“十三五”现代煤化工创新与发展思考

作者:汪寿建 文章来源:《煤炭加工与综合利用》 点击数:85 发布时间:2016-11-04
“十三五”现代煤化工创新与发展思考

1、现代煤化工十二五”发展历程回顾

“十二五”期间,大家一致公认现代煤化工的快速发展是石油化工行业发展的最大亮点之一。 随着一批煤化工示范工程项目的建成投产,具有自主知识产权技术的现代煤化工生产装置开始从实验室进入了商业化运营的阶段。这是一个具有里程碑式的发展阶段,一方面在工程核心技术上获得了重大突破,另一方面从产品规模上得到了极大发展,无论从哪个层面看,中国现代煤化工已经走在了世界的前列。

1.1核心技术取得重大突破

煤气化技术是煤化工的关键技术,通常煤化工项目生产不好都与煤气化稳定生产有关。煤气化:多喷嘴对置式气化炉,已建成109台气化炉,其中40 台炉已经投产运行;航天炉已建成72 台,其中24 台投产运行;水冷壁清华炉、西安热工院两段炉、五环炉、东方炉等均在先进煤气化关键技术上取得了重大的突破,据有关资料介绍,采用现代煤气化工艺约气化2 亿t煤炭左右。

煤制油:神华煤直接液化制油技术成功用到包头100 万t/a 煤制油示范工程中;中科院山西煤化所与中科合成油联合开发的煤间接液化制油工艺,高温浆态床F-T 合成在伊泰,潞安和神华包头进行了16 万t/a 煤间接液化示范工程建设,已经成功投产运营。煤制甲醇烯烃芳烃:大连化物所的DMTO 甲醇制烯烃,在神华鄂尔多斯建设了60 万t/a MTO示范工程,获得了很好效益;神华宁煤60 万t/aMTP 甲醇制丙烯建成投产,也取得了明显的经济效益;清华分别与华电和中国化学开发的流化床甲醇制芳烃FMTA,甲醇制丙烯FMTP 等中试装

置获得成功,延长石油集团开发的煤油共炼加氢工艺,也建成了45 万t/a 的示范工程,能效达到70% 以上。

煤制乙二醇:中科院福构所、浦景、东华、五环、中石化开发的煤制乙二醇,建设了十多套乙二醇项目,总产能达到165 万t/a。煤制天然气:大唐克旗、新疆庆华建设的首期13 亿m3/a 天然气均已投产。总之,现代煤化工为我国石化产品的多元化做出了贡献。

1.2煤化工规模超大型化和 产业集群化

现代煤化工产品在“十二五”期间,无论从结构和规模上分析,都得到了迅猛发展。煤制烯烃:已建成投产10 套烯烃装置,每套约60 万t/a 产能,总烯烃产能接近500 万t/a ;煤制油:已建成投产5 套煤制油装置,总油品产能达到了240 万t/a,单系列装置产能有100 万t/a;煤制天然气:已建成5 套煤制天然气装置,单系列装置规模有13 亿m3/a、20 亿m3/a 和40亿m3/a,总产能达到170 亿m3/a ;煤制甲醇:已建成甲醇装置产能约4 000万t/a 左右,单系列装置产能有60 万t/a、100万t/a 和150 万t/a ;煤制乙二醇:已建成近十多套乙二醇示范工程,单系列装置产能20 万t/a,乙二醇总产能达到165 万t/a。

1.3煤化工产业园区建设取得成效

煤化工产业园区建设取得重要进展,主要集中在产煤区,如内蒙、陕西、宁夏、山西、新疆这些地区。在煤化工产业园区内,国家政策、地方政府支持以及园区灵活的机制和发展规划等激励措施,培育和形成了一批比较有活力的大型煤化工以及能源建设基地。如内蒙古鄂尔多斯煤化工基地、宁夏宁东大型能源煤—电—烯烃基地、新疆准东煤化工产业园区的格局非常有利于现代煤化工企业上下游产业链的一体化建设。

