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。     

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％。     

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。     

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。     

我国煤利用的CO_2排放与煤清洁利用技术

据低碳能源情景预测,我国2050年能源总消费量为78×10~8t(标煤),则CO_2排放量将由2008年的71.25×10~8t增加到136.5×10~8t。煤炭需求量为27.5×10~8t,CO_2排放量约为70×10~8t。我国现有燃煤发电4×10~8~5×10~8k W,年用煤炭约14×10~8~17.5×10~8t,集中排放CO_228×10~8~35×10~8t。常规煤燃烧释放出大量污染物造成酸雨、使气候变暖,形成各种严重的自然灾害。燃煤发电的碳利用率为零。建议研究开发煤气化发电与电解水储电、CO_2综合利用系统技术,从根本上解决我国煤炭清洁利用的问题。该系统选用粉煤纯氧高温高压气化制合成气发电,碳转化率达到99%,免去燃煤锅炉发电产生SO_2、NOx和粉尘所需要的高投资高成本的处理费用。煤气化制得的合成气,部分经水电解分离,负极出H_2,正极出21%O_2+79%CO_2代替空气用于气轮机燃烧发电,排出高温纯CO_2尾气入废锅产高压蒸汽发电后,经冷却、节流,膨胀成雪花状CO_2压榨成干冰作化肥,供植物作养分,实现碳循环资源化利用。     

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。     

页岩气自热转化等压合成60×10~4t/a甲醇工艺设计

我国页岩气资源丰富,是替代石油生产乙丙烯的原料。美国页岩气为原料生产乙烯的成本仅为石油制乙烯的38%。页岩气生产合成气制甲醇,再生产乙丙烯的生产过程采用组合生产工艺,包括页岩气纯氧自热转化制合成气,合成气在等压下直接合成甲醇,省去了合成气压缩机,副产高压蒸汽作空分空压机动力平衡能源,不需燃料加热,无燃气CO2排放。页岩气自热转化制得的合成气在H2-CO/CO+CO2=2.1~2.2,压力5MPa下合成甲醇,甲醇合成采用气冷和水冷串联合成,提高了合成转化率,合成甲醇浓度很高,省去了甲醇精馏。甲醇制烯烃采用甲醇脱水制烯烃(MTO)工艺,MTO工艺原料需求低,原料消耗少,烯烃收率高,乙烯、丙烯可调性大,产品分离简单方便,材质要求低。由甲醇催化制得的烯烃气体不含有机硫化物和乙炔,省去了十分复杂的烯烃分离工艺,所以甲醇制乙烯比石油制乙烯具有较大的竞争力,是今后乙烯工艺技术的发展方向。设计的4.8×108m3页岩气制60×104t/a甲醇,再生产24×104t/a乙丙烯组合工艺总投资约为26亿元,年利税9.94亿元,投产后约3年即可回收投资。     

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。     

2010年前3季度山西煤炭产量逼近内蒙古

国家能源局权威人士透露,2010年1～9月,内蒙古生产原煤5．47×10^8t,比去年同期增加0．91×10^8t,增长19．8％。由于区内煤炭市场供需基本平稳,价格变化不大。其中,出区煤炭3．35×10^8t,占总销量的61％,比去年同期增加0．82×10^8t,增长34．5％。铁路运送煤炭出区量为2．85×10^8t,比去年同期增加0．65×10^8t,增长30．1％;     

回收煤层气非催化转化制甲醇的工艺设计

我国一次能源消费量中煤炭约占70%,现每年煤炭开采量为20×108t,回收采煤抽排放空的煤层气,采用非催化转化工艺生产甲醇,既是节约资源的循环经济,又是环境友好、煤矿安全的重要举措。本文对技术方案选择、回收煤层气非催化转化制甲醇设计规划与技术经济进行了论述。     

延迟焦化装置低温热利用探讨

分析了洛阳分公司140×10^4t／a延迟焦化装置低温热利用状况,顶循油、柴油、稳定汽油与低温除盐水换热后,约可回收热量194．8MJ／t,降低装置能耗4．65kg标油／t。但低温热利用设计中存在着安全隐患和低温热利用不完全的问题,通过优化低温热水系统,防止回水带油;采用热联合工艺,提高热量利用效率;优化工艺流程,尽可能回收装置低温位热量的方式来解决。若60％以上的低温热均充分利用,将回收热量5×10^4MJ/h左右,降低装置能耗6-8kg标油/t。     

燃煤发电排放CO2的处置利用途径

CO2是能源与环境生物活动循环的依存产物,工业化后煤炭等化石燃料的使用产生了大量的CO2排放,打破了CO2的自然生态平衡。介绍了CO2的来源,分析了燃煤发电CO2的排放量,我国每年燃煤发电约排放C0230．7×10^8t,指出燃煤发电是减排CO2的重点。提出CO2的利用与处置的方法主要有：CO2和合成氨加工成尿素,并发展大颗粒尿素促进造林绿化;美国正在建的CO2零排放燃煤发电装置,采用了CO2收集与封存（CCS）技术,以及煤制油清洁燃料联产电力。     

