13種煤氣化工藝的優(yōu)缺點及比較解析

13種煤氣化工藝的優(yōu)缺點及比較解析13種煤氣化工藝的優(yōu)缺點及比較

有煤炭資源的地方都在規(guī)劃以煤炭為原料的建設(shè)項目，這些項目都遇到亟待解決原料選擇問題和煤氣化制合成氣工藝技術(shù)方案的選擇問題。現(xiàn)就適合于大型煤化工的比較成熟的幾種煤氣化技術(shù)作評述，供大家參考。

1、常壓固定層間歇式無煙煤（或焦炭）氣化技術(shù)

這是目前我國生產(chǎn)氮肥的主力軍之一，其特點是采納常壓固定層空氣、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(fā)氣量低、吹風氣放空對大氣污染嚴峻。從進展看，屬于將逐步淘汰的工藝。

2、常壓固定層間歇式無煙煤（或焦炭）富氧連續(xù)氣化技術(shù)

這是從間歇式氣化技術(shù)進展過來的，其特點是采納富氧為氣化劑，原料可采納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(shè)備修理工作量小、修理費用低，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(shù)的改進。

3、魯奇固定層煤加壓氣化技術(shù)

主要用于氣化褐煤、不粘結(jié)性或弱粘結(jié)性的煤，要求原料煤熱穩(wěn)定性高、化學活性好、灰熔點高、機械強度高、不粘結(jié)性或弱粘結(jié)性，適用于生產(chǎn)城市煤氣和燃料氣，不推舉用以生產(chǎn)合成氣。

4、灰熔聚流化床粉煤氣化技術(shù)

中科院山西煤炭化學討論所的技術(shù)，2024年單爐配套20kt/a合成氨工業(yè)性示范裝置勝利運行，實現(xiàn)了工業(yè)化，其特點是煤種適應(yīng)性

寬，可以用6-8mm以下的碎煤，屬流化床氣化爐，床層溫度達1100℃左右，中心局部高溫區(qū)達到1200-1300℃，煤灰不發(fā)生熔融，而只是使灰渣熔聚成球狀或塊狀排出。床層溫度比恩德氣化爐高100-200℃，所以可以氣化褐煤、低化學活性的煙煤和無煙煤，以及石油焦，投資比較少，生產(chǎn)成本低。缺點是氣化壓力為常壓，單爐氣化力量較低，產(chǎn)品中CH4含量較高（1%-2%），環(huán)境污染及飛灰綜合利用問題有待進一步解決。此技術(shù)適用于中小氮肥廠利用就地或就近的煤炭資源轉(zhuǎn)變原料路線。

5、恩德粉煤氣化技術(shù)

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，要求原料為不粘結(jié)或弱粘結(jié)性、灰分小于25%-30%，灰熔點高（ST大于1250℃）、低溫化學活性好的煤。至今在國內(nèi)已建和在建的裝置共有9套，14臺氣化爐。屬流化床氣化爐，床層溫度在1000℃左右。目前最大的氣化爐，用富氧氣化，最大產(chǎn)氣量為40000m3/h半水煤氣。缺點是氣化壓力為常壓，單爐氣化力量還比較低，產(chǎn)品氣中CH4含量高達1.5%-2.5%，飛灰量大、對環(huán)境的污染及飛灰綜合利用問題有待解決。

6、GE德士古（Texaco)水煤漿加壓氣化技術(shù)

GE德士古（Texaco)水煤漿加壓氣化技術(shù)，屬氣流床加壓氣化技術(shù)，原料煤經(jīng)磨制成水煤漿后用泵送進氣化爐頂部單燒嘴下行制氣，原料煤運輸、制漿、泵送入系統(tǒng)比Shell和GSP等干粉煤加壓氣化要簡潔得多，平安牢靠、投資省。單爐生產(chǎn)力量大，目前國際上最大的

