煤气化制氢技术范文第1篇

关键词：焦炉煤气；氢气；工业应用

首先来说，氢气作为一种清洁能源，在日益注重环保的今天，其重要地位不得而知；其次，氢气作为还原气体，在钢铁行业中也有广泛的引用；另外，在双氧水项目中，氢气也是其主要的原料之一；最后，在焦化装置与焦油加氢工艺联产，能充分利用焦化装置的优势，通过一系列工艺程序制取氢气，为后续焦油加氢提供必备的原料。以上这些原因使得人们对氢气制取工艺的研究逐渐重视起来。对焦炉煤气的成分检测发现，焦炉煤气中含有大量的氢气，这就催生了一系列焦炉煤气制氢工艺的发展。常见的焦炉煤气制氢工艺主要有变压吸附法（PSA）、变温吸附法（TSA）、深度冷冻法、膜分离法等

一焦炉煤气制氢工艺简介

在实验室研究过程中，以甲烷为原料采用蒸汽转换法或者以液氨为原料采用氨裂解法等也能产生氢气，但这些方法的成本都太高，不值得推广应用。而焦炉煤气中的氢气含量丰富，焦化厂可以充分利用其工艺优势，将焦炉煤气净化、转化后提取氢气

1.焦炉煤气制氢原理

变压吸附（PSA）分离技术是一种非低温的分离技术，利用不同气体在吸附剂上吸附性能的差异，以及同种气体在吸附剂上的吸附性能随压力变化而变化的特性来实现混合气体中各种气体的分离。

2.工艺流程图

图1 焦炉煤气制氢工艺流程图

由图1可知，本制氢装置共分为6个主要工艺过程：预净化工序、精脱萘工序、PSA一1（PSA―c0：/R）工序、PSA一2（PSA―CH。）工序、净化压缩工序和转化变换工序以及PSA一3（PSA-H，）工序

二、焦炉煤气制氢技术应用

1.变压吸附法及其应用

目前工业上广泛使用变压吸附法（PsA）提取氢气，流程如图1所示。巾国西南化工研究设计院开发的真空变压吸附工艺，采用高活性炭/分子筛配比的吸附剂和真空冲洗解吸设备，省去了氢气精制工序，一步便呵提取纯度为99.999%氢气，且氢气酮收率提高l 5%～20%。

中国武钢硅钢厂、宅钢冷轧厂、石家庄焦化厂、邯钢相继建成了焦炉煤气变压吸附制氧装置，制氧成本仅相当于电解水成本的1/3～l/4。除了工业应用，氧气呵作为车用燃料电池的燃料，属于理想的清洁能源，但运输较为困难，因此，很多制氢工艺的投产都是为了本公司的大规模应用。

2.其余制氢工艺及其应用限制

变温吸附法（TsA）虽然在技术上较为成熟但到目前为止在很多钢铁企业仅作为焦炉煤气进行变压吸附制氢前的预处理过程；而深度冷冻法虽然历史最久，工艺成熟可靠，且具有容量大、收率高等特点，但工艺流程和设备复杂，当原料气组份较多时，往往要求预净化处理，该法适宜大型装置，且投资较高，目前在钢铁企业焦炉煤气制氢中还未得到使用

3新兴变压膜分离法提氢技术及其应用

混合原料气不同成分的气体在膜中扩散速率的不同产生了膜分离法制氢工艺。膜分离法制氢工艺原理十分简单，即预处理和膜分离两部分。膜分离法制氢具有投资少、操作方便、氢气回收率高、易于管理及使用寿命长等优点。但焦炉煤气用膜分离法制氢的应用较少，这 焦炉煤气的排放压力小，预处理过程麻烦密切相关。这成为限制膜分离法制氢的主要难题

近年来，随着气体分离膜材料性能的不断提高，膜分离在低于1.6MPa的操作压差下即可获得较高的H2回收率。同时，利用先进的气体净化技术可以低成本高效率的除去焦炉气中的有害杂质，为膜分离提供了清洁的进气条件，保证了膜的性能和使用寿命。这就为膜分离应用于焦炉煤气中提供了保障，同时膜分离技术已成功的应用于与焦炉煤气相似的甲烷重整气体、催化裂化干气、合成氨气体、苯脱氢气体中，为膜分离应用于焦炉煤气中提供了可行性

三焦炉煤气加氢技术给企业带来的实际经济效益

焦油加氢制备燃料油的过程中需要氢气量大，50万t/a煤焦油加氢装置需要氢气量40 000 ms/h，而且氢气不易外购。采用焦炉煤气为原料，经过净化、转化后，再最大限度地提取氢气，是较为经济合理、切实可行的。

以100万t/a焦化装置焦炉煤气制氢传统工艺为例：煤气发生量为50 000 ms/h，其中约25 000 mVh作为回炉燃料，可以富余焦炉煤气25 000 ma/h，经变压吸附生产氢气量约15 000 m3/h，远远不能满足加氢装置的需要量，而且氢气不易外购；另外传统制氢工艺还有大量的废气放空，污染环境。针对以上情况，将PSA提氢、转化、变换等成熟的工艺科学合理的组合在一起，可从50 000 m3/h的焦炉煤气中产出40 110m3/h纯度为99.9%的氢气，同时副产出22 508 m3/h热值为17.9 MJ/m3～19.4 MJ/m3的混合解吸气，满足焦炉燃料使用需求，氢气产量增加一倍，可以很好的满足本厂的应用

