第2期煤質技術2015年3月煤化工美國大平原氣化工程忻仕河(北京滿世能源化工研究院，北京100013)摘要:介紹了美國大平原煤氣化廠的建設發(fā)展歷史、主要設計數據及性能保證、生產運行情況、.煤制天然氣定價機制，從多效蒸發(fā)濃縮液焚燒處理、變換裝置、低溫甲醇洗裝置、硫回收裝置等方面探討了開車初期暴露出的問題及改進措施，并從煤質數據、裝置負荷率、產品品質、能源轉化效率等工廠主要運行數據重點分析其生產運行情況，以供國內設計、生產運行人員參考。關鍵詞:魯奇氣化;煤制天然氣;設計數據;性能指標;能源轉化效率中圖分類號: TQ54文獻標識碼: A文章編號: 1007-7677 (2015) 02-0001-05Gasification project of Great plains in AmericaXIN Shi-he :(Beijing Manshi Energy Chemical Research Instiute, Beijing 100013, China)Abstract: This paper introduced the developing history， main designing data and performance guarantee, production anoperation circumstances and pricing mechanism of SNG of Great plains coal gasification plant, from aspects such as incinerationtreatment of multiple effect evaporating concentrate, transition of equipments, methanol wash process in low temperature,sulfur recovery equipment, the problems in initial periods on-stream and the improving measurements were discussed, anmoreover, from the main operating data like coal quality data， loading rate， production quality, energy transformationefficiency, the operation circumstances were analyzed, which could be the reference for domestic designing and operating staff.Key words: Lurgi gasification; SNG; designing data; performance indexes; energy conversion eficiency隨著國內大唐克旗煤制天然氣項目的投產，項包整個工程，并由Kaiser Engineers 負責施工;目暴露出一些問題，國內專家就是否應該發(fā)展煤制Woodward Clyde負責項目的環(huán)境研究和環(huán)評; Sa-天然氣產業(yè)展開了大討論，筆者發(fā)現業(yè)內對全球首sol擔任工程的主要顧問，負責煤的試燒、工藝包個煤制天然氣項目一--美國大 平原氣化工程缺乏全設計的審查、編制操作和維修程序;CH2MHill面的了解。為了使業(yè)內人士對煤制天然氣有一個更協助進行水系統和廢水處理技術的研究開發(fā); Or-清晰的認識，以下對美國大平原煤制天然氣項目作baCorp負責審查KaiserEngineers公司備煤系統一個全面的介紹。的設計。大平原煤氣化廠位于北達科他州俾斯麥市東北1工廠建設發(fā)展歷史[1,2]75英里處，在Mercer縣Beulah鎮(zhèn)附近，工廠占美國大平原煤氣化廠(Great plains Coal Gasi-地面積約一平方英里。北達科他州擁有豐富的褐煤fication Plant)為世界上第一座由煤氣化經甲烷化資源，其儲量占美國褐煤儲量的23。工廠緊鄰合成高熱值天然氣的大型商業(yè)化工廠。