CN100582201C - 基于煤气化与甲烷化的电-替代天然气联产系统及工艺 - Google Patents

基于煤气化与甲烷化的电-替代天然气联产系统及工艺 Download PDF

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Abstract

基于煤气化与甲烷化的电-替代天然气联产系统及工艺，该工艺首先使空气分离装置制得的氧气和煤粉或水煤浆进入煤气化设备，产生的粗气化煤气经显热回收后送入一氧化碳耐硫变换反应器调整氢碳比，再送入脱硫脱碳设备回收单质硫并富集二氧化碳，将净合成气送入甲烷化反应器生成替代天然气，部分作为民用燃气，部分送入燃气蒸汽联合循环装置，部分送入替代天然气储罐。其系统及工艺有机的将煤气化、甲烷化和燃气蒸汽联合循环整合在一起，实现了煤的高效清洁利用，并可综合利用焦炉煤气；无须改造燃气轮机，各化工单元按照既定的额定工况运行而无须为电力调节改变负荷，合理实现减排CO2。整个系统与现有技术相比，能源利用效率得到提高。

Description

基于煤气化与甲烷化的电-替代天然气联产系统及工艺
技术领域
本发明主要涉及一种新颖的电-替代天然气联产系统及工艺方法，特别是涉及基于煤气化和甲烷化的联产系统及工艺方法，本发明还涉及利用上述系统和工艺方法实现一种全新的焦炉煤气利用方式。
背景技术
煤气化是以煤基为能源的化工系统中最重要的核心技术和关键设备，以其为基础的能源及化工系统不仅能较好地解决煤转化过程中效率和污染物排放问题，且能生产液体燃料和电力等能源产品，对解决煤炭资源综合利用和缓解中国油气资源短缺问题有重要的意义。
甲烷化作为一种净化技术的传统应用为：(1)用于脱除工艺气体(如精制H2或氨合成气)中少量的CO和CO2；(2)城市煤气借助CO甲烷化而被解毒，且单位体积的热值增加。而甲烷化的大规模应用是生产替代天然气，如美国Great plains天然气厂于1984年投产，日耗煤量18500吨，可用率大于98.7％，CO2减排量达到5000吨/天。
近年来，由于世界范围内燃油和天然气价格的飙升，再加上温室效应对气候和生态影响的明显加剧。依据我国富煤少气的资源状况，IGCC作为一种新型的洁净煤发电技术，凭借其较高的供电效率和潜在的CO2减排优势，又重新站上了历史舞台。但是，它仍面临如下三个问题：首先，IGCC电站的经济性，IGCC电站的造价目前是普通燃煤电站造价的2倍；其次，IGCC电站变负荷运行能力；第三，燃气轮机改烧中低热值煤气的改造技术。
另外，我国的焦炭生产量、消费量、出口量均居世界第一位，但大量的焦炉煤气却得不到有效利用，直接放空燃烧，不仅浪费了宝贵的资源，也严重污染了环境。
发明内容
本发明的目的在于综合利用已大规模应用的煤气化和甲烷化技术，解决现有煤炭高效利用技术存在的问题而提出的一种煤基电-替代天然气联产系统及工艺方法，改变传统电站单一的能源供应形式，同时生产电力和替代天然气；同时借助此系统及工艺方法为焦炉煤气的利用提供了一种全新的解决方案，使其转变为能量密度更高的替代天然气。
本发明的目的可以通过以下技术方案来实现：
一种基于煤气化甲烷化的电-替代天然气联产系统，其特征在于该系统包括：
a)一个燃气蒸汽联合循环装置；
b)一个产生氧气的空气分离装置；
c)一个产生高压蒸汽和粗煤气的煤气化设备，该煤气化设备通过氧气管道与空气分离装置连接，通过高压蒸汽管道与燃气蒸汽联合循环装置连接；
d)一个一氧化碳耐硫变换反应器，该一氧化碳耐硫变换反应器将煤气化设备制得的粗气化煤气调整为适合甲烷合成的气化煤气；
e)一个脱硫脱碳设备，该设备脱除从一氧化碳耐硫变换反应器出来的气化煤气中的有机硫和无机硫脱，通过气化煤气管道与所述的一氧化碳耐硫变换反应器连接并回收单质硫，富集二氧化碳；
f)一个甲烷化反应器，反应后生成替代天然气，该反应器通过气化煤气管道与所述的一氧化碳耐硫变换反应器连接，通过替代天然气管道分别与民用燃料管道、替代天然气储罐和燃气蒸汽联合循环装置连接，通过蒸汽管道与分别与燃气蒸汽联合循环装置、一氧化碳耐硫变换反应器和脱硫脱碳设备连接。
