基于煤基多联产及循环经济的江陵经济开发区产业技术提升途径

熊胜龙, 王 策, 杨 芊, 陈 阳, 滕 巍

(1.江陵县农田建设服务中心, 湖北 荆州 434199; 2.江陵县招商服务中心, 湖北 荆州 434203;3.北京国寰环境技术有限责任公司, 北京 100012; 4.中国煤炭加工利用协会, 北京 100013;5.生态环境部环境工程评估中心, 北京 100012)

长江经济带覆盖上海、 江苏、 浙江、 安徽、江西、 湖北、 湖南、 重庆、 四川、 贵州、 云南等11 个省市, 面积约205.23 万km2, 占全国总面积的21.4%。 长江经济带发展战略是中央重点实施的三大战略之一, 是以习近平同志为核心的党中央做出的重大决策, 是关系国家发展全局的重大战略, 对实现“两个一百年” 奋斗目标、 实现中华民族伟大复兴的中国梦具有重要意义[1-2]。 湖北省“十四五” 和中长期将推动长江经济带高质量发展, 践行新发展理念, 正确把握“五大关系”,加大长江经济带发展战略实施力度, 全面做好生态修复、 环境保护、 绿色发展“三篇文章”。

湖北江陵经济开发区筹建于2008 年2 月,根据总体规划, 江陵经济开发区将打造成为国家能源布局重要节点、 华中地区重要的能源保障基地、 华中地区新兴的绿色能源产业基地、 湖北“一心两带三区” 战略重要支撑推进基地、 长江中游多式联运物流枢纽, 规划形成“1+1+3” 产业体系(一大核心产业: 煤炭产业; 一大支柱产业: 食品产业; 三大重点产业: 装备制造、 新型建材和现代轻工)[3]。 自2020 年10 月31 日, 山东华鲁恒升集团与湖北省荆州市人民政府、 江陵县人民政府签署《华鲁恒升荆州现代煤化工基地项目投资协议》 以来, 华鲁恒升(荆州)有限公司合成氨项目成为入驻园区的首个大型煤化工项目, 也标志着江陵煤化工基地建设取得实质性推动。 但随着国家及地方层面“十四五” 规划的陆续出台、 煤化工产业政策的调整, 江陵经济开发区现有的产业面临着提升与改革的现状。

本文以江陵经济开发区为对象, 研究其产业技术提升方案的背景形势与发展方向。

1 煤基多联产的技术构成与应用

1.1 煤基多联产的优点

煤基多联产技术是一项非常复杂的系统工程。 它不是多种煤炭转化技术的任意简单叠加,而是以煤炭资源合理利用为前提, 建立在相关技术发展水平基础之上的能源系统, 它以提高煤炭资源利用价值、 提高利用过程效率以及减少环境污染的最大化为综合目标函数, 优化耦合多个煤炭转化子系统[4]。 同时, 调节系统多个产品(尤其是发电)之间的“峰谷” 差, 使得各流程优化运行, 整体系统的经济效益始终维持在较高水平。 通过对合成气的集中净化, SOx、 NOx、 粉尘等传统污染物接近零排放, 温室气体CO2排放也因效率的提高而减少, 且CO2易于捕捉, 满足未来减排CO2的需要。

目前, 我国煤基多联产已有一定的发展。 煤基多联产在我国应用最广泛的形式主要有低阶煤分质利用多联产和煤气化多联产。 煤气化多联产以煤气化为龙头, 联产电力、 热力和化工产品[5]。 考虑到煤气化多联产的IGCC 发电技术成本较高、 系统复杂, 国内还处于产业化前期阶段。 低阶煤分质利用多联产是国家鼓励发展的产业方向[6], 江陵经济开发区正在建设华中地区现代煤化工试点示范基地, 可以超前布局低阶煤油-气-化-电多联产示范项目, 在技术储备、 人才储备、 政策储备等方面做好前期调研, 条件成熟时再启动实施。

1.2 江陵经济开发区产业技术升级的基础条件

根据《湖北省能源发展“十四五” 规划》、《湖北省制造业高质量发展“十四五” 规划》 等相关规划, 湖北省将依托“浩吉铁路+长江水运” 煤炭输送体系建设契机, 把荆州江陵建设成为省内重点的集交易、 存储、 混配、 物流等功能于一体的大型煤炭储配基地, 打造辐射“两湖一江” 的煤炭物流枢纽。 将石油化工、 磷化工、 煤化工、 盐化工、 精细化工、 化工新材料等作为主攻方向, 坚持园区化、 绿色化、 精细化、 智能化、 安全化方向, 瞄准“碳达峰、 碳中和” 目标, 改造提升化工产业。 在荆州市开展以煤基多联产为主的现代煤化工应用试点示范, 积极推动煤制油气、 煤制甲醇、 煤制烯烃、 煤制乙二醇等工程示范, 引进大型煤制合成氨及新型煤化工项目, 培育形成具有较强影响力和竞争力的煤化工产业集群。

