水煤浆气化技术的后起之秀水煤浆气化技术的后起之秀——晋华炉，目前已成为世界上最先进的煤气化技术之一。
预计在“十三五”期间，为满足新装置建设和老装置改造的需要，为适应不同原料煤制成的水煤浆，各种类型的晋华炉均会有一个良好的发展空间，其应用推广前景值得期待。
标签：水煤浆气化技术;后起之秀;晋华炉1 水煤浆气化技术的优势水煤浆气化是一种简单、成熟、经济、环保的煤气化技术，在煤化工行业得到广泛应用。
其优势主要表现在如下方面。
1.1技术成熟：采用激冷流程的水煤浆气化工艺已经有50多年的历史，原料可以采用重油、渣油、水煤浆和多元料浆等，技术简单而成熟。
1.2设备简单：气化炉结构相对简单，其后续流程中的几台关键设备的结构也较简单。
1.3投资低：相对于粉煤气化，水煤浆气化装置投资低，对设备材质的要求不高，设备制造相对容易。
1.4原料易得：水煤浆是由煤、水和煤浆添加剂按一定配比磨制而成的混合物，原料易得，煤浆流动性和稳定性较高，易于储存。
1.5操作安全：水煤浆属于非易燃流体，相对于油、气、煤粉等易燃、易爆介质来说，其安全性很高。
1.6产品成本低：产品水煤气[粗合成气，以有效气（CO+H2）计]的生产成本较低。
1.7污水处理容易：水煤浆气化产生的外排灰水较容易处理。
2 晋华炉的发展历程和特点2.1Ⅰ型晋华炉Ⅰ型晋华炉属耐火砖气化炉，原称为“非熔渣-熔渣分级气化技术”，其主要特点是采用分级给氧与向下喷射的喷嘴。
由于氧气采用分级水平供给，气化炉主喷嘴供氧量与反应需氧化学当量脱离约束，减轻了主喷嘴的氧气负荷，改善了主喷嘴的工作环境，延长了其运行周期。
在此过程中，高温区自喷嘴端部下移，喷嘴处于相对低的温度区域，并提高了出渣口区域的温度，同时提高了气化室内平均温度，使气化效率得到提高，还增加了氧煤的混合，延长了物料平均停留时间，提高了有效气成分，降低了渣中的含碳量。
由于氧气分级供给，比不分级气化炉轴向温度更均衡，其高径比可加大，突破了国内外关于水煤浆气化室截面出力的限制。
E-Gas气化技术的制氢应用相比天然气制氢，炼厂以大规模煤气化装置制氢具有以下优点。
1. 煤制氢综合成本低。
虽然煤制氢投资高，但大规模装置可以有效降低单位投资。
许多炼厂，其可获得的天然气的价格波动大，成本高，这使得大规模煤制氢更具成本竞争力。
2. 煤气化装置（废热锅炉流程）副产的大量蒸汽，可节省炼厂燃料油。
节省出来的燃料油可作为原料增产成品油。
3. 水煤浆气化制氢原料灵活，可接受石油焦和煤在相当宽的比例范围内混合进料。
在煤价高而石油焦价格低的时候，石油焦可用于气化，实现内部消化；而煤价低，石油焦市场价格高的情况下，装置可全部用煤气化，以实现效益最大化。
CB&I公司的E-Gas气化技术（气流床两段水煤浆气化）效率高并且环境友好，已有超过25年的商业化运行经验。
近年来，E-Gas气化技术在制氢领域也已经取得了一系列应用。
2012年5月，媒体公布，印度最大的私营企业信赖工业公司(Reliance Industries Limited)将建设全球最大的石油焦/煤气化多联产项目，项目位于该公司拥有的世界最大炼油厂区—Jamnagar—总炼油能力为130万桶/天（6200-6500万吨/年）。
据印度媒体报道，该项目总投资40亿美元，采用E-Gas气化技术，根据公开数据，该项目将采用10台进料量约3000吨/天的气化炉，多联产产品方案将包括氢气、电力、蒸汽、合成天然气(SNG)和醋酸等乙酰基化工产品。
该项目正在建设，预计将于2015年开车。
2014年，中海油惠州炼化二期项目继续抓紧建设，该项目总投资约500亿元，包括1000万吨/年炼油、100万吨/年乙烯及配套工程，其中制氢装置采用E-Gas气化技术，进料为烟煤或石油焦，预计将于2016年开车。
2014年10月，CB&I公司宣布与山东神驰石化有限公司签署了气化技术转让与工程设计合同，项目位于山东东营附近。
项目将采用CB&I公司专有的E-GasPlus™技术，共三台气化炉，用于制造230,000Nm3/hr合成气并进而生产氢气、燃料气和电力。