2、“十三五”煤化工必须重点研究的课题

煤化工要研究的课题比较多,这里仅列出一部分课题,以解燃眉之急。

2.1 煤化工规划布局制约课题

国家对现代煤化工项目的布局有严格的要求,要优先布局在有煤炭资源的开发区和重点开发区; 优先选择在水资源相对丰富、环境容量较好的地区并符合环境保护规划;对没有环境容量的地区布局煤化工项目,要先期开展经济结构调整、煤炭消费等量或减量替代等措施腾出环境容量,并采用先进的工艺技术和污染控制技术,应最大限度减少污染物的排放。

2.2水资源利用瓶颈制约课题

中国是一个缺水的国家,煤炭资源和水资源分布不匹配,有煤的地区没有水,有水的地区缺少煤。主要的煤炭产地和布局的煤化工项目基地多分布在水资源相对匮乏、环境相对脆弱的地区。煤化工是一个大量消耗水资源的产业,主要有:工艺蒸汽参加化学反应、循环冷却水蒸发或跑冒滴漏损失需要的系统补充水、除盐水补充水及生活用新鲜水,同时还会产生大量废水,对环境产生巨大威胁。若不采取确实可行的节水措施,如开式循环冷却水系统节水技术、空冷技术、闭式冷凝液回收技术、水的梯级利用及重复利用技术等措施,单位水耗和废水排放量就降不下来,从而影响煤化工项目布局。

2.3高浓度有机废水排放污染课题

高浓度有机废水主要来源于煤气化工艺废水等,其特点是污染物以COD 为主,一般在2 000 mg/L 以上。典型的高浓度有机废水,石油/ 化工废水等,如主要生产工段的出水COD 质量浓度一般均在3 000~5 000 mg/ L 以上,有的工段出水甚至超过10 000 mg/ L ;即使是各工段的混合水,一般也会在2 000 mg/ L 以上,有的甚至高达几万mg/L。石油/ 化工废水的BOD 也较高。其 BOD 与COD 的比值大于0.3。这类废水相对容易处理,但由于水量大,选择污水处理工艺不正确,投资不到位或污染浓度过高,导致出水难以达标,大多数企业就直接送至蒸发塘处理,给周围环境造成不良影响。

2.4高浓度难降解有机物废水处理问题

有机物中的难降解物种类多,主要特点是高浓有机物、高难降解物、高含毒物,高含油物、高含氨氮等污染物。BOD 与COD 的比值远远小于0.3。如焦化废水中除含有较高浓度的氨氮外,还有苯酚、酚的同系物如萘、蒽、苯并芘等多环类化合物,此外还含有氰化物、硫化物、硫氰化物等。这类废水中有机物以芳香族化合物和杂环化合物居多,同时含有硫化物、氮化物、重金属和有毒有机物,色度高,有异味,散发出刺鼻恶臭,具有强酸强碱性;如低阶煤低温气化、热解等工艺产生的废水,成分就非常复杂,采用一般的生化工艺很难处理,即使同时设置焦油除酚、氨及回收设施进行预处理,预处理后有机废水的COD 仍然较高,可生化性较差。难于生物处理的原因,本质上是由其难降解物种类的特性决定的。除了在处理时外部环境条件(如温度、p H 等)没有达到生物处理的最佳条件外,还有重要的原因是化合物本身的化学组成和结构非常复杂,在微生物群落中没有针对要处理的化合物的酶,使其具有抗降解性;同时,废水中含有对微生物有毒或者能抑制微生物生长的物质(有机物或无机物) ,从而使得有机物不能快速降解。

