煤化工龙头：煤气化技术各流派一览

    煤气化技术是现代煤化工的基础，是通过煤直接液化制取油品或在高温下气化制得合成气，再以合成气为原料制取甲醇、合成油、天然气等一级产品及以甲醇为原料制得乙烯、丙烯等二级化工产品的核心技术。
   作为煤化工产业链中的“龙头”装置，煤气化装置具有投入大、可靠性要求高、对整个产业链经济效益影响大等特点。目前国内外气化技术众多，各种技术都有其特点和特定的适用场合，它们的工业化应用程度及可靠性不同，选择与煤种及下游产品相适宜的煤气化工艺技术是煤化工产业发展中的重要决策。
    工业上以煤为原料生产合成气的历史已有百余年。根据发展进程分析，煤气化技术可分为三代。
    第一代气化技术为固定床、移动床气化技术，多以块煤和小颗粒煤为原料制取合成气，装置规模、原料、能耗及环保的局限性较大；第二代气化技术是现阶段最具有代表性的改进型流化床和气流床技术，其特征是连续进料及高温液态排渣；第三代气化技术尚处于小试或中试阶段，如煤的催化气化、煤的加氢气化、煤的地下气化、煤的等离子体气化、煤的太阳能气化和煤的核能余热气化等。
    本文综述了近年来国内外煤气化技术开发及应用的进展情况，论述了固定床、流化床、气流床及煤催化气化等煤气化技术的现状及发展趋势。
    1 国内外煤气化技术的发展现状
    在世界能源储量中，煤炭约占79%，石油与天然气约占12%。煤炭利用技术的研究和开发是能源战略的重要内容之一。世界煤化工的发展经历了起步阶段、发展阶段、停滞阶段和复兴阶段。20世纪初，煤炭炼焦工业的兴起标志着世界煤化工发展的起步。此后世界煤化工迅速发展，直到20世纪中叶，煤一直是世界有机化学工业的主要原料。
    随着石油化学工业的兴起与发展，煤在化工原料中所占的比例不断下降并逐渐被石油和天然气替代，世界煤化工技术及产业的发展一度停滞。直到20世纪70年代末，由于石油价格大幅攀升，影响了世界石油化学工业的发展，同时煤化工在煤气化、煤液化等方面取得了显著的进展。特别是20世纪90年代后，世界石油价格长期在高位运行，且呈现不断上升趋势，这就更加促进了煤化工技术的发展，煤化工重新受到了人们的重视。
    中国的煤气化工艺由老式的UGI炉块煤间歇气化迅速向世界最先进的粉煤加压气化工艺过渡，同时国内自主创新的新型煤气化技术也得到快速发展。据初步统计，采用国内外先进大型洁净煤气化技术已投产和正在建设的装置有80多套，50%以上的煤气化装置已投产运行，其中采用水煤浆气化技术的装置包括GE煤气化27套（已投产16套），四喷嘴33套（已投产13套），分级气化、多元料浆气化等多套；采用干煤粉气化技术的装置包括Shell煤气化18套（已投产11套）、GSP 2套，还有正在工业化示范的Lurgi BGL技术、航天粉煤加压气化（HT-L）技术、单喷嘴干粉气化技术和两段式干煤粉加压气化（TPRI）技术等。
    1.1 固定床气化技术
    固定床气化技术也称移动床气化技术，是世界上最早开发和应用的气化技术。固定床一般以块煤或焦煤为原料，煤（焦）由气化炉顶部加入，自上而下经过干燥层、干馏层、还原层和氧化层，最后形成灰渣排出炉外，气化剂自下而上经灰渣层预热后进入氧化层和还原层。固定床气化的局限性是对床层均匀性和透气性要求较高，入炉煤要有一定的粒（块）度（6～50 mm）和均匀性。煤的机械强度、热稳定性、黏结性和结渣性等指标都与透气性有关，因此，固定床气化炉对入炉原料有很多限制。
    大型固定床气化技术包括Lurgi气化技术、BGL气化技术和YM气化技术等。加压固定床气化技术是在常压固定床气化技术基础上发展起来的，主要解决常压固定床气化技术中气化强度低、单炉处理负荷小等缺点，最有代表性的是Lurgi加压气化炉。
    BGL气化技术是在Lurgi气化技术基础上发展起来的，该技术最大的改进是降低了蒸汽与氧气的体积比，提高了气化反应区的温度，实现熔融态排渣，从而提高了生产能力，可更适合于灰熔点低的煤和对蒸汽反应活性较低的煤。
