低浓度煤层气提质制压缩天然气技术经济性分析

为了提高煤矿区低浓度煤层气的利用率,扩大低浓度煤层气的利用途径,针对开发的低浓度煤层气提质制压缩天然气技术,以年产2 000万Nm~3压缩天然气项目为例,进行了设备选型,计算了公用工程消耗、项目投资,分析了项目的经济性及成本。结果表明,项目用电1 562.56万kWh,用水2.672万t,用气96万Nm~3,用地18 000 m~2。项目总投资7 846万元,建设投资6 990万元,其中工程费用5 621万元,其他费用2 225万元。压缩天然气销售价格为2.6元/Nm~3时,项目的财务内部收益率为31.87%(税后),投资回收期为4.44 a(含1.5 a建设期),单位产品成本为1.3元/Nm~3。     

内蒙煤制油和煤制甲醇项目最新进展

神华集团煤液化项目：一期工程第一条生产线1．08Mt／a成品油,总投资169亿元,目前已完成工程量的99％,累计完成投资141亿元,正在进行试车工作。亚化咨询观察,由于设备费用、人工成本的上升,以及开车时间的一再推迟,该项目的总投资已经由神华原先预计的100亿元提高了70％左右。     

国能新兴能源40亿m~3/a煤制天然气项目签约

2013年9月10日,中国国能新兴能源集团股份公司40亿m3/a煤制天然气项目与内蒙古包头市土右旗政府在北京签约。该项目位于土右旗新型工业园区,总投资180亿元。该项目分三期建设,一期工程投资60亿元,建设10亿m3/a煤制天     

简讯

广东液化天然气项目一期工程于2006年6月28日正式投产我国首个引进国外液化天然气的项目———广东液化天然气项目一期工程于2006年6月28日投产。这一项目将有效缓解经济高速发展的广东省日益增长的能源需求,为广东和香港供应清洁高效的天然气能源,同时有利于改善当地环境。据介绍,广东液化天然气项目的总投资为291亿元,一期工程总投资为76·2亿元。通过国际招标,该项目最终选定了澳大利亚西北大陆架天然气公司为供气商,并签订了长达25年、每年供气370万吨的合同。进口液化天然气中的65%将供应电厂用户,35%将供应深圳、东莞、广州、佛山、惠…     

汇能煤制天然气示范项目投产

2014年10月17日,内蒙古汇能煤化工有限公司年产20亿m3煤制天然气及其液化项目一期工程一次投料成功,打通全部流程并产出合格产品。该项目以煤为原料生产合成天然气及液化天然气。项目建设共分两期:一期工程投资约70亿元,现已成功建成运行,4亿m3天然气全部液化;二期工程筹建工作已开始,目前正在进行技术交流,进一步优化工艺技术路线及设计方案。二期工程     

国内最大天然气液化生产项目奠基

近日,“亿业石油”项目在定陶县陈集镇化工园区举行奠基仪式。该项目建成投产后年可生产70万t液态天然气（LNG）,将是国内最大的天然气液化生产项目。该项目总投资31．6亿元,用地面积1000亩,分两期建设,一期投资14．6亿元,建设天然气液化（LNG）项目,二期投资17亿元,建设年产60万t甲醇汽油项目。一期工程建设一座日处理能力300万标准m^3的天然气液化项目,达产后,年可处理10亿m^3天然气,生产70万t液态天然气（LNG）,将是国内最大的天然气液化能力项目,年销售收入40亿元,上缴税金3亿元,新增就业100人。     

中国国储能源拟建设40亿 m3／a 煤制天然气项目

中国国储能源化工集团股份公司2013年9月5日与内蒙古阿拉善盟行政公署就40亿 m 3／a 煤制天然气项目签约。该项目总投资180亿元,位于内蒙古阿拉善葡萄墩工业园区。计划分三期实施,每期建设400万 m 3／d 煤制天然气装置各1套。项目全部建成达产后,年产煤制天然气40亿 m 3,预计可实现年销售收入125亿元,年利税12亿元。     

