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整体煤气联合循环（IGCC）简介

1、IGCC的由来和含义
整体煤气化联合循环(1GCC-Integrated Casification combined Cycle)发电系统，是将煤气化技术和高效的联合循环发电技术相结合的先进动力系统，发电效率高，环保性能好，是一种有广阔前景的洁净煤发电技术。
上世纪70年代初期由中东战争引发的石油危机以及不断恶化的环境污染问题，给世界带来巨大影响和冲击。西方主要工业国家从经济发展和国家安全的战略角度考虑，推行能源多样化的政策，并鼓励发电行业燃料多样化。根据对世界能源结构的分析，化石燃料中煤的储量大、价格低廉、供应稳定，但直接燃煤严重污染环境是一个不容忽视的问题。因此，各国政府在考虑利用储量丰富的煤炭资源时，特别重视洁净煤技术的研究与开发工作。各种形式的洁净煤发电技术经过几十年的努力得到了很大发展, 但从大型化和商业化发展来看，近期各国开发研究的重点主要放在IGCC上，投入人力物力最多，己建和在建的示范项目也占多数。越来越多的实践证明：IGCC是最有发展前景的洁净煤发电技术。美国、西欧、日本等国相继提出并推行洁净煤计划。据统计，美国能源部自1986年开始实施洁净煤计划以来，经过长达9年，在5轮竞争性的论证后，目前共选中43个项目，项目投资超过70亿元，其中IGCC占的份额最大。

IGCC(Integrated Gasification Combined Cycle)整体煤气化联合循环，它的设计思想是：使煤在高压、高强度、高效率的气化炉中气化成为中热值煤气或低热值煤气，进而通过洗涤和脱硫处理，把煤气中的微尘、硫化物、碱金属等杂质清除干净，最后，把洁净的煤气输送到燃气-蒸汽联合循环中去燃烧做功。
2、IGCC的组成和工艺流程
整体煤气化燃气一蒸汽联合循环(简称IGCC )是一种先进的高效低污染的清洁煤发电技术，是多种高新技术的合成，由气化、动力、脱硫、空分四个岛组成。其主要生产流程是:将原煤制成煤粉或水煤浆送人气化炉中，煤粉或煤浆在气化炉中与来自空分系统的氧气反应生成粗煤气，粗煤气经净化系统涂去粉尘、硫化物等有害物质后送入燃气轮机燃烧室，燃烧产生高温高压气体进人透平膨胀做功，拖功发电机发电。燃气轮机的排气进人余热锅炉，余热锅炉吸收燃气轮机排气的热量产生蒸汽带动汽轮发电机组发电，这样就实现了燃气一蒸汽联合循环发电。其流程图如下：

IGCC电站，是一个多种设备，多种技术性能集成的复杂系统，因此，IGCC整个系统的性能取决于子系统的性能及各子系统间的匹配，而各子系统的组合及其性能都直接影响整个
显然，在IGCC发电系统中，燃气轮机、余热锅炉、汽轮机都是成熟的技术，所需要解决的是煤的大规模气化和煤气化的净化问题，所以就设备而言，气化炉和煤气净化系统是整个煤气化联合循环发电技术的关键。
2.1 燃气轮机系统
  IGCC联合循环系统是以燃气轮机为主，燃气轮机与蒸汽轮机的功比为1.3-2.0，因此，燃气侧系统是影响整个IGCC系统性能指标的主要因素，燃气轮机性能的提高是发展IGCC的前提。凡是能使燃气轮机性能改进的技术手段都将最终提高IGCC的整体性能
2.2煤气化系统
  利用高压煤气化技术生产合成煤气，以取代天然气作为燃料，是发展IGCC技术的一个重要内容。目前IGCC采用的气化炉主要有三种型式：喷流床（UGI,Lurgi炉和BGL炉）

流化床（U-Gas炉，winkler炉，HTW炉和CFB气化炉）
固定床（KT炉，Texaco炉，shell炉和Gsp炉）。
我国引进较多的是壳牌公司的Shell粉煤加压气化技术和GE的水煤浆气化技术。
它们各有优缺点，对发电用途的气化炉，主要要求是高的碳转化率η。和冷煤气效率η1、大容量(尽可能做到单炉电站)以及与发电设备运行的匹配性好等。
高压纯氧和富氧氧化的喷流床单炉容量最大(2000-3000t／d)，且由于反应温度高达1500-2000OC，碳的转化率很高(97％以上)，特别是干法供煤并采用未反应炭粒再循环措施时，如西班牙Puertollano电站采用的Prenflo气化炉和Buggenum电站的Shell气化炉的ηc都达到99％，η1达到80％左右。而对水煤浆供料喷流床的ηc和η1都要低些，Tex-aco气化炉ηc一般只有96％-98％，η1只有69％-75％。因此，Destec气化炉采用两段气化方式，把η1提高到80％-82％。固定床气化炉，由于煤在炉内停留时间很长，反应温度也高，因而碳的转化率最高，可达99.5％，但煤气的生产能力最低，不能满足电站大型化需要，且含焦油、酚类数量多，难以处理。对于流化床气化炉如KRW和U-Gas朋来说，碳的转化率仅91％-97％，比前两种要低很多。另外，以空气做为气化剂时，可省去复杂空分系统，但煤气热值低，不利于燃烧，且气化炉容量小，不利于电站大型化；而采用纯度高的氧气要比用空气为气化剂时冷煤气效率高，但却增大了厂用电率，这要综合考虑。

