煤气化工艺论文范文
煤气化工艺论文范文第1篇
关键词：煤制天然气；水资源论证；取用水合理性
中图分类号：TV213文献标志码：A文章编号：
1672-1683（2015）001-0249-03
Analysis on rationality of water use for water resources argument of Coal-based synthetic natural gas
SHI Rui-lan，LIU Yong-feng，LI Rui，YAN Hai-fu，CAO Yuan
（Yellow River Water Resources Protection Institute，Zhengzhou 450004，China）
Abstract：The rationality of water intake and use is one of the key aspects in water resources argumentation of construction project.With the rapidly growth of demand of natural gas，China′s coal Cbased synthetic natural gas industry will soon reach the industrialized production stage，as an industry with large volume water consumption ，the rationality of water intake and use is even more bined with request of the most strict water resources management system and the rule of "Three Red Lines"，key and difficult point of the？rational analysis of water intake are analyzed for coal based synthetics natural gas project，such as industrial policies，technology rationality，consistency of water resources management，water consumption index of unit product，feasibility and reliability of waste water zero discharge and water saving measures etc.
Key words：coal based synthetic natural gas；water resources justification；rationality of water intake and use
煤制天然气是以煤为原料，采用气化、净化和甲烷化技术制取合成天然气。近年来发展煤制天然气成为解决我国油气资源不足，实现能源供应安全的重要途径之一。截至目前，国家发改委共核准4个示范项目：大唐发电内蒙古赤峰克旗40亿m3/a和辽宁阜新40亿m3/a项目、内蒙汇能鄂尔多斯40亿m3/a项目、新疆庆华伊犁55亿m3/a项目[1]。其中，大唐克旗一期13亿m3/a和庆华伊犁一期135×108m3/a工程均已于2013年底建成投产。2013年，国家发放了13个煤制天然气项目的“路条”，鉴于煤制天然气项目的建设周期较长，预计未来几年内国内煤制天然气产能届时将出现爆发性增长。
煤、水是煤化工的的两大资源要素，煤制气属于高耗水的行业，水资源需求量大[2]，我国煤炭资源和水资源总体呈逆向分布，由于产业布局受煤炭资源主导，使得煤制天然气发展中水资源配置的问题尤为突出[3]。2011年中央一号文件提出实行最严格的水资源管理制度，至目前国家对水资源问题空前重视，已全面开始实施水资源管理“三条红线”。水资源论证作为水资源管理的重要前置决策关口，为水行政主管审批取水许可提供了技术保障。我国煤制气产业处于发展初期，大型煤制天然气项目在我国属于新兴产业[4-6]，国家还未出台该行业相关的用水定额，因此在煤制气项目水资源论证工作中如何进行取用水合理性分析、确定项目的合理取用水量尤为重要，是建设项目水资源论证的核心内容之一。笔者结合近几年完成煤制气项目水资源论证工作的经验，依据《建设项目水资源论证导则》（SL322-2013），对煤制天然气项目水资源论证取用水合理性分析的重点和难点进行简要分析，以期为煤制天然气项目水资源论证的编制提供参考和借鉴。
1取水合理性分析
1.1国家产业政策和准入门槛
根据《石化产业调整和振兴规划》，煤制甲烷气属于重点抓好的五类示范工程之一；2012年国家出台了指导和规范“十二五”时期煤化工行业发展的纲领性文件―《煤炭深加工示范项目规划》，该规划确定了15个示范项目，其中分布在新疆、内蒙古、安徽等地的示范项目均以煤制天然气为主，投资主力涵盖神华、中海油、华能、华电、大唐、国电、中电投、新奥集团、庆华集团、新汶、兖矿、潞安、中煤等大型能源企业。
煤制气项目建设应符合《煤炭法》《节约能源法》《循环经济促进法》《国家“十二五”规划纲要》《西部大开发十二五规划》《能源发展“十二五”规划》《煤炭产业政策》《煤炭工业发展“十二五”规划》《天然气发展“十二五”规划》及《产业结构调整指导目录（2011年本）（修正）》等国家法律法规及产业政策。2011年3月，国家发改委《关于规范煤化工产业有序发展的通知》更是明确规定，禁止建设年产20亿m3及以下煤制天然气项目，年产20亿m3以上项目须报经国家发改委核准[7]。
1.2工艺技术
煤制气工艺技术主要涉及煤气化、CO变换和合成气净化及CH4化反应4个过程[8]，其中关键是气化和甲烷化技术的选择。
现代煤化工气化技术经过近30年发展，出现德士古、壳牌、西门子GSP等多种成熟工艺，但应用于煤制天然气行业的还只有固定床加压气化方式，虽然这种气化方式会产生大量的煤气水，增加水处理难度，但从技术成熟度、经济性等综合分析，还是国内煤制天然气项目的首选，大唐克旗、阜新项目、新疆汇能、新疆庆华等项目均选择国内碎煤加压气化固定床技术[9]。
甲烷化技术目前已经得到应用的包括丹麦托普索循环技术、鲁奇/巴斯夫技术和戴维CRG技术。目前国内大唐克旗、阜新和新汶新天项目采用戴维工艺，新疆庆华采用丹麦托普索工艺。
1.3水资源管理要求
针对目前的水资源管理“三条红线”，煤制气项目由于高耗水，在项目设计时应充分考虑各种废污水的处理及重复回用等，项目用水效率较高，正常工况下废污水一般要求零排，在用水合理性分析时需在分析项目用水指标的基础上，以用水效率控制为依据，论述项目各用水指标的先进性和合理性等。其与水资源管理要求的相符性重点在于与区域用水总量控制目标的相符性[10]。
国家已经明确了2015年、2020年、2030年全国用水总量控制目标，根据我国《实行最严格水资源管理制度考核办法》，各省区市用水总量控制目标已经明确。水利部积极推动省级以下指标分解工作，截至2014年初，已有29个省区市完成地市级指标分解，其中7个省市完成市县两级指标分解，已覆盖95%的地级行政区和近700个县级行政区。
适应最严格水资源管理制度用水总量控制的需要，由于受到区域用水总量的限制，高耗水的煤制气项目水资源论证不但要考虑本项目取用水量的可行性，还要考虑在区域用水总量增量上的可行性。因此，煤制气项目水资源论证应当在分析确定分析范围内用水总量的基础上，结合区域用水总量控制指标要求，分析区域用水总量指标剩余情况，论证项目取水是否符合相关水量分配方案及水量分配是否在区域用水总量控制指标之内[11]。
2用水合理性分析
煤制气项目用水合理性应参照国家及行业有关标准规范要求、先进用水工艺、节水措施及用水指标，结合项目所处区域水资源特点，针对可研提出的取用水方案及回用水工艺，论证项目用水的合理性。由于煤制气属新兴产业，项目具有工序较长、用排水环节繁多的特点，其用水合理性分析重点是分析其单位产品用水指标是否符合行业先进水平、废污水处理回用达到零排的可行性和可靠性等。
2.1单位产品用水指标
据调查，目前我国正在开展化工行业循环经济与清洁生产技术的清单优选、技术政策与标准体系研究，尚未出台煤制天然气单位产品取水定额及排水量等清洁指标。2012年5月，国家发改委下发了指导和规范“十二五”时期煤化工行业发展的纲领性文件《煤炭深加工示范项目规划》，根据规划可推算出对煤制天然气示范项目的每千方天然气水耗基本要求为≤69 t/KNm3天然气。2013年12月《煤制天然气单位产品能源消耗限额》（GB 30179-2013 ），适用于不同工艺技术生产煤制气天然气企业能源消耗的计算、考核，以及对新建企业的能源消耗控制，该标准规定了现有及新建煤制天然气企业单位产品能源消耗限定值，以及单位产品能源消耗限定值，但未对单位产品的水耗标准做出规定。
另据调研，煤制天然气的耗水量与项目工艺、煤质及项目所处区域的气候有较大关系，国内建成的不同煤制天然气项目耗水指标有一定差别。大唐克腾年产天然气40×108 Nm3项目及新疆庆华年产55×108 Nm3项目的一期均已建成但运行还不足一年，均采用碎煤加压气化工艺，运行时间短尚没有稳定的用水数据，从大唐克旗煤制气可研编制单位了解到该项目耗水指标设计为690 m3/KNm3，从新疆庆华煤制气项目水资源论证单位了解到该项目耗水指标设计为70 m3/（KNm3天然气）。辽宁大唐阜新煤制天然气年产40×108 Nm3项目目前也在进行前期工作，从该项目环评单位了解到该项目耗水指标设计为809 m3/（KNm3天然气）。由上述调研成果可知，目前我国已建成或在建的煤制气项目的用水定额大约在690～809 m3/KNm3左右。
2.2零排的可行性和可靠性
由于大型煤制气项目大多位于西北煤源丰富、水资源匮乏地区，受区域水环境容量不足甚至缺乏纳污水体等限制。另外2012年国务院了《关于实行最严格水资源管理制度的意见》，划出了至2030年前全国用水总量红线、用水效率红线和区域纳污红线3条不可逾越的红线，实现废污水“零排”已经成为煤化工发展的自身需求和外在要求。
煤制天然气项目采用的气化方式不一样，产生的工艺污水及其处理工艺有所不同，按主要污染物划分一般包括有机废水和含盐废水。有机废水主要包括气化废水、化工工艺废水、地面冲洗水和生活污水等[12]，其水质特点是COD和氨氮浓度高。目前煤化工行业有机废水处理工艺路线基本遵循预处理+生化处理+深度处理的三段式处理工艺，经深度处理后一般可回用作为循环补充水；含盐废水主要包括循环水系统排污水、化学水站排水等，其特点是悬浮固体（SS）和总溶解固体（TDS）浓度较高，氨氮和COD浓度相对较低。要完全实现废污水的零排放，最后高浓盐水的处理是值得关注的焦点。
废水零排放是在对水系统进行合理划分的基础上，结合废水特点，实现最大程度的处理回用，不再以废水的形式外排至自然水体的设计方案。浓盐水的处理是制约煤化工废水“零排放”的关键技术。目前废水零排放方案主要包括：浓盐水多效蒸发后，作为煤场调湿、蒸发塘（池）处置、电渗析脱盐与盐水浓缩结晶、多效蒸发浓缩，以及多效蒸发与焚烧等。考虑到西北地区地域辽阔，气候干燥，降雨量小、蒸发量大，煤制天然气项目选用的零排方案主要以蒸发结晶、自然蒸发塘为主[12]。在固态蒸发结晶的能耗代价难以承受时，大多数企业对浓盐水地处理转向自然蒸发塘。
现阶段，国内蒸发塘的前期研究较少，尚无设计规范可循。严格说，蒸发塘并非真正意义上的废水零排放，就环境而言，存在多重环境隐患，如蒸发塘接纳的浓盐水中含有工业污染物，对地下水有潜在的危险；蒸发塘作为大量废水的集中储存设施，存在污染物挥发、溃坝等风险；蒸发产生的固体废物以可溶的盐分为主，仍需妥善处置，防止造成二次污染。且蒸发塘只适合于风大干燥荒凉地区的夏季采用，而大型煤制气项目要连续排放废水，蒸发塘无法解决结晶盐的问题，因此最实际的处理方法应是蒸发结晶。
