煤制甲醇工艺总结范文1
关键词:甲醇;煤基二甲醚装置工艺流程;加压气化流程
中图分类号:TQ546文献标识码:A
文章编号:1009-2374 (2010)24-0048-03
0引言
2010年3月哈密广汇年产120万吨甲醇/80万吨二甲醚(煤基)项目获得国家发改委正式核准。该项目是新疆广汇集团抓住国家实施西部大开发和能源结构调整战略的机遇,充分利用新疆哈密伊吾县丰富的煤炭资源和相对丰富的水利资源,而大力发展新型煤化工清洁能源产业的大背景下做出的战略性投资决策。该一期项目于2007年5月正式启动,计划到2010年底联动试车。项目采用先进、可靠的工艺技术生产甲醇/二甲醚、LNG,实现煤炭资源的清洁转化。项目包括:建设化工生产区、配套煤炭开发和库容为960万立方米水库等建设工程。具体建设内容为:4×600t/h 高压煤粉锅炉,3×50MW抽汽式汽轮发电机组,两套6万方空气分离装置,14台碎煤加压气化装置,四套低温甲醇洗装置,四套混合制冷装置,两套甲烷深冷分离装置,两套甲醇合成与精馏装置,两套二甲醚合成与精馏装置;建设先进的污水处理装置,实现废水零排放;建设先进的烟气氨法脱硫和湿法硫酸装置,为实现废物资源化利用奠定了基础。该项目关键设备与重要仪器仪表的选型采用国际知名品牌,遵循切实可靠与适度先进相结合;其他设备通过招标采用国内名牌产品;精甲醇产品达到美国AA级产品质量标准;二甲醚及LNG产品符合国家相关标准。
1生产装置技术和综述及工艺流程
生产工艺及设备设施项目主工艺选用碎煤加压气化技术和国产化低温甲醇洗净化技术。甲醇、二甲醚合成、甲烷深冷分离及硫回收、空分等技术需要国外引进。技术来源是采用了德国林德空分技术、瑞士卡萨利甲醇合成技术、美国康泰斯/BV甲烷分离技术、德国TGE公司的LNG储罐、丹麦TOPSOE二甲醚合成与硫回收技术、赛鼎工程有限公司的碎煤加压气化技术与低温甲醇洗技术;南昌大学的酚氨回收技术等。
1.1工艺装置综述
厂外煤经备煤、筛分,合格的碎煤送至气化,在碎煤加压气化炉中气化,粗煤气经煤气冷却及低温甲醇洗可以将大部分有害气体组分脱除干净,在低温甲醇洗出口净化气体中主要有CO、H2、CH4、N2、Ar以及0.1ppm的总硫和约20ppm的CO2。
净化气进入甲烷深冷分离装置分离出甲烷,经甲烷液化得到副产品液态甲烷。
分离甲烷后的净化气和低温甲醇洗分离的CO2经过合理的比例混合经合成气压缩机组压缩去甲醇合成生产出粗甲醇,粗甲醇精馏后得到中间产品精甲醇。
二甲醚合成装置采用精甲醇为原料,二甲醚成品送至二甲醚罐区贮存,外售。
加压气化、煤气冷却分离的煤气水送至煤气水分离装置分离出焦油、中油、石脑油,剩余的含酚污水至酚回收、氨回收得到粗酚、液氨后废水送至生化处理。
液氨送至热电站和烟道气中的硫生产硫酸铵,烟道气达到规定的标准后排入大气。
低温甲醇洗分离出来的酸性气体在硫回收装置生产浓硫酸,尾气送至锅炉的烟囱。
1.2生产装置工艺流程
生产装置简化主工艺流程如图1,采用的主要工艺技术如下:
1.2.1碎煤加压气化配套低温甲醇洗净化工艺碎煤加压气化产生的粗煤气成分复杂,包括CO、H2、CO2、CH4、H2S、有机硫、C2H4、C2H6、C3H8、C4H10、HCN、N2、Ar以及焦油、脂肪酸、单酚、复酚、石脑油、油、灰尘等。在这些组分中除CO、H2有效组分和CH4、N2、Ar以及烃类属惰性气体外,其余所有组分包括CO2和硫化物都是需要脱除的有害杂质,通过低温甲醇洗净化可在同一装置内全部、干净地脱除这些有害成分。
1.2.2“低压法”合成甲醇,气相甲醇脱水,间接法(两步法)制备二甲醚工艺净化后的煤气中的CO和H2经过化学反应合成甲醇,甲醇脱水可制取二甲醚。
其化学反应过程如下:
合成甲醇化学反应式:
CO+2H2=CH3OH
甲醇脱水制取二甲醚化学反应式:
2CH3OH=CH3OCH3+H2O
先合成甲醇然后经甲醇脱水生产二甲醚的工艺过程称为“间接法(两步法)”。
“合成甲醇”与“甲醇脱水”反应是在一定压力、温度,且有催化剂存在的条件下进行的。该工程优选“低压法” 合成甲醇,是指操作压力在5～10MPa范围内进行反应,操作温度为210℃～260℃,典型的低压法工艺有国外的Lurgi、Topsoe和TEC等工艺。同时甲醇脱水反应选择了气相甲醇脱水法。
围绕以上选择的主要工艺技术,装置生产过程中先后经过备煤、加压汽化、煤气冷却、低温甲醇洗、、甲烷分离、合成气及循环气压缩、甲醇及二甲醚合成主工艺过程,相应的配套工程装置为热电站、空气压缩分离及氨吸收制冷、煤气水分离、酚回收、氨回收、硫回收、氢回收等辅助工艺。
装置各部分工艺流程简介如下:
(1)备煤流程。备煤系统的任务是为气化炉提供合格的原料煤以及锅炉提供合格的燃料煤,内容包括原料煤、燃料煤的卸车、上煤、贮存、粉碎、筛分及运输。
原煤由汽车卸进卸煤槽内,通过卸煤槽下部叶轮给煤机送入破碎厂房,将原煤破碎到Φ8mm的原料煤送到气化缓冲仓贮存,Φ
为确保气化炉正常生产,气化备煤系统在筛分厂房和入炉前的转运站中设置了弛张筛,以保证进入气化炉的原料煤Φ>8mm。
(2)加压气化流程。碎煤加压气化装置由气化炉、加煤煤锁和排灰灰锁组成,并有洗涤器和废热锅炉与之配套。
当煤装满煤锁后,充压至气化炉的操作压力后加入气化炉。蒸汽、氧气混合物作为气化剂,经旋转炉蓖喷入,与上升气流逆流接触。煤经过干燥、干馏、气化和燃烧层、灰层后,残留灰由气化炉中经旋转炉蓖排入灰锁,再经灰斗排至水力排渣系统。
