气化煤气论文（共10篇）
气化煤气论文 篇1
煤气化工艺是生产合成气产品的主要途径之一, 通过气化过程将固态的煤转化成气态的合成气, 同时副产蒸汽、焦油 (个别气化技术) 、灰渣等副产品。煤气化工艺技术分为:固定床气化技术、流化床气化技术、气流床气化技术三大类。
a) 固定床气化技术。碎煤固定层加压气化采用的原料煤粒度为6 mm~50 mm, 气化剂采用水蒸汽与纯氧作为气化剂。该技术氧耗量较低, 原料适应性广, 可以气化变质程度较低的煤种 (如褐煤、泥煤等) , 得到各种有价值的焦油、轻质油及粗酚等多种副产品。该技术的典型代表是鲁奇加压气化技术和BGL碎煤熔渣气化技术;
b) 流化床气化技术。粉煤流化床加压气化又称之为沸腾床气化, 这是一种成熟的气化工艺, 在国外应用较多, 该工艺可直接使用0 mm~6 mm碎煤作为原料, 备煤工艺简单, 气化剂同时作为流化介质, 炉内气化温度均匀, 典型的代表有德国温克勒气化技术, 山西煤化所的ICC灰融聚气化技术和恩德粉煤气化技术;
c) 气流床气化技术。气流床加压气化技术大都以纯氧作为气化剂, 在高温高压下完成气化过程, 粗煤气中有效气 (CO+H2) 含量高, 碳转化率高, 不产生焦油、萘和酚水等, 是一种环境友好型的气化技术。气流床气化技术主要分为水煤浆气化技术和粉煤气化技术, 水煤浆气化技术的典型代表有:GE水煤浆加压气化技术、康菲石油公司的E-Gas水煤浆气化技术等。粉煤气化技术典型代表有Shell的SCGP粉煤气化技术、西门子公司的GSP粉煤气化技术等。
气化煤气论文 篇2
关键词：煤气化；安全资金；投入；管理
安全投入有宏观和微观之分，如果从国家和社会的角度出发研究安全投入，是一种宏观的角度，如果从个体经济单位的角度出发研究安全投入的情况，这是一种微观的研究方法，文章中的煤气化企业就是后者的研究视角。在安全生产过程中，安全生产可以分为两个方面，不仅有投入方向，而且还有投入规模。投入方向是指投入的主要目标和投入的意愿。投入规模表示的是问题的深度、广度以及投入能力大小的问题。安全投入方向和安全投入规模的影响因素有安全投入方向的因素，比如决策者的认识和决策水平。决策者的决心和安全问题的严重程度等是影响安全投入的规模因素。生产和安全之间的资源配置关系将在很大程度上影响安全和生产活动的效率和规模，同时也衡量着安全和生产之间的统一关系。如果要想对安全资源配置有清晰的认识，就必须对安全投资规模问题有所了解，需要明白生产中存在多少资源配置，在安全活动中，又有多少配置。合理的安全投资总额制定能够满足煤气化企业安全生产的需要，获得最大的安全投资效益。安全资源配置能够解决现实中存在的资源结构配置问题，也就是说，要保持规模不变的情况，安全资源怎样配置贯穿在安全活动的始终。如果煤气化企业有固定的资金成本，这就需要调整好日常管理费用、宣传教育投资和安全技术投资等各项活动，实现资金的有效配置，保障最優的投资方向。安全工作资金投入不足，是目前事故多发的一个重要原因[1]。
一、煤企业企业基本情况
煤气化企业大多是从传统的小企业一步步发展过来的。企业在发展过程中，面临着诸多问题，其中领导层过于集中的权利就是其中情况之一。企业领导往往决定投资资金的去向，很少能够调动企业各部门充分参与。煤气化企业大都有较强的经济实力，但是在对多元化的市场投资过程中国，往往缺乏对潜在投资对象的充分了解，没有制定科学的研究性报告，同时，企业在发展过程中，难免会受到当地政府的影响，导致大量不良资产的产生。煤气化企业在实际经营过程中，面临着许多困难，过于分散的投资资金在一定程度上影响了对主业务的投资力度，导致技术投入不足，无法实现技能项目的突破性革新。煤气化企业在实际竞争过程中面临着巨大压力，在具体的发展过程中，存在着严重不足的发展势头。企业认识到这种问题的严重性，开始对企业内部相应环节进行调整，减少了产业投资的范围，主要集中到对主业务的投资上
二、煤气化企业安全资金投入配置模型
企业投入面临着两项重要的内容，不仅有安全投入，而且生产投入也是不可缺少的。企业在进行生产投入的时候，主要是本着能够获得利润考虑的，安全投入能够实现相应的增损和增值，下面借助效用分析的方式对安全投入均衡点进行相应分析。
效应影响着消费效果指标的生成，从而也是人们对商品消费和获得的消费服务所产生的满意程度。假设煤气化企业安全投入为x，用y表示安全经济效用，x变化的同时，y也发生着相应变化，可以用一种函数表示两者之间的关系，具体可以表示为y=f（x）。总效用是消费者在消费一定量商品及获得最终的服务时，心理产生了一定的满意程度，边际效用具体表示的含义为：消费数量随着消费数量单位性变化，产生了满足程度。煤气化企业安全投入的边际效用可以用大写字母E来表示，这样就会有一个公式能够体现这三者之间的关系：E.dx=dy。总效用和边际效用也存在某种公式上的联系：变量消费数量变化的同时，总效用也随着不断变化，造成了总效用的增加和边际效应的下降；当边际效用取极限值0时，这个时候的总效用最大。至于所谈论的煤气化企业安全投入，则有公式dy=E.dx=0，这个时候会产生最大的安全经济总效应。
文章借助无差异曲线来分析安全投入和生产投入的均衡分析，生产投入数量表示X轴，安全投入数量表示Y轴，煤气化企业有着固定的投入，企业预算约束线用AB进行表示。无差异曲线和预算曲线之间出现相切会产生一个切点E，E点表示煤气化企业有最优的资源投入。如果用具体的函数表示的话，可以用M表示煤气化的资金总量，用X表示生产，用Y表示安全，则三者之间的关系可以表示为：TU=U（x，y），这个函数是目标函数，在这个函数中，有一个约束性条件：M=x+y。从数学方面的知识来看，这是有关约束极值的问题，具体的求解方法可以使用拉格朗日法，生成有关拉格朗日的函数，总效用在使用过程中产生的必要条件就是拉格朗日函数的一阶偏导数为零。通过数据分析不难发现安全资金拖入在企业投入中起着重要的作用。
三、煤气化企业投资管理
引起采矿业事故频发的原因是多方面的，其中安全投入不足是主要原因之一[2]。煤气化企业有着较强的经济实力。在具体的企业投资管理过程中，需要改变投资形式，确保投资形式不仅有商誉、资金投资，还要有固定资产和存货等方面的投资，此外，产权换产权也是一种不错的投资方式。煤炭企业需要对企业内部实行计划性管理，各子公司将投资防范及时提交给总计划投资部们。煤气化企业根据国家政策和方针的规定，协调好各投资项目之间的关系，确保它们之间保持一种平衡关系，生成最终的解决方案。计划投资部门在制定具体的投资方案的时候，要根据企业内部的年度投资计划的总方向框架制定相应的投资方案。煤气化企业各投资部门需要通过做市场调查的方式实现对项目投资的可行性研究，同时，进行可行性研究的记录工作，将最终的研究报告呈递给计划投资部门，联合相关部门做好相应风险评估工作，这些部门有技术部门和经济部门。各投资部门呈递的可行性报告内容包括：投资环境是否优良和投资单位的主体概括情况等，另外像投资效益预测风向和风险分析、交通运输、产品销售等都是这方面的内容。各部门需要对项目进行针对性讨论，不仅充分肯定投资条件，而且还要平衡分析资金来源，当资金有限的时候，需要选择最优投资方案，具体的项目投资人员需要通过签字的方式将自己的名字签在结论书上，对可行性的项目要制定相应的审批权限，集团董事长批准集团对外投资项目，集团子公司的可行性项目数额较大时，要由集团公司董事会批准，将安全资金的数目控制在合理的范围。当合同中明确出现土地使用权、商誉投资资产、存货等内容时，煤气化企业子进行后续资金评估和财务转账等工作环节要经过合法的评估机构和按照会计制度的规定。
结束语：
资金是企业运转的血液，煤气化企业是就好比血液流转中的红细胞，如果企业自己在这方面出现了不平衡，那么企业安全漏洞也将随即产生。煤矿安全资金的提取和使用，国家有明确的规定，管理好安全资金的使用，对煤矿安全生产十分重要[3]。煤气化企业要想获得最大经济效益，需要将企业安全生产作为工作的重中之重，合理使用安全资金投入，保障资金使用控制在合理的范围之内，实现安全资金有效流动。随着近几年发展，煤气化企业高度重视了煤气化安全方面的问题，取得了一定的成绩。特大煤气化事故给人民群众的生命健康和财产带来了巨大的损失。通过具体的研究不难发现，煤气化企业安全投入严重不足，是产生这种状况的原因之一。研究煤气化安全资金投入和管理，能够实现资金的优化配置，减少因煤气化企业产生的安全生产事故，有着十分重要的现实意义。文章研究的出发点是当前我国煤气化企业在安全资金投入和管理，对煤气化企安全资金投入和管理进行了综合评估，通过构建安全资金投入有关模型，制订了相应的安全资金投入管理策略，实现安全资金有效配置。（作者单位：太原煤气化集团公司安监局）
参考文献：
[1]王敏.安全资金投入不可少[J].安全与健康，2004，（23）：20.
[2]谭海霞.采矿业安全经济贡献率测算及安全投入的社会分工[D].重庆大学，2011.
