IGCC技术范文（精选6篇）
IGCC技术 第1篇
从我国的能源资源及技术经济发展水平看,煤炭在今后相当长的时间内仍将是我国消费的主要能源。据预测,到21世纪中叶,煤炭在我国一次能源消费中所占比例仍将在50%以上,但煤炭的大量开采和利用也带来了严重的环境问题。而我国能源消费总量占世界总消费量的8%～9%左右,污染物排放量所占的比例相对偏高,其中NOx排放量占世界总排放量的10.1%;SO2的排放量占15.1%,居世界第一位,酸雨的覆盖面积已达到国土面积的40%;CO2的排放量占13.2%,仅次于美国,居世界第2位[1]。而且我国的SO2和CO2的排放量还在不断增加,由温室气体引起的全球变暖是当前也是未来能源和环境问题中最引人关注的热点及难点,对于能源结构以煤炭为主并且在相当一段时间内难以根本改变的我国来说,更是一种严峻挑战。
电力可实现一切能量形式的互相转换,是最清洁的能源。我国煤炭目前约45%用于发电,而美国已达87%以上。由于电力工业集中的污染治理远比直接燃煤的分散污染治理易于实施和经济,因此要解决我国燃煤污染并控制CO2排放量的基本出发点应是:未来煤炭消费的70%～80%要用于发电。
由于电力需求不断增加,如果要求把污染物和CO2排放量控制在现有的水平,这就要求电力工业的效率更高,污染排放极低。目前我国电力工业以燃煤发电为主,火电装机容量约占75%,发电量约占80%;水电装机容量约占25%,发电量约占20%;核电和新能源发电所占比例很小。可见中国电力工业提高效率、降低污染物的首要任务是如何提高燃煤发电效率并降低污染物排放。因而,大力发展高效率、低污染的洁净煤发电技术是电力工业可持续发展的战略选择,而整体煤气化联合循环(IGCC)作为一种先进的洁净煤技术,无疑适应了这一发展要求[2]。
2 洁净煤发电技术
从20世纪80年代开始,世界上许多国家从能源发展长远考虑,相继开始了洁净煤发电技术的研究工作,并在该技术的一些主要领域已取得了重大进展。目前正在研究和发展的主要洁净煤发电技术有循环流化床锅炉(CFBC)、增压流化床联合循环(PFBC-CC)、整体煤气联合循环(IGCC)等。
2.1 循环流化床锅炉
CFBC是目前国外洁净煤技术中一项成熟技术,且正在向大型化方向发展。CFBC能在燃烧过程中控制NOx、脱除SO2,并能处理劣质煤,在我国已得到广泛应用,目前的容量已达到300MW[3]。但CFBC在未来发展中面临的主要问题是:如何提高燃烧效率;如何控制N2O的生成;如何使容量进一步放大。随着环保标准的提高,目前CFBC仅采用床内脱硫和NOx控制的方式难以达到更高的环保标准。增设尾部脱硫脱硝工艺,将使CFBC的技术经济性受到巨大挑战。因此,CFBC仍是简单的蒸汽循环,发电效率低的弱点将难以克服。
2.2 增压流化床联合循环
PFBC-CC是一种以燃气-蒸汽联合循环为基础的,发电效率高于CFBC的发电技术,具有很强的燃料适应性。炉内加入石灰石可实现炉内脱硫,脱硫效率可达90%以上,而且由于PFB采用低温燃烧技术(850～900℃)可有效抑制NOx生成,具有较好的环保性能[4]。系统结构紧凑,在相同的蒸汽参数条件下,与常规煤粉电站和常压循环流化床锅炉电站相比,发电效率可提高3%～4%[5]。但是该技术面临的高温烟气(800～900℃)除尘问题是阻碍其发展的技术障碍,至今尚未突破,运行的可靠性和可用率较低。另外,燃气温度较低,深度污染控制的难度很大[6]。面对这些问题,联合循环发电效率高的优势未能得到充分发挥。
2.3 整体煤气化联合循环
整体煤气化联合循环(Integrated Gasification Combined Cycle,IGCC),是20世纪70年代石油危机时期西方国家开始发展的一项燃煤发电技术。近年来受到国内外广泛的关注。它可以提高发电效率,解决环境污染问题,被认为是21世纪初期最具发展前景的洁净煤发电技术之一[7]。其设计思想是:使煤在气化炉中气化成为中热值或低热值的煤气,然后通过处理,去除其中的灰分、含硫化合物、重金属等有害物质,进而供到燃气-蒸汽联合循环的发电机组中去燃烧和做功,借以达到以煤代油(或天然气)的目的。其流程图如图1所示[8]。
而相对于上述洁净煤发电技术,IGCC具有以下优点[7]:
(1)污染问题解决得较好,使用含硫量高于3%的高硫煤时优点更为突出。其NOx和SO2的排放远低于现在的环境污染排放标准,脱硫率≥98%,除氮率可达到90%。废物处理量少,副产品还可销售利用,能更好地适应本世纪火电发展的需要。
(2)效率较高,且具有提高效率的巨大潜力。IGCC的高效率主要来自联合循环,燃气轮机技术的不断发展又使它具有了提高效率的巨大潜力。现在,燃用天然气或油的联合循环发电系统净效率已达到58%,这为IGCC供电效率的提高提供了广阔的发展余地。
(3)耗水量少,约为同等容量常规火电机组的1/3～1/2,这使它更有利于在水资源紧缺的地区发挥优势,也适于矿区建设坑口电站。
(4)IGCC为燃煤发电技术处理CO2提供了一条可行的途径,采取目前成熟的工艺即可分离85%以上的CO2,可实现包括CO2在内的燃煤污染物的近零排放(气体、固体、液体)。
(5)容量易大型化,单机功率可达到300～600MW以上。
(6)技术已趋于成熟,能够为电站具有较高的运行效率提供保证,已经基本具备了转入商业化运行的条件。
(7)适用煤种广,可以充分综合利用资源,能和煤化工结合成多联产系统,能同时生产电、热、燃料气和化工产品。
同任何技术一样,IGCC作为一项新项目,现阶段还存在以下不足:
(1)投资费用和发电成本尚比较高,国际上IGCC的造价约为1200美元/kW,比超超临界机组高15%～20%;
(2)适用于发电的大容量、高性能的气化炉仍在发展中,单炉日处理量大于3000t/d的气化炉还未能实现工业应用;
(3)高温煤气净化设备复杂,可靠性、经济性有待提高。
综上所述,IGCC是真正意义的可持续发展的洁净煤发电技术,将在我国中远期的燃煤发电中扮演重要角色,IGCC也是未来煤基能源多元化近“零”排放系统的核心技术及重要基础。
3 国外IGCC的发展情况及趋势
1972年,世界上第1个工业规模的IGCC电站在德国Lünen市克尔曼电厂建成,容量为170MW,采用Lurgi气化工艺、正压锅炉型联合循环,但是由于气化岛的实际空气耗量比设计值大得多,导致装置出力和效率都低于设计值,故电站在20世纪70年代末完成原定试验后停运。1984年,世界上第一座真正试运成功的IGCC电站美国加州Cool Water(冷水)电站投产,该电站以水煤浆为原料,采用1000t/h的Texaco喷流床气化炉,发电机组容量为96MW,累计运行27100h,净效率达到32%,被誉为“当时最清洁的燃煤电站”[9,10]。
