煤气化制氢技术范例(12篇)
煤气化制氢技术范文篇1
关键词：催化作用能源转化化学工业
中图分类号：TQ536文献标识码：A文章编号：1672-3791（2015）02（c）-0086-02
能源是人类赖以生存的基础，也是工业生产过程中必不可少的动力，如今，能源被分为一次能源和二次能源，被人们所熟知的能源，比如，天然气能源、水能、电力能源、煤、地热能源等被称为一次能源，而这些能源经过加工和转换就成了二次能源，比如，液化气石油、蒸汽、煤油等。在这些能源进行转化过程中，有很多的能源需要经过化学手法转换成化工原料，在转化过程中，催化在其中起到了非常重要的作用，已经成为解决能源问题的关键，在为解决能源短缺以及增强能源二次利用方面起到了重要作用。
1化石能源的催化转化
新型的煤化工是一项基础能源化工体系。但是和石油以及天然气不同的是，煤化工能够有效解决我国石油资源短缺的问题，并且能够通过技术成功替代石油能源和天然气能源。在我国能源安全油气通道战略中起到了重要作用。那么，各种化石能源是如何通过催化技术成功转化的呢？具体内容如下。
1.1煤炭资源的催化转化
在我国煤炭资源是利用率非常高的化石能源，人们日常生活以及工业生产都已经离不开煤炭资源，尤其是在发电方面，煤炭能源的作用更是无可替代，在整个发电过程中，煤炭资源大约占到了总能源利用的百分之七十，并且未来的发展方向是能源清洁和能源的高效利用。如果煤炭资源的有效利用率在每年能够提高百分之五至百分之十，那么，我国每年就可以节省大约1亿吨的煤炭资源。煤炭的清洁转化和有效利用的方法采用的是直接液化、间接液化、焦化等方法，图1为煤炭资源在利用过程中的催化流程。
1.2石油利用中的催化转化
石油是我国非常重要的石化能源，能够被加工和利用成各种化学能源，在催化过程中会产生各种催化反应，比如，催化时产生的裂化、催化构成的异化、重整催化、烷基催化反应等，在催化时应用了加氢催化剂，加氢催化剂有氢脱硫剂和氢脱氮以及氢脱金属剂等。在工业转化过程中有很多的化工材料都是从石油中提炼出来的，可见，石油资源是多么重要。此外，在石油化工中大约有一半以上的化学生产过程应用了催化剂，应用催化剂产品在任何能源中都有体现。石油化工催化的整个流程中，对一些化工产品的应用有较为严格的要求，比如，一些质量较差的化工原油或者是精制的燃油等，在生产和转化过程中要保持清洁无污染。
在石化工业生产中，绿色化工是未来重要的发展趋势，生产条件要符合各项生产指标，能源要实现循环利用和可再生利用，并且要在生产过程中使能源实现最低损耗，最低排放量。因此，绿色化工生产必须采用无毒、无添加剂的原料，生产过程中的化学反应过程一定要采用环保型和节约型工艺，这样才能使催化剂真正发挥作用。所以，绿色化学工业生产的重点是开发和利用高效节约型的催化剂。石油的催化转化过程如图2所示。
1.3天然气利用时的催化转化
在世界上，天然气资源总量比起石油资源还要多，并且，随着清洁能源利用率的增加，在新时期，天然气能源的利用率将成为能源利用的主体，并会在2050年实现突破，在所有能源利用中占一半数量。但是，在化学工业利用率方面，天然气利用成本要比其他的化工能源高。这是因为石油资源中含量很多的化学物质，在催化生产中能够被分解成单个的化学物质，但是天然气中的主要原料是甲烷，在催化过程中能够将甲烷分解成两部分，分别是碳和烯烃。
鉴于天然气能源的特殊性，要想对其进行催化转化必须考虑到其内在的化学物质和转化的成本，相比其他的能源催化转化来说有一定的难度。应用高活性的新型催化技术是能够有效解决这些问题。天然气的转化应用两种方法，分别是直接转化和间接转化。通过催化可以将天然气直接催化为甲醇或甲醛、氧化偶联制乙烯、甲烷无氧构化、卤代甲烷等。
2新能源以及可再生能源的催化转化过程
新能源已经成为新时期经济建设的主要能源，这些新能源和可再生能源克服了传统能源利用率低、开采困难等缺点，在实现清洁生产和绿色生产方面发挥了重要作用。这些新能源和可再生能源包括，生物能、风能以及地热能、海洋能等。下面就对这些能源的催化过程进行具体论述。
2.1生物能源
生物能源是一种碳含量非常丰富的可再生能源。在所有的可再生能源中，占重要作用，并且该资源绿色无污染，二氧化碳的排放量比其他任何能源都少，产量也非常丰富。此外，生物能源已经逐渐替代了化石能源，实现了石油经济向生物经济的转变，逐渐替代了传统的化石能源产品，化学材料中生物类的原材料成为了主体。因此，我国正在积极研究该能源的催化转化方法，争取实现该能源的高效利用。
生物能源大都来源于农业生产过程中的废弃物中，还有很多存在土地种植的能源植物中。通过各项调查显示，我国农业生产和生活消费中，作物秸秆量在百分之二十，取暖薪柴占百分之十，煤炭资源的利用率占百分之二十五，电力能源占百分之三，沼气占百分之一，石油液化能源占百分之二十二。在很多的农村地区，大量的作物秸秆除了用作动物饲料以及造纸以外，很多都被当燃料使用，据统计，每年被当做燃料使用的秸秆在5万吨左右，据计算这些秸秆可以替代大约3万吨的石油。
生物能源可以转化为生物气体、液化气体和发电能源等。在热化学转化方法中应用的技术有生物气化多联生产技术和多联产技术，在这些技术应用下可以将生物质转化为可以利用的燃气资源，完全可以当做生活煤气使用，并能够用来发电，实现了氢元素的转化，形成了液化燃料的合成，做到了生物质能和高效使用。
生物化学转化可以直接利用植物油提纯法加工和提炼，也可以应用生物质致密成块的方法。由此，生物质转化可以看作是化学的催化过程，也可以是化学工业技术与生物技术的有机结合。在加工过程中，要重视生物催化的转化过程，还要重视化学催化的应用，使两者有机结合，才能使生物质能真正发挥作用。
当今社会生物加工技术得到了飞速发展，可以实现对各种可再生能演进行加工、提炼，并成功转化成化学产品、医药用品以及饲料等。在化学工业飞速发展的今天，生物质能必将对社会经济发展带来推动作用，能够更多的顺应我国经济可持续发展的要求。比起碳氢化合物的经济效益，碳水化合物与农业和工业生产的距离更近。因为很多的生物原料都不是集中分布的，能源分布大致呈现分散状态，对于农业和工业体系来说，分散生产以及分散性的销售都会产生不好的影响，还会影响到产业间的互补。这足以显示提高经济生产的安全性是非常重要的，能够克服资源分散的不足。
2.2太阳能
太阳能可以在被转化为化学能源，转化后的太阳能利用率非常高，储存和运输更加方便，转化的化学物质有甲烷和甲醇以及氨。氨在转化和输送具体的流程如图3所示。
这种转化系统为封闭的，能够有效减少能源的消耗和浪费，并且能够减少污染物的产生和释放，因此对环境污染影响非常少。甲烷的重整合成是甲烷加工的重要内容，在氢的合成以及甲醇生产过程中被广泛应用。甲烷重整反应是非常强烈的，在反应过程中温度可以达到500℃，在这个温度下能够合成气体，反应物被转化的几率在高温状态下非常大，可以应用在太阳能和核能的加工转化中。通过重整反应后形成的合成气可以通过管道实现远程运输，并可以通过放热反应释放出各种热量和能量，以此实现了能源的转化和输送。
但是如果将太阳能和甲烷进行结合以后，生成的合成气可以放在室内贮存，还可以远距离的实现运输，被广泛应用到了化学工业原料的制作、热电厂的发电中，也可以通过添加一些催化剂生成氢元素，成为制作电池的材料。二氧化碳可以当作重整的原料应用到太阳能的反应器中，这种方式是合理应用能源的结果。
2.3氢能
氢能是二次能源中非常重要的一种可再生能源，并被列入了我国重要的能源发展战略中，重点发展的产品有氢能和氢燃料制作的电池等。氢元素是目前世界上分布最多的一种能源，整体质量在宇宙中占一半以上。其导热性能非常优越，热能产值非常高，是汽油热能产值的4倍，并且氢能源本身无毒无污染，是一种非常好的清洁能源。氢能源可以被转化为电能和热能，并能产生机械功率，可以真正实现资源的可持续利用。氢能的来源以及转化技术有以下两大类：通过化石能源转化的氢能源，技术为工业副产气和回收氢。进行这项转化时首先要将氢气化，并要经过碳元素转化，脱离出二氧化碳；应用可再生能源制作的氢，主要应用太阳能分解技术，包括太阳能热解和太阳能的光催化水解技术。
3结语
该文主要介绍了一些能源进行催化的过程，并探讨了传统的化学工业能源和二次能源的特点和对于工业生产起到的重要作用。表现了能源在经过催化转化后利用率会大大提高，能够实现能源的可持续利用。
参考文献
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煤气化制氢技术范文1篇2
关键字：焦化煤气利用煤气发电热电联产
中国是全世界最大的焦炭生产国，每年估计有2亿吨左右的优质煤炭用于生产焦炭，仅山西一省的不完全统计，每年炼焦消耗煤炭就超过9,000万吨。尽管今年中国限制了焦炭出口，但全年预计出口总量仍然将超过1,300万吨，中国焦炭的出口量直接影响着世界市场。根据炼焦炉型和煤质不同的条件，每吨原煤转化为焦炭时可以产生300～400立方米，热值当量1,500～4,500大卡/立方米的焦化煤气，全国每年在炼焦中伴生600－800亿立方米的焦化煤气，粗略估算折合约250－350亿立方米的天然气，超过西气东输工程的热值总量，相当3,000～4,000万吨标准煤。
在目前生产焦炭的工艺流程中，绝大多数的项目没有回收利用焦化煤气，不是采取火炬头排空燃烧，就是直接放散。不仅造成了资源的严重浪费，对环境也产生的巨大污染。在山西、陕西和内蒙的一些产焦地区，大气污染已经达到了触目惊心、无法忍受的程度，空气中弥漫着呛人的烟雾和硫化氢的臭味，造成当地呼吸道疾病的蔓延，肺癌发病率持续走高，严重危害到当地人民群众的身体健康，对社会稳定和经济持续发展都构成了极大的威胁。
如何能够有效利用炼焦伴生煤气资源，对于中国的可持续发展是一个非常重要的课题，它不仅仅是治理环境污染，更主要的是节约资源，提高能源利用效率，解决目前的电力、煤炭供应紧张局面，维持国家社会和经济的持续发展。
中国煤炭资源按目前技术经济条件下开采，在生态环境容量所允许的范围内，达到有效供给的满负载开采能力的净有效量仅1,037亿吨，只占探明储量一万亿吨的10％。中国煤炭资源供给的基本态势是总量丰富，但有效供给能力明显不足。再加上人口因素，人均实际可利用的煤炭远远低于世界平均水平。2003年中国的煤炭生产能力达到16亿吨，超过2002年的14亿吨，根据预计2004年将超过17亿吨。根据预测，2022年中国需要煤炭约29亿吨，而煤炭工业联合会正在进行的规划研究中到2022年中国煤炭工业可能达到的最大产量为20.5~22.1吨，考虑环境制约因素和其他限制条件，专家预测中国产煤的最高峰值仅在25亿吨左右。按照现在的开采和利用方式，山西的煤炭只能维持40年，而有关专家认为中国全国的煤炭资源仅能维持60年左右。
一边是资源的大量浪费挥霍和环境的急遽恶化，一边是资源供应的大限即将临至，如果我们把资源耗尽，到那时让我们的孩子们守着一片荒芜的国土将如何面对他们的未来？如果我们现在立即行动也许还能亡羊补牢，国务院发展研究中心已经建议国家将节约资源与环境保护和计划生育共同列入“基本国策”，国务院主持的国家中长期能源发展规划中也确立的“节能优先”的宗旨，要落实这一决策，有效回收利用焦化煤气是一项必不可少的工作。
焦化煤气的利用方向
焦化煤气的利用主要有两个方向：一个是化工原料；另一个是直接作为燃料燃烧发电与供热。用于化工的重要用途也是转换成为甲醇及二甲醚等石油代用燃料，甲醇可以作为发电燃料，但这样做经济上不合适，技术上也是多此一举，所以甲醇的重要用途是交通根据代用燃料。甲醇汽油技术已经成熟，作为石油代替燃料已经开始起到积极的作用。对于甲醇燃料技术的研究和应用，各地政府及企业早在上世纪70年代就已经相继展开，山西省经过长时间的研究测定，将15%的甲醇掺入汽油中使用，不需要增加其他添加剂，也不必采取特殊的工艺技术，以及保护封闭，用不着改造发动机，对于汽车、动力性和环境都没有太大的负面影响。检测显示使用甲醇汽油的汽车，尾气常规排放中一氧化碳和碳化氢浓度平均降低23.2%和28.5%，达到欧洲Ⅱ号排放标准。
