13种煤气化工艺的优缺点及比较Word文档格式.docx
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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；
另一种是水冷激型，制得的合成气水气比高达1.3～1.4，能满足后续CO变换工序的需要，变换工序不需要外供蒸汽同，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蒸汽、高压氮气及输送气化用原料煤的N2和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，同时由于采用热壁炉，炉内热容量比较大，气化炉升温至1000℃以上后，即可直接喷水煤浆投料，生产安全可靠。
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）。
煤气除尘也比较简单，可以了只需要一个文丘里洗涤器和一台洗涤塔就可以了，无需价格昂贵的高温高压飞灰过滤器，投资省。
单炉年运转时间为270～300天，碳转化率达96%-98%，有效气成分（CO+H2）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8套，24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，装置投资较其它加压气化装置都低。
水煤浆加压气化与其它加压气化装置建设费用的比例为Shell法：
GSP法：
多喷嘴水煤浆加压气化：
水煤浆法=（2-2.5）：
（1.4-1.6）：
（1.2-1.3）：
1。
对于水煤浆加压气化技术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，所以从建设、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，1台投煤量为1000t/d的气化炉耐火砖约需500万元左右，有待改进。
气化烧嘴寿命较短，一般使用2个月后，需停车进行检查、维修或更换喷嘴头部，有待改进和提高。
我国自鲁南化肥厂第一套水煤浆加压气化装置（2台气化炉）1993年建成投产以来，相继建成了上海焦化厂气化装置（4.0MPa气化，4台气化炉，于1995年建成投产），渭河化肥厂气化装置（6.5MPa气化，3台气化炉，于1996年建成投产），淮南化肥厂气化装置（4.0MPa气化，3台气化炉，于2000年建成投产），金陵石化公司化肥厂气化装置（4.0MPa气化，3,,,,台气化炉,于2005年建成投产），浩良河化肥厂气化装置（3.0～4.0MPa气化，3台气化炉，于2005年建成投产），南化公司气化装置（8.5MPa气化，2006年建成投产），南京惠生气化装置（6.5MPa气化，2007年建成投产）等装置。
由于我国有关生产厂的精心消化吸收，已掌握了丰富的连续稳定运转经验，新装置一般都能顺利投产，短期内便能连续稳定、高产、长周期运行。
并且掌握了以石油焦为原料的气化工艺技术。
还有一点需要提一下的是煤耗和氧耗问题，它与原料煤质的关系比较大。
无论是Shell法或GSP法，在用干粉煤气化时，需向气化炉内输入过热蒸汽，其用量以有效气（CO＋H2）计为120～150kg/km3，过热蒸汽与粉煤的比例为（0.22～0.25）∶1，相当于水煤浆中含水20%。
干粉煤气化宣传资料上介绍的煤耗和氧耗，实际上是忽略了生产过热蒸汽所用的煤耗。
在正常生产时，如需燃烧一部分然料气，必将增加氧耗及燃料气耗（折煤耗），备煤时煤干燥需要增加煤耗。
宣传资料介绍，这两种方法的煤耗和氧耗比较低，有效气（CO＋H2）煤耗为550～600kg/km3，氧耗为330～360m3/km3，加上以上这些煤耗和氧耗，实际上有效气（CO＋H2）总煤耗将为590～670kg/km3，总氧耗将为380～410m3/km3。
煤耗和氧耗不仅不低，而且比水煤浆气化法高或相仿。
另外还要考虑制备干煤粉及输送干煤粉增加的电耗和激冷用返回气循环压缩机增加的电耗。
鉴于以上几点，水煤浆加压气化工艺技术是一项成熟、国产化率高、投资省、建成后就能顺利投产，长周期稳产高产的工艺技术。
存在的缺点有待在生产实践中改进提高。
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。
典型的多元化料浆组成为煤60%-65%、油料10%-15%，水20%-30%，粘度不大于2500cP。
但在制备多元化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
“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”。
该技术为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升化工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、气化温度约为1300℃、日处理煤1150t的气化炉系统，配套生产240kt/a甲醇，联产IGCC联合循环发电，发电能力为71.8MW，现在实际发电能力已达到80MW。
于2005年7月21日一次投料成功，运行至今。
经考核验收，同样以北宿洗煤为原料气化，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4，气化用煤种分析见表5。
表4：
多喷嘴气化与单烧嘴气化结果对比表
项目
多喷嘴气化
单烧嘴气化（Texaco）
有效气（CO＋H2）含量/%
84.9
82～83
碳转化率/%
＞98
96～98
有效气比煤耗/kg/km3
535
约547
有效气比氧耗/m3/km3
314
约336
表5气化用煤质分析表
项目
数值
工业分析
元素分析
灰熔点/℃
水分（Mad）/%
2.18
全硫（Stad）/%
2.84
DT
1090
灰分（Ad）/%
7.32
碳（Cad）/%
74.73
ST
1100
挥发分（Vdaf）/%
45.44
氢（Had）/%
5.13
HT
1120
固定碳（FC）/%
49.46
氧（Oad）/%
8.77
FT
1130
氮（Nad）/%
1.20
多喷嘴气化炉与单烧嘴气化炉相比，有效气成分提高2～3个百分点，CO2含量降低2～3个百分点，碳转化率提高2～3个百分点，比煤耗可降低约2.2%，吨甲醇煤耗减少100～150kg，比氧耗可降低6.6～8%，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12家，31台气化炉。
已顺利投产的有3家，5台气化炉。
在建的最大气化炉投煤量为2000t/d，6.5MPa。
值得一提的是该技术现已跨出国门，美国Valero能源公司最近已决定采用多喷嘴水煤浆加压气化技术，采用石油焦为原料加压气化。
目前已与华东理工大学签订了许可证授权合同，与中国天辰工程公司签订了基础设计合同。
该技术暴露出来的问题是烧嘴使用寿命与GEGP法一样较短；
气化炉顶部耐火砖磨蚀较快，以及同样直径同生产能力的气化炉，其高度比GEGP德士古单烧嘴气化炉高，又多了三套烧嘴和相应的高压煤浆泵、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多2000～3000万元。