20世纪90年代,IGCC得到了空前的发展。1994年,荷兰Buggenum 253MW IGCC电站投运,净效率达到43%(HHV),采用Shell干法供料煤气化工艺。1995年美国Wabash River 265MW IGCC示范电站投运,采用Destec水煤浆气化工艺。1996年,美国Tampa 260MW IGCC示范电站投运,采用Texaco水煤浆气化工艺。1997年,西班牙Puertollano 300MW IGCC电站投入运行,净效率达到45%(HHV),采用Prenflo干法供料煤气化工艺。此外,意大利在1999年建成了Sarlux 550MW 渣油气化IGCC电站,采用Texaco气化工艺。
目前已进入300MW级大容量机组的商业化阶段。世界上主要的煤气化工艺和燃气轮机技术均进行了示范,煤气化、石油焦气化和焦煤混合气化及多种燃料供给方式都有示范经验。目前,韩国、日本、美国、德国、意大利、印度、苏格兰、法国、捷克、新加坡等国家正在筹建以煤或渣油(或垃圾)气化的IGCC电站几十座,总容量已达到8GW[11]。
为了使IGCC得到更广泛的发展,今后努力的主要方向是[7]:
(1)开发更先进的煤气化系统,使碳转化率和冷煤气效率进一步提高,研究高温测试设备等相关技术,使气化炉在最佳状态下运行;
(2)研究高温净化技术,降低IGCC显热损失;
(3)大力发展高温、高压比的先进燃气轮机,以及双压乃至三压余热锅炉,以提高IGCC的供电效率,降低IGCC的初投资费用;
(4)多联产和综合利用;
(5)先进的空分技术;
(6)系统优化。
4 国外IGCC发展对我国的启示
从目前世界上IGCC技术的发展水平与前景展望中,可以获得以下一些有益的启示。
(1)应该坚信IGCC发电是21世纪初中期最具发展前景的洁净煤发电技术之一。它可以提高发电效率,解决环境污染问题。虽然目前其发电成本上不能与容量更大的超临界参数的燃煤电站竞争,但通过它的示范运行,则可以帮助我国尽快地掌握IGCC电站的运行技术和经验,为今后进一步发展和使用IGCC技术准备条件。
(2)应加强对气化炉的研究。因为气化炉是IGCC技术中的一个关键设备,它不仅对IGCC的单机容量和供电效率有影响,而且是决定电站运行可用率的重要因素。
(3)在我国兴建大型石化企业时,应力争使IGCC技术与化工工业流程相结合,形成以煤气化为核心的多联产能源系统[12]。
(4)在重振我国燃气轮机制造业的基础上应逐渐形成一支能从事IGCC技术的设计、研究和开发工作的专业队伍,并加强国际交流与合作,以促进IGCC技术在我国的开花结果。
(5)从能源战略高度重视IGCC核心技术研发,把发展IGCC作为国家能源战略,政府从资金、人力等方面给予了长期投入与全方位支持[13]。
(6)对IGCC示范工程给予政策支持。目前,我国环保要求低于发达国家,环保折价还未实施,发展IGCC更需要相应的政策支持。
5 国内IGCC发展的基础
从20世纪90年代初开始,国家科技部、国家电力公司(原电力工业部)等部门组织全国的技术力量,对我国发展IGCC发电技术进行了充分的可行性研究,认为在我国发展IGCC发电技术是必要的和迫切的。
在“九五”国家科技攻关计划中进行了IGCC关键技术的研究。在此基础上,1999年国家批准了IGCC示范电站项目建议书,IGCC示范项目正式立项,示范电站功率为300MW或400MW,目前,该项目已完成主设备的评标工作。经过10年的准备,我国第1座IGCC示范电站[14]已具备了建设的各项准备条件。
国内研究单位经过国家“八五”科技攻关,在IGCC系统设计优化和一些关键技术开发方面取得了长足的进步,已形成了较强的技术支持力量。“IGCC设计集成和动态特性”、“干煤粉加压气化技术”、“多喷嘴水煤浆加压气化技术”和“煤气高温净化技术”等被列入国家“十五”、“863”计划予以支持。这些研究为IGCC示范电站的建设及我国IGCC技术的发展奠定了良好的基础[15]。
我国目前尚不具备向IGCC电站提供关键技术依托,走引进和自主开发相结合的发展道路有利于发挥后发优势,通过IGCC示范电站的建设及围绕示范电站进行的消化吸收及自主开发,将成为我国IGCC技术发展的基础。
6 我国未来对煤电的要求及发展方向
在我国能源资源中,煤炭作为我国能源的主导地位在今后相当长的时间内将很难改变。燃煤发电CO2的控制将越来越受到重视,也是未来燃煤发电面临的主要技术障碍。因此,提高煤转化效率、节约煤炭资源,仍是我国未来煤转化领域最重要的主题。提高燃煤发电效率,不仅可节约煤炭资源,而且也是减少单位发电量污染物排放的有效措施。
以IGCC为基础,将煤制氢、燃料电池发电、液体燃料生产、CO2分离和处理等过程集成的能源系统是未来燃煤发电技术的重要方向,它可以实现煤电的高效和近零排放。图1为未来煤电的系统示意图[16]。
7 结论
我国长期以来以煤为主要一次能源,动力煤灰分高、含量大,由于经济、技术及环境标准方面的原因,一般电站发电效率低,烟气除尘效率低,SO2排放处于失控状态,随着经济的发展、社会的进步,人们逐渐认识到能源的有限性和环境保护的重要性,怎样在保持经济高速发展的同时,避免过度消耗能源和严重污染人类赖以生存的环境,这是摆在世人面前急需解决的问题,大力发展高效、洁净的“绿色电力”,必将是我国未来电力工业发展的主旋律,而IGCC作为一种被验证的先进的洁净煤发电技术,能较好地解决燃煤发电效率和污染的矛盾,是近零排放煤基能源多元化系统的重要基础,无疑适应了这一发展要求。
摘要：从我国发展洁净煤技术的必要性出发,分析了目前各种洁净煤发电的优点及存在的问题,得出整体煤气化联合循环(IGCC)具有可持续发展的诸多特性,是一种可实现高效低污染的先进燃煤发电技术;简要地分析了国外IGCC技术特点、发展现状和趋势以及我国IGCC发展的基础;得出几点对我国IGCC发展的启示,并指出了我国未来煤电的发展要求和发展方向。这对于以燃煤发电为主要格局的我国而言,发展洁净煤发电技术具有十分重要的意义。
IGCC技术 第2篇
在石油趋于匮乏的“能源峡谷”时期,全球都在支持开发清洁、高效和综合利用煤炭的“清洁煤”(Clean Coal)计划,借以落实高效、清洁的大规模电力和热力供应。而其中位居要津的无疑是IGCC(整体煤气化联合循环发电技术)。
