煤质自适应

煤质自适应（精选3篇）

煤质自适应 篇1

1 前言

超临界机组与亚临界机组相比, 具有无可比拟的经济性。但随着机组参数的提高, 采用直流炉的超临界机组, 因为没有汽包环节, 机组总的汽-水循环工质质量与亚临界汽包炉相比大大下降, 工质在机组内的循环速率上升, 这就要求超临界机组控制系统应更为严格地保持机组负荷与燃烧速率之间的关系;直流机组由于没有作为蓄热储能作用的汽包环节, 工质循环倍率接近1, 这就要求自动控制系统严格地保持机组的物料平衡关系;由于超临界机组循环工质的总质量下降, 循环速率上升, 工艺特性加快, 这就要求自动控制系统的实时性更强, 控制快速性能更好。但是, 由于目前“计划电、市场煤”的影响, 电煤煤质变化一直是火电机组控制方面的一大难题, 而超临界机组的控制仍以传统的燃水比控制为基础, 煤质的变化势必严重影响系统的能量平衡、流量平衡, 因此, 研究一种适用于超临界机组的煤质自适应控制策略成为亟待解决的问题。

在超临界火电机组的煤质自适应控制上, 从理论与仿真上已有不少的研究, 其大多居于复杂的智能控制方法, 离实用化还有一定的距离。文献[1]介绍了燃煤发热量软测量技术, 该软测量技术引入给水流量、阀门开度、燃料量、机前压力、中间点压力和调节级压力进行计算分析得出燃煤热值。文献[2]和[3]给出了燃煤煤质理论分析模型, 该模型需要完整的烟气分析信息作为模型输入。文献[4]通过对国内大量煤质特性进行分析, 得出一种利用锅炉风量和排烟氧量计算热量的方法。文献[5]针对锅炉燃料发热量大范围波动工况下的燃烧数据特性, 提出了关联信息算法和非线性映像网络的混合模型, 用于预测燃料发热量的变化。

以下研究了超临界火电机组的煤质自适应控制方法, 采用了快速的煤质软测量方法, 测出的煤质用于在机组控制中受煤质变化影响较大的协调控制、燃料控制、风量控制、给水控制等控制系统, 实现协调控制、燃料、给水、送风的煤质自适应控制。

2 煤质自适应控制策略设计

2.1 热量信号的构造

热量信号的经典方法是直接能量平衡 (DEB) 中的测量信号, 在亚临界机组中已经广泛应用, 目的是构造代表锅炉负荷的信号, 用于机组的运行监视与自动控制。在超临界机组中, 基于同亚临界机组一样的原理, 即主要是通过主蒸汽供给汽机的负荷信号叠加蒸汽侧容器、管道等储存的蒸汽负荷与锅炉金属材料等因温度变化产生的蓄热变化等最终形成的锅炉热量信号, 也可以加以利用。通过式 (1) 来计算超临界机组的热量信号:

其中:HR—Heat Release热量信号, 若忽略机组在不同负荷段发电效率的影响, 可衡定比例地代表锅炉热量信号 (MW) ;

Cb—锅炉蓄热系数 (MW.s/MPa) ;

PD'—中间点压力变化率 (MPa/s) ;

TEF—Total Energy Flow总能流, 若忽略机组在不同负荷段发电效率的影响, 可衡定比例地代表汽机负荷 (MW) 。

汽机侧负荷TEF, 可用下面的式子来表示:

P1为汽机调节级压力, K1比例系数。TEF稳态时与机组负荷基本呈一比一线性关系。

通过经典方法计算的热量信号在机组正常运行中, 大的变化趋势与机组负荷一致, 但热量信号代表的是锅炉负荷, 基本代表锅炉产生的热量, 短时间的变化方向与机组负荷各不一样。如图1所示, 显示了某超临界600 MW机组在450 MW至600 MW的升负荷过程中热量信号与机组负荷的对比曲线。

在热量信号的计算中, 蓄热系数的求取可选取负荷变动时的数据利用经验公式进行求取[6,7,8]。经计算, 某600 MW超临界W火焰机组的蓄热系数为Cb=3 100 (MW.s/MPa) , 与某600 MW亚临界W火焰机组计算与应用的蓄热系数3 200相当。分析两类机组的负荷容量、主蒸汽容积、锅炉金属材料重量是相当的, 故蓄热系数相当。

