无烟煤论文文献
张松航1 唐书恒1 潘哲军2 汤达祯1 李忠诚1 张静平1
(1.中国地质大学(北京)能源学院，北京 100083;2.澳大利亚联邦科工组织地球科学与资源工程部，墨尔本 3168)
摘要:基于晋城无烟煤储层地质条件下的储层和煤岩参数，结合晋城无烟煤煤层气藏直井生产必须压裂增产的实际，以200m为产注井距，使用澳大利亚联邦科工组织的煤层气储层数值模拟软件(SIMED Win)模拟了不同气体组分条件下(CO2∶N2=90∶10，75∶25，50∶50)的煤层气增产和二氧化碳埋存过程。研究结果表明，采用CO2和N2混合气体驱替煤层气的早期，氮气组分含量越高，气井产量越高，但从整体上看对煤层甲烷产量影响不大;不同气体组分条件下的驱替对水产量变化影响不大;煤储层的割理孔隙度在甲烷解吸、氮气、二氧化碳吸附、煤岩有效应力改变的综合效应下呈现增高降低增高降低的变化趋势。综合考虑煤层甲烷产量和CO2的封存效果，采用在煤层气开发初期适当增加氮气组分含量，改善储层渗透性，随后注入纯二氧化碳驱替的方式更加经济有效。
关键词:沁水盆地 煤层气 煤储层 CO2＆N2 提高采收率
作者简介: 张松航，男，博士，讲师; 中国地质大学 ( 北京) ，北京市海淀区学院路 29 号 100083; Tel:: E mail: zshangdream@ 126. com.
Numerical Simulation of CO2＆N2Enhanced Coalbed Methane Recovery on Jincheng Anthracite Coal Reservoir
ZHANG Songhang1，TANG Shuheng1，PAN Zhejun2， TANG Dazhen1，LI Zhongchen1，ZHANG Jingping1
( 1. School of Energy Resources，China University of Geosciences，Beijing 100083，China; 2. CSIRO Earth science and resources engineering，Melbourne 3168，Australia)
Abstract: In this paper，the gas production and CO2＆N2injection processes of the production well and the injection well with 200 m spacing were respectively studied using the coal reservoir simulator，SIMEDWin，devel- oped by CSIRO Earth Science and Resources Engineering，Australia. The coal reservoir and coal property parame- ters used in this simulation were full account of the in-situ coal geological conditions of the anthracite coal in Jincheng district. In addition，the hydraulic fracturing which was widely used as an enhanced methane recovery technology was also taken into account. The simulation results show that the higher of the N2content in the mixed gas，the higher of the CBM output in the early stage of the production. But N2content show very small effect on the long term CBM production. In addition，the injected mixed gas of CO2＆N2with different ratio has little effect on the water production. The cleat porosity of the coal reservoir changing dynamically under the effect of desorption of CH4，adsorption of CO2＆N2and changing of pore pressure during the gas and water production process. Considering the production of CBM and the sequestration of CO2for CO2＆N2ECBM the suggestion is that appropriately increase the nitrogen component in mixed gas improving the reservoir permeability in the early production stage，and then inject the pure carbon dioxide.
Keywords: Qinshui Basin; coalbed methane; coal reservoir; CO2＆N2; ECBM
全球变暖问题已经越来越严重，如何减少全球变暖的“主犯”———二氧化碳气体的排放，已经成为了一个亟待解决的全球性热点问题。碳捕集和封存技术(CCS)被认为是最切实可行和最具发展前景的二氧化碳减排技术。其中煤层封存二氧化碳技术受煤储层埋深影响较小，既可以达到减少温室气体排放的效果，还可以提高煤层甲烷的采收率(CO2ECBM)，具有经济和环境双重效益。目前，我国已经和加拿大合作实施了“中国煤层气技术开发/CO2埋藏”项目，项目实施效果良好(Wongetal.，2007;Wongetal.，2010;叶建平etal.，2007)，但是由于CO2注入引起的煤基质膨胀，使得煤储层的渗透率降低，一定程度上抵消了该项目的可操作性。然而，加拿大在Alberta地区进行的CO2/N2ECBM试验，使得在渗透率为1mD的低渗透煤储层中进行的气体注入比较容易进行(Mavoretal.，2004)。因此，注入CO2和N2混合气体的方式有助于CO2封存和ECBM项目实施的成功;此外，由于CO2和N2是工厂烟道气的主要成分，直接使用能够减少CO2的捕集和分离成本，增加了项目实施的经济性。考虑注入CO2和N2混合气体就要求寻找最佳的注气比例和注气方式。我国目前处在CO2ECBM的探索阶段，相关研究还很少，本文采用数值模拟方法，研究晋城无烟煤储层地质条件下，不同比例CO2和N2混合气体的CO2封存和ECBM效果，并提出相关建议，对深部煤层中进行CO2埋存和ECBM有一定的指导意义。
1 方法原理
本研究基于澳大利亚联邦科工组织的煤储层数值模拟软件———SIMEDWin。SIMEDWin是一款气、水两相多组分，包含单孔和双孔隙模型的三维储层模拟软件，适于煤层气单井或气田范围内的多井生产模拟，以及注气(多组分)提高煤层气采收率模拟(潘哲军，卢克·康奈尔，2006;张松航etal.，2011)。本论文模拟网格采用对数网格，气体吸附模型采用扩展的兰氏方程，孔隙度渗透性模型采用PR模型(PekotandReeves，2003)，基质至割理的气体扩散采用WarrenandRoot公式描述;割理中的气、水流动采用达西定律描述;储层中压降模型采用扩散方程描述;物质守恒方程的求解采用全隐式多元牛顿方法和正交极小化方法，由于张松航等(2011)已做详细介绍，本文不再赘述。另外，张松航等(2011)的研究结果表明，就晋城无烟煤的储层地质条件而言，200m产注井距具有较好的驱替效果，因此本文设定产注井距为200m，而CO2和N2混合气体的组分比例分别设定为90∶10，75∶25和50∶50。
2 煤储层地质特征和参数设置
沁水盆地南部，太原组的15#煤层和山西组的3#煤层厚度大且全区分布稳定，为煤层气勘探的主要目的层，本次的模拟工作主要考虑封闭性较好的3#煤层。3#煤层厚～，埋深变化于～。宏观煤岩类型主要为半亮煤和半暗煤，属中低灰煤。镜质体反射率介于～之间，属半无烟煤和无烟煤，反映了较高的生气能力。煤层含气量一般介于～，理论含气量～，含气饱和度多大于70%。煤储层压力主要在～之间变化，平均，属欠压常压储层。储层渗透性变化较大，试井渗透率变化于～之间，多数储层原始渗透率小于1mD。从晋试1和TL003井的3#煤层的气样组分分析结果看，甲烷气含量占主体(分别为和)，含少量氮气(分别为和)和二氧化碳(分别为和)，及一些痕量气体。
本次模拟的参数选择主要参考TL003井，以及上述的区域总体储层地质特征。TL003井为枣园地区施工的第一口煤层气井，张先敏和同登科(2007)采用数值方法拟合了其从1998年3月16日至1999年4月11日共392天的排采资料，取得了不错的效果;叶建平(2007)，wong等(2007)分别报道了2004期间对其实施的ECBM微型先导性实验研究成果，并通过数值拟合结果校正了储层参数。本次模拟实验的参数选取见表1，考虑到我国煤储层初始渗透率偏低，普遍需要储层压裂，根据单学军等(2005)的数据设计了煤储层压裂裂缝模拟参数。3#煤层对甲烷、二氧化碳和氮气的吸附参数选取见表2。此外，在模拟过程中存在以下假设，1)在排采过程中煤储层的温度不变;2)储层原始状态下割理裂隙被水100%饱和。
表1 晋城3#无烟煤数值模拟参数汇总表
表2 晋城3#煤层无烟煤吸附解吸参数取值表
3 模拟结果
气体组分对产气的影响
从每种气体组分条件下的产气量曲线(图1)可以看出，总日产气量基本存在三个阶段:第一次产气高峰及其随后的下降阶段，从产气低值到第二次产气高峰的持续增长阶段和达到第二次产气高峰及其后的稳定阶段。其中前两个阶段，甲烷的产量基本和总产气量重合，说明此时还未出现氮气和二氧化碳气体的穿透;而在第三阶段，随着氮气和二氧化碳的穿透，甲烷日产量与日总产气量差值越来越大(图1a)。每种气体组分条件下，氮气和二氧化碳的产出具有时间性，氮气的产出约在第800～1000天，二氧化碳的产出在第3000天前后(图1b)。
图1 生产井日产气量图(a)总产气量和甲烷产气量;(b)二氧化碳产气量和氮气产气量
对比不同组分注气条件下的气产量(图1)可知，各条件下的气产量(即甲烷产量)曲线在总日产气的第一阶段基本重合。生产井的第一产气高峰和煤储层压裂裂缝和储层原始渗透性的“二元”渗透性相关，气体主要来源于井筒和裂缝周围的气体解吸，而在稍远离该高渗通道的煤基质内部由于渗透性较低，不能快速补给，导致气产量降低。生产井产气量降至最低点的时间在第300天左右，从第330天的气相相对渗透率(图2)可以看出，在生产井产气量降至最低值前，生产井周围的气相相对渗透率较低，一般小于，此时注入井周围产生的气相相对渗透率的增加尚未对生产井的气产量产生直接影响。同时除注入混合气体组分不同外，其他模拟参数都相同，产气井周围的压力分布相似，因此该阶段不同组分注气条件下的气产量相同。从总日产气的第二阶段开始，90∶10，75∶25，50∶50三种注气条件下的总日产气量依次增加，即随着混合气体中氮气组分含量的增加，总日产气量逐渐增加;同时容易发现，随氮气组分含量的增加，产气第二阶段的持续时间依次减少，即产气量达到第二产气高峰的时间提前。
图2 第330天时气相渗透率等值线图
三种气体组分比例条件下的甲烷产出情况显示(图1a)，从第300天左右的日产气量低值开始到第3000天，组分比例为50∶50条件下，甲烷的产量最高，组分比例为75∶25条件下的甲烷产量中等，组分比例为90∶10条件下的甲烷产量最低。也就是说，随着注入气体组分中二氧化碳含量的增高，在生产的前3000天，甲烷的产量降低;相反混合气体中氮气含量增加有助于提高甲烷的产量。从图2可以看出，在第330天生产井和注入井刚刚出现气相相对渗透率的贯通，而且90∶10，75∶25，50∶50三种气体组分比例条件下，生产井和注入井的贯通性依次变好，这也是在产气低值至生产约第3000天以前这段时间内，在这三种气体组分比例条件下，气井产量依次升高的原因。然而在50∶50条件下，气体达到第二次产气高峰后，形成的甲烷产量并不稳定持久，成缓慢下降趋势，气体组分中氮气含量越高，甲烷日产量下降越快。而在生产3000天以后，在90∶10的组分比例条件下的甲烷日产量反而最高。值得注意的是，第3000天左右这个时间点，既是不同组分条件下甲烷产量的交点，即转折点，同时也是二氧化碳产量逐渐快速增加的阶段。
对比三种组分条件下氮气产量和二氧化碳产量的差别可知，随着注入混合气体组分中氮气含量的增加，产出井中的氮气含量依次增加;同样，注入混合气体中二氧化碳组分含量增加，产出井中的二氧化碳含量依次增加(图1b)。然而，虽然不同混合气体组分条件下，氮气和二氧化碳的产出量不同，但是它们开始产出的时间基本相同。分析认为，由于氮气和二氧化碳气体存在性质上的差别，注入氮气和二氧化碳气体对增产甲烷存在两个关键时间。第一个关键时间是产气井中氮气含量明显上升的时间，此时表明生产井和注入井之间的气相渗透性的穿透形成不久，生产井逐渐达到第二次产气高峰。第二个关键时间是产气井中二氧化碳气体产量开始明显上升的时间，此时产气井中，氮气产量基本趋于稳定。两个关键时间出现的先后，不因气体组分比例的差别而有太大的差别，说明不同气体组分在煤岩中的运移，与气体本身和煤岩的作用性质相关，而与气体本身的浓度关系不大。此外，在第二关键时间点与甲烷产气量的交点相对应，说明在这个时间点，氮气对增产甲烷的影响已经比较小。
90∶10，75∶25，50∶50三种气体组分比例条件下，在第3000天时生产井产出氮气含量占注入井注入氮气含量的比例分别为，，;在第7000天时，生产井产出的氮气含量占注入井氮气含量的比例分别为，，，这说明在生产井生产3000天以后，从注入井注入的氮气有一半以上都产出了。对比甲烷的产气情况，说明氮气对CO2＆N2ECBM的影响主要体现在对采出速率的影响上，由于其对煤岩的竞争吸附能力弱于甲烷、更弱于二氧化碳，不能从本质上起到提高甲烷采收率的作用。因此，在实际的注气操作中，可以考虑在注气前期注入氮气和二氧化碳的混合气体，而在注入后期单注二氧化碳。
气体组分对产水的影响
从数值模拟的结果看，不同气体组分对生产井产水的影响不大，仅在第一产气阶段存在差别，随氮气含量的增高，日产水量略有增加(图3)。由于煤储层对二氧化碳、甲烷和氮气的吸附能力依次为CO2﹥CH4﹥N2(于洪观等，2005;唐书恒等，2004;吴建光等，2004)，向煤层中注入混合气后，CO2分子会置换吸附着的甲烷分子，CH4分子被置换后扩散到煤层天然裂隙系统中，而CO2则被捕获到煤基质中;同时，由于N2的吸附能力小于CO2和CH4，仅一小部分注入的N2被吸附到煤基质中，其余大多数停留在裂隙系统中，裂隙中的N2一方面减少了甲烷在裂隙系统中的分压，从而提高了甲烷从原生孔隙中的解吸速率和在原生孔隙系统中的扩散速率;另一方面，增加了煤层的天然裂隙系统的总压力，提高了气体从裂隙系统到达生产井的推进力。由此可知，氮气的存在，改变了注入井周围的渗透性，增加了压力传播的效率。在生产井和注入井间气相穿透前，随着混合气体中氮气组分的增多，两井间的压差呈略微增大趋势，因此50∶50组分条件下生产井排水量略高。生产井和注入井气相穿透后，不同气体组分条件下，生产井的水产量基本相等，说明改变注入井的气体组分，整体上对生产井的排水情况影响不大。
