褐煤間接液化工藝的技術(shù)經(jīng)濟模型研究

武立俊，王燁敏

(山西工程技術(shù)學院，山西 陽泉 045000)

0 前 言

煤制油是1種以煤為基生產(chǎn)合成燃料油的煤炭轉(zhuǎn)化工藝，其產(chǎn)品可取代或補充從石油中提取的柴油和汽油。在煤液化工廠常使用FT催化合成工藝，即煤首先被氣化產(chǎn)生合成氣(CO+H2)，隨后被轉(zhuǎn)化成液態(tài)的碳氫化合物(如汽油和柴油)。此燃料油含有極少量的芳香族化合物和氮氧化物、硫氧化物，較為清潔。常見的2種液化工藝流程如圖1所示。

圖1 常見的2種煤液化工藝流程框圖

先前的研究大多以煙煤作為液化原料，較少考慮采用低階煤作液化原料。褐煤在化學組成、煤質(zhì)特性與煙煤差別較大，因其有較大的價格優(yōu)勢故可降低原料成本，因此了解低階煤種對液化工藝的影響尤為重要[1-3]。

為了更具代表性，以下研究兼顧水煤漿進料的GE氣化與干法進料的Shell煤氣化2種典型氣化技術(shù)。前者將附加的一部分水引入氣化設備，后者進水很少，兩者的操作溫度和壓力不同，產(chǎn)生的合成氣成分也有差別。

目前，有關CO2排放和生產(chǎn)成本對使用低階煤的間接液化工藝的影響研究較少，且在系統(tǒng)分析關鍵參數(shù)如何影響煤液化成本以及在碳約束影響方面均缺乏詳細的經(jīng)濟評價研究，因而展開褐煤間接液化工藝的技術(shù)經(jīng)濟模型評價研究極有必要。

1 研究目標

在該研究中，通過使用褐煤作為原料建立間接液化工藝的技術(shù)經(jīng)濟模型，評估使用褐煤的GE和Shell煤氣化間接液化工藝的性能、成本及碳排放，另外比較了CCS的運行成本和CO2的排放費用。

2 研究方法

利用Aspen Plus化工流程模擬軟件建立技術(shù)經(jīng)濟模型，若設定生產(chǎn)能力、操作條件及組分即能計算生產(chǎn)過程的質(zhì)量和能量守恒。將Aspen Plus得出的結(jié)果再輸入成本模型即可計算產(chǎn)品成本[4]。

煤樣的工業(yè)分析及元素分析結(jié)果詳見表1。從表1中可看出，煤的水分和灰分較高，而發(fā)熱量較低，因此需先脫除部分水分(小于12%)以達到氣化爐的干法進料要求。

表1 實驗煤樣的工業(yè)分析結(jié)果

水分(Mt)/%灰分(Ad)/%元素分析/%CdHd0dNdSt,d/%發(fā)熱量(Qnet,ar)/(MJ·kg-1)Cld/%33.016.0035.002.7011.100.801.3014.000.20

GE氣化爐溫度設定為1 316 ℃，壓力為5.6 MPa，鼓入的氧氣純度為95%(其余5%的氣體為氮氣和氬氣)，O2與C的摩爾比為0.47。水煤漿進料中干煤的質(zhì)量百分比為50%。相比之下，Shell煤氣化爐的操作溫度(1 427 ℃)更高，壓力為4.3 MPa，O2與C的摩爾比為0.42。從空分裝置分離出的氮氣使煤流態(tài)化后輸送至氣化爐。

2.1 液化工藝模型分析

2.1.1煤氣化反應

煤氣化工藝過程包括煤與水的反應、煤與氧的反應，從空氣分離器出來的熱解氣體首先在輻射冷卻裝置中冷卻，產(chǎn)生的熱壓氣流可用于發(fā)電。典型的氣化爐中發(fā)生的化學反應如下:

以上方程均可通過aspen plus中的熱力學物性數(shù)據(jù)加以計算，得出實際的合成氣體組分。

從氣化爐輸出的合成氣被冷卻、凈化，再使用高效的兩段Selexol工藝以脫除絕大部分的H2S和CO2。因為FT合成催化劑對硫很敏感，且CO2的存在對FT合成反應也有害。因此，捕集CO2是煤制油工藝的一部分，同時該技術(shù)也能減輕大氣環(huán)境的壓力[5-10]。