該項工程由Basin Electric Power (BEP)公司建設的發(fā)電廠，American Natural Resource (ANR)于20世紀70該發(fā)電廠裝機容量2x44萬Kw,雙方簽定協議，年代初提出，第一期工程的設計能力為日產代用天氣化廠將篩下的粉煤供給BEP電廠鍋爐，電廠向然氣125百萬標準立方英尺(按Streamday，日產氣化廠提供電力，兩廠共用供水工程、鐵路專運線137. 5百萬標準立方英尺)。項目總投資約為21億和公路等公用設施。美元(1984年美元值)，包括全部的工藝設備、公大平原煤氣化廠經過了長期的運籌和策劃。用工程(電力除外)、罐區(qū)、建筑物和環(huán)保輔助系1974年在南非薩索爾完成了北達科他褐煤的工業(yè)統。由C- E Lummus和Kaiser Engineers協作承化試燒試驗，得到了關鍵結論和設計數據; 1975第2期煤質技術2015年3月年3月, American Natural Resource (ANR)的子術，計劃2017年投產(0]。公司Michigan Wisonsin Pipeline Co向聯邦能源電2工廠的主要設計數據及性能保證[4,5]力委員會提交文件擬建設日產250MMSCFD(日歷日) SNG的Lurgi 煤氣化工廠，ANR成立工廠以14臺MarkIV型Lurgi干法移動床加ANG Coal Gasification Co子公司投資運營該廠。壓氣化爐為中心，包括備煤、空分、煤氣化、煤氣1975年5月Lurgi公司負責的7個工藝單元開始初變換冷卻、低溫甲醇洗、甲烷化、產品氣的脫水干步設計; 1976年在評估了項目的財政困難后，決燥和壓縮、煤氣水分離、煤氣冷凝液處理(包括溶定一期只建設日產125百萬標準立方英尺SNG,劑脫酚、氨回收、多效蒸發(fā))、火炬系統等單元。等一期達到滿意的運行結果后再建設第二期。1978天然氣管道長57.9 km，外徑610 mmn,設計壓力年1月，能源部擔心私營企業(yè)沒有能力獲得財政支9. 93 MPa,管道兩端都設計量站。持建設該項目，于是召集32家最大的天然氣公司設計煤質數據見表1。開會，建議成立至少5家公司的聯合體來建設該項表1美國大平原煤氣化廠的設計煤質數據目。1978年春天Michigan Wisonsin Pipeline Co聯項目數值合另4家公司成立了Great Plains Gasification As-M/%34.3sociations (GPGA)投資建設運行該項目，同時項FC./%28.8目得到美國能源部的全力支持成為工業(yè)示范項目。工業(yè)分析V./%27.41981年8月里根總統同意支持該工程15. 5億美元A。/%9.5的貸款擔保，1982年1月能源部簽署最終貸款擔HHV (Btu/lb)6744保書。項目于1981年開始建設，1983 年10月調Cav/%72.9試，1984年7月20日首次將產品氣送入輸氣管Hae/%.6Oas/%19.8道，1984 年11月雙系列投運，1985年春代用天然元素分析Na1%氣產量達到設計指標。1985 年8月，由于天然氣Sa1/%.3價格低廉，工廠虧損以致無法償還貸款，GPGAClasV%0.02的股東通知能源部終止參與該項目，雙方多次談判T/C1 199未果，最終由能源部接管該廠，并由ANG負責工灰熔融性T2/C1 208廠的運行。1986年2月能源部決定出售該工廠，TsC1 210前提條件是買家必須保證該廠的長期運行。1987年10月共有9家公司提交了報價，經過深入談判,美國大平原煤氣化廠的主要設計數據如圖1所1988年10月美國能源部以8500萬美元的低價及示。收益共享的條件將該廠賣給了BEP。工廠設計性能保證如下:BEP公司為了提高項目經濟效益、開發(fā)新產①SNG產量:日產125百萬標準立方英尺;品和適應環(huán)保的要求，累計投入8.34億美元。先②SNG產品氣質量:后增加了酚精制、從空分裝置分離惰性氣體氪和高位熱值一-970Btuv/ SCF (dry);氙、鍋爐煙氣氨法脫硫單元、鍋爐煙氣靜電除塵單CO2含量≤1. 65%;元和CO2壓縮輸送單元(出售CO2氣體給加拿大H2含量≤6. 