煤化氣技術
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煤化氣技術范文第1篇
關鍵詞：煤制甲醇；煤氣化；二甲醚；技術經濟
中圖分類號：TQ351.27+4 文獻標識碼：A
1概述
近幾年來，隨著經濟的迅速發展以及工業水平的進一步提高，人們對于石油的需求量提出了新的要求。這樣一來，就促使石油的價格迅速增加。而且對于石油來說，它是一種不可再生資源，因此，各個國家都在努力尋求新能源對石油進行替代，并且競爭日益激烈。而在諸多替代能源之中，甲醇以簡便性以及現實性受到了廣泛的青睞，甲醇可以通過工業程序進行大規模的合成，而且它是一種有機化合物。目前狀況下，對于甲醇的使用主要分為兩類，分別是直接使用以及間接使用，而對于直接使用，又可以對其進行細分，分為全額甲醛以及部分摻混兩種形式。而對于間接使用來說，它可以實現對于能量的轉化，轉化過程主要是將相應的甲醇轉化為二甲醚、甲基叔丁基醚和烯烴等。所以，為了適應國家能源安全的發展需要，應當加強煤制甲醇的發展力度，同時對其進行有效的加工，使其成為能夠替代石油的燃料。這樣一來，也會促進我國工業的高速發展。
2煤制甲醇的工藝技術
目前狀況下，以煤作為原料來進行對于甲醇的生產過程之中，存在著一定的關鍵工藝技術，而這一關鍵工藝技術設計了多個方面的技術，主要有空分、煤氣化、變換、酸性氣體脫除、制冷、甲醇合成以及相應的甲醇轉化技術。而在這一系列的技術當中，煤氣化技術是最重要最很核心的部分。因為煤氣化技術可以對其它相關工藝技術的規模以及路線起到一定程度上的決定性作用。所以，對于煤制甲醇方案的確定，主要是通過優化選擇相應的煤氣化技術方案來進行的。
對于塊(碎)煤氣化技術來說，Lurgi氣化技術為第一代氣化技術，BGL氣化技術是以Lurgi氣化技術為基礎并對其進行一定程度上的發展而產生的第二代氣化技術，它具有一系列的優點，主要體現在能耗低、副產品少、廢水量少；而對于水煤漿氣化技術來說，國外具有代表性的有美國GE公司的單噴嘴水煤漿氣化工藝，國內有華東理工大學和兗礦聯合開發的多噴嘴對置式水煤漿氣化技術；對于粉煤氣化技術來說，具有代表性的是Shell干煤粉氣化技術。通過對多噴嘴對置式水煤漿氣化技術、BGL塊(碎)煤氣化技術以及Shell干粉煤氣化技術的綜合性對比分析， 找出最合適的煤制甲醇技術。
3技術方案
本文主要以年產300萬t的二甲醚作為相應的研究實例，以煤原料進行對于甲醇的生產，甲醇再轉化生產二甲醚。主要存在著以下三種方案，下面我們做具體介紹。
3.1 方案一
采用相應的水煤漿氣化工藝進行對于合成氣的生產，然后對其進行一定程度上的氣化處理。在上述操作完成之后，再實現對于甲醇的合成，最后再通過甲醇生產相應的二甲醚。
3.2 方案二
采用BGL塊(碎)煤熔渣氣化技術生產合成氣，凈化后合成甲醇，再由甲醇生產二甲醚。由于BGL氣化爐產生合成氣組分中甲烷含量相對較高，可加以回收利用。因此根據方案的具體情況， 采用PSA富集馳放氣中的甲烷， 對富甲烷氣進行非催化部分氧化處理，生成的合成氣并入粗合成氣凈化系統。
3.3 方案三
采用Shell干煤粉氣化技術生產合成氣，凈化后合成甲醇，再由甲醇生產二甲醚。
4綜合技術經濟指標
4.1 建設范圍
3個方案的建設范圍包括總圖運輸、煤儲運轉運、工藝裝置、熱電聯產、公用工程系統和輔助生產設施等。與方案1、方案3相比， 方案2增加了型煤制備、污水預處理、PSA及甲烷非催化部分氧化等單元。
4.2 財務評價基礎
為了便于3種技術方案比選， 統一評價標準， 取定各方案二甲醚的銷售都為300萬t/a，各方案其它產品都作為副產品在制造成本中扣除， 使得各方案銷售收入一致，通過比較看出不同方案的相對制造成本水平， 便于各方案制造成本的對比。財務評價測算價格的取定是在國際油價60美元/桶的情況下測算的，各方案價格體系一致。
5.各種煤氣化技術的綜合比較分析
5.1 原料的適應性
對于多噴嘴對置式水煤漿氣化工藝，選用的原料煤首先應具有較好的成漿性，以確保氣化裝置有較高的處理效率， 其次灰熔點FT不應過高， 以便延長耐火磚的使用壽命，原料煤的成漿性是選用水煤漿氣化的關鍵；對于BGL(塊)碎煤熔渣氣化工藝進料要求為塊煤(型煤) ， 煤的粒度為6～50mm，需增加型煤車間進行型煤制備；Shell粉煤氣化工藝入爐前要求含水2%～5%的干粉煤， 灰分10%～30%。
5.2 產品的適應性
多噴嘴對置式水煤漿氣化激冷工藝制得合成氣， 汽氣比達1.4，適合生產合成氨和甲醇，也可用作制氫、羰基合成氣等，用途廣泛;BGL塊(碎)煤熔渣氣化工藝氣化爐出口合成氣中甲烷質量分數高達6%左右，較適于作為IGCC 系統的燃料氣和生產SNG(合成天然氣)，生產甲醇則需處理合成氣中的甲烷。因此，采用BGL氣化工藝需增加PSA及非催化部分氧化裝置， PSA 富集馳放氣中的甲烷，對富甲烷氣進行非催化部分氧化處理， 生成的合成氣并入粗合成氣凈化系統，增加了系統的復雜程度及投資; She ll粉煤氣化工藝采用廢鍋流程，變換需加入大量水蒸汽或采用多級噴水激冷或低水汽比變換流程，粗合成氣中CO質量分數高達60%～65%，對CO變換的要求高，也增加了下游低溫甲醇洗的負荷。
5.3 投資
從項目總投資情況來看，多噴嘴對置式水煤漿氣化技術最低，BGL塊(碎)煤熔渣氣化技術居中，Shell粉煤氣化技術最高。Shell粉煤氣化技術理論上不需要備爐，但從近些年氣化爐實際運行情況來看，少量的備爐還是需要的，考慮備用爐將進一步增加投資。
5.4 污水處理
多噴嘴水煤漿氣化技術及She ll粉煤氣化工藝都屬于潔凈煤氣化技術， 具有氣體有效成分高、三廢排放較少且容易處理、氣化壓力范圍大等優點;由于BGL塊(碎)煤熔渣氣化工藝的特點，決定了其排放廢水中含有酚、氨和油， 廢水處理量雖然少于Lurgi氣化工藝， 但處理難度和Lurgi氣化工藝排放的廢水是完全相同的， 目前尚無成熟的廢水處理工藝， 很難做到達標排放， 做到完全回用難度更大。因此，采用BGL氣化工藝，對于擬采用的煤種必須在同類裝置上進行試燒才能準確確定氣化爐的生產能力、副產品的數量和組成，并且只有根據試燒后的廢水組成，才能進行污水處理的設計，以期達標排放或回用。
結語
本文主要針對煤制甲醇項目的煤氣化技術選擇進行了一定程度上的分析與研究。首先，對煤制甲醇的工藝技術進行了簡明扼要的闡述，然后結合實例，介紹了與之相關的三個方案，并基于這三個方案，從原料的適應性、產品的適應性以及投資三個方面進行了對于各種煤氣化技術的綜合比較分析。經過探討研究，我們得出結論：如果能夠保證相關的原料煤成漿性良好，那么從各個方面的指標對比來看，水煤漿氣化技術最為優越。
參考文獻
[1]張詠梅，劉付亮.煤制甲醇燃料的發展及前景分析[J].煤礦現代化， 2010(3):8-9.
