楊占奇，許 明，張樂樂，杜念友，龔思琦，張繼華，楊 霞，李初福

(1.國家能源集團 寧夏煤業(yè)有限責任公司 煤制油分公司，寧夏 銀川 750411；2.北京低碳清潔能源研究院，北京 102211)

0 引 言

煤間接液化可以將我國豐富的煤炭資源轉化為稀少的油品，降低石油對外依存度，對于保障國家能源安全具有重要意義[1-2]。截至2020年，我國煤間接液化項目建成的產能超過800萬t，其中寧煤400萬t煤間接液化項目是全球單體規(guī)模最大的煤制油項目，處于世界領先水平[3-4]。但現(xiàn)有的煤間接液化技術也是一個高碳排放過程[5]，生產每噸油品約排放8 t CO2，包括工藝過程直接碳排放和熱電消耗間接碳排放兩大部分。在碳中和背景下，h煤間接液化面臨巨大的碳減排壓力，降低煤間接液化過程碳排放難點在于降低熱電消耗的間接碳排放。

1 我國煤間接液化發(fā)展現(xiàn)狀及問題

煤間接液化過程包括煤氣化、凈化、費托合成等主要單元。費托合成是以合成氣(主要為H2和 CO) 為原料在適當條件下催化合成液態(tài)烴類產物的工藝過程。

國內中科合成油技術有限公司開發(fā)的鐵基漿態(tài)床費托合成技術已經成功應用于寧煤和伊泰等多個工業(yè)化項目；兗礦集團開發(fā)的鐵基低溫費托合成技術已經實現(xiàn)了商業(yè)化運行，開發(fā)的高溫費托技術實現(xiàn)了示范；中國科學院大連化學物理研究所開發(fā)了鈷基漿態(tài)床費托合成技術并應用于延長石油15萬t/a和潞安6萬t/a等示范項目。截至目前，我國已經建成投產的煤間接液化工業(yè)化示范項目見表1。

煤間接液化過程排放CO2主要來自2個方面：① 煤氣化合成氣里碳多氫少，需要將一部分CO轉化為氫氣調節(jié)氫碳比滿足費托合成要求，CO轉化為H2的同時會排放CO2，這部分CO2經工藝過程吸收捕集后排放，CO2體積分數(shù)可達90%以上，經簡單處理后可以用于封存或利用；② 煤間接液化過程需要消耗電力和蒸汽，而生產電力和蒸汽過程消耗燃料煤產生CO2排放，CO2體積分數(shù)在10%～20%。這部分CO2排放量占煤間接液化過程CO2排放總量的30%左右[2]，且CO2濃度低，捕集難度大，能耗大。

表1 全國已建成投運的煤間接液化工業(yè)化示范項目

2 煤間接液化和IGFC集成系統(tǒng)

在先進煤間接液化技術基礎上，通過開發(fā)和集成高溫燃料電池發(fā)電技術，構建CO2近零排放的煤間接液化和煤氣化燃料電池(IGFC)集成系統(tǒng)(圖1)，通過高溫燃料電池直接利用煤制合成氣和費托合成尾氣高效發(fā)電，代替?zhèn)鹘y(tǒng)的鍋爐電站為煤間接液化過程供電供熱，可提高供電效率。高溫燃料電池可直接使用合成氣、化工尾氣和天然氣等進行高效發(fā)電，發(fā)電效率達50%～60%[6-7]，遠高于常規(guī)的同等規(guī)模燃氣發(fā)電系統(tǒng)效率(30%～43%)[8]，高溫燃料電池在高效發(fā)電同時，可實現(xiàn)發(fā)電尾氣CO2富集，CO2體積分數(shù)可達90%以上，大幅降低這部分CO2捕集難度，有利于實現(xiàn)系統(tǒng)CO2近零排放，助力實現(xiàn)碳中和戰(zhàn)略目標。

