煤制替代/合成天然气技术的研究进展

综述了煤制替代/合成天然气(SNG)的主要工艺路线,包括传统两步法、煤加氢气化法、煤催化水蒸气气化法、解耦气化集成甲烷化法;讨论了各工艺的技术特点、工艺条件、反应器和催化剂;并分析了不同反应器及工艺条件选择的基本原则。对未来煤制SNG技术的发展提出了展望,如何加快发展具有自主知识产权的甲烷化工艺技术是迫在眉睫的任务。     

CO_2甲烷化制替代天然气热力学计算与分析

利用模拟软件ASPEN PLUS(V7.3),基于Gibbs自由能最小法,建立了CO_2甲烷化制替代天然气反应体系的热力学计算模型,获得了甲烷化过程中各组分的平衡组成和主要反应的标准平衡常数。计算结果表明,CO_2转化率随压力升高而增加,随温度升高先降低后逐渐升高。温度低于400℃、压力3.0 MPa有利于CO_2甲烷化反应。CO含量较高时,CO甲烷化反应速率大于CO_2甲烷化反应速率。在0.1 MPa下,温度低于625℃时,CO优先发生甲烷化反应。当温度高于625℃后,CO_2转化率高于CO转化率。当体系中CO含量不高于2.00%(x)时,CO_2甲烷化反应无积碳现象发生;当CO含量超过2.00%(x)、温度低于600℃时,反应出现明显积碳。     

煤制天然气甲烷化工艺温控优化

建立了甲烷化反应绝热温升模型,推导了绝热操作线,探讨了循环比对甲烷化工艺的影响。计算结果表明,当反应温度低于600℃时,CO平衡转化率可达95%,随着温度继续升高,平衡转化率迅速下降,当温度为850℃时,其平衡转化率为零。经过5级无循环绝热反应器后,CO转化率达到99.9%,一级反应器出口温度811.35℃,反应温升达531.35℃。循环比0~1范围内,经过五级反应器后,CH_4产率大于97.8%,得到的产品气高位热值≥35.35MJ/m3,远高于GB17820-2012要求的二类质量标准,比较接近于一类质量标准。设置循环工艺能够显著降低床层温度。     

国产甲烷化催化剂在煤制天然气项目中的应用

煤制天然气技术的煤炭综合利用率高,是对我国“少气”短板的一个有效补充。但煤制天然气技术的核心甲烷化催化剂被国外垄断,不仅削弱了企业的经济效益,还制约了我国煤制清洁能源的发展。为增加我国的能源供给,打破国外对甲烷化催化剂的垄断,实现我国煤制天然气项目甲烷化催化剂的国产化替代,国内某公司甲烷化催化剂于2021年5月在河南晋控天庆煤化工有限责任公司煤制天然气装置上实现主反应器甲烷化催化剂的国产化替代应用,并通过168 h的满负荷连续运行考核。经过近10个月的运行,证明国产甲烷化催化剂的活性指标达到国外同类产品标准,但甲烷化催化剂床层的阻力升高相对偏快。此外,国产甲烷化催化剂的供货价格和供货周期均优于国外催化剂,具有显著的经济效益。     

煤制天然气甲烷化催化剂预热工艺及优化

介绍了煤制天然气甲烷化催化剂预热和还原工艺,结合生产实际,分析了使用循环压缩机替代开车压缩机进行甲烷化催化剂预热的可行性,对比了开车压缩机和循环压缩机性能参数,并提出改进方案。经过装置运行验证,使用循环压缩机进行催化剂预热,每次节约装置开车时间31h;同时,将此改进应用在装置停车后催化剂干燥工艺中,同样大大缩短催化剂的干燥时间,减少了装置开停车阶段的生产消耗。     

不同原料气甲烷化制天然气的热力学分析

由于不同原料气组成不同,会对甲烷化过程造成不同影响。通过建立基于吉布斯自由能最小法的热力学模型,利用ASPEN Plus软件对合成气、焦炉煤气和煤热解气三种原料气CO甲烷化体系进行热力学分析,探讨了温度和压力及原料气组成(O_2、CH_4、CO_2和C_2H_4)对CO转化率、CH_4选择性和产率及积炭的影响,寻找出每种原料气甲烷化过程中的主导因素,确定出合适的工艺条件,优化甲烷化工艺。研究表明:低温高压有利于甲烷化反应的进行。合成气中CH_4对CH_4选择性和收率影响较小,所以可采用产品气循环工艺;但高温下CH_4和CO_2都导致积炭增加,应采用低温反应且严格控制CO_2含量。而对焦炉煤气来说采用较高压力即可消除甲烷对反应的影响;CO_2和C_2H_4对反应造成影响较小,可采用补碳工艺来平衡原料气中过量氢气。煤热解气本身含碳量高,CH_4、CO_2和C_2H_4均导致积炭加剧,因此不建议采用产品气循环工艺且要严格控制CO_2含量,并脱除C_2H_4等气态烃类化合物。从安全和催化剂失活方面考虑,焦炉煤气和热解气中应尽可能减少O_2含量。     

合成气制天然气甲烷化催化剂的研究进展

煤制天然气工艺主要包括煤气化和合成气甲烷化两个过程。综述了煤制天然气工艺中合成气甲烷化催化剂的研究进展,从活性组分、载体和助剂等方面介绍了国内外甲烷化催化剂的研究现状,并分析了甲烷化催化剂的失活原因。合成气甲烷化催化剂的发展方向是使催化剂具有更好的催化活性和热稳定性,以期开发出性能优异的具有自主知识产权的合成气甲烷化催化剂及配套技术。     

