第十二章-煤多联产转化技术

第十二章煤多联产转化技术第一节 前言随着洁净煤技术的发展，前面讲到的热解焦化、燃烧、气化、液化等传统转化方式在提高效率、过程污染控制方面都取得了长足的进步。然而，实践证明，这些单一的转化方式无法将煤炭资源充分利用，难以实现大幅度运行成本降低和效率提高，加工过程中污染控制仍不彻底。但如果将煤炭产业链上游的发电、炼焦与下游的煤化学品加工进行联合，将发电产生的余热、废水，炼焦产生的尾气、煤焦油等资源作为下游化学品合成的资源加以回收利用，得到多种具有高附加值的化工产品或液体燃料（甲醇、F－T合成燃料、二甲醚、城市煤气、氢气），并利用化学加工工艺过程产生的热进行发电。这种通过多种煤转化、利用技术的有机集成，跨行业、跨部门生产，能够获得多种洁净的二次能源，实现煤炭资源的最大效用，便构成了煤炭转化的多联产系统，它已成为目前煤高效清洁利用的主要发展趋势。1．煤多联产技术的概念煤多联产技术是指以煤为原料，集成煤热解焦化、燃烧发电、气化与化工合成、废弃物处理与污染控制单元工艺，以生产洁净燃料、化学品、电力、热力、制冷等多种产品为目标，通过多种工艺的耦合与联产，实现保护生态环境，合理利用资源，减少工程投资，降低单位生产成本，提高过程效率与经济效益的单元工艺优化组合与产品方案灵活可调的“资源-化工-能源-环境”一体化的煤转化技术集成系统，故有时也自称为煤多联产系统。多联产与单产相比，弥补了洁净煤炭单元新技术难以同时满足效率、成本和环境保护等多方面要求的不足，实现了煤炭资源价值的梯级利用，达到了煤炭资源价值利用效率和经济效益的最大化，因而备受世界各国的重视，并已经成为新型煤化工的一种发展趋势。总体上讲，煤多联产技术与传统的煤转化技术相比，在以下四个方面具有明显优势：(1)多联产系统能充分利用煤炭资源，解决工业、交通和生活能源短缺问题；(2)多联产系统生产出的能源属清洁能源，可解决伴随经济发展带来的环境污染问题；(3)煤多联产系统打破了一些化工原料过去单一依赖石油化工来源的局面，有大多数有机化工原料开辟了新的原料途径，同时延伸了煤炭加工的产业链，提高了煤的利用价值；(4)多联产系统为单元技术的发展提出了在局部约束条件下，寻求全局优化的新思路和新方向。多联产系统能够从系统的高度出发，结合各种生产技术路线的优越性，使生产过程耦合到一起，彼此取长补短，从而达到能源的高利用效率、低能耗、低投资和低运行成本以及最少的全生命周期污染物排放。2．煤多联产技术的主要形式煤多联产系统把两大系统——燃料/化学品生产系统和动力生产系统联结起来进行物质与能量交换，然后生产出液体燃料、化工产品和电力等。其中燃料/化学品生产系统一方面通过热解提质或焦化等过程生产优质的固体燃料，其伴生气体与煤气化后的气体通过净化、变换合成得到洁净的气、液体燃料，同时在煤气基础上可延伸生产下游煤化工产品，进一步提升煤炭的经济价值。动力生产系统在联产系统中主导能量转换，将联产工艺过程能量集中以热、电的产品形式出现，因此对转化效率、生产成本以及污染排放等有密切关系。目前发展的煤多联产系统不外乎涵盖在燃料-化学品-热-电四个方面的联产。由于下游化学品种类众多，包括合成氨、醇-醚类、醋酸-醋酐及乙酰类和烯烃类产品以及合成液态燃料等，不同企业可根据需要灵活选择与热电生产单元进行耦合，因而也出现了醇-氨联产、醇-醚联产、合成气-烯烃联产、醇-醋酸-醋酐联产等多种形式的叫法，相对繁杂。所以目前一般是按照从获得大规模煤气的来源将煤多联产技术分为以下三大类：1）以煤气化为核心的多联产转化技术；以煤气化为核心的多联产系统主要由气化单元、煤气净化与变换单元、化工合成单元和热电生产单组成。它是将煤在气化炉中完全气化转变为合成气，根据产业链的需要，通过变换精制，调整合成气的组成，分别用于煤气燃料、联合循环发电及供热冷，以及下游化学品合成等。灰渣灰渣蒸汽气化煤净化、变换化工合成热、电生产建材制品或筑路等资源化利用CO2硫尾气分离处置H2化学品液体燃料热、电氢、燃料电池热图12-1以煤气化为核心的多联产系统示意图以煤气化为核心的多联产系统如图12-1所示。在气化和净化变换工艺中，灰渣以及煤气中的污染物被最大限度地资源化利用或集中有控处置。化工合成单元可采用一种或几种合成工艺进行甲醇、二甲醚、酸酸、或烯烃等煤化工产品的生产，也可以通过FT合成或MTG等间接液化工艺制取液体燃料。发发电部分，可采用煤气或化工合成排放的尾气为燃料气，并充分利用气化、变换及合成等工艺单元的废热或蒸汽一并进行燃气-蒸汽联合循环发电，在变换工艺中分离的氢气也可以通过燃料电池发电。2）以煤热解为基础的多联产转化技术煤中包含着活性的挥发组分，在较低温下通过热解即可以煤气、焦油形式析出，而残留下的以碳骨架结构为主的惰性组分活性较低，若要在单一的转化单元内实现完全转化，则需要采用高温、高压或延长反应时间，从而增加了技术难度和生产成本。另一方面应该看到，这部分残炭的燃烧反应速率要高于其热解或气化反应速率，因而若采用部分热解，半焦直接燃烧的方法则可以降低热解温度、缩短热解周期，从而降低生产成本。以为热解的多联产技术正是针对煤中活性组分和惰性组分在化学性质上的差异，分阶段实施煤的热解和燃烧的分级转化利用。通过热解可以得到工业用气或民用燃料气，并通过焦油分离、精制获得苯、萘、酚、蒽、菲等多种芳烃化合物，半焦直接燃烧生产蒸汽用于供热或发电。在国外又被称为煤部分气化多联产技术。目前大多数以煤热解为基础的多联产技术主要包括热解、燃烧和热电生产单元技术的集成，可以为城镇提供煤气，蒸汽和电力，也有在以上联产基础上利用热解气进一步合成甲醇等下游化学品。总体上讲，以煤热解的多联产系统可表示为图12-2所示。焦油分离与精制（酚、焦油分离与精制（酚、苯和萘等芳烃化合物）热解煤气燃气/蒸汽发电冶金等工业用气民用煤气热裂解半焦燃烧煤蒸汽制冷供热发电建材资源改良土壤或生产化肥化工原料或产品提取稀有金属（钒、铀等）图12-2以煤热解为基础的多联产系统示意图由于该技术以煤热解为基础，获得的煤气主要以干馏气为主，所以煤气产量较低，但对于目前我国开采比例日益增大的低变质煤来说，则有积极的意义。一方面低变质煤发热量较低，挥发分高燃烧时浓烟明显，通过热解干馏，得到半焦，使煤质得到提高，同时又可以得到大量的焦油产品和煤气，因而该技术在我国正逐步得到重视和发展。3）煤焦化及其多联产技术焦化是煤通过高温干馏得到焦炭、焦油和煤气的过程。所以严格地讲，在煤焦化基础上发展的多联产技术也属于以煤热解为基础的联产技术。如第六章所讲，热解是以褐煤、低变质烟煤为原料通过中低温干馏提高煤质为目的的，煤气产率低，焦油产量较高。而焦化是以适宜炼焦的煤种为原料，主要终端产品是高质量的焦炭，因而与以煤热解为基础的多联产相比，少了半焦燃烧这一单元环节。焦化过程得到的裂解气组成以CH4、H2为主，发热量大且产量高，而焦油产量较低，由于热解煤气在成本上于天然气相比处于劣势，因而目前国内也有一些企业将焦化热解气通过重整进行甲醇等下游化学品的合成。