煤锁用来自煤气冷却装置的粗煤气和来自气化炉粗煤气分两步充压,卸压的煤气收集于煤锁气气柜,由煤锁气鼓风机送往燃料气管网。减压后,留在煤锁中的少部分煤气,用喷射器抽出,经煤尘旋风分离器除去煤尘后排入大气。
在此过程中,灰锁也进行充压、卸压的循环。为了进行泄压,灰锁接有一个灰锁膨胀冷凝器,逸出的蒸汽在水中冷凝并排至排灰系统。
离开气化炉的煤气进入洗涤冷却器,洗涤并使其饱和后的进入废热锅炉,通过生产0.5MPa(表压)低压蒸汽回收部分煤气中蒸汽的冷凝热,在废热锅炉下部收集到的部分冷凝液用洗涤冷却器循环泵送出。多余的煤气水送往煤气水分离装置。离开气化工段的粗煤气通过粗煤气总管进入煤气冷却工段。
(3)煤气冷却流程。煤气冷却分为四个步骤:
第一步, 181℃的粗煤气进入粗煤气洗涤器,大量灰和少量焦油被洗涤下来,温度下降2℃～3℃。分离器顶部出来的粗煤气进入预冷器A/B,从179℃冷至140℃,其中部分焦油和水蒸汽将冷凝下来。
第二步,在中间冷却器A/B中,粗煤气由140℃降至70℃,煤气中部分油和水蒸汽将冷凝。粗煤气从中间冷却器的管程顶部进入,底部排出。冷却介质为脱盐水。
第三步,粗煤气在最终冷却器中由70℃降至37℃,此时冷凝下来水蒸汽和少量的油。煤气仍是从最终冷却器管程顶部入,底部出。冷却介质为循环冷却水。
第四步,从最终冷却器出来的粗煤气进入最终分离器,除去夹带的少量液滴,得到的粗煤气进入低温甲醇洗工段。
(4)低温甲醇洗流程。来自煤气冷却工段的粗煤气进入H2S吸收塔底部的预洗段以除去粗煤气中的高分子烃类(石脑油)和其它诸如有机硫、HCN和NH3等微量组分。预洗甲醇富液加热后到预洗闪蒸塔闪蒸解吸,预洗后的粗煤气进入H2S吸收塔的脱硫段,脱硫后进入CO2吸收塔。
在CO2吸收塔中除去粗煤气中的CO2、微量H2S和COS等硫化物,使煤气中CO2≤20mL/m3、总硫≤0.1ppm送入合成压缩机。来自CO2吸收塔的富CO2甲醇富液进入CO2闪蒸塔的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段进行闪蒸和Ⅳ段气提脱除CO2得到含5.1% CO2的甲醇半贫液,其中Ⅰ段闪蒸汽到换热器复热后作为燃料气送出界区,Ⅱ段闪蒸和Ⅳ段气提气送到尾气洗涤塔,Ⅲ段脱除的98% CO2送到甲醇合成工段。
来自H2S吸收塔的含硫甲醇富液进入H2S闪蒸塔脱除气体中的H2S和COS后,送往二氧化碳尾气洗涤塔。
H2S浓缩塔Ⅱ段的富硫甲醇液进入热再生塔再生后得到的贫液甲醇,经富/贫甲醇换热器冷却后,送到CO2吸收塔顶作为精洗甲醇液。
(5)氨吸收制冷流程。来自低温甲醇洗装置的气氨经氨压缩机加压0.3MPa(a)后,再被稀溶液吸收,送入吸收器,被溶液吸收,成为39℃、52%的溶液,经泵加压到2.3 MPa(a)后送到精馏塔,精馏出的氨气浓度大于99.8%,温度为55℃,进入氨冷凝器后被冷却水冷凝为40℃的液氨,再经过冷器过冷为5℃,1.78 MPa(a)液氨,送往低温甲醇洗各氨蒸发器。
(6)煤气水分离流程。从煤气冷却工段来的含油煤气水与低温甲醇洗来的煤气水经冷却器后进入含油煤气水膨胀槽,减压释放出蒸汽和溶解气体。
膨胀后的煤气水流入油分离器,溢流出的油送至罐区。加压气化来的含尘煤气水与煤气冷却工段来的含焦油煤气水送往初焦油分离器分离出尘-焦油-水混合物,进入粉碎器粉碎后经循环泵送至气化炉。分离出的膨胀气经冷却后,送硫回收装置。煤气水送往酚回收装置。
(7)酚回收流程。从煤气水分离来的酚水经过脱酸塔底酚水换热器预热后,送入脱酸塔分离出酸性物质CO2 、H2S。而后酚水与二异丙基醚液―液萃取,将酚萃取出来,通过加热将其中的异丙基醚和氨分离出来,得到粗酚。
(8)氨回收流程。从酚回收工段来的含CO2、H2S的氨水经氨水预热器预热后进入汽提塔,净化、汽提后进入氨冷凝器,冷凝后的汽液混合物在氨汽液分离器中分离,液相返回汽提塔作为回流液。气相进入提纯塔,在吸收器中形成25%的氨水,然后进入精馏塔得到液氨,送到全厂罐区
(9)硫回收流程。本装置采用托普索WSA湿法硫酸工艺。酸性气在燃烧炉中燃烧生成SO2工艺气,炉温约1000℃。在SO2反应器内工艺气催化、氧化生成SO3,再经冷却、转化,在WSA冷凝器冷凝生成246℃、浓度约98%热硫酸,从底部排入酸槽,降温至70℃后经酸泵送至酸冷却器冷却至40℃,一部分做循环酸用,一部分作成品酸送至界外硫酸储罐。冷凝分离后的尾气送至烟囱放空。
(10)甲烷分离流程。原料气进入冷箱中经过换热器被冷却到约-157℃,经分离罐分离成气―液两相。汽相经膨胀机制冷至-171℃后与液相进入精镏塔进行分离、精馏,节流减压后得到液态CH4产品。其中冷却工艺采用液氮节流膨胀制冷和冷剂压缩节流膨胀制冷和膨胀机制冷。
(11)合成气及循环气压缩流程。来自低温甲醇洗工序的常温常压CO2用CO2压缩机加压至约2.4MPa,送到甲醇合成与来自深冷分离工序的新鲜合成气混合进入合成压缩机加压至约4.1MPa,在缸内与合成来的循环气混合再增压至约8.5MPa后,送到甲醇合成系统。
(12)甲醇、二甲醚合成流程。来自甲烷深冷分离的新鲜合成气,补入来自氢回收单元的氢气和来自低温甲醇洗的CO2后,氢碳比满足甲醇合成的要求,经合成气压缩机进行二段压缩,再经气/气换热器预热到215℃后,进入甲醇合成塔,在催化剂的作用下进行甲醇合成反应 :
