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小成中国煤化工日记-2016.8.11

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发表于 2017-2-12 10:56:18 | 显示全部楼层 |阅读模式

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本期导读:
◆伊泰准格尔旗煤制油项目1-7月生产销售情况◆航天工程气化炉液流试验台正式投用◆神华榆林首次使用国产引发剂产出合格PE◆冀中能源与河钢集团签订战略合作框架协◆神华煤制油工程公司10万吨/年合成气制低碳混合醇工艺软件包编制取得实质性进展◆南化公司降低苯胺焦油技改项目中交◆宁夏得中化学甲醇等项目安装工程开工◆神华上半年净利跌18.6% 降价抢市场◆中国煤气化技术全扫描◆煤制乙醇,第六条现代煤化工路径?◆石脑油芳构化工艺缘何异军突起?
>>>>中国煤化工大事日记
伊泰准格尔旗煤制油项目1-7月生产销售情况


2016年1-7月,伊泰准格尔旗煤制油项目安全稳定运行,生产各类油品10.92万吨,油品销量10.86万吨;平均销售单价3608.79元/吨,销售收入3.91亿元,利润总额-0.29亿元,缴纳税费0.47亿元。内蒙古伊泰煤制油项目位于内蒙古准格尔旗大路开发区内,一期工程设计生产规模16万吨/年,投资约21.76亿元,已于2006年5月开工,2008年9月竣工投产。目前,伊泰集团正在开展200万吨/年煤制油项目前期工作。
航天工程气化炉液流试验台正式投用

8月10日获悉,航天工程对气化炉液流试验台和阀门液流试验台进行了最终验收,两套试验装置均达到预期目标,现已正式投入科研与生产任务。

气化炉液流试验台是该公司与供应商经过长时间多次论证设计出来的订制化系统,可进行烧嘴水冷通道阻力测试、烧嘴粉煤管冲洗、烧嘴雾化试验、盘管打压、主盘管清洗、炉盖盘管冲洗、渣口盘管冲洗、激冷环冲洗等液流试验。整个装置最大试验压力为2.5MPa,测量精度≤±1.5%。

同时投用的还有阀门液流试验台,该试验台主要用于口径为DN25至DN200的所有调节阀阀门的流阻试验。装置最大试验压力为2.5MPa,测量精度≤±1.5%,优于相关标准设计开发的测试系统。




神华榆林首次使用国产引发剂产出合格PE


8月6日,神华煤制油榆林公司聚乙烯装置首次使用国产引发剂产出2420D牌号聚乙烯产品,经分析,产品各项性能指标合格。

引发剂主要作用为引发聚乙烯反应、促进乙烯分子转化为聚乙烯分子链,其性能直接影响产品的熔融指数、断裂强度和断裂延伸率等指标。


冀中能源与河钢集团签订战略合作框架协议



8月4日,冀中能源与河钢集团正式签订全产业链战略合作框架协议。

双方将在煤炭及相关资源采购领域、钢铁及相关产品采购领域、煤化工产品深加工领域、资源开发领域、物流领域、海外合作领域六个方面进行战略深度合作。


神华煤制油工程公司10万吨/年合成气制低碳混合醇工艺软件包编制取得实质性进展


近日,煤制油工程公司委托东华工程科技股份有限公司项目组(简称东华项目组)编制的10万吨/年合成气制低碳混合醇工艺软件包PFD图(工艺物料流程图)在合肥完成审查。作为工艺包编制关键工作节点的PFD图通过审查,标志着该工艺包的编制工作取得实质性进展。


自4月28日召开《万吨级合成气制低碳混合醇工艺软件包编制项目》开工会以来,煤制油工程公司先后6次组织东华科技、山西煤化所、包头分公司等单位就工艺包的设计基础、工艺基础数据、反应器及合成回路、总体工艺流程等工艺条件进行深入讨论和确定。在此基础上,东华项目组于7月12日按计划完成了工艺包的初版PFD和反应器工程图,7月19日公司组织包头分公司、山西煤化所对该PFD图进行了内部审查,提出修改意见达97项之多。7月28日东华项目组就上述意见进行回复,8月4至5日,公司与东华项目组就PFD图进行了最终技术对接和审查,并形成了最终审查意见。
该工艺包PFD图的审查通过,标志着10万吨/年合成气制低碳混合醇项目物料平衡、能量平衡和动量平衡以及关键技术方案的最终确定,从而为接下来的PID图(管道仪表流程)、工艺设备数据表和仪表数据表等文件的编制工作打下了坚实的基础。


南化公司降低苯胺焦油技改项目中交


8月3日,南京化学工业有限公司降低苯胺焦油技改项目中交,投用后将进一步提高环保水平,每年可减少危废处置费用75万元。


近年来,该公司苯胺装置干部员工不断探索优化工艺,已经将苯胺吨产品焦油采出量由最初的8千克降至4.92千克,取得了很大进步。2015年,因危废处置要求提高,过去卖出可得2000元/吨的焦油,需要付费4650元/吨交专业公司进行处置,使得仅有微小边际效益的苯胺产品面临更加严峻的考验。该公司经过论证,于去年底投资372.8万元实施降低苯胺焦油技术改造项目,增加了焦油设备和管道伴热及循环工序防止焦油凝固,便于对采出后的焦油进行二次蒸馏回收其中的苯胺,实现减少焦油采出、集中焦油灌装、降低危废处置成本。项目投用后将使吨产品焦油采出量低于3.57千克,达到同类装置领先水平。




