CN101760249B - 一种地下气化煤基能源化工产品多联产系统及方法 - Google Patents

Abstract

一种地下气化煤基能源化工产品多联产系统及方法，通过地下煤气化和传统煤基能源化工产品多联产系统的耦合，将煤炭转变为甲烷等清洁能源化工产品和/或清洁电力，并把可再生能源和可再生资源引入煤基能源化工产品生产过程中，实现废水、废气及固体废弃物的综合利用和二氧化碳的近零排放。

Description

一种地下气化煤基能源化工产品多联产系统及方法

技术领域

本发明涉及能源化工领域，尤其涉及以煤炭地下气化工艺为基础的煤基能源化工产品多联产的技术。本发明还涉及上述工艺过程中二氧化碳的减排方法，以及该工艺所需部分原料气的生产方法。

背景技术

世界一次能源消费中，煤是增长最快的燃料，已连续多年超越石油和天然气实现市场份额的增长。但煤也是含碳量最高的化石燃料，在燃烧和转化过程中，不可避免地产生大量温室气体。温室气体排放对全球气候变化的影响已经为世界所关注，所以，清洁高效地开采和开发利用煤炭资源的同时解决温室气体排放的问题已刻不容缓。

“富煤、少油、缺气”是我国资源结构的基本特点。我国化石能源总量中，95.6％为煤炭，煤炭生产、消耗连续几年居世界第一位。这一能源结构决定了中国一次能源以煤为主的格局在相当长的时期内难以改变。然而，传统的煤炭开采、利用方式，导致煤矿安全事故频发、环境和生态遭到严重破坏，同时，受传统的井工采煤技术水平的限制，约50％的煤炭资源被遗弃在井下，造成大量煤炭资源浪费，而且，国内可由井工开采的煤炭仅占煤炭资源储量的11.43％。另外，1290亿吨储量的褐煤在中国也尚未得到很好开发和利用。因此，中国煤炭资源综合开采利用率低，急需开发新型煤炭开采和利用技术，高效、清洁、安全地利用包括褐煤、井工开采遗弃煤在内的宝贵煤炭资源。

煤炭地下气化即直接将处于地下的煤炭进行有控制地燃烧，通过对煤的热作用及化学作用产生粗合成气，是集建井、采煤、转化工艺为一体的煤炭开发技术，特别适用于常规方法不可采或开采不经济的煤层，以及煤矿的二次或多次复采。但是，目前的煤炭地下气化工艺中会产生大量的二氧化碳，仍没有解决二氧化碳排放的问题。

CN101024783A公布了一种化工-动力多联产生产系统，该系统采用粗合成气经降温、净化后直接化工合成，反应后的合成气一部分用于循环，另一部分用于燃料送入燃气/蒸汽联合循环系统进行发电。该系统利用合成气余热以提高系统节能效果，但并未解决二氧化碳排放问题。

如果将地下气化的产物用于生产甲烷、甲醇、乙二醇、低碳醇和/或二甲醚或者它们的任意组合时，需要调节地下气化合成气中氢碳比(如向合成气中添加一定量的氢气)。目前，大约96％的工业用氢来源于天然气、石油和煤等化石能源，但使用化石能源制氢的生产技术不能解决二氧化碳排放问题，因而不能实现生态循环生产。其他制氢技术中，水电解制氢是目前应用较广且相对成熟的一种，利用可再生能源所产生的电能(包括太阳能、风能等)作为动力来水电解制氢是最具前景且可行的技术，被称为通向氢经济的最佳途径。但目前水电解制氢用于煤炭地下气化多联产尚未见报导。

综上，世界各国相继发展的煤基能源化工产品多联产系统都没有系统考虑氢和二氧化碳资源利用问题。控制二氧化碳的排放，并对其进行资源化利用，成为煤化工技术发展的重要课题。虽然鉴于“温室效应”的严重性，欧美国家近年来开始研究煤基近零排放多联产系统，但由于二氧化碳化学性质稳定，只能采用捕集和封存的方法去解决，此方法成本高昂、不能真正从量上减少二氧化碳，长远看来仅为权宜之计。要彻底解决二氧化碳的问题，就必须突破现有化石能源的局限，把可再生能源引入煤基能源化工产品的生产过程，实现多能源的融合和二氧化碳的资源化，从而达到生产过程的二氧化碳近零排放。

