煤制天然气技术研究

煤制天然气(SNG)技术现状

1、煤制天然气技术路线

传统的煤制天然气技术是以煤炭为原料，气化生产合成气，经净化和转化以后，在催化剂的作用下发生甲烷化反应，生产热值符合规定的替代天然气(Substitute Natural Gas)，也被称为煤气化转化技术。

近年来，也出现了直接合成天然气技术，是将煤气化和甲烷化合并为一个单元直接由煤生产富甲烷气体，典型工艺有加氢气化工艺和催化气化工艺2种。

相比直接合成天然气技术，煤气化转化技术需要的设备较多，投资较高，但技术非常成熟，甲烷转化率高，技术复杂度略低，因此应用更加广泛，是煤制天然气中的主流工艺。

煤制天然气技术主要使用固定床反应器和流化床反应器，其中，固定床甲烷化技术比较成熟，应用也更加广泛。催化剂以镍系催化剂为主，这种催化剂活性高，寿命长，但容易被硫毒化。近年来出现了以钼系催化剂为代表的耐硫催化剂，节约了合成气脱硫成本，但活性没有镍系催化剂高。

2、煤气化转化技术制备天然气

一般情况下，经煤气化得到的合成气的H2/CO比达不到甲烷化的

要求，因此需要经过气体转换单元提高H2/CO比。有些工艺有单独的

气体转换单元，提高H2/CO比后再进入甲烷化单元，称为两步法甲烷

化工艺；有些工艺将气体转换单元和甲烷化单元合并为一个部分同时

进行，称为一步法甲烷化工艺。

2．1 两步法甲烷化工艺

(1)Lurgi工艺

19世纪六七十年代，固定床甲烷化气化单元普遍使用的是德国的Lu晒气化炉。Lurgi公司和SA—SOL公司在南非的Sasolburg建立了一家试验工厂，另一家试验工厂由Lurgi公司和澳大利亚EL．Paso天然气公司建立。在Lurgi和SASOL的基础上，第一家煤制天然气工厂--大平原合成燃料厂在美国的北达科他州建立。工艺包括14个

LurgiMark IV固定床气化炉，日处理褐煤18000t，使用的气化剂为氧气和水蒸气。生产的气体中含有8％ ～10％ 的甲烷，经过分离工艺可得到富甲烷气体 (SNG)，剩余气体富含有效合成气(CO+H2)，这部

分气体有1/3进入气体转换单元提高H/CO比，再经过低温甲醇洗除去烃类和硫化物，此时硫化物的含量可以控制在2×10 以下，可以保证催化剂的寿命维持在4a左右，然后合成气进入甲烷化单元，该单元由2个绝热固定床反应器组成，第一个反应器入气温度300℃ ，出气温度450℃ ，第二个反应器入气温度260℃，出气温度315℃。最初使用的催化剂是BASF公司生产的高镍甲烷化催化剂，CO转化率大于98％，后来改用Davy公司生产的CRG催化剂，CO的转化率可达100％ ，CO2的转化率可达98％。得到的气体产品经压缩、干燥除去CO：后就生产出SNG，通过天然气管道输送给用户。副产CO 被附近油田用于提高采油率，气化剂氧气是通过分离空气生产的，同时副产N2,Xe和Kr，甲烷

化反应后还会副产石脑油和酚。图1为Lurgi法生产SNG的工艺流程。

Lurgi工艺投资成本低，单线生产能力大，转化率高，可操作性强，生产的合成天然气品质高，副产品种类多，技术成熟度高，经过商业化规模的验证运行稳定，但是由于此工艺采用的是Lu哂气化+绝热循环稀释甲烷化技术，而Lurgi气化效率不高，绝热循环稀释要消耗大量的能量，相当于甲烷化反应产生的50％ 的能量，不能做到自身的能量平衡，