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[3]周曉謙，殷伯良.煤制甲醇工業發展現狀分析[J].露天采礦技術，2006(2):4-6.
[4]董宇涵. 煤制甲醇工藝論析[J].化學工程與裝備， 2009，(12).
煤化氣技術范文第2篇
關鍵詞:煤氣化技術 發展及應用
煤化工產業作為化學工業的極為重要的組成部分,是以煤為主要原料生產化工產品的產業,包括煤熱解、煤氣化、煤焦油加氫、煤氣化制合成氨、煤氣化制甲醇、煤氣化制乙二醇、煤制油、煤制烯烴、煤氣化制SNG液化生產LNG等行業,其產品涵蓋合成氨、甲醇、尿素、油品、乙二醇、乙烯、丙烯、液化天然氣等。而煤氣化是煤化工產業的龍頭技術。在目前的社會條件下,根據其是否可以作為大型工業化運行的技術,可以將煤氣化技術分為固定床氣化技術、流化床氣化技術和氣流床氣化技術。
1、固定床氣化技術的發展及應用
1.1 常壓固定床煤氣化技術
在常壓下,將空氣、蒸汽等作為氣化劑,將煤轉化為煤氣的過程就是常壓固定床煤氣化。這個技術較為成熟可靠,具有簡單的操作流程、較少的投資和較短的建設周期,因此在被廣泛應用于國內冶金、機械等行業的燃氣制取工作中;同時在中小型合成氨廠、甲醇廠的合成氣制取中都有極其廣泛的應用[1]。但是,這種煤氣化技術對原料煤有比較高的要求,而且單爐具有較小的生產能力、較高的渣中殘碳和在氣化為常壓煤氣時較高的的壓縮功耗。隨著社會經濟和技術的飛速發展,煤氣化技術也得到了較大的發展。又由于國家提高了對煤化工準入生產規模的要求,因此,這種技術已經很少在新建的大型煤化工裝置中使用了。
1.2 加壓固定床煤氣化技術
加壓固定床氣化技術的典型代表是魯奇加壓氣化技術。該氣化技術的原料具有較廣的適應范圍,除了具有較強黏結性的煙煤不能氣化之外,可以氣化包括具有較高的可氣化灰分的劣質煤在內的從褐煤到無煙煤的所有煤。魯奇氣化爐中的煤和氣化劑運動方向是相反的,具有較低的爐溫,采用固態排渣。魯奇加壓氣化技術較為成熟可靠,具有較高的氣化效率、碳轉化率等,同時,在各類氣化工藝中,它消耗的氧氣量較低,而且具有極其簡單的原料制備和排渣處理工藝,在城市煤氣生產中得到了極其廣泛的應用。其缺點是廢水量大,水處理系統龐大。目前Lurgi公司推出的MarkⅣ和Mark+有了較大改進;另外采用熔融液態排渣的BGL爐,氣化能力大大提高,氧耗、蒸汽耗大幅度降低,廢水量顯著減少,經處理可實現污水零排放。在我國一些大型的褐煤氣化制天然氣項目多采用魯奇爐,BGL爐正在推廣應用階段,前景看好。
2、流化床氣化技術的發展及應用
流化床氣化是以碎煤為原料、以氧氣及水蒸氣等為氣化劑的一項技術,又可以稱為沸騰床氣化。其氣化過程為以一個既定的流速從氣化爐底部鼓入氣化劑,致使爐內的粉煤沸騰起來,在粉煤和氣化劑均勻地混合在一起后,物料就具有較快的傳熱和傳質速率了。目前,流化床技術已經發展成為了一種較為成熟的工業技術。該技術采用較簡單的備煤工藝和較均勻的爐內氣化溫度,工作人員可以比較容易地控制其過程,因此我國的中小型化工企業會廣泛采用這種氣化技術。其典型的爐型為德國的高溫溫克勒(HTW)和Lurgi公司開發的循環流化床氣化爐(CFBG)。
2.1 溫克勒流化床氣化技術
溫克勒氣化是流化床氣化技術的代表。溫克勒常壓流化床氣化技術操作的狀態是常壓,需要900~950度的氣化溫度,具有簡單的工藝和操作流程,但狹窄的煤種使用范圍和較大的耗氧量嚴重阻礙了其發展。同時,該技術氣化時的溫度較低,因此在爐的出口處會有較多的氣體帶出物,從而導致較低的碳轉化率和生產能力。針對上述缺點,一項新的氣化技術,高溫溫克勒(HTW)加壓氣化技術,被溫克勒公司開發出來。該項技術將氣化的溫度提高到了950~1100度。為了不造成各項污染,該技術將高溫旋風分離器設置在了氣化爐的后面,使帶出物得到了分離,然后又重新返回爐內,從而污染排放減少了,碳的轉化率和生產能力也得到了提升[2]。
2.2 循環流化粉煤氣化技術