几种典型的煤气化炉简图

2.3 煤气净化系统
  从气化炉产生的粗煤气含有大量有害杂质，无法满足燃气轮机安全可靠运行和环保法规的要求，必须预先净化处理，以除去粗煤气中的硫化物、粉尘、氮化物以及碱金属与卤化物等有害物质。
现多采用常温湿法除尘脱硫工艺，相对成熟。由于在净化前，先要将高温煤气冷却降温，虽然可以回收部分煤气显热，但由于能量的品位降低，必将影响到IGCC整体的效率。因此，人们正致力于研究开发高温干法脱硫技术，它与煤气低温净化技术相比能使IGCC的净效率提高0.7-2.0个百分点。目前Tampa电站采用常温湿法的煤气净化工艺再配合10％干法净化方式，不过高温干法净化还处于试验阶段。
2.4 空分装置与空气测系统整体化

  为了供给气化炉所需的纯氧或高浓度富氧的气化剂，需设置制氧空分设备及其系统。对于不同空分系统利用不同的压力等级(高压或低压)，但目前对各种压力等级空分系统大多采用深度冷冻方法分离空气以制取氧气。如对独立空分系统，常用低压(0.6MPa)流程，一般需把空气冷却到-172℃左右才进人制氧过程。由于空气系统中氧气和氮气的压缩耗功很大，采用上述常规空分工艺流程的IGCC的厂用电耗率较高，因此人们正在研究使液N2和液02先增压、后气化的空分制氧流程。IGCC中空分系统和燃气轮机系统组成的空气侧系统的整体综合优化对IGCC系统的热力性能、比投资费用以及运行可靠性等都有很大影响。从空分系统的空气来源看，空气侧整体化有独立空分、完全整体化和部分整体化三种一体化方式。独立空分会使厂用电率增大，但它运行灵活；完全整体化方式的厂用电率低，但运行不灵活。比如荷兰Bugge-num电站采用完全整体化，厂用电率仅10.92％；部分整体化可兼顾两方面的优点。随着IGCC空分整体化程度的提高，IGCC的热经济没也相应提高。但是完全整体空分方式IGCC的运行灵活性却受到限制。因此，目前IGCC电站较多倾向于采用部分整体化方式。
2.5 余热锅炉及蒸汽轮机系统
  性能先进的IGCC离不开高效率的蒸汽底循环，余热锅炉和蒸汽轮机系统不可避免要与煤气化、净化系统等进行质量、能量交换，因此IGCC蒸汽系统的联结、匹配与优化要比一般的联合循环复杂得多、也重要得多。为了充分地吸收各子系统的余热、废热，目前IGCC系统中。一般根据燃气轮机排气温度，合理地选择蒸汽循环流程，当燃气轮机排气温度T4低于538

℃时，不采用再热循环方案；当高于580℃时，采用多压再热方案。另外，一般不从汽轮机拍汽加热给水，同时尽可能提高蒸汽初温和初压。
3、IGCC的优缺点和应用领域
相比传统的燃煤发电形式IGCC具有以下优点:
(1)它采用燃气一蒸汽联合循环，发电效率高，目前可达到45 %，而且发电效率提高的潜力很大，预计在2010年，发电效率可达到50%--52% , 2015年，发电效率可达到55%--60%，是发电效率最高的燃煤发电技术。
(2)IGCC与传统的燃煤方式小同，它先将煤气化，由于煤气的流量仅是相同容量机组烟气量的1/6，而且是加压状态，因此，可采用成熟的可再生化工净化及回收工艺处理煤气，能实现98%以上的污染物脱除效率，井可回收高纯度的硫，粉尘和其他污染物在此过程中一并被脱除。煤气化过程没有NOX生成，煤气在燃气轮机燃烧过程中采用低NOX燃烧，控制NOX排放在较低的水平较容易。因此，IGCC是所有已示范的大容录洁净煤发电技术中最清洁的发电方式，所有污染排放物只有美国国家环保(NSPS)标准的10%--50% ,可在较长时间内满足日益严格的环保要求。
(3)燃料适应性广。IGCC发电技术可以燃用储量丰富、限制开采的高硫煤, 既可以有效利用资源, 又可以节省燃料成本。
（4)节水。IGCC机组中蒸汽循环部分占总发电量约1/3, 使IGCC