2.5高浓盐水处理回收课题

高浓盐废水特点是含盐量高。含盐废水中的盐主要主要来源于生产过程中的煤气洗涤废水、循环水系统排水、除盐水系统排水、回用系统浓水以及补充的新鲜水等。如某煤制天然气项目补充黄河水源为新鲜水带入的盐量超过整个系统盐量的60% 左右,其次是生产过程和水系统添加化学药剂产生的盐量,分别为29% 和13.6%。煤化工含盐废水的总含盐量(TDS)通常在500~5 000 mg/L,甚至更高。若煤化工实现“零排放”后最终得到的是杂盐,并含有多种无机盐以及大量有机物。这种煤化工蒸发结晶的杂盐被列入危险废弃物进行严格管控。这种杂盐具有极强的可溶性,其稳定性和固化性较差,可随着淋雨渗出,造成二次污染,目前很少有现成的危费处理中心可以接收这些杂盐,处理成本也非常高。

2.6煤化工产品同质化课题

煤化工产业起步时间短、研发时间不长,加上投入资源有限,核心技术装备又不能完全掌握,导致煤化工的中间产品雷同现象比较严重,产业链做不长。有些终端产品都是低端产品,如聚乙烯、聚丙烯等中间原料,竞争力不强,若不走差异化的发展道路将会形成新一轮的产能过剩。

2.7油气低价冲击技术经济课题

在高油气价的前提下,煤化工竞争力毋庸置疑。但到了低油价时代,如在60 美元/bbl、50 美元/bbl 以下的时候,煤化工的竞争力成本优势遇到了极大的挑战,如何采取应对措施以及中央政府出台扶持政策就非常重要。

2.8煤化工重点技术创新课题

一是现代煤化工污染物控制技术(三废处理排放及废弃物回收利用环保技术,节能和节水技术);二是现代煤化工升级核心工艺技术(现代煤气化、合成气净化、合成、煤质分质分级综合利用技术);三是现代煤化工后续产品链技术(合成材料、合成树脂、合成橡胶等高端新材料技术、精细化学品专业化、高附加值技术);四是现代煤化工耦合集成技术(产品耦合技术、催化剂提升技术、信息控制技术和国产化大型装备技术)都还有很大的技术创新空间留给这个行业去开拓和发展。

3、“十三五“煤化工必须要遵循的规则

3.1现代煤化工要遵循的基本原则

“十三五”期间,现代煤化工产业的任务就是围绕能效、环保、节水及技术装备自主化等内容开展产业化工程示范,依托示范项目不断完善现代煤化工自主创新技术,加快转变煤炭清洁利用方式,为煤炭绿色化综合利用提供坚强支撑。坚持量水而行,严格控制缺水地区项目建设;坚持清洁高效转化能效、资源消耗及污染物排放符合法定准入条件;坚持示范先行,重点推进示范项目建设,把握产业发展节奏;坚持科学合理布局,禁止在生态脆弱、环境敏感的地区建设煤化工项目;坚持技术装备自主化,推广应用具有自主知识产权的技术和装备。

3.2现代煤化工要遵循严格的产业布局红线

煤化工产业布局应在产业园区内设置,并符合园区规划及环评要求。不在以下地区设厂,如:已达到或超过污染物总量控制指标、水资源总量控制指标或能源消费量控制指标的地区;《全国主体功能区规划》中确定的限制和禁止开发重点生态功能区,以及其它需要特别保护的区域;城市规划区边界外2 km 内,主要河流、公路、铁路两侧1 km 内,居民聚集区卫生防护距离范围内。选址错误会导致现代煤化工环境影响报告一票否决的严重后果。环境影响上有硬伤的煤化工项目不能予以通过。

3.3现代煤化工要遵循更严格的节水标准

现代煤化工应强化节水措施,减少新鲜水用量。具备条件的地区,优先使用矿井疏干、再生水;沿海地区应利用海水作为循环冷却用水;缺水地区应优先选用空冷、闭式循环等节水措施;取用地表水不得挤占生态用水、生活用水和农业用水;禁止取用地下水作为生产用水。通过采用空气冷却、闭式循环、废水制浆等节水技术和装备,尽可能提高用水效率。工业用水重复利用率不得小于97%,冷却水循环利用率不得小于98%。对新上项目除要参考已投产示范项目的实际数据外,还应在设计环节进行节水优化,遵循“高水高用、低水低用、清污分流、梯级利用”的原则。

