煤炭分质清洁高效转化技术选择

□ 华陆工程科技有限责任公司   刘艳军

　　目前，我国能源结构的特点是富煤、贫油、少气，从国家能源战略安全角度考虑，需要着力推进能源结构多元化。除了进一步通过多途径扩大国内外石油资源供给外，更应充分利用我国的煤炭资源优势，大力发展煤基能源化工产业。我国陕北、新疆等许多地区，蕴藏有大量含油率高的优质煤炭资源，如果将这些资源高效转化为油品、天然气等清洁能源，将对缓解石油、天然气短缺，保障我国能源安全具有重大意义。

一、转化路径应优化选择

　　煤炭资源合理、科学地利用，提高附加值，促进煤化工产业的健康发展，符合国家经济发展的总体战略。目前国内煤炭清洁转化的主要方式有发电、煤制油、煤制甲醇、煤制天然气等。不同转化方式的能量利用效率由低到高为：发电（38%～45%）（扣除自用电后仅40%左右）＜间接煤制油（42%～47%）＜煤制甲醇（47%～50%）＜煤制天然气（56%～60%）。现在的研究重点是探索煤炭分质清洁高效转化的新途径，以期将能量利用效率和煤炭的经济效益最大化。

二、技术方案应合理设计

　　1．设计原则

　　大型煤化工装置若要成功运行，设计者需对各种工艺技术科学整合。一个成功的技术方案中，装置的各个单元间要做到水、电、汽基本平衡，工厂的三废在不同装置间或上下游间能相互使用，减少排放。

　　工艺技术方案的选择关系到整个工程的可行性，为此应重点考虑以下几项原则：⑴技术先进可靠，经济性合理；（2）设备制造应立足于国产化；（3）工艺讲求先进性与实用性相结合，充分利用现有资源做到低能耗、低成本生产。各个工艺装置要相互配合使用，并能达到一定的生产规模；（4）环保、安全等方面需达到要求。

　　2．技术方案参考

　　下面介绍一种煤炭高效清洁转化的技术方案，该方案生产装置由以下分装置组成： 块煤气化装置、粉煤热解装置、水煤浆加压气化装置、焦油加氢装置、 F-T合成及油品加工装置、天然气液化联合装置、空分装置、热电联产装置等。以上各个分装置间互为上下游，形成一个完整的有机体。

　　为了实现煤炭的清洁高效利用，首先对原料煤采用“拔油头”工艺：块煤加压气化和粉煤热解工艺。块煤加压气化工艺的优势在于气化产物中富含煤焦油和甲烷气，不需要太过复杂的处置，便能得到目标产品煤焦油和甲烷。

　　粒煤进入块煤加压气化装置进行处理，年处理能力为400万吨。在块煤加压气化装置中，可以获得15万吨的煤焦油，这些焦油经过预处理后送到焦油加氢装置。块煤加压气化需要的氧气量为18.5万Nm3/h，由装置内的空分装置提供。块煤加压气化产生的粗煤气经过部分变换反应，调节CO和H2的比例后，再进一步通过酸性气体脱除工段，除去其中的酸性杂质后送往F-T合成工段合成油品。

　　配套的粉煤热解工段的处理能力为500万吨，通过低温热解，分别产生焦油、半焦（洁净煤）、高热值煤气；焦油产量约45万吨，和块煤加压气化产生的焦油一起，经过加氢工艺生产油品；热解煤气经过预处理后，首先提取热解气中的高附加值的烯烃，再经过进一步的净化，脱除其中的酸性气体，送往液化装置，回收其中的甲烷。原煤经过热解后成为半焦，结合企业生产的现场数据，总共可以生产302万吨的半焦，其中112万吨的半焦送往水煤浆气化装置，190万吨的半焦送往热电联产装置。

　　本方案中的水煤浆气化采用废锅流程，较传统的激冷流程热效率高。水煤浆气化原料为50%的原煤和50%的热解后的半焦，处理能力为210万吨。随制浆水平的提高，原煤也逐渐可以被半焦取代。水煤浆气化的粗煤气经过变换反应和净化后，可以提供F-T合成的主要氢气。

