地下煤气化技术

前言：想要写出一篇令人眼前一亮的文章吗？我们特意为您整理了5篇地下煤气化技术范文，相信会为您的写作带来帮助，发现更多的写作思路和灵感。

地下煤气化技术范文第1篇

关键词 煤气化技术 优点 应用

Technology of Coal Gasification

Shi Xiao-bing

（Shanxi jinfeng coal chemical company limited 048000）

Abstract The traditional technologys of coal gasifying are introduced in this article，and the advantages of every method are analysed.A conclusion is obtained that Underground Coal Gasification and flow bed technic including texaco coal gasification process and Shell coal gasification process will be widely used in the future.

Keywords methods of coal gasification advantage application

前言

煤气化是洁净、高效利用煤炭的主要方法之一，是许多能源高新技术的关键环节。煤气化有完全气化和部分气化（煤的干馏技术）两种途径。由于受到煤种和产品综合发展的制约，部分气化只能满足局部的需要；而我国煤炭资源中有一半以上煤种适合完全气化，因此煤制气技术的立足点应放在完全气化方面。

煤气化分类无统一规定，最常见的是按原料在气化炉内的移动方式分成固定床、流化床和气流床三种。此外，还有使煤炭在地下直接气化，获得煤气的方法，即地下气化法（Underground Coal Gasification，UGG）。

1.固定床气化技术

1.1常压固定床气化技术

由于气化剂的不同，常压固定床煤气化可能产生的产品有空气煤气和混合煤气，前者以空气为气化剂，热值约为4.6MJ/m3。后者以空气和水蒸汽为气化剂时，称为间歇气化法；以纯氧或富氧空气和水蒸汽为气化剂时，称为连续气化法。混合煤气组成中无效气体约占60%左右，热值约为5.02～5.86MJ/m3，主要用作工业燃料气，亦可作为民用燃气的掺混气。

一般而言，气化剂中氧气含量越高，气化强度也就越大，气化效率也就越高，而对纯氧的消耗量也就越高。连续气化较间歇气化在气化强度、气化效率、有效气体组成及制氨能耗等方面具有明显的优越性。

自1882年第一台常压固定床煤气发生炉在德国投产以来，该技术不断得到完善。由于技术成熟可靠，投资少，建设期短，在国内外仍广泛使用。在冶金、建材、机械等行业用于制取燃气，在中小型合成氨厂用于制取合成气。

常见的混合煤气发生炉有M型、3MT（威尔曼）型、W-G（威尔曼-格鲁沙）型、TG型和U.G.I型。此外，美国的FW-STOIC炉和波兰循环鼓风两段炉也可以生产发生炉煤气或水煤气。

1.2固定层加压气化技术

目前，德国鲁奇公司利用鲁奇（Lurgi）炉开发的加压下，碎煤（5～50mm）与气化剂（水蒸汽或纯氧）进行反应的技术较为成熟。该技术在中国城市煤气生产和制取合成气方面已受到广泛重视。

鲁奇炉可气化褐煤、无烟煤，直至水分、灰分较高的劣质煤；单炉生产能力可达7500m3（标）/h（干基）；由于是连续气化过程，有利于实现自动控制；气化压力高，可缩小设备和管道尺寸，利用气化后的余压可进行长距离输送；气化较年轻的煤时，可以得到各种有价值的焦油、轻质油及粗酚等多种副产品；通过改变压力和后续工艺流程，可以制得H2/CO各种不同比例的化工合成原料气。

但是，由于鲁奇炉采用了固态排渣，蒸汽分解率低，蒸汽消耗较大，未分解的蒸汽在后序工段冷却，所以造成气化废水较多，废水处理工序流程长，投资高；且需要配套相应的制氧装置，一次性投资较大。

2.流化床（或称沸腾床）煤气化技术

流化床床层温度均匀，传热传质效率高，气化强度大，可气化多煤种的粉煤，煤气中基本不含焦油和酚类物质；不过，气体中带出细粉过多而影响了碳转化率。使细煤粉再次循环可一定程度的克服这一缺点。

2.1常压温克勒（Winklee）煤气化技术

气化剂（氧气和水蒸汽）消耗量低；气化负荷弹性大；操作温度低，控制维修简易，运转稳定可靠。但由于其操作压力和气化温度均较低，使得单炉处理量较小，碳转化率低，带出物和灰渣中碳含量较高（一般带出物含碳30～50%，灰渣含碳20～30%）；并且气化炉体积庞大，单位容积气化率较低。

常压温克勒的缺点限制了其推广应用，80年代以后国内已停止使用。针对这一缺点，通过提高气化温度和气化压力，改进气化剂分布器结构，成功开发了多种新型流化床气化技术，主要有高温温克勒、U-Gas、KRW和CFB等气化炉。

