粉煤与水煤浆加压气化技术的技术评价
具有自主知识产权的三种煤气化技术对比_王洪营
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表 2 不同气化工艺的优缺点对比
项目 进料方式
优点
缺点
水煤浆进料
进料方便，对泵要求低气化炉压力可以提高至 6． 5 MPa 或 8． 7MPa，降低后工段压缩功； 合成气中水汽 比较高，后序变换工段可以不加蒸汽
由于物料中含水，需要消耗气化热使水变成高温蒸 汽，增加各种消耗
干粉进料 喷嘴个数
气化效率高，反应温度高； 残炭量低； 合成气有效气 成分高
1 技术及业绩简介
1． 1 多喷嘴对置式水煤浆气化技术 多喷嘴对置式水煤浆气化技术是由华东理工大
学和兖矿集团共同开发的新型水煤浆气化技术。其 特点为： 采用水煤浆进料方式，四个对置式喷嘴进 料，气化炉采用耐火砖隔热形式，出气化室合成气体
与渣采用冷激流程与渣水处理工艺［1］。 自山东华鲁恒升多喷嘴气化炉于 2005 年投运
三种气化技术各有其优点，用户及使用业绩也 气化技术。在企业选择气化技术时，一定要根据自
在不断增加。单从气化炉反应反面考虑，粉煤气化 身情况，从产品及规模、原料煤种，自身资源，环境保
具有其优势，但如果考虑原料介质输送所消耗的功， 护，投资等综合多方面情况考虑，选择出适合自己的
第 9 期（ 上）
王洪营等： 具有自主知识产权的三种煤气化技术对比
WANG Hong － ying ，YANG Yue － jing ，YANG Guo － dong ，GU Zhao － hui
（ Henan XLX Fertilizer Co． Ltd ，Xinxiang 453731 ，China）
Abstract： The coal gasification technology that possess independent intellectual property mainly includes
水煤浆气化工艺几个技术短板问题的探讨
水煤浆气化工艺几个技术短板问题的探讨摘要：在近年的煤炭能源发展过程中其技术趋于加压化煤气化方向发展。
水煤浆气化技术具备工艺简单、对环境无污染、适应多类煤种、生产率高、气化压力高、高质量合成质量好优势。
对水煤浆气化技术的应用和优势进行了分析研究，阐明了我国大力发展水煤浆气化技术的必要性。
关键词：水煤浆气化；短板问题；分析研究1、简述水煤浆加压气化技术的工艺优势加压水煤浆气化工艺具有煤质要求低、原煤种类多等优势，容易获取水煤浆工艺化工生产的原料，更好地实现水煤浆的气化，满足煤炭化工的生产需要。
水煤浆气化工艺设备为氨合成和甲醇合成提供了技术条件，并且可以确保设备持续平稳的运行。
可以通过废热锅炉及激冷实现系统的热能利用，实现转换热能，需要配置额外的设备。
加压水煤浆气化工艺是一种环保技术措施，可减少有害尾气排放，避免对环境造成废气污染。
明显缺点是实现气化率必须使用低灰煤，否则必须添加助熔剂。
另外，还存在较低碳转化率，较低有效组分，对有效气体的消耗量较大。
气化炉使用的耐火砖寿命周期短，工艺喷嘴必须及时修理或更替的不足，严重影响水煤浆气化技术工艺措施的实施。
在实施加压水煤浆气化技术时，气化炉使用的耐火砖优先选择适宜的耐火材料，确保化炉使用周期的延长，水煤浆的原料优先考虑低灰煤，以保证气化炉的稳定运行，确保实现预期气化效率。
2、简述加压水煤浆气化工艺优化技术的措施基于提升加压水煤浆技术气化工艺的气化效率，对影响气化过程中工作效率的因素的分析很有必要。
