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煤气化制氢技术范文1
关键词：芪参二莲汤；肝纤维化；细胞外基质；基质金属蛋白酶-1；金属蛋白酶抑制剂-1；大鼠
DOI：10.3969/j.issn.1005-5304.2017.05.013
中图分类号：R285.5 文献标识码：A 文章编号：1005-5304（2017）05-0052-05
Effects of Qishen Erlian Decoction on Serum MMP-1 and TIMP-1 in Liver Fibrosis Model Rats YUAN Xing-xing1， GUO Lei2， WANG Bing-yu1， YANG Lei1， LIU Chang-fa1， ZHANG Ya-li1 （1. Nangang Branch of Heilongjiang Academy of Traditional Chinese Medicine， Harbin 150001， China； 2. Qiqihar Hospital of Traditional Chinese Medicine， Qiqihar 161000， China）
Abstract： Objective To investigate the effects of Qishen Erlian Decoction on serum MMP-1 and TIMP-1 levels in thioacetamide （TAA） induced liver fibrosis rats； To discuss its mechanism of action. Methods Liver fibrosis model was created by the TAA gavage method. 120 SD male rats were randomly assigned to control group， model group， colchicine group， Qishen Erlian Decoction low-， medium- and high-dose group （20 in each group）. Each medication group was given relevant medicine for gavage. Control group and model group were given the same amount of normal saline for gavage， once a day for 5 weeks. HE staining and Masson trichrome staining were used to observe the pathological changes in liver tissue and liver tissue damage. Biochemistry， radioimmunoassay， and ELISA were used to detect the serum liver function， hepatic fibrosis index， MMP-1 and TIMP-1 levels. Results Compared with the model group， serum ALT， AST， TBIL， γ-GGT， HA， LN， Ⅳ-C and PCⅢ levels， MMP-1 and the ratio of MMP-1/TIMP-1 increased significantly and level of TIMP-1 decreased significantly in Qishen Erlian Decoction groups， with statistical significance （P
Key words： Qishen Erlian Decoction； liver fibrosis； extracellular matrix； MMP-1； TIMP-1； rats
肝纤维化是在体内有害因素的持续刺激下，肝脏内弥漫性细胞外基质（ECM）的合成和降解失去平衡的一种病理变化，属于肝损伤后组织修复过程中的一种代偿反应，也是肝硬化发展的必经阶段。而基|金属蛋白酶类（MMPs）和金属蛋白酶抑制剂（TIMP）两者的平衡在ECM的合成与降解中发挥重要作用。有研究发现，通过对MMPs/TIMPs平衡的干预，可抑制ECM合成，促进其降解，故其已成为逆转肝纤维化的重要方法[1]。芪参二莲汤为黑龙江省中医药科学院著名肝病专家张雅丽教授治疗肝纤维化经验方，具有益气扶正、活血解毒、化痰通络的功效。我们前期研究发现，芪参二莲汤可通过减轻炎性细胞因子对肝细胞的直接损伤，抑制炎症向肝细胞浸润，具有明显的抗炎、保肝及调节免疫的功能，对肝纤维化具有一定拮抗作用[2-4]。为了进一步探究其对肝纤维的逆转作用，本实验采用硫代乙酰胺（thioacetamide，TAA）灌胃法制备肝纤维化模型，通过检测大鼠肝功能、肝纤维化指标，监测ECM代谢因子MMP-1、TIMP-1水平及其比值变化，探讨芪参二莲汤对大鼠肝纤维化的作用机制。
1 材料与方法
1.1 动物
SPF级SD大鼠120只，雄性，2月龄，体质量（200±20）g，黑龙江中医药大学实验动物中心，动物合格证号[黑动字第]P00102005。饲养于黑龙江省中医药科学院实验动物中心，室温18～25 ℃、相对湿度50%～60%、人工12 h昼夜循环照明环境，分笼饲养，自由摄食饮水。
1.2 药物
芪参二莲汤（黄芪15 g，茵陈蒿10 g，虎杖10 g，西洋参10 g，半边莲10 g，半枝莲10 g，猫爪草10 g，石见穿10 g，女贞子15 g，墨旱莲15 g，五味子15 g，甘草15 g），上述饮片购自黑龙江省中医药科学院中药房，本院煎药室制备并浓缩；秋水仙碱片，昆明制药集团股份有限公司，0.5 mg/片，批号201410213，用前研细粉过100目筛，用蒸馏水配成混悬液。TAA，上海麦克林生化科技有限公司，批号MFCD00008070。
1.3 主要试剂与仪器
