整体煤气化联合循环IGCC发电技术

整体煤气化联合循环IGCC发电技术 摘要 随着我国经济持续高速发展，对电力的需求也越来越大，能源短缺、环境污染日益 严峻。怎样寻找一种既能提高我们的发电效率，节约能源，又能减少气体排放，对环境 友好的发电技术摆在我们面前。整体煤气化联合循环(IGCC)发电技术是煤气化和燃气蒸汽联合循环的结合，是当今国际正在兴起的一种先进的洁净煤发电技术，具有高效、低 污染、节水、综合利用好等优点。本文通过对IGCC的关键设备的 分析 定性数据统计分析pdf销售业绩分析模板建筑结构震害分析销售进度分析表京东商城竞争战略分析 来详细的论述了IGCC 优点及缺点，以及IGCC的发电发展方向和趋势。最后又分析了我国发展IGCC的必要性和 可行性,为我国IGCC的发展提供一个借鉴和参考。 关键词：整体煤气化；燃气蒸汽联合循环；洁净煤发电技术；高效；环保 Integrated Gasification Combined Cycle Power Generation Abstract With China's economy continuing to develop rapidly, the demand for power is more and more great.The energy shortage and environment pollution are serious day by day. We should find an efficienct power technology which could not only save energy and reduce emissions, but also is environmentally friendly. Integrated Gasification Combined Cycle (IGCC) power generation technology is a combination of coal gasification combined cycle and gas-steam combination. IGCC is an emerging international advanced clean coal power technology with high efficiency and low pollution, water saving, comprehensive utilization as well as good. Based on the analysis of the key equipments of IGCC, I dissertate the advantages and disadvantages of IGCC in detail, and I calculate IGCC generator and development trend. Finally I analyse the necessity and feasibility of developing IGCC in china. The purpose of writting this paper is providing a reference for the development of Chinese IGCC. Keywords: integrated gasification; gas-steam combination; clean coal technology high-efficiency; environmental I 目 录 摘要 .............................................................. I .......................................................... I 1 绪论 ........................................................... 1 1.1 我国能源现状 ............................................. 1 1.2 简述IGCC ................................................. 1 2 IGCC技术特点 .................................................. 3 2.1 IGCC技术的优点 ........................................... 3 2.2 IGCC技术的缺点 ........................................... 3 3 IGCC关键技术及设备 ............................................ 5 3.1 煤气化装置 ............................................... 5 3.1.1 喷流床气化炉 ..................................................................................................5 3.1.2 流化床气化炉..................................................................................................7 3.1.3 固定床气化炉..................................................................................................7 3.2 煤气净化装置............................................. 8 3.3 空分系统 ................................................. 9 3.4 燃气轮机系统 ............................................ 12 3.5 余热锅炉—汽轮机系统 ..................................... 14 3.5.1 余热锅炉-汽轮机系统与常规系统汽轮机的不同。 ........................14 [13]3.5.2 影响蒸汽底循环系统性能的关键因素 ..............................................14 4 IGCC的发展方向和趋势 ......................................... 16 4.1 IGCC目前商业应用情况 .................................... 16 4.2 适用于发电的大容量、高性能气化装置 ....................... 17 4.3 高温燃气净化技术......................................... 17 4.4 高参数的燃气--蒸汽轮机.........................................................................................17 4.5 新型空分技术 ............................................ 19 4.6 系统设计优化新方法 ..................................................................................................19 5 发展我国IGCC的必要性和可行性 ................................. 21 [14]5.1 我国发展IGCC的必要性 ......................................................................................21 5.2 我国发展IGCC的可行性 ...........................................................................................21 结 论 ............................................................ 24 参考文献 ......................................................... 25 II 1 绪论 1.1 我国能源现状 近年来，随着我国经济持续高速发展，对电力的需求也越来越大，能源短缺、环境 污染日益严峻，已日益成为限制我国经济发展的主要因素。我国富煤缺油少气的能源资 源特点决定了我国以煤为主的能源结构在未来几十年内不会发生根本性的改变，由此造 成的严重环境污染和能源利用率低下等多方面问题，成为我国目前亟待解决的问题。大 力发展高效、低污染的节能减排技术是我国能源行业的必然选择。电力是我国主要的能 耗大户，火电机组占总发电量的78％，煤耗占我国煤炭年产量的50％左右。我国是世界上最大的煤炭生产国和消费国，煤炭在我国一次能源消费中占有绝对的主导地位，2006年，我国电力煤耗11.2亿吨，约占煤炭总产量的50％。而我国在煤炭利用方面，主要存 在着利用方式单一(84％用于直接燃烧)、利用效率低下、污染严重等问题。2006年，我国平均供电煤耗约为366 g／kWh，与日本和欧美的299．303 g／kwh供电煤耗相比还有很大差距，仅按2006年火电发电量2 047 TWh计算，则每年多消耗约1．35亿吨 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 煤。煤烟型污染是我国大气污染的主要污染源，全国70％的烟尘、C0 ，90％的SO和67％的22 [1]NO，来自于燃煤。随着能源的紧缺和国家对环保的要求，我们必须积极采取措施来应X 对我们日益严峻的节能减排的任务。在联合国气候峰会上我们国家向世界承诺我们的节 能减排目标，我们将加强节能减排，我们面临的任务十分艰巨。 1.2 简述IGCC 整体煤气化联合循环(Integrated Gasification Combined Cycle，IGCC)发电技术是指将煤炭、生物质、石油焦、重渣油等多种含碳燃料进行气化，将得到的合成气净化 后用于燃气一蒸汽联合循环的发电技术(图1为典型的IGCC系统图)。从系统构成及设备制造的角度来看，这种系统继承和发展了当前热力发电系统几乎所有技术，将空气分离 技术、煤的气化技术、煤气净化技术、燃气轮机联合循环技术以及系统的整体化技术有 机集成，综合利用了煤的气化和净化技术，较好地实现了煤化学能的梯级利用，使其成 为高效和环保的发电技术，被公认为是世界上最清洁的燃煤发电技术，能从根本上解决 我国现有燃煤电站效率低下和污染严重的主要问题。它由两大部分组成，即煤的气化与 净化部分和燃气-蒸汽联合循环发电部分。第一部分的主要设备有气化炉、空分装置、 煤气净化设备，第二部分的主要设备有燃气轮机发电系统、余热锅炉、汽轮机发电系统。 IGCC技术把高效的燃气-蒸汽联合循环发电系统与洁净的煤气化技术结合起来，既 有高发电效率，又有极好的环保性能，是一种有发展前景的洁净煤发电技术。在目前技 术水平下，IGCC发电的净效率可达43%～45％，今后可望达到更高。而污染物的排放量 仅为常规燃煤电站的1/10，脱硫效率可达99%，二氧化硫排放在25mg／Nm3左右。（目前国家二氧化硫为1200mg／Nm3），氮氧化物排放只有常规电站的15%—20%，耗水只有常规电站的1/2—1/3，利于环境保护 [2]。本文主要从IGCC的发电效率和环保性能上，进行研 1 讨和展望。 图1.IGCC原理示意图 2 2 IGCC技术特点 2.1 IGCC技术的优点 整体煤气化联合循环发电技术是将煤气化技术和高效的联合循环相结合的先进 动力系统。它由两大部分组成，即煤的气化与净化部分和燃气-蒸汽联合循环发电部分。第一部分的主要设备有气化炉、空分装置、煤气净化设备，第二部分的主要设备 有燃气轮机发电系统、余热锅炉、汽轮机发电部分。其工艺过程为：煤经气化成为煤 气，经过净化，出去煤中的硫化物、氮化物、粉尘等污染物，变为清洁的气体燃料， 然后送入燃气轮机的燃烧室燃烧，加热气体工质以驱动燃气轮机做工，燃气轮机带动 发电机发电。燃气轮机的排气进入余热锅炉加热给水，产生过热蒸汽驱动汽轮机做功， 汽轮机带动发电机发电。由于它采用了燃气-蒸汽联合循环，大大地提高了能源的综 合利用率，实现了能量的梯级利用，提高了整个发电系统的效率，更重要的是它较好 的解决了常规电站固有的污染环境问题。世界各国都在研究IGCC并建立一些IGCC示范电站。IGCC之所以受到重视，主要是其有如下一些优点[3]： （1）高效率，且具有提高效率的最大潜力。IGCC高效率主要来自联合循环，燃气轮机 技术的不断发展又使它具有了提高效率的最大潜力。目前燃用天然气燃气轮机效率已达 58％，而当今商业试验的大型IGCC电站效率也已达42％～46％。随着有关技术的进步， IGCC电站的净效率可能达到52％或更高。 （2）煤洁净转化与非直接燃煤技术使它有极好的环保性能。IGCC先将煤转化为煤气、 煤气净化后再燃烧，克服了由于煤的直接燃烧产生的环境污染，其粉尘排放几乎为零， 脱硫率达98％，脱氮率达90％。由于能量转换效率高、少烧燃料，其废渣排放量也减少 1／4。IGCC能很好地适应环保指标日益提高的要求，是燃煤机组的主要发展方向之一。 飞灰处理量少，副产品还可以销售利用，能更好地适应本世纪的火电发展的需要。 （3） 耗水量少。比常规汽轮机电站少30%—50%，这使它更有利于在水资源紧缺的 地区发挥优势。 （4）能充分利用煤炭资源。适用煤种广，能和煤化工结合成多联产系统。 （5）燃煤后的废物处理量最少，且可综合利用脱硫后生成的元素硫或硫酸可以出售， 有利于降低发电成本。灰和微量金属元素熔融冷却后形成珠状渣、固化碱金属等有害物 质，不仅大大减缓环境污染，而且可以用作水泥的熟料。 2.2 IGCC技术的缺点 IGCC优点非常多而且明显，但是到目前为止，它仍旧停留在是试应用阶段，还没有 [4]大规模的商业应用。这主要是因为IGCC仍然有其不可避免的主要缺点： (1) 系统复杂，是化工与发电两大行业的综合体。技术难度大，安全和经济管理都十 分繁杂，且是连续生产，互相牵连。目前仍处在商业示范阶段。 (2) 目前ICCC单位造价和运行成本仍比正常燃煤加脱硫电站贵得多。据中美专家关于 3 整体煤气化联合循环(IGCC)技术报告提供的几种发电方案的技术经济比较数据，IGCC单位造价为1 400～1 700美元／kW，发电成本为19～61美分／kW?h。 (3) 为了降低成本，需要达到多种产品(化工、热、电)综台生产；为了争取污染物零 排放，投资和占地面积还需继续增加。 4 3 IGCC关键技术及设备 3.1 煤气化装置 气化炉及其系统是IGCC装置中制备合成煤气的关键部件，它的特性指标：碳转化率、 冷煤气效率、热煤气效率、氧气的消耗率、合成煤气的成份、热值与产气率，以及单台 气化炉的容量(即每天的燃料耗量和单位时间内单位气化炉面积上的燃料消耗率)等，对整个IGCC的热效率、可用率和比投资费用都有重要的影响。当然，我们还希望气化炉能 够燃用多种燃料，并具有运行的灵活性。其中： (1)碳的转化率，即煤中所含的碳元素在气化炉中转化成为煤气成分中含碳量的百分数。 (2)冷煤气效率，即气化生成的煤气的化学能与气化用煤的化学能的比值。 (3)热煤气效率，即(气化生成的煤气的化学能+煤气中回收的热能)除以气化用煤的化学能。 应用于IGCC气化站的炉型有喷流床气化炉，如美国的texaco 炉、荷兰的shell炉和德国的prenflo炉；硫化床气化炉,如美国的KRW 炉、U-gas炉和winkler炉；固定床气化炉,如英国的BG/I 炉[5]。 从目前的应用情况来看,普遍看好的气化炉主要是以氧气为气化剂的喷流床气化炉,包括Texaco 、Shell 、E - Gas、Prenflo 、GSP。其容量比较大,生成的煤气热值较高，并且在已经进行的几个示范电站的运行过程中,都表现出了较好的性能。 3.1.1 喷流床气化炉 喷流床是目前IGCC各示范工程中采用最多的一种气化炉。它是一种高温、高 压煤粉气化炉，气化炉的压力为2-6Mpa，要求采用90%以上的颗粒小于100μm的煤粉，采用氧、富氧、空气或水蒸气作为气化剂。当以氧为气化剂时，气化炉 炉膛中心的火焰温度可达2000?。由于是高温气化，在产生的粗煤气中不可能含 有很多碳氢化合物、煤焦油和酚类物质，煤气的主要成分是CO、H2、CO2和水蒸气，离开气化炉的热煤气温度在1200-1400?，往往高于灰的软化温度。为了防 止热煤气中已软化了的粘性飞灰在气化炉下游设备粘结堵塞，将除尘后的冷煤气 增压后再返送回煤气炉的出口和热煤气混合，将热煤气的温度降低到比灰的软化 温度低50?，然后，热煤气再经过气化炉的余热锅炉（辐射和对流蒸汽发生顺） 产生饱和蒸汽，同时使热煤气的温度降低到200?左右，约50%的煤中灰分在气化炉高温炉膛中心变成液态渣，由炉底排出并通过集渣器送入渣池。煤气中的灰以 飞灰的形式随热煤气，煤气须经除尘、洗涤脱硫处理，成为清洁的煤气，再送往 燃烧室。喷流床气化炉由于是煤粉高温高压气化，因此煤种适应性广，碳转化率 高，能达到99%以上 [6]。 5 当前在欧美各地IGCC示范厂所选用的喷流床气化炉有：美国德士古和CE炉，荷兰的Shell炉，德国的Prenflo炉。给煤方式有湿法水煤浆给煤（如德士古炉） 和干法给煤（如shell和Prenflo炉）。 喷流床汽化炉,采用高压纯氧和富氧氧化的喷流床气化炉，单炉容量最大(2 000—3 000t／d)，且由于反应温度高达1 500～2 000?，碳的转化率很高(97％以上)，特别是干法供煤并采用未反应炭粒再循环措施时，如西班牙Puertollano电站采用的Prenflo气化炉和Buggenum电站的Shell气化炉的碳的转化率都达到 99％，冷煤气效率达到80％左右。采用水煤浆供料喷流床的气化炉, 冷煤气效率和碳的转化率都要低些，Texaco气化炉，碳的转化率一般只有96％一98％，冷煤气效率只有69％一75％。因此，Destee气化炉采用两段气化方式，把冷煤气效 率提高到80％一82％[7]。 西安热工研究院于1997年提出了两段式干煤粉加压气流床气化技术。两段式干 煤粉加压气化炉分为上炉膛和下炉膛两段，炉内壁是水冷壁式。 下炉膛是第一段，占总煤量约80%的煤粉喷入下炉膛，与同时喷入的水蒸气和氧 气发生气化与不完全氧化反应，使炉膛内温度维持在1300—1600?，生成高温煤气。高温煤气进入上炉膛，熔融渣沿水冷壁面流至气化炉底部水浴凝结成固状颗粒。 上炉膛为第二段，占总煤量约20%的煤粉被喷入该反应区，同时也喷入过热蒸汽， 利用一段炉膛生成的高温煤气的显热进行热裂解和部分气化（未气化的煤粉经过除尘 收集后返回到磨煤机）。由于没有注入氧气，本段发生的是吸热反应，降低了炉内的 高温煤气温度。在水冷壁的作用下，气化炉出口的高温煤气温度进一步降低到约900?（灰熔点以下），这样就避免了高温煤气中携带的灰渣在废热锅炉中凝结堵塞管道。 第二段炉膛的设置省去了冷煤气循环流程，降低了废热锅炉与除尘器内的煤气流 量，从而减小了其尺寸；利用下炉膛的煤气显热进行煤的热裂解和部分气化，较大幅 度地提高了总的冷煤气效率和热效率，其中冷煤气效率比Shell气化工艺提高了2-3个百分点。 通过中试的研究，积累了大量的实验数据和工程经验，验收结论认为此技术已具 备的工业放大的条件。验收达到了如下技术指标： 碳转化率：98.9% 比氧耗：298.6 Nm 33 O/ 1000 Nm（CO+H） 22 3 比煤耗：518.2 kg/1000 Nm（CO+H） 2 冷煤气效率：83.2% 有效气成份（CO+H）：91.74% 2 由于喷流床气化炉的单炉生产能力大，并且具有较高的效率，燃料适应性广， 因而在今后发展大容量高效率的IGCC电站中具有强有力的竞争地位。 6 3.1.2 流化床气化炉 流化床气化炉可以充分利用床内气固两相间的高强度的传热和传质，使整个 床层内温度分布均匀，混合条件好，有利于气化反应的进行。同时，可以利用流 化床低温燃烧，在燃烧和气化过程中加入脱硫剂（石灰石或白云石），将产生的 大部分SO和HS脱除。由于流化床气化炉内的反应温度一般控制在850－1000?，22 因此，它产生的焦油、烃、酚、苯等大分子有机物基本上都能被裂解为简单的双 原子或三原子气体，煤气的主要成本是CO和H，CH的含量一般少于2%。 24 当前，用于IGCC系统的流化床气化炉有KRW炉，U－Gas炉等。如KRW和U—Gas 来说，碳的转化率仅9l％一97％，比前两种要低很多。另外，以空气做为气化剂时， 可省去复杂空分系统，但煤气热值低，不利于燃烧，且气化炉容量小，不利于电站 大型化；而采用纯度高的氧气要比用空气为气化剂时冷煤气效率高，但却增大了厂 用电率，这要综合考虑。 3.1.3 固定床气化炉 固定床气化炉是最早开发出的气化炉，它和燃煤的层燃炉类似，炉子下部为 炉排，用以支承上面的煤层。通常，煤从气化炉的顶部加入，而气化剂（氧或空 气和水蒸气）则从炉子的下部供入，因而气固间是逆向流动的。这种气化炉和燃 煤的层燃炉一样，对煤的粒径有一定的要求。 固定床气化炉有两种煤气出口集团的设计。粗煤气唯一出口位置设计在干燥 区上面煤层的顶部，称为单段气化炉，此时出口处煤气的温度为370－590?，在 这煤气温度下，气的油和煤焦油等会发生裂解和聚合反应，从而生成彼一时质焦 油和沥青。同时高温煤气穿过煤层时产生的剧烈干馏会使煤发生爆裂，产生大量 煤尘，并随粗煤气一起带出气化炉。因而这种单段气化炉的粗煤气质量是比较差 的。另一种设计是，有两个煤气出口，除了在干燥区上部的出口外，另一个则在 气化区的顶部，煤气产量的一半从这个出口离开气化炉。由于流经挥发分析出区 和干燥区的煤气量只有单段炉的，有利于防止由于煤的爆裂而产生的大量煤尘， 而且不会产生彼一时质焦油和沥青。因此，两段炉产生的粗煤气的质量是比较好 的。 固定床气化炉，由于煤在炉内停留时间很长，反应温度也高，因而碳的转化率 最高，可达99．5％，但煤气的生产能力最低，不能满足电站大型化需要，且含焦 油、酚类数量多，难以处理。 用于IGCC系统的固定床气化炉主要是鲁奇炉，世界上最早的德国IGCC示范厂采 用的就是鲁奇固定床单段固态排渣气化炉。这种气化炉的最大缺点是，使用焦结性 煤时，容易造成床体阻塞，使气流不畅，煤气质量不稳定。此外，由于煤在气化炉 内缓慢下移至变成灰渣需停留0.5-1个小时，因而单炉的气化容量无法设计得很大。 而且，排出的煤气中还含有大量的沥青、煤焦油和酚等，使煤气的净化处理过程十 分复杂。为改善上述问题，强化煤的气化过程，英国煤气公司在固态排渣鲁奇炉的 7 基础上，将其发展成液态排渣鲁奇炉。液态排渣气化炉由于其燃烧区的温度较高， 因而有利于提高煤的氧化速率和碳的转化率，缩短煤在炉内的停留时间，对煤粒直 径的要求比固态排渣炉宽。液态排渣气化炉有以下特点： （1）碳转化率是三种气化炉中最高的，排渣的物理热损失大。 （2）相对安全可靠； （3）煤气生产能力有限，是三种炉型中能力最弱的。 3.2 煤气净化装置 从气化炉产生的粗煤气含有大量有害杂质，无法满足燃气轮机安全可靠运行和环保 要求，必须预先净化处理，以除去粗煤气中的硫化物,粉尘，氮化物以及碱金属与卤化物等有害物质。现多采用常温湿法除尘脱硫工艺，技术相对成熟。主要设备有旋风 分离器、文丘里洗涤器、脱硫设备和硫回收设备。首先通过旋风分离器进行初级除 尘，然后用文丘里洗涤器进行精除尘，并洗涤碱金属化合物、卤化物以及氨气；经 过洗涤后的煤气再进行脱硫。脱硫设备根据不同的反应原理又有几种不同的方法。 有基于物理吸收法，用聚乙二醇二甲醚为脱硫剂，适用于低温；化学吸收法的，甲 基二乙醇胺为吸收剂。目前常温湿法净化技术比较成熟，设备也比较简单可靠[8]， 见图2 图2.常温湿法煤气净化流程图 由于在净化前需要先将高温煤气冷却降温，虽然可以部分回收煤气显热，但是 却造成能量品质降低，会使IGCC整体效率降低，而且还需要建立复杂的水处理系统。 因此，人们现在正在致力于研究高温干法脱硫工艺。计算表明，采用高温干法除灰 脱硫方案，可以充分利用粗煤气的显热，IGCC的供电效率有望提高0.7%～2%，比投 资费用也因为无需建立复杂的水处理系统、冷却系统和热回收设备会有所降低。但 8 这种方法还没有完全成熟，缺乏实践的检验。一方面，设备的可靠性还不能令人满 意；另一方面，干法脱硫所使用的脱硫剂和催化剂在高温下容易失活，并且价格高， 从而增加了运行成本。 3.3 空分系统 当气化炉中采用氧气或者富氧作为气化剂时，为了供给气化炉所需的纯氧或高浓度 富氧的气化剂，需设置制氧空分系统。对于不同空分系统利用不同的压力等级(高压或低压)，但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。 如对独立空分系统，常用低压(0.6 MPa)流程，一般需把空气冷却到-172?左右才能进入制氧过程。由于空分系统中氧气和氮气的压缩耗功很大，采用上述常规空分工艺流程 的IGCC的厂用电耗率较高，因此人们正在研究使液氮和液氧先增压，后气化的空分制氧 流程。 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。比如荷兰Bugge—num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。随着IGCC空分整体化程度的提高，IGCC的经济性也相应提高，但是完全整体空分方式IGCC运行的。空分系统是IGCC电站中一个重要的功能岛，是电站中厂用电耗最高且最有优化潜力的部分。通过优化空分系统，厂用电可以显著降 低。IGCC电站中，按照空分系统压缩空气的提供方式，主要分为三种 [9]： （1）、独立空分系统：即空分系统由专门配备的压缩机提供压缩空气，由于这种方 式与燃机没有直接联系，空分系统可以在燃气轮机未启动时提前启动（一般空分系统 的启动在48小时以上），而对燃气轮机工作没有干扰；另外，独立空分的IGCC系统 调节比较简单，变负荷时只需调节空分压缩机进口导叶片即可，而且此时的压缩机出 口空气压力比较稳定，不会造成氧气浓度的波动；但这种系统的投资和厂用电耗都比 较高。 （2）、完全整体空分系统：即空分系统所需的压缩空气，全部来自于燃气轮机系统 的压气机。由于燃气轮机压气机具有更高的效率，而且减少了专门压缩机的投资，所 以，这种系统的投资和厂用电耗都较少；但其缺点是空分系统的启动必须在燃机处于 正常条件下才能启动，且运行过程中燃机与空分系统相互影响，所以其启动复杂，运 行过程中调控困难，对负荷的变化非常敏感。 （3）、部分整体空分系统：即空分系统设一个30％～70％负荷的压缩机，而剩下的 部分则由燃机系统的压气机提供。这种技术的启动和运行难度介于以上两种系统之 间，但系统更为复杂。 国外四个典型的IGCC电站为空分系统的运行积累了丰富经验。其中美国Wabash River电站采用低压独立空分，三级水冷离心压缩机，氮气不回注方案，使得电站的 厂用电率仅为12.25%；而美国另一个IGCC电站Tampa采用高压独立空分，高压氮气 9 增压回注的方案，虽然厂用电率仍维持在较高的21.19%(空压机为产生高压气体耗功较多)，但由于压缩气体压力能得到回收，电厂净效率达到了42%。在欧洲，荷兰Buggenum 电站和西班牙Puertollano电站都采用了完全整体高压空分和高压氮气增 压回注方案，其厂用电率分别降低到10.92%和10.45%。