上世紀七十年代,Lurgi公司開發出了循環流化粉煤氣化技術(CFB),性能非常接近與恩德爐的工藝,但對于旋風分離器的設計卻十分獨特。這種旋風分離器分離出來的粉塵可以在氣化爐的頂部直接進行外循環,同時內循環也可以在喇叭狀的爐床內形成,從而促進多重循環的形成,這些循環反復氣化物料,極大地提高了碳的轉化率。與此同時,較低的固體流速與較高的氣體流速之間的差異又延長了物料和氣化劑之間的接觸時間,從而使他們得到更加充分的混合,使爐底排灰和飛灰之中有少于3%的碳含量,極大提高了氣化效率。
3、氣流床氣化技術的發展及應用
在對流化床氣化爐進行進一步改造的基礎上,制造出了氣流床氣化爐。該技術使用<100mm粒子的更細粒度和1350~1500℃的更高的溫度,使反應速度成倍地增加,從而使碳達到了98%~99%極高的轉化率,同時也使單臺氣化爐達到了500~2500噸煤/日的處理能力。到目前為止,由于氣流床氣化技術具有的獨特優勢,它被世界上已經商業化的250MW以上的IGCC大型電站廣泛應用。它們是以水煤漿為原料的Texaco、多噴嘴對置和以干粉煤為原料的shell、GSP、新型兩段式干煤粉加壓氣化爐。
3.1 兩段式干煤粉加壓氣化技術
我國自主研發了兩段式干煤粉加壓氣化技術,該項技術是由西安熱工研究院開發的,是一項我國擁有自主知識產權的煤氣化技術。該項技術采用大量的冷煤氣循環,從而起到有效的急冷降溫效果,克服了傳統煤氣化技術中的各項技術缺陷。
3.2 GSP的氣化技術
德國的德意志燃料研究所(DBI)開發研究出了GSP的氣化技術。該項技術以利用高灰分褐煤來生產民用煤氣為最初的目的,但后來在弗萊堡(Freibrug)[3],該技術的基礎研究和基礎工藝驗證工作得到了圓滿的完成。所有這一切試驗的完成都是以一套3MW的中試裝置為基礎的。
3.3 殼牌(shell)氣化技術
殼牌國際石油公司開發出了Shell氣化工藝,它是一種干法粉煤加壓氣流床氣化技術。利用該技術,荷蘭Buggenum在1993年建成了日投煤兩千噸的大型商業化裝置,在聯合循環發電方面得到廣泛的運用。目前,該裝置仍具有良好的運行能力,發電效率達到了43%,盡管近年來人們對環保的要求相當苛刻,但該技術下的排放物已經完全滿足了現時的環保要求。Shell煤氣化對廢鍋流程進行了合理的應用,可以將更多地蒸汽生產出來,在聯合循環發電中被廣泛應用。但是,由于廢鍋流程用于生產化工產品時還需要將蒸汽變換加上,因此它在化工行業并沒有明顯的優勢。目前,我國有十多臺已經建成或正在建設的Shell爐,從洞氮、雙環、枝江、安慶著四家單位的運行情況中我們可以看出,雖然連續運行時間正在慢慢增加,但仍然有一些問題存在,要想使其長時間連續運行,我們還需要將其進一步完善。
3.4德士古(Texaco)氣化技術
美國德士古公司開發出了德士古氣化技術。該技術將煤磨成水煤漿,然后將添加劑、助溶劑等加入形成8Pa·S~1.OPa·S黏度的、煤漿質量分數在60%以上的漿狀物,將這些漿狀物加壓后噴入爐內,使其在純氧中燃燒,發生部分氧化反應后,在1300~1400℃的高溫中氣化,從而促進合成原料其的生產。目前,在全世界范圍內,該技術已經被廣泛應用于幾十套工業化裝置的運行,我國有二十多套,包括安徽淮南化肥廠、上海焦化廠三聯供裝置、山東魯南化肥廠等。安徽淮南化肥廠每年可以產出30萬噸的合成氨和52萬噸的尿素,氣化壓力是.5MPa。將激冷流程進行合理的應用,有3臺氣化爐,目前仍然保持良好的運行狀態;上海焦化廠三聯供裝置的氣化壓力是4.OMPa,有4臺氣化爐,將激冷流程進行合理的應用,從而促進甲醇的生產。山東魯南化肥廠將該項技術用于生產合成氨的原料氣,同樣將激冷流程進行合理的應用,操作壓力是3.OMPa。由于該技術具有較高的專利費,而國內已經成功開發出了擁有自主知識產權的水煤漿氣化技術,因此,預計未來國內技術在水煤漿氣化裝置的新建中會得到廣泛的應用。
4、結語
隨著社會的發展,人們越來越關注煤氣化技術。我國擁有多種多樣的煤炭種類和千差萬別的煤化工規模,煤氣化技術發展不平衡。因此,各個煤化工企業在對煤氣化技術進行選擇的時候,應該嚴格根據本廠自身的實際,因地制宜,全面地綜合分析所投資的項目,同時全面地了解項目的原料、技術、環保等多方面的問題,然后處理時多加綜合優化。只有這樣做才能把企業的投資風險降低到最低限度,從而提高企業的經濟效益和社會效益。
參考文獻
[1]汪家銘.Shell煤氣化技術在我國的應用概況及前景展望[J].化工管理,2009,(03).
