煤化气技术
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煤化气技术范文第1篇
关键词：煤制甲醇；煤气化；二甲醚；技术经济
中图分类号：TQ351.27+4 文献标识码：A
1概述
近几年来，随着经济的迅速发展以及工业水平的进一步提高，人们对于石油的需求量提出了新的要求。这样一来，就促使石油的价格迅速增加。而且对于石油来说，它是一种不可再生资源，因此，各个国家都在努力寻求新能源对石油进行替代，并且竞争日益激烈。而在诸多替代能源之中，甲醇以简便性以及现实性受到了广泛的青睐，甲醇可以通过工业程序进行大规模的合成，而且它是一种有机化合物。目前状况下，对于甲醇的使用主要分为两类，分别是直接使用以及间接使用，而对于直接使用，又可以对其进行细分，分为全额甲醛以及部分掺混两种形式。而对于间接使用来说，它可以实现对于能量的转化，转化过程主要是将相应的甲醇转化为二甲醚、甲基叔丁基醚和烯烃等。所以，为了适应国家能源安全的发展需要，应当加强煤制甲醇的发展力度，同时对其进行有效的加工，使其成为能够替代石油的燃料。这样一来，也会促进我国工业的高速发展。
2煤制甲醇的工艺技术
目前状况下，以煤作为原料来进行对于甲醇的生产过程之中，存在着一定的关键工艺技术，而这一关键工艺技术设计了多个方面的技术，主要有空分、煤气化、变换、酸性气体脱除、制冷、甲醇合成以及相应的甲醇转化技术。而在这一系列的技术当中，煤气化技术是最重要最很核心的部分。因为煤气化技术可以对其它相关工艺技术的规模以及路线起到一定程度上的决定性作用。所以，对于煤制甲醇方案的确定，主要是通过优化选择相应的煤气化技术方案来进行的。
对于块(碎)煤气化技术来说，Lurgi气化技术为第一代气化技术，BGL气化技术是以Lurgi气化技术为基础并对其进行一定程度上的发展而产生的第二代气化技术，它具有一系列的优点，主要体现在能耗低、副产品少、废水量少；而对于水煤浆气化技术来说，国外具有代表性的有美国GE公司的单喷嘴水煤浆气化工艺，国内有华东理工大学和兖矿联合开发的多喷嘴对置式水煤浆气化技术；对于粉煤气化技术来说，具有代表性的是Shell干煤粉气化技术。通过对多喷嘴对置式水煤浆气化技术、BGL块(碎)煤气化技术以及Shell干粉煤气化技术的综合性对比分析， 找出最合适的煤制甲醇技术。
3技术方案
本文主要以年产300万t的二甲醚作为相应的研究实例，以煤原料进行对于甲醇的生产，甲醇再转化生产二甲醚。主要存在着以下三种方案，下面我们做具体介绍。
3.1 方案一
采用相应的水煤浆气化工艺进行对于合成气的生产，然后对其进行一定程度上的气化处理。在上述操作完成之后，再实现对于甲醇的合成，最后再通过甲醇生产相应的二甲醚。
3.2 方案二
采用BGL块(碎)煤熔渣气化技术生产合成气，净化后合成甲醇，再由甲醇生产二甲醚。由于BGL气化炉产生合成气组分中甲烷含量相对较高，可加以回收利用。因此根据方案的具体情况， 采用PSA富集驰放气中的甲烷， 对富甲烷气进行非催化部分氧化处理，生成的合成气并入粗合成气净化系统。
3.3 方案三
采用Shell干煤粉气化技术生产合成气，净化后合成甲醇，再由甲醇生产二甲醚。
4综合技术经济指标
4.1 建设范围
3个方案的建设范围包括总图运输、煤储运转运、工艺装置、热电联产、公用工程系统和辅助生产设施等。与方案1、方案3相比， 方案2增加了型煤制备、污水预处理、PSA及甲烷非催化部分氧化等单元。
4.2 财务评价基础
为了便于3种技术方案比选， 统一评价标准， 取定各方案二甲醚的销售都为300万t/a，各方案其它产品都作为副产品在制造成本中扣除， 使得各方案销售收入一致，通过比较看出不同方案的相对制造成本水平， 便于各方案制造成本的对比。财务评价测算价格的取定是在国际油价60美元/桶的情况下测算的，各方案价格体系一致。
5.各种煤气化技术的综合比较分析
5.1 原料的适应性
对于多喷嘴对置式水煤浆气化工艺，选用的原料煤首先应具有较好的成浆性，以确保气化装置有较高的处理效率， 其次灰熔点FT不应过高， 以便延长耐火砖的使用寿命，原料煤的成浆性是选用水煤浆气化的关键；对于BGL(块)碎煤熔渣气化工艺进料要求为块煤(型煤) ， 煤的粒度为6～50mm，需增加型煤车间进行型煤制备；Shell粉煤气化工艺入炉前要求含水2%～5%的干粉煤， 灰分10%～30%。
5.2 产品的适应性
多喷嘴对置式水煤浆气化激冷工艺制得合成气， 汽气比达1.4，适合生产合成氨和甲醇，也可用作制氢、羰基合成气等，用途广泛;BGL块(碎)煤熔渣气化工艺气化炉出口合成气中甲烷质量分数高达6%左右，较适于作为IGCC 系统的燃料气和生产SNG(合成天然气)，生产甲醇则需处理合成气中的甲烷。因此，采用BGL气化工艺需增加PSA及非催化部分氧化装置， PSA 富集驰放气中的甲烷，对富甲烷气进行非催化部分氧化处理， 生成的合成气并入粗合成气净化系统，增加了系统的复杂程度及投资; She ll粉煤气化工艺采用废锅流程，变换需加入大量水蒸汽或采用多级喷水激冷或低水汽比变换流程，粗合成气中CO质量分数高达60%～65%，对CO变换的要求高，也增加了下游低温甲醇洗的负荷。
5.3 投资
从项目总投资情况来看，多喷嘴对置式水煤浆气化技术最低，BGL块(碎)煤熔渣气化技术居中，Shell粉煤气化技术最高。Shell粉煤气化技术理论上不需要备炉，但从近些年气化炉实际运行情况来看，少量的备炉还是需要的，考虑备用炉将进一步增加投资。
5.4 污水处理
多喷嘴水煤浆气化技术及She ll粉煤气化工艺都属于洁净煤气化技术， 具有气体有效成分高、三废排放较少且容易处理、气化压力范围大等优点;由于BGL块(碎)煤熔渣气化工艺的特点，决定了其排放废水中含有酚、氨和油， 废水处理量虽然少于Lurgi气化工艺， 但处理难度和Lurgi气化工艺排放的废水是完全相同的， 目前尚无成熟的废水处理工艺， 很难做到达标排放， 做到完全回用难度更大。因此，采用BGL气化工艺，对于拟采用的煤种必须在同类装置上进行试烧才能准确确定气化炉的生产能力、副产品的数量和组成，并且只有根据试烧后的废水组成，才能进行污水处理的设计，以期达标排放或回用。
结语
本文主要针对煤制甲醇项目的煤气化技术选择进行了一定程度上的分析与研究。首先，对煤制甲醇的工艺技术进行了简明扼要的阐述，然后结合实例，介绍了与之相关的三个方案，并基于这三个方案，从原料的适应性、产品的适应性以及投资三个方面进行了对于各种煤气化技术的综合比较分析。经过探讨研究，我们得出结论：如果能够保证相关的原料煤成浆性良好，那么从各个方面的指标对比来看，水煤浆气化技术最为优越。
参考文献
[1]张咏梅，刘付亮.煤制甲醇燃料的发展及前景分析[J].煤矿现代化， 2010(3):8-9.