煤間接液化和IGFC集成系統(tǒng)具有以下優(yōu)勢：① 自備鍋爐電站機組規(guī)模小，功率通常在100～300 MW，蒸汽參數(shù)低，發(fā)電凈效率低(30%～40%)，如果再配置CO2捕集，發(fā)電凈效率還要降低10～12個百分點，意味著發(fā)電凈效率只有20%～30%。而100 MW級IGFC系統(tǒng)，在CO2捕集率90%工況下，系統(tǒng)發(fā)電凈效率可達47%以上，遠高于自備鍋爐電站機組，可顯著降低煤間接液化燃料煤耗，提高系統(tǒng)能效。② IGFC系統(tǒng)與煤間接液化共用煤氣化凈化裝置，可降低IGFC系統(tǒng)投資，進一步提高系統(tǒng)效率。③ 費托合成過程尾氣富含CO、H2、CH4等，是一種非常適合于高溫燃料電池的氣體，通過高溫燃料電池發(fā)電利用可顯著提高尾氣經濟價值，同時減少排往火炬的尾氣，降低污染物排放。以某百萬噸級煤間接液化與200 MW級IGFC集成系統(tǒng)為例，系統(tǒng)的主要參數(shù)見表2。

集成系統(tǒng)中煤間接液化技術已基本成熟，主要瓶頸為IGFC技術，目前尚未實現(xiàn)工業(yè)化示范。

圖1 煤間接液化和IGFC集成系統(tǒng)示意Fig.1 Schematic diagram of coupled system of indirect coal liquefaction with IGFC

表2 煤間接液化和IGFC集成系統(tǒng)關鍵單元配置

3 IGFC關鍵技術及研究進展

3.1 IGFC關鍵技術進展

制約IGFC技術發(fā)展的主要瓶頸為高溫燃料電池和尾氣純氧燃燒技術。高溫燃料電池包括固體氧化物燃料電池(SOFC)和熔融碳酸鹽燃料電池(MCFC)2種，其中SOFC具有發(fā)電效率高、燃料適應性強、高溫余熱可回收等優(yōu)點，在大型發(fā)電、分布式發(fā)電及熱電聯(lián)供等領域具有廣闊的應用前景，是最前沿的燃料電池技術[9-10]。

美國、日本、歐洲等發(fā)達國家和地區(qū)在SOFC技術方面一直處于世界領先地位，經幾十年的技術研發(fā)和攻關，已基本實現(xiàn)了SOFC技術的商業(yè)化運行，發(fā)展出多家具有特色的SOFC企業(yè)，如布魯姆能源(Bloom Energy, BE)、燃料電池能源(Fuel Cell Energy，F(xiàn)CE)、三菱重工(MHI)、錫里斯(Ceres)等。美國的SOFC企業(yè)商業(yè)化最為成功，其中BE公司的標準配置的SOFC發(fā)電系統(tǒng)功率可達250 kW，以天然氣為原料發(fā)電效率可高達65%，處于世界領先水平[11]。

相較于國外，我國在SOFC研發(fā)方面還有較大差距。中國科學技術大學、哈爾濱工業(yè)大學、清華大學、西安交通大學等國內高校分別在電解質支撐、陽極支撐、金屬支撐等電池材料方面開展了基礎研究工作。中國科學院大連化學物理研究所、中國科學院寧波材料技術與工程研究所、華中科技大學和中國科學院上海硅酸鹽研究所等開展了5 kW SOFC系統(tǒng)和25 kW電池堆項目的研發(fā)。中國礦業(yè)大學(北京)對SOFC中關鍵材料設計及荷電傳導機制、界面演變、電極反應動力學及一體化電池設計中多尺度多場耦合性能演化等開展了基礎理論研究，開發(fā)了千瓦級電池堆。商業(yè)化的電池堆研發(fā)企業(yè)也仍處于產業(yè)化發(fā)展初期，目前從事SOFC電堆研發(fā)的公司主要有潮州三環(huán)、蘇州華清、寧波索福人、武漢華科福賽、濰柴動力、氫邦科技等[11]，近年來取得了快速發(fā)展。2019年，濰柴動力首套30 kW天然氣SOFC熱電聯(lián)供系統(tǒng)投入運行；2021年索福人研制的25 kW級天然氣SOFC系統(tǒng)順利開車；2022年，三環(huán)集團和廣東能源集團研發(fā)的以天然氣為原料的國內首個百千瓦級SOFC發(fā)電項目投入運行，系統(tǒng)發(fā)電功率達210 kW, 發(fā)電效率達61.8%；2023年濰柴動力發(fā)布的全球首款大功率金屬支撐商業(yè)化SOFC產品，以天然氣為原料，系統(tǒng)發(fā)電功率達120 kW，發(fā)電效率超60%。

