煤制合成天然气

煤制合成天然气（精选七篇）

煤制合成天然气 篇1

目前,我国发改委已核准了大唐内蒙古克什克腾旗(40亿m3/a)、汇能内蒙古鄂尔多斯(16亿m3/a)、大唐辽宁阜新(40亿m3/a)和庆华新疆伊犁(55亿m3/a)四大煤制天然气示范项目,核准产能共计151亿m3。据即将发布的《天然气“十二五”规划》,至2015年我国煤制天然气产量将达到300亿m3。从2012年底开始,各大示范项目将陆续投产供气。由于煤制天然气在我国尚处于示范之中,没有先例可循,在技术、安全、环保等方面仍具有一定的风险,在项目的前期规划设计和后期运行管理中均应给予过程安全充分考虑。

1 煤制天然气工艺流程概述

目前国内多采用传统的流程,即煤样(碎煤、水煤浆或煤粉)经加压汽化生成粗煤气,粗煤气依次经耐硫耐油部分变换调整氢气和一氧化碳比例、低温甲醇洗脱硫脱碳获得净煤气、再经甲烷化反应器含镍催化剂作用下充分甲烷化获得几乎不含一氧化碳的合成天然气。汽化过程中产生的硫化氢和二氧化硫等含硫气体经克劳斯硫回收法或湿法硫回收法以硫磺或硫酸形式回收。

汽化炉由锅炉系统提供高压过热蒸汽;空分系统提供汽化炉和硫燃烧炉所需的纯氧以及用于装置开停车吹扫和气提过程所需的氮气;液氨制冷系统为低温甲醇洗和其他低温过程提供冷源;各装置产生的尾气以及煤锁气等通过全厂火炬或锅炉无害化处理后放空。

此外,使用碎煤加压汽化时,由于汽化温度较低,过程中产生较大量的不完全汽化产物,包括粉尘、粗酚、焦油、石脑油、烃类、氨以及水蒸气等,在后续粗煤气冷却和洗涤过程中以煤气水的形式排出,经煤气水分离、脱酚脱氨等装置分离回收其中的有用成分。图1为国内某公司煤制天然气总流程图。

2 煤制天然气工艺特点

如图1所示,煤制天然气工程可以简单分为备煤、加压汽化、部分变换、甲醇洗、甲烷化、硫回收、煤气水分离和酚氨回收等7套装置以及包括锅炉、空分、火炬、废水处理等在内的公用工程。在表1中列出了各工段中的一些代表性设备和操作条件,可以看出煤制天然气中最主要的高温设备为汽化炉(1 100～1 350 ℃)、变换炉(260～450 ℃)和甲烷化反应器(300～650 ℃),需通过水夹套、废热锅炉、换热器、外循环等方法及时移走多余热量,防止“飞温”。此外,上述三组反应器均在3.5～4.0 MPa中压范围内工作,须防止超压。对于汽化炉,尤其须防止因超压导致的粗煤气倒灌现象。

甲醇洗是煤制天然气工程中最复杂的过程之一,其过程装置由若干吸收塔、换热器和精馏塔组成,操作压力约为3.0 MPa。甲醇洗工段涉及易燃易爆和有毒气体较多,如H2S、SO2、CO、甲醇等,存在超压、泄漏、中毒、爆炸的风险。在预洗段通过萃取分离出的石脑油极易燃烧。此外,甲醇水塔再沸器工作温度较高。硫回收段燃烧炉温度较高(1 100～1 350 ℃),高温尾气通过废锅冷却并产生3.8 MPa的中压蒸气。通过克劳斯法得到的单质硫进入液硫池(130～150 ℃)并通过脱气塔脱气。单质硫易燃烧。酸性气可能导致器壁腐蚀和硫化亚铁的积累,从而导致泄漏、中毒乃至爆炸事故。煤气水分离和脱酚脱氨工段高温过程较少,除了酚塔、脱氨塔等精馏塔外,装置操作温度较低。来自煤汽化和变换过程的煤气水压力较高,在膨胀至常压过程中释放出一定量的气体,称为膨胀气,主要成分与粗煤气类似,被送往锅炉或火炬系统燃烧。初焦油分离器和轻油分离器通过重力沉降方式将煤气水与煤尘、焦油、油等杂质或副产品分离。来自汽化炉的含尘煤气水成分较复杂,大量煤尘的存在可能导致积垢和堵塞并影响初焦油分离器的分离效果。在分离器中易发生可燃气体和有毒气体的积累。火炬系统用于处理放空尾气、装置开停车以及不正常运行时的驰放气,通过液封罐、阻火器以及保持正压以防止火焰的倒流,通过分液罐防止火炬口出现滴落物。

3 危险源分析

3.1 物料及装置的火灾危险性分析

煤制天然气生产过程中涉及的主要危险有害物质性质和分布区域以及相关装置的火灾危险性分类如表2和表3所示。煤制天然气过程中所涉及的绝大部分装置均具有甲类或乙类火灾危险性。

3.2 工艺火灾危险性分析

3.2.1 自燃与粉尘爆炸

备煤阶段最主要的事故是自燃和粉尘爆炸事故。煤制天然气项目大多以劣质褐煤为原料,水分大,挥发分高(40%),自燃点低(270～310 ℃)。因此,煤堆高度不应超过2 m,储存时间不应超过1个月。尽管如此,储煤筒仓和输煤栈桥的火灾防护仍是目前广泛关注的问题。在防止煤的自燃方面,美国某煤制天然气厂通常保证煤料储存时间不超过一周。碎煤加压汽化要求碎煤粒径为550 mm。过细的煤粉一方面造成粉尘爆炸隐患,另一方面将造成汽化炉粗煤气含尘量过高,导致后续管路、装置的堵塞,严重影响后续装置的运行。此外,硫回收单元的硫磺造粒过程也具有一定的自燃和粉尘爆炸危险性。

3.2.2 可燃气体和液体的泄漏

煤制天然气工艺主流程均运行于中压条件(3.0～4.0 MPa)下,超压、设备密封不严或操作不当易发生可燃气体和液体的泄漏和倒灌,导致火灾和爆炸事故的发生。例如,汽化炉最严重的一种故障情况是因管路堵塞或超压造成粗煤气在汽化炉底部积聚乃至倒灌入蒸气或氧气管路,导致严重爆炸。此外,由于粗煤气中煤尘、酸性气体和氢气的存在,导致管路阀门的积垢、腐蚀和“氢脆”损害,加大了管路泄漏和爆裂的可能性。即使在常压操作的区域,如煤气水分离和粗酚粗氨回收,同样可能因操作失误或设备故障导致超压和可燃气体的泄漏。