焦油分离与精制（酚、苯和萘等芳烃化合物）焦油分离与精制（酚、苯和萘等芳烃化合物）热解煤气燃气/蒸汽发电化工合成气城市煤气、冶金等工业用气高温干馏焦炭煤熄焦冷却废热蒸汽图12-3煤焦化及其多联产系统示意图在以上三类多联产技术中，以煤完全气化为基础的联产系统由于其气体产物以合成气为主，热值相对低，所以除了大规模的热-电-气三联产的IGCC系统以外，目前化工合成单元单发挥的作用越来越重要。以低变质煤热解为基础的多联产系统部分热解多以空气为气化剂，热解气产量低，且煤气中N2等惰性气体比例高，不利于化工合成，所以一般以简单的热-电-气三联产为主。焦化多联产系统煤气产量较大，热值高，从能量效率上讲以焦-气-电-热的形式进行联产比较合理。这两种联产中的化工合成单元技术应以焦油的深加工为主，但由于焦油产量不高，因些可进行跨企业进行集中加工处理。3.煤多联产技术的主要特点多联产绝不是多种煤炭转化技术的任意简单叠加，而是以煤炭资源价值的合理利用为前提、以满足国民经济可持续发展为目标、建立在相关技术发展水平基础之上、以价值提升、过程效率、经济效益以及环保特性为综合目标函数的多个子系统的优化集成。其主要特点体现在以下四个方面：(1)煤炭资源价值的梯级利用煤炭作为大自然赋予人类的化石能源，不仅是非常重要的固体燃料，而且更是十分宝贵的化工原料。一般说来，煤炭作为化工原料的使用价值要远远高于其仅仅作为燃料的使用价值。多联产的思路是通过以煤热解、气化合成等种煤炭转化技术的优化集成，先从煤炭生产多种高附加值的化工产品和洁净的气体与液体燃料，然后再利用前面各生产环节产生的残渣、尾气以及余热等低品位的能源发电。因此，从资源合理与有效利用的角度来看，多联产的实质是实现煤炭资源价值从高到低的逐次梯级利用。(2)产品多样化与灵活可调性从总体上讲，多联产技术主要产品形式可以表现为洁净燃料、化学品、电力、热力四种形式。其中洁净燃料可以是热解后得到的焦炭、半焦，也可是由热解或气化得到的洁净燃料气（包括城市煤气、氢气）以及由煤气、焦油加工合成得到的液体燃料（合成的气、柴油），同时热解煤气、气化煤气以及其它工业系统的废气（如高炉排放气）可并入制气合成系统，一部分煤气可以发电、供暖，另一部分煤气则进一步合成化肥、醋酸、甲醇、二甲醚、烯烃等多种化学品，在加工过程还会有硫、稀有气体、特种气体以及石蜡类副产品。一方面，企业可根据煤种的性质和化学品市场前景选择不同的联产方式，另一方面在现有的联产系统内部也可以根据需要灵活地进行调整，达成各方面的协调生产。如，在使用煤气进行发电的时候，发电机组经常会遇到调峰问题，如果在不需要多发电的时候，把多余部分的合成气用来生产其他的产品，如甲醇、二甲醚等，使能量以化学能的形式加以保存。而在用电高峰期，减少生产的甲醇，甚至以甲醇为燃料发电，就可以解决目前发电机组由于调峰所造成的能量损失和浪费。如果再从耦合技术路线的角度出发，使各条技术路线取长补短，实现能量的梯级利用，将更能体现多联产系统的优越性。(3)能量转换效率与经济效益的最大化虽然任何一种煤炭转化技术都会注重过程经济效益的最大化，但每个子系统经济效益的最优也并不一定能使由多个子系统组成的多联产总系统的经济效益达到最优。而多联产将多种煤炭转化技术优化集成以后，不仅可以通过多项技术组合来实现系统的规模经济效益，而且能够通过各种工艺流程、主要设备、附属设施以及公用工程的合并来降低工程建设的比投资，从而实现从煤炭到各种产品的煤炭资源利用过程经济效益的尽可能最大化。与传统的单一转化方式相比，虽然多联产系统项目结构复杂，工艺单元庞大，但其中绝大部分是现有成熟工艺技术与设备的优化集成。通过集技术经济比较，多联产系统比传统的单产系统在提高效率和降低成本方面十分明显。表12-1是甲醇-热-电-城市煤气联产与分产的参数比较结果。从中可以看出，IGCC电-热-甲醇三联供与IGCC热、电、甲醇分供的情况相比，产品的综合价格有可能降低40%；而热-电-甲醇-合成气四联供与热、电、甲醇、合成气分供的情况相比，工程投资有可能降低38%，产品的综合价格有可能降低31%。(4)环境友好化每一种煤炭转化技术都会有“三废”等污染物排放。为了满足日益严格的环保要求，必须采取适当的环保措施，对产生的污染物进行适当转化、回收利用或安全处置等减量化、资源化、无害化处理，最终做到近零排放或达标排放。多联产技术将多种煤炭转化技术优化集成在一起，不仅有利于实现污染物的集中、综合治理，大大降低环保费用；而且容易做到以废治废，实现废物利用，变废为宝。首先，原料煤经过气化之后，得到的合成气可以达到很高的除尘和脱硫率，其污染物的排放指数将大大降低。如，其SOX、NOX和粉尘的排放量，分别可达欧共体污染物排放限制的18％、65％和2％，达到了环保的极限要求。其次，煤气化、燃烧发电过程产生的固体废渣具有较高的火山灰活性，可以作为建材原料加以利用。煤直接液化废渣与半焦性质类似可以进一步气化造气，而在煤气净化与变换单元中，可以将有害气体如H2S直接转变为单质S进行资源化利用，同时分离出酸性气体CO2，进行隔离储存或加工处置，从而减少温室气体的排放，实现近零污染排放。表12-1甲醇-热-电-城市煤气联产与分产的参数比较容量和成本甲醇、IGCC热电联合分产甲醇-热-电三联产城市煤气和热电三联产分开生产甲醇、热、电、城市煤气四联产甲醇IGCC热电联产合计发电量(MW)—400400400400400蒸汽产量(1～1.5MPa)/MW—400400400400400甲醇产量(kt/a)400—400400400400合成气产量(t/a)400400给煤量(106MJ/h)2.463.886.346.468.358.36效率%58.674.368.166.969.068.9CO2排放量(t/h)211333544555718718总投资(106$)379537916700928783年总成本(106$)生产成本43.6661.86105.5280.64106.9190.20投资15.1621.4836.6428.0037.1231.32运行和维护17.2527.2144.4645.3058.5558.63燃料76.07110.55186.62153.94202.58180.15总成本$/(kw·h)27.139.4—54.9—64.2联产的蒸汽成本$/(kw·h)—-15.0—-15.0—-15.0联产的电成本$/(kw·h)———-24.4—-24.4联产的甲醇成本$/(kw·h)—————-15.5净成本$/(kw·h)27.124.4—15.5—9.3可见，煤的多联产技术不仅可以实现煤炭资源的充分利用，而且可以实现煤炭资源价值的提升、利用效率和经济效益的最大化，同时还可以做到煤炭利用过程对环境最友好。煤的多联产技术是一种适合我国国情的煤炭综合利用技术，对我国可技术发展有着特殊的重要意义。4.中国发展煤多联产的必要性以煤为主并且在相当长的时间内难以根本改变的能源结构决定中国必须高效洁净利用煤炭资源。目前，我国煤炭的主要利用方式是直接燃烧，占煤炭总量的80%左右。煤炭的直接燃烧虽然简单，但资源利用率低，污染严重，煤炭综合利用效率比发达国家低10％左右。虽然改革开放后，我国在煤的气化、焦化和液化方面取得了长足的进步，但这些转化技术存在投资大、对煤种要求高、操作条件苛刻等问题。在21世纪，我国的能源领域面临能源供应、液体燃料短缺、环境污染、温室气体排放和农村能源结构调整五大问题，而积极发展煤基多联产技术则是综合解决这五大问题的重要途径。通过煤的分级利用多联产技术，则依据煤不同组分和反应特性，实现煤的分级转化，具有煤种适用性广，一炉多产，经济效益高，污染物排放低，灰渣综合利用等特点。我国目前的清洁高效利用煤炭资源，推进煤炭多联产成为国家能源战略的重点研究方向之一。我国自1995年开始研究洁净煤技术，虽然在技术成熟度和规模上还落后于国际先进水平，但在技术储备上已进入国际先进行列。从电力和优质燃料两方面的重大需求来看，多联产系统显然是未来洁净煤技术发展的主要方向之一，并且与氢能利用、削减CO2排放的长远可持续发展目标相容。目前中国在大力发展新型煤化工技术的契机下，大力推广煤基多联产系统对中国能源工业的战略调整和国民经济的可持续发展必将起到重要作用。中国产业界目前正积极参与煤基多联产洁净煤技术的研发示范，并取得了一定的工业化经验。具体的情况将在第四节进行介绍。

