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煤制甲醇工艺总结范文1
关键词：醋酸工艺 技术分析 甲醇
甲醇是基础有机化工生产的原料和产品，而且在变压吸附制氢、情节燃料和生物技术等领域有着非常广阔的应用前景。醋酸是一种非常重要的化工产品和化学中间体，可以用于生产多种下游的有机产品，与此同时也可以用作非常好的溶剂。发展大型煤制甲醇并且进行深度的加工，是煤化工业发展的必经道路之一。本文将以国内某个公司的实际生产流程为例子，对于所涉及的气化、净化、甲醇合成、醋酸合成、空分和CO分离技术进行细致的讨论和分析。
一、生产流程概述
煤和空分的氧气在气化炉中制造得出了一氧化碳、氢气和含量很高的粗煤气。出气炉中的粗煤气的成为有三种：第一种是经过水蒸气的变换，将部分的一氧化碳转化成氢气，合成甲醇合成时需要的氢碳比。第二种是和另一种粗煤气混合，经过加热和回收以后进入到净化的程序中，将多出来的二氧化碳和硫化物脱除以后，就可以得到今春合成原料气，合成后的粗甲醇精制过后就是甲醇产品。第三种是粗煤气经过加热回收和净化之后，将分离出来的一氧化碳作为合成醋酸的原料气，然后一氧化碳和精甲醇在催化剂的作用下合成了醋酸的原型，精制以后就可以得到醋酸产品。
二、关键技术的分析
1.气化工艺的分析
目前一些大型的煤气化技术中，最具代表性的有Shell粉煤加压气化、Texaco水煤浆气化、Lurgi移动床加压气化和国内多喷嘴对置式水煤浆气化技术四种。Texaco气化技术和多喷嘴对置式新型气化技术单台炉的处理煤量很大，合成气中的有效气体（一氧化碳和氢气）含量非常高，惰性组的成分很少，非常适合生产甲醇的原料气，而且煤种的只用范围非常宽泛，环境污染很小，投资的资金也很低廉。假如说我们按照年产20万吨的醋酸汁和20万吨的甲醇，那么合成气中的氢气和一氧化碳的比例为1.50。而Texaco及多喷嘴技术约为0.80，Shell的比例为0.50，因此采用Texaco和多喷嘴新型气化技术可以很好的减少变化的负荷，而且可以避免氮气含量过高对后系统的影响。
多喷嘴对置式水煤浆气化技术是世界上最先进的气流床气化技术之一，多年来，经过科研、设计和生产等多个环节的技术攻关，技术日臻成熟，在国内已大量应用于工业化生产，同时该技术已走出国门，为美国一家石化公司提供气化技术。该技术将城市煤气、洁净发电和供热、液体燃料等清洁能源产品的生产与碳化学深加工相结合，尤其适用于生产开发甲醇、甲醛、甲胺等碳一系列产品，以及醋酸、二甲醚、DMF、DMC、合成油等一系列产品，从而形成以水煤浆气化为树干的产品树。
2.净化工艺的分析
采用水煤浆气化生产的粗煤气当中，除了含有一氧化碳、二氧化碳和氢气之外，还有少量的氮气、二氧化氢以及微量的氨、氯等成分。氯、重金属和硫化物等都是必须去除的有毒气体。从国内外煤气化装置采用的脱除酸性气体的工艺技术来看，低温甲醇洗工艺和NHD工艺是较为常见的工艺技术。两种工艺技术都属于物理吸收法。低温甲醇洗工艺在国外主要有鲁奇和林德两种工艺流程，而且两者在基本的原理上没有太大的差别，而且技术方面都已经成熟，但是专利技术和设备的设计方面还是各具特色的。国内大连理工大学经过将近25年的研究，研究出了具有自主知识产权的低温甲醇洗工艺。这项技术采用的是六塔流程，和林德的工艺非常相近。但是设备的投资量和冷负荷都比林德工艺低13%左右。所以，采用国内的低温甲醇工艺技术将合成气净化，更加经济
3.甲醇合成工艺的分析
甲醇合成工艺的核心技术是甲醇合成反应器，国外合成的反应器多种多样，已经形成了适应各种要求的系列产品。国内自主研发方面，主要负责的公司是杭州林达化工技术工程公司的低压均温合成甲醇反应器，和华东理工大学的低压甲醇反应器两种。目前国内外在建的和生产的甲醇装置大部分采用的是低压法技术。低压法和中高压法相比较，具有耗能低、成本低和产品质量优秀等特点。上海的焦化有限公司在20万吨的甲醇设备中，运用的工艺技术就是华东理工大学设计的合成塔，而且已经建成投产使用数十年之久，设备的运行状况一切正常。所以，选用低压法的绝热-管壳外冷复合型列管式合成塔（华东理工大学设计方案）进行甲醇的合成，是非常适合、经济的工艺技术。
4.醋酸工艺的分析
甲醇低压羰基合成醋酸技术是当前最先进的醋酸生产工艺，主要工艺路线包括：美国孟山都公司的甲醇低压羰基合成醋酸工艺技术、英国BP公司的Cativa甲醇羰基合成醋酸工艺技术、美国塞拉尼斯公司的AO工艺、我国西南化工研究设计院开发的蒸发流程等。自主知识产权的醋酸生产工艺技术已经在国内兖矿、天碱等企业成功使用，目前国内企业正着力于新工艺的技术改造，单套装置产能不断提升，消耗与成本有效降低，生产技术日趋完善提升。
5.CO分离工艺的分析
粗煤气的净化中有部分需要分离出一氧化碳成为合成醋酸的原料气，而目前的分离方法有深冷分离法和变压吸附法两种。第一种：深冷分离法。这项工艺可靠、成熟，而且工艺极其简单，占地面积小，可以同时制造两种以上的高纯度气体，非常适合高压环境下对一氧化碳的分离。但是唯一的缺点就是必须去除原料气中二氧化碳和水，而且要求的密度标准非常苛刻。第二种：变压吸附法。可以在环境温度下面进行，但是缺点非常明显。第一，分离过程非常复杂，需要两套PSA的设备，才可以把一氧化碳的纯度提高到95%，而且回收率是65%，因为装置PSA设备规模受到一定的限制。第二，对原料气的要求也很高。当原料气中体积分数达到1.2%的时候，一氧化碳的纯度最多达到95%。如果原料气中的一氧化碳浓度很低的话，那么相对应的回收率也会降低。两种方法相比较，如果粗煤气采用的是低温甲醇洗法净化的话，而且采用深冷法进行一氧化碳的分离，效果会更加显著
总结：煤制甲醇联产醋酸是煤用作清洁剂的重要途径之一，在煤炭及其丰富的地区建立这个项目，不单单可以合理的利用现有的资源，还可以带动地方经济的高速发展。本文通过对气化、净化、甲醇合成、醋酸合成、空分和CO分离等一些关键技术分析，以及国内外相互对比的结果可以看出来，国外的技术远早于国内的技术，而且已经相当成熟。但是国内的发展也非常迅速，许多关键性的技术已经成熟，而且得到了工业化应用的认可。所以，在选择相关工艺技术的时候，建议企业结合地区资源的实际情况和特点，除了引进国外的先进设备以外，尽可能的使用国内已经成熟的工艺技术。
参考文献
[1]张新庄，杨天华.煤制甲醇联产醋酸关键工艺技术选择分析[J].煤化工，2011，39（1）：42-44.
