最新IGCC技术发展现状概述.doc

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1、Four short words sum up what has lifted most successful individuals above the crowd: a little bit more.-author-dateIGCC技术发展现状概述华南理工大学研究生课程论文IGCC技术发展现状概述摘要：IGCC是一种新型、高效的洁净煤发电技术具有高效、洁净、节水、燃料适应性广等特点。本文对IGCC发电技术的特点、流程、关键设备和制约因素等进行了论述。关键词：IGCC 煤气化 联合循环 发展概况1. 概述IGCC (Intergraded Gasification Combined Cyc

2、le)即整体煤气化联合循环发电,它是当今国际上最引人注目的新型、高效的洁净煤发电技术之一。IGCC发电系统把环境友好的煤气化技术和高效的燃气蒸汽联合循环发电技术相结合，实现了煤炭资源的高效、洁净利用，具有高效、洁净、节水、燃料适应性广、易于实现多联产等优点，并且与未来二氧化碳近零排放、氢能经济长远可持续发展目标相容，是21世纪洁净煤发电技术的重要发展方向之一。它主要由煤的气化与净化部分(气化炉、空分装置、煤气净化设备)和燃气-蒸汽联合循环发电部分(燃气轮机发电系统、余热锅炉、蒸汽轮机发电系统)组成。典型的IGCC发电系统如图1所示,IGCC的工艺过程如下:煤经气化成为中低热值煤气,经过净化,除

3、去煤气中的硫化物、氮化物、粉尘等污染物,变为清洁的气体燃料,然后进入燃气轮机的燃烧室燃烧,加热气体工质以驱动燃气轮机作功,燃气轮机排气进入余热锅炉加热给水,产生过热蒸汽驱动蒸汽轮机作功的联合循环过程。气化岛动力岛煤炭预处理气化炉废热锅炉净化装置燃气轮机余热锅炉蒸汽轮机空分装置煤粗煤气氧气空气氮气燃机发电汽机发电蒸汽排气氮气输出电力输出图1 典型IGCC发电系统图2. IGCC技术优点2.1 供电效率高IGCC电厂将煤气化和高效的联合循环发电技术有机结合起来,实现了能量的梯级利用,极大地提高了燃煤技术的发电效率。目前,国际上运行的商业化IGCC电站的供电净效率最高已达到43%,比常规亚临界燃煤电

4、站效率高5%7%,与超超临界机组供电效率相当。随着燃气轮机的发展,由G,H级组成的IGCC供电效率可以达到52%。2.2 环保特性好IGCC电厂对合成煤气采用“燃烧前脱除污染物”技术,合成煤气气流量小(大约是常规燃煤火电尾部烟气量的1/10),便于处理。IGCC系统脱硫、脱硝和粉尘净化设备的造价较低,效率较高,大大降低了污染物的排放浓度,其各种污染物排放量都远远低于国内外先进的环保标准,可以与燃烧天然气的联合循环电厂相媲美。IGCC电厂一般采用MDEA等脱硫方式,其脱硫效率可达99%,SO2排放质量浓度约45mg/m3,并可回收单质硫,使资源的利用更加充分。采用其他的化学脱硫工艺,如低温甲醇洗

5、的脱硫工艺,可以进一步降低SO2的排放(可达0.110-6)。IGCC脱硝主要采用燃机的de-NOX燃烧技术,用预混燃料、控制燃烧、喷注蒸汽和水的方法控制NOX的产生,在不增加SCR的情况下就可以将NOX控制在130mg/m3以内。IGCC除尘针对合成气进行,采用陶瓷过滤和湿法除尘,粉尘排放约为1mg/m3。IGCC由于机组效率的提高,可以在一定程度上减少CO2的排放量,同时具有实现CO2零排放的技术潜力。在IGCC系统中可以对CO进行变换生成H2和CO2, H2可以作为最清洁的燃料(如燃料电池)使用,CO2可以进行分离、脱除、填埋回注、油田助采,以实现CO2零排放。IGCC脱除重金属Hg可达

