石油天然气化工工艺

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石油天然气化工工艺范文第1篇

近日，神雾环保技术股份有限公司（下称神雾环保）在北京颠覆性的煤化工技术――“乙炔法煤化工新工艺”（下称新工艺）。与其它煤化工技术相比，这项由我国民营科技企业自主研发、全球首创的新工艺为我国现代煤化工开辟出一条全新的工艺路径，能源利用效率更高、水耗更低、污染物排放更少、经济效益更好，将为我国实现煤炭清洁高效利用，重塑能源生产与消费体系，推动绿色低碳发展提供重要的科技支撑。

与目前国际流行的以煤炭气化为龙头的现代煤化工工艺路线不同，新工艺通过颠覆性技术创新，以“蓄热式电石生产新工艺”为核心，在生产低成本乙炔的同时，还能生产出大量低成本的合成气（氢气和一氧化碳）、石油、天然气等，进而可大量生产烯烃、汽柴油、甲醇、天然气、乙二醇、芳烃等重要的能源化工产品。

新工艺根据煤炭的分子结构及固有特性，采用蓄热式电石生产新工艺，将煤炭中的挥发份与固定碳进行分质梯级利用，煤炭中的挥发份通过催化热解产生了人造天然气、人造石油、合成气；煤炭中的固定碳在高温下还原生石灰，生成了电石和一氧化碳，电石再与水反应生成乙炔。这些生产出的乙炔、人造石油、人造天然气、合成气等可同时发挥碳一化工、乙炔化工和石油天然气化工各自的优势，形成了上述三种化工工艺的有机结合。与煤气化工艺相比，单位产品的投资额、能耗、水耗、二氧化碳排放等指标大幅降低。目前该项新工艺已经在内蒙古察哈尔右翼后旗杭宁达莱工业园区成功实现了商业化生产，各项技术指标达到预期。

神雾环保董事长吴道洪博士表示，在全面建成小康社会、推进生态文明建设的背景下，我国面临能源需求上升和环保压力增加的双重倒逼。石油、天然气的对外严重依赖，决定了我国必须做好煤炭的清洁高效利用这篇文章，其中的关键在于科技创新和技术突破，利用科技的力量推动供给侧生产方式的变革。新工艺颠覆了现代煤化工技术，破解了制约煤化工健康可持续发展的难题，具有节能、减排、增效等技术优势。这将开启中国煤炭消费与利用的革命，实现煤炭从燃料转为原料的高效清洁利用，在促进制造业、重工业、重化工业快速发展的同时，从源头减少污染物和二氧化碳排放。

能源需求和环保压力倒逼

现代煤化工亟待发展和突围

随着我国全面建成小康社会、实现现代化的推进，能源需求将持续增长。2014年我国人均能源消费量为3.1吨标准煤，不到发达国家的一半。而从发达国家走过的历程来看，生活水平要达到比较高的程度，人均年能源消费量一般不低于4吨标准煤，我国要建成中等收入发达国家，能源需求势必有很大的增长，现在的能源过剩不代表未来能源过剩。

我国能源结构特点是“富煤、贫油、少气”，石油、天然气严重依赖进口，风能、太阳能等新能源目前只是发展方向和有效补充，煤炭在相当长的一个时期内仍然是我国最可靠、最稳定、最经济的能源，2015年我国能源消费中煤炭占64%。目前煤炭的利用方式对水、土壤、大气等生态环境造成了严重影响，我国二氧化硫排放量的90%、氮氧化物排放量的67%、烟尘排放量的70%、人为源大气汞排放量的40%、二氧化碳排放量的70%以上均来自于燃煤。

在能源需求和环境压力的倒逼之下，如何在经济中高速增长的同时建设生态文明、兑现减排国际承诺，是我国当前无法回避的挑战。吴道洪表示，根据我国的资源禀赋应该继续多用煤，但分散式、粗放式的烧煤的方式已行不通，唯有发展清洁、低碳煤化工，将煤炭从燃料变为原料，多用煤少烧煤，才是出路所在。

“从钻木取火，到追逐太阳能、风能，人类获取能源的方式逐渐提升，向着清洁化、低碳化的方向发展。对于地球上大量埋藏的煤炭而言，应该更多的作为原料去生产化工产品，而不应该仅仅当作燃料去简单、粗放地燃烧。”吴道洪说，“煤炭作为原料的时候，其中的碳原子变成我们日常所需的清洁燃油、天然气及各种石油化工产品，而作为燃料的时候就变成二氧化碳排入大气，加速全球气候变暖。”

从世界范围看，煤炭作为燃料和原料的比例为77：23，而我国绝大部分煤都作为燃料，2015年现代煤化工用煤量占我国煤炭消费量的比例仅为1.5%，由煤化工生产的重要能源化工产品占比很低，未来煤化工的发展空间非常巨大。

