IGCC的技术现状和发展趋势.docx

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1、1.1.1 IGCC的技术现状和发展趋势整体煤气化联合循环（Integrated Gasification Combined Cycle），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洁净煤发电技术。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，代表未来电力技术的发展方向，成为世界上极有发展前途的一种洁净煤发电技术。1.1.2 “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关键技术研究开发与工业示范”研究课题的依托项目。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

2、，其中，燃机采用E级重型燃机，出力约121MW (年平均工况)，汽机采用高压再热汽轮机，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研究开发。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、净化装置等。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。在继承和发展现有单元技术基础上，特别是继承十五“863”气化、合成气燃机技术，着重解决三个岛中的关键

3、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发电机组的可靠、经济运行。2 IGCC的技术现状及发展趋势2.1 IGCC的技术现状整体煤气化联合循环（Integrated Gasification Combined Cycle），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洁净煤发电技术。其技术特点如下所述： 燃料适应性广。IGCC对燃料的适应性主要取决于所采用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所有煤种；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。 具有较高的热效率。IGCC具

4、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。 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。控制NOX的排放是采用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减少耗煤量，因此可减少对大气中CO2的排放。 节水 ：IGCC的燃气

5、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。 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

6、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，代表未来电力技术的发展方向，成为世界上极有发展前途的一种洁净煤发电技术。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2.2 煤气化技术的发展2.2.1 煤气化技术发展的过程 固定床气化炉早期的煤气化技术采用固定床，最有代表性的是1933年Lurgi Oil，Gas and Chemica

7、ls Company（Lurgi）开发的加压气化炉，几经修改完善，沿用至今。南非Sasol Limited （Sasol）就有97台Lurgi炉在运行。该炉型的生产强度较低，尚未出现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High Temperature Winkler（HTW）、UGas（Institute of Gas Technology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

8、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Department of Energy （DOE）Clean Coal Technology（CCT）4，该气化炉容量为893t/d，95MW，发电效率（HHV）40.1%。人们正期待着其验证结果。气流床气化炉从从工业化装置数量上讲，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Integrated Gasification CombinedCycle Technology（

9、IGCC）大型（250MW以上）电站都是采用气流床煤气化炉，可见其技术上具有优势。其代表是以水煤浆为原料的Texaco Development Corporation（Texaco）、Global EGas（Destec）；以干粉煤为原料的Shell International Limited （Shell）、Krupp-Uhde（Prenflo）。近80年来的煤气化技术发展史，特别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、洁净、运行可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

10、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研究的热点有：将水煤浆进料改为液体CO2煤浆进料；研究煤泵以取代干粉煤锁斗加料；研究煤气化动力学、停留时间、气化炉最佳高径比设计；采用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；采用二段炉方案回收煤气显热等。具体情况如下：(1) Texaco气化炉Texaco 水煤浆最大商业装置是Tampa Electric Company (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

11、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控制简单、安全、可靠；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5961%；烟煤的制浆浓度为6569%，冷煤气效率比干煤粉进料低56个百分点左右；喷嘴约2个月更换一次，费时46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

12、，使单程碳转化率仅为95%。国内运行经验表明，Texaco气化技术的煤气初步净化系统、灰水处理系统、经常出现带水、带灰、堵渣现象。(2) Global E-Gas Inc(Destec) 气化炉Destec已建设两套商业装置，都在美国：Louisiana Gasification Technology, Inc. (LGT1)（气化炉容量2200t/d， 160MW， 2.8MPa， 1987年运行）与Wabas River Coal gasification Combined Cycle Re-powering Project (Wabash River) （单炉容量2500t/d，265M

13、W，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）与第二段（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，在第二段中，采用总煤浆量的1020%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，形成渣水浆排出。Destec采用水煤浆加料，该点与Texaco相同，具有该种进料形态的优缺点。采用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

14、煤浆停留时间短，碳转化率较低；设有一个庞大的分离器，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。LGTI 19911992年的平均装置可用率为80%，比Texaco低。采用耐火砖为炉衬，其寿命已达到3年；喷嘴寿命为36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气化技术经历相似，上世纪50年代初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Buggenum IGCC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）

15、。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（Membrame Wall），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2030%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6080%，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7080%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

16、3.34.0MPa。气化温度为15001700，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：采用干煤粉进料，氧耗比水煤浆低20%；碳转化率高，可达99%；调节负荷方便，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，估计高20%；气化炉结构过于复杂，加工难度大；工程经验还不够丰富，世界上目前只有Buggneum的示范

