关键词：煤化工工艺二氧化碳减排
我国煤炭资源的储量比较丰富，发展煤化工产业将成为今后一段时期内我国化工行业的重点和热点。发展煤化工，开发煤基液体燃料，有序推进煤炭液化示范工程建设，促进煤炭深度加工转化是我国国民经济发展的主要方向。发展煤化工符合我国多煤少油的能源结构特点，可有效缓解国内对进口原油的依赖程度，同时采用先进的洁净煤技术及污染物处理技术，通过集中处理的方式，可有效减少污染物的排放，相比传统的煤直接燃烧方式，可大大降低对环境的污染。然而，发展煤化工产业也面临CO2排放的问题，从煤炭和石油的元素组成来看，煤的氢/碳原子比在0.2-1.0之间，而石油的氢/碳原子比达1.6-2.0，以煤替代石油生产传统的石油化工产品的过程一般都伴随着氢/碳原子比的调整，从而排放大量的CO2。煤化工工艺过程中的CO2的减排研究具有深远的现实意义。
一、煤化工部分工艺过程污染物排放分析
近年来，煤化工发展重点是现代煤化工，主要是经煤气化制合成气再深加工生成各种煤基能源化工品。煤气化是生产各类煤基化学品（氨、甲醇/二甲醚等）、煤基液体燃料、煤基低碳烯烃、制氢、先进IGCC发电、多联产系统的共性、关键技术，是煤化工的基础。
由于煤气化工艺的不同，随之产生的污染物数量亦不同。例如，鲁奇气化工艺对环境的污染远大于德士古气化工艺。以褐煤、烟煤为原料进行气化产生的污染程度远高于以无烟煤和焦炭为原料的污染物。气化工艺不同，污水中杂质大不相同。与固定床相比，流化床和气流床工艺的废水水质较好。
大型煤化工企业选用的煤气化工艺技术主要有GE水煤浆加压气化（激冷流程）和多喷嘴水煤浆加压气化（激冷流程）；正在接受适应性考验的Shell干煤粉加压气化；正在建立示范装置的GSP干煤粉加压气化（激冷流程）和两段式干煤粉加压气化（激冷流程）以及已通过中试鉴定的多喷嘴干煤粉制气工艺（激冷流程）等。据资料，这些气化工艺过程都产生如下几种污染物：
1.熔渣激冷后排出的粗渣。如Shell干煤粉加压气化排渣量占煤中灰分总量的60%，水煤浆加压气化及GSP的排渣量均占煤中灰分总量85%，只要妥善堆放或找到综合利用出路（如作为筑路等建筑材料或用作水泥原料），就会减轻对环境的污染。
2.如Shell干煤粉加压气化装置从高温高压飞灰过滤器排出的飞灰量约占煤中灰分量的34%，以日处理2000t含灰量占20%的干煤粉为例，每天排出136t飞灰。如何综合利用是值得关注的大问题，如找不到固定用户而随意堆放，将对周围环境产生污染。
3.系统排出的黑水，经絮凝沉降回收利用，尚有部分灰水需经除氨、除氰处理后才能外排。黑水中的沉降灰渣，经压滤后成滤饼外排可以综合利用或作为燃料外供。
4.随合成气带出的二氧化硫可在后续合成气酸性气脱除时回收利用。至于少部分从黑水闪蒸排出的含二氧化硫废气.可以回收综合利用或送火炬燃烧排放。
煤制油工艺复杂，难度较大。在煤制油过程中亦会大量排放CO2，还要消耗大量电能，配套的动力系统亦要排出大量二氧化碳、氮氧化物和二氧化硫。经济规模的煤制油项目，每年耗煤及耗水量都在数千万t以上，所排放的有害气体和污水数量及废渣量均很大。
二、煤化工工艺过程中CO2的脱除方法
以煤为原料生产的工艺气及其变换气中，都含用不同数量的CO2杂质，需在进一步加工前进行脱除净化。从气体混合物中脱除CO2耗费气体压缩功，空占设备体积，而且对后工序有害，必须在相应工序中脱除。特别是从环境保护方面考虑，为了尽最大可能节能减排，在脱除之后，采取提纯、净化等工序，对CO2进行后加工、填埋等处理，所以说在煤化工项目中CO2的脱除工序至关重要。
在化工行业中，CO2的脱除方法有二大类：
第一大类属于溶剂吸收的过程。吸收法根据不同原理操作可分为如下几种。
1.化学吸收法
主要优点是吸收速度快、净化度高，按化学计量反应进行，吸收压力对吸收能力影响不大等。其缺点是再生热耗大，因此化学吸收法的能量消耗较大，如改良热钾碱法。
2.物理吸收法
主要优点在于物理溶剂吸收气体遵循亨利定律，吸收能力仅与被溶解气体分压成正比：溶剂的再生比较容易，只要减压闪蒸，或用惰性气体气提即可达到再生效果，再生热耗低。其缺点是吸收压力或CO2分压是主要决定因素，要求净化度高时，未必经济合理。典型的物理吸收法有低温甲醉洗法。
3.物理一化学吸收法
特点是将二种不同性能的溶剂混合，使溶剂既有物理吸收功能又有化学吸收功能。它的再生热耗比物理吸收法高又比化学吸收法低，是介于两种方法之间的一种方法，如改良MDEA法。
第二大类为变压吸附气体分离技术（也称干法脱碳）。变压吸附分离技术作为化工单元操作，广泛用于石油化工、化学工业、冶金工业、电子、国防等行业。
三、小结
为了满足国家的战略需求，煤化工的发展已经是一个必然趋势，CO2管理问题也成为煤化工项目进行中面临的一个巨大风险和挑战，在发展煤化工的同时，加大CO2研究经费的投人，特别在CO2的捕获和处理技术方面，使煤化工事业既能满足国家对能源的需求，也能达到节能减排的目标。此外，面对我国当前煤化工发展的形势，我们要认真学习、贯彻落实国务院有关“积极引导煤化工健康发展”的指示，统一思想，引导我国煤化工行业更加注重推进结构调整、更加注重加强节能环保、更加注重加快自主创新上来。把发展煤化工的积极性引导到加快经济发展方式转变，促进科学发展上来。贯彻科学发展观贵在实践，重在落实。
参考文献
[1]张明辉.我国发展煤制烯烃产业的必要性和可行性探讨[J].化工技术经济，2006（1）：17-20.
煤的气化是煤炭清洁高效利用的关键技术，是发展煤基大宗化学品和液体燃料合成、先进的整体煤气化联合循环发电系统、多联产系统、氢能、燃料电池等过程工业的基础，是这些行业发展的核心和龙头技术。煤的气化的过程实质是将煤中的碳、氢转化为清洁燃料气或合成气（CO+H2）的过程。
本书从全新的视角对工业煤的气化科学和技术进行了全面的论述，涉及煤的气化工艺过程的各项内容，既有工艺分析，又有理论研究。反映了煤的气化技术领域的最新进展，还包含了作者自己的相关研究成果，许多重要内容为同类专著中首次报道。
全书共有10章：1.引言。提出了全球范围内煤的气化原料的劣质化趋势；2.煤的气化的总论。简要介绍了煤气化技术的背景和行业地位、最新的应用、煤的气化的必要性、煤气化技术的沿革、历经三代的气化炉型、原料和产物、技术市场、对环境的影响和污染排放，以及煤的气化面临的挑战、潜在机会等；3.气化用煤的分析表征。为使读者意识到通过气化技术实现煤转化的复杂性，本章从实用观点从发，讨论了气化用原料煤样品的分析表征，并从这些信息来决定气化过程的适用性。必要的有关知识包括煤的标准分析（元素分析、工业分析和热值）以及更复杂的反应性和显微组分的分析，特别强调关注煤中的矿物质，因为这是所有气化过程的极限。最后对煤的物理和流体动力学性质做了总结；4.气化过程的基础。介绍了基本的煤的气化反应和化学、评价不同气化方法优劣的主要技术性能参数，并从多个技术层次探讨了不同气化工艺过程之间的差别：床型（移动床/流化床/气流床），温度范围（灰熔融/渣粘度），压力等级，进料方法（干粉/水煤浆），器壁类型（膜/耐火衬里/水夹套），合成气冷却（水/气/化学激冷/热回收），氧化剂（氧气/空气），排渣方式（灰渣/飞灰/团聚），催化剂添加与否；5.煤气化模拟。在介绍了气化系统衡算概念的基础上，列举气化模拟的热力学模型、动力学模型、计算流体动力学（CFD）模型方法，比较了各种方法的优缺点、主要应用领域和相关的实验研究。为便于读者理解这里仅涉及基本方程和科学背景；6.煤的气化技术。煤的气化技术是本书的中心内容，包括一些此前未公开报道的最新和最全面的煤的气化过程资讯。按气化炉型的不同，分别详述了壳牌、Uhde（即高温温克勒炉HTW，Prenflow）、GE、西门子、CB&I（即E-Gas）炉，Lurgi（即固定床固态排渣（FBDB）炉，和Envirotherm/Zemag（即BGL）炉的历史沿革、详细工艺描述，改进强化措施和现在的工业实施项目。针对典型技术，基于统一边界条件，给出了通用计算模型和模拟结果，并与实际运行数据进行对照分析，着重对比高灰煤和常规煤原料对气化性能的影响。作者还特别介绍了有关中国开发的气化新炉型和新工艺；7.煤的气化过程热力学评价。本章主要论述本书作者研究出的创新方法：三元气化图。作者给出了该方法详细的实施步骤和应用方法，指导读者得出优化的用户气化图和关联式，以常规的匹茨堡8号煤和南非高灰煤为例进行了具体对比计算分析，其结果可用于解析灰份的影响规律和气化技术潜力的分析。此方法还可扩展用于二氧化碳气化和生物质气化；8.煤的气化过程的有效能分析。为了考虑气体冷却方法对整个过程的影响，对常规煤和高灰煤的气化过程进行了有效能分析和对比；9.内循环气化炉的概念研究。鉴于现在市场上还没有适应高灰煤的气化技术，作者针对高灰煤气化提出了创新性的新气化炉型：内循环气化炉。本章内容全面阐述内循环气化炉相关的气化过程基本原理、详细的工艺条件、反应室的布置、气化剂的注入、气体的冷却、除灰、过程控制；10.气化发展趋势。这是对全书的简要总结并展望了气化技术的发展趋势。
本书的读者对象包括能源、煤炭、化学工程相关专业从事煤转化和煤化工科研、设计生产的工程技术人员和高等院校相关专业的教师、高年级本科生和研究生。
关键词：煤场；自燃；措施；处理
中图书分类号：TM621.2文献标识码：A文章编号：1006-8937（2012）32-0170-03
大型火力发电厂为了满足发电要求，确保社会用电的需要，一般会建有大型的煤炭储煤场，用来存储大量的煤炭。煤炭自燃会带来巨大地经济损失和安全隐患，防止煤炭自燃是一个非常重要的问题。煤的自燃是由煤的氧化所引起的，煤炭露天存放，受风吹、日晒、雨淋，与空气中氧气充分接触，当煤堆温度达到着火点时，则氧化反应速度增大，并有导致煤堆自燃的可能。这对挥发性强的烟煤及褐煤来说，可能性较大，对含硫量较高的煤而言，危险性更高。
煤炭堆积时间过长发生氧化反应后，会使煤的灰分升高，发热量降低，使煤的质量变坏。储煤时间过长，热量堆积，如果得不到有效散发，将发生自燃。温度高或已经自燃的煤炭输送到运煤设备和磨煤机设备，可能造成燃烧和爆炸危险。
庄河发电厂有三个工作储煤场，一个备用储煤场。工作储煤场额定储煤量在25万t左右，储煤量达到额定值时，也会发生煤堆温度升高，热值下降的问题。煤场作为存煤的场所，关乎企业的重大经济效益。因此加强煤场存煤的煤质监督，了解煤自燃的特性，减小自然损耗，特别是防止煤的自燃，就显得特别重要了。
1煤炭自燃原因
1.1煤的组成
煤由有机物和无机物组成，分为可燃物质和惰性物质。其中碳、氢、氧、硫这些元素组成煤的可燃物质，碳元素所占比例最大，约为65%～95%；一些矿物质灰分和水分构成煤的惰性物质，它们也占有相当大的比例，对煤的自燃起着一定的作用。
1.2自燃倾向性
煤中灰分、水分、挥发分、粒度大小、含硫量、孔隙度等是煤自燃的基本条件。煤的自燃倾向性反映了煤的变质程度。在常温下，煤的挥发分含量越高，自燃可能性越大，自燃时间会相应缩短。可以根据原煤样的着火点和煤样氧化后的着火点之间的差值来判断煤的自燃趋向。一般来讲，原煤样着火点低，二者之间的差值越大，煤越容易发生自燃。
决定煤自燃倾向性的因素有以下几个方面：
①煤的炭化变质程度。煤的炭化程度越高，其自燃倾向性越小。
②煤中水分。一定含量的水分有利于煤的自燃。
③煤中含硫量。在同牌号煤中，含硫化物越多，越易自燃。因为煤中所含黄铁矿在低温氧化时生成硫酸铁和硫酸亚铁，使煤体膨胀而变松软，增大了氧化表面积；黄铁矿氧化热也促进煤的自燃。
④煤的粒度、孔隙度、导热能力也是煤的自燃倾向性的条件之一。
1.3煤中的硫份
煤中含有一定量的硫份，约占10%左右。在一定温度条件下，会与空气中的氧气发生化学反应生成氧化硫，氧化硫遇水反应生成稀硫酸。发生化学反应时会放出一定的热量，提高煤堆的温度。
1.4氧气影响
火力发电厂储煤场一般都是露天的，煤炭与氧气充分接触。空气中的氧气，通过煤块之间的缝隙渗透到煤堆的内部，使煤堆内部也储存了大量的氧气。如果都是大块煤，渗透到煤堆内部的氧气更多，供氧越充足，自燃条件越充分。若是细粉煤则相反。
煤炭与氧气充分接触，发生氧化反应，释放热量，形成新的外表。新的外表再次被氧化，周而复始，煤堆内部温度逐渐上升，达到煤炭自燃的温度后，即会发生自燃。
煤中含有的碳、氢等元素在常温下就会发生化学反应，生成CH4、CO等可燃物质。煤被氧化后放出的热量，如果不能及时散发掉，将使煤堆温度急剧上升。温度升高，还会加速煤的氧化反应，释放出更多的热量。当热量聚集到一定程度时，就会引起煤中的可燃物质成分燃烧发生自燃。
煤炭发生自燃的根本原因就是与空气中的氧气发生氧化反应。
1.5煤中的水分
煤中含有一定量的水分，大约在2%～20%之间变化。当煤中的水分在5%～7%时，会加速煤中的各种反应的进行，如硫份发生化学反应生成稀硫酸，产生的热量又加快了煤的氧化反应进行，加速煤的自燃进程。
通常来讲，煤发生自燃要经历三个阶段。首先是水分蒸发，然后是氧化分解，最后阶段为自燃。水分蒸发阶段会带走大部分的热量。煤炭含水量越高，蒸发期越长，煤堆不会有明显的温度上升，煤炭很少自燃。
1.6季节变化影响
秋季伴随着气温下降，大气密度增加，渗透到煤堆内的空气增加。因此，秋季与其它三个季节相比，煤炭自燃的几率增加。
1.7灰分的影响
煤炭的灰分越高，自燃越不容易发生。
1.8煤炭的氧化时间
煤从水分蒸发，与空气接触发生氧化，最后发展到自燃需要一段时间，只有到达其自然发火期才会自燃。煤种不同，自然发火期也不相同，例如：长焰煤为1～3个月，气煤为4～6个月。