图3 不同气体组分条件下气井日产水量图
气体组分对储层孔渗性的影响
在90∶10组分比例注气增产条件下，储层的平均孔隙度变化呈先降低，略有升高，再缓慢降低的趋势(图4)。总体上在90∶10组分比例条件下，储层孔隙度呈降低趋势。75∶25，50∶50组分比例条件下，在模拟时间内，储层孔隙度都呈现先降低，再升高的趋势。比较三种组分比例条件下的平均孔隙度变化曲线，气体组分中氮气组分的比例越高，在生产的初始阶段储层平均孔隙度下降的速率越小，下降的幅度也越小，下降的时间也越短。同时，氮气含量越高，储层平均孔隙度由下降转上升的时间也越早，增大的幅度也愈大。
图4 不同气体组分下储层平均孔隙度随时间变化图
不同气体组分条件下CO2ECBM综合效益分析
对比不同气体组分条件下，累积总产气量和累积甲烷产量(图5)，可以看出，90∶10，75∶25，50∶50三种气体组分比例条件下，总气体产量依次升高，模拟生产7000天的总产气量分别约为万m3，万m3，万m3;而三种气体组分比例条件下生产7000天的甲烷累积含量相差不大分别为万m3，万m3，万m3。可见，在注入气体中，增加氮气组分的含量，在生产的约前3000天，明显提高了甲烷气体的生产速率，但是在总体上，即整个7000天的模拟时间内，对甲烷气体增产的贡献不大。在生产的后半段，氮气组分含量对储层孔渗性的改善主要体现在，增加了注入气体的穿透速度，总体上对甲烷增产的作用不大。
图5 累积甲烷产气量对比图
从90∶10，75∶25，50∶50三种气体组分比例条件下的累积注入气量和累积封存二氧化碳气体含量图(图6)上可以看出，三种气体组分比例条件下的气体注入气量依次降低分别为，万m3，万m3，万m3，同时二氧化碳气体的封存气量也依次降低分别为，万m3，万m3，万m3。由此，生产7000天的时间内三种气体组分比例条件下的注存比分别为，，。总体上二氧化碳气体含量越高，注入的二氧化碳越多，封存的二氧化碳也越多。
图6 累积注入气量和累计净封存二氧化碳含量图
因此，考虑到生产井产出混合气体后，分离混合气体的成本，以及注入气体的成本，如果不考虑时间成本的话，注入井的气体用纯二氧化碳气体最好，因为在整个生产周期内，氮气组分对甲烷气体的总产量影响不大;如果考虑时间成本，可以考虑在生产的前半期使用较高含量的氮气的混合气体，可以有效地提高甲烷气体的采出率，但是在生产后期，可以考虑使用纯二氧化碳气体入注。减少不必要的注入和分离成本。
4 结论
使用SIMEDWin软件可以有效地模拟不同储层参数对煤层气井生产的影响，同时可以了解生产过程中储层压力、气和水相相对的渗透率、气和水相饱和度、储层平均孔隙度等储层参数的动态变化。
通过对比90∶10，75∶25，50∶50三种CO2∶N2组分比例条件下的CO2＆N2ECBM模拟结果可知，在煤层气生产的前期，适当增加注入井中氮气组分含量，可以有效地改善储层孔渗性能，提高煤层气甲烷产量;然而，从整个煤层气生产过程考虑，增加注入气体组分中氮气的含量，并不能从实质上增加甲烷气体的产量，同时由于注入气体中氮气组分含量过大，造成生产井总产气量的大幅提高，从而增加分离产出气体的成本;从二氧化碳气体封存的角度看，增加注入气体中氮气组分的含量，会大幅度减小同期内的二氧化碳封存量;此外，从氮气的流动情况看，注入气体中氮气含量越高，在煤层气生产的后半段稳定的产出的氮气含量越高，基本上煤储层已经氮气饱和，注入氮气量和产出氮气量形成了一种均衡。因此，在煤层气生产的前半期适当增加注入氮气的含量，而在煤层气上产的后半期改用纯的二氧化碳注入，一方面能够起到，煤层气增产的目的;另一方面能够起到节约成本，增加二氧化碳注入量的目的，是一个有效的CO2＆N2ECBM措施。
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水煤浆气化技术论文篇二 德士古水煤浆气化技术的特点及应用 【摘要】水煤浆气化技术在我国由来已久，近年来，德士古水煤浆气化技术在我国的发展更为的迅速，其技术应用的范围也在不断的扩大，德士古水煤浆气化技术具有很多优点，因此，其应用还有待于进一步开发。本文将从以下几个方面来分析德士古水煤浆气化技术的特点及应用。 【关键词】德士古水煤浆气化技术;特点;应用;分析 中图分类号：X752 文献标识码：A 文章编号： 一、前言 目前，国内水煤浆气化的应用还存在一定的问题，选用何种技术成为了主要的关注点，因此，研究德士古水煤浆气化技术的特点及其在我国的应用具有很深远的现实意义。 二、煤气化原理及发展趋势 1、煤气化的原理 煤的气化反应是指气化剂(空气、水蒸气、富氧空气、工业氧气以及其相应混合物等)与碳质原料之间以及反应产物与原料、反应产物之间的化学反应。在气化炉内，煤炭要经历干燥、热解、气化和燃烧过程。 (一)湿煤中水分蒸发的过程： (二)热解(干馏)是煤受热后自身发生的一系列物理化学变化过程。一般来讲，热解的形式为：煤 煤气(CO2，CO，CH4，H2O，H2，NH3， H2S)+焦油+焦炭 (三)气化与燃烧过程。仅考虑煤的主要元素碳的反应，这些反应如下： a.碳-氧间的反应; b.碳-水蒸气间的反应; c.甲烷生成反应; 需要指出的是，以上所列诸反应为煤气化和燃烧过程的基本化学反应，不同过程可由上述或其中部分反应以串联或平行的方式组合而成。 2、煤气化技术的发展趋势 现代煤炭气化技术发展趋势如下： (一)气化压力向高压发展。气化压力由常压、低压(<)向高压() 气化发展，从而提高气化效率、碳转化率和气化炉能力。 (二)气化炉能力向大型化发展。大型化便于实现自动控制和优化操作，降低能耗和操作费用。 (三)气化温度向高温发展。气化温度高，煤中有机物质分解气化，消除或减少环境污染，对煤种适应性广。 (四)不断开发新的气化技术和新型气化炉，提高碳转化率和煤气质量，降低建设投资。目前碳转化率高达98%-99%，煤气中含CO+H2达到80%-90%。 (五)现代煤气化技术与其他先进技术联合应用。 (六)煤气化技术与先进脱硫、除尘技术相结合，实现环境友好，减少污染。 三、国内应用上存在的问题与解决措施 1.存在的问题 (一)气化效率仍然低 当前在国内，在燃烧上多采用单喷嘴直喷的模式，像德士古炉，而华东理工大学则采用多嘴对喷，后者的改进虽然增强了利用的效率，但是其对耐火砖的损坏也相应的加大了。在整个气化装置中，采用单个喷嘴时，其容量受到了限制，这就制约了水煤浆气化的转化效率。当采用多对喷嘴时，喷嘴的寿命也同时受到了考验，在雾化方面的效果仍然不能得到完全的控制。 (二)耐火砖的寿命短 水煤浆中本身存在34%左右的水，它的存在会吸收大量的热，在转化过程中，反应的进行使得化学平衡容易遭受破坏，因此，在设计上安排了耐火砖来作内衬。耐火砖专为改善水煤浆气化而来，所以，好的耐火砖将会对气化产生重要的作用。而在实际转化过程中，耐火砖十分容易损坏，当转化炉的操作温度过高时，它将直接烧坏耐火砖。 (三)煤炭质量的影响在现今的转化中，煤浆的混合制成，也对煤中含灰量和灰熔点有着特定的要求，当煤的质量不能满足水煤浆的合成时，其气化的效果将降低，同时，在进一步的燃烧中，由于可燃物含量的低下使得将要获得热能减少。 四、德士古水煤浆气化技术工艺 水煤浆制气的德士古工艺见图 1： 五、德士古水煤浆气化技术特点 德士古加压水煤浆气化工艺与第一代煤气化工艺相比,主要是提高了气化压力和温度,从而改善了技术经济指标。扩大了煤种的适应范围,该气化炉属于喷流气化,以水煤浆方式进料,其气化压力为。 主要工艺特点如下: 1、煤种适应性强,主要以烟煤为主,对煤的活性没有严格要求,但对煤的灰熔点有一定要求。 2、水煤浆用泵连续输送,故气化炉操作稳定性好,输送方便并有利于环境改善。 3、碳转化率高达96%以上,排水中无焦油、酚等污染环境的副产物产生,同时煤气中甲烷含量低,是较为理想的合成原料气。 4、气化在加压下进行,气化强度高,设备体积小,布置紧凑而且能耗较低。 5、气化炉内无转动部件,其结构简单、可靠。 6、气体在气化炉内停留时间短,仅为几秒钟,因而气化操作弹性大。 7、气化炉高温下排出之熔渣性能稳定,对环境影响小。 德士古水煤浆气化技术,与无烟煤间歇气化及鲁奇(Lurgi)气化技术相比具有明显的优越性。该法常以灰融点低活性较好的煤质为主,对煤种有较宽的适应性。适宜于作生产合成氨和甲醇的原料气。因而该技术引入我国以后,引起合成氨企业及各界人事的普遍关注。 六、德士古水煤浆气化的应用 目前我国采用该技术的在运行装置有20多家。鲁南化肥厂、上海焦化厂、陕西渭河化肥厂、安徽淮南化工厂和黑龙江浩良河化肥厂是国内使用德士古水煤浆气化炉较早的厂家，德士古水煤浆气化炉的部分应用情况见表 1。 表 1 德士古德士古水煤浆气化的应用状况 七、水煤浆气化工艺前景展望 德士古加压水煤浆气化技术虽然是比较成熟的煤气化技术，但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。 1、气化炉烧嘴运行周期较短，一般不超过 3 个月，这是造成德士古装置必须有备炉的主要原因; 2、耐火砖使用寿命国产约 1 a，进口约 2 a，导致维修费用较大; 3、单烧嘴制气，操作弹性较低;德士古加压水煤浆气化炉耐火砖的寿命问题仍然是一个难题，对于德士古水煤浆气化炉烧嘴的问题已有一些新的气化炉将单喷嘴改为对置式多喷嘴，可以增加热质传递，并且能提高碳的转化率。目前由兖矿集团有限公司、华东理工大学共同承担的国家高技术研究发展计划(863 计划)重大课题“新型水煤浆气化技术”就是将单喷嘴水煤浆气化炉改为对置式多喷嘴水煤浆气化炉，并配套生产甲醇和联产发电。多喷嘴对置式水煤浆气化技术含水煤浆制备工序、多喷嘴对置式水煤浆气化和煤气初步净化工序、含渣水处理工序。 多喷嘴对置式水煤浆气化技术自动化程度高，全部采用集散控制系统(DCS)控制，特别是氧煤比完全可以投自动串级控制。工业运行证实，该装置具有开车方便、操作灵活、投煤负荷增减自如的特点，操作的方便程度优于引进水煤浆气化装置。多喷嘴对置式水煤浆气化技术已被工程实践证实完全可行，工艺指标也极为先进，对初步的运行结果统计表明：有效气 CO+H2≥82%，碳转化率≥98%。通过工业化规模的气化炉的示范运行，我国在水煤浆气流床气化技术方面将达国际先进水平，具有自主知识产权的大型煤气化技术。 随着机械化采煤的发展，粉煤产率也在增加，利用此项技术可以解决粉煤的利用问题，也可以解决煤炭在洗选过程中产生的大量煤泥，利用水煤浆气化技术联合循环发电也具有广阔前景。今后煤化工的更多机会是发展新型煤化工，即煤制甲醇、煤烯烃、二甲醚和煤制油，煤气化生产甲醇及其下游产品的开发和 IGCC 联合发电也是新型煤化工的一个发展方向。新型煤化工将成为今后煤化工产业的发展主题。 八、结束语 在我国今后的水煤浆气化的发展过程中，可以更加深入的分析德士古水煤浆气化技术，通过充分利用其优势来提高其使用效果，从而提高我国水煤浆气化技术的整体质量水平。 【参考文献】 [1]陈俊峰.煤气化技术的发展现状及研究进展[J].广州化工，(5)：31-33. [2]赵嘉博.刘小军.洁净煤技术的研究现状及进展[J].露天采矿技术.. [3]高丽. 德士古水煤浆加压气化技术的应用[J]. 煤炭技术,2010,07:161-162. [4]贾小军. 德士古水煤浆气化技术研究及其国产化创新[J]. 中国科技信息,2013,14:115. [5]崔嵬,吕传磊,徐厚斌. 德士古水煤浆加压气化技术的应用及创新[J]. 化肥工业,2000,06:7-8+17-58. 看了“水煤浆气化技术论文”的人还看： 1. 煤气化技术论文 2. 煤气化技术论文(2) 3. 煤炭气化技术论文(2) 4. 洁净煤燃烧技术论文 5. 大气污染控制技术论文
第一部分 矿井概括1 矿区自然地质环境地理位置及交通情况晒口煤矿位于福建省邵武市城东的晒口街道办境内。矿区位于邵武市城区方位121度、直距公里，即晒溪桥—新铺一带。地理坐标：东经117°33′～117°36′、北纬27°16′～27°19′。闽江三大支流之一的富屯溪，316国道和鹰厦铁路东西中横贯矿区，矿区与周边主要城市的铁路里程分别为：南平154公里、福州320公里、厦门535公里、鹰潭159公里。矿区往南部36公里与京福高速公路相接，交通十分便利（详见交通位置图）。交通位置图、地形地貌矿区地貌系属起伏不平的中至低山区，主要山脉走向呈北北东—南南西、一般海拔标高为200～350m，最高点云屏山，海拔标高为；矿区最低侵蚀基准面富屯溪河床，其海拔标高约178m。区内由于不同时代的岩性差异，风化侵蚀后呈不同的自然地貌景观，中—下侏罗统漳平组及梨山组的砂、砾岩层分布区、基岩裸露，山脊狭窄陡峻，多为单面山，沟谷发育陡直；晚三叠统焦坑组的粉砂岩和前震旦纪的变质岩群及花岗岩等分布区，则为低缓的山丘。区内第四系冲积平地较少，主要分布于富屯溪和晒溪两岸。 水系区内地表水流颇为发育，主要水系有富屯溪、晒溪及6条常年性山间小溪。富屯溪为矿区的主要水体，自西北向东南横贯矿区中部，为焦坑井田和晒口井田地表天然的分界线，河床宽50～150m。根据邵武水文站历年（1963至1972；1976至1980；1990至1996）资料表明：年平均流量，最大流量6400m3/s（1967年6月22日），最小流量（1979年10月）。洪水期一般出现在4～6月份，最大洪水发生在1998年6月22日（流量未测得），矿区东部新铺村一带，洪水位标高；矿区西部的晒口村一带，洪水位标高，与晒口大桥桥面相差。晒溪为富屯溪的一级支流，发源于罗峰山，自北向南流经下沙新村、洒溪桥，于晒口村西注入富屯溪，年平均流量28m3/s，最大流量（1967年6月22日），最小流量（1961年1月15日），洪水期一般与富屯溪同时出现。1998年6月22日，出现最高洪水位（流量未测得），标高为。枯水季节最低水位标高为。新铺溪流量为～，其它6条常年性小溪流量约为～10L/s。气象及地震情况矿区气象属亚热带潮湿性气候，据邵武气象站历年来（1963年至2005年）气象观测资料阐明如下：气温：平均温度℃，一般于7、8、9月份气温较高；最高温度可达℃（分别出现在1971年7月31日、2003年7月16日及31日）；而于12、1、2月份气温较低，最低温度可降到℃，一般甚少下雪。降水量：历年平均年降水量，最大可达。降水一般多集中在4、5、6月份，占全年总降雨量约40-50%；但在个别年份雨季提前于3月开始或推迟到7月止。日最大降雨量（出现在1970年6月26日），连续降雨最长可达25天（1966年）。 蒸发量：年平均总蒸发量 mm；一般在7月份或8月份为最大，占全年总蒸发量约30～40%，最大月蒸发量达。潮湿度：1964年～2005年潮湿系数在～间，平均为。 历年绝对湿度平均值毫巴，以6～8月最高；月平均值达毫巴以上；最大可达毫巴，最小达毫巴，年平均相对湿度为81%。风向及风速：在9月份至次年12月，晴天早晨多雾，一般须到十点左右方可消散，风向多为西北，历年平均风速，6～8月份东风和南风较多。根据《中国地震参数区划图》(GB18306―2001)，本区抗震设防烈度为6度，地震动峰值加速度为。