利用煤炭地下气化产品气发电的方法与流程

本发明涉及一种利用煤炭地下气化产品气发电的方法，属于煤炭地下气化产品气综合利用技术领域。

背景技术：

煤炭地下气化（isc）是一个借助氧化剂，通过地下煤层的燃烧和气化反应，把煤直接转化为产品气的过程。产品气通常被称为合成气，可以作为燃料生产、化工生产、发电等下游工艺的原料。该工艺过程集合了建井完井、地下采煤和煤气化工艺技术，具有安全性好、投资小、效益高、污染少等优点。

煤炭气化工艺是将煤炭通过一系列的化学反应转变为合成气的过程。其中主要的反应包括：

c+h20→h2+co（水蒸气气化反应）

co+h20↔h2+co2（水煤气变换反应）

co+3h2↔ch4+h20（甲烷化反应）

c+2h2→ch4（氢气气化反应）

c+½o2→co（部分氧化反应）

c+o2→co2（完全氧化反应）

c+co2→2co（二氧化碳气化反应）

一个用于氧化剂注入的钻井称为“注入井”，另外一个用于生产产品气的钻井称为“产品井”。定向钻井和垂直钻井都可作为注入井或产品井。煤炭地下气化（isc）可能在注入井和产品井之间还需要使用到一个或多个的垂直井（例如：功能井和辅助井）。

当煤层中有注入井、产品井和水平通道将二者连接起来时，此构造被称为一个煤炭地下气化（isc）单元或井对。isc单元包括燃烧区、气化区和热解区。其中，燃烧区在煤层中氧化剂注入点附近；气化区以放射状形态围绕在燃烧区周围或者在燃烧区下游，煤炭在气化区被气化、部分被氧化，从而生成产品气；热解区在气化区下游，煤的热解反应一般在这里发生。高温的产品气从气化区往下游流动，并最终从产品井井口输送到地面。在煤燃烧或气化的同时，煤层中的isc燃空区会生长变大。

通过煤炭地下气化生成的产品气（粗合成气）通常含有合成气（co、co2、h2、ch4及其他气体的混合物）以及其他成分（固体颗粒、水、煤焦油、烃类蒸汽，其他微量组分包括h2s、nh4、cos等）。其成分复杂程度取决于多个方面：煤炭地下气化所使用的氧化剂（空气或其他氧化剂，比如氧气、富氧空气或蒸汽混合物）、煤层中的内在水或周边地层渗入煤层中的水、煤质、以及煤炭地下气化工艺的操作参数，包括温度，压力等。

根据已有专利文献，目前的煤炭地下气化产品气的综合利用仍面临着诸多难题，具体如下：

a)除小规模空气气化合成气发电示范项目（包括直接发电和掺烧发电）外，缺乏大规模工业化项目的实施和运营。

b)煤炭地下气化生产的各类副产品，例如硫化氢/硫磺，工艺水，二氧化碳，煤焦油等没有明确和成熟的工业化综合利用方法或工艺来减少或去除这些副产品。

c)缺乏用于煤炭地下气化工艺的下游合成气及副产品煤焦油发电的工艺流程方案。

d)煤炭地下气化工艺中的空气气化、富氧气化和纯氧气化三种不同工艺所生产的合成气产品质量区别较大，直接影响其下游生产工艺和方法，不能一概而论。

技术实现要素：

本发明的目的在于解决现有技术的不足，提供一种利用煤炭地下气化产品气发电的方法。本发明提供的利用煤炭地下气化产品气发电的方法，充分利用煤炭地下气化工艺中的主要副产品扩展下游产成品范围，不仅减少了后期加工处理和排放的成本，还增加了项目产品产量和销售收入。

本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：

利用煤炭地下气化产品气发电的方法，所述方法包括如下步骤：

（1）多个地下气化炉或气化炉群通过富氧气化或纯氧气化工艺生产适当经济规模的粗合成气；

（2）粗合成气通过产品井输送至地面，并进入粗合成气冷却、水洗和分离单元，获得干合成气，所述干合成气包括h2、co、co2、ch4、h2s、cos和hcn成分；

（3）干合成气直接输送至燃烧单元和其机械耦合的发电单元进行燃气发电，生产电力。

优选的，步骤（2）中采用冷却水洗一步进行的直接冷却工艺，或者采用冷却水洗两步进行的间接冷却工艺。

优选的，所述燃烧单元采用往复式发动机或燃气轮机或锅炉，当使用往复式发动机时，干合成气预先进行减压处理。

优选的，步骤（3）干合成气输送至脱硫单元，其中干合成气内的cos和hcn通过催化水解单元转化为h2s和nh3，然后通过使用二异丙胺（dipam）或二乙胺（deta）选择吸附脱除h2s，硫化氢送至硫磺生产单元生产硫磺，之后通过合成气燃烧单元，驱动发电单元生产电力。