根据中国化工信息中心副总工张瑞同志和提供的资料，2003年，山西省在太原、阳泉、临汾、晋城四个市进行了甲醇汽油推广试点工作，全省有48.26万辆车次使用了甲醇汽油，涉及近50种车型，累计消耗甲醇汽油12,192t。在此基础上，山西省政府前不久决定，2004年下半年在全省11个城市推广甲醇汽油，甲醇汽油的用量从2003年的1.2万t增至2004年的3万t。河南驻马店、漯河及黑龙江哈尔滨等地也有类似成功经验。
由于目前世界和国内油价持续居高不下，北京地区93#汽油市场零售价格达到每公升3.66元，为甲醇汽油大踏步进入市场创造了机遇，一些产煤大省和大型焦炭生产企业已经开始积极行动。中石化山西公司销售的M15甲醇汽油比销售国标93#汽油增加121元/t的经济效益。甲醇燃烧值5,426kcl/kg，汽油的燃烧值为11,000kcl/kg，热值比为1:2，按照热值等价计算法，两者价格比也应为1:2，如果目前车用汽油价格为4元/kg计，甲醇的价格可以达到2,000元/t，销售甲醇汽油的经济性是非常明显的，但是世界燃料油的价格是否会长时间维持在这一高价位还是一个不可预测的问题。
由于煤气转换石油代用燃料的投资比较大，存在一个规模效益问题，所以利用焦化煤气生产石油代用燃料对于大型炼焦企业比较合适，而中国在相当一段时间中焦炭生产占主导地位的还是中、小型炼焦企业，由于规模的限制采用转换石油代用燃料工艺的经济性未必合适。目前，全国出现大范围电力和煤炭供应紧张，焦化煤气更主要的利用方向中不可避免地要直接作为燃料利用，而生产高品位的电能应该成为直接燃料的主导方向。
焦化煤气中的主要成分是氢气，占体积的45－65％，如果燃料电池技术能够成熟普及，煤气将是非常理想的氢燃料来源，但是根据目前的发展，燃料电池的普及，以及氢燃料体系的建立也许还需要10～20年甚至更长的时间。因此，当前的利用方式还需要立足于现有的成熟技术上，主要是燃气轮机和燃气内燃机，以及正在快速发展普及之中的微型燃气轮机和最传统的蒸汽轮机发电。
焦化煤气中可燃的主要成分中有氢、一氧化碳和甲烷三种物质可以直接作为燃料利用，以内蒙西部地区某焦化厂和山西吕梁地区某焦化厂的焦化煤气成分为例：可以参加燃烧的气体成分比例高达88－91％，属于非常优质的气体燃料。利用这种优质燃料的主要困难是过虑吸附焦化煤气中的一些不利物质，主要是粉尘、硫化氢、焦油、奈和水。
气体处理是这一资源利用的最大的问题之一，也是一个瓶颈性质的问题，很多动力设备是无法适应焦化煤气中的大量杂质及影响。特别是焦油和奈在高温下，可能在燃料供应管路内结垢，造成管路堵塞问题；水分子和硫化氢化合成为强腐蚀性的硫酸，损害机械设备；在粉尘中可能残存钾、钠或其他重金属，钾钠在高温下可以形成强腐蚀，造成动力系统热部件的损伤，而重金属在高温下可能附着在热部件表面，造成设备功率衰减；燃料中的尘埃会形成动力设备内部积灰积炭，影响设备效率和出力等等。所以，上述问题都需要采取必要措施和工艺加以控制。
我国焦化煤气后处理工艺的研究和实践一直在进行，有多家研究机构、企业能够通过提供合理的工艺设计和设备技术集成，满足各种工艺纯度的处理要求。例如中国科学院山西煤化所，长期以来从事这方面的研究，在世界上处于比较领先的地位。目前，有关机构正在考虑设计生产一些模块化的处理单元，这些单元甚至具备移动性，可以根据需要和动力设备类型进行匹配组合，适应各种需要和变化。
由于焦化煤气的利用在中国还没有形成气候，市场的设备需求有限，所以还不可能形成批量化生产，所以产品价格也难以大幅度降低。而处理设备价格居高不下，也直接影响到利用焦化煤气的普及。焦化煤气发电目前可以利用的设备主要是最传统的利用锅炉和蒸汽轮机的技术组合；以气体为燃料的燃气内燃机；燃气轮机和微型燃气轮机四种技术选择。这四种技术选择各有优势和不足，用户可以根据项目实际操作情况和现场条件进行选择。
一、锅炉＋蒸汽轮机：这是一个非常传统的技术，也是大家比较熟悉的工艺方式。它是采用锅炉来直接燃烧焦化煤气，将煤气的热能通过锅炉内的管束把水转换为蒸汽，利用蒸汽推动蒸汽轮机再驱动发电机发电。系统的主要设备是燃气燃烧器、锅炉本体、化学水系统、给水系统、蒸汽轮机、冷凝器、冷却塔、发动机、变压器和控制系统，工艺流程比较复杂。优点是：对于燃料气体要求比较低，只要燃气燃烧器能够承受的气体，一般都可以适应，燃气只需要有限的压力，因而燃气处理系统投资比较简单；但缺点是：工艺复杂，建设周期比较长，难以再移动，必须消耗大量的水资源，占地比较多，管理人员也比较多，能源利用效率太低，通常不到20％。这一技术过去是中国利用焦化煤气的主要技术方式，它可以与燃煤电厂结合，在燃煤锅炉中安装燃气燃烧器，将焦化厂的焦化气直接喷入锅炉燃烧，这种方式最大的优点是可以适应焦化厂间歇性生产的特性，有气少燃煤，无气多燃煤，不会影响电力供应的品质和能力。该技术最大的限制是水，中国水资源极度缺乏，特别是山西、陕西、内蒙等焦炭生产大省，连人畜饮水都有困难，消耗大量的水资源来保障焦化煤气的利用几乎是不可能的，所以要解决中国的焦化煤气资源综合利用，必须考虑其他更加可行的技术解决方案。
二、燃气内燃机：世界上第一台内燃机就是以煤气为燃料的内燃机，1876年德国商人兼机械师奥托发明了人类第一台以煤气为燃料的四冲程内燃机，经过10年的不断改进之后，德国的另一个机械师“奔驰汽车之父”戴姆勒•本茨才将这种四冲程发动机改进为汽油发动机，直到1895年狄塞尔才发明出柴油机。燃气内燃机的工作原理基本与汽车发动机无异，需要火花塞点火，由于内燃机气缸内的核心区域工作温度可以达到1400℃，使其效率大大超过了蒸汽轮机，甚至燃气轮机。燃气内燃机的发电效率通常在30％－40％之间，比较常见的机型一般可以达到35％。燃气内燃机最突出的优点正是发电效率比较高，其次是设备集成度高，安装快捷，对于气体中的粉尘要求不高，基本不需要水，设备的单位千瓦造价也比较低。但是内燃机也有一些不足的地方，首先，内燃机燃烧低热值燃料时，机组出力明显下降，一台燃烧低热值8000大卡/立方米天然气燃料的500千瓦级燃气内燃发电机组，在使用低热值4000大卡/立方米的焦化煤气时，出力可能下降到350～400kW左右。此外，内燃机需要频繁更换机油和火花塞，消耗材料比较大，也影响到设备的可用性和可靠性两个主要设备利用指标，对设备利用率影响比较大，有时不得不采取增加发电机组台数的办法，来消除利用率低的影响。内燃机设备对焦化煤气中的水分子含量和硫化氢比较敏感，可能导致硫化氢和水形成硫酸腐蚀问题，需要采取一些必要措施加以克服。总之，内燃机是一种比较合适的技术选择，目前我国已经有几家厂家可以提供相应的机组，例如山东胜利油田胜动机械厂，已可以大量生产500千瓦级燃气内燃机，该机组已经在焦化煤气利用中起到了非常积极的作用，并在国内得到大量应用。但是500千瓦级燃气内燃机只能在380V等级并网，只能作为厂用电电源，还无法实现大规模利用焦化煤气，据了解，该公司正在研制1000千瓦级以上的机组，并网电压也将有所提高。此外，国外的卡特彼勒和颜巴赫等公司也有相关技术和运行经验。
煤气化制氢技术范文1篇3
关键词：硫回收工艺煤化工装置能源
中图分类号：TQ54文献标识码：A文章编号：1674-098X（2016）12（c）-0001-02
能源的结构制约经济和社会的发展，我国“多煤少油”的能源特点和经济快速发展中能源需求大量增加的实际决定着煤炭能源的深层次利用和深度开发是整个国家和煤炭产业的重中之重。在煤化工企业快速发展的今天，要重视发展带来的污染、危害、消耗等问题，要将煤炭资源开发和环境保护、有害物消除和新能源开发等环节做到深层次整合。从硫回收工艺、循环发展模式等新技术、新领域的应用出发，有效提高煤化工设备和装置科技含量，更有效地挖掘煤化工深层中传统污染物、有害物的潜质和资源性，形成煤化工新的产业形态和技术模式，标定可开发、可利用、可扩展的煤化工产业发展新方向。
1Clause工艺
Clause工艺在硫回收领域中属于常见、成熟的技术和工艺，Clause工艺的实质是通过控制氧气、硫化氢的比例，在调控燃烧温度的基础上，实现负二价硫离子和正四价硫离子的中和，进而形成单质硫，达到硫回收的目的。Clause工艺实际应用中由于没有其他有害物质产生而成为当前硫回收的标准工艺，并且在煤化工领域形成了Clause工艺多层次利用的实际运用新工艺，通过多结构和多级别的Clause工艺装置实现了硫回收效果的保障。煤化工产业在Clause工艺的基础上进行了阶段划分和温度控制，通过对Clause工艺中冷凝器、反应器和催化剂的调整，实现了Clause工艺的创新和延伸，形成了超级Clause工艺。超级Clause工艺的优势在于三级转换器的结构创新，通过添加超级Clause催化剂形成对煤化工废气的动力学控制，不但提高了脱硫工艺的可靠性和可操作性，同时通过特殊催化和氧化过程，实现了废气中硫的高效率回收。这些优点使超级Clause工艺成为全球煤化工企业现有脱硫装置的主要形式。超优Clause工艺由荷兰Jacbos公司在1978年申请专利，是Clause工艺和超级Clause工艺的进一步发展。超优Clause工艺与超级Clause工艺有着高度的相似性，但是在反应容器的大小和催化剂的选择上存在差异。超优Clause工艺在前两个反应器中与Clause工艺一样添加常规催化剂，而在第三个反应器中添加了特异性的氧化剂和催化剂，实现了氧化催化，这不但可以提高脱硫的效果，而且还可以控制硫回收的整体成本。超优Clause工艺具有高效率回收硫元素的功能，煤化工企业的实际应用中超优Clause工艺的回收效率可以达到99.6%以上，是当前全球脱硫和硫回收装置中较高效的新工艺。
2Clinsulf-do工艺
Clinsulf-do工艺是林德公司于20世纪末开发的硫化工产业高效率的硫回收工艺技术，Clinsulf-do工艺主要是通过回收循环系统中的内冷式转化器进行硫转换和硫回收，Clinsulf-do工艺的催化剂采用clause催化剂，通过clause催化剂的催化氧化作用使反应器内混合气体中的硫化氢变成单质硫，进而实现气体的净化和脱硫。Clinsulf-do工艺在实际应用中会遇到温度、压力等外部环境的影响，因此在Clinsulf-do工艺使用中要注意外部条件的控制，通过Clinsulf-do设备大型化和调节Clinsulf-do设备外部环境来确保工艺的效率和质量。同时Clinsulf-do工艺也会受到气体成分、催化剂纯度等内部条件因素的影响，因此在Clinsulf-do工艺实施前要做好气体的预处理，调节气体的组成，优化催化剂类型，提高Clinsulf-do工艺硫回收的效果和效率。由于在Clinsulf-do工艺具体应用中反应器内的主要反应为强加热反应，这样能够使更多的硫化氢转化为硫，因此，要在Clinsulf-do设备中添加温控子系统，这样有利于设备保持温度的稳定，有利于Clinsulf-do工艺发挥出效率的优势。Clinsulf-do具有操作工艺方便、回收率高的特点，在我国长庆气田等煤化企业中被投入使用，并取得了良好效果。
3Soct工艺
