CN101235327A

CN101235327A - 类天然气联合循环

Info

Publication number: CN101235327A
Application number: CNA2006100769550A
Authority: CN
Inventors: 林鸿亮
Original assignee: Shenzhen Xingyuan Gas Turbine Service & Development Co Ltd
Current assignee: Shenzhen Xingyuan Gas Turbine Service & Development Co Ltd
Priority date: 2006-04-12
Filing date: 2006-04-12
Publication date: 2008-08-06

Abstract

本发明涉及一种用煤等能源物质合成类天然气及煤等能源物质作为燃气－蒸汽联合循环燃料的方法。首先以煤等能源物质合成一种类天然气燃料，合成过程包括以煤等能源物质和氧气、水蒸汽气化制氢或以部分合成类天然气蒸汽重整制氢，氢与煤气气化合成类天然气。或通过煤气化成煤气，经变换、脱炭、甲烷化合成类天然气。然后以类天然气作为燃气－蒸汽联合循环的燃料，实现燃气－蒸汽联合循环以煤等能源物质作为燃料目的的洁净煤技术，该技术方案简称NGLCC(如附图一所示)比整体煤气化联合循环(IGCC)，增压流化床联合循环(PFBC－CC一代、二代)具有投资少、效率高、环保性能好等特征。

Description

类天然气联合循环

技术领域：

本发明涉及燃煤燃气轮机的洁净煤技术领域。

背景技术：

中国《国家中长期科学和技术发展规划纲要(2006-2020年)》能源问题被列在重点领域的首要位置，其中关键技术便是洁净煤技术。煤作为中国基础能源，2005年突破20亿吨大关，使中国能源安全和环境保护形势严峻。能否开发节约能源的洁净煤技术关系到建设资源节约型、环境友好型社会的成败。洁净煤技术是使煤作为一种能源应达到最大限度潜能的利用，而释放的污染控制在最低水平，达到煤的高效洁净利用目的的技术。目前，煤主要应用于发电，燃煤电站主要是锅炉电站，包括常规锅炉电站，超(超)临界发电，循环流化床锅炉燃烧发电。因受到热力循环(Rankine)限制，热效率已很难大幅度提高，燃气-蒸汽联合循环既发挥Brayton循环，又保留Rankine循环。较好实现煤化学能的洁净和高效的梯级利用。世界燃气轮机制造商都致力于燃煤燃气轮机技术开发，燃煤燃气轮机燃烧技术主要有增压流化床燃烧联合循环(PFBC-CC)和整体煤气化联合循环(IGCC)。增压流化床燃烧联合循环包括第一代、第二代，PFBC-CC是煤与脱硫剂在增压(通常1.2∽1.6MPa)流化床锅炉燃烧，燃烧的部分热量通过安装在流化床内的埋管和水冷壁。使流经受热面的水加热产生蒸汽，通过蒸汽透平做功发电，离开燃烧室的加压燃气，经过高温除尘后，进入燃气轮机透平做功发电，即第一代PFBC-CC。也可将部分煤在气化炉气化后送入辅助燃烧室燃烧，产生的高温燃气再与PFBC约850℃燃气混合。把燃气轮机进气温度升到150∽1200℃，从而提高燃气轮机热效率，也即为第二代PFBC-CC。整体煤气化联合循环(IGCC)是使煤在气化炉中气化成为中热值煤气或低热值煤气，通过处理把粗煤气中的灰分、含硫化合物(主要是H₂S和COS)等有害物质除净，供给燃气-蒸汽联合循环中去燃烧做功，以达到煤代油(或天然气)的目的。这样，就可以间接实现燃气-蒸汽联合循环燃用固体燃料-煤的愿望。上述两种燃气轮机以煤做为燃料的技术有较好前景。特别是IGCC发展令人瞩目，它能较大幅度地提高燃煤电站的热效率，并使污染问题获得非常满意的解决，IGCC被认为是二十一世纪最有前途的洁净煤发电技术。第二代增压流化床燃烧循环发电技术也被国际公认有发展前景，可提高发电效率和改善环境的洁净发电技术。

