煤制天然气 工艺技术方案.docx

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煤制天然气工艺技术方案

第四章工艺技术方案

本项目以山西大同当地所产原煤为原料生产天然气。

采用煤加压气化技术生产粗合成气，为满足甲烷化需要，通过CO变换调整合成气中H/C比、脱除酸性气体中H2S及CO2等、合成气再通过甲烷化及脱水生产天然气产品；其主要工艺单元包括：

煤气化、CO变换、酸性气体脱除、甲烷化及干燥等装置（工序），同时配套硫回收、空分和冷冻站。

在本章节将对工艺路线进行比选，同时对各单元包括：

煤气化、空分、CO变换、酸性气体脱除、甲烷化及干燥、硫回收等工艺技术方案进行详细比选，确定最佳工艺技术方案和单套装置规模及单元配置系列数。

选择不同煤气化工艺，后序单元工艺方案将有较大差异，因此，工艺路线的比选基于煤气化工艺技术选择。

4.1煤气化

4.1.1工艺技术方案选择

4.1.1.1国内外煤气化工艺概况

工业上以煤为原料生产合成气已有百余年历史，以煤为原料生产合成气的工艺中，国内常用的是常压固定层间歇煤气化工艺，以无烟块煤或焦为原料。

该工艺技术成熟可靠，投资较省，设备全部国产化，但能耗高、煤质要求高，需用无烟块煤，原料利用率低；由于工艺采用常压操作，生产强度小；另外还存在“三废”排放量较大的问题。

其他常压气化技术还有K-T炉气化技术、恩德炉气化技术等等，与当代先进的煤气化技术相比均存在较大的差距，已经不是煤气化技术发展的主流。

近几年来，国内研究部门在煤气化工艺的开发方面做了很多的工作，如开发过以粉煤为原料的熔渣炉，在常压煤气化工艺的基础上改为富氧连续气化工艺等，但这些技术目前消耗比较高，工艺上也存在一些问题。

国外煤气化技术的发展可分为三个阶段。

早在二十世纪五十年代煤气化技术就已实现工业化，后因天然气、石油的大量开发，煤气化技术的开发一度停止；二十世纪七十年代初，国际性能源危机导致许多发达国家纷纷寻找替代能源，各国对煤气化技术的研究重新提上日程；近二十年来，国外许多公司为了提高燃煤电厂热效率，减少对环境的污染，对煤气化联合循环发电技术进行了大量的工作，进一步促进了煤气化技术的发展。

根据煤气化炉的结构特点和燃料在气化炉中进行转化时的运动方式，煤气化工艺可分为三种类型：

固定床（移动床）、流化床和气流床。

（1）固定床煤气化工艺

固定床气化炉中通常煤从炉顶部加入，气化剂从炉底部送入。

炉中一般分为干燥层、干馏层、还原层和燃烧层，在不同的区域中，各个反应过程所对应的反应区域界面比较明显。

传统的常压固定床煤气化炉以空气（或富氧）和水蒸汽为气化剂，大多以无烟块煤为原料，具有单炉气化强度小、碳转化率低、排出的污染物多等缺点。

★碎煤加压气化技术

加压固定床气化炉在高于大气压力下进行煤的气化操作，以氧气和水蒸汽为气化剂，以褐煤、长焰煤或不粘煤为原料。

在工业中运用比较成熟的为碎煤加压气化工艺。

其主要特点为：

①原料适应范围广，除黏结性较强的烟煤外，从褐煤到无烟煤都能气化，并能气化高水分、高灰份的劣质煤；

②合成气中含有大量的CH4，对于以煤为原料生产城市煤气更有利；

③单元装置投资低。

但该工艺也存在缺点，主要表现在：

①气化及后序处理单元产生废水多，废水成份复杂，废水处理困难，处理成本较高；

②煤气中含有较多的焦油、酚、氨等杂质，后工序不易处理。

★BGL煤气化工艺

英国燃气公司在原鲁奇固定床加压气化炉技术基础上，开发了液态排渣的BGL煤气化工艺。

自上世纪70-80年代技术开发至90年代初，经过对大量的英国、美国、欧洲的烟煤、焦炭和欧洲的褐煤在工业化规模试验炉上的试烧和运行可靠性验证，BGL技术完成大规模中试和工业化示范，直径2.3米的气化炉可达到日投煤量500吨的水平，气化强度高出原鲁奇加压气化炉近3倍。