5%;油田提高采油率)、焦油(中油)精餾裝置，同時③原料煤能源轉化效率(SNG+焦油+中油+去掉了一些運行中不穩(wěn)定的單元，1996 年又建成石腦油+粗酚的熱值) /原料煤的熱值≥76%;了日產1 000 t合成氨裝置。目前工廠運行良好，④去甲烷化的凈煤氣硫含量小于0.2ppmv;2013年大平原氣化廠獲得ACC ( The American⑤酚回收后煤氣水殘留酚小于30ppmw(根Chemistry Council)頒發(fā)的廢物最少化、循環(huán)再利據一些文獻提供的運行數據，應該是指單元酚);用獎，是3家獲獎單位之一。⑥氣化爐氧耗小于0.37磅/磅煤(daf);2014年7月，大平原氣化廠開工建設日產⑦氣化爐蒸汽消耗小于1.90磅/磅煤(daf);1100t大顆粒尿素裝置，采用Stamicarbon尿素技⑧滿足所有的環(huán)保排放要求。2第2期煤質技術2015年3月泄壓高低壓煤鎖氣去鍋爐_9053Nm/h 煤鎖充壓13157. 6Nm/h廢鍋循環(huán)去噴淋洗絳煤氣水I硫回收4.525th-硫磺84.141t/h| 10845Nm2/h 212113Nm/h[甲醇7 0.64/h煤S30.7/h[39808053Nmh、 |L合成間歌運行(給低溫甲醇洗提供甲醇)75410Nm/h氧365390 Lupi 183919變換 211314620822.低溫1 39695J田2川壓縮1 162232氣化Nm/hNm/Nm/h甲醇洗Nmh甲烷化 干燥 mih 5-去管網產品氣(3.8MPa,355C)T265.3th貪35.59| |其它 309.8thth 27.2Vh41.96thS6.7Uh煤氣水石腦油Co, 167408Nm'hn液氨內循壞煤氣水分離煤鎖氣洗滌5.43th(含20%的水分灰渣) L含塵焦油?重焦油(.8%的水)其中輕焦油9.45t/h(含21%的塵)h空主合8.8%爐685Nm/h液氨(含水0.5%) .4.63th酚氨7509th廢水到循發(fā)水到街同妝99.50%3.425th, 640Nm/h粗酚I 硫回收圖1美國大平原煤氣化廠主要設計數據性能考核時間要求:開車后2年內完成連續(xù)藝。72 h運行，滿足上述性能指標。(4)硫回收裝置。Streford 硫回收工藝處理高3生產運行情況[5-刀]CO2含量的富H2S酸性氣，硫回收效率低，環(huán)保不達標，改為該酸性氣直接送鍋爐燃燒然后氨法煙3.1開車初期暴露的問題及改進氣脫硫處理。大平原建議類似的項目硫回收采用克工廠開車后暴露出的主要問題包括低溫甲醇洗勞斯+尾氣處理工藝。凈化氣碗含量嚴重超標，硫回收單元不能正常運(5)任何含H2S或有機硫的廢氣必須在鍋爐行，用來焚燒多效蒸發(fā)濃縮液的焚燒爐機械故障太或其它焚燒裝置進行焚燒處理，直接放空會產生惡多，全廠氣味較大。針對開工初期暴露的問題，主臭氣味。要改進如下:(6)由于酚氨回收后的水直接作為循環(huán)水補(1)多效蒸發(fā)濃縮液送氣化爐焚燒處理。運水，冷卻塔除了冷卻外，還要生化降解有機物。由行表明氣化爐不僅可以很好地處理含塵焦油，而且于水中仍含有較濃度較高的焦油/油，必須對換熱多效蒸發(fā)濃縮物、生化處理產生的污泥均可送氣化器進行定期檢修。爐處理，對氣化爐也沒有不利的影響，因此去掉了(7)為了提高氣化爐的生產能力,減少帶出焚燒爐。物，降低煤氣出口溫度，縮短了氣化爐的波斯曼套(2)變換裝置。走旁路的煤氣和變換后的煤氣簡。分別獨立設計了冷卻系統，由于煤質的變化，粗煤截止2013年，全廠的氣味主要來自濁循環(huán)冷氣中的H/CO比設計值偏高，致使旁路的換熱器卻塔逸出的氨味，因為酚氨回收后，煤氣水中的氨冷卻能力不夠，變換氣換熱器的冷卻能力過剩，通約800ppmv直接作為循環(huán)水補水，2014年擬對過增設氣量調節(jié)管線解決了上述問題。Phosam- W氨回收裝置進行改造，提高氨回收(3)低溫甲醇洗裝置。出低溫甲醇洗凈煤氣硫率[8。含量超標，經查找原因是因為熱再生塔產生的精甲3.2工廠 主要運行數據醇含有微量的硫醇，硫醇的存在既影響了精洗段3.2.1煤質數據H2S的吸收，也增加了凈煤氣中的總硫。經過對.表2。美國大平原1985年全年原料煤的分析數據見熱再生塔增加氮氣空氣氣提，可使凈煤氣中的總3.2.2裝置負荷率硫低于0.05ppmv。另外，大平原氣化廠低溫甲醇大平原氣化廠裝置的實際運行負荷見表3。