2 地质特征地层矿区在大地构造中的位置属于南华后加里东准地台华夏台隆遂（昌）建（瓯）台拱的南部，在区域地质构造中的笔架山—香林铺中生代复式向斜内的虎庵山—同青桥背斜的东南翼，呈一大致向东倾伏缓波状的单斜，延深至东部被F1逆断层切割，断层上盘的前震旦系地层出露于地表。矿区出露地层有：前震旦纪变质岩群、上三迭统焦坑组、下侏罗统梨山组，中侏罗统漳平组和第四系。焦坑组为煤系地层。⑴前震旦纪变质岩群AnZ主要出露于矿区的西部、东部及北部，为上三迭统焦坑组煤系地层沉积的基底，岩性主要为千枚岩、变质砂岩、云母石英片岩和少量细晶片麻岩及板岩等组成。⑵上三迭统焦坑组T3j主要出露于矿区的西部，而东部及北部仅零星出露，属含煤地层，以第一标志层底部为界，分上、下段。地层厚度由南向北（沿走向）逐渐增大，自0～372米；自西向东（沿倾向）逐渐变薄自218～60米。焦坑组下段为主要含煤段，岩性复杂，岩相变化频繁，厚度变化较大，中下部以厚层状砂砾岩为主，上部为粉砂岩及较稳定的中厚煤层（DE煤层）。焦坑组上段以湖泊相的粉砂岩为主，分布较普遍，岩性变化不甚明显，为良好的隔水层。⑶下侏罗统梨山组本组地层分布较普遍，为煤系地层的盖层。岩性变化不大，以河床相的长石、石英砂岩为主，间夹石英质砾岩和粉砂岩，为矿区的主要含水层。表1-2-1 各地层关系表系 统 组 段 层厚m 岩性特征 接触关系第四系（Q） 0～56 为坡积黄土层，内含滚石、洪积亚粘土，河床冲积砾石层及河漫滩砂土层 角度不整合侏罗系 中统 漳平组 上段 240 砾石成份复杂的砾岩或砂砾岩 假整合 下段 角度不整合 下统 梨山组 上段 240 河床相的长石石英砂岩为主，间夹石英质砾岩和粉砂岩 假整合 下段 240 三迭系 上统 焦坑组 上段 288 湖泊相粉砂岩为主，夹细---中粒砂岩和少量透镜状含砾砂岩 角度不整合 下段 82 中下部以厚层状砂砾岩为主，夹有透镜状砂岩、粉砂岩，并夹凝灰质砂岩，火山角砾岩与凝灰质泥岩。上部为粉砂岩及较稳定的中厚煤层（DE煤层） 前震旦纪变质岩群 不详 千枚岩、变质砂岩、云母石英片岩和少量细晶片麻岩及板岩 ⑷中侏罗统漳平组主要分布在矿区的东部和北部，为砾石成份复杂的砾岩或砂砾岩，分为上下两段。⑸第四系（厚度0～56米，一般厚度12米）为坡积黄土层，内含滚石、洪积亚粘土，常为耕作区，河床冲积砾石层及河漫滩砂土层等。、构造矿区构造的复杂程度中等，为一向东倾伏缓波状的单斜构造，倾角为20～30度，以断层构造为主，褶曲构造也十分发育。矿区内较大的断层均在矿区边缘；井内落差～10米的北东向及南东向中、小断层密布，并往往与褶曲共生，断褶并存导致矿区内倾向及走向地层起伏变化。⑴断层矿区内较大的断层大致有17条，按其性质和延伸展布方向，大致可分为二组：一组，近于南北及北东向的逆断层为主，如F1、F4、F6、F8(北端)及F9；正断层有F2、F16及F20。另一组，近于东西向的正断层为主，如F3、F5、F14及F21，逆断层有F8（西端）及F10。上述断层主要分布在矿区的西部、东部及北部的边缘，而矿区内比较稀少。各主要断层分述如下：F1逆断层：位于矿区的东部边缘，全长约6000米以上，倾向约80°～90°，倾角40°～50°，斜断距大于1000米，为矿井的东部边界。F4逆断层：位于焦坑井田东南部，全长约1850米，倾向110°～ 140°，倾角40°～50°，斜断距小于40米。F16正断层：位于晒口井田中部，全长约1400米，倾角72°，斜断距约50米。F20正断层：位于焦坑及晒口井田中部，全长约350米，向南北两端即消失。倾向110°，倾角80°，斜断距较小而往深部消失。故对煤层没影响。F10平推逆断层（外围原F13）：位于矿区北部边缘，为矿井北部边界，全长约5000米以上，断导走向近东南，倾向往北，地表倾角偏陡约60°～ 70°，斜断距不详。但据矿井巷道揭露，井下小断层甚为发育。晒口井田常见岩、煤层挤压褶曲，且伴随着小断层产生。焦坑井田常见倾向及斜交小断层。⑵褶曲矿区为一往东倾伏的单斜构造，沿走向、倾向呈现次一级褶皱。煤系地层产状变化不大，一般倾向70°～120°，浅部的倾角20°～30°，向深部变缓为10°～25°。主要次级褶曲分述如下：轴向北东褶曲：发育于焦坑组下段角砾岩中，分布在1至6勘探线的西部，两翼宽约150米，幅度20～25米。轴向近东西:分布矿区西部，宽为70～80米，两翼倾角10°～ 25°向东倾伏，延伸约100米。据矿井巷道揭露，煤层沿走向出现向、背斜相间褶曲形态，往深处幅度相对减少，轴向为西偏北，向东倾伏。更次级的小型褶曲一般轴向延深数十米左右，幅度几十公分至十余米，往往与小断层相伴生，两者在成因上具有关联。但这些构造不破坏煤层的连续性。⑶岩浆岩矿区岩浆岩分布广泛，岩种繁多，侵入时代主要有早至中三叠世的印支期，晚三叠世至侏罗纪的燕山早期。主要分布在矿区的西部和南部的边缘，次为东部的F1断层上盘地层之中。前印支期中、酸性岩中主要有白云母花岗岩及石英闪长岩侵入于变质岩中，共同构成煤系地层的基底。燕山期中酸性岩浆岩侵入岩及喷出岩，主要有安山凝灰岩（成煤之前）、石英斑岩、安山斑岩、火山角砾岩及少量辉绿岩等，尤以石英斑岩及安山斑岩对煤层影响较大，呈小型岩墙及岩脉岩沿断层或褶曲走向侵入，造成煤层变薄，尖灭，给开采带来极大的困难。总之，矿井构造类别属中等复杂型。煤层及煤质煤层矿井主要可采煤层为焦坑组下段的DE煤层，属较稳定的简单～较复杂类型可采煤层。顶板岩性为黑色的砂质泥岩，含植物化石碎片，可见黄铁矿条带或结核，局部为粗砂岩，个别直接顶夹～的炭质泥岩伪顶。底板为灰黑色角砾岩或砂砾岩，常相变为含砾砂岩。主要可采煤层特征见表1-2-2：主要煤层特征表表1-2-2煤层编号 煤层厚度(m)最小—最大平均（点数）结构 稳定性 顶板岩性特征 底板岩性特征DE 焦坑井田 —简单至较复杂 不稳定 煤层顶板为细粉砂岩，局部为粗粉砂岩、细砂岩，少数地段夹～厚的炭质泥岩伪顶。一般顶板节理裂隙不发育。煤层直接顶板厚度变化较大，一般由东向西变薄，而个别点至尖灭。 底板主要为角砾岩或砂砾岩，也有见深灰色的细砂岩或粗粉砂岩，岩石一般坚硬而碎，不易产生形变且煤层底板一般含承压水较微弱，具有岩质疏松等特点。 晒口井田 — 煤质： 以亮～半亮型的粉～粉块～块状煤为主，煤质化验结果见表1-2-3。煤质化验结果一览表 表1-2-3煤层编号 工业分析 全硫Sd,t(%) 磷Pb(%) 容重ARD 发热量Qv,d(MJ/kg) Mad(%) Ad(%) Vdaf(%) DE 由上表结果表明：DE煤层为中灰、中硫、低磷、中高发热量的无烟煤。可作为动力、化肥、发电、水泥用煤、民用生活煤等。 矿井开采技术条件 岩石工程地质特征煤层顶板常见灰黑色，薄至中厚层状的细粉砂岩，局部为粗粉砂岩或细砂岩，但个别地方煤层与直接顶间夹一层～米厚的炭质泥岩伪顶，往往在炮采时与煤层一起采出，而影响煤质。底板主要为灰黑色角砾岩或砂砾岩，岩相变为含砾砂岩，也有见深灰色的细砂岩或粗粉砂岩，质硬，不易产生变形且煤层下伏地层（底板）一般含承压水较微弱，对煤层开采影响不大。但由于矿区内构造较发育，局部地段受断层、褶曲和岩浆岩脉的影响，岩石节理裂隙发育，岩石较破碎，局部岩体质量较差，同时局部地段存在较弱夹层，建议在这些地段开拓过程中，应加强维护，防止冒顶事故的发生。 瓦斯、煤尘和煤的自燃根据历年瓦斯鉴定确认该矿为低瓦斯矿井。焦坑井田瓦斯含量为－，瓦斯主要成份是：CH4约，CO2约，晒口井田瓦斯含量为－，瓦斯主要成份是：CH4约，CO2约。但随着开采深度的增加，在独头上山或独头长巷、通风不良处易造成CO、CH4等有害气体聚集，在今后矿井生产过程中应加强矿井通风管理，经常进行瓦斯监测，做好生产过程中防尘、防爆、防自燃工作，以防意外事故发生。矿区的无烟煤的挥发分为3%左右，无煤尘爆炸危险，建矿至今从未发生过粉尘爆炸事故。煤矿无烟煤燃点较高，不易发生自燃，但在矿井井田局部块段的顶层煤，由于顶层煤中含硫量突然变高，在此煤层开采揭露后硫化物迅速氧化放热，若通风不良，散热不及导致煤层氧化放热聚集，最终发生煤层自燃。晒口煤矿煤层自燃现象仅局部块段会发生，采用跟底进尺，后退回采的开采方法，采用工作面煤壁洒水等措施可以防止煤层自燃现象的发生。水文地质山区地形，地表排泄条件好。地表水系发达，主要水源是河流及降雨。降水丰富、集中在4－7月，年平均降雨1200－1300mm/年，降水量1700－1800mm，是矿坑充水的主要来源。岩性单一，以碎屑岩为主，含水性质单一，均为基岩裂隙水，由于含水层受构造裂隙控制，具有穿层性和和相互分隔的特点，各个含水带之间联通性差。晒口煤矿大部分煤层位于河流侵蚀面以下，虽然富屯溪、洒溪流经矿区，因留设了有效的保护煤岩柱，河水下渗微弱，对矿区充水影响不大。矿井的主要充水方式有三种基本类型：Ⅰ类：大气降水、地表水、潜水 → 矿区浅部采动裂隙及构造裂隙 →采空区新生含水层 → 采掘工作面涌出。Ⅱ类：大气降水、地表水、潜水 → 承压含水层 → 构造裂隙 → 采掘工作面涌出。Ⅲ类：承压含水层 → 覆岩冒落带、裂隙带两带 → 采掘工作面涌出。井田的水文地质条件属基岩裂隙类简单型。根据福煤（邵武）煤业有限公司晒口煤矿提供的矿井涌水量数据，-200m～-600m水平平均涌水量，最大涌水量，其中，-200m～-400m水平平均涌水量，最大涌水量。地温根据福建省煤炭工业（集团）有限责任公司于2006年5月18日提交的《福建省邵武市邵武煤矿资源/储量核实报告（焦坑及晒口井田）》和矿方提供的技术资料，晒口煤矿平均地温梯度G＝℃/100m，介于℃/100m和3℃/100m，属于中常温类矿井。根据地质报告，预计在矿井-400～-600水平，地温将达到27℃～30℃。矿区开采情况晒口煤矿范围原为邵武煤矿开采，其煤炭开采历史悠久，早自清朝光绪二十三年至民国元年，由盐商陈远复主办开采；民国元年至三十六年，由义记公司开采，主要采焦坑井田浅部（即云坪寺之北至焦坑村北东一带）露头煤，均为私人小煤窑土法开采。1958年—1963年，开始有计划地进行建井开采工作，但仍以小煤窑开采为主。重点开采焦坑井田的浅部煤层，日产约500吨，几年总产量约万吨。1960年起由省燃料局正式接收为省属企业，正式命名为邵武煤矿，并于1959年开始由省燃料局设计院对矿井进行总体规划设计，设计矿井服务年限为45年。焦坑井田一号井主平峒1959年6月动工兴建，1964年6月投产，以平硐—暗斜井方式开拓，设计生产能力为21万吨/年。晒口井田二号井于1960年开始兴建，1961年1月正式投产，以片盘斜井方式开拓，设计生产能力为15万吨/年。随着开采水平的延深，原有的生产系统满足不了矿井生产能力需要，为实现焦坑—晒口井田联合集中生产，扩大矿井生产能力，1972年由省煤炭工业设计院对矿井进行技改扩建设计，1973年4月至1974年5月新建一对箕斗斜井至-40水平，将一、二号井-40水平运输大巷贯通，构成统一的运输提升系统，箕斗主斜井负责提煤，副井负责供电、排水，技改扩建后矿井生产能力增至45万吨/年。为了开采-200和-400水平煤炭资源，从1981年开始由省煤炭工业设计院对第三、四水平开拓延伸进行设计，在二号井副井旁新掘一条908m长的新副井至-200水平，箕斗主斜井往下延伸至-200水平，形成-200水平生产系统。该系统于1993年建成投入使用。随着资源逐渐枯竭，1995年重新核定矿井生产能力为21万吨/年。第二部分 1． 矿井自然环境和地质概括矿区地貌系属起伏不平的中至低山区，主要山脉走向呈北北东—南南西、一般海拔标高为200—350米，最高点云屏山，海拔标高为米；而长年性地表水流发育的富屯溪，则为本矿区最低侵蚀基准面，其海拔标高约178米。本地表水系主要为富屯溪，最大流量为6500m3/s，最小流量为，平均流量为，洪水期水位最高标高达+，枯水期河流最低标高+170m，流量随季节性变化。其次为晒溪，河床最低标高+，最高洪水位+米,洪水期最大流量为，最小流量为，流量随季节性变化。本区属亚热带潮湿性气候，据邵武市气象局资料，每年4~6月为雨季，11月至次年1月为旱季，历年平均降水量为，气候温和，雨水充沛。2．地层含水性矿区出露地层有前震旦纪变质岩群、上三迭统焦坑组、下侏罗统梨山组，中侏罗统漳平组和第四系。现对各地层的富水性简述如下：⑴、前震旦系变质岩群主要出露于矿区的西部、东部及北部，为上三迭焦坑组煤系地层沉积的老基底，岩性主要为千枚岩、变质砂岩、云母石英片岩和少量细晶片麻岩及板岩等组成。⑵、三叠系上统焦坑组主要出露于矿区的西部，而东部及北部仅零星出露，属含煤地层，系山麓堆积相---冲积相的角砾岩、砂砾岩及砂岩，湖泊相的粉砂岩、细砂岩或透镜状砂岩、砾岩和煤层等。地层厚度由南向北（沿走向）逐渐增大，自0---372米；自西向东（沿倾向）逐渐变薄自218---60米。焦坑组上段风化带为弱含水层，单位涌水量、渗透系数为。焦坑组上段以湖泊相的粉砂岩为主，夹细---中粒砂岩和少量透镜状含砾砂岩等组成，中厚层状、层理发育，含植物化石碎片偶见少量瓣鳃类动物化石，本地层分布较普遍，岩性变化不甚明显，为良好的隔水层。⑶、侏罗系下统梨山组本组地层分布较普遍，系为煤系地层的盖层。岩性一般纵横变化不大，以河床相的长石、石英砂岩为主，间夹石英质砾岩和粉砂岩，为矿区的主要含水层。由于基岩裂隙发育不均一，该含水层可分为相互分隔的三个含水带，其中中带即第二含水带中等含水、单位涌水量、渗透系数为，其他两个带均为弱含水带。⑷、第四系残坡积层和冲洪积层为坡积黄土层，内含滚石、洪积亚粘土，常为耕作区，河床冲积砾岩石层及河漫滩砂土层等。主要分布于富屯溪，晒溪两岸及矿区西部山脚一带，河岸以冲积层砂、砾石为主，山脚一带以坡积含砂土为主，渗透系数。3.构造含水性和导水性晒口煤矿主要构造以断层为主，分别为近于南北及北东向的逆断层为主以及近于东西向的正断层为主。大断层都在矿区边缘，井内落差米的北东向及南东向中小断层密布，断层导水性弱或基本不导水。4矿井充水条件充水水源分析⑴大气降水大气降水是矿区的主要补给水源，它通过地表潜水层及采空区塌陷裂隙补给深部裂隙承压含水层中，成为矿坑的直接补给来源。⑵裂隙含水岩层水主要赋存于三叠系上统焦坑组（T3j）砂岩、砂砾岩、含砾砂岩的裂隙中。含水层呈透镜体分布，浅部富水性中等~弱；深部富水性弱～极弱。主要表现为顶板的滴水和渗水，通过调查分析煤层底板的涌水量极小，底板突水的可能性极小。充水通道分析矿井充水的水源主要是大气降水，其次是地表水和潜水。主要充水通道是煤层采动时上覆岩层被破坏造成“两带”沟通引起的山体基岩和表土裂隙，塌陷区域，以及采动使断褶构造活化而形成的断褶导水带。5矿井涌水量、水害预测及其评估-40m水平涌水量由一采区、二采区、三采区涌水量构成，-200m水平涌水量由五采区、六采区、七采区涌水量构成。矿井排水主要是通过-200m水平中央水泵抽水至-40m水平中央水泵，再由－40中央泵房经箕斗井两趟管路排至地面后流入富屯溪。-200m～-600m水平平均涌水量，最大涌水量，其中，-200m～-400m水平平均涌水量，最大涌水量。通过矿区水文地质特征及充水分析，矿井主要充水因素为大气降水、地表水、线状断层带、基岩裂隙水。通过开展矿区水患现状调查，分析矿井水害现状，矿井目前无大的水害威胁。通过对矿井实际涌水量观测，矿井目前实际观测的最大涌水量为880m3/h，平均涌水量为580m3/h。近些年本矿开采老空区已封闭，留有排水口，存在小部分积水基本能通过排水口排出，对下部的开采影响较小。晒口煤矿目前的排水能力满足生产要求，但仍要做好季节防治水工作。6.矿井防水害措施矿井主要充水因素为大气降水、含水岩层和采空区积水。矿井地表水体为沟谷水，含水岩层富水性弱，断层导水性弱，地表水和地下水对开采影响不大，但为了做到预防为主，确保矿井正常生产，对于强降雨后，对采空区的补给，在矿井生产过程中必须做好以下防治水措施：1、煤矿企业必须在雨季来临前，派专门人员对防治水工作进行全面检查。2、矿井生产时，应做好水文地质调查工作，在矿井范围内进行水患分析预报；加强职工防治水知识教育，特别是透水预兆、应急措施知识的普及教育；坚持“有疑先停、有疑必探、先探后采（掘）”的原则，配备探放水设备。3、各矿井在开采下山水平时，要对各矿井主平硐及以上水平的矿井水采取“堵、截、引”等措施排出地面，留设足够隔水煤柱，严防上水平的通过钻孔裂隙带直接馈入下水平，造成额外排水负担。4、在各个生产水平开采过程中，必须留设足够的隔水煤柱、采空区煤柱、护巷煤柱、断层隔离煤（岩）柱、矿井边界煤柱等保安煤柱，确保矿井安全生产。5、矿井在开采过程中必须做好水文观测工作，应根据实际涌水量情况，及时扩大水仓容量和更换相应型号、功率的水泵。同时做好水泵及其供电线路维护工作，保持井下排水设备完好和正常运转，确保有足够的排水能力。6、断层为弱导水或局部弱导水，对矿井充水一般无威胁。但矿区中褶皱构造发育，一般在背斜轴部由于张性裂隙的发育，会形成较大面积的含水层，且含水量较大。对此断裂带、构造带应加强矿山地质及水文地质工作，密切注意井巷围岩、断层破碎带、掘进面等涌水特征，发现顶板淋水加大，顶板来压等透水预兆时，应立即停止作业，采取防范措施。