BGL熔渣气化技术在工业化规模试验炉上对超过18万吨的英国和美国许多煤种以及石油焦等投料作了累计超过1万4千3百小时的试烧，最长连续开车达90天，积累了大量的试烧数据，开发了完整的气化模拟分析软件、操作手册和设计手册。

90年代中后期，在德国东部德累斯顿附近的黑水泵（SchwarzePumpe）煤气化厂建设了一台内径3.6米的BGL气化炉生产合成气，为大型发电厂提供燃料气、为甲醇生产提供原料气。

气化废水经处理后，达到欧盟和德国排放标准，排入附近河流。

2005年，中国云南煤化工集团下属的云南解化集团应用BGL熔渣气化技术改造现有鲁奇气化炉，作为试验和示范炉直接试烧当地高含水量褐煤（35%）。

2006年10月成功完成炉体改造和开车试验，达到预期目标。

云南解化集团现已在云南开远市应用该熔渣气化技术建设20万吨甲醇/二甲醚生产装置（附加供生产10万吨合成氨用合成气）。

BGL熔渣气化炉的操作工艺和炉体结构与鲁奇炉相似，主要差别在于炉底排渣部分。

其对鲁奇炉的改造主要包括：

①取消转动炉篦系统，

②渣口下增加激冷室，

③增加有关的水路冷却系统，

④炉内增加耐火衬里。

操作时通过调节供入燃烧区蒸汽和氧气的量来控制燃烧区温度，以实现液态排渣。

通过提高操作温度，提高了碳的转化率，同时，蒸汽分解率也大大提高，减少了气化产生的废水量。

当使用高灰熔点的煤时，可以加入一定的助熔剂，以确保灰渣流动性，使它能顺利流入激冷室，被水淬冷后通过渣锁斗排出。

BGL熔渣气化工艺具有以下特点：

①有效气（H2+CO）产气率高（石油焦气化有效气>90%；无烟煤和优质烟煤气化有效气88-90%；褐煤气化有效气>78%）；

②合成气中含有大量的CH4,对于以煤为原料生产城市煤气更有利；

③BGL气化区温度在1300℃~1600℃范围，较鲁奇炉大幅度提高了气化率、成倍提高了气化强度、同时将蒸汽使用量减少到鲁奇炉消耗量的10～15％,蒸汽分解率超过90%；