然而为21世纪发电技术带来光明的增压流化床燃烧联合循环和整体煤气化联合循环发电技术都存在投资规模大，处理物料量大，污染净化不充分，热效率难以提高等问题。PFBC-CC存在污染净化不充分，高温除尘困难，燃机叶片冲刷腐蚀严重，电站安全可靠性差等问题。IGCC因煤气热值比天然气低得多，致使进入燃气轮机燃烧室的燃料流量增加，使燃气轮机的热力参数和工况点都发生变化，不能适应以石油和天然气作为燃料设计的燃气轮机，也就不能解决中国近期建设的以天然气为燃料F级机组气源问。本发明以煤等能源物质合成类天然气，并使煤的化学能最大限度地转化为满足燃气-蒸汽联合循环电站运行工况的类天然气燃料，并使煤充分净化，甚至可达到零污染目标，实现绿色煤电，可望解决中国燃气-蒸汽联合循环电站天然气气源问题。面对国际石油和天然气价格居高不下，中国天然气开采和管网建设周期长，国内民用、商业和一般工业消费天然气刚刚起步，中国以天然气纯发电在相当长时期困难重重，本发明为中国燃油电站和燃气电站经济走出困境带来希望。

发明内容：本发明目的在于合成一种适应燃气轮机燃烧的类天然气燃料并提供一种新的燃煤燃机技术方案——类天然气联合循环(Natural Gas-Like Combined Cycle简称NGLCC)，实现燃气-蒸汽联合循环以煤等能源物质作为燃料，煤等能源物质可以是煤及其制品、石油及其制品(石油焦、渣油等)、生物质能源，并达到高效、洁净燃烧，燃煤燃气轮机原技术方案增压流化床燃烧联合循环(PFBC-CC)存在高温除尘困难，环保性能欠佳，燃机叶片冲刷腐蚀严重等技术难题，影响装置长期安全可靠运行。整体煤气化联合循环(IGCC)存在系统物料流量大，气化显热利用效率不高，空分装置投资、能耗高，中间燃料煤气热值低等问题。IGCC效率只有42％，配套世界最先进燃气-蒸汽联合循环，期望能达到45％。且上述这两种技术方案系统复杂、投资巨大、厂电用电耗率高、污染控制有限，总能系统热效率很难提高。

技术方案：本发明以一种新的技术方案通过煤气化制氢或部分产物类天然气水蒸汽重整制氢，氢与煤等能源物质气化转化为类天然气。或煤气化产生煤气，经除尘、脱硫、变换、脱碳和甲烷化合成类天然气。类天然气燃料供给燃气轮机燃烧做功发电，实现燃气-蒸汽联合循环以煤等能源物质为燃料的洁净煤技术，提供使能量最大限度转化的热交换蒸汽重整装置，能量转化率高于煤的直(间)接液化和生产醇醚燃料，系统物料输送采用多压蒸汽透平集中提供动力和满足燃气轮机起停和负荷变化的缓冲气束或液化装置，用于启动或加速转化的煤、氢气等离子体气化装置等技术方案。将煤灰分、硫充分利用，并可产副产品干冰。使煤全身是宝，可实现零排放。不存在PFBC-CC灰分冲刷、腐蚀等难题。系统物料量少，能量转化率高，与先进燃气-蒸汽联合循环配套可实现45％以上的总热效率。燃料类天然气热值与天然气(甲烷)相当，适应于以油气为燃料燃气轮机。

本发明合成燃料称类天然气，产品主要含甲烷和氢气，含少量C_nH_2n+2(n＞1)、CO、CO₂、N₂、H₂O等物质，区别于天然气(天然气不含单质氢)，也区别于富含甲烷的高热值煤气-合成天然气(CO含量高)，合成类天然气方案可以是下述三种方案：

