專利名稱：基于煤氣化與甲烷化的電－替代天然氣聯(lián)產系統(tǒng)及工藝的制作方法
技術領域：
本發(fā)明主要涉及一種新穎的電-替代天然氣聯(lián)產系統(tǒng)及工藝方法，特別是涉及基于煤氣化和甲烷化的聯(lián)產系統(tǒng)及工藝方法，本發(fā)明還涉及利用上述系統(tǒng)和工藝方法實現一種全新的焦爐煤氣利用方式。
背景技術：
煤氣化是以煤基為能源的化工系統(tǒng)中最重要的核心技術和關鍵設備，以其為基礎的能源及化工系統(tǒng)不僅能較好地解決煤轉化過程中效率和污染物排放問題，且能生產液體燃料和電力等能源產品，對解決煤炭資源綜合利用和緩解中國油氣資源短缺問題有重要的意義。
甲烷化作為一種凈化技術的傳統(tǒng)應用為(1)用于脫除工藝氣體(如精制H2或氨合成氣)中少量的CO和CO2；(2)城市煤氣借助CO甲烷化而被解毒，且單位體積的熱值增加。而甲烷化的大規(guī)模應用是生產替代天然氣，如美國Great plains天然氣廠于1984年投產，日耗煤量18500噸，可用率大于98.7％，CO2減排量達到5000噸/天。
近年來，由于世界范圍內燃油和天然氣價格的飆升，再加上溫室效應對氣候和生態(tài)影響的明顯加劇。依據我國富煤少氣的資源狀況，IGCC作為一種新型的潔凈煤發(fā)電技術，憑借其較高的供電效率和潛在的CO2減排優(yōu)勢，又重新站上了歷史舞臺。但是，它仍面臨如下三個問題首先，IGCC電站的經濟性，IGCC電站的造價目前是普通燃煤電站造價的2倍；其次，IGCC電站變負荷運行能力；第三，燃氣輪機改燒中低熱值煤氣的改造技術。
另外，我國的焦炭生產量、消費量、出口量均居世界第一位，但大量的焦爐煤氣卻得不到有效利用，直接放空燃燒，不僅浪費了寶貴的資源，也嚴重污染了環(huán)境。

發(fā)明內容
本發(fā)明的目的在于綜合利用已大規(guī)模應用的煤氣化和甲烷化技術，解決現有煤炭高效利用技術存在的問題而提出的一種煤基電-替代天然氣聯(lián)產系統(tǒng)及工藝方法，改變傳統(tǒng)電站單一的能源供應形式，同時生產電力和替代天然氣；同時借助此系統(tǒng)及工藝方法為焦爐煤氣的利用提供了一種全新的解決方案，使其轉變?yōu)槟芰棵芏雀叩奶娲烊粴狻?br> 本發(fā)明的目的可以通過以下技術方案來實現一種基于煤氣化甲烷化的電-替代天然氣聯(lián)產系統(tǒng)，其特征在于該系統(tǒng)包括a)一個燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置；b)一個產生氧氣的空氣分離裝置；c)一個產生高壓蒸汽和粗煤氣的煤氣化設備，該煤氣化設備通過氧氣管道與空氣分離裝置連接，通過高壓蒸汽管道與燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置連接；
d)一個一氧化碳耐硫變換反應器，該一氧化碳耐硫變換反應器將煤氣化設備制得的粗氣化煤氣調整為適合甲烷合成的氣化煤氣；e)一個脫硫脫碳設備，該設備脫除從一氧化碳耐硫變換反應器出來的氣化煤氣中的有機硫和無機硫脫，通過氣化煤氣管道與所述的一氧化碳耐硫變換反應器連接并回收單質硫，富集二氧化碳；f)一個甲烷化反應器，反應后生成替代天然氣，該反應器通過氣化煤氣管道與所述的一氧化碳耐硫變換反應器連接，通過替代天然氣管道分別與民用燃料管道、替代天然氣儲罐和燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置連接，通過蒸汽管道與分別與燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置、一氧化碳耐硫變換反應器和脫硫脫碳設備連接。