宁夏得中化学甲醇等项目安装工程开
                    

近日,由中化四建承建的宁夏得中化学有限公司2万吨/年混合吡啶、0.2万吨/年2-氰基吡啶及5万吨/年甲醇项目安装工程开工。

该项目位于宁夏回族自治区宁东基地化工新材料园区,总投资2.265亿元,项目产品主要用于医药、农药、染料、日化和饲料添加剂等多个领域。四建承建的该项目安装工程包括混合吡啶、2-氰基吡啶及甲醇项目的设备安装、拆迁设备安装及其附属设施,计划工期98天。





综合报道

神华上半年净利跌18.6% 降价抢市场

在煤炭行业普遍回暖之际,作为行业龙头的神华在上半年净利润却蹊跷下跌18.6%。新京报记者发现,在这背后,是神华趁行业减产之机以低价抢占市场。

中国神华8月9日晚发布公告,上半年营收为787.23亿元,同比减少12.5%;归属净利润为98.28亿元,同比减少18.6%。神华的业绩下滑与行业整体向好的趋势形成对比。

上半年煤炭平均售价同比下降14%

据财政部此前发布数据,2016年1月至6月,全国国有煤炭企业运行向好,整体实现由亏转盈。以央企中煤能源为例,在去年遭遇上市以来首次年度亏损之后,其在今年上半年扭亏为盈,预计上半年盈利3.5亿元至5.2亿元;A股第四大煤炭上市公司陕西煤业表示,上半年预计扭亏为盈,盈利1.5亿元-2.8亿元。

那么作为行业龙头的神华为何反而业绩下滑呢?对此,神华昨晚表示,业绩下滑的原因是公司上半年煤炭平均销售价格约为271元/吨,同比下降14%。

新京报记者注意到,在神华采取降价策略之时,也恰恰正是行业回暖、价格攀升之际。查阅数据可知,作为煤炭指示风向标的秦皇岛港5500大卡市场煤价近期达到420元/吨,比年初回升了50元。

行业低迷之机抢占市场

在这一逆势的低价策略帮助下,神华借助自身优势在行业低迷时期加快抢占市场。

新京报记者梳理中国神华上半年和去年同期运营数据,上半年中国神华商品煤产量为1.397亿吨,同比小幅增长;商品煤销量从1.778亿吨增长到1.863亿吨,增长4.8%。在逆势增产扩销帮助下,中国神华市场占有率从去年上半年的9.37%上升到了今年上半年的9.81%,逼近10%。

与此相反,2015年遭遇巨亏的其他煤炭企业纷纷减产自救。据中煤协数据,上半年全国煤炭产量16.3亿吨,下降9.7%;全国煤炭消费量18.1亿吨,下降4.6%。比如中煤能源,上半年商品煤产量下滑12.7%,商品煤销量仅小幅增加1.8%,而自产商品煤销量减少12%。靠减产止血才得以扭亏为盈。

神华敢于扛住业绩下滑的短期压力以降价方式扩展市场,背后的底气在于其庞大的盈利空间。

由于历史原因,我国煤炭行业除了私有煤炭企业外,国有煤企绝大部分成立时间较早,社会功能和人员包袱较重,生产成本较高。而神华作为成立较晚的煤炭央企,人员包袱较轻,且主力煤田位于内蒙古、陕北等开采条件较好的地区,故而竞争优势凸显。

此前在煤炭行业几乎普遍巨亏的2015年,中国神华净利润也同比下滑56.9%,但仍然实现净利润161.44亿元,比其他所有煤炭板块上市公司的利润之和都要高。


中国煤气化技术全扫描全生产、智能制造试点、危险化学品生产企业搬迁、公共服务平台建设以及科技研发工作的支持力度。有关地区可根据实际情况利用大气污染防治资金支持石化企业自备电厂实施超低排放改造。按照深化税制改革的要求,加快化学矿产资源税从价计征改革,清理规范相关收费基金。探索通过保险补偿机制支持化工新材料首批次应用。引导金融机构实行有扶有控的信贷政策,大力发展能效信贷、合同能源管理未来收益权质押贷款、排污权抵押贷款、碳排放权抵押贷款等绿色信贷业务。(国家发展改革委、科技部、工业和信息化部、财政部、国土资源部、环境保护部、商务部、人民银行、海关总署、税务总局、银监会、证监会、国家能源局分别负责)

