煤气化工艺论文十篇

煤气化工艺论文篇1

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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煤气化工艺论文篇2

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。

煤气化工艺论文篇3

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

煤气化工艺论文篇4

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）

煤气化工艺论文篇5

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.

煤气化工艺论文篇6

关键词 煤制替代性； 天然气； 高温甲烷化； 工艺

中图分类号 TE6 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2014）112-0097-02

对于天然气生产成本进行测算，通过对比分析可知煤制替代性天然气项目全部具有竞争力，特别是一些西北部地区的天然气项目，其价格竞争优势明显高于从中亚进口的天然气。与进口的液化天然气价格相比，新疆、内蒙古以及山东等地区建设的煤制替代性天然气项目完全可以与新增进口LNG相竞争。

根据测算可知，煤质天然气的出厂价格如果高于每立方1.6元的话，就会收到较高的经济效益，如果市场条件影响到天然气涨价预期变得强烈，由此煤制替代性天然气项目具有较为美好的前景。当前国内天然气价格偏低，还具有较大的上升空间，对于许多能源企业对于天然气项目较为热衷的最大原因，由于容易受到油价波动的影响，国际天然气的进口价格明显要高于国内价格，根据相关测算，中亚天然气出口到国内首站霍尔果斯的价格为每立方米2元以上，再加上运输费等到达个城市门站要达到每立方米3元以上，这一价格明显的高出西气东输一线到达各城市门站的价格。综上所述，发展煤制替代性天然气与其他煤化工产品相比更有优势，其能量转化率最高，目前国内将煤炭转化为能源产品的方式有发电、煤制油、煤制甲醇和二甲醚、煤制替代性天然气等，能量效率由低到高为：煤制油(34.8%)、煤制二甲醚(37.9%)、煤制甲醇(41.8%)、发电(45%)、煤制替代性天然气(50%～52%)。煤制替代性天然气的能量效率最高，是最有效的煤炭利用方式，也是煤制能源产品的最优方式。从单位热产值来看更加节水，是一种对于西部地区发展新型煤化工最有意义的工艺。更加环保，煤制替代性天然气可以大大的降低锅炉与发电产生的二氧化碳排放量。其运费更低，可以大规模的进行管道输送，特别是正在建设的西气东输三线可以有效的解决许多西部地区煤气项目的产品运输问题。从方方面面来看，煤制替代性天然气都具有较高的优势。

1 煤制替代性天然气高温甲烷化工艺

利用褐煤等劣质煤炭，通过煤气化、一氧化碳变换、酸性气体脱除、高温甲烷化工艺等流程来实现，生产出替代性的天然气，而根据不同的煤种确定不同的气化技术，包括空分装置与硫回收装置的选用。以BGL为例子，其气化流程主要包括以下一些步骤：经过备煤单元对原煤进行处理之后，再通过煤锁输送进气化炉中，从气化炉的下部喷入蒸汽与来自空气中的氧气作为气化剂，煤与气化剂在气化炉中逆流接触后，经过干燥、干馏与气化三个步骤后，煤会生成粗合成气，其主要成分为氢气、一氧化碳、二氧化碳、甲烷等，经过急冷、洗涤之后，粗合成气被送入变换单元中，经过部分变换与工艺废热回收之后，粗合成气进入了酸性气体脱除单元，粗合成气经过酸性气体脱除单元后，将硫化氢、二氧化碳以及其他杂质脱除后再进入甲烷化单元中，在该单元内原料气经过预热之后送入了硫保护反应器中，在完成脱硫程序之后再进行甲烷化反应，该程序在甲烷化反应器中进行，天然气产品经过检验后达到相关标准，经过压缩干燥之后输送进天然气管网中。可以说煤制替代性天然气的制作过程中高温甲烷化是其中最为关键的技术之一。

2 托普索甲烷化技术

作为上世纪七十年代后期的关键技术，丹麦托普索公司所研发的甲烷化技术发展至今，可以说是形成了系统化的甲烷化循环工艺，其操作经验丰富，并且工艺验证的实质性较好，为了使得这一技术能够有效的应用于商业化，该工艺已经在半商业规模的基础上不断发展，已在新疆庆华能源集团有限公司成功试车并生产出合格天然气，其天然气产品的质量较高。在该工艺中，通过绝热条件下的反应，其所产生的热量可以使得温度有很大的提高，通过循环来有效的控制两个第一甲烷化反应器的温度，一般来说该工艺包括如下几个反应器，两个第一甲烷化反应器，第二绝热反应器、第三绝热反应器、第四绝热反应器，为了更好回收余热设两台高压废锅副产5.0MPa蒸汽，在循环回路上设低压废锅副产低压蒸汽，设计合理的中压过热蒸汽变饱和蒸汽、中压蒸汽变低压蒸汽系统，通过生产实践验证托普索技术成熟可靠，操作弹性大、触媒温度较宽、稳定性较强、余热回收率高、循环气利用率高、温度较平稳，另外在其他一些情况下可以通过四个绝热反应器来进行优化选择，在一些特定的条件下，通过一个喷射器可以有效的替代循环压缩机，除了一些核心技术之外，由于甲烷的生产过程中会释放大量的热量，因此如何利用与回收甲烷热量逐渐成为一个非常关键的技术，托普索技术可以循环利用这些热量，在生产天然气的同时可以产出高压过热蒸汽。