在过去两个五年规划中，我国一直鼓励发展清洁高效煤化工，过去10年总共核准的煤化工投资项目1.56万亿元，“十三五”规划中国家继续大力支持发展煤化工，预计将继续投入资金3万亿元。但我国以煤气化为龙头的煤化工行业一直被投资大、能效低、水耗高、经济性差等问题困扰，尤其是近两年来全球石油价格暴跌近70%，导致煤化工几无利润可言。无论是从企业盈利和发展的需要，还是为满足国家和行业相关环保要求，煤化工行业都迫切需要新的工艺和技术，去突破发展困局。

节能减排增效 新工艺颠覆煤化工技术

煤气化是以氧气和水蒸汽为气化剂，在高温下通过化学反应将大分子结构的煤首先转化成小分子的合成气（一氧化碳和氢气），再经过复杂的合成反应生成汽柴油、天然气、烯烃、乙二醇、芳烃等下游重要能源化工产品。

新工艺把中低阶煤炭与生石灰混合造块后，在隔绝空气的条件下，加热到900℃以上，使其中的挥发份分解，产生合成气、人造天然气和人造石油等；没有分解的碳与石灰在高温下反应生成电石和一氧化碳，电石与水反应生成乙炔，乙炔往下游延伸合成聚乙烯、聚乙烯醇、聚氯乙烯、1，4-丁二醇、丙烯酸、芳烃、橡胶等重要化工产品。新工艺是以煤制乙炔为龙头的碳二化工工艺，又同时发挥了碳一化工、碳二化工和石油天然气化工三种路线各自的优势，具有显著的经济优势和环保优势。

在能源转换效率上，煤气化工艺和新工艺都近80%以上，但煤气化仅仅获得了合成气，是最初级的化工原料，所有终端产品尚需进一步的复杂合成才能获得。而新工艺同时获得了合成气、石油天然气和乙炔，三种产品按热值占比分别为24%、38%和38%，不仅有初级原料，还有更高级的油气、乙炔等原料，这是煤气化合成气还需要进一步反应才可以获得的，相当于新工艺一步就可以获得煤气化下游需要2―3步反应转化才能获得的能源化工产品，缩短了工艺流程、降低了系统能耗。

在投资上，以100万吨烯烃项目为例，煤气化法煤化工需投资约280亿元，新工艺需要约200亿元，减少28%；在能耗上，新工艺生产每吨烯烃的煤耗下降约26%；在水耗上，煤气化生产每吨烯烃耗水量约27吨，新工艺需要约13.2吨，下降约50%；在排放上，煤气化生产每吨烯烃排放二氧化碳约7.5吨，新工艺排放约4.73吨，下降约37%；在成本上，新工艺生产每吨烯烃成本下降15%以上。此外，煤气化生产每吨烯烃副产约0.06吨碳四/碳五，而新工艺可副产0.4―0.7立方米天然气和0.15-0.2吨石油，综合效益更好。

乙烯、丙烯等低碳烯烃是重要的基础化工原料，其产量是衡量一个国家石油化工发展水平的标志，迄今为止世界范围内的低碳烯烃绝大多数由石油、天然气作为原料加工得来。近十年来我国大力发展煤化工，约有20%的低碳烯烃是由煤气化法制烯烃工艺产出的，但近两年石油价格暴跌使其经济性受到巨大影响。

吴道洪表示，神雾环保颠覆性的乙炔法制烯烃路线，完全颠覆了上述两种烯烃生产路线，直接用乙炔制乙烯流程短、投资少、能源转化效率高、水耗少、产品成本更低。新工艺为我国煤炭清洁高效利用创新出了一条新途径，我国大力发展现代煤化工有了更好的技术选择。这意味着以中低阶煤炭和石灰为原料、以电为能源可以生产目前石油化工行业的所有下游化工产品，我国每年13.2万亿元的石化产品有望摆脱对外依赖的局面，能源安全将有新的保障。

产业化投产成功 技术先进性凸显

20世纪50年代以前，乙炔是“有机合成工业之母”，可以合成几千种化工产品，主要由电石与水反应生成。在石油天然气大量开采和电石行业高污染、高能耗、高成本的双重影响之下，导致乙炔价格高企，用乙炔去生产乙烯、甲醇等化工产品成本倒挂，这也制约了乙炔化工的发展。因此如何大规模地获取低成本乙炔，是发展乙炔化工、现代煤化工及现代石油化工的关键。

在内蒙古港原化工有限公司，采用新工艺的电石生产线已经成功投产。神雾环保采取合同能源管理的模式，利用新工艺对原有的传统电石炉进行节能降耗技术改造。此项目已入选中美两国首批10个提高能效示范项目之一，改造投资1.6亿多元，每年产生节能效益预计可达7500多万元。

