0 引 言

煤炭是我国的基础能源和战略原料，煤炭的清洁高效利用是社会经济发展和生态文明建设的客观要求，也是保障国家能源安全的现实需要[1-2]。煤气化是煤炭清洁高效利用的核心技术，广泛应用于煤基大宗化学品合成(合成氨、甲醇、乙二醇、醋酸、乙烯、丙烯等)、煤制液体燃料(汽油、柴油等)、煤制天然气(SNG)、IGCC发电、煤基多联产、直接还原炼铁、制氢等过程工业[3]，是这些行业的龙头技术和关键技术。

改革开放以来，我国煤气化技术的基础研究、技术开发、工程示范、工业应用等均取得了长足进步，成功开发了具有完全自主知识产权的多喷嘴对置式水煤浆气化技术，实现了我国大型煤气化技术零的突破；开发的多种煤气化技术也实现了工业应用，使我国煤气化技术完成了从跟跑、并跑到领跑的跨越，支撑了现代煤化工行业的快速发展[4-9]。截至2019年底，我国煤制合成氨产能约5 300万t/a，煤制甲醇产能近7 500万t/a，煤制油产能823万t/a，煤制烯烃产能1 582万t/a，乙二醇产能488万t/a，煤制天然气产能51亿m3/a，加上煤气化制中低热值燃气行业，全年通过气化转化的原料煤约为2.5亿t，占我国煤炭消费总量的6%左右，以煤气化技术为核心的现代煤化工技术对促进国民经济可持续科学发展、保障国家能源安全发挥了重要作用。

据不完全统计，我国现有煤气化专利商或声称拥有煤气化技术的公司共30余家，但各主流煤气化技术并未超出固定床、流化床、气流床的技术范畴，也未超越热化学转化这一基本的工艺路线。

本文旨在总结煤气化技术在我国发展的正反两方面经验，梳理发展脉络，展望未来方向。笔者相信，在国家和企业研发投入持续增长以及行业需求依然旺盛的大背景下，我国煤气化技术在现有的基础上，一定会取得无愧于新时代的新突破和新发展。

1 国外煤气化技术在我国的应用历程

1.1 国外煤气化技术的发展

据现存的文献和专著记载，煤气化技术的最早发明者是苏格兰人W·默多克，他于1792年采用铁甑干馏烟煤，并将获得的煤气用于家庭照明。1812年，这种干馏煤气开始用于伦敦街道照明，并成立了伦敦煤气照明公司。随后世界上许多国家和城市相继采用该技术[10-11]，1816年，美国巴尔的摩市建立了煤气生产工厂以大规模生产煤气，并对该技术进行了进一步完善和发展。本质上，W·默多克发明的技术，采用现在的规范术语，应称为“煤干馏”(Coal pyrogenic distillation)，属于低温热解范畴。现代意义上的煤气化技术，最早的雏形来自法国人采用的焦炭煤气发生炉，德国西门子公司于1857年建立了工业化的煤气发生炉[12-13]，这是现代固定床煤气化技术的源头，也是煤气化技术的第1次重大突破。

1882年，第1台常压固定床空气间歇气化炉完成设计，并实现工业化。1913年后，美国联合气体改进公司(United Gas Improvement Company)对该技术进行完善，形成了UGI炉[13]。20世纪60年代后，该技术在国外逐渐被两段固定床气化技术和德国鲁奇(Lurgi)公司开发的加压固定床气化技术替代。但由于我国的特殊国情，行业发展的技术水平参差不齐，常压固定床气化炉至今仍在部分企业中使用，以生产合成氨或燃气为主。

20世纪20年代，德国人Winkler首次发现了流态化现象，并应用于煤气化技术的开发，形成了Winkler气化技术，1926年在德国洛伊纳建成了第1个工业装置[12,14]。流化床煤气化技术开创了流态化技术工业应用的先河，这是煤气化技术发展的第2次重大突破。其后，U-Gas技术、KRB技术等流化床气化技术开发成功，并进行了工业示范。

1936年，鲁奇(Lurgi)公司开发了加压固定床气化炉[15]，从常压间歇进料的煤气发生炉到加压连续进料的固定床气化炉，这是煤气化历史上第3次重大的技术突破。由于气化炉操作压力提高，单炉处理能力显著增加，适应了当时快速发展的化学工业对装置大型化的需求，煤气化技术的发展和应用也进入了新阶段。20世纪70年代，Lurgi公司与英国煤气公司合作，完成了熔融排渣的Lurgi加压气化炉工业试验[16-19]，形成了BGL气化技术。

20世纪30年代，德国克柏斯(Koppers)公司和美国德士古(Texaco)公司开始进行气流床煤气化技术的研究[12,20-21]。1952年，Koppers-Totzek 气流床气化炉(K-T炉)成功实现了工业化，这是煤气化技术发展史上第4次重大突破。二战以后，由于廉价石油的大量开采，跨国巨头Texaco公司放弃了对煤气化技术的研发，但其在气流床气化方面的前期技术积累，促成了渣油气化制合成气技术的突破，并于1952年开发成功了渣油气化技术。该技术的长期工业应用促进了20世纪70年代早期Texaco水煤浆气化技术的成功开发，这是煤化工技术和石油化工技术相互促进的典型案例。

20世纪70年代初，由于第1次石油危机，壳牌(Shell)、德士古(Texaco)和陶氏(Dow)等大型跨国公司投入巨资，研究开发煤炭气化技术，水煤浆气化技术和粉煤加压气化技术逐步完成了工业示范，在煤制大宗化学品、煤炭直接液化和间接液化、煤制天然气、IGCC发电和制氢等领域实现了大规模工业化应用。

从煤气化技术的发展过程看，炉型从固定床到流化床，再到气流床，入炉煤颗粒直径从厘米级到毫米级，再到微米级，反应温度从中温(800～900 ℃)到高温(1 300～1 500 ℃)，炉内反应速度逐渐增加，气化炉单位体积处理能力不断提升，煤中碳的转化率不断提高；气化炉操作压力从常压变为高压，显著增强了气化炉单位体积的处理能力；气化煤种也从早期的焦炭、无烟煤逐步扩展烟煤和褐煤，煤种适应性不断改善。总之，煤气化技术的发展过程就是煤种适应性不断改善、碳转化率不断提高、单炉规模不断增加、污染物排放不断减低的过程。近40年的国内外煤气化发展可参见文献[3，10，22-32]，本文不再赘述。

1.2 煤气化技术在我国的早期应用

随着鸦片战争后被迫的门户开放和西方科学技术的大量涌入，煤气化技术进入我国，早期的应用和发展以引进技术为主。我国煤气化技术的自主研发工作，起步于新中国建立后。煤气化技术的发展历程，也从侧面折射出国家在不同历史阶段的发展变迁。

我国最早以煤为原料生产煤气的工厂建于上海。严格意义上说，该工厂采用的技术不是现代意义上的气化(Gasification)技术，而是采用了W·默多克发明并经过工程实践不断改进的煤干馏技术。1861年，英国人Alex Kennedy Smith向上海英租界工部局倡议在上海生产和供应煤气。1862年， 由C·J·金(King)牵头向社会公开集资，筹集10万两白银用于工厂的建设。1865年11月开始正式向用户供应煤气，该工厂最初被称为“自来火房”(位于现在的上海西藏路桥南)，生产的煤气主要用来照明。同年12月，上海街头(现在的南京东路浙江路口—外滩)第1次出现了煤气路灯。1901年，该工厂更名为上海煤气公司。

1932年，上海英国商会开始筹建上海杨树浦煤气厂，并于1934年投产。该厂采用当时先进的连续直立式伍特型煤干馏生产工艺，同时建有φ1 760 mm的增热水煤气炉2台(图1)，日产煤气11.3 m3 [33]，该厂一直运行至21世纪初。

我国煤气化技术于20世纪30年代中期应用于化工行业。1934年，民族资本家范旭东先生聘请侯德榜博士主持建设永利化学工业公司硫酸铔厂(“铔”是铵的早期译名)，选址长江北岸的六合县卸甲镇，并特意将开工日选为9月18日，以展示不忘国耻、建立强大民族工业的决心[34]。这也是我国民族资本全资建设的第1家合成氨厂，同时建有硝酸、硫酸和硫酸铵生产装置，煤气化装置采用当时较先进的UGI固定床气化技术(图2，1937年，中国石化南京化学工业有限公司档案馆提供)。1937年抗日战争全面爆发后，南京沦陷，工厂被日本占领，硝酸装置被拆迁至日本。抗战胜利后，部分归还。辛亥革命到新中国成立前的38年，工业建设举步维艰，几乎没有任何自主技术的研究和发展。

1.3 新中国建立初期煤气化技术的应用与发展

新中国建立后，国民经济快速恢复，农业和其他工业部门发展对合成氨的需求大幅增加，一批小型合成氨厂应运而生，20世纪50年代后期，我国提出每个县都要建设化肥厂。由于石油匮乏，煤是主要的化工原料，大批小化肥厂的建设直接推动了煤气化技术在我国的广泛应用。当时采用的煤气化技术以常压固定床气化炉为主，从技术细节上主要分为：解放前永利铔厂引进的UGI炉(气化炉直径以2 740 mm为主)和解放后从前苏联引进的煤气发生炉(直径3 600 mm)，两者原理相同，但炉篦结构不同。20世纪50年代早期，我国从苏联引进了常压沸腾床气化炉，类似于德国温克勒(Winkler)炉[35]，分别在兰州石化化肥厂和吉林石化化肥厂建立了4台气化炉，配套生产合成氨。改进后采用O2和蒸汽连续吹风进料，制取不含氮的合成气，以此为基础发展了恩德炉气化技术。

1950—1976年，为了适应国内化肥工业和燃气工业的发展需求，工程技术界和工业界在固定床气化方面进行了大量的消化吸收和技术改进工作，影响较大的有：① 将焦炭进料改为无烟煤进料，拓展了固定床气化的原料范围，降低了气化的原料成本；② 将原来的空气-蒸汽间歇进料，改为富氧-蒸汽连续上吹气化，提高了系统效率；③ 针对无烟煤开采运输后成块率低(仅为40%～70%)，研究无烟煤粉料的成型技术；④ 开发了空气连续气化工艺；⑤ 针对烟煤固定床气化产物中CH4和焦油多、难以作为合成氨原料气的问题，提出了双炉串联制气技术方案[36]。同时，还开展了如变压气化、变径气化、双炉对吹气化等技术的探索，均因缺乏深入的理论研究支撑，未取得应有的效果。这些基于工程实践的技术探索和改进提升了我国常压固定床气化的总体技术水平，对促进我国合成氨行业的发展具有巨大的推动作用。

