有关IGCC的一般性介绍

有关IGCC的一般性介绍IGCC的基本原理IGCC（IntegratedGasificationCombinedCycle）整体煤气化联合循环）发电技术是“绿色煤电”技术的基础，IGCC的基本原理可简要概括如下：干煤粉和气化剂（氧和水蒸汽），在气化炉内发生复杂的化学反应和物理反应，生成粗煤气，粗煤气经过净化（除尘、脱硫等）后生成洁净的煤气（CO+H2），大部分洁净煤气供给燃气轮机燃烧发电，燃气轮机的高温排气又供给蒸汽轮机系统发电；剩余一小部分洁净煤气供给多联产系统进行化工原料的生产，形成煤电化的综合利用模式，以提高能源利用效率和经济效益。IGCC是目前在国际上被验证的、能够工业化的、大容量化的、最洁净的高效煤炭发电技术。只有实现IGCC示范电站的成功，才能在此基础上进行“绿色煤电”工程后续各阶段的技术研发与集成示范。发展IGCC的意义及优势它与直接燃煤发电技术相比，具有以下优势和意义：1、污染物脱除的效率高、投资低IGCC的IG部分（IntegratedGasification—整体煤气化），其最大的特点是在煤气燃烧前就将污染物排除。煤在气化炉中生成粗煤气，粗煤气可采用目前成熟的可资源化的化工净化及回收工艺处理，能实现99%以上的污染物脱除效率，还能在比较容易地使NO排放控X制在较低水平。此外，煤气净化系统比烟气净化系统简单、规模小，且投资成本相对较低。2、 发电效率提高（约提高到50%〜60%）IGCC的CC部分（CombinedCycle联合循环），指的是燃气轮机和蒸汽轮机联合循环。它结合了燃气轮机平均吸热温度高（1300C〜1500C）和蒸汽轮机平均放热温度低（32T左右）的优点，增大了热力系统平均吸热温度与平均放热温度之间的温差，从而提高了发电的效率（热力学原理）。3、 能实现多联产和副产品的综合利用气化炉出来的煤气，除了用于供给燃气轮机发电外，还可以用于化工产品（例如合成胺、甲醇、二甲醚等）的生产。此外，气化炉排除的灰渣可作为良好的建筑材料用，被脱出的硫可以被回收（回收率接近99.8%），这些都便于整个系统综合利用效率的提高。4、 有助于CO2的处理IGCC为燃煤发电处理CO提供了一条可行的途径，采取目前成熟的2工艺即可分离85%以上的CO2,可在不远的将来实现包括CO2在内的燃煤污染物的近零排放。5、IGCC还能与燃料电池、HAT（HumidAirTurbine湿空气透平）循环等先进的发电技术相结合，形成更高效率的发电方法。IGCC电站的空分系统空分系统是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：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，全部来自于燃机系统的压气机。由于燃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WabashRiver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%负荷的独立空压机辅助启动，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。集成技术两段式干煤粉加压气化技术西安热工研究院于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1300一1600。，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9000（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。

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700kg/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36t/d（10MWth）水冷壁式干煤粉加两段式干煤粉加压气化炉压气化中试装置，并于2006年通过了168连续运行测试，通过科技两段式干煤粉加压气化炉部组织的项目验收，现已连续运行2000小时以上。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：298.6Nm302/1000Nm3（CO+H2）比煤耗：518.2kg/1000Nm3（CO+H2）冷煤气效率：83.2%有效气成份（CO+H2）：91.74%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2000吨/天的能力。国外未来煤电的发展动态简述美国、日本和欧盟等国家和地区关于IGCC及未来煤电的最新发展计划，从中可以看出国际上未来煤电的发展趋势。一、美国的计划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和国家能源安全战略的重要组成部分。关于未来煤炭发电的技术路线，美国在超超临界发电技术和IGCC之间选择了IGCC。