0 引 言

合成气生产技术是化工合成产业的龙头技术，目前主要的制气技术有煤制气和天然气制气。煤气化反应过程会释放大量热，制得的合成气中H2/CO低；天然气转化过程需吸收大量热，制得的合成气中H2/CO高[1-2]。煤气化和天然气转化是互补性很强的2种气化技术，因此，研发一种可实现煤与天然气同炉转化的技术，是未来高效利用煤、天然气资源的重要方向。关于煤-天然气共气化研究较多，李俊岭等[3-4]、赵月红[5]提出天然气和煤联合制备合成气新工艺；宋学平等[6-7]通过软件模拟了煤与天然气共气化过程，得到H2/CO可调的合成气；欧阳朝斌等[8]进行移动床反应器热态模拟试验，在炉温不低于1 000 ℃下制备出有效气大于90%、H2/CO 1.0～2.0的合成气。上述学者均采用固定床或移动床气化进行煤与天然气共气化，并取得一定成果。但根据现有工业化运行装置，固定床及移动床气化存在气化温度低，碳转化率不高，反应器出口合成气中含有焦油、酚类等难处理有机质，废水有机质超标等问题，其中有机质废水处理尚无很好的解决办法[9-12]。气流床气化技术是目前最先进、高效的大型气化技术，气流床气化虽然冷煤气效率稍低，但其气化强度大，单炉产气量高，出反应器合成气不含焦油、酚类等有机物质，黑水处理简单[13-15]。为实现煤-天然气共气化大规模应用，进行煤-天然气气流床共气化技术研究非常必要。本文通过研究气化温度、气化压力、天然气/煤、水煤浆浓度对煤-天然气共气化主要指标的影响，分析合成气中主要气体组成、H2/CO以及CH4含量变化，获得了煤-天然气共气化的优化试验条件及数据，为下一步建立煤与天然气共气化中试装置提供设计依据。

1 试 验

1.1 试验煤样

试验煤样选用西湾煤，其工业分析和元素分析见表1。由表1可知，该煤种硫含量及灰分低、挥发分较高，属于优良的气化用煤，且煤中水分和O/C低，易于成浆，可制备出高浓度煤浆。西湾煤粒径<0.074 mm含量为50%～60%时，加入0.5%的添加剂，可制备出浓度57%～62%的水煤浆。

表1 西湾煤的工业分析和元素分析
Table 1 Proximate and ultimate analysis of Xiwan coal

1.2 试验条件

以西湾煤为原料，煤浆浓度57%～62%，气化温度1 226～1 465 ℃，气化压力<1.0 MPa。气化原料煤浆、天然气、O2入炉的温度、压力分别为50、30、30 ℃和0.7、0.8、0.8 MPa。

1.3 试验设备

煤-天然气共气化试验装置主要包括原料输运单元、共气化单元及合成气洗涤、降温单元3部分，装置流程如图1所示。

1.3.1 原料输送单元

原料输送单元包括气体输送及煤浆输送2部分，其中气体原料由气站的高压气体储罐减压后输送，煤浆则由高压煤浆泵加压后输送。高压煤浆泵采用柱塞隔膜式结构，设计流量为0～100 L/h，设计压力2.0 MPa，在泵出口设计有脉冲高压气囊式缓冲罐，用于消除煤浆泵的柱塞脉冲现象。

1.3.2 共气化单元

共气化单元由反应器、废热锅炉、烧嘴系统、渣池组成，核心设备是反应器、水煤浆烧嘴和天然气烧嘴。其中反应器直径1 m，壳体采用Q345R材料，自金属壳体内部由外向内依次衬空心球Al2O3及Cr2O3两层材料。反应器设计压力1.0 MPa，设计温度≤1 500 ℃，设计负荷为投煤量≤15 kg/h，天然气量≤15 Nm3/h。水煤浆烧嘴采用两级小孔结构，煤浆由中间管道进入头部预混腔，外环管来的氧气通过头部均分分布的小孔对煤浆进行初步雾化，预雾化的煤浆从内混腔端部的缩口处喷出，外套管来的氧气进入二次雾化喷头，通过喷头处多个均匀分布的小孔对煤浆进行二次雾化。水煤浆烧嘴设计压力<1.0 MPa，工作温度1 200～1 500 ℃。天然气烧嘴安装在反应器侧壁，共4台，采用对置放置，烧嘴设计压力<1.0 MPa，工作温度1 200～1 500 ℃，烧嘴设计压降小于0.2 MPa。

1.3.3 合成气洗涤、降温单元

合成气洗涤、降温单元由合成气洗涤、净化及合成气在线分析2部分组成，主要设备是洗涤塔和在线分析仪。其中洗涤塔直径1.5 m，采用Q345R碳钢材料，设计压力1.0 MPa，设计温度≤120 ℃。在线分析仪需要对合成气中的H2、CO、CO2、CH4含量进行连续分析，其测量范围分别为O2:0～5%;H2:0～60%;CO:0～100%;CO2:0～30%;CH4:0～5%。

