煤气化技术（共12篇）
煤气化技术 篇1
1 煤气化技术现状
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.
[3]上海国际化建工程咨询公司.鲁奇炉后加非催化纯氧转化制合成气.专利号:L200710037578.4[P].
煤气化技术 篇2
转炉煤气干法净化回收技术与湿法技术比较
摘要：转炉煤气干法净化回收技术和转炉煤气湿法净化回收技术已经有30多年的历史,但转炉煤气干法净化回收技术的优点已经被认定为是今后的发展方向.我国在转炉煤气干法净化回收技术方面已经做了全面深入的`研究,并于20开发出了完全适合我国炼钢转炉的煤气干法净化回收系统.作 者：王永刚 叶天鸿 翟玉杰 郭启超 孔玉柱 尹延海 WANG Yong-gang YE Tian-hong ZHAI Yu-jie GUO Qi-chao KONG Yu-zhu YIN Yan-hai 作者单位：西安重型机械研究所,西安,710032 期 刊：工业安全与环保 PKU Journal：INDUSTRIAL SAFETY AND ENVIRONMENTAL PROTECTION 年，卷(期)：, 34(5) 分类号：X7 关键词：转炉烟气 干法净化回收技术 湿法净化回收技术煤气化技术 篇3
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。
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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
煤气化技术选择依据 篇4
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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铁路电气化技术论文 篇5
摘要：在电气化铁路的整个系统中,接触网是最容易出现问题的环节,因此，必须加强高速电气化铁路接触网施工技术，保证电气化铁路的正常运行。本文就高速电气化铁路接触网施工技术现状和高速电气化铁路接触网施工关键技术进行了简要分析。
关键词：高速电气化;铁路接触网;施工技术
中图分类号：F416文献标识码： A
引言
我国在高速接触网施工组织、施工技术、管理、施工工艺、工机具及仪器仪表配置等方面尚经验不足，各发达国家已有多年的高速铁路接触网施工经验，其先进的施工组织、科学的施工工艺、适宜的工机具及仪器仪表确保了施工安全、工程质量和受电弓一接触网的良好运行。
一、高速电气化铁路接触网施工技术现状
目前,国内从事电气化接触网工程施工的单位较多,其施工技术水平也参差不齐,从总体上看比国外同行的施工技术水平要低。主要表现在以下几个方面:
1、施工人员的综合素质亟待进一步提高。
虽然，电气化铁路接触网专业正凭借其环保、高速等优势成为铁路投资建设的热点领域，但是我们现场施工人员的综合素质，特别是接触网施工关键技术的综合运用能力并没有随着电气化铁路的大面积开工建设而取得显著提高和长期进步，除个别处于技术研发和行业先导单位的施工人员外，其余的施工人员仍在沿用传统方式进行施工，缺乏一定的工艺创新意识和施工工法的革新。
2、先进的施工技术装备没有得到广泛应用。
近年来，国外接触网施工技术装备不断推陈出新，许多国外同行业的施工单位借此对大型施工机械和技术测量设备进行了大面积的更新换装。相比而言，我们国内由于资金和成本压力没有及时跟进换装，在用的施工技术装备相对处于落后状态，不能完全实现对工程实体质量的全过程控制。
3、利用信息化手段进行施工技术管理的能力不强。
当今，接触网专业的施工技术管理越来越离不开信息化的科技手段。为了确保和提高接触网上部构配件和机电设备安装的精准度，需要将现场采集的大量数据通过计算机进行模拟演算，并根据计算机演算数据指导相关供应商或现场施工人员先行组织相关部分的预配预装，以此来提高现场劳动效率和安装工艺质量。然而，在实际工作中，我们未能充分认识和发挥信息集成技术对于工程项目现场管理的优势，从而造成利用信息化手段进行施工技术管理能力不强，有些时候不能“一步到位”地实现预期目标。
二、高速电气化铁路接触网施工关键技术
1、软硬横跨的安装调整及其计算
1.1 硬横梁的安装调整
在高速电气化铁路车站或多线路地段，接触网的支持结构一般采用硬横梁结构形式，它具有结构简单，稳定性好，能改善弓网受流状况等优点，一般由横梁、支柱和吊柱几个主要部分组成。横梁一般采用等腰三角形或矩形截面无缝钢管焊接珩架结构，由两个或三个梁段组成，梁与梁之间的连接通过法兰盘用螺栓连接而成。
1.2 软横跨的安装调整
承力索在软横跨上的悬挂(固定)方式，较多地考虑了运营的可靠性。众所周知，站场中的锚段不适合设置防断型中心锚结(下文简称中锚)，为减小断线情况下的事故范围，悬挂点根据其所处的位置采取了多样性。接近中锚的数个悬挂点采取硬固定形式，断线事故情况下，线索受力分布点多，尽量缩小事故范围。正常情况下，温度变化时，连板、棒瓷的倾斜可保证承力索鞍子的自由位移。离开中锚一定距离以外的悬挂点，由于温差形成的偏移较大，相应采用了滑轮悬挂。同时，各悬挂点设有辅助索以增强对承力索的保护作用。
2、高速铁路接触网恒张力架线技术
对于高速电气化铁路来说,如何确保在较高运行速度下使接触线与机车受电弓具有良好的弓网关系,是工程建设中的核心技术问题,无论是路基、桥涵、轨道工程,还是接触网工程,最终都是围绕这个核心技术问题而展开的技术攻关与创新。因此,在设计时接触导线大都选用机械强度高、耐温特性好、导电率较高的单根铜合金导线,如CTHA-110、CTHA-120、CTHA-150等;承力索一般也选择与接触导线相匹配的铜合金绞线,如THJ-95、THJ-120等。在工程施工时,要确保架线质量满足高速行车的要求,具体体现在导线架设完毕后应平整、光滑、有弹性,无硬弯、扭曲变形和表面硬伤等现象。因此,如果采用普通架线技术和设备架线,由于其架线张力变化幅度过大(一般在3-10kN范围内波动),导线因其自重而产生较大的弛度变化,从而造成导线在悬挂点附近产生大量的不易矫正的波浪型硬弯:且因普通的架线设备没有良好的导线引导装置,时常造成导线扭曲变形,这无疑会使架设后的导线质量恶化,不能满足高速行车对弓网关系的要求。鉴于此,在高速电气化铁路接触网工程施工中,必须采用恒张力架线设备及相关施工技术。
3、高速铁路接触网整体吊弦施工技术
根据整体吊弦的技术特点和现有的技术水平,整体吊弦的施工方法:采用激光测距仪、经纬仪等精密仪器进行原始数据的采集,保证采集数据的精度;根据所在项目对整体吊弦的技术要求编制专用计算程序,并建立数据库;输入计算条件和原始数据,用计算机进行计算,并根据实际需要打印计算结果;根据计算结果进行工厂化精加工(误差士1.5mm),,并对预配结果进行复核、编序、包装，用安装作业车等按规定进行现场安装,并对安装结果进行检测,确认一次安装达标。
4、高速铁路接触网状态检测技术
高速铁路接触网检测技术可分为两部分:一是施工全过程的静态检测;二是工程竣工后的动态检测。检测的依据或标准包括高速铁路牵引供电工程的设计文件、施工技术规范、验收标准、行业通用标准,以及与之相关的法律法规等。
4.1 高速铁路接触网静态检测技术
接触网静态检测是指在接触网工程的各道工序施工完毕后,对接触网设备各部分在静止状态下的空间位置及电气性能进行的符合性检查。检测的程序与施工程序一致,只是检测的手段和方法与普通铁路有所不同,由于其施工精度要求较高,必须采用更为准确的光学精密仪器进行检测,如对支柱的倾斜度、腕臂和硬横梁的安装位置、定位器的坡度、导线的高度与拉出值、导线的坡度与平直度、线岔处的线间距与高差、锚段关节处线间距与高差、电分相处的线间距与高差等内容的检测。通常配备的精密检测仪器有经纬仪、水准仪、激光测距仪等。
4.2 高速铁路接触网动态检测技术
接触网动态检测是指在接触网工程全部竣工后,用接触网检测车等专用检测设备在不同的运行速度下对接触网与受电弓的弓网关系进行的符合性检查。检测内容主要包括接触线高度、拉出值、定位器坡度、网压、弓网接触压力、冲击加速度、离线率、弹性和车体振动等技术指标仁。对检测设备而言,普通的检测车或其他检测设备已不能满足高速接触网动态检测要求,而应当开发高速接触网专用检测车。首先是其运行速度能达到高速行车的要求;其次是其检测系统应能满足在高速运行状态下信号采集的安全性和准确性;第三是应认真研究弓网运行的动态特性,以便能判断接触网的真实状态,以及能够合理划分正常状态与非正常状态的界线。动态检测可分阶段进行,每个阶段检测的侧重点不同,检测时先低速后高速,一般可按照每30-50km/h的速度差逐步提高试验速度,如可按20、50、80、120、170、220、270km/h等速度值进行试验,最终达到或超过设计时速。通过动态检测获得的各项技术指标来决定高速铁路接触网工程是否可以投入试运行。
结束语
总之，随着经济发展的要求,铁路运输的速度也在不断的提高,接触网是保证高速铁路正常运行的保证,接触网可以向机车提供持续的电力,所以接触网是整个机车供电系统的重要组成部分。而且更为关键的是接触网是没有后备的,一旦接触网受损,整个线路就会停运,因此高速接触网的好坏,直接关系着整个铁路运输的安全和效益。所以一定要加强铁路接触网施工技术的研究,保证高速铁路的安全运行。
参考文献
[1]张宏春,蒲忠维.秦沈线接触网整体吊弦的探讨[J].电气化铁路,(1).