气化技术装备是煤炭清洁高效转化利用的重要基础,经过近年来的不断自主创新和技术提升,国内气化炉已呈百花齐放、百舸争流之势。把握煤气化技术发展趋势,选择与煤种相适应、与产品需求相吻合、低能耗、低投资、成熟可靠、环保安全的煤气化技术装备,是煤化工产业健康发展的重要方向。7月29日在京举行的2016中国新型煤气化及配套技术创新发展大会上,与会专家给出了这样的见解和建议。
各炉型层出不穷
“各类煤气化炉是煤气化的重要载体和核心装备,已在我国广泛应用,工业化成熟度高,技术种类多,气化炉台数多。国内先进大型气流床加压气化炉投产台数已达300台以上。”石油和化学工业规划院能源化工处副处长韩红梅介绍说。
据了解,煤气化炉从物料接触方式分为固定床(移动床)、流化床(沸腾床)、气流床三大类。碎煤加压固定床气化炉(固态/液态排渣)的主流技术包括鲁奇炉、赛鼎炉、BGL炉、云鼎YM炉等。流化床应用较广的恩德粉煤气化技术包括中国ICC炉、恩德炉、科达炉(Newpower)等。气流床干法加压粉煤气化的主流技术包括壳牌炉、GSP炉、科林炉、两段炉(TPRI)、HT-L炉、东方炉、华理炉、五环炉、宁煤炉、柳化—齐耀炉、沈鼓炉、金重炉等。气化床湿法水煤浆气化主流炉型包括GE-TCGP、对置四喷嘴、清华炉、多原料浆气化的西北院多元料浆炉等。
目前我国在气化炉创新方面取得了突出成果。航天长征化学工程股份有限公司总经理助理朱玉营表示,航天公司研制成功的航天HT-L炉已通过长周期运行验证,其关键设备气化炉、烧嘴、破渣机、热风炉、安全阀、特种阀(氧阀、煤粉阀、锁渣阀、煤粉调节阀、换向阀、黑水调节阀)、高压耐磨泵、高速泵,均已实现国产化,掌握了自主知识产权。
华东理工大学教授刘海峰介绍说,由中石化宁波工程公司、宁波技术研究院与华东理工大学联合开发的单喷嘴冷壁式粉煤气化技术(SE东方炉),在江苏南京扬子石化的1000吨/日示范装置已经投产,中安联合170万吨/年煤制烯烃项目采用了7台1500吨/日气化炉正在设计中。该炉型采用列管式水冷壁、集点火、升温、工艺为一体的整合烧嘴,分级净化单元由混合器—旋风分离器—水洗塔组成,蒸发热水塔兼具闪蒸与换热功能,解决了黑水易堵塞换热器、影响传热效果等问题。
由清华大学山西清洁能源研究院、山西阳煤丰喜和山西阳煤化工机械(集团)有限公司联合研发的晋华炉(合成气/蒸汽联产气化炉)于2016年4月1日,在阳煤丰喜临猗分公司成功投产,以山西“三高”煤为原料,已稳定运行100余天。该气化炉能有效避免堵渣和积灰;独特的结构设计减少了双面受热的布置比例,设备体积和投资减少;回收高温合成气热量,副产高温高压蒸汽,能提高气化炉能源转换效率。
调查数据显示,截至2015年年底,除去固定床常压气化炉,国内已实现工业应用的加压煤气化炉共计392台,开工数量最多的固定床碎煤加压气化炉120台占比77.9%,流化床恩德粉煤气化炉20台占比55.5%,气流床GE水煤浆气化炉75台占比37.1%。
技术创新补短板 
韩红梅表示,煤气化技术经过了数十年的探索和实践,不断改进,不断完善,技术水平已相当高。但随着国内煤气化应用领域和应用地域越来越广,煤气组分要求更加多样化,煤种更多、煤质变化更加复杂,随着环保、安全要求越来越高,煤气化技术仍需根据自身特点和生产运行中出现的问题,进一步改进、提升。
据介绍,现有各气化炉型急需解决的问题有:减少购买专利设备及关键设备进一步国产化、优化流程和控制系统设计、降低软件费(专利费+PDP费+技术服务费),提升水煤浆气化压力到6.5~8.7MPa、继续提高设备规模以加大投煤量、提高副产蒸汽压力等级、优化激冷和除尘系统,回收能量、优化合成气激冷方式、有效处理有害废水、优化灰水处理系统,改进灰水循环工艺、改进煤气洗涤方法,降低粉尘带出量、降低灰渣残碳,降低细渣排放,加强细渣利用研究。
“煤气化炉装备未来的创新点是提高国产化水平、降低投资、提高煤气化压力、开发大型煤气化装备,提高节能降耗水平、节水水平、环保水平。”韩红梅说。例如,截至2016年6月,我国已引进28台壳牌废锅流程气化炉。目前壳牌工艺10大关键设备,除煤粉速度计和密度计外,都有了国内认证制造商或者正在认证过程中。未来还需要加快关键设备的国产化,这可以大大降低气化单元投资和运行成本,并提高国内装备制造水平。
记者采访了解到,煤气化技术创新的方向未来会集中到催化气化、煤炭地下气化等领域。韩红梅表示,催化气化可使气化温度降低200℃~300℃,实现温和气化和定向转化,目前需要重点研究催化剂类型、催化反应机理和催化气化工艺。煤炭地下气化技术目前重点是完善技术细节,包括过程工艺控制、地下气化辅助装置/设备、点火技术、气化炉设计;还应加强关键外围技术,如气化回收、污染物控制等。
此外,还有一些其他科研方向,例如加氢气化、生物质催化、分段气流床煤气化(耦合高温变换)、煤在高炉渣中气化、超临界水煤气化、飞灰二次气化以及煤气化与其他过程的热集成(如与甲烷化集成)。
气化岛渐成气候
随着煤气化技术快速发展、工业园区(大型企业)规模扩大、产业更替和优化升级,采用专业化煤气化岛为工业园,特别是大型企业,提供大量合格、低价的合成气、氢气、一氧化碳等工业气体已经成为趋势。 
韩红梅表示,专业化经营的煤气化岛是应对煤质变化、实现工业气体大量稳定供应、集中解决煤炭利用与环境影响问题的最佳措施。
气化岛根据服务群体规模分为企业级和园区级,根据供气成分分为合成气型(CO+H2、H2、CO)和工业燃气型,依据服务行业又可分为化工型(炼油/煤化工/其它化工等)和其他工业型(陶瓷/建材/水泥等)。对用气企业供气实现宽口径普适的气化岛模式,以其具有的规模化、专业化、灵活性优势,正吸引越来越多的企业和园区的关注和兴趣。
“对于企业数量多、工业气体需求量大的工业园区,大型气化岛的建设和运营能够实现生产运行高效集约,生产服务统一调度,避免了由企业分散建设煤气化装置导致的小规模装置重复建设的弊端,有利于园区统筹协调和长远发展。”韩红梅说。
据悉,目前国内外大型石化园区都已陆续引入气化岛模式。我国正在筹划的大型现代煤化工生产基地也将统筹规划大型气化岛。2014年7月总投资30亿元的中原大化气化岛项目在濮阳开发区开工建设,工程建设周期预计36个月,主要以煤粉为原料,采用先进的水煤浆加压气化技术,配套建设合成气净化、空分等装置,生产煤化工下游产品的重要原料,项目全部建成后,预计可实现年产值28亿元、税收2.2亿元。
中煤陕西公司榆林能源化工有限公司榆横煤化工项目气化岛采用GE900立方英尺,6.5MPa压力气化工艺,气化炉5开2备,单日总投煤量约8000吨,气化装置于2014年4月底一次投料成功。
韩红梅表示,专业化的煤气化岛需要根据需求特点,选择合适的流化床气化、气流床气化、固定床富氧气化等工艺,同时需要结合煤源落实情况,进行全流程经济性比较,即“煤源+气化技术+产品价格”。


