含整体煤气化燃料电池-碳捕集电厂的风火储系统分布鲁棒调度方法

整体煤气化燃料电池(integrated gasification fuel cell,IGFC)是与碳捕集技术高度适配的清洁、高效、稳定的绿色煤电技术,有望克服传统碳捕集技术在低浓度CO_(2)环境下产生的高成本、高能耗问题。该文构建含IGFC碳捕集电厂的风火储发电系统。研究IGFC碳捕集电厂的运行机理,对IGFC内部各环节建立数学模型,提出工况匹配时燃烧利用率和阴极空气利用率需要满足的运行条件,并针对该型碳捕集电厂的电碳特性进行分析。为计及风电出力的不确定性,构建风火储系统的两阶段分布鲁棒经济调度模型,引入k阶适应性理论,提出基于正交支撑子集策略的求解方法来获得鲁棒对等式。最后,在改进IEEE-30节点系统中进行算例分析,结果表明,该型碳捕集电厂可利用阳极碳富集的优势,实现系统低碳经济调度的目标,并验证所提优化方法能为可行解提供可解释性。

电厂煤粉锅炉协同处置煤制气固体废物技术探究

生化污泥和焦油煤粉是煤制气行业产生的特征固体废物。以新疆某煤制天然气项目为例,针对其自身产生的生化污泥和焦油煤粉,通过利用该项目现有燃煤锅炉开展协同处置工程测试,采用对应的环境风险控制技术及污染防治技术,探究一条能够使生化污泥和焦油煤粉实现无害化、减量化及资源化的处理路径,为煤制气行业今后更安全环保的协同处置固体废物储备技术积累并提供技术支撑。

煤气化装置水冷器腐蚀分析及对策

随着煤气化产业高质量发展,化工企业普遍加强了数字技术要素配置比例,旨在实现节能降耗、提质增效等目标。新时期正值煤气化产业升级优化之际,此类企业应持续增强防腐工作,保障设施设备的安全运行。文章中概述了某化工企业煤气化装置概况,通过剖析其水冷器腐蚀问题及成因,提出了几点有利于促进水冷器腐蚀处理的对策。

气化装置安全生产与事故预防探讨

从保障本质安全出发,根据气化装置生产运行中的特点,重点以安全生产责任制、安全操作、设备完好性管理、安全仪表管理、作业许可和承包商安全管理、变更管理、风险管理、应急准备与响应、安全教育培训和能力建设等9类典型要素阐述气化装置运行过程中可能存在的问题,并提出相应的建议和解决方法,以提升企业安全生产水平和事故预防能力。

废弃煤气制气厂设备拆除活动对土壤环境污染影响研究

对某废弃煤气制气厂设备拆除前和拆除后地块内土壤进行监测,研究土壤中石油烃和有机污染物含量和分布的变化特征。结果表明,设备拆除后,土壤中石油烃、苯并(a)芘、萘和苯等污染物含量明显大于拆除前,设备洗消及拆解区、水处理区、危废临时贮存区及施工便道土壤环境均受到拆除活动的影响。在空间分布上,大型设备拆解区和设备洗消及拆解1区受拆除活动影响最大,拆除前其土壤样品检测浓度均低于相关标准限值,拆除后其土壤样品远高于相关标准限值。拆除设备前后土壤受污染程度变化的主要原因是由于拆除活动中污染防治措施未完全按照方案要求实施以及缺乏环境监督等因素。

煤气化工厂总平面布置设计要点分析

基于煤气化工厂典型工艺装置和公辅设施的生产特点,从厂址选择、集约用地、安全环保和提高企业效益的角度出发,讨论煤气化工厂总平面布置的设计要点,并归纳总结,旨在提升设计质量,规避设计误区。

生物质流化床气化中试实验研究

在生物质流化床气化中试装置上考察了不同原料、当量比和水蒸气配比工况下的温度分布、燃气特性和稳定性等气化特性。结果表明：木屑、稻壳和2种颗粒燃料的气化气体体积分数范围为：H227.1%～30.4%、CO 29.7%～32.6%、CO225.3%～27.9%和CH44.9%～5.8%;使用木屑和稻壳为原料可比颗粒燃料获得较均匀的气化温度分布,增加当量比和水蒸气配比可使流化床温度分布更均匀;在气化炉密相区,随气化炉高度增加,H2和CO体积分数升高,CO2和O2体积分数降低;在稀相区气体组分含量随高度变化平缓;改变气化介质、当量比、水蒸气配比和二次风配比可显著影响气化气体焦油含量;木屑水分的提高会降低气化稳定性,稻壳气化过程中易出现炉底温度骤升现象,颗粒燃料气化过程中易导致密相区温差和压差持续升高。