与一个有3套投煤量为1000t/d的气化炉、日处理原料煤2000t的煤气化装置比较，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GEGP德士古水煤浆气化技术要少得多，还是很有竞争力的。
该技术有待在生产实践中进一步改进提高。
9、壳牌（Shell）干粉煤加压气化技术
壳牌（Shell）干粉煤加压气化技术，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。
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力送至料斗中，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。
这种气化炉采用水冷壁，无耐火砖衬里。
熔融灰渣沿水冷壁南而下，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。
为便于检修，水冷壁与气化炉壳体间留有800mm环隙。
环隙间充有250-300℃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1400-1600℃，气化压力可达3.0-4.0MPa，可以气化高熔点的煤，但为了操作稳定，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开始有13家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、甲醇、氢气、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（也可用6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330-350℃、含尘量2mg/m3左右的气体与部分水洗后的160-165℃、含尘量1mg/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1000t/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%；
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）含量高达90%左右，有效气（CO+H2）比煤耗为550-600kg/km3，比氧耗为330-360m3/km3（用河南新密煤时，比煤耗为709kg/km3，比氧耗为367.2m3/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，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（过热蒸汽）耗为120-150kg/km3，可副产蒸汽880-900kg/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（0.22～0.25）∶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。
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2000t/d，设计发电能力284MW，外送电253MW（外送电应为2216.28GWh/a）,自用电31MW，全部总投资（按1989年物价指数）为850×
106荷兰盾，折350×
106欧元（3.5亿欧元）其中：
气化装置占27%折94.5×
106欧元
空分装置占9%折31.5×
燃气循环（IGCC）占31%折108.5×
发电机系统占5%折17.5×
自控系统占10%折35×
供配电系统占8%折28×
专利费及界区内设计费占10%折35×
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，1994～1997年试运转，1998年1月开始进入商业运行。
工厂1994～2003年主要运行数据见表1、2。
表1:
1994～2003年工厂发电产量统计（外送电量）
年份
电力产量/GW·
h
煤制气发电/GW·
燃油发电/GW·
生产负荷率/%
其中煤制气发电生产负荷率/%
1994
750
10
740
33.84
0.45
1995
790
250
540
35.65
11.28
1996
700
380
320
31.58
17.15
1997
1060
840
220
47.83
37.9
1998
1260
1010
56.85
45.57
1999
1390
300
62.72
49.18
2000
420
2001
1000
460
45.12
24.37
2002
1200
900
54.14
40.61
2003
1400
1160
240
63.17
52.34
表2：
1994～2003年工厂全年实际运行率统计（每年按365天计）
年运行率/%
煤制气发电天数/d
煤发电比例/%
燃油发电天数/d
燃油发电比例/%
100
7.0
2
358
98
1995
117
32
248
68
182.5
50
277
76
88
24
1998
296
81
69
19
285
78
80
22
245
67
120
33
270
74
95
26
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268d（6432h），占全年运行时间的73.4%。
煤制气发电外送电量平均为906GW·
h，为设计年外供电量（2216.26GW·
h）的40.88%。
煤制气实际发电量（包括自用电199.4GW·
h）为1105.4GW·
h，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1826.7GW·
h，设计日投煤量为2000t，实际平均日投煤量为1210t，生产负荷率只有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268d（6432h），与水煤浆气化装置的气化炉平均年运行时间（每台270～300d/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，供应气化所需的过热蒸汽。
本人认为目前Shell带废热锅炉的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
平均占排出物总量的比例/%
飞灰/t
粗渣/t
13524
57368
11120
53178
8586
38532
10205
47135
11467
41227
18.78
81.22
粗渣含碳约为0.5%（质量分率），飞灰含碳约为40%（质量分率），原料煤含灰量平均约为13%（质量分率），按实际发电量折算，实际平均日投煤量为1210t。
5年内煤气化操作1340天，排出飞灰量为54902t，平均日排飞灰量为41t。
如投煤量按2000t/d计，每天从高温中压飞灰过滤器
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