CN104987892B - 一种分级气化化工未反应气适度循环型化工‑动力多联产系统 - Google Patents

一种分级气化化工未反应气适度循环型化工‑动力多联产系统 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种基于煤炭碳氢组分分级气化的化工未反应气适度循环型化工‑动力多联产系统包括气化岛、化工岛及动力岛三大部分，从气化岛得到的富氢焦炉煤气、富碳煤气及氢气经一定比例混合，得到宽泛H2/CO摩尔比的合成气，并用于化工岛产品合成，实现气化岛和化工岛的有效成分的“组分对口”梯级利用；采用化工未反应气适度循环，将化工合成单元难以转化的未反应气通入联合循环单元发电，避免了传统化工合成采用未反应气完全循环而带来的能耗急剧上升，同时实现了化工岛和动力岛的成分梯级利用及电力的高效联产。

Description

一种分级气化化工未反应气适度循环型化工-动力多联产 系统
技术领域
本发明属于能源动力与煤化工领域，涉及煤炭的高效、清洁利用，尤其涉及一种基于煤炭碳氢组分分级气化的化工未反应气适度循环型化工-动力多联产系统。
背景技术
长期以来，以煤气化为核心的传统化工生产和IGCC发电工艺是相互独立的。传统化工追求的是高原料转化率，即将煤中的有效成分最大限度地转化为化工产品。传统化工为追求高原料转化率，往往采用化工未反应气完全循环的方式，在大幅提高转化率的同时也造成了化工合成单元循环耗功等能耗的大副上升。而IGCC电厂并不追求原料转化率，而是将燃料化学能转化为热能，再将热能转化为电力。对IGCC电厂而言，气化过程的可用能损失较大。
并且，现有的IGCC发电或替代燃料/化工产品生产工艺大多基于传统煤气化技术，如壳牌煤气化、GE煤气化等。而传统的煤气化工艺是以O2或O2与水蒸气的混合物为气化剂，需要消耗大量纯氧，而氧气制备会造成大量的电力消耗(一般而言，空分单元电耗占煤化工厂总电耗的约60％-70％)以及额外的设备投资，从而造成IGCC发电效率的降低。
针对以传统煤气化为核心的IGCC发电及化工单产所面临的上述问题，中国专利CN201210592802.7提出了一种煤炭的碳氢组分分级转化的气化方法，该方法基于燃料“组分对口，分级转化”的原则，将煤炭气化分为碳化、生产一氧化碳化、变换产氢三个步骤，首先将煤炭进行碳化提纯，得到粗焦炭，然后与二氧化碳反应生成一氧化碳，最后通过变换反应生成氢气和二氧化碳，二氧化碳供给焦炭一氧化碳化单元。中国专利CN201210592802.7所提出的煤炭的碳氢组分分级转化的气化方法，虽然可大大降低煤炭的气化过程的不可逆性，使得煤炭的气化效率有显著上升，但对于如何解决化工合成在高转化率下的能耗急剧上升并未给出切实可行的操作路径。本实用新型旨在提出一种新型联产系统，既能解决化工合成在高转化率下的能耗急剧上升，又能实现电力的高效生产，同时还能避免空分所带来的大量电力消耗。
发明内容
为克服现有技术的缺点和不足，本发明的目的在于提出一种基于煤炭碳氢组分分级气化的适度循环型化工-动力多联产系统，使得从气化岛得到的富氢焦炉煤气、富碳煤气及氢气经一定比例混合，得到宽泛H2/CO摩尔比的合成气，并用于化工岛产品合成，实现气化岛和化工岛的有效成分的“组分对口”梯级利用；采用化工未反应气适度循环，将化工合成单元难以转化的未反应气通入联合循环单元发电，避免了传统化工合成采用未反应气完全循环而带来的能耗急剧上升，同时实现了化工岛和动力岛的成分梯级利用及电力的高效联产；采用煤炭碳氢组分分级气化方法，以化工岛产生的CO2为气化岛气化剂，解决了传统煤气化以氧气为气化剂而造成的空分电耗高、投资大的难题，实现了气化岛和化工岛有效成分的耦合利用；以蒸汽回收气化岛和化工岛的煤气显热和化学反应放热，并用于联合循环发电单元，实现气化岛、化工岛、动力岛能量利用高度集成。
