煤气综合利用前景

煤气综合利用前景与地面气化煤气相比，地下气化煤气具有成本低、质量优等优点，而合理利用地下气化煤气，是进一步提高煤炭地下气化经济效益的重要途径。根据煤气成分和应用条件，地下气化煤气可用于联合循环发电、提取纯H2以及用作化工原料气、工业燃料气、城市民用煤气等。地下气化煤气综合利用途径如图所示。1.1化工合成联产煤气化是煤炭转化的重要形式之一，它在各类生产过程中起着承前启后的作用。煤制化工合成原料气在煤化工中有着重要的地位。国内外正在把煤化工发展成为以煤炭气化基础的C1化学工业，使煤化工由能源型转向化工型。煤气化制得的合成气（CO＋H2）用作化学工业的基本原料，在与石油化工的竟争中不断发展和提高。但煤化工要与石油化工和以开然气为原料的化工合成相竟争，必须有能耗低、投资小的气化技术为基础。而煤炭地下气化技术正是具有这样的特点，通过煤炭地下气化生产合成气，可以充分发挥煤炭地下气化的技术优势，为煤化工的发展提供新的扩展空间。在利用地下气化煤气合成化学产品的工艺流程中，原料煤无需处理，煤气出口温度一般较低，使整个合成路线趋于简化。但大部分煤种气化后甲烷含量较高，需要经过富集及变换处理，使之转化为有效组分。由于针对不同煤层赋存条件、不同煤种和不同的地下气化工艺，地下气化煤气的组成有一定差别，因此在工业生产中，需要根据具体情况调整工艺参数，优化工艺流程，保证地下气化煤气中一氧化碳和氢气的含量，且使其比例符合具体的化工合成要求。目前我们正配合现场进行这方面的模型实验。1.1.1合成氨合成氨是一项成熟的煤气化及化工合成联产项目。但传统的煤气化工艺普遍采用常压固定床间歇气化法，成本高，技术落后，企业效益差，急代改造。七十年代以来，我国先后引进了鲁奇炉、德士古炉、U－gas炉，但这些目前较先进的气化技术又存在着投资大、运行费用高等缺点，导致氨及后续化工产品缺乏市场竟争力。若采用煤炭地下气化提供合成氨原料气，则可使产品成本大大降低。“昔阳煤炭地下气化暨合成氨联产”示范工程的现场试验表明，采用富氧－水蒸汽作气化剂，可以获得合格的合成氨原料气（（H2＋CO）在60％左右）。1.1.2合成二甲醚二甲醚（DEM）作为21世纪的世界清洁能源已引起人们的普遍关注。DEM由于其许多独特的性质，在制药、燃料、农药等化学工业中有许多独特的用途。它可以替代氟里昂用作汽溶胶喷射剂和制冷剂；高浓度的二甲醚可用作麻醉剂，也可以作为化工和燃料电池的原料。此外，二甲醚还可作为优质的民用燃料及车用燃料。随着工业和科学技术的发展，DEM的用途越来越广泛，需求量也越来越大。新型的一步法合成二甲醚法可以显著降低生产成本，使其在市场中具有竟争性。二甲醚合成气要求H2与CO的比例为1.5:2，水煤气消耗定额为4500m3/吨二甲醚。地下气化模型实验表明，采用富氧－水蒸汽气化工艺，可以提供廉价的合成气，为煤炭转化及二甲醚合成开创新的途径。1.1.3合成油以气体原料合成油技术（煤的间接液化）在世界许多国家都已经进行了工业化生产，合成工艺包括F－T直接合成及Mobil工艺通过甲醇间接合成。其中的地面煤气化通常采用鲁奇炉或温克勒法。采用煤炭地下气化工艺只需将合成气的供给由地面气化变为地下气化，而其他成熟技术都可以保持不变。表1给出了几种以纯氧－水蒸汽为气化剂的煤炭气化方法所得煤气的组成比较。可以看出，地下气化煤气从组成上与鲁奇炉加压气化法及其它先进气化工艺所产煤气有效成分相当，因而可以作为合成油原料气应用于生产。