【DOC】煤炭转化技术

煤炭转化技术

【研究和开发清洁能源发电技术促进我国电力工业可持续发展】

研究和开发清洁能源发电技术促进我国电力工业可持续发展

1、清洁能源发电技术的重要地位及我国在研究应用方面的差距

1994年国务院正式批准《中国21世纪议程》（以下简称“议程”），标志着我国开始实施可持续发展战略。“议程”：指出：“改变能源生产与消费方式，实现能源、电力结构多样化，建立对环境危害较小甚至无害的能源系统，是中国可持续发展战略的重要组成部分。”

根据能源消费后是否造成环境污染，可分为污染型能源和清洁型能源。煤炭和石油属污染型能源，太阳能、风能和电力属清洁型能源。广义的清洁能源技术包括：（1）清洁型能源的开发和利用技术；（2）旨在减少污染型能源污染物排放和提高利用效率的开发和利用技术，如洁净煤技术。

能源还可以分为不可再生能源和可再生能源。从目前乃至21世纪，估计不可再生能源仍是主导能源。而到22世纪，则可再生能源（特别是太阳能）和核聚变能可能占主导地位。可再生能源是未来能源的基础。

无论从建立对环境危害较小或无害的能源系统，还是逐步建立用之不竭的能源系统来看，清洁能源技术都是非常关键的技术，对可持续发展有十分重要的意义。以电力为中心的能源发展战略是世界能源发展的规律性总结，电力工业应逐步实现可持续发展，由此确立了电力工业和清洁能源发电技术的重要地位。 我国电力工业在清洁能源技术研究与应用方面的差距主要表现在： （1） 燃煤发电方面的差距主要表现在：平均供电煤耗比工业国家高（70-80）g/（kW.h）,污染严重,不能满足下世纪的发展要求。SO2和NOx排放控制刚刚开始起步，先进发电系统方面有不同程度的进步。在洁净煤发电技术研究和国产化方面有很大的差距。

（2）天然气发电所占的比例太小，燃气轮机与联合循环发电技术同工业国家相比差距大。

（3）在太阳能、风能和燃料电池发电等的研究和应用上也有比较大的差距。 2、热工研究院（TPRI）清洁能源发电技术研究与开发概况

清洁能源发电技术是TPRI的主要研究方向。电站锅炉煤清洁燃烧国家工程中心、锅炉与环保研究所及联合循环中心主要从事这方面研究。TPRI已成为我国清洁能源发电技术的一个重要研究开发中心。 2.1. 循环流化床(CFB)锅炉技术 CFBC试验装置及相关实验研究

已建成包括我国最大的1MW CFBC 试验装置在内的多个CFBC试验台，结合工程已进行大量试验研究，多项成果已得到实际应用。

内江电厂引进410t/h CFB锅炉技术消化吸收：完成“八五”科技攻关项目的两个专题研究，为国产100MW CFB锅炉及其辅助设备、系统的研制提供了可以实际应用的大量数据与资料。

CFB锅炉设计：TPRI与国内制造厂合作设计了75t/h、220t/h、410t/h CFB锅炉，其中一台220t/h CFB锅炉将于年内投运。 CFB锅炉辅机及配套系统的开发研制：包括CFB锅炉燃料与石灰石制备系统、冷渣系统、点火系统、自控系统及风机等。

已完成30多台容量为（35-410）t/h CFB锅炉启动调试、性能考核和燃烧调整试验，积累了丰富的现场经验，并已建立较为完整的CFB锅炉试验方法。 CFB锅炉大型化技术：TPRI在国家有关部门的统一部署下，正在进行CFB锅炉全套技术的开发，并拟同国外有关单位合作研究开发300MW等级大型CFB电站锅炉。

2.2. 整体煤气化联合循环（IGCC）发电技术

我国在1979年曾由国家科委立项，由TPRI牵头在苏州电厂筹建一座10MW级的IGCC试验电站。此后虽然由于各种原因这一工程中止建设，但仍然进行了不少前期工作。

1994年5月，我国成立了国家科委、电力部任组长、主要由三委三部组成的IGCC示范项目领导小组。同年6月，又成立了由国内十一个单位组成的IGCC课题组，集中了国内众多专家和教授，由TPRI任组长。1994-1995年课题组完成了我国IGCC示范项目技术可行性论证（国家“八五”科技攻关专题85-20-06）， 研究结果得到国内外专家的高度评价。

近几年TPRI先后完成了中国-荷兰、亚洲开发银行技援项目等IGCC国际合

作项目。

目前TPRI正在负责一项国家“八五”科技攻关项目“IGCC关键技术研究”（97-A26）。TPRI在热力系统分析及软件开发、运行技术、移动颗粒层高温除尘等方面取得高水平的研究成果。

我国IGCC示范项目正在申请立项，TPRI做了大量立项准备工作。 2.3. 燃气轮机和联合循环发电技术

TPRI长期从事燃气轮机发电技术研究，在运行技术、叶片高温腐蚀、航空燃机发电、自由活塞燃气轮机发电等方面取得重要研究成果并积累了丰富的经验。

60年代末、70年代初，我国建立了第一台13500千瓦燃用天然气的联合循环试验电站。TPRI负责正压锅炉设计、燃气轮机改烧天然气设计等并取得成功。 2.4. 电站燃煤锅炉NOX排放控制技术 基础性研究及试验研究

煤的裂解机理研究及煤的数据库的建立。

建立试验台架并进行低NOX燃烧器模型试验研究：TPRI已建成 1 MW大型燃烧试验台和一维火焰炉，可用于低NOX燃烧控制的热态试验、空气分级或三级燃烧试验。目前针对某低NOX燃烧器正在建立试验台架。 中国典型煤种的空气分级燃烧试验研究。

NOX排放预报数学模型和计算机预报程序的消化吸收与开发。 基础性普查和标准制定

80年代TPRI在国内首次对全国主要大中型电厂的NOX排放进行了一次普查，对我国制定电厂NOX排放标准和相关环保政策起了重要作用。

从1998年开始，TPRI对装有低NOX旋流燃烧器的数十家电站的锅炉进行了广泛调研（机组容量150-600MW），几乎涵盖当今世界所有具有代表性的低NOX旋流燃烧器，并同其他燃烧器进行了对比，也进行了消化吸收工作。 TPRI参与制定电站锅炉有关排放标准。 低NOX燃烧器研制和锅炉改造

TPRI对一些切园燃烧锅炉进行低NOX燃烧器改造，取得满意的结果。 TPRI正在筹划开发适用于低挥发份煤种的低NOX燃烧器。

2.5. 电站燃煤锅炉SO2排放控制技术

TPRI等在“七五”期间在四川豆坝电厂完成了5000m3/h烟气磷铵复肥法烟气脱硫（PAFP）中试试验。

“八五”期间，TPRI在1MW燃烧试验台上进行了炉内喷钙尾部增湿烟气脱硫试验研究，试验分别采用国内三个电厂使用的不同煤种及可能采用的石灰石。 负责国内三个电厂采用德国脱硫工艺进行改造前对机组有关参数的测定和评价。 1996年TPRI对小龙潭电厂100MW机组锅炉50%烟气进行了高钙褐煤飞灰增湿脱硫试验研究。1998年又对该厂100MW机组燃高钙褐煤锅炉进行了炉内喷钙尾部活化方案的试验研究。

1995年TPRI开发了湿式过滤式烟气脱硫设备，应用于济南热电公司20t/h链条炉上。

2.6. 地热发电技术

TPRI长期从事西藏羊八井地热发电的研究与开发，这一成果曾获得国家科技成果一等奖。现羊八井地热电站装机容量已达24.18MW，不仅为西藏发展做出重大贡献，而且为开发利用中焓地下热水发电积累了经验。

为解决羊八井地热电站重大生产问题、地热水回灌和热储研究等做了大量工作。

西藏那曲电厂一台UNDP援建的1MW双循环地热机组只能低负荷运行。后采用TPRI提供的全套加药系统和技术，解决了热井和热力系统中的结垢问题，使净功率由200kW提高到800kW。这一技术填补了国内空白并有推广价值。 2.7. 其他技术

燃料电池：正在进行我国电力系统发展燃料电池发电技术的技术路线和实施方案研究。

风力发电：已进行风力发电场调研，以及风机叶片强度研究的前期准备工作。 粉煤灰综合利用：符合一定质量标准的细级粉煤灰是优良的混凝土掺合料。TPRI已研制成功涡式粉煤灰干法分级机并已在全国35个电厂得到应用，不仅改善了环境，而且产生了显著的经济效益。 关于“十五”计划的建议 3.1. 一般建议

加大科技投入，给予更多的优惠政策，促进清洁能源技术的发展。可参考国外经验，对IGCC示范电站等项目给予适当的财力支持和优惠政策。 统筹规划，联合攻关，组建若干清洁能源技术研究中心。 加速国产化进程。促进国内自有技术的研究与开发。 3.2. 有关技术建议

燃气轮机与常规联合循环技术研究：这是一项清洁能源发电技术的关键技术。

我国燃气轮机技术发展和国产化研究，逐步缩小与国外先进水平的差距。 采用燃天然气联合循环改造老电厂技术的研究和应用。 循环流化床（CFB）锅炉国产化与大型化研究： 国内自主版权的100MW或125MW级CFB锅炉的研制。 300MW级CFB锅炉的研究与开发。

整体煤气化联合循环（IGCC）发电技术研究。

300或400MW IGCC 示范及相关技术：包括从煤的气化性能评价、电站设计到调试运行、性能考核和煤种试验等，为自主发展IGCC技术打下基础。 国产化研究，逐步提高国产化率。 国内自有IGCC发电技术的研究。

增压流化床联合循环（PFBC-CC）发电技术研究。 引进的P200型PFBC-CC机组的消化吸收及运行研究。 第二代PFBC-CC技术的前期研究。 燃煤电厂SO2排放控制技术

湿法烟气脱硫设备国产化研究，在“十五”期间具备独立设计、制造300MW机组烟气脱硫装置的能力。对石膏的综合利用也应研究。

其他脱硫方法的研究，包括经济适用或附产品易于利用的脱硫方法。 燃煤电厂NOX排放控制技术

低挥发份煤种的低NOX燃烧器和系统的开发。 采用低NOX燃烧技术改造老电厂的研究。 三级燃烧技术及其与炉内喷氨联合技术的研究。 地热发电技术

高温地热发电技术研究开发。 云南腾冲地热资源的勘探与开发。 燃料电池发电技术

建立500kW级天然气燃料电池发电试验装置，进行试验和长期运行研究及配套设备设计与国产化研究。

以煤为燃料的燃料电池联合循环发电技术初步研究（包括煤气净化及系统研究）。

风力发电技术

500-600 kW风力发电机组国产化研究，包括风机叶片强度与振动特性研究。 风力资源勘测、场地选择、机群排列与集中控制研究。

【将煤转化为洁净能源】 将煤转化为洁净能源

BGL 整体煤气化联合循环（IGCC）电厂透视图

概述

90年代初，英国煤气公司大致完成了2亿英镑的煤炭气化研究、开发和示范项目。该项目于1975年开始，与德国鲁奇能源与环境(Lurgi Energie und Umwelt GmbH)公司合作进行。该项目是围绕英国煤气公司和德国鲁奇公司(BGL)气化炉展开的。该 BGL气化炉是长期以来技术已成熟的鲁奇干灰式气化炉的排渣式改型。

1990年，在英国贸工部(DTI)的支持下，对BGL气化炉在发电方面的性能进行了示范。利用气化炉中制得的经过净化的燃气在罗尔斯·罗依斯(Rolls—Royce)公司的奥林帕斯( Olympus)燃气轮机中燃烧，并发电。示范证明了，这项技术是燃煤发电的一个有效方法。此外，示范项目产生的数据，为气化炉用于整体煤气化联合循环(IGCC)电厂或合成气生产的商业性运行提供了保障。 由DTI委托的一项总结性研究表明， BGL整体煤气化联合循环确是高效、经济的发电工艺。该研究还表明，该工艺比常规燃煤电站的环境效益更好。 目前，英国煤气公司和德国鲁奇公司已给苏格兰和德国的项目发放了许可证，使这项技术走向商业化。苏格兰和德国的这两个项目是通过废物气化进行发电。

带来的效益

生产能力强——BGL气化炉已运行了15，000多小时，气化了177，000多吨英国和美国煤炭、生产的电力并入英国国家电网。

环境影晌佳——BGL气化工艺气化高硫煤时，脱硫效率为99.5％。 效率高——作为IGCC电厂的组成部分，BGL气化炉至少提供44％低热值(LHV)的净循环效率——配有现代燃气轮机，效率将达到50％LHV。 应用灵活——BGL气化炉除用于发电，也可用于化工合成。

市场机会 BGL气化技术很适用于发电和化工合成。其应用市场遍及全球发达国家和发展中国家。该技术尤其适用于对现有电厂燃气轮机的改造；当然，在

燃用劣质煤以及燃用废物和生物质的情况下，亦应考虑应用这一技术。 英国贸工部的支持

BGL气化技术的开发和示范的总费用为2亿英镑、其中贸工部资助800万英镑。贸工部的支持最终促成了BGL气化炉的结合与应用，并且促进了该技术的商业化。

参与这项技术开发的其他机构还有英国煤炭公司、国家电力公司和Power Gen公司。 背景

从短期来看，燃煤电厂在发达国家的发展潜力是有限的。燃气联合循环燃气轮机(CCGT)则在基建投资和运行成本方面均优于燃煤电厂。应用CCGT也可达到高效率和良好环境效益的目的。

从长远观点并就全球范围内来看，因煤炭储量远大于石油和天然气的总储量，所以燃煤可能会成为受到青睬的选择方案。随着石油和天然气资源越来越接近枯竭，煤炭将越来越具有竞争力。同时，在能源供应保障至关重要或煤炭价格相对低廉的地区，燃煤将

仍是优选方案。

即使这样，使煤炭在与天然气竞争中居有利地位的新技术正在不断地被开发。这些技术多以气化为主。气化技术为燃气CCGT不仅提供了经济可行的选择方案，而且在若干应用场合也提供了环境效益良好的高效技术。

在某些应用领域，低热值燃料或废物的气化已成为一种具有吸引力的选择方案。在炼油工业中，气化是一种提高诸如重烃类残渣和石油焦价值的方法。

示范规模的气化炉（经英国煤气公司特许刊出）

【粉尘威胁着未来的煤炭利用】 粉尘威胁着未来的煤炭利用 粉尘是一项新的环境问题，威胁着未来的煤炭利用。人们对酸雨的恐慌产生

了限制煤炭的法律，特别是在美国和欧洲。全球对温室气体的法规继续威胁着各个煤炭市场。现在又发生了粉尘的威胁，而且可能比酸雨和温室气体的危害更大。 粉尘是在煤炭的开采、加工、运输和灰分处理过程中产生的。而酸雨和温室气体仅仅在煤炭燃烧过程中产生。煤炭贸易的每一阶段都受到粉尘问题的影响。幸运的是，现在已经有了处理这个问题的方法，但需要资金。煤炭供应商和消费者应在他们需要的时候有计划地进行这方面的投资，以避免法律迫使他们采取行动时需要付出的大量支出。

立法者正在寻找一种比较简单的方法制定控制粉尘方面的法规，因为粉尘问题是现实存在的，大量的科学证据证明了粉尘对于健康的危害。粉尘是悬浮在空气中的固体颗粒，根据它的体积进行定义，微粒的粒子物质直径小于10微米的定义为PM10，直径小于2.5微米的定义为PM2.5。美国、欧洲和英国提出了限制PM10排放的法规，美国还提出了限制PM2.5排放的法规，欧洲和英国也已决定对MP2.5实施限制。 1 存在问题

众所周知，某些类型的粉尘对人们的健康危害已经很长时间了。在很多地方限制石棉粉尘，因为吸入这种粉尘可能致癌。工作在大量煤尘和硅尘中的矿工的肺部可能受到损害。煤烟中的粉尘也是有害的，因为燃料中的氧化硅附着在烟雾微粒上形成酸，如果吸入这种微粒则会侵蚀肺部。本世纪50年代，伦敦因其密集的化学烟雾闻名于世，这种烟雾是由室内燃煤取暖引起的。在这种烟雾事故致使数千名伦敦人在两天内死亡之后，英国政府提出了《空气洁净法》,禁止在市区内燃烧烟煤。

直到1992年，我们还认为多数粉尘是无害的。后来，我们逐渐意识到粉尘对身体的危害性。1992年费因发现接触在“无害的”钛氧化物或碳微粒时，如果这种粉尘微粒非常非常小，可使肺部受到侵害并加重心脏疾病。简言之，任何由足够小的微粒组成的固体物质都可能对肺部造成危害,临界尺寸约为50毫微米。

从那以后，美国几项研究值得注意。由于医院里接纳和死亡的病人随着空气中粉尘浓度的加大而增多,因此，人们肺部和心脏易出现问题的原因似乎是空气中的大量粉尘。

维基·斯通和她的同事在苏格兰纳比尔大学率先进行特细微粒对人体肺部影响的研究。她专门从事小于20毫微米微粒影响的研究，因为多数损害是由最细小的粉尘造成的。

斯通说，某些微粒如石英是有毒的，可能对肺造成侵害。他们的特性与其他非活性特细微粒不同。由于以下两个原因细小的非毒性微粒可影响肺组织。首先，在相同的重量下，细小的微粒个数比较大的微粒个数多。肺部组织在多数工作环境下具有对付特殊微粒的能力，例如，肺能够产生一种巨噬细胞，这种细胞在肺组织内游走，当它遇到粉尘微粒时便将其包围，然后肺组织将其排出。越来越多的微粒需要越来越多的巨噬细胞将他们排出，极细小的粉尘包含如此多的微粒以致于肺组织无法产生足够多的巨噬细胞来将他们全部包围，以致肺组织的负担过重。

斯通和她的同事还发现这种尺寸极小的微粒能够传导某些有破坏力的化学物质。现有的细小微粒能够在肺组织表面产生化学活性物质——羟基原子团。而较小的微粒产生较多的羟基原子团。这些羟基原子团渗入肺组织，对其造成化学损害。化学损害和外部基质的渗入对肺最深凹处的脆弱组织造成严重损害。 斯通还发现渗入到肺组织的极细小微粒还可能对心脏造成损害。肺向供应心脏的血液提供氧气。肺部功能的降低，将影响到心脏，如果微粒通过肺组织渗入到血液，那么，微粒将使肝脏产生可能增加血液凝块的物质，从而影响心脏。 2 反粉尘法

与医学界相对应的是政界通过法律来控制粉尘。在美国和英国，当地政府正在要求控制空气中的粉尘水平。一旦粉尘水平超过限制，必须限制当地粉尘的发生。但某个地区的多数粉尘也许来自其他地方。细微的粉尘能够随风飘过数百公里。

当然，某些粉尘来源，如在运输过程中产生的粉尘是比较难控制的。而在煤炭储存场、加工处理和燃煤发电厂的粉尘比较容易进行排放限制。

1999年以前，美国仅仅限制空气中的PM10，但在1998年，美国环保局已提出了限制PM2.5的规定。PM10的限制保持不变。某地区空气中的PM10含量在24小时内不能超过150微克/m3、在一年内不能超过50微克/m3。 美国关于PM2.5的新法规与PM10的法规相似，对PM2.5的限制是在24小时

内不能超过65微克/m3，在一年内不能超过15微克/m3。

从表面上看，欧洲关于粉尘的法规与美国近似，但实质上不同。IEA的莱斯利·

斯洛斯指出，世界上对于PM2.5没有明确的定义，而其在空气中的测定值依赖于所使用的测定方法。美国使用的是微量天平测定法,欧洲是重量分析法,英国使用的是TEOM 法。欧洲法规的要求是以平均24小时为一个循环周期，而美国、英国要求的测定值是以一天为基础。现在尚没有简单的方法可使美国、欧洲和英国的测定值互相转换。 3 解决办法

当新的法规对粉尘施加压力时，最终的解决办法是对煤炭储存场和煤炭加工处理厂进行粉尘控制。所有这些方法都有成本，但是他们提供的益处可避免潜在的法律上的困难和环境保护论者的抗议。

英国不里斯托尔港口公司为如何进行煤炭的加工处理提供了一个很好的范例。在不里斯托尔煤炭港口开始建设的时候，当地的人们就成立了一个监测组织检测来自港口的任何噪音和粉尘。具有这方面经验的煤炭贸易商认为这是一个潜在的问题，但不里斯托尔港口公司却把它当作是一个机会。菲利浦·兰斯从一开始就是该公司处理环境保护问题的专家。他说如果外部的环境论者干涉港口或其建设时，监测组织起了保护作用。

港口的开发是一项主要计划。新的港口还在塞文河下面建设了一条隧道，内设一条输煤胶带。从一开始该公司就与当地的控制组织建立了联系并且与他们举行定期会议。建立了粉尘抑制的基本原理，即选择粉尘排放最小的设备。 港口装备了自动卸料机取代原来的抓斗，因为自动卸料机可使整个过程的粉尘排放减至最小，输送机实行全封闭。

煤炭贮存场和机动车进口设备厂与一个食品工厂相邻，任何粉尘的排放都会造成巨大危害。贮存场内的装载输送机由美国著名的设备制造商Strachan&Henshaw提供，在输送机上安装了防护罩，将粉尘包容在内。 煤炭贮存场内还安装了水喷雾装置，保持场内湿润,防止场内粉尘释放。但仅在输送煤炭时进行喷雾，因为煤炭过湿会妨碍煤炭的加工处理。重要的是在贮存场的周围设置了专门的防风墙(防风设备)，减少了风从场内带出粉尘的可能

性。

粉尘测定仪制造商ETI从一开始就参与了港口周围的粉尘控制，直到港口投入运营。令人惊奇的是，当煤炭港口投入运营后，港口周围空气中的粉尘降低了，而且粉尘水平一直保持很低。该港口煤炭处理产生的煤尘非常小，所以在空间可能的情况下,港口可用来存放机动车。很明显，不里斯托尔港口公司解决了自身的环境问题。但燃煤电厂依然释放粉尘，对于燃煤电厂的粉尘限制只能是抑制煤炭销售。 4 试验设备

英国电力技术公司拥有一台能够评价燃料真实性能的试验设备，该设备与PF燃烧设备一样大。粉尘的释放仅仅是可以确定的若干燃烧参数之一。 它的使用对于贸易商、特别是买者在使用或考虑煤炭的性能时具有潜在的价值，该公司声称可为任何一位用户进行试验。

当粉尘问题开始产生影响时，象这样的试验设备可能成为必需的工具。多数燃煤电厂依赖吸收粉尘很有效的电子除尘器(ESPs)，但ESPs的能力无法满足更加严格的排放限制要求。而袋式滤尘器和棒式滤尘器的投资和操作费用太高。

【劣质煤综合利用电厂若干问题研究】 劣质煤综合利用电厂若干问题研究 中国煤炭工业发展研究咨询中心就煤炭行业劣质煤综合利用电厂的基本运行情况及近两年的生产经营状况建立了完整的数据库，在此基础上分析了劣质煤综合利用电厂的现状、效果、存在问题及其与常规小火电的本质区别，系统评价了发展劣质煤综合利用电厂的经济效益、社会效益和环境效益。认为以循环流化床燃烧技术为特征的劣质煤综合利用电厂是一项绿色环保工程，它不仅确保了矿区可续发展，使煤炭企业实现了资源综合利用，优化了产业结构，提高了经济效益，而且是我国电力工业以大带小，优化结构，实现可持续发展的有力保障。 1 劣质煤综合利用电厂发展现状及存在问题

1.1 劣质煤综合利用电厂的现状

截至1997年底，煤炭行业共建成劣质煤电厂128座，总装机容量2 600MW，占全国总装机容量的1.1%。其中劣质煤综合利用电厂118座，装机1 685MW，平均装机容量为14.28MW。占劣质煤电厂装机容量的64.8%。1997年全国原煤生产加工过程中产生劣质煤14 110万t，能够用于发电的劣质煤7 564万t，按目前的生产技术水平计算，这些劣质煤燃料可实现装机8 400MW。实际劣质煤发电每年仅消耗1 914万t，占全部可用于发电劣质煤的25.3％。若要达到合理充分地利用这些劣质煤的水平，此类电厂的装机容量和数量还需大幅增加。 1.2 煤矿发展劣质煤综合利用电厂产生的效果

(1) 实现资源综合利用，减少环境污染，保证了矿区的可持续发展。大力发展煤炭洗选加工，改善燃煤电厂的燃料质量，变烧原煤为烧洗精煤，是解决燃煤污染，提高电厂效率的有效途径。在矿区，通过对大量堆积的劣质煤的综合利用，实现了矿区生产的良性循环。1997年劣质煤综合利用电厂利用劣质煤1 575万t，替代标准煤约700万t，节约了能源，减少了劣质煤堆积造成的矿区污染，降低了燃烧废气中有害物的总排放量。电厂产生的炉渣广泛地用于建材生产，实现资源综合利用，保证了矿区的可持续发展。

(2) 实现资源优化配置，延伸了产业链，优化了产业结构。劣质煤综合利用电厂大量地利用煤矿排弃的劣质煤和矿井水资源，并用电厂灰渣充填开采塌陷区和发展建材工业等，使矿区资源得到优化配置，形成电力—化工—建材—冶金经营体系，延长了产业链。

(3) 提高了煤炭企业经济效益。劣质煤综合利用电厂有效地利用了矿区自有的废弃资源，使企业增收节支，已成为煤矿新的经济增长点。尤其是近年来，在国有重点煤矿亏损面持续上升（1998年亏损面为83%，亏损额37亿元）的情况下，大部分劣质煤电厂仍是盈利的。根据对国有重点煤矿89座劣质煤综合利用电厂的统计，有74座电厂盈利，总利润15 711万元。

(4) 提高了煤矿自供电率，对国家电网提供了有力补充。现有的国有重点煤矿大部分地处边远落后地区，因而发展劣质煤电厂，不仅可以提高煤矿自用电率，也在区域供电或供电数量上对国家电网起到补充作用。以51个国有重点煤矿为例，40个局(矿)有劣质煤电厂计61座(大部分为综合利用电厂)，总装机容量为

1 811MＷ，实际生产电量71.3亿度，占51个矿务局总用电量245.3亿度的29％。 1.3 劣质煤综合利用电厂发展存在的问题 1.3.1 自身发展存在的问题

(1) 环境问题。劣质煤综合利用电厂大多在建设期由于资金紧张，与电厂配套的一些辅机如除尘设备往往选用得较简易，炉墙结构不合理，从而使电厂灰尘污染严重。其中还有一些老的电厂，在改造时依靠自己局(矿)的力量，土法上马，造成电厂配套不合理，在一定程度上也造成了资源利用效率低，粉尘污染严重。 (2) 电厂单机规模小，装备落后。现有的劣质煤电厂单机容量有约80%的是小于6MW的小型机组，其中有80%配用的是鼓泡流化床锅炉，且大部分已快到服务年限。电厂规模小，参数低，维修量大，能耗高。1997年全国供电能耗为408.07g/kWh，劣质煤电厂供电能耗大多在500～800g/kWh左右。

(3) 管理水平低，运行机制不合理。有的电厂仍是粗放型经营发展模式，管理水平低，影响了运营效果。绝大部分劣质煤综合利用电厂参与矿务局统一结算，成为全局吃的“大锅饭”。由于资金用于弥补采煤亏损，投入到电厂的技术改造和发展的资金不足，使综合利用电厂丧失了“自我积累、自我发展”的能力，难以步入良性循环。

1.3.2 劣质煤综合利用电厂的政策执行问题

(1) 现有鼓励扶持政策执行不力。国家为了促进劣质煤等资源的综合利用，节约能源、保护土地资源，减少环境污染，改善生态环境，从根本上解决好能源工业的可持续发展问题，制定了一系列的鼓励扶持劣质煤综合利用电厂发展的政策，但由于部门利益影响，致使在有的地区政策法规没有得到很好地落实，主要表现在：达成并网协议艰难、并网收费极不合理、硬性规定参与大电网调峰、规定的上网指标不合理。

(2) 税收问题。1994年国家税制改革后，综合利用电厂享受国家的优惠政策没能得以延续执行，使用低热值燃料的综合利用电厂与使用优质煤的大型电厂要交纳同样税收。税赋沉重，综合利用电厂自我发展、自我完善困难重重、技术进步和自我积累受到限制。

(3) 对劣质煤综合利用电厂的认定问题。国家关闭低效高污染的小火电机组，这是提高能源利用水平，减少环境污染的明智之举。但有的地方借综合利用

电厂或热电联供之名，建设运营小火电,扰乱了电力市场，对常规大电厂和综合利用电厂都造成了冲击和危害，严重地影响了劣质煤综合利用电厂的发展。因此，必须加强对劣质煤综合利用电厂的管理和认定工作。

2 劣质煤综合利用电厂是一项绿色环保工程 2.1 劣质煤堆积对矿区环境造成了严重危害

我国煤矿的矸石、煤泥等劣质煤累计堆存量已达30亿t，占地8 000～12 000ha，并且每年以1.2～2.0亿t(其中洗选加工过程中产生6 000～7 000万t左右)及占地200～300ha速度增加。自燃中的137座矸石山，排放出的CO2、SO2、NOx及烟尘污染着周围环境，矸石山的自燃爆炸造成灾害，甚至人员伤亡。另一方面，矸石山的淋溶水呈酸性，并含有毒、有害物质，污染周围的土壤和水体。煤泥遇水流失，风干后飞扬，常常散落于矿区附近的河流、沟谷之中。劣质煤的大量排放和积压已成为我国矿区的一大公害，并且直接影响和威胁着矿区的环境和正常生产。