1.4 试验方法

将西湾煤制备成合格煤浆后经煤浆泵加压由顶部喷入气化炉，来自气站的高压天然气由反应器侧壁进入气化炉，煤浆与天然气在高温、高压条件下，与O2进行燃烧和部分氧化反应，离开气化炉膛炽热的合成气用水激冷，并经洗涤除尘后送至气体在线分析仪进行分析并采集试验数据。考察气化温度、气化压力、天然气/煤、水煤浆浓度变化对煤-天然气共气化的影响，并根据试验结果进行优化试验。

2 结果与讨论

2.1 气化炉温度对共气化的影响

煤-天然气共气化反应涉及气、固两相多种均相和非均相可逆反应，反应进程与平衡状态、气化炉温度密切相关。气化炉温度升高，在一定平衡范围内反应系统向放热方向进行；气化炉温度降低，反应在平衡进程附近向吸热方向进行。装置以浓度59%煤浆为原料，在投浆量18 kg/h，天然气/煤1 Nm3/kg，气化压力0.5 MPa条件下，通过改变入炉氧气量考察气化温度变化对共气化的影响，结果如图2所示。可知，气化炉温度从1 226 ℃升至1 465 ℃时，合成气中H2体积分数下降2.7%，CO体积分数上升2.3%，CO2体积分数上升0.64%。这是由于合成气中H2较CO活泼，随气化温度升高，入炉氧气量增加，部分H2与O2结合生成H2O，造成合成气中H2含量降低。根据工业装置运行经验，原料碳转化率与气化温度成正比。共气化过程中，随着入炉氧气量提升，气化温度逐渐升高，更多的C转化为CO2，在热量作用下，合成气中CO2与C、CH4发生吸热反应，部分CO2被还原为CO，使得合成气中的CO含量升高。

气化温度与H2/CO关系如图3所示。可知，共气化试验中，随气化温度升高，合成气中H2/CO先增加，温度达到1 300 ℃时，合成气中H2/CO达到最高值1.24，随温度进一步提高，H2/CO开始缓慢降低。这主要是因为气化温度低于1 300 ℃时，气化温度升高，有利于提高水煤浆气化效率及天然气转化效率，这个阶段合成气的H2及CO增长较快，H2/CO快速提高。气化温度达到1 300 ℃时，天然气转化中H2含量达到高点[16]，合成气中H2/CO随之达到峰值。气化温度超过1 300 ℃时，天然气转化中H2含量逐渐下降，合成气中H2/CO随之缓慢降低。

共气化试验中，改变气化温度后，对合成气中CH4含量进行检测，气化温度与CH4含量关系如图4所示。可知，CH4含量与气化炉运行温度的关系与现有气流床煤气化运行结果类似。气化炉温度为1 226 ℃时，合成气中CH4含量高达2.25%。随气化炉温度升高，合成气中CH4含量逐步降低，1 351 ℃时，合成气中CH4含量为0.75%，气化炉运行温度短时提高至1 450 ℃时，气化合成气中CH4含量小于0.35%，这是由于CH4转化反应属于强吸热反应，温度越高，CH4转化率越高，合成气中CH4含量较低。1 200～1 400 ℃，气化温度每上升10 ℃，合成气中CH4含量下降0.1%。可见，合成气中CH4含量受温度影响非常大，选择合适的气化温度可控制合成气中CH4含量小于1%。

2.2 气化炉压力对共气化的影响

气化压力对气化炉生产能力有较大影响，气化炉操作压力高可节省合成气的压缩功，降低装置总体能耗水平。但气化压力升高对反应器内物料停留时间影响较小，因此提高压力对原料总体转化率影响有限，只对受压力较为敏感的体积变化平衡反应有作用。以59%煤浆为原料，在投浆量18 kg/h、天然气/煤1 Nm3/kg、气化温度1 350 ℃条件下，气化压力与气体成分间关系如图5所示。可知，气化压力对气体成分影响不大，气化压力由0.02 MPa提高至0.6 MPa时，主要气体成分几乎不发生变化。

气化压力与合成气中CH4含量关系如图6所示。可知，气化炉压力由0.02 MPa升至0.6 MPa时，粗煤气中CH4含量从0.76%增至1.2%。这是由于CH4转化过程中发生体积增大反应，气化压力增大后，CH4转化反应(CH4+H2O3H2+CO，CH4+CO22H2+2CO)受到抑制，CH4转化率降低，平衡向体积减小的方向进行。因此，随气化压力升高，合成气中CH4含量上升，在0.1～0.6 MPa，每升高0.1 MPa，合成气中CH4含量增加0.07%。

2.3 天然气/煤对合成气中H2/CO的影响

天然气/煤是共气化的重要控制参数。在投煤量不变的前提下，天然气/煤升高，入炉天然气量增多，气化炉内H2/CO变大。装置以浓度59%煤浆为原料，在投浆量18 kg/h、气化温度1 350 ℃、气化压力0.5 MPa条件下进行试验，天然气/煤与H2/CO关系如图7所示。