3.2.3 反应失控与飞温

在煤化工中,主要的反应包括煤汽化反应、水煤气变换反应、甲烷化反应以及制硫反应,这些反应都属于放热反应。热量释放速率大于热量移去速率将导致温度失控并导致容器超压和爆炸。在实际的工程实践中,汽化炉主要通过夹套和循环冷却水控制炉体温度;变换炉主要通过多段反应和段间冷却器移走和回收反应热;甲烷化器则通过大比例循环氢压缩机和废热锅炉双重手段降低反应速率并移走反应热。因此,控制系统的有效性和可靠性是反应器安全运行的重要保障。

3.2.4 开停车和装置维护

煤制天然气中的开停车和装置维护主要包括如下情形:因原料和产物组成复杂,运行情况波动较大,在实际运行过程中尤其是新装置开工时汽化炉可能需要较频繁地开停车操作和维护操作;部分装置部件如热电偶、烧嘴、耐火衬里等可能因磨损、积垢等故障或效果低于预期而进行改造或替换;变换炉、甲烷化反应器、制硫反应器等装置催化剂需要定期再生或更换。煤化工过程的开停车有严格的要求。错误的开停车顺序、不充分的吹扫是煤制天然气过程安全事故的主要原因之一。

3.3 煤制天然气火灾防范措施探讨

(1)依照GB 50016-2006《建筑设计防火规范》和GB 50160《石油化工企业设计防火规范》等合理规划厂区布局,配备消防力量。针对煤化工与石油化工和其他化工过程的主要区别,如备煤工段和汽化单元,应针对煤炭易自燃和粉尘爆炸的特性设计合理的备煤流程,并设置必要防爆抑爆措施。

(2)重点装置和区域,如汽化单元、净化单元、甲烷化单元以及储罐区,应设置安全可靠的控制系统,通过多种检测手段监测装置运行和环境情况,设计合理有效的故障排查、事故控制和多重隔离方案,消弭安全隐患。

(3)严格管理制度,做好操作员工和其他在场人员的操作培训和安全培训,制定和贯彻安全合理的开停车规程和操作规程,对人员操作中的异常情况及时跟踪、纠正和补救,并加强针对异常情况的应对演练,从人的角度降低事故的发生率和严重程度。

4 结 论

发展煤制天然气是煤炭清洁利用的一条必由之路。随着各煤炭基地煤制天然气示范项目的陆续完工和运行,未来五年将是我国煤制天然气项目发展最迅速的阶段。作为试点和运行经验较少的新兴能源化工过程,煤制天然气过程集成了众多高温、高压过程和易燃易爆有毒危险品,生产中的火灾危险性和防火设计是目前亟待解决的一个问题。应通过合理设计工艺流程、规划厂区布局、配备防爆抑爆设施和消防设施,完善控制系统和隐患排查系统、严格管理制度和操作规程,及时消弭企业生产中存在的安全隐患,保障装置的安全运行。

参考文献

[1]贺永德.现代煤化工技术手册(第2版)[M].北京:化学工业出版社,2011.

[2]田宏.新建大型天然气球罐用天然气直接置换方法的探讨[J].消防科学与技术,2002,21(2):60.

[3]于利群.大型煤液化工程火灾自动报警系统的优化设计[J].消防科学与技术,2010,29(6):507-509.

[4]秘义行,黄鑫,杜霞,等.煤直接液化工程中煤储运系统火灾危险因素及防范措施[J].消防科学与技术,2010,29(2):145-149.

[5]于利群.煤化工工程中煤汽化装置的防火设计研究[J].消防科学与技术,2010,29(9):785-789.

煤制合成天然气 篇2

1984年投产的美国大平原合成燃料厂(great plains synfuels plant,GPSP)以及国内所生产的煤制合成天然气均以管道气或LNG形式进入了天然气市场,但对煤制合成天然气产品及其应用进行系统论述的文献并不多见。本文拟在前人研究的基础上,结合863项目部分研究成果,对天然气产品国家标准与煤制合成天然气地方标准、煤制合成天然气与常规天然气产品典型数据进行了对比。同时,基于煤制合成天然气产品特点,系统介绍了煤制合成天然气特性对用户的影响及应用过程中需注意的问题。

1 煤制合成天然气产品分析

1.1 煤制合成天然气地方标准与国家天然气标准对比

煤制合成天然气(coal to synthetic natural gas,Coal to SNG),也常被称为煤制替代天然气、煤制代用天然气(coal tosubstitute natural gas,Coal to SNG),简称煤制天然气,是指以煤炭为原料制取的以甲烷为主要成分的燃料气体,另含有少量的氢气等。常规天然气也称矿产天然气,来自于油田、气田等符合天然气热值等标准的气体[4],是有机物经过长期复杂分解过程的结果,是一种多组分的混合气态化石燃料,主要成分也是甲烷,另有少量的乙烷、丙烷和丁烷等。二者来源有本质的区别,相应组成也有较大差别。

2012年,我国发布实施国家天然气标准GB17820—2012《天然气》,以高位热值、硫的含量等来区分不同等级的天然气产品,具体见表1。相对于常规天然气,由于煤制合成天然气在组成上具有一定的差别,因此GB 17820—2012并不完全适用于煤制合成天然气。

有鉴于此,国家和部分地方相关部门开始组织研究制定煤制合成天然气产品标准。其中,新疆于2014年12月9日发布了首个煤制合成天然气地方标准《煤制合成天然气》(DB 65 3664—2014,以下称地方标准),并于2014年12月25日正式颁布实施;《煤制合成天然气》国家标准也于2014年10月27日进行了审查,目前正在完善之中[5]。天然气国家强制性标准GB 17820-2012《天然气》(以下称国家标准)指标与煤制合成天然气地方标准的对比详见表1。

注:(1)气体体积的标准参比条件101.325 kPa,20℃;(2)在输送条件下,当管道管顶埋地温度为0℃时,水露点应不高于一5℃;进入输气管道的天然气,水露点的压力应是最高输送压力;(3)在天然气交接点压力下,水露点应比输送条件下最低环境温度低5℃(每年03-16—11-14),10℃(每年11-15—03-15);(4)在天然气交接点压力下,水露点应比输送条件下最低环境温度低5℃。

从表1可以看出,相对于天然气国家标准,煤制合成天然气地方标准在三个方面进行了调整。

(1)设定了主要组分的上限或下限,以保证气体的热值,满足输送和下游用户要求。规定了热值贡献组分CH4的下限,确保产品满足国家二类气、《城镇燃气分类和基本特征》(GB/T13611—2006)天然气要求;规定了CO的上限,以满足城镇燃气对于安全方面的要求。同时增加了对H2、CO、(N2+Ar)等组分的限制,以提高供气企业的操作弹性。