CO+2H2=CH3OH+Q
CO2+3H2=CH3OH+H2O+Q
副反应:4CO+8H2=C4H9OH+3H2O
8CO+17H2=C8H18+8H2O 等
甲醇合成塔为副产蒸汽型等温反应器。合成塔出口气进入气/气换热器与合成塔入口气换热,温度降至120℃左右。出气/气换热器气体后,再经空冷器和水冷器冷却到40℃,进入甲醇分离器进行气/液分离。出甲醇分离器气体大部分作为循环气去合成气压缩增压并补充新鲜气,一小部分为弛放气,送往氢回收装置;从甲醇分离器分离出来的粗甲醇通过粗甲醇过滤器,除去石蜡、催化剂粉尘等固体杂质,经分离器液位调节阀减压至0.5 MPa(g)后,送至闪蒸槽,释放出溶解气体。粗甲醇送至甲醇精馏,贮罐气则送燃料气系统。
来自甲醇罐区的原料甲醇经过甲醇预热器加热后,送至甲醇蒸发器,通过中压蒸汽加热蒸发,再与二甲醚反应器出口物料进行换热,升温进入二甲醚反应器。
反应方程式如下:
CH3OH + CH3OH (CH3)2O + H2O + 热
反应器中约80%的气相甲醇脱水生成二甲醚。从反应器出来的这股物流在送往二甲醚精馏段之前通过进出物换热器、甲醇塔再沸器及甲醇预热器使其冷却。之后通过循环水在二甲醚反应物冷却器中再次冷却。然后经二甲醚分离器分离,送入二甲醚塔精馏、抽出二甲醚后,送至二甲醚罐区。
(13)氢回收流程。由甲醇合成工序来的8.3MPa、40℃的弛放气经洗涤、分水、加热后,进入膜分离器。在膜两侧气体组分分压差的驱动下,弛放气中的H2、CO、CO2等气体选择性通过膜壁,在膜分离器低压侧得到的压力为2.4MPa的富氢气,经冷却至40℃后去合成气压缩机,膜分离尾气去燃料气管网。
(14)空气压缩分离流程。原料空气经过滤、压缩、冷却、洗涤后,再经吸附除去水分、二氧化碳、碳氢化合物的纯化过程,得到洁净工艺空气。
净化空气一股经冷却、一次分馏。其余部分经增压、增压、膨胀制冷后,参与精馏。另一股经继续增压、冷却、液化后,参与精馏,得到氧气、氮气。副产物污氮经升压、复热后,作为分子筛再生气,另外进入水冷塔冷却循环水。
2结语
哈密广汇一期煤基项目总投资67.5亿元,经济服务年限15年,产品成本具有较强的竞争力,盈亏平衡点27.8%,抗风险能力较强,全投资内部收益率23.7%,投资回收期(税后)6.39年(含3年基建期)。它以煤为原料,生产甲醇、二甲醚等石油替代产品,弥补地区对液化石油气等石油产品需求的不足。项目采用国际先进技术、优化生产工艺以及加强能源利用等措施,使每吨二甲醚综合能耗达到2.62吨标煤,并加大煤渣综合利用、水资源节约及和二氧化碳减排工作力度,积极创造条件,实现废弃物零排放。项目建成后,可以将生产中伴生的甲烷等有效气体分离成液态甲烷和其它副产品,最终实现煤炭资源的清洁转化。与国内同类装置相比,这一项目属煤炭洁净高效生产系统,是煤炭综合利用,提高附加值的最有效、最经济途径,技术达到国际先进水平、工艺成熟,能量转化率高,CO2排放量低,因此被国家发改委列为全国煤化工示范项目。
参考文献
煤制甲醇工艺总结范文2
一、煤制甲醇工艺流程中气体污染物主要来源以及处理措施
1.粉尘气体污染物
这类污染物的主要来源是煤炭储仓、粉煤气化储仓及煤粉制作环节上产生的粉尘,在上述储仓的顶端排放点应该设置高效袋式除尘装置。除尘装置收集到的煤尘应该尽可能回收到储仓以提高利用效率。在废气高空排放时必须符合排放标准,废气含尘浓度不能超过120mg/m3。
2.工艺气体污染物
为了保障生产装置运行的稳定、现场员工的生命安全以及尽可能的保护化工企业周围环境,通常会设置火炬装置,在生产开车、日常运行、紧急停车和事故处理时流程中产生的无法回收以及有毒有害的气体污染物进行燃烧处理。煤制甲醇工艺流程中气化装置刚开车后制备的煤气后系统不能及时的接气,产生的这部分气体通常都通过火炬燃烧进行处理,而且在生产稳定后一旦发生生产事故也能够将气化装置生产的煤气通过火炬燃烧出来,待解决了生产事故后在接气生产。工艺废气还可以通过燃烧和换热进行体系内的换热循环。例如对于甲醇合成工艺流程的尾气、甲醇精馏环节回收的不凝气,其主要包括H2、CH4、CO、甲醇等。通过这些废气燃烧,为将热量送至整体的换热网络供其他用户使用。煤质甲醇生产中硫回收装置可以同时回收硫磺成品,通过把净化工段收集到的硫化氢气体进行处理,尽可能的回收硫,以保证尾气能够达标排放。
二、煤制甲醇工艺流程中水污染物主要来源以及处理措施
煤气化是煤制甲醇工艺中不可或缺的重要工艺,对于不同的煤气化工艺,产生的污染物无论是种类还是数量都有较大的差异。为了提高甲醇生产企业对于水资源的重复利用效率,绝大多数的煤制甲醇企业都将其工业废水的循环使用作为了工艺设计的重点,在降低水资源消耗的同时,也降低了污水处理系统的处理负荷。可以合理的在工艺中引入预处理系统,先在体系内部循环,再进行污水处理。例如在德士古水煤浆气化工艺中通过灰水处理装置的运用,能够将气化过程中收集的黑水通过闪蒸、沉降、压滤等工艺的处理,将绝大多数的灰水回收利用,仅将很少一部分的污水送至污水处理体统中;煤气冷凝液,能够被用来洗涤煤气。利用污染物质含量低的新鲜水与循环水,减少污水系统里污染物的含量,排放污水通过换热器将潜热回收后,进入生化污水处理装置进行净化,以满足排放标准;气化工艺污水、甲醇装置污水和生活废水同直接进入污水处理装置,完成净化处理后再进入循环体系回收利用。鉴于煤制甲醇工艺污水中氨氮含量较高实际情况,结合目前行业内对于氨氮废水处理的有效方法,绝大多数的煤制甲醇生产企业都采用了预沉降+SBR+多介质过滤工艺。SBR生化净化工艺流程较为简单,处理效率高、占地面积小。此外,使用效果好,处理时间快,净化后的水质佳。并且能够根据不同工段的工艺条件,灵活的进行调整;最后,这种方式对于氮、磷物质的脱除效果好,且不易产生污泥膨胀,便于污水的循环利用。