Soct工艺和Clause工艺具有结构和系统上的一致性，特别是Clause工艺的装置可以在Soct工艺实际操作中具体应用，很多人将soct工艺看做是Clause工艺的变种。Soct工艺由化工企业开发，因此，Soct工艺一般应用金属钴钼合金作为催化剂，对Clause工艺产生的尾气进行再次净化、加工和回收，做到对煤炭有害气体的深层次开发和利用。Soct工艺的实质是通过加氢化合作用对煤化工尾气中的一氧化硫、二氧化硫进行处理，形成可以回收的硫化氢，再通过反应容器和分离器对溶液进行处理，提纯硫化氢气体，进入到Clause工艺的链条。在Soct工艺实施过程中要控制催化剂种类和使用方法，针对不同硫回收目标建立起催化剂选用的方案和策略。同时，Soct工艺应用过程中要注意回收和加工的循环性，这是Soct工艺的优势，也是Soct工艺的客观要求，要从Soct设备的体系方面入手进行系统优化，建立Soct工艺循环使用的新体系。当前Soct工艺具有上下兼容的特点，因此Scot工艺可以和Clause工艺组成循环利用的煤化工脱硫新工艺体系。
4生物脱硫工艺
自然界中一些微生物对硫元素有着特异的吸收、吸附、降解功能，20世纪80年代随着生物脱硫反应器的成熟，特异性微生物的硫回收作用得到有效利用，形成了硫回收工艺的新发展方向。生物脱硫工艺和技术基础是生物对含硫物的生物活性，因此具有高效率、低污染、回收效率高等优势，特别是生物脱硫工艺中没有添加剂、催化剂的应用，这大大降低了硫回收过程中化学药剂和废弃物的二次污染风险，并能形成循环往复的硫回收新形式。但是生物硫回收工艺还存在硫回收工操作复杂，硫回收生物反应器尺寸过大，硫回收前期支出和费用偏高等实际困难。当前生物脱硫工艺主要同湿法脱硫技术相互结合，通过酸性湿气的注入，使生物分离器和反应器中和酸碱度得到调整，有利于调整微生物硫回收的效率，减少硫回收中循环的步骤，形成生物脱硫和回收新工艺。
5结语
煤炭化工a业要在企业发展、资源开发、社会建设和环境改进4个大层面上取得平衡，这样才能有效提升煤炭化工产业发展态势，做到对国际煤炭化工产业进步的有效适应。当前煤炭化工产业要在煤化工装置的改造和性能提升上入手，有效将硫回收工艺有机而全面地嵌套在煤化工装置改造和创新的过程之中，借鉴国外先进煤化工装置的技术优势，对煤化工装置进行现实性、持续性的改进，使硫回收工艺得到进一步实用化和工业化，推动煤化工装置的自动化和无害化改造进程，建立起煤炭化工产业良性发展的技术、工艺和体系平台。
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煤气化制氢技术范文篇4
随着科学技术的不断进步以及市场对于化工产品需求量的不断增加，化工行业正处于迅猛发展阶段。氨合成产品作为重要的化工产品，可以用于氮肥、硝酸以及铵态化肥的生产加工制造。随着市场对于合成氨产品要求的不断提高以及国家对于化工行业节能减排的要求，改善合成氨生产技术，加大节能技术开发，应经成为合成氨等相关化工行业迫切需要解决的主要问题。
一、现阶段合成氨工业主要生产原料
合成氨的反应公式为3H2+N2=2NH3+Q，合成氨的反应特点主要为：可逆反应，氢气与氮气反应生成氨，同时氨在一定条件下也可以分解成氢气和氮气;此外，合成氨的反应为放热过程，反应过程中反应热与温度以及压力有关;而且需要催化剂的催化方能迅速进行合成氨反应。现阶段用硬合成氨生产的原料主要有天然气、重质油以及煤或焦炭，具体生产工艺如下所示：
1.天然气
采用天然气生产合成氨主要工序为脱硫、二次转换、一氧化碳转换以及去除二氧化碳等工序，在上述工序完成后即可得到氮氢混合气，再利用甲烷化技术去除少量残余的一氧化碳以及二氧化碳，并经压缩机进行压缩处理，即可得到合成氨产品。
2.重质油
重质油主要是指常压或者减压蒸馏后的渣油以及利用原油深度加工后的燃料油。利用重质油生产合成氨的工艺为首先重油与水蒸气反应值得含氢气体。通过将部分重油燃烧以为反应转化吸热提供足够的热量以及足够的反应温度，进而通过重油制氢为合成氨的生产提供基础原料。
3.煤
以煤作为原料制取氢气的工艺流程主要包括煤的高温干馏焦化以及煤的气化两种，煤的焦化主要是将煤处于空气隔绝的高温条件下制取焦炉煤气，通常情况下焦炉煤气中含有60%左右的氢气，作为合成氨生产的原料。而煤的气化，将煤在高温条件下，通过常压或者加压的方式与水蒸气或者氧气反应，得到含氢的气体产物，以此为制作合成氨的原料。
二、合成氨生产工艺指标
1.合成氨生产压力
通常情况下将压力控制在3～4MPa左右，这主要是由于采取加压的条件可以降低能耗，保证能量的合理利用，而且采取加压的方式还可以提高反应余热的利用。
2.生产温度
对于一段炉的温度，一般控制在760～800℃左右，这主要是由于一段炉设备价值高，而且主要为合金钢管，合金钢管的特点在于温度过高容易造成使用寿命大幅度降低。对于二段炉温度，主要根据甲烷控制指标来确定。在合成氨的生产压力以及水碳比得出后，应该根据平衡甲烷的浓度来确定合成氨的生产温度。通常情况下要求yCH4<0.005，出口温度应为1000°C左右。实际生产中，转化炉出口温度比达到出口气体浓度指标对应的平衡温度高
3.水碳比
由于水碳比高的条件下，残余甲烷含量降低，且可防止析碳。因此一般采用较高的水碳比，约3.5～4.0。
三、合成氨生产节能措施研究
合成氨的生产作为需要大量能好的工业，，对于合成氨生产工艺进行节能技术改造已经成为合成氨工业提高经济效益，实现健康可持续发展的关键。降低合成氨生产过程中的能耗，可以采取以下措施：
1.实现合成氨生产规模的大型化
生产规模的大型化在于可以综合利用能量，并且可以采用离心压缩机，在降低成本投入的同时，实现生产过程的节能。大型化的合成氨生产可以建立完善的热回收系统，进而降低能量的消耗，提高技术经济指标。此外，大型化的合成氨生产工艺由于采用了高速离心压缩机，减少了合成氨的设备，并实现了合成氨生产工艺的优化。
2.实现制气系统的节能优化
合成氨的生产主要集中在制气环节，制气环节的能耗达到成产工艺的70%以上，因此实现合成氨的节能，必须提高转化率降低燃料消耗。
对于利用天然气生产合成氨的工艺，可以采取以下几种措施：结合用于生产合成氨的天然气的密度以及其他信息，判断天然气碳含量，并及时调整蒸汽，并通过适当降低水碳比来实现生产工艺的节能;严格控制合成氨过程中的烟气氧含量，并尽可能的减少其波动，将其控制在较低的数值;在生产过程中除满足氢气与氮气比、二段炉出口的甲烷含量以及温度的条件外，应尽可能降低一段炉负荷;对于类似于Kelogg型的合成氨生产转化炉，应该尽可能地均衡控制各个支路间温度，并减少各炉管间温度偏差，进而大幅提高加热效率，这样不仅延长设备使用寿命，同时实现能耗的降低。
对于采用重油以及煤粉气化炉的合成氨生产工艺，实现节能技术改造可以采取以下措施：根据原料的基本属性如密度、热值等探寻反应的最佳配比，及时调整氧气量、蒸汽量，减少能耗;根据炉型及工艺设计不同控制方案，通过平稳操作和优化参数，提高转化率，降低能耗;由于这类气化控制的特殊性，如原料性质难以定性、监测点少、自动化程度低等，尚无开发出理想的优化控制系统。
3.从驰放气中回收氢
从驰放气体中回收含氢气体。从驰放气体中回收有氢气体主要有以下几种方式：第一，将驰放气体低温液化，进而通过蒸馏进行进一步的分离，通过这种方式不仅可以回收有氢气体，同时可以回收部分稀有气体。第二，采取分子筛在高压条件下吸附的方式，进而在减压下进行解吸的方法分离得到有氢气体。第三，采用多极膜分离方法，由于氢气透过膜的速率相比其他气体较高，并通过多极膜进行分离而获得纯度较高的氢气。
四、结语
随着资源的不断匮乏以及能源危机的制约，在合成氨生产工艺中采取各种节能措施，并进行技术改造以便于降低能源消耗，提高合成氨的生产效益已经成为合成氨生产技术改造的重点，这对于提高合成氨装置的设备可靠性，改善合成氨的技术经济指标也具有重要的意义。
煤气化制氢技术范文
毕业论文（设计）
开题报告
题目：煤变石油的研究
姓名：
学号：
专业班级：06级化学系本科班
指导教师：
一、选题依据（包括选择课题的背景、选题研究的理论及实践意义）
前一段时间，煤变石油在国内被炒得沸沸扬扬，旋即归于沉寂。沸沸扬扬反映了人们对其技术内涵并不很熟悉，沉寂则反映出人们对其价值的不了解，担心水变油的误导事件在神州大地重演。然而，这回可的的确确是真的，这不仅因为我国已掌握了世界最先进的煤炭液化技术，而且———煤变石油真的离我们并不遥远。
石油是一种重要的战略物质，有了它，船舰可以乘风破浪，汽车可以翻山越岭，飞机可以穿云透雾……然而，近年来国际石油价格飞涨，供需差距越来越大。以我国为例，石油年消费量约为2.5亿吨，生产能力仅约15亿吨，预计2005年和2015年消费量将超过2.6亿吨和3.1亿吨，尤其若干年后石油开采枯竭的时候，这些动力和交通工具又该靠什么来运行呢？不必担心，聪慧的科学家们早已为我们设计了一个煤变石油的方案。
许多勘探资料都表明，全世界煤的可开采资源是巨大的，其能量值相当于石油资源的10倍。煤和石油的形态、形成历史、地质条件虽然不同，但是它们的化学组成却大同小异。煤中约含碳80％~85％，含氢4％~5％，平均分子量在2000以上。石油含碳85％，含氢13％，平均分子量在600以内。从组成上看，它们的主要差异是含氢量和分子量的不同，因此，只要人为地改变压力和温度，设法使煤中的氢含量不断提高，就可以使煤的结构发行变异，由大分子变成小分子。当其碳氢比降低到和石油相近时，则煤就可以液化成汽油、柴油、液化石油气、喷气燃料等石油产品了。同时还可以开发出附加值很高的上百种产品，如乙烯、丙烯、蜡、醇、酮、化肥等，综合经济效益十分可观。
国际上经典的煤变石油工艺是把褐煤或年轻烟煤粉与过量的重油调成糊状（称为煤糊），加入一种能防止硫对催化剂中毒的特殊催化剂，在高压釜里加压到20266~70931千帕并加热到380~500摄氏度的温度，在隔绝空气的条件下通入氢气，使氢气不断进入煤大分子结构的内部，从而使煤的高聚合环状结构逐步分解破坏，生成一系列芳香烃类的液体燃料和烷烃类的气体燃料。一般约有60％的煤能转化成液化燃料，30％转化成为气体燃料。具体来说，煤变石油的工艺可分为“直接液化”和“间接液化”两种，从世界范围来看，无论哪一类液化技术，都有成熟的范例。
“直接液化”是对煤进行高压加氢直接转化成液体产品。早在第二次世界大战之前，纳粹德国就注意到了煤和石油的相似性，从战略需要出发，于1927年下令建立了世界上第一个煤炭直接液化厂，年产量达10万吨，到1944年达到423万吨，用来开动飞机和坦克。一些当时的生产技术，今天还在澳大利亚、德国、巴基斯坦和南非等地应用。
“间接液化”是煤先气化，生产原料气，经净化后再行改质反应，调整氢气与一氧化碳的比例。此项技术主要源于南非，技术已非常成熟，煤变石油成本已低于国际油价，但技术一直严格保密。20世纪50年代，南非为了克服进口石油困难，成立了南非萨索尔公司，主要生产汽油、柴油、乙烯、醇等120多种产品，总产量达到700多万吨。目前，这家公司的3个液化厂，年耗煤4590万吨，年产合成油品1000万吨。该公司累计投资70亿美元，现在早已回收了全部设备投资。此外，俄罗斯、美国、日本等国也相继陆续完成了日处理150~600吨煤的大型工业试验，并进行了工业化生产的设计。
我国的煤炭科学总院对煤变石油的研究已进行了20多年，培养了一支专门从事直接液化技术研究的科研队伍，建成了具有先进水平的加氢液化、油品加工和分析检验实验室，对几十种煤样进行了试验和评价，筛选了国内十几种适宜液化的煤种，有良好的技术基础。1997年，中国科学院山西煤炭化学研究所进行的煤基合成汽油年产2000吨的工业试验获得阶段性成果，并通过了中科院的技术鉴定，为万吨级的工业化生产奠定了基础。其技术上也取得了突破：在催化剂的作用下，可用4~5吨煤，经过一系列工艺流程生产出1吨汽油或柴油。
