燃气蒸汽联合循环CHAP7-8.doc

第7章 整体煤气化联合循环(IGCC)
能源与环境一直是人类关注的热点问题之一，世界各国对能源的可持续发展战略与保护环境这样一个发展主题愈加重视。对于电力行业来说，积极发展高效、清洁的发电技术显得十分迫切和必要。美国九十年代中期着眼于解决北美大陆日益严重的酸雨问题，提出洁净煤(CCT)计划，经过5轮竞争性项目征集后确定了38个示范项目，内容包括煤加工、煤转化、煤洁净燃烧与发电、污染控制及资源综合利用四个领域。之后的十几年里，欧洲和日本都将洁净煤技术列为能源与环境协调发展的重要内容，相应制定并实施了“阳光计划”、“兆卡计划”。21世纪的今天，洁净煤技术已经成为适应全球可持续发展的新技术增长点和解决环境问题的主导技术之一，同时也是利用现代科学技术实现煤炭资源综合利用，提高煤炭资源利用效率和工业生产效率的新兴技术和产业。
我国总的能源特征是“富煤、少油、有气”。煤炭因其储量大和价格相对稳定，成为中国动力生产的主要燃料。在能源生产和消费中，煤炭能源占75 %。就我国电力行业来看，到2000年底，我国总装机容量达到3.193亿kW，发电量达到13688亿kWh，是世界上第二大电力生产国家。全国装机容量中火电占74.94 %，发电容量中火电占80.93 %。预计到2050年火电机组仍占总装机容量的60 %以上[4]。然而，火电机组中，中小机组占相当大的比例，带来低效率、高污染、高能耗等一系列问题。目前，我国酸雨覆盖面积已达到30 %，七个城市被列为世界十大污染城市。因此，大力发展洁净煤技术，清洁、高效地利用煤炭资源，以达到治理环境污染和提高能源利用率的目的已成为我国能源战略的重要趋势。我国的《中国21世纪议程》已经将洁净煤技术计划列入最优先发展的领域。
为了提高火电发电机组的效率，发展超临界机组十分必要，其效率与常规亚临界机组相比可以提高2 %～5 %。世界上先进的超临界机组效率可以达到47 %～49 %。超临界机组目前已经是十分成熟的技术，国内已有多年丰富的使用经验，国外也有一套完整而成熟的设计制造技术。许多公司在掌握已有超临界技术的基础上，向更高参数、更大容量的高参数超临界技术方向努力。欧洲Flsmiljф/BWE公司公布发展下一代更高参数的超临界机组，其蒸汽参数为：40 MPa/610-700 ˚C，机组供电效率可达50 %～55%[8]。我国陆续引进多台300MW、500MW、600MW、800MW超临界机组。同时，“600MW火电超临界机组的研制”被科技部列为“十五”863国家重大技术装备研制和国产化项目。
除了发展超临界机组外，在煤的高效、清洁燃烧技术方面，各种先进的燃煤的蒸汽燃气联合循环的发展最令人瞩目。它不仅大幅度地提高燃煤电厂的热效率，而且使污染得到良好的控制，是一种高效联合循环和洁净燃烧相结合的先进发电技术。国际上发展的先进燃煤联合循环发电技术主要包括：整体煤气化联合循环(IGCC)发电技术、增压流化床燃烧(PFBC)联合循环发电技术、整体煤气化燃料电池联合循环(IGFC-CC)发电技术、整体煤气化湿空气透平(IGHAT)联合循环发电技术、部分煤气化联合循环(ABGC)发电技术、多联产与综合利用的IGCC系统等。目前，整体煤气化联合循环发电技术(IGCC)、增压流化床燃烧联合循环(PFBC) 发电技术已经走过了商业化示范阶段，正在走向商业化应用阶段。
1、整体煤气化联合循环(IGCC)的工程背景及发展现状
整体煤气化联合循环(IGCC)是20世纪70年代初西方国家爆发石油危机时期开始研究开发的一项洁净煤发电技术。1972年在德国Lünen的斯蒂克电站投运了世界上第一台功率为160MW的IGCC示范装置；1984年五月在美国加州Daggett建成了100MW的Coolwater(冷水)示范电站。后在美国Louisiana州Plaquemine的DOW化学工厂又建设了一座160MW左右的IGCC示范电站(LGTI)。两个示范工程的运行成功，从原理上完全肯定了煤通过气化技术与先进的燃气－蒸汽联合循环热力系统相结合的洁净煤发电技术的新途径，并从实践上验证了IGCC技术的可行性和环保性能的优越性，宣告了IGCC发展历程中的“概念性验证阶段”的成功。