煤化氣技術范文第3篇
關鍵詞：含油廢棄物；處理技術；資源化利用；多元料漿；氣化處置
隨著煤化工行業的快速發展，化工產品生產能力擴大，煤化工生產中含油廢棄物的產生量也隨之大量增加。含油廢棄物按形態可分為固體含油廢棄物和液體含油廢棄物兩類。含油廢棄物主要含有大量的芳香類化合物和揮發類氣體，直接排放會對環境造成嚴重的污染和危害[1]，已被列為《國家危險廢物名錄》規定的危險固體廢物。本文簡述了煤化工生產中含油廢棄物的來源、特征及其危害，綜述了目前含油廢棄物的處理技術及研究現狀。針對目前處理技術存在的不足，開發了通過多元料漿氣化實現含油廢棄物污染消減和資源化利用技術，介紹了該技術的工藝流程、技術特點及工業應用情況，為實現煤化工含油廢棄物處理綠色化發展目標提供一條新的技術途徑，對于推進煤化工行業綠色清潔高效發展具有重要的意義。
1含油廢棄物的來源、特征
1.1固體含油廢棄物的來源、特征
1.1.1煤焦油渣煤焦油渣主要產生于煤氣化和煤焦化過程中。煤氣化焦油渣（CGTR）是一種復雜的副產物，也是一種工業固體廢物，主要在固定床煤氣化中大量產生[2]。該焦油渣是黑色黏稠固體物料，有刺激性氣味；主要由高沸點有機化合物、未轉化的粉煤和煤中夾帶的其他固體顆粒組成；具有高的含碳量、熱值及有機成分，可用作有機原料或燃料[3]。焦化生產過程中產生的煤焦油渣主要來源于機械化焦油氨水澄清槽和自然沉降后的焦油。該焦油渣是煉焦工業的廢渣，呈黑色泥砂狀，含有苯、酚、焦油、半焦等多種對環境有害的有機物質[4]和很多揮發性的有機物，多環芳烴含量比較高，具有較強的毒性和致癌性，對生態環境造成一定的污染。1.1.2煤油共煉殘渣煤油共煉殘渣是煤炭與重劣質油經過加氫裂解后副產的一定量劣質油渣，由煤油共煉裝置中減壓塔塔底排出，約占原料煤總質量的30%[5]。該油渣組分復雜，其中含有大量殘留的重油、瀝青質及膠質，芳香烴含量高，此外還含有灰分及重金屬成分，所以有較高的環境風險[6]。劣質油渣中大量殘留的石油烴類化合物具有碳氫元素含量較高、熱值高的特點，因此需要更科學、更高效、更清潔的方式來利用煤油共煉殘渣[7]。1.1.3煤液化殘渣煤液化殘渣（CLR）是煤炭加氫反應液化后產生的一些固體混合物，約占原煤質量的30%[8]，主要由未液化的煤、煤中無機礦物質、煤液化過程中生成的縮合物和聚合物等中間物質、瀝青類物質、加入的催化劑及殘渣中殘留的重質油等組成。該殘渣具有高碳含量、高發熱量、富氫、低水分、高灰分及高硫含量等特性。
1.2液體含油廢棄物的來源、特征
1.2.1煤氣化含油廢水煤氣化含油廢水含有大量酚類、油、烷烴、氨氮、硫化物等污染物，導致其具有成分復雜、污染物濃度高、毒性大、濁度和色度高等特點，增加了其處理成本及難度，被認為是世界難處理的工業廢水之一[9]。1.2.2焦化含油廢水在煉焦或生產煉焦化產品過程中會產生大量的含油廢水，廢水中有機物濃度高且難于降解，其組成主要為高濃度的氨氮，酚類，氰、焦油及聯苯(C12H10)、異喹啉(C9H7N)等多種芳香族化合物。由于含有大量的有色基團，導致其色度很高，另外由于焦油的存在，水體容易乳化[10]。1.2.3煤液化含油廢水煤液化含油廢水是煤液化轉化成各種油分過程中產生的含油廢水，主要來自油品合成、油品加工、沖洗排水以及機泵填料函排水等，其成分復雜，主要由重油、酚、硫、多環芳香烴和苯系物等物質組成，其中油類物質很難被降解，且具有很高的COD值[11]。
2含油廢棄物的常規處理技術
2.1固體含油廢棄物處理技術
2.1.1燃燒技術化工行業產生的固體含油廢棄物通常采用燃燒處理，通過高溫燃燒將固體含油廢棄物分解，但在燃燒過程中會排放污染物，這將造成周圍的環境和生態系統嚴重的污染。煤氣化和煉焦過程中都會產生煤焦油渣，煤焦油渣經常直接作為鍋爐燃料使用，燃燒時產生大量的多環芳烴，排放有毒物質和刺激性氣味氣體[12]。J.SHEN等[2]的研究表明，煤焦油渣在預燃燒過程中釋放較多的有毒物質，分別為烷基取代酚、長鏈烷烴、酰胺和PAHs，這些成分堆積或直接燃燒時，會產生刺鼻的氣味。董子平等[6]開展了將煤與煤液化殘渣摻燒的技術研究，研究表明，在煤和液化殘渣摻燒過程中，兩種物料的相互作用對燃燒過程中苯系物的排放量產生較大的影響。另外，當液化殘渣燃燒時，由于其高硫的特性，煙氣必須做脫硫處理才能排放，這樣就增加了裝置投資及操作費用[12]。2.1.2熱解技術煤在氣化和焦化過程中，在高溫條件下生成煤焦油渣。一般將煤焦油渣在無氧條件下高溫熱解，使有機物分解成小分子的可燃氣體。D.X.ZHANG等[13]在管式爐中對淮南煤和煤焦油渣進行共熱解，明顯提高了熱解焦油收率和輕油產率。黃傳峰等[14]進行了煤油共煉殘渣與煤共熱解的相關研究，結果表明，煤油共煉殘渣能夠促進煤熱解過程中揮發分的熱解逸出速度，使起始失重溫度和最終失重溫度向低溫區移動，有利于共熱解反應的發生，提高焦油的產率。2.1.3制取衍生炭材料由于煤焦油渣具有比表面積大、多孔性結構、富含芳烴類化合物等特點，常被用作生產吸附性能較好的活性炭的原材料。L.GAO等[15]利用H3PO4作為活化劑，在800℃~1000℃下制備出了吸附性能較好的活性炭，并用動力學模型擬合揭示了H3PO4如何提高有效的反應碰撞率并降低熱解反應的活化能。