煤气层抽采技术及其应用探讨 篇6
关键词：煤矿事故；煤气层；抽采技术；安全技术措施；煤炭业 文献标识码：A
中图分类号：TD712 文章编号：1009-2374（2016）17-0134-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2016.17.065
煤层气又被称为“瓦斯”，通常产生于煤炭产生过程中。据相关数据显示，从泥炭发展到无烟煤的整个过程中，每吨煤都会释放产生出高达50～300立方米的煤层气，煤层气中含量最多的组成成分是甲烷，因此煤层气是一种可再生的清洁能源。我国煤层气储量非常大，据相关统计，我国煤层气的存储量达到36.8万亿立方米，此外，还有许多煤层气资源还正处于勘探状态。煤层气的抽采具有非常重要的作用，对于缓解国家资源短缺局面具有非常重要的意义，此外，煤层气的抽采对于保护生态环境、提高社会经济效益具有直接的影响力。但是我国的煤矿绝大部分是开采出来的，煤层进行开采出来的煤炭开采特别困难。虽然随着我国煤炭工业的进步，整体矿采规模逐渐增大，相应的新技术不断引进。这些年以来，我国在井底下进行的煤层气抽采很好，但是效率很低、利用率也特别低。这种不好的现实情况使得我们国家工业发展水平一步步走向不乐观，因此应该提高煤层气抽采水平，缓解能源压力。
1 我国煤层气抽采的发展
1.1 总体情况
我国煤层气资源量特别巨大，虽然随着近年来我国煤矿产业的飞速发展，加上国家所需煤层气资源的不断提升，使得我国煤层气的抽采量不断增加。但由于技术等方面的原因，大部分资源在现有开发技术水平下难以被广泛利用。这情况就是，我国的抽采在总体的量上来说一直增加，可是效率很低、抽采效果也很不好。因此，我国煤层气的整体开发进度远远低于国家相关政策规划要求，距离世界发达国家之间还有很大一段差距，远远达不到西方发达国家的平均水平。
总的来说，我国目前煤矿井下抽采煤层气利用情况为：井下抽采是刚开始的阶段，利用量特别小，利用率也很低，没有形成大的规模，整体煤气层的抽采有待提升。除此之外，我国目前的主要抽采煤层气矿区虽然有很多，但其中问题也颇多。由于煤气抽采中使用的技术难以满足实际工作施工过程要求；相应的煤气抽采设备陈旧不堪，不能实现煤气抽采的正常作业；抽采的煤气的存储利用效率低下，每年大量煤层气泄漏到太空中去，浪费了大量的宝贵资源。据相关报道，我国煤层气抽采量大幅度提升，但是整体利用率不足一半，其中技术的原因成为制约我国煤层气产业发展的根本原因，我国煤层气产业需要在抽取和利用的整个阶段的广度和深度方面有待发展。
1.2 煤层气抽采的意义
煤层气是一种可再生能源，是一种相对干净的化石能源，在当今能源转型社会建设过程中扮演着非常重要的角色。根据我国十三五规划的建议，为推动我国能源转型，建设资源节约型社会，推动社会低碳循环发展，需要积极开发天然气、煤层气、页岩气，因此加快推进煤层气的抽采具有非常重要的现实意义。煤层气是造成煤矿瓦斯事故、威胁煤矿工人生命安全的直接因素，加强对煤层气的抽采是预防煤矿瓦斯事故的最为重要的措施，对于提高采矿作业的安全性、化解煤矿生产的安全隐患具有非常有利的作用。因此对煤层气的开发利用是十分重要的，这样不仅能够获得较为清洁的能源资源，而且能够对煤矿工人的生命安全保驾护航。通过抽采煤层气这种清洁能源，可以降低煤炭能源的相对消耗，缓解了当前国家面临的资源短缺问题，而且使用过程中减少了二氧化碳废气的排放量，为保护环境做出贡献。
2 我国煤气层抽采技术的相关问题
2.1 煤层气抽采的方法
目前，煤层气开发的主要方式包括井下煤层气抽采和地面钻采煤层气，但井下煤层气抽采产量较小，煤层气的利用率较低，甲烷浓度不高（20%～50%），但安全性较好。通过地面钻采方式则产气量大、产气时间长，甲烷含量高（大于90%），可以支撑大规模的商业化利用，但这对煤层气资源量、煤层地质构造、含气量、渗透率、地理环境等都有较高的要求，煤层气地面开采和井下开采有很多不同之处。有在平地进行开采的技术，该开采技术主要包含了四种方法：一是挖掘技术；二是完井技术；三是采气技术；四是产出水和煤层气采集和处理系统。
在井底进行抽采的技术一般会牵扯到五方面，就是五种方法：一是区域性治理煤层气技术；二是钻孔准备技术；三是钻孔抽采技术；四是随机性的抽采技术，能解决它们很多突然的变化和困难的难题，有效消除突发性的灾难危险；五是一边挖掘一边进行抽采的抽采技术，能够降低矿采矿井中煤层气的相对含量，降低煤层气发生爆炸的可能性。
2.2 我国煤层气抽采的未来发展
为了加大煤层气抽采和利用的力度，我国科研技术人员研发出了五种新的抽采技术，大大地提高了煤层气的抽采率：一是可以进行一层层拆卸、解压。通过逐层降低煤层气整体压力的方法，大幅度泄压后的煤层气通过相应的输出管道不断输出，完成煤层气的抽采作业；二是煤与煤层气共同进行采技术，在进行煤矿采煤作业时，采取先抽采煤层气、后采煤作业的步骤，使得煤与煤层气的采集过程同时进行，加快矿产开发进程；三是一体化增透卸压抽采技术；四是在很大空间上的上部进行煤层拆卸解压缩，这也是一种好的、见效快的抽采
方法。
3 煤层气抽采的安全解决方法
3.1 抽采方法的使用
煤层气地面开采方法主要有两种：一是在煤炭矿采区内直接开采煤层气；二是通过管道运输到远离采矿作业平台的其他地区进行抽采。要进行采前预抽的选择，对还没有进行拆卸解压缩的煤气层进行煤层气抽采，而且要在煤层开采之前就能预先抽采出来，另外要进行边采边抽的选择，对于邻近层煤层气抽采要预防煤层气大量涌入开采层综采工作面。当矿井里面有太多能够进行抽采的大煤层时，上下左右前后挨着的那些层会受到正在进行抽采的那层煤气层的影响，产生畸变、肿胀等问题。如果这样的话，煤层之间就会出现断裂，形成的间隙就会造成煤层气的向外泄露，对整个抽采过程形成安全隐患。
3.2 进行抽采时的安全解决方法
在井底下进行煤层气抽采需要考虑多方面因素，需要密切配合好上下平台之间的关系，最主要的是做好下面的抽采的工作，才能打下好的基础。钻研一种从地面进行钻孔用来制造煤层气的方法等，还要改变观念，那就是对煤层气采用抽采的方式，把它作为煤气层开采的方式进行严谨的过程管理。另外，很重要的是，我们要持续钻研，研究煤层气抽采的新方法，提高我们的水平。目的是为了充分地合理地利用珍贵的煤层气，因此相关部门需要大力传播先进的煤层气抽采新方法、新思想，不断完善煤层气抽采流程和相应的技术设备，提高整体抽采作业的水平，让这里的抽采量不会发生太大的改变。
4 结语
煤层气的抽采在整个国家资源开采过程中起着越来越重要的作用，对于缓解国家资源短缺状况，遵循国家实施的资源节约型、环境友好型社会的发展方向有着非常重要的作用，除此之外，在整个煤矿采集过程中，煤层气的抽采直接关系整个煤矿的安全生产，因此加快煤层气的抽采非常重要。针对当前我国煤层气抽采过程中存在的诸多问题，相关部门需要积极引进先进思想方法，革新技术设备，不断提升我国煤层气抽采水平。
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作者简介：荆志杰（1985-），男，山西大同人，山西省地质矿产研究院工程师，研究方向：资源勘查。
浅谈Shell煤气化技术 篇7
长期以来, 我国煤炭综合利用技术落后, 煤炭利用率低下, 主要以直接燃烧为主。据统计在排放的大气污染物中, 90%的SO2、85%的CO2、70%的烟尘来自煤燃烧[7～8]。因此, 为提高煤炭综合利用率, 缓解因煤炭利用所引起的环境污染问题, 必须加强洁净煤技术研究。煤气化技术是煤炭洁净技术转化的核心技术之一, 是发展煤化学品 (氨, 甲醇, 二甲醚等) 、先进IGCC发电、多联产系统、制氢、燃料电池等过程工业的基础。
