燃煤清洁利用技术优化方案

目前，煤的清洁利用技术主要有煤的高效燃烧及其燃烧后的烟气净化处理技术，即脱硫、脱硝、除尘，CO2的捕集、封存与利用（CCUS），循环流化床燃烧（CFBC）技术，整体煤气化联合循环（IGCC）技术，煤炭液化技术等。

7.1.1.1　煤的清洁利用

早期，传统的矿石燃烧技术为二次工业革命提供了原动力，卓有成效。一些工业发达国家在大规模发展社会经济的同时，造成了严重的环境污染，引发多起震惊世界的生态环境污染事件。

我国历经工业发展的各种坎坷，同样为经济的崛起付出了巨大的财力、物力和生态代价。虽然通过各种燃烧技术的革新，包括燃煤低氧燃烧、流化床炉内脱硫处理、末端烟气除尘脱硫脱硝等脱污处理，但是这只能算是进入煤清洁利用的初步阶段。基于我国“贫油少气多煤”的能源结构，迫切需要改变传统电力发展模式，因此，清洁煤发电利用技术应运而生。

煤炭转化为能源主要有三种方式：直接燃烧、气化和液化。在火力发电技术中，通常将常规的超临界火电、超临界循环流化床锅炉、正压超临界循环流化床蒸汽轮机循环、燃气-蒸汽联合循环以及IGCC列入规模性发展中。

1）清洁煤电技术的发展趋势

（1）通过燃煤烟气脱污的超低排放，发展高效燃煤发电装备，提高煤电能源转换效率。

（2）借鉴高效燃气-蒸汽联合循环技术，发展整体煤气化燃气-蒸汽联合循环发电装备，深入研发二氧化碳捕集、利用和封存技术，发展低碳经济。

（3）将煤炭分子碎化重整［3］（见图7-1），结合多种先进的能源转换装置或化学电能或清洁燃料，提供绿色能源。

图7-1给出了煤在气化过程中的组分演化情况。其方程式如下：

图7-1　煤气化工艺过程组分演化图

2）几种清洁煤发电技术方案

从表7-1中可以看出，IGCC除了单位造价颇高外，技术性能指标都处于领先水平。

表7-1　几种不同发电方案的技术经济指标［4］

（续表）

*摘自美国吉尔帕特公司的经济分析报告（以1991年美元为计算基准）。

7.1.1.2　IGCC的煤制气技术

煤气化是指煤炭在特定的设备内，在一定温度及压力下使煤中有机质与气化剂（如蒸汽、空气或氧气等）发生一系列化学反应，将固体煤转化为含有CO、H2、CH4等可燃气体和CO2、N2等不可燃气体的过程。

1）煤炭气化三条件

煤气化的必要条件是气化炉、气化剂、供给热量，三者缺一不可。气化原料为各种煤或焦炭。煤气化包含一系列物理、化学变化，一般包括干燥、热解、气化和燃烧四个阶段。干燥属于物理变化，随着温度的升高，煤中的水分受热蒸发。其他属于化学变化，燃烧也可以认为是气化的一部分。煤在气化炉中干燥后，随着温度的进一步升高，煤结构发生热分解反应，生成大量挥发性物质（包括干馏煤气、焦油和热解水等）；同时，煤形成半焦物，在更高的温度下与通入气化炉的气化剂发生化学反应，生成以CO、H2、CH4及CO2、N2、H2S、H2O等为主要成分的气态产物，即粗煤气。

2）化学反应产业链

气化反应包括很多化学反应，主要是碳、水、氧、氢、一氧化碳、二氧化碳相互间的反应，其中碳与氧的反应又称燃烧反应，为气化过程提供热量。新型的煤化工技术以煤气化为龙头，应用现代先进的化工组合技术，生产可替代石油的洁净能源和各类化工产品，如成品油、甲醇、二甲醚、乙烯、丙烯等，进而发展为以煤气化技术为核心的多联产系统［5］，并形成煤炭—能源—化工一体化的新兴产业（见图7-2）。

3）气化分类

按照煤和气化剂在气化炉内的相对运动划分，气化大体分成三类。

图7-2　煤气化的用途

（1）固定床、移动床气化　煤（焦）由气化炉顶部加入，自上而下经过干燥层、干馏层、还原层和氧化层，最后形成灰渣，排出炉外；气化剂自下而上，经过灰渣层预热后进入氧化层和还原层（两者合称气化层），煤与气化剂之间呈逆向流动接触。代表炉型为常压UGI炉和加压Lurgi炉，主要用于制取城市煤气。固定床气化的局限性是对床层均匀性和透气性要求较高，入炉煤要有一定的粒（块）度及均匀性，煤的机械强度、热稳定性、黏结性和结渣性等指标都与透气性有关。因此，固定床气化炉对燃料有许多限制。

