CN208364187U - 一种燃气与燃煤发电机组双耦合发电系统 - Google Patents

Abstract

本实用新型公开了一种燃气与燃煤发电机组双耦合发电系统，双耦合发电系统包括燃气输送单元、燃气‑蒸汽耦合单元和燃气‑燃煤耦合单元。本实用新型使用燃煤机组汽轮机的排汽和/或抽汽冷却高温燃气，避免了系统的复杂化，提高了系统可靠性的同时也提高了换热效率；并且，通过优化燃气输入位置提高锅炉机组的低负荷稳燃能力和/或降低高负荷NOx的排放水平。

Description

一种燃气与燃煤发电机组双耦合发电系统

技术领域

本实用新型涉及气化与燃煤耦合发电的技术领域，更具体地讲，涉及一种燃气与燃煤发电机组双耦合发电系统。

背景技术

生物质能源是一种可再生能源，我国生物质资源十分丰富(我国农作物种植面积超过100万平方公里)；同时我国又是个人口大国，每天都会产生大量的垃圾及污泥等资源。因此，将生物质、垃圾及污泥等原料气化后与燃煤耦合发电是一种高效的资源利用方法，其主要过程为气化原料于气化反应器中在欠氧条件下气化生成高温可燃合成气(简称燃气)，其温度约为650～900℃，经冷却将温度降低至300～550℃后送入锅炉燃烧发电。

高温可燃合成气耦合燃煤发电有两个技术难点，其一为如何将高温可燃气冷却的同时将这部分显热利用起来，其二为在利用可燃气发电的同时如何将可燃气易燃、具有还原性等特点充分利用。然而，现有的气化与燃煤耦合技术并没有充分利用燃煤机组的优势，有的方案提出了生物质气化与燃煤机组的多重耦合方法，却忽略了生物质气体本身的强还原性，可以降低燃煤锅炉的NOx排放的优势；有的方案指出了燃气的还原性并可降低锅炉的NOx排放，然而却没有明确燃气送入锅炉炉膛的具体位置及运行方式；有的指出高温燃气可以通过导热油冷却降温，但导热油无法与汽机耦合，只能作为中间换热介质等等。

发明内容

为了解决现有技术中存在的问题，本实用新型的目的是提供可燃合成气与燃煤发电机组的双耦合(燃气-蒸汽耦合及燃气-燃煤耦合)发电系统，以充分利用燃煤机组的优势，使得气化与燃煤耦合发电更为高效。

本实用新型提供了一种燃气与燃煤发电机组双耦合发电系统，所述双耦合发电系统包括燃气输送单元、燃气-蒸汽耦合单元和燃气-燃煤耦合单元；

所述燃气输送单元包括与气化反应器相连的燃气烟道以及与燃气烟道和煤粉锅炉相连的燃气输送管道；

所述燃气-蒸汽耦合单元包括抽汽管道、冷却器进口集箱、燃气-蒸汽冷却器、冷却器出口集箱和蒸汽管道，抽汽管道通过冷却器进口集箱与燃气-蒸汽冷却器相连，燃气-蒸汽冷却器通过冷却器出口集箱与蒸汽管道相连，所述燃气-蒸汽冷却器设置在燃气烟道中，所述燃气-蒸汽耦合单元的入口蒸汽引自汽轮机的高压缸；

所述燃气-燃煤耦合单元包括布置在煤粉锅炉的燃烧区和/或还原区中的燃气燃烧器。

根据本实用新型燃气与燃煤发电机组双耦合发电系统的一个实施例，所述双耦合发电系统还包括设置在燃气烟道上的除尘子单元和设置在燃气输送管道上的控制阀、温度测量子单元、燃气成分测量子单元、放散子单元和流量测量子单元，其中，所述除尘子单元设置在燃气-蒸汽冷却器与气化反应器之间。

根据本实用新型燃气与燃煤发电机组双耦合发电系统的一个实施例，所述燃气-蒸汽耦合单元还包括设置在抽汽管道上的蒸汽调节阀组和设置在蒸汽管道上的电动开关阀，其中，所述燃气-蒸汽冷却器为蛇形换热管结构。

根据本实用新型燃气与燃煤发电机组双耦合发电系统的一个实施例，所述抽汽管道直接与汽轮机的高压缸相连，所述蒸汽冷却系统的入口蒸汽为高压缸抽汽、高压缸排汽或者高压缸抽汽与高压缸排汽的混合蒸汽。