2.2高温温克勒（HTW）煤气化技术

HTW保留了传统Winkler气化技术的优点，提高了气化温度和气化压力，粗煤气带出的固体煤粉尘参与了循环利用，使气化炉大型化成为可能。

2.3灰熔聚流化床煤气化技术

该技术改变了以往的排渣方式，实现了灰熔聚排渣。代表炉型有美国的U-Gas炉，KRW炉以及中国科学院山西煤炭化学研究所的ICC炉。

与一般流化床煤气化炉相比，灰熔聚煤气化炉结构简单，操作控制方便，运行稳定；可气化小于6mm的包括黏结煤、高灰煤在内的各种等级的碎粉煤；气化温度高，气化强度为一般固定床气化炉的3～10倍；碳转化率高，气化效率达75%以上；煤中含硫可全部转化为H2S，也可用石灰石在炉中脱硫，简化了煤气净化系统；与熔渣炉（Shell）相比气化温度低的多，耐火材料使用寿命可达10年以上；煤气夹带的煤灰可返回气化炉内，进一步燃烧、气化，碳利用率高。

2.4循环流化床（Circulating Fluidized Bed）煤气化技术

CFB克服了鼓泡流化床中存在大量气泡造成的气固接触不良，以及气流床中气化温度过高、大量煤转化为热能而不是化学能的缺点；产品气和反应器内的温度均一，避免了鼓泡床中局部高温造成的结渣现象；除外循环还存在内循环，利于新加入的物料迅速升温和反应的迅速完成；另外，由于循环比率高达几十倍，增加了颗粒在床内停留时间，提高了碳转化率。代表炉型是鲁奇CFB炉。

2.5其它型式的流化床煤气化技术

1、FM1.61型间歇式常压流化床水煤气炉，由江苏理工大学开发，能直接生产CO﹤20%的中热值煤气。

2、恩德炉粉煤气化技术，由中国抚顺恩德机械有限公司在国外专利技术的基础上改进而成。该技术成熟可靠，运行安全稳定，煤种适应性较宽，气化效率较高，操作弹性大，建设投资较少，生产成本低，环境影响小。但也存在设备体积大，灰渣含碳量较高，煤气有效成份（CO+H2）较低，气化压力较低等缺点。

3、载热体常压循环床粉煤气化技术，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。操作简单、运行稳定，且可连续制气；但是其常压操作不利于大型化生产，且对环境污染较严重。

3.气流床煤气化技术

气流床气化的主要特点是：粉煤进料，高温气化，液态排渣。它的代表炉型及相关的进料形态、气化压力和气化剂见下表：

3.1 K-T（Kopper-Tolzek）炉

与固定床煤气炉相比，K-T炉对原料煤的限制较少，生产能力大（为其5～10倍）；合成气有效成分（CO+H2）高达85～88%，甲烷含量低于0.1%。

K-T炉的不足之处是：碳转化率、冷煤气效率与shell炉比较低，氧、煤消耗较高；煤粉制备工序电耗高，环保问题多；气化炉带出物（飞灰）多，除尘效率低，必须设置洗涤、机械除尘、静电除尘等逐级的除尘设备。

3.2 Shell炉

能成功地处理高灰分、高水分和高硫煤种；对煤的性质，诸如活性、结焦性、水、硫、氧及灰分等，并不敏感；能源利用率高，气化过程的碳转化率达99%；设备单位容积产气能力高，且在同样生产能力下，设备尺寸较小，结构紧凑，占地面积小，相对的建设投资也比较低；环境效益好，属于“洁净煤”工艺。

3.3湿法（水煤浆）气流床加压气化技术

除可气化除大部分煤种外，还可气化石油焦、煤液化残渣、半焦、沥青、可燃垃圾、可燃废料（如废轮胎）等；与干粉进料相比，既安全又易于控制；工艺技术成熟，流程简单，设备布置紧凑，运转率高；气化炉内没有机械传动装置，操作性能好，可靠程度高；单台气化炉的投煤量[400～1000t/d（干煤）左右]选择范围大，美国的Tampa装置气化能力甚至可达2200t/d（干煤）；可供选择的气化压力范围广，碳转化率（95～99%）高，操作弹性（50～105%）大，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它烃类、酚类和焦油等物质，采用传统气体净化技术即可达到要求；气化过程污染少，环保性能好。

但是，该技术高温高压的生产环境都对管道及设备的材料提出了更高的要求；并且水煤浆含水量太高，使得冷煤气效率和煤气中的有效气体成分（CO+H2）偏低，氧耗、煤耗均比干法气流床要高一些。