发明内容

本发明的目的是提出一种清洁高效的地下气化煤基能源化工产品多联产系统及方法，形成生态循环式的生产模式，从而有效实现煤基能源化工产品的高效、清洁生产，和二氧化碳的近零排放。

为达到此目的，本发明提供的技术方案为：一种地下气化煤基能源化工产品多联产系统和方法，通过地下煤气化和传统煤基能源化工产品多联产系统的耦合实现煤炭转变为甲醇、甲烷、乙二醇、低碳醇和/或二甲醚或者它们的任意组合及清洁电力，并把可再生能源引入生产过程中，复合能源制氢氧系统用于供给所需的氢气和氧气，藻类吸碳系统用于吸收产生的二氧化碳，从而集地下煤气化系统、传统煤基能源化工产品多联产系统、复合能源制氢氧系统、藻类吸碳系统及发电技术于一体。

地下煤层被点燃之后，从注气孔鼓入气化剂，根据温度及化学反应的不同，地下气化通道中分为氧化区、还原区和干馏干燥区三个反应区域。在氧化区中，气化剂中的氧气与煤中的碳发生多相化学反应，产生大量的热，使附近煤层炙热，在还原区，二氧化碳、水蒸汽与炙热的煤层相遇，二氧化碳还原成一氧化碳，水蒸汽与碳反应生成氢气和一氧化碳。还原反应为吸热反应，该吸热反应使气化通道温度降低，当温度降低到不能再进行上述反应时，还原区结束，但是此时气流温度仍然相当高，这一热作用使得煤发生热分解，从而析出干馏煤气，这一区域被称为干馏干燥区。经过这三个反应区后，就形成了含有可燃组分(主要是CO、H₂、CH₄)的煤气。反应区的划分，可以以温度为标志，从化学角度来讲，他们是没有严格界限的，在气化通道任何位置都有可能进行热解、还原和氧化反应。

点火后，气化剂由进气孔导入煤层，在气化通道内氧与煤接触，迅速发生反应，并产生大量的热，使得煤层的温度升高，在150℃之前煤层主要处于干燥阶段，在150～200℃时，放出吸附在煤中的气体，主要为甲烷、二氧化碳和氮气。当温度达到200℃以上时，发生有机质分解，300℃左右开始热解反应，生成大量的挥发物(煤气及焦油)，煤黏结成半焦。煤中的灰分几乎全部存在于半焦中，煤气成分除热解水、一氧化碳、二氧化碳外，主要是气态烃。随着氧化反应的发生，氧气慢慢耗尽，进入还原区(600～1000℃)，二氧化碳与热焦接触，还原成一氧化碳，水蒸汽与热焦反应，生成一氧化碳和氢气。但是在600～1000℃范围内，二氧化碳、水蒸汽的还原反应速度仅为碳燃烧反应速度的10^-5倍，为了使反应充分进行，必须提高还原区的温度(达到1200℃左右)和扩大还原区的范围。二氧化碳气化的操作过程即在还原阶段加入适量的二氧化碳，增加生成一氧化碳的量。

在煤炭地下气化过程中，可以根据所需煤气的用途及技术经济指标采用不同的气化剂，气化剂可以是空气、氧气、氢气、二氧化碳或水蒸汽中的一种或多种混合，如空气-水蒸汽、富氧-水蒸汽、纯氧-水蒸汽、纯氧-二氧化碳或氢气等，加氢气化的目的是为了生成甲烷，加氢的同时，需要提高炉内压力，加氢气化可使产品中甲烷含量提高10％左右。因此，煤炭地下气化可以利用复合能源制氢氧系统提供的氢气、氧气作为气化剂，也可将藻类光合作用产生的氧气和发酵产生的氢气作为气化剂，还可将甲烷化工段产生的氢气和水蒸汽反馈回地下气化炉作为气化剂。产生的二氧化碳可以作为气化剂返回气化炉，与炙热的煤层反应转化成一氧化碳，也可利用地下气化产生的空腔进行二氧化碳的地下封存。

