关于柳化股份的几个小问题，请指教

scz1929

化工项目投产达设计能力70%负荷连续运转72小时为系统开车成功,连续运转720小时为试运行成功正常投产.双环\中石化岳阳\都没有达到指标.目前国内的灰熔聚加压气化技术在中试过程中,如果成功将是颠覆性的技术.领先于SHELL

栽花柳成荫

原来如此，谢谢。

希望对柳化的技术有所期待。

福尔莫斯

scz1929果然对煤汽化技术领域非常熟悉。望多多谈谈这方面的问题。

以我的观察，国内同时引进的Shell煤汽化技术的几家中，柳化的装置至今运行相对最好。且柳化具有40年煤化工经验积累，相比双环、中石化岳阳、安庆等原先非煤头的化工企业来说，具有实施Shell的更有利的条件，且柳化的相关配套技术改造最完整也最彻底。所以，从这方面看柳化Shell最先成功的可能性较大。

scz1929

气流床煤气化的技术现状和发展趋势

于广锁（华东理工大学清洁煤技术研究所）

　　 1 前言

　　 我国的煤炭资源丰富，油气匮乏。在未来几十年内，煤炭在我国能源结构中仍将占主导地位，它是我国战略上最安全和最可靠的能源。但是，作为煤能源生产与消费大国，我国的煤炭利用技术总体上是落后的：效率低，造成能源浪费；污染严重，导致环境质量恶化。

　　 煤炭气化，即在一定温度、压力条件下利用气化剂(O2、H2O或CO2)与煤炭反应生成洁净合成气(CO、H2的混合物)，是对煤炭进行化学加工的一个重要方法，是实现煤炭洁净利用的关键。煤炭气化技术，尤其是高压、大容量气流床气化技术，显示了良好的经济和社会效益，代表着发展趋势，是现在最清洁的煤利用技术，是洁净煤技术的龙头和关键。气流床煤气化的优点并不仅仅在于减少空气排放物，它也生成许多具有商业价值的副产品，如高纯度的硫、CO2和无毒的炉渣。随着环境标准的日趋严格，气流床气化的优势越来越突出。

2 国外技术现状和发展趋势

　　 180年以来的煤气化技术发展史，特别是近十多年来的大容量IGCC电站示范与商业化运行证明，与固定床、流化床相比，气流床具有较大的煤种与粒度适应性和更优良的技术性能，是煤基大容量、高效洁净、运行可靠的燃气与合成气制备装置的首选技术。

　　 迄今，世界上已商业化的IGCC(Integrated Gasification Combined Cycle)大型(250MW以上)电站都是采用气流床煤气化炉，可见其技术上具有优势。它们是以水煤浆为原料的 ChevronTexaco(Texaco)、Global E-Gas(Destec)，以干粉煤为原料的Shell、Prenflo、Noell(GSP)。

　　 (1) ChevronTexaco气化炉

　　 美国Texaco(2002年初成为Chevron公司一部分，2004年5月被GE公司收购)开发的水煤浆气化工艺是将煤加水磨成浓度为60~65%的水煤浆，用纯氧作气化剂，在高温高压下进行气化反应，气化压力在3.0~8.5MPa之间，气化温度~1400℃，液态排渣，煤气成份CO＋H2为80%左右，不含焦油、酚等有机物质，对环境无污染，碳转化率96~99%，气化强度大，炉子结构简单，能耗低，运转率高，而且煤适应范围较宽。目前ChevronTexaco最大商业装置是Tampa电站，属于DOE的CCT-3，1989年立项，1996年7月投运，12月宣布进入验证运行。该装置为单炉，日处理煤2000~2400吨，气化压力为2.8MPa，氧纯度为95%，煤浆浓度68%，冷煤气效率~76%，净功率250MW。

