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4、IGCC中余热锅炉及蒸汽系统输入参数选取和计算37
5、IGCC整体系统的性能模拟结果及分析39
五、近期IGCC技术的相关报导42
1、天津开建国内环保水平最高燃煤电厂污染物排放减90%42
2、华能IGCC技术打入美国市场43
3、华能集团联手七大央企70亿投资IGCC44
4、能源局:
华能IGCC项目获批将在全国进行推广50
IGCC(整体煤气化联合循环发电技术)简介
IGCC(IntegratedGasificationCombinedCycle,整体煤气化联合循环)技术被普遍认为是最有发展前景的洁净煤发电技术之一,既能达到较高的发电效率,又有极好的环保性能。
一、基本情况概述
1、IGCC提出的背景
“绿色煤电”计划的提出,是从我国能源结构的现实特点出发的,而IGCC技术的发展是绿色煤电的重点。
煤炭在我国一次能源结构中占6成以上,目前全国的发电装机容量中煤电占70%以上。
预计到2020年,我国煤炭用于发电的比例将由目前的40%增加到70%以上。
但是,作为世界煤炭消费大国,我国在煤电转换效率和污染物减排方面明显落后于西方发达国家:
2004年,全国平均供电消耗为379克/千瓦时,比国际先进水平(320克/千瓦时)高50~60克/千瓦时左右。
发电厂排放二氧化硫占全国工业排放二氧化硫总量的40%以上。
我国二氧化硫排放总量仅次于美国,居世界第2位,而且将不断增加。
严峻的现实使我们不得不认真思考煤电的可持续发展问题。
这不仅是我国电力工业面临的重要课题,也是关系到我国建设资源节约型和环境友好型社会的一个重要问题。
五中全会通过的“十一五”规划建议已经明确提出:
“能源产业,要强化节约和高效利用的政策导向,坚持节约优先、立足国内、煤为基础、多元发展,构筑稳定、经济、清洁的能源供应体系”。
要缓解电力与资源、环境的矛盾,除现有火电机组降低污染物排放和提高循环效率、新增发电机组采用大容量和高参数洁净煤发电技术之外,另一方面就是要积极研究开发更高效、更洁净的煤制氢和氢能发电技术及二氧化碳埋存技术,以达到更高的发电效率(55%~60%),并且实现包括二氧化碳在内的各种污染物的近零排放。
这是现有任何燃煤发电技术都无法实现的目标。
目前,中国面临着国际上限排温室气体的巨大压力,随着科学技术的进步,“绿色煤电”技术将具有其他洁净煤技术无法比拟的优势,能够快速实现科技成果的转化,为未来电力工业的发展提供技术支持。
国际上经过几十年的努力,各种形式的洁净煤发电技术已经得到很大的发展,以燃气轮机为核心的联合循环发电系统越来越受到重视,如:
整体煤气化联合循环(IGCC)、增压流化床燃煤联合循环(PFBCC)、常压流化床燃煤联合循环(AFBCC)、外燃式燃煤联合循环(EFCC)、直接烧煤粉或水煤浆联合循环(DFPCCC)、整体煤气化燃料电池联合循环(IGFCCC)以及磁流体发电联合循环(MHDCC)等。
从大型化和商业化发展来看,近期各国开发研究的重点主要放在IGCC上投入人力物力最多,已建和在建的示范项目也占多数。
越来越多的实践证明:
IGCC是最有发展前景的洁净煤发电技术。
2、IGCC国外现状及发展趋势
自上世纪七十年代以来,IGCC
一直被人们认为是有相当发展前途的洁净煤发电技术之一,备受电力工业界的关注。
与我国相似,美国使用大量煤炭发电。
因此,美国十分重视洁净煤发电技术的研究开发,将洁净煤发电技术列为国家能源可持续发展战略的重要组成部分。
从1985年到2000年,美国先后部署了5轮“洁净煤发展计划”(CCT),其中先后资助建成了4座IGCC示范电站,资助比例均在50%以上,有的甚至高达80%以上。