优选的，步骤（2）干合成气，首先输送至酸性气体脱除单元处理，所述酸性气体脱除单元的入口处包含cos水解单元，将合成气中cos和hcn转化成h2s和nh3，酸性气体脱除单元采用逆流气体吸收法，在吸收塔内利用可再生溶剂吸收合成气中的酸性气体，获得满足下游合成工艺要求h2s含量<1ppmv的干合成气。

优选的，步骤（2）中酸性气体脱除单元所采用低温甲醇洗和selexol工艺的物理溶剂吸附技术，离开吸收塔底部的富含酸性气体的溶剂被送到再生反应器中，通过低压蒸汽汽提脱除溶剂吸收的h2s，然后将其转化成硫磺，通过多级减压和氮气汽提处理，将与h2s一起被吸收的二氧化碳从溶剂中脱除。

优选的，副产品煤焦油可作为锅炉燃料生产高压蒸汽，并通过蒸汽轮机单元生产额外电力。锅炉给水通过废热回收蒸汽生产单元与燃烧单元排放的高温燃烧尾气进行热交换生产蒸汽。蒸汽轮机单元产生的冷凝水进行循环利用。

本发明的有益效果是：本发明提供的利用煤炭地下气化产品气发电的方法，充分利用煤炭地下气化工艺中的主要副产品扩展下游产成品范围，不仅减少了后期加工处理和排放的成本，还增加了项目产品产量和销售收入。

附图说明

为了更清楚地描述本发明的工艺技术流程，具体实施方案中所需要使用的附图描述如下。显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施方案，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是煤炭地下气化空气气化产品气发电的方块工艺流程图，方案一；

图2是煤炭地下气化空气气化产品气发电的方块工艺流程图，方案二；

图3是煤炭地下气化富氧气化产品气发电的方块工艺流程图；

图4是煤炭地下气化纯氧气化产品气发电的方块工艺流程图。

在附图中，相同的附图标记指相同部件。

1、空气分离装置（asu）；2、氧气；3、氮气；4、isc地下气化炉；5、粗合成气；6、粗合成气冷却、水洗和分离单元；7、干合成气；8、工艺水；9、工艺水处理单元；10、原水；11、工艺废料；12、处理的工艺水；13、气化水处理单元；14、气化水；15、煤焦油；16、煤焦油处理单元；17、处理的煤焦油；18、酸性气体脱除（agr）单元；19、二氧化碳；20、硫磺生产单元；21、硫磺；22、锅炉；23、蒸汽；24、脱硫单元；25、硫化氢；26、空气压缩机；27、压缩空气；28、燃烧单元；29、高温燃烧尾气；30、发电单元；31、电力；32、废热回收蒸汽生产单元；33、燃烧尾气；34、蒸汽轮机单元；35、冷凝水；36、富氧空气。

具体实施方式

下面通过具体实施例，并结合附图，对本发明的技术方案作进一步的具体说明。

在一个实施方案中，利用煤炭地下气化产品气发电。对于具有超低硫含量、氯含量、磷含量和重金属含量的高热值（lhv>24mj/kg）煤层，干合成气7无需额外的处理，可直接进行发电（图1）。该工艺可以采用空气气化、富氧气化或纯氧气化。空气气化生产的合成气热值较低，4-6mj/nm³；纯氧气化生产的合成气热值较高，10-12mj/nm³。其主要区别在合成气内惰性组分n2的含量，空气气化合成气中n2含量可高达50mole％，而纯氧气化合成气中n2含量小于1mole％。对于富含煤层气（甲烷）的煤层，合成气中甲烷含量和热值将有所增加。如图1所示，空气气化采用空气压缩机26生产压缩空气26注入到isc地下气化炉4。粗合成气5通过产品井输送至地面，并进入粗合成气冷却、水洗和分离单元6。粗合成气5通过直接冷却工艺（液体或气体冷却，文丘里装置、冷却塔等）或间接冷却工艺（叶片式风扇、换热器等）快速冷却至<150^oc。其中，直接冷却工艺包含了粗合成气洗涤的步骤，而间接冷却工艺则需要至少一个洗涤塔将粗合成气内的微量污染物（颗粒物，氯化物，汞，氨等）从粗合成气中移除。经水洗后的合成气然后进入气液分离器，脱除合成气中残留的自由液体，生成的干合成气7。干合成气7直接输送至燃烧单元28和其机械耦合的发电单元30进行燃气发电，生产电力31。从燃烧单元28排放出来的高温燃烧尾气29必须符合环保要求的排放标准。若采用空气气化，n2（高达50mole％）燃烧后将产生大量的nox排放，因此富氧气化或纯氧气化更有利于满足环保和低排放要求。若燃烧单元28采用往复式发动机（内燃机），燃烧过程将热能转化为机械能，并驱动发电单元30生产电力。往复式发动机相当耐用，规模灵活（单机容量100kw-10mw，基于天然气进料），并且可以通过并联机组控制项目规模。然后往复式发动机进料气体压力要求接近于环境压力，干合成气7需要进行减压处理。若燃烧单元28采用燃气轮机，则isc地下气化炉4出口的高压力有助于确定涡轮机。燃气轮机的典型单价容量4mw-425+mw，更适合大规模发电项目。对于燃气轮机，空气气化生产的合成气热值处于其最低要求，更适合于富氧气化和纯氧气化的合成气。还可以选用锅炉作为燃烧单元28，生产高压蒸汽后通过蒸汽轮机驱动发电单元30，生产电力31。所有生产过程的工艺水（图1未标示），通过冷凝回收后可以作为补给水送到工艺水处理厂，取代或减少原水10用量。