煤气化技术发展动向 篇3
众所周知, 煤气化是煤化工的关键技术, 是决定煤化工产品是否能够工业化的基础。因此, 煤气化技术受到化工行业的广泛关注。一百多年来, 国内外开发的煤气化技术有上百种, 目前在工业上能够立脚的大约有十几种。
近年来我国在煤气化技术的开发上有所建树, 开发了多喷嘴水煤浆技术、航天炉技术、两段炉技术、清华炉技术、多元料浆技术等煤气化技术, 并且在工业中应用。
煤气化就是把煤变成容易进一步加工的合成气, 煤气化工艺可以分为三个工序:备煤、气化、粗煤气和炭黑水处理。最终出口应该是含有一定量水蒸气的合成气, 见图1。
对于煤气化技术的分类, 学术界和工业界有所不同, 工业界从进料形态出发, 基本上分为水煤浆气化、粉煤气化和碎煤气化三类。而学术界则根据物料流动机理分为气流床、固定床和流化床三类。
根据进料的位置, 每一种方法可以分为向上喷射 (上行) 和向下喷射 (下行) 两种形式。
这些方法归结起来, 可以用图2来表示, 图的走向为自左至右, 图的左边是各类方法的集合, 右边则是后续的气化工艺, 有废热锅炉和水激冷两大类, 图中列举的技术包括了目前绝大部分新技术。
2 近期煤气化技术发展的特点
尽管开发煤气化工艺是很困难的, 但由于国内外研究机构在国家和企业的支持下, 经过长期坚韧不拔的努力, 开发了不少煤气化工艺, 其中有一些工艺已经比较成熟, 有的方法很有成效。
(1) 从装备国产化走向工艺技术国产化
上世纪80年代国家提出的“化工装备国产化”已经基本实现。当时提出这个目标时认为工艺技术采用国外的, 设备由国内自己制造。经过二十年的努力, 许多复杂的化工非标设备可以在国内生产, 特别是反应器, 包括现场组装技术。例如各种大型煤气化炉, 2 800t的费托合成反应器, 2 250t的直接液化加氢反应器等。
由于国内煤气化技术的发展, 国内开发的煤气化技术, 如航天炉干煤粉气化、多喷嘴水煤浆气化、两段炉干煤粉气化、清华炉水煤浆气化 (热壁和冷壁) 等等, 均在煤化工企业成功应用。现代煤化工工艺中的煤气化技术可以采用国内技术, 从而实现“工艺技术国产化”。这是一个很大的飞跃, 是化工技术的巨大进步, 带动了国内经济的发展。
“工艺技术国产化”的最大优点在于节省了昂贵的专利费, 培育了国内自己的煤气化人才。
(2) 单元技术进步引导全生产线“安稳长满”运行
在衡量煤气化技术的进步时, 目前通用的办法是外商提出的一台炉连续运行多少天, 通常认为连续运行100d就标志着这个气化技术已经过关。这个说法有一定道理, 连续开一百天确实不易, 但与我们传统的设计理念有些不同。我们传统的设计理念是年操作8 000h, 一年停车通常也只是一二次。在许多情况下, 化工装置的停车不是由煤气化停车造成的, 因此必须使配有煤气化工艺的整个生产装置实现“安稳长满”运行, 这样才能保证煤气化技术的可靠性, 而不仅仅追求煤气化炉连续开多少天。
2012年, 以水煤浆气化为龙头的伊泰合成油厂达到设计产能160kt, 运行348d, 实际产量171.6kt[1]。在“十一五”的九个示范厂中, 运行较突出, 真正做到了“安稳长满”运行。该装置中多元料浆煤气化工艺做到了“安稳长满”运行, 从而为全装置的运行创造了条件。
此外, 在其他装置中, 近千吨级的航天炉和千吨级的壳牌炉也有类似业绩。
(3) 单炉规模大型化
单台气化炉的规模, 以前是在500~2 000t/d之间, 太小和太大运行都困难。其中小型气化炉 (1 000t/d及其以下) 能够实现年运行8 000h;中型气化炉 (1 500~2 000t/d) 部分实现年运行8 000h;大型气化炉 (3 000t/d) 正在运行中;超大型气化炉 (4 000t/d) 正在设计。
炉子大的优点是运行费用省, 单位产品的投资少, 因此许多人推荐单炉规模的大型化。但是缺点是一旦停车, 损失比较大。所以, 多大规模合适, 应该有一个最佳适宜值。对这个问题有不同的看法, 有人主张单炉超大型化, 有人主张做到适当大就可以了。
(4) 气化炉内操作压力提高
目前, 各种在线的气化炉操作压力在0.1~8.7MPa之间, 其中水煤浆气化炉的压力最高。对于气化后合成气加工压力较高的工艺, 气化压力高自然能够节能。以甲醇为例, 压力提高到8.7MPa后, 有可能实现等压合成。但是气化炉压力高后, 在有的情况下会产生不利的影响, 例如原料煤输送难度加大、甲烷含量高、污水增加、气化炉结构复杂等。对于气化后加工不需要很高压力的情况, 气化压力以适宜为止。
因此, 对于不同工艺, 气化压力应该有一个适宜值。
目前正在运行和设计的气化装置, 气化压力是, 水煤浆实现4.0、6.5、8.7MPa运行;干煤粉实现4.0MPa, 设计6.0MPa;固定床碎煤气化实现4.0MPa, 设计6.0MPa;流化床实现0.6MPa, 在建设计4.0MPa。
(5) 原料向褐煤发展
褐煤的化学反应性强, 在空气中容易风化, 含有可溶于碱液的腐殖酸, 不易储存和运输, 挥发成分大于40%, 水分大, 含碳量60%~77%, 密度为1.1~1.2, 热值在10.5~16.7MJ之间。由于褐煤的内水高、可磨性差, 磨制的水煤浆浓度低、气化效率低, 能耗 (煤耗、氧耗) 偏高, 影响了在煤气化领域的使用。
通常, 褐煤的制浆浓度只能达到48%。使用球磨机或棒磨机制备的水煤浆平均粒度为50~100μm, 达不到微细程度, 无法实现高固体堆积密度和优化级配, 也无法破坏煤中的结合水。
近期有报道[2], 国内对褐煤制水煤浆做了大量的研究, 用物理法和化学法打破褐煤中的含水官能团, 采用干法优化级配制备水煤浆, 实现了水煤浆平均粒度小于10μm和优化级配, 从而破坏了褐煤中的毛细管水和化合水, 使褐煤的不流动水转化为流动水, 制备出了浓度达60%的褐煤水煤浆;开发出新型制浆添加化学药剂。整套技术工艺简单、流程短, 每吨浆成本仅98元, 产生的有效气体含量可达73%。
但是, 对于褐煤制浆的问题, 是在中小规模情况下的研究结果, 超大规模制浆的浓度能否达到试验的数据, 也就是能否达到60%, 还没有实践的结论。
添加剂能否规模化生产, 也需要研究。如果添加剂的制造工艺很复杂, 大规模生产难度很大, 也是不合适的。
煤化工原料是否应该用褐煤, 在国内是有争论的。近期有人提出, 煤化工应该尽量使用优质煤作原料, 以减少投资和污染。这个意见在理论上是正确的, 但是面对地方发展经济的愿望, 在只有褐煤的地方如何办, 这确实是个难题。
有一点可以肯定, 煤气化使用褐煤是无奈之举, 而不是先进之举。
有人提出将褐煤分质利用, 得到半焦再气化, 这个主意不错, 但要有人去实践, 光凭推测是不够的, 目前没有实践经验。
(6) 气化后两种流程可以组合
在大型煤化工装置中, 气化炉的台数很多, 可以采用两种不同类型的气化炉。事实上, 这往往是气化后流程上的需要, 也就是激冷流程和废锅流程的组合。
激冷流程设备简单, 投资低, 系统运行连贯性强, 操作费用低、产物中水蒸气含量高却能位低, 适合于全变换系统。
废锅流程的工艺和设备复杂, 投资高, 系统运行连贯性差, 操作费用高, 产物中水蒸气含量低, 但能另外产生能位高的水蒸气, 适合少量部分变换系统。
两者结合后既能够得到一些中压蒸汽, 又可以满足合成气对水汽比的要求, 两者的优缺点互相弥补。当然, 这给将来企业管理造成的麻烦比较多, 这也是情理中的事。
今后大型煤化工企业, 在一套装置中可能会出现两种或以上的煤气化技术。从工艺上来说, 这样做得到了优化, 从管理上来说, 这样做制造了麻烦。
3 选用煤气化技术的原则
煤化工装置建设中, 煤气化选用什么技术, 过去是由设计院确定, 现在则是由业主确定。
选择煤气化方法的技术原则在业主内部往往争论不休。这是由于各种煤气化技术都有优缺点, 支持者的视角不同, 专利商的宣传手段不同, 会有不同的推论。
(1) 以煤定炉
煤的品质包括灰熔点、灰含量、粘度、挥发分、内水含量等。一定品种的煤适用于一定形式的气化炉, 这个原则就叫“以煤定炉”。
近年来国内外一些气化技术推销商, 过分夸大自己炉子的优点, 不断降低煤的品质要求, 这会给用户带来误导。到炉子建成了, 当地的煤不合适, 这时候就骑虎难下了。
煤气化技术的选择要“因煤制宜”, 在确定煤种以后, 仔细分析用何种煤气化技术为宜, 利与弊都要认识清楚。世界上没有一种煤气化技术可以放之四海而皆准, 现在再也听不到某某气化炉适合任何煤种的说法了。
有的时候仅仅根据煤的分析数据来确定气化炉的形式是不够的。在初步确定气化炉的形式后, 还要对煤进行试烧, 试烧有时会得到相反的结论。这个问题在近期已经出现难忘的事例, 有的业主在根据煤的分析性质、数据初步确定气化炉的炉型后, 后续的设计进行太快, 一旦原料煤试烧不合格, 需要修改炉型, 前功尽弃。
“以煤定炉”是个原则问题, 一定要坚持。
(2) 优先考虑气流床
气流床具有煤种适应性强、反应物在炉内停留时间短、气化温度高, 出口气体中酚和焦油的含量低或消失, 污水的处理简单、出炉煤气的组分以CO、H2、CO2和H2O为主, CH4含量很低, 煤气产品中有效成分高等优点, 在选择气化方法时被优先考虑。
在以氢气、醇、油为产品的的工艺路线中, 用粉煤和水煤浆技术气化较为合理;而在以甲烷为主产品的工艺路线中, 用碎煤气化技术较为合理;原因是碎煤气化温度低, 产物气体中甲烷含量较高, 例如鲁奇炉出口气体中含8%~10%的甲烷。但是在国外, 对这一观点持否定态度, 美国以前煤制气的规划中, 就认为污水处理的投资太大而否定鲁奇炉。
笔者认为不要全面否定鲁奇炉。鲁奇炉适合气流床不能采用的部分煤种, 能否在鲁奇炉后面增加二段气化[3], 通入氧气进行非催化部分氧化 (或催化部分氧化) , 将有机物烧掉, 环保问题就可以解决。当煤种不适合气流床时, 为什么不可以这样做呢?这个方法在国内已经有专利, 我们的工业研究单位是否可以做这样的试验?是否可以建一个示范厂?
这个办法如果成功, 鲁奇炉将焕发出新的活力。
(3) 气化炉规模适中
煤气化的单系列不是越大越好, 过大的单系列将造成运行困难, 一旦由于本身或后续流程停车, 损失巨大。
以目前的运行数据来看, 单台气化炉的能力在1 000t/d左右有较好的业绩。对于大规模装置, 可以单台能力大一点后多台设置。但是单台能力也要有上限, 2 000、3 000、4 000t/d, 多少才合适?笔者建议在1 500~2 000t/d为佳。
(4) 力求技术成熟
成熟技术能满足“安稳长满”运行。化工企业要求全装置年运行8 000h、负荷100%, 设计指标就是按照这一个要求来定的。
传统水煤浆气化 (Texaco) 、多喷嘴、航天炉、鲁奇气化技术, 它们 (包含备炉) 都有不断提高的运行记录。壳牌气化在经过国内不懈的努力以后, 运行时间也有很大提高。上述这些技术中, 规模小的运行情况比较好, 规模大的目前不一定能够达到, 考虑备炉是必须的。
正在引进的KBR和EGas, 尽管在国外已用于发电, 但是还不能称为成熟技术。
近年来有一个不正常现象, 就是不同气化炉开发商在PK一台炉的运行时间多少天, 看谁创造记录, 这与化工装置的设计要求不一致。化工装置要平稳运行8 000h/a、平均负荷100%, 这样才能达到规定的年度产量, 不是体育比赛夺得金牌就好。
(5) 投资低
煤气化的技术复杂, 设备众多, 投资也大, 在煤化工装置中往往占有较大的比重。
在比较不同煤气化技术投资的时候, 要设定事物比较的起点和终点。局部进行比较, 例如单独比较气化炉的投资, 是没有意义的。通常我们用气化岛这个名称来说事, 因此应该对气化岛的含义作出规定。
“岛”这个说法是电力行业带过来的, 类似于化工行业的工段、工序, 是大规模煤气化单元的意思。气化岛包括磨煤、煤粉输送、空分、气化炉、废热锅炉、激冷、除渣、除尘、洗涤、合成气净化等装置, 初步水处理、污水处理等各单元和公用工程系统。岛的入口是进厂的煤, 出口是进入下一工艺单元的合成气、燃料和蒸汽。
不同的煤气化技术气化岛投资的差异很大, 通常“干法进料+废锅流程”的投资要高于“湿法进料+激冷流程”。见表1。
作投资比较时, 还要规定相同的制造条件, 国产化与国产化比, 引进与引进比, 还有地区的差别:南方与北方、发达地区与边缘地区等, 否则没有意义。表1的数据不是十分严格, 只能定性。废锅流程的投资不是增加一点点, 而是很大一块, 显然, 在没有必要采用废锅流程的时候, 尽量避免采用废锅流程, 从而降低投资。
(6) 高度重视环保
煤化工是高能耗、高水耗、高排放、高污染、低效益, 即“四高一低”行业;三废处理问题严峻;煤化工生产中的“三废”主要是指废水、废气浮尘和废渣等固体废弃物。可以肯定, 就目前的技术而言, 煤化工不是低碳经济。
“三废”中含有许多有毒有害物质, 如果这些物质没有经过妥善处理而排放到环境 (大气、水域、土壤) 中, 会对环境产生严重污染, 不仅会破坏生态平衡和自然资源, 而且会威胁工农业生产和人民身体健康。
碎煤类煤气化技术的气化温度比较低, 反应后气体中的焦油和酚含量比较高, 污水量大, 处理困难。
水煤浆气化的优点是可以用污水制浆, 气化温度比较高, 因此相对来说是污染最小的煤气化技术, 不含酚和焦油, 目前不可能做到“学术语言”所说的“零排放”或“近零排放”, 总有剩余的污水。切实解决煤气化的污染问题, 需要更新的技术和大量的投资。
(7) 超大型煤化工装置需要备炉
超大型煤化工装置往往需要数量可观的气化炉, 十台、二十台甚至更多。这就产生一个问题, 究竟几备一?