第二节煤气化多联产转化技术煤气化多联产系统是指利用从单一的设备（气化炉）中产生的合成气（主要成分为CO＋H2），来进行跨行业、跨部门的生产，以得到多种具有高附加值的化工产品、液体燃料（甲醇、F－T合成燃料、二甲醇、城市煤气、氢气）、以及用于工艺过程的热和进行发电等。煤炭气化是以煤气化为核心的热电气多联产系中众多物质转化，能量转化过程的第一步，固体煤炭燃料在这个单元中被转化为气相燃料共下有化学合成和发电模块使用。通过净化可能作到空气污染物可以忽略不计，净CO2排放量为零或接近零。不但克服了煤直接燃烧的传统方法中存在的效率低，污染物排放严重等问题，而且还具有产品多样化的优势。因而以煤完全气化为基础的多联产系统是国内外煤炭利用领域研究的重点与热点之一，很多国家都制定了有关的研究发展计划，投入大量资金进行这方面的研究，一些初级的示范工厂已经在建设之中。我国目前发展的煤化工项目中也出现了许多以煤气化为核心的多联产示范技术的雏形。本节将从煤气化多联产的单元技术组成与典型的联产系统加以介绍。1．煤气化多联产系统的组成气化气化蒸汽氧气煤灰渣高温净化硫磺、硫酸等副产品重整气体分离CO+H2合成气其他合成液体燃料合成化工产品IGCC/GCCCO2H2提取钒等原料水泥建材热/电/冷联产干冰燃料电池大规模发电埋存化工藻类生长强化石油开采热/电/冷联产图12-4资源、能源、环境一体化煤气化多联产系统的能源转化过程以煤的完全气化为核心的热电气多联产系统是很多技术模块的有机耦合，联产系统的能源转化过程如图12-4所示，主要由气化、煤气净化、污染物控制、燃气/蒸汽联合循环发电、合成气转化和气体分离等技术单元组成，这些子单元的性能表现对整个多联产系统有着及其重要的影响。其中气化可采用固定床气化、流化床气化以及气流床气化中的任意一种技术，由于规模化更能显示出多联产系统的优势，所以目前大多煤气化多联产技术一般均采大型化的加压气流床气化技术。如TAXECO、SHELL、EGAS、PRENFLO气化技术均配套有多联产系统示范项目或正在建设之中。原料煤经过气化之后，得到的合成气可以达到很高的除尘和脱硫率，其污染物的排放指数将大大降低。如，其SOX、NOX和粉尘的排放量，分别可达欧共体污染物排放限制的18％、65％和2％，达到了环保的极限要求。而且煤气化技术可以根据不同的需要使用不同的煤种，特别是有效、清洁地使用我国的高硫、高灰份煤，回收煤中含有的硫，变废为宝。从联产系统中涉及的气体分离技术有两个环节：一是从空气中分离出富氧以供气化所需，二是对煤气进行气体分离，分离出的氢气是实现燃料电池发电的关键环节，目前出现的朋孔膜分离、钯膜分离、甲烷化和氨洗等分离技术，但这些技术的成本和分离出的氢气纯度都有待于进一步提高。同时利用气体分离技术可以从煤气中分离出纯度很高的CO2，而不是燃烧后被N2稀释，从而为集中埋存处理或作为化工合成气原料加以利用提供了方便，目前已有利用CO和CO2混合气合成甲醇的工艺报道，有利于弱减温室气体的排放。用氢气或液化氢气作为燃料，热值高，燃烧后的产物是水，污染物排放是零。从长远来看，氢气作为载能体，可作为分布式热、电、冷联供的燃料，实现当地污染物和温室气体的零排放。以氢为燃料的低温可交换质子膜燃料电池PEMFC是目前最理想的汽车动力，燃料电池具有供电灵活、集中和分布式相结合、发电效率高等一系列优点，作为固定式使用亦是将来的发展方向。氢能的大量利用，对改善我国的能源结构，实现能源资源多样化，保障我国的能源安全将起积极的作用。从气化炉出来的粗煤气经过除尘和脱硫之后，可以分配成几个部分，供应给不同的生产过程。由于各部分的比例可以根据需要灵活地进行调整，因而可以达成各方面的协调生产。如，在使用煤气进行发电的时候，发电机组经常会遇到调峰问题，如果在不需要多发电的时候，把多余部分的合成气用来生产其他的产品，如甲醇、二甲醚等，使能量以化学能的形式加以保存。而在用电高峰期，减少生产的甲醇，甚至以甲醇为燃料发电，就可以解决目前发电机组由于调峰所造成的能量损失和浪费。如果再从耦合技术路线的角度出发，使各条技术路线取长补短，实现能量的梯级利用，将更能体现多联产系统的优越性。三、目前实施的多联产系统对国内现状而言，资源-能源-环境一体化系统过于庞大，由于各地煤炭资源、产品需求不一样，因此必须发挥多联产灵活的优点，同时根据各项技术的发展成熟程度和市场需求逐步推进。从目前而言，在现有煤炭气化（或油气化）、化工合成企业进行适当的改造比较现实，其产品应以合成氨、甲醇等化工品以及发电、城市煤气为主。对新建煤化工企业应考虑多联产，以发挥多联产优势和创造最佳的经济和社会效益。1．合成氨联醇在我国，目前有百多家中小合成氨厂联产甲醇，总产量在100多万吨。联醇生产一般在13MPa压力下，采用铜基催化剂，串联在合式氨工艺中。与传统的高压或低压甲醇合成法相比，联醇法生产甲醇有以下特点：=1\*GB2⑴串联在合成氨工艺中，因此既要满足合成氨工艺条件，又要有甲醇合成的要求。由于任何一方工艺条件的变化都会影响合成甲醇与合成氨的操作，因此必须有必要的补充调节措施，以维持两个合成生产的同时进行。=2\*GB2⑵原料气成分经合成甲醇后必须满足合成氨生产的要求，一般需要进一步精制。=3\*GB2⑶与合成氨工艺相比，联醇采用铜基催化剂，其抗毒性能较差，所以必须采取特殊的脱硫净化措施。由于甲醇合成前煤气中含有一定量的CO和CO2，因此通过联产甲醇，可以降低流程前面变换的负荷（不需要将CO全部变换），同时脱碳后煤气中的少量CO和CO2参加反应，也相应降低了随后铜洗工段的负荷，从而提高了整个系统的效率。2．固定床加压气化生产城市煤气联产甲醇和发电哈尔滨煤气厂和义马煤气厂均在生产供应城市煤气的同时联产甲醇，前者甲醇产量为14万t/a，后者产量为8万t/a。目前哈尔滨煤气厂内建锅炉蒸汽发电厂，使用备煤单元筛下细煤作原料。如果将回收氢气后的甲醇弛放气和部分煤气用于燃气轮机发电（其发电量至少满足厂内自需），或者增加流化床气化炉以筛下细煤为原料，所产煤气用于化工合成和发电，则整个系统就将成为城市煤气、甲醇和发电三联产范例。3．以间接液化为主的多联产系统南非Sasol公司是目前世界上最大的煤化工-煤炭间接企业。