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浅谈我国IGCC示范电站的技术路线整体煤气化联合循环（Integrated Gasification Combined Cycle,简称IGCC）发电技术，是将煤气化与联合循环发电相结合的一种洁净煤发电技术。众所周知，联合循环机组的热效率比常规简单循环机组的热效率要高很多。但由于联合循环机组的燃料只能采用天然气或油，因此在天然气和石油相对较少的地区，联合循环的发展受到了一定的限制。尤其在我国，煤电在整个电力结构中占到75左右。随着火力发电厂的逐年增加，燃煤过程中所带来的环保问题也日趋严重。IGCC发电技术将煤炭气化，产生出低热值（相对于天然气和石油）的合成气，经净化后进入燃气轮机做功，将固体燃料转化成清洁的气体燃料，既具有联合循环的优点高效率，又解决了燃煤所带来的环保问题，因此成为世界上极有发展前途的一种洁净煤发电技术。1IGCC发电技术的特点1.1燃料的适应性广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份较低的煤；对高灰熔点的煤种，应加助熔剂（如石灰石）。对目前已投运的IGCC电站和试验装置的调查来看，燃料的适应性是比较广的，此外，气化炉对石油焦也能气化。应该指出的是，针对某一种燃料所设计的气化炉，其燃料适应性是有限制的。1.2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。但由于在气化和净化过程中能量转换所造成的损失，使其热效率低于燃气联合循环机组的热效率。IGCC热效率的高低主要取决于燃气轮机的燃烧温度、气化显热的回收利用程度和整体化程度。目前商业化的先进的燃机组成的燃气联合循环机组的热效率可达55，IGCC的热效率可达4345（低位热值，以下同）。随着燃气轮机叶片冷却技术的不断开发和应用，新型燃机（如GE公司的H型燃机）组成的联合循环热效率将达到60，相应的IGCC的热效率也将达到50；若同时采用高温净化技术（热量损失减少），IGCC的热效率将可望达到54。1.3对环境污染小，废物回收利用的条件好燃煤发电造成的污染主要是SO2、NOX粉尘。IGCC技术是在合成气进入燃气轮机之前进行脱硫和除尘，合成气中的硫以H2S和COS的形式存在，在脱硫装置中，98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，回收的硫可用于制作化工产品（如硫酸）。控制NO X的排放是采用N2回注（来自空分装置）或其他方式，使NOX的排放低于25mg/kg。燃气轮机对入口的含尘量和含尘浓度有很严格的限制，比排放标准的要求要高很多，一般IGCC的粉尘排放低于10mg/Nm3。气化炉的排渣（占灰渣总量的90左右）是以液态方式经水冷却后排出的，属惰性无析出渣，可出售用于筑路、制砖等，可进行综合利用。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，因而可减少对大气中CO2的排放。1.4节水IGCC的燃气轮机发电部分占总发电量的5060，蒸汽轮机发电部分占4050，因此 IGCC电站的耗水量也只有常规火力发电厂的一半左右。1.5可实现多联供气化炉产生的煤气可用于发电及供热，用于制作合成氨、尿素等，也可供城市居民生活用气。2IGCC发电技术的现状国外对IGCC发电技术的开发和研究始于70年代。1984年，在美国建成了世界上第一座具有商业化规模的IGCC试验电站冷水（CoolWater)电站，在证实了IGCC发电技术的可行，并取得了有关试验数据后，该装置停运。进入90年代以来，在美国和欧洲陆续投产了四座具有一定规模（250300MW）的IGCC示范电站，通过几年的调试和改进，目前，已初步趋于成熟。