地下气化得到的粗煤气通过合成气净化工段脱硫和脱碳，得到富含氢气、一氧化碳和甲烷的精合成气。精合成气分离甲烷后的氢气和一氧化碳，既可以送入甲烷化工段合成甲烷，也可以送入多联产系统合成甲醇，甲醇再进一步脱水生成二甲醚；还可用来联产甲烷、乙二醇和/或低碳醇，如精合成气分离甲烷后的氢气和一氧化碳分别通过配氢生产乙二醇和/或低碳醇，乙二醇和/或低碳醇产生的弛放气和精合成气分离甲烷后的氢气和一氧化碳混合，然后通过配氢生产甲烷。多联产系统需要补入的氢气可由复合能源制氢氧系统或藻类生物发酵供应，补入氢气是用于提高混合气体的氢碳比。精合成气也可不分离甲烷，直接送入多联产系统合成甲醇、甲烷、乙二醇、低碳醇或二甲醚中的一种或多种。

上述技术方案中，生产所需要的电能由太阳能、风能、水能、潮汐能、地热能等可再生能源发电、核电以及低谷电能提供，也可以是上述电力的任意组合提供。

上述技术方案中，生产过程中所需的氢气由复合能源制氢氧系统提供，利用一种或者多种制氢技术复合制备，包括但不限于水电解制氢氧系统、生物制氢技术、生物电化学制氢技术或光电催化制氢技术中的一种或多种组合提供。

上述技术方案中，所述的水电解制氢氧系统，是利用复合能源通过水电解系统电解产生可持续发展的大规模的清洁氢气和氧气；其复合可以采用风电、太阳能光伏发电或风光互补发电站，可以采用水能、潮汐能等任何可再生能源发电，可以采用核能发电，可以采用煤基多联产系统中通过锅炉回收的余热带动蒸汽轮机发电，或者以煤基多联产系统中的弛放气作为燃气发电，也可以采用低谷电能，还可以采用上述任意组合的电能，例如风光互补发电系统和低谷电能的耦合；其中，所述的风光互补发电站包括但不限于发电系统、逆变配电并网系统和数据监控系统三部分。

上述技术方案中，所述的水电解制氢氧系统，其水电解系统优先采用环境友好、气体纯度高、电解效率高的固体聚合物电解质(Solid PolymerElectrolyte，SPE or Proton Exchange Membrane，PEM)电解槽水电解系统，也可以采用传统的碱性电解槽水电解系统，还可以采用固体氧化物电解质电解槽水电解系统。

上述技术方案中，所述的生物制氢技术，包括但不限于是以生物质为原料利用热物理化学原理和技术制取氢气和利用生物代谢过程将有机质转化为氢气。后者包括但不限于光合生物直接制氢和生物质发酵制氢。

上述技术方案中，所述的生物电化学制氢技术，是以有机物为原料，以亲阳极微生物作为阳极催化剂的电解制氢过程。在该过程中，有机物在微生物作用下生成电子和质子，电子通过外电路转移到阳极，而质子通过水溶液转移到阴极，在微弱外电压下，质子接受电子生成氢气。

上述技术方案中，所述的光电催化制氢技术，包括但不限于太阳能光电化学法制氢和太阳能半导体光催化反应制氢。

上述技术方案中，所述的复合能源制氢氧系统中水电解产生的一部分氧气单独或与其他气化剂组分混合然后鼓入地下气化炉气化通道，作为地下气化的气化剂。

上述煤基能源化工产品生产过程中产生的二氧化碳，均可通入藻类吸碳系统来吸收，从而实现二氧化碳的近零排放。藻类光合作用吸收二氧化碳的同时，还能生成氧气，并反馈回地下煤气化工段，也可以直接排放。也可通过生物提炼技术提取生物柴油，藻类残渣可用于光生物电化学制氢，也可通过生物发酵技术产生乙醇、氢气或甲烷中的一种或多种，并把氢气反馈回合成工段，形成循环工艺。