1 常见煤气化技术比较
煤气化就是以煤炭为原料, 采用空气、氧气、CO2和水蒸汽为气化剂, 在一定温度和压力下, 通过不完全的燃烧过程, 将煤中的固定碳转化成可燃性气体 (有效气体成分CO、H2、CH4及副产物CO2、H2O等) 的过程[9]。
目前新一代煤气化工艺对煤种适应性广, 气化压力高, 生产能力大, 气化效率高, 污染少。具有代表性的有Texaco (德士古) 水煤浆气化工艺、GSP气化技术、Shell (壳牌) 气化技术[10]。
Texaco水煤浆加压气化炉是两相并流型气化炉, 氧气和煤浆通过特制的工艺喷嘴混合后喷入气化炉, 在炉内水煤浆和氧气发生不完全氧化还原反应产生水煤气, 其反应释放的能量可维持气化炉在煤灰熔点温度以上反应以满足液态排渣的需要。
GSP连续气化炉是在高温加压条件下进行的, 属气流床反应器, 几根煤粉输送管均布进入最外环隙, 并在通道内盘旋, 使煤粉旋转喷出。给煤管线末端与喷嘴顶端相切, 在喷嘴外形成一个相当均匀的煤粉层, 与气化介质混合后在气化室中进行气化, 反应完后最终形成以CO、H2为主的煤气进入激冷室。
Shell煤气化在高温加压条件下进行, 属气流床反应器, 煤粉、氧气及水蒸汽并流进入气化炉, 在极为短暂的时间内完成升温、挥发分脱除、裂解、燃烧及转化等一系列物理和化学过程。由于气化炉内温度很高, 在有氧存在的条件下, 以燃烧反应为主;在氧气反应完后进入到气化反应阶段, 最终形成以CO、H2为主的煤气离开气化炉。
上述3种气化方式均为不完全氧化还原反应生成粗合成气, 基本原理相同。不同之处在于Texaco采用水煤浆气化, 而GSP和Shell采用干煤粉气化。
2 Shell气化技术发展现状
1972年, Shell公司在阿姆斯特丹建立了Koninklijke研究实验室。1976年, 一个日投煤量6t的小型开发装置在阿姆斯特丹运转。在1978～1983年间, 约有21种煤在该装置进行了气化试验。1983年, Shell公司在美国休斯顿建设了一套日投煤量220～360 t的大型示范装置[11～13]。1988年, 荷兰采用Shell公司壳牌气化炉, 气化装置设计能力单炉日处理2000 t煤。1989年, 荷兰发电局采用Shell气化技术建设250MW整体煤气化燃气-蒸汽联合循环 (ICGCC) 发电装置[14]。迄今为止, 壳牌共在中国签订了10多份煤气化技术转让协议。其中第一份转让协议用于在湖南省乐阳市兴建的煤气化厂, 该厂是由壳牌和中石化共同投资兴建的合资企业, 日投煤量为2000 t, 为化肥厂提供合成气用生产原料[15]。壳牌国际研究有限公司向中国最大的煤炭企业神华集团公司转让煤气化技术, 该技术用于在内蒙古建立的第一座煤液化厂[16];中国神华煤制油有限公司采用壳牌煤气化技术为其煤液化厂制取氢气。内蒙古鄂尔多斯市伊金霍洛旗兴建的液化厂是中国第一家直接用煤生产油品的工厂[17]。河南永煤集团采用Shell气化炉用于生产甲醇。湖北双环化工集团利用我国丰富的煤炭资源, 采用先进的Shell煤气化技术, 对合成氨原料线路进行改造。
作为典型的洁净煤技术, Shell煤气化得到90%以上的 (CO+H2) 粗煤气, 粗煤气是合成氨, 甲醇, 氢气的原料。Shell煤气化合成氨、甲醇简易工艺流程图见图1、2。
3 Shell气化技术及其工艺流程
3.1 Shell气化工艺流程
原料煤被破碎并输送到粉碎机, 正常情况下是传统的磨煤机, 磨煤机将煤研磨到适于高效气化的尺寸 (90%小于100μm) 。研磨煤的同时, 使用加热的惰性气体流从系统内带走水蒸汽来进行干燥, 气流卷走的粉煤通过内部筛分器在袋室内收集。适当的干燥对无故障的煤排放和输送非常重要, 并且可以提高装置效率。经过研磨和干燥的煤从磨煤和干燥系统排放到煤加压和输送系统 (锁斗) , 然后加压的煤通过相对的烧嘴输送到气化炉气化室, 利用氧气在气化室内进行气化反应, 如果需要缓冲蒸汽, 通过相同的烧嘴喷入。送入炉内的煤粉、氧气及蒸汽在高温加压条件下发生部分氧化反应, 气化炉顶部约1500℃的高温煤气与经冷却后的煤气激冷至900℃左右进入废热锅炉, 经回收热量后的煤气温度降至350℃进入除尘和湿式洗涤系统, 处理后含尘量小于1 mg·m-3, 温度为150℃的煤气送后工序。
气化炉由内部带气化室的压力容器组成, 并在2～4.5 MPa的压力下运行。气化炉内壁温度由循环水通过膜式壁进行控制, 以产生饱和蒸汽。膜式壁包围气化区域, 气化区域有两个出口。气化区域底部的孔口用于除渣。顶部的出口允许夹带飞灰的合成气进入激冷区域, 在该区域内热合成气利用“冷” (180～300℃) 无灰再循环气体激冷, 以避免粗合成气夹带的融化或粘性飞灰颗粒的结垢问题。
从洗涤塔排出的黑水在闪蒸槽进行减压闪蒸, 闪蒸液再进汽提塔汽提, 经初级处理后的灰水送至界区外的污水处理装置进一步处理。闪蒸气及汽提气送锅炉作燃料气。在气化炉燃烧段产生的高温熔渣, 流入气化炉下部激冷室进行激冷形成玻璃体流入锁斗后定期排放, 排出的炉渣经捞渣机运走, 捞渣池的灰水送至闪蒸槽及汽提塔一并处理。锁斗内的灰水经锁斗循环泵升压并冷却后返回气化炉底部激冷室。
Shell煤气化典型流程图见图3。
3.2 Shell气化特点
Shell公司开发的Shell气化工艺, 是目前最先进的气化工艺之一, 实际生产操作表明, 煤气化工艺指标达到预期目标, 装置运行比较稳定, 其主要特点如下:
(1) 采用干煤粉作为气化原料, 煤粉用氮气输送, 操作安全;煤种适应性广泛;
(2) 气化温度高, 一般在1400～1600℃, 碳转化率高;氧耗低, 节省运行费用;
(3) 气化炉采用水冷壁结构, 无耐火砖衬里;每台气化炉设有4～6个烧嘴, 对生产负荷调节灵活;
(4) 热效率高, 总的原料煤热效率高达98%;对环境影响小。气化过程无废气排放, 系统排出的熔渣和飞灰含碳低, 可作为建筑材料, 气化污水不含焦油、酚等污染物, 易处理, 需要时可以零排放。
4 结语
我国的能源分布情况是:石油天然气相对缺乏, 而煤炭资源丰富, 并且在全国分布比较广泛。在相当一段时期, 我国化肥工业, 由于生产工艺老化, 合成氨生产用的原料煤, 多是无烟块煤, 而无烟块煤主要分布在山西等少数省区, 这对于全国各地的大多数化肥厂来说, 成本增高, 同时由于机械化程度提高, 粉煤率增加, 块煤减少, 无烟煤利用率低。同时随着生产不断进步, 要求扩大对煤种和颗粒的适应范围, 增加单炉生产能力, 提高煤气化的操作压力, 达到环保要求。作为目前最为先进的煤气化技术之一, Shell气化技术具有显著的优点:碳转化率高, 氧耗低, 气化温度高, 单台生产能力高。因此, Shell气化技术可以在很大程度上摆脱以上缺点, 充分利用各地煤炭资源, 另外采用Shell技术可以大大改善环境。故Shell煤气化技术将被广泛应用于大型煤化工企业, 具有广大的发展空间, 并且随着Shell煤气化装置投入运行, 可以推进Shell煤气化技术在我国的推广应用, 带动我国煤气化技术研究的进一步发展。
摘要：随着经济不断发展, 能源在社会中的战略地位日益重要。煤气化技术受到各国高度重视。在介绍能源结构基础上, 分析了常见煤气化技术, 着重阐述了Shell气化炉的工艺原理, 技术特点, 开发现状等, 通过对Shell煤气化技术的分析, 论述了Shell气化技术在我国的应用前景。
