整体煤气化联合循环发电(IGCC)

整体煤气化联合循环发电(IGCC)目录一、整体煤气化联合循环的工作过程…………………………二、整体煤气化联合循环的特点………………………………三、整体煤气化联合循环的发展………………………………四、在整体煤气化联合循环的主要设备………………………五、整体煤气化联合循环的发展趋势…………………………　　　　　　　　六、对我国发展IGＣC技术的若干启示………………………一、整体煤气化联合循环的工作过程整体煤气化联合循环(IＧCＣ-Inteｇｒaｔed　GasifｉｃatiｏnCｏmbiｎｅd　Ｃycle)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。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透平作功，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：二、整体煤气化联合循环的特点IGCC（整体煤气化联合循环)发电技术是当今国际上最引人注目的新型、高效的洁净煤发电技术之一。该技术以煤为燃料,通过气化炉将煤转变为煤气，经过除尘、脱硫等净化工艺，使之成为洁净的煤气供给燃气轮机燃烧做功,燃气轮机排气余热经余热锅炉加热给水产生过热蒸汽,带动蒸汽轮机发电，从而实现了煤气化燃气蒸汽联合循环发电过程。IGCＣ发电技术把联合循环发电技术与煤炭气化和煤气净化技术有机的结合在一起，具有高效率、清洁、节水、燃料适应性广，易于实现多联产等优点,符合二十一世纪发电技术的发展方向。1、ＩGCC将煤气化和高效的联合循环相结合,实现了能量的梯级利用,提高了采用燃煤技术的发电效率。目前国际上运行的商业化IＧCC电站的供电效率最高已达到４3%，与超超临界机组效率相当。当采用更先进的H系列燃气轮机时，IGCC供电效率可以达到52％。2、ＩGCC对煤气采用“燃烧前脱除污染物”技术，煤气气流量小(大约是常规燃煤火电尾部烟气量的1/10)，便于处理。因此ＩＧＣC系统中采用脱硫、脱硝和粉尘净化的设备造价较低,效率较高，其各种污染排放量都远远低于国内外先进的环保标准，可以与燃烧天然气的联合循环电厂相媲美。目前常规燃煤电厂脱硫主要采用尾部脱硫的方法,脱硫所产出的副产品是石膏。IGCＣ一般采用物理/化学方式脱硫,其脱硫效率可达99%以上,脱硫产物是有用的化工原料－硫磺。常规燃煤电厂目前没有有效的脱除CO２的方法，IGCC具有实现CＯ2零排放的技术潜力。在IGCC系统中可以对煤气中的CＯ进行变换,生成H2和CO2,H2可以作为最清洁的燃料　(如燃料电池），CO2可以进行分离、填埋回注等，以实现ＣO2零排放。3、ＩGCC的燃料适应性广，褐煤、烟煤、贫煤、高硫煤、无烟煤、石油焦、泥煤都能适应。采用ＩＧCC发电技术，可以燃用我国储量丰富、限制开采的高硫煤,使燃料成本大大降低。4、ＩGCＣ机组中蒸汽循环部分占总发电量约1／3，使ＩGCC机组比常规火力发电机组的发电水耗大大降低,约为同容量常规燃煤机组的1/２～2／3左右。　　5、IGCC的一个突出特点是可以拓展为供电、供热、供煤气和提供化工原料的多联产生产方式。IGＣC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，实现电、热、液体燃料、城市煤气、化工品等多联供。从而使ＩGCC具有延伸产业链、发展循环经济的技术优势。　　三、整体煤气化联合循环的发展1９7２年在德国Lｔｉneｎ酌斯蒂克电站投运了世界上第一个以增压锅炉型燃气一蒸汽联合循环为基础的ＩＧCC电站，该电站的发电功率为１7０ＭW，实际达到的供电效率为34%,采用以空气为气化剂的燃煤的固定床式的Ｌurgi气化炉。显然,这个电站开创了煤在燃气一蒸汽联合循环中应用的先例。但是由于Luｒgｉ炉的运行不甚正常，加上粗煤气中含有数量较多的煤焦油和酚，甚难处理,最后迫使该项示范工程夭折了。　世界上公认的真正试运成功的IGＣC是于1９8４年5月建成于美国加州Dagｇett的“冷水”（CoalWａtｅｒ)电站，它是以余热锅炉型燃气一蒸汽联合循环为基础的,该电站的净功率为93MＷ，供电效率为31．２（ＨHV)。采用以9９%纯氧为气化剂的Tｅｘaｃo喷流床气化炉。该电站成功地运行了4年,历时共2５000ｈ。它相当彻底地解决了燃煤电站固有的污染物排放严重的问题,同时证明IＧＣC发电方式具有足够高的运行可用率和负荷因素。“冷水”电站的试验成功向世界宣布了这样一个现实和方向,即：IGCC是一种有相当发展前途的洁净煤发电技术,它可能是2１世纪中，除了增殖反应堆之外的、最有发展前途的一种燃煤的友电方式。　此外,在“冷水”电站试运行的过程中，美国在Louisiana州Plaｑuｅｍine的DOW化学工厂内也建设了一座IGCC的示范工程（ＬGTI），燃气轮机的功率为110MW,余热锅炉中产生的蒸汽用于化工厂的生产工艺。按当量折算，ＩGCC的总功率为16０MＷ，采用原为Destｅc公司专有的两段式水煤浆加煤的气化炉。该装置自１98７年４月开始运行后到19９４年3月止，累计运行了３3637h，１９９1-１992年度内其平均运行可用率为80%。　以上这两台ＩＧＣC的示范运行运行成功，为上一世纪90年代开始的较大规模地研究和规划发展IＧCC电站的增添了动力。那时在世界范围内拟建设的IＧCC示范电站的数量有10座以上。它们研发的目标是：　①迅速增高IＧCC的单机功率和供电效率，力求其供电效率能超过目前燃煤的超临界参数的蒸汽轮机电站;　②较大幅度地降低其比投资费用，力求降低到＄1０0０-１200/kW的水平；　③提高全厂的运行可用率，力求达到9０%-９2%的水平；　　④降低发电成本,力求在电网中能与燃煤的有FCＤ装置的发电成本相竞争；　⑥积累运行经验。但是较大规模地示范运行ICCC的工作进展得并不顺利,到目前为止,实际建成并在运行和调试的,纯粹以发电为目的IGCC电站只有５座，它们的概况如表1所示。