IGCC多联产系统工艺路线选择研究

以煤气化为核心的IGCC多联产系统集成了联合循环发电和化工品的生产,具有高效、环保等优势,得到广泛关注。由于系统的复杂程度及化工品生产和燃机发电对合成气的要求并不完全一致,多联产系统工艺路线的选择必须兼顾考虑。分析了IGCC多联产系统与常规IGCC电站的不同,并分别对IGCC及其多联产系统的气化技术、煤气净化技术、空分配置的选择原则进行分析,最后以实际IGCC多联产项目为例,给出了系统工艺路线的选择方案。

IGCC多联产技术发展现状及应用前景分析

概述了IGCC多联产技术的背景、特点,介绍了国内外IGCC多联产技术发展现状,并对该技术的应用前景进行了分析,指出IGCC多联产技术尽管仍存在造价高、技术有待完善等问题,但在国家大力调整能源结构、支持新兴战略产业的背景下,依据环保、节水、能源高效经济利用等特点,该项技术仍然具有较为广阔的应用前景和发展空间。

IGCC多联产工厂克劳斯硫磺回收装置氨水吸收技术改造

IGCC多联产工厂现有硫回收装置存在回收效率低、运行不稳定等问题。采取了氨法吸收工艺技术改造,简述了基本原理、技改措施和工艺流程。通过改造,缩短了工艺流程,降低了能耗,提高了脱硫效率,实现了达标排放。

IGCC多联产工厂中克劳斯硫回收装置存在的问题和技术改造

介绍了某IGCC多联产30万t/a甲醇工厂的克劳斯硫回收工艺技术,分析了管线堵塞、加氢反应转化率下降、硫回收率降低等问题,通过对蒸汽系统、H_2来源、吸收剂再生系统、N_2升温预热等方面的技术改造,实现了系统安全稳定运行,提高了脱硫效率。

IGCC–甲醇多联产系统节能分析

为评价以气流床粉煤气化为基础的整体煤气化联合循环(IGCC)甲醇多联产系统配置方案,采用Aspen Plus软件对多联产系统进行系统模拟。配置方案中气化工艺分别采用废锅流程和激冷流程,IGCC和甲醇合成组合方式分别采用串联和并联,以相对节能率作为指标对所建立的多联产系统进行评价。结果表明:废锅流程节能效果优于激冷流程。废锅并联组合通往甲醇侧的合成气比例增大时,相对节能率随之增大;废锅串联组合合成甲醇循环气与新鲜气的比例增加时,相对节能率增大。采用分摊算法分别计算了IGCC甲醇废锅并联多联产系统的发电和甲醇合成的煤耗。随着通往甲醇合成侧的合成气量的增加,供电的煤耗显著减少,甲醇合成的煤耗略有减少。

二甲醚分产及二甲醚-动力联产的比较

本文针对DME分产及其与动力结合后的联产系统进行了研究。分产时一步法DME的能耗为55．5 GJ／t,比两步法的能耗58．0 GJ／t降低4．3％。与IGCC结合后的一步法联产相对节能率达到16．6%,远远高于两步法联产的4．9％。进一步分析发现,不论是一步法还是两步法,相对分产而言,联产时在化学(?)和物理(?)的梯级利用上都更合理。研究还表明一步法联产中对合成气化学(?)品位的充分利用是导致一步法联产节能率高于两步法联产的根本原因。

与炼化一体化结合的IGCC方案与燃煤锅炉方案对比分析

本文以某炼化一体化项目公用工程需求为边界,分别建立IGCC多联产方案和传统燃煤锅炉方案,并对这两种方案在投资、经济性、污染物排放和全厂能效几方面进行了对比。虽然IGCC多联产方案项目投资内部收益率比燃煤锅炉方案稍差,但是污染物排放却大大降低。IGCC多联产方案全厂能源利用效率为69%,燃煤锅炉方案能源利用效率为55%。

中国石化全面掌握制氢、供汽、发电一体化IGCC技术

我国第一套供氢、供汽和发电的多联产IGCC装置——福建联合石化一体化IGCC装置已成功运行四年，证明中国石化在多联产IGCC项目建设方面探索成功。福炼IGCC是中国建成投产的第一套供氢、供汽和发电的多联产IGCC装置，具有重要的示范意义。通过福炼IGCC项目的顺利实施，中国石化积累了设计、建设和运营多联产IGCC装置的经验，掌握了将空分、气化、净化、制氢、燃机和辅助公用工程系统整合在一起的系统集成技术。