大型煤气化技术发展现状 篇8
目前, 根据煤与气化剂在气化炉内的运动状态不同, 国内外常见的煤气化技术一般分为三种类型:固定床、流化床和气流床工艺。
固定床气化技术是指煤炭在固定床气化炉中进行气化, 包括常压固定床气化和加压固定床气化两类, 如常压固定床煤气化、鲁奇碎煤加压气化、BGL煤气化技术等。
流化床气化技术是指在以气化剂与煤形成的流化床内发生气化反应。流化床气化炉采用粉煤作原料, 用氧化剂 (氧气或空气) 使床体流化, 流化床内温度保持在1 000 ℃以下, 以预防灰熔化后与炉床里的物质发生结聚。流化床气化技术主要有温克勒 (Winkler) 、高温温克勒 (HTW) 、U-Gas、恩德炉粉煤气化、灰熔聚气化等。
气流床气化技术是最清洁, 也是效率最高的煤气化技术。粉煤或水煤浆在1 200～1 700 ℃时被部分氧化, 高温保证了煤的完全气化, 煤中的矿物质成为熔渣后离开气化炉。气流床所用煤种比固定床和流化床所用煤种的范围更广泛, 同时使用纯氧作氧化剂可以使气化效率更高。目前具有典型代表性的气流床气化工艺有:GE水煤浆加压气化、壳牌干粉煤加压气化、GSP干粉煤加压气化、科林干粉煤加压气化以及国内自主研发的新型对置式多喷嘴水煤浆加压气化、HT-L航天粉煤气化和对置式多喷嘴粉煤气化技术等。
常压固定床煤气化工艺具有单炉生产能力低、气化效率低、三废产生量大、碳转化率低、操作和管理繁琐等缺点, 不是未来气化工艺的发展方向。恩德炉、灰熔聚等流化床煤气化工艺与当代先进的煤气化技术相比也存在较大差距, 如气化压力低 (小于1.0 MPa) , 单炉生产能力小, 气化效率低, 煤气中尘含量高, 灰渣中残碳高, 碳转化率低等, 因此不适合大型化装置。气流床气化技术中, 科林CCG粉煤气化和多喷嘴对置式粉煤气化技术的工业化应用业绩较少。为此, 笔者选取国内外工艺较为先进、成熟, 应用较为广泛的气化技术进行分析比较。
2 煤气化技术分析
2.1 鲁奇碎煤加压气化技术
碎煤加压气化工艺是以碎煤 (5～50 mm) 为原料的固定床气化工艺技术。该技术采用水蒸汽和氧气作气化剂, 在较低温度下进行气化反应, 生成煤气中的CH4及有机物含量较高, 因此热值高。碎煤加压气化工艺主要技术特点如下。
(1) 以块煤为原料, 适用于不粘结或弱粘结性和灰熔点较高的褐煤以及活性好的次烟煤、贫煤等。当煤中水分含量较高时, 仍可实现比较高的热效率。
(2) 粗煤气中甲烷含量高达8%～10%。对合成天然气和生产城市煤气来说, 可有效提高系统的转化效率。
(3) 气化炉生产能力大, 单元装置投资低, 并且氧耗量低于其他采用纯氧为气化剂的煤气化技术。
(4) 气化及后序处理单元产生的废水量大, 由于废水成分复杂, 因此处理困难, 运行成本较高。
(5) 气化过程有较多的副产品生成, 如焦油、中油、石脑油, 粗酚等, 当装置规模很大时, 副产品可以产生很好的经济效益。
碎煤加压气化技术各发展阶段的主要技术特性如表1所示。
我国从20世纪50年代开始研究碎煤加压气化炉气化技术, 第三代碎煤加压气化炉已投入运行, 其内径增大到3 800 mm, 采用双层夹套外壳, 炉内装有煤分布器和搅拌器, 转动炉箅采用宝塔型结构, 多层布气, 单炉产气量提高到35 000～55 000 m3/h (干基) 。气化炉中的煤在3.1 MPa压力下, 与气化剂逆流接触气化, 产生粗煤气。其流程是:气化炉—洗涤冷却器—废热锅炉。气化炉装置由煤斗、供煤溜槽、煤锁、带内件的气化炉、灰锁、灰斗六大部分组成。
在实际加压气化过程中, 原料煤从气化炉的上部加入, 在炉内从上至下依次经过干燥、干馏、半焦气化、残焦燃烧、灰渣排出等物理化学过程。离开气化炉的粗煤气温度为650～700 ℃, 经洗涤冷却后, 立即被煤气水激冷至200 ℃以下。粗煤气由集水槽的上部给入废热锅炉, 通过一束垂直列管被冷却至180～190 ℃, 回收煤气中的大量显热。
对于干法排渣的气化炉来说, 气化炉最高温度区 (氧化区) 低于煤的软化温度T2;煤在炉内从上至下依次经过干燥、干馏、半焦气化、残焦燃烧时, 温度逐步升高, 在干馏层, 煤中的挥发分基本全部干馏出来进入气相, 干馏过程与炼焦相当, 干馏气的组分与焦炉煤气相似, 因而煤气中有机物含量高;与气流床熔渣炉相比, 煤在炉内经历的整个过程温度都比较低, 气化过程水蒸气分解率低, 煤中有机物质分解不彻底, 因而煤气成分复杂, 随之而来的问题是煤气净化流程长, 煤气水量大, 且成分复杂。因此, 为了增强对煤气水的处理和回用, 有效控制煤气水对环境的污染, 煤气水处理系统成为整个生产工艺中必不可少的组成部分。
通过改变操作条件, 对气化结果有一定的影响, 如提高压力, 有利于甲烷的生成, 可提高煤气的热值;提高气化反应温度, 有利于H2和CO的生成, 提高有效气含量, 但操作温度的高低取决于煤的灰熔点 (软化温度T2) 。
煤种对煤气组分和产率的影响:挥发分越高, 干馏组分在煤气中所占比例越大, 由于干馏气中的甲烷比气化段生成的甲烷量大, 越年轻的煤种, 气化后煤气中的甲烷含量越高, 年轻煤种的半焦活性高, 气化层的温度较低, 这样有利于有机物的生成。煤种越年轻, 产品气中甲烷和CO2含量越高, 而CO含量越低, 甲烷含量高对煤制天然气有利。煤中挥发分越高, 转变为焦油等有机物就越多, 转入到焦油中的碳越多, 进入真正气化区生成煤气的碳量就相对较少, 煤气产率相对较低。
碎煤加压气化技术在国内应用多年, 在运行和管理方面积累了丰富的经验。设备国产化率达到100%, 与引进技术相比投资大幅降低。目前, 国内在建的气化炉约有80余台, 运行的有30余台, 连续稳定运行时间达180 d左右。在建的大唐克什克腾旗及大唐阜新煤制天然气项目均采用碎煤加压气化技术。
2.2 水煤浆气化技术
水煤浆气化工艺实质上是湿法气流床气化技术, 水煤浆和氧气喷入气化炉后瞬间经历煤浆升温及水分蒸发、煤热解、残碳气化和气体间的化学反应等过程, 最终生成以CO、H2为主要组分的粗煤气, 灰渣采用液态排渣。目前国内外应用较多的水煤浆加压气化工艺中, 主要有引进的GE水煤浆气化、华东理工大学的多喷嘴对置式水煤浆气化和西北化工研究院的多元料浆气化工艺, 这些气化技术性能相当, 各项指标相近。水煤浆气化技术有如下特点:
(1) 气化的原料范围比较宽。几乎从褐煤到无烟煤大部分煤种都可采用该项技术进行气化, 还可气化石油焦、煤液化残渣、半焦、沥青等原料, 以及可燃垃圾、可燃废料 (如废轮胎) 等。
(2) 要求煤种有良好的成浆性, 水煤浆浓度最好大于65%, 灰熔点 (T3) 最好小于1 300 ℃。
(3) 气化炉内结构简单, 没有机械传动装置, 安全可靠。
(4) 气化过程碳转化率较高, 一般可达95%～99%。操作弹性大, 负荷调整范围为70%～105%。
(5) 粗煤气质量好。粗煤气中有效成分 (CO+H2) 可达80%左右, 除含少量甲烷外, 不含其他烃类、酚类、焦油等物质, 制合成气时粗煤气中含有饱和蒸汽, 进变换工段不用补蒸汽, 可采用传统气体净化技术。
(6) 可供选择的气化压力范围宽。有2.7 、4.0 、6.5 、8.5 MPa四种压力等级, 目前工业化装置的操作压力等级在2.7～8.5 MPa之间。
(7) 单台气化炉的投煤量选择范围大。单炉投煤量一般在400～2 000 t/d (干煤) 之间。
