陈家仁 用煤制造天然气

1用煤制造天然气，‘路’好走吗？（浙江DA控股公司‘内蒙WY县煤制天然气’项目研讨会发言）煤科总院北京煤化工分院陈家仁2010/3/19目前我国煤化工行业，不论是煤制合成氨或煤制甲醇、二甲醚，均呈现‘产能过剩’情况。其他，如间接液化煤制油或直接液化煤制油，因热能转化效率过低，或技术尚未完全过关，在形成产业化方面没有多少人看好。煤制液体燃料技术，作为国家能源技术的战略储备，我们必须掌握，（大规模生产装置的制造和运行技术），以备应急。煤制烯烃和煤制其他化工产品正在不断开发和延伸；近期，国家发改委又批准了，几个煤制天然气的项目。天然气是一种仅次于电的清洁能源，广受人们青睐，需求日益增长；煤制天然气的技术基本成熟，设备国产化率较易提高；能量转化效率相对较高；单位产品水耗相对低等因数造成的。受国际煤价的影响（目前澳大利亚和印尼的动力煤价约为70美元/吨），我国的煤矿企业的利润丰厚，而相对来说，煤制天然气的利润就不是那么丰厚。如果上面的源头煤价控制不住，下游的入管网的价格没有协调好，要获取利润就较为困难。这也是去年12月，大唐电力公司旗下的‘华银电力’，在做完‘予可行性研究报告’后，决定终止其在鄂尔多斯市，伊金霍洛旗174亿投资的煤制天然气项目的原因所在。针对浙江DA控股公司‘内蒙WY县煤制天然气’项目有关的情况，谈些个人意见供参考。1，深入细致做好调研工作，进一步落实煤源煤质、水源水质；煤制天然气的主要原料是煤，在内蒙WY县本身并没有煤，但其附近有很多的煤田。如DA公司材料介绍，北边有已探明的4个褐煤矿区；南边，又与鄂尔多斯煤田相望，那里盛产优质次烟煤；又与乌海市相近，是我国的炼焦煤产地。还与蒙古国的焦煤基地不远，且是其今后外运的必经之地。但这三种煤从煤质上看有较大的差别，这使得我们在选择加工工艺上，会有很大的不同。就以生产SNG的第一步工艺气化来说，一般大都认为，我们的目的产物是甲烷气体，那么选用的气化技术应该在第一步加工时，能得到较多甲烷气的加压碎煤移动床气化技术为好。像‘高温气流床气化’那样技术，在气化时会把煤全部先都气化裂解成：一氧化碳和氢气（CO+H2），然后到后边工序，又再去变换、净化、甲烷化等，最后合成甲烷。这样就会增加加工步骤，增加能耗，降低能量的转换效率。在DA的材料中，也提到：‘由于有的气化技术可以利用劣质煤。。。也可采用气流床粉煤气化技术。从内容看，恐怕要想采用的是GSP或国产航天炉（HTL）技术。这里我们要分清什么是‘劣质煤’？一般来讲，从煤作为能源的目的来看，发热值高的低水、低灰煤就是好煤，反之就是劣质煤；对于一种煤加工的加工工艺来说，适合工艺的要求的就是好煤。如乌海的粘结性炼焦煤，对于炼焦来说是好煤，但对于加压碎煤固定床气化，就会因其粘结性会在气化炉上部结焦，而造成生产的困难（煤的粘结性随着压力提高而提高），这就不能叫好煤。同样，煤的灰分含量和煤的灰熔融特性，对气化工艺选择也有较大的影响。灰分高过15%以上的煤，灰熔融性特性FT大于1400℃的煤，用于水煤浆进料的气流床气化技术，就会降低生产的稳定性和降低气化的热效率。对于高灰熔点的块煤，固定床的煤气炉是好的原料煤。一般，为了提高煤的转化效率，大家对煤中的无用成分的灰分，是希望低些。但最近又有壳牌的一些人，提出所谓壳牌气化炉的适应煤的‘窗口’问题，即认为灰分含量过低，灰熔融温度FT过低的煤（即神东煤田的优质次烟煤）反倒不太适合，为了操作顺利应添加高灰、高灰熔点的煤，很使我也感到迷惑不解。世上真有怕煤的质量太好的，岂非咄咄怪事!这是一个不从改进自己设备想办法，而单从外边找毛病的典型，殊不知2这一掺煤，可能比改设备还费事，还必然会增加热量的损失，真是偷懒都不会想合适的方法。总之，煤质是关系到我们加工工艺选择的重要因素，涉及项目的各方面，因此必须将其落实清楚。对于新煤田，如何通过钻探煤样的分析结果，来预测将来生产煤样的结果，在一些煤矿设计院，有很多可借鉴的经验。