3.4现代煤化工要遵循更严格废气排放标准

煤化工废气排放要考虑当地环境容量,按照《煤炭清洁高效利用行动计划(2015—2020 年)》提出的“大气污染物和污水排放要符合最严格的环保要求”,执行《石油化学工业污染物排放标准》(GB 31571—2015)。严格控制污染物新增排放量,把污染物排放总量作为环评审批的前置条件,以总量定项目。新建项目排放二氧化硫、氮氧化物、工业烟粉尘、挥发性有机物要实行污染物排放减量替代,实现增产减排。对于重点控制区和大气环境质量超标城市,新建项目实行区域内现役源2 倍削减量替代,一般控制区实行1.5倍削减量替代。

3.5 现代煤化工要参照对挥发性有机物进行有效控制标准

应严格参照环保部2014 年发布的《石化行业挥发性有机物综合整治方案》,对 VOCs 等应根据项目生产产品的种类暂按GB 31570《石油炼制工业污染物排放标准》[3] 或GB 31571《石油化学工业污染物排放标准》相关要求进行控制,高度重视煤化工项目挥发性有机物(VOCs)排放控制。据此全面核实挥发性有机物排放状况。对设备动静密封点、有机液体储存和装卸、污水收集暂存和处理系统、备煤、储煤等环节要采取措施,有效控制挥发性有机物(VOCs)、恶臭物质及有毒有害污染物的逸散与排放。完善煤气/ 水分离、酚氨回收、储水罐和气化、净化、硫回收等装置挥发性有机物无组织排放的控制措施。污水处理装置过程中,应根据挥发性有机物浓度不同,采取针对性措施,对废水、废液、废渣收集、储存、处理过程中,针对逸散挥发性有机物的主要环节,采取有效封闭与收集措施,确保废气经收集处理后达到相关标准要求。非正常排放的废气应送专有设备或火炬等设施处理,严禁直接排放。

3.6现代煤化工要遵循严格的CO2 减排标准

现代煤化工项目应通过优化工艺、提高能效等措施尽可能减少CO2 排放量,要充分发挥现代煤化工项目所产CO2 浓度高、易于捕集的优势,积极探索气驱采油、地质封存、微藻制油等处理途径,如尿素、碳铵、碳酸二甲酯、甲醇、PC、降解塑料、CO2 富氧转化CO、天然气甲醇补碳(烟道气回收CO2)与食用等。

3.7现代煤化工要遵循更严格的废水排放标准

现代煤化工废水处理和排放要遵循清/ 污分流、污/ 污分治、深度处理、分质回用的原则设计废水处置方案,选用经工业化应用或中试成熟、经济可行的技术。在具备纳污水体的区域建设现代煤化工项目,废水(包括含盐废水)排放应满足相关污染物排放标准要求,并确保地表水体满足下游用水功能要求。在缺乏纳污水体的区域建设现代煤化工项目,不得污染地下水、大气、土壤等。煤化工高浓废水中结晶出来的杂盐因其含有有机物及微量重金属而被划定为危险固废。这些杂盐应全部得到利用或安全处理,而目前杂盐分质资源化利用技术还处于攻关阶段,下游产品标准也存在不适用等制约,应高度关注高含盐废水有效处置措施和技术的使用。