四、结语

焦炉煤气制氢技术的应用，可以是炼焦厂的产业链得到优化，能使原料的利用率达到最大并减少对环境的污染。焦炉煤气制氢技术是资源清洁化利用的有效途径之一，不仅能缓解供需矛盾，还能有利于生态的发展，因此我们要不断的研究焦炉煤气制氢新技术和新工艺，并将其推广到生产应用中，这是焦炉煤气利用的正确方向

参考文献

[1]王瑾辉.变压吸附制氢技术在邯钢冷轧工程中的应用[J].冶金动力，2006，（1）：53・56

[2] 群柱.变压吸附与化学净化法提沈氢组合工艺[J-1.炼油设计，2001，31（8）：17―20

煤气化制氢技术范文第2篇

8月初的一天，在客人拜访之前，液化所三层会议室办公桌上，已经摆上了六个装满液体的小瓶，瓶上贴着标识。黑色的是煤焦油，透明的是石脑油，黄澄色是柴油，还有同样黑色的粗酚和灰黑色的残渣，最后一个则是粉状黄褐色的高效催化剂。在接下来的三个小时内，液化所所长张晓静和副所长王勇，将向十数位金融机构人士，讲解液化所沿直接液化技术路线开发出的煤焦油加氢工艺。小瓶装的是试验实品，煤焦油经加氢处理，辅之以催化剂，最终生产出如石脑油、柴油等合格油品，以及粗酚等化学品。

煤焦油加氢在国内最早可追溯至上世纪90年代。至2009年之后，陆续有企业看中煤焦油加氢处理这一块市场。近年来，随着焦炭、兰炭等产品严重过剩，煤焦油加氢日渐受到企业关注，陆续有项目不断开工建设。此外随着煤化工兴起，采用固定床气化路线，亦产生有相应煤焦油。而煤炭行业逐渐兴起的煤炭分支利用理念，也将产生大量煤焦油。由于煤焦油加氢处理后，生产高质量油品，经济价值大幅提升，愈来愈多企业将目光转向了煤焦油加氢领域。

但在现实操作中，煤焦油原料供应是一大问题。单纯煤焦油加氢利润空间相当可观，但辅之以前端煤炭热解或气化项目，整体项目经济性估算则相应复杂许多，经济性前景亦存在争议。此外，随煤焦油加氢逐渐受到关注，愈来愈多的新工艺，便成为业主选择技术路线时的困扰。

利润新大陆

大约在五六年前，煤焦油还只是兰炭、焦炭的副产品，普遍不受重视。彼时煤焦油多作为低端燃料油售卖，出售给船舶、窑炉等用户使用。在榆林等兰炭生产密集区，一些小型的兰炭生产商甚至将煤焦油随地抛弃，污染环境。时移势迁，随着焦炭、兰炭产能过剩，价格下跌严重。煤焦油等副产品益发受到关注。

来自中国炼焦行业协会数据显示，2013年，我国焦炭产量为4.76亿吨，比上年增产3582万吨，增长率达8.13%。全行业实现利润约79.22亿元，利润率远低于全国工业平均值，而且企业亏损面为38.87%，亏损额达117.7亿元。

目前煤焦油每吨价格普遍在3000元以下，而加氢处理后生成石脑油、柴油，每吨价格则在7000元以上，增值效益颇大。一位业内专家指出，由于焦炉煤气利用、煤焦油回收、深加工做的较好，一些独立焦化企业2013年利润较好。该专家认为，焦炭行业的低盈利状况将推动煤焦油加氢产业的发展。

神木天元化工有限公司是一个典型例子。神木天元位于陕西省榆林市神木县锦界工业园区。四年前，神木天元所属的50万吨煤焦油加氢项目正式投产。项目投产以来，神木天元一直是陕煤化集团下属效益较好的企业。据了解，神木天元50万吨煤焦油处理量中，10万吨来自自身所有的兰炭生产线，其余则由当地外购获得。煤焦油经加氢处理后，生产出主产品轻质煤焦油一号和轻质煤焦油二号。

神木天元一位不愿具名高管介绍说，配套兰炭生产线主要目的在于获取煤炭挥发分中的氢气，以为后续煤焦油加氢线所用，“榆林这里煤炭热解后产生的煤气中，20%都是氢气。”神木天元煤焦油加氢项目投产后，一直处于盈利状态。去年盈利接近3亿元人民币，较往年有所降低。

“现在外购煤焦油大概在2600元一吨，生产出的轻质煤焦油每吨在6000多元。”神木天元内部人士透露，近年来，由于兰炭价下跌了一半多，轻质煤焦油价格也有所下跌。“利润不断在下滑，高峰期我们的利润可以达到6亿元。”

煤科总院煤炭液化所亦看好煤焦油加氢的市场前景。目前在液化所内部，沿第一代直接液化路线，开发出“二代煤炭直接液化”、“煤油共加工”、“煤焦油全馏分分质分级加氢”三种技术。“这其中的工艺难度是逐渐降低的，煤焦油加氢是难度最低的。”张晓静说。

按照液化所自有的煤焦油加氢工艺经济性概算，按煤焦油每吨2700元计算，最终生产合格的石脑油和柴油。一个50万吨煤焦油加氢项目总投资7-8亿元，获得的年度净利润在2亿多元。“只需要4年就可以收回投资成本。”张晓静说。

技术之争

煤焦油加氢较好的经济性，以及密集上马的煤焦油加氢项目，催生了一批煤焦油加氢技术提供方。围绕煤焦油加氢原料利用率、最终油收率、装置运行周期、能耗等，技术提供方正围绕项目业主展开争夺。