本發(fā)明提供的一種基于煤氣化甲烷化的電-替代天然氣聯(lián)產工藝方法，其特征在于該方法按如下步驟進行1)空氣進入空氣分離裝置制得的氧氣和煤粉或水煤漿一起進入煤氣化設備，產生的粗氣化煤氣經顯熱回收，產生高壓蒸汽送入燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置以產生電力；2)降溫后的粗氣化煤氣進入一氧化碳耐硫變換反應器發(fā)生變換反應，以調整適合甲烷合成的氫碳比；調整之后的氣化煤氣進入脫硫脫碳設備，脫除其中的有機硫和無機硫，得到凈合成氣，并回收單質硫，得到富集二氧化碳以實現減排；3)將得到的凈合成氣送入甲烷化反應器生成替代天然氣，部分作為民用燃氣，部分送入燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置作為燃料以產生電力，部分送入替代天然氣儲罐以備不時之需；反應過程放出大量的熱以產生中壓蒸汽，部分送入燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置轉變?yōu)殡娏Γ糠炙腿胍谎趸寄土蜃儞Q反應器，部分送入脫硫脫碳設備。
所述的基于煤氣化與甲烷化的電-替代天然氣聯(lián)產工藝方法，其特征在于所述的一氧化碳耐硫變換反應器使用的催化劑是鈷一鉬催化劑，調節(jié)適合甲烷合成的氫碳比為3∶1。
所述的基于煤氣化與甲烷化的電-替代天然氣聯(lián)產工藝方法，其特征在于步驟3)所述的甲烷化反應器內的反應過程分兩步進行，第一步在溫度500-600℃的絕熱反應器中進行，第二步在250-300℃的等溫反應器中進行，反應壓力為50-60bar；反應過程放出的熱以產生的中壓蒸汽壓力為40-60bar。
所述的基于煤氣化與甲烷化的電-替代天然氣聯(lián)產工藝方法，其特征在于所述的煤氣化設備采用煤粉或水煤漿進料和顯熱回收方式，氣化壓力為55-65bar，產生的高壓蒸汽壓力為80-140bar，降溫后的粗氣化煤氣的溫度為150-400℃。
所述的基于煤氣化與甲烷化的電-替代天然氣聯(lián)產工藝方法，其特征在于當在煤氣化設備發(fā)生故障時，將替代天然氣儲罐中儲存的替代天然氣送入燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置以產生電力。
所述的基于煤氣化與甲烷化的電-替代天然氣聯(lián)產工藝方法，其特征在于利用焦爐煤氣與變換反應后的氣化煤氣直接混合來調節(jié)氫碳比。
本發(fā)明具有以下優(yōu)點及突出性效果①可以將煤(特別是高硫煤等)轉化為潔凈的、高附加值的電和替代天然氣能源載體。故可在各大城市周邊具有煤炭資源、而天然氣資源匱乏的地方建立電-替代天然氣聯(lián)合生產工廠，既為城市提供電力，又提供民用的替代天然氣。有機的將煤氣化、甲烷化和燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)整合在一起，實現了煤的高效清潔利用，并無須改造燃氣輪機。②可以高效的綜合利用焦爐煤氣，解決煉焦廠、特別是中小煉焦廠焦爐煤氣出路問題。③電力與替代天然氣共同承擔煤氣化、凈化等過程的設備費用，從而使得比投資費用下降。產品的多樣性，改變了傳統(tǒng)電站單一能源載體的供應模式，可以提升企業(yè)競爭力和經濟效益。④電力與替代天然氣生產過程耦合在一起，當電力需要變負荷時，只需將甲烷化反應多生產的替代天然氣送入城市天然氣管網，各化工單元按照既定的額定工況運行而無須為電力調節(jié)改變負荷。⑤替代天然氣作為燃氣輪機的燃料，其組成完全滿足傳統(tǒng)燃氣輪機的要求，故無須對燃氣輪機進行改造。⑥由于替代天然氣生產過程需要調整氫碳比，從而可以減排CO2，且減排的目的更加合理。


圖1為本發(fā)明基于煤氣化甲烷化的電一替代天然氣聯(lián)產系統(tǒng)工藝流程圖。
具體實施例方式
下面借助附圖對本發(fā)明的系統(tǒng)結構和具體實施方式
作進一步的說明。
