四川广元市苍溪天然气化工基地规划方案

四川广元市苍溪利用超大储量天然气田的优势可发展天然气化工基地。乙烯生产工艺路线有石油乙烯路线即石脑油裂解制乙烯、煤制甲醇生产烯烃路线和天然气制甲醇生产烯烃路线。石油制烯烃路线需与大炼厂相结合,工艺流程及环境治理复杂,设备多造成投资费用大、能耗高,而且原料石油价格昂贵。乙烯生产由石油乙烯向天然气或煤炭制甲醇生产乙烯转变已成为今后的工艺技术发展方向。四川广元市苍溪天然气化工基地规划方案为:建天然气为原料制50×104t/a甲醇的装置共4套(共生产甲醇200×104t/a),天然气制甲醇生产乙、丙烯40×104t/a的装置共两套(共产乙、丙烯80×104t/a)。基地总年用天然气16×108m3/a,用电10×104kW,总投资约100亿元,总年产值约92亿元,利税约26.5亿元。甲醇生产采用国内开发已成功用于大规模生产的节气减排CO2的二段炉纯氧自热转化合成甲醇工艺;甲醇脱水制乙、丙烯技术也采用国内开发已实现工业化生产的新工艺。规划设计采用的工艺技术先进、能耗低、投资省、效益好、天然气中碳元素充分利用。天然气制乙、丙烯的生产成本比以石油为原料的低,且无环境污染,产品有竞争力。     

百万吨天然气甲醇制乙烯技术改造

天然气制甲醇原料合成气生产技术经历了常压工艺和加压工艺,现在已发展到高压转化工艺。同时实现了天然气与空气中提取的纯氧在5.5~8.5MPa压力下的自热转化工艺。而甲醇合成工艺的合成压力则从30MPa降到5~8MPa。因此采用自热转化工艺用天然气制取的合成气可在等压下合成甲醇,这样可省去动力巨大的合成气压缩机,并将自热转化气与甲醇合成副产的蒸汽分级利用。这是天然气(或页岩气)制合成气生产甲醇的创新生产技术。该技术甲醇原料单耗低[800m~3/t(标准)]、不耗电、不排放CO_2。用该创新技术改造内蒙古博源联化的大型系列化210×10~4t/a甲醇装置,再加工成80×10~4t/a乙丙烯,成为我国重化工工业结构调整、绿色发展、创新发展的示范技术。博源联化经技术改造建成天然气为原料的节气减排CO_2的210×10~4t/a甲醇(4套合计),用其中200×10~4t/a加工生产80×10~4t/a(2套40×10~4t/a装置)乙、丙烯的特大型天然气甲醇乙烯化工基地。基地年总用天然气17×10~8m~3/a,用水电10×104k W·h,乙、丙烯年总产值约64亿元,利税约21.4亿元,总投资约80亿元,投产后4年左右可回收投资。产品乙、丙烯再综合利用深度加工,产值还可翻番,投入产出比为1∶0.80。该技术改造项目的建成投产将推动我国潜在天然气、页岩气、煤层气等资源的开发利用,具有广泛的示范作用。     

焦炉气和高炉气合用制甲醇再产乙烯的新工艺

焦炉气和高炉气合用制甲醇再产乙烯新工艺,以钢铁企业现用作燃料和发电用的焦炉气与高炉气为原料,采用国内开发的焦炉气高温非催化转化工艺制取合成气,可在高压转化压力下等压合成甲醇,省去了合成气压缩机。合成的甲醇再采用我国自主开发并已工业化生产的煤制甲醇生产烯烃的新技术。建议把山东齐鲁石化已停产的渣油为原料的生产能力10×104t/a的等压合成甲醇装置,改造成以焦炉气为原料的生产能力为25×104t/a的甲醇生产装置,甲醇再进一步生产10×104t/a乙烯、丙烯。以此作为示范装置建在攀枝花钢铁公司。示范成功后可进一步放大到50×104t/a甲醇系列生产装置和20×104t/a乙烯、丙烯配套生产装置并在全国推广。经济技术分析表明,25×104t/a甲醇生产装置投资2.5亿元,投资回收期约为2年,10×104t/a乙烯、丙烯生产装置投资14.5亿元,投资回收期不到3年。     