此后，为了推动IGCC商业化发展，大量的工作放在提高机组的功率和供电效率以及降低比投资费用的方面。目前，美国、德国、意大利、英国、日本、荷兰、西班牙、瑞典、芬兰、印度等国都在大力开发IGCC技术。美国能源部(DOE)把用于研究燃煤联合循环研究中75 %的资金用于资助IGCC方案，是所有燃煤联合循环中最受重视的一个。
世界上已经建设和正在建设的IGCC项目有几十个，其中最受关注的是美国CCTP(洁净煤技术计划)中的Wabash River、Tampa和Pinon Pine电站和西班牙的Puertollano电站和荷兰的Buggenum电站等大型IGCC示范工程。近20年IGCC技术发展迅速，其系统净效率已经提高到42%～46%，单机功率已达到300MW等级，正在由商业化示范走向商业化应用。
为了跟上国际IGCC发展的步伐，也为了较大幅度地提高中国燃煤发电机组的效率，并满足国内日趋严格的烟气排放标准，国家于1994年成立了IGCC示范项目领导小组，有计划地安排了IGCC研究课题。1994～1996年华北电力设计院与美国Texaco和GE公司共同完成了200MW级和400MW级湿法加料IGCC项目初步可行性研究，1997年华北电力设计院和西安热工研究院与Shell公司共同完成了300MW级和400MW级干法加料IGCC项目初步可行性研究。为了在21世纪推广和应用先进的IGCC技术，国家已经完成了北京和烟台IGCC示范项目的可行性研究，国家计委已经批准在山东烟台建立300MW或400MW等级的IGCC示范电站。相关单位正在进行示范电站气化工艺和系统选择，针对国外5座大型IGCC电站进行考察，为下一步选择技术合作伙伴打下基础。
整体煤气化联合循环(IGCC)采用了燃气蒸汽联合循环，大大提高了能源的综合利用率，实现了能量的梯级利用，从而提高了整个发电系统的效率，更为重要的是它较好地解决了常规电站固有的污染问题。因此，它是新世纪燃煤电站动力更新换代的最重要的洁净煤发电技术，也是当今能源动力界关注的热点之一。在走向商业化应用的同时，许多学者又在构思新一代IGCC的框架和技术突破口。
2、整体煤气化联合循环(IGCC)发电技术的基本原理
图7.1为典型整体煤气化联合循环(IGCC)发电系统示意图。由图可以看出，整体煤气化联合循环(IGCC)是由煤气化技术和高效联合循环组成的动力系统。它由两大部分组成，即煤的气化、净化部分(气化岛)和联合循环发电部分(动力岛)。第一部分的主要设备有气化炉、煤气除尘和脱硫装置、空分装置；第二部分的主要设备有燃气轮机发电机组、蒸汽轮机发电机组以及余热锅炉。
整体煤气化联合循环(IGCC)发电的工艺流程为：在煤气炉内，以空气或纯氧气为气化剂，使煤气化为中低热值的煤气；进行煤气的除尘和净化，除去煤气中的粉尘、硫化物、氮化物、卤素和碱金属等杂质，使煤气变为清洁的气体燃料；然后洁净煤气进入燃气轮机燃烧室燃烧，带动电机发出电功率。燃气轮机排气用于加热余热锅炉给水，产生的过热蒸汽带动蒸汽轮机做功。空分设备的作用是：将制取的纯氧气和纯氮气送入气化炉将煤气化；将不纯的氮气送入燃气轮机燃烧室参与燃烧，通过控制燃烧温度来降低NOx的排放。下面主要介绍IGCC系统中空分系统、燃气轮机、蒸汽轮机、余热锅炉，气化炉和煤气净化系统将在后面的章节中详细介绍。
纯氧 氮气
煤及吸收剂
气化炉
煤气净化
前置燃烧室
燃气轮机 发电机
蒸汽轮机 发电机
余热锅炉
废气
冷凝器
压缩机
空气
高压空气
烟囱
水泵

空分设备
图7.1 典型整体煤气化联合循环发电系统简图
1. 制氧空气分离系统
当用氧气为气化剂时，必须设有制氧空气分离系统(简称空分系统)，产出氧气供气化炉使用。空分系统和燃气轮机的配合关系，对于IGCC机组的供电效率、运行的灵活性和可靠性都有影响。空分系统有三种，分别为：(1)独立的空分系统。空分设备所需的空气由单独的压缩机供给。(2)部分整体化的空分系统。空分系统的空气由燃气轮机压气机和空气压缩机共同供给。(3)完全整体化的空分系统。空分系统所需空气全部由压气机供给。
独立的空分系统和部分整体化的空分系统的供电效率较低，这是因为空气压缩机的效率较低，且要消耗一定的厂用电。但这种方案的运行调节性能较好。如果空压机采用多级中间冷却方案，对供电效率的影响将很小。完全整体化的空分系统的IGCC机组的供电效率较高，且能避免由天然气改烧低热值煤气时对燃气轮机做较大改动，比投资费用也较低，但在IGCC机组启动过程中将遇到很大困难。因为启动时，首先用天然气把燃气轮机启动起来，达到稳定工况后，才能从压气机向空分系统输送空气，显然，从向空分系统输送空气到燃气轮机燃用洁净煤气需要很长时间，在此过程中必须在大量减少空气的情况下继续燃用天然气，进而转烧合成煤气，容易引起振荡燃烧。
