各種煤氣化工藝我國是一個缺油、少氣、煤炭資源相對而言比較豐富的國家，如何利用我國煤炭資源相對豐富的優勢發展煤化工已成為

各種煤氣化工藝

我國是一個缺油、少氣、煤炭資源相對而言比較豐富的國家，如何利用我國煤炭資源相對豐富的優勢發展煤化工已成為大家關心的問題。發展煤化工離不開合成氣的制備，煤氣化就是制備合成氣的必要手段。

近年來，我國掀起了一股煤制甲醇熱、煤制油熱、煤制天然氣熱、煤制烯烴熱。有煤炭資源的地方都在規劃以煤炭為原料的建設項目，以期籍煤炭資源的優勢，發展煤化工、煤制油、煤制烯烴。這些項目都碰到亟待解決原料選擇問題和煤炭氣化工藝技術方案的選擇問題。

一、各種煤氣化工藝的優缺點

我國已經工業化的、已建立示范裝置的和已經中試裝置考驗的、從國外引進技術的、屬于國內具有自主知識產權的煤氣化裝置和技術，有常壓固定層間歇式無煙煤（或焦炭）氣化技術、常壓固定層無煙煤（或焦炭）富氧連續氣化技術、魯奇固定層煤加壓氣化技術、灰熔聚流化床粉煤氣化技術、恩德沸騰層（溫克勒）粉煤氣化技術、GE德士古（Texaco）水煤漿加壓氣化技術、多元料漿加壓氣化技術、多噴嘴（四燒嘴）水煤漿加壓氣化技術、殼牌（Shell）干煤粉加壓氣化技術、GSP干煤粉加壓氣化技術、兩段式干煤粉加壓氣化技術、四噴嘴對置式干粉煤加壓氣化技術，幾乎是國外有的煤氣化技術我國都有，國外沒有的煤氣化技術我國也有。煤氣化工藝技術很多，使選擇煤氣化工藝技術無從著手。首先我們不能只輕信專利商的宣傳，現在世界上還沒有萬能氣化爐，各種氣化工藝技術都有其特點和優缺點，有其適應范圍。對專利商的宣傳要去粗取精、去偽存真，只有通過生產實踐長期穩產高產考驗過的，經濟上合理、環境上符合國家和當地環保規定和要求的，才是最可靠的。下面分別介紹這些技術的優缺點。

1.常壓固定層間歇式無煙煤（或焦炭）氣化技術

這是目前我國生產氮肥的主力軍之一，其特點是采用常壓固定層空氣、蒸汽間歇制氣，要求原料為25-75mm的塊狀無煙煤或焦炭，進廠原料利用率低，單耗高、操作繁雜、單爐發氣量低、吹風放空氣對大氣污染嚴重。從發展看，屬于將逐步淘汰的工藝。

2.常壓固定層無煙煤（或焦炭）富氧連續氣化技術

這是從間歇式氣化技術發展過來的，其特點是采用富氧為氣化劑、連續氣化、原料可采用8-10mm粒度的無煙煤或焦炭，提高了進廠原料利用率，對大氣無污染、設備維修工作量小、維修費用低、適合于有無煙煤的地方，對已有常壓固定層間歇式氣化技術的改進。

3.魯奇固定層煤加壓氣化技術

主要用于氣化褐煤、不粘結性或弱粘結性的煤，要求原料煤熱穩定性高、化學活性好、灰熔點高、機械強度高、不粘結性或弱粘結性，適用于生產城市煤氣和燃料氣。因為其產生的煤氣中含有焦油、高碳氫化合物含量約1%左右，甲烷含量約10%左右，同時，焦油分離、含酚污水處理都比較復雜，所以不推薦用以生產合成氣。

4.灰熔聚流化床粉煤氣化技術

中國科學院山西煤炭化學研究所在上世紀80年代，就開始研究這項技術，2001年單爐配套20Kt合成氨/a工業性示范裝置成功運行，實現了工業化，其特點是煤種適應性寬，可以用＜6-8mm碎煤，屬流化床氣化爐，床層溫度達11000C左右，中心射流形成床內局部高溫區溫度達到1200-13000C，煤灰不發生熔融，而只是使灰渣熔聚成球狀或塊狀灰渣排出。床層溫度比恩德氣化爐高100-2000C，可以氣化褐煤、低化學活性的煙煤和無煙煤，以及石油焦，投資比較少，生產成本低。缺點是氣化壓力為常壓和低壓、2007年12月完成了1.0MPa壓力下的長周期運行試驗，積累了運行經驗，Φ2400氣化爐，投煤量500-600t/d。操作壓力尚偏低，有待進一步做提高氣化壓力的試驗。現在單爐氣化能力較低、產品氣中CH4含量較高（1.5-2%），雖然采取了飛灰循環入爐氣化措施，但第二旋風分離器排出細灰量還是比較大，對環境污染及飛灰堆存和綜合利用問題有待進一步解決。此技術適合于中小型氮肥廠利用就地或就近的煤炭資源改變原料路線。