3.8 现代煤化工要加大核心工艺技术的升级创新规定

现代煤化工要进一步加大核心工艺技术、工程技术和环保控制技术的创新力度,在关键及核心技术方面取得突破。项目的工艺技术、工程技术和环保节能减排控制技术应符合国家产业政策要求,采用能源转换率高、污染物排放强度低的升级工艺。在行业示范阶段,应在煤炭分质高效利用、资源能源耦合利用、污染控制技术开发(如废水处理技术、废水处置方案、结晶盐利用与处置方案)等方面承担环保示范任务,并提出示范技术达不到预期效果的应对措施。同时,严格限制将加工工艺、污染防治技术或综合利用技术尚不成熟的高含铝、砷、氟、油及其他稀有元素的煤种作为原料煤和燃料煤。

4、“十三五”煤化工示范技术升级突破

现代煤化工污染物控制技术;现代煤化工核心工艺技术;现代煤化工后续产品链技术;现代煤化工耦合集成技术是构成“十三五”现代煤化工发展和生存的关键。重点解决环保问题、生存问题、技术经济问题和核心竞争力问题。“十三五”期间要有序推进现代煤化工产业化、技术升级示范工程,规范标定评价工作,做到三个有数。一是掌握标定示范工程物耗、能耗、水耗以及三废排放等主要指标,如示范工程能源转化效率和二氧化硫(SO2)、氮氧化合物(NOx)及二氧化碳(CO2)排放强度;二是掌握示范工程的生产负荷等各机组及转动设备运行状况、产品品种及质量指标、安全环保措施、投资强度及经济效益,判断以上指标是否达到设计值;三是掌握示范工程运行经验并总结、查找、分析存在的问题,为进一步优化操作和技术升级改造提供可靠的数据依据。

4.1EBA 工艺处理高浓度难降解有机物废水技术

目前的煤气化工艺中采用低阶煤低温气化,如鲁奇炉等,煤中的轻质组分在气化过程中转化为焦油、酚、氨、烷烃类、芳香烃类、杂环类、氨氮和氰、砒啶、烷基吡啶等物质与煤气同时产生。在随后的煤气洗涤、冷却、净化过程中,上述物质中的绝大部分进入煤气水中,是典型的高浓度难降解有机物废水,而且量大、有毒、有害物质组分结构复杂难处理。EBA 工艺针对鲁奇炉、BGL 炉以及低温裂解等产生的高浓度酚氨废水进行探索性处理,高浓度酚氨废水虽经酚氨回收工艺处理,但进入生化处理系统的废水成分依然复杂且有毒有害,其中酚化合物质量浓度可达200~1 000 mg/L、氨氮质量浓度可达100~300 mg/L。该工艺以提高废水可生化性、降低废水毒性、提高污泥活性等方面的技术使高浓度酚氨废水处理出水能够满足回用水的标准。该技术作为一条处理路径,有待进一步验证和完善。

4.2闭式空冷循环冷却水节水技术

闭式空冷循环冷却水系统用软水或除盐水充当冷却水,吸收工艺换热设备热量,升高温度后,进入节能型水膜式空冷器或联合式空冷器管内进行预冷,然后进入喷淋管段被管外的空气和喷淋水吸收热量,降温后由循环水泵加压,至工艺换热设备。软水在闭式循环系统中循环使用,不与外界空气接触完成吸热和放热的热量传递过程。该工艺替代传统的工业循环冷却水系统,以节能型水膜式空冷器或联合式空冷器代替凉水塔,既保证冷却水温度以满足各项工艺要求,还可节水,减少管道设备结垢,提高设备使用寿命,为节水提供了一条处理路径,有待进一步验证和完善。

4.3高浓盐水结晶分盐处理综合利用技术

高浓盐水多级蒸发结晶为杂盐的技术在中煤图克的化肥项目上得到了一定的验证(BGL 炉),但这种杂盐的综合利用还是存在问题的。鉴于煤化工结晶盐综合利用难度大,为实现“零排放”而产生的结晶盐的无害化和资源化利用提出的蒸发结晶分盐研究是一个方向,需要进行中试实验。各项污染防治措施的技术经济可行性和运行可靠性得到充分的论证后,才能确定是否准入。结晶分盐、综合利用技术,通过分步结晶的方式分离出氯化钠、硫酸钠以及如何处置浓盐水中含有的大量有机物等杂质,其分步结晶的效果尚无实验数据,而且目前我国氯化钠、硫酸钠的产品质量标准并不适用于工业废水制盐。当该技术为高浓盐水综合利用提供了一条路径,有待进一步验证。