3 Davy甲烷化技术

自上世纪九十年代开始，该工艺技术不断的将CRG技术转化为对外转让许可的专有权，并且不断的开发应用，包括最新版的催化剂，该工艺技术不仅具有托普索工艺所产生的高热量等优点，还包括如下几个优势：其催化剂是经过工业化验证的，拥有许多美国大平原的优点，其催化剂的功能优越，合成气不需要经过调节H/C比，具有较高的转化率。由于催化剂的使用范围较宽，可以在温度较高的情况下保持较高和稳定的活性。

4 鲁奇甲烷化技术

作为鲁奇公司、南非沙索公司于上世纪共同开发出来的甲烷化技术，在刚开始时是在两个半工业化试验场上进行试验的，对于煤气可进行甲烷化并且只去合格的天然气，鲁奇甲烷化技术可以百分之百的转化一氧化碳，而二氧化碳的转化率高达98%，低热值也是其优势之一，可以有效的满足天然气的需求。

5 结论

我国的能源结构是缺油、少气、富煤，天然气长期供不应求，而煤制替代性天然气可以有效的缓解这种供需矛盾。文章对于煤制替代性天然气高温甲烷化工艺进行分析，对于三种主要甲烷化技术进行探讨，当前国内天然气价格偏低，还具有较大的上升空间，对于许多能源企业对于天然气项目较为热衷的最大原因，我国发展煤制替代型天然气的前景非常开阔，希望文章的介绍对其发展有所增益。

参考文献

[1]王传标.合成甲基叔丁基醚膨胀床工艺技术通过部级鉴定[J].石油炼制与化工，2013(5).

煤气化工艺论文篇7

关键词：褐煤热解概念；工业化现状

中图分类号：TU741文献标识码： A

1 褐煤热解基本原理

1. 1 褐煤热解概念

褐煤热解是指在隔绝空气( 或在惰性气体中) 条件下将褐煤加热，最终可得到热解煤气、焦油和半焦产品的加工方法。一般的热解温度范围为500 ～ 650 ℃，褐煤在此过程中进行一系列的物理变化和化学变化，最基本的表现形式为化学键的断裂。

1. 2 褐煤热解过程

褐煤热解过程和烟煤热解过程相似，都是发生分解、裂解和缩聚等反应，只是不产生胶质体。其热解过程具体如下:

( 1) 褐煤干燥脱气阶段( 室温～ 300 ℃) ，温度低于120 ℃时，脱除褐煤中的水分和吸附的气体; 120 ～ 200 ℃ 煤种吸附的CH4、CO2、N2等气体脱除; 200 ～ 300 ℃ 褐煤发生脱羧反应，析出大量的CO2。( 2) 一次热解阶段( 300 ～ 600 ℃) ，该阶段以褐煤分子的分解和解聚为主，生成大量挥发性气体组分和相对分子较大的粘稠液相组分，煤热解产生的焦油主要是在此阶段生成，并且得到发热量显著提高的固体半焦; ( 3) 二次热解阶段( 600 ～ 900 ℃) ，该阶段以缩聚反应和芳香烃边缘联结的小分子侧链( － CH3) 或氢的脱落为主，氢气主要在这阶段析出，同时半焦转化为焦炭。

2 热解提质技术的工业化

2.1工业化现状

截至目前，国内的高等院校、科研院所、大型企业集团和工程公司一直致力于推进低阶煤热解提质技术的工业化进程，并取得了一定程度的突破。热解技术分类见表1，工业化现状见表2。

