IGCC的技术现状和发展研究趋势概述

IGCC的技术现状和发展研究趋势概述IGCC的技术现状和发展研究趋势概述IGCC的技术现状和发展研究趋势概述IGCC的技术现状和进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干净煤发电技术。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，代表将来电力技术的进展方向，成为世界上极有进展前途的一种干净煤发电技术。“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关键技术讨论开发与工业示范”讨论课题的依托项目。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，燃机采纳E级重型燃机，出力约121MW(年平均工况)，汽机采纳高压再热汽轮机，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讨论开发。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、净扮装置等。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。在继承和进展现有单元技术基础上，格外是继承十五“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发电机组的牢靠、经济运行。IGCC的技术现状及进展趋势IGCC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干净煤发电技术。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纳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全部煤种；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。掌握NOX的排放是采纳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削减耗煤量，因此可削减对大气中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，代表将来电力技术的进展方向，成为世界上极有进展前途的一种干净煤发电技术。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煤气化技术的进展煤气化技术进展的过程固定床气化炉早期的煤气化技术采纳固定床，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，尚未消灭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%。人们正期盼着其验证结果。气流床气化炉从从工业扮装置数量上讲，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）电站都是采纳气流床煤气化炉，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年来的煤气化技术进展史，格外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、干净、运行牢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讨论的热点有：将水煤浆进料改为液体CO2煤浆进料；讨论煤泵以取代干粉煤锁斗加料；讨论煤气化动力学、停留时间、气化炉最佳高径比设计；采纳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；采纳二段炉方案回收煤气显热等。简略情况如下：(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掌握简洁、平安、牢靠；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%。国内运行阅历表明，Texaco气化技术的煤气初步净化系统、灰水处理系统、常常消灭带水、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）与其次段（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，在其次段中，采纳总煤浆量的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，Destec采纳水煤浆加料，该点与Texaco相同，具有该种进料形态的优缺点。采纳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；设有一个浩大的分离器，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。采纳耐火砖为炉衬，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气化技术经历相像，上世纪50年月初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：采纳干煤粉进料，氧耗比水煤浆低～20%；碳转化率高，可达～99%；调节负荷便利，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，估量高20%；气化炉结构过于简洁，加工难度大；工程阅历还不够丰富，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像。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吨加压气扮装置（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家能源工程公司组成）采纳Prenflo气化技术在西班牙Puertollano建设IGCC电站，这也是Prenflo的第一个商业扮装置。PuertollanoIGCC发电装置为单炉，日处理2600吨混合燃料（煤与石油焦各半）烟煤粉要求75%粒径小于0.1mm，含水量为2%；褐煤粒径也要求75%小于0.1mm，但含水量约为6%；净发电能力为300MW，产煤气量为180000Nm3/h，氧浓度为95%，气化压力为2.6MPa，温度为～1700℃。气化炉壳直径为5m，炉高45m，1997年12月19日第一次生产煤气，1998年6月备煤、气化、脱硫三单元连续运转198小时。