三、煤制甲醇工艺流程中废渣污染物主要来源以及处理措施
与废水、废气相比,废渣等固体污染物对于人员以及设备的危害程度相对较低,只需要及时将污染物进行清理避免对土地资源的长期占用。在废渣存放时,应该用布遮盖污染物,避免由于天气原因造成的扬尘,影响厂区的空气质量。煤制甲醇生产中会使用到一些含贵金属催化剂废渣。应该将这些废渣收集起来返回至生产厂家回收利用。对无法加以回收利用,有具有危险性的废渣,需委托具有危险污染物处理资质的企业进行处置。
四、结论
综上所述,用煤炭为基本原料制备甲醇的工艺,生产流程十分复杂,并且各个环节中产生的污染物种类也很多,只有切实研究污染物的基本类型和来源,有针对性的采取合理有效的污染物防治措施,一方面能够将甲醇生产过程中产生的污染物排放控制在合理的范围内,保护了化工企业周围环境;另一方面通过对污染物的治理也能够提高热量和物料的回收利用率,提高了企业生产中的经济回报。
参考文献
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煤制甲醇工艺总结范文3
【关键词】制氢;煤基甲醇 PSA;甲醇深加工
随着甲醇产量的增大，甲醇产能已经出现过剩，越来越多的煤制甲醇厂开始考虑甲醇深加工项目，以便提高产品附加值。目前比较多的深加工项目有醋酸、醋酸乙烯、醋酸丁酯及MTO、MTP等，特别是MTO，在神化取得成功后，全国各地掀起了一股甲醇制烯烃的热潮，初步统计全国在建或拟建的MTO项目有十五六家之多，MTO之后用丙烯、乙烯继续深加工，走石油化工路线，可以制得环氧丙烷、丙烯酸、低密度聚乙烯等，在石油价格居高不下的今天具有较高的经济价值。同时以煤基甲醇深加工制烯烃也解决了西部运输困难的问题，有利于资源合理布置。在MTO及后续深加工工艺中，都属于石油化工范畴，需要大量的氢气，并且纯度较高（一般大于95%，甚至99%以上），氢气的制得是一个需要大家考虑的问题。本文主要针对煤制甲醇工艺深加工中氢气的制取工艺进行讨论。
1．煤制甲醇工艺及工业制氢工艺简介
1.1 煤制甲醇工艺简介
一般的煤制甲醇工艺流程为煤或水煤浆加压进入气化炉然后经碳洗塔洗涤进入变换炉部分变换调节氢碳比后进入净化脱硫脱碳，之后进入合成塔合成甲醇，一般分为四个单元，气化、变换、净化、合成。一般能够作为富氢气气源的有变换气、净化气及合成驰放气，其一般的气体成分如下：
变换气气体及成分：
H2：44%；CO2：34.4%；CO：19.36%；CH4：0.075%；
N2：0.44%；AR：0.1%；H2S：1.3%；COS：0.063%；
MEOH：0；H2O：0.181%。
净化气气体及成分：
H2：67.7%；CO2：1.88%；CO：29.44%；CH4：0.11%；
N2：0.69%；AR：0.15%；H2S：0；COS：0；
MEOH：0.01；H2O：0。
驰放气气体及成分：
H2：77%；CO2：1.62%；CO：5.96%；CH4：2.42%；
N2：9.76%；AR：0.34%；H2S：0；COS：0；
MEOH：0.52；H2O：0。
由上表可以看出，由于气体成分的不同，需要根据气源的不同，选择不同的制氢工艺。
1.2 工业制氢工艺简介
氢气提纯现已工业化的方法主要有三种：膜分离、低温法、变压吸附法。三种方法各有优缺点，膜分离占地面积小、操作简单、开工率高，并且功耗少，投资省，缺点是氢气纯度只能到98%（二级膜分离99%左右）；低温法是将气体冷冻成液体，再利用精馏的方法进行气体分离，具有气体纯度高，回收率高的优点，缺点是投资高，并且需要考虑与空分或低温甲醇洗统一设计；变压吸附利用吸附剂进行吸附再生获得高纯度的气体，具有产品纯度高、回收率高，操作费用低的特点，氢气纯度可达99.5%以上，缺点是阀门切换频繁，对阀门的性能、自动控制的水平及可靠性要求高。
2.MTO及后续产品对氢气的质量要求
MTO及石油化工加氢工艺中，对氢气的要求一般纯度要求大于99%，下面为一般的规格要求：
氢气成分：H2：99.5%；CO+CO2：??10ppm；总烃：??2000ppm；氧：??3ppm；总硫：??0.01ppm。
从三种氢气提纯工艺来看，要满足MTO及后续深加工工艺的要求，即氢气纯度大于99%，单纯的深冷或变压吸附可以达到，但是能耗相对较大。考虑深冷需要配套冷量，改造中较难实现，因此后续工艺一般采用变压吸附。但由于变压吸附是高压吸收，常压解析，解析气如果回收利用加压重新回到甲醇装置将需要很大的能耗，这样预处理就需要考虑全变换或者膜分离，将进PSA装置的非氢气成分降至最低，以便节省能耗。
3.煤基甲醇工艺中三种气源制氢工艺方案介绍
3.1以变换气为气源的制氢工艺
变换气的成分如下：
H2：44%；CO2：34.4%；CO：19.36%；CH4：0.075%；N2：0.44%；