所有美国的IGCC示范项目均采用美国本土的技术,希望通过国家的支持和示范项目的带动实现技术的跨越。
欧盟国家总的能源结构中仍以煤为主,因此,欧盟也十分重视IGCC的发展,欧洲的两座IGCC示范电站都得到了欧盟的支持,参与的国家有荷兰、德国、西班牙、法国等,IGCC示范电站所采用的技术也全部来自欧盟国家。
从技术的角度看,荷兰的BuggenumIGCC示范电站和西班牙的PuertollanoIGCC示范电站技术更为先进,也最具代表性。
这两个示范电站使欧洲的煤气化技术和燃气轮机技术得到了巨大的跨越。
以上几个电站原则上均属于第二代IGCC技术,即:
气化技术拓展到干粉喷流床气化炉;
湿法常温的煤气净化工艺配合一定程度的干法净化;
采用了更先进的燃气轮机和多压的蒸汽系统,再热式汽轮机;
在煤气显热回收、空分装置的配置(整体化程度、氮气回注)等方面进行了优化:
供电效率进一步提高。
从工程应用上讲,第二代IGCC技术正在从商业示范走向商业应用。
第一代和第二代的IGCC电站向世人证明了IGCC技术是一种有竞争力的洁净煤发电技术,具有高效、低污染、高可用率等优点。
同时,这些已经运行的IGCC示范工程也为今后的工作提供了宝贵的经验和教训:
1)完全整体化空分并非不可能,但系统启动和运行复杂,部分整体化空分可能更为合适;
2)N2回注和注蒸汽是降低NOx排放的有效措施;
3)高温除尘脱硫设备可提高系统效率1%——2%但还需要进一步发展;
4)电站运行的可用率一般能够达到80%左右,主要的停运原因来自气化炉。
为了提高电站可用率,可配备备用气化炉;
5)煤气的热回收过程必须合理的组织。
若热煤气显热的回收系统设计不当(如Tampa电站),供电效率则有可能急剧下滑;
6)改烧低热值的合成煤气时,燃气轮机的燃烧室不仅需要作很大的改动,而且要修改压气机与透平通流部分的匹配关系,以适应燃烧低热值煤气时燃气质量流率较大幅度增长的需要。
相对于燃烧天然气的燃气——蒸汽联合循环而言,改烧低热值煤气后,联合循环的功率大约会增大10%——20%。
同时,必须慎重地选择燃气轮机的型号;
7)IGCC电站的比投资费用还比较高,一般都高于$l500/kw;
由于比投资费用高、空分的耗功量较大,其发电成本还不能与目前燃煤的超临界参数的蒸汽轮机电站相竞争。
目前,对第二代IGCC技术进行完善与提高,向第三代技术过渡并实现商业化应用已成为IGCC发电技术的主要发展方向。
持续不断地改进IGCC技术中各主要部件和系统的性能、提高可用率、降低成本,同时加强IGCC系统的应用拓展是第三代技术的两个重要方面。
具体为:
1)在现有深冷空分工艺不断改进、提高负荷跟踪能力和安全可靠性的同时,发展空气的膜分离技术,简化空分装置并降低厂用电率。
2)发展适应多种原料的新型气化技术,进一步探索以空气或以富氧为气化剂的输运床、流化床气化炉以及干法除灰脱硫系统,以进一步提高气化和系统效率、可靠性,降低投资和运行成本。
3)高温煤气净化技术:
高温除尘和脱硫可使系统热效率有所提高,并简化系统、降低比投资成本。
4)更先进的燃气轮机和联合循环:
高性能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。
发展能有效利用系统中不同品位热量的新型热力循环也是IGCC技术发展的一个重要趋势。
5)IGCC系统中各单元的集成技术、系统优化技术、先进的控制技术、提高。
运行可靠性、负荷跟踪能力与负荷适应性。
6)通过单元技术的成熟和产品结构的多元化,走联产道路,提高IGCC技术的竞争力,降低造价和投资,提高资源利用率和经济性,并改善系统调峰性能。
7)和CO2分离、捕集、封存技术相结合,满足低碳经济发展对于电力行业的要求,提高IGCC系统应对温室气体排放控制的竞争力。