④冷煤气效率高（>89％，焦油等副产品计算在内）、碳转化率最高（>99%）、热效率高、氧耗低、系统运行可靠性高、维护费用低；

⑤对煤种的选择范围宽，可气化石油焦、无烟煤、烟煤、次烟煤、褐煤，以及这些煤种的混合投料（对高灰熔点无烟煤，可通过增加助熔剂，应用BGL熔渣气化技术）；

⑥渣可作为无污染副产品在建筑和筑路中使用，或安全地深埋；

⑦相对传统鲁奇气化工艺，蒸汽分解率大幅提高，产生的废水仅为前者的四分之一。

⑧污水处理负荷大大降低。

（2）流化床煤气化工艺

流化床气化炉采用粉煤为原料，用气化剂来进行床层的流化，为防止灰熔化，温度常保持在1000℃以下。

目前流化床气化炉的代表有KBR气化技术。

KBR提升管气化炉（也称之为TRIG）是一种先进的循环流化床反应器，没有内部或移动部件。

设计在空气和氧气两种模式下都可工作。

TRIG的机械设计和操作是基于KBR的流化催化裂化（FCC）技术，已有60多年的成功商业运行经验。

TRIG与传统的循环流化床相比，其固体循环速率和气体速度要快很多，提升管密度要高很多。

因此具有较高的生产能力和碳转化率、混合均匀、传热和传质速率较高。

TRIG具有以下优点：

①原料的灵活性

TRIG适用于多种煤。

尤其适用于数量巨大，价格低廉的低阶煤。

TRIG可处理多种粒径分布的煤原料。

过多的煤料细粒不会对装置产生问题。

②气化炉的可靠性更高

在中温下操作，无内部或移动部件，提高了气化炉的可靠性

③降低投资费用

高度紧凑的设计和温和的操作条件节省了设备空间，降低了投资费用。

耗氧量低，降低了空分装置的负荷和费用。

无渣式气化器，无需额外的融渣处理和清除设备。

④提高能源效率

TRIG采用中温操作，加上其干煤粉喷射系统，保持高碳转化率的同时，还降低耗氧量和空分单元能耗。

TRIG用低阶煤即可提供很高的碳转化率，一般不低于97%。

TRIG输出的合成气不需水冷，约为980℃。

这样蒸汽系统可以高效的回收工艺余热，产生大量过热高压蒸汽。

使得工艺更加节能。

⑤优质的合成气

工艺产生的合成气不含颗粒物。

TRIG的合成气不含任何油焦，使得气体净化相对简单。

⑥环保

专有颗粒物控制装置（PCD）不需要水洗系统。

这样可减少污水系统引起的污染。

采用纯氧气化时，合成气较适合应用于化工产品。

但由于KBR的专利费（包括专利设备费）较高，且最好设置备炉，一定程度上削弱了对国产煤气化技术的优势。

此外，TRIG仍然缺乏工程化经验，亟需在工业示范装置上进行应用和完善。

（3）气流床煤气化工艺

气流床气化是一种并流式气化，气化剂与煤粉或煤浆经喷嘴进入气化室，煤的热解、燃烧以及气化反应几乎同时进行，高温保证了煤的完全气化，煤中的矿物质成为熔渣后离开气化炉。

目前典型的以煤为原料的气流床工艺有：

Shell粉煤气化工艺、Texaco水煤浆加压气化工艺、E-gas水煤浆加压气化工艺、GSP粉煤气化工艺等。

★Shell粉煤气化工艺

Shell公司的SCGP粉煤加压气化工艺，是近年发展起来的先进煤气化工艺之一，已被成功地用于荷兰联合循环发电工厂的商业运营。

目前国内已有湖北双环、广西柳化、中石化湖北枝江、洞氮、安庆、云天安、云南沾化、神华、中原大化、永城一期、河南开祥等十一套装置投运，大唐国际、大连大化、贵州天福、天津碱厂、河南鹤壁等多套装置在建。

该气化技术具有如下特点：

①采用干煤粉进料，加压N2/CO2输送，连续性好，气化炉操作稳定，煤种适应性广，从烟煤、褐煤到石油焦均可气化，对煤的活性没有要求，对煤的灰分含量及灰熔点适应范围比其它气化工艺更宽。

对于高灰份、高水份，含硫量高的煤种同样适应；

②气化温度约1300～1700℃，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85%左右；

③氧耗低，与水煤浆气化相比，氧耗低10～25%，因而配套的空分装置投资可减少。

④单炉生产能力大，目前已投入商业运行的单台炉气化压力4.0MPa，日处理煤量已达3000吨；

⑤热效率高，冷煤气效率77～83%（德士古冷煤气效率约为75%）。

其余15%热能被回收为中压或高压蒸汽，总的热效率约为98%左右；

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。

壳牌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气化操作采用先进的控制系统，设有必要的安全联锁，气化操作于最佳状态下运行；

⑨壳牌煤气化环保效益好。

炉渣和灰可用作水泥掺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。

★Texaco水煤浆加压气化工艺

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。

国内引进的渭河、鲁南、上海焦化、淮南等等多套装置均已投运，但是，国内企业运行证实水煤浆气化对使用煤质有较强的选择性：

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57～65%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。