所以此工艺的能效较低。

(2)TREMPTM 工艺

19世纪七八十年代，德国的Kernforschungszen—trum Jtilich公司和Rheinische Braunkohlewerke公司以及丹麦的Haldor TopsOe公司联合开发设计了甲烷转换反应和其逆反应合成气甲烷化反应的循环工艺，用于远距离储存和输送核能高温反应器发出的热量。丹麦Haldor TopsCe公司的TREMPTM工艺就是为这个目的研发设计的。在TREMPTM工艺中，H2/CO比达到3时，煤气化得到的合成气经转换、净

化进入3个串联的绝热固定床反应器，第二和第三个绝热反应器也可用1个沸水反应器(BWR)取代，反应器承受温度范围是250～700℃，压力达3 MPa。在高温甲烷化的过程中使用的是HaldorTopsCe公司生产

的MCR一2X和MCR4催化剂，该催化剂可以在600℃的温度下连续运行超过8000h，CO转化率可达100％，CO2转化率99％。为了回收甲烷化反

应放出的热量，工艺中有1个蒸汽循环系统，第一个和第三个固定床反应器生产的产品气与该系统进行热交换，将产品气冷却的同时生产蒸汽，回收甲烷化反应释放的热量。图2为TREMPTM工艺流程。

TREMPTM技术的优点是单线生产能力大，根据气化工艺的不同，生产能力在10万～2O万m3/h之间；合成气转化率高；回收过程能耗低，充分利用甲烷化反应放出的热量，生产高压过热蒸汽产品； MCR一2X催化剂寿命长，活性高，副反应少，使用温度范围宽(250～700℃)，循环气量仅为其他工艺的1/10；合成天然气品质高，甲烷体积分数可达94％～96％，高位热值达37260～38100 kJ/m3，满足了国家天然气标准以及管道输送的要求。同时丰富的操作经验和实质性工艺验证保证了这一技术能够用于商业化。Haldor TopsCe和德国的Union

Krafist-off Wesseling(UKW)已经建立了中试设备，处于工业化推广阶段，还没有进行商业化规模的运营。但是TREMP 工艺投资大，技术复杂度高，需要具有一定的生产规模才能产生较好的经济效益。

(3)其他工艺

1952年，前美国矿务局开始了生产管道合成天然气的研究 。研究工程最大的工艺特点是使用了流化床甲烷化反应器和催化剂再生系统。由于使用了流化床工艺，热量和质量传导率较高，反应器可以保持恒温，催化剂再生系统使催化剂可以连续循环使用，节约了生产成本，但是这项技术还不够成熟，复杂度较高，生产规模较小，目前还处于研发阶段，没有实现商业化运营。

1963年，美国烟煤研究所(BCR)为了生产煤制天然气而着手研发Bi～Gas工艺 。特殊的气化单元是该工艺的一大技术特点。气化炉利用煤炭气化产生的焦炭作为气化炉的燃料，提高了原料煤的利用率，节约了成本。工艺另一特点是使用流化床甲烷化反应器，热量和质量传导率较高，甲烷化反应保持在恒温状态，但是技术复杂度较高，技术成熟度较低，CO的转化率还有待提高，目前处于研发阶段，没有得到很好的推广应用。

2．2 一步法甲烷化工艺

(1)HICOM工艺

HICOM工艺是由英国煤气公司研发设计。技术特点是将气体转换单元和甲烷化单元合并为一个单元完成。气化炉生产的合成气经冷却、净化、脱硫处理以后，和水蒸气一起通入甲烷化单元。蒸汽除了调节H/CO比，还可以防止碳沉积，但是水蒸气降低了热效率，可能引起催化剂烧结。系统的温度通过冷却产品气循环来调节，甲烷化反应放出的热量用于生产高压蒸汽。

HICOM工艺没有气体转换单元，热回收装置少，减少了设备投资，能效较高，技术成熟度较高，苏格兰的西域发展中心已经建立了半商业化规模的示范性工厂。但是技术复杂度略高，合成气转化率还有待提高，目前还没有实现完全商业化运营。