（2）流化床（沸腾床）气化　即气化剂由炉底部吹入，使细粒煤（＜6 mm）在炉内呈并逆流反应，通常称为流态化或沸腾床气化。煤粒（粉煤）和气化剂在炉底锥形部分呈并流运动，在炉筒体部分呈并流和逆流运动。为了维持炉内的“沸腾”状态并保证不结渣，气化温度控制在灰软化温度（ST）以下。为了避免煤颗粒相聚而变大以致破坏流态化，显然不能使用黏结性高的煤。由于炉内反应温度低（与气流床相比），煤的停留时间短（与固定床相比），对煤的活性有很高要求，只有高活性褐煤才适应。然而，其炉温低、停留时间短带来的最大问题是碳转化率低、飞灰多、碳残存率高，且灰渣分离困难，其次是操作弹性小（控制炉温不易）。这种代表炉型有常压温克勒煤气化炉（Winkler）和加压HTW炉。此外U-Gas、KRW等流化床气化炉也逐步走向工业化。

（3）气流床气化　煤粉由气化剂夹带，高速喷入气化炉，进行燃烧和气化，受反应空间的限制，气化反应必须在瞬间完成，为弥补停留时间短的缺陷，必须严格控制入炉煤的粒度（75%～85%煤粒度小于0.1 mm），以保证有足够的反应面积。气化反应中，煤和气化剂的相对速度很低，气化反应朝着反应物浓度降低的方向进行，碳的损失不可避免，为增强反应推动力，必须提高反应温度。通常，气化炉出口的煤气温度为1 400～1 500℃，采用液态排渣是并气流床气化的必然结果。代表炉型为常压气流床粉煤气化K-T炉，水煤浆加压气化Texaco炉，处于工业示范阶段的加压粉煤气化炉SCGP（壳牌）、Prenflo等。

4）几种气化技术

随着煤气化技术的发展，涌现出多种形式的气化炉技术和结构。

（1）GE-Texaco气化炉的运行经验丰富，商业化运行的台数最多，用于IGCC发电、化工制氢，但它的喷嘴和耐火衬里的寿命较短，冷煤气效率和组成IGCC的效率目前还较低。在制氢系统中，GE-Texaco水煤浆工艺比干法粉煤气化技术更有优势，在变换过程中不需另加蒸汽，且CO变换量小一些。

（2）E-gas气化炉也是水煤浆进料，但它是两段气化，冷煤气效率比GETexaco高，而且可省去辐射废热锅炉，加之火管式的对流冷却器大幅度降低造价，由此组成的IGCC造价较低；与干法进料相比，其喷嘴和耐火砖寿命较短；水煤浆工艺与GE-Texaco一样，E-gas气化工艺在制氢系统中比干法粉煤气化技术更有优势。

（3）华东理工大学多喷嘴水煤浆气化工艺采用4个喷嘴，其容量大型化比GETexaco更有优势，特别是在投煤量超过1 500 t/d的气化炉上优势更明显。而且其为国产技术，可提高项目的国产化率，降低投资，但不足之处是废热锅炉余热回收流程还缺乏工程业绩。(www.xing528.com)

（4）Shell气化炉煤种适应性强，喷嘴和水冷壁的寿命都较长，冷煤气效率和IGCC效率较优于湿法进料的气化工艺，但其造价比GE-Texaco、E-gas和华东理工大学多喷嘴水煤浆气化都高，况且在国内投产的引进设备上还没有长周期稳定运行。

（5）GSP气化炉能适应煤种的变化，其激冷流程相对于废热锅炉流程更适宜制氢，且由于其采用的是激冷流程，因此气化炉投资比Shell低。但GSP为干法气化，有效气（CO+H2）成分较湿法高，耗氧较湿法低。但其大型化运行经验不足，用于废热锅炉回收余热的流程缺少业绩。

（6）华东理工大学的多喷嘴粉煤气化技术、航天炉（HT-L）和西安热工院的TPRI二段式粉煤气化技术均属于国内开发的粉煤气化技术。华东理工大学粉煤气化技术和TPRI气化技术已分别完成了30 t/d和36 t/d的水冷壁气化炉的中试。华东理工大学多喷嘴粉煤气化技术应用于某年产50万吨合成氨项目，已完成1 000 t/d气化设计；TPRI气化技术在天津绿色煤电IGCC项目中建成2 000 t/d气化炉，并投入投运；HT-L直接建设了两套660 t/d的工业化示范装置。从技术的成熟性和大型化角度来考虑，它们还有待进一步验证。

（7）Prenflo气化技术在西班牙Puertollano示范电厂建成了2 600 t/d的气化炉，该气化炉在2002年进入商业运行，也是Prenflo气化技术唯一的商业化运行装置。