5.恩德粉煤氣化技術

恩德爐實際上屬于改進后的溫克勒沸騰層煤氣化爐，適用于氣化褐煤和長焰煤，要求原料煤屬不粘結或弱粘結性、灰分小于25-30%，灰熔點高（ST大于12500C）、低溫化學活性好（在9500C時，應＞85%，10000C時，應＞95%）。至今在國內已建和在建的裝置共有13套22臺氣化爐，已投產的有16臺。屬流化床氣化爐，床層中部溫度在1000-10500C左右。目前最大的氣化爐，用富氧氣化，產氣量為40000M3/h半水煤氣。缺點是氣化壓力為常壓，單爐氣化能力還比較低，產品氣中CH4含量高達1.5-2%，飛灰量大、對環境污染及飛灰堆存和綜合利用問題有待解決。希望不要走吉林化肥廠和蘭州化肥廠污染環境的老路，此技術適合于就近有褐煤的中小型氮肥廠改變原料路線。

6.GE德士古（Texaco）水煤漿加壓氣化技術

GE德士古（Texaco）水煤漿加壓氣化技術，屬氣流床加壓氣化技術，原料煤經磨制成水煤漿后泵送進氣化爐頂部單燒嘴下行制氣，原料煤運輸、制漿、泵送入爐系統比Shell和GSP等干粉煤加壓氣化要簡單得多，安全可靠、投資省。單爐生產能力大，目前國際上最大的氣化爐日投煤量為2000t，國內已投產的氣化爐能力最大為1000t/d。設計中的氣化爐能力最大為1600t/d。對原料煤適應性較廣，氣煤、煙煤、次煙煤、無煙煤、高硫煤及低灰熔點的劣質煤、石油焦等均能用作氣化原料。但要求原料煤含灰量較低、還原性氣氛下的灰熔點低于13000C，灰渣粘溫特性好。氣化壓力從2.5、4.0、6.5到8.5MPa皆有工業性生產裝置在穩定長周期運行，裝置建成投產后即可正常穩定生產。氣化系統的熱利用有兩種形式，一種是廢熱鍋爐型，可回收煤氣中的顯熱副產高壓蒸汽，適用于聯合循環發電；另一種是水激冷型，制得的合成氣的水氣比高達1.4，適用于制氫、制合成氨、制甲醇等化工產品。氣化系統不需要外供過熱蒸汽及輸送氣化用原料煤的N2或CO2。氣化系統總熱效率高達94-96%，高于Shell干粉煤氣化（為91-93%）和GSP干粉煤氣化（為88-92%）。

氣化爐結構簡單，為耐火磚襯里。氣化爐內無轉動裝置或復雜的膜式水冷壁內件，所以制造方便、造價低，在開停車和正常生產時無需連續燃燒一部分液化氣或燃料氣（合成氣）。煤氣除塵比較簡單，無需價格昂貴的高溫高壓飛灰過濾器，投資省。碳轉化率達96-98%；有效氣成分（CO+H2）約為（80-83%）；有效氣（CO+H2）比氧耗為336-410M3/ Km3，有效氣（CO+H2）比煤耗為550-620Kg/Km3。

國外已建成投產的裝置有6套，15臺氣化爐，國內已建成投產的裝置有7套，21臺氣化爐，正在建設、設計的裝置還有4套，13臺氣化爐，已建成投產的裝置最終產品有合成氨、甲醇、醋酸、醋酐、氫氣、一氧化碳、燃料氣、聯合循環發電，各裝置建成投產后，一直連續穩定，長周期運行。

裝備國產化率已達90%以上，由于國產化率高、裝置投資較其他加壓氣化裝置都低，有備用氣化爐的水煤漿加壓氣化與不設備用氣化爐的干煤粉加壓氣化裝置建設費用的比例大致為Shell法：GSP法：多噴嘴水煤漿加壓氣化法：GE水煤漿法=（2-2.5）：（1.4-1.6）： 1.2：1。國內已掌握了豐富的工程技術經驗，已培養出一大批掌握該技術的設計、設備制造、建筑安裝、煤種評價、試燒和工程總承包的單位及工程技術人員，所以建設、建成投產到正常連續運行的周期比較短，這是業主所期望的。缺點是氣化用原料煤受氣化爐耐火磚襯里的限制，適宜于氣化低灰熔點的煤。碳轉化率較低。比氧耗和比煤耗較高。氣化爐耐火磚使用壽命較短，一般為1-2年，國產磚壽命為一年左右，有待改進。氣化爐燒嘴使用壽命較短，一般使用2個月后，需停車進行檢查、維修或更換噴嘴頭部，有待改進提高。

7.多元料漿加壓氣化技術

多元料漿加壓氣化技術是西北化工研究院提出的，具有自主知識產權。其基本生產裝置與水煤漿加壓氣化技術相仿，屬氣流床單燒嘴下行制氣。典型的多元料漿組成為含煤60-65%，油料10-15%，水20-30%。但是作者認為在制備多元料漿時摻入油類的辦法與當前我國氮肥工業以煤代油改變原料路線的方針不符合，是不可取的，有待改進。