[2]2010-2013年中国煤化工行业发展及未来走向分析报告[R].北京:北京中经科情经济信息咨询有限公司，2008.
[3]周晓谦，殷伯良.煤制甲醇工业发展现状分析[J].露天采矿技术，2006(2):4-6.
[4]董宇涵. 煤制甲醇工艺论析[J].化学工程与装备， 2009，(12).
煤化气技术范文第2篇
关键词:煤气化技术 发展及应用
煤化工产业作为化学工业的极为重要的组成部分,是以煤为主要原料生产化工产品的产业,包括煤热解、煤气化、煤焦油加氢、煤气化制合成氨、煤气化制甲醇、煤气化制乙二醇、煤制油、煤制烯烃、煤气化制SNG液化生产LNG等行业,其产品涵盖合成氨、甲醇、尿素、油品、乙二醇、乙烯、丙烯、液化天然气等。而煤气化是煤化工产业的龙头技术。在目前的社会条件下,根据其是否可以作为大型工业化运行的技术,可以将煤气化技术分为固定床气化技术、流化床气化技术和气流床气化技术。
1、固定床气化技术的发展及应用
1.1 常压固定床煤气化技术
在常压下,将空气、蒸汽等作为气化剂,将煤转化为煤气的过程就是常压固定床煤气化。这个技术较为成熟可靠,具有简单的操作流程、较少的投资和较短的建设周期,因此在被广泛应用于国内冶金、机械等行业的燃气制取工作中;同时在中小型合成氨厂、甲醇厂的合成气制取中都有极其广泛的应用[1]。但是,这种煤气化技术对原料煤有比较高的要求,而且单炉具有较小的生产能力、较高的渣中残碳和在气化为常压煤气时较高的的压缩功耗。随着社会经济和技术的飞速发展,煤气化技术也得到了较大的发展。又由于国家提高了对煤化工准入生产规模的要求,因此,这种技术已经很少在新建的大型煤化工装置中使用了。
1.2 加压固定床煤气化技术
加压固定床气化技术的典型代表是鲁奇加压气化技术。该气化技术的原料具有较广的适应范围,除了具有较强黏结性的烟煤不能气化之外,可以气化包括具有较高的可气化灰分的劣质煤在内的从褐煤到无烟煤的所有煤。鲁奇气化炉中的煤和气化剂运动方向是相反的,具有较低的炉温,采用固态排渣。鲁奇加压气化技术较为成熟可靠,具有较高的气化效率、碳转化率等,同时,在各类气化工艺中,它消耗的氧气量较低,而且具有极其简单的原料制备和排渣处理工艺,在城市煤气生产中得到了极其广泛的应用。其缺点是废水量大,水处理系统庞大。目前Lurgi公司推出的MarkⅣ和Mark+有了较大改进;另外采用熔融液态排渣的BGL炉,气化能力大大提高,氧耗、蒸汽耗大幅度降低,废水量显着减少,经处理可实现污水零排放。在我国一些大型的褐煤气化制天然气项目多采用鲁奇炉,BGL炉正在推广应用阶段,前景看好。
2、流化床气化技术的发展及应用
流化床气化是以碎煤为原料、以氧气及水蒸气等为气化剂的一项技术,又可以称为沸腾床气化。其气化过程为以一个既定的流速从气化炉底部鼓入气化剂,致使炉内的粉煤沸腾起来,在粉煤和气化剂均匀地混合在一起后,物料就具有较快的传热和传质速率了。目前,流化床技术已经发展成为了一种较为成熟的工业技术。该技术采用较简单的备煤工艺和较均匀的炉内气化温度,工作人员可以比较容易地控制其过程,因此我国的中小型化工企业会广泛采用这种气化技术。其典型的炉型为德国的高温温克勒(HTW)和Lurgi公司开发的循环流化床气化炉(CFBG)。
2.1 温克勒流化床气化技术
温克勒气化是流化床气化技术的代表。温克勒常压流化床气化技术操作的状态是常压,需要900~950度的气化温度,具有简单的工艺和操作流程,但狭窄的煤种使用范围和较大的耗氧量严重阻碍了其发展。同时,该技术气化时的温度较低,因此在炉的出口处会有较多的气体带出物,从而导致较低的碳转化率和生产能力。针对上述缺点,一项新的气化技术,高温温克勒(HTW)加压气化技术,被温克勒公司开发出来。该项技术将气化的温度提高到了950~1100度。为了不造成各项污染,该技术将高温旋风分离器设置在了气化炉的后面,使带出物得到了分离,然后又重新返回炉内,从而污染排放减少了,碳的转化率和生产能力也得到了提升[2]。
2.2 循环流化粉煤气化技术