表1热解提质技术分类

序号 分类 具体划分

1 反应温度 低温

450～650℃ 中温

700～900℃ 高温

900～1200℃ 超高温

＞1200℃

2 反应速率 慢速

3～5℃/min 中速

5～100℃/s 快速

500～106℃/s 闪热解

＞106℃/s

3 加热方式 内热式 外热式 内外并热

4 热载体 固体热载体 气体热载体 固-气热载体

5 反应气氛 隔绝空气 氮气 氢气 水蒸汽

6 反应压力 常压 加压

在热解过程中，煤受热到100～120℃时，水分基本脱除，一般加热到300℃左右煤发生热解，高于300℃时，开始大量析出挥发分，其中包括焦油成分；温度继续升高，煤转化率提高，焦油二次反应发生，二次反应使部分一次焦油转化为轻烃和二次焦油，改变产物分布。煤的快速热解理论认为，快速加热供给煤大分子热解过程高强度能量，热解形成较多的小分子碎片，所以低分子产物多。在快速热解时，初次热分解产物与热的煤粒接触时间短，降低了活性挥发物进行二次反应的几率。

煤的低温快速热解有利于获得液体产物，煤的中高温热解产物中气态产物收率高。

表2 国内热解提质技术工业化现状

序号 技术 技术来源 代表 厂址 煤种 粒度(mm) 传热形式 热载体 规模 状况 产品

1 SJ低温干馏方炉工艺 神木三江公司 辰龙集团 内蒙兴安盟 褐煤 20～100 内热式 热烟气 200万t/a 正在建设 焦油、半焦、煤气

2 DG工艺 大连理工大学 陕煤化神木富油 陕西

神木 神木

长焰煤 0～6 内热式 热半焦 2×60万t/a 试运行 焦油、半焦、煤气

3 MRF

工艺 北京煤化院 不详 内蒙

海拉尔 内蒙

褐煤 6～30 外热式 热烟气 2万t/a 工业

示范 半焦、焦油、煤气

4 循环流化床煤分级转化多联产技术 浙江大学 淮南新庄孜电厂 安徽

淮南 淮南

烟煤 0～8 内热式 高温灰 75t/h 完成

试生产 电力、焦油、煤气

5 带式炉

改性提质技术 柯林斯达公司 蒙元煤炭公司 内蒙

锡林浩特 内蒙

褐煤 3～25 内热式 热烟气 30万t/a 工业

示范 改性褐煤

6 GF-I型

褐煤提质工艺 北京国电富通公司 锡林浩特国能公司 内蒙

锡林浩特 内蒙

褐煤 6～120 内热式 热烟气 50万t/a 工业

示范 半焦、焦油

7 固体载热褐煤热解技术 清华-天素研发中心 曲靖众一化工公司 云南

曲靖 云南

褐煤 0～10 内热式 含灰半焦 120万t/a 正在

建设 半焦、煤气、焦油

8 LCP

技术 国邦清能公司 国邦清能公司 内蒙霍林郭勒 内蒙褐煤 不详 外热式 热烟气 100万t/a 已经

建成 LCP煤、煤气、焦油

9 蓄热式无热载体旋转床干馏新技术 北京神雾集团 北京神雾集团 北京 褐煤

长焰煤 10～100 外热式 热烟气 3万t/a 试验

装置 半焦、焦油、干馏气、水

10 褐煤固体热载体法快速热解新技术 南澳公司 兴富公司 内蒙霍林郭勒 内蒙褐煤 不详 内热式 不详 160万t/a 正在建设 提质褐煤、煤焦油

11 鼎华低温干馏工艺 鼎华公司 鼎华开发公司 内蒙锡林浩特 内蒙褐煤 5～50 内热式 热烟气 18万t/a 已经

建成 半焦、煤气、焦油

12 CCTI

工艺 美国洁净煤公司 中蒙投资公司 内蒙

乌兰浩特 内蒙

褐煤

建设 提质煤、焦油

13 闭环闪蒸炭化技术 比克比公司 博源公司 内蒙

锡林浩特 内蒙

褐煤

14 LCC

工艺 大唐华银-中国五环 大唐华银公司 内蒙

锡林浩特 内蒙

褐煤 6～50 内热式 热烟气 30万t/a 正在

运行 PMC、PCT

表2中涉及的14种热解提质技术均处于规划、建设或运行阶段，LCC工艺是在LFC工艺的基础上进行自主开发，进而实施国产化的技术；CCTI工艺和闭环闪蒸炭化技术的专利商来自美国；其余技术属于国内自主开发或在已有工艺的基础上进行改进。目前使用的煤种既有褐煤也有低煤化程度的烟煤，其中褐煤涵盖了我国的两大赋存区域内蒙和云南。上述热解提质技术的传热形式分为内热式和外热式两大类，采用的热载体有热烟气、热半焦和高温灰等，产品种类因工艺技术的差别而不同。

