什么是煤制天然气气化工艺的合理配置选项？

文/ 肖晓愚

中国五环工程公司 副总工程师

节选自《煤炭加工与综合利用》杂志2016年第10期 《煤制天然气技术与应用最新进展》

近来受国际原油价格大幅下跌、国内资源环境约束及环保压力日趋增强等诸多因素影响，我国现代煤化工包括煤制天然气行业面临着严峻考验。国家对煤制天然气行业的政策指导意见、准入条件的设定，也给煤制天然气行业的建设和发展提出了新的、更高的要求。本文对煤制天然气项目国内现状、煤制天然气工艺技术特点及最新进展、拟建煤制天然气项目必须满足的技术指标、项目所必需的环境保护措施等方面加以阐述，供项目建设方和业内同行参考。

1 、概述

“十二五”时期，我国以石油替代产品为主要方向的现代煤化工，随着一批示范工程的建成投产，快速步入产业化轨道，产业规模快速增长；技术创新取得重大突破解决了一大批产业化、工程化和大型装备制造等难题。以煤制油、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制气为主的现代煤化工项目均打通了工艺流程，产业规模快速增长。其中，我国煤制天然气行业2015年产能达到31亿立方米，产量16亿立方米。大唐克旗、新疆庆华等煤制气项目连续运行时间和生产负荷也不断提高。

但近两年来，受国际原油价格大幅下跌、美国页岩气规模化开发和全球经济增长放缓等因素影响，世界能源供需格局发生了较大变化，油、气市场供应的日趋宽松，削弱了现代煤化工的成本优势，再加之国内资源环境约束的日趋增强等诸多因素，我国现代煤化工及煤制燃料行业也正面临着严峻考验。

国家能源局在2015年7月发布的《关于规范煤制燃料示范工作的指导意见》（第二次征求意见稿）中指出： “十三五”期间，煤制燃料产业的首要任务是围绕能效、环保、节水及技术装备自主化等内容开展产业化升级示范。在全面总结已建示范项目经验和问题的基础上，统筹规划、科学布局、严格准入，稳步推进煤制燃料示范项目建设，依托示范项目不断完善国内自主技术，加快转变煤炭利用方式，增强国内油气保障能力，为能源革命提供坚强支撑。

我国能源结构以传统化石能源为主，国内能源市场对进口石油、天然气的依赖程度逐年上升。因此，发展替代能源、优化能源结构、提高能源效率，充分利用我国相对丰富的煤炭资源，推进包括煤制天然气在内的煤的清洁利用，仍是我国保障能源安全、缓解资源环境约束的长远能源战略目标。

国家能源局在2015年编制的《煤炭深加工十三五规划》（初稿）中提出：“十三五”期间，通过升级发展建成一批具有煤炭高效清洁转化、环境友好、竞争力强的煤制油、煤制烯烃和煤制气项目，其中煤制油产能力争达到1000万吨，煤制烯烃力争达到1000万吨，煤制天然气项目产能力争达到300亿方。

今年3月起，国家环保部陆续批复了如中海油山西大同低变质烟煤清洁利用示范项目等数个煤制天然气项目的环境影响报告书，对推动我国煤制天然气领域工业化示范及发展带来积极影响，同时也对煤制气项目建设方和工程设计方提出了更高的要求。

2  煤制天然气工艺技术

2.1 煤气化工艺

工业上以煤为原料生产合成气已有百余年历史，国外煤气化技术的发展可分为三个阶段，早在二十世纪五十年代煤气化技术就已实现工业化，后因天然气、石油的大量开发，煤气化技术的开发一度停止；二十世纪七十年代初，国际性能源危机导致许多发达国家纷纷寻找替代能源，各国对煤气化技术的研究重新提上日程；近二十年来，国外许多公司为了提高燃煤电厂热效率，减少对环境的污染，对煤气化联合循环发电技术进行了大量的工作，进一步促进了煤气化技术的发展。