但由于完全整体空分启动方式以及运行调控复杂，使得两个电站出现了启动时间长、全厂跳闸几率高、负荷变化 率受限等问题，最后只能增加50％负荷的独立空气压缩机辅助启动，等到运行稳定后， 再切换为燃机压气机提供全部的压缩气体进行正常工作。 IGCC电站发展正面临着投资和运行成本高的瓶颈，通过空分系统的优化以降低系 统的投资和运行成本，是提高IGCC电站的经济性的重要途径。目前，在IGCC系统设计中有两种典型的空分系统工艺流程方案[10]：一是高压的完全整体化系统，另为低压 的独立空分系统(高压独立空分系统很少见)．国内外许多文献都认为“采用高压完全 整体化空分系统的IGCC效率要比采用低压独立空分系统的效率高，但未见详细的定 量分析的报道，而另外一些研究结果则与其相悖，成为IGCC系统研究中出现的另一 个困惑问题。利用实际空分系统的设计流程和数据计算两种空分系统对应的IGCC性 能，通过比较得出更加明确和有参考价值的结论。图3和图4[11]分别是高压完全整体 化空分系统和低压独立空分系统的流程方案示意图。这两种系统方案的主要区别；前 者的空分装置的空气来自燃气轮机压气机，产品气体具有一定压力，污氮全部回注燃 气轮机燃烧室；后者的空分装置的空气来自独立空气压缩机，产品气体接近常压，污 氮排放大气，氧气压缩机的压比较前者高，采用间接冷却方式。从热力性能方面进行 分析，高压完全整体化空分系统的主要优势在于：燃气轮机压气机的效率比独立空气 压缩机的效率高；独立空气压缩机采用电机驱动，增加了额外的能耗，但是高压完全 整体化空分系统也存在不利因素：回注污氮压力比燃气轮机燃烧室的压力要高约 20％，产生较大的节流损失；根据空分原理，在高压下液态空气的气液相浓度差小、 难以分离；低压独立空分系统的氧气压缩机压比大。针对某IGCC方案按实际空分系 统的设计数据，对上述两种空分系统进行了计算，结果见下表1[11]。 10 图3.高压完全整体化空分系统 图4.低压独立空分系统 11 表1 高低压空分系统IGCC性能比较 整体空分 独立空分 整体空分系数 1.0 0.0 氮气回注系数 1.0 0.0 燃气进口温度 1288 1288 燃气排气温度 602 591 压气机效率 0.877 0.875 压比 15.7 16.51 余热锅炉排烟温度 110 110 燃气轮机功率 229.90 249.93 汽轮机功率 174.40 179.14 空分耗功 24.39 40.89 厂用电率 9.03 12.5 系统净出功 367.80 375.30 IGCC系统效率 45.02 44.33 结果表明：对本研究的IGCC方案实例，高压完全整体化空分系统的IGCC效率高于低 压独立空分系统的效率，但相差仅0.69个百分点。可见这两种空分系统的热力性能相当，在进行IGCC系统设计时，选择那种空分系统主要还应从降低设备投资和有利于运行控制 的灵活性、可靠性等方面综合考虑。 3.4 燃气轮机系统 IGCC是以燃气轮机为主的联合循环，其热功转换利用的核心部件是燃气轮机，加入 系统的全部或大部分热量先在高温区段借助燃气轮机实现高效热功转换，输出有效功， 然后充分回收燃气轮机排热产生蒸汽，再在中、低温区通过汽轮机实现热功转换、输出 有效功。 图5.简单循环的单轴燃气轮机原理图和理想循环T-S图 12 上左图所示为单轴、简单循环的燃气轮机物理模型，上右图为燃气轮机理想循环T-S示 [12]意图。在标准工况条件下（15?，101.3kpa及相对湿度60％）下，压气机不断从大气中吸入空气，进行压缩，当空气从压气机出口排出时，空气已经具有较高的压力，并且 因为压缩，使空气温度升高，故此时的空气已经具有较高的焓值。高压空气离开压气机 之后，直接被送入燃烧室，供入燃料在基本定压条件下完成燃烧。燃烧不会完全均匀， 造成在一次燃烧后局部会达到极高的温度，但因燃烧室内留有足够的后续空间发生混 合、燃烧、稀释及冷却等复杂的物理化学过程，使得燃烧混合物在离开燃烧室进入燃气 轮机时，高温燃气温度已经趋于平均。在燃气轮机内，燃气的高品位焓值被转化为功。 整个循环过程实际上是在压缩气体（1-2过程），在燃烧室等压环境下加热(2-3过程)， 而后高温高压气膨胀做功（3-4过程），一部分热能转化为动能，另一部分作用给转动 的叶片并做功。燃气轮机所做功的一部分，被用于驱动压气机，其余部分则是燃气轮机 用于发电。 燃气轮机性能的提高是发展IGCC的前提。20世纪80年代，燃气初温1100?的燃气轮机组成的IGCC还难以和常规的汽轮机电站相匹敌；而90年代后，研究出一批高性能燃气轮机其初温为1250-l3lO?，可建造供电效率40％一46％的大型IGCC装置，在热力性能上足以和传统的燃煤电站相竞争。 影响IGCC中燃气轮机及系统性能的关键因素 [12]有: （1）燃气轮机燃气进口温度。燃气进口温度是影响燃气轮机性能的最关键因素。 不断提高燃气初温是提高燃气轮机性能的主要途径，这要依赖于材料和冷却技术的发 展，目前燃气初温达到1430?。 （2）空分系统的整体化程度系数。IGCC系统整体化程度X定义为从燃气轮机的压气 机所抽空气量占空分装置所需空气量的比例。独立空分系统的X=0，完全整体化空分系 统的X=1，部分整体化空分系统的X介于0与1之间。X不同使燃气轮机各部件匹配发生变 化，它也影响系统的厂用电耗率，特别是压气机效率与单独空分的压气机效率相差较大 时，更为明显。另外，它还影响空分工艺流程和氮气的回注利用。 （3）氮气回注系数。氮气回注系数Xg定义为回注到燃气轮机燃烧室的氮气与空分 装置获得氮气量的比值。完全回注时Xg=1，不回注时Xg=0，部分回注时Xg介于0到1之间。 氮气经增压后回注到燃烧室参与热力循环，一方面可以回收高压氮气的余能，增加透平 工质流量，增大出功，另一方面氮气经饱和后回注燃烧室有助于遏制NOx产生，降低NOx 排放量。氮气回注量取决于空分系统整体化程度。 （4）气化炉型式以及气化剂的工质和纯度。目前用在IGCC系统中的气化炉有喷流 床，流化床和固定床。不同气化炉的流程结构不同，性能指标不同。这些量都可以直接 影响IGCC系统的整体性能。另外，煤气化可以用氧气，也可用空气作为氧化剂，不同工 质气化剂产生不同热值的合成煤气，前者得到的是中热值煤气，后者则是低热值煤气。 为了提高单炉气化炉的产气率和便于燃烧，现在多采用纯氧和富氧进行气化。富氧的纯 13 度会影响气化工艺，也影响空分工艺流程和能耗以及煤气的热值等。 由以上分析可知，当选定气化炉、空分系统及燃气轮机后，影响IGCC燃气侧系统性能的主要因素为：整体空分系数X、氮气回注系数Xg，燃气轮机进口温度以及透平通流面积调节系数。在这几个变量中，选定燃气轮机后是不变的，整体空分系数和通流调节 系数一般也不变化，变化大的只有整体空分系数X和氮气回注系数Xg，他们成为影响系统性能的主要因素，他们的变化都直接影响燃气轮机的流量，最终影响燃气轮机的输出 功、效率和变工况性能。 3.5 余热锅炉—汽轮机系统 IGCC的蒸汽底循环系统是以余热锅炉与汽轮机为核心的物质、能量转换利用系统， 它包括联合循环的蒸汽系统和煤气化、煤气净化与处理过程中涉及的蒸汽系统等组成的 综合系统。余热锅炉主要用于产生汽轮机的主蒸汽，是由省煤器、蒸发器、过热器、再 热器等组成。 3.5.1 余热锅炉-汽轮机系统与常规系统汽轮机的不同。 蒸汽侧底循环系统与常规联合循环系统中的汽轮机系统不同，主要有以下特点： （1）余热锅炉是IGCC联合循环系统的一个重要组成部分，是IGCC系统一体化和各子系统匹配优化的关键点，它与燃气轮机顶循环系统有复杂的能量和物质，同时又为汽 轮机系统提供主蒸汽，起着承上启下的作用。特别需要指出的是它不是一个独立的换热 设备，它的性能受燃气轮机排气参数的制约。 （2）蒸汽工质有多压、有相变的，蒸汽循环型式是多样的，它是受燃气轮机排气 参数制约的。IGCC蒸汽系统可燃气轮机排气参数来选择，多采用高压与超高压蒸汽参数 的双压再热循环方案，或采用超高压或亚临界参数的三压再热循环方案。 （3）为了充分利用燃气余热，尽可能降低余热锅炉排气温度，一般不从汽轮机中 抽汽加热给水。因此，IGCC中汽轮机排向冷凝器的蒸汽流率反而比汽轮机进口主蒸汽流 率大，这与常规蒸汽动力系统的规律正好相反。 （4）蒸汽发生系统为多热源。燃气轮机排气是它的主要热源，除此以为，还有煤 气净化冷却时的显热，空分系统空气冷却放热等。IGCC蒸汽系统的热力特性和流程参数优化与各热源参数、汽水系统及汽轮机参数等密切相关。 3.5.2 影响蒸汽底循环系统性能的关键因素 [13] （1）余热锅炉压力等级的选择 随着高压比、高温比的燃气轮机的出现，余热锅炉进口的燃气温度和流量会不断增 大，因而余热锅炉可利用的燃气余热不断增加。为了充分利用燃气余热，根据相配的燃 气轮机型式、参数和用户的需要，合理选择余热锅炉的汽水系统对于提高整个系统性能 至关重要。按照蒸汽系统流程与参数划分，IGCC中余热锅炉可以采用单压、单压再热、 双压、双压再热、三亚及三压再热的六大类的汽水系统，当然尽可能的采用多压再热余 热锅炉可以更大的回收余热，但值得注意的是，蒸汽侧参数的确定，在很大程度上取决 14 于经济分析，包括考虑初投资、燃料质量和价格以及电站运行模式等，这要综合考虑。 从经济和实用角度看，压力等级最多采用三压再热方式。 （2）节点温差和接近点温差的选取 节点温差是指余热锅炉中蒸发器入口处燃气的温度与饱和水温度之间的差值。随着 节点温差的减小，余热锅炉的排气温度会相应减小，这将有利于改善余热锅炉的效率， 从而提高IGCC整个系统的性能。但会增大余热锅炉的换热面积和燃气侧的流动阻力损失 导致余热锅炉投资费用的增加，并使燃气轮机效率减小，从而使IGCC的热效率下降。因 此，从投资费用以及IGCC最佳效率的角度考虑，必然存在一个合理选择节点温差的问题， 同样需要权衡优化考虑。 接近点温差是指余热锅炉中省煤器出口的水温和相应压力下饱和水温之间的差值。 接近点温差减小同样会提高余热锅炉效率，但它过小会造成省煤器在部分负荷下给水蒸 发气化的问题，导致部分省煤器管壁过热，甚至造成故障。另外，它的选取对于省煤器 和蒸发器换热面积的设计也是有影响的。因此，合理选择接近点温差对于余热锅炉性能 至关重要。 （3）排烟温度的控制 排烟温度越低，余热锅炉当量效率越高，底循环系统出功越多。但排烟温度收到烟 气露点温度的限制，当低于露点温度时会发生低温受热面的腐蚀问题。采用多压再热汽 水系统可降低排烟温度。通常，三压系统排烟温度在70-110?。 （4）换热气的布置方案 余热锅炉换热器包括省煤器，汽包，过热器，再热器等，各换热器的布置方式不同， 直接影响余热锅炉的性能。应该按照温度等级的划分合理安排各压力等级的换热器，以 便充分回收燃气轮机排气余热，这要通过优化换热器结构参数来实现。 性能先进的IGCC离不开高效率的蒸汽底循环，余热锅炉和蒸汽轮机系统不可避免要 与煤气化、净化系统等进行质量、能量交换，因此IGCC蒸汽系统的联结、匹配与优化要比一般的联合循环复杂得多，也重要得多。为了充分地吸收各子系统的余热、废热，目 前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，一般不从汽轮机排汽热给水，同时尽可能提高蒸汽初温和初压。 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，现在有 学者在研究设计亚临界、甚至超临界的IGCC蒸汽系统。 15 4 IGCC的发展方向和趋势 4.1 IGCC目前商业应用情况 从IGCC系统的组成看，IGCC是各种设备，多项技术集成的一个复杂的能量转换利用 系统。IGCC整体性能取决于各个子系统的性能及其综合优化。因此，每一个集成技术的 突破都将为IGCC整个系统的性能的提高提供强有力的支撑，因而不断改进各关键设备和 集成技术就成为了各国发展和研究IGCC的重点。另外，关键问题还在于如何有效利用这 些成果，并把它们合理的综合起来，组成一个高效洁净的系统。二十年来，依靠集成技 术的进展和综合，IGCC技术发展迅速，且还有提高性能的巨大潜力。表2为各国商业试应用IGCC电站的一些基本情况[14]。 表2 商业试运行IGCC电站情况 国家 美国 美国 荷兰 美国 美国 美国 电厂 cool LGTI Buggenum Wabash tampa Pinon wanter river pine 1984 1987 1994 1995 1996 1997 投运时间 96 161 253 265 250 100 净功率MW 31.2 34.2 43 40 42 42 净效率% texaco destec shell destec texaco KRW 气化炉型 1000 2200 2000 2500 2000 880 气化炉容量t/d 2 1 1 2 1 1 气化炉台数 GE-7E WH-510D S-V94.2 GE-7FA GE-7FA GE-6FA 燃机型号 65 110 156 198 192 61 燃机功率MW 1085 1090 1105 1260 1260 1288 燃机初温? 湿式 湿式 湿式 干式除灰 湿式与10% 干式 净化方式 湿式脱硫 干式 55 51 128 104 121 46 汽轮机功率MW 8.6/510 12.5/2.9/ 10.3/3.1/ 9.9/538 6.363/510 蒸汽参数MPa/? 0.5/511/511 510/510 /538 2.63 4.62 3.58 5.06 2.32 总投资亿$ 16 4.2 适用于发电的大容量、高性能气化装置 目前研究的重点方向就是减少碳转化过程中的损失、提高碳的转化率和冷煤气效率、 提高热煤气效率等以提高系统的效率。在实践中，主要是探索气化炉结构与工艺合理性， 开发大型化适用于发电用途的气化炉，开发气化技术和流化床燃烧技术汇合。 单炉3000t／d以上的气化炉对IGCC达到规模经济大型化是必要的，喷流床在这方面有优势，但进一步提高热力性能的潜力有限。