【中型煤制合成氨(2)

-------—尿素厂生产技术现状、水污染治理现状及存在问题】

中型煤制合成氨(2) -------—尿素厂生产技术现状、水污染治理现状及存在问题 4.氨合成 氨合成从压力来分有高压法、中压法和低压法三种，我国目前煤焦制氨的34家合成氨厂均采用中压法，其合成压力除大化化肥厂为26MPa外，其它均为31.4MPa。 合成塔的直径一般为Ф800～Ф1000mm，但大多为Ф1000mm。只有大化化肥厂采用德国Krnp公司Ф1300mm的合成塔。至于合成塔的台数主要根据各厂的实际情况来定。 （二）典型工艺流程及概述

1.以煤焦为原料的固定床制气合成氨工艺流程及概述（略） 2. 以煤为原料德士古炉制气（水煤浆加压气化）合成氨工艺流程及概述（略） （三）我国合成氨生产技术主要的废水污染源 原料气的制备、原料气的净化、气体压缩和氨合成四大部分构成了合成氨生产主要的技术。 1.原料气制备技术所产生的水污染 合成氨原料气的制备对煤（焦）而言，是以煤或焦与气化剂（如空气、蒸汽、氧气等）进行一系列非均相化学反应，生成以CO、H2、CO2和CH4等为基本组分的各种煤气。然而煤中除含有C外，还含有S、O、N等元素，为此煤气中还含有H2S、HCN以及未反应的煤屑。由于从造气炉出来的煤气除含有上述的气体和杂质外，气体温度也较高，所以必须经过降温、洗涤才能进入下一个工序。这是任何一种制气方法都不能避免。而洗涤剂和降温介质一般为水。故此就产生了一股温度高、色度深、含有大量煤屑及氰化物的污水。由于这些化合物中氰化物的浓度高，并有剧毒故一般称这股废水为造气含氰废水。 不同的制气工艺，产生不同的造气含氰废水。现将我国目前煤制气中氮厂所采用的UGI炉固定床间歇气化、德士古水煤浆气化（鲁南）和鲁奇Lurgi褐煤加压气化（解放军化肥厂）有关排水量和污染物的组成列于表2-4。 表2-4 煤制气不同工艺造气废水排放量和组成 制气工排水量 水温 S.S CN- phen. S= NH3-N CODcr pH 艺 (t/tNH3) (℃) (mg/l) (mg/l) (mg/l) (mg/l) (mg/l) (mg/l) UGI 30—70 Texaco Lurgi 从表2-4可见： UGI炉常压固定床间歇气化由于炉温低（700—800℃）、气化强度低，单炉0.8 5 50—7—50—60 8 0.01—0.1—10—30 500 0.05 30 30 25 250— 300 30 700 600 40—20—470 36085.3 200 900 60 8.9 150 7—50 9

生产能力相应也低，因而吨氨能耗高、废水排放量大，分别为Texaco和Lurgi法的38—88倍和5—14倍，而且污染物排放的绝对量最大，对水环境污染严重。 我国目前煤制气氨厂中除鲁南、解化二期工程分别采用Texaco和Lurgi法外，全部采用UGI炉常压固定床气化法。目前中氮肥厂的发展方针是节能、增产改造。为此采用UGI法比较合适，其依托条件较多，投资少。因而无论是在中氮合成氨改造的“818”（8万吨/年合成氨、18万吨/年尿素）方案，还是在部分新建的“1830”（18万吨/年合成氨、30万吨/年尿素）方案中均采用此法。 常压固定床间歇气化是我国煤制氨的特有技术，为此造气含氰废水也就成了我国煤制氨行业的特有污染。

2. 原料气的净化技术所产生的水污染

合成氨原料气的净化主要包括硫化物的脱除；CO2的脱除；CO的脱除和CO的变换。

硫化物的脱除从表2-1中可见：在目前常用的方法中绝大多数不以氨作为碱源，故排除了氨氮对水环境的污染。 CO的脱除污染严重的是铜洗流程。

铜洗液再生产生了含有NH3、CO和CO2的铜洗再生气。铜洗再生气经水洗涤产生铜洗稀氨水，其浓度视所采用的洗涤技术不同而不同。一般在1—3%左右。中氮肥厂每小时约产生10吨废水。这股废水除含有氨外，还含有CO2，所以采用一般的提浓方法都由于容易生成碳铵引起管道堵塞而无法处理。为此要么采用铜洗再生氨直接放空；要么就是铜洗稀氨水排放。这不但浪费了宝贵的资源，也引起了大气或水环境的严重污染。

然而我们从表2-3可见：目前34家煤制氨厂脱CO技术有85%的厂采用铜洗流程。

综上所述，我国煤制氨的中氮肥厂，目前所采用的生产技术其主要的水污染源为煤造气含氰废水和铜洗稀氨水。 三. 中型尿素生产技术现状 （一）概述

制造尿素的方法有50余种，但实现工业化的只有氰氨化钙（石灰氮）法和氨与CO2直接合成法两种。

合成氨生产为氨与CO2直接合成尿素技术提供了氨和CO2，因原料获得方便，产品浓度高，现在广泛采用此法生产尿素。我国尿素生产主要采用水溶液全循环法。

水溶液全循环法是将未反应的氨和CO2用水吸收生成甲胺或碳酸铵水溶液循环返回系统。我国在煤焦制氨-尿素厂26家中有22家均采用水溶液全循环法。采用Ф1400mm的尿素合成塔，Ф9000—16000mm的自然通风造粒塔。 80年代末，北京化工实验厂、洛阳氮肥厂、宣化化肥厂和原平化肥厂引进了意大利氨汽提技术，规模为13.2万t尿素/a，并配有尿素解析、废液深度水解装置，使我国中型合成氨厂、尿素生产技术和环保治理技术达到了较先进的水平。

三明化工厂第二尿素车间采用CO2汽提法尿素生产工艺。 （二）典型工艺流程及概述

1 水溶液全循环法尿素工艺流程及概述（略） 2 氨汽提法尿素工艺流程及概述（略） 3 CO2汽提法尿素工艺流程及概述（略） （三）我国尿素生产技术主要的废水污染源

氨和二氧化碳生产尿素的方法，由于原料易得，产品纯度高，所以目前在世界各国均采用此法生产尿素。

工业上由NH3与CO2直接合成尿素分下列四个步骤进行： （1）NH3与CO2的原料供应及净化 （2）NH3与CO2合成尿素

（3）尿素熔融液与未反应成尿素物质的分离和回收。 （4）尿素溶液的加工。

一般说来，上述四个步骤中，第一步和第二步除工艺条件稍有差别外，在设备构造和操作原则上几乎差不多。第四步尿素溶液加工，实际上是尿素溶液浓缩结晶，造粒生产尿素颗粒成品或液态尿素的过程。造粒塔排放的粉尘和NH3会对大气环境造成污染，但对水环境不会有很大的影响。第三个步骤差异较大，在合成尿素工艺流程分类时，是按第三步来分，大致分为不循环法；部分循环法；半循环法和全循环法。即将NH3与CO2在尿素合成系统中循环使用。气提法是全循

环法的发展。在简化流程，热能回收，延长运转周期和减少费用等方面较水溶液全循环法优越。目前我国中氮尿素厂，尿素生产方法以水溶液全循环法为主，并引进了氨气提和CO2气提法。 这三种方法的产污系数见表3-1。

【煤炭液化技术】 煤炭液化技术

煤炭液化技术是将固体的煤炭转化为液体燃料、化工原料和产品的先进洁净煤技术。煤炭液化技术中又可分为煤的直接液化技术和煤的间接液化技术。 煤的直接液化技术是将固体煤在高温高压下与氢反应，将其降解和加氢从而转化为液体油类的工艺，又称加氢液化。一般情况下，一吨无水无灰煤能转化成半吨以上的液化油。煤直接液化油可生产洁净优质汽油、柴油和航空燃料。

煤的直接液化工艺流程简图

该工艺是把煤先磨成粉，再和自身产生的液化重油（循环溶剂）配成煤浆，在高温（450℃）和高压（20～30MPa）下直接加氢，将煤转化成汽油、柴油等石油产品，1t无水无灰煤可产500～600kg油，加上制氢用煤，约3～4t原煤产1t

成品油。

煤的间接液化技术是先将煤气化，然后合成燃料油和化工原料和产品。

煤间接液化工艺流程简图

煤间接液化工艺先把煤全部气化成合成气（氢气和一氧化碳），然后再在催

化剂存在下合成为汽油。约5～7t煤产1t油。

间接液化工艺特点： 1. 适用煤种比直接液化广泛；

2. 可以在现有化肥厂已有气化炉的基础上实现合成汽油；

3. 反应压力为3MPa，低于直接液化，反应温度为550℃，高于直接液化； 4. 油收率低于直接液化，需5-7t煤出1t油，所以产品油成本比直接液化

高出较多。

【煤液化基础研究进展 】 0 引 言\\1 煤结构的研究 0 引 言 煤炭作为最主要的一次能源，其洁净、高效和非燃料利用越来越受到世界各国的广泛重视．煤液化技术是煤综合利用的一种有效途径，它不仅可以将煤炭转化成洁净的、高热值的燃料油，减轻燃煤型污染，还可以得到许多用人工方法难

以合成的化工产品．

目前，煤液化技术仍无法同廉价的石油进行市场竞争，关键是许多理论方面的问题和一些工艺技术上的问题没有得到解决．这些问题包括：煤结构的研究及其与液化反应性的关系，催化剂、分子氢和供氢溶剂在煤液化中的作用，催化剂的中毒、固固分离、固液分离及如何使反应条件温和化和产品的高附加值化．解决这些问题不仅对发展煤化学理论，而且对开发高效的煤液化工艺都有着重要的指导意义．

近年来，国内外学者在煤液化基础研究方面作了大量的工作，对许多理论问题有了进一步深层次的认识．结合笔者的研究工作，综述了煤结构、煤相关模型化合物反应及煤与生物质共液化等方面的研究进展． 1 煤结构的研究

在分子水平上认识物质的组成和结构，认识分子在不同条件下的化学变化和化学行为是化学研究的目的．从分子水平上揭示煤液化机理，有必要深入了解煤结构．煤结构的研究一直是煤科学领域的热点和最重要的基础研究内容，它包括两个方面内容：一是煤的化学结构即有机物各组分的分子结构及其相互间的共价键连结；二是煤的物理结构即煤的显微组分、孔结构及煤中有机物分子间和分子内的非共价键作用力．

1．1 煤结构的研究方法和分析手段

最初，人们通过煤热解、加氢裂解和其它化学方法处理后的小分子单体或对缩聚过程中得到简单的所谓单元结构来研究煤结构，但没有成功．然后，研究的重点集中于煤的骨架，包括C，H，N，O和S是怎样同碳骨架连接的，可测官能团的数量及它们与煤的类型和煤阶的关系．研究方法也从化学法如乙炔化、烷基化、选择性氧化、模型化合物反应到物理方法如GC，FTIR，ESR和NMR，从芳环和桥键结合的一维分析到二维核磁共振分析再到三维煤分子结构分析．一些先进的分析技术如X光电子能谱(XPS)、X射线散射(XRS)、X射线吸收近边结构谱(XANES)、扫描透射X—射线显微镜法(STXM)、粒子诱导的X—射线发射分析／粒子诱导的Y—射线发射分析(PIXAE／PIGE)、核磁共振成像(NMRl)、核磁共振碳谱(C—NMR)、核磁共振氮谱(N—NMR)、激光离子化质谱分析(LIMA)和漫反射傅立叶变换红外(DRFRIR)等也应用于煤结构的研究．近来有的学者用量子化学计算法

来研究煤的结构以及计算机辅助构筑煤分子结构模型．溶剂抽提通过宏观晶体的微观分子态能提供整个分子结构的信息，所以一直认为是研究煤结构的一种有效方式．

1．2 煤的物理结构

目前，人们对煤的岩相显微组分(如：镜质组、丝质组、稳定组)及其反应性认识方面取得了一定的进展，能够通过煤的显微组分解释反应性．显微组分之间的物理化学聚集态对研究煤的结构有重要作用，显微组分分布呈现带式、镶嵌和带式镶嵌混杂的结构特征．但由于煤中不同的岩相组分的区别在于其宏观结构和光学性质，难以实现具有工业意义上的岩相分离，而且由于不同煤种的相同岩相组分并不具有相同的化学组成，因此通过岩相组分研究煤的化学反应虽然比将煤看作单一物质深了一个层次，但仍然是宏观的，其应用范围是有限的． 煤中有机物分子间和分子内的非共价键作用力也是煤结构研究的一个重要内容．非共价键作用力被认为涉及氢键、电荷转移、丌—丌相互作用及范德华力．借助于FTIR，ESR和NMR等分析手段结合溶剂溶胀技术可以较深入地了解煤中非共价键的作用．用极性溶剂对煤进行预处理，一方面可以减少大小两相之间的缔合．同时，煤的孔结构也相应发生改变，形成较低自由能的缔合结构．另一方面，小分子相脱出，减少了小分子相与交联骨架的缩聚，提供了更多的煤结构的信息．但仅仅了解煤中非共价键的作用对了解煤的成因和实现煤的转化远远不够，更需要了解的是煤中有机物各组分的分子结构． 1．3 煤的分子结构

研究煤中有机物分子结构的手段可分为无分离、可分离、破坏性和非破坏性分析．

Wertz等用XRD测定了煤的芳香性质，计算了煤中缩合芳环酌平均尺寸，发现C—NMR测定的结果十分吻合；Xie通过XRD，XPS，FTIR和C—NMR等技术对煤样进行分析，计算了煤的芳香度，测定了O，N，S等杂原子的存在形态；Schmiers等用C—NMR研究了两种褐煤的大分子结构，提出了相应的结构模型，认为褐煤中的芳环主要是苯环，--CH2一，--O一和一S一桥键将含不同取代基的苯环连接在一起形成大分子．Solum等研究了Argonne Premium煤的N—NMR波谱，发现煤中有机氮原子均存在于煤的芳环结构中．此外，还有一些学者用FTIR，散

射FTIR和XRD对煤中的官能团、脂肪和芳香结构及煤中有机氮的含量进行了研究．这些研究从不同的侧面给出了煤中大分子结构的一些信息，但均属于无分离分析，未能从分子级别上进行研究，揭示煤中有机物各组分确切的分子结构． Hedek通过对煤热降解可溶组分的分离分析表明煤结构是由一个带有C—C强键并渗透着可溶的高分子“流动相”的三维大分子网络组成．Stock等通过在碱性溶液中氧化和N—甲基—2—吡咯烷酮(NMP)—吡啶混合溶剂中脱羧处理，用GC／MS测定了Pocahontas No．3煤衍生的一系列多环芳烃的结构．我们对煤的四氢呋喃／甲醇(1：1)的不溶物进行了催化温和破坏性分析，用GC／MS检测出了二十多种含硫化合物和十多种含氮化合物以及一系列多环芳烃结构．以上方法属于可分离分析和破坏性分析．

基于五分离分析和／或破坏性分析的结果，Ohkawa等提出了计算机辅助构筑煤分子结构模型构想，旨在给出煤的分子结构模型．对Akabira煤的研究表明计算机辅助构筑煤分子结构模型是一种科学快速的煤结构研究手段．但这一设想的合理性受到如下事实的挑战：首先，即使仅就破坏性分析的结果而言，由于所得产物成分复杂，彼此组合形成大分子的可能就无穷尽；其次，煤中有机物不是单一成分，不能仅用某种模型来表示．

Xie用正庚烷、甲醇、四氢呋喃等溶剂及其混合物对吡啶的可溶物进行多级萃取，并给出了各馏分的分子结构模型．在较温和的条件下通过用超临界流体萃取和超临界GC／MS分析可以得到煤中部分有机组分的结构信息．以上方法属于可分离、非破坏性分析，但能测定的只是煤中含量很少的小分子成分． 从分子水平上对煤进行分离进而分析是确定煤 的化学结构的关键．在不破坏共价键的前提下，可溶化是从分子水平上分离煤的必要条件．饭野雅最早发现CS2—NMR混合溶剂具有优良的溶煤能力，如在室温下枣庄煤在该混合溶剂中的萃取率高达78％，添加少量的四氰基乙烯(TCNE)和四氰基对醌二甲烷(TCNQ)等受电子试剂可进一步提高萃取率．利用该混合溶剂优良的溶煤能力和某些受电子试剂的增溶作用至少可以使某些煤中大部分有机物在保持共价键的条件下实现可溶化，进而利用多种现代化的分析技术可望了解其中各组分确切的分子结构．但该技术现在面临的挑战仍然是大部分煤的可溶性不大、有效分离和煤中大分子定量及定性困难．

此外，还有的学者利用煤相关模型化合物反应来间接研究煤的分子结构或作为破坏性分析研究的补充手段．该方法主要是在大量的实验和理论分析的基础上建立模型化合物在不同条件与其分子结构参数的函数关系．

尽管国内外学者作了大量的研究工作，但对煤结构的认识仍然是零散的、模糊的．基于煤结构的研究方法，可以从以下几个方面来考虑：(1)应当考虑煤的类型和煤阶；(2)物理结构同化学结构研究的结合；(3)溶剂抽提和仪器分析技术的结合；(4)无分离、可分离、温和破坏性和非破坏性方法的相互补充，如对溶剂多级萃取小分子后的煤骨架进行温和破坏；(5)宏观晶体和微观分子态分析相结合；(6)借助于量子化学计算和计算机辅助构筑煤分子结构．

【洁净煤技术的几个领域介绍 】

（一）以煤炭洗选为源头的煤炭加工技术，主要包括煤炭洗选、型煤、配煤和水煤浆技术 1.煤炭洗选技术 （1）传统的选煤技术

传统的选煤技术主要有跳汰选、重介选和浮选。

跳汰选是在垂直脉动水流的作用下，使原煤按密度分层。适宜于易选和中等可选性煤，有效分选粒度150-0.3mm，分选效率90％-95％。目前中国经跳汰选的煤量占选煤总量的59％。

重介选是将原煤置于密度大于水的介质中，小于该介质密度的煤浮起，而大于该介质密度的矸石下沉。重介分选效率高，适于难选煤和极难选煤。用于分选末煤的重介旋流器是用磁铁矿粉做悬浮液，并利用离心力强化重介分选。目前重介选约占23％。

浮选是利用煤和成灰物表面对水的润湿性的差别对细粒级煤（＜0.5mm）进行分选。向煤泥中加浮选药剂后形成一定浓度的煤浆，经充气后产生气泡，煤粒向气泡粘附浮起，而矸石则留在浆液中，因而可回收优质细粒精煤。目前中国经浮选的煤量占选煤总量的14％。

（2）有发展前景的几种新型选煤技术

微细磁铁矿粉重介旋流器法：旋流器直径小（50mm），介质粒度小（＜11微米），入选粒度小（140-200目），可有效地脱灰和脱硫，有效分选粒度达30μm。 油团聚法：煤浆加油，使煤选择性团聚，成灰物留在悬浮物中。

选择性絮凝法：煤桨加絮凝剂和分散剂，使煤絮凝沉淀，矸石留在矿浆中。 浮选柱法：立式充气式浮选机，煤浆与气泡逆向流动，可实现粉煤的降灰脱硫，被认为是制备超纯精煤最实用的设备。

空气重介流化床选煤：气-固悬浮体做分选介质（磁铁矿粉、磁珠和石英砂通过与气体接触变成一定密度的似流体），其分选效率与湿法重介相当。 高压静电选煤技术：利用煤和磁铁矿及其它成灰矿物导电率差别，把成灰物和硫铁矿从可燃物中分离出来，这是一种能有效分选细煤的干法分选。 煤炭经洗选可显著提高燃烧效率，大大减少污染物排放。 2.型煤技术

型煤是将粉煤或低品位煤加工制成一定强度和形状的煤制品的技术。型煤技术不是简单地将粉煤压制成型，而是使其改质改性，使本来不适于使用的粉煤煤泥达到工业用煤的标准，是具有浓厚的发展中国家特点的洁净煤技术。

型煤分为民用型煤和工业型煤。民用型煤与散煤相比，一般可节省20％-30％，烟尘和SO2减少40-60％，CO减少80％。工业炉窑燃烧型煤比燃原煤可节煤15％，烟尘减少50-60％，SO2减少40％-50％。

目前我国城镇和农村居民生活用煤炭量在1.3亿吨左右，其中城镇居民生活用煤约1亿吨。我国城镇居民生活用煤的型煤普及率约为30％-50％，而农村则几乎全部为烧散煤。我国目前有工业锅炉40多万台，工业窑炉16万多台，年耗煤约4亿吨，按设计要求均需供应块煤或型煤，但实际上块煤供应不足。型煤（工业燃料型煤）还在起步阶段，年产量不超过1000万吨。同时，我国化肥、冶金、建材、机械、玻璃、陶瓷等行业大量使用的煤气发生炉年需块煤4000多万吨，实际年供应量仅2200多万吨，缺口也很大。

随着机械化程度的提高，我国块煤的生产比例越来越小，粉煤的比例越来越大，最高可到80％以上。因此，发展型煤以替代块煤，不仅有广阔的市场需求，可以提高燃用效率，减少污染气体排放，而且还可以充分利用大量粉煤和煤泥，减

少它们本身对环境的污染。

我国的工业和民用型煤开发已经形成了具有我国特点的粘结剂、低压集中成型工艺和集中配料炉前成型工艺，其中民用型煤技术已经达到先进水平，但需普及推广；工业型煤的技术相对落后，需进一步完善提高。 3.配煤技术

“配煤”就是根据用户对煤质的要求，将若干种不同种类、不同性质的煤按照一定比例掺配加工而成的混合煤。它虽具有单煤的某些特征，但其综合性能已有所改变，它实际上是人为加工的一个新“煤种”。

配煤的基本原理就是利用各种煤在性质上的差异，相互“取长补短”，最终使配出的混合煤在综合性能上达到“最佳状态”，以满足用户的要求。

配煤生产线的工艺流程一般包括：原料煤收卸、按品种堆放、分品种化验并计算配比、原料煤取料输送、筛分破碎、混合掺配、抽样检测、仓储或外运等。 4.水煤浆

水煤浆是70年代国际石油危机时兴起的新型煤基液体燃料，它是把洗选后的低灰分精煤加工研磨成微细煤粉，按煤约70％，水约30％的比例和适量（约1.0％）的化学添加剂配制而成的一种液体洁净燃料。

水煤浆的加工过程是将原煤经过洗选、破碎成小于300微米的微细颗粒，配以适量的化学添加剂（包括分散剂、稳定剂），并经过搅拌等工艺使制成的浆体具有良好的流动性和稳定性，能保持3-6个月不发生沉淀现象。

水煤浆是一种良好的煤基液体燃料，一般灰分低于8％，含硫量低，燃烧效率高，SO2、NOX排放低于燃油和散煤。它又能像原油一样具有良好的流动性和稳定性，可以泵送，易储运，有着代油、节能、环保等多种效益，受到世界各国工业界的高度重视。

水煤浆作为一种以煤代油的新型燃料，许多国家基于长期的能源战略考虑将其作为以煤代油燃料的技术储备，进行研究开发和试验，并少量用于商业化使用。日本、俄罗斯、瑞典、意大利、美国、法国等已建成不同规模的制浆厂，其中最大生产能力的厂为500万吨/年，电厂最大应用规模为60万KW。

目前全国年产煤泥约1000多万吨，严重污染矿区环境。随着选煤厂的大量发展，煤泥排放日趋增加，预计到2000年将超过2000万吨，因此利用高中灰煤泥

制浆就地燃用是解决煤泥出路的有效途径，具有明显的经济效益和环境效益。 我国经过“六五”以来的研究和技术引进，在水煤浆的制备运输和燃烧方面取得了很多成果。但技术上尚存在一定问题，使得水煤浆在大型锅炉上还未能达到工业应用的水平。

（二）以气化、液化为主要内容的煤炭转化技术 1.煤炭气化技术

煤气化就是以煤为原料，以空气或氧气和蒸汽为气化介质，在一定的高温下，与煤中的可燃物质（碳、氢等）发生反应，经过不完全的氧化过程，使煤转化成为含有一氧化碳（CO）、氢（H2）和甲烷（CH4）等可燃成份的混合气体——称为煤气。

从广义上说，由煤制取煤气，一般有三种方法：煤的完全气化（产品以煤气为主），煤的温和气化（或称低温干馏，产品以半焦为主），煤的高温干馏（产品以焦炭为主）。

煤气化技术，经过近两个世纪以来的发展，方法众多，不胜枚举。煤气化分类方法也各不相同。按入炉煤的块度而分，有块煤气化、细粒煤气化和粉煤气化；依气化介质来分，有空气气化、蒸汽-空气气化、蒸汽-氧气气化；按气化过程的阶段性分，有单段、双段或多段气化；按过程的操作压力分，有常压气化、加压气化等等。但比较普遍而合理的是采用按煤在气化炉内的过程状态来分，即分为：固定床气化、沸腾床气化、气流床气化和熔渣床气化等。

因煤气化方法不同，所得煤气组成亦不同。就用途来说，有如下三类煤气： 发生炉煤气（燃气）——通常都用作冶金工业中的平炉炼钢、锻造、轧钢及耐火砖窑等的燃料气，也用作机械、建筑、纺织工业等部门的燃料气。 水煤气（原料气）——供化工部门作合成氨、甲醇、合成汽油等的原料气。

【型煤在煤气发生炉中的气化及工艺条件的优化】

0 引 言\\1 实验部分(1) 0 引 言

随着煤炭行业的限产增效及关闭小型煤矿政策的出台，优质无烟块煤的供应呈现卖方市场，块煤的供不应求造成了价格的不断提高．与此同时，大量的无烟粉煤由于长期堆积造成了大量的资源浪费和环境污染．因此，把无烟粉煤加工成具有一定机械强度和热稳定性的气化型煤替代无烟块煤，降低人炉煤成本，提高企业的竞争力，已成为各生产企业的共识。目前许多科研院所和企业在型煤的开发和研制方面作了大量的工作，使气化型煤的冷态及热态质量都有了很大的提高，但在工业煤气发生炉上长期稳定运行的则很少。我所研制的新型洁净气化型煤在TG一3MI型煤气发生炉中稳定运行了多年，本文介绍了气化型煤在TG一3MI型固定床煤气发生炉中的应用情况和存在的问题，并就型煤气化生产中工艺条件的优化进行了分析探讨。 1 实验部分 1．1 气化型煤的工业化生产 在产量为3万t／a的工业型煤生产线上，无烟粉煤经破碎全部通过3mm的滚筒筛，储存于料斗中，经传送带并配人定量的辅料送人搅拌器中，在搅拌器中加入一定量的粘结剂，搅拌均匀后通过皮带送到对辊成型机中成型，型煤在烟道式干燥炉中干燥后送人型煤成品仓，供造气车间煤气发生炉使用。型煤厂生产型煤时所用的原料煤和气化型煤的煤质分析及气化型煤产品质量测定的结果见表l和表2． 表1 原煤及型煤的煤质分析 Ash fusibility sample M A V FC St 0.45 0.46 Proximate,ad/% /℃ DT ST 1480 >1500 1250 1310 FT >1500 1360 26.72 25.79 Qb,ad/MJ /kg Raw coal 3.27 19.14 6.54 71.05 Briquette 1.34 23.19 8.27 67.20 表2 气化型煤的质量 Compressive Thermal stability Drop shatter Thermal

strength/N /per ball /TS+6/% strength compressivesstrength />13mm/% /N /per ball 640 72.5 97.0 350 1 实验部分(2) 1．2 型煤在固定床煤气发生炉中的气化 型煤作为一种新型的煤气发生炉的气化原料，由于在加工过程中外加了辅料使型煤的煤质与原煤相比其固定碳有所降低，相应煤的发热量也有所降低，而另一方面型煤具有粒度均匀，燃料层孔隙率大，反应性强等不同于块煤的性质．因此用型煤替代块煤用于发生炉煤气的生产，除了应具有良好的冷态强度和热态强度以满足气化生产过程中的需要外，还需充分了解型煤的性质，选择适合型煤气化的工艺条件．目前型煤气化时所采用的工艺操作条件见表3．某一天不同时段的块煤炉和型煤炉的煤气组成及热值见表4，煤气总管中煤气的热值和型煤炉煤气的热值及型煤炉和块煤炉的灰渣含碳量的一个月的平均值见表5． 表3 型煤气化时的工艺条件 Pressure Exit Saturation of pressure Amount of Output of Ash Fire temperature temperature furnace of bottom gas/m3 layer layer of of steam 3bottom furnace air/Nm/h /℃ /mm /mm gas/℃ /℃ /Pa /Pa 6000 1500-2500 2500-3300 Exit 500 55-65 4100-5200 300 100 1 实验部分(3) 表4 一天中不同时段型煤炉和块煤炉的煤气组成和热值 Time 6:00 1 6.5 0.2 23.9 1.9 15.8 51.7 5.41 Furnace 21 CO2 O2 CO CH4 H2 N2 Q/MJ/m3 5.00 8.0 0.2 21.8 1.7 15.1 53.2