Sasol公司成立于20世纪50年代初，1955年建成由煤生产燃料油的Sasol=1\*ROMANI厂，1980年和1982年又先后建成Sasol=2\*ROMANII和Sasol=3\*ROMANIII厂，共建有97台Lurgi固定床加压气化炉。3个厂年用煤量总计达4590万t，其中SasolI厂年用煤量650万t，Sasol=2\*ROMANII和Sasol=3\*ROMANIII厂年用煤量3940万t。3个厂主要生产汽油、柴油、蜡、氨、乙烯、丙烯、聚合物、醇、醛、酮等113种产品，总产量达768万t，其中油品458万t，占总量的60%，化工产品310万t，占总量的40%。图6－12所示是Sasol=2\*ROMANII厂工艺流程。整个工艺主要包括以下几个单元：备煤，煤炭加压固定床气化，合成气净化，溶酚装置和氨回收，焦油加工，费托合成，合成尾气处理和甲烷改制，油品炼制，公用工程如蒸汽、制氧、发电、水处理等。 由于我国使用了近30台Lurgi加压固定床气化工艺用于化工合成和城市煤气生产，且国内可以制造加压固定床气化炉，而适宜使用的煤种如褐煤、次烟煤在我国储量较大，因此南非Sasol间接液化工艺对我国的参考意义较大，目前已有这方面的规划，区别在于其产品构成应根据国内外市场状况做相应调整。当然，也可以使用气化强度更大的加压流化床气化或加压气流床气化工艺用于煤炭间接液化生产，与Sasol工艺不同的是备煤、煤气（合成气）净化等单元不同，出炉粗煤气中不含焦油和酚水等，因此也无焦油加工处理单元。同样，产品的结构应根据生产需求做相应调整。4．以IGCC发电系统为主的多联产系统整体煤气化联合循环（IGCC）发电系统是将煤气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统，被认为是21世纪燃煤电站动力更新换代的最重要的洁净煤发电技术，也是当今世界能源动力界关注的一大热点。IGCC的工艺过程：煤经气化成为中低热值煤气，经过净化除去煤气中的硫化物、氮化物、粉尘等污染物，变为清洁的气体燃料，然后送入燃气轮机的燃烧室燃烧，加热气体工质以驱动燃气透平作功，燃气轮机排气进入余热锅炉加热给水，产生过热蒸汽驱动蒸汽轮机作功。这样IGCC既发挥了Brayton循环（燃气轮机）高温热源的高温优势，又保留了Rankine循环（蒸汽轮机）低温热源的好处，从而实现了煤炭的洁净和高效转化利用。与常规燃煤电站相比，IGCC技术具有下列优点：=1\*GB2⑴环境效益极好。由于煤炭先气化生成煤气，经净化后再进入燃气轮机发电，因此，IGCC技术的粉尘排放量几乎为零，脱硫率可达到98%，NO2含量低于其他工艺，而CO2的排放量也将减彡1/4。=2\*GB2⑵热效率高且继续提高效率的潜力巨大。目前商业化运行的IGCC电站效率为42%～45%，随着技术的进步，预计可达到50%以上。=3\*GB2⑶耗水量少。由于燃气轮机发电占总发电量的约2/3，因此比常规汽轮机电站少耗水30%～50%，尤其适合于水源紧缺的地区。=4\*GB2⑷固体废物处理量少。煤气脱硫后的酸气经CLAUS工≡可回收硫出售，有利于降低发电成本；煤炭中灰熔融冷却后形成莰和态渣，性质稳定，对环境污染少，而且可用于生产建材等。=5\*GB2⑸容易与煤气化为龙头的化工合成等组成发电、生产液体燃料、甲醇、丙烯、制氢等多联产系统，进一步提高经济效益。IGCC技术把高效的燃气-蒸汽联合循环发电系统与洁净的煤气化技术结合起来，既有高发电效率，又有极好的环保性能，是一船有发展前景的洁净煤发电技术。在目前技术水平下，IGCC发净效率可达43%～45%，今后有望达到更高。而污染物的排放量为常规燃煤电站的1/10，脱硫效率可达99%，SO2排放在25mg/m3左右（目前国家规定SO2排放为1200mg/m3），氮氧化物排放只有常规电站的15%～20%，耗水只有常规电站的1/2～1/3，利于环境保护。由图6-13可以看出，IGCC整个系统大致可分为：煤的备煤、煤的气化、热量的回收、煤气的净化和燃气轮机及蒸汽轮机发电几个部分。可能采用的煤气化炉有喷流床、固定床和流化床三种方案。目前IGCC技术的主要缺点是单位投资高，但随着技术的发展，正呈逐年降低趋势。1972年在德国Luenen投运了第一台功率为160MW的IGCC装置，1984年美国冷水100MW的IGCC示范电站装置投运。随后荷兰、美国、西班牙等国先后投运或在建7座IGCC示范电站。其中，荷兰Demkolec的IGCC电站效率达到43%。中国烟台功率为400MW的IGCC电站示范项目已进入招标阶段。如前所述，IGCC的主要发展方向之一就是发展多联产，针对目前IGCC比投资较高的不利因素，许多专家对我国在烟台即将建立的首座IGCC示范电站提出建议，希望能在发电的同时，预留化工合成接口，以增强对市场风险的适应能力。由于IGCC发电效率高及良好的环境效益，对电力缺口较大的地区采用以IGCC发电为主兼顾化工联产的工艺是合适的。正常情况下，气化炉生产的合成气主要用于发电，在电力需求降低的情况下则增加化工合成的比例。5．炼焦和气化多联产系统在炼焦煤资源较多的地方，如山西、贵州等省的一些地区，炼焦煤用于焦化工业更能发挥其用途，则这些地区可以发展焦化和气化有机结合的多联产工艺。焦化工业在我国占有主要地位，目前我国焦炭产量达到12000万t以上，占世界焦炭产量的1/3以上，出口量约l500万t。在焦炭生产过程中会产生大量煤气和焦油、酚类物质，这些物质的有效利用，不仅可提高经济效益，而且减少了乱排放对环境造成的污染。从目前焦化厂运行情况看，一般将焦炉煤气用于城镇居民生活用气、回炉作燃料气、变压吸附提氢用于有机化工过程、使用燃气轮机发电等；通过对煤气净化、焦油加工等获得苯系物、酚类物、洗油、硫磺、硫铵、柰等。随着焦化厂规模的扩大，生产的煤气大大过剩，因此，目前许多企业又使用煤气用于生产甲醇、二甲醚等高附加值化工产品。图6-14所示为杨怀旺、姚润生提出的以炼焦为主的多联产系统。对煤种丰富的地区，比如有适合直接液化煤种而又缺少石油的地区，则可将焦化和煤炭直接液化技术结合，直接液化所需氢气来焦炉煤气，而直接液化产生的残渣则在特制的热解炉中热解回收燃料油后送锅炉燃烧。其基本思路如图6-15所示。焦炉产生的煤气净化后，分离出足够的氢气用于煤炭直接液化，剩余煤气和直接液化排放气去发电。该系统的产品以燃料油、焦炭、酚类、苯类、沥青等为主要产品，也可以考虑从净化煤气流中引出一部分去合成甲醇。6．煤炭直接液化和间接液化联产系统煤炭直接液化对煤质有如下要求：煤的固有液化反应性好，碳含量不易过高或H/C比高，氧和氮含量低，含一定的黄铁矿硫，水分含量低，稳定组和镜质组含量高等。煤炭科学研究总院北京煤化学研究所煤炭液化室经过对中国典型煤种进行液化试验，选出了神木、先锋等15种适合于液化的中国煤种，其无水无灰基液化油收率可达50%以上。可见，能用于直接液化的煤种有限，而用于煤炭气化的适宜煤种要多得多，何况煤炭直接液化一般需要使用煤炭气化工艺制氢，而且直接液化和间接液化在产品构成上具有一定的互补性，因此将两者结合起来可以发挥各自优势。