对水煤浆加压气化工艺技术的评述.doc

对水煤浆加压气化工艺技术的评述章荣林（中国天辰化学工程公司，天津 300400） 2006-11-171 水煤浆加压气化工艺技术的现状 水煤浆加压气化是美国德士古公司开发并应用于工业化生产的。国外已建成投产的装置有6套，15台气化炉。国内已建成投产的装置有7套，21台气化炉；正在建设、设计的装置还有4套，13台气化炉。这些已建成投产的装置最终产品有合成氨、甲醇、醋酸、醋酐、氢气、一氧化碳、燃料气、联合循环发电，各装置自建成投产后，一直连续稳定、长周期运行。该工艺技术的专利许可证费已有大幅度降低，装备国产化率已达90%以上，由于国产化率高，装置投资相应降低。一套投煤量500 t/d，气化压力为4.0MPa的气化炉系统投资约7000万元。一套投煤量1000t/d，气化压力为4.0MPa的气化炉系统投资约11000万元。一套投煤量750t/d，气化压力为6.5MPa的气化炉系统投资约9000万元。 近年来国内有关大专院校和科研单位还开发了具有自主知识产权的水煤浆气化工艺技术。华东理工大学开发的多喷嘴对置式水煤浆加压气化技术，西北化工研究院开发的多元料浆加压气化技术，都各有其特点。2 特点及优点 （1）水煤浆气化对煤质的适应性较广。烟煤、次烟煤、无烟煤、高硫煤及低灰熔点劣质煤、石油焦等均能用作气化原料。气化温度一般比在还原性气氛下的灰熔点T4高50100，由于耐火砖衬里承受高温抗渣的限制，一般要求煤的灰熔点在还原性气氛下T41300。气化温度下的煤灰粘度要求在2540Pa.s之间，且变化平稳。对较高灰熔点的煤，也可以采用高灰熔点煤与低灰熔点煤混配煤或加石灰石作助熔剂以降低灰熔点的办法来解决。 原料煤中含氯、氟等卤素低一些比较好，否则在气化及后续系统的设备、管道选材上需要特别注意。 原料煤的成浆性必须作实验室试验，成浆性好的煤，其煤浆流动性能好，气化用的氧气消耗少。要求制成水煤浆的煤浆浓度在60%以上。影响制成高浓度水煤浆的一个重要因素是原料煤的内在水分，要求内在水分低于10%，否则制不成高浓度的水煤浆。西北化工研究院曾对兖矿南屯煤矿洗煤厂的煤泥作过制成高浓度水煤浆的研究，证明洗煤厂煤泥可以制成符合加压气化的水煤浆，这样便可以降低生产成本。原料煤的可磨性指数（HGI）要高，原料煤容易磨细，磨煤消耗的功率就少，成浆性能好。 原料煤中灰份含量要低，一般煤中灰分含量从20%降至6%，可节省煤耗5%左右，氧耗10%左右。有的厂已采用煤灰含量低的洗煤作原料，效果比较好。 （2）气化压力从2.5到8.5MPa皆有工业性生产装置在稳定长周期运行。采用6.5MPa气化有利于采用甲醇等压合成工艺，采用8.5MPa气化有利于采用氨等压合成工艺，以降低能耗，节省投资。 （3）气化系统的热利用，有两种形式，一种是废热锅炉型，可回收煤气中的热量副产高压蒸汽，适用于联合循环发电，另一种是水激冷型，可制得水气比高达1.4的合成气，满足后续工序一氧化碳变换的需要，变换工序不需要外供蒸汽。适用于煤化工制合成氨、氢气、甲醇等化工产品。 （4）气化炉生产能力比较大，目前最大的气化炉日投煤量为2000t，国内最大的气化炉日投煤量为1000t，直径3200mm。 （5）气化系统不需要外供蒸汽及输送气化原料用的N2或CO2。 （6）气化系统总热效率高达94%96%，高于Shell干法气化（为91%93%）和GSP干法气化（为88%92%）。 （7）气化炉结构简单，为耐火砖衬里，气化炉内无转动装置或复杂的膜式水冷壁内件，所以制造方便，造价低。