(2)适当严格了环保指标H2S和总硫的要求。煤制合成天然气环保控制指标显著优于国家二类天然气标准,也优于国家一类天然气标准,环保优势明显。

(3)根据适用地区地理和气候特点对水露点控制指标进行了细化,增强了可操作性。

1.2 煤制合成天然气与常规天然气产品典型数据分析

天然气国家标准和煤制合成天然气地方标准都是从热值、环保等方面规定了一些重要指标,并没有具体规定产品组分。但实际上,不同的油气田、不同的企业所生产的天然气在组分上也存在一定的差异。为了进一步进行对比分析,本文选取了国内外部分煤制合成天然气厂和常规天然气典型数据进行对比,见表2。

由表2可知,常规的天然气具有不含CO,含有一定数量的C2～5,同时含有一定量硫的特点。而相对于常规的天然气,煤制合成天然气贡献热值的主要成分是CH4和少量的H2,具有不含硫、含有微量CO的特点,且CO为控制组分。

综上所述,煤制合成天然气与常规天然气相比,从标准所控指标上看,煤制合成天然气完全满足国家强制性标准GB 17820—2012《天然气》中二类气标准,环保指标优于GB 17820—2012《天然气》;从实际运行数据上看,煤制合成天然气满足或已接近GB 17820—2012《天然气》一类气标准,环保指标优于GB 17820—2012《天然气》;从产品组成上看,煤制合成天然气含有少量H2和CO。

注:(1)气体体积的标准参比条件是101.325 kPa,20℃;(2)数据来源:国内某煤制合成天然气示范项目连续运行6个月天然气产品的平均值。

2 煤制合成天然气应用分析

《天然气利用政策》(发改能源[2012]15号)将我国包括煤制合成天然气在内的天然气利用领域归纳为城镇燃气、工业燃料、天然气发电和天然气化工四大类,并规定了天然气在四大领域利用的优先顺序,要求确保天然气优先用于城镇燃气,限制、禁止天然气化工。煤制合成天然气作为我国天然气资源的一个重要组成部分,也应该遵循上述规定。

2.1 用作居民燃气

我国城市燃气供应一般以12 T天然气为主。潘海宁等[10]以φ(CH4) 97.5%、φ(H2) 1%、φ(CO2) 1%和φ(CH4) 92%、φ(H2) 5%、φ(CO2)2%,φ(CO)和φ(H2S)均分别为0.01%和0.00001%,两种典型组分的煤制合成天然气为基础进行了研究,在采暖热水锅炉、燃气热水器、燃气灶等8台燃气具上分别使用12T标准气和煤制合成天然气进行了安全适应性、热工性能适应性以及极端压力工况下燃气排放指标测试,得出以下结论。

(1)给定煤制合成天然气产品质量指标满足天然气行业现行相关质量标准和燃气可互换的规定。给定的煤制合成天然气组分的气质指标在12T天然气规定范围内,符合GB/T 13611—2006《城镇燃气分类和基本特性》中12T天然气的技术指标要求,符合GB 50028—2006《城镇燃气设计规范》中的燃气质量相关条款的规定。

(2)依据现行国家标准实验,确认煤制合成天然气在常规天然气燃气具上直接应用,不存在改变燃气具安全、节能和技术性能等既有状况的现象,能够适应燃气具的使用要求。使用给定煤制合成天然气烟气中CO排放量与使用12T天然气基准气测试相当,燃具的点火率、火焰稳定性与烟气排放等各项安全适用性指标均合格;各项热工性能也都合格。

2.2 用于燃气汽车

车用天然气包括压缩天然气(CNG)和液化天然气(LNG)。煤制合成天然气在生产LNG过程中H2已被分离,所产LNG含氢量极小,与常规天然气无本质区别,在此仅讨论压缩煤制合成天然气。新奥科技发展有限公司依托863项目,组织开展了合成天然气车用技术方面的研究。

2.2.1 煤制合成天然气新疆地方标准与车用压缩天然气国家标准对比

表3列出了煤制合成天然气地方标准DB 653664—2014《煤制合成天然气》与车用压缩天然气国家标准GB 18047—2000对比。从表3可以看出,煤制合成天然气产品完全能够满足车用压缩天然气国家标准GB 18047—2000要求,且环保指标优于国家标准。

注:(1)在天然气交接点压力下,水露点应比输送条件下最低环境温度低5℃(每年03-16—01-14),10℃(每年11-15—03-15);(2)上述数据气体体积的标准参比条件是101.325kPa,20℃;(3)煤制合成天然气的生产特点所决定,产品中不含有O2;(4)在汽车驾驶的特定地理区域内,在最高操作压力下,水露点不应高于-13℃;当最低温度低于-8℃时,水露点应比最低温度低5℃。

2.2.2 煤制合成天然气对燃气汽车零部件性能的影响

袁卫波等[11]选取体积比94%CH4+6%H2的混合气体作为煤制合成天然气(SNG),研究了充装该气体的CNG气瓶在450 d后各种性能的变化,多种橡胶、塑料和金属在该气体中浸泡450 d后的质量、尺寸及外观变化。得出以下结论:

(1) SNG对CNG气瓶的腐蚀性影响很小,满足相关标准要求,CNG气瓶充装SNG是安全的。

(2) SNG对各种橡胶的溶胀性影响均在相关标准的规定内,满足GB/T 20735—2006《汽车用压缩天然气减压调节器》的相关要求。

(3) SNG对各种塑料的溶胀性几乎无影响,均满足GB/T 20735—2006要求。

(4) SNG对各种金属的腐蚀性影响很小,可以忽略不计,满足GB/T 20735—2006要求。

2.2.3 煤制合成天然气对燃气汽车燃烧性能的影响

煤制合成天然气产品中含有一定量的氢气。有研究表明,发动机燃用天然气掺氢燃料(HCNG,氢气与压缩天然气按一定比例混合而得到的代用气体燃料)能够综合氢气燃烧速率快、稀燃极限宽的优点,加快缸内火焰燃烧过程(传播速度)、提高燃烧速率与发动机动力性能(缩短燃烧期,最大压力对应曲轴转角前移),改善CNG发动机稀燃性能,降低发动机排温。

新奥科技发展有限公司组织以体积比94%CH4+6%H2 (体积)的混合气体作为煤制合成天然气(SNG)的试验,检测了发动机燃用SNG和CNG的动力性能和排放性能,并进行了对比,结果表明:

(1)燃用SNG能够加快缸内燃烧过程,改善CNG发动机稀燃性能,降低发动机排温。与纯天然气发动机相比,其CO、CO2、HC排放得到降低,而NOx排放量增加;但随着过量空气系数的增大,发动机NOx排放大幅减少,得到较优的排放性能。