煤制气废水“零排放”方案虽然理论上基本可行，但在实际工程实践中存在诸多难点。废水“零排放”的实现与主体工艺的稳定性、水处理单元工艺集成、废水回用调度等密切相关，其技术经济可靠性面临严峻考验[12]，水资源论证分析时应强调从稳定生产工艺前端入手，提高水循环利用水平，实现废水处理工艺能力的匹配，增加废水回用点，减轻末端处理压力，强化风险防范。
3节水措施要求
由于大型煤制气项目既是用水大户，也是废水排放大户，且目前我国有4/5的煤制气工厂选址在新疆、内蒙古和其它西北地区，这些都是中国最缺水的地方，其节水减排具有重大的经济和环境需求。因此，如何能在保证稳定生产的前提下尽可能节水，也是煤制气项目水资源论证需要重点分析的。
工业节水是指在工业生产中，通过改革生产方法、生产工艺和设备或者用水方式、减少生产用水的节水途径。目前，大型煤制气项目的节水管理与措施一般从以下几个方面开展[13]。
（1）主要生产工艺的选择。煤制天然气最关键的技术是煤气化装置，气化装置生产选择德士古气化，气化和变换均不耗用蒸汽，废煤制浆可以利用含醇废水，都是比较节水的气化工艺。脱硫工艺宜选择低温甲醇洗，其水耗均低于NHD法，应优先采用。
（2）配套热电的空冷技术。大型煤制气项目一般配套建设热电厂，以满足项目生产用汽用热的需求，同时兼顾全厂供电。经过60多年的运行和不断地技术改进，空冷发电技术已日趋完善，在安全使用上已没有问题。煤制气配套热电厂在采用空冷技术后，其年取水量将减少2/3左右。
（3）废污水处理后的回用。煤制气项目生产过程中废污水产生量大，废水的再生回用是实现节水的关键因素。在实际生产中，煤制气废污水的回用包括跨用水单元直接回用、跨用水单元再生回用及本单元再生循环回用等等。
4结语
目前中国发展煤制气面临的首要问题是水资源大量耗费，从已批准的（核准和路条）项目分布看，截至2013年底，75%的项目处于水资源高度紧张地区[14]。建设项目水资源论证工作是一项复杂的系统工程，是落实以水定产、以水定发展的具体措施，是实现取水许可科学审批的重要保证[15]。在大型煤制气项目水资源论证取用水合理性分析工作中，应抓住工作重点和难点，紧密结合最严格水资源管理“三条红线”，为取水许可身体提供可靠的依据。本文探讨的上述几个方面，笔者认为是大型煤制气项目水资源论证取用水合理性分析工作中最具关键的技术问题，供大家参考。
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煤气化工艺论文范文第2篇
关键词 煤气化；甲醇；工艺
中图分类号TQ51 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2013）99-0114-02
0 引言
甲醇是常用的优质燃料和有机化工原料，可以用来制取多种化工产品，用途十分广泛。中国是煤炭生产大国，通过以煤为原材料来提取甲醇合成原料气可以充分将煤炭资源进行科学转化。在大规模的煤转化生产甲醇的工艺中，要求制取甲醇原料气的技术要成熟可靠，效率高，本文针对煤制甲醇气化工艺的选择以及各种工艺的优劣做进一步分析和探讨。
1 工艺的选择原则
1.1经济性原则
所使用的工艺技术要求具有低维护成本、低运行成本、低消耗、少投资等优点，因为只有经济性才是企业发展的根本所在。
1.2适用性原则
企业在选择煤气化工艺的时候要考察所用煤的品种、质量等实际情况。这是因为我国疆域辽阔，不同地区因地质原因，煤炭成份也不同，针对不同品路的煤炭产品适用不同的煤气化技术，从而达到提高转化效率的目的。
1.3安全环保原则
煤炭在生产过程中，因其固有特性，生产中容易产生煤渣、煤灰、废水、废气、煤粉等，这些在煤炭转化生产过程中，处理难度较大，易造成环境污染，因此企业选择的工艺技术应以安全、环保为原则，在确保安全的同时清洁生产，尽量减少对生态环境的污染。
1.4先进性原则
装备水平、工艺水平、产品的性能以及质量等是工艺技术先进性的具体体现。在选择煤气化生产工艺时，要在确保生产工艺具有市场竟争的前提下，针对对转化工艺的技术现状、发展做仔细论证，确保转化工艺技术的先进性和实用性。
1.5可靠性原则
企业在选择生产工艺时都要考虑其可靠性，可靠性也是设备，运行稳定、负荷科学、安全稳定的前提。在煤化工的工艺技术选择方面，要优先考虑已经验证、具有煤化工生产运行业绩、并具有一定先进性的技术工艺。
2 煤气化技术之间的对比
2.1 国外引进的干法粉煤气化工艺
此类技术包括GSP煤气化技术与Shell粉煤气化。
1）经济性
相比于湿法进料水煤浆气化，两类煤气化技术耗氧量少，使配套的空分装置投资减少；都是干法气化，要求原料煤的含水量在2%以下，需要进行原料煤干燥，耗能高 。
2）适用性
两类煤气化技术都是粉状煤入炉，不会出现黏结现象，各微粒各自实现热解、气化、熔渣。因为气化温度高，可以用高灰熔点煤，对不同种类的煤炭的适应性强。
3）安全环保性
如酚、萘、焦油等杂质都不包含在两类煤气化技术生产的粗煤气内，处理污水与净化粗煤气都比较简单。都是采取液态熔渣排放，呈玻璃状的灰渣不会污染环境，可以用作水泥配料。
4）先进性
两类煤气化技术气化温度通常在1400℃～1700℃，具有较高的气化效率，无重烃，低于0.1%甲烷含量，合成气中高达90%以上的（CO+H2），碳转化率高达99%。
5）可靠性
GSP煤气化技术在国外大工业化运行经验较少，在国内是第一次引进，可靠性低。Shell粉煤气化在我国是第一次用在化工上，而在国外只用于电厂，无案例可考。
2.2 ICC灰熔聚流化床粉煤气化工艺
该工艺主要指的是我国开发的流化床煤气化技术。
1）经济性
该技术的所有自主知识产权归中科院山西煤化拥有，国内企业可以制作所有设备。同等规模气化炉，相比于Shell气化炉、德士古，投资大大减少。投资省，备煤系统简单，气化入炉煤粒径0mm～6mm。
2）适用性
该气化装置的灰团聚分离装置与气体分布器是依据射流原理所设计，做成床内局部高温区，使灰渣团聚成球，在非结渣情况下连续有选择地排出低碳含量的灰渣，大大放宽了对原料的要求，煤种适应性广，可以适应低活性、高硫、高灰熔点、高灰的煤。
3）安全环保性
煤气中无多酚类物质及焦油，经生化处理或者汽提后的煤气洗涤水可回用。可以做到“三废”无害化排放及处理，装置环保性好。气化炉灰、排渣等都可循环利用。
4）先进性
碳转化率高达95%～96%，有效气成分通常是75%～80%。煤气中的热效率与（CO+H2）也都比较高。
5）可靠性
相比于高温气流床，灰熔聚流化床因其较温和的操作条件使其运行可靠性较高。操作温度适中，干法排灰对耐火材料要求并不十分严苛，一般不会出现腐蚀现象。
2.3 湿法进料加压气流床气化技术
此类技术主要包括：多元料浆煤气化技术、多喷嘴对置式水煤浆气化技术、GE水煤浆加压气化技术。
1）经济性
三类煤气化炉内衬耐火砖只能使采用1a～2a，而且只能采用60d～150d的喷嘴，不仅寿命短，而且价格高；气化炉维护费用高，连续运行周期短，需设备用炉；在高压下完成气化过程，提升气化强度，同时使合成气压缩功耗下降，单炉产气量高；料浆内有水分，高耗煤，高耗氧；惰性气体在煤气中含量少，循环气量在合成甲醇时小，压缩功耗减少，弛放气量小，是甲醇合成气的最优选择。
2）适用性
含水量低、灰熔点低以及成浆性好是三类煤气化技术对原料煤的要求。不然就要增加助熔剂与添加剂以及进行煤的干燥，增加生产消耗与操作难度。
3）安全环保性
如酚、萘、焦油等杂质都不包含在三类煤气化技术生产的粗煤气内，处理污水与净化粗煤气都比较简单，不会造成环境污染。
4）先进性
三类煤气化技术的气化装置工艺水平先进，产生的煤气中有80%～85%（H2+CO），碳转化率在97%左右。
5）可靠性
三类煤气化技术中引进最早的是GE气化技术，具有最多的建设装置、最长的商业运行时间，可靠性最高。当然，其余两类煤气化技术也都具有较好的可靠性，也都有工业化运行装置。
2.4 国内开发的干法粉煤气化工艺
干法粉煤气化工艺有两类：西安热工院两段式干煤粉加压气化技术、HT-L （航天炉）气化技术。
1）经济性
相比于国外先进干法气化炉，两类气化技术维修费用减少，造价与专利使用费也减少；工作压力约4MPa；都是采取水冷壁结构，烧嘴寿命长达10a，具有较长的使用寿命，维护工作量少；煤粉输送气都是使用氮气，增加甲醇合成时的弛放气量，有效气损失了一部分。
2）适用性
两类技术都是干煤粉气化，可气化高灰熔点煤、高灰分以及无烟煤、褐煤、贫煤、烟煤，气化原料可选范围广。
3）安全环保性
两类气化炉合成气质量好，都不会产生酚、焦油等杂质，对环境无污染。达到了环保要求，可综合利用排放灰渣。
4）先进性
西安热工院两段式干煤粉加压气化98%以上的碳转化率，煤气中的（CO+H2）则在90%以上。
5）可靠性
两类气化技术都没有大规模的长期工业化装置运行，可靠性还有待验证。
3 结论
在煤制甲醇生产中，在考虑产品生产成本和效益的基础上，对甲醇生产系统能否安全、可靠、高效运行也要慎重。总之，因此煤气化技术的选择要慎之又慎。
参考文献
煤气化工艺论文范文第3篇
关键词:焦炉煤气 净化脱硫 催化转化 催化剂 氢碳比
中图分类号:TQ53 文献标识码:A 文章编号:1672-3791(2011)09(a)-0119-01
1焦炉煤气
1.1 焦炉煤气的组成与杂质含量
一般焦炉煤气的主要成份为H2、CO、CH4、CO2等,各成份所占比例如表1所示。
同时也含有一些杂质如表2所示。
1.2 焦炉煤气的利用
焦炉煤气是极好的气体燃料,同时又是宝贵的化工原料气,焦炉煤气被净化后可以作为城市燃气来使用,从其成份上来看也是制造甲醇、合成氨、提取氢气的很好的原料。
2焦炉煤气制甲醇的基本工艺流程
如图1所示,为焦炉煤气制造甲醇最基本的工艺流程,净化与转化在整个焦炉煤气制甲醇流程中的关键技术。
3焦炉煤气的净化工艺
焦炉气的净化总的来说有三大步骤:(1)焦炉气经过捕捉、洗涤、脱酸蒸氨等化工过程,将有害的物质脱除到甲醇合成催化剂所要求的精度,进入焦炉气柜;(2)脱硫,分无机硫的脱除和有机硫的脱除,具体的方法根据系统选择工艺方案而改变;(3)焦炉煤气的深度净化,在精脱硫后再深度脱除氯离子和羰基金属,防止其对甲醇合成催化剂的毒害。
脱硫工艺技术方案:(1)几乎全部的无机硫和极少部分的有机硫能够在焦化厂化产湿法脱硫时脱掉;(2)绝大部分的有机硫的脱除采用的是干法脱除,具体的有分为4种:吸收法、水解法、热解法和加氢转化法,其中水解法和加氢转化法在国内外化工工艺上用的最为普遍。
4焦炉煤气的烷烃转化技术
目前具体的方法有:蒸汽转化工艺、纯氧非催化部分氧化转化工艺、纯氧催化部分氧化转化工艺。
4.1 蒸汽转化工艺
其原理类似于天然气制甲醇两段转化中的一段炉转化机理,不过考虑到焦炉煤气的甲烷含量只有天然气的1/4,所以在焦炉煤气制造甲烷的实际工艺选择中,该方法一般不被采用。
4.2 纯氧非催化部分氧化转化工艺
从理论上分析,该工艺具有以下几个优点:(1)该工艺能够生成的合成气比较接近于最佳氢碳比;(2)合成甲醇时循环气中含有的惰性气比例较小,便于节能减排;(3)该工艺在转化时没有催化剂要求,所以对原料气要求不是太严格,焦炉煤气转化前不需要进行深度脱硫净化;(4)非催化部分氧化转化工艺大大简化了脱硫净化过程,而且脱硫精度高,降低了原料气净化成本,转化过程中排放硫化物对环境的二次污染明显降低,是将来焦炉煤气净化与转化的发展方向。
但是由于技术上的问题,到目前为止尚没有非催化部分氧化转化工艺的商业化应用的先例,因此不采用纯氧非催化部分氧化转化工艺。
4.3 纯氧催化部分氧化转化工艺
降低转化温度,加入蒸汽参与烷烃转化,加入催化剂加快转化反应速度,这就是纯氧催化部分氧化转化技术。
如果原料气的总硫体积分数超标,可在催化部分氧化转化后接着串接氧化锌脱硫槽,使原料气从氧化锌脱硫槽中流过,促使合成气的总硫体积分数达标。与非催化部分氧化法相比,该转化工艺,燃料气和氧气的消耗不高,而且转化炉结构比较简单,造价相比而言较低,其规模化商业应用业绩显著,在目前焦炉煤气烷烃转化方案中应用最为广泛。
5合成气的氢碳比调整
如果新鲜合成气中氢碳比与理论值偏离较大,氢碳比过小时,容易发生副反应,同时催化剂易衰老;如果氢碳比过大时,单耗增加,这两种情况都需要调整。大量的实践和数据表明:新鲜合成气氢碳比调整在2.05～2.15之间最为理想,其合成效率高、原料的利用率最合理。从焦炉煤气各组分资源合理利用和成本角度考虑,通常采用补碳的方式来进行合成气的氢碳比调整的。具体实施时,有应该结合甲醇厂可利用的资源来选择“CO2补碳法”或“煤制气补碳法”。