IGCC作为“旧能源、新方法”, 是将煤气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统,即整体煤气化联合循环发电系统。世界上很多专家认为,这种发电系统很有可能逐步取代现有常规蒸汽电站,成为燃煤发电技术的一个主要发展方向,七十年代中后期,美国有关科技、企业界纷起响应,一时有全面开花之势。直到2004年,IGCC正式来到中国,得到实质性的发展。
2005年,中国华能集团公司(以下简称“华能集团”)联合8家大型发电、煤炭和投资企业共同组建绿色煤电有限公司,旨在推广IGCC发电技术。
2007年,天津市政府和华能集团签署建设2台40万千瓦IGCC机组的合作协议,预计2009年投入运行。
2008年5月底,鄂尔多斯市与中国神华能源股份有限公司(以下简称“神华集团”)签署合作协议,决定开发建设大规模IGCC项目工程。
IGCC的优势——零排放、利用高
同样都属于煤基发电,为什么很多专家却多次提出要重点发展以煤气化为龙头的多联产系统? 对于这个问题,中国电器工业协会常务副会长邢玉久的回答简单而肯定:“因为IGCC发电系统接近零排放(二氧化碳的近零排放),对煤基的利用率能达到95%。”
毋庸置疑,IGCC是一种商业应用前景非常广泛的洁净煤发电方式,也是 “绿色煤电”的核心技术之一。邢玉久补充道:“与其他的清洁煤发电方式,如超超临界、CFB锅炉等相比较,IGCC最显著的特点就是在煤气化的基础上,更易实现二氧化碳的分离和处理。”因此发电效率更高,污染物排放量更小,耗水量更低,建设周期也更短,比较容易实现商业化、大型化运行。
目前,我国仍以直接烧煤发电为主,排放出大量的二氧化碳,而且还存在热效率较低的现象。自《京都协议》施行后,作为二氧化碳排放大国,中国减排压力很大。业内专家也已经意识到,直接烧煤发电的路线会越走越窄。而IGCC发电系统可以在合成气体后,未燃烧之前提纯二氧化碳,排除二氧化硫和氮气,比直接燃烧煤要干净很多。而提取的二氧化碳还可以得到有效利用,比如用于强化石油开采,可以提高石油采收率一两个百分点;也可用于煤层气的开采等。
事实上,IGCC系统可使电厂营运商利用诸如煤炭的低成本燃料获得接近于天然气的环境表现。据了解,世界近期正在进行和计划的近零排放电站项目包括美国的未来电力、中国的绿色煤电、日本的鹰项目、澳大利亚的零排放发电等等,在治理二氧化碳排放方面都选择了IGCC作为基础。
IGCC在国外——重视高、资助大
据华能集团提供的资料显示,自1972年德国的斯蒂克电厂生产出世界第一台IGCC以来,特别是1984年后世界上真正试运成功的第一座IGCC电站美国Cool Water IGCC,以及1987年美国投运至今的LGTI工程的成功示范,使得全世界对于IGCC将成为21世纪洁净、高效的新一代燃煤发电技术充满信心。
美国一直十分重视清洁煤发电技术的研究开发,在超超临界发电技术和IGCC发电技术之间选择了后者。从1985年到2000年期间,先后建成了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,甚至有的高达80%。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。
在欧盟,1994年和1997年分别建成荷兰Buggenum(253MW)和西班牙Puertollano(300MW)两座IGCC电站并投入运行。其IGCC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,政府对其支持力度大,这些都是欧洲煤气化技术和燃气轮机技术发展的坚实保障。
在日本,IGCC技术的发展始终走的是一条自主研发的道路。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。
世界各国都已经认识到,积极发展IGCC技术,是减排二氧化碳,建设资源节约型、环境友好型社会的迫切需要。据记者获悉,目前世界上已建、在建和拟建的IGCC电站约30座,总容量超过820万千瓦。IGCC已经是世界能源界关注的一个焦点。
IGCC在中国——起步晚、瓶颈多
中国开始认识和研发IGCC,一点也不晚,但是由于某种原因,一直逡巡徘徊,不知所从。
IGCC在国内真正得到发展,应该起源于2004年华能集团率先提出的“绿色煤电”计划。该计划旨在开发大幅提高煤电效率、实现污染物和二氧化碳近零排放的燃煤电站,以应对全球气候变化,实现可持续发展,同时也为形成自主知识产权的IGCC技术并大规模商业化运行起到很大的推动作用。
随着华能集团IGCC示范电站项目的实施,国内几大电力集团也开始独立发展IGCC项目。2006年8月30号,大唐国际发电股份有限公司与沈阳市签订合作协议,准备在沈阳化学工业园区投资建设整体煤气化联合循环发电项目;中国华电集团公司也已经开始了IGCC发电项目的建设,目前正在建设的是杭州半山20万kWIGCC电站项目;神化集团有限责任公司则与浙江省温州市政府签署了开发煤基多联产IGCC项目的“合作框架协议”,计划在洞头建设一个高效、环保、先进的洁净煤发电与化工综合开发项目;中广核集团成员公司中广核能源公司与东菀电化实业股份有限公司在东菀签署IGCC发电项目合作协议,项目计划计划于2008年下半年开工2011年全部建成投产。当前,山西潞安集团、同煤集团等也都在运作煤气化产业。
然而,亚化咨询有统计数据显示,目前,我国的煤化工和石油化工行业已经建成的IGCC多联产项目仅有两个,还有四个项目仍旧处于在建或拟建阶段。
中国推广IGCC技术的力度也很大,可为什么到现在还处于建设试产过程中?神华集团科研部项目主管毛亚林告诉记者:“因受技术成熟性的制约,加上有些设备受制于国外,IGCC项目工程的造价都在上百亿元的水平,走向规模化利用还需要一段路程。”
设备造价过高以及部分关键技术国产化问题一直是阻碍IGCC的发展瓶颈,由于上述原因,同时也造成上网电价偏高、机组运行的可靠性偏低等问题。可想而知,“投资和运行服务成本居高不下也是必然。”毛亚林分析说。
有数据显示,IGCC电厂的成本电价远远高于火电厂,仅电厂建设成本就高出很多。2006年时,火电厂的建设成本是4000元/千瓦,而IGCC电站的建设成本就达到了1000美元/千瓦,是火电厂的2倍多。而从2007年开始,由于原材料涨价引起发电设备价格的大幅上涨,燃气轮机等设备价格甚至翻番,IGCC电站建设成本又有了大幅上升。
在发展IGCC技术过程中,与国外相比,中国在政策与资金的资助问题上还远远不够。曾有一位业内专家在提到中国能源战略时告诉记者:“中国的能源领域始终说不上什么战略部署,短期政策也少有章法。”对于IGCC,亦是如此,缺乏一个详细具体的发展战略和资助政策。