(2)燃用SNG会使混合气明显偏稀,造成功率、扭矩的下降;氢气燃烧速度快,使得混合燃气的燃烧速度加快,缩短了燃烧期,提高了发动机的经济性。其中,轿车发动机功率、扭矩下降3.2%,最低比气耗下降1.5%。根据SNG的燃料特性进行优化后,功率、扭矩、下降1.5%,而最低比气耗下降2.2%;重型商用发动机功率、扭矩下降1.2%,最低比气耗下降1%,根据SNG的燃料特性进行优化后,功率、扭矩下降0.5%,最低比气耗下降2%。

(3) SNG对常规天然气汽车燃气系统无明显影响。

(4)与纯天然气发动机相比,其CO、CO2、HC排放得到降低。

(5) SNG商务车和轿车5万km道路试验结果表明,SNG对整车驾驶舒适性、燃料经济性、动力性无明显的影响,SNG怠速排放更低。

2.3 用作生产LNG原料

煤制合成天然气含氢气体积分数不大于4%,而氢气的标准沸点为-252.75℃,甲烷的沸点为-61.3℃,常压下氢气/甲烷混合物随着氢气含量的增加,泡点温度迅速下降。当氢气体积分数仅为0.4%时,混合物的泡点温度下降到-180℃,比纯甲烷的标准沸点低20℃,因此较高的氢气含量会对煤制合成天然气的液化、储存等方面产生负面影响。因此,不论从液化系统的能耗还是储罐的安全考虑,适当降低煤制合成天然气中氢气的含量都是有利的。新奥科技发展有限公司依托863项目组织开展了合成天然气液化技术方面的研究。采用低温分离或吸附分离的方法,将煤制合成天然气中的氢气分离。分氢后的煤制合成天然气根据实际环境,从常规天然气液化工艺中选择合适的工艺对其进行液化,生产LNG[12,13]。煤制合成天然气制LNG工艺流程示意见图1。

2.4 天然气发电[14]

近年来,由于雾霾频发,城市大量使用煤炭带来的环境污染问题渐渐进入人们的视野,我国天然气发电装机不断增加[15]。作为常规天然气的替代和补充,部分煤制合成天然气可能会通过天然气输配管网被用于燃气发电。

(1)全生命周期节能减排要求,应限制煤制合成天然气发电。从能源利用效率方面看,煤制合成天然气发电环节的能源转化效率最高可达58%,生产过程煤制合成天然气能源转化效率54%～60%,最终煤制合成天然气发电的综合能源转化效率(折合到煤发电)为36%左右,低于燃煤直接发电38.27%～44.53%的能源利用效率。

从度电耗煤角度来看,煤制合成天然气发电(折合)的度电耗煤(折合标准煤,下同)约在386～455 g,而2013年全国火电行业平均煤耗为321 g,煤制合成天然气发电的煤耗比直接使用煤炭高20.2%～41.7%。这意味着同样的发电量使用煤制合成天然气发电需要消耗更多的煤炭。

基于上述全生命周期能效分析,煤制合成天然气二次利用用于发电,不利于节能减排,应限制其用于天然气发电。

(2)没有必要将CO和H2制成CH4后再进入燃气轮机。IGCC (integrated gasification combined cycle)整体煤气化联合循环发电系统,是通过把煤炭、生物质、重渣油等多种含碳物质进行气化,然后把气化产生的气体净化再用于燃气一蒸汽联合循环的发电技术,由两个部分组成,即煤的气化及煤气净化系统部分和燃气一蒸汽联合循环发电系统部分。

由于煤气(合成气)加工成甲烷还需要消耗能量,因此从发电这个角度讲,没有必要将煤气(合成气)做成CH4后再进入燃气轮机。

(3)煤制合成天然气中氢气含量对天然气燃气轮机有一定影响。虽然前面讨论到,从全生命周期节能减排和燃气发电过程角度讲,应限制煤制合成天然气发电,但在有些情况下,天然气发电又无法避免。如北京等少数城市为了保护环境投用部分燃气电厂;另外,分布式能源系统已经成为发展趋势,天然气冷一热一电联供系统注定需要天然气发电。在这种情况下,就需要注意煤制合成天然气中的氢气对燃气轮机的影响。

如前所述,相对常规天然气,煤制合成天然气最大的特点在于其组成中含有少量的氢气(通常≤4%),而氢气的高反应活性使得当煤制合成天然气用于发电时,燃汽轮机燃烧室火焰(燃烧线)长度和角度将受到显著影响。研究表明[16],当氢体积分数由0增加到3%时,燃气轮机燃烧效率和产生NOx不受影响,火焰长度将缩短3.2%,火焰(燃烧线)角度将增大4.2%。但如果燃机设计不当,可能导致燃烧室损坏。因此,燃气轮机发电机组对于天然气组成中氢含量有比较严格要求,需要在设计时提供正确的天然气组成,并有措施应对煤制合成天然气组分的波动对燃气轮机运行的影响。当煤制合成天然气用于原有天然气燃气轮机发电时,需要对燃烧系统进行适当调整,并完善调节设施。

2.5 天然气化工应用[13]

(1)应禁止、限制煤制合成天然气用于天然气化工。煤制合成天然气生产的技术路线是煤经气化、净化后,再由甲烷化合成转化而来。化学原理上是多碳(原子)的化合物(煤),经气化分解为单碳化合物和不含碳(原子)的气态混合物,最后再由碳化合物(主要是CO,含有少量CO2)加氢转化成天然气(主要是甲烷)。

天然气化工主要是以天然气(主要是甲烷)为原料,生产合成氨、氮肥、甲醇及甲醇下游产品。化学原理上主要是天然气中的甲烷首先分解为CO和H2,然后CO和(或)H2再作为原料去合成其他产品。

从技术路线对比看,相对煤制合成天然气,天然气化工相当于走了“回头路”。因此,如果是以煤制合成天然气为原料做天然气化工,则从能源转化效率、工程投资等方面,均不如以煤为原料直接生产化工品。

(2)煤制合成天然气满足一般天然气化工原料要求。对于一些做精细化工产品的行业,如以天然气为原料的氢氰酸、二硫化碳及其下游化学品生产,因其规模小,直接使用煤炭作为生产原料,其经济性和污染物治理远不如直接使用天然气。

如果将煤制合成天然气用于天然气化工,则从生产原理也可以看出,能满足生产要求。当然由于精细化工生产对原料要求比较严格,还需要用户详细确认。

2.6 关于煤制合成天然气输送技术

新奥科技发展有限公司依托863项目组织开展了合成天然气管输关键技术方面的研究。选用常规天然气输送常用的X70 (L485)及X80(L555)两个钢级的管线钢进行了化学成分、力学性能等系列试验,并进行了包括焊接接头抗氢致裂纹(HIC)试验、焊接接头CO2均匀腐蚀试验在内的焊接性能评价试验,进行了热加工弯管及管件性能评定,证明这两种钢级具有良好的焊接性;通过对这两种级别钢管环焊缝的性能评价以及热加工工艺的模拟及性能检验,证明这两种材料可以满足SNG输送的要求。