从气化工艺角度讲，如不考虑将液化残渣作为气化原料，则可使用Lurgi、BGL加压固定床气化炉，HTW加压流化床气化炉，Shell、Prenflo干粉加料和Texaco、E-gas水煤浆加料的加压气流床气化炉。如考虑使用液化残渣，则固定床气化炉不适宜。其基本思路如图6-16所示。该联产系统以液体燃料油如柴油、汽油为主要产品，煤炭气化以煤和液化残渣为原料，产生的煤气量以满足直接液化制氢需要和F-T合成需要为目的，F-T合成所需要的H2/CO比由耐硫变换单元调节。联合循环发电量以满足企业需要为基准，如液化排放尾气不足，则可由锅炉产生的蒸汽补足，也可以燃烧部分洁净煤气补充。另外，根据具体情况，煤炭直接液化、气化及锅炉所需煤种可以不同。四、我国多联产技术的发展步骤多联产技术是一种自然衔接近期和远期．满足我国能源可持续发展的战略性关键技术。我国的发展步骤如下：1．近期（5～10年）加强先进单元技术的开发和工程化，开展以煤气化为出发点，以化工产品、液体燃料合成以及发电为主要目标的多联产技术的单元过程和系统耦合研究。进行具有自主知识产权的关键技术开发，各种成熟单元技术的联产系统优化研究。进行示范工程相配套的技术研究，创建化工和动力过程耦合的能量综合和梯级利用体系，形成若干符合我国国情的多联产技术。2．中长期（10～30年）中期：以经济的价格大规模生产煤基合成运输燃料，生产替代液化石油气的二甲醚以解决城市和乡村居民炊事和取暖对优质燃料的需求，缓解石油进口和能源安全压力。以经济可行的方式发展以电力为主的热、电、车用液体燃料和化工品多联产系统，解决煤炭直接燃烧所带来的严重环境后果。长期：考虑以发电为主的燃料电池联合循环发电系统，在总体优化的要求下深入研究气化、发电、制氢、燃料电池、液体燃料和化学品合成等各单元过程间物质变化和能量变化的相互关系，实现化工、动力的有机耦合和优化集成。3．远期（30～50年）方便和低成本地转换到大规模氢能生产以及二氧化碳分离、利用和埋存。3．多联产系统的优点：

1.以煤的部分气化为基础的多联产技术煤是由植物残体经过几亿年的地质演变而形成的含有多种杂质的有机混合矿物，其不同组分在化学反应性上差别巨大，若依据煤的不同组分和不同转化阶段的反应性不同的特点，实现热解，气化和燃烧的分级转化，则可以使煤炭气化技术简化，从而减少投资，降低成本，也有可能用最经济的方法解决每种污染物的脱除问题。煤的部分气化燃烧技术正是基于上述思路发展起来的，其核心思想是针对煤中不同组分实现分级利用，将煤热解和部分气化后所得到的煤气用作燃料或化学工业原料，剩下的半焦通过燃烧加以利用，而不再采取通入水蒸气等手段对固定碳进行强制转化。该技术除了具备传统煤气化技术的有点之外，还具有以下优点：技术简单，而成本较低：气化过程中，原煤中含有的磷，氯和碱金属等污染物大多随挥发分进入煤气。由于部分气化技术的气化温度较低，而煤气低温净化技术相对比较成熟，煤气中含有的污染物易于脱除，有利于环保。半焦为气化后的产物，其挥发分含量极低，因此，半焦难于燃烧，有利于储存和运输，同时，半焦中残余的磷，氯和碱金属等污染物相对于原煤大大降低，燃烧起来相对清洁。以煤的部分气化为基础的洁净煤技术，主要是将煤在气化炉内进行部分气化产生煤气，没有被气化的半焦进入燃烧炉燃烧利用产生蒸汽以发电、供热，而产生的煤气可有多种用途，如燃气-蒸汽联合循环发电，燃料气及其他化工产品的生产等。经过多你年的发展，目前在国外主要有气化燃烧集成利用技术与联合循环技术相结合的先进燃烧发电技术和多联产技术。与其他先进技术相比（如IGCC等）这类技术具有系统简单，投资小和煤种适用性广等优点，受到各国政府和学者的重视，在近几年得到了快速的发展。目前，以煤的部分气化为基础的先进燃煤发电技术的主要代表有美国FosterWheeler公司开发的第二代增压循环流化床联合循环（2G-PFBC或简称APFBC）和英国Babcock公司开发的空气气化循环（ABGC）。此外，还有FosterWheeler公司的燃煤高性能发电系统（HIPPS），日本自行开发的第二代增压流化床联合循环（APFBC）和增压内部循环流化床联合循环（PICFG）等。这几种国外主要燃煤发电系统的简单对比如表12-1所示：几种国外主要燃煤发电系统的简介(1)第二代增压循环流化床联合循环（2G-PFBC） 2G-PFBC是一种基于增压部分气化燃烧的先进的燃烧联合循环发电技术，典型的2G-PFBC联合循环发电系统流程如图12-1所示：煤在增压部分的气化炉中部分气化产生低热值煤气和半焦，煤气经过旋风分离器和陶瓷过滤器出去其携带的固体颗粒，并经过一个装有酸性白土的填充床出去碱金属后，进入燃气轮机前置燃烧室燃烧产生高温烟气驱动燃气轮机。燃气轮机发电的同时带动空气压缩机工作，被压缩的空气按一定比例通入部分气化炉，循环增压流化床燃烧炉（CPFBC）和流化床换热器（FBHE），部分气化炉产生的半焦输送至CPFBC燃烧，产生的高温烟气经过除尘后作为燃气轮机前置燃烧室的氧化剂。燃气轮机尾气送入余热锅炉。FBHE及预热锅炉产生的蒸汽送入蒸汽轮机发电。部分气化炉的主要作用是即那个燃料转化为低热值煤气和半焦，由于该炉运行温度远低于以煤完全气化为目的的气化炉温度，产生的煤气中含有H2S和含硫焦油蒸汽，在气化炉中喷入石灰石吸附剂，在还原性气氛中将H2S固化为COS，且有利于焦油的裂解。采用气化炉内石灰石脱硫的方法，免去了IGCC等基于完全气化的联合循环必须要安装的昂贵复杂的煤气换热系统和化学脱硫净化系统，使整个系统较简单，投资成本降低。部分气化炉产生的半焦CaS转化为CaSO4，半焦燃烧放热将延期加热至871°C，剩余的热量通过物料循环送入FBHE。循环控制可以通过非机械阀完成。在FBHE中控制流化速度在0.15m/s以内，保证床内换热系统不受床料的剧烈冲刷，燃烧炉和部分气化炉中产生的烟气和煤气中所含的吸附剂和飞灰颗粒，在进入前置燃烧室和燃气轮机之前，必须通过装有陶瓷过滤器的烟气净化系统进行除尘，控制烟气含尘浓度在规定范围内。(2)燃煤型高性能发电系统（HIPPS）HIPPS是美国能源部“2000燃烧计划”的一部分，包括两个技术方案，分别由UTRC(UnitedTechnologiesResearchCenter)和FosterWheeler公司提出，UTRC提出的HIPPS系统以天然气补燃为特征，在此不作详细介绍。FosterWheeler公司提出的HIPPS系统无需天然气补燃，采用煤部分增压气化、常压燃烧系统，其电厂系统如图12-2所示： 煤在增压流化床（或循环流化床）中部分气化，产生低热值煤气和半焦，磨细后的半焦在高温先进燃烧炉（HITAF）中燃烧，热量同时传给空气和蒸汽两种工质。采用传统技术将煤气净化后进入燃气轮机燃烧室与预热空气发生燃烧反应，生产高温烟气驱动燃气轮机发电，燃气轮机出口烟气再返回HITAF提供半焦燃烧所需要的热量。 这类系统的主要特点如下：可将发电效率提高至47%或更高。SO2、NOx等污染物排放低于NSPS的1/10。减少温室气体，特别是CO2的排放量，第一批商业电站有望减少温室气体排放30%，技术成熟后，增加至35%或者更高。比传统技术电站发电成本降低10%HIPPS系统能方便改造现有燃煤电站，大大提高运行效率。