IGCC整体煤气化联合循环技术完整的资料

IGCC百科名片IGCＣ（Intｅgrated Gasiｆiｃatiｏn Coｍbiｎｅd Ｃyclｅ)整体煤气化联合循环发电系统，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。

它由两大部分组成,即煤的气化与净化部分和燃气-蒸汽联合循环发电部分。

目录[隐藏]基本简介原理分类喷流床气化炉流化床气化炉固定床气化炉特点发展障碍基本简介原理分类喷流床气化炉流化床气化炉固定床气化炉特点发展障碍•前景[编辑本段]基本简介IGCC整体煤气化联合循环它由两大部分组成,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。

IGCC的工艺过程如下:煤经气化成为中低热值煤气，经过净化,除去煤气中的硫化物、氮化物、粉尘等污染物，变为清洁的气体燃料,然后送入燃气轮机的燃烧室燃烧，加热气体工质以驱动燃气轮机作功，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作功。

其原理图见下图[编辑本段］原理ＩGＣC技术把高效的燃气－蒸汽联合循环发电系统与洁净的煤气化技术结合起来,既有高发电效率，又有极好的环保性能，是一种有发展前景的洁净煤发电技术。

在目前技术水平下,IGCC发电的净效率可达43%～45％,今后可望达到更高。

而污染物的排放量仅为常规燃煤电站的１/１０,脱硫效率可达9９%,二氧化硫排放在25ｍg／Nm３左右。

(目前国家二氧化硫为1 2０0mｇ/Nｍ3），氮氧化物排放只有常规电站的１５%－-20％,耗水只有常规电站的1/2-1/３,利于环境保护。

[编辑本段]分类由图中可以看出IＧCC整个系统大致可分为:煤的制备、煤的气化、热量的回收、煤气的净化和燃气轮机及蒸汽轮机发电几个部分。

可能采用的煤的气化炉有喷流床(enｔｒained ｆlow bed)、固定床(fiｘed bed）和流化床(fluidized bed)三种方案。

在整个IGCＣ的设备和系统中，燃气轮机、蒸汽轮机和余热锅炉的设备和系统均是已经商业化多年且十分成熟的产品,因此IGＣC发电系统能够最终商业化的关键是煤的气化炉及煤气的净化系统。

具体来说,对IGCC气化炉及煤气的净化系统的要求是：a) 气化炉的产气率、煤气的热值和压力及温度等参数能满足设计的要求b) 气化炉有良好的负荷调节性能，能满足发电厂对负荷调节的要求c) 煤气的成分、净化程度等要能满足燃气轮机对负荷调节的要求d) 具有良好的煤种适应性e)系统简单，设备可靠，易于操作,维修方便，具有电厂长期、安全可靠运行所要求的可用率f）设备和系统的投资、运行成本低［编辑本段］喷流床气化炉喷流床是目前ＩGＣＣ各示范工程中采用最多的一种气化炉。

IGCC它是一种高温、高压煤粉气化炉，气化炉的压力为２0－６0bar,要求采用9０%以上的颗粒小于100μm的煤粉,采用氧、富氧、空气或水蒸气作为气化剂,当以氧为气化剂时,气化炉炉膛中心的火焰温度可达2０00℃。

由于是高温气化，在产生的粗煤气中不可能含有很多碳氢化合物、煤焦油和酚类物质,煤气的主要成分是CO、H2、CＯ2和水蒸气,离开气化炉的热煤气温度在1200-1400℃,往往高于灰的软化温度。

为了防止热煤气中已软化了的粘性飞灰在气化炉下游设备(余热锅炉）粘结堵塞，将除尘后的冷煤气增压后再返送回煤气炉的出口和热煤气混合，将热煤气的温度降低到比灰的软化温度低50℃,然后,热煤气再经过气化炉的余热锅炉(辐射和对流蒸汽发生顺)产生饱和蒸汽,同时使热煤气的温度降低到200℃左右,约50%的煤中灰分在气化炉高温炉膛中心变成液态渣,由炉底排出并通过集渣器送入渣池。