氣化爐日投煤量為2000t，國內(nèi)已投產(chǎn)的最大氣化爐日投煤量為1000t。國內(nèi)設(shè)計中的氣化爐力量最大為1600t/d。該技術(shù)對原料煤適應(yīng)性較廣，氣煤、煙煤、次煙煤、無煙煤、高硫煤及低灰熔點的劣質(zhì)煤、石油焦等均能作氣化原料。但要求原料煤含灰量較低，煤中含灰量由20%降至6%，可節(jié)約煤耗5%左右，氧耗10%左右。另外，要求煤的灰熔點低。由于耐火磚襯里受高溫抗渣的限制，一般要求煤的灰熔點在還原性氣氛下的T4＜1300℃，對于灰熔點稍高的煤，可以添加石灰石作助熔劑，降低灰熔點。還要求灰渣粘溫特性好，粘溫變化平穩(wěn)，煤的成漿性能要好。氣化壓力從2.7、4.0、6.5到8.5MPa皆有工業(yè)性生產(chǎn)裝置在穩(wěn)定長周期運行，裝置建成投產(chǎn)后即可正常穩(wěn)定生產(chǎn)。氣化系統(tǒng)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(chǎn)高壓蒸汽，適用于聯(lián)合循環(huán)發(fā)電；另一種是水冷激型，制得的合成氣水氣比高達1.3～1.4，能滿意后續(xù)CO變換工序的需要，變換工序不需要外供蒸汽同，適用于制氫、制合成氨、制甲醇等化工產(chǎn)品。氣化系統(tǒng)不需要外供蒸汽、高壓氮氣及輸送氣化用原料煤的N2和CO2。氣化系統(tǒng)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(jié)構(gòu)簡潔，為耐火磚襯里。氣化爐無轉(zhuǎn)動裝置或簡單的膜式水冷壁內(nèi)件，所以制造便利、造價低，同時由于采納熱壁爐，爐內(nèi)熱容量比較大，氣化爐升溫至1000℃以上后，即可直接噴水煤漿投料，生產(chǎn)平安牢靠。在開停車和正常生產(chǎn)時無需連續(xù)燃燒一部分液化氣或燃料氣（合成氣）。煤氣除塵也比較簡潔，可以了只需要一個文丘里洗滌器和一

臺洗滌塔就可以了，無需價格昂貴的高溫高壓飛灰過濾器，投資省。單爐年運轉(zhuǎn)時間為270～300天，碳轉(zhuǎn)化率達96%-98%，有效氣成分（CO+H2）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(chǎn)的裝置有6套，15臺氣化爐；國內(nèi)已建成投產(chǎn)的裝置有8套，24臺氣化爐，正在建設(shè)、設(shè)計的裝置還有4套，13臺氣化爐。已建成投產(chǎn)的裝置最終產(chǎn)品有合成氨、甲醇、醋酸、醋酐、氫氣、一氧化碳、燃料氣、聯(lián)合循環(huán)發(fā)電。各裝置建成投產(chǎn)后，始終連續(xù)穩(wěn)定、長周期運行。裝備國產(chǎn)化率已達90%以上，由于國產(chǎn)化率高，裝置投資較其它加壓氣扮裝置都低。水煤漿加壓氣化與其它加壓氣扮裝置建設(shè)費用的比例為Shell法：GSP法：多噴嘴水煤漿加壓氣化：水煤漿法=(2-2.5)：(1.4-1.6)：(1.2-1.3)：1。對于水煤漿加壓氣化技術(shù)國內(nèi)已把握了豐富的工程技術(shù)閱歷，已培育出一大批把握該技術(shù)的設(shè)計、設(shè)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(shù)人員，所以從建設(shè)、投產(chǎn)到正常連續(xù)運行的周期比較短，這是業(yè)主所期望的。缺點是氣化用原料煤受氣化爐耐火襯里的限制，相宜于氣化低灰熔點的煤。碳轉(zhuǎn)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(chǎn)磚壽命為一年左右，1臺投煤量為1000t/d的氣化爐耐火磚約需500萬元左右，有待改進。氣化燒嘴壽命較短，一般使用2個月后，需停車進行檢查、修理或更換噴嘴頭部，有待改進和提高。

我國自魯南化肥廠第一套水煤漿加壓氣扮裝置（2臺氣化爐）1993年建成投產(chǎn)以來，相繼建成了上海焦化廠氣扮裝置（4.0MPa氣化，4臺氣化爐，于1995年建成投產(chǎn)），渭河化肥廠氣扮裝置（6.5MPa氣化，3臺氣化爐，于1996年建成投產(chǎn)），淮南化肥廠氣扮裝置（4.0MPa氣化，3臺氣化爐，于2000年建成投產(chǎn)），金陵石化公司化肥廠氣扮裝置（4.0MPa氣化，3,,,,臺氣化爐,于2024年建成投產(chǎn)），浩良河化肥廠氣扮裝置（3.0～4.0MPa氣化，3臺氣化爐，于2024年建成投產(chǎn)），南化公司氣扮裝置（8.5MPa氣化，2024年建成投產(chǎn)），南京惠生氣扮裝置（6.5MPa氣化，2024年建成投產(chǎn)）等裝置。由于我國有關(guān)生產(chǎn)廠的細心消化汲取，已把握了豐富的連續(xù)穩(wěn)定運轉(zhuǎn)閱歷，新裝置一般都能順當投產(chǎn)，短期內(nèi)便能連續(xù)穩(wěn)定、高產(chǎn)、長周期運行。并且把握了以石油焦為原料的氣化工藝技術(shù)。