当前，湿法气流床加压气化技术仍被广泛采用。有代表性的技术有美国德士古发展公司开发的水煤浆加压气化技术、道化学公司（Dow Chemical Company）开发的两段式水煤浆气化技术、中国自主开发的多喷嘴煤浆气化技术等，前者开发最早、应用最广。

4.地下煤气化技术

煤炭地下气化集建井、采煤、转化工艺于一体，简化了生产工艺流程，舍弃了庞大、笨重的采煤设备和地面气化设备，变传统的物理采煤为化学采煤，提高了煤的转化率，产品煤气便于输送和使用，因而具有安全性好、投资少、效益高、污染小等优点，深受世界各国的重视。早在上世纪50年代，我国已先后在山西、江苏、黑龙江、河北等地进行了试验研究，并已取得了一定成效。

但是，由于地下气化是在地下煤层中的反应空间进行的，这种反应在很大程度上取决于煤层的赋存条件，这就使煤炭地下气化的过程比地面煤气发生炉复杂得多。较之固定床气化（与地下气化过程类似），地下气化具有以下基本特征。

（1）煤层的不规则冒落，形成了不均匀大尺度煤块的水平渗流床，气化区边界有质量交换，因而比地面气化更具复杂性。

（2）地下气化过程中煤层不能移动，而是通过燃烧工作面（气化工作面）的移动来保持气化过程的连续，而且各反应带的长度在不断改变。

（3）因煤层及岩层冒落，气化通道截面在不断发生变化；此外，气化反应通道与煤层的顶底板发生热量交换，不利于气化过程的进行。

地下煤气化技术范文第2篇

【关键词】煤化工；CO2储存；节能减排；合成气净化；经济合理；技术先进

近年来，随着中国经济的高速发展，我国对能源的需求量呈现出加速增长的趋势。巨大的能源消耗一方面对我国资源供应提出很大挑战，另外一方面也对我国乃至全球的气候带来一定的影响。因此，我国在满足能源需求的同时，减少CO2气体排放的任务还很重。基于我国缺油少气的能源储存现状，我国的能源结构中以煤炭为主的格局，在相当长的一段时间内不会改变。面对我国严峻的温室气体减排形势，在煤化工的发展中，CO2捕集和储存问题必须得到解决。

从煤炭和石油的元素组成来看，煤的氢/碳原子比在0.2-1.0之间，而石油的氢/碳原子比达1.6～2.0，以煤替代石油生产传统的石油化工产品的过程一般都伴随着氢/碳原子比的调整。从而排放大量的CO2。

1 对煤直接液化、间接液化、煤制烯烃等新型煤化工技术过程中的CO2排放问题进行分析

1.1 煤直接液化过程中的CO2排放

直接液化是把固体状态的煤在高压和一定温度下直接与氢气反应，使煤炭直接转化成液体油品的工艺技术。从反应过程来看，反应系统中的氧主要来自煤中氧，反应环境氢气纯度较高（氢气纯度>80%），反应后氧主要以水中氧的形式排出体系，CO2产率较低。据估计，煤炭直接液化项目的CO2排放量，每吨液化粗油约为2.1t（此数据不包括燃料排放部分）。

1.2 煤间接液化过程中的CO2排放

煤间接液化工艺主要由三大步骤组成：第一是煤的气化；第二是合成；第三是精炼煤间接液化过程中的CO2主要来自气化和合成两步。在煤的气化过程中，需要加入氧气和水蒸气作为气化剂，因此存在以下的CO2生成反应：

C+O2= CO2

CO+H2O= CO2+H2

在合成步骤中，CO2是主要副产物之一，主要来自：

水煤气变换反应 CO+H2O=CO2+H2

采用铁基催化剂的F-T合成反应：

2CO+H2=―CH2―+CO2

甲烷化反应 2CO+2H2=CH4+CO2

歧化反应 2CO=C+CO2

煤间接液化过程生产每吨液化产品的CO2排放量约为3.3t（此数据不包括燃料排放部分）。

1.3 煤制烯烃过程中的CO2排放

煤制烯烃过程包括煤气化、合成气净化、甲醇合成及甲醇制烯烃四项核心技术。煤制烯烃过程中的CO2主要来自煤气化过程，煤气化过程CO2的产生与前述间接液化类似，煤在氧气和水蒸气存在的条件下，发生以下的CO2生成反应：

C+O2=CO2

CO+H2O=CO2+H2

另外，甲醇合成过程要求原料气中的H2和CO的摩尔比接近2：1，而煤气化过程获得的气体中H2/CO摩尔比小于2，需要将一部分CO通过水煤气变换反应生成H2和CO2以满足甲醇合成的要求，这样又会有部分CO2生成。除少量的CO2（占原料气体总量的3%左右）参与甲醇合成反应外，大部分CO2在合成气净化过程中被脱除而进行排放。煤制烯烃过程的CO2排放量按每吨中间产品甲醇计：约2t，按每吨最终产品烯烃计算：约6t（此数据不包括燃料排放部分）。

