山东临沂正大热能研究所

<正>CO_2减排干煤粉气化技术CO_2减排干煤粉气化炉以干煤粉为原料,气流床气化,把甲醇或合成氨脱碳排放的CO_2回收,加压作为气化剂和碳反应。采用激冷流程,生产的原料气经降温、除尘、脱硫后直接进入变换工段进口。有压力为1.0 MPa,2.1 MPa及4.0MPa 3种工艺。生产合成氨企业加氮由空分装置提供。CO_2减排干煤粉气化技术关键技术指标:比煤耗为510~550 kg/1 000 m~3(标态,CO+H_2),比氧耗为:280~310m~3/1000 m~3(标态,CO+H_2),碳转化率99%,冷煤气效率80%~83%,有效气成分(CO+H_2)≥90%(体积分数)。CO_2减排干煤粉气化技术优势1.煤种适用性强,从较差的褐煤、次烟煤、无烟煤到石油焦都可以使用。该技术以干煤粉作气化原料,气化温度高,液态排查,碳转化率90%,煤气成分(CO+H_2)≥90%(体积分数),冷煤气效率高达80%以上。2.与国外干法气化技术比较,比氧耗低15%~18%,比煤耗低6%~8%;与水煤浆气化技术相比,冷煤气效率提高20%~30%。     

齐鲁二化煤造气装置创造新的世界连续运行记录

正中国石化齐鲁分公司第二化肥厂煤造气装置于2008年10月24日建成投产。装置分为气化装置和净化装置两部分,其中水煤浆气化装置采用美国GE公司洁净水煤浆气化专利技术,装置设计为单喷嘴顶喷式热壁炉激冷流程,配置3台准2800 mm的气化炉,2开1备,日投煤量1 700 t,每小时产有效气(CO+H_2)100 000 m~3主要用于生产羰基合成气和氢气。齐鲁煤造气装置运行8年来,多次打破并创造新的世界     

基于Aspen Plus建立煤气化操作空间及经济性分析

采用Aspen Plus流程模拟软件模拟德士古气化炉,并结合工业运行数据对Aspen Plus模型的热损失进行校正。在此模型中通过改变进氧量和进水量来改变氧煤质量比和水煤浆中煤的质量分数,并分析氧煤质量比和水煤浆中煤的质量分数等因素对气化温度、气化产物、冷煤气效率和气化经济性的影响。结果表明:随着氧煤质量比的增大,气化温度呈两段式增长,有效气(CO+H_2)含量和冷煤气效率先升高后降低,气化成本呈相反的变化趋势。随着水煤浆中煤的质量分数的增加,比氧耗、比煤耗和比水耗都有不同程度的降低,冷煤气效率升高,气化成本降低。此外,水煤浆中煤的质量分数大于65%时,其对气化成本影响开始减弱。以气化温度为约束条件建立优化空间,可在操作空间中找到有效气含量、冷煤气效率和经济性最佳的操作点。     

水煤浆加压气化制合成气工艺研究

本文叙述了水煤浆加压气化中试的概况,列出了陕西铜川长焰煤的试验结果。现已达到的工艺指标是:CO+H_2含量约为76％;CH_4含量小于0.5％;碳转化率为90～95％;冷煤气效率为66％;比氧耗400～450Nm~3/1000Nm~3(CO+H_2),比煤耗700～750kg/1000Nm~3(CO+H_2)。文中结合气化工艺条件试验数据,讨论了影响气化效率的诸因素。实验表明水煤浆浓度、氧煤比、加料速率及煤粉粒度等是主要参数,其中以煤浆浓度和氧煤比的影响较大。为此,要在现有基础上进一步寻求提高水煤浆浓度的途径,找出最适宜的氧煤比,以便提高各项气化工艺指标,陕西铜川长焰煤在现有装置中运行时,较适宜的工艺条件是:水煤浆浓度60～61wt％;加煤速率1.2t/h;氧煤比约为1.0kg/kg;气化压力26kg/cm~2(绝压)气化温度约为1400℃。中试运行的结果表明,该装置的工艺流程及主要设备基本可行,但喷嘴结构、耐火材料、测控仪表、渣水及灰水处理和分析测试手段等尚须进一步完善,这样才能真正担起国内煤种试烧任务,成为一套名符其实的煤种评价装置。     