合成天然气Ni基甲烷化催化剂的研究进展

综述了合成天然气镍基甲烷化催化剂的研究进展,主要包括催化剂的活性组分、助剂和载体对催化剂性能的影响,引起甲烷化催化剂失活的因素,并对未来甲烷化催化剂的发展方向提出建议。     

合成气制天然气工艺的数值模拟

建立了基于动力学方程的甲烷化反应器模型,将多个反应器及公用工程模型联立,得到煤制天然气甲烷化步骤的流程模型,并考虑工艺条件改变时,产物组成和热量回收状况的变化。模拟结果能较好地与实验值吻合。研究结果表明,甲烷化反应器多为热平衡控制,位于流程后端的反应器,由于反应温度偏低,反应有可能是动力学控制。调节分流比能调节出口甲烷含量,且不影响热量回收状况。提高回流比可以令反应器出口温度降低,回收更多热量,提高出口甲烷含量,但回收热量的品位降低,操作费用亦随之增加。研制耐高温的催化剂十分必要,若催化剂能耐1 090 K左右的高温,理论上能实现流程的零循环和最大限度的热量回收。     

天然气合成油技术

综述了天然气合成气技术、气转液（GTL）技术以及天然气合成油加工精制工艺，对目前比较成熟的天然气合成油工艺技术进行了比较；介绍了天然气合成柴油、润滑油、煤油以及石脑油的优势，并简述了目前世界范围内筹建GTL厂的情况，最后对中国天然气合成油发展提出了建议。     

近年国外天然气制合成气工艺发展状况

概述了近年国外天然报制合成气工艺技术发展状况。对照当前广泛使用的天然气水蒸汽转化工艺存在的问题,叙述水蒸汽转化工艺的技术改进、部分氧化工艺和多种联合转化工艺的特点,并对它们的经济性作简要对比。     

天然气制合成油技术开发动向

从催化剂、反应器开发等方面,综述了近期国外各石油公司开发的天然气制合成油工艺技术进展,指出天然气制液体燃料作为一种清洁工艺已具有工业生产价值。认为国内合成油工业发展应借鉴国外经验,并根据我国资源特点,开发费-托合成技术。     

聚醚型合成压缩机油在压缩天然气加气站的应用

聚醚型合成压缩机油具有良好的抗烃类气体稀释能力,推荐用于压缩天然气加气站压缩机的润滑。     

天然气组成分析准确度对天然气贸易的影响

天然气气相色谱组成分析在天然气贸易中起着重要作用。论述了天然气组成分析准、确度对计算的发热量和烃露点的影响,而天然气标准气体是保证天然气分析结果准确可靠的一种计量器具。我国天然气标准气体准确度等级与国际上相比存在较大差异。本文介绍了美国西南研究院研究项目“气相色谱用天然气校准气体制备方法”中制备标气的“最佳经验做法”,并提出相关建议。     

天然气三甘醇脱水装置节能分析

目前,国内多数三甘醇脱水装置运行状况正常,基本能达到管输天然气水露点的要求,但现有三甘醇脱水装置普遍存在甘醇贫富液换热效果差、高压甘醇富液的压力能未得到有效利用、工艺参数不够优化等问题,导致脱水装置的能耗偏高。为了有效降低脱水装置的能耗,实现脱水装置的节能运行,本文分析了国内三甘醇脱水装置用能方面存在的主要问题,提出了甘醇脱水装置的主要节能措施,并对常规的三甘醇脱水装置工艺流程进行节能改进。在流程中应用了先进的能量转换泵和高效的板式换热器,取消了甘醇泵前水冷却器、循环水系统及泵出口缓冲装置。本文对脱水工艺的应用实例进行了工艺模拟和能耗分析,分析表明：与常规三甘醇脱水装置相比,改进后的甘醇脱水工艺节能效果显著,提高了能量综合利用率,简化了工艺流程,在工艺设计和技术改造中值得推广使用。     

天然气制合成油的技术进展

天然气制液态烃(GTL)是近年来天然气转化利用研究的主流,国外的Shell、Sasol、Exxon、Syntroleum、Williams等公司都分别开发了各自的GTL专利技术。GTL产品基本上由直链烷烃、烯烃组成,具有无硫、无氮、无金属、无芳烃等特点,是环境友好的油品和化学品。详细综述了合成油催化剂、反应器、GTL技术发展动态等,讨论了GTL的发展趋势,并对我国GTL的研究提出几点建议。     

天然气浅冷回收装置工艺优化

运用HYSIM烃类工艺模拟软件,对某套天然气浅冷回收装置进行工艺流程模拟,建立了优化问题模型。研究了温度、压力对单位能耗的影响,并对装置的工艺参数进行了优化。结果表明：装置的最优工艺参数为增压机出口压力1．24MPa,蒸发器出口温度-25℃。     

克拉2气田天然气处理装置工艺运行分析

介绍了克拉2气田天然气脱水、脱烃工艺以及通过对常见的几种工艺方案进行分析和比选确定该工艺的过程。实际运行证明该工艺基本达到了最初的设计目标。该工艺运行中也发现存在一些问题,针对这些问题提出了解决办法和建议。