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1、 国外典型的 IGCC 电厂介绍 中国电力工程顾问集团公司 第一期 IGCC 技术培训班 2008-10 目 录 1 IGCC 电厂发展. 1 1.1 发展历史 1 1.2 计划建设 2 2 投运的典型 IGCC 电厂介绍 3 2.1 Tampa电厂. 3 2.1.1 电厂总体简介 3 2.1.2 气化炉 4 2.1.3 粗煤气低温脱硫 5 2.1.4 粗煤气高温脱硫 5 2.1.5 动力岛 5 2.1.6 其它 6 2.1.7 Texaco气化工艺 6 2.1.8 合成气净化工艺 7 2.1.9 联合循环发电工艺 9 2.1.10 空分 . 9 2.1.11 硫酸厂 . 9 2.1.12 存

2、在的主要问题 . 9 2.1.13 主要性能指标 10 2.2 Wabash River电厂. 11 2.2.1 Egas气化工艺 . 13 2.2.2 煤气净化 . 15 2.2.3 硫回收 . 15 2.2.4 水处理 . 16 2.2.5 动力岛 . 16 2.2.6 存在的主要问题 . 17 2.2.7 主要性能指标 . 17 2.3 Buggenum IGCC电厂 18 2.3.1 Shell气化工艺 20 2.3.2 水处理和再循环 . 22 2.3.3 运行中出现的主要问题 . 22 2.4 Puertollano IGCC电厂. 24 2.4.1 Prenflo气化工艺 26

3、2.4.2 煤气净化 . 29 2.4.3 运行中出现的主要问题 . 29 2.4.4 主要性能指标 . 29 2.5 Nakoso 电厂 31 2.5.1 空气气化炉 . 33 2.5.2 空分系统的设置 . 33 2.5.3 环保 . 34 2.6 意大利ISAB Enegy IGCC工程 34 3 国外计划建设典型 IGCC 项目 . 35 3.1 Maganum IGCC . 35 3.2 Duke IGCC 36 国外典型 IGCC 电厂介绍 1 1 IGCC 电厂发展 1.1 发展历史 1972年，德国Lnen 170MW，Lurgi固定床气化炉，带正压锅炉； 1984年，美国Co

4、ol Water 100MW，Texaco喷流床气化炉，余热锅炉型； 1987年，美国LGTI 160MW，Egas气化炉，热电联产。 这三套装置被称为示范验证装置。通过上述装置的建设、调试和运转，充分证明了IGCC发电的模式是可行的，而且具有较高的发电效率和极好的环保效果。 1994年，荷兰Buggenum253MW，Shell气化，净效率43%； 1995年，美国Wabash River 265MW，EGas气化，老厂改造； 1996年，美国Tampa260MW，Texaco气化； 1997年，西班牙Puertollano300MW，气化，净效率45%。 这四套装置被称为示范装置。通过上述

5、装置的示范，证明了IGCC电厂的商业运行的可行性。 表1 世界上已经投入商业运行的IGCC项目。 表 1 已经商业运行的 IGCC 项目 用户 投运日期 功率 (MW) 用途/燃料 气化炉 型式 选用的 燃气轮机 1 Nuon 1994 253 发电/煤 ShellO 2 V94.2 2 Wabash River 1995 265 发电/煤、石油焦 E gasO2GE 7FA 3 Tampa 1996 260 发电/煤、石油 Texaco-O2 GE 7FA 4 SCHWARZE PUMPE（德国） 1996 60 发电和甲醇/褐煤与废料 GSP-O2(又称Noell-O2) GE 6B 5

6、Texaco EI Dorado(美国) 1996 40 热电联产/石油焦 Texaco-O2 GE 6B 6 Puertollano 1997 300 发电/煤、石油焦 Preflo-O2 V94.3 7 Pinon Pine 1997 100 发电/煤 KRWair GE 6F 8 SHELL Pernis （荷兰） 1997 120 热电联产H 2/渣油 SHELLO 2 3GE 6B 9 Eastman Chemical Co.(美国) 1997 350 (净) 发电甲醇/渣油 Texaco-O2 GE9EC GE6FA 10 ISAB 1998 500 发电氢气/Texaco-O2

7、GE 3109E国外典型 IGCC 电厂介绍 2 用户 投运日期 功率 (MW) 用途/燃料 气化炉 型式 选用的 燃气轮机 渣油 11 Sarlux/Enron (意大利) 1999 550 热电联产H 2/渣油 Texaco-O2 GE 3109E12 EXXON（美国） 1999-2000 40 /240 热电联产H 2CO/石油焦 Texaco-O2 GE 26FA 13 API Energine （意大利） 1999 280 发电蒸汽/渣油 Texaco-O2 ABB GT13E214 Star-Delaware 1999 240 增容改造发电蒸汽/石油焦Texaco-O2 GE26