還有一點需要提一下的是煤耗和氧耗問題，它與原料煤質(zhì)的關(guān)系比較大。無論是Shell法或GSP法，在用干粉煤氣化時，需向氣化爐內(nèi)輸入過熱蒸汽，其用量以有效氣（CO＋H2）計為120～150kg/km3，過熱蒸汽與粉煤的比例為（0.22～0.25）∶1，相當于水煤漿中含水20%。干粉煤氣化宣揚資料上介紹的煤耗和氧耗，實際上是忽視了生產(chǎn)過熱蒸汽所用的煤耗。在正常生產(chǎn)時，如需燃燒一部分然料氣，必將增加氧耗及燃料氣耗（折煤耗），備煤時煤干燥需要增加煤耗。宣揚資料介紹，這兩種方法的煤耗和氧耗比較低，有效氣（CO＋H2）煤耗為550～600kg/km3，氧耗為330～360m3/km3，加上以上這些煤耗和氧耗，實際上有效氣（CO＋H2）總煤耗將為590～670kg/km3，總

氧耗將為380～410m3/km3。煤耗和氧耗不僅不低，而且比水煤漿氣化法高或相仿。另外還要考慮制備干煤粉及輸送干煤粉增加的電耗和激冷用返回氣循環(huán)壓縮機增加的電耗。

鑒于以上幾點，水煤漿加壓氣化工藝技術(shù)是一項成熟、國產(chǎn)化率高、投資省、建成后就能順當投產(chǎn)，長周期穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)的工藝技術(shù)。存在的缺點有待在生產(chǎn)實踐中改進提高。

7、多元料漿加壓氣化技術(shù)

多元料漿加壓氣化技術(shù)是西北化工討論院提出的，具有自主學問產(chǎn)權(quán)。其基本生產(chǎn)裝置與水煤漿加壓氣化技術(shù)相仿，屬氣流床單燒嘴下行制氣。典型的多元化料漿組成為煤60%-65%、油料10%-15%，水20%-30%，粘度不大于2500cP。但在制備多元化料漿時摻入油類的方法與當前我國氮肥工業(yè)以煤代油轉(zhuǎn)變原料路線的方針不符合，是不行取的，有待改進。

8、多噴嘴（四燒嘴）水煤漿加壓氣化技術(shù)

“九五”期間，華東理工高校、兗礦魯南化肥廠、中國天辰化學工程公司擔當了國家重點科技攻關(guān)課題“新型（多噴嘴對置）水煤漿氣化爐開發(fā)”。該技術(shù)為氣流床多燒嘴下行制氣，氣化爐內(nèi)用耐火磚襯里。開發(fā)勝利后，相繼在山東德州華魯恒升化工有限公司建設(shè)了一套氣化壓力為6.5MPa、日處理煤750t的氣化爐系統(tǒng)，于2024年6月正式投入運行，至今運轉(zhuǎn)良好。在山東滕州兗礦國泰化工有限公司建設(shè)了兩套氣化壓力為4.0MPa、氣化溫度約為1300℃、日處理煤1150t的氣化爐系統(tǒng)，配套生產(chǎn)240kt/a甲醇，聯(lián)產(chǎn)IGCC聯(lián)合循環(huán)

發(fā)電，發(fā)電力量為71.8MW，現(xiàn)在實際發(fā)電力量已達到80MW。于2024年7月21日一次投料勝利，運行至今。經(jīng)考核驗收，同樣以北宿洗煤為原料氣化，多噴嘴水煤漿加壓氣化與單燒嘴加壓氣化相比，氣化技術(shù)指標見表1，氣化用煤種分析見表2。

表1：多噴嘴氣化與單燒嘴氣化結(jié)果對比表

多噴嘴氣化爐與單燒嘴氣化爐相比，有效氣成分提高2～3個百分點，CO2含量降低2～3個百分點，碳轉(zhuǎn)化率提高2～3個百分點，比煤耗可降低約2.2%，噸甲醇煤耗削減100～150kg，比氧耗可降低6.6～8%，這是很有吸引力的。同時調(diào)整負荷比單燒嘴氣化爐敏捷。相宜于氣化低灰熔點的煤。

已建成及在建項目共12家，31臺氣化爐。已順當投產(chǎn)的有3家，5臺氣化爐。在建的最大氣化爐投煤量為2000t/d，6.5MPa。值得一提的是該技術(shù)現(xiàn)已跨出國門，美國Valero能源公司最近已打算采納

多噴嘴水煤漿加壓氣化技術(shù)，采納石油焦為原料加壓氣化。目前已與華東理工高校簽訂了許可證授權(quán)合同，與中國天辰工程公司簽訂了基礎(chǔ)設(shè)計合同。該技術(shù)暴露出來的問題是燒嘴使用壽命與GEGP法一樣較短；氣化爐頂部耐火磚磨蝕較快，以及同樣直徑同生產(chǎn)力量的氣化爐，其高度比GEGP德士古單燒嘴氣化爐高，又多了三套燒嘴和相應(yīng)的高壓煤漿泵、煤漿閥、氧氣閥、止回閥、切斷閥及連鎖掌握儀表，一套投煤量1000t/d的氣化爐投資比單燒嘴氣化爐系統(tǒng)多2000～3000萬元。與一個有3套投煤量為1000t/d的氣化爐、日處理原料煤2000t的煤氣扮裝置比較，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(chǎn)品的固定成本。但該技術(shù)屬我國獨有的自主學問產(chǎn)權(quán)技術(shù)，在技術(shù)轉(zhuǎn)讓費方面比引進GEGP德士古水煤漿氣化技術(shù)要少得多，還是很有競爭力的。該技術(shù)有待在生產(chǎn)實踐中進一步改進提高。