通过相应的技术方案，加强管控加压气化工艺流程，实现低耗损，高产率的目标。
2.1优化原煤质量煤的压力处理要求优质原煤，并必须使用高效环保的煤处理技术方案，促进原煤适应性的提高。
衡量气化效果的技术之一是灰分含量，含量越低，获得的气化效率越高。
只有当灰的粘度达到设计标准，且内水含量较低时，才能生产出合格的水煤浆，确保后期生产工艺原料的高效性。
压力气化技术要求较高的碳转化率，才能保证形成水煤气的性能稳定，以满足化工企业的生产需要，从而提高生产有效气体的效率，降低耗氧量和耗煤量。
研究水煤浆加压气化工艺技术优化路径
水煤浆加压气化工艺具有很多优点，但是影响水煤浆气化工艺的因素也有很多。
因此，我们在进行水煤浆气化生产时需要不断的对其工业技术进行优化，使得产出的有机气体和可用化工原料不断增多。
水煤浆气化反应的主要场所是在气化炉内，因此我们需要对气化炉的使用状态进行优化，提升反应效率。
一、水煤浆加压气化工艺的优劣势水煤浆加压气化工艺对原煤的质量没有太多的要求，水煤浆气化工艺对原煤的有较强的适应性，能够进行水煤浆气化的原煤品种较多，这对于化工生产来说在寻找水煤浆气化原煤方面有很大的优势，可以很大程度上满足化工生产所需。
水煤浆气化的产物多以合成氨和甲醇气体为主，技术工艺较为成熟能够持续稳定的进行反应。
而水煤浆气化工艺的热能利用，可以通过与蒸汽锅炉相连接进行热能置换。
水煤浆气化工艺所产生的尾气排放量较低，给环境造成的污染较小，属于清洁型加工技术。
水煤浆加压气化技术工艺的劣势主要体现在气化所用的燃煤最好是可燃的低灰煤，否则在气化过程中气化炉中添加助燃剂。
另外一个问题就是原煤中碳的转化率比较低，所产生的有效气体损耗量较大。
水煤浆加压气化炉由于产时间在高温环境下工作，其使用寿命短。
二、影响水煤浆加压气化工艺的因素水煤浆加压气化工艺从本质上看是一个燃烧放热的过程，在这个环节中水煤浆的制备是基础环节，所制备的水煤浆质量好坏直接会影响到气化效率。
如果制备的水煤浆浓度达不到气化要求，则会增加氧气的用量；如果水煤浆制备的浓度较高，将会导致无法充分雾化，碳的转化率较低。
水煤浆颗粒度达不到标准会加速气化炉的损耗，使得气化炉使用寿命大大降低。
影响水煤浆制备质量的因素也很多，原煤的特性，其中原煤中可溶解成分及其颗粒直径大小对水煤浆的浓度有着很大的影响。
在制备水煤浆时一般要求含水量和含灰量较低，原则上讲品质好的原煤才会制备出高质量的水煤浆。
但是，对于品质不好的原煤，在制备水煤浆时向其中添加适当的添加剂，也会在一定程度上提升水煤浆的制备质量。
这要根据原煤的特性，来确定添加不同的添加剂，从而保证水煤浆的浓度更加符合气化反应要求。
几种常用煤气化技术的优缺点
几种煤气化技术介绍煤气化技术发展迅猛，种类很多，目前在国内应用的主要有：传统的固定床间歇式煤气化、德士古水煤浆气化、多元料浆加压气化、四喷嘴对置式水煤浆气化、壳牌粉煤气化、GSP气化、航天炉煤气化、灰熔聚流化床煤气化、恩德炉煤气化等等，下别分别加以介绍。
一 Texaco水煤浆加压气化技术德士古水煤浆加压气化技术1983年投入商业运行后，发展迅速，目前在山东鲁南、上海三联供、安徽淮南、山西渭河等厂家共计13台设备成功运行，在合成氨和甲醇领域有成功的使用经验。