煤制乙醇,第六条现代煤化工路径?

近几年,国内醋酸产能过剩、成本持续倒挂。甲醇燃料则因相关标准缺失、毒性以及对油路系统非金属件的腐蚀等问题推广受阻。这让不少科研院所和投资者开始关注煤制乙醇。因为根据现有技术条件,发展煤制乙醇既能消耗大量醋酸,缓解醋酸产能过剩的矛盾,还能通过推广乙醇汽油替代部分石油,减少国内石油对外依存度和汽车尾气排放。甚至有专家曾预测:煤制乙醇有望成为继煤制烯烃、煤制天然气、煤制油、煤制乙二醇和煤制芳烃之后,又一个投资热点和最具前景的煤化工发展方向。那么,煤制乙醇果真能够成为第六条现代煤化工路径吗?

技术突破 项目骤增
4月28日,采用中科院大连化物所技术建设的江苏索普(集团)有限公司3万吨/年醋酸加氢制乙醇工业示范装置一次投料成功,并实现平稳运行。据大化所研究员丁云杰介绍,索普公司示范装置运行结果显示:在基本相同的物耗和能耗条件下,大化所开发的醋酸加氢制乙醇技术能够生产纯度99.6%以上的无水乙醇。这一指标比美国塞拉尼斯公司醋酸加氢技术提高近5个百分点,表明大化所技术已经处于国际领先水平。
这是大化所时隔1个月时间向外公布的又一项先进的煤制乙醇技术。今年3月上旬,大化所副所长、中国工程院院士刘中民对外透露,采用大化所开发的煤经合成气制甲醇、甲醇制二甲醚、二甲醚羰基化反应制乙酸甲酯、乙酸甲酯加氢生产无水乙醇技术的陕西延长石油集团10万吨/年煤制乙醇工业化装置,将于10月建成投产,采用该技术的20万吨/年和30万吨/年工艺包正在编制中。
丁云杰透露,由于看好煤制乙醇发展前景,大化所同时开展了合成气经碳二含氧化合物加氢制乙醇、合成气经醋酸加氢制乙醇、烯烃/醋酸经醋酸酯加氢制乙醇以及甲醇/合成气羰基化加氢生产乙醇4条煤制乙醇技术工艺研究,并全部取得重大技术突破。其中,合成气经碳二含氧化合物加氢制乙醇技术即将于年内完成千吨级工业中试;合成气经醋酸加氢制乙醇、烯烃/醋酸经醋酸酯加氢制乙醇两项技术已经实现了工业化应用;甲醇/合成气羰基化加氢生产乙醇技术正在建设工业化示范装置。
而据笔者了解,国内其他企业或科研院所的煤制乙醇技术研究同样取得了突破性进展。
2011年,上海戊正工程技术有限公司开发出醋酸酯催化加氢制乙醇技术,并建成60吨/年中试装置,其醋酸酯的转化率大于96%,乙醇的选择性在98%以上;2012年7月17日,西南化工研究设计院自主开发的醋酸酯化加氢制乙醇技术通过了四川省科技厅组织的专家鉴定,结论是所开发的专用催化剂活性高、稳定性好、选择性高,转化率高达97%,对乙醇的选择性达到了98%以上;2012年8月上旬,采用江苏丹化集团有限责任公司自主开发的醋酸酯加氢制乙醇技术建设的600吨/年中试装置,稳定运行1000小时,醋酸酯的转化率稳定在98%左右,乙醇选择性达到99%,目前该公司已经完成了10万吨/年和20万吨/年工艺包编制;2013年中期,上海浦景化工技术股份有限公司开发并建设的600吨/年合成气经醋酸加氢生产乙醇中试装置通过考核验收,2015年底完成了10万吨/年和20万吨/年工艺包编制;2015年1月,由中石化上海工程有限公司联合北京化工研究院、四川维尼纶厂共同承担的醋酸加氢制乙醇单管试验研究及工艺包研究科技开发项目通过中石化科技部组织的专家审查,目前已经完成10万吨/年醋酸加氢制乙醇工艺包的开发和编制。
伴随着关键技术的突破和工艺路径的丰富,国内煤制乙醇项目建设悄然升温,规划项目不断增加。
2010年9月,河南煤业化工集团与中科院生物局、新西兰朗泽公司签署协议,计划利用煤炭气化生物发酵法生产乙醇燃料及其他化工产品;2011年1月,全球化工巨头塞拉尼斯公司对外宣布,拟分别投资3亿美元,在中国南京化工园区和珠海高栏港经济区各建一套40万吨/年合成气经醋酸加氢制工业乙醇厂;2011年6月,塞拉尼斯公司又宣布,打算斥资1.8亿美元,改进位于南京化工园区现有的煤化工一体化装置,增加约20万吨/年工业乙醇产能;2011年3月,宝钢集团、新西兰朗泽公司和中科院合作的300吨/年尾气制乙醇示范工程在上海开工建设;2012年4月16日,采用西南化工研究院醋酸酯化加氢生产乙醇技术建设的20万吨/年煤制乙醇工业化示范装置在河南顺达科技有限公司正式开建;2014年3月13日,辽宁葫芦岛市与富德控股集团、生命人寿保险股份有限公司和吉林康乃尔集团拟斥资640亿元,一期建设360万吨/年煤制燃料乙醇和甲醇储备转运基地等项目,二期建设120万吨/年煤制对二甲苯或烯烃及相关下游产品生产项目;2015年1月,采用大化所合成气经甲醇—二甲醚—乙酸甲酯—加氢生产无水乙醇技术建设的延长石油集团10万吨/年煤制乙醇工业化示范装置开工建设;2015年5月,中宏环保新能源有限公司与内蒙古乌海市政府签订投资合作协议,双方拟投资103亿元,建设100万吨/年煤制工业乙醇、30万吨/年环氧丙烷项目;2015年8月,概算投资16亿元的唐山中溶科技有限公司30万吨/年煤制乙醇项目开工建设,该项目建设10万吨/年乙醇生产线,二期建设规模为20万吨/年焦炉气制乙醇;2015年4季度,北京首钢朗泽新能源科技有限公司4.5万吨/年工业煤气制燃料乙醇项目正式启动。
