空气热源式气化技术在大型LNG接收终端的应用

近年来,空气热源式气化设备和技术(Ambient air-based heating vaporization,AHV)因其具有环境友好、节约能源、可持续利用等优势而在其他国家的新建LNG项目中不断得到实践验证和推行。为此,介绍了AHV的技术特点、分类及其在世界各地的最新应用情况,并与常规气化技术进行了对比,进而提出了该类技术的应用条件,分析了该技术方案的优缺点。结果认为:①LNG接收终端所处位置具体环境的气象条件(年最低环境温度、湿度、风向和风速、持续时间等)是选择合适的AHV技术的关键因素;②设计空气热源气化系统需要确定它的最低环境温度以及备用热源系统需要热机备用的工况条件;③相对于浸没燃烧式气化器,AHV系统的优势明显,且燃气(电)价格比率越高,其优势越显著;④在不适合采用海水开架式气化技术的条件下,AHV可作为优选方案;⑤在免费海水使用受限、天然气燃烧制热成本高昂的情况下,以空气热源作为气化系统基荷热源是最为便利和直接的选择。为中国规划和设计新建LNG接收终端提供了更为经济和环保的气化技术选项。

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区煤样地下气化物理模拟实验

鄂尔多斯盆地北部杭锦旗地区煤炭资源丰富,煤层地下气化是安全清洁高效开发利用煤炭资源的潜在途径。利用杭锦旗地区新井渠深部钻井取得的煤样,开展了煤层地下点火实验和气化燃烧物理模拟实验,为现场先导试验提供依据。实验结果表明:高压条件下气化剂氧气浓度增加可显著降低煤层着火点,3 MPa条件下30%富氧气浓度可以使大块煤样的着火点从空气条件下的490℃降低至390℃;煤样整体气化反应活性较好,水蒸气反应活性优于CO_(2),1 000℃条件下CO_(2)及水蒸气均可被有效地还原;氧气浓度和含水量对气化产出物组分影响较大,水氧比越高,产出煤气中H2和CO_(2)含量越高,CO含量明显减少;氧气浓度越高,产出煤气有效组分越高;注气点后退气化工艺可有效控制火区实现稳定气化,产出煤气有效组分浓度可稳定在55%~65%,且随着气化压力升高,甲烷浓度明显提高。实验揭示的规律特征可为矿场试验点火、气化剂配比设计以及气化稳定控制等提供参考。

煤炭地下气化的敏感性地质因素探讨

相对于地面煤化工装置,煤炭地下气化(UCG)炉体为地质体,地质条件准确认识是推进UCG气化成功的关键前提。为了最大限度避免煤炭地下气化选区选址地质风险,以贵州复杂地质条件为例,系统探讨其煤炭地下气化的敏感性地质因素。通过收集梳理贵州煤炭资源勘查资料,建立归一化的参数分级赋值、参数权重向量算法、参数权重积算法等数学模型,准确获取研究区地质参数量化数据;基于由26个地质因素构成的地质参数集,采用数理统计方法,识别地质风险关键因素对复杂构造区煤层UCG可行性的交叉影响,查明建炉可行性、过程易控性、气化安全性、开发经济性“四性”指标敏感性地质风险源。结果表明:“四性”指标地质参数的敏感性有所差异,建炉可行性、过程易控性、气化安全性、开发经济性的地质因素敏感性依次变弱,UCG可行性对建炉可行性的依赖性最强,过程易控性次之,其他两个条件离散性相对较大,敏感性明显降低;就敏感性程度而言,26项地质参数中最为敏感的是煤的坚固性系数,其他8个主控地质因素分别是煤层厚度、煤层倾角、煤厚变异系数、夹矸厚度系数、断层指数、煤层埋深、奥亚膨胀度和黏结指数,影响建炉可行性、过程易控性两个方面。就贵州UCG敏感性地质因素来说,UCG项目成功与否的关键在于建炉可行性,气化炉选址应优先考虑构造发育特征及其对煤层条件的影响;为持续推进煤炭地下气化产业发展,下一步或可立足于我国煤炭资源特性及赋存条件实际,以“四性”认识为基础建立统一的UCG地质风险评价准则,进而为典型地质条件先导性试验区选址提供科学依据。