本发明提供的一种基于煤气化甲烷化的电-替代天然气联产工艺方法，其特征在于该方法按如下步骤进行：
1)空气进入空气分离装置制得的氧气和煤粉或水煤浆一起进入煤气化设备，产生的粗气化煤气经显热回收，产生高压蒸汽送入燃气蒸汽联合循环装置以产生电力；
2)降温后的粗气化煤气进入一氧化碳耐硫变换反应器发生变换反应，以调整适合甲烷合成的氢碳比；调整之后的气化煤气进入脱硫脱碳设备，脱除其中的有机硫和无机硫，得到净合成气，并回收单质硫，得到富集二氧化碳以实现减排；
3)将得到的净合成气送入甲烷化反应器生成替代天然气，部分作为民用燃气，部分送入燃气蒸汽联合循环装置作为燃料以产生电力，部分送入替代天然气储罐以备不时之需；反应过程放出大量的热以产生中压蒸汽，部分送入燃气蒸汽联合循环装置转变为电力，部分送入一氧化碳耐硫变换反应器，部分送入脱硫脱碳设备。
所述的基于煤气化与甲烷化的电-替代天然气联产工艺方法，其特征在于：所述的一氧化碳耐硫变换反应器使用的催化剂是钴一钼催化剂，调节适合甲烷合成的氢碳比为3∶1。
所述的基于煤气化与甲烷化的电-替代天然气联产工艺方法，其特征在于：步骤3)所述的甲烷化反应器内的反应过程分两步进行，第一步在温度500-600℃的绝热反应器中进行，第二步在250-300℃的等温反应器中进行，反应压力为50-60bar；反应过程放出的热以产生的中压蒸汽压力为40-60bar。
所述的基于煤气化与甲烷化的电-替代天然气联产工艺方法，其特征在于：所述的煤气化设备采用煤粉或水煤浆进料和显热回收方式，气化压力为55-65bar，产生的高压蒸汽压力为80-140bar，降温后的粗气化煤气的温度为150-400℃。
所述的基于煤气化与甲烷化的电-替代天然气联产工艺方法，其特征在于：当在煤气化设备发生故障时，将替代天然气储罐中储存的替代天然气送入燃气蒸汽联合循环装置以产生电力。
所述的基于煤气化与甲烷化的电-替代天然气联产工艺方法，其特征在于：利用焦炉煤气与变换反应后的气化煤气直接混合来调节氢碳比。
本发明具有以下优点及突出性效果：①可以将煤(特别是高硫煤等)转化为洁净的、高附加值的电和替代天然气能源载体。故可在各大城市周边具有煤炭资源、而天然气资源匮乏的地方建立电-替代天然气联合生产工厂，既为城市提供电力，又提供民用的替代天然气。有机的将煤气化、甲烷化和燃气蒸汽联合循环整合在一起，实现了煤的高效清洁利用，并无须改造燃气轮机。②可以高效的综合利用焦炉煤气，解决炼焦厂、特别是中小炼焦厂焦炉煤气出路问题。③电力与替代天然气共同承担煤气化、净化等过程的设备费用，从而使得比投资费用下降。产品的多样性，改变了传统电站单一能源载体的供应模式，可以提升企业竞争力和经济效益。④电力与替代天然气生产过程耦合在一起，当电力需要变负荷时，只需将甲烷化反应多生产的替代天然气送入城市天然气管网，各化工单元按照既定的额定工况运行而无须为电力调节改变负荷。⑤替代天然气作为燃气轮机的燃料，其组成完全满足传统燃气轮机的要求，故无须对燃气轮机进行改造。⑥由于替代天然气生产过程需要调整氢碳比，从而可以减排CO2，且减排的目的更加合理。
附图说明
图1为本发明基于煤气化甲烷化的电-替代天然气联产系统工艺流程图。
具体实施方式
下面借助附图对本发明的系统结构和具体实施方式作进一步的说明。
本发明提出的系统主要包括燃气蒸汽联合循环装置20、空气分离装置21、煤气化设备15、一氧化碳耐硫变换反应器16、脱硫脱碳设备17、甲烷化反应器18、替代天然气储罐19；所述的煤气化设备通过氧气管道与空气分离装置连接，通过高压蒸汽管道与燃气蒸汽联合循环装置连接；所述的一氧化碳耐硫变换反应器将煤气化设备制得的粗气化煤气调整为适合甲烷合成的气化煤气；所述的脱硫脱碳设备将从一氧化碳耐硫变换反应器出来的气化煤气中的有机硫和无机硫脱脱除，通过气化煤气管道与所述的一氧化碳耐硫变换反应器连接并回收单质硫，富集二氧化碳；所述的甲烷化反应器，反应后生成替代天然气，该反应器通过气化煤气管道与所述的一氧化碳耐硫变换反应器连接，通过替代天然气管道分别与民用燃料管道、替代天然气储罐和燃气蒸汽联合循环装置连接，通过蒸汽管道与分别与燃气蒸汽联合循环装置、一氧化碳耐硫变换反应器和脱硫脱碳设备连接。