方案一：通过煤气化制氢，煤与纯氧燃烧与水蒸汽气化为水煤气，经除尘、脱硫、变换、脱碳生产氢气。气化条件、温度、压力和气化炉选型必须充分考虑生产能力、效率以及上下工序的工况参数等条件。产生的氢气与煤等能源物质在气化炉转化为以甲烷为主的合成气。经降温、除尘、脱硫、变换、脱碳、脱水、脱氨等工序生产类天然气，如CO、CO₂含量不高，变换、脱碳工序可省去。如果类天然气含氢量较高，如大于10％，可用变压吸附或膜分离提取氢气用于煤的加氢气化转化。

<一>反应过程主要有

(1)碳与氧的反应

C+O₂＝CO₂+408.8MJ

2C+O₂＝2CO+246.4MJ

CO₂+C＝2CO-162.4MJ

2CO+O₂＝2CO₂+570.24MJ

(2)碳与水蒸汽反应

C+H₂O＝CO+H₂-118.8MJ

C+2H₂O＝CO₂+2H₂-75.2MJ

CO+H₂O＝CO₂+H₂+42.9MJ

(3)甲烷生成

C+2H₂＝CH₄+87.38MJ

CO+3H₂＝CH₄+H₂O+206.2MJ

2CO+2H₂＝CH₄+CO₂+247.4MJ

CO₂+4H₂＝CH₄+2H₂O+162.9MJ

2C+2H₂O＝CH₄+CO₂+125.6MJ

其他副反应：

S+O₂＝SO₂ SO₂+3H₂＝H₂S+2H₂O

N₂+3H₂＝2NH₃ N₂+xO₂＝2NO_x

从上可知，提高压力有利于甲烷生成，提高温度有利于

CO₂+C＝2CO向生成一氧化碳方向进行，也有利于

C+H₂O＝CO+H₂反应，可提高煤气中有效成分。

制氢总过程2C+O₂+2H₂O→2CO₂+2H₂

加氢转化：C+2H₂→CH₄

上式合并：3C+O₂+2H₂→2CO₂+CH₄

工艺条件，煤气化、加氢转化的温度、压力，煤、氧气、水蒸气、氢气等物料在系统的比例由制氢的装置和转化装置型式、煤种类、生产规模、产品外部环境(例如城市管网或燃气轮机电站主输气管网压力都不同)等因素决定，工艺条件必须满足使煤化学能最大限度转化为类天然气(主要是甲烷和氢气)的化学能。

合成类天然气甲烷是主要成份，氢是第二主要成份，氢含量取决于装置、工艺条件和是否在提供类天然气前工序进行分离氢气。还含有C_nH_2n+2(n＞1)、N₂、CO₂、CO、H₂O等物质。以甲烷为主要成分，使类天然气热值满足燃气轮机热力参数。如GE公司采用修正的Wobbe指数(MWI)来要求燃料热值范围。

MWI = \frac{LHV}{\sqrt{SGgas \times Tgas}} = \frac{LHV}{\sqrt{\frac{MWgas}{28.96} \times Tgas}}

式中LHV为类天然气低位热值(Btu/scf)

SGgas为类天然气重度与空气重度比

MWgas为类天然气分子量

Tgas为类天然气兰氏绝对温度(°K)