2.1.2費托合成

已凈化的合成氣接著進入低溫(約250 ℃)的水煤漿進料的費托合成器中，使用鐵系催化劑將合成氣轉(zhuǎn)化為不同碳鏈長度的碳氫化合物。反應見下式:

(8)

從式(8)可看出，費托合成反應中H2/CO的摩爾比率為2，但對于水煤漿進料的費托合成器，反應生成的合成氣中H2/CO比率有時會很低(約0.67)，可借助水煤氣變換反應(2)而提高H2/CO比率。而水煤氣變換反應(WGS)的程度依賴于進料的H2/CO比率，其比率越低則反應率越高。產(chǎn)生的CO2通過Selexol系統(tǒng)被分離。費托合成器的反應溫度還能產(chǎn)生中壓水蒸氣用以發(fā)電。

雖上述反應器對于生產(chǎn)較高碳原子數(shù)的有機化合物更合適，但若設計適當，也能使用該反應器生產(chǎn)所需的液體產(chǎn)品。費托合成產(chǎn)品中碳鏈長度的分布取決于碳鏈增長幾率α，其大小取決于費托合成器的操作參數(shù)(如溫度、催化劑等)，計算公式如下:

Wn=n(1-α)2αn-1

(9)

眾所周知，使用鐵系催化劑的費托反應器有1個雙峰的產(chǎn)品分布，即意味著α值隨著碳原子數(shù)變化而變化。在此研究中，α值變化范圍取為0.85～0.95。利用Aspen Plus軟件建立費托合成模型，以模擬給定進料合成氣組分情況下的費托合成反應和水煤氣反應過程，且假定反應中CO轉(zhuǎn)化率為80%。使用上述給定范圍的α值，產(chǎn)品中碳原子數(shù)的分布可通過公式(9)確定[11-13]。

從費托合成器產(chǎn)生的氣體包括未轉(zhuǎn)化的合成氣、CO2和低分子有機物(C1～C4)，在只產(chǎn)液體燃料的工藝中，氣體從液體中被分離，除去CO2后再進入費托合成器，進一步將低分子的碳氫化合物轉(zhuǎn)化為CO和H2，而少量的氣體排入大氣。在有CCS工藝的只產(chǎn)液體燃料的工廠中，由于需使用吹掃氣體因而有少量的碳排放。

2.1.3發(fā)電單元

從費托合成器輸出的、未轉(zhuǎn)化的合成氣還可進入氣輪機中燃燒而產(chǎn)生電能。此處氣輪機型號為GE7FB，其操作壓力為18.5 MPa,溫度為1 395 ℃。氣輪機性能及型號的選擇首先要檢驗校準，包括氣輪機和空氣壓縮機等熵效率的計算。在氣體燃燒之前，先和ASU單元排出的氮氣混合，目的是控制氮氧化物的排放。被氮氣稀釋以后，燃料進入氣輪機燃燒，釋放出較低的熱值，范圍在4.5 MJ/m3～4.8 MJ/m3。

從氣輪機排出的熱廢氣可在蒸汽發(fā)生器中冷卻，在此產(chǎn)生高壓的過熱蒸汽(9.8 MPa、38 ℃)。蒸汽發(fā)生器也將中壓蒸汽(2.1 MPa)加熱至538 ℃。該蒸汽在1個三段蒸汽輪機中膨脹做功(9.8 MPa、2.1 MPa、0.28 MPa)后產(chǎn)生二次電能。如前所述，蒸汽也能夠從粗煤氣冷卻器和費托反應器冷卻夾層中產(chǎn)生。在提供輔助的負荷需要(即ASU單元的發(fā)電、二氧化碳的捕集單元、CCS單元、二氧化碳的壓縮等)后，剩下的電量可進入商業(yè)電網(wǎng)。

2.1.4二氧化碳的捕集和貯存

當CCS工藝中，CO2被加壓至150bar，通過管路輸送至深井構(gòu)筑物儲存。在多產(chǎn)品系統(tǒng)中，未轉(zhuǎn)化的合成氣在氣輪機中燃燒導致額外的CO2排放，通過胺基燃后捕集工藝來捕集。對該系統(tǒng)，CCS單元需提供燃后CO2捕集所需能量，其中包括溶劑再生需要的低壓蒸汽、泵和其它設備的用電需求。從電廠出來的此兩種CO2進行合并、壓縮，最后輸送到深井中。