3工业化现状浅析

从我国“缺油、少气、煤炭资源相对丰富”的资源条件和现有的技术发展分析，能源自给率的保障只能来自于煤炭资源的大规模使用，以煤为主的能源战略是不可避免的选择。2010年全球十大产煤国中我国以煤炭总产量32.36亿吨位居第一，其中褐煤产量3.36亿吨，约占总产量的10.4%。目前的能源结构和煤炭资源开采现状促成了低阶煤在我国能源供给中的重要地位，且其重要性日趋上升，再加上环保方面日趋完善的法律法规，低阶煤（褐煤）的高效清洁利用得到政府、研究单位和企业的广泛重视。我国中长期科学和技术发展规划、煤炭工业发展“十二五”规划以及能源科技“十二五”规划出台一系列方针政策，为低阶煤的利用指明发展方向；高等院校和科研院所在低阶煤的基础理论研究和工程技术开发方面做了大量工作；厂矿企业在技术成果转化方面不断投入资金引进多项国外技术，同时与高等院校和科研院所开展合作，创新技术开发模式。经过多年研究、试验和开发，表2中所列14种技术已处于规划、建设或运行阶段，但是从目前情况来看存在如下问题。

(1) 工艺技术繁多。多项技术经过长期的研发，已经具备或接近工业化推广的水平，工艺技术先进，具有自主知识产权；某些技术是在已有相关技术的基础上进行简单开发，核心技术及相关设备类似，没有突破原有技术存在的重大缺陷。

(2) 单纯发展热解技术。这种发展模式仅注重热解工艺的开发，忽视了热解产品（半焦、煤气和焦油）综合利用的规划与研究，限制了产业链的延伸和生产的规模化运行。

(3) 技术的成熟度尚待完善。荒煤气的净化、半焦的冷却等技术尚需进一步的改造和优化，用以改善焦油、半焦等产品的品质。

(4) 建设完成和正在运行的工艺装置单套生产能力偏低。已经建成的单套生产能力最大的为神木富油2000t/d示范装置，正在运行的单套生产能力最大的为大唐华银1000t/d示范装置。但是，单套生产能力均没有突破100万t/a。值得一提的是，中国五环与大唐华银已经完成放大规模LCC工艺设备的技术开发工作，单套生产能力达到3000t/d，并应用于数个项目的工程设计。

结语

目前，世界各国的煤炭热解进展速度缓慢，而我国由于能源需求及资源特征等因素，煤炭热解技术研究正在日新月异的发展，许多技术达到甚至超过了国际先进水平，工业化程度也在不断扩大。尽管国内先进的褐煤热解技术种类较多，但主要采用的还是固体热载体工艺，而且大多数处于试验阶段，最多是产业化示范装置在运营，可以说到目前为止也没有特别成功的大规模运行。示范工艺的技术可靠性和经济行还需要各个项目长期稳定运行来验证。热解提质工程项目的建设应借鉴煤炭液化商业化运行高门槛、先示范、稳步推进的经验，做到基地化、规模化和典型化。

（1）基地化。鉴于低阶煤，特别是褐煤不适于远距离运输，示范项目应就近煤炭基地以降低运输成本同时确保示范项目和规模化生产原料供应。

（2）规模化。规模化生产有利于煤炭高效转化，提高经济效益和环保效益。若按我国资源结构开发煤炭，低阶煤采出量为10亿多吨。以低温煤焦油产率60kg/t计，每年可增加近1亿吨油品。

（3）典型化。以先进、适用为原则，选择具有代表性且较成熟的工艺技术进行示范或商业化建设。这样有利于集中优势资源，避免盲目无序发展。

参考文献

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煤气化工艺论文篇8

【关键词】焦炉煤气；净化装置；应用问题

1.工艺选用

焦炉煤气净化的各种工艺组合各有其特点，以脱硫脱氨工艺为例，水洗氨-氨水脱硫工艺（即：AS工艺）的特点是：流程短小、设备数量少、投资省，吸收推动力小、吸收须控制在较低的温度和较窄的范围，解吸和制取低温水消耗蒸汽量大，贮运物流量少，工艺设备条件关联性强、工艺运行时容差能力低；喷淋式饱和器法脱氨与真空碳酸盐脱硫的组合工艺则有如下特点：流程长、设备数量多、投资高，吸收推动力大、吸收-解吸过程电耗高，贮运物流量大。

我们在选择工艺时，依据了下述原则进行综合权衡：（1）达到所确定的煤气净化指标；（2）满足先进的环保要求；（3）系统运行的稳定性高；（4）力求技术先进，具有较高的装备和自动化水平；（5）尽可能取得好的经济效益，即产品质好价高、运行费用低、投资省。在工艺选择上，我们分析了煤气净化各工序多种工艺的特点，进行技术经济比较和方案论证，确定了各工序采用的工艺，组合成所应用的煤气净化流程。

