煤气炉Word下载.docx

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示范装置为兖矿国泰化工有限公司，建成两套日投煤1150吨的气化炉，操作压力4.0MPa，生产24万吨/年甲醇，联产71.8MW发电。

装置已于2005年10月投入运行。

第二个项目是应用在华鲁恒升化工股份有限公司的大氮肥国产化工程，建设一套多喷嘴对置式水煤浆气化装置，日投煤750吨，操作压力6.5MPa，装置已于2005年6月初投入运行。

该工艺仍属于水煤浆气化的范畴，与TEXACO的主要区别是由TEXACO单喷嘴改为对置式多喷嘴，强化了热质传递，气化效果较好，但多喷嘴需要设置多路控制系统，增加了设备投资和维修工作量。

由于是国内技术，工艺包及专有技术使用费较引进技术有较大幅度的降低。

3、SHELL粉煤气化

气化炉主要结构是干煤粉多喷嘴上行废锅气化并采用冷炉壁，冷煤气回炉激冷热煤气，煤气冷却采用废锅流程。

由于壳牌气化技术上具有突出的优点，吸引了国内一些企业纷纷引进，目前已有十余家。

本工艺的最大缺点是投资高，设备造价过高；

合成气换热采用废锅形式增加了投资，对需要水蒸汽成分的化工生产来看直接用水激冷更合理；

干燥、磨煤、高压氮气及回炉激冷用合成气的加压所需的功耗较大等。

目前在中国国内已投运的包括湖北双环、中石化三家（湖北化肥、安庆石化、岳阳石化）和柳化等五套装置。

4、西安热工院两段式干煤粉加压气化技术

气化炉采用水冷壁炉膛、液态排渣。

运行时，向下炉膛内喷入粉煤、水蒸汽和氧气，向上炉膛喷入少量粉煤和水蒸汽。

利用下炉膛的煤气显热进行上炉膛煤的热解和气化反应，以提高总的冷煤气效率；

同时显著降低热煤气温度，使得炉膛出口的煤气降温至灰熔点以下，从而省去冷煤气激冷流程，该气化炉已经获得国家发明专利。

该技术目前尚无运行的工业装置，但2000吨/天级两段式干煤粉加压气化炉（废锅流程）已经应用于华能集团“绿色煤电”项目，预计于2009年建成；

1000吨/天级两段式干煤粉加压气化炉（激冷流程）已经应用于内蒙古世林化工有限公司年产30万吨甲醇项目，预计于2008年投运。

5、HT-L气化技术

该技术由中国航天科技集团公司北京航天动力研究所研制，气化炉结构结合了SHELL和TEXACO的优点，目前正在进行包括安徽临泉化工股份有限公司、濮阳龙宇化工等示范项目的建设。

6、西北化工研究院多元料浆气化工艺

多元料浆气化技术（MCSG）是由西北化工研究院开发的大型煤气化技术，该技术采用湿法气流床气化概念，以煤、石油焦、石油沥青等含碳物质和油（原油、重油、渣油等）、水等经优化混配形成多元料浆，料浆与氧通过喷嘴混合后瞬间气化，具有原料适应性广、气化指标先进、技术成熟可靠、投资费用低等特点，目前在国内已有三套工业装置平稳运行。

7、GSP煤气化技术

该技术气化炉主要结构是单喷嘴下喷式干煤粉加压气流床气化，根据煤气用途不同可用直接水激冷，如化工合成气用户。

也可用废锅回收热量，产生高压蒸汽，如IGCC发电用户，GSP煤气化技术由德国西门子集团拥有。

GSP气化技术存在的主要问题是在单炉能力和生产长期运行考验方面还存在不足，目前已运行过的装置，单炉能力只有日投褐煤720吨的规模，运行时间的记录也不是很长。

补充：

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煤气化工艺是煤化工的基础和关键，煤气化装置投资巨大，加之多数煤气化装置为单系列配置，一旦选择了气化工艺也确定就往往决定了煤化工项目投运后能否实现“安稳长满优”运行及项目的竞争能力。