3 21 1 10:00 3 21 1 14:00 3 21 1 18:00 3 21 1 22:00 3 21 2:00 3 1 6.6 0.2 24.2 1.7 16.1 51.2 7.2 0.4 21.4 1.8 15.7 53.5 6.5 0.2 26.8 1.9 13.9 50.7 8.0 0.2 23.0 1.7 16.3 51.8 9.1 0.3 21.8 1.7 15.0 52.1 5.2 0.2 25.8 1.6 17.4 49.8 7.6 0.2 20.2 1.7 17.5 52.8 6.7 0.2 23.1 1.8 14.2 54.0 6.2 0.2 25.1 1.7 15.1 51.7 4.8 0.2 26.0 1.7 14.9 52.4 7.0 0.2 23.0 1.7 15.6 52.6 5.8 0.9 24.3 1.7 15.9 51.4 4.3 0.6 25.9 1.7 14.8 52.7 8.0 0.2 21.9 1.7 15.6 52.6 5.7 0.4 24.7 1.7 15.7 51.8 4.4 0.4 25.4 1.7 14.9 53.2 表5 煤气热值和灰渣含碳量的月平均值 5.41 5.05 5.57 5.28 4.99 5.72 5.06 5.10 5.42 5.51 5.21 5.40 5.49 5.07 5.43 5.43 Carbon content in Carbon content in thermal Gas thermal value slag slag with value of of with lump briquette total briquette/MJ coal gasification gasification pipe/MJ /m3 /% /% /m3 5.41 Gas 5.06 26.45 31.3 2 型煤气化结果及操作条件的优化分析\\3 结论 2 型煤气化结果及操作条件的优化分析

2.1 型煤气化时煤气组成的分析

煤的气化过程是一种复杂的气固相之间的非均相反应和极少数气体反应物之间的均相反应，其总的气化过程由物理扩散过程和化学反应过程组成，大量的实验证明，气化过程的总速度不仅取决于反应的动力学因素，而且也取决于扩散因素，是一种过渡控制．由表3的气体组成可以看出，型煤气化的煤气组成与烧块煤相比CO2的量偏高，相应的CO量偏低，其它气体组分则与块煤相当．因此，由于有效气体成分的降低，表现出气化型煤的煤气热值低于气化块煤的煤气热值．混合发生炉煤气中，有效气体成分的产生主要来源于下述两个还原反应： C+C02＝2CO—Q (1) C+H2O(g)＝CO十H2一Q (2)

这两个反应分别为氧化层中生成的CO2和上升过程中的水蒸气气化剂分别与炽热的碳反应生成CO和H2的过程．许多研究结果指出，随着反应温度的升高，CO在平衡浓度中对CO2的比例越来越大，反应平衡常数也迅速增加。一般认为在通常发生炉煤气炉的操作温度下，上述两反应均处于化学动力学控制区．同样的研究结果表明，水蒸气与碳的反应是强的吸热反应，温度对反应速度有较大影响，温度的提高，有利于反应朝着CO生成的方向发生，因此提高炉温有利于CO和H2平衡浓度增加．由于气化型煤的煤气组成中CO2的含量比气化块煤要偏高，由此可以判断，这可能是由发生炉操作温度较低造成的．因此适当的提高炉温，不仅可以使CO2充分还原，降低CO2的含量，改善煤气质量，而且可以提高上述两反应的反应速度，使单位时间，单位截面与碳的反应量增大，使煤气产量增加，气化生产的强度也随之增加．提高炉温的直接操作手段是提高鼓风速度，使碳与氧的反应速度加快，单位时间放出的热量增加，为还原反应提供充足的热量，相应提高了气化强度．但鼓风速度也不能太高，太高则气化剂在还原层反应时间短，不利于碳的充分反应，且带出物增加，对气化反应不利．同时炉温提高还要受燃料灰熔点的制约，超过燃料灰熔点，容易结渣，造成气化剂分布不均．与气化剂充分接触的部分，碳表面的气化剂浓度与气相浓度相当，反应均衡，总反应处于化学动力区控制，温度升高时，反应速度增加，总反应速度加快，而被熔渣包裹的碳与气化剂不能充分接触，燃料碳表面气化剂浓度低，总反应处于扩散区，受扩散速度控制．这样由于反应速度的不同，使燃料层下降速度形成梯度，造成偏

炉，严重时燃料层会穿孔，氧气会通过孔洞上升到炉子上部，将煤气燃烧，甚至与煤气混合发生爆炸，影响正常生产．另一方面提高炉温的方法是控制较低的饱和温度，减少人炉蒸汽量，以维持足够的炉温．因此控制适宜的炉温，保持炉温在一个合理的范围是气化生产的关键因素． 2．2 影响灰渣含碳量的因素

由表5气化型煤和气化块煤的残碳可以看出，气化型煤的灰渣含碳量较块煤高．影响灰渣含碳量的因素有燃料性质、操作条件及加料方式．当燃料性质及加料方式一定时，操作条件的影响将成为主要影响因素．从以上分析可以看出，炉温是影响气化生产的关键因素，由于型煤气化时炉温低，CO2还原，H2O分解反应条件恶化，CO生成量减少，燃料气化不完全，则相同时间内，使得型煤气化时灰渣含碳量高．因此炉温的合理控制是影响气化生产各项指标的关键因素．工业上具体操作时，一般用饱和温度来控制所通人的蒸汽量，用出炉温度来控制气化层的温度．如果炉温高，可加入过量的水蒸气来降低炉温，但水蒸气的加入量也需适量，如果水蒸气加入量过多，使原料层炉温降低，又会使反应条件恶化，使有效气体成分降低，炉渣含碳量增加．因此要加入适宜的水蒸气量，即可保证气化剂的用量，又能得到质量较好的煤气．同时炉温也不宜过高，炉温过高会造成局部燃料过热结渣，使未燃烧的碳被灰渣所包裹，不能与气化剂反应，最终随灰渣一起排出炉外，同样造成燃料碳的损失．因此通过控制适宜的饱和温度和炉出温度，达到稳定、高效的气化生产，这需要生产企业不断总结生产经验，寻找出型煤气化的最佳操作条件．另外炉篦结构与灰盘的转速要适当，灰盘转速慢，灰渣排不出，灰层高度增加；燃料层降低，气化过程太快，也会使气化效率降低．灰盘转速太快，使灰层降低，炉篦失去保护，暴露在高温区，易烧坏炉篦，，且燃料在炉内燃烧停留时间短，未气化完全的燃料碳随灰渣排除，同样增加了碳损失． 2．3 燃料粒度的影响

目前，在煤气厂TG一3MI煤气发生炉中，原料块煤粒度一般为13mm～25mm．型煤最初应用于气化炉中的加入量为30％，型煤粒度为

(55mmX50mmX25mm)．掺烧时发生炉炉况正常，继续增大型煤加入量，直到100％全烧．通过一般时间的生产后，发现火层不稳，灰层薄，火层低，容易窜火等现象．其原因是由于原煤的粒度小，而型煤的粒度较原煤大，且粒度均一，采用气

化原煤的操作条件来气化型煤，气流阻力小，化学反应性好，易造成上述情况发生．之后更换成型模板，生产小粒度型煤(45mmX35mmX25mm)．原料型煤粒度改变后，沿用过去的操作条件，可维持一定的灰层高度和火层高度，不再出现上述现象，生产炉况稳定运行．原料粒度的减少，增加了单位体积燃料的反应面积，有利于炉内传质、传热的充分进行，改善了煤气质量，提高了气化效率．另外，由于型煤气化时具有床层孔隙率大，气流阻力小，气化剂与碳反应的时间短等特点，可根据粒度分布原理，加入不同粒级的型煤，增加气流阻力，或适当提高料层高度，处长气化时间，保证气固相之间的充分接触，使气化反应顺利进行。 3 结论

（1）新型气化洁净型煤质量稳定，冷态和热强度可以满足煤气发生炉气化生产时的要求，型煤气化时的发生炉煤气气体组成中CO2量偏高，CO量偏低，但不影响气化炉的正常生产和后续工序的应用。

（2）在气化原料一定的情况下，煤气发生炉系统制气的好坏，在相当大程度上取决于气化工艺操作条件的好坏，而气化层温度的控制是型煤气化生产的关键因素，适当提高气化层温度，合理控制气化剂流量及饱和温度，可降低灰渣含碳量，提高气化效率。优化操作条件的确定需要生产企业进行长期造气生产实践摸索。

【煤液化基础研究进展 】 0 引 言\\1 煤结构的研究 0 引 言 煤炭作为最主要的一次能源，其洁净、高效和非燃料利用越来越受到世界各国的广泛重视．煤液化技术是煤综合利用的一种有效途径，它不仅可以将煤炭转化成洁净的、高热值的燃料油，减轻燃煤型污染，还可以得到许多用人工方法难以合成的化工产品． 目前，煤液化技术仍无法同廉价的石油进行市场竞争，关键是许多理论方面的问题和一些工艺技术上的问题没有得到解决．这些问题包括：煤结构的研究及

其与液化反应性的关系，催化剂、分子氢和供氢溶剂在煤液化中的作用，催化剂的中毒、固固分离、固液分离及如何使反应条件温和化和产品的高附加值化．解决这些问题不仅对发展煤化学理论，而且对开发高效的煤液化工艺都有着重要的指导意义．

近年来，国内外学者在煤液化基础研究方面作了大量的工作，对许多理论问题有了进一步深层次的认识．结合笔者的研究工作，综述了煤结构、煤相关模型化合物反应及煤与生物质共液化等方面的研究进展． 1 煤结构的研究

在分子水平上认识物质的组成和结构，认识分子在不同条件下的化学变化和化学行为是化学研究的目的．从分子水平上揭示煤液化机理，有必要深入了解煤结构．煤结构的研究一直是煤科学领域的热点和最重要的基础研究内容，它包括两个方面内容：一是煤的化学结构即有机物各组分的分子结构及其相互间的共价键连结；二是煤的物理结构即煤的显微组分、孔结构及煤中有机物分子间和分子内的非共价键作用力．

1．1 煤结构的研究方法和分析手段

最初，人们通过煤热解、加氢裂解和其它化学方法处理后的小分子单体或对缩聚过程中得到简单的所谓单元结构来研究煤结构，但没有成功．然后，研究的重点集中于煤的骨架，包括C，H，N，O和S是怎样同碳骨架连接的，可测官能团的数量及它们与煤的类型和煤阶的关系．研究方法也从化学法如乙炔化、烷基化、选择性氧化、模型化合物反应到物理方法如GC，FTIR，ESR和NMR，从芳环和桥键结合的一维分析到二维核磁共振分析再到三维煤分子结构分析．一些先进的分析技术如X光电子能谱(XPS)、X射线散射(XRS)、X射线吸收近边结构谱(XANES)、扫描透射X—射线显微镜法(STXM)、粒子诱导的X—射线发射分析／粒子诱导的Y—射线发射分析(PIXAE／PIGE)、核磁共振成像(NMRl)、核磁共振碳谱(C—NMR)、核磁共振氮谱(N—NMR)、激光离子化质谱分析(LIMA)和漫反射傅立叶变换红外(DRFRIR)等也应用于煤结构的研究．近来有的学者用量子化学计算法来研究煤的结构以及计算机辅助构筑煤分子结构模型．溶剂抽提通过宏观晶体的微观分子态能提供整个分子结构的信息，所以一直认为是研究煤结构的一种有效方式．

1．2 煤的物理结构

目前，人们对煤的岩相显微组分(如：镜质组、丝质组、稳定组)及其反应性认识方面取得了一定的进展，能够通过煤的显微组分解释反应性．显微组分之间的物理化学聚集态对研究煤的结构有重要作用，显微组分分布呈现带式、镶嵌和带式镶嵌混杂的结构特征．但由于煤中不同的岩相组分的区别在于其宏观结构和光学性质，难以实现具有工业意义上的岩相分离，而且由于不同煤种的相同岩相组分并不具有相同的化学组成，因此通过岩相组分研究煤的化学反应虽然比将煤看作单一物质深了一个层次，但仍然是宏观的，其应用范围是有限的． 煤中有机物分子间和分子内的非共价键作用力也是煤结构研究的一个重要内容．非共价键作用力被认为涉及氢键、电荷转移、丌—丌相互作用及范德华力．借助于FTIR，ESR和NMR等分析手段结合溶剂溶胀技术可以较深入地了解煤中非共价键的作用．用极性溶剂对煤进行预处理，一方面可以减少大小两相之间的缔合．同时，煤的孔结构也相应发生改变，形成较低自由能的缔合结构．另一方面，小分子相脱出，减少了小分子相与交联骨架的缩聚，提供了更多的煤结构的信息．但仅仅了解煤中非共价键的作用对了解煤的成因和实现煤的转化远远不够，更需要了解的是煤中有机物各组分的分子结构． 1．3 煤的分子结构

研究煤中有机物分子结构的手段可分为无分离、可分离、破坏性和非破坏性分析．

Wertz等用XRD测定了煤的芳香性质，计算了煤中缩合芳环酌平均尺寸，发现C—NMR测定的结果十分吻合；Xie通过XRD，XPS，FTIR和C—NMR等技术对煤样进行分析，计算了煤的芳香度，测定了O，N，S等杂原子的存在形态；Schmiers等用C—NMR研究了两种褐煤的大分子结构，提出了相应的结构模型，认为褐煤中的芳环主要是苯环，--CH2一，--O一和一S一桥键将含不同取代基的苯环连接在一起形成大分子．Solum等研究了Argonne Premium煤的N—NMR波谱，发现煤中有机氮原子均存在于煤的芳环结构中．此外，还有一些学者用FTIR，散射FTIR和XRD对煤中的官能团、脂肪和芳香结构及煤中有机氮的含量进行了研究．这些研究从不同的侧面给出了煤中大分子结构的一些信息，但均属于无分离分析，未能从分子级别上进行研究，揭示煤中有机物各组分确切的分子结构．

Hedek通过对煤热降解可溶组分的分离分析表明煤结构是由一个带有C—C强键并渗透着可溶的高分子“流动相”的三维大分子网络组成．Stock等通过在碱性溶液中氧化和N—甲基—2—吡咯烷酮(NMP)—吡啶混合溶剂中脱羧处理，用GC／MS测定了Pocahontas No．3煤衍生的一系列多环芳烃的结构．我们对煤的四氢呋喃／甲醇(1：1)的不溶物进行了催化温和破坏性分析，用GC／MS检测出了二十多种含硫化合物和十多种含氮化合物以及一系列多环芳烃结构．以上方法属于可分离分析和破坏性分析．

基于五分离分析和／或破坏性分析的结果，Ohkawa等提出了计算机辅助构筑煤分子结构模型构想，旨在给出煤的分子结构模型．对Akabira煤的研究表明计算机辅助构筑煤分子结构模型是一种科学快速的煤结构研究手段．但这一设想的合理性受到如下事实的挑战：首先，即使仅就破坏性分析的结果而言，由于所得产物成分复杂，彼此组合形成大分子的可能就无穷尽；其次，煤中有机物不是单一成分，不能仅用某种模型来表示．

Xie用正庚烷、甲醇、四氢呋喃等溶剂及其混合物对吡啶的可溶物进行多级萃取，并给出了各馏分的分子结构模型．在较温和的条件下通过用超临界流体萃取和超临界GC／MS分析可以得到煤中部分有机组分的结构信息．以上方法属于可分离、非破坏性分析，但能测定的只是煤中含量很少的小分子成分． 从分子水平上对煤进行分离进而分析是确定煤 的化学结构的关键．在不破坏共价键的前提下，可溶化是从分子水平上分离煤的必要条件．饭野雅最早发现CS2—NMR混合溶剂具有优良的溶煤能力，如在室温下枣庄煤在该混合溶剂中的萃取率高达78％，添加少量的四氰基乙烯(TCNE)和四氰基对醌二甲烷(TCNQ)等受电子试剂可进一步提高萃取率．利用该混合溶剂优良的溶煤能力和某些受电子试剂的增溶作用至少可以使某些煤中大部分有机物在保持共价键的条件下实现可溶化，进而利用多种现代化的分析技术可望了解其中各组分确切的分子结构．但该技术现在面临的挑战仍然是大部分煤的可溶性不大、有效分离和煤中大分子定量及定性困难．

此外，还有的学者利用煤相关模型化合物反应来间接研究煤的分子结构或作为破坏性分析研究的补充手段．该方法主要是在大量的实验和理论分析的基础上建立模型化合物在不同条件与其分子结构参数的函数关系．

尽管国内外学者作了大量的研究工作，但对煤结构的认识仍然是零散的、模糊的．基于煤结构的研究方法，可以从以下几个方面来考虑：(1)应当考虑煤的类型和煤阶；(2)物理结构同化学结构研究的结合；(3)溶剂抽提和仪器分析技术的结合；(4)无分离、可分离、温和破坏性和非破坏性方法的相互补充，如对溶剂多级萃取小分子后的煤骨架进行温和破坏；(5)宏观晶体和微观分子态分析相结合；(6)借助于量子化学计算和计算机辅助构筑煤分子结构．

2 煤相关模型化合物的研究\\3 煤与生物质共液化的研究\\4 结束语 2 煤相关模型化合物的研究

由于煤的组成和结构极其复杂，直接用煤作反应基质研究煤液化机理非常困难，要受多种因素如煤的难溶性、不均一性和无机矿物质等的干扰和分析手段的制约．为了克服这些困难，从化学反应的角度揭示煤液化的本质及各种因素对煤液化反应的影响，国际学术界集中很大精力于煤相关模型化合物反应来间接研究煤液化机理，并提出了许多新的见解． 2．1 供氢溶剂的作用

一般认为，在煤液化过程中，溶剂起溶解煤和传递氢的作用，煤热解生成大量自由基碎片，分子氢通过溶剂转移到这些自由基碎片上完成氢的转移过程。 Vernon等比较了分子氢和供氢溶剂四氢萘(THN)对1，2—二(1—萘)乙烷(DNE)分解的作用，发现分子氢与DNE分解产生的1—萘甲基自由基(1—NpCH2·)作用可以产生导致DNE中Car—Calk断裂的H·，而THN通过稳定1—NpCH2.抑制DNE中Car—Calk键的断裂。

通过详细考察分子氢和供氢溶剂在DNE，1，3—二苯丙烷(DPP)氢转移反应中的作用，发现分子氢促进了DNE，DPP的加氢裂解，供氢溶剂的供氢能力越强，对DNE和DPP催化加氢裂解的阻碍作用越大．供氢溶剂的阻碍作用不仅是因为它们在催化剂表面的强吸附，而且供氢溶剂还消除H．近来Artok等研究了9，10—二氢菲和十氢萘对二—(2—萘)醚和二苯醚氢转移反应的影响，他们的研究也证实了上述观点．

McMillen等以二苯醚和二苯甲烷(DPM)等做模型化合物，考察了400℃下由供氢溶剂向这些化合物的氢转移反应，提出自由基氢转移(RHT)机理，即供氢溶剂可以向芳环的取代位(ipso)供氢，促使C--C或C-O)桥键断裂．但他们的动力

学数据表明供氢溶剂对这些化合物作用甚微．

同位素示踪法使用含有放射性同位素原子的反应物进行反应，在反应过程中可以跟踪反应的进行． Kabe等使用H标记的THN作为溶剂，并使用少量的C标记的萘进行反应．他们的研究结果表明，在NlAl203存在下由溶剂转移至煤中的氢含量减少，由气态氢转移至煤中的氢含量增加．Shi等以THN为供氢剂，在临氮和临氢体系中应用氘代THN考察供氢溶剂向二十烷和菲的氢转移反应，发现THN抑制烷烃的裂化，其作用是通过脱氢湮灭．自由基来抑制裂化反应，而且稳定同位素的方法表明氘代THN可以向菲和菲的氢化产物转移更多的氘． 虽然，这些研究结果在一定程度上揭示了溶剂对氢转移的影响，但仍缺乏足够证据，并且上述理论仅是对部分模型化合物研究的结果．研究供氢溶剂对模型化合物氢转移的作用机理，寻找既能有效溶解煤又不干扰催化氢转移的溶剂是煤液化溶剂研究的目标． 2．2 金属及其硫化物催化剂

由于价廉易得，铁基催化剂已广泛用于工业生产．因此许多学者对铁及硫化铁在煤液化和煤相关模型化合物反应中的催化作用给予了极大关注． 大多数研究者认为煤液化条件下铁—硫体系中的活性物质是磁黄铁矿(Fe1-xS)．H2S本身也促进加氢裂解反应．支持这一观点的“证据”是多数恢复的催化剂经检测为Fe1-xS而非初始催化剂FeS2.但该“证据”明显存在着不足，并没有实现在线检测证明催化剂的工作态为Fe1-xS，因为恢复态和工作态很可能有差别．

实际上，研究表明Fe1-xS在所研究的铁基催化剂中催化Car—Calk键断裂的活性最低．FeS2分解产生包括活性硫在内的自由基，H·进攻二芳基甲烷(DAMs)分子中芳环ipso位导致Car—Calk键断裂．在400℃以下，H2S本身不能促进加氢和加氢裂解反应，而FeS2却能在300℃的低温下高选择性、高效催化DAMs加氢裂解．进一步的研究表明S的加入抑制了Fe的催化芳环的加氢反应，但促进了DAMs的加氢裂解反应．我们认为Fe催化双原子氢转移到芳环的非ipso位使芳环加氢，而FeS2和Fe-S催化单原子氢转移到DAMs中芳环的ipso促使Car—Calk键断裂．S的作用在于使金属硫化，降低了H2的吸附能和氢键的键能，促进了H·的生成． 最近，我们研究了Fe和Ni及它们的硫化物对9，10—二苯基蒽(9，10—DPA)

加氢反应的影响．结果表明在300℃以下以Fe和Ni做催化剂，主要生成9，10—DPA四氢和八氢衍生物，但它们的硫化物催化9，10—DPA加氢主要生成反9，10—二氢—9，10—二苯基蒽．结果证明金属主要催化双原子氢转移，而它们的硫化物催化单原子氢转移到9，10—DPA分子中的蒽环． 2．3 分子结构和反应性的关系

煤的氢转移反应性与其化学结构密切相关，揭示煤分子结构和反应性的关系，对研究煤分子结构和煤的深加工特别是对煤进行有针对性的裁剪提取化学品极具指导意义．

Futamura等通过考察几种DAMs的氢解反应发现DAMs的加氢裂解反应性随着芳环尺寸的增大而升高，并受芳环受氢能力的制约，各种DAMs的加氢裂解反应性的差异可用超离域稳定能(Sr，(R))值的不同来解释，即DAMs芳环上ipso碳原子的Sr，(R)值越大越容易接受氢原子，因而加氢裂解反应性越强．我们在比较了FeS2催化DPM，1—苄基萘和二(1—萘)甲烷(DNM)在300℃下的加氢裂解反应后，发现它们加氢裂解反应性不仅与芳环的受氢能力有关，而且取决于其离支基团芳甲基自由基的稳定性．Kamiya等研究了九种二芳基醚在供氢溶剂中的热解反应性和分子结构的关系，发现DAMs的热解反应性取决于芳环的大小和取代的位置．

虽然对DAMs分子结构和加氢裂解反应性关系的研究取得了一定共识，但对氢化的DAMs，含杂原子或官能团的模型化合物的分了结构和反应性关系的研究地少有报道．

2．4 模型化合物的反应动力学

从动力学的角度探讨煤相关模型化合物的反应性是推测煤液化机理，评价催化剂性能的重要方法之一，但目前能够建立的较完善的动力学模型并不多． Farcasiu等研究了碳黑催化的4—(1—萘甲基)联苄(NMBP)的分解动力学．研究结果表明碳黑存在下NMBP的分解符合一级反应．我们探讨了在200℃一300℃的范围内FeS2催化的DNM的加氢裂解反应,结果表明DNM的加氢裂解反应完全符合一级反应动力学的关系式，所得Np—CH2断裂的活化能与碳黑催化NMBP中Np—CH2键断裂的活化能相近．Kamiya等的研究表明DAEs热解符合一级反应．Grigorieva等在过量四氢萘和氢气下研究了DAMs的加氢热解动力学，研

究表明多数DAMs的加氢热解符合二级反应． 3 煤与生物质共液化的研究 3．1 煤与废塑料共液化

废塑料的循环利用对保护环境和矿产资源起着重要作用．传统的废塑料循环利用面临着一系列问题．煤和废塑料共液化技术将对废塑料的洁净处理起着不可估量的作用．

Taghiei等研究了煤和以聚乙烯(PE)、聚乙烯对苯二甲酸酯(PET)和聚丙烯(PPE)为原料的牛奶袋、饮水瓶、塑料包装、塑料餐具等废塑料垃圾的共液化．研究表明，在煤液化条件下以HZSM一5做催化剂，煤和废塑料的混合物(通常50：50)总的转化率大于90％，油收率高达60％～80％，比煤和废塑料单独液化时的平均收率高10％，这意味着煤和废塑料共液化时产生了协同效应． 王力等采用放射性同位素H标记的PE进行了先锋褐煤和低密度聚乙烯(LDPE)的共液化示踪试验．结果表明，在先锋煤和LDPE共液化过程中，LDPE中的含氢基团确实起着供氢作用，而且这种含氢基团向煤液化自由基的氢转移无需经过供氢溶剂进行． 3.2 煤与木屑共液化

徐洁等对煤与木屑共液化反应的规律及工艺条件的研究表明，在煤和木屑共液化的过程中，木屑能够有效地促进煤的转化，提高油收率，改善油品质量，降低反应条件．认为木屑能在一定程度上起到提供活泼氢的作用，其富含的氢可用于稳定煤热解生成的自由基碎片．

还有的学者研究了煤与废纸、马粪和废轮胎等生物质的共液化． 4 结束语

在从分子水平上揭示煤结构和煤液化机理的基础上，可望深入了解煤种、煤中显微组分及煤的各种化学性质与煤结构的关系，揭示煤的成因等煤科学领域的一些关键性难题，发展可行的煤液化工艺，实现煤的洁净、高效和高附加值利用．建立拥有中国知识产权的“碳谷”应该是我国煤化学及其相关领域的工作者的重要使命，也应该作为我国面向21世纪的重要创新工程．

【基于流态化的半干法烟气脱硫技术 】

0 引 言\\1 流态化烟气脱硫技术

0 引 言

湿法烟气脱硫效率可以高达95％，得到广泛的工业应用，但湿法脱硫需要对湿的固体废物和废水进行处理，从而增加一次性投资和运行投资．半干法烟气脱硫因为不需要固体和废水处理，投资和运行成本低，又具有较高脱硫率，所以各种半干法烟气脱硫技术在国内外得到发展．而基于半干法的流态化烟气脱硫技术由于具有较高的脱硫率，同时一次性投资成本低等特点，近年来受到国内外的青睐．目前国内外基于流态化烟气脱硫技术有循环流化床烟气脱硫技术、射流床烟气脱硫技术． 1 流态化烟气脱硫技术 1．1 循环流化床烟气脱硫技术

德国鲁奇公司在20世纪70年代开发了循环流化床烟气脱硫技术，其原理在循环流化床内加入消石灰，含硫烟气和消石灰在循环流化床内充分混合反应，除去SO2，同时还能除掉HCl和HF等酸性气体．具体工艺过程见图1．烟气进入循环流化床反应器，在这里和石灰浆反应，石灰浆固体在这里同时完成蒸发和脱硫的过程，烟气经过分离器和除尘器后，部分物料循环进入流化床反应塔，另外的物料收集后集中处理．通过物料的循环使脱硫剂的停留时间增长，大大提高钙利用率和反应器的脱硫效率．用此法可处理高、中、低硫煤，适用范围广．具有较高的脱硫率，在Ca／S为1．0—1．5时，能达到90％以上的脱硫效率．目前循环流化床烟气脱硫得到工业化，德国、瑞士等欧洲国家有多台循环流化床烟气脱硫装置在运行．

在这种装置中，国外还在研究联合脱硫和脱硝工艺，就是在流化床内除了加入消石灰外，还加入氨和催化剂，使NOx，还原成N2.