“我们的技术和现有固定床加氢不一样。”张晓静说，液化所煤焦油加氢工艺采用非均相悬浮床。据了解，液化所悬浮床加氢工艺开发开端于2006年，陆续完成了实验室、小试及中试，至2011年完成了整个工艺开发和工艺包设计。此后进入商业化推广阶段。液化所煤焦油加氢工艺适用于高温煤焦油和中低温煤焦油、石油系渣油等各类含固或不含固重质油或劣质油，根据所加工的原料性质及业主要求不同，最终产品为柴油、石脑油和航空煤油、特种溶剂油、芳烃等油品，也可副产酚类化学品。

据了解，液化所煤焦油加氢工艺属于全馏分加氢，与一般煤焦油加氢蒸馏后获得轻质煤焦油再固定床加氢不同，液化所煤焦油加氢工艺可以额外处理目前固定床加氢技术无法处理的煤焦油中的重油成分，因此油收率较高。“中低温煤焦油油收率一般在87%以上，最高可到93%，高温煤焦油油收率78%-82%之间。张晓静说。

目前煤科院已经与中石化洛阳工程有限公司签署协议，共同推广液化所煤焦油加氢技术。在与液化所合作的多家企业中，内蒙庆华50万吨煤焦油加氢项目推进最快。“这个项目去年5月份签署了技术许可合同，今年8月底能完成基础设计，按计划到明年年底能实现投产。”张晓静说。

神木天元煤焦油加氢工艺吸收了炼油行业的技术，采用延迟焦化-加氢联合工艺。尽管有业内人士认为该工艺使部分煤焦油转化为了焦炭和气体，降低了油收率。但据神木天元人士透露，神木天元50万吨煤焦油加氢项目油收率超过80%。不过该人士亦承认，如此之高的油收率，一个重要原因在于榆林当地煤焦油以中温煤焦油为主，相对高温煤焦油品质更高。

神木天元煤焦油加氢工艺具有独特的优势。即其已有工业化项目平稳运行多年。这在诸多业主看来颇具说服力。公开资料显示，有多家业主看中神木天元煤焦油加氢工艺，拟引进技术投资相应项目。但有业内专家认为，神木天元技术违背能源转换效率，尚无外部业主确定采用其技术。

与神木天元同属陕陕煤化集团的神木富油能源科技公司，同样开发有自有的煤焦油加氢工艺。公开资料显示神木富油开发煤焦油加氢工艺属全馏分加氢工艺，油收率可达98.1%。借助旗下两家煤焦油加氢技术公司，陕煤化在煤炭分质利用上投资有3000万吨煤炭转化项目，其中的重要环节即为煤焦油加氢，预计可生产300万吨合格油品。

目前煤焦油加氢领域已吸引到国外技术公司入华淘金。其中的典型即为美国KBR公司，该公司亦拥有自主的悬浮床煤焦油加氢工艺，2011年，KBR与延长石油成立合资公司，共同开发煤焦油加氢等工艺。

原料难题

因盈利前景而备受关注的煤焦油加氢，随相关项目相继投产，新项目持续上马，未来对煤焦油的争夺亦将益发激烈。煤焦油加氢的发展前景，将不得不遭受原料的制约。

内蒙庆华煤焦油加氢项目原料来自于庆华原先所拥有的焦炭生产项目。煤焦油加氢属于附属生产线。在张晓静看来，前段煤热解生产煤焦油对后端的煤焦油加氢至关重要，因为如果采用外购煤焦油形式，随煤焦油加氢项目逐渐投产，煤焦油将逐渐供不应求。

神木天元一位高管亦承认，其所属煤焦油加氢项目有40万吨煤焦油通过外购获得，这一规模占当地煤焦油产量相当规模。近年来煤焦油供应业亦发紧张。

煤焦油来源有三个途径。一是传统的焦炭、兰炭产业会副产一部分煤焦油；二是目前兴起的分质利用，多数采用中低温干馏，亦会产生相应煤焦油。三是今年来的煤化工热潮，如采用固定床气化路线，由于附带干馏功能，亦会产生相应煤焦油。

但由于煤焦油加氢的经济性，煤焦油加氢项目扎堆上马。原料供应已成为迫切的问题。统计数据显示，2013年，我国煤焦油产能约2350万吨，煤焦油加工（氢）能力超过2600万吨。2014年，随着新增产能的释放，我国煤焦油产能将突破2500万吨，煤焦油加工能力将超过2800万吨。

正因如此，在张晓静看来，煤焦油加氢必须确保煤焦油来源。她较为推崇煤焦油配套上下游一体项目。如焦炭生产线配套煤焦油加氢项目。但目前煤焦油加氢的经济性已有共识。如通过前端煤炭热解、气化产生焦油再加氢经济性则受上游牵制复杂许多。

煤气化制氢技术范文第3篇

关键词：煤制油　化学原理　应用前景

新型的煤化工主要是生产干净的能源与可以代替石油的化工产品为主，如，汽油、柴油等，它和能源以及化工的技术相融合，能够产生煤炭和能源化工统一化的创新型产业。煤炭的能源化工在未来的发展中会在能源可持续应用过程里充当着关键的角色，并且它对我国避免其他燃料对环境造成污染，减轻我国对进口能源的依靠都有着非常重要的意义。