IGFC系統(tǒng)中高溫燃料電池發(fā)電后的尾氣熱值低，常規(guī)方法難以穩(wěn)定燃燒，張靜思等[12]和李嘉瑞等[13]研究了SOFC尾氣在多孔介質和金屬纖維燃燒器中的燃燒特性，實現(xiàn)了穩(wěn)定燃燒。IGFC系統(tǒng)中高溫燃料電池發(fā)電時燃料氣與空氣不混合，可在發(fā)電過程中實現(xiàn)CO2富集，為進一步富集CO2，發(fā)電尾氣通常采用純氧燃燒。季明彬等[14]研究了100 W級SOFC尾氣純氧催化燃燒特性；WANG等[15]研究了10 kW級SOFC尾氣純氧直接燃燒特性，表明發(fā)電尾氣經純氧燃燒后CO2體積分數(shù)可達90%以上，為CO2直接捕集及后續(xù)貯存利用提供了條件。

3.2 IGFC集成示范進展

美國能源部(DOE)通過“Vision 21”與“SECA”等項目不斷推動升級IGFC系統(tǒng)的研發(fā)工作。2005年，美國能源部委托美國GE公司開發(fā)以煤炭為燃料的集成SOFC/燃氣輪機聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)，系統(tǒng)整體設計效率達61.5%，但CO2后續(xù)捕集及封存將消耗一定能量，因此系統(tǒng)整體設計效率修正為58.4%。2016年，美國國家能源技術實驗室(NETL)發(fā)布基于SOFC技術的研究進展及規(guī)劃，將于2025年和2030年建成10和50 MW IGFC(含CO2捕集)示范系統(tǒng)[16]。

日本通過開展煤炭能源“EAGLE”項目，開始IGFC系統(tǒng)設計研究。1998年在Wakamatsu建設了中試線，系統(tǒng)設計發(fā)電效率為53.3%。2019年，日本公布了由NEDO和大阪發(fā)電公司合作完成的世界上第1座煤氣化燃料電池聯(lián)合循環(huán)發(fā)電廠(IGFC-IGCC)及CO2捕集示范集成項目的建設情況，項目已完成1、2期建設，即IGCC系統(tǒng)與CO2捕集回收系統(tǒng)，第3期將建成IGFC系統(tǒng)，建設2臺600 kW級SOFC發(fā)電單元，正在開展試驗研究，目標是應用于500 MW級商業(yè)發(fā)電設施，CO2回收率為90%的條件下實現(xiàn)47%左右的送電端效率[16]。