1.9其它
自然环境温度和空气湿度也会影响到煤炭的自燃。环境温度越高，空气湿度越大，煤炭发生自燃的几率较大，否则相反。
2煤堆自燃前的征兆
2.1自燃的潜伏期
煤炭的自燃，不是在煤变松和强烈的空气流入以后立即发生的，它是要经过一个热量聚集的潜伏期才会发生。这种潜伏期较长，通常在90d以内。
2.2自燃的季节
各个产地的煤自燃的季节及温度不同，有不少煤在夏季高温时易自燃；也有在春、秋季，特别是连绵阴雨天，空气中湿度大，煤堆的热量不易散发，也容易自燃。甚至还有些煤种冬天下雪天更易自燃，煤中焦炭在低温下易吸附氧气氧化。大同煤焦炭含量高，雪是很好的保温物质，因此在下雪季节，要注意大同煤自燃。
2.3自燃的征兆
因为煤炭在自燃前，要经过发热阶段。冬季，在煤炭发热的地方，可以发现许多新雪斑或由煤堆深处逸出水蒸气，冷凝而形成毛茸的雪瘤子。夏季，清晨在煤堆发热地方会出现“渗出物”的潮湿点，在白天，特别是经过日光晒以后，潮湿点消失，残留一层白色矿物或黄色凝结物，如果煤堆的温度超过60℃时，有的煤就会在1～2d内发生自燃。
3自燃煤的位置
煤炭在自然堆积的状况下，一般可以分为三层：冷却层、氧化层和窒息层。
冷却层，煤堆表面开始至1.5m左右。虽与氧气充分接触发生氧化反应，但位于表层，散热条件非常好，一般来讲，不容易引起自燃。氧化层位于冷却层以下1～4m之间，自燃的条件全部具备，一旦达到煤的自然发火期，立即发生自燃。窒息层位于氧化层以下，该层煤炭之间间隙较小，供氧量较小，氧化反应不充分，一般不会发生自燃。
庄河发电厂运用斗轮机堆煤，在堆放的过程中，大块煤会分散在煤堆的四周，而煤堆的中间一般颗粒较细。由内及外，煤炭之间的空隙会越来越大，散热条件也越来越好。发生自燃的位置既不在煤堆的表层（冷却层），也不在煤堆的内部（窒息层），而是发生在氧化层。发生自燃后，堆温升高，伴随着冒黄烟、冒白汽的现象。受煤的自燃、自热的压力作用，气体流动方向垂直向上，自燃点一定在冒烟气的垂直向下的部位。氧化层发生自燃，不用很长时间，也会带动冷却层自燃。发现煤堆自燃，要马上采取措施，防止范围扩大，避免不必要的损失。
4煤堆自燃的防治措施
要以预防为主，采取防治结合的治理办法。主要措施是减少煤炭与空气、水分的接触，定期测温，防止热量堆积，还可以配合喷淋降温。
①煤的自燃倾向性鉴定。掌握煤自燃火灾的规律，有针对性地采取防自燃措施，对保证安全生产具有重要意义。因此，对储存自燃倾向性较大的煤和储煤时间较长的煤场，应作煤的自燃倾向性鉴定，测定煤的挥发分的含量、最低着火温度、自燃发火期等指标。
②煤堆的方向。煤堆的方向取南北方向为佳，可以减少阳光的照射。因为我国地处东北半球，阳光经常照在头顶偏南方向。
③合理安排煤场储煤量。根据发电机组的运行情况和发电计划，由发电计划部门制定煤炭采购计划，控制煤场的储煤量。
④合理的堆煤场。煤堆的场地应该采用水泥地面，地面上不用铺盖任何物质，减少煤堆中空气的摄入量。煤堆场地比四周略高，四周应挖有排水沟，及时排除雨后积水，减少水量的聚集。排水沟与煤泥沉淀池相连。堆煤场可设置在高山的北坡较为开阔的地带，减少热量的摄入。
⑤堆煤的时间和方法。应尽量在环境温度较低的时候储存煤炭，以减少热量的携带。大块煤、细粉煤混合在一起，空气不能很好的流通，发生氧化反应时，产生的热量比较容易积聚在内部使煤堆温度迅速升高发生自燃。庄河发电厂发电用煤为烟煤和褐煤，烟煤与褐煤都是分开存放，因为烟煤颗粒较小，而褐煤颗粒较大，两种煤底部也不连接在一起，有效防止了煤炭自燃。所以说大块煤与细粉煤分开存放较好，煤堆旁边较大的煤块要将其压实。细粉煤单独储存时也要一层一层的压实，尽量减少煤堆里的空气。
⑥煤炭堆积的形状。以人字形屋脊式最好，减少阳光的照射及雨季雨水的渗入。煤堆的角度控制在40～45°，顶部齐平。煤堆的高度控制在8m以内。
⑦煤堆的维护。一般，发电厂都是用斗轮机来完成卸储煤工作。在接卸煤的过程中，堆高到2m左右，就要用推煤机将煤炭压实，减少煤块之间的空隙，排除里面积存的空气，减少煤炭与氧气的接触面积，使氧化过程减弱，以便更好地储存煤炭。如果一个煤堆长期未使用，除了压实之外，还可以在煤堆上覆盖一层粘土，减少与空气的接触。但覆盖粘土会降低煤的品质，增加灰分的含量，可适用于锅炉对煤质要求不高的情况。煤炭在堆放过程中，要堆平堆齐，取煤时不要挖山留井，以免增加雨水的聚集，也可以减少阳光的照射。
⑧煤炭堆放位置合理，先进先出。堆放位置合理，使得煤炭在预定的期限内烧完。执行煤炭先进先出原则。如果发现煤堆温度升高，已经快要自燃，可执行后进先出的原则。
⑨计划好煤炭存储时间。煤场管理人员与煤炭采购部门要沟通协调好，根据煤场的储煤情况，合理安排煤炭的采购计划，既不影响机组供煤，也不过多储煤，降低损耗。露天储煤场发生煤堆温度升高，煤炭自燃，一般来讲，就是因为存煤时间过长造成的。边角煤、斗轮机限位以外的煤，有时存储4个月以上，为煤的自燃提供了足够的时间。煤炭的堆放时间要根据煤炭的种类确定，无烟煤、贫煤存储时间可略长一些，但应控制在4个月以内。烟煤和褐煤的存放时间要控制在1个月以内。
⑩清除底角煤。对底角煤定期清除，不残留小煤堆和裙边煤。
{11}不覆盖卸煤。合理规划储煤场地，尽量不覆盖卸煤，对采用覆盖卸煤的煤堆要加强检查巡视。
{12}翻开压实散热。在煤堆取到高度较小时，可以采用翻开散热的方法降温，防止自燃，散热到一定程度后再压实处理。
{13}加强煤场的管理和监测。对煤场加强管理和监测，发现煤堆温度升高、冒烟、冒热气等情况就要引起警惕，采取措施进行处理，避免大范围自燃引起损失。每天安排煤场管理人员对煤堆进行巡视，尽早发现自燃煤，并每隔两天用测温仪对煤堆表层以下进行测温并做好记录。堆煤超过一个半月时必须每天对煤堆测温一次，发现温度升高趋势时应每三小时测温一次，并严格记录。
{14}保持合适的水分。煤炭发生自燃时的水分在5%～7%之间，使煤炭保持适当的水分，可以有效防止煤炭的氧化自燃。当煤炭的水分含量达到12%时，基本不会发生自燃问题。
{15}其它措施。发电企业储煤场四周应布置喷淋装置，在炎热的夏季可以定期向煤堆喷洒水，降低煤堆表层温度。喷洒水水源可以采用工业废水，庄河发电厂用的是含煤废水处理后的水，节省了水资源。喷淋降温对防止煤炭自燃有一定的效果，但如果水量不足，有时反而会加剧自燃，所以采用时要慎重考虑。把煤炭全部浸入水中可以有效来防止煤炭氧化自燃，但使用起来比较麻烦。在煤堆中间布置测温元件，可以掌控煤堆温度，提前采取措施，避免煤炭自燃。
5煤炭自燃的处理方法
5.1喷淋降温
发现煤堆表面煤炭自燃时，可以进行喷淋降温或挖沟浇灌的方法。发现某个煤堆温度较高，可以用斗轮机取掉一层，进行散热处理。另外，如果堆高不是很高，可以向煤堆喷洒水进行冷却降温后，再安排斗轮机一层一层的取掉。
5.2采用压力水浇透
将压力水管插入到煤堆内自燃部位对煤堆降温，可以有效治理煤炭自燃。
5.3倒堆翻开压实
发电厂储煤场一般存有许多种煤，会有大大小小的煤堆。对于小型煤堆，可以把自燃部位的最外层推掉，露出自燃部位进行散热冷却。对于温度较高煤堆，可以用铲车倒堆，来降低堆温，延缓煤的自燃。
5.4消除自燃祸源
将祸源区域的自燃煤挖出来，铺散开来，暴露在空气中散热降温，或者是将祸源区域内的煤进行碾压。采用挖煤降温方式时必须做好防治明火蔓延的措施，周边备有一定的炉渣，抢险人员也需做好防护措施。
5.5入炉烧掉
将自燃煤完全扑灭无危险后，用斗轮机将其取送到原煤仓内，输送到锅炉内燃烧。对于堆温超过70℃的，立即安排斗轮机取用入炉，而堆温小于70℃的，可考虑倒堆暂缓取用。对升温煤堆的底角煤进行清理，全部归堆使用。
6结语
煤炭自燃会造成严重的损失，因此我们要严加防范，综合治理，降低损耗，提升经济效益。
参考文献：
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关键词：煤间接液化；石油；安全生产
煤间接液化制油是一项技术密集型、投资密集型的项目，对资源的要求十分严格，在生产时必须要做好综合因素的综合分析，并制定完善安全生产方案，提高生产活动的效率。
1煤间接液化制油关键因素
1.1煤间接液化制油技术概述
煤间接液化制油技术，最为常见的即是以煤作为反应原料，通过相应的技术将其气化成合成气，然后利用催化剂将上一步的合成气转化为烃类燃料、醇类燃料以及化学品的过程。煤间接液化制油生产为资金密集型以及技术密集型的项目，整个生产过程对技术的要求十分严格，为保证生产安全性与效率，就需要明确各项要素，并通过合理的措施进行管理。
1.2关键因素
1.2.1技术
以世界为背景来对煤间接液化制油技术进行分析，南非无非是技术最为成熟的区域，而从我国此方面技术的发展与应用现状来看，基本上也已经取得了良好的效果。正是因为煤间接液化制油是技术密集型项目，决定了技术对生产效果的影响程度，想要实现更进一步的发展，还需要就合成油与煤基油的加工精制方面进行研究。
1.2.2资源
煤间接液化制煤生产需要的主要资源包括煤炭、水以及土地等，按照生产1t油品来计算，所需原料煤炭资源以及燃料煤将两项折干燥无灰精煤为4～4.5t。而以4.5t来生产计算，包含水分以及灰分后原煤平均5.6t才可以生产出1t油品[1]。由此可以看出，如果想利用煤间接液化制煤技术生产，争取能够缓解我国石油短缺的问题，将会对其他能源产生较大程度的依赖。间接液化生产1t油品所用的水资源数量主要受将煤气化技术应用效率影响，基本都会保持在10～15t左右，而按照12t/t进行计算可以确定300万t/a煤制油工厂年原水用量为3600万t。
1.3资金
煤间接液化制油技术除了具有技术密集型特点，同时还具有资金密集型特点，生产所需资金受项目规模大小与技术等因素影响，按照市场发展现状来看，每吨油品的投资基本在9000～13000元左右，由此就决定了，想要有效实现煤间接液化制油生产，必须要做好资金支持[2]。对于间接液化制油生产来说，资金主要集中应用在资源购买、技术引进以及配套设计等方面，另外还包括下游加工装置投资费用等。
2煤间接液化安全生产策略分析
2.1空分工艺
第一，压缩、预冷与纯化系统。对入口空气过滤器内空气去尘处理，利用空气压缩机压缩至0.63MPa（A）进入空气冷却塔，并用冷水洗涤。此项系统主要目的就是来吸附空气中含有的水分、二氧化碳以及碳氢化合物等，系统内设置的吸附器一般会采用立式内绝热轴-径层床结构方式，并且会由两台容器组成，这样在生产时其中一台运行，另一台就可以利用蒸汽加热器处理冷箱中污氮再生。第二，分馏塔系统。在对空气净化处理后会直接进入到冷箱，其中一部分气体会在主换热器与低压精馏塔出来的气态产品产生对流热交换反应，最终会逐渐冷却到露点后，进入到中压精馏塔底部。剩余部分空气则会进入到空气增压机，并从中抽取一部分空气进入到增压透平膨胀机组增压机，经过增压处理后进入冷箱并经过主换热器冷却，最后经过增压透平膨胀机组左右，空气膨胀到0.5MPa（G），并与主气流一起进入到分馏塔中压精馏塔。
2.2气化工艺
主要应用水煤浆气化技术生产，即将原煤制成水煤浆，并通过喷流雾化的形式进入到气化炉中做高温气化处理。此项环节生产中，要想保证生产安全性与效率性，必须要做好对煤炭资源质量的控制。一般情况下应先制出60%以上的水煤浆，并且要保证其灰熔点可以控制在1300～1350℃，一旦温度超过1400℃就需要添加助熔剂。另外，对于生产所用的煤炭资源要将其灰份控制在15%以下，并用湿法磨煤，提高供料的安全性。整个气化过程应将压力控制在4.0～8.0MPa高压环境，可以有效降低合成所需消耗的能量。
2.3变换工艺
经过气化工艺处理后，将气化后的粗煤气通入到第一水分离器，分离冷凝水后粗煤气进入变换换热器与变换反应器出口流股换热后进入到变换炉催化，后抽取变换炉中一定流量变换气，其中CO含量应控制在28～34%、温度350℃左右。然后会进入到变换热换器降温，降温后要经过第二净化气加热器以及中变废热锅炉产生蒸汽，同时流出的变换气温度可以降低到165℃左右，进入到第二水分离器，在经过分离冷凝水降温后，进入到第三水分离器，经过空冷、水冷等处理，最终可以将变换气温度降低到40℃[3]。最后，将温度降低的变换气通入到第四水分离器中，分离掉冷凝液后变换气通入到低温甲醇洗脱硫酸碳工艺。
2.4合成工艺
经过各工艺处理的合成气会通过精脱硫塔进入到最后的脱硫环节，在处理后要求原料气中硫含量可以控制在小于0.05ppm范围内。将经过精脱硫塔原料气流通入到换热器中与循环合成气进行混合，并将混合气通入到换热器与反应器出口的热气体完成换热反应，最后经过塔前合成气加热器将气流加热到230℃通入合成反应器中。上述环节完成后，合成气在通过催化剂浆液床层时会转变成鼓泡的形式来完成费托合成反应，并且在反应后会产生烃类化合物并以气相形式与未发生反应的合成气从反应器顶部到处，由技术人员将反应器中产生的重质蜡移除纯化过滤后将送去进行油品加氢处理。通过反应器到导出的气流，需要进入到换热器完成原料气的合成，并将冷凝出的重质馏分油通入到分离器，分离出的重质馏分油送往油品加氢环节。
3结束语
对于煤间接液化制油生产来说，对处理技术以及资金要求十分严格，在进行实际生产时，需要结合整个工艺流程所具有的特点进行分析，做好每个生产工艺的管理，争取所有流程都能够正常进行，减少生产事故的发生，提高生产效率。
参考文献：
[1]孙启文，吴建民，张宗森，庞利峰.煤间接液化技术及其研究进展[J].化工进展，2013（01）：1-12.
