北京大学实习报告 - 图文(8)

按加氢深度的不同，分为SRC－Ⅰ和SRC－Ⅱ两种。SRC-Ⅰ法以生产固体、低硫、无灰的溶剂精炼煤为主，用作锅炉燃料，也可作为炼焦配煤的粘合剂、炼铝工业的阳极焦、生产碳素材料的原料或进一步加氢裂化生产液体燃料。近年来，此法较受产业界重视。SRC-Ⅱ法用于生产液体燃料，但因当今石油价格下降以及财政困难，开发工作处于停顿状态。

两种方法的工艺流程基本相似。最初用石油的重质油作溶剂，在运转过程中以自身产生的重质油作溶剂和煤制成煤浆,与氢气混合、预热后进入溶解器,从溶解器所得产物有气体、液体及固体残余物。先分出气体，再经蒸馏切割出馏分油。釜底物经过滤将未溶解的残煤及灰分分离。SRC-Ⅰ法将滤液进行真空闪蒸分出重质油，残留物即为产品──溶剂精炼煤(SRC);SRC-Ⅱ法则将滤液直接作为循环溶剂。固液分离采用过滤,设备庞大,速度慢。近年试验采用超临界流体萃取脱灰法，操作条件：压力10～14MPa、温度450～480℃。以烟煤为原料,SRC-Ⅰ法可得约60％溶剂精炼煤，尚有少量馏分油。SRC-Ⅱ法可得10.4％气态烃、2.7％石脑油及24.1%中质馏分油和重质油。

氢煤法 由美国戴纳莱克特伦公司所属碳氢化合物研究公司于1973年开发，建有日处理煤600吨的半工业装置。原理是借助高温和催化剂的作用，使煤在氢压下裂解成小分子的烃类液体燃料。与其他加氢液化法比较，氢煤法的特点是采用加压催化流化床反应器。操作温度 430～450℃，压力20MPa，煤速240～800kg/(h·m3),催化剂补充量每吨煤为0.23～1.4kg催化剂。在以上条件下，约520℃的C4馏分油产率可达干烟煤的40％～50％(质量)。催化剂为颗粒状钼钴催化剂。利用反应器的特殊结构，以及适当的煤粒和催化剂颗粒大小的比例，反应过程中残煤、灰分及气液产物，可以从反应器导出，而催化剂仍留于反应器内，为了保持催化剂活性，运转过程需排放少量已使用过的催化剂(每天约1％～3％)，由反应器顶部再补加新催化剂。采用流化床反应器的优点是，可保持反应器内温度均匀，并可利用反应热加热煤浆。由反应器导出的液体产物可用石油炼制方法加工成汽油和燃料油。

2. 间接液化法

所谓煤间接液化, 是区别于煤直接液化而言的,煤间接液化, 是将煤首先气化成有效成分为H2 和CO 的合成气, 然后合成气在催化剂作用下, 经F- T合成反应生产有机烃类。而直接液化是将年轻煤褐煤烟煤等在高温高压下直接加氢, 转化成有机烃等化合物。

煤直接液化的操作条件苛刻, 对煤种的依赖性强。典型的煤直接液化技术是在450℃、150- 300 大气压(氢压) 左右将合适的年轻煤(褐煤等) 催化加氢液化, 工艺过程对设备要求高, 设备维修费用大, 产出的油品芳烃含量高, 硫、氮等杂质需要经过后续深度加氢精制才能达到目前石油产品的等级。煤间接液化几乎不依赖于煤种, 并且间接液化过程的操作条件温和, 典型的间接液化的合成过程在250℃、15- 40 大气压下操作。间接液化的合成技术可用于天然气以及其它含碳有机物的转化。合成产品不含硫、氮等污染物, 合成汽油的辛烷值不低于90 号, 合成柴油的十六烷值高达75, 且不含芳烃, 质量高于第四代洁净油品。另外, 煤间接液化在南非已形成大规模的、盈利的产业。国内技术开发已产业化, 而且包括反应器在内的所有设备和控制系统均可在国内制造, 其催化剂开发已达到了国际先进水平。从技术的发展来看, 间接液化合成油技术在我国将具有广阔的市场前景。

煤间接液化包括造气单元、F-T合成单元、分离单元、后加工提质单元等, 其核心是合成反应单元。

F- T 合成反应可表示为如下形式: (2n+ 1)H2+ nCO →CnH2n+ nH2O (1) 2nH2+ nCO →CnH2n+ nH2O (2) CO + H2O →CO2+ H2 (3)

