煤气化技术选择（精选7篇）
煤气化技术选择 篇1
我国的煤炭资源丰富,油气匮乏。在未来几十年内,煤炭在我国能源结构中仍将占主导地位,是我国战略上最安全和最可靠的能源。作为一个煤炭生产和消费大国,使煤炭资源得到更加科学合理的利用尤为重要。
在众多的煤炭利用技术中, 煤气化则是煤炭能源转化的基础技术, 也是煤化工发展中最重要、最关键的工艺过程之一。本文介绍了几种典型的煤气化技术;针对新建煤化工项目给出了选择煤气化技术的主要依据,以期为选择适合自身的煤气化技术提供参考。
1 煤气化技术
煤气化工艺有几十种,若按煤气化炉的炉型分类,大致有三类:固定床气化工艺;流化床气化工艺;气流床气化工艺,气流床煤气化技术又分为湿法气化和干法气化两种。这里主要介绍几种对中国洁净煤技术发展具有重要意义的典型代表性的煤炭气化工艺。
1.1 固定床Lurgi 工艺
固定床气化炉常见有间歇式气化(U.G.I)和连续式气化(鲁奇Lurgi)两种。U.G.I炉已有一百多年的历史,它是以块状无烟煤或焦炭为原料,以空气和水蒸气为气化剂,在常压下生产合成原料气或燃料气。该炉型所用原料要求高,工艺技术落后,生产强度低,环境污染严重,属淘汰或禁止使用的煤气化技术。
Lurgi 加压气化技术是在U.G.I炉的基础上,在20世纪40年代由西德鲁奇公司开发,属第一代煤气化工艺。
Lurgi 炉是以块状的弱粘结性贫瘦煤为原料,氧气(空气)和蒸汽为气化剂在加压条件下连续气化制取煤气,该炉型适合于生产燃料煤气或间接液化制油的原料气。若选择制合成气存在以下问题:(1)煤气成分复杂,合成气中含CH4约16%~18%,如果将这些CH4转化为H2、CO,将会造成投资大,成本高。(2)大量冷凝污水需处理。污水中含大量焦油、酚、氨、脂肪酸、氰化物等,因此要建焦油回收装置,酚、氨回收和生化处理装置,增加了投资和原材料消耗。(3)Lurgi 气化技术原料为6~50mm块煤。块煤价高,影响工厂经济效益[1]。
Lurgi 炉主要应用在南非和我国, 20世纪50年代中期和80年代初期,我国云南解放军化肥厂和山西天脊集团先后引进了鲁奇加压气化技术用于合成氨的生产,生产能力分别为15×104t/a和30×104t/a。我国哈尔滨伊兰、甘肃兰州、河南义马也分别引进了鲁奇加压气化技术,主要用于生产城市煤气和工业燃气。由于该气化技术煤气后处理工艺及水处理过程较复杂,所以近年来在合成气生产装置上应用少[2]。
1.2 流化床HTW工艺
流化床煤气化技术是介于固定床和气流床煤气化技术之间的一种煤气化技术。第一个流化床煤气化生产装置——温克勒煤气化法1926年在德国投入运转。但是该炉存在气化压力低,单台炉处理量较小,碳转化率低,带出物和灰渣中残碳含量较高,并且气化炉体积庞大,单位容积气化率低等缺点。针对常压温克勒气化炉存在的缺点,通过提高气化温度和气化压力,成功开发了高温温克勒煤气化技术(HTW)[3]。
HTW工艺为加压流化床气化技术,适宜于气化褐煤、长焰煤以及其他一些粘结性不强、化学反应活性较高的煤种,原料煤入炉粒度为0~10mm、流化床气化炉的生产能力为相同气化压力下、相同规模固定床气化炉的3~4倍,该工艺已经工业化的单台气化炉耗煤量为160t/h。
1.3 气流床煤气化技术
气流床煤气化技术包括干法干煤粉进料和湿法料浆进料的气流床气化技术,湿法料浆气化技术主要有:国外的GE工艺和国内的多元料浆气化技术。干法干煤粉气化技术:Shell工艺、GSP技术等。
1.3.1 干法干煤粉气化技术
(1)Shell工艺
该技术主要是将煤通过粉碎研磨成干煤粉,喷入气化炉进行燃烧制得燃料气或合成气。气化炉采用水冷壁结构。气化温度在1400℃~1600℃,气化压力~3.0MPa,碳转化率高达99%,煤气中甲烷含量很少,CO+H2达到90%。Shell气化技术指标先进,但装置复杂,投资大,运行经验不足。国内建设的Shell炉是世界上应用于化工产品的首例。现已建成十多套,均在试运行,估计需一定的探索期,其时间长短取决于专利技术成熟的程度。对这十多套装置实际运行的技术经济指标以及是否能够以单炉运行来保证生产的连续性、稳定性等尚待观察、证实。
(2)GSP技术
该技术干煤粉由气化炉顶部进入,属单烧嘴下行制气。气化炉内有水冷壁内件,单炉生产能力大,目前已投入运转的气化炉压力为3.0MPa,单台炉日处理煤量720t,已设计完成日处理量为2000t级的更大规模装置。 GSP技术碳转化率可达到98%~99%,冷煤气效率达80%~83%,合成气有效气CO+H2成分高达90%以上。由于粗煤气的洗涤净化采用水激冷流程,故投资比Shell炉省。
1.3.2 湿法料浆气化技术
(1)GE工艺
GE工艺以水煤浆为原料,气化炉内部采用耐火材料衬里结构,气化压力4.0~8.7MPa。其技术特点是对煤种适应性较宽,对煤的活性没有严格的限制,但对煤的灰熔点有一定的要求,单炉生产能力大,碳转化率高,达95%~98%,有效成分(CO+H2)达80%左右,适宜做合成气。我国鲁南、渭河、上海三联供、安徽淮南已从国外引进了水煤浆气化装置,用于生产合成氨、甲醇、醋酸、发电等[4]。
(2)多元料浆气化技术
国内开发的具有自主知识产权的多元料浆加压气化技术也属于湿法加压气流床煤气化技术,对该技术的研究始于20世纪60年代后期。该气化方法的原料可以是石油焦、石油沥青、煤、石油加工过程的各种固体残渣及残液等,采用合适的添加剂,通过一步法制浆技术,制备出合格的气化料浆,然后在高温、高压条件下和氧气反应生成CO、H2为主成分的合成气。其主要工艺指标:有效气组成(CO+H2)~85%左右,碳转化率达95%~98%,多元料浆技术投资小,能耗低,设备国产化率较高,超过98%;进料易于控制和计量,成功地实现了加压气化,建立的大型工业化装置均实现了长周期稳定运行。整个工艺流程简单,粗合成气便于后续处理;环境友好,高温快速气化使得煤气中不含焦油、酚等,无废气排放;废水排放小且易于处理,属洁净气化技术。截止目前,多元料浆气化技术已在国内三十多套工业装置上实现推广应用,涉及3万~30万t/a合成氨、20万~60万t/a甲醇以及50万t/a煤制油装置,已有6套工业装置平稳运行,属于较有前途的煤气化方式。
2 依煤质因素选择
我国煤炭资源十分丰富,种类齐全,从褐煤到无烟煤各个煤化阶段的煤都有赋存,但各煤类的数量不均衡,地区间分布差别也很大。而不同煤种的组成和性质相差是非常大的,即使是同一煤种,由于成煤的条件不同,性质的差异也较大。煤结构、组成以及变质程度之间的差异,会直接影响和决定煤炭气化过程工艺条件的选择,也会影响煤炭气化的结果及气化工艺的配置。