自1997年至今，经过中德、中美、中日政府间的科技合作，进行了我国煤炭直接液化示范厂的可行性研究，结果表明，在陕西的神府煤田、内蒙古的东胜煤田、云南的先锋煤田，由于煤炭价格低廉，设备大部分可以国产化，从而可使煤液化油成本大大降低，一桶柴油产品的成本只有15~17美元，远低于欧佩克规定的每桶22~28美元的价格带。另一方面，以我们已经掌握的催化剂技术，间接液化合成部分的成本可以降低为原来的六分之一。这就是说，在煤矿坑口建厂，不要中间环节，如果合成油规模达到百万吨级，按目前市场价，吨油成本将控制在2000元左右，具有很强的市场竞争力。令人欣喜的是，国家发改委已批准在陕西神府煤田和云南先锋煤田兴建两个煤液化项目，总投资约200亿元，年产油200万吨。国务院也已正式批准神华集团（位于神府煤田）关于煤炭液化的项目建议书，允许其转入可行性研究阶段，并将投资追加到250亿元。神华集团也已与掌握煤炭液化关键技术的美国HTI公司签订了技术转让意向性协议，已开始初步设计工作。该项目建成后，年产油250万吨，每年可创税收25亿元，年实现利润25亿元，对降低石油危机风险有十分重大的意义。
三、研究内容与方法
我国总的能源特征是“富煤、少油、有气”。2003年我国总能源消费量达11.783亿吨油当量，其中，煤炭占67.86%，石油占23.35%，天然气占2.5%，水电占5.43%，核能占0.83%。我国拥有较丰富的煤炭资源，2000~2003年探明储量均为1145亿吨，储采比由2000~2001年116年下降至2002年82年、2003年69年。而石油探明储量2003年为32亿吨，储采比为19.1年。在较长一段时间内，我国原油产量只能保持在1.6~1.7亿吨/年的水平。煤炭因其储量大和价格相对稳定，成为中国动力生产的首选燃料。在本世纪前50年内，煤炭在中国一次能源构成中仍将占主导地位。预计煤炭占一次能源比例将由1999年67.8%、2000年63.8%、2003年67.8%达到2005年50%左右。我国每年烧掉的重油约3000万吨，石油资源的短缺仍使煤代油重新提上议事日程，以煤制油己成为我国能源战略的一个重要趋势。
煤炭间接液化技术
由煤炭气化生产合成气、再经费-托合成生产合成油称之为煤炭间接液化技术。“煤炭间接液化”法早在南非实现工业化生产。南非也是个多煤缺油的国家，其煤炭储藏量高达553.33亿吨，储采比为247年。煤炭占其一次能源比例为75.6%。南非1955年起就采用煤炭气化技术和费-托法合成技术，生产汽油、煤油、柴油、合成蜡、氨、乙烯、丙烯、α-烯烃等石油和化工产品。南非费-托合成技术现发展了现代化的Synthol浆液床反应器。萨索尔（Sasol）公司现有二套“煤炭间接液化”装置，年生产液体烃类产品700多万吨（萨索尔堡32万吨/年、塞库达675万吨/年），其中合成油品500万吨，每年耗煤4950万吨。累计的70亿美元投资早已收回。现年产值达40亿美元，年实现利润近12亿美元。
我国中科院山西煤化所从20世纪80年代开始进行铁基、钴基两大类催化剂费-托合成油煤炭间接液化技术研究及工程开发，完成了2000吨/年规模的煤基合成油工业实验，5吨煤炭可合成1吨成品油。据项目规划，一个万吨级的“煤变油”装置可望在未来3年内崛起于我国煤炭大省山西。中科院还设想到2008年建成一个百万吨级的煤基合成油大型企业，山西大同、朔州地区几个大煤田之间将建成一个大的煤“炼油厂”。最近，总投资100亿美元的朔州连顺能源公司每年500万吨煤基合成油项目已进入实质性开发阶段，计划2005年建成投产。产品将包括辛烷值不低于90号且不含硫氮的合成汽油及合成柴油等近500种化工延伸产品。
我国煤炭资源丰富，为保障国家能源安全，满足国家能源战略对间接液化技术的迫切需要，2001年国家科技部”863”计划和中国科学院联合启动了”煤制油”重大科技项目。两年后，承担这一项目的中科院山西煤化所已取得了一系列重要进展。与我们常见的柴油判若两物的源自煤炭的高品质柴油，清澈透明，几乎无味，柴油中硫、氮等污染物含量极低，十六烷值高达75以上，具有高动力、无污染特点。这种高品质柴油与汽油相比，百公里耗油减少30％，油品中硫含量小于0．5×10－6，比欧Ⅴ标准高10倍，比欧Ⅳ标准高20倍，属优异的环保型清洁燃料。
山西煤化所进行”煤变油”的研究已有20年的历史，千吨级中试平台在2002年9月实现了第一次试运转，并合成出第一批粗油品，到2003年底已累计获得了数十吨合成粗油品。2003年底又从粗油品中生产出了无色透明的高品质柴油。目前，山西煤化所中试基地正准备第5次开车，计划运行6个月左右。目前世界上可以通过”煤制油”技术合成高品质柴油的只有南非等少数国家。山西煤化所优质清洁柴油的问世，标志着我国已具备了开发和提供先进成套产业化自主技术的能力，并成为世界上少数几个拥有可将煤变为高清洁柴油全套技术的国家之一。据介绍，该所2005年将在煤矿生产地建一个10万吨／年的示范厂，预计投资12亿～14亿元，在成熟技术保证的前提下，初步形成"煤制油"产业化的雏形。
据预测，到2022年，我国油品短缺约在2亿吨左右，除1.2亿吨需进口外，”煤制油”技术可解决6000万～8000万吨以上，投资额在5000亿元左右，年产值3000亿～4000亿元，其中间接液化合成油可生产2000万吨以上，投资约1600亿元，年产值1000亿元左右。从经济效益层面看，建设规模为50万吨／年的”煤制油”生产企业，以原油价不低于25美元的评价标准，内部收益率可达8％～12％，柴油产品的价格可控制在2000元／吨以内。而此规模的项目投资需45亿元左右。
目前，包括山西煤化所在内的七家单位已组成联盟体，在进行”煤制油”实验对比中实行数据共享；不久将有1.2吨高清洁柴油运往德国进行场地跑车试验；2005年由奔驰、大众等厂商提供车辆，以高清洁柴油作燃料，进行从上海到北京长距离的行车试验，将全面考察车与油料的匹配关系、燃动性及环保性等。目前”煤制油”工业化示范厂的基础设计工作正在进行之中，预计可在2010年之前投入规模生产。
我国与南非于2004年9月28日签署合作谅解备忘录。根据这项备忘录，我国两家大型煤炭企业神华集团有限责任公司和宁夏煤业集团有限责任公司将分别在陕西和宁夏与南非索沃公司合作建设两座煤炭间接液化工厂。两个间接液化工厂的首期建设规模均为年产油品300万吨，总投资分别为300亿元左右。通过引进技术并与国外合资合作，煤炭间接液化项目能够填补国内空白，并对可靠地建设“煤制油”示范项目有重要意义。萨索尔公司是目前世界上唯一拥有煤炭液化工厂的企业。从1955年建成第一个煤炭间接液化工厂至今已有50年的历史，共建设了3个煤炭间接液化厂，年处理煤炭4600万吨，年产各种油品和化工产品760多万吨，解决了南非国内40%的油品需求。
中科院与神华集团有关”铁基浆态床合成燃料技术”签约，标志着该技术的产业化指日可待。铁基浆态床合成燃料技术是中科院山西煤化所承担的”十五”中科院创新重大项目和国家”863”计划项目，得到了国家和山西省及有关企业的支持。经过两年多的努力，已经研发出高活性和高稳定性铁系催化剂、千吨级浆态床反应工艺和装置等具有自主知识产权的技术。截至2004年10月已完成了1500小时的中试运转，正在为10万吨／年工业示范装置的基础设计收集数据，已基本形成具有我国自主知识产权的集成性创新成果。与神华集团的合作，将促进对我国煤基间接合成油技术的发展起到积极的作用。
壳牌（中国）有限公司、神华集团和宁夏煤业集团于2004年11月签署谅解备忘录，共同开发洁净的煤制油产品。根据谅解备忘录，在为期6到9个月的预可行性研究阶段，三方将就壳牌煤制油（间接液化）技术在中国应用的可行性进行研究，内容包括市场分析、经济指标评估、技术解决方案和相关规定审核以及项目地点的确定。据了解，神华集团和宁夏煤业集团将分别在陕西和宁夏各建设一座煤炭间接液化工厂。计划中的两个间接液化工厂的首期建设规模均为年产油品300万吨，初步估计总投资各为300亿元左右。
云南开远解化集团有限公司将利用小龙潭褐煤资源的优势，建设年产30万吨甲醇及10万吨二甲醚项目、年产50万吨或100万吨煤制合成油项目，以及利用褐煤间接液化技术生产汽油。该公司计划于2006年建成甲醇及二甲醚项目，产品主要用于甲醇燃料和二甲醚民用液化气。煤制合成油项目因投资大、技术含量高，解化集团计划分两步实施：2005年建成一套年产1万吨煤制油工业化示范装置；2008年建成年产50万吨或100万吨煤制合成油装置。目前，年产2万吨煤制油工业化示范项目已完成概念性试验和项目可行性研究报告。该项目将投资7952万元，建成后将为企业大型煤合成油和云南省煤制油产业起到示范作用。
由煤炭气化制取化学品的新工艺正在美国开发之中，空气产品液相转化公司（空气产品和化学品公司与依士曼化学公司的合伙公司）成功完成了由美国能源部资助2.13亿美元、为期11年的攻关项目，验证了从煤制取甲醇的先进方法，该装置可使煤炭无排放污染的转化成化工产品，生产氢气和其他化学品，同时用于发电。1997年4月起，该液相甲醇工艺（称为LPMEOH）开始在伊士曼公司金斯波特地区由煤生产化学品的联合装置投入工业规模试运，装置开工率为97.5%，验证表明，最大的产品生产能力可超过300吨/天甲醇，比原设计高出10%。它与常规甲醇反应器不同，常规反应器采用固定床粒状催化剂，在气相下操作，而LPMEOH工艺使用浆液鼓泡塔式反应器（SBCR），由空气产品和化学品公司设计。当合成气进入SBCR，它藉催化剂（粉末状催化剂分散在惰性矿物油中）反应生成甲醇，离开反应器的甲醇蒸气冷凝和蒸馏，然后用作生产宽范围产品的原料。LPMEOH工艺处理来自煤炭气化器的合成气，从合成气回收25%~50%热量，无需在上游去除CO2（常规技术需去除CO2）。生成的甲醇浓度大于97%，当使用高含CO2原料时，含水也仅为1%。相对比较，常规气相工艺所需原料中CO和H2应为化学当量比，通常生成甲醇产品含水为4%~20%。当新技术与气化联合循环发电装置相组合，又因无需化学计量比例进料，可节约费用0.04~0.11美元/加仑。由煤炭生产的甲醇产品可直接用于汽车、燃气轮机和柴油发电机作燃料，燃料经济性无损失或损失极少。如果甲醇用作磷酸燃料电池的氢源，则需净化处理。
煤炭直接液化技术
早在20世纪30年代，第一代煤炭直接液化技术—直接加氢煤液化工艺在德国实现工业化。但当时的煤液化反应条件较为苛刻，反应温度470℃，反应压力70MPa。1973年的世界石油危机，使煤直接液化工艺的研究开发重新得到重视。相继开发了多种第二代煤直接液化工艺，如美国的氢-煤法（H-Coal）、溶剂精炼煤法（SRC-Ⅰ、SRC-Ⅱ）、供氢溶剂法（EDS）等，这些工艺已完成大型中试，技术上具备建厂条件，只是由于经济上建设投资大，煤液化油生产成本高，而尚未工业化。现在几大工业国正在继续研究开发第三代煤直接液化工艺，具有反应条件缓和、油收率高和油价相对较低的特点。目前世界上典型的几种煤直接液化工艺有：德国IGOR公司和美国碳氢化合物研究（HTI）公司的两段催化液化工艺等。我国煤炭科学研究总院北京煤化所自1980年重新开展煤直接液化技术研究，现已建成煤直接液化、油品改质加工实验室。通过对我国上百个煤种进行的煤直接液化试验，筛选出15种适合于液化的煤，液化油收率达50%以上，并对4个煤种进行了煤直接液化的工艺条件研究，开发了煤直接液化催化剂。煤炭科学院与德国RUR和DMT公司也签订了云南先锋煤液化厂可行性研究项目协议，并完成了云南煤液化厂可行性研究报告。拟建的云南先锋煤液化厂年处理（液化）褐煤257万吨，气化制氢（含发电17万KW）用原煤253万吨，合计用原煤510万吨。液化厂建成后，可年产汽油35.34万吨、柴油53.04万吨、液化石油气6.75万吨、合成氨3.90万吨、硫磺2.53万吨、苯0.88万吨。