2 CO2减排研究现状

目前，国内外关于CO2减排研究主要分两个方面：

（1）提高石化能源的利用效率，减少能源的不必要消耗，在节能的同时，降低温室气体的排放，即节能减排。

（2）将主要CO2排放源排放出的CO2收集起来，暂时埋存到地下，以降低空气中温室气体的浓度。该技术被称为二氧化碳捕集及埋存技术，简称CCS （carboncapture and storage）。近几年，该技术逐渐成为温室气体减排技术研究的热点。世界各国纷纷启动二氧化碳捕集及埋存项目。许多研究机构致力于在二氧化碳捕集环节的优化，为降低捕集的成本，关于二氧化碳埋存技术安全性的研究，尚处于模拟计算阶段。煤化工行业CO2减排对策：CO2转化固化、CO2工业循环利用和CO2埋存等。目前采用地下埋存的方法是目前减少CO2排放的唯一有效途径，根据我国煤化工行业分布特点，CO2埋存技术在煤化工行业应用的存在着区位优势。CO2埋存技术在中国应用前景比较开阔， CO2强化煤层气开采技术的开发更具意义。

捕集问题，另一方面可以通过强化采油或强化开采煤层气，获得可观的能源回报。目前我国正处于煤化工高速发展和CO2排放压力巨大的时期，如何在保证煤化工良好快速发展的同时，尽量减少CO2的排放，尽量减少CO2捕集储存技术应用的成本，值得大家继续深入研究讨论。

【参考文献】

[1]中国国家统计局.2007年中国统计年鉴[M].北京：中国统计出版社，2007：260-276.

[2]中国能源“吃不饱”2020 年能源消耗直“追”美国[OL].

[3]王辅臣，代正华，于广锁，等.焦炉气非催化部分氧化与催化部分氧化制合成气工艺比较[J].煤化工，2006，34（2）.

[4]林泉.发展煤化工所面临的CO2 排放问题及其对策.

[5]冯孝庭.煤基能源化工技术与减排二氧化碳[A].

[6]顾钢.让蔬菜吃掉工业排放的CO2[J].中华建设，2006（7）：54.

[8]李小春，刘延锋，白冰，等.中国深部咸水含水层CO2储存优先区域选择[J].岩石力学与工程学报，2006（3）：963-968.

[9]《中国油气田开发若干问题的回顾与思考》编写组.中国油气田开发的若干问题与思考[M].北京：石油工业出版社，2003：28-30.

地下煤气化技术范文第3篇

烟塔合一技术，顾名思义，就是将火力烟囱与冷却塔合二为一，将烟囱取消，可以利用冷却塔的热湿空气对脱硫后的净烟气形成一个环状字幕，然后对其形成包裹和提升，达到增加烟气提升高度的目的，最终使烟气中的污染物扩散。最早应用烟塔合一技术的是德国，在上个世纪八十年产，建成了第一座烟塔合一火电厂，并且对一批老机组超烟塔合一的方向进行改造。实践证明，烟塔合一技术的应用，有效提高了火力发电系统的能源利用率，不仅如此，还简化了传统的火力厂的烟气系统，在最大程度上减少了火力厂的资金投入及系统运行的维护费用。目前，烟塔合一技术逐渐被我国各地的火力厂所接受并且应用，我相信，该技术的发展前景相当广阔。

2对于水资源的利用

近些年，随着我国城市化进程的不探究电厂新技术的应用陈林东北电力开发公司辽宁沈阳110181断加速，对水资源的利用越来越多，水价更是一路飙升，如果可以通过一系列的物理、化学生物方法将不同深度处理的城市用水进行处理后重复利用，就会在最大程度上缓解城市用水问题，还可以节约资源、减少环境污染。与其它的资源相比，水资源价格较为便宜，在经济的发展过程中可以将水资源作为杠杆使城市中水成为打通新水源的有效途径。电厂正常运行需要大量的水资源，而城市中水的价格恰好符合电厂的接受能力，城市中水的水质也可以满足电厂的用水要求，是电厂用水的最佳选择。实践证明，大力应用城市中水不仅可以节约地下水资源，还可以使电厂节约资源和投入，可谓是一举两得。