目前采用最多的为部分整体化的空分系统，它综合了独立空分系统和完全整体化空分系统的优点，其供电效率略低，但运行调节性能好，净输出功率较大，而且能在炎热的夏季保持满出力运行。采用部分整体化空分系统时，流经燃气轮机的燃气流量会有相当幅度的提高，因此需要对燃气轮机及压气机做一些改动。
2. 燃气轮机
当IGCC机组的气化炉用空气为气化剂时，气化炉将向燃气轮机燃烧室提供发热量低于6280kJ/Nm3的低热值煤气，由于低热值煤气的燃烧性能较差，不易于稳燃，因此必须对燃烧室进行改造。目前一般采用单个大管径的圆筒型燃烧室或多个小管径的多管型或环管型燃烧室，以解决低热值煤气的难燃问题。当气化炉用纯氧或富氧为气化剂时，气化炉将向燃烧室提供发热量高于8374kJ/Nm3的中热值煤气，这时燃烧室不需要较大改动。
当燃气轮机由天然气改烧中低热值煤气，流经燃气轮机的燃气质量流率将有相当程度的增大，为此必须对燃气轮机或压气机进行改造，否则压气机就有发生喘振的危险。一般可用以下几种方法进行改造。
(1)供气化炉用的压缩空气直接从燃气轮机的压气机抽取，即采用部分或完全整体化的空分系统。抽取的空气流率可达压气机进口流率的12%～20%，这样就可以减少进入燃烧室的空气流率。
　　(2)缩小压气机的尺寸或放大燃气轮机的尺寸，这种方法对于采用独立空分系统的IGCC机组比较适用。
　　(3)改变燃气轮机第一级静叶的安装角，使其流通面积适当增大。同时适当关小压气机的进口导叶，以减少进入压气机的空气流率。采用这种方法时燃气轮机应有较大的喘振裕度。
3. 蒸汽轮机
IGCC机组中一般不从蒸汽轮机中抽取蒸汽去加热给水，因而IGCC机组中由蒸汽轮机的低压缸排向凝汽器的蒸汽流率要比常规机组的蒸汽轮机大。在常规机组的蒸汽轮机中，排向凝汽器的蒸汽流率只有主蒸汽流率的30%左右，而在IGCC机组的双压或三压的蒸汽循环中，排向凝汽器的蒸汽流率可能比主蒸汽流率大30%，因此要精心设计IGCC机组中蒸汽轮机的低压缸和凝汽器。
　　IGCC机组中使用的蒸汽轮机的主蒸汽压力并不是越高越好，而是通常介于高压和次高压之间。因为随着主蒸汽压力的增大，蒸汽轮机中的焓降将增大，循环效率增加，但当主蒸汽压力增大到8.4MPa后，焓降的增大就会平缓起来，同时，蒸汽的泄漏损失和湿度会增大，从而导致蒸汽轮机效率降低。研究表明［7］，对于150MW的蒸汽轮机，当压力增大到10.4MPa后，随着主蒸汽压力的继续升高，循环效率反而有下降的趋势。在低于10.4MPa时，因焓降增大导致循环效率的增大总要比漏汽损失和湿蒸汽损失而导致循环效率之降低要大，因此，目前的IGCC机组一般把压力控制在10.4MPa以内。只有当燃气轮机的排气温度接近593℃，而且蒸汽轮机的功率较大时，才能把IGCC机组的主蒸汽压力提高到16.5MPa的水平。
4. 余热锅炉
在采用单压汽水系统时，余热锅炉的排气温度仅能降低到160～200℃左右。为了提高余热锅炉的效率，必须降低排气温度。为此应采用双压或三压的汽水系统，可以把排气温度降低到110～120℃。余热锅炉的排气温度应比烟气的酸露点温度高10℃左右。对于含硫量极少的合成煤气，由于不会发生低温硫腐蚀问题，排气温度比水露点温度高10℃左右即可，可降低到80～90℃。当然，这也会增加锅炉的投资费用。
　　IGCC机组具有启动快的特点，这也要求余热锅炉能够快速启动，很快达到满负荷。通常要求冷态启动时间为20～30min。设计余热锅炉时可采取以下措施：
　　(1)采用强制循环，加强快速启动时水循环的可靠性，同时可增大换热系数，减小锅炉的体积和重量，降低系统的热惯性。
　　(2)锅炉运行中的升负荷速率主要受限于汽包的膨胀，因而应减薄汽包壁，不应采取象常规电站那么高的蒸汽压力。
3、整体煤气化联合循环的特点
整体煤气化燃气蒸汽联合循环(下称IGCC)是目前洁净煤燃烧技术的主要研究方向之一，有可能成为下一世纪燃煤发电技术的一个发展方向。它主要有以下几方面优点：
　　(1)粉尘、NOx、SOx的排放量小，能满足严格的环境要求。