同时，因为采用热壁炉，内部热容量比较大，耐火砖升温至1000以上后，即可直接喷水煤浆投料，生产安全可靠，不像冷壁炉那样为了开工点火，防止熄火和保证安全生产，在开停车和正常生产时都需要连续燃烧一部分液化气或燃料气。 （8）制备和输送水煤浆的流程比Shell法和GSP法制备粉煤和输送粉煤流程短，水煤浆泵送入气化炉比干法输送粉炉入炉简单得多，并且安全可靠，投资省。 （9）气化炉系统在有备用炉的情况下，气化装置运转率可高达100%，远高于单台气化炉（不设备用炉）的Shell法（只有74%78%），水煤浆法单台气化炉的年运转率与Shell法单台气化炉相仿。 （10）煤气除尘比较简单，只需要一个文氏管洗涤器和一台洗涤塔就可以了，不需要像Shell法采用国内尚不能制造且价格昂贵、需经常更换内件的高温高压飞灰过滤器。 （11）碳转化率高达96%98%，如采用多喷嘴对置式加压气化炉，碳转化率可达到99%。 （12）粗渣可用作建筑材料，细渣可作锅炉用燃料，如返回制浆系统，则更为经济。排出的一小部分灰水处理简单，处理后排出对环境无污染。 后续工序变换排出的部分冷凝液及工厂排出的废水，可作为制备水煤浆的用水。气化后合成气中的H2S、COS等酸性气体可在后续脱除酸性气体工序中脱除并回收利用。 总的来说，水煤浆加压气化工艺属于洁净煤气化工艺技术。3 缺点和存在的问题 （1）气化用原料煤受气化炉耐火砖衬里的限制，适宜于低灰熔点的煤，否则需要配煤或加助熔剂，使在还原性气氛下的煤灰熔点T41300。 （2）碳转化率较低（96%98%），冷煤气效率较低（73%74%），有效气成分（CO+H2）较低（80%83%），有效气（CO+H2）比氧耗为336410 m3/km3，有效气（CO+H2）比煤耗为550620 kg/km3。（注：氧耗和煤耗与煤质的关系比较大）。 （3）气化炉现用的耐火砖使用寿命较短，一般为12年，国产砖寿命为1年左右，耐火砖较贵，1台投煤量为1000t/d的气化炉耐火砖需400万元左右，有待改进。 （4）气化炉喷嘴使用寿命较短，一般使用2个月后，需停车进行检查，维修或更换喷嘴头部。4 国内对德士古水煤浆加压气化技术的收获4.1 对工艺技术的掌握 我国自从鲁南化肥厂第一套水煤浆加压气化装置（2台气化炉）于1993年建成投产以来，相继建成了上海焦化厂气化装置（1995年建成投产），渭河化肥厂气化装置（1996年建成投产），淮南化肥厂气化装置（2000年建成投产），金陵石化公司气化装置（2005年建成投产），浩良河化肥厂气化装置（2005年建成投产），南化公司气化装置（2006年建成投产）。由于我国有关生产厂的精心消化吸收，已掌握了丰富的连续稳定运转经验，新装置一般都能顺利投产，短期内达到连续稳产、高产、长周期运行。并且掌握了以石油焦为原料的气化工艺技术。4.2 人才的培养 通过上述工厂的设计、建设，我国已培养出了有丰富经验的工程公司及工程技术人员，可以独立进行水煤浆加压气化的工程设计和工程总承包工作，节约了建气化装置的软件费支出。同时，培养出了有丰富建筑安装经验的工程公司和工程技术人员。也培养出了经验丰富的对煤种作实验室评价和煤种试烧的工程技术人员。对于常规煤种，工程技术人员已有能力只凭煤种的实验室评价进行气化装置的工程设计。4.3 装置的国产化率 通过上述装置的设计、制造、建设和生产的工程技术人员密切配合，装置的国产化率已有很大提高。软件设计全部可以由国内有经验的工程公司承担。主要设备如喷嘴、气化炉、破渣机、锁斗、捞渣机、文氏管洗涤器、洗涤塔、低压煤浆泵、高低压及真空黑水闪蒸罐、灰水沉降槽、高低压灰水泵、锁斗循环泵、洗涤塔循环泵、细灰过滤机等国内都能生产。耐高温又抗渣的耐火砖，国内有几家耐火材料厂已都能生产。