技术领域：

本发明涉及燃煤燃气轮机的洁净煤技术领域。

背景技术：

中国《国家中长期科学和技术发展规划纲要 (2006-2020年)》能源问题被列在重点领域的首要位置，其中关键技 术便是洁净煤技术。煤作为中国基础能源，2005年突破20亿吨大关， 使中国能源安全和环境保护形势严峻。能否开发节约能源的洁净煤技 术关系到建设资源节约型、环境友好型社会的成败。洁净煤技术是使 煤作为一种能源应达到最大限度潜能的利用，而释放的污染控制在最 低水平，达到煤的高效洁净利用目的的技术。目前，煤主要应用于发 电，燃煤电站主要是锅炉电站，包括常规锅炉电站，超(超)临界发 电，循环流化床锅炉燃烧发电。因受到热力循环(Rankine)限制， 热效率已很难大幅度提高，燃气-蒸汽联合循环既发挥Brayton循 环，又保留Rankine循环。较好实现煤化学能的洁净和高效的梯级利 用。世界燃气轮机制造商都致力于燃煤燃气轮机技术开发，燃煤燃气 轮机燃烧技术主要有增压流化床燃烧联合循环(PFBC-CC)和整体煤 气化联合循环(IGCC)。增压流化床燃烧联合循环包括第一代、第二 代，PFBC-CC是煤与脱硫剂在增压(通常1.2∽1.6MPa)流化床锅炉 燃烧，燃烧的部分热量通过安装在流化床内的埋管和水冷壁。使流经 受热面的水加热产生蒸汽，通过蒸汽透平做功发电，离开燃烧室的加 压燃气，经过高温除尘后，进入燃气轮机透平做功发电，即第一代 PFBC-CC。也可将部分煤在气化炉气化后送入辅助燃烧室燃烧，产生 的高温燃气再与PFBC约850℃燃气混合。把燃气轮机进气温度升到 150∽1200℃，从而提高燃气轮机热效率，也即为第二代PFBC-CC。 整体煤气化联合循环(IGCC)是使煤在气化炉中气化成为中热值煤气 或低热值煤气，通过处理把粗煤气中的灰分、含硫化合物(主要是 H2S和COS)等有害物质除净，供给燃气-蒸汽联合循环中去燃烧做 功，以达到煤代油(或天然气)的目的。这样，就可以间接实现燃气- 蒸汽联合循环燃用固体燃料-煤的愿望。上述两种燃气轮机以煤做为 燃料的技术有较好前景。特别是IGCC发展令人瞩目，它能较大幅度 地提高燃煤电站的热效率，并使污染问题获得非常满意的解决，IGCC 被认为是二十一世纪最有前途的洁净煤发电技术。第二代增压流化床 燃烧循环发电技术也被国际公认有发展前景，可提高发电效率和改善 环境的洁净发电技术。

然而为21世纪发电技术带来光明的增压流化床燃烧联合循环和 整体煤气化联合循环发电技术都存在投资规模大，处理物料量大，污 染净化不充分，热效率难以提高等问题。PFBC-CC存在污染净化不 充分，高温除尘困难，燃机叶片冲刷腐蚀严重，电站安全可靠性差等 问题。IGCC因煤气热值比天然气低得多，致使进入燃气轮机燃烧室 的燃料流量增加，使燃气轮机的热力参数和工况点都发生变化，不能 适应以石油和天然气作为燃料设计的燃气轮机，也就不能解决中国近 期建设的以天然气为燃料F级机组气源问。本发明以煤等能源物质合 成类天然气，并使煤的化学能最大限度地转化为满足燃气-蒸汽联合 循环电站运行工况的类天然气燃料，并使煤充分净化，甚至可达到零 污染目标，实现绿色煤电，可望解决中国燃气-蒸汽联合循环电站天 然气气源问题。面对国际石油和天然气价格居高不下，中国天然气开 采和管网建设周期长，国内民用、商业和一般工业消费天然气刚刚起 步，中国以天然气纯发电在相当长时期困难重重，本发明为中国燃油 电站和燃气电站经济走出困境带来希望。