气化反应过程与煤的性质有着非常密切的关系。煤的气化过程在工艺上有着多种多样的选择,对一种特定的气化方法,往往对煤的性质有特定的要求。
下面对煤的气化工艺过程有关的煤的性质做必要的阐述[6]。
(1)水分含量
煤中的水分和其变质程度有关,随煤的变质程度加深而呈规律性的变化:即从泥炭、褐煤、烟煤、年轻无烟煤,水分逐渐减少。
炉型不同对气化用煤的水分含量要求也是不同的。对固定床来说,一般生产中要求水分含量在8%~10%左右。采用流化床和气流床时,固定颗粒粉的粒度很小,过高的含水量会降低颗粒的流动性,因而规定煤的含水量小于5%。尤其对烟煤的气流床气化法,采用干法加料时,要求原料煤的水分含量应小于2%。
(2)灰熔点
简单地说,灰熔点就是灰分熔融时的温度。一般用于固态排渣的气化炉的煤,在气化时不能出现结渣,其灰熔点应较高;液态排渣却相反,灰熔点越低越好,但要保证一定的流动性,其黏度应小于25Pa·s,黏度太大,液渣的流动性变差,还有可能出现结渣。
(3) 灰组成
灰组成影响着灰熔点的高低,若灰中SiO2和Al2O3的含量越大,其熔化温度范围越高,而Fe2O3和MgO等碱性成分含量越高,则熔化温度越低,可以用公式(SiO2+ Al2O3)/(Fe2O3+CaO+MgO)来表示,该值越大,则灰熔点越高,灰分越难结渣,相反,则灰熔点越低,灰分越易结渣。
(4)成浆性
选用湿法气化技术时,对原料煤的成浆性有一定要求,成浆性好的煤种所制得煤浆浓度高,气化指标好。
(5)发热量
发热量即热值,是煤的主要性能指标之一,其值与煤的可燃组分有关,热值越高每千克煤产有效气量就越大,要产相同数量的有效气煤耗量就越低。
在以上介绍的煤气化技术中,固定床对原料煤种有较严格的要求,入炉煤必须是块煤或碎煤。干煤粉气流床煤气化方法对煤种有广泛的适应性,它几乎可以气化从无烟煤到褐煤的各种煤。湿法料浆气流床煤气化方法可以气化气煤、烟煤、次烟煤、无烟煤、高硫煤以及低灰熔点的劣质煤、石油焦等。气化褐煤时选择干煤粉气流床煤气化方法较为适宜。
3 煤气化技术的指标因素
选择煤气化技术可以考虑以下几个方面。
3.1 煤气化工艺指标
煤气化技术的工艺指标是评价煤气化技术好坏的一个重要方面,只有指标优良的煤气化技术才能给企业带来良好的经济效益,并且节能环保。通常选择合适的煤气化技术依据得主要工艺指标包括:产气率、有效气含量及组成、碳转化率、冷煤气效率、比氧耗、比煤耗等。
(1) 产气率
产气率是指气化单位重量的原料所得到煤气的体积数(在标准状态下),通常以m3/kg表示。
产气率
(2) 有效气含量及组成
煤气中的主要成分是CO和H2,生成粗煤气中有效气含量是指粗煤气中(CO+H2)的量。
(3)碳转化率
碳转化率是指在气化过程中消耗的(参与反应的)总碳量占入炉原料煤中碳量的百分数,可用下述公式表示:
碳转化率
如灰渣中含碳高、飞灰和焦油多,则碳的转化率就低。
(4)冷煤气效率
冷煤气效率
冷煤气效率是衡量煤炭气化过程能量合理利用的重要指标。
(5) 比氧耗和比煤耗
有效气比氧耗为生产1000标方有效气体(CO+H2)的氧气消耗量,Nm3/1000Nm3(CO+H2);有效气比煤耗为生产1000标方有效气体(CO+H2)的煤消耗量,Kg/1000Nm3(CO+H2)。
表1为两种具有典型代表性的气流床煤气化技术的工艺性能和气化指标比较数据表。
以上干法粉煤气化指标数据来源于Shell气化技术的运行数据[7]。
以上湿法料浆气化指标数据源于西北化工研究院多元料浆气化技术的工业化装置运行数据。
3.2 技术的成熟可靠性
选择成熟可靠,能够长周期稳定运行的煤气化技术是十分重要的。煤气化是生产各类煤基化学品(氨、甲醇、二甲醚等)、煤基液体燃料、煤基低碳烯烃、制氢、先进的IGCC发电、多联产系统的共性、关键技术,是煤化工的基础。煤气化在很大程度上影响甚至决定了全系统装置能否长周期、安全稳定的运行。如果煤气化装置不能实现长周期运转或者年运转率较低,就会造成巨大的损失。
气流床湿法加压气化技术在我国已有近二十年的生产应用经验,国内已培养出大批掌握该技术的设计、设备制造、建筑安装、煤种评价、试烧和工程总承包的企业及工程技术人员,因此该气化技术的成熟可靠性好。
气流床干法加压气化技术Shell工艺国产化率低,国内运转的少,1994年已经投运的荷兰Demkolec 250MW IGCC示范电站采用Shell气化炉,设计容量为2000t/d。国内现有十余家引进该气化技术并建立装置其运行经验正在积累。目前世界上采用GSP气化工艺技术的有3家,国内神华宁夏煤业集团有限责任公司引进此技术用于煤化工项目[5]。干煤粉气化技术成熟可靠性相对不足,相对缺乏实际运行和指导经验。
3.3 消耗与成本
这一项评价指标是指每生产m3(CO+H2)对原材料水、电、汽等的消耗。消耗低的煤气化技术对提高单炉生产能力和气化效率、降低成本都有意义。如煤的加压气化可实现后续工段的等压合成或降低合成气体的压缩比,这比压缩煤气要经济的多,这正是近年来开发加压煤气化的重要原因之一。这几种煤气化技术中,GSP干煤粉气化技术原料消耗最低。
3.4 三废排放及处理
煤中含有部分无机矿物质,以及在加工利用的过程中,存在残渣、废水、废气的排放,先进的煤气化技术,均是高温加压纯氧气化,碳的转化率高, 这些排放物应相对较少或容易处理。这也是国家煤炭洁净利用政策的要求。
3.5 投资
企业在选择煤气化技术时,应根据本单位的实际情况,综合考虑投资,设备、仪表阀门等的国产化程度以及技术转让费和服务费都直接会影响到投资从而影响企业的经济效益。同等规模气化系统投资的比例为Shell法:GSP法:多元料浆法=1.8:1.2:1。
从指标因素可以看出,干法煤气化技术气化指标最先进,消耗最低,但和湿法加压气化技术相比缺乏长周期稳定运行经验,并且其投资比湿法气化技术高很多。综合考虑来看,现阶段,湿法气流床煤气化技术最具有优势。在选择湿法气流床煤气化技术时,应尽量采用国内具有自主知识产权且成熟可靠的湿法煤气化技术。
4 下游产品需要(项目最终目的)的因素
煤气化技术的选择还应考虑到下游产品的需要,根据煤气化后所产产品的不同,是用于发电、生产燃料气,还是生产甲醇、合成氨,来确定采用何种炉型。因为不同的炉型气化生产的原料气的压力、气体成分均不同,适用于不同的工业领域。图1列出了各工艺强调的合成气质量指标。
5 结 论
通过对煤质因素,气化指标因素和下游工序产品需求因素的综合考虑,给出如下建议:
(1)当原料煤为:A 褐煤时,选择Lurgi 炉或者干煤粉气化工艺较为适宜;
B 烟煤或者变质程度较高、成浆性适中的煤种时,目前选择成熟可靠且投资较少的湿法气化工艺较为适宜 (2) 当生产下游产品为:A 燃料气或者还原气时,选择Lurgi 炉或者干煤粉气化工艺较为适宜;
B 合成氨、甲醇、合成油等时,目前选择湿法气化工艺较为适宜。
煤气化是发展煤化工的重要核心技术,在工艺技术方案选择上必须选择经过大量试验、工业性示范和工业生产实践的工艺、要择优选用节能、投资省、成本低、效率高、对环境无污染或轻度污染且易于处理的洁净煤气化技术。
摘要：介绍了目前几种典型煤气化技术,对煤气化技术的选择提供了几点参考依据,分别从煤质因素、气化指标因素和下游产品需要因素考虑,给出了目前选择煤气化技术的一些参考建议。
关键词：煤气化技术,选择,依据
参考文献
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煤气化技术的发展与选择应用 篇2
1 不同床层的煤气化技术
煤气化技术的研究已有200多年的历史, 根据原料粒度、气化剂的种类、操作参数以及煤在炉体的运动状态, 有多种气化方法。本文依据煤在气化炉中的流动特点分为:移动床 (固定床) 气化、流化床气化、气流床气化、熔融床气化四种方法, 本文重点介绍前三种已经工业化并且成熟可靠的气化技术, 其基本炉型如图1。
1.1 移动床 (固定床) 气化
移动床气化又称固定床气化, 属于逆流操作。分常压与加压两种, 加压气化以鲁奇Lurgi炉为代表, 常压气化以UGI炉为代表。鲁奇碎煤加压气化是煤粒与气化剂逆流接触、自热的气化过程。入炉煤粒由汽化炉顶部加入, 自上而下经过干燥层、干馏层、还原层和氧化层, 最后形成固态灰渣排出炉外。气化剂自下而上经灰渣层预热后进入氧化层和还原层, 生成的煤气显热用于煤的干馏和干燥。
鲁奇气化炉的特点:1) 煤种使用范围广, 进料为5~50mm的块煤, 与气流床相比, 降低了入炉煤的处理费用。2) 氧耗低, 鲁奇炉是目前各种气化技术中使用纯氧作为气化剂气化耗氧最少的, 节约空分制氧设备的投资。3) 整个气化炉类似一个气固逆流的热交换器, 粗煤气与灰渣以较低的温度离开炉体, 热能利用率高, 冷煤气效率高于其他气化技术达93%。4) 气化炉灰锁的上下阀使用寿命短, 长期依赖进口, 运行成本高。5) 气化炉结构复杂, 设有破黏的搅拌器和煤分布器以及炉箅等转动设备, 维修费用高。6) 粗煤气中甲烷含量在10%左右可以作为城市煤气, CH4转化为CO和H2, 为化工行业提供原料气。7) 气化工艺成熟、先进、设备国产化高, 投资少。8) 碳转化率高, 气化效率高。
此工艺的主要缺点为:排放的污水含有焦油、石脑油、酚类等污染物, 需要复杂的污水处理装置, 为后续煤气的净化分离增加了难度并且环保处理费用高。近年来, 化二院经过摸索研究, 开发了一套污水处理工艺, 解决了鲁奇气化工艺的废水排放问题。UGI最初用焦炭气化, 后发展到用无烟块煤气化, 对煤种要求苛刻。
1.2 流化床气化
流化床气化即气化剂由炉底吹入, 炉内的细小煤颗粒被吹起呈流态化 (沸腾) 状态。由于流化床内气、固之间有良好的混合和接触, 其传热和传质速率均很高, 故流化床的温度和组成比较均匀。流化床气化工艺的主要特点:
1) 煤的粒度在10mm以下, 要求煤的反应活性和灰熔点高。2) 炉内气化温度和压力低, 气固混合且接触好, 煤停留时间短。3) 粗煤气中不含焦油、酚等物质, 净化简单。流化床的最大缺点就是“上吐下泻”, 即粗煤气中飞灰高, 灰渣中含碳高, 整体碳转化率低, 影响流化床的工业应用。
1.3 气流床气化
气流床是用气化剂将煤粉送入气化炉, 进行并流燃烧和气化。气流床由于采用粉煤进行气化, 煤粒在炉内被气流隔开, 具有较大的反应比面积, 与气化剂反应快, 煤粒停留时间少, 火焰中心温度高, 采取液态排渣。具有成熟工艺的气流床气化炉为:Shell, GSP水煤浆气化的德士古Texcao, 两段式干煤粉加压气化炉和HT-L航天炉。
1) Shell煤气化技术主要特点是干煤粉进料, 纯氧, 蒸汽气化, 气化压力2.0~4.0MPa, 气化温度高, 氧耗低, 碳转化率99%, 煤种适应范围广, 要求灰熔点低, 煤气化炉采用冷水壁结构, 维护量少。缺点为气化压力低, 炉体和废热锅炉设备结构复杂, 不易控制干粉的稳定输送, 专利费用高。Shell粉煤气化在国外仅用于循环发电, 国内主要用于化工生产, 投资较大, 进展缓慢。2) GSP粉煤气化工艺技术, 经磨细、干燥后的煤粉从炉顶进入炉体, 气化剂从底部进入。与其他同类气化技术相比, 该技术因采用气化炉顶干粉加料与反应室周围水冷壁结构, 融合了Sheel和Texaco气化技术的优点, 克服了它们的缺点。其核心技术之一组合式的六通到烧嘴, 具有原料煤适应范围宽, 灰分小于20%, 灰熔点1100~1500℃, 碳转化率达到99%, 无转动设备, 运转周期长等优点, 但工业化经验比较少。相比于sheel气化技术, GSP气化技术投资较小。3) 德士古 (Texaco) 水煤浆是典型的湿法气流床气化, 采用水煤浆进料, 加压纯氧气化。该气化工艺简单, 气化压力高, 气化效率高, 碳转化率在95%以上, 煤种适应范围广, 由于采用水煤浆进料, 要求灰分和灰熔点要低, 整个生产过程环境污染少, 三废处理方便。其缺点为炉内耐火砖寿命短, 价格高, 更换时间长, 烧嘴易于磨碎更换频次高, 氧耗高, 设备投资高。4) 航天炉气化技术融合了shell、GSP、德士古的先进工艺, 烧嘴设计与GSP相似, 单烧嘴顶烧式气化, 气化炉采用德士古的激冷工艺, 气化温度1400~1600℃, 气化压力2.0~4.0MPa, 目前航天炉HT-L在安徽林泉、河南龙宇等项目投入使用, 运行良好。各种典型的煤气化技术及其特征如下表1:
3 结语
煤气化是煤化工发展的关键技术, 各种煤气化工艺都有各自的优缺点, 煤气化技术没有先进与落后之分, 只有适用性才是最重要的。煤气化技术的选择应当综合考虑煤种、运输、投资、产品, 在运行平稳的可靠性与经济性之间找到合理的平衡点。
摘要：本文介绍了现已工业化成熟的气化技术, 分析其各自的优缺点, 为煤化工项目的气化炉型的选择提供参考依据。
关键词：煤气化,固定床,气流床,流化床
参考文献
[1]刘成周.煤气化技术新进展[J].科技情报开发与经济, 2008.