综上，从新中国建立到改革开放开始的30年中，工业界采用的煤气化技术仍以国外第1代固定床煤气化技术为主，个别企业采用Winkler流化床气化炉。我国学术界和工程界也进行了大量探索，为改革开放后煤气化技术在我国的发展积累了宝贵的工程经验，奠定了初步基础。

1.4 改革开放后煤气化技术的引进及应用

改革开放后，西方发达国家逐渐解除了对我国的技术封锁，学术、技术方面的交流恢复正常。此时国外煤气化技术已发展到第2代，以Lurgi炉为代表的加压固定床气化技术得到广泛应用；同时气流床气化技术快速崛起，以Texaco炉为代表的水煤浆气化技术和以Shell炉为代表的粉煤加压气化技术，于1978年完成了工业示范。与发达国家相比，我国煤气化技术的研发和应用差距较大。经煤化工界强烈呼吁，我国启动了自主知识产权的煤气化技术的研发工作，国家科委、燃料化学工业部、煤炭工业部等组织相关专家分别赴欧洲和美国考察，了解国外先进煤技术发展状况，并结合我国当时经济社会发展情况，决定自主研发与引进技术并重，研究开发工作服务于引进技术的消化吸收，技术路线以Lurgi加压固定床气化技术和Texaco水煤浆气化技术为主。

1.4.1 固定床气化技术的引进及应用

改革开放初期，部分中小型合成氨厂为了扩能改造，冶金、陶瓷等行业需要燃气的部分企业为了降低成本，新建了很多常压固定床气化炉，以Lurgi炉为代表的加压固定(移动)床气化炉进入国内市场。

1)Lurgi加压固定床气化技术

最早采用Lurgi加压固定床气化技术的是云南解放军化肥厂，炉型为第1代Lurgi炉，属于Mark I型，以褐煤为原料，单炉产气量约8 000 m3/h。20世纪80年代中后期，山西天脊集团、兰州煤气厂、哈尔滨煤气厂、河南义马等先后引进了新一代Lurgi碎煤加压气化技术，其中兰州煤气厂采用Mark II炉型(单炉产气量约14 000 m3/h)，哈尔滨煤气厂采用Mar III炉型(单炉产气量约32 000 m3/h)，均用于生产城市煤气。山西天脊集团采用Lurgi Mark Ⅳ炉型[37]，气化炉内径3 848 mm，单炉产气量约56 000 m3/h，用于生产合成气(CO H2)，配套生产合成氨30万t/a(尿素52万t/a)。由于对煤种反应性能等研究不深入，天脊集团的煤气化装置于1988年建成后经长时间的调试和试生产，直至1998年完全正常运行，合成氨产量达到设计能力[38-39]。目前来看，Lurgi加压固定床气化不适合生产合成气用于合成氨系统。由于气化炉出口合成气中CH4含量高，必须在合成气净化装置后布置CH4蒸汽转化装置，流程复杂，且增加了整个合成气生产系统的投资和运行成本。与山西天脊集团相比，采用Lurgi加压气化技术生产城市煤气的兰州煤气厂和哈尔滨煤气厂的早期运行效果更好。

2006年后，国内天然气供需矛盾日益突出，20世纪80年代受美国大平原建立煤制天然气工厂的启发，我国技术界、工程界和产业界也开始酝酿建设煤制天然气装置，先后建成了大唐克旗、新疆庆华、内蒙汇能和伊犁新天等工业项目。大唐辽宁阜新煤制天然气项目(一期)于2011年7月开工建设，2014年因故停建，2018-04-27正式恢复施工，目前已进入收尾阶段[40]。已建成运行的项目，除内蒙汇能外，均采用Lurgi固定床碎煤加压气化技术。采用Lurgi固定床碎煤加压气化煤制天然气装置投运以来，出现了气化废水处理难度高、气化炉内壁的腐蚀等问题。由于内蒙汇能项目在终端产品上采用液化天然气、选择稳定性好的水煤浆气化技术，财务费用较低，因而基本可以盈利，而其他项目均呈亏损状态。截至目前，国内在建或运行的Lurgi固定床碎煤加压气化炉共146台，其中18台用于城市煤气生产，24台用于合成氨生产，其余均用于煤制天然气生产。

2)BGL固定床熔渣气化炉

BGL气化炉是由德国Lurgi公司和英国煤气公司在原Lurgi加压固定床气化基础上改进的炉型。2005年，英国Advantica公司授权云南解化公司(前身为云南解放军化肥厂)将其原有的1台φ2 300 mm的Lurgi碎煤加压气化炉(Mark I型)改造为熔渣式气化炉(BGL炉)。该装置由赛鼎工程有限公司(原化工部第二设计院)设计，单炉投煤量26 t/h，以当地褐煤为原料，并进行了2 a工业试验[41]。该技术改造和工业试验解决了炉内耐火衬里磨蚀等影响气化装置长周期运行的问题，为BGL技术在我国的商业应用积累了宝贵的工程经验。

2007年重组后的云南煤化工集团有限公司(简称云煤集团)与英国劳氏工业服务有限公司签署了碎煤熔渣气化许可协议，在其所属的云南解化清洁能源有限公司建设3台φ3 600 mm的BGL炉，以褐煤为原料生产合成气，配套20万t/a甲醇装置。2010年上海泽玛克敏达机械设备进口公司获得BGL气化技术专利拥有权，其后云煤集团先锋化工20万t/a甲醇项目、云南瑞气化工50万t/a甲醇项目、内蒙金星化工50万t/a合成氨项目、中煤图克100万t/a合成氨项目均采用BGL气化技术[42-45]，目前我国在建和运行的BGL气化炉共33台。

3)两段式固定床气化技术

两段式固定床气化技术是在UGI技术的基础上发展而来的一种固定床炉型[46-47]，于20世纪40年代在奥地利开发成功，后经意大利改进完善。该气化炉基本反应原理与常压固定床类似，其特点是在气化炉上端加入一段干馏段，煤在干馏段中生成半焦，进入气化段。气化段生产的煤气不含焦油，一部分上升至干馏段，作为煤干馏的热源，干馏气直接从气化炉顶部引出。不含焦油的煤气经气化炉还原层的煤气导管从气化炉上侧面引出[48]，侧面导出的煤气基本为水煤气，而顶部导出的为热值较高的干馏煤气，混合后形成的煤气热值高于一般的发生炉煤气。

1982年国家煤炭工业部为了发展矿区煤气化技术，将辽宁阜新作为示范点，从荷兰引进3台两段固定床气化炉生产城市煤气，并于1988年投入运行。其后阜新矿务局购置了波兰波兹南煤气厂停用的3台旧气化炉(直径3 300 mm)，经维修后分别转让给威海市(1台)和保定市(2台)，用于城市煤气生产，前者于1990年投产，后者于1993年投产。阜新煤气厂两段固定床气化炉成功运行后，秦皇岛市从法国引进了3台φ3 600 mm的两段固定床炉，1993年投产供气。同期，合肥市从意大利引进了3台φ3 600 mm的两段固定床炉，1994年投产运行[49-50]。目前，两段式煤气化炉已经全部停止运行。

1.4.2 流化床气化技术的引进及应用

1)U-Gas灰熔聚气化技术

U-Gas灰融聚流化床气化由美国燃气技术研究院(IGT)开发，在芝加哥建有25 t/d的中试装置。20世纪90年代初，为了解决上海的城市燃气短缺问题，上海焦化厂从美国引进该技术，建设由8台U-Gas气化炉组成的气化装置。1995年建成后，一直未正常运行，最后只能拆除，这是我国盲目引进国外煤气化技术最为惨痛的教训，主要原因为：当时美国U-Gas技术的相关试验和中试研究，尚不足以支撑该技术大规模工业化运行，且我国在煤气化技术领域的基础研究积累不够，无法解决该技术面临的工程问题。

2000年后，我国煤化工行业进入了发展快车道，U-Gas技术专利拥有方经多次变更，最后被美国综合能源系统(SES)有限公司收购，又以SES气化技术的名义进入中国。2007年，SES公司与山东海化煤业化工有限公司合作，建设了示范装置，气化系统配置2台气化炉，气化压力0.2 MPa，单炉合成气产气量22 000 Nm3/h，配套10万t/a甲醇装置[51]。其后，SES公司又与河南义马煤业、综能协鑫(内蒙古)有限公司签署了技术合作协议，与义马煤业合资建立了1 000万m3/d供气量的气化工厂，气化压力1.0 MPa。目前我国运行的U-Gas(SES)气化炉共10台。

2)KBR输运床气化技术

KBR输运床气化炉是美国Kellogg Brown and Root公司开发的流化床气化技术[52]。该技术曾应用于美国南方电力IGCC示范电站，总体运行情况不理想。我国在2006年后曾计划引进该技术应用于东莞燃气电站的改造，后因技术、投资、建成后运行成本等问题搁浅。

1.4.3 气流床气化技术的引进及应用

从煤气化技术的发展历史看，气流床技术工业化起步最晚。但因其易于实现高压连续进料、采用纯氧气化、反应温度高、处理负荷大、煤种适应性广，契合现代煤化工发展对煤气化技术单系列、大型化等方面的需求，气流床气化技术在近40年得到了快速发展。从原料路线看，国外气流床气化技术主要有：以水煤浆为原料的Texaco(AP)气化技术和E-Gas气化技术、以粉煤为原料的Shell气化技术、GSP气化技术和科林气化技术，其中GSP气化技术和科林气化技术均为原民主德国燃料研究所(DBI)开发的煤气化技术。

1)德士古(Texaco)水煤浆气化技术

1979年，我国决定引进Texaco水煤浆气化技术，在山东鲁南化肥厂(现兖矿鲁南化工有限公司)建设了首套水煤浆工业化装置，配套建设8万t合成氨装置[53]，仅购买了Texaco公司的专利许可权和工艺设计软件包(PDP)，建设了3台单炉投煤量300 t/d的水煤浆气化炉(2开1备，图3，1992年，兖矿鲁南化学工业公司提供)，气化压力3.0 MPa。该装置除煤浆泵、氧阀、工艺烧嘴、破渣机和控制系统从国外进口外，75%以上的装备均实现了国产化。装置于1992年投产运行，1994年通过工程验收。之后，在上海焦化厂(现华谊能源化工有限公司)和渭河化肥厂(现陕西渭河煤化工集团有限公司)引进了该技术[54]，上海焦化厂气化装置配置3台单炉投煤量500 t/d气化炉(2开1备)，气化压力4.0 MPa，下游配套20万t/a甲醇装置。渭河化肥厂气化装置配置3台单炉投煤量750 t/d气化炉(2开1备)，气化压力6.5 MPa，下游配套30万t/a合成氨装置(尿素52万t/a)。