发明内容：本发明目的在于合成一种适应燃气轮机燃烧的类天然 气燃料并提供一种新的燃煤燃机技术方案——类天然气联合循环 (Natural Gas-Like Combined Cycle简称NGLCC)，实现燃气-蒸 汽联合循环以煤等能源物质作为燃料，煤等能源物质可以是煤及其制 品、石油及其制品(石油焦、渣油等)、生物质能源，并达到高效、 洁净燃烧，燃煤燃气轮机原技术方案增压流化床燃烧联合循环 (PFBC-CC)存在高温除尘困难，环保性能欠佳，燃机叶片冲刷腐蚀 严重等技术难题，影响装置长期安全可靠运行。整体煤气化联合循环 (IGCC)存在系统物料流量大，气化显热利用效率不高，空分装置投 资、能耗高，中间燃料煤气热值低等问题。IGCC效率只有42％，配套 世界最先进燃气-蒸汽联合循环，期望能达到45％。且上述这两种技 术方案系统复杂、投资巨大、厂电用电耗率高、污染控制有限，总能 系统热效率很难提高。

技术方案：本发明以一种新的技术方案通过煤气化制氢或部分产 物类天然气水蒸汽重整制氢，氢与煤等能源物质气化转化为类天然 气。或煤气化产生煤气，经除尘、脱硫、变换、脱碳和甲烷化合成类 天然气。类天然气燃料供给燃气轮机燃烧做功发电，实现燃气-蒸汽 联合循环以煤等能源物质为燃料的洁净煤技术，提供使能量最大限度 转化的热交换蒸汽重整装置，能量转化率高于煤的直(间)接液化和 生产醇醚燃料，系统物料输送采用多压蒸汽透平集中提供动力和满足 燃气轮机起停和负荷变化的缓冲气束或液化装置，用于启动或加速转 化的煤、氢气等离子体气化装置等技术方案。将煤灰分、硫充分利用， 并可产副产品干冰。使煤全身是宝，可实现零排放。不存在PFBC-CC 灰分冲刷、腐蚀等难题。系统物料量少，能量转化率高，与先进燃气- 蒸汽联合循环配套可实现45％以上的总热效率。燃料类天然气热值与 天然气(甲烷)相当，适应于以油气为燃料燃气轮机。

本发明合成燃料称类天然气，产品主要含甲烷和氢气，含少量 CnH2n+2(n＞1)、CO、CO2、N2、H2O等物质，区别于天然气(天然气不 含单质氢)，也区别于富含甲烷的高热值煤气-合成天然气(CO含量 高)，合成类天然气方案可以是下述三种方案：

方案一：通过煤气化制氢，煤与纯氧燃烧与水蒸汽气化为水煤气， 经除尘、脱硫、变换、脱碳生产氢气。气化条件、温度、压力和气化 炉选型必须充分考虑生产能力、效率以及上下工序的工况参数等条 件。产生的氢气与煤等能源物质在气化炉转化为以甲烷为主的合成 气。经降温、除尘、脱硫、变换、脱碳、脱水、脱氨等工序生产类天 然气，如CO、CO2含量不高，变换、脱碳工序可省去。如果类天然气 含氢量较高，如大于10％，可用变压吸附或膜分离提取氢气用于煤的 加氢气化转化。

<一>反应过程主要有

(1)碳与氧的反应

C+O2＝CO2+408.8MJ

2C+O2＝2CO+246.4MJ

CO2+C＝2CO-162.4MJ

2CO+O2＝2CO2+570.24MJ

(2)碳与水蒸汽反应

C+H2O＝CO+H2-118.8MJ

C+2H2O＝CO2+2H2-75.2MJ

CO+H2O＝CO2+H2+42.9MJ

(3)甲烷生成

C+2H2＝CH4+87.38MJ

CO+3H2＝CH4+H2O+206.2MJ

2CO+2H2＝CH4+CO2+247.4MJ

CO2+4H2＝CH4+2H2O+162.9MJ

2C+2H2O＝CH4+CO2+125.6MJ

其他副反应：

S+O2＝SO2   SO2+3H2＝H2S+2H2O

N2+3H2＝2NH3   N2+xO2＝2NOx

从上可知，提高压力有利于甲烷生成，提高温度有利于

CO2+C＝2CO向生成一氧化碳方向进行，也有利于

C+H2O＝CO+H2反应，可提高煤气中有效成分。

制氢总过程2C+O2+2H2O→2CO2+2H2

加氢转化：C+2H2→CH4

上式合并：3C+O2+2H2→2CO2+CH4

工艺条件，煤气化、加氢转化的温度、压力，煤、氧气、水蒸气、 氢气等物料在系统的比例由制氢的装置和转化装置型式、煤种类、生 产规模、产品外部环境(例如城市管网或燃气轮机电站主输气管网压 力都不同)等因素决定，工艺条件必须满足使煤化学能最大限度转化 为类天然气(主要是甲烷和氢气)的化学能。

