整体煤气化联合循环发电系统发展现状

2020-02-16于利红李彩艳闫凤芹

山东化工 2020年22期

于利红，李滕，李彩艳，闫凤芹

(兖矿水煤浆气化及煤化工国家工程研究中心有限公司，山东滕州 277527 )

IGCC(Integrated Gasification Combined Cycle) 的中文名是整体煤气化联合循环发电系统，包括煤气化、净化、燃气-蒸汽的联合循环，具有热效率高、环保等优势。

IGCC 的工艺过程为: 原料煤经气化转化为煤气，经净化除去然NOX、硫化物、粉尘等，送入燃气轮机燃烧，产生的高温燃气驱动燃气透平做功，乏汽送入余热炉与工艺水换热，余热锅炉产生的过热蒸汽驱动蒸汽机做功。主要设备包括，气化炉、煤气净化设备、燃气轮机、余热锅炉、蒸汽轮机[1]。

1 技术发展概况

20世纪70年代，国外开始IGCC技术研发，IGCC较早的成功案例为德国Lunen IGCC电厂(1972年建成)和美国 CoolWater电厂(1984年建成)，为以煤为原料气化后发电的实验电厂。20世纪90年代，世界范围共建成10余座IGCC电厂，包括荷兰Buggenum(布格能)电厂(1994年建成)、美国wabash River电厂(1995年建成)及Polk电厂(1996年建成)、西班牙Puertollano电厂(1997年建成)。IGCC电厂发电效率已达到设计值43%，可用率达到85%。截止2011年，全球己经建成投运IGCC电站约30余座，总装机约 1000万千瓦[2]。

2009年，我国首座IGCC-华能天津IGCC示范电站开工。2012年该项目成功运行，目前已实现长周期稳定运行。

“十五”期间，兖矿集团有限公司、中科院工程热物理研究所共同进行IGCC甲醇多联产技术研究，建设并运行煤基IGCC甲醇多联产示范装置，该装置于2003年开工建设、2006年稳定运行。系统能量利用率达57.16%，生产能耗降低5%。

2 关键技术选择

(1)煤气化技术选择。煤气化技术是IGCC核心技术，影响IGCC电站的投资、可利用率及电站效率，目前国外IGCC电厂采用 GE-Texaco、 E-Gas、Shell、Prenflo、MHI ( 空气气化) 、TPRI等六种气流床气化技术，国内天津IGCC采用两段式干煤粉加压气化技术。

(2)燃气轮机选择。美国Cool Water、Wabash River IGCC电站采用了GE公司7E、7FA燃气轮机，而荷兰Buggenum及西班牙Puertollano的两个示范电站采用德国西门子燃气轮机v94.2和v94.3。天津IGCC采用上海电气集团及德国西门子共同提供的SGT5-2000E(LC)型合成气燃机。

(3)合成气净化系统。合成气净化方式分为常温湿法净化及高温干法净化，常温湿法净化技术成熟、设备简单，主要包括旋风分离器(中温陶瓷过滤器)、文丘里洗涤器、脱硫设备及硫回收。高温(500～600 ℃)干法净化充分利用粗煤气显热，提高IGCC供电效率，设备投资降低，但其运行可靠性低及运行成本较高。

(4)系统热回收方式。通过废锅吸收粗合成气高品位显热产生中压或高压饱和蒸汽。低品位热的回收方式：产生热水，通过饱和器对合成气加热加湿；产生低压蒸汽，为系统其他过程提供蒸汽；加热合成气，提高入燃气轮机的合成气温度；预热锅炉给水。

(5)空分整体化。IGCC空分分为完全整体化空分、完全独立空分、部分整体空分(完全整体化空分即空分所需压缩空气完全从燃气轮机压气机抽取，完全独立空分指压缩空气由独立的空压机提供)。整体空分具有供电效率高、投资低、改善燃气轮机通流问题等优势，许多IGCC电站采用整体化空分系统。

(6)降NOx的方式，包括燃料热水湿化、注蒸汽、氮气回注等方式，国外电站燃料湿化及氮气回注是最为常用的两种方式[3]。

3 技术优势

①燃料适应性广。IGCC煤种适用性取决于所采用的煤气化技术的适用性,已运行IGCC技术采用多种煤气化技术，煤种适用性较强。

②发电效率高。IGCC的发电效率已经达到42%～43%，正在开发电效率超过50%的IGCC。

③具有环保优势。脱硫了率达到98%，脱氮率不低于90%，粉尘近零排放(一般低于 10 mg/Nm3)。IGCC技术中合成气经脱硫、除尘后进入燃气轮机。脱硫装置脱硫效率达99%以上，有效降低系统二氧化硫排放。降低NOx排放采用N2气回注、SCR等，使NOx排放<25×10-6。

④节水。IGCC电站的耗水量只有常规火力发电厂的一半左右[4]。

4 IGCC技术研发方向：

华东理工大学代正华课题组[5]利用Aspen Plus模拟了IGCC-甲醇多联产系统，考察了废锅流程及激冷流程气化工艺对多联产系统能耗的影响，发现废锅流程节能效果优于激冷流程。

SOFC/IGCC 联合循环发电系统是指煤炭气化产生粗煤气经脱硫和除杂后，进入固体氧化物燃料电池堆，煤气化学能转变成电能；未反应完的煤气进入燃烧器，燃烧后高温气体送入燃气轮机发电；燃气轮机排出的高温燃气通入到蒸汽轮机再次发电。杨永平教授课题组研究了IGCC-SOFC的经济性及环保型，研究表明IGCC-SOFC具有高效性及环保性，但其投资较大，与IGCC相比经济性较差。SOFC/IGCC系统的发电功率比 IGCC 系统高10个百分点。提高SOFC运行压力，可以显著提高系统的效率。利用能耗污染综合指数IEF作为IGCC-SOFC系统综合系统的量化评价指标，CO2排放罚款与煤价的比值Rc为影响IGCC-SOFC系统综合性能的重要因素，比值小于0.03时，IEF随XCO2增加而增加，当比值大于0.03时IEF随XCO2增加而减小[6]。

王旭[7]等研究了IGCC-SOFC系统能耗，研究表明相同燃料下，以净煤气为燃料的 SOFC 系统的输出功率明高于 IGCC 系统。系统发电效率提高 10 个百分点，性能优于 IGCC 联合循环系统。

中国科学院肖云汉课题组研究了燃气轮机联合循环电站改造为IGCC的研究，研究表明采用采用燃料稀释方法控制系统NOx排放将降低系统能效0.5～2.4个百分点，回收高温粗煤气激冷后低品位热量(水煤浆系统)可使系统能效提高4.9个百分点。

陈鸿伟教授课题组[2]研究了IGCC电厂不同脱销方式的技术经济性，研究表明氮气回注系数减小，最佳整体空分系数也降低；余热锅炉安装SCR的脱销方式技术经济性较好，回注稀释剂结合SCR一体化、回注氮气脱硝方式都可以改善IGCC系统技术经济性。但余热锅炉安装SCR存在催化剂失活及氨泄漏的隐患及废弃催化剂的二次污染，因此回注氮气脱销方式具有发展潜力。