在煤炭气化液化中使用高温气冷堆

　　特别值得注意是关于液化产品的市场适应性对比分析：
　　“国内外的相关研究结果表明，现阶段，在我国发展煤基间接液化工艺，适宜定位在生产高附加值石油延长产品即所谓的中间化学品，如市场紧俏的聚合级丙烯、聚合级乙烯、高级石脑油、α-烯烃及C14～C18烷等；若定位在单纯生产燃料油品，由于提质工艺流程长、主产品（如汽油）的质量差，导致经济效益难以体现。”

　　注：间接液化可以用于生产燃料油品，可定位在生产航空煤油和小客车用高品质轻柴油。目前，我国石化工业的技术水平无法提供大量高品质轻柴油和航空煤油。前者的短缺导致环保性能和经济性显著超过汽油车的柴油小客车无法在国内普及，后者的短缺导致民航喷气式客机所用的燃油大量依赖进口。

“实践证明，不少芳烃化合物通过非煤加氢液化途径获取往往较为困难，甚至不可能。国内外的相关研究结果同样已经表明，基于不可逆转的石油资源形势和并不乐观的国际政治形势，在我国发展直接液化工艺，适宜定位在生产燃料油品及特殊中间化学品。”

1.煤炭气化/液化的经济风险
　　煤炭气化/液化的主要目的不是提高热效率，更不是为了减少二氧化碳排放，而是为了更环保。
　　对于我国，由于我国在化石能源上“多煤，少油，有气”，煤炭气化/液化的一个重要目的是替代石油和/或天然气。

　　煤炭气化/液化无一例外都要运用“加氢”工艺，而氢的制取耗能巨大。核能以外的非常规能源，如风能、太阳能间接制氢，需要解决氢的储运问题，不是救急的办法。
　　但有趣的是，常规能源制氢，主要手段是使用石油（和天然气），就世界范围而言，这很经济。化肥工业制氨所需要的氢主要用这一手段。还有就是使用煤炭，对我国而言是一个必要手段。而用煤炭制氢，不如用石油经济，原因在于用煤炭要通过水煤气反应才能制氢，煤炭又不如石油“洁净”，设备投资大、直接和间接消耗大。

　　专业人士的说法，如果使用煤炭制氢，再加氢制汽油或柴油，成熟技术大约每5吨煤才能制得1吨。换算出来的话，石油价格在40美元每桶以上时，才是合适的。
　　即便先进技术能够做到不到4吨煤制出1吨油（条件是煤质必须非常好，灰分和含硫量特低），同时国内市场煤的价格比国际市场低，石油价格也要在25美元每桶以上时，煤变油才有经济效益。
　　这其中的风险不言自明，考虑到国际市场上不是仅发生过石油危机（三次），也发生过”逆石油危机”（自二十世纪七十年代以来也有三次）。

2.高温气冷堆用于发电或热电联产的问题
　　核电的主要问题是由于发电机组热效率有限，因此热污染大。核电厂中，冷却塔是最大个、最占地的装置；冷却水的消耗如此之大，以至于如果不靠着大湖、大江或海，就甭想建核电站。现在运行中或即将运行的用于发电的第二代和第三代核反应堆，最大热效率也只有35%，剩下的65%都去污染环境了。
　　高温气冷堆是一个相当成熟的技术，例如德国所建1966年进入临界状态的原型堆，在因切尔诺贝利核电站灾害停机之前，就已连续安全运转了21年。我国高温气冷堆技术处在世界第一梯队中，所研究成功的堆型是“卵石床模块化堆”(Pebble Bed Modular Reactor)，实用成熟水平相当高。高温气冷堆用于发电，效率可高到50%甚至更多一些。
　　但是受PBMR这一堆型设计原理上的限制，我国的高温气冷堆电功率不可能很大，用于发电的话无法实现规模经济、每千瓦时的发电成本降不下来。

