煤气化工艺简介
煤气化工艺简介
煤气化大体可分为干粉煤加压气化路线和水煤浆气化路线。一般情况下，凡是煤质符合水煤浆技术要求的应尽可能采用成熟的水煤浆技术，保证后续工艺的运行；在煤质不能满足水煤浆技术要求时可以考虑粉煤气化技术。
一、目前国内外先进的干粉煤加压气流床煤气化工艺技术主要是Shell公司的SCGP粉煤加压气化工艺、德国未来能源公司的GSP粉煤加压气化工艺、航天粉煤加压气化工艺和西安热工所两段式煤气化技术。
1.1壳牌公司的SCGP粉煤加压气化技术原料为干煤粉，采用气流床加压气化、液态排渣，利用废热锅炉产高压饱和或高压过热蒸汽；其主要技术特点如下：
①用加压氮气输送干煤粉，煤种适应性广，对煤的灰熔点适应范围比Texaco水煤浆气化技术更宽、
②气化温度约1400～1600℃，碳转化率高达99%以上，产品气体洁净，不含重烃，甲烷含量极低，煤气中有效气体（CO+H2）达到90%左右、
③氧耗低，与水煤浆气化相比，氧耗低15～25%，因而配套之空分装置投资可减少。
④单炉生产能力大，日处理煤量可达2000吨以上。
⑤冷煤气效率可达到78～83%。
⑥气化炉采用水冷壁结构，无耐火砖衬里，维护量较少，气化炉内无传动部件，运转周期长，无需备用炉。
⑦气化炉烧嘴及控制系统安全可靠。Shell公司气化烧嘴设计寿命为8000小时，Demkolec电厂使用烧嘴4年中未出现问题．
⑧炉渣可用作水泥渗合剂或道路建造材料。气化炉高温排出的熔渣经激冷后成玻璃状颗粒，性质稳定，对环境几乎没有影响。气化污水中含氰化物少，容易处理。
虽然Shell干煤粉气化技术具有许多优点，但是但shell系统庞大，流程长，设备投资大，锅炉系统存在积灰、堵渣现象。关键设备基本依赖进口，尤其是特殊阀门、气化炉内件和燃烧器，由于必须依赖进口，每年的备品备件费用较高，开车运行的成本费用也相对较高。目前此项技术在商业运营中仅仅用于发电，在化工领域的运用还存在不少问题。国内已运行和在建的装置有19套，总体上柳化、湖北双环、安庆石化运行的相对较好，
壳牌公司的Shell粉煤加压气化技术应用部分企业
1.2德国未来能源公司的GSP是单喷嘴下喷式干煤粉加压气流床气化技术，据煤气用途不同可用直接水激冷，也可用废锅回收热量。由我国神华宁煤集团与德国西门子合资组建的北京杰斯菲克公司负责在我国推广这项技术。国内在建的有三套，分别是神华宁煤集团830kt/a 煤基二甲醚项目，单炉投煤量约2000t/h；安徽淮化300kt/a合成氨项目及江苏灵谷化工有限公司300kt/a合成氨项目。其中神华集团的5台气化炉由于技术上的重大缺陷，开车一年多，尚无法正常运行。GSP工艺具有以下特点：
①干煤粉进料，加压二氧化碳输送，连续性好，煤种适应性广，可以处理各种含灰燃料1～35%，短期45%也没影响。
②气化温度约1400～1600℃，气化压力～3.0MPa，负荷调节范围为75～110％，碳转化率高达99%以上，产品气体洁净，不含重烃，甲烷含量极低，煤气中有效气体(CO+H2)～90%。
③氧耗低，与水煤浆气化相比，氧耗低10～15%，因而配套的空分装置投资可相应减少。
④目前已投入商业运行的单台炉生产能力可达日处理煤量720吨，约产有效气50000Nm3/h。
⑤热效率高，冷煤气效率75～82%，其余～10%热能被回收为低压蒸汽，总的热效率约为90%。
⑥气化炉采用水冷壁结构，无耐火砖衬里，维护量较少，气化炉利用率高，运转周期长，无需备用炉，气化炉及内衬使用寿命在10年以上。