笔者粗略统计,截至2015年底,国内规划建设的煤基乙醇项目达15个,乙醇总规模达670万吨/年。根据项目进度,预计2017年底前,国内煤基乙醇产能将达100万吨/年。
前景如何 各方激辩
乐观派  
刘中民、丁云杰、中科合成油技术有限公司技术顾问唐宏青、上海浦景化工有限公司市场部经理姜铁斌等业内人士对煤制乙醇的前景持乐观态度。
前景不逊于MTO
刘中民告诉笔者,乙醇是世界公认的优良汽油添加剂,还可部分代替或经催化脱水生产乙烯,容易被社会接受。全世界每年乙醇产量约1亿吨,而我国只有200万吨,且基本采用粮食或甘蔗等生物发酵方法制取,存在与民争粮、与农争地且成本居高不下等弊端。煤制乙醇则不然。中国煤炭资源相对丰富,又掌握了多项煤制乙醇技术,生产成本显著低于粮食路线,具有较强的竞争力和广阔发展前景。
“煤制乙醇的前景,客观地讲并不逊于甲醇制低碳烯烃。”在刘中民看来,相比甲醇,乙醇后序深加工路线更加丰富、衍生品的附加值更高。乙醇不仅能够生产乙烯、乙苯,还可生产醚、酮、酯及其他醇类等众多大宗化学品和精细化工产品。另外,乙醇是重要的有机溶剂,可广泛用于医药、涂料、卫生用品、化妆品、油脂等各个领域。作为基本化工原料,乙醇可用来生产乙醛、乙醚、氯乙醇、氯乙烷、醋酸、丁二烯、丙烯酸酯、乙硫醚、乙胺等;并衍生出染料、香料、合成橡胶、洗涤剂、农药等产品的许多中间体,制品多达300种以上。
成本优势明显
“由于合成气一步法生产乙醇技术尚未完全突破,在现有的煤制乙醇技术路径中,煤经合成气、甲醇生产乙醇的技术路径前景最好。”丁云杰认为,首先,与国内外普遍采用的发酵法乙醇工艺相比,煤制乙醇成本优势明显。国内粮食乙醇法最好的消耗水平是3.2吨玉米生产1吨乙醇,且每生产1吨乙醇还会排放12~15吨废水,经济性差,环保问题突出。其次,在当前煤价下,煤经合成气制醋酸、酯酸加氢制乙醇技术的生产成本约4200元/吨,烯烃/醋酸经加成酯化生产醋酸酯再加氢生成乙醇的成本约4000元/吨,而以甲醇/合成气为原料经羰基化(尤其是多相羰基化)及其加氢生产乙醇技术估算成本3500~4000元/吨。无疑,后者成本最低、竞争力最强。还有,甲醇/合成气工艺可充分利用现有煤制甲醇装置,投资省、见效快。即便外购甲醇,也会因为国内甲醇产能严重过剩、价格低廉而从中受益。若借此制得低成本乙醇,再经脱水生产乙烯,其综合效益将好于投资较大的甲醇制烯烃。
姜铁斌更看好合成气经醋酸加氢制乙醇的前景。他说,合成气直接制乙醇距离工业化还很遥远,而合成气制甲醇,甲醇与一氧化碳羰基合成醋酸后再酯化,然后加氢制乙醇工艺存在流程长、设备多、投资大等不足,唯独合成气经醋酸加氢制乙醇不仅流程短、投资低、催化剂选择性高,且已经得到塞拉尼斯公司在南京的27.5万吨/年工业化装置运行1年多的验证,技术成熟可靠,成本优势明显,投资风险可控。以20万吨/年乙醇项目为例。外购醋酸加氢制乙醇项目投资仅需1.8亿元,同样规模的醋酸酯化后加氢项目则需投资3.2亿~3.5亿元。若与生物法相比,醋酸加氢法的成本优势更加明显。当煤价400元/吨时,模型推导的醋酸加氢法乙醇完全成本仅3900~4000元/吨,比最先进的生物乙醇工艺低1000多元。
销售不成问题
“乙醇的销售更不成问题。”姜铁斌表示,中国乙醇年产量仅200多万吨,而车用乙醇燃料年需求量达260万吨,白酒行业年需乙醇200万吨,加上工业领域每年200万吨及其他领域的需求,国内乙醇年需求总量超过700万吨,供需缺口达500万吨。这为低成本煤制乙醇的推广应用开创了巨大的市场空间。若合成气一步法制乙醇取得突破并实现工业化,煤制乙醇再脱水制乙烯的成本会更低。届时,只要乙烯价格维持在8000元/吨左右,煤制乙醇再生产乙烯就有显著竞争力。
谨慎派
在中国石油和化学工业联合会信息与市场部副主任祝昉、延长石油集团煤化工首席专家李大鹏等人士看来,煤制乙醇的前景远没那么乐观。
工业化时机不成熟
祝昉表示,煤制乙醇目前工业化时机尚不成熟。第一,历史上乙醇生产方法有石油路线和生物路线,而煤制乙醇属创新路径。虽然有几条路径已经完成了中试甚至建成小型工业化装置,但大型工业化技术的可行性与项目的经济性还有待进一步验证。况且,煤制乙醇工艺存在投资大、工艺流程长、消耗大、综合成本高等弊端。而被大家比较看好的合成气一步法制乙醇路径,又未取得实质性突破,工业化遥遥无期。在这种情况下,盲目投资煤制乙醇,将面临巨大的投资风险。第二,当前低油价下,煤制乙醇的成本优势已经大打折扣,经济性面临巨大考验。第三,煤制乙醇的市场潜力令人担忧。乙醇最具潜力的市场是车用燃料,但中国成品油市场仍被三大央企垄断,乙醇燃料推广将非常艰难。第四,目前乙醇燃料厂家基本靠国家补贴才能生存,不少想搞煤制乙醇的企业,在可研报告阶段也是将国家补贴计入其营收。但一方面,国家目前只是针对生物乙醇燃料给予补贴并实施封闭运行,煤制乙醇燃料将来是否仍能享受政府补贴存在变数,另一方面,煤制乙醇即便能够获得补贴,力度也会越来越小,项目的盈利能力存在较大变数。第五,与甲醇相比,乙醇的下游空间很小。甲醇制烯烃、甲醇制芳烃、M100甲醇燃料等,一旦形成规模,将形成无比巨大的市场需求。乙醇则不然。如前所述,用于车用燃料阻力很大。若用来生产乙烯,从原子经济性看很不划算。更为关键的是,乙炔法制乙烯工艺的优势将日益显现,乙醇制乙烯将很难与其竞争。