丙氨酸氨基转移酶（ALT）试剂盒、天门冬氨酸氨基转移酶（AST）试剂盒，中生北控生物科技股份有限公司，批号20142301、20141161；总胆红素（TBIL）试剂盒，上海荣盛生物药业有限公司，批号20140806107；γ-谷氨酰转酞酶（γ-GGT）检测试剂盒，桂林优利特医疗电子集团公司，批号25120784；透明质酸（HA）、层黏连蛋白（LN）、Ⅲ型前胶原（PCⅢ）、Ⅳ型胶原（Ⅳ-C）试剂盒，南京建成生物工程研究所，批号20100514；大鼠MMP-1、TIMP-1 ELISA试剂盒，美国RapidBio Lab. Calabasas，批号分别为13070822、13070866；Masson三色染色试剂盒，南京森贝伽生物科技有限公司，批号20140514。石蜡切片机（RM2145，德国Leica），石蜡包埋机（EG1140，德国Leica），荧光显微镜（DM1L，德国Leica），酶标仪（Benchmark plus型，美国Bio RAD），全自动生化分析仪（日立7600-020，日本HITACHI），CO2培养温箱（3949型，美国Forma Scientific）。
1.4 分组、造模与给药
大鼠适应性饲养1周后，按体质量随机分为正常组、模型组、秋水仙碱组和芪参二莲汤低、中、高剂量组，每组20只。除正常组大鼠常规饲养外，余组大鼠采用TAA灌胃法制造肝纤维化模型[5-8]，隔日1次，连续7周。药物组按照秋水仙碱（0.105 g/kg）和芪参二莲汤低（5 g/kg）、中（10 g/kg）、高（15 g/kg）剂量灌胃给药，正常组和模型组给予等量生理盐水灌胃。给药体积均为8 mL/kg，每日1次，连续5周。
1.5 标本制备
实验结束后，所有大鼠腹腔注射3%戊巴比妥钠（1 mL/100 g）麻醉，静脉取血，静置，5000 r/min离心7 min，收集血清，-80 ℃冰箱保存备用，于肝左叶距边缘0.5 cm处取2块1 cm×1 cm×0.5 cm大小组织块。
1.6 指标检测
1.6.1 肝组织病理形态 HE染色将肝组织切片经二甲苯Ⅲ、二甲苯Ⅱ、二甲苯Ⅰ、100%乙醇Ⅱ、100%乙醇Ⅰ、95%乙醇、90%乙醇、80%乙醇、70%乙醇、50%乙醇、蒸馏水、苏木素染液、盐酸乙醇溶液、清水、清水、氨水溶液、伊红染液、蒸馏水、50%乙醇、70%乙醇、80%乙醇、90%乙醇、95%乙醇、100%乙醇Ⅰ、100%乙醇Ⅱ、二甲苯Ⅰ、二甲苯Ⅱ、二甲苯Ⅲ后入通风橱封片。Masson染色切片将肝组织脱蜡、苏木素染、流水稍洗、1%盐酸乙醇分化、流水冲洗、丽春红酸性品红液染、蒸馏水、1%磷钼酸水溶液、2.5%亮绿液染色、1%冰醋酸、95%乙醇、100%二甲苯。镜下观察肝脏组织病理形态及肝损伤程度。
1.6.2 肝功能检测 采用全自动生化分析仪，对血清ALT、AST、TBIL、γ-GGT进行检测。
1.6.3 肝纤维化指标检测 放射免疫分析法检测血清HA、LN、PCIII、Ⅳ-C含量，严格按照试剂盒说明书进行操作。
1.6.4 血清基质金属蛋白酶-1及其抑制剂测定 采用ELISA试剂盒及酶标仪测定大鼠血清MMP-1、TIMP-1含量，取出96孔板，设置标准品孔、空白孔、模型孔、秋水仙碱孔和芪参二莲汤低、中、高剂量孔，加入标准品50 μL预计的标准品浓度梯度；按照顺序在待测样本孔中加入待测样本10 μL，再加样本稀释液40 μL，重复洗板3次后加酶标工作液，然后按顺序每孔先加入显色剂A液50 μL，再加入显色剂B液50 μL，于37 ℃恒温箱中避光显色15 min。用酶标仪检测。
1.7 统计学方法
采用SPSS19.0统计软件进行分析。实验数据以―x±s表示，采用方差分析，组间两两比较用LSD法检验，等级资料多组独立样本用秩和检验。P
2 结果
2.1 一般情况
正常组大鼠与芪参二莲汤高剂量组营养状况良好，饮食和体态正常，反应灵敏，眼光有神，皮毛密集伴有光泽，体质量自然增加。余各组大鼠一般情况差，饮食少，皮毛发黄黯淡无光，伴轻度脱毛，潮湿成缕，体形消瘦，反应迟钝，烦躁易激惹。实验过程中大鼠部分死亡，原因可能为灌胃损伤或对药物耐受性差异等，模型组大鼠死亡3只，秋水仙碱组和芪参二莲汤低、中剂量组各死亡2只。
2.2 芪参二莲汤对大鼠肝脏组织病理形态的影响
HE染色结果显示，正常组大鼠肝组织的肝小叶完整，肝细胞排列整齐，肝细胞围绕中央静脉呈放射状排列，无变性坏死，未见纤维组织增生；模型组肝小叶结构破坏，肝细胞索排列紊乱，肝细胞变性，部分坏死，伴有炎性细胞浸润，纤维组织大量增生；各给药组肝脏损伤程度均较模型组明显减轻，肝小叶结构破坏减轻，肝脏胶原纤维增生减轻，肝细胞水肿好转，变性情况明显改善，炎细胞浸润减少，其中以芪参二莲汤高剂量组肝脏结构改善最为明显。结果见图1。
Masson染色结果显示，正常组大鼠肝细胞索排列整齐，在汇管区与间质的小血管壁上少量蓝色的胶原纤维分布；模型组胶原纤维明显增多，多分布在汇管区和血管周围，形成纤维间隔，破坏肝小叶结构；各给药组均较模型组减轻，胶原纤维组织增生均有不同程度的减少，纤维化程度有明显好转，部分较细的蓝色纤维走行于血管周围，其中以芪参二莲汤高剂量组肝脏结构改善最为明显。结果见图2。
2.3 芪参二莲汤对模型大鼠血清肝功能的影响
与正常组比较，模型组ALT、AST、γ-GGT、TBIL水平显著升高（P
2.4 芪参二莲汤对模型大鼠血清肝纤维指标的影响
与正常组比较，模型组HA、LN、Ⅳ-C、PCⅢ水平显著升高（P
2.5 芪参二莲汤对模型大鼠血清基质金属蛋白酶-1及其抑制剂-1水平的影响
与正常组比较，模型组MMP-1、MMP-1/TIMP-1比值显著降低（P
3 讨论
中医学认为，肝纤维化属“积聚”“Y瘕”范畴，其病机为络气不足，气虚血瘀，外感湿热久羁，凝聚成痰，发为本病证。故肝纤维化多为本虚标实，虚实夹杂。芪参二莲汤用药以益气扶正为主，兼以解毒化痰逐瘀。本方重用黄芪，其为补药之长，气充帅血，祛瘀散结；西洋参、五味子、墨旱莲、女贞子滋补肝肾、活血通络，养血以柔肝体；半边莲、半枝莲清利湿热；石见穿、猫爪草化痰散结，解毒化瘀；茵陈蒿、虎杖、甘草散瘀退黄，清血分肝络之毒。综观全方，扶正祛邪，扶正不助邪，逐瘀与化痰并行，共奏益气扶正、活血解毒、化痰通络之功。
本课题结合肝脏组织病理学、肝功能、肝纤维化四项检测，对芪参二莲汤治疗肝纤维化的疗效进行研究，通过HE与Masson染色联合对照观察。结果显示，正常组大鼠肝脏组织均无明显异常改变；模型组肝小叶结构破坏，肝细胞索排列紊乱，肝细胞变性，部分肝细胞坏死，伴有中性粒细胞及淋巴细胞浸润，纤维组织大量增生，个别大鼠可见假小叶形成；各给药组肝脏损伤程度均较模型组减轻，而且芪参二莲汤能够明显改善肝纤维化大鼠ALT、AST、TBIL、γ-GGT及HA、LN、Ⅳ-C、PCⅢ水平，其中以芪参二莲汤高剂量组疗效最佳。