Prenflo与Shell气化炉的区分：Shell气化炉不含辐射锅炉（辐射锅炉位于煤气冷却器上部），而Prenflo则将二者连为一体。相应的，Prenflo冷激循环煤气在气化炉中下部加入，而Shell炉则在上部加入。Prenflo与Shell气化炉的相同点：干粉煤加料，氮为载气的密相输送。四喷嘴对置，煤气沿气化炉轴线向上流淌，熔渣自炉底排出。炉衬均采纳水冷壁，摈弃耐火砖方案。(5)GSP与AdvancedCoalgasificationProcess(ACGP)GSP由原东德的燃料讨论所（GermanFuelInstitute）开发，炉型与Texaco激冷室气化炉酷似。采纳干煤粉进料，1982年在黑水泵市Laubag建设130MW商业装置，日处理720吨煤，炉衬采纳水冷壁。据称喷嘴与水冷壁炉衬的寿命可达5年以上。ACGP为南非Ammonia,ExplosiveChemicalIndustryLimited(AECI)与KBW（Koppers与Babcock&Wilcox）气化系统公司合作开发，尚未建商业装置。技术特点是干粉煤进料、常压、方形炉、水冷壁炉衬，在同一水平面上布置8个喷嘴，煤气向上流淌，熔渣由炉底排出。煤气化技术的特点我国煤气化技术的现状及进展方向讨论开发现状中国自煤的商业化和社会化迄今已100余年，但没有形成能与国际抗衡的商业化自主产权煤气化技术。期间不乏努力。近四十年来在原国家科委、计委、教委和各工业部的支持下，在讨论与开发、消化引进技术方面进行了大量工作，有代表性的是：50年月末到80年月初的仿K—T气化技术讨论与开发，曾于60年月中期和70年月末期在新疆芦草沟和山东黄县建设中试装置，由于基础理论讨论不透以及材料等缘由而终止；70年月起西北化工讨论院讨论开发水煤浆气化技术并建设了中试装置，为此后4家厂引进Texaco水煤浆气化技术供应了丰富的阅历；“九五”期间还就“整体煤气化联合循环（IGCC）关键技术（含高温净化）”立项，有十余个单位参加攻关；1999年科技部立项“煤的热解、气化及高温净化过程的基础讨论”正在进行中；近20年来我国共引进13台Texaco气化炉，国内配套完成了部分设计、安装与操作，积累了丰富的阅历。正在建设中的还有浩良河、金陵石化（栖霞山化肥厂）两套Texaco装置；此外，洞氮、柳州、应城三套Shell装置正在建设中。“九五”期间华东理工高校、鲁南化肥厂、天辰化学工程公司担当了国家重点科技攻关项目“新型（多喷嘴对置）水煤浆气化炉开发”（22吨煤/天装置），该项目已通过有关部门组织的鉴定和验收，被专家评为“填补国内空白”和“国际领先”。结果表明，中试装置的有效气成分达到～83%，比相同条件下的Texaco生产装置高1.5～2个百分点；碳转化率>98%，比Texaco高2～3个百分点；比煤耗、比氧耗均比Texaco降低7%，显示了良好的商业应用前景。该技术现已授权发明专利——“多喷嘴对置式水煤浆或粉煤气化炉及其应用”。本成果正在兖矿鲁南化肥厂建设日处理1150吨煤的新型气化炉商业示范装置（4.0MPa）和山东华鲁恒升集团公司建设日处理750吨煤商业装置（6.5MPa）。中国科学院山西煤炭化学讨论所在中试的基础上进行了流化床氧气/蒸汽鼓风制合成气的工业示范装置开发，烟煤处理能力为100t/d，常压，目前已投入生产运转，能稳定灰熔聚操作。工业运行情况上世纪80年月末以前，我国的煤气化完全依靠常压固定床技术，国内有常压固定床气化炉数百台，配套小型合成氨生产装置及少量甲醇和联醇装置，这些气扮装置中一部分至今仍在运转。上世纪80年月初我国开头引进其次代煤气化技术，一家引进Lurgi技术，于山西潞城建厂，气化炉三开一备；共有4家引进Texaco水煤浆气扮装置，分别建于鲁南（三台炉，单炉日处理450吨煤，2.8MPa）、上海吴泾（四台炉，三开一备，单炉日处理500吨煤，4.0MPa）、渭河（三台炉，二开一备，单炉日处理820吨煤，6.5MPa）、淮南（三台炉，二开一备，单炉日处理500吨煤，4.0MPa）。这四套装置均用于生产合成气，三套制氨，一套制甲醇。目前正在建设或已完成可研的引进煤气化技术有套，分别是浩良河（Texaco技术，）、金陵石化（Texaco技术），湖北双环（Shell技术）、巴陵石化洞庭氮肥厂（Shell技术）、柳州（Shell技术）、神化集团（Shell技术）。列于表2-2表2-2我国大型加压煤气化工业装置统计工厂技术气化炉数量气化压力Mpa单炉煤量吨/d配套装置运转情况山西潞城Lurgi4开1备3.040030万吨合成氨运转鲁南Texaco3开1备2.645010万吨合成氨20万吨甲醇运转渭河Texaco2开1备6.568030万吨合成氨运转淮南Texaco2开1备4.050020万吨合成氨运转上海吴泾Texaco3开1备4.050020万吨甲醇运转浩良河Texaco2开1备4.0500建设金陵Texaco2开1备4.045万吨合成氨建设湖北双环Shell1台3.01000建设洞庭Shell1台3.0150030万吨合成氨建设柳州Shell1台3.01500建设神化Shell可研德州国产多喷嘴对置气流床2开1备6.575030万吨合成氨建设兖矿集团国产多喷嘴对置气流床2台4.0115024万吨甲醇建设近20年来我国共引进13台Texaco气化炉，国内配套完成了部分设计、安装与操作，积累了丰富的阅历。正在建设中的还有浩良河、金陵石化（栖霞山化肥厂）两套Texaco装置；此外，洞氮、柳州、应城三套Shell装置正在建设中，神化集团筹备引进的Shell装置已完成可研报告。概括地讲，国内已运行的大型煤气扮装置均为引进技术，而且引进的势头还在连续。国内自主知识产权的新型煤气化示范装置已在建设之中，一旦成功，将扭转我国大型煤气化技术长期依靠进口的局面，为进展我国的干净煤技术奠定良好的基础。煤气化技术将来应该向大规模、高效（单炉处理煤量在3000吨/d以上）的方向进展，这既是以煤气化为龙头的大宗化学品制备（合成氨、甲醇、醋酸）技术、整体煤气化联合循环（IGCC）发电技术、以煤气化为核心的多联产系统和煤间接液化合成油品等技术进一步进展的要求，也符合现代化工技术向大型化、单系列进展的总体趋势。燃机技术的进展燃气－蒸汽联合循环技术特点燃气轮机主要是依据布雷顿（BRAYTON）循环原理将燃料的化学能通过透平－发电机系统转换为电能。燃气轮机技术[70]从上个世纪20年月开头进去工业应用以来，已经相当成熟。单循环燃气轮机主要采纳：先进的压气机气动设计。这主要是借助于不断进展的计算机技术的广泛应用以及先进的航空发动机技术（如三维设计等），因而使得发电机组的设计更为合理。叶片的冷却技术。燃机叶片一般采纳空心结构，实现叶片内部对流冷却和叶片表面气膜冷却相结合，达到降低叶片表面温度的目的。先进燃机还采纳新的蒸汽冷却技术，使1995年美国GE公司推出的MS9001H型燃机的第一级喷嘴进口燃气温度达到1426℃。耐热合金材料的应用。例如采纳定向结晶和单晶高温合金。