CN103045308A

CN103045308A - 一种基于煤炭的碳氢组分分级转化的发电方法及系统

Info

Publication number: CN103045308A
Application number: CN2012105908080A
Authority: CN
Inventors: 金红光; 张筱松
Original assignee: Institute of Engineering Thermophysics of CAS
Current assignee: Institute of Engineering Thermophysics of CAS
Priority date: 2012-12-29
Filing date: 2012-12-29
Publication date: 2013-04-17
Anticipated expiration: 2032-12-29
Also published as: CN103045308B

Abstract

本发明公开了一种基于煤炭的碳氢组分分级转化的发电方法及系统，基于“燃料化学能梯级利用”的节能机理，以煤作为燃料，并将其分为气化煤和供热煤，将所述气化煤分级气化得到的煤气化合成气通入联合循环发电单元（IGCC）发电，所述气化煤分级气化的过程依次分为碳化过程、一氧化碳生产过程和变换产氢过程三个转化步骤分级进行，全程无氧气参与反应，将气化煤分级转化成焦炉煤气、一氧化碳和氢气，实现碳氢组分的分级转化，将三种气体灵活配比后得到不同碳氢比的所述煤气化合成气。本发明提出的煤炭气化发电方法及系统与传统煤炭气化发电系统（IGCC）相比，实现了组分对口、梯级利用，发电效率要比IGCC系统高约6个百分点。

Description

一种基于煤炭的碳氢组分分级转化的发电方法及系统

技术领域

本发明属于能源动力领域，具体地说涉及一种基于煤炭的碳氢组分分级转化的发电方法和系统。

背景技术

煤在我国现在以及未来几十年内都会是最主要的能源来源。但煤炭与气体燃料的性质不同，煤炭中含有大量的灰分等有害物质，而气体燃料为清洁能源。正是由于煤炭与气体燃料的品质，及其能量转换利用方式的不同使得燃煤电厂的发电效率比天然气联合循环电站低10～15个百分点。

实现煤炭高效清洁的利用是我国目前亟待解决的难题。目前，在电力行业实现这一目标的技术是采用整体煤气化联合循环（IGCC）发电系统。IGCC系统首先将煤气化，为煤炭的进一步利用创造必要条件，然后再利用煤气化得到的合成气发电。

IGCC系统存在着气化效率低，设备成本高的难题。气化效率低主要是由于煤炭气化过程需要加入纯氧气，而产生氧气的空气分离装置的能耗较高，同时也增加了设备投资。设备成本高主要是目前气化单元的设备成本较高，同时由于气化合成气中含有较多的灰分和硫分，需要除尘和脱硫装置，这也使得设备投资进一步增加。目前IGCC的投资成本约为1500$/kW，其中空分装置约占10-20%，气化炉约占30%，废热锅炉约占10-15%，联合循环发电单元约占30%，合成气净化单元约占10%。

同时，与燃煤电厂不同，IGCC系统对煤种有严格的要求，这取决于IGCC系统所采用的煤气化方式。我国煤碳可采量约为1万亿吨，分为褐煤、烟煤和无烟煤。鲁奇炉可采用褐煤和部分烟煤（长焰煤、不粘煤、弱粘煤和气煤），可用资源量为5934.5亿吨，占总资源量的58%。德士古炉可采用大部分的烟煤，可用资源量为6728.8亿吨，占总资源量的66%。谢尔炉可采用褐煤和几乎全部的烟煤，资源量为9242亿吨，占总资源量的91%。恩德炉可采用褐煤和少部分烟煤（长焰煤和不粘煤），可用资源量为4479.6亿吨，占总资源量的44%。

综上所述，IGCC发电系统的应用推广，还存在着气化效率低、设备投资成本高和煤种限制等障碍。对于电力行业，提高煤气化发电系统的效率，降低煤气化发电的投资成本，提高煤气化发电系统对煤种的适应性都是亟待解决的难题。

发明内容

本发明的目的在于提供一种基于煤炭的碳氢组分分级转化发电方法及系统，以克服目前IGCC发电系统中存在的设备投资高、需要单独的空分装置提供氧气、对煤种有较高的要求等弊端。