　　 Texaco气化炉由喷嘴、气化室、激冷室(或废热锅炉)组成。其中喷嘴为三通道，工艺氧走一、三通道，水煤浆走二通道，介于两股氧射流之间。水煤浆气化喷嘴经常面临喷口磨损问题，主要是由于水煤浆在较高线速下(约30m/s)对金属材质的冲刷腐蚀。喷嘴、气化炉、激冷环等为Texaco水煤浆气化的技术关键。

　　 从已投产的水煤浆加压气化装置的运行情况看，由于工程设计和操作经验的不完善，还没有达到长周期、高负荷、稳定运行的最佳状态，存在的问题还较多。

　　 (2) Global E-Gas气化炉

　　 已建设两套商业装置：LGTI(气化炉容量2200t/d，160MW，2.8MPa，1987年运行，1995年停运)与Wabash River(二台炉，一开一备，单炉容量2500t/d，262MW，2.8MPa，净发电效率(HHV)为38.9%，1995年投运)。炉型类似于K-T，分第一段(水平段)与第二段(垂直段)。在第一段中，两个喷嘴呈180度对置，最高反应温度约1400℃。为提高冷煤气效率，在第二段中，采用总煤浆量的25%进行冷激，反应温度约1040℃，出口煤气进火管锅炉回收热量。熔渣自气化炉第一段中部流下，经水冷激固化，形成渣水浆排出。E-Gas气化炉采用压力螺旋式连续排渣系统。

　　 Global E-Gas气化技术缺点为：二次水煤浆停留时间短，碳转化率较低；设有一个庞大的分离器，以分离一次煤气中携带灰渣与二次煤浆的灰渣与残炭。

　　 美国Port Arthur GCC Project计划采用E-Gas气化技术气化石油焦，将于2005年建成3台气化炉，生产的煤气用于发电(1100MW)。

　　 (3) Shell气化炉

　　 1988年Shell煤气化技术用于Buggenum IGCC电站。该装置的设计工作为时1.6年，1990年10月开工建设，1993年开车，1994年1月进入为时3年的验证期，目前已处于商业运行阶段。单炉，日处理煤2000吨，253MW，发电效率(LHV)为43.2%。

　　 Shell气化炉壳体直径约4.5m，高约30m，4个喷嘴位于炉子下部同一水平面上，沿圆周均匀布置，借助撞击流以强化热质传递过程，使炉内横截面气速相对趋于均匀。炉衬为水冷壁(Membrame Wall)，总重500吨。炉壳与水冷管排之间有约0.5m间隙，作安装、检修用。

　　 煤气携带煤灰总量的20~30%沿气化炉轴线向上运动，在接近炉顶处通入循环煤气激冷，激冷煤气量约占生成煤气量的60~80%，煤气降温至900℃，熔渣凝固，煤气出气化炉，沿斜管道向上进余热锅炉。煤灰总量的70~80%以熔融态流入气化炉底部，激冷凝固，自炉底排出。

　　 粉煤由N2携带，密相输送进入喷嘴。工艺氧与蒸汽也由喷嘴进入。气化温度为1500~1700℃，压力为3.0MPa。冷煤气效率为~81%。原料煤热值的~13%转化为蒸汽，~6%由设备和出冷却器的煤气显热损失于大气和冷却水。

3 国内的技术现状和发展趋势

　　 (1) 研究开发现状

　　 中国自煤的商业化和社会化迄今已100余年，但没有形成能与国际抗衡的商业化自主产权煤气化技术。70年代起西北化工研究院研究开发水煤浆气化技术并建设了中试装置，为此后4家厂引进Texaco水煤浆气化技术提供了丰富的经验；“九五”期间就“整体煤气化联合循环(IGCC)关键技术(含高温净化)”立项，有十余个单位参加攻关；2004年科技部立项“大规模高效气流床煤气化技术的基础研究”正在进行中；近20年来我国共引进10余台Texaco气化炉，国内配套完成了部分设计、安装与操作，积累了丰富的经验。