6合成气中二氧化碳含量的确定
合成甲醇时,CO、CO2都与H2发生反应,所以,CO2也是有效原料气的一种。在合成甲醇过程中,适量的CO2能有效降低反应热,有助于保持铜系催化剂的高活性,催化剂的使用寿命被有效延长,同时还能够抑制副反应的发生,避免CO氧化为CO2,有效防止催化剂结碳;不过CO2的量如果过高,会降低甲醇产率。大量的理论研究和实践表明,控制合成气中CO2的体积分数在3%～6%之间甲醇产率的较高。
7甲醇合成与精馏工艺技术
7.1 甲醇合成工艺
根据合成压力,可以将甲醇的合成工艺分为高压、中压和低压法三种,焦炉煤气制甲醇合成技术全部为低压法。目前,国内外有多种低压法甲醇合成工艺,其原理大同小异,不同之处主要在于甲醇反应器的结构、反应热移走及回收利用方式、催化剂性能。
7.2 甲醇精馏工艺(粗甲醇精馏工艺流程)
甲醇精馏工艺如图2所示,粗甲醇的精馏采用由预精馏塔、加压精馏塔、常压精馏塔组成的三塔精馏系统。
煤气化工艺论文范文第4篇
关键词： 焦煤入炉前脱硫；碳化过程加氢脱硫；回收煤气脱硫
中图分类号：TF704.3 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2012）19-0047-02
0 引言
我国煤炭资源虽然丰富，但焦煤资源只占查明资源储量的27%，可采储量只有700亿吨。目前国内焦炉生产规模已达7亿吨，2012年焦炭产量超过4亿吨，耗原煤8亿吨左右。根据国内主要矿区炼焦用原煤工业分析看，在炼焦煤采出量（占可储量的50%）的原煤中，硫份超过1.5%的炼焦用煤超过25%，因为配煤中硫含量高，造成焦炭质量下降，生产成本上升，从高硫炼焦煤矿区煤层原煤含量分布特征分析，国内炼焦煤硫份以年轻的低变质的气煤和1/3焦煤最低（1%以下），而变质程度较高的年老气煤、肥煤和焦煤含硫份相对较高，（大于1%）从成份硫分布比例分析，绝大多数矿区的高硫煤的成份硫都以硫铁矿（Sp，d）为主，一般占全硫（St，d）的50%—80%。有机硫（So，d）一般占全硫的15%-40%，通常以硫铁矿为主的煤经洗选后精煤硫份会有较大幅度降低。以有机硫为主的高硫煤，洗选后精煤硫份比原煤更高。有机硫是煤分子的一部分，主要以脂基硫、芳基硫、噻吩类硫分布于煤分子中，因此脱除难度很大。
焦煤中的硫份只有30%-50%经裂解进入煤气中，大部分硫残留在焦炭中，根据硫份在焦炭中的位置，可将脱硫技术分为入炉前脱硫，焦化过程脱硫和煤气脱硫三个阶段过程，本文分别进行技术分析和论述。
1 焦煤入焦炉前脱硫
1.1 无机硫的脱除 无机硫脱除一般以物理法为主，它主要以硫铁矿和硫酸盐的形态存在于煤的夹层中，以地质结合为主，由于国内原煤洗选工艺一般以脱灰为主，原煤中无机硫的脱除率一般在40%左右，如将原煤洗选粒度降至一定程度，硫铁矿的脱除率可大幅提高，因此只要将部分洗煤设备和工艺加以改进，即可有效的提高无机硫的脱除效率，目前，国内外已有成熟的设备，通过优化洗选工艺，脱除原煤中的硫铁矿。它工艺可靠，脱除效率高、投资省、运行成本低，已得到洗煤行业的高度重视，一些专业的洗煤厂商已将脱除无机硫做为设计重点，主要采用重力法、浮选法、磁选法等几种工艺。
重力法是按煤和硫铁矿比重差异进行脱硫，这是目前焦煤脱硫的主要手段，使用重介质旋流器可以实现低密度，高精度的分选，分选粒度下限可以达到0.1-0.2mm，能有效地排除未充分解离的中间密度的硫铁矿与煤的连生体，而获得较高回收率的低灰低硫精煤，高密度的硫铁矿使用重介工艺可使煤与硫铁矿进行有效的分离，且脱除率较高。
浮选法主要处理重介质分选粒度下限微未级的细微粒煤，上限可以达到0.3mm以上，弥补了重介质分选的粒度范围，在该粒度状况下，煤与硫铁矿连生体已基本被分离，只要选用合适的浮选制，利用颗粒表面润湿差异和空气微泡有条件吸附而形成的表面张力就能有效的分离出硫铁矿和灰分，微泡浮选柱具有明显的去硫除灰能力，而且对微末级的极细粒煤效果非常好。
磁选法主要利用硫铁矿自身的磁性对其进行脱硫，它是根据煤效组份与硫铁矿的磁性差异进行脱硫。它是浮选法的工艺补充，主要针对0.3mm以下的泥煤中的硫铁矿，但因硫铁矿磁性较小，虽然显顺磁性的，需专用的磁选机和较复杂的流程，因此国内洗选厂家选用有限。
1.2 有机硫脱除 有机硫的脱除是一个复杂的氧化还原过程，一般的工艺条件很难有效的脱除，目前，理论上论证、试验较多的工艺有：氧化法、硝化法、氯解法、热解法，碱液法等多种化学脱硫方法，且综合脱硫效率能达到20-60%。如：利用浓氨水渗透打断与煤分子的有机结合健，再经过洗选分离出无机硫；利用热碱液浸泡焦煤8个小时以上（需加热进行恒温），生成硫代硫酸盐再分离；在密封容器中和一定的高温、高压条件下，加入空气氧化煤中有机硫；用NO2有选择性的氧化煤中的硫分，并以热碱液（Na2Co3和Ca（OH）2水溶液）处理后水洗；氯乙稀液萃取煤中硫组份；高温加氢法等。虽然化学脱硫方法较多，且脱硫效率也较高。但装置投资大，生产费用高，处理煤量规模小，易造成二次污染，生产条件要求高等弊端，很难规模化生产，只能用于超净化煤的处理。但有机硫含量高的原煤，一般含灰量较低，价格也偏低，可做为煤焦的配煤，控制焦炭中的总硫和总灰份。
1.3 生物脱硫：煤的生物脱硫工艺比较简单，是所有脱硫工艺中投资和运行费用最低的一种方法，它利用某一种针对性强的好氧菌的氧化特性，将煤中的硫铁矿，硫酸盐及煤分子中的噻吩硫氧化成离子状态、单质硫（生成硫酸）达到脱硫的目的，且对煤质不产生影响。由于脱硫菌针对性强，只要选择合适的菌种也可有效的脱除煤分子中的有机硫。该工艺虽然国内外有不少研究成果，但目前还停留在中试阶段，因菌种针对性强，培育出的菌种受到不同的外部条件影响，效果差异较大。最主要的是脱除效率较低，在美国专业研究部门的放大试验显示，要脱除煤中50%的硫铁矿，需200天以上的时间，环境温度对生物脱硫效率影响较大。同时浸出废液对环境影响严重。因此该方法目前推广使用价值有限。
煤气化工艺论文范文第5篇
关键词 煤气化 Luigr GSP
煤炭气化是煤炭转化的主导途径之一，也是煤化工技术的核心。气化过程是煤炭的一个热化学加工过程，它是以煤或煤焦为原料，以氧气（空气、富氧或工业纯氧）、水蒸气、CO2等为气化剂，在高温条件下通过化学反应将煤或煤焦中的可燃部分转化为可燃性气体的工艺过程。气化时所得的可燃气体称为煤气，进行气化的设备称为煤气发生炉或气化炉。不论采用何种气化炉，产生的煤气都需经过净化、变换工段才能作为原料气使用。故气化炉的不同是各气化工艺最大的区别。目前，Luigr工艺与GSP工艺是工业应用中的最为成熟、应用最为广泛，且是设计首选的工艺技术。本文就这两种工艺的特点进行比较。
一、Luigr工艺
1.Luigr气化工艺概况。Luigr气化工艺是由德国Luigr公司开发设计的以块煤为气化原料的移动床加压气化技术。煤块由气化炉顶部加入，气化剂由气化炉底部通入，煤料与气化剂在气化炉内逆流接触。煤在气化炉内从上向下经过干燥层、干馏层、甲烷层、气化层（还原层）、氧化层和灰渣层，而气化剂从下至上进入煤料床层内，一次被预热并与煤焦发生燃烧及气化反应，产生高温煤气的显热使原料煤干馏和干燥，同时降低了出口煤气的温度，有利于后序煤气的净化。灰渣的显热预热了入炉的气化剂后，落入灰锁，间断性地卸到渣箱内，定期排出。液态排渣鲁奇炉特别适合于气化高挥发分、低反应性的次烟煤，而固态排渣鲁奇炉又非常适合处理高灰、高灰熔融性及高反应性的煤，两者可相互补充。但鲁奇固态排渣气化炉在使用焦粘结性煤时，容易造成床体堵塞，使气流不畅，煤气质量不稳定。另外，由于煤在炉内需停留0.5 h～1h，因而单炉气化容量无法设计很大。
2.Luigr气化工艺的特点。（1）原料使用范围广。除黏结性较强的烟煤外，从褐煤到无烟煤均可气化。（2）气化压力高、气流速度低，可气化碎煤。（3）可气化水分、灰分较高的劣质煤。（4）单炉生产能力大。（5）气化过程是连续的，有利于实现自动控制。（6）设备和管道尺寸小。（7）气化较年轻的煤时，可以得到各种有价值的副产品。（8）通过改变压力和后续工艺流程，可以获得不同比例的化工合成原料气。典型Luigr气化工艺流程见图1。
二、 GSP工艺
1.GSP气化技术概况。GSP气化技术是由原东德的德意志燃料研究所开发的加压气流床气化技术。20世纪70年代，前民主德国燃料研究所在弗莱堡先后建成热负荷为3 MW、5 MW的中试装置，对几十种煤进行了试验。1984年在黑水泵气化厂建成投煤量为720 t/d的示范装置。该套装置以煤为原料一直运行到1991年，后来将原料改为焦油、油渣等。
GSP气化技术科采用干煤粉和水煤浆两种方式进料，气化温度达1400 ℃～1700 ℃。压力最高达8 MPa，碳转化率达99%，开工方便，无需备炉，设备投资和运行费用相对较低。工业技术成熟，目前有5套装置运行，国内尚无示范装置。原料煤经粉碎、干燥后，在球磨机中磨成80%以上的煤粉，粒度小于0.2 mm，并同除尘器中返回的飞灰一起，经系统与氧气、水蒸气一起通过炉顶的单烧嘴喷入气化炉发生气化反应，生产粗煤气和熔渣并向下流，进入激冷室。粗煤气经脱氧水喷淋降温到220 ℃，送入洗涤塔洗涤除尘，接着进行粗煤气的变换、冷却、冷凝和脱硫，最后送至往后工序。
2.GSP气化工艺的特点。（1）煤种适应性强。（2）技术指标优越。（3）氧耗低。（4）设备寿命长，维护量小，连续运行周期长，在线率高。（5）开、停车操作方便，且时间短。（6）操作弹性大。（7）自动化水平高。（8）对环境影响小。（9）工艺流程短。
三、Luigr和GSP气工艺技术对比
Luigr气化工艺与GSP气化工艺的主要特性对比，见表1。
1.结构方面。GSP气化炉结构较为简单，气化炉较大，使用稳定性较好；Luigr炉由于煤锁体系较为复杂，导致其整体结构较为复杂，且气化炉较小。但由于GSP炉需进口，而Luigr炉则基本实现国产，故这两种工艺的气化装置的投资费用相差不大，GSP稍高。
2.工艺产品方面。GSP气化工艺产品主要为煤气，副产物种类和产量都较少，粗煤气中CO、H2含量较高，达到95%左右，煤气化程度较高；Luigr碎煤加压气化所产出的粗煤气中，H2、CO2含量较低，为60%左右，且产品除了煤气之外，还主要副产煤焦油。但煤化工的两条最主要合成路线――甲醇合成和SNG合成，其合成产品量都是由氢气的量决定的，而GSP工艺所产生的炉气中CO的量远高于H2（CO约为71%，H2约为24%），故大量的CO需经变换反应生成H2，同时产生大量CO2，使得大量碳质被浪费，而Luigr工艺的炉气中CO约为25%，H2约为40%，CO需要变换的量较少
3.环境影响方面。GSP工艺的废气量高于Luigr工艺（GSP工艺约为Luigr工艺的2倍），其原因一方面是由于GSP的耗空气量较大，空分规模高于Luigr工艺，大量污气N2被排放；另一方面是大量CO需经变换反应生成CO2，CO2基本直接被排入大气中。N2和CO2成为GSP工艺废气量较高的主要因素。GSP工艺的废水量低于Luigr工艺，这是由于Luigr工艺会产生焦油，故需要进行油气水分离阶段，导致污水增多。GSP工艺的废固量高于Luigr工艺，这是由于Luigr工艺中有部分不易气化的残炭进入焦油中，成为焦油中的重要组成部分，而GSP工艺则只能将这部分残炭排入废渣中，因此导致废固量增加。
4.整体投资方面。GSP工艺与Luigr工艺相差不大。分析投资组成，二者差距较大的装置为空分装置和公用工程。GSP工艺的耗气量较大，其空分装置规模较大，GSP工艺空分装置的投资约为Luigr工艺的2倍。由于Luigr工艺有副产品煤焦油，导致污水处理部分的流程长，故投资费用远高于GSP工艺，约为GSP工艺的20倍。GSP工艺需处理的废水量小，环保投资较低。
四、结束语
GSP工艺与Luigr工艺目前都有正式的生产应用，都属于较为成熟的工艺技术，但我国引进Luigr工艺时间较长，对工艺的消化吸收较好，所有设备基本实现国产。而GSP气化工艺由于引进的时间较晚，主体设备需要进口。
参考文献
[1]崔意华，袁善录.GSP加压气流床气化技术工艺分析[J].煤炭转化， 2008， 31（1）.