合成类天然气甲烷是主要成份，氢是第二主要成份，氢含量取决 于装置、工艺条件和是否在提供类天然气前工序进行分离氢气。还含 有CnH2n+2(n＞1)、N2、CO2、CO、H2O等物质。以甲烷为主要成分， 使类天然气热值满足燃气轮机热力参数。如GE公司采用修正的 Wobbe指数(MWI)来要求燃料热值范围。

$\mathrm{MWI}=\frac{\mathrm{LHV}}{\sqrt{\mathrm{SGgas}\times \mathrm{Tgas}}}=\frac{\mathrm{LHV}}{\sqrt{\frac{\mathrm{MWgas}}{28.96}\times \mathrm{Tgas}}}$

式中LHV为类天然气低位热值(Btu/scf)

SGgas为类天然气重度与空气重度比

MWgas为类天然气分子量

Tgas为类天然气兰氏绝对温度(°K)

28.96为干空气分子量

对于9FA干式低氮氧化物燃烧系统，GE要求天然气MWI值在 40∽54之间，在特殊情况可超出范围±5％。因此类天然气中可燃成 分要求甲烷含量尽可能高，例如50％∽100％范围，最好在70％∽100 ％范围(摩尔分数)。煤气化制氢和煤加氢转化装置可以是固定床、 流化床、气流床、熔融床和等离子体等煤气化装置。压力可以是常压 或加压，如压力0∽32MPa，考虑到燃气轮机进气压力在2.0∽2.5MPa， 系统压力可考虑2.0∽32MPa，考虑系统生产能力和设备承受条件和 与燃气轮机进气调压问题，最佳方案为制氢气化装置和煤加氢转化装 置压力范围2.0∽16MPa。当装置系统压力低于燃气轮机进气压力时 必须进行增压，气化和转化温度范围由装置等条件决定，固定床800 ∽1500℃，流化床600∽1500℃，气流床800∽2500℃。如果是等离 子体气化装置热等离子体温度可从数千到数万度。例如5000∽ 30000K，冷等离子体温度较低，例如100∽2000K。温度、压力应由 装置类型、煤种类、生产规模等因素决定，从提高总能效率和环保性 能出发，优化工艺参数。例如本发明实施例中，气化装置制氢气流床 压力4.5MPa∽16MPa，温度1400∽2200℃，煤加氢转化流化床压力 4.5∽12MPa，温度800∽1200℃。其他工艺参数如脱硫、变换，脱碳 等压力根据上下工序条件如气化装置压力而定，温度由所选工艺确 定。

方案二：煤与氢在气化装置转化为甲烷为主要成份的合成气经降 温、除尘、脱硫、变换、脱碳、脱氨、脱水等工序成为类天然气，部 分类天然气进一步精脱硫后与系统产生的过热水蒸汽重整制取氢气， 氢气用于与煤加氢转化产生类天然气，循环过程向外提供类天然气产 物。重整可以是部分氧化蒸汽重整，蒸汽重整所需能量可以是重整加 热炉燃烧煤加氢气化过程产生的半焦或燃烧部分类天然气等方式提 供能量。也可以是利用煤加氢气化放热能量通过热交换重整装置提供 能量。系统能量不足可向加氢转化炉通入少量纯氧，或向重整装置通 入纯氧的部分氧化蒸汽重整补充能量。合成类天然气中氢含量较高 时，可提取氢用于煤加氢气化。主要反应过程：

