加快洁净煤技术利用步伐
钱伯章
我国能源的总体特点是“富煤、少油、有气”。2001年总能源消
费量达8.397亿t油当量,其中煤炭约占63.8%、石油约占30.1%、天
然气约占2.96%、水电约占2.5%、核能约占0.57%。我国自1993年
成为石油进口国,石油进口量逐年增加。今年前10个月的石油进口量
已经达到8000万t,预计全年石油进口量将达到1.2亿t,2010年石
油进口量将达到1.55亿～1.65亿t,进口依存度上升至30%左右。
我国煤炭储量大,价格相对稳定,是动力生产的首选燃料。由于我
国有约80%的煤不经过脱硫直接燃烧,对环境造成较大影响。不过,随
着石油化学工业的发展,石油资源不足的矛盾日益突出,洁净煤技术和
“煤代油”技术的开发利用受到越来越多的关注。“十五”期间,洁净
煤技术的开发和利用被作为减少油燃料消耗和缓解石油供需矛盾的重
要途径,洁净煤技术己经成为能源战略的一个重要趋势。
目前比较受关注的洁净煤技术有水煤浆技术、煤气化技术、煤间
接液化技术和煤直接液化技术。
煤气化技术
煤气化作为洁净煤技术的重要组成部分,具有龙头地位。该技术
将廉价的煤炭转化成为清洁煤气,不仅可以用于生产化工产品,如合成
氨、甲醇、二甲醚等,而且还可用于煤的直接与间接液化、联合循环
发电(IGCC)和以煤气化为基础的多联产等领域。最具有代表性的煤气
化技术有德士古水煤浆气化技术和壳牌粉煤气化技术。
德士古水煤浆气化技术
该技术为德士古的专利技术,是目前发展较快的第二代煤气化技
术。大体过程为:一定粒度的煤粒及少量添加剂与水在磨机中磨成可
以用泵输送的非牛顿形流体,与氧气或富氧在加压及高温条件下不完
全燃烧,制得高温合成气,用于制造碳一化学品、合成氨等。该技术主
要特点:关键设备气化炉结构简单,无机械传动装置;煤种适应较广,粉
煤、烟煤、次烟煤、石油焦、煤加氢液等;合成气质量好,CO+H2≥80%,H2
与CO质量比约为0.77;碳转化率高,达97%～98%;单炉产气能力大,气
化煤量达2000t/d;“三废”排放少。目前该技术已在合成氨、甲醇、
含氧化合物、洁净煤气化联合循环发电（IGCC)等方面得到应用。
由于我国燃煤和燃油价格相差悬殊,以2t水煤浆替代1t油计算,
采用该技术后节省的燃料费用也相当可观。德士古水煤浆气化技术已
经先后在鲁南化肥厂、渭河化肥厂、上海太平洋化工公司焦化总厂、
淮南化工总厂等多家企业应用。以鲁南化肥厂为例,采用德士古水煤
浆气化技术后,生产1t合成氨的煤消耗量由原来2.2t优质无烟煤减
少到1.4t普通原煤,生产成本降低18%。
2002年10月,中石化与雪佛龙德士古签署协议,中石化将引进德
士古水煤浆气化技术对金陵石化分公司石脑油蒸汽转化装置进行改造,
用石油焦和煤炭替代石脑油生产合成气,预计2005年投产。
壳牌粉煤气化技术
该技术为壳牌的专利技术,也属于先进的第二代煤气化技术,在煤
种适应性、氧气消耗、碳转化率、热效率等方面,比德士古水煤浆技
术有一定优势。其将煤通过粉碎研磨成干煤粉,喷入气化炉进行燃烧
制得合成气。该技术主要特点是:采用干煤粉作气化原料,操作十分安
全;气化温度高,一般在1400～1600℃;碳转化率高达99%,煤气中甲烷
含量很少,不含重烃,CO+H2达到90%;由于采用干煤粉为原料,无需在
气化炉内蒸发水分,氧气用量可减少15%～20%;气化炉采用水冷壁结
构,无耐火砖衬里,检修周期较长;气化过程无废气排放。目前,该技术
已广泛用于电厂发电,在美国也已经用于合成氨生产,但我国尚未在大
型合成氨生产中应用该技术。
中石化和壳牌合资在岳阳洞庭化肥厂建设煤消耗量2000t/d煤气
化厂,用以替代石脑油原料生产合成氨用合成气。
2003年10月,中石化湖北化肥分公司投资12.57亿元的煤代油
改造项目开工,使用壳牌粉煤气化技术,预计2005年底完成。改造完
成后,每年可用50万t煤替代27万t轻油。另外,云天化集团和云南
沾化公司也将采用壳牌公司的煤气化技术生产合成气制备合成氨,为