轻烃内氧部分氧化替代外燃蒸汽转化制取合成气的先进技术

我国轻烃资源丰富,是制氨、尿素与甲醇的主要原料。我国现年产合成氨和甲醇近3000×104t,耗用轻烃(折CH4计)近300×108m3/a,大都采用外燃蒸汽转化,其中包括用干燃料的轻烃约100×108m3/a,并燃烧排放出CO2达2000×104t/a。采用我国成功开发的纯氧自热转化替代外燃蒸汽转化,用2m3O2可替代出燃料1m3CH4,免除产生CO2排放2kg/m3CH4,同时将节省下来的轻烃燃料作原料用可增产30%。与外燃蒸汽转化相比,新工艺原料消耗可降低20%～30%,甲醇合成能力可提高20%～100%,减排CO220%～80%,而且新工艺的转化炉体积小、造价低、省去了耐高温贵镍合金材料、使用寿命长。我国近3000×104t/a轻烃制氨、甲醇生产厂,如果应用此新工艺替代传统外燃蒸汽转化工艺,每年可节省轻烃燃料约100×108m3,可用于增产氨、甲醇125×104t/a,减排CO22000×104t/a。我国若在四川苍溪,采用纯氧自然转化、无CO2排放的等压合成甲醇转化制乙烯工艺,建设2×50×104t/a乙、丙烯基地,仅耗用天然气20×108m3/a。     

天然气纯氧自热转化制甲醇节气增产减排CO2工艺的实践

内蒙古苏里格甲醇厂一套天然气制甲醇合成气的装置原采用一段外热蒸汽转化工艺．甲醇生产能力为18×10^4t／a。与外加热蒸汽转化工艺相比,轻烃自热转化大约用1m^3 O2可替代0．5m^3 CH4,采用天然气纯氧自热转化制甲醇合成气的两段转化工艺（增设二段炉）进行改造,可增加甲醇生产能力15×10^4t/a,配套改造投产后甲醇生产能力可达到33×10^4t／a,改造后生产甲醇的天然气消耗量由1100m^3／t（标准）下降为960m^3／t（标准）。所用自热转化工艺采用多气流转化炉与低温混合喷射外燃式烧嘴配套的创新技术,该技术的成功应用,达到了节气12．7％、增产83．3％的目的。采用该新工艺生产甲醇合成气可节省原料天然气20％～30％,减排CO2 70％～95％。     

走通“煤代油”创新之路

正我们日常生活中的衣、食、住、行,都离不开一种名为"烯烃"的化合物。目前,大多数烯烃都是从石油转化而来,这使得近年来我国对石油的依存度水涨船高。对于煤炭大国中国来说,迫切希望有一种办法能够从煤炭中获得烯烃。煤制烯烃,是指以煤为原料合成甲醇后再通过甲醇制取乙烯、丙烯等烯烃的技术。上海石油化工研究院院长杨为民说,在"煤炭—合成气—甲醇—烯烃"这条产业链中,其他环节均已非常成熟,只有甲醇制烯烃困扰了石化产业十多     

催化裂化和其他非常规工艺生产丙烯技术进展

预计2010年全球丙烯总产能为9680×10^4／a，其中亚太地区所占比例最大，预计2010年亚太地区丙烯产量2426．9×10^5／a，占全球产量的32．4％。2015年全球丙烯总产能将超过1．086×10^5／a。美国2010年丙烯产能达到1160×10^4～1190×10^4t／a。占世界总产能的比例约为12％。由于炼厂构型、地区供需的差异，以及替代生产技术的开发应用，世界轻烯烃生产的影响因素具有很大的区域性特点。丙烯生产工艺开始发生变化，传统的蒸汽裂解工艺在全球丙烯产能中的比例逐步减小，FCC工艺和专用技术所占比例逐步增大，据预测，2015年专用丙烯生产技术所占比例将达到5％～12％。FCC生产丙烯技术和专用丙烯生产技术（包括易位反应、丙烷脱氢、甲醇制烯烃、C4和C5裂化为丙烯技术）工业化开发均取得显著成果。这些技术根据其原料的可获得性和最终产品的市场情况，具有各自的竞争优势。最新的科研活动反映出各种丙烯生产技术之间竞争激烈。FEE增产烯烃工艺开发包括多反应区、双提升管反应器、下行式反应器等和生物基烃共进料技术，以及ZSM-5沸石添加剂的制备与应用。甲醇制烯烃的研发重点是MTO催化剂的合成及其特征描述。研发工作的另一趋势是开发将多种工艺整合在一起的一体化加工处理方案。     

