煤制天然气项目宜选择组合气化技术

目前，京津冀雾霾天气不少见，PM2.5时有超标，中心城市均谋求停用燃煤锅炉，改用天然气燃料。因此，除了加大矿产天然气生产和进口外，也给煤制天然气项目增加了更多的发展空间。
而国内煤制天然气已建项目的气化主要采用了鲁奇气化技术，也有不少根据煤质情况采用了水煤浆气化技术和干粉煤气化技术，更有不少厂家从碎煤和粉煤比例平衡考虑，采用了鲁奇炉和粉煤灰水煤浆组合气化技术。从目前各家的可研报告或总体设计上看，真正能达到十二五煤化工示范指标的，年产40亿方SNG规模的煤制天然气项目，除了鲁奇炉因气化过程富含甲烷并副产一定量的油品，能保证总体能效并能冲销成本外，其余单纯采用激冷流程的干粉煤气化和水煤浆气化技术，似乎达到能效示范指标严格计算有难度，且生产成本在原燃料及动力价格相同条件下也偏高很多，以至于企业效益相对价差。因此，单纯水煤浆气化生产天然气（激冷流程能效约52%左右），已在谋求采用废锅流程，已回收热量，提高能效指标（可达57%左右）。
煤制天然气成本构成，主要是原料与化工辅材、燃料与动力、制造费用、工资福利、副产品和相关管理、销售费税及利息等。也就是说，不同工艺的成本差异，主要取决于原辅材料价格、动力价格、投资、副产品、人工成本和管理费用。人工成本和管理费用属于管理范畴，相差不会太大，化工辅材和动力价格是区域性问题。因此，在同一地区的煤制天然气项目的单位成本，就主要取决于煤炭价格（与煤质相关）、项目投资、副产品量，特别是煤炭价格差异不大情况下，主要取决于煤气化工艺了（投资与副产品）。假定内蒙和新疆不少地区的长焰煤含油率达到7-12%，平均8%，按照鲁奇炉生产40亿方煤制天然气年耗原煤1050万吨，可副产油品总量近60万吨，用干粉煤气化，年耗原煤约970万吨。如果两种工艺总投资相差不大的话，而煤价按市场价350-400元/吨测算的话，那么鲁奇炉的副产油品可在很大程度上平抑了其煤制天然气生产成本，单位成本比纯干粉煤气化或水煤浆气化因为副产品而降低了近0.5元。
因此，不论是从能效指标还是从降低生产成本抑或是平衡块煤和粉煤多角度考虑，煤制天然气项目根据煤质适应性选择以鲁奇炉为基础，以粉末煤制浆气化或干粉煤气化或循环硫化床的组合气化技术，是提高能效、降低成本的可取方法。

希望大家在保证能效、降低生产成本和煤炭平衡上多提供宝贵经验和建议！

楼主提的很有意义。因为采用机械开采时，粉煤量不可避免，一般块煤与粉煤的比例在60-40，有的甚至达到50-50.大量的粉煤如何利用也是要重点考虑的问题，目前一些厂家正如楼主所说采用鲁奇炉加粉煤炉的方式来综合利用，最大限度的利用资源。

粉煤还是主要考虑通过锅炉消耗。

lflsedin 发表于 2013-10-8 15:34

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粉煤还是主要考虑通过锅炉消耗。

请问是否考虑到粉煤在锅炉消耗时，关于动力岛的政策问题，污染问题，国家支持吗？为了尽可能统一气化设备，粉煤能否考虑制块？

眼下的煤制天然气项目用鲁奇炉无疑是比较合理的选择，至于和理想中的水煤浆搭配又存在不好平衡的问题！当下对于鲁奇炉应用更现实的问题是力争提高单炉气化能力及尽可能的减少废水产量。假如BGL能够进一步成熟的话和水煤浆搭档不失为一种最佳选择！呵呵

lflsedin 发表于 2013-10-8 20:03

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眼下的煤制天然气项目用鲁奇炉无疑是比较合理的选择，至于和理想中的水煤浆搭配又存在不好平衡的问题！当 ...

是个好想法。我考虑选择水煤浆或干粉煤气化，主要从平衡粉末煤角度出发，没有过多考虑用鲁奇气化废水制煤浆，也不太赞成，一方面离平衡太远，更重要的是会造成水煤浆系统盐和重金属积累。鲁奇炉的废水留给污水处理、中水回用。
在煤制天然气厂内，碎煤气化、粉煤或水煤浆气化的规模都很大，主工艺不要衔接过于紧密，还是自成体系、独立分厂为好，只需要将公用工程部分如热电、空分、水处理（原水处理、脱盐水、污水处理，等）关联即可。
粉煤这块有较多选择，看煤制特性了：如果灰分低灰熔点不很高，同时成浆性达到经济性指标，那么考虑其成熟性，应该选择水煤浆气化类型；若成浆性不好可选择干粉煤气化。但有的煤不是活性差，就是灰熔点高，还有热稳定性、内水等问题，不好确定，需要具体问题具体选择了，对于热稳定性不好、灰熔点不低的块煤，还是不要选BGL。
对于粉煤还可以看看成长中的U-GAS、KBR以及伍德炉等气化技术。

关于提高鲁奇炉的单炉气化能力以及减少废水的排放，目前鲁奇最新的Mark+完全可以满足，其单炉最大产气量可达120000Nm3/h，同时设计压力也达到了6.0Mpa，压力的提高对下游的工艺的优化显而易见，同时废水量也减少了。

紫竹幽静 发表于 2013-10-8 23:48

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是个好想法。我考虑选择水煤浆或干粉煤气化，主要从平衡粉末煤角度出发，没有过多考虑用鲁奇气化废 ...