过去外商曾经说过不用备炉, 国内的实践证明这样做是难以达到年开工8 000h和年设计产能的。现在围绕究竟几备一才合适, 国内有不同的意见。
可以这样认为, 不同气化炉、不同的规格, “几”可能不同。
以水煤浆为例, 目前千吨级以上的炉子以二备一或三备一为宜, 这已经有了丰富的经验, 再大炉子的备数还缺乏实践经验。炉子是要维护的, 维护的强度该是多大, 目前没有一个准确的经验值。
有人主张炉子备能, 即不单独备炉, 每台炉子只开设计能力的80%, 五台炉子相当于备了一台。这实际上是不同的说法, 就是四备一。
这个问题应该由目前的生产企业好好总结。
目前典型的例子是2 000t级GSP炉四备一, 开车两年没有达到设计能力。
笔者认为, 如果一个企业每天都在修炉子, 说明已经没有余地了, 一旦有应急的情况, 只能减产。因此, 备炉也需要有合适的数量。
4 结语
中国煤气化技术的进步是有目共睹的, 设计、制造、安装和生产都有成套的经验, 说世界第一并不过分。现在有的企业不信这一点, 凡事外国的好, 继续引进国外化工上没有成熟经验的煤气化技术, 心甘情愿地为外商做工程化试验。
大型煤气化企业选择气化方法, 过去是由设计院承担, 现在由企业自己决定, 通常设计院不对此提出异议, 企业给设计院提供工艺包便是。
近年正在建设的大型煤气化项目中, 大多数项目的煤气化技术选择得比较合理, 为新工艺的成功运行奠定了基础, 例如费托合成的煤制柴油、MTO甲醇制烯烃两个示范厂的顺利运行, 不可否认煤气化技术的选择合适为其奠定了基础。但是有的项目并不完全是这样, 煤气化技术选择不佳拖了全系统运行的后腿。
方法的选择不是对与不对的问题, 而是合理与不合理的问题, 将来的历史会证明:实践是最好的回答。
摘要：介绍煤气化技术概况。论述近期煤气化技术发展的六大特点, 即从装备国产化走向工艺技术国产化, 单元技术进步引导全生产线“安稳长满”运行, 单炉规模大型化, 气化炉内操作压力提高, 原料向褐煤发展, 气化后两种流程可以组合。提出选用煤气化技术的七项原则:以煤定炉, 优先考虑气流床, 气化炉规模适中, 力求技术成熟、投资低、环保, 超大型煤化工装置需要备炉。煤气化技术的选择决定了全装置运行状况的好坏。
关键词：煤气化,技术动向,选择依据
参考文献
[1]张兴刚.煤制油技术:能源替代殊途同归[N].中国化工报, 2013-09-05.
[2]于孟林.褐煤制备高浓度水煤浆实现重大突破[N].中国能源报, 2013-07-08.
煤气化生产项目可行性研究报告 篇4
煤气化生产项目可行性研究报
告
煤气化是一个热化学过程。以煤或煤焦为原料，以氧气（空气、富氧或纯氧）、水蒸气或氢气等作气化剂，在高温条件下通过化学反应将煤或煤焦中的可燃部分转化为气体燃料的过程。
煤的气化类型可归纳为五种基本类型：自热式的水蒸汽气化、外热式水蒸汽气化、煤的加氢气化、煤的水蒸汽气化和加氢气化结合制造代用天然气、煤的水蒸汽气化和甲烷化相结合制造代用天然气.煤气化工艺与技术
煤气化工艺是生产合成气产品的主要途径之一，通过气化过程将固态的煤转化成气态的合成气，同时副产蒸汽、焦油（个别气化技术）、灰渣等副产品。煤气化工艺技术分为：固定床气化技术、流化床气化技术、气流床气化技术三大类，各种气化技术均有其各自的优缺点，对原料煤的品质均有一定的要求，其工艺的先进性、技术成熟程度也有差异。
固定床气化技术
碎煤固定层加压气化采用的原料煤粒度为6～50mm，气化剂采用水蒸汽与纯氧作为气化剂。该技术氧耗量较低，原料适应性广，可以气化变质程度较低的煤种（如褐煤、泥煤等），得到各种有价值的焦油、轻质油及粗酚等多种副产品。该技术的典型代表是鲁奇加压气化报告用途：发改委立项、政府申请资金、政府申请土地、银行贷款、境内外融资等
北京智博睿信息咨询有限公司
技术和BGL碎煤熔渣气化技术。
该气化技术的优点：
原料适应范围广，除黏结性较强的烟煤外，从褐煤到无烟煤均可气化，可气化水分、灰分较高的劣质煤。
氧耗量较低，气化较年轻的煤时，可以得到各种有价值的焦油、轻质油及粗酚等多种副产品。
该气化技术存在的不足：
该技术出炉煤气中甲烷和二氧化碳的含量较高，有效气的含量较低。
蒸汽分解率低。一般蒸汽分解率约为40 %，蒸汽消耗较大，未分解的蒸汽在后序工段冷却，造成气化废水较多，由于废水中含有酚类物质，导致废水处理工序流程长，投资高。
流化床气化技术
粉煤流化床加压气化又称之为沸腾床气化，这是一种成熟的气化工艺，在国外应用较多，该工艺可直接使用0～6mm碎煤作为原料，备煤工艺简单，气化剂同时作为流化介质，炉内气化温度均匀，典型的代表有德国温克勒气化技术，山西煤化所的ICC灰融聚气化技术和恩德粉煤气化技术。
虽然近年来流化床气化技术已有较大发展，相继开发了如高温温柯勒（HTW）、U-Gas等加压流化床气化新工艺以及循环流化床工艺（CFB），在一定程度上解决了常压流化床气化存在的带出物过多等问报告用途：发改委立项、政府申请资金、政府申请土地、银行贷款、境内外融资等
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题，但仍然存在煤气中带出物含量高、带出物碳含量高且又难分离、碳转化率偏低、煤气中有效成分低，而且要求煤高活性、高灰熔点等多方面问题。
气流床气化技术
气流床加压气化技术大都以纯氧作为气化剂，在高温高压下完成气化过程，粗煤气中有效气（CO+H2）含量高，碳转化率高，不产生焦油、萘和酚水等，是一种环境友好型的气化技术。
气流床气化技术主要分为水煤浆气化技术和粉煤气化技术，水煤浆气化技术的典型代表有：GE 水煤浆加压气化技术、康菲石油公司的E-Gas水煤浆气化技术、华东理工大学的多喷嘴对置式水煤浆气化技术、清华大学非熔渣—熔渣氧气分级气化技术以及西北化工研究院的多元料浆气化技术。粉煤气化技术典型代表有Shell的SCGP 粉煤气化技术、西门子公司的GSP粉煤气化技术、西安热工研究院的两段式干粉煤加压气化技术和北京航天动力研究所的HT-L气化技术等。
气流床气化技术实践
气流床加压气化技术以惠生与壳牌联合开发的混合气化技术（Hybrid）为例：Hybrid是一种先进的粉煤气化技术，该技术结合了现有壳牌 SCGP废锅流程优点，包括粉煤加压气化输送系统、多烧嘴侧喷式烧嘴布置、膜式水冷壁、间歇排渣等已经在现有SCGP装置被充分验证成熟可靠的工艺，同时又去掉了现有流程中复杂而容易出故障合成气冷却器（废锅）和飞灰过滤器，并且结合了目前被广泛应报告用途：发改委立项、政府申请资金、政府申请土地、银行贷款、境内外融资等
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用于现有气化技术的合成气激冷工艺，既保留了壳牌SCGP废锅流程原有的煤种适应性强、易大型化等特点，采用优点，又吸收了现有激冷技术的优点，并有针对性地做出了改进。
另：提供国家发改委甲、乙、丙级资质
北京智博睿信息咨询有限公司 可行性研究报告大纲（具体可根据客户要求进行调整）第一章研究概述 第一节研究背景与目标 第二节研究的内容 第三节研究方法 第四节数据来源 第五节研究结论
一、市场规模
二、竞争态势
三、行业投资的热点
四、行业项目投资的经济性 第二章煤气化生产项目总论 第一节煤气化生产项目背景
一、煤气化生产项目名称
二、煤气化生产项目承办单位
报告用途：发改委立项、政府申请资金、政府申请土地、银行贷款、境内外融资等
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三、煤气化生产项目主管部门
四、煤气化生产项目拟建地区、地点
五、承担可行性研究工作的单位和法人代表
六、研究工作依据
七、研究工作概况 第二节可行性研究结论
一、市场预测和项目规模
二、原材料、燃料和动力供应
三、选址
四、煤气化生产项目工程技术方案
五、环境保护
六、工厂组织及劳动定员
七、煤气化生产项目建设进度
八、投资估算和资金筹措
九、煤气化生产项目财务和经济评论
十、煤气化生产项目综合评价结论 第三节主要技术经济指标表 第四节存在问题及建议
第三章煤气化生产项目投资环境分析 第一节社会宏观环境分析
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第二节煤气化生产项目相关政策分析
一、国家政策
二、煤气化生产项目行业准入政策
三、煤气化生产项目行业技术政策 第三节地方政策
第四章煤气化生产项目背景和发展概况 第一节煤气化生产项目提出的背景
一、国家及煤气化生产项目行业发展规划
二、煤气化生产项目发起人和发起缘由 第二节煤气化生产项目发展概况
一、已进行的调查研究煤气化生产项目及其成果
二、试验试制工作情况
三、厂址初勘和初步测量工作情况
四、煤气化生产项目建议书的编制、提出及审批过程 第三节煤气化生产项目建设的必要性
一、现状与差距
二、发展趋势
三、煤气化生产项目建设的必要性
四、煤气化生产项目建设的可行性 第四节投资的必要性
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第五章煤气化生产项目行业竞争格局分析 第一节国内生产企业现状
一、重点企业信息
二、企业地理分布
三、企业规模经济效应
四、企业从业人数
第二节重点区域企业特点分析
一、华北区域
二、东北区域
三、西北区域
四、华东区域
五、华南区域
六、西南区域
七、华中区域
第三节企业竞争策略分析
一、产品竞争策略
二、价格竞争策略
三、渠道竞争策略
四、销售竞争策略
五、服务竞争策略
六、品牌竞争策略
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第六章煤气化生产项目行业财务指标分析参考 第一节煤气化生产项目行业产销状况分析 第二节煤气化生产项目行业资产负债状况分析 第三节煤气化生产项目行业资产运营状况分析 第四节煤气化生产项目行业获利能力分析 第五节煤气化生产项目行业成本费用分析
第七章煤气化生产项目行业市场分析与建设规模 第一节市场调查
一、拟建煤气化生产项目产出物用途调查
二、产品现有生产能力调查
三、产品产量及销售量调查
四、替代产品调查
五、产品价格调查
六、国外市场调查
第二节煤气化生产项目行业市场预测
一、国内市场需求预测
二、产品出口或进口替代分析
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三、价格预测
第三节煤气化生产项目行业市场推销战略
一、推销方式
二、推销措施
三、促销价格制度
四、产品销售费用预测
第四节煤气化生产项目产品方案和建设规模
一、产品方案
二、建设规模
第五节煤气化生产项目产品销售收入预测
第八章煤气化生产项目建设条件与选址方案 第一节资源和原材料
一、资源评述
二、原材料及主要辅助材料供应
三、需要作生产试验的原料
第二节建设地区的选择
一、自然条件
二、基础设施
三、社会经济条件
四、其它应考虑的因素
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第三节厂址选择
一、厂址多方案比较
二、厂址推荐方案
第九章煤气化生产项目应用技术方案 第一节煤气化生产项目组成 第二节生产技术方案
一、产品标准
二、生产方法
三、技术参数和工艺流程
四、主要工艺设备选择
五、主要原材料、燃料、动力消耗指标
六、主要生产车间布置方案 第三节总平面布置和运输
一、总平面布置原则
二、厂内外运输方案
三、仓储方案
四、占地面积及分析 第四节土建工程
一、主要建、构筑物的建筑特征与结构设计
二、特殊基础工程的设计
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三、建筑材料
四、土建工程造价估算 第五节其他工程
一、给排水工程
二、动力及公用工程
三、地震设防
四、生活福利设施
第十章煤气化生产项目环境保护与劳动安全 第一节建设地区的环境现状
一、煤气化生产项目的地理位置
二、地形、地貌、土壤、地质、水文、气象
三、矿藏、森林、草原、水产和野生动物、植物、农作物
四、自然保护区、风景游览区、名胜古迹、以及重要政治文化设施
