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1、国内外先进煤气化工艺技术的评述作者/来源：章荣林（中国天辰工程有限公司，天津）日期：2009-04-05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比较丰富的优势发展煤化工已成为大家关心的问题。近年来，我国掀起了煤制甲醇热、煤制油热、煤制烯烃热、煤制二甲醚热、煤制天然气热。有煤炭资源的地方都在规划以煤炭为原料的建设项目，这些项目都碰到亟待解决原料选择问题和煤气化制合成气工艺技术方案的选择问题。现就适合于大型煤化工的比较成熟的几种煤加压气化技术作评述，供大家参考。 1 几种煤加压气化工艺技术的现状及优缺点1.1 壳牌（Shell）干煤粉加压气化工艺技术 壳牌干煤
2、粉加压气化工艺技术，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。如需添加助熔剂，原料煤可以与助熔剂在磨煤机中混磨。干燥后的粉煤用氮气气动输送至加料斗中，再用高压氮气输送到气化炉，从气化炉下部的喷嘴进入气化炉。属多烧嘴上行制气。目前国外最大的气化炉日处理煤2000 t，气化压力为3.0 MPa，国外这一套是用于商业化联合循环发电，尚无更高气化压力和用于煤化工生产的业绩。这种气化炉是采用水冷壁，无耐火砖衬里。熔融灰渣沿水冷壁而下，排入炉底水槽。水冷壁内壁涂有一层SiC耐火材料，熔渣在水冷壁上结成固体熔渣层，达到以渣抗渣的目的。为便于
3、检修，水冷壁与气化炉壳体间留有800 mm环隙。环隙间充有250300 的有压合成气。为调节炉温，需向气化炉内输入中压过热蒸汽。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14001600 ，气化压力可达3.04.0 MPa，可以气化高灰熔点的煤，但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，国内从本世纪初至今已签订技术引进合同16套20台气化炉，其最终产品有合成氨、H2、甲醇，气化压力3.04.0 MPa。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
4、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，采取将高温除灰后的部分300350 、含尘量2 mg/m3左右的气体与部分水洗后160165 、含尘量1 mg/m3左右的气体混合，混合后的气体温度约200 ，用返回气循环压缩机加压送到气化炉顶部，将气化炉排出的高温合成气激冷至900 后，再进入废热锅炉热量回收系统。返回气的量很大，相当于气化装置产气量的80%85%，因返回气温度高达200 、含尘、CO含量高达65%左右、又含有H2S，对返回气循环压缩机的密封性能和操作条件要求十分苛刻，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
5、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，每年需要更换一次过热元件，以投煤量1000 t/d的气化装置为例，每年需500万元，维修费用也高。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%；冷煤气效率高达80%83%；合成气有效气（COH2）含量高达90%左右，有效气（COH2）比煤耗550600 kg/km3，比氧耗330360 m3/km3（用河南新密煤时，比煤耗为709 kg/km3，比氧耗为367.2 m3/km3。所以在这里要说明一点，无论哪一种煤气化技术，资料上介绍的比煤耗和比氧耗都是在特定条件下的数据，某一煤种确切的数据，
6、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，要用同一个煤种数据作为评价的依据。）；比蒸汽耗120150 kg/km3；可副产蒸汽880900 kg/km3。其存在的问题是气化装置的氮气（或CO2）消耗量相当大，还需配套超高压氮压机、高压氮压机、低压氮压机，以及激冷气压缩机，不但投资高，而且能耗也高。生产上，煤的干燥、磨粉增加的动力能耗，输入中压过热蒸汽水蒸汽与煤比为（0.220.25）1，相当于水煤浆中含水20%等所增加的煤耗、动力能耗，相应抵消了干法进料的煤耗和氧耗低的优点。另一点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
7、努姆电厂的（Demkolec）煤气联合循环发电装置为调峰电厂。据中国氮肥工业协会赴欧洲技术考察报告介绍，该发电装置设计气化炉投煤量为2000 t/d，设计发电能力284 MW，外送电253 MW（外送电应为2216.28 GWh/a）,自用电31 MW，全部总投资（按1989年物价指数）为850106荷兰盾，折350106欧元（3.5亿欧元）其中： 气化装置占27% 折94.5106欧元 空分装置占9% 折31.5106欧元 燃气循环（IGCC）占31% 折108.5106欧元 发电机系统占5% 折17.5106欧元 自控系统占10% 折35106欧元 供配电系统占8% 折28106欧元 专利