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煤制甲醇工艺总结范文2
关键词：煤化工；CO2；减排
中图分类号：
TB
文献标识码：A
文章编号：16723198（2013）17019401
，现在环境中的温室气体溶度显著增加，全球变暖的趋势变得明显，各个国家正在采取防治措施，因为温室气体中最多的是CO2，所以要控制温室效应就要先减少CO2的排放，要注重开发减排技术。目前我国的煤化工发展迅速，很多公司中的工艺流程是煤制甲醇和煤制油，但是这种工艺流程在运作的过程中会产生大量的CO2废气。煤化工的发展是符合我国煤炭多石油少的结构特点，煤化工的发展可以减轻我国对石油的依赖，使用非常先进的煤炭处理技术和污染治理技术，能够降低废气对环境造成污染。但是在煤化工的发展过程当中，也出现了二氧化碳废气的排放问题。我国是一个能源消耗大国，因此就需要进行节能减排，煤化工在进行生产的同时也需要考虑如何减少CO2的排放。
1煤化工过程中CO2排放研究
1.1直接液化产生的CO2
煤直接液化就是把煤和氢气放置在一起，加压和高温的条件下面发生反应，煤炭就会直接转化为成品油。在煤炭当中含有氧，反应环境中含有很高纯度的氢气，反应生成了水，通过通道排除反应体系。直接液化过程当中产生的二氧化碳比较少，比如说上海神华公司PSU装置上产生的二氧化碳不足百分之二，而该公司在美国的PSU装置上产生的二氧化碳只有0.34%，这就意味着每生产一吨油就会产生两吨的二氧化碳。
1.2间接液化产生的CO2
煤间接液化也就是需要分步进行，先是把煤气化，然后再合成，最后进行精炼。在这三个过程当中，主要是气化和合成这两个步骤会产生二氧化碳，因为在进行气化的时候需要加入氧气和水蒸气。煤炭和氧气反应会生成CO2，CO和水蒸气反应生成氢气和CO2。在这两个过程当中产生了大量的副产物CO2。通过计算可以知道大约每生产1吨的油就会附带3吨的二氧化碳。
1.3生产甲醇过程产生的CO2
煤制造甲醇是一个复杂的过程，其中包括了煤的气化、净化合成气，还有合成甲醇等过程，当共同存在氧气和水蒸气的时候，煤会发生下面的反应：
在甲醇的生产过程当中需要严格控制原料的配比，而煤气化过程当中获得的气体配比不符合需求配比，这就需要一部分的CO通过反应转化为氢气和二氧化碳，这样就可以满足甲醇生产的要求，但是出现了副产物CO2，大部分的副产物都是在对合成气进行净化的时候除去。
1.4生产烯烃产生的CO2
煤制造烯烃其实就是在制造甲醇的过程当中加入一个过程——甲醇制备烯烃。煤制备烯烃过程中主要是煤气化和制备甲醇的过程会产生副产物CO2。因为生产烯烃的时候会产生甲醇，这样就可以按照产生的甲醇来衡量排放的CO2，可以知道每产生1吨的甲醇就会产生2吨的CO2。
至2020年，我国煤制造业的产量能将是每年三千万吨，通过煤生产的烯烃能够达到800万吨，每年通过煤生产的甲醇的产量为六千万吨。通过对各条生产线进行统计分析，如果按照上面的产量计算，将会产生两亿吨的CO2。
2生产工艺改进减排
2.1煤气化技术的选择
煤气化的过程中可以使用CO2来替代N2来进行传输，作为载体的二氧化碳就来自排放的废气，所以用二氧化碳作为载体能够在一定程度上减少CO2的排放。煤和富含氢气的气体共同气化可以提高合成气中的氢碳比例，合成气中的氢碳比例提高能够降低工艺的能量消耗，从而降低CO2的排放。现在很多，煤化工厂把富含氢气的气体直接燃烧，这样就大大浪费了氢气资源，合气技术能够加大对富氢气的利用效率，这样就可以降低工艺流程中产生的CO2。
2.2工艺流程优化改进
对煤化工的工艺流程进行优化改进，充分利用多余的氢能源，这也可以减少CO2的排放。比如说在制备甲醇的过程当中，N2会积累在反应器中，这就会降低反应器的效率。在合成的过程当中还会形成一股驰放气，这样才能够保证合成系统处于动态平衡中。驰放气中含有很多的氢气，一般是进行燃烧处理，这样既浪费了大量的氢资源，可以用膜分离来回收氢气，重复利用，这样就能够降低能耗，从而减少温室气体CO2的排放。
3二氧化碳的减排方法
目前减少CO2排放的方法主要有三种，分别是存储、循环利用术和化学转化。这三种方法中的存储和循环利用并不能够减少排放CO2的总量，只有通过化学方法转化CO2才能够减少排放量，这样才能够生产出附加值高的油代产品。
3.1存储技术
存储技术主要是收集CO2废气，然后进行分离和压缩，然后把它们输送到地下，存储在地壳中，这样就能够和大气隔绝，在一段时间里面减少排放的二氧化碳量。从理论上来说，CO2是可以在一段时间里面被存储在地下，不会和大气混合到一起。向油田里面注入CO2，这样可以提高煤层气的回采率。现在世界上正在研究这种技术的项目有八十多个，目前世界上最大存储CO2的量每年能达到100万吨。这种方法可能带来负面的影响，二氧化碳会形成一个酸性的环境，酸性环境会溶解重金属和污染物，这样水质就受到了严重的污染。
3.2循环利用
CO2的循环利用就是运用它的特性来进行它的循环使用，比如说制作干冰、灭火器等，这些制造技术也较为成熟，而且已经广泛运用。现在比较流行的一种技术是CO2超临界萃取技术，这种技术简单方便。二氧化碳用作超临界萃取剂的时候比较容易获得，而且十分稳定，安全无毒。使用超临界的CO2来代替氟利昂，用二氧化碳制冷的效果要差一点，但是它的制热效果比较好。现在车用二氧化碳空调的技术已经成熟，还有就是使用CO2来代替N2来进行煤粉的运输，一些CO2还可以作为气化剂，这样合成气就更加容易制备甲醇、烯烃等产品。还可以二氧化碳还可以制作煤浆，这是一种全新的能源。煤粉在CO2中的质量分数能够达到百分之七十五，水煤浆中的煤粉含量只有百分之五十。这样运送的煤变多，使用的管道就可以更加细，传输的动力就能够更加少，而且还可以降低对水的需求。
3.3化学转化
化学转化意味着吧二氧化碳转化为其它的物质再进行利用，这样就能够提高氢原子的经济性。比如说通过植物的光合转化CO2，还有把CO2作为原料来制备碳酸盐和水杨酸等。光合作用的效果十分明显，一年植物可以把三百万吨的二氧化碳转化为两百万吨的有机物。这样就保护了大气的环境。使用二氧化碳肥料来种植蔬菜，不仅可以消耗排放的CO2，而且还能够使得植物旺盛生长。现在较为热门的是用二氧化碳制备可以降解的塑料，但是这种方法的效率比较低，这使得不太容易进行大规模生产。使用CO2来制备可以降解的塑料，这样可以保护环境。除了制备可降解塑料，还有一些研究把二氧化碳转变为甲醇、烃类等产品，这样产品的附加值就会变高。
4总结
我国的经济发展迅速，短时间里面排放的CO2变多。通过技术转化CO2，能够从根本上消耗排放的CO2，但是一些技术还存在一定的限制，所以现在还不能够大规模依靠转化技术来消耗排放的CO2。存储技术则能够在很短的时间里面存储大量排放的CO2，而且技术也较为成熟。在煤化工生产的过程中，加大对二氧化碳排放的关注，多植树造林吸收CO2。
参考文献
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[2]劳旺梅.煤化工过程中CO2减排技术探讨[J].煤炭技术，2013，32（4）：227229.