在501G型燃机中就采纳了定向结晶合金，在美国ATS计划中F/G系列燃机则采纳了单晶铸造叶片等技术。耐磨和热障涂层。在定向结晶合金叶片上采纳耐磨涂层是一种经济有效的方法，提高了燃气透平叶片在高温小运行的牢靠性；另外，先进的陶瓷热障涂层也是降低叶片温度的有效方法。一般联合循环都采纳以燃气轮机带不补燃的余热锅炉后续汽轮机组成联合循环机组。汽轮机一般采纳阀门全开状态，随余热锅炉滑压运行。汽轮机动静部件间隙一般也设计较大以适应快速起停的要求。余热锅炉一般采纳多压设计。整个余热锅炉多压设计系统具有较低的热惯性，使余热锅炉能够适应燃气轮机快速启停和快速加减负荷的动态特性要求。由于综合了燃气轮机、汽轮机和余热锅炉的特点，燃气－蒸汽联合循环机组具有以下特点：机组效率高。亚临界、超临界火电机组效率为40％左右，燃气轮机单循环效率也仅为37％左右，但联合循环机组效率可达50％以上，目前最新技术的燃气－蒸汽联合循环机组的效率已经达到60％。投资少，建设周期短。由于燃机设备体积小，布置紧凑，制造厂家一般采纳集装箱式的设备组装结构发货到现场，因此现场安装便利，并且机组系统简洁，帮助设备少，能够在较小的场地、在较短的时间内安装完成，使机组很快地投入运行。运行灵敏性好。燃气轮机发电机组启动快，自动化程度高，调峰性能格外突出，燃气轮机一般仅10多分钟便可并入电网参加负荷调节。虽然采纳联合循环后调峰特性下降一些，但还是好于常规火电机组地启动性能，半小时左右就可在电网中发挥调峰作用。环保指标好。燃气轮机主要燃料为天然气和低合成气，此类气属于清洁能源，对环境污染少，机组排放NOX低。即使是燃油的机组，其排放相对常规火电机组也是相当低的。系统牢靠性高。联合循环机组系统简洁，整体系统维修便利，机组辅机少，维修工作量小。设备数量的削减有利于机组牢靠性的提高。燃气轮机的进展及主要产品从1939年瑞士推出了世界上第一台发电用燃气轮机后，燃机在发电领域得到了广泛应用。20世纪90年月以来，由于联合循环技术的成熟，燃机在发电领域中得到了飞快进展，至今已成为发电设备的重要组成部分。20世纪世界燃气-蒸汽联合循环的进展大致经历了5个阶段：60年月开头建设燃气-蒸汽联合循环电厂，但当时燃机初温较低，联合循环效率也较低，只有35％左右。70年月燃机初温提高到1000℃左右，联合循环效率达到40％～45％，已接近甚至超过大型汽轮发电机组的效率。80年月100MW等级的燃机投入运行，燃机初温达到1100～1288℃，排气温度达到500～600℃,这使得联合循环效率超过50％.90年月至今,这是燃气轮机的全面进展阶段。由于联合循环具有明显的优越性，大功率高效率的燃机不断消灭，燃机初温达到了1300℃，单燃机效率就可达36％～38％。单机燃机容量200MW以上的机组已经投入正常商业运行，而且成为目前各大燃机制造商讨论和进展的主力机组。格外是近几年来，燃机的初温已经达到了1500℃，从而使燃气轮机的进展进入一个新时代。例如，日本三菱公司开发的具有1500℃初温的501G燃机已经于2001年投入运行。90年月以来，西方各国大力进展低合成气燃机，即在原机上进行喷嘴和通流部分的改造，以适应IGCC技术的应用。这方面以GE（坦帕）和西门子（比赫钠姆）为代表。目前世界上主要燃机制造厂家有100多家。依据100MW以上燃机的主要性能数据分析，可以将目前燃气-蒸汽联合循环机组分为3个技术层次。即：普及机组。以GE公司E系列为代表的100MW（110~190MW）等级机组,包括SIEMENS/WH公司的E系列、SIEMENS公司的2A系列和ABB公司的GT13等机组。这些机组在国际上已经较普及，目前在我国也已有10多台投入发电运行。主力机组。以GE公司F系列为代表的200MW（200~260MW）等级机组，包括SIEMENS/WH公司的F系列、SIEMENS公司的3A系列、ABB公司的GT26等机组。这些都是目前国际上发电燃机的主力机组，我国目前有10多个电厂在应用。进展机组。以GE公司G/H系列为代表的300MW（300MW以上）等级机组，包括SIEMENS/WH公司的G、H系列等机组。这些机组代表了目前国际燃机的最先进水平，也是燃机的进展方向。格外是H系列机组，在美国国家能源部资助的先进燃机透平系统计划（ATS）中也使用了该系列机组。随着大型先进燃机技术的进展和应用，燃气-蒸汽联合循环机组的容量和效率得到了较大的进展。表2-3列出了目前典型的大容量燃气-蒸汽联合循环机组的种类、出力和效率。由表可见，目前单套燃气-蒸汽联合循环机组的容量已经达到480MW，效率达到了60%。表2-3主要大型联合循环机组性能[63][70]联合循环机型采纳燃机出力/MW效率/%KA26-1GT26393.058.5S109APG9001FA390.856.7S109HPG9001H480.060.0MPCPI（M501G）M501G371.158.5MPCPI（M701G）M701G484.458.2GUDISV94.3AV94.3A385.557.1我国燃气轮机发电技术现状与展望我国的燃机技术研发也是比较早的，格外是航空发动机所使用的燃气轮机，电厂燃气轮机的研制也始于上世纪50年月。但由于国家经济状况及燃料政策等原因使其始终进展较慢。我国燃机研发历程可以分为4个阶段：20世纪60年月我国开头讨论和引进技术生产几MW的燃气轮机，70年月末80年月初原水电部引进10套MS5000系列、单机容量为20MW级的燃机并投入运行。这可谓是我国燃机进展的第1和第2阶段。在此基础上，由国家重点投资的南京汽轮机厂采纳引进技术使我国具有了生产MS5000、MS6000系列燃机的能力。天然气发电在我国尚处于起步阶段，建议国家通过税收政策给予必要的扶持。从80年月开头，随着我国改革开放、经济飞快进展的需要，燃气轮机发电得到了较大进展。尤其在广东省，先后建成了华能汕头燃机电厂和深圳月亮湾、珠海洪湾等一批燃机－蒸汽联合循环电厂。这可谓是我国燃机进展的第3阶段。90年月是我国燃机发电的第4阶段。燃机发电不仅在机组容量上大幅增加，而且机组性能水平也不断提高。以深圳、上海、浙江等地引进的GE公司的PG9000E系列10台燃机为例，单机容量已达123MW，效率达到33%。随着国家“西气东输”工程的建设，我国引进一批目前国际上作为主力机组的F级燃机，总装机容量达8000MW，并都已投入商业运行。目前我国燃机发电技术的进展主要是采纳中外合资、合作和引进技术消化汲取方式，基本目标是形成国产燃机生产能力，掌握E级格外是F级燃机的制造技术。由此可见，F级的主力燃机机组将是我国将来燃气－蒸汽联合循环发电技术的主要进展方向。IGCC的技术特点及比较技术特点及工艺组成国外典型IGCC电站分析这四个典型的IGCC电站分别是美国的WabashRiver电站（1995年投运）和Tampa电站（1996年投运），荷兰的Buggenum电站（1994年投运）和西班牙的Puertollano电站（1997年投运）。