根据本发明的一方面，基于“燃料化学能梯级利用”的节能机理，提供了一种基于煤炭的碳氢组分分级转化的发电方法，所述的发电方法以煤作为燃料，所述煤分为气化煤和供热煤，将所述气化煤分级气化得到的煤气化合成气通入联合循环发电单元（IGCC）发电，其特征在于，所述气化煤分级气化的过程依次分为碳化过程、一氧化碳生产过程和变换产氢过程三个转化步骤分级进行，全程无氧气参与反应，将气化煤分级转化成焦炉煤气、一氧化碳和氢气，实现碳氢组分的分级转化，将三种气体灵活配比后得到不同碳氢比的所述煤气化合成气。

上述三个转化步骤中，首先进行碳化过程，该过程对气化煤进行碳化提纯，所需热量由所述供热煤与高温空气外置燃烧产生的热量提供，得到粗焦炭、焦炉煤气、焦油等化工产品；其次进行一氧化碳生产过程，将碳化过程中生产的粗焦炭与二氧化碳反应生成一氧化碳，所需热量同样由上述供热煤与高温空气燃烧产生的热量提供；然后进行变换产氢过程，将上述一氧化碳生产过程中生产的部分一氧化碳与水蒸气变换反应生成二氧化碳和氢气，使用分离装置进行分离得到二氧化碳和纯净的氢气，分离出的二氧化碳返回所述一氧化碳生产过程与粗焦炭继续反应，一氧化碳生产过程中所需的二氧化碳完全由变换产氢过程中生产的二氧化碳提供。

所述的发电方法中，所述气化煤可以使用所有的烟煤和褐煤，供热煤可以使用所有煤种。

所述的发电方法，所述供热煤与高温空气外置燃烧产生的高温烟气粗除尘后向炭化过程和一氧化碳生产过程供入热量。

本发明的基于煤炭的碳氢组分分级转化的发电方法，煤炭由碳化过程、一氧化碳生成过程和变换产氢过程三步分级气化，实现了煤炭的“组分对口，分级转化”。碳化过程进行气化煤的粗炼焦，除去了煤炭中的灰分硫分等杂质，得到了纯净的粗焦炭，一氧化碳生产过程使用纯净的焦炭与二氧化碳反应，不需要氧气，产生的一氧化碳不含灰分等杂质颗粒，可以直接进入变换产氢过程；一氧化碳生产过程产生的部分一氧化碳经变换产氢过程生成氢气和二氧化碳，将二氧化碳分离出来提供给一氧化碳生产过程。

为实现本发明的上述基于煤炭的碳氢组分分级转化的发电方法，根据本发明的另一方面，还提供了一种基于煤炭的碳氢组分分级转化发电系统，该发电系统的设备主要包括外置燃烧单元、传热单元、换热单元、碳化单元、一氧化碳单元、变换产氢单元、二氧化碳分离单元和发电单元，其特征在于，

碳化单元，用于将气化煤转化为粗焦炭，同时产生焦炉煤气，另外还会产生焦油等副产品；

一氧化碳生产单元，用于将碳化单元产生的粗焦炭气化为一氧化碳，该单元发生的反应为焦炭与二氧化碳反应生产一氧化碳；

变换产氢单元，用于将一氧化碳生产单元产生的一氧化碳转化为二氧化碳和氢气的合成气；

二氧化碳分离单元，用于从上述合成气中分离得到纯净的二氧化碳，将得到的二氧化碳输出给一氧化碳生产单元；

供热煤和高温空气于外置燃烧单元燃烧产生高温烟气通过传热单元将热量传递给碳化单元和一氧化碳生产单元；

换热单元，用于回收烟气的余热，同时预热空气产生上述高温空气；

发电单元，用于将焦炉煤气、一氧化碳和氢气组成的煤气化合成气的化学能转化为电能。

进一步地，上述发电单元采用联合循环发电方式，联合循环由燃气轮机、蒸汽轮机和余热锅炉组成，燃气轮机排出的“废气”引入余热锅炉，加热水产生高温高压的蒸汽，再推动汽轮机做功。