Texaco水煤浆气化技术在国内应用初期，暴露出烧嘴寿命短、气化炉下部耐火砖寿命短、激冷环和下降管烧蚀、出激冷室合成带水带灰、合成气洗涤系统积灰堵塞、进变换合成气细灰含量超标、碳转化率较低(一般在95%左右)等工程问题[55-67]，严重制约了装置的长周期稳定运行，国内工程界和技术界作了大量的技术改进工作。从我国工程界发表的大量科技论文中可粗略看出，目前的Texaco水煤浆气化工艺至少有60%以上的技术经过了中国相关企业的改进。但由于单喷嘴顶置气化炉物料易短路、氧气和煤颗粒(液滴)混合不均、火焰对气化炉下部的冲蚀等结构缺陷，至今碳转化率仍低于多喷嘴气化技术(相差2～3个百分点)，气化炉下部的耐火砖寿命依然偏短(4 000～5 000 h)，合成气带水带灰问题也未得到很好解决[68]。

2000年后，Texaco水煤浆气化技术的专利权从Texaco公司转移到Chevron-Texaco公司，再转移至GE公司，2019年转至AP公司。由于我国煤化工行业的快速发展，Texaco(AP)水煤浆气化技术得到了广泛应用。据统计，截至2020年10月，我国Texaco水煤浆气化技术在建和运行的气化炉共206台，单炉设计最大投料量为3 000 t/d，用于国家能源集团鄂尔多斯煤制化学品(CTC)项目。目前至少60%以上的Texaco水煤浆气化工艺经过了我国相关企业的改进。

2)E-Gas水煤浆气化技术

20世纪80年代初，美国Dow化学公司成功开发了E-Gas水煤浆气化技术，1989年专利权转移到Destec公司，2000年又转让给美国Globe Energy公司，最终被美国大陆石油公司收购。与Texaco水煤浆气化技术不同，该技术采用煤浆两段分级进料方式[3,29]。E-Gas水煤浆气化技术曾在美国路易斯安纳州的Plaquemine和Wabash River进行大型化工业示范，用于IGCC发电装置，文献[69]探讨了该技术应用于我国合成氨工业的可能性。

1995年，Destec公司曾计划介入我国当时正在讨论的IGCC项目。2006年后，由于我国煤化工行业的快速发展，E-Gas技术再次进入中国进行技术推广，起初计划应用于煤制天然气项目，后来在中海油惠州炼油项目配套建设了3台气化炉(2开1备)，用于制氢，单炉设计投煤能力2 200 t/d 。该项目于2016年开始建设，2018年8月试生产。运行2 a来，出现了二段加入的水煤浆热解产生的细灰和焦油造成二段炉出口及后系统的焦油热解器堵塞问题，制约了气化装置的长周期运行。至今，最长运行周期只有48 d。由于该技术采用两段式气化炉结构，二段气化室加入的水煤浆主要发生热解反应，产生的热解半焦再与水蒸气和CO2反应，造成二段出口CH4和焦油含量较高，配套制氢必须额外配置CH4转化或分离装置，增加了系统的投资与运行成本，也增加了长周期运行的风险。工程实践表明，该技术并非炼油厂煤气化制氢的最佳选择。

3)Shell粉煤气化技术

20世纪70年代石油危机后，Shell公司利用其在渣油气化方面近20年的技术积累，与Krupp-Koppers公司合作开发了粉煤加压气化技术[70-72](最早也称为Shell-Koppers技术)，该技术是在K-T粉煤气化基础上发展起来的。Shell粉煤气化技术于1995年后进入中国市场，当时我国最早引进的3套(鲁南化肥厂、上海焦化厂、渭河化肥厂)德士古水煤浆气化装置在运行中遇到了如煤种适应性、气化炉结渣、水系统结垢堵塞等问题，而且渭河化肥厂实际投资远超国家批复的建设预算，造成我国工程界和产业界对水煤浆气化技术的质疑。Shell公司宣称其技术具有碳转化率高、氧耗低、适应所有煤种等优势[73-74]，我国工程界盲目推崇[75-76]，大量引进Shell粉煤气化技术，10年间签订了19套气化装置的许可合同，其中最早是中石化岳阳、安庆、枝江3套装置。

工程实践表明，Shell粉煤加压气化技术在煤粉高压输送、气化炉结构、流程设置等方面有其独特创新之处，但其工艺流程最早是为了适应IGCC系统而设计，并不一定适合生产合成氨、制氢、甲醇等下游产品。另一方面该技术的全系统投资高(为同规模水煤浆气化装置的2.0～2.5倍)，对煤种也有一定的限制。在运行初期，Shell粉煤加压气化技术由于其自身的技术缺陷、设计上的照抄照搬、运行上缺乏经验等，出现了气化炉堵渣、烧嘴隔焰罩烧(腐)蚀、锅炉积灰、细灰过滤器陶瓷管断裂等[77]影响装置长周期稳定运行的工程问题，我国科研人员，特别是中国石化集团公司进行系统研究攻关，为Shell煤气化技术在中国的稳定运行做出了重要贡献。

截至2020年10月，Shell粉煤加压气化技术在国内共有24个项目，36台气化运行或在建。设计最大单炉投煤量为3 000 t/d，应用于山西潞安高硫煤清洁利用油化电热一体化示范项目(简称潞安煤制油项目)。

4)GSP粉煤气化技术

GSP粉煤气化技术由前民主德国燃料研究所(DBI)开发，属单喷嘴下行式粉煤加压气化炉。20世纪80年代曾在民主德国黑水泵建立工业装置，用于气化高灰熔点褐煤[10]，1991年，德国鲁尔(Noell)公司取得了该技术的所有权，并在黑水泵装置上进行了液体废料和污泥的气化[78]。20世纪80年代末，该技术在我国得到推广[71，79-81]。安徽淮化集团(原淮南化肥厂)和江苏灵谷化工有限公司分别于2004年和2005年与德方签署了该技术的许可协议，但经技术调研和比对后，最终均放弃采用GSP气化技术。淮化集团选择了Texaco水煤浆气化技术，江苏灵谷化工有限公司选择了国内自主开发的多喷嘴对置式水煤浆气化技术。

2005年，神华集团宁夏煤业集团公司(现为国家能源集团宁夏煤业集团公司，简称宁夏煤业)签订了合资协议，并在60万t煤制丙烯项目上首次采用GSP粉煤气化技术，投产后出现了煤粉输送不稳定、烧嘴烧蚀、水冷壁烧损、碳转化率低、后系统积灰堵塞严重等[82-83]问题。宁夏煤业采用多喷嘴对置式水煤浆气化技术的初步净化和渣水处理系统，对GSP气化装置的合成气洗涤系统进行全面改进，而后应用于宁夏煤业400万t/a煤制油项目，但其合成气激冷与洗涤系统与多喷嘴对置式水煤浆气化的关键单元技术相似。

5)科林粉煤气化技术

科林粉煤气化技术与GSP粉煤气化技术无本质区别，是德国统一后原民主德国燃料研究所的技术骨干成立的不同公司，推广同一个技术[81]。兖矿集团(2020年重组为山东能源集团)贵州开阳合成氨项目曾采用该技术建设了2台粉煤加压气化炉，单炉处理能力1 150 t/d，气化压力4.0 MPa，配套生产50万t/a合成氨。由于该气化装置在建设之初，兖矿集团采用多喷嘴水煤浆气化技术的初步净化和渣水处理系统对气化工艺进行改造，装置运行初期优于GSP技术。即兖矿开阳的2台科林粉煤气化装置，是科林气化炉与多喷嘴对置式水煤浆气化技术激冷、洗涤系统的组合。目前国内推广的科林气化技术，在合成气激冷和洗涤系统的流程配置上，基本沿袭了兖矿开阳的气化装置。

6)国外其他气流床煤气化技术

德国Krupp-Koppers公司开发的K-T粉煤气化炉、在K-T技术基础上开发的PRENFLO气化炉、日本电力和三菱重工开发的两段式气化炉、日本日立公司开发的 Hycoal气化炉均引起过广泛关注[84-89]，但或因与已引进的气化技术类似(如PRENPLO气化技术与Shell气化技术类似)，或因只有中试试验，尚未完成工业试验(如三菱和日立的气化技术)，未在我国得到推广应用。

2 国内煤气化技术的自主研发和应用进展

2.1 改革开放前煤气化技术的研究开发

国内煤气化技术的研发起步于20世纪50年代中后期，主要研究机构有建设部东北煤气化设计研究所(现沈阳煤气热力研究设计院)、煤炭工业部北京煤化学研究所(现煤炭科学技术研究院有限公司煤化工分院)和化学工业部上海化工研究院(现上海化工研究院有限公司)[90-91]，研究开发工作主要聚焦于固定床气化技术和常压粉煤气流床气化技术，粉煤流化床气化相关研究相对较少。

2.1.1 固定床气化技术

1956年，煤炭工业部北京煤化学研究所成立之初，设立了煤气化研究室，主要开展固定床煤气化技术的研究工作[90]。同年成立的化学工业部上海化工研究院在化肥研究室也设立了煤气化技术研究小组[91]研究固定床气化技术。1958年开始，东北煤气化设计研究所、大连化学物理研究所开展了加压煤气化过程的单管小试试验，1963年在沈阳建成了φ1 120 mm的褐煤加压固定床中试装置[92]。1965年，上海化工研究院煤气化技术研究小组联合化工部第四设计院(现中国五环工程有限公司)、上海吴淞化肥厂和化工部化工机械研究所(现天华化工机械及自动化研究设计院有限公司)，开展了常压固定床碎煤气化研究，并完成了中试试验[92-93]。1974年，云南解放军化肥厂建成了φ2 600 mm的固定床加压气化工业装置，配套生产合成氨[36]。