只有高压煤浆泵，国内正处于试制和试用阶段。4.4 装置的投资 水煤浆加压气化装置的建设费用比Shell法和GSP法都要省，其建设费用比为Shell法GSP法水煤浆法=（22.5）1.51，所以其固定生产成本比其他两种方法都低。 还有一点需要提一下的是煤耗和氧耗问题，它与原料煤质的关系比较大。但是无论是Shell法或GSP法，在粉煤气化时，需向气化炉内输入过热蒸汽，其用量相当于120150kg/km3（CO+H2），过热蒸汽与粉煤的比例相当于（0.220.25）1，相当于水煤浆中含水20%。宣传资料上介绍的煤耗和氧耗，实际上是忽略了生产过热蒸汽所用的煤耗及将蒸汽加热到14001500的煤耗和氧耗；在正常生产时，需燃烧一部分燃料气，必将增加氧耗及燃料气耗（折煤耗）；备煤时煤干燥需要增加煤耗。按宣传资料介绍，这两种方法的煤耗和氧耗比较低，有效气（CO+H2）煤耗为550600kg/km3，氧耗为330360 m3/km3，加上以上这些煤耗和氧耗，实际上有效气（CO+H2）总煤耗将为620670 kg/km3 ，总氧耗将为380410 m3/km3。煤耗和氧耗不但没有降低，反而比水煤浆气化法多了或相仿。另外还要考虑制煤粉和输送煤粉增加的电耗。 鉴于以上几点，水煤浆加压气化工艺技术是一项成熟、国产化率高、投资省、建成后就能顺利投产，长周期稳产高产的工艺技术。5 对国内开发的水煤浆技术的建议 近年来，华东理工大学、兖矿鲁南化肥厂和中国天辰化学工程公司开发研制了多喷嘴对置式水煤浆加压气化工艺技术，通过兖矿国泰化工有限公司（两套日处理10001150t的多喷嘴对置式水煤浆加压气化炉，气化压力4.0MPa，配套生产240 kt/a甲醇，联产71.8MW电）和山东德州华鲁恒升化工股份有限公司（一套日处理煤750t的多喷嘴对置式水煤浆加压气化炉，气化压力6.5MPa。）的设计、制造、建设、生产、实践，证明该气化工艺技术基本上是成功的。比单喷嘴顶喷气化炉可降低氧耗8%，煤耗2.2%，并且都通过了鉴定验收。但两个公司的多喷嘴对置式水煤浆加压气化炉都存在气化炉顶部耐火砖磨蚀较快和炉顶超温的问题，有待改进。有的专家认为主要是炉顶高径比取得过小，导致炉子顶部耐火砖磨蚀过快引起的。作者认为现在的多喷嘴对置式水煤浆加压气化炉已比常规同生产能力的单喷嘴顶喷气化炉要高出许多，如再加高及加大直径，必然在喷嘴顶部空间会形成死气层，停车时气化炉内难以用氮气置换干净，不够安全，且增加投资。现在的多喷嘴对置式水煤浆加压气化炉由于比常规的单喷嘴顶喷气化炉要高，再加上多3套喷嘴和其相应的高压煤浆泵、煤浆阀、氧气阀、止回阀、切断阀以及连锁控制仪表，一套气化炉系统的投资已比常规的单喷嘴气化炉多约3000万元，每年还要多增加维护检修费。虽然氧耗和煤耗都有所降低，但是由于其固定生产成本高，维修费用高，已失去了一部分优越性。所以作者认为应从多喷嘴的安装角度、水煤浆和氧气从喷嘴喷出的速度、喷嘴喷射型式上下功夫加以改进，促成该工艺技术的发展。 近年来，西北化工研究院开发的多元料浆加压气化工艺技术引起了煤化工界和建设单位的重视，一些新建厂又把注意力集中到建设多元料浆加压气化装置上来。开发多元料浆的目的是在制备多元料浆时掺入油类制成发热量较高的水、油、煤多元料浆，提高煤浆的热值，降低煤耗和氧耗。作者认为该工艺技术有一定的片面性，国内许多以重油和石脑油为原料的化肥厂，由于原料涨价，生产成本提高，都在以煤代油改变原料路线，现在又提出水煤浆中掺和重油，不符合国情。同时，掺少了意义不大，如掺重油后的多元料浆热值想达到相当于煤的热值，则1 m3水煤浆（水煤浆浓度按63%）中要掺入670 kg重油，如重油价按3500元/t，煤价以400元/t计，则1吨多元料浆的价格约为1400元，在工业生产上是用不起的。