企业在确定煤气化工艺时一定要根据企业实际做多方案的综合比较，综合原料煤种、投资、技术可靠程度等因素进行全面的技术经济评价，在全面比选和评价的基础上确定煤气化工艺，使项目建成后发挥应有的效益，将各种技术风险降至最低。

黄忠16:

05:

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褐煤气化技术选择浅议

褐煤,气化,技术,选择

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褐煤储量占全世界煤炭总储量的20%，我国的褐煤占煤炭总储量的17%。

过去对褐煤的开发利用不够充分，当前全球能源状况日趋紧张，如何充分、有效、合理地利用褐煤已经成为有待深入研究的世界性课题。

国家发改委、科技部已将“发展褐煤气化技术，利用褐煤生产甲醇等化工产品”列为2007年颁布的《中国节能技术政策大纲》中的重要项目之一。

单纯从褐煤气化可能性上看，现有典型的块煤/型煤移动床气化技术（如Lurgi，BGL）、碎煤流化床气化技术（如恩德炉，Winkler，HTW）和粉煤气流床气化技术（如GE单喷嘴水煤浆气化，华东理工大学等单位的四喷嘴水煤浆气化，Shell多喷嘴干煤粉气化和GSP单喷嘴干煤粉气化等）都可用于气化褐煤，但在适用性方面又各有特点。

1按煤种特征考虑

选择的煤气化技术要适用于拟定的褐煤煤种，应能够比较容易地将褐煤气化。

由西北化工研究院试验测定的某褐煤的工业分析、元素分析、灰组成分析、灰熔点、化学反应活性数据分别见表1～5。

试验测定该褐煤可磨指数HGI为86，发热量Qb.ad为16910kJ/kg，原煤最高成浆浓度为44%。

另外，没有针对该煤种进行煤、灰的粘接性试验；

作为参考，从煤矿勘探时得到的数据得知，该煤质不稳定，灰分、发热量等指标高、低数据相差2～3倍。

可以看出，该煤种褐煤水分含量高、灰分含量高、挥发分含量高、固定碳含量低、发热量低、热稳定性差、反应活性好、机械强度低、可磨性好、成浆浓度低、灰熔点低、煤质不稳定。

1.1水分、固定碳与发热量

作为无益成分，褐煤中的水分含量对不同的煤气化技术影响程度不一样。

对水煤浆气化来说，煤中水分尤其是内水含量越高，成浆性能越差。

在水煤浆浓度相同的条件下，煤浆的表观粘度较大，以致流动性较差。

若要使其达到较好的流动性，则煤浆浓度一般较低。

煤中水分含量越大，磨煤操作时越容易溢浆，添加剂的选择余地越小，添加剂消耗越大。

加之该褐煤固定碳含量和发热量低，不仅单位有效气体的煤耗高，同时由于水分蒸发消耗了过多的热量，气化炉内热量也难以达到平衡。

现该褐煤原煤的最高成浆浓度仅为44%，显然太低。

如果不能采取有效措施将制浆浓度提高到一定程度（至少应在55%～57％甚至以上，起码需要能够维持气化炉内正常的氧化反应、气化反应等的进行，维持热量平衡），则不宜选用水煤浆气化。

对干煤粉气流床和碎煤流化床来说，水分高，增加了气化过程的热能消耗，同时不便于干煤粉、碎煤的输送，需要将入炉煤预干燥到一定程度。

对于移动床，由于入炉煤在炉内干燥层与上升的热煤气换热，煤中水分受热蒸发出去，一般不用预干燥。

该褐煤的固定碳含量低、发热量低，对各种煤气化技术都是不利因素。

1.2灰分与灰熔点

灰分不直接参加气化反应,却要消耗煤在氧化反应中产生的反应热。

该煤种褐煤灰分含量高，会相对增加气化炉的比煤耗、比氧耗，对现有的各种煤气化技术都是不利因素。

使用经验最为丰富、国内普遍采用的激冷流程的GE等水煤浆气流床气化技术，气化后形成的灰渣都进入渣水处理系统，灰分中SiO2、Al2O3等硬颗粒会对管道、阀门、设备产生过度冲蚀，以致泄漏，灰分中的CaO、Fe2O3等碱性成分和渣水中的细灰又容易在管道、换热器的一些部位沉积、垢堵〔1〕〔2〕；