9、殼牌（Shell）干粉煤加壓氣化技術(shù)

殼牌（Shell）干粉煤加壓氣化技術(shù)，屬于氣流床加壓氣化技術(shù)?？蓺饣置骸熋?、無煙煤、石油焦及高灰熔點的煤。入爐原料煤為經(jīng)過干燥、磨細后的干煤粉。如需添加助熔劑，原料煤可以與助熔劑在磨煤機中混磨。干燥后的粉煤用氮氣氣力送至料斗中，再用高壓氮氣輸送到氣化爐，從氣化爐下部的噴嘴進入氣化爐。屬多燒嘴上行制氣。目前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(yè)化聯(lián)合循環(huán)發(fā)電的業(yè)績，尚無更高氣化壓力的業(yè)績。這種氣化爐采納水冷壁，無耐火磚襯里。熔融灰渣沿水冷壁南而

下，排入爐底水槽。水冷壁內(nèi)壁涂有一層SiC耐火材料，熔渣在水冷壁上結(jié)成固體熔渣層，達到以渣抗渣的目的。為便于檢修，水冷壁與氣化爐殼體間留有800mm環(huán)隙。環(huán)隙間充有250-300℃的有壓合成氣。為調(diào)整爐溫，需向氣化爐內(nèi)輸入中壓過熱蒸汽。采納廢熱鍋爐冷卻回收煤氣的顯熱，副產(chǎn)蒸汽，氣化溫度可以達到1400-1600℃，氣化壓力可達3.0-4.0MPa，可以氣化高熔點的煤，但為了操作穩(wěn)定，仍需在原料煤中添加石灰石作助熔劑。該種爐型原設(shè)計是用于聯(lián)合循環(huán)發(fā)電的，國內(nèi)在本世紀初至今開頭有13家已簽訂技術(shù)引進合同16套20臺氣化爐，其最終產(chǎn)品有合成氨、甲醇、氫氣、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(tǒng)的防爆要求嚴格；氣化爐燒嘴為多噴嘴，有4個（也可用6個）對稱式布置，調(diào)整負荷比較敏捷；為了防止高溫氣體排出時夾帶的熔融態(tài)和粘結(jié)性飛灰在氣化爐后的輸氣導管換熱器、廢熱鍋爐管壁粘結(jié)，采納將高溫除灰后的部分330-350℃、含塵量2mg/m3左右的氣體與部分水洗后的160-165℃、含塵量1mg/m3左右的氣體混合，混合后的氣體溫度約200℃，用返回氣循環(huán)壓縮機加壓送到氣化爐頂部，將氣化爐排出的高溫合成氣激冷至900℃后，再進入廢熱鍋爐熱量回收系統(tǒng)，返回氣的量很大，相當于氣扮裝置產(chǎn)氣量的80%～85%，因返回氣溫度高達200℃、含塵、CO含量高達65%左右、又含有H2S，對返回氣循環(huán)壓縮機的密封性能和操作條件要求非?？量?，不但投資高，多耗動力，而且出故障的環(huán)節(jié)也多；出廢熱鍋爐后的合成氣，采納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，而且修理工作量大，每年需要更換一次過熱元件，以投煤量1000t/d的氣扮裝置為例，每年需500萬元，修理費用也高。廢熱鍋爐修理工作量也大，故障也多，修理費用也高。據(jù)介紹碳轉(zhuǎn)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）含量高達90%左右，有效氣（CO+H2）比煤耗為550-600kg/km3，比氧耗為330-360m3/km3（用河南新密煤時，比煤耗為709kg/km3，比氧耗為367.2m3/km3。所以在這里要說明一點，無論哪一種煤氣化技術(shù)，資料上介紹的比煤耗和比氧耗都是在特定條件下的數(shù)據(jù)，某一煤種準確的數(shù)據(jù)，應(yīng)當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，要用同一個煤種數(shù)據(jù)作為評價的依據(jù)。）；比蒸汽（過熱蒸汽）耗為