煤制甲醇工艺总结范文3
[关键词]煤化工，CO2排放，减排措施
CO2是目前最主要的温室气体，温室气体的大量排放会导致全球气候变暖，从而给人类的生产活动带来不可预知的灾难。于1997年通过的《京都议定书》规定各发达国家必须在2008年到2012年间将CO2排放量消减到1990年以前的水平，为此，许多工业化发达国家加大了对CO2捕集和处理技术的研究力度。目前我国的CO2排放量已高居世界第二位，虽然现阶段对发展中国家尚未提出减排要求，但我国近年来CO2排放量的快速增长将使我国不得不面对越来越大的国际压力。
2006年，我国原油进口量超过1.4亿t，原油对外依存度达44%左右。我国拥有较为丰富的煤炭资源，煤炭保有储量超过1万亿t，发展煤化工产业将成为今后一段时期内我国化工行业的重点和热点。我国国民经济和社会发展“十一五”规划纲要中明确指出，要“发展煤化工，开发煤基液体燃料，有序推进煤炭液化示范工程建设，促进煤炭深度加工转化”。近期国家发改委组织编制了《煤化工产业中长期发展规划(征求意见稿)》，明确我国将建成七大煤化工产业区，从2006年至2020年，我国煤化工总计投资将超过1万亿元。
发展煤化工符合我国多煤少油的能源结构特点，可有效缓解国内对进口原油的依赖程度，同时采用先进的洁净煤技术及污染物处理技术，通过集中处理的方式，可有效减少污染物的排放，相比传统的煤直接燃烧方式，可大大降低对环境的污染。
然而，发展煤化工产业也面临CO2排放的问题，从煤炭和石油的元素组成来看，煤的氢／碳原子比在0.2-1.0之间，而石油的氢／碳原子比达1.6～2.0，以煤替代石油生产传统的石油化工产品的过程一般都伴随着氢／碳原子比的调整.从而排放大量的CO2。以下对煤直接液化、间接液化、煤制烯烃等新型煤化工技术过程中的CO2排放问题进行分析。
1、煤直接液化过程中的CO2排放
直接液化是把固体状态的煤在高压和一定温度下直接与氢气反应，使煤炭直接转化成液体油品的工艺技术。见图1。从反应过程来看，反应系统中的氧主要来自煤中氧，反应环境氢气纯度较高(氢气纯度>80%)，反应后氧主要以水中氧的形式排出体系，CO2产率较低。神华上湾煤在日本NEDOL工艺1t／dPSU装置上的CO2产率(daf煤为原料)约为2%，在美国HTI工艺PDU装置上的CO2产率(daf煤为原料)为0.34%。
据估计，煤炭直接液化项目的CO2排放量，每吨液化粗油约为2.1t(此数据不包括燃料排放部分)。
2、煤间接液化过程中的CO2排放
煤间接液化工艺主要由三大步骤组成：第一是煤的气化；第二是合成；第三是精炼(见图2)。煤间接液化过程中的CO2主要来自气化和合成两步。在煤的气化过程中，需要加入氧气和水蒸气作为气化剂，因此存在以下的CO2生成反应：
C+O2=CO2
CO+H2O=CO2+H2
在合成步骤中，CO2是主要副产物之一，主要来自：
水煤气变换反应
CO+H2O=CO2+H2
采用铁基催化剂的F-T合成反应：
2CO+H2=—CH2—+CO2
甲烷化反应
2CO+2H2=CH4+CO2
歧化反应
2CO=C+CO2
煤间接液化过程生产每吨液化产品的CO2排放量约为3.3t(此数据不包括燃料排放部分)。
3、煤制烯烃过程中的CO2排放
煤制烯烃过程包括煤气化、合成气净化、甲醇合成及甲醇制烯烃四项核心技术(见图3)。煤制烯烃过程中的CO2主要来自煤气化过程，煤气化过程CO2的产生与前述间接液化类似，煤在氧气和水蒸气存在的条件下，发生以下的CO2生成反应：
另外，甲醇合成过程要求原料气中的H2和CO的摩尔比接近2：1，而煤气化过程获得的气体中H2／CO摩尔比小于2，需要将一部分CO通过水煤气变换反应生成H2和CO2以满足甲醇合成的要求，这样又会有部分CO2生成。除少量的CO2(占原料气体总量的3%左右)参与甲醇合成反应外，大部分CO2在合成气净化过程中被脱除而进行排放。煤制烯烃过程的CO2排放量按每吨中间产品甲醇计：约2t，按每吨最终产品烯烃计算：约6t(此数据不包括燃料排放部分)。
4、发展煤化工面临较大的CO2排放压力
根据国家发改委《煤化工产业中长期发展规划》(征求意见稿)的初步规划，到2020年煤制油的发展规模将达到3000万t／a，煤制烯烃规模将达到800万t／a，煤制甲醇将超过6000万t／a(含煤制烯烃所需甲醇用量)。按照各种煤化工工艺路线的平均CO2排放量进行估算，届时生产上述煤化工产品所排放的CO2将超过2亿t，因此发展煤化工产业面临较大的CO2排放压力。
5、CO2治理技术
目前的CO2治理技术可归纳为以下三个方面：(1)CO2储存技术；(2)CO2转化技术；(3)CO2循环利用技术。在以上三个方面的治理技术中，(1)和(3)并不能减少CO2的总量，但能阻止和延缓CO2对大气环境的影响，而(2)则可以通过把CO2转化为其他物质来减少CO2的总量。下面分别对以上三个方面的CO2治理技术作简要介绍。
5.1、CO2储存技术
CO2储存技术是通过对CCO2进行收集、分离和压缩，然后通过管道，在动力的作用下，送人地下或海底，储存在地质构造中，使之在相当长的时间内与大气隔绝，从而起到控制大气中CO2浓度的目的。
目前，在研究或已采用的用于储存CO2的主要地质体包括：(1)开采的和不经济的或耗竭的油气储；(2)深部不可开采煤层；(3)陆上或海上深部咸水储集层；(4)海洋。
转贴于
气田、油田和深部煤层作为常规的地质圈闭，从理论上说能够在足够长的时间内保持隔离状态，不被释放到大气中去。并且通过向耗竭的油气田和不可开采的煤层注入CO2，可以提高耗竭油气田和煤层气的回采率。目前世界上有此类研究项目约70多个。实践经验表明，注入CO2大约可以增加油田产量10%-15%，我国辽河油田注入性质类似的烟道气，也取得了良好的效果。
利用陆上或海上深部卤水层储集CO2时，由于卤水层中富含各种金属离子，从而存在CO2与金属离子反应生成碳酸盐沉淀，实现地下固定CO2的可能性。目前世界上最大的CO2捕集与储存项目，就是在挪威开展的每年将100万tCO2注入到在挪威北海海域中部深约900m处的砂岩卤水层中。
海洋储存是指将CO2注入海洋，在较深水位下，形成固态的CO2水合物的储存方式。目前这种方式尚处于探索阶段。
但是CO2的地下储存可能存在以下负面影响，需要进行深入研究，以避免负面影响的出现：(1)CO2逃逸进人大气环境，导致大气环境迅速恶化；(2)CO2形成的酸性环境使许多重金属元素及其他污染物溶解在水体中并随着CO2的泄漏污染地下水质；(3)诱发地震活动；(4)引起地面沉降或升高。
5.2、CO2转化及固定化技术
CO2转化或固定化技术是指利用CO2的化学性质，将其转化为其他物质进行资源再利用或固定到其他物体中的技术，其中最有代表性的是通过植物的光合作用吸收CO2。
光合作用是地球上维持生命的重大过程，地球上每分钟大约有300万tCO2和110万t水被光合作用转化为210万t氧和200万t的有机物。因此，增加地球植被是保护大气环境的重要手段。
此外，在大棚养殖中利用CO2作为肥料，既能促进蔬菜的生长，又消耗掉了人类排放出的CO2。研究表明，使植物吸收CO2的量超过平常值的2～3倍，不仅对人体没有危害，植物却可因此增产20%—43%。在荷兰南部，一些农民开始利用炼油厂排放的工业CO2种植蔬菜和鲜花，取得很好的效果，该炼油厂目前每年向500家用户提供约17万t工业CO2。
用CO2制可降解塑料是CO2综合利用技术的另一开发热点。CO2降解塑料可用于一次性包装材料、餐具、保鲜材料、一次性医用材料、地膜等方面。利用这一技术生产的降解塑料属完全生物降解塑料类，可在自然环境中完全降解，避免了传统塑料产品对环境的二次污染。但目前，受合成效率低的瓶颈制约，在国外只有美国、日本和韩国等少数国家形成了年产万吨级的生产规模，在我国，开展这项工作的研究单位主要有：中科院长春应用化学研究所、中科院广州化学所、吉化研究院、浙江大学等，中科院长春应用化学研究所和中科院广州化学所还建有千吨级的生产装置。利用CO2合成可降解塑料具有重要的环保意义，但工业化大规模生产可降解塑料的实现还有待于开发出高效的合成催化剂。
