王 丹，何 松，李 勝，高 林

(1.中國科學院 工程熱物理研究所，北京 100190；2. 中國科學院大學，北京 100049)

0 引 言

我國煤炭資源豐富，能源利用以煤為主。我國一次能源消費中，煤炭占比超過50%。然而由于煤炭資源存在分布不均、煤階差異大、利用過程環(huán)境污染嚴重等問題，煤炭清潔高效利用一直是熱點[1]。同時，伴隨我國能源產(chǎn)業(yè)結構的不斷優(yōu)化升級，天然氣作為一種清潔能源，在能量消費中的占比逐年提升。但我國天然氣資源匱乏，探明儲量僅為世界儲量的3.1%，天然氣供應長期依賴進口，使我國能源安全面臨極大挑戰(zhàn)。為解決上述問題，發(fā)展煤制天然氣(SNG)技術被認為是一項有效途徑[2-3]。近年來我國煤制天然氣項目發(fā)展迅猛，以煤氣化為核心的煤制天然氣技術在中國具有廣闊的應用前景[4-6]。

煤制天然氣以煤為原料，經(jīng)過氣化、變換、凈化、甲烷化等流程后得到天然氣，傳統(tǒng)的煤制天然氣單產(chǎn)技術往往以能耗為代價追求高化工轉化率，導致能量利用水平的提升受到限制。在這種情形下，多聯(lián)產(chǎn)技術的發(fā)展更加受到重視。多聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)是指利用煤氣化產(chǎn)生的合成氣(CO+H2)進行聯(lián)合生產(chǎn)，以得到多種化工產(chǎn)品、液體和氣體燃料、其他工業(yè)氣體，以及利用工藝過程的可燃組分及熱量進行電力生產(chǎn)的能源系統(tǒng)。在多聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)中，氣化產(chǎn)生的合成氣除用于化工合成外，一部分用作聯(lián)合循環(huán)燃氣輪機的氣源進行發(fā)電，可以實現(xiàn)傳統(tǒng)化工過程和高效聯(lián)合循環(huán)發(fā)電技術能量利用過程的耦合。相對于單產(chǎn)系統(tǒng)，多聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)可以達到更高的總能利用效率、多種產(chǎn)品輸出的特點，具有更強的市場競爭力和適應性，能達到更好的經(jīng)濟效益[7-8]。

氣化技術是多聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)的核心，目前主流的氣化技術有固定床氣化(魯奇Lurgi、BGL、UGI)、流化床氣化(溫克勒Winkler、灰熔聚 U-Gas、循環(huán)流化床CFB)和氣流床氣化(殼牌Shell、德士古Texaco、E-gas)3種[6-7]。現(xiàn)有的煤基多聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)主要基于傳統(tǒng)的德士古氣化和殼牌氣化技術，在氣化過程中，燃料需要部分氧化為氣化反應提供熱量，這使氣化單元的冷煤氣效率受到限制[9]；另外，傳統(tǒng)氣化工藝使用氧氣作為氣化劑，空分制氧單元需要大量能耗。針對傳統(tǒng)天然氣動力多聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)用能效率有待提升的現(xiàn)狀，許多研究對傳統(tǒng)的聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)提出了改進：LI等[10]提出了化工島未反應氣適度循環(huán)的天然氣動力多聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)，避免為追求高化工轉化率而出現(xiàn)的能耗拐點，提升了系統(tǒng)的用能效率；LYU等[11]提出將化學鏈循環(huán)空氣分離工藝集成到聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)，減少了傳統(tǒng)氣化工藝中空分制氧能耗，在提升聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)熱效率的同時，還具有凈零排放CO2的優(yōu)勢；FAN等[12]研究了基于煤和生物質共氣化耦合化學鏈燃燒技術的天然氣動力多聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)的熱力學性能，結果表明系統(tǒng)在實現(xiàn)碳捕集的同時能達到較高的熱效率；LI等[13]對基于煤部分氣化技術的多聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)進行研究，系統(tǒng)取消了調整合成氣成分的變換單元，采用化工未反應氣部分循環(huán)的方式，相比基于傳統(tǒng)氣化的參比系統(tǒng)，新系統(tǒng)具有更高的熱效率。但這些研究未對氣化工藝做出改進。

WANG等[14-15]提出了新型帶熱化學回熱單元的水蒸氣氣化工藝，該氣化方式具有冷煤氣效率高、省略了空分能耗等優(yōu)勢[16-19]。在該系統(tǒng)中，回收合成氣顯熱產(chǎn)生的水蒸氣不用于聯(lián)合循環(huán)發(fā)電，而送往氣化單元用作為氣化劑，此過程將合成氣的低品位顯熱轉化為高品位的化學能，能實現(xiàn)更高的能源利用效率，同時無需空分能耗。筆者基于該氣化工藝集成天然氣動力聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)，并對該系統(tǒng)進行熱力學分析。