2.1Tampa电站Tampa电站位于美国佛罗里达州中部Polk县内，是美国能源部（DOE）支持的洁净煤发电计划第三轮选定的项目。由Tampa电力公司拥有。厂址原是一个废弃的磷矿区，现厂址占地面积4348英亩（17.6km2），其中约1/3的面积经改造后做为电厂用地，其余2/3经改造后回归自然，做为动植物生长和栖息地。电厂1989年开始筹建，1994年动工，1996年10月投入商业运行，根据与美国能源部（DOE）的合同，有5年的示范期。电厂采用Texaco湿法进料氧吹气流床气化工艺，采用全热回收流程，配GE公司7FA燃气轮机组成的联合循环和净化技术，另装有10的高温净化设施。2.2Wabash River电站Wabash River电站位于美国印地安那州Vigo县内，是美国能源部（DOE）支持的洁净煤发电计划第四轮选定的项目。该项目属于老厂增容改造，新建部分包括气化、空分和燃机及余热锅炉，与老厂蒸汽轮机组成IGCC装置，PSI能源公司负责动力岛的建设和运营，Dester负责煤气化部分的建设和运营。煤气化部分与原蒸汽轮机厂房脱开约50m，占地约15英亩。电厂1991年开始筹建，1995年11 月转入商业运行，从1995年12月开始有3年的示范期。电厂采用Destec湿法两段进料氧吹气流床气化工艺，配GE公司7FA燃气轮机，空分装置采用美国空气产品公司的设备。2.3Demkolec电站Demkolec电站位于荷兰南部Limburg省Haelen市Buggenum镇，由荷兰电力局（SEP）负责组织和筹建，并负责电站的开车、调试，待示范期完成后，移交给当地南方电力公司BPZ，作为正常电站商业运行。该电站邻近Maas河边的原有燃煤电站，这样可利用原电厂的港口和卸储煤设施。该项目于19 89年立项，1993年竣工投产，1994年进入示范期，于1998年1月转入商业运行。电厂采用Shell干法进料氧吹气流床气化工艺，配Siemens公司生产的V94.2型燃气轮机，空分装置采用美国空气产品公司的设备。2.4Puertollano电站Puertollano电站是由欧盟参与组织和实施的项目。1992年4月，西班牙成立了一个总部设在马德里的合资股份公司Eleogus S.A.，承担该电站的建设、管理和运营。股份主要来自西班牙、法国、意大利、英国等国的电力公司，另外的合伙人主要是设备供应商，如Siemen s、KruppUhde、Babcock Wilcox等。Puertollano电站位于西班牙中部，马德里南约200km，是一个煤炭、化工、电力等行业较集中的工业区。当地出产高灰份的劣质煤，电厂附近就有一个露天煤矿，煤可直接运至电厂，在离电厂1km左右有一座炼油厂，其副产品石油焦可供电厂使用，电厂启动和预热用天然气也从附近化工厂接引。电厂由1992年开始筹建，1998年3月开始投煤（在此之前，燃机烧天然气已运行了9000h），从1998年4月至8月，气化炉运行198h，最长连续运行了25h，燃机烧合成气运行了40h，最高负荷达到过75。Puertollano电站的气化系统采用Prenflo气化技术，由Krupp Uhde公司提供。燃气轮机采用 Siemens V94.3型，采用整体化空分系统，设备由法液空提供。4个IGCC电站的主要技术指标见表1表5。3我国IGCC的工艺系统和技术路线3.1气化工艺适合于IGCC发电用的煤的气化工艺根据物料的运动方式划分，可分为固定床、流化床和喷流床（亦称气流床）；按气化剂的型式划分，可分为氧气气化和空气气化；按进料方式划分，可分为湿法和干法进料。3.1.1固定床气化炉主要特点是：（1）氧化剂与煤反向送入气化炉；（2）碳转化率高；（3）耗氧量低；（4）煤以块状供入（粒径550mm），不能利用煤粉；（5）固态干灰排渣（改进型为熔融排渣）；（6）煤气出口的温度较低；（7）无昂贵的煤气冷却器；（8）容量较小；（9）排放的焦油和水处理复杂。