3 结语

综上所述,煤制合成天然气完全满足天然气国家标准GB17820—2012《天然气》,实际数据表明可达到或接近一类气要求,环保指标优于国家标准,完全满足《城镇燃气设计规范》和《车用压缩天然气》国家标准,可以在常规天然气燃气具和汽车上直接应用,可以用X70 (L485)及X80 (L555)管材输送。但由于煤制合成天然气中含有少量H2,在用于燃气发电时要考虑机组对H2含量的要求,在生产LNG时要先分离氢气后再液化。

在我国“富煤、贫油、少气”以及能源消费向低碳转型的背景下,适当发展煤制合成天然气以替代常规天然气产品,对于推进煤炭清洁高效利用,保障我国能源安全,提升民生用气保障能力,增强进口天然气定价话语权,具有重大意义。

低温甲烷化煤制天然气技术 篇3

与国外公司采用的高温甲烷化制天然气技术不同, 林达公司开发的是低温甲烷化制天然气技术。国外公司介绍的煤制天然气工艺技术虽不完全相同, 但都是采用多台甲烷化反应器进行绝热反应, 经中间冷却后再绝热反应。由于甲烷化反应单位摩尔产品反应热和绝热温升为甲醇合成的2倍多, 是氨合成的4倍多, 故这种高温甲烷化工艺的甲烷化催化剂需耐受700℃多的高温, 这对催化剂开发提出了很高要求。目前可满足这一要求的进口甲烷化催化剂售价高达100万元/立方米。并且即使有了耐高温甲烷化催化剂和多台甲烷化反应器, 也还必须用高达5倍多的循环气将煤制合成气中的CO由25%左右稀释到2%~4%左右, 这不仅增加了设备投资, 还大幅增加了循环气电耗。

目前, 林达公司开发的低温甲烷化技术是在采用甲烷化反应的同时, 用副产高压蒸汽连续移走反应热的均温型甲烷化合成技术。科研人员开发的均温甲烷化反应器数学模型用于设计焦炉气制天然气和煤制各种组成合成气合成天然气, 使甲烷化反应在360℃上下温度范围内进行。

与国外技术相比, 林达的工艺有四方面的优势:一是解决了甲烷化催化剂高温失活的问题, 可以采用国内自主开发的低中温甲烷化催化剂, 大幅降低催化剂费用和成本;二是不用大量循环气稀释合成气中的CO, 节约循环电耗, 提高副产蒸汽量和能量利用率;三是避免了焦炉气或煤气制天然气中催化剂失去活性而需添加的水蒸汽, 减少了能耗;四是以一台反应器取代多台甲烷化反应器和多台热回收器, 大幅减少了设备和管道投资。

煤制天然气的职业危害及防护 篇4

职业危害

煤制天然气工艺主要采用壳牌粉煤加压气化技术, 其工艺过程包括燃煤储运、煤气化、低温甲醇洗、变换等。生产单元主要有备煤、碎煤加压气化、粗煤气变换与冷却、低温甲醇洗、混合制冷、甲烷化与天然气干燥、煤气水分离、酚回收、氨回收、硫回收等单元。生产单元多、工艺过程复杂, 其职业病危害因素种类多, 每个生产单元都存在多种职业病危害因素。其中生产过程中职业病危害因素被列入卫生部《高毒物品目录》 (2003年版) 的有一氧化碳、硫化氢、氨、氰化氢、铬及其化合物 (重铬酸钾) 、锰化合物 (锰尘、锰烟) 、二氧化氮和苯等。

生产过程中主要职业病危害因素有化学危害因素和物理危害因素。

化学危害因素包括氰化氢、重铬酸钾、氢氧化钠、石脑油、二异丙基醚、煤焦油、烷烃类、一氧化碳、甲醇、氨、硫化氢、二氧化碳、盐酸、硫酸、锰烟、二氧化氮、二氧化硫、苯酚、苯、甲苯、二甲苯等苯系物。

氰化氢可致眼、皮肤灼伤, 吸入引起中毒。急性中毒:短时间内吸入高浓度氰化氢气体, 可立即呼吸停止而死亡。非骤死者临床分为4期:前驱期有黏膜刺激、呼吸加快加深、乏力、头痛, 舌尖、口腔发麻等;呼吸困难期有呼吸困难、血压升高、皮肤黏膜呈鲜红色等;惊厥期出现抽搐、昏迷、呼吸衰竭;麻痹期全身肌肉松弛, 呼吸心跳停止而死亡。慢性影响:神经衰弱综合征、皮炎。

重铬酸钾急性中毒:吸入后可引起急性呼吸道刺激症状、鼻出血、声音嘶哑、鼻黏膜萎缩, 有时出现哮喘和紫绀。重者可发生化学性肺炎。口服可刺激和腐蚀消化道, 引起恶心、呕吐、腹痛、便血等;重者出现呼吸困难、紫绀、休克、肝损害及急性肾功能衰竭等。慢性影响:有接触性皮炎、铬溃疡、鼻炎、鼻中隔穿孔及呼吸道炎症等。

氢氧化钠它对蛋白质有溶解作用, 有强烈刺激性和腐蚀性。粉尘刺激眼和呼吸道, 腐蚀鼻中隔;溅到皮肤上, 尤其是溅到黏膜, 可产生软痂, 并能渗入深层组织, 灼伤后留有瘢痕;溅入眼内, 不仅损伤角膜, 而且可使眼睛深部组织损伤, 严重者可致失明;误服可造成消化道灼伤, 绞痛、黏膜糜烂、呕吐血性胃内容物、血性腹泻, 有时发生声哑、吞咽困难、休克、消化道穿孔, 后期可发生胃肠道狭窄。

石脑油石脑油蒸气可引起眼及上呼吸道刺激症状, 如浓度过高, 几分钟即可引起呼吸困难、紫绀等缺氧症状。

二异丙基醚属微毒类物质, 对眼睛、黏膜、皮肤及上呼吸道有刺激作用。接触后可引起恶心、头痛、呕吐和麻醉作用, 反复皮肤接触可引起接触性皮炎。操作时, 可穿防护服、带护目镜及防毒面具。

煤焦油煤焦油又称煤膏, 是煤焦化过程中得到的一种黑色或黑褐色黏稠状液体, 比重大于水, 具有一定溶性和特殊的臭味, 可燃并有腐蚀性。主要对皮肤有损害, 皮肤接触后可引起皮炎、痤疮、毛囊炎、光毒性皮炎、中毒性黑皮病、疣赘及癌肿。此外, 可引起鼻中隔损伤。操作时应加强皮肤的防护。