进一步地，上述碳化单元可以为冶金行业的加热炉、均热炉或煅烧炉。

本发明的有益效果是将煤炭的气化过程分为炼焦，气化和变换三步进行，不需要氧气，实现了煤炭的“组分对口，分级转化”，与现有的IGCC系统相比，不需要氧气，省去了用于制氧的空气分离单元；煤炭中的灰分和含硫成分在碳化过程中以焦油等副产品的形式被脱除，生产的合成气几乎不含灰分和含硫成分，无需废热锅炉和除尘脱硫装置。根据煤炭的特点不同，用煤炭外燃替代焦炉煤气燃烧向碳化室和气化室提供高温热量，其中供热用煤可以使用品质较低的煤种，实现能源的合理利用。本发明提出的煤炭气化发电方法与传统煤炭气化发电系统（IGCC）相比，实现了组分对口、梯级利用，发电效率要比IGCC系统高约6个百分点。

附图说明

图1为本发明提出的煤炭气化发电系统示意图；

上述附图中，各部件及相应的标记为：1-碳化单元；2-传热单元；3-一氧化碳生产单元；4-传热室；5-变换产氢单元；6-CO2分离单元；7-联合循环发电单元；8-气化煤；9-供热煤；10-焦炉煤气；11-粗焦炭；12-二氧化碳；13-一氧化碳；14-合成气；15-氢气；16-水；17-烟气；18-空气；19-高温烟气；20-低温烟气；21-废气；22-空气换热单元；23-外置燃烧单元；24-焦油等杂质。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下参照附图并举实施例，对本发明进一步详细说明。根据本发明的实施例，提供了基于煤炭的碳氢组分分级转化发电系统及方法。

请参见图1，本发明提供的基于煤炭的碳氢组分分级气化的发电系统，主要由碳化单元1、一氧化碳生产单元3、变换产氢单元5、二氧化碳分离单元6、联合循环发电单元7和外置燃烧单元23组成，其中碳化单元和一氧化碳生产单元中包括换热单元2、4。供热煤与经空气换热单元22预热后的高温空气在外置燃烧单元23中燃烧生成高温烟气19，并对高温烟气19进行粗除尘后，通过换热单元2、4向碳化单元2和一氧化碳生产单元5释放高温热量后，被送往空气换热单元22放热。放热后的烟气21被排放到大气。在碳化单元1内气化煤吸收热量在高温下热解，经过粘结过程(包括：干燥脱吸，开始分解，形成胶质体，和胶质体固化过程)以及半焦收缩过程生成粗焦炭11、焦炉煤气10、焦油24等化工产品，生产的粗焦炭11进入一氧化碳生产单元，在该单元焦炭与二氧化碳12反应生成一氧化碳13。一氧化碳进入变换产氢单元5与水16反应生成二氧化碳和氢气后进入二氧化碳分离单元6，在二氧化碳分离单元6中二氧化碳12被分离出来进入一氧化碳生产单元3，其余的富氢合成气15与焦炉煤气10以及部分一氧化碳13进入联合循环发电单元7中将化学能转化为电能，生成的烟气排入大气中。

本发明的基于煤炭的碳氢组分分级转化的发电方法，以煤作为燃料，所述煤分为气化煤8和供热煤9，气化煤8分级气化的过程依次分为碳化过程（在碳化单元1中进行）、一氧化碳生产过程（在一氧化碳生产单元3中进行）和变换产氢过程（在变换产氢单元5中进行）三个转化步骤分级进行，全程无氧气参与反应，将气化煤8分级转化成焦炉煤气10、一氧化碳13和氢气15，实现碳氢组分的分级转化，将三种气体灵活配比后得到不同碳氢比的煤气化合成气通入联合循环发电单元7中发电。

