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气体分离 当前应用于我国煤气化工艺的各种形式及特点，并对每种工艺其特点做了详细的阐述和对比，对常规配套煤化工空分的产品规格及对适合煤气化空分设备的三种流程形式的各自特点做了简介。 前言 我国是一个缺油、少气 、煤炭资源相对而言比较丰富的国家，合理利用我国煤炭资源相对比较丰富的这一优势大力发展煤化工已成为我国的能源战略决策之一。目前，煤炭在我国的能源消费比重不断加大，用于发电和工业锅炉及窑炉的比例大约为70%左右，其余主要是作为化工原料及民用生活。随着煤化工技术的不断发展，煤炭作为化工原料的比重将会不断提高。 传统的煤化工特点是高能耗、高排放、高污染、低效益。随着科技的不断进步，新型的煤气化技术得到了快速的发展，煤炭作为化工原料的重要性得到了普遍的认可。煤化工目前采用的方法主要有三个途径：煤的焦化、煤的气化、煤的液化。由于最终产品的不同，三种途径均有存在的市场。煤焦化的直接产品主要有焦炭、煤焦油及焦炉气，煤气化的直接产品主要有合成气、一氧化碳和氢气，煤液化后可直接得到液体燃料。煤焦化产业相对比较成熟，煤液化存在直接液化和间接液化两种方法，由于该技术的成熟程度和投资等原因，制约了其产业化和规模化的进一步发展。随着煤气化技术的不断成熟，特别是加压气化方法的逐步完善和下游产品的多样化，煤气化已成为我国目前煤化工的重中之重。 煤气化所产生的合成气，成为氮肥（主要是尿素）、甲醇、二甲醚、醋酸等过去主要依赖石油化工产品的主要原料，也成为国内目前煤化工所上的主要项目。 煤气化除了投资比较小的常压固定床以外，粉煤加压气化（以壳牌和西门子GSP 为主要代表）、水煤浆加压气化（以德士古为主要代表）成为众多厂家引进国外节能环保的主要首选技术。国内具有自主知识产权的煤气化技术还有：（1）粉煤加压气化：西安热工院的干煤粉加压气化技术、陕西联合能源的灰粘聚流化床粉煤气化技术、山西煤化所的灰熔聚流化床粉煤气化技术、北京航天万源的航天炉粉煤气化技术等。（2）水煤浆加压气化技术：华东理工大学的四对冲烧嘴技术、北京达立科的分级气化技术、西北化工研究院的多元料浆（主要成份是水煤浆）气化技术等。 其中水煤浆加压气化装置（包括引进装置和国产化装置）是目前国内广泛使用的煤加压气化技术（占到国内煤加压气化装置的75%以上），气化后得到的合成气主要用于合成氨、尿素、甲醇、醋酸等的原料，也可用于城市煤气及钢铁等其他行业。 空分装置为煤化工提供必需的原料气和输送氧气、氮气和空气，是煤化工必须配套的化工装置之一，其重要性不言而喻。合理选择空分流程不仅可以节省能耗，减小投资，而且可以为整套煤气化工艺提供稳定可靠的原料气源，这也是煤化工配套空分装置的前提。  1.各种煤气化工艺 当前世界上应用于煤气化的工艺种类繁多，而且不断推陈出新，更替换代，但是大的方面来说有三类：即固定床加压气化（鲁奇炉为代表）、流化床（温克勒炉为代表）、气流床气化（德士古工艺为代表，Shell气化炉为加压气流床）。 1.1常压固定层间歇式无烟煤（或焦炭）气化技术 这是目前我国生产氮肥的主力军之一，其特点是采用常压固定层空气、蒸汽间歇制气，要求原料为25-75mm的块状无烟煤或焦炭，进厂原料利用率低，单耗高、操作繁杂、单炉发气量低、吹风气放空对大气污染严重。从发展看，属于将逐步淘汰的工艺。 1.2常压固定层间歇式无烟煤（或焦炭）富氧连续气化技术 这是从间歇式气化技术发展过来的，其特点是采用富氧为气化剂，原料可采用8-10mm粒度的无烟煤或焦炭，提高了进厂原料利用率，对大气无污染、设备维修工作量小、维修费用低，适合于有无烟煤的地方，对已有常压固定层间歇式气化技术的改进。 1.3鲁奇固定层煤加压气化技术 主要用于气化褐煤、不粘结性或弱粘结性的煤，要求原料煤热稳定性高、化学活性好、灰熔点高、机械强度高、不粘结性或弱粘结性，适用于生产城市煤气和燃料气，不推荐用以生产合成气。 1.4灰熔聚流化床粉煤气化技术 中科院山西煤炭化学研究所的技术，2001年单炉配套20kt/a合成氨工业性示范装置成功运行，实现了工业化。其特点是煤种适应性宽，可以用6-8mm以下的碎煤，属流化床气化炉，床层温度达1100℃左右，中心局部高温区达到1200-1300℃，煤灰不发生熔融，而只是使灰渣熔聚成球状或块状排出。床层温度比恩德气化炉高100-200℃，所以可以气化褐煤、低化学活性的烟煤和无烟煤，以及石油焦，投资比较少，生产成本低。缺点是气化压力为常压，单炉气化能力较低，产品中CH4含量较高（1-2%），环境污染及飞灰综合利用问题有待进一步解决。此技术适用于中小氮肥厂利用就地或就近的煤炭资源改变原料路线。 1.5恩德粉煤气化技术 恩德炉实际上属于改进后的温克勒沸腾层煤气化炉，适用于气化褐煤和长焰煤，要求原料为不粘结或弱粘结性、灰分小于25-30%，灰熔点高（ST大于1250℃）、低温化学活性好的煤。至今在国内已建和在建的装置共有9套，14台气化炉。属流化床气化炉，床层温度在1000℃左右。目前最大的气化炉，用富氧气化，最大产气量为40000m3/h半水煤气。缺点是气化压力为常压，单炉气化能力还比较低，产品气中CH4含量高达1.5-2.5%，飞灰量大、对环境的污染及飞灰综合利用问题有待解决。 