8.多噴嘴（四燒嘴）水煤漿加壓氣化技術

在“九五”期間華東理工大學、兗礦魯南化肥廠、中國天辰化學工程公司承擔了國家重點科技攻關課題“新型（多噴嘴對置）水煤漿氣化爐開發”。屬氣流床多燒嘴下行制氣，氣化爐內用耐火磚襯里。開發成功后，相繼在山東德州華魯恒生化工股份有限公司建設了一套氣化壓力為6.5MPa，日處理煤750t的氣化爐系統，于2005年6月正式投入運行，至今運轉良好。在山東滕州兗礦國泰化工有限公司建設了兩套氣化壓力為4.0MPa，日處理煤1150t的氣化爐系統，于2005年7月21日一次投料成功，運行至今。經考核驗收，結論是同樣以北宿洗精煤為原料氣化，多噴嘴水煤漿加壓氣化與單燒嘴加壓氣化相比，氣化技術指標見表1

表1 多噴嘴氣化與單燒嘴氣化結果對比表

表2 氣化用煤質分析表

多噴嘴氣化爐與單燒嘴氣化爐相比，比煤耗可降低約2.2%，比氧耗可降低6.6%，這是很有吸引力的。同時調節負荷比單燒嘴氣化爐靈活。適宜于氣化低灰熔點的煤。已建成及在建項目共11家，30臺氣化爐。已順利投產的有3家，4臺氣化爐。在建最大的氣化爐投煤量為2000t/d，6.5MPa。但目前暴露出來的問題是氣化爐頂部耐火磚磨蝕較快的問題；以及同樣直徑同生產能力的氣化爐，其高度比GE德士古單燒嘴氣化爐高，又多了三套燒嘴和其相應的高壓煤漿泵、煤漿閥、氧氣閥、止回閥、切斷閥及連鎖控制儀表，一套投煤量1000t/d的氣化爐投資比單燒嘴氣化爐系統的投資約多2000-3000萬元。以一個有3套投煤量1000t/d氣化爐，日處理原料煤2000t的煤氣化裝置比較，約增加投資6000-9000萬元，每年要多增加維護檢修費用，且增加了單位產品的固定成本。但該技術屬我國獨有的自主知識產權技術，在技術轉讓費方面比引進GE水煤漿氣化技術要少得多，還是很有競爭力的。該技術有待進一步在生產實踐中改進提高。

9.殼牌（Shell）干煤粉加壓氣化技術

殼牌（Shell）干煤粉加壓氣化技術，屬于氣流床加壓氣化技術。可氣化褐煤、煙煤、無煙煤、石油焦及高灰熔點的煤。入爐原料煤為經過干燥、磨細后的干煤粉。干煤粉由氣化爐下部進入，屬多燒嘴上行制氣。

目前國外最大的氣化爐是日處理2000t煤，氣化壓力為3.0MPa，國外只有一套用于商業化聯合循環發電的業績，尚無更高氣化壓力的業績。這種氣化爐是采用水冷壁，無耐火磚襯里。采用廢熱鍋爐冷卻回收煤氣的顯熱，副產蒸汽，氣化溫度可以達到1400-16000C，氣化壓力可達3.0-4.0MPa，可以氣化高灰熔點的煤，但仍需在原料煤中添加石灰石作助熔劑。

該種爐型原設計是用于聯合循環發電的，國內在本世紀初至今已簽訂技術引進合同的有19臺氣化爐裝置，其最終產品有合成氨、甲醇，氣化壓力3.0-4.0MPa。其特點是干煤粉進料，用高壓氮氣氣動輸送入爐，對輸煤粉系統的防爆要求嚴格；氣化爐燒嘴為多噴嘴，有4 個對稱式布置，調節負荷比較靈活；為了防止高溫氣體排出時夾帶的熔融態和粘結性飛灰在氣化爐后的輸氣導管換熱器、廢熱鍋爐管壁粘結，采用將高溫除灰后的部分300-3500C氣體與部分水洗后的160-1650C氣體混合，混合后的氣體溫度約2000C，用返回氣循環壓縮機加壓送到氣化爐頂部，將氣化爐排出的合成氣激冷至9000C后，再進入廢熱鍋爐熱量回收系統。返回氣量很大，相當于氣化裝置產氣量的80-85%，對返回氣循環壓縮機的操作條件十分苛刻，不但投資高，多耗動力，而且出故障的環節也多；出廢熱鍋爐后的合成氣，采用高溫中壓陶瓷過濾器，在高溫下除去夾帶的飛灰，陶瓷過濾器不但投資高，而且維修工作量大，維修費用高。廢熱鍋爐維修工作量也大，故障也多，維修費用也高。據介紹碳轉化率可達98-99%；可氣化褐煤、煙煤、無煙煤、石油焦；冷煤氣效率高達80-83%；合成氣有效氣（CO+H2）成分高達90%左右，有效氣（CO+H2）比煤耗550-600Kg/Km3 ，比氧耗330-360M3/Km3（用河南新密煤時，比煤耗為709Kg/Km3。比氧耗為367.2Nm3/ Km3。所以在這里要說明一點，無論那一種煤氣化技術，資料上介紹的比煤耗和比氧耗都是在特定條件下的數據，確切的數據，應該在煤試燒后方能獲得，在做方案比較的時候可以用氣化工藝計算的方法求得，要在同一個煤種的數據上作評價的依據。）；比蒸汽耗120-150Kg/Km3；可副產蒸汽880-900Kg/Km3。

