[科普中国]-日本空气气化IGCC示范电厂

简介

在日本, 几乎所有化石燃料和核燃料都是进口的, 利用进口燃料发电的比例超过85 %(天然气:26 %;油:10 %;到2000 年, 煤:18 %;核电:34 %;水电:10 %)。为了确保稳定的电力供应, 日本政府推行能源多元化的政策。在各种燃料中,尤其是化石燃料, 由于煤巨大的储量和稳定的价格, 被认为是一种重要的燃料。然而, 与油和天然气相比, 在二氧化碳排放方面, 煤有不足之处。因此, 下一代燃煤电厂就需要有高的效率和低的SO2 、NOX 、颗粒物的排放。在日本, 通常采用超超临界蒸汽参数(比如24.1 MPa 和600/600°C)来实现。

目前,常规燃煤电厂热效率大约为42 %(净效率、低热值LHV)。由于常规燃煤电厂不可能再取得较大的提高,因此整体煤气化联合循环(IGCC)被寄望在下一代燃煤发电技术中扮演重要角色。为此,在1986 到1996 年间,日本经贸和工业省(METI)和11家相关电力公司,进行了200 t/d 规模的带空气气化炉的整体煤气化联合循环试验性电站项目。现在,在政府的支持下,这11家公司正参与建设250MW空气气化IGCC示范工程1。

IGCC 示范工程1 工程目的和范围

该示范工程是为了验证IGCC电厂的可靠性、运行特性和收益性,以便将来电力公司可以确信建造商业性的IGCC电厂。机组容量250MW,是在考虑了扩大2～3倍商业运行电厂后选定的,所期望的商业运行电厂的燃机透平进口温度为1350～1500℃ ,系50Hz和60Hz该示范工程包括电厂的设计、建造和运行,IGCC电厂运行人员的教育和培训也在考虑之内。在设计阶段,同时通过24t/d小型的完全模化的验证性试验电厂,进行一些基础性、支持性的研究。设计的同时,完成了环境影响评估(EIA),要求与日本政府对商业运行电厂的规定保持一致。

2 工程组织

在2001年, 9家日本公司和日本电源开发公司(EPDC)组建“ 洁净煤电力研究开发公司(CCP)”来进行该示范工程。这10家电力公司又与日本电力中央研究所(CRIEPI)签署联合示范工程协议。由这11家企业在财政上支持该示范工程,提供人员到洁净煤电力研究开发公司,并且从各个方面支持该示范工程。由于这是一项国家性的工程, 日本METI 提供该工程费用的30%,作为补助金给洁净煤电力研究开发公司,剩余的70%费用由这11家企业分摊。

3 工程地点和进度

该示范工程在Joban联合电力有限公司的Nako so电厂内建设, 位于Iw aki 市的Fukushima县,在东京以北200km。工程于2001年财政年度开始,并且计划于2009 年结束。这9 年分为3个主要阶段实施:设计、建设和运行。由于每个阶段耗时3年, 2001～2003年作环境影响评估,建设和运行分别始于2004年和2007年。

IGCC 示范电厂1 Nakoso 电厂概况

该示范电厂由空气气化炉、低温气体净化单元(CGCU)和燃机联合循环组成。事实上,与任何其它情况相比,集成了干式给煤空气气化炉和高温气体净化单元(HGCU)的系统,能够获得更高的综合性能,也是IGCC 的根本特征。在1986～1996年的试验性电站项目中,HGCU系统曾经被证明是成功的。但是, HGCU作为商业应用还不成熟,因此,在该示范工程中使用的仍然是常规的CGCU。

机组的额定出力为250 MW ,主要是考虑了下一阶段按比例放大为商业性电厂、工程投资和燃机型号系列。在设计煤种和额定工况点,气化炉大约消耗1700t/d的煤。计划采用的燃机其透平进口初温约在1200℃。目标净效率为42%(低热值),与最近700～1000MW等级常规燃煤机组效率一样高。在商业运行阶段,采用透平进口初温在1500℃的燃机,估计机组出力分别为600/500MW, 对应于50Hz/60Hz,机组净效率将超过48%(低热值)。

2 空气气化炉的概念

空气气化炉是空气气化IGCC的关键技术。其主要目的是减少用于空气分离单元(ASU)的辅助电力消耗和空气分离单元的初投资。低灰熔点的煤可以方便地用于该气化炉,而由于炉膛结焦问题,这种煤很难在常规燃煤锅炉中燃烧。选用两级气化结构,使得熔化的炉渣可以顺畅地排出,同时获得较高的碳转化率气化炉产生的合成煤气含有一定数量的焦,这些焦通过旋风分离器和多孔过滤器捕获后,又送回气化炉,然后转化为合成煤气或炉渣。这样,该系统从煤到合成煤气的碳转化率总是高于99.8%,尽管合成煤气中含有大量的氮气, 其热值还是足够的高,以满足燃气轮机的稳定燃烧。至于气化炉的炉渣,没有发现碳和微量元素的沥滤。任何其它物质,比如飞灰或混有碳的水,都不会排出。

最初的概念是由CRIEPI和三菱重工有限公司提出的,并且在20世纪80年代联合进行了2t/d的处理单元试验。该系统被应用于IGCC试验电厂,并且按比例放大到200t/d的规模。

3 IGCC系统的特征

除了使用空气气化炉外,该系统的其它特征为:系统的集成类似于氧气气化系统的“部分集成”,也就是说,气化炉所使用的氧化剂(空气)部分取自于燃机压气机。该系统也具有空气分离单元,并且其容量比较小,产生的过程性氮气仅满足于密封、颗粒输送、充惰性气体等,其容量远小于氧气气化炉的空气分离单元。副产品氧气(不必很纯)也不会浪费,可以使气化空气的氧浓度增加,从而使气化炉的运行具有更大的裕度。由于ASU 可以在固定负荷运行而不必考虑电厂负荷,这种“独立”的ASU设计,使得电厂的负荷调节相当方便。

为了达到严格的NOX 排放目标, 在余热锅炉(HRSG)装有选择性催化还原脱氮系统。硫通过形成石膏来回收, 其广泛应用于建筑材料, 而且石膏比硫更容易回收。IGCC产生的石膏,比常规火电厂烟气脱硫产生的石膏质量更高。这种选择,不仅减少了SOx的排放,也降低了烟尘的排放。为了回收石膏,该系统还安装了H2S炉膛和高性能石灰石-石膏吸收器。

4 获得成果用于设计

示范电厂的设计完成,不仅反映了中试电厂项目的成果,也体现了1997～1998年间, 由11家电力公司完成的可行性研究工作的成果。因此,与中试电厂相比,该系统的许多方面进行了设计改进。除了这些改进外, 还建造了24t/d的验证性试验电厂,并且已经有了超过700h的试运行经验。这一系列试验运行和其它附加的基础性实验获得的成果, 都被应用到今后设计中2。

结论为了在“洁净煤电力”技术方面取得重大进展,日本开始实施IGCC示范工程, 该示范工程显示了1986～ 1996年间建造的中试电厂所取得的成果。CCP负责整个工程:包括250MW空气气化IGCC示范电厂的设计、建造和运行。CCP决心为日本公司和海外电力公司期待的商业性IGCC电厂做出贡献3。