肝脏的ECM过度沉积形成肝纤维化，而ECM在肝内过度沉积不仅仅是由于ECM合成增多，更大程度上是由于ECM降解减少[9]。然而，机体主要是通过MMPs与TIMPs的动态平衡来调节ECM的生成和降解，MMP-1能降解纤维化肝组织中ECM的主要成分Ⅰ、Ⅲ型胶原，而ECM主要是Ⅰ、Ⅲ型胶原的沉积[10]。TIMP-1可抑制MMP-1的活性，导致ECM降解减少。当MMP-1和TIMP-1比例失调时，导致胶原酶活性减弱，使肝组织内胶原代谢紊乱，Ⅰ、Ⅲ型胶原降解减少而沉积，造成肝纤维化的进一步恶化[11]。史玉岭[12]使用ROC曲线评估TIMP-1诊断肝纤维化的敏感度、特异性，结果显示其明显高于肝纤维化标志物HA、PCⅢ、Ⅳ-C、LN，提示血清TIMP-1诊断肝纤维化有较高的敏感度和特异性，其水映肝纤维化程度。本研究结果显示，TAA诱导肝纤维化模型大鼠较正常组大鼠血清MMP-1水平明显降低，TIMP-1较正常组明显升高，MMP-1/TIMP-1较正常组明显降低，与近年来肝纤维化形成过程中有关MMPs与TIMPs表达的相关研究结果一致[13]。而芪参二莲汤能显著提高MMP-1水平，降低TIMP-1水平，从而调整MMP-1/TIMP-1的平衡，达到逆转肝纤维化的目的。
综上，芪参二莲汤能明显改善肝纤维化大鼠肝功能及肝纤维化指标，促进MMP-1/TIMP-1平衡，从而达到防治肝纤维化的作用，且存在一定的量效关系。
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煤气化制氢技术范文2
1产污环节分析
目前，我国大规模生产的现代煤化工产品有油品、甲醇、烯烃、二甲醚等。涉及的工艺主要包括煤直接液化、煤间接液化和煤气化。这三大工艺过程也是工艺废气中二氧化硫的重要排放来源。煤化工工艺过程的二氧化硫排放节点主要是自备电热站或加热炉、硫磺回收装置以及生产单元在正常生产及开、停车、事故状态下的排放。本文主要研究生产工艺过程气中酸性气体的处理及二氧化硫的排放特征，因此暂不考虑来自电热站或加热炉的燃料型二氧化硫。下面分别分析不同煤化产品的生产工艺流程及二氧化硫产生环节。
1.1煤制天然气煤制天然气的主要生产工艺包括备煤、煤气化、甲烷化等环节。其中煤气化系统是整个流程中的中心环节，也是最重要的二氧化硫产生源。具体的工艺流程为:原煤经备煤单元处理后进入气化炉，经过干燥、干馏、气化和氧化后，反应生成粗煤气，经急冷、洗涤并回收热量后送入变换单元。粗煤气经过部分变换和工艺废热回收后进入酸性气体脱出单元，脱出硫化氢后进入甲烷化反应器进行甲烷化反应。在酸性气体脱除单元浓缩的含H2S酸性气，以及来自酚氨回收单元和煤气水分离单元的酸性气送往硫回收单元制得硫磺产品。煤制天然气工艺过程中的二氧化硫来源主要为硫磺回收单元的尾气排放及非正常情况下的排放。其中，硫磺回收装置将来自气化、变换、低温甲醇洗工段的酸性气体和硫回收再生塔的酸性气体转化制硫，净化后的尾气进入尾气焚烧炉燃烧，残余的H2S转化成SO2，由烟囱排出。非正常排放则主要由以下几种情况产生:(1)开、停车排气和一般事故排气生产装置开、停车或检修时会产生一定量的不合格气体，由于不能满足后续工序的工艺要求需直接排入火炬。一是气化炉开车。气化炉开车时炉气成分不合格，会有短时外排，工艺气中的H2S经火炬燃烧后转化成SO2排放。二是一般事故排气。当煤气化、变换、低温甲醇洗、甲烷化等装置出现故障或一般性事故时，因气体组分不合格，为避免引起催化剂中毒，系统需要排气，排放的气体送火炬燃烧。(2)设备超压排气工艺生产过程中的主要设备、压力容器、管线系统均设有安全放空系统，当系统压力超过设定规定值时，安全阀启跳泄压，物料通过放空管线直接排入大气。尽管装置开、停车及一般事故性排放并非持续性的，但其瞬间排放浓度很高，一般均在1000～2000mg/m3。
1.2煤制油煤制油工艺的主要流程分为:备煤、加氢裂化、分馏、加氢稳定四部分。首先，原煤经备煤装置加工成煤粉后送入煤液化装置，与催化剂及供氢溶剂在高温、高压、临氢的条件下发生加氢裂化反应，反应后分离气体进入轻烃回收装置，分别产出液化气、酸性气体及含硫污水，其中液体物料经加氢稳定和加氢改质后产出石脑油、柴油等产品。煤液化、煤制氢、轻烃回收及含硫污水汽提等装置脱出的硫化氢经硫磺回收装置制取硫磺。在整个工艺过程中，二氧化硫主要来自于两个部分:硫磺回收装置的尾气焚烧炉和非正常情况下的排放。其中硫磺回收装置主要是将煤气化气提塔、酸性气体脱除工序热再生塔、脱硫化氢塔、氨吸收塔、再生塔顶回流罐、水洗塔、煤液化、煤制氢、轻烃回收及含硫污水汽提等装置脱出的酸性气体硫化氢进行回收并制取硫磺。净化气中残余的H2S在硫磺回收装置的尾气焚烧炉内燃烧生成二氧化硫由烟囱排放。非正常排放则主要发生在两种情况下:①生产装置(如煤直接液化项目的煤制氢装置气化炉)在开车时，炉温未达到一定温度，或者在故障停车时，粗煤气均无法进入净化系统，而只能直接送至火炬系统燃烧后排放;②装置(如硫磺回收装置或含硫污水汽提装置)事故状态下排放的废气根据其放空压力，分别接入不同压力等级的放空管网，经分液后进入主火炬或酸性气火炬燃烧后排放。
1.3煤制甲醇以煤为原料生产甲醇的工艺过程包括空气分离、煤气化、一氧化碳变换、合成气净化、甲醇合成等工艺单元。其中，煤气化单元与煤制天然气过程类似，即原煤经加工后的料浆在气化炉中完成气化反应生成粗煤气。煤气在变换工序进入耐硫变换炉，将CO转化为CO2，以调节碳氢比例。出变换系统的工艺气进入脱硫脱碳净化系统脱除H2S及CO2等酸性气体后，作为甲醇合成新鲜气送甲醇合成装置。脱出的H2S气体送往硫回收系统回收硫磺。净化后的合成气在甲醇合成塔内反应生成甲醇，经精馏提纯制得精甲醇或满足后续工序要求的粗甲醇。整个工艺过程产生二氧化硫的环节为:硫磺回收装置、低温甲醇洗尾气洗涤塔尾气和气化炉开车升温废气、气化炉停车(事故)排气等非正常排放。其中，硫磺回收装置回收气化过程的气化灰水闪蒸汽、变换工段汽提塔尾气、甲醇液再生酸性气中的酸性气体。硫磺回收装置和低温甲醇洗尾气洗涤塔的尾气最终均进入火炬排放。非正常情况下的二氧化硫产生机理同煤制天然气工艺过程类似。
1.4煤制烯烃煤制烯烃工艺过程是在煤制甲醇的基础上增加一套甲醇转化制低碳烯烃系统，即甲醇转化制烯烃技术(MTO系统)或甲醇转化制丙烯技术(MPO系统)、一套聚乙烯装置或聚丙烯装置。甲醇进入甲醇转化制低碳烯烃系统后，经加热气化送入到流化床催化反应器。通过一系列催化反应、氧化物分离、洗涤、干燥。煤制烯烃工艺过程中的二氧化硫产生环节及机理与煤制甲醇过程相同，即主要包括硫磺回收装置、低温甲醇洗尾气洗涤塔尾气和气化炉开车升温废气、气化炉开停车时和装置事故排气等非正常排放。
2二氧化硫排放情况测算
通过对全国大型煤化工企业进行调研，以A、B两厂为例做硫平衡分析，并估算C厂气化炉开、停车及事故排放量。由于对于非正常情况下直排火炬的排放情况，既无在线自动监控设备，也无法开展人工监测，目前也缺乏统一、准确的测算方法，因此，现阶段只能根据物料衡算法估算其排放量。A厂是一套规模为52万吨/年的煤制甲醇项目，年消耗原料煤91万吨，按照0.33%的含硫率计算，总硫投入量为3003吨。最终硫元素的支出途经主要包括气化灰渣、净化尾气、排空火炬、硫回收烟气、去污水处理气化废水和硫磺副产等。其中，近2000吨的硫经硫磺回收装置转化为硫磺产品，其次，则基本都转化成二氧化硫排入大气中。其中，通过硫回收装置的尾气焚烧炉排放的硫仅为266吨。非正常情况下直排火炬的排放量约660吨，是煤制甲醇工艺过程中最主要的二氧化硫排放环节。B厂是一套规模为60万吨/年的煤制烯烃项目，年消耗原料煤中的总含硫量为1.3万吨，其中83%的硫元素都转化为硫磺产品，除去气化渣之外，剩余的大部分硫基本都是在气化炉切换及装置异常排放过程中以二氧化硫的形式排放入大气中，年排放量约245吨。