（8）MHI气化炉为干粉进料空气气化两段气化炉，可靠性高、烧嘴寿命长（1年以上），在气化炉容量相同的情况下，投资较Shell低。

（9）KBR的煤气化技术——提升管气化炉（TRIG），由KBR公司和美国南方电力公司合作开发，1995年示范装置建成并投产，2009年2月正式开始允许转让。TRIG为循环流化床，无高温煤烧嘴，操作温度为900～1 000℃，合成气不含焦油和酚类，操作压力为34～40 bar，可以用空气或者氧气气化。其适合低阶、高灰、高水分的煤种，对硫含量、灰分含量没有要求，固态排渣。

7.1.1.3　IGCC技术的发展潜力

IGCC有关各单元技术及其工作系统的开发和改进将会不断地提高IGCC的性能，充分发挥IGCC装置的潜在优势，促进IGCC技术发展［6］。典型的IGCC工艺流程如图7-3所示。

图7-3　基于水煤浆、干煤粉及输运床纯氧气化IGCC基准电站流程

1）先进的燃气轮机

集成先进的燃气轮机后，IGCC系统的供电效率可大幅提升。如集成GE9H燃气轮机的IGCC系统效率相比PG9351FA机组的IGCC系统要高出3.3%。随着透平叶片冷却技术的提高，若透平进口燃气温度达到1 700℃，冷却空气量保持J级机组水平，其联合循环效率相比PG9351机组的联合循环效率高5.7%；IGCC系统效率可提升5.5%。

2）气化技术

对于氧气气化与空气气化IGCC系统而言：

（1）煤气化技术指标气化温度每提高100℃，系统供电效率分别下降约0.32%～0.49%和0.67%～0.77%。

（2）其蒸汽煤比每提高0.1，系统供电效率分别下降0.28%～0.36%和0.29%～0.52%。

（3）碳转化率每提高1%，系统供电效率分别提高0.42%～0.45%和0.41%～0.43%。

（4）氧气气化与空气气化IGCC系统的气化压力对系统热力性能影响显著。其中，常压氧气气化的系统效率明显低于加压氧气气化2.6%～3.2%；常压空气气化IGCC系统效率明显低于加压空气气化3.9%～4.2%。空气气化的增压流程会影响IGCC供电效率约1.7%。这主要是因为空分系统消耗的厂用电占比较大，所以加压的空分系统要比常压的节能。

3）高温离子膜分离技术

采用高温离子膜分离技术（ITM）的IGCC，其供电效率随ITM空分与燃气轮机整体化程度的增加而上升，完全整体化的ITM空分与完全独立的ITM空分相比可提高IGCC供电效率1.81%，与完全整体化深冷空分的IGCC相比，供电效率高1.11%。

4）中温干法净化法

中温干法净化法中脱硫温度为350℃。采用氧化锌干法脱硫，其温度、再生氧气浓度、脱硫效率对IGCC系统热力性能好于全湿法脱硫法。

7.1.1.4　IGCC工程开发探索

众所周知，IGCC系统设备越多，各种费用也越高。如何降低投资既是技术集成的问题，又是一门涉及行业协调、工程技术综合管理的大学问。IGCC技术的性价比是商业化应用的关键。影响IGCC应用的因素大致有如下几点。

1）与能源市场的价格息息相关

研究者［7］对新型煤化工主要产品进行技术经济分析，得出了不同国际原油价格下的煤化工产品竞争力状况。当国际原油价格低于50美元/桶时，煤制油的项目几乎无经济性可言，其竞争力与国际原油价格正相关。

2）煤炭与水资源的不平衡分布

我国煤炭资源的分布很不平衡，煤化工的发展受制于煤炭和水资源的分布。西部及北部资源相对丰富，其发展相对滞后；东部及南部资源短缺，但市场需求量很大。煤炭资源总体上呈现“西煤东运、西气东送、北煤南调”的格局。我国的水资源虽然总量较多，但人均水资源量少，仅居世界第121位，属于水资源短缺的国家。这也成为煤化工发展的重要制约因素。

3）项目投资超概算

据近10年建设的煤化工项目统计，不同煤化工项目投资额超概算的原因略有不同。随着劳动成本的不断增加，超概算的现象十分普遍，现代煤化工项目超概算的比例达70%，某些项目投资概算甚至超出40%。从可行性评估、初步设计、预算编制、细节设计、实际施工到投料运转，各环节的费用都向上攀升，导致项目末期成本结算比可行性估算增加2～4倍［8］。

有专家分析，其超额的原因多为政府投资项目大手大脚；一些地方项目还被冠以振兴地方经济的名目，投资主体不明，责任界定不清；再则现行项目审批管理制度要求后一阶段的投资金额一般不应超过前一阶段的10%，且结算不得超过预算，助长了抬高项目初期估算的现象。

对此，应制订缜密的评审制度，严格企业管理，加强政府监督，通过电力供需侧结构性改革，拆除传统电力行业的篱笆，适应煤化工和发电的客观规律，真正开放网上竞价的电力市场，实现效益最大化。