6、90%,常规燃煤电站脱除汞的能力一般为50%70%。2.3燃料适应性好IGCC电厂的煤种适应性非常广泛,褐煤、烟煤、贫煤、高低硫煤、炼油渣、生物废料等都适应(对干粉进料,可以使用无烟煤),但已经设计完成的气化炉对燃料有一定的选择性。目前,IGCC电厂的燃料已经扩展为石油焦、泥煤等。IGCC技术发展迅速,运行良好,极具商业竞争力。2.4节水由于IGCC机组中蒸汽循环部分占总发电量约1/3,使IGCC机组比常规火力发电机组的发电水耗大大降低,约为同容量同种冷却方式常规燃煤机组的1/22/3。2.5具有实现多联产和资源综合利用的前景IGCC项目可以拓展为供电、供热、供煤气、供气和提供化工原料的多联产

7、生产方式。IGCC项目本身就是煤化工与发电的结合体,通过煤的气化,使煤得以充分综合利用,实现电、热、液体燃料、城市煤气、化工品等多联供。从而使IGCC项目具有延伸产业链、发展循环经济的技术优势。3. IGCC关键技术及设备3.1空分装置与空气侧系统整体化为了供给气化炉所需的纯氧或高浓度富氧的气化剂,需设置制氧空分设备及其系统,对不同空分系统利用不同的压力等级(高压或低压)。目前对各种压力等级空分系统大多采用深度冷冻方法分离空气以制取氧气。上述常规空分工艺流程厂用电耗率较高,因此人们正在研究使液N2和液O2先增压、后气化的空分制氧流程。IGCC中空分系统和燃气轮机系统组成的空气侧系统的整体综合优

8、化对IGCC系统的热力性能、比投资费用以及运行可靠性等都有很大影响。从空分系统的空气来源看,空气侧整体化有独立空分、完全整体化和部分整体化三种一体化方式。独立空分会使厂用电率增大,但它运行灵活；完全整体化方式的厂用电率低,但运行不灵活,如荷兰Buggenum电站采用完全整体化,厂用电率仅10.92 %；部分整体化可兼顾两方面的优点。目前IGCC电站较多倾向于采用部分整体化方式。3.2气化炉IGCC系统是各种技术的有机集成,系统复杂,其中气化炉、燃气轮机以及合成气净化设备是IGCC系统的重大关键设备,对整个系统的发电效率及环保性能影响较大。目前,适合250 MW以上IGCC系统,单机容量较大的气

9、化炉技术主要是气流床气化技术,其中以Texaco气化炉和Shell气化炉最为成熟(前者采用水煤浆气化,后者则是干煤粉气化),且二者在IGCC电站中均有实践经验。如:美国Tampa 250 MW IGCC电站采用Texaco气化炉,给煤量为2250 t/d,以O2为气化剂,气化室采用耐火砖结构,气化炉压力为2.83.0 MPa。荷兰Buggenum 250 MW IGCC电站采用Shell气化炉,给煤量2 000 t/d,以O2为气化剂,气化室为水冷壁结构,气化压力为2.62.8 MPa。Texaco与Shell都具有各自的优缺点,如:Texaco气化炉由于采用水煤浆气化,其运行压力可以高达10

10、 MPa,这样有利于与需要高压合成气的化工过程连接,现场环境条件好,易于操控,但与Shell相比,其碳转化率和冷煤气效率相对较低,氧耗则相对较高,但造价较Shell气化炉要低；Shell气化炉由于采用干法进料,煤粉制备、存储运输系统复杂,气化炉结构复杂,投资成本较高。相同条件下,IGCC发电干粉进料比湿法进料的净发电效率高2%4%。3.3燃气轮机进入IGCC系统燃气轮机的合成气在燃料热值和燃料成分上与天然气有很大不同,如:合成气热值一般在10000 kJ/Nm3左右,仅为天然气的1/31/4,热值的减小将导致燃料流量增大,燃气轮机的燃烧室、流道等都需要改进；合成气主要成分为H2、CO还有少量的