为了降低循环流化床烟气脱硫装置中的阻力，脱硫系统中的布风板可以采用直喷口、文丘管喷口等来代替，提高脱硫塔的高度来增加烟气在脱硫塔内的停留时间．

图2 循环流化床烟气脱硫系统

Fig.Sketch of circulating fluidized bed FGD

1．2 射流床烟气脱硫技术

循环流化床烟气脱硫剂由于循环利用，在床内有较长的停留时间，具有较高的脱硫率，但循环流化床烟气脱硫系统的阻力大，烟气一次性经过循环床内，在床内的停留时间短．基于这个原因，日本有些科研单位正在大力发展射流床烟气脱硫技术和系统，射流床的产业化技术正在发展中，实验室规模的单射流床实验装置见图2．

图2 射流床烟气脱硫图 width=\"55%\" height=\"46\">图3 多管射流床烟气脱硫

Fig.3Multi-pipe spouted bed FGD

该实验装置中主，反应器的管内径53．5 mm，高645mm，消石灰浆通过电动

机和泵控制进入主反应器，SO2和空气混合好之后进入射流床流化物料．实验中采用消石灰浆作为脱硫剂，用石英砂做床料，静止床高为100mm，石英砂的直径在几百微米，射流床烟气脱硫具有与湿法脱硫相近的脱硫率，在Ca／s摩尔比为1．2时可以达到95％的脱硫率．烟气进入脱硫反应器的温度可以控制在400K一630K，其最佳运行温度为420K，说明该装置可以方便地用于热电厂烟气脱硫．床内平均温度越接近露点温度越有利于脱硫，但当床内温度与露点温度之差小于15K时，床内物料容易发生团聚．射流床烟气脱硫的工业化目前正在发展中，采用多管射流床的形式可以实现工业化，见图3．对这些系统脱硫过程具体的设

计和运行参数有待进一步研究．

1．3 鼓泡流化床烟气脱硫技术的设想

和循环流化床烟气脱硫系统一样，射流床内的烟气和脱硫剂之间具有良好的热质交换特性，射流床中烟气在床内的停留时间比循环流化床的停留时间长，实验结果表明射流床比循环流化床有更高的脱硫效率，同时射流床的阻力比循环流化床小．通过上面分析，鼓泡床应该可以用于烟气脱硫系统中．可以通过设计鼓泡床布风板结构和开孔率，减少系统阻力．鼓泡床中一般会形成浓相床和稀相床，可以考虑在浓相床和稀相床内同时喷人石灰浆，充分利用鼓泡床的反应空间．可以考虑在鼓泡床上部设置百叶床内部分离器或者在后部设置带有分离装置的回送系统，增加脱硫剂在床内的停留时间，同时又考虑系统阻力不会过大．相对循环流化床来说，烟气在鼓泡床内流速低，在床内具有较长的停留时间，有利于脱硫．对于鼓泡床烟气脱硫系统研究需要经过实验和工程的验证才可定论．

2 流态化烟气脱硫技术的原理分析\\3 结束语

2 流态化烟气脱硫技术的原理分析

不管是循环流化床烟气脱硫还是射流床烟气脱硫，脱硫剂都含有一定的水分，它们实际上是半干法烟气脱硫，其原理处于湿法和干法之间．

对于干法脱硫，脱硫机理可以分为下面几步：(1)SO2扩散到脱硫剂表面；(2)在表面和脱硫剂吸附SO2气体，形成CaSO3，在氧化气氛下部分氧化成CaSO4；(3)部分SO2通过孔隙内气相扩散进入脱硫剂内部参加反应．

由于CaSO4和CaSO3的体积比CaO大，CaSO4有可能堵住内部孔隙而影响脱硫

效率．当脱硫剂表面含有水分时，脱硫剂表明形成液体薄膜，它们的机理和干燥情况不同：(1)SO2从主流体向颗粒表面的外部气相传质；(2)SO2溶解在颗粒薄膜液体中，形成HSO3和SO3；(3)硫分在液相中扩散；(4)Ca(OH)2颗粒在液相中溶解；(5)钙与硫的液相反应．

脱硫剂中含有水分有利于脱硫，其主要原因如下：颗粒表面的水分通过吸收溶解SO2，形成新反应成分HSO3和SO3有利于反应的进行；其次，水分在颗粒内部的渗透在Ca(OH)2颗粒间形成液膜，使气体分子在孔隙和产物层内的扩散转变为液相中的离子扩散，减小了扩散路径和阻力．

表面含有一定量水分的脱硫剂进入床内，首先进行湿法脱硫，脱硫剂表面的水分也同时蒸发，最后进行的是干法脱硫．所以半干法脱硫实际上是完成湿法和干法脱硫的复杂过程．

从上面的理论分析和实验工程经验表明，半干法烟气脱硫过程中需要保证脱硫剂有一定含水量．计算结果表明，颗粒表面含水量从0增加到0．08时，脱硫反应速率增加了27.4倍，而含水量从0．08增加到0．5时，反应速率仅增加0．8倍．可见过量增加含水量对脱硫的影响不大，同时过量的增加含水量会影响系统的正常运行，如团聚、堵塞等．在工程实际中，可以通过床内的含湿量、露点温度来控制喷水量．影响流态化烟气脱硫反应器脱硫效率的另外两个重要参数是床内平均温度、床内平均温度和露点温度之间的差值(△T)．床内温度越高，与露点温度的差值(△T)越大，脱硫剂颗粒表面的水分蒸发变慢，有利于脱硫，但颗粒间的团聚加强，不利于系统正常运行．循环流化床烟气脱硫和射流床烟气脱硫要求△T在15 K一20 K之间．反应温度本身对脱硫效率影响比较复杂，存在一个最佳温度，因为温度增加，SO2在水中溶解度减少，而SO2的扩散速率却是增加的．

Ca／S摩尔比影响脱硫率，Ca／S比越大脱硫率越高，但Ca／S比增加到一定数值时，脱硫率增加不大，工程设计中对Ca／S比有一个较佳选择．烟气和；脱硫剂在反应塔内的停留时间长有利于脱硫，但停留时间的延长受具体工程设备的限制．

有关研究表明，电厂粉煤灰化学成分中大部分是SiO2，AL2O3，Fe2O3，CaO和TiO，少量存在钾、钠、镁、硫、磷的氧化物，其中碱性氧化物CaO的含量约10％～

20％，另外炭粒在燃烧中由于气体的挥发和化学反应，形成表面多孑L、形状复杂的焦状颗粒，比表面积为0．8 m2／g～2．4 m2／g粉煤灰对烟气脱硫是有利的．采用半干法烟气脱硫时可以不对烟气进行除尘，而在湿法中的石灰石—石膏法中需要先对烟气进行除尘． 3 结束语

综述了国内外关于循环流化床烟气脱硫和射流床烟气脱硫的技术和开发情况，提出了基于流态化技术的半干法烟气脱硫的思路，从原理上对影响这类烟气脱硫技术中的关键参数进行分析．采用流态化烟气脱硫技术，可以通过设计使烟气和脱硫剂在床内的停留时间增加，从而增加脱硫效率，通过优化结构，使系统阻力降低．流态化烟气脱硫由于具有投资成本低、脱硫效率高等特点，适合电厂烟气脱硫和改造，值得大力发展．

【煤的水蒸气等离子体气化研究现状和前景】

0 引 言\\1 煤的常规气化

0 引 言

随着经济的进一步发展和人们物质生活水平的提高，我国能源和资源面临前所未有的严峻挑战。我国是世界上少数几个以煤炭为主要能源的国家之一，煤炭在我国的能源结构中占有70％左右的份额，是我国储量最丰富的能源资源．按目前的产量和已探明的储量推算，我国煤炭资源可供开采几百年；而我国石油和天然气资源相对不足，尽管在未来的一段时间内天然气资源的勘探和开发将有较大的增长，但天然气在整个能源结构中所占的份额仍然很小；与此同时，我国的石油开采利用将处于逐渐递减模式，而公路交通的快速发展对液体燃料的需求却日益增大，但国内目前的原油开采和加工能力不足以满足巨大的液体燃料的市场需求；在2000年我国进口原油量就已突破7000万t，随时间的推移，国际原油价格的波动起伏将严重地制约我国经济的正常运行，在国际风云变幻的当今世界，这将对国家安全产生不可忽视的影响．也就是说，从能源安全角度考虑，我国能源面临挑战．能源安全是指保障能源可靠和合理的供应，在可以预见的时间

范围内，这主要是指石油和天然气。

煤炭作为我国最大的有机资源，其转化利用比石油和天然气的转化利用要复杂得多．从长远看；若能利用一些高新技术(如等离子体气化技术)实现煤的洁净高效、经济的综合利用，将有可能为解决有关国家安全的战略性能源问题奠定科学基础．如利用等离子体技术将煤炭气化制得合成气(主要成分为H2+CO)，然后将合成气加工成所需要的醇类、醚类 和酚类等高附加值的化学品，以及通过F—T合成技术实现“煤变油”的目标，则可将煤作为与石油相媲美的有机资源来大量利用．上述目标的实现，有赖于洁净高效的、能源生产优质合成气的煤炭气化技术的研究开发．洁净的优质合成气可以用于合成氨、合成甲醇、合成羰基化合物、联合循环发电(IGCC)及用作城市煤气等众多煤化工和能源热电领域，在整体上推动化肥、化工领域的技术进步；以洁净的优质合成气为原料，可以通过F—T技术路线合成液体燃料、烯烃等化学品，从而实现大宗化学品的原料路线由油基向煤基路线的转变。 1 煤的常规气化

煤的气化与煤的液化和煤化工—热电联产等技样一样，是关键的煤化工能源技术之一．煤的气化过程泛指各种煤(焦)与含氧的气化剂(O2，H20，C02)之间的一种不完全反应，最终生成由CO，H2，CO2,CH4，N2，H2S和COS等组成的煤气．我国非常重视煤气化技术的研究与开发，尤其重视与煤基合成氨和甲醇等生产工艺密切相关的煤炭气化技术的研究，到目前为止，我国依靠自己技术力量研究开发了各类固定床、流化床及气流床气化技术”，对熔融床气化技术也在中试规模上进行了研究．在进行自主开发的同时，我国也有选择地引进了一些世界上先进的煤炭气化技术，如在20世纪50年代引进温克勒流化床煤炭气化技术，70年代引进了鲁奇炉固定床气化技术，80年代引进了德士古水煤浆加压气化技术国际上现已工业化的煤气化工艺有：Lurgi固定床加压气化、Dow水煤浆加压气化、Shell粉煤气化、Texaco水煤浆加压气化等等，这些煤炭气化技术各有特点．Lurgi固定床加压气化法的优点是：粗煤气中甲烷含量较高，适宜生产城市燃气。其缺点是：对煤质要求较高，只能用块煤做原料，且三废处理困难．Dow水煤浆加压气化是在Texaco水煤浆气化方法基础上开发出来的新工艺，目前尚未用于合成氨工艺．Shell粉煤气化目前仅限用于循环发电，未用于化工生产。

Texaco水煤浆加压气化是国内外经实践考验成熟的、先进的气化工艺，可用烟煤或石油焦做原料，碳的转化率可达95％～96％，产品气中有效气CO和H2的浓度可达到80％左右，甲烷含量低，其缺点是要求原料煤的灰熔点和气化温度匹配，而且需要将原煤配成水煤浆，故适合该工艺使用的煤种范围较窄；该气化技术需要专用的空分制氧设备．Texaco气化炉由喷嘴、气化室、急冷室(或废热锅炉)组成，其中喷嘴有三通道的，工艺氧气走一、三通道，水煤浆走二通道，介于两股氧射流之间；也有五通道的，工艺氧走一、三、五通道，水煤浆走二、四通道．采用这种工艺结构的Texaco水煤浆加压气化炉存在一个弊端，就是介于两股氧射流之间的水煤浆在较高线速下对金属材质的冲刷磨蚀十分严重，使水煤浆气化炉的喷嘴因磨损而不得不频繁更换．概而言之，目前水煤浆气化需解决的关键技术有以下几个方面：(1)进一步延长 喷嘴的寿命．目前进口喷嘴可使用约60d(25万美元／台)，国产喷嘴可使用约52 d；(2)进一步延长急冷环的使用寿命。目前的急冷环只能使用一年；(3)进一步降低耗氧量同时提高煤气中有效成分(CO+H2)的含量。

总体而言，我国煤气化技术比较落后，绝大多数企业仍在使用落后的固定床间歇式煤气化技术，不仅能耗高、效率低，原料要用块状焦炭或无烟煤，而且大量排放烟尘或污水，对环境污染严重．若采用国外先进的煤气化技术，则需要支付高昂的专利技术费用，而且建设周期长．这些因素制约了我国煤化工业的发展．解决困扰我国煤化工业的这些难题的唯一出路是开发具有自主知识产权的先进煤气化技术，其典型的代表性成果是近年来开发成功的灰熔聚流化床粉煤气化技术及新型多喷嘴对置水煤浆气化炉技术。

灰熔聚流化床粉煤气化技术是中国科学院山西煤化所开发，被认为达到国际先进水平的新一代煤气化技术(已获得国家发明专利)，该专利技术以烟煤为原料，所产煤气可用作合成氨工业的原料气。在2001年该技术已成功地在工业化示范装置上进行了验证．结果表明，灰熔聚流化床粉煤气化技术用于制合成氨原料气，可大大降低中小型化肥企业的生产成本，这将有助于改变我国氮肥生产长期依靠无烟煤或焦炭做原料的局面．整个工艺过程可以连续地封闭运行，无废气排放，煤气洗涤水可循环使用，基本上解决了困扰传统煤气化工艺的污染问题。 在水煤浆气化技术领域，我国科技人员成功地开发了具有自主知识产权的新

技术，在“九五”期间华东理工大学等单位联合承担完成了国家重点科技攻关项目——“新型多喷嘴对置水煤浆气化炉技术”，此技术不久前在山东鲁南化肥厂通过了国家有关部门主持的现场考核和技术鉴定，鉴定意见认为此项成果填补了国内空白，是一项能与国际先进技术竞争的煤气化技术．该技术的具体技术指标是：煤气中有效气(CO+H2)含量达到83％，此相同条件下Texaco气化技术的指标高1．5％～2．0％；煤中碳的转化率大于98％，而Texaco技术为95％；与Texaco气化技术相比，比煤耗和比氧耗都有较大幅度的降低．据报道，鲁南新型煤气化炉采用了与Texaco炉完全不同的结构，系我国独创的新技术。

2 煤的等离子体气化

2 煤的等离子体气化 2．1 等离子体的特征

人们对日常感受到的物质状态(固、液、气“三态”)十分熟悉，但对物质的第四态一—“等离子体”却比较陌生，这主要是由于在人类生存环境中，通常不具有等离子体产生的条件．从物质聚集的有序程度看，固体的有序程度大于液体，液体大于气体，作为物质第四态的等离子体在有序程度上不及气体。 物质四种状态的有序程度变化见图1。

图1 物质的四种状态变化示意图

概括地讲，等离子体是通过一定的手段(如加热、放电、激光、微波放电等)使气体分子离解或电离产生的电子、离子、原子、分子或自由基等粒子所组成的集合体．无论气体是部分电离还是完全电离，等离子体中的正电荷总数和负电荷总数在数值上总是相等的，故称之为等离子体。等离子体的主要性质有以下两点：(1)等离子体是一种导电流体，在德拜半径外维持电中性；(2)等离子体带电粒子间存在库仑力，带电粒子群表现出集体效应。

等离子体的状态主要取决于其组成粒子及粒子的密度和温度．粒子密度和温度是等离子体的两个基本参量，其它一些参量大多与粒子密度和温度有关，从微

观角度看，温度实际上是物质内部微观粒子平均动能的量度．由于等离子体中各种粒子质量差异很大，达到热平衡态的时间也不相同，最先达到热平衡态的是质量最轻的带电粒子—电子．对等离子体中各种粒子的能量需要用不同的粒子温度来描述。

按带电粒子温度的相对高低，可将等离子体分为：(1)高温等离子体：粒子温度数量级为106K ～108K，像太阳、核聚变和激光聚变都属于高温等离子体；(2)低温等离子体：粒子温度从室温到3X104K左右．按重粒子(分子、原子、离子)的温度高低，低温等离子体可进一步分为热等离子体和冷等离子体；热等离子体中重粒子的温度和轻粒子的温度处于同一能级，重粒子的温度为3X103K一3X104K，基本达到热力学平衡，如电弧等离子体、高频等离子体等；在冷等离子体中，电子温度(可高达1X10K以上)远大于离子温度(常温一500K)。辉光放电等离子体就属于冷等离子体。

高温等离子体主要应用于核聚变领域中，以探索能够解决人类未来之能源问题的可能途径．属于低温等离子体的冷等离子体和热等离子体的应用领域较为广泛，在材料、信息、能源、化工、冶金、机械、军工和航天等领域均表现出显著的独特优势。冷等离子体的非平衡性对有机合成反应极为重要，一方面电子具有足够高的能量使反应物分子激发、离解或电离；另一方面反应体系又得以保持低温，乃至接近室温，反应容易实现，能耗也少，因此获得了非常广泛的应用．热等离子体的特点则使其在以下几个方面获得广泛的应用：等离子体喷涂技术、等离子体化学气相沉积技术、等离子体合成纳米级超细粉技术、垃圾和有害废物的等离子体处理技术、等离子体烧结陶瓷粉技术和等离子体冶金技术等。 2．2 等离子体化学化工技术的发展概况

早在二百多年前，人们就知道在气体放电过程中会发生某些特殊化学反应。例如，1758年探测到空气的火花放电能生成臭氧，1785年利用气体放电制备了氧化氮，1859年用氮氢混合气体通过碳电极间电弧放电获得了氰化氢，1863年由氢气通过碳电极间放电合成了乙炔．从20世纪60年代开始，人们利用等离子体技术实现了许多前所未有的化学反应，形成了低温等离子体化学，并初步形成了等离子体化学化工体系，尤其在特种无机材料合成方面取得了令人瞩目的成就，促进了航空航天、纳米技术、军工、电子通讯等高新技术行业的迅猛发展．就

4

等离子体化学化工技术而言，由于石油化工在二战后的飞速发展，形成了大规模的门类齐全的石油化学晶生产体系，基本满足了人们对有机化工产品的需求，这使得等离子体技术在有机合成中的应用进展异常缓慢，加上对其基础研究重视不够，最终限制了等离子体技术的发展．近年来，环境保护问题在世界范围内日益受到关注，绿色化工生产技术越来越受到重视．其中，等离子体化学化工技术和工艺方法以其独特的优势而在欧、美、日等发达国家和地区日益受到青睐，研究工作涉及到众多领域，包括利用空气微波等离子体或高频放电等离子体由甲烷合成C2烃、用微波等离子体从甲烷选择性合成乙炔、用介质阻挡放电使甲烷部分氧化制备甲醇、借助于辉光放电等离子体实现天然气和二氧化碳的重整”“、利用非平衡等离子体实现苯在水蒸气中的分解等。天津大学刘昌俊等则开展了甲烷和二氧化碳等离子体条件下的转化研究，发现产品气中H2／CO摩尔比在0．7～3．1之间变化，而甲烷和二氧化碳的转化率可分别高达64％和39％．这一技术将来若能够在工业化规模上实现应用，将在减少二氧化碳和甲烷等温室气体的排放方面作出贡

3 结束语

2．3 煤的热等离子体加工转化

热等离子体具有常规普通方法难以达到的高温(103K一105K)，是一种高焓热源，而且气态等离子体本身又是活性很高的反应物，显然。热等离子体是实现煤炭洁净转化的一种潜在技术手段．在煤的等离子体加工转化领域，国内外的基础研究和技术开发工作主要涉及煤的等离子体热解技术和煤的等离子体气化技术两个方面。

国外对煤的等离子体热解方面的研究较早，并取得了一系列令人鼓舞的结果，笔者曾对煤在富氢热等离子体中热解制乙炔的技术以及等离子体技术在煤化工中的应用进行过评述。在煤的等离子体热解研究方面，通常使用氩气、氦气、氮气和氢气等气体作为等离子体工作气．研究工作证实，煤在富氢热等离子体中热解直接制取乙炔的最大收率及单位体积乙炔的能耗，这两个指标则由工艺条件和所用原料煤的性质决定。煤在氮热等离子体中热解所得气体产物中的主要成分则是氢、乙炔、一氧化碳和丙炔腈，其它成分是甲烷和乙烯等小分子烃。尽管煤的等离子体热解技术具有一系列的优点，并因此受到国内外煤化工科技工作者的

高度关注，但该技术要实现工业化规模的应用尚待时日，还有一系列的问题需要解决，其中包括在以活泼或氧化性气体为等离子体工作气时，如何防止阴极被氧化，如何延长等离子体发生器的电极使用寿命，使等离子体发生器能够连续运行且易于调控；如何提高等离子体热解煤工艺的能量利用率，降低单位乙炔的能耗等．20世纪90年代初，就着手开展了中国煤和烃类化合物在热等离子体中的热解之实现研究。目前，太原理工大学、清华大学和大连理工大学正在对等离子体辅助下煤的热解、气体技术及相关物理化学基础科学问题继续进行深入的实验研究，并开展了相关的计算模拟研究，这方面的工作将为实现煤基乙炔等有机物的洁净生产作出贡献．王守国等曾对带有电磁场的直流等离子体进行研究，考察了轴向磁场和气流对发生器的影响，获得了反应器中电子温度、密度和等离子体的速度等重要参数．这些结果对于等离子体发生器的结构优化有一定的指导意义。 就煤的等离子体气化而言，等离子体工作气既是热载体又是参加反应的化学反应物．由于使用的气化剂(如水蒸气或空气)具有氧化性，这在一定程度上加快了电极的损耗，缩短电极的使用寿命；这一因素及其它等离子体技术方面的原因妨碍了煤炭的等离子体气化技术在我国的发展，这可能是迄今为止在国内尚未见到有关煤炭的等离子体气化研究报道的主要原因．但是随着材料加工技术的发展以及对等离子体发生器研究的深入，等离子体反应器的长时间连续运行问题及工艺过程的能耗问题已可以基本解决；与此同时，随着人们日益增强的环境保护意识，化工行业迫切需要环境效益好的煤炭气化技术，这两方面的因素促进了煤的等离子体气化技术在国外的发展．国外在20世纪60年代就有人研究煤在不同微波等离子体(如Ar，Ar+H2O)中的气化行为，发现主要的反应产物是H2，CO，C2H2，C02和CH4。在20世纪90年代初，以制取合成气(H2+CO)为目标，有人对煤在水蒸气微波等离子体中的气化行为有了较详细的研究。鉴于电弧热等离子体具有高温的富含高活性粒子的突出特点，若用于煤的气化转化则可大大提高气化强度，因此基于热等离子体的煤炭气化技术在世界范围内得到重视， 其中，俄罗斯在这方面的工作居世界领先水平。Georgiev等对煤在水蒸气等离子体中的气化进行了研究，发现产品气中CO和H2是主要产物，而CO2含量小于1％，无CH4生成，煤中的S则以H2S的形式出现，指出C+H2O一>CO+H2和2C+O2 —>2CO这两个反应是煤水蒸气等离子体气化中的主要反应，气化反应的能耗与原料煤的灰分和含氧

量有关；当只用水蒸气气化时，合成气浓度高达95％一96％，该指标比Texaco等常规气化的合成气浓度高出近10％，碳的转化率亦高达93％一94％；当用混和水蒸气／空气为气化介质时，碳的转化率可达到95％～96％。Kalinenko等则采用三相等离子体发生器和二段反应器研究了煤炭的水蒸气等离子体气化行为．采用的工艺操作过程如下：粉煤由载气挟带和水蒸气一起进入一段发生器内，在高温的热等离子体作用下发生气化反应；来自一段反应器的混和气和气化残渣随后进入二段反应器(氧化室)进一步发生氧化反应．采用上述工艺获得的合成气浓度可以达到84．7％～85．7％，比Texacoi水煤浆气化合成气的浓度高5％左右，碳转化率为90．5％～95．0％左右，煤中94．3％～96．7％的硫转化为硫化氢气体；在物料和能量衡算的基础上，Kalinenko等对煤的转化率、反应粒子温度、产物浓度分布在反应器长度方向上的变化进行了模拟研究，模拟结果和实验值相吻合．此外，Alfantazi等研究了CO2和O2等离子体对煤炭气化的影响，发现等离子体可以提高气体产物的温度和气体产物中CO和H2的含量，且气体产物经处理后可以作为还原气直接用于还原工艺．Plotezyk等研究了褐煤的等离子体气化，发现褐煤在氧或水蒸气的热等离子体中的转化率可达到90％，产品气中CO的含量达到60％，而CO2的含量不高于3％。

煤的热等离子体气化技术除在碳一化工领域有潜在的巨大应用前景外，还可用于大型电站等燃煤锅炉的点火启动，其特点是用等离子体煤炭气化装置所产生的煤气替代燃煤锅炉点火时所耗用的大量重油，该技术在缺乏重油的地区有广泛的应用前景。Frolov等究了煤的热等离子体气化技术在热电行业中的应用，发现煤的等离子体气化所得的合成气中CO浓度达48％，H2的浓度可高达50％，将这种煤气用于发电，可大大降低燃煤发电时产生的氮化物和硫化物等污染物的排放量，与常规燃煤发电所产生的污染物的数量相比，其排放量可降低90％左右．目前，在俄罗斯热电行业中，已有多座电站利用热等离子体煤炭气化装置实现燃煤锅炉的点火启动(称之为等离子体煤气化点火技术)，目的是替代燃煤锅炉点火时通常所需要的价格昂贵的重油，此技术的应用已产生了良好的经济和环境效益。等离子体煤气化点火技术的应用可扩大电站用煤的种类，即便使用劣质煤也可实现电站锅炉的稳定运行，这为实现大型锅炉燃烧的自动控制提供可能．目前等离子体煤气化点火技术已应用于俄罗斯、哈萨克斯坦、蒙古等国的多座热电

站；在我国南方以石煤为燃料的某电站也成功地将等离子体点火技术应用于电站燃煤锅炉的点火启动。

综上所述，现有的实验研究结果表明煤炭的等离子体气化技术具有碳转化率高、自动化程度高等特点，是一种对环境友好的绿色化工新技术。采用水蒸气为气化介质且以用途广泛的合成气为目标时，在小试规模上等离子体煤炭气化技术的主要工艺技术指标优于德士古水煤浆气化技术的指标，这一点还需要在工业生产规模上进一步验证，理论模拟计算结果则表明，若采用不同的气化介质，利用这一技术还有可能生产CO和H2的摩尔比可调变、适于不同用途的合成气。 大连理工大学等离子体科学与工程研究中心建立的等离子体煤炭气化实验研究装置的工艺流程示意图见图2．整个反应装置由电源控制系统、等离子体发生系统、水蒸气发生系统、压缩空气系统、煤样添加系统、气体分离系统和煤渣后处理系统等七部分构成．我们利用这套实验装置研究了多种中国煤在等离子体辅助下的水蒸气气化行为，有关研究结果将另文报道。

图2 煤的等离子体氧化实验装置示意图

3 结束语

我国的油气资源相对贫乏，而煤炭资源丰富。为保证我国经济实现可持续发展，需要研究开发各种能够对煤炭进行洁净高效转化的技术方法．如果以煤炭的气化为核心或龙头，用制得的合成气来合成用途广泛的醇类、醚类和酚类及燃料同等化工原料，则可实现煤的超洁净利用，同时也为实现资源—能源—环境一体化的高度灵活利用提供了可能。

煤的水蒸气等离子体气化技术具有一系列独特的优点，展现出诱人的潜在应用前景，是一种能够实现煤的超洁净使用的新技术，值得进行系统深入的研究．若将等离子体煤炭气化技术与一些成熟的化工合成技术相结合，将会促进众多基础

研究和相关技术领域的发展，其中孕育着无限的商机。

从整体上说，我国对等离子体化学化工技术的研发重视不够，而且研究工作起步晚、科研资金投入少，研究工作的规模不大且均处于基础研究阶段。在这一领域有很多工作要做，就煤的等离子体气化技术而言，不仅要研究煤的物理、化学性质和工艺参数对合成气组成和产率的影响，还要研究掌握煤在热等离子体高温反应体系中的热力学平衡以及煤在热等离子体中裂解时的反应机理，在掌握大量实验数据基础上，建立等离子体煤炭气化的宏观化学反应动力学，最终完成该反应系统的集成和优化。

【煤气发生炉节能效好】

有多年生产系列炉窑历史的杭州超龙工贸有限公司，以节约能源、改善环境为宗旨，成功开发了煤气发生炉，获得明显的经济效益和环境效益，受到用户青睐。 人们知道，工业上的铸造、锻造、退火等，过去普遍以煤作为燃料，在炉膛提高至一定的温度后，再对钢材进行加工。由于直接燃煤，生产企业既增加了煤耗，又造成空气污染。杭州超龙工贸有限公司根据市场需要，开发研制的MH-G型煤气发生炉，把煤加工成煤气，用煤气使炉温提高后对钢材进行加工。浙江省经贸委的有关专家认为，这种煤气发生炉填补了浙江省内的空白，经浙江、上海、广东等省、市10多家用户使用，既具有产气量高、升温快、操作方便的特点，又为用户节省了一笔可观的资金。经测算，加工1吨钢材如果用电作燃料，需要百余元；如果用柴油作燃料，需要近百元；而用煤气发生炉，只要45元就够了。年产2万吨镀锌铁丝的杭州钱江五金工具厂使用了煤气发生炉，一年节约生产成本120万元左右。在环保指标方面，经测试，烟尘浓度、烟气黑度和二氧化硫浓度都达到国家规定的排放标准。

【煤头氮肥企业出路何在？】

自去年下半年开始的煤炭涨价，使许多以煤为原料的氮肥企业措手不及。据有关部门介绍，全国已有300余家氮肥企业被迫停产，我国以煤为原料的氮肥企业正

面临着极大的危机。那么，这些氮肥企业以后的出路在何方?记者采访了一些企业和氮肥行业的专家，他们普遍认为：我国以煤为原料的中小氮肥企业，大多数采用固定层间歇气化法，必须用晋城块煤，受制严重。所以根本出路在于改变气化技术。