上述发展趋势构成了世界各主要工业国家IGCC应用和发展的重要特点。
下表说明了IGCC发展历程及趋势:
国际IGCC发展历程及趋势
作为第三代IGCC的代表,美国准备建设一座以TansportGasifier为基础的285MWeIGCC示范电站,采用空气气化方式,预计与2010年投入示范运行。
欧盟2004年开始执行HYPOGEN项目,该项目从2004年开始,到2015年完成建设和示范运行,总投资达到13亿欧元,目标是建成以煤气化为基础的生产192MWe电力和氢的近零排放电站,并进行CO2的分离和处理。
德国提出了COORETEC计划,旨在研究开发以化石燃料为基础的近零排放发电技术。
日本非常重视IGCC的研究开发,走的是一条自主开发的道路。
从煤气化技术到燃气轮机技术,在政府和企业的共同努力下,取得了较大的进展。
目前,日本正在建设一座250MW七空气鼓风的IGCC示范电站,预计2007年9月投入运行。
3、IGCC国内现状及发展趋势
我国在《中国国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》的“优化发展能源工业”一章中明确提出,“推进清洁煤发电,启动整体煤气化燃气蒸汽联合循环电站工程”。
我国以煤为主的能源结构,决定了我国必须立足国情,大力发展清洁煤技术。
此外,我国对各种煤气化技术的引进以及国家对燃气轮机的打捆招标都为IGCC电站在我国的建立奠定了基础。
目前正在兴起IGCC的建设热潮。
“八五”、“九五”、“十五”期间国家对IGCC系统方案分析及系统优化都进行了支持。
1996年由美国能源部和当时的国家科委组织了一个中美IGCC专家报告,在这个报告中明确提出IGCC的进一步发展需要跟联产相结合。
1998年工程热物理研究所开始了发展煤炭联产的探索,多次被邀在各种会议中介绍中国IGCC和联产的发展情况。
1994年4月我国就成立了IGCC领导组。
《国家中长期科学和技术发展规划纲要(2006~2020年)》明确提出,把重点研究整体煤气化联合循环等高效发电技术与装备,列为优先主题之一。
1999年国家批准了烟台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300MWe或400MWe,目前,该项目已完成主设备的评标工作。
由于烟台IGCC示范电站全套引进国外技术和设备,造价较高,约是常规煤粉电站的2倍,至今未能开工建设。
西安热工研究院、清华大学、中科院工程热物理研究所、华北电力设计院等单位经过国家“八五”和“九五”科技攻关及“十五”863课题“IGCC设计集成和动态特性”的研究,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,对IGCC技术的现状和趋势及国外IGCC电站存在的问题有了深刻的认识,己形成了较强的技术支持力量。
在73计划中,围绕IGCC单项工艺技术的研发布置了“煤的热解、气化和高温净化过程的基础性研究”(已完成)、“大规模高效气流床煤气化技术”。
我国863计划“十五”期间在洁净煤技术主题部署了围绕IGCC发展需要的单项技术研发和前沿课题,为“十一五”发展IGCC示范工程奠定了技术基础。
2006年,我国在IGCC煤气化技术研究上取得一系列进展。
“干煤粉加压气化技术”课题,通过国家科技部的验收,该系统处理煤能力为36t/d。
“新型水煤浆气化技术”课题通过验收,该系统出力为1150t/d。
多个IGCC发电项目列入发电企业的发展规划。
华能集团计划“十一五”期间,在汕头建成12万千瓦级具有自主知识产权的煤气化联合循环发电系统的示范工程。
大唐集团在天津大港、北京房山、广东东莞和深圳开始了IGCC项目的规划,设计总容量4000MW;