【关键词】焦炉煤气；精脱硫工艺；高温甲烷化工艺
1.焦炉煤气制取天然气工艺概述
1.1焦炉煤气的组成
焦炉煤气的主要成分是氢气、甲烷、一氧化碳、二氧化碳、氮气、氧气及烯烃，此外还含有微量硫、焦油、苯、萘、氨等组分。
1.2焦炉煤气制取天然气途径
焦炉煤气制取天然气主要有两种途径。一种是不经过甲烷化，对焦炉煤气的组分进行分离，提取焦炉煤气中的甲烷，经处理满足天然气的使用条件后，输送到用户使用。但是，此工艺的甲烷收率较低，天然气产量小，脱除的一氧化碳和二氧化碳无有效的利用途径。另一种是通过一氧化碳、二氧化碳和氢气的甲烷化合成来调高焦炉煤气中的甲烷含量，经过处理后使其满足天然气的使用条件。此工艺是焦炉煤气制天然气的主流工艺，国内已有成功的实例。
2.焦炉煤气甲烷化合成天然气技术分析
焦炉煤气首先经过预处理，包括脱氨、脱焦油、粗脱硫、脱苯等工序，然后经过精脱硫，再经过甲烷化合成天然气。根据合成天然气压缩或液化要求不同，再进行处理。
2.1焦炉煤气预处理
焦炉煤气的预处理和常规焦炉煤气的净化处理基本相同。主要的预处理工序有煤气冷却、除萘、除焦油雾、洗氨、脱苯、脱硫、脱氰等。具体应用时，各工序的先后布置会有所不同。
2.2焦炉煤气精脱硫
无机硫和有机硫的存在都会使甲烷化催化剂中毒失去活性，且无法再生。经过预处理的焦炉煤气的硫体积分数能降低到200μL/L左右，但是还不能满足甲烷化合成的要求，必须对焦炉煤气再进行进一步的精脱硫处理。焦炉煤气甲烷化合成天然气的精脱硫工艺可以借鉴焦炉煤气制甲醇的工艺。精脱硫的要求是要满足精脱硫后总硫体积分数小于100×10-9。焦炉煤气精脱硫的原理是对各种形态的有机硫进行催化加氢，有机硫转变为硫化氢，再通过固体吸附剂进行脱除。焦炉煤气中有机硫存在的主要形式是COS、噻吩、硫醚、硫醇及二硫化碳等。加氢反应放热，会造成催化剂床层温度的升高，应做好焦炉炼焦及化学产品回收系统的控制，尽量减少氧气进入焦炉煤气系统。脱硫原理是利用氧化锌脱硫剂吸收H2S。进入精脱硫系统前，需对焦炉煤气进行加压，加压到略高于甲烷化反应所需的压力。若进入精脱硫系统前焦炉煤气中的H2S含量较高，为促进催化加氢反应的进行，需先经过氧化铁脱硫来降低H2S的含量，然后采用两级加氢转化和两级脱硫的工艺，将总硫降低到100×10-9。加氢催化剂采用铁钼加氢催化剂和镍钼加氢催化剂，脱硫剂采用氧化锌脱硫剂。
2.3甲烷化工艺
2.3.1反应原理
甲烷化合成的原理是CO、CO2和氢气发生反应，生产CH4和水，少量的乙烯、乙烷、氧等也被转化掉。反应产生大量的热量。
2.3.2合成工艺
甲烷化工艺分为低温甲烷化和高温甲烷化两种。低温甲烷化主要移植于合成氨中的微量CO脱除。高温甲烷化主要来自国外专利技术。低温甲烷化采用绝热反应炉，一般要求甲烷化反应器内的温度必须在450℃以下。为控制甲烷化反应器的温度，需降低进入甲烷化反应器的CO和CO2含量。采用大量产品气循环的方法，将甲烷化炉入口的原料气中CO和CO2的体积分数降低到3%左右，从而控制甲烷化反应器的温升。精脱硫后小于0.1μL/L的硫含量能够满足低温甲烷化催化剂的要求。精脱硫的净化气体可以直接进入甲烷化反应器。此工艺的缺点是，大量的产品气循环造成此工艺的能耗较高；装置规模受到限制，经济性较差。
高温甲烷化主要有德国鲁奇、英国Davy和丹麦托普索三种工艺，均采用的是镍基催化剂，烷化反应在绝热条件下进行，采用循环气来控制大量甲烷化反应温度，通过废热锅炉副产蒸汽来回收甲烷化反应热，采用多级甲烷化反应器。三家工艺的推广重点是大规模煤制天然气项目，但其在焦炉煤气制天然气上亦适用。以Davy公司的甲烷化流程来说明高温甲烷化工艺。经过精脱硫的焦炉煤气中硫体积分数在0.1μL/L，尚不能满足高温甲烷化催化剂对硫体积分数的要求，还要再进行进一步脱硫，使硫体积分数降低到10×10-9，使用ZnO脱硫剂脱除H2S、铜基脱硫剂脱除噻吩、硫醇等有机硫。硫含量合格的焦炉煤气和甲烷化合成产品气进行热量交换，然后加入一定量的循环气，进入主甲烷化反应器，为避免羰基镍的生成，控制进入主甲烷化的气体温度在250℃以上，一般为280~320℃，出主甲烷化反应器的合成气温度为620~670℃，经余热回收后，一部分参与循环到主甲烷化反应器入口，另一部分进入补充甲烷化反应器，控制补充甲烷化反应入口温度在250~280℃，出口温度在350~380℃，经过主甲烷化反应和补充甲烷化反应，原料焦炉煤气中的CO转化率可达100%，二氧化碳转化率达95%以上，反应后的产品气经热交换和冷却后输出到下一道工序。
2.4产品方案及产品处理
2.4.1产品方案
焦炉煤气甲烷化合成的天然气主要有两种产品方案，分别是合成天然气（SNG)和液化天然气（LNG)。生产LNG产品的效益高于SNG产品。LNG不受天然气管网限制，销售灵活，单价较高，能使企业获得较好的利润。由于管道天然气和液化天然气的价格不平衡，焦炉煤气制天然气的规模不大且不易集中分布，合成天然气入管道网难，迫使一些焦炉煤气制天然气的厂家选择制造LNG来获取更大的经济效益。两种产品价格不平衡的问题还需要依靠国家政策来调整。
2.4.2合成气处理
某焦化厂的焦炉煤气经预处理、精脱硫和甲烷化工艺，CO、CmHn、O2和氢气完全反应，CO2转化率95%，此外还含有微量的水分。根据合成气的组分，对比GB17820―2012《天然气》技术要求，二氧化碳的含量满足要求；因甲烷化合成催化剂对硫含量的要求高，合成气中的总硫体积分数在0.1μL/L以下，满足要求；高位发热量计算为32.67MJ/m3，刚刚满足要求，若原料气成分波动，极易超出指标，最好对合成气进行氢气分离，以提高合成气中的甲烷含量，增加其热值，同时需对合成气脱水，以满足水露点的要求。
3.结论
焦炉煤气中有机硫成分复杂，采取两级催化加氢和两级氧化锌脱硫的工艺能够满足总硫体积分数≤0.1μL/L的要求，适用于煤制天然气的甲烷化工艺，同样适用于焦炉煤气的甲烷化处理。因焦炉煤气中氢气含量高，甲烷化后还含有不少的氢气和氮气，影响合成气的热值。研究合成气脱氢和脱氮工艺，能够提高合成天然气的品质，促进焦炉煤气制天然气的进一步发展。[科]
1流化床轻度气化褐煤提质技术
1.1技术工艺基于流态化技术原理，在多年从事流化床发电技术研究和经验积累的基础上，华能清洁能源技术研究院提出了一种新型的褐煤提质技术——流化床轻度气化褐煤提质技术工艺技术，并进行了相关理论和试验研究。其主要工艺流程如图1所示。原煤经由破碎筛分系统，符合粒度要求（<30mm）的原煤直接送入原煤仓。满足粒度要求的褐煤原煤通过给煤机送入流化床轻度气化褐煤提质反应器，原煤在反应器内发生轻度气化、部分燃烧反应，通过控制炉内氧煤比，控制炉膛反应区的温度较低，还原性气氛条件。褐煤在反应器反应区发生化学反应生成的热量一部分用于保证炉膛温度的稳定，一部分用于对褐煤自身进行干燥达到提质的目的。在炉膛停留足够长的时间，被充分干燥的提质粗颗粒产品经由排料管排入粗颗粒成品冷却系统进行冷却到50℃以下，然后送入粗颗粒成品仓。从分离器分离下来的细颗粒成品经由细颗粒成品冷却系统进行冷却到50℃以下，然后送入细颗粒成品仓。从分离器出口排出的低热值煤气（乏气）送焚烧炉燃烧处理利用。
1.2技术特点针对褐煤脱水提质的目的，流化床轻度气化褐煤提质工艺技术重点包括：较高的褐煤脱水率、较高品质的干燥提质成品、较高的热量利用率、较低的能耗、尽量简化和操作简单的系统。该工艺的特点在于：(1)不需要向反应系统提供额外的热量，最终可以控制褐煤中的水分含量低于8%，并且保证获得较高品质的干燥提质产品。(2)适当降低褐煤中的挥发分含量，剔除燃料中微尘，解决褐煤提质后的自燃问题。(3)无废弃固体物质（清洁的固体成品燃料），无废水排放。(4)反应系统处于低温常压状态，对设备的耐温耐压要求较低。(5)固体产物经过干燥与轻度气化过程，内部的微孔结构被有效破坏，可避免干燥提质产品出现返潮现象。(6)固体产物颗粒为宽筛分颗粒（0～30mm），便于固体产物的长距离运输，并且利于实现燃烟煤机组在现有制粉系统不需要大的改造的基础上直接进行掺烧。(7)一次性解决了褐煤干燥提质问题，无需挤压成型，无大型机械设备，便于实现规模化生产。
2半工业试验台试验研究
为了验证流化床轻度气化褐煤提质工艺的可行性，并获取关键的技术参数，改造建成了褐煤处理能力300～400kg/h的流化床轻度气化褐煤提质半工业性试验台，并以蒙东典型的伊敏褐煤为试验煤种，进行了褐煤轻度气化提质的相关试验研究。
2.1原煤的煤质特性
试验所用褐煤的主要理化分析结果如表1所示。由上述分析结果可知，试验煤种伊敏褐煤属高挥发分、低灰分、低热值、高水分燃料。
2.2提质成品的煤质特性
试验台褐煤提质试验生产出的提质成品主要包括粗颗粒成品和细颗粒成品两种产品。其中，粗颗粒成品由反应器底部排出，而细颗粒成品由反应器出口旋风分离器收集。试验过程中生产出的提质成品的样品如下图所示。试验取得的粗颗粒成品和细颗粒成品的理化分析结果如表2所示。由分析结果可知，经过提质的褐煤，粗颗粒成品和细颗粒成品中的水分都近趋于0，显示即使在试验温度情况下，入炉褐煤可以有充分停留时间完成干燥过程。
2.2.1温度对提质成品挥发分的影响提质反应器内部温度将直接影响提质成品挥发分的含量，如图4所示。随着提质反应器内部反应温度的升高，褐煤在提质反应器内的物理和化学反应过程更加剧烈，固体颗粒中的挥发分，更多的释放到烟气中去，导致固体颗粒挥发分含量随着温度的升高迅速降低。
2.2.2温度对提质成品热值的影响提质反应器的温度水平将对提质成品的热值产生影响，但对粗颗粒和细颗粒成品的影响还不尽相同，如图5所示。由图5可知，随着提质反应器温度的升高，粗颗粒成品的热值迅速下降。分析认为，由于粗颗粒成品在反应器内的停留时间较长（2～5min），随着提质反应器温度的升高，粗颗粒在提质反应器内的化学反应加剧，燃烧、气化及干馏份额提高，导致了固体颗粒成品的热值下降。而对于细颗成品，由于在提质反应器内停留时间很短（5s左右），随着提质反应器温度的升高，其燃烧和气化份额变化不大，干馏份额有所增加，导致细颗粒成品的热值略有降低。
2.2.3温度对提质成品产率的影响提质反应器温度对提质成品的产率有着重要的影响，如图6所示。随着提质反应器温度的升高，提质成品的产率呈下降趋势。一般而言，随着提质反应器温度的升高，褐煤热解程度加剧，褐煤中挥发分的析出份额增加，同时，燃烧与气化反应加剧，导致了提质成品的产率下降。为了保证较高的提质成品产率，提质反应器温度是一个重要的控制参数。
2.2.4提质产品的燃烧特性着火及燃尽特性是判断提质成品品质的一个重要的指标。采用热重分析法对褐煤提质成品的着火及燃尽特性进行了分析。热重分析的结果如表3所示。为了对提质褐煤成品的着火和燃尽特性有比较清晰的认识，表中还列出了几种比较典型烟煤的热重分析结果作为对比。由表3可知，经过提质的褐煤，其着火温度与原煤相比有一定程度的升高，更接近于烟煤的着火温度，但其着火特性仍属于易或极易着火燃料。着火温度的升高，预示着褐煤提质成品的自燃倾向变弱，褐煤提质成品与原煤相比更加的稳定。从燃尽特性来看，褐煤经提质后的成品与原煤相比，其燃尽特性略有降低，但并没有发生本质改变，仍属于易燃尽煤种范畴。这样，原设计燃用烟煤的锅炉，若改用该提质产品，预计仍可保证很好的燃尽性能。
2.2.5提质产品的吸水特性褐煤提质成品的吸水特性是判断提质成品特性的一个比较重要的指标。如果褐煤提质成品的吸水性很强，在褐煤提质成品的运输与储存过程中会吸收大量的水分，使褐煤提质成品的含水量增加，导致褐煤提质成品的热值降低，品质变差，失去了褐煤提质的意义。对扎赉诺尔褐煤的提质成品的吸水试验在一个开放的自然环境中进行的，提质成品的样品被平铺在表面皿中，放置于一个开放自然空间的天平上。连续对表面皿进行称重，获得褐煤提质成品的吸水特性参数。其试验吸水特性曲线如图7所示。由图可知，扎赉诺尔褐煤粗颗粒成品的自然条件吸水饱和增重在8%左右，细颗粒成品的自然条件吸水饱和增重在10%左右。相比较而言，细颗粒成品的吸水性强于粗颗粒成品。试验研究显示，流化床轻度气化褐煤提质工艺能有效地破坏褐煤中的微孔结构，减弱褐煤提质成品的吸水性，避免了褐煤在长距离运输和存贮过程中发生再吸水，保证了提质褐煤具有稳定的品质。
2.2.6提质成品的自燃特性褐煤是极易发生自燃的煤种。在运输、储存以及利用过程中，常常会因为发生自燃而带来很大的安全问题。褐煤提质的一个主要目的，就是降低褐煤的自燃倾向，以便其能安全地运输和储存。以常规物理方法进行褐煤干燥或半干燥处理，一般不会改变褐煤的自燃特性，且由于褐煤中水分降低，干燥后的成品更容易发生自燃。因此，适用的褐煤提质技术必须能有效降低褐煤提质成品的自燃倾向，保证提质成品运输和储存的安全性。降低褐煤自燃倾向的本质是脱除褐煤中的羧基，降低褐煤在常温下的氧化反应性。这就需要褐煤在提质过程中发生某种程度的煤化反应，以降低褐煤中羧基的含量。为了分析流化床轻度气化褐煤提质工艺在褐煤提质过程中是否能降低褐煤提质成品的自燃倾向，建立了煤的自燃特性试验台，对扎赉诺尔褐煤的提质成品进行了自燃特性试验研究。煤的自燃特性的判别标准如下表所示。表5为试验褐煤原煤及提质成品的自燃特性试验结果。作为比较，表中还列出其它几种煤种的自燃特性测量结果。从自燃特性试验结果可以明显看出，经过流化床轻度气化褐煤提质工艺进行处理获得的提质成品，自燃倾向明显变弱，由易自燃燃料变成中等自燃燃料，其自燃特性与常规高挥发分烟煤趋近，这就很好保证了褐煤提质成品在运输、存储与使用过程中的安全性。