⑦气化炉由一个主烧嘴、气化室、冷激室及承压外壳组成。膜壁和外壳间有约50mm间隙，间隙充CO2、N2或粗合成气，水冷壁水冷管内的水采用强制密闭循环，在循环系统内副产0.5MPa的低压蒸汽。
⑧采用激冷和湿法洗涤工艺，投资较低。
1.3北京航天万源煤化工工程技术有限公司开发的HT-L粉煤加压气化技术充分吸收了当今世界最先进的Shell、GSP和Texaco煤气化技术的优点，自主研发HT-L气化炉、气化燃烧器等煤气化关键设备，采用成熟的化工工艺，形成了具有自主知识产权的航天煤气化成套技术。目前，国内10家19台气化炉选用该技术。该技术特点为：
①采用粉煤作原料，适应我国煤炭资源分布广、种类多的特点。
②采用气流床加压气化和水冷壁结构，气化压力4MPa，气化温度1700℃以上，满足高效利用煤炭的技术要求。
③采用激冷流程及灰渣水循环利用等技术，能够实现合成气灰分、硫等有害元素的有效处理和灰渣的综合利用，达到洁净环保要求。
⑤全部设备国产，成套工艺技术拥有自主知识产权
⑥建设投资少，运行维护费用低，便于在发电、化工等领域推广。
主要技术、经济指标：
日处理煤： 2000吨
小时产气量： 170000Nm3/h(co+H2)
比氧耗： 310Nm3O2/1000Nm3(co+H2)
比煤耗： 490kg/1000Nm3(co+H2)
有效气成分co+H：≥92%;
碳转化率：≥99%；
冷煤气效率：≥84%
气化炉操作温度： 1400-1900℃
气化炉操作压力；≥4MPa；
原料煤适应性：涵盖几乎所有煤种，实现原料煤本地化；
项目一次性投资及运行维护费用：低
1.4西安热研究院有限公司开发的两段式干煤粉加压气化技术气化炉采用水冷壁炉膛、液态排渣。运行时，向下炉膛内喷入粉煤、水蒸气和氧气，向上炉膛喷入少量粉煤和水蒸气。利用下炉膛的煤气显热进行上炉膛煤的热解和气化反应，以提高总的冷煤气效率；同时显著降低热煤气温度，使得炉膛出口的煤气降温至灰熔点以下，从而省去冷煤气激冷流程。同其他气化技术相比，其技术优势如下：
①气化温度范围1300～1700℃，气化反应压力0.5～4.0 MPa，碳转化率达99%以上，有效气体成份（CO+H2）达90%以上。不产生焦油、酚等凝聚物，不污染环境，合成气质量好。
②煤种适应性好，可气化褐煤、烟煤、贫煤、无烟煤以及高灰分、高灰熔点煤，运行稳定可靠。
③气化炉采用水冷壁结构，以渣抗渣，无耐火砖衬里，维护量少，无需备炉。水冷壁寿命长达20年，烧嘴寿命长达10年；
④与国外先进干法气化技术相比，冷煤气效率提高2～3个百分点，比氧耗低10～15％；与水煤浆气化技术相比，冷煤气效率提高7～10％，比氧耗降低20％～30％；
⑤可省略冷煤气循环激冷流程，使得系统自耗功大幅度降低，同时煤气冷却器及净化系统的设备尺寸减小1/2；
⑥两段式干煤粉气化炉可配套适合于化工领域的激冷流程和适合于电力领域的废锅流程；
⑦气化系统全部国产化，比国外先进干法气化炉造价低40%左右。
总之，航天炉与西安热工院的两段炉均属于干法气流床气化的国内技术，起步比较晚，要想达到SHELL的技术水平还要走较长的路，SHELL目前的运行水平尚且不高，况论航天炉。而shell、GSP属国外技术，专利费昂贵，关键设备全部依赖进口，一次性投资较大。
二、目前国内外先进的水煤浆气化工艺技术主要是GE公司的Texaco 水煤浆加压气化技术、华东理工大学和兖矿集团有限责任公司开发的对喷嘴对置式水煤浆加压气化技术、清华大学与山西丰喜肥业集团有限公司共同开发的清华炉（非熔渣－熔渣分级气化技术）。
2.1 美国GE公司的Texaco水煤浆加压气化技术为第二代先进煤气化