机组比同容量常规火力发电机组的发电水耗大大降低,耗水量约为同容量常规燃煤机组的1/2。
(5)可以实现多联产。IGCC项目本身就是煤化工与发电的结合体, 通过煤的气化,使煤得以充分综合利用,从而使IGCC项目具有延伸产业链（甲醇或二甲醚等化工原料的联产）、发展循环经济的技术优势。
(6)为较经济地去除CO2创造条件。在IGCC发电系统中,通过对合成煤气中CO转换并进行CO2脱除, 可实现CO2零排放, 是目前现有发电技术减排温室气体最可行、经济的方法。（提取的CO2可作为采油、采气采煤的回注气体）
IGCC的比投资费用和发电成本较高，单位kW造价约为1000美元。随着我国各项关键技术的引进、消化和利用以及自主开发，IGCC的综合造价将会不断下降，,IGCC电站关键技术的国产化进程正在加快，包括低热值燃气轮机、大型深冷空分设备等关键设备的国产化，以及关键技术煤气化炉的国产化。
IGCC的应用领域很广阔，不仅仅局限于煤炭行业。在石化行业中炼油过程中，产生的石油焦或重油经气化生成合成气用于发电和产生蒸汽。采用部分氧化工艺技术将脱油沥青进行气化生产粗合成气(主要为CO和H2 ),粗合成气分成两部分，一部分经过酸性气脱除后(脱H2S等杂质)用作燃气轮机的燃料，燃烧后高温烟气进入余热锅炉回收余热发电。其工艺流程如下：

石油焦发电流程
同时还有生物质气化技术，通过对秸秆或造纸废液（黑液）的气化生成合成气来实现联合循环发电。

4、IGCC国内外发展现状和典型业绩
自1973年德国建设了世界上第一座IGCC示范电站(Kellerman)以来，美国，西班牙，荷兰，日本等国家先后建设了以煤为原料，纯发电大型化的IGCC示范电站，最受关注的有美国CCT计划中的Wabash River , TECO Tampa电站和西班牙的Puertollano电站以及荷兰的Nuon Buggenum电站日本的Nakoso等IGCC示范工程。
虽然我国的IGCC技术的发展与发达国家有一定的差距，但我国已将IGCC发电技术作为我国中长期能源优先发展的技术之一。2004年华能集团推出了“绿色煤电”发展计划，该项目分三个阶段:“十一五”期间，将在汕头电厂建立12万千瓦的煤气化联合循环发电示范电站;“十二五”期间，将建成30万~40万千瓦级煤气化联合循环发电系统的示范工程;最终于2020年左右，形成以煤气化制氢、氢气轮机联合循环发电和燃料电池发电为主、并进行CO

2分离和处理的，构建适合中国国情的煤基绿色能源系统。目前我国开展的IGCC"863”项目有:华电半山200MW级IGCC发电项目、广东东莞天明改造和新建项目、华能绿色煤电250MW级的IGCC发电项目。另外，北京房山、河北廊坊、天津大港、上海、深圳、东莞、温州、沈阳等分别完成了400MW级容量IGCC发电机组的初可和可行性研究工作;另有多套IGCC联产化学品的项目已经启动。国内外一些主要的IGCC示范项目见
下表：
2004年华能在“绿色煤电”发展计划中也提出了要在2020年形成以煤气化制氢、氢气轮机联合循环发电和燃料电池发电为主、并进行CO2分离和处理的，构建适合中国国情的煤基绿色能源系统。2007年华能集团在国内率先开展了燃煤电站CO

2捕集技术研发与工程示范，并在北京热电厂得以实施，为我国IGCC示范电站CO2的捕集和处理做了初步的研究。2009年国内首个IGCC示范项目(华能天津IGCC电站示范项目)被发改委正式核准，标志着我国自主知识产权、代表世界清洁煤电技术前沿水平的“绿色煤电”计划取得了实质性的进展。
2006年6月南汽轮与中科院工程热物理研究所合作，为山东兖矿集团公司研制的我国首套整体煤气化联合循环（简称“IGCC”）发电机组，在结束168小时考核运行后，正式交付用户，投入商用，各项指标达到国家“863”科技合同要求，开创了IGCC发电设备在我国投入商业运行的先河。

