Abstract：
Based on two core processes of coal-based synthetic natural gas, the coal gasification process and the methanation process, the characteristics and industrial application status of the mainstream methanation process technology at home and abroad are introduced emphatically. Current situation of domestic demonstrative coal-based synthetic natural gas project and progress of major project are summarized, and suggestions are proposed on easing effectively contradiction between supply and demand of natural gas in China.
1
技术现状
煤制天然气的工艺路线主要分为直接法和间接法两大类。直接法是碎煤经循环载体加入气化反应器中，在催化剂的作用下，将气化反应制取的CO，CO2或H2直接反应得到甲烷混合气。间接法是煤经气化后，再经甲烷化得到合格产品气。目前，直接法尚无工业化应用案例，国内外工业化煤制天然气装置全部采用间接法。
煤制天然气间接法工艺路线主要包括煤气化、变换、净化、甲烷化以及空气分离和废水处理，其工艺过程中的两大核心技术是煤气化工艺技术和甲烷化工艺技术，工业化难点主要在于甲烷化。目前，甲烷化技术来源主要有鲁奇甲烷化技术、戴维甲烷化技术和托普索甲烷化技术[1]。在国内方面，西北化工研究院开发的碳氢工业尾气制天然气技术已于2013年通过鉴定，西南化工研究设计院与中海油合作研发的煤制天然气中试技术已于2014年12月通过了中国石油和化学工业联合会组织的成果鉴定。
1.1
气化
目前，行业内普遍采用的气化技术有粉煤气化、水煤浆加压气化和鲁奇碎煤加压气化，煤制天然气项目主要采用水煤浆加压气化技术和鲁奇碎煤加压气化技术。目前，国内外仅汇能煤制天然气项目采用水煤浆气化，原因是汇能集团出产的煤大多是低黏结性或弱黏结性的优质动力煤，此类煤的成浆性好，适用于水煤浆气化，且采用水煤浆气化技术可大幅降低环保投入；其余煤制天然气项目均采用鲁奇碎煤加压气化技术，该技术生产的煤气中φ(CH4)达10%以上，特别适用于生产城市煤气和煤制天然气。
除生产的煤气中甲烷含量高以外，鲁奇碎煤加压气化还具有以下特点：①原料适应范围广，除强黏结性的焦煤外，从褐煤到无烟煤均可气化。从经济方面考虑，鲁奇炉尤其适用于低阶煤和高灰煤的气化。②采用碎煤进料，备煤系统简单，投资及运行费用低，运行可靠性高。③气化剂与煤逆流接触，气化过程进行得比较完全，热效率高。④氧气消耗相对较低，可显著降低空分设备投资。⑤技术成熟可靠，在无备用炉的情况下，单台气化炉年运转率超过93%，气化岛运转率大于98%。
近年来，鲁奇公司一直在更新和改进气化技术，最新推出的第4代鲁奇炉已于2010年8月完成基础工艺及机械设计，设计压力提升至6 MPa，气化工序投资成本和操作费用下降，下游净化工序运行费用也有所下降，甲烷化单元所需循环量降低，反应器尺寸缩小。
1.2
甲烷化
1.2.1
鲁奇甲烷化技术
典型的鲁奇甲烷化装置有3台固定床甲烷化反应器，包括2台高温反应器和1台低温反应器。甲烷化反应主要发生在高温反应器内，高温反应器中未反应的CO在低温反应器中继续转化为CH4。高温反应器采用部分反应气循环进料的方式，来自上游工段的新鲜合成气分成2股，一股与循环气混合后进入第1高温反应器，反应后的气体与另一股新鲜合成气混合后进入第2高温反应器。第2高温反应器一部分出口气体经冷却、压缩循环返回第1高温反应器入口，其余送入低温反应器生产出合格的合成天然气。
甲烷化产生的余热主要通过副产中压饱和蒸汽和预热原料气进行回收。鲁奇甲烷化技术目前采用戴维公司的催化剂，甲烷化反应温度较低，高温反应器出口气体温度≥400 ℃。
1.2.2
戴维甲烷化技术
典型的戴维甲烷化流程包括2台高温反应器和2台低温反应器，高温反应器采用部分反应气循环进料的方式。
甲烷化反应产生的余热通过副产中压或高压过热蒸汽进行回收，由于副产蒸汽品质高，可直接用于驱动蒸汽轮机。戴维公司的催化剂适用温度范围广，在230~700 ℃范围内具有高而稳定的活性。高温反应器操作温度较高，循环比降低，循环压缩机尺寸缩小，降低了设备成本和运行能耗。
1.2.3
托普索甲烷化技术
托普索循环节能甲烷化工艺包括2台大量甲烷化反应器(高温反应器)和1台(或多台)补充甲烷化反应器。与鲁奇和戴维技术不同，托普索流程的反应气只在第1高温反应器进、出口循环。补充甲烷化反应器的数量根据合成气组成和合成天然气中的甲烷含量而定。
在所有甲烷化技术中，托普索技术的第1高温反应器反应温度最高(675 ℃)，循环比最低，循环压缩机尺寸最小，压缩机投资和能耗最低，反应余热副产的中压或高压过热蒸汽可直接用于驱动蒸汽轮机。