一、煤制油和煤化工

近几年来，煤变成油经常会出现在人们的生活中，会让人们将科学误认为是迷信。煤变油事实上是煤制油，采用煤作为原材料，通过科学地加工生产出来的产品，这才是真正的科学理论。

从化学的角度来看，煤制油其实是属于煤炭化学中的一个重要部分，被称作煤化工。煤化工和石油化工的化学过程是不一样的。煤化工属于碳一化学部分，将把煤当作原材料，并且将含有一个碳煤气当作原材料来生产相关的多碳型化合物，有的时候还是高分子化合物的加工过程。石油化工是把多碳的化合物通过重新调整、裂化或是合成的工艺方式来得到新型多碳组成化合物的程序。从理论的角度来看，通过石油与天然气作为原材料，在经过工艺而制作出的产品也能够将煤作为原材料，经过煤化工的工艺进行生产。

从能源的安全方面来分析，找寻可以代替石油能源与原材料已经是未来发展的必然趋势。煤炭和石油的化学成分非常地相似，通过一些技术方面的改造就能够产生很大的交集，会变成比较优先研究使用的资源。并且根据我国的实际情况来分析，我国的煤资源要比石油资源多，进口大量的石油，要投入不小的资金，所以，煤制油技术的发展可以在很大的程度上解决这一问题。

二、煤制油的化学原理

煤所含有化学成分里面的氢元素含量是5%，而碳的含量非常高，成品油里面的氢元素含量是12~15%，碳的含量偏低，并且油产品是没有含氧元素的液体燃料。因此，煤制油是经过煤炭添加氢元素或者是添加氢元素之后提取了混合烃的液体油与甲醇。进行煤制油的生产过程里要添加氢元素，从而消耗了很多的氢资源。通常一千千克的煤炭需要添加一百四十千克的氢气，能够生产出六百千克的油制品。现在应用得成熟的方法有两种，一种是通过煤炭来获得甲醇，另一种是通过煤炭来获得混合烃。

1.通过煤炭来制成甲醇的化学原理

1.1煤炭的纯氧化，生成的氢元素与一氧化碳的比例是一比二。

1.2生成二甲醚，或是通过合成气体来获得，反应物中的氢元素与一氧化碳的比例是二比一。

1.3 生成甲醇，由一氧化碳和氢元素反应，而它们的比例是一比二。

1.4 生成乙烯，或是通过合成的气体来获得，而反应物中的氢元素与一氧化碳的比例是二比一。

1.5 通过甲醇来合成丙烯。

2.煤制油的制作原理

煤制油的技术是根据德国化学家的理论为制作基础的，制作煤制油首先就是把煤转变成合成气，也就是一氧化碳与氢气的混合气体，再把合成气体经过高温与高压、催化剂的环境生成混合烃。

三、煤制油应用的前景

在能源比较紧缺的情况之下，我们不得不在战略上选择煤制油的替代方式。煤制油的技术对于解决能源紧缺和石油匮乏的危机有着非常重要的作用。我国对石油的进口数量会超过百分之五十，如果一旦出现石油危机，那么后果将不堪设想。因此，研制出来煤制油的技术，如果在急需石油的情况下，就能够马上开始制作，通过煤炭的原材料来获得石油，就能够渡过难关。

把煤炭制作成石油，在技术的角度来看尽管比较复杂，但是这项技术已经在不断进步。有了煤制油的技术，并且还有了一些生产规模，在石油的价格很高、煤炭的生产费用不改变的情况下，从经济方面来看是非常有实际意义的。采用添加氢的技术方式，大概3.5吨的高质量煤就能够制作出来一吨石油，而这一吨石油生产的成本费用大概是两千人民币。那么，根据质量与体积的计算，如果国际石油价格高于35美元每桶，就能够创造合理的经济利益。

但煤炭与石油都属于不能够再生的资源，煤制油的技术也只可以作为石油能源的补充部分。煤制油技术是使用一种比较少的资源来替代另一种比较缺少的资源方式，从能源的方面来分析，这是一种消耗能源比较高的工程，能源的效率也是很低的，在转化的过程中还消耗了很多的资源。现在，我国的非直接转化的技术，制出一吨的油会消耗四到五吨的煤炭，就算是转换效率非常高的项目也需要消耗三吨高质量的煤。煤制油技术的能源转换效率还不足50%，这就成了负能量的转换方式，是对高质量资源的浪费。实际上，现在世界上煤制油生产的国家里，进行这个项目操作的只有南非，而别的国家也只是停留在研究和实验的部分。煤制油技术也只是进行能源存储以备不时之需的技术储备，并不是真正的用煤来代替油。并且，在煤制油的过程里需要的水资源也非常大。生产一吨的甲醇需要消耗十七吨的水，生产一吨的二甲醚需要先后十四吨的水，生产一吨的煤制油就需要先后5~12吨的水。

四、总结

本文通过对煤制油技术的化学原理与它的未来应用前景进行了分析，发现它和能源及化工的技术相融合，能够产生煤炭和能源化工统一化的创新型产业。煤炭的能源化工在为了的发展中会在能源可持续应用过程里充当着关键的角色，并且它对我国避免其他燃料对环境造成的污染，减轻了我国对进口能源的依靠都有着非常重要的意义。但是在煤制油的技术中也存在着一些弊端，如，需要消耗大量的煤资源和水资源，会释放出一些对环境和空气造成污染的二氧化碳或是二氧化硫等。

参考文献

[1]朱心奇，张运成，煤制油的化学原理及其应用前景[J]，化学教育，2010（6）.