烟煤锅炉改烧无烟煤的毕业论文
下面是我找的，不知道对你有没有帮助 ，如果有的话请您给个红旗吧一、前言 众所周知，能源消费是造成当今环境恶化的一个主要原因，尤其是煤炭在直接作为能源燃烧过程中，存在着效率低、污染严重的问题。统计表明，我国每年排入大气的污染物中有80%的烟尘，87%的SO2，67%的NOx来源于煤的燃烧。我国的大气污染主要是锅炉、窑炉燃煤产生烟气形成的煤烟型污染。目前我国能源仍然以煤炭为主，改变能源结构，使用油气电等清洁能源，与我国的国情又不太相适应，未来相当长一段时间内，煤炭在我国一次能源结构中的主体地位不会改变，这已成为不争的现实。因此大力发展和应用洁净煤燃烧技术与装置，是解决和控制大气污染的一条重要措施。 近年来，人们已在洁净煤燃烧技术方面进行了大量的研究与实践，但综合效果还都有待于提高。多年来在总结、借鉴、完善、发展国内外相关技术的基础上，我们对原煤气化和分相燃烧技术进行了大量研究，通过几年来的大量实验和工作实践，解决了十多项技术难题，掌握了一种锅炉清洁燃烧技术——煤气化分相燃烧技术， 并利用该技术研制出一种煤转化成煤气燃烧的一体化锅炉，我们称之为煤气化分相燃烧锅炉。其突出特点是无需炉外除尘系统，经过炉内全新的燃烧、气固分离及换热机理，实现“炉内消烟、除尘”，使其排烟无色——俗称无烟。烟尘、SO2、NOX排放浓度符合国家环保标准的要求，而且热效率高达80～85%。这种锅炉根据气固分相燃烧理论，把互补控制技术、气固分相燃烧技术集于一炉，将煤炭气化、燃烧集于一体，组成煤气化分相燃烧锅炉，从而实现了原煤的连续燃烧与洁净燃烧。 二、煤气化分相燃烧技术 烟尘的主要污染物是碳黑，它是不完全燃烧的产物。形成黑烟的原因主要是煤在燃烧过程中，形成易燃的轻碳氢化合物和难燃的重碳氢化合物及游离碳粒。这些难燃的重碳氢化合物、游离碳粒随烟气排出，便可见到浓浓的黑烟。 一般情况下，煤的燃烧属于多相混合燃烧，煤在燃烧过程中析出挥发物，而挥发物的燃烧对煤焦的燃烧起到制约作用，使固体碳的燃烧过程繁杂化、困难化。固体燃料氧化反应过程中的次级反应，即一氧化碳和二氧化碳的产生以及一氧化碳的氧化反应和二氧化碳的还原反应，都不利于固体碳和天然矿物煤的燃烧，而气固分相燃烧就可以有效地解决上述问题。 气固分相燃烧就是使固体燃料在同一个装置内分解成气相态的燃料和固相态的燃料，并使其按照各自的燃烧特点和与此相适应的燃烧方式，在同一个装置内有联系地、互相依托地、相互促进地燃烧，从而达到完全燃烧或接近完全燃烧的目的。 煤气化分相燃烧技术是根据气固分相燃烧理论，将煤炭气化、气固分相燃烧集于一体，以煤炭为原料，采用空气和水蒸气为气化剂，先通过低温热解的温和气化，把煤易产生黑烟的可燃性挥发份中的碳氢化合物先转化为煤气，与脱去挥发份的煤焦一同在燃烧室进行燃烧。这样在同一个燃烧室内气态燃料与固态燃料有联系地、互相依托地、相互促进地按照各自的燃烧规律和特点分别燃烧，消除了黑烟，提高了燃烧效率，并且在整个燃烧过程中，有利于降低氮氧化物和二氧化硫的生成，进而达到洁净燃烧和提高锅炉热效率的双重功效。 煤气化分相燃烧技术在锅炉上的应用，使固体燃料的干燥、干馏、气化以及由此产生的气相态的煤气和固相态的煤焦在同一炉内同时燃烧。并使锅炉在结构上实现了两个一体化，即煤气发生炉和层燃锅炉一体化，层燃锅炉与除尘器一体化，因此无需另设煤气发生炉便实现了煤的气化燃烧；也无需炉外除尘器，就可实现炉内消烟除尘，锅炉排烟无色。其燃烧机理如图一所示，双点划线框内表示固相煤和煤焦的燃烧过程，单点划线框内表示气相煤气的燃烧过程，实线框内表示煤的干馏过程，虚线框内表示煤焦的气化过程。 原煤首先在气化室缺氧条件下燃烧和气化热解，煤料自上部加入，煤层从下部引燃，自下而上形成氧化层、还原层、干馏层和干燥层的分层结构。其中氧化层和还原层组成气化层，气化过程的主要反应在这里进行。以空气为主的气化剂从气化室底部进入，使底部煤层氧化燃烧，生成的吹风气中含有一定量的一氧化碳，此高温鼓风气流经干馏层，对煤料进行干燥、预热和干馏。煤料从气化室上部加入，随着煤料的下降和吸热，低温干馏过程缓慢进行，逐渐析出挥发份，形成干馏煤气。其成份主要是水份、轻油和煤中挥发物。 原煤经干馏后形成热煤焦进入到还原层，靠下层部分煤焦的氧化反应热进行气化反应。同时可注入适量的水蒸汽发生水煤气反应，这样以空气和水蒸汽的混合物为气化剂，在气化室内与灼热的碳作用生成气化煤气。其成份主要是一氧化碳和二氧化碳以及由固体燃料中的碳与水蒸碳与产物、产物与产物之间反应生成的氢气、甲烷，还有50%以上的氮气。这样干馏层生成的干馏煤气和进入干馏层的气化煤气混合，由煤气出口排出。气化室内各层的作用及主要化学反应见表一。 表一：气化室内各层的作用及主要化学反应 层区名 作用及工作过程 主要化学反应 灰层 分配气化剂，借灰渣显热预热气化剂 氧化层 碳与气化剂中氧进行氧化反应，放出热量，供还原层吸热反应所需 C+O2=CO2 放热 2C+O2=2CO 放热 还原层 CO2 还原成CO，水蒸汽与碳分解为氢气， CO2+C=2CO 放热 H2O+C=CO+H2 放热 CO+H2O=CO2+H2 吸热 干馏层 煤料与热煤气换热进行热分解，析出干馏煤气：水份、轻油和煤中挥发物。 干燥层 使煤料进行干燥 在锅炉的气化室中，煤料自上而下加入，在气化过程中逐步下移，气化剂则由下部进入，通过炉栅自下而上，生成的煤气由燃料层上方引出。这一过程属逆流过程，它能充分利用煤气的显热预热气化剂，从而提高了锅炉的热效率，并且由于干馏煤气不经过高温区裂解，使气化煤气的热值有所提高。 原煤经温和气化低温热解产生的煤气，在经过上部干馏层后，通过气化室的煤气出口进入燃烧室，与充足的二次风充分混合，在燃烧室的高温条件下自行点燃，并与进入燃烧室炉排上煤焦向上的火焰相交，这样在燃烧室内煤气与煤焦分别按照气相和固相的燃烧特点和燃烧方式分别燃烧，又相互联系、相互促进，使一氧化碳和烟黑燃烬，达到或接近完全燃烧。 三、煤气化分相燃烧锅炉的结构特点及应用 锅炉在发展的过程中一直重视提高锅炉热效率和烟尘排放达标两大问题。传统的锅炉解决这两大问题的基本上是靠强化燃烧和传热提高锅炉热效率和设置炉外除尘器。强化燃烧往往会导致锅炉烟尘初始排放浓度的加大，增大除尘器的负担，在发达国家可使用除尘效率在99%以上的电除尘器或布袋除尘器，使烟尘排放浓度控制在50mg/Nm3以下，而在我国由于经济条件的原因，只能使用价格相对低廉的机械式或湿式除尘器，除尘效率一般低于95%，使烟尘排放浓度大于100-200 mg/Nm3，达不到国家的环保要求。这种依靠炉外除尘器解决除尘的办法，不仅增加锅炉房的占地面积和基建投资，而且增大引风机电耗，还造成二次污染。由于煤气化分相燃烧锅炉彻底改变了传统锅炉的燃烧原理，利用气固分相燃烧理论，使煤在燃烧过程中易产生黑烟的可燃性挥发份中的碳氢化合物先转化为可燃煤气，与脱去挥发份的煤焦一同在燃烧室进行燃烧。由于燃烧室温度高达1000℃以上，烟雾得以充分分解，解决了煤直接燃烧产生黑烟的难题。这种锅炉不仅使原煤尽可能地完全燃烧和高效利用，有较高的热效率，而且还尽可能地减少烟尘和有害气体SO2、NOX等的排放，达到消烟除尘的作用，使锅炉各项环保及节能指标大大优于国家标准。 煤气化分相燃烧技术在锅炉上的应用，打破了传统锅炉加除尘器的模式，创建了无需炉外除尘器的一体化模式。而这种一体化并不是机械式地将除尘器加入锅炉。煤气化分相燃烧锅炉与普通煤气锅炉和层燃锅炉相比，具有自己独特的结构，它将后两者有机结合，主要由前部的煤气化室，中部的燃烧室和尾部的对流受热面三大部分组成。（见图二：锅炉结构与燃烧示意图） 气化室是锅炉的技术核心部分，它看上去象是一个开放式的煤气发生炉，其主要功能，一是将煤中的可燃挥发份和煤的气化反应生成气，以煤气的形式排入到燃烧室进行燃烧；二是将释放出挥发份的半焦煤输送到燃烧室继续进行燃烧；三是控制气化室内的反应温度和煤焦层厚度。实现上述功能的关键：一是要保证一定的原煤层；二是要合理配置送风和气化剂，提高煤炭气化率和气化室的气化强度；三是要在煤气化室和燃烧室的连接部位，合理配置煤气出口和煤焦出口。气化室产要由炉体、进煤装置、炉栅、气化剂进口、煤气出口和煤焦出口等部分组成。 在气化室内以煤炭为原料，采用空气和水蒸汽为气化剂，在常压下进行煤的温和气化反应，将煤在低温热分解产生的挥发性物质从煤中赶出。当气化室内温度达到设定条件时，将气化室内脱挥发份的高温煤焦输送到燃烧室的炉排上进行强化燃烧。 燃烧室的主要功能：一是使煤气和煤焦燃烧完全，提高燃烧效率；二是降低烟尘初始排放量和烟气黑度。气化室内产生的煤气经煤气出口，喷入到燃烧室，在可控二次风的扰动下旋向下方，与由气化室进入到燃烧室的煤焦向上的火焰相交而混合燃烧。煤气与固定碳（煤焦）燃烧相结合，强化了燃烧，达到了充分燃烬，洁净燃烧的目的，提高了燃烧效率。并且因为在炉排上的燃烧是半焦化的煤焦，因此产生的飞灰量小，烟尘浓度、烟气黑度都比较低。同时，在燃烧室上方设置了防爆门，确保锅炉的安全运行。 对流受热面的主要功能就是完成与烟气的热量交换，达到锅炉额定出力，提高锅炉换热效率。其结构形式可有多种，与普通锅炉没有太大的区别，因此对大多数锅炉来说，都可以改造成煤气化分相燃烧锅炉。并且锅炉无需除尘器，大大节省锅炉房总投资和占地面积。 设计煤气化分相燃烧锅炉时，应注意的几点： 1、合理布置煤气出口和煤焦出口的位置和大小； 2、煤焦的温度控制； 3、气化剂进口和进煤口； 4、合理设置二次风和防爆门； 5、气化室与燃烧室的水循环要合理。 由上述可知，煤气化分相燃烧锅炉的结构并不复杂，只需在传统锅炉的基础上，在其前部加一个气化室，在原炉膛上设置二次风和防爆门，再结合一些控制技术。利用该原理可以设计出多种规格型号的锅炉，类型主要为～10t/h各参数的锅炉。现仅在东北地区已有几十台此类型的锅炉在运行，广泛用于洗浴、采暖、医药卫生等领域，并已经利用该技术，改造了很多工业锅炉，效果都非常好。 下面以一台DZL2t/h锅炉为例，改造前后对比见表二。 表二：DZL2t/h锅炉改造前后对比 改造前 改造后 比较 热效率 73% 78% 提高5% 耗煤量(AII) 380kg/h 356kg/h 节煤 适应煤种 AII AIII 褐煤 石煤AI AII AIII 无烟煤 煤种适应性广 锅炉外形体积 ×2× ×2× 长度约增加一米 环保性能 冒黑烟，环保不达标 排烟无色，满足环保要求 该新型锅炉综合地应用当代高新技术和高效率传热技术，将煤气发生炉与层燃锅炉有机结合为一体，做到清洁燃烧，炉内自行消烟除尘，锅炉运行期间，在无需炉外除尘器的情况下，排烟无色，烟尘浓度≤100mg／Nm3，比传统锅炉减少30-50%，SO2浓度≤1200mg／Nm3，NOx＜400mg/ Nm3，符合国家环保标准GB13271-2001中一类地区的要求，同时，热效率在82％以上。而成本仅比传统锅炉增加不到一万元，但却省了一台除尘器。每小时加煤次数少，仅2～3次，并可实现机械上煤和除渣，因而大大减轻了司炉工的劳动强度。 四、煤气化分相燃烧锅炉的特点 传统的煤炭燃烧方式在煤的燃烧过程中会产生大量的污染物，造成严重的环境污染。主要原因是： （1）煤炭不易与氧气充分接触而形成不完全燃烧，燃烧效率低，相对增加了污染排放； （2）燃烧过程不易控制，例如挥发份大量析出时往往供氧不足，造成烟尘析出与冒黑烟； （3）固体燃料燃烧时温度难以均匀，形成局部高温区，促使大量NOx形成； （4）原煤中的硫大多在燃烧过程中氧化成SO2； （5）未经处理的固态煤炭直接燃烧时，大量粉尘将随烟气一同排出，造成大量粉尘污染。 煤气化分相燃烧锅炉将煤炭气化、气固分相燃烧集于一体，有效地解决环境污染问题，与传统的燃煤锅炉相比，它有以下优点： 1、烟尘浓度、烟气黑度低，环保性能好。 在气化层生成的气化煤气和在干馏层生成的干馏煤气最终混合在一起，在燃烧室内与二次风充分混合，因是气态燃料，供氧充分，容易达到完全燃烧，使一氧化碳和烟黑燃烬。而从气化室进入到燃烧室的炽热煤焦，因大部分挥发份已被析出，避免了挥发物对固定碳燃烧的不良影响，剩余的挥发份在煤焦内部进一步得到氧化，生成的一氧化碳和烟黑等可燃物在通过煤焦层表面时被燃烬。另外煤焦在燃烧时产生的飞灰量小，同时在锅炉内采用除尘技术，因此从根本上消除了“炭黑”，高效率地清除了烟尘中的飞灰。 2、节约能源、热效率高。 煤料在气化室充分气化热解之后再燃烧，不仅避免了挥发物、一氧化碳、二氧化碳等对煤焦燃烧的不良影响，而且从气化室进入燃烧室的热煤气更容易燃烧，并对煤焦的燃烧有一定的促进作用。进入燃烧室的炽热煤焦已脱去大部分挥发份，不仅有较高的温度，而且具有内部孔隙，能增强内部和外部扩散氧化反应，起到强化煤焦燃烧的作用，从而在降低过量空气系数下，使一氧化碳和炭黑燃烬，燃烧更加充分，因而降低了化学和机械不完全燃烧热损失，提高了煤的燃烧热效率，与直接烧煤相比可节煤5-10%。 3、氮氧化物的排放低 在气化室内煤层从下部引燃，并在下部燃烧，总体上气化室内温度比较低，属低温燃烧。而且在气化室内过量空气系数很小，大约在之间,属低氧燃烧。这为降低氮氧化物的排放提供了有利条件。煤中有机氮化学剂量小，并处在还原气氛中，只转变成不参与燃烧的无毒氮分子。煤中含有的氮氧化物，一部分在煤层半焦催化作用下反应生成氮气、水蒸汽和一氧化碳，还有一部分在穿过上部还原层时被还原成氮气。而气化室内脱去绝大部分挥发份的高温煤焦在进入燃烧室后，进行充足供氧强化燃烧，其中剩余的少量挥发份在半焦内部进一步热解氧化，氮氧化物在煤焦内部被进一步还原，生成的烟黑可燃物在经过焦层表面时被燃烬，从而控制和减少了氮氧化物的生成与排放。 4、有一定的脱硫作用 煤中的硫主要以无机硫（FeS2和硫酸盐）和有机硫的形式存在，而硫酸盐几乎全部存留在灰渣中，不会造成燃煤污染。在煤气化分相燃烧锅炉中，煤中的FeS2和有机硫在气化室内发生热分解反应，以及与煤气中的氢气发生还原反应，使煤中的硫以硫化氢气体的形式脱除释放出来。而且在气化室下部，温度一般在800℃左右，恰好是脱硫剂发挥作用的最佳反应温度。如燃用含硫量较高的煤，只需在碎煤粒中添加适量的石灰石或白云石，即可得到较好的脱硫效果，从而大大降低烟气中二氧化硫的含量。 5、操作和控制简单易行 煤气的发生和燃烧在同一设备的两个装置中进行，不用设置单独的煤气点火装置，煤气在燃烧室内由高温明火自行点燃，易于操作和控制，简化了运行管理，操作方便，减轻司炉工劳动强度，改善锅炉房卫生条件，实现文明生产。 6、燃烧稳定，煤种适应性强 煤在锅炉气化室的下部引燃，因而燃烧稳定。可燃劣质煤矿和燃点高的煤，其煤种适应性较强，在难熔区或中等结渣范围以内的煤种均适合。其中褐煤、长焰煤、不粘结或弱粘结烟煤、小球形型煤是比较理想的燃料。 五、结束语 实践证明，新的燃烧理论及多种专利组成的集成技术，保证了煤气化分相燃烧锅炉高效环保的稳定性及先进性，克服了旧技术无法解决的浪费及污染的难题，获得了明显的经济效益和环境效益，受到用户青睐。中国的煤炭资源十分丰富，随着能源政策和环境的要求越来越高，煤气化分相燃烧锅炉在我国市场前景十分广阔。