根据本实用新型燃气与燃煤发电机组双耦合发电系统的一个实施例，所述燃气-蒸汽耦合单元的蒸汽管道直接与汽轮机的中压缸相连并将出口蒸汽送至汽轮机的中压缸继续膨胀做功发电。

根据本实用新型燃气与燃煤发电机组双耦合发电系统的一个实施例，所述燃气-蒸汽耦合单元的出口蒸汽送至工业蒸汽用户作为工业用汽或进行供热。

与现有技术相比，本实用新型使用燃煤机组汽轮机的排汽和/或抽汽冷却高温燃气，避免了直接输送高温燃气产生的系统可靠性低、管道直径大、投资大等问题；使用蒸汽冷却而不是导热油等其他非最终受热介质，避免了系统的复杂化，提高了系统可靠性的同时也提高了换热效率，同时蒸汽的温度适中，能避免燃气中焦油析出，粘污管道等问题；并且，本实用新型将气化可燃气掺烧与锅炉灵活性改造及锅炉节能减排相结合，能提高锅炉机组的低负荷稳燃能力和/或降低高负荷NOx的排放水平。

附图说明

图1示出了根据本实用新型示例性实施例的燃气与燃煤发电机组双耦合发电系统的结构示意图。

图2示出了图1所示系统在低负荷条件下的燃气燃烧器布置图。

图3示出了图1所示系统在高负荷条件下的燃气燃烧器布置图。

附图标记说明：

1-气化反应器、2-燃气烟道、3-燃气-蒸汽冷却器、4-燃气输送管道、5-冷却器进口集箱、6-冷却器出口集箱、7-蒸汽管道、8-汽轮机的高压缸、9-汽轮机的中压缸、10-煤粉锅炉侧墙水冷壁中心线、11-煤粉锅炉前后墙水冷壁中心线、12-燃烧区、13-燃尽风供给单元、14-煤粉燃烧器、15-还原区、16-煤粉锅炉、17-抽汽管道、18-除尘子单元、19-燃气燃烧器。

具体实施方式

本说明书中公开的所有特征，或公开的所有方法或过程中的步骤，除了互相排斥的特征和/或步骤以外，均可以以任何方式组合。

本说明书中公开的任一特征，除非特别叙述，均可被其他等效或具有类似目的的替代特征加以替换。即，除非特别叙述，每个特征只是一系列等效或类似特征中的一个例子而已。

本实用新型针对生物质、垃圾、污泥等气化与燃煤机组耦合时高温燃气不便输送以及无法充分利用燃气易燃、具有还原性等特点的问题，提出了一种合理、高效的解决方法——燃气与燃煤发电机组双耦合方法及系统(燃气-蒸汽耦合、燃气-燃煤耦合)。

图1示出了根据本实用新型示例性实施例的燃气与燃煤发电机组双耦合发电系统的结构示意图。

如图1所示，根据本实用新型的示例性实施例，所述双耦合发电系统包括燃气输送单元、燃气-蒸汽耦合单元和燃气-燃煤耦合单元。

燃气输送单元用于实现燃气的输送，其包括与气化反应器相连的燃气烟道2、分别与燃气烟道2的出口和煤粉锅炉16的燃气燃烧器19相连的燃气输送管道4。所使用的气化反应器可以是常压流化床气化炉也可以是正压富氧流化床气化炉或其他气化炉。

优选地，在燃气烟道2上设置有除尘子单元18并且该除尘子单元18设置在燃气-蒸汽冷却器3与气化反应器1之间，在燃气输送管道4上设置有控制阀、温度测量子单元、燃气成分测量子单元、放散子单元和流量测量子单元。

具体地，生物质、垃圾、污泥等原料在气化反应器1中气化产生高温燃气，高温燃气首先经除尘子单元18净化为较为干净的燃气(除尘子单元18为可选部分，合成气含灰较少时可以不用)，通过燃气烟道2经燃气-蒸汽耦合单元冷却降温后通过燃气输送管道4送往煤粉锅炉16进行耦合发电。其中，燃气输送管道4上安装的控制阀、温度测量子单元、燃气成分测量子单元、放散子单元和流量测量子单元等，用于控制燃气流量、监测燃气温度、成分以及流量并计算燃气进入煤粉锅炉的显热和化学能。