技术。该工艺采用水煤浆进料、液态排渣、在气流床中加压气化，水煤浆与纯氧在高温高压下反应生成煤气。Texaco水煤浆气化工艺已在我国鲁南、上海焦化、渭化、淮化、浩良河、金陵石化、南化等9个厂投入生产，情况良好。Texaco水煤浆气化工艺具有如下特点：
①对煤种有一定适应性。除了含水高的褐煤以外，各种烟煤、石油焦、煤加氢液化残渣均可作为气化原料，以年轻烟煤为主，对煤的粒度、粘结性、硫含量没有严格要求。但是，国内企业运行证实水煤浆气化对使用煤质仍有一定的选择性：气化用煤的灰熔点温度低于1350℃时有利于气化；煤中灰分含量不超过15%为宜，越低越好，煤的热值高于26000kJ/kg，并有较好的成浆性能，使用能制成60～65%浓度的水煤浆之煤种，才能使运行稳定，又较为经济，并能充分发挥技术优势。
②气化压力高。工业装置使用压力在2.8～6.5MPa之间，可根据使用煤气的用途加以选择。
③气化技术成熟。制备的水煤浆可用隔膜泵来输送，操作安全又便于计量控制。气化炉为专门设计的热壁炉，为维持1350～1400℃温度下反应，燃烧室内由多层特种耐火砖砌筑。热回收有激冷和废锅两种类型，可以煤气用途加以选择。
④合成气质量较好。其有效组分（CO+H2）含量占80%，甲烷量<0.1%。碳转化率95～98%。冷煤气效率70～76%，气化指标较为先进。由于水煤浆中含有35～40%水分，因而氧气用量较大。
⑤对环境影响较小。气化过程不产生焦油、萘、酚等污染物，故废水
治理简单，易达到排放指标。高温排出的融渣，冷却固化后可用于建筑材料，填埋时对环境也无影响。
Texaco水煤浆气化工艺经过各国的逐步完善，其技术趋于成熟，但实际运行中仍存在煤的含水率不能高于8%、灰分不宜大于15%、灰熔点不宜高过1350℃，国内只有兖矿、神府、义马、华亭、鹤岗等少数地区的煤炭可以用作其原料。还存在气化效率相对较低、氧耗高、后系统带水带灰、耐火砖寿命短、喷嘴寿命短、运行维护成本高、连续运行周期短，必须有备炉等诸多问题。但不可忽视的是国内已经完全掌握了Texaco气化工艺，积累了大量的经验，因此设备制造、安装和工程实施周期短，开车运行经验丰富，达标达产时间短。
Texco水煤浆加压气化技术应用的部分企业
2.2由华东理工大学和兖矿集团有限责任公司开发的对喷嘴对置
式水煤浆加压气化技术是为了打破GE公司水煤浆加压气化工艺技术的技术垄断而研发的气化技术，其核心内容是将德士古气化炉的顶部单喷嘴燃烧改为侧壁四个喷嘴对烧形式，类似于气流床电站锅炉的燃烧器布置。其优点在于节省了购买德士古专利的费用，缺点是没有克服德士古技术的不足，所以，同德士古技术一样，难以进行规模推广。首先在山东德州化肥厂建了一台炉，2005年进行了试烧，取得了试验数据，在鲁南化肥厂建设了工业化装置。多喷嘴对置式水煤浆气化技术气化温度在1300℃，操作弹性大，单喷嘴负荷小，喷嘴寿命最长4个月，气化炉处理能力大，特别适合大型化装置。目前，国内外已有28个项目，81台气化炉选用该技术。其中已有9家共计22台气化炉投入运行。
主要经济、技术指标：
比氧耗： 360Nm3O2/1000Nm3(CO+H2)
比煤耗： 535kg/1000Nm3(CO+H2)
有效气成分CO+H： 85%;
冷煤气率： 74%
碳转化率：≥98%；
喷嘴使用寿命：≥4个月
2.3由清华大学与山西丰喜肥业集团有限公司共同在水煤浆气化基础上开发的清华炉（非熔渣－熔渣分级气化技术），目前应用于国家重点新能源领域，煤炭的清洁利用和石油、天然气替代项目。其主