2024中国煤气化暨绿电、绿氢耦合煤化工发展大会(中国核心期刊《煤化工》第十届编委会第二次会议同期召开)

一、煤气化、生物质气化、垃圾气化---“主流炉型+新开发炉型”气化技术专利商:交流其技术新进展,具体项目应用过程中问题及解决方案。---合成氨/尿素、甲醇、现代煤化工生产企业代表:交流气化炉及全厂运行过程中经验、问题及解决方案。

新疆宣东SE水煤浆气化装置开车成功

近日,由中石化宁波工程有限公司编制工艺包并提供技术服务的新疆宣东能源有限公司气化装置顺利投产,各项技术指标均达到工艺包设计水平,标志着该公司SE煤气化技术的推广工作取得新突破。新疆宣东能源有限公司位于哈密地区淖毛湖煤化工循环经济产业园区,其气化装置配置2台日投煤量1000吨级水煤浆水冷壁气化炉,是SE水煤浆气化技术在中国石化系统外的首次应用。自技术许可合同签署以来,宁波技术研究院牵头该公司工艺系统室、工艺安装室、电控室、设备室等相关专业,扎实开展工艺包编制与技术服务,为装置成功投产提供了技术支持。

生物质催化气化工业应用技术研究

在富氧条件下研究了生物质在流态化气化炉和上吸式气化炉中的气化过程 ,探索了催化剂对气化过程及焦油裂解过程的影响 ,研究了工艺参数对煤气质量的影响 ,给出了最佳的工艺操作参数范围。煤气热值最高可达 9.93MJ/Nm3。

气化参数影响气流床煤气化的模型研究(Ⅱ)——模型预测及分析

为评价和优化气流床煤气化中的气化方案和气化参数,利用已建立的气流床煤气化动力学模型系统地研究了不同气化剂、气化剂质量比率、气化温度、气化压力和停留时间等参数对气化过程和煤气组分的影响,并对其影响机理及规律进行了分析.结果表明:O2/H2O和O2/CO2两种气化方案各有特点,O2/H2O气化剂方案反应速度快,煤气中H2体积分数高,而O2/CO2气化剂方案可以降低未分解的水煤气,并回收利用CO2.气化温度是影响气化进程和煤气组分的最关键因素,气化压力对气化反应进程影响较大,但对接近平衡时的煤气组分影响却较小;对给定的气化反应系统,存在最佳气化剂质量比率和停留时间.

新型煤气化燃烧集成制氢系统的热力学研究

对于以CaO为CO2接受体的无氧气化法为基础的新型煤气化燃烧集成制氢系统进行了化学热力学分析,以化学热力学平衡为基础研究了温度、压力、煤种、H2O/C比对制氢过程的影响.计算结果表明CaO的加入在一定条件下可以大大提高H2产量,气化过程的温度过高会引起CaCO3的重新分解,而温度过低则降低H2产量,合适的温度为850℃左右,合适的压力范围为2～3MPa.以纯碳为原料、气化炉中碳转化率为69%时,半焦燃烧的热量可以满足CaCO3的分解.当H2O/C在3.0～3.5之间时,气化效率达到79%左右,制氢效率为65%左右,产品气中H2含量为85%左右.与烟煤、褐煤相比,无烟煤为原料时产品气中H2含量最高,接近于以纯碳为原料的工况,而褐煤由于挥发份中CH4的含量多导致H2含量降低.

