气化流程技术

2024-08-03

气化流程技术（共7篇）

气化流程技术篇1

甲醇厂自试车以来, 由于生产原料煤煤质的改变、废锅本身设计存在缺陷等因素的影响, 气化炉辐射废锅结渣严重, 经过两年科技攻关, 技术应用后, 气化炉运行周期明显增加, 由原来最长连续运行12天增加到最长65天, 气化炉负荷由61%增加到最大100%, 科技成果显著。

但是由于该气化炉设备为上世纪80年代产品, 工艺和设备设计均存在不同程度的缺陷, 而且随着气化炉运行时间增加, 暴露出了许多问题, 主要问题是对流废锅内芯泄漏严重, 次数频繁, 检修难度大, 检修时间长;吹灰阀门内漏严重, 吹灰压力低, 吹灰效果不好, 积灰严重, 热量后移, 导致对流废锅出口温度高, 运行后期气化炉运行负荷低等。以上问题在2012年尤为突出, 严重影响了甲醇厂正常生产运行, 气化炉倒炉、检修次数频繁, 甲醇产量较低, 生产成本高。

目前气化炉对煤质适应性差, 煤质稍波动, 就会造成气化炉排渣量少、辐射废锅内堵渣, 被迫气化炉降负荷运行或停车检修, 停车后每次检修时间约10天;对流废锅内芯泄漏频繁, 每次提芯检修时间约15天;因吹灰阀门泄漏严重, 压力低, 吹灰效果不佳, 气化运行至后期, 对流废锅出口温度高, 只能降负荷维持运行, 最低负荷降至半负荷运行。因此, 在正常运行过程中, 气化炉几乎做不到备炉状态, 气化炉出现频繁检修状态, 气化炉连续运行时间短, 而且运行至后期负荷低。本课题研究成功后, 将有效的解决目前气化关键设备存在问题, 预计实现气化炉平均负荷由97%左右增加到110%, 单台气化炉平均连续运行周期由16天增加至50天以上, 正常情况下, 气化炉实现完好备炉状态, 将大大提高甲醇产量, 降低能耗, 减少检维修费用, 提高企业竞争力。

针对以上问题, 本课题依托现有甲醇厂一套气化装置, 通过对吹灰阀门、对流废锅内芯、喷淋设备等关键设备进行自主研发, 并形成一套关键设备技术, 在甲醇一台气化炉上作运行试验, 检验自主研发成果, 以便在其他两台气化炉上推广应用, 从根本上解决气化炉存在设备缺陷和不足, 保证整套装置安、稳、长、满、优运行, 实现达产、超产, 降低生产成本和装置运行风险, 提高企业经济效益和社会效益。

1 吹灰阀门设计及程序更改

正常运行期间, 因气化炉原首钢64台吹灰阀存在不同程度的内漏, 导致大量吹灰气泄漏至气化炉内, 导致压力较低, 从而使吹灰系统无法起到吹灰的作用。气化炉运行至后期, 因水冷壁积灰, 使水冷壁换热效率逐渐降低, 工艺气热量后移, 使对流废锅出口温度上涨, 为了降低对流出口温度, 常需要强制开吹灰阀门进行降温, 从而进一步使吹灰气压力下降, 以至于水冷壁积灰更加恶化, 最终使气化炉被迫降负荷运行。

针对吹灰系统的特点及目前吹灰阀门内漏较多的问题, 通过与阀门厂家沟通设计出适合吹灰系统特点的阀门, 而且通过将原设计的吹灰程序的更改, 现目前运行时避免了以上阀门内漏的问题。目前将吹灰程序分成了7个单系列, 每系列各增加一个新总阀, 吹灰时先打开单系列总阀, 再依次打开原吹灰阀进行吹灰, 吹灰完毕后关闭单系列总阀, 再打开下一组单系列总阀进行吹灰。当上一组单系列吹灰总阀关闭后, 工艺气被切断, 不能通过原来的吹灰阀门内漏, 从而提高吹灰气的压力。这样在高压力的吹灰气吹灰的情况下, 不但降低对吹灰阀门的磨损, 而且能将大量水冷壁上的积灰吹掉, 从而提高吹灰效果增加水冷壁的换热效率。而且此次技改阀门的特点较原首钢设计阀门优点多, 原首钢设计阀门与管线为焊接方式, 时常阀门内漏或填料泄漏时交出检修难度大, 只有从管道割下才能检修, 检修很不方便;现在改为法兰连接, 适用于此工况, 且便于检修维护。原首钢阀门是软密封阀座, 长时间高温下容易老化, 造成泄露, 现改为硬密封, 减少内漏, 从而提高压力吹灰压力。