120-150kg/km3，可副產(chǎn)蒸汽880-900kg/km3。其存在的問題是氣扮裝置的氮氣（或CO2）消耗量相當大，還需配套超高壓氮壓機、高壓氮壓機、低壓氮壓機，以及激冷氣壓縮機，不但投資高，而且能耗也高。生產(chǎn)上，煤的干燥、磨粉增加的動力能耗，輸入中壓過熱蒸汽［水蒸汽與煤比為（0.22～0.25）∶1，相當于水煤漿中含水20%］等所增加的煤耗、動力能耗，相應(yīng)抵消了干法進料的煤耗和氧耗低的優(yōu)點。另一點是專利商只有一套用于發(fā)電的裝置，缺乏用于煤化工生產(chǎn)的業(yè)績。荷蘭怒恩電力公司布根努姆電廠的（Demkolec）煤氣聯(lián)合循環(huán)發(fā)電裝置為調(diào)峰電廠。據(jù)中國氮肥工業(yè)協(xié)會赴歐洲技術(shù)考察報告介紹，該發(fā)電裝置設(shè)計氣化爐投煤量為2000t/d，設(shè)計發(fā)電力量284MW，外送電253MW（外送電應(yīng)為2216.28GWh/a）,自用電31MW，全部

總投資（按1989年物價指數(shù)）為850×106荷蘭盾，折350×106歐元（3.5億歐元）其中：

氣扮裝置占27%折94.5×106歐元

空分裝置占9%折31.5×106歐元

燃氣循環(huán)（IGCC）占31%折108.5×106歐元

發(fā)電機系統(tǒng)占5%折17.5×106歐元

自控系統(tǒng)占10%折35×106歐元

供配電系統(tǒng)占8%折28×106歐元

專利費及界區(qū)內(nèi)設(shè)計費占10%折35×106歐元

設(shè)計的發(fā)電能量利用率為43%～44%，折單位發(fā)電投資額為1400美元/kW。建設(shè)期6年，1993年底建成，1994～1997年試運轉(zhuǎn)，1998年1月開頭進入商業(yè)運行。自1999年至2024年的5年商業(yè)性運行中，煤制氣發(fā)電平均年運行時間為268d（6432h），占全年運行時間的73.4%。煤制氣發(fā)電外送電量平均為906GW·h，為設(shè)計年外供電量（2216.26GW·h）的40.88%。煤制氣實際發(fā)電量（包括自用電199.4GW·h）為1105.4GW·h，為設(shè)計年實際發(fā)電量的44.43%。按年平均運行時間268天計，實際發(fā)電量應(yīng)為1826.7GW·h，設(shè)計日投煤量為2000t，實際平均日投煤量為1210t，生產(chǎn)負荷率只有60.5%。從以上分析看，這套煤制氣發(fā)電裝置平均年運行時間為268d（6432h），與水煤漿氣扮裝置的氣化爐平均年運行時間（每臺270～300d/a）相仿，但是生產(chǎn)負荷率只有60.5%，長期是低負荷，低運行率。專利商明明知道這套示范發(fā)電裝置長期低負荷、低運行率的實際狀況，還

推舉在中國建的煤化工生產(chǎn)裝置，只建一臺氣化爐系統(tǒng)，不設(shè)備用爐，是有其難言的苦衷的。由于該煤氣化系統(tǒng)設(shè)備浩大、結(jié)構(gòu)簡單、修理困難、系統(tǒng)掌握要求高、投資高、建設(shè)周期長，建備用氣化爐系統(tǒng)，明顯投資太大、無競爭力。但是煤化工生產(chǎn)要求全裝置常年連續(xù)穩(wěn)定高效生產(chǎn)，遠比一座調(diào)峰電廠的生產(chǎn)要求嚴，調(diào)峰電廠除煤制氣發(fā)電系統(tǒng)外，還另有燃油或自然?氣發(fā)電系統(tǒng)可作為備用。而我國引進的Shell煤氣扮裝置只設(shè)一臺氣化爐，單系列生產(chǎn)，沒有備用爐，在煤化工生產(chǎn)中能否常年連續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)是沒有保證的。煤化工生產(chǎn)系統(tǒng)若因此而常常開開停停，工廠年運行率低、生產(chǎn)負荷低，工廠的經(jīng)濟損失將是很大的。一套不設(shè)備用爐的裝置投資相當于設(shè)備用爐的GEGP德士古氣扮裝置或多噴嘴水煤漿氣扮裝置投資的2～2.5倍，排出氣化爐的高溫煤氣用浩大的、投資高的廢熱回收鍋爐回收顯熱副產(chǎn)蒸汽后，如用于煤化工，尚需將蒸汽返回后續(xù)一氧化碳變換系統(tǒng)，如用于制合成氨和氫氣，副產(chǎn)的蒸汽量還不夠用。同時另外還需要另設(shè)中壓過熱蒸汽系統(tǒng)，供應(yīng)氣化所需的過熱蒸汽。本人認為目前Shell帶廢熱鍋爐的干粉煤加壓氣化技術(shù)并不適用于煤化工生產(chǎn)的，有待改進。所以業(yè)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，被專利商牽著鼻子走，要將工程項目的全流程做技術(shù)經(jīng)濟評價，要把空分系統(tǒng)的投資和電耗差別，磨煤系統(tǒng)的電耗差別，原料煤干燥系統(tǒng)的煤耗差別，輸煤系統(tǒng)的電耗差別，備煤及輸煤系統(tǒng)的投資差別，輸入氣化爐的過熱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(jié)論。