本發(fā)明提出的系統(tǒng)主要包括燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置20、空氣分離裝置21、煤氣化設備15、一氧化碳耐硫變換反應器16、脫硫脫碳設備17、甲烷化反應器18、替代天然氣儲罐19；所述的煤氣化設備通過氧氣管道與空氣分離裝置連接，通過高壓蒸汽管道與燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置連接；所述的一氧化碳耐硫變換反應器將煤氣化設備制得的粗氣化煤氣調整為適合甲烷合成的氣化煤氣；所述的脫硫脫碳設備將從一氧化碳耐硫變換反應器出來的氣化煤氣中的有機硫和無機硫脫脫除，通過氣化煤氣管道與所述的一氧化碳耐硫變換反應器連接并回收單質硫，富集二氧化碳；所述的甲烷化反應器，反應后生成替代天然氣，該反應器通過氣化煤氣管道與所述的一氧化碳耐硫變換反應器連接，通過替代天然氣管道分別與民用燃料管道、替代天然氣儲罐和燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置連接，通過蒸汽管道與分別與燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置、一氧化碳耐硫變換反應器和脫硫脫碳設備連接。
本發(fā)明的具體工藝如下空氣1進入空氣分離裝置21制得的氧氣3和煤粉或水煤漿2一起進入煤氣化設備15，產生的粗氣化煤氣經顯熱回收，產生高壓蒸汽5送入燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置20；降溫后的粗氣化煤氣4進入一氧化碳耐硫變換反應器16發(fā)生變換反應，以鈷-鉬作為催化劑，調整適合甲烷合成的氫碳比；調整之后的氣化煤氣6進入脫硫脫碳設備17，以脫除其中的有機硫和無機硫，得到凈合成氣7，并回收單質硫9，富集二氧化碳8以實現減排；將得到的凈合成氣7送入甲烷化反應器18生成出替代天然氣10，部分作為民用燃氣，部分送入燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置20作為燃料以產生電力12，部分送入替代天然氣儲罐19以備不時之需；反應過程放出大量的熱通過高溫給水帶走，使得反應溫度維持在某一范圍，并產生中壓蒸汽11，部分送入燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置20轉變?yōu)殡娏?2，部分送入一氧化碳耐硫變換反應器16作為反應原料，部分送入脫硫脫碳設備17為吸收劑的再生提供熱量；當在煤氣化設備15等發(fā)生故障時，可以將替代天然氣儲罐19中儲存的替代天然氣13送入燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置20以產生電力12。
下面通過實施例及附圖對本發(fā)明作進一步詳述，但本發(fā)明并不局限于實施例。
實施例1以原煤消耗量5000噸/天和以燃氣輪機是西門子V94.3a的燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)為基礎來對實施例進行基本負荷時系統(tǒng)整體性能的計算。
空氣1進入空氣分離裝置21制得的氧氣3，經加壓至60-70bar后和濃度為60-70％的水煤漿2一起進入煤氣化設備15，煤氣化設備可以采用多種結構形式，例如兩段式、四噴嘴對置式或德士古形式等，氣化壓力為55-65bar，溫度為1300-1500℃，產生的粗氣化煤氣經顯熱回收，產生80-140bar的高壓蒸汽5送入燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置20；降溫后的粗氣化煤氣4為150-400℃，進入一氧化碳耐硫變換反應器16發(fā)生變換反應，所用的催化劑為鈷-鉬催化劑，將氫碳比調整為適合甲烷合成的3∶1；調整之后的氣化煤氣6進入脫硫脫碳設備17，以MDEA或者NHD為吸收劑，脫除其中主要的有機硫(H2S)和無機硫(COS)，通過Claus工藝回收單質硫(S)9，