可以烧，无烟煤比烟煤稍贵一些，焦油含量低一些
无烟煤和烟煤在燃烧上的主要区别在于着火温度和燃烧时间的差别，无烟煤着火温度高，燃尽时间长。主要看你是什么锅炉。1、煤粉炉：如果没有特殊改造，直接把煤种有烟煤换成无烟煤肯定会造成锅炉熄火、飞灰可燃物大幅度升高等现象。即使要用，只能部分掺烧。2、其它固定床或硫化床炉情况要好一点，建议你采用逐渐掺烧得方法试验一下，注意调整配风、炉排转速等参数。
燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策 1 总则 1．1 我国目前燃煤二氧化硫排放量占二氧化硫排放总量的90％ 以上，为推动能源合理利用、 经济结构调整和产业升级，控制燃煤造成的二氧化硫大量排放，遏制酸沉降污染恶化趋势，防 治城市空气污染，根据《中华人民共和国大气污染防治法》以及《国民经济和社会发展第十个五 年计划纲要》的有关要求，并结合相关法规、政策和标准，制定本技术政策。 1．2 本技术政策是为实现2005年全国二氧化硫排放量在2000年基础上削减10％ ，“两控 区”二氧化硫排放量减少20％，改善城市环境空气质量的控制目标提供技术支持和导向。 1．3 本技术政策适用于煤炭开采和加工、煤炭燃烧、烟气脱硫设施建设和相关技术装备的开 发应用，并作为企业建设和政府主管部门管理的技术依据。 1．4 本技术政策控制的主要污染源是燃煤电厂锅炉、工业锅炉和窑炉以及对局地环境污染有 显著影响的其他燃煤设施。重点区域是“两控区”，及对“两控区”酸雨的产生有较大影响的周 边省、市和地区。 1．5 本技术政策的总原则是：推行节约并合理使用能源、提高煤炭质量、高效低污染燃烧以及 末端治理相结合的综合防治措施，根据技术的经济可行性，严格二氧化硫排放污染控制要求， 减少二氧化硫排放。 1．6 本技术政策的技术路线是：电厂锅炉、大型工业锅炉和窑炉使用中、高硫份燃煤的，应安 装烟气脱硫设施；中小型工业锅炉和炉窑，应优先使用优质低硫煤、洗选煤等低污染燃料或其 它清洁能源；城市民用炉灶鼓励使用电、燃气等清洁能源或固硫型煤替代原煤散烧。 2 能源合理利用 2．1 鼓励可再生能源和清洁能源的开发利用，逐步改善和优化能源结构。 2．2 通过产业和产品结构调整，逐步淘汰落后工艺和产品，关闭或改造布局不合理、污染严重 的小企业；鼓励工业企业进行节能技术改造，采用先进洁净煤技术，提高能源利用效率。 2．3 逐步提高城市用电、燃气等清洁能源比例，清洁能源应优先供应民用燃烧设施和小型工 业燃烧设施。 2．4 城镇应统筹规划，多种方式解决热源，鼓励发展地热、电热膜供暖等采暖方式；城市市区 应发展集中供热和以热定电的热电联产，替代热网区内的分散小锅炉；热网区外和未进行集中 供热的城市地区，不应新建产热量在2．8 MW 以下的燃煤锅炉。 2．5 城镇民用炊事炉灶、茶浴炉以及产热量在O．7 MW 以下采暖炉应禁止燃用原煤，提倡使 用电、燃气等清洁能源或固硫型煤等低污染燃料，并应同时配套高效炉具。 2．6 逐步提高煤炭转化为电力的比例，鼓励建设坑口电厂并配套高效脱硫设施，变输煤为 输电。 2．7 到2003年，基本关停50 MW 以下(含50 MW)的常规燃煤机组；到2010年，逐步淘汰不 能满足环保要求的100 MW 以下的燃煤发电机组(综合利用电厂除外)，提高火力发电的煤炭 使用效率。 3 煤炭生产、加工和供应 3．1 各地不得新建煤层含硫份大于3％的。矿井。对现有硫份大于3％的高硫小煤矿，应予关闭。对现有硫份大于3％ 的高硫大煤矿，近期实行限产，到2005年仍未采取有效降硫措施、或 无法定点供应安装有脱硫设施并达到污染物排放标准的用户的，应予关闭。 3．2 除定点供应安装有脱硫设施并达到国家污染物排放标准的用户外，对新建硫份大于1．5 ％的煤矿，应配套建设煤炭洗选设施。对现有硫份大于2％ 的煤矿，应补建配套煤炭洗选 设施。 3．3 现有选煤厂应充分利用其洗选煤能力，加大动力煤的人洗量。 3．4 鼓励对现有高硫煤选煤厂进行技术改造，提高选煤除硫率。 3．5 鼓励选煤厂根据洗选煤特性采用先进洗选技术和装备，提高选煤除硫率。 3．6 鼓励煤炭气化、液化，鼓励发展先进煤气化技术用于城市民用煤气和工业燃气。 3．7 煤炭供应应符合当地县级以上人民政府对煤炭含硫量的要求。鼓励通过加入固硫剂等 措施降低二氧化硫的排放。 3．8 低硫煤和洗后动力煤，应优先供应给中小型燃煤设施。 4 煤炭燃烧 4．1 国务院划定的大气污染防治重点城市人民政府按照国家环保总局《关于划分高污染燃料 的规定>，划定禁止销售、使用高污染燃料区域(简称“禁燃区”)，在该区域内停止燃用高污染燃 料，改用天然气、液化石油气、电或其他清洁能源。 4．2 在城市及其附近地区电、燃气尚未普及的情况下，小型工业锅炉、民用炉灶和采暖小煤炉 应优先采用固硫型煤，禁止原煤散烧。 4．3 民用型煤推广以无烟煤为原料的下点火固硫蜂窝煤技术，在特殊地区可应用以烟煤、褐 煤为原料的上点火固硫蜂窝煤技术。 4．4 在城市和其它煤炭调入地区的工业锅炉鼓励采用集中配煤炉前成型技术或集中配煤集 中成型技术，并通过耐高温固硫剂达到固硫目的。 4．5 鼓励研究解决固硫型煤燃烧中出现的着火延迟、燃烧强度降低和高温固硫效率低的技术 问题。 4．6 城市市区的工业锅炉更新或改造时应优先采用高效层燃锅炉，产热量7 MW 的热效率 应在80％以上，产热量<7 MW 的热效率应在75％以上。 4．7 使用流化床锅炉时，应添加石灰石等固硫剂，固硫率应满足排放标准要求。 4．8 鼓励研究开发基于煤气化技术的燃气一蒸汽联合循环发电等洁净煤技术。 5 烟气脱硫 5．1 电厂锅炉 5．1．1 燃用中、高硫煤的电厂锅炉必须配套安装烟气脱硫设施进行脱硫。 5．1．2 电厂锅炉采用烟气脱硫设施的适用范围是： 1)新、扩、改建燃煤电厂，应在建厂同时配套建设烟气脱硫设施，实现达标排放，并满足 SO2排放总量控制要求，烟气脱硫设施应在主机投运同时投入使用。 2)已建的火电机组，若So2排放未达排放标准或未达到排放总量许可要求、剩余寿命(按 照设计寿命计算)大于1O年(包括l0年)的，应补建烟气脱硫设施，实现达标排放，并满足8o2 排放总量控制要求。 3)已建的火电机组，若S 排放未达排放标准或禾达到排放总量许可要求、剩余寿命(按 照设计寿命计算)低于10年的，可采取低硫煤替代或其它具有同样SO2减排效果的措施，实现 达标排放，并满足So2排放总量控制要求。否则，应提前退役停运。 4)超期服役的火电机组，若SO2排放未达排放标准或未达到排放总量许可要求，应予以淘汰。 5．1．3 电厂锅炉烟气脱硫的技术路线是： 1)燃用含硫量2％煤的机组、或大容量机组(200 MW)的电厂锅炉建设烟气脱硫设施时， 宜优先考虑采用湿式石灰石一石膏法工艺，脱硫率应保证在90％以上，投运率应保证在电厂 正常发电时间的95％以上。 2)燃用含硫量<2％煤的中小电厂锅炉(<200 MW)，或是剩余寿命低于10年的老机组 建设烟气脱硫设施时，在保证达标排放，并满足SO2排放总量控制要求的前提下，宜优先采用 半干法、干法或其它费用较低的成熟技术，脱硫率应保证在75％以上，投运率应保证在电厂正 常发电时间的95％以上。 5．1．4 火电机组烟气排放应配备二氧化硫和烟尘等污染物在线连续监测装置，并与环保行政 主管部门的管理信息系统联网。 5．1．5 在引进国外先进烟气脱硫装备的基础上，应同时掌握其设计、制造和运行技术，各地应 积极扶持烟气脱硫的示范工程。 5．1．6 应培育和扶持国内有实力的脱硫工程公司和脱硫服务公司，逐步提高其工程总承包能 力，规范脱硫工程建设和脱硫设备的生产和供应。 5．2 工业锅炉和窑炉 5．2．1 中小型燃煤工业锅炉(产热量<14 MW )提倡使用工业型煤、低硫煤和洗选煤。对配 备湿法除尘的，可优先采用如下的湿式除尘脱硫一体化工艺： 1)燃中低硫煤锅炉，可采用利用锅炉自排碱性废水或企业自排碱性废液的除尘脱硫工艺； 2)燃中高硫煤锅炉，可采用双碱法工艺。 5．2．2 大中型燃煤工业锅炉(产热量14 MW)可根据具体条件采用低硫煤替代、循环流化床 锅炉改造(加固硫剂)或采用烟气脱硫技术。 5．2．3 应逐步淘汰敞开式炉窑，炉窑可采用改变燃料、低硫煤替代、洗选煤或根据具体条件采 用烟气脱硫技术。 5．2．4 大中型燃煤工业锅炉和窑炉应逐步安装二氧化硫和烟尘在线监测装置。 5．3 采用烟气脱硫设施时，技术选用应考虑以下主要原则： 5．3．1 脱硫设备的寿命在15年以上； 5．3．2 脱硫设备有主要工艺参数(pH值、液气比和SO2出口浓度)的自控装置； 5．3．3 脱硫产物应稳定化或经适当处理，没有二次释放二氧化硫的风险； 5．3．4 脱硫产物和外排液无二次污染且能安全处置； 5．3．5 投资和运行费用适中； 5．3．6 脱硫设备可保证连续运行，在北方地区的应保证冬天可正常使用。 5．4 脱硫技术研究开发 5．4．1 鼓励研究开发适合当地资源条件、并能回收硫资源的技术。 5．4．2 鼓励研究开发对烟气进行同时脱硫脱氮的技术。 5．4．3 鼓励研究开发脱硫副产品处理、处置及资源化技术和装备。 6 二次污染防治 6．1选煤厂洗煤水应采用闭路循环，煤泥水经二次浓缩，絮凝沉淀处理，循环使用。 6．2 选煤厂的洗矸和尾矸应综合利用，供锅炉集中燃烧并高效脱硫，回收硫铁矿等有用组份， 废弃时应用土覆盖，并植被保护。 6．3 型煤加工时，不得使用有毒有害的助燃或固硫添加剂。 6．4 建设烟气脱硫装置时，应同时考虑副产品的回收和综合利用，减少废弃物的产生量和排 放量。 6．5 不能回收利用的脱硫副产品禁止直接堆放，应集中进行安全填埋处置，并达到相应的填 埋污染控制标准。 6．6 烟气脱硫中的脱硫液应采用闭路循环，减少外排；脱硫副产品过滤、增稠和脱水过程中产 生的工艺水应循环使用。 6．7 烟气脱硫外排液排人海水或其它水体时，脱硫液应经无害化处理，并须达到相应污染控 制标准要求，应加强对重金属元素的监测和控制，不得对海域或水体生态环境造成有害影响。 6．8 烟气脱硫后的排烟应避免温度过低对周边环境造成不利影响。 6．9 烟气脱硫副产品用作化肥时其成份指标应达到国家、行业相应的肥料等级标准，并不得 对农田生态产生有害影响。
卷烟无证经营论文参考文献
同学，您好！ 参考文献：区域品牌如何走向全国市场 作者：耿一诚 来源：期刊 发表时间：2006-01-30参考文献：区域品牌可持续发展影响因素及其作用机制研究 作者：郭克锋 来源：博士论文 发表时间：2011-10-15参考文献： 是什么阻碍了区域品牌走向全国? 作者：李明利 来源：期刊 发表时间：2010-12-18以上参考文献均来自CNKI中国知网。希望对您有用，望采纳！
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二 我国烟草行业信息化现状和存在问题烟草行业信息化建设是指全国烟草行业信息网络建设、信息系统建设和信息资源的综合开发利用(如下图)，涉及的主体相当广泛，包括卷烟厂、烟草专卖局、销售公司等，并且其应用范围也涉及到烟草行业和信息技术的方方面面。用信息化带动工业化，用信息化带动管理和营销的现代化，以便能对市场需求作出迅速反应，从而加强烟草行业的核心竞争力，这是烟草行业发展现代化的要求，也是行业持续、稳定、健康发展的要求。育苗自动化控制系统可在监控中心直接监控到接入网络的各育苗工场的大棚的、水泵、气象方面的信息，并通过远程指令对设备的运行进行遥控，是用于远程集中监控各育苗工场现场情况的信息平台，在系统发现异常情况时，将立即通知监控中心管理人员进行相应的处理。育苗自动化控制系统可在监控中心直接监控到接入网络的各育苗工场的大棚的、水泵、气象方面的信息，并通过远程指令对设备的运行进行遥控，是用于远程集中监控各育苗工场现场情况的信息平台，在系统发现异常情况时，将立即通知监控中心管理人员进行相应的处理。育苗自动化控制系统可在监控中心直接监控到接入网络的各育苗工场的大棚的、水泵、气象方面的信息，并通过远程指令对设备的运行进行遥控，是用于远程集中监控各育苗工场现场情况的信息平台，在系统发现异常情况时，将立即通知监控中心管理人员进行相应的处理。育苗自动化控制系统可在监控中心直接监控到接入网络的各育苗工场的大棚的、水泵、气象方面的信息，并通过远程指令对设备的运行进行遥控，是用于远程集中监控各育苗工场现场情况的信息平台，在系统发现异常情况时，将立即通知监控中心管理人员进行相应的处理。育苗自动化控制系统可在监控中心直接监控到接入网络的各育苗工场的大棚的、水泵、气象方面的信息，并通过远程指令对设备的运行进行遥控，是用于远程集中监控各育苗工场现场情况的信息平台，在系统发现异常情况时，将立即通知监控中心管理人员进行相应的处理。育苗自动化控制系统可在监控中心直接监控到接入网络的各育苗工场的大棚的、水泵、气象方面的信息，并通过远程指令对设备的运行进行遥控，是用于远程集中监控各育苗工场现场情况的信息平台，在系统发现异常情况时，将立即通知监控中心管理人员进行相应的处理。育苗自动化控制系统可在监控中心直接监控到接入网络的各育苗工场的大棚的、水泵、气象方面的信息，并通过远程指令对设备的运行进行遥控，是用于远程集中监控各育苗工场现场情况的信息平台，在系统发现异常情况时，将立即通知监控中心管理人员进行相应的处理。育苗自动化控制系统可在监控中心直接监控到接入网络的各育苗工场的大棚的、水泵、气象方面的信息，并通过远程指令对设备的运行进行遥控，是用于远程集中监控各育苗工场现场情况的信息平台，在系统发现异常情况时，将立即通知监控中心管理人员进行相应的处理。图1 烟草信息化图解如何在这样一项庞大的系统工程建设中有效地开发和利用信息资源、实现资源共享并确保系统的互联、互通和互操作，以确保信息的完整性、准确性和时效性，都是烟草行业信息化建设面临的关键问题。烟草行业充足的资金足以应付大规模的企业信息化建设，迅速发展的同时却也暴露了许多值得思考的问题。入世的保护期即将结束，烟草企业应加快信息化建设的步伐，以全新的面貌迎接挑战。我国烟草信息化现状概述一直以来，烟农种植烟草始终保持传统小农生产方式，已经不适应烟草行业发展的需要，与烟草、商业的现代化生产经营管理存在较大的差距。我国烟草信息化历程可以简单概括为“起步较晚，工、商系统发展较快”，特别是近年来在“三农”政策的指引下，烟草行业已经开始大力推广现代烟草农业，整个行业在信息化方面的投入很大。烟草农业信息化是现代农业信息技术在烟草生产上的具体应用，如何建设才能更大幅提高生产效率、管理和经营决策水平得到了足够的重视。 自上个世纪80年代开始，我国逐步进行烟草行业信息化，国家有关部门为还提出《烟草行业信息化工作暂行管理办法》、《烟草行业计算机信息网络安全保护规定》和《数字烟草发展纲要》等法规规范，以提高烟草行业信息化进程。