天然气是一种无毒无味、热值高、洁净环保的优质能源和化工原料，其主要成分为甲烷。以煤为原料生产天然气就是采用煤气化技术将煤炭转化为合成气(主要成分为H₂和CO)，经过调节气体组成、净化后在催化剂作用下发生甲烷化反应，生产热值符合要求的替代天然气^[1-3]。

煤制天然气技术(SNG)源于20世纪70年代，全球性石油危机的爆发促使当时的欧美国家开始了替代能源领域的技术研发，鲁奇公司(LURGI)率先在南非建立了2套试验装置，1978年拓普索公司在美国建成了日产能17万m³的煤制天然气装置。1984年，美国达科塔州的大平原煤气化生产天然气项目投入运行，日产能达到368万m³，日处理褐煤1.8万t，至今已运行三十余年。

我国面临着“富煤贫油少气”的能源格局，近年来能源消费快速增长，我国消费结构中煤炭占69%，石油占20%，天然气仅占3.4%，目前30%的天然气依赖进口^[4]。天然气与煤相比具有较好的能效和环保优势，发展清洁高效的煤制天然气技术，对于调整和优化我国能源结构具有重要意义^[5-6]。《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》也将煤制天然气的定位为“协同保障进口管道天然气的供应安全，解决富煤地区能源长距离外送问题，为大气污染防治重点区域工业、民用、分布式能源、交通运输提供清洁燃气，替代散煤、劣质煤和石油焦等燃料，有效降低大气污染物排放”。

我国长期以来一直鼓励煤炭在能源和化工产业中的清洁利用，而煤制天然气技术正是立足于国内能源结构特点，通过煤炭的清洁利用和高效转化生产天然气，实现大规模商业化运营，缓解国内天然气供应紧张的局面。但是如果缺乏全局性的战略规划，会给煤炭资源的开发、水资源利用和环境保护带来很大压力。

1 煤制天然气工艺技术路线及原理

典型的煤制天然气工艺过程如图 1所示，原料煤进行筛分、磨粉、制浆后与空分装置的氧气一起进入气化炉反应得到合成气，合成气经过变换、脱硫净化得到符合要求的甲烷化原料，进入甲烷化单元合成天然气产品。

1.1 气化单元

C与氧气的燃烧反应：

$ {{\rm{C}} + {{\rm{O}}_2} \to {\rm{C}}{{\rm{O}}_2}} $

(1)

$ {{\rm{C}} + 1/2{{\rm{O}}_2} \to {\rm{CO}}} $

(2)

C与水蒸气反应：

$ {{\rm{C}} + {{\rm{H}}_2}{\rm{O}} \to {\rm{CO}} + {{\rm{H}}_2}} $

(3)

$ {{\rm{C}} + 2{{\rm{H}}_2}{\rm{O}} \to {\rm{C}}{{\rm{O}}_2} + 2{{\rm{H}}_2}} $

(4)

C与CO₂的反应：

$ {\rm{C}} + {\rm{C}}{{\rm{O}}_2} \to 2{\rm{CO}} $

(5)

1.2 变换单元

$ {\rm{CO}} + {{\rm{H}}_2}{\rm{O}} \to {\rm{C}}{{\rm{O}}_2} + {{\rm{H}}_2} $

(6)

1.3 甲烷化单元

$ {{\rm{CO}} + 3{{\rm{H}}_2} \to {\rm{C}}{{\rm{H}}_4} + {{\rm{H}}_2}{\rm{O}}} $

(7)

$ {{\rm{C}}{{\rm{O}}_2} + 4{{\rm{H}}_2} \to {\rm{C}}{{\rm{H}}_4} + 2{{\rm{H}}_2}{\rm{O}}} $

(8)

煤气化及甲烷化是整个工艺流程的核心，从反应方程来看甲烷合成反应是按照V(H₂)/V(CO)=3和V(H₂)/V(CO₂)=4的反应比例进行的，生产中一般控制该比例等于或略高于3，主要考虑在煤气化工艺中CO作为合成气的主要技术指标。通常来说气化过程生成的粗合成气中CO含量高而H₂含量低，因此需通过变换反应来调整H₂与CO的比例。变换过程会产生大量的CO₂，连同H₂S和NH₃等杂质进入净化单元脱除，净化后的合成气通过甲烷化反应合成CH₄，天然气经回收热量、分离凝液和压缩干燥等工序得到合格的天然气产品。

2 气化过程对技术指标的影响 2.1 气化工艺路线

目前世界范围内可选用的煤气化技术多达十几种，但在煤制气中得到工业化应用的也只有几种，不同技术之间的工艺适用性、先进性、煤种适应性和技术成熟程度均有所差异。根据反应器的结构形式可分为移动床、流化床和气流床等气化工艺^[7-8]。