1.3 低阶煤油-气-化-电多联产示范

江陵经济开发区煤炭主要以来自陕北、 内蒙鄂尔多斯等地的长焰煤为主, 其煤焦油含量普遍较高, 可通过热解提取煤中的焦油、 煤气等优质组分, 再分级转化生产高附加值的化工产品, 能够对煤炭吃干榨尽, 促进煤炭清洁高效利用[7]。

以低阶煤热解为先导, 与先进燃煤发电技术相结合, 将低阶煤分质转化为油-气-化-电, 适当延伸产业链。 在煤热解技术与装置大型化、 煤适应性研究、 煤焦油加氢技术与装置大型化、 煤气制氢联产LNG、 油/气/尘分离等单项技术实现突破的基础上, 通过示范建设低阶煤油-气-化-电一体化多联产项目, 重点攻关煤热解与燃煤发电耦合、 实现灵活调度等系统问题。

图1 低阶煤油气化电一体化多联产的工艺构成

根据半焦的利用方向, 可分别采用以下几种形式[8]:

(1)半焦发电多联产。 低阶煤热解后转化为半焦、 焦油和煤气, 将半焦用于焦粉锅炉或循环流化床发电, 焦油加氢生产清洁燃料油, 热解煤气制氢为焦油加氢提供氢气。 低阶煤热解半焦用于发电, 与电力联产是未来解决半焦规模化应用的主要方向, 因此半焦发电多联产将是低阶煤热解多联产的主要形式之一。

(2)半焦气化多联产。 半焦气化多联产是将半焦气化后合成生产甲醇, 甲醇再进一步生产烯烃, 也可考虑与焦油加氢产生的石脑油重整生产芳烃, 芳烃与热解煤气合成的乙二醇生产聚酯等, 最终实现以生产高附加值化工产品为主的多联产。

(3)半焦作为高炉喷吹、 碳质还原剂等。 半焦除用于发电、 气化外, 还可直接作为高炉喷吹、 工业锅炉用煤、 碳质还原剂等, 实现与冶金、 建材、 废热利用等产业的多联产。 龙成曹妃甸热解项目产生的半焦已成功用于钢铁厂的高炉喷吹, 用户反映良好。

2 循环经济发展规划

按照减量化、 再循环、 资源化的循环经济模式, 建设资源节约型、 环境友好型产业园区, 实现江陵经济开发区和谐可持续发展, 促进区域经济、 社会可持续发展。

2.1 废气处理方案

大部分煤炭深加工项目以煤气化为龙头, 在生产工艺环节采用还原条件下的纯氧气化, 煤中氮元素主要转化为氮气、 氨氮, 基本没有氮氧化合物生成。 工艺过程中煤中的硫元素发生还原反应生成硫化氢, 硫化氢废气一般经过多级克劳斯加尾气处理工艺制成硫磺或硫酸, 硫回收效率可达到99.9%以上, 仅有部分加热炉等排放极少量的二氧化硫, 可采用常规脱硫技术有效脱除[9]。大部分粉尘均被液相捕集, 工艺过程基本没有烟粉尘排放。 工艺过程中, 部分碳元素被固定在产品中, 部分转化为二氧化碳, 排放的工艺废气中二氧化碳浓度高(体积分数约70%～99%), 有利于捕集与封存; 煤中的汞大部分进入灰渣水, 大气汞排放量极低。

现代煤化工的非正常工况主要为事故、 气化炉烧嘴切换和设备大检修等。 非正常工况下需要装置开停车, 气化炉内粗合成气去火炬燃烧, 瞬时废气排放量较大。 随着示范项目的稳定运行,事故状况相对较少, 如包头煤制烯烃示范项目已实现两年一次设备大检修。 多种类型的粉煤气化炉已经实现安全稳定长周期满负荷运行, 可稳定运行150～200 d 左右才更换气化烧嘴, 无需频繁开停车。 水煤浆气化烧嘴寿命已大大提高到150～200 d, 需要切换气化炉的非正常工况停开车时间已大大缩短。 用于煤制天然气项目的固定床气化炉由于内置煤锁和灰锁操作条件苛刻、 单台容量小等原因, 停车次数会较多, 大气污染物排放量相对较大。

2.2 废水处理方案

现代煤化工项目废水处理处置技术主要分为有机废水处理技术、 含盐废水处理技术和高盐废水处理、 处置技术, 此外, 由于煤炭深加工企业开停车等非正常工况的时间长, 在非正常工况下的废水储存和处置技术也非常重要。