Texaco水煤浆气化过程包括煤浆制备、煤浆气化、灰水处理等工序：将煤、石灰石（助熔剂）、添加剂和NaOH称量后加入到磨煤机中，与一定量的水混合后磨成一定粒度的水煤浆；煤浆同高压给料泵与空分装置来的氧气一起进入气化炉，在1300～1400℃下送入气化炉工艺喷嘴洗涤器进入碳化塔，冷却除尘后进入CO变换工序，一部分灰水返回碳洗塔作洗涤水，经泵进入气化炉，另一部分灰水作废水处理。
其优点如下：（1）适用于加压下（中、高压）气化，成功的工业化气化压力一般在4.0MPa 和6.5Mpa。
在较高气化压力下，可以降低合成气压缩能耗。
（2）气化炉进料稳定，由于气化炉的进料由可以调速的高压煤浆泵输送，所以煤浆的流量和压力容易得到保证。
便于气化炉的负荷调节，使装置具有较大的操作弹性。
（3）工艺技术成熟可靠，设备国产化率高。
同等生产规模，装置投资少。
该技术的缺点是：（1）由于气化炉采用的是热壁，为延长耐火衬里的使用寿命，煤的灰熔点尽可能的低，通常要求不大于1300℃。
对于灰熔点较高的煤，为了降低煤的灰熔点，必须添加一定量的助熔剂，这样就降低了煤浆的有效浓度，增加了煤耗和氧耗，降低了生产的经济效益。
而且，煤种的选择面也受到了限制，不能实现原料采购本地化。
（2）烧嘴的使用寿命短，停车更换烧嘴频繁（一般45～60天更换一次），为稳定后工序生产必须设置备用炉。
无形中就增加了建设投资。
水煤浆加压气化装置的技术改进
水煤浆加压气化装置的技术改进郑宝祥程光旭国蓉(西安交通大学环境与化工学院，陕西西安,710049) 2005-01-16水煤浆加压气化工艺是美国德士古公司在重油气化工艺的基础上开发的具有代表性的第2代气化技术。
因其煤种适应性广，生产连续性强，热量回收合理，可以高压运行，单炉生产能力大，压缩功耗及能耗低，环境污染少等优点倍受世界各富煤国的青睐。
本文主要总结渭河煤化工集团有限责任公司水煤浆加压气化装置的运行状况及技术改进措施，研究和分析影响装置稳定运行的主要因素，对拟建、在建装置在工艺选择、工程设计、项目建设和操作运行都会有较好的借鉴作用。
1装置流程介绍1.1 流程介绍原煤经煤称重给料器送入磨煤机。
助溶剂通过石灰石给料机、石灰石螺旋输送机送入磨机中，以改善煤浆中灰渣的流动性。
添加剂经计量泵送入磨机，以改善煤浆的流动性。
水经计量送入磨机中。
这些物料在磨机中通过磨棒的研磨，再通过滚筒筛滤去大颗粒后，煤浆进入磨机出口槽，最后合格煤浆经磨机出口槽泵送入大煤浆槽。
煤浆槽中的煤浆经高压煤浆给料泵送入气化炉顶部的德士古烧嘴，空分工段来的高压氧经缓冲后进入烧嘴的中心管和外环隙。
在炉膛的高温条件下，煤浆与氧气在气化炉燃烧室内发生部分氧化反应，生成以CO、H2、CO2、H2O(汽)为主要成分的粗合成气。
该合成气经激冷室冷却洗涤后，再经喷嘴洗涤器进入碳洗塔，经碳洗塔下部(侵入式)、上部(冲击式塔盘)洗涤后，干净的工艺气送入变换工号。
激冷室的粗渣经破渣机破碎后送入锁渣罐，锁渣罐卸压排出的渣经捞渣机送至汽车，拉出厂外，碳洗塔及激冷室排放的黑水送入灰水处理工号。
从气化炉和碳洗塔来的黑水进入高压闪蒸罐，高压闪蒸罐顶部气体送灰水加热器冷凝，底部分离出的固体和液体送入低压闪蒸罐。
低压闪蒸罐顶部闪蒸气送往碳洗塔给料槽，底部排出的固体和液体送进真空闪蒸上塔。
真空闪蒸上塔顶部闪蒸气去高位真空冷凝器，上塔底部的液体和夹带的固体进入下塔。
真空闪蒸下塔顶部闪蒸气去低温真空冷凝器，底部的固体和液体经泵加压与絮凝剂混合后进入沉淀池。
几种常用煤气化技术的优缺点
几种煤气化技术介绍煤气化技术发展迅猛，种类很多，目前在国内应用的主要有：传统的固定床间歇式煤气化、德士古水煤浆气化、多元料浆加压气化、四喷嘴对置式水煤浆气化、壳牌粉煤气化、GSP气化、航天炉煤气化、灰熔聚流化床煤气化、恩德炉煤气化等等，下别分别加以介绍。
