【正文】 勞斯工藝 原理可以簡單概括成：含一定濃度的H2S酸性氣首先進入焚燒爐，使其中一部分H2S通過燃燒生成SO2與另一部分含H2S氣體在催化劑的作用下生成單質(zhì)硫，由于受克勞斯反應(yīng)得平衡限制，克勞斯工藝總硫磺回收率一般在9598%左右，尾氣根本無法滿足國家現(xiàn)有環(huán)保指標(biāo)。硫回收方法根據(jù)工藝流程選擇和當(dāng)?shù)禺a(chǎn)品銷路情況，產(chǎn)品可以是硫磺或硫酸。目前正在美國開展擬建一座18萬Nm3 /h的合成天然氣廠的前期工作。二期工程至今未建。第一期工程的設(shè)計能力為日產(chǎn)合成天然氣389萬立方米（相當(dāng)于日產(chǎn)原油2萬桶），于1980年7月破土動工，1984年4月完工并投入試勻裝，1984年7月28日生產(chǎn)出首批合成天然氣并送入美國的天然氣管網(wǎng)。 CO轉(zhuǎn)化率達達100%，CO2轉(zhuǎn)化率可達98%，甲烷可達95%，低熱值達8500Kcal/Nm3 .美國大平原煤氣化制合成天然氣已于1984年投產(chǎn)，它是世界上第一座由魯奇固定床干法排灰壓力煤氣化生產(chǎn)的煤氣凈化后經(jīng)甲烷化合成天然氣的大型商業(yè)化工廠。吸收制冷要消耗大量的蒸汽和循環(huán)水，制冷效率較低，只有在流程中有大量低位熱能或低壓蒸汽找不到用途時，才顯示其優(yōu)越性。吸收制冷是在低壓低溫下用水吸收冷媒，在蒸氣提供熱源的條件下將冷媒在一定溫度、壓力下蒸餾出來。干燥裝置所需40℃106Kcal/h，制冷有三種方案可供選擇：（1）混合制冷此方案是將蒸發(fā)后的氣氨經(jīng)離心式氨壓機提壓后再去吸收制冷，避免了吸收器在負壓下操作，使生產(chǎn)操作更加穩(wěn)妥可靠，混合制冷采用工藝副產(chǎn)的低壓蒸氣作熱源，系統(tǒng)中的溶解熱及冷卻水帶出。所以鑒于碎煤加壓氣化復(fù)雜的氣體雜質(zhì)，基于低溫甲醇洗凈化可以一次性綜合脫除各種雜質(zhì)的獨特優(yōu)勢，無疑碎煤加壓氣化配套低溫甲醇洗是最合理的組合。但由于NHD的吸收能力較低溫甲醇洗低，溶劑循環(huán)量大，用電消耗大，加之NHD溶劑較貴，總體操作費用比較高。利用此特性可以用其干燥原料氣，而且利用其與水的互溶性用水可以將石腦油從甲醇中萃取出來l 甲醇溶劑廉價易得l 流程合理，操作簡便低溫甲醇洗在同一裝置中實現(xiàn)了多種雜質(zhì)的脫除，相對于其他凈化方法的多種凈化工藝組合而言，工序相對單一、合理，便于操作管理。這是因為只有低溫甲醇洗凈化才可以在同一裝置內(nèi)全部干凈的脫除各種有害成分，諸如、COH2S、COS、C4H10S、HCN、NHH2O、C2以上烴類（包括輕油、芳香烴、石腦油、烯烴及膠質(zhì)物等）以及其他化合物等。在這些組分中除CO、HCH4有效組分和NAr以及惰性氣體外，其余所有組分包括CO2和硫化物都是需要脫除的有害雜質(zhì)，可見其凈化任務(wù)的艱巨。由于粗煤氣中含硫、焦油等雜質(zhì)，因此只能選擇耐油催化劑進行CO變換，使煤氣中H2/CO=。因此采用Lurgi煤氣化工藝合成天然氣比SHELL、GSP煤氣化工藝，變換低溫甲醇洗凈化裝置、甲烷化裝置處理量大大減少，消耗、投資大大降低。煤氣化、空分比較結(jié)果還不能代表全部工藝的比較結(jié)果，對于以煤原料生產(chǎn)合成天然氣，Lurgi煤氣化生產(chǎn)煤氣中按熱值分布，焦油約占煤總熱值的10%，甲烷熱值約占煤氣總熱值30%。GSP是lurgi的2倍。