[2]尤彪，詹俊怀.固定床煤气化技术的发展及前景[J].中氮肥， 2009，（9）.
煤气化工艺论文范文第6篇
关键词 煤制烯烃；石化工业；乙烯；下游产品；加工技术
中图分类号TQ53 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2014）106-0196-02
众所周知，丙烯和乙烯均是相当关键的有机化学工业原料，其中，乙烯工业更是评估一个国家石化工业发达程度的重要指标。近些年来，我国丙烯、乙烯工业取得了日新月异的发展，生产能力持续提高。然而，仍无法满足国内不断增长的市场需求，事实上，就当前来看，我国丙烯、乙烯的产生量仅占同期消费总量的一半多，与此同时，随着国际石油价格的与日俱增，采用石脑油裂解的办法生产出丙烯、乙烯的陈旧方式也面临着极大地挑战。目前，我国石油、天然气的资源总量稀缺，煤炭资源则比较丰富，丙烯、乙烯的生产能力暂无法达到使用需求的客观状况为煤制烯烃的发展提供了相对大的余地。在石油高价及日趋短缺的情形下，不失时机地加快煤制烯烃的发展，进而争取得到代替石油的化工原料，适当延展产业链，提升产品的综合附加值，对于维护我国能源安全有着深远意义。
1 煤制烯烃产业的发展现况简析
毋庸置疑，相较于石油资源，我国煤炭资源的总量更加庞大，1000m以内的煤炭储量达1万亿吨，占全球总储量的三分之一强，可开采总量超过1800亿吨。异常丰富的煤炭储量为我国煤化工的持续发展提供了扎实的原料来源，煤制烯烃产业势必成为能源规划的关键性方向，同时也是石化工业取得振兴的关键所在。现如今，我国正不断探索以煤制烯烃为中心环节的煤化工发展道路，取得了事半功倍的效果。国内众所科研院所均将煤制烯烃的研究纳入重点课题。经过多年扎实攻关，并汲取和借鉴国际上现有的MTO工艺，我国成功研发出新一代煤制烯烃的工艺路线，相较于传统工艺技术，其转化CO的成功率已达95%，节省50%～75%的运行与投入成本。
现如今，我国正在传统煤制烯烃工艺技术的前提下继续开发新一代甲醇制取煤制烯烃新技术，经由技术性能的日臻完善和优化，甲醇制取烯烃工艺技术得到了再次创新的机会。全新一代工艺技术每吨的烯烃产品耗费甲醇原料量同比下降了15%以上，凸显成本性和经济性。
另外，在煤制丙烯技术方面，我国也取得了相应的突破，截至目前，我国已研制成功世界领先的并具有自主知识产权的新一代MTP技术，国际首套流化床工业试验装置成功启动，其转换甲醇的概率高达99.9%，丙烯的选择性已突破67%。煤制烯烃科研示范项目的顺利完成，均表明我国已具备了相当成熟的煤制烯烃工业化技术，并且开启了国际高碳能源低碳化途径发展的新纪元，必定为煤制烯烃产业的跨越式发展奠定雄厚的基础。
2 煤制烯烃的工艺路线及产品特征
2.1煤制烯烃的工艺路线
以煤炭资源为原料并经甲醇制取低碳烯烃的工艺生产流程主要包含：原料煤同源自于空分单元的纯氧在仪器中会产生化学反应，进而生成粗合成气，一部分的粗合成气会经由CO转变后和尚未变换过的粗合成气进行混合，直入气体的净化单元。除去粗合成气内的一氧化碳和硫化氢等气体，紧接着再进入甲醇的合成单元产生甲醇，甲醇会在甲醇制烯烃设备中完成转换反应，顺利产生含有低碳烯烃成分的混合气体，经过多级别压缩后直入轻烯烃的回收单元中产生丙烯、乙烯，同时，随机产出混合的C5+和C4等产品。
2.2煤制烯烃的产品特征
相较于石脑油裂解产生烯烃的裂解气，甲醇制取低碳烯烃的产品气具备如下特征：甲烷和氢气的含量均低于10%，这样便能加速分隔乙烯；丙烯、乙烯的含量较高，通常甲醇制烯烃产品中的丙烯、乙烯含量均在70%以上；所含炔烃量相对较少；混合的C4+不包含丁二烯和甲苯等芳烃；不包含硫化氢；所生成的物质中包含较少的二甲醚和甲醇等含氧化合物。
依照上面煤制烯烃的产品特征，需选用恰当的产品气分离工艺技术，以制取得到聚合级别的丙烯、乙烯以及C5、C4等不同产品，为下游产品的后续加工供应充足的原料资源。
3 煤制烯烃下游产品的加工技术举例
3.1丙烯的加工技术要点
丙烯是国际消费量位居于乙烯之后的一类关键的基础性化工原料，2011年，我国丙烯生产能力突破1350万吨，而当年丙烯的消费量则达到1900万吨，并且截止现在，丙烯的产量及消费量仍呈现逐年递增的态势。丙烯在化学工业上的主要用途在于生产丙烯酸、异丙苯和丙烯腈等多种有机原料。依照煤制烯烃合成气及项目产品丰富的特征，应当重点顾虑到借助于丙烯制造异丙醇、聚丙烯及丁辛醇等产品。
以聚丙烯为例，截止到2012年底，聚丙烯已成为消费量仅次于聚乙烯的应用最为普遍的一类树脂，在吹膜、喷丝、涂覆等方面均有较高的应用价值，2010年，全球聚丙烯的产量已突破5200万吨，相应地，我国聚丙烯的产量及消费量也在逐年增长。聚丙烯的加工工艺有本体法、淤浆法和气相法等，淤浆法已被逐渐停用，目前占据优势地位的是本体法和气相法，比较有代表性的气相法工艺有Novolen工艺等，该工艺借由两个串联或并联的搅拌釜反应器，反应温度高达70℃～85℃，压强在2.1 MPa～3.1MPa，可产出无规共聚、均聚产品，工艺特征是能用共聚反应器制造均聚物。
3.2 混合C4的加工技术
甲醇制烯烃的整个过程中会附加产生接近5.5%的混合C4，与用石脑油裂解的办法制取乙烯不同，该混合C4不包含丁二烯，所含异丁烯的总量十分低，主要组成成分为丁烯-2、丁烯-1，经由加工将其转化成丙烯、乙烯或者另外具有高附加值的产品，进而削减煤制烯烃项目的成本。当前用到的技术工艺有烯烃裂解技术和烯烃歧化技术等。歧化反应主要是利用催化剂把烯烃混合物转换成新的烯烃混合物，例如2-丁烯、乙烯发生歧化反应之后会生成2分子的丙烯。
3.3乙烯的加工技术要点
毋庸置疑，乙烯是全世界范围内最为关键、最大的基础性有机化学工业原料，预计到2015年和2019年，全世界乙烯的产量将突破17000万吨和17500万吨。在2012年全球乙烯的消费比例中，聚乙烯耗费乙烯达到6900万吨，占耗费总量的60%以上。我国乙烯的下游产品主要乙二醇、苯乙烯和环氧乙烯等。
煤制烯烃行业的乙烯在后加工后以环氧乙烯、乙二醇和聚乙烯为最大消费量。作为我国消费总量最大的合成树脂基础化工原料，聚乙烯在我国的消费量呈现连年攀升的态势。当前，聚乙烯的合成工艺主要包含低压聚乙烯工艺和高压聚乙烯工艺，聚乙烯应用最为普遍的加工工艺有低压法、高压法和中压法三种。
4 结论
综上所述，无论从环保经济，还是技术可靠性方面来看，煤制烯烃产业的发展前景十分明朗。为此，国家需积极扶持煤制烯烃工艺技术，注重创新其下游产品加工工艺，以满足日益增加的市场需求。
煤气化工艺论文范文第7篇
关键词:煤中硫 ；迁移规律；工艺流程
中图分类号：X752 文献标识码：A
1迁移规律
1.1 煤中硫的存在形态
煤中的硫主要以无机硫和有机硫两种形态存在,无机硫的主要形态是硫化物(大部分以黄铁矿FeS2 硫形态存在) 、硫酸盐(主要为硫酸钙和硫酸铁等) 和元素硫(微量) ; 无机硫中以硫铁矿形式存在的硫占绝大部分, 并以大块团聚或是非常精细的小颗粒(直径0.1～0.6μm) 镶嵌在煤的大分子结构里; 以硫酸盐形态存在的硫数量很少超过煤总量的0.1 % , 在一些风化煤里还可能发现少量的元素硫, 它是黄铁矿氧化后的产物,一般在新开采的原煤里很少发现。
煤中的有机硫绝大多数属于煤质大分子结构的一部分, 以桥键形式连接煤质大分子的各个环, 与煤的大分子网络结构交联在一起。煤中的有机硫约占总硫的1/3～1/2 左右, 按其结构可以分为脂肪族硫、芳香族和杂环族硫三类, 包括硫醚(脂肪族或芳基) 、硫醇(脂肪族或芳基) 、噻吩、环硫醚等。最主要的几种有机硫为二苯并噻吩、噻吩、脂肪族硫醚等。含硫官能团的反应性与和硫原子相连的取代基结构有关。硫醇、硫醚比较活泼, 在成煤过程中, 硫醇依次向硫醚、噻吩结构转化。
1.2 煤热解过程中硫的迁移
煤在焦炉中的热解温度约为1000～1100 ℃, 煤中的无机硫中的硫酸盐的分解温度约为1350 ℃, 所以硫酸盐硫基本上不分解而进入了焦碳中, 而硫化铁硫、元素硫和各类有机硫在800 ℃时可完全分解, 所以硫化铁硫及各类有机含硫化合物逐渐分解, 一部分以气体形式释放, 少量冷凝在焦油中, 热解过程中释放的H2S气体大部分来源于硫铁矿和脂肪族硫的分解, 程序升温热解试验表明, 400 ℃以下H2S 的释放来源于脂肪族硫化物的热分解, 400～700 ℃范围内H2S 的释放则对应于芳香族硫的分解, 部分H2S 由于传质限制在高温下进一步与煤中有机质发生反映生成更稳定的有机硫,从而进入焦碳的碳硫复合体, 如噻吩存在于煤焦中,发性硫成分复杂, 达数十种之多, 其中H2S 和焦油硫在所有产物中所占比例最大, 是重要的挥发性硫。
炼焦用煤就全国平均来说有机硫与硫铁矿硫的比例约为4∶6 , 硫酸盐硫所占比例甚微(不同地区所产精煤比例会有不同, 本文仅就平均而言) , 根据以上硫元素迁移转化规律, 我们总结为:
煤中的硫份在热解过程中约60 %～70 %最终固定于焦碳中, 由焦碳带出, 约小于1 %固定于焦油中, 由焦油带出, 其余部分转入煤气中, 其形式复杂, 但绝大多数是以H2 S的形式存在, H2 S硫约占煤气含硫的90 %以上。焦炉荒煤气经脱硫后绝大多数硫元素以单体硫的形式脱出, 煤气再经硫胺及脱苯等工序, 剩余的少数硫由粗苯等产品部分带出; 净化后的净煤气部分回炉燃烧, 其内的H2S 最终被氧化以SO2 形式排放,剩余净煤气可用于锅炉、粗苯管式炉、发电或作为化工原料使用, 如果用于发电或锅炉等燃烧工艺, 则最终硫元素以SO2 形式排放。
荒煤气在冷鼓及蒸氨工序极少数硫元素被氨水吸收以硫化物形式进入蒸氨废水, 从而进入水体; 由于焦炉为正压, 由炉顶、炉门等处泄漏的炉气中的H2S在高温的作用下, 遇氧气大部分被氧化为SO2 并无组织排放; 热装热出焦炉在装煤和出焦过程中, 在高温的作用下, 炉气中的H2S 也大部分被氧化为SO2 , 并无组织排放。
2 硫的去向
物料平衡是工程分析常用的计算方法之一, 其特点是污染物分析全面, 计算结果准确性高, 但所需的资料多, 过程复杂, 难度较大, 且需要对生产工艺有较深刻的了解。硫平衡就是根据该计算方法分析得出的, 它是在对工艺全过程生产及管理全过程有深入的了解并进行充分分析的前提下, 根据物质守恒定律,对生产过程的物料( 原料和燃料) 、投入和产品产出(包括主要产品、副产品和其他伴生物质等) 的平衡关系来确定各个工艺过程硫的去向。
焦化生产工艺流程简述。焦化工程生产工艺为外购原煤经过洗选, 洗出精煤、中煤、矸石和煤泥, 中煤和煤泥外售, 洗精煤配合、粉碎后, 送入焦炉炭化室内高温干馏炼焦制气,焦炭筛分后外售。炼焦过程中产生的荒煤气经冷凝、鼓风、电捕焦油、脱硫及硫回收、硫铵、洗脱苯后,作为焦炉、发电、锅炉等使用, 或外供其他工业用户使用, 在煤气净化过程中回收的焦油、粗苯、硫磺、硫铵外售。
3 焦化生产工艺中硫污染减排分析
焦化企业硫污染减排途径主要有以下几种:
(1) 原料煤的选择。焦化项目排入大气中的二氧化硫全部来源于原煤中的含硫, 无论是降低煤中的有机硫或无机硫, 首先要降低煤中的全硫含量。要实现这一目标, 首要的是要选用低硫煤, 其次通过原煤洗选可将煤中灰份降低, 从而降低煤中无机硫的含量, 通过以上措施可将洗精煤含硫量控制在0. 5 %左右, 从而有效实现二氧化硫大幅度减排。
(2) 高烟囱排放。目前企业中采用较多的方法是高烟囱排放, 增加出口处烟气排放速率, 利用大气稀释扩散能力, 降低SO2 落地浓度, 减少其对地面上人和动植物等的危害。该法存在扩大污染面、形成酸雨区、对控制排放总量没有贡献等弊病。同时烟道的造价与高度平方成正比, 所以此法只能作为一种辅助和过度的方式, 或在局部区域内使用有效。
(3) 采用清洁生产工艺及先进生产设备。焦炉生产过程中炉体的无组织排放如炉门、炉顶、装煤、出焦会产生大量的无组织污染物排放, 要彻底解决这一问题首先要采用大型全自动化、全程控机械化焦炉, 大型焦炉都有专项设计以解决这些问题, 同时应配套干熄焦系统以减少污染物的排放。其次, 针对装煤、出焦要同步配套高捕集率除尘脱硫地面站, 变无组织排放为有组织排放, 从而有效实现二氧化硫的减排。
(4) 荒煤气脱硫技术。煤中约三分之一的硫以气态形式进入荒煤气中,因此荒煤气脱硫就成为二氧化硫减排的关键措施。焦炉煤气脱硫工艺有干法、湿法脱硫两大类。干法脱硫多用于精脱硫, 对无机硫和有机硫都有较高的净化度。不同的干法脱硫剂, 在不同的温区工作, 由此可划分低温(常温和低于100 ℃) ; 中温( 100 ～ 400 ℃) ; 高温( >400 ℃) 脱硫剂。
干法脱硫由于脱硫催化剂硫容小, 设备庞大, 一般用于小规模的煤气厂脱硫或用于湿法脱硫后的精脱硫,对低浓度H2S 具有较好脱硫效果, 脱硫效率可达到99 %。
当煤气量大于3000Nm3/h时主要采用湿法脱硫。焦炉煤气湿法脱硫方法的选择首先是碱源的选择, 碱源有氨、纯碱、有机溶剂醇类如二乙醇胺等。
目前我国已经建成( 包括引进) 的焦化工程采用的具有代表性的湿法脱硫工艺有以下几种:
湿式氧化工艺:
TH 法以氨为碱源
FRC 法以氨为碱源
ADA 法以钠为碱源
HPF 法以氨为碱源
湿式吸收工艺:
索尔菲班法;单乙醇胺法AS 法;氨硫联合洗涤法。
总之, 荒煤气脱硫无论干法或湿法工艺, 都已广泛应用于我国焦化领域中, 技术成熟可靠。对于焦化企业来说, 关键是要根据企业的实际情况, 针对性地同步配套煤气脱硫设施, 杜绝荒煤气直排。
参考文献
煤气化工艺论文范文第8篇
关键词：燃煤锅炉；除尘脱硫；研究
燃煤锅炉在油田注汽中应用较广泛。目前，国内锅炉设备所用燃料以煤为主，排出的污染物主要有烟气和二氧化硫等气体，随着近年环保标准的不断提高，加之SO2减排任务的日益艰巨，通过对烟气除尘脱硫系统进行技术改造和升级，保留了锅炉尾部多管陶瓷除尘器，在原多管陶瓷除尘器的旁边安装烟气脱硫除尘设备，使SO2 和烟气排放指标达标。
1除尘工艺
1.1选用原则
燃煤锅炉燃烧过程中产生的烟气是由黑烟和飞尘构成的。其中，黑烟是煤受热分解而成的微小碳颗粒在炉膛内未完全燃烧形成的，而飞尘则是由灰颗粒和部分未燃尽的焦炭细颗粒组成。QXL23吨燃煤锅炉构造较为完善，在正常情况下，燃烧工况较好，所以其排烟以飞尘（>5?m）为主要成分，其烟气出口烟尘浓度一般在2000mg/m3―5000 mg/m3，所以，选用多管陶瓷除尘器处理工艺。
1.2基础参数
基础参数见表1.锅炉出口SO2质量浓度按煤含量的1.5%计算，多管陶瓷除尘器出口烟尘质量浓度按除尘效率90%计算。
1.3湿式脱硫除尘器
工作温度t≤200℃，烟气处理量Q≤57700 m3/h，烟气阻力P≤1000Pa，除尘效率≥90%，脱硫效率≥70%。
1.4脱硫工艺
根据国家环保总局文件（环发【2002】26号《燃煤二氧化碳排放污染防治技术标准》的要求，综合考虑本单位的建设用地面积、脱硫剂的来源、脱硫后产物的消化处理，治理目标，在比较各种脱硫工艺后，决定采用双碱法脱硫工艺，具体流程为：锅炉的烟气进入脱硫除尘设备后，先经多个特制的喷头逆向喷向来自锅炉的烟气，使烟气与除尘器的水面没有接触前就与脱硫液进行较好的结合，同时脱硫液与烟气中的二氧化硫进行充分反应，除掉烟气中大部分SO2，经过进一步反应，烟气与脱硫液接触并冲击水面，将脱硫液雾化成直径0.1-1.0mm的液滴，形成良好的雾化吸收区。烟气与脱硫液在雾化区充分接触反应，完成烟气的脱硫和进一步除尘，经脱硫除尘的烟气向上通过除尘器的出风口直接进入风机并由烟囱排放到大气中。
众所周知，除尘是从烟气中分离颗粒物质的物理过程，而脱硫则是涉及气液传质和化学反应吸收过程，即烟气中二氧化硫的脱硫过程分两部分完成：1）气液传质和水合过程，即烟气中的二氧化硫与水接触时，溶解在水中，并与水反应生成亚硫酸；2）硫酸与溶解在水中的碱性脱硫剂作用生成亚硫酸盐。
以上三式视吸收液酸碱度不同而异，碱性较高（PH值>9）以（2）为主要反应；碱性略有降低时以（1）式为主要反应；碱性到中性甚至酸性时（5
2.应用效果
我公司两台锅炉经过技术改造后，气液在雾化反应区得到了充分接触并延长了反应时间，提高了吸收效果。对两台锅炉烟气脱硫除尘系统效果进行了对比（表2），脱硫除尘效果明显，达到了国家排放标准。
3.结论
（1）本除尘与脱硫工艺的理论分析是可行的，工艺改造是合理的，且结构简单，使用方便。
（2）本改造工艺应用于QXL23吨燃煤锅炉，但是对其它锅炉也有借鉴作用，经过一年多的运行，效果非常可靠，达到了改造的预期目的，且运行成本低，非常适合在油田注汽锅炉中推广使用。
参考文献：
煤气化工艺论文范文第9篇
关键词： 煤气化 传统教学方式 情景教学法
前言
煤化工生产为连续化的大规模生产，工艺流程长、设备庞大、自动化程度高，需具有一定专业技能的操作工进行作业。从确保生产稳定、安全、高效、节能、环保等方面考虑，企业不允许实习学生动手操作。另外，煤化工生产装置投资费用高，近期不可能在学校建立真正的生产实训基地。由于以上原因，在真正的生产场所锻炼并提高学生的职业能力、操作技能、通用能力等是有一定难度的。
1.煤气化课程传统授课方式
1-煤气发生炉2-燃烧室3-洗气箱4-废热锅炉5-洗气塔6-料斗7-烟
如图1所示，采用传统教学方式，间歇式煤气化生产合成氨原料气-半水煤气工艺的介绍以煤气发生炉为核心，按照设备顺序逐一介绍各设备的结构、工作原理、作用及操作控制要点等，然后将整个工艺流程连贯起来介绍原辅材料的输入和产品的输出等过程。［1］
传统教学方式存在的主要问题是：学生读图能力较差，对设备结构及工作原理不了解；学生对原料来源、性质、状态及预处理过程不清楚，对产品的去向不清楚；大多数学生对工艺流程图的理解难度较大。针对上述问题，笔者尝试在煤气化生产工艺中采用情景教学法。
2.情景教学法的应用
情景教学法是教师根据课程内容所描绘的情景，设计形象鲜明的画面或动画、视频短片等，辅之以详细的解说，使学生仿佛置身其间，如临其境；师生在此情此景之中进行着的一种情景交融的教学活动。因此，情景教学法对培养学生的学习兴趣，启迪思维，开发智力等方面有独到之处。
采用情景教学法，一般来说，可以通过“感知―理解―深化”三个教学阶段来进行。
2.1 感知――创设画面，引入情境，形成表象。
如图2所示，首先介绍气化原料，即：焦炭、块煤、型煤等，并设置问题：三种不同原料各自的特征是什么？有何共同点？为什么国内现在多数氮肥企业采用型煤制气？［2］
多数学生不知道型煤是什么，怎样加工而成的。此时，可进一步引入一些图片或视频短片介绍型煤加工工艺，如图3所示。
接着介绍煤气化制合成氨原料气的气化剂：空气和水蒸气，以及气化剂的供给方式。
水蒸气自蒸汽总管来，空气则通过高压离心通风机输送，如图4所示。
将型煤加入煤气发生炉，然后交替通入空气和水蒸气进行气化反应，制造合成氨原料气-半水煤气，煤气发生炉结构示意图及工作原理如图5所示。
由于煤气化容易产生气-固夹带现象，影响后续工序的正常生产，因此多数氮肥企业在煤气发生炉出口增设了旋风分离器，以替代传统工艺流程中的燃烧室，如图6所示。
经气-固分离并回收煤气显热后，半水煤气进入洗气塔进行冷却、净化。
洗气塔一般采用填料吸收塔，为了让学生了解塔内的气液传质情况，此时播放一段填料塔气液吸收的视频录像，并提供填料塔结构图和物料进出口示意图，如图7所示。
半水煤气经除尘、回收热量、洗涤冷却后，送气柜储存，供下一工序使用，图8是气柜的外形图和工作原理图。
2.2 理解――深入情景，理解流程。
在介绍完煤气化工艺流程中的原料、产品及主要设备后，此时再引导学生结合课本上所学习到的知识，理论联系实际思考前面提到的相关问题，并逐一解决。
原料：采用型煤，可以将大量粉煤加工成型，原料适应范围更广，原料成本更低，企业经济效益更好。采用水蒸气和空气为气化剂，主要完成以下两个化学反应：
C(g)+O2(g)=CO2(g)-Q1
目的：提高炉温，蓄积热量，为制气作准备。
C(g)+H2O(g)=CO(g)+H2(g)+Q2
目的：大规模制气。
气体净化：半水煤气经旋风分离器除尘、水膜除尘并降温，为下一工序脱硫作准备。
能量回收：废热锅炉回收煤气显热，副产低压饱和蒸气并返回煤气发生炉作为气化剂，以降低制气成本。
产品输出：半水煤气送气柜储存供下一工序使用。
2.3 深化――再现情境。
煤气化生产合成氨原料气-半水煤气的过程，是一个典型化工产品的制造过程，主要包含以下两个单元过程。
①化学反应单元过程――煤气化过程。
②化工单元操作过程――流体输送（如空气及煤气的输送、洗涤水的输送）、传热（废热锅炉回收余热）、非均相物系的分离（旋风分离器气-固分离）、传质（洗气塔）等。
将上述单元过程设备按照情景教学法介绍的先后顺序，重新绘制工艺流程示意图如图9所示。
3.运用情景教学法的注意事项
设计情景是情景教学法的关键，情景设置，直接影响着情景教学法的教学实效。因此创设情景时应注意以下几点：
3.1有趣味性：通过图片、动画或视频短片等多种形式调动学生学习兴趣。
3.2有针对性：必须紧扣教材重点、难点。
3.3有诱发性：引导学生将画面与问题和书本理论联系起来，培养创造性思维。
3.4有代表性：是学生在学习中普遍关注却又不易弄懂的问题，能揭示学生的思维误区。
3.5有典型性：容易发现或捕捉到材料与理论之间的内在联系，具体材料能深刻、透彻、全面地说明理论。
参考文献：
煤气化工艺论文范文第10篇
关键词：煤直接液化 工艺条件 液化反应原理 影响
中图分类号：TQ529.1 文献标识码：A 文章编号：1003-9082（2016）01-0273-01
引言
早在1913年德国人就发明了煤直接液化的技术，在二战期间该技术就得到的实际的应用和推广。在二次世界大战结束之后，由于中东地区大量廉价的石油涌入市场，煤直接液化企业在其面前没有丝毫的抵御能力纷纷倒闭了。大约在20世纪70年代的时候，在世界范围内出现了经济的危机，煤炭的直接液化技术又开始被重新重视起来。尤其是美国、日本以及德国等国家在煤直接液化的技术的基础上对其进行了工艺方面的极大的改良，这些工作的目的只有一个那就是尽可能的降低煤直接液化的反应的苛刻的条件，进而在最大程度上降低煤直接液化所耗费电的成本。目前世界上比较有代表性的煤直接液化的技术流派主要分为三种分别为美国、德国以及日本的技术。这些煤液化的新技术中所具有的共性就是，反应的条件和原来相比已经不是那么苛刻。神华集团的液化工艺是具有完全自主知识产权的煤直接液化的技术，该技术不论是从反应条件或者是反应的出油上和其他技术相比都具有相当的优势。