本发明为实现其技术目的所采取的技术方案如下：一种化工未反应气适度循环型化工-动力多联产系统，该联产系统包括气化岛、化工岛及动力岛，所述气化岛包括燃烧器、焦炭制备单元和焦炭气化单元，燃烧器中产生的高温烟气供入所述焦炭制备单元和焦炭气化单元，所述焦炭制备单元制备的富氢焦炉煤气以及所述焦炭气化单元制备的富CO气化煤气供入所述化工岛，其特征在于，
所述化工岛包括水煤气变换和CO2分离单元及化工合成单元，其中，
--所述气化岛中焦炭气化单元制备的富CO气化煤气经废热锅炉Ⅰ回收热量后分为两路，一路富CO气化煤气通入所述水煤气变换和CO2分离单元与水蒸气发生反应，生成CO2气体和氢气，另一路富CO气化煤气与所述水煤气变换和CO2分离单元分离出的氢气、以及所述焦炭制备单元制备的经废热锅炉Ⅱ回收热量后的富氢焦炉煤气按比例混合后形成H2/CO的合成反应新气；
--所述合成反应新气通入所述化工合成单元生成粗产品，该粗产品经分流/分离单元得到的循环气一部分重新通入化工合成单元，另一部分通入提纯或精制单元得到化工产品以及未反应气；
--所述水煤气变换和CO2分离单元分离出的CO2气体分为两路，一路经CO2压缩机压缩后通入所述气化岛中的焦炭气化单元，另一路直接排空或经过CO2纯化单元提纯后再经压缩单元压缩后实施碳捕集；
所述动力岛包括联合循环单元，所述化工岛中提纯或精制单元产生的未反应气、化工合成单元回收的蒸汽及各废热锅炉回收的蒸汽均通入所述联合循环单元发电。
优选地，所述系统为全调整适度循环型联产系统，水煤气变换和CO2分离单元将合成反应新气中的H2、CO调整到预定的当量摩尔比。
优选地，所述系统为无调整适度循环型联产系统，水煤气变换和CO2分离单元中分离出仅满足焦炭气化单元所需的CO2，水煤气变换单元的CO变换比例可调。
优选地，所述水煤气变换和CO2分离单元的CO变换比例可调，多余的CO2可排空，也可纯化压缩后实施碳捕集。
优选地，所述联合循环发电单元包括燃气轮机透平和蒸汽轮机，所述燃气轮机透平初温及蒸汽轮机温度包含所有温度段，燃气轮机透平压力包含所有压力，而不仅限于某一压力。
优选地，所述的联合循环发电单元燃气轮机透平初温及蒸汽轮机温度包含所有温度段，燃气轮机透平压力包含所有压力，而不仅限于某一压力。
本发明的气化岛采用中国专利CN201210592802.7的方式，主要包含焦炭制备、焦炭气化、供热单元及煤气显热回收单元。气化煤首先进行焦炭制备和焦炉煤气生产工艺，得到粗焦炭、焦炉煤气、焦油等产品；其次进行焦炭气化制备CO过程，将焦炭制备过程所得的高温粗焦炭与二氧化碳反应生产富CO煤气；焦炭制备和焦炭气化过程所需的热量由供热煤与高温空气在外燃式燃烧器中燃烧产生的热量提供；煤气显热回收单元产生的高温蒸汽通入联合循环单元发电。
化工岛主要包含水煤气变换过程、化工合成单元及余热回收单元。上述气化产生的富CO煤气一部分通入水煤气变换单元，与水蒸气发生反应生成二氧化碳和氢气，使用分离装置进行分离得到二氧化碳和纯净的氢气，分离出的二氧化碳一部分返回所述焦炭气化装置与焦炭继续反应，多余的部分可排空也可实施碳捕集和利用(对无调整适度循环型联产系统，无多余的CO2排放)；另一部分富CO煤气与变换单元得到的H2、以及制焦单元得到的焦炉煤气混合得到具备宽泛H2/CO比的化工合成反应新气，并通入化工合成单元，制取替代燃料/化工产品。化工合成单元出口的粗产品通入精制单元，得到提纯后的化工产品及未反应气体，该未反应气一部分循环进入化工合成单元，另一部分通入联合循环单元发电。从余热回收单元得到的高温蒸汽通入联合循环单元发电。
本发明的化工未反应气适度循环型化工-动力多联产系统具有以下显著特点：
(1)采用化工未反应气适度循环，将化工合成单元的一部分未反应气通入联合循环发电，避免了传统化工合成采用未反应气完全循环而带来的能耗急剧上升，同时实现了电力的高效联产；
(2)采用煤炭碳氢组分分级气化方法，以化工岛产生的CO2为气化岛气化剂，实现了化工岛和气化岛之间的组分有效利用，解决了传统煤气化以氧气为气化剂而造成的空分电耗高、投资大的难题；