所以有待改进。多喷嘴对置式水煤浆气化技术的产业化应用和对引进煤气化技术的剖析于广锁1，周志杰1，刘海峰1，王亦飞1，王辅臣1，龚欣1，于遵宏1，孙卓庆2，杨树青2，祝庆瑞2， 朱敏2，孙永奎2（1.华东理工大学，上海 200237；兖矿国泰化工有限公司，山东 滕州 277527） 2006-01-11摘 要 阐述了多喷嘴对置式水煤浆气化技术的工艺特点，介绍了该技术产业化应用于兖矿国泰化工有限公司、山东华鲁恒升化工股份有限公司的运行状况。并剖析了引进煤气化技术的特点和存在的问题。随着多喷嘴对置式水煤浆气化技术实现产业化，将扭转我国煤气化技术长期依赖进口的局面。关键词 煤气化；水煤浆；多喷嘴对置式；气流床 煤炭气化，即在一定温度、压力条件下利用气化剂(O2、H2O或CO2)与煤炭反应生成洁净合成气(CO、H2的混合物)，是对煤炭进行化学加工的一个重要方法，是实现煤炭洁净利用的关键。气流床煤气化技术代表着发展趋势，是现在最清洁的煤利用技术之一，主要包括：以水煤浆为原料的多喷嘴对置式水煤浆气化技术、GE(Texaco)气化技术、Global E-Gas气化技术，以干粉煤为原料的Shell气化技术、Prenflo气化技术、GSP气化技术。 煤气化技术是发展煤基化学品(氨、甲醇、二甲醚等)、煤基液体燃料、先进的IGCC发电、多联产系统、制氢、燃料电池等过程工业的基础，是这些行业的共性技术、关键技术和龙头技术。据专家估计，我国“十一五”末期年气化用煤估计约1108t。以煤间接液化为例，规模为5Mt/a的生产装置，气化用煤在2225Mt/a。国内在建的甲醇装置、合成氨装置、煤制油装置和处于筹建中的煤制烯烃装置、煤制油装置、甲醇装置等，已展现了对煤气化技术的强劲需求。 “九五”期间华东理工大学、兖矿鲁南化肥厂、中国天辰化学工程公司承担了国家重点科技攻关课题“新型(多喷嘴对置)水煤浆气化炉开发”，进行了多喷嘴对置式水煤浆气化炉的中试研究。有关部门组织的鉴定和验收认为“填补了国内空白”和“国际领先”。“十五”期间多喷嘴对置式水煤浆气化技术已进入商业示范阶段。“新型水煤浆气化技术”已获“十五”国家高技术研究发展计划(863计划)立项，由兖矿集团有限公司、华东理工大学承担，在兖矿国泰化工有限公司建设多喷嘴对置式水煤浆气化炉及配套工程，进行多喷嘴对置式水煤浆气化技术的工业示范。在国家发改委的支持下，山东华鲁恒升化工股份有限公司大氮肥国产化工程建设一台多喷嘴对置式水煤浆气化炉(6.5MPa，日处理煤750t)。现两套多喷嘴对置式水煤浆气化工业示范装置均已进入正常工业运行。1 多喷嘴对置式水煤浆气化过程及特点 水煤浆气化压力为3.06.5MPa，温度约1300。在此高温下化学反应速率相对较快，而气化过程速率为传递过程控制。为此，采取的技术对策是：通过喷嘴配置、优化炉型结构及尺寸，在炉内形成撞击流，以强化混合(热质传递)过程并形成合理的流场结构，从而达到良好的工艺与工程效果：有效气成分高、碳转化率高、耐火砖寿命长。1.1 气化过程及技术特点 具有自主知识产权的多喷嘴对置式水煤浆气化示范装置的技术特点是：多喷嘴对置的水煤浆气流床气化炉及复合床煤气洗涤冷却设备；分级净化的煤气初步净化工艺；蒸发分离直接换热式含渣水处理及热回收工艺。图1 多喷嘴对置式水煤浆气化技术工艺流程1磨煤机；2煤浆槽；3多喷嘴对置式气化炉；4锁斗；5水洗塔；6蒸发热水塔；7真空闪蒸器；8澄清槽；9灰水槽 (1) 多喷嘴对置式气化及煤气初步净化 煤浆经隔膜泵加压，通过四个对称布置在气化炉气化室中上部同一水平面的工艺喷嘴，与氧气一起对喷进入气化炉。