一、煤直接液化反应的原理以及相应的工艺流程
1.煤直接液化的反应机理
将煤炭处于高温、高压以及氢气的环境下，通过催化剂的反应的催化作用，会发生煤炭和氢气之间的反应，然后对反应后的产品进行液化蒸馏将其分成轻重两个部分。通过大量的理论研究与实践证明，煤炭在高温、高压以及氢气的环境下和氢气发生反应液化的过程大致可以分为三个步骤。首先煤炭所处的温度在300摄氏度以上的时候，煤炭就是开始受热分解，在煤炭中大分子结构的较弱的连接键开始断裂，这使得煤炭的分子结构产生了相应的变化，通过煤炭的这种分解产生了较大数量的单元分子结构的自由基，自由基的分子的数量在数百左右（虽然其不带电但是有自身所带电子的碎片）。接着在供氢溶剂比较充足并且氢气的压力较大的环境下，自由基通过和氢气进行结合形成较为稳定的结构，最终成为沥青烯及液化油的分子。氢气分子本身并不能与相应的自由基结合，能够和自由基相结合的是氢气的自由基，也就是氢气的原子，或者是经过活化的氢气分子，氢原子或者是活化的氢气分子的来源是煤炭中的氢、以及供氢溶剂碳氢键断裂产生的氢自由基、氢气中的氢气分子被催化激活、或者是化学反应放出的氢等。
如果在反应系统中加入水和一氧化碳，那么就会产生放出氢气的反应。如果具有活性的氢气不足的情况下，自由基就会发生相应的反应而产生脱氢的状况，最后就会生产半焦炭或者是焦炭。然后对于沥青烯及液化油分子继续加氢裂化使其进行分解成为更小的组成部分。
2.煤直接液化的工艺流程
在煤直接液化的工艺中较为关键的步骤有煤的烘干、破碎、制备煤浆、以及加入氢气进行液化的过程（在反应的过程中采用串联的反应器）、然后对于固体和液体进行分离、对于气体进行净化、对液体产品进行蒸馏和精制，最后在液化气中提取氢气。液化过程就是将上述步骤过程中制成的煤浆，然后与氢气进行结合送入反应器。在反应器当中，煤炭首先会受热发生分解，逐渐变成自由基碎片，这些自由基碎片会和反应器中的氢气进行结合发生反应，形成一种具有较小分子量的氢化物。反应器中所产生的反应物非常的复杂，既包括气体又包括液体和固体。气相的主要组成部分是氢气，在进行膜分离之后可以作为循环氢再进入反应器进行重复的使用;固体物质主要是没有反应的煤和无机矿物质、或者是催化剂等。液体的油经过提质加工就会变成日常生活中所使用的汽油、以及柴油或者是航空煤油等。重质的液体会进一步进行分解得到重油或者是其他物质，而重油又可以作为循环溶剂进行使用。
二、煤直接液化工艺条件对液化反应的影响
煤的转化率、油灰渣转化率、气体收率和液体收率是煤直接液化工艺性能的重要衡量指标。在这些重要的指标当中，最重要的是使煤转化率、油灰渣转化率和液体收率达到最高，同时使气体收率降到最低。
在煤直接液化的工艺当中最为可控以及可调节的因素就是反应器的温度、以及反应器的压力、空速和气体同液体的比例。操作的参数会对工艺的性能产生影响，通过对这些参数进行研究和调整能够在很大程度上改善系统的性能。通过对过程参数的调整能够达到对产品的质量以及成本进行控制的目的，接下来本文对于工艺生产过程中的这些参数对于反应的影响进行了分析。
1.反应的温度
在煤直接液化反应的过程中最为主要的就是通过控制煤液化的温度来保证煤具有较高的转化率。所以温度是工艺控制过程中最为主要的变量之一。由于反应器的类型为返混式反应器，所以其内循环或者是煤浆的循环速度较高，这就导致温度的梯度非常的低。反应器的实际加权平均床层温度应该和反应器出口的温度相差大致在2-4摄氏度之间。从整个的反应过程来看，如果温度较高的话有利于分裂反应，但是不利于加氢反应，较低的温度才较为适合加氢反应。
2.反应的压力
操作的压力并没有真正实际的物理意义，所以自工艺设计阶段就应该将该量进行设定。与该压力有关的就是氢气的分压，如果氢分压较高的话就会有利于加氢反应，就会降低聚合反应以及沉积反应，所以可以改善其可操作性。足够的氢气分压能够使得反应环境维持在较好的状态。大量试验研究证明煤液化反应速度与氢分压的一次方成正比，所以氢分压越高越有利于煤的液化反应。
3.干煤空速
反应器中需要大量的循环供氢溶剂以及足够的氢气，干煤的停留是和空速之比成正比的，在流量发生相应改变的情况下，空速的变化就会和相应的流量成一定的比例。每台反应器都具有一定的干煤响应的速度。但是较低的空速对于油渣的转化、以及液体收率和气体收率是非常有帮助的。在这种情况下空速对于煤的转化率的影响比较小并且可以忽略不计，所以煤的转化率和空速之间的关系并不是很大。
4.气液比的调节
一般用气体标准化的体积流量和煤浆的体积流量的比值来表示，该比值是一个没有量纲的参数。煤浆的密度一般来讲大于1000kg每立方米， 所以一般用标准气体状态下的气体流量与煤浆流量之比来进行表示。如果提高气体和煤浆液体的比值，那么液体状态的分子就会进入到气体分子中，气体在反应器内的停留的时间就会比液体停留的时间短，这样就会使得小分子液化油发生分裂的可能性继续减小，但是这会在很大程度上增加大分子的沥青烯以及前沥青烯在反应器中停留的时间，进而使得转化率进一步得到提高。气液比值的提高也会使得气液混合体流动的速度增加，这也非常有利于反应器的内部反应。但是气液比值的提高并不只是带来好的效果，气液比值的提高会提高反应器内部气体的含量，可以使得液体分子在反应器内部的停留时间减少，这样对于液体的反应是极为不利的。另外气液比值的提高也会在很大程度上增加循环压缩机的负荷，提高能量的消耗。所以应该设定气液之比到一个较为合适的数值。
三、结语
煤直接液化技术在我国应用已经有多年的历史了，煤直接液化的工艺步骤中的各种参数如温度、压力、空速比和气液比等都会对煤直接液化的过程产生重要的影响如能量的消耗以及转化率等，本文通过实验确定了煤直接液化工艺过程中所需要的合适的参数。这对于推动我国煤直接液化技术的发展具有一定的作用，为该技术的进步奠定了实践基础。
参考文献
[1]董子平，闫大海，何洁，罗琳，黄泽春.煤直接液化残渣掺烧的燃烧特性及其苯系物的排放特征[J]. 环境科学研究. 2015（08）
煤气化工艺论文范文第11篇
关键词：煤制气 方法 技术现状 工艺研究
一、前言
从目前我国煤制气技术的发展及应用来看，煤制气技术可以分成五大类，在具体生产中得到了有效实施。为了保证煤制气技术取得积极的应用效果，我们应对煤制气技术进行深入了解，应认真分析煤制气方法的具体分类以及该技术的发展现状，并对煤制气技术的工艺过程进行深入研究，加深对煤制气技术的理解。基于这一认识，我们应对德士古煤气化技术、壳牌煤气化技术、喷嘴对置式气化技术、
鲁奇气化技术和灰熔聚煤气化技术这五类煤制气技术进行重点分析。
二、煤制气方法的具体分类和技术发展现状
从目前煤制气技术的具体应用来看，煤制气方法主要可以分为五类，其技术发展现状主要为以下特点：
1.德士古煤气化技术
特点是单台气化炉生产能力较大，气化操作温度高，液态排渣，碳转化率高，煤气质量好，甲烷含量低，不产生焦油、萘、酚等污染物。三废处理简单，易于达到环境保护的要求。
对于煤种要求苛刻：
①煤的内在水分含量要低，否则成浆性差。
②煤中氧含量要低，一般不得高于15%，氧含量越高成浆性越差。
③煤的灰熔点不能高于1350℃，
灰分含量要低，一般不能大于20%，否则经济性差。
④灰渣的粘度要低，流动性要好。
⑤煤粉粒度要小，一般在40～90微米之间。
浆液中煤质含量保持在60%以上，否则气化强度低，经济性差。
缺点：
①受气化炉耐火砖的操作条件和使用寿命的限制，气化温度不宜过高。
②气化炉内砌耐火砖冲刷侵蚀严重，更换耐火砖费用大，增加了生产运行成本。
③喷嘴使用周期短，必须每两个月检查更换一次，停炉更换喷嘴对生产连续运行或高负荷运行有影响，一般需要有备用炉，增加了建设投资。
④对管道及设备的材料选择要求严格，一次性工程投资比较高。
⑤对煤种要求有限制。
2.壳牌煤气化技术
特点：
①干煤粉多烧嘴进料，高温高压气化；
②高温高压气化，废热锅炉冷却，回收热能；
③煤气质量好，有效气体成分高；
④炉内无耐火砖衬里和转到设备，维护量小。
缺点：
①气化炉和废热锅炉结构复杂，加工难度大；
②材料选择难度大；
③投资高
④过滤器容易堵塞，运行周期短。
⑤操作难度大，控制系统及其复杂。
3.喷嘴对置式气化技术
喷嘴对置式气化技术是我国自主研发的煤气化技术，
特点：
多喷嘴主要是增加了撞击流，将射流改成了撞击流，改变了流场结构，传质传热加剧，碳转化率从理论上讲有提高，有效气成分适当提高。
缺点：
①氮气消耗量大，对有效气成分影响大
②上部耐火砖易磨蚀损坏。
③设备投资增大，控制系统复杂，维护费用高。
④对煤质要求同GE水煤浆一样苛刻。
4.鲁奇气化技术
鲁奇气化技术具有较长的发展历史，最早由德国鲁奇公司发明并应用。鲁奇炉的生产方式主要有固态排渣与液态排渣两种。
特点：
①可以采用灰熔点较低的煤。
②可以采用粒度较小（一般在5～25毫米）的煤，对煤的机械强度和热稳定性的要求较低。
③可采用一些水分较高（例如20～30）和灰分较高（例如30%）的劣质煤，并生产出优质的城市煤气，这在其它一些气化方法中是难以实现的。
④耗氧量低，在20公斤/厘米2压力下气化所需的氧气量仅为常压气化时的1/3～2/3，压力更高还可以降低。
⑤可以得到各种有价值的焦油和轻质油副产品，前者产率近于低温干馏（例如以煤的可燃物计算达8～9%），后者的产率甚至比低温干馏还多。
缺点：
①除具有高压工厂所固有的复杂性以外，固态排渣的鲁奇炉中水蒸气的分解率低。常压气化炉中水蒸汽的分解率约50%左右，而在20公斤/厘米2压力下，操作的加压气化炉，水蒸汽分解率仅能达到32～38%。但通过选用灰熔点高的煤种，降低汽氧比操作；或采用二氧化碳做气化剂，甚至可大幅提高蒸汽分解率。近年来，新发展的液态排渣式鲁奇炉，水蒸汽的消耗量大大降低，水蒸汽的分解率为95%。
②在生产运行中，设备的损坏检修较为频繁，因此生产运行开工率比较低，一般在75～85%。
5.灰熔聚煤气化技术
灰熔聚煤气化技术是我国自主研发的煤气化技术之一，在实际应用中取得了积极效果。
特点：
①煤种适应性广；
②操作温度适中，无特殊材质要求。操作稳定，连续运转可靠性高；
③工艺流程简单无特殊材质要求；
④产品中不含焦油和酚类，洗涤水处理容易。
缺点：①提高气化炉操作压力低；
②工业业绩规模小；
③净化单元系统庞大；
④煤气含尘处理困难。
三、煤制气方法的技术工艺研究
从目前煤制气技术的应用来看，其工艺流程和要点主要为以下几个方面：
1.德士古气化技术的主要优点是水煤浆带来的，即较容易把压力升上去。在生产中减少了压缩工序，实现了整体能耗的降低。