28.96为干空气分子量

对于9FA干式低氮氧化物燃烧系统，GE要求天然气MWI值在40∽54之间，在特殊情况可超出范围±5％。因此类天然气中可燃成分要求甲烷含量尽可能高，例如50％∽100％范围，最好在70％∽100％范围(摩尔分数)。煤气化制氢和煤加氢转化装置可以是固定床、流化床、气流床、熔融床和等离子体等煤气化装置。压力可以是常压或加压，如压力0∽32MPa，考虑到燃气轮机进气压力在2.0∽2.5MPa，系统压力可考虑2.0∽32MPa，考虑系统生产能力和设备承受条件和与燃气轮机进气调压问题，最佳方案为制氢气化装置和煤加氢转化装置压力范围2.0∽16MPa。当装置系统压力低于燃气轮机进气压力时必须进行增压，气化和转化温度范围由装置等条件决定，固定床800∽1500℃，流化床600∽1500℃，气流床800∽2500℃。如果是等离子体气化装置热等离子体温度可从数千到数万度。例如5000∽30000K，冷等离子体温度较低，例如100∽2000K。温度、压力应由装置类型、煤种类、生产规模等因素决定，从提高总能效率和环保性能出发，优化工艺参数。例如本发明实施例中，气化装置制氢气流床压力4.5MPa∽16MPa，温度1400∽2200℃，煤加氢转化流化床压力4.5∽12MPa，温度800∽1200℃。其他工艺参数如脱硫、变换，脱碳等压力根据上下工序条件如气化装置压力而定，温度由所选工艺确定。

方案二：煤与氢在气化装置转化为甲烷为主要成份的合成气经降温、除尘、脱硫、变换、脱碳、脱氨、脱水等工序成为类天然气，部分类天然气进一步精脱硫后与系统产生的过热水蒸汽重整制取氢气，氢气用于与煤加氢转化产生类天然气，循环过程向外提供类天然气产物。重整可以是部分氧化蒸汽重整，蒸汽重整所需能量可以是重整加热炉燃烧煤加氢气化过程产生的半焦或燃烧部分类天然气等方式提供能量。也可以是利用煤加氢气化放热能量通过热交换重整装置提供能量。系统能量不足可向加氢转化炉通入少量纯氧，或向重整装置通入纯氧的部分氧化蒸汽重整补充能量。合成类天然气中氢含量较高时，可提取氢用于煤加氢气化。主要反应过程：

水蒸汽转化反应：

ΔH_298k＝206.29KJ/mol

水煤气变换反应：

ΔH_298k＝-41.19KJ/mol

完全燃烧反应：

ΔH_298k＝-879KJ/mol

部分氧化反应：

ΔH_298K＝-36KJ/mol

总反应过程：

与方案一总过程相比可见，第二方案可获得较高的能量转化效率。

煤的加氢气化和水蒸汽重整制氢，工艺参数如温度、压力、物料比例等由装置类别、煤种类、生产规模和产品外部环境条件而定。方案二合成类天然气成份与方案一基本相同，煤加氢转化可以是固定床，流化床、气流床、熔融床和等离子体等煤气化装置。温度和压力范围与方案一基本相同。水蒸汽重整装置可以是部分氧化水蒸汽重整，温度范围300∽1200℃，较好600∽950℃，压力0∽12Mpa，较好1.6∽6.5MPa，催化剂可以是Ni、Pt等。其他工序脱硫、变换、脱碳根据系统煤加氢转化和水蒸汽重整压力而定，温度范围由所选工艺而定。

方案三：煤气与氧和水蒸汽气化成为低热值煤气，即CH₄、CO、CO₂、H₂为主要成份，除尘、脱硫、经一氧化碳变换，脱除二氧化碳，经甲烷化合成类天然气，其气化反应过程与方案一基本相同，甲烷化反应：

2CO+2H₂＝CH₄+CO₂+247.4MJ

CO₂+4H₂＝CH₄+2H₂O+162.9MJ

CO+3H₂＝CH₄+H₂O+206.2MJ

方案三装置气化工艺参数基本与方案一基本相同，甲烷化温度范围在280∽420℃，压力从常压到高压0∽98MPa，可用Ni作为催化剂。上述三种方案中除尘、脱硫、变换和脱碳等过程如下：