不同技术的融汇和渗透将会使煤气化技术 有较大的突破。 4.3 高温燃气净化技术 人们正在致力于研究开发高温（500～600?）干法除尘和脱硫及碱金属技术，其突破点为新材料和新型脱硫剂的开发,使系统在500～600?的高温条件下除尘和脱硫，使系统热效率有所提高，并简化系统、降低投资成本。国外某电站的高温脱硫系统采用高 温旋风分离器和陶瓷过滤器（593?）除灰，第二级脱硫过程在一个以金属氧化物为吸 附剂的固定床中进行的，脱硫率为98%～99%。另外，研究高温合成煤气物理合理转化利用，尽可能的减少或消除合成煤气净化过程中的能量损失，也是提高IGCC系统性能 的一个重要环节。高温净化技术的突破将主要依赖新材料和新脱硫剂的开发。 4.4 高参数的燃气--蒸汽轮机 IGCC系统以燃气轮机为主，燃气轮机与汽轮机功率比在1.3—2.0之间。因此，作为 IGCC系统核心部件的烟气侧系统特性，是影响整个系统性能指标的最重要因素。燃气 轮机性能的提高是发展IGCC的前提，每次燃气轮机性能的改进都导致IGCC整体性能的 改善。为此，各大公司都在不断研制更高性能的燃气轮机。其中最有代表性的是美国先 进透平动力系统 计划 项目进度计划表范例计划下载计划下载计划下载课程教学计划下载 （ATS）和IHPTET计划，美国和欧洲联合执行的先进燃气轮机合作计划（CAGT）,欧洲的ES-ATS计划，日本的“新日光计划”和“煤气化联合循环动 力系统”等国家项目。其主要途径仍是不断提高循环初温和相应增大压气机压比以及改 进各部件性能，主要的核心技术有 [15]： （1）更高级高温材料与制造工艺。开发新的材料一直是提高透平初温的基础，通过 半个世纪的发展，以镍基和钴基为主的超级高温合金已接近完美程度，除了添加和调整 微量元素来改善性能外，主要是靠采用新工艺来提高性能。另外，新型产品第一级透平 部件还开始应用隔热涂层，隔热涂层能有效增加高温燃气和底层金属之间的温差，从而 降低部件金属温度。由于陶瓷材料在高温条件下的抗热、腐蚀和磨损的性能要比高温合 金更优越，且可实现无冷却化或大幅度较少冷却剂量。美国、日本都在投入大量资金研 制陶瓷燃气轮机。 （2）更有效的冷却技术。先进的冷却技术是提高燃气轮机初温，开发新型燃气轮机 的一个关键。冷却技术主要有两种：空气冷却和蒸汽冷却。空气冷却技术为传统的叶片 冷却技术，它从压气机抽取空气来冷却透平高温热部件。基于传统的空冷技术，有可能 把初温提高到1430?，也许这就是它的极限。另一种冷却技术是闭环蒸汽冷却，它利用 蒸汽作为冷却剂来冷却透平叶片，这比空气冷却更有效；由于采用蒸汽冷却技术将大大 17 减少从压气机抽取的空气量，从而增大燃气透平工质流量、增加出功。而且采用蒸汽冷 却技术时，在相同的燃烧室温度的条件下可提高燃气透平入口温度，并因为有更多的高 压空气流向燃烧器的前端（用于燃料预混合），可以抑制NO排放。故与传统的空冷技X 术相比，它更有效的提高燃气轮机的性能。如西屋公司501G型机组的环管式燃烧室的火 焰筒和燃气导管采用蒸汽冷却，节约了10--20%冷却空气，在燃烧区温度维持 1500--1600?时，燃烧室出口温度比空冷的501F型相应值提高150?(从1350?到 1500?)，从而使单机效率增加16%，简单循环效率提高2个百分点。燃气轮机蒸汽冷却 技术已经进行了长时间的实验研究，现已进入产品验证阶段，GE公司采用蒸汽冷却技术 的H型燃气轮机联合循环发电装置，已投入商业性运行。 （3）低污染燃烧技术。对燃气轮机来说，特别受关注的是控制NO排放的问题，被X 认为是下一代高温燃气轮机的主要市场限制因素。以前常用的方法是向燃烧室喷水或蒸 汽，以降低扩散燃烧火焰的温度，可有效的降低NO排放，并常加上燃烧后选择性催化X还原技术措施，来满足当前的环保标准要求。现在，目前各大公司都在大力开发干式低 NO燃烧技术，即采用预混稀释的办法来控制NO的排放。还有现在正在研发的催化燃烧XX 技术，其目标是将NO排放控制在一位数字水平。 X （4）先进气动热力学设计方法。内流气动热力学为压气机和透平等叶轮部件设计的 理论基础。为此，各国都建立相应的试验基地和组织一批庞大的科研力量，开战相关研 究。该学科领域第一代的代表是本世纪初的Stodola,他首先把气动热力学用于叶轮机械实践，但基本上是一元考虑。第二代的代表是我国科学家吴仲华教授提出的三元流动理 论，至今仍是世界各国制造厂日常工程设计的理论框架。近来，第三代的研究工作在上 述基础上有了很大的发展，如考虑不定常因素、不稳定流动、各种涡系与具体结构效应 以及三元有粘反问题和杂交问题设计等，试图建立起新的全三元湍流考虑不定常与更多 机构影响的叶轮机械设计体系。 在一定的IGCC系统条件下，基于已公开的现有的和新一代燃气轮机的性能数据，对 采用七种不同型号的燃气轮机组成的IGCC方案进行数据计算分析，结果如下表 18 表3 不同型号燃气轮机组成的IGCC系统性能比较 项目 燃气轮机燃气轮机汽轮机功联合循环厂用电效IGCC净功IGCC净效型号 初温功率MW 率MW 净效率 率MW 率MW 率MW ? KWU V94.2 1105 159 126 54.6 30.9 254 44.2 KWU V94.3 1290 229 174 57.3 37.7 365 47.1 GE 9FA 1288 275 189 58.6 59.4 404 47.2 KWU V94.3 1310 242 183 58.9 40.8 384 48.5 KWU V94.3 1310 301 183 60.4 64.7 420 48.4 MW 701G1 1427 330 208 61.1 67.9 470 49.1 GE 9G 1427 345 200 60.1 69.0 476 48.3 MW 701G2 1427 370 227 60.6 71.7 525 48.9 GE 9H 1429 390 242 62.7 76.8 555 51.0 高温燃气轮机和高参数汽轮机技术的联合应用是保证IGCC系统高性能的关键，也是 IGCC技术发展的一个趋势。IGCC中蒸汽循环采用更高蒸汽参数，如亚临界、甚至超临 界不是技术问题，而是时间问题。 4.5 新型空分技术 为了供给气化炉所需的纯氧或高浓度富氧的气化剂，需设置制氧空分系统。低耗能 的制氧和压缩是开拓新IGCC系统的关键之一。目前IGCC采用传统的深度冷冻法，分离 空气来制氧，厂用电效率大。膜分离法与间冷压缩深冷法相结合的新型空分系统，让空 气先通过膜分离器达到一定的氧纯度(25％～40％)再进入深冷分离装置。空分系统中的 空气压缩机、氧气压缩机和氮气压缩机采用一级间冷、两级压缩，可减少压缩耗功，间 冷的热量用于加热蒸汽循环给水，从而提高整个系统的效率[16]。 4.6 系统设计优化新方法 整个IGCC系统的性能不仅取决于5大技术的性能提高，也取决于它们之间的组合与 [17]综合优化。实践表明，系统的综合集成优化对改善系统的性能、降低系统的投资和运 行成本具有重要的作用。IGCC是一个涉及能源、化工、环境等学科的复杂系统。复杂 系统的研究方法必须将所要研究的单元置于它所处的复杂系统里面，从系统整体出发、 应用系统工程手段来研究单元、系统以及单元和系统间的相互作用和相互关系。IGCC 系统由于存在着气化过程、联合循环以及空分过程的耦合，因此比常规的联合循环系统 优化要复杂得多。必须综合和结构参数同步优化的方法，才能取得良好的优化效果，并 能对系统的设计运行起到指导作用。目前比较先进的优化方法是流程和参数同步优化， 更多地考虑了流程结构与参数综合和各子系统之间的优化组合。美国能源部预测了今后 20年IGCC的技术水平、经济性和排放值可能达到的目标[18]，如下表。 19 表4 IGCC的发展目标预测 6年份 供电效率投资成本 排放值（1b/10Btu） （％） （$/kw） NO SO 粉尘 XX 2000 45 1350 0.08 0.20 0.02 2010 52 1150 0.07 0.17 0.105 2020 60 1100 0.06 0.15 0.01 20 5 发展我国IGCC的必要性和可行性 [14]5.1 我国发展IGCC的必要性 我国富煤缺油少气的能源资源特点决定了我国以煤为主的能源结构在未来几十年内不 会发生根本性的改变，由此造成的严重环境污染和能源利用率低下等多方面问题，成为 我国目前亟待解决的问题。大力发展高效、低污染的节能减排技术是我国能源行业的必 然选择。电力是我国主要的能耗大户，火电机组占总发电量的78％，煤耗占我国煤炭年产量的50％左右。我国能源开发技术落后是环境污染的重要因素，随着国家“十一五” 规划 污水管网监理规划下载职业规划大学生职业规划个人职业规划职业规划论文 节能20％，主要污染排放减少10％战略目标的提出，目前能够满足这一要求的技术 只有超超临界循环和IGCC。可持续发展的原则必然会使电力行业及电力设备制造行业面 临除尘、脱硫、脱硝的问题,此后还会面临脱汞,减排二氧化碳的问题。作为全球第二大 CO 排放国,我国已经面临减排的压力,2012 年以后,很可能要承担减排义务。这对于我2 国的火力发电行业来说是个巨大的负担。IGCC 系统能够以较低的成本富集和减排CO ,2 实现CO 的利用。 减排CO 时,IGCC 需要减少5 %的出力,增加30 %的投资,发电成本提22 高25 %;超超临界则会减少28 %的出力,投资增加73 % ,发电成本上升66 %。由此可见,相对超超临界循环, IGCC 应对CO 减排具有很大的优势。IGCC 具有燃料适应性广的特2 点,特别适合利用我国的高硫煤。此外,随着国内对石油燃料的需求越来越大,国际油价持续走高,液体燃料的安全供应已经成为影响国家安全的一个重要因素。基于煤气化的 合成液体燃料被认为是替代石油燃料的重要物质。目前,众多企业(主要是煤炭企业) 纷纷上马煤化工项目,生产合成油。IGCC 同这些化工合成都是基于煤气化的,它们能够很好地耦合,形成电化多联产系统,降低生产成本,同时确保我国能源、电力的安全供应。 从这一角度来讲, IGCC 符合国家安全的需要,必然引起重视。 通过打捆招标,三大动力集团都引进了F 级燃气轮机的制造技术。为了实现盈亏平 衡,要求每年燃气轮机的生产量在8 台～10 台。燃气轮机的发展要求与天然气供给不足 之间的矛盾需产是当前唯一成熟的结合点。因此,发展IGCC有利于拓展重型燃气轮机的 市场,实现燃气轮机产业的可持续发展。 通过上述几点分析,可以认为发展IGCC 对于国家能源安全及经济社会的可持续发 展是必要的;对于电力设备制造行业的发展也是非常迫切的;但同时也存在着风险。因此,对于IGCC 技术需要积极应对,谨慎筹划,主动发展。 5.2 我国发展IGCC的可行性 从20世纪90年代初开始，国家科技部、国家电力公司(原电力工业部)等部门组织全国的技术力量，对我国发展IGCC发电技术进行了充分的可行性研究，认为在我国发展 IGCC发电技术是必要的和迫切的。在“九五”国家科技攻关计划中进行了IGCC关键技术的研究。在此基础上，1999年国家批准了IGCC示范电站项目建议书，IGCC示范项目正式立项，示范电站功率为300MW或400MW，目前，该项目已完成主设备的评标工作。2009年7月，被列为国家清洁煤发电示范工程的IGCC项目在天津滨海新区临港工业区正式开 21 工建设，参建人员先后克服工程设计、设备制造、施工组织等一系列困难，推动工程建 设步入“快车道”。截至目前，气化及磨煤装置框架已施工到65米层，大型设备开始吊 装，余热锅炉钢结构和护板吊装完成，燃机厂房钢结构开始吊装，电气综合楼结构施工 到顶，海水冷却塔施工到69米，全厂功能区划基本成形。按照计划，预计到今年8月底，将基本完成该项目的土建主体工程；12月底基本完成设备安装工作，进入设备调试阶段； 2011年5月底完成分系统调试，进行整套试行；明年年底投入运行。根据设计，按年利 用5000小时计算，天津IGCC电站每年可发电12亿度，达到天然气联合循环电站的排放水 平，成为我国最清洁、高效的燃煤电厂。 国内研究单位经过国家“八五”科技攻关，在IGCC系统设计优化和一些关键技术开 发方面取得了长足的进步，已形成了较强的技术支持力量。“IGCC设计集成和动态特性”、 “干煤粉加压气化技术”、“多喷嘴水煤浆加压气化技术”和“煤气高温净化技术”等 被列入国家“十五”、“863”计划予以支持。这些研究为IGCC示范电站的建设及我国 IGCC技术的发展奠定了良好的基础。 我国目前已初步具备了国产化或本地化IGCC项目中主要关键设备的能力 [19]。 (1)已引进了Texaco，SHELL和GSP气化炉。可以与相关气化炉的设计与制造单位合作 设计并部分制造Texaco和GSP气化炉，某些气化炉的关键零部件，如燃烧喷嘴、水煤浆 泵和辐射冷却器等，则仍然需要进口。 (2)我国已成功研制了容量在l000—1500 t／d煤的水煤浆对置喷嘴形式的喷流床气 化炉，其气化性能比Texaco气化炉更为良好，且具有自主的知识产权。在我国化工系统 的竞标会上，击败了Texaco气化炉的垄断，已有28台气化炉在石化企业中安装运行，并 可以马上设计和制造2000—2 500t／d的气化炉，以适应250MW等级的IGCC电站的需要。 (3)我国已试验成功干煤粉供料的36 t／h气化炉，与SHELL炉的主要区别是采用2段 干粉气化技术，气化性能优于SHELL气化炉，并且拥有自主知识产权。目前，正拟放大 到2000t／d容量，准备用于200—250 MW的IGCC示范电站之中。 (4)我国石化系统的设计院已完全掌握了合成煤气常温除灰脱硫设备的设计、制造和 运行技术，并具有相当程度的实践经验，只是在设备的容量上需要适当放大一些。倘若 这些设计院与电力部门的电力设计院互相配合，完全有能力完成IGCC电站热力系统(包 括热煤气的显热利用系统和常温除灰脱硫系统)的设计以及实现设备制造的国产化。 (5)我国已从国外引进PG9351FA、PG9171E、V94?3A、V94?2以及M701F和M701DA燃 气轮机的制造技术，大约50％的零部件制造可以国产化和本地化，且具有整体组装和试 验这些机组的经验。