8、FA 15 FIFE Electric (苏格兰) 1999 120 发电/渣油，废料 BGL-O2 GE 106FA 16 EXXON (新加坡) 2000 180 热电联产H 2/渣油 Texaco-O2 GE 26FA 17 GSK(日本) 2002 550 发电氢气/渣油 Texaco-O2 GE 209EC 18 NPRC(日本) 2002 342 发电/减压渣油 Texaco-O2 MHI M701F 19 ISAB (意大利) 2000 512 热电联产H 2/沥青 Texaco-O2 KWU 2V94.2K 20 Total Gonfreville (法国) 2000 365

9、热电联产H 2/渣油 Texaco-O2 GE 209E 21 AGIP Petroli (意大利) 2002 250 发电H 2/渣油 Shell-O2 1V94.2k 22 Nakoso 2007 250 发电 MHIair 1M701D 1.2 计划建设 目前正在建设或计划建设的IGCC电站共有50座，总装机容量25000MW。 国外典型 IGCC 电厂介绍 3 图 1 全球 IGCC 规划项目一览表 2 投运的典型 IGCC 电厂介绍 国外具有代表性喷流床气化工艺有：Texaco、Egas、Shell、Prenflo (Kurpp Uhde)，现分别将应用该气化技术的典型IGCC电厂进

10、行介绍。 2.1 Tampa 电厂 美国 Tampa IGCC 电厂位于佛罗里达州的 Tampa 市，是美国 DOE 支持的洁净煤发电计划的第三轮示范项目。厂址原是一个废弃的磷矿区，现厂址占地面积4348英亩（17.6平方公里） ，其中约1/3的面积经改造后做为电厂用地，其余2/3经改造后回归自然，作为植物生长栖息地。电厂1989年开始筹建，1994年动工，1996年10月投入商业运行，根据与美国能源部（DOE）的合同，有 5 年的示范期。采用 Texaco的全热回收气化工艺系统，GE公司的7F型燃气轮机。 2.1.1 电厂总体简介 全厂的净出力为250MW，采用Texaco的全热回收气化工艺

11、，10%的金属氧化物催化吸收的高温脱硫系统和 100%的低温常规 MDEA 脱硫系统，配 GE 公司、氮气回注的7F 型燃气轮机。电厂的补充水取自地下水，所有的工艺水都被循环使用。图 2-1 为Tampa电厂的鸟瞰图。 国外典型 IGCC 电厂介绍 4 图 2-1 Tampa 电厂鸟瞰图 图 2-2 Tampa 电厂平面布置图 2.1.2 气化炉 燃煤由汽车运输进厂，在电厂内煤从煤仓转运至磨煤机，并掺入工艺的循环水和深井补水。设单列容量为2250t/d的Texaco气国外典型 IGCC 电厂介绍 5 化炉，该气化炉是由经过商业运行的气化炉放 大改型来的。气化炉的结构形式如右图。 水煤浆的浓度为

12、66.5%，氧气的纯度为95%，氧气的喷射压力为4.0MPa，二者送入气化炉中进行反应，产生高温、高压、中热值的合成气。粗煤气被辐射废锅冷却，熔渣流入激冷水槽中，固态渣可以市场出售。 从辐射废锅出来的粗煤气进入对流冷却器降温后，可分为两部分，分别进入高温和常温脱硫系统。 2.1.3 粗煤气低温脱硫 Tampa IGCC 电站脱硫系统按 100%的常温脱硫加 10%的高温脱硫设计。其目的是在现有常温脱硫的基础上，开发实验高温脱硫 技术。对于常温脱硫，粗煤气冷却到38进入常规脱硫装置，用甲基二乙醇胺吸收H2S，而后用蒸汽汽提再生出甲基二乙醇胺分离出酸液，甲基二乙醇胺重新回到吸收塔吸收H2S，酸液进

13、入硫酸厂加工成硫酸。 2.1.4 粗煤气高温脱硫 粗煤气高温脱硫不需要将合成气冷却至常温，减少了热损失，从而可提高全厂的热效率，另外采用高温净化工艺，可以减少许多换热设备（与粗煤气低温脱硫相比） ，节省设备投资费用。Tampa IGCC 电厂在系统中设计了 10%处理能力的间歇运动床脱硫工艺,这一技术和高温金属吸收剂表现出了广阔的发展前景，但目前尚处于研制开发阶段, Tampa IGCC 电厂的高温脱硫部分还没有投入商业运行。在热煤气净化系统中，粗煤气首先通过旋风除尘器除去所含的灰 尘，在进入第二级旋风除尘器之前喷入NaHCO3除去氯化物和氟化物以保护燃气轮机。 高温脱硫装置的运行温度为482