水煤浆水冷壁废锅气化过程的模拟研究

采用Aspen Plus流程模拟软件模拟了水煤浆水冷壁废锅气化过程,并将模拟结果与工业运行数据对比,验证了模型准确性。在此基础上,分析了气化压力和水煤浆浓度对气化温度、有效气产量、合成气组成、氧煤比、比氧耗和比煤耗等气化参数的影响。结果表明,气化压力对气化过程基本没有影响,可根据需要选择适宜压力;当保持氧气流量恒定时,随水煤浆浓度增大,有效气含量增加,气化温度升高,即提高水煤浆浓度易导致气化炉飞温,因此进一步研究了在前述模拟条件不变,且保持气化温度恒定时,水煤浆浓度变化对气化参数的影响。结果表明,随水煤浆浓度增大,氧煤比降低,有效气含量增加,比氧耗、比煤耗降低,因此在气化炉不超温的情况下,应尽量提高水煤浆的浓度,以降低系统能耗。     

固定床气化与气流床水煤浆气化集成的能量与经济分析

针对煤制天然气工艺中固定床气化产生大量含有焦油、酚等难处理物质的废水,提出了将固定床气化和气流床水煤浆气化相结合的气化方式解决废水问题。考察了未分离焦油煤气水直接制浆和分离焦油后酚水再制浆的两种气化集成方式,以煤制天然气项目为基础对其进行能量与经济分析。结果表明:与单一气流床相比,固定床气化和气流床水煤浆气化耦合提高了系统冷煤气效率;当固定床与气流床水煤浆气化干基煤处理量比为2,未分离焦油煤气水直接制浆和分离焦油后酚水再制浆两种气化集成方式的气化系统煤耗分别为563 kg·km^-3(CO+H₂+3.12×CH₄)和599 kg·km^-3(CO+H₂+3.12×CH₄),氧耗分别为212 m³ O₂·km^-3(CO+H₂+3.12×CH₄)和206 m³ O₂·km^-3(CO+H₂+3.12×CH₄),冷煤气效率分别为84.44%和86.74%,总热效率分别为72.53%和74.87%,且副产焦油的气化集成方案与单一固定床气化方案相比,其天然气生产成本增加不明显,经济上可行。     

多喷嘴对置煤气化技术的研究与工业示范

煤气化技术是发展煤基化学品(氨、甲醇、二甲醚等)、煤基液体燃料、先进的IGCC发电、多联产系统、制氢、燃料电池等过程工业的基础,是这些行业的共性技术、关键技术和龙头技术.本文详细介绍了多喷嘴对置煤气化技术的特点,研究开发的方法和过程,多喷嘴对置的水煤浆和粉煤气化中试装置的运行情况,多喷嘴对置的水煤浆气化技术工业示范装置的运行情况.示范结果表明,同样采用北宿精煤的国泰化工有限公司多喷嘴对置气化炉与鲁南化肥厂Texaco气化炉相比,碳转化率提高3个百分点以上,比氧耗降低约8%,比煤耗降低2%～3%;同样采用神府煤的华鲁恒升化工有限公司多喷嘴对置气化炉与上海焦化厂Texaco气化炉相比,碳转化率提高3个百分点以上,比氧耗降低约2%,比煤耗降低约8%左右.工业运行结果表明,多喷嘴对置气化炉工艺指标先进,运行稳定可靠.     