煤粉灰中的以飞灰的形式随热煤气，帮煤气须经除尘、洗涤脱硫处理，成为清洁的煤气,再送往燃烧室。

喷流床气化炉由于是煤粉高温高压气化，因此煤种适应性广，碳转化率高,能达到9９%以上。

当前在欧美各地IGCC示范厂所选用的喷流床气化炉有：美国德士古和ＣE炉,荷兰的Sｈeｌｌ炉,德国的Ｐrｅnｆlｏ炉。

给煤方式有湿法水煤浆给煤(如德士古炉）和干法给煤（如shｅll和Prenｆlo炉)。

由于喷流床气化炉的单炉生产能力大，并且具有较高的效率,燃料适应性广，因而在今后发展大容量高效率的ＩGCC电站中具有强有力的竞争地位。

[编辑本段]流化床气化炉流化床气化炉可以充分利用床内气固两相间的高强度的传热和传质,使整个床层内温度分布均匀,混合条件好,有利于气化反应的进行。

同时，可以利用流化床低温燃烧，在燃烧和气化过程中加入脱硫剂（石灰石或白云石），将产生的大部分SO2和H２S脱除。

由于流化床气化炉内的反应温度一般控制在85０－1０00℃，因此,它产生的焦油、烃、酚、苯和萘等大分子有机物基本上都能被裂解为简单的双原子或三原子气体,煤气的主要成分是C Ｏ和Ｈ2，CH4的含量一般少于2％。

当前，用于ＩGCC系统的流化床气化炉有KRW炉,Ｕ-Gａｓ炉和温克勒炉等。

[编辑本段]固定床气化炉固定床气化炉是最早开发出的气化炉,它和燃煤的层燃炉类似，炉子下部为炉排，用以支承上面的煤层。

通常，煤从气化炉的顶部加入，而气化剂(氧或空气和水蒸气)则从炉子的下部供入，因而气固间是逆向流动的。

这种气化炉和燃煤的层燃炉一样,对煤的粒径有一定的要求。

ＩＧCC固定床气化炉有两种煤气出口集团的设计。

粗煤气唯一出口位置设计在干燥区上面煤层的顶部,称为单段气化炉,此时出口处煤气的温度为370－5９0℃,在这煤气温度下，气的油和煤焦油等会发生裂解和聚合反应，从而生成彼一时质焦油和沥青。

同时高温煤气穿过煤层时产生的剧烈干馏会使煤发生爆裂,产生大量煤尘，并随粗煤气一起带出气化炉。

因而这种单段气化炉的粗煤气质量是比较差的。

另一种设计是，有两个煤气出口,除了在干燥区上部的出口外，另一个则在气化区的顶部,煤气产量的一半从这个出口离开气化炉。

由于流经挥发分析出区和干燥区的煤气量只有单段炉的，有利于防止由于煤的爆裂而产生的大量煤尘,而且不会产生彼一时质焦油和沥青。

因此,两段炉产生的粗煤气的质量是比较好的。

用于IGCC系统的固定床气化炉主要是鲁奇炉,世界上最早的德国IGCC 示范厂采用的就是鲁奇固定床单段固态排渣气化炉。

这种气化炉的最大缺点是，使用焦结性煤时,容易造成床体阻塞,使气流不畅,煤气质量不稳定。

此外，由于煤在气化炉内缓慢下移至变成灰渣需停留0.5－１个小时,因而单炉的气化容量无法设计得很大。

而且，排出的煤气中还含有大量的沥青、煤焦油和酚等,使煤气的净化处理过程十分复杂。

为改善上述问题,强化煤的气化过程,英国煤气公司在固态排渣鲁奇炉的基础上，将其发展成液态排渣鲁奇炉。

液态排渣气化炉由于其燃烧区的温度较高，因而有利于提高煤的氧化速率和碳的转化率，缩短煤在炉内的停留时间，对煤粒直径的要坟比固态排渣炉宽。

但颗粒尺寸小于6ｍm的要限制在10％以下。

液态排渣气化炉有以下特点：1)碳转化率是三种气化炉中最高的，排渣的物理热损失大。

2）相对安全可靠;３）煤气生产能力有限，是三种炉型中能力最低的。

[编辑本段]特点IGＣC电厂的优点作为一家国际性的咨询、工程设计和运行企业，CH2M HILＬ公司的气化业务部副总裁Sｔeve Jenkins表示，IGCＣ电厂较之利用煤粉(ＰC）的传统燃煤电厂有着多个众所周知的优点。