业内专家认为，在我国能源结构中，煤炭是有巨大优势的，所以用煤是有前景的，符合我国能源消费结构。但当前煤炭价格上涨，质量下降，使许多氮肥企业遇到了严重困难，其中一个重要原因是这些企业多年来在原料和气化方法上没有突破，从本质上讲是技术落后。当前，困惑企业的有三个方面。其一，气化技术和流程决定了必须用无烟块煤并取之于山西晋城，地理经济不合理，不仅占用了大量社会运力，而且运输费用大。况且由于开采方式不断改进，原煤块率下降，资源也受到限制。其二，现有煤价小氮肥企业不能接受，距矿1000公里的企业，原煤到厂价高达每吨500-550元，筛除煤粉后的入炉煤价达到570~580元1吨，每吨氨按1．3吨煤耗计，仅煤价就占氨成本的740元。不仅煤价高，近来到厂煤的质量远不如过去，这样就更增加了煤的费用。其三，间歇法造气因大量吹风气放空而污染环境，国家经贸委“十五”规划中明确提出，不准吹风气放空，应改为连续气化，所以，当前的生产方式不符合“十五”产业政策。而当前问题集中反映在生产成本上，不解决没有出路。因此,煤头氮肥企业必须技术创新。 专家们说：现在要搞的技术创新不能还是在块煤固定层间歇炉上搞搞加料机，油压换水压，循环搞电子控制等等。这些技改也取得了一定成效，但如果仍停留在这个水平上，就不会在成本上有大的突破。必须要求高起点，大框架，深层次。从原料上躲过块煤和必须是山西晋城块煤的这个依赖，把间歇法改为连续法，块煤改粉煤，甚至于不需粉煤成型，而是粉煤直接气化，才能获得新发展。 当前从国外引进的几种粉煤气化技术，都是流化床或气流床，如德士古、U-GAS，水冷壁，CFB，K-T炉，温克勒，甚至鲁奇炉，应该承认这些技术是先进的，各有不同的特点。但多年来一直不能推广，一个共同的问题是设备造价太高，折旧费和财务费用占成本比重太大。企业普遍反映，对这么高的投资难以承受。

但一些业内专家和氮肥企业的老总们指出：我国已加入WTO，洋品牌技术和产品正虎视眈眈，中国氮肥企业都必须确定自己位置，采取积极态度，自己救自

己。其中的关键就是煤头氮肥企业块煤改粉煤，固定层间歇法造气改流化床或气流床气化技术。并且应加快改造步伐。企业应根据实际情况，选用煤气化技术。我国是一个煤炭生产大国，煤种齐全，分布较广，合成氨用煤必须拓宽资源区域，这是资源合理配置的一个有效措施。最近在4次化肥专业技术年会上，推出的恩德粉煤流化床技术和型煤技术等都是一个比较好的选择。在一些技术经济指标上，与国外技术存在着一定差距，但是，通过努力就可以办到，而且立即见效。年会上推荐的粉煤和型煤技术是成熟可靠的，完全可以做到国产化，投资远远低于进口设备，对我国煤头氮肥企业改造，可以说是一种适用性技术。所存在的一个问题是需要氧气。但制氧机在我国已不像过去昂贵，不管深冷法还是分子筛变压吸附法，国内都可制造，氧气电耗也有大幅度下降，所以用氧已不成问题。 记者了解到，这些氮肥企业的厂长，都在考虑企业发展方向，他们从事化肥生产管理多年，非常知道自己企业情况，应该怎样选择技术路线心中已有底数。但普遍遇到资金制约。因此，这些企业和专家们希望国家在对化肥厂原料改造在政策上给予必要的扶持。而且要尽快拿出资金来，像：过去贷款自下而上级级审批，一个周期下来，少则半年多则几年，时间就耽误了。而目前这些氮肥企业已到了救一下可以生存发展，不救只能看着倒闭的地步了。

【二十一世纪煤炭的洁净转化和定向转向大有可为】

1． 在21世纪中叶，世界能源结构有可能发生重大变化\\2． 在21世纪，煤炭作为能源的利用方式将发生明显变化\\3． 煤是重要的碳氢资源 人们称煤炭为“乌金”，是因为煤炭不仅是蕴藏量最丰富的矿物能源资源，而且是一种非常宝贵的碳氢资源和化工原料。在21世纪，煤的洁净转化和定向转化将成为煤炭综合利用的一个重要方面得到蓬勃发展，在有可为。 1． 在21世纪中叶，世界能源结构有可能发生重大变化 众所周知，能源消费是造成当今环境恶化的一个主要原因，尤其是煤炭在直接作为能源燃烧过程中，存在着效率低、污染严重的问题。随着洁净煤技术的开发推广、新型高效燃烧器和烟气净化技术的进步，上述问题有所缓解。 能源工作者把开发新能源和可再生能源作为当务之急，已经取得了一批成

果，主要有：太阳能、风能、水能、核能以及生物质能源的利用新技术，氢能和燃料电池的开发，等等。其中一些成果已经进入商业化示范，尽管目前价格昂贵，但在下世纪上半叶有望改善其经济性，使之得到迅猛发展。

可以预见，21世纪一次能源结构将逐渐改变，其趋势是：石油资源将消耗大半，天然气的利用呈上升趋势，新能源和可再生能源将有较大发展，煤炭直接燃烧将有很大改变。

到下世纪中叶，太阳能、风能、水能等清洁能源将有很大发展，此外氢作为最清洁的能源之一必将在一次能源构成中占有相当大的比例。二次能源仍然是以电为主，太阳能发电和燃料电池将大规模商业化并广泛走进人们的家庭。 2． 在21世纪，煤炭作为能源的利用方式将发生明显变化

如前所述，在21世纪，世界能源结构会发生变化，但是煤炭或多或少依然占有相当的比例，尤其是在缺少油、气资源的中国，这就要求我们进一步开发推广先进的洁净煤技术。

到21世纪中叶，我国要达到世界中等发达国家的水平，按照这个目标，据专家预测，2050年我国发电装机要接近16亿KWh(人均1KWh)，能源需要量为： 石油4亿t(国产约1亿t)，天然气2000亿m3(其中进口约一半)，煤炭25亿t，核电0．5亿KWh，水电1亿KWh，还有若干新能源和可再生能源。 为了可持续发展，要把能源有效利用和保护环境紧密结合起来。煤炭作为能源的利用方式必须改变。必须大力开发推广先进的洁净煤技术和煤炭转化技术。 煤炭直接燃烧发电，要采用先进的循环流化床和增压流化床燃烧技术，要采用低排放少污染的锅炉系统和高效率的超临界乃至超超临界蒸汽系统。煤炭发电还要采用整体煤气化联合发电技术。

要大力发展燃料电池，通过煤气化生产燃料电池的燃料，特别是氢气。 煤炭在作为能源的利用过程中，不可避免会产生大量C02，美国科学家正在研究把C02回注到深层、不可采的煤层中去，以提高煤层气的采收率，减少局部或地区性空气污染，减少C02排放，将C02长期埋藏在不可采的深煤层中。 3． 煤是重要的碳氢资源

煤炭不仅是一种能源资源，同时还是一种宝贵的碳氢资源和化工原料。特别是由于煤结构组成的特殊性。使其成了某些化工原料和化学品的唯一来源。

煤化学家对煤的组成结构的研究取得的成果认为，煤的基本结构单元是由如苯或吡啶这样的单环，如萘、喹啉、菲、萘醌这样的缩合环以及环上的侧练所组成的。在煤的大分子结构中，主要元素是碳和氢，但除了碳氢之外，还含有氧、氮、硫等元素，这些所谓杂原子大多以官能团的形式存在于煤中。通过对煤分子结构单元进行适当的“剪裁”与“缝合”，可得到多种芳香族化合物，作为芳香族工程塑料的单体和合成医药、农药、涂料与香料的原料。以煤为原料生产的碳纤维、碳分子筛、各向同性石墨、活性炭以及特种填料等是原子能、电子、宇航及海洋开发等领域不可缺少的新材料。这种以煤为原料生产各类碳材料及化学品的技术对于支持和推动国民经济持续发展和社会进步有着极为重大的意义。 4． 煤的洁净转化与定向转化\\5． 在21世纪，我国煤炭综合利用趋势浅析 4． 煤的洁净转化与定向转化

广义而言，煤转化是指煤经过热加工或化学加工变成新的物质以及燃烧生热等工艺过程的总称。

除去煤的燃烧，通常讲的煤转化一般指煤化学工程和煤基一碳化学。煤化学工程主要包括煤的热解(低温干馏和焦化)，煤的气化和煤气净化，煤的液化以及煤的其它化学加工等。煤化工的产品主要有三种：洁净的高热值燃料，化学品和炭素材料。煤化学工程和煤基一碳化学工程可以用煤为原料生产塑料、合成纤维、合成橡胶、碳纤维、医药、农药、染料、香料等等人们现实生产和生活中已不可缺的物资和用品。

在煤转化过程中对环境无污染并且转化所得产物是洁净的称之为“煤的洁净转化”，根据特定需要，将煤定向地转化为各目标产品称之为“煤的定向转化”。 5． 在21世纪，我国煤炭综合利用趋势浅析

在21世纪初，煤炭在我国一次能源构成中的比例仍居高不下。据专家估计，到2010年，煤炭在一次能源中仍将占60％以上。到21世纪中叶，煤炭有可能降到50％左右，但是由于国民经济发展的需要，煤炭消费的绝对量有仍很大，与此同时，由于石油供给骤减，煤化工将取代石油化工。

为了我国的可持续发展，解决好能源与环境问题至关重要。在21世纪上半叶，我们要大力开发推广洁净煤技术，要大力发展煤化工。

煤炭综合利用包括两个方面的内容，即煤转化和煤伴生矿物的利用。本文着重论述煤转化，同时也谈到石煤、煤矸石和煤层气利用的一些问题。 5．1煤转化

5．1．1大力发展煤气化

煤气化可以生产洁净能源。煤气化工艺过程主要包括煤炭气化和煤气净化两部分，粗煤气经净化脱除了粉尘和硫氧化物等，可以根据需要生产工业或民用燃料气，如合成天然气、IGCC的气原以及供燃料电池的燃料。

低温燃料电池，尤其是质子交换膜燃料电池(PEM—FC)，它没有转动部件，不消耗大量金属，无噪音，热效率可达80％以上，启动快(8秒钟即可达到满负荷)，具有满足交通动力和热电联产能源需求的潜力。氢气是质子交换膜燃料电池燃料的最好选择。

目前氢气主要是由煤、天然气(CH4)以及石油(烃)为原料和水蒸汽在高温下气化、重整或烃类部分氧化转化生成。在转化过程中，化石能源中的碳首先变为一氧化碳，为了得到更多的氢，再经过水汽变换反应CO+H20=H2+CO2，把CO进一步转变为CO2。氢也可以由电解水生产，这是一种昂贵的方法，一般是在特殊情况下(如氯碱工业)或为了特殊需要的氢(如火箭燃料)。

由于我国油、气资源储存情况所限，一方面石油和天然气可采资源短缺，另一方面开采难度大、成本高，所以采用煤气化制取氢气是适合中国国情的，是最经济的。

我国目前采用的煤气化技术主要以常压固定床煤气发生炉和水煤气发生炉居多，开发和引进了水煤气两段炉、鲁奇加压气化炉和德士古水煤浆气化技术。今后的发展趋势应是效率较高、煤气成分较好的干粉煤气化技术。

煤气化可以生产合成气(CO+H2)，一碳化工过程就是指利用合成气合成液体燃料、烯烃、石蜡，合成含氧化合物醇类、醋酸、醋酐、二甲醚。甲酸、甲酸甲脂等等。

5．1．2大力发展煤液化

煤的液化是把”脏”的煤转化成既可高效洁净利用，又便于运输的液体燃料或化工原料的技术，即用煤作原料以制取液体烃类为主要产品的技术。煤液化分为“煤的直接液化”和“煤的间接液化”两大类。

煤的间接液化是以煤基合成气(CO+H2)为原料，在一定的温度和压力下，定向地催化合成烃类燃料油和化工原料的工艺，包括煤炭气化制取合成气、气体净化与变换、催化合成烃类产品以及产品分离和改质加工等过程。

煤的直接液化是煤在适当的温度和压力下，催化加氢裂化(热解、溶剂萃取、非催化液化等)生成液体烃类及少量气体烃，脱除煤中氮、氧和硫等杂原子的深度转化过程。已开发了多种煤的直接液化工艺，可用于煤的洁净转化和定向转化技术的完善和提高。

在温和条件下进行的煤液化，可以得到反映煤分子结构单元的气态和液态产物。如在低温干馏时，煤大分子中桥键最弱的地方发生分裂，对于低阶煤首先是脱羧基反应，继而是解聚和分解反应，不饱和原子团的化合，轻分子的挥发并形成了气态和液态产物。又如煤在选择适宜的溶剂进行萃取时，可以把煤大分子中结合最弱的小分子抽提出来。这样，就可以对煤的大分子进行“裁剪”。 通过煤炭液化，不仅可以生产汽油、柴油、LPG(液化石油气)、喷气燃料，还可以提取BTX(苯、甲苯、二甲苯)，也可以生产制造乙烯的原料。 5．1．3煤热解

热解是煤转化的关键步骤，煤气化、液化、焦化和燃烧都要经过或发生热解过程。在不同的工艺中，煤热解的加热速率和环境气氛是不同的。

煤炭高温焦化(温度在950℃左右)在19世纪初已有生产，长期以来其主要目的是生产炼铁用焦炭和照明用煤气或燃料气，烃类液体产率约为煤重的5％，作为其副产品，煤焦油蒸馏物是有机化学工业的原料。

从20世纪初，温和热解用来由煤生产无烟燃料。80年代以后，煤化学家对温和热解的其它用途的兴趣与日俱增。温和热解又称“温和气化”是把煤加热到450~650℃，将煤在低温热分解产生的挥发性物质从煤中赶出。这种研究的最初目的是对低品质的煤和褐煤提质加工，提高它们的热值，降低硫含量。 温和热解的液体收率可达到15—20％。也进行过在相对较低的温度条件下，在氢气环境中热解的研究。

快速热解可以提高液体产率，一般是在1200℃以上操作，煤的停留时间大大缩短，只有几秒钟。为提高经济性，快速热解和加氢热解主要目的是生产化学原料，这是通过煤的热解将煤定向转化。煤热解可以生产苯、萘、蒽、菲以及目

前尚无法人工合成的多种稠环芳香烃类化合物及杂环化合物。以上操作，煤的停留时间大大缩短，只有几秒钟。为提高经济性，快速热解和加氢热解主要目的是生产化学原料，这是通过煤的热解将煤定向转化。煤热解可以生产苯、萘、蒽、菲以及目前尚无法人工合成的多种稠环芳香烃类化合物及杂环化合物。

6． 结语

5．2石煤与煤矸石的利用 5．2．1石煤的综合利用

石煤是一种低热值煤炭资源，是在浅海环境下由藻类等低等生物形成的高变质的腐泥无烟煤，不仅可利用其热能，还因其伴生较丰富的五氧化二钒，为其开发利用提供了物质基础。石煤含碳量一般在20％以下，发热量1．4~10kJ／kg，灰分和硫分分别在70％和30％以上。与石煤伴生的金属元素有镍、铝、钒、铜等，其中钒的含量较高，有的石煤矿点的五氧化二钒晶位超过5％。

石煤主要赋存在我国东南沿海地区，尤以浙江省居多。当地的许多科技工作者先后开发了燃用石煤的沸腾锅炉和石煤沸腾炉灰提钒新技术。石煤也可以作为生产水泥的燃料和原料，石煤烧制水泥，不仅节约能源，而且不用粘土，生产的水泥因含有利于烧成的硼、钒等元素不易粉化、强度高。 5．2．2煤矸石的综合利用

煤矸石是赋存于煤层顶底板或夹层中的岩石，它是多种矿岩无机物和少量可燃有机物组成的混合物。我国历年煤矸石的积存量已达30亿t。煤矸石作为矿山固体废弃物堆存，带来了严重的公害。大量煤矸石堆积成山，占用大量耕地：煤矸石自燃时排放大量有害气体污染环境；雨淋时，矸石山的有害物质随雨水流出或渗入地下水，污染农田和各种水源。煤矸石作为资源，既是劣质燃料又是原料和材料，进行有效处理和综合利用，则可变废为宝，化害兴利。

我国煤矸石的利用已有很长的历史，但是还有大量工作要做，在21世纪，要把煤矸石的综合利用提高到一个新水平。

煤矸石可以直接用于矿井充填、露天矿回填、填海造地、筑路筑坝、复田造林等。制作建材如水泥、轻骨料、砖瓦、混凝土砌块等也可以大量使用煤矸石。 煤矸石的热能可以采用沸腾床锅炉燃烧或气化得以利用，但燃烧时产生的粉尘和SOx必须加以处理，否则会造成二次污染。高铝煤矸石(AL2O3含量>40％)可

以用于制造聚合铝、耐火铝土等。 5．3煤层气的开发利用

煤层气是成煤过程中生成的以甲烷为主要成分的天然气，呈吸附和游离状态赋存于煤层和围岩中。采用科学方法抽取煤层气，可以改善高瓦斯煤矿的安全性，减少温室气体的逸散以保护环境，与此同时还可以生产宝贵的洁净能源和化工基础原料。据估计，我国2000m以浅的煤层气资源量约为30—35万亿m3。 煤层气的主要成分是甲烷，煤层气的利用与天然气一样，可以作工业、民用以及发动机燃料，可以用于发电，也可以转换成氢气或合成气，既是宝贵的能源又是一碳化工的原料。 6． 结语

为了在21世纪中叶实现祖国达到中等发达国家水平的奋斗目标，能源工业还必须要高速发展。

随着清洁能源和可再生能源的开发，21世纪的能源结构将逐渐改变，到下世纪中叶有可能发生重大变化，但煤炭的绝对消费量有增无减。

为了可持续发展，要把能源有效利用和保护环境紧密结合起来。煤炭作为能源的利用方式必须改变。必须大力开发推广先进的洁净煤技术和煤炭转化技术。 煤炭直接燃烧发电，要采用先进的循环流化床和增压流化床燃烧技术，要采用低排放少污染的锅炉系统和高效率的超临界乃至超超临界蒸汽系统。煤炭发电还要采用整体煤气化联合发电技术。

要大力发展燃料电池，通过煤气化生产燃料电池的燃料，特别是氢气。 煤炭在作为能源的利用过程中，不可避免会产生大量CO2，可以把CO2回注到深层煤中去，以提高煤层气的采收率，在找到CO2大量利用途径之前将其长期埋藏在不可采的深煤层中。

煤炭不仅是我国蕴藏量最丰富的矿物能源资源，而且是一种非常宝贵的碳氢资源和化工原料。煤炭要通过洁净转化和定向转化变成优质能源和宝贵的化工产品。煤炭的洁净转化和定向转化大有可为。

【电石渣替代石灰脱硫新技术 】

我国和瑞典两国专家首创的以废制废---电石渣替代石灰脱硫技术取得较好环保效益和经济效益。目前此项目已在浙江巨化集团运行。

巨化集团在引进瑞典ABB公司脱硫技术时，中瑞专家经过多次试验和反复论证，经过5个多月的努力，一套投资1300万元的全自动脱硫装置在巨化集团建成。这套装置是针对我国实际情况作的改进，因而设备投资比国内同类脱硫装置节省一半费用，而且每发1千瓦〃时电的脱硫运行成本比国内现有装置节省2／3。

据了解，二氧化硫是燃煤电厂最主要的大气污染物，是酸雨的罪魁祸首。我国为数众多的燃煤电厂，每发1度电，就需要近2分钱的脱硫费用，这还不包括环保设施投入。发展低成本高效能环保技术已成为燃煤电厂的当务之急。瑞典专家拉斯先生说，从试运行情况看，用电石渣代替石灰是可行的，脱硫效率最高可达98％，有较好的推广价值。

【中美合作液化煤炭 】

中美合作液化煤炭利用美国贸易发展署资助实施的神华液化煤项目有关协议不久将签署，这表明中美合作的神华液化煤项目即将实施。煤液化后，具有低污染、易运输、易储存等优点，能提高原煤的开发利用率，保护环境，为解决煤炭运输和煤炭的清洁利用提供了一种新的方法。液化煤项目是面向21世纪的新型能源支柱产业，也是国家重点鼓励发展的产业。发展煤炭液化产业是一项基本的能源战略，有可现的经济效益，具有重大的现实意义。陕西煤田地质局一八五队提供的资料表明，神华集团经营的侏罗纪神府-东胜煤田，储量丰富、煤质优良、特低硫、特低灰、特低磷，系中高发热量的优质低温干馏、工业气化、制备水煤浆动力用煤和环保用煤。煤炭科学研究总院北京煤化所对神府-东胜煤田榆神矿区煤样进行液化高压釜试验，结果表明，其转化率、油产率整体上有优势，煤炭组成中镜质组分含量较好，是适于直接液化的原料用煤。储量巨大的神府-东胜煤田为神华液化煤项目的实施提供了充足的、优质的原料。

【中国水煤浆气化技术的研究与开发 】

1．水煤浆制备技术\\2．研究开发方法与气流床气化理论

中国的水煤浆气化技术是在对引进技术吸收消化过程中发展起来的，尤其是通过“七五”、“八五”和“九五”国家重点科技攻关，结合引进技术的工业实践，逐步形成了一套创新的研究开发方法，建立起系统的水煤浆气化理论，成功地开发出具有中国特色的水煤浆气化技术。 1．水煤浆制备技术

根据中国煤种特点，中国科学院山西煤炭化学研究所从煤化学角度研究了煤炭成浆性能的影响因素，中国矿业大学通过试验与生产实践，提出了评价烟煤成浆性难度指标的经验公式。这些研究成果，为中国水煤浆制备技术发展提供了有益的指导。目前，中国已有多个水煤浆用添加剂和水煤浆生产厂家。根据煤种不同，选用不同品种与系列的添加剂制备水煤浆，气化用水煤浆浓度为60％~65％。 2．研究开发方法与气流床气化理论

水煤浆气化涉及高温、高压、非均相、流动、传递与化学反应等复杂化学物理过程，难以在实验室中进行工业条件下的过程研究。对此，华东理工大学在化学工程与工艺相关理论指导下，结合多年研究开发中积累的方法与经验，在对气化过程进行深刻、全面分析基础上，提出了正确把握各种影响因素间关系的层次机理模型。对复杂的气化过程进行合理分解，实现了研究课题的命题转化，开创了一套适用于研究气流床气化过程的科学研究开发方法。即在冷模装置上研究流体流动规律、雾化与混合规律；借鉴工程经验，在计算机上综合迭代的一步转化方法。

采用国际先进的三维激光多谱勒粒子动态分析仪(Dual PDA)和Marlven测粒仪，在大型冷模装置上研究气流床内流体的速度分布、浓度分布、停留时间分布、雾化粒径及其分布等，分别建立了流动与反应三区模型、速度分布、浓度分布、停留时间分布、雾化粒径及其分布等数学模型，由此形成了系统的气流床水煤浆气化理论与专利技术，为该领域的技术创新奠定了基础。

3．新型气化喷嘴与耐磨气化喷嘴

3．新型气化喷嘴与耐磨气化喷嘴

喷嘴是水煤浆气化技术的核心。喷嘴性能好坏，将直接影响气化反应结果、耐火砖及其喷嘴自身的使用寿命。华东理工大学在多年科技攻关基础上，与原鲁南化肥厂、水煤浆气化及煤化工国家工程研究中心合作，研制出新型水煤浆气化

喷嘴，实现了技术创新与工业应用。新型喷嘴为内旋式喷嘴和预膜式喷嘴，其中内旋式喷嘴已获国家发明专利。1995年，新型喷嘴在原鲁南化肥厂Texaco气化装置上进行了工业试验考核。新型喷嘴各项技术指标均超过Texaco喷嘴，比Texaco喷嘴节煤~2．6％，节氧2％~5％，碳转化率提高～2个百分点等，七项指标创当时生产新记录。由原化工部科技司主持的专家鉴定为：填补国内空白，形成了中国水煤浆气化技术特色，达到国际领先水平。该项目获1998年上海市科技进步一等奖。 水煤浆气化喷嘴由于受到煤浆中煤颗粒对材料的快速冲刷，喷嘴材料极易磨损，引进喷嘴的使用寿命仅为3个月，喷嘴的使用寿命直接影响着气化装置的长周期稳定运行。华东理工大学圆满完成了“九五”国家重点攻关项目《气化炉关键部件的研究与开发》，研究开发出新型耐磨水煤浆气化喷嘴。该喷嘴在兖矿鲁南化肥厂的工业应用表明，使用寿命达半年以上。 兖矿鲁南化肥厂TEXACO气化装置设计与运行状况 项目 气化压力 氧气流量Nm3/h 氧气成分 煤种 煤浆浓度 3单位 MPa 10000 % - 固体% m/h（煤浆） t/h 设计值 4.0 11500 99.5 “七五” 63+1 18.6 14.6 - 45.03 运行值 2.7~3.0 99.8 北宿、落陵、 井亭、级索 65+1 22.0 17.6 - 47.2 气化炉负荷 煤气成分 CO - %

H2 CO2 N2+Ar 碳转化率 合成气产率 气化炉开工率 % % % % Nm3/h % 35.1 18.53 0.14 - 27262 85 35.4 17.3 0.1 ~96 33234 ~97 4．新型(多喷嘴对置式)水煤浆气化炉 4．新型(多喷嘴对置式)水煤浆气化炉 为了节省外汇，形成自主知识产权的煤气化技术，在原化工部科技司主持下，1996年10月原国家计委批准立项，由华东理工大学、原鲁南化肥厂、原化工部第一设计院联合承担“新型(多喷嘴对置式)水煤浆气化炉开发应用基础研究”国家“九五”重点科技攻关项目,于2000年6月在兖矿鲁南化肥厂建成我国第一套自主知识产权，日处理22吨煤的新型(多喷嘴对置式)水煤浆气化中试装置。 新型气化炉为四喷嘴对置结构，通过调整喷嘴配置，优化气化炉结构与尺寸，以撞击式射流形式，强化了热质传递过程，更有利于进行气化反应和延长耐火砖的使用寿命。中试装置运行结果表明，主要技术指标全面超过Texaco水煤浆气化水平。比Texaco气化炉节煤~7％，节氧~7％，有效气成分提高—2个百分点，碳转化率提高2~3个百分点。专家鉴定认为：“本项目填补国内空白，是我国具有自主知识产权，能与国际先进技术竞争的煤气化技术的里程碑。技术指标显示本项目在水煤浆气化领域达到国际领先水平。”该项目荣获国家科技部、财政部、国家计委、国家经贸委组织的“九五”国家重点科技攻关优秀科技成果奖，为我国自主知识产权的水煤浆气化技术工业化奠定了扎实的技术基础。 由此可见，经过十多年的生产实践和研究开发，在水煤浆气化技术方面，中国已经建立了试验研究、中间试验、工业化生产等科研与应用基地；形成了一支具有研究开发能力、工程设计与生产实践经验的科技骨干队伍；取得了可喜的技术进步与科技创新成果。我们相信，这些成果必将为中国传统产业的改造提升和

清洁能源的发展应用提供可靠的技术支撑，同时也将进一步带动洁净煤技术领域相关技术的进步与发展。

4．新型(多喷嘴对置式)水煤浆气化炉

4．新型(多喷嘴对置式)水煤浆气化炉

为了节省外汇，形成自主知识产权的煤气化技术，在原化工部科技司主持下，1996年10月原国家计委批准立项，由华东理工大学、原鲁南化肥厂、原化工部第一设计院联合承担“新型(多喷嘴对置式)水煤浆气化炉开发应用基础研究”国家“九五”重点科技攻关项目,于2000年6月在兖矿鲁南化肥厂建成我国第一套自主知识产权，日处理22吨煤的新型(多喷嘴对置式)水煤浆气化中试装置。 新型气化炉为四喷嘴对置结构，通过调整喷嘴配置，优化气化炉结构与尺寸，以撞击式射流形式，强化了热质传递过程，更有利于进行气化反应和延长耐火砖的使用寿命。中试装置运行结果表明，主要技术指标全面超过Texaco水煤浆气化水平。比Texaco气化炉节煤~7％，节氧~7％，有效气成分提高—2个百分点，碳转化率提高2~3个百分点。专家鉴定认为：“本项目填补国内空白，是我国具有自主知识产权，能与国际先进技术竞争的煤气化技术的里程碑。技术指标显示本项目在水煤浆气化领域达到国际领先水平。”该项目荣获国家科技部、财政部、国家计委、国家经贸委组织的“九五”国家重点科技攻关优秀科技成果奖，为我国自主知识产权的水煤浆气化技术工业化奠定了扎实的技术基础。

由此可见，经过十多年的生产实践和研究开发，在水煤浆气化技术方面，中国已经建立了试验研究、中间试验、工业化生产等科研与应用基地；形成了一支具有研究开发能力、工程设计与生产实践经验的科技骨干队伍；取得了可喜的技术进步与科技创新成果。我们相信，这些成果必将为中国传统产业的改造提升和清洁能源的发展应用提供可靠的技术支撑，同时也将进一步带动洁净煤技术领域相关技术的进步与发展。