对置气化炉的流场结构由射流区、撞击区、撞击流股、回流区、折返流区和管流区组成。 煤浆颗粒在气化炉内的气化过程经历以下步骤：颗粒的湍流弥散、颗粒的振荡运动、颗粒的对流加热、颗粒的辐射加热、煤浆蒸发与颗粒中挥发分的析出、挥发产物的气相反应、煤焦的多相反应、灰渣的形成等。 气化反应是串并联反应同时存在的极为复杂的反应体系，可分为一次反应与二次反应： 一次反应区(燃烧区) 进入该区的反应物有工艺氧、煤浆以及回流流股和折返流流股中CO、H2等。水煤浆入炉后，首先进行雾化，同时接受来自火焰、炉内壁、高温气体、固体物等的辐射热，以及回流流股及折返流流股的热量。煤浆瞬间蒸发，煤粉发生热裂解并释放出挥发分。裂解产物、挥发分及其他易燃组分在高温、高氧浓度下迅速完全燃烧，放出大量热。这个过程耗时相当短，主要发生在射流区与撞击区中，其结束的标志是氧消耗殆尽。 二次反应区 进入二次反应区的组分有煤焦、CO2、CH4、H2O以及CO、H2等组分。这里主要进行的是煤焦、CH4等与H2O、CO2发生的气化反应，生成CO和H2。这是有效气的重要来源。二次反应主要发生在管流区。 一次与二次反应共存区 多喷嘴对置气化炉中射流区与撞击区、撞击流股、回流区、折返流区共存，不时进行质量交换，再加湍流的随机性，射流区的反应组分及产物都有可能进入撞击区、撞击流股、回流区、折返流区，导致这些区域既进行一次反应，也进行二次反应。 出气化室夹带熔融态灰渣的高温合成气，在复合床结构的洗涤冷却室内完成合成气的洗涤冷却和熔渣的初步分离。 采用混合器、旋风分离器和水洗塔相结合的节能高效煤气初步净化系统，使煤气中灰、渣的含量降到最低，并且减少压力损失。 (2) 含渣水的处理 气化炉及煤气初步净化系统来的含渣水分别减压后导入含渣水处理系统，含渣水首先进入蒸发热水塔蒸发室。蒸发室内含渣水大量汽化，溶解在水中的酸性气体一起解吸。蒸发室产生的蒸汽进入热水室与循环灰水直接接触换热，使灰水得到最大程度的升温。蒸发室底部增浓的液相再进行真空闪蒸，进一步降低含渣水温度和浓缩渣，将酸性气体完全解吸。1.2 与引进水煤浆气化技术的区别 (1) 引进水煤浆气化技术为单喷嘴，流场为受限射流，停留时间分布宽，碳转化率低，射流以较大速度冲刷耐火砖。多喷嘴对置式水煤浆气化技术采用撞击流，旨在加强混合，强化热质传递。实践证明气化效果优于引进水煤浆气化技术。 (2) 引进水煤浆气化技术采用文氏管与筛板塔组合初步净化煤气，多喷嘴对置式水煤浆气化技术采用混合器、分离器、泡罩塔组合方案，采用“分级”净化，属高效、节能型净化工艺。 (3) 引进水煤浆气化技术采用间接换热方案回收黑水余热，多喷嘴对置式水煤浆气化技术采用直接换热方案回收黑水热量，有利于解决换热器结垢堵塞问题，提高热传递效率。 (4) 具有自主知识产权的多喷嘴对置式水煤浆气化技术专利费将比引进技术大大降低，仅为引进技术的1/3左右。2 建于兖矿鲁南的多喷嘴对置式水煤浆气化工业装置 兖矿集团有限公司、华东理工大学共同承担“十五”国家高技术研究发展计划(863计划)重大课题“新型水煤浆气化技术”的研究，在山东鲁南(兖矿国泰化工有限公司)建设多喷嘴对置式水煤浆气化技术工业装置及配套工程，总投资16亿元，采用两台日处理1150t煤多喷嘴对置式水煤浆气化炉(4.0MPa)配套生产240kt/a甲醇、联产71.8MW发电，进行多喷嘴对置式水煤浆气化技术的工业示范。空分装置由中国华陆工程公司设计，气化装置由中国天辰化学工程公司设计。示范装置于2003年5月1日正式开工建设，由中国化学工程第三建设公司负责气化装置、空分装置的建设。