五、现有工矿企业分布情况
六、生活居住区分布情况和人口密度、健康状况、地方病等情况
七、大气、地下水、地面水的环境质量状况
八、交通运输情况
九、其他社会经济活动污染、破坏现状资料
十、环保、消防、职业安全卫生和节能
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第二节煤气化生产项目主要污染源和污染物
一、主要污染源
二、主要污染物
第三节煤气化生产项目拟采用的环境保护标准 第四节治理环境的方案
一、煤气化生产项目对周围地区的地质、水文、气象可能产生的影响
二、煤气化生产项目对周围地区自然资源可能产生的影响
三、煤气化生产项目对周围自然保护区、风景游览区等可能产生的影响
四、各种污染物最终排放的治理措施和综合利用方案
五、绿化措施，包括防护地带的防护林和建设区域的绿化 第五节环境监测制度的建议 第六节环境保护投资估算 第七节环境影响评论结论 第八节劳动保护与安全卫生
一、生产过程中职业危害因素的分析
二、职业安全卫生主要设施
三、劳动安全与职业卫生机构
四、消防措施和设施方案建议
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第十一章企业组织和劳动定员 第一节企业组织
一、企业组织形式
二、企业工作制度 第二节劳动定员和人员培训
一、劳动定员
二、年总工资和职工年平均工资估算
三、人员培训及费用估算
第十二章煤气化生产项目实施进度安排 第一节煤气化生产项目实施的各阶段
一、建立煤气化生产项目实施管理机构
二、资金筹集安排
三、技术获得与转让
四、勘察设计和设备订货
五、施工准备
六、施工和生产准备
七、竣工验收
第二节煤气化生产项目实施进度表
一、横道图
二、网络图
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第三节煤气化生产项目实施费用
一、建设单位管理费
二、生产筹备费
三、生产职工培训费
四、办公和生活家具购置费
五、勘察设计费
六、其它应支付的费用
第十三章投资估算与资金筹措 第一节煤气化生产项目总投资估算
一、固定资产投资总额
二、流动资金估算 第二节资金筹措
一、资金来源
二、煤气化生产项目筹资方案 第三节投资使用计划
一、投资使用计划
二、借款偿还计划
第十四章财务与敏感性分析 第一节生产成本和销售收入估算
一、生产总成本估算
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二、单位成本
三、销售收入估算 第二节财务评价 第三节国民经济评价 第四节不确定性分析
第五节社会效益和社会影响分析
一、煤气化生产项目对国家政治和社会稳定的影响
二、煤气化生产项目与当地科技、文化发展水平的相互适应性
三、煤气化生产项目与当地基础设施发展水平的相互适应性
四、煤气化生产项目与当地居民的宗教、民族习惯的相互适应性
五、煤气化生产项目对合理利用自然资源的影响
六、煤气化生产项目的国防效益或影响
七、对保护环境和生态平衡的影响
第十五章煤气化生产项目不确定性及风险分析 第一节建设和开发风险 第二节市场和运营风险 第三节金融风险 第四节政治风险 第五节法律风险 第六节环境风险
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第七节技术风险
第十六章煤气化生产项目行业发展趋势分析
第一节我国煤气化生产项目行业发展的主要问题及对策研究
一、我国煤气化生产项目行业发展的主要问题
二、促进煤气化生产项目行业发展的对策 第二节我国煤气化生产项目行业发展趋势分析 第三节煤气化生产项目行业投资机会及发展战略分析
一、煤气化生产项目行业投资机会分析
二、煤气化生产项目行业总体发展战略分析 第四节我国煤气化生产项目行业投资风险
一、政策风险
二、环境因素
三、市场风险
四、煤气化生产项目行业投资风险的规避及对策
第十七章煤气化生产项目可行性研究结论与建议 第一节结论与建议
一、对推荐的拟建方案的结论性意见
二、对主要的对比方案进行说明
三、对可行性研究中尚未解决的主要问题提出解决办法和建议
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四、对应修改的主要问题进行说明，提出修改意见
五、对不可行的项目，提出不可行的主要问题及处理意见
六、可行性研究中主要争议问题的结论
第二节我国煤气化生产项目行业未来发展及投资可行性结论及建议
第十八章财务报表 第一节资产负债表 第二节投资受益分析表 第三节损益表
第十九章煤气化生产项目投资可行性报告附件
1、煤气化生产项目位置图
2、主要工艺技术流程图
3、主办单位近5年的财务报表
4、煤气化生产项目所需成果转让协议及成果鉴定
5、煤气化生产项目总平面布置图
6、主要土建工程的平面图
7、主要技术经济指标摘要表
8、煤气化生产项目投资概算表
9、经济评价类基本报表与辅助报表
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10、现金流量表
11、现金流量表
12、损益表
13、资金来源与运用表
14、资产负债表
15、财务外汇平衡表
16、固定资产投资估算表
17、流动资金估算表
18、投资计划与资金筹措表
19、单位产品生产成本估算表 20、固定资产折旧费估算表
21、总成本费用估算表
22、产品销售（营业）收入和销售税金及附加估算表
气化煤气论文 篇5
性能介绍
我们经过多年的研究，总结国内外数十种炉灶的优点，开发出一种六功能的高效柴煤气化炉，并已经获得国家专利，专利号：200820031582.X。该炉不用风机不用电，不用管道不用灶头，不加任何化工原料，能将木块、树枝、玉米芯、玉米秆、煤炭等可燃物直接放入炉内使用，大小粗细不限，加料随意，不需压紧，一根火柴就能点燃。炉灶在使用时就有热水供应，炉火猛烈，呼呼作响，无烟无味无焦油，中途加料不停火，老人小孩均可操作。可炒菜、做饭、烧水、淋浴、烘烤、取暖同时进行，互不干涉，一炉多用，被广大用户誉为六功能柴煤气化节能炉，燃料烧完后只剩少量白灰。1～1.5公斤柴草即够3～5口之家做一顿饭，而且不用续柴，不用看火。其火焰与液化气相似，大大高于现在市场上推广的任何民用柴、煤炉，符合国家高效低排标准，对锅大小没有要求，适合家庭、小饭店、小企业食堂、小吃摆摊设点使用，亦可用于酿酒、养猪户煮猪食等。生产不需要特殊技术，可用砖砌，用水泥板预制，也可用彩钢板铆制（不用电焊），普通材料一般成本为80元/台。材料最好的也仅用180元/台。每人每天可生产10～15台。售价380～480元/台。利润可观，是投资少、效益高的新项目。
技术培训
技术培训资料共46页，图文并茂，具有小学文化即可看懂学会。并提供VCD生产技术光盘、专利证书、专利使用授权书和其他办厂手续。来人面授1980元。函授980元。假如函授不能完全掌握生产技术，请来人面授，补齐面授培训费即可。函授资料款到即快递寄出。
销售方法
1.直接生产炉灶产品对外销售，卖太阳能的商店，其他日杂商店均可代销。
2.在各乡镇设代销点销售。
3.先给亲戚、朋友安装使用，通过他们以点带面推广。
汇款地址：江西省南昌市蓼洲街2号附1号农村百事通读者服务部 邮编：330009 电话：0791-86616743 86635947
气化煤气论文 篇6
一、煤气化工艺
谈到褐煤水煤浆气化, 便不得不提煤气化工艺。气化炉技术是煤气化工艺核心, 按照技术原理可分为固定床、流化床、气流床。固定床气化炉历史悠久, 一类以UGI炉为典型代表, 能耗高、强度低, 对原料的质量要求较严格, 不适用于绝大多数矿产煤, 已基本被淘汰, 另一类以鲁奇气化炉为典型代表, 硫排放量少, 对煤质量要求较低, 合成效率高, 但同时废水排放量大, 生产工艺流程复杂, 运营成本高, 我国因历史原因, 其仍为最常见的气化炉。流化床煤气化工艺包括温克勒 (HTW) 、KRW工艺、恩德工艺等, 以煤粉为形式进行气化, 废弃排放量小, 但消化较高, 废水排放量大。气流床气化工艺是目前煤气化工艺主流工艺, 部分工艺已经成熟, 按照进料形式可分为煤粉形以及水煤浆形, 前者运用较广, 效率较高, 后者在我国也已得到初步推广, 综合效益较高。但应注意的是, 以上煤气化工艺对煤质均有一定的要求, 而褐煤作为一种低质煤, 其煤气化技术在国内外仍为空白[1]。
二、水煤浆技术
水煤浆技术是一种重要的洁净煤技术, 我国将其纳入《中国21世纪议程》, 可见其在能源战略中的地位。水煤浆技术多作为储备技术, 易受能源价格因素的影响, 其代表成果包括俄罗斯新西伯利亚电厂、美国莫哈夫电厂、日本小名滨电厂等, 但技术原理均大同小异, 将水煤浆、油、煤粉进行混合燃烧, 提高燃烧效率。目前, 水煤浆技术运用于电站锅炉可使燃烧效率达90%以上、工业锅炉达83%以上[3]。我国已有水煤浆厂50余家, 以东莞浆厂、山东新汶浆厂为典型, 运用技术种类繁多, 几乎囊括了全世界所有相关技术。目前褐煤水煤浆技术已较为成熟, 但国内外在水煤浆气化领域仍无突破性进展。
三、褐煤煤气化
1. 水煤浆化是褐煤煤气化的关键
褐煤主要应用领域为: (1) 吸附及离子交换剂; (2) 制作水煤浆, 以满足工业要求, 如发电、锅炉燃烧; (3) 制作水煤浆分散剂。由此关之, 褐煤主要被用作副产品制造、直接燃烧加热, 褐煤因其固有缺陷存在气化率低、废物排放量大、能耗高等诸多缺陷。但值得注意的是, 现阶段褐煤水煤浆技术已较为成熟, 也已积累了诸多经验, 经过预处理的褐煤成浆后已接近现阶段煤气化技术标准。
2. 褐煤煤质对气化的影响
(1) 褐煤中水分:水分是影响成浆性的重要指标, 褐煤中水分含量较高, 对不同煤气化工艺适应性存在一定差异, 以煤粉、碎煤等固态煤为进料形式的煤气化工艺, 若进料水分含量过高, 则会增加气化能量消耗, 同时亦给进料的输送带来一定的困难, 因此在入炉前, 需对原料进行去水处理。而对于以水煤浆 (液态) 为进料形式的煤气化工艺来说, 原煤水分含量越高, 在预处理中消耗越高, 添加剂选择的余地越小, 煤气化越易受到原理的限制, 不利于使水煤浆性质与工艺相契合, 影响综合效益[3]。原煤中水分含量越高, 成浆性能越差, 煤浆表面粘度越大, 流动性越差, 不利于进料的运送与充分燃烧。目前, 褐煤煤浆化已能够满足气化对进料的水分要求。
(2) 灰分、灰熔点:褐煤灰份较高, 会降低气化效率, 增加能耗, 不利于煤气化。目前, 国内最先进的水煤浆气化技术, 灰渣承受能力仍有限。褐煤灰熔点低, 有利于水煤浆气化, 但无法充分利用Shell、GSP等水冷气流床可气化高灰熔进料的优势, 而若利用Lurgi炉等对灰溶度要求较低的移动床行水煤浆气化, 又可能因结渣过多, 影响运行稳定性。
(3) 挥发性与反应活性:褐煤挥发性与反应活性较强, 有利于煤气化, 若应用移动床气化工艺进行煤气化, 有利于酚等有害物质带出, 但也会使煤气的后续纯化工艺更复杂, 若以气流床气化, 则可充分利用挥发性、反应活性高这一优势, 将以上物质分解成有效成分, 降低煤气后期处理难度。
(4) 煤质量:褐煤煤质量并不稳定, 而气流床对煤质量稳定性要求较高, 否则易造成机械故障;流化床对煤性质积极敏感, 目前被制造的褐煤水煤浆性质虽然较稳定, 但其粘结性、热稳定性等理化性质尚无法满足需求, 应为下一阶段研究重点。
小结
充分利用褐煤资源, 开发洁净煤技术是适应我国能源战略的必然选择, 现阶段, 我国褐煤水煤浆技术开发与应用, 已取得一定成就, 煤气化也已有一整套较成熟的工艺流程, 都为褐煤水煤浆煤气化奠定了基础。目前, 急需解决的问题是, 褐煤水煤浆与现有的煤气化工艺并存问题, 两者结合需要开发一系列的工艺, 组成完整的具有综合效益的工艺流程, 这些都需要广大煤化工从业者不断开拓进取。
参考文献
[1]杨明顺, 康善娇, 刘鑫, 等.褐煤水煤浆提浓制备工艺研究[J].煤炭科学技术, 2014, 42 (7) :116-119.
[2]于光元, 李亚东.煤气化工艺技术分析[J].洁净煤技术, 2010, 16 (4) :39-42.
