13种煤气化工艺比较

13种煤气化工艺比较
1.常压固定床间歇式无烟煤（或焦炭）气化技术
目前我国氮肥产业主要采用的煤气化技术之一，其特点是采用常压固定床空气、蒸汽间歇制气，要求原料为准 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，属于将逐步淘汰的工艺。

(直接使用空气中氧气）
2.常压固定床无烟煤（或焦炭）富氧连续气化技术
其特点是采用富氧为气化剂、连续气化、原料可采用标准15～35mm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，适合用于有无烟煤的地方，对已有常压固定层间歇式气化技术进行改进。

（氧气纯度30%-50%）。

3.常压固定床纯氧连续气化技术
其特点是采用纯氧与蒸汽、或纯氧与二氧化碳为气化剂、连续气化、原料可采用标准8～25mm粒度的无烟煤、焦炭、半焦、型煤、型焦等，进厂原料利用率高，无废气排放，无涨库冷却水，对大气环境无污染、气化效率高、灰渣残炭0~3%。

煤气质量高，水煤气CO+H2=82~85%，CO2制CO粗气中CO=70~72%。

设备流程简化，维修工作量小、大修周期长，维修费用低，适合用于化工、化肥、制氢、燃气等装置配置使用。

（氧气纯度≥99.6%、气化强度:生产水煤气时1400~1600m3/m2/h）。

4.鲁奇固定床煤加压气化技术
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。

其产生的煤气中焦油、碳氢化合物含量约1%左右，甲烷含量约10%左右。

焦油分离、含酚污水处理复杂，不推荐用以生产合成气。

5.灰熔聚煤气化技术
中国科学院山西煤炭化学研究所技术。

其特点是煤种适应性宽，属流化床气化炉，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。

可以气化褐煤、低化学活性的烟煤和无烟煤、石油焦，投资比较少，生产成本低。

缺点是操作压力偏低，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。

6.恩德粉煤气化技术
属于改进后的温克勒沸腾床煤气化炉，适用于气化褐煤和长焰煤，要求原料煤不粘结或弱粘结性，灰分<>低温化学活性好。

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1000～1050℃。

目前最大的气化炉产气量为4万m3/h半水煤气。

缺点是气化压力为常压，单炉气化能力低，产品气中CH4含量高达1.5%～2.0%，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。

此技术适合于就近有褐煤的中小型氮肥厂改变原料路线。

7.GE水煤浆加压气化技术
属气流床加压气化技术，原料煤运输、制浆、泵送入炉系统比干粉煤加压气化简单，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投煤量为2000t/d，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1300℃，灰渣粘温特性好。

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干粉煤气化热效率（91%～93%）和GSP干粉煤气化热效率（88%～92%）。

气化炉结构简单，为耐火砖衬里，制造方便、造价低。

煤气除尘简单，无需价格昂贵的高温高压飞灰过滤器，投资省。

国外已建成投产6套装置15台气化炉；国内已建成投产7套装置21台气化炉，正在建设、设计的还有4套装置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、CO、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=（2.0～2.5）:（1.4～1.6）:1.2:1.0。

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；气化炉烧嘴使用寿命较短。

8.多元料浆加压气化技术
西北化工研究院开发的具有自主知识产权的煤气化技术，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%。

笔者认为在制备多元料浆时掺入油类的办法不符合当前我国氮肥工业以煤代油改变原料路线的方针，有待改进。

9.多喷嘴（四烧嘴）水煤浆加压气化技术
由华东理工大学、兖矿鲁南化肥厂、中国天辰化学工程公司共同开发。

属气流床多烧嘴下行制气，气化炉内用耐火砖衬里。

在山东德州华鲁恒生化工股份有限公司建设1套气化压力为6.5MPa、处理煤750t/d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2套气化压力为4.0MPa、处理
煤1150t/d的气化炉系统，于2005年7月21日一次投料成功，运行至今。

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 ( kg/km3)
有效气成分/％碳转化率
/％
有效气比煤
耗/m3·km-
3
有效气比氧耗
多喷嘴气
化
84.9 98.8 535 314
单烧嘴气
化
82～83 96～98 ～547 ～336
多喷嘴气化炉调节负荷比单烧嘴气化炉灵活，适宜于气化低灰熔点的煤。

已建成及在建的有11套装置30台气化炉。

已顺利投产的有3套装置4台气化炉。

在建最大的气化炉投煤量为2000t/d，气化压力6.5MPa。

目前暴露出来的问题是气化炉顶部耐火砖磨蚀较快；同样直径同等生产能力的气化炉，其高度比GE单烧嘴气化炉高，多了3套烧嘴和与其相配套的高压煤浆泵、煤浆阀、氧气阀、止回阀、切断阀及连锁控制仪表，1套投煤量1000t/d的气化炉投资比单烧嘴气化炉系统的投资多2000万～3000万元。

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水煤浆气化技术具有竞争力。

10 .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处理量为2000t/d煤，气化压力为3.0MPa。

这种气化炉采用水冷壁，无耐火砖衬里。

可以气化高灰熔点的煤，但仍需在原料煤中添加石灰石做助熔剂。

国内2000年以来已引进19台，其目标产品有合成氨、甲醇，气化压力3.0～4.0MPa。

我国引进的Shell煤气化装置只设1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
运行尚待检验。

1套不设备用炉的装置投资相当于设备用炉的GE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CO变换系统，如用于制合成氨和氢气，副产的蒸汽量还不够用。