面临电动车竞争
李大鹏认为,全球石油供应宽松、价格低位运行将成为常态,国内炼油企业已经成本倒挂。比如延长石油集团每生产1吨成品油就会亏损1000多元。为摆脱困境,包括延长石油集团在内的众多炼化公司正规划搞成品油制芳烃项目。在这种情况下,基于乙醇燃料良好的市场预期上马煤制乙醇项目的想法显然是不可取的。另外,全球一半石油钻井分布在美国。借助水平分段压裂等先进技术,美国约三分之一的油井成本仅30美元/桶,大部分发页岩油井的成本不超过50美元/桶。在这种情况下,只要国际油价超过50美元/桶,就会有更多油井复产。加之伊朗等国仍在增产,欧佩克其他成员国及俄罗斯等主要产油国又不愿减产,导致国际石油中长期供大于求。在这种情况下,并无明显经济优势的乙醇燃料将很难获得推广应用。更为重要的是,随着新能源汽车规模的扩大,尤其新型大容量电池的产生,电动车将成为未来机动车的主宰。届时,连石油巨头们都在为其成品油销售发愁,又如何会接受乙醇燃料呢?
能源利用效率低
中石化集团经济技术研究院副总工程师安福、北京三聚环保科技有限公司副总经理付兴国等专家也表示,在原油价格持续低位运行的的情况下,煤制乙醇不管是经济效益还是能源利用效率都是很差的。有些人之所以看好乙醇燃料,主要是想从国家补贴政策中获益。但事实上,自2015年1月1日起,国家已经取消了变性燃料乙醇定点生产企业的增值税先征后返政策,并恢复了以粮食为原料生产用于调配车用乙醇汽油的变性燃料乙醇5%的消费税,表明政策层面对粮食乙醇扶持力度正在减弱。至于部分业内人士寄予希望的乙醇生产乙烯路线,其经济性更差。因为生产乙烯的原料除了石脑油、甲醇和乙烷外,还有甲烷及乙炔,若用乙醇生产乙烯,面临的竞争会更加激烈,前途未卜。
上马项目 因地制宜
那么,相关科研单位是否应继续煤制乙醇技术研发?企业是否要上马煤制乙醇项目?相关专家建议:技术研发不可荒废,上项目应因地制宜。
石油和化学工业规划院院长助理李志坚指出,煤制乙醇是新的煤化工路线,是市场化创新的产物,对其原子经济性不宜过早评论,更不该对其经济性、能效等过早点评甚至否定。
陕西煤业化工集团公司副总工程师张小军分析认为,一方面,煤制乙醇刚刚起步,各项技术路径都有待进一步优化和完善。另一方面,虽然相比甲醇,乙醇毒性小,作为车用燃料民众容易接受,但能否获得大面积推广应用存在诸多不确定性。在这种情况下,企业应将目前比较可靠且成本相对较低的合成气经醋酸加氢制乙醇作为过渡性技术谨慎地采用,以此培养人才和市场。一旦合成气一步法生产乙醇技术取得突破,再迅速介入,实现企业近期与长远利益最大化。
延长石油集团碳氢中心石化所副所长黄传峰表示,对于煤制乙醇而言,最合理的路径是合成气一步法直接制乙醇。但由于该工艺需使用贵金属作催化剂,成本高,加之单程转化率低、乙醇收率低,从混合醇中分离乙醇的难度大、能耗高,短期内很难有实质性突破。目前比较靠谱的只有醋酸加氢和醋酸甲酯加氢生产乙醇两种工艺路径。前者属羰基反应,后者属羟基反应。但这两种技术路径是否合理?工业化装置的能耗水平、低油价下的经济性到底如何?尚需验证。因此,可以继续深入试验、技术攻关与优化,做好工业化技术储备,但不宜盲目投资上项目。
陕煤化集团常务副总经理尤西蒂认为,虽然单独投资建设煤制乙醇装置存在较大风险,但不宜就此否定煤制乙醇项目的前景。拥有煤基醋酸一体化装置的企业如果通过技术改造获得廉价的氢气,再与自产的醋酸反应生产乙醇,无疑具有良好的成本优势和较大的利润空间。如果企业获得了燃料乙醇生产资质,将所产乙醇顺利销售给中石化和中石油,那么,企业将获得较好回报。另外,那些拥有独立煤制甲醇装置的企业也可尝试采用甲醇/合成气羰基化加氢技术生产乙醇,由于充分利用了现有装置,投资省、见效快,相信也会取得较好收益。
中国工程院院士、清华大学教授金涌指出,要继续加大合成气一步法制乙醇技术的研究,争取早日突破并实现工业化应用。届时,煤制乙醇将真正具有投资价值。在此之前,建议周边醋酸供应充足的电石、焦化企业可以利用自身电石炉尾气或焦炉煤气制得的氢气,与外购醋酸结合,因地制宜、量力而行地建设相匹配的醋酸加氢制乙醇装置。
李大鹏建议,相关企业与其将资金投入前景渺茫的煤制乙醇项目,还不如投资电力领域,以分享新能源汽车普及及电力需求持续增长带来的商机。