除尘：本发明先用旋风除尘，可一级或多级串联，经降温后通过电除尘，再用湿法洗涤，湿法洗涤也可以与脱硫过程结合进行。

脱硫：不同脱硫工艺存在不同反应机理，本发明使用湿法粗脱硫，干法脱硫为精脱硫，湿法脱硫主要有化学吸附法，如烷基醇胺法、碱性盐溶液法等；物理吸附法，如甲醇法、聚乙醇二甲醚法等；物理-化学吸附法，如环丁砜法、常温甲醇法等；湿式氧化法如改良ADA法、栲胶法、氨水催化法、PDS法等。干法脱硫主要有：加氢转化催化剂----铁钼、镍钼、钴钼、镍钴钼等；吸收型或转化吸收型----氧化锌、氧化铁、氧化锰等；吸附型-----活性炭、分子筛等。

变换：高温变换和低温变换，高温变换温度范围在370∽485℃，可用铁铬系催化剂，压力可以常压到高压32Mpa，取决于前后工序。低温变换温度范围在230∽250℃，可用铜锌铬系或铜锌铝系催化剂，压力可以从常压到高压32Mpa，取决于前后工序。

脱碳：脱碳工艺分为溶剂吸附法和变压吸附分离法，采用低温甲醇法或活化MDEA法，可降低能耗。

甲烷化：在280∽420℃温度范围，在催化剂作用下，使合成气中的一氧化碳、二氧化碳和氢气反应生成甲烷和水，压力范围可以从常压到98MPa，取决于前后工序。

加煤工序，加煤工序可用CO₂或N₂等惰性气体充压，中低压可用CO₂，高压可用N₂，也可用氢气充压。

通过上述三种方案，合成类天然气通过调压系统调整压力为2.0∽2.5MPa用于燃气轮机燃烧推动涡轮透平做功发电。燃气轮机排出尾气通过余热锅炉生产蒸气，可以是一压、二压、三压。蒸气通过蒸气透平做功发电，也可回注于燃气轮机，增加燃气轮机出力。这样通过煤等能源物质合成类天然气，同时将煤中灰分、硫等有害成分变废为宝。类天然气供给燃气-蒸汽联合循环燃烧做功，达到煤代油(代天然气)的目的，间接实现燃气轮机用煤等能源物质为燃料的目的。该技术方案称类天然气联合循环(Natural Gas-Like CombinedCycle简称NGLCC)。

如果燃气轮机短期停机(例如水洗)或除负荷，类天然气通过压缩机向高压管束贮存，或液化成LNG贮存。长期停机可向城市管网或主输气管网供气，用于民用、商业和一般工业。

技术效果：本发明效率高，由于该发明技术方案物料量少，可以没有显热向系统外输出能量，特别是第二方案中将煤加氢转化能量，利用热交换重整装置提供蒸气重整所需能量，使系统能量转化率更高。理论上两个碳原子可合成一个甲烷分子，而且热值相当，工艺过程使煤的化学能最大限度转化为类天然气化学能。利用高热值类天然气供给热力学系统优于锅炉蒸气系统的燃气-蒸汽联合循环燃烧发电。可取得更高的总能效率。例如煤转化类天然气能量转化率达到80％时，与先进燃气-蒸汽联合循环燃用类天然气供电效率为60％，即燃气-蒸汽联合循环燃煤总供电效率达到48％，可见NGLCC热效率高于IGCC；环保性能优于增压流化床燃烧联合循环，系统产生的灰渣可用于制灰渣制品，脱硫可以生产硫磺及其制品，同时能产生副产品干冰，减少室温气体排放，可以说该发明使煤全身是宝。是可实现零排放的洁净煤技术；由于类天然气压缩、液化性能优于IGCC煤气(CO+H₂)，可解决合成气系统与燃气-蒸汽联合循环系统适应性问题，使电站能长期安全可靠运行；因类天然气热值与天然气相当，可适应于以油气为燃料设计的燃气-蒸汽联合循环。该发明可望解决目前中国天然气气源问题，并能提升燃气轮机电站与燃煤火力电力比较的竞争力，为竞价上网创造条件。