洗采用CO2和H2S非選擇性吸收工藝，大平原建3.2.3產品的品質議對硫含量高的煤采用CO2和H2S選擇性吸收工1985年三季度大平原氣化廠生產SNG的質量第2期煤質技術2015年3月，及其副產品的質量分別見表4、表5。表5中，由有第四季度的詳細運行數據，以下以第三季度的運于煤中硫含量較高，實際上其副產品中主要是有機行數據進行計算(表6)。硫，如硫醇、硫醚和噻吩等。如果按照現在的發(fā)電效率和工廠自建熱電裝置，采用魯奇爐制天然氣的效率應該還可以進-步表2美國大平原1985年全年原料煤分析提高。全年平均值范圍目前大平原氣化廠主要產品的產量如下:年產M./%32~39約12億方天然氣、40萬t液氨、12700 t精FCJ %29. 6624~31酚、13 600 t雜酚(Crude cresylic acid)、3 180萬V./%27.9724~30工業(yè)分析A./%3~11 .升石腦油和2 000萬升燃料油(焦油加工成6號燃Ss./%0. 580.3~1.3料油)5)。HHVs (Btuv/Ib)6 9925 720~7 6504煤制天然氣定 價機制[1Cas/%76. 0571~80元素分析Hsas/ %4. 624.0~5.2大平原氣化廠生產的天然氣根據協議出售四家Nes/%0.810.3~1.2管道公司(實際上都是GPGA的合作方的子公Sur/%1.010.5~2.2灰熔點軟化溫1 2651 166~1 371司)，根據供氣協議SNG的價格做如下規(guī)定，即以(氧化)度/C(第三季度) (第三季度)$6. 75/ MMBtu (1981 年1月1日的美元值)為基準，隨著勞工局統計的等熱值2號燃料油價格和生表3大平原氣化廠裝置實際運行負荷產價格指數的變化按季度調整，并設定上限。上限設計負荷的百分敷D設定如下:時間預計實際①投產的前5年SNG的價格不能超過不受政1984年下半年25%28. 90%府管制的等熱值2號燃料油的價格;1985年上半年68%68. 20%②第6年到第10年，可以比管道公司支付的1985年下半年72%92. 80%氣田天然氣的平均氣價或者比從加拿大、墨西哥進1986年上半年75%100%口的天然氣平均氣價高些，但不能高于10%，且1986 年下半年79%98. 70%1987年上半年82%104. 70%都不能超過不受政府管制的等熱值2號燃料油的價1987年下半年86%100. 80%格;1988年1月105. 70%③10年以后，與市場價格接軌;如果10年1988年2月103. 40%后，民用天然氣價仍受政府管制，則不能超過從加1988年3月100. 70%拿大、墨西哥的進口氣價。1988年4月106. 60%1984年7月28日到1984年12月31日,1988年5月102. 70%1988年6月103. 50%SNG的實際售價在$5.69-6.1MMBtu波動。1988年7月46. 90%1985年7月勞工局停止發(fā)布2#燃料油的統計價1988年8月86. 90%格，修改定價機制成為必然，ANG 堅持從1985年1988年9月98. 10%7月到1985年年底SNG的價格以$5.37/MMBtu1988年10月103. 90%進行結算(基于6月份公布的2號燃料油統計價①設計負荷: 137. 5MMSCFD,即日產SNG 137.5 百萬標準格)。1985年9月，ANG向4家管道公司提出新立方英尺;②1988年7月和8因甲烷化裝量發(fā)生著火事故影響的定價機制，即根據勞工局最后-次公布的2號燃負荷。料油統計價格，根據生產價格指數的變化按月調整3.2.4能源 轉化效率氣價。盡管只有1家管道公司同意新的價格機制,設計性能保證中只要求原料煤的能源轉化效美國能源部(DOE)仍然指示ANG從1986年1月率，即:(SNG+焦油+中油+石腦油+粗酚的熱起按新的價格機制結算。新的價格機制SNG的價值) /原料煤的熱值≥76%。文獻提到1985 年第格波動非常大，1985年7月到12月每MMBtu三季度該值為72%，第四季度為75.8%，由于沒SNG的價格在$5.02到$6.27之間波動，19864第2期煤質技術2015年3月年每MMBtu SNG的價格在$5.71到$2.56之間原氣化廠生產的SNG的季度平均售價-直高于全波動。