2.2 煤质热值软测量方法

在确定了锅炉热量信号的求取方法后, 可以通过下面两种方法来进行煤质的计算:

方法一, 通过计算锅炉热量信号与煤量之比的滤波值来代表煤质:

HR—热量信号 (MW) ;

M—总煤量, t/h;

Filter—滤波模块;

R—煤质系数。

用式 (1) 计算的锅炉热量信号, 在煤质稳定条件下的变化趋势与煤量/风量一致, 但存在一定时间的惯性与滞后。一般选取1~2倍燃料调节周期时间。

方法二, 文中提出了基于火电机组协调控制对象特性提出的一种燃煤热值快速计算方法, 通过计算锅炉热量信号与煤量惯性环节、延时后的比值, 经滤波后来快速代表燃煤热值参量:

LEADLAG—惯性环节模块;

τ—滞后时间, s。

计算的燃煤热值能在半分钟内响应燃煤热值的变化, 两分钟之内自动调整机炉协调控制及子系统至相应的状态。方法二计算的燃煤热值与方法一相比, 体现出一个优点“快”:快了4~8倍, 且能保证稳定可靠。在方法二推出后, 现场的应用实施均采用了此方法。

2.3 煤质自适应校正

2.3.1 燃料调节的煤质自适应校正

燃料调节被调量为热量信号, 设定值为锅炉负荷指令, 采用变参数调节, 或变PID输入偏差增益等方式, 实现煤质的自动校正, 以保持闭环控制回路的特征函数不变, 燃料调节的变P、I、D参数可以用下式来自动改变:

其中, KP、TI、TD—分别为并联型PID调节器的比例系数、积分时间、微分时间;

k1~k3—整定的控制参数;

f (TEF) —随负荷变化的机组效率曲线;

R—燃煤热值参量。

对于无PID变参数的控制系统, 可采用在PID外的偏差输入端乘以R0/R或者R0/R/f (TEF) 实现燃料的煤质校正, 如图2, R0为设计煤种下的燃煤热值参量。

2.3.2 锅炉给水调节的煤质自适应校正

超临界机组的锅炉给水调节中, 水燃比是关键的一个计算环节, 给水调节保证了水燃比就能保证给水控制的基本稳定。在大多数的超临界机组的控制中, 未进行锅炉热量信号与煤质的计算, 导致水燃比计算变为水煤比, 在机组煤质发生变化后, 水煤比计算值已偏离了代表的水燃比, 引发给水控制的不稳定, 需人工根据机组的运行与进煤化验情况不停进行比值的修正, 保证给水控制的稳定。

煤质自适应校正方案中, 燃料调节采用了锅炉指令作为设定值, 调节锅炉热量信号与锅炉指令匹配。故在给水调节中, 形成给水流量主指令的燃料指令采用锅炉指令信号与锅炉热量信号的选择值。在燃料调节投入时, 选择燃料指令经高阶惯性环节处理后乘以一个转换系数变换成给水流量指令, 高阶惯性环节是模拟锅炉指令到燃料在汽水系统中的相应环节。若燃料调节在手动方式, 热量信号HR即可代表产生的热量, 给水主指令FWD计算如下:

K1—机组功率与给水流量的匹配系数;

BD—锅炉指令;

HR—锅炉热量信号;

LEADLAG—惯性环节;

SEL—选择模块。

若采用水煤比进行锅炉给水调节, 也可采用如下方式来计算给水主指令FWD:

MD—总给煤量指令;

R—燃煤热值参量;

R0—设计煤种下的燃煤热值参量;

LEADLAG—惯性环节;

K2—设计煤种下的给水流量与给煤量比值。

2.3.3 风量的煤质自适应校正

对超临界机组的风量调节, 采用类似于亚临界机组的方式:

其中, FPAPSP、FPAFSP、FTAFSP—分别为一次风压、一次风量、总风量自动设定值;

f1~f3—多段折线函数;

M—锅炉总给煤量;

DM—锅炉煤量指令;

MAX—大选处理;

DELAY (M) —煤量的延时处理。

对于燃料调节采用了锅炉指令作为设定值, 调节锅炉热量信号与锅炉指令匹配。总风量指令采用经典的计算即可:

2.4 协调控制方案的改进

基于前述的超临界机组的锅炉热量信号可用[9,10,11], 同样超临界机组的协调控制可类似的采用直接能量平衡 (DEB) 协调控制方案。常规直接能量平衡 (DEB) 协调控制它是火电机组常用的控制策略, 其控制效果较为理想且控制方案简洁。但DEB控制策略存在诸多不足[12]。针对不足, 在超临界机组上进行了下述的改进与优化, 最终的协调控制框图如图2所示。

1) 为满足AGC的精度和快速性要求, 改CCS的机组功率串级调节回路为单回路调节, 如图2中的虚框D部分, 使调节更快、更稳定和高精度。

2) 优化了DEB的锅炉指令计算, 如虚框E部分。原经典的锅炉指令计算模块NRGD为:

其中WT=TEF.PTSP/PT, C1、C2为系数, WT'为的WT变化率, PT为主汽压力, PTSP为主汽压力设定值, PTSP'为PTSP变化率。式 (13) 中:WT项是主量, 燃料调节使锅炉热量信号HR与汽机负荷TEF稳态时一致, 就保证了主汽压力与设定值一致;C1.WT.WT'项用于机组变负荷中补偿锅炉热量信号对燃料的滞后及燃料调节斜坡变化时的稳态偏差;C2.PTSP'项用于补偿锅炉滑压的蓄热量变化。

现提出了对NRGD的改进:

其中UNITD为机组负荷当前指令, 不含一次调频量, UNITD'为UNITD的微分;DP为机前压力设定值与机前压力的偏差。这种算法有效解决了如下问题:因DEB的锅炉指令核心算法中采用了含代表汽机侧负荷-调节级压力的微分, 在汽机侧发生扰动会对锅炉侧的控制产生较大影响;增加了机前压力偏差与偏差的微分调节项, 解决了机组机前压力调节的稳定性、控制精度与快速性问题。

3) 增加主汽压力设定值的高阶惯性环节处理, 如虚框B所示。错开锅炉指令中动态补偿C3.PTSP'项与C2.UNITD'、C4.DP'项正向同时叠加, 使动态变负荷过程风/煤变化率减小, 变化更平稳。

4) 在主汽压力设定值形成的输入信号改用不含一次调频的功率指令UNITD, 如虚框C所示。保证一次调频响应的同时, 减小了机组滑压方式运行时因一次调频指令形成的主汽压力设定值变化对锅炉侧的控制产生较大扰动。

5) 在接受调度指令的ADS模块与调度指令模块间增加一个两速率限制模块, 如虚框A所示, 采用含死期的超前滞后模块LEADLAG实现。当调度AGC指令与机组功率指令相差超过设定死区时, 机组指令快速跟踪AGC指令至死区内;进入死区后, 机组指令按慢速率跟踪AGC指令。这样可避免负荷指令小幅的频繁波动时锅炉指令相应的调节波动, 使锅炉侧波动减小。

3 工程应用

图3为采用煤质自适应控制策略的云南某600 MW超临界机组在稳定负荷下, 煤质系数在2.39至2.65变化, 变化了11%, 机组的功率与主汽压力等主参数控制依然很优秀, 受影响小, 其中机组功率控制偏差在±0.5%Pe以内, 主汽压力控制偏差在±0.2 MPa以内。

图4为机组负荷从495 MW升至585 MW, 负荷变化率设定为2.0%额定负荷每分钟, 实际负荷变化率为1.7%额定负荷每分钟, 机组负荷的动态偏差在1.0%额定负荷以内, 稳态偏差在0.9%额定负荷以内;主汽压力的动态偏差在0.4MPa以内, 稳态偏差在0.2 MPa以内, 技术指标均满足行业规定要求的优良指标。

可以看出, 采用煤质自适应控制策略的超临界机组在以2.0%额定负荷每分钟的负荷变化率进行负荷变动时, 机组主汽压力等主参数调节效果很好;机组负荷能够在锅炉侧主参数稳定的情况下, 满足调度规定的变化率要求。

图5为机组在CCS协调控制方式下的转差为+12 r/min的一次调频试验, 机组负荷瞬间叠加+40 MW指令, 从图中可以看出, 采用煤质自适应的控制策略, 机组在一次调频最大量12 r/min转差扰动时机组总煤量变化相当平稳, 主汽压力控制动态偏差在±0.3 MPa内且能较快恢复。

从图5可看出, 当机组一次调频动作、机组负荷出现大幅度阶跃变化时, 采用煤质自适应控制策略的超临界机组能够在利用机组蓄热的同时快速响应, 保证了机组主汽压力等主参数的稳定。