尽管我国已将IGCC发电与多联产技术研发项目列入了国家中长期科技发展规划,并在“十一五”期间作为国家863计划的重大项目立项;“十一五”发展规划纲要也明确提出“启动IGCC电站工程”。但据记者了解,到目前为止,国内所有的IGCC项目中通过国家发展与改革委员会审批的为数极少。业内人士分析,审批迟缓的原因,或与造价昂贵、运行可靠性等有关。
也有业内专家指出,IGCC不存在障碍性的技术难题,开发高能效、低成本的关键技术,打破技术垄断即加快自主技术的工程化是降低IGCC造价的有效手段。只有国内真正实现主要设备的国产化和批量化,打破国际上对核心技术的垄断,才能真正降低IGCC的造价。
华能开建国内首座IGCC电站 第3篇
7月6日, 我国首座自主开发、设计、制造并建设的IGCC (整体煤气化联合循环发电系统) 示范工程项目华能天津IGCC示范电站在天津临港工业区正式开工, 标志着我国具有自主知识产权、代表世界清洁煤发电技术前沿水平的“绿色煤电”计划取得了实质性进展。“绿色煤电”计划将用10年左右时间, 分三个阶段, 第一阶段, 在2011年前, 建成25万千瓦级IGCC示范电站。第二阶段, 研发绿色煤电关键技术。第三阶段, 实施绿色煤电示范项目, 于2016年左右建成40万千瓦级绿色煤电示范工程。
IGCC技术 第4篇
在世界范围内,整体煤气化联合循环发电(Intergrated Gasification Combined Cycle,IGCC)是一种新一代先进的洁净煤燃烧发电技术。它主要由煤的气化与净化部分(气化炉、空分装置、煤气净化设备)和燃气- 蒸汽联合循环发电部分(燃气轮机发电系统、余热锅炉、蒸汽轮机发电系统) 组成。由于IGCC电站项目在节水、环保、发电效率等方面具有突出的优越性,所以目前正在我国大范围的推广和应用[1]。
燃气轮机与常规的发电机组不同,整个燃机透平在运行中产生的功率有约1/2 消耗在压气机中,燃机从启动、点火、加速到自持转速的过程,燃机透平自身做功不足以满足启动的要求,必须外加能量拖动转子转动。随着燃气机组容量的增加,启动装置的型式也有很大的不同,小型燃机一般有柴油机启动式、启动马达式和蒸汽冲动式;大型燃机,如GE 和西门子的E级燃机均用变频启动方式,即通过静态变频器(SFC) 带动同步发电机为同步电动机提供驱动力矩[2]。
华能天津IGCC电站示范工程项目是国家“十一五”863计划重大项目的依托工程,根据气化炉的容量,配套使用“E”级燃机,主机采用西门子公司SGT5-2000E(V94.2) 型燃机,其中静止变频启动装置SFC(Static Frequency Converter)由CONVERTEAM公司提供。本文结合天津IGCC工程的实际情况,介绍机组变频启动的全部过程,并分析运行中的一些特点,以期与同行进行交流与探讨。
1 静态变频启动装置的组成
华能绿色煤电天津IGCC电厂一期工程燃机发电机组其配套的SFC系统如图1所示。
系统由一台变压器,一个直流电抗器,一台整流器和一台逆变器组成。各设备功能如表1所示。
2 静态变频启动装置的原理
静态变频器的作用是把电压和频率固定不变的交流电变换为电压或频率可变的交流电。变频调速的依据是公式n=60 f/p。其中n为同步速度;f为电源频率;p为电机极对数。即电机的旋转速度同频率成比例。电机在工频电源供电时会产生一个大的启动电流,启动和加速冲击很大,而当使用变频器供电时,变频器的输出电压和频率是逐渐加到电机上的,这些冲击就要弱一些。如果仅改变频率而不改变电压,频率降低时发电机定子容易因过电流而损坏,因此变频器在改变频率的同时必须改变电压[3]。
2.1 静态变频启动装置的工作过程
通过SFC 向发电机定子绕组施加电压,同时利用静态励磁装置(SEE)向发电机转子绕组提供励磁,使此时作为同步电动机运转的发电机产生同步力矩,带动转轴使燃机升速至约70%额定转速[4]。燃机在此时被点火运转,拖动电机到额定转速,此时电机作为发电机运行且断开励磁供应。发电机组升速至接近额定转速时,燃机尾气在余热锅炉中产生的蒸汽将汽轮机的转速升速至接近额定转速,此时离合器动作,将燃机、发电机和汽轮机轴系联成一个整体,在转速达额定时,SEE向发电机转子绕组通励磁电流,控制发电机电压最终并入电网。
2.2 转子位置检测,机械角频率和电机电压相角的确定
当同步电机旋转和励磁时,在定子绕组感应出三相电压[5]。用三相相角ωt计算出转子相对于定子的位置。当电机静止时,定子绕组没有感应电压。因此不可能确定转子位置。当电机位于静止状态建立励磁时,通过励磁电流或者磁通量的变化,定子绕组电压发生改变。定子两极相电压确定了转子相对于定子绕组的位置。发电机定子电压L1-L2,L2-L3的测量是由两个直流电压互感器来测量的。电压互感器把测量电压按比例转换成电流,进入ICP232分流电阻和模拟变信号变压器,作为一个等效电压USYN Machine 2。高频高压下,测量值用来生成触发脉冲。第三定子电压L3-L1通过其他两相计算得出。积分电路判断三相电压的极性。在此基础上,当有触发信号时,发电机侧变换器的两个晶闸管桥臂在给定旋转方向提供了最大的转矩。存储结果直到电源侧变换器和发电机侧变换器释放。在等待时间期间,此时电机磁通量达到它的稳态值[6],如图2所示。
当转子开始低转速时,转动动作在定子上感应出一个非常低的电压。每一次检测到零序电压,转子旋转到下一个60°。当前电机频率和/或角频率ω(t)和相位角φ(t)=ωt发送到发电机侧变换器控制器触发装置(32)时, 这个模式叫作滑动-积分模式。
随着电机频率增加,电机终端电压也会增加。当电机频率达到一定高频时,PLL可以直接判断定子电压。在这种情况下,PLL1{31.2}确定电机电压的相位角φ(t)=ωt和角频率ω(t),同时传输到发电机侧变换器控制器触发装置。PLL2与PLL1目的相同。PLL2同样也接受和判断相电压L1-L2和L2-L3。
3 变频启动的步骤
华能天津IGCC电站示范工程SFC的工作步骤包括:启动升速、吹扫、降速点火和升速4个阶段,如图3所示。启动过程中发电机电流和转速的关系如图4所示。
3.1 启动升速阶段
同步发电机先由盘车装置带到一定的转速,然后按照要求依次合上SFC隔离刀闸、电源侧断路器。当逆变器启动时,首先切换SFC电源侧变换器断路器;然后执行初始触发,释放励磁电流控制器,建立转子磁场ΦF,从而在定子绕组上感应出电压。从极性中测量定子感应电压和确定转子位置,这样确定了发电机侧变换器的触发顺序。然后依次出发,使发电机升速。