[2]马海龙，栾秋琴，项曙光，我国煤液化制烯烃研究进展[J]，化学工业与工程技术，2008,29（2）.

[3]张玉卓，中国神华煤直接液化技术新进展[J]，中国科技产业，2006（32）.

煤气化制氢技术范文第4篇

天元化工公司位于陕西神木锦界工业园，进入10月，天元下属粉煤热解技术攻关组成员倍感压力，项目组已经与公司签署了“军令状”，试验中的粉煤热解装置技改必须于10月底安装完成，联动试车、开车运行亦已限定日期。该装置原计划10月中旬开车运行，但由于技改设备迟迟未就位，不得不推后。天元已经为项目组定下奖惩：提前有奖，推后则罚。

天元公司拥有国内最大的煤焦油加氢装置，其中大部分煤焦油采购自榆林当地。但随着数个煤焦油加氢项目陆续将投产运行，榆林当地煤焦油将面临严重的供不应求。有鉴于此，天元将希望寄托于数年前布局的粉煤热解技术，拟利用当地富余的粉煤，热解生产煤焦油，进而与自身后端煤焦油加氢装置相连。

天元公司已规划有600万吨粉煤热解项目，正等待粉煤热解技术攻关完成即开工建设。届时天元公司将形成一整套煤炭分级利用及煤焦油深加工系统。但这只是近年来国内所规划的多个煤炭分级利用项目中的一个。仅今年7月，国家能源局即组织专家一次性论证了新疆准东6个大型煤分级利用示范项目，总投资逾千亿。

煤炭分级利用，又称分质利用，主要是指将煤炭通过中低温干馏进行热解，取出其中的挥发分，包括煤气与煤焦油，剩余半焦再利用的一种煤炭使用理念。煤炭分级利用最早可追溯至石油使用之前，煤热解产生煤油（煤焦油），用于煤油灯的时代。但近年来随煤化工热潮兴起，分级利用亦随之兴盛，伴随多个煤分级利用大型项目逐渐落地，分级利用已近乎成为可与煤制油、气等煤转化形式相匹的一种煤转化形式。

但煤分级利用在新时代正面临新的难题。煤分级利用关键的热解技术需要突破粉煤利用的瓶颈，且提升处理规模以适应工业级项目。目前业内尚无一种公认的可规模化进行粉煤热解的成熟技术。而煤热解后副产的半焦用途亦是困扰煤分级利用的一个难点。在煤市低迷的情景下，煤热解后产生的大量的半焦如何推向市场，将决定一个煤分级利用项目的成败。煤炭分级利用作为一个美好的理念，在实际落地时，仍需要慎重的考量。

战略新项目

天元公司所规划的600万吨粉煤热解项目，其目的在于取得煤炭中所含有的煤焦油。近年来分级利用逐渐升温，其价值点即在于获取煤炭热解后产生的高价值煤焦油、高热值煤气等。

10月15日，毛世强坐在他位于3楼的董事长办公室里，向来访的客人讲述天元布局粉煤热解技术，还是感叹晚了一年。2012年天元公司投入资金研发粉煤热解技术，经历5万吨粉煤气化装置获取相应数据后，又建设完成20万吨粉煤热解装置，目前仍在技术改造中。

在毛世强看来，如果2011年即布局粉煤气化技术，如今天元可以从容许多。天元公司原先为民营企业，后经历整合由陕煤化控股，目前运行有一套50万吨煤焦油加氢装置，该装置2010年4月产出合格油品，此后基本保持平稳运行。

如果从2011年算起，天元煤焦油加氢装置运行的三年多来，均保持了良好的盈利态势，2013年利润接近3亿元。今年以来，由于终端油品降价，原料煤焦油涨价，利润降低，但截至目前利润亦已突破2亿元。

但这样的好日子即将过去。天元公司每年所加工的50万吨煤焦油中，逾30万吨采购自榆林当地，其余部分来自本公司另一套135万吨兰炭生产装置，除兰炭外，该装置另一作用是分离出荒煤气制氢，以供煤焦油加氢装置使用。

随煤焦油加氢盈利前景逐渐为人所知，榆林本地陆续又上马有数个煤焦油加氢项目。知情人士透露，榆林当地明年即将投产的煤焦油加氢项目至少有安源化工50万吨煤焦油加氢项目、东鑫垣化工50万吨煤焦油加氢项目以及鑫义化工20万吨煤焦油加氢项目。“这还是我所知道的，其他肯定还有，安源化工原定在今年年底投产，现在已经开始在市场上购买煤焦油，这也是煤焦油价格上涨的原因之一。”上述知情人士称。

榆林当地人士介绍，去年榆林当地煤焦油总产量逾230万吨，100万吨（概数）流向贸易商，100万吨（概数）流向山东等地地方炼厂，剩下的则由天元公司收购。随着新的煤焦油加氢项目相继投产，榆林当地煤焦油市场将面临严重的供不应求，尽管新疆临近地区亦逐渐有兰炭厂建立，但产出煤焦油仍杯水车薪，难以补足市场所需。

亦因此，天元公司将希望寄托在当地富余的粉煤资源上，拟自主向上延伸产业链，形成从煤热解，生产煤焦油、煤气，再煤焦油加氢一整套体系。在天元公司的模拟沙盘上，已经为600万吨粉煤热解项目预留出了用地。除此之外，天元公司利用自有的煤焦油加氢技术，与中信国安集团合作，在新疆哈密规划有1000万吨煤分级利用项目。