由图7可知，随天然气/煤增加，合成气中H2/CO逐渐增大，天然气/煤增至0.94后，H2/CO达到1.23左右。此后，随天然气/煤增大，H2/CO增加幅度减小，说明煤-天然气共气化反应达到平衡后，过量CH4继续转化并产生大量H2，共气化反应化学平衡受H2过量影响，反应向H2减少的方向进行。因此，在保证反应顺利进行的条件下，选择合适的天然气/煤，有利于提高合成气中H2/CO。试验确定合适的天然气/煤为0.75～1.50 Nm3/kg。

2.4 水煤浆浓度对共气化的影响

对水煤浆气化技术而言，增加煤浆浓度提高了进入气化炉的含碳氢物质的浓度，提高气化炉内热负荷和热强度，显著提升气化效率。与水煤浆气化类似，共气化技术中加入天然气后，提高煤浆浓度会增加炉内单位容积的碳氢含量，从而促进气化反应进行。装置在投浆量18 kg/h、天然气/煤1 Nm3/kg、气化温度1 350 ℃、气化压力0.5 MPa条件下进行试验，煤浆浓度与主要气体成分含量的关系如图8所示。

由图8可知，煤浆浓度从57%提升到62%，合成气中CO含量增加3.6%，H2含量下降1.62%，CO2含量下降2.79%，煤浆浓度变化对合成气中CO影响最大，CO2次之，H2最弱。这是因为在入炉煤量不变的条件下，煤浆浓度增加，入炉水量会相应减少，减少的那部分水量由常温液态转变为高温蒸汽所消耗的热量富余。为了维持气化温度不变，一方面需要降低入炉氧气量减少放热，入炉氧气减少导致CO与CO2发生转换反应，部分CO2转变为CO;另一方面热量的富余有利于CH4与CO2及CH4与H2O这2个吸热反应的发生，造成合成气中CO含量增加，CO2减少。煤浆浓度升高，气化生成的粗煤气中水蒸气含量降低，直接减弱了CH4和水蒸气的反应，造成合成气中H2含量下降。

煤浆浓度与合成气H2/CO的关系如图9所示。可知，随着煤浆浓度上升，合成气中H2/CO直线下降。煤浆浓度由57%提升到62%，合成气中H2/CO下降12.35%，说明煤浆浓度对合成气中H2/CO有显著影响。气化过程中选择合适的制浆浓度有助于提高合成气的H2/CO。综合考虑有效气产量及保证合成气中H2/CO≥1.2的条件下，煤-天然气共气化技术合理的制浆浓度在58%～61%。

2.5 共气化优化试验

装置以浓度59%煤浆为原料，在投浆量18kg/h、天然气/煤0.94 Nm3/kg、气化温度1 350 ℃、气化压力0.5 MPa条件下进行优化试验，结果见表2。可知，优化试验条件后，合成气中H2+CO含量88.64%，CH4含量0.66%。由于试验装置限制，系统热损失达到3.97%，大于工业化装置热损值。这主要是由于试验装置仅采用2个耐火隔热层，而工业化装置普遍采用4个耐火隔热层，其隔热保温效果高于试验装置。其次为了保证足够的反应空间，试验装置降低了耐火隔热层厚度，造成装置隔热性能降低；试验碳转化率为95.05%，也低于煤气化工业化装置正常值，这主要是由于操作人员在清洗和装配喷嘴过程中操作不合理，导致烧嘴各通道间的同心度不够理想，影响了雾化效果，造成部分原料没来得及充分反应就出了反应器，降低了原料转化率。

表2 优化试验结果
Table 2 Results of optimize test

3 结 论

1)天然气/煤对合成气中H2/CO影响很大。在温度、压力一定的条件下，天然气/煤增加后，H2/CO随之增加。天然气/煤升至0.94 Nm3/kg后，H2/CO增加速度减缓。对煤-天然气共气化而言应综合考虑合成气H2/CO及共气化炉的操作弹性，合适的天然气/煤为0.75～1.50 Nm3/kg。

2)水煤浆浓度对合成气中H2/CO影响很大。煤浆浓度越高，合成气中H2/CO越低，但煤浆浓度提高可提升气化效率，进而提高有效气产量。制浆浓度提高1%，有效气产量增加约2%。综合考虑有效气产量及合成气中H2/CO≥1.2条件下，煤-天然气共气化技术合理的制浆浓度在58%～61%。

3)改变操作条件直接影响煤-天然气共气化指标。提高气化压力有助于提高气化炉负荷，但压力提高会导致合成气中CH4含量提高。0.1～0.6 MPa时，气化压力每提高0.1 MPa，合成气中CH4含量增加0.07%。维持气化炉操作温度为1 300～1 400 ℃时，既能保证气化炉内正常的排渣操作，又能保证合成气中CH4含量小于1%，说明CH4对温度变化的敏感性高于压力变化，提升气化压力引起的CH4增加量可通过提高气化温度来化解。

4)在制浆浓度59%，入炉煤量18 kg/h，天然气/煤0.94 Nm3/kg，气化温度1 350 ℃、气化压力0.5 MPa的条件下，煤-天然气共气化试验装置生产的合成气产量为46.06 Nm3/h，H2+CO含量为88.64%，CH4含量为0.66%，H2/CO为1.23。

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