2 气化炉辐射废锅内部增加喷淋水

当气化炉运行到后期, 导致对流废锅出口温度逐渐升高, 尤其是在割除部分新增水冷壁后, 因水冷壁换热面积大大缩小, 从而使对流废锅出口温度运行到后期更加恶化。高温工艺气通过拐点时, 导致液态渣也未能及时将温度降至正常水平, 从而增加液态渣被工艺气夹带至二次通道, 导致二次通道被堵塞的风险, 仅仅依靠吹灰气已无法将工艺气温度降低至正常水平。

为了解决以上问题, 通过在气化炉辐射废锅内部增加喷淋设备来降低工艺气温度。喷淋介质选用气化界区高压泵送出的高压锅炉给水作为水源, 水量根据对流温度进行程控控制;喷淋设备分布在辐射废锅内部, 形成一层圆形水膜, 覆盖第一通道, 对穿过一次通道的工艺气进行强制降温。通过以上不但解决了对工艺气的降温, 而且将高温液态渣降温至正常温度后掉落至废锅水浴中, 进一步降温后通过锁斗排至渣斗内, 降低堵塞二次通道的风险。

3 更换气化炉对流废锅内芯水冷壁

气化装置自2007年6月投料试车, 运行到后期因设备材质腐蚀较严重, 导致频繁泄漏。对流废锅内芯泄漏的水蒸气与水冷壁上及工艺气中携带的大量灰尘混合在一起, 导致工艺气流道变小甚至堵塞, 从而使气化炉压力高被迫停车处理。处理漏点期间, 因部分漏点部位就地不能处理, 只能抽出内芯进行补焊, 但因内芯变形严重, 在抽出及放置的过程非常困难, 为了消除水冷壁频繁泄漏而带来的问题, 现对原内芯进行更换。在此基础上为了解决吹灰螺杆鼓风机与水冷壁的摩擦泄漏、管束布局、局部应力累积泄漏、检修抽芯及放置困难等方面, 对对流废锅水冷壁的结构及尺寸重新设计, 现新设计的内芯尺寸较原来小。7个螺杆鼓风机对应水冷壁口尺寸改为原来1.2倍, 从而减少因水冷壁变形导致摩擦泄漏。下部联箱的焊接分布方式由原来的水平对齐改为上下错位, 从而方便补焊, 减少下部联箱内漏而无法补焊, 导致花费大量时间、大量人力等提内芯补焊工作。

摘要：德士古水煤浆气化技术是二十世纪四十年代美国德士古石油公司在重油气化基础上发展的气化技术, 经过开发七十年代推出了具有代表性的加压水煤浆气化技术。此技术于上世纪八十年代进入了中国。德士古水煤浆气化技术包括了煤浆制备、水煤浆气化、灰水处理等技术。根据热量回收方法气化炉分为全废锅流程气化工艺、半废锅流程气化工艺和激冷式流程气化工艺。神宁集团煤炭化学工业分公司甲醇厂德士古废锅流程气化技术全套设备为原首钢德士古全废锅流程气化技术。

关键词：水煤浆,气化流程技术

生物质气化模型的流程模拟篇2

生物质气化被认为是一种生物质能利用的重要方式[1]。但是生物质气化工艺过程非常复杂,包括了干燥、去挥发、热解以及气化等多个步骤。随着氢能利用日益受到关注,利用生物质气化固定床产氢也逐步受到关注[2,3,4]。为了深入了解氢气产气量与生物质气化物料、能量之间的关系,本文将利用化工过程模拟优化软件——Aspen Plus[5],在物料和热量平衡、相平衡、化学平衡及反应动力学基础上,依据Aspen Plus提供的物性数据、热力学估算模型库和丰富的过程单元模型库,对生物质气化过程进行模拟计算,为生物质气化工艺流程的工业化设计提供参考。

1 生物质气化模型的建立

1.1 模型的原始参数

选用水蒸气作为气化剂,木屑作为生物质原料进行模拟计算。木屑的成分分析如表1中所示,模拟时物流主要入口参数及条件运行如表2所示。

1.2 模型的建立过程

本章选用水蒸气作为气化剂,木屑作为生物质原料,利用Aspen Plus工具软件建立流化床气化炉模型,并进行模拟计算。流化床气化炉内主要反应为燃料热解、燃料燃烧提供热量和气体重整反应三个部分[8]。在模型建立时把整个气化过程分为热解、气化两个部分来模拟。如图1所示的气化模型流程图,图中包括4个模块,8个物流,2个热流。

由GASIFY反应器中考虑的主要气化反应过程包括[6,7]:

C+H2O=CO+H2

CO+H2O=CO2+H2

C+CO2=2CO

C+2H2=CH4

CH4+H2O=CO+3H2

CH4+2H2O=CO2+4H2

在Flowsheeting /Calculator下建立Fortran模块RYIELD来计算热解产物的产率。

2 计算结果

2.1 产物气组成

模型运行时自动计算物流平衡、元素平衡和热量平衡。产物气中各组分的体积百分数见表4所示。

2.2 温度对气化结果的影响

本章在一定的压力(1 atm)和蒸汽与木屑质量配比(1.0)情况下,研究了气化温度在600～900 ℃范围内变化时对气化成分的影响,并通过软件的灵敏度分析得到如图2所示的结果。