烷烃类烷烃化合物有链烷烃如乙烷、丙烷、丁烷、异丁烷等, 环烷烃如环戊烃、环己烷、乙基环己烷等。对神经系统有抑制作用, 可引起麻醉、昏迷、头痛、恶心、意识模糊, 严重情况下会失去知觉。操作时, 应加强呼吸系统的防护, 如佩戴防毒面具等。

此外, 物理危害因素有高温与热辐射、噪声与振动、低温等。生产性粉尘包括煤尘、炉渣尘与飞灰尘、电焊尘, 长期接触可导致尘肺病。

其他职业危害还有强制体位、视屏作业以及受限空间作业导致缺氧窒息、甲烷气大量泄漏导致的缺氧窒息、一氧化碳和硫化氢中毒等问题。此外, 在催化剂更换和添加过程中可能接触含钴、钼、镍的催化剂粉尘。

防护措施

针对煤制天然气生产过程中的职业危害, 应采取以下防护措施:

1.对可能泄漏一氧化碳气体、硫化氢气体的地方应设置固定式一氧化碳报警仪及硫化氢报警仪;给操作人员配备便携式一氧化碳气体报警仪及硫化氢报警仪、防毒面具和空气呼吸器。

2.进入高浓度一氧化碳、硫化氢工作场所时必须戴隔离式防毒面具, 作业时应有两人同时到现场, 并站在上风向, 一人作业, 一人监护。

3.凡进入含有一氧化碳、硫化氢介质的设备、容器内作业时, 必须按规定切断一切物料, 彻底冲洗、吹扫、置换、加好盲板, 经分析合格, 落实好安全措施, 并按“进塔入罐安全管理规定”办理作业票, 在有人监护的情况下进行作业。

4.应设置密闭式采样器, 以减少有毒气体的扩散。

5.针对氰化氢、重铬酸钾、氢氧化钠和煤焦油等化学物质对皮肤、眼睛容易造成伤害, 应加强皮肤及眼睛的防护, 穿防护服、戴护目镜;烷烃类物质具有麻醉作用, 应加强对呼吸系统的防护。

6.夏季为高温作业工人供应含盐清凉饮料, 适当缩短高温作业时间等生产组织管理措施, 预防中暑发生;为噪声作业人员配备适用的防噪声耳塞、耳罩。

7.加强检维修作业的职业危害防护。

应急救援措施

1.制定一氧化碳、硫化氢、氨中毒应急救援预案, 并加强应急救援预案的演练。与有应急救援能力的医疗机构签订协议, 确保发生事故时能够保证医疗救援的需要。

2.控制室应配备正压式空气呼吸器、防毒面具、急救药品柜等;在易发生职业病危害事故及急性中毒的生产场所应根据实际需要分别设置洗眼器、自动喷淋冲洗设备。

4.当发生氰化氢、重铬酸钾、氢氧化钠泄漏时, 应佩戴好防毒面具或正压式空气呼吸器, 穿化学防护服进行处理, 如条件允许, 可采取局部排风或全面通风。

5.在装置的显著位置设置风向标及警示标识及应急撤离通道。

6.制定抢维修作业、受限空间作业的应急救援预案。加强对作业人员现场管理和紧急救治知识的培训。

煤制天然气工艺的研究与应用 篇5

1 我国煤制气的发展前景

所谓煤制气产品, 主要是以煤炭为生产原料的生产化工成分和能源产品。以往的煤制品一般以甲醇、氨、焦炭、电石等成分为主, 而现今的煤制品包括能够代替石油等化工能源的重要产品。现今的煤制品一般是指天然气、二甲醚、煤制烯烃等煤制品能够有效通过煤炭来缓解其他能源结构的缺失, 对于石油产品的使用来讲有着重要价值。简单来讲, 煤制品拥有很好的能源转化效率, 并且充当能源时还能够增加产品的转化率, 对于液化产品来讲尤其具有更好的效果。目前来看, 煤制品的发展是十分可观的, 相比于传统的煤化工产品具有明显的优势。而且在原料和燃料两个化工方向上, 煤制产品都能够拥有更加优良的发展空间和发展角度。

2 煤制天然气的概述

对于煤制天然气来讲, 其主要成分是通过气化、净化以及甲烷化技术合成的。在石油开采中, 只有其中的气体才能够被称为天然气。在不同的地理位置中, 天然气各组分也有很大的不同。一般是以甲烷、乙烷、丁烷等烷烃为主, 还含有少量的有毒气体等成分。一般把甲烷成分高于百分之九十的天然气称为干气, 低于百分之九十的天然气称为湿气。相对于其他能源来讲, 天然气无疑具有更加清洁的优势, 在使用过程中排出的废气较少。而煤制天然气则具有更高的使用价值, 其比普通天然气来讲拥有更好的转化效果, 并且消耗的能源较少。而且, 煤制天然气制造的过程中产生的环境污染也可以通过火炬燃烧和水处理环节进行可靠的避免。

3 煤制天然气的工艺流程

在煤制天然气的发展当中, 我们可以发现煤制天然气能够很好的起到清洁煤炭资源的效果, 特别是其中的劣质煤炭。而且还能够通过对生物资源的利用, 进行拓展生产, 产出更多的天然气, 结合一般的天然气进行使用, 通过天然气管道进行转换, 将生产过程中产生的天然气用到日常供暖中去。煤制天然气还能够对环境保护起到很好的效果, 保证了天然气的正常使用, 减少了二氧化碳的排放。所以, 我们大致可以看出, 煤制天然气是未来能源结构发展的重要方向, 下面主要通过对煤制天然气生产进行简单分析, 对其中部分流程进行模拟, 得到生产数据, 然后根据实验步骤对煤制天然气节能优缺点进行探究。

3.1 工艺简介

在煤制天然气的生产过程中, 主要通过对煤炭的处理, 进行煤气化、一氧化碳和氢气的变换工作, 然后再对其中的杂质气体进行排除, 提高天然气中甲烷的含量。总的来讲, 煤制天然气的主要生产步骤有:将原煤放到煤单元进行处理, 通过输煤皮带和煤仓等设备通入到气化炉中, 采用蒸汽和氧气来充当气化成分进行处理。气化炉中的原煤和气化剂之间相互接触, 在一系列物理和化学变化后进行粗合成气的生成。之后就可以得到一氧化碳、二氧化碳、甲烷等物质结合的气体成分, 然后再将这部分气体通到煤气单元中进行进一步处理。

粗合成气在经过气体变换后, 就可以通过酸性气体去除单位。粗合成气的酸性气体进行杂质气体的去除。在甲烷单位中。我们可以通过某些设备进行脱硫反应, 再将甲烷结合形成天然气成分, 就可以得到煤制天然气。