燃气-蒸汽耦合单元包括抽汽管道17、冷却器进口集箱5、燃气-蒸汽冷却器3、冷却器出口集箱6和蒸汽管道7，抽汽管道17通过冷却器进口集箱5与燃气-蒸汽冷却器3相连，燃气-蒸汽冷却器3通过冷却器出口集箱6与蒸汽管道7相连，由此形成用于冷却高温燃气的蒸汽的流通通路。燃气-蒸汽冷却器3设置在敷设内保温浇注料的燃气烟道2中，从而能够通过与高温燃气的热交换实现对高温燃气的冷却。并且，该燃气-蒸汽耦合单元的入口蒸汽引自汽轮机的高压缸8。

其中，高温燃气为生物质、垃圾和污泥中的至少一种经气化反应器气化后产生的高温可燃合成气，高温燃气的温度为650～900℃。优选地，高温燃气经除尘后再与蒸汽换热冷却，该蒸汽来自汽轮机的高压缸排汽和/或高压缸抽汽。具体地，高压缸排气和/或高压缸抽汽的蒸汽温度为300～350℃，降温后的燃气的温度为300～550℃，升温后的蒸汽温度为400～600℃。

其中，抽汽管道17直接与汽轮机的高压缸8相连，燃气-蒸汽耦合单元的入口蒸汽为高压缸抽汽、高压缸排汽或者高压缸抽汽与高压缸排汽的混合蒸汽，其温度大于300℃，这个温度高于燃气的焦油析出温度，能防止焦油析出。升温后的蒸汽的温度为400～600℃，接近汽轮机的中压缸9的入口温度，因此优选地将燃气-蒸汽耦合单元的蒸汽管道7直接与汽轮机的中压缸9相连并将出口蒸汽送至汽轮机的中压缸9继续膨胀做功发电，能高效地回收燃气的热量并转化为电厂的电能。但不限于此，也可以将燃气-蒸汽耦合单元的出口蒸汽送至工业蒸汽用户作为工业用汽或进行供热。

燃气-蒸汽冷却器3的设计可依据换热量和温度等因素的需求采取顺流和逆流、错列和顺列、光管和肋片强化换热管等多种设计方式，优选为图1所示的蛇形换热管结构。并且，燃气-蒸汽冷却器3中换热管的材质可依据蒸汽温度和换热管的壁温情况设计选取。

为了便于控制系统中蒸汽的流量和温度，燃气-蒸汽耦合单元还包括设置在抽汽管道17上的蒸汽调节阀组和设置在蒸汽管道7上的电动开关阀。本系统中，可以通过蒸汽调节阀组来调节入口蒸汽的流量和温度，进而控制调节燃气的出口温度，以防止出现出口燃气温度过高或过低的情况。电动开关阀则用于对蒸汽管道中即将进入中压缸的蒸汽进行开启和关断。由此，可以计算蒸汽进入汽轮机的热量。

具体地，本系统通过在生物质气化反应器本体1尾部的燃气烟道2中设置燃气-蒸汽冷却器3，从气化反应器本体1中反应生成的约800℃生物质高温燃气通过燃气-蒸汽冷却器3，高温燃气和蒸汽在冷却器处进行热量传递和交换。经过燃气-蒸汽冷却器3的换热后，高温燃气被冷却为300～550℃左右的低温燃气，便于燃气的输送；吸热后的蒸汽温度升高且热量品质提升，可以在后续步骤中提高蒸汽利用的热经济性。其中，燃气-蒸汽冷却器3的出口燃气经过燃气输送管道等设备后，送至电厂煤粉锅炉进行掺烧。电厂煤粉锅炉及其辅机设备属于公知技术，在此不重复叙述。

从汽轮机的高压缸8取汽作为燃气-蒸汽冷却器3的换热介质，包括高压缸抽汽、高压缸排汽及高压缸抽汽和排汽的混合蒸汽等多种方案。蒸汽进入冷却器进口集箱5，在冷却器进口集箱5里蒸汽均匀混合，减少热偏差，防止燃气-蒸汽冷却器3的局部超温。随后，蒸汽在燃气-蒸汽冷却器3里与高温燃气换热并吸收燃气的热量后，蒸汽温度升高，蒸汽的温度可以根据电厂的实际情况和燃气-蒸汽冷却器3的设计确定。燃气-蒸汽冷却器3出口的高温蒸汽在冷却器出口集箱6里均匀混合，混合后的蒸汽通过蒸汽管道7输送，既可以回至汽轮机的中压缸9继续膨胀做功，也可以送至电厂作为工业用汽或进行供热。