富集二氧化碳8經加壓液化后注入油田或者埋存于海底以實現減排；得到的凈合成氣7進入甲烷化反應器18生成替代天然氣，甲烷化反應后的替代天然氣10中甲烷摩爾含量可以達到93-96％，被分成三個部分進行利用，部分送入燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置20作為燃料，以產生電力12，部分送入天然氣管網作為城市民用燃氣，并有小部分送到替代天然氣儲罐19，以備在煤氣化設備發(fā)生故障時，從其將替代天然氣13供給燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置20使用，提高全廠的可用率；絕熱反應后的高溫氣體的熱量和反應過程放出大量的熱通過高溫給水帶走，并使得等溫反應溫度維持在250-300℃，產生的40-60bar的中壓蒸汽11，分成三股，一股送入燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置20轉變?yōu)殡娏?2，一股送入一氧化碳耐硫變換反應器16作為反應原料，另一股送入脫硫脫碳設備17為吸收劑的再生提供熱量。
本實施例1所用的氣化煤種采用陜西彬縣煙煤，其成分及低位熱值見表1。
表1原料煤成分及熱值

實施例2以氣化煤氣6和焦爐煤氣14直接混合調節(jié)氫碳比為3∶1這一情況為例，從而減輕一氧化碳耐硫變換反應器進行變換反應的負荷，工藝流程的其他組織形式和工藝參數限定如實施例1。在實施例2中，以實施例1計算得到的產品產量為基礎，來計算原料消耗量和系統(tǒng)整體性能。
本實施例2所用的焦爐煤氣成分及低位熱值見表2。
表2焦爐煤氣成分及低位熱值

通過就算，得到本發(fā)明系統(tǒng)及工藝方法在實施例1和實施例2中的整體性能如表3的數據所示。從表中可以看出，基于本發(fā)明的煤氣化與甲烷化的電-替代天然氣聯(lián)產系統(tǒng)及工藝，除了前述的優(yōu)點外，系統(tǒng)效率也比現有技術有所提高。
表3實施例1和實施例2整體性能數據

替代天然氣效率＝替代天然氣低位熱值/原料熱值；供電效率＝替代天然氣效率×燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)效率；系統(tǒng)效率＝(替代天然氣低位熱值×替代天然氣產量+凈供電量)/原料熱
權利要求
1.一種基于煤氣化甲烷化的電-替代天然氣聯(lián)產系統(tǒng)，其特征在于該系統(tǒng)包括a)一個燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置(20)；b)一個產生氧氣的空氣分離裝置(21)；c)一個產生高壓蒸汽和粗煤氣的煤氣化設備(15)，該煤氣化設備通過氧氣管道與空氣分離裝置(21)連接，通過高壓蒸汽管道與燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置；d)一個一氧化碳耐硫變換反應器(16)，該一氧化碳耐硫變換反應器將煤氣化設備制得的粗氣化煤氣調整為適合甲烷合成的氣化煤氣；e)一個脫硫脫碳設備(17)，該設備脫除從一氧化碳耐硫變換反應器出來的氣化煤氣中的有機硫和無機硫，通過氣化煤氣管道與所述的一氧化碳耐硫變換反應器連接，并回收單質硫(9)，富集二氧化碳(8)；f)一個甲烷化反應器(18)，反應后生成替代天然氣，該反應器通過替代天然氣管道分別與民用燃料管道、替代天然氣儲罐(19)和所述的燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置連接，通過蒸汽管道與分別與燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置、一氧化碳耐硫變換反應器和脫硫脫碳設備連接。