中电投廊坊2×
400MW的IGCC热电项目初步可行性研究报告通过审查。
此外,神华集团、山东兖州矿务局等煤炭集团也纷纷加入到IGCC发电项目行列。
目前我国己具备向IGCC电站提供关键技术的能力,以自主的IGCC示范电站为依托,尽快开发具有自主知识产权的关键技术,建设以自主技术为主的IGCC电站,既可以大幅度降低IGCC的造价,又可利用示范工程带动自主技术的发展,使我国在IGCC关键技术方面得到跨越式发展,自主的IGCC示范电站将成为我国的IGCC技术发展的试验基地和发展基础。
4、目前对IGCC系统研究的不足
世界各国研究人员对IGCC系统进行了大量而深入的研究,取得一定的成就,但对IGCC系统特性的理论研究仍不够充分,IGCC热力系统建模与设计中的若干问题尚未得到有效的解决。
主要的不足表现为:
1)多数研究中均是根据特定的流程方案建立系统数学模型及部件特性模型,并编制相应的计算软件,特别是由于传统的建模方法有着各种缺陷,使得所建的IGCC联合循环系统模型及相关部件模型存在继承性和通用性差,精度不高及编制程序软件工件量大的问题。
2)多数研究只针对个别流程进行参数优化,未能实现IGCC系统的整体综合优化。
3)对于IGCC中气化炉及煤气净化系统,空分系统还没能建立比较成熟的模型及程序软件,也未能实现这两个单元流程与结构以及与联合循环系统的整体优化。
二、IGCC主要系统的主要构成部分及其特点
1、IGCC主要系统中燃气机轮系统的构成与特点
IGCC联合循环动力岛为无补燃的余热锅炉型联合循环,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、低温区段通过汽轮机实现热功转换、输出有效功。
对于这类联合循环构成,应注意燃气轮机有关的下列问题:
①该类联合循环电站的性能主要取决于燃气轮机(主机)的特性,必须根据电站容量和运行模式,全面考虑可供选择的燃气轮机机型的热力性能、环保特性、运行的可用性和经济性等问题,来进行主机选型。
②通常这种型式的联合循环承担基本负荷或中间负荷,所以选用高效、高性能大容量、长寿命、维修方便的燃气轮机更为合适。
影响燃气轮机及其组成的联合循环装置性能的主要参数是透平初温和相匹配的最佳压比,它们取决于当代技术水平(高温材料与冷却技术以及设计技术等)。
另外,至今大型联合循环中燃气轮机多采用单轴燃气轮机,这是因为它结构简单、运行安全可靠以及甩负荷时防超速能力强。
③压比Π的优化问题。
与简单循环有很大差别,联合循环中燃气轮机的压比优化不仅要考虑燃气轮机循环本身燃料高效利用,而且还要充分考虑燃气轮机排热得到充分回收利用,其效率最高的最佳压比值Πopt要比燃气轮机简单循环的(在相同燃气初温时)小,而接近于燃气轮机简单循环比功最大的压比值。
在燃气初温t=1000℃-1300℃的范围,大量现有的燃气轮机压比(约为10-16)大体上与联合循环的压比Π相近,所以以现有大型先进的燃气轮机组成的联合循环大多能获得较高的效率。
④蒸汽流程的选择与排气压损权衡问题。
从回收排气余热角度,多压再热蒸汽流程更为合理,但将造成更大的燃气轮机排气压损,从而降低燃气轮机的出力和效率。
余热锅炉型联合循环中燃气轮机排气压损主要由余热锅炉流阻决定,而余热锅炉的流阻又取决于它的流程结构。
它一般在(200-350)mmHO,比简单循环大得多。
⑤联合循环中燃气轮机调节问题。
燃气轮机简单循环中,考虑其热力性能和安全性,一般是控制燃气透平进口温度T来适应外界负荷的变化。
而在余热锅炉型联合循环中,不仅要考虑燃气轮机本身热力性能和安全,而且还要考虑底循环部件的热力性能和安全,更多采用排气温度T调节(借助于调整压气机进口导叶IGV)。