14、，金属氧化基间歇运动床吸收硫化物（主要为H2S）生成硫酸盐，并除去合成气中的细尘， 吸收了硫化物的金属吸收剂用氧气和氮气再生，再生出的金属氧化吸收基送回吸收塔，分离出的SO2送往硫酸厂，这是世界上建设的第一个工业化的示范高温脱硫项目，距商业化推广使用，还有待时日。 2.1.5 动力岛 净合成气（HHV=9888kJ/Nm3）送往动力岛的燃气轮机中燃烧，燃机为 GE 公司的MS7001F，出力为192MW，燃机入口要求的合成气压力决定了气化炉的运行压力。 空分岛来的氮气（纯度98%）喷入燃烧室与合成气混合，增大燃机的通流量，国外典型 IGCC 电厂介绍 6 提高燃机出力，提高整个电厂的热效率；降

15、低NOx的排放。燃机排出的高温烟气送入余热炉产生三个压力等级的蒸汽。 余热炉产生的蒸汽与气化炉产生的蒸汽共同驱动蒸汽轮机发出121MW的电力。 热烟气通过余热炉后最终从 46m 高的烟囱排入大气。电厂设启动、停机和事故时的燃放火炬。 厂用电为63MW， 全厂的净出力为250MW， 净热耗率为9074kJ/kWh （近似40% HHV） ，电厂出线通过5英里230kV的传输线与TEC电网相连。 2.1.6 其它 从高温、 低温净化系统来的SO2和H2S富液在硫酸厂加工成硫酸， 产量约为200t/d。 从系统工艺中排出的含盐水被分离处理， 净水后的可利用水循环回系统用于煤浆的制备，结晶盐市场出售或

16、埋入地下。 工艺系统见图2-2。 图 2-2 Tampa 电厂工艺系统图 2.1.7 Texaco气化工艺 Texaco 的气化炉型为单级、下吹、喷流式，水煤浆的浓度为 60-70%，氧气的纯国外典型 IGCC 电厂介绍 7 度为 95%，运行温度为 1482，煤与氧反应生成粗煤气和熔渣。高温粗合成气向下流入辐射废锅（同时产生高压蒸汽，辐射废锅直径为5.2m，30.5m长，重约900t） ，在废锅出口通过激冷水槽排出气化炉，煤气中 的渣掉入水槽底部的锁斗中。黑水和渣一起排出气化炉，渣被分离脱水，分离出的黑水再循环使用。 气化炉中的主要化学反应如下： C（煤）+O2CO2+热量（1482） C+

17、H2O（水蒸汽）CO+H2（1482） 煤的成分分析（收到基%）如下： 成分 数量(%) H2O 4.74 C 73.76 H 4.72 N 1.39 Cl 0.10 S 2.45 Ash 7.88 O 4.96 2.1.8 合成气净化工艺 与常规的烟气脱硫(PC+FGD)相比，因为合成气是尚未燃烧的燃料气,且处于高压状态，需要净化处理的气量和体积较小，而常 规燃煤电站的烟气是已完全燃烧过的CO2等,且在常压下处理，其处理体积比同等容量 IGCC 电站的合成气量大很多倍。所以用于IGCC的净化设备容量也小，价格较便宜。 低温净化处理，粗煤气从辐射废锅中出来，首先进入并行布置的对流换热器中，然后

18、粗煤气可以是100%的进入低温水洗除尘系统，也可旁路10%进入高温净化系统，水洗除去对吸收塔中的吸收剂有危害的灰尘， 水洗器底部出来的黑水送往黑水处理分离系统，分离出的灰尘制成饼运离电厂，水 再循环回煤浆制备系统，从水洗器出来的合成气再进入后面的低温合成气冷却系统 。洗涤后的合成气进入胺吸收塔，H2S和CO2（酸性气体）被吸收，吸收了酸性气体的“富”胺溶液在汽提塔中、汽提出酸性气体，变为“贫”液再送回吸收塔而酸性气体则被送往硫酸厂处理。 并列布置的高温净化系统，可以处理10%的高温合成气，旋风除尘器分离的灰被国外典型 IGCC 电厂介绍 8 送往黑水处理系统中，经过初次除尘的合成气接着喷入 N

19、aHCO3，吸收卤素（氯化物和氟化物） ，以减少对燃气轮机的腐蚀，再进入第二级旋风除尘器，除下的灰运走处理，合成气进入后面的吸收塔，所含的细尘被 混合金属氧化床所捕获，吸收塔是间歇运动床反应器，含有H2S、COS的合成气从吸收塔的底部进入，与吸收剂逆向流动，酸性物质与吸收剂反应生成金属硫化物，从吸收塔中排出的合成气最多含 30ppm 的H2S、COS，吸收剂的有效再生利用可减少运行费用，再生使硫化物变回为氧化物，硫化后的吸收剂从再生塔顶部的锁斗送下，被同 时送入的再生气还原再生。温度控制非常重要，过高会破坏吸收剂的结构，过低反 应活性会降低，最后的再生步骤发生在再生塔底部，送入的氮气与吸收剂逆