气化煤气论文 篇7
一、高温干法净化系统
高温干法在整个进行净化的过程中, 都是需要在600摄氏度的高温下进行的, 这种方法能够有效的将煤气的显热合理的进行利用。根据有关的调查数据显示, 与常温湿法净化法相比, 使用高温干法净化法进行除尘脱硫, 整体煤气化联合循环系统的供电效率能够达到1.5%左右。而且对高温法干法进行的投资也会因为不需要建设废水处理系统以及回收系统而有所降低[1]。
1. 高温干法净化技术和设备
到目前为止, 高温净化除尘的设备大概可以分为两大类, 一个是在离心式除尘器的基础上进行创新的利用惯性的除尘器。第二种是过滤式除尘器, 但是过滤式除尘器比较不耐热, 主要是过滤材料的不耐热, 所以过滤式除尘器的耐热性能还有待提高。
(1) 离心式除尘
离心式除尘器大概分为三种, 一种是高温切流式旋风分离器;一种是多管旋风分离器;另一种是旋流式分离器。高温干法离心式除尘技术, 出了旋风分离外, 其他大部分都能够达到90%以上的除尘效果, 但是只能在某一特定的情况下才能够进行正常的运行, 目前还只是出于实验阶段。相对而言, 高温干法离心除尘旋风分离技术的除尘效率虽然比较低, 但是无论是从含尘浓度还是从其灰尘分布上来讲, 都远远达不到燃气轮机的要求。但是作为煤气除尘设备, 并且与其他形式的除尘技术结合在一起, 能够达到其精确的除尘目的[2]。
(2) 过滤式除尘
过滤式除尘器有很多类型, 陶瓷纤维布袋过滤器、陶瓷纤维毯过滤器、烛状陶瓷过滤器以及金属丝网过滤器等。从整体的结构上来看, 国际上都比较认同烛状陶瓷过滤器、陶瓷纤维过滤器, 认为这是在高温干法净化系统中除尘技术比较好并且最具发展前途的两种。在现阶段, 工作高温处于540摄氏度以上的过滤器都还在处于研发阶段, 还并没有正式投入生产使用。这些过滤器中普遍存在一些问题, 主要的问题是使用寿命都不是很长, 并且工作效率也比较低, 因为设备自身的占地面积比较大, 所以在工作起来并不是十分的便利。
2. 脱硫技术
高温干法脱硫与一般的脱硫技术不同, 它不需要等到气体冷却后在进行, 而是可以将热气直接加入脱硫反应器中。高温干法脱硫的特点主要是:可以对高温煤气进行回收, 而且在回收的高温煤气中, 占热值18%的显热, 还能够将发电率提高2%以上。高温干法与常温湿法不同, 不用去除热煤气中的水汽和二氧化碳, 并且可以直接推动燃气轮机, 增加设备的输出功率。在进行脱硫的过程中, 可以省略热交换装置, 在一定程度上减少了设备的投资, 降低了其发电成本。硫回收的弹性比较大, 可以根据市场的需求进行硫磺或硫酸生产。进行脱硫的煤气中的焦油杂质, 并不会因为冷却而将系统堵塞。
二、常温湿法净化系统
常温湿法净化在化工的生产行业中以及市政的煤气中应用的比较广泛, 设备较为简单, 并且在运行起来比较可靠, 常温湿法净化技术主要包括常温除尘技术以及常温湿法脱硫技术。在常温净化系统中, 这种方法可以有效的去除粗煤气中的有害污染物。在一般情况下, 旋风分离器的粗煤气温度大约在228摄氏度左右, 并且可以同时将灰尘、碱金属化合物以及氮化物进行清除, 进行洗涤后的无尘煤气其温度在150摄氏度左右。显而易见, 在使粗煤气从高温状态降低到上述温度时, 必须注意对煤气显热的有效利用, 反之则会降低热煤气的工作效率。
1. 常温湿法净化技术和设备
在一般情况下, 为了有效利用煤气的显热, 从气化炉中出来的高温煤气则必须要进行多次的冷却, 将温度降低在225摄氏度左右, 然后在进入到旋风分离器中进行第一次除尘, 经过除尘可以将含有未燃烧完碳质的颗粒有效的分离出来, 经过几次的循环后再回到气化炉中, 最终提高煤在气化炉中的转化率。通常对于洁净煤气中的含尘质量要求都要每立方米1到2毫克之间[3]。
2. 脱硫技术
常温湿法脱离技术在目前还没有十分成熟, 所以还没有得到广泛的使用, 而且其系统操作起来比较复杂, 价格也比较偏贵, 粗煤气的显热损失这样一来就比较大。通常情况下, 气化炉中的煤气所含有的硫化物分为两大类, 一种是无机硫化物, 一种是有机硫化物。在煤气进行脱硫后, 所脱出来的硫还能够提供给商业使用, 在一定程度上节省了资源。
结束语:对煤气进行的有效净化是整体煤气化联合循环系统能够成功运行排放的有力保障。在现阶段, 先不看常温湿法煤气处理的缺点, 也就是还需要建立废水处理系统和回收系统, 常温湿法煤气处理方案还是比较可行的。所以在现阶段, 整体煤气化联合循环电站对煤气净化除尘采用的是MDEA法进行脱硫。高温净化的方法以其简单的操作, 便宜的价格这些优点胜过了常温湿法粗煤气净化法, 最终帮助整体煤气化联合循环系统实现了二氧化碳零排放。
参考文献
[1]马顺勤.Aspen Plus对整体煤气化联合循环系统的模拟研究[D].北京:华北电力大学, 2012.
[2]许世森.论整体煤气化联合循环 (IGCC) 中煤气净化技术的选择[J].动力工程, 2014, 05 (08) :250-255.
大型现代煤气化工艺简评 篇8
目前, 国内流行的煤气化技术有十几种, 气流床是大型煤气化技术的主流, 主要有Texaco水煤浆气化 (亦称GE气化) 、Shell粉煤气化和GSP粉煤气化三种, 这是大家都熟悉的。这些气化技术都有一定的业绩, 现在他们在中国争夺市场。正处于十字路口, 未来会有什么变化?
1 水煤浆气化的过去、现在与未来
近日统计, 在国内已建和在建的300多台新型气化炉中, 水煤浆气化炉占70%以上, 估计其投煤能力将达40 Mt/a, 见表1。因此可以认为, 水煤浆气化技术是我国当前煤气化技术的主流。
目前, 国内的水煤浆气化技术, 主要有四种形式, 即原德士古气化、多元料浆气化、四喷嘴气化和熔渣-非熔渣气化技术。从原理上来说, 这四种技术形式上基本是一致的, 即属于“下喷式气流床激冷流程”。区别在于原料不同, 喷嘴的方向和位置、数量不同等。
在讨论这个问题的时候, 我们经常听到这样的声音:这里存在知识产权的纠纷。许多人避而不谈这个问题。
其实, 我们不应该回避。只要我们把这种“下喷式气流床激冷流程”在中国发展的历史和这个工艺的本质解剖清楚, 我们就可以明确地回答是否存在侵权问题。
1.1 “下喷式气流床激冷流程”的发展历史
“下喷式气流床激冷流程”在我国已有40多年历史。气化原料先后有重油、渣油、沥青、石油焦、水煤浆、粉煤等多种形式。用粉煤作原料后, 气化炉壁由耐火砖变成盘管, 投煤量在500～2 000 t/d之间。
1.2 流程技术
从20世纪60年代中期引进重油气化开始, 至今已40多年。这种“下喷式气流床激冷流程”, 包括喷嘴、在钢壳中用耐火砖砌成的气化室、由激冷环喷水冷却的激冷室、文丘里洗涤、炭黑水洗涤塔共五个主要部分 (见图1) , 这些在中国已经成为公知技术。根据当时中国的政策, 引进技术是一次买断的, 在国内不存在专利保护问题。“下喷式气流床激冷流程”的流程技术, 已经属于国家。根据现在的专利法, 这个技术的专利时限早已过去, 因此在流程技术上已不存在专利保护问题。
1.3 技术关键
上述“下喷式气流床激冷流程”的五个主要技术部分中, 前三者形成一个气化炉, 后两者是独立设备。从各专利商提供的设备来看, 喷嘴的结构是各不相同的, 喷射方向也各异, 这就是专利所在, 其他四个部分都是常规设备, 大体相同, 如果有区别, 也是很微弱的, 没有什么奥妙之处。专利商可以有细节上的专利, 但用户可以不用这些专利也不影响大局, 因此, 各专利商的专利权限主要在喷嘴上, 不是炉体。
1.4 原料的变迁
从重油变到水煤浆, 专利商从蒙特卡蒂尼变到德士古, 流程没有变化, 原料变化了又形成新的专利, 这说明原料可以成为专利权限。因此, 现在从水煤浆变成多元料浆, 或者在水煤浆中加入别人没有加入的添加剂, 专利权限也因此而改变。显然, 这个专利被破解是很容易的。
1.5 水煤浆气化的未来
水煤浆气化需要低灰熔点的原煤, 成浆性也有一定的要求, 水分在气化炉中蒸发升温和反应, 消耗大量的氧气和碳元素, 因此能耗较高。这个技术已经很成熟, 尽管喷嘴五花八门, 但早已为各厂商掌握, 只是手法不同。随着出现的以干煤粉为原料的“下喷式气流床激冷流程”, 只是气化炉炉体由耐火砖变为冷却盘管等组成的冷壁, 采取熔渣挂壁的办法, 冷却盘管可以水进水出, 也可以水进汽出。这个技术也已经公开, 似乎没有发生专利纷争的事件。其后出现了几乎性质一样的同类技术如东方炉等。也可能会出现南方炉、西方炉、北方炉等, 干煤粉“下喷式气流床激冷流程”将成为大型煤气化技术的主流。由于其对煤种的适应性很大, 5年内取代水煤浆气化将成为可能。这意味着新的水煤浆气化炉签约合同将显著减少。另外, 现有的水煤浆气化炉将逐步改造成干煤粉冷壁炉, 即使还用水煤浆作原料, 煤种可以变宽, 灰熔点可以提高。
1.6 技术更替不可抗拒
时代在进步, 成熟的技术被新技术淘汰, 水煤浆气化也在其列。
从事水煤浆气化的研究部门, 改变研究方向, 转向研究干煤粉气化, 对炉体和喷嘴进行改进, 这是大势所趋。
2 Shell煤气化工艺的定位
2.1 Shell煤气化是先进的技术
Shell煤气化过程是在高温加压下进行的, 是目前世界上较为先进的第二代煤气化工艺之一。Shell煤气化属于气流床气化, 煤粉、氧气及水蒸气在加压下并流进入气化炉内, 在极短时间内完成升温、挥发分脱除、裂解及部分氧化等一系列物理和化学过程。
Shell煤气化过程包括煤粉输送、多喷嘴下置式气化炉、气体冷却器 (废热锅炉) 、陶瓷除尘器、激冷气循环压缩机、煤气洗涤塔等设备。Shell煤气化工艺流程见图2。
Shell煤气化工艺的控制系统比较先进, 特别是入炉煤粉流量控制得比较稳定, 有效地保证气化炉内反应的均衡性, 使炉内的温度恒定。
2.2 发展历程
1972年壳牌公司开始发展煤气化技术, 在阿姆斯特丹研究院 (KSLA) 进行煤气化技术研究。
1976年, 用煤气化工艺 (SCGP) 建立一座处理煤量为6 t/d的试验厂。
1978年, 在汉堡附近的哈尔堡炼油厂建设一座处理煤量为150 t/d的工厂, 至1983年累计运行了6 100 h。
1987年, 壳牌公司在美国休斯顿附近的DeerPark石化中心建设了一座SCGP 1的示范厂;进煤量为每天250 t高硫煤或每天400 t高湿度、高灰褐煤。
1988年, 荷兰国家电力局决定Demkolec公司在南部的BuGGenun兴建一座253 MW的煤气化联合循环发电厂, 日处理2 000 t煤、气化压力为2.8 MPa, 1993年底试车。到2001年, 气化装置运转率在95%以上, Shell公司开始向市场推出壳牌气化工艺。
从1972年开始到2001年商业化, Shell工艺的开发经历29年。
2.3 Shell 煤气化工艺的本质
Shell 煤气化工艺原创的本意是用于发电, 是IGCC工艺的主体。发电与化工是有区别的, 发电用的是煤的能量, 因此气化炉的能力是以兆瓦计算的。在IGCC的Shell 工艺中, 煤的能量一部分直接转化为中压水蒸气, 另一部分能量转化为可燃气体CO、H2、CH4, 然后进行燃烧取得能量, 最终产品为CO2和水蒸气。因此, Shell 煤气化工艺的目的是为了获得能量。显然, 煤气化后应该采用废热锅炉来达到这个目的。
化工煤气化的本质是获取化工物质, 主要是以合成气CO、H2和水蒸气为主的化工物质形态。为了后续的化学反应需要, 这三种物质要保持一定比例, 在此基础上, 适当利用这三种物质具有的能量。显然, 煤气化后应该采用激冷流程来达到这个目的。
从以上分析可知, 废热锅炉流程主要用于发电, 激冷流程主要用于化工。
在推广Shell工艺时, 只算气化单元的能耗, 没有算全流程的总账, 过分强调回收中压蒸汽, 忽视能位不高及合成气中还要补充蒸汽的事实, 是误导化工行业的主要原因。
2.4 Shell煤气化工艺在中国推广的成就
应该说, Shell煤气化工艺在中国推广的力度非凡, 设计院在推广过程中竭尽全力。近年来国内引进的Shell废锅流程, 已经在线生产和在建的有23台, 按照投煤量分三个档次, 1 000 t/d等级的有4台, 2 000 t/d等级的有12台, 2 400～2 800 t/d等级的有7台。
从目前国内开车的情况来看, 1 000 t/d档次的工艺运行得比较好, 据称已经达到设计能力, 主要表现在年运行时间在7 200 h至8 000 h, 年投煤负荷在90%～100%。从设计角度来说, 可以说是基本上达到设计要求。
2 000 t/d档次的两台运行得不尽人意, 主要是没有达到设计能力, 主要表现在年运行时间在6 000 h左右, 与国外原版Shell气化炉差不多, 年投煤负荷在70%～80%。从化工设计角度来说, 可以说是尚未达到要求。
2 400～2 800 t/d档次的数据没有公布, 或者说没有测定或不具备测定条件, 因此不能认为已经达到设计能力。
目前, 有的部门特别是外资企业存在误区, 它们以为国内的批评是针对气化炉运行周期短, 因此想方设法来证明气化炉没有问题。其实, 国内批评的意见很明确, 是流程不合理造成的投资巨大, 并非是气化炉运行周期短。整个流程运行周期短的原因是多方面的, 这是煤气化后续流程太复杂造成的, 规模越大, 越容易出问题。国内的工厂各自作了总结, 停车的原因是多种多样的。很难找到一个具体的原因, 各生产厂在这方面做了大量的工作, 现在运行率在不断上升。
我们认识到, 运行周期短是新气化技术开始运用的普遍问题, 它是一个工程问题。其他气化方法也一样, 需要一段时间摸索经验。
这个规律在化工中是可以理解的, 因为处理固体在化工中就是麻烦, 更何况是压力比较高。要提高运行周期, 应该简化气化炉后续流程, 走激冷流程是理想的选择。简化气化流程以后, 发生运行问题的可能性就会减小, 运转周期就会提高。如果再加上备用炉, 运行期短的问题可以克服。
2.5 Shell煤气化工艺的软肋
其实, 影响Shell煤气化工艺在中国推广的原因是投资, 这也是建设工厂的最基本指标。
过去对这个问题的讨论已经很多, 有许多比较并不在一个平台上, 即一个是水煤浆气化, 另一个是粉煤气化, 比较的数据就不一定可靠。尽管许多文章上谈到的投资计算很细致, 但是精确性存在问题。投资的计算影响因素太多, 难以把握。
假如我们都在粉煤气化的基础上讨论问题, 对于同样的煤种, 究竟应该采用什么流程?