我國采納Shell干煤粉加壓氣化工藝的裝置自2024年開頭，間續(xù)投料試生產(chǎn)的，已有好幾家，但是至今尚無一家達到長周期穩(wěn)定滿負荷正常生產(chǎn)。主要的緣由是系統(tǒng)流程長，設(shè)備結(jié)構(gòu)簡單。無論是采納高灰分、高灰熔點的煤還是低灰分、低灰熔點的煤進行氣化，都會消失水冷壁能否勻稱掛渣的問題、氣化爐頂輸氣管換熱器和廢熱鍋爐積灰問題、高溫中壓干法飛灰過濾器除塵效率和力量問題、每天產(chǎn)生的大量飛灰的出路問題、激冷氣壓縮機故障多的問題、水洗冷卻除塵的黑水系統(tǒng)故障問題。該工藝第一次用于煤化工（尤其是制合成氨、制甲醇、制氫），煤化工對除塵凈化、長周期穩(wěn)定正常生產(chǎn)的要求程度，遠高于發(fā)電。一套新裝置投入生產(chǎn)到正常穩(wěn)定生產(chǎn)，當然需要有一個磨合期，但是不能太長，否則企業(yè)很難承受。本人認為可以首先在原料煤上作改進，改進多出故障的源頭，先采納低灰分、低灰熔點的煤為原料，摸索出長周期穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)的閱歷。其次是增設(shè)采納激冷流程的備用氣化爐，在現(xiàn)有Shell爐的基礎(chǔ)上改激冷流程是很難的，應(yīng)當采納多噴嘴下行制氣的氣化爐，這比較簡單實現(xiàn)。Shell干煤粉加壓氣化工藝，在環(huán)保問題上，對飛灰的出路和綜合利用應(yīng)賜予高度重視。依據(jù)荷蘭示范電廠的操作數(shù)據(jù)，飛灰和粗渣排出量見表3。

表3飛灰和粗渣逐年排出量統(tǒng)計

粗渣含碳約為0.5%（質(zhì)量分率），飛灰含碳約為40%（質(zhì)量分率），原料煤含灰量平均約為13%（質(zhì)量分率），按實際發(fā)電量折算，實際平均日投煤量為1210t。5年內(nèi)煤氣化操作1340天，排出飛灰量為54902t，平均日排飛灰量為41t。如投煤量按2000t/d計，每天從高溫中壓飛灰過濾器排出飛灰達68t，如原料煤中含灰量為20%，每天排出飛灰達105t。飛灰如何綜合利用，或回氣化爐、或找固定用戶是值得企業(yè)關(guān)注的大問題，如找不到固定用戶而隨便堆放，將對四周環(huán)境產(chǎn)生污染。

現(xiàn)在問題已充分暴露出來，Shell干煤粉加壓氣化廢熱鍋爐流程是為聯(lián)合循環(huán)發(fā)電而設(shè)計的，不適應(yīng)于煤化工生產(chǎn)。同時，裝置本身還存在不少缺點和問題，有待解決。有些人士至今還不情愿承認當時選用Shell干煤粉加壓氣化工藝廢熱鍋爐流程，用于煤化工的決策和盲目推廣是錯誤的，我認為應(yīng)當引起用戶、有關(guān)領(lǐng)導、規(guī)劃部門和工程公司的重視和深思。

所以我國引進的Shell煤氣扮裝置只設(shè)一臺氣化爐單系列生產(chǎn)，沒有備用爐，在煤化工生產(chǎn)中能否常年連續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)應(yīng)予高度重視。一套不設(shè)備用爐的Shell煤氣扮裝置投資相當于設(shè)備用爐的Texaco氣扮裝置投資的2-2.5倍，排出氣化爐的高溫煤氣用浩大的、投資高的廢熱鍋爐回收顯熱副產(chǎn)蒸汽后，如用于煤化工，尚需將蒸汽返回后續(xù)一氧化碳變換系統(tǒng)，如用于制合成氨和氫氣，副產(chǎn)的蒸汽還不夠用。

同時另外還需要另設(shè)中壓過熱蒸汽系統(tǒng)用于氣化。目前Shell帶鍋爐的干煤粉加壓氣化技術(shù)并不適用于煤化工生產(chǎn)，有待改進。

10、西門子GSP干煤粉加壓氣化技術(shù)