8、费及界区内设计费占10% 折35106欧元 设计的发电能量利用率为43%44%，折单位发电投资额为1400美元/kW。建设期6年，1993年底建成，19941997年试运转，1998年1月开始进入商业运行。 工厂19942003年主要运行数据见表1、2。 表1 19942003年工厂发电产量统计（外送电量）年份1994199519961997199819992000200120022003电力产量/GWh7507907001060126013901260100012001400煤制气发电10250380840101010908405409001160燃油发电740540320220250300
9、420460300240生产负荷率/%33.8435.6531.5847.8356.8562.7256.8545.1254.1463.17其中煤制气发电生产负荷率/%0.4511.2817.1537.945.5749.1837.924.3740.6152.34表2 19942003年工厂全年实际运行率统计（每年按365天计）年份19941995 199619971998 1999200020012002年运行率/%100100100100100100100100100100煤制气发电/d7.0117182.5277296285245270270270煤发电比例/%232507681786774
10、7474燃油发电天数/d358248182.5886980120959595燃油发电比例/%98685024192233262626 自1999年至2003年的5年商业性运行中，煤制气发电平均年运行时间为268 d（6432 h），占全年运行时间的73.4%。煤制气发电外送电量平均为906 GWh，为设计年外供电量（2216.26 GWh）的40.88%。煤制气实际发电量（包括自用电199.4 GWh）为1105.4 GWh，为设计年实际发电量的44.43%。按年平均运行时间268天计，实际发电量应为1826.7 GWh，设计日投煤量为2000 t，实际平均日投煤量为1210 t，生产负荷率只
11、有60.5%。 从以上分析看，这套煤制气发电装置平均年运行时间为268 d（6432 h），与水煤浆气化装置的气化炉平均年运行时间（每台270300 d/a）相仿，但是生产负荷率只有60.5%，长期是低负荷，低运行率。专利商明明知道这套示范发电装置长期低负荷、低运行率的实际情况，还推荐在中国建的煤化工生产装置，只建一台气化炉系统，不设备用炉，是有其难言的苦衷的。因为该煤气化系统设备庞大、结构复杂、维修困难、系统控制要求高、投资高、建设周期长，建备用气化炉系统，显然投资太大、无竞争力。但是煤化工生产要求全装置常年连续稳定高效生产，远比一座调峰电厂的生产要求严，调峰电厂除煤制气发电系统外，还另有燃
12、油或天然气发电系统可作为备用。而我国引进的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是没有保证的。煤化工生产系统若因此而经常开开停停，工厂年运行率低、生产负荷低，工厂的经济损失将是很大的。一套不设备用炉的装置投资相当于设备用炉的GEGP德士古气化装置或多喷嘴水煤浆气化装置投资的22.5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，供应气化所需的过热蒸汽。本人认为目前Shell带废热锅炉的
13、干粉煤加压气化技术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，被专利商牵着鼻子走，要将工程项目的全流程做技术经济评价，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，输入气化炉的过热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，但是至今尚无一家达到长周期稳定满负荷正常生产。主要的原因是系统流程长，设备结构复杂。无论是采用高灰分、高灰熔点
14、的煤还是低灰分、低灰熔点的煤进行气化，都会出现水冷壁能否均匀挂渣的问题、气化炉顶输气管换热器和废热锅炉积灰问题、高温中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的出路问题、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。该工艺第一次用于煤化工（尤其是制合成氨、制甲醇、制氢），煤化工对除尘净化、长周期稳定正常生产的要求程度，远高于发电。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作改进，改进多出故障的源头，先采用低灰分、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，这比较容易实现。 Shell干煤粉加压气化工艺，在环保问题上，对飞灰的出路和综合利用应给予高度重视。根据荷兰示范电厂的操作数据，飞灰和粗渣排出量见表3。表3 飞灰和粗渣逐年排出量统计排出物19992000200120022003平均占排出物总量的比例/%飞灰/t13524111208586102051146718