在另一个实施方案中，通过对合成气进行净化和处理，提高煤炭地下气化产品气发电工艺的适应性，使其适合高硫含量的煤层。如图2所示，干合成气7输送至脱硫单元24，其中合成气7内的cos和hcn通过催化水解单元转化为h2s和nh3。然后通过使用二异丙胺（dipam）或二乙胺（deta）选择吸附脱除h2s。经过脱硫后的合成气硫含量极低（h2s<0.1ppmv），主要组分为co2，ch4，h2和co。硫化氢25送至硫磺生产单元20生产硫磺21。之后通过合成气燃烧单元28，驱动发电单元30生产电力31。锅炉给水采用气化水14，通过废热回收蒸汽生产单元32与燃烧单元28排放的高温燃烧尾气29进行热交换生产蒸汽。煤焦油17作为燃料用于加热锅炉22生产高压蒸汽23和排放燃烧尾气33。煤焦油热值一般可以达到34-38mj/kg，可以与柴油热值（44mj/kg）媲美。高压蒸汽23通过蒸汽轮机单元34驱动发电单元30以生产电力31。蒸汽轮机单元34产生的冷凝水35进行回收并输送至气化水处理单元13处理和循环利用。

在另一个实施方案中，通过增加空气分离装置（asu）1生产高纯度氧气2（和副产物氮气3）来实施富氧气化，提高合成气热值来满足燃气轮机运行要求（图3）。其他工艺流程类似图2的空气化发电工艺。

在另一个实施方案中，采用纯氧气化（>96％，优选>98.5％）工艺（图4）。具有较高热值（lhv，10-12mj/nm³）的干合成气7，首先输送至酸性气体脱除（agr）单元18处理。该流程将在酸性气体脱除单元18的入口处包含cos水解单元（图4未标出），将合成气中cos和hcn转化成h2s和nh3。该单元采用逆流气体吸收法，在吸收塔内利用可再生溶剂吸收合成气中的酸性气体（h2s和co2），获得满足下游合成工艺要求h2s含量<1ppmv的合成气，优选h2s含量<0.1ppmv。该单元所采用的技术是低温甲醇洗和selexol工艺的物理溶剂吸附技术。离开吸收塔底部的富含酸性气体的溶剂被送到再生反应器中，通过低压蒸汽汽提脱除溶剂吸收的h2s，然后将其转化成硫磺21。通过多级减压和氮气汽提处理，可将与h2s一起被吸收的二氧化碳19从溶剂中脱除。经过酸性气体脱除（agr）单元18处理的合成气几乎不含硫，含有少量co2，仅留下h2，co和ch4的主要组分。该合成气的低位热值（lhv）为17-20mj/nm³。之后合成气输送至燃烧单元28，采用氧气2燃烧，驱动发电单元30生产电力31。类似的余热回收流程方案如上所述（图2），锅炉给水采用气化水14，通过废热回收蒸汽生产单元32与燃烧单元28排放的高温燃烧尾气29进行热交换生产蒸汽。煤焦油17作为燃料采用氧气2燃烧用于加热锅炉22生产高压蒸汽23。高压蒸汽23通过蒸汽轮机单元34驱动发电单元30以生产电力31。采用合成气和煤焦油氧气燃烧过程，不会引入n2，可以避免燃烧尾气33中形成nox排放。

通过实施该工艺流程，电力生产不会出现煤灰、固体污染物排放、sox和nox排放和环保问题。绝大部分灰分和固体杂质都保留在isc地下气化炉4的燃空区内，粗合成气内微量的灰分和固体杂质到达产品井井口后在粗合成气冷却、水洗和分离单元6内被脱除。之后合成气内的硫在酸性气体脱除（agr）单元18内被脱除。整个工艺过程采用氧气燃烧，不引入n2，避免形成在燃烧尾气中形成nox。整个工艺过程的唯一排放是酸性气体脱除过程和燃烧过程的二氧化碳19排放。若在工艺过程中增加脱碳单元，脱除的二氧化碳19可用于肥料生产，二氧化碳驱油（eor）或进一步净化后作为工业级和食品级二氧化碳销售。

以上所述的实施例只是本发明的一种较佳的方案，并非对本发明作任何形式上的限制，在不超出权利要求所记载的技术方案的前提下还有其它的变体及改型。