3解析冷空技术

电厂冷空技术指的是发电厂采用翅片管式的空冷散热器，直接或者间接的对环境空气进行冷凝排气。随着我国电力行业的不断发展，火力发电厂机组的参数、容量逐渐增加，这些机组在运行的过程中需要消耗大量的煤炭和水资源，然而，我国的水资源并不充沛，人均占水量还不足世界平均水平的四分之一，属于贫水国家，不仅如此，我国的水资源分配的也极度不平衡，一些城市都出现了不同程度的缺水现象，严重影响了工业生产生活用水，已经成为制约我国经济发展的主要因素。还有一些地区，虽然生产煤炭，但是却因为缺水影响了煤炭资源的开采，对我国的经济发展造成了巨大的损害。大力应用冷空技术可以有效的缓解这种情况，可以在“富煤穷水”或者干旱地区应用这种技术，实践证明，尽管水资源的贫乏使将丰富的煤炭就地转化成为电力的工作更加困难，但采用空冷机组可以很好的解决上述矛盾。

4CCS技术

近些年，我国经济的发展使环境遭受了巨大的伤害，二氧化碳的大量排放造成了严重的温室效应，破坏了我们的生存环境。要想有效的缓解温室效应，就要从源头抓起，尽量减少二氧化碳的排放量，我国是以煤炭为主要能源的国家，CCS技术非常适合我国现阶段的经济发展模式及资源现状。CCS技术即二氧化碳捕集封存技术，即利用化学吸收法、富氧燃烧法等将二氧化碳从烟道中分离出来，然后利用各种封存方法将二氧化碳封存于海底或者是地下，以达到减少碳排放、抢占世界碳排放市场的目的。

5IGCC技术

IGCC技术就是整体煤气化联合循环发电技术，是当今世界上备受关注的发电技术，该技术具有新型、高效、洁净的特点，是最具有发展前景的发电技术之一。该技术的应用可以将煤气化技术与燃气蒸汽联合循环发电技术相结合，既能体现出煤气化技术的环境友好特点，又能体现出后者的高效特点，能够在最大程度上提高煤炭资源利用的清洁性、高效性、适应性，易于实现多联产等优点，最重要的是该技术能够满足我国提出的二氧化碳零排放、氢能可持续发展利用的目标，可谓是是21世纪洁净煤发电技术的重要发展方向之一。主要流程是将煤或者是一些含碳材料经过气化生成中值合成气，再经过脱硫、除尘等净化工艺形成纯净的合成气，最终供给轮机燃烧，还可以将燃气轮机排气的余热进行回收，最终供给蒸汽轮机发电，实现循环发电过程。

6简单介绍水电联产海水淡化技术

水电联产，顾名思义，指的就是海水淡化水和电力联产联供。由于海水淡化的成本取决于消耗的电力及蒸汽的成本，而水电联产可以有效的利用电厂的蒸汽及电力为海水淡化装置提供动力，最终实现资源的高效利用。

7小结

地下煤气化技术范文第4篇

关键词原料煤 气化装置 水煤浆 气化

中图分类号： TQ515.6文献标识码：A 文章编号： A

1、概述

本文结合榆横煤化工项目气化装置，简述一下气化装置流程及布置的特点，气化装置是许多合成氨化肥项目必不可少的装置，它是指原料煤经干燥、制粉、输送、气化生产出粗水煤气，包括：煤浆制备、煤浆给料、气化框架、渣水处理等单元。

目前我国气化装置采用的有单喷嘴和多喷嘴两种型式，都是基于我国煤炭的自身特点，形成具有自主知识产权的产业化技术，为新型煤化工和能源转化提供满足不同需要的龙头技术。

2、气化装置的主要设备

2.1煤浆制备主要有：

磨煤机出料槽、煤称量给料机、低压媒浆泵、磨煤机、煤储斗（有的项目会设置石灰石储斗），

2.2 煤浆给料主要有：

煤浆槽、高压煤浆泵和煤浆给料分流器（有的项目会设置二级滚筒筛）。

2.3气化框架主要有：

气化炉、工艺烧嘴、洗涤塔，锁斗、捞渣机、文丘里洗涤器、锁斗冲洗水罐、开工抽引器、事故烧嘴冷却水罐和高压氮气储罐。

2.4渣水处理主要有：

渣水处理系统设置闪蒸系统，细渣过滤，沉降槽、除氧器和灰水槽。

3、气化装置的流程叙述

3.1 煤浆制备系统

机运专业用皮带将破碎后的原料煤输送至约+40.5m高的楼面，后经+35.0m卸料器将原料煤送至下层设备煤储斗，再经+13.5m楼面的煤称重给料机计量送入磨煤机。原料煤在磨煤机中与水、添加剂、助熔剂共磨制浆。水煤浆从磨煤机溢流出经磨煤机出口煤浆滚筒筛除去水煤浆中的大颗粒后，依靠重力流入一楼的磨煤机出料槽，磨煤机出料槽搅拌器使水煤浆均化并保持悬浮状态。水煤浆再通过磨煤机出料槽泵送入给料单元的煤浆槽供气化用。整个过程的设备布置都是逐级降低。所有设备都与磨煤机一一对应。