【粉煤灰脱炭的流态化实验研究】

第一部分

黎 强 陈昌和 杨玉芬 章新喜 陈清如

0 引 言

粉煤灰的用途与其理化性质密切相关．中国粉煤灰的利用率约为33％，已达到国际平均水平．我国粉煤灰的主要利用途径包括道路铺填、生产水泥、改良土壤、回填造地和生产建筑材料等．

由于火力发电厂使用的煤种、炉型、除尘工艺及燃烧运行条件存在着差异，因而粉煤灰的理化性质也有很大差异．其中，影响较大的一个因素就是粉煤灰中残余炭的含量．粉煤灰含碳量高，粉煤灰的活性就会变差，就会严重影响水泥的质量． 1 粉煤灰的微观结构与流态化脱炭实验

粉煤灰脱炭方法可以分为两大类：一是湿法脱炭，如药剂浮选法等；二是干法脱炭，如摩擦静电分选法、滚筒式电选法、流态化分选方法等．浮选法能脱除粉煤灰中的残余炭，但湿法分选系统复杂，选后产品的脱水、残余药剂的处理非常困难，而且湿法脱炭会降低粉煤灰的活性．

美国也存在粉煤灰利用的问题．美国的国家标准(ASTMC一618)规定C级粉煤灰最高含碳量为6％，但实际上，当含碳量超过4％时，就很难进入市场了．在美国，有些燃煤电厂因粉煤灰含碳量一直比较高，没有合适的用户，已造成大量的粉煤灰堆积，对环境造成了严重污染，例如肯塔基电厂生产的粉煤灰，主要用于生产火山灰质水泥，但因为粉煤含碳量一直较高，而且含碳量波动较大，很难利用．针对肯塔基电厂的实际情况，美国艺利机械制造公司(Eriez Manufacturing Co．)委托我们对肯塔基电厂粉煤灰进行干法脱炭试验研究并提出相应的技术路线，要求最终残余炭含量不得大于4％． 1．1 残余炭的粒度分布微观结构

粉煤中的残余炭的微观结构及残余炭含量的多少与多种因素有关，如燃料煤的性质、锅炉燃烧温度、煤粉与空气的混合状况、过剩空气量、煤粉在炉内的停留时间或燃烧时间等．粉煤灰粒度分析结果见表1．由表1可以看出，粉煤灰中的残余炭主要集中在大于0．074mm(即200目)的粗粒内，该粒级的含碳量为9．75％，是小于0．074mm粒级中含碳量的2．5倍；小于0．074 mm粒级的产率高达82．81％，残余炭含量只有3．55％，这部分粉煤灰完全符合用户的要求，无需处理．表1的结果还说明，残余炭含碳量随着

粒级的增大而升高，粒度越粗，含碳量越高，在大于0．074mm的粗粒级中，残余炭含量急剧增加．因为该粉煤灰样品中残余炭粒度较粗，用常规的分级方法就可以将36．36％的残余炭脱除．通过分级试验还可以看到，随着粉煤灰粒度的增大，粉煤灰的颜色越来越深，一0．043mm及0．043mm～0．074mm的细粒级分别呈银灰色及浅灰色，外观类似水泥；在粗粒级中清晰可见外观黑色、浑圆的炭颗粒，数量可观，大于0．5 mm粒级的粉煤灰的含碳量高达30．1l％． 表1 粉煤灰粒度组成与烧失量关系(％) Table l Distribution law Of unburned carbon in size fraction(％) Negative Size Production Negative Positive Carbon carbon Positive carbon fracition/mm ration accumlation accumulation content accumulation accumulatin -0.043 0.043~0.074 0.074~0.125 0.125~0.500 +0.500 Total 18.39 64.42 12.67 4.06 0.46 100 18.39 82.81 95.48 99.52 100 - 100 80.61 17.19 4.52 0.46 - 2.22 3.93 6.75 16.82 30.11 4.61 2.22 3.55 3.97 4.49 4.61 - 4.61 5.16 9.75 18.17 30.11 - 比较不同放大倍数的粉煤灰透射电子显微镜(TEM)图片可以发现，本文研究的粉煤灰试样粒径多在100μm左右(见图l)，粉煤灰牛的残余炭与氧化物呈相互分隔的独立分布状态(见图1)，粉煤灰样品及其中残余炭的显微形貌主要呈滚圆状、半滚圆状及极少量的片状形态．送检样品几乎全部以单体的形式存在，粉煤灰颗粒表面光滑，几乎未见被黏结的炭颗粒.这就说明，不黏结并充分解离的粉煤灰和残余炭，易于采用物理方法实现分离．因此，可以考虑采用流态化技术脱除粉煤灰中的残余炭．

图l 粉煤灰与残余炭的结构特征

Fig．1 Structure feature Of fly ash and unburned carbon

第二部分

1．2 采用流态化技术脱除粉煤灰中的残余炭

流态化技术是20世纪中期兴起的一项技术，又被称为“固体流态化”或“假液化”，即利用一定的气流速度，使气流自下而上地通过粉状或粒状固体的堆积层，固体被气流(如果选用的流体是液体，则此处对应为液流)夹带而形成两相悬浮体，获得类似流体运动状态的现象或方法．该技术主要用于化工领域，只是在最近20年里人们才开始将该技术用于固体物料的分离．气固流化床分离(选)矿物的原理是:以微颗粒作为固相加重质，形成具有一定密度的流态化床层，不同密度组成的被分离矿物(由有用矿物与无用矿物组成)进人流态化床层时，按照阿基米德原理，矿物颗粒将依据密度的差异分层，轻者上浮，重者下沉，从而实现气固流化床对矿物的分选，去除无用的杂物，回收有用矿物． 流态化分选的原理也可以通过单颗粒受力分析来说明．在气固悬浮体中，被分选的物料颗粒受到的作用力主要有：

(1)重力，即物料颗粒密度与重力加速度的乘积，方向向下；

(2)浮力，即物料颗料排开的悬浮体介质密度与重力加速度的乘积，方向向上； (3)两相悬浮体介质的黏滞力，即颗粒受到的悬浮体介质的阻力，它与悬浮体介质的黏度有关，方向与颗粒运动方向相反．这项力在数量级上远远低于以上两种作用力，可以忽略不计．

于是，颗粒受到的作用力可以表示为：

G＝重力-浮力＝（πd3/6）ρsg-(（πd3/6）ρs)g=（πd3/6）(ρs-ρm)g

式中：G——颗粒受到的重力与浮力的合力；d——-颗粒的粒度(即直径)； ——颗粒本身的密度， ρm——悬浮体介质的密度；g——重力加速度．当ρs与ρm的差值变化时，

就会出现以下三种情况：①ρs >ρm，G>0，颗粒下沉；②ρs＝ρm，G＝0，颗粒自由移动，可上可下；③ρs<ρm，G<0，颗粒上浮．

在分选固体物料时，只要选择和控制好两相悬浮体介质的密度pm，就可实现 ρ

低密度物料

<ρm<ρ

高密度物料

(2)

从而使低密度物料上浮到悬浮体介质组成的流态化床层的上部，使高密度物料下沉到流态化床层的下部，实现物料的分层和分选．

由粉煤灰颗粒的微观结构可知，肯塔基电厂粉煤灰的特点是残余炭以单体的形式存在，粒度较粗，主要集中在大于0．074mm的粗粒级中，经分级即可去除大部分残余炭．因此，可以采用分级分选工 艺：即“先分级，后分选”工艺(见页图2)．经过筛分分级后，80％以上的粉煤灰(即筛下物)能够满足用户对产品的质量要求．对于0．074mm以上的粗颗粒，则直接采用流态化分选模型机分选出这部

Fig．2 Flow diagram Of separation technology

分粗颗粒物料中的残余炭．分选实验所采用的流态化分层分选模型机示意图见图3．分选机内的粉煤灰物料本身就是分选介质，也称为自生介质．在种这情况下，分选介质与被分选物料是同一种物质．在机身下部送人的空气作用下，粉煤灰介质与空气形成气固两相悬浮体，这种悬浮体形成的区域就是分选所需的流态化床层．由于粉煤灰中的残余炭颗粒与

其他颗粒具有较大的密度差异，在气流的作用下，粉煤灰中的残余炭颗粒和灰分(主要是金属氧化物)颗粒将依靠自身密度的差异实现分层．根据公式(2)，当两种密度不同的物料颗粒相遇并互为分选介质时，密度相对较小的残余炭颗粒将向床层区域的上部漂浮，密度相对较大的灰分颗粒则向床层区域的底部下沉，因而在气流作用下，整个床层的上部和下部存在着明显的密度差异(见表2)，粉煤灰颗粒与残余炭颗粒因各自密度不同而聚集到床层的不同区域．图中的布风板与气室采用专利设计，目的是布风均匀并使布风板上方的固体物料能够形成良好的流态化．流态化分层分选实验的结果见表2． 表2 流态化分选的实验结果 Table 2 Experimental results Of fluidization bed for separation Separation Sampling Material Size fraction/mm Carbon Prodution condition place density/g.cm3 content/% ration /% better top bottom top 1.380 2.980 1.400 2.260 3.430 1.430 3.240 33.31 9.71 58.03 30.21 6.72 58.6 13.71 5.44 94.56 3.75 4.79 91.46 7.21 92.79 0.074~0.125 div align=\"center\">0.074~0.250 better middle bottom 70.250 better top bottom

由表2可以看出，将粉煤灰物料送人分选机后，流化床内的物料流化质量和被分选物料的分层状况良好，床层顶部和底部的物料含碳量及物料密度有明显的差异，0．250mm以上及0．074mm～0．125mm，0．074 mm～0．250 mm粒级物料的含碳量分别由16．95％，10．99％和9．76％降为13．71％，9．71％和6．72％．在实验中还可以看到，从分选模型机顶部得到的含碳量较高的残余炭颗粒外观呈深灰色或黑色，而从分选机底部得到的含碳量较低的灰分颗粒则呈浅灰色．由于粉煤灰自生介质的粒度和粒级搭配处理，因而在运行过程中，整个流化床区域运行平稳，接近散式流态化，被分选的粉煤灰物料很快就能够在流化床中按密度分层．表2给出的物料密度是由床层顶部和底部采样得出的平均值．只要刮出流化床最上部的低密度残余炭物料，就可以实现脱除粉煤灰中残余炭的目标．

将“分选”得到的高密度粉煤灰物料与分级作业中得到的无需脱炭处理的0．074mm以下粒级的粉煤灰混合，最终产品的产率86．55％，含碳量为，3．62％，符合用户对产品的质量要求．因此，采用于法筛分与流态化干法分选相结合的工艺能够满足肯塔基电厂对粉煤灰残余炭含量低于4％要求． 2 结 论

对于残余炭与氧化物呈相对独立分布，且颗粒活性较高、物理化学性质比较接近火山灰的粉煤灰而言，其含碳量越低，这种粉煤灰的利用前景越好，根据残余炭与粉煤灰中其他颗粒在密度和结构方面的差异，采用流态化技术可以有效地分选出0．074mm以上粒度的粉煤灰中的残余炭．本文以美国肯塔基电厂粉煤灰为研究对象，提出了“先分级，后分选”工艺，并采用流态化技术进行了脱除粉煤灰中残余炭的分选实验，希望这种方法能够有助于解决中国的粉煤灰利用问题。

第三部分

在分选固体物料时，只要选择和控制好两相悬浮体介质的密度ρm，就可实现ρ低密度物料小于ρm小于ρ高密度物料 (2)从而使低密度物料上浮到悬浮体介质组成的流态化床层的上部，使高密度物料下沉到流态化床层的下部，实现物料的分层和分选． 由粉煤灰颗粒的微观结构可知，肯塔基电厂粉煤灰的特点是残余炭以单体的形式存在，粒度较粗下，主要集中在大于0．074mm的粗粒级中，经分级即可去除大部分残余炭．因此，可以采用分级分选工艺：即\"先分级，后分选\"工艺(见图2)．经过筛分分级后，80%

以上的粉煤灰（即筛下物）能够满足用户对产品的质量要求.对0.074mm以上的粗颗粒，则直接彩流态化分选模型机分选出这部

图2 采用的分选工艺

Fig．2 Flow diagram Of separation technology

分粗颗粒物料中的残余炭．分选实验所采用的流态化分层分选模型机示意图见图3。分选机内的粉煤灰物料本身就是分选介质，也称为自生介质．在这种情况下，分选介质与被分选物料是同一种物质．在机身下部送人的空气作用下，粉煤灰介质与空气形成气固两相悬浮体，这种悬浮体形成的区域就是分选所需的流态化床层．由于粉煤灰中的残余炭颗粒与图3流态化分层分选模型机

Fig．3 The model Offluidization bed Or separation 1——Unburned carbOn2——F1y ash with higher density；

3 Air chamber and distributOr

其他颗粒具有较大的密度差异，在气流的作用下，粉煤灰中的残余炭颗粒和灰分(主要是金属氧化物)颗粒将依靠自身密度的差异实现分层．根据公式(2)，当两种密度不同的物料颗粒相遇并互为分选介质时，密度相对较小的残余炭颗粒将向床层区域的上部漂浮，密度相对较大的灰分颗粒则向床层区域的底部下沉，因而在气流作用下，整个床层的上部和下部存在着明显的密度差异(见表2)，粉煤灰颗粒与残余炭颗粒因各自密度不同而聚集到床层的不同区域．图中的布风板与气室采用专利设计，目的是布风均匀并使布风板上方的固体物料能够形成良好的流态化．流态化分层分选实验的结果见表2．

【PDS脱硫技术在高硫煤气净化中的应用和工业生产实绩】 l PDS高硫煤气净化工艺的特点 \\2 PDS高硫煤气净化工艺装置的改进 陆海明

(上海焦化有限公司煤气分公司 200241) 自从PDS脱硫技术取代砷碱法脱硫在我公司试验成功以来，焦炉煤气一级脱硫在原设备改动较少的情况下，系统已稳定运行6年。由于我公司焦炉煤气中H2S含量较高(8—12 g／m3，标态)，要求一级脱硫后出口煤气中H2S含量小于 2．5g／m3(标态)，以减轻二级脱硫(改良ADA法)的负荷，有利于全系统的节能降耗，也能保证出厂煤气中H2S指标达标：因此，稳定一级脱硫对稳定整个出厂煤气H2S达标至关重要。我们在多年的实践中，对PDS脱硫技术有了比较深刻的认识，也研究了提高工业生产实绩的一些新方法，使生产更趋稳定。 l PDS高硫煤气净化工艺的特点 (1)脱硫、脱氰效果好 PDS脱硫技术是以酞菁钴磺酸盐为催化剂，可同时高效、快速脱除高硫煤气中的H2S和有机硫，在相应的介质中，有机硫脱除率在50％以上，这是PDS法的特点。到目前为止，国际上尚未有使用双核酞菁钴磺酸盐净化高硫煤气的工业化成功的报道，因此自1996年我公司以PDS法取代砷碱法的试验成功以后，原化工部化肥工程技术中心及东北师大精化公司进行了一系列推广工作，亦引起意大利、比利时、印度、墨西哥等国际集团的重视。 由于工业生产装置负荷的变化，我们对不同工况下的液气比、脱硫效率进行了比较，并测试了PDS的硫容，结果显示其硫容比ADA法及栲胶法高1倍以上，与砷碱法接近，为诸多湿式氧化法中硫容较高者。表l为砷碱法与PDS法的脱硫效率及硫容之比较。 表1 2 种脱硫方法的液气比、脱硫效率及硫容光焕发之比较 砷碱法 液气比脱硫效率(kg/m3) 15.45 15.73 17.39 (%) 94.80 95.76 90.28 硫容PDS法 液气比脱硫效率(%) 硫容(kg/m3) 0.89 0.88 kg/m3) (kg/m3) 0.79 1.01 0.79 14.75 94.04 17.95 94.58 19.50 97.74 0.86tr>

17.42 18.64 93.52 96.77 0.83 0.85 19.98 97.39 21.87 94.00 0.76 0.61 (2)选择性好，环境效益突出 采用PDS法脱硫时，在适宜的工艺条件下，硫代硫酸钠和硫氰酸钠生成量易控制且不会大量积累(不生成硫酸盐)，故碱耗明显降低。且PDS催化剂无毒，环境效益突出。 (3)硫泡沫易分离 在再生(氧化)设备中易形成粒子较大的硫泡沫，便于硫磺的分离和回收，不堵塔。 (4)脱硫成本低，经济效益显著 我公司采用东北师大精化公司生产的PDS—脱硫催化剂，其活性好，生产中不需添加其它化工原料：与改良ADA法以及栲胶法相比，不仅配制溶液简单、操作方便，而且成本低50％左右，在相同工况下，碱耗亦低于上述2种方法。PDS—400型催化剂质量指标及其活性比较如表2示。 表2 PDS-400型脱硫催化剂质量检验 项目 水不溶物（%） 催化活性 指标 5.00 >0.04 检验结果 2.80~3.00 0.05~0.07 -6 在实际操作中，把PDS浓度控制在20X10以下，已实现出口煤气中H2S含量<2．5 S／m3(标态)的指标。 2 PDS高硫煤气净化工艺装置的改进 为了使PDS法在高硫煤气净化工艺上能稳定运行，我们采取了一系列的控制与管理措施，同时在工艺生产装置上作了一些改进。 (1)完善溶液再生 由于砷碱法脱硫工艺在溶液再生方面的特殊性，用PDS法脱硫必须对砷碱法的再生状况进行完善，将原砷碱法20％溶液不经再生直接去脱硫装置改为溶液

100％再生，进一步提高了脱硫效率，减缓了副盐的增长速度，消除了堵塔现象，降低了脱硫塔的检修费用，提高了煤气质量。 (2)改进和完善再生塔内件结构 为了确保脱硫富液再生效果和对再生塔液位的控制，对再生塔内件结构进行了改进。首先对再生塔底的空气、溶液分布盘进行改造，将原先的空气和溶液分别进入再生塔后再强制再生，改为溶液和空气在塔底分布盘内混合充分后再强制再生。同时对再生塔内3层不锈钢空气分布板进行完善，强化塔内的再生效果，液位得到稳定。修复了再生塔液位调节器，并在其顶盖上安装吸风阀门，使液位调节器内保持不负压，用以微调再生塔的液位。 通过上述措施，溶液的再生效果得到了增强，再生塔液位也得到了控制，操作也更加简便，有利于脱硫设备的稳定运行： 3 PDS法脱硫的生产实绩（1） 3 PDS法脱硫的生产实绩 (1)工艺控制指标和实际工况 工艺控制指标和实际工况如表3所示。 表3 PDS法高硫煤气净化工艺控制指标和实际工况 项目 控制指标 实际工况 45000~50000 8~12 煤气量（m3/h,标态） 30000~45000 煤气进口H2S（g/m3,标态） 煤气进出H2S（g/m3,标态） 溶液循环量（m3/h） 溶液温度（℃） 夏季 冬季 PDS催化剂浓度（X10-6） 600 - 44~46 42~46 10~30 <2.5 8~13 <2.5 600 - 40~46 - 3~15

溶液比重 <1.30 <1.32 4.0~8.0 8.5~9.0 <800 <500 溶液碱度（Na2CO3,g/L） 15.9~21.2 PH值 吨硫磺碱耗（kg） 两盐含量（g/h） 8.2~8.5 <800 <400 近年来，PDS法在焦炉高硫煤气净化中脱硫 效率相当稳定。在进口煤气中H2S含量8—11 g／m3的工况下，出口煤气H2S含量能控制在<2．5g／m3的指标内，脱硫效率稳定在83％-85％。如果溶液中PDS浓度提高至15X 10-6以上，则脱硫效率可以再进一步提高。2000年1月至2001年7月PDS脱硫效率见表4。 3 PDS法脱硫的生产实绩(2） 表4 PDS法脱硫效率情况分析 煤气H2平均含量量（m3/h,标态） 日期 （万m/月） 2000-01 3352 11.032 2.215 2000-02 3201 11.135 1.193 2000-03 2904 10.896 2.052 2000-04 2775 10.774 1.176 2000-05 2533 10.056 1.029 2000-06 2486 10.127 1.354 2000-07 2568 9.986 1.798 2000-08 2603 9.765 1.563 2000-09 2661 10.371 1.079 2000-10 2746 9.945 2.294 79.9 89.3 81.2 89.1 89.8 86.6 82.0 83.9 89.6 76.9 5.7 14.9 12.1 10.3 15.9 7.6 8.2 6.5 7.4 5.9 3PDS含量脱硫效率（%） （X10-6） 进口 出口

2000-11 2965 10.012 1.971 2000-12 3127 9.493 1.765 2001-01 2902 9.862 2.135 2001-02 2632 9.968 1.934 2001-03 3019 8.814 2.018 2001-04 2813 8.981 1.459 2001-05 3125 9.268 1.713 2001-06 2906 9.024 1.651 81.3 82.3 78.3 80.6 77.1 83.8 81.5 81.7 6.3 7.1 5.7 7.6 6.2 9.1 8.8 8.9 2001-07 2776 8.947 1.506 ign=\"center\">83.2 9.0 PDS脱硫技术在高硫煤气净化中的应用和工业生产实绩(3) (2)PDS浓度与脱硫效率的比较 PDS脱硫工艺保证了含硫量较高的焦炉煤气—级脱硫的脱硫效率，当溶液中PDS浓度达到(20-30)X10-6时，脱硫效率则更高(表5)。 表5 PDS浓度与脱硫效率比较 脱硫效率煤气量（万H2S 平均含量（g/m）m/月） 3663.5 3668.3 3127.7 2975.6 2904.3 2568.5 2661.7 3PDS含量（X10） ign=\"center\"> -63进口 11.635 12.914 12.844 13.198 12.035 10.879 10.122 出口 1.730 1.770 1.724 2.798 2.313 2.651 2.252 （%） 85.13 86.29 86.58 78.79 80.78 20~30 5~15 75.63 77.75 4 结语 (3)PDS法脱硫副产物及碱耗分析 为了进一步降低脱硫碱耗，加强了对溶液pH值、温度、PDS浓度等控制，

使系统操作稳定，不会在系统中大量生成硫氰酸盐和硫代硫酸盐。同时根据PDS脱硫催化剂企业标准及分析方法，对PDS的质量进行监控，使生产更稳定。进入2001年后，由于生产工况、PDS质量稳定，碱耗比2000年有显著下降，硫粉、副盐产量及碱耗情况见表6。 表6 2001年PDS法脱硫副产物量及碱耗分析 硫代硫煤气量3硫粉产纯碱耗吨硫碱NaCNS酸钠耗（kg） （t/月） （t/月） 日期 （万m/量（t/量（t/月） 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 2902 2632 3019 2813 3125 2906 2776 月） 月） 177.26 136.4 174.00 110.4 183.04 124.2 179.12 121.4 120.5 715 775 634 679 678 47 758 726 40 50 53 50 110 48 64 115 120 130 111 172.00 130.5 171.25 124.4 80 74 (4)PDS法在新厂焦炉煤气脱硫情况比较 1996年新厂焦炉高硫煤气也由PDS法取代了栲胶法：虽然使用PDS法脱硫后脱硫效率有所提高、脱硫副盐不能提取的难题也得到了解决，但尽管采用三塔串联脱硫，出口煤气H2S含量仍不尽如人意，且煤气处理量只能达到设计水平的50％：针对这一问题，我们进行了大量试验，发现尽管PDS脱硫催化剂具有较高的硫容和脱除高硫的效果很好，但不能把H2S脱至20mg/m3以下。现采取两级脱硫，一级为PDS法，二级为改良ADA法。改造以后，净化后的煤气能够达到城市煤气控制指标。目前PDS法在一级脱硫(空塔)中的脱硫效率达75％以上，吨硫碱耗也已经从3000kg降至1300kg左右，达到该套脱硫装置投产以来最佳水平： (5)PDS脱硫催化剂在其它脱硫装置上的应用 目前我公司PDS法脱硫只在焦炉煤气中进行一级脱硫，而UGI炉煤气、W—C

炉煤气和焦炉煤气的二级脱硫要求出口煤气H2S含量小于20mg／m3，故煤气精脱硫仍然使用改良ADA法。但改良ADA法脱硫易堵塔，一般脱硫塔使用1—2年就必须清理1次，清理周期、难度、安全系数和费用都很高：针对上述状况，鉴于对PDS脱硫催化剂特性的认识，我们在改良ADA法脱硫系统中加入适量的PDS脱硫催化剂，结果有很好的清塔作用，这在我公司老装置改良ADA法二级脱硫上已取得明显效果。 4 结语

(1)PDS脱硫催化剂具有较高的硫容，适用于高硫焦炉煤气的初脱硫，但不适用于精脱硫。

(2)PDS法脱硫效率稳定，不堵塔，硫泡沫易分离和回收。

(3)PDS法脱硫溶液粘度小，无毒性，碱耗低，副盐硫氰酸钠和硫代硫酸钠提取方便、质量优。

(4)PDS脱硫催化剂适用于任何高硫煤气脱硫装置，且可在不影响正常生产、不需要更换原有脱硫液的前提下，用PDS法进行取代。

【煤质对Texaco气化装置运行的影响及其选择(上)】

第一部分 张继臻 种学峰 (山东兖矿鲁南化肥厂 滕州 277527) 煤质是影响气化过程技术经济指标及能否顺利操作的关键，一种气化方法只有选用合适的煤种才能发挥出效益。Texaco水煤浆加压气化技术是开发成功并最早实现工业化生产的第二代煤气化工艺技术，有其独特的优越性，但也有一定的局限性，其中煤质的选择直接影响生产操作和经济效益。鲁南化肥厂Texaco装置从1993年4月20日投料成功以来，煤质曾是困扰其满负荷、长周期、稳定运行的主要原因。我国其它3套Texaco煤气化装置也出现了同样的问题。为此，原料煤的选择已成为目前亟待解决的问题。文中介绍了水煤浆加压气化适宜的煤

种和Texaco煤气化工艺对煤质的要求及其选择适应性，分析了煤质对Texaco煤气化装置运行的影响，提出了气化原料煤的选择、工艺操作条件的优化、停炉次数的减少、耐火砖蚀损率的降低以及黑水闪蒸系统结垢减缓的方法，总结了大型Texaco煤气化工业化装置对煤质选择性适应的试验决策过程、原料煤的选择方法及其综合攻关取得的经验。 1 水煤浆加压气化适宜的煤种

Texaco气化法是一种以水煤浆为进料、氧气为气化剂的加压气流床气化工艺，属于气流床湿法加料、液态排渣的加压煤气化技术。无烟煤由于其反应活性低、碳转化率低、可磨指数小，不适宜于水煤浆加压气化工艺：褐煤的内在水份含量较高，内孔表面大，吸水能力强，在成浆时煤粒上能吸附的水量多，因而在水煤浆浓度相同的条件下，自由流动的水相对减少，以致流动性较差，若使其具有相同的流动性，则煤浆浓度必然下降，即褐煤的成浆性差，故褐煤在目前尚不宜作为水煤浆加压气化的原料：适宜于水煤浆加压气化的是烟煤，而烟煤中最适宜的是长焰煤、气煤等，所以水煤浆加压气化对烟煤品质有一定范围的选择适应性：即使是长焰煤、气煤，如果灰熔融温度>l400℃且灰渣的粘度很大，也不宜选作Texaco气化工艺用煤。

2 Texaco水煤浆加压气化工艺对煤质的要求 2．1 煤质适应性的主要指标

煤的反应性、成浆性、灰熔融温度是衡量煤质适应能力的主要指标，同时还应注意到煤灰在还原性气氛下的流动温度和粘温特性。煤质适应性的主要指标如下：

(1)发热量达25．121 MJ／kg[一般的烟煤(原煤)都能达到这个要求，精煤更是如此]，越高越好。

(2)灰熔融温度FT在l300℃为宜，过高或过低都不利于气化(鲁南化肥厂的最优化指标在1100—1250℃)。

(3)煤中灰量不得高于15%—20％，越低越好：鲁南化肥厂气化装置现用的是精煤，灰含量一般在7％左右。灰含量每增加1％，则氧耗增加0．7％—0．8％，煤耗增大1．3％—1．5%，生产成本大幅度上升，同时增加了三废治理的工作量。 2．2 煤质适应性的次要指标

(1)全水份含量越低越好。煤的成浆浓度随着内在水份的含量增大而降低，内在水份低的煤易于制取高浓度水煤浆。随着水煤浆浓度的提高，煤气中有效气体成份增加，气化效率提高，氧气耗量下降，笔者认为Texaco煤气化原料煤的最高内在水Mad≤8％为宜：

(2)挥发份含量越高，越利于Texaco气化反应，增加煤气产率。优化指标在Vdaf≥37％。

(3)固定碳含量越高越好。

(4)液渣粘度在15—25 Pa·s(指灰熔融温度FT状态下渣的粘度)为好，以维持正常的液态排渣。

(5)煤中有害元素硫、氯、砷、磷、汞、氟等含量越低越好。 (6)可磨指数越大煤越易被磨碎，可提高煤磨机的产量，降低电耗。 2．3 Texaco煤气化工艺对原料煤的其它关键要求 2．3．1 成浆性