HIPPS改造旧电站后系统流程如图12-3所示：需要增加的部件有：部分气化炉，陶瓷过滤器和燃气轮机及其燃烧室，改造后既可以提高电厂效率，又可以增加发电量。(3)AirBlownGasificationCycle(ABGC) ABGC其前身是BritishCoalToppingCycle，是一种先进的燃煤发电技术，它是将煤部分气化，煤气作为燃气轮机的燃料，气化后的半焦送入常压循环流化床锅炉燃尽，产生的蒸汽驱动汽轮机发电，在ABGC系统中，其半焦热量只用于产生蒸汽，燃气轮机/汽轮机功率比较低，因此系统效率低于2G-PFBC和HIPPS，但是ABGC系统较简单，技术难度小，可以尽早实现商业化应用，主要表现在以下两个方面：融合IGCC，FPBC和CFBC的优势为一体技术难度小，在400°C下，采用陶瓷过滤除尘能够长期可靠运行，也可以采用金属丝锅炉除尘，在此温度下碱金属已经不可能以气态存在，经过除尘后对燃气轮机不会构成腐蚀威胁。ABGC系统流程如图12-4所示：煤在新型的增压喷流窗气化炉部分气化，气化炉的运行压力和平均床温度分别为2到2.5MPa和960到980°C，约有80%的燃料转化为热值约为4MJ/m3的煤气，其成分为H2，CO和N2，还有少量的NH3和H2S。煤气经过旋风分离器出去大部分固体颗粒和大部分碱金属，再出去NH3和H2S，净化后的煤气进入燃气轮机燃烧室驱动其发电，燃气轮机排出的尾部烟气经过余热利用系统加热蒸汽.燃气轮机带动空气压缩机，压缩空气一部分送入燃烧室，一部分送入气化炉，送入气化炉的那部分压缩空气先经过自动调温推进式压缩机将压力提升到2.0到3.0MPa，再送入气化炉，在气化炉总加入脱硫剂进行脱硫，Ca/S比为2，大部分H2S转化为CaS和半焦，一起送入燃烧炉，在氧化性气氛下CaS又转化为CaSO4。该系统中燃烧炉中的高温烟气没有送入燃气轮机，之用来产生蒸汽供给蒸汽轮机发电，燃烧炉与燃气轮机之间没有联系，不需要燃气轮机的排气在余热利用系统中预热蒸汽时，整个系统供电效率可达到43%（基于高位发热量）。显然这一方案主要增加的新设备是增压部分气化炉，顶置燃烧室和高温煤气除尘器。（4）先进增压循环流化床联合循环系统（APFBC） 日本在开发以部分期合尾基础的先进燃煤发电技术方面进步很快，通过引进国外技术和自行开发相结合，已经积累了不经验，并开发了先进增压循环流化床联合循环系统，其提供流程如图12-5所示： 煤在增压流化床部分气化炉中部分气化后（碳转化率可达到85%），产生煤气和半焦，煤气进入高温干法脱硫装置脱硫后，通过煤气冷却装置冷却，然后经过旋风分离器和陶瓷过滤器除尘后送入燃气轮机燃烧室，以压缩机产生的增压空气做助燃剂，在燃烧室中燃烧产生高温烟气（1350°C）驱动燃气轮机，部分气化炉中的半焦，脱硫装置中的CaS和旋风分离器收集的固体颗粒送入增压流化床燃烧室，半焦进一步燃烧，CaS在氧化性气氛下转化成CaSO4。产生的蒸汽提供蒸汽轮机发电，燃烧炉出来的高温烟气在此送入部分气化炉，作为气化炉的部分热源。APFBC系统主要特点如下：1>额外的热源是部分气化炉碳转化率增加（约85%）。2>采用了石灰石高温干法脱硫系统。3>系统效率可以达到46%，燃气轮机进口温度高达1300°C，蒸汽循环系统效率有所提高4>另外，该系统下，降低了对陶瓷过滤器的使用要求，开发APFBC系统的风险性降低。煤热解多联产转化技术以热载体热解为基础的热电气多联产技术是以热载体提供煤热解所需要的热量生产中热值热解煤气供民用或工业用的煤气化技术。该技术集煤热解，气化和燃烧分级转化于一体，同时产生热，电和煤气，方案结构简单，不需要特殊的制氧设备，而且运行费用较低，特别适用于中小城镇和工厂。根据气化反应装置，热载体性质的不同，该技术目前主要有以流化床煤热解为基础以及移动床煤热解为基础的热电气多联产技术和以焦热载体煤热解为基础的热电气多联产技术。以流化床热解为基础的循环流化床热电气多联产技术基本工作原理：以流化床热解为基础的循环流化床热电气多联产技术主要工艺特点是利用循环流化床锅炉的循环热灰或半焦作为煤干馏，部分气化热源，煤在流化床气化炉中热解，部分气化产生中热值煤气，经过净化除尘后输出，气化炉中的半焦及放热后的循环灰一起送入循环流化床锅炉，半焦燃烧放出热量产生过热蒸汽用于发电，供热，该多联产技术的原理如图12-10所示： 该多联产技术有一下特点：热效率高在多联产系统中，煤在常压气化炉中快速热解和部分气化的热源来自循环流化床的循环物料，而气化炉产生的热半焦直接用作循环床锅炉的燃料，从而大大提高了燃料的利用率，是得整个多联产系统的总热效率达到85%以上，比一般的燃煤工业锅炉和气化炉的效率高的多。污染物排放低由于该联产技术的燃烧炉膛和气化炉采用流化床技术，其本身就具有流化床技术在燃烧和气化过程中能够控制SOx和NOx排放的能力，除此之外，燃烧和气化过程的练习还使得该系统比一般单独的流化床锅炉具有更好的低污染物排放的特点。煤种适应性广多联产系统的燃烧和气化装置均为流化床，而流化床燃烧的特点是具有较好的煤种适应性，流化床气化所需要的热量来自大循环倍率的热物料，并以过热蒸汽和再循环煤气为流化介质，因此适用于挥发分大于20%的粘结性和非粘结性烟煤和褐煤。符合城市煤气的质量要求由于多联产的煤气化过程是以煤的热解为主，兼有部分气化，因而煤气中的CO含硫和煤气的热值均能满足建设部关于城市煤气的质量要求。 以流化床作为多联产工艺的热解反应器，床内物料混合较好，温度均匀，能够提供良好的反应条件，流化床气化炉气化强度较大，气化炉体积小，便于实现规模化生产，但是流化床热解反应器需要大量的流化气体，造成系统热损增大，此外，流化床的带出物较多，增加了尾气净化系统的复杂性。以移动床热解为基础的循环流化床热电气多联产技术以移动床热解为基础的循环流化床热电气多联产技术的原理与以流化床热解为基础的循环流化床热电气多联产技术原理基本相同。其主要差别在于气化室，以移动床热解为基础的循环流化床热电气多联产工艺的气化室采用移动床进行气化，而以流化床为基础的热电气多联产工艺的气化室则采用流化床进行气化。国内进行这方面研究的有北京动力经济研究所，中国科学院工程热物理研究所等。北京动力经济研究所的热电气多联产工艺北京动力经济研究所三联产工艺是在循环流化床锅炉一侧设置一个移动床干馏器，流化床的循环灰先被送入其中，同时将锅炉给煤的一部分送到干馏器中，这样，循环热灰将作为热载体对煤进行干馏，析出其挥发分，而煤干馏形成的半焦和循环灰最后将被送回到锅炉中进行循环燃烧。其试验装置流程如图12-13所示：中国科学院工程热物理研究所的热电气多联产工艺中国科学院工程热物理研究所的热电气多联产工艺如图12-14所示：煤在干燥器中用锅炉烟气加热，除去水分，在分离器中分离后，干煤进入混合器，与来自锅炉的热灰混合，一起进入反应器，循环流化床锅炉可以提供数量足够的900°C的热灰作为固体热载体，在混合良好的情况下，在反应器中很快使煤加热到所需温度进行干馏，产生干馏煤气，焦油，水蒸气及半焦，干馏所需的时间和温度随煤种不同而有变化，在分离器中将固体与气体分离，气体经过净化后即为供民用的干馏煤气，半焦与灰的混合物进入循环流化床锅炉作为燃料。