化肥造气技术的现状和前景

评述了近年来煤气化领域的最新进展；提出了对改造或新建合成氨厂的具体建议，即对于小型合成氨厂， 可以采用连续气化代替间歇气化、气化型煤代替无烟煤 （或焦炭） 或选用循环流化床气化炉； 对于中型合成氨厂， 可以采用连续气化或气流床气化技术； 对于大型合成氨厂，则采用气流床气化技术、流化床气化燃烧一体化技术或者采取Ｌｕｒｇｉ炉和湿法气流床（如Ｔｅｘａｃｏ炉） 联用的方法．

多段分级转化流化床煤气化技术研究开发进展

为提高流化床煤气化炉的碳转化率和处理能力,中国科学院山西煤炭化学研究所对已有的灰熔聚流化床煤气化技术进行了升级,集成快速流态化技术,开发了多段分级转化流化床煤气化技术.该气化炉分为下部浓相射流段和上部快速提升段两部分,下部浓相射流段保留了灰熔聚气化技术的特征;在上部快速提升段,通过强化细粉循环以提高气固接触和细粉停留时间,并采取分段给氧方式以提高气化温度和细粉转化效率.通过基础研究,获得了煤加压热解特性和高温高压气化反应动力学规律;获得了加压气固流态化行为特征,分析了操作参数和关键结构对气固流场、浓度场分布的影响;完成了操作状态下气化炉内气固流动行为的数值模拟计算,研究了二次风对提升段流场的影响规律.在此基础上,建成了3.0 MPa、日处理煤量100t的中试装置,并开展了1.0MPa^2.8 MPa压力下的神木原煤及其热解半焦氧气/蒸汽鼓风中试试验研究.中试结果表明:在试验压力范围内实现了平稳长周期操作;可以直接气化热解半焦;带出细粉碳含量明显下降,气化碳转化率最高可达到95%;气化指标达到同类型气化炉先进水平.进而完成了千吨级工业示范装置的工艺软件包设计和经济评估.

煤气化厂房合成气的火灾危险性类别

以某项目煤气化炉出口合成气为例,通过经验公式和实验测试估算其爆炸极限,确定了煤气化厂房合成气的火灾危险性类别,为类似工程判断火灾危险性提供参考。分析煤气化合成气的爆炸危险性,如温度、压力等对爆炸极限的影响,以及合成气的爆炸危险性与爆炸极限范围之间的关系等。

工业气化装置原料煤及残余物气化反应特性研究

考察了某工业气化装置中的原煤、滤饼及除沫器灰渣在不同温度下与水蒸气和CO2的气化反应特性,采用扫描电子显微镜和吸附仪测试了样品的初始结构及表面特性。研究表明,采用相同气化剂进行气化反应时,原煤的气化活性要高于除沫器灰渣,而除沫器灰渣的气化活性则与滤饼相近,但略好于滤饼。这主要是由于三种样品的表面和内部结构存在很大的差异。由于水蒸气和CO2与样品的反应机理存在差异,使得样品的水蒸气气化活性比CO2气化活性高三倍左右。

第二代PFBC—CC中试电站初步方案及性能分析

第二代PFBC-CC联合循环发电系统是目前具有发展前景的洁净煤发电技术之一,本文以徐州贾汪PFBC-CC中试电站为基础,拟定了第二代PFBC-CC发电系统的基本流程,并对系统中几个主要参数进行了性能分析,提出了一较为合理并适合现场改造的第二代PFBC-CC中试电站系统的初步方案。