本发明提供的发电系统中煤炭气化过程与IGCC中气化过程的区别是：（1）传统气化单元中煤炭直接在气化室中反应气化。而本发明提供的气化方式是将煤炭气化过程分为煤炭碳化、焦炭一氧化碳化和变换产氢三步进行。煤炭首先进入碳化室进行碳化提纯，产生焦炉煤气，同时得到的粗焦炭进入一氧化碳生产室与二氧化碳反应气化，从而摆脱传统煤炭气化方式需要空分装置来产生氧气的限制；（2）本发明提供的发电方法中焦炭一氧化碳化过程与传统气化过程的区别是：焦炭与二氧化碳反应，生成一氧化碳，即无氧气化，不需要空气分离装置；（3）本发明提供的变换产氢单元与传统煤炭气化工艺变换单元的区别是：传统气化工艺中发生的变换反应与其它煤气化反应一同发生在气化炉中，反应温度在1000摄氏度以上，本发明提供的变换反应是单独在变换单元中发生，反应温度在200-400摄氏度左右，反应温度大大降低，因此变换反应的不可逆损失远远低于传统气化过程；（4）本发明提供的发电系统所使用燃料与IGCC的区别是：使用煤炭分为气化煤和供热煤，供热煤在外置燃烧室中燃烧为气化煤的碳化和一氧化碳生产过程提供热量，气化煤在直接气化的同时实现了供热煤的间接气化，气化煤和供热煤可以使用的煤种涵盖了我国煤炭资源中的所有煤种，大大提高了煤气化发电系统的适应性；（5）从煤炭气化产物来看，本发明提供的一氧化碳生产单元与传统煤炭气化单元的区别是：传统煤炭气化单元需要纯氧和水蒸气对煤炭进行气化，产生的合成气成分主要是一氧化氮、氢气和二氧化碳，而本发明提供的一氧化碳生产单元则使用二氧化碳与焦炭反应进行气化，产生的合成气成分为高浓度的一氧化碳，浓度可达到95%以上；（6）本发明得到的煤炭气化合成气与传统煤炭气化合成气的区别是：传统煤炭气化过程中，煤炭中的灰分与含硫成本与煤炭同时气化，存在与气化合成气中，需要首先利用废热锅炉降温，并使用除尘和脱硫设备对合成气进行净化。本发明提供的气化方式，煤炭中的灰分和含硫成分首先在炼焦单元中被脱除，得到合成气后无需除尘和脱硫单元，可以直接进入发电单元，省去了废热锅炉和除尘脱硫装置。

本发明提供的基于煤炭的碳氢组分分级气化的发电方法，与传统的整体煤气化联合循环（IGCC）相比，具有以下特点：1、煤炭气化过程分级进行，首先进行炼焦提纯，得到的焦炭与二氧化碳反应直接气化，省去了IGCC系统中的空分装置，减少了系统能耗；2、燃料分为供热用煤和气化用煤，供热用煤在燃烧室直接燃烧向碳化室、气化室供热，可以使用低质煤，实现了低质煤的间接气化，从而增加了燃料的适应性；3、煤炭中的灰分和含硫成分在碳化单元以焦油等副产品的形式被分离出来，产生的合成气十分纯净，无需废热锅炉和除尘与脱硫装置。4、一氧化碳生产单元产生的一氧化碳部分在变换过程中转化为二氧化碳，再返回到一氧化碳生产单元与粗焦炭反应。

综上所述，采用本发明所述的基于煤炭的碳氢组分分级气化的发电系统，通过减少空气分离单元以及除尘和脱硫单元，将会使煤炭气化发电的发电效率和生产成本大幅度降低，而且对煤种的适应性大大提高，节约了优质煤，是非常有实用前景的。