化肥厂提供生产原料。
2004年3月,河南永煤集团公司与壳牌公司正式达成粉煤气化工
艺技术转让协议,计划建设50万t/a甲醇工程,预计2006年完工。完
工后将形成年产甲醇50万t、醋酸30万t的产能。
上海浦东火炬投资公司(D’Long国际战略投资公司的子公司)计
划在安徽省东部淮北煤田附近建设煤基甲醇装置、甲醇-丙烯(MTP)装
置和PP装置。壳牌和德士古正在竞争该项目。
国内煤气化技术开发
我国在水煤浆气化领域也进行了积极探索,经过十多年的研究,目
前已经形成完整的水煤浆气化理论体系,并且开发出拥有自主知识产
权的水煤浆气化技术。
新型多喷嘴对置式水煤浆气化炉
我国水煤浆气化技术是在消化吸收引进技术的基础上发展起来
的。
华东理工大学、山东兖州鲁南化肥厂、中国天辰化工公司联合承
担国家“九五”重点科技攻关项目——“新型(多喷嘴对置式)水煤浆
气化炉开发应用基础研究”,于2000年6月在兖矿鲁南化肥厂建成我
国第一套有自主知识产权,日处理22t煤的新型(多喷嘴对置式)水煤
浆气化中试装置。与德士古水煤浆气化技术相比,该装置可节煤7%、
节氧7%、有效气成分提高2%、碳转化率提高2%～3%。兖矿集团打算
投资7000万元在鲁南化肥厂建设煤消耗量1000t/d的大型气化炉系
统。
灰熔聚流化床粉煤气化技术
该技术为中科院山西煤化所独立开发的第二代煤气化技术,具有
煤种适应性广、气化炉结构简单、碳转化率高等优点。2000年10月,
该技术在陕西城化股份有限公司投料试车成功。
2003年7月,天津渤海化工公司8万t/a合成氨装置原料“油改
煤”技术改造工程启动,采用常压灰熔聚流化床粉煤气化技术,以烟煤
为主要原料,替代重油。该改造工程是常压灰熔聚流化床粉煤气化技
术成功应用于陕西城化股份有限公司小氮肥技改项目后,又一次重要
应用。
尽管常压灰熔聚流化床粉煤气化技术性能良好,并已经获得成功
应用,但是该技术只适用于0.03～0.05MPa的常压气化,生产能力小,
不能满足大型化生产(特别是大型合成氨、甲醇及燃汽轮机发电用煤
气)的需要。针对此问题,陕西秦能天脊科技有限公司计划在“常压流
化床粉煤气化技术制合成气工业化示范工程成套装置“基础上,利用
1～2年的时间,开发建设加压(0.5M～3.0MPa)灰粘聚循环流化床粉煤
多元气化制合成气技术工业化生产示范装置,并实现产业化,助推中国
煤化工业实现跨越式发展。
洁净煤发电技术
基于煤气化技术,开发的整体煤炭气化燃气—蒸汽联合循环发电
(IGCC)也得到了迅速发展。IGCC发电技术是煤气化和蒸汽联合循环
的结合,原理为:煤经过气化和净化处理后,除去煤气中99%以上的硫
化氢和接近100%的粉尘,将固体燃料转化成燃气轮机能燃用的清洁气
体燃料,以驱动燃气轮机发电,再使燃气发电与蒸汽发电联合起来。
IGCC发电技术是目前商业化运行的洁净煤发电技术中发电效率
和环保效果最好的,是最具潜力的洁净煤发电技术。该技术具有以下
优点:热效率已经达到43%～46%,2010年将达到50%左右;环保性能好,
脱硫率达98%～99%以上,NOx排放与天然气相同,CO2排放减少;燃料
适应性强,对高硫煤有独特的适应性;可用于对燃油联合循环机组及老
燃煤电厂改造,达到提高效率、改善环保、延长寿命的多重目的。
德国于1972年建成全球第一套170MW IGCC示范装置,1984年美
国建成120MW的CoolWater IGCC示范电站,被誉为“世界上最清洁的
燃煤电站”。此后美国、西班牙和荷兰等国相继建立了一批300MW级
IGCC工程。
十多年来,我国对IGCC发电技术进行了积极的开发和研究工作。
中科院工程热物理所、清华大学及西安热工研究院等机构对IGCC应
用的基础研究和工程开发工作作了细致的研究,中科院山西煤化所等
机构则对煤气化工艺进行了系统的试验研究,并开发出自主产权的煤
气化技术。我国已经基本具备发展IGCC发电技术的基础,现正打算在
山东烟台建设2套300MW或400MW级IGCC发电机组。(未完待续）