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式(1)、(2) 为生成直链烷烃和1- 烯烃的主反应; 式(3)为生成醇、醛等含氧有机化合物的副反应;式(4)是F-T合成体系中伴随的水煤气变换反应(WGS反应) ,它对F-T合成反应具有一定的调节作用。以上反应均为强放热反应。根据催化剂的不同, 可以生成烷烃、烯烃、醇、醛、酸等多种有机化合物。其反应机理如下表所示：

间接液化的典型工艺流程如下:

煤预处理→气化→合成气净化→F - T 合成→粗油品加工→成品油

面对着油品短缺、油价高涨的现实, 以及与此相对应的我国煤炭开采处于过剩限产的状态、

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煤炭粗放的利用方式所造成的严重的环境污染, 煤炭能源转变成相对紧缺的石油能源——煤间接液化合成油技术就成为了解决上述问题的一条新途径。

随着我国经济高速增长, 一次能源消费中石油的消费量将高速增加, 能源资源结构与消费构成的矛盾将更加尖锐。从1993年起, 中国已从石油出口国转变成石油净进口国, 石油短缺在我国已成为不可回避的严峻现实。我国的煤炭资源远比石油丰富, 我国煤炭已探明的保有储量大于1万亿吨, 经济可采储量1145亿吨。充分利用我国丰富的煤炭资源来解决石油短缺、保证能源安全供给, 煤炭液化技术是一条有效途径。我国西部某些省区如云南、贵州、陕西和内蒙等缺少石油资源, 但煤炭资源十分丰富, 在这些省区建设煤炭液化厂对实施西部大开发战略、促进当地经济的发展具有重大的现实意义。

石油资源的有限性和其在经济发展中的重要作用, 已成为各国制订政治与外交政策时不可忽略的重要因素。石油资源的稳定供应与安全保障仍将是各国经济发展的重要支撑和军事装备现代化的动力基础, 对世界经济运行将起举足轻重的作用。从政治上看, 当国际形势发生骤变, 一旦我们的石油进口受到限制时, 我们很快就能靠它“顶”上去, 不至于被石油进口“卡”死;从经济上讲, 如果油价过高, 我们依靠这种技术, 取代部分原油进口, 其市场潜力和经济效益是不言而喻的。以煤代油是中国的一项非常重要的能源政策,是正在执行的长期能源战略的一部分。煤炭直接液化技术是煤代油工作的一个重要内容, 并已得到了中国政府和国家领导人的高度重视。

世界石油价格的长期看涨和中国正在实施西部大开发战略, 使煤直接液化产业化的时机已经成熟。因此, 加快发展中国煤直接液化产业、并使其发展成为中国高技术产业化的亮点和煤炭行业新的经济增长点已迫在眉睫。结合中国煤直接液化产业现状提出建议如下:

(1) 发展中国的煤炭直接液化技术和工业, 必须坚持用2 条腿走路的方针, 首先要借助国外的力量, 积极引进技术、装备和资金。

(2) 在引进的同时, 国内应组织有实力的企业和科研机构开展科技攻关、自主研究和开发出一套适合于中国煤炭特点的具有中国知识产权的中国煤炭直接液化工艺, 建成有商业竞争力的示范装置,同时也为国家培养出一批煤炭直接液化领域的科技专业人才, 争取在未来10 年内开发出中国自己的煤炭直接液化先进成套技术。

(3) 国家在增值税方面给予优惠政策。由于煤炭液化企业的进项税是石化炼油企业的50 %左右,按照现行规定比石化企业要向国家多缴纳增值税。因此, 建议煤直接液化企业享受与石化炼油企业同等的增值税赋税水平待遇。

(4) 国家给予财政补贴政策。由于国际油价的波动对煤直接液化企业的效益影响很大, 在国际油价低迷时期, 煤直接液化企业可能出现严重亏损情况。因此, 煤直接液化企业可争取与国际油价挂钩的财政补贴政策。

(5) 国家提供项目资本金。由于煤直接液化产业投资规模大(每吨产能需投资1 万元左右) , 建设期限长(5 年以上) , 企业筹资负担较重。因此,国家应给予资本金方面的支持。

(6) 给予融资方面的优惠条件。国家政策性银行以及国有商业银行应支持国家的发展战略, 积极扶持有发展前景的煤直接液化企业, 简化承贷手续, 降低资本金比例, 提供大额的、优惠的和贷款期限较长的贷款支持。建议, 当前银行应给予贷款期超过15 年, 利率下浮10 %的优惠条件。

通过以上措施, 可以促使中国的煤直接液化产业得到快速成长, 使企业的效益得到提高, 同时也为吸引外资创造有力条件。中国作为最大的发展中国家, 无论从全球经济一体化, 还是从地区资源条件和国家安全考虑, 都必须重视以煤为基础的能源结构。煤直接液化一旦实现大规模生产, 将大大优化中国的能源消费结构, 促进中西部经济发展, 改善大中城市的生态环境, 综