首先应该考虑的是投资。不同流程的投资差别比较明显, 见表2。
注:①以西门子-宁煤的GSP、HT-L、CROLIN、东方炉中的最低者为基准。
从单套装置的数据来说似乎差别不大, 仅几个亿而已, 并不引起财大气粗的大国企关心。但是, 目前在一些大型项目上, 煤气化的系列数往往在10～30套, 气化投资在百亿元以上, 这样两者的差别就大了, 选择合理的方法, 投资节省几十亿是轻而易举的。
2.6 能耗问题
这是指整个装置的能耗, 不是单独气化的能耗。单独比较气化的能耗是不够的。
气化后续流程是整个流程中的一部分, 在气化得到或损失的能量, 要看在后面全部工序中能否补充回来。对于同样原料不同的设计, 动力系统 (蒸汽平衡) 十分重要, 蒸汽平衡做得好, 全系统的能耗就低。因此, 单独讨论气化炉和废热锅炉能回收多少能量是没有意义的。
废锅流程可以用产生中压蒸汽的办法来回收干煤气热能, 产生的蒸汽部分参与动力系统的蒸汽平衡, 起到回收热能的作用, 部分回到粗煤气中, 用以保持一定的水气比 (H2O/干气) , 部分用于循环压缩机作动力。这部分回收热能的蒸汽占废锅回收蒸汽的多少, 视气化温度和产品的性质而定。对于制氢和合成氨来说, 大约只能回收废锅总产气量的20%。
激冷流程的合成气中含有50%～60%的水蒸气, 在变换后可以回收中低压蒸汽, 甲醇工艺和合成氨工艺有区别, 甲醇工艺的低位能比较富裕, 可以用这部分低位能来节水, 并没有浪费。以甲醇为起点的后加工化工产品, 可以充分利用甲醇工艺中副产的中低压蒸汽。
煤气化必须采用空分, 以纯氧作为气化剂。空分需要大量的电力, 或者用蒸汽透平来驱动空压机。废锅流程通常产生5.5 MPa中压蒸汽, 因此能位不高。激冷流程中不在此处产生中压蒸汽, 直接建立高压锅炉, 可以做到10～12.5 MPa, 驱动透平的效率高。因此, 从大型粉煤气化制化工产品的全流程来看, 由于用高压蒸汽驱动透平机, 效率比较高, 总体的能耗下降了。
假定在同样原料、同样产品和同样规模的粉煤气化情况下, 如果作全流程的模拟计算, 优化蒸汽平衡, 包括前面说到的用高压蒸汽推动空分的透平提高全系统的能效等, 其结果是, 废锅流程和激冷流程的吨产品总能耗应该差别不大。
这就是Shell气化工艺没有比GSP气化工艺节能的原因。
从工程上来说, 由于煤质不稳定, 粉尘太多等原因, 废锅结垢严重, 因此用废锅多产蒸汽不见得有多大好处。
2.7 Shell煤气化工艺的改进
任何先进的技术总有一定的时限, 总有落后的时间, 技术进步是永恒的。由于GSP工艺在中国的开发和引进、推广, Shell煤气化工艺受到了挑战, 不改进是不行的。
各方面提出的改进方法有以下三种。
(1) 采用干煤粉“由上而下”的上喷式气化炉结构形式, 这就雷同于GSP工艺“下喷式气流床激冷流程”, 保持Shell多喷嘴的特色。这个原理已经在航天炉、西门子-宁煤、科林、东方炉等粉煤气化中应用。
(2) 维持干煤粉“由下而上”的下喷式气化炉形式, 气化出口仍在气化炉的上部, 这对于激冷流程中的文丘里洗涤和激冷洗涤塔有一个明显的位差, 连接它们的不再是废热锅炉, 而是一根高压管道加一个激冷室。这个办法也是全激冷法, 两段式粉煤气化已经采用。
(3) 保留干煤粉“由下而上”的下喷式气化炉及相关设备, 气化出口仍在气化炉的上部, 仍然可以有返回的激冷气体。将气化炉上部出口的热合成气加冷气体激冷后, 从 1 600 ℃冷却到 900 ℃, 之后进入水激冷室, 喷入雾化的水将温度进一步降低到 500 ℃。然后用一级旋风分离器除去大部分的干灰。此后, 用两级文丘里洗涤器洗去合成气中残留的飞灰, 合成气再进入洗涤塔。出湿洗塔的合成气温度为220～230 ℃, 水蒸气含量达到 60%, 可以完全满足耐硫变换对水蒸气的要求, 部分冷气体返回作激冷气源。这就是Shell公司提出的“半激冷法”, 是用循环气冷却后再激冷。这个办法仍然需要循环压缩机, 存在耗能不合理和投资高的问题。
是技术进步, 还是只追求眼前利益固步自封?能否接受科技进步的挑战, 考验着Shell煤气化工艺的未来。
3 我们期待GSP
3.1 GSP的含义
GSP煤气化技术已经走过30个年头。这个技术早在20世纪70年代末, 由民主德国GDR燃料研究所开发。试验过程中采用的煤种, 包括来自德国和中国在内的9个国家, 20世纪80年代中期, 在黑水泵等地建立1套130 MW装置, 原料处理能力为30 t/h。20世纪90年代初东西德合并以后, 该工艺被几次收购转让, 现在归西门子公司所有。
GSP气化的德文原文名称是Gaskombinat Schwarze Pumpe。但是, 现在大家说的GSP气化技术, 已经与德文原意有出入, 实际上GSP技术是指干煤粉“下喷式气流床激冷流程”, 是一种工艺形式的代名词, 切莫一提GSP就是西门子。与Texaco水煤浆气化的区别除了原料外, 就是炉壁用环形水管代替耐火砖。
3.2 GSP的工艺特点
由于GSP工艺简单 (见图3) , 能耗低, 其合成气成分比较适宜, 操作简单等优点, 这一技术为煤化工企业欣赏, 普遍乐于采用。但是, 该技术从2004年开始进入中国, 为什么推广速度很慢呢?有人以为是这种技术不成熟造成的, 其实不然。推广一项技术, 即便是成熟的, 也要适合中国的习惯, 也要因地制宜, 在这方面, 显然这些德国公司不具备优势。迟至今日, 仅有西门子公司在宁夏推广了5台2 000 t/d炉子、山西兰花公司2台2 000 t/d炉子和科林公司在兖矿贵州开阳推广了2台1 500 t/d炉子, 后两者尚未投产。见表3。
3.3 航天炉是GSP的一种形式
在GSP落户中国的过程中, 我们应该说一说航天炉。从原理来说, GSP的原形炉与航天炉没有区别。事实上, 迄今为止GSP已经有4个分支:西门子的GSP、科林的GSP、航天炉和东方炉。它们在喷嘴上可能有所区别, 但气化炉工艺的化工原理是一致的, 都是“下喷式气流床激冷流程”。截至2010年9月国内外总共有3台这样的炉子已经运行过, 规模为750 t/d等级的。实践证明, 这种炉形是成功的, 有效的。
国内750 t/d等级已经开车的航天炉有两台:河南濮阳用于年产150 kt甲醇与安徽临泉用于生产合成氨。其他在建的有二十几台, 见表4。
3.4 宁煤的GSP开车
现在关键的问题是扩大单台炉的规模。当前中国的煤化工行业, 大型化是方向。以5 400 kt/a煤制油和40×108 m3/a的煤制甲烷项目, 上述750 t/d等级的规模显得太小。因此, 1 500～2 000 t/d的规模是各企业比较乐意接受的。例如宁煤采用的5台2 000 t/d GSP气化炉, 后配1 670 kt/a甲醇500kt/a聚丙烯、180kt/a汽油、40kt/a液化气。
当前, 大家关注这5台大型GSP气化炉的开车, 该厂从甲醇开始至后续各套装置, 都已先后试车运行, 近日已经得到合格的聚烯烃。
可以说这种炉型在中国已经有40多年的历史, 它的祖先意大利蒙特卡蒂尼的重油气化炉, 是国内同行的老相识, 开车应该轻车熟路。近期, 航天炉的运行, 为GSP大型化奠定了基础。
但是, 与其他煤气化技术开始运行一样, GSP也需要磨合, 在一些细节技术上摸索经验。宁煤开车的经验说明, 煤粉流量的控制方法, 即压力差控制的办法, 没有取得良好效果, 后来改成增加煤粉控制阀后, 能够稳定运行一段时间。目前这样的开车还在继续中, 我们应该耐心等待。