★E-gas水煤浆加压气化工艺

E-gas煤气化工艺最早由路易斯安那气化技术公司研究和开发的，计划历时10年，包括在1975年气化炉原理的研究、在1979年建设36t/d试验装置和在1982年1600t/d的示范装置。

在此基础上于1987年在路易斯安那州的Plaquemine的工厂建成第1个商业性Dow气化装置IGCC项目。

以次烟煤为原料，每天处理约2400t煤，发电160MW。

1989年DOW公司创立Destec能源公司，占有80%股份，将其拥有的DOW煤气化工艺改名为Destec。

1997年NGC公司收购Destec公司，其成为NGC的子公司，现更名为DynegyPowerCorp。

1995年，Destec能源公司和PSI公司在印第安纳州联营建成并投运了WabashRiverIGCC电站，气化炉处理煤量为2500t/d，发电261.61MW，根据专利商介绍，最大处理煤量可超过3500t/d。

该工艺与Texaco煤气化工艺齐名，同样是水煤浆进料，加压纯氧气流床气化工艺，因此其具有Texaco工艺的优点。

由于E-GAS气化炉采用特有的两段气化的特点，因此与传统的一段式水煤浆气化技术相比具有一定的优势：

①由于进入气化炉第二段的水煤浆，在不额外添加氧气的条件下予以了转换利用，从而减少了装置的耗氧量；

②由于它通过调节二段水煤浆进料，来调节合成气中氢和一氧化碳的比例，从而有效降低了后序处理设备的成本；

③由于它通过调节二段水煤浆进料、汽水等可实现合成气中CH4含量～10％的调节。

因此它对于生产煤基合成天然气的项目具有更大的优势；

④由于它的飞灰循环到气化炉重新气化，因此它的碳转化率比一段式水煤浆气化技术更高；

⑤由于它的飞灰循环到气化炉重新气化，因此所需要的煤浆中煤的粒径更大，有利于制得更高浓度的水煤浆，经过初步估算在相同煤质的情况下二段气化技术所制得的水煤浆浓度比一段气化技术所制的煤浆浓度高4%，这样进一步减少该气化技术的氧耗。

★GSP气化工艺

GSP干粉煤加压气化工艺，是20世纪70年代由前民主德国燃料研究所开发，首先在弗莱堡先后建成3MW、5MW的中试装置：

从事褐煤和含盐褐煤的气化研究，1984～1990年试验了42种褐煤和15种来自世界各地的硬煤。

1984年在黑水泵厂建成了单炉每天投煤量720吨的示范装置，该装置于1989年原料改用废油、焦油等各种浆状废料进行。

该装置完全用褐煤满负荷运行约4年，目前还没有更大的运行装置。

GSP专利技术经过多次技术转让，目前属于德国西门子公司，现在主要从事研究开发、工程设计、煤气化预评价、煤种试烧等工作。

GSP工艺是一种气流床加压气化工艺（属第二代气化工艺），可以使用固体（干煤粉或垃圾）、液体（焦油等）、气体（天然气等）为原料，原则上可以处理各种各样的煤和废物，该工艺的主要特点如下：

①干煤粉进料，加压二氧化碳输送，连续性好，煤种适应性广。

②气化温度约1350～1750℃（当煤灰熔点T3>1400℃需加助熔剂），气化压力～4.0MPa，液态排渣，渣中含碳～1%。

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负荷变化为75～110%，单炉开工率90～95%。

目前已投入商业运行的单台炉生产能力可达日处理煤量2000吨，约产有效气（CO+H2）120000Nm3/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气化炉由一个组合式烧嘴（开工喷嘴与煤喷嘴一体化）、气化室、激冷室及承压外壳组成。