一Texaco水煤浆加压气化技术德士古水煤浆加压气化技术1983年投入商业运行后，发展迅速，目前在山东鲁南、上海三联供、安徽淮南、山西渭河等厂家共计13台设备成功运行，在合成氨和甲醇领域有成功的使用经验。
Texaco水煤浆气化过程包括煤浆制备、煤浆气化、灰水处理等工序：将煤、石灰石<助熔剂）、添加剂和NaOH称量后加入到磨煤机中，与一定量的水混合后磨成一定粒度的水煤浆；煤浆同高压给料泵与空分装置来的氧气一起进入气化炉，在1300～1400℃下送入气化炉工艺喷嘴洗涤器进入碳化塔，冷却除尘后进入CO变换工序，一部分灰水返回碳洗塔作洗涤水，经泵进入气化炉，另一部分灰水作废水处理。
其优点如下：<1）适用于加压下<中、高压）气化，成功的工业化气化压力一般在 4.0MPa 和6.5Mpa。
在较高气化压力下，可以降低合成气压缩能耗。
<2）气化炉进料稳定，因为气化炉的进料由可以调速的高压煤浆泵输送，所以煤浆的流量和压力容易得到保证。
便于气化炉的负荷调节，使装置具有较大的操作弹性。
<3）工艺技术成熟可靠，设备国产化率高。
同等生产规模，装置投资少。
该技术的缺点是：<1）因为气化炉采用的是热壁，为延长耐火衬里的使用寿命，煤的灰熔点尽可能的低，通常要求不大于1300℃。
对于灰熔点较高的煤，为了降低煤的灰熔点，必须添加一定量的助熔剂，这样就降低了煤浆的有效浓度，增加了煤耗和氧耗，降低了生产的经济效益。
而且，煤种的选择面也受到了限制，不能实现原料采购本地化。
<2）烧嘴的使用寿命短，停车更换烧嘴频繁<一般45～60天更换一次），为稳定后工序生产必须设置备用炉。
煤制合成气技术比较
煤制合成气技术比较煤制合成气技术比较Texaco水煤浆气化、Shell粉煤加压气化和GSP气化技术都是典型的洁净煤气化技术，各有特点，各企业在改造或新建时应根据煤种、灰熔点、装置规模、产品链设定和投资情况进行合理选择。
下面就上述气化技术及其选择和使用情况进行分析和评价，供大家参考。
1、Shell气流床加压粉煤气化该工艺在国外还没有用于化肥生产的成功范例。
中石化巴陵分公司是第一家引进该技术用于化肥原料生产的厂家。
到目前为止，国内已先后有18家企业引进了此项技术(装置)。
但该工艺选择的是废锅流程，由于合成原料气含有的蒸汽较少，3.0MPa下仅为14％；因此用于生产合成氨后续变换工序要补充大量的水蒸气，用于甲醇生产也要补充一部分水蒸气于变换工序，工艺复杂，也使系统能量利用不合理。
湖北双环科技股份有限公司是第一家正式投运的厂家，于2006年5月开始试车。
据反映，试车期间曾发生烧嘴处水冷壁烧漏，输煤系统不畅引发氧煤比失调、炉温超温，渣口处水冷壁管严重腐蚀，水冷液管内异物堵塞和烧嘴保护罩烧坏等问题。
引进该技术的项目投资大。
2006年5月贵州天福与Shell签约，气化岛规模为每小时17.05万m3CO+H2，投资9.7亿元人民币，为同规模水煤浆气化岛投资的1.8倍。
气化装置设备结构复杂，制造周期长。
气化炉、导管、废锅内件定点西班牙、印度制造，加工周期14～18个月，海运3个月；压力壳可国内制造，但材料仍需进口，周期也较长；设备、仪表、材料的国产化率与水煤浆气化相比差距比较大。
建厂时间长(3～5a)，将使企业还贷周期长，财务负担加重。