2.1.2 K-T炉常压粉煤气化技术

受20世纪50年代初，K-T常压粉煤气化技术工业化成功的启发，在侯德榜先生的指导下， 1959年上海化工研究院建成了我国第1台粉煤气化试验中试装置，气化炉采用K-T炉炉型，体积0.6 m3，设计投煤量160 kg/h。从1960年开始，进行阜新煤、兰州褐煤飞灰、广西屯里煤、福建邵武煤试烧试验研究[94]。1966年1月，为了配合新疆生产建设兵团化肥厂的建设，化工部第二设计院(现赛鼎工程有限公司)和上海化工研究院基于该中试平台进行了新疆芦草沟煤试烧试验，并于1966年3月中旬通过了化工部组织的技术鉴定[95]。1966年3—8月，进行了芦草沟煤的补充试验，12月完成了放大后的气化装置施工图设计[96]，炉膛内径φ2 400 mm，气化室总体积11 m3。1969年在新疆芦草沟建设首套工业示范装置，1971—1974年试生产，并取得了预期效果，后因原料煤煤质变化、耐火材料供应困难等问题而停止运行，随后改为重油原料气化[97]。

1972年，上海化工研究院的煤气化研究小组并入陕西临潼的陕西化肥工业研究所(先后更名为化工部化肥工业研究所、化工部西北化工研究院、西北化工研究院)，1976年，陕西化肥工业研究所新建1台常压粉煤气化工业性试验装置，设计产气(CO H2)量1 500 Nm3 /h，采用K-T炉炉型[98]。

2.1.3 水煤浆气化技术

1969年，衢州化工厂建成了第1套水煤浆气化中试装置,投煤量约17 t/d[98]。但在技术路线上与现在的水煤浆气化不同，其采用水煤浆蒸发后再喷入气化炉的方式。煤浆用柱塞泵升压，在中压(4 MPa)过热蒸汽(450 ℃)加热的蒸发器内蒸发成粉煤-蒸汽悬浮物，分离部分蒸汽后进入气化炉气化，高温合成气再进行激冷洗涤，初步解决了煤浆制备、输送、气化炉正常排渣等问题，但无法克服蒸发器结垢、堵塞等，中试装置难以连续运行，于1971年停止试验。

2.1.4 常压旋流式粉煤气化炉

1965年，广西南宁化工厂建成了第1台φ500 mm旋流式直筒型粉煤气化中试装置，投煤量120 kg/h(干基)，其合成气产量相当于400 t/a合成氨规模[99-100]。该气化炉由广西化工研究所开发，借鉴了Saarberg-Otto气化技术[101]，但在炉型和烧嘴布置上进行了较大改进。原Saarberg-Otto气化炉的粉-氧-蒸汽经4个喷嘴喷入熔渣池，煤粉进行燃烧和气化反应。改进后的气化炉，摒弃了底部的熔渣池结构，采用直筒型结构，4个喷嘴布置在气化炉下部同一平面上，类似于四角切向锅炉的喷嘴布置，一对喷嘴同时供O2和煤，另外一对喷嘴专供蒸汽，在炉内形成旋流流动，熔渣从气化炉下部侧面排出，合成气从炉顶排出[99-100]。由于炉内旋流，强化了混合，该气化炉的碳转化率高于K-T炉。在该中试装置上进行了20次广西屯里褐煤试烧试验,最长运行时间184 h，于1967年12月通过了技术鉴定[99，101]。1975年，广西邕宁氮肥厂建设一台φ1 400 mm的工业性试验装置，配备一套1 000 Nm3/h制氧装置，以解决当地褐煤气化制合成氨问题，合成气产量可生产1万t/a合成氨[99-100]。

该气化炉结构与后来的Shell气化炉类似，但中试研究比Shell气化炉提前近10 a，工业示范与Shell技术几乎同步。但受限于我国当年的经济发展条件和科研实力，这个具有有开创性的煤气化技术开发工作没有得到延续。

2.1.5 空气-粉煤熔渣池气化

空气-粉煤熔渣池气化炉型借鉴了Saarberg-Otto气化炉结构[101]，区别在于将气化剂由纯氧改为空气。其以空气、蒸汽为气化介质，液态渣为热载体，利用烟煤煤粉进行气化，连续制取半水煤气，其原理是在气化炉下部布置一个液态渣池，以蓄热和提高气化反应速率。煤粉(80%通过20目(0.83 mm)))与预热后的空气经喷嘴喷入熔渣池进行燃烧和气化，渣池反应温度约为1 500 ℃。渣池内未燃烧和气化完全的煤粉在渣池上方空间继续燃烧和气化。1965年，北京锅炉厂建立了1套中试装置，气化炉直径1 140 mm，底部渣池深0.6 m，完成了5～6个煤种的试烧试验，并获得了初步结果，但连续运行时间短、煤气热值低[99,102-103]。

1970—1972年，对直径1 140 mm气化炉进行了工艺和结构改进后，北京特殊钢厂建设了1套直径1 600 mm的熔渣池气化炉试验装置，但仍未能解决长周期运转的问题，生产的煤气热值仍较低。1974年，利用该技术在酒泉钢厂新建1套φ2 100 mm 的工业示范装置，并对气化炉结构进行了较大改进，增加了渣池容积和热容量(近8倍)，提高了渣/煤比，并优化了喷嘴数量、结构及其在炉体上布置方式。经过近3 a的试验,连续运转时间于1977年8月首次达到114 h[99,102-103]。

1967年，北京锅炉厂进行了双室粉煤-空气熔渣池气化研究[102-103]，该气化炉是对单室气化炉的改进。在气化炉下部渣池设置机械搅拌装置，熔渣在炉内循环流动，炉中间有一水冷隔墙自炉顶向下插入渣池液面下约0.7 m，将气化炉内部分为2部分：一侧为燃烧室，另一侧为气化室，燃烧室设有4个浸没在液渣内的煤粉预燃喷嘴。粉煤同预热空气混合预燃后喷入液渣池中继续燃烧，加热熔渣，燃烧烟气由燃烧室顶部排出,并经辐射式空气预热器后放空。在气化室设有5个浸没在熔渣下的气化喷嘴，高压过热蒸汽(500 ℃)喷嘴高速喷出，形成负压，将煤粉抽送至液渣池中，从炉内不断循环流动的高温液渣中吸取热量，进行水蒸汽气化反应，产生的半水煤气，由气化室顶部排出，再经高温回收飞焦除尘洗涤后适当加压送至气柜。同年，北京锅炉厂建设了1套炉体直径1 100 mm×1 500 mm(椭圆形)的中试装置，而后又对气化炉结构进行了4次较大改进，经过近百次试验，基本掌握了主要工艺技术，1975年中试装置通过了技术鉴定。1976年，浙江安吉化肥厂建设了气化炉内径为2 000 mm的工业示范装置，设计半水煤气产量为1 200～1 300 Nm3/h，配套生产合成氨3 000 t/a。

2.1.6 流化床气化技术

1956—1969年，煤炭工业部北京煤化学研究所建立了一台直径200 mm的流化床气化试验炉，并开展了4种煤样的试烧试验，灰渣含碳量低于6%[104]。 20世纪50年代末，同济大学也开展流化床气化技术的研究，采用的技术路线类似于改良的Winkler炉型[105]。这些探索性的研究未查阅到工业化应用的公开资料。

2.2 改革开放以来自主煤气化技术的研发及应用

“文革”结束后，为满足我国化肥工业和城市燃气行业发展的需求，我国决定引进国外先进的煤气化技术。经过技术考察后，最终选择2条主流的技术路线：一是Lurgi加压固定床气化技术，用以改造中小型合成氨厂和生产城市煤气；二是Texaco水煤浆气化技术，用以新建煤为原料的大型合成氨厂。同时化学工业部陕西化肥研究所(现西北化工研究院)、煤炭工业部北京煤炭化学研究所、建设部东北煤气化设计研究所、中国科学院山西煤炭化学研究所、华东理工大学和太原理工大学等开始了煤气化技术的研发工作。

1980年，中国科学院山西煤炭化学研究所黄克权先生撰写了具有高价值的战略研究报告——我国煤气化研究若干问题[106]，其中很多建议在后来均得到了实施，对我国煤气化领域的应用基础研究和技术开发具有重要价值。1988年，我国开展了“中国煤炭利用新技术发展战略和政策”研究[107-108]，其中对煤气化技术的发展也提出了建设性意见。1994年，针对我国煤炭利用技术研发和应用状况，结合国际煤转化利用的发展趋势，谢克昌院士提出了煤的优化利用技术及开发中的若干科学问题[109]，对后来我国现代煤化工及煤气化技术的应用与发展也发挥了重要指导作用。

21世纪后，清华大学、西安热工研究院和航天部第十一研究所等开展了煤气化技术研究。该阶段煤气化技术的研究开发工作的驱动力来自2个方面：一是国家化工行业的发展亟需自主的煤气化技术；二是从国外引进的各种煤气化技术在应用中出现了影响煤气化装置长周期稳定运行的工程问题，需要加以解决。这些研究开发工作得到了化学工业部、煤炭工业部、国家计委、科技部、教育部和国家自科学基金委等有关部委的支持，先后列入国家重点科技项目(攻关)计划、国家“863计划”、国家科技支撑计划、国家“973计划”和国家重点研发计划。进入21世纪，由于我国现代煤化工行业的快速发展，以多喷嘴对置式水煤浆气化技术为代表的我国自主知识产权大型煤气化技术进入了世界领先行列，在核心技术水平和煤炭气化能力上均居于国际引领地位。

2.2.1 固定床气化技术的研究及应用

1)常压固定床气化技术

1979年，出于节省燃油的需要，山东冶金机械厂结合国内UGI炉的运行经验，制造了4台直径2 000 mm的固定床煤气发生炉，并配套了相应的煤气净化工艺，用于生产低热值煤气。1980年后，该厂陆续生产了30台直径2 000 mm的固定床煤气发生炉，先后应用于化工、陶瓷、玻璃、耐火材料等行业，1984年通过了技术鉴定[110]。同时，科研院所和高校也开展了基于常压固定床反应器的煤气化反应特性研究[111-112]。

2)加压固定床气化技术

1978年，煤炭科学研究院北京煤化学研究所(现煤炭科学技术研究院有限公司煤化工分院)开始固定床加压煤气化技术的研究开发，1983年10月建成了直径650 mm的加压气化炉试验装置(图4，1985年，煤炭科学技术研究院有限公司煤化工分院提供)，1984年5月投入加压热态运转，以沈北褐煤为原料进行了验证性试验，并取得了初步成功[113]。该装置运行压力2.0～2.5 MPa，投煤量200～500 kg/h，产气量280～500 Nm3/h。在此基础上，又进行了蔚县次烟煤、黄县褐煤及依兰气煤的固定床加压气化试验，于1984年通过了煤炭部组织的技术鉴定[114-115]。由于该装置试验运行费用较大，煤炭科学研究院北京煤化学研究所与美国Foster Wheeler公司合作，建成了直径100 mm的加压固定床试验装置，设计压力5.0 MPa，实际运行压力3.0 MPa。北京煤化学研究所牵头承担国家“七五”重点科技攻关项目“煤炭转化基础工艺特性研究”，在该装置上完成了21个典型煤种的气化特性试验，获得了煤在加压气化条件下的结渣性、气化活性、干馏特性等基础数据[116-117]。华东理工大学等合作单位开展了加压下条件煤气化特性的研究[118-122]，并建立了加压固定床气化炉的数学模型[123-124]。1986年，东北煤气化设计研究所建成了直径1 000 mm的加压固定床试验装置，设计压力2.8 MPa，产气量1 000～1 300 Nm3/h，完成了沈北褐煤和鸡西弱黏结性煤的气化试验[125]，为加压固定床气化技术在我国的应用和发展奠定了重要基础。