（2） 包括焦油等副產(chǎn)品在內(nèi)，三種氣化工藝的碳轉(zhuǎn)化率、氣化效率、氣化熱效率基本一樣。電：SHELL是lurgi煤氣化的19倍，GSP是lurgi的12倍。材質(zhì)為碳鋼。干粉煤供料，下部多噴嘴對噴，承壓外殼內(nèi)有水冷壁，廢鍋流程，充分會說廢熱蒸汽，材質(zhì)碳鋼、合金鋼、不銹鋼。除主焦煤外全部煤種，550mm碎煤，含水35%以下，灰25%以下，灰熔點≥1200℃。為此對三種氣化工藝進行詳細比較如下：GSP、SHEL干粉煤、Lurgi三種氣化工藝比較名稱 GSP SHELLLurgi原料要求（1）褐煤～無煙煤全部煤種，石油焦、油渣、生物質(zhì)；（2）徑250500um含水2%干粉煤（褐煤8%）；（3）灰熔點融性溫度 〈1500℃；（4）灰分1%20%。依據(jù)上述三個原則，由于煤含水分高，不可能制出符合德士古所要求的水煤漿濃度60%以上，流化床氣化工藝比較適應(yīng)年輕褐煤氣化，但氣化壓力〈1MPa，飛灰太多且含碳高，碳轉(zhuǎn)化率、氣化效率較低，在裝置大型化方面存在一定問題，BGL固定床液態(tài)排渣壓力氣化，雖然較好適應(yīng)高水分褐煤氣化，且有蒸汽消耗低，煤氣中甲烷含量高的特點，但技術(shù)還不成熟。灰熔點12001250℃。該項目采用錫林浩特高水分褐煤。（2）根據(jù)煤氣加工的產(chǎn)品及用途選擇煤氣化技術(shù)。主要工藝技術(shù)采用：l 碎煤加壓氣化l 粗煤氣耐油變換、冷卻l 低溫甲醇洗凈化l 低壓蒸汽吸收制冷l Claus Scot硫回收工藝l 甲烷化l 廢水綜合利用、殘液焚燒煤氣化工藝有十幾種，在工業(yè)上大量采用的也就是幾種，可分為固定床、流化床、氣流床三種類型。主要產(chǎn)品為天然氣，在工藝裝置中副產(chǎn)的產(chǎn)品有：石腦油、焦油、粗酚、氨、硫磺等。3產(chǎn)品方案及生產(chǎn)規(guī)模該項目選擇固定床干法排灰純氧碎煤加壓氣化技術(shù)生產(chǎn)天然氣，低溫甲醇洗凈化、鎳基催化劑甲烷化的生產(chǎn)工藝。政府部門預(yù)計2010年中國每年天然氣的需求1000億m3，而中國2006年天然氣產(chǎn)量僅有586億m3，液化天然氣進口量100萬噸。中國進口天然氣將通過兩條途徑解決：一是從俄羅斯、烏茲別克斯坦、土庫曼斯坦、哈薩克斯坦等國引管道天然氣；二是為中國沿海地區(qū)引進液化天然氣（LNG）。 （3）加快引進利用國際天然氣資源。譬如中國的鄂爾多斯盆地的蘇里格大氣田，探明地質(zhì)儲量近6000億立方，但在產(chǎn)能建設(shè)上存在許多技術(shù)難題，它是大面積、低孔、低滲的巖性氣田，這是中國開發(fā)利用從沒遇到過的氣田，涉及鉆井工藝、儲層改造工藝等技術(shù)難題，而類似的氣田還有很多。但中國的這些儲量大多分布在中國西部的老、少、邊、窮地區(qū)，地表條件多為沙漠、黃土塬、山地，地理環(huán)境惡劣。（2）天然氣勘探開發(fā)難度較大。天然氣年產(chǎn)量僅400多億立方米，在中國能源生產(chǎn)中的比例不足5%，與世界相比具有很大的差距。預(yù)計2010年國內(nèi)天然氣供應(yīng)缺口將在400500億立方米，2020年將近1000億立方米。未來我國的天然氣供應(yīng)將呈現(xiàn)四種格局：西氣東輸，西部優(yōu)質(zhì)天然氣輸送到東部沿海；北氣南下，來自我國北部包括引進的俄羅斯天然氣，供應(yīng)南部的環(huán)渤海、長三角、珠三角等區(qū)域；海氣登陸，一方面是近海地區(qū)我國自己生產(chǎn)的天然氣輸送到沿海地區(qū)，另一方面是進口液化天然氣優(yōu)先供應(yīng)沿海地區(qū)；此外，各資源地周邊地區(qū)就近利用天然氣。