事实上，本实用新型的燃气-蒸汽耦合单元提供了三种蒸汽取汽方案：高压缸排汽、高压缸抽汽、高压缸排汽和高压缸抽汽的混合蒸汽；同时提供了两种蒸汽回汽方案：升温后的蒸汽送至汽轮机的中压缸继续膨胀做功；升温后的蒸汽送至电厂工业用汽或供热。由此，本实用新型在燃气-蒸汽耦合部分提供了多种可选的具体实施方式。

燃气-燃煤耦合单元包括布置在煤粉锅炉16的燃烧区12和/或还原区15中的燃气燃烧器19。降温后的燃气被输送至煤粉锅炉的燃气燃烧器19并送入煤粉锅炉16中耦合发电。针对不同的用户需求，燃气燃烧器19可以采用不同的布置方法。其中，燃烧区是指煤粉锅炉中煤粉发生燃烧的主要区域，还原区是指煤粉锅炉中燃烧区域与燃尽区域之间的部分，而燃尽区域是指煤粉在煤粉锅炉的炉膛中完成最终燃烧的区域。

图2示出了图1所示系统在低负荷条件下的燃气燃烧器布置图。如图2所示，针对锅炉运行大多处于低负荷条件时的工况，可将燃气燃烧器19布置于燃烧区12，布置于此处可以辅助燃煤进行低负荷稳燃，原因是燃气成分中含有大量的易燃气体H₂、CH₄、CO等，同时燃气温度约为300～550℃，温度较高。

图3示出了图1所示系统在高负荷条件下的燃气燃烧器布置图。如图3欧式，针对锅炉运行平均负荷较高的机组，可将燃气燃烧器19布置于还原区15，布置于此处可以有效降低锅炉NOx排放量，因为燃气本身具有很强的还原性。

当然，针对锅炉机组负荷变化较大的情况，需要同时在燃烧区12和还原区15都布置燃气燃烧器19，在运行时视锅炉机组的负荷而调节。图2和图3更清楚地表示了燃气燃烧器的布置位置，以上图中以前后墙对冲锅炉为例说明了燃气燃烧器的布置原则，但不限于此，也可用于四角/墙式切圆炉，“W”火焰锅炉等相对应的燃烧区和还原区。

利用本实用新型的双耦合发电系统进行的双耦合发电方法包括燃气-蒸汽耦合和燃气-燃煤耦合，燃气-蒸汽耦合利用汽轮机的高压缸排气和/或高压缸抽汽对气化反应器产生的高温燃气进行冷却并得到降温后的燃气和升温后的蒸汽，燃气-燃煤耦合将降温后的燃气通过布置在煤粉锅炉的燃烧区和/或还原区中的燃气燃烧器送入炉膛进行耦合发电。

其中，降温后的燃气便于输送，而升温后的蒸汽能够返回到汽轮机的中压缸做功或输送到工业蒸汽用户。同时，将降温后的燃气输送到锅炉侧并在锅炉的特定位置送入炉膛，除了能够燃烧放热完成发电外，还可以充分利用燃气的温度高(300～550℃)、易燃(主要成分H₂、CO、CH₄等)、还原性强等特点，提高锅炉机组的低负荷稳燃能力和/或降低锅炉NOx排放量。

升温后的蒸汽送至汽轮机继续发电或者送至工业蒸汽用户，降温后的燃气通过布置在锅炉上的燃气燃烧器送入煤粉锅炉完成耦合发电，燃气燃烧器布置在燃烧区和/或还原区，布置于燃烧区可提高煤粉锅炉的低负荷稳燃能力，提高发电机组的灵活性；布置于还原区可在高负荷条件下降低NOx排放量。