在上不同类型气化炉且做好产品联产方案说不定能最大限度提升效益。

zhangch349 发表于 2013-10-9 10:25

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关于提高鲁奇炉的单炉气化能力以及减少废水的排放，目前鲁奇最新的Mark+完全可以满足，其单炉最大产气量可达 ...

MK+相对于MK4固然有突破性进展，大炉型减少了炉台数，减少占地面积和控制系统。但还是对5m高压大炉型制造和运行的可靠性，以及甲烷含量增加、蒸汽加入量的减少乃至废水减少的程度信心不足。甲烷含量随压力升高并不是太明显，而压力提高对于燃烧和气化反应对有效气的提高程度也未从水煤浆气化4.0至6.5MPa数据方面看得很明显。添加蒸汽分解率也不会随压力提高而升高，如何使得废水明显下降呢？还有待于鲁奇公司进一步说明。毕竟大炉型相关的动设备和静设备密封件、特别是炉箅子还是需要经过实际生产检验的。希望结果达到预期。

按理论说固定床气化伴随着压力的升高水蒸气加入量增加，分解率只会下降。

紫竹幽静 发表于 2013-10-9 23:31

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MK+相对于MK4固然有突破性进展，大炉型减少了炉台数，减少占地面积和控制系统。但还是对5m高压大炉型制造 ...

Mark+压力的提高不仅仅是对合成气中甲烷含量增加的贡献，更重要的是对下游工艺能耗与投资的优化和减少。同时，在Mark+之前，鲁奇公司在南非的Mark5炉型（直径放大到5m，高度未变）已经验证了炉蓖等部件。双煤锁等部件也在不同的装置上得到验证。因此，Mark+所有的部件均是经过工业化的验证。

根据个人对鲁奇新技术的了解,鲁奇的MK+应该是煤制天然气的最好选择(只要有块煤),无论是总投资及天然气成本肯定都是所有气化方法中最好的,这一点是无需怀疑的.至于煤气废水处理并不是世界难题,以前处理不好是国内不重视并没有引进鲁奇的处理技术.现在国内的技术也有了很大进步,废水处理不是难题,有人说鲁奇废水处理投资大运行成本高,其实光就煤气水处理而言(不包括生化处理),与水煤浆气化的黑水处理投资相差并不大(黑水三级闪蒸澄清压滤等),而且鲁奇废弃水处理可以回收焦油石脑油酚氨等副产品,可以抵销其废水处理运行成本.国内一些企业认为引进鲁奇的MK+及废水处理技术要花软件费,我个人观点,对于一个投资上百亿的煤制天然气项目,区区点软件费能占多大点比例呢,与带给你的投资及运行成本的下降相比不算什么的,企业应该能够算清楚.
楼主建议用组合技术是很好的建议,块煤用MK+,粉煤用干粉气化,各尽优势,如果把块煤粉碎后再去采用干粉气化显然是电能等的浪费.

结合煤质可以选择鲁奇和干煤粉气化或鲁奇和水煤浆气化的所占比例。只有这样才能长线发展，鲁奇炉处理不了的粉煤量很大，

lflsedin 发表于 2013-10-10 18:31

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按理论说固定床气化伴随着压力的升高水蒸气加入量增加，分解率只会下降。

蒸汽加入量是减少的。压力的升高有利于甲烷化反应的进行，这样在燃烧区就不需要提供更多的热量来维持气化区甲烷化反应的进行。这些因素会导致氧耗和汽氧比的减少

紫竹幽静 发表于 2013-10-9 23:31

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MK+相对于MK4固然有突破性进展，大炉型减少了炉台数，减少占地面积和控制系统。但还是对5m高压大炉型制造 ...

废水明显下降我觉得倒是不可能很明显。废水量很大程度取决于煤质，在煤质不变的情况下，
MK+氧气的消耗和汽氧比都减少，废水量应该是有限的降低。

如果采用气流床湿法配合鲁奇炉，会为厂家带来两方面的益处。其一，粉煤稍加研磨即可制浆气化；其二，有机污水可以制浆。另外有些煤种灰分含量过低，粘温曲线斜率大，如采用水冷壁不容易挂渣。厂家应根据本地区煤的特性选择相助鲁奇的气化技术。并且湿法气流床技术可以高压化和大型化，可以节约相当一部分的生产投资。

aiwozhonghua606 发表于 2013-11-27 13:57

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蒸汽加入量是减少的。压力的升高有利于甲烷化反应的进行，这样在燃烧区就不需要提供更多的热量来维持气化 ...