1980年，化学工业部第二设计院(现赛鼎工程有限公司)与太原重型机器厂合作，以解放军化肥厂的MarkⅠ型Lurgi加压气化炉为基础，开展了直径2 800 mm的固定床加压气化炉研制。1982年12月完成气化炉制造，1985年9月底完成了配套装置的建设及气化炉安装，1986年7、8月先后进行了2次热态试验，但因炉篦无法运转而停车，并拆炉改造。1987年10月，改造后的气化炉重新安装就位，开始单体试车，1987-11—1988-11，开展了3次热态试车，累计运行32 d，操作压力2.2～2.4 MPa，产气量约7 000 Nm3/h，后因依托工厂的公用工程无法满足气化炉的长期运行而停止了试验[126-127]，这为后来山西潞安引进的φ3 600 mm Lurgi加压固定床气化炉的调试、改造和运行积累了重要经验。

3)常压两段式固定床气化技术

1985年，为配合引进的两段式固定床气化技术的稳定运行和国产化，煤炭部组织了“φ1.6 m水煤气两段炉及其制气工艺的开发研制”，由煤炭科学研究院北京煤化学研究所牵头承担，1989年5月在新汶矿务局建成示范装置，同年10月通过煤炭部组织的技术鉴定[128-130]。“八五”期间，煤炭部将该技术作为重点推广的技术，同时开展了φ1.98 m和φ2.26 m水煤气两段炉的研发工作[48]，探究了泥煤型煤用于两段气化的可行性[131]，开展了两段气化炉模拟研究[132]。

4)加压两段式固定床气化技术

1980年开始，中国科学院山西煤炭化学研究所开展了两段固定床加压煤气化的小试和模试研究[133-134]，但未进行进一步的中试。

2.2.2 流化床气化技术的研究及应用

1)灰熔聚流化床气化技术

1980年，中国科学院山西煤炭化学研究所开始研究灰熔聚气化技术，建成了投煤量1 t/d的试验装置，1985年完成了基础研究工作[135-136]。“七五”期间，在国家重点科技攻关项目支持下，开展了基础理论研究、冷态模试，并建成了投煤量24 t/d的中试装置(图5，中国科学院山西煤炭化学研究所提供)。在中试装置运行试验的基础上，完成了灰熔聚流化床工程放大特性研究，取得了较完整的工业放大数据和实际运行经验[137-143]，1991年8月通过了中国科学院组织的专家验收和鉴定[144]。1995年，完成了100 t/d示范装置的放大与工程设计，获得了国家“八五”攻关重大科技成果奖。随后在陕西成化股份有限公司建设示范装置，气化炉结构尺寸为：下部内径φ2 400 mm、上部内径φ3 600 mm、高15 m，气化压力0.03 MPa，投煤量100 t/d，粗煤气产量9 000 Nm3/h，配套生产合成氨2万t/a[145]。2002年完成了小型加压灰熔聚流化床粉煤气化试验装置的建设和试验运行，气化炉设计压力1.5 MPa(G)，内径为200 mm，上部扩大段内径为300 mm，炉体总高度约4.7 m，并研究了压力和温度等对气化指标的影响[146]。中国科学院山西煤炭化学研究所和山西晋煤集团合作建成了3.0 MPa加压灰熔聚流化床粉煤气化中试平台[147]，气化炉内径为800 mm，气化压力1.0～3.0 MPa，设计投煤量50～100 t/d。2006年根据晋煤集团应用“三高”无烟煤制化学品的需求，设计了6套0.6 MPa灰熔聚工业气化炉，并于2009-04-01完成气化装置的冷态调试，2009-04-28进入热态调试，经过对设备的全面消缺，于2009-08-16多台气化炉并气，进入净化和合成车间并生产出合格甲醇[148]。

2)多段分级流化床技术

中国科学院山西煤炭化学研究所在加压灰熔聚流化床煤气化技术的基础上，集成快速流态化技术，开发了多段分级转化流化床煤气化技术[149]，该技术将气化炉分为下部浓相射流段和上部快速提升段2部分。气化炉下部保持了灰熔聚流化床的高温射流和选择性灰分离的优势，以提高大颗粒在浓相床中的停留时间和碳转化率；在上部快速提升段，通过强化细粉循环以提高气固接触和细粉停留时间，并采取分段给氧方式以提高提升段气化温度，将细粉进一步转化，进而从总体上提高气化炉的碳转化率和处理能力。通过大型冷态及数值模拟，揭示了常压和加压下流化床内气固流动特征，掌握了炉内流体流动规律及热质传递特性，开展了气化过程的CFD模拟研究[150-156]。在此基础上，设计并建立了气化压力3.0 MPa、投煤量100 t/d的多段床煤气化中试装置，开展了煤和半焦的加压气化中试研究，获得了试验数据和操作参数，并完成了千吨级工业示范装置的工艺设计软件包和经济评估[149]。

3)循环流化床气化技术

“七五”期间，煤炭科学研究院北京煤化学研究所开展了加压循环流化床粉煤气化研究，建成了直径100 mm(扩大段直径150 mm)试验装置，设计压力3.0 MPa，开展了扎赉诺尔褐煤、蔚县长焰煤、神木不黏煤、东山瘦煤和晋城无烟煤等5个煤种的试验研究[157-158]。“八五”期间，煤炭科学研究院北京煤化学研究所联合上海发电设备成套研究所继续开展加压循环流化床气化技术的研究开发，1992年建成了冷模装置，1994年建成了直径300 mm的中试装置，设计压力2.5 MPa，先后对上海焦化厂高温冶金焦、上海杨树埔煤气厂伍德炉半焦、陕西神木煤、山西大同煤l号、大同煤2号等5种原料进行气化试验，1995年通过了机械工业部组织的专家鉴定[157-163]。虽然该研究成果未得到工业化应用，但为其他单位研究循环流化床煤气化技术提供了重要借鉴。

20世纪80年代，清华大学开始研究了循环流化床气化工艺，提出了双炉气化的技术路线，并先后完成了冷模试验和小试研究[164-165]。随后又提出了循环流化床煤气-蒸汽联产工艺，并列入国家“八五”科技攻关项目。1991—1992年，在清华大学试验电厂内建起了循环流化床煤燃烧、气化热态试验装置,并成功完成了冷、热态试验[166-167]。

20世纪90年代中后期，中国科学院山西煤炭化学研究所布局循环流化床煤气化技术的开发，并开展了相关的基础研究工作[168-171]。中国科学院工程热物理研究所在循环流化床锅炉燃烧领域具有长期的技术积累，2002年，在国家863计划课题 “循环流化床加压煤气化”的支持下，研究循环流化床气化技术，2004年在循环流化床常压煤气化热态试验系统CFBR100(提升管内径100 mm)上完成了以氧气-水蒸气为气化剂和空气-水蒸气为气化剂的试验研究 [172-175]。而后又进行了双流化床气化试验，其原理是将煤的热解气化和半焦燃烧分开，热解气化在鼓泡流化床内进行，半焦燃烧在循环流化床内进行，为鼓泡床热解气化提供所需的热量[176-178]。2014年完成了循环流化床富氧气化试验研究[179-180]。

2.2.3 气流床气化技术的研究及应用

1)单喷嘴水煤浆(多元料浆)气化技术

1979—1984年，化学工业部化肥工业研究所开展了水煤浆气化模型试验，试验装置气化压力为2.0 MPa，设计投煤量4.8 t/d，气化压力为2.0 MPa，该装置吸取了1969年衢化水煤浆气化技术试验失败的经验，采用水煤浆直接入炉的技术方案。试验过程探索了煤浆制备、煤浆泵送、气化炉耐火材料性能、喷嘴结构及材质、排渣、温度测量等关键技术问题，获得的主要工艺指标为：煤浆浓度58%～64%，碳转化率95%，有效气成分(CO H2)65%，最长连续操作时间为26 h[181]。

在模型试验的基础上，1985年建成了投煤量36 t/d的中试装置(图6，1986年，西北化工研究院提供)，操作压力2.5～3.3 MPa，采用辐射废热锅炉和对流废热锅炉串联回收合成气显热，副产4.0 MPa饱和蒸汽。中试装置设有2台气化炉，一台气化炉耐火砖后设有水冷壁(称为冷壁炉)，另一台为耐火砖(称为热壁炉)，耐火材料由冶金部洛阳耐火材料研究所研制。1986年，在冷壁炉上完成了第1个煤种(陕西铜川煤)的气化试验，主要工艺指标为：煤浆浓度60.0%～61.5%，有效气成分(CO H2)76%，碳转化率90%～95%，冷煤气效率66%，最长连续操作时间82 h[182]。而后在该中试装置上完成了煤种评价试验、工艺条件优化、气化炉结构及耐火材料、喷嘴及耐磨材料、废热锅炉及耐腐蚀材料、测温探头、高压煤浆泵、系统控制等关键技术的试验研究[183-191]，1990年7月，通过了化工部组织的专家鉴定[192]，该装置被美国德士古开发公司(TDC)授权为煤种试验评价装置。

单喷嘴水煤浆气化中试装置的建设和运行，是我国水煤浆气化技术发展的重要里程碑，为我国引进和开发水煤浆气化技术发挥了重要作用。以此为基础，化学工业部化肥工业研究所(现西北化工研究院)形成了多元料浆气化技术，并应用于国内部分煤化工企业。