GSP干煤粉加壓氣化技術(shù)，屬于氣流床加壓氣化技術(shù)，是在1979年進展起來的。1979年前德國燃料討論所在弗來堡建立了一套熱負荷為3MW的煤氣化中試裝置，氣化爐內(nèi)有耐火材料襯里。1996年又建了一套熱負荷為5MW的煤氣化中試裝置，氣化爐為水冷壁結(jié)構(gòu)，曾試燒過各種不同原料和煤種。1984年在黑水泵市建立了一套熱負荷為130MW的氣扮裝置，氣化爐內(nèi)有水冷壁內(nèi)件，日投煤量為720t褐煤，產(chǎn)氣量為50000m3/h，是一套商業(yè)性示范裝置，用以生產(chǎn)燃料氣，氣化操作壓力為2.8MPa，操作溫度為1400℃。1984～1990年采納褐煤為原料氣化，有約6年氣化褐煤的閱歷。后來又氣化過城市垃圾、工業(yè)廢物、焦油等物料，主要是氣化焦油。從1998年開頭氣化焦油，生產(chǎn)出來的煤氣與固定層氣化爐生產(chǎn)的煤氣聯(lián)網(wǎng)，用以生產(chǎn)甲醇和聯(lián)合循環(huán)發(fā)電（IGCC）。這套裝置至今尚在正常運行。2000年在英國巴斯夫工廠建成了一套GSP氣扮裝置，用以處理化工廠排出含氯廢水，氣化爐熱負荷為30MW，氣化壓力為2.9MPa，氣化溫度為1400℃，激冷型流程。2024年在捷克Vresova工廠又建成了一套GSP氣扮裝置，原料為焦油，氣化爐熱負荷為175MW，氣化操作壓力為2.8MPa，操作溫度為1400℃，用于聯(lián)合循環(huán)發(fā)電。GSP氣化爐當氣化煤炭時，原料煤需經(jīng)過干燥、磨細的干煤粉由氣化爐頂部進入，屬單燒嘴下行制氣，底部排渣。氣化爐內(nèi)有水冷壁內(nèi)件，目前最大的

GSP氣化爐是每天投煤量720t褐煤，操作壓力2.8MPa，操作溫度1400-1500℃，為調(diào)整爐溫需向氣化爐內(nèi)輸入過熱蒸汽，因此需另設(shè)供應(yīng)4.5～5MPa過熱蒸汽的系統(tǒng)。有6年采納褐煤為原料進行氣化的閱歷。氣化高灰熔點的煤時，可以在原料中添加石灰石作助熔劑，因采納水冷激流程，所以投資比Shell爐要省得多，兩者投資是Shell爐：GSP爐=(1.34-1.67)：1（另外其它資料有1.43～1.56：1），適用于煤化工生產(chǎn)，據(jù)專利商介紹，噴嘴壽命長，可用1年以上，但實際生產(chǎn)每隔1個半月左右需要停爐檢查一次和修理。碳轉(zhuǎn)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）含量高達90%以上，有效氣（CO+H2）比煤耗為550-600kg/km3，比氧耗為330-360m3/km3，比蒸汽（過熱蒸汽）耗為120-150kg/km3?；旧吓cShell法相像。正常時要燃燒液化氣或其他可燃氣體，以便于點火，防止熄火和確保平安生產(chǎn)。有文獻介紹，如燒液化氣，以一套日處理720t褐煤的氣扮裝置為例，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(chǎn)時燒自產(chǎn)煤氣，按熱值折算，每小時要消耗自產(chǎn)煤氣約3500m3，以煤價450元/t計，自產(chǎn)煤氣成本價0.45～0.5元/m3，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(nèi)用壓力為

4.0MPa（應(yīng)高于氣化爐壓力）、溫度達250℃的水冷卻，在盤管內(nèi)不產(chǎn)生蒸汽，只在器外冷卻水循環(huán)系統(tǒng)中副產(chǎn)0.5MPa的低壓蒸汽。氣

化爐外殼還設(shè)計有水夾套，用冷卻水進行冷卻，外殼溫度低于60℃，所以熱損失比較大。世界上目前采納GSP氣化技術(shù)的有3家，但是現(xiàn)在都沒有用來氣化煤炭，其中黑水泵氣化廠的那一套裝置，只有6年氣化褐煤的業(yè)績，沒有長期氣化高灰分、高灰熔點煤的業(yè)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(yīng)當首選低灰分、低灰熔點的煤。目前國外在建的有加拿大能源公司的IGCC項目，投煤量為2000t/d，及美國平安能源公司合成自然?氣項目，投煤量為2×2000t/d。國內(nèi)神華寧夏煤業(yè)集團有限責任公司已打算采納GSP干煤粉加壓氣化技術(shù)建設(shè)1670kt/a甲醇制烯烴項目，投煤量為5×2000t/d。此外還有山西蘭花煤化工有限公司300kt/a合成氨及100kt/a甲醇項目，投煤量為2×2000t/d，以無煙煤為原料。作為商業(yè)性示范裝置，盼望此兩項目早日建成，順當投產(chǎn)。

11、兩段式干煤粉加壓氣化技術(shù)