附图说明

图1.本发明原理图，1制氢装置(可以是煤气化制氢或类天然气蒸汽重整制氢)，方案三为煤气化产煤气装置，2煤加氢转化装置，方案三为甲烷化装置，3除尘装置，4脱硫装置，5产物类天然气，6燃气轮机，7余热锅炉，8汽轮机，9发电机，10城市管网或主输气管网。

图2.本发明实施方案流程图。该方案煤加氢气化合成类天然气装置为流化床。气化过程产生的半焦用锅炉加热用于煤气化的氢气和产生蒸气用于蒸气重整制氢和蒸气透平做功。重整装置采用外热式，可用锅炉高温烟气加热，或直接在重整装置燃烧煤油气等进行加热，合成类天然气含氢量高时可用变压吸附或膜分离提取氢用于煤的加氢转化。图编号说明：

1流化床煤加氢气化装置，2旋风分离器，3煤加氢气喷嘴，可辅助等离子装置，4锅炉，5加热式蒸汽重整装置，6变换装置，7除尘装置，8冷却装置，9变换装置，10脱碳装置，11脱硫装置，12精脱硫装置，13变换装置，14脱碳装置，15脱水，16变压吸附或膜分离装置，17产品类天然气，18燃气轮机，19余热锅炉，20汽轮机，21透平压缩机，22发电机，23城市管网或主输气管网。

图3.本发明实施方案流程图。该方案煤加氢气化在气流床进行，产生高温合成气，提供能量给蒸气重整制氢，合成气和重整气经过加压换热器，加热CH₄+H₂O混合气和用于煤加氢转化的氢气，并产生高、中、低压蒸气用于蒸气透平为氢气压缩和类天然气压缩提供动力，部分中压过热蒸气用于蒸气重整。合成类天然气用于燃气轮机提供燃料或用于城市管网等。为适应燃气轮机调峰运行方式，方案考虑高压气束或液化装置。图中编号说明：

1制粉系统，2粉煤仓，3粉煤锁斗，4气流床煤加氢气化装置，5换热式蒸气重整装置，6换热器，7低压汽包，8中压汽包，9高压汽包，10除尘装置，11脱硫装置，12变换装置，13脱碳装置，14精脱硫装置，15脱水，16变压吸附或膜分离装置，17产品类天然气，18变换装置，19冷却器，20脱碳装置，21脱水，22燃气轮机，23余热锅炉，24汽轮机，25发电机，26城市管网或主输气管网，27高压气束或液化装置。

图4.本发明实施方案流程图，该方案用流化床煤加氢气化经过旋风除尘(可多级)进入换热式蒸气重整装置提供能量，合成气和重整气通过换热器加热CH₄+H₂O和用于煤加氢的氢气，并产生高、中、低压过热蒸气驱动透平为氢气压缩、变压吸附或膜分离空分装置、类天然气压缩或液化提供动力。部分过热蒸汽用于类天然气蒸汽重整制氢，方案中提供为使煤和氢气充分混合的提升管装置，为启动或加热的煤、氢等离子体辅助装置，或向排渣通入氧气燃烧半焦等方案。图中编号说明：

1流化床煤加氢气化装置，2提升管，3喷嘴，等离子体辅助装置，4压缩机，5变压吸附或膜分离空分装置，6旋风分离器，7换热式蒸气重整装置，8换热器，9低压汽包，10中压汽包，11高压汽包，12除尘装置，13脱硫装置，14变换装置，15脱碳装置，16精脱硫装置，17脱水，18变压吸附或膜分离装置，19产品类天然气，20透平压缩机，21蒸气透平，22压缩机，23变换装置，24冷却器，25脱硫，26脱水，27高压气束或液化装置，28燃气轮机，29余热锅炉，30汽轮机，31发电机，32城市管网或主输气管网。