也可通过在附近一些小煤窑的生产矿井中，采集相同煤层大样进行分析，来预测将来生产煤的煤质情况。建设煤制天然气项目的耗水量相对较低，但也离不开水，20亿m3/a,的SNG厂的水用量1200～1500万吨/年。WY县年降雨量只有169.0mm，最大降雨量339.8mm，最小仅68.7mm，而年平均蒸发量高达2067.8mm，是一个非常干旱、缺水的地方。主要靠引黄河水灌溉，是引黄河水量最大的一个县，每年约11亿m3/a。另外，还有4亿m3/a质量差的盐碱化地下水，想通过项目加以利用。从水量的比较来看，SNG厂的用水量，不算很多，但这些干旱地区的农用水量相当大，如果能在农业用水方面采取一些切实的节水措施，就可在其他的产业上做更多的文章。在设计和建设SNG厂时也应采取一些相应的节水措施，如用风冷代替水冷等。2，根据煤、水的情况来分配将来煤矿产出煤的就地加工量和运出量；根据我国煤资源和水资源逆向分布的现实，对于煤化工这类延长煤炭生产产业链的项目应该特别注意水资源的可能条件。过去有的资源型地区，有很多资源但并没有发展起来，如山西可以说从南到北，从东到西，全省都是煤，但前几年，山西的GDP在全国是倒数几位的。有的领导部门的同志叫这是‘山西效应’。而相反在全国发展较快的省市是那些没有煤炭等资源的省市。世界上也是这样，日本也没有什么资源，也是发展得很快。这就有人提出，在这些有资源的地区应该利用本身的资源优势，延长煤炭的产业链，将一部分生产的煤炭，就地建些煤化工产业，增强自身的‘造血功能’，维持该地区今后的可持续发展。如日本有一个城市叫‘宇部’，原来就是一个煤矿城市，现在成了一个化工城市，著名的‘宇部兴产’化工公司就在那儿。上次去甘肃华亭，他们有近50亿t的优质次烟煤资源。县委樊得智书记等一班人，在考虑县里的可持续发展时，就提出：采煤时形成地面塌陷怎么办？今后，当煤炭采完了怎么办？两大关键性问题。WY县煤制天然气项目的出发点也是一样的。去年在鄂尔多斯开会时，市里有位局长就说，他们市里原来有个规划，要把鄂尔多斯市建成中国的另一个‘大庆’。那就要建成一个，年产50Mt/a油的，煤制油的‘石油城’。我当时就跟他说：用煤不是问题，就算用效率最低的间接液化技术，每年也就2.5亿t，只占鄂市已探明储量的千分之一；但所需的这么多的水，恐怕会使黄河下游，整年都要断流了；再说，目前煤液化的热能转化效率较低，就把固体的煤变成液体的油，能量就去掉了一半还多，怎能与可持续发展相符合？我认为，煤液化目前只能作为一种国家能源的战略储备技术来考虑，作为国家的应对紧急情况的一种措施，而不适合作为产业化的事业来办，除非我们能开发出能量转化效率高的煤液化技术。听说，有的香港公司曾经与陕北的榆林提出：他们如果能得到煤资源，他们就能把榆林所有的煤，都就地转化了。这些人，实际上是为了获得当地的煤资源，而在忽悠当地政府的领导。由于受到水资源的制约，我们为了保证农业用水和居民生活用水，在一些煤资源较为丰富的缺水地区也只能‘量’水而规划煤化工项目。除非，我们真能想出办法，把农业用水确实地节省出来（因为这是用水大户）。根据本地水的实际情况，来规划煤化工等项目，这是一点也含糊不得的，不然我们就会造成该地区的供水的失衡，遭到大自然的惩罚。3，我对煤制天然气的看法去年年底在鄂尔多斯会上，我讲了一下煤制天然气的竞争力，这里不想重复，简要说一下自己的看法：1，市场很大，转化效率尚可，煤源不缺，不会冲击市场煤价；2，自有煤矿资源，自控煤价；选好工艺，加强副产回收利用；协调好上网气价，增加有利润空间；3，3统一布局，有序渐进式发展，这是今后市场开发、和技术熟悉、完善和发展所必需的。4，目前一般认可的常用煤制天然气的工艺4，1煤制天然气项目中的气化工艺的选择在煤化工项目的煤制气工艺的选择上，除了要根据所用的煤的煤质气化特性，‘因煤制宜’外，还要根据产品规模、种类、产品特性，‘因产品制宜’。煤制天然气的目的产物是甲烷，为了提高煤制天然气的热转化效率，就没有必要将煤气化中已经可以得到的甲烷这一产品，先在气化中把它裂解成CO加H2，而后边又再通过‘甲烷化’去合成甲烷。