其存在問題是專利商在國外只有一套用于發電的裝置，缺乏用于煤化工生產的業績；荷蘭怒恩電力公司布根努姆電廠的（Demkolec）煤氣聯合循環發電裝置為調峰電廠，除煤制氣發電系統外，另有燃油發電系統作為備用。所以我國引進的Shell煤氣化裝置只設一臺氣化爐單系列生產，沒有備用爐，在煤化工生產中能否常年連續穩定生產應給予足夠的重視。煤化工生產若因此而經常開開停停，工廠年操作日低，工廠的經濟損失將是可觀的。

一套不設備用爐的裝置投資相當于設備用爐的GE德士古氣化裝置或多噴嘴水煤漿氣化裝置的投資的2-2.5倍，排出氣化爐的高溫煤氣用龐大的、投資高的廢熱回收鍋爐回收顯熱副產蒸汽后，如用于煤化工，尚需將蒸汽返回后續一氧化碳變換系統，如用于制合成氨和氫氣，副產的蒸汽量還不夠用。同時另外還需要另設中壓過熱蒸汽系統供應用于氣化的過熱蒸汽。本人認為目前Shell帶廢熱鍋爐的干煤粉加壓氣化技術是并不適用于煤化工生產的，有待改進。所以業主和工程公司在做煤氣化方案選擇時，不能只聽專利商的一面之詞，要將工程項目的全流程作技術經濟評價，要把空分系統的投資和電耗差別，磨煤系統的電耗差別，原料煤干燥系統的煤耗差別，輸煤系統的電耗差別，備煤及輸煤系統的投資差別、輸入氣化爐的蒸汽的煤耗及投資差別，一氧化碳變換工序投資及能耗差別等都考慮進去，才能得出正確的結論。

我國采用Shell干煤粉加壓氣化工藝的裝置自2006年開始，陸續投料試生產的，已有好幾家，但是至今尚未達到長周期穩定正常生產。主要的原因是系統流程長，設備結構復雜。當采用高灰分、高灰熔點的煤進行氣化時。就會出現水冷壁能否均勻掛渣的問題、氣化爐頂輸氣管和廢熱鍋爐積灰問題、高溫高壓干法飛灰過濾器除塵效率和能力問題、每天產生的大量飛灰出路問題、激冷氣壓縮機故障多的問題、水洗冷卻除塵的黑水系統故障問題。該工藝第一次用于化工（尤其是制合成氨、制甲醇、制氫），其除塵凈化、長周期穩定正常生產的要求程度，遠高于發電，用于發電尚有燃油（或天然氣）發電可作為備用發電，而現在用于化工生產，一個大型企業只設1套設備結構復雜、控制系統要求高的煤氣化裝置，不設備用爐，生產上是沒有保證的。一套新裝置投入生產到正常穩定生產，當然需要有一個磨合期，但是不能太長，否則企業很難承受。本人認為可以首先在原料煤上做改進，改進多出故障的源頭，采用低灰分、低灰熔點的煤為原料，摸索出長周期穩產高產的經驗。第二是增設采用激冷流程的備用氣化爐，在現有Shell爐的基礎上改激冷流程是很難的，應該采用多噴嘴下行制氣的氣化爐，比較容易實現。

10.GSP干煤粉加壓氣化技術

GSP干煤粉加壓氣化技術，屬于氣流床加壓氣化技術，入爐原料煤為經過干燥、磨細后的干煤粉，干煤粉由氣化爐頂部進入，屬單燒嘴下行制氣。氣化爐內有水冷壁內件，目前國外最大的GSP氣化爐是每天投煤量720t褐煤，操作壓力2.8MPa，操作溫度1400-15000C，為調節爐溫需向氣化爐內輸入過熱蒸汽。有（1984-1990年）6年采用褐煤為原料進行氣化的經驗。據介紹氣化高灰熔點的煤時，可以在原料煤中添加石灰石作助熔劑.因采用水激冷流程，所以投資比Shell爐要省得多，兩者投資比是Shell爐比GSP爐=（1.43-1.56）:1，適用于煤化工生產。據介紹，碳轉化率可達到98-99%，可氣化褐煤、煙煤、次煙煤、無煙煤、石油焦及焦油，冷煤氣效率高達80-83%，合成氣有效氣（CO+H2）成分高達90%左右，有效氣（CO+H2）比煤耗550-600 Kg/Km3 ，比氧耗330-360M3/Km3，比蒸汽（過熱蒸汽）耗120-150 Kg/Km3。正常時要燃燒液化氣或其他可燃氣體，以便于點火，防止熄火和確保安全生產。有文獻記載，如燒液化氣，以一套日處理720t褐煤的氣化裝置為例，每小時要消耗777.7Kg液化氣，即每天消耗19t液化氣，以每噸液化氣按5000元計價，每天要燒掉9.5萬元，一年2850萬元。如只在開工時用液化氣，正常生產時燒自產煤氣，按熱值折算，每小時要消耗自產煤氣約3500Nm3,以煤價450元/t計，自產煤氣成本價約0.45-0.5元/Nm3，每天要耗掉3.8-4.2萬元，一年就是1140-1260萬元，這筆費用很可觀。該氣化爐水冷壁的盤管內用壓力為4.0MPa、溫度達2500C的水冷卻，在盤管內不產生蒸汽，只在器外冷卻水循環系統中副產0.5MPa的低壓蒸汽。世界上目前采用GSP氣化工藝技術的有3家，但是現在都沒有用來氣化煤炭，其中黑水泵煤氣化廠的那一套裝置，只有6年氣化褐煤的業績，沒有長期氣化高灰分、高灰熔點煤的業績。有待建立示范裝置作長期運行考驗。在氣化用煤種選擇上還是應該首選低灰分、低灰熔點的煤。國內神華寧夏煤業集團有限責任公司已決定采用GSP干煤粉加壓氣化技術建設830Kt/a二甲醚，一期600Kt/a甲醇項目，單爐投煤量約2000t/d，作為第一套商業性示范裝置。希望此項目早日建成，順利投產。