2.1关键技术选择国外IGCC电站都格外注意关键技术的本土化研发与示范，用以降低造价和提高产业竞争力。在IGCC系统中，最为关键、造价最高的两个部件是气化炉和燃气轮机。在气化炉的选择上，WabashRiver电站采纳了Destec气化炉，Tampa电站采纳了Texaco气化炉，这两种气化炉均由美国公司设计和生产。而Buggenum和Puertollano分别采纳了欧洲的Shell气化炉和Prenflo气化炉。在燃气轮机的选择上，美国的两个IGCC电站均采纳了美国GE公司的7FA燃气轮机，而欧洲的两个示范电站分别采纳了德国西门子燃气轮机V94.2和V94.3[2]。可见，在IGCC技术的进展中，本土化是决定关键技术选择的重要因素。2.2低品位热量利用为了提高供电效率，四个电站均通过废锅产生中压或者高压饱和蒸汽以回收高品位的粗合成气显热[2]。此外，IGCC系统中还存在大量的低品位热量，如粗合成气低品位显热、燃气轮机抽气显热等。能否有效利用这些低品位热量会对IGCC系统的供电效率产生很大的影响（如对Tampa电站，可产生1到4个百分点的影响）。格外需要指出的是，水煤浆给料的气化炉产生的粗合成气中含有大量的潜热。这部分潜热量大，但品位相对较低，利用比较困难。如何有效的利用这部分潜热也是低品位热量回收的重要内容。IGCC系统中低品位热量的利用方式主要有以下四种：产生热水，通过饱和器对合成气加热加湿；以直接换热或者间接换热的方式加热净合成气，提高进入燃气轮机的合成气温度；产生低压蒸汽，为系统其他过程如脱硫工艺供应蒸汽；预热锅炉给水。WabashRiver电站采纳了上述低品位热量利用方式1）和2），即粗合成气低品位热用于加热饱和器所需的热水并通过直接气/气换热的方式加热净合成气，以提高进入燃气轮机的燃料温度[3]。通过这两种方式的低品位热量利用，WabashRiver电站的厂用电率掌握在11.5%，供电效率达到41%[2][4]。Tampa电站主要采纳热量利用方式2），即以直接气/气换热的方式加热净合成气和回注燃烧室的氮气，其设计净效率41.2%。但是，由于干净煤气和回注氮气加热器都是用粗煤气加热，而且加热器是水平位置布局，而粗煤气中水蒸气含量又很多（16%－20%），因而在停炉过程中容易在换热器面积上积存酸水和氯化盐，使换热面被腐蚀，粗煤气泄漏到干净煤气中去，从而导致燃气透平被腐蚀和形成积灰[4]。后来，Tampa电站取消了高温气/气换热器[5]。但是，这并不是否定了气/气换热方式，真正需要借鉴的是对对流废锅下游的换热器应该考虑加热器布置方式和换热方式以保证系统平安，比如加热器采纳立式布置方式。气/气换热仍是IGCC电站采纳的常规能量回收方式。经过除尘以后的合成气与低温净合成气的直接气/气换热方式被Tampa电站，Buggenum电站和Puertollano电站所采纳，且经过商业示范证明白其工程可行性[2][6]。Buggenum电站的供电效率达到了43%，该电站主要采纳了低品位热量利用方式1）和2）。温度相对较高的低品位热（300℃左右）用于提高进入燃气轮机的净合成气温度，温度相对较低的低品位热（160℃左右）用于加热饱和器所需的热水。在Buggenum电站中，较多的采纳了以水为介质的二次换热方式实现热量传递，这样做的好处是增加了系统平安性，且便于不同来源的低品位热量的统一调配利用。与Buggenum电站一样，Puertollano电站也采纳了干煤粉气化炉以及完全整体空分。两个系统在低品位热利用方式上有很多类似的地方，如都采纳了燃料加湿以降低NOX排放并回收低品位热量。Puertollano电站采纳了上述低品位热量利用的全部四种方式，即：1）通过粗合成气和燃气轮机抽气的低品位热加热净合成气湿化所需的热水；2）通过直接气/气换热方式利用粗合成气加热低温净合成气，以水为介质将燃机抽气的显热用于加热净合成气；3）利用系统中的低品位热加热水，并以闪蒸的方式产生低压蒸汽；4）利用对流废锅出口粗合成气预热废锅给水。可见，随着IGCC技术的进展，低品位热量的利用越来越受到重视。通过这些低品位热量利用，Puertollano电站实际供电效率达42.2%[2][4]。总之，通过饱和器加湿合成气并提高合成气温度，以及提高进入燃气轮机的合成气温度是IGCC系统中最为常用的两种低品位热量利用方式。在条件允许的情况下，利用粗合成气预热锅炉给水或者利用多余的低品位热产生低压蒸汽也是有效的选择。随着IGCC技术的进展，为了有效利用系统中的低品位热，提高系统效率和出力，低品位热回收系统也将更加简洁，这对IGCC系统的掌握也提出了更高的要求。需要说明的是，为了提高IGCC系统效率，除了有效利用低品位热量以外，实行余热锅炉高温水加热等主动措施提高燃气轮机燃料进口温度是提高IGCC系统效率的重要技术措施。国外四个典型的IGCC电站都将燃烧室进口合成气温度提高到了约300℃。而在Tampa电站的设计中，回注氮气的温度更是提高到了400℃[7]。2.3空分以及降NOX方式选择2.3.1空分整体化以及凹凸压空分的选择在IGCC系统中，空分所需压缩空气可以从燃气轮机压气机抽取。空分所需压缩空气完全从燃气轮机压气机抽取的形式称为完全整体化空分，而由独立的空压机供应空分所需压缩空气则称为完全独立空分。介于完全整体化空分和完全独立空分之间的形式称为部分整体空分，即空分所需的压缩空气部分从燃气轮机抽取，部分由独立的空压机供应。空分整体化率定义为从燃气轮机压气机抽气量与空分所需总空气量之比。与独立空分相比，整体空分具有几个突出的优点：系统供电效率提高；空分投资降低；燃气轮机通流问题得到缓解。一般认为，由于大型燃气轮机的轴流压气机具有较高的等熵效率，如现代轴流压气机的效率可达到90%或者更高[8]，远高于空分所采纳的离心式空压机等熵效率（当前能达到的等熵效率约83%），所以从燃气轮机抽气替代空分的空压机可使IGCC系统具有更高的供电效率。同时，空分整体化降低了空分的空压机投资，从而降低了整个IGCC的投资。另外，现代燃气轮机一般都是以天然气为燃料设计的，在改烧中低热值合成气后，燃气流量会显著增加（依据燃料热值不同，可能增加8-20%以上）。这给燃机的通流带来较大的困难。如GE9E燃机在不做调整的情况下通流裕度约为8%，如果不实行改善通流的措施，燃气流量的增加可能会引起燃气轮机压气机喘振等危险。而空分整体化可以削减燃气轮机的燃气流量，从而改善燃机通流。与完全独立空分相比，整体空分的缺点也是明显的：增加了系统起动的难度；增加系统运行掌握的难度，降低系统牢靠性和可用率；可能会降低系统出力。对完全整体空分，空分只有在燃机先起动并且稳定运行后才能启动，这之前燃机只能燃用备用燃料直到气化炉起动。而且整体空分将气化炉、空分和燃气轮机紧密的联系在一起，大大增加了系统掌握的难度，降低了系统的牢靠性和可用率。现在国际上普遍认为，空分整体化率在30%-50%之间是比较合理的选择[8]。此时既能在肯定程度上提高系统效率，节省空分投资以及缓解燃机通流问题，也不会给系统的起动和掌握带来难以克服的困难。