宁煤的开车只是工程问题而不是原理问题, 用我们在航天炉上理解的原理和取得的经验, 一定能开好宁煤的GSP。
3.5 GSP会推广吗?
推广GSP是大势所趋, 在煤种适用于“下喷式气流床激冷流程”时, 采用这种气化方式比Shell粉煤气化和水煤浆气化要合适, 这也是近期有几十台气化炉合约的原因。
由于原料要求不同, GSP并不排斥鲁奇炉灰熔聚等炉型。
目前, 西门子、航天所、科林公司、华东理工等4家单位在推广GSP方面作了不懈的努力。它们采用各自的专利, 同样的炉型, 不同的规模。现在要比的是谁的业绩好:投资低、国产化率高、整体设计合理、运行效果好, 规模适宜。这就是竞争, 是对中国发展煤化工有利的竞争。
未来大型煤化工项目正向GSP招手。
摘要：讨论了水煤浆气化的过去、现在与未来, 对Shell煤气化工艺作了定位, 对GSP气化技术的发展寄予希望。
第二代典型煤气化技术 篇9
煤炭气化是采用空气、富氧空气、氧气和水蒸汽等作为气化剂,煤基燃料在一定的温度与压力下与气化剂发生不完全燃烧反应(气化反应),生成以氢气和一氧化炭为主要成分的粗煤气。煤气化技术的发展已经有一百多年的历史,它大致经历三个发展阶段:第一代是早期的多以块煤和小粒煤为原料的煤气化技术,包括各种常压固定床(移动床)、流化床(沸腾床)和气流床气化技术。第二代是目前已经实现工业应用或正处于小试、中试、示范阶段的各种加压气化技术。如Shell气化、Texaco气化等。第三代是仍处于实验室研究阶段的更先进的气化技术,如煤的催化气化技术、煤的等离子体气化技术、煤的太阳能气化技术等[1]。
1 发展以气流床为代表的第二代煤气化技术是现代煤化工的需要
第二代煤气化技术是20世纪80年代以来才陆续实现工业应用的最新煤气化技术,尤其是气流床气化技术,它具有煤种适应性广、气化压力高、生产能力大、气化效率高、污染小等众多优点,因此它是发展现代煤化工的首先气化技术。而现代煤化工就是用高新技术取代传统落后技术,用大型技术取代小型技术,用技术集成取代单一技术,用大型基地建设取代遍地开发,以煤化工生态园区的模式实现循环经济的理念。现代煤化工的要求和中国能源结构的特点与现状决定了发展循环经济型洁净煤利用技术是必然选择。第二代煤气化技术中比较成熟并实现工业应用的有数十种之多。其中比较典型的有Lurqi工艺、Texaco工艺、Shell工艺、Prenflo工艺、GSP工艺。除前一种外,均采用气流床气化工艺。气流床气化技术适应了发展现代煤化工的需要,显示了良好的经济效益和社会效益,代表着未来煤气化技术的发展趋势。
2 典型煤气化技术及其优缺点
2.1 Lurqi 气化[2]
Lurqi气化工艺是由德国鲁奇公司开发设计的以块煤为气化原料的移动床加压气化技术。经过几十年的研究开发,现已发展为加压固态排渣和液态排渣两种最新炉型。从20世纪70年代中期以来,我国已引进Lurqi第一代、第二代和第三代炉型。如原山西化肥厂、哈尔滨煤气厂、兰州煤气厂、义马煤气化厂等均采用是Lurqi气化炉。现在加压固定床鲁奇气化炉的国产配套能力较强,气化炉投资成本已大大降低。
典型鲁奇气化工艺流程见图1。块煤由气化炉顶部加入,气化剂由气化炉底部通入,煤料与气化剂在气化炉内逆流接触。煤在气化炉内从上向下经过干燥层、干馏层、甲烷层、气化层(还原层)、氧化层和灰渣层,而气化剂从下至上进入煤料床层内,依次被预热并与煤焦发生燃烧及气化反应,产生高温煤气的显热使原料煤干馏和干燥,同时降低了出口煤气的温度,有利于后序煤气的净化。灰渣的显热预热了入炉的气化剂后,落入灰锁,间断性的卸到渣箱内,定期排出。液态排渣Lurqi炉,是通过降低汽/氧比,控制炉温在灰渣熔点以上,使灰渣以熔融状态落在炉底急冷箱内淬冷成渣粒,渣粒从急冷箱经渣锁排出。液态排渣Lurqi炉特别适合于气化高挥发分、低反应性的次烟煤,而固态排渣Lurqi炉又非常适合处理高灰、高灰熔融性及高反应性的煤,两者可相互补充。但鲁奇固态排渣气化炉在使用焦结性煤时,容易造成床体阻塞,使气流不畅,煤气质量不稳定。另外,由于煤在炉内需停留0.5~1h,因而单炉气化容量无法设计很大。产生的煤气因甲烷含量较高,不适合生产合成气,适于生产城市煤气。
2.2 Texaco 气化[3]
德士古气化工艺是20世纪80年代煤气化的最新工艺之一,它是由美国德士古公司开发的以水煤浆为原料、液态排渣气流床加压气化技术。1948年在Montebello建成第一套15t/d的中试装置,1958年建立了100t/d的原形炉,操作压力为2.8MPa,气化剂为空气,生产合成气供合成氨用。Texaca气化炉是目前商业运行经验最丰富的气流床气化工艺,操作压力已达到6.5MPa,单炉耗煤量已达到2000t/d,世界上有近20台Texaco运行,其中中国就有12台,用于合成氨、甲醇或发电等。1993年山东鲁南化肥厂(1+1)引用Texaco气化炉投产,随后渭河化肥厂(2+1)、上海焦化厂(3+1)及淮南化工厂(2+1)又引进Texaco气化技术。除上海用于生产甲醇外,其他均用于生产合成氨。
Texaco气化工艺按出气化室高温煤气冷却方式的不同,可分为激冷流程、废锅流程和混合型流程。其典型激冷流程如图2。原料煤与水、添加剂、石灰石等经磨机研磨制成浓度为60%~70%的水煤浆,由煤浆泵加压后与高压氧气一起经烧嘴混合后,呈雾状喷入气化炉燃烧室发生气化反应。通过调节氧/煤浆的比例,使炉内气化温度高于煤灰流动温度(FT)。在激冷流程中,从气化室排出的高温煤气和熔渣经激冷环和下降管进入气化炉激冷室底部,熔渣迅速固化,粗煤气被水饱和。出气化炉的粗煤气再经文丘里喷射器、洗涤塔除尘后进入后工序。在废锅流程中,高温煤气所含显热先经辐射锅炉降温除去溶渣后,再送往对流锅炉进行余热回收。而在混合型流程中,出气化室的高温煤气先经辐射锅炉冷却,再用激冷水直接冷却。混合型流程热效率高且产品煤气中含充足水蒸汽,有利于后序的CO变换。这种流程非常适用于甲醇等化学品的生产。
Texaco气化工艺可用气化的原料范围比较宽,工艺技术成熟、流程简单、过程控制安全可靠,操作弹性大,碳转化率高,粗煤气质量好、可供选择的气化压力范围宽、单炉容量大、环境友好等优点。但是也存在一些缺点:气化炉内衬耐火砖、喷嘴使用寿命短,需要备炉,不适宜长时间在低负荷下运行,水煤浆含水量太高,使冷煤气效率和有效气体成分(CO+H2)偏低,氧耗、煤耗均比干法气流床高。
2.3 Shell 气化
Shell煤气化工艺简称SCGP,是由荷兰Shell国际石油公司在20世纪70年代开始开发的新一代加压气流床粉煤气化技术,该气化技术直到上世纪末才进入商业化应用,是21世纪煤气化的主要发展途径之一。
Shell公司于1976年在荷兰阿姆斯特丹建成了投煤量为6t/d的小试装置,先后试烧了近30个煤种。1978年又在原联邦德国的汉堡—哈尔堡壳牌炼油厂内建设了一套日处理150t煤的中试装置,该装置成功地完成了一系列试验后,至1983年停止运行,累计运行了6100h(包括1000h的连续运转),顺利完成了工艺开发和过程优化的任务。1987年,Shell公司在美国休斯敦建成投煤量为225~400t/d的SCGP-1示范装置,该装置气化压力2~4MPa,干煤粉加料,一般碳转化率在99%,冷煤气效率80%~85%,热煤气效率超过95%,1993年采用Shell煤气化工艺的第一套大型工业化装置在荷兰布根伦(Buggenum)市的Demkolec建成。用于IGCC,发电量为253MW,气化能力为2000t/d,气化压力为2.8MPa。经过3年的示范运行后,于1998年1月1日正式进入商业化运行[4]。自2001年壳牌公司与中石化在湖南岳阳建第一个煤气化合资工厂以来,国内先后又有十多家企业引进了Shell气化炉工艺。Shell煤气化工艺从示范装置到大型工业化装置均采用废锅流程。该工艺典型流程如图3。原料煤经破碎、干燥后进入磨煤机中被磨成粒度90%能通过170目筛孔的煤粉,用氮气把煤粉从常压煤粉仓送到加压煤粉仓,再以较高的固气比将煤粉送至气化炉四个喷嘴,煤粉在喷嘴里与来自空分并预热的氧气(95%纯度)混合后与蒸汽一起进入气化炉。由对称布置的四个燃烧器喷入的煤粉、氧气和蒸汽的混合物在炉内迅速发生气化反应,反应温度在1400℃~1700℃。在高温下煤灰熔化,沿水冷耐火衬里内壁流到炉底或熔化后直接滴到炉底。熔灰在炉底部水浴中固化成一种玻璃态的渣,再经锁斗排出。产生的高温粗煤气用低温循环煤气在出口处激冷到900℃后,进入煤气冷却器、废锅冷却到250℃左右,然后进入除尘和水洗系统。粗煤气中熔融灰渣因聚冷而凝固,沿倾斜的过度段落入气化炉底部。
Shell气化优势[5,6]:(1)原料煤适应性广,褐煤、烟煤、次烟煤、无烟煤和石油焦均可气化。对煤的灰熔融性适应范围宽,对煤的活性、结焦性、水、硫、氧、及灰并不敏感。(2)能源利用率高。由于采用高温加压气化,总热效率达98%左右,碳转化率高达99%。(3)气化炉单位容量产气能力高,易于大型化。(4)水冷壁冷却,运转周期长,无需备炉。烧嘴寿命长(至少1年)。(5)环境效益好。因煤在高温下完全气化,液态排渣,对环境的影响降到最低限度。但shell煤气化也有不足之处,如:制粉系统、调节控制系统复杂,易发生故障,安全性及卫生条件不如湿法进料,一次性投资相对较高,气化炉结构复杂,加工难度大等。
2.4 Prenflo 气化[3]
Prenflo气化技术是由德国Krupp-Uhed公司在继承了K-T炉优点的基础上开发出的加压气流床粉煤气化技术。20世纪70年代Krupp-Uhde公司与Shell公司联合开发了加压K-T工艺,先后建成了6t/d的实验装置和150t/d的Shell-Koppers的工业示范装置。1986年,Uhde公司在德国的Fuerstenhausen建成一套48t/d的示范装置,并正式命名为Prenfol气化法。该示范装置顺利气化了很多种煤而没有遇到问题,其碳的转化率高达99%以上,冷煤气效率和热效率也很高。在中试的基础上,1992年西班牙ELCOGAS采用Prenflo气化技术在西班牙的Puertollano建成IGCC示范电站,该装置耗煤量为2600t/d,发电量为300MW。从1997年开始试运行到2001年,2002年开始进入商业运行,该装置也是Prenflo唯一的商业化装置,目前运行状况良好。
Prenflo气化工艺流程见图4。气化煤先经破碎、研磨、干燥后,烟煤水分控制在2%,褐煤水分控制在6%~8%,75%煤粉粒度小于100μm,合格煤粉用纯氮气输送。首先进入常压煤粉旋风分离器,使煤粉与氮气分离。煤粉进入闸式煤粉料斗,而氮气通过过滤器后放空。此后,向煤粉料斗充压氮气,将煤粉压入煤粉进料斗中,再由氮气将煤粉送到燃烧器中,与氧气、水蒸汽一起喷入气化炉进行反应。气化炉内衬为水冷壁式,灰渣在内衬表面形成遮蔽层,起到保护作用。从炉中产生的液态渣在集渣器中冷却成固体,收集在灰锁斗中,定期排出。粗煤气先用激冷气激冷后进入余热锅炉回收粗煤气的显热。出余热锅炉的混合煤气经过滤、除尘、分离后大部分进入洗涤塔,经洗涤除尘后的煤气含尘量小于1mg/m3,送往后工序。过滤器收集的飞灰返回闸式料斗再次进入气化炉气化。
Prenflo气化与Shell气化工艺基本相同,主要差别是用纯度为85%的氧气取代Shell气化中纯度为95%的氧为气化剂,以此减小制氧系统厂用电的消耗。但是由此也带来了冷煤气效率降低、氧消耗率增加和蒸汽消耗略有增加的后果。
2.5 GSP 气化[7]
GSP气化技术由原东德的德意志燃料研究所开发的加压气流床气化技术。20世纪70年代,前民主德国燃料研究所在弗莱堡先后建成热负荷为3MW、5MW的中试装置,对几十种煤进行了试验。1984年在黑水泵气化厂建成投煤量为720t/d的示范装置。该套装置以煤为原料一直运行到1991年,后来将原料改为焦油、油渣等。
GSP气化技术可采用干煤粉和水煤浆两种方式进料,气化温度达1400℃~1700℃。压力最高达8MPa,碳转化率达99%,开工方便,无须备炉,设备投资和运行费用相对较低。工业技术成熟,目前有5套装置运行,国内尚无示范装置。GSP气化工艺流程如图5,原料煤经粉碎、干燥后,在球磨机中磨成80%以上的煤粉粒度小于0.2mm,并同除尘器中返回的飞灰一起,经粉仓系统与氧气,水蒸汽一起通过炉顶的单烧嘴喷入气化炉发生气化反应,生成粗煤气和熔渣并流向下进入激冷室。粗煤气经脱氧水喷淋降温到220℃,送入洗涤塔洗涤除尘,接着进行粗煤气的变换、冷却、冷凝和脱硫,最后送往后工序。
