各种煤气化工艺

    各种煤气化工艺我国是一个缺油、少气、煤炭资源相对而言比较丰富的国家，如何利用我国煤炭资源相对丰富的优势发展煤化工已成为

各种煤气化工艺

我国是一个缺油、少气、煤炭资源相对而言比较丰富的国家，如何利用我国煤炭资源相对丰富的优势发展煤化工已成为大家关心的问题。发展煤化工离不开合成气的制备，煤气化就是制备合成气的必要手段。

近年来，我国掀起了一股煤制甲醇热、煤制油热、煤制天然气热、煤制烯烃热。有煤炭资源的地方都在规划以煤炭为原料的建设项目，以期籍煤炭资源的优势，发展煤化工、煤制油、煤制烯烃。这些项目都碰到亟待解决原料选择问题和煤炭气化工艺技术方案的选择问题。

一、各种煤气化工艺的优缺点

我国已经工业化的、已建立示范装置的和已经中试装置考验的、从国外引进技术的、属于国内具有自主知识产权的煤气化装置和技术，有常压固定层间歇式无烟煤（或焦炭）气化技术、常压固定层无烟煤（或焦炭）富氧连续气化技术、鲁奇固定层煤加压气化技术、灰熔聚流化床粉煤气化技术、恩德沸腾层（温克勒）粉煤气化技术、GE德士古（Texaco）水煤浆加压气化技术、多元料浆加压气化技术、多喷嘴（四烧嘴）水煤浆加压气化技术、壳牌（Shell）干煤粉加压气化技术、GSP干煤粉加压气化技术、两段式干煤粉加压气化技术、四喷嘴对置式干粉煤加压气化技术，几乎是国外有的煤气化技术我国都有，国外没有的煤气化技术我国也有。煤气化工艺技术很多，使选择煤气化工艺技术无从着手。首先我们不能只轻信专利商的宣传，现在世界上还没有万能气化炉，各种气化工艺技术都有其特点和优缺点，有其适应范围。对专利商的宣传要去粗取精、去伪存真，只有通过生产实践长期稳产高产考验过的，经济上合理、环境上符合国家和当地环保规定和要求的，才是最可靠的。下面分别介绍这些技术的优缺点。

1.常压固定层间歇式无烟煤（或焦炭）气化技术

这是目前我国生产氮肥的主力军之一，其特点是采用常压固定层空气、蒸汽间歇制气，要求原料为25-75mm的块状无烟煤或焦炭，进厂原料利用率低，单耗高、操作繁杂、单炉发气量低、吹风放空气对大气污染严重。从发展看，属于将逐步淘汰的工艺。

2.常压固定层无烟煤（或焦炭）富氧连续气化技术

这是从间歇式气化技术发展过来的，其特点是采用富氧为气化剂、连续气化、原料可采用8-10mm粒度的无烟煤或焦炭，提高了进厂原料利用率，对大气无污染、设备维修工作量小、维修费用低、适合于有无烟煤的地方，对已有常压固定层间歇式气化技术的改进。

3.鲁奇固定层煤加压气化技术

主要用于气化褐煤、不粘结性或弱粘结性的煤，要求原料煤热稳定性高、化学活性好、灰熔点高、机械强度高、不粘结性或弱粘结性，适用于生产城市煤气和燃料气。因为其产生的煤气中含有焦油、高碳氢化合物含量约1%左右，甲烷含量约10%左右，同时，焦油分离、含酚污水处理都比较复杂，所以不推荐用以生产合成气。

4.灰熔聚流化床粉煤气化技术

中国科学院山西煤炭化学研究所在上世纪80年代，就开始研究这项技术，2001年单炉配套20Kt合成氨/a工业性示范装置成功运行，实现了工业化，其特点是煤种适应性宽，可以用＜6-8mm碎煤，属流化床气化炉，床层温度达11000C左右，中心射流形成床内局部高温区温度达到1200-13000C，煤灰不发生熔融，而只是使灰渣熔聚成球状或块状灰渣排出。床层温度比恩德气化炉高100-2000C，可以气化褐煤、低化学活性的烟煤和无烟煤，以及石油焦，投资比较少，生产成本低。缺点是气化压力为常压和低压、2007年12月完成了1.0MPa压力下的长周期运行试验，积累了运行经验，Φ2400气化炉，投煤量500-600t/d。操作压力尚偏低，有待进一步做提高气化压力的试验。现在单炉气化能力较低、产品气中CH4含量较高（1.5-2%），虽然采取了飞灰循环入炉气化措施，但第二旋风分离器排出细灰量还是比较大，对环境污染及飞灰堆存和综合利用问题有待进一步解决。此技术适合于中小型氮肥厂利用就地或就近的煤炭资源改变原料路线。

