褐煤热解分级转化多联产工艺的关键问题研究

发布时间：2020-05-29 12:30

【摘要】：褐煤是我国煤炭资源的重要组成部分,目前主要用于直接燃烧,存在效率低,污染严重且没有有效利用所含富氢组分等问题。以褐煤热解为基础的分级转化多联产技术利用褐煤热解工艺将褐煤中高活性的富氢挥发分提取出来,有助于缓解我国油气资源短缺的局面,实现褐煤资源的梯级高效利用。目前,国内外的褐煤热解分级转化多联产技术的研究与开发工作方兴未艾,在技术的研究开发及产业化应用过程中许多关键问题有待解决,如褐煤热解特性及其调控规律、多联产系统工艺构成及优化等。本文针对目前热解气气氛中CO、CO2和CH4等气氛影响褐煤热解过程特性及机理的认识不充分和在褐煤热解分级转化多联产系统构建、优化及可行性分析方面缺乏深入研究的现状,开展相关实验及系统模拟研究,为褐煤分级转化多联产技术的工业化应用提供参考。 首先,搭建了慢速升温和快速升温固定床热解实验系统,以国内典型褐煤—小龙潭褐煤为原料,分别开展了N2、CO、CO2和CH4气氛下的热解实验,重点考察了热解气氛浓度、热解温度、矿物组分、升温速率和恒温时间等因素的影响特性,研究了CO、CO2和CH4对热解产物产率与性质的影响机理。 实验结果表明,热解气氛中的CO分别在500-600℃和700-800℃温度下发生了水汽变换反应和歧化反应。小龙潭褐煤中高含量的铁基矿物组分在水汽变换和歧化反应中发挥了催化作用。CO歧化反应对焦油和C1-C3气体产率的影响与升温速率有关：慢速升温时,大部分焦油和C1-C3气体的析出过程先于歧化反应,因此高温时焦油和C1-C3气体的产率不受歧化反应影响；快速升温时,升温时间短,大量焦油和C1-C3气体在高温时析出,此时歧化反应生成的积碳堵塞了半焦孔隙,抑制了此时焦油和C1-C3气体的析出。对焦油组分而言,温度700℃时,CO气氛在不同升温速率下均促进了焦油中多环芳烃(PAHs)和脂肪烃的析出,改善了焦油质量；快速升温至温度高于700℃时,歧化反应的存在抑制了焦油中各组分的析出。 CO2气氛下的实验研究表明,气氛中CO2的存在提高了热解水和焦油产率,抑制了H2和C1-C3气体的产生。温度低于600℃时,CO2对半焦和CO产率呈惰性,温度升至600℃以上,C02与半焦发生气化反应,降低了半焦产率、提高了CO产率、促进了褐煤中碳元素的析出和半焦的着火燃烧。褐煤中矿物组分在气化反应中发挥了催化剂的作用。研究发现,C02气氛对褐煤热解产物产率的作用不随升温速率变化而改变。气化反应对焦油产率和组分的影响与升温速率有关：在低升温速率条件下,气化反应对焦油产率无影响,C02气氛促进了轻质芳烃、酚类、PAHs和脂肪烃产率；高升温速率条件下,焦油析出与C02气化同时存在,C02气化促进了焦油中重质组分的析出。 对比CH4和N2气氛下的结果表明,CH4气氛在不同升温速率下均对C02和CO产率没有明显影响。温度高于600℃时,热解气氛中的CH4在煤中有机质的催化作用下裂解生成H2和碳,提高了氢气和半焦产率,降低了碳转化率,不利于半焦的着火燃烧。慢速升温时,焦油和C1-C3的析出过程与甲烷裂解过程不重叠,因而不受甲烷裂解过程影响；快速升温时,甲烷裂解生成的自由基促进了焦油中重质组分和多环芳烃以及甲基等烃类基团的稳定,提高了焦油和C1-C3产率。 以液体燃料和电力为目标产品,构建了以褐煤为原料的2×300MWe亚临界循环流化床热解燃烧分级转化热、电、甲醇及燃料油多联产系统。多联产系统采用的技术方案为：褐煤采用流化床热解技术；半焦采用常规循环流化床锅炉火电机组燃烧发电；煤气提氢用于焦油加氢精制合成燃料油；少氢煤气经甲烷重整后合成高纯度甲醇；合成尾气用于燃气蒸汽联合循环发电。利用Aspen Plus流程模拟软件建立了多联产系统和常规循环流化床发电机组的稳态模型,结合本文实验结果预测了流化床热解炉的热解结果,并在此基础上计算并对比了多联产系统和常规亚临界循环流化床发电机组的系统效率、固定投资、内部收益率和投资回报期等技术经济指标,考察了市场价格波动的不确定性,全面评估多联产系统的可行性。计算结果表明,虽然多联产系统更加复杂,设备投资比常规发电机组高,但具有效率高、效益好等优势。多联产系统的系统效率达到43.20%,比常规燃煤电站提高近10%。在2011年的市场条件下,多联产系统年利润可比常规发电机组提高了近3倍,多联产系统的内部收益率和投资回报期达到24.07%和5.29年,均优于常规发电机组。不确定性分析结果显示,多联产系统比传统发电机组拥有更具弹性的市场波动的抗压能力。研究结果为我国构建并推广具有应用前景的褐煤热解分级转化多联产系统提供了可靠的数据参考。
【图文】：

我国社会经济发展对能源的需求量也不断增加。如图1-1所示，我国对石油的消耗量逐年增加，近十年对石油资源的依赖程度逐渐加深，20]3年我国的石油表观消费量达到4.98亿吨，，在我国一次能源消费结构中占据了重要的地位。然而我国石油资源短缺，已探明储量仅占全世界的1.1%,截至2013年底我国石油资源的储采比仅为11.9。目前中国大多数油田巳进入开发中后期，年产油量逐年下滑，而每年新开采的油田产油量提升空间小，导致多年来我国石油产量并无太大增长。过去二十年，我国天然气消耗量呈指数式增长，如图1-2所示，2013年全国消耗的天然气总量达到1676亿立方来，一举超越伊朗跃居世界第三，相比之下，2013年我国天然气总产量却不足1200亿立方米。■石汕产城■石油耗V:6

本文编号：2686931