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（G）的低压蒸汽。

⑧采用激冷和湿法洗涤工艺，因而其投资较低。

GSP煤气化技术与其他气化技术相比，该工艺具有以下优点：

原料的适用性

GSP可以使用固体（干煤粉或垃圾）、液体（焦油等）、气体（天然气等）为原料，原则上可以处理各种各样的煤和废物。

煤的准备

在GSP工艺中，采用浓相输送干煤粉进料，将煤研磨至气化合适粒度的同时，用加热的惰性气体进行干燥，充分利用全厂燃料气，将煤粉干燥，避免燃料气的外排及环境污染。

加煤方式与安全性

在GSP工艺中干燥后煤粉输送至贮仓，通过加压仓加压用CO2输送至粉煤仓，再由CO2将煤粉均匀送至气化炉烧嘴。

整个过程用CO2密封输送，并由程序控制自动进行，实践证实这种加压下输送粉煤的进料方式，操作可靠，安全性有保证，同时该设备作为GSP的专有设备，以保证煤加压的可靠性和安全性。

气化系列配置

在工业装置中采用单系列，日投煤量可到2000吨，不设备用系列。

烧嘴

顶部单喷嘴型烧嘴，烧嘴有6层通道，进料气体和原料物料共分3层。

烧嘴外层为煤粉、中层为氧气和蒸汽、内层为点火燃料气，为保证稳定燃烧，在正常运行中采用粗合成气作为常明灯燃料。

另外3层为密闭热水循环系统，分布在进料气体和原料物料之间，以使烧嘴在恒定温度下运行，以保证烧嘴不至于烧毁。

气化热量的回收及粗煤气除尘

GSP工艺中气化炉的高温煤气采用冷激，同时饱和煤气以回收热量，通过冷激一方面除灰，另一方面回收热量，使后序变换系统不需补加蒸汽，而是回收蒸汽。

通过两级文丘里洗涤，使粗煤气中尘含量小于1mg/Nm3。

★“东方炉”粉煤气化工艺

“东方炉”粉煤气化工艺是华东理工大学、中国石化集团宁波技术研究院&宁波工程公司、XX公司和中海石油化学股份有限公司合作开发并共享知识产权（技术拥有权）的单喷嘴冷壁式粉煤加压气化技术。

该气化技术针对化工合成气的制备工艺特点，充分吸收水煤浆气化技术和粉煤气化技术各自优点、采用干煤粉加压气化加激冷流程，核心技术为单喷嘴冷壁式粉煤气化炉。

该气化工艺属气流床粉煤加压气化技术，具有煤种适应性广、原料消耗低、碳转化率高、冷煤气效率高、易于大型化等特点。

本工艺的主要技术特点如下：

（1）采用膜式水冷壁气化炉，每台气化炉顶部设置一个煤烧嘴，激冷流程。

（2）主要工艺单元，包括磨煤及干燥、粉煤加压及输送、气化及洗涤、除渣等单元设置双系列，分别对应一台气化炉，增加系统操作的可靠性及装置的开工率。

（3）采用磨煤与干燥一体化的制粉系统，用于制备符合一定粒度与湿含量要求的煤粉。

（4）采用新型烛式过滤系统，实现过滤澄清水与干渣分离，与重力式澄清+真空皮带过滤相比，处理量大且高效，投资低、占地面积小。

（5）粉煤加压及输送单元内，一个系列设置一个常压粉煤仓、一个粉煤锁斗和一个高压粉煤给料罐，通过粉煤锁斗的放料－泄压－进料－加压的操作循环，将粉煤分批次、稳定可控地从常压粉煤仓送至粉煤给料罐。

（6）粉煤给料罐、输送管线上设置的通气锥、通气管、调节器、调节阀组成了粉煤加压、浓相输送系统，该系统是粉煤加压气化技术的核心之一，为气化炉提供稳定可控的煤粉。

（7）采用自主知识产权的水冷壁式气流床粉煤气化炉，煤种适应性广、原料消耗低、碳转化率高、冷煤气效率高。

（8）气化炉内粗合成气的洗涤及激冷采用喷淋床与鼓泡床组成的复合床式洗涤冷却设备，具有良好的抑制粗合成气带水、带灰功能。

（9）粗合成气的初步净化顺序通过混合器、旋风分离器、水洗塔完成，具有高效分离与节能功效。

（10）灰水处理单元内采用蒸发热水塔回收灰水热量，来自气化及洗涤单元的灰水在此闪蒸出来的蒸汽与返回灰水直接接触回收热量，该工艺具有节能、不易堵渣的特点，可确保装置长周期运行。