气化炉由哈尔滨锅炉厂制造，耐火砖由洛阳耐火材料研究院高耐厂、新乡耐火材料厂生产，60km3/h空分装置由杭氧液空有限公司生产。 该气化装置于2005年7月21日一次投料成功，一次打通整个工艺流程，并按计划完成80h连续、稳定运行。在空分装置具备条件正式投运后，多喷嘴对置式水煤浆气化装置于2005年10月16日13:08投料成功，10月17日1:52打通全部工艺流程，生产出甲醇。至今(2005年11月25日)B#气化装置累计运行约1000h，运转率约90%。运行期间由于其他系统的问题，气化装置共进行了十余次开停车，并进行多次连投，均未出现任何异常。A#气化装置也于近期投入运行。工业运行证实，多喷嘴对置式水煤浆气化装置具有如下优点：装置开车方便、操作灵活、负荷增减自如，操作的方便程度优于引进的水煤浆气化装置；自动化程度高，全部采用集散控制系统(DCS)控制，特别是氧煤比投自动串级控制，气化炉操作简单方便；整个气化系统运行状况稳定；工艺技术指标极为先进；洗涤冷却室液位可控，无带水带灰现象发生；合成气中细灰含量低；含渣水系统热回收效率高，灰水温度得到最大程度提高。该气化装置当前正处于正常工业运转中。 2005年11月30日，在一对烧嘴运行、系统压力3.0MPa的条件下，A#气化装置成功地进行了另一对烧嘴的带压连投，这极大丰富了多喷嘴对置式水煤浆气化技术的操作经验，为提高整个生产系统的操作稳定性、连续性等奠定了坚实基础。兖矿国泰的多喷嘴对置式水煤浆气化装置以北宿精煤为原料，基于对生产运行的分析，初步统计的工艺技术指标为： 煤浆流量(总) 46m3/h 煤浆浓度 61.9% 氧气流量(总) 23100m3/h 操作压力 3.6MPa 操作温度 1260 有效气(CO+H2) 84% 渣中含碳量5% 碳转化率 98% 有效气(CO+H2)比氧耗 365m3/km3 有效气(CO+H2)比煤耗 545kg /km33 在山东华鲁恒升的应用 通过专利实施许可的方式，并在国家发改委“十五”重大技术装备研制项目的支持下，多喷嘴对置式水煤浆气化技术应用于山东华鲁恒升化工股份有限公司大氮肥国产化工程，建设了一台多喷嘴撞击流气化装置(6.5MPa，处理煤750t /d)。图1为该气化炉烧嘴平台。气化装置由中国华陆工程公司设计，气化炉由哈尔滨锅炉厂制造，喷嘴由航天部十一所(北京)制造，耐火砖由新乡耐火材料厂生产。装置于2004年底建成，并于2004年12月1日一次投料成功。图2多喷嘴对置式水煤浆气化炉的烧嘴平台(山东华鲁恒升化工股份有限公司) 经过调整和优化，多喷嘴对置式水煤浆气化炉于2005年6月初正式投入运行。优化后的首次运行为2005年6月2日7:40至2005年6月5日15:45，该气化炉在连续正常运转80h后计划停车。 自2005年6月初正式投入运行至今(2005年11月25日)，多喷嘴对置式水煤浆气化装置已进行多次投料，其中也进行了多次连投。导致停车的因素均与气化工艺本身无关，主要为断电、前系统动设备故障、仪表空气压力低、计划停车等。该气化装置当前正处于正常工业运转中。 基于对运行状况的分析，可以得出以下结论。 (1) 优化后多喷嘴对置式气化炉已累计运转2000h以上(截至11月25日)，已经历了较长生产周期的考核。最长运行时间488h。 (2) 多喷嘴对置式水煤浆气化炉开、停车方便，简单易行，不存在任何问题。在正常运行过程中，气化炉运转平稳，无异常情况，运行情况良好。 (3) 运行80h计划停车后，进炉检查发现：炉内情况良好，烧嘴室无烧损痕迹，烧嘴室向火面砖完好；整个向火面耐火砖无任何异常情况；耐火砖挺拔如初，棱角分明，挂渣均匀；炉内情况表明，不存在火焰烧损对侧耐火砖的情况；炉内构件良好，激冷环、下降管、破泡条等均完好无损；各个工艺烧嘴完好，无任何磨损、烧蚀情况。2005年7月2日拆检发现，四个工艺烧嘴无任何异常，烧嘴室状况良好。2005年11月下旬入炉检查，炉内耐火砖状况良好。运行实践证实，多喷嘴对置式水煤浆气化炉早期出现的问题已得到根本克服和解决，工程上不存在问题。据此，完全有理由相信，炉内耐火砖将有理想的使用寿命。 (4) 在工艺指标方面，多喷嘴对置式气化炉展现了较大优势。6月22日7月1日的运行工艺指标统计值如下。 多喷嘴对置式水煤浆气化炉操作负荷30.5m3/h。 多喷嘴对置式水煤浆气化炉有效气比煤耗581.34kg /km3，单喷嘴顶置式气化炉比煤耗630.80kg /km3，降低约8.5%。考虑到多喷嘴对置式水煤浆气化炉的碳洗塔出口温度平均比单喷嘴顶置式气化炉约低4.04，比煤耗实际上应更低。 多喷嘴对置式水煤浆气化炉合成气中有效气（CO+H2）含量约为83.51%，单喷嘴顶置式气化炉约83.05%。 多喷嘴对置式水煤浆气化炉中的H2含量呈现普遍高于单喷嘴顶置式气化炉的趋势，平均约高1个百分点左右。H2含量高是水蒸气分解率高的结果，意味着发气量大，印证了比煤耗降低的结论。 灰渣中残碳含量约为2.21%，表明碳转化率应大于98%。在提高操作负荷和装置生产能力方面，多喷嘴对置式气化炉有很大的潜力，这是源于其撞击流的技术原理和先进的工艺技术。4 对引进煤气化技术的剖析 我国自上世纪80年代就开始引进国外的煤气化技术，包括早期引进的Lurgi固定床气化、U-gas流化床气化、Texaco气流床水煤浆气化，以及近期新一轮引进和拟引进的BGL固定床气化、Shell气流床粉煤气化、GSP气流床粉煤气化和仍处于强劲引进势头中的Texaco气流床水煤浆气化等。世界上所有的气化技术在我国几乎都有应用，世界上也只有我国使用如此众多种类的煤气化技术。 据不完全统计，我国引进的煤气化装置每天消耗煤量约58000 t，主要包括：引进Texaco水煤浆气化技术的厂家约有11家(如山东鲁南、上海焦化、陕西渭河、安徽淮南、黑龙江伊春、江苏金陵、江苏南化、陕西神木、山东邹城、陕西榆林等)，正洽谈的有数家，煤气化装置的处理煤量总规模约28000t/d；引进Shell粉煤气化技术的厂家约有12家(如湖南岳阳、湖北枝江、安徽安庆、湖北应城、广西柳州、云南安宁、云南曲靖、河南永城、河南中原大化、河南开洋化工、神华煤制油等)，煤气化装置的处理煤量总规模约23000t/d；引进加压Lurgi煤气化技术(山西天脊)的处理煤量规模约2000 t/d；处于引进中的GSP粉煤气化技术的处理煤量总规模约5000 t/d。据此估算，引进煤气化技术的专利实施许可费约2亿多美元，花费了我国巨额外汇。这还不包括昂贵的专有设备费和现场技术服务费等。据估计，专有设备耗费外汇也高达数亿美元。 另外需要特别指出的是，对带废锅流程粉煤气化技术的引进带有很大的盲目性，在尚未有一套该类气化装置开车的情况下，却连续引进了十余套。根据以往的经验，该技术在国内必然会经历一段消化吸收与实践摸索的过程，为此肯定要付出一定的代价，实际上昂贵的投资已让相关厂家难以承受。 煤气化技术早期的引进，的确对我国经济的发展起到了推动作用，但引进的煤气化技术并不都是完善的技术，使我国成为了国外气化技术的试验场，让我们付出了很大的代价。例如投资数亿元建于上海的世界上唯一具有工业规模的U-gas引进气化装置已于2003年退出历史舞台。引进的其他气化技术存在如下诸多问题。 十多年的生产实践表