煤与天然气共气化耦合新能源的合成气反应系统及方法与流程

1.本发明涉及新能源、煤化工技术领域，具体地涉及煤与天然气共气化耦合新能源的合成气反应系统及方法。


背景技术：

2.以风电、光电为代表的新能源电力具有波动性大，随机性强的特点，高比例接入既有电力系统将使供电保障受到挑战，因此上网通道受到诸多限制，进而限制了新能源的大规模发展。在这种形势下，开拓新能源电力就近或临近消纳的途径成为其大规模发展的必要支撑条件。此外随着新能源电力成本的快速下降以及碳税效应的逐渐显著，未来短期内绿氢的成本将与煤制氢成本接近或拉平。
3.传统煤化工中，煤制合成气是煤化工装置的基础单元。由于煤炭氢碳比低，粗合成气需要经变换反应来调节氢碳比以满足下游需求，在此过程中会产生煤化工过程中最显著的碳排放。另外对于化工装置而言，稳定生产在任何条件下都是首先要被考虑的。同样以60万吨/年煤制烯烃工厂为例，现有流程变换装置每小时产出不同等级蒸汽约500吨，变换装置开与不开，蒸汽平衡将多出500吨的余量或缺口，由于蒸汽不能存储，整个装置不可能实现连续稳定运行。
4.因此，实现氢气的稳定输出是煤化工与绿氢耦合的前提条件。要实现煤制合成气与绿氢的耦合，需要提供一种能够稳定实现的方法。


技术实现要素：

5.本发明的目的是为了克服现有技术存在的新能源耦合煤化工存在波动性、间歇性的问题，提供煤与天然气共气化耦合新能源的合成气反应系统及方法。该系统及利用该系统的方法可以灵活性地接纳新能源生产的绿氢，维持煤化工进行合成气反应的稳定生产，避免能量二次转化损失，显著降低煤化工装置碳排放和投资，并为新能源发电的大规模建设提供支撑。
6.为了实现上述目的，本发明第一方面提供一种煤与天然气共气化耦合新能源的合成气反应系统，该系统包括：新能源发电装置、气化炉、合成气洗涤装置、合成气反应单元、电解制氢装置和氢气缓冲罐；其中，
7.所述电解制氢装置连通所述新能源发电装置、氢气缓冲罐，利用所述新能源发电装置产生的电将水进行电解，产生的氢气通入所述氢气缓冲罐；
8.所述合成气洗涤装置连通所述氢气缓冲罐、气化炉和合成气反应单元，用于a)将所述气化炉产生的粗合成气和来自所述氢气缓冲罐的氢气的混合气进行洗涤，得到的净合成气通入所述合成气反应单元进行合成气反应，或者，b)将所述气化炉产生的粗合成气进行洗涤，并将得到的洗涤合成气与来自所述氢气缓冲罐的氢气混合而得的调和合成气通入所述合成气反应单元进行合成气反应。
9.本发明第二方面提供一种煤与天然气共气化耦合新能源的方法，其特征在于，采
用上述煤与天然气共气化耦合新能源的合成气反应系统，包括以下步骤：
10.将水煤浆或煤粉、天然气、氧气和水蒸汽通入所述系统中的气化炉进行气化，通过调节天然气的输入量得到满足预设h2/co比值的粗合成气；
11.将来自所述系统的新能源发电装置的电用于所述系统的电解制氢装置进行电解水产生氢气；
12.控制所述氢气与所述粗合成气混合，得到满足目标需求的混合气并进行洗涤得到净合成气用于合成气反应；或者，将所述粗合成气进行洗涤得到洗涤合成气，再与所述氢气混合，得到满足目标要求的调和合成气并进行合成气反应；其中，
13.所述方法不包括水煤气的变换反应过程。
14.通过上述技术方案，将新能源与煤、天然气共气化系统进行耦合，可以灵活性地适应新能源输出的波动性、间歇性，实现耦合系统的连续稳定运行，避免对下游单元的影响；本发明可显著降低煤化工装置的碳排放，避免大型储能装置的建设，降低空分装置的投资，避免能量二次转化损失，并为新能源发电的大规模建设提供支撑。
附图说明
15.图1是本发明煤与天然气共气化耦合新能源的合成气反应系统第一种结构示意图；
16.图2是本发明煤与天然气共气化耦合新能源的合成气反应系统第二种结构示意图；
17.图3是本发明煤与天然气共气化耦合新能源的合成气反应系统第三种结构示意图；