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合效益十分巨大。

新一代煤直接液化产业的发展对于中国解决石油短缺, 合理、有效利用能源, 对于中国的能源安全和可持续发展都具有重大的战略意义。

中国早在20世纪80年代就积极开展了相关技术研究。2001年，国家863计划和中科院联合启动了“煤变油”重大科技项目。中科院山西煤化所承担了这一项目的研究。这种目前世界上最优质的清洁柴油的问世，标志着我国具备了开发和提供先进成套产业化自主技术的能力，并成为世界上少数几个拥有可以将煤变为高品质柴油全套技术的国家之一。目前，山东兖矿集团已同时掌握水煤浆与干煤粉两项气化技术，并已在煤的间接液化技术方面取得重大突破，其低温Ｆ－Ｔ合成煤间接制油技术已达到国际先进、国内领先水平。 参考资料：

中国矿业网http://www.chinamining.com.cn

《煤化工产业的科技发展状况综述》中国煤炭新闻网

《石油化工》2007年第12期《煤间接液化技术及其发展状况》 徐国玉著 《煤间接液化技术的研究与开发》 张伟著 《化工科技市场》2004年第1期《煤间接液化技术现状及其经济性分析》 韩德奇, 陈平, 何承涛, 辟隆宇著

《中国发展煤直接液化产业的经济战略价值分析》 井悦, 王长毅著

==================================================================================== 14，山西漳泽电力股份有限公司漳泽发电分公司

山西漳泽电力股份有限公司漳泽发电分公司位于山西省东南部的长治市北郊，安装有两台国产100兆瓦和四台原苏联制造的210兆瓦燃煤机组，分两期建成。首台机组于1985年11月投产发电，至1991年7月，六台机组全部建成投运。目前总装机容量1040兆瓦。

漳泽发电分公司的前身是漳泽发电厂。1992年，漳泽发电厂作为山西省首批股份制试点企业，通过募集内部职工股改组为山西漳泽电力股份有限公司（以下简称漳电公司），并于1997年6月在深圳证券交易所上市。2000年初，漳电公司收购山西河津发电有限责任公司后，漳电公司总部

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与漳泽发电厂分离，漳泽发电厂成为漳电公司下属的企业之一。

从2001年开始，漳泽发电厂建立和完善了以内部市场化运营为主线的管理体系；建立了基础工资加绩效工资的薪酬分配机制。2003年9月～2004年5月，完成了机构和人事制度改革。2005年3月，根据漳电公司人劳［2005］10号《关于组织机构设置的通知》，漳泽发电厂更名为漳泽发电分公司。在职在岗员工1260余人， 19个二级部门（包括代管的审计办事处和煤检中心），75个班组。

漳泽发电分公司自建厂以来，先后获得了“一流火力发电厂”、全国“五一劳动奖状”、全总“模范职工之家”、“全国精神文明建设先进单位”、中电投“首批文明单位”、“山西省五一劳动奖状”等荣誉称号。

2000年以来，漳泽发电分公司重视设备的更新改造和节能管理工作， 积极响应国家节能减排的号召，在中国电力投资集团公司及漳泽电力的大力支持下，2008年5月相继关停了#1、#2（2×100MW）机组。从2004年2008年分公司又相继建成了#5、#6机组及#3、#4机组的烟气脱硫装置，#5、#6烟气脱硫工程2004年12月28日正式开工，于2006年12月二台脱硫装置全部建设完成；#3、#4烟气脱硫工程2007年4月30日正式开工，于2008年6月两台机组的脱硫装置全部建设完成，此二项工程如期竣工并顺利通过了168小时试运行及性能试验，各项指标均达到了设计要求。 火力发电原理

火力发电厂的主要生产系统包括汽水系统、燃烧系统及电气系统，其生产过程如下所述。 一．汽水系统

火力发电厂的汽水系统，如下图所示

汽水系统包括膨胀，高速流动的蒸汽冲动汽轮机的锅炉、汽轮机、凝汽器及给水泵等组成的汽水循环系统和水处理系统、冷却水系统等。睡在锅炉中加热后蒸发成蒸汽，经过热器进一步加热成为过热蒸汽，然后经管道送入汽轮机。在汽轮机中，蒸汽不断膨胀，高速流动的蒸汽冲动汽轮机的转子，带动发电机发电。在膨胀过程中和，蒸汽的压力和温度不断降低，最后排入凝汽器。

在凝汽器中，汽轮机的乏汽被冷却水冷却，凝结成水。凝汽器下部的凝结水由凝结水泵升压后流进低压加热器和除氧器，提高水温并除去水中的氧（以防止腐蚀炉管等），再由给水泵进一

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