IGCC的技术现状和发展趋势

1.1.1IGCC的技术现状和发展趋势整体煤气化联合循环（IntegratedGasificationCombinedCycle），简称IGCC发电技术是将固体煤气化、净化与燃气—蒸汽联合循环发电相结合的一种洁净煤发电技术。IGCC作为燃煤发电或结合多联产，具有效率高、环境友好等诸多优势，代表未来电力技术的发展方向，成为世界上极有发展前途的一种洁净煤发电技术。1.1.2“十一五”863示范项目--浙江半山IGCC发电示范工程本工程是国家“十一五”863重大项目“200MW级IGCC关键技术研究开发与工业示范”研究课题的依托项目。按科技部下发的课题立项通知，本示范工程装机容量为200MW级，其中，燃机采用E级重型燃机，出力约121MW(年平均工况)，汽机采用高压再热汽轮机，出力约107MW，整套IGCC发电机组的总出力约228MW(年平均工况)。以开发和建设200MW等级的IGCC发电技术为目标，将IGCC发电系统划分成气化岛、燃机岛和与IGCC相适应的模块配套岛三个岛进行研究开发。气化岛内主要设备包括：空分装置、气化原料制备装置、气化炉、辐射和对流废锅、净化装置等。燃机岛内主要设备包括：燃气轮机和余热锅炉等。与IGCC相适应的模块配套岛内的主要设备包括：蒸汽轮机及配套系统等。在继承和发展现有单元技术基础上，特别是继承十五“863”气化、合成气燃机技术，着重解决三个岛中的关键技术及关键工艺，以形成岛的模块化技术。在此基础上完成系统的整体配置及参数优化，实现IGCC发电机组的可靠、经济运行。2IGCC的技术现状及发展趋势2.1IGCC的技术现状整体煤气化联合循环（IntegratedGasificationCombinedCycle），简称IGCC发电技术是将固体煤气化、净化与燃气—蒸汽联合循环发电相结合的一种洁净煤发电技术。其技术特点如下所述：①燃料适应性广。IGCC对燃料的适应性主要取决于所采用的气化炉型式及给料方式。对于干粉加料系统，可以适合从无烟煤到褐煤的所有煤种；对湿法加料的气化工艺，则适合灰份较低和固有水分较低的煤。②具有较高的热效率。IGCC具有联合循环的特点，因此具有较高的循环热效率。IGCC的热效率已经达到43%，正在开发热效率超过50%的IGCC。③对环境污染小，废物回收利用的条件好。IGCC技术是在合成气进入燃气轮机之前进行脱硫和除尘。在脱硫装置中，99%以上的硫被清除，并在硫回收装置中以元素硫的方式得到回收，回收的硫可用于生产化工产品。控制NOX的排放是采用N2气回注或其他方式，使NOX的排放低于25ppm。IGCC的粉尘排放浓度一般低于10mg/Nm3。气化炉的排渣可用于筑路、制砖等，进行综合利用。由于IGCC电站的热效率高，与同容量常规火力发电厂相比可减少耗煤量，因此可减少对大气中CO2的排放。④节水：IGCC的燃气轮机发电部分占总发电量的60%左右，蒸汽轮机发电部分占40%左右，因此IGCC电站的耗水量也只有常规火力发电厂的一半左右。⑤可实现多联产与多联供。气化炉产生的合成气可用于发电、合成氨、合成甲醇、制氢等，也可供城市居民生活用气。IGCC具有的良好的环境指标，是作为城市多联供机组的最佳选择之一。IGCC发电机组的热效率已达43%，有望达到50%，环保性能是几种发电技术中最好的，可以和天然气联合循环相比拟。在世界范围内，燃煤电站排放的SOX、NOX和粉尘造成的污染问题可以通过现有技术进行解决，CO2减排的问题，尚无其它商业技术，IGCC发电技术是可实现CO2的近零排放的重要技术。IGCC结合多联产综合技术，能够生产甲醇等燃料或化工原料，发电和多联产的气化共用，便于电网峰谷调整负荷和提高可用率，降低发电成本。将IGCC和制氢及燃料电池结合起来，还可以解决石油短缺和交通污染等目前我们面临的严重问题。IGCC作为燃煤发电或结合多联产，具有效率高、环境友好等诸多优势，代表未来电力技术的发展方向，成为世界上极有发展前途的一种洁净煤发电技术。