在这些电站的调试过程中都遇到过许多技术故障，并经不断改进后才取得进展。有关这些电站的调试过程以及所克服的故障,作者已在参考文献中作过详细的分析,在此不再重复。总的结论是：　①目前供电效率仅达到４2%-４3%左右，并未实现4５%的预定目标,倘若热煤气显热的回收系统设计不当(像美国的Taｍpa电站那样)，供电效率则有可能下滑到3７%左右的低水平;　　②电站运行的可用率一般能够达到80%左右，主要的停运原因来自气化炉;③电站的比投资费用还比较高,一般都高于＄1５00/kW：　④由于比投资费用高、运行可用率仅8０％左右，因而发电成本还不能与目前燃煤的超临界参数的蒸汽轮机电站相媲美;⑤改烧低热值的合成煤气时,燃气轮机的然烧室不仅需要作很大的改动,而且要修改压气机与透平通流部分的匹配关系，以适应燃烧低热值煤气时燃气质最流率较大幅度增长的需要。相对于燃烧天然气的燃气一蒸汽联合循环而言，改烧低热值煤气后,联合循环的功率大约会增大１０％=20%；⑥必须慎重地选择燃气轮机的型号,燃烧室必须具备兼烧低热值煤气的实际经验,不允许发生振荡燃烧现象。目前9F等级的燃气轮机在改烧低热值煤气时可以使IGCC的单机容量达到300MW以上:　⑦对于以纯发电为目的的ICCC电站来说，采用喷流床式的、以氧气为气化剂的气化炉是比较合适的，它能提高碳的转化率,并有利于提高IＧCC电站的单机容量。通常,干法供煤的喷流床气化炉的冷煤气效率有可能达到7８%－84%,它要比水煤桨供煤的喷流床气化炉者(70％－7４%）高,有利于改善IGCC电站的供电效率。目前,喷流床气化炉的单炉耗煤量已经达到200０-3000t/日,足以与300ＭW等级的IGCC电站相匹配；⑧届前,以空气为气化剂的流化床式的气化炉以及干法除灰脱硫系统还未试验成功，尚需进一步探索;　　⑨目前采用的深冷法制氧设备的耗功量是比较大的，为了减少厂用电耗率,设法探索新的制氧方法是刻木容缓的事;　⑩一般来说，在IGCC的整套设备中，燃气轮机的运行可用率总是在95％以上,是比较可靠的，但在GE公司和Ｓｉemens公司供货的燃气轮机中也都发生过部分压气机叶片断裂的故障,在运行中必须严加检查，以防发生大事故；⑩ＩGCＣ的污染物排放远远低于NSＰS标准,完全能够在相当长的一段时间内,满足21世纪初、中期的需要。当IGCC进一步改进后，可以大幅度地减少C0２的排放量，可满足环保新标准的要求，但是它会使ＩGCC的供电效率相应地降低6—8个百分点。　当然,以上5座ＩＧCC示范电站还将长期地运行下去，以便充分暴露和解决诸多设备中可能存在的技术问题、积累运行经验,并在气化炉中试烧多种燃料、探索气化过程的参数优化。特别是在美国的Trａcｙ电站中,需要不断地改进以空气为气化剂的流化床气化炉的结构，使之能保持稳定地运行,并解决高温烛状过滤器的断裂以及脱硫剂粉化失效的问题。　总之,目前人们已经掌握了设计、制造和运行单机容量为３００-４０0MWＩＧCC电站的技术，但须采用以氧气为气化剂的喷流床气化炉和湿法除灰脱硫系统。当采用热煤气全热回收系统时，电站的供电效率可以达到４2%-４3%；运行可用率为8０%左右；比投资费用则不低于$１500/kW;发电成本尚不能与有ＦGD的燃煤电站抗衡(初步估计发电成本大于￥0.5/kWh)。这就是说，目前燃煤的ICＣＣ电站尚未具备取代有ＦGD的燃煤蒸汽电站以及烧天然气的余热锅炉型联合循环的条件,它必须在进一步提高供电效率、降低比投资费用和发电成本，以及提高整个电站的运行可用率方面做许多工作。总的来说:以纯发电为目的的IGCC电站的发展速度比人们在上一世纪中期预计的要缓慢得多。四、在整体煤气化联合循环的主要设备(一）燃气轮机系统走马灯是燃气轮机的雏形我国在11世纪就有走马灯的记载,它靠蜡烛在空气燃烧后产生的上升热气推动顶部风车及其转轴上的纸人马一起旋转。１５世纪末,意大利人列奥纳多·达芬奇设计的烟气转动装置，其原理与走马灯相同。燃气轮机(GａｓTurｂinｅ）是以连续流动的气体为工质、把热能转换为机械功的旋转式动力机械，包括压气机、加热工质的设备(如燃烧室)、透平、控制系统和辅助设备等。燃气轮机的工作原理：原理图燃气轮机的工作过程:压气机(即压缩机)连续地从大气中吸入空气并将其压缩；压缩后的空气进入燃烧室,与喷入的燃料混合后燃烧,成为高温燃气，随即流入燃气涡轮中膨胀作功，推动涡轮叶轮带着压气机叶轮一起旋转;加热后的高温燃气的作功能力显著提高，因而燃气涡轮在带动压气机的同时,尚有余功作为燃气轮机的输出机械功。燃气轮机由静止起动时，需用起动机带着旋转，待加速到能独立运行后，起动机才脱开。燃气轮机的工作过程是最简单的,称为简单循环;此外,还有回热循环和复杂循环。燃气轮机的工质来自大气，最后又排至大气，是开式循环;此外，还有工质被封闭循环使用的闭式循环。燃气轮机与其他热机相结合的称为复合循环装置。　燃气初温和压气机的压缩比，是影响燃气轮机效率的两个主要因素。提高燃气初温，并相应提高压缩比，可使燃气轮机效率显著提高。７０年代末,压缩比最高达到31;工业和船用燃气轮机的燃气初温最高达1２00℃左右,航空燃气轮机的超过13５0℃。燃气轮机的三大部件:压气机、燃烧室、透平：1　、压气机(１)压气机简介:压气机(coｍｐresｓｏr),燃气涡轮发动机中利用高速旋转的叶片给空气作功以提高空气压力的部件。压气机由涡轮驱动,其主要性能参数有：转速、空气流量、增压比和效率等。压气机有两种类型离心式和轴流式。　我们着重讲轴流式压:＜1>空气在轴流式压气机中主要沿轴向流动。它由转子(又称工作轮,图２有色部分)和静子（又称整流器,图2　无色部分）两部分组成。由一排转子叶片和一排静子叶片组成一级，单级的增压比很小,为了获得较高的增压比，一般都采用如图所示的多级结构。空气在压气机中被逐级增压后,密度和温度也逐级提高。<2>轴流式压气机的空气流量为几公斤每秒到二百公斤每秒，单级增压比一般约为1.1~2.0,效率约为0．