近几年，烟草产区各级烟草部分的收购站点通过对烟农的IC卡管理，签订电子合同，已经基本建成微机收购系统，使得烟草行业信息化进入快步发展阶段。近年来，我国烟草行业信息化工作围绕应用系统建设，狠抓重点、突出亮点、破解难点，取得了实质性进展。从发展历史来看，烟草信息化走过了起步阶段和应用发展阶段。从80年代中期到90年代末是烟草信息化的起步阶段，重点以一些单项应用系统为主，由信息化主管部门负责计算机、网络等基础建设和应用推广。由于当时很少受管理者重视，也称为技术驱动阶段。从90年代末到2002年则是应用发展阶段，这一阶段的特点是大规模投资开始出现于我国重点卷烟工业企业，不同企业有不同的开发方式，如实力雄厚的企业可以采用引进的方式，各自进行了不同的尝试以在企业管理信息系统方面进一步增强企业竞争力。这一时期，投资额以每年数千万元计，甚至达到了上亿元，发展较快，应用效果显著。尽管如此，也存在诸多问题如：在烟草机关办公自动化方面，部分业务已经实现联网，但还有很多业务没有放在网上等。回顾我国烟草行业的信息化进展，主要分为以下三个阶段：信息化建设的初级阶段这一阶段，我国的烟草行业信息化投资绝大多数用在了基础硬件设施的建设上，在烟草行业的累计投资中，截至到2002年上半年，有的资金用于硬件设施建设。但是该阶段信息化程度不高，仅仅局限于单项系统信息化的建设，而且建设的应用系统功能趋向于单一化，主要有财务方面的电算化、库存方面的管理以及车间的信息化系统等。再次是在计划经济体制下，由于整个行业长期受国家保护实行专卖专营，整个队伍思想比较陈旧、观念比较保守。再加上领导重视程度不够，尤其是大部分企业的领导对于信息化的认识不够，更使得烟草行业信息化的建设明显落后于其它行业，与烟草行业的地位明显不符。信息化的应用阶段这一阶段主要包含MIS系统建设、办公自动化系统建设、CRM系统建设以及电子商务系统建设。烟草行业在这一阶段主要的投资领域是财会软件，其次就是OA和MIS系统和ERP系统建设。同时2001年烟草行业的电子商务应用取得了新突破，建立了非专卖品的网上交易系统，取得了较好的效果。截止到2002年，MIS系统的应用率达到了，而17家大型烟草企业已经初步建立和运行了该系统。有的烟草企业建立了办公自动化系统，但是实施的效果并不是很理想。对于建设了该系统的烟草公司来说，其部分业务已经实现了联网。同时烟草行业ERP软件应用情况一般，有的烟草企业建立了ERP系统，以用友、何佳应用最好。而2002年9月，国家（总公司）卷烟网上交易系统试运行，实现了省际间日常卷烟的网上交易。信息化的集成阶段在对前一阶段的工作进行了完善和深化的基础上，该阶段强化了办公自动化系统等的建设的同时也加强了烟草行业管理信息化和标准化、规范化的建设。发布了《全国烟草行业信息化工作管理办法》等规范性文件的同时也开始重视人员的信息化培训。据统计，这一阶段国家局信息中心组织召开了各种培训班，包括计算机网络和信息安全培训、行业网站技术培训、统计业务分析等，直接培训600余人次，利用行业卫星网组织技术培训500余人次。但是，目前，烟草行业不容乐观。首先消费者的选择对象由于跨国烟草集团的介入而增多，加剧了烟草行业领域的正常竞争；其次消费者随着科学知识的普及，更加注重生活的质量和消费方式的健康，再加上国内的反烟氛围，烟草行业的生存空间也正在一步步地缩小。同时，烟草行业一直以来的专卖体制使得不能很快地转变竞争观念，长期以来的无压迫感以及烟草行业相当薄弱的竞争意识、市场意识、服务意识等，造就了没有有力的竞争策略。伴有烟草质量没有能够全部达到要求；烟草生产企业的装备落后，不能够充分实现烟草的全面利用以及保证烟草成品的质量等等。使得整个烟草行业的不和谐也在一定程度上阻碍了国内烟草行业的竞争实力的提升，严重阻碍了全国资源的优化配置和烟草行业的全面发展。我国烟草信息化的必要性由上文可知，面对内外的压力，需要烟草行业齐心协力地共同迎接挑战、应对竞争当中出现的各种问题，需要培养从业人员的市场竞争意识和能力或者说是在某种程度上激励整个烟草行业共同创新的兴趣。这就需要尽快找到完善内部管理和加快企业经营机制转换的途径，也就是企业能够转变为现代的标准化、规范化、系统化的管理方式。而烟草在世界经济全球化以及信息网络化的时代背景下，也应该运用先进的信息技术，改变传统的生产经营模式，改进生产工艺，改变传统的专卖观念，提高整体竞争力。因此，烟草行业的信息化能够深入到整个烟草行业的各个方面，能够有效地促进烟草行业的协调可持续发展，对于国内整个烟草行业的改革与发展具有非常深远影响。信息化建设有助于企业的人事档案的管理与查询信息化的档案归类方便，可比之前更加快捷方便准确地获得人员的简历、特长等方面的综合信息，可以使原本冗杂繁琐的工作有效地简便，从而节省人力物力。此外，信息化的档案更好地使得人事管理更加科学化，同时也合理支持和帮助了利用人才、提拔干部方面的工作，使企业工资福利等的计算与分发的工作量得到有效的缩减。 信息化建设有助于科学地管理烟草行业烟草行业在信息化之下会更加有效、更加科学的处理相关问题。由于目前各个地区的地方规定不尽相同的情况不利于整个烟草行业的全面和谐发展。如各地的许可条件、零售点的布局规划要求有差异等。而如果全国有统一的规章制度，并要求各地的烟草经营者能够共同遵守，就能够更加有效地实现全国范围内的交流与沟通。 信息化建设使得烟草行业更有竞争力烟草商业从烟草产品本身的消费特征来看实际上是流通商业，服务的技能伴随着销售的过程一同销售。因此，如何烟草行业当中 “服务”这一蓬勃发展的第三产业的精华更具有竞争力，是烟草行业需要面对的问题。而信息化中全国网络覆盖则可以使各地区的经销商成功的经验得到分享，从而使烟草行业竞争核心的服务水平得到共同提高，共同提升，共同进步。 信息化建设有助于实现企业与生产商和烟农的有效沟通企业可以对当前存在问题及时分析以找出原因，原因可以使两种，一种是生产商的原因，此时则将告知生产厂商及时关注生产环节，以防造成更为严重的损失；另一种可能是烟农问题，如烟草原材料的质量问题，则应该及时告知烟农在烟草的护理过程中多加注意，以避免不必要的精力浪费。同时，还可以本期销售情况预估下一生产批次的需求量，以避免原材料供应的不足或者过量。我国烟草信息化存在问题面对信息化自身发展已逐步上升到新的高度的形势， “十五” 期间已有一批具有相当规模的基础信息数据库建成了，推进卷烟和烟草实现了网上集中交易，行业生产经营、管理水平得到了进一步提高。但从目前的实际情况看，行业信息化建设还存在一定的差距，存在一些急需解决的问题。信息化建设各自为主，“信息孤岛”现象严重行业信息化建设项目的审批程序和管理制度缺乏明确和严格性，行业信息化总体建设的信息不够健全化，各单位开发和建设信息化项目具有较大的自主性，这就导致了就没法完成信息共享以及资源的共享，也造成了对建设的项目的集成很难实现。由此，工业、商业、政务信息三个环节产生了脱节，各卷烟企业对于商业流通领域的销售信息与市场信息很难全面、及时、准确地获得。同样，国家局和省局不能准确及时地掌握卷烟企业的生产、库存以及销售的信息，难以科学的宏观管理、决策与调控卷烟厂的生产和销售。在建设行业信息化的过程中，对部门间业务的统筹和集成没有充分考虑，公司的效率有时候会受到数据多次录入的影响，例如烟草公司和卷烟销售公司自成体系，拥有较为畅通的数据往来，上下级的业务部门之间信息的互换做的还是不错的，但是业务的横向联通就不够到位了，对于系统数据统一性和正确性的保证是十分不利的，如果再严重一点甚至会导致高层的决策有误。同时，实施企业信息化的具体进程之中还有其它的一些问题，比如没有一个协调一致的信息化实现的时间，没有统一的支持信息化建设的单位等，以上问题都可以归纳为一个业务系统之间的借口问题，这个问题一直被遗留至今，而没找出有效的办法进行解决。此外，相关人员在烟草行业重组后，管理意识不强、缺少规划，影响了网络的互通互联，使得行业无法进行统一管理，造成了数据资源的阻碍与资金的浪费。在相应系统中的某些子系统和功能模块缺失而变得不完整，应用软件开发分散、重复开发的现象较严重，有些软件开发的功能没有得到完全的运用，未发挥出设计时所期望的作用。 行业信息化建设发展不平衡目前，重组企业正在变革中，信息化建设是需要充分的资源投入，作为烟草行业来说，启动建设所需资金不是自身能够决定的，从而使得目前许多企业的资源需求得不到充分的满足。不同的市场经济、环境建设和知识水平的发展水平导致了不同程度的信息化水平，各个地区发展状况都各具特色，这种地区的差异性是信息化不平衡发展的根本。而且，各个单位对对共性的追求很少，个性的强调和突出较多，没有足够的共性就不能统一采用统一的软件，这给软件的带来了很大的推广和实施难度。 标准化体系建设不健全国家烟草专卖局虽然对行业信息化建设项目进行了系统的规划，并且对代码信息的标准进行了制定，也取得了一些成绩。但全行业信息化的建设并没有从行业的整体性以及系统性上进行考虑，遗留下来的系统间的集成问题导致行业之内各个部门之间、各个系统之间的信息不能做到畅通无阻。有关部门要加强建设管理体系的制度化的工作力度，调整与扩充烟草行业的标准化体系、信息标准分类，规范业务的管理流程，确保行业的规范化流程，这样才能顺利集成各级系统。另外，在员工素质方面，多数企业除了对员工的管理、培训不够，导致企业员工对信息化的认识及计算机操作能力都很低，还对信息人才不够重视使得企业缺少一支高素质的信息化队伍，即缺乏既懂技术又懂管理的复合型人才。 高层决策还主要依靠经验，行业内信息利用很不充分国家局和省局的领导需要对烟草行业内的卷烟产品产销信息进行全面准确和及时地掌握、这也为科学宏观地管理和调控卷烟生产和销售环节做出铺垫。金叶信息系统主要是为业务人员建设的，该系统包括的子系统等仍然不能够通过技术的层面达到信息系统的集成效果，信息的获得比较滞缓并且被动。另外比较矛盾的是业主们出于局部利益的目的虽然也希望加强信息化的建设，通过加强信息化能够提高企业的综合能力；另一层面，业主们有保护商业秘密的心理，不愿意将自己管辖下的业务内涵广而告之，出于这种心理就会把软件设计的具有两面性的系统，行业发展的真实情况未必能够通过上级领导获得的数据反映出来。这就使领导决策者对真实数据的及时获得受到阻碍，因此经验和滞后的信息不得不成为高层领导决策管理的依据。此外，大部分烟草企业都会重视企业的管理，在开发管理信息系统时尽可能达到科学、规范有序的管理，使企业的信息化建设取得事半功倍的效果。也有部分企业虽然开发了大量的管理信息系统，但因为企业的管理不规范，随意性大，人为因素干预比较多，限制了信息系统的深入应用，或者是因为管理不科学，导致结果差强人意。
中国烟草行业是国民经济的重要支柱产业，占国有经济的十分之一，肩负着提高国民经济收入、促进经济增长，更好地满足“国家和广大消费利益至上”需求的神圣使命。下面是我精心推荐的烟草行业学术论文，希望你能有所感触!
烟草行业信息安全浅谈
[摘要]我国的烟草行业的信息安全建设起步较晚，如何加强信息安全是目前各烟草企业研究的重点课题，CA安全认证体系的建设将为烟草行业的信息安全起到保驾护航的作用，本文以烟草行业的信息安全为内容，以CA体系建设为手段进行研究。
[关键词]烟草 信息安全 CA
[中图分类号] [文献标识码]A [文章编号]1672-5158(2013)06-0486-01
1 引言
烟草行业长期处于计划体制下，一直都受国家保护，实行专卖专营，因此整个队伍思想比较陈旧、观念比较保守。特别是大部分企业的领导对信息化的认识不够，造成了整个烟草行业信息化的建设明显落后于其它行业，与烟草行业的地位明显不符。
在正式加入世贸组织后，我国烟草与外国烟草的争夺终端市场的激烈竞争也不可避免，因此，我国烟草行业急需提高整体竞争力和实力。而提高竞争力和实力的最好，就是运用信息技术，走信息化的道路来整合企业资源。
2 烟草行业信息安全现状
随着行业信息化建设的全面推进，传统的管理机制在改革与创新中逐渐消亡，人们在处理信息和日常办公中越来越依赖计算机和网络，机密与财富越来越集中在计算机系统和网络中。因此，行业各应用系统和计算机网络的安全可靠运行，面临着十分严峻的挑战，网络与信，息安全已成为行业信息化建设非常重要的问题。
我国对于烟草行业的信息安全工作启动较晚，但随着计算机的发展以及信息技术的发展，烟草行业也开始注重信息安全的工作。目前，烟草行业网络基础设施建设已具规模，实现了互联互通。行业地面通信骨干网已建成并全网投入运行，实现了国家局与行业各直属单位及所属卷烟厂、分公司、烟机厂和进出口口岸公司等69个节点之间的互联互通，入网率达到了100%;基本完成了行业各直属单位省域网建设，各直属单位与所属单位的联网率达到了96%;行业网络与信息安全体系初步形成，网络运行管理进一步加强。启动了烟草行业安全认证体系(CA)建设和烟草行业信息安全等级划分的研究工作。
行业信息化的制度建设逐步完善。近几年，行业先后出台了《全国烟草行业信息化工作管理办法》、《全国烟草行业信息化工作考核办法》、《烟草行业信息化建设统一技术平台要求》、《姻草行业信息化标准体系》和《烟草行业计算机网络和信息安全技术与管理规范》等重要文件，用制度规范了行业信息化管理工作。
3 烟草行业数字证书认证(CA)系统
CA认证体系作为烟草行业CA认证体系中重要的组成部分，将实现提供数字证书的注册、更新、作废等服务，为各类业务应用系统提供基于数字证书的身份认证等应用支撑服务，保证数据的完整性、保密性、可用性和操作的不可否认性，并能够将数字证书的发放与在业务应用系统中的使用情况进行记录、统计、上报等功能。
CA安全认证体系，实现全行业的互通、互认和互信。要建立行业信息安全管理标准和技术标准，构筑行业信息化安全机制，降低和消除各种信息安全隐患，确保信息传输与反馈畅通、及时和安全，为行业信息化建设保驾护航。
CA系统是烟草行业关键业务应用的安全基础，在设计实施CA系统及与应用对接的过程中，要排除脱离实际的安全需求、夸大的安全风险，在安全需求、安全风险和安全成本之间进行平衡和折衷。系统所选用的产品易于使用，符合烟草行业的统一技术规范，具有合理的美观的操作管理界面，方便操作员和用户操作使用。
各地方烟草企业要遵循PKI领域相关的国家和国际标准，遵循国家局的《烟草行业CAS认证体系建设方案》(国烟办综[2008]116号)建设CAS认证体系，按照产品选型参考确保和国家局已建CA(包括行业根CA和国家局CA)实现互信互认，做到平滑、无缝对接。
4 烟草行业信息安全建设实施策略
建设行业数据中心
数据集中是信息化发展的必然选择。统一的全国性数据中心，既可以改变传统的管理模式，又可以改变生产经营的运营模式，是管理理念、管理技术、管理水平的一次提升，可有效实现对业务的集约经营、集中监控和风险防范。
要建设好行业数据中心，就要在保证不同业务系统数据相对独立的基础上，建立数据交换和共享机制，通过对数据的加工、清洗、传递和交换，使得不同业务系统及时汇集相关的共享信息，实现行业公用数据的标准化、一致化，并不断更新和加强信息安全管理。逐步建立和完善数据分类描述、分析处理和传输交换等技术标准，以指导行业各级数据中心的建设。
要建设好行业数据中心，关键是要建成基于不同类型业务主题的高水平数据应用环境，统一数据标准，做到资源上协同应用，技术上协同关联，应用上协同共享，提高信息资源有效利用率。
严格执行相关标准