上世纪七十年代,Lurgi公司开发出了循环流化粉煤气化技术(CFB),性能非常接近与恩德炉的工艺,但对于旋风分离器的设计却十分独特。这种旋风分离器分离出来的粉尘可以在气化炉的顶部直接进行外循环,同时内循环也可以在喇叭状的炉床内形成,从而促进多重循环的形成,这些循环反复气化物料,极大地提高了碳的转化率。与此同时,较低的固体流速与较高的气体流速之间的差异又延长了物料和气化剂之间的接触时间,从而使他们得到更加充分的混合,使炉底排灰和飞灰之中有少于3%的碳含量,极大提高了气化效率。
3、气流床气化技术的发展及应用
在对流化床气化炉进行进一步改造的基础上,制造出了气流床气化炉。该技术使用<100mm粒子的更细粒度和1350~1500℃的更高的温度,使反应速度成倍地增加,从而使碳达到了98%~99%极高的转化率,同时也使单台气化炉达到了500~2500吨煤/日的处理能力。到目前为止,由于气流床气化技术具有的独特优势,它被世界上已经商业化的250MW以上的IGCC大型电站广泛应用。它们是以水煤浆为原料的Texaco、多喷嘴对置和以干粉煤为原料的shell、GSP、新型两段式干煤粉加压气化炉。
3.1 两段式干煤粉加压气化技术
我国自主研发了两段式干煤粉加压气化技术,该项技术是由西安热工研究院开发的,是一项我国拥有自主知识产权的煤气化技术。该项技术采用大量的冷煤气循环,从而起到有效的急冷降温效果,克服了传统煤气化技术中的各项技术缺陷。
3.2 GSP的气化技术
德国的德意志燃料研究所(DBI)开发研究出了GSP的气化技术。该项技术以利用高灰分褐煤来生产民用煤气为最初的目的,但后来在弗莱堡(Freibrug)[3],该技术的基础研究和基础工艺验证工作得到了圆满的完成。所有这一切试验的完成都是以一套3MW的中试装置为基础的。
3.3 壳牌(shell)气化技术
壳牌国际石油公司开发出了Shell气化工艺,它是一种干法粉煤加压气流床气化技术。利用该技术,荷兰Buggenum在1993年建成了日投煤两千吨的大型商业化装置,在联合循环发电方面得到广泛的运用。目前,该装置仍具有良好的运行能力,发电效率达到了43%,尽管近年来人们对环保的要求相当苛刻,但该技术下的排放物已经完全满足了现时的环保要求。Shell煤气化对废锅流程进行了合理的应用,可以将更多地蒸汽生产出来,在联合循环发电中被广泛应用。但是,由于废锅流程用于生产化工产品时还需要将蒸汽变换加上,因此它在化工行业并没有明显的优势。目前,我国有十多台已经建成或正在建设的Shell炉,从洞氮、双环、枝江、安庆着四家单位的运行情况中我们可以看出,虽然连续运行时间正在慢慢增加,但仍然有一些问题存在,要想使其长时间连续运行,我们还需要将其进一步完善。
3.4德士古(Texaco)气化技术
美国德士古公司开发出了德士古气化技术。该技术将煤磨成水煤浆,然后将添加剂、助溶剂等加入形成8Pa·S~1.OPa·S黏度的、煤浆质量分数在60%以上的浆状物,将这些浆状物加压后喷入炉内,使其在纯氧中燃烧,发生部分氧化反应后,在1300~1400℃的高温中气化,从而促进合成原料其的生产。目前,在全世界范围内,该技术已经被广泛应用于几十套工业化装置的运行,我国有二十多套,包括安徽淮南化肥厂、上海焦化厂三联供装置、山东鲁南化肥厂等。安徽淮南化肥厂每年可以产出30万吨的合成氨和52万吨的尿素,气化压力是.5MPa。将激冷流程进行合理的应用,有3台气化炉,目前仍然保持良好的运行状态;上海焦化厂三联供装置的气化压力是4.OMPa,有4台气化炉,将激冷流程进行合理的应用,从而促进甲醇的生产。山东鲁南化肥厂将该项技术用于生产合成氨的原料气,同样将激冷流程进行合理的应用,操作压力是3.OMPa。由于该技术具有较高的专利费,而国内已经成功开发出了拥有自主知识产权的水煤浆气化技术,因此,预计未来国内技术在水煤浆气化装置的新建中会得到广泛的应用。
4、结语
随着社会的发展,人们越来越关注煤气化技术。我国拥有多种多样的煤炭种类和千差万别的煤化工规模,煤气化技术发展不平衡。因此,各个煤化工企业在对煤气化技术进行选择的时候,应该严格根据本厂自身的实际,因地制宜,全面地综合分析所投资的项目,同时全面地了解项目的原料、技术、环保等多方面的问题,然后处理时多加综合优化。只有这样做才能把企业的投资风险降低到最低限度,从而提高企业的经济效益和社会效益。
参考文献
[1]汪家铭.Shell煤气化技术在我国的应用概况及前景展望[J].化工管理,2009,(03).