4 结束语

通过在云南某台600 MW超临界机组的实际投用表明, 研究的快速煤质自适应控制方法能够很好地克服煤质变化对机组主参数的扰动, 在变负荷过程中能够在保证机组运行稳定性的同时, 很好的适应电网的负荷变化率要求, 并提高了控制系统在煤质变化时的控制精度与鲁棒性, 为超临界机组的自动控制开辟了一种新的途径。

参考文献

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煤质自适应 篇2

目前随着电力市场的发展, 国内有不少火电机组的燃煤经常偏离设计值, 煤质变差且变化较大, 使机组的协调控制与AGC功能不能较好投用。协调控制与AGC功能在差煤质或煤质变化较大时, 存在机组主参数波动大、负荷变动速率低、负荷控制精度低、锅炉稳燃性能差等安全与经济性的不利因素。

2 协调控制煤质自适应方案

2.1 改进DEB的煤质自适应协调控制方案

对于协调控制来说, 采用软测量方式来得到燃煤煤质的发热量, 实现煤质的自适应控制。通过计算一个以上燃料调节周期的锅炉热量与煤量之比的平均值来代表煤质, 即:

R=Filter (HR/M) (1)

HR—Heat Release热量信号, 若忽略机组在不同负荷段发电效率的影响, 可衡定比例地代表锅炉负荷 (MW) ;

M—给煤量, t/h;

Filter—平均值滤波模块;

R—煤质系数。

热量信号用下式来计算:

HR=TEF+Cb·PD′ (2)

Cb—锅炉蓄热系数 (MW﹒s/MPa) ;

PD′—汽包压力 (或锅炉汽水分离器压力) 变化率 (MPa/s) ;

TEF—Total Energy Flow总能流, 若忽略机组在不同负荷段发电效率的影响, 可衡定比例地代表汽机负荷 (MW) 。

汽机侧负荷TEF, 可用下面的式子来表示:

TEF=K1·P1 (3)

P1为汽机调节级压力, K1比例系数。TEF与机组负荷基本呈线性关系。

对DEB协调控制进行改进后的控制方案如图1所示, 这里最主要的改进是锅炉指令的核心算法, 如式4所示的原DEB400算法为:

NRGD=WT+C1·WT·WT′+C2·PTSP′ (4)

其中WT=TEF.PTSP/PT, C1、C2为系数, WT′为WT的变化率, PT为机前压力, PTSP为机前压力设定值, PTSP′为PTSP变化率。式中: C1.WT.WT′项用于机组变负荷中补偿锅炉负荷对燃料的滞后及燃料调节斜坡变化时的稳态偏差;C2.PTSP′项用于补偿锅炉滑压的蓄热量变化。改进后控制方案的锅炉指令算法为:

NRGD=WT+C1·UNITD′+C2·PTSP′+C3· (PTSP-PT) ′ (5)

其中UNITD为机组负荷当前指令, 不含一次调频量。这种算法有效解决了如下问题:因DEB的锅炉指令核心算法中采用了含代表汽机侧负荷—调节级压力的微分, 在汽机侧发生扰动会对锅炉侧的控制产生较大影响;项C3· (PTSP-PT) ′解决了传统DEB协调控制中压力控制较慢且精度较低问题。

对燃料调节的煤质自适应校正有两种方式, 一是变PID参数, 使PID的总增益随煤质成反比变化, 实现燃料调节回路与被控对象形成的闭环传递函数在煤质变化后保持不变;二是在燃料调节PID的外部控制回路增加煤质变化的增益自校正。

对于循环流化床锅炉等采用煤量指令形成的总风量设定值时, 需进行煤质校正, 使风量/标煤量匹配。其可采用式6来计算:

FTAFSP=f[MAX (R·DM, R·DELAY (M) ] (6)

其中, FTAFSP—为总风量自动设定值;

f—多段折线函数;

M—锅炉总给煤量;

DM—锅炉煤量指令;

MAX—大选;

DELAY (M) —煤量的延时。

对于一次风量设定值, 因风量用于送煤, 主要实现风/煤重量的对应, 不做煤质的修正。

3 煤质自适应AGC控制仿真

3.1 系统仿真方案框图

如图1所示, 建立机炉协调被控对象的燃料量、汽机调节级压力、主汽流量—主汽压力、热量信号的模型, 来仿真煤质自适应的AGC控制策略的协调被控对象。仿真中的汽机负荷模型采用目前调速器建模普遍采用的模型。