煤制天然气气化技术的选择 篇3
目前国内建成四套煤制天然气项目, 均采用固态排渣碎煤加压气化技术。固态排渣碎煤加压气化炉运行可靠, 在线率高, 单炉连续运行一般可达150天以上, 碎煤加压气化炉在国内运行已30多年, 通过不断的经验积累及技术改进, 碎煤气化装置运行稳定、操作安全可靠, 技术先进成熟, 已在国内已广泛使用等合计气化炉台数超过200台。碎煤加压气化技术的优势如下:
1、碎煤加压气化装置单炉生产能力相对气流床小, 投煤量较低~950t/d, 但是投资也较低, 单台气化炉总投资约6000万元。设备投资较少, 流程较为简单。单位有效气的氧耗低;碎煤加压气化 (未把煤气中的甲烷作为有效气算) 氧耗约为Shell气化及GSP气化的60%, 为水煤浆气化的~52%, 配套空分装置较小, 空分装置投资最省。
2、碎煤加压气化技术通过对煤气废水的处理可获得重芳烃、多元烃、轻烃、粗酚、氨等副产品, 提高企业整体经济效益。蒸汽与氧气混合作为气化剂由气化炉底部通入, 原料煤从气化炉上部加入, 气体在气化炉内由下至上依次通过灰层、燃烧区、气化区、干馏区与干燥区, 最终从炉子顶部排出。干馏区温度为600~800℃, 从原料煤中干馏出的重芳烃、酚、氨等组分进入粗煤气, 粗煤气在后续工段冷却后, 这些组分进入煤气水中, 煤气水经过煤气水分离、酚氨回收装置的处理, 能够回收重芳烃、多元烃和酚、氨作为副产品。
3、根据煤种的不同, 碎煤加压气化粗煤气 (干气) 中CH4的含量为8~12%, 经过净化工段处理后在净化气中的含量为11~18%, 净化气体的热值较高, 特别适合于生产SNG产品, 气化所生成的CH4在最终煤制天然气产品中的比例约占40%, 与其它气化技术相比较, 变换冷却及净化装置的规模要小1/3, 投资要省1/4。从本项目的目标产品来看, 产品为人工天然气, 主要的有效组分为甲烷, 这种煤采用碎煤固定床气化方式气体组分中可产生大约8~12%的甲烷, 气化直接产生的甲烷量相当于产品总量的约40%, 无疑大大减少了后续装置 (变换、净化、甲烷合成以及甲烷压缩等) 的负担, 同时采用碎煤固定床气化的氧耗远远低于其他气化技术, 空分规模较小, 再加上碎煤固定床气化本身的投资也远远低于上述其他气化方式, 因此项目总投资大大缩减。
4、另外碎煤固定床气化采用原煤直接入炉, 不需要预干燥、磨煤制粉装置, 且固定床气化的后续装置以及空分装置原材料、动力消耗都较低, 因此天然气单位成本较低。
碎煤加压气化技术主要缺点和问题:由于碎煤固定床气化技术要求原料煤为5~50mm的碎煤, 随着煤矿采煤机械化程度的不断提高, 原料煤中粉煤含量相对较多, 因此存在块煤和粉煤平衡问题。碎煤固定床气化产生的废水成分较为复杂, 因此污水处理投资和运行成本相对较高。碎煤固定床气化单台气化炉产气量小, 气化炉台数多, 装置定员多造成操作管理的复杂化。
固定床熔渣气化技术与传统的固定床加压气化相比, 气化炉兼备鲁奇固定床的逆流气化和高温熔渣气化的特点。提高了气化热效率, 耗氧量较
低, 可在炉内形成局部约2 000℃的高温气化区, 气化率高、气化强度大, 从而使总效率明显提高。同时将蒸汽使用量减少到鲁奇炉的l0%~15%绝
大部分喷人炉内的水蒸气通过参与气化而分解为CO和原煤中90%以上的能量被转化成可利用的燃料蒸汽消耗和污水排放量大为减少。冷煤气效率>89%, 碳转化率>99.5%。系统运行可靠性高、维护费用低。固定床熔渣气化技术煤气组分中甲烷含量稍有下降至6~8%, 但是从该气化高的有效组分使得气化炉数量的降低以及由于较低的汽氧比产生较少废水的优势来看, 熔渣加压气化技术较传统的固定床加压气化来说也是一种先进、经济实惠、切实可行的气化技术。只是该技术目前在国内的投产运行经验略少, 在技术成熟度上略逊于固态排渣的碎煤加压气化技术, 因此没有在煤制气项目广泛应用, 随着技术的不断成熟, 该技术优势明显, 会逐渐应用到煤制气项目中来。
无论采用固定床熔渣气化技术或固定床加压气化必须解决粉煤利用的问题, 新疆煤制气项目粉煤无法外运, 动力煤消耗粉煤量较小, 大量的粉煤无法利用, 将直接影响煤的成本, 还会对环境造成影响, 粉煤的综合利用成为影响煤制气项目的重要因素, 如何在利用块煤的同时, 合理解决粉煤综合利用成为新疆煤制气必须考虑的问题。针对原料煤粉煤平衡的问题, 可以采用以下三种方法解决:
1、采用更大尺寸的块煤入炉, 碎煤固定床加压气化一般要求块煤的粒度为
5~50mm, 粉煤量一般不超过进料量的5%, 根据工厂实际运行经验, 可以将块煤的最大粒径上限提高至100mm, 这样可以大大减少原料煤处理和破碎过程中产生的粉煤量。该方法在美国达科达 (DGC) 的大平原合成燃料气厂 (GPSP) 、山西潞安碳氢能源有限公司、河南义马煤气厂及云南煤化工公司分别将入炉煤最大粒度提高至100和80mm。实际运行经验表明, 提高合格入炉煤的粒径上限可以保证气化炉正常运行, 同时大大提高了块煤的利用率、减少了二次破碎粉煤的产生量。但是不能从根本上彻底解决粉煤平衡问题, 同时也要根据不同的项目煤的粒度分布情况分别判断。
2、可以拟建小规模的型煤装置来处理平衡不了的粉煤, 但是设置型煤装置, 使得项目除了增加预干燥和型煤的投资外, 在能耗上也有较大的增加。目前在国外有采用褐煤制型煤的装置, 在国内还没有气化厂采用该技术的。
3、采用与其它气化技术相结合的双气头气化方式解决粉煤平衡和废水问题。
在原料成浆性较好时, 碎煤固定床气化和水煤浆气化为最佳组合, 将固定床气化产生的废水回收副产品后, 废水作为水煤浆气化制浆用水, 该组合技术合理的解决粉煤平衡问题, 也很好地解决了固定床气化的废水问题, 两种技术取长补短, 可最大限度发挥两种气化的优势, 在获得较好的经济效益的同时收获最大的环境效益。在满足粉煤气化技术要求的, 也可以采用粉煤气化技术和碎煤固定床气化技术结合可减少氧气的用量, 减少投资 (与水煤浆组合比较) , 也解决了粉煤平衡的问题。目前还没在建的项目采用组合技术, 也有准备新上的煤制天然气项目采用组合气化技术, 如广汇富蕴项目、新疆龙宇准东项目和苏新能源煤制天然气项目等。
结语
随着煤气化技术的不断发展, 煤制天然气项目可选择的气化技术也越来越多, 技术成熟、更环保、能耗低、经济性好的气化技术将成为煤制天然气项目气化技术未来的发展的方向。
摘要：以煤为原料生产合成天然气, 气化工艺技术的选择。应根据煤种、产品用途、技术成熟可靠度及投资等来选择气化方法。目前, 碎煤加压气化炉在国内运行已多年, 碎煤气化装置运行稳定、操作安全可靠, 技术先进成熟, 已在国内已广泛使用。固定床熔渣气化技术随着技术的不断成熟, 该技术优势明显, 会逐渐应用到煤制气项目中来。合理解决粉煤综合利用成为新疆煤制气必须考虑的问题, 原料煤粉煤平衡的问题, 采用与其它气化技术相结合的双气头气化方式解决粉煤平衡和废水问题。煤制天然气项目可选择的气化技术也越来越多, 技术成熟、更环保、能耗低、经济性好的气化技术将成为煤制天然气项目气化技术未来的发展的方向。