20、向流动，冷却吸收剂并从中去洗涤出SO2，确保再生后的吸收剂不再含有硫化物。一部分从 再生塔出来的废气作为稀释剂以控制热交换器加热后的空气的温度，再生塔中产生 的蒸汽用于动力岛发电，少量进入气流中的吸收剂粉末，99.5% 5微米以上的颗粒被高效的烛式除尘器除去，灰尘被送走处理，混入气流中的大颗粒被设在再生塔吸收 剂出口的滤网捕获，未被捕获下来被后面的袋式除尘器收集。 高温净化的主要反应如下： 脱硫 MO（金属氧化物）+H2SMS（金属硫化物）+H2O（482） MO（金属氧化物）+COSMS（金属硫化物）+CO2（482） 再生 MS（金属硫化物）+1.5O2MO（金属氧化物）+SO2（649）

21、 燃机前的净化合成气的组分 组分 高温净化 低温净化 CO(%) 35.6 48.3 H2(%) 27.0 33.8 CO2(%) 12.6 10.0 CH4(%) 0.1 0.2 H2O(%) 18.6 0.5 N2(%) 5.8 6.1 Ar(%) 0.0 1.1 H2S 94.0ppmv 8.4ppmv COS 0.0 127.0ppmv 国外典型 IGCC 电厂介绍 9 NH30.1ppmv 0.0ppmv 2.1.9 联合循环发电工艺 燃机采用GE公司制造的MS7001F，燃用合成气和低硫油时，设计为低NOx排放，燃烧合成气时，氢冷发电机的出力为192MW，燃机是先进的和环境友好的。

22、 氮气作为合成气的稀释剂减少NOx排放，并增加燃机的质量流量，提高燃机的出力。 余热炉是三压、自然循环、再热式，汽轮机是双流、再热、低压抽汽式，额定入口蒸汽参数为10MPa，538，再热温度为538，汽轮机出力为121MW。 2.1.10空分 采用高压的独立空分系统，向气化炉提供 95的高压氧气，向硫酸厂提供 95的低压氧气，并利用工艺气加热回注氮气。厂用电率比较高。 2.1.11硫酸厂 从高温、低温净化系统中来的含酸气体在硫酸厂被加工成98%的硫酸出售给佛罗里达州的化肥厂。从低温净化系统来的含 H2S 在焚烧炉中燃烧形成 SO2并与从高温净化系统来的含SO2的气体混合，燃烧生成的气体含有SO

23、3，冷却后形成H2SO4。 气体通过三级 V2O5催化氧化床将 SO2转化为 98%的硫酸，氧气用于将 SO2转化为SO3，分离出H2SO4后的尾气中所含的SO2通过61m高的烟囱达标排放。 2.1.12存在的主要问题 气/气热交换器发生腐蚀，现已旁路掉，未参加运行，分析主要原因为： z 由于采用水平布置，烟气通道容易发生积灰。 z 辐射废锅设计参数不合理，使辐射废锅设计偏 大，吸热量太多，使气/气换热器入口温度太低，引起积灰堵塞。 z 由于气/气换热器入口温度太低（达到酸露点温度） ，发生腐蚀和泄漏，使粗煤气窜入净煤气侧，引起燃气轮机透平导叶发生严重冲蚀。 z 气/气热交换器材料为不锈钢，发

24、生“Cl-”的腐蚀。 z 由于辐射废锅吸热量太多，使高温净化系统入口温度太低，高温净化装置无国外典型 IGCC 电厂介绍 10 法运行， （需再加热） ，另外，由于高温脱硫剂尚未过关，所以高温净化装置未投运。 取消了气/气换热器后，热效率由原设计的 40%（HHV）降为 38.5%（HHV） 。碳转化率由原设计的97%98%降为95%96%。目前电厂正进行飞灰（细灰）再循环系统的改造，改进后的碳转化率可望达到96.5%。 2.1.13主要性能指标 技术性能指标 项目 单位 Tampa 燃机输出功率 MW 192 汽机输出功率 MW 121 总功率 MW 313 厂用电 MW 63 净功率 MW

25、 250 全厂净效率(LHV) % 40 全厂热耗（HHV） kJ/kWh 9074 脱硫效率 % 96 SO2排放量 mg/MJ 90.3 NOX排放量 mg/MJ 116.1 粉尘排放量 mg/Nm3- 总投资 亿美元 5.06 单位造价（毛） $/kW 1617 单位造价（净） $/kW 2024 空分整体化率 % 0 气化工艺表 专利商 Texaco 燃料 烟煤 进料方式 湿法/水煤浆 加料位置 顶部下喷 反应器形式 喷流床 氧气纯度 95% 喷嘴个数 1 喷嘴寿命 60天 气化炉内衬 耐火砖 内衬寿命 2年 冷煤气效率 71-76% 碳转化率 96-98% 单炉最大容量 2200-2