目前, 国内在现代煤化工有机废水处理、 含盐废水处理方面主要的技术难点集中在高浓盐水、 高浓度酸性有机废水的处理处置上, 而现在针对这些难点的关键技术已经取得了较大的突破[10]。 高浓度有机废水处理在神华宁煤煤制油项目采用“EGSB 厌氧工艺+两级A/O 工艺” 实现降解处理。 同时还有部分环保企业采用“UASB 厌氧工艺+两级A/O 工艺” 厌氧处理工艺在高浓有机废水中型实验中取得较好的效果。

针对煤化工项目运行过程中产生的高浓盐水, 截至目前, 所有的“零排放” 现代煤化工项目均是按蒸发结晶的路线设计的, 部分拟建项目则提出了结晶分盐、 综合利用的思路[11]。 目前,该种方案在技术保障、 产品标准等方面取得了较大突破。 多家环保企业已经在国内煤制油和煤制烯烃现场采用多效蒸发、 MVR 等蒸发方式完成蒸发结晶分盐中试, 产品盐纯度较高, 品质较好, 获得行业专家鉴定肯定。 调研中的陕西煤业化工集团已经实现高浓盐水分盐结晶工业化运行, 但结晶盐的部分指标还需进一步提高。

2.3 固体废物处理方案

现代煤化工项目中的煤气化装置会产生大量的气化灰渣, 产业园内的热电中心锅炉也会产生大量灰渣。 建议考虑引进建材企业, 利用项目灰渣进行灰砖等建材的生产。 产业园提出废水“零排放” 的方案, 选择了蒸发结晶的路线, 将高浓盐水转化为固态的结晶盐[12]。 由于部分地区结晶盐暂时属于危险废物管控范畴, 处理费用较高, 建议对杂盐先进行分步结晶的方式分离出氯化钠、 硫酸钠, 将氯化钠、 硫酸钠作为产品出售, 其余杂盐经固化处理后送沿江产业园危废处理中心处置。

2.4 碳减排方案

现代煤化工工艺过程产生70%～98%的高浓度CO2, 便于低成本CO2捕集、 封存和利用。 以神华鄂尔多斯108 万t/a 煤炭直接液化示范工程为例, 该项目通过煤气化制氢气和合成气, 合成气经CO 变换、 净化而得到。 在低温甲醇洗单元产生的CO2排放量占总CO2排放量的48%, CO2浓度达到87.6%, 便于收集。 CO2收集并浓缩后, 通过神华10 万t/a CCS 示范项目, 成功埋藏至2 000 m 以下的盐水层中。 煤化工装置排放的尾气中CO2具有排放集中、 量大、 成分相对单一及CO2浓度高等特点, 为实施CO2捕集、 封存和利用创造了良好的条件, 是低成本CO2捕集的优先选择。 目前在世界上实现大规模应用且具有较好经济性的CO2利用方式是二氧化碳驱油[13]。

产业园毗邻江汉油田, 直线距离约70 km。江汉油田地质储量约3.8 亿t, 其中湖北境内1.8亿t。 目前, 其原油年生产能力约为160 万t, 其中湖北境内约为80 万t, 主要油区分布在潜江市(江汉采油厂)、 荆州市(荆州采油厂)境内。 江汉盆地还具有盐间页岩油藏, 初步评价资源量约4 亿t。 经过多年开发, 江汉油田部分油井含水率已高达90%以上, 注水越来越困难, 亟需更好的驱油方法, 以提高低渗油藏的最终采收率。

CO2驱油是对于油田经过一次采油(衰竭式开采)和二次采油(注水助采)后的油井, 通过压注CO2, 对残留地下的石油进行第三次开采。 在高压下, CO2可渗入地层的死角和边沿, 增加残留原油的流动性, 并使其驱向油井喷出地面, 实现油田的增产。 江汉油田已经开展多年CO2驱油可行性研究, 已经完成江汉油田CO2驱油潜力评价研究及目标优选工作和CO2驱油及埋存钻采配套工艺、 地面配套工艺等研究, 但都由于缺乏稳定、 廉价的二氧化碳气源而未能实施。 园区产生的二氧化碳可用于江汉油田驱油, 不仅能提高油田采收率, 还能减少园区二氧化碳排放, 实现煤炭的高效低碳利用。

3 结束语

江陵经济开发区以发展煤基多联产和循环经济为契机, 利用“三北地区” 煤炭含油高的特点, 条件具备时开展低阶煤油-气-化-电多联产示范; 促进煤炭的绿色低碳高效利用, 适时启动园区煤化工项目副产的高浓度二氧化碳用于江汉油田驱油示范项目。 基于煤基多联产及循环经济的江陵经济开发区现代煤化工产业链的升级提升对促进我国现代煤化工产业的可持续发展具有较强的示范引领作用, 对优化现代煤化工产业布局、 保障国家能源安全也具有积极意义, 也有利于加快推进湖北江陵成为全国重要的煤炭清洁高效利用示范基地。