目前,IGCC中的燃气轮机多以现有的批量生产的烧油气的燃气轮机为母型,但其工作条件变化很大,影响设计优化的因素更多、更复杂,同时还要受母型机的硬件条件的制约。
燃气轮机在IGCC系统中运行的主要特点:
(l)在IGCC中,燃气轮机燃用中低热值的合成煤气,而不是通常高热值的油或天然气,一般偏离原母型机设计点运行。
(2)空分装置所需的空气既可以由燃气轮机的压气机抽气供给,又可以由专门的空气压缩机供给,还可以由它们联合供给,其整体化程度直接影响燃气轮机燃烧室和透平的工质流量,从而影响燃气轮机各部件联合平衡运行工况点和性能。
此外,它还影响系统的厂用电耗率、空分工艺流程和氮气的回注利用。
(3)为了回收氮气的余能和降低NOx的排放量,空分得到的氮气,经常增压后直接回注到燃烧室或与洁净煤气掺混后回注到燃烧室,参与热力循环。
氮气的回注量影响燃气透平和余热锅炉的工质流量。
(4)燃气轮机后接余热锅炉,其背压必然比原设计的额定情况高,使压比增大,因此要重新核算燃气轮机的设计点。
2、IGCC主要系统中煤炭气化系统的构成与特点
利用高压煤气化技术生产合成煤气,以取代天然气作为燃料,是发展IGCC技术的一个重要内容。
煤炭气化技术虽有很多种不同的分类方法,但一般常用按生产装置化学工程特征分类方法进行分类,或称为按照反应器形式分类。
气化工艺在很大程度上影响煤化工产品的成本和效率,采用高效、低耗、无污染的煤气化工艺(技术)是发展煤化工的重要前提,其中反应器便是工艺的核心,可以说气化工艺的发展是随着反应器的发展而发展的,为了提高煤气化的气化率和气化炉气化强度,改善环境。
新一代煤气化技术的开发总的方向,气化压力由常压向中高压(8.5MPa)发展;
气化温度向高温(1500~1600℃)发展;
气化原料向多样化发展;
固态排渣向液态排渣发展。
1)固定床气化
固定床气化也称移动床气化。
固定床一般以块煤或焦煤为原料。
煤由气化炉顶加入,气化剂由炉底加入。
流动气体的上升力不致使固体颗粒的相对位置发生变化,即固体颗粒处于相对固定状态,床层高度亦基本保持不变,因而称为固定床气化。
另外,从宏观角度看,由于煤从炉顶加入,含有残炭的炉渣自炉底排出,气化过程中,煤粒在气化炉内逐渐并缓慢往下移动,因而又称为移动床气化。
固定床气化的特性是简单、可靠。
同时由于气化剂于煤逆流接触,气化过程进行得比较完全,且使热量得到合理利用,因而具有较高的热效率。
固定床气化炉常见有间歇式气化(UGI)和连续式气化(鲁奇Lurgi)2种。
前者用于生产合成气时一定要采用白煤(无烟煤)或焦碳为原料,以降低合成气中CH4含量,国内有数千台这类气化炉,弊端颇多;
后者国内有20多台炉子,多用于生产城市煤气;
该技术所含煤气初步净化系统极为复杂,不是公认的首选技术。
(1)固定床间歇式气化炉(UGI)
以块状无烟煤或焦炭为原料,以空气和水蒸气为气化剂,在常压下生产合成原料气或燃料气。
该技术是30年代开发成功的,投资少,容易操作,目前已属落后的技术,其气化率低、原料单一、能耗高,间歇制气过程中,大量吹风气排空,每吨合成氨吹风气放空多达5000m3,放空气体中含CO、CO2、H2、H2S、SO2、NOx及粉灰;
煤气冷却洗涤塔排出的污水含有焦油、酚类及氰化物,造成环境污染。
我国中小化肥厂有900余家,多数厂仍采用该技术生产合成原料气。
随着能源政策和环境的要来越来越高,不久的将来,会逐步为新的煤气化技术所取代。
(2)鲁奇气化炉
30年代德国鲁奇(Lurgi)公司开发成功固定床连续块煤气化技术,由于其原料适应性较好,单炉生产能力较大,在国内外得到广泛应用。
气化炉压力(2.5~4.0)MPa,气化反应温度(800~900)℃,固态排渣,气化炉已定型(MK~1~MK-5),其中MK-5型炉,内径4.8m,投煤量(75~84)吨/h,粉煤气产量(10~14)万m3/h。