對于只產(chǎn)液體燃料的工藝，在一定程度上電是由廢熱產(chǎn)生，只能滿足廠區(qū)用電，沒有多余的電能進入電網(wǎng)。對于沒有CCS單元的工廠，從廢熱中獲得的額外蒸汽能可作為產(chǎn)品之一，在結(jié)果中未計入。雖在費托合成循環(huán)中通過燃燒氣體也能產(chǎn)生額外的電能，但也同時會產(chǎn)生額外的成本。因為有效的蒸汽能可滿足所有的設備需求，此選擇在文中未考慮，符合現(xiàn)在的商業(yè)實際[14]。因廢熱被利用的情況下，只產(chǎn)液體燃料的工廠的效率才不受影響，雖總成本會由于CCS單元而有所增加，具體討論如下。

3 研究結(jié)果

不同氣化工藝下合成氣組分的結(jié)果見表2。從表2可看出，水煤漿進料的GE氣化爐產(chǎn)生的CO2含量(19.7%)很高，而Shell氣化爐產(chǎn)生的CO2含量僅有6.6%。造成兩者較大差異的原因主要由于溫度的不同而直接影響CO2的生成。另外，在較高溫度下，CO的含量要比H2的含量高出許多(22.9%)。而在GE氣化爐中，因為過量水的存在，H2的產(chǎn)率要比CO高12.2%。水煤漿進料時，在氣化產(chǎn)品中水分含量達到33.1%，因此作為有用組分的CO和H2，Shell工藝比GE工藝的含量要高28.7%。

表2 不同氣化工藝下的合成氣組分

%

從氣化爐輸出的合成氣經(jīng)過干燥和凈化，可除去大部分CO2和H2S等雜質(zhì)。對于Shell氣化爐，產(chǎn)生的粗煤氣經(jīng)變換后可將H2/CO提高到0.67，此即費托合成的最低要求[15]。

3.1 只產(chǎn)液體燃料的工藝性能分析

不同煤種及不同氣化爐的性能及成本實驗結(jié)果見表3。整體效率可定義為輸出能量除以輸入能量。

3.1.1褐煤實驗

褐煤的灰分和水分均較高，在水煤漿中的固體含量也較低，且進入Shell氣化爐的干煤粉中的水分含量稍高。

對于GE氣化爐，褐煤的消耗量要高出6.5%，沒有CCS單元的CO2排放量比Shell高出8.1%。若加入CCS單元，2種工藝的CO2排放量均很低，即使用褐煤的液化整體效率都較低。

表3 不同氣化工藝的性能及成本實驗結(jié)果

性能及成本有無CCS單元GEShell整體效率/%53.156.3CO2排放量/無CCS單元28.126.0(1 000 t·d-1)有CCS單元0.10.2總成本/(1 000美元·桶-1)無CCS單元133.0137.4有CCS單元134.4138.6液體產(chǎn)品成本/無CCS單元91.493.3(美元·桶-1)無CCS+CO2排放稅105.5106.3有CCS單元97.999.3

從表3中可看出，增加CCS單元后的成本幾乎沒有增加。沒有CCS單元的液體燃料成本約為

91美元/桶，若計入CO2排放稅則為105美元/桶。增加CCS單元的液體產(chǎn)品成本為98美元/桶，比沒有CCS單元的多付出CO2排放稅要便宜，Shell氣化爐也有相似的結(jié)論。只要CO2的排放稅高于12美元/t時，CCS單元均具有較好的經(jīng)濟性。

3.1.2不確定性和敏感性分析

除了上述確定性因素的分析外，以下引入概率分析以考察不確定變量對成本和操作參數(shù)的影響。成本變量對應的范圍和可能性分布見表4。不確定分析引用了蒙特卡羅統(tǒng)計模擬法，即在Matlab軟件中使用隨機數(shù)程序，每種情況完成了20 000種模擬產(chǎn)生了模擬的成本結(jié)果可能分布。

表4 成本變量對應的范圍和可能性分布

褐煤間接液化產(chǎn)品成本不確定性的影響如圖2所示。

圖2 褐煤液化產(chǎn)品成本不確定性的影響

上述結(jié)果適用于2種氣化爐。產(chǎn)品成本的總體變化幾乎由1個或多個因素決定，表明了在評價煤制油工廠的收益性方面經(jīng)濟的假設極其重要。液體產(chǎn)品成本90%的置信區(qū)間范圍在(60～120)美元/桶。如果原油價格高于(60～120)美元/桶范圍，則煤制油項目的投資就不會出現(xiàn)風險。