1 多聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)模型的建立

傳統(tǒng)煤基天然氣電力多聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)基本流程如圖1所示。在氣化單元，煤與氧氣或其他氣化劑反應產(chǎn)生粗煤氣，粗煤氣經(jīng)過變換和凈化后送入天然氣合成單元。合成的天然氣經(jīng)過分離提純后，剩余的可燃組分進入燃氣蒸氣聯(lián)合循環(huán)進行發(fā)電。同時，天然氣產(chǎn)品的顯熱經(jīng)回收后用于產(chǎn)生蒸氣，進入聯(lián)合循環(huán)底循環(huán)進行發(fā)電。

圖1 傳統(tǒng)煤基天然氣電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)工藝流程Fig.1 Flowsheet of traditional coal-to-SNG process

本文集成的水蒸氣氣化SNG動力多聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)串并聯(lián)綜合模型如圖2所示，該系統(tǒng)主要包含合成氣制備單元、SNG合成單元和聯(lián)合循環(huán)動力單元。合成氣制備單元產(chǎn)生的粗煤氣經(jīng)分流器后，一部分用作SNG合成單元的原料，另一部分用作聯(lián)合循環(huán)的氣源，形成并聯(lián)型多聯(lián)產(chǎn)集成方式。分流比r表示經(jīng)過分流器后進入化工合成單元粗煤氣與動力單元粗煤氣的摩爾比，r體現(xiàn)了系統(tǒng)總能量在化工島和動力島的分配。SNG合成單元產(chǎn)生的天然氣產(chǎn)品經(jīng)熱回收后產(chǎn)生高溫水蒸氣，用于動力單元發(fā)電。天然氣進一步分離提純后，剩余的可燃氣體也引入動力單元進行發(fā)電。

圖2 基于水蒸氣氣化的SNG電力多聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)(串并聯(lián)綜合型流程)Fig.2 Flowsheet of series-parallel SNG-power polygeneration system based on coal-steam gasification

在基于傳統(tǒng)氣化工藝的多聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)中，回收粗煤氣顯熱的水蒸氣會送往聯(lián)合循環(huán)單元參與朗肯循環(huán)，此時能量利用的效率受到卡諾效率的限制，一般只有40%。而在本文集成的新系統(tǒng)中，水蒸氣將返回氣化單元參與氣化反應，該過程將水蒸氣的顯熱轉化為合成氣的化學能，通過物理能向化學能轉化，在提升能量品位的同時，減少了供熱煤的消耗，實現(xiàn)更高的冷煤氣效率。在新系統(tǒng)中，熱解和氣化所需熱量可由劣質煤燃燒提供，減少了優(yōu)質氣化煤因部分氧化而造成的效率損失。同時，采用水蒸氣氣化方式后，合成氣中的H2/CO摩爾比將高于傳統(tǒng)氣化，能夠減少變換單元合成氣的處理量、節(jié)省過程能耗。

1.1 合成氣制備單元

系統(tǒng)進料為陜西神木的長焰煤，工業(yè)分析和元素分析見表1。進料煤分為氣化和供熱兩部分，為便于分析，本文氣化煤與供熱煤采用相同煤種。

表1 長焰煤的工業(yè)分析和元素分析[15]

圖2中供熱煤通過外燃單元產(chǎn)生高溫煙氣，高溫煙氣進入熱解和氣化爐進行非接觸式換熱，為熱解和氣化過程提供所需的熱量。換熱后的煙氣溫度在1 050～1 100 ℃，可用于預熱外燃單元所需空氣。氣化煤進入熱解爐后在900 ℃、常壓下發(fā)生熱解，產(chǎn)生富氫的焦爐煤氣以及焦炭。焦炭將隨高壓CO2載氣進入加壓氣化爐，并與水蒸氣在1 000 ℃、4.0 MPa下發(fā)生氣化反應，氣化產(chǎn)生的高溫粗煤氣與焦爐煤氣共同進入熱回收單元A預熱氣化劑(水/水蒸氣)，使之達到550～600 ℃后進入氣化單元。焦爐煤氣經(jīng)熱回收單元A初步冷卻后，進入電捕焦油器分離焦油。

模擬系統(tǒng)中氣化粗煤氣的主要組成與文獻[12-15]試驗結果對比，具體見表2。經(jīng)熱回收單元A冷卻至300 ℃的粗煤氣通過分流器分為2部分，一部分經(jīng)凈化單元除去灰分、硫分及CO2后送入SNG合成單元，另一部分除去灰分、硫分后送入聯(lián)合循環(huán)發(fā)電單元。