2.一種采用如權利要求1所述系統(tǒng)的基于煤氣化甲烷化的電-替代天然氣聯(lián)產工藝方法，其特征在于該方法按如下步驟進行1)空氣(1)進入空氣分離裝置(20)制得的氧氣(3)和煤粉或水煤漿(2)一起進入煤氣化設備(15)，產生的粗氣化煤氣(4)經顯熱回收，產生高壓蒸汽(5)送入燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置(20)以產生電力(12)；2)降溫后的粗氣化煤氣(4)進入一氧化碳耐硫變換反應器(16)發(fā)生變換反應，以調整適合甲烷合成的氫碳比；調整之后的氣化煤氣(6)進入脫硫脫碳設備(17)，脫除其中的有機硫和無機硫，得到凈合成氣(7)，并回收單質硫(9)，富集二氧化碳(8)以實現減排；3)將得到的凈合成氣(7)送入甲烷化反應器(18)生成替代天然氣(10)，部分作為民用燃氣，部分送入燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置(20)作為燃料以產生電力(12)，部分送入替代天然氣儲罐(19)以備不時之需；反應過程中放出的熱產生中壓蒸汽(11)，部分送入燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置(20)轉變?yōu)殡娏?12)，部分送入一氧化碳耐硫變換反應器(16)，部分送入脫硫脫碳設備(17)。
3.如權利要求2所述的基于煤氣化與甲烷化的電-替代天然氣聯(lián)產工藝方法，其特征在于所述的一氧化碳耐硫變換反應器使用的催化劑是鈷-鉬催化劑，調節(jié)適合甲烷合成的氫碳比為3∶1。
4.如權利要求2或3所述的基于煤氣化與甲烷化的電-替代天然氣聯(lián)產工藝方法，其特征在于步驟3)所述的甲烷化反應器內的反應過程分兩步進行，第一步在溫度500-600℃的絕熱反應器中進行，第二步在250-300℃的等溫反應器中進行，反應壓力為50～60bar；反應過程放出的熱以產生的中壓蒸汽壓力為40-60bar。
5.如權利要求2所述的基于煤氣化與甲烷化的電-替代天然氣聯(lián)產工藝方法，其特征在于所述的煤氣化設備采用煤粉或水煤漿進料和顯熱回收方式，氣化壓力為55-65bar，產生的高壓蒸汽壓力為80～140bar，降溫后的粗氣化煤氣的溫度為150～400℃。
6.如權利要求2所述的基于煤氣化與甲烷化的電-替代天然氣聯(lián)產工藝方法，其特征在于當在煤氣化設備(15)發(fā)生故障時，將替代天然氣儲罐(19)中儲存的替代天然氣(13)送入燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置(20)以產生電力(12)。
7.如權利要求2所述的基于煤氣化與甲烷化的電-替代天然氣聯(lián)產工藝方法，其特征在于利用焦爐煤氣(14)與變換反應后的氣化煤氣(6)直接混合來調節(jié)氫碳比。
全文摘要
基于煤氣化與甲烷化的電－替代天然氣聯(lián)產系統(tǒng)及工藝，該工藝首先使空氣分離裝置制得的氧氣和煤粉或水煤漿進入煤氣化設備，產生的粗氣化煤氣經顯熱回收后送入一氧化碳耐硫變換反應器調整氫碳比，再送入脫硫脫碳設備回收單質硫并富集二氧化碳，將凈合成氣送入甲烷化反應器生成替代天然氣，部分作為民用燃氣，部分送入燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置，部分送入替代天然氣儲罐。其系統(tǒng)及工藝有機的將煤氣化、甲烷化和燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)整合在一起，實現了煤的高效清潔利用，并可綜合利用焦爐煤氣；無須改造燃氣輪機，各化工單元按照既定的額定工況運行而無須為電力調節(jié)改變負荷，合理實現減排CO
文檔編號C10J3/86GK101074397SQ20071011772
公開日2007年11月21日 申請日期2007年6月22日 優(yōu)先權日2007年6月22日
發(fā)明者李政, 王明華 申請人:清華大學