压力增加，氧耗降低是对的，就是因为压力提高有利于甲烷生成的放热反应发生。但蒸汽消耗绝对是增加的。

这个问题也有人给我提过就是合成气直接脱二氧化碳和硫但是我认为这种技术除啦供给城市用又能干什么那

新疆广汇煤制气项目就是这么考虑的，碎煤加压气化与德士古水煤浆结合。

最早实施这种气化组合方式的应该是新疆龙宇煤制气项目，已经开始实施了。

中石化的新疆煤制气也在考虑采用粉煤气化和碎煤气化结合的方式。

还是有高人啊

粉煤的灰熔点很重要，如果灰熔点过高，还是有技术障碍的，鲁奇废水处理在国内有已经实施并运营的工程了吗？

逍遥北京 发表于 2013-12-2 16:03

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粉煤的灰熔点很重要，如果灰熔点过高，还是有技术障碍的，鲁奇废水处理在国内有已经实施并运营的工程了吗？

鲁奇公司的废水处理技术在国内应该是没有应用，但鲁奇炉现在咱们国内应用最广泛，几乎用了绝大部分煤种，所以废水处理不应该成为该技术的瓶颈。

弄来弄去还是的
等温列管

逍遥北京 发表于 2013-12-2 16:03

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粉煤的灰熔点很重要，如果灰熔点过高，还是有技术障碍的，鲁奇废水处理在国内有已经实施并运营的工程了吗？

灰熔点高，不是鲁奇炉应用限制。只要煤的热稳定性好、机械强度高、CO2活性好就行。因此，多数褐煤、低阶烟煤都行。灰熔点高点，对生产控制还会好些，比如蒸汽可以少加点，废水少产点，碳转化率会高点。。。

学习一下，目前还是鲁奇投产速度快，

最近准备一个SNG技术方案，但看到煤的数据有些困惑，相关数据如下：
工业分析：Mt.ar 12.40 Mad 4.37 Vdaf 36.00 Ad 14.56FCd 54.68 ；灰熔融性：ST 1232 FT 1259；热稳定性：TS+6(%)90.42，TS3-6(%) 5.20；格金 Tarad% 10.38；CO2活性：950℃ 22.1 1000℃ 35.2 1050℃ 51.1 1100℃ 64.4。
从数据上看，总体属于低阶烟煤如长焰煤-不粘煤，但不知怎么的CO2活性这么低（相当于老年烟煤甚至无烟煤）？本想利用其很好的热稳定性和较高的焦油含率，块煤采用鲁奇炉气化有利于SNG产品收率，同时副产品平抑下生产成本；粉煤采用水煤浆气化平衡粉末煤。
但看到CO2活性数据和灰熔点，这么低的活性，碳转化率如何？会不会排渣碳含量很高啊？这么低的ST，汽氧比估计会超过7.5了吧，年产40亿方SNG气化用煤按1000万吨估计，添加蒸汽每小时估计超过2000吨，加上煤种含水，废水处理量恐怕会达1500t/h以上，将会给煤气水分离、废水处理带来更大的投资。
于是就有点犹疑不决了，还请业内高手支招，给出好的建议，先行谢了！

风骚领天下 发表于 2013-10-8 16:30

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请问是否考虑到粉煤在锅炉消耗时，关于动力岛的政策问题，污染问题，国家支持吗？为了尽可能统一气化设备 ...

好像大型的型煤设备不成熟

年产40亿方SNG规模的煤制天然气项目，按照鲁奇炉生产40亿方煤制天然气年耗原煤1050万吨，可副产油品总量近60万吨，用干粉煤气化，年耗原煤约970万吨。如果两种工艺总投资相差不大的话，而煤价按市场价350-400元/吨测算的话，那么鲁奇炉的副产油品可在很大程度上平抑了其煤制天然气生产成本，单位成本比纯干粉煤气化或水煤浆气化因为副产品而降低了近0.5元。
这个单位成本有没有考虑水的成本在里面，目前环保水的处理要求比较高，成本也不低。

帝国至尊 发表于 2014-2-25 14:16

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年产40亿方SNG规模的煤制天然气项目，按照鲁奇炉生产40亿方煤制天然气年耗原煤1050万吨，可副产油品总量近6 ...

鲁奇炉的酚氨回收不应按照废水处理来考虑，它属于气化主工艺工艺包。
鲁奇废水生化处理段处理成本一般约在4-5元/吨，生化处理后废水+循环水排水+锅炉排水+脱盐水排水+等其他排放含盐水进行中水回用处理成本大约在6-8元/吨，浓盐水回收系统成本约8-10元/吨，蒸发结晶成本约在40-45元/吨（看企业副产低压蒸汽是否算钱），这里说的成本均没算设备折旧费。这样可以根据项目工艺和水量折算成单位天然气承担的污水处理成本