自1985年8月份到1988年10月份，大平美天然氣的平均市場價格。表4 1985年三季度大平原氣化廠生產SNG的質t月份高位熱值(BtuV SCF)N2/%CO2/ %H2/%.CH4%.COV%H2S/ ppb7月957. 470.944.1394. 45.<<0.01.<50，8月953. 630.111. 384.7593.43<0. 01<509月964. 410. 150. 763.2795. 46< <0.01平均958. 500.101. 034. 0594.45表51985年三季度大平原 氣化廠生產副產品的質量石膪油焦油中油混合物熱值(Btu/1lb)硫含量/%熱值(Btuv Ib)殖含量/%熱值(Btuv/ Ib)17 0101. 3913 7300. 0816 3920.46417 3251.413 825.0. 07416 22517 2251.313 7750.1416 5380.4517 1871.37 .13 77716 3850.44表61985 年三季度大平原氣化廠效睪計算輸入消耗(產出)總量單位熱值總熱值/MJ原料煤(ST)12997777036. 7 Btu/Ib19294527998電(kwh)1535030903. 6MY kwh1625326835輸出SNG (MMSCF)11 355. 65958.5 BtvV sef11483032004石腦油(Gals)43 78517 187 BtvIb5525179. 016酚(Gals)91 91613 777 Btu/ Ib12039942. 21焦油+中油(Gals)329 91516 385 Btv Ib47588649. 42全廠能源轉化效率/ %55. 20原料煤能源轉化效率/ %72. 10注: 1)都是利用高位熱值計算，采用低位熱值計算效率要低于高位熱值計算的效率; 2) 1ST=0.907 r, 1Bu=1.055 KJ, 1Gal=3.785L，1SCF=0.028 316 m', lb=0. 453 59 kg; 3)副產品的密度取設計數據，石腦油: 0.843 g/ml,酚: 1.08g/mL, 中油: 0.953 gmL,焦油: 1.03g/mL,由于文獻中沒有單獨的中油和焦油量，因此假定中油焦油混合物的密度為1 B mL; 4)副產品輸出量是除鍋爐燃料外，凈剩余量; 5)電按設計文件發(fā)電效串34%折算能量消耗; 6) 鍋爐除了燒副產品外，還燒了一部分產 品SNG和氣化爐泄壓煤鎖氣，表中SNG產量是指實際送管道的氣量，三季度燒掉產品SNG 916. 35 MMSCF,泄壓煤鎖氣2216460 000 SCF.大平原多效蒸發(fā)的濃縮液送入氣化爐燃燒，而不5結是深井注射，深井注射的僅為凈循環(huán)水系統的濃針對目前有關“大平原煤制天然氣頤目的排水。CO2捕集率最高50%，工廠把多效蒸發(fā)濃縮液注要客觀分析大平原工程的得失，吸收其精華去入深井”的片面言論，筆者糾正如下:大平原煤其糟粕，特別是在技術及環(huán)保方面的改進，不要重制天然氣項目目前輸送到加拿大油田的CO2量約復犯大平原的錯誤。國內采用魯奇煤氣化技術的煤占化工生產產生CO2量的50%，化工生產產生化工項目在設計、運行管理水平等方面與國外還有的COr均來自低溫甲醇洗100%捕集，不是最高捕集50%，只是賣給加拿大的約占50%，其余-定的差距，所以國內在采用魯奇氣化建設煤化工的放空，新增的尿素裝置還能利用一-部分COz;(下轉第48頁)5第2期煤質技術2015年3月來煤煤種、煤質特性以及供貨商誠信度等因素，將面地規(guī)范制樣和化驗全過程。從改造現有的機械來煤情況分成幾類進行制定。制樣方案的制定應考采樣設備，使之在獲取留樣時直接縮分出所需備慮到煤的水分、粒度以及樣品量等因素。不管何種查樣品;在制樣過程中，按原有要求留存3 mm采制樣的方案，均應重點關注偏倚和過程中的全水備查樣;樣品制備完成后，在制粉階段直接分出分變化。0.2 mm存樣。在定期的抽檢工作中，應將采樣燃煤采樣、制樣、化驗的操作均應按相關的國機留樣、3mm備查樣和0.2mm存樣成對抽出，家和行業(yè)標準進行規(guī)范。重新編碼進行檢測;對于檢測的3個結果，連同原樣的測試結果一起，除全水分外，全部折算成4燃料驗收的 監(jiān)督工作干燥基結果進行統計。