26、400t/d 国外典型 IGCC 电厂介绍 11 气化炉台数 1 气化炉最长运行时间 8860h 气化炉可用率 80-85% 对煤中含灰量的适应性 影响大 粗煤气冷却方式 辐射+对流换热器 气化炉及冷却器结构、重量 气化炉内径约4m，高约3m。辐射废锅外径约5m，高约39m，总重900t 存在问题 喷嘴和耐火砖寿命短，全热回收系统和黑水处理系统尚待改进 国内的认知程度 化工行业已引进多台小容量、激冷流程的气化炉 煤气净化工艺表 项目 Tampa 除尘方式 水洗 除尘温度 250 煤中含硫量（收到基） 2.45% 脱硫方法 MDEA 脱硫温度 38 COS水解器 无 高温净化 有10%旁路 脱硫

27、效率 96%（常温） ；98%（高温） 硫回收方法 硫酸厂 硫回收效率 99% 回收产品 浓度98%硫酸 硫制品产量 200t/d SO2排放 90.3mg/MJ 2.2 Wabash River 电厂 Wabash River 电站位于美国印地安那州 Vigo 县内，是美国能源部（DOE）支持的洁净煤发电计划第四轮选定的项目。 该项目属于老厂增容改造，新建部分包括气化、空分和燃机及余热锅炉，与老厂蒸汽轮机组成IGCC装置，PSI能源公司负责动力岛的建设和运营，Egas负责气化部分的建设和运营。 气化部分与原蒸汽轮机厂房脱开约50m， 占地约15英亩。 电厂1991年开始筹建，国外典型 IGC

28、C 电厂介绍 12 1995年11月转入商业运行，从1995年12月开始3年的示范期。 改造工程采用 Egas 气化工艺、GE 公司的 MS7001FA 燃机、余热炉和改造后的汽机。为PSI所属的真正满足1990年CAAA的要求的电厂，SO2排放低于90.3mg/MJ。排放指标低于CAAA规定的2000年第二时段的要求， 改建后的效率较改造之前高20%。 图 2.2-1 Wabash River 电厂鸟瞰图 国外典型 IGCC 电厂介绍 13 图 2.2-2 Wabash River 平面布置图 2.2.1 Egas气化工艺 Egas两级气化技术的特点是氧吹、喷流、连续排渣、耐火衬里保护气化炉

29、，第一级的运行温度约为 1371，运行压力约为 2.76MPa，实际的运行温度要根据煤的特性来定。水煤浆中煤水的重量比为 60：40，它们与氧气通过两个布置在第一段两端的喷嘴一起喷入气化炉中，煤部分燃烧放出热量，引起迅速的煤气化反应，灰成为熔融状态向下排出。 电厂安装了两台气化炉，每台气化炉的煤处理能力为2544t/d，一台运行，一台备用。气化炉的结构形式如下： 在气化炉中， 熔融的灰从位于第一级反应炉底部的排渣口排出进入激冷水槽，形成惰性的玻璃态的渣 。粗合成气向上进入第二段（垂直的内衬压力容器） ，在这里另一部分水煤浆通过一个喷嘴喷入与从第一级反应炉出来的粗煤气发生反应，煤液化热解并与蒸汽

30、发生气化反应。 国外典型 IGCC 电厂介绍 14 在反应炉第二段： （1）合成气的热值增加了； （2）水的汽化和吸热化学反应使得粗煤气的温度降低到约 1038。因此采用两级气化炉不但使粗煤气的热值增加了，而且降低了粗煤气的温度，避免了使用昂贵的辐射换热器。 从气化炉第二级出来的粗煤气 1038被布置在后面的对流换热器进一步冷却，生成11.0MPa压力的饱和蒸汽。 Egas气化炉的化学反应式如下： 第一段： C（煤）+O2CO2+热量 C（煤）+H2O（水蒸汽）H2+CO 2S（煤）+H2+ COCOS+ H2S 第二段： C（煤）+热量热解液化（CDP） CDP+H2OH2+CO+CH4 C

31、（煤）+H2O（水蒸汽）H2+CO 2S（煤）+H2+ COCOS+ H2S Egas气化工艺流程如图2.2-3 国外典型 IGCC 电厂介绍 15 图 2.2-3 Wabash River IGCC 系统图 2.2.2 煤气净化 在煤气中飞灰和部分颗粒与煤气一起从气化炉第二级排出， 粗煤气在烛式过滤器除尘，灰再循环回气化炉第一级将残留的碳进 一步气化。除尘过滤系统运行后经过一次改装，用钢丝过滤器替代了烛式过滤器。 从除尘系统出来的“酸”煤气中主要含有：H2、CO2、CO、H2O、N2和少量的CH4、COS、H2S和NH3。H2S和COS 的浓度较高，必须除去以满足电站的SO2的排放要求。H2