在技术引进的 合同 劳动合同范本免费下载装修合同范本免费下载租赁合同免费下载房屋买卖合同下载劳务合同范本下载 中还规定：当我国具有IGCC市 场条件时，GE公司、SIEMENS公司以及三菱公司都有义务向我方转让这些机组燃烧低热 值煤气时的改型设计的制造技术。因而，我国有条件与这几家外商合作生产当前IGCC 电站所需的燃烧低热值煤气的燃气轮机。 (6)我国完全有能力设计和制造IGCC电站所需的余热锅炉和蒸汽轮机及其系统。 (7)我国杭州制氧集团和开封空分集团都具备生产5×104 m 3／h等级空分装置的能 22 力，它大体上可以与250 MW等级的IGCC电站相匹配，但目前国内尚未具备生产高压空分 设备的能力，需要引进或合作生产与400 MW等级IGCC电站相匹配的高压空分设备。 （8）西安热工研究院于1997年提出了两段式干煤粉加压气流床气化技术。具有自主 知识产权的两段式干煤粉加压气化炉，其核心技术和整体工艺已获得国家发明专利。该 技术于2000年完成了700 kg/d的小试研究。在此基础上，在国内首次建成日处理煤量进 行了36 t/d(10MWth) 水冷壁式干煤粉加压气化中试装置，并于2006年通过了168连续运行测试，通过科技部组织的项目验收，现已连续运行2000小时以上。另外，国内化工设 计建设单位已具有设计建设国际先进水平的大容量煤气化炉的经验。化工设计院已对两 段式干煤粉加压气化炉做出初步论证，认为该技术已具备放大到2000t/d的能力。 23 结 论 从上面的文章我们可以看出IGCC发电技术的许多优点：高效、环保、煤种适应性 广、节水和可以多联产，是其他发电技术无法比拟的。对于我国的能源安全和节能减排， 环境保护都有着重大的积极的意义。 IGCC技术是多项科学技术汇合组成的新型高效洁净煤发电技术，它也为发电、供 热、城市煤气、化工产品等综合利用和生产提供可能。 随着我国经济持续高速发展，对电力的需求也越来越大，能源短缺、环境污染日益 严峻。IGCC作为一种既高效又环保的新型洁净煤电技术，对于我国这样一个煤炭储量 丰富，且以燃煤为主的国家具有极大的意义。虽然IGCC的技术还不是那么成熟，相对于常规电站来说还有其不可避免的缺点，但IGCC从一出现到今天的逐步成熟，相关技术一直都在持续地进步和发展，其发展的潜力很大，并且发展速度在不断加快，到大规 模的商业运行已经不是很遥远的事情。随着我国商业试运行IGCC的开始，IGCC必然会 为我国的经济发展产生重大的影响。 24 参考文献 [1]焦树建．发展我国IGCC电站途径的探讨[J]．燃汽轮机发电技术，2007，9(1)：6—14． [2]Harry Jaeger．IGCC Power，how Far Off[J]．Gas TurbineWorld，2007，37(1)． [3]倪维斗，李政．促进IGCC在中国的发展[R]．北京：清华大学BP清洁能源研究与教育中心，2008． [4]焦树建．整体煤气化燃气一蒸汽联合循环(IGCC)[M]．北京：中国电力出版社，1996． [5] 徐钢，俞镔，雷宇，等．合成气燃机轮机燃烧室的试验研究[J]．中国电机工程学报，2006，26(17)：100-105． [6] 段立强，徐钢，林汝谋，等．IGCC系统热力与环境性能结合的评价准则[J]．中国电机工程学报，2004，24(12)：263-267． [7] 崔玉峰，徐纲，聂超群，等．数值模拟在合成气燃气轮机燃烧室设计中的应用[J]．中国电机工程学报，2006，26(16)：109-116． [8]李建新．“绿色”发电——煤气化联合循环发电技术[J]．节能环保技术，2003，(4)—2． [9]焦树建．论IGCC的发展现状与趋势[J]．燃气轮机技术，1995，8(1)：1—8． [10]李现勇，肖云汉，蔡睿贤．整体煤气化联合循环(IGCC)技术的发展和应用[J]．热能动力工程。2001，16(6)：575—578． [11]马永贵，钟史明．IGCC电站目前概况与发展趋向[J]．燃气轮机发电技术，2006，(1)：8—20． [12]焦树建．论IGOC技术在石化企业中的应用[J]．燃气轮机技术，1999，12(4)：8—14． [13]王智强．国外IGCC的发展对我国的启示[J]．能源技术，2007，28(3)：179—183． [14]许世森．IGGC与未来煤电[J]．中国电力，2005，(2)：15—16． [15] Kim HY. A high temperature reformer: clean energy chemistry. The 6th Korea–China joint workshop on clean energy technology, Pusan, SouthKorea, July 4–7, 2006. p. 238–42. [16] Kim HY. A high temperature reformer technology. 4th i-CIPEC, 2006, Kyoto, Japan, September 26–29, 2006. p. 207–10. [17] Kim HY. Coal gasifier patents: KR10-2006-0087447, September 11, 2006. [18]Integrated gmsification combined cycle technology：IGCC[Z]．ELCOGAS，Puertollano [19]林汝谋，金红光，邓世敏等．整体煤气化联合循环系统研究方向与进展．燃气轮机术，2002，15(2)：15～22. 致 谢 作者在设计（论文）期间得到了杨巨生教授全面、具体、细致的指导，并最终完成论文写作。 杨老师渊博的学识、敏锐的思维、一丝不苟的作风和和蔼可亲的态度使学生受益匪浅，并难忘。 感谢我的学友和朋友对我的关心和帮助。 25 Method of gasification in IGCC system Kim HyunYong Abstract A coal gasifier is designed to operate at the temperature range of 1200–1300?. The 1200? sets the lower limit to the carbon reforming efficiency of the high temperature reformer, and the 1300? is the lower limit of the fluid temperature of coal slags, below which they may be collected as non-fluid slag. The gasifier is connected to two syngas burners where a portion of product syngas is combusted with O gas and produce ultra hot 2 HO and CO gases, these two gases enter into the gasifier and maintain the gasifier 22 temperature at above 1200? and reform carbon into syngas. The temperature of the gasifier is controlled by the flow of O gas into the syngas burner, where O gas is completely 22 consumed and none left to enter into the gasifier. This removes any possibility of forming oxidated products, and compressed CO gas spray coal powder into the gasifier column and 2 non-fluid slag is collected at the bottom. A higher level integration of oxidation–reduction cycle is shown for a IGCC system, where in the exhaust gas of syngas turbine drives the reduction reaction of coal gasification. A smooth and uniform temperature control within the gasifier assures high efficiency of carbon reforming and quality of product syngas. Conventional Lurgi gasifier relies on its large heat capacity and accumulating coal slag along the inner walls of the gasifier has made the gasifier bigger, lately as large as a three story building. The gasifier of the present design is constructed much smaller in its size, but with greater reforming efficiency. Keywords: High temperature reformer; Coal reformer; Coal gasifier; IGCC 1 Introduction The conventional coal gasification technology, as is known today, has its origin from the 1934 Lurgi coal gasifier. Coal gas reactions, C + HO ? CO + H and C + CO ? 2CO, are 222 also known as steam and dry reforming reactions, respectively. Here, carbon is reformed into CO and H gases, called syngas. Furthermore, they are chemically reductive and endothermic 2 reactions. For the reforming reactions to proceed, it must absorb heat energy comparable to its combustion reaction（C + O ? CO). 22 A conventional Lurgi gasifier combusts a portion of feedstock coal with air or oxygen gas, and the resulting heat of combustion is used to maintain the gasifier temperature high enough for the reforming reaction. The powdered form of coal is combusted with air/Ogas 2 and the gasifier temperature is raised to 1000?, and then air/O gas is shot off and heated 2 26 steam is injected into the gasifier. As some reforming reactions proceed, the gasifier temperature drops. Air/O gas is turned on again to raise the temperature to the starting level. 2 This process is repeated. As cumbersome as it may seem, it has had limited success of reforming coal into syngas, even though there has been some minor modifications over the years. However, there are a few limitations inherent in Lurgi gasifier: Firstly, gasifier temperature is limited by coal combustion, that is to 900? when coal is combusted with air, and to slightly less than 1200? when O gas is used. Recently, Kim has 2measured syngas output versus temperature [1], and it is reproduced in Fig. 1. A high temperature reformer [2,3] has been Fig. 1. Syngas output measured with a gas flowrate meter [1]. used to measure it at the gasifier temperature up to and beyond 1400?. Fig. 1 shows an experimental data showing syngas output rates in l/min versus reformer temperature in centigrade, using coal powder. The feed stocks, such as shredded tires and waste plastics, have also been studied and the results are the same as that of coal powder. As it is apparent in Fig. 1, carbon reforming occurs at the temperature above 1200?, and very little of it below 1200?. Lurgi did not have this information in 1934. Conventional Lurgi gasifier cannot reach the temperature of 1200? even when O gas is used to combust coal powder. 