丙烷脱氢制丙烯技术的工业应用探讨

炼化企业在催化裂化加工过程中会生产大量的C3馏分,主要成分是丙烯和丙烷。其中丙烯是重要的石油化工基础原料,而丙烷主要作为民用液化气使用,附加值低,造成巨大资源浪费。利用催化脱氢技术,将低附加值的丙烷转化为市场紧缺的丙烯,具有重大的经济效益和社会效益。丙烷脱氢制丙烯技术进料单一,产品单一(主要是丙烯),副产物为氢气,丙烯收率高,是继裂解制乙烯联产丙烯和催化裂化制丙烯之后的第三大丙烯生产路线。介绍了国内外丙烷脱氢制丙烯发展情况,对比了当前丙烷脱氢制丙烯的两大工艺技术——Oleflex工艺和Catofin工艺,表明Oleflex工艺在工艺过程、催化剂组成及活性稳定性、投资等方面具有较大优势。结合洛阳石化1800×104t/a炼油扩能改造工程项目计划和装置特点,对丙烷脱氢制丙烯进行经济分析,提出增上20×104t/a丙烷脱氢制丙烯装置的建议,可消化周边丙烷资源,减轻液化气销售压力,有助于稳定液化气市场,实现丙烷供需双赢。     

低碳烯烃生产技术进展及前景分析

随着市场对丙烯需求的快速增长和廉价、易采石油资源日益减少,世界各国都在积极开发低碳烯烃生产新技术,拓宽生产低碳烯烃的原料来源,并取得了较大进展。各技术路线的发展前景呈以下特点:蒸汽裂解技术不断优化仍是生产低碳烯烃的主要路线;重质原料油催化裂解技术是增产低碳烯烃的有效途径;低价值烯烃裂解生产低碳烯烃技术具有较好的应用前景;烯烃歧化技术的应用推广具有一定的局限性;丙烷脱氢技术的应用依赖于资源情况;非石油路线制低碳烯烃技术备受关注。最后根据我国的资源结构和特点,对我国的低碳烯烃生产企业提出了建议,认为在我国新建和扩建蒸汽裂解装置增产乙烯、丙烯的同时,充分利用炼油厂的催化裂化装置,通过改进FCC催化剂和开发先进工艺增产乙烯、丙烯是一条经济有效的途径;甲醇制烯烃与低价值烯烃裂解集成工艺将是我国生产乙烯、丙烯的另一条有效途径。此外,应跟踪研究非石油路线制低碳烯烃技术,保证石化工业的可持续发展。     

中国发展煤炭清洁转化制甲醇是替代石油能源的最佳选择

我国年产20×108t煤炭相当10×108t石油,若采用粉煤气化配入水电解氢合成甲醇液体燃料,可使碳元素达99%的利用率;煤中硫化物全部回收成硫磺且免去巨额CO2排放。甲醇合成弛放气中含N2又可用于合成氨加工成尿素。甲醇油除作发动机燃料外,还可加工转化成乙烯、丙烯替代短缺的石油原料。从元素的物料、热量平衡与化学反应分析得出,煤炭纯氧气化同水电解制氢和氧,替代合成气的CO变换成H2和CO2,免去脱除与排放CO2,氧作煤气化用氧替代空分;发动机用甲醇油催化成合成气,可提高发动机的压缩比,使低热值的甲醇油成为同等于汽、柴油作功当量的甲醇汽油。1.3t煤可产1t甲醇,相当产1t石油炼制的成品油,达到节约资源、环境友好循环经济的目的。     

中国乙烯工业市场和原料分析

近年来我国乙烯工业发展迅猛,2010年乙烯产能达到1494.9×104t/a,已投产的27套乙烯装置平均规模达到55.37×104t/a;在建乙烯产能达到300×104t/a;2010年乙烯产量为1418.78×104t。节能降耗工作也取得成效,2011年1月中国石化乙烯能耗首次降至592kg标油/t,与2010年乙烯能耗水平相比,1个月可降低成本2400万元。2010年我国乙烯表观消费量达到1496.88×104t,乙烯当量消费也快速增长,2010年达到约3315×104t,预计2015年将达到4003×104t。乙烯当量消费缺口较大,表明我国乙烯工业仍有一定发展潜力。与此同时,乙烯装置国产化率正在提高,乙烯三机等关键设备"十一五"期间陆续实现国产化,目前乙烯装置国产化率已达到75%左右。但与国际先进水平相比,还存在较大技术差距,装备的可靠性和稳定性还有待进一步提高。在快速发展的同时,也要清醒地看到我国乙烯行业发展正面临全球乙烯产能过剩、存在步入周期性下降趋势的预期和潜在风险、中东石化产品对我国市场构成巨大压力等。我国大部分乙烯产能都以石脑油为原料,正面临原料资源供应日趋紧张的问题,预计2011年中国将成为亚洲最大的石脑油消费国。对此,应密切关注以煤作为替代原料采用MTO技术的工业化进程,同时要加快开发新的乙烯生产技术路线,尽可能以天然气、干气为原料,开发用甲烷、乙烷、丙烷和丁烷为主要原料的低成本乙烯生产技术路线。甲醇制烯烃、重油催化热裂解制乙烯、生物质乙醇脱水制乙烯等将面临发展机遇。     