IGCC用水量较少与同等规模的PC电厂相比,IGＣC电厂用于冷却用途的水量减少３3%。

这是由于IＧCC电厂生产的约2/3电力都来自于燃气轮机，1/3来自于汽轮发电机,而汽轮发电机才需要冷却水。

尽量减少用水需要，在美国一些用水量属于重大选址难题的地区是一个显著的优点。

IGＣC能够生成可利用的副产品在采用高温气化技术时,原料所剩余的灰渣以一种类似玻璃一样的不会渗析的废渣形式排出。

这种废渣可用于生产水泥或屋面瓦，或作为沥青填缝料或集料。

这种废渣与绝大多数PC电厂所生成的底灰和飞灰不同,底灰和飞灰更容易渗析。

而且,这种废渣比飞灰更容易输送、贮存和运输。

IGCC具有碳捕集优点虽然IＧCC电厂（燃烧前)和ＰC电厂（燃烧后）都有可用的ＣＯ２捕集技术，但ＩGＣC电厂可能具有优势，因为燃烧前CＯ２捕集所要求的技术已经成功地运用于煤气化（但不是IGCC)技术。

目前,美国正对此项技术进行深入研究以便在ＩＧＣＣ电厂配置条件下达到更好的性能。

此外,这些捕集技术当中的一些技术能在足够高的压力下生成浓缩的ＣO2气流,以满足压缩ＣＯ2在管道内输送时压缩机的要求,以便将CO2埋藏或用于提高石油采收率。

但是,IGCC与PC电厂之间在CO２捕集的成本和性能方面仍然存在巨大的差异。

IＧCC受到的限制作为一家位于芝加哥的咨询公司，Sarｇent & Lundｙ的总工程师DａｖiｄJ. Stopek表示,在考虑ＩGCC的优点时必须平衡考虑其受到的限制。

“比起传统PC电厂，ＩGＣＣ电厂可以在以燃煤为基础的发电资产组合上向更低CＯ2足迹方向发展的转变中,提供一些优势。

”他这样评论道,“尽管这样说，但我们必须理解，与传统ＰC技术商用状态水平相比，IGＣC仍然是一项正在进化中的技术。

由于IＧCC的部署受到了一些限制，所以每座电厂都要求投入大量的工程设计和开发成本。

GＥ和其他公司在开发一种“标准”电厂方面所做出的努力就是降低部署成本。

这些项目最初是由Duk e Eｎeｒｇy公司构想出来的,Aｍｅrican ElectriｃPｏｗer(ＡEP）也在这方面做出了努力。

但是,事实却是,AEＰ无法获得所在州监管机构对其将电厂置于电费基础中的批准,导致这些努力在一定程度上脱离了原来的进程。

”[编辑本段]发展障碍IＧCC发展的拦路虎作为美国电力研究院(ＥPRI）先进发电技术部的高级项目经理,Ｊｅffrey N．Ｐｈiｌlips指出了IGCC技术所面临的一些重大实施挑战。

“对于没有采用CＯ２捕集的电厂来说，ＩGＣＣ的建设成本比PC电厂更昂贵。

”他说，“在天然气价格目前处于4美元/MMＢtｕ范围内的条件下，很难选择IGCC而不是天然气联合循环技术。

IGCＣ供应商需要提高自己相对于PＣ的成本竞争力。

”EPRＩ相信，有一种可以提高成本竞争力的方法,就是集中精力搞好能最大程度减少项目前工程设计成本的标准化设计。

EPRI的CoａｌFlｅet F ｏr Ｔｏmorrow项目一直通过发展自己的CoalFlｅet IＧＣC用户设计基础规格（UDＢS)来鼓励这方面的进步,这个规格定义了电厂业主想要在IＧCC电厂中看到的能力。

Ｊenkins列出了IＧＣＣ发展者目前所面临的一些其他挑战：许可证上诉。

环境利益集团提出的上诉(甚至对IGCC电厂）使项目难以继续进行。

对于非公用事业公司项目来说，在许可证上诉期间,发展者有可能无法从投资者处获得继续开展项目的融资。