C+2H2 CH4+87.38MJ

水蒸汽转化反应： CH4+H2O CO+3H2

ΔH298k＝206.29KJ/mol

水煤气变换反应： CO+H2O CO2+H2

ΔH298k＝-41.19KJ/mol

完全燃烧反应： CH4+2O2 CO2+2H2O

ΔH298k＝-879KJ/mol

部分氧化反应： CH4+1/2O2 CO+2H2

ΔH298K＝-36KJ/mol

总反应过程： 2C+2H2O CH4+CO2

与方案一总过程相比可见，第二方案可获得较高的能量转化效率。

煤的加氢气化和水蒸汽重整制氢，工艺参数如温度、压力、物料 比例等由装置类别、煤种类、生产规模和产品外部环境条件而定。方 案二合成类天然气成份与方案一基本相同，煤加氢转化可以是固定 床，流化床、气流床、熔融床和等离子体等煤气化装置。温度和压力 范围与方案一基本相同。水蒸汽重整装置可以是部分氧化水蒸汽重 整，温度范围300∽1200℃，较好600∽950℃，压力0∽12Mpa，较 好1.6∽6.5MPa，催化剂可以是Ni、Pt等。其他工序脱硫、变换、脱 碳根据系统煤加氢转化和水蒸汽重整压力而定，温度范围由所选工艺 而定。

方案三：煤气与氧和水蒸汽气化成为低热值煤气，即CH4、CO、 CO2、H2为主要成份，除尘、脱硫、经一氧化碳变换，脱除二氧化碳， 经甲烷化合成类天然气，其气化反应过程与方案一基本相同，甲烷化 反应：

2CO+2H2＝CH4+CO2+247.4MJ

CO2+4H2＝CH4+2H2O+162.9MJ

CO+3H2＝CH4+H2O+206.2MJ

方案三装置气化工艺参数基本与方案一基本相同，甲烷化温度范围在 280∽420℃，压力从常压到高压0∽98MPa，可用Ni作为催化剂。 上述三种方案中除尘、脱硫、变换和脱碳等过程如下：

除尘：本发明先用旋风除尘，可一级或多级串联，经降温后通过 电除尘，再用湿法洗涤，湿法洗涤也可以与脱硫过程结合进行。

脱硫：不同脱硫工艺存在不同反应机理，本发明使用湿法粗脱硫， 干法脱硫为精脱硫，湿法脱硫主要有化学吸附法，如烷基醇胺法、碱 性盐溶液法等；物理吸附法，如甲醇法、聚乙醇二甲醚法等；物理- 化学吸附法，如环丁砜法、常温甲醇法等；湿式氧化法如改良ADA法、 栲胶法、氨水催化法、PDS法等。干法脱硫主要有：加氢转化催化剂 ----铁钼、镍钼、钴钼、镍钴钼等；吸收型或转化吸收型----氧化锌、 氧化铁、氧化锰等；吸附型-----活性炭、分子筛等。

变换：高温变换和低温变换，高温变换温度范围在370∽485℃， 可用铁铬系催化剂，压力可以常压到高压32Mpa，取决于前后工序。 低温变换温度范围在230∽250℃，可用铜锌铬系或铜锌铝系催化剂， 压力可以从常压到高压32Mpa，取决于前后工序。

脱碳：脱碳工艺分为溶剂吸附法和变压吸附分离法，采用低温甲 醇法或活化MDEA法，可降低能耗。

甲烷化：在280∽420℃温度范围，在催化剂作用下，使合成气 中的一氧化碳、二氧化碳和氢气反应生成甲烷和水，压力范围可以从 常压到98MPa，取决于前后工序。

加煤工序，加煤工序可用CO2或N2等惰性气体充压，中低压可 用CO2，高压可用N2，也可用氢气充压。

通过上述三种方案，合成类天然气通过调压系统调整压力为2.0 ∽2.5MPa用于燃气轮机燃烧推动涡轮透平做功发电。燃气轮机排出 尾气通过余热锅炉生产蒸气，可以是一压、二压、三压。蒸气通过蒸 气透平做功发电，也可回注于燃气轮机，增加燃气轮机出力。这样通 过煤等能源物质合成类天然气，同时将煤中灰分、硫等有害成分变废 为宝。类天然气供给燃气-蒸汽联合循环燃烧做功，达到煤代油(代 天然气)的目的，间接实现燃气轮机用煤等能源物质为燃料的目的。 该技术方案称类天然气联合循环(Natural Gas-Like Combined Cycle简称NGLCC)。

如果燃气轮机短期停机(例如水洗)或除负荷，类天然气通过压 缩机向高压管束贮存，或液化成LNG贮存。长期停机可向城市管网 或主输气管网供气，用于民用、商业和一般工业。