3结论
关键词:鲁奇;加压气化;工艺流程；工艺条件;优化控制
中图分类号：TG453文献标识码：A
近几年,随着中国煤化工产业的蓬勃发展,煤的气化技术作为煤转化利用的领先技术和核心技术,得到越来越广泛的应用。煤气化单元在煤化工生产装置投资中占有重要比例,不同煤气化技术投资差异巨大,因而煤气化技术的选择对项目固定投资有重要影响。同时,不同气化技术的工艺特点、技术指标、设备结构等也存在较大差异,不同的煤种、产品方案和规模应选择适宜的气化技术,从而做到技术和经济均可行。鲁奇（Lurgi）气化技术是最早应用于工业化的气化技术之一,也是在加压气化工艺中应用最多的气化技术。
1、鲁奇气化工艺流程及特点
鲁奇气化典型工艺流程如图1所示。
5~50mm块煤经煤溜槽、煤锁进入气化炉。水蒸气和氧气混合后从气化炉底部经炉篦进入气化炉,在30MPa、1000℃的条件下,与煤发生气化反应。从气化炉出来的粗煤气,温度高达220～600℃,经喷冷器后温度降至200～210℃左右,进入废热锅炉回收余热,温度降至1800℃。左右,粗煤气经气液分离后进入下游序。废热锅炉可产生0.5MPa～0.6MPa的低压蒸汽从喷冷器洗涤下来的含焦油和尘的煤气水随煤气一起进入废热锅炉底部分离器,初步分离油和水。部分含尘煤气水由循环泵返回到洗涤冷却器,其余送至煤气水分离单元。气化炉气化产生的灰渣周期性通过灰锁斗排出。
图1鲁奇气化工艺流程图
具体在用软水水洗之前还需用油洗以去除煤气中的轻油等杂质，由下图知鲁奇加压气化工艺主要分为四个阶段，分别为气化过程，冷凝冷却过程，油洗过程以及水洗过程。气化过程产生灰渣，冷凝冷却过程产生焦油和酚水（含酚类的废水），油洗过程产生了氛水和轻油，水洗过程则只产生了轻油，经过这四个过过称，鲁奇炉产生了不少的废物，如何利用这些废物，就成
了工程科学界的一个课题。
鲁奇气化工艺主要有以下特点:
1)以碎煤为原料。一般采用5～50mm的块煤进料,且下限率不能过高。一般要求煤的反应性好、无粘结性和弱粘结性、机械强度较高、灰熔融性温度较高。因此适宜的煤种为褐煤、次烟煤、贫煤和无烟煤,对一些水分较高(20%～30%)和灰分较高(如30%)的劣质煤也适用。与气流床工艺相比,鲁奇炉采用碎煤为原料,进入炉煤的处理费用低。
2)耗氧率低。气化为干法排灰,使用纯氧气化,为防止结渣,采用较高汽氧比,因此氧耗较低,约为气流床氧耗的70%,可在空分制氧设备上节省大量投资。
3)气化后煤气质量较好。气化产生的煤气中CH4含量较高,达10%左右,适合于生产城市煤气和代用天然气(SNG),将CH4转化为CO和H2后也可以用于生产化工产品,比如甲醇和氨。
4)煤气成分有利。粗煤气中H2/CO为2.0,不经变换或少量变换即可用于F-T合成、甲醇合成、天然气合成等产品生产,对比气流床气化减少了CO变换工序。
5)汽氧比。该工艺最重要的工艺操作参数为汽氧比,与气流床强调的氧煤比有一定区别,但目的相同,就是控制一定的气化炉温度。汽氧比的确定通常根据煤样的ST温度、反应活性、产生的灰渣状态和煤气组成质量。
6)产物热回收方便。固定床气化气、固两相逆流接触,通过逆流操作实现高的冷煤气热效率,逆流操作使粗煤气和灰渣均以较低的温度离开气化炉,与气流床相比,在高温煤气和高温液态渣的热回收方面有优势。
7)气化工艺成熟,设备国产化率高、造价较低,在投资上较气流床占有较大优势。
2、鲁奇气化工艺条件的确定
加压鲁奇气化必须在一定条件下才能反应，条件主要包括气化压力，温度，气化剂等，如下
图2鲁奇气化工艺温度压力曲线图
2.1气化温度的确定
气化温度对过程热力学和动力学产生决定性影响，温度和压力对生成产物成分的影响曲线如上图.可知当温度增加CH4生成反应直线下降,常压1000℃时,几乎没有甲烷生成,，然而H2,CO生成反应却直线上升,平衡产率达100%,在生产中不能只看到热力学这方面,更重要的是反应动力学,要从最经济出发,综合各种条件得到最佳工艺条件。实践证明,提高操作温度是强化生产的最重要手段。
气化操作温度主要根据灰熔点和灰的品位来定。一般长渣煤,燃烧区最高温度。选择选择T2操作短渣煤,最高温度不能超过T2。操作温度高有如下好处。
（1）温度高,气化反应速度大大增加,投资减少,煤气成本降低。
（2）水蒸汽/氧气比可以降低,减少蒸汽消耗,蒸汽分解率提高,未分解蒸汽少了,从而带走显热少了,减少了氧耗。水蒸汽/氧气比低,煤气水少了,处理煤气水的投资费用相应减少。
2.2气化压力的确定
提高气化压力最显著的效果是
（1）节省动力,压力越高,节省动力越多,因压缩一体积的氧,随煤质不同可得到体积同样压力的粗煤气。
（2）提高气化压力,气化反应速度加快,气化强度随气化压力的0.5次方增加,大大节省投资。
（3）提高操作压力,粗煤中CO2含量迅速增加,如上图活性越好的煤，操作压力高，可得含CH4高的煤气。
（4）提高操作压力,减小了粗煤气离开煤层的速度,减少了煤气中的含尘量。
当然提高压力操作,要求设备制造技术高。蒸汽分解率有所下降。但这都不是主要的,在技术可靠的条件下,制取合成氨,甲醇,代用天然气时,尽可能提高压力操作。
2.3气化剂的确定
气化剂及其各成分的比例影响过程热力学、动力学。气化剂不同,所得煤气成分,热值相差很大。气化剂主要是根据煤气的用途决定。如制取各种用途的合成气,城市煤气,应选蒸汽--氧为气化剂。H2O,蒸汽/O2与煤的灰熔点、活性、粒度有关,一般H2O/O2=4.5~8kg/Nm3。若制得的煤气用来合成油,可用部分CO2代替高压蒸汽,CO2的加入量还可控制CO的生产量。H2也可用作作气化剂,制得高浓度CH4的管道煤气。
2.4气化强度确定
气化强度是气化压力、温度及煤的活性,粒度和灰中含碳量等决定的。气化温度高,活性好,粒度合适,在30kg/cm3气化,生产强度为4000～5000Nm3/hm2灰熔点太低,活性差的煤,生产强度较低,灰中含碳量一般控制3～5%。对灰熔点高、活性好的煤,粒度更显得重要,否则将限制生产强度的提高。
3、鲁奇气化工艺经济优化控制
为了有效提高鲁奇气化炉经济运行效果，对影响气化炉能耗的原因进行分析就很必要了，从改善入炉煤煤质到节能技术的应用等方面对鲁奇气化工艺进行优化控制，提出根据灰熔点分类堆放，降低灰分，加强矸石清除能力，选择合适汽氧比等气化炉稳定经济运行的措施，研究结果表明，通过改变原料煤煤质优化气化炉工艺控制以及采用节能技术，可有效降低鲁奇气化炉的能耗指标。
3.1根据灰熔点分类堆放
据鲁奇气化炉对煤的特殊要求，煤炭采购中应将灰熔点作为一项主要的控制指标，尽可能集中采购灰熔点相近的煤种并分类堆放。
3.2降低灰分，加强清除能力
灰分和矸石无任何利用价值，增加了运输成本煤炭采购中应根据价格合理控制灰分，灰分含量越低越好。
3.3根据生产负荷合理选择发热量，保证用煤粒度
根据生产负荷采购相应热值的煤，可通过减少运行炉数量来提高生产负荷，根据生产负荷合理选取适合鲁奇气化工艺的煤，避免盲目追求过高固定碳含量或发热量，造成原料成本过高，气化炉运行不经济。
3.4选择合适汽氧比
通过对气化炉灰样中残碳含量和粗煤气成分的分析，结合现场灰渣的颜色粒度下灰量等因素，在保证灰不熔融的情况下，根据固定碳含量调整汽氧比提高气化反应温度，降低粗煤气中CO2含量，提高粗煤气品质，以达到提升经济效益的目的。
3.5减少气化炉开停车次数
加强设备检修管理，根据气化炉各部件的检修周期，合理安排气化炉的检修计划，减少炉子启停次数。
3.6三废问题
从备煤和破碎中产生的煤粉要另加处理装置。它们的最终处置办法取决于每个装置。从洗涤冷却器和脱酚系统等排出来的废水含有有机的和无机的杂质需要进行生化处理。回收的无机物可与灰渣混合后填地用。焦油、轻油、酚、石脑油、氨和硫是鲁奇加压气化系统产生的副产品。这些副产品的数量是因原料煤种而变化的。如果没有市场的话,所有这些均需专门处理。例如回收的有机物可以循环回气化炉中。但其中含有高附加值的焦油、酚、氨等有用的化工产品,当装置规模较大时,将有一定优势。
4、鲁奇气化技术在中国煤化工行业应用前景
煤的气化是现代煤化工技术的核心,煤气化可得到合成气CO和H2,再由合成气可合成生产氨、甲醇、含氧化学品、油、天然气等多种碳氢化工产品和能源产品。30多年来,国内外煤气化技术快速发展,以气流床气化技术为代表现代煤气化技术为煤化工的建设提供了强大的支持。应用于大型煤化工项目的可选气化技术的典型煤气组成见表3
煤化工的发展要受煤种条件的限制,尤其在中国东北、云南等部分地区,煤种为高水分的褐煤,对于气流床气化存在干燥的技术和经济问题,而鲁奇炉不用干燥直接气化褐煤已有成熟的应用经验。在气化装置的投资上,气流床气化装置投资巨大,包括干粉和水煤浆在内,单台气化炉投资均在亿元以上,而单台鲁奇炉投资仅在3000万～5000万元之间,若将空分制氧装置计算在内,则投资相差更大。在规模适应性上,气流床气化炉适合于大型化。比如甲醇规模要在50万t/a以上,而鲁奇炉产气能力适
图3典型煤气化技术煤气组成
图4几种煤气化技术的气化炉示意图
中,可灵活地适用于不同规模。在三废排放上,主要指气化废水,气流床气化要略优于固定床气化。但据报道,在大平原和萨索尔厂,气化废水经酚氨回收后进入生化处理,处理后的水可作为循环水补充水,循环水排污水经多效蒸发后,浓缩液返回到气化炉,无废水排放。从煤气用途分析,因鲁奇炉粗煤气含10%左右的CH4,更适合于生产代用天然气(城市煤气)或联产甲醇。
综上所述,鲁奇加压气化是一项成熟的技术。根据煤的性质和气化工艺分析,我国水分含量高的褐煤,更适合用于鲁奇加压气化。近几年来,鲁奇加压气化技术在我国正受到越来越多的重视,因此,在中国煤化工发展的大潮中,该技术将具有广阔的应用前景。
参考文献:
[1］宿凤明，刘江，米文真煤质对固定床气化炉气化性能影响的工业试验研究［J］节能技术2010,28（1）:21—24
[关键词]煤气；中毒；易燃易爆；泄露；煤气设备
中图分类号：TD845文献标识码：A文章编号：1009-914X（2014）24-0288-02
1前言
煤气是工业企业中焦炉、热风炉、平炉、轧钢加热炉、生活用燃气等许多领域的主要燃料。然而，由于煤气属于有毒物质，且易燃易爆，煤气从产生到净化、输送加压以及到用户使用的过程中，每个环节、每时每刻都存在着危险因素，若管理不善或措施不当，就会造成安全事故。文中首先讨论焦炉煤气的理化性质，接着讨论煤气中毒的机理及允许工作时间，然后讨论煤气中毒的客观原因及预防，最后讨论煤气爆炸的原因及预防。
2焦炉煤气的理化性质
2.1焦炉煤气的理化性质
净化后的焦炉煤气是无色、有臭味、有毒的易燃易爆气体，重度0.45～0.55kg/m3，热值16800～18900kJ/m3，着火温度为550～650℃，爆炸极限4～40%，理论燃烧温度为2100℃，理论燃烧空气需要量4.2m3/m3，燃烧火焰为棕红色。
2.2焦炉煤气中单一气体的理化性质
（1）一氧化碳：分子式为CO，无色、无臭，分子量28.01，重度1.25kg/m3，低发热值为16269kJ/m3，爆炸极限12.5～74.2%。着火温度是644～658℃，火焰呈微光，在气体混合物中含有少量的水，可降低着火温度，火焰呈蓝色。
（2）甲烷：分子式为CH4，无色、有微量葱臭味，分子量16，重度0.715kg/m3，难溶于水，低发热值为35671kJ/m3，爆炸极限为5.4～15%，着火温度为650℃，燃烧火焰微弱亮光。当空气中甲烷浓度达到25%～30%时才会使人中毒。
（3）氢气：分子式H2，无色无臭气体，分子量2，重度0.0899kg/m3，难溶于水，低发热值为10747.5kJ/m3，爆炸极限为4.2～74%，着火温度580～590℃。
（4）硫化氢：分子式H2S，有浓厚的臭鸡蛋味，属于剧毒气体，分子量34，重度1.52kg/m3，易溶于水。低发热值为23668.6kJ/m3，爆炸极限为4.3～45.6%，着火温度为364℃，火焰呈蓝色。在大气中最大允许浓度为0.01g/m3，当浓度达到0.04%时有害于人体，0.1%可以致人死亡。
（5）二氧化碳：分子式为CO2，略有气味的无色、不可燃的气体，分子量为44，重度为1.977kg/m3，易溶于水。空气中达25mg/升时对人体即有危害，高浓度时会刺激呼吸系统，引起呼吸加快、呼吸困难并有窒息、中毒的危险。
（6）氮气：分子式为N2，无色、不可燃气体，分子量28，重度1.25kg/m3。化学性质不活泼，空气中含量增加时缺氧会使人窒息。
（7）氧气：分子式为O2，无色无味，助燃气体，空气中含有21%，分子量32，重度1.429kg/m3。
3煤气中毒的机理及允许工作时间
3.1煤气中毒的机理
煤气中含有大量的CO，CO是无色无味的气体，化学活动性很强，能长时期与空气混合在一起。CO被吸入人体后，与红血球中的血色素结合成碳氧血色素，使血色素凝结，破坏了人体血液的输氧机能，阻碍了生命所需的氧气的供应，使人体内部组织缺氧而引起中毒。CO与血色素的结合能力比氧与血色素的结合能力大300倍，而碳氧血色素的分离，要比氧与血色素的分离慢3600倍。当3/4的血色素被CO凝结后，人很快就会死亡。
3.2空气中CO浓度下所允许的工作时间
CO毒性极强，空气中含量达到0.06%即有害于人体，含量0.2%即可使人失去知觉，含量0.4%即可使人迅速死亡。空气中可允许的CO浓度不得超过0.0024%（24ppm）。人员在空气中CO浓度下所允许的工作时间如表1。
4煤气中毒的客观原因及预防
4.1造成煤气中毒的客观原因