5.恩德粉煤气化技术

恩德炉实际上属于改进后的温克勒沸腾层煤气化炉，适用于气化褐煤和长焰煤，要求原料煤属不粘结或弱粘结性、灰分小于25-30%，灰熔点高（ST大于12500C）、低温化学活性好（在9500C时，应＞85%，10000C时，应＞95%）。至今在国内已建和在建的装置共有13套22台气化炉，已投产的有16台。属流化床气化炉，床层中部温度在1000-10500C左右。目前最大的气化炉，用富氧气化，产气量为40000M3/h半水煤气。缺点是气化压力为常压，单炉气化能力还比较低，产品气中CH4含量高达1.5-2%，飞灰量大、对环境污染及飞灰堆存和综合利用问题有待解决。希望不要走吉林化肥厂和兰州化肥厂污染环境的老路，此技术适合于就近有褐煤的中小型氮肥厂改变原料路线。

6.GE德士古（Texaco）水煤浆加压气化技术

GE德士古（Texaco）水煤浆加压气化技术，属气流床加压气化技术，原料煤经磨制成水煤浆后泵送进气化炉顶部单烧嘴下行制气，原料煤运输、制浆、泵送入炉系统比Shell和GSP等干粉煤加压气化要简单得多，安全可靠、投资省。单炉生产能力大，目前国际上最大的气化炉日投煤量为2000t，国内已投产的气化炉能力最大为1000t/d。设计中的气化炉能力最大为1600t/d。对原料煤适应性较广，气煤、烟煤、次烟煤、无烟煤、高硫煤及低灰熔点的劣质煤、石油焦等均能用作气化原料。但要求原料煤含灰量较低、还原性气氛下的灰熔点低于13000C，灰渣粘温特性好。气化压力从2.5、4.0、6.5到8.5MPa皆有工业性生产装置在稳定长周期运行，装置建成投产后即可正常稳定生产。气化系统的热利用有两种形式，一种是废热锅炉型，可回收煤气中的显热副产高压蒸汽，适用于联合循环发电；另一种是水激冷型，制得的合成气的水气比高达1.4，适用于制氢、制合成氨、制甲醇等化工产品。气化系统不需要外供过热蒸汽及输送气化用原料煤的N2或CO2。气化系统总热效率高达94-96%，高于Shell干粉煤气化（为91-93%）和GSP干粉煤气化（为88-92%）。

气化炉结构简单，为耐火砖衬里。气化炉内无转动装置或复杂的膜式水冷壁内件，所以制造方便、造价低，在开停车和正常生产时无需连续燃烧一部分液化气或燃料气（合成气）。煤气除尘比较简单，无需价格昂贵的高温高压飞灰过滤器，投资省。碳转化率达96-98%；有效气成分（CO+H2）约为（80-83%）；有效气（CO+H2）比氧耗为336-410M3/ Km3，有效气（CO+H2）比煤耗为550-620Kg/Km3。

国外已建成投产的装置有6套，15台气化炉，国内已建成投产的装置有7套，21台气化炉，正在建设、设计的装置还有4套，13台气化炉，已建成投产的装置最终产品有合成氨、甲醇、醋酸、醋酐、氢气、一氧化碳、燃料气、联合循环发电，各装置建成投产后，一直连续稳定，长周期运行。

装备国产化率已达90%以上，由于国产化率高、装置投资较其他加压气化装置都低，有备用气化炉的水煤浆加压气化与不设备用气化炉的干煤粉加压气化装置建设费用的比例大致为Shell法：GSP法：多喷嘴水煤浆加压气化法：GE水煤浆法=（2-2.5）：（1.4-1.6）： 1.2：1。国内已掌握了丰富的工程技术经验，已培养出一大批掌握该技术的设计、设备制造、建筑安装、煤种评价、试烧和工程总承包的单位及工程技术人员，所以建设、建成投产到正常连续运行的周期比较短，这是业主所期望的。缺点是气化用原料煤受气化炉耐火砖衬里的限制，适宜于气化低灰熔点的煤。碳转化率较低。比氧耗和比煤耗较高。气化炉耐火砖使用寿命较短，一般为1-2年，国产砖寿命为一年左右，有待改进。气化炉烧嘴使用寿命较短，一般使用2个月后，需停车进行检查、维修或更换喷嘴头部，有待改进提高。

7.多元料浆加压气化技术

多元料浆加压气化技术是西北化工研究院提出的，具有自主知识产权。其基本生产装置与水煤浆加压气化技术相仿，属气流床单烧嘴下行制气。典型的多元料浆组成为含煤60-65%，油料10-15%，水20-30%。但是作者认为在制备多元料浆时掺入油类的办法与当前我国氮肥工业以煤代油改变原料路线的方针不符合，是不可取的，有待改进。