技术效果：本发明效率高，由于该发明技术方案物料量少，可以没有 显热向系统外输出能量，特别是第二方案中将煤加氢转化能量，利用 热交换重整装置提供蒸气重整所需能量，使系统能量转化率更高。理 论上两个碳原子可合成一个甲烷分子，而且热值相当，工艺过程使煤 的化学能最大限度转化为类天然气化学能。利用高热值类天然气供给 热力学系统优于锅炉蒸气系统的燃气-蒸汽联合循环燃烧发电。可取 得更高的总能效率。例如煤转化类天然气能量转化率达到80％时，与 先进燃气-蒸汽联合循环燃用类天然气供电效率为60％，即燃气-蒸 汽联合循环燃煤总供电效率达到48％，可见NGLCC热效率高于 IGCC；环保性能优于增压流化床燃烧联合循环，系统产生的灰渣可用 于制灰渣制品，脱硫可以生产硫磺及其制品，同时能产生副产品干冰， 减少室温气体排放，可以说该发明使煤全身是宝。是可实现零排放的 洁净煤技术；由于类天然气压缩、液化性能优于IGCC煤气(CO+H2)， 可解决合成气系统与燃气-蒸汽联合循环系统适应性问题，使电站能 长期安全可靠运行；因类天然气热值与天然气相当，可适应于以油气 为燃料设计的燃气-蒸汽联合循环。该发明可望解决目前中国天然气 气源问题，并能提升燃气轮机电站与燃煤火力电力比较的竞争力，为 竞价上网创造条件。

附图说明

图1.本发明原理图，1制氢装置(可以是煤气化制氢或类天然 气蒸汽重整制氢)，方案三为煤气化产煤气装置，2煤加氢转化装置， 方案三为甲烷化装置，3除尘装置，4脱硫装置，5产物类天然气，6 燃气轮机，7余热锅炉，8汽轮机，9发电机，10城市管网或主输气 管网。

图2.本发明实施方案流程图。该方案煤加氢气化合成类天然气 装置为流化床。气化过程产生的半焦用锅炉加热用于煤气化的氢气和 产生蒸气用于蒸气重整制氢和蒸气透平做功。重整装置采用外热式， 可用锅炉高温烟气加热，或直接在重整装置燃烧煤油气等进行加热， 合成类天然气含氢量高时可用变压吸附或膜分离提取氢用于煤的加 氢转化。图编号说明：

1流化床煤加氢气化装置，2旋风分离器，3煤加氢气喷嘴，可 辅助等离子装置，4锅炉，5加热式蒸汽重整装置，6变换装置，7除 尘装置，8冷却装置，9变换装置，10脱碳装置，11脱硫装置，12 精脱硫装置，13变换装置，14脱碳装置，15脱水，16变压吸附或膜 分离装置，17产品类天然气，18燃气轮机，19余热锅炉，20汽轮机， 21透平压缩机，22发电机，23城市管网或主输气管网。

图3.本发明实施方案流程图。该方案煤加氢气化在气流床进行，产 生高温合成气，提供能量给蒸气重整制氢，合成气和重整气经过加压 换热器，加热CH4+H2O混合气和用于煤加氢转化的氢气，并产生高、 中、低压蒸气用于蒸气透平为氢气压缩和类天然气压缩提供动力，部 分中压过热蒸气用于蒸气重整。合成类天然气用于燃气轮机提供燃料 或用于城市管网等。为适应燃气轮机调峰运行方式，方案考虑高压气 束或液化装置。图中编号说明：

1制粉系统，2粉煤仓，3粉煤锁斗，4气流床煤加氢气化装置，5 换热式蒸气重整装置，6换热器，7低压汽包，8中压汽包，9高压汽 包，10除尘装置，11脱硫装置，12变换装置，13脱碳装置，14精 脱硫装置，15脱水，16变压吸附或膜分离装置，17产品类天然气， 18变换装置，19冷却器，20脱碳装置，21脱水，22燃气轮机，23 余热锅炉，24汽轮机，25发电机，26城市管网或主输气管网，27高 压气束或液化装置。