我国煤炭清洁利用战略探讨

中国在一定时期内能源结构仍将以煤为主,而煤炭的清洁利用将是我国未来能源战略的关键问题。目前煤炭清洁利用单元技术主要有整体煤气化联合循环(IGCC)、煤炭地下气化技术(UCG)以及以煤气化为龙头,以碳一化工技术为基础,合成、制取化工产品和燃料油的现代煤化工。现代煤化工包括煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制乙炔等,其产品大多属于石油化工产品的替代品。现代煤化工在世界范围内还没有完全成熟的技术和成功的工业化经验可借鉴,尚处在探索、验证阶段,发展前景仍存在不确定性。为此有学者提出,煤化工项目应与IGCC发电等一起发展多联产系统,从而实现经济效益最大化、环境污染最小化。煤基多联产比单纯的IGCC发电具有更好的经济性、更高的能量效率以及更加灵活的操作性,而作为先进的洁净煤技术,IGCC将成为未来能源系统的核心技术和重要基础之一。煤气化是IGCC的核心技术,煤炭地下气化技术开辟了煤炭高效、清洁、低碳开发利用的新途径,是从根本上解决传统开采方法存在的一系列技术和环境问题的重要途径。近年来,我国现代煤化工产业发展迅速,但同时也呈现出过热和无序发展态势。目前煤化工的经济性并没有得到充分论证和认可,国内当前正在运营的项目较大部分仍处于试点阶段。以煤气化为龙头的IGCC多联产是我国煤炭清洁利用的战略方向。目前我国IGCC和多项现代煤化工技术已具备技术推广的条件,国家应该从管理体制、政策法规、融资等方面给予大力扶持。

煤与可再生能源深度耦合的典型零碳综合能源系统构建

煤与可再生能源及绿氢耦合,构建煤基零碳/低碳综合能源中心,可显著提高新型电力系统的稳定性和调节的灵活性,且可显著降低发电的碳排放,同时生产低碳替代燃料,以供下游工业领域的深度脱碳,或跨季节储能。基于此构建IGCC联产甲醇耦合光伏制氢、IGCC联产合成氨耦合光伏制氢、富氧燃烧耦合光伏制氢及CO_(2)加氢制甲醇等典型系统。以典型容量进行了各单元基本的质量能量平衡匹配,及适应可再生能源波动性的白天/夜间不同运行模式分析,并进行各单元技术现状分析,认为这些系统具备基本的技术可行性。投煤量2000 t/d等级的IGCC与420 MW光伏、8.4万m^(3)/h电解水制氢、2500 t/d等级甲醇合成构成的耦合系统,可实现上网电负荷在0~557 MW调节,甲醇产量在750~2500 t/d调节。投煤量2000 t/d等级的IGCC与435 MW光伏、8.7万m^(3)/h电解水制氢、2000 t/d等级合成氨构成的耦合系统,可实现上网电负荷在0~605 MW调节,合成氨产量在600~2000 t/d调节。200 MWe煤富氧燃烧发电系统与8万m^(3)/h CO_(2)捕集、3600 MW光伏、72万m^(3)/h电解水制氢、2743 t/d甲醇合成(CO_(2)加氢制甲醇)构成的耦合系统,可以实现上网电功率在60~3660 MW调节,甲醇产量在823~2743 t/d调节。在这些系统中,煤的转化利用过程是系统稳定可靠运行及灵活调节的基础,可大幅消纳可再生能源的波动。煤与可再生能源二者耦合,实现了各自单独运行时难以同时实现的低碳与稳定的双重目标。同时绿氢副产O_(2)的有效利用可有效降低传统IGCC及富氧燃烧的成本。煤与可再生能源及绿氢耦合的煤基零碳/低碳综合能源中心具有很好的发展前景,将在我国碳达峰、碳中和战略目标的实现过程中发挥重要作用。适应可再生能源波动性的PEM电解水制氢技术、H_(2)大规模低成本储存技术、CO_(2)加氢制甲醇技术、燃气轮机燃用H_(2)技术等还有待进一步大型化并大幅降低成本,以促进煤基零碳综合能源中心在未来的大规模应用。