　　(2)供电效率高，能达到42%～45%，最终可达50%～52%，有利于减少CO2的排放。
　　(3)燃煤后的副产品如熔渣和飞灰可作建筑水泥材料，煤脱硫后的副产品可制得单质硫或硫酸，对环境无害，可以实现零排放。
　　(4)可以通过合理选择气化炉形式和气化工艺，燃用各种品位的煤种。
　　(5)气化的合成煤气，也可制取甲醇、汽油、尿素等化学品，使煤得以综合利用。
　　目前IGCC技术尚未成熟，正在投运的几台IGCC机组效率不高，可靠性差，运行及投资费用高，机组容量不大。IGCC系统要与PC-FDG系统和USC系统竞争，必须开发新技术，降低投资费用和发电成本，增大机组容量。下面通过介绍几个典型IGCC电站系统，就IGCC工作系统急待解决的关键技术及其发展前景做一些分析。
4、典型IGCC电站
1. 美国冷水电站
美国加州冷水电站的IGCC机组为世界上第一台运行成功的IGCC机组，运行费用和比投资费用都很高，供电效率较低，仅为31.2%( HHV)。以后的IGCC系统都是在其基础上发展起来的(对其工作系统进行改进获得较高的供电效率和较低的比投资费用)，因此我们先对美国加州冷水电站的IGCC机组工作系统进行介绍和分析。

1.制氧设备；2.激冷式气化炉；3.Claus设备；4.尾气处理装置；5.焚烧炉；6.煤气加热器；7.压气机；8.发电机；9.燃烧室；10.燃气透平；11.饱和器；12.余热锅炉；13.蒸汽轮机；14.Selexol装置；15.煤气冷却器；16.质点洗涤器；17.酸性水提汽塔；18.Texaco气化炉；19.辐射冷却器；20.对流冷却器；21.渣灰水分离器；22.湿式磨煤机；23.蒸发池；24.地下煤仓；25.储渣池
图7.2 　冷水电站IGCC机组工作系统
图7.2为冷水电站IGCC的工艺流程图。浓度为60%的水煤浆喷入气化炉中，在4.2345MPa、1200℃～1538℃条件下与纯度为99.5%的氧气作用，气化产生9.8725MJ/m3的中热值煤气，高温煤气经辐射冷却器和对流冷却器后到质点洗涤器，把细颗粒清除掉，再经进一步冷却送入Selexol除硫装置，除去98.6%的H2S和26.2%的COS，脱硫效率达96%～97%。H2S蒸汽送到Claus/SCOT硫回收装置将H2S转化为99%的单质硫，剩余尾气送焚烧炉燃烧。洁净的煤气经过饱和器增大煤气湿度，以降低燃烧室温度，使NOx的排放得以控制。气化炉所需的氧气由独立的空分系统提供，氮气不回注燃气轮机。辐射冷却器和对流冷却器中产生的蒸汽送到余热锅炉过热，推动蒸汽轮机作功。灰渣可以作为磨料、绝缘材料等出售，废水可用来制备水煤浆。该电站被誉为世界上最洁净的燃煤电站。
冷水电站的供电效率并不理想，主要原因有：
(1)燃气轮机的初温仅为1085℃，余热锅炉为单压式，排气温度高达205.6℃，蒸汽轮机为非再热式，主蒸汽参数较低，因此燃气蒸汽循环效率较低。
　　(2)采用Texaco水煤浆喷流床气化炉，燃料为60%的水煤浆，冷煤气效率较低，仅为73%～76%。
　　(3)采用独立的制氧空气分离系统，由于不设中间冷却器，压缩机效率较低，厂用电耗高达20%。
　　(4)气化炉压力太高，为4.235MPa，且不设膨胀机，能量得不到充分利用。
　　(5)采用常温湿法粗煤气净化系统，能量转化效率较低。
2. 美国Tampa电站
Tampa电站的系统图如图7.3所示。它采用的主要设备是：
(1) 1台Texaco喷流床式气化炉，水煤浆供煤方式，2250t/d供煤量；1个顶置向下喷射的喷嘴；耐火砖砌成的气化室；采用纯度为95%的O2气作为气化剂；液态排渣方式；无飞灰再循环；气化炉压力为2.8～3.0MPa；气化炉和粗煤气的辐射冷却器是两个独立的单元件。倘若不用辐射冷却器；粗煤气可直接进入激冷室；而组成直接激冷方式的IGCC。

1.空分设备；2.煤处理和水煤浆制备设备；3.Texaco气化炉；4.低温煤气冷却和清洗；5.煤气脱硫装置；6.高温除灰脱硫设备；7.发电设备；8.硫酸厂；9.尾气处理设备；10.硫回收装置；11.黑水处理设备；12.灰水处理设备；13.渣处理设备
图7.3　Tampa电站的系统图
(2) GE公司的7FA型燃气轮机，功率为192MW；选用蒸汽参数为10.1MPa/538℃/538℃的再热式汽轮机，组成联合循环。汽轮机的功率为132MW。电站的净功率为250MW。