17、装置在运转。(4) Prenflo气化炉Prenflo取自英文Pressurized Entrained-Flow Gasification 相关字头。鉴于Krupp-Koppers（现为Krupp Uhde）曾与Shell合作，所以两种气化炉极为相似。1978年两家分手之后，19861992年Krupp-Koppers在德国Furstenhousen建成并运转日处理48吨加压气化装置（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）采用Prenflo气化技术在西班牙Puertollano建设IGCC电站，这也是Prenflo

18、的第一个商业化装置。Puertollano IGCC 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气化炉的区别： 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，

19、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动，熔渣自炉底排出。炉衬均采用水冷壁，摈弃耐火砖方案。(5) GSP与Advanced Coal gasification Process (ACGP)GSP由原东德的燃料研究所（German Fuel Institute）开发，炉型与Texaco激冷室气化炉酷似。采用干煤粉进料，1982年在黑水泵市Laubag建设130MW商业装置，日处理720吨煤，炉衬采用水冷壁。据称喷嘴与水冷壁炉衬的寿命可达5年以上。ACG

20、P为南非Ammonia, Explosive Chemical Industry Limited (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，煤气向上流动，熔渣由炉底排出。 煤气化技术的特点2.2.2 我国煤气化技术的现状及发展方向研究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，在研究与开发、消化引进技术方面进行了大量工作，有代表性

21、的是：50年代末到80年代初的仿KT气化技术研究与开发，曾于60年代中期和70年代末期在新疆芦草沟和山东黄县建设中试装置，由于基础理论研究不透以及材料等原因而终止；70年代起西北化工研究院研究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水煤浆气化技术提供了丰富的经验；“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研究”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，积累了丰富的经验。正在建设中的还有浩良河、金陵石化（栖霞

22、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”期间华东理工大学、鲁南化肥厂、天辰化学工程公司承担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1.52个百分点；碳转化率98%，比Texaco高23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

23、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研究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年代末以前，我国的煤气化完全依赖常压固定床技术，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，这些气化装置中一部分至今仍在运转。上世纪80年代初我国开始引进第二代煤气化技术，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Tex

24、aco水煤浆气化装置，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

25、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

26、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，积累了丰富的经验。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，神化集团准备引进的Shell装置已完成可研报告。概括地讲，国内已运行的大型煤气化装置均为引进技术，而且引进的势头还在继续。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赖进口的局面，为发展我国的洁净煤技术奠定良好的基础。煤气

27、化技术未来应该向大规模、高效（单炉处理煤量在3000吨/d以上）的方向发展，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发展的要求，也符合现代化工技术向大型化、单系列发展的总体趋势。2.3 燃机技术的发展2.3.1 燃气蒸汽联合循环技术特点燃气轮机主要是根据布雷顿（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年代开始进去工业应用以来，已经相当成熟。单循环燃气轮机主要采用：1) 先进的压气机气动设计。这主要是借助于不断发展的计

28、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。2) 叶片的冷却技术。燃机叶片一般采用空心结构，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。先进燃机还采用新的蒸汽冷却技术，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。3) 耐热合金材料的应用。例如采用定向结晶和单晶高温合金。在501G型燃机中就采用了定向结晶合金，在美国ATS计划中F/G系列燃机则采用了单晶铸造叶片等技术。4) 耐磨和热障涂层。在定向结晶合金叶片上采用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

29、可靠性；另外，先进的陶瓷热障涂层也是降低叶片温度的有效方法。一般联合循环都采用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。汽轮机一般采用阀门全开状态，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。余热锅炉一般采用多压设计。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：1) 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

30、组的效率已经达到60。2) 投资少，建设周期短。由于燃机设备体积小，布置紧凑，制造厂家一般采用集装箱式的设备组装结构发货到现场，因此现场安装方便，并且机组系统简单，辅助设备少，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。3) 运行灵活性好。燃气轮机发电机组启动快，自动化程度高，调峰性能特别突出，燃气轮机一般仅10多分钟便可并入电网参与负荷调节。虽然采用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。4) 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

31、放相对常规火电机组也是相当低的。系统可靠性高。联合循环机组系统简单，整体系统维修方便，机组辅机少，维修工作量小。设备数量的减少有利于机组可靠性的提高。2.3.2 燃气轮机的发展及主要产品从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年代以来，由于联合循环技术的成熟，燃机在发电领域中得到了迅速发展，至今已成为发电设备的重要组成部分。20世纪世界燃气-蒸汽联合循环的发展大致经历了5个阶段：1) 60年代开始建设燃气-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。2) 70年代燃机初温提高到1000左右，联合循环效率达到404