“现在这些项目都没有启动，都在等待粉煤热解技术的突破，一旦技术突破，这些项目可以立即启动。”毛世强说。

热解难题

煤分级利用主要目的在于取得煤中高价值的煤焦油，而获取相应规模煤焦油，前段煤热解须至少以10倍规模放大。新形势下大规模的煤热解，为热解技术带来的规模化难题，此外榆林丰富、廉价的粉煤资源，是热解亟待适应的新煤种。

富油科技公司与天元公司相隔不过数百米，这里运行一套12万吨煤焦油加氢装置，采用的技术路线与天元并不相同，自成一派。与天元不同的是，富油科技一开始走计划打通煤热解环节，除煤焦油加氢装置外，还建有60万吨粉煤热解装置。

60万吨规模的粉煤热解装置在业内属于最前沿的技术。传统热解技术多见于榆林地区的兰炭生产厂，多采用10万吨规模的传统立式炉，且煤种为块煤。目前业内正在加紧开发工业规模（60万吨、100万吨）粉煤热解技术，截至目前尚无一家开发的粉煤热解装置实现长周期稳定运行。仅有河南龙城集团在曹妃甸建有一期1000万吨煤分级利用项目，使用龙城自主开发的100万吨规模热解炉。但由于龙城集团对这项技术严格保密，《能源》杂志记者未能联系上龙城集团，所采访的多位业内人士对其亦知之不详，但对龙城热解炉长周期稳定运行均持怀疑态度。

富油科技公司亦在粉煤热解技术上遇到了难题。10月上旬，富油科技正在其自主研发的粉煤热解装置上加装第三版除尘系统。目前困扰富油粉煤热解技术的，即为热解装置中除尘问题，因为原料采用的是粒径细小的粉煤，热解装置运行中产生大量的煤粉，与热解产生的煤焦油混合一起，容易堵塞装置运行，且产生的煤焦油含粉比例高，难以销售。

富油科技公司总经理杨占彪对此持乐观态度。在他看来，富油科技粉煤热解技术开发初始忽视了辅助系统（除尘等系统）的重要性。尽管富油科技粉煤热解项目遭遇多次坎坷，但杨占彪对第三版除尘系统颇具信心，在他看来，一旦富油科技热解技术突破，将和其独特的煤焦油加氢技术一起，合并成为富油科技最核心的资产，并立足于行业最前端。

事实上，天元公司粉煤热解项目技术改造，亦是为了解决粉煤热解中产生的煤焦油含尘问题。煤焦油含尘问题，是近年来业内开发粉煤热解技术所遇到的最大难题。截至目前，尚未有任何一家企业或科研单位宣称开发成功工业规模粉煤热解技术，并得到工业项目的验证。

粉煤热解难题未得到解决，亦有企业采用旧技术推进分级利用项目。广汇集团在新疆规划有3000万吨煤分级利用项目，一期规模1000万吨。有业内人士透露，广汇分级利用项目采用的传统的立式炉，原料仍采用块煤。“立式炉年处理规模也就10万吨，广汇要建100个立式炉才能达到1000万吨的处理规模，这不是现代工业应有的模式，投资成本、运营成本都会更高。”该人士称。

经济性悬疑

煤炭分级利用热解后拿出高价值的煤焦油、煤气，剩余半焦再利用，理论上可获得更高的经济价值。但在现实操作，需考量何等比例的煤焦油、煤气方能为项目带来更高经济价值，此外，煤热解产生的巨量半焦的市场去向，亦是困扰煤分级利用的一个难题。

恒源煤焦电化有限公司最新的循环经济项目采用分级利用理念，拟将煤热解后分离出高附加值煤气、煤焦油，剩余半焦使用途径一是进入电站锅炉燃烧发电，二是利用半焦生产电石。该项目远景还计划配套煤焦油加氢装置，及煤气分离甲烷液化制液化天然气装置。

在一位业内人士看来，恒源项目半焦去向一是发电，而国内发电能力普遍过剩，煤炭资源丰富地区多电能富余，发电项目上网具有相当难度。此外恒源半焦另一用途制作电石，而电石亦是产能过剩行业，市场去向亦是难题。

在恒源公司董事长王乃荣看来，恒源循环经济项目充分利用煤的有利成分，最终可将煤炭价值提升8倍，经济价值非常可观。有鉴于此，电石部分可以有足够空间用低价来获得相应市场。

天元公司和富油科技根据煤热解出来的半焦性质，拟通过技术处理，使半焦最终指标接近无烟煤，拟作为高炉喷吹煤销售。在毛世强看来，半焦这部分销售只要保本即可，整体分级利用项目利润主要来自煤焦油和煤气部分。“无烟煤是稀缺煤种，开采条件越来越苛刻，我们完全可以通过低价来挤占无烟煤的市场。”毛世强说。

多位业内专家对此则并不乐观。煤炭市场低迷，整体产能过剩，半焦制成洁净煤作为煤炭销售并不顺畅。而传统煤热解产生的焦炭（高温热解）、兰炭（中低温热解）均已严重产能过剩，煤电同样供大于求，唯一具有市场空间的是新型煤化工。

但如果煤热解后半焦配套新型煤化工项目，整体投资规模将成倍数增长。整体项目经济性亦不得不重新评估。此外，由于新型煤化工煤气化对煤种有要求，如煤热解后产生半焦进行气化，亦需改造气化炉。