由图2可知,随着气化反应温度的升高,CH4、CO2的含量有所下降,CO的含量持续增加,H2的含量出现先增加后又略减的趋势,并在700 ℃左右出现最大值,此时体积分数为61%。从反应动力学角度看,水蒸气与碳反应都是吸热反应,提高温度有利于水蒸气还原反应的进行,因此会出现图2所示的趋势。

2.3 压力对气化结果的影响

在一定的温度(700 ℃)和蒸汽与木屑配比(1.0)的情况下,研究了压力在1～10 atm(即1.013～10.13 bar)范围内变化时对气化成分的影响,如图3所示。

由图3可看出,随着压力的增大,H2、CO含量逐渐减少,而CO2、CH4含量增加。在一平衡体系中,压力增大,则平衡往压力减小的方向移动。对于气化器中的反应,C+H2O=CO+H2,C+CO2=2CO,CH4+H2O=CO+3H2,CH4+2H2O=CO2+4H2,压力增大,反应均向左移动,不利于H2、CO的生成,因此会出现图中所示的变化趋势[9]。

2.4 水蒸气与木屑质量配比对气化结果的影响

在一定的压力(1 atm)和气化温度(700 ℃)的情况下,研究了水蒸气与木屑的配比在0.1～1.6范围内变化时对气化成分的影响,如图4所示。由图4可知,随着水蒸气与木屑配比的提高,即加入的蒸汽量增多,气化产物中H2和CO2的量明显增加,当配比到达1.6时,H2的体积分数达到63.18%。从化学反应平衡的角度分析,加入水蒸气的量增多意味着反应物浓度增大,有利于碳与水蒸气的还原反应向正方向进行,因此产生的H2增多。而CO的量及其比例显著减少,在配比为1.6时,CO仅占13.45%。CH4所占的比例也持续降低,但由于其含量很少,所以变化趋势不太明显。

3 结语

运用AspenPlus软件建立了生物质——木屑的气化模型,计算得出气化气的组成,其中木屑水蒸气气化产物的主要成分为N2、H2、CO、CO2和CH4,H2含量可达60%以上。温度、蒸汽与生物质质量配比、压力等参数对气化结果有重要影响,随着气化温度的升高,气化产物中CO的体积分数有显著提高,H2含量先增大后减小,在700 ℃左右达到最大值,而CO、CH4含量不断下降。压力的增大,导致H2、CO的含量减少,CO、CH4含量不断增加。蒸汽量的增大,可使气化产物中H2的体积分数增加,有利于H2产率产物热值的提高。

参考文献

[1] J. J. Li, X. Zhuang , P. DeLaquil, E. D. Larson. Biomass energy in China and its potential[J]. Energy for Sustainable Development, 2001,5(4): 66-80.

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[3]S.G.Li,S.P.Xu,S.Q.Liu,C.Yang,Q.H.Lu.Fast pyrolysisof biomass in free-fall reactor for hydrogen-rich gas[J].Fuel Pro-cessing Technology,2004,85(5):1201-1211.

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[5]Aspen Technology,Inc.,ASPEN PLUS User Models.Cambridge:As-pentech,2006.

[6] W. Piyarat, H. Masayuki, T. Chaiyot. Effects of gasifying conditions and bed materials on fluidized bed steam gasiflcation of wood biomass[J]. Bioresource Technology, 2009, 100(8):1419-1427.

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[8] P. Lunghi, R. Burzacca. Energy recovery from industrial waste of a confectionery plant by means of BIGFC plant[J]. Energy, 2004,29(6):2601-2617.

气化流程技术篇3

(1) 国内只有宁煤25万吨/年甲醇项目采用废锅流程的德士古气化技术, 而国内激冷流程的德士古气化技术激冷水采用灰水。

(2) 依托现有甲醇厂气化装置加以利用 (修旧利废) , 通过对过剩的灰水回收再利用, 减少系统外补水, 从根本上解决灰水过剩问题, 优化生产装置, 保证整套装置安、稳、长、满、优运行, 实现达产、超产, 降低生产成本、提高企业经济效益和社会效益。

2 改造前现状

原气化装置水系统不平衡, 废水处理工段 (二套装置) 处理能力小, 灰水裕量大, 且气化炉增加激冷水后, 使灰水槽 (TK-151) 和煤浆制备固体循环罐 (TK-107) 溢流严重 (见图1) , 外排水量大, 环境污染严重。