上述技术方案中，所述的生物发酵生产乙醇，是利用微生物降解藻类或者藻类提取油脂等过程剩余的残渣等富含纤维素、半纤维素、木质素等生物质，在降解的过程中产生乙醇。

上述技术方案中，所述的藻类是指任何能通过光合作用吸收CO₂的所有藻种，包括但不限于蓝藻、绿藻、甲藻、硅藻、衣藻、红藻、褐藻、金藻、黄藻、轮藻或裸藻等。

上述技术方案中，煤基能源化工产品多联产系统过程中产生的高温蒸汽可用于推动汽轮机做功发电。

上述技术方案中，所述的新型地下气化煤基能源化工产品多联产系统，其甲醇、甲烷、二甲醚、乙二醇和/或低碳醇等的合成反应中氢碳比的调节可以通过上述一种或多种制氢方法来配氢以达到反应所需的氢碳比。

上述技术方案中，所述的新型地下气化煤基能源化工产品多联产系统，其生产过程中所需要的氧气可以全部利用复合能源制氢氧系统提供，而多余的高纯氢气可以外售，也可以部分利用复合能源制氢氧系统提供、部分通过空分装置提供，还可以完全通过空分装置来提供。空分装置所产生氮气可以供生产需要，也可以出售或者排放。

上述技术方案中，所述的新型地下气化煤基能源化工产品多联产系统，其生产过程中所产生的废水中的有机质可以通过生物电化学制氢技术脱除，并把产生的氢气反馈回多联产系统。

由于上述方案的运用，本发明与现有技术相比有以下优点：

(1)二氧化碳的近零排放。一方面通过藻类吸碳系统，捕获、吸收二氧化碳，另一方面通过配氢化学固碳技术，将一氧化碳全部转化成能源产品，最后二氧化碳还可以作为地下气化的气化剂或是利用地下气化后形成的空腔进行封存，从而实现二氧化碳近零排放。

(2)最优化利用资源。把不具开采价值的褐煤或是废弃的矿井煤炭资源转化为甲烷、甲醇与二甲醚、乙二醇和/或低碳醇等附加值高的能源化工产品；不会像传统的煤矿产生大量环境污染；不用建造昂贵的地上气化炉；不用处理灰渣；通过复合能源低成本制氢氧系统，节省空分工段、部分锅炉和水煤气变换工段的设备投资和运行费用以及整个系统所需的传统电能；利用生物提炼技术得到生物柴油，资源利用效率可达80％以上。

(3)煤基能源生产过程清洁化和高效化。煤炭地下气化采煤技术，将灰渣、矸石等有害物留在地下，粗合成气通过净化分离出氢气，硫转变成硫磺，实现煤基能源清洁生产；煤地下煤气化与传统的煤制天然气工艺相比具有成本低、工艺简单，环境污染少的优势。

(4)降低煤基能源化工产品生产成本。多联产的产品中，甲烷和二甲醚是化石能源中最为清洁的能源产品，甲醇则是重要的基本有机化工原料，通过多联产系统，不仅可以达到能源的高利用效率、低能耗、低投资和运行成本、以及最少的全生命周期污染物排放，而且可以根据需要灵活地调整产品比例，实现最佳经济效益和社会效益。