参考文献
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现代煤化工项目气化技术选择探讨 篇4
煤气化就是将煤炭通过部分氧化过程转化为以一氧化碳和氢气为主的合成气,合成气经过净化后进入下游,生产基础能源和化工产品(甲醇、乙二醇、天然气等)。按进料及反应方式的不同,业内把煤气化工艺分为固定床、气流床、及流化床等不同工艺流派。其中,固定床技术以其更高的一次甲烷产率,在目前国内煤制甲烷(天然气)项目中获得较多应用;以气流床为代表的先进煤气化技术,因其更优的合成气转化效率及排放标准、更高的单炉产气规模、国内外杰出的应用业绩,近年来在国内大型煤气化项目中(煤制油、煤制甲醇及烯烃等)获得更为广泛的产业化示范和商业运行。按煤进料的方式,气流床工艺可以分为以GE(原德士古)为代表的水煤浆进料湿法气化技术和以Shell、西门子GSP、航天炉等煤粉进料为代表的干法气化技术。
作为现代煤化工项目的核心和“龙头”技术,煤气化装置为煤化工全厂提供可靠的化工原料和燃料供应(合成气,即一氧化碳和氢气)。随着现代煤化工项目规模不断扩大,原料(煤、石油焦、渣油等)选择范围的不断拓展,工艺流程及系统整合程度的不断提高,其对上游原料和燃料的供应可靠性及高效性也提出更高的要求。可以说,气化技术的合理选择在很大程度上决定了煤化工项目的整体成败。
1 近年国内煤化工项目气化技术选择遇到的突出问题
表1列示了目前国内已投产的大型现代煤化工项目(100万t/a以上煤制甲醇及下游产品、100万t/a煤制油规模项目)。由表1可见,近年来国内煤化工产业在项目规模、下游产品方案、工艺整合及能源转化效率、环保排放、经济效益等各领域均取得显著进步和突破。
同时,应该注意到,近年来国内煤化工项目发展并非一帆风顺。其中,气化技术选择及其原料的适应性成为一大突出问题。这给项目的顺利投产、装置的可靠稳定运行、上下游流程的优化和能效提升都带来了挑战。
1.1 煤种与气化工艺不匹配
任何一种煤气化技术都有其特有的原料选择性和适应性。应该说,目前业内尚无一种煤气化技术可以适用于国内几乎所有常见煤种,并在可靠性和经济性上还能体现出与其他气化工艺的比较优势。
煤种与气化工艺不匹配,或者实际操作煤种的变化将影响气化过程的能耗及物耗指标。此外,原料煤中的氯根离子含量、钠钾离子含量也将会在气化装置实际运行过程中造成设备材料的腐蚀和结垢等问题。在前期气化工艺选择过程中若不考虑煤种匹配问题,将会对投资建设过程中设备材料选择,运行过程中的消耗,甚至对气化岛的可靠稳定运行带来显著不利影响。
以国内某大型煤制天然气示范项目为例,2013年正式供气阶段因更换气化煤种导致气化炉“消化不良”,造成气化炉内壁严重腐蚀及频繁停车。
1.2 忽略全局,片面从气化岛个别消耗指标评估技术
当前,国内煤气化技术发展呈现出百花齐放、百家争鸣的现象,给煤化工技术选择带来更多的复杂性。部分项目业主在进行煤气化技术选择时,往往会更多地关注气化岛碳转化率、比煤耗、比氧耗等关键指标,却忽略了煤气化工艺作为整个煤化工项目整体的“龙头“技术而从原料煤适应性、整体投资费用、原料消耗(原料煤、燃料煤)、公用工程消耗(氧气、氮气、水、电、汽等)去综合评估技术,并通过项目整体投资回报率、单位终端产品生产成本等综合指标评估技术可行性。
1.3 气化工艺与动力岛整合度不高,项目整体能效偏低
由于煤化工项目投资大,技术整合程度高,关键技术仍处于产业化示范阶段,业主对项目的可靠性要求会更高。因此,业主在配置动力岛时往往会选择较为保守的方案配置,通过牺牲经济性和能源转化效率来确保动力(电力和蒸汽)供应的稳定性和可靠性[1]。以目前国内投产的40亿m3/a煤制天然气项目为例,全厂加热蒸汽负荷为3 694 t/h,动力蒸汽负荷为855 t/h,用电负荷328.4 MW,工艺副产蒸汽2 125 t/h,热电车间配套7台470 t/h,9.8 MPa锅炉,2台100 MW抽凝汽轮发电机组加3台3 MW抽背式汽轮发电机。该项目虽然理论上可以满足化工项目用电需求,但受单机规模小、锅炉数量多、凝汽量大、副产蒸汽利用率低等不利因素制约,公用工程能耗约占总耗能29%,在一定程度上影响了项目的能源转换效率[2]。
2 气化技术选择主要考虑因素
结合近年来国内煤化工项目气化技术选择遇到的突出问题,以及《能源发展“十二五”规划》对我国煤炭深加工产业提出的更高要求。笔者认为,气化技术选择需要从煤种适应性、投资经济性及项目执行、运行可靠性、全流程能源转化效率、气化岛与动力岛的优化整合等方面综合衡量,并作出科学决策。
2.1 遵循以煤种定气化原则,拓展气化技术的原料适应性
从原料适应性考虑,煤气化技术不存在先进与落后之分,以煤种确定气化工艺这一原则已逐渐获得业内普遍认可。
影响气化工艺选择、设计和运行的关键煤种参数包括煤阶、灰分和水分;此外,氯和氮等元素含量也对气化装置的投资和运行有重要的影响[3]。
2.1.1 煤阶
煤阶对气化的影响主要体现在活性和成浆性。根据煤阶的不同,煤可分为褐煤、烟煤和无烟煤。
褐煤活性高、热值低、内水高,成浆性差。如果通过提质或级配等工艺提高其成浆性能,褐煤同先进的气流床气化工艺结合是可行的;烟煤热值高、含水量低、成浆性好,被认为是最适合气流床水煤浆气化工艺用煤;无烟煤煤化程度高,但灰熔点高、成浆性好,反应活性差,过去通常被认为不适合湿法气化,但是应用GE水煤浆气化工艺的桐梓项目的顺利开车和成功运行证明,无烟煤湿法气化在技术上是可行的。
2.1.2 灰分数据
影响气化的灰分数据主要包括灰分含量、灰熔点及其粘温特性,对气化装置的性能和操作有着非常重要的影响。对于任何气化工艺,灰分含量升高,都将增加氧耗和煤耗,并加大了气化系统的处理负荷和装置安全可靠长周期运行的难度。
对于湿法热壁工艺,灰熔点是实现液态排渣,并确保在耐火砖表面形成渣层以保护耐火材料的最重要指标之一;对于干法冷壁工艺,灰分含量及灰熔点亦是确保灰渣在水冷壁实现挂渣,并保护水冷壁不被烧穿的重要考虑因素。
2.1.3 水分
对于湿法气化,水分越高,将增加输送成本和难度,影响湿法工艺制浆稳定性及制浆后的煤浆浓度;对于干法气化,水分高将增加磨煤干燥制粉过程能耗。
2.1.4 氮和氯
在气化炉中小部分氮反应生成了氨。部分氨存在合成气中,部分留在水相中,并且可在气化装置的水系统和变换的冷凝液系统循环累积。过多氨可能导致气化单元和下游的变换和净化单元的相关管道设备的结垢腐蚀,以及气化外排灰水中的氨氮过高。
氯根离子对不锈钢等材质的腐蚀性,将影响气化装置的材料选择,无论对于何种气化技术的装置投资和运行费用都具有显著影响。