2001年与Shell签约的中石化巴陵分公司、湖北双环、柳州化工股份有限公司只有双环于2006年5月试车；2003年与Shell签约的中石化湖北化肥分公司、中石化安庆分公司、云天化集团公司、云维集团沾化分公司只有安庆于2006年10月开始煮炉。
Shell气化装置没有化工生产成熟应用为依托，消化掌握需要经历较长时间。
Texaco-Shell-GSP煤气化技术比较
730 2200 小试厂
商业化装 压力 4.0MPa 1986 年 6
置，生产 温度 1500℃ 月建成，投
H2 和羰
资 2.2 亿马
基合成气
克
联合发电 压力 2.8-3.0 96 年 7 月 MPa，温度 投用，投资
1200-1500℃ 5.1 亿美元
小试装置 气化压力 1.4 小 试 厂 79
气化装 Φ2×10ft，二段反应
发电
年投运。 示 范 厂 83 年 7 月投运
1430 1832
商业化生 压力 2.1MPa 87 年 4 月 产装置， 一段温度 投运 联合循环 1316-1427 发电 ℃，二段
1038℃
中国水煤浆气化装置概况一览表
序 气化装 气化炉台数和形式
号置
煤浆制备
单炉干煤 用途
量（t/d）
主要工 艺条件
2、国内外水煤浆气化装置
到目前为止，国内外已建、在建和拟建德士古水煤浆加压气化装置，加上技 术上相似的道化学气化装置，已达 20 多座，如下表所示：
国外水煤浆气装置概况一览表
序 气化 气化炉台数和形式
号 装置
煤浆制备
单炉干煤 用途
量（t/d）
主要工 艺条件
备注
1 美国蒙 3 台，第 l 台为废锅 棒磨机，试烧评 15～20 中试装 第 1 台设计 3 台分别于
⑦、单台气化炉的投煤量选择范围大。根据气化压力等级及炉径的不同，单 炉投煤量一般在 400～1000t/d（干煤）左右，在美国 Tampa 气化装置最大气化能 力达到 2200t/d（干煤）。
一、Texaco 水煤浆纯氧加压气化技术
1、发展历史 鉴于在加压下连续输送粉煤的难度较大，1948 年美国德士古发展公司 （Texaco Development Corporation）受重油气化的启发，首先创建了水煤浆气化 工 艺 (Texaco coal gasification process) ， 并 在 加 利 福 尼 亚 州 洛 杉 矶 近 郊 的 Montebello 建设第一套投煤量 15t/d 的中试装置。当时水煤浆制备采用干磨湿配 工艺，即先将原煤磨成定细度的粉状物，再与水等添加物混合一起制成水煤浆， 其水煤浆浓度只能达到 50%左右。为了避免过多不必要的水分进入气化炉，采取 了将人炉前的水煤浆进行预热、蒸发和分离的方法。由于水煤浆加热汽化分离的 技术路线在实际操作中遇到一些结垢堵塞和磨损的麻烦，1958 年中断了试验。 早期的德士古气化工艺存在以下明显的缺点。如①、配置煤浆不会应用水煤 浆添加剂和未掌握粒级配比技术，煤浆浓度较低；②、水煤浆制备采用干磨湿配， 操作复杂，环境较差；③、煤浆在蒸发过程中易结垢和磨损；④、分离出的部分 蒸汽（约 50%）夹带少量煤粉无法利用，且在放空时造成污染。 由于在 20 世纪 50～60 年代油价较低，水煤浆气化无法发挥资源优势，再加 上工程技术上的问题，水煤浆气化技术的发展停顿了 10 多年，直到 20 世纪 70 年代初期发生了第一次世界性石油危机才出现了新的转机。德士古发展公司重新 恢复了 Montebello 试验装置，于 1975 年建设一台压力为 2.5MPa 的低压气化炉， 采用激冷和废锅流程可互相切换的工艺，由于水煤浆制备技术得到长足的进步， 水煤浆不再经过其他环节而直接喷人炉内。