本发明的具体工艺如下：
空气1进入空气分离装置21制得的氧气3和煤粉或水煤浆2一起进入煤气化设备15，产生的粗气化煤气经显热回收，产生高压蒸汽5送入燃气蒸汽联合循环装置20；降温后的粗气化煤气4进入一氧化碳耐硫变换反应器16发生变换反应，以钴-钼作为催化剂，调整适合甲烷合成的氢碳比；调整之后的气化煤气6进入脱硫脱碳设备17，以脱除其中的有机硫和无机硫，得到净合成气7，并回收单质硫9，富集二氧化碳8以实现减排；将得到的净合成气7送入甲烷化反应器18生成出替代天然气10，部分作为民用燃气，部分送入燃气蒸汽联合循环装置20作为燃料以产生电力12，部分送入替代天然气储罐19以备不时之需；反应过程放出大量的热通过高温给水带走，使得反应温度维持在某一范围，并产生中压蒸汽11，部分送入燃气蒸汽联合循环装置20转变为电力12，部分送入一氧化碳耐硫变换反应器16作为反应原料，部分送入脱硫脱碳设备17为吸收剂的再生提供热量；当在煤气化设备15等发生故障时，可以将替代天然气储罐19中储存的替代天然气13送入燃气蒸汽联合循环装置20以产生电力12。
下面通过实施例及附图对本发明作进一步详述，但本发明并不局限于实施例。
实施例1：以原煤消耗量5000吨/天和以燃气轮机是西门子V94.3a的燃气蒸汽联合循环为基础来对实施例进行基本负荷时系统整体性能的计算。
空气1进入空气分离装置21制得的氧气3，经加压至60-70bar后和浓度为60-70％的水煤浆2一起进入煤气化设备15，煤气化设备可以采用多种结构形式，例如两段式、四喷嘴对置式或德士古形式等，气化压力为55-65bar，温度为1300-1500℃，产生的粗气化煤气经显热回收，产生80-140bar的高压蒸汽5送入燃气蒸汽联合循环装置20；降温后的粗气化煤气4为150-400℃，进入一氧化碳耐硫变换反应器16发生变换反应，所用的催化剂为钴-钼催化剂，将氢碳比调整为适合甲烷合成的3∶1；调整之后的气化煤气6进入脱硫脱碳设备17，以MDEA或者NHD为吸收剂，脱除其中主要的有机硫(H2S)和无机硫(COS)，通过Claus工艺回收单质硫(S)9，富集二氧化碳8经加压液化后注入油田或者埋存于海底以实现减排；得到的净合成气7进入甲烷化反应器18生成替代天然气，甲烷化反应后的替代天然气10中甲烷摩尔含量可以达到93-96％，被分成三个部分进行利用，部分送入燃气蒸汽联合循环装置20作为燃料，以产生电力12，部分送入天然气管网作为城市民用燃气，并有小部分送到替代天然气储罐19，以备在煤气化设备发生故障时，从其将替代天然气13供给燃气蒸汽联合循环装置20使用，提高全厂的可用率；绝热反应后的高温气体的热量和反应过程放出大量的热通过高温给水带走，并使得等温反应温度维持在250-300℃，产生的40-60bar的中压蒸汽11，分成三股，一股送入燃气蒸汽联合循环装置20转变为电力12，一股送入一氧化碳耐硫变换反应器16作为反应原料，另一股送入脱硫脱碳设备17为吸收剂的再生提供热量。
本实施例1所用的气化煤种采用陕西彬县烟煤，其成分及低位热值见表1。
表1 原料煤成分及热值
Figure C20071011772400071
实施例2：以气化煤气6和焦炉煤气14直接混合调节氢碳比为3∶1这一情况为例，从而减轻一氧化碳耐硫变换反应器进行变换反应的负荷，工艺流程的其他组织形式和工艺参数限定如实施例1。在实施例2中，以实施例1计算得到的产品产量为基础，来计算原料消耗量和系统整体性能。
本实施例2所用的焦炉煤气成分及低位热值见表2。
表2 焦炉煤气成分及低位热值
Figure C20071011772400081
通过就算，得到本发明系统及工艺方法在实施例1和实施例2中的整体性能如表3的数据所示。从表中可以看出，基于本发明的煤气化与甲烷化的电-替代天然气联产系统及工艺，除了前述的优点外，系统效率也比现有技术有所提高。
表3 实施例1和实施例2整体性能数据
Figure C20071011772400082
替代天然气效率＝替代天然气低位热值/原料热值；
供电效率＝替代天然气效率×燃气蒸汽联合循环效率；
系统效率＝(替代天然气低位热值×替代天然气产量+净供电量)/原料热