J.B.ZHANG等[16]通過KOH活化將煤直接液化殘渣制備成介孔碳（MCs），結果表明，所得到的MCs在甲烷分解反應中的活性比市場銷售的煤基活性炭和炭黑催化劑效果更好、更穩定。2.1.4溶劑萃取分離技術Q.X.ZHENG等[17]利用3種不同溶劑[液化二甲醚（DME）、丙酮和己烷]萃取煤直接液化殘渣，結果表明3種不同溶劑萃取煤直接液化殘渣的提取物都是制備高附加值炭材料的潛在原料，但此技術處于實驗室研究階段。Y.X.NIU等[18]以乙酸乙酯作為溶劑，萃取碎煤加壓氣化爐產生的煤氣化焦油殘渣，結果表明，煤氣化焦油殘渣中含有的多環芳香族化合物很容易被乙酸乙酯萃取，提取的殘留物中包含極少芳香烴，并且性質相對穩定，幾乎沒有環境威脅，因此使用適當的溶劑將煤氣化焦油殘渣分離為殘渣和焦油是一種有前途的處理方法，對經濟和環境更加地友好。
2.2液體含油廢棄物處理技術
2.2.1氣浮法技術煤化工行業液體含油廢棄物的處理目前較簡單的方法就是氣浮法技術。氣浮法是在液體含油廢棄物中通入空氣或使水中產生氣泡，水中的乳化油或懸浮顆粒黏附在氣泡上，隨氣泡一起上浮到水面，從而達到從液體含油廢棄物中去除油和懸浮物的目的。加壓氣浮法是一種設備簡單、液體含油廢棄物去除效果好的方法，目前處于試驗階段，未實現工業化應用[12]。2.2.2破乳技術由于液體含油廢棄物乳化嚴重，導致處理難度加大。其乳化的原因主要是液體含油廢棄物中含有大量的硫醇、酚、環烷酸、磺酸類鹽等物質。經過破乳技術處理后，油和水可以自然分層，達到回收油的目的。徐玲枝等[19]選擇合適的溫度、破乳劑及用量，通過物理化學方法處理含油廢水，油的回收率平均達到99%以上。2.2.3生化處理技術油類是一種烴類有機物，通過在水中加入厭氧微生物，可以將液體含油廢棄物中的油分解氧化成為二氧化碳和水。神華煤直接液化示范項目有機廢液處理工藝流程為：兩級氣浮—調節罐—生化池（3T-AF）—生化池（3T-BAF）—混凝沉淀—過濾，處理后的廢液含油質量濃度≤3mg/L。
3含油廢棄物氣化處置技術的開發應用
筆者所在研發團隊近年來在多元料漿氣化技術上進行了創新和發展，開發了多元料漿含油廢棄物污染消減和資源化利用技術，并在多家企業實現了工業化應用。
3.1技術開發思路
多元料漿含油廢棄物氣化處置技術利用含油廢棄物中有機質富含碳、氫元素以及高熱值的特點，經預處理后，將含油廢棄物與煤共磨制取氣化料漿或單獨直接通入氣化爐氣化制合成氣，實現含油廢棄物污染消減和資源化利用。
3.2工藝流程
多元料漿含油廢棄物污染消減和資源化利用技術工藝流程示意圖見圖1。該技術主要有多元料漿制備、氣化、灰水處理3大系統。料漿制備系統：煤與固態含油廢棄物或（和）低濃度、低黏度液態含油廢棄物，按照一定的比例共磨制漿，由料漿輸送系統送入氣化爐。氣化系統：含油廢棄物料漿（或高濃、高黏液態含油廢棄物）與氧氣噴入氣化爐，迅速反應，生成CO和H2為主的合成氣，供后續生產使用，料漿中的灰分及少量未反應的碳在高溫作用下成為熔融態，經快速激冷后降溫，成為無毒無害的黑色玻璃態爐渣，通過鎖斗排出，合成氣進入后續氣體洗滌系統。灰水處理系統：激冷黑水和洗滌黑水進入換熱器，熱回收器頂部不凝氣及飽和水汽視情況回收處理或送火炬。經閃蒸后底部的灰水和渣池的灰水一起進入沉降澄清單元，頂部澄清水進入灰水循環系統，再由灰水循環系統送回氣化系統循環使用。
3.3技術特點
原料適應性廣。石油焦、煤油共煉殘渣、焦化殘渣、有機廢液等含油廢棄物均可采用該方法處理。氣化爐原料消耗降低。含油廢棄物的加入，提高了氣化料漿的熱值，實現了廢棄物中碳氫資源化利用，有效降低了原料煤及氧氣消耗。綠色環保。氣化灰分經激冷后為黑色玻璃態，無毒無害。氣化灰水經灰水系統處理，循環使用；含油廢棄物作為原料配制料漿，減少原煤和工業水使用量，實現含油廢棄物資源化利用，降低成本，節約資源，符合國家綠色發展，節能減排的要求。
3.4工業應用
3.4.1陜西榆林某年產60萬t甲醇裝置，以裂解重油為原料進行廢棄物資源化利用，改造后裝置產能比原裝置提高了約6%，有效氣體積分數達84%以上，年處理渣油2.9萬t，可節約原煤5.22萬t，產生直接經濟效益3538萬元。3.4.2陜西延長某年產30萬t醋酸裝置，以煤油共煉殘渣為部分原料進行氣化料漿制備，工業運行時，對氣化料漿品質、氣化爐運行狀況、有效氣含量和產量、硫回收系統運行狀況均無明顯影響，全系統運行穩定，不僅節省了原料煤，還節省了共煉殘渣的危廢處理費用，開創了一條“變廢為寶”的新路子。
4結語
煤化氣技術范文第4篇
【關鍵詞】煤制氣；脫水；脫甲醇；液化；甲烷分離
引言
目前，國內LNG產業迅速發展，主要是針對常規天然氣的液化工藝研究，很少有針對煤制氣的液化分離技術的研究。煤制氣的氣質組分不同于常規天然氣，含有較少的甲烷，較多的H2和CO，表1為典型的煤制氣的組分含量。液化分離的目的是要把CO、H2從原料氣中分離出來，用于下游甲醇合成裝置生產甲醇，把甲烷液化生成LNG產品銷售。
常規的天然氣液化工藝主要包括凈化（除去天然氣中的水分、酸性氣體、重烴和汞等雜質）和液化兩個部分。煤制氣的液化分離工藝除了凈化和液化工藝外，增加合成氣分餾工藝。液化部分將原料氣中的甲烷液化從而生成LNG副產品。