附图说明

图1为基于地下煤气化的煤基能源化工产品多联产系统总体路线

图2为地下煤气化-煤基能源化工产品多联产系统详视图

图3为实施例一的生产工艺路线

图4为实施例二的生产工艺路线

图5为实施例三的生产工艺路线

图6为实施例四的生产工艺路线

其中，图2为摘要附图。

具体实施方式

下面结合附图来详细说明本发明实施例的技术方案。

实施例一：

如图3所示，电解水或藻类吸碳产生的氧气匹配蒸汽锅炉产生的水蒸汽，以一定的比例注入到地下气化炉气化通道内与煤层接触进行氧化、还原、干燥干馏反应，生成含有一氧化碳、氢气、二氧化碳、甲烷、硫化氢等气体的粗煤气。可燃气体的产生，在气化通道中经过三个反应区域：氧化区域，还原区域和干馏干燥区。在氧化区域，主要是气化剂中的氧与煤层的碳发生多相化学反应，产生大量的热，使煤层炽热，其温度范围为900～1450℃。由于在气化通道中，氧与煤接触，迅速发生反应而消耗殆尽。只要气流中含有游离氧，氧化反应将持续进行，随着氧的逐渐消耗，气流即进入还原区域，还原区域的温度一般在600～1000℃之间，其长度为氧化区域的1.5～2倍，压力在0.01～0.02MPa之间，因此还原区域有利于生成物浓度的提高。在还原区域，二氧化碳与炽热的碳接触，发生还原反应，生成一氧化碳；水蒸汽在足够高的温度下与碳发生反应，生成一氧化碳和氢。气化剂经过还原区域的吸热反应，气流温度下降，于是沿着气化通道逐渐进入干馏干燥区域(200～600℃)。含有大量水分的煤在低于100℃时，主要的物理变化为水分的脱除，亦发生煤的破裂和吸缩。在300℃前有极少量石蜡烃、水和二氧化碳析出。当温度超过300℃时，开始缓慢发生化学变化并伴有轻聚解聚现象，这时析出适量挥发份和少量油状液体，继续呈现胶质状态。当煤层温度上升到350～500℃时，大部分焦油被析出(450℃是高峰)，并有一定数量的可燃气体产生。烃类气体主要在450～500℃温度区间释出。随着气化煤层温度的进一步提高，即超过550℃后，半焦残留物凝固并收缩，同时产生大量氢气、二氧化碳以及甲烷等。粗煤气经产气井到达地面经过合成气净化分离设备后，与地面补充的氢气混合后送入煤基多联产系统。补入的氢气来源于电解水系统，或者藻类吸碳系统产生的藻类残渣发酵制备。合成气净化分离出的二氧化碳送入藻类吸碳系统用于制备生物柴油，也可封存于地下气化产生的空腔中，还可作为地下气化的气化剂。藻类吸碳产生的氧气可以作为地下气化的气化剂使用。

实施例二：

如图4所示，电解水或藻类吸碳产生的氧气与水蒸汽在煤炭地下气化经过第一阶段的加氧氧化放热反应之后，将氢气注入地下煤气化工序中，与煤焦直接反应生成大量甲烷和少量氢气、一氧化碳、二氧化碳、氧气等其他气体，净化后得到甲烷。注入的氢气可部分来源于第一阶段加氧氧化反应输出的气化经净化分离得到的少量氢气，不足的部分可由电解水系统或者藻类光合作用供给。气化炉中的二氧化碳可以直接送入藻类吸碳工序用于生产生物柴油，也可以封存于地下气化产生的空腔中，还可作为地下气化的气化剂。藻类吸碳产生的氧气可以作为地下气化的气化剂使用。

实施例三：

如图5所示，地下煤气化得到的合成气经过净化后的精合成气组分为甲烷、氢气和一氧化碳。该精合成气分离甲烷后，剩下的氢气和一氧化碳可直接甲烷化制备甲烷，也可送入多联产系统合成甲醇，甲醇还可进一步脱水制备二甲醚。甲烷化或甲醇合成要求的氢碳比，可以通过电解水和/或藻类吸碳系统产生的藻类残渣发酵制备的氢气来调节。多联产系统过程中甲醇合成后产生的弛放气可作为燃气发电，地下气化工段产生的部分高温水蒸汽可用于推动汽轮机做功发电。另外，甲烷合成工段也可回收反应余热推动蒸汽轮机发电。

实施例四：

如图6所示，地下煤气化得到的粗合成气经过净化分离得到甲烷，剩余气体主要是氢气和一氧化碳可以按照图6的工艺路线生产甲烷、乙二醇和/或低碳醇。剩余气体氢气和一氧化碳分别通过配氢生产乙二醇和/或低碳醇，乙二醇和/或低碳醇产生的弛放气和氢气和一氧化碳混合，然后通过配氢生产甲烷。生成的二氧化碳送入藻类吸碳系统生产生物柴油，同时联产氧气。藻类残渣用于发酵生产副产品氢气、甲烷或乙醇中的一种或多种；副产品氢气返回合成工段。生成的藻类残渣和废水还可用于生物电化学制氢。

