煤制天然气工艺

煤制天然气工艺（精选10篇）

煤制天然气工艺 篇1

1煤制天然气技术概况

煤制天然气首先将煤气化生成合成器, 之后进行一氧化碳变换净化, 再接受甲烷化反应, 生成天然气。现阶段, 煤制天然气已经有了成熟的技术, 气化技术革新和催化剂的选择成为了研究关注的重点。

现阶段, 煤气化工艺主要有蒸汽-纯氧气化、加氢气化、催化蒸汽化三类。

纯氧化工艺是一种传统的煤气化工艺, 煤和纯氧加入气化炉发生气化反应, 这是一种比较成熟经济的气化方法, 美国大平原煤制天然气项目的工业化生产就选用了这种工艺, 对气化条件和温度压力的控制要求较高[1,2]。加氢气化是另外一种煤气化工艺, 煤和氢气在气化炉中将反应生成甲烷, 氢气可以直接外来, 或者从甲烷蒸汽中重整获得, 甲烷重整能够生成一氧化碳和氢气。

催化蒸汽化是一种高效率的煤气化工艺, 在催化剂条件下, 煤气化反应和甲烷化反应同时进行, 甲烷反应提供的热量直接供气化反应进行, 通过催化。美国巨点能源公司的蓝气技术应用了单体反应器和自主研发的可回收廉价技术催化剂, 借用甲烷化反应热维持气化反应进行, 无需添加纯氧, 减少了煤气化反应造成的热量损失, 已经开始了工业规模的试运行[3]。加氢气化与催化蒸汽化无需空分装置, 反应效率更高, 能耗更小, 但是催化剂的分离回收困难, 且催化剂的失活问题比较严重, 短时间内难以克服。

2煤制天然气工艺

介绍几种国内已经投入工业化生产的成熟煤制天然气生产工艺和先进的气化技术。

2.1固定床甲烷化

甲烷化反应是一种强放热反应, 固定床反应器中添加了列管换热器释放反应热量, 即便如此, 甲烷化反应仍然需要逐步进行, 在多个反应器中加深反应程度, 逐级释放热量, 采用多步气体循环的方式进行逐级冷却。

1) 鲁奇煤制天然气技术

这是一种成熟的、已经投入工业化生产的煤制天然气技术, 使用了两个绝缘固定床反应器, 分别采用容易失活的20%Ni/Al2O3和活性寿命均比较理想的高镍催化剂参与反应, 美国大平原天然气项目就采用了这种技术, 南非F-T煤制油工厂的半工业化煤制天然气试验工程同样采用了这项技术, 奥地利维也纳石油化工的半工业化设备也针对该技术进行了试运行, 几套设备的长期运转性能均比较理想。

2) 托普索煤制天然气技术

托普索甲烷化工艺使用了三个绝热固定床反应器, 不同反应器的反应温度存在一定差别, 反应压力都维持在3MPa。

3) 浆态床甲烷化工艺

该项技术中使用了大导热系数、大热容的液相惰性介质, 实现了甲烷化反应热量的迅速释放, 营造了类似恒温的反应条件, 维持合成反应在最佳动力学-化学平衡状态, 降低了甲烷化反应门限温度, 避免了催化剂在高温反应中出现的失活问题[4]。该工艺使用的反应设备是一种搅拌釜式的反应器, 外部配备加热和保温装置, 内部配备冷却盘管和气体分布、气液分离器装置, 原料气进入液态反应床之后, 在液相中和催化剂充分接触, 在全混流状态下完成反应, 温度控制简单有效, 催化剂选择性更强。

2.2气化技术

煤的气化仍然是煤制天然气工艺的关键技术, 对降低煤制天然气反应成本, 提高反应效率有着重要意义。现阶段, 比较成熟的气化技术主要有如下几种。

1) Lurgi碎煤加压气化技术

为第一代煤制天然气气化技术, 出现在上世纪30年代, 采用自热、逆流移动床的生产方式, 以氧-水蒸气为氧化剂, 从顶部闸斗仓送入煤块, 煤块加入气化炉后经干燥、干馏、气化、燃烧后, 使用刮刀清除煤渣, 氧化计通过喷嘴进入气化炉底部, 借助炉篦使之和逆流煤充分反应, 生成煤粗气, 经气化炉顶排出, 接受进一步的洗涤冷却。

2) BGL碎煤熔渣气化技术

该项技术是英国煤气公司和德国鲁奇公司对鲁奇公司原4型炉的改制, 是一种液态排渣固定床加压气化技术, 相比于固态排渣, 反应设备更加简单, 炉篦以渣池代替, 煤从顶部加入, 迎着气流向下移动过程中分别经过干燥、干馏和气化燃烧, 气化剂经气化炉底部喷嘴喷入, 使气化炉底部维持在搅动燃烧状态, 产生的高温直接融化炉渣, 自动流到炉底收集池, 煤粗气从上部排出。

3结束语

煤制天然气是非石油原料生产石油产品的重要技术手段, 能够为国家提供天然气供应, 同时解决煤炭燃烧造成的污染问题, 同时获得了较高的能量效率, 是一种高效的煤炭资源利用效率, 我国煤炭资源储量相对丰富, 采用煤制能源产品代替石油产品, 对保护国家能源安全有着重要的战略意义。

摘要：煤制天然气是一种高效率的清洁能源转化技术, 能够有效消除煤直接燃烧造成的空气污染和废渣问题, 对缓解国内能源供应和环境问题之间的矛盾有着重要意义, 本文主要研究煤制天然气技术, 总结分析了煤制天然气技术的发展现状和瓶颈, 并着重研究了固定床甲烷化技术和两种气化技术, 。

关键词：煤制天然气,催化剂,工艺

参考文献

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煤制天然气工艺 篇2

煤制天然气典型流程包括：备煤、空分、气化、废水处理、变换、净化、硫回收、甲烷化、加压、SNG（合成天然气）干燥、SNG输送等。

1、备煤

依气化工艺不同差别较大，主要是承担为气化提供合格原料煤的要求，一般包括配煤、干燥、磨煤、加压等环节。

2、空分

为气化提供氧气，同时为各装置提供氮气及压缩空气。根据气化技术的选型确定空分规模，可选技术包括国外的法液空、林德等，国内的杭氧、开分等，目前一般为内压缩流程，单系列小时制氧能力目前在4-8万立方。

3、气化

目前核准的四个项目中，大唐克旗、大唐阜新、庆华新疆项目均采用碎煤加压气化技术（改良Lurgi），汇能项目采用的是西北化工研究院的多元料浆气化技术。

4、废水处理

根据气化技术选择的不同，废水处理技术也将有所区别，一般选用改进型的A/O工艺。

5、变换

国内技术已经很成熟，采用耐硫宽温变换。

6、净化

主要是脱硫脱碳技术，主要采用的低温甲醇洗，大唐克旗、大唐阜新、庆华新疆项目采用的是化二院的低温甲醇洗技术。

7、硫回收

目前主要有生产硫磺和硫酸两种技术，根据产品导向和输运等多方面考虑，确定合适的工艺。

8、甲烷化 主要由鲁奇（鲁奇工艺技术+巴斯夫催化剂），戴维（戴维工艺技术+其母公司庄利万丰的催化剂，来源于英国煤气），托普索（工艺+催化剂）。大唐选择的是戴维技术，而庆华和汇能项目选择的是托普索技术。!

9、加压

将SNG升压至10MPa左右，以达到进行天然气高压输送管网的压力要求&

10、SNG干燥

主要是三甘醇脱水技术。

11、输送

煤制天然气工艺 篇3

关键词：煤制天然气项目；污水处理系统；膜处理；厂房抗渗抗腐蚀设计；施工要点

中图分类号：TU723 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2014）36-0094-02

1 工程概况

本工程地下结构形式为地下式水池，总尺寸为96m×51m，设计水位6m，防水等级二级。纵向设一处永久伸缩缝，两道1.2m宽后浇带，横向设一道1.2m宽后浇带，水池混凝土为C40 P8 F200。其装置专门处理循环水排污水、事故含盐废水、化学清洗液、有机污水回用浓盐水等含盐污水，一旦结构发生渗漏，会影响整个池体结构的耐久性，降低结构正常使用年限，甚至造成地下水、生产区域及自然环境污染。

2 膜处理车间抗渗抗腐蚀设计及施工要点

2.1 膜处理车间抗渗抗腐蚀设计原则

本工程抗渗抗腐蚀设计坚持“源头控制、末端防治”的原则，从提高池体自身抗渗抗腐蚀性能和采取有效补偿池体抗渗抗腐蚀的附加措施两方面入手，有效提高混凝土池体密实性、抗裂性、耐侵蚀性，防止有害离子渗透入混凝土内引起结构渗漏。