2 Sporadic spot temperature may reach 1200?, but not gasifier as a whole. Recently, using 27 auxiliary fuel oil and compressed O gas, a conventional gasifier has reached its temperature 2 beyond 1200? and much better carbon reforming efficiency has been attained. Inside the conventional Lurgi gasifier, coal powder is combusted with compressed O gas, and a 2 uniform temperature distribution is difficult to attain in such system, and the temperature control is even more difficult task. Under such uneven temperature distribution, two competing reactions, combustion and reforming, proceed concurrently in the same space. Therefore, any effort to maximize the reforming efficiency is a very laborious task. Secondly, commercial coal contains substantial amount of slag, made of various mixtures of SiO, AlO, FeO, CuO, etc. These mixtures are in solid form at room 22323 temperature but becomes soft at ?1000? and fluid at 1300–1400? [4,5]. Of course, it varies greatly depending on the nature of coal and where it is mined. At the temperature above the fluid temperature, coal slag collection inside the gasifier becomes very complex. Fluid slag quickly corrodes castables which make up the inner walls of gasifier. This brings about frequent scaling of castables, and longer down-time. Spotty corroded inner walls of castables add to the uneven temperature distribution within the gasifier. The first problem favors gasifier of large heat capacity, and the second problem demands the gasifier to be large so that a large amount of slag can be accumulated between scalings. Over the years, the size of conventional coal gasifier grew bigger and bigger. Now, it stands as tall as a three story building, one that is commercially marketed by the oil majors. Of late, some conventional coal gasifiers have been refitted with a high pressure spraying of heating oil with compressed O gas in order to raise the operating temperature up to 1450?. 2 2 Materials and methods We have designed a new coal gasifier reactor, which operates at the temperature above 1200?, and the reaction heat is supplied from the syngas burner and no oxygen gas is introduced within the gasifier furnace. Such coal gasifier is shown in Fig. 2 [6]. The gasifier includes a reforming reaction chamber where only the reduction reaction takes place and a syngas burner where the oxidation reaction takes place. The syngas burner is disposed orthogonal to the reformer body. This is so designed to have O gas contained within the 2 burner and completely consumed. Consequently little O gas escapes into the reduction 2 reaction chamber. The oxidation reaction chamber (labeled as syngas burner in Fig. 2) includes gas inlet (140) for syngas and inlets (150) for O gas. The inlet (160) is for the 2 ignition plug. When syngas is burned with O gas in the syngas burner, it produces ultra hot 2(2000?) steam and CO gas and they naturally flow into the reformer body (120). Syngas 2 burner products, steam and CO gas transport necessary heat energy for the reduction 2 28 reactions, and are the reactants for the same reaction. The port (132) is the powdered coal spraying inlet into the reformer body. Among the gases that have been considered for spraying coal powder into the reformer, preheated CO gas turned out to be the best choice. 2 O and N are ruled out, because they will contribute to formation of secondary pollutants. 22 Steam would be the second choice. An additional syngas burner (210) is placed right below the coal spray port (132). This is to insure that the temperature of sprayed coal powder is quickly brought up to 1200?. The reformer body is made of ceramic inner lining, insulating wall of 150mm thick castables, and outer casing of stainless steel. Coal gasifier of Fig. 2 requires no preheating. Initially syngas burner is ignited with stored syngas (use a cylinder of hydrogen gas when stored syngas is not available). The reformer body temperature is brought up to 1000? within 10–15 min time. One begins to observe a lot of black smoke (free carbon) and when the reformer temperature reaches 1200?, suddenly the black smoke disappears and one begins to detect CO gas at outlet (119) (Fig. 2). The syngas (H + CO) output at the outlet 2 (119) accelerates, and it reproduces Fig. 1. The syngas output rate was measured against temperature beyond 1400? as shown in Fig. 1. It was reproduced with samples of coal powder, waste tire, and waste plastic. The reforming reaction is extremely slow at temperature below 1200?. Therefore, the first requirement for a new coal gasifier is to have it operating at the temperature above 1200?. This we have accomplished by combusting portion of product syngas instead of combusting feed stock coal. The combustion products of syngas are ultra hot (2000?) steam and CO gas which are also 2 the reactants of carbon reforming reaction. Ultra hot gases maintain the temperature of gasifier above and beyond 1200? smoothly. The O gas intake controls the temperature of 2 reforming body. In a conventional coal gasifier, the O gas is introduced directly into the 2 reformer. The combustion is an oxidation reaction, competing directly with the reduction reaction of carbon reforming, and carbon reforming is destined to be neutralized. Furthermore, the oxidized products are the major secondary pollutants. It is best not to have any O gas enter into the reforming reactor. A