武立俊，王烨敏

(山西工程技术学院，山西 阳泉 045000)

0 前 言

煤制油是1种以煤为基生产合成燃料油的煤炭转化工艺，其产品可取代或补充从石油中提取的柴油和汽油。在煤液化工厂常使用FT催化合成工艺，即煤首先被气化产生合成气(CO+H2)，随后被转化成液态的碳氢化合物(如汽油和柴油)。此燃料油含有极少量的芳香族化合物和氮氧化物、硫氧化物，较为清洁。常见的2种液化工艺流程如图1所示。

图1 常见的2种煤液化工艺流程框图

先前的研究大多以烟煤作为液化原料，较少考虑采用低阶煤作液化原料。褐煤在化学组成、煤质特性与烟煤差别较大，因其有较大的价格优势故可降低原料成本，因此了解低阶煤种对液化工艺的影响尤为重要[1-3]。

为了更具代表性，以下研究兼顾水煤浆进料的GE气化与干法进料的Shell煤气化2种典型气化技术。前者将附加的一部分水引入气化设备，后者进水很少，两者的操作温度和压力不同，产生的合成气成分也有差别。

目前，有关CO2排放和生产成本对使用低阶煤的间接液化工艺的影响研究较少，且在系统分析关键参数如何影响煤液化成本以及在碳约束影响方面均缺乏详细的经济评价研究，因而展开褐煤间接液化工艺的技术经济模型评价研究极有必要。

1 研究目标

在该研究中，通过使用褐煤作为原料建立间接液化工艺的技术经济模型，评估使用褐煤的GE和Shell煤气化间接液化工艺的性能、成本及碳排放，另外比较了CCS的运行成本和CO2的排放费用。

2 研究方法

利用Aspen Plus化工流程模拟软件建立技术经济模型，若设定生产能力、操作条件及组分即能计算生产过程的质量和能量守恒。将Aspen Plus得出的结果再输入成本模型即可计算产品成本[4]。

煤样的工业分析及元素分析结果详见表1。从表1中可看出，煤的水分和灰分较高，而发热量较低，因此需先脱除部分水分(小于12%)以达到气化炉的干法进料要求。

表1 实验煤样的工业分析结果

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

GE气化炉温度设定为1 316 ℃，压力为5.6 MPa，鼓入的氧气纯度为95%(其余5%的气体为氮气和氩气)，O2与C的摩尔比为0.47。水煤浆进料中干煤的质量百分比为50%。相比之下，Shell煤气化炉的操作温度(1 427 ℃)更高，压力为4.3 MPa，O2与C的摩尔比为0.42。从空分装置分离出的氮气使煤流态化后输送至气化炉。

2.1 液化工艺模型分析

2.1.1煤气化反应

煤气化工艺过程包括煤与水的反应、煤与氧的反应，从空气分离器出来的热解气体首先在辐射冷却装置中冷却，产生的热压气流可用于发电。典型的气化炉中发生的化学反应如下:

以上方程均可通过aspen plus中的热力学物性数据加以计算，得出实际的合成气体组分。

从气化炉输出的合成气被冷却、净化，再使用高效的两段Selexol工艺以脱除绝大部分的H2S和CO2。因为FT合成催化剂对硫很敏感，且CO2的存在对FT合成反应也有害。因此，捕集CO2是煤制油工艺的一部分，同时该技术也能减轻大气环境的压力[5-10]。

2.1.2费托合成

已净化的合成气接着进入低温(约250 ℃)的水煤浆进料的费托合成器中，使用铁系催化剂将合成气转化为不同碳链长度的碳氢化合物。反应见下式:

(8)

从式(8)可看出，费托合成反应中H2/CO的摩尔比率为2，但对于水煤浆进料的费托合成器，反应生成的合成气中H2/CO比率有时会很低(约0.67)，可借助水煤气变换反应(2)而提高H2/CO比率。而水煤气变换反应(WGS)的程度依赖于进料的H2/CO比率，其比率越低则反应率越高。产生的CO2通过Selexol系统被分离。费托合成器的反应温度还能产生中压水蒸气用以发电。

虽上述反应器对于生产较高碳原子数的有机化合物更合适，但若设计适当，也能使用该反应器生产所需的液体产品。费托合成产品中碳链长度的分布取决于碳链增长几率α，其大小取决于费托合成器的操作参数(如温度、催化剂等)，计算公式如下:

Wn=n(1-α)2αn-1

(9)

众所周知，使用铁系催化剂的费托反应器有1个双峰的产品分布，即意味着α值随着碳原子数变化而变化。在此研究中，α值变化范围取为0.85～0.95。利用Aspen Plus软件建立费托合成模型，以模拟给定进料合成气组分情况下的费托合成反应和水煤气反应过程，且假定反应中CO转化率为80%。使用上述给定范围的α值，产品中碳原子数的分布可通过公式(9)确定[11-13]。