因为大家都知道，化工过程中经过的步骤越多，过程的总热效率越低。最近，有人提起用催化气化（类似于以前的埃克森催化气化）的‘Greatpoint’气化，据称可得到很高的甲烷含量。原来催化气化的问题是煤气中的甲烷没那么高、催化剂价格高且不好回收再利用（这是我们以前催化气化项目得到的结果），但现在他们说都可以解决了。加压的粉煤气流床气化技术，大都采用很高温度的熔渣排灰的技术，粗煤气中的甲烷含量均在‘痕迹量’的水平，要用于天然气生产，其产品甲烷就必须全部靠甲烷化来得到，显然是不太适合用于天然气生产。前些时间，康菲公司（ConocoPhilips）介绍其E-Gas新利用途径时，曾建议利用气流床的E－Gas两段水煤浆的气化技术来生产SNG。但我认为即便利用了增加二段进水煤浆的浆量，降低第二段气化炉的炉温和提高气化炉的压力均无法克服E－Gas气化炉内喷浆量的比例。下段的进浆量，总是占据主导地位（一般为70～80％），而在下段的炉内温度是很高的，在那儿产生的粗煤气中的甲烷生成几乎是‘微量的’。单靠20～30％的二段喷入的水煤浆能生成的甲烷量是有限的。因为在二段的炉内温度也有800～900℃以上，（对甲烷的生成也并不太有利），即便是提高气化炉内压力到4～5MPa，其粗煤气中能得到的甲烷量还是很少的。这样就意味着，产品中的甲烷主要还要靠后边的甲烷化去生成，单位产品的能耗就会增加较大（据有的文献介绍，在煤制天然气的过程中，选用GE水煤浆气流床气化工艺的，约比选用鲁奇移动床气化工艺的要低6.5％的热转化效率）。4，2美国大平原SNG厂的工艺流程美国大平原SNG厂，采用14台鲁奇MARKⅣ型加压移动床气化炉，（12台运行、2台备用），用北达可达褐煤的块煤为原料，生产代用天然气，至今已成功运行20年。大平原SNG厂的工艺流程如图3所示。图3美国大平原SNG厂工艺流程图44，3我国通常煤制天然气气化工艺及流程的大体模式由于煤种不同，煤的气化特性的区别，煤制天然气的工艺及流程会有一些差别，主要是在前部的煤制气工艺上。从煤种考虑，为了适应鲁奇加压移动床的要求，需要使用粒度大于6mm以上的块状原料，如果块状原料的数量不够，或块煤的强度不好，容易在运输过程中或在炉内移动、受热时粉碎成粉状，则应设法将其粉煤预先压制成强度较好的型煤。从目前我国要建的几个煤制天然气的项目的用煤情况来看，大致涉及：内蒙东部的褐煤、鄂尔多斯或新疆的优质次烟煤。对于后两种煤的原煤中的块煤（大于6mm）一般可达到60％以上，因为厂内还要部分锅炉动力用燃料煤粉，不用去做型煤也足够气化炉的原料煤使用量；然而对于内蒙东部的褐煤，其水分的含量一般在30％左右，‘含块率’要低些，块煤的强度也较差，尤其是某些煤干燥时，会形成片状。如果能将粉煤干燥、高压成型制成型煤，既可保持煤块在气化炉内的强度又可减少煤气中夹带的酚水量，对操作和污水处理比较有利。加压移动床的鲁奇气化技术，有干式出灰和熔渣出灰两种。如果煤灰熔融性温度较低，如目前的鄂尔多斯优质次烟煤，煤灰的熔点ST只有不到1200℃。如用这类煤而采用固态排渣，那么为了防止气化炉结渣，气化剂中的汽/氧比，至少要在7.8~8.0kg/nm3；但如果采用BGL熔渣排灰，气化剂中的汽/氧比，就只要1～1.2kg/nm3,这种选择带来的好处是：气化效率（加气化产生的焦油的热值）可达到～90％；单炉生产能力可提高2～3倍；大幅度降低含酚污水的产生量；同时降低气化工艺蒸汽的消耗量。商业化的BGL气化炉，规模是内经ф3.6m；已在前东德的黑水泵厂，经过多年运行，使用的原料为褐煤煤砖（现在该气化装置已移往土耳其）。加压的移动床和流化床的煤气化过程中，气化炉内温度较低，产生的粗煤气中，含有较多的甲烷。尤其是加压移动床的鲁奇气化工艺，在用烟煤块作原料时，它的粗煤气里有近10％的甲烷含量，常被用作煤制天然气的煤气化工艺。其粗煤气中的甲烷主要是由煤的热裂解中生成的，而不是先生成一氧