11.兩段式干煤粉加壓氣化技術

兩段式干煤粉加壓氣化技術是西安熱工研究院有限公司開發成功的，具有自主知識產權，1997年建成一套0.7 t/d的試驗裝置，完成了14種典型動力煤種的加壓氣化試驗研究。2004年建成了處理煤量為36-40t/h 的中試裝置，完成了4種煤粉的氣化試驗，通過了168小時連續運行考核試驗，累計運行達2200小時以上，達到了下列技術指標：碳轉化率≥98.3%，有效氣（CO+H2）比煤耗520Kg/Km3，比氧耗300M3/Km3，有效氣（CO+H2）含量≥91%，冷煤氣效率≥83%。可氣化煤種為褐煤、煙煤、貧煤、無煙煤、以及高灰分、高灰熔點煤，可氣化煤種的水份范圍4-35%，可氣化煤種灰分范圍5-31%，可氣化煤種灰熔點范圍1200-15000C。氣化壓力3.0-4.0MPa，氣化溫度范圍1300-17000C，不產生焦油、酚等，其典型合成氣成分為CO 62.38%，H2 29.36%，CO2 2.76%，CH4 0.26%，N2 4.87%，H2S等0.37%。其特點是采用兩段氣化，以四個對稱的燒嘴向氣化爐底部噴入干煤粉（占總煤量的80-85%）、過熱蒸汽和氧氣，進行一段氣化，熔融排渣。生成的煤氣上行至氣化爐中部，再噴入占總煤量15-20%的煤粉和過熱蒸汽，利用下部上來的煤氣顯熱進行二段氣化，同時將下部上來的14000C高溫煤氣急冷至900-10000C，替代了Shell煤氣化技術中的循環合成氣激冷流程，可以節省投資，提高冷煤氣效率和熱效率；氣化爐采用水冷壁結構，其缺點是合成氣中CH4含量較高，對制合成氨、甲醇、氫氣不利。廢熱鍋爐型氣化裝置適用于聯合循環發電，其示范裝置投煤量2000t/d級兩段式干煤粉加壓氣化爐（廢熱鍋爐流程）已決定用于華能集團“綠色煤電”項目，另一套示范裝置投煤量1000t/d級兩段式干煤粉加壓氣化爐（激冷流程）已決定用于內蒙古世林化工有限公司年產300Kt甲醇項目，希望這兩套示范裝置能預期順利投產。

12.四噴嘴對置式干粉煤加壓氣化技術

四噴嘴對置式干粉煤加壓氣化技術是在華東理工大學、兗礦魯南化肥廠（水煤漿氣化及煤化工國家工程研究中心）、中國天辰化學工程公司三家通力合作下開發的具有自主知識產權的煤氣化技術，中試裝置投煤能力為15-45t/d，建于兗礦魯南化肥廠，已于2004年12月21日通過科技部主持的課題專家委員會72小時運行考核驗收。氣化爐為熱壁爐，內襯耐火磚。干粉煤由氣化爐上部經四個燒嘴加入，產生的合成氣下行經水激冷后出氣化爐。屬氣流床煤氣化爐。以兗礦魯南化肥廠Texaco水煤漿氣化工業裝置生產用煤為原料進行試驗，其煤質數據如表3：

表3： 工業分析：

中試裝置作了以氮氣為輸送載氣和二氧化碳為輸送載氣的試驗。氣化溫度為1300-14000C，氣化壓力為2.0-3.0MPa，獲得工藝數據如表4：

表4： 獲得的工藝數據

采用氮氣輸送干煤粉時，合成氣中含氮量為4-7%。采用二氧化碳氣輸送時，合成氣中含氮量為0.7-0.9%。這種型式的氣化爐屬熱壁爐，適用于氣化低灰熔點的煤，在技術指標上，與多噴嘴水煤漿加壓氣化爐相差并不太大，但是增加了過熱蒸汽的投資及消耗和加壓氮氣或二氧化碳載氣的投資及能耗。有待在冷壁爐上再做些工作，以期取得完善的成果。