3.2 吹扫阶段
燃气机组启动过程中,为防止点火时发生爆燃损坏机组,需要在点火前维持约900 r/m的转速进行吹扫,该阶段SFC的输出电流和转速不变。
3.3 降速点火阶段
燃气机组吹扫阶段完成后,SFC装置降低转速至480 r/m配合燃气机组点火启动。该阶段发电机的电流和电压降为0,转子的转速由900转开始下降,达到480转后由TCS(燃机控制系统)发点火令。
3.4 升速阶段
燃气机组点火成功后,SFC和燃气机组共同带动发电机进行升速。虽然SFC的输出电流保持不变,但是随着燃料量的增大,发电机平稳升速。当发电机转速达到2 250 r/m时,SFC输出电流和励磁电流全部降为0。此时跳开相应开关,将SFC和励磁退出,然后由燃气机组拖动升速至额定转速[7]。
4 结论静态变频启动装置和同期系统的配合
同期并列是发电机组开机电气试验中的最后一环,也是最重要的一步。长期的不良操作,会给发电机组带来严重的累积损伤。因此,必须确保同期系统的正确性、可靠性,提高机组的并网操作质量。发电机组非同期并列时,将产生很大的冲击电流和电磁转矩,冲击电流将对发电机定子端绕组产生强大的应力;电磁转矩则对轴系统产生强大的扭应力,轻则轴系扭振形成疲劳损耗,缩短使用寿命,重则大轴即时断裂[8]。
发电机组只有与系统并网后,才能向电网输送有功和无功,其准同期并列必须满足以下条件,如表2所示。
燃气机组由于静态变频启动装置的存在,在SFC的启动过程中,发电机的定子上存在电压和电流,转子上也存在励磁电流,这样燃机的同期系统就不能简单地考虑自动准同期的并列条件。在燃机的并网过程中还要加入与SFC隔离开关的闭锁条件。
在国内燃机的常规设计当中,通常的设计分工是:燃机由一家设备制造厂提供,包括发电机保护、同期、励磁和SFC等系统;而主变压器和并网断路器等设备则由另外一家设计院设计。两者的单独设计就导致了两者的接口部分往往容易被忽视[9]。例如华能IGCC电厂燃机的设计当中就忽略了SFC隔离开关和并网断路器之间的联锁;电力设计院对并网断路器的合闸只考虑到了并网断路器的同期条件;西门子设计的SFC隔离开关合闸条件也只考虑到了SFC本身的要求。很明显,这样的考虑是不妥当的,一旦在机组并网运行期间误合SFC隔离开关,会造成系统电压串入到SFC系统的危险。通常发电机封闭母线的电压为18 kV,远远高于上面提到SFC的输出电压,这会对SFC系统造成毁灭性的伤害。经过与设计院及西门子方面的沟通,在并网断路器的合闸回路中增加了SFC隔离开关的常闭节点闭锁。在SFC隔离开关的合闸条件中增加了并网断路器分闸以及母线电压低于5%两个条件,在硬件上有效避免了误操作的发生。修改后的条件如表3所示。
经过修改后的并网逻辑很好地保证了燃机同期系统安全稳定的运行,如图5所示。燃机系统的假同期波形非常的完美[10],合闸时压差0 V,发电机超前系统1.0°,频差为0.04,压差、频差、角差都很好地控制在并网定值以内,燃机经过几十次的启动,每次的同期并网均一次成功,没有出现过异常情况。
(1) 在变压器冲击过程中,变压器保护的定值整定应该能可靠地对变压器起到保护作用,但也要保证在正常冲击过程中,存在励磁涌流和负序电压的情况下,保护不误动。因此在定值的整定过程中要考虑励磁涌流的幅值,谐波含量和衰减时间以及负序电压的幅值和衰减时间。
(2) 变压器定值的整定计算过程中,不仅要遵循理论计算和经验,也要结合现场一次设备的具体情况,这样二次保护装置才能有效地保护一次设备的正常运行。
5 结 语
静态变频器启动装置作为大型燃气轮发电机组的启动设备,不仅启动容量大,满足机组频繁启动的要求,随着我国静态变频系统在燃气轮机中的广泛应用,应对其启动特性等技术做进一步研究,并深入理解静态变频系统原理,系统掌握启动步骤及特性,从而更加有效地保证静态变频启动的顺利完成,是很有必要的。在实际工程运用当中,一定要注意静态变频启动过程中的特点,做好与同期系统以及保护系统的配合, 有效地保护设备安全和保证变频启动顺利完成。
摘要：为了对大型IGCC电站燃机变频启动调试工作提供指导,结合华能天津IGCC示范电站燃机项目实例,通过对IGCC电站示范项目静态变频装置的阐述,分析了静态变频装置的工作原理、工作过程以及特点。依据燃气机组现场调试过程的实验记录,分析了燃气机组同期系统可能出现的问题,讨论了同期系统的逻辑,并给出了修改意见,使静态变频装置和同期系统能很好的配合。
关键词：燃机,静态变频启动装置,同期系统,IGCC
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我国高硫煤利用与IGCC发展前景 第5篇
我国煤炭资源丰富, 总量居世界第三位。但是, 由于我国地质条件原因, 煤炭分布不均, 并且煤炭种类也较多, 其中所含的化学成分也较为复杂, 高硫煤就是一类硫资源含量较为丰富的煤炭资源, 并且在我国煤炭资源中, 高硫煤的比较较大, 是一种重要的煤炭资源。由于含硫成分较多, 因此, 如何更好的合理利用高硫煤来服务国民生产是当今能源科学研究的一个重要课题。在众多技术中, IGCC (整体煤气化联合循环发电系统) 作为一种煤炭资源利用高效化的技术能够很好的解决这一课题, 并且产生其他的一系列效益。本文主要将高硫煤的利用与IGCC技术结合分析, 注重分析IGCC对高硫煤的利用。课题研究具有非常重要的实际意义, 能够对高硫煤的高效利用研究提供技术帮助。
2 我国高硫煤分布及利用
2.1 我国高硫煤分布分析
与其他煤种相比, 高硫煤主要形成于晚石炭世-早二迭世 (北方) 和晚二迭世 (南方) 两个成煤期, 由于这两个时期主要是海陆交替沉积的时期, 所以, 煤中的硫含量较高, 特别是晚二迭时期形成的煤种, 其硫含量都在3%左右, 最高达到10%。由于这两个时期是煤炭资源形成的重要时期, 因此, 使得高硫煤储量在总煤炭资源的比重也较大。在有探明的煤炭资源中, 高硫煤占到了将近10%左右的煤炭量。
与总体煤炭资源分布情况大体一致, 我国高硫煤资源也呈现地域性分布特点, 主要分布于西南及西部地区, 对硫成分大于3%的煤炭资源进行地域归类, 其主要分布省份如表1所示。
我国煤炭资源的总储量的分布规律是北多南少, 特别是像四川等, 其总体煤量占全国总煤量比重不到2%, 在这些煤炭资源中大多数都以高硫煤的成分出现, 因此, 如何更好的利用高硫煤, 对于这些贫煤、高硫煤储量较高的地域具有重要的意义。
2.2 高硫煤的主要利用方式
2.2.1 脱硫后直接应用