AR：0.1%；H2S：1.3%；COS：0.063%；MEOH：0；H2O：0.181%。
变换气中含有H2S，需要预处理进行脱硫。由变换气制氢有两种工艺路线。方案一：由于气体中含有大量的CO，在进PSA装置前需要进行全变换，以便转化CO，提高进气氢气浓度，这样PSA中的解析气仅含有少量氢气和一氧化碳，解析气可以去燃料管网。整个工艺路线为：
变换气全变换脱硫脱碳PSA产品氢气解析气去燃料管网。
方案二：变换气经过脱硫后直接进入PSA装置，由于解析气含有大量的CO，需要增加压缩机回收进入合成系统。整个工艺路线为：
变换气脱硫脱碳PSA产品氢气 解析气压缩机返回旧装置变换炉前。
由于PSA为常压解析，变换气压力一般为30-50bar，解析气增压回收需要大量的能耗，对比可以发现方案二的投资小于方案一，但操作成本会有较大的升高。
3.2 以净化气为气源的制氢工艺
净化气的成分如下：H2：67.7%；CO：21.88%；CO：29.44%；CH4：0.11%；N2：0.69%； AR：0.15%；H2S：0；COS：0；MEOH：0.01%；H2O：0。
净化气中不含H2S，H2浓度也高于变换气，总体成分优于变换气。在以净化气制氢的工艺中也提供两种方案。方案一：净化气经水洗后进入变换炉进行全变换，然后进入 PSA装置，PSA中的解析气去燃料管网。整个工艺路线为：
净化气全变换PSA产品氢气解析气去燃料管网。
方案二：净化气经过水洗后直接进入PSA装置，由于净化气含有大量的CO，需要增加压缩机回收进入合成系统。整个工艺路线为：
净化气水洗PSA产品氢气 解析气压缩机返回旧装置变换炉前。
同样由于解析气需要回收方案二的操作成本会有较大的升高。
3.3 以合成驰放气为气源的制氢工艺
驰放气的成分如下：
H2：77%；CO2：1.62%；CO：5.96%；CH4：2.42%；N2：9.76%；
AR：0.34%；H2S：0；COS：0；MEOH：0.52%；H2O：0。
驰放气中不含硫，但含有较高的甲醇，需要进行预处理。在以驰放气气制氢的工艺中提供如下方案：驰放气经过水洗后直接进入PSA装置，PSA中的解析气去燃料管网。整个工艺路线为：
驰放气水洗PSA产品氢气 解析气去燃料管网。
4.三种气源制氢工艺的比较
从上述制氢工艺方案中可以看到，以合成驰放气直接进入变压吸附制氢，装置投资最低，并且操作成本较低。适用于驰放气压力小于5MPa的装置，较高的压力将导致变压吸附的可靠性变差。同时如果制氢能力过大，将会对甲醇系统的操作带来影响，这在PSA装置事故停车时尤为明显。由于净化气的成分由于变换气，以净化气制氢的工艺明显由于变换气，投资更低，进气浓度更高。其方案一中所述净化气经全变换后进入变压吸附装置的工艺路线具有投资少，操作简单可靠、能耗少、成本低的优点，且其开停对后系统的影响较小，是制氢工艺的首选。
煤制甲醇工艺总结范文4
一、煤化工是我国煤炭能源工业的重要支撑
煤炭是我国的主要化石能源，也是许多重要化工品的主要原料，随着社会经济持续、高速发展，近年来我国能源、化工品的需求也出现较高的增长速度，煤化工在我国能源、化工领域中已占有重要地位。
煤炭焦化、煤气化——合成氨——化肥已成为我国占主要地位的煤化工业，并于近年来得到持续、快速发展；基于国内石油消费的增长和供需矛盾的突出，煤制油、甲醇制取烯烃等技术引进、开发和产业化建设加快速度，重点项目已经启动；结合当前煤化工业和未来发展新型煤基能源转化系统技术的需求，多联产系统及相关专属性技术研究己被列为国家中长期科技发展重点。我国煤化工业对发挥丰富的煤炭资源优势，补充国内油、气资源不足和满足对化工产品的需求，推动煤化工洁净电力联产的发展，保障能源安全，促进经济的可持续发展，具有现实和长远的意义。新型煤化工在我国正面临新的发展机遇和长远的发展前景。
二、我国煤化工产业发展现状
－－煤炭焦化。受钢铁工业快速增长的拉动，从2002年开始我国焦化工业高速增长。2008年焦炭总产量突破200Mt，比2008年增加约40Mt，出口焦炭约15Mt，约占世界焦炭贸易总量的60％。 预计2008年全国焦炭生产能力可以达到300Mt，产量达到240Mt以上。
据估算，2004年我国炼焦消耗原料精煤约290Mt，涉及洗选加工原煤约450Mt，约占当年煤炭消费总量的25％，已成为涉及原料煤加工和转化数量最大的煤化工产业。
我国炼焦工业技术已进入世界先进行列，新建的大部分是技术先进、配套设施完善的大型焦炉，炭化室高6m的大容积焦炉已实现国产化，2004年机械化焦炉生产的焦炭约占焦炭总产量的70％；干熄焦、地面除尘站等环保技术已进入实用化阶段；化学产品回收加强；改造装备简陋、落后的小型焦炉，淘汰土焦及改良焦炉的进展加快。
中国煤炭科学研究总院北京煤化工研究分院院长杜铭华等专家提出，我国煤焦化产业应在持续发展中加大科技投入，提升竞争能力。2004年初，政府加强了对新建焦炉的审批管理，炼焦行业的发展得到进一步规范。随着国际、国内钢铁行业的快速增长，炼焦工业继续呈现高增长，预计2005年，市场仍会保持一定的增长空间，焦炭产量也将增加。
优质炼焦煤不足是国内提高焦炭质量的主要障碍，通过对低灰、低硫、弱粘结煤或不粘结煤的改质或科学、优化配煤技术，可以扩大和改善原料煤资源，实现在常规工艺条件下提高焦炭质量。