(8) 炉内耐火砖冲刷侵蚀严重, 选用的高铬耐火砖寿命为1～2 a。更换耐火砖费用大。
(9) 喷嘴使用周期短, 一般使用40～60 d就需要更换或修复, 需要有备用炉。
(10) 因水煤浆含水量高, 使冷煤气效率偏低, 氧耗、煤耗均比干法气流床要高一些。
(11) 气化过程污染少。气化过程产生的废水中有害物极少, 经生化处理后可直接排放, 炉渣可做水泥掺料或建筑材料的原料。
GE水煤浆加压气化工艺是美国Texaco石油公司在重油气化基础上发展起来的。1945年Texaco公司建成第一套中试装置, 并提出了水煤浆的概念, 80年代投入工业化生产, 成为具有代表性的第二代煤气化技术。1984年, 我国山东鲁南化肥厂从美国Texaco公司引进技术, 建设了中国第一套Texaco水煤浆气化装置, 1993年建成投产。此后上海焦化厂、陕西渭河煤化工公司、安徽淮南化工总厂、浩良河化肥厂和中石化金陵石化公司又相继引进了Texaco水煤浆气化技术。水煤浆气化技术在中国已有多年的应用业绩, 技术成熟, 投资较低。
由华东理工大学、兖矿鲁南化肥厂、中国天辰化学工程公司共同开发的新型对置式多喷嘴水煤浆气化炉以及西北化工研究院开发的多元料浆气化技术, 与GE水煤浆气化技术类似, 取得了较为广泛的工业化应用。其中, 多喷嘴对置式水煤浆气化工艺的示范装置之一位于兖矿国泰化工有限公司, 项目建设两套日投煤1 150 t的气化炉, 操作压力4.0 MPa, 气化炉直径3 400 mm, 生产24 万t/a甲醇, 联产71.8 MW发电。另一个项目位于华鲁恒升化工股份有限公司, 建设有一套多喷嘴对置式水煤浆气化装置, 日投煤750 t, 操作压力6.5 MPa, 气化炉直径为2 800 mm。近两年又有兖矿鲁化、江苏灵谷、江苏索普等项目采用多喷嘴对置式水煤浆气化技术, 目前已实现投产。采用多元料浆气化技术的示范装置位于华鲁恒升化工股份有限公司, 项目为我国大化肥国产化示范工程, 建设有两台多元料浆气化炉, 装置于2004年投产。另外, 浙江巨化、丰登公司也采用该气化工艺进行原料路线改造。
2.3 壳牌煤气化技术
壳牌 (Shell) 粉煤加压气化工艺由壳牌公司在渣油气化的基础上于1972年开始开发, 1978年在德国汉堡建成中试装置, 1987年在美国休斯敦建成工业示范装置, 日投煤量为250 t高硫煤或400 t高水分、高灰分的褐煤, 1993年使用Shell粉煤加压气化工艺的IGCC发电装置在荷兰投产, 气化炉为单系列操作, 日投煤量2 000 t, 气化压力为2.8 MPa。国内自2003年引进第一套Shell粉煤加压气化装置后, 已经陆续建设了十几套装置, Shell粉煤加压气化工艺具有以下特点:
(1) 对气化原料有较宽的适应性, 可对褐煤、烟煤、无烟煤和石油焦等进行气化。
(2) 气化温度约1 400～1 600 ℃, 碳转化率高达99%以上, 粗煤气不含重烃, 甲烷含量极低, 煤气中有效气体 (CO+H2) 达到90%以上。
(3) 采用干法进料, 与水煤浆气化工艺相比, 氧耗降低15%～25%。
(4) 热效率高, 冷煤气效率80%～85%。
(5) 气化炉采用水冷壁结构, 无耐火砖衬里, 设备维护量较少。气化炉内也无传动部件, 运转周期长, 生产装置无需配套备用炉。
(6) 炉渣性质稳定, 对环境无影响。气化污水量少, 有害组分低, 易处理, 可达标排放。
Shell粉煤加压气化工艺设备国产化率较低, 投资较高。目前, 国内引进的Shell气化装置运行情况与设计预期尚存在一定差距。
壳牌煤气化技术是我国应用的第一个干粉加压气流床煤气化技术。自2001年湖北双环签订了第一个技术转让合同开始, 至今共签订了19个技术转让合同, 包括23台气化炉, 其中包括壳牌和中石化成立的岳阳合资公司。到2012年8月底, 已有16个项目20台气化炉投入生产。经过多年摸索和实践, 多家采用壳牌煤气化工艺的企业取得了较好的运行业绩。2011年, 已有6家壳牌用户取得了累计运行300 d以上的业绩, 其他各家也都接近了300 d的运行目标, 其中最高纪录是338 d。中石化安庆实现了连续运行185 d的成绩, 云天化在2012年创造了高负荷连续运行157 d的纪录。
2.4 西门子GSP煤气化技术
西门子GSP气化技术由德国未来能源公司开发。目前, GSP气化技术在Freiberg试验装置已对80多种原料进行了气化, 其中包括30多种煤 (几乎涵盖从褐煤到无烟煤的所有煤种) , 25种市政或工业废渣、石油焦、油类、浆料以及20种液体废料, 气化试验在反应器压力4.0 MPa条件下进行, 使用纯氧作为气化剂。
GSP 粉煤加压气化技术采用干煤粉进料、合成气全激冷流程。如图1所示, 气化工艺主要由粉煤密相输送系统、气化反应系统、排渣系统、粗合成气处理系统和黑水处理系统五部分组成。GSP气化炉操作压力为2.5～4.0 MPa, 分为上下两部分, 上部为反应室, 下部为激冷室, 反应室由承压钢壳和水冷壁两部分组成。气化炉采用组合式气化喷嘴, 该喷嘴由配有火焰检测器的点火喷嘴和生产喷嘴组成, 称为组合式气化喷嘴。
西门子GSP气化技术具有如下技术特点。
(1) 煤种适应性强。
该技术采用干煤粉作气化原料, 不受成浆性的影响;由于气化温度高, 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、烟煤、无烟煤到石油焦均可作原料, 也可以两种煤掺混使用。对于高水分、高灰分、高硫分和高灰熔点的煤种基本都能进行气化。
(2) 环境友好。
由于气化温度高, 有机物分解彻底, 无有害气体排放;污水排放量少, 污水中有害物质含量低, 易于处理, 可以达到污水零排放。
(3) 技术指标优越。
气化温度一般在1 350～1 750 ℃, 碳转化率可达99%, 不含重烃, 合成气中CO+H2高达90%以上, 冷煤气效率高达80%以上 (依煤种及操作条件的不同有所差异) 。
(4) 工艺流程短、操作方便。
采用粉煤激冷工艺, 流程简洁;设备连续运行周期长, 维护量小;开、停机时间短, 操作方便;自动化水平高, 整个系统操作简单, 安全可靠。
(5) 装置大型化。
气化炉处理能力高, 所需设备台数少, 维护、运行费用低。
截至2012年, GSP气化炉已投产项目3项, 共7台气化炉;在建和拟建项目10项, 共51台气化炉。其中, 在中国神华宁煤167万t甲醇制烯烃项目中, GSP提供的5台500 MW气化炉已于2010年投产。
2.5 HT-L航天粉煤加压气化技术
航天粉煤加压气化技术是由航天长征化学工程股份有限公司在充分吸收当今世界先进气流床煤气化技术先进经验基础上自主研发的采用粉煤进料、水冷壁加激冷流程的煤气化技术, 工艺流程见图2。
HT-L航天粉煤加压气化技术采用干粉煤进料, 煤种适应性广, 气化炉内衬水冷壁代替传统耐火砖衬里设计, 大幅度延长了气化炉连续运行时间。气化炉主要设备在国内制造, 大幅降低了设备投资和维护费用, 可在较短时间内为业主提供备件更换维修服务。该技术可广泛应用于煤基甲醇、煤基合成氨、煤制天然气、煤制合成油、煤制烯烃、煤制氢、IGCC发电等领域, 目前国内已有多个工程项目运行。
航天炉结构型式与GSP煤气化技术基本相同, 具有以下特点:
(1) 将干煤粉原料用高压二氧化碳 (或氮气) 送入气化炉进行气化, 在得到高碳转化率的同时, 冷煤气效率可达83%;
(2) 该工艺过程对煤的特性, 如煤的粒度、挥发分、粘结性、水分、硫分、含氧量及灰分等均无要求;