石脑油芳构化工艺缘何异军突起?

轻烃芳构化工艺是我国采用的第一种液化气深加工工艺,产出为轻质芳烃和民用气,于2008年兴起,只用了两年左右的时间就得到迅猛发展。然而,就是这样一个新兴的朝阳产业,在烷基化、异构化等工艺的冲击下急转直下,到2014年走到了谷底。近期,石脑油芳构化工艺兴起,能否力挽狂澜拯救芳构化工艺开工颓势?

芳构化迅速扩张

轻烃芳构化技术是近十年来发展起来的一种新的石油化工工艺技术,主要以醚后碳四(主要为液化气)为原料生产芳烃,是从石油中获得芳烃的重要途径。其特点是利用沸石催化剂将低分子烃类直接转化为苯、甲苯、二甲苯等轻质芳烃。苯、甲苯和二甲苯是生产高辛烷值汽油的重要调和组分,随着油品升级对高辛烷值汽油需求增加,芳烃汽油的供需矛盾加剧。
上个世纪80年代初,我国开始了轻烃芳构化工艺的研究。但由于当时我国液化气主要应用于民用燃料,所以轻烃芳构化工艺研究发展不甚理想。2008年以来,随着天然气等清洁能源在民用消费领域的不断应用,替换出来的液化气迎来了深度开发的黄金时代。以液化气为主要原料生产富含芳烃产品及高辛烷值汽油调和组分的轻烃芳构化工艺成为炼化企业新的发展方向。
2008年,大连理工大学首套10万吨/年芳构化装置在山东齐旺达集团海仲石化有限公司投产,芳构化正式进入规模化生产。到了2010年,随着国际油价大幅走高,成品油市场风声水起,作为调油原料的芳烃汽油也身价暴涨。炼化企业纷纷上马芳构化装置抢占先机,芳构化装置产能迅速扩大。
2010年前后,山东地区芳构化产能已经达到275万吨/年。到2012年产能达到450万吨/年。2011年期间,北方地区的芳构化产能也在580万吨/年左右。到了2012年,北方地区芳构化总产能已经达到了1211万吨/年。就是起步相对较晚的华北地区,芳构化产能也从2011年的105万吨/年发展到2013年的162万吨/年。芳构化只用了短短的五六年时间,即完成了迅速扩张的过程。