空分整体化率与系统出力的关系较为简洁。一般认为，燃气轮机压气机抽取部分空气以后，去往燃烧室的空气量减小，进而会造成燃气量的减小和系统出力的降低。但是，系统净出力的变化还受到其他因素的影响，如燃气轮机通流能力和轴系强度的限制。改烧合成气后，燃气流量有显著的提高，但是燃气轮机压气机的喘振裕度和燃机轴系的强度等要求使得燃气轮机出力的增加受到限制。以FosterWheeler对氮回注方式下的燃机出力、系统效率与空分整体化的关系的分析为例[9]，假设GE9FA燃气轮机的最大输出功为286MW，通过调整IGV角度和燃机抽气的措施缓解燃机通流问题。计算结果如图1所示。在燃机抽气量较小的时候，燃机出力维持在其最大限制值而不随抽气量的增加而减小，相反，系统净出力会随着抽气量的增加有所增加，这是由于空分整体化率的提高使得系统效率有所提高，当燃机抽气量增加到肯定程度以后，燃机不再需要通过调整IGV改善通流，这种情况下，燃机输出功和系统净输出功都会随燃机抽气量的增加而削减。图2-4 IGCC系统性能与空分整体化率的关系空分依据操作压力可分为低压空分和高压空分：低压空分一般指操作压力在0.6MPa左右，从空分精馏塔抽取的氮气/氧气压力略高于环境压力的空分；高压空分则是指操作压力较高，而所产生的氮气压力也相应较高的空分[10]。一般来讲，低压空分不宜与氮气回注同时采纳，由于低压空分产生的氮气压力与环境压力接近（略高于0.1MPa），压缩这部分氮气需要消耗大量的功，导致厂用电率增加，对某200MW级IGCC的讨论表明，在低压空分的情况下采纳氮气回注可能会降低系统效率1-2个百分点。而高压空分所产生的氮气约为0.5MPa或者更高（视空分的操作压力、空分主冷凝换热器的换热端差以及精馏塔的压损等而不同[11]），在需要回注大量高压氮气的时候，一般选择高压空分，高压空分与氮气回注结合能够显著增加系统出力，同时系统效率也有可能提高。低压空分一般也不宜与空分整体化同时采纳。由于现代重型燃气轮机一般都具有较高的压比（如GEPG9171E燃气轮机压比为12.3，GELM6000燃气轮机压比为29.8），使得燃机抽气压力高于低压空分的操作压力。燃气轮机抽气压力与空分压力的不匹配会造成压缩功的损失。对某采纳E级燃气轮机和低压空分的IGCC系统分析表明，如果采纳完全整体空分而不增加膨胀透平回收压缩功，其系统效率会比完全独立空分低0.8个百分点。但是，通过膨胀透平回收部分压缩功能够减小这种损失，所以在空分整体化率不太大的时候，可结合燃机通流和降NOX方式以及系统牢靠性等因素综合考虑采纳低压空分还是高压空分。2.3.2降NOX方式在IGCC中，有多种降NOX方式，其中几种典型方式是：燃料热水湿化；注蒸汽；氮气回注。图2-5 水蒸气与氮气稀释降NOX效果比较图与氮气相比，水蒸气有很好的降NOX效果，水蒸汽与氮气降NOX的效果比较如图2-5所示[12]。燃料湿化是指通过饱和器对燃料加湿的方式，这种方式既有助于显著降低NOX，又可以有效利用系统中的低品位热量，从而提高系统的出力和效率。燃料注蒸汽的降NOX效果与燃料加湿类似，但是注蒸汽需要消耗较高压力的蒸汽，会在肯定程度上降低系统效率。氮气回注分为两种，一是氮气加压以后与燃料掺混，二是加压氮气直接回注燃烧室回流区。与第一种氮回注相比，直接回注燃烧室所需的氮气压力较低（如对某F级燃气轮机，回注燃烧室需要1.6MPa的氮气，而与燃料掺混则要求氮气压力高于2.4MPa），能够节省氮压机的耗功，但是其降NOX效果比氮气与合成气掺混要差。大量氮气回注会大大增加燃气轮机的燃气流量，需要燃机实行相应的措施以增强通流能力。从国外IGCC电站的阅历来看，燃料湿化和氮气回注是IGCC电站中使用最为广泛的两种成熟的降NOX方式，通过这两种方式能够将NOX降低到10mg/Nm3（vol.16%@O2，以下同）以下，远低于常规天然气联合循环的排放标准。2.3.3各典型IGCC电站的空分以及降NOx方式选择IGCC系统的空分工艺以及空分整体化率的选择与其降NOX方式和燃气轮机通流调整措施紧密相关。WabashRiver电站实行燃料湿化和注蒸汽的方式降NOX，氮气不回注，其NOx排放为33-41mg/Nm3。由于不需要回注氮气，为了降低厂用电率，选择了低压空分，并且为了保证系统的牢靠性实行了完全独立空分。同时通过关小压气机进口导叶、调整透安静叶安装角和适当降低燃气轮机初温等方式提高燃气轮机的通流能力。Tampa电站采纳氮气回注的方式降NOX，空分所得的氮气全部回注燃气轮机燃烧室，其NOX排放为33-41mg/Nm3。大量氮气回注会显著增加系统出力，但是也对燃机通流能力提出了较高的要求，Tampa电站采纳的是GE7FA燃气轮机，通过关小压气机进口导叶、调整透安静叶安装角和适当降低燃气轮机初温的方式，使透平通流能力增大16%-18%。再加上燃机本身的裕度，能够满意通流的要求[13]。Buggenum电站和Puertollano电站都实行了燃料湿化和氮气回注相结合的方法。空分所得氮气经过加压，与净燃料气掺混以后进入燃气轮机燃烧室（Buggenum电站的NOX排放约10mg/Nm3，Puertollano电站的NOX排放约50mg/Nm3）。从前面的分析不难得到，空分应该采纳高压的形式以协作氮气回注。而大量氮气回注必定要求燃机实行相应的增加通流能力的措施。与美国的两个IGCC电站不同，Buggenum和Puertollano电站没有对压气机或者透平进行调整，而是通过系统集成，即完全整体空分来适应燃气流量的增加，同时通过空分整体化提高了系统效率。但是，Buggenum的实践表明，完全整体空分大大增加了系统起动和掌握的难度，所以后来又为空分增加了一个容量50%的独立空压机用于空分的起动，待到起动完成以后再逐渐切换到完全整体空分运行。Puertollano电站汲取了这一点阅历，在设计时就考虑了一个容量50%的空压机作为起动使用。IGCC技术与粉煤发电技术的比较目前，我国一次能源消费总量中60%以上来自煤炭，我国电力工业的进展仍将以燃煤发电机组为主。世界能源委员会的讨论报告指出，对于主要煤炭消费国来说，今后几十年内，从煤炭中提取的合成气体、液体和氢将是重要的长期能源，估计到2030年，全球约72%的发电将使用干净煤技术。IGCC发电的主要技术是利用煤（或渣油、石油焦等）作为燃料，通过气化炉将其转化为煤气，并经除尘、脱硫等净化工艺，使之成为干净的煤气供应燃气轮机燃烧做功。燃气轮机的排气余热和气化岛显热回收的热量经余热锅炉加热给水产生过热蒸汽，带动蒸汽轮机发电，从而实现煤气化联合循环发电过程。IGCC将煤炭气化、煤气净化和联合循环发电技术有机地结合在一起，与粉煤发电技术相比具有高效率、清洁、节水、适应燃料性广，易于实现多联产等优点。高效率发电目前，300MW亚临界机组的发电效率约为41.2%，供电效率约为38.3%；600MW超临界机组的发电效率约为43.4%，供电效率约为40.8%。200MWIGCC机组的发电效率约为48.2%，供电效率约为40.66%。