图4.本发明实施方案流程图，该方案用流化床煤加氢气化经过旋 风除尘(可多级)进入换热式蒸气重整装置提供能量，合成气和重整 气通过换热器加热CH4+H2O和用于煤加氢的氢气，并产生高、中、 低压过热蒸气驱动透平为氢气压缩、变压吸附或膜分离空分装置、类 天然气压缩或液化提供动力。部分过热蒸汽用于类天然气蒸汽重整制 氢，方案中提供为使煤和氢气充分混合的提升管装置，为启动或加热 的煤、氢等离子体辅助装置，或向排渣通入氧气燃烧半焦等方案。图 中编号说明：

1流化床煤加氢气化装置，2提升管，3喷嘴，等离子体辅助装置， 4压缩机，5变压吸附或膜分离空分装置，6旋风分离器，7换热式蒸 气重整装置，8换热器，9低压汽包，10中压汽包，11高压汽包，12 除尘装置，13脱硫装置，14变换装置，15脱碳装置，16精脱硫装置， 17脱水，18变压吸附或膜分离装置，19产品类天然气，20透平压缩 机，21蒸气透平，22压缩机，23变换装置，24冷却器，25脱硫， 26脱水，27高压气束或液化装置，28燃气轮机，29余热锅炉，30 汽轮机，31发电机，32城市管网或主输气管网。

具体实施方式：

实施例1.以两台PG9171E燃气轮机+一台汽机2GT+1ST， 用方案二合成类天然气。采用说明书附图三工艺。

  制造商   GE   类天然气   96％CH42％H2   煤加氢装置   流化床   型号   PG9171E   热值   38.78MJ/Nm3   气化温度   950℃   总输出   123.4×2MW   气耗   6.8×104m3/h   气化压力   8.5MPa   总热效率   33.8％   能量转化率   80％   换热式重整压   力   4.5MPa   热耗   11.15(MJ/kwh)   煤耗ce   112.1t/h   换热式重整温   度   800℃

实施例2以两台PG6541B燃气轮机+一台汽机2GT+1ST， 用方案二合成类天然气，采用说明书附图二工艺。

  制造商   GE   类天然气   60％CH435％H2   煤加氢气化装   置   气流床(shell   或Texaco)   型号   PG6541B   热值   28.36MJ/Nm3   气化温度   1700℃   ISO功率   39.1×2MW   气耗   3.12×104m3/h   气化压力   2.5MPa   总热效率   31.8％   能量转化率   70％   外热式蒸汽重   整压力   4.0MPa   热耗   12.16(MJ/kwh)   煤耗ce   43.2t/h   外热式蒸汽重   整温度   850℃

实施例3.以两台PG9351FA燃气轮机+一台汽机2GT+1ST， 用方案二合成类天然气，采用说明书附图三工艺。

  制造商   GE   类天然气   96％CH42％H2   煤加氢气化装   置 流化床(等离子 体辅助装置)   型号   PG9351FA   热值   38.78MJ/Nm3   气化温度 950℃   ISO功率   255.6×2MW   气耗   1.29×105m3/h   气化压力 12MPa   总热效率   36.8％   能量转化率   85％   换热式蒸汽重   整压力 6.5MPa   热耗   9.75(MJ/kwh)   煤耗ce   200.74t/h   换热式蒸汽重   整温度 900℃

实施例4.以两台VG94·3A燃气轮机+一台汽机2GT+1ST， 用方案一合成类天然气，采用说明附图书附图一工 艺。

  制造商   Siemens   类天然气   96％CH42％H2   煤加氢气化装   置   流化床   型号   VG94·3A   热值   38.78MJ/Nm3   气化温度   1100℃   ISO功率   258.0×2MW   气耗   1.25×105m3/h   气化压力   16MPa   总热效率   38.4％   能量转化率   85％   气流床煤气化   制氢装置压力   6.5MPa   热耗   9.375(MJ/kwh)   煤耗ce   194.2t/h   气流床温度   1800℃

实施例5.以一台M701F燃气轮机+一台汽机1GT+1ST， 用方案三合成类天然气，采用说明书附图一工艺。

  制造商   Mitubishi   类天然气   90％CH45％H2   煤气化装置   气流床   型号   M701F   热值   36.5MJ/Nm3   气化温度   1800℃   ISO功率   270.3MW   气耗   6.98×104m3/h   气化压力   6.5MPa   总热效率   38.2％   能量转化率   70％   甲烷化压力   5.0MPa   热耗   9.424(MJ/kwh)   煤耗ce   124.2t/h   甲烷化温度   280∽420℃