同时还需要另设中压过热蒸汽系统用于气化炉的过热蒸汽。

笔者认为目前Shell带废热锅炉的干煤粉加压气化技术并不适用于煤化工生产，有待改进。

11.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气化炉投煤量为720t/d褐煤。

因采用水激冷流程，投资比Shell炉省，适用于煤化工生产。

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。

目前世界上采用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。

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83万t/a二甲醚，一期60万t/a 甲醇项目，单炉投煤量约2000t/d。

12.两段式干煤粉加压气化技术
西安热工研究院开发成功的具有自主知识产权的煤气化技术。

可气化煤种包括褐煤、烟煤、贫煤、无烟煤，以及高灰分、高灰熔点煤，不产生焦油、酚等。

其特点是采用两段气化，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30万t/a甲醇项目。

13.四喷嘴对置式干粉煤加压气化技术
由华东理工大学、兖矿鲁南化肥厂（水煤浆气化及煤化工国家工程研究中心）和中国天辰化学工程公司通力合作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。

气化炉为热壁炉，内衬耐火砖。

干粉煤由气化炉上部经4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GE水煤浆气化工业装置生产用煤为原料进行试验。

中试装置作了以氮气和CO2为输送载气的试验。

气化温度为1300～1400℃，气化压力为2.0～3.0MPa，工艺数据见表2。

表2 四喷嘴对置式干粉煤加压气化技术中试数据(kg/km3)
有效气碳转化率/％冷煤气效率
/％
有效气比煤
耗
有效气比氧
耗/m3·km-3
有效气比蒸
汽耗
89～93 ＞98 83～84 530-540 300-320 110-130
该气化炉属热壁炉，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CO2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。

工艺技术选择和评述
评价煤气化工艺技术必须建立在其是否属于洁净煤气化技术的基础上。

目前为止，还没有开发出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目标产品的适用性。

建设煤化工项目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。

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。

现有的12种煤气化工艺技术，可以分为以下几种类型。

（1）逐步淘汰型
如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，制氢，甲醇、精细化工
如常压固定层无烟煤（或焦碳）纯氧，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
如GE水煤浆加压气化技术、Shell干煤粉加压气化技术。

（4）已完成中间试验，有待经受商业化运行考验
如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）国内外已有成功经验，适用于大型化装置
如GE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。

（6）国外已有商业化运行经验，国内正在建立示范装置
如GSP干煤粉加压气化技术。

（7）适用于制造城市煤气和燃料气
如鲁奇固定层煤加压气化技术。

本土气化工艺经济技术指标优异
选择Shell和GSP两种干煤粉加压气化工艺技术与多喷嘴和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，比较结果见表4～表6。

比较的基准是：
（1）采用北宿水洗精煤为原料，原料物相数据见表3。

表3 原料物相数据
项目灰分含量灰熔点DT ST HT FT 水煤浆浓度
指标7.32% 1090℃1100℃1120℃1130℃61%
表4 4种煤气化工艺（可比部分）消耗指标比较(kg/km3) 项目Shell GSP 多喷嘴GE
有效气比煤耗515 515 535 547
日投煤量/t 2000 2000 2067 2100
有效气比氧耗
/m3·km-3
305 305 314 336
氧气/m3·h－3 48800 48800 50240 53760
电/kW·h10370 9000 4000 4000
5MPa过热蒸汽
/t·h－1
20 20 ——
4.5MPa过热蒸
汽/t·h－1
187 56 ——
副产4.5MPa蒸
汽/t·h－1
-130 -40 -22 -22
副产0.5MPa蒸
汽/t·h－1
-20 -38 -10 -10
脱氧脱盐水
/t·h－1
209 86 36 36
注：GSP法中尚未计入经常的安全防护用液化气或煤气消耗
表5 4种煤气化工艺（可比部分）投资比较表(万元)
项目Shell GSP 多喷嘴GE
煤贮运4200 4200 4200 4200
干煤粉制备及输
送
12500 12500 ——
水煤浆制备及输
送
——5000 5000
气化装置85400 55500 50000 41000
气化装置（含软
件费）
91920 58827 51386 43772
煤气化装置97900 68000 55000 46000
煤气化装置（含
软件费）
104420 71327 56386 48772
投资比 2.14 1.46 1.16 1
CO变换7600 7600 5200 5200
可比项目合计139700 109800 94400 87400
可比项目合计
146220 113127 95786 90172
（含软件费）
表6 4种煤气化工艺（可比部分）有效气成本估算(元/Nm3)
项目Shell GSP 多喷嘴GE
有效气成本0.496 0.442 0.422
（2）气化压力4MPa。

（3）碳转率：Shell、GSP、多喷嘴取98%，GE取96%。

（4）产合成气量为16万Nm3(CO+H2)/h。

（5）比较范围：煤贮运、干煤粉制备及输送、水煤浆制备及输送、气化装置、空分、CO变换等可比部分。

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3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）以有效气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元/Nm3、0.423元/Nm3，Shell法最高为0.496元/Nm3，GSP法居中为0.442元/Nm3。

Shell法的生产成本比水煤浆法每年多约8400万～8500万元。

（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3种气化工艺。