从费托合成器产生的气体包括未转化的合成气、CO2和低分子有机物(C1～C4)，在只产液体燃料的工艺中，气体从液体中被分离，除去CO2后再进入费托合成器，进一步将低分子的碳氢化合物转化为CO和H2，而少量的气体排入大气。在有CCS工艺的只产液体燃料的工厂中，由于需使用吹扫气体因而有少量的碳排放。

2.1.3发电单元

从费托合成器输出的、未转化的合成气还可进入气轮机中燃烧而产生电能。此处气轮机型号为GE7FB，其操作压力为18.5 MPa,温度为1 395 ℃。气轮机性能及型号的选择首先要检验校准，包括气轮机和空气压缩机等熵效率的计算。在气体燃烧之前，先和ASU单元排出的氮气混合，目的是控制氮氧化物的排放。被氮气稀释以后，燃料进入气轮机燃烧，释放出较低的热值，范围在4.5 MJ/m3～4.8 MJ/m3。

从气轮机排出的热废气可在蒸汽发生器中冷却，在此产生高压的过热蒸汽(9.8 MPa、38 ℃)。蒸汽发生器也将中压蒸汽(2.1 MPa)加热至538 ℃。该蒸汽在1个三段蒸汽轮机中膨胀做功(9.8 MPa、2.1 MPa、0.28 MPa)后产生二次电能。如前所述，蒸汽也能够从粗煤气冷却器和费托反应器冷却夹层中产生。在提供辅助的负荷需要(即ASU单元的发电、二氧化碳的捕集单元、CCS单元、二氧化碳的压缩等)后，剩下的电量可进入商业电网。

2.1.4二氧化碳的捕集和贮存

当CCS工艺中，CO2被加压至150bar，通过管路输送至深井构筑物储存。在多产品系统中，未转化的合成气在气轮机中燃烧导致额外的CO2排放，通过胺基燃后捕集工艺来捕集。对该系统，CCS单元需提供燃后CO2捕集所需能量，其中包括溶剂再生需要的低压蒸汽、泵和其它设备的用电需求。从电厂出来的此两种CO2进行合并、压缩，最后输送到深井中。

对于只产液体燃料的工艺，在一定程度上电是由废热产生，只能满足厂区用电，没有多余的电能进入电网。对于没有CCS单元的工厂，从废热中获得的额外蒸汽能可作为产品之一，在结果中未计入。虽在费托合成循环中通过燃烧气体也能产生额外的电能，但也同时会产生额外的成本。因为有效的蒸汽能可满足所有的设备需求，此选择在文中未考虑，符合现在的商业实际[14]。因废热被利用的情况下，只产液体燃料的工厂的效率才不受影响，虽总成本会由于CCS单元而有所增加，具体讨论如下。

3 研究结果

不同气化工艺下合成气组分的结果见表2。从表2可看出，水煤浆进料的GE气化炉产生的CO2含量(19.7%)很高，而Shell气化炉产生的CO2含量仅有6.6%。造成两者较大差异的原因主要由于温度的不同而直接影响CO2的生成。另外，在较高温度下，CO的含量要比H2的含量高出许多(22.9%)。而在GE气化炉中，因为过量水的存在，H2的产率要比CO高12.2%。水煤浆进料时，在气化产品中水分含量达到33.1%，因此作为有用组分的CO和H2，Shell工艺比GE工艺的含量要高28.7%。

表2 不同气化工艺下的合成气组分

%

从气化炉输出的合成气经过干燥和净化，可除去大部分CO2和H2S等杂质。对于Shell气化炉，产生的粗煤气经变换后可将H2/CO提高到0.67，此即费托合成的最低要求[15]。

3.1 只产液体燃料的工艺性能分析

不同煤种及不同气化炉的性能及成本实验结果见表3。整体效率可定义为输出能量除以输入能量。

3.1.1褐煤实验

褐煤的灰分和水分均较高，在水煤浆中的固体含量也较低，且进入Shell气化炉的干煤粉中的水分含量稍高。

对于GE气化炉，褐煤的消耗量要高出6.5%，没有CCS单元的CO2排放量比Shell高出8.1%。若加入CCS单元，2种工艺的CO2排放量均很低，即使用褐煤的液化整体效率都较低。

表3 不同气化工艺的性能及成本实验结果

性能及成本有无CCS单元GEShell整体效率/%53.156.3CO2排放量/无CCS单元28.126.0(1 000 t·d-1)有CCS单元0.10.2总成本/(1 000美元·桶-1)无CCS单元133.0137.4有CCS单元134.4138.6液体产品成本/无CCS单元91.493.3(美元·桶-1)无CCS+CO2排放税105.5106.3有CCS单元97.999.3