根据煤气化炉的结构特点和燃料在气化炉中进行转化时的运动方式，煤气化工艺可分为三种类型：固定床（移动床）、流化床和气流床。

2.1.1 固定床煤气化工艺

固定床气化炉中通常原料煤从炉顶部加入，气化剂从炉底部送入。炉中一般分为干燥层、干馏层、还原层和燃烧层，在不同的区域中，各个反应过程所对应的反应区域界面比较明显。

传统的常压固定床煤气化炉以空气（或富氧）和水蒸汽为气化剂，大多以无烟块煤为原料，具有单炉气化强度小、碳转化率低、排出的污染物多等缺点。

★ 鲁奇气化工艺

以鲁奇气化技术为代表的固定床加压煤气化技术研发起始于1927年，当时主要进行褐煤完全气化试验，并于1936年首次在Hirechfelde建厂。经过几十年的发展，鲁奇不断改进炉型和工艺，使得该气化技术渐趋成熟，煤种适应性不断增强，煤处理能力也不断提高，先后开发出五代炉型。目前得到广泛应用的为鲁奇FBDBTMMk4型气化炉，世界范围内大约有101台正在运行中，运行状况良好。MK+气化炉为鲁奇公司在Mk4和Mk5型气化炉运行操作经验的基础上开发的最新一代气化炉。

鲁奇气化工艺（Mk+）具有以下特点：

（1）     采用5~50mm的块煤进料，要求煤的反应性好、无粘结性和弱粘结性、机械强度较高、灰熔融温度较高。因此适宜的煤种为褐煤、次烟煤、贫煤和无烟煤，对一些水分较高(20~30%)和灰分较高(如30%)的劣质煤也适用。

（2）     气化为干法排灰，氧耗较低，约为气流床氧耗的43%，可较大幅度节省配套空分装置投资。

（3）     气化产生的煤气中CH4含量较高，达10%以上，适合于生产城市煤气和天然气。

（4）     粗煤气中H2/CO约为2.0，不经变换或少量变换即可用于F-T合成、甲醇合成、天然气合成等产品生产。

（5）     固定床气化气、固两相逆流接触，通过逆流操作实现高的“冷煤气”热效率，达到90%以上。

（6）     气化工艺成熟，设备国产化率高、装置造价较低。

（7）     单台气化炉日投煤量可达2400吨，减少设备台数，节省装置投资。

（8）     气化炉拥有很宽的停车负荷比率，其典型的下限值可达40%。这意味着气化炉可以在低于最大负荷的1/3负荷下稳定运行。此外，可以快速地实现负荷变化，一般为每分钟5%负荷变化，并对产气组成或气化炉操作性没有任何不利影响。

（9）     开车时间短，气化炉从冷态开车至全负荷通常只需要10小时。

（10）  采用双煤锁系统，通过有序的压力平衡步骤，煤锁气从一个煤锁通过减压进入另一个煤锁，在提高煤处理量的同时显著减少煤锁气用量。

其不足之处在于：

（1）    气化废水中含有焦油、苯酚，氨等杂质，处理成本高；

（2）    气化产生的副产品只有经过深加工后才具有较好的市场经济价值。

★ BGL煤气化工艺

英国燃气公司在原鲁奇固定床加压气化炉技术基础上开发了液态排渣的BGL煤气化工艺。自上世纪70-80年代技术开发至90 年代初，BGL 技术完成了大规模中试和工业化示范，积累了大量的试烧数据，开发了完整的气化模拟分析软件、操作手册和设计手册。

90 年代中后期，在德国东部德累斯顿附近的黑水泵（SchwarzePumpe）煤气化厂建设了一台内径3.6 米的BGL气化炉生产合成气，为大型发电厂提供燃料气、为甲醇生产提供原料气。气化废水经处理后，达到欧盟和德国排放标准，排入附近河流。

国内云南解化集团2005年应用BGL熔渣气化技术改造原有的鲁奇气化炉，2006 年10月完成改造开车成功。后于2008年9月建设3台BGL气化炉，设计年产20万吨甲醇、15万吨二甲醚和8万吨合成氨，2009年末建成投产。后续有云天化金星和中煤图克项目采用了BGL炉。其中在中煤图克大化肥一期工程年产100万吨合成氨175万吨尿素项目中，气化装置配置7套BGL气化装置。项目于2013投料试车，2015年12月通过现场考核，实现了长周期、高负荷运行。

BGL炉操作时通过调节供入燃烧区蒸汽和氧气的量来控制燃烧区温度，以实现液态排渣。通过提高操作温度，提高了碳的转化率，同时，蒸汽分解率也大大提高，减少了气化产生的废水量。BGL熔渣气化工艺具有以下特点：