(3) 气化炉为水冷壁结构, 可对粉煤进行高温气化, 有效提高了煤的转化率;
(4) 采用水激冷流程除渣, 同时冷却合成气, 气体中汽/气比较高;
(5) 一次投资较小, 运行维护成本较低。
截止2012年, 应用HT-L航天粉煤加压气化技术已建、在建和拟建的气化炉共48台, 其中已经实现长周期稳定运行的装置包括:① 濮阳龙宇化工有限责任公司100万m3/d合成气原料路线改造工程;② 安徽临泉化工股份有限公司100万m3/d合成气原料路线改造工程;③ 河南煤业中新化工30万t/a甲醇项目;④ 鲁西化工30万t/a合成氨项目;⑤ 晋煤中能化工20万t/a合成氨项目 (临泉二期) 。这5个项目共应用7台处理量为750 t/d的气化炉, 其中在建处理量大于1 500 t/d的大型气化炉共18台。
2.6 主要煤气化技术的比较
根据对各种先进煤气化技术的介绍, 对各项指标进行对比 (见表2) 。
3 主要煤气化技术的比较与选择
总体来看, 这些煤气化技术均为国内外领先技术, 取得了一定的工业化应用业绩。企业应针对不同项目, 选择最佳煤气化技术。一般而言, 气化技术的比较和选择需考虑以下主要因素。
(1) 煤种适应性。
不同煤种适应于不同的工艺。
(2) 装置的规模。
大规模的项目需要考虑气化装置大型化的经验。
(3) 下游装置对合成气的要求。
如对于生产SNG的装置, 粗煤气中含有较多的CH4, 则对生产有利。此外, 合成气中惰性气体过高也会影响到后序装置的操作性能。
(4) 气化装置运行的可靠性和业绩。
气化装置占全厂的总投资比例较高, 因此应选择性能可靠、具有良好业绩的气化装置。
(5) 环境影响。选择清洁、三废排放少的气化工艺。
从煤种适应性上看, 鲁奇碎煤加压气化适用于块煤气化, 其他气化技术可使用末煤;水煤浆加压气化技术要求煤的灰熔点要低于1 400℃。
从流程上看, 这些煤气化技术可分为废锅流程和激冷流程。废锅流程系统副产蒸汽, 能效高, 但系统复杂, 投资高, 对煤质要求高, 对操作人员要求也高, 运行条件较为苛刻。激冷流程系统相对简单, 投资低, 运行操作较宽松, 运行可靠, 但系统不副产蒸汽, 相对能效较低, 后续的变换系统耗蒸汽少。
从工程成熟性、运行可靠性和操作稳定性上来看, 鲁奇碎煤加压气化、水煤浆气化、Shell气化炉目前较为成熟, 运行可靠性较高;而GSP粉煤气化和HT-L粉煤气化的工业化业绩相对较少。
从环保性能来看, 水煤浆气化、Shell气化炉、GSP粉煤气化和HT-L粉煤气化更为环保;而鲁奇碎煤加压气化废水处理难度较大。
摘要：介绍了目前国内外常见的鲁奇碎煤加压气化、水煤浆气化、壳牌煤气化、西门子GSP煤气化及HT-L航天粉煤加压气化等先进的煤气化技术的工艺特点、适应煤种、产品性能、应用效果等指标, 为同类型煤气化技术的选择提供了参考。
大型煤气化技术的研究与发展 篇9
关键词：大型煤气化技术,研究,发展
研究大型煤气化技术, 对于我国工业制造和环境保护必将带来巨大的帮助, 因此, 需要我们在研究的过程中不断的总结经验, 将适合我国工业发展需要的大型煤气化技术研究出来。
1 大型煤气化的技术研究
从上个世纪50年代末开始对国内煤气化技术进行研究, 近些年来, 我国在对消化引进技术和开发技术进行研究时下了很大的功夫, 主要表现在这样几个方面:
1.1 干煤粉汽化炉
不管是Prenflo汽化炉还是Shell汽化炉, 都对一段气化的方式进行了使用, 为了能够有效的凝固高温煤气中携带的熔融态灰渣, 防止冷却煤气将其堵塞, 都对后续工段冷煤气循环激冷的方式进行了使用, 在900℃左右将高温煤气放入冷却器中。高位能量在激冷的过程中会被大量的损耗, 为了对这一问题进行解决, 对E-Gas气化炉热化学反应方式进行使用, 两段式干煤粉气化工艺内国电热工研究院提供了出来, 该工艺在国家的计划扶持下完成了试验工作, 并且, 科技组织也对其进行了严格的验收。
1.2 对置式多喷嘴干煤粉气化加压技术
这项技术于04年时内考核通过, 气流床粉煤气化加压技术的科学性在我们国家中率先被展示了出来。1300—1400℃为中式装置气化的主要温度。2.0—3.0Mpa为气化压力值范围, 在四个喷嘴和一对喷嘴的基础上, 观察其运行情况, 可调范围在装置操作负荷中是比较灵活的, 0.5—0.6m3/kg为氧煤比主要的操作范围, 0—0.3kg为蒸汽煤比的主要操作范围, 在输送载气的过程中对二氧化碳的方式进行使用, 氮气在合成气中会被明显的降低下来, 在生产二甲醚、F-T和甲醇等合成中, 将粉煤加压气化技术应用到其中意义非常重大, 通过实验我们能够清晰的发现, 水煤浆气化和该气化技术合成, 其中的有效气成分进行比较会低出10%左右, 并且GSP和Shell技术是非常相像的。
1.3 GSP气化措施
单喷嘴的基础上, 进行干煤粉加压气流床为即为所谓的GSP气化技术, 在煤气用途系统的基础上, 能够将不同种类的工艺配置出来, 比如说, 一些用户在对合成气进行生产的过程中, 对直接水激冷方式进行使用, 向IGCC发电用户提供相应的需求, 对于热量能够利用废锅炉去回收, 这样就会有大量的高压蒸汽产生于其中。将水冷膜壁和干煤粉进料应用到GSP技术中, 能够防止应用耐火砖时产生的一些问题, 并且, 还有着较为广阔的煤种适用范围。对下喷的直接激冷设备进行使用有着造价低和设备流程简单的优越性, 水蒸气在激冷后合成气中对于后工段变换使用上也能够有效的给予满足, 所以, 对于这种工艺, 我们国家也是非常的重视, 然而, 在长期运行和单炉能力上, GSP技术还存在着一定的弊端, 因此, 还有很多方面需要我们进一步去完善和强化, 才能够促进我国煤气化技术向着更加稳定、快速的方向迈进。
2 大型煤气化技术的发展趋势分析
2.1 大型化技术分析
受运输、安装和制造等因素的制约, 一定要在有限的设备尺寸上对煤气化装置进行安装, 将单位体积在单位时间上的处理能力提升上来, 应该在高压、多相流动和高温下进行大规模高效煤气化过程。它增加压力和提高温度的最大潜力是由气流床的特点所决定的, 因此, 必须将此项技术应用到大型化中。
2.2 将煤种适应性技术途径提升上来
固定床在以前只能在发挥分较低和灵活性较高的无烟煤块中进行使用, 比较固定床, 对于别的活性较好的煤种流化床都能够予以适应, 但是, 也不应该有过低的要求存在于煤的灰熔中。因为流化床和固定床中有着较低的气化温度, 碳转化率在煤中通常要在90%以下。他们难以将气压力提升上来是由结构上的特点所决定的, 所以, 有一定的难度存在于大型化中。和流化床和固定床进行比较, 因为有较高的压力和温度存在于其中, 有着较宽的煤种适应性, 这样就会大幅度的增加单炉日处理能力。
3 结语
重工业时代的到来, 有很多大型的煤气化设施和厂房出现在了我们的视野中, 因此, 为了能够更好的促进我国工业生产的发展, 对于大型煤气化技术进行研究是非常必要的, 因此, 文章通过上文围绕此项技术的基本技术情况和其未来的发展趋势上进行了阐述, 进而为我国工业化的发展提供相应推动作用。
参考文献
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[2]龚欣, 郭晓镭, 代正华, 于遵宏, 吕传磊, 赵瑞同, 路文学, 韩飞, 郭宝贵, 张鸿林, 贺克农, 赵柱, 孙铭绪, 黄信良, 谭可荣.自主创新的气流床粉煤加压气化技术[J].大氮肥.2005 (03) .