    1.2 流化床气化技术
    气化剂由炉底部吹入，使细粒煤（粒度小于6 mm）在炉内呈并逆流反应，该技术通常称为流化床气化技术。煤粒（粉煤）和气化剂在炉底锥形部分呈并流运动，在炉上筒体部分呈并流和逆流运动，固体排渣。并逆流气化对入炉煤的活性要求高，同时，炉温低、停留时间短会带来碳转化率低、飞灰含量高、残碳高、灰渣分离困难、操作弹性小等问题。具有代表性的炉型为常压Winkler炉和加压HTW炉、山西煤炭化学研究所灰熔聚技术炉型等。
    灰熔聚流化床气化技术是山西煤炭化学研究所于20世纪80年代末到90年代开发成功的一种流化床煤气化技术。在φ300 mm小型气化试验装置（投煤量1 t/d）、φ1 000 mm大型冷态试验装置和φ1 000 mm大型中间试验装置（操作压力0.1～0.5 MPa，投煤量24 t/d）的研究基础上，2001年该技术常压操作的工业装置在陕西城固化肥股份有限公司合成氨装置上运行成功。2008年7月在石家庄金石化肥有限责任公司建设一套加压灰熔聚流化床气化示范装置，投煤量300 t/d，在操作压力0.6 MPa下实现了77 h连续运行。
    1.3 气流床气化技术
    气流床气化技术采用粉煤或煤浆的进料方式，在气化剂的携带作用下，两者并流接触，煤料在高于其灰熔点的温度下与气化剂发生燃烧反应和气化反应。为弥补停留时间短的缺陷，必须严格控制入炉煤的粒度（小于0.1 mm），以保证有足够大的反应面积，灰渣以液态形式排出气化炉。气流床的主要特点是气化温度高、强度大、煤种适应性相对较强、气化指标好。但由于在高温下反应，存在出气化炉的气体显热高、冷煤气效率低、原料消耗高等缺点。
    气流床气化技术代表了当前煤气化技术发展的主流趋势，代表技术有GE水煤浆气化技术、康菲E-Gas气化技术、清华达立科分级气化技术、华东理工大学四喷嘴水煤浆气化技术、Shell粉煤气化技术、西门子GSP气化技术、航天炉HT-L技术以及单喷嘴冷壁式（SE）粉煤气化技术等。
    1.3.1 GE气化技术
    GE气化技术是目前应用最广泛、最成熟的气流床煤气化技术之一，气化工艺简单，气化压力高，生产装置压力最高达8.7 MPa。气化炉的主要结构是单喷嘴，采用下喷式，水煤浆进料，大部分气化炉采用水激冷工艺流程；在整体煤气化联合循环发电系统（IGCC）发电项目中也有气化炉采用废锅流程的。
    1.3.2 E-Gas气化技术
    E-Gas气化技术最早由Destec公司开发，后被Dow公司收购。气化炉采用“十”字形结构，水煤浆原料，两段气化，粗合成气配置废锅流程。第一段为水平圆筒，在1 316～1 427 ℃的熔渣温度下运行；第二段为内衬耐火材料且垂直于第一段的直立圆筒，该段采用向上气流床形式，有一路煤浆通过喷嘴均匀地分布到第一段来的热煤气中，水煤浆喷入量为总量的10％～15％。第二段是利用第一段煤气的显热来气化在第二段喷入的煤浆，从而将混合物的温度降至1 038 ℃，以保证热回收系统正常工作。
    E-Gas气化技术采用多个工艺烧嘴，单台气化炉能力大，采用半焦和细渣循环，提高了碳转化率。煤气净化处理较简单，渣水中不含焦油、酚等有害物质，可以回用制浆，环境污染较少。排渣系统采用特殊的连续排渣结构，降低了气化框架。但气化炉的“十”字形结构限制了操作压力的提高，废锅及排渣系统的特殊结构导致煤种选择范围相对严格。2010年3月，韩国浦项光阳钢铁厂的合成天然气项目许可使用E-Gas气化技术。2012年5月，印度信赖工业公司采用E-Gas气化技术建设全球最大的石油焦/煤气化多联产项目。
    1.3.3 多喷嘴对置式水煤浆气化技术
    多喷嘴对置式水煤浆气化技术由华东理工大学、兖矿鲁南化肥厂和中国天辰化学工程公司共同开发，2000年完成中试装置（22 t/d）的运转与考核。2002年，先后在山东华鲁恒升化工有限公司和兖矿集团国泰化工有限公司建设了两套多喷嘴对置式水煤浆气化技术的商业性示范装置。与同类技术相比，对于同样煤种，采用该技术的碳转化率提高3百分点以上，比氧耗降低约8%，比煤耗降低2%～3%。