新工艺使用廉价的低阶粉煤、粉状石灰作为生产原料，替代高阶煤炭、兰炭、焦炭、块状石灰等，生产1吨电石的原料成本降低43.75%。同时，采用蓄热式燃烧技术和高温物料密闭保温热送技术，大幅度节约了能源，降低了能耗；粉状原料增加了接触反应面积、提高了反应速度，降低了反应的温度，进一步降低了电耗。生产1吨电石耗电量从3150度降低为2500度，综合能耗降低20%。此外，生产1吨电石还副产出70千克人造石油和260立方米煤气，附加值提升15%以上。

通过两种工艺生产过程直接对比，生产1吨电石总的可以增加经济效益500元以上，减排粉尘188千克、二氧化碳689千克、二氧化硫20千克和氮氧化物10千克，大气污染物排放量比传统工艺下降50%以上。如果对我国现有3000万吨电石产能进行技术改造，每年能够增加150亿元的收益，副产250万吨人造石油和75亿立方米人造天然气，减少煤炭消耗529万吨标准煤，减排二氧化碳1375万吨。

石油化工产业是国家的基础产业和支柱产业，目前我国每年13.2万亿元产值的石油化工产品均是以石油、天然气为原料。新工艺大幅降低了电石生产的原料成本和电耗，低成本电石就可以产出低成本乙炔，乙炔再向下游延伸生产各种重要的化工产品，技术和经济上完全可以替代烯烃等石化产品和其它煤化工技术的产品，将为我国的石油化工市场开辟一条全新的路径。

石油天然气化工工艺范文第2篇

关键词：石油天然气；风险管控

0 引言

石油天然气属于易燃易爆物质，在正常运输过程中，经历复杂的地质、环境、气温、社会条件等多变的外在条件。为了确保石油天然气的管道安全问题，社会各界人士都在积极为其做出努力，虽然说管道建设在建设过程中有严格的要求和施工标准，不管是在建筑工艺还是在施工材料的选择上，都有越来越严格的要求，但是由于管道运行受多重因素的影响，致使影响安全的因素也有很多，其中包括运行中的自然损耗，如风雨侵蚀等；自然灾害，如泥石流、地震等；人为损害，如社会中的不法分子对石油天然气管道进行恶意破坏等；还有就是管道在施工过程中问题，如出现的设计缺陷等问题，这都是造成事故的重要因素。石油天然气管道一旦出现危险，造成的人员伤亡是不可估量的，事故之后的补救措施都是“马后炮”，只有真真切切的做好事前预防，创新管道管理控制模式，采取有效的风险防范措施才更加重要。

1 石油天然气运输管道的风险分析

石油天然气管道是一个十分繁杂的工艺集合，它将石油天然气的保存、运输和分配集中到一起，由于石油天然气是当今社会的两大能源之一，因此，其管道设计到的区域也越来越广。沿途中一旦出现泄漏，很有可能造成保障，导致工作人员的伤亡，影响管道安全运行的重要因素主要有材料本身的缺陷、焊接过程的缺陷以及管道的自然腐蚀。

1.1 管道腐蚀

石油天然气管道在长时间使用后，难免会因为受到风吹雨打的侵蚀而发生腐蚀，腐蚀之后就会使石油天然气的管道壁变薄，抗压能力变是发生泄漏的主要原因，也是发生爆破、腐蚀穿孔的主要原因。

例如，我国四川省从一九六九年到二零零三年期间发生的输气管道事故，下表是将其严格分类之后的总结，由于四川省天然气管道使用时间较长，早已进入或者是超出服役期，再加上早期施工材料、施工技术滞后，致使管道本身存在很大的安全隐患，所以，从数据中我们可以看出，腐蚀导致的管道损失是输气管道事故原因的第一位，百分比高达三十九点五。

根据管道发生侵蚀的部位不同，可以将侵蚀分为外部侵蚀和内部侵蚀，以天然气管道为例，管道事故中，内部腐蚀要比外部腐蚀更加严重，内部腐蚀主要是化学成分对施工材料的侵蚀，其中包括应力腐蚀开裂等，当应力腐蚀开裂和电化学腐蚀同时产生作用时，就在很大程度上加速了管道的侵蚀程度。

这里提到的腐蚀开裂主要是指，施工管道的金属材料在受到外部拉伸应力的同时，如果也受到外部特定介质的侵蚀，就很容易发生脆性断裂，这种侵蚀的发生往往不会有预兆，可能是突然发生的，对管道会产生不可估量的影响，与电化学腐蚀和线腐蚀相比，应力腐蚀的易控性更差、风险更高。

外部侵蚀是指管道外部的防腐层受到外力的破坏，或者在管道的保护工具失效之后，管道表面直接和空气或地面、土壤接触，甚至是接触到硫化物质、发生氧化反应等而产生的化学侵蚀，化学侵蚀是一种强有力的侵蚀类型，危害十分强大，与管道穿孔、局部腐蚀相比危害甚大。所以说，石油天燃气管道埋设附近如果有电气化铁路、平行电力线或者平行的石油天然气管道、电力设备等，就要特别注意石油天然气运输管道会受到电流的影响，而对管道产生侵蚀，发生泄漏甚至是发生火灾或爆炸事故。