煤制油的生產(chǎn)規(guī)模對液體燃料產(chǎn)品成本的影響如圖3所示。從圖3可看出，生產(chǎn)規(guī)模對液體燃料產(chǎn)品成本也有1個顯著的影響，對于處理量125 000桶/d的工廠，產(chǎn)品成本要比處理量10 000桶/d的成本低30%左右。除此以外，不同的煤種和氣化工藝也會影響產(chǎn)品成本[16]。

圖3 煤制油的生產(chǎn)規(guī)模對液體燃料產(chǎn)品成本的影響

3.2 多產(chǎn)品系統(tǒng)分析

褐煤實驗結(jié)果見表5。從表5可看出，Shell工藝的總成本比GE工藝略低，且整體效率略高。

3.3 多產(chǎn)品工藝與只產(chǎn)液體燃料油工藝的比較

綜上所述，多產(chǎn)品工廠發(fā)電量可觀，產(chǎn)生的利潤降低了液體燃料的成本。電價越高，液體油的成本越低。電價和CO2排放稅對液體油成本的影響如圖4所示。由圖4可知，當電價在50美元/MWh～90美元/MWh時，多產(chǎn)品工廠的成本較低。此電價范圍將來可能提高，且碳的排放限制也會更嚴格。因此多產(chǎn)品系統(tǒng)將會越來越受歡迎。然而，此電價范圍對其它煤和不同氣化類型是不同的。對于使用褐煤的GE工廠，電價在50美元/MWh～100美元/MWh，多產(chǎn)品系統(tǒng)成本較低；對于Shell工藝，電價則為60美元/MWh～130美元/MWh。

表5 多產(chǎn)品氣化工藝的性能及成本實驗結(jié)果

性能及成本有無CCS單元GEShell銷售電量/MW無945650有815540效率/%無49.449.5有47.747.9CO2排放量/(1 000 t·d-1)無43.238.1有0.81.0總成本/(1 000美元·桶-1)無173.4171.4有187.6183.2無80.689.8液體產(chǎn)品成本/無CCS+CO2排放稅102.3108.9(美元·桶-1)有103.3109.5有CCS+ CO2排放稅103.7110.0

圖4 電價和CO2排放稅對液體油成本的影響

由圖4可知，只有當電價不超過80美元/MWh時，CCS單元的成本才會比碳排放稅低。若電價過高，賣電利潤不足以抵消CCS系統(tǒng)的成本。因此，總體來說，雖多產(chǎn)品液化因為額外生產(chǎn)電能使液體產(chǎn)品成本較低，但電價的收支平衡還取決于氣化技術(shù)和煤種。水煤漿進料比干法進料的收支平衡點低。

4 結(jié) 論

該研究通過建立褐煤直接液化技術(shù)經(jīng)濟模型從而對煤制油工藝的性能、碳排放及成本進行了綜合評價，即使用了低階褐煤進料且考慮了水煤漿進料和干法進料2種方式。

對于只產(chǎn)液體燃料產(chǎn)品的工廠，干法進料性能優(yōu)異于濕法進料，但在成本上，水煤漿進料略占優(yōu)勢。進一步研究表明，只產(chǎn)液體燃料的工廠，產(chǎn)量在50 000桶/d時，使用不同的氣化工藝，年產(chǎn)值大約為50億美元～70億美元。液體燃料的成本為75美元/桶～110美元/桶。如果CO2的排放稅高于12美元/t，CCS則更經(jīng)濟。液化生產(chǎn)規(guī)模對液體產(chǎn)品的成本也有顯著的影響，規(guī)模較大則液體產(chǎn)品的成本越低。由此可見，當考慮成本參數(shù)方面的不確定性和多樣性時，液體產(chǎn)品的成本受1個或多個因素的制約。

對于多產(chǎn)品工廠，依賴于耗煤量和發(fā)電量的整體效率，干法進料的工廠效率稍高，但CO2的排放量也高。水煤漿進料比干法進料生產(chǎn)的燃料油更便宜。因為能從發(fā)電獲得額外收益，雖總成本較高，相比于只產(chǎn)液體產(chǎn)品的工廠，多產(chǎn)品工廠生產(chǎn)的油類產(chǎn)品更便宜，但前提是電價能維持在50美元/MWh～120美元/MWh。且在多產(chǎn)品工廠中，當電價超過80美元/MWh時，25美元/t的CO2排放稅并不足以使CCS單元更經(jīng)濟。