除了CO2制可降解塑料技术外，近几年来，关于CO2催化转换生成甲醇、二甲醚、烃类、合成气等基础化工原料，以及转换为以碳酸二甲酯为代表的酯类、羧酸、厅—甲酰苯胺等多种高附加值产品的新催化合成技术的研究开发也十分活跃。
5.3、CO2循环利用技术
CO2循环利用技术是指利用CO2的物理特性来实现CO2的资源化利用的技术，如用CO2制作干冰、灭火剂、制冷剂、食品添加剂及超临界萃取剂等。
目前，CO2主要用在食品行业。在美国，CO2消费量的46.8%用于食品的保鲜冷却、冷藏和惰化，19.5%用于饮料碳酸化；在西欧，68%的CO2用于饮料碳酸化和食品加工。在我国，预计在5年内对食品级CO2的需求将达到1000万t以上。此外，CO2在气体保护焊接、炼钢、冷冻、油气井操作等行业有广泛应用。
CO2超临界萃取技术是国内外正在发展的一种新型的CO2利用技术。超临界流体萃取技术萃取效率高、萃取剂易分离回收、操作方便、工艺流程短、耗时少，而CO2作为超临界萃取剂，具有临界条件容易达到，化学性质稳定，无色无味无毒，安全性好，价格便宜，容易获得等优点。目前CO2超临界萃取技术的研究主要集中在从天然药物或天然香料中提取高附加值的热敏性有效成分方面。
CO2利用技术的另一研究热点是采用跨临界CO2取代氟利昂作为空调介质。CO2的临界压力是7.3MPa，临界温度为31℃，其临界温度正好在日常空调运行可以接受的范围内，跨临界循环时，CO2在压缩机出口侧达到超临界条件，经过节流管降压后，超临界CO2回到亚临界状态，吸热蒸发.带走环境热量。在跨临界循环中，由于超临界流体的特殊性质，其冷凝过程中没有气液相变，而只有“冷却”过程，因此其制冷效率比传统的氟利昂工质要差一些，但其制热效率则相对较高，并且由于超临界流体比热大的特点，故对于给定的热负荷，CO2空调系统所需的工质用量有可能比其他工质少得多，管道面积相应减少。跨临界CO2空调系统的压缩机和耐高压系统的研制是降低成本和提高热效率的关键。目前车用CO2空调技术已相对比较成熟。
6、CO2综合治理技术比较
表1从CO2处理能力、技术进展阶段、技术开发瓶颈、技术成本几方面对以上技术进行了比较。从表中可以看出，就技术的环保性来说，利用植物的光合作用转化CO2利用的是取之不尽的太阳能，并将碳固定在植物体内，转化为对植物生长有利的物质，释放出人类生存必须的氧气。但植物的光合作用反应速率较低，地球植被不能满足实现CO2减排的需要；从技术的成熟度来说，将CO2作为保鲜剂、食品添加剂的利用技术较成熟，但市场需求总量较小，CO2利用量很低；而可降解塑料的市场需求量虽然较大，但目前的CO2转化技术路线合成效率低，成本高，大规模的工业化技术路线还有待开发。比较而言，CO2储存技术在CO2处理量上占有绝对优势，且利用油气储和煤层储的技术已较成熟，不仅对CO2的处理量大，而且能创造部分经济价值，是CO2实现资源化利用前的最好的处理方式。尤其对于煤化工CO2排放问题来说，企业主要集中在煤矿坑口附近，开展枯竭煤层储存CO2的研究具有地质条件和经济优势。
煤制甲醇工艺总结范文4
[关键词]煤化工；洁净技术；现状分析；对策建议
中图分类号：TP303 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）20-0398-01
1、 煤炭的重要性
从统计的数据来看，煤炭在一次能源中占据着很大的比例，并且这种比例，长时间内不会发生太大的变化。在我国能源的供给中，煤炭的位置仅次于石油的地位。虽然近年来，我国出现了许多的新型能源，这些新型能源虽然改变了能源的布局情况，但是在我国北方地区，煤炭依然占据着很重要的位置。现在面临的一个问题是煤炭在能源消费出现了下降的趋向。因此，研究煤化工和洁净技术就显得十分必要。
2、新一代煤化工和洁净技术利用现状分析
2.1 煤化工的含义和特征
煤化工顾名思义就是将煤为基础材料变换成气体、液体等等过程。我们之前了解的煤化工是煤的气化、液化等等过程的产物，而现在在这个基础上又补充了一些内容诸如还可以通过氧化、溶剂处理得到的材料等等。
新一代煤化工的技术的概念就是以煤气化为主导，一碳化学作为辅助材料，然后制成各种产品的工艺。
煤化工的特点根据煤的变化而进行变化，但一般有以下特征：涉及到的专业较多（地质勘查专业、化学专业）；涉及到的工艺较多；由于其复杂性，涉及到的成本较大。但是，新一代的煤化工具有着自己独特的优点和优势。新一代煤化工技术的比较明显的特色就是能源上的综合优化，与周围环境和谐发展。
2.2 洁净煤技术的含义及其范围
洁净煤技术最早提出来是为了酸雨的治理。洁净煤技术顾名思义就是在煤的加工过程中，能够使其效率提高，不污染环境，达到最有效果的技术。因此，通过定义可以得出，洁净煤技术污染程度低、技术较为新颖。在操作方面，技术可以分成开采方面、提前处理方面、控制方面、发电方面、利用效率方面的等等。
总的来说，洁煤技术从开始到结束所有的过程中都是较为合理和环保的即洁净消费。所以，新一代煤化工和洁净技术可以归咎到这个里面。
2.3 目前新一代煤化工和洁净技术的问题
从国外的研究情况来看，新一代煤化工发展并不是很快。而现在它的特点和优点正好是我们目前整个世界背景下所需要的。这些技术的应用都是以化学专业相关为背景然后解决实际中的问题。这项研究是从1983年开始的，现在形成比较成熟的系统技术有配煤燃烧专家系统，先进煤精制过程，温和煤气化项目，煤制液体甲醇/二甲醇工艺等等。
从国内的现状来看，主要包括两部分，一部分为成就，另一部分为缺点。在成就里面讲述到的内容有原有的煤化工的技术的产品量在不断提高尤其是煤气化工艺，所带来的产量年年提高；煤基一碳化工工艺的发展有了很大的进步，醋酸纤维的能力有所提高以及从甲醇里面得出其他有机物的工艺也取得了显著性进步；在原有的基础上，又借鉴了比较新的煤炭技术诸如灰熔聚气化技术等等；洁净煤技术能够对我国的环境以及国家的长期发展都会有重要的影响，现在在我国，已经把洁净煤技术划入到我国发展的重要技术之中；并且国家已经相应的一些高校把重心转移到该技术的研究之上，也在着力培养一批专业的洁净煤技术的相关人员；最后，我们在这些技术方面已经形成了一些较为成熟的模型诸如PDAS模型等等。从我国的目前形势来看，仍然存在着许多方面的不足：纸上谈兵，一些规划只是出现在口头上，而并没进行落实；在该领域研究出来的成果数不胜数，可是能真正落实到实践中去的微乎其微；从国外借鉴别人的技术数不胜数，可是属于自己的真正技术特别少，并且即使在有的情况下，这些技术并不是成熟。
3、新一代煤化工和洁净技术对策建议
3.1 从我国的现有状况得出
从目前的形势看出，新一代煤化工和洁净技术的发展必须依靠真实的原材料。一旦材料或者资源上存在问题，那么该项技术的发展出现错误。对于出现错误的，一定要认真总结，吸取教训。新一代煤化工和洁净技术在发展过程中也必须的遵守一些规则即效益、生产技术方面的主要性等等。它往往涉及到的东西有以下几部分组成：对于技术的评价必须要看其是否符合我国的现有背景，在选择技术上尽量要成熟、较为先进最重要的是能够运行等等。在该方法上要尽量丢弃那些污染技术程度较高的技术，可能它符合国家的标准以及相关方面的要求，但是尽量不要再使用，另外，在技术的考核方面还需要结合着我国的现有的状况诸如资源方面的情况以及国家政策方面的要求等等。在新一代煤化工和洁净技术的选择上，要考虑其经济性，并且要进行合理地计划。在技术上一定要持续不断地进行科研，并且要秉着长期不断地创新的原则，一定要侧重于基础方面的研究，并且还要侧重于其创新，要达到这方面的相应的条件必须有建立相应的体系以及相应的管理制度以及有一套相应的高素质员工的队伍。在整个煤化工的技术中，煤气化是特别重要的内容。在该项技术中，煤气化需要重视，并且在该方面的投资上需要加大力度。
3.2 侧重于较为重要的内容
我国能源技术未来走向的趋势是和谐、成本低、多元化、切实可行的，有创新性。所以新一代煤化工和洁净技术的发展的重要的内容包括以下几点：在节约资源以及保护环境方面，尽量使该项技术达到污染环境的最低限水平，并且要保证其高效率的运转；在发展上面尽量使用一些有机物的燃料的，并且尽量扩大其应用；尽量使煤化工的工艺含量高些；在发展上提倡多元化的项目；在能源材料的科研上尽量使其能够满足各种各样的条件诸如高温、腐蚀性等等。