我国首家大型神华煤直接液化油项目可行性研究，进入实地评估阶段。推荐的三个厂址为内蒙古自治区鄂尔多斯市境内的上湾、马家塔、松定霍洛。该神华煤液化项目是2001年3月经国务院批准的可行性研究项目，这一项目是国家对能源结构调整的重要战略措施，是将中国丰富的煤炭能源转变为较紧缺的石油资源的一条新途径。该项目引进美国碳氢技术公司煤液化核心技术，将储量丰富的神华优质煤炭按照国内的常规工艺直接转化为合格的汽油、柴油和石脑油。该项目可消化原煤1500万吨，形成新的产业链，效益比直接卖原煤可提高20倍。其副属品将延伸至硫磺、尿素、聚乙烯、石蜡、煤气等下游产品。这项工程的一大特点是装置规模大型化，包括煤液化、天然气制氢、煤制氢、空分等都是世界上同类装置中最大的。预计年销售额将达到60亿元，税后净利润15.7亿元，11年可收回投资。
甘肃煤田地质研究所煤炭转化中心自主研发的配煤液化试验技术取得重大突破。由于配煤液化技术油产率高于单煤液化，据测算，采用该技术制得汽柴油的成本约1500元/吨，经济效益和社会效益显著。此前的煤液化只使用一种煤进行加工，甘肃煤炭转化中心在世界上首次采用配煤的方式，将甘肃大有和天祝两地微量成分有差别的煤炭以6：4配比，设定温度为440℃、时间为60秒进行反应，故称为“配煤液化”。试验证明，该技术可使煤转化率达到95.89%，使油产率提高至69.66%，所使用的普通催化剂用量比单煤液化少，反应条件相对缓和。
甘肃省中部地区高硫煤配煤直接液化技术，已由甘肃煤田地质研究所完成实验室研究，并通过专家鉴定，达到了国际先进水平。同时，腾达西北铁合金公司与甘肃煤田地质研究所也签署投资协议，使”煤制油”产业化迈出了实质性一步。为给甘肃省”煤制油”产品升级换代提供资源保障，该省同甘肃煤田地质研究所就该省中部地区高硫煤进行”煤制油”产业化前期研究开发。经专家测定，产油率一般可达到64.63％，如配煤产油率可达69.66％。该项目付诸实施后，将为甘肃省华亭、靖远、窑街等矿区煤炭转化和产业链的延伸积累宝贵的经验。
神华集团”煤制油”直接液化工业化装置巳正式于2004年8月底在内蒙古自治区鄂尔多斯市开工。这种把煤直接液化的”煤制油”工业化装置在世界范围内是首次建造。神华煤直接液化项目总建设规模为年产油品500万吨，分二期建设，其中一期工程建设规模为年产油品320万吨，由三条主生产线组成，包括煤液化、煤制氢、溶剂加氢、加氢改质、催化剂制备等14套主要生产装置。一期工程主厂区占地面积186公顷，厂外工程占地177公顷，总投资245亿元，建成投产后，每年用煤量970万吨，可生产各种油品320万吨，其中汽油50万吨，柴油215万吨，液化气31万吨，苯、混合二甲苯等24万吨。为了有效地规避和降低风险，工程采取分步实施的方案，先建设一条生产线，装置运转平稳后，再建设其它生产线。2007年7月建成第一条生产线，2010年左右建成后两条生产线。神华集团有限责任公司2003年煤炭产销量超过1亿吨，成为我国最大的煤炭生产经营企业。据称，如果石油价格高于每桶22美元，煤液化技术将具有竞争力。
神华集团将努力发展成为一个以煤炭为基础，以煤、电、油（化）为主要产品的大型能源企业集团。到2010年，神华集团煤炭生产将超过2亿吨；自营和控股发电装机容量将达到2000万千瓦；煤炭液化形成油品及煤化工产品能力达1000万吨／年；甲醇制烯烃的生产能力达到1亿吨／年。2022年，其煤炭生产将超过3亿吨；电厂装机容量达到4000万千瓦；煤炭液化形成油品和煤化工产品能力达3000万吨／年。
目前，煤炭直接液化世界上尚无工业化生产装置，神华液化项目建成后，将是世界上第一套煤直接液化的商业化示范装置。煤炭间接液化也仅南非一家企业拥有工业化生产装置。美国正在建设规模为每天生产5000桶油品的煤炭间接液化示范工厂。
云南省也将大力发展煤化工产业，并积极实施煤液化项目。云南先锋煤炭直接液化项目预可行性研究报告已于2004年5月通过专家评估。项目实施后，”云南造”汽油、柴油除供应云南本省外，还可打入省外和国际市场，同时也将使云南成为继内蒙古后的第二大”煤变油”省份。云南省先锋煤炭液化项目是我国利用国外基本成熟的煤炭直接液化技术建设的首批项目之一。云南煤炭变油技术将首先在先锋矿区启动，获得成功经验后在其他地方继续推广。即将兴建的云南煤液化厂估算总投资103亿元，项目建设期预计4年，建成后年销售额34亿元，年经营成本7.9亿元，年利润13.8亿元。云南省煤炭资源较为丰富，但是石油、天然气严重缺乏。先锋褐煤是最适合直接液化的煤种。在中国煤科总院试验的全国14种适宜直接液化的煤种中，先锋褐煤的活性最好，惰性组分最低，转化率最高。液化是一个有效利用云南大量褐煤资源的突破口，洁净煤技术是发展的方向，符合国家的产业政策。”煤变油”将使云南省煤炭资源优势一跃成为经济优势。一旦”煤变油”工程能在全省推广，全省150亿吨煤就能转化为30亿吨汽油或柴油，产值将超过10万亿元。
结语
洁净煤技术的开发利用正处方兴未艾之势，我国应加大煤炭气化技术、煤间接液化和煤直接液化技术的开发和推行力度，并引进吸收消化国外先进技术，将我国洁净煤技术和应用水平提到一个新的高度，为我国能源工业的可持续发展作出新的贡献。
发达国家为何不搞煤变油？
据了解，目前南非拥有一套年产800万吨油品的煤变油工厂，是世界上唯一大规模的煤变油商业工厂，并为该国提供了60％的运输油料。其实美、德、日等发达国家也都有成熟技术，但它们为什么没有投入工业化生产？
据介绍，早在上世纪30年代末，由于石油紧缺，德国就开始研究煤制油技术。二战前，德国已建成17个工厂，生产420多万吨汽柴油。到了40年代末、50年代初，随着中东大油田的开采，低成本的石油大量充斥市场，每桶2—10美元。在这种情况下，再搞煤变油在经济上就很不合算。直到1973年，中东实行石油禁运，油价被炒高，达到每桶30多美元（相当于现在价格80多美元），这时，大规模的煤制油研发又掀起高潮，美、日、德都纷纷投巨资研究，并建设了试验工厂。但是，在这些国家，煤变油始终没有真正投入商业运行。这是为什么呢？
据专家测算，当原油价格在28美元以上，煤变油在经济上就比较划算；低于这个价格，煤制油就不划算。因此，上世纪80年代中期至90年代中期，国际油价一直处在低位，煤变油自然不会受到重视。但是，各国技术已相当成熟，可以说倚马可待，只要市场需要，就可进行大规模工业化。直到最近两年，国际油价一再攀升，煤制油重新被各国提上议事日程。美国去年起又开始搞间接液化，法国、意大利也开始进行合作研发。但从项目启动到开工建设，至少需要5年准备时间，而油价频繁变动，时高时低，人们往往反应滞后，使决策举棋不定。
中国搞煤变油有优势，但不会成为油品生产的主方向
专家认为，在我国搞煤变油有着显著的优势。我国富煤少油，近年来随着经济的发展，进口原油逐年攀升，从1993—2003年10年间，年均递增15％以上，进口依存度越来越高。10年间，我国进口原油增长9.18倍，每年花去大量外汇。由于油价上涨，2004年进口原油比上年多支付550亿元人民币。因此，专家认为，从我国能源安全的战略角度考虑，也应该努力想办法，从多元化出发，解决能源长期可靠供应问题，而煤变油是可行途径之一。
同时，中国是产煤大国，西部产煤成本（特别是坑口煤）相对较低。神华集团副总经理、神华煤制油公司董事长张玉卓给记者算了一笔账：吨煤开采成本美国是20.5美元，神华神东矿区不到100元人民币，很显然，神华煤很有优势。
此外，中国投资成本和劳动力成本相对较低。据估算，年产250万吨柴汽油的生产线，在美国需投资32亿美元，而在中国仅需20亿美元。
据测算，神华煤制油项目在国际原油价格22—30美元/桶时，即有较强竞争力。而目前国际原油价格长期在50美元/桶以上。
兖矿的煤炭开采成本会高一些，它搞煤变油划算吗？据兖矿集团副总经理、煤化工公司总经理张鸣林介绍，兖矿坑口煤炭开采成本约为100元/吨，在国际油价不低于23美元/桶时具有竞争力。
目前，神华在煤制油上已累计投资数十亿元。张玉卓透露，神华还准备与南非合作，以间接液化方式生产煤制油，产成品中，将以柴油为主，汽油为辅。今后五六年内，神华将在煤制油上投资数百亿元，10年后，煤与油在神华将并驾齐驱。可以看出，神华在煤制油项目上雄心勃勃。
兖矿已累计投入1.3亿元，它的工业化项目尚未启动。兖矿正在瞄准汽油市场，今年计划再投入1亿多元，进行高温合成工艺技术的中试研究，使产成品中汽油占70％，柴油占25％。
目前，煤变油产业化步伐正在加快。不过，专家认为，并非所有煤炭都适合转化成柴汽油，特别是直接液化对煤种要求很高，我国只有少数几个地区的煤炭适合，间接液化对煤种的适应性要宽泛些。因此，煤制油在我国会得到一定发展，但不可能成为油品生产的主方向。
四、研究的主客观条件
1煤变油的必要性
迄今为止，人类使用的燃料主要是矿物燃料(也叫化石燃料)，包括石油、油页岩、煤和天然气，而用得最多的是石油和煤。自从19世纪中叶和20世纪初在美洲和中东发现大规模的石油矿藏以来，人们广泛使用石油为能源。随着工业化程度的提高，石油的用量猛增，仅1968年至1978年这10年间，全世界开采的石油就相当于过去110年的开采量。全世界已经发现的石油蕴藏量大约为4万亿桶，科学家估计，地球上石油和天然气资源将在100年内枯竭。煤是地壳中储量最丰富的矿物燃料，全世界煤的可开采量估计要比石油多20~40倍，供应年代远大于石油。但是，作为燃料，煤有两大缺点：一是不干净，煤中所含的硫燃烧生成二氧化硫，造成对大气和周围环境的严重污染；二是从原子结构上看，煤的氢一碳比(H／C)还不到石油的一半，限制了它的综合利用。
近年来，随着石油资源日益减少，国际石油市场动荡不定，给各国经济发展带来不利影响。人们不会忘记1973年及1979~1980年两次石油危机造成的全球性经济衰退。同时，由于石油是规模巨大的石油化工的基础，除用于塑料、纤维、油漆、医药等工业外，还用于生产食用油脂、蛋白质、糖类及合成甘油等基本食品，石油资源的枯竭，必将影响到石化工业。因此，从经济和社会效益来看，煤经过转化(煤变油)再利用是值得提倡的发展方向。
2煤变油的可能性
石油是一种气态、液态和固态碳氢化合物的混合物，也可能是由古代的动植物长期被埋藏在地下而形成的，储集在地下的多孔性岩石里。石油中碳氢化合物(包括烷烃、吠樘?头枷闾?占98％以上。
煤是一种碳质岩石，是古代森林由于地壳的变动被埋人地下，经过漫长的地质年代的生物化学作用和地质作用而形成的。按煤化作用程度的不同，可分为泥炭、褐煤、烟煤和无烟煤四大类。它是多种高分子有机化合物和矿物质的混合物，其中有机化合物以碳为主，氢、氧、氮、硫等次之。
由此可见，煤和石油都是主要由碳和氢元素组成的，其主要区别在氢——碳原子比H／C不同。煤的H／C＜0.8，而油H／C>1．8。此外，煤是化学结构十分复杂的复合体，其基本结构是缩合芳烃为主体的带有侧链和官能团的大分子。而油大多数是以脂肪族的直链烃为主，也有环烷烃类，比煤的结构简单得多。因此，人类产生了由煤液化转化为油的想法。
我国是一个产煤大国，合理有效地开发煤资源的综合利用已经摆在我国科学工作者的面前。另外从国家安全出发，研究开发煤资源的综合利用，是一项可持续发展的国策，因而发展煤变油技术越发显得重要。
3煤变油的关键是煤液化技术
要将煤变成油，首先要将煤液化，然后进行分解，因而煤变油的关键是煤的液化技术。