1978 年和 1981 年再建两台压力为 8.5MPa 的高压气化炉，这两台气化炉均为激冷流程，用于煤种评价和其他研究。 1973 年德士古发展公司与联邦德国鲁尔公司开始合作，于 1978 年在联邦德 国建成了一套德士古水煤浆气化工业试验装置(RCH/RAG 装置)，该装置是将德 士古发展公司中试成果推向工业化的关键性一步，通过实验获得了全套工程放大 技术，并为以后各套工业化装置的建设奠定了良好的基础。
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391 00 431 84 151 50 01 87 01 66 01 13 100 @ 106 821 84
31211 转化率及氧耗、煤耗比较
两种气化技术的转化率及氧耗、煤耗比较见表
3。
表 3 转化率及氧耗、煤耗比较
项目
碳转化 率( %)
SHELL 粉煤气化 99 新型水煤浆加压气化 98
德士古水煤浆气化 95
2 以煤为原料的合成氨厂总体流程的 选择
以煤为原料的合成氨厂总体流程的选择, 根据 当今煤气化技术的 发展, 大体上可 以分为 SH EL L 粉煤加压气化路线和新型水煤浆加压气化路线。 211 气化路线 21111 SHEL L 粉煤加压气化路线
SHEL L 粉煤加压气化工艺 ( SCGP) 由 Shell 公 司开发。工艺大体上可分为煤粉制备、煤粉输送、气 化、气体净化四个单元。
SHELL 气化炉包括膜式水冷壁、环型空间和压 力外壳等, 下部装有破渣机和锁渣罐。膜式水冷壁 悬挂于压力壳体内。关键部件( 气化炉及废热锅炉 内件) 需进口。
新型水煤浆加压气化炉外壁为圆筒型, 内壁衬 有多层耐火砖, 炉顶和炉内均无机械装置, 气化炉下 部为激冷室。设备已经实现国产化。
表 4 SHEL L 与新型气化炉的比较
兖矿集团日处理 1000t 煤示范工程采用相同等 级煤质时, 对 SHEL L 粉煤气化和新型水煤 浆加压 气化计算如下:
以合成气 71000 Nm3/ h( 日处理煤 1000t ) 计算, SHELL 粉煤气化耗氧量( \9916% ) 为 23400 Nm3/ h, 选用空分能力为 28000 Nm3/ h; 新型水煤浆加压 气化耗氧量( \9916% ) 为 27000 Nm3/ h, 选用空分 能力为 28000 N m3/ h。 313 主要设备
1 引言
我国目前合成氨工业大多以煤为原料, 煤气化 生产工艺相对落后, 对环境的污染相当严重。近年 由于国际油价的飙升, 我国以渣油、石脑油为原料的 大中型化肥厂目前大都停产。以煤为原料, 采用先 进的煤气化技术对我国的大中 型合成氨厂进 行改 造, 不但符合我国资源的国情, 有利于节能、降耗、减 少环境污染, 提高产品竞争力, 而且符合国家的可持 续发展战略。
31211 合成气有效气体成份的比较 两种煤气化技术 的合成气有效成分比较见表
2。
表 2 合成气有效成分比较( V% )
成份
SHELL 粉煤气化技术
新型水煤浆气化技术
H2 CO CO 2 H2S N2 Ar CH4 H2) 11 27 41 50 01 12 85 @ 106 90130