　　热电联产是有效提高电厂效益的手段，热电厂所需要的规模既不必、也不宜很大。但除了工业用途之外，热电厂需要靠近城市才能找到其市场。由于安全性方面的原因，普通核反应堆不宜靠近城市。
　　如果将高温气冷堆用于城市供热性质的热电联产，则存在这样一个风险：在PBMR中，核燃料良好地封装在数百万枚台球大小的“卵石”中，作为堆芯。核反应过程会产生氙气，增大燃料“卵石”的内部压力；数百万个燃料卵石中只要有一个封装有缺陷、产生破裂，导致核燃料泄露，就会污染循环冷却气体，并进而对外造成核污染。虽然这类事故，危害其实并不严重，而且发生的概率并不高，但一旦发生，遭遇的公众关注可绝对不同一般。
　　关键是，产生这种烦恼确有前例，德国的原型堆在1986年就出现过此类原因的一次事故，加上正好遇到发生切尔诺贝利核电站灾害，1987年就关掉了。因此，高温气冷堆实际上也不宜靠近城市建设、不宜用于一般的热电联产。

3.高温气冷堆与煤炭气化/制氢、煤炭液化联产的合成效应
　　高温气冷堆用于煤炭气化或液化的实质，是核能转化为相对安全得多、使用起来固定投资少得多的化学能。具体而言就是通过为水煤气反应提供能量来制氢，使用碳将氢“固定”为易于输送、储备和携带的气态或液态燃料，主要形式包括：甲烷(天然气主要成分)、甲醇(可代汽油)、二甲醚(可代液化石油气、柴油)、汽油、柴油，以及航空煤油。

　　高温气冷堆用于煤炭气化/液化不是先进科技，只是一个实用方向，但这个方向具有特别突出的优势：

·实质性提高核反应堆热效率、降低热污染
　　用于为水煤气反应炉供热，和制备气化反应所需要的水蒸汽，可以将高温气冷堆堆所产生的热能80%以上传递给煤炭气化化学反应。剩下的20%是传热损失，和PBMR这一堆型为了确保内在的“无源安全”（Passive Safety，译为“被动安全”不准确，因为原意是指在没有外部的安全保证机制、没有由人主动发出的控制信号来源的情况下，仍能保证核反应堆不会温度过高、绝不发生核爆炸事故），所必须的散热损失。技术进步可减少正常运行状态下的热损失。
　　事实上，现在作为第四代核反应堆备选堆型之一的甚高温堆(Very High Temperature Reactor，我国的高温气冷堆属于这类堆型)，其概念堆设计就是用于供热。

·直接降低煤炭消耗
　　不再需要煤炭的氧化反应来提供水煤气反应所需的能量。

·间接降低能量损失
　　不再需要鼓入空气、富氧空气或氧气，减少无效益气体携带的热量；
　　显著改善产出气的品质，同样氢产量的情况下，产出气总量更少、气体分离的损失更小。

·有效降低运输成本
　　煤炭消耗的有些降低意味着运输成本的有效降低（核燃料的运输成本几乎可以忽略）。

·设备投资高于高温气冷堆发电或常规煤炭液化，但远低于二者相加
　　不再需要大功率发电设备；
　　不再需要大功率冷凝器；
　　不再需要用于冷却的大流量管道、大型泵站等供水设备；
　　煤炭气化前制氧、鼓风设备得到节约；
　　煤炭气化后的气体分离设备规模减小，投资得到节约。

·可促进高温气冷堆模块化生产技术的成熟，此技术军事意义重大。
　　不赘述。

4.相关能源技术或战略
·氢燃料
　　高温气冷堆，以及6种第4代核反应堆中的另外3种，都将制氢作用一种长期目标来看待。之所以作为长期目标，不是因为氢现在用途太少，而是因为氢作为燃料使用是一项长期目标。据报道，清华大学计划2006年实现用高温气冷堆制备氢燃料。
　　对氢燃料是否真正是大势所趋的争议搁置一旁。虽然我国的高温气冷堆在设计原理上就限制了其功率，所以高温气冷堆本身可能并不适宜用于氢燃料的工业化生产。但这并不意味着，就不应搞高温气冷堆制备氢燃料的研究。理由很简单，用高温气冷堆作为热源的氢燃料生产技术，在用其它大功率的高温堆型作为热源时，也能用。