Claims (6)

1.一种基于煤气化甲烷化的电-替代天然气联产系统，其特征在于该系统包括：
a)一个燃气蒸汽联合循环装置(20)；
b)一个产生氧气的空气分离装置(21)；
c)一个产生高压蒸汽和粗煤气的煤气化设备(15)，该煤气化设备通过氧气管道与空气分离装置(21)连接，通过高压蒸汽管道与燃气蒸汽联合循环装置连接；
d)一个一氧化碳耐硫变换反应器(16)，该一氧化碳耐硫变换反应器将煤气化设备制得的粗气化煤气调整为适合甲烷合成的气化煤气；
e)一个脱硫脱碳设备(17)，该设备脱除从一氧化碳耐硫变换反应器出来的气化煤气中的有机硫和无机硫，通过气化煤气管道与所述的一氧化碳耐硫变换反应器连接，并回收单质硫(9)，富集二氧化碳(8)；
f)一个甲烷化反应器(18)，反应后生成替代天然气，该反应器通过替代天然气管道分别与民用燃料管道、替代天然气储罐(19)和所述的燃气蒸汽联合循环装置连接，通过蒸汽管道分别与燃气蒸汽联合循环装置、一氧化碳耐硫变换反应器和脱硫脱碳设备连接。
2.一种采用如权利要求1所述系统的基于煤气化甲烷化的电-替代天然气联产工艺方法，其特征在于该方法按如下步骤进行：
1)空气(1)进入空气分离装置(20)制得的氧气(3)和煤粉或水煤浆(2)一起进入煤气化设备(15)，产生的粗气化煤气(4)经显热回收，产生高压蒸汽(5)送入燃气蒸汽联合循环装置(20)以产生电力(12)；
2)降温后的粗气化煤气(4)进入一氧化碳耐硫变换反应器(16)发生变换反应，以调整适合甲烷合成的氢碳比；调整之后的气化煤气(6)进入脱硫脱碳设备(17)，脱除其中的有机硫和无机硫，得到净合成气(7)，并回收单质硫(9)，富集二氧化碳(8)以实现减排；
3)将得到的净合成气(7)送入甲烷化反应器(18)生成替代天然气(10)，部分作为民用燃气，部分送入燃气蒸汽联合循环装置(20)作为燃料以产生电力(12)，部分送入替代天然气储罐(19)以备不时之需；反应过程中放出的热产生中压蒸汽(11)，部分送入燃气蒸汽联合循环装置(20)转变为电力(12)，部分送入一氧化碳耐硫变换反应器(16)，部分送入脱硫脱碳设备(17)。
3.如权利要求2所述的基于煤气化甲烷化的电-替代天然气联产工艺方法，其特征在于：所述的一氧化碳耐硫变换反应器使用的催化剂是钴-钼催化剂，调节适合甲烷合成的氢碳比为3∶1。
4.如权利要求2或3所述的基于煤气化甲烷化的电-替代天然气联产工艺方法，其特征在于：步骤3)所述的甲烷化反应器内的反应过程分两步进行，第一步在温度500-600℃的绝热反应器中进行，第二步在250-300℃的等温反应器中进行，反应压力为50～60bar；反应过程放出的热以产生的中压蒸汽压力为40-60bar。
5.如权利要求2所述的基于煤气化甲烷化的电-替代天然气联产工艺方法，其特征在于：所述的煤气化设备采用煤粉或水煤浆进料和显热回收方式，气化压力为55-65bar，产生的高压蒸汽压力为80～140bar，降温后的粗气化煤气的温度为150～400℃。
6.如权利要求2所述的基于煤气化甲烷化的电-替代天然气联产工艺方法，其特征在于：当在煤气化设备(15)发生故障时，将替代天然气储罐(19)中储存的替代天然气(13)送入燃气蒸汽联合循环装置(20)以产生电力(12)。
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