实现CO2零排放的煤气化制甲醇创新工艺

粉煤气化制生产甲醇的合成气（CO＋H2）,其H2／CO（物质的量比）为0．42,而合成甲醇的H2／CO应为2。所推荐的创新工艺,通过配入水电解制的H2,使合成气巾的H2／CO达到2,从而免除了传统煤制甲醇工艺中把多余的CO同水蒸气转换成H2＋CO2,传统工艺不但浪费了资源,还造成CO2大量排放。有人曾实验用CO作水电解介质制氢,使1m^2的H2的耗电量从4．76kW·h降到1．667kW·h,所推荐的创新工艺可利用高CO含量的部分煤气作水电解介质循环制氢配入合成气中,使其H2/CO达到2,这样煤气中的CO还可增产1倍的甲醇。所用的壳牌粉煤纯氧气化工艺,通过改造使气化压力从4MPa提高到6～6．5MPa,就可实现等压合成甲醇,从而可省去合成气压缩机,简化工艺流程．节省能耗和投资。建议国家进行投资,在四川沪州地区开发建设煤气化配水电解制氢联合制合成气用于生产2×（60×10^4t／a）甲醇的示范装置,然后完善推广。     

阿坝州以水电和地矿资源为优势的电化学工业综合利用发展规划

四川阿坝州地区地处高原山区,拥有水电和地矿资源优势,以该优势为基础,规划了资源综合利用循环经济型发展项目。利用阿坝州山区水电资源发展高效电化学化工产业,以45×104t/a氯酸钠和30×104t/a电石为基础,将氯酸钠电解尾气(H2)和电石炉(采用密闭式电石炉)尾气(CO、CO2)回收充分利用合成甲醇,再以甲醇为原料生产高附加值下游产品——二甲醚、甲醇蛋白、甲醛、脲醛树脂、中(高)密度纤维板。形成了40×104～50×104t/a氯酸钾,30×104t/a电石,15×104t/a甲醇,5.0×104t/a二甲醚,2.0×104t/a甲醇蛋白,8.0×104t/a甲醛,12×104t/a脲醛树脂,30×104m3中、高密度纤维板的生产规模。项目总投资21.71亿元,年销售收入为45.59亿元,年利税达到10.29亿元。回收尾气可增产15×104t/a甲醇,所用甲醇合成工艺比常规工艺能耗降低1/3,除了可观的经济效益外,每年还可减排CO223.3×104t,实现了保护生态、振兴地方经济的科学发展。     

煤制烯烃原料气中微量CO和CO_2测定

煤制烯烃项目中,乙烯、丙烯在催化剂作用下反应生成聚乙烯、聚丙烯,其中作为原料的乙烯、丙烯、H2中的微量CO和CO2会使催化剂中毒,影响其反应。故检测其中的微量CO和CO2有重要的意义。对测定过程和影响因素进行了探讨,得出了最优化的实验参数。实验显示CH4转化炉温度设置为360℃,载气流速设置为30.0 mL/min最佳。     

天然气三一段纯氧转化制甲醇节气增产减排CO2工艺实践与发展

重庆市万利来化工公司一套双一段空气转化制5×10^4t／a合成氨用合成气装置,采用三一段纯氧自热转化工艺改造成8×10^4t／a甲醇用合成气装置。其工艺改造的关键在于对二段炉的改造,主要采用结构特殊的混合器（烧嘴）,对炉顶部结构也作相应的改造：预热器中的空气改用纯氧,还需调整脱硫后的天然气分配量、一段炉混合器负荷;增加空分装置和氧气加压输送系统等。改造后的万利来化工公司的三一段纯氧自热转化工艺包括：①外加热蒸汽转化;②换热转化;③原料天然气直接加入自热转化炉。改造后生产每吨甲醇耗用的天然气量从改造前的1000～1050m^3（标准）降低到780～800m^3（标准）;碳氢利用率由53．8％～71．4％提高到87．5％～89．7％。建议把四川某厂正在拟建的以回收炼厂气为原料．采用三一段纯氧自热转化法制甲醇的装置,作为示范装置进行总结完善,然后推广该技术。     