同時統計的信息還包括在目前燃料驗收的監(jiān)督工作主要包含現場監(jiān)督、采制化過程中的設備、人員、方法等信息。最終視頻監(jiān)督以及樣品抽檢。樣品的采集過程應通過監(jiān)將驗證樣品從采樣后的制樣和化驗全過程，并通督來控制質量，監(jiān)督的重要方向應為既定的采樣方過對數據的集中分析，從而可以發(fā)現在整個制樣案是否獲得落實，采樣過程中的操作是否規(guī)范。同化驗過程中各環(huán)節(jié)出現的問題，并最終根據分析時應加大在卸煤過程中對煤炭的監(jiān)督，現有固定車的結果規(guī)范制樣化驗過程以及制定下一階段的抽廂的機械采樣設備往往都存在盲區(qū)，故需要對裝車檢方案。的盲區(qū)開展人工補采，并對補采的樣品單獨進行制5結語樣化驗，將數據與日常驗收的結果進行比較，并作統計分析。通過以上所列方法，對燃煤到廠驗收進行規(guī)制樣過程存查樣及其抽查抽檢工作，是煤炭驗范，可有效排除燃煤驗收過程中的人為因素，及時收過程監(jiān)督的一個重要方面。正常情況下，燃料監(jiān)發(fā)現并解決技術漏洞問題，減少電廠燃料驗收過程督人員會定期抽查制樣過程中留存的3 mm備查中的各種偏差，促進社會公平公正。樣，并對此展開嚴格的管理，但3 mm備查樣的抽檢工作往往只能找出3mm后的制樣和化驗階段的作者簡介:秦嶺(1982-)， 男，江蘇揚州人，高級工程師，總偏差，不能詳細地對制樣和化驗各環(huán)節(jié)中存在的現任華電電力科學研究院、中國華電集團公司煤炭質檢計量中心燃料應用技術部主任，從事鍋爐燃燒、煤炭技術相關研究工作。人為或技術問題精確地反映。此處提出全新的樣品存查和抽檢方法，以全(收稿日期: 2014-12-19)(. 上接第5頁)4]Great plains coal gasification plant public design report項目時，更應該認真地去研究大平原煤氣化廠的經[R], July 1985.驗和教訓，把好的設計改進經驗應用到項目中去，[5] R. C. Delanery et. Great plains coal gasification plant而不是片面地放大該工程曾出現過的一些問題。希technical lessons learned report [R], Nov 1988.望以上信息能給政府部門、生產企業(yè)和設計院等各6] Great plains coal gasification project quarterly techni-cal progress report [R]，DOE U. s., 3rd quarter方面人員就煤制天然氣產業(yè)提供一個評價和再認識1985.的素材。7]Practical experience gained during the first twenty參考文獻:years of operation of the Great Plains Gasificatin andimplications for the future projects [R]，April 2006.[1] An overview of DOE’s Ownership and Divestiture of[8] Great Plains Dakota Gasification Company, 2013 Re-the Great plains Project [R]，GAO/RCED- 89 -sponsible care performance report [R], 2013.15[2]Status of the Great Plains Coal Gasification Project作者簡介:忻任河(1972-), 男，河北張家口人，工學碩士,高級工程師，目前主要從事煤氣化技術及煤化工項目的技術經濟研[R], GAO/RCED - 87 - 90FS, Feb 1987.。[3] Great Plains Synfuel Plant North dakota. http: //www. dakotagas. com/ Companyinfo/ index. html.(收稿日期: 2015-01-02)48