2.2 主动提高池体自身抗渗防腐蚀性能的基本措施

2.2.1 合理配制混凝土配合比，严格控制原材料产品质量。

（1）适配混凝土的抗渗等级应比设计要求提高0.2MPa。

（2）有效控制水灰比及水泥用量：水胶比不得大于0.50，有侵蚀性介质时水胶比不宜大于0.45；胶凝材料最小用量不宜小于320kg/m3，胶凝材料最大用量不宜大于400kg/m3；宜采用预拌商品混凝土，其入泵坍落度宜控制在120～160mm之间。

（3）选择优质水泥：宜采用低水化热的普通硅酸盐水泥，水泥强度不低于42.5；严禁使用带早强性能的水泥和含氯化物的水泥。

（4）选择较好的粗细骨料：为避免碱骨料反应，不得采用碳酸盐类碱活性粗、细骨料；粗骨料选用粒径为5～25mm的碎石，含泥量不大于1%；砂宜选用中粗砂，不宜使用海砂，中粗砂含泥量不应大于2.0%，砂率宜为35%～40%，泵送时可增至45%。

（5）合理选择外加剂及掺合料：为提高混凝土抗渗性、抗裂性、防止氯离子引起钢筋锈蚀，混凝土中可掺入CMA三膨胀源抗裂剂、防腐阻锈剂及引气减水剂；混凝土中应掺活性矿物掺合料，粉煤灰应采用I级粉煤灰，粉煤灰用量宜为胶凝材料总量的20%～30%。

2.2.2 控制好混凝土拌制、浇筑、振捣质量。

（1）配置混凝土必须按质量比计量投料且计量要准确。

（2）防水混凝土底板及池壁应分层连续浇筑或推移式连续浇筑的施工方式，分层厚度不得大于500mm，上下层的间隔时间不超过2h；同时采用二次振捣及二次抹压工艺，减少表面收缩裂纹。

（3）严格控制振捣间距、插入深度、振捣时间，且避免漏振、欠振、超振。

（4）混凝土浇筑完毕12h以后表面铺设保温保湿材料洒水养护，养护时间不得少于14天。

2.2.3 提高永久伸缩缝、后浇带、施工缝等细部抗渗抗腐蚀性能。

（1）永久伸缩缝的抗渗抗腐蚀设计及施工要点：为防止池内污水从永久伸缩缝处泄露，本工程永久伸缩缝设置4道防水措施。其中，橡胶止水带是第一道防渗措施，聚乙烯闭孔泡沫板与聚硫密封胶的结合应用、缓胀型遇水膨胀止水条、迎水面防水涂料分别形成第二、三、四道防水措施；水平设置的橡胶止水带两端应采取措施微微翘起与中间空心圆环成15°～30°水平夹角，便于浇筑混凝土时排出内部空气；橡胶止水带采用YC-3橡胶止水带高强接著剂进行冷粘法施工，把止水带需接面用磨光机磨平5～10cm、涂胶水用专制磨具压实即可，凝结时间快，施工简单，拉伸强度大于15MPa，满足质量要求。

（2）后浇带、施工缝的抗渗抗腐蚀设计及施工要点：水池后浇带及内外池壁施工缝处设置有-300×2.5m止水钢板及遇水膨胀止水条两道防水措施，止水钢板迎水面在施工缝50mm范围内涂刷2道环氧煤沥青漆进行防腐；后浇带施工缝及施工缝处止水钢板采用钢筋支架固定在钢筋托架及对拉螺栓上，搭接长度不小于20mm，且双面满焊，止水槽朝向迎水面。后浇带两侧遇水膨胀止水条待二次浇筑时用水泥钉固定在设计位置。

2.3 有效补偿池体抗渗抗腐蚀的被动措施

实践证明，在严酷的腐蚀环境下单靠提高混凝土自身密实性的基本措施是远远达不到耐久性要求，本工程将水泥基渗透结晶型防水涂料、无溶剂厚浆型环氧玻璃鳞片涂料、聚氨酯改性沥青防水卷材等防水材料用于池壁的抗渗透抗腐蚀施工，防止有害离子入侵。

2.3.1 水池内外壁的抗渗抗腐蚀设计。

（1）水池内壁的抗渗抗腐蚀施工工艺流程：基体表面处理→涂抹渗透结晶抗渗剂厚度≥1.2mm→H01-1环氧清漆第一道→满刮配套腻子一道→衬布两层（阴阳增一层布）、刷H01-1环氧清漆第二道→HW-1无溶剂厚浆型环氧玻璃鳞片涂料二道→S52-40厚浆型聚氨酯面漆二道水泥基渗透结晶型防水涂料涂覆于混凝土表面能有效堵塞混凝土毛细孔通道，形成防水功能。而含有较高颜料体积浓度的无溶剂厚浆型环氧玻璃鳞片在树脂中平行叠压排列，大大减慢了介质的渗透速度，从而有效抑制介质的扩散。

（2）水池外壁的抗渗防腐设计。地下水池外壁、底板、顶板防腐时，则采用自粘性聚氨酯改性沥青防水卷材、细石混凝土、聚苯乙烯泡沫塑料板做隔离层，防止地下水侵蚀及内部含盐污水外漏。对于水池外壁、底板、顶板的施工缝、后浇带和变形缝防水处，还应附加自粘性聚氨酯改性沥青防水卷材2mm厚，铺至缝边缘宽500mm。底板防水施工工艺流程：素土夯实→C15混凝土垫层100mm厚→3mm自粘性聚氨酯改性沥青防水卷材→C20细石混凝土40mm厚；水池外壁防水施工工艺流程：1∶2.5水泥砂浆找平20mm厚→3mm自粘性聚氨酯改性沥青防水卷材→30mm厚聚苯乙烯泡沫塑料板→回填粘土分层夯实；水池顶板防水施工工艺流程：钢筋混凝土顶板3mm→自粘性聚氨酯改性沥青防水卷材→50mm厚细石混凝土。

2.3.2 水池内外壁的抗渗抗腐蚀施工要点。

（1）水池内壁抗渗防腐施工要点：抗渗抗腐蚀层的水池内壁基层垂直面不做抹灰，表面无污染物附着，基本平整。内壁不平整处及转角不方正处采用角向打磨修复，且表面采用机械喷砂的处理方式以增强基层与涂料的附着力；水泥基渗透结晶型防水涂料配制应用清洁水配制，粉料∶水=1∶0.35～0.5配制。可采用刮板刮涂、毛刷涂覆、抹子抹涂等多种方法进行。一遍用量为0.5～0.8kg/m2，以施工两遍为宜，两层涂料的施工方向应相互垂直；无溶剂厚浆型环氧玻璃鳞片涂料采用涂刷或辊涂时，每道涂装不超过400μm以防止流挂。涂装环境温度在20℃及以上时，建议采用夏用型；在0℃～20℃时采用冬用型，但在5℃以下时涂料固化缓慢。底材温度应高于露点温度3℃以上；抗渗抗腐蚀层施工时，保证足够养护时间。水泥基渗透结晶型防水涂料涂抹施工完毕养护8天后方可进行抗腐蚀层施工，抗腐蚀层施工完毕养护10天后方能使用。

（2）水池外壁卷材防水施工要点：基层应牢固，基层表面应洁净平整，不得有空鼓、松动、起砂和脱皮现象；基层阴阳角处应做成圆弧形；自粘型聚氨酯改性沥青卷材立面铺贴易产生下坠滑落现象，这是卷材与基层之间粘结力偏低的原因，特别是低温下施工更有可能出现这种情况，为此可用手持汽油喷灯将卷材底面胶粘剂适当加热再行粘贴施工；自粘型聚氨酯改性沥青卷材铺贴时卷材不要拉得太紧，否则使卷材中存有拉应力，再加卷材使用中的后期收缩，易使卷材出现拉裂、转角处脱开或加速卷材老化。

参考文献

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煤制天然气工艺发展历程概述 篇4

1 国内煤制天然气工艺

1.1 加压移动床 (固定床) 气化

固态排渣鲁奇炉在国内外应用较广泛。优点为原料适应性较好, 单炉生产能力较大, 气化压力较高, 合成气氢碳比适中, 气化煤时, 可得到焦油、中油、轻油、粗酚氨等副产品;其缺点是煤气化产生废水量大并且处理难度大, 合成气质量较差 (含1096左右甲烷) 。