2.壳牌煤气化技术中气化炉主要结构是干煤粉多喷嘴上行废锅气化，都采用冷炉壁，冷煤气回炉激冷热煤气，煤气冷却都用废锅。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。虽然壳牌煤气化技术在生产效率上有突出优点，但是造价过高限制了其整体应用范围。
3.喷嘴对置式气化技术装置改引进的德士古炉单喷嘴为对置式多喷嘴，强化了热质传递，碳转化率达到98%以上，气化效果优于引进的德士古炉。从喷嘴对置式气化装置的结构来看，主要是在德士古炉的基础上进行的改进，喷嘴更多，生产效率更高。
4.鲁奇气化技术的缺点是高压设备的操作具有一定的复杂性，净化系统复杂（苯、酚、焦油处理），气化过程有大量的甲烷生成（8%～10%），作为燃料煤气是有利的，但作为合成氨的原料气则需要转化，其工艺较为复杂。鲁奇气化技术在实际应用中，虽然生产效率较高，但是相对复杂的工艺给实际应用带来了一定的困难。
5.灰熔聚煤气化技术中，其工艺为流化床气化，下部有一灰熔聚区，对煤粉细度要求不高，为0～6mm左右。由于灰熔聚煤气化技术对煤粉的要求不高，因此该技术比较适于在国内推广。并且其工艺为流化床气化，实现起来难度较低。
四、结论
通过本文的分析可知，在煤化工的发展过程中，煤制气作为重要的煤化工技术得到了快速的发展，在实际生产中得到了重要应用。为了保证煤制气方法取得积极效果，本文重点分析了煤制气方法的技术现状及工艺，为煤制气方法的应用提供了技术支持。
参考文献
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煤气化工艺论文范文第12篇
关键词：煤气 剩余输送能力 减速管
一、引言
我厂三回收系统于1987年建成投产，配套三焦4.3m焦炉，粗苯、硫铵等化产品回收工艺已于2005年停产拆除，仅保留鼓风冷凝系统继续运行。由于处理能力小，投产时间长，设备及工艺技术严重落后，部分设备如电捕、卧式焦油氨水分离器等检修频繁，安全管理工作难度大，运行成本高，在5#干熄焦配套工程回收系统投产后，我厂煤气鼓风机的输送能力有所提升，因此可以考虑将三回收系统的鼓冷工序停止运行，降低生产成本，并拆除系统设备，减少设备维护工作并优化岗位人员结构。
二、系统停产的可行性分析
将三鼓冷系统完全停止运行并拆除，主体思路是将焦炉煤气输送负荷重新分配。三焦荒煤气由一、五风机共同负责输送，二风机输送一部分五焦荒煤气，三系统焦油氨水由一或五回收系统进行处理。此外还需考虑循环氨水系统的供给及三焦焦油氨水如何处理等问题，因此需对各方面数据进行分析。
1.煤气负荷数据分析
停止三回收煤气风机的运行，前提条件是其他各系统的煤气风机的剩余输送能力必须大于三回收煤气风机的输送能力，对相关系统煤气风机数据进行分析，数据见表1。
三、工艺优化方案
1.煤气系统改造方案
2.循环氨水系统改造方案
对循环氨水及焦油氨水回水工艺的改造方案，可以由三个方案进行选择。
2.1自流式回水工艺
根据现有工艺情况，三焦循环氨水由一回收单独供给，焦油氨水回水接入一回收刮渣机，工艺连接方式如图1。相关数据分析如下：
2.1.1三焦2#炉吸煤气管最东端管中心标高1：11.751
2.1.2三焦3#炉吸煤气管最西端管中心标高2：11.586
2.1.3三冷凝吸煤气管三通处管中心标高3： 11.586-28×0.01515=11.162
2.1.4三焦1#炉吸煤气管最西端标高4：11.100
2.1.5一冷凝刮渣机滤筒减速机平台标高5：9.525
由于现有工艺条件限制，回水管坡度无法继续放大，此工艺方案的优点是改造后工艺与一冷凝现有系统设计工艺一致，无需增加大型设备，投资小，后期管理简单。缺点是安装施工难度大，对接时间较长，对接作业时可能会对焦炉设备产生不利影响，引发集气管拉裂等问题。回水管管道坡度小，回水流动加速度小，大块渣可能会堵塞管道。
2.2设置中间槽的回水工艺
在三冷凝气液分离器附近区域安装两个焦油氨水中间槽，设置焦油氨水中间泵，三焦焦油氨水回水用泵送至一系统、五系统共同处理，工艺连接方式如图2。
工艺优化后，在实际生产中有三个主要问题可能会对生产管理造成影响。
2.2.1循环氨水中间槽及中间泵容易堵焦油渣。由于循环氨水泵进口流体为自流式流动，一旦出现停电或者泵跳闸的情况，极易在泵进口管段凝结油渣，堵塞流体流动。
2.2.2循环氨水中间槽液位监控难度大。循环氨水中间槽的介质为混合物，密度变化大，因此远程液位计监控到的液位准确度差，而且介质中含焦油、焦油渣等易堵塞管道的介质，易影响远程液位计的准确监控。
2.2.3一、五刮渣机负荷增加后，除渣效果差。经改造后，一、五刮渣机的生产负荷均有所提升，且循环氨水中间泵送来的混合液流速快，使得槽内的渣难沉降，一、五系统的除渣效果可能会受影响。设计中采取以下方式予以避免：
2.2.3.1循环氨水中间泵扬程设计40m，减少介质出管余压，并采用变频调节，在确保流量足够的前提下降低管道压力。
2.2.3.2进口管从刮渣机顶部接入，设置变径，出口介质流向与刮渣机液面平行，避免刮渣机内溶液翻滚，如图3所示。
参考文献
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[2]肖瑞华，《炼焦化学产品生产技术问答》，冶金工业出版社，2007.1，第一版.
[3]陈敏恒，丛德兹，《化工原理》上、下册，化学工业出版社，2004.7，第二版.
煤气化工艺论文范文第13篇
关键词：煤改气锅炉；受热面泄露；精细化检修
DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2017.13.041
锅炉设备是大型工业建设必不可缺的一项内容，做好泄露防治工作与精细化管理的水平与系统整体运行效率关系紧密。鉴于此，讨论煤改气锅炉受热面泄露的原因与精细化检修的管理将是重中之重，具有良好的现实意义。
1 煤改气锅炉受热面泄露问题的成因
煤改气锅炉受热面泄露问题的原因涉及方方面面，主要有锅炉设备设计水平不高、生产工艺不够先进和组装质量不达标等。下面，将主要针对以上三个方面予以分析与说明。
（1）锅炉设备设计水平不高。煤改气锅炉设备的设计水平不高主要体现于大型工厂锅炉设备设计理论和应用之间的脱节严重。比如，设计工作人员对锅炉炉膛的结构设计不能良好适用燃气变化运行，这样的设计缺陷最终可能引起过热装置温度过大进而导致爆管事故。另外，锅炉设备设计水平不高还可能因工作人员的设计经验不足导致存在隐患，诸多相关参数设定的选择往往不够合理。比如，设计工作人员对煤改气锅炉受热面设计参数的设定存在重大偏差，实体锅炉炉膛的出烟口温度可能与实际预估数值的偏差要大的多，也可能导致锅炉炉膛的高宽比例严重失调。同时，锅炉设备设计水平不高还体现于锅炉设备自身结构与受热面布置不规范两个方面。比如，设计导气管管径与长度偏差较大，或管材选用不合适都可能造成锅炉炉膛受热面温度过大的情况。
（2）生产工艺不够先进。生产工艺是否先进与煤改气锅炉设备的运行质量具有直接联系。传统生产工艺显然不能满足当下实际的需要，这也是煤改气锅炉设备生产技术改造的一个重要要求。比如，煤改气锅炉焊接的质量在一定程度上引起导管弯头的椭圆度不达标，由此可能引起导管弯头减薄量太大和导管堵塞等问题，这将为煤改气锅炉受热面泄露问题埋下隐患。另外，生产工艺不够先进也会在炉膛材质选用方面和加工图纸出现错误两个方面直接体现。
（3）组装质量不达标。煤改气锅炉设备的组装质量不达标也是导致受热面泄露问题的重要原因之一，它可直接衍生整套锅炉系统电机组非正常停滞的情况。煤改气锅炉组装质量不达标在一定程度上会导致企业蒙受巨大损失。另外，煤改气锅炉设备组装质量不达标将使得受热面管出现泄露问题的几率倍增，其健康运行将大打折扣，诸多火力电厂的安全性也将无法得到保障。
2 煤改气锅炉受热面泄露问题的预防措施
煤改气锅炉受热面泄露问题的预防是一项极为系统化的工作。其预防措施具体包括强化相关预防制度的落实与执行、新型工艺的推广与应用、全阶段预防体系的构建与完善三个方面。
（1）强化相关预防制度的落实与执行。相关预防制度的制定与落实将是煤改气锅炉受热面预防泄露问题的前提条件。执行制度阶段要求工业电厂自身要具有一套相对完善的规章制度，杜绝一切不认真落实制度的行为。而有关管理部门也应针对问题及时出台一系列应对政策或规定来督促制度落实与执行。另外，强化相关预防制度的落实与执行方面一定要把控好质量管理，若质控与监督趋于形式将无法根本保障系统运行的安全性和稳定性。
（2）新型工艺的推广与应用。新型工艺的推广与应用也作为煤改气锅炉受热面泄露问题预防措施的一项要求。合理应用新型工艺技术必然要求工程技术人员熟练掌握工艺操作。比如，定点侧后和蠕胀测量等工艺应用。另外，新型工艺的推广与应用也包括工程技术人员对内壁氧化皮监测、内窥镜清洁度复查和磁记忆应力检测和无损探伤工艺的全面认识与掌握，以此为保障煤改气锅炉设备运行安全与稳定提供基础保障，最终可以保证煤改气锅炉受热面泄露问题的有效规避。
（3）全阶段预防体系的构建与完善。全阶段预防体系的构建与完善将是煤改气锅炉受热面泄露问题预防的又一个重要方面。全阶段预防体系的构建与完善必需要求工程技术人员深刻认识整个检查过程的根本在于质量管理。通常，全阶段预防体系的构建与完善由三级管控构成。另外，全阶段预防体系的构建与完善要由工业电厂企业派人员专职专岗，由另外一名工程技术人员予以复检，相互指出失误并及时整改。对复检之前未能发现的问题要及时反思，对检出问题的工程技术人员予以奖励。同时，在构建与完善全阶段预防体系之后要求执行到位，最终保障煤改气锅炉安全运行与稳定运行，受热面泄露问题也得到有效规避。
3 煤改气锅炉受热面的精细化检修管理
（1）完善精修制度。完善精修制度实际上是人的管理。要知道，专业人才与精细化检修管理息息相关。完善精修制度需要深入调动技术人员在岗位工作的热情，良好发挥专业人才的智慧力量。同时，重视对专业人才的利用可以减少管理方面初级失误的发生率。
（2）明确责权分工。明确责权分工是系统性工作对每一位工作成员下达明确且可行的工作目标与工作任务，且每一位工作人员都要为自己的工作岗位负责。同时，与明确责权分工制度相匹配应该制定一套完善的奖罚考评办法，可通过考评办法对每一项岗位工作制定相应的标准。明确责权分工制度与奖罚考评办法双管齐下充分调动专业人才的工作热情，提升企业发展动力。
（3）加强岗位培训。加强精细化检修技术人员培训是通过组织学习提升技术人员的综合素质和工作技能。同时，还需注重对工作人员管理能力和道德品质的培养，从而能够在此基础上使检修人员具备精湛的技术及丰富的经验，从而能够使其在开展锅炉受热面精细化检修管理时具有更强的综合能力。
4 结束语
煤改气锅炉受热面泄漏问题的预防与精细化检修管理应该得到高度重视和广泛应用。工业电厂工程技术人员应明确掌握造成煤改气锅炉受热面泄漏问题的成因，能够在此基础上通过预防措施的有效落实与执行，并通过精细化检修管理促进我国工业生产水平的提高。
参考文献：
[1]谢仪.煤改气锅炉受热面泄漏原因分析与对策[J].低碳世界，2014（7x）：110-111.