3.2 煤制天然气工艺技术

在煤制天然气的生产当中, 涉及到的工艺技术是十分复杂的。工艺生产主要通过煤气化、变换冷却、甲烷化等工艺工作实现煤制天然气的生产, 甲烷化技术是其中不可忽视的重要组成部分。在上世纪七十年代的煤制天然气生产中, 我们可以找到大量托普索甲烷化技术的应用, 这种工艺在以往的煤制天然气生产中起到重要作用, 尤其是在煤气反应的热量循环中, 我们大致可以发现某些设备工艺成本较高, 但是能够在一定程度上缓解空间狭小的问题。此外, 我们还能够通过这项技术对甲烷化中产生的热量进行回收, 再次进行利用, 满足天然气生产的具体需求。

4 结语

在煤制产品的生产当中, 煤制天然气的生产对社会经济发展具有至关重要的作用, 并且具有很大的发展潜力。在煤制天然气的生产当中, 无疑是十分环保的, 而且在使用过程中也能够大量降低环境污染, 受到国家政策的大力支持。近年我国在煤制天然气的生产当中进行了进一步引导和规范, 带动了煤制天然气工艺生产的规范化进行, 对以后煤制天然气的生产发展有促进作用。

参考文献

[1]李茂华, 杨博, 鹿毅, 刘玉梅.煤制天然气甲烷化催化剂及机理的研究进展[J].工业催化, 2014, 01:10-24.

[2]李安学, 李春启, 左玉帮, 梅长松, 余铭程, 寇志胜, 刘学武, 汤俊丽.合成气甲烷化工艺技术研究进展[J].化工进展, 2015, 11:3898-3905.

[3]马慧敏.煤制天然气工艺技术研究[J].化工管理, 2016, 03:34.

煤制合成天然气 篇6

甲醇:外来的和尚好念经

据悉, 2012年, 页岩气占美国天然气供应量超过30%;预计到2040年, 页岩气将占到50%的比例。在丰富廉价页岩气资源的驱动下, 美国甲醇生产成本大幅降低, 随之新建、扩建及重启了数个甲醇项目。然而美国每年对甲醇下游需求增长缓慢, 届时过剩的甲醇必将通过出口来消耗。而作为甲醇需求量不断攀升的中国而言, 无疑是过剩甲醇出口的最佳对象。

相比美国甲醇的过剩, 中国却是供不应求。公开资料显示, 中国已投入运行11个甲醇制烯烃项目, 虽然有装置配套了甲醇项目, 然而仍需外采甲醇416万吨。从目前东部沿海地区已经投产的外购甲醇制烯烃项目看, 多数企业采取“国产+进口”甲醇的形式, 目前只有华亭煤业FMTP项目能够完全利用现有煤制甲醇产能, 而宁波富德项目及中原石化甚至完全采取外购甲醇模式。随着烯烃项目的投产, 中国烯烃项目对甲醇消耗量在逐年增多, 区域内甲醇需求缺口将在更大程度上刺激进口货物的大量涌入。

过去几年中国甲醇进口主要来自伊朗、沙特、阿曼等国, 美国销往中国的甲醇量有限。预计后期随着美国的项目的如期投产, 今后从美国销往中国的甲醇数量将会增加, 长期来看, 势必将成为主要来源之一。

尽管我国的煤化工产业一波三折, 但甲醇的供应绝非如此捉襟见肘。那么又为何要采取大量外购甲醇的路线呢?作为企业来讲, 永远秉持着利益至上的原则。因此, 他们选择外购甲醇无外乎是最直接的原因—经济性。相比中国煤制甲醇项目, 美国单位产能投资更低。2013年美国天然气平均价格仅为3.7美元/MMBTU, 约0.9元人民币/立方米, 甲醇生产成本约为210美元/吨。此外, 从能耗角度和环保投入方面来看美国天然气制甲醇也都更具经济性。

高级分析师郑春临透露, 与煤炭产地建设的煤制聚烯烃项目相比, 外购甲醇制烯烃装置省去了煤气化和甲醇合成工段, 相应地投资要小很多。在财务、折旧费用和能量费用下降的同时, 原料费大幅上升, 这意味着原料甲醇的价格对项目成本占据主要地位。同时, 采购国产或进口甲醇制烯烃装置都面临物流和仓储的挑战。规模为180万吨/年外购甲醇制烯烃的装置, 每天需要的甲醇原料约为5000吨, 为了减小供应不稳定对装置运行的影响, 需要建设足够容量的甲醇储罐, 对企业的物流管理能力是较大的考验。

据了解, 在北美地区页岩气改革的大背景下, 国内外不少企业已经萌生搬迁或新建甲醇装置计划。这些企业如果能够长期稳定获得美国廉价页岩气或天然气资源, 就地转化为方便运输的甲醇销往中国港口等地, 从成本上来讲, 将在一定程度上有利于中国沿海地区外购甲醇制烯烃竞争力的提升。但进口美国甲醇在提升中国沿海地区外购甲醇制烯烃竞争力的同时, 这头外来的“狼”也势必将对我国煤制烯烃造成冲击。

丙烷:312万吨的缺口

在亚洲地区, 特别是中国, 丙烷脱氢 (PDH) 已经成为丙烯原料多元化的主流技术。以进口丙烷为原料, 打造丙烯及下游产业链, 已经成为沿海化工企业的合理选择。

不可否认, 中国的页岩气发展目前还处于起步阶段, 进展较快的四川和重庆地区主要是干气区块, 丙烷含量较低。2014年9月天津渤化和宁波海越进口丙烷共计14.9万吨, 占当月丙烷进口量的22%.据预测, 到2020年底中国丙烯产能将达到3955万吨。新增产能中, 404万吨来自石化路线, 1096万吨来自甲醇制丙烯 (MTO/MTP) 路线, 635万吨来自PDH路线。到2020年, 中国丙烯当量需求为3612万吨, 当量缺口为312万吨。

相比中国丙烷需求的巨大缺口, 美国的页岩气革命无疑是伸向我国的橄榄枝。美国页岩气含6%~7%凝析液, 凝析液含30%丙烷。美国页岩气副产丙烷已经超出了其国内需求量, 出口成为必然选择。2011年起, 美国由丙烷净进口国一跃成为净出口国, 2013年美国出口丙烷1.1亿桶, 丙烷净出口量为6388万桶。已公布的数据显示, 北美在建和拟建的PDH产能就已经达到至少330万吨, 足以弥补北美地区丙烯需求的不足。若继续新增PDH产能又会使北美地区面临丙烯如何消化的问题。因此美国企业的选择是, 与其本土建设更多的PDH装置, 还不如出口丙烷, 提高LPG的利用价值。

一方面是巨大的需求, 一方面是急于出口的态度。中国的PDH生产商无疑会在美国寻找他们的合作伙伴。2013年其, 中国PDH生产商已经与美国Enterprise和Targa等公司签订了一系列液化气采购长约。目前Enterprise和Targa都在各自扩建NGL分离装置和储运、码头等设施, 到今年其LPG出口能力将分别提升至774万吨/年和487万吨/年。大量的LPG进口, 一方面是带来PDH与MTO/MTP的竞争, 更重要的是对国产丙烷的冲击。