8.多喷嘴（四烧嘴）水煤浆加压气化技术

在“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课题“新型（多喷嘴对置）水煤浆气化炉开发”。属气流床多烧嘴下行制气，气化炉内用耐火砖衬里。开发成功后，相继在山东德州华鲁恒生化工股份有限公司建设了一套气化压力为6.5MPa，日处理煤750t的气化炉系统，于2005年6月正式投入运行，至今运转良好。在山东滕州兖矿国泰化工有限公司建设了两套气化压力为4.0MPa，日处理煤1150t的气化炉系统，于2005年7月21日一次投料成功，运行至今。经考核验收，结论是同样以北宿洗精煤为原料气化，多喷嘴水煤浆加压气化与单烧嘴加压气化相比，气化技术指标见表1

表1 多喷嘴气化与单烧嘴气化结果对比表

表2 气化用煤质分析表

多喷嘴气化炉与单烧嘴气化炉相比，比煤耗可降低约2.2%，比氧耗可降低6.6%，这是很有吸引力的。同时调节负荷比单烧嘴气化炉灵活。适宜于气化低灰熔点的煤。已建成及在建项目共11家，30台气化炉。已顺利投产的有3家，4台气化炉。在建最大的气化炉投煤量为2000t/d，6.5MPa。但目前暴露出来的问题是气化炉顶部耐火砖磨蚀较快的问题；以及同样直径同生产能力的气化炉，其高度比GE德士古单烧嘴气化炉高，又多了三套烧嘴和其相应的高压煤浆泵、煤浆阀、氧气阀、止回阀、切断阀及连锁控制仪表，一套投煤量1000t/d的气化炉投资比单烧嘴气化炉系统的投资约多2000-3000万元。以一个有3套投煤量1000t/d气化炉，日处理原料煤2000t的煤气化装置比较，约增加投资6000-9000万元，每年要多增加维护检修费用，且增加了单位产品的固定成本。但该技术属我国独有的自主知识产权技术，在技术转让费方面比引进GE水煤浆气化技术要少得多，还是很有竞争力的。该技术有待进一步在生产实践中改进提高。

9.壳牌（Shell）干煤粉加压气化技术

壳牌（Shell）干煤粉加压气化技术，属于气流床加压气化技术。可气化褐煤、烟煤、无烟煤、石油焦及高灰熔点的煤。入炉原料煤为经过干燥、磨细后的干煤粉。干煤粉由气化炉下部进入，属多烧嘴上行制气。

目前国外最大的气化炉是日处理2000t煤，气化压力为3.0MPa，国外只有一套用于商业化联合循环发电的业绩，尚无更高气化压力的业绩。这种气化炉是采用水冷壁，无耐火砖衬里。采用废热锅炉冷却回收煤气的显热，副产蒸汽，气化温度可以达到1400-16000C，气化压力可达3.0-4.0MPa，可以气化高灰熔点的煤，但仍需在原料煤中添加石灰石作助熔剂。

该种炉型原设计是用于联合循环发电的，国内在本世纪初至今已签订技术引进合同的有19台气化炉装置，其最终产品有合成氨、甲醇，气化压力3.0-4.0MPa。其特点是干煤粉进料，用高压氮气气动输送入炉，对输煤粉系统的防爆要求严格；气化炉烧嘴为多喷嘴，有4 个对称式布置，调节负荷比较灵活；为了防止高温气体排出时夹带的熔融态和粘结性飞灰在气化炉后的输气导管换热器、废热锅炉管壁粘结，采用将高温除灰后的部分300-3500C气体与部分水洗后的160-1650C气体混合，混合后的气体温度约2000C，用返回气循环压缩机加压送到气化炉顶部，将气化炉排出的合成气激冷至9000C后，再进入废热锅炉热量回收系统。返回气量很大，相当于气化装置产气量的80-85%，对返回气循环压缩机的操作条件十分苛刻，不但投资高，多耗动力，而且出故障的环节也多；出废热锅炉后的合成气，采用高温中压陶瓷过滤器，在高温下除去夹带的飞灰，陶瓷过滤器不但投资高，而且维修工作量大，维修费用高。废热锅炉维修工作量也大，故障也多，维修费用也高。据介绍碳转化率可达98-99%；可气化褐煤、烟煤、无烟煤、石油焦；冷煤气效率高达80-83%；合成气有效气（CO+H2）成分高达90%左右，有效气（CO+H2）比煤耗550-600Kg/Km3 ，比氧耗330-360M3/Km3（用河南新密煤时，比煤耗为709Kg/Km3。比氧耗为367.2Nm3/ Km3。所以在这里要说明一点，无论那一种煤气化技术，资料上介绍的比煤耗和比氧耗都是在特定条件下的数据，确切的数据，应该在煤试烧后方能获得，在做方案比较的时候可以用气化工艺计算的方法求得，要在同一个煤种的数据上作评价的依据。）；比蒸汽耗120-150Kg/Km3；可副产蒸汽880-900Kg/Km3。