煤炭地下气化注气方式与能量回收效率

研究不同注气方式煤炭地下气化(UCG)能量回收情况,有利于发展更高效的UCG工艺。设计并实施了固定和移动注气点UCG模型实验,基于化学计量学和碳平衡法计算了气化煤耗总量及速率,对比分析了2种注气工艺对煤气组成和热值的影响。在此基础上,分析了不同注气方式下煤气产量和有效气体组成的变化,评价了2种注气工艺实验的能量回收效率。结果表明,固定注气点实验中提高O_(2)净注入流量可改善煤气热值衰减的现象,但随着气化空腔的扩大,提高O_(2)净注入流量对气化反应的促进作用逐渐降低;分3次提高O_(2)净注入流量,煤气热值分别提高2.01、1.27和1.10 MJ/Nm^(3),气化效率(煤气的热值与碳的燃烧热之比)分别提高14.64%、9.45%和7.73%。移动注气点位置,可实现煤气热值和气化效率的短时间快速回升,分4次移动注气点位置,每次移动距离为300 mm,煤气热值分别提高2.95、3.32、3.37和2.54 MJ/Nm^(3),气化效率分别提高17.99%、21.04%、27.88%和13.92%。2种注气工艺实验分别气化了72.49 kg和91.47kg的煤,平均煤耗速率分别为0.97和1.27 kg/h,气化效率和煤耗速率呈同步突变,这一现象在改变气化剂注入条件和移动注气点位置后更为明显,表明气化效率与煤耗速率具有一定关系。相比固定注气点实验,移动注气点位置可有效改善气化效果,相同的气化剂注入条件下,有效气体组分和气化效率分别提高12.5%和23.23%。

深部煤炭地下气化制氢先进能效分析

深部煤炭地下气化制氢不仅可以利用我国丰富的深部煤炭资源,将传统采煤方法难以开采或开采不经济的深部煤层转化为氢气,而且有望成为一种理想的煤基低成本制氢路线。基于位于加拿大天鹅山的世界上唯一千米级深部煤炭地下气化试验数据,结合Aspen Plus过程模拟,以先进[火用]为先进能效指标,对深部煤炭地下气化制氢能量利用情况进行分析。与商业化的Lurgi地面煤气化制氢路线作对比,以产出单位质量氢气的积累[火用]消耗为指标,比较了2种制氢路线的能量消耗水平。结果表明,在氢气生产能力为12亿Nm^(3)/a情形下,深部煤炭地下气化制氢从原料到产品的总[火用]损失为451.79 MW。先进[火用]分析可以有效量化气化过程可以避免的[火用]损失,其中39.9%为不可避免[火用]损失。甲烷重整单元的内部可避免[火用]损E_(dest,k)^(AV,EN)和外部可避免[火用]损E_(dest,k)^(AV,EX)分别为96.63和81.58 MW,具有最大能效提升空间,如能利用转化气、烟道气的热量副产蒸汽,可将其内部可避免[火用]损失减少38.5%。地下气化单元的E_(dest,k)^(AV,EN)和E_(dest,k)^(AV,EX)分别为4.38和62.73 MW,表明降低其[火用]损失的重点应放在提高其他单元的能量效率,从而降低外部可避免[火用]损。其余单元改进空间均比较小可不予考虑。以积累[火用]消耗量为标准衡量能量消耗水平时,产出1 kg氢气,深部煤炭地下气化制氢的积累[火用]消耗为376.1 MJ,仅为Lurgi地面煤气化制氢的83.6%,表明深部煤炭地下气化制氢能够显著降低能量消耗水平。敏感性分析显示,2者积累[火用]消耗的差距随着生产规模的扩大而增加。研究结果可为深部煤炭地下气化制氢的过程优化及技术可行性定量化提供科学依据。

神华宁夏煤化工基地3种煤气化技术对比

为选择最适宜的煤气化技术,结合神华宁夏煤业集团煤化工基地煤气化装置实际运行情况,对德士古气化技术、四喷嘴气化技术和GSP气化技术的工艺、气化效率、煤种适应性和安全性进行了对比。德士古气化、四喷嘴气化技术的主要优点是流程简单、技术成熟,投资低。GSP气化技术具有煤种适用范围广、有效气产率高、开停车方便等诸多优点,但其工艺复杂,技术尚不够成熟,需进一步优化。