作为选煤技术的重要手段, 对高硫煤进行脱硫之后, 直接用作生产燃料是当今高硫煤利用的主要形式。脱硫的主要工作原理就是通过一定的技术手段, 降低煤中的硫含量, 使煤炭在使用过程中, 降低对环境的破坏。根据脱硫原理不同, 现代煤炭脱硫技术分为物理脱硫、化学脱硫以及微生物脱硫三种技术。通过脱硫技术得到的低硫量的煤, 可以作为正常的煤炭资源进行利用。
2.2.2 高硫煤制甲醇
由于高硫煤直接使用危害巨大, 因此, 将高硫煤转化为其他能源利用是一个非常好的途径。将高硫煤转制为甲醇进行合理利用, 是现在高硫煤应用的重要方向, 无论在技术还是具体应用等方面都已经转化为现实。从2007年底, 我国第一套大型高硫煤制甲醇设备投入生产开始, 高硫煤制甲醇已经成为高硫煤高效利用的重要手段。它既解决了高硫煤的应用问题, 也解决了能源不足的问题, 在这个过程中获得了很好的经济和社会价值。
2.2.3 高硫煤用于IGCC发电技术
如果说高硫煤脱硫应用是高硫煤应用的过去, 高硫煤制甲醇是高硫煤应用的今天, 那么, 用于IGCC发电则代表着高硫煤应用的未来。高硫煤用于IGCC发电技术属于煤气化的应用范畴, 它是将高硫煤通过一定的技术手段气化之后, 进行发电。这种技术是真正意义上的高硫煤高效应用, 使得高硫煤的应用具有广阔的前景。
3 利用IGCC技术进行高硫煤的综合利用
IGCC技术的全称是整体煤气化联合循环发电系统, 它将煤气化和高效联合循环发电系统结合, 进行煤炭资源的高效利用, 并且它的能量来源主要是高硫煤。IGCC技术是近几年才被开发并应用的新型发电技术, 在我国应用也是刚刚起步阶段。对于利用IGCC技术进行高硫煤的综合利用将从IGCC技术的主要技术特点等几个方面进行探讨。
3.1 IGCC技术原理
通过IGCC技术的基本定义就可以看出, IGCC包括两个组成部分高硫煤气化部分和整体发电系统。第一部分的主要设备有气化炉、空分装置、煤气净化设备 (包括硫的回收装置) , 第二部分的主要设备有燃气轮机发电系统、余热锅炉、蒸汽轮机发电系统。它的工作原理是将高硫煤首先经过第一部分进行气化, 在气化的过程中将其中的硫成分进行合理的回收, 达到煤净化目的, 然后将净化的煤气送入第二个系统, 与蒸气结合进行发电。具体的工作流程如图1所示。
3.2 IGCC技术在高硫煤利用中的优点
3.2.1 脱硫效率更高
在现在的技术水平下, IGCC在煤的净化效果方面, 能够达到45%, 这在一般的煤净化方面是无法达到的, 而其脱硫效率更高, 达到了99%, 这一数据无论是传统脱硫技术还是普通发电系统中都是不可能实现的。通过发电之后, 其污染物的排放量仅仅是普通煤发电站的10%左右, 二氧化硫的排放量为每立方米25mg, 远远小于国家规定的每立方米1200mg的标准。而在其他的污染物方面, 氮氧化物排放量仅仅是常规的发电站排放物的1/5, 耗水量为1/3。这些数字直观的表明, 无论在脱硫率还是环保方面, IGCC技术与传统的发电技术相比已经非常完美。特别是在高硫煤脱硫方面, IGCC已经达到了真正意义上的无硫煤化工。
3.2.2 能够高效回收硫资源
与脱硫技术以及高硫煤转化技术不同, IGCC技术能够高效回收硫资源。在整个IGCC系统化中, 能够将高硫煤中的化和形态的硫转化为硫单质进行直接回收。在实际的回收效果中, 被I G C C系统脱掉的99%左右的硫中, 有超过99.8%的以单质硫形态被回收, 实际排除的硫化物浓度很小。在我国, 硫资源主要赋存于岩石和各种矿产资源中, 在实际的矿山开采过程中, 大量的硫资源被浪费, 使得我国硫资源较为贫乏, 通过IGCC技术可以很好的回收煤炭资源中的硫, 在净化煤炭资源的同时, 获得了较多的硫资源, 这是其他煤化工方式无法比拟的。
3.2.3 能源的高效循环利用
IGCC技术的另一个主要技术优点是能源的高效循环利用。由于高硫煤中硫的含量较高, 因此, 在传统的煤炭发电技术中, 由于无法彻底的洁净能源, 煤炭燃烧之后很多热量都以硫化物、氮氧化物的形式排走, 使得煤炭资源的利用率较低。通过IGCC技术, 煤炭汽化与发电系统直接相连, 整个系统处于一个较为封闭的状态, 能源的循环和利用都在系统内部完成。使得, 所有热量全部用来发电。另外, IGCC回收并且循环利用各种废弃能源, 使得能源利用更加彻底。
3.2.4 节省其他成本
与传统的煤炭发电系统相比, I G C C系统在投入使用之后可以节省更多的成本投入。传统的热力发电中, 其基本程序较为复杂, 首先要对煤炭资源进行脱硫处理, 特别是对高硫煤, 脱硫成本较大;其次, 直接然后煤炭资源, 进行火力发电, 设备等投资是成本中的很大一部分;第三, 对所排除的废气等进行治理, 这一过程还需要进行陈本投资。并且, 在整个过程中要投入大量的人力成本。相比而言, IGCC系统的成本投入几乎都在正式运行之前, 在整个系统工作过程中无需二次成本投入, 并且由于主要通过计算机进行系统控制, 节省了大量的人力资源投入。
3.3 IGCC技术在高硫煤利用中的价值分析
3.3.1 环境价值
通过前文中的分析可以看出, IGCC技术对高硫煤的脱硫几乎实现了完全化, 其在排放的废弃物中硫化物以及氮氧化物的含量非常少, 达到了环保的效果, 其环境价值非常明显。随着IGCC技术的进一步发展和升级, 对高硫煤的利用将会更加彻底, 各种有害其他的排放将更少, 可以真正实现“绿色煤电”。IGCC技术在环境价值非常突出也非常重要的。
3.3.2 经济价值
与环境价值相比, I G C C技术的经济价值则更加直观。首先, 它最大化的利用了煤炭资源, 使得能量利用率增加, 节省了大量的资源;其次, 在系统建设和投入使用过程中节省了大量的投入成本, 经济价值明细;第三, 在高硫煤脱硫的同时, 回收了大量的硫资源, 硫的市场广阔, 价格较高, 因此, IGCC系统获得了二次经济。因此, IGCC技术对于高硫煤利用与普通煤电厂相比可以获得更大的经济价值。
3.3.3 可持续发展价值
无论是环境价值还是经济价值, I G C C技术在高硫煤利用中的价值集中体现可以归结为可持续的发展价值。由于我国是典型的发展中国家, 因此, 必须研究自然的、社会的、生态的、经济的以及利用自然资源过程中的基本关系, 以确保各种社会资源的可持续发展。IGCC技术最典型的特点有两个, 即完全脱硫化和能源循环利用化, 这两个方面体现了可持续发展过程中的环境生态要求和能源可持续利用要求。所以, IGCC技术的可持续发展价值非常高。
4 IGCC技术在高硫煤利用方面的挑战
