IGCC多联产技术发展现状及应用前景分析

2012-12-23聂向锋

石油化工建设 2012年2期

关键词：煤气化合成气发电

聂向锋

中国石化集团炼化工程公司北京 100029

IGCC多联产技术发展现状及应用前景分析

聂向锋

中国石化集团炼化工程公司北京 100029

概述了IGCC多联产技术的背景、特点，介绍了国内外IGCC多联产技术发展现状，并对该技术的应用前景进行了分析，指出IGCC多联产技术尽管仍存在造价高、技术有待完善等问题，但在国家大力调整能源结构、支持新兴战略产业的背景下，依据环保、节水、能源高效经济利用等特点，该项技术仍然具有较为广阔的应用前景和发展空间。

IGCC多联产技术发展现状前景分析

1 IGCC多联产技术背景

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生产和消费结构中一直占70%以上，预计今后半个世纪内，煤炭仍将是我国的主要一次能源[1]。然而，传统煤炭的直接燃烧模式导致发电效率低、资源综合利用水平低、环境污染严重等问题，特别是产生大量CO2排放引起全球气候变暖，成为我国温室气体减排的核心问题。因此，在我国以煤炭为主的能源格局在相当长的时期内难以根本改变的情况下，发展高效洁净的综合煤炭利用技术并建设相应生产能力具有重要战略意义。

IGCC多联产技术是以整体煤气化联合循环（Integrated Gasification Combined Cycle,IGCC）技术为基础，以气化技术为源头，将煤炭、生物质、石油焦、重渣油等多种含碳原料进行气化，并与发电、供热、化工产品生产等过程联合起来的能源转换综合利用系统。该系统保留了IGCC清洁、高效的特点，能够满足日益严格的环境排放要求，并具有延伸产业链、发展循环经济的技术优势。通过与液体燃料、化工产品合成等过程相结合，能够进一步提供多种化工产品，有利于资源综合利用和降低发电成本，提高系统灵活性，大大提高了IGCC的经济效益。

在IGCC多联产技术中，合成气可直接用作燃气-蒸汽联合循环发电的燃料及城市煤气，还可作为生产氨的原料并且能进一步合成尿素、醋酸、胺盐等产品；利用合成气合成的甲醇、二甲醚既是重要化工产品的原料又是公认的清洁燃料；生产的F-T合成燃料是现有运输燃料的有益补充。据统计，2007年直接用于发电的IGCC为10000MW，用于化工品的IGCC为24000MW，用于液体燃料的IGCC为16000MW，这表明IGCC多联产方案生产燃料和化工产品具有较好的发展前景[2]。

2 IGCC多联产技术特点分析

从工艺流程上来说，IGCC多联产技术由煤的气化净化、燃气-蒸汽联合循环发电、液体燃料和化工产品合成三部分组成。IGCC多联产系统（见图1）。煤的气化净化部分包括煤气化系统、煤气净化系统和空分系统，主要设备包括空分装置、气化炉、气体冷却器、气体洗涤器、除硫及硫回收装置等。联合循环发电部分包括燃烧室、燃气轮机、余热锅炉、蒸汽轮机、发电机等。主要工艺过程为：煤经过气化成为中低热值的煤气，经过净化除去煤气中硫化物、氮化物、粉尘等污染物，使之变为清洁合成气，合成气在燃气轮机中充分燃烧以后，加热气体介质驱动燃气透平做功，同时燃气轮机排气进入余热锅炉加热给水，产生过热蒸汽驱动蒸汽轮机做功。合成气除直接用作燃气-蒸汽联合循环发电的燃料、城市煤气，还可用于生产甲醇、二甲醚、合成液体燃料、氨、化肥等化工原料。利用最新的CO2捕集和存储技术，还可将CO2存储于地下或用于油田驱油提高采收率。IGCC多联产技术具有如下特点：

（1）发电效率高，污染物排放量低。IGCC是集成煤气化与燃气轮机联合循环的超清洁、高效发电技术，供电效率比同等规模的常规煤粉电站高6至8个百分点，脱硫率可达98%以上，排烟中的氮氧化物大大降低，污染物排放仅为常规燃煤电站的1/10，同时回收硫磺，有效解决我国硫磺资源的短缺。