煤制二甲醚的工艺过程是在煤制甲醇的基础上，增加甲醇气化、二甲醚合成等工艺环节。二氧化硫主要来源于制甲醇的环节。C厂也是一套煤制烯烃项目，一年中气化炉的最长连续运行时间为71天，平均为60天。因此，每年需进行大约28～30次气化炉开、停切换操作，损失原料煤约2.8万吨/年。按照工艺设计煤中硫转化率为83.7%进行估算，直接通过高压富氢火炬排放的SO2约为274吨/年。因装置开停车、事故状态下气化装置与硫回收装置不同步运行，期间消耗原料煤约0.5万吨/年，经估算，因此造成的酸性气不经净化系统直排入酸性气火炬焚烧排放SO2504/年。因此，这套煤制烯烃项目，每年非正常排放二氧化硫总量约778吨。根据上述硫平衡分析及排放量测算结果可以看出，煤化工工艺中二氧化硫的主要来源是装置开停车、生产装置发生故障等非正常情况下的排放。
3管理对策与建议
煤气化制氢技术范文3
关键词：IGCC；煤气化；燃气轮机；余热锅炉
1 概述
IGCC又称为整体煤气化联合循环发电（Integrated Gasification Combined Cycle），是将煤炭气化和燃气-蒸汽联合循环发电系统有机集成的一种洁净煤发电技术。在IGCC系统中，采用原料煤作为燃料，经过气化炉将其转化为煤气，并经除尘、脱硫等净化工艺，使之成为洁净的煤气供给燃气轮机燃烧做功。燃气轮机排出的高温烟气经余热锅炉加热给水产生过热蒸汽，带动蒸汽轮机发电，从而实现煤气化联合循环发电过程。IGCC主要有以下几方面优点：
(1)粉尘、NOx、SOx的排放量小，能满足严格的环境要求。
(2)供电效率高。供电效率能达到42%～45%，最终可达50%～52%，有利于减少CO2的排放。
(3)燃煤后的副产品如熔渣和飞灰可作建筑水泥材料，煤脱硫后的副产品可制得单质硫或硫酸，对环境无害，可以实现零排放。
(4)可以通过合理选择气化炉形式和气化工艺，燃用各种品位的煤种。
(5)气化的合成煤气，也可制取甲醇、汽油、尿素等化学品，使煤得以综合利用。
（6）节水
2 发展概况
IGCC技术始于上世纪70年代初，1984年，美国“冷水”IGCC电站试验成功，宣告了IGCC发电技术的可行性，并取得了极好的环保效果。此后，英国，美国，日本，荷兰等国家纷纷建立了IGCC的示范电站。
我国从上世纪80年代起就跟踪IGCC技术的发展，并且将其列入国家重点科技发展项目。如2004年华能集团推出了“绿色煤电”发展计划，即与7家发电、煤炭、投资公司共同成立绿色煤电公司，形成以煤气化制氢、氢气轮机联合循环发电和燃料电池发电为主、并进行CO2分离和处理的、适合中国国情的煤基绿色能源系统；此外大唐、中电投、华电、国华等发电集团也有IGCC项目正在进行中。
3 典型的IGCC工作系统
IGCC电站一般由以下系统组成，即气化系统，煤气净化系统，空分系统以及动力系统，是一个多种设备，多种技术性能集成的复杂系统。因此，IGCC整个系统的性能取决于子系统的性能及各子系统间的匹配，而各子系统的组合及其性能都直接影响整个系统的性能指标。整个系统如下图所示。
4 关键技术
4.1 气化炉系统
气化炉为IGCC系统的关键，依据气化炉的操作状态不同，煤气化可以划分为不同的类别。按照最常用的流体力学状态和物料的运动方式分类，主要有固定床、流化床和喷流床三种类型。喷流床气化炉有Texaco炉、Destec炉、PRENFLO炉、Shell炉等类型。流化床气化炉有KRW炉、U-Gas炉等。固定床气化炉有鲁奇炉和BGL炉等。
1）固定床。煤（焦）由气化炉顶部加入，自上而下经过干燥层、干馏层、还原层和氧化层，最后形成灰渣排出炉外；气化剂自下而上经灰渣层预热后进入氧化层和还原层（两者合称气化层）。固定床气化炉的负荷调节性能较好，煤气中CH4的含量较大，有利于提高煤气的发热量。固定床气化的局限性是对床层均匀性和透气性要求较高，入炉煤要有一定的粒(块)度（约6-50mm）及均匀性。煤的机械强度、热稳定性、粘结性和结渣性等指标都与透气性有关，因此，固定床气化炉对入炉原料有很多限制。炉内需要有运动部件，运行可靠性差，煤气中含有焦油、酚类、NH3的数量较多，需要复杂的煤气净化设备。由于煤气流速和设备体积的限制，固定床气化炉煤气生产能力较低，不利于向大型化方向发展。
2）流化床。流化床气化炉是利用流化床工艺，煤粒在815～1038℃温度下气化，通过向流化床内添加石灰石或白云石，脱除大部分的H2S，因而适用于气化高灰分和高硫分的煤种。由于流化床气化炉的气化温度较低，因而其碳转化率较低，优点是燃料适应性广，煤气成分稳定，大部分硫化物能在床内脱除，使后续精脱硫过程简化，炉膛的工作温度较低，耐火材料较易解决，其使用寿命也较长。
3）喷流床。原料煤由气化剂夹带入炉并进行燃烧和气化，受反应空间的限制，气化反应必须在瞬间完成，为弥补停留时间短的缺陷，必须严格控制入炉煤的粒度（＜0.1mm），以保证有足够的反应面积。在并流气化反应中，煤和气化剂的相对速度很低，气化反应是朝着反应物浓度降低的方向进行，碳的损失不可避免，为增加反应推动力，必须提高反应温度即反应速度，火焰中心温度在2000℃以上，采用液态排渣。可靠性较差。
总的来说，以上三种气化方式各有利弊。对于IGCC而言，与常规的燃气-蒸汽联合循环相比，所不同的主要是煤的气化和净化系统。开发大容量、转化效率高的气化炉，是最终实现IGCC发电方案的关键。由于喷流床气化炉的生产能力大，能量转换效率高，燃料适应性广，因而，喷流床气化炉，特别是干粉供煤方式，将是未来的主要发展和研究方向。
4.2 煤气净化系统
煤气化制氢技术范文4
关键词 煤化工技术；现状；突破
中图分类号TQ53 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2013）103-0184-02
1 我国煤化工迅速发展
我国煤化工迅速发展的原因主要有以下几点：一是我国经济的快速增长，对新材料的需求不断增加；二是我国煤炭资源十分丰富；三是国际油价的长期高位运行导致我国对外进口依存度逐渐增加，2011年已高达56.8%；四是经过30年的时间积累，技术已进入到产业化阶段。而煤化工项目的特点可以概括为“三个密集”，即资源密集、技术密集和资金密集。资源密集是对资源的需求较高，尤其对水资源的要求；技术密集是指大规模工业化生产过程中需要应用到气体净化、污水处理及其他节能减排技术等；资金密集是指每万吨的产品投资需要消耗一个亿左右。