表1几种以纯氧－水蒸汽为气化剂的煤炭气化方法的比较LurgiK-TTexacoKRWHTWShellUCG水煤气CO11.262.249.243.253.061.546.7H242.126.831.731.833.730.624.5CO230.98.712.217.59.01.718.8CH49.4---0.41.83.1---9.01N20.31.31.01.20.84.80.91.2提取纯氢氢能源是替代现有能源的一种绿色能源。氢能源燃烧后只生成水，对环境没有污染，且不影响大气中CO2的循环。目前，氢气已被广泛应用于石油化工、电子工业、治金工业及用作高能燃料等。基于燃料电池的氢能发电及民用是氢气的未来市场。氢气的生产方法包活电解水制氢、石油裂解制氢等，但均具有规模小、成本高等缺点，而目前尚无大规模廉价制氢的方法。两阶段煤炭地下气化的产品主要是高含氢量的地下水煤气，其氢含量达50％以上，可用于提取不同纯度的氢。表2给出了新河两阶段地下气化试验所得水煤气组分表。地下水煤气与其它能源燃料的氢碳比比较如表3所示。与现有的制氢技术相比，地下气化制氢具有成本低（氢气成本仅为0.5元/m3）、质量优、可规模化生产等优点。因此，煤炭地下气化制氢将形成的新的以氢为载能体的绿色能源系统。表2新河二号井水煤气组分、热值及产量序号煤气组分(%)煤气热值煤气流量m3/hH2COCH4CO2N2MJ/m3158.298.599.2819.634.2112.221920258.3810.3514.3213.383.5714.451400357.1011.6614.8913.852.5014.701500462.0714.4310.1311.072.3013.781650554.2511.7210.6511.264.1213.141810664.0711.319.9411.133.5513.571900760.4216.579.5412.520.9513.611550864.6312.479.6511.701.5513.691850表3各种能源燃料的氢碳摩尔比煤石油天然气地下水煤气H:C0.86:11.76:13.71:14.76:11.3地下气化煤气联合循环发电地下气化煤气用于燃气---蒸汽联合循环发电是合理使用地下气化煤气热能的有效途径。自20世纪50年代实现燃气—蒸汽联合循环发电方案以来，联合循环获得了突飞猛进的发展，特别是近年来，发展的趋势更加明显。它使用天然气做燃料时联合循环的供电效率已经达到55～60%，远远领先于其它任何形式的发电设备，并能装备成为承担基本负荷的大功率电站，加上这种设备的投资费用比较低，设备简单，占地面积小，建设周期短，因而更加具有广泛使用的潜力。不过目前这种联合循环的主要燃料为石油产品和天然气，加有小部分煤气，而煤气联合循环发电则是21世纪煤炭洁净利用的主要方向之一。整体煤气化燃气——蒸汽联合循环发电（简称IGCC）是在70年代西方国家石油危机时期开始研究的一种洁净煤发电技术，其技术要领和路线是：使煤在气化炉中气化成为中热值或低热值煤气，然后通过处理，把粗煤气中的灰分、含硫化合物（主要是H2S和COS）等有害物质除净，供到燃气——蒸汽联合循环中去做功，借以达到以煤代油（或天然气）的目的，这样，就能间接地实现在供电效率很高的燃气—蒸汽联合循环中燃用固体燃料煤的愿望。煤炭地下气化产生煤气发电，在俄罗斯已应用近50年，先后在莫斯科近郊等煤田建立5座地下气化站，生产700-1000kcal/m3的低热值煤气用来烧锅炉或发电，积累了丰富的经验。而我国使用煤气发电则始于90年代，先后有铁岭焦化厂等使用由航空发动机改型燃气轮机用焦炉煤气发电，97年11月，世界首台低热值煤气(780kcal/m3)发电设备在上海宝山钢铁厂自备电站投入运行，该机组装机容量为150MW，目前运行状况良好。