1.2 管道施工材料的不足和焊接技术问题

材料的整体性能是确保管道安全运行的重要因素，管道焊接同样也是防止石油、天然气发生泄漏的重要方法，其中在美国，材料性能差、焊接技术不稳定是造成管道损害的第三大因素。而根据表1可以发现，施工设计的不足和材料的不足在1969年到2003年之间，事故所占比例仅次于侵蚀，高达33.6%，而导致施工材料缺陷或者导致焊接发生问题的因素又是多种多样的，不仅包括材料性能的问题，同时也包括焊接技术的高低、焊接工作人员的焊接技术等，下表是1991年到2010年美国管道材料事故发生的原因分析总结。

1.3 地质灾害

如果石油天然气管道处于滑坡泥石流地区，这属于斜坡作用下的土壤移动，会使土体下滑，对管道造成冲击，使石油、天然气泄漏，进而导致火灾的产生，其中滑坡的具体方向是影响管道安全的关键。在平原地区，地面下沉导致的管道埋设是影响管道正常运行的关键，而地面下陷的主要原因是城市化建设中，建设活动的展开使路基下降，导致石油天然气管道失去强有力的支撑，从而极易发生弯曲下沉，甚至是断裂。

2 石油天然气管道的风险管控模式

风险管控阶段主要是对石油天然气管道进行风险预警，做好前期准备工作，对风险进行有效防范，把危险系数降到最低。在此我们将管控模式分成四个阶段，分别是风险消除阶段、计划阶段以及反应阶段和风险恢复阶段。

首先，风险消除阶段主要是尽可能的降低事故产生的危害，把人员伤害、资金损失降到最低，并通过有计划、有目的的措施以消除管道运行的潜在风险，与其他阶段相比，风险消除阶段用时长、见效慢，但却是防范风险的关键环节。这一阶段要求工作人员定期或者不定期的对管道进行维护检修，特别是人口密集区，确保民众的生命财产安全。

其次，准备计划过程主要目的是提高人民群众的安全防范意识，提高防灾减灾的工作效率，这个过程不单纯是喊口号，而是需要贯彻落实，贯穿管理全过程，满足安全防范要求。

另外，这一阶段的工作，还可以具体分为管道应急评价、应急计划、应急准备以及工作评估等，并根据管道的运行实况，及时更新应急预案，形成全面的、最新的应急预案。

再者，应急反应阶段，这是在石油天然气管道发生事故之后，需要迫切进行的工作，即对事故现场进行救援，组织管理人员井然有序地参与到救援活动中，在最短的时间内，做到人员转移，最大程度上降低损害程度。

最后，就是事故恢复阶段，这个过程是事故恢复过程，可能很快就进入，也可能经过很长一段时间后才能进入，它和应急反应阶段没有十分明显的界限，需要根据事故类型和事故实况而决定，后期工作主要包括救援人员的安置、人员的伤害以及事故损害评估等工作。

3 结束语

石油天然气管道的安全、高效运行是国家经济、社会发展的重要保证，按照国家相关标准天然气、石油等属于危险物质，一旦管道介质发生泄漏，其影响程度难以估量，为了充分确保石油天然气管道的安全高效运行，就必须对管道系统进行完善的风险管理，本文通过对管道材料、地质灾害等因素的分析，对石油天然气管道的风险分析结果进行总结，制定出风险消除、准备计划以及应急反应和事故恢复这四大方面的管控措施，构成全新的风险管控模式。

参考文献：

[1]梁瑞，张春燕，姜峰，叶芳，王贵仁.天然气管道火灾危害范围定量评价模型分析[J].石油机械，2008（04）.

[2]张华兵，冯庆善，郑洪龙，税碧垣.油气长输管道定量风险评价[J].中国安全科学学报，2008（03）3.

石油天然气化工工艺范文第3篇

关键词：液化天然气；绿色能源；可持续利用；液化工艺

中图分类号：TQ033 文献标识码：A

1 概述

绿色环保理念已经在众多行业得到了应用和推广，包括现在的能源供应，煤和石油由于对于环境的污染大并且数量在不断减少，所以天然气的市场渐渐开放起来，并得到了广泛的推崇，国际上都希望将天然气能够成为能源消费中的领军者，能够带动其他行业的发展，经济效益和社会效益都能优化实现。目前，天然气的发展情况在消费结构中的占有率变得越来越多，渐渐能够赶上石油的应用量。因为一些技术性问题需要探讨。从 2003年起，国际燃气联盟（IGU）成立了LNG问题的计划委员会（PGCD）,并将与其它国际组织（如世界LNG会议，美国燃气工艺研究院(IGT)和国际冷冻组织(IIR)等）合作进行工作。追踪并全面研究世界上发展LNG的经验。同时，我国能源消费总量占世界能源消费总量的11.1%，属世界第二位，在能源消费大国中，我国能源消费总量中煤炭比重最高，是全球平均水平的2.9倍，而天然气比重最低（仅占2.8%），只是全球平均水平的7.2%。从资源开发和保护工作角度来说，能够促进西部经济的发展，并且节约传统能源的利用，并且协调资源与资源之间的关系，资源与环境之间，环境与经济发展之间的矛盾，使得可持续发展真正能够提上日程。