（1）   所产煤气中CH4含量高，适合于生产城市煤气和天然气；

（2）   BGL气化区温度在1300℃ ~1600℃范围，气化率及气化强度较高；

（3）   冷煤气效率高（>89％，焦油等副产品计算在内）、碳转化率最高       （>99%）、热效率高、氧耗低（与气流床技术相比较）；

（4）   对煤种的选择范围较宽，可气化石油焦、无烟煤、烟煤、次烟煤、褐煤；

（5）   气化蒸汽用量为传统固定床气化工艺的20%左右，蒸汽分解率超过90%，产生的废水量大为减少；

该工艺不足之处有：

（1）   以块煤进料，在不易获得块煤的地方需要增加型煤装置，投资和成本较高；

（2）   适合低灰熔点的煤，当使用高灰熔点煤时需添加适量的助熔剂；

（3）   炉内使用的耐火材料需能耐高温和抗腐蚀性能，必须致密、孔径小，不含活性铁，对排渣口的耐火材料要求更高；

（4）   排渣是整个操作的关键环节，相对鲁奇炉更为复杂；

（5）   气化废水中含有焦油、苯酚，氨等杂质，处理成本高。

★碎煤加压气化技术

国内赛鼎工程有限公司基于与鲁奇公司、PKM公司等合作及参与设计了多个国内引进鲁奇炉的气化项目，积累了较为丰富的工程设计经验。“七五”～“九五”期间完成了国家科技攻关课题《鲁奇碎煤加压气化日产100万方城市煤气基础设计》，在此基础上开发了自主创新的碎煤加压气化技术。

在国内煤制天然气方面，赛鼎公司开发的Φ3.8m、气化压力4.0MPa碎煤加压气化炉，应用于新疆庆华煤制天然气项目以及大唐克旗及大唐阜新煤制天然气项目。

碎煤加压气化工艺主要特点为：

（1）    原料适应范围广，除黏结性较强的烟煤外，从褐煤到无烟煤都能气化，并能气化高水分、高灰份的劣质煤；

（2）   合成气中含有大量的CH4，对于以煤为原料生产城市煤气更有利；

（3）   国内自主技术，单元装置投资低；

（4）   气化炉运行稳定。

但该工艺也存在缺点，主要表现在：

（1）    气化及后序处理单元产生废水多，废水成份复杂，废水处理困难，处理成本较高；

（2）   煤气中含有较多的焦油、酚、氨等杂质，后工序不易处理。

（3）   目前较为成熟的Ф3.8m气化炉与鲁奇Mk+气化炉和BGL气化炉相比，气化强度低，单炉产量低，对于大型项目需要较多气化炉台数，增大了总投资费用。

2.1.2流化床煤气化工艺

流化床气化炉采用粉煤为原料，用气化剂来进行床层的流化，为防止灰熔化，温度常保持在1000℃以下。目前流化床气化炉的代表有KBR气化技术。

KBR提升管气化炉(也称之为TRIG)是一种先进的循环流化床反应器，没有内部或移动部件。设计在空气和氧气两种模式下都可工作。TRIG的机械设计和操作是基于KBR的流化催化裂化(FCC)技术，流化催化裂化技术已有60多年的成功商业运行经验。TRIG与传统的循环流化床相比，其固体循环速率和气体速度要快很多，提升管密度要高很多。因此具有较高的生产能力和碳转化率、混合均匀、传热和传质速率较高。TRIG具有以下优点：

（1）    尤其适合于高灰份和高水份的低阶煤，如褐煤、次烟煤等；

（2）   加压气化技术，温和的操作温度。操作压力3.4~4.0MPaG，操作温度一般在900~1000°C；

（3）   气化炉采用碳钢外壳加耐火材料设计，无内部件、膨胀节和煤烧嘴，无任何易损件。结构简单，制造费用低廉；

（4）   低成本、高寿命的耐火材料，设计寿命10年以上；

（5）   较低的水耗量和氧耗量；

（6）   清洁的合成气产品，不含焦油和酚类；

（7）   不产生任何黑水；

（8）   废热锅炉副产大量高品位的过热高压蒸汽。

但TRIG尚无商业化运行经验，亟需在工业示范装置上进行应用和完善。

2.1.3气流床煤气化工艺

气流床气化是一种并流式气化，气化剂与煤粉或煤浆经喷嘴进入气化室，煤的热解、燃烧以及气化反应几乎同时进行，高温保证了煤的完全气化，煤中的矿物质成为熔渣后离开气化炉。目前典型的以煤为原料的气流床工艺有：Shell粉煤气化工艺、Texaco水煤浆加压气化工艺、E-gas水煤浆加压气化工艺、GSP粉煤气化工艺和“东方炉”粉煤气化等。