煤基多联产中两种煤气化工艺的模拟与性能比较

以Aspen Plus为模拟工具,采用Gibbs最小自由能反应平衡方法建立了煤气化反应模型,分别模拟了水煤浆气流床的代表Texaco气化工艺、粉煤气流床的代表Shell气化工艺,分析了合成气成分、热值、冷煤气效率、氧耗率、煤耗率等性能指标,探讨了水煤浆浓度、氧煤比、煤种对气化性能的影响,并对两种气化工艺的模拟结果进行了比较。结果表明:在煤的成浆性允许范围内,提高水煤浆浓度有利于提高合成气有效气体含量,可获得更高冷煤气效率;在保证碳转化率的前提下,应尽量降低氧煤比,获得更优气化性能;挥发分高、灰分低的煤种,气化性能更好;粉煤气化的氧耗率、煤耗率低于水煤浆气化,其气化性能更为先进。     

神华煤干粉气化适应性工业试验研究

煤种适应性一直是气化炉能否高效运行的重要影响因素,不同的煤气化技术对气化煤煤质的要求不同。针对新开发用于干粉气化的神优3煤,为验证其在气流床粉煤气化炉上的适应性,在航天气化炉上开展了不同神优3煤与神优2煤配比的气化工业试验及气化操作模拟优化研究。工业试验结果表明：试验过程中各工艺参数均未出现较大的波动,稳定性好,且各阶段气化有效气体积分数均保持在约90%;随着神优3煤掺混量的增加,碳转化率和冷煤气效率增加,比氧耗和比煤耗减少,神优3煤用于干粉气化具有良好的气化性能及煤种适应性。模拟计算结果表明：在最佳氧煤比条件下操作,比煤耗可降低0.37%～1.47%,比氧耗可降低1.00%～4.17%。     

基于Aspen Plus的水煤浆气化模拟

文章以过程模拟软件Aspen Plus为工具,建立了以纯氧为气化剂的气流床煤气化的数学模型,模拟计算了Texaco气化炉的制气过程;并利用该模型模拟研究了氧煤比和水煤浆浓度对煤气化指标的影响。结果表明:水煤浆浓度和氧煤比是影响水煤浆气化过程和出口煤气成分的主要因素,同时提出了提高出口煤气有效成分(CO+H2)的措施。     

基于Aspen Plus的多元料浆气化工艺模拟与分析

以延安能化气化装置为研究对象,利用Aspen Plus流程模拟软件,建立水煤浆气化过程的平衡模型,分别考察了水煤浆浓度、氧煤比、气化压力三个关键控制参数对气化结果的影响。结果表明:在气化炉可以承受的温度范围内应尽量提高水煤浆浓度;有效气(CO+H_2)含量随氧煤比的增大先增加后减小;气化压力对气化结果基本无影响;控制水煤浆浓度60%～64%、氧煤比0.95左右,能实现较大的经济效益。     

德士古水煤浆气化流程技术新进展

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。     

GE水煤浆气化炉动力学建模与分析

利用未反应芯缩核模型建立了GE气化炉内气固反应的动力学模型,依据"小室模型"进行了气化炉中物质的质量和热量衡算。模型计算结果与文献值进行了对比,气化炉出口主要气体摩尔分数最大误差不超过2%,表明模型具有一定的合理性。分析了不同氧煤比、水煤浆浓度对合成气组成、温度及冷煤气效率的影响。研究结果表明:随着氧煤比增加,CO含量增加,H2含量减少,CO2含量几乎不变,冷煤气效率先增加后减少,其变化范围为74%~79%;随着水煤浆浓度增加,CO含量增加,H2和CO2含量有所降低,冷煤气效率变化不明显。研究了当氧煤比为0.95、水煤浆浓度为55%时,合成气组分浓度及温度在床层中的分布情况,结果显示:当气化炉高度小于0.5 m时,气化反应发生剧烈,当O2消耗完毕后,合成气温度下降。     

提高水煤浆浓度的工艺措施及技术应用

水煤浆气化是应用广泛的一种气化技术,而水煤浆浓度作为水煤浆气化工艺的重要控制指标,直接影响着煤气化过程的氧耗、煤耗及整个气化装置的生产成本。简介水煤浆制备的技术要点,以陕西延长石油兴化化工有限公司水煤浆气化装置制浆系统为例,阐述其通过优化原料煤煤种和科学合理配煤以及新上料浆细磨系统提高水煤浆浓度的工艺措施和技术应用。实践表明,落实工艺措施和应用提浓技术后,陕西兴化气化装置制浆系统的水煤浆浓度由59.60%提高至约64%,粗煤气中有效气(CO+H₂)含量提高2个百分点,气化装置氧耗有效降低,氨醇产品产量明显提高。     