煤化气技术范文第3篇
关键词：含油废弃物；处理技术；资源化利用；多元料浆；气化处置
随着煤化工行业的快速发展，化工产品生产能力扩大，煤化工生产中含油废弃物的产生量也随之大量增加。含油废弃物按形态可分为固体含油废弃物和液体含油废弃物两类。含油废弃物主要含有大量的芳香类化合物和挥发类气体，直接排放会对环境造成严重的污染和危害[1]，已被列为《国家危险废物名录》规定的危险固体废物。本文简述了煤化工生产中含油废弃物的来源、特征及其危害，综述了目前含油废弃物的处理技术及研究现状。针对目前处理技术存在的不足，开发了通过多元料浆气化实现含油废弃物污染消减和资源化利用技术，介绍了该技术的工艺流程、技术特点及工业应用情况，为实现煤化工含油废弃物处理绿色化发展目标提供一条新的技术途径，对于推进煤化工行业绿色清洁高效发展具有重要的意义。
1含油废弃物的来源、特征
1.1固体含油废弃物的来源、特征
1.1.1煤焦油渣煤焦油渣主要产生于煤气化和煤焦化过程中。煤气化焦油渣（CGTR）是一种复杂的副产物，也是一种工业固体废物，主要在固定床煤气化中大量产生[2]。该焦油渣是黑色黏稠固体物料，有刺激性气味；主要由高沸点有机化合物、未转化的粉煤和煤中夹带的其他固体颗粒组成；具有高的含碳量、热值及有机成分，可用作有机原料或燃料[3]。焦化生产过程中产生的煤焦油渣主要来源于机械化焦油氨水澄清槽和自然沉降后的焦油。该焦油渣是炼焦工业的废渣，呈黑色泥砂状，含有苯、酚、焦油、半焦等多种对环境有害的有机物质[4]和很多挥发性的有机物，多环芳烃含量比较高，具有较强的毒性和致癌性，对生态环境造成一定的污染。1.1.2煤油共炼残渣煤油共炼残渣是煤炭与重劣质油经过加氢裂解后副产的一定量劣质油渣，由煤油共炼装置中减压塔塔底排出，约占原料煤总质量的30%[5]。该油渣组分复杂，其中含有大量残留的重油、沥青质及胶质，芳香烃含量高，此外还含有灰分及重金属成分，所以有较高的环境风险[6]。劣质油渣中大量残留的石油烃类化合物具有碳氢元素含量较高、热值高的特点，因此需要更科学、更高效、更清洁的方式来利用煤油共炼残渣[7]。1.1.3煤液化残渣煤液化残渣（CLR）是煤炭加氢反应液化后产生的一些固体混合物，约占原煤质量的30%[8]，主要由未液化的煤、煤中无机矿物质、煤液化过程中生成的缩合物和聚合物等中间物质、沥青类物质、加入的催化剂及残渣中残留的重质油等组成。该残渣具有高碳含量、高发热量、富氢、低水分、高灰分及高硫含量等特性。
1.2液体含油废弃物的来源、特征
1.2.1煤气化含油废水煤气化含油废水含有大量酚类、油、烷烃、氨氮、硫化物等污染物，导致其具有成分复杂、污染物浓度高、毒性大、浊度和色度高等特点，增加了其处理成本及难度，被认为是世界难处理的工业废水之一[9]。1.2.2焦化含油废水在炼焦或生产炼焦化产品过程中会产生大量的含油废水，废水中有机物浓度高且难于降解，其组成主要为高浓度的氨氮，酚类，氰、焦油及联苯(C12H10)、异喹啉(C9H7N)等多种芳香族化合物。由于含有大量的有色基团，导致其色度很高，另外由于焦油的存在，水体容易乳化[10]。1.2.3煤液化含油废水煤液化含油废水是煤液化转化成各种油分过程中产生的含油废水，主要来自油品合成、油品加工、冲洗排水以及机泵填料函排水等，其成分复杂，主要由重油、酚、硫、多环芳香烃和苯系物等物质组成，其中油类物质很难被降解，且具有很高的COD值[11]。
2含油废弃物的常规处理技术
2.1固体含油废弃物处理技术
2.1.1燃烧技术化工行业产生的固体含油废弃物通常采用燃烧处理，通过高温燃烧将固体含油废弃物分解，但在燃烧过程中会排放污染物，这将造成周围的环境和生态系统严重的污染。煤气化和炼焦过程中都会产生煤焦油渣，煤焦油渣经常直接作为锅炉燃料使用，燃烧时产生大量的多环芳烃，排放有毒物质和刺激性气味气体[12]。J.SHEN等[2]的研究表明，煤焦油渣在预燃烧过程中释放较多的有毒物质，分别为烷基取代酚、长链烷烃、酰胺和PAHs，这些成分堆积或直接燃烧时，会产生刺鼻的气味。董子平等[6]开展了将煤与煤液化残渣掺烧的技术研究，研究表明，在煤和液化残渣掺烧过程中，两种物料的相互作用对燃烧过程中苯系物的排放量产生较大的影响。另外，当液化残渣燃烧时，由于其高硫的特性，烟气必须做脱硫处理才能排放，这样就增加了装置投资及操作费用[12]。2.1.2热解技术煤在气化和焦化过程中，在高温条件下生成煤焦油渣。一般将煤焦油渣在无氧条件下高温热解，使有机物分解成小分子的可燃气体。D.X.ZHANG等[13]在管式炉中对淮南煤和煤焦油渣进行共热解，明显提高了热解焦油收率和轻油产率。黄传峰等[14]进行了煤油共炼残渣与煤共热解的相关研究，结果表明，煤油共炼残渣能够促进煤热解过程中挥发分的热解逸出速度，使起始失重温度和最终失重温度向低温区移动，有利于共热解反应的发生，提高焦油的产率。2.1.3制取衍生炭材料由于煤焦油渣具有比表面积大、多孔性结构、富含芳烃类化合物等特点，常被用作生产吸附性能较好的活性炭的原材料。L.GAO等[15]利用H3PO4作为活化剂，在800℃~1000℃下制备出了吸附性能较好的活性炭，并用动力学模型拟合揭示了H3PO4如何提高有效的反应碰撞率并降低热解反应的活化能。