13、航天爐HT-L干煤粉加壓氣化技術

航天爐HT-L干煤粉加壓氣化技術是航天部十一所的專利技術，該爐型結合了德士古和殼牌的優點，以干粉煤為原料，可適應所有煤種，一個燒嘴，激冷流程，水冷壁產生蒸汽，類似GSP爐。氣化溫度1400-1700℃，最高可達1850℃，氣化壓力為3.7MPa，熱效率η=95%，碳轉化率99%,有效氣（CO+H2）≥90%,2050m3煤氣可產生1噸氨。原料煤耗比德士古低10%，爐渣殘碳≤0.5%，而德士古殘碳在3%，因此，總煤耗比其低15%，氧氣耗低20%。該技術備煤、輸煤、燃料調節系統、氣化爐輻射段采用先進的粉煤氣流床氣化技術，灰渣水系統、洗滌、凈化則采用水煤漿氣化工藝的激冷流程技術，集當今世界兩大先進煤氣化技術之特點。在原料煤本地化、工藝路線優化、減少投資、關鍵設備國產化方面有優勢。

二、對煤氣化工藝技術的選擇和評述

評價煤氣化工藝技術必須建立在是否屬于潔凈煤氣化技術的基礎上。到現在為止，可以說還沒有找到萬能的煤氣化爐型和技術，各種煤氣化爐型和氣化技術都有其特點、優點和不足之處，都有其對煤種的適應性和對煤氣化后的最終產品的適用性。在工藝技術方案選擇上必須選擇經過大量試驗、工業性示范和工業生產實踐的工藝。要擇優選用節能、投資省、成本低、效率高、對環境無污染或輕度污染但能很好處理的潔凈煤氣化技術。我們在評價時要從全廠總流程的觀點上作技術經濟分析評價，切不可只從某一種煤氣化工藝技術的角度作局部和不客觀的評價。同時，也切不可以只聽專利商的片面性介紹，作局部的不全面的技術經濟評價。

當年引進德士古水煤漿加壓氣化工藝技術的時侯，專利商也是介紹他們的技術，除了含水量高的褐煤外，其他煤種都能適應于氣化，灰熔點高的煤可以加石灰石為助熔劑降低灰熔點進行氣化。當時魯南化肥廠就找了當地生產的高灰分含量、高灰熔點的七五煤為原料，以便突破氣化高灰分、高灰熔點煤的氣化技術，沒有把注意力集中到找灰含量低的、灰熔點低的煤種。結果是投產后實踐證明，七五煤加石灰石能生產，但氣化操作和排渣較困難，難以長周期穩定運行。后來找到了當地生產的灰熔點低的北宿洗精煤、落陵、級索、井亭混煤，生產就一直穩定正常。渭河化肥廠設計時選用陜西黃陵煤為原料。也是由于灰含量高、灰熔點高而難以長周期穩定運行，后來改用甘肅華亭煤，生產就穩定正常了。

在近年來引進Shell煤氣化技術的情況也一樣，專利商強調由于采用水冷壁氣化爐，氣化溫度可以提高到1500-16000C，不需要備用爐，燒嘴壽命長，可以氣化高灰分和高灰熔點的煤，但要加助熔劑。強調了比煤耗低、比氧耗低、冷煤氣效率高、可以副產中高壓蒸汽。但是并沒有介紹這種廢熱鍋爐型的煤氣化工藝只適用于聯合循環發電，同時還要用燃油發電系統作備用發電的實際情況。而且還要專門設置中壓過熱蒸汽鍋爐供應氣化爐所需的過熱蒸汽，不但投資高，而且如果用于煤化工生產，從廢熱鍋爐回收的蒸汽還要返回到后續一氧化碳變換系統，如用于制氫和制合成氨，副產蒸汽量還不夠用。這種煤氣化工藝不適用于煤化工生產。

根據以上各種煤氣化工藝技術的特點，我們可以把它們分成幾種類型。

1.將逐步淘汰的煤氣化工藝技術

有常壓固定層間歇式無煙煤（或焦碳）氣化技術。

2.適用于中小型氮肥廠改變原料路線和進行技術改造的煤氣化工藝技術

有常壓固定層無煙煤（或焦碳）富氧連續氣化技術、灰熔聚煤氣化技術和恩德粉煤富氧氣化技術。

3.適用于聯合循環發電的煤氣化工藝技術

有GE德士古(Texaco)廢熱鍋爐型水煤漿加壓氣化技術、殼牌（Shell）廢熱鍋爐型干煤粉加壓氣化技術。

4.已完成中間試驗，有待建立示范裝置和進一步改進提高，經受商業化運行考驗的煤氣化工藝技術

有兩段式干煤粉加壓氣化技術，四噴嘴對置式干粉煤加壓氣化技術。

5.國內外已有多套商業化裝置在長周期正常運轉，煤氣化能力達投煤量1000-2000t/d，適用于大型化的煤氣化工藝技術

有GE德士古（Texaco）水煤漿加壓（達4.0，6.5，8.5MPa）氣化技術、多元料漿加壓氣化技術、多噴嘴（四燒嘴）水煤漿加壓（達4.0，6.5MPa）氣化技術。