2)多喷嘴对置式水煤浆气化技术

针对引进的气流床气化技术存在的大量工程问题，1988年，在中国石化集团公司的支持下，华东理工大学于遵宏教授团队建立了直径300 mm的气流床气化炉冷模装置，揭示这些工程问题产生的科学机理，对气流床气化炉内的流场特征和停留时间分布进行了试验研究[193-195]，并开展了炉内流动过程的数值模拟计算[196]，在此基础上建立水煤浆气化炉的区域模型和数学模型，并对水煤浆气化过程进行了模拟计算[197-198]。1991年，在中国石化集团公司的支持下，华东理工大学建成了国内最大的气流床气化炉冷模试验装置(直径1 000 mm，高度可变)，提出了气流床气化过程的层次机理模型[199]，对炉内冷态浓度分布和停留时间分布进行了系统研究，建立了浓度分布和停留时间分布的数学模型[200-201]，提出了基于炉内微观混合和宏观混合时间尺度的气化炉短路混合模型，并对3种不同规模的水煤浆气化炉进行了模拟计算，获得了最优的工艺操作参数[202]。这些研究结果为引进水煤浆气化装置的优化操作和长周期稳定运行提供了重要的理论指导。

1995年，华东理工大学与山东鲁南化学工业(集团)公司合作，在我国首先成功开发了水煤浆气化喷嘴，并在Texaco水煤浆气化装置上得到了成功应用，1996年5月，通过了化学工业部组织的专家鉴定。

基于大量的基础研究，1995年团队首次提出了新型多喷嘴対置式水煤浆气化技术方案[203]，并对水煤桨气化工艺系统进行了全面创新，为开发自主知识产权的大型煤气化技术奠定了基础。1996年10月，“新型(多喷嘴对置)水煤浆气化炉开发”列入国家“九五”重点科技项目(攻关)计划。华东理工大学、山东鲁南化学工业(集团)公司和化工部第一设计院(现中国天辰工程公司)联合攻关，于1997年建成了多喷嘴对置式水煤浆气化炉大型冷模装置，对炉内流动和混合过程进行了系统研究[204-209]，建立了气化炉和气化系统的数学模型[210]，为开发中试装置和工业示范装置的工艺设计软件包奠定了基础。1998年，兖矿集团有限公司兼并重组鲁南化学工业(集团)公司后，对中试装置的建设继续给予大力支持。2000年初，单炉日处理22 t煤的多喷嘴对置式水煤浆气化炉中试装置建成(图7，2000年，兖矿鲁南化工有限公司提供)，气化炉设计压力4.0 MPa，2000年9月完成了中国石油和化工协会(现中国石油和化学工业联合会)组织的72 h连续运行考核，2000年10月通过了中国石油和化工协会组织的专家鉴定，各项工艺指标全面超过了引进技术[211-213]。

2001年，“新型水煤浆气化技术”列入了国家“863计划”课题，由兖矿集团有限公司和华东理工大学共同承担，在兖矿国泰建设2套单炉日处理1 150 t煤的多喷嘴对置式水煤浆气化装置，配套24万t/a甲醇和80 MW IGCC发电装置。气化装置于2005年7月建成并首次试车成功，2005年10月正式投入运行，2005年12月通过72 h连续稳定运行考核，2006年1月通过中国石油和化学工业协会组织的专家鉴定。同期，在国家经贸委支持下，山东华鲁恒升股份公司也采用多喷嘴对置式水煤浆气化技术，建设了1台单炉日处理750 t煤的气化装置，配套生产合成氨和甲醇。工业示范装置的运行结果表明，多喷嘴对置式水煤浆气化技术工艺技术指标、关键设备寿命等均超过了国外引进的同类技术，实现了安全、稳定、长周期、满负荷、优化运行[214-216]。该技术在气化炉结构、烧嘴结构、流动与反应耦合、高温合成气洗涤等方面均有重大创新。其工业化的成功，标志着我国拥有了完全自主知识产权的大型煤气化技术，打破了国外跨国公司的技术垄断，有力支撑了我国现代煤化工行业的快速发展，是我国煤气化技术发展史上的里程碑。

在国家“十一五”863项目、“十二五”863项目、“十三五”重点研发计划的持续支持下，多喷嘴对置式水煤浆气化技术实现了大型化跨越。2009年6月，单炉日投煤量2 000吨级的多喷嘴对置式水煤浆气化装置在江苏灵谷化工股份公司建成投运，配套生产合成氨和尿素，是当时国内单炉处理能力最大的水煤浆气化装置；2014年6月，单炉日投煤量3 000 吨级的多喷嘴对置式水煤浆气化装置在内蒙荣信化工公司建成投运，配套生产甲醇，是当时世界单炉处理规模最大的煤气化装置；2019年10月，单炉日投煤量4 000吨级的多喷嘴对置式水煤浆气化装置在内蒙荣信化工公司建成投运，配套生产甲醇和乙二醇，是迄今为止世界上单炉处理规模最大的煤气化装置。其后又在兖矿榆林能化建设单炉日投煤量2 000吨级废锅-激冷组合式多喷嘴对置式水煤浆气化装置，已于2020-12-10投入运行[217]。截至2020年10月底，该技术已经推广应用于国内外61家企业，在建和运行气化炉182台，气化装置煤处理能力位列世界第一[218]。

3)晋华炉(单喷嘴)水煤浆气化技术

自2001年，在科技部、国家发展改革委员会、国家自然科学基金委的支持下，清华大学开始研究水煤浆气化技术，开展了从煤气化基础理论研究到煤气化工艺设计，并联合相关企业，从气化炉装备制造到气化装置工程建设等技术开发与实践，相继开发出第1代非熔渣-熔渣分级气化技术、第2代水煤浆水冷壁气化技术和第3代水煤浆水冷壁-辐射式蒸汽发生器气化技术[219-222]，取得了良好的工业应用业绩。

2001年，清华大学与山西丰喜肥业(集团)有限公司等合作，开展单喷嘴热壁炉水煤浆气化技术的研发，合成气冷却采用激冷流程。2006年1月，第1代晋华炉在阳煤丰喜集团临猗分公司投入运行，单炉投煤量500 t/d，配套年产10万t甲醇装置，2007年12月通过中国石油和化学工业协会组织的科技成果鉴定。2008年开始研发水煤浆水冷壁气化技术，合成气冷却采用激冷流程，2011年8月，国内首台工业化水煤浆水冷壁气化炉在阳煤丰喜集团临猗分公司投入运行。2015年，清华大学山西清洁能源研究院与山西阳煤化工机械(集团)有限公司、阳煤丰喜肥业(集团)有限责任公司、北京清创晋华科技有限公司等联合开发第3代水煤浆水冷壁气化炉，与第2代晋华炉的区别是高温合成气冷却采用辐射式蒸汽发生器和激冷结合的工艺流程，2016-04-01国内首台采用水煤浆水冷壁耦合辐射式蒸汽发生器的工业化气化炉在阳煤丰喜临猗分公司投入运行[223]。

4)SE(单喷嘴)水煤浆气化技术

针对传统炼厂制氢方法成本高、效率低等问题，结合炼厂高硫石油焦和废弃物处理的迫切需求，华东理工大学和中国石化集团公司合作，成功开发了SE 水煤(焦)浆气化成套技术。该成套技术的创新点是采用双煤(焦)浆双氧长寿气化喷嘴、两路煤浆自动分配技术及以平推流流场结构为主的SE水煤(焦)浆高性能气化炉。2014年，“SE水煤(焦)浆气化成套技术开发及工业应用”项目入选中国石化“十条龙”科技攻关项目，在中国石化镇海炼化建设3套单炉投煤(焦)量1 000 t/d的示范装置。该装置于2019-01-30投料运行，2019-11-29通过了中国石油化工股份有限公司科技部组织的鉴定。目前，正在中国石化镇海炼化建设单炉投煤量2 500 t/d级气化装置。

5)华能两段粉煤加压气化技术

1997年，电力部西安热工研究院开始研究粉煤气化技术，建成了投煤量0.7 t/d的小试装置，气化压力0.5～3.0 MPa[224-225]。2003年，提出了粉煤两段气化的技术方案，2004年在国家“十五”863计划项目支持下，于陕西渭化建成了投煤量36～40 t/d的中试装置(图8，2006年，华能清洁能源研究院提供)，气化压力3.0 MPa，进行了神木、华亭、黄陵、晋城、伊利等7种煤的气化试验[226-228]，2006年5月通过了科技部组织的验收。2007年开始，在国家“十一五”863重大项目课题的支持下，由中国华能集团投资，在天津建设投煤量2 000 t/d的两段式粉煤加压气化工业示范装置，配套250 MW IGCC电站[229]；2009年国家发改委核准该项目建设，2012年4月装置建成，气化炉投料成功，2012年9月实现全流程贯通[230]，2013年4月通过科技部组织的专家验收，2015年6月通过中国石油和化学工业联合会组织的成果鉴定。

6)多喷嘴对置式粉煤加压气化技术

1998年开始，在教育部科技项目支持下，华东理工大学开始研究粉煤加压气化技术，建立了粉煤输送试验装置和小试研究平台[231-233]。2001年在国家“十五”科技攻关项目支持下，华东理工大学和兖矿鲁南化学工业公司合作，建设多喷嘴对置式粉煤加压气化中试装置，气化炉衬里采用耐火砖结构，气化压力为4.0 MPa，2004年8月中试装置建成(图9，2004年，兖矿鲁南化工有限公司提供)，同年9月底投入运行，2004-12-09通过了科技部组织的现场72 h连续运行考核，2004-12-21通过了科技部组织的专家验收[234-235]。2005年6月，完成了我国首次CO2为输送介质的粉煤加压气化试验[236]。2006年，“高灰熔点煤加压气化技术开发与工业示范”列入国家“863计划”重点项目，由兖矿集团公司和华东理工大学共同承担，在贵州开阳建设投煤量1 000 t/d的多喷嘴对置式粉煤加压气化示范装置，下游配套50万t合成氨和甲醇。为了配合工业化示范，建成了投煤量30 t/d的水冷壁粉煤加压气化炉中试装置，于2007年7月投入运行，2007年11月通过了中国石油和化学工业协会组织的72 h连续运行考核[237]。由于依托项目运行问题，投煤量1 000 t/d气化炉制造完成后，未进行下一步的安装和运行。目前，华东理工大学和山东能源集团(原兖矿集团)合作，正在筹划建设投煤量3 000 t/d的多喷嘴对置式粉煤加压气化工业示范装置，目前已经完成了工艺设计软件包(PDP)的编制。