（1）煤气设备已经泄露而没有及时发现，或已发现而没有及时处理。
（2）对煤气性质认识不足，在超过卫生标准的煤气区域工作而又不戴防毒面具。
（3）在煤气设备附近休息、打盹、睡觉。
（4）停送煤气时，不注意空气的流向，或设备内残留煤气处理不彻底，或没有可靠隔断煤气来源，并没有严格的检查制度。
（5）煤气倒窜到蒸汽、氮气及水管内，引起人员中毒事故。
（6）煤气区域不挂“煤气危险禁止停留”的标牌，或安全制度不严格，误入或提前进入危险区。
（7）煤气管网系统压力波动过大，超过水封安全要求，造成水封压穿，煤气泄露。
4.2煤气中毒事故的预防
（1）严格执行煤气安全规程和制度。
（2）煤气作业单位上岗人员必须经培训和考试合格，否则不能上岗工作。
（3）在煤气设备上抽堵盲板、动火检修前，必须到煤气主管单位办理动火证。防护人员必须到现场监护，否则不能工作。
（4）进入煤气设备内部工作（如清灰等），必须可靠隔断各种煤气来源，经检测或化验分析，合格后方可入内。
（5）对煤气设备，特别是室内煤气设备，应有定期检查泄露制度，发现泄露及时处理。
（6）对新建、扩建、改建或大修后的煤气设备在投产前必须进行气密性试验，合格后方可投入使用。
（7）发现跑冒煤气或带煤气作业，必须佩戴空气呼吸器。
（8）不准在煤气地区长时间停留、睡觉或取暖。
（9）蒸汽、氮气管道不能与煤气管道长期联通，用完后要立即断开，防止煤气倒窜造成中毒。水管应装逆止阀，以防断水时倒窜煤气。
（10）煤气区域应挂明显的安全标志牌。
5煤气爆炸的原因及预防
5.1煤气爆炸的原因
（1）煤气来源中断，管道内压力降低，无法保证正压，造成空气吸入，使空气与煤气混合达到爆炸范围，遇火产生爆炸。
（2）煤气设备检修时，煤气未吹赶干净，又未做化验，急于动火造成爆炸。
（3）堵在设备上的盲板，由于年久腐蚀造成泄露，动火前又未试验，造成爆炸。
（4）窑炉等设备正压点火。
（5）违章操作，先送煤气，后点火。
（6）强制供风的窑炉，如鼓风机突然停电，造成煤气倒流，也会发生爆炸。
（7）焦炉煤气管道及设备虽然已吹扫，并检验合格，如果停留时间长，设备内的积存物受热挥发，特别是萘升华气体与空气混合达到爆炸范围，遇火同样也会发生爆炸。
（8）烧嘴关闭不严密，煤气泄漏于炉内，点火前未对炉膛进行通风处理。
（9）在停送煤气时，没有按规章办事，或者停煤气时没有把煤气彻底切断，又没检查就动火。
（10）烧嘴点不着火，再点前对炉膛未作通风处理。
（11）煤气设备（管道）引上煤气后，未作爆发实验，急于点火。
5.2煤气爆炸的预防
（1）为了防止煤气爆炸，首先就要杜绝煤气和空气的混合而产生爆炸范围内的混合气体。其次要避免高温和火源接触爆炸性混合物气体。
（2）送煤气时前，对煤气设备及管道内的空气须用蒸汽或氮气赶净，然后用煤气赶蒸汽或氮气，并逐段做爆炸试验，合格后，方可送给用户。
（3）正在生产的煤气设备和不生产的煤气设备必须可靠断开，切断煤气来源时必须用盲板。
（4）对要点火的炉子需做严格的检查，如烧嘴开闭器是否关严，有否漏气，烟道阀门是否全部开启，确保炉膛内形成负压，方可点火。然后稍开煤气待燃着后，再调整到适当的位置。如点着火又灭了，需再次点火时，应立即关闭烧嘴阀门，对炉膛内仍需作负压处理，待煤气吹扫干净后再点火送煤气。
（5）在已可靠切断煤气来源的煤气设备及煤气管道上动火时，一定要经检查、化验合格后，方可动火。对长时间未使用的煤气设备动火，必须重新进行检测，鉴定合格方能动火。
（6）在运行中的煤气设备或管道上动火，应保证煤气正常的压力，只准用电焊，不准用气焊。同时要有防护人员在场。
（7）凡停产的煤气设备，必须及时处理残余煤气，直到合格。并应与大气保持联通。
（8）煤气用户应装有煤气低压报警器和煤气低压自动切断装置，以防回火产生爆炸。
（9）对于检修后投用设备，在送煤气前，除严格按照标准验收外，必须认真检查有无火源，有无静电放电的可能，然后才按照第一条的规定送气。
（10）停送煤气时，下风侧一定要管理好明火。
6结束语
以上讨论的关于煤气事故的原因及预防的内容，是在长期生产管理和实践中不断进步所形成的。由于煤气作业的场合不同，以及设备和作业内容的不同，应当具体问题具体分析，避免教条主义。
参考文献
近年来，我国部分地区依托丰富的煤炭资源优势，纷纷上马煤化工项目。煤化工在解决传统石油化工能源短缺的同时，也因生产工艺流程较长、设备复杂等缘故，容易导致事故发生。因此，发展煤化工产业，不仅要解决水资源限制，回收处理二氧化碳、污水、煤灰渣等废气废料的问题，更要加强安全技术及安全管理方面的支撑。
煤化工生产系统特点
石油化工是以石油和天然气为原料，生产石油产品和石油化工产品的加工工业。石油产品又称油品，主要包括各种燃料油（汽油、煤油、柴油等）和油，以及液化石油气、石油焦碳、石蜡、沥青等。
煤化工是以煤为原料，经化学加工使煤转化为气体、液体、固体燃料及化学品的过程。煤化工企业生产的产品主要包括：汽油、柴油、甲醇、乙烯、丙烯、氢气、液氮、液氯、硫磺、二甲醚、聚丙烯、聚甲醛等燃料和化工产品。
煤化工行业最重要的技术是煤气化工艺，该工艺是将原煤在气化炉中经高温、高压的作用，使原煤与氧气发生反应，主要生成一氧化碳、氢气，而一氧化碳和氢气则作为后续生产的原料。煤化工后续生产工艺与传统的石油化工工艺主体相同。
煤化工生产从原料到产品，包括生产过程中的中间体、溶剂、催化剂以及产品，绝大多数属于易燃易爆、有毒有害和强腐蚀性物质，具有引发各类着火、爆炸、人员中毒、窒息事故的可能。而且煤化工生产工艺过程复杂，操作条件苛刻，各车间、工序之间衔接紧密，作业需连续进行。这种连续和长周期性的生产，在逻辑上形成串联系统，然而串联系统中任何子系统、单元发生故障，都会导致整个系统的故障。
煤化工的生产过程都被封闭在管、泵、罐中，内部状况难以直接观察。整个生产情况都要由传感器、变送器等，输送到控制仪器、仪表上，以压力、流量、温度、组分等参数来反映，在控制对象和控制者之间增加了中间环节，影响了人们对系统事故规律的认识。
近年来，煤化工企业的一次生产加工能力不断提高，年加工能力在数百万吨的装置相继投产，生产中的能耗、物耗不断集中化和扩大化，这种情况下，生产中事故发生的种类、事故发生的可能性、事故的规模及后果的严重性都将大大增加。
因此，煤化工企业在安全技术方面，要考虑原煤中含有较多杂质，对设备的腐蚀严重，对管线、管件的磨损严重。同时，煤化工生产中的重要设备――气化炉，因包涵大量的尖端技术、结构复杂，在实际使用中，也要加强对气化炉的安全监管。另外，煤化工的生产工艺相比石油天然气化工要长，同样是脱硫脱碳工艺，煤化工后续采用的是低温甲醇洗工艺，比天然气化工后续的工艺流程要长得多。因此，煤化工的控制系统更复杂，采用的联锁较多，安全级别要求也更高。
煤化工企业安全管理
我国的煤化工企业大多是近几年新建的，时间久的煤化工企业也就运行了两三年，许多煤化工项目还在试车阶段，因此煤化工企业的安全管理还相对薄弱。
煤化工企业在安全管理中应树立先进的安全管理理念，如“一切事故都是可以避免的”。根据分析，随着安全管理、理念的升级，事故率将呈下降趋势，如图1所示。
煤化工企业生产中产生对人体有害的危险物质或能量失控，主要原因包括人的不安全行为、物的不安全状态、管理缺陷等3方面。所以，煤化工企业的安全管理也主要从这3方面着手。
对于人员安全行为的管理应主抓现场安全管理，要求作业操作票证化、班组建设星级化、三违查处指标化、措施落实指述化、安全技能过关化、能量隔离上锁化、当班工作日清化、岗位管理完好化、隐患查处PDCA化（Plan、Do、Check、Action，即：计划、实施、查核、处置，是从事持续改进所应遵循的基本步骤）、责任落实属地化、检修场所文明化、工作场所定置化、生产场所目视化等“十六化”，使安全生产责任制横向到边、纵向到底，落实到每个人。
生产设备的安全管理，首先要从源头抓起。在煤化工项目进行前期论证、可行性研究时，就要充分考虑安全生产要求，初步设计评价、初步设计审查、设计审查，以及安全设施设计审查等工作，都要符合国家相关法律法规要求。自2011年2月1日起施行的《建设项目安全设施“三同时”监督管理暂行办法》要求，生产性基本建设项目中的劳动安全卫生设施必须符合国家规定的标准，必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用。所以，煤化工企业在试生产阶段就要进行安全卫生检测检验，编制完成建设项目劳动安全卫生验收专题报告，报送安全生产监督管理机构审批后，再投产使用。
生产过程中，煤化工企业要重点关注具有易燃、易爆、有毒、有害等特性，对人员、设备、环境会造成伤害或损害的危险化学品的安全管理。对于具有爆炸性和可燃性的煤粉、煤气、汽油、甲醇、氢气、硫化氢、甲醚等，具有腐蚀性的硫酸、盐酸、液碱、等，要做好关键装置、重点部位的防泄漏管理，因为泄漏容易造成着火、爆炸、人员中毒等多种事故。为此，应加强隐患排查治理、风险预控管理，防患于未然。
风险管理的对象包括作业环境、生产设备设施、员工行为等多方面。先识别是否存在潜在危险，再进行风险评价――可能造成的后果是什么？失控的可能性有多大？接着设计需要采取什么样的预防控制措施，控制是否有效？应急预案需要哪种恢复措施等。也许1000个风险点中，只有一个风险导致最后的事故，但若要消除这一事故，必须要把这1000个风险点全部管控住，才能最大可能地降低事故发生概率。
煤化工企业大多属于新建企业，可以在成立之初就建立本质安全管理体系，以加强安全管理的系统性。本质安全是指工艺、技术、设备、设施、管理等因素，能从根本上预防事故发生，是安全生产“预防为主”指导思想的根本体现，也是安全生产的最高境界。
(一)现代化进程中的能源需求
中国正处于工业化、城镇化快速发展阶段。可以预期的是,在未来较长时期内,中国经济仍将会保持较快的发展速度,并逐步完成工业化和城市化,在2030年左右将达到中等发达国家的水平。
在这一过程中,公众对生活质量、居住环境、城市状况等将提出越来越高的标准,生活方式和消费方式将会发生越来越显著的变化。汽车保有量的持续增长、住房面积的扩大,以及在此基础上形成的衍生需求将成为经济和社会持续发展的最主要动力。这将导致经济结构的一系列变化,也将带来能源消费总量的持续增长,特别是对石油和天然气消费的增长。根据国内外有关研究机构的预测,到2030年,我国的能源需求总量将会达到50―60亿吨标煤。
(二)以煤为主的能源战略
从中国的资源条件和现有的技术发展看,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。
首先,中国缺乏油气资源是一个公认的事实。至2007年末,剩余技术可开采储量为石油28.32亿吨,天然气3.2万亿立方米(2007年统计年鉴)。2007年的石油产量为1.86亿吨,消费量为3.66亿吨。天然气产量为692亿立方米,消费量为695亿立方米(不包括液化石油气)。以年产2亿吨计算,石油的可开采年限为14年。
其次,中国的煤炭资源储量相对丰富。根据第三次全国煤炭资源评价数据(1999年),全国煤炭资源总量达到5.57万亿吨,已发现煤炭储量1.02万亿吨,已查证煤炭储量6769亿吨,其中精详查储量4433亿吨。随着勘探工作的深入,煤炭资源精详查储量将会有较大幅度的增长。从近年来内蒙、新疆和陕西煤炭储量迅速增长的趋势清晰地反映了资源的潜力。
第三,受技术、成本、资源量、可利用程度、实际运行时间等多方面因素的制约,水电、太阳能、生物质能等新能源和可再生能源在能源的供应总量中所占比重将是有限的,并在相当大程度上取决于政府财政的补贴能力和数量。
尽管对煤炭储量的准确数据、煤炭能否支持中国的能源需求、煤炭与温室气体的关系等存在较大的争议。但煤炭是现有技术条件下中国储量最多的一次能源资源,无论对煤炭资源量、应用技术和环境问题存在何种分歧,在新的、革命性能源供应方式出现之前,中国只能主要依靠煤炭资源来保障未来能源供应的可靠性,这是无法改变的事实。
二、替代油气资源是国家能源战略的基础
(一)我国能源的关键问题是油气短缺
中国能源问题的实质是油气资源短缺,关键问题是对石油天然气的需求远远超过国内资源可以承担的程度。保障能源自给率的关键是在液体燃料、气体燃料和化工原料等领域中实现煤炭对石油的可替代。
经济发展、城市化和现代化的一个必然结果是,液体和气体燃料显著地替代煤炭等固体燃料,其中最为突出的是汽车生产量和汽车拥有量的迅速增长。1990年全国汽车产量仅为51.4万辆,到2009年汽车产量已增加到1379万辆,18年间增长了27倍,年均增长率为19%。其中2000―2009年,汽车产量的增长率23%以上。预计2010年汽车总产量将达到1700万辆以上。中国已迅速取代了美国成为全球最大的汽车生产国和消费国。到2022年,汽车保有量超过2亿辆已成定局。
由此形成的直接后果是对油气资源需求量的迅速增长。IEA数据显示,到2030年中国石油消费量将达到10.5亿吨标油,天然气消费量将达到2.76亿吨标油(3340亿方)1。即使中国石油产量能够保持在现有的2亿吨,石油的进口量将可能高达9亿吨,石油的自给率已不到20%。如在资源储量方面没有重大突破,天然气的生产量也不可能有大的提升,天然气的自给率大体将会和石油相当。考虑到这些预测数据大多是在多年平均增长率基础上得出,如果实际的能源需求超过前述的预测,油气资源的自给率将会进一步下降。
(二)以煤为主战略的关键是煤的化工转化