3.2 机炉协调被控制对象模型

机炉协调被控对象为燃料量、调节级压力、主汽流量—主汽压力、热量信号模型, 模型见图2。针对300MW煤粉炉机组的协调控制被控对象, 根据某一机组运行工况参数的辨识, 得出如下传函:

热量信号 (HR, MW) 对燃料量 (M, t/h) 的传函:W1 (s) =HR (s) /M (s) =2e-19s/ (1+116s) 。

汽机总能流 (TEF, MW) 对汽机调节调节级压力 (P1, MPa) 的传函:W2 (s) =TEF (s) /P1 (s) =24.8。

汽包压力 (PD, MPa) 对能量偏差 (DEVHR_TEF, MW) 的传函:W3 (s) =PD (s) /DEVHR_TEF (s) =0.0001421/s。其中DEVHR_TEF=HR-TEF。

主汽压力 (PT, MPa) 与汽包压力的关系W4:PT=PD-0.00019232STMF1.3, 其中STMF为蒸汽流量。

调节级压力:P1 (s) =0.013044/ (1+13s) STMF (s) 。

3.3 不同AGC控制方案调节效果的仿真对比

这里做两种AGC控制方案的对比:一种为原DEB400的协调控制方案, 另一种为煤质自适应改进DEB的AGC控制方案。

1) 滑压方式大幅升降负荷的两控制方案效果对比。仿真负荷从160MW, 以6MW/min速率, 变至300MW。调节趋势见图3, 其调节品质见表1, 表中调节时间以负荷偏差进入稳态后, 主汽压力进入±0.3以内计算。可见煤质自适应的AGC控制在调节时间与主汽压力动态偏差明显优于原控制, 煤质自适应控制的改进方案更能适应机组变负荷能力的要求。

2) 煤质变化的两控制方案效果对比。真记录如图4, 煤质变化量从相对量的1变为0.75, 再返回1。主要参数变化见表2, 可见带煤质自适应的AGC控制在主汽压力动态偏差、调节时间、负荷动态偏差的控制上明显优于原控制方案。

3) 煤质变化后机组负荷变动试验的仿真记录表3, 负荷从160MW, 以6MW/min速率, 变至300MW目标值。煤质变化量从相对的1变为0.75。原控制方案中因未考虑煤质变化的影响, 变化过程中燃料调节已不能适应煤质的变化, 出现主汽压力跟不上, 负荷变化率明显减小, 降至1.4%Pe/min。

4) 一次调频扰动下仿真的效果对比。加入的最大一次调频响应阶跃值18MW, 仿真调节见图5, 记录的主参数调节品质见表4。可见改进后带煤质自适应的控制方案, 其煤量的变化只是原控制方案的三分之一左右。

一次调频扰动下的仿真曲线

4 煤质自适应AGC控制的应用

采用煤质自适应改进DEB协调控制方案的某300MW直吹式煤粉炉机组的AGC控机降负荷如图6, 负荷从250MW降至210MW, 设定负荷变化率为3MW/min, 实际负荷平均变化率为3.0MW/min, 主汽压力动态偏差为[-0.18, 0.31]MPa, 主汽压力稳态偏差为[-0.15, 0.11]MPa。从图中还可看出煤量变化平滑, 控制效果优良, 并可进一步加大AGC的负荷变化速率设定值。

5 结论

介绍一种基于带煤质自适应的改进DEB控制方案, 通过对300MW实测参数建模后的仿真表明, 此控制策略能很好地克服汽机、锅炉侧的包括煤质变化等的各种扰动, 并且在AGC控机中能较好适应电网的要求, 同时兼顾机组滑压运行的主汽压力、煤量等变化的经济性与安全性要求。实际已应用的煤粉炉、循环流化床机组同时表明, 此方案是成功的。

参考文献

[1]刘友宽, 卢勇, 苏适, 段勇.煤质自适应的火电机组AGC控制策略应用研究[C].中国南方电网2008年技术论坛文集, 2008, 12.

[2]刘友宽, 刘伟.DEB协调控制系统模拟试验及应用[J].云南电力技术, 2004, 1.

[3]田亮, 曾德良, 刘吉臻, 赵征.简化的33OMW机组非线性动态模型[J].中国电机工程学报, Vo1.24 No.8 Aug.2004.