从表3中可看出，增加CCS单元后的成本几乎没有增加。没有CCS单元的液体燃料成本约为

91美元/桶，若计入CO2排放税则为105美元/桶。增加CCS单元的液体产品成本为98美元/桶，比没有CCS单元的多付出CO2排放税要便宜，Shell气化炉也有相似的结论。只要CO2的排放税高于12美元/t时，CCS单元均具有较好的经济性。

3.1.2不确定性和敏感性分析

除了上述确定性因素的分析外，以下引入概率分析以考察不确定变量对成本和操作参数的影响。成本变量对应的范围和可能性分布见表4。不确定分析引用了蒙特卡罗统计模拟法，即在Matlab软件中使用随机数程序，每种情况完成了20 000种模拟产生了模拟的成本结果可能分布。

表4 成本变量对应的范围和可能性分布

褐煤间接液化产品成本不确定性的影响如图2所示。

图2 褐煤液化产品成本不确定性的影响

上述结果适用于2种气化炉。产品成本的总体变化几乎由1个或多个因素决定，表明了在评价煤制油工厂的收益性方面经济的假设极其重要。液体产品成本90%的置信区间范围在(60～120)美元/桶。如果原油价格高于(60～120)美元/桶范围，则煤制油项目的投资就不会出现风险。

煤制油的生产规模对液体燃料产品成本的影响如图3所示。从图3可看出，生产规模对液体燃料产品成本也有1个显著的影响，对于处理量125 000桶/d的工厂，产品成本要比处理量10 000桶/d的成本低30%左右。除此以外，不同的煤种和气化工艺也会影响产品成本[16]。

图3 煤制油的生产规模对液体燃料产品成本的影响

3.2 多产品系统分析

褐煤实验结果见表5。从表5可看出，Shell工艺的总成本比GE工艺略低，且整体效率略高。

3.3 多产品工艺与只产液体燃料油工艺的比较

综上所述，多产品工厂发电量可观，产生的利润降低了液体燃料的成本。电价越高，液体油的成本越低。电价和CO2排放税对液体油成本的影响如图4所示。由图4可知，当电价在50美元/MWh～90美元/MWh时，多产品工厂的成本较低。此电价范围将来可能提高，且碳的排放限制也会更严格。因此多产品系统将会越来越受欢迎。然而，此电价范围对其它煤和不同气化类型是不同的。对于使用褐煤的GE工厂，电价在50美元/MWh～100美元/MWh，多产品系统成本较低；对于Shell工艺，电价则为60美元/MWh～130美元/MWh。

表5 多产品气化工艺的性能及成本实验结果

性能及成本有无CCS单元GEShell销售电量/MW无945650有815540效率/%无49.449.5有47.747.9CO2排放量/(1 000 t·d-1)无43.238.1有0.81.0总成本/(1 000美元·桶-1)无173.4171.4有187.6183.2无80.689.8液体产品成本/无CCS+CO2排放税102.3108.9(美元·桶-1)有103.3109.5有CCS+ CO2排放税103.7110.0

图4 电价和CO2排放税对液体油成本的影响

由图4可知，只有当电价不超过80美元/MWh时，CCS单元的成本才会比碳排放税低。若电价过高，卖电利润不足以抵消CCS系统的成本。因此，总体来说，虽多产品液化因为额外生产电能使液体产品成本较低，但电价的收支平衡还取决于气化技术和煤种。水煤浆进料比干法进料的收支平衡点低。

4 结 论

该研究通过建立褐煤直接液化技术经济模型从而对煤制油工艺的性能、碳排放及成本进行了综合评价，即使用了低阶褐煤进料且考虑了水煤浆进料和干法进料2种方式。

对于只产液体燃料产品的工厂，干法进料性能优异于湿法进料，但在成本上，水煤浆进料略占优势。进一步研究表明，只产液体燃料的工厂，产量在50 000桶/d时，使用不同的气化工艺，年产值大约为50亿美元～70亿美元。液体燃料的成本为75美元/桶～110美元/桶。如果CO2的排放税高于12美元/t，CCS则更经济。液化生产规模对液体产品的成本也有显著的影响，规模较大则液体产品的成本越低。由此可见，当考虑成本参数方面的不确定性和多样性时，液体产品的成本受1个或多个因素的制约。

对于多产品工厂，依赖于耗煤量和发电量的整体效率，干法进料的工厂效率稍高，但CO2的排放量也高。水煤浆进料比干法进料生产的燃料油更便宜。因为能从发电获得额外收益，虽总成本较高，相比于只产液体产品的工厂，多产品工厂生产的油类产品更便宜，但前提是电价能维持在50美元/MWh～120美元/MWh。且在多产品工厂中，当电价超过80美元/MWh时，25美元/t的CO2排放税并不足以使CCS单元更经济。