18.图4是本发明煤与天然气共气化耦合新能源的合成气反应系统第四种结构示意图。
19.附图标记说明
20.1、电解制氢装置
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2、氢气压缩机
21.3、氢气缓冲罐
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4、氧气压缩机
22.5、氧气缓冲罐
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6、气化炉
23.7、合成气洗涤装置
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8、空分装置
具体实施方式
24.以下结合附图对本发明的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本发明，并不用于限制本发明。
25.本发明第一方面提供一种煤与天然气共气化耦合新能源的合成气反应系统，该系统包括：新能源发电装置、气化炉、合成气洗涤装置、合成气反应单元、电解制氢装置、氢气缓冲罐、氧气管缓冲罐、氢气支路和氧气支路；其中，
26.所述电解制氢装置连通所述新能源发电装置、氢气缓冲罐，利用所述新能源发电装置产生的电将水进行电解，产生的氢气通入所述氢气缓冲罐；
27.所述合成气洗涤装置连通所述氢气缓冲罐、气化炉和合成气反应单元，用于a)将所述气化炉产生的粗合成气和来自所述氢气缓冲罐的氢气的混合气进行洗涤，得到的净合
成气通入所述合成气反应单元进行合成气反应，或者，b)将所述气化炉产生的粗合成气进行洗涤，并将得到的洗涤合成气与来自所述氢气缓冲罐的氢气混合而得的调和合成气通入所述合成气反应单元进行合成气反应。
28.在本发明的一种具体实施方式中，优选地，所述系统还包括设置在所述电解制氢装置和气化炉之间的氧气管缓冲罐，用于向所述气化炉通入氧气。
29.在本发明的一种具体实施方式中，优选地，所述氢气支路与所述氢气缓冲罐并联设置；所述氧气支路与所述氧气缓冲罐并联设置。
30.在本发明的一种具体实施方式中，优选地，所述氢气缓冲罐与所述电解制氢装置之间设有氢气压缩机；所述氢气缓冲罐与所述合成气洗涤装置之间的管线上设置有氢气流量调节阀。
31.在本发明的一种具体实施方式中，优选地，所述氧气缓冲罐与所述电解制氢装置之间设有氧气压缩机；所述氧气缓冲罐与所述气化炉之间的管线上设置有氧气流量调节阀。
32.在本发明的一种具体实施方式中，优选地，所述系统还包括与所述氢气缓冲罐并联设置的氢气支路，与所述氧气缓冲罐并联设置的氧气支路。
33.在本发明的一种具体实施方式中，优选地，所述气化炉包括并联的煤气化炉和天然气气化炉。
34.在本发明的一种具体实施方式中，优选地，所述合成气反应包括但不限于甲醇合成、乙二醇合成、甲烷合成、费托合成等反应；所述合成气反应还包括将净合成气或调和合成气去除二氧化碳和硫化氢的预处理过程。
35.根据本发明第一种特别优选的实施方式，一种煤与天然气共气化耦合新能源的合成气反应系统，如图1所示，该系统包括：新能源发电装置、气化炉、合成气洗涤装置、合成气反应单元、电解制氢装置、氢气缓冲罐、氧气管缓冲罐和电脑控制单元；其中，气化炉优选为煤-天然气共进料的气化炉，
36.所述电解制氢装置连通所述新能源发电装置、氢气缓冲罐，利用所述新能源发电装置产生的电将水进行电解，产生的氢气通入所述氢气缓冲罐；
37.所述合成气洗涤装置连通所述氢气缓冲罐、气化炉和合成气反应单元，用于将所述气化炉产生的粗合成气和来自所述氢气缓冲罐的氢气的混合气进行洗涤，得到的净合成气通入所述合成气反应单元进行合成气反应；
38.所述氧气管缓冲罐设置在所述电解制氢装置和气化炉之间的氧气管缓冲罐，用于向所述气化炉通入氧气；