3 煤气化工艺路线的选择
以上五种典型气化工艺都已被商业化或已被用于示范工程。每种气化工艺既有其明显的技术优势,同时又有各自的局限性。所以在选择煤气化工艺路线时,不仅要考虑原料煤资源就近的原则,同时也要考虑煤气的实际应用,要从技术、经济等各种因素综合考虑。Lurqi气化工艺因原料适应性不如气流床气化广,更主要的是单炉容量小(目前最大容量为520t/d),生产的煤气含杂质多,一般不宜选用。现代煤化工项目在选择煤气化工艺路线时,宜从以下几方面考虑。
(1)技术的先进性与技术的成熟性相结合。
四种典型的气流床气化技术均已成熟,只是运行经验有所不同。Texaco气化虽然具有成熟的技术和丰富生产经验,但是在实际运行中遇到的诸如气化炉耐火砖的寿命问题、工艺喷嘴问题、激冷环问题、激冷室结构问题等还都没有得到很好地解决,而干法气流床却很好地解决了以上问题,且气流床氧耗、煤耗低。对生产合成气来说,激冷流程又优于废锅流程。总的来说,化工生产选用干法气流床激冷流程效果更好。
(2)投资规模的高低与运行成本费用相结合。
同样规模的气化炉,Shell气化投资最高,Prenflo气化次之,GSP与Texaco相对低些,但是Texaco运行费用高。
(3)原料的适应性要与资源优势相结合。
选择适合本地资源的工艺路线为以后降低生产成本、参与市场竞争作好充分准备。不要片面地追求某一方面的技术而忽略了本地资源的特点。
(4)能源的利用效率与环保相结合。
现代型的煤化工都是建立在多联产系统基础之上,要运用循环经济的理念来优化系统内部的组合,这样才能体现出能源利用的高效率、低能耗、低成本和低污染的要求。
4 我国煤气化技术发展方向的展望
煤气化技术是发展现代煤化工的先导和关键技术,自上世纪末以来,在国家的大力支持下已经取得了不少成果,但与国外相比,还存在一定的差距。今后我国煤气化技术在以下几方面还需要加强:
(1) 加大研发力度,开发新工艺。大力开发对煤种适应性强、单炉生产能力高、气体成分可调、煤气成本低的各种先进的气化技术。
(2) 在引进国外先进的煤气化技术的同时,要加强消化、吸收和改进,早日实现关键设备的国产化。
(3) 在条件适宜的矿区大力推广煤的地下气化技术,以实现煤碳的就地转化,减少煤的开采和运输成本。
(4)加大第三代煤气化技术的研就与开发,为早日投入商业化应用打下基础。
摘要：介绍了Lurqi加压气化、Texaco气化、Shell气化、Prenflo气化和GSP气化五种典型的煤气化工艺及其优缺点。为我国企业选择合适的煤气化工艺提出了几点建议,展望了我国煤气化技术的发展方向。
关键词：煤气化,气流床,Lurqi,Texaco,Shell,Prenflo,GSP
参考文献
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新型煤气化工艺选择探讨 篇10
1 煤气化技术概述
中国是拥有煤气化炉最多的国家, 但多数为常压固定床煤气发生炉 (全国有约4500台) , 单炉发气量小, 对环境污染较严重, 且不能适应大型化的要求, 因此这种气化技术已在2006年7月7日的 (发改工业[2006]1350号) 中明确要求禁止。取而代之的大型加压煤气化技术, 中国已实现工业运行的有10多种, 引进国外技术的有6种。通常把气化炉分为三种类型:固定床、流化床和气流床。具体分类如下:
固定床:UGI、富氧连续气化、Lurgi、BGL等。
流化床:恩德、KBR、灰融聚、温克勒气化炉、U-GAS、HRL等。
气流床:GE、OMB、GSP、Shell、HT-L、TPRI等。
当前被广泛接受的是气流床气化炉, 下面着重介绍气流床煤气化工艺。
2 常用煤气化技术简介
2.1 GE德士古水煤浆气化
德士古气化法是一种以水煤浆为进料的加压气流床气化工艺, 水煤浆通过喷嘴在高速氧气流的作用下, 破碎、雾化喷入气化炉。氧气和雾状水煤浆在炉内受到耐火衬里的高温辐衬作用, 迅速经历预热、水分蒸发、煤的干馏、挥发物的裂解燃烧以及碳的气化等一系列复杂的物理、化学过程, 最后生成以一氧化碳、氢气、二氧化碳和水蒸气为主要成分的湿煤气、熔渣和未反应的碳, 一起同流向下离开反应区, 进入炉子底部激冷室水浴, 熔渣经淬冷、固化后被截留在水中, 落入渣罐, 经排渣系统定时排放。煤气和饱和蒸气进入煤气冷却净化系统。
2.2 多喷嘴对置式水煤浆气化
工艺技术特点: (1) 有效气成分达84.9%, 碳转化率达98.8%, 比氧耗为309Nm3/k Nm3 (CO+H2) , 比煤耗达535kg/k Nm3 (CO+H2) , 产气率达2.3m3干气/kg干煤。 (2) 该技术采用四喷嘴撞击流, 充分混合, 热质传递得到强化。相比单喷嘴的德士古技术, 技术更加进步。 (3) 复合床洗涤冷却使液位平稳, 通过控制液位波动, 降低了带水带灰问题, 粗合成气与黑水温差比Texaco小约10℃, 表明其传热、传质效果好。 (4) 产生的煤气经过分级净化, 使含尘量降到1mg/Nm3以下, 同时操作平稳、能耗较低。 (5) 含渣水直接换热, 蒸发热水塔出气温度与灰水温差仅4℃, 相对于Texaco工艺的60℃温差, 有效解决了换热设备易结垢堵塞的问题, 同时提高了换热效率。 (6) 装置没有需要进口的专有设备;专利费为德士古水煤浆气化的1/3~1/2;运行费用比德士古要低得多。 (7) 气化装置负荷调节灵活、稳定, 四个喷嘴之间负荷相互配合, 可实现气化微调操作。 (8) 可实现整套气化装置不停车解决故障, 不泄压投料, 提高生产效率。兖矿国泰化工有限公司已累计进行了10次带压连投操作, 节省费用近700万。目前国内已运行装置有12套29台气化炉, 推广应用的共有33个项目, 共计92台气化炉。
2.3 Shell煤气化技术
Shell煤气化工艺以干粉煤为原料、纯氧为气化剂, 湿法排渣。高温 (1400~1700℃) 气化确保煤中所含灰分熔渣沿气化炉膜壁自由流下至气化炉底部, 变成一种玻璃状不可沥滤的炉渣而排出。气化炉顶产出的煤气用返回的粗合成气激冷至850~900℃, 然后进入合成气冷却器 (废锅) 作进一步冷却, 气化炉内膜式水冷壁及废锅可同时生产高、中压蒸汽。从废锅出来的合成气中锁携带的少量灰分颗粒, 在组合式陶瓷过滤器中分离除去, 干灰进入锁斗, 然后送往储仓, 可作为水泥的配料。
粉煤气化的优越性:粉煤进料, 气化热效率高, 氧耗、煤耗低;采用膜式水冷壁, 寿命长达20年;气化温度高, 可气化灰熔点高的煤种, 煤种适应性广;碳转化率高, 有效气成分较水煤浆气化高8~10个百分点;喷嘴寿命可达8000小时。设有4~6个喷嘴, 生产负荷可在50%~100%范围内调整, 操作弹性大。
2.4 两段式干煤粉加压气化
工艺技术特点: (1) 气化反应温度1400~1600℃, 气化压力可达3.0~4.0MPa, 碳转化率高达99%以上, 煤气中有效气高达90%以上。 (2) 高温气化不产生焦油、酚等凝聚物, 不污染环境, 煤气质量好。 (3) 在气化炉二段送入少量煤、N2和蒸汽、主要进行煤的干馏热解、挥发分的二次裂解及水蒸气的分解反应。能够降低气化炉二段出口的合成气温度, 从而可以减少冷煤气循环激冷系统, 使得系统自耗功大幅降低, 同时煤气冷却器及净化系统的设备尺寸减少, 造价降低。 (4) 气化炉采用水冷壁结构, 以渣抗渣, 无耐火砖衬里, 维护量少, 运转周期长, 无需备炉。 (5) 与国外同类技术相比冷煤气效率提高2~3%, 比氧耗减少, 与之配套的空分投资减少。
2.5 HT-L航天加压粉煤气化技术
工艺介绍如下: (1) 磨煤与干燥系统的单套能力目前是35吨/小时, 其目的是制造出粒度小于90微米的大于80%、水含量小于2%的煤粉。只是利用皮带秤通过比值调节将粒状石灰石加到输煤皮带上, 一块进入磨煤机研磨, 不设立单独的石灰石加入系统。 (2) 加压输送系统的不同是粉煤给料罐下面是三条腿, 三条线输送, 到烧嘴处汇合从烧嘴环隙呈螺旋状喷入炉膛。 (3) 烧嘴采用单喷顶烧设计, 气化炉升压到1MPa时, 煤粉及氧、蒸汽混合以一定的氧煤比进入气化炉, 稳压1小时挂渣, 挂渣情况通过测温点适时监控。设计气化温度1400~1600℃, 气化压力4.0MPa。热的粗煤气和熔渣一起在气化炉下部被激冷, 也由此分离, 激冷过程中, 激冷水蒸发, 煤气被水蒸汽饱和, 出气化炉为199℃, 经文丘里洗涤器、洗涤塔洗涤后, 固体含量小于0.2mg/m3的194℃合成气送出气化岛。 (4) 炉渣由破渣机处理, 经锁斗排入捞渣机。渣水分离后的水回用;灰水经高压闪蒸、真空闪蒸后到沉降池, 清水作为激冷水回用, 浆水经真空抽滤后制成滤饼。
2.6 清华水冷壁炉
清华炉是我公司和清华大学共同开发的非熔渣-熔渣分级气化技术, 其独特之处在于氧气的分级供给:气化炉主烧嘴和侧壁氧气喷嘴分别向气化炉内加氧, 使气化炉主烧嘴的氧气量可脱离炉内部分氧化反应所需的碳与氧的化学当量比约束, 改变了主烧嘴局部区域氧化强度过高的状态, 使气化炉轴向温度均衡并有所提高, 充分发挥气化炉全容积的气化功能。在主烧嘴中心通道采用氧含量从0到100%的不同气体作为主烧嘴预混气体, 不仅调整了火焰中心的温度, 而且调整了火焰中心距主烧嘴端面的距离, 有利于降低主烧嘴端部温度, 延长其使用寿命。
3 各工艺技术对比
3.1 OMB、GE和清华炉属于水煤浆气化, 对煤质有一定的要求, 适用于烟煤、无烟煤、石油焦的等, 且国产化率高, 在国内已有多家正在运行, 特别是清华炉在临猗分公司运行, 且运行平稳。在煤种的适合情况下:通常是甲醇、合成氨等项目的首选。
3.2 航天炉、二段炉及壳牌煤气发生炉属于干粉气化炉, 有效气体成分高, 气化煤量大, 碳转化率高、氧耗和煤耗相对较低, 除壳牌外, 设备国产化强, 投资低。
3.3 航天炉和清华炉比较, 清华炉采用水煤浆进料, 计量精确, 炉温波东较小, 操作稳定性好;航天炉曹勇干粉进料, 干粉进料测量精确度差, 炉温波动大。清华炉只有一条进料系统, 调节简单稳定;航天炉有三条煤粉进料管线, 调节复杂。投资上清华炉的投资略低于航天炉, 航天炉用煤需要烘干, 原料煤场需要封闭, 清华炉则不需要。
3.4 GE和二段炉都是采用四喷嘴, 二段炉的特点顾名思义是采用两段气化, 以四个对称的烧嘴向气化炉底部喷入干粉煤、过热蒸汽和氧气, 进行一段气化, 熔融排渣。中部喷入占总煤量15~20%的煤粉和过热蒸汽, 利用下部上来的煤气显热进行二段气化, 同时将下部上来的1400~1500℃高温煤气急冷至900~1000℃。该工艺可以大大节约固定投资, 提高冷煤气效率和热效率;气化炉采用水冷壁结构, 其缺点是合成气中CH4含量较高, 而氢气相对不足, 不利于生产合成氨和甲醇的企业采用。
4 根据实际情况的炉型选择
4.1 对气流床煤气化工艺的选择, 应首先从以下几方面来考虑
(1) 从技术的成熟程度看, 水煤浆优于干粉煤、激冷流程远优于废锅流程。 (2) 从技术的先进性看, 干粉煤优于水煤浆。 (3) 从投资角度比较:TPRI:Texaco (激冷) :Shell为1:1.2:1.8。 (4) 从国产化程度来看, Texaco、航天炉、清华炉、二段炉由于设备国产化率高, 故投资相对较少。 (5) 对煤种的适应性看, 干粉煤气化优于水煤浆气化。 (6) 运行稳定性和投资风险看, 水煤浆优于干粉煤。
4.2 根据目标产品考虑
如果产尿素, 应该首选水煤浆气化工艺, 其中兖矿OMB水煤浆气化合成气中CO2含量低, 甲烷含量小, 合成气占百分比小, 变换处理能力可降低, 适合制造合成氨、尿素, 但由于其内衬为耐火砖, 使用寿命短, 检修时间长。而清华炉同样属于水煤浆气化炉, 衬里结构为水冷壁, 寿命长, 检修时间短, 且在临猗公司成功运行, 选择清华炉较好。
如果产品为乙二醇, CO仅需少量变换, 就应该首先考虑干粉气化技术。航天炉和二段炉属于干粉气化, 合成气占百分比大, 氧耗低, 煤耗低, 煤种适应性宽。航天炉已在安徽临泉、河南濮阳等地成功运行, 技术比较成熟;但在性能上热工院的两段炉更胜一筹, 如果能成功运用并推广, 还是应该选择热工院的两段炉比较适合。
摘要：我国的煤气化炉众多, 其工艺也比较多。文章探讨了几种煤气化工艺技术, 希望能够为相关工作提供借鉴。