rough estimate of heat balance shows that 2 about 30% of produced syngas needs to be recycled through syngas burner for continued operation (see the chemical reactions in Table 1). A gasifier shown in Fig. 2 has the inner diameter of 500mm and height of 2000 mm. 29 Fig. 2. Kim coal gasifier [6]. Table1: 30 3 An enhanced IGCC A portion of a conventional integrated gasification combined cycle(IGCC) power plant is shown in Fig. 3 for illustration purposes. Coal is gasified in a conventional Lurgi gasifier, and the resulting syngas, cooled and cleaned, drives the syngas turbine to produce electricity. As the syngas is combusted in the turbine, generating ultra hot steam and carbon dioxide gas at about 2000?, it does work of generating electric power as the gases cool. The exhaust gas temperature ranges about 1500–1700?. The turbine exhaust gas is used to drive steam engine to further generate electricity. The exhaust steam and rest of waste heat of this system are collected in a hot water tank to be used for space heating in order to make the most efficient use of coal energy from its gasification. For another configuration the exhaust gases of turbine are directed into gasification reactor as shown in Fig. 4. The syngas turbine differs from the syngas burner in that the exhaust gas temperature is a little lower than that of syngas burner. But still the exhaust gas temperature (1500–1700?) is hot enough to maintain the temperature of the reduction reaction chamber at, at least, 1200?. The oxidation–reduction cycle is completed between the gasification reactor and gas turbine. Products syngas and excess steam and carbon dioxide gas exit from the gasifier at the temperature of 1200?. The discharged gases go through the heat exchanger and gas cleaner, and then are stored into the storage tank as shown in Fig. 4. From the gas storage tank, excess CO gas and HO are removed continuously from the 22 circulation and appropriate mixtures of syngas are delivered to turbine engine for recycling. Excess syngas is piped off to the liquefaction process. The heat given off from the cooling and washing process drives the steam engine. With conventional IGCC, the heat given off as turbine exhaust gas (1500–1700?) cools to 100? is used to drive steam engine, while the new design calls for heat of exhaust gas from (1500–1700?) to 1200? be used for endothermic reduction reaction of coal 31 Fig. 3. A portion of conventional IGCC for illustration purpose. gasification, and that of 1200–100? be used for steam engine. Gas turbine and steam engine both generate electric power. The exhaust gas temperature varies as the heat energy is converted into work of generating electricity. A proper balance must be maintained for the most efficient sustaining IGCC system. In Fig. 4, exhaust gas of turbine serves as the main heat source to maintain the temperature of reduction reaction chamber at, at least, 1200?, while syngas burner placed right below the feedstock spray port is the secondary heat source to bring up the incoming coal powder quickly to 1200? level. Hydrogen gas or syngas turbines operating with exhaust gas temperature of 1500–1700? are available. Integration of high temperature cycle of reduction and oxidation and low temperature cycle of steam engine should contribute to a higher level of energy efficiency for coal gasification combined cycle. 32 Fig. 4. Syngas turbine coupled to coal gasifier. 4 Result and discussion The syngas burner is an ideal device to control the temperature of the reforming reactor of the new gasifier. It maintains smooth and uniform temperature front throughout the reforming reactor. There is no sporadic burst of coal combustion as found in a conventional gasifier. With such finely turned temperature control, the experimenter cannot only define the lower temperature limit of 1200? but also the upper limit of 1300?, the temperature at which the coal slag becomes fluid enough to be problematic as reported by Hanyul Li of Anhai University, Hainan, China [4]. By operating the new coal gasifier at the temperature window of 1200–1300?, one would expect the best carbon reforming efficiency and the ease of collecting the coal slag as ―Flyash‖ (non-fluid slags). Syngas burner puts out a mixture of steam and CO gas in proportion to H and CO gas 22 mix. Thus, our gasifier runs both steam reforming and CO reforming. The product mix 2 H/CO ratio can be readily varied from 1.0 to 0. This mix ratio is a critical factor for the 2 process of liquefaction of syngas into methanol or DME. This new coal gasifier not only 33 reforms carbon of coal, but of all carbonaceous material including wastes, such as tires, plastics and toxic industrial wastes. Some carbonaceousMaterial contains substantial amount of non-carbonaceous component, such examples are coal/slag, oil/sand, oil emulsion, etc. This broadens the base of commercially available carbon source worldwide.With carbon reforming efficiency approaching 100% at 1200?, one wonders a new energy paradigm in which all crude oils are gasified, instead of going through refineries with less than 50% efficiency. Whole new brand of environmentally friendly fuels are synthesized directly from syngas. This could have been the ultimate vision of Lurgi. Now the new coal gasifier as described in Fig. 2 [6] can be built at a much smaller size than that of the conventional Lurgi gasifier and with much better reforming efficiency. Acknowledgements Discussions with Prof. Tsutsumi of Tokyo are appreciated. I am grateful to Jane Song In young, Esq. of Paul Hastings, and Miss. Song Sun Young of wagatec for many valuable inputs. References [1] Kim HY. A low cost production of hydrogen from carbonaceous wastes. Int J Hydrogen Energy 2003;28(11):1179–86. [2] Kim HY. Method of gasifying carbonaceous wastes and apparatus therefore. 