实施例五：

系统中分离出的二氧化碳废气，经过滤去除固体颗粒，收集至气体储罐后由气泵导入光生物反应器，与光生物反应器相连的通气装置可以选取喷嘴式、曝气头式或其它各种类型。在一定的温度范围(10～40℃)、光照强度下(300～40000LUX)，光生物反应器内培养的裸藻大量吸收二氧化碳，进行光合作用，在可见光照射下，将二氧化碳和水合成为葡萄糖，进而转化为蛋白质、脂肪、维生素等营养物质，同时释放出大量氧气。裸藻经过培养转化为生物质，生物质经过生物提炼技术生产生物柴油。

实施例六：

系统中分离出的二氧化碳废气，经过滤去除固体颗粒，收集至气体储罐后由气泵导入光生物反应器，与光生物反应器相连的通气装置可以选取喷嘴式、曝气头式或其它各种类型。在一定的温度范围(10～40℃)、光照强度下(300～40000LUX)，光生物反应器内培养的绿藻大量吸收二氧化碳，进行光合作用，在可见光照射下，将二氧化碳和水合成为葡萄糖，进而转化为蛋白质、脂肪、维生素等营养物质，同时释放出大量氧气。绿藻经过培养转化为生物质，生物质经过生物提炼技术生产生物柴油。

实施例七：

系统中分离出的二氧化碳废气，经过滤去除固体颗粒，收集至气体储罐后由气泵导入光生物反应器，与光生物反应器相连的通气装置可以选取喷嘴式、曝气头式或其它各种类型。在一定的温度范围(10～40℃)、光照强度下(300～40000LUX)，光生物反应器内培养的轮藻大量吸收二氧化碳，进行光合作用，在可见光照射下，将二氧化碳和水合成为葡萄糖，进而转化为蛋白质、脂肪、维生素等营养物质，同时释放出大量氧气。轮藻经过培养转化为生物质，生物质经过生物提炼技术生产生物柴油。

实施例八：

系统中分离出的二氧化碳废气，经过滤去除固体颗粒，收集至气体储罐后由气泵导入光生物反应器，与光生物反应器相连的通气装置可以选取喷嘴式、曝气头式或其它各种类型。在一定的温度范围(10～40℃)、光照强度下(300～40000LUX)，光生物反应器内培养的金藻大量吸收二氧化碳，进行光合作用，在可见光照射下，将二氧化碳和水合成为葡萄糖，进而转化为蛋白质、脂肪、维生素等营养物质，同时释放出大量氧气。金藻经过培养转化为生物质，生物质经过生物提炼技术生产生物柴油。

实施例九：

系统中分离出的二氧化碳废气，经过滤去除固体颗粒，收集至气体储罐后由气泵导入光生物反应器，与光生物反应器相连的通气装置可以选取喷嘴式、曝气头式或其它各种类型。在一定的温度范围(10～40℃)、光照强度下(300～40000LUX)，光生物反应器内培养的甲藻大量吸收二氧化碳，进行光合作用，在可见光照射下，将二氧化碳和水合成为葡萄糖，进而转化为蛋白质、脂肪、维生素等营养物质，同时释放出大量氧气。甲藻经过培养转化为生物质，生物质经过生物提炼技术生产生物柴油。

实施例十：

系统中分离出的二氧化碳废气，经过滤去除固体颗粒，收集至气体储罐后由气泵导入光生物反应器，与光生物反应器相连的通气装置可以选取喷嘴式、曝气头式或其它各种类型。在一定的温度范围(10～40℃)、光照强度下(300～40000LUX)，光生物反应器内培养的红藻大量吸收二氧化碳，进行光合作用，在可见光照射下，将二氧化碳和水合成为葡萄糖，进而转化为蛋白质、脂肪、维生素等营养物质，同时释放出大量氧气。红藻经过培养转化为生物质，生物质经过生物提炼技术生产生物柴油。