煤质自适应 篇3

煤气化是煤化工最核心的关键技术。而如何选择适用的气化工艺装备, 关键是要和项目自身的煤种、煤质相匹配。目前, 一些煤化工示范项目的问题, 就是出在气化工艺煤种适应性这个环节上。研讨会就如何提高气化炉对煤种、煤质的适应性, 提高煤炭企业 (或煤化工项目企业) 对化工用煤的针对性, 避免和减少煤化工示范项目企业在气化炉对原料煤适应性上再出现更多的问题, 给出了相关指导。

1 问题研讨:深入、精彩

中国煤炭工业协会刘峰副会长的致辞既简洁又联系实际, 点出了此次研讨会的目的, 受到与会代表的一致好评。

刘峰说道, 煤炭深加工产业或煤化工产业, 是将煤炭进行高效洁净转化的产业, 一方面可以生产替代油气能源的燃料 (煤制油、煤制气) , 另一方面还可以生产能替代石油化工、天然气化工, 市场上紧缺的化工产品 (煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制芳烃等) 。通过高度技术集成和高自动化程度的煤炭化学洁净转化, 可以优化煤炭行业的产业结构和产品结构, 提高煤炭行业企业的经济效益, 并可通过先进环保技术对污染物进行集中处理, 减少对环境的影响。为保障煤化工产业科学健康发展, 中国煤炭工业协会和中国煤炭加工利用协会在2013年12月出台了《关于促进煤炭工业现代煤化工产业科学发展的指导意见》, 提出了2030年前后力争实现10亿t煤炭转化 (不含炼焦) 的目标。

他说, 正是为了提高气化炉对煤种、煤质的适应性, 提高洗选加工企业对化工用煤的针对性, 避免和减少煤化工示范项目企业, 以及即将上马的煤化工示范项目企业, 在气化炉对原料煤适应性上再出现更多的问题, 中国煤炭加工利用协会才举办了此次会议。会议目的就是加强气化炉技术提供商与原料煤提供企业、煤化工项目方的统筹协调, 重视煤种煤质适应性问题, 在煤气化环节少走弯路, 共同促进气化工艺的技术进步, 为保障煤化工产业健康发展提供技术支持。同时, 刘峰指出, 煤化工产业是一个环境约束和水资源约束非常强的产业, 应倡导发展高能效、节水型煤化工技术工艺。并希望有关部门和组织加快进行煤化工产业各产品能耗的标定工作, 以保障煤化工产业绿色低碳发展。

石油和化学工业规划院院长顾宗勤, 从国家宏观层面和煤化工产业科学发展的高度出发, 结合当前煤化工示范项目发展的实际, 为与会代表带来非常解渴的具体指导。他阐述了煤气化技术的发展现状、煤气化存在的问题以及煤气化技术发展的主要方向。顾宗勤表示:我国目前已基本具备依靠自身力量建设大型煤化工项目的能力, 有许多现代煤化的工艺技术已经工程化。但是一定要重视煤气化技术与煤质煤种的匹配性问题, 重视煤化工项目的管理和风险问题, 要积极开发适合国内煤种的多种气化技术, 提高装置运行稳定性, 从而为提高煤炭资源利用率、推进煤炭洁净高效转化发挥积极作用。

中科院煤转化国家重点实验室 (山西煤化所) 李文副主任, 从灰化学角度, 结合目前一些知名的现代煤化工项目, 从煤炭灰熔点和煤灰的粘温特性这两个重要的煤气化指标上, 深入阐述了其对煤气化过程的影响, 既有理论高度, 又有工程实践的佐证, 让与会专业代表受益匪浅。李文在报告中根据煤灰成分组成特点将煤灰分为4类, 以更好地归纳灰化学性质。他发现降温速率、残碳和渣中Fe的形态均对黏度有影响, Tcv由固相最大生成速率决定。而先确定黏温曲线类型和Tcv, 可精确选择分段模型应用的边界条件, 显著提高预测效果。最后优化后的模型可用于指导液态排渣气化炉的煤种选择、调控及操作工艺条件的优化。