改造前两台气化炉运行需用空分冷凝液 (蒸汽冷凝液) 20m3/h, 单台气化炉激冷水所用中压锅炉给水8m3/h, 两台气化炉锁斗充压所用中压锅炉给水8m3/h, 外排蒸汽冷凝液5m3/h, 其中伴热蒸汽冷凝液收集罐的闪蒸气为

3m3/h (每年回收6个月) , E-196为2m3/h (全年回收) , 配置添加剂所用原水约2m3/h, 界区保洁及冲洗用水约1m3/h。

3 改造措施

(1) 选择甲醇厂1台气化炉的激冷水及喷头进行改造, 摸索规律、调整其相关工艺参数、指标, 最终找出工业生产中气化炉废锅激冷水喷头最佳安装位置和操作工艺参数, 为其它2台气化炉的废锅改造提供依据。

(2) 根据目前工艺冷凝液作为激冷水温度高的问题, 进行分析, 利用废旧换热器将工艺冷凝液降温后再供激冷水系统所用。

(3) 优化三台气化炉系统外补水的操作, 使用量接近设计值。

(4) 安装两台714工序技改更换下来的废旧离心泵, 将过剩灰水加压后供配置添加剂所用、冲洗界区地面保洁用水、冲洗煤浆泵、补充除氧器 (D-510) 用水 (工艺冷凝液补水不够时) 和向污水处理460A工序气体塔所用水 (连续供水15m3/h以上) 。

(5) 用高压灰水代替中压锅炉给水, 给锁斗充压。

(6) 增加废旧换热器将气化界区伴热蒸汽冷凝液收集罐的闪蒸气再回收利用。

(7) 利用装置已有的高压排污罐, 将吹灰气换热器 (E-196A/B) 高压蒸汽冷凝液先进入高压排污罐内降温、降压后再输送至水汽车间除氧器 (D-801) 内回收利用。

(8) 配制低压锅炉给水管线至框架14、15层供三台气化炉的汽包、中间循环汽包、辐射废锅和对流废锅打压查漏时所用, 排水时直接排至常压排污罐内, 通过冷凝液泵输送至水汽车间凝结水箱, 做到清污分流, 减少了废水的产生, 同时节约了生产成本。

4 改造实施后

改造实施后, 有效的解决了废水处理压力大的问题。正常运行过程中, 减少了系统外补水, 空分冷凝液20m3/h, 中压锅炉给水16m3/h, 原水3m3/h, 减少外排蒸汽冷凝液3.5m3/h (折合全年) , 优化操作减少系统外补水2m3/h (中压锅炉给水) , 共计减少外排废水44.5m3/h;结合送至460汽提塔15m3/h深度处理, 共计减少气化界区灰水溢流量59.5m3/h, 大大减少污水处理费, 降低了生产成本, 提高企业竞争力。

5 改造的经济效益

5.1 直接经济效益

改造成功后, 正常运行过程中, 减少系统外补水, 空分冷凝液20m3/h, 中压锅炉给水16m3/h, 原水3m3/h, 回收冷凝液3.5m3h, 优化操作减少系统外补水2m3/h (中压锅炉给水) , 共计减少外排废水44.5m3/h, 每方系统外补水和每方蒸汽冷凝液按以下单价计算, 每年按330天计算, 甲醇厂每年的生产成本将减少186.6万元 (原水:2.71元/吨;蒸汽冷凝液:3.81元/吨;中压锅炉给:7.66元/吨;污水处理) 。

5.2 间接经济效益

气化流程技术篇4

中国铁建电气化局集团有限公司 (以下简称集团) 作为我国铁路建设四电领域的主力军, 在四电系统集成物资设备供应采购, 特别是在电气化专业相关设备的采购标准、流程管理、供应商选择等方面进行了探索, 形成了一套高效的管理模式。即在铁道部有关部门的统一集中领导和建设单位规范监管下, 由集团四电系统集成部门牵头负责审定技术标准和采购标准, 设备物资部门履行归口管理和采购职责, 集成项目经理部具体实施, 其他相关部门参与支持。

1 严控采购标准

电气化铁路站后四电工程所需的相关设备主要有通信、信号、牵引供电、电力供电四大类专业设备。其中, 牵引供电专业主要有牵引供变电工程设备、接触网工程设备及零部件、SCADA工程设备及控制保护、安全监控设备等;电力供电专业包括10 k V高压开关柜、低压开关柜、10 k V变压器、调压器、微机保护及综合自动化、交直流电源设备、箱式变电站、远动被控终端、箱式电抗补偿器等。

这些设备都具有专用性、系统性的特点。因此, 在设备采购过程中, 特别是制定设备采购标准——《技术规格书》时, 必须按照铁道部和总体设计要求, 比照国内外先进、品质优良的设备标准, 选择“先进、成熟、经济、适用、可靠”并符合技术标准的产品采购、安装、上线。对牵引变压器、自耦变压器、GIS开关柜、高压隔离开关、断路器、电压及电流互感器等牵引供电专业关键设备的采购更是如此。