煤的成浆性好是指煤制浆浓度高、粘度低及泵送性、流动性、动静状态下的稳定性好。Texaco水煤浆加压气化工艺要求煤浆浓度在60％以上，粘度在1Pa·s左右：成浆性好的煤能被制成高浓度煤浆，能提高气化效率并保证气化装置在满负荷下生产，且泵送性好，氧耗低，不用或减少添加剂用量。尤其是添加木质素磺酸钠等添加剂，费用更高，这必须在气化效率和产品效益之间进行权衡。 2．3．2 反应活性(碳转化率)

反应活性高的煤可在适宜的气化炉温度下获得较高的碳转化率，这将在不影响耐火衬里寿命的前提下提高系统效率，减少需处理的固体物(飞灰)。由于煤粒在气化炉内的反应时间一般为5—8s，这就要求有很快的反应速度才能达到较高的碳转化率。由于反应温度受耐火材料使用寿命、设备材质和运行周期的限制，因此Texaco气化工艺要求原料煤有较高的反应活性，才能使气化反应瞬间完成。此外，煤的粒度对碳的转化率有很大影响，因为煤粒在炉内的停留时间及气固反应的接触面积与颗粒大小的关系非常密切，较大的颗粒离开喷嘴后，在反应区中的停留时间比小颗粒短；另外，比表面积又与颗粒大小成反比，这双重影响的结果必然使小颗粒煤的转化率高于大颗粒：煤粒越小虽有利于煤的转化，但当细粒含量过高时，水煤浆粘度上升，不利于制得高浓度的水煤浆。故对反应性较好的

煤种，可适当放宽煤粉的细度。 2．3．3 渣对耐火材料衬里的腐蚀性

腐蚀性渣可导致较高的耐火材料衬里蚀损率，即使是在最佳操作温度下也是如此。耐火砖蚀损率随温度增高而加快。因气化炉耐火材料非常昂贵(国产砖单炉500—550万元，进口砖则在1000万元左右)，所以选择低腐蚀性渣的煤作为气化原料并且在低温下操作，以使耐火材料的蚀损率减到最小，延长气化炉的运行周期：

2．3．4 SGC结垢性

SGC结垢性是指对合成气冷却器的结垢程度：严重的结垢将阻止热传递，降低效率，并在洗涤塔中出现问题，降低气体冷却温差：同时在使用燃气透平的IGCC(Integrated Coal Gasification CombinedCycle)联合循环发电的厂家，将造成燃气透平严重结垢，降低效率，且引起透平机动平衡改变，被迫停车检修,影响运行周期。

2．4 对煤质不要求的指标

Texaco煤气化工艺对煤的机械强度、热稳定性及粘结性等指标一般没有特殊要求。

3 Texaco煤气化工艺中的最关键因素——煤灰的熔融性、粘温特征

Texaco煤气化工艺中对原料煤要求的关键因素有发热量、灰熔融性温度、灰含量等，其中最关键的因素是煤的灰熔融性及其粘温特征，它们决定了气化炉的关键控制变量——温度和气化炉能否顺利排渣及耐火砖能否长周期使用等，最终决定原料煤能否适用于Texaco煤气化工艺。因为Texaco煤气化工艺属于液态排渣的加压气流床气化，灰渣的流动特征对液态排渣来说是极为重要的。一般烟煤的发热量、灰含量都能达到Texaco煤气化工艺的要求，即使达不到，电能通过选煤达到要求。

第二部分

3．1 决定煤的灰熔融性温度的因素分析及其计算方法 3．1．1 化学成份对煤灰熔融性的影响

煤灰是一种极为复杂的无机混合物，其熔融温度与化学组成有一定的关系。煤灰的组成为Al203、Si02、CaO、Mg0、Fe203、K20、Na20、Ti02、S03等，影响其

熔融性温度的规律如下。

(1)Al203、Ti02含量高的煤灰，其熔融温度也高。当Al203含量>40％时，煤灰的FT必定超过1500℃。

(2)Si02含量的影响没有A1203那样显著，其规律没有那么明显：Si02含量>40％的煤灰其熔融温度较Si02含量<40％的煤灰来得高些。Si02含量大于60％时，Si02的增加看不出熔融性温度有规律的变化。

(3)煤灰中的CaO大多是以CaSi03形态存在，而CaSi03熔点较低，所以一般CaO含量愈高，煤的灰熔融温度愈低：由于CaO本身熔点很高(2590℃)，如果CaO含量高于50％时，则熔融温度升高：实验结果表明，对于Si02／A1203>3．0且Si02含量大于50％的煤灰，当CaO含量在20％—25％时，煤灰的熔融温度最低，CaO含量超过这个范围时，煤灰熔融温度开始提高。对于Si02／A120，<3．0的煤灰，当CaO含量在30％—35％时，煤灰的熔融温度最低，当CaO含量超过这个范围时，煤灰熔融温度开始提高。

(4)由于煤灰中的Mg0含量一般很少，Mg0又与Si02形成低熔点的硅酸盐，所以也起降低灰熔融温度的作用。

(5)由于氧化铁与Si02可以形成一系列低熔点的硅酸盐，所以氧化铁起了降低灰熔融温度的作用：在弱还原性气氛中，氧化铁以FeO的形态存在，与其它价态的铁相比，FeO具有最强的助熔效果，如果煤灰中的CaO、碱金属氧化物等助熔组份含量较高且硅铝比较高、Pe2O3含量较低时，煤灰熔融温度就很低；对于硅铝比较低且CaO、碱金属氧化物等助熔组份的含量亦较低的煤灰，在Fe203含量较高时，才能使其熔融温度最低。特别是氧化铁含量低于20g自勺煤灰，当Fe203含量每增加1％，煤灰的ST温度平均降低18nn，因此煤灰的熔融温度是随Fe203含量增高而降低，煤灰的颜色也是随Fe203含量增高而加深：这就是为什么煤浆的灰熔融温度比原料煤的灰熔融温度低40—80℃的原因(磨机磨煤时部分铁屑进入煤浆中)。

(6)K20和Na20含量每增加l％，煤灰的FT温度平均降低17．7℃。 (7)硫在煤灰中起降低熔融温度的作用。 (8)陈文敏通过大量试验数据总结出下列规律： AL2O3/(CaO+Fe2O3)<1.0，则FTAL2O3/(CaO+Fe2O3)>4.0，则FT5.7，则FT>l500℃ 3．1．2 矿物成份对煤灰熔融性的影响

川井隆夫等研究了粘土矿物对煤灰熔融性的影响，发现年老煤中的矿物以高岭石为主，其煤灰熔融温度比年轻煤的高；高岭石的含量与煤灰熔融性有很好的相关性(相关系数0．89)；硬石膏的存在会降低高岭石的熔融温度。秀郎呼美也指出，常规的酸碱指数与煤灰熔融温度并无较好的相关性，因为它未考虑各种煤灰成份的矿物形态，而矿物形态不同，熔融温度也不相同。刘新兵认为，碱金属氧化物以游离形式存在时能显著降低煤灰熔融温度，但多数煤灰中的K20是作为伊利石的组成部分而存在的，而伊利石受热直至熔化仍无K20析出，故对煤灰的助熔作用大大减弱。这说明元素的矿物形态对煤灰熔融性有重要影响。煤灰熔融温度的显著差别取决于石英、高岭土和长石的含量，随着高岭土含量增加，煤灰熔融温度逐渐提高，对高岭土含量相同的煤灰，熔融温度随长石含量增加而降低。 Vassilev指出：煤中主要结晶矿物(>5％)是石英、高岭石、伊利石、长石、方解石、黄铁矿和石膏；次要矿物(1％—5％)是方石英、蒙脱石、赤铁矿、菱铁矿、白云石、氯化物和重晶石等。通常富含石英、高岭石、伊利石的煤的灰熔融温度较高；而蒙脱石、斜长石、方解石、菱铁矿和石膏含量高的煤则灰熔融温度较低。煤经高温灰化后，由于发生了物理化学变化，煤灰中的主要结晶矿物变成石英、粘土矿物、长石、碳酸硅、赤铁矿和硬石膏。煤灰熔融性试验表明，硅酸盐矿物含量高的煤灰，熔融温度较高；如果硅酸盐含量少而硫酸盐和氧化物矿物含量高，则煤灰熔融温度较低。煤灰中的耐熔矿物是石英、偏高岭石、莫来石和金红石，而常见的助熔矿物是石膏、酸性斜长石、硅酸钙和赤铁矿，目前还不能准确定量分析高温灰的矿物组成。高温灰中一些常见的耐熔矿物、助熔矿物与煤灰熔融温度的基本关系见图1。

图1 高温灰的结晶物中助熔矿物和耐熔矿物与半球温度的关系曲线 这一关系可作为预测煤灰熔融温度的基础。在已知煤灰的矿物含量时，可以近似计算煤灰中的每种化学成份在助熔矿物或耐熔矿物中的比例，这样将化学分析和矿物研究结合起来，能更为准确地预测煤灰的熔融温度。需要指出的是，这种方法仅对特定的或相似的煤田才准确、可靠。 3．1．3 添加助熔剂对煤灰熔融温度的影响

研究发现，在煤灰中加入CaO、Fe203和Mg0，在弱还原气氛中能大大降低煤灰熔融温度。为了减少耐火砖的剥落，需加助熔剂来降低灰渣的熔融温度，通常加入含CaO、Fe203、Mg0的矿石，如石灰石、含Fe203的矿渣等提高灰份中CaO+Fe203+Mg0相对含量以降低灰熔融温度。铁或镁的助熔剂优于钙助熔剂，但成本高：硫铁矿与镁矿的混合物在有些情况下是不适用的，尤其是在制合成气的工艺中，它增加了气体净化装置的负荷和难度，而添加助熔剂CaC03降低灰熔融温度将导致黑水处理及换热系统结垢严重，且氧耗、能耗高，气化效率低：操作复杂，有效气体成份低。因此，助熔剂的加入增加了煤中的惰性物质含量，在固体灰渣处理量增加的同时还增加了整个制浆过程的成本，减少了煤浆的有效成份。鲁南Texaco。煤气化装置采用不同煤种混配以改变煤灰组成来降低灰熔融温度，即将煤灰组份MgO、Fe203、CaO、K20、Na20高的煤与灰熔融温度较高的煤混配来降低灰熔融温度，减少或取消助熔剂CaC03的添加量，以降低黑水系统中Ca2+含量。

总之，AL203、Si02和Ti02为酸性氧化物，其含量越多，煤灰的熔融温度就越高；煤灰中的Fe203、CaO、MgO、K20和Na20为碱性氧化物，其含量越多，煤灰

的熔融温度就越低。硫在煤灰中起降低熔融温度的作用。能使煤灰的FT温度提高的氧化物，按照作用由大至小的顺序为Ti02>AL203>Si02；能使煤灰的FT温度降低的氧化物，其作用由大至小的顺序为CaO>Mg0>Fe203>Na2O；K2O表现出中间行为。此外，煤灰中碱性氧化物(即b指数，为Fe203+CaO+MgO+KNaO)在40％—50％时，由于低熔点共熔体的形成，使熔融温度最低；当B<40％时，煤灰的熔融温度随着酸性氧化物含量的增加而提高；当6>50％时，煤灰的熔融温度随着碱性氧化物含量的增加而提高，但对应关系较差。

第三部分

3．1．4 煤灰熔融温度的计算方法

长期以来，除实测外，国内外学者做了大量研 究工作，提出了几种根据煤灰化学组成预测煤灰熔融温度的方法。如：姚星一等根据我国煤灰组成特点，提出了灰熔融温度FF计算的经验公式：

FT=24AL203+11(Si02+Ti02)+7(CaO+MgO)+3(Fe203+KNaO) (1) FT=200+21Al203+lOSi02+5b (2)

FT=200+(2．5b+20Al203)+(3．3B+10Si02) (3)

(1)、(2)式适用于b<30％的煤灰熔融温度计算：(3)式适用于A>30％的煤灰熔融温度计算，如果(2．5b+20Al2O3)<332时，则应再加上2[332—

(2．5b+20Al2O3)]；如果(3．3b+10Si02)<475时，应再加上2[475—(3．36+lOSi02)]。这些经验式计算出的FT值一般与实测值之差在100℃以内。Winegartner和Rhodes、Sondreal和Elhnan分别利用大量的美国煤样的分析数据，通过回归分析，得到能够准确预测煤灰熔融温度的预测方程；Vincent研究了新西兰煤灰化学组成与灰熔融温度之间的关系，根据特定煤田的煤灰组成，利用多元回归法、逐步回归法来预测煤灰熔融温度。平户瑞穗根据煤灰中主要化学成份如CaO、Fe203、A1203和Si02与灰熔融温度之间的关系建立了多元回归方程(其相关系数r=0．95)，能够较为准确地预测煤灰的熔融温度。 3．2 煤灰的熔融性对Texaco气化装置运行的影响

Texaco煤气化炉的适宜的操作温度范围为1300—1400℃，实际操作温度为原料煤的灰熔融性温度FT加30—50℃。为了保障气化炉排渣顺利，专家们提出引进T4温度(灰渣流动时灰的粘度在25—40 Pa·s时的温度)，测量灰渣的粘度，

并找出其规律，确定最佳的操作温度。目前，昆山的Texaco服务公司已用T4温度指导中国的Texaco煤气化装置操作运行。

当气化炉操作温度提高，熔渣对耐火衬里的冲刷及熔蚀加快。现场经验和实验室测试都表明，当操作温度与特定的灰渣粘度相匹配时，耐火砖寿命最长。Texaco发展公司已经做了大量试验以确定特定煤的灰渣的粘度与相应操作温度之间的关系。灰渣粘度一般随温度的升高而降低。操作温度下灰渣粘度太高将引起出渣口堵塞及排渣困难，甚至导致下降管损坏、大块渣形成及锁斗系统堵塞。操作温度下灰渣粘度太低，在耐火砖表面不能形成稳定的粘性保护层，将加速耐火砖剥落，且出渣口变大，气化炉压差下降，煤浆的雾化效果变差，煤粒反应时间缩短，灰渣中可燃物上升，发气量降低：一般的规则是气化炉操作温度在最佳粘度对应的温度以上每增加44℃，耐火砖剥落速率增加1倍：例如一个气化炉在1390℃运行，但它的最佳灰渣粘度对应的温度为1300℃那么耐火砖寿命将从18000h减至4500h，从而影响了气化炉的运行周期。除非灰渣粘度太低，否则原料中灰量的增加；应加速耐火砖的剥落，且在适宜的操作温度及灰渣粘度下，将在耐火砖表面形成一粘性保护层，使之与大量灰渣隔开。但是在低粘度情况下，这个保护层将不十分有效，大量的灰渣将冲刷耐火砖表面，这样将造成灰渣、砖表面的持续腐蚀，缩短气化炉耐火砖的运行周期。 3．3 煤灰熔渣对耐火内衬的侵蚀破坏机理

原料煤灰成份决定了灰渣的粘温特性，液态熔渣沿向火砖内壁向—下流动过程中与砖接触，对耐火砖造成侵蚀和破坏：——般适用于渣油气化炉的高铝质(A1203)向火面耐火砖容易受到熔渣侵蚀，因为熔渣中也含有相当量的A1203。 熔渣中含有的CaO及Fe203组份侵入耐火砖，与耐火砖中的Mg0组份生成MgFe204，后者的耐磨损性比Mg0低。

一般认为耐火砖中的尖晶体MgAl2O4对熔渣的侵蚀作用具有一定的抵御性：然而熔渣中含有的氧化铁组份侵入砖，Fe3+取代了耐火砖中的A13+，这种置换作用引起砖体膨胀而造成耐火砖脆裂。

主要组份为Cr203的耐火砖，熔渣侵入后使耐火砖晶间结构变化，性能退化，造成耐火砖脆裂。

主要组份为Cr203、A1203及Zr02的耐火砖，一般能经受熔渣的侵蚀作用。耐

火砖氧化铬含量越高，受熔渣的侵蚀程度就越轻，然而耐火砖氧化铬含量越高，其抵御剥落的能力就越弱。

3．4 所选原料煤的最佳操作温度的确定

在烟煤中，不同煤质、不同矿点(即使是同一矿点)、不同煤层的煤其反应活性、灰渣成份、含灰量、灰熔融温度、熔渣流动状态下的粘温特征等工艺性质不同，所以最佳气化操作温度也不同：应该做好煤质评价，在此基础上确定最佳操作温度。一般的最佳操作温度为FT温度加30—50℃或T4温度。当然这个温度必须在Texaco煤气化炉所能接受的温度范围内：有的厂家为了增加原料煤灰熔融温度波动时的操作弹性，保持较宽的炉温操作，确定的操作温度为盯温度加50—100℃或者更高：但笔者认为，若能及时分析煤灰熔融温度并调整，确定这样宽的操作炉温将得不偿失。 (待续)

<－摘自《化肥工业》－>

【环保型煤炭开采与利用技术】

0 前言\\1 煤炭行业现状\\2 煤炭在我国经济建设中的位置 刘永立，张俊杰，马同生 0 前言 煤炭会给环境造成污染，特别是对大气的污染，是环境治理的重点对象。同时，煤炭是我国的重要能源，在社会和经济发展中占有举足轻重的地位。根据我国经济建设预测，2010年煤炭量需达到18亿t，才能满足国民经济发展需求。煤炭行业存在着即要治理环境，又要不断发展壮大的问题。探讨煤炭行业发展与环境治理的关系，环保型煤炭开发与利用技术是煤炭行业发展的方向。 1 煤炭行业现状 1．1 煤炭开采与利用引起的问题 我国每年生产近13亿t煤炭，大部分煤炭直接作为能源燃烧，经深加工处

理的煤炭不足30％，严重污染了环境。煤矸石累计量已达70X108t，且每年以1．5X108t速度增加，煤矸石深加工利用不足15％。煤炭的燃烧利用，每年可向大气排放大量有害气体，仅S02就达到1800多万t、C1＼190m3、烟尘1 500多万t，煤矿每年排放污染水近14亿t。因开采引起的地表塌陷面积已达40万hm2，且平均每年以1．5万hm的速度增加。

煤炭开采与利用是引起环境恶化的根本原因之一，它在三个层次上立体破坏着生态环境，空中燃烧引起大气污染和酸雨等问题；地表引起塌陷，破坏良田，致使河流改道；矿井排水及排矸严重影响植物生长和加快水土流失等；地下引起井泉干涸，破坏水资源环境，使我国本来严重缺水状况更加恶化。 1.2 煤矿开采与利用产生的后果

煤炭直接燃烧是大气污染的重要原因，其中S02的排放量占全国总排放总量的87％，且每年以3．8％的速度增加。它是形成酸雨的根本原因给工农业生产带来严重的后果，仅两广川贵四省因酸雨的影响而导致经济损失达到140亿元。空气中，颗粒悬浮物60％来自于煤炭燃烧。

开采引起的地表塌陷和沉裂可引起建筑物、构筑物变形和破坏、农田灌溉系统失效。矿井排水破坏水资源和地下水位下降、恶化水系生态环境，使我国干旱缺水局面更加严重，许多矿区井泉干涸，在部分矿区引发沙漠化的可能性。煤矸石、煤泥煤炭地表运输和电厂粉煤灰污染矿区土壤成份、水质和光合作用，使生态环境脆弱，重建难度大。

目前，老矿区环境没有治理，新矿区环境又受到破坏，宏观上缺少环境保护和治理政策，相应的措施少。从环境保护角度来看，煤炭行业是环境破坏的源头，处在人人喊打的局面，对煤炭系统发展极为不利。 2 煤炭在我国经济建设中的位置 2．1 煤炭是我国经济发展的重要能源

我国的矿产资源特色，决定了我国是以煤炭为主要能源的国家。煤炭占我国一次能源的75％左右，且在今后20—30a中这种能源结构不会有较大变化。目前年产已达到13亿，随我国经济建设的快速发增长，煤炭产量还将以较大速度增长，才能满足国家经济建设需求。经有关部门和专家预测，2010年煤炭产量需达到18亿t，是现在煤炭产量的1．37倍。我国不同时期煤炭产量见下表。

2

煤炭产量/万t 1952年 1957年 1962年 1965年 1970年 6649 13073 21955 23177 35399 1975年 1980年 1985年 1990年 1995年 48224 62015 87228 107988 130100 煤炭产量的增长速度必须同国民经济增长速度保持一定的比例关系，否则会严重影响国民经济建设。我国是发展中国家，其比例关系应大于1。煤炭行业作为国家经济基础的重要行业，应优化发展。改革开放以来，我国经济增长翻了一翻，煤炭产量也增加了1倍，没有煤炭资源的快速发展作为保证，我国经济建设不可能快速发展，随着国民经济的发展，煤炭还将快速发展。 2．2 煤炭行业面临的双重压力 煤炭行业为国家经济建设做出重大贡献的同时，本身面临自身发展与环境保护的双重压力，长期以来我国煤炭行业存在的先生产后生活的原则，大部分矿区社会发展严重滞后，大部分矿区人民生活落后，矿工社会地位低。因煤炭行业在很长的一段时间内受计划经济的控制，煤炭产品单一，高科技、高附加值产品少，煤炭价格严重失调，利润转移。1985年国家对煤矿实行“拨改贷”，因历史包袱沉重，煤矿无还贷能力。离退休人员多，职工素质不高，对市场经济认识与准备不足，虽然近年来，因国家关井压产政策的实施，煤炭行业的总体环境有所改善，但大部分矿井因多方面因素还处于严重亏损的状态。 另一方面，随着人民生活水平的提高，社会对环境的要求越来越高。煤炭行业是污染的源头，是环境治理的重点对象，但因缺少资金，商业银行又不愿为其贷款，煤矿不可能利用大量资金来进行环境保护与治理。形成了恶性循环的局面。 2．3 煤炭行业必须改变现状 煤炭行业的污染如果不进行治理，必然要受到环境和社会的惩罚。我国已处在独生子女时代，矿区环境的脏、乱、差，与其它行业相比的巨大反差，不可能吸引人才来煤矿就业。目前已经出现采矿专业招生困难，毕业生不愿到矿区工作，煤矿技术人员流失严重，急需技术人才的现象。 如果不对煤炭开采与利用造成的污染进行治理，会严重影响人类的生产和生

活，煤炭行业的发展必然要受到限制，并将逐步被淘汰。因此，煤炭行业要发展，必须走可持续发展的道路，加强环境保护工作。

3 环保型煤炭开采与利用技术\\4 结论

3 环保型煤炭开采与利用技术

环保型煤炭开采与利用技术包括环保型煤炭开采技术与煤炭加工综合利用技术。是一个在不增加煤炭行业自身负担的前提下系统协调发展的环保型煤炭综合利用技术，它包括开采到加工的全过程。煤矿只有利用环保型煤炭技术，煤炭行业才能逐步减少对环境的污染，为人类提供洁净能源，造福于人类。环保型煤炭技术主要包括如下内容。 3.1 环保型开采技术

环保型开采技术是利用煤炭开采技术自身特点，尽可能开采符合环保要求的煤炭开采技术。

(1)煤层配采 我国煤矿大部分是多煤层开采，各煤层煤质不同，在确定煤层的开采方法与开采顺序时，改变单一煤层开采，尽可能对各煤层进行合理协调配采。减少矿井煤炭灰分和有害气体的含量。使硫化物含量低于国家要求的标准。煤层配采可减少地表沉陷强度。

(2)矸石充填与改革巷道布置 利用古石充填技术，矸石不出井，利用煤矸石进行巷旁充填与采空区充填，即少开了巷道，又提高了巷道支护强度，减少矸石运至地面后对环境造成的污染。转变思想观念，加强巷道布置改革力度，尽量多开煤层巷道，少开掘巷石巷道。

(3)煤层气开采 我国大部分矿区煤层含有大量的瓦斯，且有相当一部分矿井为瓦斯突出矿井，积极进行煤层气开采技术研究，提高瓦斯抽放效果，为社会提供洁净能源，即保证了煤矿的安全生产，又提高了矿区的经济效益。

(4)推广房柱式与条带式开采 在矿山浅部煤层采用房柱式与条带式采煤法，同时对其他煤层进行间歇式开采和煤种配采，可有效的防止地表沉陷。 (5)修改煤炭技术政策和规范，转变思想，限制对环境会造成严重污染煤层的开采强度，浅地表煤层限量开采，待以后技术成熟后再进行开采。积极开展煤炭地下气化、液化和生物型开采技术的研究，从根本上杜绝煤炭利用对环境的污染。

(6)把矿井作为生活垃圾的处理厂，在地面对生活垃圾进行简单的处理后，形成一定强度的固结物，作为井下巷道及采空区的充填材料，即解决了地面垃圾的处理问题，又为矿井提供了一种新型的充填材料。

(7)加强小煤矿的管理，加大小煤矿的关井压产力度。小煤矿生产对自然环境的污染和破坏比统配煤矿要严重得多，频繁发生的安全事故已给国家和社会造成极大的危害，国家应继续整顿小煤矿的生产秩序，符合安全生产条件，对环境不会造成危害的小井，可以继续存在。不符合安全生产条件，对环境造成严重破坏的矿井要坚决取缔。 3．2 环保型煤炭加工利用技术

(1)选煤新技术，传统的选煤技术主要是选矸石，出精煤。而对硫化物等有害化学成分处理的较少，在选煤过程中增加一道处理有害气体的新工艺，加入一定的填加剂，降低精煤中有害物质的成份，使煤炭燃烧后排出的气体符合国家排放标准。在型煤生产中加入降尘脱硫的填加剂，生产环保型型煤。开展生物型煤研究，彻底治理煤炭燃烧对自然环境造成的污染。

(2)杜绝原煤直接燃烧，国家和地方应从实际出发，制定一定的方针和政策，推广使用型煤和配煤技术，减少煤炭燃烧对大气造成的污染。

(3)利用先进的煤炭深加工技术，目前水煤浆技术已通过工业性试验，国家应重视并加大推广水煤浆技术的力度，减小大型企业因直接利用原煤对环境造成的污染。积极开展煤变油的试验研究，即缓解石油紧缺的局面，又加强了环境保护工作。

(4)粉煤灰处理技术，火电厂燃烧后的粉煤灰加入一定量的方解石等化学成分，使燃烧后的粉煤灰直接作为水泥骨料，或应用到其他行业中，使粉煤灰得到综合利用。

(5)充分利用矿井水资源，煤矿排出的矿井水经过简单的沉淀处理后，即可浇灌农田，可缓解我国北方干旱的局面。对矿井水进行深层次的处理完全可以达到生产和生活用水标准。

(6)煤矸石处理技术，煤矸石可以制砖和生产彩色陶瓷，也可以作为水泥原料。过火的煤矸石是路基的好材料。

(7)煤泥治理技术，选煤厂的煤泥水要实现闭路循环，煤泥可用来制作化肥、

水煤浆和型煤。煤泥脱水后，加入一定的填加剂可直接用于锅炉燃烧。 4 结论

煤炭行业是环境污染的大户，但又是国民经济发展的基础。煤炭企业要改变落后的局面，应积极争取国家和地方的支持，靠自身努力，走环保型煤炭技术之路，为我国经济建设提供清洁能源，才能彻底根治污染源，走上健康快速发展的道路。

<－摘自《煤炭技术》－>

【煤气化技术发展中应注意的几个问题】 1 正确认识煤气化技术\\2科学选择煤气化工艺

徐振刚

煤炭科学研究总院北京煤化学研究所副所长

未来相当长一段时间内，煤炭在我国一次 能源结构中的主体地位不会改变，这已成为不争的现实。随着可持续发展观念的深人人心和洁净煤技术发展的不断深化，煤气化技术在我国正面临着前所未有的发展机遇，而且市场前景十分广阔。然而，总结多年来我国发展煤气化技术的经验和教训，有些问题值得认真思考和正确对待，并应引起各有关方面的足够重视。否则，可能会走弯路或欲速而不达，从而造成不必要的人力、物力及资金浪费，并影响煤气化技术的健康发展。 1 正确认识煤气化技术

为了实现煤气化技术在我国的健康发展、首先必须让人们对煤气化技术有全面铂了解和明确的认识，以便消除偏见和误解，避免盲目性。

虽然煤气化技术面临着前所未有的发展机遇，市场前景十分广阔，但煤气化技术往往独木难成林，需要配套合适的后续加工转化技术，将煤气制成可以销售的目标产品，而且世界上尚无万能气化炉，每种气化炉在应用中部有一定局限性。

1．1 煤气化发展前景广阔

煤气化技术是指将固体煤转化为可燃气体(煤气)的煤炭热加工过程。煤炭转化为煤气后，不仅可以明显提高煤炭资源的利用价值和利用效率，而H能够大幅度减少煤炭利用过程中的污染物排放，同时还给输送和后续利用以及进一步加工转化带来极大的方便。煤气既可用作各种用途的燃料气，也可用作多种化工合成工艺的原料气，还可用作冶金行业的还原气以及用业生产氧气等。因此，煤气化技术在我国洁净煤技术体系中占有非常重要的地位，对解决我国煤炭利用过程中存在的资源与环境问题，实现经济、能源、环境的直辖市发展具有重要的现实意义。加快发展煤气化技术是保证国民经济持续、健康、高速发展的客观要求，是实现可持续发展的战略需要受到了全社会的普遍关注和广泛认同。 1.2煤气化技术独木难成林