85～0.8８。多级轴流式压气机的增压比可达25以上。轴流式压气机的面积小,增压比和效率都高，已广泛用于燃气涡轮发动机中。(2）工作原理　涡轮喷气发动机按照“工作循环”工作。它从大气中吸进空气,经压缩和加热  轴流式压气机的主要部件这一过程之后，得到能量和动量的空气以高达２000英尺/秒(610米／秒)或者大约1400英里/小时(２253公里/小时)的速度从推进喷管中排出。在高速喷气流喷出发动机时，同时带动压气机和涡轮继续旋转，维持“工作循环”。涡轮发动机的机械布局比较简单,因为它只包含两个主要旋转部分，即压气机和涡轮,还有一个或者若干个燃烧室。然而，并非这种发动机的所有方面都具有这种简单性,因为热力和气动力问题是比较复杂的。这些问题是由燃烧室和涡轮的高工作温度、通过压气机和涡轮叶片而不断变化着的气流、以及排出燃气并形成推进喷气流的排气系统的设计工作造成的２、燃烧室(１)燃烧室简介：燃烧室是燃料或推进剂在其中燃烧生成高温燃气的装置。它是燃气涡轮发动机、冲压发动机、火箭发动机的重要部件。(２）燃气涡轮发动机燃烧室的构成及工作原理:　燃气涡轮发动机燃烧室由外壳(套)、火焰筒、喷（油）嘴、涡流器、点火装置等组成。由压气机扩散段出来的高压空气分成两股：一股(约占１/4~2/5)进入火焰筒前部，与喷嘴喷出来的燃油混合形成油气混合气，经点火装置点火后燃烧。另一股(占３/4~3/5)从火焰筒与外套间流过，对火焰筒壁面进行冷却，然后进入火焰筒与高温燃气掺混,使燃气温度降低,达到涡轮所要求的温度。通常要求燃烧室具有燃烧稳定、燃烧效率高、点火范围宽、流动阻力小以及结构简单、尺寸小、安全可靠和寿命长等特性。燃烧室　燃烧室的涡流器一般作成叶片式的，它使气流按要求方向流动，以利于点火和燃烧,并使燃烧得以延续。点火装置只在发动机起动时工作，一旦油气混合气点燃后,即停止工作。喷嘴用来将燃料（航空煤油)以极小的油珠喷入火焰筒,使燃料在吸热后能很快蒸发成为油气,与空气组成极易燃烧的可燃混合气。常用的喷嘴有离心喷嘴、蒸发喷嘴、气动喷嘴等。在一些小型发动机中，还采用高速旋转的甩油盘将燃油甩进燃烧室。火焰筒是油气混合气进行燃烧的地方。这里温度最高，一般采用耐高温的镍基合金板料或冷轧成型的带料焊接而成，也有采用锻件机械加工的。火焰筒一般采用气膜冷却方式降低筒壁温度（见发动机冷却）。　燃气涡轮发动机的燃烧室按气流在燃烧室中流动的方向分为三种：①直流式:气流在燃烧室中沿轴向流动。多数发动机采用这种燃烧室。②折流式:气流由压气机流出后,折成两路流入火焰筒。一般与甩油盘配合使用。③回流式:压气机出口的空气由燃烧室的后端流入火焰筒头部。燃烧的燃气则向前形成回流。后两种形式气流流动损失大，但能缩短发动机的长度,一般用于采用离心式压气机的发动机中。燃烧室按结构形式又分为管形燃烧室、环形燃烧室和环管形燃烧室。管形燃烧室中的每个管形火焰筒有单独的外套，组成一个单管燃烧室。一台发动机可以有若干个单管燃烧室，沿周向装在发动机上，其中几个燃烧室装有点火装置。各燃烧室之间通过联焰管来传焰和均压。管形燃烧室易调试，强度与刚性好、装拆与维护方便，多用于早期的燃气涡轮发动机以及空气流量很小的发动机上。环形燃烧室中的火焰筒为一整体的环形腔。同心地装在环形的壳体内。这种燃烧室空间利用率高,迎风面积、重量、压力损失、火焰筒表面积和长度都小，所需的冷却空气量少,出口流场沿周向分布均匀，广泛用于各种新型发动机中。环管形燃烧室有若干个管形火焰筒沿圆周均匀地装在一个共同的环形壳体内。各火焰筒间装有联焰管。它的结构介于管形燃烧室与环形燃烧室之间。50～6０年代的发动机多采用这种结构。３、燃气透平（1）燃气透平简介:燃气轮机中把高温高压燃气的能量转变为机械功的部件,又称燃气涡轮。燃气透平也可用于其他装置中作为利用高温压力气体来作功的设备。燃气透平一般采用轴流式,仅在燃气流量很小(例如10０千瓦以下的燃气轮机中)时才较多采用向心式。轴流式燃气透平主要由静子和转子组成。静子中装有静叶片,转子上装有动叶片。从燃气轮机燃烧室来的叶片中膨胀加速后流入动叶片，对动叶片产生作用力使转子旋转，把燃气的能量转化为机械功，使燃气透平能带动负荷和压气机运行。由一列静叶片和一列动叶片组成的透平级的转换能量有限，故常用多个级来完成能量转换。在燃气透平中一般为２～５级。为达到高效率，燃气透平中都采用扭转叶片,并在大量实验数据的基础上精心设计。此外，燃气透平出口装有扩压器,使排气扩压降速，以减少出口速度损失。因此，燃气透平效率可达到较高水平,一般为8５~9１%。(2)结构:燃气透平（图　)由于在高温下工作，热膨胀、热应力、热腐蚀和冷却等问题突出，对结构设计的要求很高。从燃烧室来的燃气,经过进气蜗壳、3个透平级和扩压器后排出。它的静子由机匣(又称气缸）、持环和静叶片等组成,静叶片装在持环上,持环再装在机匣上，是一种双层结构的静子。在机匣与持环之间有绝热材料,还通以空气（从压气机中引来，其他部位用的冷却空气也由此引来）冷却，因而机匣的工作温度较低。由拉杆螺栓将轮盘等联接而成的组合式转子,能减少热应力。动叶片以承载能力强的枞树形叶根装在轮盘上。转子中也通以冷却空气,以降低轮盘等的工作温度。(3)优点:双层静子和组合式转子有显著的优点，在燃气透平中得到普遍应用。在进口燃气初温很高的燃气透平中，持环与燃气也隔开,形成多层结构的静子。通常冷却后轮盘的温度最高不超过5５0℃,以便采用热膨胀系数低、导热系数高且较便宜的珠光体钢来做轮盘。机匣则能在更低的温度（例如400℃左右)下工作，以便能用球墨铸铁等较普通的材料来制造。燃气透平的静叶片较多地用抗热疲劳性能好的钴基高温材料制作，动叶片则广泛用镍基高温材料制作。为增强抗热腐蚀的能力,叶片表面较普遍地采用防腐蚀的保护措施,例如防腐蚀涂层和表面渗铝等。　叶片冷却　采用由空气从内部冷却的空心叶片后，可使叶片在实际温度高于材料许可值的燃气包围下,本身温度仍低于材料的许可值而安全工作。