焦化厂焦炉煤气净化装置由冷凝鼓风、脱氨（硫铵）、终冷洗苯、脱硫―硫回收、粗苯蒸馏、油库和酚氰废水处理站以及辅助的制冷机和循环水系统等单元组成，煤气脱氨采用喷淋式饱和器生产硫铵、煤气脱硫―硫回收单元采用真空碳酸钾法脱硫配合单级克劳斯法生产元素硫的工艺。来自焦炉的荒煤气经气液分离后，粗煤气经横管初冷器冷却至 20～22℃并同时去除其中的萘；再经电捕焦油器去除其中的焦油雾后；由煤气鼓风机加压送入硫铵单元；经煤气预热器进入饱和器，由循环母液喷洒吸收其中的氨；再进入终冷塔冷却到 22℃～25℃后；再进入洗苯塔，经贫油洗涤脱除苯后，经分离器除去夹带的洗油滴后；进入脱硫塔，用循环再生的贫液（K2CO3溶液）吸收煤气中的 H2S、HCN等酸性气体；就完成了焦炉煤气的净化。

装置生产的化产品及采用工艺为：（1）焦油：荒煤气经气液分离后的焦油氨水进入焦油氨水分离槽，氨水、焦油和焦油渣在槽内静置分离，槽内下部的焦油用泵送往超级离心机，脱水脱渣后自流入焦油槽贮存；（2）硫铵：喷淋式饱和器法；（3）轻苯：管式炉-单塔脱苯工艺生产轻苯和重苯，重苯混入焦油中；（4）元素硫：以真空碳酸钾法产生的再生酸汽为原料，采用单级克劳斯法生产元素硫。

装置所产污废物及消纳途径是：（1）焦油渣：在焦油氨水分离槽内静置分离后沉于底部；由切割泵抽出并粉碎为细颗粒，再送回焦油氨水分离槽内，混入焦油中排出，焦油所含焦油渣经超级离心机分离，由焦油渣固体泵通过管道间断送往焦炉煤塔混入装炉煤中；（2）剩余氨水：从焦油氨水分离槽分离出的剩余氨水，自流入剩余氨水槽，经气浮装置除油后，送至蒸氨塔蒸氨；蒸氨废水经酚氰废水处理站的A-A-O 工艺处理后达标排放；（3）终冷外排水和脱苯分离水：作为硫铵单元的硫酸稀释水回用或送入剩余氨水槽；（4）洗油再生残渣：送入产品焦油中混合；（5）脱硫废液：送入剩余氨水槽；（6）放散气和尾气：送入荒煤气中。

2.设计和施工的完善

（1）焦油渣在焦油氨水分离槽内静置分离后，没有对大颗粒焦油渣的分离和粉碎设施，造成焦油输送管道和输送泵的频繁堵塞；于焦油氨水分离槽前增设了焦油渣预分离器，底部出口增加了焦油渣切割泵将槽底部焦油渣粉碎；（2）设置于洗苯塔出口的管道捕雾器，不能将洗油雾捕集到 300mg/m3以下，洗油雾转移到后续脱硫单元的脱硫循环液中，影响脱硫―硫回收单元运行。设计修改了洗苯塔液体分布器，并在洗苯塔顶部集成了捕雾层；（3）脱硫单元真空泵出口至克劳斯炉的酸汽管道出现堵塞，采取了延缓和清理措施；（4）增加了事故池。工程尾项完成后，装置运行平稳。设计方业已将这些设计与施工尾项的完善经验，应用于国内的同类装置的设计中。

3.运行效果

所有的废液、废渣、废气均密闭集中回收，贮存、转移功能通过槽、泵、管实现，全程不落地，避免了对现场地面和大气的污染；污废物全部实现了就地消纳，并在系统内部循环利用，没有产生环境影响和污染转移；从内在指标和外观形象上一改传统工艺的落后面貌。煤气净化的各项指标：焦油雾≤20mg/m3；萘≤400mg/m3；NH3≤30mg/m3；H2S≤300mg/m3；苯族烃≤4g/m3；全部达到设计要求，满足了下游煤气用户的要求。