甲醇合成气的制取与等压合成创新工艺的发展前景

介绍了甲醇合成工艺的进展，指出现代工业生产采用压力为5MPa的高压造气等压合成甲醇工艺，分析了合成气对甲醇合成的影响。重点阐述了轻烃转化制甲醇合成气的创新工艺——三一段（即外热蒸汽转化、换热转化和自热转化）纯氧转化工艺的特点、原理、工艺流程及主要物耗能耗指标，并与传统工艺进行了对比。举例说明了高压合成气等压合成甲醇技术的推广应用。最后对我国煤炭能源化工综合发展的产品开发和规划框架提出了建议。     

发展现代煤化工有利于降低我国石油对外依存度

2012年,我国石油对外依存度已达到56．4％,石油供应不足,将导致化工用石脑油出现短缺。现代煤化工应运而生．以煤炭为原料生产燃料油、低碳烯烃、芳烃、乙二醇等产品,部分替代石油原料,有利于降低我国石油对外依存度。我国已在煤制油、煤制烯烃、煤制芳烃、煤制乙二醇等方面取得了突破性进展,建设了煤制油、MTO、MTP工业生产装置和MTA、煤制乙二醇的中试及示范装置,并且开发了褐煤利用的高浓度水煤浆生产技术,为煤化工的发展和资源利用打下了基础。我国目前有4家企业投产了煤制油装置,2016年全国煤制油产能将达到1600×10^5t／a。煤制烯烃项目也掀起了建设热潮,预计2020年将形成1500×10^4t／a煤制烯烃生产能力,粗略估算,仅此一项即可减少1．5×10^8t来自中东的石油进口量。我国具有自主知识产权的煤制芳烃技术有清华大学的循环流化床FMTA技术和中科院山西煤化所与赛鼎工程公司合作开发的固定床MTA技术,河南煤化集团与北京化工大学也在合作开发MTA技术。我国有多家联合体掌握了煤制乙二醇技术,其中福建物构所一丹化科技的技术应用较多。     

生物丙烯技术正在兴起

据美国《世界炼油商务文摘周刊》近日报道，随着聚丙烯需求增长．丙烯供应是否充足正在引起越来越多的关注．而丙烯生产却受其他产品产量的限制，如催化裂化汽油及蒸汽裂解乙烯。为填补供需之间的差距，一些科技公司开发了几种丙烯生产专用方法，如丙烷脱氢、甲醇制烯烃等。     

世界乙烯供需预测

1前言据日本大商社预测,2006～2012年世界乙烯将出现短缺;2005年短缺194×104t;2006年短缺231×104t;2007年短缺45×104t;2008年短缺197×104t;2009年短缺116×104t。尤其是2006年,世界主要乙烯生产装置将进行检修,是近年来供应短缺最为严重的年份。另一方面,2010年和2011年预计世界乙烯将过剩400×104t以上,而2012年世界将再次出现乙烯供应缺口278×104t。据美国《油气》杂志2005年12月5日报道,世界乙烯和丙烯2005年需求增速有所减缓。2005年乙烯需求增速为3.1%,比以往4%～5%的年均增速有所降低;丙烯需求增速为4.1%,低于以往5%的年均增速。…     

煤制油与煤气化制甲醇技术的比较与选择

煤炭液化制油技术投资大、煤耗高、耗水多、污染严重,以目前的技术水平,生产1t油往往需要4～5t煤,折算其热能利用率为50%,若按南非的煤耗（6t）计,其热能利用率仅为33.3%。改用煤炭气化制甲醇技术,采用6MPa纯氧高压气化制合成气（CO＋H2）,合成气可产双倍的甲醇,则1t甲醇的煤耗仅为1.3～1.5t,甲醇用作汽车发动机燃料时,以1.3～1.5t甲醇相当于1t汽油作功计算,则煤炭的热能利用率可以达到66%～76%。如果配套水电解制氢技术,还可以实现CO2的零排放。中国每年有20×10^8t的煤炭产量,如果将其中的12×10^8t纳入煤炭气化制甲醇产业链,可每年创造产值约2.67万亿元,可减排CO2约30×10^8t。