具体实施方式：

实施例1.以两台PG9171E燃气轮机+一台汽机2GT+1ST，用方案二合成类天然气。采用说明书附图三工艺。

制造商	GE	类天然气	96％CH₄2％H₂	煤加氢装置	流化床
制造商	GE	类天然气	96％CH₄2％H₂	煤加氢装置	流化床	型号	PG9171E	热值	38.78MJ/Nm³	气化温度	950℃
总输出	123.4×2MW	气耗	6.8×10⁴m³/h	气化压力	8.5MPa	型号	PG9171E	热值	38.78MJ/Nm³	气化温度	950℃
总输出	123.4×2MW	气耗	6.8×10⁴m³/h	气化压力	8.5MPa	总热效率	33.8％	能量转化率	80％	换热式重整压力	4.5MPa
热耗	11.15(MJ/kwh)	煤耗ce	112.1t/h	换热式重整温度	800℃	总热效率	33.8％	能量转化率	80％	换热式重整压力	4.5MPa

实施例2以两台PG6541B燃气轮机+一台汽机2GT+1ST，用方案二合成类天然气，采用说明书附图二工艺。

制造商	GE	类天然气	60％CH₄35％H₂	煤加氢气化装置	气流床(shell或Texaco)
制造商	GE	类天然气	60％CH₄35％H₂	煤加氢气化装置	气流床(shell或Texaco)	型号	PG6541B	热值	28.36MJ/Nm³	气化温度	1700℃
ISO功率	39.1×2MW	气耗	3.12×10⁴m³/h	气化压力	2.5MPa	型号	PG6541B	热值	28.36MJ/Nm³	气化温度	1700℃
ISO功率	39.1×2MW	气耗	3.12×10⁴m³/h	气化压力	2.5MPa	总热效率	31.8％	能量转化率	70％	外热式蒸汽重整压力	4.0MPa
热耗	12.16(MJ/kwh)	煤耗ce	43.2t/h	外热式蒸汽重整温度	850℃	总热效率	31.8％	能量转化率	70％	外热式蒸汽重整压力	4.0MPa

实施例3.以两台PG9351FA燃气轮机+一台汽机2GT+1ST，用方案二合成类天然气，采用说明书附图三工艺。

制造商	GE	类天然气	96％CH₄2％H₂	煤加氢气化装置	流化床(等离子体辅助装置)
制造商	GE	类天然气	96％CH₄2％H₂	煤加氢气化装置	流化床(等离子体辅助装置)	型号	PG9351FA	热值	38.78MJ/Nm³	气化温度	950℃
ISO功率	255.6×2MW	气耗	1.29×10⁵m³/h	气化压力	12MPa	型号	PG9351FA	热值	38.78MJ/Nm³	气化温度	950℃
ISO功率	255.6×2MW	气耗	1.29×10⁵m³/h	气化压力	12MPa	总热效率	36.8％	能量转化率	85％	换热式蒸汽重整压力	6.5MPa
热耗	9.75(MJ/kwh)	煤耗ce	200.74t/h	换热式蒸汽重整温度	900℃	总热效率	36.8％	能量转化率	85％	换热式蒸汽重整压力	6.5MPa

实施例4.以两台VG94·3A燃气轮机+一台汽机2GT+1ST，用方案一合成类天然气，采用说明附图书附图一工艺。

制造商	Siemens	类天然气	96％CH₄2％H₂	煤加氢气化装置	流化床
制造商	Siemens	类天然气	96％CH₄2％H₂	煤加氢气化装置	流化床	型号	VG94·3A	热值	38.78MJ/Nm³	气化温度	1100℃
ISO功率	258.0×2MW	气耗	1.25×10⁵m³/h	气化压力	16MPa	型号	VG94·3A	热值	38.78MJ/Nm³	气化温度	1100℃
ISO功率	258.0×2MW	气耗	1.25×10⁵m³/h	气化压力	16MPa	总热效率	38.4％	能量转化率	85％	气流床煤气化制氢装置压力	6.5MPa
热耗	9.375(MJ/kwh)	煤耗ce	194.2t/h	气流床温度	1800℃	总热效率	38.4％	能量转化率	85％	气流床煤气化制氢装置压力	6.5MPa