这样就能在已有的高温材料基础上更多地提高燃气初温，从而有效地提高燃气轮机效率。因此，发展冷却叶片和提高冷却效果，是提高燃气轮机效率的一条重要途径。图2中，对流、冲击、气膜和综合冷却是常用的几种叶片冷却方式。综合冷却是前三者的联合应用,能有效地提高冷却效果,并使冷却后叶片的温度趋于均匀。发散冷却的效果比综合冷却好得多，用水来冷却叶片也能达到很好的效果，这两种冷却方式尚处于试验阶段。(二)煤气化系统   　煤气化技术是以煤炭为原料,采用空气、氧气、ＣO2。和水蒸气为气化剂,在气化炉内进行煤的气化反应,可以生产出不同组分不同热值的煤气。为了提高煤气化的气化率和气化炉气化强度,改善环境，70年代以来发达国家加快了新一代煤气化技术的开发和工业化进程。总的方向,气化压力由常压向中高压（8.5MPa）发展；气化温度向高温(1500~１600℃)发展;气化原料向多样化发展;固态排渣向液态排渣发展。固态床、流化床、气流床等几种不同类型的煤气化技术均取得了较大的进展和较好的效果。ﻫ１固定床ﻫ   固定床(慢移动床）,常见有间歇式气化（UGI)和连续式气化(鲁奇Lｕrgi)2种。前者用于生产合成气时一定要采用白煤（无烟煤）或焦碳为原料，以降低合成气中ＣＨ4含量，国内有数千台这类气化炉，弊端颇多;后者国内有２２台炉子，多用于生产城市煤气;如以烟煤为原料用于生产合成气，CＨ4蒸汽转化工段（例如山西潞城引进装置）。该技术所含煤气初步净化系统极为复杂，不是公认的首选技术。1．1　固定床间歇式气化炉(UGI)   　 以块状无烟煤或焦炭为原料,以空气和水蒸气为气化剂,在常压下生产合成原料气或燃料气。该技术是3０年代开发成功的,投资少,容易操作,目前已属落后的技术,其气化率低原料单一、能耗高,间歇制气过程中，大量吹风气排空,每吨合成氨吹风气放空多达5000ｍ3,放空气体中含CO、CO２、H2、H2Ｓ、ＳO2。、NＯｘ及粉灰；煤气冷却洗涤塔排出的污水含有焦油、酚类及氰化物,造成环境污染。中国中小化肥厂有900余家，多数厂仍采用该技术生产合成氢原料气。随着能源政策和环境的要来越来越高，不久的将来，会逐步为新的煤气化技术所取代。1．2　鲁奇气化炉    ３0年代德国鲁奇(Luｒgi）公司开发成功固定床连续块煤气化技术,此后在世界各国得到广泛应用。气化炉压力（2.5～4.0)MPa，气化反映温度(8０0~９0０）℃,固态排渣,气化炉已定型(MK－1~MＫ-5）,其中MＫ-５型炉,内径4.8ｍ，投煤量（7５~84）t/h，粉煤气产量（１0~１4）万m３/ｈ。用煤气中除含CＯ和H２外,含CH4高达10%～1２%，可作为城市煤气、人工天然气、合成气使用。缺点是气化炉结构复杂、炉内设有破粘和煤分布器、炉篦等转动设备，制造和维修费用大;入炉煤必须是块煤;原料来源受一定限制;出炉煤气中含焦油、酚等，污水处理和煤气净化工艺复杂、流程长、设备多、炉渣含碳5%左右。针对上述问题,１９８4年鲁奇公司和英国煤气公司联合开发了直径为２.4m的溶渣气化炉（BGL）,将固体燃料全部气化生产燃料气和合成气。ﻫ２．流化床气化炉ﻫ   　 流化床,常见有温克勒（Winｋleｒ）、灰团聚（U-Gas)、循环流化床(CFB)、加压流化床(PFB是PＦBC的气化部分)等。U－Gaｓ在上海焦化厂（120t煤/ｄｏ台)1994年１1月开车,已6年，迄今运转仍不正常；陕西城固正利用中科院山西煤化所的技术建设1５0t煤/ｄ(常压)装置;CFB、ＰFB可以生产燃料气，但国际上尚无生产合成气先例；Winkｌer已有用于合成气生产，但对粒度、煤种要求较为严格，甲烷含量较高（0．7％～2.5％），更兼设备生产强度较低，已不代表发展方向。２．1循环流化床气化炉CFB    鲁奇公司开发的循环流化床气化炉(ＣFB)可气化各种煤，也可以用碎木、树皮、城市可燃垃圾作为气化原料，水蒸气和氧气作气化剂，气化比较完全,气化强度大，是移动床的2倍，碳转化率高（97%)，炉底排灰中含碳2%～３％,气化原料循环过程中返回气化炉内的循环物料是新加入原料的40倍,炉内气流速度在(5～7）m/ｓ之间，有很高的传热传质速度。气化压力0.１5MPa。气化温度视原料情况进行控制，一般控制循环旋风除尘器的温度在(800~1０5０）℃之间。鲁奇公司的CＦB气化技术，在全世界已有6０多个工厂采用,正在设计和建设的还有３０多个工厂,在世界市场处于领先地位。    ＣＦB气化炉基本是常压操作,若以煤为原料生产合成气,每公斤煤消耗气化剂水蒸气１.2kg，氧气0.4kg，可生产煤气　(l.9～2.0）m3。煤气成份ＣO+Ｈ2＞７5%，CH4含量2.5％左右，CO２15%低于德士古炉和鲁奇MK型炉煤气中CO2含量,有利于合成氨的生产。在未取得用于氨厂的工业化成功经验之前,应慎重从事。ﻫ2．2灰熔聚流化床粉煤气化技术    灰熔聚煤气化技术以小于6mm粒径的干粉煤为原料，用空气或富氧、水蒸气作气化剂,粉煤和气化剂从气化炉底部连续加入,在炉内(10５0～１１00）℃的高温下进行快速气化反应，被粗煤气夹带的未完全反应的残碳和飞灰,经两极旋风分离器回收,再返回炉内进行气化,从而提高了碳转化率，使灰中含磷量降低到10%以下，排灰系统简单。粗煤气中几乎不含焦油、酚等有害物质,煤气容易净化，这是中国自行开发成功的先进的煤气化技术。该技术可用于生产燃料气、合成气和联合循环发电,特别用于中小氮肥厂替代间歇式固定床气化炉,以烟煤替代无烟煤生产合成氨原料气，可以使合成氨成本降低15%~２0%，具有广阔的发展前景。第一套直径为２.６m工业气化炉将在城固好氨肥厂建设,取得经验后进行推广。3　气流床气化炉ﻫ   　 气流床，从原料形态分有水煤浆、干煤粉2类;从专利上分，Ｔeｘacｏ、Sｈell最具代表性。气流床对煤种(烟煤、褐煤)、粒度、含硫、含灰都具有较大的兼容性,国际上已有多家单系列、大容量、加压厂在运作，其清洁、高效代表着当今技术发展潮流。