《技术规格书》作为设备采购的基础性技术文件, 是招标文件不可缺少的部分和实施采购行为的重要依据, 是设备采购标准的重要体现形式。无论是在合同内采购专用关键设备, 还是按甲控招标采购通用设备, 都建立了同各设计单位和建设单位的良好沟通、报告机制, 坚持不定期向铁道部运输局客专技术部汇报项目进展情况, 旨在全面实现设计意图、准确把握采购标准、及时稳定集成方案。在编制设备采购《技术规格书》过程中, 重点把握以下几个方面的内容。

(1) 明确采用的规范及标准。采购设备应满足铁道部批复的初步设计及工程招标文件规定的标准要求, 具有国家级CMA, CMC或国际权威检测机构的检测报告, 属生产许可证、制造特许证、国家3C认证生产和认证的产品, 应有相应证明文件。相关设备的制造、试验和验收除了应满足《技术规格书》要求外, 需考虑其最新版本的可能性。

(2) 明确相关设备招标范围。首先明确设备采购需求, 在此基础上提出随机备品备件及质保期结束后2年的备品备件、专用测试仪表和专用维修工具和试验设备计划。生产企业或投标人应提出建议书, 并免费提供随机备品备件。

(3) 明确采购报价要求。明确相关设备的基本费用、技术服务、备品备件、专用工具的报价, 以便对报价进行评审。

(4) 明确接口和服务范围。鉴于电气化铁路相关设备接口较多, 在采购中对负责协调和统一招标包件各设备之间接口的设备供应商予以明确, 要求投标人应保证设备间接口满足招标人提出的相关资料信息和技术联络会议要求;与既有及后续设备提供单位相互配合, 保证接口之间的兼容性。投标人应承诺在质量保证期内, 若备品备件数量不能满足实际需要时, 应继续增加备品备件直至质量保证期期满为止。

(5) 明确生产、供货计划和保证措施。要求投标人应在投标文件中提供满足《技术规格书》规定供货期要求的生产、供货计划和供货保障措施, 并书面承诺如不能满足施工需要, 招标人有权采取紧急措施, 另行采购以确保工程进度, 也可采取调整合同数量乃至终止合同措施, 由此造成的一切经济损失由投标人承担。对于超重大件设备 (如牵引变压器) , 则要求投标人充分考虑现场的运输条件, 承诺中标后将产品运输到最终安装地点的设备基础上, 并在投标时提供运输方案。

2 明确对设备供应商的要求

根据铁道部行业行政许可管理要求, 部分电气化铁路相关设备上线需获得铁道部的行政许可。这部分铁路相关设备供应商必须取得铁道部行政许可才能进入铁路物资供应市场。在选择电气化铁路设备供应商时, 除要求有法人资格、具有有效的ISO 9000体系认证证书、一定运营或供货业绩、无不良缺陷记录或质量事故、满足一定注册资金要求等条件外, 要优先选用国内知名企业、资金实力雄厚、信誉度高的知名品牌, 选择国内高端或中外合资企业的设备。具体采购工作中, 为实现设备的可靠性、适用性、综合性、科学性、安全性要求, 在选择供应商过程中, 重点按资质、业绩、技术、保供能力等几方面提出限制条件, 针对供应商的试验检验手段、产品质量控制、售中售后服务严格要求, 使供应商保证生产供货周期, 为设备安装、调试提供有力的技术支撑。

2.1 严格筛选设备供应商资格

在采购过程中, 对设备制造商的注册资本金、质量保证体系、经营规模、财务状况、产品认证和检验试验、供货业绩和投标人方式 (如生产企业、联合体或代理商) 等方面的约束性规定进行审查, 选择推荐有实力、满足采购要求的供应商或代理商。

严格审查供应商经营状况及供货业绩, 确保供应商具备相应的履约能力;严格审查产品的质量认证、权威的检验检测报告、技术响应条款, 确保产品能满足技术需求;严格审查制造商、供应商 (代理商) 信誉, 规避产品发生过质量责任事故和有经济纠纷、司法诉讼的供应商。

对设备供应商资格审查采取2种模式, 即资格预审和资格后审。目前有的建设单位推行“资格前审”方式, 即为保证招标质量, 由建设单位、监督部门或招标人在发售标书前, 对潜在投标人的资格证明文件进行审查, 防止不满足资格条件的投标人弄虚作假、鱼目混珠。该方式有一定效果, 但因缺乏法规依据, 不能替代资格预审和资格后审。