碎煤熔渣加压气化过程数值模拟分析

碎煤熔渣加压气化技术(British Gas-Lurgi,BGL)取缔了炉篦,干法排渣改液态排渣,气化性能显著改善。为揭示BGL煤气化本质结构特征,支撑企业气化装置性能再提升,论文采用数值模拟方法构建了热力学平衡模型、煤气化动力学模型和欧拉多相流模型,并验证了模型合理性。模拟研究表明:与鲁奇煤气化相比,气化平衡温度由795℃(鲁奇炉)提高到1029℃,水蒸气分解率由32.66%提高到93.12%;床层最高温度由1110℃提高至1837℃,远高于煤灰流动温度1210℃,提高了气化强度,保证了液态排渣;BGL煤气化反应在炉膛下部基本完成,仅有少量水蒸气参与变换反应,粗煤气中的CH_(4)基本来自煤热解;气化炉床层腾涌波动,增强了传热传质;喷嘴射流冲击煤焦颗粒,形成向中心区延伸的椭球形燃烧回旋区,成为BGL煤气化的重要功能单元,实现一次布气,为气化层和熔渣池提供热量;熔渣池中液渣上下回旋流动,有利于降低熔渣残碳,保障顺畅排渣。

GSP干煤粉气化炉气化灰渣特性研究及其掺烧利用分析

为实现煤气化灰渣资源化、减量化、无害化利用,对某GSP干煤粉气化炉气化细渣和气化粗渣进行分析,研究气化灰渣的化学组成、粒径分布、显微结构、灰熔融特性和燃烧特性,并对其综合利用方向提出建议。结果表明:气化粗渣和气化细渣的烧失量分别为1.14%、35.15%,发热量分别为0.38 MJ/kg、10.83 MJ/kg;气化细渣和粗渣的主要化学组成是SiO_(2)、Al_(2)O_(3)、Fe_(2)O_(3)、CaO,粗渣中SiO_(2)、Fe_(2)O_(3)、Al_(2)O_(3)质量分数总和为79.40%,粗渣可做建材、建工类原料使用;气化细渣的比表面积为203.01 m^(2)/g,平均孔径为5.61 nm,具备制备吸附剂和活性炭的潜质;气化细渣的燃烧失重率为34.74%,接近其烧失量,说明气化细渣具有一定燃烧反应活性;氧气浓度的增加可以明显改善气化细渣的燃烧特性。气化细渣掺烧再利用经济性分析结果表明:气化细渣掺烧不仅能够替代部分燃料煤,节约燃料成本,还可实现气化细渣资源化利用。

贵州化处矿区煤炭地下气化物理模拟试验

为了深入探究贵州六枝化处矿区贫煤气化工艺参数,稳步推进贵州煤炭地下气化工程示范,开展了系列地下气化物理模拟试验和理论分析。通过构建综合模型系统,模拟了不同氧气浓度、气化炉结构和煤层湿度等条件下的气化过程,系统地探究了贫煤地下气化的特性、气化效率和气化工艺参数等。试验结果表明,气化炉结构差异对合成气组分有显著影响,同时,气化通道的支护方式、气化剂浓度、煤层含水量也会影响合成气组分。在适当的氧气浓度下,贵州六枝化处地区的贫煤能够稳定气化产出合成气,70%以下富氧环境下,随着氧气浓度的增加,煤气有效组分逐渐提高,煤气热值也相应增加;超过70%富氧时,有效组分中CO含量开始下降;温度场方面,气化过程的推进会直接影响温度场推移方向,且在煤层中会存在高低温区交叉分布的特征,主要是由于煤层中煤块之间存在裂隙,形成绕流燃烧而引起的。后期实际生产中,要控制气化剂氧气浓度,提高气化效率;钻井底部加强支护,采取热胀冷缩保护;增加辅助措施维持气化炉内温度场稳定性;为了提高H_(2)、CO组分浓度,需注入雾化水,增加还原性。通过深入探究不同工艺参数条件下贵州化处矿区贫煤地下气化特性,为下一步实际生产中气化工艺参数优化、气化效率提高和煤气质量提升提供了科学数据支撑。