11、CO2和N2,而天然气主要成分为CH4,且所含杂质很少,因此,在燃料燃烧过程中,由于合成气中含有大量的H2以及H2组分的波动,若采用DLN燃烧技术会带来回火及燃烧不稳定等问题。IGCC系统中使用的燃气轮机由于需要燃烧气化炉出来经过净化的合成气(以H2和CO为主),且同系统中其他设备整合,因此,IGCC系统中的燃气轮机与简单的天然气-蒸汽联合循环中使用的燃气轮机有很大的区别,需要进行很大的改进,以适合IGCC系统的需要。目前,IGCC系统燃气轮机主要采用SIEMENS或GE这两大公司生产的燃气轮机。3.4合成气净化系统为了使进入燃气轮机的合成气达到燃气轮机所需的要求以及从环保角度出发,必须对气化

12、炉出口合成气进行净化(除尘和脱硫)。粗煤气净化系统可分为“常温湿法净化系统”和“高温干法净化系统”。湿法净化系统由于比较成熟,目前,商业运行的IGCC系统均采用该工艺进行煤气净化,首先采用旋风分离器和250的陶瓷过滤器进行初级除尘,然后经过湿法洗涤器,使煤气粉尘浓度降至1 ppm以下；此后,除尘后的煤气经过HCN/COS水解器,将COS转为H2S,将HCN转化为NH3,进而进入MDEA脱硫装置和Claus硫回收装置中脱硫,并回收元素硫,脱硫率达94%,最后经SCOT装置的进一步使用,可使脱硫效率提高到97.85%以上。高温干法净化系统,可充分利用粗煤气的显热,使IGCC供电效率提高0.7%2%

13、,但目前该方法还处在研究开发阶段,尚不成熟,距离商业化运行还有一定距离。3.5余热锅炉及蒸汽轮机系统为充分地吸收各子系统的余热、废热,目前在IGCC系统中,一般根据燃气轮机排气温度,合理地选择蒸汽循环流程。当燃气轮机排气温度低于538时,不采用再热循环方案；当高于580时,采用多压再热方案。另外,一般不从汽轮机抽汽加热给水,同时尽可能提高蒸汽初温和初压。如Buggenum电站采用双压再热方案(12.9 MPa/511,2.9 MPa/511)。随着燃气轮机初温的提高,IGCC中蒸汽循环完全有可能采用更高蒸汽参数。4. IGCC的发展制约因素IGCC发电技术的发展是未来煤炭能源系统的基础,应用前

14、景广泛,市场潜力巨大,加快IGCC发电技术的应用和推广具有战略意义。但目前，IGCC技术的发展仍受一下几点原因的制约：(1)比投资高。比常规燃煤电厂的比投资的造价高20%以上。目前,国外IGCC电站造价为12001600美元/kW。(2)操作灵活性低和变负荷性能差。首先气化装置只能在负荷范围50%100%运行,造成了IGCC电站的变负荷范围窄；其次, IGCC电站的变负荷速率不可以太高,一般认为调解负荷率为3%/min左右(常规燃煤电厂8%/min)；再次, IGCC启动时间长,热启动需要1.5 h2 d,冷启动大概需要23 d；最后,受燃气轮机部分负荷效率低的影响, IGCC部分负荷时效率降

15、低大。(3)可用率低。目前世界示范IGCC电厂的可用率在70%85%。5. 结束语自20世纪70年代以来，先进国家对IGCC技术进行了持续的研究和发展，国外IGCC技术已经取得了初步的成效，基本走过了商业示范阶段。面对全球气候变化的挑战，IGCC发电技术以其潜在的高效率和CO2减排优势受到了广泛关注。随着煤气化技术及燃机技术的发展和进步,IGCC将朝着大容量、高效率、低排放的方向发展，目前存在的制约因素逐渐可以得到解决，其市场潜力巨大，有着极为广阔的发展空间,必将在未来的能源市场领域里占有越来越重要的地位。参考文献:1 段立强等.整体煤气化联合循环(IGCC)技术进展J.燃气轮机技术,2003

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