为改善水煤浆中固体的分散性能和水煤浆流动性能，降低水煤浆粘度，提高水煤浆浓度，本设计在煤浆制备系统设置了添加剂系统，但也有一些工厂，买来的添加剂经槽车输送至现场，直接卸至添加剂地下槽，通过添加剂地下槽泵打入添加剂槽进行添加剂的稀释配置。

3.2 煤浆给料系统

来自煤浆制备系统的水煤浆通过低压煤浆泵送入煤浆槽，然后通过高压煤浆泵打入气化炉顶部的工艺烧嘴。

在榆横煤化工项目中6台低压煤浆泵对应3台煤浆槽，三台煤浆槽对应7台高压煤浆泵，高压煤浆泵与气化炉一一对应，对于规模比较大的气化装置来说，有的项目会设置煤浆给料分流器，有的项目根据业主要求会设置二级滚筒筛。这时水煤浆首先流经顶部的分流器和滚筒筛，然后再自流至煤浆槽中，通过分流器使水煤浆由6台低压煤浆泵均匀分配到3台煤浆槽中。

3.3 气化框架系统

3.3.1气化炉单元

水煤浆经高压煤浆泵送到工艺烧嘴，水煤浆和氧气经工艺烧嘴喷入气化炉内，进行气化反应，生成粗煤气。

气化反应后生成粗煤气、液态熔渣及细灰颗粒出气化炉燃烧室，沿下降管进入激冷室水浴。熔渣在水中淬冷固化，并沉入气化炉底部水浴。粗煤气与水直接接触进行冷却，大部分细灰留在水中。粗煤气沿下降管与导气管之间的环隙上升，经激冷室上部折流板折流分离出粗煤气中夹带的部分水分，并从气化炉旁侧的出气口引出，粗煤气经文丘里洗涤器进入洗涤塔。气化炉炉底聚集的粗渣，经破渣机破碎，用水带入锁斗系统，由锁斗系统定期自动排放至捞渣机。

3.3.2气化炉烧嘴冷却水单元

烧嘴冷却水通过工艺烧嘴端部的水夹套及冷却盘管连续循环流动，以保护处于气化炉燃烧室高温环境中的工艺烧嘴。烧嘴冷却水备用泵在烧嘴冷却水故障的情况下可自行启动，并与事故电源相接。烧嘴冷却水回水进入气化炉设置的烧嘴冷却回水分离罐。

3.4 渣水处理系统

渣水处理系统主要包括：高压闪蒸罐单元、低压闪蒸罐单元、黑水沉降澄清单元和细渣水过滤单元。

3.4.1高、低压闪蒸罐单元

自气化炉激冷室底部的黑水和洗涤塔底部的黑水经过减压后送入高压闪蒸罐。高压闪蒸罐顶部送出的闪蒸气进入灰水加热器中与来自除氧器经洗涤塔给水泵提压的高压灰水进行换热冷却，然后进入高压闪蒸分离器。高压闪蒸罐底部的液体及细渣经液位调节进入低压闪蒸罐。低压闪蒸罐底部的液体及细渣经液位调节进入真空闪蒸系统。

3.4.2黑水沉降澄清单元

来自真空闪蒸系列的由沉降槽给料泵加压的水及细渣混合物及渣池的细渣水经管道混合器后被送入沉降槽进行沉降。沉降槽中设置缓慢转动的沉降槽搅拌器，将沉淀的细渣推至沉降槽底部出口。沉降槽还接受来自真空过滤机的滤液。沉降槽底部的细渣及水经沉降槽底流泵送往细渣过滤单元。

3.4.3细渣过滤单元

来自沉降槽底部的浓缩黑水，经沉降槽底流泵送入真空过滤机。真空过滤机的滤液进入过滤机真空罐，然后经滤液地下槽由滤液地下槽泵送至沉降槽。真空罐顶部出气进过滤机真空泵的进口，过滤机真空罐的负压由过滤机真空泵产生。脱盐水作为密封水进入过滤机真空泵。过滤机真空泵的出口物料排放入地沟。过滤产生的细渣送至界外处理或送锅炉房燃烧。