比较实施例：

本发明提供了基于煤炭的碳氢组分分级气化的发电方法，图1即为一种基于该方法的发电系统流程图。燃烧单元的操作条件为：炉内压力取微正压，烟气出炉温度为1400～1700℃，根据换热周期适度的调整。碳化单元参考实际的焦炉的测试数据（表1），每生产一吨焦的炼焦耗热量为3240MJ/t。取一氧化碳生产温度为900℃，碳转化率为0.95，炼焦和一氧化碳生产过程的换热损失均为5%。利用ASPEN Plus软件对新型煤炭气化发电系统和IGCC系统进行模拟计算。模拟条件：发电单元采用联合循环，燃气轮机透平初温为1250℃，蒸汽系统采用双压再热流程，蒸汽压力参数为9.98/2.5/0.28MPa，蒸汽温度538/538/260℃等。同时从蒸汽循环抽取部分蒸汽为CO₂分离单元提供所需热量，CO₂分离单元分离出约50%的CO₂提供给一氧化碳生产室。IGCC系统中气化炉采用Shell气化炉，CO₂分离单元采用Selexol分离法。联合循环部分参数与新型气化发电系统相同。基于表2所示的模拟参数，新型煤炭气化发电系统的发电效率（表3和表4）可以达到47.1%，比整体煤气化联合循环（IGCC，Shell气化方式）高约6个百分点。

以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的范围之内。

表1实施例煤炭碳化单元热量平衡表

表2：实施例基本参数

项目	数值	单位
			高变换反应温度	335	℃
低变换反应温度	200	℃
			二氧化碳分离率	98	%
换热器压损	3	%
			压气机效率	0.88
燃气透平效率	0.9
			燃气透平入口温度	1250	℃
余热锅炉节点温差	15	℃
			余热锅炉排烟温度	120	℃

表3实施例系统能量平衡表

表4实施例与IGCC系统性能对比表

Claims

1.一种基于煤炭的碳氢组分分级转化的发电方法，所述的发电方法以煤作为燃料，所述煤分为气化煤和供热煤，将所述气化煤分级气化得到的煤气化合成气通入联合循环发电单元发电，其特征在于，所述气化煤分级气化的过程依次分为碳化过程、一氧化碳生产过程和变换产氢过程三个转化步骤分级进行，全程无氧气参与反应，将气化煤分级转化成焦炉煤气、一氧化碳和氢气，实现碳氢组分的分级转化，将三种气体灵活配比后得到不同碳氢比的所述煤气化合成气。

2.按照权利要求1所述的发电方法，其特征在于：上述三个转化步骤中，首先进行碳化过程，该过程对气化煤进行碳化提纯，所需热量由所述供热煤与高温空气外置燃烧产生的热量提供，得到粗焦炭、焦炉煤气、焦油等化工产品；其次进行一氧化碳生产过程，将碳化过程中生产的粗焦炭与二氧化碳反应生成一氧化碳，所需热量同样由上述供热煤与高温空气燃烧产生的热量提供；然后进行变换产氢过程，将上述一氧化碳生产过程中生产的部分一氧化碳与水蒸气变换反应生成二氧化碳和氢气，使用分离装置进行分离得到二氧化碳和纯净的氢气，分离出的二氧化碳返回所述一氧化碳生产过程与粗焦炭继续反应，一氧化碳生产过程中所需的二氧化碳完全由变换产氢过程中生产的二氧化碳提供。

3.按照权利要求1或2所述的发电方法，其特征在于：所述气化煤可以使用所有的烟煤和褐煤，供热煤可以使用所有煤种。

4.按照权利要求1或2所述的发电方法，其特征在于：所述供热煤与高温空气外置燃烧产生的高温烟气粗除尘后向炭化过程和一氧化碳生产过程供入热量。

5.一种基于上述任一项权利要求所述的发电方法的发电系统，该发电系统的设备主要包括外置燃烧单元、传热单元、换热单元、碳化单元、一氧化碳单元、变换产氢单元、二氧化碳分离单元和发电单元，其特征在于，

6.按照权利要求5所述的发电系统，其特征在于：上述发电单元采用联合循环发电方式。

7.按照权利要求5或6所述的发电系统，其特征在于：上述碳化单元可以为冶金行业的加热炉、均热炉或煅烧炉。

8.按照所述任一项权利要求所述的发电系统，其特征在于：上述碳化单元将煤炭中的灰分和含硫成分以焦油等副产品的形式脱除，得到纯净的粗焦炭，使得变换单元生产的一氧化碳不含灰分和含硫成分，无需额外的合成气净化装置，粗焦炭与二氧化碳产生纯净一氧化碳，可以直接进入变换产氢单元，不需要废热锅炉。