★Shell粉煤气化工艺

Shell公司的SCGP粉煤气化工艺，是近年发展起来的先进煤气化工艺之一，最初成功地用于荷兰联合循环发电工厂的商业运营。中国国内从2001年湖北双环首台引进壳牌炉投运开始，至新近已安装待投运的山西潞安煤制油项目和云天化内蒙金星项目，已有近30台/套壳牌气化炉在国内煤化工领域得到应用。该气化技术具有如下特点：

（1）   采用干煤粉进料，加压N2/CO2输送，连续性好，气化炉操作稳定，煤种适应性广，从烟煤、褐煤到石油焦均可气化，对煤的活性没有要求，对煤的灰分含量及灰熔点适应范围比其它气化工艺更宽。对于高灰份、高水份，含硫量高的煤种同样适应；

（2）   气化温度约1300～1700℃，碳转化率高达99%以上，产品气体洁净，不含重烃，煤气中有效气体(CO+H2)达到90%左右；

（3）   氧耗低，与水煤浆气化相比，氧耗低15～25%，因而配套的空分装置投资可减少。

（4）   单炉生产能力大，目前已投入商业运行的单台炉气化压力4.0MPa，日 处理煤量已达3000吨；

（5）   热效率高，冷煤气效率77～83%（德士古冷煤气效率约为75%）。其余15%热能被回收为中压或高压蒸汽，总的热效率约为98%左右；

（6）   气化炉采用水冷壁结构，无耐火砖衬里，维护量较少，气化炉内无传动部件，运转周期长，无需备用炉；

（7）   气化炉烧嘴及控制系统安全可靠。壳牌公司气化烧嘴设计寿命为8000小时，Demkolec电厂使用烧嘴4年中未出现问题；

（8）   气化操作采用先进的控制系统，设有必要的安全联锁，气化操作于最佳状态下运行；

（9）   壳牌煤气化环保效益好。炉渣和灰可用作水泥掺合剂或道路建造材料。气化炉高温排出的熔渣经激冷后成玻璃状颗粒，性质稳定，对环境几乎没有影响。气化污水中含氰化物少，容易处理。

★ GE-Texaco水煤浆加压气化工艺

美国GE（TEXACO）公司在天然气和重油为原料生产合成气技术的基础上，经多年研究以后，推出了水煤浆气化工艺。该工艺采用水煤浆进料、液态排渣、在气流床中加压气化，水煤浆与纯氧在高温高压下反应生成煤气。国内引进的渭河、鲁南、上海焦化、淮南等多套装置，均已投运。

GE工艺具有特点如下：

（1）   对煤种有一定适应性。除了含水高的褐煤以外，各种烟煤、石油焦、煤加氢液化残渣均可作为气化原料，以年轻烟煤为主，对煤的粒度、粘结性、硫含量没有严格要求。但是，国内企业运行证实水煤浆气化对使用煤质仍有一定的选择性：气化用煤的灰熔点温度T3值低于1350℃时有利于气化；煤中灰分含量不超过15%为宜，越低越好。

（2）   气化压力高。工业装置使用压力在2.8~8.7MPaG之间，可根据使用煤气的需要来选择。

（3）   气化技术成熟。制备的水煤浆可用隔膜泵来输送，操作安全又便于计量控制。气化炉为专门设计的热壁炉，为维持1350~1400℃温度下反应，燃烧室内由多层特种耐火砖砌筑。热回收有激冷和废锅两种类型，可以根据煤气用途加以选择。

（4）   合成气质量较好。其有效组分（CO+H2）含量占80vol%，甲烷量<0.1%。碳转化率95~98%。冷煤气效率70~76%，气化指标较为先进。由于水煤浆中通常含有35~40%水分，因而氧气用量较大。