4、气化装置的布置注意事项

4.1 煤浆制备系统

4.1.1磨煤机出料槽与低压煤浆泵要考虑足够的高差，避免泵入管线上压力表没有显示。

4.1.2煤仓或石灰石仓底部锥段设置氮气或者压缩空气，注意配管方式，不要形成固体的累积，水平段尽量短。

4.1.3煤仓底部出口至煤称量给料机之间的直管段尽量短。

4.1.4冲洗水阀设置及冲洗方案：冲洗水应尽量靠近下料阀。

4.1.5自磨煤机出料槽泵出口至煤浆槽的水煤浆管线无液兜，以方便停车后冲洗。

4.1.6煤浆管线使用大半径弯头，防止磨损管道。

4.2煤浆给料系统

4.2.1方便高压煤浆泵的检修，泵的两侧不要设置电气及仪表桥架，

4.2.2考虑水煤浆管线及回流管线的冲洗方案：最好设置两层高的桁架，保证管线无液兜。

4.2.3所有煤浆管道上的阀门和冲洗水阀门，要尽量靠近管道的汇合处。

4.2.4所有煤浆管线上的冲洗水、吹扫氮气接口，均从煤浆管线顶部接入。

4.2.5所有煤浆排净管线的阀门尽量靠近主管，并且排净管道尽量减少弯头。

4.4.3气化框架系统

4.3.1.氧气支管上的调节阀、切断阀、放空阀等，与工艺烧嘴的距离要尽量短。

4.3.2激冷环：激冷水环管分2段进入气化炉，考虑管道的拆卸和检修。

4.3.3激冷水过滤器要考虑检修，顶部预留足够的顶盖吊出空间。激冷水过滤器顶部的管道，既用于卸压，也用于冲洗，有两个作用。

4.3.4气化炉至锁斗之间的管道以及锁斗至捞渣机之间的管道要竖直布置。

4.3.5锁斗卸压管线要无液兜，以防止堵塞。这个管道卸压时容易振动，管道支撑要加固处理。

4.3.6锁斗出口排放至捞渣机的渣水管线设置三通，当捞渣机故障时，渣水可先排放至研磨水池或者旁边相近的捞渣机。

4.3.7洗涤塔顶的火炬排放气管道，不要有液兜，否则需要设置分液罐或集液包。火炬总管要设置坡度，坡向火炬界区。

4.3.8事故烧嘴冷却水罐，要求布置位置高于烧嘴，一般布置在顶层，即烧嘴的上一层平台上。

4.4渣水处理系统

4.4.1减压角阀的设置：减压阀尽量靠近设备安装，阀出口设置一段竖直的直管段，并且在底部垫上金属块，防止冲击磨损管道。

4. 4.4.2高压闪蒸罐底部设置可拆卸型式，以便堵塞时拆卸清理。

4.4.3沉降槽与真空过滤厂房的距离尽可能靠近，不要距离太远。另外，沉降槽底部送至真空过滤机的黑水管道要考虑冲洗，如果距离较远，要考虑分段冲洗。

5结束语

在目前煤炭价格上涨的条件下，煤化工行业控制煤矿资源显得极其重要，同时煤气化技术作为煤化工的核心，是产业发展的先导，此外，煤化工的发展还要注意环境保护，在项目建设时，采取必要的技术和治理手段，全面实施循环经济，努力实现零排放。煤化工作为一个正在兴起的产业，未来发展的步伐也将有赖于国家政策的推广力度。

参考文献

《化工装置设备布置设计技术规定》HG20546.5-92 化工部化工工艺配管设计技术中心站董冠武

地下煤气化技术范文第5篇

文 | 本刊记者 张慧

到达内蒙古鄂尔多斯已是晚上10点多。此时的北京依然车水马龙，鄂尔多斯已夜深人静。从机场到东胜市区的一路上，车辆寥寥无几，很难想象，这种寂静属于一座现代化的城市。

到了次日早上，当太阳照耀在这座城市，它又呈现出了另一番景象——高楼、名车，正在建设中的工地以及完善的公共设施。这座汉意为“众多宫殿”的城市在阳光下正散发出富足的光彩。

而这种光彩的源头则来自城市的地下资源。

曾经人们印象中的“羊绒之都”，在如今的中国经济发展浪潮中，靠着地下“煤炭、稀土、天然气”的资源条件，铸就了梦幻般的暴富，人均GDP一度超过香港、位居全国第一。

不得不承认，一场围绕“煤”为中心的造富运动，正在内上演，而鄂尔多斯则是出彩最早的主角。

最新数据显示，内蒙古煤炭远景储量约1.2万亿吨，占全国总储量的24%左右；已探明储量7400亿吨，居全国首位。且从2011年起，内蒙古煤炭产量已跃居全国第一。

在这个草原和沙漠共生的省份，如何利用好这庞大的“黑金”，决定了内蒙古这场“造富”运动的胜负。而毋庸置疑，煤化工产业的发展，是这场运动中一个最为重要的篇章。

内蒙古政府历来大力倡导发展“煤基”产业，鼓励在当地发展煤化工行业。这不仅是为了缓解内蒙古煤炭外运带来的交通拥堵的压力，更是为了避免“一煤独大”导致经济结构过度单一的风险。