4、结束语
煤炭行业一直在我国的能源供给上处于非常重要的地位。新一代煤化工和洁净技术有着其独有的特点，它的优势也是传统的技术不可比拟。因此，煤炭的高效率的利用以及结煤技术引起了大家的关注。本文从研究煤炭的重要性出发，详细地介绍了我国新一代煤化工和洁净技术利用现状与对策建议。希望本文对研究该领域的人员有所帮助，若有不足，恳请指正。
参考文献
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煤制甲醇工艺总结范文5
(一)现代化进程中的能源需求
中国正处于工业化、城镇化快速发展阶段。可以预期的是,在未来较长时期内,中国经济仍将会保持较快的发展速度,并逐步完成工业化和城市化,在2030年左右将达到中等发达国家的水平。
在这一过程中,公众对生活质量、居住环境、城市状况等将提出越来越高的标准,生活方式和消费方式将会发生越来越显著的变化。汽车保有量的持续增长、住房面积的扩大,以及在此基础上形成的衍生需求将成为经济和社会持续发展的最主要动力。这将导致经济结构的一系列变化,也将带来能源消费总量的持续增长,特别是对石油和天然气消费的增长。根据国内外有关研究机构的预测,到2030年,我国的能源需求总量将会达到50―60亿吨标煤。
(二)以煤为主的能源战略
从中国的资源条件和现有的技术发展看,能源自给率的保障只能来自于煤炭资源的大规模使用,以煤为主的能源战略是不可避免的选择。
首先,中国缺乏油气资源是一个公认的事实。至2007年末,剩余技术可开采储量为石油28.32亿吨,天然气3.2万亿立方米(2007年统计年鉴)。2007年的石油产量为1.86亿吨,消费量为3.66亿吨。天然气产量为692亿立方米,消费量为695亿立方米(不包括液化石油气)。以年产2亿吨计算,石油的可开采年限为14年。
其次,中国的煤炭资源储量相对丰富。根据第三次全国煤炭资源评价数据(1999年),全国煤炭资源总量达到5.57万亿吨,已发现煤炭储量1.02万亿吨,已查证煤炭储量6769亿吨,其中精详查储量4433亿吨。随着勘探工作的深入,煤炭资源精详查储量将会有较大幅度的增长。从近年来内蒙、新疆和陕西煤炭储量迅速增长的趋势清晰地反映了资源的潜力。
第三,受技术、成本、资源量、可利用程度、实际运行时间等多方面因素的制约,水电、太阳能、生物质能等新能源和可再生能源在能源的供应总量中所占比重将是有限的,并在相当大程度上取决于政府财政的补贴能力和数量。
尽管对煤炭储量的准确数据、煤炭能否支持中国的能源需求、煤炭与温室气体的关系等存在较大的争议。但煤炭是现有技术条件下中国储量最多的一次能源资源,无论对煤炭资源量、应用技术和环境问题存在何种分歧,在新的、革命性能源供应方式出现之前,中国只能主要依靠煤炭资源来保障未来能源供应的可靠性,这是无法改变的事实。
二、替代油气资源是国家能源战略的基础
(一)我国能源的关键问题是油气短缺
中国能源问题的实质是油气资源短缺,关键问题是对石油天然气的需求远远超过国内资源可以承担的程度。保障能源自给率的关键是在液体燃料、气体燃料和化工原料等领域中实现煤炭对石油的可替代。
经济发展、城市化和现代化的一个必然结果是,液体和气体燃料显著地替代煤炭等固体燃料,其中最为突出的是汽车生产量和汽车拥有量的迅速增长。1990年全国汽车产量仅为51.4万辆,到2009年汽车产量已增加到1379万辆,18年间增长了27倍,年均增长率为19%。其中2000―2009年,汽车产量的增长率23%以上。预计2010年汽车总产量将达到1700万辆以上。中国已迅速取代了美国成为全球最大的汽车生产国和消费国。到2020年,汽车保有量超过2亿辆已成定局。
由此形成的直接后果是对油气资源需求量的迅速增长。IEA数据显示,到2030年中国石油消费量将达到10.5亿吨标油,天然气消费量将达到2.76亿吨标油(3340亿方)1。即使中国石油产量能够保持在现有的2亿吨,石油的进口量将可能高达9亿吨,石油的自给率已不到20%。如在资源储量方面没有重大突破,天然气的生产量也不可能有大的提升,天然气的自给率大体将会和石油相当。考虑到这些预测数据大多是在多年平均增长率基础上得出,如果实际的能源需求超过前述的预测,油气资源的自给率将会进一步下降。
(二)以煤为主战略的关键是煤的化工转化
国家能源战略的核心目标是减少关键领域中对进口资源的依赖,以保障国内经济发展的稳定性和控制能源的总体成本。基于这些目标,在液体燃料、气体燃料和化工原料领域中逐步扩大煤炭资源对油气资源的替代是不可避免的。煤化工产业是将煤炭转换为液体燃料、气体燃料和化工原料的基本途径,因而也是在关键的能源领域中保障自给率,落实以煤为主能源战略的基础。
随着液体燃料、气体燃料和化工原料在能源消费总量中比重的逐步提高,以煤炭的化工转化保障关键能源领域中自给率的能源发展路线实质上意味着对能源产业链的重新构造:即将大部分由国外石油天然气资源支持的新增能源需求逐步转变到以国内煤炭资源支持的方向上,并形成一组新型的能源产业。
尽管煤化工产业与煤炭的直接燃烧一样存在着诸如二氧化碳排放、单位产品能耗较高、生产技术不尽完善、装置规模小于油气化工等问题,尽管近期内对煤化工产业存在多种质疑,政策也在调整过程中,但发展煤化工是中国保持必要能源自给率的唯一选择。随着经济规模的进一步扩大和能源消费的进一步增长,发展煤化工产业的作用将更为突出。除非我们准备承担全球石油市场的急剧动荡对经济发展的冲击。
三、煤的转化需要与能源的优化使用相结合
(一)煤转化技术的选择需要服从经济发展全局
2000年以来,我国的煤化工产业得到了迅速的发展。在“逢煤必化”的区域经济发展目标和巨大投资能力的推动下,短短数年间,煤化工产业的发展重点经历了在煤基甲醇、煤基二甲醚、煤制油、煤基甲烷以及煤基烯烃等主要领域。受市场容量、技术发展成熟程度以及煤资源利用本身的特点制约,在上述各领域中,均在不同程度上出现了多方面的问题,尤为突出的是生产能力的严重过剩、高能耗和温室气体排放。虽然这些问题的出现并不能否定煤炭转化液体燃料、气体燃料和化工原料的必要性,但从另一个侧面显示了合理选择煤转化的技术路线和产业发展模式是实现以煤为主战略的重要基础。
煤的分子结构是以带有侧链和官能团的缩合芳香环为基本结构单元,结构单元间通过各种桥键相连。在煤的结构内,除了含有碳和氢元素外,还有氧、氮、硫等元素,这些元素大多以官能团的形式存在于煤中。从元素组成看,煤的碳氢原子比显著地低于石油、天然气以及生物质。随着成煤时间和煤化程度的提高,煤中的官能团和烷基侧链逐步减少,固定碳的比重逐步增加,氢比重逐步减少。
基于煤的结构特点,从技术面看,煤的转化必需解决三个基本问题2:
一是将煤炭的大分子结构分解为烃类、一氧化碳和氢等小分子,为洁净化燃烧和化工转化利用奠定基础。二是调整煤炭中间产出物的碳氢原子比,使其达到最终产品所需要的碳氢原子比水平。三是脱除煤炭中氧、氮、硫等杂原子以及无机矿物质,使其达到最终产品需要的标准。
煤化工产业的技术路线,无论是热解技术、气化技术、直接液化技术,以及超临界水解技术均是围绕这些问题,通过对温度、压力、氧化剂、溶剂、催化剂等不同工作条件的选择,采用不同形式的反应器、罐、阀、管路、泵等技术手段组合,采用不同流程控制方式所形成的不同解决方案。
选用何种解决方案,或者何种解决方案更具有发展前景,需要权衡以下基本关系:
1、煤的转化方式需要与煤的自身特点相结合
煤炭本身含有各类碳氢化合物、氢、一氧化碳和硫化氢等可燃的可挥发性组分。褐煤和长焰煤中挥发性组分约占原煤干重的37%以上,不粘煤和弱粘煤中挥发性组分约占原煤干重的20―37%3。上述四大煤种约占我国煤炭资源储量的50%,且随新疆、内蒙、陕西等地长焰煤、不粘煤和弱粘煤新增储量的大幅度增加,这些煤种在总储量中的比重将会逐步增加。煤的转化应着力于采用低成本方式优先提取煤炭中的高挥发性组分,充分发挥煤炭本身的潜在价值。
2、煤的转化方式需要与能源的使用结构相匹配
在我国的能源使用结构中,煤约占能源消费量的75%,其中的70%作为动力煤供发电和工业锅炉等的燃烧使用。结合煤炭的使用结构,在电煤和一般工业用煤等动力煤进行的优化使用和洁净化使用中寻求煤转化的路线将可大幅度降低转化成本和提高转化价值。