所谓煤的液化，就是将煤通过化学加工转化为液体产品的过程，煤的液化可分为直接液化和间接液化两个体系
3．1直接液化
煤直接液化就是把煤直接转化成液体产品，此项技术20世纪初首先在美国、德国、英国和日本实现。70年生石油危机后，再一次出现煤直接转化液体燃料油的研究热潮。到了80年代，煤直接液化的工艺日趋成熟，有的国家已完成了5000吨旧示范厂或2300吨／B生产厂的设计。煤直接液化工艺主要有：
①EDS法(Exxon供氢溶剂法)是将煤浆在循环的供氢溶剂中与氢混合，溶剂首先通过催化器拾取氢原子，然后通过液化反应器“贡献”出氢，使煤分解。
②氢一煤法是采用沸腾床反应器，直接加氢将煤转化成液体燃料的工艺。
③SRC法是将高灰分、高硫分的煤转化成接近无灰、低硫的液化工艺。先将溶剂与煤粉制成煤浆，再把煤浆与氢混合后送人反应器。
④煤—油共炼将煤与渣油混合成油煤浆，再炼制成液体燃料。由于渣油中含有煤转化过程所需的大部分或全部的氢，可减少或不用氢气，从而降低成本
3．2间接液化
煤的间接液化是先将煤气化，生产出原料气，经净化后再进行改质反应，调整氢碳比而成。它是德国化学家于1923年首先提出的。
煤间接液化的主要方法称为费托(F--T)合成技术。该方法先把经过适当处理的煤送人反应器，在一定温度和压力下通过气化剂(空气或氧气+蒸汽)，以一定的流动方式转化成CO—H2的合成气(灰分形成残渣排出)。如用空气作气化剂，可制成低热值(4．7~5．6兆焦／米3合成气，用氧气作气化剂，可生产中热值(11．2—13．O兆焦／米3)合成气。再以合成气为原料，在催化剂作用下合成碳、氢、氧化合物，例如醇、醛、酮、酯，以及碳氢化合物烃类或液态的烃类。从第二次世界大战时起到1945年，德国建立了费托合成装置9套，催化剂由一氧化碳、钍、镁组成，所得的产物组成为：汽油46％、柴油23％、润滑油3％和石蜡28％。战后，ARCE公司研制了成分为铁、硅、钾、铜的催化剂，所得产物组成为：汽油32％、柴油21％、石蜡烃47％。1955年在贫油的南非SASOL建立了相同工艺的费托合成装置，并实现了工业化。SASOL公司是世界最大、也是唯一由煤间接气化再用费托合成技术生产汽油和各种化学品的公司，拥有员工26000多人，年销售额达25亿美元。因工艺所需已拥有法国法液空66900米3／时、氧气纯度为98．5％的空分设备12套，74000米3／B十空分设备1套，总制氧能力达87万米3／时，号称世界上最大的制氧站。仅SASOLI装置，每年气化1200万吨煤，需要40万米3／时、纯度为98％的氧气。而后SASOLⅡ和SASOLⅢ系统先后建成。现在，该公司是世界上最大的商业性煤液化厂，已建成3个厂，采用鲁奇气化炉和F--T合成反应器，年产合成液体燃料和化学品400万吨，年耗煤2700万吨以上。
值得一提的是，据美国联碳公司研究，用煤生产1吨合成燃料，所需氧气为0.3~1吨；产量为10万桶／天的合成燃料装置，需10~20套并联安装的2000—2500吨／天制氧机。另据1993年山西省去南非SASOL公司考察，了解到煤的气化所用氧气为：1000米3粗煤气，要用纯度99％的氧气150米3。因而煤气化及转化所需的大型空分设备将是很有市场的。
4煤变油在我国
利用丰富的煤资源，采用直接和间接煤液化技术，人类已经实现了煤转化为油的梦想。我国对煤的液化及转化也非常重视，1980年重新开展煤直接液化研究，1983年和1990年两次从日本和德国引进的煤直接液化技术和设备，至今还在继续使用和运行，中国煤种液化特性评价和液化工艺的研究及对费托合成的研究也一直在进行。对此，国家从“六五”起都安排攻关项目。经过科研工作者多年的艰苦努力，已有一部分成果接近工业化的前期，有的研究成果具有很强的创新性，处于国际领先地位。
目前我国在煤制取合成气方面已取得较好的成果，并正向世界一流技术水平进军。另外在合成气制含氧化学品的技术和工艺方面也取得了明显的成果，有的已经是产业化的规模，例如合成气制二甲醚，合成气制甲醇及下游产品的开发，合成气制乙醇，联产乙醛、乙酸等。特别是改进催化剂制备工艺，制备出有高活性特殊功能、特殊选择性的催化剂，使煤制得的合成气得以合成出附加值更高的化工原料和化工产品。例如北京化工大学催化研究室在国家的支持下，经过多年的努力，所研制的新型物种Fe3C纳米粒子催化剂，用于合成气定向控制转化成丙烯的费托催化反应中，获得突破性成果。
纳米粒子是20世纪80年代问世的一种新材料，由于它的粒径小，比表面积大，表面原子占有率高，表面具有未饱和键、悬空键的特殊电子结构和体相结构，使其在光学性质、磁性、导热以及化学活性等方面具有奇异的特性，引起当代科学界的重视。北京化工大学采用激光热解法，结合固相反应制备的碳化铁纳米粒子催化剂，粒径在2nm～3nm，比表面积200m2／g，反应温度260~320℃，压力1．5MPa，合成气空速为600h-1。在无原料气循环的条件下，在连续加压浆态床反应器中对催化剂催化性质测试，结果表明CO转化率达98％以上。由于粒子的尺寸效应，丙烯的选择性达82％。同时，由于催化系统的高度还原性，完全抑制C02的生成，打破费托合成SF产物分布的限制，使CO最大限度转化为高附加值的丙烯，实现了充分利用资源的月的。因为丙烯是不可缺少的基础化工原料，目前大都以石油原料经裂解或炼油两种方式生产。该研究开辟了以煤为资源经合成气一步转化为丙烯的工艺路线，用以替代价格日益上涨和资源有限的石油，具有重要战略意义，也是合理利用地球资源较好的实例。经成本核算，用此方法合成的丙烯成本与用石油为原料生产丙烯价格相当或略低，是很有应用前景的生产新工艺。该研究成果处于国际领先地位，引起了国内外同行的关注。
我国对煤制甲醇也做了大量工作。甲醇是用含有H2和CO的原料气制作的，可用作化工原料、溶剂和燃料。甲醇用作汽车燃料，可在汽油中掺人5％、15％、25％(M--5、M--15、M口25)或用纯甲醇(M--100)。甲醇和异丁烯合成甲基叔丁基醚(MTBE)，用作无铅汽油辛烷值添加剂；或直接合成低碳混合醇(甲醇70％，低碳醇30％)，用作汽油辛烷值添加剂。甲醇还可制取合成汽油。目前，我国甲醇年产能力超过60万吨，其中约20％用作燃料。煤用间接液化制成燃料甲醇已有了成熟技术。
五、研究进度安排
1。写可行性报告
2。搜集相关资料
3。开始试验研究
4。整理研究结果
5。写试验总结
六、主要参考文献
众所周知，作为燃料，煤相对于石油有两大缺点：一是不干净，煤中所含的硫燃烧生成二氧化硫，造成对大气和周围环境的严重污染；二是从原子结构上看，煤的氢一碳比(H／C)还不到石油的一半，限制了它的综合利用。于是有许多科学家提出了许多转化煤和石油的方法，以达到利益最大化，危害最小化。
煤和石油都是主要由碳和氢元素组成的，其主要区别在氢——碳原子比H／C不同。煤的H／C＜0.8，而油H／C>1．8。此外，煤是化学结构十分复杂的复合体，其基本结构是缩合芳烃为主体的带有侧链和官能团的大分子。而油大多数是以脂肪族的直链烃为主，也有环烷烃类，比煤的结构简单得多。因此，人类产生了由煤液化转化为油的想法。
①EDS法(Exxon供氢溶剂法)是将煤浆在循环的供氢溶剂中与氢混合，溶剂首先通过催化器拾取氢原子，然后通过液化反应器“贡献”出氢，使煤分解。
②氢一煤法是采用沸腾床反应器，直接加氢将煤转化成液体燃料的工艺。
③SRC法是将高灰分、高硫分的煤转化成接近无灰、低硫的液化工艺。先将溶剂与煤粉制成煤浆，再把煤浆与氢混合后送人反应器。
④煤—油共炼将煤与渣油混合成油煤浆，再炼制成液体燃料。由于渣油中含有煤转化过程所需的大部分或全部的氢，可减少或不用氢气，从而降低成本
⑤费托(F--T)合成技术。该方法先把经过适当处理的煤送人反应器，在一定温度和压力下通过气化剂(空气或氧气+蒸汽)，以一定的流动方式转化成CO—H2的合成气(灰分形成残渣排出)。
⑥北京化工大学采用激光热解法，结合固相反应制备的碳化铁纳米粒子催化剂，粒径在2nm～3nm，比表面积200m2／g，反应温度260~320℃，压力1．5MPa，合成气空速为600h-1。在无原料气循环的条件下，在连续加压浆态床反应器中对催化剂催化性质测试，结果表明CO转化率达98％以上。由于粒子的尺寸效应，丙烯的选择性达82％。同时，由于催化系统的高度还原性，完全抑制C02的生成，打破费托合成SF产物分布的限制，使CO最大限度转化为高附加值的丙烯，实现了充分利用资源利用。
煤气化制氢技术范文篇6
[关键词]火力发电厂；爆炸
0前言
随着电力行业的飞速发展，火力发电厂的建设规模和发电机组的单机容量越来越大，火灾爆炸危险性也随之增大。在火力发电厂运行环境中，存在爆炸性气体、油料和爆尘，若遇到点火源时，极易引起爆炸。因此，防爆作为火力发电厂一个重点问题，日益受到广泛重视。
1火力发电厂爆炸危险性分析
爆炸是物质系统的一种极为迅速的物理的或化学的能量释放或转化过程，是系统蕴藏的或瞬间形成的大量能量在有限的体积和极短的时间内，骤然释放或转化的现象。
结合火电厂特点和具体情况，火力发电厂的爆炸形式多种多样，常见的是可燃物与空气混合物发生爆炸。这种爆炸是一种特殊的燃烧过程，当可燃性物质的浓度处于爆炸浓度，遇点火源，即会形成爆炸。在火力发电厂中，常见的可燃物有煤粉、氢气、轻柴油、油、绝缘油、液氨、联氨、乙炔、CO等。点火源有明火、火花、电弧、高温等。通常，空气中的氧气充当了氧化剂的角色。
火力发电厂制粉系统属于爆炸性粉尘危险环境，氢系统、燃油系统属于爆炸性气体危险环境。爆炸事故隐患的存在，既有直接因素，也有间接因素。本文针对这三个系统，从爆炸机理、爆炸原因分析人手，寻求工程上及管理上系统性的措施，防止爆炸条件形成，避免出现爆炸危险。
2制粉系统
2.1爆炸机理
制粉系统将煤磨制成煤粉后，煤粉具有流动性、吸附性、自燃和爆炸性。煤粉空气混合物浓度只要达到0.05kg/m3，即可形成爆炸性的混合物，而混合物浓度在(0.3～0.6)kg/m3最易爆炸。煤粉的爆炸还与煤的挥发分、水分、灰分、煤粉细度、气粉混合物的温度等有关。挥发分越高和发热值越大，煤粉越细，气粉混合物的温度越高，产生爆炸的可能性就越大。煤粉爆炸后产生的气浪还会使沉积的煤粉尘飞扬，造成二次爆炸事故。
2.2原因分析
从制粉系统爆炸情况来看，引起爆炸的原因很多。制粉系统启动、停运和断煤过程中，给煤量和风量相对变化较大，当磨煤机出口温度过高，操作不当，煤粉浓度达到爆炸极限，容易发生煤粉爆炸。制粉系统停运后，系统通风时间不够，煤粉没有抽尽，存在积粉，逐步发生氧化或自燃，在再启动制粉系统时，易发生爆炸。原煤含水量较大，运行中操作不当，造成煤粉较“湿”，易粘在制粉系统管道设备上，造成自燃和爆炸。制粉系统若自身有缺陷和运行状况不当时，也存在着潜在的火灾、爆炸危险。
2.3防爆措施
为确保制粉系统的安全可靠运行，对煤粉仓的形式、结构及防爆设施应有相应的措施，而且在运行管理上要加倍重视。
根据煤粉仓的结构特点，应设置足够的粉仓温度测点和温度报警装置。煤粉仓的煤斗内壁应平整光滑、无积粉死角，壁面交角应做成圆弧形，避免粉仓积粉。煤粉仓内应设置固定的灭火系统，如蒸汽灭火、二氧化碳灭火或氮气灭火装置。为防止粉仓温度高或因煤粉自燃引起粉仓爆炸，煤粉系统的管道上应设置防爆阀，在煤粉仓、分离器、旋风器等设备上应分别设置防爆门，防爆隔膜应有足够的防爆面积和规定的强度，防爆门动作后喷出的火焰和高温气体，不应危及附近的电缆、油气管道和经常有人通行的部位。制粉系统中使用的电机及电气开关设备应选用防爆型产品。