TPRI兩段式干煤粉加壓氣化技術(shù)是西安熱工討論院有限公司開

發(fā)勝利的，具有自主學問產(chǎn)權(quán)，1997年建成一套0.7t/d的試驗裝置,完成了14種典型動力煤種的加壓氣化試驗討論，2024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168h連續(xù)運行考核，累計運行達2200h以上，達到了以下技術(shù)指標：碳轉(zhuǎn)化率≥98.3%,有效氣（CO+H2）比煤耗為520kg/km3，比氧耗為300～310m3/km3，有效氣（CO+H2）含量89～93%，冷煤氣效率81～84%，熱效率90～95%，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，可氣化煤種的水分范圍4%-35%，可氣化

煤種灰分范圍5%-31%，可氣化煤種灰熔點范圍1200-1500℃。氣化壓力3.0-4.0MPa，氣化溫度范圍1300-1700℃，不產(chǎn)生焦油、酚等，其典型合成氣成分為CO62.38%，H229.36%，CO222.76%，CH40.26%-0.5%，N24.87%，H2S等0.37%。

其特點是采納兩段氣化，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。中部噴入占總煤量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1400～1500℃高溫煤氣急冷至900-1000℃，替代了Shell煤氣化技術(shù)中的循環(huán)合成氣激冷流程，可以節(jié)約投資，提高冷煤氣效率和熱效率；氣化爐采納水冷壁結(jié)構(gòu)，其缺點是合成氣中CH4含量較高，對制合成氨、甲醇、氫氣不利。廢熱鍋爐型氣扮裝置適用于聯(lián)合循環(huán)發(fā)電。

其示范裝置投煤量2000t/d級兩段式干煤粉加壓氣化爐（全廢熱鍋爐流程）已打算用于華能集團“綠色煤電”項目，設(shè)計氣化壓力3.0～3.5MPa，氣化操作溫度1400～1500℃，產(chǎn)氣量165000m3/h，有效氣（CO＋H2）比氧耗310m3/1000m3，冷煤氣效率83%,有效氣（CO＋H2）含量91%，發(fā)電量250MW。另一套示范裝置為兩段式干煤粉加壓氣化爐（激冷流程），已打算用于內(nèi)蒙古世林化工有限公司300kt/a甲醇項目，設(shè)計氣化壓力為4.0MPa，氣化操作溫度1400～1500℃，輸送干煤粉的氣體為CO2，單臺氣化爐設(shè)計投煤量為1000t/d（激冷流程），有效氣產(chǎn)量71500m3/h，有效氣（CO＋H2）比氧耗310m3/1000m3。冷煤氣效率83%，有效氣（CO＋H2）含量91%。第三套示范裝置

用于山西華鹿200kt/a甲醇項目，設(shè)計氣化壓力4.0MPa，采納高灰熔點（FT＞1500℃）煤，氣化操作溫度1500℃，輸送干煤粉的氣體為CO2，單臺氣化爐設(shè)計投煤量為1000t/d（激冷流程），煤氣產(chǎn)量79700m3/h，有效氣流量71500m3/h，有效氣（CO＋H2）比氧耗330m3/1000m3，冷煤氣效率81%，有效氣（CO＋H2）含量＞89%。盼望這三套示范裝置能預期順當投產(chǎn)。

兩段式干煤粉加壓氣化技術(shù)與Shell干煤粉加壓氣化技術(shù)的不同之處，在于兩段式干煤粉加壓氣化技術(shù)采納兩段氣化，將氣化爐出口的煤氣溫度從1400～1500℃降至900℃，而Shell干煤粉加壓氣化技術(shù)是采納循環(huán)返回氣將氣化爐出口煤氣溫度激冷至900℃，雖然都達到了將氣化爐出口煤氣降至900℃的目的，但兩段式氣化存在以下幾個問題。

（1）由于從氣化爐中部噴入干煤粉和過熱蒸汽后，利用下部上來的1400～1500℃高溫煤氣使中部噴入的干煤粉干餾熱解和氣化，存在氣化爐出口煤氣含CH4量較高的問題，不利于制氨、制甲醇和制氫。

（2）中部噴入的干煤粉產(chǎn)生的灰由于環(huán)境溫度低于灰熔點，不行能呈熔融態(tài)排出爐外。同時，由于二段氣化后產(chǎn)生的煤氣總量加大，二段氣化過程產(chǎn)生的灰渣和飛灰必將大量被煤氣從氣化爐頂部帶出。在二段氣化中部噴入的干煤粉量占總煤量的15%～20%，帶出的灰渣和飛灰量也就會相應(yīng)增加，這部分飛灰的量（包括帶出的灰渣）必將大于Shell加壓氣化。再加上Shell爐的循環(huán)返回氣量為氣扮裝置實

際煤氣產(chǎn)量的80%～85%，總氣量達氣扮裝置實際煤氣產(chǎn)量（或煤氣流速）的180%～185%，而改為兩段氣化后，出氣化爐的煤氣量只相當于Shell爐出口總氣量的55%，即煤氣流量削減到只有55%，相應(yīng)