可见200MWIGCC机组的供电效率远高于300MW亚临界机组的供电效率，而与600MW超临界机组的供电效率大致相当。IGCC发电机组与常规燃煤机组的效率比较见表2-6。从表中还可以看出，当采纳F级燃机的IGCC机组（容量为400MW）时，其发电效率约为52%，供电效率约44.2%，高于1000MW超超临界机组的供电效率。表2-6电站效率比较表项目IGCC系统亚临界超临界超超临界容量E级200MWF级400MW300MW600MW660MW1000MW发电效率48.2%52%41.2%43.4%44.6%45.5%厂用电率15.64%15%7%6%5.7%5%供电效率40.66%44.2%38.3%40.8%42.1%43.2%发电标煤耗g/kWh254.86236.2298283.1275.3270供电标煤耗g/kWh302.11277.9320.4301.1291.8284.3清洁绿色能源IGCC采纳合成煤气“燃烧前脱除污染物”技术，保证进入燃机燃烧室的燃料是“干净”的。由于合成煤气气流流量小（通常为同容量常规燃煤机组尾部烟气量的1/10），格外便利污染因子的处理。合成煤气采纳NHD脱硫装置，其脱硫效率即可达99%，并可回收高纯度液态硫，排入大气的SO2可掌握在几mg/m3之内，而煤机在400mg/m3左右；合成煤气常常规湿法除尘后的粉尘排放基本为零，煤机在50mg/m3；燃气轮机采纳煤气湿饱和技术和/或在余热锅炉中加装SCR等方式，可将NOX的排放掌握在80mg/m3以内，而煤机在650mg/m3。对煤种有较强的适应性。可适烧各种煤,包括高硫煤，这是其他技术所不能的。节省用水由于联合循环中蒸汽循环部分约占总发电量的二分之一，因此IGCC的发电水耗小，约为同容量常规煤电机组的1/2～2/3左右。CO2捕获全球气候变暖是当前和将来人们最为关注的热点和难点之一，2005年2月16日，《京都议定书》开头生效，中国政府承诺履行《联合国气候变化框架公约》和《京都议定书》中规定的义务。作为进展中国家，中国现阶段没有CO2等6种温室气体的减排任务。但是，一个不容忽视的事实是，我国目前温室气体CO2排放量已经位居世界其次，猜测表明，到2020年前后，我国CO2排放量将超过美国，居世界第一。IGCC产生的燃气通过变换模块，可使燃气中的CO全部变换为CO2及H2。其中的CO2利用目前成熟的技术（如低温甲醇洗技术），可以全部捕获。相比常规燃煤机组的CO2捕获，成本低廉，可以说是目前最具竞争力的CO2捕获技术。当CO2储存问题解决后，发电工业产生的温室气体排放问题可望得到彻底的解决。为城市公共交通供应氢源IGCC气化炉产生的燃气中富含H2。通过加装变换模块，可使部分燃气变换产生纯氢。为将来杭州市的城市交通供应清洁、廉价的氢源，具有良好的社会效益和环保效益。IGCC技术的进展趋势步入21世纪的世界电力工业，面临着电力需求的持续增长、环保法规日益严格、资源越趋短缺的严峻挑战。各国都在乐观寻求高效率、低污染的发电方式，以适应资源、环境和经济协调持续进展的要求。全球煤炭资源占化石燃料的70%以上，燃煤发电势必成为一种主要的和长远的发电方式。因而开发和采纳干净煤发电技术已经成为共识，IGCC既可以不断提高发电效率，又有极好的环保性能，格外是低成本解决CO2的减排，达到污染物的近零排放，是最有进展前途的干净煤发电技术。在世界范围内，IGCC技术的进展经历了概念性验证阶段和商业示范阶段，正在走向商业化应用。从IGCC技术进展的角度看，美国能源部的有关讨论机构依据IGCC系统中各项主要技术的进展水平，将IGCC技术的进展分成三个阶段：第一代IGCC技术以八十年月中期建成的CoolWater电站为代表，采纳水煤浆供料的气流床气化，湿法常温净化工艺，较低温度的燃气轮机和单压的蒸汽系统，蒸汽参数也相应较低。因此，机组的供电效率仅31.2%（HHV）。其次代IGCC技术以九十年月初、中期建成的美国Tampa电站和荷兰Buggenum电站为代表。这两座电站分别采纳了水煤浆供料和干煤粉供料，湿法常温的煤气净化工艺协作肯定程度的干法净化，采纳了更先进的燃气轮机和多压的蒸汽系统，再热式汽轮机。此外在合成气显热回收、空分装置的配置（整体化程度、氮气回注）等方面进行了优化。最终使这两座电站的供电效率分别达到41%和43%。在九十年月其他各国设计和建筑的IGCC电站原则上均属于其次代技术。第三代IGCC技术的特点主要体现在：①针对IGCC进展的需要，研发新型气化炉及气化工艺，进一步提高气化炉燃料适应性、可用率和转换效率，从而提高IGCC装置的净效率。②采纳干式高温合成气净化，包括干式高温除尘和脱硫。如果合成气能在500℃～600℃的温度下进行净化，可以使合成气显热得到更有效的利用，从而提高IGCC装置的整体效率。③采纳更加先进的燃气轮机。自八十年月后期以来，燃气轮机技术进展格外快，随着叶片材料和冷却技术的改进，透平烟气初温不断提高。美国ATS计划中GE公司的H系列燃气轮机透平烟气初温将达1427℃，单机容量也将进一步加大，欧洲也在研制相应等级的燃气轮机。采纳这类燃气轮机的IGCC装置净效率可超过52％，同时采纳更先进的燃烧技术，使NOX的排放进一步降低。④采纳更高参数和更为优化的蒸汽系统。采纳多压的余热锅炉和再热式蒸汽轮机，将使IGCC系统的蒸汽部分的参数得到更好的优化，提高整体能源利用效率。通过上述各项改进措施，第三代IGCC无论在技术性能和经济指标上都将大大提高。美国已经进入第三代IGCC技术的设计阶段。上面已讲过IGCC发电技术的进展阶段，从技术上讲属于其次代技术；从工程应用上讲，正在从商业示范走向商业应用。IGCC发电技术的进展方向是：其次代技术的完善与提高以及向第三代技术过渡，实现商业化应用；IGCC与多联产的联合运行，可提高IGCC与多联产的经济性。这些技术的进展，使IGCC发电技术达到更高水平。目前IGCC发电技术的研发重点主要有：①IGCC机组大型化与商业化以大型燃气轮机、气化炉容量与其相匹配为代表的IGCC发电技术的进展将推动产品批量化，而产品批量、商业化生产又将降低机组比投资，有利于IGCC机组的推广应用。②研制开发更先进的燃气轮机和联合循环在IGCC发电系统中，燃气轮机及联合循环部分的效率起着决定性影响。依据猜测，如果燃气轮机透平烟气初温接近1600℃并采纳多级燃烧，底部循环采纳卡林那循环，联合循环的净效率有可能达到65%～70%，以这种联合循环为基础的IGCC电站净效率有可能达到55%～60%。开发更新的IGCC发电技术。如将IGCC与湿空气透平相结合，就形成了一种新的IGCC系统，称之为IGHAT。与常规的IGCC系统相比省去了蒸汽轮机发电机组及其相关系统、设备，使系统简化、效率更高，并节省投资费用。③进展改进煤气化和空分技术连续进展空气气化技术。空气作气化剂由于没有空分系统，将简化系统并使厂用电显著降低。为提高冷煤气效率，可对气化用空气进行预热。