ﻫ3.1德士古（Texａco)气化炉    Texａcｏ水煤气化炉雷同于19５2年开发成功地渣油气化炉,经过1９7５年、１９７8年低压与高压中试装置(激冷流程）以及1978年西德Obｅrｈaｕsｅn的RＣH/RAG示范装置（废炉流程、150ｔ煤/d,4.0ＭPa）考核与经验积累,于1９8２年建成TＶA装置(1８0ｔ,二台炉,一开一备,６.5MPa)、1９８4年建成日本UBE装置(1５０0t煤／ｄ,三开一备,３．6MＰa)以及CｏolWaｔｅrIGＣC电站（910t煤/d,二台炉,４．0MPａ)，这些装置投运后都取得成功。目前Texaco最大商业装置是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。该装置为单炉，日处理煤20０0t，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9０0ｔ。ﻫ    　80年代末至今，中国共引进４套（未计入首钢一套)Texaco水煤浆气化装置,与鲁南(二台炉，一开一倍,单炉日处理量45０ｔ煤,２.8MPａ）、吴泾（4台炉，三开一备，单炉日处理５0０ｔ煤,４.0MPa）、渭河(三台炉，二开一备，单炉日处理量为8２0ｔ,6.５ＭPａ)、淮南(三台炉,无备用，单炉日处理500t煤，4．0MPa),这4套装置均用于生产合成气,7台用于制氨,5台用于制甲醇。中国在水煤浆气化领域中积累了丰富的设计、安装、开车以及新技术研究开发经验与知识。ﻫ    　主要优点：水煤浆制备输送、计量控制简单、安全、可靠；设备国产化率高，投资省。主要缺点：褐煤的制浆浓度约59%～６1%;烟煤的制浆浓度为65％；因汽化煤浆中的水量要耗去入炉煤的8%，比干煤粉为原料氧耗高12%~２０%,所以效率比较低。ﻫ３.2Destec气化炉ﻫ    Ｄestｅｃ气化炉已建设2套商业装置,都在美国:ＬGT1（气化炉容量２200t/d，2.8MPａ，１987年投运）与WabsｈRiｖe（二台炉,一开一备,单炉容量２5０0t/d，2.8MＰａ，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,2个喷嘴成1８0度对置，借助撞击流以强化混合,克服了Texaco炉型的速度成钟型(正态)分布的缺陷,最高反应温度约1400℃。为提高冷煤气效率，在第二阶段中，采用总煤浆量的10％～2０%进行冷激（该点与Sｈell、Pｒenfｌｏ的循环没气冷激不同）,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。这种炉型适合于生产燃料气而不适合于生产合成气。ﻫ3.3　气化炉ﻫ   　 Shｅll气化炉与Texａco气化炉技术经历相似，50年代初Shｅll开发渣油气化成功，在此基础上,经历了3个阶段:１９7６年试验煤炭30余种；1978年与德国Krupp-Koｐｐeｒｓ合作，在Hａｒbｕｒg建设日处理1５0t煤装置；两家分手后,１９78年在美国Houston的DeｅrPark建设日处理２5０t高硫烟煤或日处理40０ｔ高灰分、高水分褐煤。共费时16年，至19８8年Shell煤技术运用于荷兰BuggenuｍＩGＣC电站。该装置的设计工作为1.6年，1990年1０月开工建造，199３年开车,1994年1月进入为时３年的验证期，目前已处于商业运行阶段。单炉日处理煤2０00t。    Shelｌ气化炉壳体直径约4.５m，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(MeｍbｒameWａlｌ),总重500t。炉壳于水冷管排之间有约０.5m间隙,做安装、检修用。ﻫ   　 煤气携带煤灰总量的20%~3０％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６0%～70%，煤器降温至900℃,熔渣凝固,出气化炉，沿斜管道向上进入管式余热锅炉。煤灰总量的70%~８０%以熔态流入气化炉底部,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3.3～3.5MPa。气化温度为１500～１700℃，气化压力为３.0ＭPａ。冷煤气效率为79%～81％；原料煤热值的13%通过锅炉转化为蒸汽；6%由设备和出冷却器的煤气显热损失于大气和冷却水。ﻫ    　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１5％;碳转化率高，可达99％，煤耗比水煤浆低8%；调解负荷方便,关闭一对喷嘴,符合则降低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；气化炉及废锅炉结构过于复杂，加工难度加大。迄今为止，世界上已投入运行的４座２50MW以上的IＧCC电站分别是美国的ＷａbａsｈRivｅr(26０.6ＭW)和Taｍｐａ（25０　MW）、荷兰的Dｅmｋoｌec（2５３　MW）和西班牙的Pueｒtollano(3００ＭW)。它们分别采用Desteｃ、Ｔexaco、Ｓｈeｌl和Preｎflo加压喷流床煤气化工艺。Dｅｓtｅc和Tｅｘaｃo是水煤浆加压气化的主要代表,而Ｓｈell和Ｐrｅnｆlｏ则是干粉进料加压喷流床气化的主要代表。用于IGCC的４种煤气化炉容量都达到2000t/d以上,都是这些气化炉首次最大容量的工业应用。它们的运行状况直接影响着IＧCＣ的可用率和可靠性,是ＩGCＣ电站最关键的技术之一。4种气化炉技术特点的综合比较见表1。表１　　4种气化炉的技术特点比较技　术　项　目TexaｃoDeｓｔec/ＤｙnergySｈeｌlPrenｆlｏ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／%95959585~9５喷嘴/个13(＋1)4４喷嘴的寿命/ｈ14401４40~２　160＞１0000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/a２３＞１０(待考验)>1０(待考验）冷煤气效率/%71~7674～78８0~83８0～83碳转化率/％96～9８９８＞98＞9８单炉最大出力／t.