2 国内研究现状

上世纪六十年代天然气的发展规划和实际工作都投入了实际运营阶段。四川石油管理局威远化工厂拥有国内最早的天然气深冷分离及液化的工业生产装置，除生产He外，还生产LNG。1991年该厂为航天部提供30tLNG作为火箭试验燃料。由于面临的情况和可利用的方法不同。因此与国外研究的重点也不同，大多是对于定点的液化天然气工程的研究，研发出了较为实用的装置，现在就将这些装置介绍如下：

2.1 四川液化天然气装置

由中国科学院北京科阳气体液化技术联合公司与四川简阳市科阳低温设备公司合作研制的300l/h天然气液化装置，是用LNG作为工业和民用气调峰和以气代油的示范工程。该装置于1992年建成，为LNG汽车研究提供LNG。

此装置是以天然气自然产生的压力为基础，使天然气的液化工作得以有效实施，使得天然气的生产和存放工艺得到改进，并且工艺较为科学，使用气体膨胀机，对于水电能源的消耗能力较低。节省成本和能源，但是效率也较低，只能得到1/10，这是有一定的原则性的。

2.2 吉林油田液化天然气装置

由吉林油田、中国石油天然气总公司和中科院低温中心联合开发研制的500l/h撬装式工业试验装置于1996年12月整体试车成功，该装置采用以氮气为冷剂的膨胀机循环工艺，整个装置由10个撬块组成，全部设备国产化。

能够应用此技术分离出内部的水分和二氧化碳。操作十分的简便轻巧。采用纯度极高的N2作为工作的基础点，因此比其他方式的循环功率要好得多，但是对于天然气自身拥有的压力利用不足，耗费的能源较大。所以装置的资源利用较多，但是受到的效果好比上一种装置要好一些。各部门可根据自己的需要来选择天然气的使用。

2.3 陕北气田液化天然气

1999年1月建成投运的2×104m3/d“陕北气田LNG示范工程”是发展我国LNG工业的先导工程，也是我国第一座小型LNG工业化装置。该装置采用天然气膨胀制冷循环，低温甲醇洗和分子筛干燥联合进行原料气净化，气波制冷机和透平膨胀机联合进行低温制冷，燃气机作为循环压缩机的动力源，利用燃气发动机的尾气作为加热分子筛再生气的热源。该装置设备全部国产化。装置的成功投运为我国在边远油气田上利用天然气生产LNG提供了经验。

2.4　哈尔滨燃气工程设计研究院与哈尔滨工业大学

LNG系统主要包括天然气预处理、天然气的低温液化、天然气的低温储存及天然气的气化和输出等。经过处理的天然气通过一个多级单混冷凝过程被液化，制冷压缩机是由天然气发动机驱动。LNG储罐为一个双金属壁的绝热罐，内罐和外罐分别是由镍钢和碳钢制成。

循环气压装置利用天然气能源作为使用能源，能够少投入多收回，快速收回投入的成本，在结构设计上要尽量避免使用药剂，这可以防止剂进入到天然气内部将其成分改变，采用装有电子速度控制系统的透平，而且新型透平的最后几级叶片用钻合金制造，改善了机械运转。安装于透平压缩机上的新型离合器是挠性的，它的运行稳定，空间的调整也较为灵活。

3　国内LNG的应用现状

和发达国家对于天然气的投资力度和发展规模来看，中国的差距还较大。我国的第一个商业天然气公司是中原油田。该厂能够充分发挥自身的优势，将天然气开采的价格降到了最低，将其用作投入到居民使用和汽车等方面。与此同时，上海石油天然气总公司在东海气田的天然气通过海底管线输送到上海供工业和民用后，也建设了LNG调峰站，把东海天然气经加工深冷成LNG储存起来，作为后备利用，当时机合适的时候变为城市天然气使用的后备军，作为临时断气时的储备工作，促使天然气工作平稳发展。