目前采纳空气气化的气化炉容量较小，将来必须增加容量并经过工业规模的示范运行讨论，逐步推广应用并有足够的竞争力。改进和进展现有的煤气化工艺。如提高性能、牢靠性和延长使用寿命；开发高温测试设备使气化炉在最佳状态下运行；提高气化炉容量等。开发新的煤气化工艺：如美国正在开发先进的传输式煤气化炉，进一步提高碳转化率和冷煤气效率，目前已进行这种气化炉的调试。空分系统方面的讨论主要包括：提高空分系统的负荷跟踪能力；提高空分系统的平安牢靠性，如内压缩流程；离子传输膜技术的讨论，可使空分系统的价格降低并使厂用电降低。④先进的合成气净化技术高温合成气净化，目标是500℃～600℃的高温除尘和脱硫，使IGCC的效率提高1～2个百分点，同时可简化系统、降低建设投资。进行合成气超净化，以便供应燃料电池使用，把燃料电池与IGCC结合起来，进一步提高效率。⑤系统优化技术IGCC系统比较简洁、集成度高，在优化系统提高效率方面有比较大的潜力。系统的整体化包括空分系统的整体化和汽水系统的整体化。系统的优化还必须兼顾投资和牢靠性等。如空分系统整体化程度的选择还要考虑系统的运行和自动掌握。在有些情况下，系统可进行必要的简化。⑥提高IGCC系统的运行性能提高各部件和系统的运行牢靠性。提高负荷跟踪能力与负荷适应性。⑦多联产和综合利用技术IGCC可以实现热电联产，还可同时生产多种化工产品，不仅有利于提高资源利用率和经济性，而且可改善调峰性能。IGCC有利于废弃物的资源化，如提高灰渣质量和回收高纯度硫等。⑧CO2分离技术IGCC采纳将煤气化而不是完全燃烧，只需对合成气中CO2进行分离。在常规IGCC中采纳CO2分离技术。88％的CO2可被分离提取。于常规IGCC相比，净效率削减6.5个百分点。比投资增加10％。国内进展现状与技术基础①气化工艺国内一些讨论机构对气化炉的讨论开展较早，格外是固定床和流化床的讨论，气化炉烧嘴、耐火材料等方面的讨论取得了肯定的进展，有些已应用于工程项目。煤气化技术是干净煤技术的共性核心技术。“十五”期间，华东理工高校建成多喷嘴对置式水煤浆气化关键技术讨论平台，开发了四喷嘴1000t/d级的新型水煤浆气化技术，并进行了示范，运行表明：有效气CO+H2≥82％，碳转化率≥98%。达到了水煤浆气化的国际先进水平。“十五”期间，西安热工讨论院联合国内多家单位共同开发出具有自主知识产权的两段式干煤粉加压气化技术，进行了24t/d中试讨论。②净化工艺在高温脱硫方面，研制出两种新型高温煤气脱硫剂。脱硫剂初次硫容>20%，2500h连续实验后硫容在15%以上的占64%，脱硫活性基本稳定；经过冷态流态化磨损实验后，其磨损率<5%。设计并建成了新型高温煤气净化试验装置，完成了真实煤气的试验。在肯定条件下，出口硫化物浓度<20mg/Nm3，达到>99%的脱硫效率。复合颗粒移动床除尘器和陶瓷管除尘器的除尘效率>99%。并测试了加压流化床煤气脱硫除尘后的碱金属钾、钠和重金属汞含量。在高温除尘方面，完成了移动床颗粒层过滤器容量放大后颗粒层过滤、气力循环清灰、静电促进提高除尘效率等方面关键技术的讨论；建立了煤气处理量450Nm3/h的带静电促进的移动床颗粒层过滤器试验装置；完成了煤气处理量6000Nm3/h的带静电促进的移动床颗粒层过滤器的技术设计；完成了移动床颗粒层过滤器除尘过程的数值模拟和动态显示讨论。常温净化系统技术进展成熟，应用广泛，设备完全可以实现国产化。国内石油、化工、电力行业采纳常规除尘和脱硫也有相当长的历史。在高温净化方面，国内一些讨论机构也已开展了多种形式的试验讨论，并取得肯定的进展，但尚未工业化。③联产系统集成及合成气燃机技术中国科学院工程热物理讨论所建立了发电与甲醇联产系统优化集成设计平台，基本形成了具有自主知识产权的发电与甲醇联产设计技术；确定和优化了60MW级发电和24万吨级甲醇/年联产系统。建立了国内第一个重型燃气轮机合成气燃烧室中压全尺寸试验台，燃烧室热功率2MW；完成了36MW燃气轮机燃烧室的改造设计和1/6流量模拟试验验证；初步建立了煤气化发电与甲醇联产系统的仿真掌握系统实验平台，为联产关键技术的研发供应了试验平台。这些讨论成果已用于兖矿集团有限公司的60MW级发电和24万吨甲醇/年的煤气化发电与甲醇联产系统示范工程。南京汽轮机厂与美国GE公司合作，生产的MS6000、MS9001系列的燃气轮机，目前关键部件如压气机、转子、叶片等还需进口。哈汽、上汽、东汽等制造企业也采纳相同方式，与国外厂家进行联合生产制造。余热锅炉、蒸汽轮机及发电机我国能进行设计制造。杭州锅炉厂等制造企业已经设计制造了燃气蒸汽联合循环的余热锅炉，并投入使用。④大型空分设备空分装置的主要设备有空压机、冷箱、氧压机、氮压机等。大容量的空分制造厂家有法国的液空公司、美国的空气产品公司、德国的林德公司等，其产品广泛用于化工、钢铁等行业。杭州制氧机集团公司可以生产用于IGCC的大型空分设备。对于组成IGCC的气化、低温净化、空分等单元设备已具备制造基础，可作为我国燃煤机组的更新换代技术。⑤IGCC电站设计集成与动态特性从“九五”开头，我国电力部门与讨论单位进行了IGCC电站的设计选型讨论工作，对国外已经运行的IGCC电站进行了简略的讨论，形成了我国IGCC电站系统选择技术。讨论了IGCC实时仿真装置，对机组启停、正常运行、特别和故障运行工况等过程进行了仿真。初步为我国IGCC示范电站项目的设计、建设和运行供应了思路。⑥十五“863”示范工程情况兖矿集团有限公司的60MW级发电和24万吨甲醇/年的煤气化发电与甲醇联产系统示范厂已投入运行，示范工程总投资26.8亿。示范项目所开发的技术及积累的阅历将为将来联产系统技术的开发、设计以及大规模推广应用供应相关的技术支撑及阅历。“十一五”863示范项目--浙江半山IGCC发电示范工程企业基本情况简介半山发电有限公司2台50MW燃煤机组于七十年月中期投产，2007年6月退役；三、四期工程各1台125MW燃煤机组，分别于1984年和1996年投产。天然气发电工程3套109FA燃气蒸汽联合循环机组（装机容量为3×390MW）均于2005年投产杭州华电半山发电有限公司一期1台12MW燃煤机组于1958年投产，目前已拆除。浙江半山IGCC发电示范工程的建设地点位于老厂东区，系利用拆除的老厂一期1台12MW机组和二期2台50MW机组的建设场地。项目背景本工程是国家“十一五”863重大项目“200MW级IGCC关键技术讨论开发与工业示范”讨论课题的依托项目。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，燃机采纳E级重型燃机，出力约121MW(年平均工况)，汽机采纳高压再热汽轮机，出力约107MW，整套IGCC发电机组的总出力约228MW(年平均工况)。本工程建设场地的东侧为2台125MW机组，可在其退役后拆除利用该部分场地再扩建一套400MW级IGCC发电机组。项目简介系统整体配置与参数优化以开发和建设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讨论开发。