（5）   对环境影响较小。气化过程不产生焦油、萘、酚等污染物，故废水治理简单，易达到排放指标。高温排出的融渣，冷却固化后可用于建筑材料，填埋时对环境也无影响。

但是，国内企业运行证实水煤浆气化对使用煤质有较强的选择性：

（1）   气化用煤的灰熔点温度低于1350℃时有利于气化；

（2）   煤中灰分含量不超过15%为宜，越低越好，煤的热值高于26000kJ/kg；

（3）   煤种具有较好的成浆性能，能制成58%以上浓度的水煤浆才有较好的经济性。

★E-gas水煤浆加压气化工艺

E-gas煤气化工艺最早由路易斯安那气化技术公司研究和开发的，计划历时10年，包括在1975年气化炉原理的研究、在1979年建设36t/d试验装置和在1982年1600t/d的示范装置。在此基础上于1987年在路易斯安那州的Plaquemine的工厂建成第1个商业性Dow气化装置IGCC项目。以次烟煤为原料，每天处理约2400t煤，发电160MW。该工艺与GE-Texaco煤气化工艺齐名，同样是水煤浆进料、加压纯氧气流床气化工艺，因此其具有Texaco工艺的优点。由于E-GAS气化炉采用特有的两段气化的特点，因此与传统的一段式水煤浆气化技术相比具有一定的优势：

（1）  由于进入气化炉第二段的水煤浆，在不额外添加氧气的条件下予以了转换利用，从而减少了装置的耗氧量；

（2）  由于它通过调节二段水煤浆进料，来调节合成气中氢和一氧化碳的比例，从而有效降低了后序处理设备的成本；

（3）  由于它通过调节二段水煤浆进料、汽水等可实现合成气中CH4含量～5％的调节。因此它对于生产天然气的项目具有更大的优势；

（4）  由于它的飞灰循环到气化炉重新气化，因此它的碳转化率比一段式水煤浆气化技术更高；

（5）  由于它的飞灰循环到气化炉重新气化，所需要的煤浆中煤的粒径可以更大，粒径配比更合理有利于制得更高浓度的水煤浆，经过初步估算在相同煤质的情况下二段气化技术所制得的水煤浆浓度比一段气化技术所制的煤浆浓度高2%，这样进一步减少该气化技术的氧耗。

★  GSP气化工艺

GSP干粉煤加压气化工艺，是20世纪70年代由前民主德国燃料研究所开发，首先在弗莱堡先后建成3MW、5MW的中试装置：从事褐煤和含盐褐煤的气化研究，1984～1990年试验了42种褐煤和15种来自世界各地的硬煤。1984年在黑水泵厂建成了单炉每天投煤量720吨的示范装置，该装置于1989年原料改用废油、焦油等各种浆状废料进行。该装置运行了10多年，未更换过气化炉烧嘴的主体和水冷壁。GSP工艺原由德国未来能源公司拥有，现归西门子公司所有。目前GSP工艺技术在国内已经运行的业绩为：神华宁夏煤业集团有限责任公司煤基烯烃项目的煤气化装置采用5套GSP气化炉，单炉处理量约为2000吨/天，现已投产运行。

GSP工艺是一种气流床加压气化工艺（属第二代气化工艺），可以使用固体（干煤粉或垃圾）、液体（焦油等）、气体（天然气等）为原料，原则上可以处理各种各样的煤和废物，该工艺的主要特点如下：

（1）  干煤粉进料，加压二氧化碳输送，连续性好，煤种适应性广。

采用浓相输送干煤粉进料，将煤研磨至气化合适粒度的同时，用加热的惰性气体进行干燥，充分利用全厂燃料气，将煤粉干燥，避免燃料气的外排及环境污染。

（2）  干燥后煤粉输送至贮仓，通过加压仓加压用CO2输送至粉煤仓，再由CO2将煤粉均匀送至气化炉烧嘴。整个过程用CO2密封输送，并由程序控制自动进行，实践证实这种加压下输送粉煤的进料方式，操作可靠，安全性有保证；

（3）  气化温度约1350～1750℃，气化压力～4.0MPa，液态排渣，渣中含碳～1%。碳转化率高达99%以上，产品气体洁净，不含重烃，甲烷含量极低，煤气中有效气体(CO+H2)～90%；

（4）  氧耗低，与水煤浆气化相比，氧耗低10～15%，因而配套的空分装置投资可相应减少。

（5）  负荷变化为75～110%，目前已投入商业运行的单台炉生产能力可达日处理煤量2000吨，约产有效气(CO+H2)120000Nm3/h。

（6）  热效率高，冷煤气效率75～82%，其余～10%热能被回收为低压蒸汽，总的热效率约为90%。

（7）  气化炉采用水冷壁结构，无耐火砖衬里，维护量较少，气化炉利用率高，运转周期长，无需备用炉，气化炉及内衬使用寿命在10年以上。

（8）  气化炉由一个组合式烧嘴（开工喷嘴与煤喷嘴一体化）、气化室、激冷室及承压外壳组成。膜壁和外壳间有约50mm间隙，间隙充CO2、N2或粗合成气，水冷壁水冷管内的水采用强制密闭循环，在循环系统内副产低压蒸汽。