3、煤化工产业的发展需要符合节能减排和资源循环利用的基本趋势
转化过程本身需要洁净化和低碳化,需要尽可能控制和降低煤炭转化利用中的能源消耗、温室气体排放和环境污染。
4、煤化工产业的发展需要充分考虑其他竞争性技术和竞争性资源开发的影响,以及新能源和可再生能源技术发展的影响
例如,来自中东的石油伴生气制甲醇、合成气和烯烃对煤气化制甲醇和烯烃的成本优势。
在诸多解决方案中,相对而言,煤的热解技术能够更好地满足上述这些要求,并可能为逐步解决煤化工产业现存的诸多问题发挥重要作用。
(二)煤热解技术和热解产物
煤热解是一类弱吸热反应,反应本身的能量消耗仅相当于原料热值的3―5%。在绝氧工作条件,温度的增加将会导致煤的大分子逐步解构,通过氢转移、脱氢和缩合反应,芳核逐步缩聚,从单环芳烃―稠环芳烃―多环芳烃―半焦,直至焦炭4。
煤的热解过程通常可以形成可燃气、焦油和半焦(或焦炭)等三类产出物,热解工艺的不同,三类产品的比例有着较大差别,并影响到最终的产品价值和对能源供应结构的影响。
热解焦油:煤热解过程形成的焦油通过加氢可以转换为汽油或柴油等轻质油,焦油的产出率和品质取决于热解过程的控制。在理想的工艺条件下,焦油产出率可以达到原料煤干重的20%以上。焦油加氢过程与石油工业中的重油和渣油加氢过程大体相似,可以作为石油工业的炼油原料用以生产各类油品。
可燃性气体:热解形成的可燃性气体的主要成份是甲烷、一氧化碳、氢和二氧化碳。在理想的工艺条件下,可燃性气体的产出率也可以达到原料煤干重的20%以上。在控制二次热解反应的条件下,可燃气热值约50%来自其中的甲烷。其余部分经过适当变换工艺和合成工艺,可以进一步转换为合成甲烷,或将其中的氢气用于焦油的精制。
热解半焦:半焦是一种优质燃料,其热值在20―30MJ/kg。半焦内部多孔隙结构,原煤中所赋存的硫、磷等化合物在半焦的生产过程中大部分已进入热解气体,因而具有低污染特征。半焦可以通过气化和直燃等方式应用于发电、热力以及其他工业用途。此外,半焦也可以替代无烟煤和焦炭用于工业造气生产化肥和工业还原剂。
(三)热解技术的主要优点
经过多年的研究和大量的试验装置运行,基本的共识是煤炭资源使用的合理方式是根据煤在不同转化阶段反应性的不同特点,采用分级转化、分组分利用的方式。热解技术则是分级、分组分利用煤炭的基本途径。通过热解过程,可以优先从煤炭析出焦油和可燃性气体等高附加值组分,提高煤炭中高附加值组分的利用率和碳的利用率,使煤炭达到最有效的应用,同时经济地解决煤炭利用过程中污染物的控制,实现传统污染物的近零排放。
从经济发展和保障能源供应的全局看,煤热解技术的大规模产业化具有重要的作用:
1、为石油天然气产业的发展开拓新的国内资源
2007年我国发电热力用原煤约15亿吨,发电热力用原煤总热值34.5EJ5 。如将其中60%由半焦替代,按等热值计算则需要半焦约8.3亿吨6 。在采用较成熟先进技术的条件下7,通过热解过程,至少可以从每吨原煤中获得20%左右的液体产品和可燃性气体产品,以及50%的产品半焦(扣除了过程加热用半焦)。换言之,每1亿吨原煤大体上可以产出1800万吨焦油和可燃性气体(原煤以10%含水量计),以及4500万吨左右的半焦(半焦含水量以5%计)。8.3亿吨半焦需要用原煤15.4亿吨,同时联产焦油和可燃性气体3.1亿吨。2007―2009年,我国的原油产量大体在1.8―1.9亿吨左右,天然气产量在692―851亿方。仅从热值计算,上述焦油和可燃性气体的产量已与国内原油和天然气产量大体相当。
2、提高油气资源的自给率,降低对进口原油和天然气的依赖
受制于国内油气资源的限制,随着国内能源需求的增长,进口原油和天然气的比重将会持续上升,到2020年甚至可能上升到70%以上。考虑到近年来国内汽车产业的增长极为迅速,届时的实际比例可能将更大。对于中国来说,数量巨大的油气产品进口本身将会对全球油气市场的供求平衡和价格带来重大的冲击,油气产品供应的稳定性和价格的波动也会对国内经济的稳定发展和能源成本带来重大的影响。如果中国的实际油气需求规模进一步增加,这种影响带来的动荡将更为突出。通过热解技术的大规模产业化,可以在保障发电、热力等产业用煤的同时,大幅度降低对进口油气资源的依赖。
3、显著提高煤炭资源开发的综合经济价值
在分级、分组的条件下,一方面通过对焦油和可燃性气体的深度加工,可以获得多种高附加值的化工产品、气体燃料、液体燃料及其他产品。液体和气体的综合产出率越高,高附加值部分产出率越大,煤炭的综合经济价值也越高。另一方面,热解产出的半焦本身既是一种洁净的燃料,也是一种优良的工业还原剂,可广泛应用于冶金、有色、化工等多种领域,具有高于原煤的经济价值。
4、为全面治理环境污染提供技术手段和基础
大规模使用煤炭的最突出问题是煤的污染特征。热解技术的大规模产业化可以全面提升治理环境污染的能力,较大幅度降低煤炭使用过程中二氧化硫等温室气体的排放量,推进煤炭洁净化利用的实质性进展。一是半焦在生产过程中大部分硫已进入液体和气体产物中。以半焦替代煤炭作为燃料可以大幅度降低发电、热力等产业的二氧化硫等等温室气体的排放量,并减少发电厂等燃烧装置脱硫的投资和运行成本。二是半焦本身是一种大空隙度、大比表面积的吸附材料,其功能大体类似于活性炭,但价格仅为后者的1/10至1/100。由于价格低廉,可以在污水处理、烟气处理等领域中全面推广半焦地应用,显著提高污染物的处理效率。三是用于烟气处理和污水处理的半焦在失效后仍可作为锅炉燃料和气化原料继续回收使用,进一步降低污染物的处理成本。
5、生产过程能耗较低
从现有的大型热解装置的运行实践看,热解工艺的能耗显著的低于气化方式。以产品热值计算,在热解方式下,半焦、焦油和可燃气的合计热值大体相当于原料煤热值的85%左右8。在气化路线下,煤制油和煤制甲醇等产品的热值仅相当于原料煤热值的40―50%9(以水煤浆气化为龙头,以2.5吨煤产1吨甲醇,4吨煤产1吨油计)。
6、可以较大幅度降低煤炭转化过程中的投资和成本
热解的单位投资远低于气化和直接液化路线。从榆林的实践看,以原料煤计算,低温干馏装置的吨煤投资在200元左右。采用技术较为先进的大连理工大学固体热载体热解装置,年原煤转化能力为60万吨,总投资仅为1.35亿元。吨煤投资也仅为200元左右。比较而言10,煤气化制甲醇、煤制油等装置的吨煤转化投资均在1000元以上。由于投资构成了固定成本中最主要的部分,单位投资的显著差距使热解技术在生产成本和抵制市场波动方面具有显著的优势。
综合上述讨论,可以看出煤炭热解产业在高油气产率的技术路线支持下,通过与发电、热力等用煤产业的协同发展,将可以发挥逐步重新构造中国的能源产业链的作用,并替代进口油气资源,承担起保障关键产品领域中能源安全的功能。
四、大规模应用热解技术需要解决的问题
从上世纪90年代中期,特别是近年以来,我国煤炭热解产业和热解技术得到较快的发展。从产业发展的现状看,大规模发展煤炭热解产业需要解决三个基本问题:第一是用先进热解技术逐步替代传统技术,提高热解的油气综合产出率以充分挖掘煤炭的资源潜力。第二是改变煤炭的使用方式,逐步在下游发电等产业中以半焦替代煤炭作为燃料。第三是开发半焦净化装置替代现有的电厂脱硫和烟气净化装置,以系统地降低煤炭使用过程形成的污染。
(一)煤热解产业的发展现状
总结近年来我国煤炭热解产业的发展历程,可以看到以下主要特点:
第一,煤热解产业已发展到相当大的规模。到2009年,陕西榆林地区的热解半焦(兰炭)生产能力已达到4000万吨,内蒙德鄂尔多斯地区生产能力1100万吨,宁夏的生产能力在500万吨左右,其他煤炭资源省区也有规模不等的发展。兰炭产业的发展对地区经济的发展发挥了重用的作用。
第二,煤热解产业的主要产品方向仍局限在以半焦(兰炭)为主要产品的发展阶段,焦油、燃气等高附加值产品的利用水平较低。半焦主要作为碳质还原剂已广泛应用于高炉喷吹、铁合金、电石以及合成氨等行业。由于这些市场的需求规模相对较小,在生产能力迅速发展的背景下,生产能力过剩状况日渐突出。同时由于油气产率低,半焦价格难以满足发电产业对燃料价格的要求。