2 煤化工技术还不成熟
拓展煤炭产业链的主要途径是发展煤化工，确定拓展煤炭产业链的发展方向对调整产业结构、实现煤炭矿区经济稳步健康发展具有十分积极的现实意义，但要注意的是拓展煤炭产业链并不意味着能从源头上解决资源短缺的问题，何况某些拓展项目属新兴的朝阳产业，其科技含量之高、投入资金之多、存在风险之大都是难以估量的，因此煤化工的发展之路并非一马平川。
新型煤化工是一个技术与人才高度密集的现代产业，现在很多大型的新型煤化工技术尚处于初步试点阶段，要想真正实现大规模的工业化推广还有一段很长的路要走，这其中需要引入大量设计研发、生产施工、管理运营等相关的高素质专业人才，但我国从事煤化工生产及研发的工作人员多由石化行业或其他关联领域转行过来的，可以说现阶段制约煤化工现代化发展的主要因素之一便是高素质专业人才的不足。
大型现代煤化工技术多是首次在大规模的工业化中应用，所以下列风险不可避免：技术在初步试点阶段虽然可行，但没经过实践长时的运行检验；当前煤化工中关于“三废”的处理技术尚不完善，距离真正实现“零排放”还有几步之遥；经济、技术等方面还没得到验证，因此要想完善技术必须进行深层次的集成优化与升级示范；投资强度大必然会造成部分投资者望而却步，总之要想新型煤化工的现代化发展一帆风顺，必须做好事先的经济风险评估。
煤炭是我国的基础能源，煤气化是煤炭高效、清洁利用和转化的核心技术，是发展煤基化学品、IGCC发电、制氢等工业的基础。大规模气化技术的应用对引领煤化工行业的转型发展、促进我国化学工业可持续健康发展、保障国家能源安全具有重要意义，然而在一些产业链延伸项目在实施过程中仍存在较大的技术风险。
3 新型煤化工技术问世
我国的芳烃年消费量超两千万吨，其为大宗基础有机化工原料，作为化纤、塑料等领域的关键生产原料成功覆盖了服装面料、航空航天、交通运输、装饰装修、电器产品、移动通讯等行业。市面上的芳烃有不小于97%都源于石油原料，而我国石油产能不足，40%的芳烃依赖国外进口，而由我国自主研发的煤制芳烃技术的成功问世成为了新型煤化工现代化发展之路上的一个里程碑突破，不仅有利于推动石化原料的多元化发展，也有利于应对市场快速增长的需求，对保障国家能源安全是有百利而无一害的。
当前用煤炭资源代替石化生产原料成为新型煤化工现代化发展的重点方向，同时要求真正实现煤炭资源的“零排放”，这一点已被国家能源局写进了““十二五”科技发展规划。煤制芳烃技术以煤炭资源为主要生产原料，由煤气化、合成气制甲醇和甲醇制芳烃三大关键技术组成，其中国内外关于煤气化与合成气制甲醇的生产技术都已纯熟，唯有甲醇制芳烃这一生产技术还是白纸一张。而经由我国清华大学自主研发成功且当作催化剂的甲醇制芳烃和能够应用于大规模工业生产的流化床甲醇制芳烃填补了此项国际空白，对我国发展安全新能源具有重要的保障意义。
经清华大学各位专家们数十年技术攻关而成功研发的流化床甲醇制芳烃在煤制芳烃技术领域里可谓具有划时代意义，其成套技术的创新性之强在技术领域的发展史中都是“前无古人后无来者”的且将同类技术远远地甩在了身后。流化床甲醇制芳烃成套技术的先进性表现在操作流化床装置时，虽然弹性较大，但是非常平稳、易于控制，其自动化与连续性非常高，甲醇不费吹灰之力便可全部转化成所需要的芳烃，同时还会产生大量的氢气，真正实现三废“零排放”、环境“零污染”。清华大学各位专家们在研发煤制芳烃技术的过程中始终坚持“绿色化学”的理念，煤基甲醇生产在经过脱硫、脱氮等程序后，生产处的芳烃必然是干净的、不含丝毫杂质的；甲醇转化成芳烃的过程中产生的大量氢气并非无用武之地，其可以回炉用来调整合成气的碳氢比；甲醇转化成芳烃的过程中产生的甲烷和乙烷可用作燃料或制氢原料，并且在下一道工序中还能再次转化为芳烃，可谓一举多得，真正实现了物尽其用、物尽其责，很大程度上推动了环境友好型城市的建设。
当今社会科技是第一生产力，企业要想长期在竞争激烈的市场和煤化工领域中站稳脚跟、占据技术高地必须大力发展科技，不断突破创新。这就要求企业要积极研发煤制芳烃技术的延伸产业链，不断优化产业结构，形成企业与众不同的技术核心竞争力，继续探索被视为最符合中国国情的企业科技创新途径的产学研合作模式并发展运用这种模式，促进企业的科学、可持续、快速发展。因为谁能在新能源战略竞争中取得优势，谁就能在下一场产业革命中充当领跑者。需要强调的是，我国中西部地区的煤炭资源相对比较丰富，而研发煤制芳烃技术的延伸产业链势必会带动相关下游产业的发展，这不仅有利于实现东部地区共享中西部地区丰富的煤炭资源，还有利于促进中西部地区的经济又快又好的发展，对实现西部大开发具有十分重要的战略性与现实性。研发煤制芳烃技术作为实现新型煤化工的现代化发展的第一步，一定不能出丝毫差错，后续的很多相关工作都要稳扎稳打，坚决杜绝急于求成。
煤气化制氢技术范文5
1、引言
中国是一个富煤贫油少气的国家，能源结构表现在80年代前，煤炭占80%以上。目前仍然以煤炭为主，约占65～70%。2013年国家统计局统计表明：2012年煤炭消费量比上年增长2.5%；原油消费量增长6.0%；天然气消费量增长10.2%；电力消费量增长5.5%。从1993年我国已成为石油进口国。同时，我国目前也正在积极开发其他能源：水力资源；核能；天然气。
能源是一个国家生产技术水平的重要标志，没有能源就没有工业因此，能源问题是世界各国，尤其是工业发达国家最先考虑发展的问题。在应对当今石油供需矛盾和贯彻节能减排政策中，煤炭液化不仅具有重大的环保意义，煤炭液化技术也将成为新型煤化工产业的重要方向之一，而且具有保障能源安全的战略意义。因此，煤炭液化将是未来煤代油的重要途径之一。
所以，从世界到我国来看，能源结构的发展趋势进入了群雄并起，各自发挥自身优势的阶段。 应该清醒地看到我国是世界上少数几个以煤炭作为主要能源的国家之一。我国煤炭探明储量为114500亿吨，名列世界第三，占世界储量的12.6%。综合我国能源消费特点：以煤炭为主；人均消费水平低，单位产值能耗高；人均能耗是世界平均水平的1/2，单位产值能耗是世界平均水平的近4倍（3.95倍）.
综上所述，为了更好地解决我国未来的能源问题，除了应大力发展其他能源外（核能、水力能、太阳能），还要大力加强煤炭的综合利用，提高煤炭的利用率是极其重要的。
2、煤炭液化工艺
煤炭液化是把固体状态的煤炭经过一系列化学加工过程，使其转化成液体产品的洁净煤技术。这里所说的液体产品主要是指汽油、柴油、液化石油气等液态烃类燃料，即通常是由天然原油加工而获得的石油产品，有时候也把甲醇、乙醇等醇类燃料包括在煤液化的产品范围之内。煤炭液化主要有2种方法：间接法和直接法。
间接法：
煤先进行气化，气化气中的CO与H2在催化剂的作用下反应生成烷烃和烯烃而获得液体产品。间接液化开始于1923年，由德国Franz Ficher和Hans Tropsch提出，因此称为F-T合成。世界目前最为成功的是南非SASOL。