　　 “九五”期间华东理工大学、兖矿鲁南化肥厂、中国天辰化学工程公司承担了国家重点科技攻关项目“新型(多喷嘴对置)水煤浆气化炉开发”(22吨煤/天装置)，中试装置的结果表明：有效气成分~83%，比相同条件下的ChevronTexaco生产装置高1.5~2个百分点；碳转化率>98%，比ChevronTexaco高2~3个百分点；比煤耗、比氧耗均比ChevronTexaco降低7%。 “十五”期间多喷嘴对置式水煤浆气化技术已进入商业示范阶段。“新型水煤浆气化技术”已获“十五”国家高技术研究发展计划(863计划)立项，由兖矿集团有限公司、华东理工大学承担，在兖矿鲁南化肥厂建设多喷嘴对置式水煤浆气化炉及配套工程，利用两台日处理1150吨煤多喷嘴对置式水煤浆气化炉(4.0MPa)配套生产24万吨甲醇、联产71.8MW发电，总投资为~16亿元。示范装置的设备订货已经结束，气化炉等框架的施工已完成，大部分设备已经到货，工程进入安装阶段。2004年底，装置建设初具规模，部分装置进入试车阶段，气化装置将于2005年上半年投入试运行。在国家发改委的支持下，山东华鲁恒升化工股份有限公司大氮肥国产化工程建设一台多喷嘴对置式水煤浆气化炉(6.5MPa，日处理煤750吨)，气化装置2004年底投入试运行。

　　 (2) 工业运行情况

　　 上世纪80年代末以前，我国的煤气化完全依赖常压固定床技术，国内有常压固定床气化炉数千台，配套小型合成氨生产装置及少量甲醇和联醇装置，这些气化装置中一部分至今仍在运转。80年代初我国开始引进第二代煤气化技术，1家引进加压Lurgi技术，于山西潞城建厂，气化炉三开一备；共有5家引进ChevronTexaco水煤浆气化装置，分别建于兖矿鲁南化肥厂、上海焦化总厂、陕西渭河化肥厂、安徽淮南化工厂、黑龙江浩良河化肥厂。这五套装置均用于生产合成气，制氨或甲醇。目前正在引进的煤气化技术有多套，分别是ChevronTexaco(金陵、榆林、南京等)和Shell(应城、岳阳、柳州、枝江、安庆、大连、安宁、曲靖等)。

　　 (3) 发展我国煤炭气化技术的战略

　　 我国发展煤炭气化技术的总体目标是基于我国煤炭自身的特点，形成具有自主知识产权的产业化技术，为新型煤化工和能源转化提供满足不同需要的龙头技术。

　　 常压固定床气化技术只能在现有基础上挖潜改造，应有条件地放弃进一步使用。加压固定床气化技术因受到煤种资源影响和煤气处理费用高而限制其用途。使用活性高的粉煤为原料的加压流化床技术，目前在开发和使用上有些问题尚未得到很好解决。相对而言，加压气流床气化工艺在大型煤炭气化工艺研究及开发中处于优势地位，也符合目前世界上煤炭气化技术的发展趋势。

　　 我国煤炭气化的发展要顺应国际上煤炭气化技术的发展趋势，并要结合中国的国情，重点应放在大型、高效、对环境友好、易于工业化的气流床气化技术的开发和应用。加速开发和应用具有自主知识产权的加压气流床气化技术不仅迫在眉睫，而且时机成熟。

　　 国内自主知识产权的新型煤气化示范装置已在建设之中，技术特点是：四喷嘴对置的水煤浆气流床气化炉及复合床煤气洗涤冷却设备；分级净化的煤气初步净化工艺；蒸发分离直接换热式含渣水处理及热回收工艺。待示范成功，将扭转我国煤气化技术长期依赖进口的局面，为发展我国的洁净煤技术奠定良好的基础。

scz1929

粉煤加压气化技术的核心是煤粉在高压\密相条件下稳定可控输送,能稳定调控煤粉流量,密相输送的设备\管道\阀门\仪表受其材质\结构\性能影响较大.其工艺流程是煤粉经低压氮气加热干燥后制备于料仓,再经低压高压氮气输送到气化喷嘴入气化炉与气化剂氧气\蒸汽在高温高压下反应.如果煤粉输送问题确实得到解决,我想其它问题应该不会成为项目成功大的障碍

scz1929

由于煤粉夹带在气流中，固相颗粒的体积分数较气体低，颗粒被气体隔开独立的进行燃烧和气化反应。气化炉中进行燃烧和氧化，受空间的限制，反应必须在数秒内完成；入炉煤粒度很细（<0.1mm），以保证有足够的反应面积；

scz1929

谈谈对柳化股份的几点想法:

1要对吸收SHELL技术的时间跨度有一个思想准备.化工技术在应用过程中有一个摸索和技术积累的过程,山西天脊集团作为化工部指定的引进国外第一套大氮肥从安装到运行正常用了13年,陕西渭河化肥厂引进德士古技术达标用了5年,华鲁恒升国产化德士古在国内众多研究所多年技术积累的基础上达标用了2年,虽然柳化在煤头小氮肥行业有一定的优势,但是从常压间歇制气到加压连续制气，从手动控制到自动连锁，是技术上的甚大跨越,要达到设计能力至少要有一年以上甚至两年的思想准备，国内目前在建的15个SHELL场制气项目是一个大试验场，柳化要经历考验。

2、从历史上，氮肥行业和煤炭有八到十年一次的景气周期，从1998的谷底到2007已有九年，从2003到2007有连续四年的高景气，氮肥市场会不会再演绎一次急跌的戏呢。

3、氮肥行业历年投资改造产能的逐步释放和高退出壁垒，测土配方推广引起的施肥量下降，会不会进一步削弱行业的利润率水平。

这些不确定性对我们投资的安全边际影响多大，作一抛砖引玉之论

福尔莫斯

多谢scz1929兄的高见，作为对行的业内人士，你的观点很有价值。我也谈点从一个行业外的外行人对柳化等煤化工企业的一点粗见。

1。柳化令人感兴趣的首先是它的历史。地处相对偏远又缺原料之地，却能从一个小的硝氨企业逐步发展成我国南方以合成氨为基础产品系列的中等规模煤化工企业，这已经能反映出这家企业内在的自我发展能力。综观全国的各类煤化工企业，基本上都是靠近煤场的煤炭类集团企业。因此柳化的发展除了靠自我积累技术外，没有任何其他优越的地方。做个比方，这有点象日本，没有任何资源，只能靠技术立国，结果多年后会发现，日本的各种加工技术却都是全球最好的。

2。正因为第一点，这家企业始终把技术领先作为企业发展的第一考虑的。这几年它完全可以靠扩大原有产能规模来实现快速发展，特别是在华南市场上非常容易实现，这点不象东、中部企业，竞争激烈，单纯的扩大产能风险很大。这样一种经营风格，至少表明了这家企业非同寻常之处，它的技术自信到了什么程度，我一个外行体会不到，但有个现象给人印象深刻：柳化在实施SHELL项目的全过程上，可以不用SHELL的任何专家在场自己实施，好象全国其它家的SHELL项目还没有其它家敢这么做的。

3。柳化即使到现在不能算个氮肥企业。去年氮肥只占总收入的1/4不到（其它为硝酸和硝酸氨），而且可以根据市场需求“柔性”地安排其它耗氨产品的生产。建厂40年来，基本上一直是以产能定产量而非定单定产量，这点让人很惊奇。

所以，至少这家企业不同于一般的氮肥公司。

栽花柳成荫

柳化的2526项目运行的怎样了？不过在盘面上看不出运行正常的迹象。

其他几家的设备运行好象评价不错，那柳化的设备问题在哪里呢？

阳光下

三季报称：。。。经过长期调试，目前已经连续稳定运行了两个月，生产负荷均达到了90％以上。从运行的效果看，各项经济指标均达到设计水平，这表明经过前期较长时间的摸索和实践，公司已经完全掌握了该项当今最先进的煤气化技术。。。。