国家能源战略的核心目标是减少关键领域中对进口资源的依赖,以保障国内经济发展的稳定性和控制能源的总体成本。基于这些目标,在液体燃料、气体燃料和化工原料领域中逐步扩大煤炭资源对油气资源的替代是不可避免的。煤化工产业是将煤炭转换为液体燃料、气体燃料和化工原料的基本途径,因而也是在关键的能源领域中保障自给率,落实以煤为主能源战略的基础。
随着液体燃料、气体燃料和化工原料在能源消费总量中比重的逐步提高,以煤炭的化工转化保障关键能源领域中自给率的能源发展路线实质上意味着对能源产业链的重新构造:即将大部分由国外石油天然气资源支持的新增能源需求逐步转变到以国内煤炭资源支持的方向上,并形成一组新型的能源产业。
尽管煤化工产业与煤炭的直接燃烧一样存在着诸如二氧化碳排放、单位产品能耗较高、生产技术不尽完善、装置规模小于油气化工等问题,尽管近期内对煤化工产业存在多种质疑,政策也在调整过程中,但发展煤化工是中国保持必要能源自给率的唯一选择。随着经济规模的进一步扩大和能源消费的进一步增长,发展煤化工产业的作用将更为突出。除非我们准备承担全球石油市场的急剧动荡对经济发展的冲击。
三、煤的转化需要与能源的优化使用相结合
(一)煤转化技术的选择需要服从经济发展全局
2000年以来,我国的煤化工产业得到了迅速的发展。在“逢煤必化”的区域经济发展目标和巨大投资能力的推动下,短短数年间,煤化工产业的发展重点经历了在煤基甲醇、煤基二甲醚、煤制油、煤基甲烷以及煤基烯烃等主要领域。受市场容量、技术发展成熟程度以及煤资源利用本身的特点制约,在上述各领域中,均在不同程度上出现了多方面的问题,尤为突出的是生产能力的严重过剩、高能耗和温室气体排放。虽然这些问题的出现并不能否定煤炭转化液体燃料、气体燃料和化工原料的必要性,但从另一个侧面显示了合理选择煤转化的技术路线和产业发展模式是实现以煤为主战略的重要基础。
煤的分子结构是以带有侧链和官能团的缩合芳香环为基本结构单元,结构单元间通过各种桥键相连。在煤的结构内,除了含有碳和氢元素外,还有氧、氮、硫等元素,这些元素大多以官能团的形式存在于煤中。从元素组成看,煤的碳氢原子比显著地低于石油、天然气以及生物质。随着成煤时间和煤化程度的提高,煤中的官能团和烷基侧链逐步减少,固定碳的比重逐步增加,氢比重逐步减少。
基于煤的结构特点,从技术面看,煤的转化必需解决三个基本问题2:
一是将煤炭的大分子结构分解为烃类、一氧化碳和氢等小分子,为洁净化燃烧和化工转化利用奠定基础。二是调整煤炭中间产出物的碳氢原子比,使其达到最终产品所需要的碳氢原子比水平。三是脱除煤炭中氧、氮、硫等杂原子以及无机矿物质,使其达到最终产品需要的标准。
煤化工产业的技术路线,无论是热解技术、气化技术、直接液化技术,以及超临界水解技术均是围绕这些问题,通过对温度、压力、氧化剂、溶剂、催化剂等不同工作条件的选择,采用不同形式的反应器、罐、阀、管路、泵等技术手段组合,采用不同流程控制方式所形成的不同解决方案。
选用何种解决方案,或者何种解决方案更具有发展前景,需要权衡以下基本关系:
1、煤的转化方式需要与煤的自身特点相结合
煤炭本身含有各类碳氢化合物、氢、一氧化碳和硫化氢等可燃的可挥发性组分。褐煤和长焰煤中挥发性组分约占原煤干重的37%以上,不粘煤和弱粘煤中挥发性组分约占原煤干重的20―37%3。上述四大煤种约占我国煤炭资源储量的50%,且随新疆、内蒙、陕西等地长焰煤、不粘煤和弱粘煤新增储量的大幅度增加,这些煤种在总储量中的比重将会逐步增加。煤的转化应着力于采用低成本方式优先提取煤炭中的高挥发性组分,充分发挥煤炭本身的潜在价值。
2、煤的转化方式需要与能源的使用结构相匹配
在我国的能源使用结构中,煤约占能源消费量的75%,其中的70%作为动力煤供发电和工业锅炉等的燃烧使用。结合煤炭的使用结构,在电煤和一般工业用煤等动力煤进行的优化使用和洁净化使用中寻求煤转化的路线将可大幅度降低转化成本和提高转化价值。
3、煤化工产业的发展需要符合节能减排和资源循环利用的基本趋势
转化过程本身需要洁净化和低碳化,需要尽可能控制和降低煤炭转化利用中的能源消耗、温室气体排放和环境污染。
4、煤化工产业的发展需要充分考虑其他竞争性技术和竞争性资源开发的影响,以及新能源和可再生能源技术发展的影响
例如,来自中东的石油伴生气制甲醇、合成气和烯烃对煤气化制甲醇和烯烃的成本优势。
在诸多解决方案中,相对而言,煤的热解技术能够更好地满足上述这些要求,并可能为逐步解决煤化工产业现存的诸多问题发挥重要作用。
(二)煤热解技术和热解产物
煤热解是一类弱吸热反应,反应本身的能量消耗仅相当于原料热值的3―5%。在绝氧工作条件,温度的增加将会导致煤的大分子逐步解构,通过氢转移、脱氢和缩合反应,芳核逐步缩聚,从单环芳烃―稠环芳烃―多环芳烃―半焦,直至焦炭4。
煤的热解过程通常可以形成可燃气、焦油和半焦(或焦炭)等三类产出物,热解工艺的不同,三类产品的比例有着较大差别,并影响到最终的产品价值和对能源供应结构的影响。
热解焦油:煤热解过程形成的焦油通过加氢可以转换为汽油或柴油等轻质油,焦油的产出率和品质取决于热解过程的控制。在理想的工艺条件下,焦油产出率可以达到原料煤干重的20%以上。焦油加氢过程与石油工业中的重油和渣油加氢过程大体相似,可以作为石油工业的炼油原料用以生产各类油品。
可燃性气体:热解形成的可燃性气体的主要成份是甲烷、一氧化碳、氢和二氧化碳。在理想的工艺条件下,可燃性气体的产出率也可以达到原料煤干重的20%以上。在控制二次热解反应的条件下,可燃气热值约50%来自其中的甲烷。其余部分经过适当变换工艺和合成工艺,可以进一步转换为合成甲烷,或将其中的氢气用于焦油的精制。
热解半焦:半焦是一种优质燃料,其热值在20―30MJ/kg。半焦内部多孔隙结构,原煤中所赋存的硫、磷等化合物在半焦的生产过程中大部分已进入热解气体,因而具有低污染特征。半焦可以通过气化和直燃等方式应用于发电、热力以及其他工业用途。此外,半焦也可以替代无烟煤和焦炭用于工业造气生产化肥和工业还原剂。
(三)热解技术的主要优点
经过多年的研究和大量的试验装置运行,基本的共识是煤炭资源使用的合理方式是根据煤在不同转化阶段反应性的不同特点,采用分级转化、分组分利用的方式。热解技术则是分级、分组分利用煤炭的基本途径。通过热解过程,可以优先从煤炭析出焦油和可燃性气体等高附加值组分,提高煤炭中高附加值组分的利用率和碳的利用率,使煤炭达到最有效的应用,同时经济地解决煤炭利用过程中污染物的控制,实现传统污染物的近零排放。
从经济发展和保障能源供应的全局看,煤热解技术的大规模产业化具有重要的作用:
1、为石油天然气产业的发展开拓新的国内资源
2007年我国发电热力用原煤约15亿吨,发电热力用原煤总热值34.5EJ5。如将其中60%由半焦替代,按等热值计算则需要半焦约8.3亿吨6。在采用较成熟先进技术的条件下7,通过热解过程,至少可以从每吨原煤中获得20%左右的液体产品和可燃性气体产品,以及50%的产品半焦(扣除了过程加热用半焦)。换言之,每1亿吨原煤大体上可以产出1800万吨焦油和可燃性气体(原煤以10%含水量计),以及4500万吨左右的半焦(半焦含水量以5%计)。8.3亿吨半焦需要用原煤15.4亿吨,同时联产焦油和可燃性气体3.1亿吨。2007―2009年,我国的原油产量大体在1.8―1.9亿吨左右,天然气产量在692―851亿方。仅从热值计算,上述焦油和可燃性气体的产量已与国内原油和天然气产量大体相当。
2、提高油气资源的自给率,降低对进口原油和天然气的依赖
受制于国内油气资源的限制,随着国内能源需求的增长,进口原油和天然气的比重将会持续上升,到2022年甚至可能上升到70%以上。考虑到近年来国内汽车产业的增长极为迅速,届时的实际比例可能将更大。对于中国来说,数量巨大的油气产品进口本身将会对全球油气市场的供求平衡和价格带来重大的冲击,油气产品供应的稳定性和价格的波动也会对国内经济的稳定发展和能源成本带来重大的影响。如果中国的实际油气需求规模进一步增加,这种影响带来的动荡将更为突出。通过热解技术的大规模产业化,可以在保障发电、热力等产业用煤的同时,大幅度降低对进口油气资源的依赖。
3、显著提高煤炭资源开发的综合经济价值
在分级、分组的条件下,一方面通过对焦油和可燃性气体的深度加工,可以获得多种高附加值的化工产品、气体燃料、液体燃料及其他产品。液体和气体的综合产出率越高,高附加值部分产出率越大,煤炭的综合经济价值也越高。另一方面,热解产出的半焦本身既是一种洁净的燃料,也是一种优良的工业还原剂,可广泛应用于冶金、有色、化工等多种领域,具有高于原煤的经济价值。
4、为全面治理环境污染提供技术手段和基础
大规模使用煤炭的最突出问题是煤的污染特征。热解技术的大规模产业化可以全面提升治理环境污染的能力,较大幅度降低煤炭使用过程中二氧化硫等温室气体的排放量,推进煤炭洁净化利用的实质性进展。一是半焦在生产过程中大部分硫已进入液体和气体产物中。以半焦替代煤炭作为燃料可以大幅度降低发电、热力等产业的二氧化硫等等温室气体的排放量,并减少发电厂等燃烧装置脱硫的投资和运行成本。二是半焦本身是一种大空隙度、大比表面积的吸附材料,其功能大体类似于活性炭,但价格仅为后者的1/10至1/100。由于价格低廉,可以在污水处理、烟气处理等领域中全面推广半焦地应用,显著提高污染物的处理效率。三是用于烟气处理和污水处理的半焦在失效后仍可作为锅炉燃料和气化原料继续回收使用,进一步降低污染物的处理成本。
5、生产过程能耗较低
从现有的大型热解装置的运行实践看,热解工艺的能耗显著的低于气化方式。以产品热值计算,在热解方式下,半焦、焦油和可燃气的合计热值大体相当于原料煤热值的85%左右8。在气化路线下,煤制油和煤制甲醇等产品的热值仅相当于原料煤热值的40―50%9(以水煤浆气化为龙头,以2.5吨煤产1吨甲醇,4吨煤产1吨油计)。
6、可以较大幅度降低煤炭转化过程中的投资和成本
热解的单位投资远低于气化和直接液化路线。从榆林的实践看,以原料煤计算,低温干馏装置的吨煤投资在200元左右。采用技术较为先进的大连理工大学固体热载体热解装置,年原煤转化能力为60万吨,总投资仅为1.35亿元。吨煤投资也仅为200元左右。比较而言10,煤气化制甲醇、煤制油等装置的吨煤转化投资均在1000元以上。由于投资构成了固定成本中最主要的部分,单位投资的显著差距使热解技术在生产成本和抵制市场波动方面具有显著的优势。
综合上述讨论,可以看出煤炭热解产业在高油气产率的技术路线支持下,通过与发电、热力等用煤产业的协同发展,将可以发挥逐步重新构造中国的能源产业链的作用,并替代进口油气资源,承担起保障关键产品领域中能源安全的功能。
四、大规模应用热解技术需要解决的问题
从上世纪90年代中期,特别是近年以来,我国煤炭热解产业和热解技术得到较快的发展。从产业发展的现状看,大规模发展煤炭热解产业需要解决三个基本问题:第一是用先进热解技术逐步替代传统技术,提高热解的油气综合产出率以充分挖掘煤炭的资源潜力。第二是改变煤炭的使用方式,逐步在下游发电等产业中以半焦替代煤炭作为燃料。第三是开发半焦净化装置替代现有的电厂脱硫和烟气净化装置,以系统地降低煤炭使用过程形成的污染。
(一)煤热解产业的发展现状
总结近年来我国煤炭热解产业的发展历程,可以看到以下主要特点:
第一,煤热解产业已发展到相当大的规模。到2009年,陕西榆林地区的热解半焦(兰炭)生产能力已达到4000万吨,内蒙德鄂尔多斯地区生产能力1100万吨,宁夏的生产能力在500万吨左右,其他煤炭资源省区也有规模不等的发展。兰炭产业的发展对地区经济的发展发挥了重用的作用。
第二,煤热解产业的主要产品方向仍局限在以半焦(兰炭)为主要产品的发展阶段,焦油、燃气等高附加值产品的利用水平较低。半焦主要作为碳质还原剂已广泛应用于高炉喷吹、铁合金、电石以及合成氨等行业。由于这些市场的需求规模相对较小,在生产能力迅速发展的背景下,生产能力过剩状况日渐突出。同时由于油气产率低,半焦价格难以满足发电产业对燃料价格的要求。
第三,热解生产技术采取了由低向高逐步推进的方式,主流生产技术已从土法炼焦发展到以榆林三江炉(内燃内热式连续直立方型炉)为代表的具有较高热效率的炉型11,资源综合利用和环境保护的水平得到了一定程度的提高,但液体和气体综合产出率指标仍较低。
第四,部分较为先进的技术逐步进入热解产业。其中最具代表性的是榆林地区在2009年开始建设的半焦、焦油和煤气百万吨级项目。该项目采用了大连理工大学固体热载体工艺。单套装置规模达到年利用原煤100万吨级,在采用陕西神府煤的条件下,油气综合产率可达到20%。
第五,在研究领域中,国内相关研究机构和大学在广泛借鉴国外已有的大型试验装置和研究成果的基础上,对先进的煤热解技术进行了大量的探索和试验,在试验装置上取得了较为理想的成果,如液气综合产出率达到30―40%,加氢条件下半焦脱硫率达到90%等。
第六,由于缺乏足够的资金支持,大量的试验是在远远低于生产装置规模的水平上进行,进入后期的工程化和产业应用时,大量的工程技术问题需要重新认识和研究。
由于提高焦油和可燃性气体的产出率是热解产业提高综合经济效益的基本途径,逐步以先进的热解技术替代现有技术,提高液体和气体产品综合产出率已成为煤炭热解产业的基本共识。面临的基本问题与大多数产业的发展历程极为类似,即:如何使先进技术尽快实现大规模产业化,以实现产业升级。
(二)先进热解技术的产业化
综合现有的研究成果,先进的热解技术应当具有以下基本特征:
第一,液体和气体产出率达到原料煤干重的30%以上,对保障国家油气需求形成实质性贡献,并为提升热解过程的经济效益奠定基础。热解技术逐步向中温、快速热解、小直径煤粉、固体热载体、生物质共热解加氢方向发展,反映了提高油气综合产率的基本要求。