四川化工控股集团拟建设新疆拜城天然气化工项目

四川化工控股集团公司近日与新疆拜城县政府签订了总投资58.5亿元的天然气化工项目合作框架协议。该项目主要以拜城丰富的天然气为原料,年用气量7.5亿m3,建设60万t/a合成氨、20万t/a三聚氰胺、8万t/a亚氨基二乙腈、     

拟在建项目信息

<正>地区:陕西项目名称:子洲天然气液化(一期)项目项目性质:新建建设周期:2010—2011年投资总额:30 000万元审报方式:设计进展阶段:设计关键设备:自动控制系统、阀门、调压系统、高压管线、天然气能量计量系统、储罐、液化天然气生产设备建设内容:年液化天然气1.5亿m3     

新疆龙宇40亿m~3/a煤制天然气示范项目开工

正河南能源新疆龙宇能源准东煤化工有限责任公司40亿m3/a煤制天然气示范项目2014年4月10日在新疆昌吉州奇台县芨芨湖工业园区举行开工仪式。该项目总投资242亿元,分两期工程建设,其中一期工程投资176亿元,预计2017年8月建成投产,年产天然气20亿m3。煤制气示范项目采用国内首创的碎煤加压气化+水煤浆气化组合工艺技术,主要生产装置包括煤气化、甲烷化、自备热电站、空分、备煤、酚氨回收及配套的三废处理等设施。项目主产品为天然气,副产品有焦油、中     

LNG罐式集装箱内筒强度储备分布及设计中注意事项

LNG罐式集装箱是运输液态天然气的设备,较比CNG(压缩天然气)装置,它具有更大的单车运输量。LNG罐式集装箱装载的介质为低温,易燃。对其结构的安全分析是十分重要,必须对设备的各个部分强度进行详尽的分析。对LNG罐式集装箱罐体实际承载情形进行了模拟,通过有限元结构应力分析,给出了LNG罐式集装箱罐体的应力分布,分析了关键部位的强度储备,并提出了罐体改进设计的方案。     

液化天然气过程的热力学分析

利用R K S方程建立了天然气和液化天然气焓火用计算的热力学模型;对 2×104 m3 /d液化天然气液化过程进行了模拟计算;计算了各设备的火用损失和液化过程的火用效率;热力学计算分析结果表明,装置的最大火用损环节是循环压缩机,其次是透平膨胀机和气波制冷机。本装置利用自身所产尾气作为燃气发动机的燃料,进而利用燃气发动机带动循环压缩机,节省了大量电能,回收了排放尾气的能源,有效地解决了压缩机的高能耗问题。     

中小型液化天然气装置流程及布置

以西北某城市液化天然气工程为例,介绍了中小型液化天然气装置预处理和液化的工艺流程,以及液化天然气大储罐布置的注意事项。根据实际的气源条件,考虑到减少投资、增大效率的前提,推荐采用分子筛脱水+单循环混合冷剂制冷工艺。     

利用LNG冷能的轻烃分离高压流程

利用LNG冷能能以较低的能耗分离回收其中高附加值的C₂⁺轻烃资源,同时实现LNG气化,是LNG冷能利用的有效方式。本文提出一种新型的利用LNG冷能的轻烃分离流程,脱甲烷塔在较高的压力下运行,从而分离出的富甲烷天然气能以较低能耗压缩到管输压力;脱乙烷塔在常压下运行,可以直接得到常压液态乙烷及LPG产品,方便产品的储运。脱甲烷塔中再沸器的热耗由燃气提供,经计算只需消耗1%左右的天然气;脱乙烷塔中冷凝器所需的冷量由LNG提供。该流程轻烃回收率可达90%以上,其中乙烷回收率可达85%左右。以某气源组分为基础,考察了乙烷含量和乙烷价格变化对装置经济性的影响,结果表明,使用该流程进行轻烃回收效益可观。     