采用的降低运行消耗的措施，如：（1）在初冷器上段回收粗煤气的部分热量，作为脱硫液再生所需的热源；（2）应用马钢专利技术，在初冷器下段冷却粗煤气的同时脱除煤气中的萘，采用冷凝焦油、冷凝氨水和补充少量焦油乳浊液作为洗萘吸收剂，冷却洗萘吸收剂的所需低温水用量比其他工艺均低；（3）三台煤气鼓风机从德国进口，满负荷运行时，电耗低于 660kW/台；（4）焦油氨水分离单元采用氨水保温静置分离的流程，焦油脱水不消耗蒸汽；剩余氨水在单元内的分离、转运采用自流方式，没有输送能耗；（5）把终冷单元的终冷外排水和粗苯蒸馏单元的脱苯分离水作为上游工序―――硫铵单元的硫酸稀释水回用，降低了硫铵单元的新水消耗，也相应减少了剩余氨水量；（6）充分考虑工艺介质的余热利用：在脱硫液再生和粗苯蒸馏环节，设有贫富液和贫富油换热器等，最大限度地利用介质余热，也节约了冷却水的消耗；克劳斯单元设置废热锅炉回收高温过程气的余热生产蒸汽；均达到预期效果，应用情况良好。

4.应用经验

焦炉煤气净化装置所采用的工艺，虽然工艺设备条件的关联性不如 AS 工艺那么强，工艺条件的控制范围也略宽松，但是每个工序依然要实现既定的工艺功能，否则，煤气中的萘、焦油雾、氨、洗油雾都会对下游工序产生不利影响。如：有机烃类不但会转移到脱硫液中，而且会影响脱硫液的再生及进而导致煤气脱硫效率的降低，并在克劳斯单元中发生裂解和聚合，影响催化剂的使用寿命和硫磺质量。

工程质量控制是工程成功与否的关键，包括了：设计、设备采购、施工等各方面。质量控制的核心是工作团队的技术认知能力。设计阶段的优化是提升装置运行效能的根本。我们在设计阶段不仅植入了上文提及的降低运行消耗的措施，而且充分考虑了生产中各种操作需求，并以功能完备为基础，通过功能集成，精减了设备，简化了工艺。

施工和调试的质量既是装置长效运行平稳性的支撑，也是运行指标达标的基础。我们严格控制实施过程质量，尤其关注可能在投产后会产生不显见影响的因素。如：各种液体分布器和传质部件的安装精度、负压系统的气密性、窑炉的砌筑、砌体升温与催化剂活化等工作。

5.结语

总体而言，对于净化工艺的选用和流程的组合，是基于具体的限制条件和满足预期指标；工程实施过程的内在质量是实现预期指标的保证。从这点意义上说，通过工艺选择和组合，任何流程组合做到了功能完备就是适用的；关键在于各方面、各阶段的工作质量都要符合标准要求和设计意图。 [科]

煤气化工艺论文篇9

关键词：煤焦油 燃料油 生产应用 加氢工艺

2010年，我国的煤焦油生产总量达到1100万吨[1]，是世界煤焦油生产的第一大国。目前，我国利用煤焦油进行加工生产其他产品的方式主要有2种，一种是通过对煤焦油进行深加工，对煤焦油进行加氢处理，生产高质量的燃料油；另外一种是利用煤焦油中成分性质的不同，通过蒸馏法，分离提取酚、萘、葸等物质[2]。其中采用加氢技术生产清洁燃料油，更大程度的提升了煤焦油的经济利用价值[3]。

一、煤焦油加氢生产燃料油的主要工艺路线

目前我国煤焦油加氢生产燃料油的工艺主要以产业化生产为研究目标。一个生产项目的完成需要经历实验室研究工艺小试、煤焦油工艺中试以及工业放大三个主要阶段[4]。其加工工艺包括煤焦油预处理系统、反应系统以及分流系统三部分，其中的操作要点与难点就是反应系统的加氢处理，其将直接影响到整个系统的安全运行[5]。因此，充分考虑反应系统加氢处理，才能确保整个生产过程的安全性。

2.煤焦油加氢的生产燃料油的反应原理

煤焦油加氢生产燃料油为多相催化反应，在氢气参与的条件下，馏分中所含的氮、硫、氧等非烃组分可以与有机金属化合物发生脱除氮、硫、氧以及金属的氢解反应，芳烃与烯烃分子可发生加氢的反应并饱和。其中的一部分烃类物质可以发生裂化或环化反应，而非烃类化合物在经过加氢处理后可进行转化，最终生成为单环化物。在煤焦油生产燃料油的过程中，通过加氢处理，可使生产出的燃料油的颜色、气味与稳定性等获得改善，大大提高了生产出的燃料油的质量。

3.煤焦油生产燃料油工艺优化

原先的生产工艺为：循环空气+加氢原料油——加氢反应分离获得精制油分离系统，其他转换油+循环氢混合——存储于转换油罐——加氢裂化反应——分离——获得精制油，精制油+裂化油——分馏系统——切割——分离氢气，将分离出的氢气进行加压，然后进行循环利用。以上生产工艺在实际的生产过程中主要存在三个方面的问题，第一，由于尾油需要进入未转化的油罐，这样容易造成已经裂化原料油的污染，影响裂化过程中所使用催化剂的使用效果；第二，氢气受甲醇与焦炉煤气的影响较大，导致加氢处理稳定性差；第三，由于分馏出的尾油量的多少很不固定，不仅影响裂化过程的生产力，同时还加大了生产的操作难度与不稳定性。