典型IGCC发电机组的原则性系统图见图2-1。图2-1典型IGCC发电机组的原则性系统图2.2煤气化技术的发展2.2.1煤气化技术发展的过程固定床气化炉早期的煤气化技术采用固定床，最有代表性的是1933年LurgiOil，GasandChemicalsCompany（Lurgi）开发的加压气化炉，几经修改完善，沿用至今。南非SasolLimited（Sasol）就有97台Lurgi炉在运行。该炉型的生产强度较低，尚未出现日处理千吨煤级的商业装置，从煤种和粒度的适用性、单系列、大型化、高强度等指标加以衡量，该炉型有其不足之处。流化床气化炉流化床气化炉1922年始于Winkler（德国专利437970），此后HighTemperatureWinkler（HTW）、U－Gas（InstituteofGasTechnology技术）、KRW（M.W.Kelloyg技术）等技术相继问世。迄今HTW单炉最大煤处理容量为720t/d；U－Gas为120t/d（建于上海吴泾焦化厂，炉径2.6m，气化压力0.6MPa，1994年11月投运，至今尚未正常运行）。从煤种和粒度的适应性、生产强度、大型化等方面看，流化床难与气流床抗争。KRW已列入美国DepartmentofEnergy（DOE）CleanCoalTechnology（CCT）－4，该气化炉容量为893t/d，95MW，发电效率（HHV）＝40.1%。人们正期待着其验证结果。气流床气化炉从从工业化装置数量上讲，气流床气化炉要比固定床和流化床气化炉少，但是世界上已商业化的IntegratedGasificationCombined－CycleTechnology（IGCC）大型（250MW以上）电站都是采用气流床煤气化炉，可见其技术上具有优势。其代表是以水煤浆为原料的TexacoDevelopmentCorporation（Texaco）、GlobalE－Gas（Destec）；以干粉煤为原料的ShellInternationalLimited（Shell）、Krupp-Uhde（Prenflo）。近80年来的煤气化技术发展史，特别是近十多年来的大容量IGCC电站示范与商业化运行证明，与固定床、流化床相比气流床具有较大的煤种与粒度适应性和更优良的技术性能，是煤基大容量、高效、洁净、运行可靠的燃气与合成气制备装置的首选技术。为提高冷煤气效率（用于IGCC发电）、降低氧耗、提高煤气显热回收、目前本领域中国际上研究的热点有：将水煤浆进料改为液体CO2煤浆进料；研究煤泵以取代干粉煤锁斗加料；研究煤气化动力学、停留时间、气化炉最佳高径比设计；采用连续排渣系统取代锁斗式排渣系统；高温脱硫、除尘技术；先进的耐火砖材料；新型过程测量仪器；运用数值模拟方法进行气化炉的工程放大；系统分析与技术集成；采用二段炉方案回收煤气显热等。具体情况如下：(1)Texaco气化炉Texaco水煤浆最大商业装置是TampaElectricCompany(Tampa)电站，属于DOE的CCT-3，1989年立项，1996年7月投运，12月宣布进入验证运行。该装置为单炉，日处理煤2000吨，气化压力为2.8MPa，氧纯度为95%，煤浆浓度68%，冷煤气效率～76%，净功率250MW。辐射锅炉直径5.18m，高30.5m，重900吨。主要优点：水煤浆制备输送与计量控制简单、安全、可靠；装置的开车率可达85%～90%（有备用炉时）；设备国产化率高，投资较干煤粉原料低。主要缺点：褐煤的制浆浓度约59～61%；烟煤的制浆浓度为65～69%，冷煤气效率比干煤粉进料低5～6个百分点左右；喷嘴约2个月更换一次，费时4～6小时；国产耐火砖寿命约一年，更换耐火砖费时40天左右；该炉型通过单喷嘴受限射流实现混合，但喷嘴与出渣口在同一炉体轴线上，炉内流型趋近全返混，有部分物料短路，使单程碳转化率仅为～95%。国内运行经验表明，Texaco气化技术的煤气初步净化系统、灰水处理系统、经常出现带水、带灰、堵渣现象。