国家计划在2001年－2007年实施几项大的天然气开发项目，即西气东输、进口俄罗斯天然气工程。而比较大的项目是我国广东在2002年确定的进口300万吨/年LNG项目，该LNG接收站建成后，将能把LNG汽化后通过管道输至广州、深圳、佛山、番禺、东莞、惠州等城市，用于发电及作为工业和民用清洁燃料，成为我国第一个真正意义上的LNG应用工程。福建、青岛等也都在规划或建设LNG接收站，从国外进口LNG，用于发电、石油化工、工业、民用燃料。同时，在东北地区以及四川、陕西、山西、江苏、云南、贵州等地相继发现新的天然气储量可供开发利用，将各地的天然气工程联合起来，将大的部门与小的部门之间的工作相互配合，共同为天然气事业的发展和利用带来收获，并将天然气开采利用基础提高到一个相当的水平。

总体说来，我国的发展势头是比较好的。能够在未来的几年内实现天然气进口国家的愿望，并能够与国际市场融合良好。所以天然气市场实际上市目前较为有利和有前途的行业之一，我国的资源和环境问题都能够通过天然气来得到改善，因此必须将合理开发落到实处。

天然气的优势有耗能低，成本低，盈利高，污染损伤小，运量好等，能够代替石油等行业变成领先行业，在管理方式上也要发挥其优势，将一些阻碍发展的因素合理得调配到一起，促进其向着更好更快的方向发展，促进西部开发事业的全面发展。

参考文献

[1]李猷嘉.液化天然气(LNG)及其应用[J].城市燃气:2003，4(VOL.338).

石油天然气化工工艺范文第4篇

关键词：甲醇合成甲醇合成工艺技术解析

甲醇是一种重要的化工原料，在我国化工领域、轻工领域、运输领域都有着广泛的应用，同时甲醇也是一种具有高效洁净能力的车用燃料，因此其也被广泛应用于运输领域和燃料电池的制造中。合成甲醇的材料，可以是固体如煤、液体如原油、气体如天然气等，从这些原料中去除其中含有的二氧化碳，使其成为一种CO和H2的合成气体，使用不同的催化剂，采用不同的合成工艺，形成粗甲醇。将合成后的粗甲醇进行精馏提纯的相关操作，得到精甲醇。

1 当前甲醇合成工艺发展简述

目前，世界上普遍采用铜基催化剂气相工艺ICI和Lurgi合成甲醇，该工艺虽然合成工艺方面较为简单，但是其最大的缺点在于无法合成精甲醇，即使能够合成精甲醇，其单程转化率也很低，其中含有大量的合成粗甲醇而且含水量较高，无法从根本上消除热力学对合成工艺的限制，造成了甲醇合成过程中成本高、耗能高等问题，因此，寻找合适的催化剂、如何使合成工艺进行简化并且降低合成成本是目前科学家们所面临的一个重要难题。

国外的甲醇装置，大多采用天然气作为主要原料，在合成技术上，以德国鲁奇公司、丹麦托普索公司、英国卜内门化工公司和日本三菱公司为先进的技术代表。近年来，虽然国际天然气市场的价格在不断浮动，但是国外的甲醇生产工业仍然能够较好的进行协议，力求将甲醇的生产成本降至最低。在我国，甲醇合成工艺得到了较为快速的发展，在原料和催化剂的选择上，也逐渐趋于合理化，通过不同的合成工艺，能够合成所需要的不同纯度的甲醇，应用于化工领域和其他领域中，促进了我国经济的不断发展。

2 甲醇合成工艺解析

2.1 甲醇合成工艺的比较

2.1.1 高压法 高压法(19.6-29.4MPa，300-400℃)是生产甲醇最早使用的一种方法，这种方法使用锌-铬氧化物作为催化剂。近年来，随着脱硫技术的不断发展，高压法逐渐通过使用铜系催化剂的方法来进行改善，能够有效的改善甲醇合成的条件，甲醇合成的数量。然而，由于高压法所采用的原料以及催化剂的消耗较大，反映温度较高，因此生成的甲醇中杂质的含量也较高，虽然进行了巨大的投资，但是其发现却仍然处于缓慢阶段。

2.1.2 低压法 低压法(5.0-8.0MPa，240-270℃)是在上世纪六十年代之后才广泛的发展起来，其主要采用活性较高的铜系催化剂，能够有效的减少副反应的发生，不仅有效的降低了能耗，同时也使甲醇的质量得到了很大的改善。另外，低压法所使用的工艺设备在制造方面也较高压法容易的多，降低了投资成本，因此低压法有着比高压法更加优越的特性。但是低压法却只适合于小规模的甲醇生产，随着甲醇工业化生产的规模不断加大，工艺管路和设备也必将向着更加庞大的趋势发展，这就促使了中压法的产生。

2.1.3 中压法 中压法(10.0-7.0MPa，235-315℃)使用新型铜基催化剂(Cu-Zn-Al)作为催化剂，这种催化剂具有较高的活性，中压法也是上世纪七十年代甲醇的生产工艺中常用的一种方法，其有着与低压法相似的生产工艺，但是却采用了具有高活性的催化剂，这使得合成的压力大大的降低，也使得压缩系统得到了简化，节约了大量劳动力、使得甲醇的生产成本大大的降低。