32、S可以在吸收塔中除去，COS则先将其在水解器中催化转化为H2S再除去。进入脱硫装置前的粗煤气被冷却至38，在冷却过程中析出冷凝水，水中含有NH3、H2S和CO2，需送往入处理厂处理。 2.2.3 硫回收 冷却后的合成气进入酸吸收塔，H2S被甲基二乙醇胺溶剂吸收（MDEA） ，分离出净合成气。吸收了 H2S和CO2的溶剂进入 H2S 汽提塔进行汽 提，含酸气体送往硫回收系统，而“贫”胺液被循环使用。 国外典型 IGCC 电厂介绍 16 在催化反应段中采用 Claus 回收工艺将气体中的 H2S 转化为元素硫，一部分 H2S在热反应炉中燃烧产生 SO2，并与 H2S 发生反应生成元素硫和水，没有反

33、应的 H2S被加压后送回气化炉，以减少硫化物的对外排放。脱硫效率达98%以上，单质硫（纯度达到99.9%）被回收出售。 2.2.4 水处理 在水处理系统中除去溶解在水中的烟气成分。污水中的 CO2和H2S 首先被除去后再循环回硫回收工艺，NH3与水结合送往水煤浆制备系统，多余的水在经进一步处理后排往储水池，沉淀澄清后排入河道。 2.2.5 动力岛 主要设备为GE公司的MS7001FA燃机、发电机、余热炉和改造后的蒸汽轮机，燃机为双燃料型,正常运行使用合成气，启动使用2号燃油，容量为192MW。 燃机压缩机和燃机叶片进行了重新设计，燃烧温度高、压比大。余热炉是单汽包的，在燃烧合成气时，可以产生高

34、压的 543，342t/h 的主蒸汽和 543，273t/h的再热蒸汽。改造的 1 号汽轮机于 1952 年安装，后来为了减少烟囱的排放负荷由105MW 减至 90MW，大修后增加了的通流能力和蒸汽压力以适应联合循环的需要，出力恢复到原来的105MW。 为了控制NOx的排放，净煤气被饱和加湿后，送入燃机的燃烧室燃烧，燃机排出的热烟气进入余热炉产生水蒸汽发电，烟气通过69m高的烟囱排入大气。 净合成气的典型组分如下（饱和后） ： 组分 体积百分比 H228 CO 38 CO210 CH41 N21 H2O 22 硫分 100ppmv HHV（干燥基） 10619kJ/m3LHV（干燥基） 830

35、9kJ/m3电厂辅机的耗电量为 35MW，辅机主要包 括空分设备、电机、泵和其它的电力设备。 国外典型 IGCC 电厂介绍 17 2.2.6 存在的主要问题 陶瓷过滤除尘器的可靠性差。第一年运行中由 于陶瓷管的位移和破裂造成 100天的停机和检修，1996 年四季度对过滤器中的陶瓷管的安装方式进行了改进，大大提高了过滤器运行的可靠性，但在第二年的运 行中，仍因过滤器问题造成停机，后来将陶瓷过滤器换为金属网过滤器，其设计寿命为8000小时，但运行中也曾因金属丝网的破裂而造成停机。 气化炉耐火砖的更换，原设计气化炉耐火砖的寿命为三年，但因调试和运行缺乏经验气化炉启动次数多达 100 次，造成液态排

36、渣对耐火砖的腐蚀，导致气化炉第一段耐火砖进行更换，增大了电厂的运行费用。 在COS水解装置和下游的热交换器中， 由于氯化物和某些金属元素浓度高而导致催化剂的中毒和热交换器出现应力腐蚀。为此199 6年9月在COS 水解装置上游加装煤气水洗装置，解决了催化剂中毒和热交换器腐蚀问题。 火管式煤气冷却器管入口管道灰渣沉积问题， 通过改变煤气冷却器通道几何尺寸和煤气流速来减轻灰渣的沉积。 2.2.7 主要性能指标 技术性能指标 项目 单位 Wabash River 燃机输出功率 MW 192 汽机输出功率 MW 105 总功率 MW 297 厂用电 MW 35 净功率 MW 262 全厂净效率(LHV

37、) % 37.8 全厂热耗（HHV） kJ/kWh 9527 脱硫效率 % 98 SO2排放量 mg/MJ 86.0 NOX排放量 mg/MJ 34.4 粉尘排放量 mg/Nm3- 总投资 亿美元 4.17 单位造价（毛） $/kW 1450 单位造价（净） $/kW 1585 整体化率 % 0 气化工艺表 国外典型 IGCC 电厂介绍 18 项目 Wabash River 专利商 Egas 燃料 烟煤 进料方式 湿法/水煤浆 加料位置 水平 反应器形式 喷流床 氧气纯度 95% 喷嘴个数 3（2+1） 喷嘴寿命 60-90天 气化炉内衬 耐火砖 内衬寿命 3年 冷煤气效率 74-78% 碳转