以焦热载体煤热解为基础的热电气多联产技术以焦热载体煤热解为基础的热电气多联产工艺的技术核心是以煤半焦作为固体热载体，并以流态化方式按气化过程所需热量来组织物料和热量的输送。大连理工大学开发的褐煤国体热载体干馏多联产工艺大连理工大学是国内最早开发褐煤固体热载体干馏多联产工艺技术研究的单位，其工艺流程如图12-15所示： 原料褐煤从煤斗到混合器与热半焦相混合，由于混合强化和煤粒子较细且均匀分散，因此煤与半焦之间换热迅速，加热速率很快。从而发生快速热解，煤焦混合物由混合器去反应槽。在此完成干馏反应并析出挥发产物，半焦从反应槽去提升管下部，与空气部分燃烧或与热烟气加热并流化提升，热半焦回到集合槽，再去混合器，完成循环利用。鲁奇鲁尔公司的煤干馏多联产工艺鲁奇鲁尔煤气工艺是以热半焦作为热载体的煤干馏方法，其工艺流程图如图12-15所示：煤经过四个平行排列的螺旋给料机，再经过导管进入干馏槽，导管中通入冷的干馏煤气使煤料流动，煤从导管呈喷射状进入干馏槽，与来自集合槽的热半焦相混合，进行干馏过程，空气在进入提升管前先预热至390°C，与煤气，油或部分地与半焦燃烧，使得半焦达到热载体所需要的温度。清华大学焦载热气化多联产清华大学焦载热部分气化燃煤联合循环系统如图12-16所示：差速流化床燃烧焦载热气化炉来的半焦用来加热物料，压缩空气和为产生蒸汽提供热量，同时外置的焦载热炉向气化炉提供气化所需要的热量，返料以半焦为热载体，在焦载热气化炉中发生以水蒸气为气化介质的水煤气反应，气化后的产物为湿煤气，其主要成分是CO和H2，经过净化系统后进入燃气轮机燃烧室，焦载热炉的排烟进入锅炉上部炉膛，排渣管与锅炉的传热床相通，锅炉产生的主蒸汽进入蒸汽轮机，发电做功。经过改进的焦载热气化系统，流化床式气化炉以水蒸气作为气化介质，以热焦作为气化热源，温度可到达900到950°C，大约45%或更高的煤能量转化成中热值煤气。热电气多联产工艺的技术分析热电气多联产工艺的技术优势部分气化加半焦燃烧使煤炭的气化及脱硫过程大为简化。煤种适应性广符合城市煤气的质量要求易于放大设备的可靠性多联产技术是国家鼓励发展的节能技术多联产系统采用循环流化床锅炉，脱硫效率搞，是各级环保部门首推的燃煤锅炉多联产系统与其他煤制气工艺的比较多联产系统与其他煤制气工艺的比较，其主要特点见表12-4可见，以热载体热解为基础的多联产系统主要适合于中小型企业和城镇，同时生产热，电。民用煤气和部分合成气，满足当地对多种能源的需求。将多联产系统的煤气与液化气的批发价和将来天然气的上岸价进行比较见表12-5所示：可见，多联产系统的煤气成本有明显的优势。不同多联产工艺的比较循环流化床蒸汽-煤气联产技术工艺方案试验数据见表12-4不同方案的设计思想是一致的，都是了利用循环流化床锅炉的循环热灰作为热载体析出原煤中的挥发分，主要技术指标相差不多，不要区别再与干馏器的设计，从工艺角度上看，为强化灰和煤的混合，最理想的方案是将干馏器设计成一个流化床，而最理想的流体介质是干馏器产生的煤气，因为它不需要进行额外的加热和提高热利用率。但是此方案而设置高温（850-900°C）煤气压缩机，这在技术上又造成了另外的困难。因此，浙江大学和清华大学提出将经过清洗处理过的煤气再送回干馏器，或应用过热蒸汽（450°C）作为流化介质强化传热传质过程，北京动力经济研究所和北京科能达公司的方案采用固定床干馏方案，对干馏器的结构进行了特殊设计，考虑用相关的机械手段强化混合去煤气的析出，从技术上讲，流化床方案的混合及传质过程要比固定床干馏方案更好，且能得到更多的轻质组分，煤气产量高，而且系统运行可靠性高，但是，从经济角度上看，流化床方案却带来了额外的热损失，必然会影响系统的经济性。多联产技术研究进展多联产综合利用技术是目前煤炭利用领域国内外研究的重点也是热点之一，很多国家都制定了有关的研究发展计划，投入大量资金进行这方面的研究。在代表美国21世纪能源生产领域重要研究方向的“展望21（Vision2121)”计划中，以煤气化为核心的多联产系统是其重点之一。欧共体也相应地制订了“兆卡”计划(ThermicProgram)。欧洲Shell公司提出成为SyngasPark(合成气园)的多联产系统，包含煤气化净化、燃气发电、甲醇、化肥、化学品合成及特殊气体制备单元过程。日本新能源开发机构于1998年提出了以煤气化净化、燃气发电和燃料电池发电、液体燃料合成为主要内容的煤炭雄鹰(Coal-EAGLE(CoalEnergyApplicationofGas，Liquid&Electricity))多联产计划。进入新世纪，大部分国家对煤多联产的概念及其对未来能源利用的战略意义已取得共识，从各个方面集中力量，大力推进其研究、发展和示范。美国能源部2000年已开始实施的21世纪前景发展计划(Vision21)，强调多种先进技术的集成，大力推进煤炭的高效洁净综合利用技术，以期最终实现近零排放的煤炭利用系统如图12-16所示：图12-16：21世纪前景发展计划(Vision21)多联产其途径之一的基本思路是:以煤气化为基础，合成气通过变换分离，氢通过高温固体氧化物燃料电池和燃气轮机组成的联合循环转换成电能，发电效率(HHV)可达60%，H2还可作为交通运输超洁净燃料，CO2可固定。作为构成21世纪前景发展计划中高效、近零排放能源系统的先进技术模块验证的关键性步骤，美国能源部资助了计划于2007年商业运行的EarlyEntranceCoproductionPlant(EECP)项目，用以技术验证和风险控制，该项目启动了3个可行性示范工程研究，探索不同的联产系统商业化前的初步设计。WasteManagementandProcessorsEECP示范工程致力于将高灰煤残渣转化为高价值的液体燃料和电力如图12-18所示：图12-17：WasteManagementandProcessor流程该示范工程计划充分利用位于宾夕法尼亚州的Gilberton电厂已有的基础设施，从而减少投资成本并通过回收利用煤灰(包括厂区内已堆积的大量无烟煤残渣)带来显著的环境效益。这一示范工程将减少已有设施改造所伴随的技术风险，采用天然气制氢来补充费—托合成过程中所需氢气的不足，主要的技术难点是煤灰气化过程和费-托合成过程的集成。WMPI项目目前已进入实质性启动阶段，规划具备5038b/d清洁燃料和40MW电力联产能力，气化单元原计划选择德士古水煤浆气化技术，但因评估认为Shell的干煤粉气流床气化技术对低品质高灰原料的良好适应性更符合无烟煤残渣的特性，最终确定选择Shell的干煤粉气流床气化技术;合成单元计划采用Sasol的费—托合成技术。在美国的德克萨斯州的LaPorte，美国空气产品和化学品有限公司(AirProduct&Chemicals)和伊斯曼(Eastman)化学产品公司合作在美国能源部(DOE)资助下于1995年开始建立甲醇液相反应器技术(LPMEOHTM)、二甲醚液相反应器技术(LPDME)的商业示范工厂，1997年建成，已经具有数年的运行经验。新的煤基甲醇和动力联产示范工程如图12-18所示：图12-18：Laporte单程通过液相甲醇和电力联产示范项目主要目的是评估以煤或者其他含碳燃料为原料的化学品和电力联产的可行性。