作为一种能源高效利用技术, 特别是对高硫煤的利用, IGCC技术无疑是解决现代能源紧张以及环境问题的良好手段。但是, 前文中提到, IGCC技术代表着高硫煤利用的未来, 因此, 在现阶段技术和大环境下, IGCC技术的发展和推广面临着重大的挑战。
4.1 系统建设成本较高
相比而言, IGCC系统较普通电厂的投资成本要高很多, 当然这并不与节省其他成本问题相冲突, 因为IGCC系统的陈本投资是一次性完成的。据统计, 这个IGCC系统的建成和后期的完善, 将达到数亿美元, 而且并不包括一些额外的保养投入等。这与普通的电厂相比是非常巨大的投入。尽管IGCC技术在高硫煤的脱硫方面表现出了极大的潜力, 但是, 通过多次进行传统的脱硫方法也一样可以达到完全脱硫的目的, 仅仅是在时间和精力上的投入增加而已, 但是同样可以体现优越的经济价值。
4.2 系统建设到运行时间较长
进入二十一世纪以来, 全球经济处于一个发展-衰退-复苏的过程, 特别是近几年时间, 由于刚刚经历了经济危机, 经济处于复苏阶段。在经济复苏的过程中, 对于能源的需求较大, 因此, 无法提供大量的时间来获取能源。而IGCC系统对于能源的实现的弱点恰恰在此, 从系统的规划到建设再到最后的运行, 大约需要3到5年的时间。而普通发电厂无论在建设时间还是发电工艺方面都非常成熟, 所以, 迫切要求发展的经济对于普通电厂有更大的需求和认可, 所以, 在近几年的时间里, IGCC技术还是无法进行大规模的推广并被使用。
4.3 IGCC系统与我国现阶段经济发展的要求不吻合
对我国而言, IGCC系统在一段时间内还并不是能源需求的主要方式, 这是由于几个方面决定的。首先, 技术并不成熟。相比国外而言, IGCC技术的研究和推广起步较晚, 发展较缓慢, 所以并没有一种较成熟的流程工艺作为参考;其次, 高硫煤的分布。我国高硫煤主要分布于西部和西南欠发达的地区, 无论是环境条件还是资金投入都非常欠缺, 无法进行高洁能源的完全利用;第三, 我国经济发展的要求决定。我国处于并且在一定时期内仍然处于低水平的经济发展阶段, 因此, 对于能源的需求较大, IGCC技术推广的短板恰恰是不能及时的满足经济对于能源的需求。所以, 总体而言, 在现阶段经济发展环境下, IGCC系统无法在我国进行大规模的推广。
5 IGCC技术及高硫煤利用的前景
尽管在短时期内, 普通发电和脱硫技术仍然是能源需求的重要方式, 但是, 从可持续发展角度而言, IGCC技术必将成为未来动力与洁净能源开发利用的主要选择。
5.1 IGCC具有广阔的商业运行空间
随着IGCC技术的进一步发展和成熟, 整体系统已经从最开始的200M W以下功率提高到300-400M W容量, 并且进入了商业示范阶段。现在新型工业燃气轮机的进气初温已达1430℃, 用以组成的IGCC系统净效率应将超过50%。以先进的H级燃气轮机为核心的前置SOFC (固体氧化物燃料电池) 、后置HAT (湿空气透平) 循环的IGCC的发电效率将达到60%~70%以上。目前, 由于I G C C技术的发展、环保标准的提高和石油、天然气等能源价格走势等多重因素, IGCC正逐步从商业示范走向商业应用阶段。据统计, 全世界已经运行的I G C C电站有59座, 最高发电效率已达45%, 为IGCC未来电站建设积累了丰富的经验。全球已经宣布或正在规划中的I G C C项目大约50多个, 如图2所示。
5.2 功率更大、性能更加稳定的煤气化炉将被研制
开发和利用性能更加稳定的气化炉是I G C C技术发展的一个重要目标。现阶段, IGCC系统主要使用喷流床气化炉, 但是其发展的空间和潜力是有限的, 所以, 不同技术融汇和渗透将使煤气化技术有大突破, 如气化技术和流化床燃烧技术的汇合, 炉内固态脱硫和炉外气体净化技术的互补, 使煤在气化过程中就经济有效地去掉大部分硫, 从而简化或省去后置的煤气净化设备。在改善气化炉的性能方面特别侧重于提高碳的转化率和冷煤气效率。在改善运行可用率方面则侧重于提高高温炉衬 (砖) 和喷嘴的使用寿命, 合理地设计气化炉的排渣系统。此外, 还有增强气化炉对煤种的适应性, 探索不同煤种所宜选用的气化炉类型。这些更加符合能源最大化的气化脱硫设备的研制不仅是IGCC技术的一个方向更是能源利用发展的要求。
5.3 IGCC系统的目标多联产的能源»系统
与其他工业流程相结合。形成一个以煤气化为核心的多联产的能源系统, 是IGCC系统的核心。以IGCC和煤气化技术为龙头, 生产电力、热力、及多种化工产品的联产技术是一种跨越式发展。较为全面的IGCC发电系统中, 其组成结构和组成部分较为复杂, 不仅仅有煤气化与发电系统, 更重要的是综合了能源循环利用系统。能够将各种气化能源进行回收利用, 进行二次发电, 达到了能源利用高效、环保的效果。这种多产联的整体系统包含了能源利用、环保以及循环等各种理念, 如图3所示。从图上可以看出, 通过IGCC系统, 各种能源可以变为固、液、气等直接原料, 并且经过各种汽化分离以及循环汽化, 使得能源利用达到最大化。
6 结语
IGCC作为一种高效能源与循环利用系统对于社会发展具有重要的意义, 特别是在高硫煤脱硫方面, IGCC的优势更加明显。随着技术的进一步研究和成熟, IGCC的商业前景将更加广阔, 它所体现的环保理念以及可持续发展价值必然使其成为未来能源开发利用的重要方式。
摘要：我国高硫煤资源非常丰富, 如何更好的利用来辅助国民经济发展具有重要的社会意义。IGCC作为一种高效的能源利用技术, 在高硫煤脱硫以及煤炭能源利用最大化方面具有很大的优势, 能够作为高硫煤利用主要方式。本文针对高硫煤利用与IGCC发展两个方面开展课题探讨, 将二者作为统一的问题进行分析, 首先对我国高硫煤分布及利用进行了介绍, 随后, 就高硫煤用于IGCC发电技术的技术原理、技术优势等做了详细的分析, 同时分析了现阶段条件, 阻碍IGCC广泛推广的主要问题, 最后, 从三个方面就IGCC的发展前景进行了分析和预测。
关键词：高硫煤,脱硫,IGCC技术,发电
参考文献
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IGCC技术 第6篇
整体煤气化燃气一蒸汽联合循环(Integrated Gasification Combined Cycle)简称IGCC,是空气分离技术、煤或石油焦的气化技术、煤气的净化技术、高性能的燃气一蒸汽联合循环技术以及系统的整体化技术等多种高新技术的集成体。它是在二十世纪七十年代西方国家石油危机时期开始研究的一种洁净煤发电技术,具有环保高效特点的,被誉为本世纪最具发展潜力的发电技术之一。到了二十世纪八十年代,IGCC开始应用到炼油行业,将炼油工艺中的劣质产品一石油焦经气化生产合成气,用于发电或生产蒸汽,或将合成气进一步处理生产合成氨、甲醇、氢气等化工原料。