防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故，应严格执行《火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程》，要坚持执行定期降粉制度。清除给粉机进口积粉时，禁止使用氧气管和压缩空气吹扫。清仓时，煤粉仓内必须使用防爆行灯。铲除积粉时，操作人员应穿不产生静电的工作服，使用铜质或铝质工具，且不得带入火种。在磨煤机清扫积粉时，应在煤粉温度下降到可燃点以下时打开人孔门清扫。
3氢系统
3.1爆炸机理
火力发电厂的发电机通常采用氢气冷却，氢气是易燃易爆气体，氢气的自燃点为560℃，爆炸范围大，与空气混合的爆炸范围为4.0％～75.6％，与氧气混合的爆炸范围为4.5％～95％，在爆炸范围内，遇明火或高于560℃以上高温即发生爆炸：且引爆能量小，仅为0.019mJ。
3.2原因分析
氢系统的任何部位的漏氢，都具有燃烧爆炸的危险。氢气系统的管道、阀门、法兰或者接头处泄漏；露天布置的氢气储罐，由于罐体损坏、接头松动或其他辅助设备损坏而发生泄漏；发电机氢密封瓦密封不严漏氢：当氢压超过油密封压力使油封破坏致使氢气窜入汽轮机油系统和主油箱；发电机密封油系统工作失常，氢压不正常的降低，使外界空气进入发电机内：发电机出线套管漏氢，使封闭母线内部形成爆炸性混合物；供氢设备或发电机内氢气纯度的降低；因密封材料老化变形引起的漏气等；氢气易积聚在设备、容器、建筑的顶部，一旦形成爆炸性混合气体，遇明火或热源，将引起爆炸和火灾。此外，电解制氢过程中有少量的氧气混入氢气管道进入氢气储罐，高压气流与管道摩擦容易产生静电，如果氢气储罐或管道中的氢气达到爆炸极限，也可能导致爆炸。
3.3防爆措施
为防止氢冷发电机氢爆，必须严格从控制氢气纯度和明火两方面出发，对发电机充氢、运行、排氢及隔离实施全过程管理。对于氢冷发电机，每台机组应装设在线测氢装置和在线氢气纯度表，并能自动报警。坚持定期排污制度，防止氢气纯度降低而造成爆炸。发电机内氢气纯度应不低于96％，含氧量不得超过2％。同时，加强附近的动火工作管理。为防止漏氢引起氢爆炸或着火而引发火灾爆炸事故，应装设漏氢报警装置，当氢浓度达到1％以上时，应自动报警。若氢气系统因漏氢引起着火，应设法阻止漏氢并灭火。若着火点在供氢管道上，则应立即切断气源，降低氢气压力。若发电机内氢气爆炸或着火时，应立即停机，并向发电机内充入C02排除氢气。密封油系统应保证运行可靠，并设有自动投入双电源或交直流密封油泵联动装置，并保持油压大于氢压，以防止空气进入发电机内或氢气充入汽轮机的油系统中，引起爆炸起火。氢冷发电机密封油箱应设置火灾检测和水喷雾灭火设施。
供应氢气的制氢站应安装可燃气体监测报警装置，制氢站和储氢罐等应有可靠的防雷设施。储氢罐应设有安全阀、止回阀、水封器、阻火器、压力表、温度表等。制氢站储氢罐周围10m处应设围墙，站内严禁烟火，严禁放置易燃、易爆物品。制氢站应采用防爆开关、防爆电机，电线应穿密封金属套管，并经气密试验合格。仪表等低压电气设备应有可靠绝缘，应选用防爆型电话电铃并安装室
外。氢气生产设备各部位，必须使用铜或铜合金材料。进入制氢站不能携带火种，在制氢站内进行检修工作应使用防爆工具。
氢气管道宜架空敷设，采用非燃烧材料支架，且不得与电缆、电线敷设在同一支架上。氢气管道不得穿越生活间、办公室、配电室、控制室、仪表室、楼梯间和其他不使用氢气的房间，若必须穿过吊顶、技术(夹)层时，应采取安全措施。管道应避免穿过地沟、下水道、铁路及汽车道路等，必须穿过时应设套管。管道穿楼板或墙壁时应设套管，套管内的管段不应有焊缝，管道和套管间应用非燃烧材料填塞。不得在室内排放氢气，氢气放空管出口应在远离明火作业的安全区，放空阀应能在控制室外操作或设在发生火灾时仍有可能接近的地方。
4燃油系统
4.1爆炸机理
火力发电厂锅炉点火一般使用轻柴油，储油罐是储存油料的主要设施。轻柴油属于易燃物品，闪点大干55℃，火灾危险性类别为乙类易燃液体，遇明火、高热或与氧化剂接触，有引起燃烧爆炸的危险。
4.2原因分析
火力发电厂储油罐区的安全是全厂安全工作的关键点之一。贮油罐和燃油管路、阀门、法兰泄漏渗油，贮油罐放水或燃油设备检修时有油流出，管道沟内蒸发出的油气无法散出，油管道排污时忘记关排污门将油大量排出，油泵盘根漏油，遇明火或热体均可能引起火灾或爆炸。由于静电、雷电、撞击、摩擦、电器设备等产生火花，也会引起油系统着火或爆炸。工作失误，没有严格执行安全操作规程、燃油系统防火措施和有关明火作业制度，也可能引起着火或爆炸。
4.3防爆措施
从储油罐区角度来看，发电厂应划定油区，周围设置高度不低于2m的围墙，并悬挂“严禁烟火”等明显的警告标志牌。严禁携带火种、严禁穿带铁钉鞋和容易产生静电的化纤服装、严禁无阻火装置机动车进入储油区。油区电气设施均应选用防爆型产品，电力线路必须采用电缆或暗线，不准设架空线。卸油管应有明显的接地点，油管道法兰应用金属导体跨接牢固。油区周围应设有环形消防通道，通道尽头设回车场。金属油罐应装设固定的冷却水装置和泡沫灭火装置。油罐周围应设防火堤，油罐应装有液位计和高液位报警装置，防止超装泄漏，还应装有温度计及温度报警仪。顶部应装有呼吸阀和阻火器。卸油区及油罐区应设有防静电和防雷电接地。油泵房及油罐区内禁止安装临时性或不符合要求的设备和敷设临时管道。不得采用皮带传动装置，以免产生静电引起火灾。燃油管道及阀门应有完整的保温层。油管道、阀门、法兰附近的高温管道保温层应包覆铁皮，防止燃油喷漏到高温管道。供油管道应定期检查，发现问题及时处理，以保证燃油不发生外泄等。
煤气化制氢技术范文篇7
学核能与新能源技术研究院教授毛宗强。
您说氢气是清洁、高效、安全的新能源，可日本地震却引发了氢气爆炸，这是不是说明了氢气其实很不安全?
毛宗强：氢气在工业界已经用了近百年，一直很安全。氢气爆炸需要满足两个条件：一是氢在空气中达到一定的浓度；二是有点火源。只要遵守氢气操作规程，氢气很安全。
日本福岛核电站的氢气爆炸是很特殊的情况。核燃料的组成是铀的氧化物，这些燃料放在锆管中组成“燃料棒”，进而多根燃料棒组装成元件盒，和控制棒等构成反应堆的堆芯。堆芯被放在一个叫“压力壳”的容器里面。日本核反应堆的冷却装置被海啸损坏了，无法冷却，致使燃料棒的温度急剧上升。无奈之下，只能用海水冷却。高温下，锆与海水反应生成氢气，逐渐达到爆炸浓度。本来，反应堆中都有“消氢器”，即利用催化剂将氢气和氧气化合成水。据说，日本福岛核电站因为建得早，没有“消氢器”。
日本人一直很谨慎，可这次他们百密一疏。因为反应堆中生成的氢气带有辐射物质，为了防止辐射物质随氢气泄漏，他们没有及时把氢气排掉，使得大量氢气在反应堆厂房积聚，最终形成爆炸。幸好这次发生的只是化学爆炸，而非真正的核爆炸。这对全世界来说，都是一次很大的震动。
作为世界第三的核能国家，日本的核安全都成问题，中国的问题是不是更大?
毛宗强：我国的核能发展得晚，可借鉴的规范多，核安全要求反而更高。再说我国已经建成的核电站除了秦山核电站，其他核电站用的都是国外技术。比如，大亚湾核电站用的是法国技术，连云港的核电站用的是俄罗斯技术。问题在于，我们的铀矿太少，我们需要去买矿，我们买什么，什么贵，卖什么，什么便宜，因此成本高。
新能源产业出现热潮虽然是好事，但我们也要合理规划，脚踏实地地发展。比如说核能，的确是清洁、高效的能源，但现在一下子上了那么多核电站，就会面临着核原料供应、核废料处置的问题。核电站用过的燃料，我们叫“乏燃料”。像小时候烧煤球炉，有的煤球外面烧完了，变白了，里面还有黑的煤没烧完的，还可以拿出来再烧。“乏燃料”也是这样，还可以再利用，不用会浪费且有辐射。对于核废料，现在多采用长期储存的方法。如“玻璃固化”的处理方法，就是先把它浇注在玻璃中，做成玻璃块，冷却，然后放到不锈钢罐里埋到深井里。这是被动的处理方式，不仅浪费资源，还有辐射隐患。积极的处理方法是将“乏燃料”进行再处理、再利用。
新能源发电真能节约成本吗?
毛宗强：这正是我着急的原因。很多企业在新能源领域跑马圈地。其实，目前建成的风能、太阳能不能完全发挥作用，更谈不上经济效益了。国家要求电力企业必须建百分之多少的可再生电站，才能建烧煤电站。有的电力企业无所谓，反正煤电赚钱，太阳能赔了就赔了。另外，管理也有问题。
您怎样看中国发展新能源?
煤气化制氢技术范文
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
[1]我国掌握煤焦油生产燃料油新技术.精细与专用化学品，2010，19（06）：42.
[2]肖瑞华.煤焦油化工学[M].冶金工业出版社，2002.
[3]方新军，王升龙.煤焦油生产燃料油的工艺应用[J].视点，2010，239（09）：71.
[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.
煤气化制氢技术范文篇9
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。
煤气化制氢技术范文篇10
本文对新疆硫磺沟煤的液化性能进行了研究。在500ml间歇液化反应釜装置上，研究了氢初压﹑催化剂加入量﹑液化气氛等工艺参数对硫磺沟煤液化的影响。结果表明硫磺沟煤具有良好液化性能。硫磺沟煤直接液化最佳工艺条件反应温2液化气氛为0.5时，硫磺沟煤的转化率和油产率与纯氢气氛条件下相当。添加0.5%的Ni后，油产率进一步提高。
关键词：煤液化合成气沥青镍催化剂
煤直接液化通常是在氢气环境。氢气很贵，而且液化工厂需要专门的制氢装置，增加了设备和费用，氢气的费用大约占直接液化成本的30%。所以，用合成气代替氢气作为煤液化的反应气。与氢气相比，合成气有以下好处：
①价格便宜，容易制得；
②来源广，如煤层气，焦炉气。
③合成气中的CO与能发生变换反应生成和，新生成的H2活性很高。
本章主要考察合成气的组成对硫磺沟3-1#煤液化的影响，以及添加0.5%Ni催化剂后，对合成气环境下煤液化的影响。
一、合成气组成对煤液化的影响
1.实验条件
2.实验结果
合成气比例分别为0.5、1、1.5和2。结果见图15
由图15可见，随合成气比例的增加，煤的转化率呈线形降低。从91.31%降低到75.18%；
合成气比例，从0.5增加1.5，油产率呈线形降低，从48.49%降到28.58%。
沥青烯产率随合成气比例的增加而逐渐减低；前沥青烯产率基本不变，在3%左右。
3.结果分析
合成气比例时，与纯氢气气氛相比，煤的转化率和油产率均稍有提高。煤的转化率提高了3个百分点，油产率提高了1.2个百分点。这是由于发生变换反应生成和。这种新生成的氢活性很高，容易与煤发生反应。同时，在催化剂作用下，也可反应生成液态烃，这也是煤间接液化的主要原理。但CO的过多加入，会降低氢分子浓度，即降低H2从气相到液相的传质推动力。使煤的转化率和油产率降低。
二、添加Ni催化剂对合成气气氛下煤液化的影响
实验条件不变，添加0.5%的Ni，即催化剂变为结果见图16。
由图16可见，添加0.5%的Ni后，表现出与图15相似的规律。煤的转化率从90.14%降低到78.22%；油产率50.27%从减低到31.13%；沥青烯产率从13.27%降低到7.0%；前沥青烯产率在4%左右。
添加0.5%的Ni后，煤的转化率无明显增加，而油产率有明显提高，特别是在合成气为1.5时，油产率提高了10个百分点。如图17所示。
由此可见，催化剂Ni的添加对发生变换反应生成活性氢有一定促进作用。用合成气代替氢气作煤液化的反应气完全可行。当合成气为0.5时，硫磺沟煤的转化率和油产率比纯氢气气氛稍有提高。添加0.5%的Ni后，油产率进一步提高。
参考文献
[1]谢崇禹.煤液化用煤种的选择研究.当代化工[J].2007，36（2）：189-191.