针对以上问题进行整改，整改后的工艺主要有：首先，增加加氢处理循环过程中部分未转化油的量，在反应热量不变的条件下，有利于控制温度，减少了冷氢的加入量，确保了加氢处理时反应器温度的稳定性，进而确保了加氢裂化的稳定性；其次，通过增加加氢处理循环过程中部分未转化油的量，稀释原料，增加加氢处理运行的稳定性，即便在裂化过程中出现异常现象，其影响系数也会很小，整套装置的安全运行基本不受影响；第三，将部分未转化油进行加氢处理，既可以满足裂化的生产要求，又增加了对裂化过程催化剂的保护力度，延长催化剂的使用寿命，同时也减少了许多不安全控制点的存在。

四、煤焦油生产燃料油的工艺优化结果

在12.0Mpa下，将经过预处理分离获得的煤焦油进行加氢处理，即可获得燃料油的调和组份。主要组分性质见表1-5。从表1-5的分析结果可以看出，工艺优化后的生产出的燃料油，生产工艺稳定，所生产的燃料油的调和组份的各项指标，除密度偏高外，其他都符合燃料油的使用要求，并可以适用于高寒地区，具有非常高的使用价值。

五、结论

1.通过增加未转化油的量，使装置的调节余量得到加大，系统的调节能力得到增加，极大的提高了生产装置的平衡性，同时也为其他状态下的生产平衡创造了条件。

2.通过在加氢处理阶段增加部分未转化油的量，有效的解决了加氢处理与加氢裂化的互相影响与制约，使生产中的不稳定因素得到降低，从而提高了生产的安全系数。

3.通过优化生产燃料油的工艺，不仅使所加入氢气量的稳定性要求得到降低，同时也在一定程度上提高了整个生产装置的稳定性。

参考文献

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[4] 常景泉.浅谈煤焦油加氢生产燃料油加工工艺[J].中国高新技术企业，2011，（09）：72-73.

煤气化工艺论文篇10

如今不论是技术方面还是经济方面，都为煤转化技术生产取代石油燃料和化工品提供了有利条件。随着天然气和石油能源供应的日趋紧张，煤化工能源将会发展成为化工原料的主流。褐煤发展煤化工的优势：第一，我国褐煤资源丰富，而且褐煤成本低下。在我国的很多褐煤地煤田，煤层都较浅，开采起来比较简单，甚至有些地方还可以进行露天开采。因此褐煤的产出效率高，安全性高，成本较低。第二，有成熟的煤化工技术做后盾。相对来讲，褐煤还属于一种比较年轻的资源，不存在明显的粘结性，而且化学性质活波，非常有利于实现综合加工和能源转换。当前应用较广泛的煤化工技术有以下几种：1.热解提质技术；2.煤的气化技术；3.煤的液化技术。第三，产区环境容量和水资源的有利条件。水是实现煤化工技术必不可少的条件，而出产褐煤的地方往往都是水资源丰富的边远地区，环境地广人稀，是进行大规模煤化工基地建设的最佳位置。因此，开发以褐煤为原料的煤化工工艺技术成为现代煤化工的一种新的趋势。

2褐煤在煤化工技术中的应用

煤化工就是利用多种化学加工技术把各种原料煤转化为液态燃料、气态燃料、固态燃料或者是化学品的工艺技术。我国褐煤资源丰富，再加上褐煤自身的多种资源优势，将会在煤化工应用中得到广泛应用。常用的褐煤煤化工技术包括褐煤的热解提质技术、气化技术以及褐煤液化技术。

2.1褐煤的热解提质工艺技术

褐煤的热解提质又称干馏提质，是指对褐煤在非氧化环境下或者隔绝空间的情况下进行加热，最后得到煤气、焦油和半焦（又称蓝炭）。褐煤经过热解后得到的煤气可以作为燃料用气，半焦具有固定碳高、低硫以及低灰的特点，在各种化工产业中的应用广泛，如可作为进行活性炭生产的原料、化肥、铁合金以及电石等行业的燃料等等。经热解后的褐煤失去了大部分水分，但仍百分之十的挥发分，其热值得到很大提高，不再容易发生挥发和自燃，有利于进行长途运输，此时可作为电煤使用。因为褐煤不存在粘结性，没有胶质层，经热解后得到的低温煤焦油和重油的性质及组成十分相近，具有很大的利用价值，如果经过深加工可以获取具有更高经济价值的酚类化学品。煤的热解提质工艺有很多种，在加热方法、加热速度、热载体类型等方面的技术要求都不相同，当前的热解提质工艺技术主要有褐煤固体热载体法快速热解技术和褐煤低温干馏改质技术。其中延长石油集团正在开发的CCSI技术就是低温干馏改质技术的典型代表。