表2 模擬粗煤氣組成與試驗結果對比

為滿足SNG合成單元的需要，部分粗合成氣需經(jīng)分流器S1進入變換單元，在變換爐中發(fā)生水蒸氣變換反應(式(1))，從而提高SNG合成單元原料氣的氫碳比。本文采用兩級間冷高低溫耐硫變換工藝，經(jīng)過變換后的合成氣與剩余的未反應氣以及焦爐煤氣混合，使得合成單元原料氣的氫碳比(H2/CO)約為3，此時系統(tǒng)為全調整。進入SNG合成單元前，原料氣還需經(jīng)過兩級Selexol氣體凈化工藝脫除H2S、COS、CO2等酸性氣體，避免污染環(huán)境。

(1)

變換單元的水氣比表示進入變換單元水蒸氣的物質的量與工藝原料氣物質的量的比值，是影響變換單元變換率、能耗的重要參數(shù)。高水碳比在一定范圍內有利于水蒸氣變換反應的正向進行，提高變換率，同時還能抑制催化劑床層超溫，但蒸氣耗量大、能耗高、不經(jīng)濟；低水氣比時易產(chǎn)生甲烷化和析碳反應，使變換爐溫度過高。該系統(tǒng)中不同水碳比下變換單元出口氣體組成，高溫變換爐出口氣體溫度、蒸氣耗量和變換率如圖3所示。由圖3(a)可知，當水氣比在0.2～1.0時，隨著水氣比的增大，變換率由65.5%增加到98.9%，且增幅先快后慢，當水氣比大于1.0后，變換率基本不變。考慮到耐硫催化劑的活性溫區(qū)，水氣比選擇1.6為宜[20]。

圖3 變換單元重要參數(shù)隨水氣比的變化Fig.3 Change of important parameters of shift unitwith water gas ratio

1.2 SNG合成單元

潔凈的合成氣進入SNG合成單元后主要發(fā)生甲烷化反應(式(2))，該反應屬于強放熱反應，因此需采用耐高溫鎳基催化劑。該SNG合成單元采用托普索的TREMPTM工藝，粗合成氣依次進入3級甲烷化反應器：第1高溫反應器(HT1)、第2高溫反應器(HT2)以及第3低溫反應器(LT)。在HT1中，大部分合成氣能轉化為CH4。HT1出口的氣體經(jīng)過高溫熱交換器后冷卻至300 ℃，同時產(chǎn)生535 ℃/12.0 MPa和500 ℃/3.0 MPa的蒸氣用于汽輪機發(fā)電單元。為了防止反應器超溫導致催化劑失活，分流器S2分離出部分HT1出口的產(chǎn)品氣，使其經(jīng)過壓縮后再次進入HT1，從而保持HT1的溫度低于700 ℃。循環(huán)倍率Ru表示進入HT1的未反應氣與合成新氣的物質的量比。增大循環(huán)倍率可以提高轉化率、防止反應爐超溫，但會增大循環(huán)物流的壓縮功等能耗。因此SNG合成單元的循環(huán)倍率值不宜過高或過低。LT出口氣體的物質的量、HT1合成新氣的溫度T1、循環(huán)合成新氣的壓縮功W以及SNG合成單元整體的CO轉化率隨循環(huán)倍率的變化如圖4所示。

圖4 SNG合成單元重要參數(shù)隨循環(huán)倍率的變化Fig.4 Change of important parameters of SNG synthesisunit with recycle ratio

(2)

由圖4可知，當Ru由0增加至3時，LT出口CH4體積分數(shù)、CO轉化率顯著增加；Ru=3時，CO轉化率達到95.76%，大部分CO和CO2轉化為CH4；同時，HT1出口氣體的溫度由889.8 ℃降至557.4 ℃；但伴隨Ru增大，循環(huán)的壓縮功也增大。Ru>3后，增大Ru不會顯著增加CO轉化率，但會顯著增加循環(huán)功耗。

1.3 聯(lián)合循環(huán)單元

該系統(tǒng)聯(lián)合循環(huán)單元中燃氣輪機和蒸汽輪機的參數(shù)見表3，該單元用氣來自分流器出口的一股粗煤氣以及SNG產(chǎn)品分離后的排放氣。聯(lián)合循環(huán)發(fā)電單元產(chǎn)出的電量隨分流比以及循環(huán)倍率的變化如圖5所示。

表3 聯(lián)合循環(huán)單元參數(shù)Table 3 Parameters of combined cycle

圖5 SNG合成單元重要參數(shù)隨循環(huán)倍率的變化Fig.5 Change of important parameters ofSNG synthesis unit with cyclic magnification