移动床气化技术采用碎煤、型煤进料，床层逆流移动气化，氧气消耗和煤消耗量低，副产油类、粗酚等副产品，整体碳效率较高，适用于高水分、高灰分的劣质煤。工业化技术应用成熟，代表技术为鲁奇(LURGI)碎煤加压气化和BGL碎煤熔渣气化^[9]。碎煤加压气化的代表为LURGI气化技术，其特点是采用固态排渣，气化温度低、蒸汽消耗高、废水量高。碎煤熔渣气化的代表为BGL气化技术，其特点是采用液态排渣，气化温度高、蒸汽消耗低、废水量低。碎煤加压气化是世界上工业化最早的煤加压气化技术，在国内外有广泛应用。BGL碎煤熔渣气化则是在碎煤加压气化与熔渣技术的基础上进行试验并开发出来的。

流化床气化以KBR-TRIG气化技术为代表。该技术采用粉煤作为原料，煤种适应性较好，操作温度适中，粗合成气中含有一定量的CH₄。但存在气化炉整体结构复杂，产生的飞灰量较大的问题，且无商业化运行业绩，对于大型工业化应用的可行性还需进一步调研和论证。

气流床气化根据煤进料形式的不同分为水煤浆气化和干粉气化。其主要优点是气化温度高，煤在数秒内几乎全部气化，碳转化率可达96%~98%，有效气(H₂+CO)体积分数高达80%~92%，气化热效率高，不产生油、萘和酚等杂质，净化及污水处理流程简单，在世界范围内有广泛的工业化运行业绩。水煤浆气化的代表为GE气化技术和华东理工大学四喷嘴气化技术，其特点是将原料煤制成水煤浆，加压后送入气化炉与高纯氧进行高温气化。粉煤气化的代表为SHELL粉煤气化技术、航天粉煤气化技术和中石化SE粉煤气化技术，其特点是将原料煤烘干、磨粉后，通过载气送入气化炉与高纯氧和蒸汽进行高温气化。

2.2 物料平衡指标

目前，煤制天然气工艺的气化技术主要以移动床加压气化和气流床加压气化为主。以年产80亿Nm³煤制天然气为例，选取了LURGI、BGL、SHELL和GE 4种典型的气化技术路线对其进行物料平衡计算，重点分析讨论能耗、水耗、CO₂排放量和废水排放量等技术指标，为工艺装置建设提供技术支撑。为简化计算统一计算基准并设定以下假设：1)装置年操作时数8 000 h，折合CH₄生产能力1 000 kNm³/h；2)气化出口的粗合成气组成参考实际工程经验；3)粗合成气按干基计算，不含水，并忽略有机副产物成分；4)粗合成气中杂质(N₂和Ar等)体积分数为1%；5)各单元内的副反应及气体损耗不计；6)净化单元将工艺气中所有CO₂脱除并排放。

计算结果如表 1和表 2所示。

从表 1和表 2中可以看出移动床(BGL、LURGI)比气流床(SHELL、GE)床具有更优的技术指标。变换过程水消耗量LURGI和BGL分别为136.5和1 005.1 t/h；CO₂排放量LURGI和BGL分别为2 481.6和2 795.7 t/h。以上指标的排放量远低于其他2种气流床气化工艺，同时BGL具有最低的废水排放量。

LURGI技术与BGL技术作为最典型的移动床加压气化技术，从原料要求、炉体结构到气化原理都非常相近。其差别主要在于气化排渣方式，LURGI技术为灰渣干法排放，BGL技术为高温液态熔渣激冷排放。为满足排渣需求，BGL气化炉内气化温度(1 400~1 600 ℃)需要高于煤的灰熔点，使用灰熔点较高的煤种时需要掺混大量助熔剂，对于灰熔点过高的煤种则无法适用，为提高气化区域温度至灰渣熔点以上需要消耗更多的氧气供热，高温气化会生成较多的CO，故粗合成气中的有效气含量相对较高。而LURGI技术采用干法排渣，炉内温度(1 000~1 200 ℃)需要低于煤的灰熔点温度，对于灰熔点较低的煤种容易结焦。LURGI技术加入较多蒸汽维持较低的气化反应温度，增加蒸汽的同时会提高粗合成气中H₂和CH₄的含量，但气化炉中变换反应会生成更多的CO₂。

BGL炉采用液态熔渣排放，发生紧急联锁时，气化炉内氧气切断无法维持熔渣区域的热量供应，灰渣冷却后会堵塞排渣通道，往往需要采取破坏性方法处理并修复，气化炉的长周期安全运行存在隐患。LURGI炉采用干灰排渣可以避免上述问题，但是灰渣中残碳增加会导致热量回收困难，且存在飞灰问题。