38、化率 98% 单炉最大容量 2544t/d 气化炉台数 2 气化炉最长运行时间 7500h 气化炉可用率 90-95%（一开一备） 对煤中含灰量的适应性 影响适中 粗煤气冷却方式 对流换热器 气化炉及冷却器结构 煤气冷却器直径约3m 存在问题 喷嘴和耐火砖寿命短，黑水处理系统尚待改进 国内的认知程度 运行较好 煤气净化工艺表 项目 Wabash River 除尘方式 金属（陶瓷）过滤器+水洗 除尘温度 370 煤中含硫量（收到基） 2.3-5.9% 脱硫方法 MDEA 脱硫温度 38 COS水解器 有 高温净化 无 脱硫效率 98% 硫回收方法 Claus 硫回收效率 99% 回收产品 纯度9

39、9.9%元素硫 硫制品产量 - SO2排放 86.0mg/MJ 2.3 Buggenum IGCC 电厂 Demkolec 电站位于荷兰南部 Limburg 省 Haelen 市 Buggenum 镇，由荷兰电力局国外典型 IGCC 电厂介绍 19 （SEP）负责组织和筹建，并负责电站的开车、调试，待示范期完成后，移交给当地南方电力公司EPZ，作为正常电站商业运行。 该电站邻近Maas河边的原有燃煤电站， 这样可利用原电厂的港口和卸储煤设施。电厂占地约为10公顷，其中45%用于IGCC工艺设备的安装，其它的厂地作为组装和堆放场地。电厂有专用的装卸码头，保证大件 的安装和运输。从设计到电厂启动共

40、耗人力5百万人时，在1992年11月的安装高峰有1050人在现场工作，Demkolec也派出了 150 人的管理队伍。该项目于 1989 年立项，1993 年竣工投产，1994 年进入示范期，于199 8年1月转入商业运行。 采用Shell气化工艺、Simens公司的V94.2燃机，容量为155MW，汽轮机为再热凝汽式，出力为130MW，余热锅炉为Stork Ketels B.V生产的立式、双压再热式。 图2.3-1为Buggenum电厂的鸟瞰图。 图 2.3-1 为 Buggenum 电厂的鸟瞰图 国外典型 IGCC 电厂介绍 20 图 2.3-2 为 Buggenum 电厂的平面布置 图

41、2.3-4 气化炉的可用率 2.3.1 Shell气化工艺 Shell气化炉是氧吹、喷流、连续排渣、内衬膜式水冷壁的气化炉，容量为2000t/d，采用干煤粉进料系国外典型 IGCC 电厂介绍 21 统，原煤的干燥和磨煤系统与常规电站基本相同，但送料系统是高压的 N2气浓相输送，与水煤浆不同，整个系统采用防爆和防泄 漏措施，原煤在预破碎后进入煤的干燥系统，使煤中的水分小于 2%，然后进入磨煤机中被制成煤粉，磨煤机在常压下运行，制成粉后用 N2气送入煤粉仓中，再进入加压锁斗系统，经过两级加压锁斗，送入气化炉气化喷嘴，煤粉在喷嘴中与氧气（95%纯度）混合并和蒸汽一起进入气化炉，迅速发生气化反应，气化

42、炉的温度维持在 14001600，使灰熔化从气化炉底部排出。粗煤气随气流上升到气化炉的出口，在这里被 250300的低温粗煤气激冷，使高温煤气激冷到900，使粗煤气中含有的熔融态灰变为固态颗粒，跌落到气化炉底部。 Shell 气化炉的压力壳内布置垂直管膜式水冷壁，产生 4.0MPa 的中压蒸汽，向火侧有一层很薄的耐火涂层，当熔融态的渣在上面流动时，起到保护水冷壁的作用。Demkolec IGCC电站的气化炉直径约为56m，高约50m，标高达到60多米，气化炉的运行压力为2.62.8MPa。 从气化炉出来的粗煤气转向进入煤气冷却器被进一步冷却到250左右，低温冷却段产生4.0MPa的中压蒸汽，此

43、部分蒸汽与气化炉产生的蒸汽混合后，再与汽轮机中压缸排汽一起再热为中压再热蒸汽。高温冷却段产生 13MPa 的高压蒸汽与余热炉里的高压蒸汽一起过热成主蒸汽。气化炉的结构形式如右 煤气冷却器直径约为4m，高约64m，冷却器顶部标高约为74.5m，是气化岛的最高点，冷却器的压力外壳里布置了 8 层螺旋管圈，上下共分成 5 段，热煤气由上而下在螺旋管外流动与螺旋管内的水换热，每一 层螺旋管圈都有一个气动振打清除积灰。Shell气化炉的化学反应式如下： C（煤）+O2CO2+热量 C（煤）+H2O（水蒸汽）H2+CO 2S（煤）+H2+ COCOS+ H2S Buggenum电厂气化工艺流程如图2.3-