南非因不产石油和天然气，而煤炭储量丰富且价格低廉，在1955年建立了Sasol-Ⅰ合成油厂，生产柴油、石蜡等产品，以后又建立了Sasol-Ⅰ、Sasol-Ⅱ厂，分别于1980、1982年投产，主要生产汽油，Sasol 3个厂每年可生产450万t车用燃料和有价值的化工产品。
Sasol煤气化全都采用鲁奇固定床气化炉，煤气净化工艺采用低温甲醇洗涤法。F-T合成工艺，Sasol公司开发2大系列工艺，即高温（300～350℃）F-T3 - & 合成，主要产品是汽油和轻稀烃，所用反应器是循环流化床和固定流化床，另一类是低温F-T合成，主要产品是蜡和馏出物，所用反应器是固定床和浆态床反应器。
山西煤化所低温浆态床合成技术，铁系催化剂，700t/a级试验平台，完成4000多小时考核运行，柴油馏分70%，十六烷值达到70。成立中科煤制油公司，已经进行3个（神华、山西潞安、内蒙伊泰）十六万吨示范工厂的建设。
兖矿集团： 2003年-2004年建成5000吨/年低温浆态床FT合成中试装置与铁系催化剂制备装置，2004年11月26日完成4706小时连续平稳考核运行，合成产品以柴油为主（70%以上，十六烷值70）；2005年1月29日通过鉴定，同年年底启动百万吨级工业化示范工程。
直接法：将煤磨碎制浆，而后加入供氢溶剂及氢气，在高压高温下加氢液化。
从20世纪30年代起，世界上许多国家都在研究开发煤直接液化制油技术，二战时期的德国曾将直接液化技术工业化，产量达到400万t/a。早期的技术液化压力高，油收率低，投资大，50年代由于世界石油廉价而无竞争力停产。随着70年代世界上出现石油危机，美国、日本、俄罗斯、澳大利亚、加拿大、中国、英国等又重新研究开发煤制油技术，近年来该技术在降低加氢液化压力、催化剂的使用、油渣分离等方面有了很大进展，提高了该法的整体效率。目前，世界上较先进成熟的直接液化技术主要有：
H—Coal工艺。是美国碳氢化合物研究公司研制。以褐煤、次烟煤或烟煤为原料，生产合成原油或低硫燃料油。原料煤经破碎、干燥后与循环油一起制成煤浆，加压至 21MPa并与氢气混合，进入沸腾床催化剂反应器进行加氢液化反应，经分离、蒸馏加工后制得轻质油和重油。该工艺的特点是：高活性载体催化剂，采用固、液、气三相沸腾床催化反应器；残渣作气化原料制氢气。建有600t/d工业性试验装置。
SRC溶剂精炼煤工艺。以高硫煤为原料，将煤用供氢溶剂萃取加氢，生产清洁的低硫低灰的固体燃料和液体燃料。可分为SRC-Ⅰ及SRC-Ⅱ法，SRC-Ⅰ法以生产固态溶剂精煤为主，SRC-Ⅱ法以生产液体燃料为主。主要有以下特点：反应条件缓和，固液分离分别采用过滤和减压蒸馏技术；煤中黄铁矿就是催化剂，不外加催化剂，反应剂活化氢主要来源于供氢溶剂。建有50t/d的中试装置。
CTSL工艺。是美国碳氢化合物公司在H—Coal工艺基础上发展起来的催化两段液化工艺。特点是反应条件缓和，采用2个与H—Coal工艺相同的反应器，达到全返混反应器模式；催化剂采用专利技术制备的铁系胶状催化剂，催化剂活性高、用量少；在高温分离器后面串联有加氢固定床反应器，起到对液化油加氢精制的作用；固液分离采用临界溶剂萃取的方法，从液化残渣中最大限度回收重质油。
EDS供氢溶剂工艺。是美国埃克森公司于1977年开发成功。原料煤经破碎、干燥与供氢溶剂混合制成煤浆，与氢气混合预热后进入反应器，进行萃取加氢液化反应，煤液化产物进入分离后得到气体、石脑油、重油和残渣。该工艺的主要特点：采用供氢溶剂对煤进行萃取加氢液化；采用了循环溶剂，非催化反应，循环溶剂在进入煤的加氢反应前先在固定床反应器中用高活性催化剂加氢使其成为供氢溶剂；溶剂加氢和煤萃取加氢是分别进行；采用减压蒸馏进行固液分离。1985年完成了日处理煤250t的工业性试验装置。
IGOR工艺。德国直接液化新工艺—IGOR+工艺。德国开发的IGOR工艺是在IG工艺的基础上改进而成的。原料煤经磨碎、干燥后与催化剂、循环油一起制成煤浆，加压至30MPa并与氢气混合，进入反应器进行加氢液化反应。液体产物经 （ 个在线固定床反应器加氢后，分离成汽油、柴油等。该工艺特点是将液化油二次加氢反应器与高压液化装置联合为一个整体，省去了由于物料进出装置而造成的能量消耗及工艺设备。1981年在Bottrop建成日处理煤200t的工业性试验装置。
此工艺的特点；1固液分离采用减压蒸馏。生产能力大，效率高 2循环油不含固体，也基本上排除沥青，溶剂的供烃能力增强，反应压力降至30MPa；3液化残渣直接送去汽化制氢；4把煤的糊相加氢与循环溶剂加氢和液化油提质加工串联在一起套在高压系统中，避免了分立流程物料降温降压又升温升压带来的能量损失量降低限度；5煤浆固体浓度大于5%，煤处理能力大，反应器供料空速可达0.6%Kg.Lh（daf）.经过这样的改进，油收率增加，产品质量提高，过程氢耗量降低。总的液化厂投资可节约20%左右。能量效率也有较大提高，热效率超过60%。
NEDOL工艺。20世纪80年代，日本开发了NEDOL烟煤液化工艺，该工艺世纪是EDS工艺的改进型，在液化反应器内加入铁催化剂，反应压力也提高到17-19MPa，循环溶剂是液化重油加氢溶剂，供氢性能优于EDS工艺。NEDOL工艺过程由5个主要部分组成1煤浆制备2加氢液化反应3液固蒸馏分离4液化粗油二段加氢5溶剂催化加氢反应。此工艺的特点；1总体流程与德国工艺相似2反应温度455-465℃，反应压力17-19MPa，空速36t/m3，h 3催化剂使用合成硫化铁或天然黄铁矿；4固液分离采用减压蒸馏的方法5配煤浆用的循环溶剂单独加氢提高溶剂的供氢能力，循环溶剂加氢技术是引用美国eds工艺的成果，6液化油含有较多的杂原子。进行加氢精制，必须加氢提高来获得合格产品；7 150t/d装置建在鹿岛炼焦厂旁边
FFI低压加氢液化工艺。是俄罗斯在开发研制的煤直接加氢液化成液体燃料的新工艺。以褐煤和烟煤为原料生产液体燃料产品和化工产品。利用此工艺于1987年建立了日处理煤5～10t的工艺开发装置，还进行了年生产300万t液体产品的工业企业的工厂设计。该工艺的特点是：原料准备阶段采用了先进的高效振动碾磨机；采用了瞬间煤涡流舱干燥技术，使煤发生爆炸式湿度分离、热粉碎和气孔爆裂，干燥时间大大减少；采用了高效可再生催化剂钼酸铵和三氧化二钼，85%～90%的催化剂可以经再生回收；煤液化压力降至6～10MPa，降低了设备制运费用、减少了气体压缩及液体泵送的电能消耗。
神华集团煤直接液化技术。该文原载于中国社会科学院文献信息中心主办的《环球市场信息导报》杂志http：//总第522期2013年第39期-----转载须注名来源煤直接液化项目所选厂址位于陕西省榆林地区和内蒙古鄂尔多斯境内，神府东胜煤田属世界七大煤田之一，资源赋存条件好，埋藏浅，煤炭属低灰、特低硫、特低磷、中高发热量优质动力煤和化工用煤.