水煤浆气化制氢的气化压力选择刘文;尹晓晖;李克海【摘要】为确定最适合水煤浆制氢装置的气化压力,以石油焦为原料,采用单喷嘴水煤浆气化技术,在20万m3/h制氢规模下,对4.0和6.5 MPa两种不同气化压力下的装置配置、技术经济指标、消耗、投资进行综合对比.结果表明,4.0 MPa压力等级下的气化装置和净化装置均出现系列数增加或设备结构尺寸变大的情况,导致投资增加;系列数的增加还会导致备用率降低,在线率和装置可靠性下降,不利于连续稳定供氢;4.0 MPa压力等级低,装置消耗增加,尤其对于低温甲醇洗单元,冷量消耗将大幅增加.因此,针对20万m3/h制氢规模,6.5 MPa气化压力下的装置在投资、消耗、占地、在线率、可靠性以及操作和维修的复杂性、生产成本等方面均优于4.0 MPa气化压力,在选择气化压力时应优先考虑6.5 MPa压力等级.【期刊名称】《洁净煤技术》【年(卷),期】2016(022)005【总页数】6页(P89-94)【关键词】水煤浆气化;石油焦;气化压力;装置配置【作者】刘文;尹晓晖;李克海【作者单位】中石化宁波工程有限公司,浙江宁波315103;中石化宁波工程有限公司,浙江宁波315103;中石化宁波工程有限公司,浙江宁波315103【正文语种】中文【中图分类】TQ116.2随着成品油质量升级步伐加快，国内各大炼油厂都在进行产品质量升级改造，新建炼油厂大多选择了全加氢工艺路线，以满足轻质油收率、产品质量、综合商品率等关键技术经济指标要求。
氢气已成为各炼油厂不可缺少的重要资源，在生产运行中占有举足轻重的地位，增加氢气产量和降低氢气成本已经成为共同追求的目标[1]。
煤、石油焦作为制氢原料替代天然气、干气、石脑油等可有效降低氢气成本，增加企业收益和核心竞争力。
目前应用的煤焦气化技术中，水煤浆气化是应用广泛、技术成熟的气化技术之一，工业业绩应用较多(尤其有较多的石油焦掺烧气化业绩)，经验丰富，国产化程度高，装置运行平稳，有效气中氢气含量高，有利于氢气产品的生产。
2020643卷3期Jun.2020Vol.43No.3 Large Scale Nitrogenous Fertilizer Industry水煤浆气化制氢配套变换流程分析与选择庞睿（中石化宁波工程有限公司，浙江宁波315103）摘要：通过对某项目水煤浆气化制氢配套一氧化碳变换绝热流程、一段控温和两段控温三种流程的分析，从流程配置、消耗、反应器规格、投资和操作及检维修方面进行综合比选，确定水煤浆气化制氢配套变换流程，为同类装置流程配置选择提供％关键词：水煤浆气化化碳变换绝热流程一段控温两段控温1概述某项目制氢装置拟以煤和石油焦为原料，气化采用水煤（焦#浆气化技术,氢气提纯采用甲烷化工艺，所产氢气（纯度不小于97.5%）供全厂各加氢用户使用％根据原料来源规格及组合情况，以30%石油焦+"。
％正常煤种作为基础工况，对配套的粗合成气变换流程进行分析与选择％合成气处理量为有效气（CO+H-）180000m3/h，水气比为1.204，基础工况时变换入口的粗合成气组分见表1,粗合成气经变换单元处理后变换气组成见表2。
表1粗合成气全组分组分CO h2CO2h2o CH4Ar N h2s cos NH3分，％21.25915.5367.99754.6230.0250.0510.1550.2990.0160.039表2净化气全组分组分CO h2CO2h2o CH4Ar N h2s COs NH3摩尔分率，%0.51855.06143.4370.1680.0370.0770.2340.46700根据进料粗合成气组成及变换气CO含量要求，分从流程配置、消耗、反应器规格、投资和操作及对流程、一段控温和两段控温三种变换流程进行分析和比选％2制氢装置流程配置2.1流程气化装置来的粗合成气，温度为237"、压力（表压，）为6.36MPa，进入变换气进料分离，分的粗合成气经粗合成气加/高与1#变换口变换气换热到270 "后进入脱毒槽。