煤气中除含CO和H2外,含CH4高达10%~12%,可作为城市煤气、人工天然气、合成气使用。
缺点是气化炉结构复杂、炉内设有破粘和煤分布器、炉篦等转动设备,制造和维修费用大;
入炉煤必须是块煤;
原料来源受一定限制;
出炉煤气中含焦油、酚等,污水处理和煤气净化工艺复杂、流程长、设备多、炉渣含碳5%左右。
针对上述问题,1984年鲁奇公司和英国煤气公司联合开发了液体排渣气化炉(BGL),特点是气化温度高,灰渣成熔融态排出,炭转化率高,合成气质量较好,煤气化产生废水量小并且处理难度小,单炉生产能力同比提高3~5倍,是一种有发展前途的气化炉。
2)流化床气化
流化床气化又称为沸腾床气化。
其以小颗粒煤为气化原料,这些细颗粒在自下而上的气化剂的作用下,保持着连续不断和无秩序的沸腾和悬浮状态运动,迅速地进行着混合和热交换,其结果导致整个床层温度和组成的均一。
流化床气化能得以迅速发展的主要原因在于:
(1)生产强度较固定床大。
(2)直接使用小颗粒碎煤为原料,适应采煤技术发展,避开了块煤供求矛盾。
(3)对煤种煤质的适应性强,可利用如褐煤等高灰劣质煤作原料。
流化床气化炉常见有温克勒(Winkler)、灰熔聚(U-Gas)、循环流化床(CFB)、加压流化床(PFB是PFBC的气化部分)等。
(1)循环流化床气化炉CFB
鲁奇公司开发的循环流化床气化炉(CFB)可气化各种煤,也可以用碎木、树皮、城市可燃垃圾作为气化原料,水蒸气和氧气作气化剂,气化比较完全,气化强度大,是移动床的2倍,碳转化率高(97%),炉底排灰中含碳2%~3%,气化原料循环过程中返回气化炉内的循环物料是新加入原料的40倍,炉内气流速度在(5~7)m/s之间,有很高的传热传质速度。
气化压力0.15MPa。
气化温度视原料情况进行控制,一般控制循环旋风除尘器的温度在(800~1050)℃之间。
鲁奇公司的CFB气化技术,在全世界已有60多个工厂采用,正在设计和建设的还有30多个工厂,在世界市场处于领先地位。
CFB气化炉基本是常压操作,若以煤为原料生产合成气,每公斤煤消耗气化剂水蒸气1.2kg,氧气0.4kg,可生产煤气(l.9~2.0)m3。
煤气成份CO+H2>75%,CH4含量2.5%左右,CO215%,低于德士古炉和鲁奇MK型炉煤气中CO2含量,有利于合成氨的生产。
(2)灰熔聚流化床粉煤气化技术
灰熔聚煤气化技术以小于6mm粒径的干粉煤为原料,用空气或富氧、水蒸气作气化剂,粉煤和气化剂从气化炉底部连续加入,在炉内(1050~1100)℃的高温下进行快速气化反应,被粗煤气夹带的未完全反应的残碳和飞灰,经两极旋风分离器回收,再返回炉内进行气化,从而提高了碳转化率,使灰中含磷量降低到10%以下,排灰系统简单。
粗煤气中几乎不含焦油、酚等有害物质,煤气容易净化,这种先进的煤气化技术中国已自行开发成功。
该技术可用于生产燃料气、合成气和联合循环发电,特别用于中小氮肥厂替代间歇式固定床气化炉,以烟煤替代无烟煤生产合成氨原料气,可以使合成氨成本降低15%~20%,具有广阔的发展前景。
U-Gas在上海焦化厂(120吨煤/天)1994年11月开车,长期运转不正常,于2002年初停运;
中科院山西煤化所开发的ICC灰熔聚气化炉,于2001年在陕西城化股份公司进行了100吨/天制合成气工业示范装置试验。
CFB、PFB可以生产燃料气,但国际上尚无生产合成气先例;
Winkler已有用于合成气生产案例,但对粒度、煤种要求较为严格,甲烷含量较高(0.7%~2.5%),而且设备生产强度较低,已不代表
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