(2)Comflux工艺

1975年～l986年，德国的Thyssengas GmbH公司和德国卡尔斯鲁厄大学共同研发了Comflux工

艺。工艺最大特点是气体转换反应和甲烷化反应同时在流化床反应器中进行。由于没有单独的气体转换单元和生产高压循环气的空气压缩机，大大降低了设备投资和生产成本，与固定床工艺相比，大约节省了10％ 的成本。同时由于使用了流化床工艺，质量和热量传导率高，催化剂的装卸和回收更加便利。废热得到了合理利用。工艺经过了中试和半商业运营，技术成熟度较高。

(3)液相甲烷化工艺

美国的化学系统研究所提出了另一种生产替代天然气的方法--液相甲烷化工艺。气化炉生产的合成气直接进入装有循环液(矿物油)和催化剂的液相甲烷化反应器。液相甲烷化工艺具有很好的传热性能，实现了恒温操作，具有较高的选择性和较大的灵活性，反应水可用于水煤气的变换反应，因此不需要单独的气体转化单元，单台反应器生产能力大，投资成本低。但是产品气不太容易实现完全的气液分离。目前，该工艺还处于研发阶段。

3、直接合成天然气技术

3．1 催化气化工艺

美国Exxon科学工程公司提出了一种催化气化工艺(Catalysis Coal Gasification，CCG)，可以将气化和甲烷化合并为一个单元直接生产合成天然气 。工艺最大特点是气化炉中加入钾的酸性盐催化剂，同时通入水蒸气，生成的产品气分离出未反应的CO和H2循环回气

化炉继续甲烷化反应，节省了气体转换单元、脱硫装置和甲烷化反应器等设备投资成本，但是增加了产品气分离装置的投资，单程甲烷合成率和产量还有待提高。

美国巨点能源公司宣称拥有世界上最先进的一步法煤制天然气技术，又称“蓝气技术”，是一种利用催化剂在加压流化气化炉中一步合成煤基天然气的技术，具有煤种适应性广泛、操作温度较低、操作条件温和、工艺简单、造价低、节能、节水、环保等优点。此外，此工艺省去了除渣过程，减少了维护需求，增加了热效率，又因省去了空分装置而降低了投资(该单元的投资占整个气化装置总投资的

20％)。“蓝气技术”在美国Des．Plaines气体技术研究所已经进行了1200 h的运行试验，但至今还没有相关的可行性报告。

3．2 加氢气化工艺

20世纪80年代初期，英国煤气公司与日本大阪煤气公司合作开发了煤的加氢气化工艺，其核心装置是具有内部热气循环的夹带流反应器。煤粉通过高压浓相输入系统引入，热氢气通过一个特制喷嘴喷人反应器，热氢气与煤粉混合均匀加热煤粉，直接生产富氢气体。该工艺热效率高，工艺简单，设备投资少，反应温度容易控制，反应规模容易放大，适用的原料煤范围广。但是该工艺碳的转化率还有待提高，需要增加氢气发生装置和氢气分离装置。

4、国内发展煤制天然气存在的问题和建议

近年来，煤制天然气技术已成为国内研究和投资的热点。神华集团、大唐集团、新汶矿业集团、中国海洋石油集团、内蒙古庆华集团和新疆广汇集团等大型企业纷纷投资煤制天然气项目，煤制天然气俨然成为国内煤化工产业的新宠 。但是国内在发展煤制天然气过程中还存在一定的问题：首先，很多企业以圈占资源为目的一哄而上、盲目投资和重复建设，煤制天然气项目已出现了投资过热的苗头，国家如果不加以统筹规范，很可能出现产能过剩的局面；其次，在地方政府和企业对煤制天然气投资冲动的驱使下，很多项目在没有认真论证工艺适用性和项目经济性的前提下就匆忙上马，建成投产后会面临巨大的技术风险和市场风险；最后，从发达国家的发展经验来看，随着天然气的普及，构建全国性统一的天然气输配干网势在必行，现有的