3.1.2流化床气化炉主要特点：（1）氧化剂与煤反向送入气化炉；（2）煤以小块状供入（粒径810mm)；（3）灰经凝聚作用与熔渣结成硬块排出；（4）煤气出口温度中等；（5）可在炉内脱硫；（6）对高灰份的煤敏感性小；（7）碳转化率低；（8）固体废物处理困难。3.1.3喷流床气化炉主要特点：（1）氧化剂和煤一起送入气化炉；（2）煤以细粉状或水煤浆形成供入；（3）排渣呈熔融状；（4）煤气出口温度高；（5）碳转化率高；（6）尺寸宜放大；（7）耗氧量高。几种气化工艺的特点见表6。3.1.4对于在我国发展IGCC发电技术，气化工艺选择的原则我国发展IGCC发电技术，煤气化工艺选择的原则是：（1）技术成熟可靠；（2）容量要具有商业规模；（3）燃料的适应性要广；（4）碳转化率要高；（5）环保效果要好；（6）造价要适当。首先从技术成熟性来看，各种气化工艺均已有几十年的发展历史，经历了从常压到加压的过程。气化炉最早的使用功能是生产城市煤气和化工原料（如合成氨、尿素等）。近一、二十年，随着环保要求的提高，常规火力发电厂的建设越来越受到限制，煤气化联合循环发电逐步发展起来。因此从气化技术本身来讲，并没有带来大的改变，只是气化炉产生的煤气扩大了使用范围而已。当然，为适应燃气轮机发电，煤气的品质和参数与用于生产化工原料不同，煤气在进入燃气轮机前要经过净化，并满足燃气轮机的进气压力等。但这些都不会引起气化炉发生本质的变化。此外，从各国开发IGCC发电技术的过程来看，经历了从小到大，从中试到商业化规模，从逐步改进到成熟这样一个发展过程，目前已处在技术上成熟和进一步完善的阶段。为满足发电的规模，气化炉的容量要足够大，要能够适应电网主力机组的容量要求，在这一点上，加压喷流床氧气气化炉可以满足要求。目前投产的IGCC机组，气化炉单台容量已达到 20002600t/d，组成的IGCC电站的容量可达到300MW。另外，从技术角度也没有阻碍气化炉继续扩大的技术障碍（但气化炉容量越大，其直径越大，会受运输条件的限制），因此从气化炉容量上来看，可以满足电网主力机组的要求。煤种和适应性，影响气化炉经济、稳定运行的因素有：煤的灰份、灰熔点及粘温特性、水分、氯离子等。国外IGCC电站在示范期均做了多种煤的试烧，如Texaco公司所做的煤种试烧，灰份最高在12左右，Shell在荷兰Demkolec IGCC示范电站中，试烧煤的含灰量达20左右。由于喷流床均为液态排渣，因此煤种的灰熔点不宜太高，为降低灰熔点，同时也为了延长耐火砖的使用寿命，当灰熔点大于1500时，要加入助熔剂，从而需要增加石灰石制备系统。灰份、水分增加，对气化炉的冷煤气效率会有影响，尤其对湿法进料的气化炉影响更大。此外，灰份变化大，对气化炉排渣口及锁斗系统的设计会带来一定的困难。因此，气化炉的设计应按单一煤种考虑，如在实际运行当中，煤种发生变化，要对操作程序做相应的调整，以便满足新煤种的气化要求。由于喷流床和固定床气化炉有较高的反应温度（15002000），其碳转化率也较高，一般可达98以上。此外，还可在飞灰再循环系统上做些改进，进一步提高碳转化率。由于喷流床气化炉内反应温度高，燃料中的有害物质充分分解，熔融的渣经激冷后呈玻璃状，无毒性物质析出。不会象固定床气化炉那样，产生酚类、焦油等有害物质，造成二次污染。煤气中的H2S、COS和微量碱金属等在净化系统中可以方便地被除去。综上所述，从目前情况来看，喷流床气化炉不论是从技术成熟性、气化炉容量、碳转化率、环保特性等方面都占有一定优势。由于目前投产的IGCC电站均为各专利商首台大型商业化的示范机组，因此造价普遍较高，但随着技术不断完善，设备的批量生产，IGCC的造价会有下降。根据美国EPRI的测算，在近期国外IGCC的造价可望达到12001400美元/kW。