笔者认为,对于具有良好反应活性和成浆性、适宜灰熔点和粘温特性、适度水含量、低氮和氯的煤种,选择成熟稳定、业绩广泛、投资和运行成本经济的水煤浆湿法气化工艺,对确保项目下游化工原料和燃料稳定供应,实现项目“安、稳、长、满、优”运行具有显著意义。
随着近期国内煤炭行业的深度调整,煤炭市场整体将会出现较为长期的供大于求现象,给煤气化技术原料选择带来了前所未有的机遇。笔者认为,具有上述特性煤种,国内储量丰富、产量巨大,运力充足,并以国内神府东胜地区和新疆部分地区为主。该地区煤炭产量已占国内煤炭总产量15%以上。此外,气化技术的发展也不断拓展煤种的适应性,以水煤浆技术为例,实际运行煤种除神府煤外,也已经拓展到鹤岗、宁东、新疆准东、贵州(无烟煤)等不同煤种。
2.2 投资经济性及运行可靠性
煤化工项目投资额大,特别是上游气化装置,其投资一般占项目总投资比例10%～30%(依据终端产品而不同)。投资经济性可以从以下几方面考虑。
2.2.1 技术成熟、项目建设“短、频、快”
煤化工作为技术密集型产业,对上下游技术整合要求非常高。但是,技术整合度高并不意味着一味选择工艺复杂的所谓“先进”技术;相反,现代化工产业理念更提倡“精于心、简于形”,即在满足煤化工上下游基本工艺和性能要求下,尽可能使工艺流程简化,以最大幅度降低项目设计和建设投资,并优化运行,减少故障点。
此外,项目执行“短、频、快”也对投资经济性产生很大影响,也是最容易被人忽视的因素。以国内40亿m3/a煤制天然气项目为例(总投资约220亿元),自有资金率35%,按市场资金成本(7.5%利率),项目执行因各种原因延期1年的资本化利息约12亿元。按照现行的会计准则,该笔资本化利息将在项目建成后通过折旧费用增加年运行费用约1亿元。此外,项目开车阶段的各项安装、运行、调试费用,人工成本等所有使设备达到预定可使用状态的支出,都将计入固定资产,并在投入商业化运行后的每年,通过折旧费用影响产品成本。如果项目执行阶段显著延期,装置难以达到预定可使用状态而无法投入商业化运行,可能导致项目实际投资超过计划,并让项目在今后的运营中长期背上沉重的历史包袱(每年过高的折旧费用),而气化工艺选择不合理正是其项目执行产生重大延期的主要因素之一。可见,有效的项目执行对投资经济性具有非常重要的影响。
2.2.2 通过规模化效应进一步降低气化岛总体投资
以国内180万t/a甲醇制60万t/a烯烃项目为例,气化岛采用GE的900 ft3 (25 488L)(3.2 m反应室内径)气化炉,单炉可产标准状态有效合成气(一氧化碳和氢气)约11万m3/h,单台气化炉有效气产能基本满足约1 200 t/d甲醇产量,气化炉按照5台开加2台备的方案配置;若采用在国外已具有成熟、可靠运行经验的GE 1 800 ft3 (50976L)气化炉,按照同等规模,气化炉配置有望减少至3开1备,气化岛总投资可降低约15%～20%,优化了项目整体投资经济效益[4]。
2.2.3 运行可靠性
与传统石油化工项目相比,以煤制烯烃、煤制天然气、煤直接和间接液化及其多联产等为代表的现代煤化工项目的工艺流程更为复杂、整合度更高。气化装置为项目提供能源(燃料、蒸汽)及下游化工产品所需的合成气原料,其运行的可靠性对整个项目的经济性影响巨大。应该说,稳定可靠运行是确保项目经济效益的基础。以国内40亿m3/a煤制天然气项目为例,因气化岛意外停车一次(按停车一天计算),造成的全厂直接(开停车、装置损坏及损耗、检维修等)和间接损失(下游天然气甲烷产品产量损失)至少2 000万元人民币。
以水煤浆气化工艺为例,通过开、备炉配置方案,全年可顺利实现按计划的检、维修及开、备炉之间的灵活切换,最大限度杜绝因气化岛非计划停车影响下游产品负荷,甚至全面停产的情况。以神华包头煤制烯烃项目为例,其采用GE水煤浆气化工艺5开2备方案,2013全年保持安全、稳定、长周期、满负荷运行(安、稳、长、满),产品质量稳定,生产甲醇180万t,生产聚乙烯26.97万t,聚丙烯27.53万t。
2.3 能源及物料消耗指标
——从全流程角度考虑气化技术选择
气化岛的能源及物料消耗从经济效益上分析,主要体现为生产成本中的可变成本部分。考虑到气化岛原料制备(粉煤洗选、干燥及输送、煤浆制备)需消耗可观能量,且不同压力等级合成气对下游化工产品生产合成的能耗亦有显著影响,业内普遍认为:分析气化工艺的能耗及物耗指标,需走出单纯考虑气化岛单一界区消耗指标,甚至是某一气化反应指标(如碳转化率)这一传统误区,而应该结合实际气化煤种特性,从上下游全流程角度,在相同界区内综合评估能耗(水、电、蒸汽)及物耗(原料煤、氧气、氮气等输送气)综合指标,并合理考虑副产品及副产蒸汽回收的效益。
2.3.1 煤质
鉴于水煤浆气化工艺在国内的成熟应用,原料煤成浆性被广泛作为气化技术选择过程中优先考虑的指标。湿法水煤浆中一定比例水参与部分氧化的气化反应,在一定程度上影响了气化反应的能源转化效率;粉煤干法气化需考虑粉煤的洗选、干燥及气体输送,需要消耗相当的动力及输送气体。针对特定煤种及下游产品要求,两者的能耗(电、蒸汽)及物耗(原料煤、氧气)指标会在某一成浆浓度下达到一个平衡点。业内普遍认为,具有良好成浆性能的烟煤是湿法气化最合适的煤种;对于成浆性较差的煤种根据不同煤种级配水煤浆浓度可提高4%～8%;在采用上述方案后,对成浆性提升有限的情况下,从能耗及物耗角度考虑可采用其他干法气流床或固定床气化工艺。
2.3.2 下游不同产品方案对气化压力等级要求
部分煤化工下游产品的生产合成对上游合成气的压力也有要求。以煤制甲醇及烯烃为例,如果采用水煤浆湿法工艺,气化压力等级可以达到8.7 MPa,显著高于其他干法气流床及传统固定床工艺,更高的合成气压力等级可以实现下游甲醇的等压合成,大大节省甲醇生产环节的压缩功及冷量等能量消耗。以国内180万t/a煤经甲醇制烯烃项目为例,通过采用8.7 MPa高压气化方案,煤制烯烃全厂能效可较传统气流床工艺提高2.0%以上,降低甲醇生产成本5%以上。
2.4 废热锅炉方案实现合成气—蒸汽—电力的多联产
——能效提升,节能减排
随着我国煤电、煤化工产业迅速发展,国家对提高能源转化效率,减少污染物排放要求越来越高。《煤炭深加工示范项目规划》(征求意见稿)对煤炭深加工项目的能源转化效率更是提出了具体要求。以煤制烯烃为例,要求基本能效不小于40%,先进水平能效不小于44%。以煤气化为龙头的现代能源化工将是未来煤炭深加工产业的发展方向,而以煤气化为中心的合成气(氢气、燃料气)—蒸汽—电力及IGCC多联产是未来能源化工产业发展的重要模式。IGCC的综合能效高于传统燃煤蒸汽循环发电,并为碳捕捉和封存技术(CCS)创造了条件[5]。