原料煤经破碎后 在热风干燥的磨机内磨制成 90% < 100Lm 的煤粉, 由常压料斗进入加 压料斗。 其加煤方式采用密封料斗法, 常压粉煤落入变压煤 仓, 经充 N2升压后落入操作压力略高于气化炉的工 作煤仓, 由星形加料器或螺旋输送器送出, 用 N2浓 相输送入炉。壳牌( Shell) 国际公司开发的气化炉, 采用 4 喷嘴下部干粉加压进料, 通常气化炉操作温 度 1500- 1700oC, 炉体内四周均布水冷壁列管, 熔 渣在水冷壁上形成一定厚度的固体渣层。排渣从炉 底锁斗排出, 合成气由炉子上部引出, 在出口处加入 经过降温的返回合成气激冷, 然后进入废锅内产生 高压蒸汽以回收热量, 所夹带的灰渣颗粒经旋风分 离返回气化炉。该工艺的关键技术有阀门的密封及 控制、固体料位测量和浓相输煤以及利用煤气显热 生产高压和中压蒸汽的煤气冷却技术等。
脱除 CO 2方法均为溶液吸收法。主要有: 化学 脱碳, 如无毒 G/ V、苯菲尔法等, 其吸收效率高, 操 作可靠, 但是能耗较高; 物理吸收法, 如低温甲醇洗 ( Rect isol) 、聚乙二醇二甲醚 ( NHD) 法等, 溶剂吸收 能力大, 气体净化度高, 能耗较低; 物理化学吸收法, 如 N- 甲基二乙醇胺( MDEA) 、变压吸附法等。 21214 合成
第2期
粉煤与水煤浆加压气化技术的技术评价
17
专论与评述
粉煤与水煤浆加压气化技术的技术评价
任照彬 ( 兖矿鲁南化肥厂调度室, 兖州, 277527)
宋甜甜 路文学 ( 水煤浆气化及煤化工国家工程研究中心, 兖州, 277527)
摘要 SHEL L 粉煤加压气化与新型水煤浆气化技术都是高效低污染的先进煤气化方法。本文简要 介绍了壳牌( Shell) 煤粉加压气化与新型水煤浆气化技术的工艺原理、技术特点及开发现状, 并指出 了这两种煤气化工艺技术在改造我国大中型氨厂领域内的应用前景。 关键词: 粉煤气化 水煤浆 多喷嘴对置 气化技术 开发现状
21212 变换 目前, 变换工艺有全中温变换、中温串低温变换
及全低温变 换三种。全中 温变换( 温度 400 ) 500o C) 使用铁催化剂, 变换效率较低, 变换气仍然含有 2 ) 4% 的 CO, 蒸汽消耗较高; 中温串低温变换流程 复杂, 甲烷化法要求变换气中 CO 含量小于 015% , 必须采用中变 串低变工艺流程; 全 低温变换( 温度 180 ) 260oC) 采用耐硫低温钴钼催化剂, 变换气中残 余的 CO 可降至 012 ) 014% , 蒸汽消耗量少, 低温变 换催化剂虽然活性 高, 但抗毒 性差, 操 作温度范围 窄, 所以很少单独使用。 21213 脱碳
20
四川化工
第 7 卷 2004 年第 2 期
B- 内酰胺类抗生素中间体的开发与应用
秦伟程 ( 中石化南京化工厂, 南京, 210038)
摘要 B- 内酰胺类抗生素是目前医药领域颇具影响力的医药系列品种, 目前国内外研究、生产与应用 前景良好, B- 内酰胺类抗生素生产离不开优质的中间体的支持和保证。本文介绍了与 B- 内酰胺类 抗生素相关中间体合成技术进展、生产现状和发展趋势, 并针对国内生产现状提出一些建议。 关键词: B- 内酰胺类抗生素 中间体 生产 市场
表 1 煤 质分析
项目
M ad( % ) A d( % ) V daf( % ) 固定碳( % ) 总硫( % ) 热值 kJ/ kg C( % ) H(%) N( %) S( % ) O( % ) A sh( % )
01 97 81 50 431 77 511 10 21 96 31396 771 0 51 3 11 22 21 99 41 94 81 58