实施例十一：

系统中分离出的二氧化碳废气，经过滤去除固体颗粒，收集至气体储罐后由气泵导入光生物反应器，与光生物反应器相连的通气装置可以选取喷嘴式、曝气头式或其它各种类型。在一定的温度范围(10～40℃)、光照强度下(300～40000LUX)，光生物反应器内培养的褐藻大量吸收二氧化碳，进行光合作用，在可见光照射下，将二氧化碳和水合成为葡萄糖，进而转化为蛋白质、脂肪、维生素等营养物质，同时释放出大量氧气。褐藻经过培养转化为生物质，生物质经过生物提炼技术生产生物柴油。

实施例十二：

系统中分离出的二氧化碳废气，经过滤去除固体颗粒，收集至气体储罐后由气泵导入光生物反应器，与光生物反应器相连的通气装置可以选取喷嘴式、曝气头式或其它各种类型。在一定的温度范围(10～40℃)、光照强度下(300～40000LUX)，光生物反应器内培养的蓝藻大量吸收二氧化碳，进行光合作用，在可见光照射下，将二氧化碳和水合成为葡萄糖，进而转化为蛋白质、脂肪、维生素等营养物质，同时释放出大量氧气。蓝藻经过培养转化为生物质，生物质经过生物提炼技术生产生物柴油。

实施例十三：

系统中分离出的二氧化碳废气，经过滤去除固体颗粒，收集至气体储罐后由气泵导入光生物反应器，与光生物反应器相连的通气装置可以选取喷嘴式、曝气头式或其它各种类型。在一定的温度范围(10～40℃)、光照强度下(300～40000LUX)，光生物反应器内培养的硅藻大量吸收二氧化碳，进行光合作用，在可见光照射下，将二氧化碳和水合成为葡萄糖，进而转化为蛋白质、脂肪、维生素等营养物质，同时释放出大量氧气。硅藻经过培养转化为生物质，生物质经过生物提炼技术生产生物柴油。

实施例十四：

系统中分离出的二氧化碳废气，经过滤去除固体颗粒，收集至气体储罐后由气泵导入光生物反应器，与光生物反应器相连的通气装置可以选取喷嘴式、曝气头式或其它各种类型。在一定的温度范围(10～40℃)、光照强度下(300～40000LUX)，光生物反应器内培养的衣藻大量吸收二氧化碳，进行光合作用，在可见光照射下，将二氧化碳和水合成为葡萄糖，进而转化为蛋白质、脂肪、维生素等营养物质，同时释放出大量氧气。衣藻经过培养转化为生物质，生物质经过生物提炼技术生产生物柴油。

实施例十五：

系统中分离出的二氧化碳废气，经过滤去除固体颗粒，收集至气体储罐后由气泵导入光生物反应器，与光生物反应器相连的通气装置可以选取喷嘴式、曝气头式或其它各种类型。在一定的温度范围(10～40℃)、光照强度下(300～40000LUX)，光生物反应器内培养的黄藻大量吸收二氧化碳，进行光合作用，在可见光照射下，将二氧化碳和水合成为葡萄糖，进而转化为蛋白质、脂肪、维生素等营养物质，同时释放出大量氧气。黄藻经过培养转化为生物质，生物质经过生物提炼技术生产生物柴油。

实施例十六：

复合能源制氢氧系统的电能来源于风光互补发电站，同时匹配低谷电能，采用固体聚合物电解质电解槽水电解系统进行水电解。水电解产生的氧气储存，电解产生的氢气则输送到合成工段的不同部位用于配氢。一部分地下气化炉净化分离甲烷后的剩余气体配氢返回地下气化反应炉循环反应，从地下气化炉产生的粗煤气经净化分离的甲烷可直接管输销售，或制成CNG或LNG销售。剩余气体配氢后还可送入煤基多联产系统用于制备甲烷、甲醇、乙二醇、低碳醇和/或二甲醚。地下气化反应的合成气分离后的二氧化碳送入藻类吸碳系统用于生产生物柴油。