国内的研究资料表明，在我国建设400MW级的IGCC电站，当采用有合作生产的方式，静态投资的单位造价为1000美元/kW，动态为1300美元/kW左右。喷流床气化炉在进料方式上又可分为湿法和干法进料，两种方式各有特点。湿法进料设备及系统简单，运行、计量方便，但由于在气化过程中，水煤浆中35左右的水要消耗一部分热量，因此冷煤气效率和煤气热值低于干法进料的气化炉，且对煤中含灰量较为敏感。干法进料在煤的制备、干燥、加压及输送过程中，系统复杂，设备较多，但煤气热值高，冷煤气效率高，可气化含灰量较高的煤。气化炉的气化剂可采用氧气或空气。气化反应需要氧气来完成，采用氧气作为气化剂时，设备及系统的规格减小，对相同规格的气化炉来说，采用氧气化为气化剂时，气化煤量要比空气气化的气化炉要多，所以气化炉容量可以做的很大。采用空气气化时，由于气化反应所需的氧气占空气量的21，其余79的气体不参与反应，只是从系统中通过，对气化同样煤量的气化炉来讲，其尺寸要比氧气气化的大几倍，同样后续设备及管道系统都要增大，更重要的是，空气气化的气化炉气化煤量较小，目前仅处于中试阶段，没有形成一定的规模。综合以上情况考虑，在我国建设IGCC电站，应首选喷流床气化炉，采用氧气气化，湿法和干法进料均可。3.2净化工艺合成气净化主要是满足燃气轮机和环保的要求，净化的主要内容是除尘和脱硫。按净化过程中合成气温度的高低可分为常温净化和高温净化两大类。3.2.1常温净化常温净化分为常温除尘和常温脱硫。（1）常温除尘从气化炉出来的高温合成气经冷却后，温度降到250370左右，然后进入除尘装置。目前 IGCC示范电站采用的有陶瓷过滤水洗涤、水洗涤除尘两种。水洗涤除尘的优点是结构简单，安全可靠，有丰富的运行经验。陶瓷过滤器当温度较高时容易损坏，如Wabash River电站的陶瓷过滤器运行温度为370，发生损坏后改为金属过滤器。（2）常温脱硫常温脱硫又可分为干法和湿法两种方法：干法脱硫采用氧化铁作脱硫剂，具有工艺简单，成熟可靠的特点，但脱硫剂的再生设备复杂，脱硫剂的寿命短，不适合于用在大型的IGCC电厂。湿法脱硫主要有物理吸收法、化学吸收法、物理化学吸收法。目前用于IGCC示范电站的主要采用MDEA化学吸收法，也有采用Sulfinol法，如荷兰Demkolec电站，这两种方式的脱硫效率较高，价格适中，适合于含硫量较高的煤。3.2.2高温净化高温净化是指气化炉产生的合成气经煤气冷却器后直接进入净化系统，而不象常温净化那样，先降温进行除尘和脱硫，然后再升温进入燃气轮机。由于减少了热量交换所带来的损失，因此高温净化比常温有较高的热效率（可提高23个百分点），并可简化系统，减少投资。高温净化分为高温除尘和高温脱硫。(1)高温除尘高温脱硫系统的运行温度在482538左右，因此除尘设备应略高于此温度运行。目前已投产的4座商业化大容量IGCC电站中，只在美国Tampa电站设有10的高温净化系统，采用两极旋风分离器，但由于种种原因，高温净化部分没有投运。(2)高温脱硫高温脱硫是采用金属氧化物（脱硫剂为FeZn系和ZnTi系）与合成气中的硫化物反应。Ta mpa电站的高温脱硫工艺是选用ZnTi系脱硫剂，吸收了H2S和COS的脱硫剂经锁斗进入移动床再生装置，用干空气进行再生，再生后的脱硫剂再返加脱硫床循环使用。由于脱硫剂的运行寿命问题，目前尚未投入运行。鉴于目前投产的4座IGCC电站均采用常温湿法脱硫工艺，高温脱硫尚无成熟的运行经验，建议我国第一台IGCC示范电站也采用常温湿法脱硫工艺。3.3空分系统空分系统的主要功能是为气化炉提供气化剂。根据空气系统与燃气轮机系统的配合关系，可分为完全整体化空分系统、部分整体化空分系统和独立空分系统。3.3.1完全整体化空分系统空分站所有空气全部来自高效率的燃气轮机的压气机。特点是空分设备的入口压力高，可取消空分站的空压机因而可降低厂用电率。