2.2 明确设备的接口方案

要求制造商和供应商的制造工艺、设备、材料满足技术要求, 对其产品在电气化工程的兼容性和适用性负责, 并明确其产品可能存在的接口设备及接口条件, 要求供应商在技术联络阶段主动与施工单位、相关接口设备厂家共同确定接口事宜, 并将接口方案送招标人、设计单位确认。

2.3 严格设备的检验试验

在设备的检验试验方面, 供应商应在合同签订前提出型式试验及出厂试验的内容、标准、方法报采购方确认。出厂试验内容及标准应满足有关IEC, 中国国家标准或经投标人确认的标准规定, 采购方有权审查及参加出厂试验, 试验完成后, 应将试验报告提交采购方, 在得到批准后方能出厂发运。

2.4 完善设备的售后服务

在设备售中售后服务中, 供应商应派遣技术熟练、称职的人员到设备安装现场进行技术服务。提供现场安装的技术指导、现场培训、现场调试, 提供现场验收试验、3个月试运行期间和质量保证期内的服务。

目前, 高速铁路设备物资的市场处于培育发展阶段, 国内供应商在关键设备的生产制造、核心技术研发方面与完全满足招标采购、系统集成、安装调试仍存在一定差距, 对供应商的管理监督工作应进一步强化。

3 细化采购流程

《铁路建设项目物资设备管理办法》 (铁建设[2006]83号文) 规定了现行铁路物资设备管理体制。该办法规定:铁路建设物资设备分为甲方供应物资设备、甲方控制物资设备和自购物资设备三类。甲方供应物资设备 (简称甲供设备) 是指在工程招标文件和合同中约定, 由铁道部或建设单位招标采购供应的专用物资设备。甲方控制物资设备 (简称甲控设备) 是指在工程招标文件和合同中约定, 在建设单位监督下工程承包单位采购的物资设备, 主要是指对工程质量、安全和造价有直接影响的大宗通用物资设备。自购物资设备是指在工程招标文件和合同中约定, 由工程承包单位自行采购的物资设备。

3.1 甲供设备

甲供物资设备按《铁路建设项目甲供物资设备目录》分为铁道部管理供应的设备和建设单位管理供应的设备两大类。甲供设备由铁道部或建设单位负责采购供应并承担价格风险, 具体按施工单位上报的设备需求计划采购供应。生产厂家供货给施工现场, 项目部负责收货、点验。甲供设备的质量、供货期出现问题后, 需要建设单位、施工单位、生产厂商三方协商方可解决。

3.2 甲控设备

甲控设备由施工单位作为责任主体在建设单位监督下进行公开招标采购, 建设单位负责确定供应商资格条件 (适合于资格后审方式) 或合格供应商 (适合于资格预审方式) , 监督招标、开标、评标、定标全过程, 并负责审批、决定招标计划和招标结果。甲控设备采购实质上由施工或集成单位实施并承担价格风险, 其主要流程包括:编报审批采购计划、发布招标公告、发售招标文件、修改和澄清招标文件、递交投标文件、确定评标委员会、开标、评标、定标、公布、招标结果、发布中标通知书、签订采购合同等流程。实践中, 招标包件划分原则的确定、技术规格书、招标文件特别是评标办法的评审工作是制约招标工作成败的关键。甲控设备招标采购程序从开始到签订合同一般需要1个月以上, 签订合同到厂家生产供货, 大部物资设备仍需要1个月左右, 对一些工期紧的项目造成一定影响。

3.3 专用和通用物资设备

为适应客运专线系统集成建设需要, 铁道部就客运专线系统集成物资设备招标采购有关事宜下发了《关于客运专线系统集成物资设备招标采购有关事宜的通知》 (铁建设函[2007]723号) , 规定系统集成物资设备 (涉及通信信号、牵引供电、运营调度、旅客服务、动车组检修等系统集成范畴内的物资设备) 分为专用物资设备和通用物资设备两大类, 统一纳入系统集成总承包招标范围, 与系统集成总承包一并招标, 具体分类按铁道部批准的划分原则确定。该办法要求在系统集成总承包合同中应明确约定专用物资设备的具体名称、规格、型号、生产供应厂家及供货价格等;当同一专用物资设备的生产厂家多于1个时, 该设备由招标人 (建设单位) 综合考虑质量、价格、服务等因素后确定。系统集成通用物资设备采购, 执行铁道部《铁路建设项目物资设备管理办法》 (铁建设[2006]83号) 等相关规定, 招标采购工作在铁道部运输局客专技术部组织指导下按甲控物资物资进行公开招标采购。