J.B.ZHANG等[16]通过KOH活化将煤直接液化残渣制备成介孔碳（MCs），结果表明，所得到的MCs在甲烷分解反应中的活性比市场销售的煤基活性炭和炭黑催化剂效果更好、更稳定。2.1.4溶剂萃取分离技术Q.X.ZHENG等[17]利用3种不同溶剂[液化二甲醚（DME）、丙酮和己烷]萃取煤直接液化残渣，结果表明3种不同溶剂萃取煤直接液化残渣的提取物都是制备高附加值炭材料的潜在原料，但此技术处于实验室研究阶段。Y.X.NIU等[18]以乙酸乙酯作为溶剂，萃取碎煤加压气化炉产生的煤气化焦油残渣，结果表明，煤气化焦油残渣中含有的多环芳香族化合物很容易被乙酸乙酯萃取，提取的残留物中包含极少芳香烃，并且性质相对稳定，几乎没有环境威胁，因此使用适当的溶剂将煤气化焦油残渣分离为残渣和焦油是一种有前途的处理方法，对经济和环境更加地友好。
2.2液体含油废弃物处理技术
2.2.1气浮法技术煤化工行业液体含油废弃物的处理目前较简单的方法就是气浮法技术。气浮法是在液体含油废弃物中通入空气或使水中产生气泡，水中的乳化油或悬浮颗粒黏附在气泡上，随气泡一起上浮到水面，从而达到从液体含油废弃物中去除油和悬浮物的目的。加压气浮法是一种设备简单、液体含油废弃物去除效果好的方法，目前处于试验阶段，未实现工业化应用[12]。2.2.2破乳技术由于液体含油废弃物乳化严重，导致处理难度加大。其乳化的原因主要是液体含油废弃物中含有大量的硫醇、酚、环烷酸、磺酸类盐等物质。经过破乳技术处理后，油和水可以自然分层，达到回收油的目的。徐玲枝等[19]选择合适的温度、破乳剂及用量，通过物理化学方法处理含油废水，油的回收率平均达到99%以上。2.2.3生化处理技术油类是一种烃类有机物，通过在水中加入厌氧微生物，可以将液体含油废弃物中的油分解氧化成为二氧化碳和水。神华煤直接液化示范项目有机废液处理工艺流程为：两级气浮—调节罐—生化池（3T-AF）—生化池（3T-BAF）—混凝沉淀—过滤，处理后的废液含油质量浓度≤3mg/L。
3含油废弃物气化处置技术的开发应用
笔者所在研发团队近年来在多元料浆气化技术上进行了创新和发展，开发了多元料浆含油废弃物污染消减和资源化利用技术，并在多家企业实现了工业化应用。
3.1技术开发思路
多元料浆含油废弃物气化处置技术利用含油废弃物中有机质富含碳、氢元素以及高热值的特点，经预处理后，将含油废弃物与煤共磨制取气化料浆或单独直接通入气化炉气化制合成气，实现含油废弃物污染消减和资源化利用。
3.2工艺流程
多元料浆含油废弃物污染消减和资源化利用技术工艺流程示意图见图1。该技术主要有多元料浆制备、气化、灰水处理3大系统。料浆制备系统：煤与固态含油废弃物或（和）低浓度、低黏度液态含油废弃物，按照一定的比例共磨制浆，由料浆输送系统送入气化炉。气化系统：含油废弃物料浆（或高浓、高黏液态含油废弃物）与氧气喷入气化炉，迅速反应，生成CO和H2为主的合成气，供后续生产使用，料浆中的灰分及少量未反应的碳在高温作用下成为熔融态，经快速激冷后降温，成为无毒无害的黑色玻璃态炉渣，通过锁斗排出，合成气进入后续气体洗涤系统。灰水处理系统：激冷黑水和洗涤黑水进入换热器，热回收器顶部不凝气及饱和水汽视情况回收处理或送火炬。经闪蒸后底部的灰水和渣池的灰水一起进入沉降澄清单元，顶部澄清水进入灰水循环系统，再由灰水循环系统送回气化系统循环使用。
3.3技术特点
原料适应性广。石油焦、煤油共炼残渣、焦化残渣、有机废液等含油废弃物均可采用该方法处理。气化炉原料消耗降低。含油废弃物的加入，提高了气化料浆的热值，实现了废弃物中碳氢资源化利用，有效降低了原料煤及氧气消耗。绿色环保。气化灰分经激冷后为黑色玻璃态，无毒无害。气化灰水经灰水系统处理，循环使用；含油废弃物作为原料配制料浆，减少原煤和工业水使用量，实现含油废弃物资源化利用，降低成本，节约资源，符合国家绿色发展，节能减排的要求。
3.4工业应用
3.4.1陕西榆林某年产60万t甲醇装置，以裂解重油为原料进行废弃物资源化利用，改造后装置产能比原装置提高了约6%，有效气体积分数达84%以上，年处理渣油2.9万t，可节约原煤5.22万t，产生直接经济效益3538万元。3.4.2陕西延长某年产30万t醋酸装置，以煤油共炼残渣为部分原料进行气化料浆制备，工业运行时，对气化料浆品质、气化炉运行状况、有效气含量和产量、硫回收系统运行状况均无明显影响，全系统运行稳定，不仅节省了原料煤，还节省了共炼残渣的危废处理费用，开创了一条“变废为宝”的新路子。
4结语
煤化气技术范文第4篇
【关键词】煤制气；脱水；脱甲醇；液化；甲烷分离
引言
目前，国内LNG产业迅速发展，主要是针对常规天然气的液化工艺研究，很少有针对煤制气的液化分离技术的研究。煤制气的气质组分不同于常规天然气，含有较少的甲烷，较多的H2和CO，表1为典型的煤制气的组分含量。液化分离的目的是要把CO、H2从原料气中分离出来，用于下游甲醇合成装置生产甲醇，把甲烷液化生成LNG产品销售。
常规的天然气液化工艺主要包括净化（除去天然气中的水分、酸性气体、重烃和汞等杂质）和液化两个部分。煤制气的液化分离工艺除了净化和液化工艺外，增加合成气分馏工艺。液化部分将原料气中的甲烷液化从而生成LNG副产品。