(3) 采用高压的独立空分系统　空分所得的N2气经增压后，全部回注到燃气轮机的燃烧室中去参与作功过程。由于回注N2气需要耗费相当数量的压缩功，因而厂用电的耗功率高达19.75%。
(4) 设置两套粗煤气的除灰脱硫装置　一套是常温的湿法除灰脱硫装置，其容量为100%，即采用文氏洗涤器湿法除灰，选用MDEA法脱硫。另一套是高温除灰脱硫装置，它能在482～538℃条件下工作。粗煤气经高温过滤器除灰后，用锌钛脱硫剂吸取H2S。再生系统中则能产生浓度为13%的SO2，被送到硫酸厂中去制造硫酸，脱硫效率为98%，其容量仅为10%。高温除灰脱硫系统纯属试验性装置。

图7.4 Puetollano IGCC 电站示意图
(5) 洁净煤气和回注燃气轮机燃烧室的N2气都用文氏洗涤器前的粗煤气进行预热。
Tampa电站是美国能源部的第三轮洁净煤计划的示范项目，经过两年多的实际运行，发现以下一些问题：
(1)气化炉本身虽然没有发生很大故障，但仍充分暴露了水煤浆供料的这种气化炉具有如下缺点：a. 冷煤气效率较低，仅72%～76%；b. 碳转化率甚低，一般只有95%，只有改烧性质较好的煤种时，才能达到96%。这是由于大容量的水煤浆喷嘴雾化颗粒较粗，同时为了延长气化炉耐火砖的寿命，不宜把气化温度提高上去的缘故；c. 负荷可调范围比较窄，仅60%～100%，这是由于采用单个水煤浆喷嘴的缘故；d. 水煤浆喷嘴的使用寿命较短，一般需要两个月停炉更换一次喷嘴芯体；e. 气化炉耐火砖的寿命仅2～3年左右，更换耐火砖既费时又花钱，又影响气化炉的运行可用率；f. 粗煤气中水蒸汽含量很多，除非很好地组织煤气显热的回收过程，否则会多损失一些能量。停炉过程中容易凝析酸水和含氯盐类，致使加热器被腐蚀。当然这种气化炉的优点是：a. 燃料系统简单；b. 由于是单个水煤浆喷嘴，调节系统也就简单；c. 能提高气化炉的压力至8MPa左右，特别适宜于在化工企业中使用。
(2)粗煤气辐射冷却器和对流冷却器的换热面积设计得过大，前者大了40%，后者大了25%。
(3)由于洁净煤气和回注N2气加热器都是用粗煤气来加热的，而且加热器是水平位置布局的，而粗煤气的水蒸汽含量又很多(高达16%～20%)，因而在停炉过程中容易在加热器的换热面上积存酸水和氯化盐，使换热面被腐蚀。这样就会使粗煤气泄漏到洁净煤气中去，从而导致燃气透平被腐蚀和积灰。目前Tampa电站暂时停运了洁净煤气加热器和回注N2气加热器，致使电站的供电效率从原设计值42%(LHV)降为37.8%(LHV)。当然供电效率如此低下的另一原因是气化炉的碳转化率和冷煤气效率过低以及厂用电耗率过高的缘故。由此可见，Tampa电站的设计并不是很成功的。
3. 西班牙Puetollano IGCC 电站
Puetollano IGCC 电站系统如图7.3所示。它采用的主要设备是：
(1) 1台PRENFLO喷流床式气化炉，它与SHELL气化炉相似。干煤粉供煤方式，2640t/d供煤量；4个对冲安装的喷燃器；水冷壁管式的气化炉膛；但改用纯度为85%的O2气作为气化剂；液态排渣方式；飞灰再循环；气化炉压力为2.4～2.6MPa。
(2) 以Siemens公司的V94.3型燃气轮机为核心的燃气-蒸汽联合循环机组。　燃气轮机的功率为：200MW，燃气初温1250℃；蒸汽轮机的功率为145MW，背压为7.0kPa；电站的净功率为300MW，厂用电耗率为10.45%。余热锅炉是三压再热式的。预计供电效率达45%(LHV)。
(3) 原设计拟采用完全整体化的高压空分系统设备。参照Buggenum电站的运行经验，增设了一台50%空分耗气量的、高压的独立空气压缩机，使空分系统便于单独启动。但空分所得的氧气纯度为85%。
(4) 除灰脱硫设备和硫回收装置。除灰系统由两部分组成，第一级采用旋风除尘器和250℃的陶瓷过滤器，第二级采用湿法洗涤器，使煤气粉尘浓度降至1ppm以下。此后，使除尘后的煤气通过HCN/COS水解器，将COS转为H2S，将HCN转化为NH3。进而进到MDEA脱硫装置和Claus硫回收装置中去脱硫， 并回收元素硫，脱硫率达94%。最后经SCOT装置的进一步使用，可使脱硫效率提高到97.85%以上。