（2）用水量少。与同等规模的燃煤电站相比，IGCC冷却水用量减少33%左右。

（3）燃料适应性广。几乎所有含碳固体或液体燃料均可以气化，即使高硫分、高灰分、低热值的低品位煤也可以得到利用。

（4）方便组成多联产系统。通过IGCC与其它化工过程相结合，IGCC除了发电，还可以联产化工、燃料等多种产品，包括氧气、氢气、水蒸气、化肥饲料、费托燃料、化学产品等。

（5）便于进一步利用副产物。IGCC产生的灰渣可用于生产水泥、屋面瓦、沥青填缝料等，同时具有容易输送、储存和运输等优点。

（6）具有碳捕集优势。通过燃烧前置CO2捕集技术，能在足够高的压力下生成浓缩CO2气流，便于管道输送，将CO2深埋或用于提高油田石油采收率。

IGCC多联产目标产品方案主要包括汽电联产、氢气和汽电联产、合成气和汽电多联产三种。其中，汽电联产对合成气组分要求不高，重点考虑热效率高、能量利用效率高的粉煤气化技术。氢气和汽电联产、合成气和汽电多联产对H/C比有要求，而且要求惰性气体含量低，水煤浆气化技术和采用CO2输送的粉煤气化技术均符合要求。

根据原料-工艺匹配、造价优化的原则，常见多联产技术适宜配置方案、技术要求及特点总结（见表1）。

表1 常见多联产技术适宜配置方案、技术要求及特点

3 国内外IGCC多联产技术发展现状

3.1 国外IGCC多联产技术发展现状

IGCC在国外已有30多年的研究和试运行经验，IGCC多联产项目的研发和建设始于上世界末。

美国将以煤炭气化为基础的多联产系统作为其未来能源技术的重要方向之一。美国2000年提出2001-2005年能源发展计划，称为“Vision21”计划，其核心内容就是发展以煤的气化为基础的多联产技术。该计划的目标是将各种高效电力生产技术和排放控制技术组合起来，成为新一代灵活高效的发电设施并实现多联产，在发电的同时，根据需要生产煤气、蒸汽、清洁原料及其他化学品。2003年初，，美国政府开始执行FutureGen项目，投入10亿美元，建造世界上第一座以煤为燃料、既能发电又能制氢、排放为零的电站。FutureGen电站的装机容量为2.75x106kW，电站在生产电能和H2产品的同时，能捕获和收集CO2并深埋地下，实现碳封存。这一计划的实施将每年减少1.0x106t CO2排放，实现能源和环境的双重效益[3]。2008年初，该项目进行了重组，将重点支持多座IGCC或其他先进燃煤电站示范CO2捕集及封存技术。另外，美国政府还制定了税收优惠和贷款保证政策，支持IGCC及多联产技术发展。

欧洲壳牌公司提出的合成气科技园（Syngas Park）多联产系统是利用煤气化生产氢能等多联产的典型示例。系统源头是壳牌公司的干粉加压气化装置，合成煤气通过转化反应分离出的氢气可作为燃料电池、火箭发射、发电等装置的重要清洁燃料。合成气园的概念比一般的多联产系统更为广泛，更接近工业生态科技园工业模式[4]。

日本新能源开发机构于1998年提出以煤气化净化、燃气轮机发电和燃料电池发电、液体燃料合成为主要内容的CEAGLE（Coal Energy Application for Gas,Liquid&Electricity）多联产计划。该计划主要发展喷流床气化炉和适合燃料电池应用的合成气净化技术，并建成了煤处理量为150t/d的中试装置，获得了下一阶段系统放大所需的数据。

此外，澳大利亚制订了Coal121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CO2分离和处理系统作为未来近零排放的发展方向；加拿大2003年开始制定2020年洁净煤技术路线图，将联产作为洁净煤技术的战略选择[4]。