原料氣組份 摩爾百分比（mol%）
CO 24.95
H2 57.65
CH4 16.39
N2+Ar 0.30
H2S+COS 0.1ppm
O2 0.41
CO2
C2 0.30
總計 100.00
1.煤制氣液化分離裝置
甲烷分離裝置原料氣經脫水、脫甲醇、脫汞后，進入液化分離單元，在冷箱內冷卻至-162℃，再進入分餾塔，利用CH4、CO、H2沸點不同，從而有效地把甲烷從原料氣中分離冷凝下來，得到產品LNG，LNG產品進入LNG儲罐儲存，合成氣從分餾塔頂分出。另配有冷劑補充系統和BOG回收系統。
裝置合成氣產量約為：165，900kg/h，LNG產量約為51，510kg/h。此數據基于從界區外回收3，643kg/h BOG為前提。
1.1煤制氣凈化工藝及特點分析
在煤制氣液化之前，要把原料氣中的水，甲醇脫除掉，這些成分在低溫條件下會結冰，堵塞設備或降低換熱器的性能。采用分子篩過濾器/分離器捕獲可能從原料氣壓縮機冷卻器攜帶過來的工藝液體。
原料氣進入到處于吸附狀態的分子篩（干燥劑采用UOP13X-HP分子篩）干燥器頂部，壓力為4.76MPa，溫度為35℃。當原料氣經過床層的時候，原料氣中的水和甲醇被吸附到床層上。一個床層吸附水和甲醇，另外一個床層處于再生狀態，整個脫水干燥循環為24小時，其中12小時為吸附，7.3小時是加熱狀態，3.7小時是冷卻，1.0小時為切換。
利用低壓氮氣作再生介質，低壓氮氣通過再生氣加熱器被加熱到約232℃。再生時經過分子篩去除飽和床吸附的水和甲醇，再生氣排放到大氣之中；在冷卻段，再生氣不再經過加熱器加熱。
干燥的原料氣離開分子篩床層，經過粉塵過濾器脫除吸附劑粉塵或分子篩床層沒有捕獲的固體雜質。
汞含量超標會對鋁制冷箱產生嚴重影響，使冷箱發生爆裂。原料氣干燥后進入到脫汞床，脫汞劑采用浸硫活性炭。把原料氣中所含的汞脫除掉，再進入到炭粉過濾器以過濾活性炭。除了更換其中一個脫汞床內吸附劑的時候，兩個脫汞床在正常工況下串聯運行。
煤制氣凈化工藝的特點：
1.不同于常規天然氣液化前的凈化工藝，該工藝不需要單獨配置CO2脫除裝置，因為煤制氣中CO2的含量為20ppm，而煤制氣液化工藝允許的CO2最大量為50ppm。
2.干燥系統吸附劑和切換閥門使用壽命長，系統切換損失小，有防止分子篩吹翻措施。吸附器切換再生采用恒流量控制方式，改善主塔工況的穩定性[1]。
3.煤制氣中汞含量較高，脫汞床容積較大，采用兩床串聯運行，如果其中一個脫汞床吸附飽和則更換吸附劑，另一個脫汞床可繼續吸附。脫汞吸附劑采用浸硫活性炭。
1.2煤制氣液化分離工藝及特點分析
煤制氣凈化后進入液化分離裝置。液化分離裝置將BV公司開發的PRICO單混合冷劑單循環、氮冷劑循環以及分餾系統高度集成和一體化，既滿足對產品純度的嚴格要求，又具備高能效。原料氣和氮冷劑均在工藝核心PRICO主換熱器中進行冷卻和冷凝[2]。
經過預處理的原料氣進入主冷劑換熱器，原料氣在主換熱器第一通道向下流動，預冷至-82℃，并在主換熱器的中間部位引出冷箱，氣體被用來加熱合成氣分餾塔的塔底。來自分餾塔再沸器的冷原料氣，其溫度為-113℃，壓力為4.65MPa，返回到主換熱器被進一步冷卻至-151℃，壓力降至4.62MPa，然后在冷液分離器進行分離。
從冷分離器出來的氣相物流進入到膨脹/壓縮機組的膨脹端，在此由4.62MPa膨脹到約1.2MPa，然后進入到合成氣分餾塔。從冷分離器底部出來的液相物流經過節流閥減壓到分餾塔的操作壓力，然后進入合成氣分餾塔的低段。
從分餾塔頂分出的合成氣產品的主要成分為CO、H2，分餾塔底分離出的是LNG。塔頂冷凝器把分餾塔頂的氣體冷卻到-177.2℃，塔頂冷凝器的冷量由氮冷劑系統回路提供。塔頂冷凝器出口流體在回流罐中分離，回流液通過回流泵返回到合成氣分餾塔，從回流罐出來的氣體就是甲烷分離裝置生產的合成氣產品。
塔底物流就是LNG產品，溫度為-162℃，被送入LNG儲罐儲存。
煤制氣液化分離工藝的特點[3]：
1.液化所需冷量由混合冷劑循環系統提供，氮氣、甲烷、乙烯、丙烷、異戊烷五種冷劑組成，在冷箱中以氣液混合的形式，經J-T閥膨脹制冷。
2.為了更有效的將甲烷分離出來，在冷箱出口產品線上加了冷分離罐，先將已液化的甲烷分離出來，再將冷分離罐的氣相經膨脹機制冷后液化，在分餾塔內分離出來。
3.增加另一種冷源：液氮。用于降低來自的分流塔頂的合成氣的溫度，再次分離出合成氣中夾帶的甲烷。液氮系統由低溫氮氣壓縮機和進出口分液罐組成，為閉式回路。
4.分餾塔是利用甲烷、CO、H2的沸點不同來實現甲烷分離，有效的利用能量。
5.依據分析結果，調整分餾塔再沸器和回流冷凝器的負荷。如合成產品氣中甲烷含量過高（超過0.5%），則應增加回流量，如液化天然氣產品中的CO含量過高（超過0.5%），應增加再沸器的負荷。
1.3 混合冷劑循環
煤制氣液化所需的冷量由PRICO冷劑系統提供，PRICO工藝是由美國Black&Veatch公司1950年開發并不斷改進而成，采用了單循環混合制冷劑和單循環壓縮系統，冷箱采用板翅式換熱器[2]。