32、5，已接近甚至超过大型汽轮发电机组的效率。3) 80年代100MW等级的燃机投入运行，燃机初温达到11001288，排气温度达到500600,这使得联合循环效率超过50.4) 90年代至今,这是燃气轮机的全面发展阶段。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出现，燃机初温达到了1300，单燃机效率就可达3638。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研究和发展的主力机组。特别是近几年来，燃机的初温已经达到了1500，从而使燃气轮机的发展进入一个新时代。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。5) 90

33、年代以来，西方各国大力发展低合成气燃机，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。根据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：1) 普及机组。以GE公司E系列为代表的100MW（110190MW）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。2) 主力机组。以GE公司F系列为代表的200MW（200260MW）等

34、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。3) 发展机组。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，也是燃机的发展方向。特别是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发展和应用，燃气-蒸汽联合循环机组的容量和效率得到了较大的发展。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

35、、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6370联合循环机型采用燃机出力/MW效率/%KA26-1GT26393.058.5S109APG9001FA390.856.7S109HPG9001H480.060.0MPCPI（M501G）M501G371.158.5 MPCPI（M701G）M701G484.458.2GUD IS V94.3AV94.3A385.557.12.3.3 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，特别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

36、纪50年代。但由于国家经济状况及燃料政策等缘故使其一直发展较慢。我国燃机研发历程可以分为4个阶段：1) 20世纪60年代我国开始研究和引进技术生产几MW的燃气轮机，70年代末80年代初原水电部引进10套MS5000系列、单机容量为20MW级的燃机并投入运行。这可谓是我国燃机发展的第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用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。2) 从80年代开始，随着我国改革开放、经济迅速发展的需要，燃气轮机发电得到了较大发展。尤其在广东省，先后建成了华能汕头燃机电

37、厂和深圳月亮湾、珠海洪湾等一批燃机蒸汽联合循环电厂。这可谓是我国燃机发展的第3阶段。3) 90年代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%。4) 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发展主要是采用中外合资、合作和引进技术消化吸收方式，基本目标是形成国产燃机生产能力，掌握E级特别是F级燃机的制造技术。由此可见，F级的主力燃机机组将是

38、我国未来燃气蒸汽联合循环发电技术的主要发展方向。2.4 IGCC的技术特点及比较2.4.1 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Wabash River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电站都非常注重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，Wabash River电站采用了Destec气化炉，Tam

39、pa电站采用了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分别采用了欧洲的Shell气化炉和Prenflo气化炉。在燃气轮机的选择上，美国的两个IGCC电站均采用了美国GE公司的7FA燃气轮机，而欧洲的两个示范电站分别采用了德国西门子燃气轮机V94.2和V94.32。可见，在IGCC技术的发展中，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

40、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）。特别需要指出的是，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：1） 产生热水，通过饱和器对合成气加热加湿；2） 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；3） 产生低压蒸汽，为系统其他过程如脱硫工艺提供蒸汽；4） 预热锅炉给水。Wabash River电站采用了上述低品位热量利用方式1）和2），即粗合成气低品

41、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，Wabash River电站的厂用电率控制在11.5%，供电效率达到41%24。Tampa电站主要采用热量利用方式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，由于洁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，粗煤气泄漏到洁净煤气中去，从而导致燃气透平被腐蚀和形成积灰4。后来，Tampa

42、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安全，比如加热器采用立式布置方式。气/气换热仍是IGCC电站采用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电站所采用，且经过商业示范证明了其工程可行性26。Buggenum电站的供电效率达到了43%，该电站主要采用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

43、热饱和器所需的热水。在Buggenum电站中，较多的采用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安全性，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电站也采用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，如都采用了燃料加湿以降低NOX排放并回收低品位热量。Puertollano电站采用了上述低品位热量利用的所有四种方式，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

44、）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技术的发展，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%24。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技术的发展，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复杂，这对IGCC系统的控制也提出了更高

45、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，采取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4007。2.3 空分以及降NOX方式选择2.3.1 空分整体化以及高低压空分的选择在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，而由独立的空压机提供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

46、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提供。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：1） 系统供电效率提高；2） 空分投资降低；3） 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，远高于空分所采用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

47、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（根据燃料热值不同，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%，如果不采取改善通流的措施，燃气流量的增加可能会引起燃气轮机压气机喘振等危险。而空分整体化可以减少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：1） 增加了系统起动的难度；2） 增加系统运行控制的难度，降低系统可靠性和可用率；3） 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，大大增加了系统控制的难度，降低了系统的可靠性和可用率。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。此时既能在一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控制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复杂。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