国家选煤大师、大地工程集团副总裁邓晓阳, 为代表带来了最新的现代选煤新技术:低阶煤的“脱粉入洗”和“泥化分选”技术工艺。邓大师的讲解让人耳目一新。目前我国优质煤炭资源正在急剧减少, 随着西部煤炭资源的大开发, 生产出的大量低阶煤如何有效洗选和分质利用, 是一个非常重要的问题。在这些低阶煤当中, 有相当一部分为高灰分、高水分、高硫分、低发热量煤, 这些煤, 如果得不到很好的洗选, 就得不到很好的利用。而这两种新型的洗选加工工艺技术为低阶煤的洗选加工找到了新出路。

中国煤炭工业协会洁净煤与综合利用部主任、中国煤炭工业协会选煤分会会长、中国煤炭加工利用协会副会长张绍强, 从煤化工产业层面分析了煤化工发展面临的主要问题, 以及解决这些问题的有益思路。他认为, 我国应有序推动现代煤化工产业发展, 通过示范项目建设, 依托重大示范工程推动自有知识产权技术、装备的创新并实现产业化, 使煤化工产业技术水平大幅提升, 能源转化效率进一步提高, 对生态环境的负面影响进一步降低, 产业发展模式进一步明确。其中应大力鼓励和优先发展高硫、褐煤等低质煤发展现代煤化工产业。同时, 他提出要切忌贪大求洋, 努力发展各种经济、实用的煤化工产业。

国家煤炭质量监督检验中心、煤科总院煤化工分院副院长陈亚飞, 从掌握比较全面的各地煤质资料出发, 集中介绍了我国煤质煤种的总体特点, 并重点分析了山西、内蒙神东、甘肃陇东等重点煤化工项目的煤种煤质情况, 并对煤化工的关键技术及煤化工产业的科学发展进行了阐述。

石油和化学工业规划院石化处副总工程师刘延伟, 从煤化工产品市场分析、对煤气化技术的反思、煤化工项目的最新动态三方面展开了此次的报告。他首先对目前我国煤气化技术的发展进行了肯定。他说截止到目前, 我国各类煤气化技术居于世界领先水平, 并成功实现了工业化, 积累了大量现场经验。同时, 他也指出我国煤化工项目工程示范中存在的不足:投产的一些煤化工项目负荷较低, 没有按时达标达产。究其原因, 主要问题都是出在煤气化工段, 根源是煤种问题。最适合煤炭气化的煤种是长焰煤、不黏煤。刘延伟认为:煤气化技术选择是有技术经济边界的, 不顾煤种特点选择气化工艺会给项目投资带来很大风险, 很难保证长周期稳定运行。

除了以上主报告外, 会议还围绕会议主题展开了广泛研讨。陕煤化集团、大同煤矿集团、兖矿集团、内蒙煤炭局、中煤图克大化肥项目部等8个报告, 就煤质煤种情况及其各自企业的煤化工规划情况进行了介绍, 并提出了气化工艺选择领域的相关问题和与会专家进行了互动研讨。

来自16个煤气化技术设备厂家的专业技术人员就各自的煤气化技术与煤质的适应性, 在会上与会议代表进行了充分研讨和互动。参会代表普遍认为, 这次研讨会是一次十分难得的学习机会, 为他们补充了很多相关知识, 提高了对煤气化和煤质煤种适应性的认识水平。

2 参观考察:生动感性、反响热烈

在参观考察方面, 会议组织者做了大量准备工作。在研讨结束后, 与会人员参观考察了世界首套、全球最大的中国神华集团煤制烯烃示范项目、世界第一套也是唯一一套神华煤直接液化制油项目, 以及世界上最大的化肥项目中煤能源集团图克大化肥项目。

在参观过程中, 代表们与示范项目企业的技术领导和专家们进行了很好的互动, 了解了示范项目的整体工艺流程、气化装置的运行情况及其与煤质煤种的匹配情况。他们还具体询问了几种典型的气化炉:壳牌 (神华煤制油气化制氢) 、德士古 (神华煤制烯烃气化炉) 、泽玛克炉 (中煤图克煤制合成氨气化炉) 的运行情况及其对煤种的相应要求, 以及在试车、开车中的主要技术改进情况等。

中煤鄂尔多斯能源化工公司总经理李晓东、神华包头煤化工公司副总经理胡先君、神华煤制油化工公司鄂尔多斯煤制油分公司副总工程师刘东明, 分别在各项目现场接待了会议代表, 并就相关技术问题进行了讲解。代表们在壮观的观礼台前、在令人惊喜的成品车间里、在与示范项目企业领导的互动中流连忘返。

3 后续工作:深入研究、集中报道