（9）  采用激冷和湿法除灰工艺，因而其投资较低。

2.1.4 煤气化工艺技术的选择

在以煤为原料通过加压气化生产粗煤气用于生产化学品的工程中，煤气化装置所占总投资比例较高，因而选择一种合适、可靠的煤气化工艺对项目的工艺、公用工程配置以及投资影响较大。具体的煤制天然气项目应结合项目本身条件以及各种气化流程的特点，从煤种适应性、大型化能力、可靠性、合成气组成对工艺和公用工程配置的要求等方面进行比较和分析，选择出综合性评价靠前的气化技术再进一步研究。

（1）  煤种适应性

我国煤炭资源分布中煤种各异，性质不一，不同的煤气化工艺对原料煤有着不同的适应性和适用性，选择煤气化技术主要从煤质数据中的灰分含量、灰熔点、挥发分，反应活性，热稳定性，成浆性等方面进行严谨、细致的考虑。某些煤种特定的指标决定了气化工艺方案选择时的取舍。

（2）  大型化能力

煤制天然气项目规模较大，气化炉为多台并联操作，单台气化炉的能力是影响气化技术比选的一个重要因素，能力大的炉型可以减少气化炉台数，节约占地和投资。

各主要气化工艺大型化能力情况

项目

单位

Mk+

碎煤加压气化

GSP

Shell

东方炉

投煤

常用

吨/天

1400（*）

800

2000

3000

2000

备注：根据专利商提供气化炉系列数计算得到Mk＋气化炉投煤量约为1400t/d(收到基)。

从上表看出，碎煤气化中的Mk+和粉煤气化中的Shell在大型化能力方面占有优势。

（3）  运行可靠性

碎煤加压气化、Shell气化、GSP气化目前国内均有正在运行的装置，MK+气化工艺和东方炉暂无运行业绩。

目前国内采用碎煤加压气化工艺的气化炉数量达到158台，其中70台处于建设中，64台正在试车，24台投入运行。实践证明，该气化炉运行稳定可靠，在线率高。

Shell干煤粉气化技术是第一种进入中国的干煤粉气化技术，到目前为止国内已引进了22套共29台气化炉用于生产合成氨、甲醇、氢气、煤制烯烃、煤制油等，其中已投产的有23台气化炉。

GSP气化工艺在神华宁夏煤基烯烃项目5台投煤量2000t/d的气化炉已投运。

（4）  合成气质量

煤制天然气项目以生产天然气为目的，粗煤气中含有CH4可以减少后续装置的规模和投资。其它惰性气要求越低越好。

按照粗煤气中CH4含量，依次是Mk+（～11.1%）＞碎煤加压气化（～10.5%）＞Shell=GSP=东方炉。因此从目标产品考虑，Mk+工艺最好，碎煤加压气化次之，其它粉煤气化技术相差不大。

2.1.5 气化工艺的组合配置

如属于基于选定目标煤矿上下游一体化的煤化工项目，本着资源合理充分利用和经济效益最优的原则，项目煤矿所产的煤炭资源应实现全部利用，尤其是价格低、单独销售困难和不易长距离运输的粉煤更应该全部就地利用。

随着煤矿机械化生产水平的提高，所产煤炭中粉煤的比例越来越高。通常情况下，煤矿所产原煤5mm以下的产率约占40%，5~50mm产率约占60%，因此，煤制天然气项目煤气化装置原料煤按照块煤、粉煤为1：1的比例考虑是合适的。

采用碎煤气化技术生产煤制天然气与采用粉煤气化技术生产煤制天然气相比，在投资和技术经济方面有一定优势。但碎煤气化要求原料煤必须是块煤，如原料块煤不足则需要建设型煤装置将粉煤成型。型煤装置的投资和运行费用较高，用于碎煤气化装置还有一定问题（主要是热稳定性和强度）；如果将这部分粉煤用于粉煤气化，与碎煤气化结合，以组合气化工艺方案生产煤制天然气的投资及操作费用现值比单独采用碎煤气化工艺还低，故煤制天然气项目采用碎煤气化和粉煤气化组合气化工艺方案是一种合理的配置选择。