灰分高，渣水中的固含量增加，渣水处理系统的负荷增加，难度增大，能耗也随之上升。

已经工业化的废锅流程的Shell干煤粉气流床气化技术，其部分灰在气化炉中下行成渣，部分灰随粗煤气上行经激冷固化后进入废锅和陶瓷过滤器，在这里分离出去绝大部分灰，渣水系统处理的灰量较少，渣水处理系统也相对简单；

与除灰有关的是，Shell技术中的陶瓷过滤器、激冷气压缩机、废锅等的结垢及损毁故障影响着Shell炉的正常运行。

GSP干煤粉气流床气化技术目前采用了激冷流程，所有灰分分别通过激冷室、洗涤器进入渣水处理系统，这与GE的激冷流程气化技术有些类似。

灰分高的褐煤采用固定床、流化床气化时，除了对气化效率、经济效益有影响外，一般没有其他特别的不利影响。

该褐煤灰熔点低，对于所有气流床气化工艺都是有利因素，但是Shell、GSP等水冷壁干煤粉气流床可以气化高灰熔点煤种的优势没能充分体现出来。

灰熔点低对于流化床属于不利因素，因为流化床的煤气化操作在灰熔点以下进行，以避免灰分结渣，破坏床内物料的正常流化状态。

对于移动床，低的灰熔点适用于液态排渣的BGL炉，但不利于固态排灰的Lurgi炉，因为后者在气化过程结渣后容易形成风洞。

1.3挥发分与反应活性

一般来说，高的反应活性对各种煤气化技术都是有利因素。

高的挥发分含量对移动床来说，自下而上的高温气流要经过相对低温的干馏段，煤中的挥发分——焦油、酚、氨、甲烷等随煤气带出，焦油会堵塞管道和阀门，焦油、酚、氨使得煤气的净化处理复杂化，由于挥发分高，导致气化后甲烷含量较高，其利弊则与煤气用途有关。

气流床煤气化，由于反应温度高，煤气中基本不存在上述成分，煤中挥发分经高温裂解成为有效成分。

流化床本身要求气化反应活性好的煤种，高的挥发分对流化床也是有利因素。

1.4机械强度、可磨性与热稳定性

褐煤机械强度低，热稳定性差。

对移动床来说，在块煤/型煤入炉、炉内“下移”过程中容易碎裂成小块或煤粉，增加炉内阻力，降低气化效率，使煤气中未反应煤粉的带出量增多。

机械强度低、热稳定性差，对于气流床气化则没有不利影响，而主要由于机械强度低导致可磨性好，对气流床气化炉入炉煤粉的加工则是有利因素。

褐煤较差的热稳定性，对流化床操作存在一些不利影响，如必须加强排灰等〔3〕。

1.5煤质稳定性

气流床对于煤质的稳定性要求较高，否则容易导致过氧或渣堵。

流化床对原料煤的性质很敏感，煤的粘结性、热稳定性、水分、灰熔点变化时，易使操作不正常。

移动床对煤质稳定性的要求稍低一些。

1.6粘接性

移动床气化技术采用气体由下往上流动与煤逆流接触的方式，反应温度在600～l300℃之间，要求从高温到中温较宽温度范围内煤、灰、渣都要有弱的粘结性，否则会破坏气流的均匀分布，影响料层的正常下移，降低气化效率，造成灰、渣排出困难。

气流床气化操作温度较高，粘度指标除了对水煤浆、干煤粉输送有影响外，主要对灰、渣的抗粘结性有要求，废锅流程的Shell气化装置中夹杂大量飞灰的粗煤气，激冷后飞灰是否能够确保固化并失去粘附性，对废锅和陶瓷过滤器是个严峻考验。