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、净扮装置等。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。在继承和进展现有单元技术基础上，格外是继承十五“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发电机组的牢靠、经济运行。气化岛模块技术，辐射废锅、对流废锅和集成煤炭气化是指在气化剂存在的条件下，煤在肯定的温度和压力下被转化为合成气的过程。从反应工艺的角度看，煤气化就是以煤为原料，以空气或氧气等为气化介质，通过不完全的燃烧过程，将煤中的碳转化为CO、H2、CH4等有效成分，煤气中必定还会有CO2和H2O等。气化炉对IGCC的整体效率有很大的影响。气化系统特性因素中最重要的是冷煤气效率。气化炉的冷煤气效率越高，意味着从整个电厂其它系统的需求越少，易于提高循环效率，也使全厂的设计趋于简洁。对于IGCC电站，最重要的是全厂的总效率，它包括煤气的显热和蒸汽的热能。通常冷煤气效率越高，IGCC全厂的效率就越高。加压气化炉反应器是气化岛的核心，也是影响性能的关键所在。影响气化性能的重要因素如下：①气化温度气流床气化炉在高温下运行，其反应速度飞快增加，碳的转化率和气化炉的出力也大大提高。从化学反应动力学推出的最佳气化温度约在1300℃左右，太高的气化温度会使氧耗大增，而且过剩的热量以粗煤气显热的形式排出，回收格外困难，势必造成热效率降低和投资增加。对于液态排渣的气化炉，一般运行温度维持在灰熔点以上50～100℃，保证灰熔化，使排渣顺利。②气化炉的容量气化炉的容量是IGCC的关键问题。气化炉进展的目标就是提高气化炉容量和冷煤气效率，并在相同规模下使初投资降低。对于相同的气化炉，在高温和高压下运行必定能提高出力，气流床气化炉在高温和高压下运行，其单炉出力目前也是最大的，可以达到2500t/d。当然，对于有耐火砖的气化炉，在高温下运行则必须延长耐火层的寿命，否则在电力行业应用将会受到肯定的限制。至于选择多高的温度和压力，要依据整个系统的要求及经济性分析而定。对于一个简略的气化炉，除了技术因素之外，其容量有时也受制造和运输条件的限制，对于IGCC应用的气化炉，受限制的主要是辐射废锅和对流废锅。③气化炉的负荷跟踪特性能够在部分负荷下运行，并能很好的跟踪负荷的变化，而气化炉的效率不至于下降很多，这对于电力生产格外重要。在负荷变化时，氧气和煤量能够飞快精准地调节，是保证整个机组运行稳定的前提。尽管空分系统的变负荷能力较差，若有肯定的储存能力，则可以解决这一问题，氧气可飞快跟踪负荷变化。相比之下，煤量跟踪负荷相对较困难。当负荷变化时，为了保证火焰的稳定，氧碳比必须操作得很精准，这就要求氧气和煤量同时调节，并且要十分精准。依据气流床的特点，采纳水煤浆供料，系统简洁，容易掌握；而精准的干煤粉加压送料系统简洁。④供煤系统供煤系统直接影响气化炉负荷的跟踪能力，因此多选择水煤浆进料，以获得较高的变负荷率。格外是气流床气化炉最早是由Texaco和Dow公司从燃油系统开发出来的，采纳水煤浆进料在运行的平安性、压力变化特性、运行牢靠性等方面有肯定的优势。干法进料是指用加压锁斗系统向加压气化炉输送干煤或干煤粉。对于流化床气化炉，目前多采纳螺旋给料机进行压力输送。水煤浆进料与干法进料相比，组成IGCC的总效率要低1.5～2.5个百分点，其中最主要的差别是将水煤浆中过量的水气化的这部分潜热，在后续系统无法有效的回收，从而造成热损失。其次，过量的水使气化过程的耗氧量增加，炉温降低，致使冷煤气效率较低。⑤气化剂选择氧气或空气作为气化过程的氧化剂对IGCC系统的全厂效率有很大的影响。格外是它对空气系统的耗功有决定性的影响。在目前的大型IGCC机组中普遍采纳富氧气化的气流床气化工艺，为此IGCC电站专门设置空气分离装置以向气化炉供应高纯度的氧气。氧气气化的联合循环岛造价比空气气化的要高10%，这是由于要增加一套N2回注和蒸汽饱和的设备，以降低NOX的生成。IGCC的空分装置均采纳传统的气体低温分离技术。IGCC的空分系统配置方式有三种：独立空分系统—空分装置所需空气由一个单独的空气压缩机供应；整体化空分系统—空分装置所需空气全部来自燃气轮机的压气机出口；部分整体化空分系统—空分装置所需空气一部分来自燃气轮机的压气机出口，另一部分由单独的空气压缩机供应。整体化空分系统的IGCC供电效率最高；可避开对燃气透平和压气机作较大的改造；降低IGCC电站比投资约1%；运行和掌握方面难度较大，其灵敏性和平安性不及独立空分系统的IGCC机组。空分工艺流程的选择，以及空分装置与燃气轮机系统的合理连接方式，对IGCC的供电效率、比投资费用，乃至整个机组的运行灵敏性和牢靠性都有很大的影响。空分装置涉及低温技术，在运行方式和启停过程中有其特殊性，而且低温技术本身还会带来平安性问题，这些都应当在设计中予以全面考虑和解决。⑥气化工艺IGCC采纳气流床气化工艺：它的原料要求是煤粉或水煤浆。富氧和水蒸汽作为气化剂，在1200～1500℃的高温下，煤被气化为CO和H2、CO2等气体，灰渣以熔融态排出气化炉。依据气化技术进展现状，针对我国200MW～400MWIGCC示范项目，应首选氧气气化的气流床气化工艺，以水煤浆进料气化炉或者干粉进料气化炉为主要选择对象。⑦废热锅炉煤气化炉出口的粗煤气在净化前必须降温，其含有的大量显热能需要回收以提高效率。显热回收系统很简洁，它可以以各种形式分布在从煤气化炉出口至燃气轮机燃烧室入口之间的整个流程中。最主要的热回收装置是位于气化炉出口的辐射式废热锅炉与其后的对流式废热锅炉。在这里合成气将其大部分显热传给辐锅和对锅中的水，产生高压和中压蒸汽，这些蒸汽可用作气化炉的气化剂或经余热锅炉过热后送蒸汽轮机发电。但是辐锅与对锅的造价很高，为降低IGCC电站的投资，也可采纳高温粗煤气激冷降温，高温高压冷却水闪蒸回收热量方案。依据Texaco公司计算，这样可使电站单位造价降低约6.2%，而使IGCC相对热效率下降5.6%。由此可见，采纳激冷闪蒸法回收热量的方案，虽然使电站热效率有所下降，但却能有效地降低电站造价。为兼顾造价与热效率的冲突，也可以实行只要对锅或辐锅，这样的电站造价与热效率将居上述二者之间。⑧净化工艺在IGCC系统中，合成气净化工艺必不行少。通常合成气中除CO、H2、CH4、CO2外，还有H2S、COS、粉尘、卤化物、NH3、碱金属及焦油蒸汽等杂质，这些杂质对燃气轮机及后续的其它系统有腐蚀和磨损的危害，为了使IGCC机组正常运行并达到较高的牢靠性，必须在合成气进入燃气轮机之前，对其进行净化处理。与常规燃煤电站对烟气进行净化相比，IGCC系统面对的是加压的流量较小的合成气，其处理难度和耗功都较小，达到的净化效率也较高，这是IGCC在净化方面的优越性。除尘系统的运行温度一般约为250℃～370℃，可采纳干法过滤