ｄ－12200～240０２　5002　0002600示范电站的净功率/ＭＷ250．０260．625３.030０．0最大容量气化炉的最长运行时间/h>8　860>7500>1０00０４0示范电站最长追续运行时间／ｈ720~10００>３24＞２　０0025示范电站的气化炉可用率/％８０~859０~95（一开一备)95(待考验）组成IＧＣＣ示范电站的效率/%设计值：４1.６(HHV）ﻫ试验值：３8．5(HHV)设计值：3７.8（ＨHV)ﻫ试验值:38.8(HHV）４３(LHV）ﻫ(未公布试验值）45(ＬHＶ)(待试验)组成的IＧCC达到４3%(LＨV)效率的ﻫ　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ﻫ处理系统尚待改进喷嘴、耐火砖寿命短,ﻫ黑水处理系统待改进黑水系统待改进供料系统待改进是否气化过类似于中国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（三）煤气净化系统煤气净化:脱除煤气中飞灰、焦油、萘、氨、硫化氢等杂质的过程。1、煤气净化的主要内容1.粗煤气的主要成分干煤粉（或煤浆)在气化炉内生成粗煤气,由于煤内污染物的存在,通常煤气中除CO、Ｈ、CH、CO和其他气态碳氢化合物外，还有COS、H2Ｓ、粉尘、卤化物、碱金属及焦油蒸汽等杂质,这些杂质会对后续系统特别是燃气轮机产生腐蚀和磨损，也会对环境产生危害。2．煤气净化的目的和要求煤气净化的主要目的是为了满足燃气轮机和环保的要求，粗煤气中含有的粉尘、H2S、COS、卤化物、NH３、碱金属及焦油等杂质，不但污染环境,而且对燃气轮机和余热锅炉等主要设备有强的磨损和腐蚀作用ｚ了使IGCC机组正常运行并达到较高的可靠性，必须在煤气进入燃气轮机之前,对其进行净化处理。燃气轮机对煤气中含尘量的要求有浓度和粒度分布两项指标。一般要求是０~1ｕm的粉尘含量应小于2.2×10-６、1~１0ｕm的粉尘含量应小于（4.4~5.8）×10－6、大于10uｍ的粉尘颗粒应全部除去。对煤气中硫的要求主要以环保标准为基础，目前采用的脱硫方法所达到的脱硫效果已经远超过了我国燃煤电厂对硫排放的标准要求。3．煤气净化的主要流程2、IＧCＣ电站煤气除尘IGCＣ电站除尘通常包括两部分，干法除尘和湿法洗涤。干法除尘除去大部分固体颗粒物,湿法洗涤除去其余固体颗粒物外,并除去粗煤气中的卤化物。干法除尘干法除尘主要采用旋风分离器和高温高压陶瓷管过滤器串联方式来完成。旋风分离器依靠粉尘的惯性离心力来完成,气速一般为18～25m/ｓ,能分离约９0％的粉尘量。高温高压陶瓷管过滤器原理与布袋除尘器相同,采用特殊陶瓷材料做为滤件,经过滤后，煤气中含尘量不超过20mｇ/Nm3，最低可达到1－２　mｇ/Nm3。湿法洗涤湿法洗涤系统包括文丘里洗涤塔、填充料床式洗涤塔,经洗涤后,合成气中固体含量不超过１ｍg／Ｎm３,并除去合成气中的卤化物、氨（NH3）及甲酸（HCOOH）。３、IGCC电站煤气脱硫的几种方法及特点1.脱硫方法概述以煤为原料进化所产生的粗煤气,其中所含的硫化物可分为无机硫和有机硫，无机硫主要是H２Ｓ,而有机硫一般为小分子量的COS、CS2和大分子量的硫醇　、硫醚和噻吩等组成。这些硫化物的存在不仅会污染环境，而且会直接对下游工艺及设备带来危害，必须进行脱除。煤气脱硫的方法主要有高温煤气脱硫、干法脱硫和湿法脱硫。高温煤气脱硫借助于可再生的单一或复合金属氧化物与硫化氢或其他硫化物的反应来完成,操作温度在40０℃~1200℃之间，与冷煤气脱硫相比,不会浪费高温煤气中占总值１0%～２０％的显热，提高发电效率2％以上,但目前技术还未成熟，不能实现工业化。干法脱硫利用吸附剂和/或催化剂将硫化物直接脱除或转化后再脱除，按脱硫剂种类可分为铁系脱硫剂、活性炭系脱硫剂、铝系有机硫水解催化剂、锌系脱硫剂和分子筛系脱硫剂。如CＬAUＳ反应的催化剂，在国内曾使用天然铝钒土、活性氧化铝作为催化剂。干法的特点是脱硫精度高,投资低,运行费用低，几乎没有动力消耗,适合进口浓度低和处理气体量少的脱硫要求。湿法脱硫利用液体将硫化物从粗煤气中分离、富集，然后再氧化转化为单质硫或硫酸。从所用溶剂的不同,又可分为物理吸收法、化学吸收法和物理化学法等。湿法的特点是适合处理含硫量大或气量大的场合,投资大，运行费用高。　IGCC电厂产气量大，含硫量高，通常采用湿法脱硫。典型的湿法脱硫工艺有低温甲醇洗法、环丁砜法、烷基醇胺法、NHD法。2.低温甲醇洗低温甲醇洗属物理吸收法。溶剂：Reｃtisoｌ®中文甲醇。（１）溶剂的性质：甲醇的分子式为CH３OＨ，相对分子质量32．04，熔点－９７．8℃,沸点６4．５℃，闪点１2．2２℃,自燃点４64℃　；甲醇对ＣＯ2、H2S等酸性气体有较大的溶解能力,尤其是低温下其溶解度更大;H２、N2、CO、CH４、NOｘ等气体在甲醇中的溶解度很小，且温度对他们的溶解度影响也不大。因而通过温度和其他工艺参数的改变,甲醇能从原料气中选择性吸收H2S、COS和CO2。此外，低温甲醇洗还可以脱除合成气中的轻质油和HＣN等。　酸性气体在甲醇中的溶解度随着温度的降低而增大，尤其是从-30℃降到-６0℃以下时，溶解度急剧增加。　由上图可见,常温下甲醇的蒸汽分压很大。为了减少操作中的溶剂损失,工艺上也应选择低温吸收。(2）根据甲醇的性质决定了工艺的选择压力的选择：升高压力，可以增加硫化物在甲醇中的溶解度。溶解度随压力的提高而增加,几乎成直线的正比关系，而在减压时被吸收的气体即行放出。硫化氢在甲醇中的溶解度比二氧化碳还要大,吸收的速度更快,因此可以采用分段吸收和再生的方法来得到高浓度的硫化氢和二氧化碳。