流化床对煤、灰抗粘结性也有一定要求，否则影响其流化状态。

2从煤气用途要求考虑

与烟煤、无烟煤一样，褐煤气化装置生产的煤气有许多用途，如图1所示。

图1煤气化的用途

不同的煤气化技术，粗煤气中CO、H2、CH4、焦油、酚等的含量是不同的，不同的粗煤气成分适用于不同的用途。

几种典型煤气化技术生产的粗煤气情况见表6，其中水煤浆、Shell数据综合自有关国内实际运行报告，流化床、GSP数据来自文献〔4〕，BGL数据来自专利商的有关资料。

由于煤种等比较的基准不在一个平台上，表中数据仅供参考。

Lurgi炉生产的粗煤气中（CO＋H2）含量比BGL少，甲烷含量比BGL稍高，焦油、酚等杂质含量与BGL差不多，在表6中没有单独列出。

2.1用作工业煤气、城市煤气等燃料

煤气用作燃料时，要求甲烷含量高、热值大、冷煤气效率高。

CO、H2也是工业煤气、城市煤气的有效成分，但用作城市煤气时，CO含量应尽量低。

褐煤制煤气用作工业煤气、城市煤气等燃料时，比较适合的煤气化技术是Lurgi、BGL移动床，其次是HTW等流化床。

2.2用作化工合成气

煤气化制得的煤气用于制甲醇、合成氨、间接煤制油等属于制合成气。

对这些化工合成气来说，煤气中的甲烷成了杂质，是有害的气体。

化工合成气对热值要求不高，主要对煤气中的CO、H2等成分有要求，GE等水煤浆气化炉和Shell、GSP干煤粉气化炉较合适。

以制取甲醇合成气为例，从甲醇合成的需要来看，气化装置产生的煤气最好能满足以下几点：

煤气组成更接近于甲醇合成需要的配比（氢碳比2.05～2.10）；

煤气中除有效气之外的杂质和夹带的灰等应尽量少，能够方便地通过后续的净化工序去除；

煤气的压力应尽量接近于甲醇合成的压力（目前一般为5.0～10.0MPa，甚至以上）。

从可以达到的气化压力，尽量节省后系统压缩能耗方面考虑，水煤浆气流床气化最适合于制甲醇，其次是Shell、GSP等干煤粉气流床气化。

按煤气中有效成分（CO＋H2）考虑，Shell、GSP、BGL最适合于制甲醇，其次是水煤浆气流床气化。

按煤气中有效成分配比（H2/CO）考虑，碎煤流化床和水煤浆气流床最适合于制甲醇。

如果采用Lurgi、BGL制甲醇，除了需要将粗煤气中含量比较多的甲烷转化外，还需将煤气中相对于其他气化技术高一些的焦油、酚类、飞灰、煤粉等杂质除去，不适合作化工合成气。

碎煤流化床粗煤气中带出的煤粉、飞灰较多，CO2和甲烷含量高，操作压力太低，表6列出的几种煤气化技术中，其有效气成分含量最低，最不适合作为大型甲醇项目的合成气。

2.3用作IGCC

整体煤气化联合循环发电（简称IGCC）是指煤在加压下气化，产生的煤气经净化后燃烧，高温烟气驱动燃气轮机发电，再利用烟气余热产生高压过热蒸汽，驱动蒸汽轮机发电。

用于IGCC的煤气，对粉尘等的净化度有一定要求，煤气中可燃气体CH4、CO、H2含量高点好，对热值要求不高。

与IGCC配套的煤气化一般采用Shell干煤粉气流床废锅流程气化炉、GE水煤浆气流床废锅流程气化炉，废锅流程副产的高品位蒸汽配合IGCC比较有优势，激冷流程回收的中压和低压蒸汽不能直接用于联合循环发电，对发电净效率有影响。

如采用Lurgi、BGL块/型煤移动床加压气化炉，除了不能副产高品位蒸汽供IGCC外，还需采取有效措施将煤气中夹带的煤粉、干灰等去除掉。