(2)GlobalE-GasInc(Destec)气化炉Destec已建设两套商业装置，都在美国：LouisianaGasificationTechnology,Inc.(LGT1)（气化炉容量2200t/d，160MW，2.8MPa，1987年运行）与WabasRiverCoalgasificationCombinedCycleRe-poweringProject(WabashRiver)（单炉容量2500t/d，265MW，2.8MPa，净发电效率为38.9%（HHV），1995年投运。）。炉型类似于K-T，分第一段（水平段）与第二段（垂直段），在第一段中，两个喷嘴呈180度对置，最高反应温度约1400℃。为提高冷煤气效率，在第二段中，采用总煤浆量的10～20%进行冷激（该点与Shell、Prenflo的循环煤气冷激不同），此处的反应温度约1040℃，出口煤气进火管锅炉回收热量。熔渣自气化炉第一段中部流下，经水冷激固化，形成渣水浆排出。Destec采用水煤浆加料，该点与Texaco相同，具有该种进料形态的优缺点。采用水煤浆冷激及其配套的火管锅炉是一种技术进步，冷煤气效率高于Texaco，但并不完善。主要表现在：二次煤浆停留时间短，碳转化率较低；设有一个庞大的分离器，以分离一次煤气中携带灰渣与二次煤浆的灰渣与残炭，否则火管锅炉难以正常工作。LGTI1991～1992年的平均装置可用率为80%，比Texaco低。采用耐火砖为炉衬，其寿命已达到3年；喷嘴寿命为3～6个月。该两点与Eastman（TEC）的Texaco气化炉相比，占有优势。(3)Shell气化炉与Texaco气化技术经历相似，上世纪50年代初Shell开发渣油气化成功，后费时16年开发成功了干煤粉气化技术，并于1988年用于BuggenumIGCC电站。目前已处于商业运行阶段。单炉日处理煤2000吨，250MW，发电效率为43.2%（LHV）。Shell气化炉壳体直径约4.5m，高约30m，4个喷嘴位于炉子下部同一水平面上，沿圆周均匀布置，借助撞击流以强化热质传递过程，使炉内横截面气速相对趋于均匀。炉衬为水冷壁（MembrameWall），总重500吨。炉壳与水冷管排之间有约0.5m间隙，作安装、检修用。煤气携带煤灰总量的20～30%沿气化炉轴线向上运动，在接近炉顶处通入循环煤气激冷，激冷煤气量约占生成煤气量的60～80%，煤气降温至900℃，熔渣凝固，出气化炉，沿斜管道向上进余热锅炉。煤灰总量的70～80%以熔融态流入气化炉底部，激冷凝固，自炉底排出。粉煤由N2携带，密相输送进入喷嘴。工艺氧（纯度为95%）与蒸汽也由喷嘴进入，其压力为3.3～4.0MPa。气化温度为1500～1700℃，压力为3.0MPa。冷煤气效率为～81%；原料煤热值的～13%转化为蒸汽；～6%由设备和出冷却器的煤气显热损失于大气和冷却水。Shell称其Know-how是：粉煤进料速率的精确测量、喷嘴结构、水冷壁结构、以及合成气冷却器结构。Shell煤气化技术有如下优点：采用干煤粉进料，氧耗比水煤浆低～20%；碳转化率高，可达～99%；调节负荷方便，关闭一对喷嘴，负荷则降低50%；炉衬为水冷壁，据称其寿命为20年，喷嘴寿命为1年。主要缺点：设备投资大于水煤浆气化技术，估计高20%；气化炉结构过于复杂，加工难度大；工程经验还不够丰富，世界上目前只有Buggneum的示范装置在运转。(4)Prenflo气化炉Prenflo取自英文PressurizedEntrained-FlowGasification相关字头。鉴于Krupp-Koppers（现为KruppUhde）曾与Shell合作，所以两种气化炉极为相似。1978年两家分手之后，1986～1992年Krupp-Koppers在德国Furstenhousen建成并运转日处理48吨加压气化装置（亦即Prenflo示范厂）并取得成功。1992年西班牙ELCOGAS（由西班牙、法国、葡萄牙的6