新型水煤浆加压气化对煤种没有限制。可以是 褐煤、烟煤、无烟煤等, 如果说不适宜使用, 主要是经 济原因而非技术原因。由于气化的原料是水煤浆, 煤浆需要有良好的稳定性、流动性、较低的灰融点和 泵易输送等特点, 因此对原料煤的灰份、灰融点、水 份、可磨性、成浆性及化学活性均有一定要求。实践 证明, 原料煤的选用应遵循如下原则:
壳牌( SH ELL ) 粉煤加压气化及新型水 煤浆加 压气化 工艺 都是当 今国际 上先 进的 煤气 化技术。 SHELL 粉煤加压气化( SCGP) 是一种洁净煤气化新 工艺, 具有操作弹性大, 原料适用性强, 环保性能好 等特点, 是很具竞争力的第三代煤气化技术。新型 水煤浆气化工艺是我国自主开发的具有自主知识产 权的新型水煤浆气化工艺, 为国家/ 九五0重点科技 攻关项目, 是具有鲜明中国特色、性能更为优越的水 煤浆加压气化技术。本文从技术开发、工艺流程对 我国大、中型合成氨厂的改造等方面加以介绍。
比氧耗
煤耗[ kg( 煤)
[ Nm3( 氧) / 1000N m3 1000N m3
( CO + H2) ] 330
( CO+ H2) ] 588
380
550
410
640
从表 2 中可以看出, SHEL L 粉煤气化合成气有 效成份( H2+ CO) 比新型水煤浆气化高约 7% , 但新 型水煤浆气化 H2 比 SHELL 粉煤气化 高 10% , CO 低 20% , 因此变换的规模要比 SH EL L 气化小得多。 另外, 由于新型水煤浆加压气化采用激冷流程, 合成 气被水蒸气饱和, 更有利于变换。
序。
21211 脱硫 脱硫的方法按脱硫剂的物理形态可分为湿法和
干法两大类。湿法脱硫 主要用于脱除 原料气中的
H2S, 分为化学吸收法、物理吸收法、物理化学吸收 法。干法脱硫是用固体脱硫剂脱除原料气中的硫化
物, 该方法既能脱除 H 2S, 又能脱除有机硫, 可将原 料气中硫化物脱至 1cm3/ m3以下, 缺点是再生困难, 硫磺难以回收, 设备体积大, 一般只用作脱除有机硫 或用于精脱硫的手段。在气体硫含量高的情况下, 应首先采用湿法脱除绝大部分 H 2S, 再采用干法脱 除有机硫和残余 H2 S。常用 的干法脱硫有 氧化锌 法、钴钼加氢法、活性碳法、分子筛法等。
第2期
粉煤与水煤浆加压气化技术的技术评价
19
图 2 净化及合成流程示意图
图 3 兖矿集团日处理 1000t 煤新型气化炉整体流程
3 改造方案比较
311 煤质要求及处理比较 31111 SH EL L 粉煤气化用煤
SHELL 粉煤气化用煤为干煤粉, 用高压氮气输 送入气化炉, 对煤种的适用范围宽, 对煤的粒度、黏结 性、含水量、含硫量、含氧量及灰份含量不敏感。但对 灰融点较高的煤, 需加入助融剂石灰石, 以降低灰融 点。目前, 只要有煤质的分析数据, 不需要进行试烧 和认定, 即可根据用户提供的煤种进行装置设计。
目前, 国内外普遍采用压力为 15 ) 20MPa 的中 压法, 一般采用轴向冷激式或径向冷激式合成塔。
净化及合成系统的整体流程如图 2 所示。我国 兖矿集团日处理 1000t 煤新型气化炉示范装置整体 流程示意图如图 3 所示, 该装置气化压力较低 ( 410M Pa) , 配套 NHD 脱硫、脱碳技术, 投资 省, 但 能耗较高。
( 1) 原煤供应稳定可靠; ( 2) 灰融点低, 要求尽量小于 1250oC; ( 3) 灰份含量低, 否则易堵塞灰水管线, 灰份增 加易导致氧耗和煤耗的增加; ( 4) 化学活性好。