时有较高的水汽比,变换无需外补蒸汽。


GSP粉煤气化技术核心主要为粉煤的流化态稳定输送和气化炉的连续运行。目前GSP气化技术工业化装置少,缺乏生产运行经验。


2脱酸性气


IGCC装置脱酸性气主要是指脱硫化物和二氧化碳。对于大规模气体脱硫,宜采用湿法工艺。常用的湿法脱硫工艺有低温甲醇洗、MDEA法和NHD法。


1
低温甲醇洗


 

低温甲醇洗是20世纪50年代初德国林德公司和鲁奇公司联合开发的一种气体净化工艺。第一个低温甲醇洗装置由鲁奇公司于1954年建在南非Sasol的合成燃料工厂,目前世界上有一百多套工业化装置,工艺技术成熟,在工业上拥有很好的应用业绩,被广泛应用于合成氨、合成甲醇及其他羰基合成、城市煤气、工业制氢和天然气脱硫等气体净化装置中。在国内以煤、渣油为原料建成的大型合成氨装置中也大多采用这一技术。


低温甲醇洗工艺是典型的物理吸收法,利用甲醇在低温下对酸性气体溶解度极大的特性,以冷甲醇为吸收溶剂,脱除酸性气体。由于甲醇的蒸汽压较高,所以低温甲醇洗工艺在低温(-35-55℃)下操作。在低温下,CO2与H2S的溶解度随温度下降而显着地上升。在-30℃下,H2S在甲醇中的溶解度为CO2的6.1倍,因此能选择性脱除H2S,因而所需的溶剂量较少,装置的设备也较小。


低温甲醇洗工艺气体净化度高,可将变换气中CO2脱至小于20μL/L,H2S小于0.11μL/L,气体脱硫和脱碳可在同一个塔内,分段、选择性地进行。


技术特点:


(a)溶剂在低温下对CO2、H2S、COS等酸性气体吸收能力极强,溶液循环量小,功耗少。


(b)溶剂不氧化、不降解,有很好的化学和热稳定性。


(c)净化气质量好,净化度高,CO2<10ppm,H2S<0.1ppm。


(d)溶剂不起泡。


(e)具有选择性吸收H2S、COS和CO2的特性,可分开脱除和再生。


(f)溶剂廉价易得,但甲醇有毒,对操作和维修要求严格。


(g)该工艺技术成熟,全世界约有87套大中型工业化装置。该工艺需从国外引进。由于操作温度低,设备、管道需低温材料,且有部分设备需国外引进,所以投资较高。


(h)低温甲醇洗溶剂在低温(-50℃)下吸收,含硫酸气采用热再生,回收CO2采用降压解吸,脱硫采用气提再生,热耗很低。


2
MDEA


MDEA(N—甲基二乙醇胺)为叔胺,在水溶液中会与H+结合而生成R3NH+,从而呈弱碱性,能够从气体中选择性吸收H2S和CO2等酸性气体。目前,美国Tampa电厂IGCC装置采用MDEA工艺。


美国Tampa电厂鸟瞰图



MDEA脱硫、脱碳技术特点如下:


(1)MDEA对H2S和CO2的反应速率相差若干个数量级,MDEA对H2S具有良好的选择性,吸收能力很大,动力消耗较小;


(2)经过活化的MDEA水溶液对CO2也有较好的吸收效果,兼有物理与化学吸收的特点;


(3)MDEA与酸性气体溶解热最小,吸收和再生过程的温差较小,再生温度较低;


(4)MDEA稳定性好、蒸汽压较低,在使用过程中基本无降解产物生成,溶剂损失小,对碳钢设备基本无腐蚀;


(5)MDEA溶液对有机硫的吸收能力较差,需增加有机硫水解及脱除装置。


2硫回收


对酸气脱除工段脱除的大量H2S馏份进行硫磺回收,最佳的方法是采用超级克劳斯硫回收系统,其工艺及设计可立足国内。生产的固体硫磺可送入硫磺切片机制成片状硫磺产品外销。