我国煤气化技术的特点及应用 篇10
煤气化技术被发明是在十八世纪中叶, 人们进行煤气化探索的最初目的, 是将固有的煤炭能源利用方式加以改变;时至今日, 煤气化技术已经成为了现代工业发展中的一个重要部分, 并出现了大量的化工产品。
从上世纪五十年年代中期, 我国就针对煤气化技术进行了相关的研究, 尤其在合成氨和甲醇工业方面取得了巨大的进步, 截至目前, 由煤气化技术为基础的甲醇和合成氨产量, 已经占据了国内工业产品生产的大部分市场份额。
首先, 我国开展煤气化技术研究生产具有先天的优势条件, 在煤炭资源储备方面, 中国的煤炭储量位居世界前列, 同时在煤炭种类方面也有较多的选择, 适合煤气化技术的不同工艺流程。丰富的资源为发展煤气化技术奠定了条件, 提供了可行性。
其次, 积极发展煤气化技术对我国的化工产业发展具有十分重要的意义。结合现实情况不难发现, 我国的能源储备结构并不合理, 在主要的三种能源中, 煤炭资源储备丰富, 但是石油和天然气的储量相对匮乏, 如果将人均拥有量考虑在内的话, 我国的石油和天然气产业并不发达, 每年依赖大量的进口就是最好的证明。
随着我国社会现代化的发展越来越快, 经济水平越来越高, 客观上对能源的利用形式提出了多样性的要求, 为了弥补这一缺陷, 积极发展煤气化技术的重要性就不言而喻了。
2 我国主要的煤气化技术及特点
结合煤气化技术的应用, 我国在甲醇和合成氨生产规模上位居世界第一位, 主要应用的技术类型有三种, 分别是固定床技术、流化床技术和气流床技术三种, 需要说明的是, 这三种技术的分类是基于煤气化技术中煤气炉类型划分的。
2.1 固定床技术
目前我国合成氨化工产品的生产中, 超过70%以上的产能是利用固定床技术进行的, 这是一种在国内应用最早、最广泛的技术;经过将近三十年的技术公关, 现阶段已经形成了比较完善的技术体系和自主产权, 同时在生产工艺、设备制造、产品回收等环节实现了国产自动化。
从原理上来说, 固定床技术是利用了固定曾间歇气化早期系统, 在汽化炉内的粗煤气形成之后, 通过固定床技术实现粗煤气的提取、净化、回收等流程;多年来的发展, 固定床技术也出现了不同的工艺分支, 例如干煤气、水煤气等。这一技术对环境的以来程度不高, 一般的煤化工企业皆可安装。
其特点是采用间歇制气机制, 不需要专门的气化剂, 环境依赖程度低, 缺点也是十分明显的, 由于对碳的利用程度不高, 所以转化率行业年底, 平均的煤气发生率在20%左右, 不适合大规模的企业生产。同时在原材料方面的限制也比较苛刻, 固定床技术主要采用无烟煤为生产原料, 这无疑增加了预处理环节的成本支出, 也可以理解为后期的条件宽泛来源于前期的预处理条件严格。
2.2 流化床技术
相对于固定床技术而言, 流化床技术在我国出现的时间较晚, 在上世纪九十年代才进入中国。但是, 流化床技术的发展速度很快, 因为对气化剂的要求十分宽松 (可以采用多种气化剂) , 同时生产最终产品中的选择程度也很大, 如:空气煤气、水煤气等不同类型, 对要求不高的小型企业和民用领域而言完全可以满足, 因此这一技术的的普及速度很快, 目前已经完全实现了设备国产化。
流化床技术发展和普及速度快的另外一个原因, 在于对煤种的要求同样宽泛, 除了无烟煤之外, 褐煤、长焰煤以及其他弱粘性煤质都可以使用。由于这种特性, 国内大部分企业用来生产合成氨取得了交好的效果。
流化床技术的优点是设备投资少、原料成本低;但缺点是对与煤质的黏性要求很高, 一般为弱粘性, 所以在进行原材料预处理过程中, 还需要更多的准备工作, 这一缺点目前还没有更好的解决方法。
2.3 气流床技术
气流床技术的优点是对煤种和煤质的使用能力强, 预处理环节较为轻松, 主要采用煤粉形式喷射到气化炉内。这种方法的工艺流程十分灵活, 便于生产过程中变换装置的改造, 同时煤粉在炉内反应之后形成的炉渣便于清理, 设备对煤质不存在黏性要求。
同样, 缺点是也是由于煤粉这种特殊的形式造成的, 煤粉粒度越小, 对灰熔点的要求就越低;对于汽化炉反应而言, 灰熔点低会造成煤炭资源的反应不充分, 对原材料造成很大的浪费, 为了顺利进行反应就必须添加助熔剂, 如氧化钙或二氧化三铁等成分, 由此而提高了生产的成本。
3 结语
从我国的能源现状考虑, 积极发展煤气化技术可以丰富能源结构, 促使社会能源均衡利用, 为国内的经济发展稳定作出贡献。单纯地从技术角度来说, 当前存在的主流三种技术各自都有优缺点, 在实际应用过程中, 要根据生产产品、生产环境、生产流程和其他要求进行选择, 从而挑选出最合适的工艺方式。现实情况来看, 我国对气流床技术的应用较多, 原因就在于对煤种和煤质的适应能力较强, 以此为基础, 积极展开对其流出技术的研究是下阶段的发展趋势。
参考文献
[1]戴厚良, 何祚云.煤气化技术发展的现状和进展[J].石油炼制与化工, 2014, 04:1-7.
[2]王立庆.我国煤气化技术概况及发展趋势[J].小氮肥, 2014, 09:1-7.