3.4 物资招标管理

近期, 铁道部先后下发了《关于印发铁路有形建设市场交易规则的通知》 (铁建设[2008]56号文) 、《关于进一步加强铁路建设有形市场管理和招标投标工作的通知》 (铁建设[2009]119号文) 、《关于进一步完善铁路工程招标投标工作的通知》 (建建[2009]275号文) 、《关于印发铁路有形建设市场管理办法的通知》 (铁建设[2010]39号文) , 制定了招标文件和资格预审文件标准化文本, 旨在进一步规范铁路设备物资招标采购工作, 从根本上维护招标人投标人利益和铁路有形市场交易秩序, 树立良好的公众形象, 为铁路快速发展服务。在今后的设备物资采购工作中, 应坚决按照铁道部统一部署和规定开展工作, 坚持招评标工作的公开、公平、公正原则, 把招投标法律法规落到实处。

4 结束语

要实现铁路发展战略, 践行“以人为本、服务运输、强本简末、系统优化、着眼发展”铁路建设理念, 保证设备结构安全和系统功能的实现, 客观上要求在电气化铁路相关设备采购过程中必须综合比选、严格把关;站在安全第一、人民利益高于一切的高度选择“先进、成熟、经济、适用、可靠”的符合设计技术标准的产品上线, 选择国内外先进、品质优良的设备采购安装使用, 为提高电气化铁路的装备技术水平做好各项工作。

安玉涛:中国铁建电气化局集团有限公司, 工程师,

煤气化技术发展动向篇5

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.

GSP气化技术运行改造篇6

关键词：GSP,气化,停车,优化,研究

神华宁夏煤业集团于2005年引进单台日耗煤2000吨单喷嘴干煤粉气化技术 (GSP干煤粉气化技术) 作为年产50万吨煤基聚丙烯项目的合成气生产技术。气化炉采用4开1备, 单台气化炉粗煤气产量130, 000Nm3/hr (CO+H2) , 煤气总产量52, 000Nm3/hr (CO+H2) 。2010年11月04日成功投料试车, 针对试车运行暴露的问题进行了大规模的技术改造, 优化了技术工艺, 解决了制约稳定运行的瓶颈问题, 实现世界首套大规模工业示范单喷嘴干煤粉气化装置满负荷稳定运行。

1 气化装置试车情况

作为世界首套大规模工业化应用的GSP粉煤气化技术, 在试车阶段遇到了一系列问题, 由于GSP干粉煤气化没有大规模运行经验可供借鉴, 对于遇到的一些问题, 经分析研究后, 还要靠实践去验证是否正确。2010年11月4日GSP干煤粉气化装置投料试车成功, 但是仅运行17分钟;之后多次出现煤粉输送不稳定、煤粉锁斗下料不畅、水冷壁挂渣不好等问题, 气化炉无法稳定运行。

2 试车过程中出现的主要问题及改造

2.1 密相输送系统出现的问题及改造优化

原设计煤粉输送完全依靠发料罐和气化炉间的压差实现控制, 即开车时通过逐渐提高发料罐和气化炉间的压差来增加煤粉输送量。但影响此压差改变的因素很多:a、发料罐压力的改变。发料罐在升压后, 其压力由补气和排气系统控制两组共四个阀门进行分程控制, 另外四个煤锁斗下料, 疏松气体控制阀、流化气体控制阀等控制气路气体的改变也会影响发料罐的压力。b、气化炉在开车升压过程中, 压力是受两个调节阀控制的, 在实际生产中, 由于阀门的延后性, 也很难控制气化炉压力恒定为设定的压力, 相反, 有时气化炉还会出现大的压力波动。由上知, 影响此压差的因素太多, 所涉及阀门就多达十几个, 所以很难通过压差的改变实现煤粉稳定输送。在开车过程中煤粉输送系统出现的问题较多, 如料位指示失真、锁斗进料程序混乱、锁斗下料不畅、煤粉的返料系统堵塞等, 其中最主要的问题是煤粉输送流量不稳定, 尤其是在开车阶段, 很难保持稳定的煤粉输送量。

在此情况下, 将给料器和气化炉压差控制在0.6MPa, 增加煤粉流量控制阀, 通过煤粉流量控制阀的调节来实现提升负荷的目的;另外, 为实现无扰动投料, 通过增设回流管线, 先将煤粉流量稳定后再进行投料工作。

(1) 增加流量控制阀

在每条煤粉输送管线出发料罐附近增设流量控制阀, 此安装位置是为了避免对质量流量计的检测造成影响。为避免流量调节阀被煤粉堵塞, 此阀上还设置吹扫气体。煤粉输送量是通过管道上的密度计和速度计测量得知。由密度计和速度计算出的质量流量传送至流量调节阀, 作为流量调节阀调控煤粉质量的信号。