其存在问题是专利商在国外只有一套用于发电的装置，缺乏用于煤化工生产的业绩；荷兰怒恩电力公司布根努姆电厂的（Demkolec）煤气联合循环发电装置为调峰电厂，除煤制气发电系统外，另有燃油发电系统作为备用。所以我国引进的Shell煤气化装置只设一台气化炉单系列生产，没有备用炉，在煤化工生产中能否常年连续稳定生产应给予足够的重视。煤化工生产若因此而经常开开停停，工厂年操作日低，工厂的经济损失将是可观的。

一套不设备用炉的装置投资相当于设备用炉的GE德士古气化装置或多喷嘴水煤浆气化装置的投资的2-2.5倍，排出气化炉的高温煤气用庞大的、投资高的废热回收锅炉回收显热副产蒸汽后，如用于煤化工，尚需将蒸汽返回后续一氧化碳变换系统，如用于制合成氨和氢气，副产的蒸汽量还不够用。同时另外还需要另设中压过热蒸汽系统供应用于气化的过热蒸汽。本人认为目前Shell带废热锅炉的干煤粉加压气化技术是并不适用于煤化工生产的，有待改进。所以业主和工程公司在做煤气化方案选择时，不能只听专利商的一面之词，要将工程项目的全流程作技术经济评价，要把空分系统的投资和电耗差别，磨煤系统的电耗差别，原料煤干燥系统的煤耗差别，输煤系统的电耗差别，备煤及输煤系统的投资差别、输入气化炉的蒸汽的煤耗及投资差别，一氧化碳变换工序投资及能耗差别等都考虑进去，才能得出正确的结论。

我国采用Shell干煤粉加压气化工艺的装置自2006年开始，陆续投料试生产的，已有好几家，但是至今尚未达到长周期稳定正常生产。主要的原因是系统流程长，设备结构复杂。当采用高灰分、高灰熔点的煤进行气化时。就会出现水冷壁能否均匀挂渣的问题、气化炉顶输气管和废热锅炉积灰问题、高温高压干法飞灰过滤器除尘效率和能力问题、每天产生的大量飞灰出路问题、激冷气压缩机故障多的问题、水洗冷却除尘的黑水系统故障问题。该工艺第一次用于化工（尤其是制合成氨、制甲醇、制氢），其除尘净化、长周期稳定正常生产的要求程度，远高于发电，用于发电尚有燃油（或天然气）发电可作为备用发电，而现在用于化工生产，一个大型企业只设1套设备结构复杂、控制系统要求高的煤气化装置，不设备用炉，生产上是没有保证的。一套新装置投入生产到正常稳定生产，当然需要有一个磨合期，但是不能太长，否则企业很难承受。本人认为可以首先在原料煤上做改进，改进多出故障的源头，采用低灰分、低灰熔点的煤为原料，摸索出长周期稳产高产的经验。第二是增设采用激冷流程的备用气化炉，在现有Shell炉的基础上改激冷流程是很难的，应该采用多喷嘴下行制气的气化炉，比较容易实现。

10.GSP干煤粉加压气化技术

GSP干煤粉加压气化技术，属于气流床加压气化技术，入炉原料煤为经过干燥、磨细后的干煤粉，干煤粉由气化炉顶部进入，属单烧嘴下行制气。气化炉内有水冷壁内件，目前国外最大的GSP气化炉是每天投煤量720t褐煤，操作压力2.8MPa，操作温度1400-15000C，为调节炉温需向气化炉内输入过热蒸汽。有（1984-1990年）6年采用褐煤为原料进行气化的经验。据介绍气化高灰熔点的煤时，可以在原料煤中添加石灰石作助熔剂.因采用水激冷流程，所以投资比Shell炉要省得多，两者投资比是Shell炉比GSP炉=（1.43-1.56）:1，适用于煤化工生产。据介绍，碳转化率可达到98-99%，可气化褐煤、烟煤、次烟煤、无烟煤、石油焦及焦油，冷煤气效率高达80-83%，合成气有效气（CO+H2）成分高达90%左右，有效气（CO+H2）比煤耗550-600 Kg/Km3 ，比氧耗330-360M3/Km3，比蒸汽（过热蒸汽）耗120-150 Kg/Km3。正常时要燃烧液化气或其他可燃气体，以便于点火，防止熄火和确保安全生产。有文献记载，如烧液化气，以一套日处理720t褐煤的气化装置为例，每小时要消耗777.7Kg液化气，即每天消耗19t液化气，以每吨液化气按5000元计价，每天要烧掉9.5万元，一年2850万元。如只在开工时用液化气，正常生产时烧自产煤气，按热值折算，每小时要消耗自产煤气约3500Nm3,以煤价450元/t计，自产煤气成本价约0.45-0.5元/Nm3，每天要耗掉3.8-4.2万元，一年就是1140-1260万元，这笔费用很可观。该气化炉水冷壁的盘管内用压力为4.0MPa、温度达2500C的水冷却，在盘管内不产生蒸汽，只在器外冷却水循环系统中副产0.5MPa的低压蒸汽。世界上目前采用GSP气化工艺技术的有3家，但是现在都没有用来气化煤炭，其中黑水泵煤气化厂的那一套装置，只有6年气化褐煤的业绩，没有长期气化高灰分、高灰熔点煤的业绩。有待建立示范装置作长期运行考验。在气化用煤种选择上还是应该首选低灰分、低灰熔点的煤。国内神华宁夏煤业集团有限责任公司已决定采用GSP干煤粉加压气化技术建设830Kt/a二甲醚，一期600Kt/a甲醇项目，单炉投煤量约2000t/d，作为第一套商业性示范装置。希望此项目早日建成，顺利投产。