从1985年到2000年期间，美国先后部署了5轮“清洁煤发展计划(CCT)”，先后建成了CoolWater(100MW,1984年)、LGTI(160MW,1987年)、WabashiRiver(260MW,1995年)、Tampa(250MW,1996年)和PinonPine(100MW，1997年)等5座IGCC示范电站。美国能源部对IGCC示范电站的资助比例均在50%以上，有的高达80%以上。所有美国的IGCC示范项目均采用美国本土的技术，通过政府的支持和示范项目的带动实现技术的发展。进入21世纪，美国基于其IGCC的技术基础，开发未来近零排放的煤基能源系统。2002年，美国能源部部署了新一轮清洁煤创新发展计划(CCPI)，2004年美国能源部正式启动了“未来电力”(FutureGen)项目。计划投资10亿美元，花十年时间，建成世界上第一座近零排放的煤炭发电厂，该电厂的折合功率为275MW,可同时生产电力和氢，并进行二氧化碳的分离和储存，发电效率达到50%-60%，实现包括二氧化碳在内的污染物近零排放，并可根据市场需求调节发电和制氢的比例。该系统的流程如图1所示。二、 欧盟的计划在欧盟的支持下，荷兰的Buggenum(253MW)和西班牙的Puertollano(300MW)两座IGCC电站分别于1994年和1997年建成并投入运行，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，欧洲的IGCC示范电站技术更先进，这些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发展。2004年，欧盟在其“第六框架计划(FP6)”中，启动了名为HYPOGEN的计划，其目标是开发以煤气化为基础的发电、制氢、以及二氧化碳分离和处理的煤基发电系统，实现煤炭发电的近零排放。三、 日本的计划日本非常重视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空气气化的IGCC示范电站，预计2009年投入运行。面向未来，日本新能源开发机构（NEDO）于1998年在“新阳光计划”中，提出了名为EAGLE（CoalEnergyApplicationforGas,Liquid&Electricity）的计划。该计划以煤气化为核心，以煤气净化、燃气轮机和燃料电池发电、交通用液体燃料为主要内容，目标是实现煤洁净高效地转化为电力及液体和气体燃料的技术和工艺。EAGLE计划的流程图如图2所示，目前，日本已在若松建成8MW中试厂。2004年，日本在“煤炭清洁能源循环体系（C3）”中，提出了以煤炭气化为核心、同时生产电力、氢和液体燃料等多种产品、并对二氧化碳进行分离和封存的煤基能源系统，并在“面向2030年的新日本煤炭政策”中明确将此技术作为未来煤基近零排放的战略技术，以及实现循环型社会和氢能经济的产业技术。四、其他国家的计划澳大利亚制定了Coal21计划，其路线图也是将基于煤气化的发电、制氢、合成气生产及二氧化碳分离和处理系统作为未来近零排放的发展方向。加拿大制定了2020年洁净煤技术路线图，并开始执行ZECA计划，目标是开发先进的煤制氢和二氧化碳分离和储存技术。2004年国际能源署（IEA）开始研究未来煤电的路线图，主要技术方向也是基于煤气化的发电、制氢及二氧化碳分离和处理。燃料电池发电技术1839年英国的Grove发明了燃料电池，并用这种以铂黑为电极催化剂的简单的氢氧燃料电池点亮了伦敦讲演厅的照明灯。1889年Mood和Langer首先采用了“燃料电池”这一名称，并获得200mA/m2电流密度。由于发电机和电极过程动力学的研究未能跟上，燃料电池的研究直到20世纪50年代才有了实质性的进展，英国剑桥大学的Bacon用高压氢氧制成了具有实用功率水平的燃料电池。60年代，这种电池成功地应用于阿波罗（Apollo）登月飞船。从60年代开始，氢氧燃料电池广泛应用于宇航领域，同时，兆瓦级的磷酸燃料电池也研制成功。从80年代开始，各种小功率电池在宇航、军事、交通等各个领域中得到应用。燃料电池是一种将储存在燃料和氧化剂中的化学能，直接转化为电能的装置。当从外部源源不断地向燃料电池供给燃料和氧化剂时，它可以连续发电。依据电解质不同，燃料电池分为碱性燃料电池（AFC）、磷酸型燃料电池（PAFC）、熔融碳酸盐燃料电池（MCFC）、固体氧化物燃料电池（SOFC）及质子交换膜燃料电池（PEMFC）等。燃料电池不受卡诺循环限制，能量转换效率高，洁净、无污染、噪声低，模块结构、积木性强、比功率高，既可以集中供电，也适合分散供电。燃料电池其原理是一种电化学装置，其组成与一般电池相同。其单体电池是由正负两个电极（负极即燃料电极和正极即氧化剂电极）以及电解质组成。不同的是一般电池的活性物质贮存在电池内部，因此，限制了电池容量。而燃料电池的正、负极本身不包含活性物质，只是个催化转换元件。因此燃料电池是名符其实的把化学能转化为电能的能量转换机器。电池工作时，燃料和氧化剂由外部供给，进行反应。原则上只要