烷基化异军突起

然而,高速发展的芳构化工艺演绎了“盛极必衰”的快进版。随着产能的井喷式发展,其市场日趋饱和,产能过剩的问题逐渐显现。2012年芳构化企业的开工率在50%~60%,2013年初在30%~40%,到了2013年下半年则降到了20%~30%,尤其是山东地区甚至降到了10%以下。由于市场供大于求,使芳构化装置的利润率急速下滑,2014年初,利率已经由鼎盛时期的1600元/吨跌至亏损300~500元/吨。
除了产能过度扩张,压垮芳构化工艺的最后一根稻草可能就是烷基化工艺的异军突起。
烷基化工艺也是一种液化气深加工工艺,与芳构化一样生产芳烃汽油和民用液化气。相对于芳构化工艺,烷基化工艺更具优势。在技术层面,烷基化装置芳烃汽油的产出率达到70%~80%,而芳构化装置芳烃汽油的产出率只有30%~40%,烷基化装置的高产出率使其产品成本大大降低。在产品品质方面,烷基化汽油指标更为优秀,如辛烷值,烷基化汽油辛烷值一般维持在95~96,而芳构化汽油一般在90~93。
在清洁能源方面,由于我国推广汽油标准逐渐提高,对调油原料的辛烷值、硫含量等要求更为严格,调油商也逐步由采购芳构化汽油转变为采购烷基化汽油。2014年初,芳构化工艺平均利润倒挂143.2元/吨,环比减少15.38%,烷基化盈利81.13元/吨左右,利润差距十分明显。
此外,原料成本高企也是采用芳构化工艺的企业走入困境的原因之一。烷基化工艺迅猛发展,对醚后碳四的需求进一步增大,将其价格不断推高。2009年,醚后碳四的价格和普通民用气价格相差无几,2014年初,其价格已经涨至7000元/吨以上。芳构化在原料高成本和产品低利润的上挤下压中已无喘息之力。
目前,国内已经完成建设并开工的芳构化装置加工能力为1211万吨/年,装置达到65套。其中大部分芳构化装置被闲置,仅有华北、东北、华南地区零星装置尚在运行中,其他地区轮番停车,全国的开工率仅在11%左右。此前,被闲置的芳构化装置中,420万吨/年产能的企业选择新建烷基化装置,有135万吨/年的产能被改造成为异构化装置,还有120万吨/年的产能新增了烷烃芳构化的配套装置,以提高收率。

重提石脑油方案

芳构化工艺的落寞,除去烷基化工艺的冲击外,原料醚后碳四的价格高企也是重要原因。因此,很多企业开始另辟蹊径,寻找更为低廉的原料替代品。随着研究不断深入,早在芳构化工艺出现初期就有石脑油方案渐入炼化企业视野。
从成本层面来看,醚后碳四价格在3200元/吨甚至更高,而直馏石脑油价格仅在3000元/吨上下,具有明显的成本优势,同时避开了与烷基化工艺争夺资源;工艺层面来看,在之前芳构化工艺基础上稍加改造即可,改造成本相对较低;轻烃芳构化工艺的芳构化油收率仅在30%左右,而石脑油芳构化工艺,其芳构化油收率约70%。综合考虑产品收率提升、副产品、原料成本等因素,石脑油芳构化的利润优势明显。
再看资源条件:自去年我国对民营企业原油进口使用权下放后,地炼企业加工原油品质及比例相应提升,使得直馏石脑油产量大幅增加,为芳构化工艺发展提供了资源保证。截至8月初,商务部公告显示有16家企业通过现场核查和获得进口原油使用资质。有数据显示,2015年山东地炼石脑油产量596万吨,较2014年增加超过30%,而2016年石脑油供应量将继续增加,石脑油供应日渐充裕。
因此,石脑油芳构化成为炼化企业新的利润增长点。2016年,仅山东就有8家企业将轻烃芳构化工艺改为石脑油芳构化工艺,而华北及沿江地区也有改造或者投建计划。
石脑油真的能力挽狂澜,使芳构化工艺重拾王者风范吗?专业人士分析,尽管目前直馏石脑油资源供应相对充裕,但是同样以石脑油为原料的重整产能也在扩张。石脑油经过催化重整处理后,所产出的重整汽油一方面辛烷值大幅提高;另一方面硫、氯、重金属等杂质含量明显降低,也是清洁汽油的优质组分。近期地炼企业新建及筹建的重整产能已经超过1000万吨/年,这也给石脑油芳构化的未来发展前景蒙上了一层阴影。同时,由于芳构化油的烯烃含量过高,与油品升级进程背道而驰,应用领域也将逐渐受限。也许,未来石脑油芳构化对于轻烃芳构化闲置产能的再利用方面更具有现实意义。

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发表于 2017-2-14 12:25:34 | 显示全部楼层
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