中试规模的第二代增压流化床联合循环发电技术研究与开发

第二代增压流化床联合循环发电技术(2G PFBC-CC)是当前具有应用前景的洁净煤发电技术之一。东南大学热能工程研究所构建了2 MWt加压喷动流化床部分气化炉,对原有1 MWt增压流化床燃烧炉进行了改造,形成了较完整的2G PFBC-CC系统．经过二年多的调试和试验研究,验证了2G PFBC-CC工艺可行性和先进性,部分气化炉产生的煤气热值在4．2 MJ／Nm3以上,满足燃气透平的要求,排出的半焦可在PFB燃烧炉内稳定燃烧,飞灰含碳量在2％以下,系统碳利用效率在99％以上。

水煤浆气化合成气显热回收对IGCC电站性能的影响

利用Thermoflex热力系统软件分别建立了基于GE-Texaco和E-Gas水煤浆气化的400MW级IGCC电站模型,通过设置的5种合成气显热回收方案,分析了水煤浆气化炉型、废热锅炉配置和废热锅炉出口合成气温度3个因素对IGCC电站性能的影响.结果表明:与GE-Texaco全热回收气化技术相比,采用E-Gas全热回收气化技术时蒸汽轮机的发电量和净发电量较低,供电效率提高、厂用电耗率降低;与合成气激冷方案相比,增设辐射废锅和对流废锅可以提高GE-Texaco气化合成气显热回收过程的蒸汽质量流量,进而提高IGCC电站的蒸汽轮机发电量、净发电量和供电效率;降低废热锅炉出口合成气的温度可以改善IGCC电站的整体性能.

美国未来零排放燃煤发电项目最新进展

美国能源部2003年提出的"未来发电"项目(FutureGen)是全球最引人注目的煤炭洁净发电示范计划之一,然而2008年年初,美国能源部对该项目内容和目标进行了重组。根据最新资料总结了项目重组情况,分析认为,项目重组原因除美国官方公布的成本和政策压力以外,主要是基于美国政府对于未来煤炭在能源结构中主导地位的预期、雄厚的IGCC技术基础和潜力以及全球IGCC项目发展形势所驱动,其目的是使美国IGCC+CCS技术占领并垄断市场。同时针对我国发展IGCC技术提出了建议。

Shell煤气化装置中煤粉流量调节阀性能研究

煤粉流量调节阀在国内气流床粉煤气化装置中广泛使用,对于调节控制煤粉流量发挥着重要作用.在中国石化安庆分公司的Shell煤气化装置上,对进口煤粉流量调节阀进行性能测试和研究.结果表明,该煤粉流量调节阀在其开度低于20%时,阀门开度变化对流量的调节最为敏感,开度大于40%后,几乎没有调节流量的作用.分别给出了在煤粉循环系统和气化炉运行系统中该调节阀的压降特性及其压降占系统总压降的分率值,并对提升阀门性能及优化操作提出了建议.

煤基发电系统燃烧前后氨水吸收CO_2的对比

对氨水脱碳用于燃烧前(整体煤气化联合循环,即IGCC)和燃烧后(直接燃煤电厂)发电系统进行了对比研究,结果表明在燃烧前脱碳时,氨损失及净化气氨含量都较小,与其用于燃烧前脱碳相比,氨法用于燃烧后脱碳损失的水量约是燃烧前系统的300～400倍,损失氨量从200～500倍不等(与吸收采用的氨水浓度有关)。还将氨法脱碳与其它化学脱碳方式用于燃烧前脱碳进行了对比,结果表明,氨法脱碳是一种很有优势的方法,相比于MEA,可使脱碳热耗下降近两个百分点,并且其可以带压再生,对后续进一步压缩处理更为有利。

德士古加压水煤浆气化装置用泵

对德士古加压水煤浆气化装置用泵进行了初步解析。

利用TEXACO水煤浆加压气化工艺改造中型化肥厂

采用先进的煤炭转化技术来发展我国的现代煤化工和洁净的煤技术发电,以及改造我国现有的以煤为原料的固定层煤气化工艺的化肥厂,已显得极为迫切。本文仅对以煤为原料的中型化肥厂,采用德士古气化工艺改造方案进行探讨。

“我国资源型化工产业发展分析报告会”特别报导(一) 煤资源与煤气化技术的选择

对国内煤炭资源进行了概述并对已有的煤气化技术进行了评述,提出了煤气化技术比较的思路和基础。煤气化项目的成功与否,在于平衡好所选技术的可靠性与先进性;投资与运行费用;环保投入与社会效益。本文是在2008年资源型化工产业发展报告会的发言。