11.两段式干煤粉加压气化技术

两段式干煤粉加压气化技术是西安热工研究院有限公司开发成功的，具有自主知识产权，1997年建成一套0.7 t/d的试验装置，完成了14种典型动力煤种的加压气化试验研究。2004年建成了处理煤量为36-40t/h 的中试装置，完成了4种煤粉的气化试验，通过了168小时连续运行考核试验，累计运行达2200小时以上，达到了下列技术指标：碳转化率≥98.3%，有效气（CO+H2）比煤耗520Kg/Km3，比氧耗300M3/Km3，有效气（CO+H2）含量≥91%，冷煤气效率≥83%。可气化煤种为褐煤、烟煤、贫煤、无烟煤、以及高灰分、高灰熔点煤，可气化煤种的水份范围4-35%，可气化煤种灰分范围5-31%，可气化煤种灰熔点范围1200-15000C。气化压力3.0-4.0MPa，气化温度范围1300-17000C，不产生焦油、酚等，其典型合成气成分为CO 62.38%，H2 29.36%，CO2 2.76%，CH4 0.26%，N2 4.87%，H2S等0.37%。其特点是采用两段气化，以四个对称的烧嘴向气化炉底部喷入干煤粉（占总煤量的80-85%）、过热蒸汽和氧气，进行一段气化，熔融排渣。生成的煤气上行至气化炉中部，再喷入占总煤量15-20%的煤粉和过热蒸汽，利用下部上来的煤气显热进行二段气化，同时将下部上来的14000C高温煤气急冷至900-10000C，替代了Shell煤气化技术中的循环合成气激冷流程，可以节省投资，提高冷煤气效率和热效率；气化炉采用水冷壁结构，其缺点是合成气中CH4含量较高，对制合成氨、甲醇、氢气不利。废热锅炉型气化装置适用于联合循环发电，其示范装置投煤量2000t/d级两段式干煤粉加压气化炉（废热锅炉流程）已决定用于华能集团“绿色煤电”项目，另一套示范装置投煤量1000t/d级两段式干煤粉加压气化炉（激冷流程）已决定用于内蒙古世林化工有限公司年产300Kt甲醇项目，希望这两套示范装置能预期顺利投产。

12.四喷嘴对置式干粉煤加压气化技术

四喷嘴对置式干粉煤加压气化技术是在华东理工大学、兖矿鲁南化肥厂（水煤浆气化及煤化工国家工程研究中心）、中国天辰化学工程公司三家通力合作下开发的具有自主知识产权的煤气化技术，中试装置投煤能力为15-45t/d，建于兖矿鲁南化肥厂，已于2004年12月21日通过科技部主持的课题专家委员会72小时运行考核验收。气化炉为热壁炉，内衬耐火砖。干粉煤由气化炉上部经四个烧嘴加入，产生的合成气下行经水激冷后出气化炉。属气流床煤气化炉。以兖矿鲁南化肥厂Texaco水煤浆气化工业装置生产用煤为原料进行试验，其煤质数据如表3：

表3： 工业分析：

中试装置作了以氮气为输送载气和二氧化碳为输送载气的试验。气化温度为1300-14000C，气化压力为2.0-3.0MPa，获得工艺数据如表4：

表4： 获得的工艺数据

采用氮气输送干煤粉时，合成气中含氮量为4-7%。采用二氧化碳气输送时，合成气中含氮量为0.7-0.9%。这种型式的气化炉属热壁炉，适用于气化低灰熔点的煤，在技术指标上，与多喷嘴水煤浆加压气化炉相差并不太大，但是增加了过热蒸汽的投资及消耗和加压氮气或二氧化碳载气的投资及能耗。有待在冷壁炉上再做些工作，以期取得完善的成果。