开发经济、洁净、高效的煤气化技术

介绍煤的气化特性以及块煤固定床气化、流化床气化、气流床气化技术的特点,指出应开发经济、洁净、高效的煤气化技术,并在逐步形成的煤气化系统技术新理念指导下开发出能在生产上成熟应用的、具有中国特色的新型煤气化技术。

木块在流化床气化炉内气化特性的试验研究

利用自行设计的小型流化床试验装置系统,对城市生活垃圾中木块组分在不同的反应温度、不同的过量空气系数下进行了空气气化实验。分析了在流化床气化炉中,这些反应条件对木块转化为气化气的影响以及在不同的气化反应条件下,木块气化气成分、产气率、气化气热值及气化效率的变化规律。最后,提出了流化床城市生活垃圾气化熔融技术中一些有价值的运行参数范围。

煤的气化反应性与其组成的关系研究

为探究不同变质程度煤的气化反应性,采用下落式固定床反应器,以CO_(2)为气化剂,对11种不同变质程度煤的气化反应性进行了实验研究,考察了煤的气化反应性与挥发分、固定碳、碳含量及灰组成的相互关系。研究结果表明,在1 400℃下,11种不同变质程度煤的气化反应性仍有较为明显的差异,低变质程度煤的气化反应性远高于中/高变质程度煤的气化反应性,其完全气化反应所需时间和气化反应指数最大有7倍之差;从工业分析和元素分析看,挥发分、固定碳和碳含量与煤气化反应性均具有较好的相关性,相关系数为0.88以上;从灰组成分析看,碱性指数与煤气化反应性相关性较差。为此,可根据煤的挥发分、固定碳和碳含量等组成信息预测煤气化反应性的优劣,为煤气化应用提供参考。

小龙潭褐煤的高温气化反应动力学研究

以小龙潭褐煤为研究对象,在下落式固定床中对其二氧化碳高温气化反应性进行了研究。在1000~1500℃温度范围内,测定了小龙潭褐煤气化碳转化率与时间的关系。采用缩核芯模型、均相体积模型和表观动力学模型,对气化实验数据进行了拟合,得到了煤样二氧化碳高温气化反应的速率常数、活化能和指前因子等动力学参数。从三种模型的拟合结果可以看出:三种模型均能有效拟合褐煤的高温气化过程,相关系数都在0.96以上;相比之下,缩核芯模型的拟合效果最好,表观动力学模型次之,表明缩核芯模型的模型假设更接近褐煤高温气化反应过程,即褐煤高温气化反应以气体扩散控制为主,反应主要在煤样/半焦外表面进行;由三种模型拟合计算所得褐煤的表观活化能分别为45.6 kJ/mol、45.8 kJ/mol、47.1 kJ/mol,缩核芯模型和表观动力学模型拟合所得活化能非常接近,印证了模型拟合结果具有较高的可信度。

生物质气化的研究进展

生物质能源具有安全性高、环保性强、分布广泛、易储存运输和产量大的优点,生物质能已成为继三大化石能源后的第四大能源,生物质气化作为生物质的一种重要应用形式,具有巨大的发展潜力和价值。介绍了生物质气化的概念、基本原理,并分析了气化剂气化、热解气化、催化气化、等离子体气化、超临界水气化等气化技术的优缺点,同时阐述了固定床气化炉、流化床气化炉、气流床气化炉、回转窑炉和等离子气化炉的工作原理及各自优缺点,最后指出生物质气化技术目前面临的问题,提出解决措施。

煤炭加压气化技术的研究及开发

:简要介绍了北京煤化学研究所在加压固定床气化———包括D6 5 0mm中试和D10 0mm小试气化技术 ,D30 0mm和D10 0mm加压流化床气化技术 ,加压气流床气化数学模拟等方面的研究和开发情况 ,给出了典型煤种在不同气化炉、不同操作条件下的试验数据 。