温度的选择：酸性气体在甲醇中的溶解度随着温度的降低而增大,尤其是从-３0℃降到-60℃以下时,溶解度急剧增加,为减少操作中甲醇损失,应采用低温吸收。吸收温度一般应选择在-7０℃~－20℃。再生条件:　吸收硫化物和CO2等酸性气体后的甲醇,在减压加热条件下,解析出所溶解的气体,使甲醇得以再生。(3）低温甲醇洗工艺的优缺点：优点:吸收能力大,溶液循环量小,能耗低；选择性好,脱硫脱碳在同一个塔内分段选择性吸收，能同时脱除气体中Ｈ2Ｓ、COS和CO2,尤其对COS的吸收能力强,并能回收高浓度的H2Ｓ和CＯ２;净化度高,出口气总硫浓度小于0.1×1０-6并且相当稳定。即使生产工况有所波动，净化气质量仍能保证;操作弹性大：实际运行经验表明,净化装置能在30%～1１0％的范围内操作；吸收过程无副反应，溶剂不起泡，不腐蚀设备。缺点:甲醇有毒,对工艺、管道、设备、阀门等的密闭性要求较严;由于在低温下(－30℃~-60℃)操作,需要用耐低温的钢材;甲醇容易挥发,故溶剂的蒸发损失量较大,每处理１000标立的粗煤气约消耗０.5~１．0kg甲醇　最后，低温甲醇洗净化程度很高，但甲醇有毒,且流程比较复杂,吸收过程必须在低温下进行,投资大，运行费用高。对于纯IＧCC发电厂来说，由于没有后续的化学合成工艺,不需要特别高纯度的净化气,无需采用造价高，运行费用高的低温甲醇洗工艺。3．NＭＰＮＭP(Puriｓｏl®）属物理吸收法。溶剂：Ｐurisoｌ®(NMP)　中文名：N-甲基吡咯烷酮(1)溶剂性质:分子式为C5Ｈ９ＮＯ,沸点206℃，冰点-2３．6℃　,闪点95℃,燃点245　℃,气化潜热494KJ/kg；低毒,无腐蚀,火灾风险低;对Ｈ2S和ＣO2在常温下有高的溶解性和选择性;对COＳ有适当的溶解度；平均损耗:0.5kg每１0000Nm3原料气Puriｓol®(ＮMP）与Reｃtｉsol®(甲醇）吸收系数对比由图表中可以看出，常温下，NMP对Ｈ2Ｓ和CO2的溶解能力比甲醇要高,选择性也要比甲醇好.（2)NMP(Puｒisoｌ®）典型工艺流程图(3）Purｉsol®(NMP）湿法脱硫的特点:ａ．物理吸收过程,酸性气体杂质被熔剂ｂ.　对H2S和CO2的选择性比较好ｃ.　与低温甲醇洗相比,无需冷冻d.挥发性较高,产品气中夹带有痕量熔剂,需在吸收部加装反洗装置进行脱除e.需要在脱硫单元前加装CＯS水解装置g.熔剂市场上大量供应,容易采购4．　Selexol(NＨD)Seleｘｏl（NＨD）属物理吸收法,溶剂：Seｌeｘoｌ（NHD）,中文名:聚乙二醇二甲醚。溶剂性质:分子式为ＣH3O(C２H4O)nCH3,其中n为３~9，冰点-22～-2９℃,燃点１57℃;对二氧化碳、硫化氢吸收能力强,选择性好;对有机硫吸收能力强　；蒸气压低,挥发性小，不需加装反洗装置回收熔剂;无毒无腐蚀无臭味;具有很好的热稳定性和化学稳定性。　　　Selexoｌ（NHD）流程图（3)Sｅlexｏl(NHD）湿法脱硫的特点：a.物理吸收过程,酸性气体杂质被熔剂吸收b．　对H２S和CO2的选择性比较好c.与低温甲醇洗相比,无需冷冻单元　d．对COS吸收能力强，无需水解单元e.挥发性小,不需加装反洗装置回收熔剂　f.无毒无腐蚀,设备可采用碳钢材料ｇ.熔剂市场上大量供应,容易采购　5.环丁砜法(Sulfinｏl)　环丁砜法(Ｓulｆinｏl)属物理化学吸收法。溶剂:环丁砜（二氧四氢噻吩)和烷基醇胺(一乙醇胺或二乙丙醇胺）的混合液作为吸收剂。　(1)溶剂性质:环丁砜（sｕｌfoｌane），学名二氧化四氢噻吩,分子式C4H８SO2，沸点28５℃;环丁砜是硫化物（如H2Ｓ、COＳ、CS2)极好的物理吸收溶剂，对ＣO2、重烃、芳香烃的吸收能力较低;环丁砜溶液中含有约2０％~30％的乙醇胺，乙醇胺与硫化氢反应可生成不稳定的络合物，化学反应方程式：二乙丙醇胺（用R２NH表示)R2ＮH+H２S↔Ｒ２NH２·ＨSR2ＮH＋CO2+H2O↔R２NH2·HCO３该反应强烈地依赖于温度和压力。温度降低、压力升高,反应向右进行并放出热量；温度升高、压力降低时，反应向左进行，溶液中的胺盐分解,放出硫化氢，溶液恢复吸收能力。(２）环丁砜湿法脱硫的特点:物理－化学吸收过程　对Ｈ2S和CO2的选择性比较好与低温甲醇洗相比，无需冷冻单元对COS吸收能力强,无需水解单元熔剂浓度高，硫容量大，能耗低砜胺溶液是良好的溶剂,会溶解管、阀和设备的密封材料4、硫回收及尾气处理湿法脱硫系统所富集起来的酸性气送往硫回收系统进行处理。硫回收按最终产品分类可分为:硫磺回收，一般采用ＣLAUS工艺；硫酸回收，采用WＳA湿法硫酸工艺克劳斯硫回收装置包括下列单元富氧克劳斯单元燃烧炉中的化学反应：H２S+3/2O２=ＳＯ2＋H2Ｏ　克劳斯化学反应:2Ｈ2S+SO2=３Ｓ+2H２O尾气回收单元加氢反应器中的化学反应:　SO2＋3H２＝H２S＋２H2O　CＯＳ＋H2O=Ｈ2S＋CO2CS2＋２Ｈ2O＝２H2Ｓ+CＯ2　所生成的含硫化氢气体在尾气回收单元中的吸收塔和再生塔中被吸收富集后,返送会克劳斯单元中再次处理。没有被吸收掉的残气自吸收塔排出至焚烧炉中焚烧。（3)WSA湿法硫酸回收ＷSA湿法硫酸工艺是丹麦托普索公司于上世纪八十年代开始研发并工业应用的湿法催化工艺，最终产品为硫酸。其工艺专有催化剂VK-WSA,用于将SO２转化为SO3ＷSA湿法硫酸工艺流程　脱硫系统ＷSA湿法硫酸工艺化学反应WSA湿法硫酸工艺特点：　硫化物回收率超过99%硫被回收为商品级的浓硫酸处理各种硫化物，Ｈ2Ｓ浓度没有限制，低至小于1%高至大于９0%冷却水消耗低没有废水、废固等二次污染物的产生、排放5、结论:IGCＣ电厂与常规燃煤电厂烟气净化的最根本区别在于IGＣＣ电厂在燃烧前净化，处理气量要比常规电厂烟气量小很多，硫的污染物以H２S气体形式存在。各种湿法脱硫方式的目的仅在于将H2S气体富集，形成高浓度的富含H2S气体的酸性气。