13、航天炉HT-L干煤粉加压气化技术

航天炉HT-L干煤粉加压气化技术是航天部十一所的专利技术，该炉型结合了德士古和壳牌的优点，以干粉煤为原料，可适应所有煤种，一个烧嘴，激冷流程，水冷壁产生蒸汽，类似GSP炉。气化温度1400-1700℃，最高可达1850℃，气化压力为3.7MPa，热效率η=95%，碳转化率99%,有效气（CO+H2）≥90%,2050m3煤气可产生1吨氨。原料煤耗比德士古低10%，炉渣残碳≤0.5%，而德士古残碳在3%，因此，总煤耗比其低15%，氧气耗低20%。该技术备煤、输煤、燃料调节系统、气化炉辐射段采用先进的粉煤气流床气化技术，灰渣水系统、洗涤、净化则采用水煤浆气化工艺的激冷流程技术，集当今世界两大先进煤气化技术之特点。在原料煤本地化、工艺路线优化、减少投资、关键设备国产化方面有优势。

二、对煤气化工艺技术的选择和评述

评价煤气化工艺技术必须建立在是否属于洁净煤气化技术的基础上。到现在为止，可以说还没有找到万能的煤气化炉型和技术，各种煤气化炉型和气化技术都有其特点、优点和不足之处，都有其对煤种的适应性和对煤气化后的最终产品的适用性。在工艺技术方案选择上必须选择经过大量试验、工业性示范和工业生产实践的工艺。要择优选用节能、投资省、成本低、效率高、对环境无污染或轻度污染但能很好处理的洁净煤气化技术。我们在评价时要从全厂总流程的观点上作技术经济分析评价，切不可只从某一种煤气化工艺技术的角度作局部和不客观的评价。同时，也切不可以只听专利商的片面性介绍，作局部的不全面的技术经济评价。

当年引进德士古水煤浆加压气化工艺技术的时侯，专利商也是介绍他们的技术，除了含水量高的褐煤外，其他煤种都能适应于气化，灰熔点高的煤可以加石灰石为助熔剂降低灰熔点进行气化。当时鲁南化肥厂就找了当地生产的高灰分含量、高灰熔点的七五煤为原料，以便突破气化高灰分、高灰熔点煤的气化技术，没有把注意力集中到找灰含量低的、灰熔点低的煤种。结果是投产后实践证明，七五煤加石灰石能生产，但气化操作和排渣较困难，难以长周期稳定运行。后来找到了当地生产的灰熔点低的北宿洗精煤、落陵、级索、井亭混煤，生产就一直稳定正常。渭河化肥厂设计时选用陕西黄陵煤为原料。也是由于灰含量高、灰熔点高而难以长周期稳定运行，后来改用甘肃华亭煤，生产就稳定正常了。

在近年来引进Shell煤气化技术的情况也一样，专利商强调由于采用水冷壁气化炉，气化温度可以提高到1500-16000C，不需要备用炉，烧嘴寿命长，可以气化高灰分和高灰熔点的煤，但要加助熔剂。强调了比煤耗低、比氧耗低、冷煤气效率高、可以副产中高压蒸汽。但是并没有介绍这种废热锅炉型的煤气化工艺只适用于联合循环发电，同时还要用燃油发电系统作备用发电的实际情况。而且还要专门设置中压过热蒸汽锅炉供应气化炉所需的过热蒸汽，不但投资高，而且如果用于煤化工生产，从废热锅炉回收的蒸汽还要返回到后续一氧化碳变换系统，如用于制氢和制合成氨，副产蒸汽量还不够用。这种煤气化工艺不适用于煤化工生产。

根据以上各种煤气化工艺技术的特点，我们可以把它们分成几种类型。

1.将逐步淘汰的煤气化工艺技术

有常压固定层间歇式无烟煤（或焦碳）气化技术。

2.适用于中小型氮肥厂改变原料路线和进行技术改造的煤气化工艺技术

有常压固定层无烟煤（或焦碳）富氧连续气化技术、灰熔聚煤气化技术和恩德粉煤富氧气化技术。

3.适用于联合循环发电的煤气化工艺技术

有GE德士古(Texaco)废热锅炉型水煤浆加压气化技术、壳牌（Shell）废热锅炉型干煤粉加压气化技术。

4.已完成中间试验，有待建立示范装置和进一步改进提高，经受商业化运行考验的煤气化工艺技术

有两段式干煤粉加压气化技术，四喷嘴对置式干粉煤加压气化技术。

5.国内外已有多套商业化装置在长周期正常运转，煤气化能力达投煤量1000-2000t/d，适用于大型化的煤气化工艺技术

有GE德士古（Texaco）水煤浆加压（达4.0，6.5，8.5MPa）气化技术、多元料浆加压气化技术、多喷嘴（四烧嘴）水煤浆加压（达4.0，6.5MPa）气化技术。