由于神华集团综合能力占据优势，神华集团开发了中国神华煤直接液化工艺，世界上第一套大型现代煤直接液化工艺示范装置。项目选址内蒙古鄂尔多斯市马家塔。先期建设一条每天处理6000吨干煤的煤直接液化生产线，年产液化油100万吨。 先期工程2004年8月现场开始开工建设，2007年建成投产，目前2012年连续运行时间243天，实际年产油品86万吨，神华100万吨工业示范工程对今后技术及产业发展至关重要。
延长煤油混炼技术。2012年4月，世界首个采用德国IGOR煤直接液化技术工艺煤油共炼工业示范项目在陕西靖边开工建设，这意味着我国煤制油战略又添新技术。一旦成功，将对我国乃至世界能源格局产生深远影响。该煤油共炼试验示范项目，将依托陕北地区油、煤资源优势和榆炼的基础设施条件，建设45万吨/年 悬浮床加氢裂化装置及相应配套技术研究设施。
目前国内为有多个设计院正在配合研究完成中国新工艺工艺开发的基础研究，逐步形成国内工程设计、管理、施工能力、设备开发并逐步实现国产化，2010～2020年后是中国煤直接液化产业化发展重要时期。
3、煤间接液化和直接液化的优缺点
间接液化工艺
优点：
合成 条件较 温和。无论是固定 床、流化床还是浆态床，反应温度均低于350℃，反应压力2.0—3.0MPa。
转化率高。如SASOL公司SAS工艺采用熔铁催化剂，合成气的一次通过转化率达到60%以上.循环比为2.0时，总转化率即达90%左右。SheⅡ公司的SMDS工艺采用钴基催化荆，转化率甚至更高。
煤种适应性强。间接液化不仅适用于年轻煤种（褐煤、烟煤等），而且特别适合中国主要煤炭资源（年老煤、高灰煤等）的转化。
间接液化的产品非常洁净，无硫氮等污染物，可以加工成优良的柴油（十六烷值75），航煤，汽油等多种燃料，并且可以提供优质的石油化工原料。
工艺成熟，有稳定运行的产业化工厂。煤间接液化的大型工业过程在南非经过50年的生产实践。目前已经形成了年产500多万吨油品和约200万吨化学品的产业，是南非的支柱产业。
缺点：
油收率低。煤消耗量大，一般情况下，约5—7t
原煤产lt成品油。
反应物均为气相，设备体积庞大，投资高，运行费用高。
目标产品的选择性较低，合成副产物较多。正构链烃的范围可从C1至C100；随合成温度的降低，重烃类（如蜡油）产量增大。轻烃类（如CH4，C2H4，C2H6等）产量减少。
直接液化工艺
优点：
油收率高。例如采用HTI工艺。神东煤的油收率 可高达63%到68%。
煤消耗量小。一般情况下.1吨无水无灰煤能转化成半吨以上的液化油，加上制氢用煤，约3—4吨原料产1
吨液化油。
馏份油以汽、柴油为主，目标产品的选择性相对较高。
油煤浆进料，设备体积小，投资低，运行费用低。
缺点：
反应条件相对较苛刻。如德国老工艺液化压力甚至高达
70MPa。现代工艺如IGOR、HTI、NEDOL等液化压力也达到17-30MPa。液化温度420—470℃。
煤种适应范围窄。直接液化主要适用于褐煤、长焰煤、气煤、不粘煤、弱粘煤等年轻煤。
出液化反应器的产物组成较复杂。液、固两相混合物由于粘度较高，分离相对困难
氢耗量大，一般在6%-10%。工艺过程中不仅要补充大量新氢，还需要循环油作供氢溶剂，使装置的生产能力降低。
工艺不够成熟。目前国内只有神华一套产业化装置在运行，而且运行不稳定
4、煤制油经济性比较
表1是神华煤直接液化和间接液化的技术经济对比，从表中可以看出，煤制油直接法的吨油成本是1400元，间接法的成本是1600元，每生产1吨油需要水5至6吨，而间接法需要9至12吨，直接法2.4吨煤可生产1吨油，而间接法需要4.4吨煤。采用直接液化法进行煤制油，煤的热能利用率为47.6%，而间接液化法的利用率仅为28.6%，即大部分热能在煤制油的过程中被消耗掉。正是由于煤制油需要大量的水及能量的巨大浪费，使得我们国家难以下决心进行大规模的进行煤制油的产业建设。
由于直接法对煤的质量要求较高，需要质量较优的煤，因而其应用受到原料的限制。
关于经济性问题；与直接液化相近与产品结构及市场价格关联紧密、原油价格关系，高油价下有较好的经济效益。
5、未来煤液化的发展方向
煤炭的清洁高效利用既是我国能源发展的战略选择，也是当前节能减排最重要、最现实的手段。从电力和优质燃料两个方面的重大需求看，煤基多联产系统显然是未来洁净煤发展的重要方向，煤基多联产是指利用从单一的设备（气化炉）中产生的"合成气"（主要成分为CO+H2），来进行跨行业、跨部门的生产，以得到多种具有高附加值的化工产品、液体燃料（甲醇、F-T合成燃料、二甲醇、城市煤气、氢气）以及用于工艺过程的热和进行发电等。
该技术以煤炭气化为“龙头”，将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和多种洁净的二次能源。煤基多联产系统通过气化把两大系统：燃料/化工产品生产系统、动力生产系统统一结合起来进行物质与能量交换，使动力系统达到合理利用能源和低污染排放，又使化工产品或清洁燃料的生产过程低能耗与低成本，是一个实现多领域功能需求和能源资源高增值目标的可持续发展能源利用系统。
国外发展现状：
自20世纪80年代起，美国、欧盟和日本等国政府分别制定和实施了IGCC和煤炭联产研发计划。1998年，克林顿政府制订了愿景（21Vision）能源工厂发展规划，鼓励煤炭联产系统关键技术的研发。一些国际上著名公司，如BP公司、Texaco公司、GE公司、Shell公司等都在进行煤炭联产系统的研发2003年初，美国政府宣布开始执行未来电力（Future Gen）项目，2008年初对该项目进行了重组，重点支持IGCC或其他先进燃煤电站。
自2004年欧盟开始执行HYPOGEN项目，该项目以建成煤气化为基础，生产电力和氢并进行CO2分离和处理的近零排放电站为目标。德国提出了COORETEC计划，旨在研究开发以化石燃料为基础的近零排放发电技术。
日本于1993年在“新能源产业技术综合开发机构”（NEDO
）内设立“洁净煤技术中心”（CCTC）制订了阳光计划。日本新能源开发机构于1998年提出了以煤气化净化、燃气发电和燃料电池发电为主要内容的EAGLE多联产计划。
国内发展现状：
国内研究所和大学与国际同步，在20世纪末开始了现代意义上的煤炭多产品联产概念的探索，并已开始进行系统研究和相关单项技术的研究开发。
国家中长期科技发展规划研究提出，“将多联产技术作为能源科技发展的战略重点方向之一”。煤气化、煤制油、燃气轮机等多项单元技术已被列入国家“973”、“863”计划。
有关科研单位和企业分别提出了符合各自发展特点的多联产工艺路线，有的已经开始进行系统集成研究。中科院工程热物理研究所在国家863计划和中科院知识创新工程重大项目的支持下，与山东兖矿集团合作进行76MW发电和年产24万吨甲醇煤气化合成甲醇、联合循环发电部分联产示范工程的建设，华能集团公司、神华集团公司等大型企业已经制定了多联产发展规划，计划到2015年前后实现初级系统的工业应用，并逐步向先进系统发展。其中，中国华能集团公司处积极探索参加Future Gen国际合作项目的可能外，还对比美国“未来电力”项目提出了“绿色煤电”计划。
目前， 中国“十五”期间启动甲醇-燃气发电示范工程、启动两项煤制油-联产发电示范项目、兖矿集团陕北100万吨合成油联产发电示范、潞安矿业集团16万吨合成油联产发电示范、启动三项IGCC发电示范项目（华能天津、华电浙江、广东顺德 ）
对我国发展煤基多联产技术的建议