3.2 国内IGCC多联产技术发展现状

21世纪以来，随着我国IGCC技术开发的逐渐成熟，IGCC多联产技术取得了飞快的发展，并在工业化方面走在了世界的前列。据2010中国IGCC多联产峰会官方网站的统计，目前中国在华北、华东和华南地区已经拥有12个IGCC发电及多联产项目[5]。

中国石化福建炼油乙烯项目IGCC装置在国内首先采用了IGCC多联产技术，该装置是整个项目的公用工程核心岛，分别由空分、POX（部分氧化）和COGEN（汽电联产）三部分构成，包括氧化、酸洗、制氢、汽电联产、空分等6个单元，装置原料为上游炼油装置产生的脱油沥青，供给整个公司电力、所有等级蒸汽和40%的氢气（8万m3(标)/h），同时供给整个公司的氮气，外售惰性气体氩气。福炼IGCC装置是我国建成投产的第一套集供氢、供热和发电的多联产IGCC装置，具有重要的示范意义。该装置不但解决了沥青的出路，解决了公司的用氢平衡、蒸汽平衡，同时装置的环保效益、经济效益客观，实现了装置的低耗高效运行[6]。

由兖矿集团、中科院工程热物理研究所自主研发建成的高效洁净煤基甲醇联产电示范系统，使用两台日处理1150t煤的多喷嘴对置式水煤浆气化炉，配套生产24万t/a甲醇，20万t/a醋酸和80MW发电，是我国首座煤气化发电与联产示范工程。该项目在工程实践上第一次使两个运行特性差别较大的煤气化联合循环发电（IGCC）与甲醇生产子系统进行了工业化设计整合，通过整体优化设计使两子系统在运行上相互动态融合，使联产系统的运行可用率和可靠性达到并超过相似工业生产系统。该系统满负荷运转时，联产系统能量利用率达到57.16%，联产后甲醇日产能从700t提高到900t，生产能耗降低5%，系统年可用率达到85%，可靠性达到97.07%。该工程已成功运行4年多，并得到良好的经济效果和环境效果。该项目与同规模常规蒸汽轮机电站相比，供电标准煤耗降低25.06%、二氧化硫排放量降低83.82%、氮氧化物排放量降低45.08%、二氧化碳排放量降低13.73%[7]。这个自主创新建成的首座煤气化联合循环发电与甲醇联产电示范工程，标志着我国先于国外实现了工业应用。目前，兖矿集团已经完成二期30万t醋酸、10万t醋酸乙酯项目建设，并开始三期35万t甲醇、40万t醋酸的联产系统的扩产项目的建设。项目所开发技术及积累的经验成为“十一五”期间我国煤气化多联产系统研发与示范的基础，并成为我国醇醚行业发展的重要借鉴。

华能绿色煤电——天津IGCC示范电站项目是“绿色煤电”计划第一阶段的依托项目，也是国家“十一五”863计划重大项目。华能集团于2004年率先提出具有我国自主知识产权、代表世界清洁煤技术前沿水平的“绿色煤电”计划，该计划的关键技术已被列入《国家中长期科学和技术发展规划纲要》。2009年7月6日，华能绿色煤电天津IGCC示范电站正式开工，建设我国第一台25万kW等级整体煤气化燃气——蒸汽联合循环发电机组，采用华能自主研发的具有自主知识产权的2000t/d级两段式干煤粉气化炉。华能绿色煤电天津IGCC示范电站工程电站建成后，发电效率达48%，脱硫效率达99%以上，可回收高纯度的硫，并将NOx的排放控制在较低水平，使污染物排放指标达到燃气轮机发电机组的水平[8]。

山西潞安煤基合成油联产发电项目是国家863先进能源技术领域的重大项目，配套的煤基合成油尾气综合利用 IGCC发电装置已于2010年底建成投产。潞安煤基合成油联产发电项目由2套不同技术路线的规模分别为16万t/a和100万t/a煤间接液化油电联产装置组成，通过对煤基合成油尾气进行综合利用发电，提高煤炭集成转化利用效能，实现油电洁净生产。煤基合成油联产发电项目主要包括燃气轮机机组、余热回收锅炉、配套发电装置及接入系统。煤基合成油联产发电项目建成后，潞安屯留循环经济园区内将实现煤、油、电、化各产业集群发展[8]。