39.所述氢气缓冲罐与所述电解制氢装置之间设有氢气压缩机；所述氢气缓冲罐与所述合成气洗涤装置之间的管线上设置有氢气流量调节阀；所述氧气缓冲罐与所述电解制氢装置之间设有氧气压缩机；所述氧气缓冲罐与所述气化炉之间的管线上设置有氧气流量调节阀。
40.更优选地，如图2所示，该系统还包括氢气支路和氧气支路，所述氢气支路与所述氢气缓冲罐并联设置；所述氧气支路与所述氧气缓冲罐并联设置。
41.根据本发明第二种特别优选的实施方式，一种煤与天然气共气化耦合新能源的合成气反应系统，如图3所示，该系统包括：新能源发电装置、气化炉、合成气洗涤装置、合成气
反应单元、电解制氢装置、氢气缓冲罐、氧气管缓冲罐和电脑控制单元；其中，气化炉优选为煤-天然气共进料的气化炉，
42.所述电解制氢装置连通所述新能源发电装置、氢气缓冲罐，利用所述新能源发电装置产生的电将水进行电解，产生的氢气通入所述氢气缓冲罐；
43.所述合成气洗涤装置连通所述氢气缓冲罐、气化炉和合成气反应单元，用于将所述气化炉产生的粗合成气进行洗涤，并将得到的洗涤合成气与来自所述氢气缓冲罐的氢气混合而得的调和合成气通入所述合成气反应单元进行合成气反应。优选地，该系统还包括设置在气化炉入口前的空分装置，用于从空气中分离出氧气，并将氧气送入气化炉中；
44.所述氧气管缓冲罐设置在所述电解制氢装置和气化炉之间的氧气管缓冲罐，用于向所述气化炉通入氧气；
45.所述氢气缓冲罐与所述电解制氢装置之间设有氢气压缩机；所述氢气缓冲罐与所述合成气洗涤装置之间的管线上设置有氢气流量调节阀；所述氧气缓冲罐与所述电解制氢装置之间设有氧气压缩机；所述氧气缓冲罐与所述气化炉之间的管线上设置有氧气流量调节阀。
46.更优选地，该系统还包括空分装置，与气化炉连通，用于从空气中分离出氧气送入气化炉中，当新能源发电装置供电不足导致电解制氢装置无法产生足够的氧气时，启动空分装置为气化炉提供足量的氧气。
47.更优选地，如图4所示，该系统还包括氢气支路和氧气支路，所述氢气支路与所述氢气缓冲罐并联设置；所述氧气支路与所述氧气缓冲罐并联设置。
48.本发明第二方面提供一种煤与天然气共气化耦合新能源的合成气反应方法，采用上述煤与天然气共气化耦合新能源的合成气反应系统，包括以下步骤：
49.将水煤浆或煤粉、天然气、氧气和水蒸汽通入所述系统中的气化炉进行气化，通过调节天然气的输入量得到满足预设h2/co比值的粗合成气；
50.将来自所述系统的新能源发电装置的电用于所述系统的电解制氢装置进行电解水产生氢气；所述电解水产生氧气，并将所述氧气通入所述气化炉用于所述气化；
51.控制所述氢气与所述粗合成气混合，得到满足目标需求的混合气并进行洗涤得到净合成气用于合成气反应；或者，将所述粗合成气进行洗涤得到洗涤合成气，再与所述氢气混合，得到满足目标要求的调和合成气并进行合成气反应；其中，
52.所述方法不包括变换反应过程。
53.在本发明的一种具体实施方式中，优选地，所述方法还包括：将所述氢气进行存储，再以预设流量输出并与所述粗合成气混合或与所述洗涤合成气混合。
54.在本发明的一种具体实施方式中，优选地，所述方法还包括：根据氢气的输出流量和所述粗合成气的预设h2/co比值反向确定天然气、水蒸气和氧气的流量。
55.煤炭碳多氢少，天然气氢多碳少。煤气化粗合成气氢碳比(h2/co)一般接近1，天然气气化合成气氢碳比一般在3.5以上。以煤、天然气共气化为基础，通过调节煤、天然气、氧气、蒸汽等反应介质的流量等反应条件，可以根据绿氢的输出量灵活地调节出口粗合成气氢碳比。基于此，可以适应性地解决风光电-电解制氢耦合煤化工存在的波动性、间歇性的问题。
56.实施例1
57.一种煤与天然气共气化耦合新能源的合成气反应系统，如图1所示，该系统包括：新能源发电装置、气化炉、合成气洗涤装置、合成气反应单元、电解制氢装置、氢气缓冲罐、氧气管缓冲罐和电脑控制单元；其中，气化炉优选为煤-天然气共进料的气化炉，