4联合循环



燃气—蒸汽联合循环系统包括燃气轮机、蒸汽轮机、发电机、余热锅炉和辅机。目前生产大型燃气轮机的厂商有美国GE公司、德国西门子公司和日本三菱重工。


联合循环机组有单轴和多轴两种形式,前者主要用于带基本负荷,后者主要用于分期安装的项目。单轴系统占地小,征地费用低,安装工作量少,可靠性和可利用率高,投资省。


三、冷冻再生精细胶粉


胶粉的制造技术从总体上可以分为常温粉碎和冷冻粉碎两大类。


冷冻粉碎一般采用制冷剂制冷,可以作为制冷剂的物质有液氧、液氢、液氦、液体甲烷、液体二氧化碳、干冰、液氮等。考虑到各种限制因素,一般采用液体二氧化碳、干冰和液氮。


1927年,美国一家公司提出了干冰为制冷剂粉碎橡胶、糊状物和黏性物的方法,其做法是将被粉物料与干冰混合在一起投入球磨机或削磨机进行粉碎。1964年,日本出现了用液体二氧化碳进行粉碎的方法,使用冲击式粉碎机粉碎低压聚乙烯。干冰的升华点为-75℃,因此二氧化碳不论是液态还是干冰,制冷效果都不理想。



由于设备、冷冻介质及技术、工艺组合等的不同,造成胶粉制造中胶粉的质量、产量、生产效率的不同。


四、冷冻结晶海水淡化


按分离过程分类, 海水淡化工艺技术方法主要有蒸馏法、膜法(反渗透、电渗析)、结晶法、溶剂萃取法和离子交换法等。 


冷冻结晶海水淡化方法自1944年提出以来,由于方法本身的若干特点,引起了人们的重视,并且得到了发展。目前世界上已有不少国家建立了冷冻法海水淡化中、小型试验工厂。



冷冻法工艺主要包括冰晶的形成、洗涤、分离、融化等,工艺流程主要由下列工序组成: 用天然或人工的冷冻方法使海水凝结成冰,盐分被排除在冰晶以外,把浓度较高的海水分离出去,将冰晶洗涤、分离、融化得到淡水。 


按冰晶形成的途径,冷冻结晶海水淡化方法可分为天然冷冻法人工冷冻法。人工冷冻法又可分为间接冷冻法直接冷冻法


间接冷冻法是利用低温冷冻剂与海水进行间接热交换使海水冷冻结冰,由于传热效率不高以及需要很大的传热面积,从而限制了它的应用。


直接冷冻法是冷冻剂或冷媒与海水直接接触而使海水结冰。根据冷冻剂的不同,直接冷冻法又可分为冷媒直接接触冷冻法和真空蒸发式直接冷冻法。 


五、 LNG冷能发电


利用LNG冷能发电是以电能的形式回收LNG冷能,属于对LNG冷能的直接利用,主要工艺技术包括直接膨胀法、二次媒体法和联合法。 


1
直接膨胀法


直接膨胀法是将LNG首先压缩为高压液体,然后通过换热器被海水加热到常温状态,再通过透平膨胀对外做功。利用高压天然气直接膨胀发电的基本循环包括从LNG 贮槽来的LNG经泵加压后,在蒸发器加热气化成高压天然气,经透平膨胀成低压气体,同时对外输出动力发电。 



2
二次媒体法


朗肯循环系统


二次媒体法是利用中间载热体的朗肯循环冷能发电,将低温的液化天然气作为冷凝液, 通过冷凝器把冷量转化到某一冷媒上,利用液化天然气与环境之间的温差,推动冷媒进行蒸汽动力循环,从而对外做功。


要有效利用液化天然气的冷能,工作媒体的选择非常重要。工作媒体有甲烷,乙烷,丙烷等单组分,或者采用它们的混合物。液化天然气是多组分混合物, 沸程很宽, 要提高效率,使液化天然气的气化曲线与工作媒体的凝结曲线尽可能保持一致是十分必要的。


因此, 使用混合媒体更有利。这种方法对液化天然气冷能的利用效率要优于直接膨胀法。但是由于高于冷凝温度的这部分天然气冷能没有加以利用,冷能回收效率也必然受到限制。 


3
联合法



联合法综合了直接膨胀法与二次媒体法。低温的液化天然气首先被压缩提高压力,然后通过冷凝器带动二次媒体的蒸汽动能循环对外做功,最后天然气再通过气体透平膨胀做功。联合法可以较好地利用液体天然气的冷能,发电量约为 45kWh/t。 
 

六、 轻烃分离



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