注重煤焦油化学品集中深加工和焦炉煤气的有效利用，是焦化工业综合发展、提升竞争能力的重要方向。对布局较为集中的大型炼焦企业，应在焦油深加工、剩余煤气的利用方面统筹规划，以实现规模化生产和高效、经济生产。
污染控制仍然是当前焦化工业发展的迫切问题，在严格取消土法炼焦，改造落后、污染严重的中小型焦炉的同时，推动大型和新建焦炉采用先进的污染治理技术，切实搞好环境保护。
－－煤制油技术及工业发展
煤直接液化、间接液化的产品以汽油、柴油、航煤以及石脑油、烯烃等为主，产品市场潜力巨大，工艺、工程技术集中度高，是我国新型煤化工技术和产业发展的重要方向。近年来，两种技术在研究开发和大规模工程示范方面均得到发展。
（一）直接液化技术开发及工业示范工程取得进展
煤直接液化于50年前已实现工业生产，新工艺研发在国外已有近30年，积累了从基础工艺研究到中间试验的大量经验，我国对此技术的研究也已有20多年。
国内已完成高分散直接液化加氢液化催化剂实验室开发，该催化剂具有添加量低，催化效果好，生产成本低，显著提高油收率等优点，达到国际先进水平。在开发形成“神华煤直接液化新工艺”的基础上，建成了工艺试验装置，于2004年10－12月进行了溶剂加氢、热油连续运转和23小时投料试运转，打通了液化工艺，取得开发成果。适合我国煤种、煤质的CDCL直接液化新工艺的基础研究和工艺开发已启动进行。
神华集团1Mt／a煤直接液化示范工程于2002年8月批准可行性研究，2004年8月25日举行了开工典礼，目前已进入建设实施阶段，厂址在内蒙鄂尔多斯市马家塔，预计2007年建成。
（二）煤间接液化技术开发和工业化发展速度加快
到2004年底，国内分别建成了设计合成产品能力为1kt／a、10kt／a的低温浆态床合成油（间接液化）中试装置，并进行了长周期试验运行，完成了配套铁系催化剂的开发，完成了100kt／a、1Mt／a级示范工厂的工艺软件包设计和工程研究。低温浆态床合成油可以获得约70％的柴油，十六烷值达到70以上，其它产品有LPG（约5％－10％）、含氧化合物等。
间接液化中试装置开发、运转是自主知识产权煤基合成油技术的标志性成果，对推动技术国产化和工业化发展有重要作用。煤间接液化大规模商业化生产在国外是成熟的，引进技术建设3Mt／a级工厂的可行性研究正在进行中。煤间接液化技术有较宽的煤种适应性，工艺条件相对缓和，可以通过改变生产工艺条件调整产品结构，或以发动机燃料为主，或以化工品为主，因此将会成为未来煤制油产业发展的主要途径。
（三）煤制油技术及工业发展趋势
煤制油可得到质量符合标准，含硫、氮很低的洁净发动机燃料，不改变发动机和输配、销售系统均可直接供给用户。
目前，国内煤制油技术和工业化尚处于发展初期，采用技术引进和自主开发两条途径推动发展速度。预计，2010年以前，利用国外技术和以国内技术为主的商业化示范工程都将有实质性进展，为2010年后进入工业化发展阶段打下基础。到2020年期间，我国将基本建成煤制油工业产业，并在国内发动机燃料供应和替代石油化工品方面起到重要作用。
－－煤气化生产甲醇及下游产品
2002年以来，我国甲醇产量及消费量持续快速增长，2004年精甲醇产量达到4．41Mt，比2001年增加100％以上，比2003年增加34．9％。
目前，甲醇生产能力正处于快速发展阶段，新建或拟建项目较多，规模大多在100－600kt／a，若全部建成，合计可形成新增生产能力超过7Mt／a，如果按照2004年的增长率，2006年的产量将达到7Mt以上。甲醇生产能力和产量的快速增加已经引起关注。煤炭是国内生产甲醇的主要原料，煤基甲醇产量约占总产量的70％以上。今后甲醇消费仍然以化工需求为主，需求量稳步上升；作为汽油代用燃料，主要方式以掺烧为主，局部地区示范和发展甲醇燃料汽车，消费量均有所增加。预计几年后国内甲醇生产、消费量将达到平衡，国内生产企业之间、国内甲醇与进口甲醇之间的竞争将日趋激烈，降低生产成本对市场竞争显得更为重要。专家提出，发展甲醇下游产品将是未来发展方向。甲醇是重要的基础化工原料，其下游产品有醋酸、甲酸等有机酸类，醚、酯等各种含氧化合物，乙烯、丙烯等烯烃类，二甲醚、合成汽油等燃料类。结合市场需求，发展国内市场紧缺、特别是可以替代石油化工产品的甲醇下游产品是未来大规模发展甲醇生产、提高市场竞争能力的重要方向。
近年来，我国是世界上聚烯烃生产和消费发展最快的国家，聚乙烯、聚丙烯生产量、消费量、进口量均以较快速度增长。2004年国内乙烯产能达到6．20Mt，产量达到6．27Mt（同比增加9．4％），当年当量消费量达到17．3Mt，乙烯及其下游产品进口折合乙烯约11Mt。预计到2010年，国内乙烯需求总量可能增长到21Mt以上，生产能力也会有较大增长。目前，我国石化行业的乙烯生产基本为石脑油法，国内聚乙烯工业处于供不应求、继续发展的态势，发展煤基甲醇－乙烯－聚乙烯工业生产路线有多方面的作用和意义。2003年以来，国内许多企业关注到甲醇制取烯烃（乙烯、丙稀为主）的技术的发展，并于新上甲醇项目中进行联产烯烃的设计。
我国甲醇脱水生产二甲醚的技术是成熟的。目前，二甲醚作为汽车燃料的研究和试验正在进行，替代LPG作为城镇民用燃料被认为是更容易实现的利用途径。由于目前尚缺乏二甲醚运输、储存、燃烧等配套方法及装备的系列标准，一些企业在二甲醚生产能力建设方面持由小逐渐扩大的谨慎态度。