当气化炉内的压力升高到一定值时, 且其它工艺条件也满足主烧嘴投料时, 控制进料仓和气化炉间的压差恒定不变, 通过调节流量调节阀的开度实现输送煤粉质量的调控。

(2) 增加三通阀和煤粉循环管线

在煤粉从发料罐至气化烧嘴的输送管线上设置三通阀, 在三通阀处加设煤粉循环管线, 煤粉循环管线与煤仓相连, 在煤粉循环管线上安装减压装置在减压装置前连接注入气体管线, 以建立背压。改造后的流程见图2.1。改造后的密相输送系统开车时, 先对煤粉的进料仓充压到一定的压力, 保持恒定。通过注入气体管线建立背压, 以模拟气化炉压力。注入气体管线的阀门是通过煤粉管线与气化炉之间的压差来调节。主烧嘴投料前, 煤粉通过三通阀调节输送至煤仓, 检查流量调节阀、计量仪表工作状况, 检查煤粉输送性质是否良好, 当煤粉管线循环量稳定在8t/h, 密度稳定在280-350kg/m3, 可认为循环建立成功。

2.2 水冷壁超温问题及改造

GSP干煤粉气化炉水冷壁是由液体熔渣、固体熔渣、屏蔽、填充物、冷却盘管组成。其主要作用是实现“以渣抗渣”, 气化过程中, 反应室的温度比较高, 产生的熔渣被烧嘴以小渣滴的形式甩至水冷壁, 然后在水冷壁上形成一个固化的熔渣层。该固化的熔渣层厚度取决于反应室内的火焰温度和熔渣温度。气化炉采用水冷壁结构, 无耐火砖, 预计水冷壁使用寿命25年。

GSP气化炉主烧嘴氧气和煤粉是按一定角度旋流喷入气化室的, 氧气旋流角度直接影响着气化室的流场及温度分布, 如果氧气旋流角度过大, 则混合区和高温区集中在气化炉上部, 回流区受限, 导致气化反应室上部挂渣困难;若角度太小, 则混合区下移, 煤粉弥散不充分, 在气化炉内停留时间变短, 导致碳砖化率降低, 所以选择适宜的氧气旋流角度非常重要。由于GSP气化装置首次工业应用, 缺乏一定的技术和经验, 在选择氧气旋流角度方面, 没有明确的定论;操作方面特别是煤粉给料先后次序及投氧量的控制上需要自己不断摸索, 而且水冷壁碳化硅涂层还存在一定质量问题。经多次试车后, 发现3#气化炉水冷壁挂渣不理想, 气化炉上锥段水冷壁局部烧穿。

分析主要原因: (1) 氧气旋流角度过大; (2) 投料时, 开车气LPG流量过大, 主烧嘴三根煤未同时投料, 主烧嘴出口煤粉分布不均匀, 部分区域过氧, 导致气化炉内部分区超温; (3) 运行时三根煤粉管线间的流量波动较大, 主烧嘴出口颗粒相弥散不充分, 偏烧, 水冷壁外部SiC烧熔, 导致水冷壁烧穿。

经整改决定: (1) 在原有设计基础上对氧气旋流罩角度进行调整, 减小氧气旋流罩的角度。在氧气旋流罩旋流角度减小后, 气化炉的火焰变长, 回流区下移并变小, 使得气化炉高温区向中心轴收缩; (2) 优化投料顺序, 即投煤时三根煤粉线低负荷同时投, 投煤量控制在36t/h, 阀门初始开度27%, 提负荷时, 坚持少量多次, 每次不易超过1t/次。保障三根煤粉流量一致, 各煤粉管线流量差加连锁, 且尽可能降低LPG的流量及通入时间, 防止过氧; (3) 加大水冷壁循环水的流量, 调低水冷壁温差连锁值, 保护水冷壁。

为了确保水冷壁完好, 定期开炉检测水冷壁挂渣情况, 待挂渣完全理想后, 连续运行送气至变换。优化后主烧嘴投料运行20小时后, 开炉对水冷壁挂渣效果进行检查, 初步判断挂渣较为理想, 解决了气化炉水冷壁超温的问题。

3 结束语

GSP气化技术大规模装置出现频繁停车现象, 制约着GSP气化技术长周期运行的问题。通过不断优化气化技术, 完善相关工艺技术理论, 解决了影响长周期运行的瓶颈问题, 实现了GSP干煤粉气化装置的运行成功, 目前最长单炉运行时间达到66天, 标志着洁净煤气化技术在国内又多了一条技术路线, 使国内煤气化技术更具全面, 选择性更多, 对促进我国煤炭资源的开发利用, 发展煤化工、使石油化工与煤化工的产品相互补充, 具有重大的战略意义和现实意义。

参考文献

[1]催意华, 袁善录.GSP加压气流床气化技术工艺分析[J].煤炭转化, 2008, 31 (1) :93-96.

煤气化技术选择依据篇7

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 $= \frac{煤气产量}{入炉干原料量} \times 100 %$

(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 $= \frac{生成的煤气中碳量}{单位重量煤中碳量} \times 100 %$

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 $= \frac{煤气的发热量}{原料的发热量} \times 100 %$

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。