严格执行《烟草行业信息化标准体系》，加强行业信息化标准制定和贯标工作。标准化工作是一切工作规范化的基础，统一标准是烟草行业信息化建设的基础工作，是实现信息共享的基本前提。离开了标准化，计算机系统就无法体现其技术优势。因此，行业在信息化建设中必须高度重视并实施信息化管理相关的各种数据、指标和流程的标准化工作，要统一信息化建设标准，统一信息资源标准，统一数据传输标准。要按照行业的统一要求，逐步规范行业各方面信息化建设的基本业务流程、信息资源标准和数据交互机制，形成标准化体系框架。建设标准化体系要采取渐进方式，一是要先建立标准化框架，行业已发布《烟草行业信息化标准体系》;二是对急需的、重要的标准要优先制定。行业将制定烟叶类代码、烟草行业工商统计数据元、烟草行业统一会计科目及编码等标准规范;三是通过行业重点信息化工程项目的推广运行，完成相关标准化工作。做好代码标准化、接口标准化、业务流程规范化、数据结构规范化等一些标准、规范性工作，最终实现横向纵向信息的互连互通，达到信息共享。
5 结束语
烟草行业必须从行业内联网和信息安全的高度，切实加大网络建设的管理力度，建立严格有效的制度，落实好《烟草行业计算机网络建设技术与管理规范》和《烟草行业计算机网络和信息安全技术与管理规范》。运用先进的安全技术，切实组织管理好信息网络安全工作，建设行业网络与信息安全体系，逐步开展行业网络安全审计和行业计算机病毒防护系统建立工作，提高信息系统的安全性，保证系统稳定、可靠运行。要加强安全管理建设，切实做好信息系统的软件安全设计，强化数据安全策略，采用成熟的信息系统安全技术和控制方法，逐步实现网络管理的可视、可控、可管，所有网上运行的应用系统与设备应实现统一、智能化的实时监控，实现应用系统与设备故障的预警和自动报警，实现网络资源的合理分配。凡由国家局统一组织开发的在全行业运行的信息系统，要统一使用行业CA安全认证体系，实现全行业的互通、互认和互信。要建立行业信息安全管理标准和技术标准，构筑行业信息化安全机制，降低和消除各种信息安全隐患，确保信息传输与反馈畅通、及时和安全，为行业信息化建设保驾护航。
参考文献
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煤炭经济论文无查重
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给你一些建议吧，论文的题目需要小而美，不管是煤炭行业，还是其他什么行业题目不要贪图很大的题目，因为不好把控，而且不容易有实际上的研究结果。论文的题目主要是对论文本身内容的一个浓缩精华，你需要先想好想要写哪方面的文章，解决什么问题，题目就自然出来了
[摘要] 在发展循环经济的实践中,资源型地区是重点,煤炭资源型城市更是需要尽快和深入地发展循环经济。本文从意义、条件、出现问题和对策等方面对发展煤炭循环经济进行了深入的思考和探索。 [关键词] 循环经济; 煤炭资源型城市; 探索 “循环经济”是建立在对物质不断进行循环利用基础上的新型经济发展模式。其基本特点是主导产业链条前后拉伸,实现闭合循环发展,遵循“减量化、再利用、再循环”三个原则。作为经济发展的新模式,发展循环经济问题已在全球范围内引起了广泛关注,成为新的历史时期经济研究的重点和社会关注的热点。在发展循环经济的实践中,资源型地区是重点,煤炭资源型城市更是有其特殊性和紧迫性。 一、理论思考:加快发展煤炭循环经济在当前具有特殊意义 从维护能源安全的角度思考,发展煤炭循环经济有其特殊意义。当前,能源安全问题已成为世界范围内竞争和斗争的焦点,也成为我国经济能否持续健康发展的最大症结和隐患。解决瓶颈制约、确保能源安全已成为党和政府极为关注和投入巨大精力破解的问题。在这一背景下,作为一次性能源主体的煤炭,怎样对其实现科学利用、合理利用、高效利用,是我们必须解决的难题。而发展煤炭循环经济,恰恰是科学、合理、高效利用煤炭的一把“金钥匙”,对于缓解我国的能源压力意义深远。 从建设节约型社会的角度思考,发展煤炭循环经济有其特殊意义。中央做出建设节约型社会的战略部署,是新形势下的一个重大决策,其工作的重点是抓好能源、资源的节约。当前我国煤炭资源开采中的浪费现象十分严重,存在采厚弃薄、采易弃难等问题,工艺粗放、加工层次浅,一些原本可以再深加工利用的煤产品废弃严重,主要耗能设备设计效率平均低于国外先进水平80%左右,系统运行效率低于国外先进水平25%左右,单位建筑工程采暖能耗比气候条件相近的发达国家高倍,远远不符合建设节约型社会的要求。 从构建和谐社会的角度思考,发展煤炭循环经济有其特殊意义。建国初,受“有水快流”思想的影响,煤炭资源型城市先生产建设、后污染治理带来的后遗症较为严重。目前全国每年洗煤排出洗矸4500万吨,洗煤废水4000万吨,煤泥200万立方米等,大都没有综合利用。粗放、不能循环利用的生产方式造成大量废弃物,对土地资源的破坏和占用,对水资源的破坏和污染,对大气环境的污染等日益严重,这既不符合人与自然和谐发展的要求,也不利于政治的安定、人心的稳定、社会的和谐,需靠循环经济来充分挖掘资源的利用潜能。 从煤炭资源城市可持续发展的角度思考,发展煤炭循环经济有其特殊意义。煤炭是不可再生资源,所有煤炭资源型城市都面临煤竭城衰的潜在威胁。因此,从长远发展的角度看,煤炭资源型城市必须高度重视两个问题:一是不失时机地发展非煤替代产业,解决经济发展单纯依赖煤炭的问题;二是延伸产业链条,使单位产量煤炭资源发挥出最大的经济效益,变扩大开采的外延式扩张为多方挖潜的内涵式扩张。从现实条件和各地的实践经验看,第一点是长远战略,但不可能在短期内迅速见效;第二点则潜力巨大,有条件较快见效。发展循环经济,恰恰是以此为重要内涵的,抓好它是煤城实现可持续发展的有力之举。 二、基础审视:煤炭资源型城市发展循环经济正当其时 发展循环经济需要配套的内外部条件的支撑和保障。通过对背景条件、政策导向、物质基础、技术能力的综合审视,可以得出这样的结论:当前煤炭资源型城市发展循环经济的条件已经具备,时机已经成熟。 1.国内外示范和样板渐获成功。国际上,美国杜邦公司在化工生产中提出的“3R制造法”,开启了企业循环生产的先河;世界著名的循环工业生态园区丹麦的卡伦堡工业科技园区,通过工业共生和代谢生态群落关系,使循环经济获得了成功。在国内,从2001年开始,以高新技术为主体的广东南海高科技生态工业园区,以煤铝电联产为核心的包头生态产业园区等相继规划建设,2002年3月贵阳市开始了全国首个循环经济生态城市试点建设,部分试点已取得阶段成果,为资源型城市发展循环经济提供了有利的经验。 2.政策扶持、理论指导和社会共识渐趋有利。近一个时期以来,我国先后颁布了《清洁生产促进法》、《节约能源法》和《环境影响评价法》,正在研究制定《国务院资源利用条例》,这些法律法规都为发展循环经济提供了依据。近期中央多次重要会议的领导讲话及下发的文件都对大力发展循环经济提出了明确要求,可以说是把循环经济发展问题摆到了前所未有的重要位置。理论界对循环经济的探索更加深入,社会各界和广大群众对发展循环经济问题前所未有地关注,也为循环经济的发展营造了良好社会氛围。 [ 07-03-09 11:42:00 ] 作者：未知 编辑：studa203.充足的物质基础创造了发展空间。当前,煤炭资源型城市的经济已不再单单停留在原煤开采销售层面,随着产业链条不断拉伸,洗选、焦化等日渐成为重要的产业支柱。在这一转变过程中,下游产品应运而生,如原煤洗选过程中产生了矸石和煤泥,焦炭生产形成了副产品煤气和焦油等等,再生利用为循环经济的发展创造了空间。 4.煤炭综合开发能力显著增强。随着科学技术的快速发展,一些大型高效选煤、煤炭直接和间接液化、地下煤层气开发以及高流煤地面汽化等洁净煤技术和煤炭深加工技术有了新突破,煤矸石、粉煤灰、煤气、煤焦油等综合利用技术日趋成熟,全国已建成煤矸石、煤泥等低热值燃料电厂120多座,煤矸石新型墙体材料生产线近百条。利用煤矸石和粉煤灰生产水泥、生物肥料、复合肥料的技术,也都有了新提高。 三、煤炭资源型城市发展循环经济存在的问题及对策分析 任何新经济模式的推行,都需要良好的外部环境,循环经济也不例外。更主要的是,煤炭资源型城市因为历史和现实的多方面原因,也存在一些自身条件的制约,压力更大,对外部条件的支持保障相应地有更多要求。 症结之一:思想认识不到位。尽管中央和省反复强调发展煤炭循环经济的重大意义,但一些煤炭资源城市对我国资源和环境的形势理解不深刻,缺乏对循环经济重要性、紧迫性的认识;在经济和社会发展中,重资源开发、轻环境保护的现象依然存在;对煤炭循环经济还存在概念上的不理解,对其内涵、作用知之甚少等等问题。对策建议:形成发展煤炭循环经济的强大宣传攻势,分层次广泛开展研讨活动,在煤炭资源型城市还要加强对领导干部的专项培训。 症结之二:科学研究不到位。煤炭资源型城市发展循环经济需要理论和科研上的支持。目前我国在这方面的研究还没有达到很深层次,不利于煤炭循环经济发展的实践。这方面仅靠一个或几个煤炭资源型城市去攻关、去探索,恐怕效果不会好。对策建议:尽快组织专家进行专题研究,对煤炭循环经济进行统一规划。同时,应该把一些发展基本成熟、条件基本具备、具有代表性的煤炭资源型城市纳入典型培养范围,重点扶持,以点带面,推动循环经济“遍地开花”。 症结之三:产业支持不到位。煤炭循环经济本身是一个新兴的经济发展模式,发展水平关系到国家的能源安全、生态环境的保护、经济社会的可持续发展。煤炭循环经济项目早开工一天,就会减少一天的资源浪费和环境污染。目前国家对煤炭资源型城市循环经济项目的发展,在政策上还没有体现出明显的优先扶持。对策建议:国家对煤炭资源型城市发展循环经济项目,应在项目审批、规划用地、基本建设、铁路运力和上网电力等方面给予特殊支持,也可以研究形成专项的政策规定,以促进该产业健康发展。 症结之四:投入保证不到位。循环经济项目往往需要较大的投入,为给国家提供较多的煤炭,煤炭资源型城市往往是“先开发后建设、先生产后生活”,有限的资金都用在了煤炭的建设和开采上,导致自身的投入能力很弱。对策建议:国家应从循环经济项目的公益性着眼,放宽税费优惠范围,将其列入国债投资的重点,并引导金融机构加大信贷投入,最大限度地给予资金支持。
燃煤锅炉烟气净化毕业论文
燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策 1 总则 1．1 我国目前燃煤二氧化硫排放量占二氧化硫排放总量的90％ 以上，为推动能源合理利用、 经济结构调整和产业升级，控制燃煤造成的二氧化硫大量排放，遏制酸沉降污染恶化趋势，防 治城市空气污染，根据《中华人民共和国大气污染防治法》以及《国民经济和社会发展第十个五 年计划纲要》的有关要求，并结合相关法规、政策和标准，制定本技术政策。 1．2 本技术政策是为实现2005年全国二氧化硫排放量在2000年基础上削减10％ ，“两控 区”二氧化硫排放量减少20％，改善城市环境空气质量的控制目标提供技术支持和导向。 1．3 本技术政策适用于煤炭开采和加工、煤炭燃烧、烟气脱硫设施建设和相关技术装备的开 发应用，并作为企业建设和政府主管部门管理的技术依据。 1．4 本技术政策控制的主要污染源是燃煤电厂锅炉、工业锅炉和窑炉以及对局地环境污染有 显著影响的其他燃煤设施。重点区域是“两控区”，及对“两控区”酸雨的产生有较大影响的周 边省、市和地区。 1．5 本技术政策的总原则是：推行节约并合理使用能源、提高煤炭质量、高效低污染燃烧以及 末端治理相结合的综合防治措施，根据技术的经济可行性，严格二氧化硫排放污染控制要求， 减少二氧化硫排放。 1．6 本技术政策的技术路线是：电厂锅炉、大型工业锅炉和窑炉使用中、高硫份燃煤的，应安 装烟气脱硫设施；中小型工业锅炉和炉窑，应优先使用优质低硫煤、洗选煤等低污染燃料或其 它清洁能源；城市民用炉灶鼓励使用电、燃气等清洁能源或固硫型煤替代原煤散烧。 2 能源合理利用 2．1 鼓励可再生能源和清洁能源的开发利用，逐步改善和优化能源结构。 2．2 通过产业和产品结构调整，逐步淘汰落后工艺和产品，关闭或改造布局不合理、污染严重 的小企业；鼓励工业企业进行节能技术改造，采用先进洁净煤技术，提高能源利用效率。 2．3 逐步提高城市用电、燃气等清洁能源比例，清洁能源应优先供应民用燃烧设施和小型工 业燃烧设施。 2．4 城镇应统筹规划，多种方式解决热源，鼓励发展地热、电热膜供暖等采暖方式；城市市区 应发展集中供热和以热定电的热电联产，替代热网区内的分散小锅炉；热网区外和未进行集中 供热的城市地区，不应新建产热量在2．8 MW 以下的燃煤锅炉。 2．5 城镇民用炊事炉灶、茶浴炉以及产热量在O．7 MW 以下采暖炉应禁止燃用原煤，提倡使 用电、燃气等清洁能源或固硫型煤等低污染燃料，并应同时配套高效炉具。 2．6 逐步提高煤炭转化为电力的比例，鼓励建设坑口电厂并配套高效脱硫设施，变输煤为 输电。 2．7 到2003年，基本关停50 MW 以下(含50 MW)的常规燃煤机组；到2010年，逐步淘汰不 能满足环保要求的100 MW 以下的燃煤发电机组(综合利用电厂除外)，提高火力发电的煤炭 使用效率。 3 煤炭生产、加工和供应 3．1 各地不得新建煤层含硫份大于3％的。矿井。对现有硫份大于3％的高硫小煤矿，应予关闭。对现有硫份大于3％ 的高硫大煤矿，近期实行限产，到2005年仍未采取有效降硫措施、或 无法定点供应安装有脱硫设施并达到污染物排放标准的用户的，应予关闭。 3．2 除定点供应安装有脱硫设施并达到国家污染物排放标准的用户外，对新建硫份大于1．5 ％的煤矿，应配套建设煤炭洗选设施。对现有硫份大于2％ 的煤矿，应补建配套煤炭洗选 设施。 3．3 现有选煤厂应充分利用其洗选煤能力，加大动力煤的人洗量。 3．4 鼓励对现有高硫煤选煤厂进行技术改造，提高选煤除硫率。 3．5 鼓励选煤厂根据洗选煤特性采用先进洗选技术和装备，提高选煤除硫率。 3．6 鼓励煤炭气化、液化，鼓励发展先进煤气化技术用于城市民用煤气和工业燃气。 3．7 煤炭供应应符合当地县级以上人民政府对煤炭含硫量的要求。鼓励通过加入固硫剂等 措施降低二氧化硫的排放。 3．8 低硫煤和洗后动力煤，应优先供应给中小型燃煤设施。 4 煤炭燃烧 4．1 国务院划定的大气污染防治重点城市人民政府按照国家环保总局《关于划分高污染燃料 的规定>，划定禁止销售、使用高污染燃料区域(简称“禁燃区”)，在该区域内停止燃用高污染燃 料，改用天然气、液化石油气、电或其他清洁能源。 4．2 在城市及其附近地区电、燃气尚未普及的情况下，小型工业锅炉、民用炉灶和采暖小煤炉 应优先采用固硫型煤，禁止原煤散烧。 4．3 民用型煤推广以无烟煤为原料的下点火固硫蜂窝煤技术，在特殊地区可应用以烟煤、褐 煤为原料的上点火固硫蜂窝煤技术。 4．4 在城市和其它煤炭调入地区的工业锅炉鼓励采用集中配煤炉前成型技术或集中配煤集 中成型技术，并通过耐高温固硫剂达到固硫目的。 4．5 鼓励研究解决固硫型煤燃烧中出现的着火延迟、燃烧强度降低和高温固硫效率低的技术 问题。 4．6 城市市区的工业锅炉更新或改造时应优先采用高效层燃锅炉，产热量7 MW 的热效率 应在80％以上，产热量<7 MW 的热效率应在75％以上。 4．7 使用流化床锅炉时，应添加石灰石等固硫剂，固硫率应满足排放标准要求。 4．8 鼓励研究开发基于煤气化技术的燃气一蒸汽联合循环发电等洁净煤技术。 5 烟气脱硫 5．1 电厂锅炉 5．1．1 燃用中、高硫煤的电厂锅炉必须配套安装烟气脱硫设施进行脱硫。 5．1．2 电厂锅炉采用烟气脱硫设施的适用范围是： 1)新、扩、改建燃煤电厂，应在建厂同时配套建设烟气脱硫设施，实现达标排放，并满足 SO2排放总量控制要求，烟气脱硫设施应在主机投运同时投入使用。 