劣质煤炭、渣油转化成电力和化学品的新技术   气化工艺   □钱伯章    ７０年代石油危机时，气化技术作为一种替代能源技术和节能技术应运而生。尽管当今油价平抑，但随着原油资源的高含硫、劣质化，高新技术在不同行业间的交叉、渗透和融合，以及生产高附加值产品和深入节能增效的需求，气化工艺及集成的气化联合循环技术，受到发达国家及一些发展中国家的宠爱和推广应用。    气化工艺作为一种“吃光榨尽”的深度、高效加工技术，可以低质煤炭、劣质渣油、高硫焦炭、废弃木料等生物质为进料，既可提高产品价值，又可免除废料的处理费用。它可联产氢气和其他化学品，并可同时发电产汽。最近对天然气气化发电的兴趣也在增长，天然气气化可望成为能源结构多样化的一种优化方案。    气化工艺是一种部分氧化过程，固体、液体或气体进料与氧气和蒸汽反应，转化成主要由氢气和ＣＯ组成的合成气，以及ＣＯ２和水。进料中的硫很容易转化成Ｈ２Ｓ。矿物料可作为无危害性的富钒矿渣除去，氢气、ＣＯ和其他气体作为合成气，可有效地用于制氢、发电、产汽或用于生产其他产品。    气化工艺令人瞩目的又一要素是可组合采用高效燃气轮机联产新技术，燃气轮机可燃用合成气发电。来自燃气轮机的废热又用以发生蒸汽，蒸汽再送至蒸汽透平发电。这种气化与发电相组合的系统称之为集成（或一体化）气化联合循环（简称ＩＧＣＣ）。它可使能量转换效率超过４０％，而燃煤发电设施采用蒸汽透平仅为３４％。另外，气化的发电效率要高得多。例如，联产１．０３ＭＰａ蒸汽，ＩＧＣＣ用于发电比蒸汽透平发电要高出５倍，而联产的蒸汽量却相同。这使ＩＧＣＣ联产的汽／电比更为实用。    典型的德士古气化工艺技术（简称ＴＧＰ）分成气化、合成气净化和转化成为产品（及联合循环发电）等工序。以高硫焦炭为例，焦浆和氧气（纯度＞９５％）从气化器顶部喷咀喷入，在１２００～１５００℃气化温度下反应，不会产生复杂的有机化合物，仅有＜０．３％的甲烷析出，气化器压力取决于后序（炼油厂）氢气集管压力，炼油、化工厂一般采用２．０７～８．６２ＭＰａ。来自气化器的合成气冷却、净化后就可供利用。未转化的碳质循环至进料焦浆中。炉渣由闭锁料斗系统从气化器中定期取出，炉渣主要含碳，但也富含可供回收的钒，是有价值的副产物，酸性气脱除、净化系统从合成气中去除９８％以上的硫。合成气增温后用于联合循环发电，可减少燃气轮机排出的ＮＯｘ污染物和增加功率输出。    迄今，全世界已有１７套工业化煤炭气化装置和１５０多套石油及天然气气化装置投用，几乎全部用以生产合成气，制取高附加值化学品，尤其是甲醇和合成氨。    实用型的气化器可由多个单元组成，例如南非Ｓａｓｏｌ公司的设施就有９７套气化器，将合成气用于生产液体燃料和化学产品。    全世界以木材废料、短期轮作森林木材为进料的生物质气化项目也已有１２套之多投入实用验证，遍布美国、瑞典、巴西、芬兰、比利时、奥地利、意大利等国。    ２０００年前，又将有４套用于煤炭进料的ＩＧＣＣ和５套用于炼油厂渣油和废油的ＩＧＣＣ设施投运。以意大利三套一体化气化联合循环设施为例，装置进料为不同炼油转化装置的重质渣油，尤其是减粘渣油Ｖｉｓｔａｒ，一套５００ＭＷＩＧＣＣ，气化器耗用Ｖｉｓｔａｒ约１００万吨／年，原需调配３０％镏份油生产高硫重质燃料油，改入ＩＧＣＣ后，可节约镏份油４０万吨／年。第二套采用脱沥青油的沥青和各种渣油为进料。除发电、产汽外供外，二套装置还将生产炼厂需用的氢气。美国埃尔·多拉多炼油厂的ＩＧＣＣ设施，将使１７０吨／年石油焦和炼厂废物转化成合成气。除焦炭外，废料还可包括来自烷基化装置的酸溶性油（ＡＳＯ）、含酸残渣和油水分离器淤泥。    美国煤炭示范ＩＧＣＣ项目表明：ＩＧＣＣ将使发电费用最终降低至１０００美元／ｋＷ，低于燃煤发电厂１４００～１５００美元／ｋＷ，美国占发电比例５５％的燃煤电厂将使发电效率大大改进。    美国德士古公司和Ｂｏｎｎｅｒ＆Ｍｏｏｒｅ公司的模拟分析指出，对于１０００万吨／年无渣油转化设施的燃料型炼油厂，采用德士古气化发电系统（ＴＧＰＳ）的ＩＧＣＣ联产设施，进料为２５００吨／日（含硫６．０％，ｗ）焦炭，产品可为：氢气１．５４×１０６ｍ３／日，发电１５０ＭＷ，蒸汽１８２吨／ｈ，硫磺１３５吨／日，炉渣５０吨／日。相当于：发电１ＭＷ，需焦炭６．８吨／日，得到氢气１３４４０ｍ３／ｄ、蒸汽３６７７吨／ｈ、合成气（ＣＯ＋Ｈ２）６．６ＭＪ／ｈ。对炼油厂颇具吸引力。    气化技术具有