2.2褐煤的液化工艺技术

褐煤的液化技术主要可以分为两种，直接液化工艺技术以及间接液化工艺技术。直接液化：在催化剂以及氢气的作用下，把煤经过加氢裂变反应后转换成为液态燃料称为直接液化。煤的直接液化工艺技术涉及到很多环节和流程，包括原料煤干燥过程、原料煤破碎过程、煤浆制备过程，到最后的态产物分馏以及精制加工过程。利用煤的直接液化技术可以生产出优质的液态石油气、汽油、柴油以及氨和硫磺，而且还可以进一步萃取出炭素、二甲苯等化工原料。褐煤的液化活性较高，因为其相对来讲碳含量较低，氢和碳的比例较高，结构中的羧基、氧桥、羰基以及亚甲基比较多，所以褐煤非常适合进行直接液化的。直接液化技术的典型代表有悬浮床加氢裂化技术（VCC），该技术最早起源于1913年德国Bergius-Pier煤液化技术，是通过煤化工与炼化的有效结合实现的。经过长期以来的不断改进和完善，全球首套VCC装置已于2015年初开车成功。VCC技术可以适用于塑料、低阶褐煤、劣质重油以及减压渣油等多种原料或者混合物。间接液化：先把煤气化成氢气和一氧化碳等气体，然后在一定压力和温度环境下利用煤基合成气原料将其催化转化为烃类燃料油的技术过程叫做间接液化。该技术方案主要基于煤气化工艺的产物，在催化剂作用下将合成气中的一氧化碳和氢气转化为石脑油，柴油等油品。目前F-T合成技术是间接液化的主流工艺技术。

2.3褐煤的气化工艺技术

煤炭液化以及其他煤化工应用的基础技术就是煤的气化技术，煤气化技术是进行煤化工生产和能源转换的主要途径之一。煤气化工艺技术是指在一定的压力和温度环境下，通过对水蒸气、氧气、空气等气化剂的作用下加热煤炭，煤炭经过受热发生分解，煤中含有的炽热的碳转化为游离碳，此时这些分解出来的游离碳和气化剂中的游离的氧、氢和碳进行有机结合，最终成为氢气、一氧化碳以及甲烷等可燃性气体。采用的气化剂不同的情况下就会形成不同热值的煤气。另外，煤的挥发分的差异也会给反应速度和产量造成直接影响。相比之下，褐煤的挥发分要低于具有较深变质程度的烟煤以及无烟煤，所以褐煤在进行气化的过程中反应活性特别强，反应速度快、无粘结性、气体产量高，是具有较大使用价值的的气化用煤。当前，褐煤气化在我国的化工产业中得到了广泛应用。煤的气化不同于热解，煤的热解过程只是把煤自身不到百分之十转化为可燃气体混合物，而气化过程则是把煤所包含的所有碳气化成为气态。相比直接燃烧褐煤进行气化表现出极大的优越性，因为气态燃料的燃烧相对比较稳定，没有环境污染，而且燃料的净化和运输都非常的方便，原料的配料控制简单，很大程度上简化了生产设备和生产工艺。另外，气态燃料能够适用于非均相催化的化工合成过程，而且气化过程中得到的灰渣也有多种用途，如可以用来制造肥料、水泥、砖瓦、土壤改良剂以及绝热材料等等。西门子的GSP气化技术：西门子的GSP气化技术是目前一种比较成熟的气化技术，至上世纪八十年代之间已有三十多年的研发经验，应用于煤化工也有二十多年的实际生产经验。西门子的GSP气化技术属于一项气流床气化技术，该技术过程包括的主要工艺流程有干粉进料、纯氧气化、液态排渣、粗合成气激冷工艺流程等。西门子的GSP气化技术的适应范围特别广，如褐煤、无烟煤、石油焦等等。该技术的气化温度通常在1350-1750摄氏度，而且碳转化率高达百分之九十以上。利用西门子的GSP气化技术可以把一些直接燃烧会造成较大污染以及一些比较廉价的煤、垃圾或者是石油焦转化为具有高附加值的清洁的氢气和一氧化碳。氢气和一氧化碳是化工产品生产过程中的基本原料，可以用于合成油、合成氨以及甲醇等化工产品的生产，另外也可以直接应用于城市煤气或者用于发电。

3结语