(3)从气化岛得到的富氢焦炉煤气、富CO气化煤气、氢气按一定比例混合后，得到合适H2/CO比的合成反应新气，满足替代燃料/化工产品生产的要求，实现了有效成分的“组分对口”梯级利用；
(4)以蒸汽回收气化岛和化工岛的煤气显热和化学反应放热，并用于联合循环发电单元，实现气化岛、化工岛、动力岛能量利用高度集成。
所述的发明系统包含全调整适度循环型系统和无调整适度循环型系统。全调整适度循环联产系统将化工合成反应新气的成分调整至符合化工合成当量H2/CO摩尔比；而无调整适度循环系统不需要调整反应新气成分，水煤气变换单元产生的CO2仅够气化所用即可。
本发明的化工未反应气适度循环型化工-动力多联产系统中，焦炭制备单元使用煤炭外燃的粗炼焦工艺，使用的燃料分为气化煤和供热煤。气化煤可以使用所有的烟煤和褐煤，供热煤可以使用所有煤种及其他低品位燃料。
本发明的化工未反应气适度循环型化工-动力多联产系统中，原料分为气化煤和供热煤及其他燃料，气化煤用于产生合成气，供热煤及其他燃料用于提供碳化单元和气化单元吸热所需反应热量。
本发明的化工未反应气适度循环型化工-动力多联产系统中，一氧化碳生产单元所需二氧化碳由变换和CO2分离单元得到。
本发明的化工未反应气适度循环型化工-动力多联产系统中，焦炭制备单元也可以为冶金行业的加热炉、均热炉或煅烧炉。
本发明的化工未反应气适度循环型化工-动力多联产系统相对于现有技术而言，其有益及显著效果是：与传统化工单产相比，本发明采用化工未反应气适度循环而非完全循环，采用一部分未反应气通入联合循环单元发电，既避免了传统化工单产工艺化工合成单元能耗的急剧上升，又实现了化工岛和动力岛的成分和能量耦合利用及电力的高效联产；同时与传统方法相比，本发明基于的“煤炭碳氢组分分级气化”过程，不需要氧气，相对传统煤炭气化过程，省去了用于制氧的空气分离单元；并且，通过回收煤气显热及化工合成过程放热得到的高温蒸汽，通入联合循环发电单元，实现了气化岛、化工岛和动力岛之间的能量高效耦合。
附图说明
图1为分级气化适度循环型化工-动力多联产系统集成原理，其中：(A)为传统化工单产示意图，(B)为传统IGCC发电示意图；(C)为本发明的分级气化全调整适度循环型化工-动力多联产系统示意图。
图2为本发明囊括的几种不同集成形式的多联产系统的典型工艺流程。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下参照附图并举实施例，对本发明进一步详细说明。
如图1所示，本发明的化工未反应气适度循环型化工-动力多联产系统(参见图1C)与传统化工单产(参见图1A)、传统IGCC发电(参见图1B)的区别在于：1.本发明采用化工未反应气适度循环，将化工合成单元的一部分未反应气通入联合循环发电，避免了传统化工合成采用未反应气完全循环而带来的能耗急剧上升，同时实现了电力的高效联产；2.采用煤炭碳氢组分分级气化方法，以化工岛产生的CO2为气化岛气化剂，实现了化工岛和气化岛之间的组分有效利用，解决了传统煤气化以氧气为气化剂而造成的空分电耗高、投资大的难题；3.从气化岛得到的富氢焦炉煤气、富CO气化煤气、氢气按一定比例混合后，得到合适H2/CO比的合成反应新气，满足替代燃料/化工产品生产的要求，实现了有效成分的“组分对口”梯级利用；4.以蒸汽回收气化岛和化工岛的煤气显热和化学反应放热，并用于联合循环发电单元，实现气化岛、化工岛、动力岛能量利用高度集成。
如图2所示，本发明的化工未反应气适度循环型化工-动力多联产系统的工作流程为：首先，气化煤12经过焦炭制备单元3得到焦炉煤气13与焦炭15，焦炭15与CO2 16在焦炭气化单元4中反应，制得富CO气化煤气18。焦炭制备单元3和焦炭气化单元4所需要的热量由供热单元2的供热煤28燃烧所排放的高温烟气27通过传热室5、6提供。空气24在预热器1中与燃烧烟气进行热交换，形成高温空气26，再通入供热煤燃烧单元2中与供热煤28反应生产高温烟气。