1 IGCC工艺过程及特点
IGCC是将煤或石油焦气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统。它主要由两大部分组成,即煤或石油焦的气化与净化部分和燃气一蒸汽联合循环发电部分。第一部分的主要设备有气化炉、空分装置、合成气净化设备;第二部分的主要设备有燃气轮机发电系统、余热锅炉、蒸汽轮机发电系统。
1.1 工艺过程
煤或石油焦经过处理后变成煤粉或者水煤浆,然后与水蒸汽及来自空分装置的纯氧气一起喷入气化炉中,在1400℃以上的条件进行气化反应生成中热值(热值为10467～20943kJ/m3)或低热值(热值为4187～10467kJ/m3)的合成气(CO+H2),高温的合成气经过冷却后进入合成气净化设备除去合成气中的硫化物、氮化物、粉尘等污染物,变为清洁的气体燃料。净化后的合成气送入燃气轮机的燃烧室燃烧,加热气体工质以驱动燃气透平做功发电,同时燃气轮机排出的高温气体进入余热锅炉加热锅炉给水,产生高压蒸汽驱动蒸汽轮机做功发电。典型的IGCC流程示意图见图1。
1.2 工艺特点
1.2.1 IGCC的节能优势
(1)热效率高,可以发挥热效率的最大潜力。IGCC的高效率主要来自联合循环,燃气轮机技术的不断发展,使它发挥了效率的最大潜力(IGCC发电效率高于42%,而一般锅炉发电效率只有32%左右)。
(2)耗水量少,耗水比常规汽轮机电站少30%～50%,这使它有利于在水资源紧缺的地区发挥优势。
(3)能综合利用煤炭资源,组成多联产系统。煤和石油焦的气化除了用来发电外还以生产合成氨、甲醇、氢气等化工原料,使煤和石油焦得以充分综合利用,有利于降低生产成本,提高能源利用率。
1.2.2 IGCC的环保优势
(1)脱硫率高,脱硫成本低
IGCC装置的脱硫率可达98%～99%。这在使用含硫量高于3%的高硫份煤或者高硫石油焦时优点更为突出,这也使得IGCC装置的燃料范围更广,可以燃用各种品位的煤种和石油焦,尤其适于燃烧劣质煤。相比之下,由于燃煤电厂的烟气量巨大,而烟气中SO2的浓度却很低,因此常规燃煤电站脱硫费用较高。此外,在高压气化条件下,煤气的体积比小,因此IGCC煤气脱硫装置的尺寸比燃煤电站的烟气脱硫净化装置要小的多,煤气脱硫成本也比烟气脱硫的成本低1/3以上。
(2)对NOx排放的控制效果好
在IGCC装置中,由于气化炉内采用纯氧燃烧,因此不存在随空气进入的氮气,热力型NOx生成量很少,同时生成的少量燃料型NOx在还原性气氛中也容易被还原。并且在燃烧室内采用将氮气回注到燃烧区、煤气增湿、向燃烧室喷水或蒸汽等措施来降低燃烧温度以抑制生成热力型NOx。
(3)CO2排放率降低
温室气体引起的全球变暖是当前也是未来能源和环境协调问题中最引人关注的热点和难点,世界各国都在致力于研究减少CO2排放的有效措施。尽管目前IGCC装置还不能大幅度减少CO2排放,但其可以实现在燃料燃烧前将CO2分离和捕集。由于IGCC装置气化炉内多采用气体作为气化介质,煤气化产物主要是CO和H2 (含碳量高的燃料,燃烧产物主要是CO2),经进一步的水煤气化反应后,容易转化成CO2和氢气。由于煤气压力及CO2浓度较高(达35%～45%),因而脱除CO2比烟气中更容易。
(4)粉尘零排放
由于IGCC装置采用先将煤或石油焦转化为合成气,合成气净化后再燃烧的方式,这样就克服了由于煤或石油焦的直接燃烧产生的环境污染,其粉尘排放几乎为零。
总之,由于IGCC装置具有这些优越性,近期IGCC装置得到迅速发展。目前,世界上已有数十套以石油劣质产品为原料的IGCC装置在炼油厂中运转。石油加工中劣质产品高硫焦、沥青、渣油等通过IGCC装置,不仅解决了这些劣质油品的出路,实现了高硫油品的利用加工,同时还可以向全厂提供所需要的氢气、高压蒸汽、电、氮气、氧气等,多生产符合环保标准的轻油产品,使原油中的硫类杂质变成H2S集中处理,最终实现清洁化的生产目的。
2 IGCC装置在炼油厂的作用与地位
随着原油的劣质化及社会与环境发展的需要,现代炼油厂的加氢能力大大增加,氢气的需求随之增加。我国很多炼油厂都需要用轻烃水蒸汽转化制氢作为补充,氢气成本高,又降低了轻质油的收率。如果采用石油焦气化制氢,将会大大降低氢气的成本。
现在已有美国Motiva Delaware City、Exxon Bay town等工厂的数套IGCC装置采用石油焦作原料(如表1),另有西班牙Puertollano、日本宇部氨厂等电站的IGCC装置采用煤和石油焦混合作原料(如表2),还有一批以劣质油品为原料的IGCC装置在运行(如表3)[3]。
如壳牌公司在波尼斯炼油厂建造一套气电联产(IGCC)—制氢装置,原料为减粘裂化渣油。这套气化装置(壳牌气化技术)有三个平行的反应器系列,进料为550 kt/a减粘裂化渣油和蒸汽裂解焦油,生产2.8 Mm3/d氢气,以满足加氢裂化装置对氢气的需求,同时发电115MW售给电网。此外,还联产蒸汽提供给炼油厂。该气化装置于1997年投产。SFA Pacific公司认为,这套装置对于未来炼油厂是一个范例,即炼油厂生产的高硫渣油全部在厂内消化,作为气电联产/氢气装置的原料,从而大幅度降低硫排放[2]。
2003年金陵石化公司引进德士古公司的水煤浆加压气化技术改造本厂的化肥装置,采用煤和石油焦替代石脑油做原料生产化肥,并于2005年10月投产。改造后每年消化含硫石油焦320kt,大大降低了化肥的生产成本,也减少了加工含硫原油对环境的污染。同时,新增30～40 kt/a高纯氢气供炼油生产用,其氢气的生产成本仅为原用石脑油制氢气的三分之一[4]。
3 结语
炼油工业目前面临的形势是含硫、重质原油日益增多,而对轻质油需求量逐年增加,环保对油品规格中硫等杂质含量的要求日趋严格。因而,炼油厂必须不断改进炼油工艺,才能达到提高产品质量,减少重燃料油产量的目的。
由于IGCC工艺可以有效利用炼油厂中诸如高硫焦、渣油、沥青等劣质产品,实现清洁化生产,并向炼油厂提供电力、蒸汽、氢气及化工产品,能取得一举三得的效益。因此有人说,设有IGCC装置的炼油厂是本世纪的典型炼油厂。在目前环境保护和社会条件要求日益严格的情况下,以劣质产品为原料的IGCC技术将大有前途。以劣质产品为原料的IGCC装置将会在现代炼油工业中占据越来越重要的地位。
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