6.国外已有6年商业化运行和气化褐煤经验，可气化其他煤种（尤其是高灰分、高灰熔点煤）的煤气化工艺技术，国内正在建立示范装置，将经受长期商业化运行考验。

有GSP干煤粉加压气化技术。

7.适用于制造城市煤气和燃料气的煤气化工艺技术

有鲁奇固定层煤加压气化技术。

三、四种煤气化工艺技术经济比较

这里选择Shell和GSP两种干煤粉加压气化工艺技术（Shell法是废热锅炉流程，GSP法是激冷流程）与多喷嘴和GE两种水煤浆加压气化工艺技术（激冷流程）作技术经济比较，比较的基准是：

从比较结果可以得出：

1.用于煤化工生产、干煤粉加压气化投资高于水煤浆加压气化；废热锅炉流程投资高于激冷流程；多喷嘴水煤浆加压气化投资高于GE水煤浆加压气化；Shell法的软件费远高于其他三种；煤气化装置的投资比（含软件费）为Shell：GSP：多喷嘴：GE=2.14：1.46：1.16：1

2.以每Nm3(CO+H2）可比部分成本估算比较，多喷嘴水煤浆法与GE法最低为0.422、0.423元，Shell法最高为0.496元，GSP法居中为0.442元。Shell法的生产成本比水煤浆法，每年多约8400-8500万元。

3.由于多喷嘴法与GE法设备材料国产化率高，所以投资较少，GSP法如提高设备材料国产化率，装置投资和成本可望进一步降低。

4.多喷嘴水煤浆加压气化的气化效率比单喷嘴水煤浆加压气化高，所以煤耗、氧耗较低，碳转化率较高。

5.多喷嘴水煤浆加压气化的除尘、黑水闪蒸及热回收流程优于其他三种气化工艺。

四种煤气化工艺（可比部分）消耗指标比较表

注：GSP法中尚未计入经常的安全防护用液化气或煤气消耗

四种煤气化工艺（可比部分）投资比较表

四种煤气化工艺（可比部分）每Nm3(CO+H2) 成本估算表

注：GSP法中尚未计入经常的安全防护用液化气或煤气消耗

四、原料煤种的选择

发展煤化工、煤制油、煤制烯烃都离不开煤气化，都要面对煤种选择问题，我们决不能再走氮肥工业用煤主要依山西晋城无烟煤的老路。要因地制宜，就地、就近取材，在有煤炭资源的地方或就近有煤炭资源的地方发展煤化工是有利的。在煤种选择上有一个择优选取的问题。在煤气化工艺技术方面，我国是集世界上所有煤气化工艺技术都有的国家。世界上没有一个国家拥有这么多的煤气化工艺技术，有从国外引进的技术，有自主开发的技术。尤其是近几年来，我国科研、设计单位开发了多种具有自主知识产权的煤气化技术，都各具其特点和优缺点，都有其适用的煤种。在煤种选择上要考虑的问题如下：

1.就地取材、就近取材、定点供应是煤化工项目选择煤种首先要考虑的问题。如果先决定采用什么型式的气化炉，再选择合适的煤种，那就把事情考虑颠倒了。也就是我国目前氮肥长期依赖于山西晋城无烟煤需要吸取的经验教训。

2.我们要了解当地煤矿生产的煤炭品质、储量、产量、出厂价格、煤矿至工厂厂址的煤炭运距、运输方式、运输能力，估算煤炭到厂价，对煤质进行分析评价。对煤质的评价，必须对煤质有全面的分析，对煤炭作工业分析、元素分析、灰熔点测定（在氧化性气氛和还原性气氛下的灰熔点，因为煤气化反应的环境气氛是还原性气氛，所以测定还原性气氛下的灰熔点很重要）、煤灰渣粘温特性、煤的可磨性指数、热稳定性和粘结性、煤的化学活性测定、煤的成浆性试验。并对多处煤炭作煤质、储量、产量、出矿价、运价等多方面的比较，分析其利弊。如邻省有适合于气化的煤，即使煤价稍高一些，也是可以考虑作为气化原料的。

3.一般来说，气流床气化炉适合于大型化，而气流床气化炉都是熔融排渣的。所以选煤种时，我们首先要考虑含灰量低的、灰熔点低的煤。因为煤种含灰量高对工厂经济效益有很大的影响，例如采用30%含灰量的煤与采用10%含灰量的煤相比，在运输上就要多付出20%的运费；在生产操作上要多耗原料煤和氧气把灰分熔融排出气化炉；煤渣堆场的面积也要增加；在煤炭价格上，现实情况是没有严格按质论价，高灰分与低灰分的煤价格相差不大。所以有些厂就决定采用含灰分低的洗精煤为原料，这是明智之举。

4.在原料煤的选择上切忌自己给自己出难题。按照专利商介绍其煤气化技术可以气化高灰分、高灰熔点的煤，我们就选用高灰分、高灰熔点的煤。如果就近有低灰，分、低灰熔点的煤，我们为什么不采用呢？