1.6 GE德士古（Texaco)水煤浆加压气化技术 GE 德士古（Texaco)水煤浆加压气化技术，属气流床加压气化技术，原料煤经磨制成水煤浆后用泵送进气化炉顶部单烧嘴下行制气，原料煤运输、制浆、泵送入系统比 Shell 和GSP 等干粉煤加压气化要简单得多，安全可靠、投资省，但氧煤比较高，需要的氧气量较大。单炉生产能力大，目前国际上最大的气化炉日投煤量为 2000t，国内已投产的最大气化炉日投煤量为 1000t。国内设计中的气化炉能力最大为 1600t/d。该技术对原料煤适应性较广，气煤、烟煤、次烟煤、无烟煤、高硫煤及低灰熔点的劣质煤、石油焦等均能作气化原料。但要求原料煤含灰量较低，煤中含灰量由 20%降至6%，可节省煤耗5%左右，氧耗10%左右。另外，要求煤的灰熔点低。由于耐火砖衬里受高温抗渣的限制，一般要求煤的灰熔点在还原性气氛下的T＜1300℃，对于灰熔点稍高的煤，可以添加石灰石作助熔剂，降低灰熔点。还要求灰渣粘温特性好，粘温变化平稳，煤的成浆性能要好。气化压力从 2.7、4.0、6.5 到8.5MPa 皆有工业性生产装置在稳定长周期运行，装置建成投产后即可正常稳定生产。 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，可以只需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28 套，72 台气化炉，正在建设、设计的装置还有 34 套，90 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），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），神木化工甲醇气化装置（4.0Ma气化三台气化炉 2005 年建成投产）、金陵石化公司化肥厂气化装置（4.0MPa气化，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。  1.7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。 1.8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、日处理煤1150t的气化炉系统，于2005年7月21日一次投料成功，运行至今。 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1000 t/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。 1.9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。干煤粉由气化炉下部进入，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。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，国内在本世纪初开始有13家相继引进14套气化装置，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℃气体与部分水洗后的160-165℃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，将气化炉排出的合成气激冷至900℃后，再进入废热锅炉热量回收系统，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；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%；有效气（CO+H2）比煤耗为550-600kg/km3，比氧耗为330-360m3/km3，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。所以我国引进的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应予高度重视。一套不设备用炉的Shell煤气化装置投资相当于设备用炉的Texaco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，副产的蒸汽还不够用。同时另外还需要另设中压过热蒸汽系统用于气化。目前Shell带锅炉的干煤粉加压气化技术并不适用于煤化工生产，有待改进。 自湖北双环2001年签署技术许可合同以来，国内19家工厂已先后引进了23套壳牌煤气化装置，在23台气化炉中，7台用于生产合成氨，11台用于制甲醇，2台用于制氢，3台既产合成氨又产甲醇。到目前为止（2010年8月10日），其中已有13家工 厂共14台气化装置分别投人生产。 2006年5月17日，湖北双环科技股份有限公司 煤气化装置成功投产，紧接着，中石化安庆分公司、 中石化壳牌岳阳合资公司、中石化湖北化肥分公司、 广西柳州化工股份有限公司的煤气化装置陆续开车投产。这些项目在设计、采购、施工、试车等过程中，均遇到过许多意想不到的困难，积累了宝贵的经验，为2008年投产的河南永城、中原大化、云天安、河南开祥、神华煤制油、云南沾化等项目开车投产提供了一定的借鉴作用。