（11）气化装置所有单元的设备根据流程及重力流的需要，自上至下布置在一个框架之内。

（12）有利于环保，单喷嘴粉煤气化工艺的硫氧化物及粉尘排放量实际上极少。

煤的灰份则被转变成一种惰性炉渣，可以用作道路建筑材料。

单喷嘴粉煤气化装置仅产生少量废液，这种废液不含有机污染物，工艺用水可循环利用。

（13）粉煤、氧气以及蒸汽间设置了比值调节系统，气化操作更为便捷和可靠。

（14）为了确保装置的连续稳定运行和安全性，自动控制分成两部分，工艺控制系统和安全保护系统。

工艺控制系统包括工艺参数的监测和调节系统及顺序控制，安全保护系统包括局部停车联锁和气化全装置的紧急停车联锁。

4.1.1.2煤气化技术的选择

由于本项目原料煤的灰熔点（FT）大于1500℃，不适合采用水煤浆气化技术，但是根据安徽理工大学的“气化用煤评价研究报告”可以看出当石灰石助熔剂添加量为4%时，灰熔点（FT）可以降到1400℃左右，并且从上述各种煤气化技术概况可以看出，适合本项目的煤气化技术主要是碎煤加压气化（原鲁奇煤气化改进）、BGL、GSP、Shell和“东方炉”五种气化技术。

为便于工艺选择，每种气化技术基于年产40亿标方SNG的产品量进行方案比较。

表4-1列出了这五种工艺路线的物料平衡，表4-2列出了这五种工艺路线的装置配置、消耗和投资。

5

煤气化1变换2酸性气体脱除3甲烷化甲烷化干燥4合成天然气

表4-1工艺路线的物料平衡

物流号

项目

单位

碎煤加压气化

BGL气化

SHELL煤气化

GSP气化

BGL+GSP

东方炉

1

干气量

Nm3/h

1981000

1690536

2251863

2024702

845268

1012351

2133246

主要组份

mol%

H2

39.58

25.43

22.42

23.06

25.43

23.06

20.91

CO

15.39

61.19

62.59

72.20

61.19

72.20

70.50

CO2

33.41

4.85

13.48

3.69

4.85

3.69

7.72

CH4

10.93

7.16

0

0.0002

7.16

0.0002

0.01

N2

0.2

0.41

0.91

0.89

0.41

0.89

0.53

AR

0.1

0.00

0.08

0.00

0.00

0.00

0.03

H2S

0.28

0.24

0.2

0.16

0.24

0.16

0.30

2

干气量

Nm3/h

2033853

2359926

3207292

3017218

1179963

1508609

3124151

主要组份

mol%

H2

41.23

47.01

45.6

48.43

47.01

48.43

46.76

CO

12.31

15.04

14.07

15.50

15.04

15.50

14.96

CO2

35.17

32.21

39.27

35.36

32.21

35.36

37.68

CH4

10.65

4.81

0

0.00

4.81

0.00

0.01

N2

0.2

0.28

0.64

0.59

0.28

0.59

0.36

AR

0.1

0.00

0.05

0.00

0.00

0.00

0.02

H2S

0.27

0.17

0.14

0.11

0.17

0.11

0.20

3

干气量

Nm3/h

1325511

1598052

1953131

1955430

799026

977715

1948925

主要组份

mol%

H2

62.94

69.08

74.51

74.35

69.08

74.35

74.57

CO

18.79

22.10

22.99

23.79

22.10

23.79

23.86

CO2

1.62

0.95

1.35

0.94

0.95

0.94

0.95

CH4

16.2