在硫回收及尾气处理单元中，将富含H2S气体的酸性气进行化学反应生成单质硫或硫酸。本文所介绍的几种脱硫方法及硫回收工艺均适用于IGＣC粗煤气的净化，具体选择还应根据对产品气的品质和环保要求,综合投资及运行经济性比较进行选择。（四)空分装置与空气侧系统整体化ＩGCC系统主要由空气分离系统(简称空分系统)、气化系统、净化系统、燃机系统、余热锅炉和汽轮机系统构成．这些系统互相影响，可以形成不同的组合．其中有部分研究集中于IGCC系统中空分系统是否应该与燃气轮机整体化,以及整体化对系统效率所产生的影响.主要体现为两种典型的空分系统工艺流程:一是中压的完全整体化系统,即空分系统所需压缩空气完全由燃气轮机压气机提供；二是低压的独立空分系统．有文献认为:采用完全整体化空分的ＩＧＣC系统效率高的主要原因是燃气轮机的大型轴流式压气机的效率高，如果与空分耦合起来,可以提高系统效率，只是因为整体化IＧCC运行的灵活度下降,故行业中对空分与燃气轮机的“整体化度”的选择有不同的看法．本文采用工业大型空气分离器设备参数，从基本的热力学过程人手,对采用整体化和独立空气分离器这2种做法的优劣进行计算分析和比较．其结果表明,在一定压比范围内，整体化的做法对IＧCC系统效率不会带来好处．１、ＩGＣＣ系统中空气分离器设备的选择以往的低温法空气分离设备总是在尽可能接近当地环境压力的低压下实现氧、氮等产品的最终精馏分离，但不同行业对空气分离器氧气产品的压力要求不同，例如冶金行业使用的氧气设计压力一般为3MPa，而化工行业使用的氧气设计压力为60~10ＭＰa，因此氧气产品就出现在低压下生产、在高压下使用这种状况,存在氧气如何加压的问题．由于对分离产品进行升压的位置不同,因而流程有部分差异，根据所选取的流程不同，空分设备可分为外压缩流程和内压缩流程.外压缩流程就是空分设备生产低压氧气，然后经氧压机加压至所需压力供给用户,也称之为常规空气分离器．内压缩流程就是取消氧压机，直接从空分设备的分馏塔生产出中高压的氧气供给用户.该流程与常规外压缩流程的主要区别在于，产品氧的供氧压力是由液氧在冷箱内经液氧泵加压达到,液氧在高压板翅式换热器与高压空气进行热交换从而汽化复热．简言之，内压缩流程是用液氧泵加上增压机取代了外压缩流程的氧压机．由于内压缩流程不可逆性较大，因此其产品单位能耗高于外压缩流程．笔者在下面的计算中,均以外压缩流程为研究对象，同时考虑氧压机、空压机的耗能情况.１．1　空气分离设备中的压缩机效率在计算空分行业中气体压缩机（氧压机、空压机和氮压机)功耗时,由于压缩过程采用间冷，工业上对功耗的计算方法是,通常按照等温压缩过程加以处理,得到理想功耗，再采用等温压缩效率作为因子，得到实际功耗，一般工业用低温法空分设备中的压缩机效率示于图１.与空分设备中空压机不同的是,燃机压气机一般不采用间冷,其压缩过程在工业上通常处理为绝热压缩，实际压缩功耗通过等熵效率来计算.空分空压机与燃气轮机压气机这2种空气压缩机压缩单位质量空气的压缩功计算分别示于式（1)和式(2).由于空气分离器中空压机的等温效率约为74～76,而目前先进燃气轮机压气机的等熵效率大约为８8,所以从效率数值上来看，似乎燃气轮机压气机效率高、压缩功耗少，因而据此认为采用燃气轮机压气机来替代空分空压机,能减小功耗.实际上两者的压缩过程不同，压缩效率的定义也不同,不能单纯比较效率的表面数值的大小．对IＧＣC系统两种空气压缩机压缩单位质量空气功耗的比较见图２,其中空气进口压力均取0．１ＭPa,出口压力为１.４~1．９MＰa,等温压缩效率取７2%，等熵压缩效率取８7．可以看出，空分空压机压缩单位质量空气的功耗较小，在出口压力为1.4　MPa时,比燃气轮机压气机省功1９　．由图1可知，空分空压机的等温压缩效率随着空分规模的增加而提高,这两种压缩功的大小差异将更为明显．1．2IGＣＣ系统中独立和整体化空气分离器功耗的比较IGCＣ整体化具有的另外一个好处是可以减少氧气，从而减少压缩到气化炉进口压力的压缩功耗.在完全整体化时，空分的入口是来自燃气轮机压气机的、具有较高压力的压缩空气，采用中压空分设备(此处称为中压,是按照空分行业设备分类的标准,部分关于IGCＣ的文献称为高压空分,是相对于独立的低压空分而言)使空分氧气与氮气产品出口压力提高到约0.6ＭＰa，当该出口压力升压到气化炉需要的压力时，压比降低,因而压缩功耗减少.但是,相对于低压空分而言,这部分获得的好处是以将空气压缩到更高压力进行液化分离为代价的，“收益”与“付出”的关系到底如何?下面对空分与燃机非整体化(低压空分)和整体化（中压空分）2种情况进行分析．非整体化时的流程为:用独立驱动、带问冷的空压机将空气压缩到低压空分的操作压力(约为0．6MPa),得到出口压力为１Ｏ0kPa的氧气和氮气产品，然后再由相应的压缩机把氧气和氮气升压的气化炉操作压力以上(3.５MPa).整体化时的流程为:采用燃气轮机压气机对空气进行压缩(多数大型发电用燃气轮机压气机的压缩比为１．4～１.9MPa,此处取1.4ＭPａ),将所得压缩空气冷却后送入空分,由于这部分压缩空气压力较高,因此空分设备应采用中压空分予以匹配,得到出口压力为0．65MPa的氧气和氮气产品．然后，再由相应的压缩机把氧气和氮气升压到气化炉操作压力以上(3．5　ＭＰａ).整体化流程中的空压机功耗就是燃机压气机压缩供给空分空气消耗的功.单位质量空气压缩功的计算示于式(1）和式(2),单位质量氧气和输煤氮气压缩功的计算示于式(３)和(4)．单位质量氧气的压缩功其中氧压机、氮压机和空压机效率分别取0．6８、０.7２和0.7６(针对处理煤量3000　t／d的ＩGCC系统),氧气、氮气产品出各自对应压缩机的压力取为3.５ＭPａ(IＧCC中气化炉操作压力通常为3.０MPa),空气进口压力0.1　ＭPa,空分产品出口压力从0.1ＭPa增加到0．65　MPａ，氧压机、氮压机的功耗的确降低.与此同时，空压机功耗随空分操作压力升高(0．6～1.４　MPa)而升高．从图