第二,热解半焦中的硫磷等杂质脱除率达到90%以上,为后续发电、热力等产业采用半焦替代原煤,实现传统污染物12近零排放奠定基础。在热解工艺中采用加氢、生物质共热解和选择适当的添加剂技术可在提高油气综合产出率的同时,较大幅度提高杂质脱除率。
第三,热解生产装置的大型化、连续化和低能耗。单套装置的年处理原煤能力达到200―500万吨,独立热解工艺的热效率应达到90%以上。这将导致大流量的自由落下式热解反应器逐步成为热解的主流反应装置,同时,需要强化对热解反应器和管路系统的保温,减少装置本身的热容以降低热解过程的热损耗。
第四,煤的热解过程与气化、发电等后续利用过程实行联合生产,以进一步降低系统能耗,特别是半焦直接进入锅炉或直接气化。
从技术面看,先进热解技术的产业化难度要远低于气化和直接液化。
从热解工艺特点看,以焦油和可燃性气体制取为主要目标的煤热解装置最高工作温度在600―700度,在这一温度条件下,绝大部分金属结构件和控制执行器件可以可靠地工作。
快速热解可以在数秒至数十秒间完成热解反应,并且可采用连续通过型工艺流程使物料快速且连续地通过反应器。因此,可使相同体积的反应器的处理流量增加,从而在较少的投资和较低的能耗水平上实现较大规模的生产能力。
装置流程短,系统相对简单。与煤气化工艺不同,煤炭热解工艺采取绝氧加热方式,生产流程不需要氧气支持,因此生产系统不需要大型空分装置。
在采用固体热载体加热的条件下,热解产出气体体积和产出气体中粉尘数量显著地少于气化装置。粉尘分离装置和气体净化装置的处理能力和处理难度均低于煤气化工艺。但是,热解焦油在管路系统中凝聚对装置的稳定运行会形成不利的影响。
目前,先进热解技术尚未经过大规模生产装置的验证,相关的装备制造业尚未形成。已有的装置大多是由研究机构自行设计和配套,相关产业经验严重不足,工作单元和功能模块间的匹配性较差,将这些实验室技术转变和集成为一个完整的生产体系仍将需要进一步的工作。这些因素将会对于先进热解技术的产业化进程带来一定的制约作用。
(三)逐步推广半焦在发电产业中的应用
煤的热解是一个多产品的生产过程,在获得焦油和燃气的必然同步副产大量的半焦。如果这些半焦不能得到有效的利用,焦油和燃气的生产自然也无法进行。由于工业还原和气化领域,如高炉喷吹、铁合金、电石行业以及合成氨等领域对半焦的需求量是有限的,因此,热解产业的发展规模,以及可以产出的焦油和燃气的数量是由半焦能够替代原煤作为发电用煤、供热用煤以及各类工业锅炉用煤的规模所决定。换言之,未来国家的油气资源自给率和能源安全在相当大程度上取决于半焦对原煤的置换率。
半焦本身是一种良好的固体燃料。与煤炭相比,有着多方面的优点:
一是半焦具有较高的热值、更好的孔隙结构、更好的可磨性,以及较低的含硫量及灰份。二是半焦可以通过气化工艺转变为以一氧化碳和氢为主的可燃性气体,用于燃气轮机联合机组发电。三是由于半焦中挥发份比重较低,且再挥发的温度较高,半焦的运输储存过程中热值损失极小。通常情况下,原煤在运输储存过程中的热值损失约占原煤热值的5―7%。四是在煤的热解过程中,较高的焦油和燃气产出率已经分担了绝大部分原料成本,作为发电燃料,比原煤有着显著的成本优势。
同时,由于在热解过程中原料煤中的挥发份大部分析出,从着火温度、燃烧反应活化能、最大燃烧失重速率、残碳率等技术分析指标衡量,来自各类煤种的半焦燃烧特性要低于烟煤而好于无烟煤13。因此,将半焦用于现有的粉煤锅炉或循环流化床锅炉需要对现有设备进行必要的改造,并对控制程序进行相应的调整。基于半焦在燃烧特性方面的局限,以及传统工艺生产的半焦价格偏高,因而在现有发电行业中,尚无大规模采用半焦作为燃料的案例。
五、创造一种新的产业发展模式
多年来,每当新的技术和新的产业机会出现时,一哄而上,攻城掠地,重复建设,而后问题重重、破产淘汰、拖累银行几乎成为中国产业发展的基本模式。煤热解产业要避免重蹈覆辙,需要一种新的产业发展模式。
结合热解产业发展的特点、现状和需要解决的主要问题,可能的发展模式至少应当包括以下几方面:
第一,以完善先进热解技术和半焦应用技术体系为起步。优先完善已有的先进热解技术,解决现存的技术问题,稳定提高油气综合产率到20―25%,实现工艺流程和功能单元的合理化、模块化。
第二,同步开发和研制焦油、燃气和半焦等中间产品的应用技术,重点解决半焦用于粉煤锅炉、循环流化床锅炉和半焦气化的相关技术问题,以保障产业化进程的展开。
第三,着力于相关生产装置的大型化和国产化。新技术产业化的关键在于大型成套生产装置的研制和大型成套装置的批量化生产,为避免前一阶段煤化工产业发展中过度依靠引进技术的状况重复发生,应将生产装置的大型化国产化作为产业化的关键和基础。
第四,以大型综合性示范基地建设为依托。建设一组采用不同类型的先进热解技术和中间产品应用技术的工业化中试基地和原煤转化能力100万吨以上的样板装置,以取得这些大型装置的设计、制造和运行经验。同步建设配套的煤炭生产基地,保证工业化中试基地和多个大型样板工厂的原料来源。
第五,以实体性产业联盟为载体。由大型煤炭生产企业、大型装备制造企业和具有研究基础的研究机构共同组成实体性产业联盟,共同承担技术和装置的研发、制造和大型综合性示范基地建设。
第六,选择具有产业经验和产业基础的地区为试验区。鉴于榆林地区的煤炭资源较适应于热解生产、煤炭热解产业发展规模最大,生产技术相对领先、中间产品加工初具规模,应重点考虑在榆林地区建立大型综合性示范基地。
第七,政策扶持与严格监管相结合。总结前一阶段煤化工产业的经验,在热解技术产业化的初期阶段,应严格准入管理,从严限制大型热解项目的审批,尤其需要限制利用借机圈占煤炭资源的现象发生,包括前一阶段中圈占了资源而不能履行承诺的煤化工项目借机拖延对资源的占用和转向煤炭开发。
第八,在取得经验的基础上,同步制定相关的产业政策和行业标准,包括准入规则、行业监管规则、工艺流程标准、产品标准等,为热解产业后续的发展创造有序的产业环境。
注:
1、对国际能源署对中国能源需求的预测数据存在不同的观点。但这一预测是分类数据较系统的预测,仅供参考。
2、舒歌平主编,煤炭液化技术,煤炭工业出版社,2003年。
3、国家标准局,《中国煤炭分类国家标准》GB5751-86
4、本部分论述综合自相关文献,由于作者的疏漏,未能查清出处,仅向相关文献的作者致歉。
5、根据国家标准,1吨原煤的热值为20.91GJ,10亿吨原煤的总热值为20.91EJ.
6、热解工艺的热效率可以达到85%左右,半焦、焦油和可燃性气体的产出率和热值因原料煤和热解工艺不同,有较大差别。这里仅按原煤估算。半焦热值每吨按25GJ,焦油热值每吨按30GJ吨,可燃性气体热值按每吨20GJ估算。原煤以10%含水率计,半焦含水率以5%计,焦油和可燃性气体忽略含水率。根据现有热解生产装置和实验室装置的运行和试验数据看,上述参数均属于适度先进水平。
7、以大连理工大学60万吨固体热载体热解装置,采用陕北神府煤为例。
8、兰新哲、尚文智等,陕北半焦炭化过程能耗分析,煤炭转化,第32卷,第2期,2009年4月
9、数据来自文献8唐宏青,科学发展煤化工的探索与建议,煤化工,2009年第1期(总第140期),2009年2月。
10、榆林发改委,转变观念科学发展做大做强兰炭产业,榆林兰炭产业调研报告。2008年4月。研究报告中的数据是以陕西榆林地区各类投资项目的实际数据或可行性研究报告数据为基础整理。
11、榆林三江炉的热解热效率达到85―87%。兰新哲、尚文智等,陕北半焦炭化过程能耗分析,煤炭转化第32卷第2期2009年4月
12、传统污染物是指在煤的利用过程中除二氧化碳以外的其他污染物质。
[关键词]煤炭行业；节能减排；煤炭资源；有机化工技术
根据我国的经济发展形势来看，煤炭资源作为工业发展急需的各种资源中成本低技术低的优先选择，可是目前世界资源都处于一个匮乏的大趋势下，在这种大趋势中，对煤炭使用的节能减排会成为企业能否真正获得经济效益的重要环节，煤炭行业在有机化学的应用中可以找到新的节约资源的方式，从而促进企业经济效益的提升。
一、煤炭行业中有机化工技术的前景与特点
（一）有机化工技术与煤炭行业结合的前景
有机化学工业是化学工业中对于含碳物质的化工技术进行工业应用的化工产业统称，所以又叫做碳化合物工业。有机化学工业发展到今天，从一般的动植物化学工业发展到不可再生能源行业中重要的技术手段。目前以煤炭为主要原料的有机化工技术具有良好的应用前景，在各种资源匮乏的条件下，有机化工技术可以和煤炭行业相结合，不仅成为了有机化学工业的一个重要的基础增长点，也成为了煤炭资源在各种工业应用中节省成本提升效益的重要手段。
（二）有机化工技术和煤炭行业结合的具体应用
1.煤炭的液化技术
有机化工技术在煤炭行业中的应用有很多方面，其中比较重要的应用就是煤炭的制油技术，这种技术是比较先进的煤炭行业和有机化学技术相结合的技术，它的重要手段是利用煤炭来进行烃类化合物的提炼，一般情况下是对液体的烃类化合物的提炼，分为间接液化和直接液化两种方式。直接液化的方式是指将煤炭进行直接的野花，通过催化进行加氢处理，然后使其变成液体。在这个过程中主要有以下几个处理的步骤：煤炭的处理、对处理后的煤炭进行加强和液化、对煤炭野花后的固体和液体进行分离，对产出物进行油品的炼制和对工业残渣进行一定的处理。间接液化的方式是指创造一定的条件，如一定的温度和一定的压强，使用煤基合成的气体对化工类的原料和烃类的原料进行定向催化和处理，从而产生需要的产品。
2.煤炭的清洁技术
有机化工技术和煤炭行业的应用还体现在对煤炭的清洁，洗煤是针对不合格或者燃烧后污染比较严重的煤炭进行处理的一种方式，在对煤炭进行洗煤工作之后，可以对煤炭的效率有一个进一步的提升，从而进行以煤炭为原料的各种化学化工产品的合成，这种有机化工技术在国外的发展比较成熟，目前国内还需要一定的技术和资源才能在这方面取得更好的发展。
3.煤炭的气化技术
煤炭的气化过程中有着大量的物理变化和化学变化，一般情况下煤炭的气化技术是指把煤炭或者煤焦用氧气和水蒸气来作为气化剂对高温和高压条件下的取值进行一定的化学反应，来把煤炭中的可燃物质转化为可燃气体的过程，煤炭的气化技术主要分为地面气化和地下气化两个阶段。
地面气化是指在气化炉内对煤炭进行气化，地下气化指的是在地下的每层中就进行气化操作，两者的施工位置有所差别，但最后的结果却基本相同，都是保障煤炭气化的重要有机化工技术手段。
二、有机化工技术和煤炭行业结合的重要性
煤炭虽然说是成本很低的资源，但是在环境保护方面，煤炭的燃烧相对于其它能源会产生大量的环境成本，对于环境会造成极其恶劣的影响，煤炭燃烧产生大量的二氧化碳会产生臭氧层空洞等一系列的影响，而随着煤炭需求量的增加，大量的不合格煤炭也进入了煤炭的需求行列，这些不合格的煤炭还会产生大量的二氧化硫等，对环境有更加严重的影响。在煤炭行业中使用有机化工技术可以对这种现象进行有效的遏制和改善，通过复合型的硫酸钙载氧体的制备来对固体类的燃链化学链进行一定的强化和改善。
有机化工技术在煤炭行业的结合方面也有像前文提到的洗煤技术的改进，在这种技术中，对于洁净的生产技术、加工技术和转化技术都有较高的要求，对煤炭资源进行高效率和清洁的利用也是目前我国对于节能减排和提高企业效益的强大的企业技术需求，也是解决我国能源短缺等环境和能源问题最根本也是最有效的途径。有机化工技术在洗煤的工序中可以减少这部分的污染物排放和加强煤炭在加工转化和燃烧过程中的污染程度的控制。
有机化工技术还对煤炭在形态的转化和利用方面起到很大的作用，煤炭在经过形态的转换，尤其是气化和液化之后对于其他工业有着很重要的原料作用，煤炭的气化对于化工产业来说具有很重要的作用，煤炭的气化是指对煤的热作用以及一定的化学作用进行利用从而对煤炭中产生的可燃气体进行提取和开发，使得煤炭的利用从传统的物理开发方式转化为物理与化学方式相结合的煤炭利用方式，将采煤工艺和气化工艺结合在一起的采煤方法被称为第二代采煤方法。煤炭的转化技术对于企业经济效益的提升以及国家能源基本结构的改善起着重要的作用，其显著的影响就是减少煤炭开采废弃物对于环境的印象和煤炭大幅度开采造成的地面沉降与他先，使得煤炭的利用率得到大幅度的提升。
而煤炭的液化则有利于煤炭资源的运输和使用，可以作为同等液化燃料――石油的替代品来使用，从而节省大量的稀缺资源，在液化煤炭的过程中，也能把煤炭对环境产生的影响降到最小，从而维护地区的生态环境，提高企业的生态环境效益。
三、煤炭产业和有机化工技术结合的有效策略
（一）实现煤炭产业与其它产业的一体化发展
煤炭产业是工业发展的能源基础性产业，将煤炭产业与其它产业进行一体化的设计可以对整体产生较大的帮助，如把煤炭产业和化学化工产业进行生产链上的深度结合，把化工装置和煤炭开采结合起来，实现企业之间的协同配合，从而促进有机化工技术在煤炭行业中的应用，节省双方的成本。
（二）对煤炭产业和化工产业结合的新技术发展改革提出重视
煤炭产业和有机化工产业的结合在于对于高新技术的应用，所以为了适应当前我国经济的发展趋势，煤炭产业必须进行相应的技术研发，以提高煤炭化工技术的水平，实现我国能源结构的调整和企业经济效益的改善。
结语
煤炭产业之中对于有机化工技术的使用应该体现在方方面面，这是煤炭产业未来更加节能更加环保发展的大趋势，煤炭产业的工作者一定要对这种问题产生重视。
参考文献
[1]赖寒.以煤炭为原料的有机化学工业发展的分析与探究[J].煤炭技术，2012，09：256-257.