1996年4月第一次用天然气调试燃气轮机及其联合循环，到1996年10月份联合循环完成了100小时的试验。1997年12月19日气化炉第一次生产出粗煤气，此后自1998年1月到6月对气化炉作了进一步试验，共29次，气化炉运行了200小时，最长的连续运行时间为25小时。1998年3月20日燃气轮机第一次燃用合成煤气，先后试烧合成煤气5次，共1.7小时。气化炉最高达到80%负荷。
Puertollano电站在调试过程中发生的故障有：
(1)煤处理系统；袋式过滤器下的螺栓给粉器太长，需要在其中部增设支撑；干煤粉磨得过细，对磨煤设备进行了调整。
(2)气化炉系统；初期发现的主要问题是从锁斗依靠重力作用把飞灰传送到压力式给灰仓的流量不稳定而且数量不足。改进设计后，此问题得以解决。此外，渣水系统会由于含细灰量过多而使压力过滤器超负荷而发生故障。
(3)燃气轮机系统；目前主要问题还是出在燃气轮机部分。像Buggenum电站那样，V94.3机组的燃烧室由于事先没做过全负荷试验，估计会再次出现振荡燃烧现象，而且由天然气切换到合成煤气时，分布式控制系统也有些故障。
(4)回注N2气压气机的拖动电动机故障。
总之，Puertollano电站的调试进程不太顺利，燃气轮机改烧合成煤气时出现的问题比较多。
5、整体煤气化联合循环的关键技术
在IGCC发电系统中，燃气轮机、余热锅炉、蒸汽轮机和空分系统都是成熟技术，所需解决的只是煤的大规模气化和煤气的净化问题。就设备而言，气化炉和煤气净化系统是整体煤气化联合循环发电的关键技术。下面针对煤气气化技术和煤气净化技术分别进行介绍。
1．煤气气化技术
1.1 气化原理
煤中可燃物质主要是一些由碳、氢元素组成的复杂分子。要使煤气化，最理想地莫过于将其转化为以气态形式存在的CO、H2和碳氢化合物，如CH4等。因此，煤气气化的实质是使煤中的C和O2反应生成CO。
实际上，煤气化过程的化学反应是十分复杂的，甚至有些问题尚未完全研究清楚。气化过程大体上是这样进行的，即：在缺氧的条件下，煤首先由于蒸发作用得以干燥，释放出表面水分和内在水分。随着温度的升高，一些较弱的化学键被破坏，开始析出挥发份，生成煤焦油、酚和某些气相的碳氢化合物。

(7.1)

(7.2)
(7.3)
(7.4)
(7.5)
(7.6)
(7.7)
析出挥发份后的固定碳将与氧气、水蒸气和氢气继续反应生成CO、CO2和CH4，而且，这些气体还会彼此进行反应，最终生成粗煤气。气化过程主要化学反应可以用以下公式表示：
公式(7.1)是在温度低于1200℃的条件下进行的。公式(7.2)是在温度高于1300℃的条件下进行的。公式(7.3)和公式(7.4)也必须在温度较高的条件下进行，而且公式(7.4)的反应速率比公式(7.3)快，因为H2O向C表面进行扩散的速度要比CO2快。一般来说，当温度低于800℃时，公式(7.4)的化学反应是不会发生的。该反应又称为水煤气反应，它的反应活化能很大，只是在温度很高时才会有 显著的反应速度。公式(7.5)在温度较低时易于发生，其转化速度很快，它会影响煤气中H2 / CO的含量比，但对煤气发热量影响不大。公式(7.6)和公式(7.7)称为甲烷反应，它们只是在低温和高压下才比较容易发生。
通常，气化系统中前五个反应是主要的，当煤释放挥发份时，也会产生一些CH4，煤气中含有CH4有利于提高煤发热值以及气化炉的冷煤气效率。
气化过程是在还原性条件下进行的，煤中硫元素大部分转化为H2S，5%～15％的硫转化为COS。在高温低压条件下，有些氮将转化为NH3。此外，还会生成少量HCN。如果析出挥发份时生成的煤焦油和酚类物质未被破坏的话，它们就会与煤中的S、N2、O2结合，组成更为复杂的分子。
1.2 气化炉主要技术指标
(1) 碳的转化率。它的定义是指煤中所含碳元素在气化炉中转化成为煤气成分中含碳量的百分数。其定义是：
(7-8)
目前，性能良好的气化炉碳转化率可以达到99％以上。
(2) 冷煤气效率。它的定义是：
(7-9)
如果以低位发热值计算，目前，性能良好的气化炉的可以达到80％以上。
(3) 热煤气效率。它的定义是：
(7-10)
目前，性能良好的气化炉可以达到91%～95％。
(4) 能量转化效率。它的定义是：
(7-11)
这个指标能够比较全面地反应煤气化过程的能量转换情况，一般来说，。
除以上几个指标外，负荷的适应能力、煤种的适应性、煤气含尘率、单台气化炉的容量、煤气中有害物质的可去除性、气化炉关键部件的寿命等也是衡量气化炉性能的重要技术指标。