1.2.4
西南化工研究设计院煤制天然气甲烷化中试技术
该技术由西南化工研究设计院与中海油合作研发，与国外技术相比，具有三大优势：①循环比较国内外同类工艺低20% ~50%，产品单耗下降，设备投资降低；②高性能甲烷化催化剂起活温度低，副反应少，耐热温度高，抗积碳性强，稳定性好；③生产的天然气质量好，成本低[2]。
该技术的考核结果显示：CO和CO2的总转化率＞98.5%，甲烷化选择性＞99.9%；产品气中φ(CH4)＞97%，φ(CO2)＜1%，φ(H2)＜2%。
1.2.5
西北化工研究院碳氢尾气制天然气技术
西北化工研究院自主研发的碳氢工业尾气合成天然气技术示范工程于2013年1月实现稳定运行。针对焦炉气中CO和CO2含量较高的特点，该示范工程采用非循环工艺，原料气一次通过三段甲烷化反应器，三段反应后残留极微量的CO和CO2(可达到ppm级)，CO和CO2转化率以及甲烷化选择性达99%以上，产品气中CO和CO2含量达到转化液化天然气的要求。除焦炉气外，该技术还可应用于电石、黄磷、冶金高炉气等行业副产的碳氢工业尾气[3]。
山西聚源煤化有限公司焦炉气年产1.2亿m3天然气项目为该技术的首次工业化应用案例，项目已于2015年1月实现全流程投运。工业运行结果表明，产品气中φ(CH4)达到90%以上，残留的φ(CO)和φ(CO2)均＜100×10-6，符合天然气国家标准的要求。
2
项目进展
在国外方面，目前仅美国大平原煤制气厂在运行。该厂建于1984年，产能14亿m3/a，目前已稳定运行超过30年[4]。
在国内方面，截止至目前，国家发改委共核准了4个煤制天然气示范项目，分别是大唐发电辽宁阜新40亿m3/a天然气项目、大唐发电内蒙古赤峰克旗40亿m3/a天然气项目、内蒙古汇能鄂尔多斯20亿m3/a天然气项目和新疆庆华集团伊犁55亿m3/a天然气项目，合计产能为155亿m3/a[5]。
大唐发电内蒙古赤峰克旗40亿m3/a天然气项目是我国首个煤制天然气项目，分为3个系列，每个系列天然气产能13.3亿m3/a。一期项目于2013年12月投运，截止至2015年7月，累计运行超过400 d，累计向北京供气达7亿m3。截止至2015年5月，二期项目工程建设和设备安装完成95%。该项目采用鲁奇碎煤固定床干法排灰加压气化工艺，原料为褐煤，开车初期曾因气化炉烧穿而停产，后经抢修恢复生产。
大唐发电辽宁阜新40亿m3/a天然气项目于2014年12月暂停建设，其主要原因：①阜新市本地煤炭资源产量(10 Mt/a)不足以支撑该项目的生产，关键配套项目巴新铁路至今尚未竣工；②该项目原料、设备、设施与大唐发电内蒙古赤峰克旗项目几乎一致，而大唐发电内蒙古赤峰克旗项目曾于2013年发生气化炉被烧穿的安全事故，存在技术风险；③大唐发电公司计划出售其煤化工业务，综合考虑决定该项目暂停建设。
内蒙古汇能鄂尔多斯20亿m3/a天然气项目的一期工程(4亿m3/a)于2014年11月投产，二期工程正在建设中。该项目是国内四大煤制天然气示范项目中唯一采用水煤浆加压气化技术的生产线，产品气中甲烷含量最高，环境污染最小。但该项目自投产以来，产品售价长期在5 000元/t以下徘徊，低于成本价，企业长期处于亏损状态。其主要原因：①采用高热值、低硬度、低灰分和低含硫优质煤，生产成本远高于其他示范项目；②该项目未得到国家政策支持。
新疆庆华集团伊犁55亿m3/a项目分4条生产线建设，一期13.75亿m3/a工程已于2013年12月开始向伊霍支线供气，目前已实现高负荷平稳运行，生产负荷达到80%以上。
2013年3月以来，又有8个煤制气项目陆续获得国家发改委核准，主要集中于新疆伊犁和内蒙古鄂尔多斯、兴安盟等西部煤炭主产地，投资者以大型能源央企为主。
除四大示范项目外，处于实质性建设阶段的仅有伊犁新天20亿m3/a煤制天然气项目，目前单体试车已全部完成。其他煤制天然气项目基本处于前期工作阶段，尚未进入大规模开工建设阶段[6]。
3
结语
对于煤制天然气的核心技术甲烷化工艺，虽然国内没有大规模的甲烷化工艺技术，但有较多的焦炉尾气甲烷化工艺技术，其与煤制甲烷技术相类似。目前，国内焦炉尾气甲烷化开发商主要有上海华西科技公司、西南化工研究设计院、大连物化所、西北化工研究院等工程技术公司，国内甲烷化技术的开发应用为煤制天然气项目的顺利推进提供了技术支撑。
“富煤贫油少气”的能源结构特点决定了今后煤制天然气是我国天然气资源的重要补充，发展天然气也是我国能源战略的重点之一。煤制天然气在技术上是可行的，一批示范项目的运行在验证煤制天然气技术的同时有效缓解了我国天然气供需矛盾。然而，煤制天然气示范项目进展不尽如人意，技术可靠性不高，项目运行稳定性差，已投产项目普遍存在消耗偏高的问题。对于新型产业，技术完善是必经过程，后续煤制天然气项目的发展在很大程度上取决于国家政策导向。煤制天然气已经成为我国能源革命的重要组成部分，技术开发与完善以及产业政策的扶持将推动我国煤制天然气项目的发展。
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