灰分含量对GE水煤浆气化的物耗影响

根据GE水煤浆气化的特征,建立了简化的GE气化炉煤气化计算模型,该模型通过物料衡算与热量衡算的耦合,能定量地计算出GE水煤浆气化时的比煤耗、比氧耗等气化指标。应用该模型,定量地计算了灰含量对GE水煤浆气化时的比煤耗与比氧耗的影响,计算结果表明,原煤灰含量每降低1个百分点,GE水煤浆气化时的干燥无灰基比煤耗约降低0.33%,比氧耗约降低0.72%。计算结果对讨论GE气化用煤脱灰的必要性具有参考意义。     

有机合成浆在煤气化装置的应用分析

以利用有机危废与化工煤进行混配,通过加入适量添加剂,制备出合格的水煤浆。利用多喷嘴气化床气化炉协调处置,生产出原煤化工产品有效气(CO+H2),对有机危废实现源资源化综合利用。将危废与化工煤按照一定比例混配后,对煤浆的性能进行研究,通过小试试烧实验,模拟出工业化的实验数据,验证该技术可在气化床气化炉应用的可行性。     

分级研磨制浆工艺应用于水煤浆气化的工程分析

对低阶煤制浆和传统制浆工艺进行了技术分析,并介绍了分级研磨制浆工艺。通过建立AspenPlus水煤浆气化模型,考察了神华煤在不同煤浆浓度(质量分数58%～65%)下的气化指标,得出了采用分级研磨制浆工艺,气化的比煤耗可降低2.57%～2.14%,比氧耗可降低5.76%～5.05%。结合超细磨机系统的电耗,得出1 000 m(3 CO+H2)可节省能耗553.7 MJ～438.2 MJ。     

6.5MPa多喷嘴水煤浆气化工艺运行情况和模拟

总结了某厂6.5 MPa多喷嘴对置式水煤浆气化工艺运行情况,并应用Aspen Plus流程模拟软件对气化炉进行了工艺模拟。并讨论了固定煤种时氧煤比对工艺指标的影响,以及煤中灰含量变化对气化工艺指标的影响。结果显示,随着氧碳比的增加,有效气含量和产率都出现先增大后减小的趋势,最大有效气产率约为每千克煤1.91Nm3(CO+H2),最高有效气含量约为82.70%。煤中干基灰含量每增加2%,气化温度约增加50℃。保持气化温度稳定在1 238℃时,煤中灰含量对比氧耗和有效气产率影响显著。     

水煤浆气化技术关键参数的选择探讨

根据近年国内多个煤化工企业水煤浆气化的实际数据,对影响水煤浆气化效益的关键参数进行了技术选择分析。分析结果表明:气化规模的选择应与气化炉型相匹配,单炉日投煤量大于1 000 t时,应主要选择多喷嘴对置式气化炉;有效气含量是非常重要的经济技术指标,将有效气体积分数提高2%,可以使生产能力60万t/a的甲醇厂因增产获得经济效益2 550万元;煤浆浓度直接决定了气化炉有效气含量,若将60万t/a甲醇厂的水煤浆质量分数从60%提高到67%,可多生产甲醇4万t,能带来6 800万元的经济效益。因此,水煤浆浓度越高越好,但目前的制浆工艺还不能大幅提高水煤浆浓度。废锅流程是今后水煤浆气化发展的重点,废锅节能节水是一项很有发展前景的技术路线,特别适合西部缺水地区。     

新型(多喷嘴对置)水煤浆气化炉技术的研发及在洁净煤领域的应用前景

介绍了新型(多喷嘴对置)水煤浆气化炉工艺技术的特点及工艺流程,其技术指标:有效气体(CO H2)达到83%,碳转化率大于98%,比煤耗为550 kg,生产1 000 m3(标态)有效气体的比氧耗为380 m3(标态)。该技术拥有我国自主知识产权,应用前景广阔,对于提高我国煤化工整体装备水平具有重要意义。