　　F-T合成和油品加工装置是以CO和H2为原料合成生产柴油、石脑油、LPG和低碳醇。F-T合成的尾气进入天然气液化联合装置后将CO/H2与烃类进行分离。CO和H2混合物进入变压吸附（简称PSA）装置提取氢气，供应焦油加氢装置和油品加工装置。由于混合气中H2不足，需要从水煤浆气化的净化气中抽取一股原料气作为PSA进料的补充气。

　　热电联产的锅炉燃料来自于煤低温热解装置，需要粉焦190万吨，经“拔油头”后的煤相对于原煤来看，不但热值大大提升，而且污染物排放也降低了很多。热电装置的蒸汽可供应全厂使用，同时设发电机组以供应装置的部分动力用电。当动力用电对粉焦的需求量较少时，粉焦则可以作为商品出售。

三、技术路线对比分析

　　1. 块煤加压气化技术

　　煤耗  若生产甲醇、合成氨等产品，气流床气化气中由于甲烷含量低，有效气体成分高，煤耗低于移动床气化。这也是近年来国内所建煤化工装置绝大多数采用水煤浆气化与干粉气化的主要原因之一。但对于生产LNG产品而言，CH4是有效成分，对于煤炭分级利用项目，移动床气化技术优势是甲烷含量高，可以直接从费托合成的驰放气送到LNG，同时费托合成产生的烃类在LNG的装置中回收，大大体现了移动床气化的优越性。

　　氧耗  湿法进料的水煤浆气化工艺氧耗最高，其次是干粉煤气化，耗氧最低的是块煤加压气化。煤化工装置中空分的能耗占整个装置能耗的比重很大。

　　公用工程消耗 从公用工程消耗上看，水煤浆使用的公用工程种类少，不需要CO2气，锁斗加压气，吹扫N2、蒸汽等，但新鲜水及电耗较高。块煤加压气化的BGL炉和Lurgi炉，由于是间歇加料及间歇排渣，因而需要CO2、吹扫N2等，Lurgi炉的蒸汽消耗较高。

　　三废排放 目前成熟的气化工艺中，水煤浆气化三废量最少，特别是废水量少，污染物少、浓度低，主要污染物NH3-N，易于处理。特别是由于湿法进料，可以处理部分废水。甲醇洗废液含微量甲醇及Lurgi、BGL炉的废水，都可以作为磨煤水送入气化炉进行洁净转化。三废排放较多的是Lurgi炉，其次是BGL炉。BGL产生的废水量比Lurgi少，组成差不多，但含酚、氨比较难处理，如果配合水煤浆气化，可以将部分的废水用做水煤浆制浆水，可大幅度减少废水量。

　　通过以上分析可看出，在技术方案选择中，要实现块煤的气化，移动床气化有明显优势，但粉煤气化的投资至少是移动床碎煤加压气化的2倍以上。对于煤气化下游生产工艺来说，由于移动床块煤加压气化的粗煤气中甲烷含量高，变换负荷小，因此，与其他气化工艺生产合成油、液化天然气相比，下游的变换工序、低温甲醇洗净化工序等装置的消耗、投资也会随之显著降低。

　　2．水煤浆气化技术

　　如果单纯采用块煤加压气化，从气化装置效益上讲比较有优势。但存在两个缺点：一是排出的废水污染物浓度高，COD、BOD比气流床气化要高出很多，非常难以处理。如果要达标排放，需要在废水处理装置上投入大量资金；二是采用的原料煤需要用6～50mm的碎煤，从原煤筛分下来的大量粉煤没有得到利用。

　　水煤浆气化工艺是目前使用的先进煤气化工艺中较为成熟可靠、实践经验较多、国产化较高的工艺，国内近60家装置选用该技术。

　　综上所述，为了降低投资、环境友好、减少废水处理量，技术方案宜采用以块煤加压气化和水煤浆气化相结合的工艺，将块煤生产废水用作水煤浆制浆用水。联合气化工艺虽增加了空分及水煤浆气化投资，但降低了污水处理量和污水处理费用，保证了三废达标排放。

　　3．其他技术

　　粉煤热解技术中，煤热解部分可以选用先进的外热式回转炉干燥-热解相结合的煤提质技术。该技术热效率高，干燥水和热解水分别回收利用，减少了污水处理难度和投资，便于污水回收利用。此外，焦油加氢、F-T合成油及LNG液化的工艺技术目前市场上均有成熟的技术转让，可根据工厂的公用工程平衡情况进行优化选择。