5.各种煤有各自相适用的煤气化技术可以选取，我们要从煤矿的煤炭储量、可开采储量、年生产量、交通运输条件、供应的可靠性及煤价作技术经济比较。如这种煤可适用于多种煤气化技术，我们要以同一煤种的品质为基础，作工厂全流程的技术经济比较，切忌采用专利商或一般文献的技术指标数据和只做煤气化部分的技术经济比较，要科学全面、客观地作工厂全流程评价，才能作出正确的选择。

五、关于煤气化装置的环保问题

大型煤化工企业可选用的煤气化工艺技术，根据目前的水平，以选用加压气流床熔融排渣式的气化炉为宜。比较成熟的工艺技术有GE水煤浆加压气化（激冷流程）和多喷嘴水煤浆加压气化（激冷流程），以及正在接受适应性考验的Shell干煤粉加压气化；正在建立示范装置的有GSP干煤粉加压气化（激冷流程）和两段式干煤粉加压气化（激冷流程）；已通过中试鉴定的多喷嘴干煤粉下行制气工艺（激冷流程）。这些装置都有几种污染源。其一是熔渣激冷后排出的粗渣，如Shell干煤粉加压气化排渣量占煤中灰分总量的60%，水煤浆加压气化及GSP均占85%，只要妥善堆放及找到综合利用出路（如作为筑路等建筑材料或用作水泥原料），对环境不会产生污染。其二是如Shell干煤粉加压气化装置从高温高压飞灰过滤器排出的飞灰，装置排飞灰量约占煤中灰分量的34%，以日处理2000t含灰量占20%的干煤粉为例，每天排出136t飞灰如何综合利用是值得企业关注的大问题。如找不到固定用户而随意堆放，将对周围环境产生污染，其三是系统排出的黑水，经絮凝沉降回收利用，尚有部分灰水需经除氨、除氰处理后才能外排，是可以解决的。黑水中的沉降灰渣，经压滤后成滤饼外排可以综合利用或作为燃料外供。随合成气带出的H2S，在后续合成气酸性气脱除时可以脱除并回收利用。至于少部分从黑水闪蒸排出的含H2S废气，可以回收综合利用或送火炬燃烧排放。

六、关于煤制合成天然气问题：

最近煤化工专业人士都在热议煤制合成气天然气的问题，本人也想谈谈自己的看法。

1.本人认为首先要考虑的制造成本问题。理论上4M3（CO+H2）只能生产1M3CH4（合成天然气），1t标准煤可以生产400M3合成天然气，如采用水煤浆加压气化，以原料煤单价100元/t计，合成天然气制造成本约为1.00元/M3。以200元/t计，合成天然气制造成本约为1.22元/M3.以250元/t计，合成天然气制造成本约为1.325元/M3。

目前我国天然气开采成本约为0.4-0.5元/M3，管理费（决定于线路长短）约为0.3-0.88元/M3，城市分配及存储费约为0.3元/M3，天然气成本为1-1.68元/M3，到天津市的民用天然气售价为2.2元/M3.根据这样对比测算，制造合成天然气的项目，如合成天然气入网价定为1-1.35元/M3，也只适用于原料煤价格小于100-250元/t的地方或煤矿坑口建设。

2.至于适用于合成天然气的煤气化技术，合成天然气的反应是（CO+3H2=CH4+H2O），即4M3（CO+H2）才合成1M3CH4（合成天然气），在制造工序中必然要牵涉到煤气化后的合成天然气的CO变换反应，干煤粉加压气化制造出来的合成气，大致含CO 55-64%，H2 26-30%；水煤浆加压气化制造出来的合成气，大致含CO 43-46%，H2 35-38%。说明CO变换的投资及蒸汽耗，干粉煤加压气化比水煤浆加压气化要高。

煤气化工艺中，废热锅炉流程的投资比激冷流程要高，同时副产出来的高压蒸汽还要返回到合成气中去参加CO变换反应。很显然，用废热锅炉的煤气化工艺流程不适用于制造合成天然气。

干煤粉加压气化的粉煤输送采用高压N2气动输送，这些N2全部进入煤气化系统，制造出来的合成天然气含N2量高达9-14%以上，CH4含量只有84-85%，而用水煤浆加压气化制造出来的合成天然气成分中，CH4含量可高达97%以上。有人考虑采用CO2气动输送干粉煤，但还需增加CO2回收和压缩的投资，很显然，采用干煤粉加压气化工艺的投资要高于水煤浆加压气化工艺。

3.综上所述，目前适用于大型化生产合成天然气的煤气化工艺技术有：已成熟的工艺技术有GE水煤浆加压气化（激冷流程），和多喷嘴水煤浆加压气化（激冷流程）；正在建立示范装置，有待长期生产实践考验的工艺技术，有GSP干煤粉加压气化（激冷流程）和两段式干煤粉加压气化（激冷流程）。