重点阐述了除尘系统的原理、设计特点、运行效果和综合功能。输煤系统除尘是一项综合治理难度极大的工艺过程，“包括了从煤质及含尘气流封堵、阻尼、诱导、除尘等各个方面”。
经过测试，现场皮带机的除尘效果、排放含尘指标等方面符合国家相关标准。
关键词：动压回收导料槽尘化气流均压装置PLC控制
中图分类号：S888.74+7文献标识码：A
概述
1.1粉尘问题是燃煤电厂输煤专业比较突出的问题
粉尘浓度高危害性大，污染环境，伤害员工的身心健康产生尘肺；也给输煤设备安全运行带来隐患，如引起火灾、爆炸等。所以燃煤电厂输煤专业的粉尘治理工作一直是企业工作的重点。电厂领导一直十分重视此项工作，曾多次组织调研、考察同行业的除尘新技术应用情况，结合燃煤电厂输煤系统粉尘综合治理工作，取得了成功的经验：2010年设计改造了两条输煤皮带机的除尘器和导料槽内加装动压回收均压装置、导料槽侧密封，收到了很好的效果。
在取得输煤皮带除尘改造成功经验的基础上，设计安装四条皮带机导料槽除尘，进一步证明了落煤管诱导气流动压回收理论、导料槽分区抑尘理论、吸尘管防积尘原理等除尘系统改造的指导设计理论的正确性。相关指导输煤皮带除尘学术论断的可靠性，现场实际除尘工作应用中的有效价值和前瞻性。
根据现场的实际情况应用了抗煤流冲击和气流动压回收装置的新技术对导料槽进行改造，导料槽落煤管处设计成正压区段主要功能是回收气流动压，减小气流的爆发冲击，导料槽出口端为负压区段主要功能是造成负压区，防止端部冒粉。
落煤管的正压区上部安装除尘器利用其负压作用吸收气流动压。导料槽尾部和头部安装吸尘罩作用是将导料槽负压区的粉尘回收到除尘器。
下面对相关理论和设备进行简要的论述，如下:
（a）动压回收原理
落煤管附近由于落煤管煤流空隙中夹带着大量气体与皮带冲击时释放出来产生动压气流。这部份气流动压在安装与导料槽内均压装置的阻力作用下,导料槽的正压区段气流的动压得到缓解其流速降低。含尘气流在负压区段由吸尘罩的抽吸作用下被吸到除尘器灰斗内。
（b）动压回收区段与负压吸尘区段的理论
常规的导料槽就是一个封闭的空间其主要作用是防止撒煤对粉尘的密封作用并不大。我们使用的新式导料槽有两个功能：一是防止撒煤，二是防止导料槽冒粉。
其原理是把导料槽的空间分为两段，一段是动压回收，另一段是负压吸尘，动压回收段防止撒煤，负压吸尘段防止导料槽冒粉。
（1）均压装置的气流密封理论
新式导料槽的除尘原理是把导料槽分为两个段，动压回收段和负压回收段，均压装置的作用，是这两个区段的密封隔离装置。具有动回收和静压密封的功效，是导料槽除尘的关键设备。
（2）吸尘管路防积尘原理
导料槽除尘系统水平管路积粉是一个比较棘手的问题经常造成吸尘管路堵塞使导料槽的除尘功能失效，各电厂想了许多输通办法都不理想。我们采用了增加吸尘管路风速的办法，配套了专用轴流风机使管道风速达到28M/S，收到了明显的效果。
（3）专用轴流风机
为了解决吸风管道积粉问题,吸风管道系统配置了高压射流型轴流风机,该风机的风速可达35m/s。煤粉的悬浮速度为8.9m/s,所以吸尘管道内是不会存在积粉的。
（4）均压装置(拉格朗日静压密封)
拉格朗日静压密封理论是新式导料槽除尘的理论基础,均压装置把导料槽分为两个段（根据需要可以设计成几段），动压回收段和负压回收段，均压装置的作用是将这两个区段用均压装置的密封作用隔离。具有动回收和静压密封的功效，是导料槽除尘的关键。
（5）回流装置(正压区泻压回路)
正压区泄压回路是将落煤时产生的冲击动压气流返回到落煤口，以减小导料槽内的正压。
（6）减压除尘器(无动力除尘器)
减压除尘器是用来释放落煤时产生的气体膨胀，起到导料槽与大气相通的作用。
（7）导料槽尾部除尘器（有动力除尘器）
导料槽尾部除尘器是落差很大（4m以上）时动压大减压除尘器满足不了需要，需配置导料槽尾部除尘。
（8）设备安装工艺流程图：
说明：
溜煤管落煤时，导料槽溜煤管区段为正压区，除尘器安装在正压区与负压区的过度区段。导料槽头部负压区吸尘罩由吸尘管路由轴流风机增速后，送进入除尘器进气箱经由除尘器布袋过滤后洁净空气排入大气。
吸尘罩下设有网栅过滤杂物防止杂物进入除尘器造成堵塞，还设有网栅滤料为不锈钢材料。防锈能具有除去输煤过程中产生的水雾滴的功能，同时可以除尘0.5mm以上的颗粒粉尘，不易造成主除尘器损坏。
1.2被输送的燃料工况
经过翻卸、给煤机械、皮带转运、等各种输煤设备进入储煤仓。在整个输送工艺的过程中，伴随产生一次尘化气流。转段落差、皮带速度等参数值越高，尘化强度就越大。一次尘化气流会把小颗粒〈200um）煤尘扬起，使局部空气尘化而形成尘源。尘源周边的空气被诱导、扰动而形成二次气流。二次气流将一次尘化气流向四周空气扩散、蔓延，充斥在作业现场。由于微尘中粒径〈75um〉的占有相当比例，他们会长时间悬浮在空气中而不能沉降，甚至造成二次扬尘。它不仅对环境的污染和对人体的危害也极大。
皮带机粉尘来源的特点和分析 2.1原煤经破碎，颗粒变小，是粉尘产生的内因
原煤经碎煤机破碎后，颗粒在25mm以下，由于原煤颗粒变小，造成表面积增大，颗粒间隙增多，密度下降，表面水分减少，是粉尘产生的内因。这也是碎煤机以下一级皮带机粉尘较上级皮带机大的原因。 2.2碎煤机转子鼓风效应产生的诱导
碎煤机室设备主要有HCSC10碎煤机2台，碎煤机单台空转运行时，碎煤机出口产生的鼓风量为5000～8000m3/h,带负荷时碎煤机出口产生的鼓风量为7000～10000m3/h.碎煤机上部配置滚轴筛，由上一级皮带机供煤经滚轴筛筛分后，小于50mm的煤落至下一级皮带机，两段皮带机的落差为20m，因此产生的风量为500～1000m3/h，使碎煤机产生的诱导风大量流向导料槽，导料槽内风压、流量增大。虽然将原导料槽（TD75标准典设）已改为拱形导料槽，容积增大了而且装了挡尘帘和护皮，但由于风压过大，粉尘溢出速度过快，使得扁布袋除尘器发挥不出应有的效能。 2.3落煤筒落差大产生的诱导
碎煤机至尾部导料槽落差大约在20m左右，如此大的落差在有煤流通过时，高速下落的煤流使落煤筒内的空气被压缩，从而产生气流，加剧了导料槽出口喷粉。将碎煤机落煤管斜口倾角该打，防堵，并调整落煤点，减少扬尘，但效果较差。 2.4碎煤机入口密封不严密，给碎煤机产生诱导风提供了外因
碎煤机转子是碎煤机产生诱导风的内因，而碎煤机入口密封不严则是碎煤机产生诱导风的外因。由于入口密封不严，使上一级皮带滚轴筛碎煤机入口落煤筒碎煤机碎煤机出口落煤筒导料槽形成开式循环系统，大量的空气从入口处进入，被碎煤机转子带动从导料槽出口喷出。 2.5尾部滚筒积煤产生的粉尘
尾部滚筒前未安装空段清扫器，使胶带上粘附的煤粉未能清除，被带进尾部滚筒，在尾部滚筒的碾压下变成细微粉末形成粉尘。现已经加装空段清扫器，但仍无法从根本避免粘煤、带煤现象的发生。
2.6尾部缓冲托辊选型不好产生的喷粉 皮带机尾部缓冲托辊原为弹性支架型缓冲托辊，其缓冲原理是利用支架弹性变形来缓冲煤流对输煤胶带的冲击。当煤流冲击时，缓冲托辊支架产生变形，皮带和缓冲托辊向下位移，导料槽护皮和皮带间产生间隙，粉尘从气隙喷出。
3综合治理的实施
3.1除尘器及配套设备的选用
3.1.1.除尘器有两大功能：一是过滤、二是清灰。
3.1.2.过滤风速的取值：对除尘器来说，过滤风速的选取，对保证除尘效果、确定除尘器的型号和占地面积乃至除尘系统的总投资具有关键性的作用。其次要正确理解和认识过滤风速与除尘效率、过滤阻力、清灰性能三者的关系。
3.1.3.第一，过滤风速与除尘效率。从机理上讲，有惯性效应（包括碰撞、拦截）和扩散效应。
按Fridiander的理论，除尘效率为：
式中：KD、K1——由温度、粘度、密度确定的常数。
df-——单一纤维直径
dp——粉尘粒径
Vs——过滤风速
由上式可知，借助扩散效应能有效地捕集，适当降低过滤风速可以提高除尘效率。
3.1.4.第二过滤风速与过滤阻力，过滤阻力随滤料上的粉尘量的增大而增大，滤料不同，单位滤料面积上容尘量也不同。
3.1.5.第三过滤风速与清灰性能的关系粉尘的清灰性能与粉尘的性质，即粘性/粒度、容重有极大的关系。
综上所述在充分了解粉尘性质及系统特性的基础上，优化除尘器本体结构设计，正确进行了经济技术分析，合理地确定过滤风速。
3.2除尘系统的优化创新设计与诠释动压回收理论的实践
3.2.1创新设计一：根据现场的实际情况，输煤量大，约800～1200t/h的具体问题。专门运用了排放系统增加动力设备的原理，解决了传统设计的排放动力不足和水平管路堵管的问题。
3.2.2创新设计二：为了提高处理除尘和收尘的能力，将传统的吸尘罩设计为集风器式一级收尘器。
3.2.3创新设计三：导料槽内部加装均压装置设计。改变系统的水平流速，满足系统设计的负压要求。
3.2.4创新设计四：系统采用PLC控制，配置防尘、防水、防爆控制柜，防护等级IP56，面板为全钢化玻璃。
通过对导料槽的改造，落煤管的改造、除尘部分、头部漏斗、尾部清扫器的安装等综合治理工作，皮带机：不撒煤，不掉煤，不堵煤。
4.检测数据
4.15#3.2毫克/立方米；
4.29#7.1毫克/立方米。
国家标准：煤尘中含有10%以下游离2氧化硅时，室内空气中含尘浓度不应大于10mg/m3。
5结束语
5．1煤尘治理工作是系统工程，涉及到输煤系统所有设备和设施，还有建筑物多、战线长的特点。煤尘治理专项设备、设施的整治工作是整个“煤尘治理”工作的一个重要组成部分，其重要性和输煤设备的整治等同。按照输煤系统煤尘治理专项设备、设施的具体情况和整治要求，应采取全面考虑、集中治理、分别处置、阶段实施的办法。
5.2煤尘治理从表面上看技术含量不高，投入适量的财力物力，就可以解决；但实际这项工作的重点就是领导重视，选择合适的除尘技术来控制煤尘产生的机理，这值得我们去不断地探索、研究。
综上所述，我们要从长效管理上下工夫，确保输煤系统现场有良好的环境，才能彻底改变输煤系统工业卫生状况。
参考文献：
[1]张殿印，王纯.除尘工程设计手册[M].化学工业出版社.2009（09）.
[2]王碧凯.燃煤电厂输煤系统导料槽皮带牙子改造研究[A].科技创新导报.2013（04）.