2.2 原料的选择 原料的选择方面，应当根据原料的资源状况进行确定。甲醇的生产原料主要以煤炭、石油、天然气为主。在国际油价大幅度上涨的情况下，石油和天然气的成本大幅增加，这时选择煤炭则是生产甲醇最好的选择。由于地理因素，我国具有丰富的煤炭资源，在未来甲醇生产工业中占据着主要原材料的重要位置。虽然以煤做为生产甲醇的主要原料，在生产装置方面的投资费用会高于使用石油或者天然气作为原料的装置，但是廉价的煤炭仍然使得甲醇的生产成本大大的降低，显著的提高了经济效益。因此，以煤作为生产甲醇的主要原料是未来甲醇生产工业发展的主要方向。

2.3 甲醇合成催化剂 早期所使用的ZnO-Cr3O3混合物，其活性较低，温度只能达到380-400℃，为了达到提高平衡转化的目的，需要将压力达到34MPa，这被称之为高压法。在20世纪六十年代，铜系催化剂Cu-Zn-A1203被开发出来，出现了英国ICI和德国Lurgi为代表的两种工艺，这两种工艺被称为低压法。由于对铜系催化剂的性能和反映结构同时进行了改进和提高，使得甲醇的生产工艺也得到了进一步的提高，也促进了甲醇工业化的发展速度。由于铜系催化剂对氯化物和铁都有着敏感的特性，因此在进行生产时应当注意将装置中的铁锈清除干净以后再进行生产。甲醇合成催化剂Cu-Zn-Al中氧化铝的作用是阻止Cu微晶与ZnO烧结，生成CuZn2O4尖晶石而失活；稳定高分散的Cu-Zn0催化剂体系，氧化铝簇团进入Cu晶格形成表面缺陷，通过上述作用，氧化铝维持了催化剂的物理性能和长周期化学活性，同位素动力学研究表明，甲醇的合成可以经由CO加氢或CO2加氢直接合成。为从根本上解决上述工业催化剂的缺点，力图找到低温、低压、低能耗、高活性和高选择性的合成甲醇催化剂，可以从以下二个方向进行改进:一方面是对制备方法进行改进或者是通过添加其它成分获取低压合成催化剂；另一方面是采用液相合成催化剂(碳基金属化合物)。

3 甲醇合成工艺的展望

低温合成甲醇技术，具有合成条件广泛、转化率高等特点，其合成的产品含水量较低甚至不含水；采用浆态床反应器能够增强热传递的效果，使温度得到更好的控制，因此其具有十分优越的特性以及创新性。低温法合成甲醇能够使甲醇合成工艺中的热力学限制的难题得到有效的控制，使甲醇转化率大幅度的提升，这是甲醇合成工艺的一个重要转折，对于甲醇合成工艺的发展以及煤间液化技术的发展都有着十分重要的推动作用。近年来，随着科技的不断发展，甲醇合成工艺也在不断的进步，催化剂的研究方面也取得了骄人的成绩。粉煤气化制甲醇联产合成氨尿素的创新技术已经问世，通过纯氧加压气化生产甲醇，甲醇弛放气联产合成氨、尿素，这也是对煤炭进行综合利用的一个重要表现，并且受到社会的瞩目。随着科学技术的不断进步，我国的甲醇合成工艺也必将向着节能、降耗的方向不断发展。

4 结束语

随着甲醇合成技术的不断发展，其在我国的应用也越来越广泛，我们应当坚持科学发展的理念，在合成工艺、原材料等方面不断的改进与创新，使甲醇生产成本得到有效的降低，促进我国甲醇合成工艺的不断进步。

参考文献：

[1]徐士彬.甲醇合成工艺的选用[J].中氮肥，2009，(02).

[2]郑鑫.甲醇合成工艺简析[J].民营科技，2009，(07).

[3]刘吉平.甲醇合成技术的发展[J].石油化工应用，2008，(06).

石油天然气化工工艺范文第5篇

【关键词】涉路工程 安全评估 措施

1 涉路工程安全评估内涵

涉路安全评估的目的是查找、分析和预测工程、设计、系统内存在的危险、有害因素及可能导致的危险、危害后果的程度，提出合理可行的安全对策措施，指导危险源监控和事故预防，以达到最低事故率、最少损失和最优的安全投资效益。

2 涉路安全评估的主要内容

2.1 促进干线公路涉路工程实现本质安全化

系统地工程设计、建设、运行等过程对事故和事故隐患进行科学分析，针对事故和事故隐患发生的各种可能原因事件和条件，提出消除危险的最佳技术、措施、方案。特别是从设计上采取相应措施，实现运行过程的本质安全化，做到即使发生误操作或设备故障时、系统存在的危险因素也不会因此导致重大事故发生。