煤气化工艺论文范文第14篇
关键词：水煤浆；浓度；煤气化
1 概述
水煤浆是20世纪70年代石油危机以后开发的一种清洁煤基燃料，是一种可以代替重油和固体煤的新型洁净燃料，它具有比固体煤高的燃烧效率[1]，可以在工业锅炉、电站锅炉、和工业窑炉中燃用，亦可作为气化原料生产合成煤气[2]。近年来，空气雾霾备受关注，煤炭不清洁的利用是造成空气雾霾的原因之一，水煤浆便是一种有效的清洁利用煤炭资源的手段，不仅如此，发展水煤浆技术还可以节约燃油、缓解煤炭运输，是一项具有重大意义的，带有方向性的低污染代油技术[3]。
近年来，随着以水煤浆气化为龙头的煤化工产业的快速扩张，气化水煤浆的应用规模也得以迅速扩大[4]。水煤浆的浓度直接影响气化炉气化效率，气化能耗以及生产成本。因此，如何提高水煤浆的浓度直接影响企业的经济效益。国家水煤浆工程技术研究中心对影响水煤浆成浆浓度的因素做了深入的研究，开发出了“分级研磨”的工艺技术，并配合其研发的水煤浆专用添加剂，用以提高气化水煤浆的成浆浓度。文章采用传统制浆工艺与分级研磨制浆工艺对某化工企业所提供的三个煤样进行水煤浆成浆性实验，用以了解分级研磨工艺对于三个煤样的成浆浓度的影响。
2 实验条件
2.1 煤质分析
实验煤样取自榆林-鄂尔多斯地区，分别为永智、张家峁、红柳林，编号为1号、2号、3号，对三种煤样进行煤质分析，结果见表1。
由表1可知，1号煤样属于高水分、特低灰分、高挥发分、低硫、较难磨的难制浆煤种，2号煤样属于低水分、低灰分、中高挥发分、低硫、较难磨煤种，3号煤样属于低水分、特低灰分、中高挥发分、特低硫、较难磨煤种。
2.2 实验器材
TJCPS-180×150全密封锤式破碎缩分机；XMB-Φ240×300棒磨机；QHJM-3超细研磨机；GS-86型电动振筛机；DT500A电子天平；101-DA型电热鼓风干燥箱；HB43型梅特勒快速水分测定仪；NXS-4C型水煤浆粘度仪；BT-2002型激光粒度分布仪；JJ-1型定时电动搅拌器。
2.3 实验方法
生产现场对于水煤浆的粒度分布和粘度的要求为≤0.075mm颗粒比例占≥40.0%，≤0.45mm颗粒比例占≥86.0%，≤1mm颗粒比例占≥97.0%，水煤浆最大表观粘度为≤1200mPa・s。为了使得实验结果更具有参考性，实验中的煤浆粒度分布以及粘度均按照此要求进行。
实验采用干法制浆，找出最佳的制浆条件，然后用湿法按照最佳工艺条件进行验证。干法制浆的过程为：用棒磨机按照现场对水煤浆的粒度分布要求进行棒磨，将磨好的煤粉、一定量的添加剂和水放入烧杯中，用搅拌器搅拌6min。
将制得的水煤浆进行浓度、表观粘度的测试，妥善保存24h后进行流动性和稳定性的测试。
分别采用传统制浆工艺以及分级研磨制浆工艺对三个煤样进行成浆性实验研究，通过对比实验结果来得出分级研磨工艺水煤浆成浆浓度的影响。分级研磨制浆工艺的流程简图如图1所示。
3 结果与讨论
3.1 传统制浆工艺实验
三种煤样采用传统制浆工艺所得煤浆浓度结果见表2。
注：流动性标准：连续流动为A；间断流动为B；不流动为C。同一级别中以“+”“-”表示优劣。稳定性标准：浆体保持其初始状态，无析水和沉淀产生为A；存在少量的析水或少许软沉淀产生为B；有沉淀产生，密度分布不均，但经搅拌作用后可再生为C；产生部分沉淀或全部硬沉淀为D。
由表2可以看出，随着水煤浆浓度的升高，表观粘度随之升高，浆题流动性变差。按照现场需求，当表观粘度控制在1200mPa・s以下时，三个煤样采用传统制浆工艺所得到的煤浆最高浓度分别为54.34%、62.77%和60.33%。
3.2 分级研磨工艺实验
分级研磨工艺的干法实验，即根据现场粒度分布的要求，将棒磨机磨好的粗煤粉以及超细磨机磨好的超细煤粉按照一定的比例混合，在加入一定量的添加剂和水，搅拌6min得到水煤浆产品。三个煤样不同粗细比例的粒度分不见表3。
根据现场气化对粒度分布的要求，确定了三种煤样的级配比例粗：细分别为90：10、85：15以及80：20。按照该比例，三种煤样的采用分级研磨工艺所制得的煤浆浓度见表4所示。
由表4可以看出，采用分级研磨工艺所制得的1号、2号、3号煤样的成浆浓度分别为57.57%、65.63%以及64.20%。对比传统制浆工艺多得到的煤浆浓度分别上涨了3个、3个和4个百分点。
实验证明，分级研磨工艺通过对煤浆的堆积效率进行优化，使得水煤浆浓度得以提高。而煤浆浓度的提高对于煤气化性能有着很大的影响，有研究表明，随着煤浆浓度的升高，进入气化炉的水含量减少，为维持气化炉炉温恒定，气化单元所需氧气量减少，因燃烧而损失的CO、H2减少，有效气含量增加，因而比煤耗、比氧耗均降低，冷煤气效率升高[5]。
4 结束语
（1）取自榆林-鄂尔多斯地区的永智、张家峁、红柳林三个煤样，采用传统制浆工艺所得最高成浆浓度分别为54.34%、62.77%和60.33%；采用分级研磨工艺后，最高成浆浓度分别为57.57%、65.53%以及64.20%，煤浆浓度比传统制浆工艺提高3%-4%。
（2）采用分级研磨工艺，提高了煤浆的堆积效率，煤浆浓度的提高对煤气化性能有着很大的影响，对企业经济效益的提高有着重大的意义。
参考文献
[1]杜长江.水煤浆生产应用在“节能减排”中的价值[A].水煤浆新技术研发与实践[C].北京：中国石化出版社，2012：36-41.
[2]段清兵，等.低阶煤高浓度制浆新技术的研发与应用[A].水煤浆新技术研发与实践[C].北京：中国石化出版社，2012：32-35.
[3]李瑞国，等.水煤浆燃烧技术及其发展[A].水煤浆新技术研发与实践[C].北京：中国石化出版社，2012：58-64.
煤气化工艺论文范文第15篇
关键词：乙二醇合成 变压吸附 深冷分离
一、引言
目前乙二醇工艺路线主要分为石油路线和非石油路线，而我国富煤少油的能源结构决定了非石油路线合成乙二醇的重要性[1]。
乙二醇合成技术的主要工艺路线[1，2]如下图：
图1可知，在乙二醇合成工艺中CO和H2作为原料气在不同工段分别使用。表1给出了常见乙二醇合成技术专利商对CO和H2原料气的要求。通常乙二醇合成所需原料气来自煤气化工艺，首先通过煤气化将原煤转化为煤气，表2给出了常见气化技术净化煤气的组分。气化煤气经过变换、冷却、净化送出气化界区。此时，送出气化界区的合成气为脱除H2S和CO2的净煤气，其组分见表2[3]。由此可见，合成气在进入乙二醇合成工段之前必须经过合成气分离工段，将合成气中各组分。
进行分离。各种气化技术中，碎煤加压气化技术的合成气成分相对复杂，其分离工艺也相对复杂，本文将以碎煤加压气化合成气为原料探讨合成气的分离技术。
二、气体分离技术介绍
目前合成气分离技术主要有深冷分离和变压吸附[4，5]。
深冷分离
深冷分离应用广泛的是部分冷凝，其利用合成气各组分冷凝点的差别，使混合气在-165℃～-210℃的低温下，令某一组份或几个组份冷凝液化，其他组份保持气态，从而分离各组分。深冷分离可同时制得二种以上高纯度气体，流程简单、装置占地少，操作简便，工艺成熟可靠。但是必须脱除原料气中水和CO2，使其含量小于1ppm，否则在低温下堵塞管道。另外，目前该工艺技术需引进。
变压吸附
变压吸附是采用吸附剂对混合气中不同组分的吸附能力差异，通过吸附脱附分离不同的组分，以变压吸附制氢应用最多。混合气中各组分在吸附剂上的吸附能力主要决定于吸附剂的选择性和组分的分子结构。吸附剂的选择性决定于采用的吸附剂，当前吸附剂种类较多，特种吸附剂也有较多工业应用，如甲烷专用吸附剂、CO专用吸附剂等。常见气体的吸附能力强弱顺序为：H2
三、合成气分离技术探讨
表3为某煤种经过碎煤加压气化、变换冷却、低温甲醇洗得到的净化合成气组分及其沸点。
表4所示的净化煤气即是送入分离工段进行分离以满足表1中乙二醇合成原料气要求的合成气，原则上可采用深冷分离或变压吸附进行分离。
对于深冷分离法，由于CO2沸点过高，深冷分离过程中会产生 “结冰”现象，造成管道或换热器等堵塞，造成安全隐患，首先需采取一定的措施进一步脱除。合成气其余组分为CO、H2、烃类、N2、Ar，H2沸点最低且和CO、N2的沸点差距较大，可优先作为不凝气氛分离，并可得到组分纯净的H2；烃类和Ar作为沸点较高的组分可以在控制温度的条件下以液体状态分离出系统，得到的LNG也可以达到《液化天然气一般特性（GB/T 19204-2003）》的技术规格中的要求；但是CO的沸点和N2及CH4沸点太接近，通过深冷分离得到的CO产品气中N2和CH4的含量较高，不能满足乙二醇合成的要求。另外，实际工艺模拟结果显示深冷分离所得的H2产品气和CO产品气均不能达到乙二醇合成工艺要求，均需在深冷分离工艺之后分别增加相应的变压吸附提纯工艺。
对于变压吸附分离，根据选择的吸附剂不同以及不同组分分子在吸附剂上的吸附能力的不同进行分离。H2在任何吸附剂上吸附能力均很低且组分中H2含量最高，首先从合成气中分离可以降低后续工艺、设备的能力。然后主要组分烃类和CO吸附能力相对接近，完全分离较为困难，可选用对CO具有高选择性打的吸附剂优先分离CO，然后剩余富甲烷气体通过深冷得到LNG；或选用对烃类具有较高吸附能力的吸附剂优先分离烃类，烃类通过深冷得到LNG，剩余富CO通过CO吸附剂分离得到纯净的CO产品气。优先分离CO需要选择对CO具有高选择性打的吸附剂，成本较高。另外，由于N2、Ar及少量CO的存在，此时富甲烷气体气量大于经过提纯得到的烃类气体，此时进行深冷制取LNG需要较多的冷量。因此，首先提纯CH4并深冷制取 LNG，之后再进一步变压吸附提纯CO的方案具有更多的合理性。
经过分析可知，对于碎煤加压气化所得净化合成气的分离，无论是深冷分离还是变压吸附，仅用单一的气体分离方法均不能达到最终的分离结果。对比深冷分离+变压吸附和变压吸附+深冷分离两种不同路线，深冷分离+变压吸附路线在深冷分离之后还需增加相当于变压吸附+深冷分离处理能力的变压吸附装置，其在工艺合理性及投资上均不具备优势，因此变压吸附+深冷分离更具有合理性。
四、结论
本文选择典型的碎煤加压气化所得净化合成气作为分离对象，分析力深冷分离和变压吸附两种气体分离方法，发现单一的分离方法并不能达到最终的分离结果。同时，通过讨论和比较认为变压吸附+深冷分离工艺合理、投资有优势，因此变压吸附+深冷分离更具有合理性。
参考文献
[1]周张锋，李兆基，潘鹏斌，林凌，覃业燕，姚元根； 煤制乙二醇技术进展； 化工进展； 2010（11）.
[2]王建平，杨文书，吕建宁； 合成气经草酸酯制乙二醇技术进展； 化工进展； 2009（07）.
[3]陈菊枝，洪献春； 煤炭气化技术； 化学工程与装备； 2011（04）.
（4）魏玺群，陈健； 变压吸附气体分离技术的应用和发展； 低温与特气； 2002（03）.