屆時天然氣需求量估計將分別達到938億立方米和2037億立方米。據(jù)專家預(yù)測，未來20年天然氣需求增長速度將明顯超過煤炭和石油?！　?006年三季度前期天然氣產(chǎn)量保持高位，月均天然氣產(chǎn)量在48億立方米之上，9月天然氣產(chǎn)量有所回落。2005年，比2004年增加91億立方米，增長幅度約22%。但在世界各國天然氣產(chǎn)量的排名中，由于阿聯(lián)酋的產(chǎn)量猛增，中國從第15位降至第16位；2003年，（）；2004年中國天然氣產(chǎn)量保持穩(wěn)定增長態(tài)勢，全年產(chǎn)量達到356億m3，創(chuàng)歷史最高紀錄。％；2000年。2006年國內(nèi)天然氣消費結(jié)構(gòu)及需求預(yù)測 單位：億m3，%消費領(lǐng)域2006年2010年20062010年年均增長率數(shù)量比例數(shù)量比例發(fā)電336化工366工業(yè)燃料135民用燃料142車用燃料2其他19合計1000中華人民共和國建立以來，天然氣生產(chǎn)有了很大發(fā)展。到2010年，中國國內(nèi)管道天然氣需求量約1200億m3，2015年為1700億m3，2020年將達到2000億m3以上，%%上升為7%10%，其中用于發(fā)電、城市燃氣、化工大約各占1/3。2006年我國天然氣表觀消費量約586 m3，已成為世界上天然氣需求增長最迅速的國家之一。目前我國天然氣的生產(chǎn)主要集中在中國石油天然氣總公司、中國石油化工總公司和中國海洋石油總公司。按天然氣在地下存在的相態(tài)可分為游離態(tài)、溶解態(tài)、吸附態(tài)和固態(tài)水合物。其組成以烴類為主，并含有非烴氣體。天然氣蘊藏在地下約3000— 4000米之多孔隙巖層中，主要成分為甲烷，通常占8595%；其次為乙烷、丙烷、丁烷等，比空氣輕，具有無色、無味、無毒之特性， 天然氣公司皆遵照政府規(guī)定添加臭劑，以資用戶嗅辨。主要經(jīng)濟技術(shù)指標(biāo)序號項目單位數(shù)量備注1生產(chǎn)規(guī)模萬Nm3/d12002產(chǎn)品方案主產(chǎn)品天然氣萬Nm3/d1200副產(chǎn)品石腦油萬t/a焦油萬t/a硫磺萬t/a粗酚萬t/a粗氨萬t/a3年操作日 天3338000小時4原料及燃料煤用量原料煤萬t/a燃料煤萬t/a5輔助材料和化學(xué)品催化劑t/a23032（3）所選廠址條件較好，交通運輸方便，不占耕地，供水有保證，原料、動力供應(yīng)可靠。 通過市場分析，技術(shù)方案論證，廠址及技術(shù)經(jīng)濟分析，初步結(jié)論如下：（1）該工程為煤炭潔凈高效生產(chǎn)系統(tǒng)，是煤炭綜合利用，提高附加值的最有效最經(jīng)濟的途徑之一，符合國家的產(chǎn)業(yè)政策、能源和環(huán)境保護政策。 工程包括熱電站、空分、備煤、煤氣化、變換冷卻、脫硫脫碳、甲烷化、副產(chǎn)品回收裝置以及界區(qū)內(nèi)的供水、供電、供汽，三廢處理等公用工程設(shè)施。（4）本項目采用的先進工藝技術(shù)，在有效而清潔地利用煤炭資源，為國民經(jīng)濟做出重大貢獻的同時，有效地保護了當(dāng)?shù)丨h(huán)境。根據(jù)市場需求，應(yīng)用潔凈煤技術(shù)建設(shè)現(xiàn)代化高起點的煤化工基地，促進了煤炭加工和利用的