    目前，国内多喷嘴对置式水煤浆气化技术已推广到江苏灵谷化工有限公司合成氨项目、神华宁夏煤业集团有限责任公司600 kt/a甲醇项目和陕西未来能源化工有限公司百万t/a煤制油项目等34家企业，运转和在建的气化炉95台，其中，单炉日处理量2 000 t规模的水煤浆大型化国内市场占有率为100%（44台气化炉）。已与美国Valero公司签定技术许可合同，计划建设5台单炉日处理石油焦2 500 t的气化装置，开创了我国大型化工成套技术向发达国家出口的先河。
    1.3.4 清华炉气化技术
    清华炉气化技术由北京盈德清大科技有限责任公司拥有并负责推广应用。第一代为耐火砖型清华炉技术，2006年1月在山西阳煤丰喜肥业（集团）有限责任公司临猗分公司投入运行。第二代为水冷壁型清华炉技术，2011年8月22日，世界首台水煤浆水冷壁气化炉（日处理煤600 t）在山西阳煤丰喜肥业（集团）有限责任公司一次投料成功，连续运行140 d，创造了煤气化技术开车的新水平和新纪录。该技术采用特殊设计的工艺组合烧嘴和成熟的水冷壁技术，气化炉启动速度快，本质安全高，煤种适应性较好，可以采用灰熔点达到1500℃的煤种。2012年9月3日，清华炉气化技术通过了中国石油和化学工业联合会组织的专家鉴定。目前，北京盈德清大科技有限责任公司主推第二代水冷壁水煤浆气化技术。
    1.3.5 Shell气化技术
    Shell气化技术研发始于1972年，历经小试和中试研究，1993在荷兰Buggenum建立了煤产量2000t/d的装置，配套250 MW的IGCC示范装置。之后，该技术在中国得到广泛应用。截至到2013年3月，国内共有21台Shell气化炉投入运行，单炉规模为750～2 500 t/d，气化炉连续运行时间最长已超过200d。
    Shell气化炉采用四喷嘴水平带角度设置，撞击形成的旋转气流由气化室顶部经合成气激冷后进入对流废锅，进一步回收合成气能量，气化产生的液态熔渣由气化炉底部渣口依靠重力落入渣池，冷却后排出。水冷壁可直接副产中压蒸汽，气化操作温度高，煤种适用性较好。国内围绕Shell气化炉渣口易结渣问题开展了大量研究。
    由于Shell废锅流程气化炉的投资高、流程长、操作复杂，为提高技术竞争力，Shell公司开发了上行全水激冷技术和下行全水激冷粉煤气化技术。水激冷技术简化了流程，降低了投资，更适用于化工生产，拓宽了Shell气化技术在煤制合成氨、甲醇、煤化工和燃煤发电等领域的应用前景，目前Shell公司与惠生公司合作建设的下行全水激冷流程Shell煤气化工业示范装置正在建设中。
    1.3.6 GSP气化技术
    GSP气化技术是20世纪70年代由前民主德国燃料研究所开发并投入商业化运行的粉煤加压气化技术。2010年Siemens公司收购了该技术。GSP气化技术是一种单喷嘴下喷式煤粉加压气流床气化技术。针对不同用户需求，高温合成气可分别采用水激冷和废锅回收热量产生高压蒸汽两种冷却方式。GSP技术采用干煤粉进料，盘管水冷壁衬里和复合式烧嘴，气化操作温度高，煤种适用性较好，合成气直接水激冷流程简单且投资少。
    神华宁煤集团是国内首家引进GSP气化技术的用户，在银川宁东地区建设了5套（4台运行1台备用）日处理煤2 000 t的GSP粉煤气化装置，用于生产500 kt烯烃，该气化装置于2010年11月4日投产，由于存在煤粉流量不稳定、粗合成气中含灰量高以及水冷壁烧蚀等问题制约了装置的长周期运行。
    1.3.7 HT-L技术
    HT-L技术是一种由北京航天万源煤化工工程技术有限公司开发的粉煤加压气化技术，采用干粉加压进料、纯氧气化、液态排渣和粗合成气激冷工艺流程，气化炉采用水冷壁盘管衬里，副产热水后通过间接换热得到低压蒸汽。此项技术未经小试和中试，直接按照工艺设计建设工业化示范项目，2008年先后在安徽临泉、河南龙宇建成2套单炉日投煤量720 t的示范装置，目前国内已有4家企业的HT-L气化炉投入运行，用于生产甲醇或合成氨，单炉最大日投煤量2000t。