富CO气化煤气18经废热锅炉30回收显热后分为两股，一股进入水煤气变换和CO2分离单元7，与水蒸气17发生反应，并经过CO2分离后，形成CO2气体16以及氢气19。氢气19、富氢焦炉煤气13和另一股富CO气化煤气18混合后形成合适H2/CO的合成反应新气20，并通入化工合成单元9生产得到粗产品21。从水煤气变换和CO2分离单元7得到的CO2气体经压缩机8后通入焦炭气化单元4。
粗产品21经分流/分离单元10得到的循环气22通入化工合成单元9，另一部分通入提纯或精制单元11得到化工产品23以及未反应气；未反应气通入联合循环单元34发电。
从化工合成单元9回收的蒸汽33，废热锅炉29、30回收的蒸汽31、32，联合循环单元34中发电，所得的部分电力36用以驱动CO2压缩机8。
其中，焦炭制备单元的反应温度为600～1100℃，一氧化碳制备单元的反应温度为800～1100℃，主要产品为CO，变换产氢过程中变换反应发生的温度约在200～500℃。CO2分离方法，包括Selexol、PSA、MEA等。
下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。
比较实施例：
实施例的工艺流程基于图2，用于生产替代燃料天然气和电力。气化煤经过制焦单元得到焦炉煤气与焦炭，焦炭与CO2反应制得富CO气化煤气。制焦单元和焦炭气化单元所需要的热量由供热单元的燃料煤燃烧提供。焦炉煤气经热回收和冷却后进入脱硫单元除去硫分，并被压缩至约23bar。富CO气化煤气经热回收后进入水煤气变换单元。在变换单元中气化煤气中的CO和水蒸气发生反应，生成CO2和H2，变换反应后的气体经热回收并冷凝后进入脱碳单元。在脱碳单元中，被脱除的CO2一部分用于焦炭的气化，剩余部分排空(无调整适度循环型联产系统没有排空的CO2)。富CO气化煤气、脱碳后的富H2合成气与净化后的焦炉煤气混合，得到H2/CO约为3.0的反应新气，反应新气经预热至300℃后，进入甲烷化合成单元制得天然气产品。为控制甲烷化反应器温度(甲烷化反应器温度应不超过700℃，以保证催化剂活性以及防止严重积碳)，从第一级反应器出来的未反应气气体，一部分经压缩后循环进入第一级反应器，另一部分进入甲烷提纯单元。进入甲烷提纯单元的未反应气经SELEXOL和PSA两级分离后，得到高纯度甲烷气体，以及含有CO和H2的未反应气体，该未反应气体通入联合循环单元发电。高温焦炉煤气热回收、甲烷化单元热回收制得的高温蒸汽通入汽轮机单元发电。
其中，燃烧单元1的操作条件为：炉内压力取微正压，烟气出炉温度为1400～1700℃，根据换热周期适度的调整。燃烧排烟温度140℃。制焦单元和焦炭气化单元的温度为1000℃，焦炭气化单元的碳转化率为0.99，碳化过程和一氧化碳生产单元过程的换热损失均约为14％。水煤气变换单元的操作温度为250℃，甲烷化单元为绝热反应器，考虑到催化剂特性，甲烷化反应器的温度控制在700℃。联合循环单元燃气轮机压比为18.0，透平初温为1300℃，余热锅炉采用三压再热技术，分别为120bar/535℃,30bar/535℃,30bar/290℃。联合循环排烟温度为95.4℃，压力为微正压1.03bar。煤气热回收单元、化工合成单元的蒸汽热回收参数设置为120bar/30bar/8bar，温度为535℃/430℃/290℃。
表1全调整适度循环型联合系统性能
*相对节能率＝(分产系统总输入-联产系统总输入)/分产系统总输入；参比系统为无CO2捕集的SNG单产系统及无CO2捕集的IGCC系统
**折合SNG生产效率＝(联产系统SNG输出)/(联产系统煤输入-联产系统电力输出/IGCC分产效率)
基于煤炭碳氢组分分级气化的全调整适度循环型联合系统的典型实施例的性能如表1所示。从表1中可以看出，相对分产系统，全调整适度循环型联产系统在同样产品输出的情况下，相对节能率为12.8％，折合SNG生产效率达67.7％，具有良好的节能效果。而无调整适度循环型联产系统因取消了部分水煤气变换单元，节省了蒸汽消耗及部分CO2分离功，因而相对节能率可达14.4％，折合SNG生产效率达71.0％，如表2所示。