但空分站与燃气轮机运行工况相互制约，使整个电站的机组启动、运行调节较为复杂。欧洲IGCC电站采用此系统，其中荷兰Demkolec电站在启动初期带来很多困难，目前已改为增加一套50的压气机用于启动时向空分装置提供压缩空气。3.3.2独立空分系统空分站所需空气全部来自大气，而与燃气轮机毫无关系。其特点是系统简单，空分与发电系统互相牵扯小，系统机动性好，可靠性高。但需增加效率较低的空气压缩机，使厂用电增加。美国两个IGCC电站均采用此系统，运行中未发生任何问题。3.3.3部分整体化空分系统鉴于完全整体化空分系统有较好的节能性而调节控制复杂，独立空分便于调节控制而节能效果相对较差，因此近年来国内外提出了部分整体化空分系统的设想。即空分站所用压缩空气一部分（3050）由燃气轮机的压气机供给，其余部分由单独的压气机供给。此系统可兼顾以上两种系统的优点。因此，我国的IGCC电站宜采用部分整体或完全独立的空分系统。3.4联合循环系统联合循环系统包括燃气轮机、余热锅炉、蒸汽轮机、发电机及辅助系统。与常规燃油和天然气的联合循环机组不同的是，IGCC的燃气轮机燃用的是低热值的合成气（10000MJ/Nm3左右）。因此在我国选择IGCC电站的燃机时，应考虑以下原则：（1）机组容量：燃机容量应与中国IGCC示范电站的容量相适应。（2）空分装置与燃机的整体化程度：因为整体化程度与整个IGCC电站的效率、投资及运行灵活性相关。此外，有的烧天然气的燃机不经过改造很难适合于独立空分的IGCC系统。（3）燃机动力轴的转速与电网频率相适应。（4）燃机及联合循环的热力性能先进。简单循环的效率应在36以上。（5）有燃烧低热值合成气的运行经验和高的可用率。根据以上原则和目前世界已投运和在建的IGCC工程中选用的燃机型号，建议我国IGCC示范电站选用GE公司的9FA和Siemens公司的V94.3型燃机。“F”型燃机是GE公司在传统技术的基础上，于80年代末开发的机型。自1990年第一台7F型燃机投运以来，全世界已投运的该机型燃机共120台，累计运行时间超过150万h。“F”型燃机的压气机有18级，压比15。压气机叶片采用耐腐蚀高强度合金制造，有足够的喘振余度。透平有3级，进口燃气温度1288，第1、2、3级喷嘴和第1、2级动叶均由空气冷却，1、2级叶片表面进行等离子喷涂。GE“F”型燃机性能优越，单循环效率36以上，已投产的联合循环效率达55。GE生产的燃机有10的通流余量，压气机也有足够的喘振余量，其中9F型燃机有12的喘振余量。因此，当该燃用合成气时适应性好，有20的过载能力。这一性能，使得“9F”型燃机特别适合于独立空分或部分整体化空分系统。目前，已运行和计划建设的IGCC电站中GE公司的燃机有16台，总容量3630MW。GE公司的燃机有丰富的烧合成气的经验并具有较高的可用率。美国冷水IGCC电站7E型燃机燃烧合成气的运行时间为2700h，联合循环部分的可用率达95，到1998年8月份，Wabash Riv er IGCC电站燃用合成气运行8500h，Tampa电站燃用合成气运行6800h，1997年四季度和1998 年一季度联合循环部分的可用率分别为90和98。Siemens公司生产的V94.3型燃机有20台订单，其中已投运的有8台。其燃机转子为整体式盘鼓结构，刚性大、重量轻、热惯性小、启动快、燃烧室为逆流式双筒结构，火焰筒用高温陶瓷作内衬，出口温度不均匀度不超过6。燃烧室寿命为10万h，V94.3燃机联合循环效率为5 5。V94.2燃机在荷兰Demkolec IGCC电站烧合成气运行11000h（1998年8月），其震荡燃烧问题已得到解决。意大利ISAB IGCC电站，容量为512MW，用两台V94.2燃机、Texaco气化炉，独立空分系统，预计1999年末投产。V94.3燃机在西班牙Puertollano IGC