经试验验证，以一台30MW气化反应器产生的燃气为例，在与一台300MW亚临界燃煤机组耦合时，使用蒸汽冷却比使用导热油冷却每年节约标准煤为4468吨，约合400余万元/年。以一台30MW的气化反应器与一台300MW的燃煤锅炉耦合为例，将燃气于还原区送入炉膛时，炉膛出口NOx排放降低约40～50mg/m³,年节约液氨量约200吨；将燃气于燃烧区送入炉膛时，机组的低负荷稳燃能力将相对降低10％左右。以一台使用生物质为气化原料的30MW气化反应器与一台300MW亚临界燃煤机组耦合为例，使用本实用新型提出的双耦合发电方法时能实现年发电量1.8亿KW·h，节约标准煤约6万吨/年，CO₂排放量减少约15万吨/年。

通过以上对比分析可看出，采用蒸汽冷却燃气并耦合汽轮机利用蒸汽的方式相比导热油冷却方式能较多地降低燃煤机组的煤耗，更好地发挥节煤效果，显著降低气化系统的电耗，达到节能的目的。并且，通过将气化可燃气掺烧与锅炉灵活性改造及锅炉节能减排相结合，有效地提高了锅炉机组的低负荷稳燃能力和/或降低高负荷NOx的排放水平。

综上所述，本实用新型能够达到如下技术效果：能够将生物质气化生成的燃气冷却至适宜的温度，而且具有较强的可调节性；系统简单，达到降低燃气温度的目标的同时，设备成本及运行、维护工作量较小；采用蒸汽直接冷却燃气，并通过和汽机侧耦合利用出口高温蒸汽的高品质热量，相比燃气导热油冷却系统等二级循环回路换热系统，具有更高的换热效率和热经济性；充分利用燃气的温度高、易燃、还原性强等特点，提高锅炉机组的低负荷稳燃能力或/且降低锅炉NOx排放量。

本实用新型并不局限于前述的具体实施方式。本实用新型扩展到任何在本说明书中披露的新特征或任何新的组合，以及披露的任一新的方法或过程的步骤或任何新的组合。

Claims (6)

1.一种燃气与燃煤发电机组双耦合发电系统，其特征在于，所述双耦合发电系统包括燃气输送单元、燃气-蒸汽耦合单元和燃气-燃煤耦合单元；

所述燃气输送单元包括与气化反应器相连的燃气烟道以及与燃气烟道和煤粉锅炉相连的燃气输送管道；

所述燃气-蒸汽耦合单元包括抽汽管道、冷却器进口集箱、燃气-蒸汽冷却器、冷却器出口集箱和蒸汽管道，抽汽管道通过冷却器进口集箱与燃气-蒸汽冷却器相连，燃气-蒸汽冷却器通过冷却器出口集箱与蒸汽管道相连，所述燃气-蒸汽冷却器设置在燃气烟道中，所述燃气-蒸汽耦合单元的入口蒸汽引自汽轮机的高压缸；

所述燃气-燃煤耦合单元包括布置在煤粉锅炉的燃烧区和/或还原区中的燃气燃烧器。

2.根据权利要求1所述的燃气与燃煤发电机组双耦合发电系统，其特征在于，所述双耦合发电系统还包括设置在燃气烟道上的除尘子单元和设置在燃气输送管道上的控制阀、温度测量子单元、燃气成分测量子单元、放散子单元和流量测量子单元，其中，所述除尘子单元设置在燃气-蒸汽冷却器与气化反应器之间。

3.根据权利要求1所述的燃气与燃煤发电机组双耦合发电系统，其特征在于，所述燃气-蒸汽耦合单元还包括设置在抽汽管道上的蒸汽调节阀组和设置在蒸汽管道上的电动开关阀，其中，所述燃气-蒸汽冷却器为蛇形换热管结构。

4.根据权利要求1所述的燃气与燃煤发电机组双耦合发电系统，其特征在于，所述抽汽管道直接与汽轮机的高压缸相连，所述燃气-蒸汽耦合单元的入口蒸汽为高压缸抽汽、高压缸排汽或者高压缸抽汽与高压缸排汽的混合蒸汽。

5.根据权利要求1所述的燃气与燃煤发电机组双耦合发电系统，其特征在于，所述燃气-蒸汽耦合单元的蒸汽管道直接与汽轮机的中压缸相连并将出口蒸汽送至汽轮机的中压缸继续膨胀做功发电。

6.根据权利要求1所述的燃气与燃煤发电机组双耦合发电系统，其特征在于，所述燃气-蒸汽耦合单元的出口蒸汽送至工业蒸汽用户作为工业用汽或进行供热。