1.3 气化炉分类及主要类型气化炉简介
气化炉为IGCC系统的关键设备之一，按结构分类，目前主要的气化炉形式有：喷流床气化炉、流化床气化炉、固定床气化炉。喷流床气化炉有Texaco炉、Destec炉、PRENFLO炉、Shell炉等类型。流化床气化炉有KRW炉、U-Gas炉等。固定床气化炉有鲁奇炉和BGL炉等。几种典型气化炉技术特点比较见表7.1。
表7.1　4种气化炉的技术特点比较
技　术　项　目
Texaco
Destec/Dynergy
Shell
Prenflo
进料方式
湿法/水煤浆
湿法/水煤浆
干法/煤粉
干法/煤粉
反应器形式
喷流床
喷流床
喷流床
喷流床
氧气纯度/%
95
95
95
85～95
喷嘴/个
1
3(+1)
4
4
喷嘴的寿命/h
1 440
1 440～2 160
＞10 000
待考检
气化炉内衬
耐火砖
耐火砖
水冷壁+涂层
水冷壁+涂层
内衬的寿命/a
2
3
＞10(待考验)
＞10(待考验)
冷煤气效率/%
71～76
74～78
80～83
80～83
碳转化率/%
96～98
98
＞98
＞98
单炉最大出力/t.d-1
2 200～2 400
2 500
2 000
2 600
示范电站的净功率/MW
250.0
260.6
253.0
300.0
最大容量气化炉的最长运行时间/h
＞8 860
＞7 500
＞10 000
40
示范电站最长追续运行时间/h
720～1 000
＞324
＞2 000
25
示范电站的气化炉可用率/%
80～85
90～95 (一开一备)
95
(待考验)
组成IGCC示范电站的效率/%
设计值：41.6(HHV)试验值：38.5(HHV)
设计值：37.8(HHV)试验值：38.8(HHV)
43(LHV)(未公布试验值)
45(LHV)(待试验)
组成的IGCC达到43%(LHV)效率的
　可能性
有可能(但必须改进全热回收)
容易达到
容易达到
能达到
存在的问题
喷嘴、耐火砖寿命短，全热回收系统和黑水处理系统尚待改进
喷嘴、耐火砖寿命短，黑水处理系统待改进
黑水系统待改进
供料系统待改进
用过类似于中国IGCC电站的煤种
是
否
是
否
目前IGCC电站的造价
低
最低
较高
较高

图7.5 PRENFLO气化炉
Texaco气化炉有两种设计形式，一种是直接激冷式气化炉，一种为装有煤气冷却器的气化炉。水煤浆和纯度为95%的氧气从安装在炉顶的燃烧喷嘴喷入气化室。在激冷式气化炉中，温度高达1370℃的粗煤气在激冷室被水喷淋，激冷到200～260℃。显然，在激冷过程中会损失一部分能量，使供电效率降低4% ～5%。但这种气化炉由于不需采用价格昂贵的辐射受热面和对流受热面，可以减少10%的比投资费用。装有煤气冷却器的气化炉是通过辐射冷却器和对流冷却器，把粗煤气温度从1370℃降低到400℃左右，同时产生一定数量的蒸汽，提高了供电效率，但辐射受热面和对流受热面尺寸庞大，造价高，使比投资费用增加。
　　Texaco气化炉的运行费用较低，但由于用水煤浆气化，碳的转化率不高，仅为96%～98%，冷煤气效率也较低，为70%～76%。炉膛耐火砖使用寿命短，更换所需时间长。水煤浆泵和燃烧喷嘴易磨损。因此Texaco气化炉的可靠性差，可用率较低。

图7.6 KRW气化炉
Destec气化炉也是采用水煤浆喷流床，但水煤浆分两次喷入。一次反应区喷入的水煤浆为总量的80%，反应区温度为1371～1427℃。二次反应区喷入20%的水煤浆，反应区温度为1038℃左右，在此区段内，煤的挥发份释放出来并发生部分气化反应，最后排出的煤气温度为900℃。
Destec气化炉由于二次反应区内CH4等碳氢化合物生成量较多，因此煤气的发热量也较高，冷煤气效率可达80%～82%。粗煤气的出口温度为900℃，因此不需采用价格昂贵的冷却器，比投资费用降低。但两段气化的结果会使碳转化率降低，为此，必须采取飞灰再循环措施，以使碳转化率提高到99%。