1.2 流化床气化炉工艺

(1) ICC灰容聚气化炉。此气化炉于2001年累计运行8000h以上, 所得煤气满足合成氨生产需要。此技术由中国科学院山西煤化所开发应用于陕西省一家企业。

(2) 其他流化床气化技术。由我国自主研发并建示范厂的有, 江苏大学开发成功的FM1.6-Ⅰ型气化炉, 1998年郑州建成首个示范煤气站, 两台炉产气50000Nm3/d, 向居民小区提供燃料气;由上海申江化肥成套设备有限公司与宁夏吴忠富荣化肥工业有限公司联合开发的载热体常压循环流化床粉煤气化技术, 于2000年进行了煤气产量为3000Nm3/h的工业性试验, 2002年8月达到连续运行。

1.3 气流床气化工艺

中国自主开发了多喷嘴煤浆气化工艺。神华煤田煤种属于低变质程度年轻烟煤, 煤质低硫、低灰、高发热量, 是优质气化原料。煤的0~50mm筛分组成中, 小于6mm粒度的重量占30%~40%, 机械强度85左右, HGI可磨指数53~56, 由于内水相对较高, 到北部地区达8%左右, 导致神华煤成浆性较差, 煤浆浓度66%左右, 大部分神华煤灰中Fe2O3、Ca O含量较高, 导致其灰熔点较低, 适合液态排渣气化炉使用。从煤的岩相分析可知其惰性组分 (丝碳) 含量较高, 对直接液化不利。神华煤不易长期储存, 暴晒、雨淋后会粉化, 影响机械强度。

工艺及设备应满足: (1) 具有自主知识产权; (2) 单炉生产能力2000t/d~3000t/d, 气化效率应80%~90%, 1000Nm3的 (CO+H) , 氧耗260Nm3左右; (3) 生产成本低; (4) 未来适应性强, 适宜可持续发展等。结合神华煤性质很难选出一种在各方面都占优势的气化工艺。

2 国外煤制天然气工艺

按气化的流体力学条件可分为移动床 (固定床) 气化、流化床气化、气流床 (夹带床) 气化、熔融床气化。

2.1 常压移动床 (固定床) 气化

这种工艺可分为以空气为汽化剂与原料煤或焦炭反应制空气煤气工艺;以空气和水蒸气为汽化剂与原料煤或焦炭反应制混合煤气 (发生炉煤气) 工艺。常压移动床 (固定床) 气化工艺从各反应物、反应条件及发生炉做了较多改进和尝试, 但其产量低、污染大、消耗多的缺点依然存在, 与其他煤气化技术相比限制因素较多, 潜力不足。

2.2 加压移动床 (固定床) 气化

液态鲁奇排渣炉由其工艺特点, 反应在高温下进行, 反应充分, 产物合成气品质好, 工艺废水少易净化, 与固态排渣相比单台炉产量增加三倍到五倍, 是一种有发展前途的气化炉。目前英国煤气公司的西天厂有两台, 德国有一台。

2.3 流化床气化工艺

(1) Winkler炉。首台工业化流化床煤气化炉是常压Winkler炉, 1926年在德国投运, 其后各国共建成约70台, 早期常压Winkler炉氧耗高、碳损失大 (超过20%) , 目前只有少量运行。

(2) HTW工艺炉。低温温克勒基础上的流化床粉煤气化技术, 工艺特点操作温度、压力高, 运行简单可靠, 有发展为大型化装置潜力。该技术已于20世纪90年代在整体煤气化联合循环发电系统中应用。单炉气化能力2840t/d, 生产电量367MW, 效率为45%。

(3) KRW气化炉。此工艺原为美国西屋电力公司开发, 后由于该公司大部分股权出让给凯洛格公司, 易名为KRW, 其主要改进是在原工艺基础上增加脱硫工艺。1984年在南非Sasol-Ⅱ厂建成了一套KRW装置, 气化炉处理能力1200t/d, 1987年实现工业化运行。

(4) 恩德粉煤气化炉。该技术易净化, 启停车方便, 气化率高, 投资较小, 为常压温克勒恩德基础上发展而成, 现有出单炉最大产粗煤煤气量为40000Nm3/h, 2001年景德镇市焦化煤气总厂投产了一台产气量为10000Nm3/h的工业示范炉, 以空气和水蒸气为汽化剂生产空气煤气供给焦炉作燃料气。

(5) U-Gas气化炉。与Winkler炉相比可气化粒度更小的粉煤, 其优点碳转化率高, 适应煤种范围广, 20世纪90年代初我国引进该技术, 于1995年4月投产, 这是U-Gas气化炉在世界上首套工业化装置, 以空气和水蒸气为汽化剂生产空气煤气供给焦炉作燃料气, 把焦炉煤气替换出来供城市煤气, 上海市城市煤气由天然气代替, 其于2002年停用。

2.4 气流床气化工艺

气流床气化由入炉原料分干法进料和湿法进料, 由气化压力分常压气化和加压气化, 由汽化剂不同, 分空气气化和氧气气化。有代表性的工业化气流床气化炉有K-T炉、shell-koppers炉、prenflo气化炉、shell气化炉、GSP气化炉、Texaco炉、Destee炉等。

(1) 气流床气化炉。K-T炉:最早实现气流床气化工艺工业化 (1952年) , 之后在17个国家20家工厂先后建设了77台炉, 其接近常压下气化, 主要用于生产合成氨和燃料气, 80年代后, 随第二代粉煤气化技术的工业化, K-T炉已停止再建。

Shell-koppers炉是K-T炉的加压形式。由shell公司和Krupp-Uhde公司前身Krupp-Koppers公司合作开发, 1978年在德国Hamburg-Harburg炼油厂建立了气化能力为150t/a的工艺示范装置, 1983年结束运转。

Prenflo气化炉:德国Uhde公司研发的加压K-T法, 最早商业化于1997年Puerto Uano建设的IGCC示范电站, 气化能力2500t/d, 是目前世界上运行最大的加压气流床气化炉。

shell气化炉:Shell公司自行研发的煤气化工艺简称SCGP。于1993年在荷兰Demkolec建成单台气化炉投煤量2000t/d的IGCC示范装置, 现已进入商业化运行。

(2) GSP气化炉。GSP气化炉技术有干法湿法俩种, 适用于大规模生产, 反应在高温高压下进行, 气化效率高, 碳转化率高, 激冷室直接水冷, 在投资上相对更有优势。1983年12月在黑水泵联合企业建成一套工业装置单台气化炉投煤量为720t/d, 工作压力3.0MPa, 1985年投入运行, 气化原料为褐煤, 产品煤气主要供作城市煤气调峰气源。

(3) 湿法气流床加压气化。湿法气流床加压气化工艺具有代表性的有GE (Texaco) 气化工艺、E-Gas两段式水煤浆气化工艺。

GE气化工艺在Montebello投产了第一套中试装置, 处理能力15t/d为煤气化发展史上一个重大开端。1973年联邦德国鲁尔化学公司 (RCH) 和鲁尔煤公司 (RAG) 开始与美国TEXACO发展公司合作, 于1975年建设了工业示范气化炉, 气化压力4.0Mpa, 投煤量150t/d, 基于该装置经验, Texaco煤气化技术的工业化得到迅速发展。美国Tampa IGCC装置是最大运行项目, 单炉气化能力2200t/d。

E-Gas工艺由DOW、Destee、Global发展起来的两段式水煤浆技术。DOW化学公司于1983年在小试装置基础上, 投用了一套工业示范装置, 单炉投煤量1090t/d。此装置的运行为1987年商业化装置 (设计投煤量为1430t/d) 的运行积累了大量经验。Wabash River有其最大气化能力2500t/d的IGCC项目。

3 结论

煤制天然气作为资金、资源、技术密集型产业, 其良好发展需要得到各方面的条件支持, 先进的技术、利好的政策、强劲的市场需求等都会对煤制天然气产业产生影响。从其发展历程中可以看出, 我国相较发达国家起步较晚, 国内投产项目以引进国外成套技术及设备为主, 这对我国煤制天然气发展产生了较大制约, 技术、设备国产化成为我们的必经之路, 但面对发展需要, 我们需要同时保持冷静理性的态度, 统筹全局有计划、有步骤的发展。基础设施建设, 市场培育, 产业规划布局等多方面都将对煤制天然气产业能否健康、稳定、快速发展起到重要影响作用。

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煤制天然气工艺 篇5

我国一次能源资的特点是“富煤、少气”，天然气供需矛盾突出、缺口逐年增大已是不可回避的严峻现实，这对能源的安全供应、国民经济的平稳运行以及全社会的可持续发展构成了严重威胁。 煤炭是我国一次能源的主体， 它不仅是主要的工业燃料，还是重要的化工原料，煤炭企业走煤基产业链的多元化发展路径，实现煤炭的清洁利用，有以下几种思路可供选择：①瞄准能源大市场，着力开发生产煤制油和煤制天然气等，以大市场带动产业大发展;②生产高附加值产品;③进行煤炭的高效清洁发电及输送。 发展煤化工、煤制气是富煤地区、煤炭企业的重要方向。近年来，煤炭成为引起大面积雾霾等大气污染的主要因素，天然气因清洁环保的特性成为理想能源，然而，我国天然气供应紧张，京津冀等地的“煤改气”进一步加剧了紧张局面。