原料气组份 摩尔百分比（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
总计 100.00
1.煤制气液化分离装置
甲烷分离装置原料气经脱水、脱甲醇、脱汞后，进入液化分离单元，在冷箱内冷却至-162℃，再进入分馏塔，利用CH4、CO、H2沸点不同，从而有效地把甲烷从原料气中分离冷凝下来，得到产品LNG，LNG产品进入LNG储罐储存，合成气从分馏塔顶分出。另配有冷剂补充系统和BOG回收系统。
装置合成气产量约为：165，900kg/h，LNG产量约为51，510kg/h。此数据基于从界区外回收3，643kg/h BOG为前提。
1.1煤制气净化工艺及特点分析
在煤制气液化之前，要把原料气中的水，甲醇脱除掉，这些成分在低温条件下会结冰，堵塞设备或降低换热器的性能。采用分子筛过滤器/分离器捕获可能从原料气压缩机冷却器携带过来的工艺液体。
原料气进入到处于吸附状态的分子筛（干燥剂采用UOP13X-HP分子筛）干燥器顶部，压力为4.76MPa，温度为35℃。当原料气经过床层的时候，原料气中的水和甲醇被吸附到床层上。一个床层吸附水和甲醇，另外一个床层处于再生状态，整个脱水干燥循环为24小时，其中12小时为吸附，7.3小时是加热状态，3.7小时是冷却，1.0小时为切换。
利用低压氮气作再生介质，低压氮气通过再生气加热器被加热到约232℃。再生时经过分子筛去除饱和床吸附的水和甲醇，再生气排放到大气之中；在冷却段，再生气不再经过加热器加热。
干燥的原料气离开分子筛床层，经过粉尘过滤器脱除吸附剂粉尘或分子筛床层没有捕获的固体杂质。
汞含量超标会对铝制冷箱产生严重影响，使冷箱发生爆裂。原料气干燥后进入到脱汞床，脱汞剂采用浸硫活性炭。把原料气中所含的汞脱除掉，再进入到炭粉过滤器以过滤活性炭。除了更换其中一个脱汞床内吸附剂的时候，两个脱汞床在正常工况下串联运行。
煤制气净化工艺的特点：
1.不同于常规天然气液化前的净化工艺，该工艺不需要单独配置CO2脱除装置，因为煤制气中CO2的含量为20ppm，而煤制气液化工艺允许的CO2最大量为50ppm。
2.干燥系统吸附剂和切换阀门使用寿命长，系统切换损失小，有防止分子筛吹翻措施。吸附器切换再生采用恒流量控制方式，改善主塔工况的稳定性[1]。
3.煤制气中汞含量较高，脱汞床容积较大，采用两床串联运行，如果其中一个脱汞床吸附饱和则更换吸附剂，另一个脱汞床可继续吸附。脱汞吸附剂采用浸硫活性炭。
1.2煤制气液化分离工艺及特点分析
煤制气净化后进入液化分离装置。液化分离装置将BV公司开发的PRICO单混合冷剂单循环、氮冷剂循环以及分馏系统高度集成和一体化，既满足对产品纯度的严格要求，又具备高能效。原料气和氮冷剂均在工艺核心PRICO主换热器中进行冷却和冷凝[2]。
经过预处理的原料气进入主冷剂换热器，原料气在主换热器第一通道向下流动，预冷至-82℃，并在主换热器的中间部位引出冷箱，气体被用来加热合成气分馏塔的塔底。来自分馏塔再沸器的冷原料气，其温度为-113℃，压力为4.65MPa，返回到主换热器被进一步冷却至-151℃，压力降至4.62MPa，然后在冷液分离器进行分离。
从冷分离器出来的气相物流进入到膨胀/压缩机组的膨胀端，在此由4.62MPa膨胀到约1.2MPa，然后进入到合成气分馏塔。从冷分离器底部出来的液相物流经过节流阀减压到分馏塔的操作压力，然后进入合成气分馏塔的低段。
从分馏塔顶分出的合成气产品的主要成分为CO、H2，分馏塔底分离出的是LNG。塔顶冷凝器把分馏塔顶的气体冷却到-177.2℃，塔顶冷凝器的冷量由氮冷剂系统回路提供。塔顶冷凝器出口流体在回流罐中分离，回流液通过回流泵返回到合成气分馏塔，从回流罐出来的气体就是甲烷分离装置生产的合成气产品。
塔底物流就是LNG产品，温度为-162℃，被送入LNG储罐储存。
煤制气液化分离工艺的特点[3]：
1.液化所需冷量由混合冷剂循环系统提供，氮气、甲烷、乙烯、丙烷、异戊烷五种冷剂组成，在冷箱中以气液混合的形式，经J-T阀膨胀制冷。
2.为了更有效的将甲烷分离出来，在冷箱出口产品线上加了冷分离罐，先将已液化的甲烷分离出来，再将冷分离罐的气相经膨胀机制冷后液化，在分馏塔内分离出来。
3.增加另一种冷源：液氮。用于降低来自的分流塔顶的合成气的温度，再次分离出合成气中夹带的甲烷。液氮系统由低温氮气压缩机和进出口分液罐组成，为闭式回路。
4.分馏塔是利用甲烷、CO、H2的沸点不同来实现甲烷分离，有效的利用能量。
5.依据分析结果，调整分馏塔再沸器和回流冷凝器的负荷。如合成产品气中甲烷含量过高（超过0.5%），则应增加回流量，如液化天然气产品中的CO含量过高（超过0.5%），应增加再沸器的负荷。
1.3 混合冷剂循环
煤制气液化所需的冷量由PRICO冷剂系统提供，PRICO工艺是由美国Black&Veatch公司1950年开发并不断改进而成，采用了单循环混合制冷剂和单循环压缩系统，冷箱采用板翅式换热器[2]。