表2无调整适度循环型联合系统性能
*相对节能率＝(分产系统总输入-联产系统总输入)/分产系统总输入；参比系统为无CO2捕集的SNG单产系统及无CO2捕集的IGCC系统
**折合SNG生产效率＝(联产系统SNG输出)/(联产系统煤输入-联产系统电力输出/IGCC分产效率)
如上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明保护的范围之内。

Claims (9)

1.一种化工未反应气适度循环型化工-动力多联产系统，该联产系统包括气化岛、化工岛及动力岛，所述气化岛包括燃烧器、焦炭制备单元和焦炭气化单元，燃烧器中产生的高温烟气供入所述焦炭制备单元和焦炭气化单元，所述焦炭制备单元制备的富氢焦炉煤气以及所述焦炭气化单元制备的富CO气化煤气供入所述化工岛，其特征在于，
所述化工岛包括水煤气变换和CO2分离单元及化工合成单元，其中，
--所述气化岛中焦炭气化单元制备的富CO气化煤气经废热锅炉Ⅰ回收热量后分为两路，一路富CO气化煤气通入所述水煤气变换和CO2分离单元与水蒸气发生反应，生成CO2气体和氢气，另一路富CO气化煤气与所述水煤气变换和CO2分离单元分离出的氢气、以及所述焦炭制备单元制备的经废热锅炉Ⅱ回收热量后的富氢焦炉煤气按比例混合后形成H2/CO的合成反应新气；
--所述合成反应新气通入所述化工合成单元生成粗产品，该粗产品经分流/分离单元得到的循环气一部分重新通入化工合成单元，另一部分通入提纯或精制单元得到化工产品以及未反应气；
--所述水煤气变换和CO2分离单元分离出的CO2气体分为两路，一路经CO2压缩机压缩后通入所述气化岛中的焦炭气化单元，另一路直接排空或经过CO2纯化单元提纯后再经压缩单元压缩后实施碳捕集；
所述动力岛包括联合循环单元，所述化工岛中提纯或精制单元产生的未反应气、化工合成单元回收的蒸汽及各废热锅炉回收的蒸汽均通入所述联合循环单元发电。
2.按照权利要求1所述的系统，其特征在于，所述系统为全调整适度循环型联产系统，水煤气变换和CO2分离单元将合成反应新气中的H2、CO调整到预定的当量摩尔比。
3.按照权利要求1所述的系统，其特征在于，所述系统为无调整适度循环型联产系统，水煤气变换和CO2分离单元中分离出仅满足焦炭气化单元所需的CO2，水煤气变换单元的CO变换比例可调。
4.按照权利要求2或3所述的系统，其特征在于，所述水煤气变换和CO2分离单元的CO变换比例可调，多余的CO2排空或纯化压缩后实施碳捕集。
5.按照权利要求1所述的系统，其特征在于，所述联合循环发电单元包括燃气轮机透平和蒸汽轮机，所述燃气轮机透平初温及蒸汽轮机温度包含所有温度段，燃气轮机透平压力包含所有压力，而不仅限于某一压力。
6.按照权利要求5所述的系统，其特征在于：联合循环单元中燃气轮机压比、温比、余热锅炉蒸汽参数均可调，不应局限于某一特定参数或参数组合。
7.按照权利要求1所述的系统，其特征在于：CO2分离囊括各种CO2分离方法，包括但不仅限于Selexol、PSA和MEA方法。
8.按照权利要求1所述的系统，其特征在于：所述化工合成单元中的化工合成包含多种化工合成工艺，包含甲烷、氢气、甲醇、二甲醚、及合成油化工合成工艺；每种化工产品的合成包含多种生产工艺，而不仅限于某种工艺；输出的产品为多种化工产品和替代燃料，包括但不限于甲烷、氢气、甲醇、二甲醚、及合成油。
9.按照权利要求1所述的系统，其特征在于：所述焦炭制备单元的反应温度为600～1100℃，所述焦炭气化制备单元的反应温度为800～1100℃，主要产品为CO，变换产氢过程中变换反应发生的温度为200～500℃，所述的联合循环发电单元燃气轮机透平初温及蒸汽轮机温度包含所有温度段，燃气轮机透平压力包含所有压力，而不仅限于某一压力。
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