第三,热解生产技术采取了由低向高逐步推进的方式,主流生产技术已从土法炼焦发展到以榆林三江炉(内燃内热式连续直立方型炉)为代表的具有较高热效率的炉型11,资源综合利用和环境保护的水平得到了一定程度的提高,但液体和气体综合产出率指标仍较低。
第四,部分较为先进的技术逐步进入热解产业。其中最具代表性的是榆林地区在2009年开始建设的半焦、焦油和煤气百万吨级项目。该项目采用了大连理工大学固体热载体工艺。单套装置规模达到年利用原煤100万吨级,在采用陕西神府煤的条件下,油气综合产率可达到20%。
第五,在研究领域中,国内相关研究机构和大学在广泛借鉴国外已有的大型试验装置和研究成果的基础上,对先进的煤热解技术进行了大量的探索和试验,在试验装置上取得了较为理想的成果,如液气综合产出率达到30―40%,加氢条件下半焦脱硫率达到90%等。
第六,由于缺乏足够的资金支持,大量的试验是在远远低于生产装置规模的水平上进行,进入后期的工程化和产业应用时,大量的工程技术问题需要重新认识和研究。
由于提高焦油和可燃性气体的产出率是热解产业提高综合经济效益的基本途径,逐步以先进的热解技术替代现有技术,提高液体和气体产品综合产出率已成为煤炭热解产业的基本共识。面临的基本问题与大多数产业的发展历程极为类似,即:如何使先进技术尽快实现大规模产业化,以实现产业升级。
(二)先进热解技术的产业化
综合现有的研究成果,先进的热解技术应当具有以下基本特征:
第一,液体和气体产出率达到原料煤干重的30%以上,对保障国家油气需求形成实质性贡献,并为提升热解过程的经济效益奠定基础。热解技术逐步向中温、快速热解、小直径煤粉、固体热载体、生物质共热解加氢方向发展,反映了提高油气综合产率的基本要求。
第二,热解半焦中的硫磷等杂质脱除率达到90%以上,为后续发电、热力等产业采用半焦替代原煤,实现传统污染物12近零排放奠定基础。在热解工艺中采用加氢、生物质共热解和选择适当的添加剂技术可在提高油气综合产出率的同时,较大幅度提高杂质脱除率。
第三,热解生产装置的大型化、连续化和低能耗。单套装置的年处理原煤能力达到200―500万吨,独立热解工艺的热效率应达到90%以上。这将导致大流量的自由落下式热解反应器逐步成为热解的主流反应装置,同时,需要强化对热解反应器和管路系统的保温,减少装置本身的热容以降低热解过程的热损耗。
第四,煤的热解过程与气化、发电等后续利用过程实行联合生产,以进一步降低系统能耗,特别是半焦直接进入锅炉或直接气化。
从技术面看,先进热解技术的产业化难度要远低于气化和直接液化。
从热解工艺特点看,以焦油和可燃性气体制取为主要目标的煤热解装置最高工作温度在600―700度,在这一温度条件下,绝大部分金属结构件和控制执行器件可以可靠地工作。
快速热解可以在数秒至数十秒间完成热解反应,并且可采用连续通过型工艺流程使物料快速且连续地通过反应器。因此,可使相同体积的反应器的处理流量增加,从而在较少的投资和较低的能耗水平上实现较大规模的生产能力。
装置流程短,系统相对简单。与煤气化工艺不同,煤炭热解工艺采取绝氧加热方式,生产流程不需要氧气支持,因此生产系统不需要大型空分装置。
在采用固体热载体加热的条件下,热解产出气体体积和产出气体中粉尘数量显著地少于气化装置。粉尘分离装置和气体净化装置的处理能力和处理难度均低于煤气化工艺。但是,热解焦油在管路系统中凝聚对装置的稳定运行会形成不利的影响。
目前,先进热解技术尚未经过大规模生产装置的验证,相关的装备制造业尚未形成。已有的装置大多是由研究机构自行设计和配套,相关产业经验严重不足,工作单元和功能模块间的匹配性较差,将这些实验室技术转变和集成为一个完整的生产体系仍将需要进一步的工作。这些因素将会对于先进热解技术的产业化进程带来一定的制约作用。
(三)逐步推广半焦在发电产业中的应用
煤的热解是一个多产品的生产过程,在获得焦油和燃气的必然同步副产大量的半焦。如果这些半焦不能得到有效的利用,焦油和燃气的生产自然也无法进行。由于工业还原和气化领域,如高炉喷吹、铁合金、电石行业以及合成氨等领域对半焦的需求量是有限的,因此,热解产业的发展规模,以及可以产出的焦油和燃气的数量是由半焦能够替代原煤作为发电用煤、供热用煤以及各类工业锅炉用煤的规模所决定。换言之,未来国家的油气资源自给率和能源安全在相当大程度上取决于半焦对原煤的置换率。
半焦本身是一种良好的固体燃料。与煤炭相比,有着多方面的优点:
一是半焦具有较高的热值、更好的孔隙结构、更好的可磨性,以及较低的含硫量及灰份。二是半焦可以通过气化工艺转变为以一氧化碳和氢为主的可燃性气体,用于燃气轮机联合机组发电。三是由于半焦中挥发份比重较低,且再挥发的温度较高,半焦的运输储存过程中热值损失极小。通常情况下,原煤在运输储存过程中的热值损失约占原煤热值的5―7%。四是在煤的热解过程中,较高的焦油和燃气产出率已经分担了绝大部分原料成本,作为发电燃料,比原煤有着显著的成本优势。
同时,由于在热解过程中原料煤中的挥发份大部分析出,从着火温度、燃烧反应活化能、最大燃烧失重速率、残碳率等技术分析指标衡量,来自各类煤种的半焦燃烧特性要低于烟煤而好于无烟煤13。因此,将半焦用于现有的粉煤锅炉或循环流化床锅炉需要对现有设备进行必要的改造,并对控制程序进行相应的调整。基于半焦在燃烧特性方面的局限,以及传统工艺生产的半焦价格偏高,因而在现有发电行业中,尚无大规模采用半焦作为燃料的案例。
五、创造一种新的产业发展模式
多年来,每当新的技术和新的产业机会出现时,一哄而上,攻城掠地,重复建设,而后问题重重、破产淘汰、拖累银行几乎成为中国产业发展的基本模式。煤热解产业要避免重蹈覆辙,需要一种新的产业发展模式。
结合热解产业发展的特点、现状和需要解决的主要问题,可能的发展模式至少应当包括以下几方面:
第一,以完善先进热解技术和半焦应用技术体系为起步。优先完善已有的先进热解技术,解决现存的技术问题,稳定提高油气综合产率到20―25%,实现工艺流程和功能单元的合理化、模块化。
第二,同步开发和研制焦油、燃气和半焦等中间产品的应用技术,重点解决半焦用于粉煤锅炉、循环流化床锅炉和半焦气化的相关技术问题,以保障产业化进程的展开。
第三,着力于相关生产装置的大型化和国产化。新技术产业化的关键在于大型成套生产装置的研制和大型成套装置的批量化生产,为避免前一阶段煤化工产业发展中过度依靠引进技术的状况重复发生,应将生产装置的大型化国产化作为产业化的关键和基础。
第四,以大型综合性示范基地建设为依托。建设一组采用不同类型的先进热解技术和中间产品应用技术的工业化中试基地和原煤转化能力100万吨以上的样板装置,以取得这些大型装置的设计、制造和运行经验。同步建设配套的煤炭生产基地,保证工业化中试基地和多个大型样板工厂的原料来源。
第五,以实体性产业联盟为载体。由大型煤炭生产企业、大型装备制造企业和具有研究基础的研究机构共同组成实体性产业联盟,共同承担技术和装置的研发、制造和大型综合性示范基地建设。
第六,选择具有产业经验和产业基础的地区为试验区。鉴于榆林地区的煤炭资源较适应于热解生产、煤炭热解产业发展规模最大,生产技术相对领先、中间产品加工初具规模,应重点考虑在榆林地区建立大型综合性示范基地。
第七,政策扶持与严格监管相结合。总结前一阶段煤化工产业的经验,在热解技术产业化的初期阶段,应严格准入管理,从严限制大型热解项目的审批,尤其需要限制利用借机圈占煤炭资源的现象发生,包括前一阶段中圈占了资源而不能履行承诺的煤化工项目借机拖延对资源的占用和转向煤炭开发。
第八,在取得经验的基础上,同步制定相关的产业政策和行业标准,包括准入规则、行业监管规则、工艺流程标准、产品标准等,为热解产业后续的发展创造有序的产业环境。
注:
1、对国际能源署对中国能源需求的预测数据存在不同的观点。但这一预测是分类数据较系统的预测,仅供参考。
2、舒歌平主编,煤炭液化技术,煤炭工业出版社,2003年。
3、国家标准局,《中国煤炭分类国家标准》GB5751-86
4、本部分论述综合自相关文献,由于作者的疏漏,未能查清出处,仅向相关文献的作者致歉。
5、根据国家标准,1吨原煤的热值为20.91GJ,10亿吨原煤的总热值为20.91EJ.