2.2 实现运行过程安全控制

在设计之前进行安全评估，应根据国家行业有关技术、标准、条例、法规、规范，对设备设施和系统进行符合性评估，可避免选用不安全的工艺、流程和危险源材料以及不合适的设备、设施，当必须采用时，提出降低或消除危险的有效方法，设计之后进行评估，可查出设计中的缺陷和不足，及早采取改进和预防措施。

2.3 涉路工程评估的基本特征

促进实现在行驶中的车辆经过此地畅通安全化；实现过程安全控制；建立系统的安全最优方案，为决策提供依据，为实现安全技术、安全管理的标准化和科学化创造条件。

3 涉路工程评估实例

紫阳县天然气城市化工程项目位于S310线K72+570-K74+800段右侧与公路并行，根据城市建设总体规划，将在此处建立天然气储配站，一期CNG储配站供气规模105.8万方/年，二期LNG/-CNG储配与加气合建站供气规模为1129.3万方/年，穿越干线公路约3.06KM，受安康市天然气有限公司委托，桥隧检测中心于2015年10月下旬组织相关技术人员对该路段进行了调查与勘测，对设计及施工单位确定的施工方案进行了详细审读，听取了施工单位建设意见，对紫阳县城区中压管道涉路工程进行了安全评估。

3.1 评估依据

根据交通运输部行业有效标准、条例、法规及国家能源局、国家安全监管局《关于规范公路桥梁与石油天然气管道交叉工程管理的通知》交公路发【2015】36号，结合委托单位提供的相关资料为依据。

3.2 评估内容

结合行业条例、标准、法规等及委托单位提供的资料，对本项目的以下内容进行安全评估，达到保护公路平面交叉安全性的目标。

3.2.1 管道与公路并行

此处涉路天然气中压管道工程线性与公路线性一致，位于S310K72+570-K74+800右侧与公路并行，天然气管道不涉及公路垂直净空，燃气管道埋设公路底下的管线，近边坡不小于0.75米，远边坡不小于0.6米，不能满足上述规定时，应采取有效的安全防护措施。

3.2.2 管道穿越公路

该处周围100米范围无公路交叉口、桥梁和隧道，穿越位置符合要求，道路穿越公路应垂直交叉通过，必须斜交时，斜交角度应大于60°，路基下面的管道不允许出现转角或进行平、竖面曲线敷设，该施工方案符合规范要求。管道穿越公路时，应设置保护套管。标志设置，均应在地上设置标识，标识应设在穿越管线中心线与公路用地红线的交点。

3.2.3 环境保障措施及施工要求

在施工期间所产生的废水、废料不得随意排放，应集中处理后选择合适的场地统一排放，以免造成污染。开挖土石方过程中，应采取预防防尘措施，减少扬尘对空气环境污染，松散易落材料在运输时，应进行覆盖，竣工后应及时清理施工现场及临时占地，清除临时工程废弃物，回复原有地貌。

4 评估结论

评估总体认为：紫阳县天然气城市气化工程与公路并行施工方案可行，需补充与S310省道并行管线埋置位置的施工图设计资料，明确埋置边沟之下。管道支线穿越公路施工方案可行，需补充路面结构设计资料。因此项工程属涉路工程，根据交通部《公路工程技术标准》（JTGB01-2014）第9.5.5条规定，严禁易燃易爆高压等管线设施利用或通过公路桥梁和隧道，利用公路现有大溪沟桥梁跨越河流方案不可行。

5 采取措施

补充完善该项工程施工图设计，K72+580-K73+200段右侧边沟外均有路堑挡土墙，且沟底多为天然基岩，管沟的开挖会对公路路缘石和路堑挡土墙造成破坏，因此天然气中压管道不宜并行埋设于该段水沟下，建议管道埋设于右侧路堑挡土墙外侧不小于1米范围。建议天然气中压管道不利用公路桥梁跨越，距公路桥梁一定距离，独立架设跨河管线，因相关规范内容的不一致，如确需利用公路桥梁跨越，需向相关部门协商解决。

6 结语

以上涉路安全评估及措施，是笔者在工作中遇到的实际问题及解决方法，穿越公路的设施、设计、应安全合理、技术先进、确保质量、经济适用。涉路安全评估坚持了“安全、环保、和谐”的理念，注重公路出行的安全性、方便性，体现了“以人为本、民生至上、安全通行、服务经济”的指导思想。

参考文献：

[1]《公路工程技术标准》（JTG B01-2014）.

[2]《公路路线设计规范》（JTG D20-2006）.

[3]《道路交通标志标线》（GB5768-2009）.

[4]《公路交通安全设施设计规范》（JTG D81-2006）.

[5]《公路交通标志和标线设置规范》（JTG D82-2009）.

[6]《公路安全生命防护工程实施技术指南》（试行）（交通部）.

[7]《公路项目安全性评价指南》（JTG/TB05-2004）.