煤制天然气在美国大平原成功运行 40 多年，技术上是可行的;近期中俄东线天然气供应协议的签订进一步推进气价改革，我国煤炭行情的低迷、天然气价格的上涨使其经济性看好。 特别是，将低阶煤炭转化成紧俏清洁的天然气是将相对富余资源转为稀缺资源的过程，能够调整煤炭消费结构， 实现煤炭的清洁利用，丰富了天然气来源的多元化。

1 煤制天然气产业流程介绍

煤制天然气产业链包括煤炭开采、运输、转化(煤制天然气)、管网输送 4个环节。 前两个环节投资门槛较低，而煤制天然气工厂及长输天然气管网的建设需要巨额投资。 煤制天然气工厂的工艺流程煤气化生成合成气、耐硫变换部分转化 CO、脱碳调整氢碳比、甲烷化等单元，其中煤气化及甲烷化技术是煤制天然气项目的关键技术，其余单元各项技术及装备基本实现国产化，实践证明其技术风险小。 煤气化技术包括固定床的鲁奇炉碎煤加压气化技术、Mark Plus(MK+)气化技术、BGL 煤气化技术， 还有气流床的 Shell 粉煤气化工艺、Texaco 水煤浆加压气化工艺、E-gas 水煤浆加压气化工艺、GSP 粉煤气化工艺等， 国产化的煤气化技术有东方炉、航天炉、清华炉等。

2 我国煤制天然气行业现状

国家对煤制天然气行业的态度经历了 ~ 年的政策约束期到 年以后的相对宽松期，但国家态度依然是相对谨慎，要求科学、有序、规范发展。目前煤制天然气行业的特征主要有：①煤制天然气投资巨大，参与主力以神华、中海油、华能、华电、大唐、国电、中电投等大型能源央企为主。 ②新疆、内蒙古、山西成为发展煤制天然气的主战场。 ③煤制天然气问题显著存在， 消耗大、CO2排放大、废水难处理成为制约煤制天然气项目能否 “核准”或获得“路条”的瓶颈。 ④国家对煤制天然气行业的.管理日益标准化。 年，《煤制天然气单位产品能源消耗限额》(GB 30179-2013) 发布， 对现有煤制天然气企业能耗限额限定值指标和新建企业能耗限额准入值指标进行了强制性要求。目前国家核准的首批示范项目有 4个，2013、2014 年陆续有十几个项目获得路条。 首批示范项目已投产，但还需时间来实现长期稳定运行。 国家能源局初步规划到 年，煤制天然气要达到 500 亿 m3以上，占国产气的 12.5%.

3 必要性分析

目前国内将煤炭转化为能源产品或精细化工产品的方式，主要有煤制油、煤制甲醇和二甲醚、煤制天然气等。 煤制天然气技术流程短、各项技术较成熟、风险较小，在技术上有着先天优势。 煤制天然气特点有：能量转化效率最高;单位热值耗水量煤制天然气最低，这对于富煤缺水的西部地区更为有利。 即便如此，煤制天然气受追捧的根本原因在于清洁的天然气具有强烈的市场需求，同时其经济性也被看好，发展前景广阔。

3.1 天然气需求旺盛全国持续出现大范围雾霾天气，天然气作为优质清洁能源，成为治霾的重要手段。 各地纷纷推进“煤改气”、“油改气”计划，天然气需求迅猛增长。 天然气汽车的迅猛发展进一步加大了对天然气的需求。 天然气作为清洁能源，在我国一次能源中的消费比重逐步上升，从 2010 年的 3.5%提升到了 的 5.9%， 但与发达国家 30%的比例差距仍然较大。 国务院 2014 年 4 月转发《关于保障天然气稳定供应长效机制的若干意见》指出，到 2020 年天然气供应能力达到 4000 亿 m3， 力 争达到 4200 亿 m3(2013 年为 1692 亿 m3)，其中要求满足“煤改气”工程的天然气需求为 1120 亿 m3。 对天然气如此巨大的需求是煤制天然气得以生存的根本，未来将成为“气化中国”的生力军。

3.2 经济性浅析煤制天然气项目比一般的制造业复杂，属于技术资金密集型产业，前期工程资金投入量大，其中设备投资占的比重较高，设备投产后因高昂的折旧费，一旦停产便会损失惨重，还包括人员中毒事故的直接损失、事故修复和环保处理待检等环节成本，项目回报周期更长。 研究显示，煤制天然气项目的回报周期在 7.5 年左右。

4 面临问题

发展煤制天然气项目有着技术上成熟、在煤化工中能量转化率占优、经济性看好等一系列优势，但作为一个新兴的系统工程，出现质疑、问题也在所难免。

4.1 能源二次转化问题煤制天然气将一次能源转化为二次能源，必定存在一定的能量损耗。 煤的清洁利用主要有清洁燃煤发电及煤制天然气两个路线。 目前清洁燃煤发电技术主要有两种技术路线：一 种是 IGCC 为 代表的技术，利用成熟的煤气化技术，集成蒸汽燃气联合循环技术实现高效清洁发电， 但系统相对复杂，投资偏高;另一种是通过提高常规发电机组的蒸汽参数来提高效率， 即超临界机组和超临界机组，该技术在国外已实现大规模生产，我国在该项技术及关键装备的国产化方面还存在一定瓶颈。 清洁燃煤发电技术的污染物排放量已经接近了天然气发电污染物排放水平，是目前最清洁、能效最高的用煤方式，也是煤制天然气乃至煤化工面临质疑的关键所在

。4.2 技术风险煤制天然气虽然技术上是成熟的，但作为一个庞大的系统工程，无专门技术人才，操作工需要较长时间熟悉装置操作，技术风险同样存在。 以劣质褐煤作原料的大唐克旗煤制天然气项目成功投产不足一月就停产的主要原因在于之前没做好试烧试验，煤中含有的碱性物质使得气化炉内壁腐蚀及内夹套减薄等。 大唐停止了克旗、阜新同样流程生产线的投产，接下来将在煤质参数方面进行深入研究。

4.3 环境污染问题我国煤制天然气产业高耗水， 主要分布在新疆、内蒙等西部地区，可能会加剧当地缺水状况。 煤气化废水含有大量酚类等有毒有害物质，高浓度难生物降解， 可能会影响当地生态环境及下游用水。国内外煤制天然气废水处理技术普遍存在出水效果不理想、系统稳定性差和处理成本高等问题。 寻求经济性、水质处理好、工艺稳定性强、运行费用低的煤制天然气废水处理工艺已经成为煤制天然气产业发展的迫切需求。

5 建议

煤制天然气能部分缓解中国的天然气“气荒”，也能推动煤炭清洁利用的步伐，是当前中国“能源转型最现实的选择”， 煤制天然气产业的黄金时代即将来临。 煤制天然气作为一个全新的工艺技术，设计是灵魂，材料装备是条件，工艺操作是基本保障，是一个庞大的系统工程。 由于工艺技术复杂，难免存在一定的技术风险，环保风险、管输风险、标准不一等也是制约煤制天然气产业发展的重要因素。煤制天然气产业的发展进程中除去应重视设计工作、加快专业人才培养及技术攻关之外，还应做好以下几项工作：

(1)示范工程项目进行或完成后及时进行经验总结，对出现的问题进行深刻的反思，采取相应的补救措施，为国家后续项目的顺利推进起到应有的示范作用。

(2)重视煤制天然气管输，应充分调研以做好管输成本预算工作， 解决好目标用户的开发问题，这是煤制天然气项目得以盈利的保障。

浅析煤制天然气项目气化工艺选择 篇6

我国是一个“缺油、少气、富煤”的国家, 煤炭是我国最主要的化石能源资源。发展新型煤化工正在成为我国能源建设的重要任务, 建设煤化工产业, 生产煤基清洁燃料, 是当前和未来几十年我国能源建设的重要需求, 符合我国“富煤、缺油、少气”资源状况的国情。

煤炭既是重要的一次能源, 也是重要的化工原料。利用先进的煤气化技术, 将煤转化为合成气, 生产天然气, 不仅可以提高煤的利用率, 同时还可以大量降低二氧化硫和二氧化碳排放量, 改善环境, 维护生态平衡, 增强人民身体健康。

准东煤田西黑山矿区煤层变质程度较低, 主要是不粘煤, 具有特低灰~低中灰、中高全水分-高全水分、中高挥发分、特低硫、特低磷~低磷、低-高融灰分、低含油、特高热值等特征。是良好的动力用煤, 也可作为气化、液化和炼油用煤, 具备大力发展煤炭资源转化的资源基础。