聯(lián)合循環(huán)發(fā)電單元的總發(fā)電量由公用工程的發(fā)電量、燃氣透平的發(fā)電量和HRSG輸出的電量3部分組成。由圖5可知，對于每個既定的分流比，循環(huán)倍率小于2時，隨著循環(huán)倍率的增加，動力單元的發(fā)電量顯著減少，當循環(huán)倍率大于2后，總發(fā)電量會隨Ru的增加而略下降。這是由于循環(huán)倍率增加時，化工合成的原料氣更多轉化為SNG，使得進入動力單元的可燃氣更少。另外，當分流比為1時，串并聯(lián)綜合型多聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)轉化為串聯(lián)型多聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)，此時更多的能量用于化工合成單元，聯(lián)合循環(huán)發(fā)電單元的總發(fā)電量將更少。

2 結果及討論

2.1 多聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)的評價指標

2.1.1系統(tǒng)熱效率

熱效率η是基于熱力學第一定律的熱平衡分析法的指標，可用來評價系統(tǒng)能量利用水平，表示輸入系統(tǒng)的能量中有效利用的比例，計算公式為

(3)

式中，G為質量流量，kg/s；Q為低位熱值，MJ/kg；P為動力單元輸出的電量，MW；下標SNG和coal分別為天然氣和煤。

(4)

2.1.3相對節(jié)能率

多聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)經(jīng)常采用相對節(jié)能率RES作為評價系統(tǒng)熱力性能的指標。RES表示生產(chǎn)相同量的產(chǎn)品時，多聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)相對于單產(chǎn)系統(tǒng)節(jié)約輸入能量的比例，具體為

(5)

其中，ηG為分產(chǎn)動力系統(tǒng)的發(fā)電效率；ηC為分產(chǎn)化工系統(tǒng)的生產(chǎn)效率。目前IGCC動力系統(tǒng)的發(fā)電效率和化工SNG生產(chǎn)效率分別在43.9%和54.5%左右[19]。

2.2 循環(huán)倍率對系統(tǒng)熱效率和相對節(jié)能率的影響

當分流比為0.8，循環(huán)倍率為3.3時，系統(tǒng)的化動比Rcp(化工產(chǎn)品輸出量/電力輸出量)為7.04。系統(tǒng)能量平衡見表4?？芍谠O計條件下，系統(tǒng)的熱力學第一效率η和相對節(jié)能率分別能達到64.70%、18.16%。與文獻中傳統(tǒng)的德士古水煤漿氣化SNG動力多聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)相比，熱力學第一效率提升了5.5個百分點，相對節(jié)能率提升7.2個百分點[24]。

表4 水蒸氣氣化SNG電力多聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)熱力學性能分析

不同分流比下，系統(tǒng)的熱效率及相對節(jié)能率隨循環(huán)倍率變化的規(guī)律如圖6所示?？芍獙τ诿恳患榷ǖ姆至鞅?，系統(tǒng)的熱效率和相對節(jié)能率都隨循環(huán)倍率的增加先顯著增加后略微減小，系統(tǒng)存在最優(yōu)的循環(huán)倍率值。當系統(tǒng)循環(huán)倍率大于最優(yōu)Ru后，化工合成單元SNG轉化率的增加變緩，隨著循環(huán)倍率的增加，SNG產(chǎn)率提升空間不大，追求高的轉化率反而需要更多的能耗，因此系統(tǒng)熱效率和相對節(jié)能率在循環(huán)倍率大于最優(yōu)Ru后呈下降趨勢。分流比為1.0、0.9、0.7、0.5時最優(yōu)Ru值分別為4.0、4.3、4.4、4.8，此時對應的系統(tǒng)最高熱效率分別為68.07%、66.42%、63.09%、59.73%，相對節(jié)能率分別為20.26%、19.32%、17.34%、15.20%。

圖6 系統(tǒng)熱效率和相對節(jié)能率隨循環(huán)倍率的變化Fig.6 Change of η and RES with the recycle ratio

另外，由于化工合成系統(tǒng)的能量利用效率大于IGCC發(fā)電效率，當分流比減小時，更多的能量用于IGCC動力單元，系統(tǒng)的熱效率呈下降趨勢。因此在同一Ru下，r=1時系統(tǒng)的熱效率和相對節(jié)能率最大。

2.3 循環(huán)倍率對系統(tǒng)效率的影響

表5 化學基準物體系[25]

(6)

式中，w(H)、w(O)、w(N)、w(C)分別為煤中H、O、N、C質量分數(shù)，%。

表6 水蒸氣氣化SNG-動力多聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)平衡

圖7 系統(tǒng)效率隨循環(huán)倍率的變化Fig.7 Change of system energy efficiency with recycle ratio

3 結 論