另外其它一些钢铁厂也正准备利用高炉煤气发电，某些焦化厂也准备使用焦炉煤气发电。从燃气轮机情况看，生产燃气轮机的公司有GE公司、ABB、西门子、三菱公司等企业，目前我国南京汽轮机厂、上海汽轮机厂已与GE公司等开始合作生产燃气轮机。从目前地下气化煤气的生产状况来看，低热值空气煤气的生产最为普遍，但其应用很受局限。因此，采用富氧－水蒸汽气化工艺生产中热值煤气用于燃气轮机发电是地下气化煤气发电应用的必然途径。由于燃气轮机属于高技术、高精密设备，为保证其使用寿命，对煤气的净化度要求比较苛刻，同时希望煤气供应量和煤气组成稳定，含水量低。表4为一般燃气轮机对煤气中杂质的要求。表4燃气轮机对煤气中杂质含量的要求项目含尘量含硫量碱金属含量卤化物单位PpmwPpmw(Na+K),ppbm(HCL+HF),ppmw数值<6<50<80<2.451.4经济效益分析美国专家曾对煤气化及利用过程进行经济分析后指出，地下气化与地面气化生产相同下游产品相比成本可下降：(1)生产合成气为43%；(2)生产天燃气代用品为10-18%；(3)发电为27%。据前苏联列宁格勒火力发电设计院计算，地下气化热力电厂与燃煤电厂相比：(1)厂房空间可减少50%；(2)锅炉金属耗量可降低30%；(3)运行人数可减少37%。表5是地下气化与地面气化投资和成本比较表，表6给出了分别以地下气化煤气和地面气化煤气为气源合成甲醇（合成油的中间产品）的成本比较。表5地下气化和地面气化投资与成本比较项目地面气化地下气化基建投资（元/m3）350—450120—150成本（元/m3）0.4—0.60.15—0.25生产工艺备煤、选煤地下煤炭资源环境保护有灰渣排放无灰渣、污染物少表6地下气化与地面气化合成甲醇成本比较表项目地面气化地下气化原料气（元/Nm3）0.250.20耗材等（元）431.10327.44其它（元）59.7639.76副产品回收（元）10.410.4甲醇生产成本（元/吨）1282.51677.6可以看出，地下气化与地面气化相比，基建投资降低53-66%。地下气化煤气生产成本仅为0.2元/m3，大大低于地面气化煤气成本。如果利用地下气化煤气生产甲醇，则成本可降低47.17%。1.5几个工程实例的效益分析1、山西吕梁市煤炭地下气化工业性试验项目（通过专家评审）日产富氧煤气15万方，煤气热值8～11MJ/m3,（井下巷道基本完好，煤层埋深100米左右，煤层厚度2～3米，地质条件中等复杂，运行周期5年）项目总投资：2967万元；煤气成本：0.14元/立方；市场售价按：0.35元/方；工程正常生产年的销售收入为1916.25万元，年利润总额为801.82万元；投资回收期为2年。项目的总成本费用及损益见附表1和附表2。2、河南义马煤炭地下气化试验工程（比较简易的试验，数据来源为义马项目鉴定材料）和义马煤气厂生产的粗煤气对比·对比直接生产成本义马煤气厂2003年粗煤气实际的直接生产成本为0.35元/Nm3，本性目生产的煤气生产成本为0.16元/Nm3；为了有可比性，把本项目生产的煤气加压到可以进入煤气厂净化系统（3MPa），耗电0.2kwh/Nm3，电按煤气厂的生产成本0.2元/kwh计算，为0.04元/Nm3，即成本变为0.16＋0.04＝0.20元/Nm3；对比之下，矿井气化煤气生产成本低0.15元/Nm3，即低43％。·仅对比入炉煤一项；义马气化厂目前入炉块煤价格为300元/t，摊到粗煤气的成本里为0.2