2017年，國家科技部立項了“CO2近零排放的煤氣化發(fā)電技術”，由國家能源集團牽頭，推動國內IGFC技術研發(fā)與集成示范，取得了積極進展[17-18]。李萍萍等[19]以美國能源部報告中的百兆瓦級IGFC系統(tǒng)流程為基礎，考察系統(tǒng)操作壓力和進料甲烷含量對系統(tǒng)凈發(fā)電效率的影響，結果表明增加電堆操作壓力和進料甲烷含量有利于提高系統(tǒng)效率。許世森等[20]基于SOFC技術，構建了百兆瓦級IGFC系統(tǒng)，在碳捕集率大于90%情況下，系統(tǒng)供電效率達到46.2%。2018年，晉煤集團開展了15 kW級IGFC系統(tǒng)集成驗證；2020年，國家能源集團完成了20 kW級IGFC驗證系統(tǒng)運轉，在此基礎上2022年建成了國內首個兆瓦級IGFC技術試驗基地，研制了國內首套100 kW級CO2近零排放的IGFC試驗示范系統(tǒng)(圖2)，由煤氣化凈化工業(yè)裝置供應合成氣，包括5套20 kW級SOFC發(fā)電模塊，連續(xù)穩(wěn)定運行了100 h以上(圖3)，燃料電池系統(tǒng)最大發(fā)電功率101.7 kW，燃料電池系統(tǒng)發(fā)電效率53.2%，CO2捕集率98.6%，驗證了集成系統(tǒng)可行性。

圖2 100 kW級IGFC試驗示范系統(tǒng)現(xiàn)場裝置Fig.2 Experimental equipment of 100 kW IGFC system

圖3 100 kW級IGFC試驗示范系統(tǒng)運行曲線Fig.3 Operation curve of 100 kW IGFC system

3.3 IGFC技術面臨的挑戰(zhàn)

目前國內外IGFC集成示范的規(guī)模還較小，離工業(yè)化應用尚有差距，在未來研究中亟需解決的問題主要有：① SOFC電池技術目前仍未實現(xiàn)完全產業(yè)化，其關鍵材料的低成本量產制備和高一致可靠電池堆的批量化生產，一直是產業(yè)化進程中的最大阻礙；② 大功率加壓燃料電池的長周期運行仍是制約IGFC系統(tǒng)的最重要因素，高溫燃料電池是IGFC系統(tǒng)的核心單元，其耐久性是影響發(fā)電成本的關鍵，同時需盡可能提高單堆功率才能實現(xiàn)大功率IGFC發(fā)電系統(tǒng)，盡可能提高操作壓力才能提高IGFC系統(tǒng)效率；此外，由于燃料電池單元需將多電堆進行集成，解決燃料氣體在不同電堆間的均布、高溫熱膨脹匹配、電路高效串并聯(lián)等問題；③ 高溫燃料電池排出的尾氣中含有相當比例未充分反應的組分，需在純氧燃燒室中充分燃燒，但尾氣熱值較低，采用催化燃燒可有效降低燃燒難度，需研制成本低、壽命長、活性高的催化燃燒的催化劑，并進行相應催化燃燒器開發(fā)。

4 結 語

在先進煤間接液化技術基礎上，構建CO2近零排放的煤間接液化和煤氣化燃料電池(IGFC)集成系統(tǒng)，通過高溫燃料電池直接利用煤制合成氣和費托合成尾氣高效發(fā)電，替代傳統(tǒng)自備電站為煤間接液化過程供電供熱，同時實現(xiàn)尾氣CO2富集，降低了CO2捕集難度。介紹了國內外IGFC技術研究進展，開展了系統(tǒng)集成關鍵IGFC技術研發(fā)與示范，依托寧煤400萬t/a煤間接液化裝置，建成了國內首個兆瓦級IGFC技術試驗基地，研制了國內首套100 kW級IGFC試驗示范系統(tǒng)，實現(xiàn)了連續(xù)穩(wěn)定運轉，固體氧化物燃料電池系統(tǒng)發(fā)電功率101.7 kW，發(fā)電效率53.2%，CO2捕集率98.6%，驗證了集成系統(tǒng)可行性。在碳中和背景下，隨著高溫燃料電池技術逐漸成熟，CO2近零排放的煤間接液化和IGFC集成系統(tǒng)將具有廣闊的發(fā)展前景。