来自主换热器顶部的低压冷剂在冷剂压缩机的一段被压缩，一段入口温度为27℃，压力为0.163MPa，流量为94049m3/h，一段出口温度为147.8℃，压力为1.55MPa，然后进入冷剂压缩机的段间冷却器冷却到33.3℃。段间冷剂罐把气相和液相物流分离开，气相冷剂被导入到冷剂压缩机的二段，二段入口温度为33.3℃，压力为1.49MPa，流量为14368m3/h，二段出口温度为93.5℃，压力为3.35MPa。压缩机二段出来的高压气相冷剂与从段间冷剂罐通过段间冷剂泵打出的冷剂液体混合，然后在冷剂出口冷凝器中冷却，部分冷凝下来的混合物在冷剂出口分离器中进行分离。
冷剂循环系统的主要特点是：
1.采用单级制冷系统，流程简单，操作控制可靠；
2.对冷剂组分的变化不敏感，对不同组份原料气具有较强的弹性和适应性；
3.开停车速度快，需要补充冷剂量少，具有较高的效率；
4.设备数量少，布置紧凑，造价和操作费用低。
2. 煤制气液化分离装置运行实践
新疆广汇甲烷深冷液化分离项目于2010年5月开始筹备建设， 2012年10月调试投产成功。该装置的设计能力为452，472m3/h。合成气的总生产能力为383，686m3/h，LNG作为生产速度大约为51，510kg/h（相当于液体119.6m3/h，约45万吨/年 ）。
2012年6月，装置进入全面调试阶段：公用工程系统调试；原料气管线置换；消防水系统调试；原料气管线引天然气；干燥器填装瓷球、分子筛，脱汞吸附剂填装活性炭；全部DCS联校结束；干燥、汞脱除全部系统置换和检漏，冷剂储存、补充和卸料全部系统置换和检漏，制冷和液化系统置换和检漏。
2012年8月，液化系统和制冷剂回路干燥，冷剂储存系统干燥。
2012年9月，压缩机组联动试运，液态冷剂系统循环，冷剂单元开车，液化单元开车，LNG储罐和灌装站置换、干燥和预冷。
2012年10月20日甲烷分离装置投产成功，逐步增加负荷至50%，产品合格后稳定24小时；增加负荷至70%，产品合格后稳定72小时；再增加负荷至85%，产品合格后稳定72小时；最后增加负荷至100%，稳定72小时。如果产品合格，装置即进入试生产期，试生产期时间为六个月。
2.1 冷箱积液及操作
原料气从顶部进入冷箱，并向底部流动，底部冷端温度更低。低温液体仅在冷剂换热器底部产生。停车期间，这些液体因重力将会被隔离在冷箱底部，这些低温液体不能进入到设计不允许低温进入的工段。每个冷箱只有一个双板束钎焊铝芯换热器，除此再没有任何其它设备。
冷箱的温度梯度自下而上，逐渐升高，低压冷剂出冷箱为常温。冷箱内液相冷剂过多时，冷箱底部会出现积液，冷箱底部温度会极具降低。此时，可以减小液相冷剂进冷箱流量，同时增大气相冷剂流量，将集聚在冷箱底部液体带至冷箱中上部气化，使得冷箱整体温度梯度趋于正常。
2.2 产量控制
J-T阀控制液化装置的总体生产能力，限制冷剂压缩机负荷。J-T阀进行微小调整，以改变生产能力或者增、减冷剂压缩机的负荷。使用手动的“HIC”与采用J-T阀流量控制相比，可提供进入冷剂压缩机的稳定流量，一般而言，增加进入冷箱的冷剂流量，即增加了LNG生产能力，或在LNG流量不变情况下降低LNG的温度。
2.3 冷剂补充与损失
对于冷剂补充，氮是由客户（界区外）提供的。甲烷可以在运行时从LNG产品中获取。“甲烷补充罐”由用户提供，它可以储存LNG产品或由其它设备引入。由于原料气中的氧气在闪蒸气中累积，因此，BOG不适合作甲烷补充。装置原料气中H2/CO含量高，同样也不适合做甲烷补充的“补给源”。开车时，甲烷补充将用LNG槽车（用户提供）代替。需要的乙烯、丙烷、异戊烷来自于专用的补充罐。所有冷剂组分均通过冷剂吸入罐的入口管线加载。
在装置维修或冷剂液体过多时，可以在冷剂储罐中存放冷剂。这些冷剂可以根据需要再次加入到系统中，从而可以最大程度地减少冷剂的损失。每列都有专用的补充罐。
对于PRICO工艺来说，当制冷系统首次装填冷剂后，只需要很少量的冷剂补充，因此，只要求最低量的冷剂储备。
2.4 BOG回收
来自LNG储罐的气态甲烷，温度-160℃，压力0.006MPa，流量5096Nm3/h，首先经入口过滤器，进入BOG进/出口换热器换热；加热后的气体进入一级进气缓冲器，经一级压缩到0.23MPa，70℃，然后进入一级出口缓冲器、一级水冷器冷却到40℃；气体进入二级入口缓冲器，经二级压缩到0.89MPa，134℃，然后进入二级出口缓冲器、二级水冷器冷却到45℃；气体进入三级入口缓冲器，经三级压缩到2.7MPa，134℃，然后进入三级出口缓冲器，并在进/出口换热器中与入口气体换热，最后在三级水冷器中冷却到40℃，经出口过滤器过滤后，回到入口凝聚过滤器。
2.5 控制系统
甲烷分离装置的测量和控制采用DCS系统实现；原料气压缩机和驱动汽轮机、冷剂压缩机组等的紧急停车联锁（ESD）、防喘振控制和调速控制等采用独立于DCS系统的专用“机组综合控制系统”（ITCC）实现。ITCC的可用度要达到99.9%，应采用经过TUV AK6认证的不低于三重冗余容错结构的硬件和软件控制系统[4]。
设置紧急停车按钮操作台，实现对整个装置和单机设备突发事故或计算机故障下的紧急停车，确保装置的安全性。DCS停车信号与紧急停车信号分别由两路独立的停车信号送至停车回路，以保证停车回路的可靠性。
3.结束语
新疆广汇甲烷深冷液化分离项目于2010年5月开始筹备建设， 2012年10月调试投产成功。