对于气化废水的排放问题，气化副产品回收后，残余的污染物随气化污水排放。由于LURGI技术加入了过量蒸汽来控制气化温度，大量水分冷凝后进入副产品回收单元；而BGL技术加入的蒸汽较少，故冷凝水量也大幅减少。在回收率相同的情况下，LURGI技术副产品回收后的污水量大，污水浓度较低；BGL技术污水量虽小，但污水浓度很高，处理难度较大，给外界污水处理设施造成冲击。

2.3 粗合成气组成的影响

对同等规模的煤制天然气项目而言，粗合成气的组成变化对下游装置负荷影响非常明显。

2.3.1 CH₄的影响

煤气化过程中会生成一定量的甲烷，如BGL炉中φ(CH₄)为6%，LURGI炉的φ(CH₄)高达12%，CH₄作为惰性气体，在变换单元基本不参与反应，在净化单元的损耗也很小。甲烷合成反应的平衡常数很大，CH₄存在时不会影响甲烷化反应的转化率^[10]。煤气化中产生的甲烷在一定程度上降低了制甲烷的合成气需求量，气化单元、变换单元、净化单元的运行负荷、动力消耗也随之下降。根据计算结果，粗合成气中φ(CH₄)为6%时，甲烷化合成气需求量可降低22%，φ(CH₄)达到12%时，合成气需求量可降低45.3%。因此在煤气化制天然气工艺路线选择上，应尽可能选择粗合成气中φ(CH₄)高的气化技术。

2.3.2 CO₂的影响

CO₂作为化石燃料的完全燃烧产物没有能量利用价值，CO₂排放量可以直观反应系统总体能耗，运行过程中表现为煤耗、氧耗和动力消耗等^[11]。气化过程中碳完全燃烧和CO氧化燃烧产生CO₂用于维持气化温度；为了获得H₂，变换反应消耗了化学能产生CO₂。系统中产生的CO₂越多，说明能量损失越大，纵观整个流程衡算系统工艺能耗时不仅需要考虑气化单元，还须全面考虑变换单元和净化单元的CO₂综合排放总量作为能耗的评价依据。

2.3.3 V(H₂)/V(CO)的影响

合成气中的H₂与CO的比例将直接影响变换单元的负荷。煤炭中的碳元素含量极高而氢元素含量低，故粗合成气中的V(H₂)/V(CO)比值较低。在甲烷化过程中理想的V(氢):V(碳)为3:1，在气化反应中加入蒸汽或液态水，一方面可作为辅助气化剂参与反应，利用其热容大和反应吸热的特点，降低气化反应活性，控制气化温度；另一方面则是作为氢元素的补充来源，促进气化炉内高温环境下的变换反应产生更多氢气。但是气化加入的水分并不能完全利用，部分会被粗合成气带入下游继续反应，其余部分在降温后冷凝被分离出来。因此，应尽量选择合成气V(H₂)/V(CO)高的气化炉，从而降低下游的变换负荷。

2.4 投资及经济技术指标对比

煤气化技术的选择与装置的总体投资费用、运行费用密切相关。4种气化技术对应的投资及收益情况如表 2所示^[12]，从表 3中可以看出SHELL技术的工程总投资最高，为635.8亿元；水煤浆技术次之，为583.0亿元；移动床的BGL技术和LURGI技术较低，分别为470.6和484.2亿元。从经济收益来看，移动床的BGL技术和LURGI技术高于气流床的Shell技术与水煤浆技术。对比投资回收期可以发现，SHELL技术(8.32)＞水煤浆技术(8.15)＞LURGI技术(6.05)＞BGL技术(5.66)，移动床的2种可以在更短的时期内完成投资回收。对于2种气流床工艺，SHELL技术虽然具有煤种适用范围广的有点，但总体投资高，综合技术效益低；水煤浆气化国内有丰富的工业化经验，但原料煤的制浆过程需要增加额外的投资和原料消耗。总体来说，气流床气化工艺路线的投资及经济运行效益低于移动床工艺。

3 结论

对比煤制天然气项目不同气化工艺的物料平衡、装置投资收益情况，移动床加压气化技术比气流床技术用于煤制天然气项目更具优势。

1) 对比投资及运行经济技术指标，移动床气化技术优势明显；从装置装置建设投资来看Shell技术＞水煤浆技术＞LURGI技术＞BGL技术；投资回收期，BGL技术＜LURGI技术＜水煤浆技术＜SHELL技术。

2) 对比不同的气化技术路线，提高气化粗合成气中的有效气(H₂+CO+CH₄)含量、特别是CH₄的含量，增大V(H₂)/V(CO)，对于降低工艺装置的整体规模、装置投资以及物耗能耗均有显著作用。

3) 选择气化技术时，需综合考虑气化污水的预处理及回用方案，尽量减少排污量并控制污染物指标。