來自主換熱器頂部的低壓冷劑在冷劑壓縮機的一段被壓縮，一段入口溫度為27℃，壓力為0.163MPa，流量為94049m3/h，一段出口溫度為147.8℃，壓力為1.55MPa，然后進入冷劑壓縮機的段間冷卻器冷卻到33.3℃。段間冷劑罐把氣相和液相物流分離開，氣相冷劑被導入到冷劑壓縮機的二段，二段入口溫度為33.3℃，壓力為1.49MPa，流量為14368m3/h，二段出口溫度為93.5℃，壓力為3.35MPa。壓縮機二段出來的高壓氣相冷劑與從段間冷劑罐通過段間冷劑泵打出的冷劑液體混合，然后在冷劑出口冷凝器中冷卻，部分冷凝下來的混合物在冷劑出口分離器中進行分離。
冷劑循環系統的主要特點是：
1.采用單級制冷系統，流程簡單，操作控制可靠；
2.對冷劑組分的變化不敏感，對不同組份原料氣具有較強的彈性和適應性；
3.開停車速度快，需要補充冷劑量少，具有較高的效率；
4.設備數量少，布置緊湊，造價和操作費用低。
2. 煤制氣液化分離裝置運行實踐
新疆廣匯甲烷深冷液化分離項目于2010年5月開始籌備建設， 2012年10月調試投產成功。該裝置的設計能力為452，472m3/h。合成氣的總生產能力為383，686m3/h，LNG作為生產速度大約為51，510kg/h（相當于液體119.6m3/h，約45萬噸/年 ）。
2012年6月，裝置進入全面調試階段：公用工程系統調試；原料氣管線置換；消防水系統調試；原料氣管線引天然氣；干燥器填裝瓷球、分子篩，脫汞吸附劑填裝活性炭；全部DCS聯校結束；干燥、汞脫除全部系統置換和檢漏，冷劑儲存、補充和卸料全部系統置換和檢漏，制冷和液化系統置換和檢漏。
2012年8月，液化系統和制冷劑回路干燥，冷劑儲存系統干燥。
2012年9月，壓縮機組聯動試運，液態冷劑系統循環，冷劑單元開車，液化單元開車，LNG儲罐和灌裝站置換、干燥和預冷。
2012年10月20日甲烷分離裝置投產成功，逐步增加負荷至50%，產品合格后穩定24小時；增加負荷至70%，產品合格后穩定72小時；再增加負荷至85%，產品合格后穩定72小時；最后增加負荷至100%，穩定72小時。如果產品合格，裝置即進入試生產期，試生產期時間為六個月。
2.1 冷箱積液及操作
原料氣從頂部進入冷箱，并向底部流動，底部冷端溫度更低。低溫液體僅在冷劑換熱器底部產生。停車期間，這些液體因重力將會被隔離在冷箱底部，這些低溫液體不能進入到設計不允許低溫進入的工段。每個冷箱只有一個雙板束釬焊鋁芯換熱器，除此再沒有任何其它設備。
冷箱的溫度梯度自下而上，逐漸升高，低壓冷劑出冷箱為常溫。冷箱內液相冷劑過多時，冷箱底部會出現積液，冷箱底部溫度會極具降低。此時，可以減小液相冷劑進冷箱流量，同時增大氣相冷劑流量，將集聚在冷箱底部液體帶至冷箱中上部氣化，使得冷箱整體溫度梯度趨于正常。
2.2 產量控制
J-T閥控制液化裝置的總體生產能力，限制冷劑壓縮機負荷。J-T閥進行微小調整，以改變生產能力或者增、減冷劑壓縮機的負荷。使用手動的“HIC”與采用J-T閥流量控制相比，可提供進入冷劑壓縮機的穩定流量，一般而言，增加進入冷箱的冷劑流量，即增加了LNG生產能力，或在LNG流量不變情況下降低LNG的溫度。
2.3 冷劑補充與損失
對于冷劑補充，氮是由客戶（界區外）提供的。甲烷可以在運行時從LNG產品中獲取。“甲烷補充罐”由用戶提供，它可以儲存LNG產品或由其它設備引入。由于原料氣中的氧氣在閃蒸氣中累積，因此，BOG不適合作甲烷補充。裝置原料氣中H2/CO含量高，同樣也不適合做甲烷補充的“補給源”。開車時，甲烷補充將用LNG槽車（用戶提供）代替。需要的乙烯、丙烷、異戊烷來自于專用的補充罐。所有冷劑組分均通過冷劑吸入罐的入口管線加載。
在裝置維修或冷劑液體過多時，可以在冷劑儲罐中存放冷劑。這些冷劑可以根據需要再次加入到系統中，從而可以最大程度地減少冷劑的損失。每列都有專用的補充罐。
對于PRICO工藝來說，當制冷系統首次裝填冷劑后，只需要很少量的冷劑補充，因此，只要求最低量的冷劑儲備。
2.4 BOG回收
來自LNG儲罐的氣態甲烷，溫度-160℃，壓力0.006MPa，流量5096Nm3/h，首先經入口過濾器，進入BOG進/出口換熱器換熱；加熱后的氣體進入一級進氣緩沖器，經一級壓縮到0.23MPa，70℃，然后進入一級出口緩沖器、一級水冷器冷卻到40℃；氣體進入二級入口緩沖器，經二級壓縮到0.89MPa，134℃，然后進入二級出口緩沖器、二級水冷器冷卻到45℃；氣體進入三級入口緩沖器，經三級壓縮到2.7MPa，134℃，然后進入三級出口緩沖器，并在進/出口換熱器中與入口氣體換熱，最后在三級水冷器中冷卻到40℃，經出口過濾器過濾后，回到入口凝聚過濾器。
2.5 控制系統
甲烷分離裝置的測量和控制采用DCS系統實現；原料氣壓縮機和驅動汽輪機、冷劑壓縮機組等的緊急停車聯鎖（ESD）、防喘振控制和調速控制等采用獨立于DCS系統的專用“機組綜合控制系統”（ITCC）實現。ITCC的可用度要達到99.9%，應采用經過TUV AK6認證的不低于三重冗余容錯結構的硬件和軟件控制系統[4]。
設置緊急停車按鈕操作臺，實現對整個裝置和單機設備突發事故或計算機故障下的緊急停車，確保裝置的安全性。DCS停車信號與緊急停車信號分別由兩路獨立的停車信號送至停車回路，以保證停車回路的可靠性。
3.結束語
新疆廣匯甲烷深冷液化分離項目于2010年5月開始籌備建設， 2012年10月調試投產成功。