煤气化技术的直接产品是煤气。而煤气除了直接作为燃料气使用外，一般不能成为终端产品直接销售，只有通过配套后续处理技术将期进一步加工转化为其它附加值高、适销对路的产品才能充分体现出其利用价值和经济效益。合适的后续配套加工转化技术和适销对路的终端目标产品，而决不能仅仅是为搞煤气化而设煤气公工程。可见，煤气化只是煤炭浓度加工转化过程中的一个关键五一节，而不能将其作为进行煤炭产业结构调整、实现煤炭产品结构优化的最终目标。否则，就会误人歧途。 1.3世界上尚无万能气化炉

到目前为上，已经实现工业化应用的煤气化工艺有数十种，每种气化工艺的核心是其关键设备——气化炉，而每种气化炉均有其独有的特征。但无论气化工艺有多先进，选种气化炉在实际应用中都有一定的局限性，因为各种气化工艺的气化效率不同，生产煤气的质量也不同，特别是每种气化炉对所用原料煤都有其具体要求。因此，从技术可行和经济合理两方面综合考虑，目前世界上尚不存在适合各种原料煤、各种煤气用途以及各种生产规模的“万能”气化炉。 2科学选择煤气化工艺

选择合适的煤气化工艺是发展煤气化技术过程中的关键环节。在选用具体的煤气化工艺时，首先必须有科学的态度，既要根据技术发展水平考虑工艺的先进性，又要根据实际情况考虑工艺的合理性。以自身或附近的原料煤源为基础，以

产品煤气的用途为目标，同时考虑煤气工程的生产规模与气化设备的生产能力相配套。

多年来，我国煤气化技术发展过程中气化工艺选择的经验和教训表明，在具体煤气化工艺选择的过程中，不尊重科学的做法大多吃尽了苦头。主观决断容易事与愿违，长官意志多半后患无穷，生搬硬套往往事倍功半，一哄而上肯定好景不长。

2．1 以原料煤源为基础

可靠的原料煤源是建设煤气化工程的重要前提，而就近解决原料煤供应，可以降低原料煤运输费用，有利于降低煤气的生产成本。因此，在进行煤气化工艺选择时，首先必须以原料煤源为基础，既要考虑原料煤质量能够完全满足拟选用煤气化工艺的要求，又要考虑原料煤供应可靠、煤质稳定，还要考虑原料煤的到厂价格尽可能低。如果原料煤源有问题，那将会给建厂后的正常运转及煤气生产的经济效益带来一系列问题。首先，若原料煤质量不能满足煤气化工艺的要求，则气化炉的运行结果很难达到设计指标；其次若原料煤不能可靠、稳定地供应，则会影响气化生产的正常进行；还有，若原料煤到厂价格太高，则会增加煤气的生产成本。前些年我国有些煤气化工程在这方面已有过教训。 2．2 以煤气用途为前提

生产煤气的目的是为了应用，且每一种应用途径都对产品煤气的质量有具体的要求。而不同 的煤气化工艺，生产出煤气的质量是不同的。因此，在进行煤气化工艺的选择时，应尽可能使产品煤气直接满足后续配套加工转化技术的质量要求。否则，需要增加煤气改质环节，从而会增加工艺流程的复杂程度和提高煤气的生产成本，同时也会降低气化过程的总效率。 2．3 以生产规模为判据

在选择煤气化工艺时，要充分考虑气化炉的产气能力应与煤气的生产规模相匹配。如果选用的气化炉产气能力过小，则会出现“小马拉大车”的现象，势必会使气化炉的台数过多，不仅增加占地面积，而且也增加生产管理难度，同时还会增加工程投资，提高生产成本；而如果选用的气化炉产气能力过大，则又会出现“大马拉小车”的现象，势必会造成气化炉的生产能力过剩和浪费，不仅会增加工程投资，而且也会提高运行费用，影响企业的经济效益。

3 深刻理解多联产实质\\4 煤气化技术跨越式发展的分析\\5客观分析国情 3 深刻理解多联产实质

所谓“多联产”，就是指将以煤气化技术为“龙头”的多种煤炭转化技术通过优化组合集成在一起，以同时获得多种高附加值的化工产品(合成氨、脂肪烃、芳香烃等)和多种洁净的二次能源(气体燃料、液体燃料、电等)。

虽然多联产系统是以煤气化技术为“龙头”的多种煤炭转化技术组合而成。但特别值得注意的是，这种组合决不是简单的叠加和罗列，而应该是科学的优化集成。因此，多联产不仅可以实现煤炭资源价值的梯级利用，而且能够实现煤炭资源价值提升，达到煤炭利用效率和工程经济效益的最大化。 3．1 实现煤炭资源价值的梯级利用

煤炭作为大自然赋予人类的化石能源，不仅是非常重要的固体燃料，而且更是十分宝贵的化工原料。一般说来，煤炭作为化工原料的使用价值要远远高于其仅仅作为燃料的使用价值。多联产的思路是通过以煤气化技术为“龙头”的多种煤炭转化技术的优化集成，先从煤炭生产多种高附加值的化工产品和洁净的气体与液体燃料，然后再利用前面各生产环节产生的残渣、尾气以及余热等低品位的能源发电。因此，从资源合理与有效利用的角度来看，多联产能够实现煤炭资源价值从高到低的逐次梯级利用。 3．2 追求煤炭资源利用效率最大化

任何一种煤炭转化技术都会注重从原料到产品的过程利用效率的最大化。而多联产煤炭转化系统中要包含多个煤炭转化子系统。显然，每个子系统过程利用效率的最优并不一定能使总系统的效率达到最优。同时，对于不同的煤炭转化技术而言，一种技术的产品也有可能是另一种技术的原料。因此，多联产通过对多种煤炭转化技术的优化集成，可以实现从煤炭到各种产品的煤炭资源利用过程效率的尽可能最大化。初步估算表明，热、电、甲醇、合成气四联供系统与分供情况相比，煤炭消耗量有可能降低22．6％。 3．3 追求煤炭利用的经济效益最大化

同样，虽然任何一种煤炭转化技术都会注重过程经济效益的最大化：但每个子系统经济效益的最优也并不一定能使多个子系统组成的多联产总系统的经济效益达到最优。而多联产将多种煤炭转化技术优化集成以后，不仅可以通过多项

技术组合来实现系统的规模经济效益，而且能够通过各种工艺流程、主要设备、附属设施以及公用工程的合并共用来降低工程建设的比投资，从而实现从煤炭到各种产品的煤炭资源利用过程经济效益的尽可能最大化。初步估算表明，IGCC热、电、甲醇三联供与IGCC热、电、甲醇分供的情况相比，产品的综合价格有可能降低40％；而热、电、甲醇、合成气四联供与热、电、甲醇、合成气分供的情况相比，工程投资有可能降低38％，产品的综合价格有可能降低31％。 4 煤气化技术跨越式发展的分析

我国实现煤气化技术的跨越式发展不仅非常必要，而且时机基本成熟。既有国外很多的成功经验和失败教训可供借鉴，又有国内多年的基础研究和工艺开发作为支撑，还有各方面的优越条件可供利用。但也必须清醒地认识到，跨越式发展需要建立在坚实的基础之上，特别是跨度要适当，否则会欲速而不达，既误事，又浪费。

4．1 煤气化技术跨越式发展已势在必行

面临前所未有的发展机遇和十分广阔的应用市场，按照传统的发展模式进行煤气化新技术的研究开发和推广应用，是不可能满足实际需要的。因此，实现煤气化技术的跨越式发展是非常必要的。

在进行煤气化新技术研究开发和推广应用的过程中，不仅可以借鉴国内外多年来在发展煤气化技术过程中已经取得的丰富成功经验和大量失败教训，而且能够利用现有发达的科学技术、先进的研究开发手段、卓越的新型材料、精密的制造技术以及丰富的研究开发经验等优越条件，同时还有国家的统筹规划、政策引导和资金支持以及各相关行业和一些重点企业的积极参与。因此，实现煤气化技术跨越式发展的条件已经具备、时机已经成熟。 4．2 具有扎实基础

实现煤气化技术跨越式发展的一个前提是必须有扎实的工作基础，否则将缺乏必要的技术支撑。数十年来，我们在煤气化技术的发展方面做了大量的基础研究和工艺开发工作，对煤气化的基本原理和理论基础有深刻的认识，对我国各主要煤种的气化特性做过认真系统的研究，开发了具有自主知识产权的多种煤气化工艺和气化炉型，有数十年多种煤气化技术广泛应用的丰富经验，对国外各种主要的先进煤气化新技术有比较全面的了解，同时也为开发具有自主知识产权的先

进煤气化新技术做了大量的准备工作，特别是“十五”期间国家对开发具有自主知识产权的先进煤气化新技术不仅有具体的政策扶持，而且列出专项经费进行资助。所有这些都为煤气化技术的跨越式发展打下了坚实的基础。 4．3 跨度要适当

实现煤气化技术跨越式发展的另一个前提是跨度必须适当，否则难以实现预定的发展目标。也就是说，跨越式发展必须面对现实，尊重科学规律，不能超越或省略必不可少的关键环节和中间过程，不可能一步跨到终点来实现最终目标。急于求成和急功近利往往事与愿违，不仅收不到预想的效果，而且还会造成人力、物力及资金的大量浪费和严重损失。 5客观分析国情

我国目前仍然是发展中国家，煤炭是国民经济发展的支柱，煤气化技术的应用市场广阔、领域广泛，数十年来煤气一直在各有关行业发挥着非常重要的作用。因此，各种煤气化工艺均有足够的市场空间。原有的一些煤气化工艺虽然多数技术已经落后，多数设备也已经陈旧，但淘汰它们或用新的工艺取代它们都需要一定的时间。煤气化新技术的发展完全依靠自主开发既不现实，也来不及；全部依赖引进既不可取，也吃不消。切实可行的选择是引进消化与自主开发相结合。 5．1 各种煤气化工艺均有广阔市场

我国地域辽阔，适合用于气化的原料煤种齐全，煤气应用领域广泛，对煤气的质量要求也千变万化。因此，面对世界上最大的煤气化技术应用市场和千差万别的煤气应用途径，各种煤气化工艺在我国均有其足够的发展空间。况且在多数情况下，不同煤气化工艺相互之间并不排斥，而在一定程度上可以优势互补。可以说，我国是目前世界上拥有煤气化工艺最为齐全、气化炉数量最多的国家，而且这种情况将会在今后相当长一段时间内继续存在。 5．2 原有落后工艺的淘汰尚需一段时间

目前，我国各行各业应用的各种煤气化炉总数达8 000台以上。但总体上说，技术水平比较低，多数工艺已经落后，大部分设备也已经陈旧，而且生产能力较小，气化效率较低，劳动强度较大，工作环境较差，三废排放污染较严重。因此，原有的落后工艺和陈旧设备应逐渐淘汰，以一些先进工艺和新型设备取而代之。然而，落后工艺的淘汰需要一段时间，陈旧设备的更新也是一个渐进过程。因为

我国目前仍是一个发展中国家，技术发展水平和综合经济实力还处于不太高的水平，尚不具备大量依靠先进的煤气化技术解决煤炭气化效率较低和环境污染较重的问题，而真正需要的仍是通过经济、实用技术量大面广的应用来逐步解决存在的问题。所以，在加快发展先进气流床煤气化新技术的同时，应继续改造现有的固定床煤气化技术，鼓励推广使用流化床煤气化技术，并适当发展煤炭地下气化技术。

5．3 新技术的发展应做到引进消化与自主开发相结合

从我国对煤气化技术的市场需求看，先进煤气化新技术的发展是今后的主攻方向。国外在这方面的研发工作已有二、三十年的历史，并且已取得了很好的成果，而我国在这方面才刚刚开始实质性的起步。显然，完全依靠自主开发来发展煤气化新技术是不现实的。首先，我们可以充分借鉴国外已有的大量成功经验和失败教训，既可以避免走弯路，又可以节省大量人力、物力和资金。其次，迫切的市场需求也等不及我们自力更生、从头做起。当然，全部依赖引进来发展煤气化新技术也是行不通的。如果大量引进国外的煤气化新技术，不仅会造成关键技术和设备长期受制于人的局面，而且大量的外汇支出也承受不起。因此，切实可行的选择是走引进消化和自主开发相结合的路子来发展我国的煤气化新技术。 总之，我国应该充分借鉴和学习国内外已有的成功经验，认真总结和吸取国内外已有的失败教训。克服主观性，避免盲目性；从实际情况出发选择合适的煤气化工艺和目标产品，走跨越式发展道路，开发先进的煤气化技术和关键设备；尊重科学规律和市场法则，杜绝生搬硬套和一哄而上，真正实现煤气化技术的健康、有序、可持续发展，并使其尽早为国民经济发展做出应有的贡献。

———来自煤炭加工与综合利用——

3 深刻理解多联产实质

所谓“多联产”，就是指将以煤气化技术为“龙头”的多种煤炭转化技术通过优化组合集成在一起，以同时获得多种高附加值的化工产品(合成氨、脂肪烃、芳香烃等)和多种洁净的二次能源(气体燃料、液体燃料、电等)。

虽然多联产系统是以煤气化技术为“龙头”的多种煤炭转化技术组合而成。但特别值得注意的是，这种组合决不是简单的叠加和罗列，而应该是科学的优化集成。

因此，多联产不仅可以实现煤炭资源价值的梯级利用，而且能够实现煤炭资源价值提升，达到煤炭利用效率和工程经济效益的最大化。 3．1 实现煤炭资源价值的梯级利用

煤炭作为大自然赋予人类的化石能源，不仅是非常重要的固体燃料，而且更是十分宝贵的化工原料。一般说来，煤炭作为化工原料的使用价值要远远高于其仅仅作为燃料的使用价值。多联产的思路是通过以煤气化技术为“龙头”的多种煤炭转化技术的优化集成，先从煤炭生产多种高附加值的化工产品和洁净的气体与液体燃料，然后再利用前面各生产环节产生的残渣、尾气以及余热等低品位的能源发电。因此，从资源合理与有效利用的角度来看，多联产能够实现煤炭资源价值从高到低的逐次梯级利用。 3．2 追求煤炭资源利用效率最大化

任何一种煤炭转化技术都会注重从原料到产品的过程利用效率的最大化。而多联产煤炭转化系统中要包含多个煤炭转化子系统。显然，每个子系统过程利用效率的最优并不一定能使总系统的效率达到最优。同时，对于不同的煤炭转化技术而言，一种技术的产品也有可能是另一种技术的原料。因此，多联产通过对多种煤炭转化技术的优化集成，可以实现从煤炭到各种产品的煤炭资源利用过程效率的尽可能最大化。初步估算表明，热、电、甲醇、合成气四联供系统与分供情况相比，煤炭消耗量有可能降低22．6％。 3．3 追求煤炭利用的经济效益最大化

同样，虽然任何一种煤炭转化技术都会注重过程经济效益的最大化：但每个子系统经济效益的最优也并不一定能使多个子系统组成的多联产总系统的经济效益达到最优。而多联产将多种煤炭转化技术优化集成以后，不仅可以通过多项技术组合来实现系统的规模经济效益，而且能够通过各种工艺流程、主要设备、附属设施以及公用工程的合并共用来降低工程建设的比投资，从而实现从煤炭到各种产品的煤炭资源利用过程经济效益的尽可能最大化。初步估算表明，IGCC热、电、甲醇三联供与IGCC热、电、甲醇分供的情况相比，产品的综合价格有可能降低40％；而热、电、甲醇、合成气四联供与热、电、甲醇、合成气分供的情况相比，工程投资有可能降低38％，产品的综合价格有可能降低31％。 4 煤气化技术跨越式发展的分析

我国实现煤气化技术的跨越式发展不仅非常必要，而且时机基本成熟。既有国外很多的成功经验和失败教训可供借鉴，又有国内多年的基础研究和工艺开发作为支撑，还有各方面的优越条件可供利用。但也必须清醒地认识到，跨越式发展需要建立在坚实的基础之上，特别是跨度要适当，否则会欲速而不达，既误事，又浪费。

4．1 煤气化技术跨越式发展已势在必行

面临前所未有的发展机遇和十分广阔的应用市场，按照传统的发展模式进行煤气化新技术的研究开发和推广应用，是不可能满足实际需要的。因此，实现煤气化技术的跨越式发展是非常必要的。

在进行煤气化新技术研究开发和推广应用的过程中，不仅可以借鉴国内外多年来在发展煤气化技术过程中已经取得的丰富成功经验和大量失败教训，而且能够利用现有发达的科学技术、先进的研究开发手段、卓越的新型材料、精密的制造技术以及丰富的研究开发经验等优越条件，同时还有国家的统筹规划、政策引导和资金支持以及各相关行业和一些重点企业的积极参与。因此，实现煤气化技术跨越式发展的条件已经具备、时机已经成熟。 4．2 具有扎实基础

实现煤气化技术跨越式发展的一个前提是必须有扎实的工作基础，否则将缺乏必要的技术支撑。数十年来，我们在煤气化技术的发展方面做了大量的基础研究和工艺开发工作，对煤气化的基本原理和理论基础有深刻的认识，对我国各主要煤种的气化特性做过认真系统的研究，开发了具有自主知识产权的多种煤气化工艺和气化炉型，有数十年多种煤气化技术广泛应用的丰富经验，对国外各种主要的先进煤气化新技术有比较全面的了解，同时也为开发具有自主知识产权的先进煤气化新技术做了大量的准备工作，特别是“十五”期间国家对开发具有自主知识产权的先进煤气化新技术不仅有具体的政策扶持，而且列出专项经费进行资助。所有这些都为煤气化技术的跨越式发展打下了坚实的基础。 4．3 跨度要适当

实现煤气化技术跨越式发展的另一个前提是跨度必须适当，否则难以实现预定的发展目标。也就是说，跨越式发展必须面对现实，尊重科学规律，不能超越或省略必不可少的关键环节和中间过程，不可能一步跨到终点来实现最终目标。

急于求成和急功近利往往事与愿违，不仅收不到预想的效果，而且还会造成人力、物力及资金的大量浪费和严重损失。 5客观分析国情

我国目前仍然是发展中国家，煤炭是国民经济发展的支柱，煤气化技术的应用市场广阔、领域广泛，数十年来煤气一直在各有关行业发挥着非常重要的作用。因此，各种煤气化工艺均有足够的市场空间。原有的一些煤气化工艺虽然多数技术已经落后，多数设备也已经陈旧，但淘汰它们或用新的工艺取代它们都需要一定的时间。煤气化新技术的发展完全依靠自主开发既不现实，也来不及；全部依赖引进既不可取，也吃不消。切实可行的选择是引进消化与自主开发相结合。 5．1 各种煤气化工艺均有广阔市场

我国地域辽阔，适合用于气化的原料煤种齐全，煤气应用领域广泛，对煤气的质量要求也千变万化。因此，面对世界上最大的煤气化技术应用市场和千差万别的煤气应用途径，各种煤气化工艺在我国均有其足够的发展空间。况且在多数情况下，不同煤气化工艺相互之间并不排斥，而在一定程度上可以优势互补。可以说，我国是目前世界上拥有煤气化工艺最为齐全、气化炉数量最多的国家，而且这种情况将会在今后相当长一段时间内继续存在。 5．2 原有落后工艺的淘汰尚需一段时间

目前，我国各行各业应用的各种煤气化炉总数达8 000台以上。但总体上说，技术水平比较低，多数工艺已经落后，大部分设备也已经陈旧，而且生产能力较小，气化效率较低，劳动强度较大，工作环境较差，三废排放污染较严重。因此，原有的落后工艺和陈旧设备应逐渐淘汰，以一些先进工艺和新型设备取而代之。然而，落后工艺的淘汰需要一段时间，陈旧设备的更新也是一个渐进过程。因为我国目前仍是一个发展中国家，技术发展水平和综合经济实力还处于不太高的水平，尚不具备大量依靠先进的煤气化技术解决煤炭气化效率较低和环境污染较重的问题，而真正需要的仍是通过经济、实用技术量大面广的应用来逐步解决存在的问题。所以，在加快发展先进气流床煤气化新技术的同时，应继续改造现有的固定床煤气化技术，鼓励推广使用流化床煤气化技术，并适当发展煤炭地下气化技术。

5．3 新技术的发展应做到引进消化与自主开发相结合

从我国对煤气化技术的市场需求看，先进煤气化新技术的发展是今后的主攻方向。国外在这方面的研发工作已有二、三十年的历史，并且已取得了很好的成果，而我国在这方面才刚刚开始实质性的起步。显然，完全依靠自主开发来发展煤气化新技术是不现实的。首先，我们可以充分借鉴国外已有的大量成功经验和失败教训，既可以避免走弯路，又可以节省大量人力、物力和资金。其次，迫切的市场需求也等不及我们自力更生、从头做起。当然，全部依赖引进来发展煤气化新技术也是行不通的。如果大量引进国外的煤气化新技术，不仅会造成关键技术和设备长期受制于人的局面，而且大量的外汇支出也承受不起。因此，切实可行的选择是走引进消化和自主开发相结合的路子来发展我国的煤气化新技术。 总之，我国应该充分借鉴和学习国内外已有的成功经验，认真总结和吸取国内外已有的失败教训。克服主观性，避免盲目性；从实际情况出发选择合适的煤气化工艺和目标产品，走跨越式发展道路，开发先进的煤气化技术和关键设备；尊重科学规律和市场法则，杜绝生搬硬套和一哄而上，真正实现煤气化技术的健康、有序、可持续发展，并使其尽早为国民经济发展做出应有的贡献。

【煤炭直接液化技术及其产业化前景】

吴春来 金嘉璐 马伟伟

煤炭科学研究总院煤化学研究所教授

1 煤炭液化具有重要战略意义和现实意义

为了21世纪中国国民经济持续高速发展，解决好能源供应和环境保护问题是非常重要的。中国有着丰富的煤炭资源，全国累计探明煤炭保有储量超过1000亿t，经济开采储量达1 145亿t。几年来，煤炭在中国一次能源生产和消费总量中均占70％以上。在未来30～50年内，中国一次能源生产、消费中煤炭所占的比重有可能仍将超过50％。

随着国民经济的高速发展和人民生活水平的不断提高，中国一次能源中石油供需矛盾日益突出，1995年中国的原油进出口量基本持平，轻油(轻油、柴油)

净进口量10万t，2001年中国的石油进口已近7 000万t，预计2005年中国石油进口将达到1亿to在未来的几十年内，石油消费量的增长是不可避免的。 为了减轻我国对石油进口的依赖，积极发展煤液化是一项具有重要意义的能源技术。 2煤炭液化技术 2．1 技术简述

煤的液化是先进的煤炭转化技术之一，是以煤为原料制取液体烃类为主要产品的技术。煤液化分为“煤的直接液化”和“煤的间接液化”两大类。 煤的直接液化是煤直接催化加氢转化成液体产物的技术。

煤的间接液化是以煤基合成气(CO+H2)为原料，在一定的温度和压力下，定向地催化合成烃类燃料油和化工原料的工艺，包括煤气化制取合成气及其净化、变换、催化合成以及产品分离和改质加工等过程。

通过煤炭液化，不仅可以生产汽油、柴油、 LPG(液化石油气)、喷气燃料，还可以提取BTX(苯、甲苯、二甲苯)，也可以生产制造乙烯的原料。 煤炭液化可以加工高硫煤，硫是煤直接液化的助催化剂，煤中硫在液化过程中转化成H2S后，再经分解可以得到硫产品。 2．2 煤炭直接液化的典型工艺

煤的直接液化是煤在适当的温度和压力下，催化加氢裂化(热解、溶剂萃取、非催化液化等)生成液体烃类及少量气体烃，脱除煤中氮、氧和硫等杂原子的转化过程。

煤炭直接液化生产过程可分为4个主要单元(不包括制氢部分)： (1)煤浆制备单元：将煤破碎至<0．2mm以下，与溶剂、催化剂一起制成煤浆。

(2)反应单元：在反应器内在高温(420～470℃)、高压(6—30 MPa)下进行加氢反应(氢气用量一般为液化用煤重量的6～10％)，生产以液态烃类为主的液化产物。

(3)分离单元：将反应生成的液化油、气体烃与残渣分离，取出重油作为循环溶剂配煤浆用。

(4)液化油提质加工单元：根据需要将液化油加工成符合环保要求和产品标

准的的汽油、柴油与航空煤油等成品。

70年代以后，在德国、美国、日本等国的专家，为提高效率、降低生产成本，相继开发了许多煤直接液化新工艺，有的已完成了放大试验并进行了建设商业化厂的有关设计工作，如德国IGOR工艺、美国HTI工艺和日本NEDOL工艺。 3 中国煤炭直接液化技术的开发研究

为了解决中国石油短缺的问题，寻求廉价生产人造石油的有效途径，中国自1980年重新开展煤炭直接液化技术研究。在煤炭科学研究总院北京煤化学研究所建成具有先进水平的煤炭直接液化、油品提质加工、催化剂开发和分析检验实验室，开展了基础和技术研究，取得了一批科研成果，培养了一支技术队伍，为深入进行工艺开发和筹建大型煤炭直接液化生产厂奠定了基础。 3．1 煤种评价与选择

煤炭直接液化对原料煤质量有一定要求。选出适合液化的中国煤种，对我国煤液化采用何种工艺及其经济性都有重要意义。用高压釜对华北、东北、华东、西北、西南的十几个省、自治区的气煤、长焰煤、不粘煤、弱粘煤和褐煤进行液化性能测试，接着在处理能力为0．1t／d煤的连续液化试验装置上进行液化性能评价和工艺条件优选，从中选出15种适宜液化的煤。 3．2工艺技术研究

北京煤化学研究所对北宿、神木、天祝、先锋等4种煤样进行了工艺条件试验。结果表明，采用铁系催化剂，一段液化工艺的适宜条件是：煤浆在反应器内停留时间不能小于1h，氢浓度应控制在90％左右，循环氢流量应控制在Q>2m2／kg煤，反应温度取决于原料性质和反应压力，一般在440-470℃范围内。 该所还对煤—油共炼进行了研究。 3．3 催化剂的筛选和研究

北京煤化学研究所在直接液化催化剂的筛选和研究方面的工作分两部分进行。一是天然矿物催化剂的筛选和微粉碎及其评价；二是高活性催化剂的研制。 该所对我国的硫铁矿、钛铁矿、铝厂赤泥、钨矿渣、钼矿飞灰、高炉飞灰等27种天然矿物进行了活性筛选，从中选出了5种活性较高的催化剂，达到或超过了合成硫化铁的催化活性指标。

目前正在进行高分散铁系催化剂的研制工作，已完成实验室阶段研究。催化

活性达到了世界先进水平。 3．4 煤液化油提质加工的研究

利用国产催化剂，进行了煤液化油的提质加工研究，经加氢精制、加氢裂化和重整等工艺的组合，成功地将煤液化油加工成合格的汽油、柴油和航空煤油。 4 煤炭直接液化的经济性分析

煤炭液化技术已经成熟。早在1927年德国在莱那(Leuna)建立了世界上第一个煤直接液化厂，规模10万t／a。1936～1943年为支持其法西斯侵略战争，德国又有11套煤直接液化装置建成投产，到1944年，生产能力达到423万t／a。 50年代后，中东地区大量廉价石油的开发，使煤直接液化失去了竞争力。1973年后，由于中东战争，西方世界发生了一场能源危机，煤液化研究又开始活跃起来，德国、美国、日本、俄罗斯等国相继开发了煤炭液化新工艺，陆续成功地完成了日处理150～600t煤的大型工业性试验，并进行了工业化生产厂的设计工作。

工业先进国家未实现建煤炭直接液化厂的主要原因不是技术问题，而是经济问题。在工业先进国家，由于设备、人工、煤炭等价格较高，煤液化油的成本每桶高达28～35美元。近几十年来，一方面它们能够得到廉价的天然石油供给，另一方面积极开发能够显著降低生产成本的先进煤液化工艺，以预防未来天然石油资源的大量消耗。例如，开发了新型催化剂和联合工艺，有的用1t煤可以生产4～5桶油，有的操作压力可以降到6～10MPa，生产成本有所下降。 自1997年至今，经过中德、中日、中美政府间的科技合作，进行了在中国建设煤炭直接液化示范厂的可行性研究工作，结果表明，在陕西及内蒙古的神府—东胜地区、云南先锋地区和黑龙江依兰地区建设煤炭液化厂都具有较好的经济效益和社会效益。与工业发达国家相比，由于我国煤产地煤价、人工相对低廉，大部分生产设备可以国产化，在上述地区煤液化油的生产成本只有15~18美元／桶。例如神华煤液化厂预可行性研究结果表明：采用美国HTI煤液化工艺，神华煤液化可得到高达６３％～６８％的油收率。建设一座日处理上湾煤12800t的液化厂（由３条生产线组成），每年能生产汽油、柴油和液化石油气等２５０多万t。总投资约为160亿元，生产成本约为15~16美元／桶。一期先建设１条生产线，年产80万t油，投资约60亿元人民币。再如云南先锋煤液化厂规模为年

处理（液化）褐煤原煤257万t，气化（含发电17万kW）用原煤253万t，供不应求年用原煤510万t。年产汽油、柴油和液化石油气等102万t。总投资为102亿元，生产成本约为17~18美元/桶。

实现煤炭液化工业化生产是解决中国现阶段几十年内石油供需矛盾的一个可行的有效算途径。

———来自煤炭加工与综合利用——