4.4低阶煤(褐煤)分质分级综合利用技术

集低阶煤(褐煤)预处理、气化、合成、发电、供热等技术于一体的低阶煤分质分级提质多联产综合利用是一项具有发展前景的现代煤化工技术,研究开发低阶煤低温(中温、高温)快速(中速)热载体气流床(固定床、流化床)热解工艺,以提取焦油、干馏煤气和半焦为主要产品的分级提质、分类转化技术是一种发展趋势。该技术可以衍生出多种技术组合,通过热解与半焦气化技术的耦合,以半焦粉气化产生的高温煤气作为热载体,进行逆向串级直接接触热解,可实现高温煤气显热的高效合理利用与低阶煤的梯级热解。特别对含油率较高的低阶煤,经中低温(550~850 ℃)热解,抽取其中的焦油、煤气等轻质组分,同时获得热值较高的清洁材料;煤气用于制氢或甲烷;煤焦油经提酚等处理后与氢气催化裂化反应生产石脑油和柴油馏分;脱除了挥发分的半焦比原煤热值更高、更洁净,既可气化生产合成气,继而生产化工产品,又可作为优质民用燃料和电厂燃料,从而实现煤的分质分级高效清洁利用。

4.5煤焦油的精练与制备技术

通过低阶煤热解和炼焦得到的煤焦油,其精练的三大难题:高温煤气除尘、热解废水处理和焦油炼制技术都对综合利用产生重大影响。由于高温煤气中的油/ 尘分离、高浓度(含焦油、酚、苯、氨氮、COD)热解废水的处理与资源化利用以及装置大型化均成为制约粉煤或全煤热解的三大难题,也是低阶煤分质分级利用必须迈过的三道槛。如:低阶粉煤回转热解制取无烟煤工艺技术将在用热烟气干燥粉煤的同时,吹出粒径小于0.2 mm 的煤尘,大幅减少后序热解过程煤焦油中的煤尘量,运用高速离心分离技术,将含有少量煤尘的焦油进行高效分离,较好地解决了粉煤热解过程油尘难以分离的难题。中低温煤焦油轻质化技术将煤焦油延迟焦化技术集成耦合,将焦油加氢制取石脑油、柴油馏分突破了块煤热解、荒煤气制氢、中低温煤焦油固定床加氢装置大型化应用难题;中/ 低温煤焦油全馏分加氢多产中间馏分油技术(FTH)成为全球首套煤焦油固定床全馏分加氢工业化示范装置;CGPS 技术则将粒径小于25 mm 的末煤经分级布料进入带式炉,形成多层移动颗粒床层,利用不同颗粒煤层组成的移动过滤层,通过惯性碰撞、扩散沉积、重力沉积、直接拦截、静电吸引等过滤原理,实现对热解煤气的高效自除尘技术(除尘率达96% 以上,焦油中含尘量降至0.32 g/m3 以下)。