58.所述电解制氢装置连通所述新能源发电装置、氢气缓冲罐，利用所述新能源发电装置产生的电将水进行电解，产生的氢气通入所述氢气缓冲罐；
59.所述合成气洗涤装置连通所述氢气缓冲罐、气化炉和合成气反应单元，用于将所述气化炉产生的粗合成气和来自所述氢气缓冲罐的氢气的混合气进行洗涤，得到的净合成气通入所述合成气反应单元进行合成气反应；
60.所述氧气管缓冲罐设置在所述电解制氢装置和气化炉之间的氧气管缓冲罐，用于向所述气化炉通入氧气；
61.所述氢气缓冲罐与所述电解制氢装置之间设有氢气压缩机；所述氢气缓冲罐与所述合成气洗涤装置之间的管线上设置有氢气流量调节阀；所述氧气缓冲罐与所述电解制氢装置之间设有氧气压缩机；所述氧气缓冲罐与所述气化炉之间的管线上设置有氧气流量调节阀。
62.一种煤与天然气共气化耦合新能源的费托合成方法，基于上述系统，包括以下步骤：去离子水在新能源电力作用下，通过电解制氢装置进行电解水产生氢气和氧气。氢气进入氢气缓冲罐，氢气缓冲罐内氢气储量根据温度、压力由电脑控制单元进行反算。根据氢气输入量和氢气缓冲罐内氢气储量设定氢气输出量。氢气的输出流量一般设成日间平均小时输出量，并保持相对稳定，以避免共气化炉操作条件的频繁波动。保证出洗涤塔(即合成气洗涤装置)合成气h2/co比满足下游单元的需求。根据绿氢输出量反算气化炉出口净合成气组成及流量，并进而确定进气化炉煤(包括水煤浆和/或煤粉)、天然气、蒸汽、氧气等介质的流量。根据氧气输入量和氧气缓冲罐内氧气储量设定氧气输出量。出氧气缓冲罐氧气流量设定后保持相对稳定，进气化炉总氧气的流量确定后，调节出空分装置氧气的量，以保证进气化炉氧气流量达到设定值。绿氢与粗合成气汇合位置优先考虑在洗涤塔之前，一来可以避免对后续装置操作波动性的影响，二来可以给粗合成气预降温。混合后的粗合成气进入洗涤塔降温，降温后的粗合成气检测h2/co比以确保满足下游要求。出气化炉黑水和出洗涤塔灰水，滤出灰渣排出装置。
63.示例性地，基于本实施例煤与天然气共气化耦合新能源的费托合成方法，以1000mw光电耦合60万吨/年煤制烯烃为例，运行模式简述如下。电解制氢装置1中设置200个1000nm3/h，根据光电输入功率，自动调节开停数量(理论上可调节负荷范围0.5-100％)，以保持较高的能量利用效率。出电解制氢装置1的氢气、氧气压缩至约9mpag后分别进入氢气缓冲罐3、氧气缓冲罐5。氢气压缩机2、氧气压缩机4均采用变频型，可根据产气量自动调节功率。氢气缓冲罐5(储氢能力假定36吨)输出氢气按照满负荷的0％、20％、40％、60％、80％、100％六个模式，氢气缓冲罐3、氧气缓冲罐5输出模式的设置主要是避免气化炉6操作条件、进料调节阀的频繁变动，简化操作。正常情况下，输出流量参照日间平均产氢负荷保持不变。储氢/储氧能力、操作模式可以根据实际情况变动。压缩后的氢气按照操作模式经调节阀调节流量，去往合成气洗涤塔(即合成气洗涤装置7)入口，与出气化炉6的粗合成气汇合后进入合成气洗涤塔。根据绿氢的输出流量确定气化炉操作条件。气化炉6采用煤/天然气共进料气化炉，控制氧气、煤、天然气、水等的进料量，进而控制出气化炉粗合成气的
h2/co比，匹配性的适应氢气缓冲罐3的输出模式，保证进入洗涤塔合成气h2/co比满足下游单元的需求。
64.与采用分别设置、分开进料气化方式相比，共进料气化炉操作条件波动较小。以60万吨/年煤制烯烃为例，极端条件下，煤气化只提供甲醇合成所需一氧化碳，不足的氢气全由电解制氢装置提供，此时电解制氢流量217600nm3/h，气化装置煤耗175.4t/h，气化炉产生的有效气量合计27.9万nm3/h；另一极端条件下，电解制氢装置完全不提供氢气，此时气化装置煤耗83t/h，天然气消耗12.9万nm3/h，气化炉内有效气量49.5万nm3/h。从有效气量的角度讲，炉内负荷变动为56.3-100％；从煤耗量的角度讲，负荷变动为47.3-100％。考虑到在有气体缓冲罐的情况下可实现有限模式操作(按照上述四个模式)，从有效气量的角度讲，负荷变动为68-100％；煤气化喷嘴流量负荷变动范围55-100％。在多种新能源供给(例如风光互补)的情况下，气化炉操作条件波动的范围更小。