煤化氣技術范文第5篇
【關鍵詞】自動化技術；電氣設備；應用
自動化技術是現代科學技術發展的結晶，同時是進一步發展的條件。在工礦企業生產中，機械設備的自動化水平較高，已經進入綜合自動化時代，自動化技術在企業生產中發揮了重要的作用。自動化控制的精度和智能化程度不斷增加。自動化技術正在向知識密集化、功能多樣化技術、集成化方向迅速發展。現代控制技術、計算機技術、通信技術和傳感器技術是現代自動化技術的幾大支柱。現代自動化技術與計算機技術已緊密集成。煤礦企業生產特別是煤礦井下地質及工作環境惡劣，機械設備較多，而自動化的總體水平相對滯后于制造業和石油、電力、鋼鐵等行業。煤礦自動化已成為煤炭企業及煤礦生產發展的重中之重。
1、煤礦采掘機械的電氣自動化
近些年來，國內外的采掘機械設備正在向著電牽引方向發展，使裝機容量日趨增大，多電機驅動，電機采用橫向布置方式。采煤機的總裝機功率均在1000kw以上，有些已經達到1500kw，牽引電機功率2×60kw，牽引速度0—30m/min。交流電牽引采煤機因其效率較高、可靠性較強、抗污能力較強、維護方便而倍受煤炭企業的重視。
控制技術是以計算機技術為核心，由多種傳感器的工況監測與故障診斷系統，這是先進大功率、高效率綜采設備的主要特點。
煤礦用工作面輸送機正向著多樣化、重承載運輸的方向發展，許多已采用雙速電機，主、副電機液壓平衡，使用計算機技術進行工況的監測技術。
液壓支架使用以計算機機為核心的電液控制和高壓大流量供液系統。移架速度達6—8s／架。大功率、高可靠性的機電一體化綜采成套技術，使煤礦生產高度集中，單產工效可實現高產高效。
我國的采掘機械自動化技術相對滯后，采煤機最大裝機功率為電牽引830kw；液壓牽引800kw。牽引調速方式還是以液壓牽引為主，電牽引起步較晚。國產電牽引采煤機僅有MG3344—PWD型等，薄煤層交流電牽引采煤機投入使用，其核心電控部分主要是以國外引進，上海、太原、西安、佳木斯等煤機研究與生產機構都在試驗或研制電牽引采煤機，有些已投入煤礦生產。工作面刮板運輸機運輸能力較低，過煤量較小，連接強度低，無工況監測液壓支架的電液控制在國內煤礦機械企業和研究機構正在研制，綜采設備電氣控制與檢測方面比較落后，不具有故障診斷功能，微機控制還處在應用階段。在煤礦綜掘方面利用PLC和微型計算機對掘進機的自動控制的尚處在起步階段，與采煤先進國家的差距還比較大。
2、煤礦運輸提升機械電氣自動化
二十世紀八十年代以后，煤礦產量不斷增加，一些大中型煤礦，井下厚煤運輸主要采用膠帶運輸設備。膠帶運輸監控系統的研制與應用已有了較快發展。
系統化的綜合保護替代了單一的保護；計算機和PLC已普遍應用，DCS結構能實現與礦井安全生產監控系統的連接，實現地面監控目的。此外，有的高校研制的膠帶機全數字直流調速系統，在一些煤礦投入使用，效果非常顯著；計算機與工業電視膠帶集中監控系統，也在一些煤礦投入使用，實踐表明，應用效果較好。膠帶自動化存在的問題是部分保護尚未過關等。
目前，我國生產的脈沖調速裝置多采用晶閘管器件構成斬波器。隨著新型電力電子器件的開發和應用，高斬波頻率，高效率的斬波器先后投入應用。以微機和PLC為核心的“信、集、閉”系統研制成功。
隨著交—交變頻器技術的成熟，交—交變頻同步拖動調速系統的發展。先進采煤國家在提升機的電控方面已采用PLC為控制核心，采用PLC進行提升工藝控制、安全回路監視、同路行程控制，使提升機的安全保護的產品標準化，同時，實現了全微機監控，全部安全部件均采用雙線回路，安全監控回路采用冗余技術來保證提升機的安全運行。以微機為核心的故障診斷裝置的提升可實現高度自動化。在我國，提升機多為交流提升，轉子串電阻方式調速為其主要調速方式，除了大型先進的礦井采用PLC控制替代繼電器控制外，一些礦井還采用繼電器一接觸器控制，直流提升機60%為F—D機組拖動。改革開放以來，我國引進了30余臺SCR—D直流全數字控制提升機，而國產的SCR—D直流提升機以其模擬線路控制居多。采用PLC和微機實現監控和數據采集處理的SCR-D提升機已投入使用。近年來，我國以計算機為核心的提升機后備電氣保護裝置發展較快，對確保提升機的安全運行起著重要作用。
3、煤礦安全，監控控制系統
我國在引進國外先進的安全監控系統及制造技術的同時，研究和生產煤礦安全監控系統，逐步推出了KJ2、KJ4、K190、K195、TF200、AVI等。一般為DCS系統，其結構與計算機應用已步入國際中上游水平。
在我國，許多大中型煤礦已經安裝了監控系統，裝備了瓦斯遙測儀和斷電儀，風電閉鎖裝置，紅外線自動噴霧裝置等監測儀器，我國安全監控系統基本上可滿足煤礦的安全生產要求，而因相配套的傳感器的種類較少、壽命較短、穩定性較差、維護工作量較大，這些造成在一些監控系統的工作缺乏安全可靠性，系統利用率不高。因此，要采用科技措施，提高系統的可靠性和礦用傳感器的開發，為煤礦的安全生產提供技術保障。參考文獻
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[2]芮冰等.我國采煤機30年發展回顧和展望.煤礦機電,2000.5
[3]何敬德等.國內外煤礦采掘運裝備技術現狀、發展對策和思考.煤礦機電,2003.5