[2]郭万喜，刘兵元，李苹.不同煤种配煤直接液化试验研究.煤化工[J].2004，2：10-15.
[3]朱晓苏，吴春来，金嘉璐.煤直接液化高分散度催化剂的研制方法及其催化机理.煤炭转化[J].1999，22（2）：16-21.
煤气化制氢技术范文篇11
氢能是公认的清洁能源，作为低碳和零碳能源正在脱颖而出。近年来，我国和美国、日本、加拿大、欧盟等都制定了氢能发展规划，并且目前我国已在氢能领域取得了多方面的进展，在不久的将来有望成为氢能技术和应用领先的国家之一，也被国际公认为最有可能率先实现氢燃料电池和氢能汽车产业化的国家。氢能是公认的清洁能源，作为低碳和零碳能源正在脱颖而出。近年来，我国和美国、日本、加拿大、欧盟等都制定了氢能发展规划，并且目前我国已在氢能领域取得了多方面的进展，在不久的将来有望成为氢能技术和应用领先的国家之一，也被国际公认为最有可能率先实现氢燃料电池和氢能汽车产业化的国家。大规模利用将在10年后据美国氢气协会分析，2007年全球年生产氢气超过5000万吨，氢燃料汽车正在加快推向商业化。但由于目前制氢成本大约为汽油成本的2~4倍，且氢气的大量生产需要能源和基础设施，成为主导燃料仍存在许多问题，因此专家普遍认为，氢能的大量利用将在10多年后。未来随着制氢规模的扩大，预计在2015~2022年期间，制氢成本将与汽油成本相当，这将主要取决于燃料电池汽车的推广和使用。如果投入批量化生产，预计到2015年燃料电池汽车的生产成本将仅比传统汽车高20％。世界各国都在加快涉足氢能开发和利用。国外氢能的发展不再单纯停留在技术领域上，已产生了“氢能经济”新经济模式的理念。如美国对氢能技术非常重视，虽然目前仍处于示范阶段，但其氢能的技术条件已经成熟。有专家预测，美国燃料电池汽车、氢能生产和加氢基础设施的商业化可望在2015年之前实现。按照美国氢能技术路线图，到2040年美国将走进“氢能经济”时代。在这一阶段氢能将最终取代石化能源成为市场上最广泛使用的终端能源。中国与领跑者齐头并进中国的中长期科学和技术发展规划战略也把氢能列为重点之一，有关科研机构和企业表现出了极大的热情。目前我国已在制氢技术、储氢材料和氢能利用等方面进行了开创性的工作，拥有一批氢能领域的知识产权，其中有些研究工作已达到国际先进水平。目前国内已有数十家院校和科研单位在氢能领域研发新技术，数百家企业参与配套或生产。经过多年攻关，我国已在氢能领域取得诸多成果，特别是通过实施“863”计划，我国自主开发了大功率氢燃料电池，开始用于车用发动机和移动发电站。2006年10月，由江苏镇江江奎科技有限公司、清华大学、奇瑞汽车三方自主研发的“示范性氢燃料轿车研制项目”通过部级专家组评审，标志着我国第一台具有完全自主知识产权的以氢燃料为动力的汽车研制成功，我国氢动力技术已达国际同步领先水平。上海作为我国氢能产业最领先的地区，2007年11月建成中国第一个汽车氢气充装站，并计划2009年形成千辆级氢能汽车的生产能力，2011-2012年则可望达到万辆级产能，并加快氢能汽车的基础设施建设，初步建成加氢站网络。同时，我国氢燃料电池汽车国家标准编制也在上海启动，可望于今年内完成。目前，我国要大规模推广氢能利用仍需要解决氢源问题。我国南部和西南地区势能差大，水资源丰富，水电发达，在丰水期可用大量剩余电力通过电解水制取氢。氢还可以从石油、天然气和煤等化石燃料中制取，以及从甲醇、烃类等通用燃料中转化而得。此外生物质能也可成为氢的重要来源，如细菌制氢、发酵制氢及沼气回收制氢等，传统的工业矿物如硼氢化钠等及工业副产氢也是获取氢的有效途径。制氢工艺技术路线多样传统制氢法主要分为矿物燃料制氢和电解水制氢。目前，一些新的制氢方法开始受到人们的关注，如生物制氢、太阳能制氢和核能制氢等。国内制氢工艺主要有电解水制氢和以煤、石油脑、炼厂气、焦炉气、天然气为原料在高温下进行蒸汽转化制氢。一些合成氨装置、甲醇装置将含氢尾气等气体利用变压吸附技术也能回收少量的氢气。许多专家结合我国资源特点与现实情况提出了氢的制取方案：中短期内应利用现有的石油和化工制氢能力，发展天然气与氢气混合的富氢技术，研究洁净煤和可再生能源制氢技术；中长期内应使洁净煤制氢技术和可再生能源制氢技术实现产业化，同时应加快基础设施和示范项目建设。为迎接“氢经济时代”的到来，需要提前发展基础设施，包括建设氢能
煤气化制氢技术范文篇12
一、煤焦油加工的现状与前景
1.我国煤焦油加工现状
我国富煤贫油的资源现状和市场对焦炭的大量市场需求，一大批大型，环保型焦化企业应运而生，副产大量的焦油产品。
目前，我国对煤焦油，尤其是中低温煤焦油的加工利用主要还停留在初级加工或直接外售阶段。这样不仅浪费了资源，而且紧急利用率差，环境污染严重。
1.2我国煤焦油制燃料油开发研究的主要工作
高、中、中低和低温焦油的性质组分分析评价、反应性能、加氢反应及动力学研究
煤焦油加氢催化剂、工艺路线、反应器设计和污水处理等的研究。
煤焦油热解、催化裂化、延迟焦化、超临界改质、电解加氢方法的研究。
采用电场净化、离心分离、过滤分离、萃取分离和旋流分离等对煤焦油进行预处理方法的研究
煤焦油乳化和微乳化制燃料油、煤焦油与稠油混配加氢、煤焦油与废塑料混配热裂解等技术研究。
二、煤焦油加氢制燃料油的方法
1.焦油先进行脱酚后加氢
由于低温焦油中酚类化合物含量高达15，将焦油中的粗酚脱除后进一步加工成高附加值产品，同时在焦油加氢过程中，可避免因酚类化合物与氢气反应生成的水对催化剂的损坏。
2.焦油脱沥青在加氢
焦油脱沥青再加氢的主要特点是：①将从焦油中脱出的沥青采用乳化的方法制成燃料油，该法具有技术简易、可靠、投资少、效益显著的优点；②将沥青进一步加工生产针状焦或碳纤维等高附加值化工产品；也可用沥青加工生产电极粘结剂或沥青胶。
3.煤焦油加氢裂化-加氢改质
先将焦油蒸馏分离为轻质油（325℃）和重馏分（325℃），然后对重馏分进行加氢裂化，并将产物与轻馏分送去加氢改质生产汽油、柴油。主要特点是：可降低加氢反应器的操作压力，显著减少设
备加工费用。
4.煤焦油延迟焦化-加氢
将全馏分焦油先经延迟焦化使其轻质化，然后将延迟焦化生成产物进行加氢反应制得汽油、柴油。主要特点：可使焦油全馏分不经蒸馏分离而直接利用。
焦油延迟焦化加氢汽油、柴油
5.焦油全馏分加氢
主要特点：将焦油加氢反应器和缓和加氢裂化反应器串联，其生产工艺过程较简单，并易操作和控制。
焦油加氢改质缓和加氢裂化汽油、柴油
三、目前国内煤焦油加氢生产装置
1.现已建成投入生产的装置
2.国内在建的煤焦油加氢制燃料油的企业
神木富油能源科技有限公司（12万吨/年）
陕西东鑫垣化工有限责任公司（50万吨/年）
榆林市基泰能源化工有限公司（30万吨/年）
神木安源化工有限责任公司（26万吨/年）
内蒙古庆华集团有限公司（16万吨/年）
内蒙古赤峰国能化工科技有限公司（45万吨/年）
四、煤焦油加氢的原理
1.加氢原料与产品的比较
产品的氢含量比原料的氢含量多，须向原料中加入氢元素，补充原料和产品之间氢含量差额。
原料中含有大量的氧、氮、硫等元素，产品中含量很少甚至不含这些元素，这些元素在加氢过程中可以被还原，分别生成水、氨及硫化氢被除去。
各种液体加氢产品之间氢含量的差别，远较各种原料之间的氢含量差别为小。
气体产品的氢含量，远比液体加氢产品为多，因此，为了节省氢气消耗应尽量减少气体产品的生成。
2.煤焦油加氢的特性
煤焦油的生产过程中，由于所用煤炭产地不同，煤种及质量的差异，以及生产方法工艺条件的不同，使其不同品种焦油的组成具有很大差异。
H/C原子比由大到小顺序为低温焦油-中温焦油-高温焦油。
煤焦油中氧含量由大变小的顺序为低温焦油-中温焦油-高温焦油
五、煤焦油加氢化学反应
1.非烃类加氢反应
煤焦油中的非烃类物质，主要指的是含硫、氮、氧化合物及有机金属化合物等。煤焦油中的非烃类杂质的脱除方法，主要以催化加氢最为先进，并在国内外广泛应用。主要反应包括：加氢脱硫、加氢脱氧、加氢脱金属、烯烃和芳烃加氢饱和反应，还有少量的开环、断链和缩合反应。焦油加氢目的是脱除非烃类中的杂环原子硫、氮、氧分别转化为硫化氢、氨、水。
2.烃类加氢反应
芳烃加氢反应：煤焦油加氢主要有单环芳烃、双环芳烃、三环芳烃、多环芳烃四类加氢反应。
烯烃加氢反应：烯烃在煤焦油中含量很少，性质极不稳定，在催化剂条件下生成烷烃，也可以使不饱和度降低。
加氢裂化反应：加氢裂化是在氢气和催化剂存在下，使煤焦油中较大烃类分子变成小分子的反应。
焦油加氢脱沥青质反应：沥青质的含量对焦油加氢整个过程影响很大，主要除了含有金属外，还含有S、N、O。反应时先由沥青质大胶粒生成沥青质小粒子，然后变成稠环化合物，同时一部分沥青质可变成油。
缩合生焦反应：煤焦油加氢过程中，随着各种加氢反应的进行，均发生一定的缩合生焦反应，其焦炭沉积在催化剂颗粒的外表面和内表面，容易造成催化剂中毒和失活。
总述：以上对煤焦油加氢做了相对综合性论述，结合近年来煤焦油的轻质化项目的增多，工业应用的成功证明了煤焦油加氢技术在生产中的可行性。用煤焦油加氢生产汽油、柴油和燃料油，对替代我国部分石油资源具有重要意义。在以后煤的综合利用中将会突出显现出来，也为煤的分支利用开拓了新思路。
参考文献
[1]江巨荣国内煤焦油加工工业现状及发展广州化工2009，371：52-55.
[2]廖如业低温煤焦油易加工流程探讨石油炼制19591：29-35.
[3]刘启斌煤焦油乳化机理、破乳、脱水方法的研究武汉科技大学硕士论文，2001.
[4]陈俊武，李春年，陈香生石油替代综论北京：中国石化出版社，2009.
[5]抚顺石油学院人造石油教研室焦油加氢工艺学北京：中国工业出版社，1961.