7)航天炉(HTL)粉煤加压气化技术

2006年开始，航天长征化学工程股份有限公司开发航天(HTL)粉煤加压气化技术。2008年，先后在濮阳市甲醇厂和安徽临泉化工股份有限公司建设了2套航天粉煤加压气化工业示范装置，气化压力4.0 MPa，单炉投煤量750 t/d，配套生产甲醇15万t/a，均于2008年9月建成，同年10月投料成功，2009年通过了由中国石油和化学工业协会组织的成果鉴定[238-239]。2012年10月，在河南晋开化工投资控股集团有限责任公司建设的投煤量2 000 t/d级气化装置投入运行[240-242]。2017年6月，单炉投煤量3 000 t/d级气化炉工业示范列入国家重点研发计划项目，依托山东瑞星集团建设示范工程，该装置计划于2021年初投产。截至2020年9月，该技术已推广应用于国内51家企业，在建和运行气化炉117台[243]。

8)SE粉煤加压气化技术

2009年开始，华东理工大学联合中国石化宁波工程公司、中国海洋石油公司开发单喷嘴粉煤加压气化技术(SE气化炉)，拟在中海油内蒙天野化工建设单炉投煤量1 000 t/ d的工业示范装置，后因故搁置。2011年8月，中国石化集团公司介入该技术的开发，并与华东理工大学签署了合作协议，2012年4月完成了工艺设计软件包(PDP)，2012年5月在扬子石化建设单炉投煤量1 000 t/d级的示范装置，配套炼油装置制氢，2013年10月完成装置中交，2014年1月装置一次投料成功[244]，随后又进行了煤种适应性试验研究[245]，于2014年8月通过了中国石化集团公司科技部组织的专家鉴定。目前已经应用于中安煤制烯烃[246]、广东湛江中科炼油装置制氢、中石化贵州能化等项目，在建和运行气化炉11台，单炉最大投煤量2 000 t/d级。

2.2.4 其他气化技术的研究开发及工程示范

近40年，国内在重点研究开发固定床、流化床、气流床等主流煤气化技术的同时，在地下气化、催化气化、加氢气化、超临界水气化、等离子体气化等也进行了大量有益的探索研究。1984年以来，中国矿业大学(北京)联合国内相关单位，在国家相关科技计划的支持下，依托不同矿区进行了多次煤炭地下气化试验。2005年以来，新奥集团联合国内相关单位，建立了催化气化、超临界水气化和加氢气化的中试装置，并完成了催化气化和加氢气化工业示范装置的建设和运行。

1)地下气化技术的研究开发及工程示范

地下气化最早作为煤的一种开采技术而提出，前苏联在煤炭地下气化技术方面做了大量开创性的研发工作。1958—1962年，我国在大同、皖南、沈北等矿区进行了自然条件下煤炭地下气化试验，取得了初步的研究成果[247-248]。

自1984年，中国矿业大学(北京)开始煤炭地下气化技术的研究，建成了我国唯一的煤炭地下气化综合试验台和测控系统，开展了长期的基础研究，并取得了重要的研究成果[249-254]，提出了长通道、大断面、两阶段地下气化新工艺。1987年以来，在江苏徐州、河北唐山、山东新汶、山东肥城、山西昔阳、黑龙江依兰、河南鹤壁、山东新密、甘肃华亭、贵州盘江、内蒙古乌兰察布、陕西渭南等地完成了多次地下气化现场试验[255-263]，为地下煤气化技术的发展积累了宝贵的基础数据和运行经验。

煤炭地下气化技术发展具有诱人的前景，但也面临着巨大的技术挑战。从技术本身看，到目前为止仍难以实现大规模产业化，主要原因是单个工作面产气量小、无法长周期稳定运行、污染物在地下的扩散规律认识不清。

2)催化气化技术研究开发及工程示范

我国从1980年开始关注并介绍国外在催化气化方面的研究进展[264]，煤炭科学研究院北京煤化学研究所[265-266]、天津大学[267]、武汉科技大学[268]、安徽工业大学[269]、中国科学院山西煤炭化学研究所[270]、华东理工大学[271-274]、太原理工大学[275-278]、中国科学院过程工程研究所[279]、沈阳化工大学[280]、福州大学[281]等均开展了部分基础研究工作。

2008年，新奥科技发展有限公司联合中国科学院山西煤炭化学研究所，针对国外Exxon和GPE技术存在的问题，开展了新型催化气化技术的开发，提出了高温燃烧-催化气化-催化热解多段耦合的催化气化分级转化工艺路线，完成了实验室小试研究[282]，建成了投煤量为0.5 t/d和5 t/d中试装置，并进行了放大研究，于2014年通过了河北省科技厅组织的专家鉴定。2016年4月，在内蒙古达拉特旗建设了投煤量1 500 t/d级的工业示范装置。2018年9月，世界首套高压流化床催化气化工业示范装置建成，并打通了工艺流程，生产出合格的LNG 产品，为煤催化气化技术商业化应用奠定了重要基础。

3)加氢气化技术的研究开发及工程示范

我国从1978年开始关注并介绍国外在煤加氢气化技术方面的进展[283]，华东理工大学[284-285]、煤炭科学研究院北京煤化学研究所[286]、天津大学[287]、中国科学院山西煤炭化学研究所[288]等也开展了相关的基础研究。

2012年3月，新奥集团公司正式启动加氢气化技术开发工作，并联合国内多家高校、研究院所和工程公司进行研究[289]。2013年建成了投煤量10 t/d中试装置，累计运行时间超过3 000 h，为技术放大积累了大量试验数据，2015年7月，通过由河北省科技厅科技组织的专家鉴定。2016年，建成了投煤量50 t/d中试装置建设，并实现稳定运行。2016年4月，新奥集团公司在内蒙古达拉特旗开工建设投煤量400 t/d工业示范装置，2018年12月装置建成并一次性打通全流程， 2019年9月完成72 h连续运行，目前正在进行系统优化和改造。

4)超临界气化

20世纪90年代初，大连理工大学郭树才教授团队在国内首先将超临界水用于煤利用过程的研究[290]。2000年后，中国科学院山西煤炭化学研究所[291-292]、西安交通大学[293-294]等开展了相关的基础研究工作。2012年，新奥集团在河北廊坊建成了投煤量2.4 t/d的超临界水气化中试装置，完成高水褐煤气化试验研究，积累了大量工艺、设备和试验运行数据，完成煤的超临界水气化百吨级工艺包开发。

5)等离子体气化

1981年，清华大学周力行教授首先向国内介绍了煤的等离子体气化技术[295]，但在2000年前，国内公开文献中只有对国外等离子体煤气化技术进展的介绍[296-298]，尚未见系统研究报道。太原理工大学谢克昌院士团队是我国最早研究等离子体煤气化技术的科研团队，并取得了初步成果[299-304]，其后大连理工大学也开展了探索性研究[305]。2009年，新疆天业(集团)有限公司联合清华大学和浙江大学等合作建成了5 MW煤等离子体裂解制乙炔中试装置，并进行了连续运行试验，2012年通过了科技部组织的专家验收。2020年，浙江大学联合广东粤和泰公司在新疆建设了10 MW煤等离子体裂解制乙炔示范装置，乙炔收率在17.4%～20.8%[306-308]。

2.2.5 国家科技计划的支持

自1980年以来，国家科技重点攻关计划、国家“863计划”、国家科技支撑计划、国家重点研发计划及其他科技计划，对煤气化技术的研究开发进行了持续支持。特别是针对技术开发过程中暴露的基础研究薄弱问题，国家“973计划”于1999年立项支持“煤的热解、气化及高温净化过程的基础研究”，主要涉及流化床煤气化技术，提出先热解后气化的分级转化思想[309]，该项目由太原理工大学和中国科学院山西煤炭化学研究所为首席科学家单位，中国科学院过程研究所、华东理工大学等参与了部分课题的研究。2004年，为了进一步推进我国自主知识产权大型煤气化技术发展，国家“973计划”又立项支持“大规模高效气流床煤气化技术的基础研究”，2010年国家“973计划”再次立项支持“煤等含碳原料大规模高效清洁气化的基础研究”，这2个项目均由华东理工大学作为首席科学家单位，清华大学、浙江大学、东南大学、华中科技大学、中国矿业大学、中国科学院山西煤炭化学研究所、西安热工研究院等煤炭利用领域知名高校和研究院所参与了相关研究，较系统地研究了中国典型煤种在高温、高压条件下气化反应机理、气流床气化炉内多相流动和热质传递过程的基本规律、撞击流流动及撞击火焰的特征、超浓相气固两相流的流动机理、高浓度水煤浆的制备与输送机理、高温合成气热量回收及细灰洗涤分离机理、过程模拟与优化等[300-313]。这些基础研究成果有力支撑了自主知识产权煤气化技术的大型化，推动了国内一系列气化技术的开发，显著提升了我国煤气化技术研究与工程应用在世界的地位。

3 结语与展望

3.1 结语

煤气化技术起源于西方，在我国也有150多年的应用和发展历史。从现有文献看，我国对煤气化技术的自主研发起步于20世纪50年代初，并逐渐形成了我国在煤气化基础研究和工程应用领域引领发展的局面。

1)要虚心向发达国家学习，但时刻不能忘记自主创新

学习和引进的目的是为了创新，要结合我国的自然资源条件、社会发展条件和行业发展需求消化、吸收、再创新。再创新是要针对引进技术中存在的各类工程问题开展基础研究，在扎实系统的研究基础上提出新思路、新方案、新技术，形成新工艺。再创新需要充分尊重原有知识产权，才能推动技术的不断进步，才能赶超世界先进水平。改革开放42年来，煤气化技术在我国的快速发展，充分说明了在学习的基础上进行自主创新的重要性。

2)扎实系统的应用基础研究是推动技术不断进步的原动力

煤气化技术是一个既陈旧又新颖的技术，陈旧是因为在工业革命后就提出了原创思想，有200多年的发展历史；新颖是因为煤气化技术随着科学的整体进步而不断进步，随着化学工业的发展而不断完善提升。从间歇进料到连续进料，从常压气化到高压气化，从固定床到流化床，再到气流床，单炉处理能力不断增加，气化效率不断提高，技术水平持续提升，技术进步与基础研究的深入推进密不可分。

我国在煤气化领域的基础研究起步较晚，但进步迅速。20世纪50年代末开始，曾开展了K-T炉等各种煤气化技术研究开发，有不少技术思路富有创新性，但改革开放前30年的煤气化技术开发和工程示范，鲜有成功的案例，重要原因之一是基础研究相对薄弱，对与工程问题相关的科学原理缺乏深入系统研究。近40年，华东理工大学通过基础研究揭示引进技术存在的大量工程问题背后的科学原理，在煤气化技术领域做出了创新性的贡献，如首创了多喷嘴对置式煤气化技术，发明了合成气分级净化工艺、预膜式高效长寿命水煤浆烧嘴和高效蒸发热水塔等关键设备，清华大学首次将水冷壁用于水煤浆气化炉等，无不得益于扎实系统的基础研究，不仅解决了中国煤气化技术从无到有的问题，也实现了我国煤气化技术从弱到强的转变。