2)已建的火电机组，若So2排放未达排放标准或未达到排放总量许可要求、剩余寿命(按 照设计寿命计算)大于1O年(包括l0年)的，应补建烟气脱硫设施，实现达标排放，并满足8o2 排放总量控制要求。 3)已建的火电机组，若S 排放未达排放标准或禾达到排放总量许可要求、剩余寿命(按 照设计寿命计算)低于10年的，可采取低硫煤替代或其它具有同样SO2减排效果的措施，实现 达标排放，并满足So2排放总量控制要求。否则，应提前退役停运。 4)超期服役的火电机组，若SO2排放未达排放标准或未达到排放总量许可要求，应予以淘汰。 5．1．3 电厂锅炉烟气脱硫的技术路线是： 1)燃用含硫量2％煤的机组、或大容量机组(200 MW)的电厂锅炉建设烟气脱硫设施时， 宜优先考虑采用湿式石灰石一石膏法工艺，脱硫率应保证在90％以上，投运率应保证在电厂 正常发电时间的95％以上。 2)燃用含硫量<2％煤的中小电厂锅炉(<200 MW)，或是剩余寿命低于10年的老机组 建设烟气脱硫设施时，在保证达标排放，并满足SO2排放总量控制要求的前提下，宜优先采用 半干法、干法或其它费用较低的成熟技术，脱硫率应保证在75％以上，投运率应保证在电厂正 常发电时间的95％以上。 5．1．4 火电机组烟气排放应配备二氧化硫和烟尘等污染物在线连续监测装置，并与环保行政 主管部门的管理信息系统联网。 5．1．5 在引进国外先进烟气脱硫装备的基础上，应同时掌握其设计、制造和运行技术，各地应 积极扶持烟气脱硫的示范工程。 5．1．6 应培育和扶持国内有实力的脱硫工程公司和脱硫服务公司，逐步提高其工程总承包能 力，规范脱硫工程建设和脱硫设备的生产和供应。 5．2 工业锅炉和窑炉 5．2．1 中小型燃煤工业锅炉(产热量<14 MW )提倡使用工业型煤、低硫煤和洗选煤。对配 备湿法除尘的，可优先采用如下的湿式除尘脱硫一体化工艺： 1)燃中低硫煤锅炉，可采用利用锅炉自排碱性废水或企业自排碱性废液的除尘脱硫工艺； 2)燃中高硫煤锅炉，可采用双碱法工艺。 5．2．2 大中型燃煤工业锅炉(产热量14 MW)可根据具体条件采用低硫煤替代、循环流化床 锅炉改造(加固硫剂)或采用烟气脱硫技术。 5．2．3 应逐步淘汰敞开式炉窑，炉窑可采用改变燃料、低硫煤替代、洗选煤或根据具体条件采 用烟气脱硫技术。 5．2．4 大中型燃煤工业锅炉和窑炉应逐步安装二氧化硫和烟尘在线监测装置。 5．3 采用烟气脱硫设施时，技术选用应考虑以下主要原则： 5．3．1 脱硫设备的寿命在15年以上； 5．3．2 脱硫设备有主要工艺参数(pH值、液气比和SO2出口浓度)的自控装置； 5．3．3 脱硫产物应稳定化或经适当处理，没有二次释放二氧化硫的风险； 5．3．4 脱硫产物和外排液无二次污染且能安全处置； 5．3．5 投资和运行费用适中； 5．3．6 脱硫设备可保证连续运行，在北方地区的应保证冬天可正常使用。 5．4 脱硫技术研究开发 5．4．1 鼓励研究开发适合当地资源条件、并能回收硫资源的技术。 5．4．2 鼓励研究开发对烟气进行同时脱硫脱氮的技术。 5．4．3 鼓励研究开发脱硫副产品处理、处置及资源化技术和装备。 6 二次污染防治 6．1选煤厂洗煤水应采用闭路循环，煤泥水经二次浓缩，絮凝沉淀处理，循环使用。 6．2 选煤厂的洗矸和尾矸应综合利用，供锅炉集中燃烧并高效脱硫，回收硫铁矿等有用组份， 废弃时应用土覆盖，并植被保护。 6．3 型煤加工时，不得使用有毒有害的助燃或固硫添加剂。 6．4 建设烟气脱硫装置时，应同时考虑副产品的回收和综合利用，减少废弃物的产生量和排 放量。 6．5 不能回收利用的脱硫副产品禁止直接堆放，应集中进行安全填埋处置，并达到相应的填 埋污染控制标准。 6．6 烟气脱硫中的脱硫液应采用闭路循环，减少外排；脱硫副产品过滤、增稠和脱水过程中产 生的工艺水应循环使用。 6．7 烟气脱硫外排液排人海水或其它水体时，脱硫液应经无害化处理，并须达到相应污染控 制标准要求，应加强对重金属元素的监测和控制，不得对海域或水体生态环境造成有害影响。 6．8 烟气脱硫后的排烟应避免温度过低对周边环境造成不利影响。 6．9 烟气脱硫副产品用作化肥时其成份指标应达到国家、行业相应的肥料等级标准，并不得 对农田生态产生有害影响。
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摘要： 高炉煤气的利用方式很多，目前我国最主要的利用方式是高炉煤气发电项目（包括燃烧高炉煤气和高炉煤气、煤粉混烧）。分析燃煤锅炉掺烧高炉煤气和全烧高炉煤气后的工况变化，并提出改造措施，对钢铁行业的燃煤锅炉改造具有借鉴意见。 更多高炉煤气论文请进：教育大论文下载中心关键词：高炉煤气；燃煤锅炉；掺烧 在钢铁企业的生产过程中，消耗大量的煤炭、燃油和电力能源的同时，还产生诸如高炉煤气、焦炉煤气和转炉煤气等二次能源，所产生的这类能源，除了满足钢铁生产自身的消耗外，剩余部分用于其他行业或民用。高炉煤气是炼铁的副产品，是高炉中焦炭部分燃烧和铁矿石部分还原作用产生的一种煤气，无色无味、可燃，其主要可燃成分为CO，还有少量的H2，不可燃成分是惰性气体、CO2及N2。CO的体积分数一般在21%-26%，发热量不高，一般低位发热值为2760-3720kJ/m3。高炉煤气着火温度为600℃左右，其理论燃烧温度约为1150℃，比煤的理论燃烧温度低很多。燃烧温度低，使得高炉煤气难以完全燃烧，且燃烧的稳定性差。由于高炉煤气内含有大量氮气和二氧化碳，燃烧温度低、速度慢，燃用困难，使得许多钢铁企业高炉煤气的放散率偏高。利用高炉煤气发电，由于燃料成本低，系统简单，减少了燃料运输成本及基建费用，可以缓解企业用电紧张局面，减少CO对环境的污染，取得节能、增电、改善环境的双重效果，既能为企业创造可观的经济效益，又能创造综合社会效益。根据现在钢铁行业中高炉煤气的主要利用方式，本文对燃煤锅炉掺烧高炉煤气和燃煤锅炉改造为全燃高炉煤气锅炉做了理论分析和相应的改造措施。1 掺烧高炉煤气对锅炉性能的影响 对炉膛内燃烧特性的影响燃煤锅炉中掺烧高炉煤气时，由于高炉煤气的低位发热量很低（2760-3720kJ/m3），而一般的烟煤的低位发热量约为18000kJ/kg，因此，炉膛中的理论燃烧温度必定下降，导致煤粉燃烧的稳定性变差，煤粉颗粒的不完全燃烧量增多，从而增加飞灰含碳量，机械不完全燃烧损失增加，锅炉效率降低。另一方面，掺烧高炉煤气后，送入炉膛内的吸热性介质增多，烟气的热容量增大，火焰中心的温度水平下降，火焰中心位置上移，导致煤粉在炉膛内的停留时间缩短，也造成煤粉的不完全燃烧，飞灰含碳量增加。第三，掺烧高炉煤气后，炉膛内烟气量增加（表1），炉膛内的烟气流速增加，从而缩短了煤粉颗粒在炉膛内的停留时间，也造成了煤粉的不完全燃烧。第四，掺烧高炉煤气后，高炉煤气中存在的氮气等大量的惰性气体阻碍可燃成分与空气的充分混合，减少发生燃烧反应的分子间发生碰撞的几率，导致燃烧不稳定，煤粉颗粒燃烧不完全，增加了飞灰含碳量。可见，掺烧高炉煤气后，飞灰的含碳量增加，锅炉效率降低。试验证明[1]，从飞灰含碳量的角度来看，如果不提高炉膛的温度水平，高炉煤气的最佳掺烧率应该在25%以内。表1燃料产生1MJ燃烧热的烟气量众所周知，固体的辐射能力远远大于气体，燃高炉煤气产生的烟气中所含有的具有辐射能力的三原子气体所占的份额远远低于燃煤，在燃气中占很大一部分的N2等双原子气体不具备辐射能力，而且，高炉煤气燃烧产生烟气中三原子气体主要是CO2和少量的H2O，CO2的辐射能力要低于H2O，因此，掺烧高炉煤气后，炉膛内火焰辐射能力减弱，更多的热量流往后面的过热器和尾部烟道。掺烧锅炉煤气后，炉膛内的热交换能力下降，对于以炉膛水冷壁为主要蒸发受热面的锅炉，如果锅炉结构不做调整，则锅炉的蒸发量下降。 对炉膛后烟道的传热特性影响以对流换热为主的过热器系统，吸收烟气热量主要取决于传热温压和传热系数。对于燃煤和掺烧高炉煤气的锅炉来说，两者的炉膛出口烟温相差不大[2]，因而其传热温压也相差不大。但是掺烧高炉煤气锅炉的烟气体积流量要比燃煤锅炉大，对流受热面的烟气流速增加，因此提高了传热系数，使得过热器吸热量增加，导致过热器出口温度过热。同样，烟气量增加，如果炉膛后的受热面不改变，则布置在炉膛后烟道中的过热器，省煤器，空气预热器吸热量增多，但是不足以使得排烟温度降低到以前的温度水平，因而排烟温度升高，排烟热损失增加。2 全烧高炉煤气对锅炉性能的影响 对炉膛内燃烧特性的影响高炉煤气中大量的惰性气体N2、CO2等在燃烧时不参与燃烧反应，相反，还吸收大量可燃气体燃烧过程中释放的热量，使得高炉煤气的燃烧温度偏低。虽然高炉煤气是气体燃料，理论燃烧温度（-1150℃）要远低于煤粉颗粒（1800℃-2000℃），但是高炉煤气中含有的大量惰性气体会阻碍火焰传播，使火焰的传播速度变慢（例如层流火焰传播速度仅为），因此，要保证燃烧的稳定性，必须提高燃烧温度。高炉煤气中几乎不含灰分，燃烧时，火焰基本上不产生辐射能量，只有燃烧产生的烟气中的三原子气体具有辐射能力，高炉煤气中大量的氮气不具备辐射能力，所以燃高炉煤气的锅炉，炉膛中的烟气辐射传热能力要低于燃煤锅炉。因此，炉膛内水冷壁的吸热量降低，导致锅炉蒸发量减少。 对炉膛后烟道的传热特性的影响由于高炉煤气中几乎不含有灰尘，所以，燃烧高炉煤气产生的烟气中的飞灰可以忽略不计，因此，对流受热面的污染系数ξ很低，只有，而对于燃煤锅炉，当烟气流速为10m/s时，污染系数ξ为[3]，可见，燃烧高炉煤气后，对流受热面的热有效系数增大，使得对流受热面的吸热量增多。高炉煤气中含有大量的惰性气体，产生相同燃烧能量的高炉煤气生成的烟气量要大于纯燃煤时产生的烟气量，因此流经对流受热面的烟气量增大，烟气流速增加，导致对流传热的传热系数变大，对流吸热量增大，因此，吸收对流受热面热量的过热蒸汽温度升高。同样，烟气量增加，如果炉膛后的受热面不改变，则布置在炉膛后烟道中的过热器，省煤器，空气预热器吸热量增多，但是还不足以使得排烟温度降低到以前的温度水平，排烟温度升高，排烟热损失增加。3 掺烧高炉煤气后的改造措施由以上的分析，为了解决掺烧高炉煤气后出现的一系列问题：炉膛温度下降；过热蒸汽温度升高；飞灰含碳量增加；排烟温度变大等，提出下面的解决方案。 改造燃烧器高炉煤气燃烧器一般布置在煤粉燃烧器的下部，当高炉煤气燃烧器具有充当锅炉启动燃烧器的功能时，这种布置可以获得燃烧和气温调节两方面的好处。如果以高炉煤气借助煤的燃烧来稳燃的话，则只对气温调节有利。由于混烧高炉煤气后，炉膛中火焰的中心位置上移，造成煤粉燃烧不完全，排烟温度升高等问题，因此，可以采取让燃烧器位置尽量下移，燃烧器喷嘴向下倾斜等方法，降低火焰中心位置，增加燃料在炉膛内的停留时间。选用能强化煤粉燃烧的燃烧器，如稳燃腔煤粉燃烧器[4]，加强煤粉颗粒的燃烧，减少飞灰含碳量，提高锅炉效率。 改造过热器掺烧高炉煤气后，炉膛内辐射吸热量减少，对流吸热量增加，因此在实际允许的情况下，增加较多的屏式过热器，相应的减少对流过热器受热面，这样，可以照顾到全烧煤和掺烧高炉煤气工况下过热器的调温性能，避免过大的增加减温水量。 改造省煤器掺烧高炉煤气后，炉膛内的辐射吸热量减少，直接影响了锅炉蒸发量下降，导致锅炉出力降低，另外，掺烧高炉煤气后，烟气量变大，排烟温度升高，因此，在炉后烟道内增加省煤器换热面积，采用沸腾式省煤器，要保证其沸腾度不超过20%，否则因省煤器内工质容积和流速增大，使省煤器的流动阻力大幅增大，影响锅炉经济性。增加省煤器换热面积，提高了省煤器的吸热量，降低了过高的排烟温度，减小了排烟损失，提高了锅炉效率。4 全烧高炉煤气后的改造措施 炉膛改造燃煤锅炉的炉膛内辐射传热能量很大，炉膛内配置了相应的大量的水冷壁吸收辐射热，改燃高炉煤气后，炉膛内辐射能量减少，过多的水冷壁吸收大量的辐射热能会使得炉内的温度进一步下降，加剧了高炉煤气燃烧的不稳定，因此，敷设卫燃带，降低燃烧区下部炉膛的吸热量，进一步提高燃烧区炉膛温度，改善高炉煤气燃烧的稳定性。增加了卫燃带后，减少了水冷壁的面积，锅炉蒸发量减少，为了保证锅炉的蒸发量，就必然要提高高炉煤气量，提高炉膛的热负荷，但是，高的炉膛热负荷也提高了烟气量和炉膛出口温度，导致过热蒸汽超温和排烟温度升高，锅炉效率下降，因此不可能通过无限制的提高炉膛热负荷来提高锅炉的蒸发量。锅炉改烧高炉煤气后，炉膛内的热交换能力显著下降，对于以炉膛水冷壁作为其全部蒸发受热面的锅炉，如果锅炉的结构不允许做较大的改动，蒸发量必定下降。 燃烧器改造对于高炉煤气来讲，动力燃烧即无焰燃烧其火焰长度短、燃烧速度快、强度大、温度高，是一种比较合适的燃烧方式，但因其体积大、以回火、噪音高、负荷调节不灵活，且流道复杂，成本高，实际中采用很少。而采用扩散燃烧不但火焰太长，而且混合不好，燃烧不完全，不适合高炉煤气。实际中大多数采用预混部分空气的燃烧方式，这种形式的燃烧器结构简单、不易回火、负荷调节灵敏，在煤气的热值和空气的预热温度波动的情况下能保持稳定的工作，调节范围宽广，在锅炉最低负荷至最高负荷时，燃烧器都能稳定工作。燃烧器的布置主要考虑以下几点：火焰应处于炉膛几何中心区域，使火焰尽可能充满炉膛，使炉膛内热量得以均匀分配，受热面的负荷均匀，不会形成局部受热引起内应力增大，防止受热不均匀。对于布置高度，在不影响火焰扩散角的情况下，燃烧器低位布置，有利于增加煤气燃烧时间，保持炉温均匀。 过热器的改造改燃高炉煤气后，烟气量增大引起过热蒸汽超温，可以通过适当减少过热器的面积来控制过热蒸汽的温度在规定范围之内。也可以通过增加减温器的调温能力，来控制过热蒸汽的温度。 增加煤气预热装置加装煤气预热器一方面可以进一步降低排烟温度，提高锅炉效率，另外一方面，可以增加入炉能量，提高燃烧温度，增强火焰的辐射能力，改善高炉煤气的着火和燃尽条件。研究证明[5]，高炉煤气温度每提高10℃，理论燃烧温度可以高4℃。但是由于高炉煤气的易燃性和有毒性，要求与烟气之间的换热过程严密而不泄露，理论上只能采用分离式热管换热器。 省煤器的改造改烧高炉煤气后，排烟温度升高，锅炉蒸发量下降，因此，增加省煤器面积，采用沸腾式省煤器可以提高省煤器的吸热量，降低过高的排烟温度，减小排烟损失，提高锅炉效率。另一方面，高炉煤气锅炉炉内火焰黑度和炉内温度低，故不宜单纯以增加敷设受热面的面积来提高锅炉蒸发量，而采用沸腾式省煤器来弥补锅炉蒸发量的减少，这是提高锅炉出力的有效措施。 尾部烟道的改造由于高炉煤气发热量低，惰性气体含量高，因此燃用高炉煤气时，锅炉的烟气量及阻力都讲增加，为此，一般须考虑扩大尾部烟道流通面积降低流动阻力及增加引风机的引风能力。 燃气安全防爆措施从安全方面考虑，有必要建立燃气锅炉燃烧系统，包括自动点火、熄火保护、燃烧自动调节、必要的连锁保护方面的自动化控制。同时为了减轻炉膛和烟道在发生爆炸时的破坏程度，燃气锅炉的炉膛和烟道上应设置防爆装置。此外燃气系统应装设放散管，在锅炉房燃气引入口总切断阀入口侧、母管末端、管道和设备的最高点、燃烧器前等处应布置放散点。采取了以上安全措施后，可以确保锅炉处在安全运行之中。参考文献：[1]湛志钢，煤粉、高炉煤气混烧对煤粉燃尽性影响的研究[D].[硕士学位论文].武汉：华中科技大学，2004.[2]姜湘山，燃油燃气锅炉及锅炉房设计[M].北京：机械工业出版社，2003.[3]范从振，锅炉原理[M].北京：中国电力出版社，1986.[4]陈刚、张志国等，稳燃腔煤粉燃烧器试验研究及应用[J].动力工程，1994（12）.[5]刘景生、王子兵，全燃高炉煤气锅炉的优化设计[J].河北理工学院学报.