65.本发明也适用于煤气化炉、天然气气化炉分开设置的情况。这种情况下，对负荷变动容忍度相比煤、天然气共气化的方式更低，操作空间相对较小。
66.实施例2
67.本实施例的煤与天然气共气化耦合新能源的合成气反应系统与实施例1的系统相同，区别在于，如图2所示，该系统还包括氢气支路和氧气支路，所述氢气支路与所述氢气缓冲罐并联设置；所述氧气支路与所述氧气缓冲罐并联设置。
68.基于上述系统，本实施例与实施例1的煤与天然气共气化耦合新能源的费托合成方法相同，区别在于，当气体输出高于系统平均负荷时，关闭氢气缓冲罐和氧气缓冲罐的出储气罐流量调节阀，调节入储气罐流量调节阀，起到“削峰”作用；在气体输出低于平均负荷时，关闭氢气缓冲罐和氧气缓冲罐的入储气罐流量调节阀，调节出储气罐流量调节阀，起到“填谷”作用。简而言之，通过调节进入/离开储罐的气体量，对主流路上绿氢、绿氧的输出量进行调整，对于波动性大的新能源绿氢、绿氧起到“削峰填谷”的作用。
69.实施例3
70.本实施例的煤与天然气共气化耦合新能源的系统与实施例1的系统相同，区别在于，如图3所示，所述合成气洗涤装置连通所述氢气缓冲罐、气化炉和合成气反应单元，用于将所述气化炉产生的粗合成气进行洗涤，并将得到的洗涤合成气与来自所述氢气缓冲罐的氢气混合而得的调和合成气通入所述合成气反应单元进行合成气反应。优选地，该系统还包括设置在气化炉入口前的空分装置，用于从空气中分离出氧气，并将氧气送入气化炉中。
71.实施例4
72.本实施例的煤与天然气共气化耦合新能源的合成气反应系统与实施例2的系统相同，区别在于，如图4所示，所述合成气洗涤装置连通所述氢气缓冲罐、气化炉和合成气反应单元，用于将所述气化炉产生的粗合成气进行洗涤，并将得到的洗涤合成气与来自所述氢气缓冲罐的氢气混合而得的调和合成气通入所述合成气反应单元进行合成气反应。
73.采用本发明的煤与天然气共气化耦合新能源的合成气反应系统可以灵活性地适应不同的绿氢输出负荷。180万吨/年甲醇合成装置所需合成气中氢气流量约34万nm3/h，一氧化碳流量约15万nm3/h，在该场景下不同绿氢输出负荷下，煤、天然气共气化炉天然气、氧气、水、煤进料量如表1所示。
74.表1不同绿氢输出负荷下煤、天然气共气化炉进料(180万吨/年甲醇合成)
[0075][0076]
注：煤炭元素氢碳比为0.8；
[0077]
由表1数据可知，本发明所述的系统和方法在新能源电力无输出和全负荷输出条件下都能够稳定输出满足下游氢碳比要求的合成气。该系统及利用该系统的方法可以灵活性地接纳新能源生产的绿氢，可以适应性地解决风光电-电解制氢耦合煤化工存在的波动性、间歇性的问题。
[0078]
综上所述，针对新能源输出的波动性与煤化工装置运行稳定性要求之间的矛盾，本发明提出的煤与天然气共气化耦合新能源的合成气反应系统，可以灵活性地接纳新能源生产的绿氢，维持稳定生产，避免能量二次转化损失，显著降低煤化工装置碳排放和投资，并为新能源发电的大规模建设提供支撑。采用本发明煤与天然气共气化耦合新能源的合成气反应系统，以60万吨/年煤制烯烃装置耦合100万kw光伏制氢为例，按照光伏发电等效满负荷时数1300h计算，每年可减少二氧化碳排放约50万吨。本发明可通过电解制氢副产氧气，可降低空分装置规模，降低其投资。
[0079]
以上结合附图详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，但这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。