3)现代煤化工行业快速发展是推动煤气化技术进步的重要动力

改革开放前，我国煤气化技术发展落后的另一个原因是行业需求不足，企业没有成为技术创新的主体。实验室的基础研究要实现产业化，走向市场，企业是关键的一环。国内首套具有自主知识产权的大型煤气化技术(多喷嘴对置式水煤浆气化技术)的产业化，正是由于兖矿集团的大力支持才促进了该技术的广泛推广应用。煤气化技术的进步支撑了我国现代煤化工行业的快速发展，而现代煤化工行业的发展又对气化技术提出了更高的要求，从而促进煤气化技术的不断创新和进步。

4)煤气化技术的选择一定要立足企业实际

每种煤气化技术都有其优点和不足，至今还没有适应所有煤种的万能煤气化技术，企业在煤气化技术的选择上一定要从自身实际出发。

从技术上，原料煤的理化特性是选择煤气化技术的首要条件，对煤种要有充分的研究和认识，包括煤的反应活性、灰分高低、灰成分、灰熔点、半焦的热强度、灰渣的黏度-温度特性等。根据目前的运行经验，若煤种适应水煤浆，在水煤浆气化和粉煤气化技术中应优先选择水煤浆气化技术。生产何种下游产品是煤气化技术选择的重要依据，应根据下游产品配置合适的气化工艺流程。若下游产品是H2(合成氨)，应优先选择合成气激冷流程，而不应盲目选择废锅流程；若下游配置IGCC发电，则应优选废锅流程；若下游产品是SNG，选择固定床气化较合理，但从长远看，将固定床和气流床水煤浆气化技术结合，既可解决块煤气化后剩余末煤的出路问题，也可解决固定床气化废水难处理的问题。

对于大型的煤化工装置，能否创造良好的经济效益，与煤气化装置的“安稳长满优”运行关系密切，安全稳定是前提，长周期满负荷是基础，优化运行是目标。在稳定运行的基础上逐渐实现长周期运行，在长周期运行的基础上达到满负荷甚至超负荷运行，优化运行是在安稳长满运行基础上追求的最终目标。

3.2 展望

改革开放后，特别是近20年，我国煤气化技术开发和应用取得了长足进步，但也存在制约技术持续发展的瓶颈问题。技术上主要表现为：装置投资偏高，系统效率仍有提升空间，物耗、能耗还有下降余地，微量污染物控制任重道远，含盐废水资源化利用亟待突破，基础研究有待继续深化。创新氛围上，主要表现是行业自律缺乏，模仿、抄袭技术的案例屡见不鲜，侵犯知识产权的事时有发生，严重制约了煤气化技术的创新和进步。未来煤气化技术的发展，需加强以下工作：

1)通过过程强化，不断提高气化炉单位体积的处理能力，降低装置投资

目前全世界运行的单炉处理规模最大的气化装置是内蒙荣信的多喷嘴对置式水煤浆气化炉，单炉投煤量4 000吨级，气化炉外直径已达4.2 m，单纯通过体积放大，增加气化炉处理量，必然会受到设备尺寸的制约。因此通过过程强化，提高气化炉单位体积处理能力，是气化炉大型化并降低投资的根本途径。回顾气化技术发展历程：一方面，气化炉内平均反应时间从数十分钟级(固定床)到分钟级(流化床)再到十秒级(气流床)，反应时间缩短，单位体积处理能力大幅增加；另一方面，从常压气化向加压气化发展，单位体积处理能力也大幅增加。能否将目前煤颗粒在气化炉内的反应时间降低到一秒级甚至更低？笔者认为从理论上是可行的,但会面临极具挑战的科学和技术问题，需在原料制备、输送、气化炉结构等方面进行系统创新，这是未来研究的重要方向。

2)开发新的单元技术，优化工艺流程，降低系统物耗能耗，提升全系统效率

① 粉煤加压气化技术。粉煤加压输送系统占大部分投资，能耗也较高，开发煤粉输送泵是工程界讨论的热点问题，但至今鲜有深入系统的试验研究，粉煤高压输送技术的变革应该引起业界重视。② 水煤浆气化技术。煤浆中水含量是影响气化系统效率的重要因素，提高煤浆浓度，可显著降低比氧耗和比煤耗，因此开发高浓度水煤浆制备、输送、雾化技术，是提高水煤浆气化系统效率、降低物耗和能耗的有效途径。③ 全系统工艺流程的优化。由于过去20多年煤化工行业的快速发展，技术需求旺盛，工程公司没有足够的时间和精力在流程优化和系统能耗方面进行深入的再研究和再开发，在总体工艺流程设计上因循守旧，工艺流程缺乏变革，因此，应结合下游合成气的变换、净化、合成、分离等单元的具体情况，对煤气化系统的工艺流程进行改进和优化。

3)开发环境友好技术，实现近零排放

煤中的有害元素在煤气化过程中会发生迁移转化，进入合成气、循环水或废水和灰渣，硫、氮等有害元素的迁移转化和控制已有成熟技术，氯和微量重金属元素迁移转化的机理研究方面也取得了较大进展，但尚需转化为解决工程问题的具体技术。目前存在的主要问题有：① 氯在系统的积累，造成系统腐蚀，特别是氯含量较高的煤种更为突出；② 汞、铬、砷、铅等重金属元素在系统和环境中的积累，我国相关单位开展了大量基础研究工作，部分技术也进行了中试试验，需进一步加大对研究工作的支持力度，建立工业示范装置，形成先进的微量重金属脱除与控制技术；③ 废水问题，固定床气化废水酚含量高，难以处理，是世界公认的难题，而气流床气化过程中由于熔融态灰渣激冷，大量碱金属和碱土金属离子进入废水，造成系统中盐分的积累，一方面会引起系统结垢堵塞，另一方面废水含盐量高，难以回收利用，我国在这方面也进行了大量研究工作，取得了重要进展，需要通过工程示范，形成先进的含酚废水处理技术和含盐废水资源化利用。

4)气化系统要从单纯的“气化岛”向“气化岛 环保岛”的方向发展

煤气化本质上是高温热化学转化过程，决定了其不仅能实现煤的气化，也可实现所有含碳固体废弃物和有机废液的转化。因此，可通过煤气化装置来处理工厂自身产生的含碳固体废弃物、有机废液和工厂周边的含碳固体废弃物和有机废液。协同处置废物，将单独的“气化岛”变成“气化岛 环保岛”，是未来煤气化技术发展的重要方向。

5)依托大数据、信息化技术，保障煤气化装置的安稳长满优运行

依托信息技术革命带来的技术便利，改变工厂、车间管理运行模式，通过大数据监控，实现事故早期预警、早期处理，可大幅降低工厂故障率，提高装置运行率。将大数据与工艺原理结合，建立机理模型，实现全系统的动态优化控制，提升系统效率，进而建立智慧工厂，是未来发展的重要方向。

6)对新思路、新方法、新技术、新工艺研究开发进行持续支持

我国煤气化技术的发展尚未突破已有煤气化技术的范畴。一方面，需要对地下气化、催化气化、加氢气化、超临界水气化、等离子体气化等技术的研究给予持续支持，在中试和示范装置运行中暴露问题、解决问题，不断提升技术的稳定性和经济性；另一方面也要关注太阳能与煤气化的耦合、核能与煤气化耦合等新技术的发展，同时关注煤气化领域可能出现的变革性技术苗头，在研究上予以持续支持。

7)营造尊重知识产权，保护知识产权的良好氛围

煤气化技术在我国150多年的发展历史，是互相学习、互相促进的过程。但互相学习不等于相互抄袭，学习的目的是为了在前人和他人的基础上创新。煤气化技术专利商之间可尝试技术互相许可，既能尊重保护已有的知识产权，促进技术创新，又能实现技术上的优势互补，做到1 1>2。

致谢

本文撰写过程得到了中国石化南京化学工业有限公司档案馆、上海化工研究院有限公司档案室、西北化工研究院档案室、煤炭科学技术研究院有限公司煤化工分院档案室、兖矿鲁南化工有限公司宣传部、中国科学院山西煤炭化学研究所、中国科学院工程热物理研究所、清华大学、新奥集团公司、航天长征化学工程股份有限公司等单位的大力支持，提供了部分宝贵资料，在此深表谢意。

由于笔者学识所限，经历所限，时间所限，本文写作过程中难免有所遗漏，敬请煤化工界的同仁和专家给予批评指正，不胜感激。

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Coal gasification technologies in China：Review and prospect

WANG Fuchen

(Institute of Clean Coal Technology,East China University of Science and Technology,Shanghai 200237,China)

Abstract:In this paper,about 150 years application and development history of coal gasification technologies in China was systematically reviewed. The introduction and application process of different imported coal gasification technologies in China was described based on three periods,i.e.,before the founding of new China,from the founding of new China to the reform and opening-up and after the reform and opening-up; The important progress and achievement in the process of hard exploration,systematic research and technology demonstration and application of China′s coal gasification technologies before and after the reform and opening-up were summarized; The R&D process,technological features,application and latest progress of China′s self-reliance coal gasification technologies were introduced; The domestic R&D progress of new gasification technologies,such as underground gasification,catalytic gasification,hydrogasification,supercritical water gasification and plasma gasification,were briefly reviewed. Additionally,this paper also summarized the experience in introduction,independent research and industrial application of China′s coal gasification technologies,and the future development of coal gasification technology was also prospected from different aspects,such as unit investment reduction,system efficiency improvement,environmental friendliness achievement,collaborative treatment of liquid/solid organic waste,integrated development with information technology,new technology development and intellectual property protection.

Key words:coal gasification;development history;review;prospect

中图分类号:TQ53；TK114

文献标志码:A

文章编号:1006-6772(2021)01-0001-33

收稿日期:2020-10-18;责任编辑:张晓宁

DOI:10.13226/j.issn.1006-6772.20101820

基金项目：国家重点研发计划资助项目(2018YFF0213803-05)

作者简介:王辅臣(1966—)，男，甘肃岷县人，教授，主要从事煤炭气化及含碳废弃物资源化研究。E-mail:wfch@ecust.edu.cn

引用格式:王辅臣.煤气化技术在中国：回顾与展望[J].洁净煤技术，2021,27(1):1-33.

WANG Fuchen.Coal gasification technologies in China：Review and prospect[J].Clean Coal Technology，2021,27(1):1-33.