此外，国内已经报批和进行可行性研究的IGCC项目（见表 2）。

4 应用前景分析

研究表明，未来50年，中国能源依靠煤的事实很难发生质的改变，煤的低碳化利用是发展低碳经济必经的重要途径之一。IGCC与多联产技术以煤为原料，符合我国能源结构的国情，能实现煤的经济、高效、清洁利用，生产清洁液体燃料及化工品，缓解石油进口压力。同时，IGCC多联产技术具有环保和节水的根本优势，其发电成本接近带脱硫装置的燃煤蒸汽电站，污染物排放水平却接近天然气联合循环排放水平，满足我国目前最严格的环保要求，在经济效益和社会效益上具有双重竞争力。此外，煤的清洁、低碳利用成为我国温室气体减排的核心问题。IGCC多联产技术作为新一代煤炭清洁、低碳利用技术，是实现煤炭发电包括CO2在内污染物近零排放的重要基础，其捕集CO2能力比烟气捕集CO2的末端治理潜力要大得多，其技术研发和应用具有重大意义，是未来发电行业、煤炭利用领域温室气体减排必不可少的重要技术措施。CO2捕获与封存(CCS)被认为是最具潜力的洁净煤发电方向，若能解决技术和工程问题，尽快实现与煤化工的多联产，将进一步提升IGCC项目的经济性。综上所述，IGCC多联产技术在我国未来能源领域具有广阔的应用前景和发展空间。

但是，IGCC多联产技术的应用和推广同样也面临着一些难题，从而限制了该技术得到进一步应用和推广：

（1）投资造价仍然较高。IGCC多联产项目的投资费用与常规燃煤电站相比仍然较高，较大限制了IGCC多联产项目的推广应用。为此，应积极研究降低投资的有效途径和方法，打破技术垄断，开发高效低成本的关键技术，加快自主技术工程化，实现关键设备的国产化，提高IGCC多联产的技术经济竞争力，是降低IGCC多联产项目投资造价的有效手段。

表2 国内已经报批和进行可行性研究的IGCC项目

（2）部分技术难点尚未突破。IGCC多联产技术的开发和应用仍然存在一些技术难点，亟待突破和完善，如气体分离技术的开发、高温除尘脱硫技术的开发、先进高温和高效燃气轮机的开发、煤气化技术与原料的优化配置、多联产系统的设计与优化等，这些关键技术的突破，将进一步提高系统的运行效率、稳定性和工艺灵活性，积累工程运行经验，从而进一步增强系统的适应性和经济性。

（3）有待于我国环保标准进一步的提高。随着国家“十一五”期间电力负荷增长趋缓，常规燃煤机组建设将会受到明显限制，特别是天然气资源日趋紧张和气价偏高的压力，为建设IGCC电站提供了一个难得的发展机遇。然而我国目前的生产行业环保指标还不够严格，欧、美、日本等国家比中国有着更为严苛的环保标准和惩罚措施，从而不断促使企业采用更清洁的生产方式，加大技术升级力度。如果我国能够尽快制定出台更为严苛的企业生产环保标准，IGCC与多联产项目的推广必能打破行业界限，使发电、燃料、化工产品等生产系统进一步达到优化集成，真正实现煤炭的高效洁净利用。

（4）需要国家电力供应结构的调整和升级支持。国家电力系统调整后，电力行业的主管单位由国家电力公司变成了国家电网公司，电网公司对一时见不到经济效益的新技术的研发和应用支持力度不够，致使化工行业等其他行业参与发电、并入电网等机制受到限制。目前，IGCC联产项目的发电成本仍然较高，与常规火力发电成本相比仍不具竞争力，必须以更高的价格购买电力用以生产。此外，在发电技术方面，电网进行调峰的时候，会对非传统发电行业有一些不平等对待，经常受到发电时间、发电范围上的限制。