美国丙烷相对国际其他市场上的丙烷产品具有价格优势的同时, 来自天然气分离装置的丙烷较炼厂丙烷纯度更高, 更符合化工生产的需求。在价格与质量的驱使下, 选择进口也就不足为奇了。

狼来了:不必怕

在提到能源革命时, 中国石油天然气集团公司政策研究室发展战略处处长唐廷川戏称这是自“文革”之后再次听到革命一词。而所谓“革命”, 正是将传统能源向新能源转化的过程, 煤炭的清洁化利用无疑是革命的重要内容。目前我国煤化工在遭遇国内舆论的种种质疑之外, 还不得不面对来自进口的竞争。但在我国多煤少气的大背景下, 气价难降而煤价走低, 这又给煤化工带来了机遇。正如北京HIS能源咨询顾问Alex Whitworth所说, 煤化工的市场是充满风险而又富有机遇的市场, 而竞争正是市场存在的必然更是进步的前提。

浅谈煤制乙二醇合成工艺 篇7

1 乙二醇的合成工艺

1.1 亚硝酸甲酯 (MN) 的合成

该反应的反应方程式为:

该反应在酯化塔中进行, 因为用的氧气是纯氧, 所以需要注意的是避免氧穿透, 再者因为有CO和O2的同时存在, 难免会有NO2生成, NO2与H2O的同时存在又会促使硝酸生成, 所以我们保持NO越高含量, 酯化反应可以快速的发生, 减少二氧化氮与水反应生成硝酸的机会, 减少硝酸的生成。因为此反应剧烈且放出大量热, 所以必须严格控制反应的温度, 及时调整工艺指标, 避免飞温现象发生, 又因为亚硝酸甲酯极易溶于甲醇, 所以此塔不适宜过低的温度而使得亚硝酸甲酯气体过多溶于甲醇而不能有效地利用。

1.2 草酸二甲酯 (DMO) 的合成

此反应的反应方程式为:

此羰化反应是需要一定温度、压力以及催化剂才能完成, 此反应需要严格的控制比例, 若CO和MN的比例不合适就会使反应大量产生碳酸二甲酯 (DMC) 。由于反应放出巨大热量, 为了使反应器中的热量能及时有效地送出, 在汽包与反应器夹套之间设置多台泵强制夹套里过热水做循环流动。此反应产生的DMO比较特殊, 纯态此物质在54℃便会结晶, 所以此产物的存储需要处处夹带伴热。一但DMO结晶, 管道以及泵的疏通较麻烦并且后段的生产会产生诸多堵塞问题。1.3乙二醇 (EG) 合成

此反应的反应方程式为:

此加氢反应也是在一定压力一定温度和催化剂的前提下发生的, 生成EG的反应比较温和, 易于操作, 但由于H2的占有比例远远多于DMO, 所以一但过加氢则会使已经生成的EG变成乙醇。所以此反应要严格控制其温度。

2 反应工艺流程之间的优化措施以及影响系统负荷提高的因素

2.1 系统中进羰化反应器前的NO的高低在系统中占着举足轻重的地位, 对其含量的控制应遵循以下生产理念。

2.1.1 根据酯化副反应方程式3NO2+H2O=2HNO3+NO, NO含量高可以抑制该反应的发生, 即越有不利于硝酸的生成;

2.1.2 根据酯化反应方程式

NO越高, 酯化反应可以快速的发生, 减少二氧化氮与水反应生成硝酸的机会, 减少硝酸的生成。

2.1.3 根据羰化反应方程式

2CO+2CH3ONO= (COOCH3) 2+2NO, NO含量越低越有利于DMO的生成, NO含量越高越不利于DMO的生成;

2.1.4 根据反应方程式2NO+2CO=N2+2CO2, NO含量越高, 越有利于该副反应的发生, 系统中要保证一定量的氮气和二氧化碳的存在, 保证氮气和二氧化碳的分压, 才有可能抑制该反应的发生。

综上所述, 循环气中NO和MN的含量较高的话, 因氮气和二氧化碳的含量一定, 即CO的含量偏低, 会造成CO与亚酯气的比低于2, 这样在羰化反应器内, 生成DMC的副反应会增多, 如果不能分离出来, 带入加氢系统, 会因发生副反应影响产品的透光率。循环气中NO含量低, 虽然有利于DMO的生成, 但因发生副反应生成硝酸而损失的MN的量增加, 再者NO含量过低, 氧气易穿透酯化塔, 从安全因素考虑, NO含量不宜过低。

2.2 影响系统负荷提升的因素

2.2.1 羰化反应的反应热较大, 所以此反应在反应时会有些惰性气体来稀释有效气体的反应, 起到一定的保护作用, 但是随着负荷的提高, 有效气体组分肯定是随之提高, 则惰性保护气体含量会被迫减少, 此条件对反应比较剧烈的羰化反应的加大负荷起到一定的制约作用 (2) 循环气压缩机的循环量的大小也会影响负荷的提高, 若反应的单程转化率一定的情况下, 加大循环气量则可以加大产品产量, 但是压缩机的循环量不是可以大幅度提高的, 一但选型之后参数也就确定, 所以压缩机的循环量的大小也是后期制约负荷提升的因素之一。 (3) 在加氢反应器里H2与DMO的摩尔比只有达到一个比较合适的比例才能使反应安全稳定地发生, 然而系统中H2与DMO的摩尔比不是一成不变的, 随着负荷的提高H2与DMO的摩尔比是等比例缩小的, 一但小到一定程度此反应就会有反应不完全甚至因不完全反应的物料在催化器床层积累而堵塞催化剂, 这样的话加氢系统就会崩溃, 因此H2与DMO的摩尔比随着系统负荷的提高而逐渐降低也是影响系统负荷提升的一个重大因素。 (4) 因为MN易容与甲醇, 系统中的废甲醇需要外排, 这样的话同样也将好不易产生的MN又白白浪费掉了。因此建立MN的平衡也至关重要, 一但MN的平衡破坏则将影像系统的稳定。

3 结语

对于煤制乙二醇装置的生产研究非常有意义, 因为这将关乎到企业的产量、产品的成本以及企业的利润和长久发展。如果生产工艺的指标参数根据实际情况优化一下的话, 可能会达到意想不到的效果, 目前煤制乙二醇技术还没达到成熟的阶段, 所以在摸索前进的道路上我们应该研究优化一下可行的方法。使企业的生产实现多、快、好、省的长期稳定地发展。

参考文献

[1]华强.催化水合法合成乙二醇研究[D]南京:南京工业大学, 2003.