Texaco和Shell煤气化工艺用于生产甲醇的经济性比较

新一代煤气流床气化工艺主要以Texaco水煤浆气化工艺和Shell干煤粉气化工艺为代表。Shell煤气化工艺操作温度可达1700℃,对煤种适应性高,碳转化率达99％以上。Texaco煤气化工艺的碳转化率为96％～98％。生产每吨甲醇,Shell气化工艺的煤耗量为1．25～1．28t,Texaco气化工艺为1．31～1．40t;Shell气化工艺的氧耗量比Texaco工艺低15％～25％;Shell工艺的总能耗（包括原料煤在内1为51．981GJ,比Texaco工艺低11．21GJ。然而,Shell煤气化工艺的投资高,以60×10^4t／a甲醇装置为例,Shell工艺的总投资为109242万元,Texaco工艺为85444万元：采用Shell工艺生产的甲醇总成本为1373元／t,比Texaco工艺的1277元／t高出约7．5％。同时,Shell工艺装置工业运行稳定性还需要进一步经工业化验证,而Texaco气化工艺在国内已有十几年的生产使用经验,其操作稳定性很高。通过总体经济性比较,在用于甲醇生产时,Shell煤气化工艺相对于Texaco煤气化工艺是没有优势的。     

我国发展煤制天然气误区分析

从煤炭中的C转化成CH4,需要进行煤气化、脱硫、CO变换、脱除CO2,然后甲烷化反应。在这一生产过程中,碳的利用率和热能转换率均约为1/3,制取1000m3的CH4要放出约3.34t的二氧化碳。按照我国拟建和在建的煤制天然气规模360×108m3/a、碳的利用率1/3计,将浪费煤炭5664×104t标煤,排放二氧化碳1.2×108t,总投资需2100亿元。据测算,煤制天然气生产成本约为3元/m3CH4,与管输进口天然气相比,价格上没有竞争性,并带来环境污染。由于煤制天然气投资费用高(1000m3/a天然气的投资费用约合5833元)、碳与热能利用率低、污染源处理费用高,所以煤制天然气不应该是煤清洁利用的发展方向。我国常规天然气储量和产量迅速增加,预计到2020年天然气产量将达到2000×108m3(约合2×108t油当量),而有关机构预测我国2020年天然气消费量为1.46×108t油当量,国产常规天然气产量就可满足国内燃料消费需求,为此我国完全没有必要大规模建煤制天然气项目。     

炼油装置低温热利用节能改造

中国石化九江分公司按照“温度对口、梯极利用”的科学用能原则,热源和热阱按温位高低热力学原理进行组合,建立低温热系统（大系统和小系统）,实现低温余热的优化利用。对低温热系统的流程和改造内容作了介绍,并对改造后的效果和能耗进行了计算,炼油实际能耗下降121.40MJ/t。按年加工原油420×10^4t计算,节能量为1.74×10^4t标煤;冬季全部热阱投用后,扣除热水泵运行及人工管理成本,合计年节能量为2.04×10^4t标煤。     

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。     

催化油浆制针状焦技术经济分析

针状焦是20世纪70年代大力发展的优质碳素原料,由其制成的超高功率(UHP)石墨电极可大幅提高冶金工业效率,降低消耗,减少环境污染。研究发现,炼厂油浆是生产针状焦的优质原料。目前,国外普遍采用低硫减压渣油和催化裂化澄清油为原料,共碳化生产针状焦,技术成熟。国内相关技术研发起步较晚,但发展较快。2006年,锦州石化采用石科院自主开发的第二代油系针状焦生产技术,对原装置进行技术改造,生产针状焦4×104t/a左右,可满足UHP石墨电极生产的需要。2012年,山东临沂沂河石化有限公司20×104t/a油系针状焦装置动工,采用中国石油大学超临界萃取分离技术预处理油浆,该项目配套有芳构化装置,预计将于2014年7月投产。对该项目原料市场分析表明,目前国内催化裂化澄清油或油浆、甲醇、液化气等资源充足,供应不存在问题。产品市场方面,由于生产不稳定,目前针状焦实际产量不到20×104t/a,而消费量达到27.29×104t/a,有8×104t/a的缺口;同时,副产的芳烃市场前景较为乐观。根据项目投资估算和经济分析,设计项目内容为40×104t/a原料油浆,生产约20×104t/a针状焦,同时配套相应装置,总投资约6.6亿元,可以实现税后利润5.8亿元/a,投资回收期为2.1a。项目具有工艺技术成熟、原料易得、产品市场前景乐观、效益显著的特点,不仅可以解决国内针状焦资源缺口问题,也是炼厂解决油浆出路的有效途径。