如图1所示,通过采用先进的废热锅炉装备回收气化反应生产的高温合成气热量,并副产压力超过13.5 MPa的高压蒸汽,若再考虑配备合成气燃气轮机,可实现气化岛蒸汽—化工原料气—燃气的多联产,对全厂能效提升及节能减排具有显著效果。
特别是《大气污染防治行动计划》提出了“京津冀、长三角、珠三角等区域新建项目禁止配套建设自备燃煤电站”以后,从目前煤化工项目申请与核准情况来看,新建项目要想配套低效的燃煤锅炉可谓“难于上青天”。有鉴于此,以煤气化为“龙头”的多联产方案成了当前煤化工发展过程中兼顾环保、项目审批和经济效益的最有效方案。
3 总结
按照《能源发展“十二五”规划》要求,“十二五”期间,我国煤炭深加工产业已经进入总结现有示范项目经验,并按照能量梯级利用、节能减排等要求稳步开展升级示范的新阶段。这给煤气化工艺的技术发展与升级示范也提出了新的课题。气化技术的选择需要结合项目实际情况,从原料适应性、下游产品方案、技术的可靠性、能源转化效率等综合因素考虑问题,从全流程角度进行技术经济分析并综合评估;同时,通过借鉴并引进与辐射废锅工艺为代表的国外先进成熟技术及项目运行经验,并适时应用于国内一批新建的大规模煤炭深加工项目,则可行性强,技术风险可控,并为国内相关装备产业的发展及技术进步提供了更好的平台。
参考文献
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水煤浆气化技术的发展及应用选择 篇5
煤炭是世界上分布最广储量最多的化石能源, 是世界经济和社会发展的重要动力支柱, 在未来几十年内, 煤炭将仍是世界主要能源之一, 煤炭是21世纪中国经济快速发展的重要支柱, 占有不可取代的地位。我国在煤炭综合利用中存在着方法单一、利用效率低、污染严重等问题, 这对环境保护和经济社会的可持续发展产生了巨大威胁[1,2,3]。因此, 积极发展洁净煤技术, 从而解决中国油气短缺等能源安全问题, 满足国民经济发展对能源的需求, 对中国经济社会的可持续发展具有十分重要的意义。
1 煤气化原理及发展趋势
1.1 煤气化的原理
煤的气化反应是指气化剂 (空气、水蒸气、富氧空气、工业氧气以及其相应混合物等) 与碳质原料之间以及反应产物与原料、反应产物之间的化学反应。在气化炉内, 煤炭要经历干燥、热解、气化和燃烧过程[5]。
1.1 湿煤中水分蒸发的过程:
1.2 热解 (干馏) 是煤受热后自身发生的一系列物理化学变化过程。一般来讲, 热解的形式为: :CO2, CO, CH4, H2O, H2, NH3, H2S) +焦油+焦炭
1.3 气化与燃烧过程。仅考虑煤的主要元素碳的反应, 这些反应如下:
需要指出的是, 以上所列诸反应为煤气化和燃烧过程的基本化学反应, 不同过程可由上述或其中部分反应以串联或平行的方式组合而成。
1.2 煤气化技术的发展趋势
现代煤炭气化技术发展趋势如下[4]:
1.2.1 气化压力向高压发展。气化压力由常压、低压 (<1.0MPa) 向高压 (2.0-8.5MPa) 气化发展, 从而提高气化效率、碳转化率和气化炉能力。
1.2.2 气化炉能力向大型化发展。大型化便于实现自动控制和优化操作, 降低能耗和操作费用。
1.2.3 气化温度向高温发展。气化温度高, 煤中有机物质分解气化, 消除或减少环境污染, 对煤种适应性广。
1.2.4 不断开发新的气化技术和新型气化炉, 提高碳转化率和煤气质量, 降低建设投资。目前碳转化率高达98%-99%, 煤气中含CO+H2达到80%-90%。
1.2.5 现代煤气化技术与其他先进技术联合应用。
1.2.6 煤气化技术与先进脱硫、除尘技术相结合, 实现环境友好, 减少污染。
2 水煤浆气化装置
煤气化技术是煤化工系统的关键单元。目前在国内推广的煤气化技术, 我国自主开发技术和国外技术总共有10多种[5]。按气化类炉型分, 主要有固定床、流化床、气流床三种。气流床气化技术具有较大的煤种与粒度适应性和更优良的技术性能, 且工艺成熟稳定, 是煤基大容量、高效洁净的燃气与合成气制备的首选技术。
Texaco (德士古) 水煤浆气化技术
20世纪50年代初期, 美国德士古公司在重油部分氧化气化基础上, 成功开发了德士古水煤浆加压气化技术。该技术中, 将原料煤、水及添加剂等送入磨机磨成水煤浆, 由高压煤浆泵送入气化炉喷嘴, 采用炉顶单喷的进料形式, 粗煤气和熔融的液渣从排渣口排出。
Destec (E-Gas/DOW) 水煤浆气化技术
Destec (E-Gas) 煤气化工艺原称DOW煤气化工艺, 是在德士古煤气化工艺基础上发展的二段式煤气化工艺, 是由美国DOW化学公司于1973年开发的, 1987年成功应用于商业性的热电厂。道水煤浆气化炉分为两段, 下部一段为卧式炉, 水煤浆经预热以后和氧气同时由两端喷射入炉, 进行部分燃烧反应, 产生的高温气体进入上部第二段立式炉, 在立式炉底部靠近卧式炉部位喷入水煤浆, 利用一段炉产生的粗煤气显热来产生额外的合成气, 降低了氧耗和煤耗。
多喷嘴对置式水煤浆气化技术
多喷嘴对置式水煤浆气化技术由华东理工大学、充矿鲁南化肥厂、中国天辰化学工程公司于“九五”期间联合开发, 具有完全的自主知识产权。在多喷嘴对置水煤浆气化技术中, 水煤浆经隔膜泵加压, 通过4个对称布置在气化炉气化室中上部同一水平面的工艺喷嘴, 与氧气一起对喷进入气化炉。气化炉出口位于气化炉底部, 高温合成气与熔融灰清一起离开气化室进入激冷室进行降温和分离。多喷嘴对置式水煤浆气化炉与Texaco气化炉相比, 炉内流场分布更为合理, 湍流混合强度有所增加, 混合效果变好。中试研究的结果显示:合成气中的有效气成分达83%, 比相同条件下的Texaco水煤浆气化装置高1.5%-2%;碳转化率>98%, 比Texaco水煤浆气化装置高2%-3%;比煤耗、比氧耗比Texaco水煤浆气化工艺低7%。
水煤浆水冷壁气化技术
水煤浆水冷壁气化技术是在清华大学、北京达立科公司和山西阳煤丰喜集团合作开发的“非熔渣-熔渣分级气化技术”基础上进行的技术改进和创新, 是我国具有自主知识产权的创新技术。2011年水煤浆水冷壁气化炉在山西阳煤丰喜肥业集团首次投料成功, 标志着我国自主研发的水煤浆水冷壁气化技术跻身世界先进行列, 为大型煤化工企业的煤气化技术提供了新的选型。
作为清洁能源利用技术, 水煤浆水冷壁气化技术解决了长期来煤炭利用过程中的环境污染问题和多煤种的选用问题, 从而为后石油时代的来临做了相当实际的技术准备。但企业在进行煤气化技术改造时不能盲目, 要全面考虑问题。水冷壁炉只适合灰熔点高于1300℃的煤, 这样的煤制浆性能才好。
3 气化技术选择
Texaco气化技术的主要优点:对煤种适应性比较宽;单炉生产能力大;煤气质量好;甲烷含量低。主要缺点:烧嘴运行周期短, 由于水煤浆在较高线速下 (约30m/s) 对金属材质的冲刷腐蚀, 水煤浆气化喷嘴常面临喷口磨损问题;炉衬采用耐火砖存在成本高、寿命短的问题。