·天然气的推广与“西气东输”工程
　　天然气的确是很清洁的能源。烧天然气的燃气-蒸汽联合循环热电站有着很高的热效率和环保性能。
　　但我国天然气储量并不丰富；“西气东输”工程最大的风险，就在于气源是否有稳定的供给。如果不能使用户相信，气源的供应是稳定的，那么就很难吸引到稳定的长期用户；没有稳定的长期用户，管道输送的经济效益就会大为降低。
　　天然气主要成分是甲烷。我国西部地区煤炭储量十分丰富，但铁路运力不足限制了开采。高温气冷堆用作煤炭气化的热源，不像用于发电那样需要大量的冷却水，而气化效率却可以提高；通过技术手段，使输出气以甲烷为主，从而可以替代天然气、保证“西气东输”的气源。高温气冷堆用于西部煤炭气化制甲烷替代天然气，可以说相当经济。
　　与制氢不同，由于煤炭气化制甲烷所消耗的能量要少得多，因此，虽然高温气冷堆不能把功率做得比较大，但也足以为一个相当大的、能够实现规模经济的气化厂提供能源了。

·煤炭气化与发电联产
　　整体煤炭气化燃气－蒸汽联合循环(IGCC)发电厂是煤炭气化与发电联产的代表性技术。IGCC是一种间接燃煤的先进火电技术，主要优势一是洁净，可以烧高硫煤等低品质煤；二是能发挥燃气轮机能够快速启停的技术特长，用于调峰供电；在用电低谷时，则用于制煤气，制成气可储存为用电高峰时的气源，或作为化工原料。但一次性投资高。
　　虽然在市场方面，高温气冷堆气化煤炭与常规IGCC有相当强的竞争关系，但在技术方面，高温气冷堆气化煤炭与IGCC有很强的互补关系。具体而言高温气冷堆气化煤炭的技术也可以用于煤炭气化与发电联产，IGCC里煤炭气化环节要被替代之外，其余部分的投资都受到保护，包括燃气轮机、热交换器、蒸气轮机、再热器、发电机、冷凝器等在内的设备（以及相关的技术和管理经验）都能得到充分利用。
　　在我国，IGCC的安装基础并不大，高温气冷堆用在煤炭气化与发电联产方面，国内市场不大，但用于出口可能大有可为。

·直接燃煤的先进火电
　　在技术路线上，核电和火电显然是竞争关系；但如果具体到高温气冷堆用于煤炭气化发电联产，则在市场战略层面上，与火电的协同效果非常明显。
　　同样装机容量的燃煤火电站，不仅一次性投资远低于核电站，而且由于我国煤炭资源丰富、开采成本相对低廉，如能基本保证在理想工作状态运行的话，在工作寿命内，平均每千瓦时的发电成本比核电站也高不了多少。
　　问题就在于如何“保证在理想工作状态运行”，这要求火电厂持续以最佳或接近最佳的输出功率稳定运行。但电力消耗客观存在着季节性波动和日常波动，所以技术上无法做到快速启停、也不能高效率地间歇运行的直接燃煤火电只能用作基础供电。
　　高温气冷堆用于煤炭气化发电联产有良好的调峰能力，而在工作寿命平均每千瓦时的发电成本比直接燃煤火电的理想工作状况一般要高（因为一次性投资实在是大得多），因此是直接燃煤火电良好的商业伙伴。
　　即使不与发电联产，用高温气冷堆气化煤炭生产天然气替代品，对直接燃煤火电也能起到互补、协同作用。