6.國外已有6年商業化運行和氣化褐煤經驗，可氣化其他煤種（尤其是高灰分、高灰熔點煤）的煤氣化工藝技術，國內正在建立示范裝置，將經受長期商業化運行考驗。

有GSP干煤粉加壓氣化技術。

7.適用于制造城市煤氣和燃料氣的煤氣化工藝技術

有魯奇固定層煤加壓氣化技術。

三、四種煤氣化工藝技術經濟比較

這里選擇Shell和GSP兩種干煤粉加壓氣化工藝技術（Shell法是廢熱鍋爐流程，GSP法是激冷流程）與多噴嘴和GE兩種水煤漿加壓氣化工藝技術（激冷流程）作技術經濟比較，比較的基準是：

從比較結果可以得出：

1.用于煤化工生產、干煤粉加壓氣化投資高于水煤漿加壓氣化；廢熱鍋爐流程投資高于激冷流程；多噴嘴水煤漿加壓氣化投資高于GE水煤漿加壓氣化；Shell法的軟件費遠高于其他三種；煤氣化裝置的投資比（含軟件費）為Shell：GSP：多噴嘴：GE=2.14：1.46：1.16：1

2.以每Nm3(CO+H2）可比部分成本估算比較，多噴嘴水煤漿法與GE法最低為0.422、0.423元，Shell法最高為0.496元，GSP法居中為0.442元。Shell法的生產成本比水煤漿法，每年多約8400-8500萬元。

3.由于多噴嘴法與GE法設備材料國產化率高，所以投資較少，GSP法如提高設備材料國產化率，裝置投資和成本可望進一步降低。

4.多噴嘴水煤漿加壓氣化的氣化效率比單噴嘴水煤漿加壓氣化高，所以煤耗、氧耗較低，碳轉化率較高。

5.多噴嘴水煤漿加壓氣化的除塵、黑水閃蒸及熱回收流程優于其他三種氣化工藝。

四種煤氣化工藝（可比部分）消耗指標比較表

注：GSP法中尚未計入經常的安全防護用液化氣或煤氣消耗

四種煤氣化工藝（可比部分）投資比較表

四種煤氣化工藝（可比部分）每Nm3(CO+H2) 成本估算表

注：GSP法中尚未計入經常的安全防護用液化氣或煤氣消耗

四、原料煤種的選擇

發展煤化工、煤制油、煤制烯烴都離不開煤氣化，都要面對煤種選擇問題，我們決不能再走氮肥工業用煤主要依山西晉城無煙煤的老路。要因地制宜，就地、就近取材，在有煤炭資源的地方或就近有煤炭資源的地方發展煤化工是有利的。在煤種選擇上有一個擇優選取的問題。在煤氣化工藝技術方面，我國是集世界上所有煤氣化工藝技術都有的國家。世界上沒有一個國家擁有這么多的煤氣化工藝技術，有從國外引進的技術，有自主開發的技術。尤其是近幾年來，我國科研、設計單位開發了多種具有自主知識產權的煤氣化技術，都各具其特點和優缺點，都有其適用的煤種。在煤種選擇上要考慮的問題如下：

1.就地取材、就近取材、定點供應是煤化工項目選擇煤種首先要考慮的問題。如果先決定采用什么型式的氣化爐，再選擇合適的煤種，那就把事情考慮顛倒了。也就是我國目前氮肥長期依賴于山西晉城無煙煤需要吸取的經驗教訓。

2.我們要了解當地煤礦生產的煤炭品質、儲量、產量、出廠價格、煤礦至工廠廠址的煤炭運距、運輸方式、運輸能力，估算煤炭到廠價，對煤質進行分析評價。對煤質的評價，必須對煤質有全面的分析，對煤炭作工業分析、元素分析、灰熔點測定（在氧化性氣氛和還原性氣氛下的灰熔點，因為煤氣化反應的環境氣氛是還原性氣氛，所以測定還原性氣氛下的灰熔點很重要）、煤灰渣粘溫特性、煤的可磨性指數、熱穩定性和粘結性、煤的化學活性測定、煤的成漿性試驗。并對多處煤炭作煤質、儲量、產量、出礦價、運價等多方面的比較，分析其利弊。如鄰省有適合于氣化的煤，即使煤價稍高一些，也是可以考慮作為氣化原料的。

3.一般來說，氣流床氣化爐適合于大型化，而氣流床氣化爐都是熔融排渣的。所以選煤種時，我們首先要考慮含灰量低的、灰熔點低的煤。因為煤種含灰量高對工廠經濟效益有很大的影響，例如采用30%含灰量的煤與采用10%含灰量的煤相比，在運輸上就要多付出20%的運費；在生產操作上要多耗原料煤和氧氣把灰分熔融排出氣化爐；煤渣堆場的面積也要增加；在煤炭價格上，現實情況是沒有嚴格按質論價，高灰分與低灰分的煤價格相差不大。所以有些廠就決定采用含灰分低的洗精煤為原料，這是明智之舉。

4.在原料煤的選擇上切忌自己給自己出難題。按照專利商介紹其煤氣化技術可以氣化高灰分、高灰熔點的煤，我們就選用高灰分、高灰熔點的煤。如果就近有低灰，分、低灰熔點的煤，我們為什么不采用呢？