4.6大型洁净煤低能耗煤气化技术

现代煤气化是煤化工装置中的核心技术,如何选择原料煤将会直接影响到现代煤化工项目的能效、环保、安全、投资和效益。现代煤气化发展的趋势和方向应符合我国煤种多,成分复杂的特点。要始终追求那种煤转化率高、气化效率高、有效产率高,节能消耗低、成本造价低、绿色环保优的气化升级工艺。对干煤粉/ 水煤浆/ 碎煤气流床/ 移动床加压气化技术应进一步升级、集成、耦合及装备大型化,如开发3 000 t/d 及以上多喷嘴对置式粉煤加压气流床技术,稳定生产,长周期运行、降低投资;开发3 000 t/d 及以上干粉煤加压激冷气流床技术,提高煤转化率、气化效率和有效产率高,稳定生产、降低造价;开发1 600 t/d 及以上碎煤加压固定床技术、提高碎煤加压气化碳转化率、利用率和装备大型化,降低蒸汽消耗、减少废水排放和处理量;开发3 000 t/d及以上湿法水煤浆气化技术,实现低投资、稳定性、长周期、大型化、宽煤种、降低消耗。各类现代煤气化技术应在废水处理、废渣循环利用、高浓盐水减量等重大技术领域中有新的突破和发展。整体煤气化要与煤化工、联合循环发电以及大型超超临界发电等进行耦合;焦化、低温热解及不同煤气化技术之间的组合应用技术以及污染物控制技术方面的集成要有重大突破,主要有:高效除尘、硫回收、脱硝技术;酚氨回收、废水制浆、活性炭吸附等污水处理技术;联合循环发电与大型超临界发电等耦合技术;焦化、低温热解及不同煤气化技术之间的组合应用技术等污染物控制技术方面要有重大突破。在高效除尘、脱硫、脱硝,酚氨回收、废水制浆、活性炭吸附等污水处理以及大型气化炉、热解炉、合成塔、废热锅炉技术方面要形成具有自主知识产权的洁净煤气化升级核心技术。

4.7大型合成气净化系列技术

在消化吸收国内外气体净化技术基础上,集成创新形成具有自主知识产权的大型合成气净化技术。升级完善变换工艺内容如:(1)开发高含量一氧化碳变换大型化技术,提高耐硫、宽温变换催化剂活性和使用寿命,优化集成以适应各种洁净煤气化合成气的工艺参数,满足各种产品对变换不同需求,提高一氧化碳变换率,降低蒸汽消耗和能耗,降低投资;(2)二氧化碳脱除技术,开发单系列净化合成气折醇100 万t/a 以上的大型低温甲醇洗工艺,形成能满足大型二氧化碳脱除的低温甲醇洗工艺以及配套的大型吸收塔器等设备。不同净化工艺技术的耦合集成技术,二氧化碳综合利用用于驱油、驱气技术。70 000 m3/h 以上大型空分技术,以及大型国产化气体压缩机、循环气压缩机及大型动设备技术;(3)开发脱硫及硫回收以及一氧化碳及二氧化碳分离技术,通过吸附、PSA、膜分离、低温精馏等工艺的组合满足不同产品、不同规模、不同组分的气体分离需求。

4.8大型甲醇合成技术

以副产蒸汽等温合成为特征的合成工艺是甲醇合成技术的发展主流。大型甲醇合成技术的开发重点应放在以下几方面:(1)消化吸收多段绝热、段间换热的甲醇合成反应器工艺,掌握二塔串联的工艺设计,在甲醇反应器大型化方面要有发展,突破最大规模的限制;(2)消化吸收段间激冷的甲醇合成反应器工艺,在超大型化的同时,降低甲醇合成能耗;(3)研究开发浆态床甲醇合成反应器工艺示范装置,提高甲醇反应器换热能力,延长催化剂寿命。

5、结束语

“十二五”期间,技术创新一直是现代煤化工企业发展的亮点,在“十三五”期间技术创新必将成为重中之重。技术创新不仅在于原创性发明,更在于具有重大应用价值的技术集成。通过对煤化工单项工艺技术、工程技术和信息技术和环保控制技术的集合重组,获得具有统一整体功能的全新成套升级技术,并努力形成现代煤化工的新品牌。现代煤化工在新常态下将面临更多、更大、更难的新挑战,但同时也会迎来可能的战略机遇,为我国石油和化学工业实现“由大国向强国”跨越式发展过程中作出积极的贡献。

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