2nd i-CIPEC. (International conference on combustion, incineration/pyrolysis and emission control), Jeju, South Korea. September5, 2002. p. 117–28. [3]Kim HY. A high temperature reformer patents; KR 0391121(June30,2003),US6,790,383B2(September14,2004),KR10-0637340(October16,2006),US2005 -0223644-A1(October13,2005),2002-549811,JP(April08,2005),CN1232613C(December 21, 2005), 1593731EP(November 9,2005). th[4] Kim HY. A high temperature reformer: clean energy chemistry. The 6Korea–China joint workshop on clean energy technology, Pusan, SouthKorea, July 4–7, 2006. p. 238–42. [5] Kim HY. A high temperature reformer technology. 4th i-CIPEC, 2006, Kyoto, Japan, September 26–29, 2006. p. 207–10. [6] Kim HY. Coal gasifier patents: KR10-2006-0087447, September 11, 2006. 34 整体煤气化联合循环系统的气化方法 ——金云勇 摘要 煤气化炉的操作温度一般控制在1200?到1300?。1200?是保持高温转化器的碳转化率的最低温度限度，而1300?则是煤渣成为流体温度的最低温度限度，如果低于 1300?，煤渣则可能聚集成为非流体渣。气化炉与两台合成气燃烧器相连，一部分产品 合成气与氧气共燃，生成超高温的水蒸气和二氧化碳气体，这两种气体进入气化炉，使 得气化炉内的温度保持在1200?以上，这样利于将煤转化为合成气。气化炉的温度是 由进入合成气燃烧器的氧气流决定的，在合成气燃烧器中，氧气已经被完全消耗，所以 没有氧气会进入气化炉中。这就排除了形成氧化产品的可能性，而压缩的二氧化碳气体 则可以将煤粉喷入气化炉内，非流体炉渣则聚集在底部。整体煤气化联合循环系统展现 出氧化——还原这一循环更高层面的整合度，在这个系统中，合成气的废气会促使煤气 化过程中还原反应的发生。 对气化炉内的温度进行平稳而有效的控制可以确保碳的高效转化以及生成的合成 气的质量。传统的鲁奇煤气化炉由于其超大热容量的需求以及气化炉内壁煤渣不断累积 的缘故，气化炉已经变得越来越庞大，现在几乎有一座三层楼那么大了。而现在新设计 的气化炉在外型上要精小很多，并且碳转化率也提到更高。 关键词:高温转化器；煤转化器；煤气化炉；整体煤气化联合循环 35 1 引言 正如我们所知，传统的煤气化炉源于1934年发明的鲁奇煤气化炉，煤气反应式为： C + HO ? CO + H 和 C + CO ? 2CO,这两个反应式又分别被称为蒸汽反应和碳还原222 反应。在这些反应中，碳被转化为一氧化碳与氢气的合成气。此外，他们也可以被看作 是化学还原和吸热反应。因为反应要想进行，就必须吸收与其燃烧反应(C + O ? CO)22 相当的热量。 传统的鲁奇煤气化炉把一部分原料煤与空气或氧气燃烧，燃烧的余热用来保持气化 炉内重整反应所需的温度。煤粉与空气或氧气燃烧，这样气化炉内的温度就可以升到 1000?，之后空气或氧气则迅速排散，而高温蒸汽则被注入气化炉。随着反应的进行， 气化炉内的温度不断降低。空气或氧气则又被排入以使温度回升到开始的状态。这个过 程循环反复进行。尽管数年来，在气化炉方面已经有过一些细微的改进，但正如它看起 来那般繁琐复杂，将煤成功转化为合成气仍存在一些限制因素。 然而，有一些限制因素存在于传统鲁奇煤气化炉自身。 首先，气化炉的温度是受煤的燃烧情况限制的。即当煤与空气燃烧时，气化炉的温 度会达到900?，而当煤与氧气燃烧时，气化炉的温度则会略微低于1200?。近来，金测量了合成气输出量与温度的关系，并在图一中展现出测量结果。高温转换者已经被用 来做测量，气化炉中的温度已经达到甚至超过1400?. 图1的实验数据表明了每分钟的合成气输出量与使用煤粉时热量转换的摄氏温度的关系。其他原料，例如破损轮胎， 废弃塑料等也被用来进行研究，结果与煤粉的研究完全相同。在图1中，可以很明显地看到，当温度高于1200?时，碳可以很好地转化，但低于这个温度时， 碳的转化则几乎不能进行。鲁奇在1934年时根本不知道这一点，因为即使是当氧气用来燃烧煤粉时， 传统的鲁奇煤气化炉内的温度也不能达到1200?，或者偶尔炉内某些地方达到1200?，但也不是整个气化炉都达到这个温度。最近，通过使用辅助燃油和压缩氧气，传统气化 炉的温度可超过1200?，并且可获得更高的碳转化率。在传统的鲁奇煤气化炉内，煤 粉与压缩的氧气燃烧，使得温度很难均衡统一分布，且温度控制变得更加困难。在这种 不均衡的温度分布下，燃烧和碳还原这两种相互竞争的反应在同一个空间同时发生。因 此，要想使转化效率大幅度地提高成为一项极其艰巨的任务。 36 图1.用气体流量仪表测出的合成气输出量[1] 第二，商品煤含有大量由各种SiO, AlO, FeO, CuO等混合物组成的煤渣。这些22323混合物在常温下呈固态，但在1000?时则会软化，在1300–1400?时则会变成液态渣。当然，这也会随着煤自身的类型及其被开采的地方的不同而有较大的改变。当超过煤渣 融化温度时，气化炉内的煤渣聚集物就会变得很难处理。液渣会很快地腐蚀形成气化炉 内壁的涂层，这将导致涂层的频繁剥落及更长的停机时间。被腐蚀的零散的涂层内壁会 加重气化炉内温度的不均衡分布。 上文第一个限制因素的提出利于气化炉形成大的热容量，第二个问题则需要气化炉 有足够大，以便于大量的煤渣可累积至结垢。多年来，传统煤气化炉变得越来越大。现 在变得几乎有三层楼那么高，且被石油巨头投放到市场上。近来，一些传统的煤气化炉 安装了伴有压缩氧气的高压热油喷射装置，这样炉内操作温度则可提升到1450?。 37 2. 材料与方法 我们设计了一种新的煤气化炉反应堆，其可在高于1200?的温度下操作，反应所 需的热量由合成气燃烧器提供，并且没有氧气会进入气化炉熔炉。这种煤气化炉如图2所示，其包括一个只发生还原反应的反应室，和一个发生氧化反应的合成气炉膛。合成 气炉膛与转换器成正交分布，这样设计是为了使氧气能够全容纳在燃烧器中以便充分燃 烧。因此，几乎没有氧气会释放到还原反应室。氧化反应室（在图2中标为合成气燃烧器）包括合成气气体进口（140）和氧气进口(150)，进口（160）是点火装置。当合成 气与氧气在合成气燃烧器中燃烧时，会产生约2000?的超高温蒸汽和二氧化碳气体， 这些气体会自然流入转换器（120）。合成气燃烧器中的产物，蒸汽和二氧化碳气体不 仅为还原反应传递必要的热量，而且也充当原反应的反应物。图示的132端口是煤粉进入转换器的喷射进口。在众多可考虑作为将煤粉喷射进转换器的气体中，预热的二氧化 碳气体是最佳的选择。氧气与氮气被排除在外，因为他们会导致二次污染物的形成。蒸 汽可作为第二首选气体。一个额外的合成气燃烧器（210）正好置于喷煤端口（132）下方。这是为了确保喷射的煤粉温度能够很快升到1200?。 转换器由陶瓷内衬（即150 mm厚的浇注料绝缘壁）和不锈钢外罩组成。图2所示的煤气化炉不需要预热，起初合成气燃烧器是用贮存的合成气（当没有贮存的合成气时 用一个氢气罐）点燃的。转换器的温度在10到15分钟内达到约1000?。这时， 开始看到有许多的黑烟（自由碳），当转换器的温度达到1200 ?C时，黑烟会突然消失，我 们开始看到进口（119）处的一氧化碳气体（如图2所示）。进口处的合成气(H + CO)2 输出量不断增加，并且进行再生产。 图1表明了合成气的输出率与高于1400?的温度的关系。这是用煤粉，废轮胎， 和废塑料进行再生产的。温度低于1200?时，碳还原反应是及其缓慢的。因此，对于 一台新的煤气化炉，首要要求便是使它在高于1200?的温度下工作。为达到这个要求， 可以用部分成品合成气来代替原料煤进行燃烧。合成气的燃烧产物是约2000?的超高 温蒸汽和二氧化碳气体，这两种气体同时也是碳还原反应的反应物。超高温气体可以使 气化炉的温度平稳的保持在1200?以上。氧气的吸入量控制着转换器的温度。在传统 的煤气化炉中，氧气被直接导入转换器。燃烧是一种氧化反应，会直接与碳转换的还原 反应相竞争，这样碳转换反应注定无法进行。此外，氧化产物是主要的二次污染物。 最好不要使二氧化碳气体进入碳还原反应堆。一项热量平衡的粗略预估表明，约 30%的合成气需要通过合成气燃烧器来回收利用以便继续工作（如图1的化学反应）。 图2的气化炉内径500mm，高2000 mm。 38 图2.金的煤气化炉[6] 表2 化学反应 39 3 改进的整体煤气化联合循环系统 图三是传统的整体煤气化联合循环电厂的部分图示。煤在传统的鲁奇气化炉中气 化，剩下的冷却净化的合成气促使燃气轮机产生电。由于合成气是在燃气轮机中燃烧， 在约2000?时产生超高温蒸汽和二氧化碳气体。随着气体的冷却，电便产生了。废气 的温度约在1500–1700?之间。燃气轮机废气用来促使汽轮机进一步产生电。这个系 统中废弃的蒸汽和热量会被聚集到一个热水槽中用于空间加热，这样便充分利用了气化 过程中的煤能量。 如图4所示，在另一种构造中，燃气轮机的废气是被直接排入气化反应堆。燃气 轮机与合成气燃烧器是不同的，因为燃气轮机得废气温度稍低于合成气燃烧器的。但废 气温度（1500–1700?)仍足够高来维持还原反应室至少1200?的温度。氧化还原循环是在气化反应堆与燃气轮机之间完成的。当温度为1200?时，产品合成气及过量的蒸汽和二氧化碳气体从气化炉中排出。释放的气体通过热交换器和气体净化器，然后贮存 在图4所示的贮存罐中。气体贮存罐中过量的二氧化碳和水会不断地从汽水的环流中移 出，适当比例的合成气混合物会被传送给燃气轮机进行回收利用。过量的合成气通过管 道排到液化过程中。冷却和冲洗过程释放的热量会驱动汽轮机。在传统的整体煤气化联 合循环中，燃气轮机的废气(1500–1700?)冷却到100?时释放的热量用于驱动汽轮机，而这种新设计的气化炉要求废气从(1500–1700?)到1200?释放的热量用于煤气化的吸热还原反应中， 而废气从1200?到100?所释放的热量则用于汽轮机。燃气轮 机和汽轮机都能产生电。当热能转换为电能时废气的温度就开始变化了。要想使整体煤 气化联合循环系统有效持续进行，必须保持合适的热量平衡。 40 图3.传统的整体煤气化联合循环部分图示 在图4中，燃气轮机的废气是维持还原反应室温度达到1200?的主要热源。正好 置于原料喷射口下的合成气燃烧器是使新到的煤粉很快升温到1200?的第二热源。 制氢气体或燃气轮机的废气温度达到1500–1700?是可得到的。还原及氧化反应 的高温循环与蒸汽机的低温循环的整合应该会促进煤气化组合循环能量的高效利用。 41 图4.与煤气化炉联合的燃气轮机. 42 4 结论探讨 合成气燃烧器是控制新型气化炉重整反应器温度的理想设备， 它可以在整个重整反应器中维持平稳一致的温度。它不会像传统的燃气炉那样会出现偶尔的煤燃烧爆炸现 象。因为能够精细的控制温度，所以实验者不仅能界定1200?的最低温度限度，而且能界定1300?的最高限度。据中国海南省安海大学的李寒雨所述，要达到使煤渣变成 液态的温度还是有很大困难的。通过在1200–1300?的温度操作新型煤气化炉，可得到最高的碳转化率和非流体炉渣收集的便捷。 合成气燃烧器按照氢气和一氧化碳的混合比例投入蒸汽和二氧化碳的气体。因此， 我们的气化炉可进行蒸汽重整和二氧化碳重整反应。氢气和一氧化碳的混合比例可为1 到0间任意一种。这种混合比例是合成气液化成甲醇或甲醚的关键因素。这种新型煤气 化炉不仅适用于碳的转化，也适用于所有的含碳物质，包括废料，如轮胎，塑料和有毒 工业废物。一些含碳性物质含有大量的非碳性成分，如煤渣，油，沙子，油乳状液等。 这扩展了全球商用碳源基地。在温度为1200?时，碳的转化率近乎100%。人们不禁会感到惊异，因为这种新的能源模式能使所有原油气化，而不必损耗一半的能量去通过精 炼厂。整个环保燃料的新品牌是由合成气直接合成，这可能是鲁奇的最终模式。如今， 图2中所描述的新型煤气化炉可以在外形上建的比传统的鲁奇气化炉小很多，但有着更 高的转换效率。 43 致谢 感谢来自东京的Tsutsumi教授与我就此问题进行的探讨，也对年轻的宋简，以及 保罗海斯订先生和宋孙永女士曾付出的宝贵投入致以感谢。 参考文献 [1] Kim HY. 来自含碳废料的低成本氢气产物. Int J 氢能源 2003;28(11):1179–86. [2] Kim HY. 气化含碳废料的方法和相应的装置. 第二界国际燃烧、焚烧/热解及污染物控制排放会议，济州 ，韩国，2002.9.5 p. 117–28. [3] Kim HY. 高温改革者专利；KR 0391121(2003.06.30), US 6,790,383 B2(2004.9.14),KR 10-0637340(2006.10.16),US2005-0223644-A1(2005.10.13),2002-549811JP(2005.4.08),CN12326 13C(2005.12.21),1593731EP(2005.11.09) [4] Kim HY. 高温改革者: 清洁能源化学. 第六届中韩清洁能源技术联合研讨会，Pusan, 韩国, 2006. 7.4–7.7，p. 238–42. [5] Kim HY. 高温改革技术. 第二界国际燃烧、焚烧/热解及污染物控制排放会议, 2006, 京都, 日本, 2006.9. 26–9.29, p. 207–10. [6] Kim HY. 煤气化专利: KR10-2006-0087447, 2006.9.11 44