－－煤气化生产合成氨
近年来，国内化肥市场产销两旺，2004年尿素产量达到19Mt，同比增长约16％，其它氮肥也有较大幅度增长；磷肥产量达到约10Mt，同比增长约16％。预计2005年国内化肥还会有较大幅度增长。受化肥需求和价位增长的拉动，国内合成氨产量稳步增长，2003年达到39．24Mt，2004年为42．22Mt，同比增长11．4％。预计2005年国内合成氨、氮肥等生产能力和产量都将有较大幅度增长。随着农村经济、农业生产发展和需求增长，国内化肥市场和价位持续走高，除氮肥以外，磷肥、钾肥近年来也有较大发展，直接推动了国内合成氨的较快发展。
目前新建或改造的合成氨生产能力以150Kt／a－300Kt／a的规模较多，原料分为煤炭、石油、天然气，受国内石油和天然气资源制约，以煤为原料生产合成氨是今后发展的方向，预计将占到60％以上。
与建设大中型合成氨建设配套，煤气化技术也取得较大进步和发展。新建煤气化技术有：水煤浆、干煤粉气流床气化，用于中小型化肥厂改造的流化床煤气化，加压固定床煤气化。中小型固定床间歇煤气化技术所占比例正在逐步减少。
国内先进煤气化技术研究开发近年来也有进展，四喷嘴水煤浆气流床气化技术正在进行工业示范，预计2005年完成Kt级工业运行试验；干煤粉气流床气化技术正在进行中试开发；加压流化床气化技术正在进入工业开发。国内煤气化技术的发展将为煤基合成氨产业提供国内知识产权的技术支持，推动合成氨产业技术的全面进步。
三、煤化工联产是今后产业进步的方向
煤化工联产是指不同煤化工工艺或煤化工与其它工艺的联合生产，前者如煤焦化－－煤气制甲醇，后者如煤基甲醇－－燃气联合循环发电。煤化工联产的方式很多，归结其意义有：
1、回收、利用废弃、排放的资源或能源，同时实现污染治理。如废渣制建筑材料，废气燃烧或转化生产电力、热力等。
2、通过集成、优化不同工艺，提高整体效率和效益，如化工合成与联合循环发电联产。
3、灵活生产和适应市场需求，如生产电力、热力与生产液体燃料联产。
4、新型煤基转化能源系统的开发，如生产洁净能源（电力、氢能）和实现以二氧化碳埋藏为标志的近零排放的多联产能源系统。
我国现阶段发展的煤化工联产是以煤基发动机燃料或化工品为主要目标产品，以生产过程的废、余物为原料或燃料，生产电力或热力作为工厂自用而不是当作产品销售，实现企业经济目标和社会综合效益的最优结合。
煤制甲醇工艺总结范文5
关键词：煤化工产业；发展现状；石油化工产业；深远影响
进入21世纪以来，在社会经济稳健发展的大背景下，我国煤化工产业的生产水平已取得一定的进步与发展。与此同时，为了顺应时展潮流，满足日益严峻的产业发展需求，煤化工产业的工作重心逐步向分析发展现状及提出深远影响转变。其中，煤化工指以煤为原料进行化学加工促使煤转化为化学品、固体燃料、液体、气体生成为能源产品的过程。煤化工的形式丰富，例如：电石乙炔化工、焦油、干馏、液化、汽化等，特别是煤的汽化，不仅能生产各种气体洁净燃料，还能保护环境，提高能源利用效率，具备显著价值作用。有统计资料表明，全球煤化工产业起源于18世纪后半期，于19世纪形成较为完整的煤化工体系。鉴于此，本文针对现代煤化工产业发展现状及石油化工产业影响的研究具有重要意义。、
1 现代煤化工产业的发展现状
1.1 煤制油
按制造工艺，煤制油技术可分为间接液化技术及直接液化技术。其中，直接液化技术主要将煤直接制作为油煤浆于10至30帕斯卡及450摄氏度下加氢气催化形成液化油，便于加工为化工产品、柴油、汽油。有统计资料表明，直接液化技术起源于上个世纪30年代的德国，经多年发展现已初步形成较为成熟的技术体系，例如：日本DEDOL工艺、美国两段催化液化工艺、德国IGOR工艺等，不仅提高油收率，还降低成本投入。
间接液化技术主要将煤气化净化后制作为合成气再经费托合成工艺生成为石化产品及合成油。间接液化技术的煤种适应性强，生成条件相对宽松，可借助生成条件改变产品结构，是煤制油技术的发展趋势。有资料表明，以甲醇制油技术、SMDS技术、南非sasol费托合成技术为国际间接液化技术典型代表，特别是asol费托合成技术，历经几十年发展现已成为世界最大以煤基合成油为主要产品的大型煤化工产业区域。
我国于上个世纪50年代着手研究直接液化技术，经多年技术攻关，现已建成108万吨年煤直接液化设备，是世界首套煤直接液化设备，再经技术改良，设备运行较为稳定，获取巨大经济效益。同时，我国间接液化技术以中科合成油企业自主研发技术为主，现已建成21万吨年煤间接液化设备。从总体来看，现阶段我国直接液化技术发展较为成熟，间接液化技术具备大规模生产条件，发展前景良好。
1.2 煤制烯烃
煤制烯烃技术主要将煤气化生成甲醇再脱水制作为丙烯或乙烯生成为聚丙烯及聚乙烯。从现阶段煤制烯烃技术水平来看，烯烃聚合及煤制甲醇的技术较为成熟，甲醇制烯烃技术较为落后，并且受甲醇制烯烃技术复杂性的限制，涉及甲醇制丙烯技术（英文简称MTP技术）及甲醇制乙烯或丙烯技术（英文简称MTO技术）。
有资料表明，以清华循环流化床甲醇制丙烯技术、中科院DMTO技术、哈佛MTO技术为国际煤制烯烃技术典型代表，特别是中科院DMTO技术，现已成为我国煤制烯烃的主要技术。同时，煤制烯烃技术以我国甲醇及煤炭资源使用现状为基础结合市场聚丙烯产品需求所做出的抉择，即针对内地煤矿富含区域选择煤制烯烃技术，针对沿海煤矿缺乏且甲醇价格合理地区，选择甲醇制烯烃技术。