煤化气技术范文第5篇
【关键词】自动化技术；电气设备；应用
自动化技术是现代科学技术发展的结晶，同时是进一步发展的条件。在工矿企业生产中，机械设备的自动化水平较高，已经进入综合自动化时代，自动化技术在企业生产中发挥了重要的作用。自动化控制的精度和智能化程度不断增加。自动化技术正在向知识密集化、功能多样化技术、集成化方向迅速发展。现代控制技术、计算机技术、通信技术和传感器技术是现代自动化技术的几大支柱。现代自动化技术与计算机技术已紧密集成。煤矿企业生产特别是煤矿井下地质及工作环境恶劣，机械设备较多，而自动化的总体水平相对滞后于制造业和石油、电力、钢铁等行业。煤矿自动化已成为煤炭企业及煤矿生产发展的重中之重。
1、煤矿采掘机械的电气自动化
近些年来，国内外的采掘机械设备正在向着电牵引方向发展，使装机容量日趋增大，多电机驱动，电机采用横向布置方式。采煤机的总装机功率均在1000kw以上，有些已经达到1500kw，牵引电机功率2×60kw，牵引速度0—30m/min。交流电牵引采煤机因其效率较高、可靠性较强、抗污能力较强、维护方便而倍受煤炭企业的重视。
控制技术是以计算机技术为核心，由多种传感器的工况监测与故障诊断系统，这是先进大功率、高效率综采设备的主要特点。
煤矿用工作面输送机正向着多样化、重承载运输的方向发展，许多已采用双速电机，主、副电机液压平衡，使用计算机技术进行工况的监测技术。
液压支架使用以计算机机为核心的电液控制和高压大流量供液系统。移架速度达6—8s／架。大功率、高可靠性的机电一体化综采成套技术，使煤矿生产高度集中，单产工效可实现高产高效。
我国的采掘机械自动化技术相对滞后，采煤机最大装机功率为电牵引830kw；液压牵引800kw。牵引调速方式还是以液压牵引为主，电牵引起步较晚。国产电牵引采煤机仅有MG3344—PWD型等，薄煤层交流电牵引采煤机投入使用，其核心电控部分主要是以国外引进，上海、太原、西安、佳木斯等煤机研究与生产机构都在试验或研制电牵引采煤机，有些已投入煤矿生产。工作面刮板运输机运输能力较低，过煤量较小，连接强度低，无工况监测液压支架的电液控制在国内煤矿机械企业和研究机构正在研制，综采设备电气控制与检测方面比较落后，不具有故障诊断功能，微机控制还处在应用阶段。在煤矿综掘方面利用PLC和微型计算机对掘进机的自动控制的尚处在起步阶段，与采煤先进国家的差距还比较大。
2、煤矿运输提升机械电气自动化
二十世纪八十年代以后，煤矿产量不断增加，一些大中型煤矿，井下厚煤运输主要采用胶带运输设备。胶带运输监控系统的研制与应用已有了较快发展。
系统化的综合保护替代了单一的保护；计算机和PLC已普遍应用，DCS结构能实现与矿井安全生产监控系统的连接，实现地面监控目的。此外，有的高校研制的胶带机全数字直流调速系统，在一些煤矿投入使用，效果非常显著；计算机与工业电视胶带集中监控系统，也在一些煤矿投入使用，实践表明，应用效果较好。胶带自动化存在的问题是部分保护尚未过关等。
目前，我国生产的脉冲调速装置多采用晶闸管器件构成斩波器。随着新型电力电子器件的开发和应用，高斩波频率，高效率的斩波器先后投入应用。以微机和PLC为核心的“信、集、闭”系统研制成功。
随着交—交变频器技术的成熟，交—交变频同步拖动调速系统的发展。先进采煤国家在提升机的电控方面已采用PLC为控制核心，采用PLC进行提升工艺控制、安全回路监视、同路行程控制，使提升机的安全保护的产品标准化，同时，实现了全微机监控，全部安全部件均采用双线回路，安全监控回路采用冗余技术来保证提升机的安全运行。以微机为核心的故障诊断装置的提升可实现高度自动化。在我国，提升机多为交流提升，转子串电阻方式调速为其主要调速方式，除了大型先进的矿井采用PLC控制替代继电器控制外，一些矿井还采用继电器一接触器控制，直流提升机60%为F—D机组拖动。改革开放以来，我国引进了30余台SCR—D直流全数字控制提升机，而国产的SCR—D直流提升机以其模拟线路控制居多。采用PLC和微机实现监控和数据采集处理的SCR-D提升机已投入使用。近年来，我国以计算机为核心的提升机后备电气保护装置发展较快，对确保提升机的安全运行起着重要作用。
3、煤矿安全，监控控制系统
我国在引进国外先进的安全监控系统及制造技术的同时，研究和生产煤矿安全监控系统，逐步推出了KJ2、KJ4、K190、K195、TF200、AVI等。一般为DCS系统，其结构与计算机应用已步入国际中上游水平。
在我国，许多大中型煤矿已经安装了监控系统，装备了瓦斯遥测仪和断电仪，风电闭锁装置，红外线自动喷雾装置等监测仪器，我国安全监控系统基本上可满足煤矿的安全生产要求，而因相配套的传感器的种类较少、寿命较短、稳定性较差、维护工作量较大，这些造成在一些监控系统的工作缺乏安全可靠性，系统利用率不高。因此，要采用科技措施，提高系统的可靠性和矿用传感器的开发，为煤矿的安全生产提供技术保障。参考文献
[1]李海东.煤矿自动化的现状与发展.煤矿现代化,2005.5
[2]芮冰等.我国采煤机30年发展回顾和展望.煤矿机电,2000.5
[3]何敬德等.国内外煤矿采掘运装备技术现状、发展对策和思考.煤矿机电,2003.5