实施例十七：

复合能源制氢氧系统的电能来源于风光互补发电站，同时匹配低谷电能，采用固体氧化物电解槽水电解系统进行水电解。水电解产生的氧气储存，电解产生的氢气则输送到合成工段的不同部位用于配氢。一部分地下气化炉净化分离甲烷后的剩余气体配氢后返回地下气化反应炉循环反应，从地下气化炉产生的粗煤气经净化分离的甲烷可直接管输销售，或制成CNG或LNG销售。剩余气体配氢后还可送入煤基多联产系统用于制备甲烷、甲醇、乙二醇、低碳醇和/或二甲醚。地下气化反应的合成气分离后的二氧化碳送入藻类吸碳系统用于生产生物柴油。

实施例十八：

复合能源制氢氧系统的电能来源于风光互补发电站，同时匹配低谷电能，采用碱性电解槽水电解系统进行水电解。水电解产生的氧气储存，电解产生的氢气则输送到合成工段的不同部位用于配氢。一部分地下气化炉净化分离甲烷后的剩余气体配氢后返回地下气化反应炉循环反应，从地下气化炉产生的粗煤气经净化分离的甲烷可直接管输销售，或制成CNG或LNG销售。剩余气体配氢后还可送入煤基多联产系统用于制备甲烷、甲醇、乙二醇、低碳醇和/或二甲醚。地下气化反应的合成气分离后的二氧化碳送入藻类吸碳系统用于生产生物柴油。

本领域普通技术人员可以理解的是，附图或实施例中所示的装置结构仅仅是示意性的，表示逻辑结构。其中作为分离部件显示的模块可能是或者可能不是物理上分开的，作为模块显示的部件可能是或者可能不是物理模块。

以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以作出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。

Claims (2)

1.一种地下气化煤基能源化工产品多联产方法，包括：

煤炭地下气化反应得到粗合成气；

粗合成气净化分离甲烷后的气体经过多联产系统合成甲醇、甲烷、乙二醇或二甲醚中的一种或多种；

或粗合成气净化后的气体直接经过多联产工艺合成甲醇、甲烷、乙二醇或二甲醚中的一种或多种；

煤基能源化工产品多联产系统过程中产生的高温蒸汽用于推动汽轮机做功发电或者以煤基能源化工产品多联产系统过程中产生的弛放气作为燃气发电；

地下气化和多联产过程产生的二氧化碳通过藻类吸碳转化为生物柴油、氧气、甲烷、氢气或乙醇中的一种或多种；

藻类吸碳后的藻类残渣经过生物发酵产生甲烷、氢气或乙醇中的一种或多种；或者藻类残渣及废水用于生物电化学制氢；藻类吸碳后产生的氢气反馈回合成工段，形成循环工艺；

藻类吸碳采用蓝藻、绿藻、甲藻、硅藻、衣藻、红藻、褐藻、金藻、黄藻、轮藻或裸藻。

2.一种地下气化煤基能源化工产品多联产方法，包括：

煤炭地下气化反应得到粗合成气；

粗合成气净化分离甲烷后的气体经过多联产系统合成甲醇、甲烷、乙二醇或二甲醚中的一种或多种；

或粗合成气净化后的气体直接经过多联产工艺合成甲醇、甲烷、乙二醇或二甲醚中的一种或多种；

煤基能源化工产品多联产系统过程中产生的高温蒸汽用于推动汽轮机做功发电或者以煤基能源化工产品多联产系统过程中产生的弛放气作为燃气发电；

地下气化和多联产过程产生的二氧化碳通过藻类吸碳转化为生物柴油、氧气、甲烷、氢气或乙醇中的一种或多种；

通过复合能源制氢氧系统提供地下气化和/或多联产所需的氢气；

藻类吸碳后的藻类残渣经过生物发酵产生甲烷、氢气或乙醇中的一种或多种；或者藻类残渣及废水用于生物电化学制氢；藻类吸碳后产生的氢气反馈回合成工段，形成循环工艺；

藻类吸碳采用蓝藻、绿藻、甲藻、硅藻、衣藻、红藻、褐藻、金藻、黄藻、轮藻或裸藻。