正是考虑到这一问题，山西煤化所正进行相关研究。此前山西煤化所在山西府谷运行有一套粉煤热解中试装置，其特点在于该装置与电站锅炉相结合，生产半焦可直接进入锅炉燃烧。此外山西煤化所亦在考虑将热解与气化炉结合，热解后半焦可直接进入气化炉作为化工原料。这一技术目前尚在实验室阶段，仍有待持续开发推进。

煤分级利用产生的半焦去向只是问题之一。另一方面，煤炭中的含油率将决定整个分级利用项目的经济性。理论来说，煤炭含油率越高经济性越好，反之则经济性越低。

大唐华银电力曾在内蒙古投资建设有一套30万吨煤炭热解项目，原料采用是当地水分大、含油率高的褐煤，该项目分离出的煤气提供的能量尚不足以供项目运转所需，随半焦价格下跌，项目运行即亏损，目前处于停产阶段。

天元公司、富油科技位于陕西神木县，当地煤炭资源含油率较高，平均可达12%以上，热解后可拿出80%以上的煤焦油。广汇项目所在的哈密地区，是国内煤炭含油率最高的地区，当地煤炭含油率平均可达15%以上。

朱豫飞是神华集团低碳清洁能源研究所煤液化后油品深加工课题负责人，煤焦油加氢即是其分课题之一。朱豫飞介绍说，他曾经将煤分级利用和煤直接液化作过比较，只有煤产油率达到一定程度，煤分级利用较煤直接液化才为优，“煤的产油率低于5%肯定是不划算的，5-8%视情况而定，8%以上则比较经济了。”

本与末

煤炭分级利用产生的半焦如能通过简单处理出售是较好的途径，但煤市低迷，这一半焦处理路径实际表现仍有待观察。而如果半焦最终用于发电、化工，则必须再配套建立相应项目，投资规模往往比前段热解设备投资更高。

庆华新疆煤炭分级利用项目位于伊宁市苏拉宫工业园区。随着年底即将到来，庆华项目组人员正加紧推动环评工作，该项目于今年2月获得发改委路条，目前正进行前期工作，有望成为国内第一个获取核准的大型煤炭分级利用项目。

庆华项目分两期建设。一期规划煤分级利用规模500万吨，其中第一条生产线250万吨。进入10月，项目现场正在进行基础土建工程，随核准下发，项目将进一步加快进度。该项目并未采用国内加紧开发的粉煤热解技术，而是采用改良后的传统立式炉，年处理煤规模在20万吨左右，多余的粉煤资源则配套锅炉，为项目提供蒸汽与电力。

值得一提的是，在庆华集团的规划中，庆华分级利用项目与煤制气项目可前后相连，形成了更大意义上的多联产项目。庆华集团内部人士透露，分级利用项目所产生的半焦，最终去向将是煤制气项目（位于新疆伊犁），气化后生产合成天然气。此外，在二期另500万吨煤分级利用项目中，庆华集团还将配套相应电厂，结合煤制天然气项目，共同消化煤分级利用产生的大量半焦。

一位业内人士认为，如果煤炭分级利用后端再配套电厂或化工项目，煤炭分级利用的性质即发生变化。由于煤电、煤化工投资规模以及产品产量，都远大于前段配套的煤分级利用项目，整体项目主体即变为煤电或化工项目，只是在前段加上分级利用的理念，先期拿出煤炭中的煤气、煤焦油等。

近年来煤炭分级利用逐渐升温，其中另一诱因在于，煤化工、煤电项目均受到国家政府部门严格控制，以分级利用为名目报批项目更有可能通过国家审批。

煤科总院液化所所长张晓静认为，建设煤炭分级利用项目之初必须要统筹考虑，半焦的去向是关键。作为煤焦油加氢领域的专家，张晓静更倾向于已有煤化工、焦炭等项目分离出煤焦油再深加工，或规划新建化工、电厂项目前段配套分级利用，再分离煤焦油、煤气，而不是规划建设分级利用项目，后端在被动匹配大型煤化工或煤电项目。

煤气化制氢技术范文第5篇

关键词：煤矿 氢气传感器 技术指标 检测方法

中图分类号：TB381 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2015）02（c）-0085-02

矿用氢气传感器用于煤矿井下使用时，必须要有安标证和防爆证，要取得这两证，必须要去安标认可的实验室做相关的试验，该文主要介绍的就是矿用氢气传感器在检验机构的检测方法。煤矿气体传感器的检测通常是依据相应的AQ标准，如低浓度甲烷传感器的检测依据AQ6203-2006《煤矿用低浓度载体催化式甲烷传感器》，一氧化碳传感器的检测依据AQ6205-2006《煤矿用电化学式一氧化碳传感器》等，但是矿用氢气传感器目前还没有行业标准可依，因此该文介绍一种检测方法供参考。

1 矿用氢气传感器的主要技术指标

矿用氢气传感器的检测没有行标，我们根据行标MT209-90《煤矿通讯、检测、控制用电工电子产品通用技术要求》，并参考别的气体传感器的行标检测要求，确定氢气传感器需要检测的主要技术参数如下：

（1）工作电压；工作电流。（2）测量范围。（3）基本误差：（建议满量程误差）。（4）输出信号制式。宜选用如下信号制式：（1）电流型。（2）频率型。（3）数字信号型。（5）传输距离：煤矿井下与传感器配套使用的设备通常有分站和电源箱，因此需要检测此指标，传感器使用电缆的单芯截面积为1.5mm2时，传感器与分站和电源箱的传输距离应不小于2km，分站的显示值或传感器输出信号值（此处需要转换为氢气浓度值）应该在基本误差范围内。（6）响应时间：不大于60s（建议）。（7）报警功能。