截止至2016年，我国现已建成煤制烯烃设备共8套，例如：神华包头60万吨年聚乙烯或聚丙烯设备等。以神华包头60万吨年煤制烯烃设备为例，是世界首次实现煤制烯烃技术的工业化，其甲醇制烯烃技术以中科院自行研发DMTO技术为依托，于2011年正式实现商业化运营，经济效益良好，并且作为世界首套煤制烯烃示范工程，其工程建设及技术开发基本实现工业化生产，设备国产化率超过85%，进一步推动我国煤制烯烃设备国产化的发展进程。
1.3 煤制天然气
煤制天然气，又称煤气化转化技术，主要以煤为原料制成合成气经转化及净化后利用催化剂产生甲烷化反应生成生产热值符合国家规定的替代性天然气，并且传统煤制天然气技术是以煤气化及甲烷化为主的两步工艺法。有统计资料表明，上个世纪80年代美国已建成全球首家煤制天然气工厂，也是国际煤制天然气的代表技术。
同时，在经济稳健发展的大背景下，已出现直接合成天然气技术（又称一步法技术），例如：美国“蓝气技术”，即将甲烷化及煤气化合二为一有煤制成富甲烷气体，不仅能优化制作环节，弥补传统方法的不足，还能减少耗水量，压缩成本投入，对于缺水地区的效果明显，但是对于催化剂回收环节尚存在较多问题亟待解决。相较于常规煤制天然气技术，一步法技术的特点鲜明，实现于1个加压流化反应器中催化3种反应，即甲烷化、变换及汽化。
2 现代煤化工产业对石油化工产业的影响
现代煤化工产业具备市场需求旺、产品齐全、价格低廉、资源丰富等优势，逐步成为石油化工产业的强力支持。在我国现代煤化工技术蓬勃发展的大背景下，聚酯、芳烃、煤制乙二醇、煤制天然气、煤制烯烃、煤制油等大量生产设备投产运行，现代煤化工产业步入大规模产能扩展阶段，对石油化工产业的影响日益扩大。
有统计资料表明，2015年我国聚乙烯产能超过1500万吨每年，聚丙烯产能超过1700万吨每年，总共超过3200万吨每年，特别是煤制烯烃（包括甲醇制烯烃）产能超过500万吨每年，占我国聚丙烯及聚乙烯总产能约15%。由此可见，作为我国烯烃产能的主要增长对象，煤制烯烃对石油烯烃生产存在巨大压力已形成竞争局面，但是受煤制烯烃产品特殊性的限制，存在严重产品同质化问题，缺少高端专用料产品。
煤制甲醇工艺总结范文6
关键词：中温精脱硫 焦炉气非催化转化制甲醇 应用
前言
焦炉气制甲醇具有成本优势，目前，伴随着对焦炉气制甲醇的认识度越来越高，利用焦炉气生产甲醇的企业也越来越多。但是焦炉气中硫化物成本比较复杂，容易造成设备腐蚀，对环境也造成污染，而且焦炉气制甲醇装置中，容易造成下游甲醇合成催化剂中毒失活。
焦炉气中甲烷的转化有催化转化和非催化转化两种方法，目前，国内多采用催化转化方法，焦炉气中家硫化物的脱除使用的是高温加氢脱硫工艺，将有机硫转化为容易脱除的H2S再进行脱除，然后送入转化炉。而采用非催化转化方法的装置中，转化后的合成气自湿法脱硫和脱碳后，经压缩气体温度达到90～150℃，如果采用高温精脱硫路线，需要将气体温度提到350～400℃。能耗较高，如果采用常温精脱硫路线，又需要将气体温度冷却至常温来操作，然后提温进入甲醇合成塔。不管是高温路线还是常温路线，都会造成精脱硫工艺流程复杂，带来能源的附加消耗，因此开发适合于该工况的中温精脱硫新工艺具有十分重要的意义。
一、中温精脱硫新工艺及精脱硫剂的介绍
（一）中温精脱硫新工艺的简介
中温精脱硫新工艺由DJ-1多功能净化剂串EZ-3精脱硫剂组成，DJ-1多功能净化剂的作用是将焦炉气中的COS转化为H2S，EZ-3精脱硫剂作用是将H2S脱除。该工艺具有以下特点。
1.净化度高。
2.DJ-1多功能净化剂可以抗微量氨干扰。微量氨短时冲击后，可以恢复活性，脱硫效率不受影响。
3.该工艺使用温度范围宽，90～220℃工况下都能达到净化指标要求。
3.使用空速大。
精脱硫剂简介
1.精脱硫剂物理指标。见表一
表一 脱硫剂物理指标
2.反应原理
（1）DJ-1多功能净化剂
二、中温精脱硫新工艺在焦炉气非催化转化制甲醇装置中的应用
（一）工艺参数
1.焦炉气制合成气气体组分
2.中温精脱硫段工艺指标
（二）工艺流程
工艺流程，如图一
三、中温精脱硫新工艺在焦炉气非催化转化制甲醇装置中的应用
中温精脱硫新工艺脱硫精度高，反应速度快，工作硫容大，强度和耐水轻度好，使用化工原料的精脱除，在具体的焦炉气非催化转化制甲醇装置中应用稳定，在实践中取得了很好的成效，相比其它的精脱硫工艺有比较明显的优势，目前已经被广泛的推广和应用。中温精脱硫新工艺在焦炉气非催化转化制甲醇装置中的应用，自系统研制运行以来，取得了很好的成绩，精脱硫系统开车以来，运行平稳，脱硫效果好，能够有效的满足企业需求，据精脱硫系统运行的相关数据表明，中温精脱硫新工艺净化度高，出口总硫≤0.1×10^6，保证了甲醇装置长周期的稳产高产。如表二
三、结语
该工艺是在传统高温及常温精脱硫工艺路线的基础上，实现中温精脱硫新工艺。中温精脱硫新工艺净化程度高，出口总硫≤0.1×10^6，经多年实践运行经验表明其无流醇、硫醚等生成的副反应，完全满足市场对精脱硫的基本要求，同时它又改变了以往硫含量过高的问题，保护了甲醇合成催化剂，为企业稳定、增长起到了重要的作用，为其它合成气精脱硫中的应用提供了借鉴依据。
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