　　PRENFLO(参见图7.5)和SHELL气化炉为干法供煤的气化炉，煤在喷入气化炉之前首先要进行干燥和粉碎，要求把烟煤的含水量降低到2%，褐煤的含水量降低到6%，75%的煤粉尺寸小于100μm。干法供煤气化炉所产生的湿煤气所含的水蒸汽量要比水煤浆气化炉低得多，使气化炉的能量转化效率提高。干法供煤气化炉的冷煤气效率也要比采用煤浆的一段气化炉高(81%～83%)，气化炉的反应温度很高，因此碳的转化率能达99%，有利于提高供电效率。燃烧器和炉膛的使用寿命较长，且易于维修。干法供煤方案适宜开发大容量的气化炉，但其运行的安全性要比水煤浆气化炉差，当干煤粉与氧气配合不当时容易引起爆炸。另外，干法供煤的厂用电耗也较高。

图7.7 液态排渣鲁奇炉
流化床气化炉，如KRW炉(参见图7.6)是利用流化床工艺，煤粒在815～1038℃温度下气化，通过向流化床内添加石灰石或白云石，脱除大部分的H2S，因而适用于气化高灰分和高硫分的煤种。由于流化床气化炉的气化温度较低，因而其碳转化率较低，为91%～97%，冷煤气效率仅为70%～75%。流化床气化炉的优点是燃料适应性广，煤气成分稳定，大部分硫化物能在床内脱除，使后续精脱硫过程简化，炉膛的工作温度较低，耐火材料较易解决，其使用寿命也较长。
固定床气化炉，如鲁奇炉(参见图7.7)的负荷调节性能较好，采用液态排渣时，炉温较高，停留时间长，因此碳的转化率较高，达99.5%，但排渣热损失大。煤气中CH4的含量较大，有利于提高煤气的发热量。固定床气化炉内化学反应请参见图7.8。固定床气化炉内需要有运动部件，运行可靠性差，煤气中含有焦油、酚类、NH3的数量较多，需要复杂的煤气净化设备。由于煤气流速和设备体积的限制，固定床气化炉煤气生产能力较低，不利于向大型化方向发展。

图7.8 固定床气化炉内化学反应和温度区段
总的来说，以上三种气化方式各有利弊。由于喷流床气化炉的生产能力大，能量转换效率高，燃料适应性广，因而，喷流床气化炉，特别是干粉供煤方式，将是未来的主要发展和研究方向。
2．煤气净化技术
从气化炉引出的煤气称为粗煤气，含有一定量的灰分、硫化物、碱金属和卤化物等有害物质。粗煤气(烟气)在进入燃气轮机前，必须经过除尘净化以达到其叶片保护标准[38]后，才能使用。高温煤气(烟气)净化是燃气轮机安全可靠运行的前提和延长其经济寿命重要手段。同时，高温净化系统使得排放的污染物大大减少，对环境保护起到了重要作用。因此，IGCC以及其它各类先进燃煤联合循环发电技术都含有煤气(烟气)高温净化系统。
根据煤气(烟气)净化温度的不同，煤气(烟气)净化有热态净化和冷态经净化两种方式。热态煤气(烟气)净化同冷态净化相比，由于煤气(烟气)显热损失小，相应提高了煤气化热效率和IGCC系统的总效率。对IGCC来说，系统效率可以提高2 %～3 %。欧美等发达国家都将高温净化技术视为燃煤联合循环发电真正商业化的关键技术之一。

A－含尘煤气 B－洁净煤气
1. 高温煤气除尘系统 2 . 文丘里湿法洗涤器
3．低温煤气冷却器 4．燃气轮机
图7.9 美国Tampa IGCC电站除尘系统简图

2.1煤气除尘技术
高温除尘技术是高温净化技术的主要内容之一，不仅是发展当前IGCC的关键，对于更先进的燃煤联合循环发电技术来讲更是如此。
IGCC除尘系统的选择不仅取决于燃气轮机工作的需要，很大程度上还取决于气化炉的选择，还与其它煤气净化系统密切相关。目前国际上运行的IGCC系统的典型除尘温度大致有250 ˚C、371 ˚C、593 ˚C三种，其温度较低。然而，IGCC系统的煤气为还原性气氛，除尘难度较高。
气化炉作为为IGCC系统的关键设备，目前主要的气化炉形式有[39]：喷流床气化炉、流化床气化炉、固定床气化炉。喷流床气化炉有Texaco炉、Destec炉、Prenflo炉、Shell炉等类型。流化床气化炉有KRW炉、U-Gas炉等。固定床气化炉有鲁奇炉和BGL炉等。以上三种气化方式各有利弊。由于喷流床气化炉的生产能力大、能量转换效率高、燃料适应性广。因此，喷流床气化炉，特别是干粉供煤方式，将是未来的主要发展方向，与此对应的高温煤气干法除尘的发展显得更加重要。
目前，国际上IGCC系统除尘的基本路线是[40]：第一级除尘以旋风除尘器分离掉10 μm或15 μm以上的灰尘颗粒；第二级除尘进行更精细的气固分离，使煤气中颗粒粒度小于5 μm。第二级除尘分为湿法除尘和干法除尘或综合湿法除尘和干法除尘。干法除尘多选用刚性烛状陶瓷过滤器。下面，针对世界上几座大型IGCC电站的除尘系统，进行扼要的分析。
美国Tampa IGCC[61]电站除尘系