2 准东煤田煤质情况

选择不同煤气化工艺, 后序单元工艺方案将有较大差异, 煤制天然气项目采用新疆准东矿区煤, 根据煤种资料, 全水分17.45%, 空干基水分10.90%, 低位发热量21.38MJ/kg (ar) , 灰熔点 (DT) 1 040℃, (ST) 1 090℃, (FT) 1 130℃。属于水分含量高, 氧含量中等, 较难成浆性煤种。其灰分含量中等、固定碳含量中等、发热量较低, 该煤样灰熔点低, 可磨性很好, 硫含量低。属于变质程度较低的煤。

3 煤制天然气各种工艺路线对比

根据准东煤田煤质情况, 选择有代表性的水煤浆、GSP、Shell、Lurgi碎煤加压气化与BGL五种大型煤气化技术进行工艺路线的比选。煤气化技术的选择直接关系到全厂各装置或工序的投资、消耗, 最终影响产品成本。为选择最佳工艺路线, 将上述五种工艺路线从全流程进行综合比选。

五种煤气化技术的技术经济比较, 详见下表。 (该表中水煤浆气化以国产多元料浆为代表, 产品规模为40亿m3 (标) /a煤制天然气) 。

注1:原煤:150元/t, 天然气1.8元/m3 (标) ;煤成型的运行成本, 按40元/t计。注2:焦油:1 400元/t, 石脑油:3 500元/t, 粗酚:3 800元/t, 液氨:1 800元/t。

4 综述

综合以上比较, 分析如下:

1) 五种气化技术项目总投资最高的是Shell, 其次是水煤浆, GSP, Lurgi和BGL相近, BGL最低;单位完全成本最高、内部回收率最低的是Shell, 其次是水煤浆, GSP, Lurgi和BGL相近, BGL最低。

2) Shell煤气工艺是一种大型化的洁净煤气化工艺, 尽管Shell煤种适应性广气化效率高, 单炉能力大, 粗合成气中有效气 (CO+H2) 浓度高, 煤气化工艺操作费用较低, 但总体投资高, 综合技术经济效益低, 暂不推荐该技术。

3) 水煤浆气化技术国内有多套该类生产装置, 具有非常丰富的工业化经验, 技术成熟度高。但是由于原料煤成浆性较差, 需增加原料煤的热解处理, 增加了投资和原料消耗, 总体经济效益不理想。同时热解产生含酚、含氨难以处理的废水。因煤种原因采用水煤浆技术没有太大优势。

4) 准东煤田的煤挥发份较高, 化学活性好、灰熔点低 (FT:1 130℃) , 特别适合熔渣床气化技术;相反, 较低的灰熔点, 特别是灰熔温度范围窄 (DT:1 040℃、ST:1 090℃、FT:1 130℃) , 灰从变形温度DT到最终流动温度FT仅相差90℃, 固态排渣炉氧化区的操作温度必须控制得很低, 为维持较低的氧化区温度, 必须加入大量的蒸汽来压温, 导致污水处理量大, 更适合熔渣炉工艺。

5) 结合项目的原料特点、投资及总体经济效益和项目规模来看, GSP气化技术和熔渣炉BGL更适合煤制气项目, 各有其优缺点。

(1) BGL工艺的优点:粗煤气中含有部分甲烷, 减少了后续流程的负荷和投资。与Lurgi炉相比较大地提高了气化率和气化强度, 蒸汽使用量减少到Lurgi炉消耗量的10%~15%, 蒸汽分解率超过90%, 排放废水是碎Lurgi炉的1/6。同时在生产主产品SNG的同时, 副产高附加值的酚、焦油等副产品, 经济效益最好[1]。

(2) BGL工艺缺点:本煤种需要增加原料煤成型装置, 使得流程复杂。排放污水量虽然与Lurgi炉相比减少了, 但是污水中污染物浓度更高, 处理难度更大, 环保问题仍然存在。对于考虑污水不得外排, 要求污水尽可能回用, 需要对污水进行减量化和零排放的技术措施。由于污水没有外排渠道, 一旦污水处理运行没有达到预定目标, 则需要足够大的事故水储存容积, 同时返回循环水等其它装置回用的水质不能得到保证则会影响到整个装置的运行。此外, 若使用BGL工艺还存在两个不确定因素。一是原料煤直接成型后的热稳定等指标能否满足BGL气化技术所需要的指标 (即成型前是否需要其他预处理) 需要经过成型试验后才能确定, 如果不能满足, 则需增加原煤热解, 投资成本会增加很多, 效益也会显著下降。二是项目焦油等副产品在该地区的市场销售问题。

a) BGL技术可靠性分析:BGL技术在内蒙古金星化工项目和中煤图克项目上均实现了长周期运行。

b) GSP工艺优点:以粉煤为原料, 煤种适应性强, 技术指标优越, 设备寿命长, 装置大型化, 气化炉台数少, 操作方便维护量小, 连续运行周期长, 在线率高, 污水排放量小, 污水处理简单, 投资低, 节能环保;由于煤的灰熔点较低, GSP气化的操作温度较低, 煤耗和氧耗相对较低[2]。

c) GSP工艺缺点:由于其气化温度较高, 合成气中甲烷含量低, 后续流程的负荷较大, 氧气耗量较BGL技术多, 空分投资较高, 总投资比BGL技术稍高。由于没有副产焦油等副产品, 项目经济效益比BGL技术低一些。

d) GSP工艺技术可靠性分析:GSP工艺是Shell和水煤浆气化技术的融合, 在神华宁煤煤制烯烃项目上实现了长周期运行。

综上所述, BGL气化技术和GSP气化技术各有优势, 考虑到目前日趋严格的环境保护要求, 特别是处于新疆地区, 对环保要求非常严格, 在资源开发过程当中, 要最大限度地保护环境, 一切对生态环境造成破坏, 乃至影响可持续发展的项目, 利润再大, 新疆都应说“不”!在进行气化工艺选择时应进行煤种试烧, 综合判断才能有更全面的把握。

摘要：介绍了新疆准东煤田将军庙矿区煤种的煤质情况, 针对准东煤种高水含量、特低硫、高挥发分和低灰熔点, 以及可磨性好等特点, 对各种煤气化工艺进行了对比, 探讨了煤制天然气项目煤气化工艺选择方案。

关键词：煤制天然气,粉煤气化,熔渣气化,GSP气化,水煤浆气化

参考文献

[1]汪家铭.BGL碎煤熔渣气化技术及其工业应用[J].化学工业, 2011, 29 (7) :34~39.

煤制天然气气化工艺几个问题探讨 篇7

1 碎煤加压气化在技术上的优势

目前世界上把煤作为原料来制作化工产品的工厂中, 常用的煤气化工艺主要有以下几种, 例如碎煤加压气化工艺, 加压流化床气化, 加压固定床与液态排渣气化 (BGL) , 常压固定床间歇气化 (UGI) , 加压气流床气化, 常压流化床气化等。不同的煤气化工艺所需的原料煤品质的要求也不一样, 工艺的先进性、技术成熟的程度也有差别。碎煤加压气化, 是工业化最早使用的煤加压气化技术, 在国内外都得到了广泛的应用。它主要有以下特点:

(1) 可以对高水分、高灰分的劣质煤进行气化。

(2) 它采用的是逆流低温气化工艺, 制作工程中的煤耗、氧耗较低。

(3) 生产过程中的副产品焦油、酚等, 可进行综合利用。

(4) 它的操作稳定、弹性较大, 技术相对成熟。

(5) 产生的成品煤气的成分比较复杂, 甲烷的含量较高, 对蒸汽的消耗也较多。

碎煤在经过加压气化后可以得到含有大量甲烷的粗煤气, 而用普通的气流床对其进行气化, 由于必须用高温使其气化以及液态排渣的方法, 得到的粗煤气中甲烷的含量几乎为零, 要想得到甲烷气产品还必须要经过合成才能得到。在运用高温气化技术所制成的粗煤气中, 一氧化碳的含量相对较高, 为了让合成气中的n (H2) 与n (CO) 的比例约等于3, 就必须把大量的一氧化碳变换成氢气, 如此做无论是在能耗上还是经济效益方面均不妥当。

2 碎煤加压气化过程中存在的问题

目前, 碎煤加压气化技术虽然是所有煤制天然气技术中的佼佼者, 不过仍有一些具体的问题有待解决。例如原料的供应问题以及加如何处理工过程中所产生的含酚量较多的污水问题。

2.1 对含酚量较多的污水的处理

在对碎煤进行加压气化的过程中, 产生含酚量较多的污水主要因为以下几个方面:

(1) 在气化炉的干燥段对煤进行干燥的过程中会产生一定量的蒸气, 而蒸气进入后工段就会凝结成水, 至于水量的多少有煤的变质度来决定。我国绝大部分的褐煤的含水质量一般在30%左右;

(2) 在气化炉对煤进行干馏的阶段, 其中的氧元素会因为热解而生成热解水, 煤中氧元素的含量决定了生成热解水的量。通常情况下褐煤以及次烟煤的氧元素含量都在10%到15%之间, 或者高于这个比例, 它们在热裂解的过程中产生的水的含量将近于煤的总质量的7%;

(3) 在气化剂中没有被分解的水蒸气, 这是由煤的灰熔融性的温度 (ST) 、煤中的灰分含量以及气化炉的排灰形式 (液态排渣或干式除灰) 来决定的。

通过对以上三个方面的分析发现, 煤自身的特性决定产生了热解水的含量, 可以利用“提质改性”的方法, 将干馏产生的热解水的含量降到最低;而煤本身含有的水分通过对其进行干燥处理就能得以解决, 处理过程较容易;对于没有被分解的水蒸气而产生的水可以利用液态排渣的方式来进行较为彻底的处理, 不过此种处理工艺只对机械强度较高的原料块煤有用, 如果使用次烟煤做为原料, 便可直接用块煤。而褐煤的机械强度相对较差, 要利用液态排渣的方式来进行处理就比较困难。但是对褐煤的处理装置也进行过一系列的试验。

目前利用拔头改性的工艺对褐煤进行干燥以及干馏取得了一系列成果, 在改性后产生的半焦粉中加入黏结剂使其成型。褐煤经过改性后能得到煤焦油, 成型以后它的水分就会大幅度的降低, 热解水也随之降低, 减少了运力以及费用。

2.2 原材料的供应的问题

对碎煤进行加压使其气化的工艺要求原料最好是块状的燃料, 但也可用直径大于6毫米的小粒煤代替, 而且粒煤原料在碎煤制天然气的工艺中占有很大的比例, 不过粉煤成型还有一系列的问题需要解决, 特别是对于那些机械强度相对较差的煤种, 例如淮北朔里、河南鹤壁、山西潞安等地的贫瘦煤, 此种煤的产块率较低且产生块煤的机械强度相对较差, 煤成型的问题有待考虑。褐煤以及一些发生轻微变质的次烟煤, 它们的含水量较高, 经过长期堆放或长途运输之后, 容易被风化而发生变质, 它的机械强度也随之变差, 因此利用成型的方式来解决运输以及使用过程中的问题也要进行考虑。

3 其它的气化煤工艺

3.1 Blue Gas的气化处理技术

B l u e G a s的气化处理技术是由G P公司 (即Great Point公司) 提出的一种催化气化技术, 它主要有以下两种优点:一是可以对重金属催化剂进行回收再利用;二是让粗煤气中甲烷的含量得以提高。此种方法不仅可以降低企业的生产成本, 而且它还对能源的洁净以及环保都有很明显的效果。

3.2 催化气化技术

目前我国的煤科总院所采用的催化气化技术是以前北京煤化所和加拿大的SNC集团合作研究的成果, 它的主要目的是为城市生产煤气。由苏阿冠等工程师合作开发出来的催化剂, 对一些特定的变质较高的煤种的催化效果十分明显, 对煤气生产过程中的甲烷化反应同样具有促进作用。不过经过此种处理技术得到的粗煤气中的甲烷含量相对较低, 它在生产过程中所使用的催化剂的价格较高, 对催化剂的回收还有一系列的问题急需解决。近期, 国内的某些研究者正在考虑开发移动床来替代流化床, 利用分阶段循环的方式来制造粗煤气, 在利用加氢气化的手段, 以达到煤制天然气的目的, 此项技术已经进行了有关专利的申请。

4 结束语

通过对以上煤制天然气技术的优缺点以及生产过程中存在的问题的分析探讨, 可以看出, 在煤制天然气的所有气化工艺中, 碎煤加压气化技术对于大部分原料煤转换为天然气的项目来说, 它是最佳的转换方式, 它不仅节能环保, 而且还可以为提高企业的经济效益做贡献。

摘要：伊犁新天煤化工有限责任公司新疆伊宁835008煤炭是我国的主要燃料能源之一, 在炼钢、发电以及人们的日常生活中都会用到。为了实现煤资源的可持续发展, 减少能源的浪费, 将煤在粉碎后进行加压使其气化最终制成天然气是提高煤的利用率比较有效的方式之一。本文将针对煤制天然气过程中气化工艺的优势以及存在的问题进行分析探讨。

关键词：煤制天然气,气化工艺,问题,优势

参考文献

[1]陈家仁.煤制天然气气化工艺几个问题探讨[J].煤化工, 2012, 40 (3) :56-58

[2]钟曾玲.煤制甲醇工业装置工艺改造措施[J].天然气化工, 2011, 36 (3) :67-69

煤制天然气工艺 篇8

1 煤制天然气原理

GSP气化技术是在高温、高压、无催化剂的情况下, 煤粉/氧气/温度缓和剂发生部分氧化反应, 并通过自身反应城市的热量来维持反应的持续进行, 生产以CO和H2为有效成分的粗合成气。氧气和煤粉通过工艺烧嘴混合后喷射时立即雾化进入气化炉, 在0.1s内煤中水被气化, 煤粒子被气体隔开, 各煤粒独立地进行反应, 气化炉在煤灰熔点以上温度发生反应, 固体在气化炉内停留约6s, 反应生成的粗合成气甲烷含量减少, 一般仅为0.1%以下, 碳转化率高达99%, 由于反应温度高, 不生成渣油、酚及高级烃等可凝聚的副产物。

2 煤制天然气特点

GSP气化技术:煤种适应性强, 可以气化高灰熔点的煤, 对煤种的适应性更为广泛, 从较差的褐煤、次烟煤、烟煤、无烟煤到石油焦均可气化, 也可以用两种煤掺烧。技术指标优越, 温度1350℃~1750℃, 碳转化率99%, CH4<0.1% (V) , CO+H2>90%, 不含重烃, 冷煤气效率80%。氧耗低, 煤耗低。设备寿命长。开、停车操作方便。操作弹性大:负荷70%~110%。自动化水平高。对环境影响小, 无有害气体排放, 污水排放量小。工艺流程短, 设备尺寸小, 投资少, 建设周期短, 运行成本低。

3 煤制天然气工艺优化

从煤筒开始, 经过预处理的煤被运到密相流粉煤进料系统的第一个设备SFGT煤仓。每一个进料系统按顺序由一个非承压的煤仓、4个锁斗和一个给料器组成。可供2H操作的煤可以储存在煤仓里。输送和吹扫的气体可以通过煤仓顶部的一个过滤器或者共同的泄压过滤系统放空, 从而减少残留粉尘的排放。煤粉由煤仓排出后进入锁斗。当锁斗充满煤粉并且被高压CO2加压后, 煤粉进入给料器, 锁斗轮流运行, 以维持给料器中的煤粉料位。载有剩余煤尘的二氧化碳通过一个过滤器或者共用的泄压过滤系统排到界区外, 含尘量小于20 mg/m3。粉煤以密相流形式通过四条输煤管线从进料器气力输送到气化炉顶部的烧嘴。根据气化过程的要求, 需要对进到反应器的流态化粉煤的质量流量进行记录和控制。进料器和气化炉反应室间的压差来控制粉煤的质量流量。在密相输送系统中, 容器上使用的入口和出口阀都是特殊设计的球阀。整个燃料供给过程按照自动顺序进行控制, 确保了输送系统的压力等级关系。

为了满足高灰分燃料的要求对于所给燃料的气化采用了水冷壁气化炉。气化过程通常采用4.2MPa (a) 。水冷壁采用特殊设计, 工作时使用加压水十分适用于高灰分的原料。该设计使熔渣破坏耐火衬里的风险最小化, 并且提高了寿命, 降低了操作费用, 也缩短了开停车的时间。水冷壁表面筑了耐火材料, 这种涂层降低了热粗合成气对水冷壁的侵蚀。点火烧嘴配有火焰探测和点火装置。承受高热负荷的烧嘴组件, 通过烧嘴冷却回路进行大幅度的冷却保护。气化炉完全由自动安全的烧嘴管理系统 (BMS) 进行监控。

激冷室和气化反应室材料相同, 均为耐热碳钢, 也用耐火涂层和渣层进行保护。灰渣从锁斗排放的灰渣收集罐中进一步处理。而粗煤气在下游的带有除雾器的粗煤气气液分离器中最终从液滴中分离出来。没有在激冷室里气化的过量的激冷水与悬浮固体 (灰渣、细灰、焦炭、烟灰和盐) 一起用作为黑水排放的两级的闪蒸系统进行泄压。另外, 洗涤器的洗涤水和来自灰渣处理装置的水也送往闪蒸系统/黑水处理装置来除去其中的固体。