2 主要技术指标的检测方法

（1）试验用气样和仪表。

①试验需要用气样：一般来说，需要在矿用氢气传感器检测范围内平均选择4个点，要准备4个点的氢气标准气样，气样应采用国家计量部门考核认证的单位提供的气样，其不确定度不大于3%。②气体流量计：测量范围：30～300mL/min，准确度： 2.5级。③秒表：分度值为0.01s。④频率计：0～1 000kHz，准确度：≤1×10-6。⑤直流稳压电源：输出电压：0～30V，输出电流：2A。⑥直流电流表。

（2）试验线路。试验线路如图1。

（3）基本误差、输出信号试验。

基本误差测定装置如图1所示。在矿用氢气传感器检测范围内平均选择4个点进行检测。此处以测量范围：（0～500×10-6）H2为例说明：

气体按200mL/min的流量向传感器依次通入新鲜空气、125ppmH2、250ppmH2、375ppmH24种气样。每一种浓度的气样通入3min后，读取传感器显示值和输出信号值（此处需要转换为氢气浓度值）。这个过程要重复4次，然后取检测后3次的算术平均值，均不应超过基本误差的规定。

按式①计算误差（%）：

=（Ai-An）×100/Am ①

式中：Ai―显示值或输出信号值的平均值；

An―标准气体的H2含量；

Am--测量范围。

（4）传输距离试验。

传输距离试验：将传感器与关联设备通过1.5mm2的模拟电缆，，记录关联设备的显示值或输出值（换算为氢气值），重复测定4次，取后三次算数平均值与标准值差值。电缆参数：R=12.8Ω/km单芯、L=0.8mH/km、C=0.06μF/km。

（5）响应时间测试。

此处以测量范围：（0～500×10-6）H2为例说明：首先向传感器通入新鲜空气，待传感器零点显示值稳定后停止通入空气，立即通入375ppmH2，记录传感器的显示值此即为标定值；然后再通入新鲜空气，，待传感器零点显示值稳定后停止通入空气，再通入375ppmH2，记录传感器的显示值达到标定值90%所需要的时间；这个过程要重复3次，取其算术平均值。

（6）报警功能测试。

此处以测量范围：（0～500×10-6）H2为例说明：将传感器的报警点设置在125ppmH2，待传感器零点显示值稳定后，缓慢通入略大于设定值报警点氢气浓度值的气样，当出现报警声、亮光信号时，记录此时传感器的显示值，同时计算设置的氢气浓度值报警点与显示值的差值。

①声级强度试验。

在周围环境噪声不大于50dB（A）的情况下，设定一个能使传感器发出报警声音的氢气浓度值，将测试用的声级计放在传感器的报警声响器轴心正前方1m处，测量三次，取其算术平均值。

②光信号观测。

传感器报警光信号能见度应在黑暗环境中距离传感器20m处进行观察。

3 矿用氢气传感器的环境适应性试验

矿用氢气传感器的环境适应性试验主要依据行标MT210-90《煤矿通信、检测、控制用电工电子产品基本试验方法》，并参考别的气体传感器的行标检测方法确定。

（1）工作稳定性试验。

此处以测量范围：（0～500×10-6）H2为例说明：将调整好的传感器放在气体试验室，连续运行7d，每隔24h通入250ppmH2（量程的一半）标准气样对矿用氢气传感器测量一次，记录矿用氢气传感器显示值和输出信号值。试验期间不得调整传感器。按式②计算稳定性W（%）：

W=（Amax-Amin）×100/Am ②

式中：Amax―读数最大值；Amin―读数最小值；Am--测量范围。

（2）风速影响试验。

将传感器悬挂于测试风洞中，在风速为零时传感器的显示值为基准点。然后将风速调整为8m/s，人为使传感器绕悬挂轴线方向转动，寻找传感器受风速影响的位置。固定在此位置，每30s记录1次传感器显示值，共记录3次，取其算术平均值作为测定值。

（3）工作温度试验。

①低温工作试验。

按MT210-90第23章的规定进行，采用非散热试验样品的温度渐变的低温试验方法，传感器通电，稳定2h后，通标准气样对矿用氢气传感器测量，测定传感器基本误差。以后每隔1h测定传感器基本误差一次，共3次。取其算术平均值作为测定值。

②高温工作试验。

按MT210-90第23章的规定进行，采用非散热试验样品的温度渐变的高温试验方法，传感器通电，稳定2h后，通标准气样对矿用氢气传感器测量，采用测定传感器基本误差。以后每隔1h测定传感器基本误差一次，共3次。取其算术平均值作为测定值。

（4）其他试验：矿用氢气传感器还需要做低温贮存试验、高温贮存试验、交变湿热试验、振动试验、冲击试验、跌落试验，上述试验都可以按MT210-90规定的矿用产品试验方法确定。

4 结语

该研究者根据自己检测气体传感器的经验，依据MT209-90《煤矿通讯、检测、控制用电工电子产品通用技术要求》和MT210-90《煤矿通信、检测、控制用电工电子产品基本试验方法》，参考相关气体传感器的行标AQ6203-2006《煤矿用低浓度载体催化式甲烷传感器》，提出矿用氢气传感器的检测要求及检测方法，供实验室检测人员借鉴，也为设计制造矿用氢气传感器提供了参考。

参考文献