煤气化技术 篇11
关键词：油田注汽锅炉 热煤气技术 不同燃料各自特点 应用潜力
中图分类号：TE4 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2014）11（b）-0057-01
油田专用湿蒸汽发生器又稱注汽锅炉，是专门用于油田稠油开发的热工设备，随着西气东输工程的推进及环保要求的提高，现在辽河油田注气锅炉多以天然气为燃料，只有个别偏远井站供气受限才使用原油作为燃料。多年来，注汽锅炉一直是油田开发的主要耗能设备，近年来随着原油天然气价格的不断上涨以及国内原油天然气生产局势的日益紧张，这种高成本高消耗的燃料结构严重制约着油田的持续发展和经济效益。另一方面我国是煤炭大国，其储量和产量都位于世界前列，尤其近几年国内煤炭价格持续回落，使得煤炭在释放同等热量前提下相对石油和天然气更具有价格优势，如果能够以煤炭作为锅炉燃料，所带来的经济效益将十分巨大。
1 热煤气锅炉技术特点
相对于传统注气锅炉，热煤气锅炉可以利用原有锅炉炉体，在不改变辐射段及对流段的前提下通过改变燃烧器及供气管线就可实现。同时为了保证充分燃烧需在锅炉尾部增加“热管空气预热器”，利用燃烧后的烟气对空气进行预热;为了克服改造后空气及烟气阻力的增加，在系统中需增加一台引风机。
受煤气输送距离影响，通常煤气发生炉就安置在注汽站旁。煤气站使用原煤利用空气和蒸汽产生的煤气经旋风除尘器、管道扩容除尘器及除硫塔后与空气混合进入燃烧器燃烧;空气通过鼓风机进入热管换热器进行预热并升温至200 ℃，经过调节阀与煤气站输送过来的煤气在燃烧器混合后进入锅炉炉膛燃烧，燃烧后产生的烟气经过对流段对蒸汽进行第一次换热，随后进入热管换热器对空气进行第二次换热，最后由引风机通过烟囱排放。
2 对比燃气锅炉各自特点
传统锅炉相对于煤气锅炉流程简单，不需要引风机及换热管线，占地面积小，可根据开发需求调整布局易于整体搬迁。燃料方面，由于使用重油及渣油排放污染物超标现已基本停止使用，使用稀油因成本高也仅限于供气受限的局部地区使用。作为主要燃料的天然气因成分比较单纯有害杂质少，污染物排放量少，S02、NOX含量均在标准范围内，烟尘几乎没有，因此也不需要辅助的除尘除硫净化设备，运行设备维护费用少，但燃气锅炉会受供气气源影响，供气压力波动频繁会对锅炉运行参数产生影响，需要实时调整;在冬季及用气紧张时常因供气压力过低而影响生产。
使用热煤气的锅炉最大的特点是相对传统燃料价格低廉，锅炉燃料来自旁边煤气站，相对燃料供应稳定，配合调整灵活，不受季节天气影响，适合长期稳定运行。但受原煤特点影响，需要一系列相应的配套设备，包括原煤储运、煤气发生器、供气管线、换热管线、净化设备等，设备繁多占地面积大，一旦建站不宜搬迁，后期设备维护频繁，人员配置需求量大，且净化设备需要持续投入，整体设备运行成本高。同时热煤气污染物排放含量要比天然气大，需要实时监测控制。
3 热煤气锅炉的应用潜力
油田燃油（天然气）注汽锅炉改烧热煤气后其燃料成本将大大降低。以辽河油田金马热注大一站为例：一台23 t注汽锅炉每天标准生产432 t蒸汽，燃料会消耗掉26吨稀油或是3万方天然气，折算成价钱则是燃油10万元;燃气6万元。而采用热煤气技术后，在生成相同蒸汽量的情况下每日耗煤65 t，按700元/t估算，每日燃料成本是4.6万元。对比烧油每台锅炉每天可节省燃料费5.4万元，比烧天然气每天可节省1.4万元。热注站煤气改造工程投资约为1200万，改造后建成的煤气站可供两台锅炉同时使用，设计年蒸汽发生量可达20万方，相对传统燃油每年可节约燃料费用2500万，当年就可收回改造投资费用。即使对比燃气每年也可节省燃料费用650万，2年可收回投资费用。金马煤气站建成于2007年，一直使用至今，投产7年目前仍在使用中。
4 目前热煤气锅炉所面临的问题
由于原煤品质以及燃烧方式的影响，在燃烧过程中会产生不同的有害物质，诸如粉尘、NOX、硫化物的排放，虽然采取净化设备能够大大减少污染物的排放，但在实际运行中尤其是在启停炉燃烧没有稳定形成或是结束的时候还是会产生部分污染物。此外，虽然气化后的煤气温度可达400 ℃以上，高于煤气中的焦油的凝析点，但在管道内壁、助燃空气混合等温度比较低部件处，由于煤焦油的析出，会使诸如主输气管道、燃烧器、对流段的翅片管、烟囱等部件结焦。通常在连续运行三周就要对燃烧器进行清焦，连续运行三个月要对主输气管道和烟囱清灰清焦。由于锅炉的本体是利用原有锅炉进行改造，锅炉炉体的各部件并没有针对热煤气而专门设计。在使用一段时间后会出现一些问题：辐射段容易积灰，可以通过停炉检修时对炉体内进行清洁;对流段翅片管结焦积灰，严重时会影响对流段的换热效果，最终导致锅炉热效率的降低及烟温的升高。不同与常规锅炉，煤焦油结焦后会与煤灰形成块状粘物粘在翅片管上，在常温下还会吸收空气中的水分，潮解后会变的更粘，清理起来费时费力，而且效果也很有限，需要针对煤焦油进行攻关研究新的清灰方法或是减少煤灰粘结。
5 结语
作为一项新生技术，虽然热煤气锅炉在使用上仍存在种种问题，但其在工艺技术上是可行的，并且具有巨大的经济效益。相信在未来经过充分的调整改进，这项技术将会对油田锅炉的燃料结构调整上发挥重要的作用。
参考文献
[1] 刘继和.油田注汽锅炉燃油改烧热煤气技术[J].节能与环保，2009（12）：38-39.
[2] 王丽萍.辽河油田热注锅炉燃料结构调整试验研究[J].石油规划设计，2007（4）.
煤气化技术的开发与发展之研究 篇12
1 我国煤气化技术的发展特点
虽然煤炭在转化利用过程中困难重重,但在党和政府的支持和鼓励下,经过长时间的研究与努力,取得了初步的成果,目前,我国煤气化技术所表现出来的特点有以下几方面:
1.1 逐渐向工艺技术国产化发展
改革开放初期,煤气化已基本实现了“化工装备国有化”,随着国内煤气化技术的不断发展,多喷嘴水煤浆气化、航天炉干煤粉气化、以及清华炉水煤浆气化等先进煤气化技术在很多煤化工企业广泛应用,初步实现了工艺技术国产化[1],这是煤气化质的飞跃,从而大大带动了经济发展。
1.2 提高了气化炉内的操作压力
对于运行生产的气化炉,气化压力越高越节能,近年来,随着煤气化技术的逐渐发展,不断提高了气化炉的气化压力,改善气化装置,对一些气化后加工压力小的情况,气化压力以适宜为主。
1.3 气化后可以有效组合两种流程
在很多大型化工产,生产流线上装置多台气化炉,随着技术的发展,可以同时组合两台气化炉,在工艺上得到优化[2],但在管理上多了麻烦。
2 我国当前煤气化技术的发展
我国煤气化从技术的发展过程来看,分为三个时期,第一时期是用块煤和小粒煤为原料制成煤气化的早期时代;第二时期是在20世纪80年代后期,煤气化技术进行了商业运行,被称为第二代煤气化工艺时代;第三时期就是现在成熟的煤气化时代,煤气化技术主要有三个:
首先是固定床煤气化技术。该项技术以5—50mm粒度、活性好、不粘结的无烟煤或褐煤为原料,并从气化炉上面加入,在炉内经过干燥、干残焦燃烧、半焦气化以及灰渣排出等过程。同时,以干氧与水蒸气为气化剂,从气化炉下部加入,与固相煤逆向流动。炉内气温一般在700—1100摄氏度,气压为3.0—4.0MPa。但是,由于该技术投资大、工艺流程长,单一生产合成气使用此技术较少。
其次是气流床气化技术。目前,国内气流床气化技术主要以多喷嘴对置气化工艺为主,它由炉体和四个对称分布的预模式喷嘴组成,炉内为耐火砖,气化剂为氧气,并与水煤浆一起从喷嘴送入气化炉,进行气化反应[3],粗煤气和熔渣受重力影响,进激冷室,熔渣固化排出,粗煤气从激冷室排出送后续工序。该技术优点在于由于喷嘴是对称分布,因此,物体在炉内形成强大撞击流,强化混合,更好的实现了煤的雾化,煤耗降低约9%,碳化转化率可达98%。但是,由于壁炉承受高温流渣流动侵蚀,容易损坏,使用寿命短。
最后是硫化床气化技术。该技术在气化中,原料与气化剂逆流碰触,气流速度越来越来快,最终气流床层膨胀鼓起,颗粒悬浮起来。流化床气化可以使用碎粉煤,备煤加工费比较低,从而提高了粉煤利用率。
3 我国煤气化发展前景和方向
目前,我国煤气化技术在很多大型化工厂广泛应用,取得了很大的成果,发展前景更是不可小觑,未来要向创新、自主方向发展。
(1)要大力发展与推广气流床固态排渣技术,它是节能减排、减少污染的最佳道路。
(2)要向大型化、超大型化方向发展,积极转化压力为产业技能,加快缩小体积来适应西部发展煤气化技术脚步。
(3)加大煤气化技术的应用同时,更应注重环境污染问题,在污染控制方面下足力气,遏制先发展、后治理问题再次发生,树立煤炭资源有效利用与环境保护共同发展意识[4],加强热回收以及高能效的利用。
(4)要学会尊重知识权威、科学性、创新性,取其精华去其糟粕,抵制学术知识上不良风气。
4 结语
我国煤气化技术在应用中取得了显著成就,而且煤气化技术越来越受到全社会的关注,我国煤气化技术势必会呈现出多元化与科技化的发展趋向。
参考文献
[1]郝杨.浅谈煤气化技术的研究与发展[J].城市建设理论研究(电子版),2014,(24):2721-2722.
[2]赵元琪.煤气化技术发展与问题探讨[J].中国新技术新产品,2011,(8):119-201.
[3]陈峰.煤气化技术现状及发展趋势[J].合作经济与科技,2012,(24):125-126.