煤制天然气项目到底是纳入统一的燃气输配系统还是独立铺设管网，也是企业要认真考虑的问题 。

因此，为了在科学有序、稳妥合理的基础上规划发展中国煤制天然气产业，提出如下建议: (1)选择合适的煤制天然气工艺中国低阶煤储量占煤炭总储量的56.7％，尤其是目前规划的煤制天然气项目主要分布地区——新疆和内蒙古主要的煤种就是褐煤和低变质程度的烟煤。这些低阶煤出矿价格低，是生产SNG的理想原料。Lurgi加压固定床气化炉对高水分高灰分的低阶煤具有很好的气化效果。具有生产能力大，原料煤制备工艺简单，投资少，消耗低，技术成熟可靠的特点。因此，从技术、煤的利用效率和生产成本考虑，Lurgi气化炉是适合目前国内煤制天然气用气化炉之一。

低温甲醇洗是适合煤制甲烷的净化技术，主要是脱硫脱碳能力强，H2S可以降到0.1×10以下，CO可以降到1％以下，能够满足甲烷化的

要求，并且吸附的H2S和CO易于回收。

可供选择的甲烷化工艺较多，其中Lurgi工艺和TREMP 工艺最为成熟可靠，TREMPTM工艺也已经处于工业化推广阶段。2种工艺单线生产能力大，合成气转化率高，均属于绝热循环稀释甲烷化技术，能耗较高。未来的煤气化转化技术应该向等温甲烷化反应器方向发展，目前能耗较低的催化气化技术和加氢气化技术还处于研发阶段，技术还不成熟，不适用于大规模的工业生产。因此，Lurgi工艺和TREMPTM工艺是目前中国甲烷化工艺的较优选择。

总之，生产企业应采用安全可靠、先进成熟，经示范验证有成功

业绩的技术，重点扶持自主创新的国内新技术，统筹国外引进技术和采用国内技术，并要注重一定的规模效益 。

(2)合理选择建设地点，尽量降低生产成本

煤炭价格和管道投资决定了SNG生产企业的经济效益。因此，煤制天然气建设必须实现煤炭原料本地化。厂址必须选择在煤炭资源丰富、煤炭价格低的地区，能够满足每年上千万吨的用煤需求，同时还要有充足的水资源作保证，新疆、内蒙古等西部地区可以满足SNG的生产要求。此外，建设地点要尽量靠近终端目标消费市场，配套输送管道的建设应同步进行，同时也可以考虑有效利用现有天然气管道，就近输入天然气管网，开发更多的终端用户，这需要国家与相关的单位部门统一规划协调，解决SNG的运输问题，实现煤制天然气产业的可持续发展。

(3)实现与其他煤化工项目、副产品的联产美国大平原燃料厂成功的经验表明：由于天然气价格长期在低位徘徊，如果仅仅依靠SNG的收益是很难实现盈利的，大平原厂是通过生产大量焦油、粗酚、硫磺、液氨和石脑油等高附加值的副产品最终实现盈利。同样，国内发展煤制天然气的同时也要注意副产品的回收，另外，煤制天然气可以与其他以煤为原料，经过煤气化生产化产/油品的煤化工工艺实现联产，以及利用甲烷化反应放热副产大量的高压蒸汽发电。这样，在天然气市场不景气的情况下，企业可以通过副产品和多联产产品取得经济效益，提高了企业抵抗市场风险的能力。

(4)配套的环保设施同步建设

煤制天然气项目在生产过程中会产生一些废物，比如CO、硫化物以及一些含酚的废水等，如果处理不当，会对环境造成很大污染，并且这些项目主要位于新疆、内蒙古等生态环境非常脆弱的地区，环境承载能力差，因此配套的环保设施一定要同步实施。利用CO提高附近油田的采油率，回收硫化物生产硫磺，提取含酚废水中低阶酚都可作为副产品带来一定的经济效益，从而降低了环保成本，促进煤制天然气产业的可持续发展。