实施例5.以一台M701F燃气轮机+一台汽机1GT+1ST，用方案三合成类天然气，采用说明书附图一工艺。

制造商	Mitubishi	类天然气	90％CH₄5％H₂	煤气化装置	气流床
制造商	Mitubishi	类天然气	90％CH₄5％H₂	煤气化装置	气流床	型号	M701F	热值	36.5MJ/Nm³	气化温度	1800℃
ISO功率	270.3MW	气耗	6.98×10⁴m³/h	气化压力	6.5MPa	型号	M701F	热值	36.5MJ/Nm³	气化温度	1800℃
ISO功率	270.3MW	气耗	6.98×10⁴m³/h	气化压力	6.5MPa	总热效率	38.2％	能量转化率	70％	甲烷化压力	5.0MPa
热耗	9.424(MJ/kwh)	煤耗ce	124.2t/h	甲烷化温度	280∽420℃	总热效率	38.2％	能量转化率	70％	甲烷化压力	5.0MPa

Claims

1. 用煤等能源物质合成一种类天然气燃气轮机燃料，其特征是煤与氢气化的产物或煤气化为煤气，煤气经变换、脱碳和甲烷化的产物，主要由甲烷和氢气组成，含少量C_nH_2n+2(n＞1)、CO₂ H₂O、N₂、CO等物质，天然气不含单质氢，区别天然气称类天然气，也区别于富含甲烷高热值煤气的合成天然气。

2. 一种燃气-蒸汽联合循环使用煤等能源物质为燃料的方法，其特征是：

(1)合成类天然气：a.将煤等矿物能源物质用氧气和水气化制氢气，氢气与煤气化合成类天然气；b.或者氢与煤等能源物质气化合成类天然气，部分类天然气用于蒸汽重整制氢，氢再与煤等能源物质气化合成类天然气，循环过程向外提供类天然气；c.将煤气化为煤气后，经除尘、脱硫、变换、脱碳、再进行甲烷化合成类天然气。

(2)以类天然气供燃气轮机燃烧实现以煤等能源物质做为燃气-蒸汽联合循环燃料。

3. 权利2燃气轮机用煤等能源物质做为燃料的方法，其特征是煤等能源物质是煤及其制品，石油及其制品(如石油焦、渣油)，生物质能源。

4. 实施权利2的装置，其特征是由煤气化装置、制氢装置和煤等能源物质加氢转化装置、除尘、脱硫、脱碳装置、压缩和蒸气透平装置、燃气-蒸汽联合循环装置和为适应燃气-蒸汽联合循环装置起停负荷变化的缓冲气束或液化装置等。

5. 权利4实施权力2的装置，其特征是煤加氢转化装置、煤气化装置，可以是固定床、流化床、气流床、熔融床和等离子体装置等型式，可以是一种或多种型式包括并联或多级串联。

6. 权利4实施权利2的装置，其特征是煤加氢放热维持加氢气化的持续进行，也可以向装置补充氧以满足气化反应的热量需求，也可以用等离子体装置启动、加热升温和提高转化率。

7. 权利4实施权利2的装置，其特征在于制氢装置可以是煤等能源物质和氧、水气化制氢或利用部分加氢转化产物类天然气蒸汽重整、部分氧化蒸汽重整制氢。

8. 权利4实施权利2的装置，其特征是制氢装置采用蒸汽重整制氢或部分氧化蒸汽重整制氢可以是加热式或换热式。

9. 权利4实施权利2的装置，其特征是系统压缩和循环的动力可用系统产生蒸汽通过蒸汽透平提供动力，也可以由电力驱动，蒸汽系统可以是一压、二压、三压等多级压力利用。

10. 权利4实施权利2的装置，其特征是燃气-蒸汽联合循环可以是余热锅炉、蒸汽回注、热电联产等。