·天然气的使用
　　高温气冷堆气化煤炭，是推广使用天然气的上游技术。
　　天然气是使用燃气蒸汽联合循环电站、燃气轮机热电联产等成熟技术的优质燃料，使用此类技术的发电厂或热电站清洁、高效、具备良好的调峰能力。
　　除此之外，使用天然气的汽车有良好的环保和经济性能。
　　但我国多煤而少气，仅仅靠矿产天然气不能满足巨大的潜在需求。用高温气冷堆气化煤炭来生产天然气替代品，是一个可靠的供应源。

·对既有煤炭液化产业的投资保护
　　我国在煤炭制甲醇、煤炭直接加氢制燃料油和间接加氢制燃料油等煤炭液化产业上，已有很大的投资，即将具备相当大的工业化生产能力。
　　高温气冷堆用于煤炭液化，是用核反应堆的高温供热能力给水煤气反应提供能量来氢，既有煤炭液化产业只需要更换制氢工艺环节，煤炭液化的其他工艺环节的技术设备，包括产出气的分离，都可保留。
　　高温气冷堆用于煤炭液化总的一次性投资超过常规方式，但是极大节约了煤炭（以及相关的运输成本），因此将制氢工艺环节从常规方式更换为高温气冷堆供热方式，将是值得的。
　　高温气冷堆用于煤炭液化并不排斥发展小型常规煤炭气化液化工厂的建立和发展，不仅因为后者可以建设得更贴近用户，而且因为后者的一次性投资低得多（但运营成本高），因此相对而言，生产停顿造成的损失小得多，适合用作调峰。

5.变通
·用于制甲烷，高温气冷堆可以用水冷堆热电站（成熟技术）替代
　　煤炭气化制甲烷所消耗的能量比较少，少到普通水冷堆热电站也能高效率地供应：只需要把蒸汽轮机发电机的蒸汽再热系统稍加改造，蒸汽轮机发电机的废蒸汽再热直接供煤气发生炉，煤气发生炉的温度用所发的电来维持，所生成气中的氢和一氧化碳大部分回炉循环，就能稳定生产甲烷。
　　这样的制气热电站不需要大功率的冷凝器（以及大量的冷却水），甚至可以完全取消冷凝器。
　　由于水冷堆热电站要达到足够的规模才能比较经济，因此这种变通方式适用于大量生产天然气替代品。

·用于制富氢水煤气，高温气冷堆可以用钠冷快堆（较成熟技术）替代
　　在研究中的第4代核反应堆的6种堆型中，快中子增殖堆（快堆）有4种，其中液态钠金属冷却的快中子增殖堆技术上比较成熟。
　　钠冷快堆的冷却剂是液态钠，出口温度可以达到550摄氏度，离常规工业化制造水煤气的温度低限600摄氏度所差不多。
　　这样，钠冷快堆热电站可用于制富氢水煤气。

·核能用于煤炭液化，可设计专用堆型
　　可基于第一代核反应堆就用过的二氧化碳气冷堆，加以变形：
　　－　提高堆温到750到850度之间（煤炭气化比较理想的温度）。
　　－　堆型能保证煤粉畅通流动（与现已研发成功的高温气冷堆所用的PBMR不同）。
　　－　冷却剂是二氧化碳与精煤粉。精煤粉作为一种无定形碳，同时担当慢化剂。
　　－　主要利用二氧化碳与煤炭反应生成一氧化碳这一吸热化学反应为反应堆降温。二氧化碳升温也会吸热。核能同时转变为化学能和热能，传出反应堆。
　　－　反应堆提供的携带高热粉煤的一氧化碳气流（混合有剩余的二氧化碳）进入煤气发生炉，与水蒸气反应制氢，其中一氧化碳与水反应产生二氧化碳和氢的过程是放热过程，控制得好就足以维持煤气发生炉温度。
　　－　所产生的二氧化碳回收用于冷却反应堆；产出的氢和富余的一氧化碳就是所要的化工原料了。