煤制合成天然气竞争力分析

简述了国内外煤制合成天然气概况,分析了我国煤制天然气的市场前景,详细介绍了煤制合成天然气工艺技术以及工艺特点、主要设备和消耗,并与煤制甲醇、煤制油进行了投资、成本、总热效率的比较。通过分析可知,煤制天然气极具竞争力,市场前景巨大。     

液化天然气装置净化与液化工艺关键技术研究

LNG技术是一种将天然气以液态的形式储存技术,便于管道装置的储存以及运输工作。以某地区液化天然气工程为例,首先是对原料气组分进行分析,根据原料气成分与各项成分含量标准要求进行选择合适的脱除工艺,选取MDEA剂脱除酸性气体和分子筛脱水等净化工艺。在液化工艺方面,主要分析了阶式制冷液化工艺与复迭式制冷液化工艺,从能耗、投资、回收期、税前内部收益率、设备数量、处理复杂程度、操作方面以及技术成熟度方面对比,优选出复叠式制冷液化工艺,该液化工艺在达到理想液化率97.3%的情况下,综合指标优于阶式制冷液化工艺,而且目前该技术使用比较成熟,设备数量少,占地面积小,是一种操作简单、处理高效的液化工艺,建议采用MDEA剂脱除酸性气体+分子筛脱水+复迭式制冷液化工艺。     

未来十年世界LNG工业前景光明

文章阐述了自60年代LNG诞生以来,世界LNG工业所发生的变化,并对2010年世界LNG的供需平衡,可能要开发的新项目作了预测。     

A power plant for integrated waste energy recovery from liquid air energy storage and liquefied natural gas

Liquefied natural gas(LNG)is regarded as one of the cleanest fossil fuel and has experienced significant developments in recent years.The liquefaction process of natural gas is energy-intensive,while the regasification of LNG gives out a huge amount of waste energy since plenty of high grade cold energy(-160℃)from LNG is released to sea water directly in most cases,and also sometimes LNG is burned for regasification.On the other hand,liquid air energy storage(LAES)is an emerging energy storage tech-nology for applications such as peak load shifting of power grids,which generates 30％-40％of compres-sion heat(～200℃).Such heat could lead to energy waste if not recovered and used.The recovery of the compression heat is technically feasible but requires additional capital investment,which may not always be economically attractive.Therefore,we propose a power plant for recovering the waste cryo-genic energy from LNG regasification and compression heat from the LAES.The challenge for such a power plant is the wide working temperature range between the low-temperature exergy source(-160℃)and heat source(～200℃).Nitrogen and argon are proposed as the working fluids to address the challenge.Thermodynamic analyses are carried out and the results show that the power plant could achieve a thermal efficiency of 27％and 19％and an exergy efficiency of 40％and 28％for nitrogen and argon,respectively.Here,with the nitrogen as working fluid undergoes a complete Brayton Cycle,while the argon based power plant goes through a combined Brayton and Rankine Cycle.Besides,the economic analysis shows that the payback period of this proposed system is only 2.2 years,utilizing the excess heat from a 5 MW/40MWh LAES system.The findings suggest that the waste energy based power plant could be co-located with the LNG terminal and LAES plant,providing additional power output and reducing energy waste.     

液化天然气、管道天然气与煤制天然气的比较分析

采用LCA方法对煤制天然气方案及其替代方案（俄罗斯进口管道天然气以及澳大利亚进口液化天然气）进行了评价,揭示了煤制天然气全生命周期各环节的环境效应。3种方案中,煤制天然气的CO₂等环境排放最高。煤制天然气对原材料价格的承受能力低下,随着褐煤价格的上涨,煤制天然气项目的经济性将受到较大的挑战。     

Comparison between liquefied natural gas，pipe natural gas and substitute natural gas

采用LCA方法对煤制天然气方案及其替代方案（俄罗斯进口管道天然气以及澳大利亚进口液化天然气）进行了评价,揭示了煤制天然气全生命周期各环节的环境效应。3种方案中,煤制天然气的CO₂等环境排放最高。煤制天然气对原材料价格的承受能力低下,随着褐煤价格的上涨,煤制天然气项目的经济性将受到较大的挑战。