因地制宜，合理选择技术路线，根据我国能源的供需特点，将发展煤化工、生产液体燃料和实现洁净发电共同作为多联产的发展方向。具体技术路线的选择，应由企业根据国家导向、所在地区条件、煤种煤质、产品市场等情况自行确定。
加强规划，完善政策，加强多联产发展的整体规划，做好科技规划与产业规划的衔接、产业规划与配套政策的衔接，同步推进初级系统产业化和先进系统的技术研发。
启动示范工程，加强技术攻关建议成立国家多联产技术研究中心，集中优势科研力量，对关键技术、系统技术和专属性技术进行攻关。
加强领导，快速发展。以煤为主并且在相当才时间内难以根本改变的能源结构决定中国必须高效洁净利用煤炭资源。从电力和优质燃料两方面的重大需求和国内外煤基多联产技术发展状况来看，煤基多联产系统显然是未来洁净煤发展的主流趋势。多联产能源系统是综合解决我国21世纪面临的能源问题的重要途径，具有十分重要的现实意义。
（作者单位：延长油煤共炼新技术开发公司）
煤气化制氢技术范文6
【关键词】水煤浆气化工艺；因素；分析
煤炭是我国的基础能源和重要原料，在国民经济和社会发展中具有重要的战略地位。煤气化技术是煤炭清洁转化的核心技术之一，是发展煤基化学品、煤基液体燃料、IGCC发电、多联产系统、制氢、燃料电池等过程工业的基础。在众多煤气化技术中，水煤浆加压气化技术作为一种先进的新型气化技术，因煤种适应范围较广、气化温度高、压力高、易于大型化，成为煤气化技术发展的主流方向在我国得到了较快的发展，自20世纪80年代至今，我国相继建设了数十套水煤浆加压气化装置，其合成气用于生产合成氨、甲醇、丁醇、二甲醚、烯烃等化工产品。
1.国内气化水煤浆制备工艺技术现状
在水煤浆气化行业中，工程技术人员和用户非常重视气化工艺和合成工艺等技术，往往忽视了水煤浆气化的基础环节—水煤浆制备。因此，气化水煤浆的质量（浓度、粒度和稳定性等）相对较差，给后续生产环节带来了诸多问题，如气化效率低、能耗（煤耗、氧耗）偏高、生产成本增加等。目前，气化水煤浆质量及其影响具体如下：
（1）水煤浆的浓度偏低（60%左右），致使单位合成气所需氧耗偏高。
（2）水煤浆的粒度偏粗，雾化性能较差，气化后灰中含炭量较高，致使单位合成气所需煤耗偏高。
（3）水煤浆粒度分布不合理，浆体的流动性较差，致使煤浆管道、泵、阀门等磨损严重。
（4）水煤浆的稳定性较差，储存期相对较短.仅为24h，给生产管理带来一定难度。
2.制备高浓度水煤浆影响因素
2.1煤质特性
煤质特性是影响水煤浆制备的首要因素。一般来说，煤种制浆浓度随其内在水分含量的增大而降低，较低的内水含量有利于制备较高浓度的煤浆。变质程度浅的煤种，其内水含量较高、含氧官能团多，制浆浓度较低；变质程度深的煤种，其内水含量较低、含氧官能团少，制浆浓度较高。煤的内在水分含量可反映煤的内孔表面和亲水性能，其量较低时说明该煤的比表面积小或吸附水的能力差_2J。因此，制浆时煤粒上能吸附的水量少，形成的水化膜也较薄，致使占用的水量较少，所以在水煤浆浓度相同的情况下，固定于煤粒上的水量就相对较少了，从而导致悬浮体的自由流动相增多；也就是说，欲使水煤浆具有同样的流动性，其浓度必然会增高。
从煤质角度考虑，要制备高浓度的水煤浆，选择内水含量和含氧量少的煤种为宜。对于确定的煤种而言，影响成浆性的主要因素为煤粉粒度分布和煤浆添加剂。
2.2粒度级配对不同煤种制浆浓度的影响
在制浆过程中，为了制备高浓度的水煤浆，要求煤粉颗粒各粒径的含量要有一定的分布，使大颗粒间的空隙为小颗粒所填充，以减少空隙所含水量，从而提高制浆浓度。水煤浆的最佳粒度分布可以用不同的数学模型来表述：①从煤粉的粒度分布数据来计算煤粒子的填充空隙率，空隙率最低的粒度分布制成的水煤浆浓度最高；②计算粒度分布指数，目前最常用的粒度分布是Rosin.Rammler函数的改进形式 R-R-B分布：R=100exp[-（d/d’）n，]，R是筛孔d时的网上粒子质量，d’为粒度特性值，相当于R=36.7%时的粒径，n为粒度分布指数。一般认为n值越小，分布越宽，填充效率就越高。但是，粒度分布指数并非越小越好，无论是否加人分散剂，n值均在0.7-0.8的范围内煤浆的粘度最低。粒度级配越好，堆积率越高，煤浆浓度越高。
2.3水煤浆添加剂
目前，对水煤浆添加剂的研究要多于对粒度分布的控制，因为水煤浆添加剂的使用更具有实用意义，使用添加剂后，不仅可以提高制浆浓度，而且可以降低煤浆粘度，提高流动性。水煤浆添加剂主要是一些不同性能的表面活性剂，主要有4类：①阴离子型表面活性剂；②阳离子型表面活性剂；③非离子型表面活性剂；④高分子化合物和元机盐。
2.4制浆工艺
水煤浆制浆工艺主要是为了取得粒度组成的最佳级配，也就是最大堆积效率，便于制备高质量的水煤浆。气化用水煤浆制备主要采用一次湿法制浆工艺。在磨机选定的情况下，制浆工艺影响水煤浆浓度的因素有入磨粒度、生产能力、研磨体级配。在工业化生产中，由于磨机连续作业，欲在达到生产能力条件下取得所需粒度的煤浆，需控制人磨机原料的粒度大小（一般
低阶煤制备高质量水煤浆工艺主要创新点在于引入“多破少磨”、“分级研磨”和“优化粒度级配”的技术理念，明显和有效地提高了制浆工艺对煤种的适应性，实现低阶煤制取高质量水煤浆，大幅度降低气化能耗（煤耗、氧耗）和生产成本。工艺特点如下：
（1）根据磨机的入、出料粒度组成特点，采用“分级研磨”，可获得较高的磨矿效率和降低能耗，在同一磨矿浓度下较常规制浆电耗可以减少25%以上。
（2）采用高浓度粗磨选择性磨机，不但进行研磨和防止粗颗粒的产生，尚可起到预混煤浆、改善粒度分布和提高煤浆质量的作用。
（3）填充率高（80%）的超细磨机用于中浓度的细粒级制备，然后按照一定比例配入选择性磨机中，起到了“作用”、提高了煤浆磨矿效率，而且改善了煤浆堆积效率。
（4）通过“优化粒度级配”，明显提高了工艺对煤种的适应性。该工艺不但适用于成浆性较难的煤种，对于容易成浆的煤种效果更加明显，与常规高浓度工艺相比可以提高煤浆浓度3～5个百分点。
（5）将反击式破碎与悬臂式粉磨相结合研发的高效破磨机，可将不大于50mm的煤粒破碎至不大于1mm占80%以上，远远低于常规制浆工艺中磨机不大于10mm的入料粒度。
2.5配煤技术
煤种成浆性能与煤质特征密切相关，变质程度较浅的煤种属较难成浆煤种，较难制备高浓度水煤浆；而变质程度较深的煤种属易成浆煤种，可制备出较高浓度的水煤浆。因此，对于难成浆煤种，改善其成浆性能的途径，除了从原料煤种粒度级配、制浆工艺及添加剂技术等方面加以解决外，还可通过配人一定比例的易成浆煤种，达到改善其成浆性能的目的。不仅如此，配煤技术的实施，还可扩大原料煤种的适用范围，实现原料多样化及资源的合理利用。目前国内运行的几套水煤浆加压气化制合成气装置，受原料煤质的限制，为了提高生产能力、降低气化过程中的能耗、氧耗和煤耗，大都采用配煤技术来改善原料煤种的成浆性能，提高制浆浓度，实现水煤浆加压气化装置的长周期安全稳定、经济运行。因此，通过配煤技术来提高水煤浆制浆浓度，对于气化装置经济稳定运行以及煤炭资源的合理配置具有很强的实用意义。
2.6添加助熔剂
在相同固含量情况下，水煤浆制备过程中助熔剂的加人，会使煤浆流动性和稳定性均有所改善。因此，对于制浆过程而言，助熔剂的加人并没有负面影响，对成浆性还有一定的改善作用。
2.7 pH值选择
水煤浆pH值在8-10时，煤浆表现出良好的成浆性能，在这一范围内，随着pH值升高，煤浆流动性有所改善。为克服实际应用过程中对设备、管道的酸性腐蚀，工业化制浆一般要求煤浆pH值>7。
3.结束语
（1）煤质是制备高浓度水煤浆的首要因素。煤种制浆浓度随其内在水分含量的增大而降低，较低的内水含量有利于制备较高浓度的煤浆。