6、热解工艺的热效率可以达到85%左右,半焦、焦油和可燃性气体的产出率和热值因原料煤和热解工艺不同,有较大差别。这里仅按原煤估算。半焦热值每吨按25GJ,焦油热值每吨按30GJ吨,可燃性气体热值按每吨20GJ估算。原煤以10%含水率计,半焦含水率以5%计,焦油和可燃性气体忽略含水率。根据现有热解生产装置和实验室装置的运行和试验数据看,上述参数均属于适度先进水平。
7、以大连理工大学60万吨固体热载体热解装置,采用陕北神府煤为例。
8、兰新哲、尚文智等,陕北半焦炭化过程能耗分析,煤炭转化,第32卷,第2期,2009年4月
9、数据来自文献8唐宏青,科学发展煤化工的探索与建议,煤化工,2009年第1期(总第140期),2009年2月。
10、榆林发改委,转变观念 科学发展 做大做强兰炭产业,榆林兰炭产业调研报告。2008年4月。研究报告中的数据是以陕西榆林地区各类投资项目的实际数据或可行性研究报告数据为基础整理。
11、榆林三江炉的热解热效率达到85―87%。兰新哲、尚文智等,陕北半焦炭化过程能耗分析,煤炭转化第32卷第2期2009年4月
12、传统污染物是指在煤的利用过程中除二氧化碳以外的其他污染物质。
煤制甲醇工艺总结范文6
【关键词】煤化工工艺技术 发展现状 问题对策 研究
由于我国是一个石油、天然气资源匮乏的国家，而对于煤炭资源的生产和消费均在世界前列。但是由于针对煤炭的充分利用率极低，仅仅不到其热值的20%，不仅大大浪费了煤炭资源，而且还导致了大气层的严重破坏，造成大气污染。因此，充分解决煤炭资源的利用，发展现代化煤化工的研发以及生产煤制能源刻不容缓。通过如此改造，既实现了煤炭资源的综合利用，提高了其经济效益，又节约了我国的煤炭资源以及减少大气污染的破坏。
一、我国煤化工工艺技术发展现状
由于我国现代煤化工工艺技术仍然处于一种低端建设阶段，现代煤化工技术的显著特点就是其装置规模较大、技术集成度高以及资源利用高于传统煤化工等。中国的煤化工技术是有老式的UGI煤间歇气化向世界先进的粉煤加气化工艺过渡的，而在此时，我国自主创新的新型煤气化技术得以迅速发展，并得到社会煤化工界的一度好评。而对于国内外先进大型的洁净煤气化技术已经开始投入使用，其中采用水煤浆气化技术的装置就有：鲁南煤化工装置；渭河煤气化装置；淮南煤气化装置等等。通过对煤气化引进的技术进行改造并使之成为国产化，我国在煤气化技术方面取得了重要的进展和发展方向。并且，我国也研制了自己特有的国产水煤浆气化喷嘴，在中国煤炭业运用开来。早期发展，我国就研发了许多煤气化工艺技术，实现工业化的煤气化技术的有碎煤加压气化、水煤泵气化以及干粉压气化等技术的研发和使用。
二、我国煤气化工艺技术流程以及问题特点
煤气化的主要用途是用于生产燃料煤气，通过不同的气化方法，以满足于钢铁工业、化学工业、发电公司以及市民用途的广泛运用；对于合成氨、合成油、以及甲醇的合成具有一定的研究价值，并且煤气化制氢也是未来能源经济的主要技术手段。
（一）水煤浆气流床气化技术的使用以及产生原理
水煤浆气流床气化的研发最具有代表性的要数美国的德士古发展公司研发的水煤浆加压气化技术以及道化学公司研发的两段式水煤浆气化技术和中国自制研发的多喷嘴煤浆气化技术。所谓水煤浆气流床气化是指煤或者焦类等固体碳氢化合物，以水煤浆或水碳浆形成的煤浆气化工技术，经过气化剂的高速运转，通过喷嘴喷出浆料并在气化炉内进行非催化反应而产生氧化反应的一种工艺过程。其主要原理及特点是：水煤浆气化反应是一个很复杂的化学反应以及物理反应的一种过程。当水煤浆和氧气喷入气化炉后瞬间将煤浆升温进而产生水分的蒸发、煤热解的挥法、残炭的气化和气体的化学反应过程，最终生成了一氧化碳（CO）和氢气（H2）。
（二）水煤浆气流床气化技术的优劣特点
水煤浆气流床气化技术在气化原料上应用广泛，对于褐煤和无烟煤都可采用此项技术进行气化，以及气化石油焦、半焦、沥青等等。而在技术隐患方面，相对于干粉进料，水煤浆进料更安全、更易控制等优势。此工艺技术流程简单方便、设备安全、运转率高、可操作弹性大，并且在气化过程当中碳转化率都达到98%以上。水煤气流床技术在气化过程当中，污染更少且环保性能也好。经过高温、高气压产生的废水所含有害物体极少，经过简单的生化处理后即可排放，大大的提高了环境保护和降低大气层的破坏。
但是由于对于炉内耐火砖严重的侵蚀，选用的耐火砖需要在2年以内就要更换，使生产成本聚以增加。而且水煤气流气化的喷嘴使用寿命短，约在2-3月以内就要更换，不仅对于生产运行时更换喷嘴产生高负荷的影响，而且还需要一定的备炉设施，大大的增加了建设投资。一般情况下，对于水煤浆的含水量不能太高，否则冷媒气效率和煤气中的一氧化碳（CO）和氢气（H2）偏低，造成了耗氧、耗煤的浪费资源现象。总之，水煤浆气化技术相对于其他技术的使用有着其明显的优势，在当前仍然被投入使用，是新一代先进煤气化技术之一。
三、煤气化工艺技术的对策研究及发展展望
煤化工行业是一个资源密集、技术密集、资金密集的大型基础产业，其产生的环境影响也是巨大的，煤气化工业应该本着环境友好型方向进行发展，做到协调经济与环境并存的发展模式。因此，针对于煤气化工艺技术发展方向提出以下三个研究对策：①从国内外煤气化工艺发展趋势来看，氧气气化必然代替空气气化，在中国投入使用的空气气化炉型目前只有U.G.I 炉。该炉早在国外40多年前已被停止使用，而在中国还是煤气化主力炉型，产量竟占煤质合成气的九成以上。为推动煤气化工艺的技术进步，Shell、灰熔聚等第二代炉型的研发，逐渐的淘汰U.G.I 炉的使用，从而更好的提高煤气化工艺水平。②利用粉煤气流床代替固定床是气化工艺的必然趋势，也是适应现代采煤成块率低的主要现状。③Shell炉、Texaco炉虽属先进炉型，但是由于其投资太高，对于企业的承受范围还是很大，且氧耗高、成本高、煤种适应性差也是必须改进的问题。降低造价的办法是采用国内专利、走国产化之路，这对于国内科研研究单位提出了更高的要求，对于煤化工技术的发展将是一个挑战。
四、总结
新型煤化工技术涉及领域广、技术含量高、投资金额大，因此，我们必须支持煤化工企业电联产业、余热余能的开发研究项目。对于新型的煤化工企业，国家给予支持和鼓励，通过土地、煤油、电量、环保等实现煤、气、电、化一体化的综合发展。最大限度的降低资源的浪费，节约能源，减少环境污染，从而致力于技术的研发和运作上，给社会和国家带来最大化的经济效益，使新型煤工产业链得以开发和利用。
参考文献：
[1]张东亮.中国煤气化工艺（技术）的现状与发展[J].煤化工，2004.