所有这些项目在装置运行中暴露出来的问题，为正在建设或将要建设的壳牌煤气化项目提供了更为全面的示范指导作用。 1.10西门子GSP干煤粉加压气化技术 GSP干煤粉加压气化技术，属于气流床加压气化技术，入炉原料煤为经过干燥、磨细后的干煤粉，干煤粉由气化炉顶部进入，属单烧嘴下行制气。气化炉内有水冷壁内件，目前最大的GSP气化炉是每天投煤量720t褐煤，操作压力2.8MPa，操作温度1400℃，有6年采用褐煤为原料进行气化的经验。气化高灰熔点的煤时，可以在原料中添加石灰石作助熔剂，因采用水冷激流程，所以投资比Shell炉要省得多，两者投资不是Shell炉：GSP炉=(1.34-1.67)：1，适用于煤化工生产。碳转化率可达到98-99%，可气化褐煤、烟煤、次烟煤、无烟煤、石油焦及焦油，冷煤气效率高达80-83%，合成气有效气（CO+H2）含量高达90%以上，有效气（CO+H2）比煤耗为550-600kg/km3，比氧耗为330-360m3/km3，比蒸汽（过热蒸汽）耗为120-150kg/km3。水冷壁的盘管内用压力为4.0MPa、温度达250℃的水冷却，在盘管内不产生蒸汽，只在器外冷却水循环系统中副产0.5MPa的低压蒸汽。气化炉外壳还设计有水夹套，用冷却水进行冷却，外壳温度低于60℃，所以热损失比较大。 世界上目前采用GSP 气化技术的有3 家，但是现在都没有用来气化煤炭，其中黑水泵气化厂的那一套装置，只有6 年气化褐煤的业绩，没有长期气化高灰分、高灰熔点煤的业绩，有待建立示范装置作长期运行考验。在气化用煤种选择上还是应该首选低灰分、低灰熔点的煤。目前国外在建的有加拿大能源公司的IGCC项目，投煤量为2000t/d，及美国安全能源公司合成天然气项目，投煤量为 2× 2000t/d。国内神华宁夏煤业集团有限责任公司已决定采用 GSP 干煤粉加压气化技术建设1670kt/a 甲醇制烯烃项目，投煤量为 5×2000t/d。此外还有山西兰花煤化工有限公司 300kt/a合成氨及100kt/a 甲醇项目，投煤量为2×2000t/d，以无烟煤为原料。作为商业性示范装置。 1.11两段式干煤粉加压气化技术 两段式干煤粉加压气化技术是西安热工研究院有限公司开发成功的，具有自主知识产权，1997年建成一套0.7t/d的试验装置,完成了14种典型动力煤种的加压气化试验研究、2004年建成了处理煤量为36-40t/h的中试装置，完成了4种煤粉的气化试验，通过了168h连续运行考核，累计运行达2200h以上，达到了以下技术指标：碳转化率≥98.3%,有效气（CO+H2）比煤耗为520kg/km3，比氧耗为300m3/km3，有效气（CO+H2）含量≥91%，冷煤气效率82.5%，可气化煤种为褐煤、烟煤、贫煤、无烟煤、以及高灰分、高灰熔点煤，可气化煤种的水分范围4-35%，可气化煤种灰分范围5-31%，可气化煤种灰熔点范围1200-1500℃。气化压力3.0-4.0MPa，气化温度范围1300-1700℃，不产生焦油、酚等，其典型合成气成分为CO62.38%，H229.36%，CO222.76%，CH40.26-0.5%，N24.87%，H2S等0.37%，其特点是采用两段气化，以四个对称的烧嘴向气化炉底部喷入干煤粉（占总煤量的80-85%）、过热蒸汽和氧气，进行一段气化，熔融排渣。生成的煤气上行至气化炉中部，再喷入占总煤量15-20%的煤粉和过热蒸汽，利用下部上来的煤气显热进行二段气化，同时将下部上来的1400℃高温煤气急冷至900-1000℃，替代了Shell煤气化技术中的循环合成气激冷流程，可以节省投资，提高冷煤气效率和热效率；气化炉采用水冷壁结构，其缺点是合成气中CH4含量较高，对制合成氨、甲醇、氢气不利。废热锅炉型气化装置适用于联合循环发电。  其示范装置投煤量2000t/d 级两段式干煤粉加压气化炉（全废热锅炉流程）已决定用于华能集团“绿色煤电”项目，设计气化压力3.0～3.5MPa，气化操作温度1400～1500℃，产气量165000m3/h，有效气（CO＋H2）比氧耗310m3/1000m3，冷煤气效率83%,有效气（CO＋H2）含量91%，发电量250MW。另一套示范装置为两段式干煤粉加压气化炉（激冷流程），已决定用于内蒙古世林化工有限公司300kt/a 甲醇项目，设计气化压力为 4.0MPa，气化操作温度 1400～1500℃，输送干煤粉的气体为CO2，单台气化炉设计投煤量为1000t/d（激冷流程），有效气产量71500m3/h，有效气（CO＋H2）比氧耗 310m3/1000m3。冷煤气效率83%，有效气（CO＋H2）含量91%。第三套示范装置用于山西华鹿200kt/a 甲醇项目，设计气化压力4.0MPa，采用高灰熔点（FT＞1500℃）煤，气化操作温度1500℃，输送干煤粉的气体为CO2，单台气化炉设计投煤量为1000t/d（激冷流程），煤气产量79700m3/h，有效气流量71500m3/h，有效气（CO＋H2）比氧耗330m3/1000m3，冷煤气效率81%，有效气（CO＋H2）含量＞89%。 气体分离与您相伴，让您节约时间，获取行业信息！ |
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