在过去的几年中，内蒙古相继建成了煤直接液化、煤间接液化、煤制烯烃和煤制乙二醇四类新型煤化工示范项目，可谓是国内发展煤化工产业的前沿阵地之一。然而，随着上述项目的上马，制约和瓶颈也越来越凸显。

“水权置换”困局

众所周知，水是发展煤化工的必备资源，也是当前煤化工产业发展面临的最现实、最令人担忧的问题。

根据石油和化学工业规划院院长顾宗勤的说法，一个较大的煤化工产业园需要百亿吨煤炭资源作保障，常年至少需要2000-3000万方水。

然而，内蒙古大部分是缺水地区，内蒙古西部发展的煤化工项目，多以黄河水为水源。神华煤制油分公司的108万吨煤直接液化制油项目，目前水源在乌审旗，但是要再扩容到500万吨的规模，也需要引用黄河水。

项目要获得黄河水，则一般需要通过“水权置换”的方式。所谓的水权置换，就是煤化工企业为了解决用水指标，由该企业投资，在国家黄河水利委员会确定的某一黄灌区内，实施节水改造工程，将该黄灌区节约下的用水指标置换到工业项目上。

2005年，鄂尔多斯下辖的杭锦旗，成为“水权置换”的第一个城市，在区域内进行了工、农业用水的置换。

但是很快，随着煤化工等产业的发展，本区域内的“水权置换”已经满足不了缺水的城市供应。黄河流经内蒙古段全长830公里，主要流经包头、乌海、乌兰察布、巴彦淖尔、阿拉善盟、呼和浩特6个盟市，像鄂尔多斯这样的城市，水资源更为匮乏。

内蒙古水利厅水资源管理处处长王宝林曾经评价内蒙古地区的水资源为“水比煤贵”。2009年，内蒙古向黄河水利委员提出申请，请求批准内蒙古实施跨盟市间的水权转换。而黄河水利委员会给的答复却是：两年的观察期，如果内蒙古连续两年内不超过黄河用水指标，才批准实施跨盟市间的水权转换。

2011年5月，鄂尔多斯和呼和浩特终于签署了协议，完成了跨盟市的“水权置换”。根据协议，鄂尔多斯可以从呼和浩特获得1000万立方米的黄河水权，而呼和浩特可以从鄂尔多斯市境内获得总储量20亿吨的1至4块煤炭井田，供其吸引项目。

在部分业内人士看来，以创造单位产值计算，煤化工项目的耗水量并不高，且目前项目多采用循环节水方式，用水量大大下降，但一些环境人士还是有所疑虑：他们担心，迅速崛起的煤化工产业，是否很快将使内蒙古的“水权置换”接近底线。

技术和运输瓶颈

尽管煤化工项目在内蒙很多地方上马，但一直以来存在的技术争议却没有停止。

在经历传统煤化工产能严重过剩的情况后，国家开始大力提倡新型煤化工。新型煤化工主要是指煤直接液化和间接液化生产油品、煤气化生产甲醇进而制烯烃、煤制天然气、煤制乙二醇、煤制芳烃以及IGCC 发电等技术。

神华煤制油公司的煤直接液化生产线是全球第一套百万吨级的运行生产线，但一直存在技术争议。在质疑者看来，当前这种技术无论从技术上，还是经济性上都有待观察，更难提大规模商业化推广了。

据业内人士介绍，煤直接液化技术对煤种的要求较高，需要特种煤，一般为年轻的煤种。煤间接液化技术，对煤种的要求较低，几乎所有的煤都可以作为原料。而且，直接法技术，压力要在160公斤以上，温度要在400度以上。从理论上讲，间接法比较成熟。

但神华煤制油公司负责人却有另外的解释。“之前有人怀疑神华的这套装置到底能不能运转起来，能不能出油”，神华鄂尔多斯煤制油分公司党委副书记乔宝林笑称，“事实证明，虽说在技术上还有改进空间，但目前运转得还是不错的。”

记者了解到，为了验证神华煤制油项目在“技术上过不过关”，未来规模“可不可以扩大”，2012年8月初，原国家能源局局长张国宝、国家能源局副局长吴吟，亲临鄂尔多斯，对神华煤制油公司进行了考察。

记者采访的多位业内人士均认为，煤间接液化技术比直接更为成熟，神华在宁夏拟建的煤制油装置似乎也验证了这一观点，因为神华宁夏煤制油项目采取的也是煤间接液化技术。

从整体技术上说，煤制天然气和煤制烯烃比较成熟，市场空间也相对较大，适宜在中国大规模发展。

但管道运输是制约煤制气发展的最大瓶颈之一。一家民营企业负责人表示，“当初公司也考虑发展煤制气项目，但是民营企业不允许建管道，后来就放弃了。”而且该负责人称，根据他们所做的可研报告，按照目前天然气的价格，煤制气的盈利空间并不大。