Destec气化炉适合于生产燃料气而不适合于生产合成气。主要缺点:二次水煤浆停留时间短, 碳转化率较低;设有一个庞大的分离器, 以分离一次煤气中携带灰渣与二次煤浆的灰渣与残炭。
多喷嘴对置式水煤浆气化炉虽然有有效气氛高、炭转化率高, 比煤耗、比氧耗低等优点, 但也存在着不足之处, 如:回流区过小、气化炉对负荷调节的适应性较差等。
水冷壁气化炉最大的优势, 就是扩展了水煤浆气化炉的煤种适应性, 对灰熔点超过1350℃的煤也能使用水煤浆气化技术, 但水冷壁炉与热壁炉仍各有千秋。热壁炉有保温材料, 其保温性能好, 外部热损失小, 转入煤气中的热量更多, 冷煤气效率会更高。因此, 对于高活性、低灰分的煤, 仍应考虑热壁炉。
4 结束语
每种技术都有自己的优点, 也有自己的缺点, 各水煤浆气化技术孰优孰劣, 很难有定论。煤本身具有复杂性和特殊性, 因此煤气化过程中存在许多无法克服的矛盾, 如:追求煤转化能效率高, 则气化温度要低, 但煤结构中存在大量苯环, 这些苯环需高温打破, 高温意味着高能耗, 同时需要空分装置提供纯氧, 因此会带来投资高、热损失大、能效低等问题, 这些问题都是由煤的特性决定的。针对解决单一问题、追求单向指标而开发的技术, 很容易误导煤化工企业, 这些技术往往强调其单项指标, 而割裂了整体性, 误导企业对技术的选取和对煤气化技术的认识。
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煤气化技术选择 篇6
关键词：煤制天然气,煤气化,技术
我国化石能源结构为富煤、贫油、少气, 煤炭资源在我国的能源结构中占据重要地位。随着我国对环保要求日益提高, 推动煤炭资源清洁高效利用, 建立“清洁、低碳、安全、高效”的现代化能源体系, 已成为煤炭资源利用的必然要求。煤制天然气是煤炭清洁高效利用途径, 明显优势, 符合国家产业发展政策, 在一定程度上得到了国家支持。先进的煤气化技术不仅能减轻燃烧排放物对大气的污染, 而且还能提高煤炭清洁利用率。 尽管近两年国际油价频频走低, 但是发展煤制天然气在很大程度上可以缓解国内天然气的供需紧张问题, 为国家能源安全提供保障。
1煤制天然气主要工艺过程
煤制合成天然气是以煤为原料, 通过煤气化、粗煤气净化、 甲烷化等工艺制取合成天然气, 最后通过压缩和干燥制得满足标准要求的合成天然气[1~2]。
该工艺路线主要包括空分制氧、煤气化、低温甲醇洗、脱硫脱碳、甲烷化等装置及硫回收、废水处理、公用工程等。其中, 空分单元、变换及净化单元等都是在现代煤化工中广泛应用的成熟技术。然而煤制天然气工艺技术关键在于煤气化技术选择。
2煤气化技术选择
2.1煤源分析
新疆煤炭资源丰富, 是国家重要的煤炭资源基地, 预计储量占全国40%以上, 位居全国首位。伊犁区域煤炭远景预测储量为4770亿吨, 现已探明煤炭储量为292亿吨, 区内各可采煤层的煤主要以长焰煤、不粘煤和弱粘煤为主, 具有特低灰~低灰、特低硫~低硫、中高挥发分、中高~高发热量等特点。
2.2煤气化技术比较
煤气化是以煤化工系统中最重要的核心技术, 按煤与气化剂在气化炉内运动状态可分为固定床加压气化技术 (Lurgi炉、 BGL) 、水煤浆加压气流床气化技术 (GEGP、多元料浆、多喷嘴对置、E~GAS) 和干粉煤加压气流床气化技术 (Shell、GSP、Prenflo、 航天炉、两段炉) 三类。
在大型现代化煤气化技术中, E~GAS技术国内无运行装置, 技术支持性较差;Prenflo在全世界只有1套商业化运行装置, 在国内无业绩;航天炉生产能力还比较小, 工业化运行时间不太长, 需积累经验, 若直接放大应用风险较大;西安热工院的两段炉虽然有3套在建工业化装置, 但都没有投入运行, 还有待实践检验和积累经验。从技术成熟可靠角度考虑, 不推荐采用这4种技术。适合本项目的气化技术包括较成熟的GEGP、多元料浆、多喷嘴对置、GSP、Shell、Lurgi和BGL气化技术。
根据本项目的特点, 选择有代表性的GSP、Shell、Lurgi与BGL五种大型煤气化技术进行气化技术特点比较。
2.2.1 Lurgi碎煤加压气化和BGL技术
Lurgi碎煤加压气化:从装置投资角度, 相对于水煤浆气化和干粉煤气化, Lurgi气化装置投资最低, 空分装置投资较低, 净化及甲烷化装置投资也稍低。但由于Lurgi气化工艺污水组分复杂、排放量大、处理难度大, 相应的后处理投资和处理成本也都大幅增加;煤的灰熔点低, 灰熔点相对温差较小, 为了控制炉温, 蒸汽消耗量大, 同时甲烷化副产蒸汽少, 锅炉投资增加。此外Lurgi气化技术对的粒径要求较严。由于本项目所使用的煤机械强度较差, 特别容易风化, 需要加工成型煤, 投资增加。
从环境保护角度, Lurgi炉污水含有高浓度的挥发性酚、多元酚、氨氮等组份, 无法直接进污水处理装置, 需要先进行酚、 氨回收。经回收后的排放污水中CODcr、BOD5、酚、氨氮等各类污染物质浓度仍很高, 污水处理部分的流程长, 投资、运行费用较高, 并且处理方法及效果有待进一步验证。
BGL气化技术:BGL气化技术克服了Lurgi气化的一些缺点, 由固态排渣改为液态排渣方式, 蒸汽分解率大大提高, 废水处理量仅为碎煤加压气化炉的约1/3。但也继承了其某些缺点, 如:对原料的粒径要求、热稳定性要求等;技术的成熟性和稳定性还待进一步提高;粗煤气成分复杂, 杂质含量多, 煤气净化系统较为繁杂;污水处理方面, 污水量有所减少, 但特别难以处理的离子浓度更高, 处理难度更大。
2.2.2 GSP和Shell干煤粉加压煤气化工艺
GSP和Shell干煤粉加压煤气化工艺煤种适应性强, 这两种气化技术还具有指标优越、单炉能力大、洁净环保、技术相对成熟可靠的特点。针对本项目GSP干粉激冷技术具有以下优势: 1) 煤种适应性强:该技术气化温度高, 可以气化高灰熔点的煤, 故对煤种的适应性更为广泛, 从较差的褐煤、次烟煤到石油焦均可使用, 也可以两种煤掺混使用;2) 环境友好:气化温度高, 有机物分解彻底, 无有害气体排放;污水排放量少, 污水中不含酚、氨氮等各类污染物, 易于处理;3) 技术指标优越:气化温度高, 一般在1350~1750℃。碳转化率可达99%, 合成气中CO+H2高达90%以上, 冷煤气效率可达80%以上;4) 装置大型化:气化炉大型化, 设备台数少, 维护、运行费用低。
3结语
综合煤种适应性、环保、投资、装置大型化和技术可靠性诸多因素分析论证, 本项目最终选择GSP干粉煤气化工艺技术合理。
参考文献
[1]田基本.煤制天然气气化技术选择[J].煤化工, 2009, 37 (5) :8~11.
新型煤气化工艺选择探讨 篇7
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。