    1.3.8 TPRI技术的开发与产业化进展
    无论Shell气化炉还是Prenflo气化炉，均采用一段气化的方式，为了让高温煤气中携带的熔融态灰渣凝固，以免堵塞煤气冷却器，二者都采取后续工段冷煤气循环激冷，将高温煤气冷却到900℃左右，然后进入煤气冷却器，激冷过程高位能量损失较大。为解决这一问题，借鉴E-Gas气化炉热化学法回收高温煤气显热的原理，国电热工研究院提出了TPRI工艺。在国家“十五”、“863”计划的支持下，该工艺于2006年完成了45 t/d煤的中试装置运行，并通过了国家科技部组织的验收。2009年7月，由中国华能集团投资，日投煤量2 000 t的工业示范装置正在天津开发区建设，配套250 MW IGCC电站。2012年4月中旬，气化装置启动。
    1.3.9 多喷嘴对置式粉煤加压气化技术
    多喷嘴对置式粉煤加压气化技术是在国家科技攻关计划和“863”课题支持下，由华东理工大学、兖矿集团和中国天辰化学工程公司通过近十年的小试、中试研发积累开发的粉煤加压气化技术，正在建设日处理煤1 000 t级的示范装置，计划于2014年投入工业示范运行。该技术与多喷嘴对置式水煤浆气化技术的差异主要在于：将水煤浆进料改为粉煤进料、气化炉的耐火砖衬里改为水冷壁衬里，其余部分（如激冷、初步净化和渣水系统）均采用成熟技术。
    1.3.10 SE技术
    SE技术由华东理工大学和中国石油化工集团公司共同开发。该技术采用在线粉煤输送标定系统、膜式水冷壁衬里、水激冷流程以及复合式粉煤烧嘴等技术，具有煤种适用性强、粉煤输送稳定且计量准确、水冷壁直接副产中压蒸汽和投资少等优点。目前，中国石化扬子石油化工有限公司正在建设一套日处煤量1 000 t级的SE粉煤气化示范装置，计划于2014年底投入工业示范运行。
    1.4 新型煤气化技术
    第三代新型煤气化技术包括煤的催化气化、加氢气化、地下气化、等离子体气化、太阳能气化和核能余热气化等技术，这些技术大多处于实验室研究或中试研究阶段，其中以煤催化气化技术最为引人注目和重视，国内外均在投入巨资进行研究开发。煤的催化气化是煤在固体状态下进行反应，催化剂与煤粉按照一定比例均匀混合，煤表面分布的催化剂通过侵蚀开槽作用，使煤与气化剂更好地接触并加快气化反应。与传统的煤气化相比，煤催化气化技术可明显降低反应温度，提高反应速率，改善煤气组成并提高煤气收率。催化气化生成的合成气对于甲烷合成工艺可缩短工艺流程，提高工业生产的经济性。目前，有关煤催化气化技术的难点在于催化剂，催化剂的价格与回收以及产生二次污染等问题一直制约着煤催化气化的工业化进程。
    1.4.1 蓝气技术
    美国巨点能源公司（GPE）成立于2005年，拥有世界上先进的“一步法低温催化水解甲烷化”煤制天然气技术，即“蓝气技术”BlueGasTM的注册商标。与EXXON公司开发的同类技术相比，该技术具有催化剂活性提高、催化剂回收性能改善、工艺流程优化、设备投入降低和CO2排放量减少等优点。
    GPE公司拥有大型冷模及3套中试示范装置，建立了反应数学模型，在中试装置上得到了验证，完成了用煤（石油焦）进行的2 700 h的试验。该公司在美国马萨诸塞州五月花清洁能源中心的示范装置采用商业化装置的高度和操作条件，并正与万向集团合作在中国新疆建设示范装置。
    1.4.2 新奥集团煤催化气化技术
    2008年，新奥集团开始煤催化气化制甲烷的研究工作，获得了国家“973”及“863”计划支持，建立了不同规模的固定床和流化床评价装置，开展了煤的催化热解特性、半焦催化气化特性、残焦燃烧/气化特性、两段流化床热态耦合特性的基础研究工作，实现了0.5，5 t/d煤催化气化装置的连续稳定运行，同时开展了工业示范装置的工艺包设计等前期工作。

来源：中国石油化工股份有限公司