44、3. 国外典型 IGCC 电厂介绍 22 图 2.3-3 Buggneum IGCC 系统流程图 煤气净化 从对流冷却器出来的煤气直接进入陶瓷过滤器中，运行温度为250，经其除尘后再经过一级水洗涤除去残余的灰尘和煤气中的NH3等微量污染物， 温度降为110，然后煤气经过加热温度升至 165进入 COS/HCN 水解器，将 COS 转化为 H2S和SO2，使 HCN 转化为 NH3，再进一步低温冷却至 40进入 Sulfinol 脱硫工艺，使煤气中97.85%的硫被脱除，实际运行中的脱硫效率为98%。 吸附了H2S和CO2的脱硫剂进入再生塔， 释放出含H2S和CO2尾气， 尾气进入Claus硫回

45、收装置，使尾气中的硫以单质形式析出，Claus 装置的尾气进入 SCOT 装置进一步处理，使硫的回收率达到99%以上。 排放数据低于如下设计值： SO2NOX粉尘 61.6mg/MJ 172.2mg/MJ 1.94mg/MJ 2.3.2 水处理和再循环 废水经过5级蒸发器的浓缩处理，除去溶解在水中的烟气成分，再循环回系统使用，从而实现电厂的零排放。 2.3.3 运行中出现的主要问题 国外典型 IGCC 电厂介绍 23 陶瓷过滤除尘器在运行初期经常发生损坏， 主要原因是悬吊式过滤元件承受机械冲击的能力差，造成挠动损坏。后来采用底部固定后问题得以解决。 在示范期，气化炉的排渣系统因为设计的不合理经

46、常发生堵塞，后来设计加大了排渣口解决了排渣不畅的问题。 气化炉的渣池中浮游的细灰渣（残碳）难用沉降的方法与黑水分离，随黑水流经循环泵和各种黑水处理管道，造成这些部件的 严重磨损，只能采用真空过滤系统除去黑水中的细渣，并将这部分含碳量较高的渣 送回制粉系统循环使用，解决了这个问题。真空过滤处理系统在Texaco的水煤浆加料气化系统中有广泛的使用。 空分系统由于采用了100%的整体化，造成机组的运行的灵活性差、启动时间长，这已经被示范期的运行所证实，机组冷态启动需要 5 天，温态启动也需 2-3 天，另外冷冻式的空分系统的运行压力受燃机的负荷影响大，引起液氧和液氮的瞬时闪蒸，造成设备的安全问题。虽

47、然电厂设计了较大容 量的氧气和氮气储气罐，但也不能解决以上提到的问题，现电厂已经增设了一台50%的独立空分使问题得以解决。 燃机由于没有采用全尺寸的试烧， 造成在示范期燃机燃烧室的出现了振荡燃烧和燃烧喷嘴的过热问题，后经过西门子公司的多次改进得以解决。主要性能指标如下： 技术性能指标 项目 单位 Demkolec 燃机输出功率 MW 156 汽机输出功率 MW 128 总功率 MW 284 厂用电 MW 31 净功率 MW 253 全厂净效率(LHV) % 43 全厂热耗（HHV） Btu/kWh - 脱硫效率 % 98 SO2排放量 mg/MJ 61.1 NOX排放量 mg/MJ 47.2

48、粉尘排放量 mg/Nm3- 总投资 亿荷兰盾 8.5 单位造价（毛） $/kW 1662 单位造价（净） $/kW 1865 整体化率 % 100 气化工艺表 国外典型 IGCC 电厂介绍 24 项目 Demkolec 专利商 Shell 燃料 烟煤 进料方式 干法/煤粉 加料位置 水平对喷 反应器形式 喷流床 氧气纯度 95% 喷嘴个数 4 喷嘴寿命 8000h 气化炉内衬 水冷壁+涂层 内衬寿命 10年（待考验） 冷煤气效率 80-83% 碳转化率 98% 单炉最大容量 2000t/d 气化炉台数 1 气化炉最长运行时间 10000h 气化炉可用率 95% 对煤中含灰量的适应性 影响小 粗

49、煤气冷却方式 对流换热器 气化炉及冷却器结构、重量 气化炉直径5-6m，高约50m；煤气冷却器直径约4m，高约64m 存在问题 细灰收集系统尚待改进 国内的认知程度 化工行业正计划引进中等容量的气化炉 煤气净化工艺表 项目 Demkolec 除尘方式 陶瓷过滤器+水洗 除尘温度 250 煤中含硫量（收到基） 1.1% 脱硫方法 Sulfinol 脱硫温度 38 COS水解器 有 高温净化 无 脱硫效率 98% 硫回收方法 Claus+SCOT 硫回收效率 98.5% 回收产品 纯度99.9%元素硫 硫制品产量 - SO2排放 61.6mg/MJ 2.4 Puertollano IGCC 电厂 Puertollano 电站是由欧盟参与组织和实施的项目。199 2 年 4 月，西班牙成立国外典型 IGCC 电厂介绍 25 了一个总部设在马德里的合资股份公司Elcogas S.A.，承担该电站的建设、管理和运营。股份主要来自西班牙、法国、意大利 、英国等国的电力公司，另外的合伙人主要是设备供应商，如Siemens、Krupp-Uhde、Babcock&Wilcox等。 Puertol