煤或者其他燃料制得的洁净合成气一部分直接去联合循环发电，另一部分通过一次液相反应器合成甲醇，未反应气体再送入联合循环发电。生产的甲醇除了作为产品销售外，一部分可以作为联合循环的备用燃料，也可以在单独的发电系统中作为调峰发电的燃料。分析表明，系统具有很高的灵活性(燃料适应性和基于市场需求的灵活产品体系，良好的负荷跟踪性能，与先进单元技术良好的集成能力)，可望保证IGCC部分作为基本负荷发电性能良好(气化炉可用率由设计的96%降为出现不可预知情况下可用率为84%时，储存的甲醇保证发电单元仍可以达到93%的出力)，而高附加值的甲醇产品也可以降低单独IGCC发电的昂贵费用，获得较好的经济效益。TexacoEECP示范工厂将Texaco的煤气化技术和Rentech的费—托合成技术结合以煤和/或石油焦为原料实现电力、高质量的液体燃料和化学品联产。这一示范工厂涉及到包含合成气组份、费—托合成燃料提质、废水处理、催化剂/蜡分离、酸性气体脱除、尾气应用和厂址选择等多种流程的技术和经济比较，以确定集成技术商业化运用的最佳方案，示范工厂将设计成可以适应多种燃料并能根据市场需求灵活地生产多种产品。Texaco能源系统流程如图12-19所示：图12-19：Texaco能源系统流程Mitretek系统公司在美国能源部的支持下，对煤炭联产系统中CO2的处置进行研究(Coproduc2tion/Cofeed，Co-Co)，对多种联产方案进行了技术经济比较，指出先进的联产技术能环境友好地生产超洁净液体燃料、氢气和电力，具有的CO2处置的技术潜力可望实现煤综合利用过程近零排放。Mitretek系统公司提出的结合CO2处置的煤基超洁净燃料、氢气和电力联产系统流程如图12-20所示：图12-20：Mitretek煤基超洁净燃料、氢气和电力联产系统(CO2处置)合成气经过一次通过的液相费-托反应器后进行CO2脱除，得到的尾气分成2股:一股通过变压吸附制氢，另一股进入联合循环系统发电。该系统效率可以达到5815%(HHV)，当世界市场油价保持在25美元/桶以上、电力售价高于36美元/MW·h情况下经济上是可行的。一些国际上著名公司，如BP公司、GE公司、AirProductsandChemicals公司、Shell公司等也都在进行煤炭联产系统的研发和适宜联产系统的关键技术突破。如Shell公司提出SyngasPark(合成气园)的概念，亦以煤的气化或是石油和渣油气化为核心，所得的合成气用于IGCC发电、用一步法生产甲醇和化肥，同时作为城市煤气供给用户如图12-21所示：图12-21：Shell合成气园(SyngasPark)石化企业中建立IGCC动力站的装置在全世界已有数十套，而且还在进一步发展。IGCC燃用厂内生产的廉价重质渣油、沥青、石油焦或乳化沥青油，它既能为化工过程生产提供合成原料气，又能用于提供合成气生产所需的电能和蒸汽，使电能、热的生产过程与化工过程有机地结合起来，使所生产的化工产品和电能的成本降低。其中比较典型的是意大利ISAB公司装置，它的输出功率为522MW，如图12-22所示：图12-22：石化企业动力站及联产尽管中国目前在电力工业中还没有部署现代氧吹气化炉，但在化学工业中已经有许多这样的气化炉(中国目前以化肥、甲醇、城市煤气或者其他化学品为目的有20多台德士古气化炉运行或在建，同时6台Shell和至少一台Lurgi气化炉应用于煤基合成氨工业)，这将为基于煤炭的多联产技术的实施提供较好的条件。国内若干研究所、企业和大学，如中国科学院工程热物理研究所、清华大学等单位，在20世纪末开始了现代意义上的煤炭多产品联合生产概念的探索;兖矿集团和鲁南化肥厂、福州炼油厂等也正在进行氧吹气化多联产的研究论证。兖矿集团制定了分步骤分阶段全面发展和建设煤炭气化多产品联产的分期计划，兖矿集团的IGCC与甲醇、醋酸联产工艺流程如图9所示，第一阶段打算全部依靠国内产研相结合建设一套小规模的煤气化发电、甲醇联产装置的项目，已获得政府立项批准，目前该项目已经完成工程初步设计，将在2003年7月开工建设。如图12-23所示，为兖矿集团的IGCC与甲醇、醋酸联产工艺流程。图12-23：兖矿集团的IGCC与甲醇、醋酸联产工艺流程 以煤为主并且在相当长的时间内难以根本改变的能源结构决定中国必须高效洁净利用煤炭资源。从电力和优质燃料两方面的重大需求和国内外煤基多联产技术发展状况及趋势看，煤基多联产系统显然是未来洁净煤发展的主流趋势，发展煤基多联产系统对中国能源工业的战略调整和国民经济的可持续发展必将起到重要作用。但多联产是一个跨行业的大系统，需要各行业从国家整体利益高度加以支持和协同才能得到发展。因此首先应打破行业界限，统筹规划，国家从战略高度支持有实力进行电力、液体燃料和化学品一体化发展的大集团、大公司有计划分步骤建设煤多联产系统。在中国发展煤多联产系统可以在对市场充分调查的基础上，从以下几个方面起步，逐步积累经验，扩大联产内容：①结合煤化工项目(如煤制大甲醇或二甲醚)，发展一步法液相合成甲醇(或二甲醚)和电力联产系统，避免片面追求甲醇收率而带来的复杂的工艺流程及设备，可对合成气进行充分利用，同时甲醇(或二甲醚)作为储能载体，可提高后端发电系统的运行稳定性、可靠性和整个多联产系统的灵活性。以此为起点，未来可逐步发展以甲醇为中间体的化学品联产。②结合已进入实施阶段煤炭直接液化示范工程项目，参考美国已进入项目实施阶段的WMPI模式，采取油灰渣气化制甲醇的方法加强对副产品的综合利用，伴随甲醇生产规模的扩大，可进一步发展C1化工和联合循环发电，逐步扩大联产规模。③结合国家规划中的煤炭间接液化项目，可以从概念设计阶段起步，参照世界上已成功实施的费托合成项目的建设模式，充分利用原料煤，发展间接液化和发电联产相结合的多联产系统，从整体系统的高度对项目进行优化，不必为了提高FT合成转化率多次循环合成气，而是将合成气引入燃气轮机燃烧室梯级利用。对于减少固定资产投资和设备复杂度，增强产品的灵活性和经济性将起到重要作用。5.中国发展煤多联产的必要性中国工程院院士黄其励表示，目前，我国煤炭的主要利用方式是直接燃烧，占煤炭总量的80%左右。煤炭的直接燃烧虽然简单，但资源利用率低，污染严重。并且煤的气化、焦化和液化等技术存在投资大、对煤种要求高、操作条件苛刻等问题。而煤的分级利用多联产技术，则依据煤不同组分和反应特性，实现煤的分级转化，具有煤种适用性广，一炉多产，经济效益高，污染物排放低，灰渣综合利用等特点。“一个煤的出口有多种产品，基本上没有废品废物，排放很少，因为生产过程中所有的可能产生废弃的东西都在煤气中最终得到利用了。”黄其励说。利用这一技术，淮南矿业集团与浙江大学共同开发的12MW循环流化床煤的热电气焦油联产工业示范装置已经获得初步成功。这一项目利用循环流化床技术在煤燃烧之前，将煤中富氢成分提取出来用作优质燃料和高附件值化工原料，剩下的半焦通过燃烧产生热量，再去供热和发电，不仅大幅提高了煤的利用价值，而且节能率达到20%，硫化物和氮化物等污染物排放降低了50%以上。目前，煤炭分级多联产技术项目尚处于工业性示范运行阶段，下一步，淮南矿业集团准备将这一项目放大到135MW和300M