要技术原理是将煤炭加工成粉状（水煤浆或干粉），加压送入部分氧化气化炉中生产合成气。其特点是：通过氧气分级供给，气化炉主烧嘴和侧壁氧气喷嘴分别向气化炉内加氧，使气化炉主烧嘴的氧气量可脱离炉内部分氧化反应所需的碳与氧的化学当量比约束，改变了主烧嘴局部区域氧化强度过高的状态，使气化炉轴向温度均衡并有所提高，充分发挥气化炉全容积的气化功能。在主烧嘴中心通道采用氧含量从0到100%的不同气体作为主烧嘴预混气体，不仅调整了火焰中心的温度，而且调整了火焰中心距主烧嘴端面的距离，有利于降低主烧嘴端部温度，延长其使用寿命。已经开发出的第二代清华炉具有悬挂垂直水冷壁结构，可强制循环也可自然循环，从而克服了texaco 工艺的两大缺憾，既煤种适应性窄，难于处理高灰熔点的煤种，单炉年运行率低，必须采用备炉，耐火砖寿命短。炉内壁挂渣情况良好，渣后的水冷管吸热较小，目前已有装置成功投入运行。
主要经济、技术指标：
比氧耗：≤380Nm3O2/1000Nm3(CO+H2)
比煤耗：≤550kg/1000Nm3(CO+H2)
有效气成分CO+H：≥81%;
碳转化率：≥98%；
喷嘴使用寿命：≥4个月
三、根据煤气化专家中国天辰化学工程公司章荣林先生的相关文章提供的资料现将两种方式的能耗比较如下：
（1）磨煤系统电耗差别
根据经验数据干磨煤粉，每吨煤约需耗电30 kwh。而湿磨煤粉，每吨煤只需耗电20 kwh，也就是说制成水煤浆比制成干煤粉，每吨原料煤可以节省磨煤电耗10 kwh。以日处理原料煤2000 吨的磨煤系统考虑，每年可以节省66×105kwh电，电价按0.45元/kwh计，每年可节省电费约300万元。
（2）原料煤干燥系统的煤耗差别
如原料含水按10%计，每吨原料煤干燥所需原煤约10 kg，以日处理原料煤2000 t计，每年干燥系统煤耗约6600 t，以每吨煤450元计价，每年约需300万元用于煤干燥。
（3）输煤系统电耗差别
对于干粉进料，以1000 t/d输煤系统为8000 m3/h计，如日处理原料煤2000 t，输煤系统高压氮气（5.2MPa）耗量为16000m3/h，电耗为3200 kW，电价按0.45元/kwh计，每年耗电费约1140万元。低压氮气（0.6 MPa）耗量为9000m3/h，电耗为733 kW，电价按0.45元/kwh计，每年耗电费约260万元。以上两项合计，每小时电耗为3933 kwh，每年耗电费约1400万元。对于水煤浆系统，按日处理原料煤2000 t，电耗为550 kW，电价按0.45元/kwh计，每年耗电费约196万元。输煤系统干煤粉比水煤浆多耗电费1204万元。
（4）备煤及输煤系统投资差别
按日处理2000 t原料煤计，干煤粉制备及输煤系统投资比水煤浆制备及输水煤浆系统约多5000万元。
根据以上（1）至（4）项小结，在原料制备方面，以日处理2000 t原料煤计，干煤粉进料系统比水煤浆进料系统多化投资5000万元，固定成本按投资5年回收计，每年多1000万元，折每吨氨固定成本约多22.73元；每年运行费多1804万元，折每吨氨运行成本约多41元。两项合计每吨氨成本多63.73元，每年多化约2804万元。所以，水煤浆进料优于干煤粉进料，不但投资省，生产运行成本低，而且备煤系统流程简单，设备少，生产控制方便，生产安全可靠。更重要的是：清华二代炉已经研发出水冷壁气化炉，克服了传统水煤浆气化工艺煤种适应性窄，耐火砖寿命短，装置运行周期短，必须有备炉等缺点。
综上所述，建议采用既具有水煤浆技术又具有水冷壁技术优势的二代清华炉。