从发生炉出来的粗煤气温度很高, 带有大量的热能, 同时还带有大量的固体杂质。煤气中矿尘清除的主要的设备按清理原理可分为:以重力沉降为主的沉降室, 如煤气柜和废热锅炉就相当于重力沉降室;依靠离心力进行分离的旋风分离器, 依靠高压静电场进行除尘的电除尘器;以及用水进行洗涤除尘的文氏洗涤器、水膜除尘器和洗涤塔。

优化后净化技术的程度非常高 (净化气中总硫可降低到0.1PPM以下, 二氧化碳可降低到10PPM) , 可将排出的酸性气体中硫化物转化成合格的硫磺产品, 降低了生产成本和能耗, 大大减少了对环境的污染。

4 结语

通过优化后的技术使整个燃料供给过程按照自动化顺序进行控制, 水冷壁采用了特殊设计, 提高了设备的寿命, 降低了操作费用, 缩短了开停车时间。整个工艺由DCS控制, 增大了安全生产。先进的低温甲醇洗工艺为脱除酸性气体起到很大作用, 也提高了硫的利用率, 降低了生产成本和能耗, 设备在不停的大型化。两种高性能的甲烷化催化剂能够在高温下保持稳定, 低温下也具备活性, 更提高了生产高甲烷含量的天然气。

参考文献

[1]杜雄伟.焦炉煤气制天然气工艺技术探讨[J].天然气化工, 2014, 4.

[2]邹海旭.煤制天然气气化工艺几个问题探讨[J].中国石油和化工标准与质量, 2012, 13.

煤制天然气工艺 篇9

1固定床熔渣气化技术介绍

1.1固定床熔渣气化工艺发展史

20世纪70至90年代,由英国燃气科技部(现英国Advantica)与德国鲁奇公司牵头,在英美政府及部分欧盟资助下,利用英国燃气公司技术,在原德国鲁奇固定床气化炉基础上,进行长达二十余年的研发,最终成功开发新型煤气化技术,称为固定床熔渣气化技术[3]。

1.2固定床熔渣气化炉工艺流程

原料煤通过煤锁进入气化炉顶部的过渡仓,最终由过渡仓加入气化炉内。煤沿着炉体由上向下移动,被干燥干馏、气化,最终燃烧。在气化炉底部,水蒸气和氧的混合物通过喷嘴喷入燃烧层,炭与氧反应,释放出的热量使煤灰熔化,同时为气化层提供热量。熔化后的煤灰形成熔渣进入熔渣池内,通过调节激冷室与熔渣池间压差,靠自重将熔渣排入激冷室。熔渣在激冷室内被冷却水冷却,最终形成无味、不可渗滤的熔渣状玻璃质固体,并排入气化炉渣锁内。

2固定床熔渣与碎煤加压固态排渣工艺对比

目前,煤制天然气工艺以碎煤加压固态排渣气化工艺为主,现将固定床熔渣与其进行对比。

从工艺路线上讲,固定床熔渣与碎煤加压固态排渣煤制气工艺基本相同。均为将气化产生的粗煤气依次经过变换冷却、低温甲醇洗、甲烷合成等单元最终合成天然气。固定床熔渣气化炉流程示意见图1,碎煤加压固态排渣气化炉和固定床熔渣炉型结构对比见表1。

注:固定床熔渣气化炉有多种不同内径的炉型,现只将与碎煤加压气化炉内径接近的进行对比。

2.1两种气化工艺参数对比

以新疆煤为原料,年产20亿m3天然气(标准状态)为目标,分别对碎煤加压固态排渣气化工艺和固定床熔渣气化工艺参数进行对比,具体如表2所示。

由表2可以得出,固定床熔渣气化炉与碎煤加压固态排渣气化炉工艺存在以下差异。

(1)生产能力及气化强度不同。固定床熔渣气化炉的氧气负荷是碎煤加压气化炉的2.03倍,即固定床熔渣炉的负荷高,生产能力大。固定床熔渣气化炉比碎煤加压气化炉气化强度高约44%。

(2)蒸汽耗量及污水量不同。固定床熔渣气化炉水蒸气消耗量明显降低,仅为碎煤加压气化工艺的26.66% ;且工艺污水排放量大幅度减少,仅为碎煤加压气化工艺的21.04%。原因在于固定床熔渣气化炉气化温度高,可将气化剂水蒸气完全反应,而碎煤加压气化炉气化温度较低,导致水蒸气分解率仅为30% 左右。这也是导致后者污水量大的直接原因。

注:两种工艺原料煤均为新疆煤,生产规模均为 20 亿 m3/a。表中气体体积均指标准状态下。

(3) 粗煤气有效气产量及组分不同。固定床熔渣气化炉粗煤气中(CO+H2)与CH4产量分别为48 028 m3/h和3 718.7 m3/h, 占总产气量的83.82% 和6.49%,折有效气后气化炉产率109.78% ;碎煤加压气化炉粗煤气中(CO+H2)与CH4产量分别为23 706 m3/h和5 119.9 m3/h,占总产气量的55.1% 和11.9%,折有效气后碎煤加压气化炉产率102.7%。两种炉型的粗煤气组分存在较大的差异,分析原因在于固定床熔渣气化炉气化温度高,将更多的C与CO2发生还原反应,生成CO。

(4)助熔剂的用量。对于新疆的煤种,由于其FT温度较低,约为1 100~1 300℃,可不用助熔剂。但添加助熔剂后,更利于对固定床熔渣气化炉顺利排渣。

2.2两种气化炉实际运行工况对比

固定床熔渣气化炉与碎煤加压气化炉运行工况作对比,对比结果如表3所示。

注:以上数据截止到 2014 年 6 月。

2.2.1炉内腐蚀问题

新疆广汇新能源有限公司(采用碎煤加压气化炉),曾被炉内腐蚀问题困扰。据了解,原因在于原料煤中氯元素高引起的高温卤化腐蚀。内蒙古大唐国际克旗煤制天然气项目(采用碎煤加压气化炉)出现炉内腐蚀。据了解,原因在于煤中碱金属元素和硫元素引起的融盐性腐蚀和硫腐蚀。新疆庆华能源集团有限公司(采用碎煤加压气化炉)自2013年开车以来,暂未发现炉内壁腐蚀的问题。综合分析,造成腐蚀的罪魁祸首在于煤质。虽然呼伦贝尔金新化工有限公司(采用固定床熔渣气化炉)以及中煤图克大化肥项目(采用固定床熔渣气化炉)暂未发现炉内腐蚀现象,但不能依此判断其它地区煤质对固定床熔渣气化炉的不会造成腐蚀的影响。

2.2.2粗煤气含尘量大

该问题主要存在于碎煤加压气化炉。经分析,造成该问题的原因在于:

(1)碎煤加压气化炉粗煤气产量虽然低,但流通面积较小,仅为波斯曼套筒与炉壁之间的环隙面积,最终导致粗煤气出口气速高于固定床熔渣气化炉,粗煤气在高速流动过程中,会将未经过反应的细煤或产生的煤灰带出气化炉;

(2)原料煤的热稳定性较差,在气化炉内粉化后被粗煤气直接带出,采用固定床熔渣气化炉可以降低粗煤气含尘量大的风险。

2.2.3焦油尘堵塞后续系统

对于固定床熔渣气化炉,煤焦油在炉内高温条件下,部分分解为小分子化合物。碎煤加压气化炉,则受煤灰熔点的制约,无法提高炉内反应温度,导致焦油以及煤尘随着粗煤气带出,对后系统造成运行困难。

2.2.4下渣困难

在操作不当的情况下,两种炉型均存在下渣困难的问题。碎煤加压气化炉,由于工况出现波动,常会导致煤结渣,使得下渣困难。严重时只能停车处理。金新化工气化炉,在运行过程中发现排渣口挂渣,导致排渣困难,最后也只能停车处理。分析原因在于汽 / 氧比和排渣频率未及时调整好。所以,气化炉的稳定操作是保证“安稳长满优”的前提条件。

2.2.5工艺污水量大

碎煤加压气化床,因反应温度低,气化剂蒸汽分解率仅为30% 左右,更多的蒸汽被洗涤冷却器冷凝后作为工艺污水。固定床熔渣气化炉气化剂蒸汽量少且分解率高,可达90% 以上。所以,固定床熔渣气化炉工艺污水量更低。