5.各種煤有各自相適用的煤氣化技術可以選取，我們要從煤礦的煤炭儲量、可開采儲量、年生產量、交通運輸條件、供應的可靠性及煤價作技術經濟比較。如這種煤可適用于多種煤氣化技術，我們要以同一煤種的品質為基礎，作工廠全流程的技術經濟比較，切忌采用專利商或一般文獻的技術指標數據和只做煤氣化部分的技術經濟比較，要科學全面、客觀地作工廠全流程評價，才能作出正確的選擇。

五、關于煤氣化裝置的環保問題

大型煤化工企業可選用的煤氣化工藝技術，根據目前的水平，以選用加壓氣流床熔融排渣式的氣化爐為宜。比較成熟的工藝技術有GE水煤漿加壓氣化（激冷流程）和多噴嘴水煤漿加壓氣化（激冷流程），以及正在接受適應性考驗的Shell干煤粉加壓氣化；正在建立示范裝置的有GSP干煤粉加壓氣化（激冷流程）和兩段式干煤粉加壓氣化（激冷流程）；已通過中試鑒定的多噴嘴干煤粉下行制氣工藝（激冷流程）。這些裝置都有幾種污染源。其一是熔渣激冷后排出的粗渣，如Shell干煤粉加壓氣化排渣量占煤中灰分總量的60%，水煤漿加壓氣化及GSP均占85%，只要妥善堆放及找到綜合利用出路（如作為筑路等建筑材料或用作水泥原料），對環境不會產生污染。其二是如Shell干煤粉加壓氣化裝置從高溫高壓飛灰過濾器排出的飛灰，裝置排飛灰量約占煤中灰分量的34%，以日處理2000t含灰量占20%的干煤粉為例，每天排出136t飛灰如何綜合利用是值得企業關注的大問題。如找不到固定用戶而隨意堆放，將對周圍環境產生污染，其三是系統排出的黑水，經絮凝沉降回收利用，尚有部分灰水需經除氨、除氰處理后才能外排，是可以解決的。黑水中的沉降灰渣，經壓濾后成濾餅外排可以綜合利用或作為燃料外供。隨合成氣帶出的H2S，在后續合成氣酸性氣脫除時可以脫除并回收利用。至于少部分從黑水閃蒸排出的含H2S廢氣，可以回收綜合利用或送火炬燃燒排放。

六、關于煤制合成天然氣問題：

最近煤化工專業人士都在熱議煤制合成氣天然氣的問題，本人也想談談自己的看法。

1.本人認為首先要考慮的制造成本問題。理論上4M3（CO+H2）只能生產1M3CH4（合成天然氣），1t標準煤可以生產400M3合成天然氣，如采用水煤漿加壓氣化，以原料煤單價100元/t計，合成天然氣制造成本約為1.00元/M3。以200元/t計，合成天然氣制造成本約為1.22元/M3.以250元/t計，合成天然氣制造成本約為1.325元/M3。

目前我國天然氣開采成本約為0.4-0.5元/M3，管理費（決定于線路長短）約為0.3-0.88元/M3，城市分配及存儲費約為0.3元/M3，天然氣成本為1-1.68元/M3，到天津市的民用天然氣售價為2.2元/M3.根據這樣對比測算，制造合成天然氣的項目，如合成天然氣入網價定為1-1.35元/M3，也只適用于原料煤價格小于100-250元/t的地方或煤礦坑口建設。

2.至于適用于合成天然氣的煤氣化技術，合成天然氣的反應是（CO+3H2=CH4+H2O），即4M3（CO+H2）才合成1M3CH4（合成天然氣），在制造工序中必然要牽涉到煤氣化后的合成天然氣的CO變換反應，干煤粉加壓氣化制造出來的合成氣，大致含CO 55-64%，H2 26-30%；水煤漿加壓氣化制造出來的合成氣，大致含CO 43-46%，H2 35-38%。說明CO變換的投資及蒸汽耗，干粉煤加壓氣化比水煤漿加壓氣化要高。

煤氣化工藝中，廢熱鍋爐流程的投資比激冷流程要高，同時副產出來的高壓蒸汽還要返回到合成氣中去參加CO變換反應。很顯然，用廢熱鍋爐的煤氣化工藝流程不適用于制造合成天然氣。

干煤粉加壓氣化的粉煤輸送采用高壓N2氣動輸送，這些N2全部進入煤氣化系統，制造出來的合成天然氣含N2量高達9-14%以上，CH4含量只有84-85%，而用水煤漿加壓氣化制造出來的合成天然氣成分中，CH4含量可高達97%以上。有人考慮采用CO2氣動輸送干粉煤，但還需增加CO2回收和壓縮的投資，很顯然，采用干煤粉加壓氣化工藝的投資要高于水煤漿加壓氣化工藝。

3.綜上所述，目前適用于大型化生產合成天然氣的煤氣化工藝技術有：已成熟的工藝技術有GE水煤漿加壓氣化（激冷流程），和多噴嘴水煤漿加壓氣化（激冷流程）；正在建立示范裝置，有待長期生產實踐考驗的工藝技術，有GSP干煤粉加壓氣化（激冷流程）和兩段式干煤粉加壓氣化（激冷流程）。