华能“绿色煤电”（天津）的构想

华能“绿色煤电”（天津）的工艺流程图
5、IGCC中气化炉的类型、参数、和选型
气化炉的类型
气化炉是IGCC电站中的关键设备，利用高温高压产生合成煤气。按照炉床形式可以划分为喷流床式、流化床式、固定床式和熔融床式四种类型。按照进料方式的不同，可以将气化炉分为两类，即以Shell为代表的干煤粉进料和以Texaco为代表的湿法进料。干法煤粉进料、水冷壁炉气化技术对煤种适应范围宽，煤、氧等消耗要低于湿法进料，更有利于环保;干粉进料的气化装置在煤的制备干燥、加压及输送过程中，系统复杂，设备较多，但煤气热值高，冷煤气效率高，可气化含灰量较高的煤，燃烧喷嘴的寿命长，组成的IGCC电站效率较高，初投资相对较高，但运行成本相对湿法偏低。天津绿色煤电、河北廊坊、深圳、东莞、温州IGCC项目均选用干法煤粉进料。随着工业化运行经验的积累，该技术对煤种适应范围宽的优势将得到体现，设备的国产化力度加大，装置投资将降低，投资的经济性将得到提高。

湿法进料经多年工业化运行考验，国内外技术均己成熟、工程建设和操作经验丰富;适应性的原料煤种选择明确，设备国产化力度大，设计和工程建设周期相对短、总体投资省;装置进入平稳运行期短，多炉配置运行灵活;装置投产后，可以较快的获得效益。目前，Texaco气化炉的热回收系统有激冷式和全热回收式两种。激冷式是通过水激冷的方式将煤气冷却至200^3000C，显热几乎全部损失，但是系统简单。全热回收式是采用废锅吸收显热，但是系统复杂，投资高。如美国的Tampa电厂，采用的是Texaco的全热回收方式，其对流废锅的积灰和腐蚀严重，再实际运行中将其旁路，导致高温净化装置无法运行。Shell气化炉则是采用“净煤气冷却法”，即抽取净化后的冷煤气与高温煤气混合，将温度降至900℃左右，再通过煤气冷却气进行冷却至350℃左右。

气化炉的主要性能参数
气化炉及其系统是IGCC装置中制备合成煤气的关键部件，它的特性指标:碳转化率、冷煤气效率、热煤气效率、原料喷嘴和高温耐火材料的使用寿命、氧气的消耗率、合成煤气的成份、热值与产气率，以及单台气化炉的容量(即每天的燃料耗量和单位时间内单位气化炉面积上的燃料消耗率)等，对整个IGCC的热效率、可用率和比投资费用都有重要的影响。
用以衡量不同类型气化炉气化特性的技术经济指标卞要有以下儿个方面。
1)碳的转化率:转化成煤气的碳量与煤中含碳量之比。碳的转化率与气化过程的温度、煤在气化炉内的停留时间、未反应碳粒的再循环与否、煤的品种及气化炉的结构形式有关。为保证煤的气化效率，要求尽可能高的碳的转化率。

2)冷煤气效率:所生成煤气的化学能与气化用煤化学能的比值。它是衡量进入燃气轮机系统作功的化学能的多少，它与气化炉的结构形式、供煤方式有关。提高气化过程的温度，采用两段气化方式或采用高温固定床气化方式均可提高气化炉冷煤气效率。
3)热煤气效率:所生成煤气的化学能加上气化炉系统产生蒸汽的焓和结水焓之差与气化用煤化学能的比值。
4)其他技术经济指标有:负荷变化适应性、煤种的适应性、单台气化炉的日产气量、产气的发热量、气化炉持续运行小时数等。
气化炉的选型原则
在IGCC发电系统和联产系统中，气流床气化炉应用最为广泛。目前，气流床的技术比较典型的 有Shell, Texaco技术和国内华东理工大学的多喷嘴对置式水煤浆加压气化技术、西安热工所的两段式
干煤粉加压气化技术、清华大学提出的非熔渣一熔渣氧化分级煤气化技术。Shell和Texaco技术已经相对成熟，国内的技术正在进入工程应用阶段。
整体煤气化联合循环(IGCC)对气化炉选型要求主要有:
(1)设备的实用性:要求气化炉的加工工序少，工作可靠性和设备的可用性高，单炉的生产能力大，维修方便，而设备的制造和维护费用低。
(2)原料的适应性:要求气化炉能加工多品种的煤，其中包括焦结性煤，并能改用重油和石油焦等其它原料。

(3)煤气后处理系统的简单性:要求气化炉所产生的煤气中不含副产品焦油和酚类等有害物质，煤尘的携带量也应很少，这样才能使煤气的净化系统简单化。
(4)与发电设备运行工况的匹配性:要求气化炉具有对不断变化负荷的适应能力，它既能迅速停车，又能迅速再启动。在起停过程中不会出现严重的不稳定性。负荷调节范围要广，当压力瞬间变化时，也能平稳运行。
因此，在IGCC电站建设中，煤气化炉的选择需综合考虑技术成熟性、大型化、效率、运行维护以及是否与化工联产等方面的要求。在综合分析各种煤气化炉的优缺点的基础上选择适宜的煤气化炉。

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