2.2.6最长连续运行时间

据了解,新疆广汇单台炉最长连续运行达100 d。金新化工气化炉最长连续运行137 d,而中煤图克最长连续运行60 d(停车原因在于外网供电出现问题,被迫停车)。

2.3后续工艺技术对比

由于固定床熔渣目前暂无煤制气工艺项目,现将内蒙古某厂固定床熔渣气化工艺与新疆某厂煤制气工艺对比。

2.3.1变换冷却和甲烷化工艺单元

变换冷却主要用于调整H/C比,为后续甲烷化提供合适的原料气,所以该单元需和甲烷化单元综合考虑。变换冷却为工艺技术成熟的单元,目前大唐克旗、新疆庆华在变换冷却单元上暴露出的问题不多。

采用固定床熔渣工艺,粗煤气中含有大量的CO,按照目前甲烷化工艺,要求H/C比为3,估算需将38.76% 的CO转换为CO2(反应为:CO+H2O=CO2+H2),然后粗煤气经过净化单元去除CO2。如按照这种工艺流程,其一:不利于有效气的高效利用;其二:对碳资源是浪费。所以,考虑固定床熔渣工艺后,需配套更为合适的变换工艺和甲烷化技术。

2.3.2净化工艺单元

目前市场上应用较多的净化工艺有鲁奇净化工艺、林德净化工艺、大连理工净化工艺,这些技术都很成熟,对固定床熔渣煤制天然气工艺不存在技术瓶颈的问题。

2.3.3煤气水分离工艺单元

目前煤气 / 水工艺单元以赛鼎工程设计居多,设备均为非标设备,大唐克旗、新疆庆华、新疆广汇工艺流程均类似。由于气化炉的问题和原料煤的原因,导致这些工艺均存在管线堵塞的问题。采用固定床熔渣气化工艺可以有效避免煤气 / 水分离管线堵塞的问题。

2.3.4水处理工艺单元

碎煤加压气化工艺废水的处理一直是业界难题,而在内蒙古某厂固定床熔渣水处理现场了解到,从上游工段酚氨回收产生的工业污水,其COD质量浓度仅为1 000 mg/L左右(约为碎煤加压气化工艺的30%)。所以,固定床熔渣工艺水处理工况较为稳定,处理效果显著。

3总结

结合目前新疆地区特殊的地理环境,以及新疆煤质的特性,认为选用固定床熔渣煤制气气化工艺是可行的,但以下几方面需要继续关注。

(1)工业化应用时间短的问题。从目前看,虽然一些固定床熔渣气化炉运行较为稳定,但由于固定床熔渣气化工艺在我国工业应用时间还很短,可供学习参考的经验相对较少。

(2)碳资源高效利用问题。采用固定床熔渣气化炉,后续变换、甲烷化需采用何种工艺来更为高效的利用有效气,是今后关注的重点。

煤制天然气工艺 篇10

1 粗煤气含尘量控制原则

一般而言,粗煤气含尘量的控制分为过程控制和末端控制。过程控制指的是从源头上通过技术改进、工艺优化等手段来降低进入气化炉的粉尘含量以及气化过程中的粉尘产量,从而控制所产粗煤气的含尘量;末端控制指的是利用物理或化学手段,对气化炉出口粗煤气采用高效洗涤分离技术,降低大量粉尘被带入后系统的风险。

2 碎煤加压气化工艺流程

按照碎煤加压气化煤制天然气工艺设计,原料煤从原料堆场(筒仓)经带式输送机运至筛分装置,将原料煤中的粉煤和块煤进行分类,将粉煤(粒径小于5 mm)送至热电车间作为动力煤使用,而块煤(粒径为5~50 mm)再经过带式输送机运至气化炉内进行气化反应。气化产生的粗煤气经过洗涤冷却装置后,送至后续系统。其工艺流程及含尘量控制点如图1所示。

3 产尘含尘量控制点及其原因分析

控制点(1)为转运过程控制。按照设计,气化炉入炉原料煤粒径小于5 mm的占总量5%以下,大于50 mm的占总量5%以下,5~50 mm粒径的要求占总量90%以上。目前,传统的转运系统无法有效控制和减缓原料煤转运速度,使得原料煤以不同的速度随机落入下一个转运分支,加之料流分散、溜管结构不合理导致原料煤与溜管壁产生巨大的冲击挤压。此外,煤制天然气项目均采用煤化程度低的煤种,其机械强度低,在转运过程中,将使得大量经过筛分合格的原料煤破碎成粉状。以新疆某煤制天然气项目转运系统为例,通过弛张筛后的成品煤大约需要经过4次平均落差高度为8 m的转运,每一次的转运需经过头部漏斗、溜管、三通挡板、下料侧板等至少4次较大的冲击。根据运行结果来看,在此过程中会造成至少30%以上的成品煤粉化。所以,对转运过程的控制是很必要的。

控制点(2)为炉前含尘量控制。即便对转运过程进行严格控制,但由于原料煤机械强度低的原因,导致在运输过程中仍会产生一定量的粉煤,影响入炉煤的粒径分布,对气化炉的稳定运行和粗煤气含尘量造成影响。新疆某煤制天然气项目,虽然了采用柔性转运方式,尽量减少转运过程中原料与原料之间、原料与转运系统之间的刚性冲击,但是由于煤质较差的原因,在气化炉入炉前原料煤中粉煤率仍然较高。据测算,经过弛张筛后的约70 t合格煤样,采用柔性转运方式仍会产生10 t左右的粉煤(占原料煤总量的14.2%,仍不达标)。所以,在入气化炉之前进行炉前粒径控制是必要的。

控制点(3)为炉内含尘量控制。粗煤气含尘量一部分来源于掺杂于原料煤中的粉煤,另一部分来源于原料煤热解粉化后,被带出气化炉的未反应的煤焦。气化炉压力的波动、煤锁充泄压时间、气化炉内火层的培养均对粗煤气含尘量有影响。所以通过对气化炉的稳定操作,也可控制粗煤气含尘量。

控制点(4)为炉后含尘量控制。炉后控制为粗煤气含尘量的末端控制手段。由于粗煤气进变换反应炉之前,要求严格控制粗煤气含尘量,防止触媒中毒。所以,对炉后含尘量控制将决定后续系统是否能稳定运行。

4 粗煤气含尘量控制措施

4.1 转运过程控制

4.1.1 转运次数、落差控制

在设计过程中,要充分结合原料煤的来源、存储方式、煤的机械强度,尽量减少原料煤的转运距离、次数和落差,降低在转运过程中,原料煤的破碎率。

4.1.2 对溜煤方式控制

采用曲线溜煤管代替传统刚性转运方式,柔性控制原料煤的物流方向和物流速度,尽量减缓转运过程原料煤与转运系统的刚性冲击。

4.2 炉前含尘量控制

目前,炉前筛分是炉前含尘量控制最有效方案。了解到新疆庆华煤制天然气项目在原有系统基础上增加了一套炉前筛分系统,大幅降低了入气化炉前的粉煤率。所以,建议新建类似项目在设计阶段,需提前考虑二次炉前筛分的必要性。

4.3 炉内含尘量控制

在气化炉开停车期间,一方面要严格注意控制提压和泄压速率,防止压力波动较大造成粗煤气含尘严重。另一方面要严格注意气化炉内火层的培养,防止造成沟流、风洞、偏烧等操作,造成气化炉内反应絮乱;在气化炉正常开车期间,由于此时炉压和炉内工况较为稳定,此时需重点控制在加煤过程中,空气引射器的开启时间和出力效果。从加煤过程中,尽量减少粉尘携带。

4.4 炉后含尘量控制

粗煤气出口温度约200℃,压力为4.0 MPa,且为气—液—固三相混合状态,直接进行粗煤气含尘分离难度较大。建议先采用洗涤分离,将粗煤气中的粉尘和焦油脱至煤气水中,然后对煤气水进行油/水/尘三相分离,最终将分离出的焦油尘与原料煤进行混合掺烧。

5 结语

对粗煤气含尘量的控制是碎煤加压煤制天然气工艺稳定运行的前提条件。目前国内已运行的煤制天然气工厂,均遇到粗煤气带尘严重的问题。建议新建项目在设计和开车过程中应注意以下几点:

(1)在设计过程中,必须充分考虑原料煤的机械强度,从总图专业合理布局气化和备煤装置区,尽量减少原料煤转运次数、距离和转运落差。

(2)在设计过程中,提前考虑粉煤的利用,可制取型煤作为气化原料煤。但前提是对型煤在实际反应压力3.0 MPa或4.0 MPa下的热稳定性进行充分验证。

(3)对传统的转运溜槽进行结构优化,尽量采用柔性落煤的方式,减少其在转运过程中的粉化率。

(4)在气化炉开车过程中,注意炉内火层的培养。一般而言,炉内工况越差,粗煤气带尘量越严重。

参考文献

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