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    IGCC(Integrated Gasification Combined Cycle)整体煤气化联合循环发电系统,是将煤气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统。它由两大部分组成,即煤的气化与净化部分和燃气-蒸汽联合循环发电部分。

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基本简介编辑本段回目录

    IGCC(Integrated Gasification Combined Cycle)即整体煤气化联合循环发电系统,是将煤气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统。IGCC由两部分组成,即煤的气化与净化部分和燃气──蒸汽联合循环发电部分。第一部分的主要设备有气化炉、空分装置、煤气净化设备(包括硫的回收装置);第二部分的主要设备有燃气轮机发电系统、余热锅炉、蒸汽轮机发电系统。IGCC的工艺过程如下:煤经气化成为中低热值煤气,经过净化,除去煤气中的硫化物、氮化物、粉尘等污染物,变为清洁的气体燃料,然后送入燃气轮机的燃烧室燃烧,加热气体工质以驱动燃气透平做功,燃气轮机排气进入余热锅炉加热给水,产生过热蒸汽驱动蒸汽轮机做功。

    IGCC技术把洁净的煤气化技术与高效的燃气──蒸汽联合循环发电系统结合起来,既有高发电效率,又有极好的环保性能,是一种有发展前景的洁净煤发电技术。在目前技术水平下,IGCC发电的净效率可达43%~45%,今后可望达到更高。而污染物的排放量仅为常规燃煤电站的1/10,脱硫效率可达99%,二氧化硫排放在25mg/Nm3左右,远低于排放标准1200 mg/Nm3,氮氧化物排放只有常规电站的15%~20%,耗水只有常规电站的1/2~1/3,对于环境保护具有重大意义。

分类编辑本段回目录

    IGCC整个系统大致可分为:煤的制备、煤的气化、热量的回收、煤气的净化和燃气轮机及蒸汽轮机发电几个部分。可能采用的煤的气化炉有气流床(entrained flow bed)、固定床(fixed bed)和流化床(fluidized bed)三种方案。在整个IGCC的设备和系统中,燃气轮机、蒸汽轮机和余热锅炉的设备和系统均是已经商业化多年且十分成熟的产品,因此IGCC发电系统能够最终商业化的关键是煤的气化炉及煤气的净化系统。具体来说,对IGCC气化炉及煤气的净化系统的要求是:
    a) 气化炉的产气率、煤气的热值和压力及温度等参数能满足设计的要求
    b) 气化炉有良好的负荷调节性能,能满足发电厂对负荷调节的要求
    c) 煤气的成分、净化程度等要能满足燃气轮机对负荷调节的要求
    d) 具有良好的煤种适应性
    e) 系统简单,设备可靠,易于操作,维修方便,具有电厂长期、安全可靠运行所要求的可用率
    f) 设备和系统的投资、运行成本低

主要工艺流程编辑本段回目录

    IGCC(整体煤气化燃气-蒸汽联合循环发电)主要工艺流程是,煤在氮气的带动下进入气化炉,与空分系统送出的纯氧在气化炉内燃烧反应,生成合成气(有效成分主要为CO、H2),经除尘、水洗、脱硫等净化处理后,到燃气轮机做功发电,燃气轮机的高温排气进入余热锅炉加热给水,产生过热蒸汽驱动汽轮机发电。

特点编辑本段回目录

    与传统煤电技术相比,IGCC将煤气化和燃气-蒸汽联合循环发电技术集成具有发电效率高、污染物排放低,二氧化碳捕集成本低等优势,是目前国际上被验证的、能够工业化的、最具发展前景的清洁高效煤电技术。

喷流床气化炉编辑本段回目录

    喷流床是目前IGCC各示范工程中采用最多的一种气化炉。它是一种高温、高压煤粉气化炉,气化炉的压力为20-60bar,要求采用90%以上的颗粒小于100μm的煤粉,采用氧、富氧、空气或水蒸气作为气化剂,当以氧为气化剂时,气化炉炉膛中心的火焰温度可达2000℃。由于是高温气化,在产生的粗煤气中不可能含有很多碳氢化合物、煤焦油和酚类物质,煤气的主要成分是CO、H2、CO2和水蒸气,离开气化炉的热煤气温度在1200-1400℃,往往高于灰的软化温度。为了防止热煤气中已软化了的粘性飞灰在气化炉下游设备(余热锅炉)粘结堵塞,将除尘后的冷煤气增压后再返送回煤气炉的出口和热煤气混合,将热煤气的温度降低到比灰的软化温度低50℃,然后,热煤气再经过气化炉的余热锅炉(辐射和对流蒸汽发生顺)产生饱和蒸汽,同时使热煤气的温度降低到200℃左右,约50%的煤中灰分在气化炉高温炉膛中心变成液态渣,由炉底排出并通过集渣器送入渣池。

    煤粉灰中的以飞灰的形式随热煤气,帮煤气须经除尘、洗涤脱硫处理,成为清洁的煤气,再送往燃烧室。
    喷流床气化炉由于是煤粉高温高压气化,因此煤种适应性广,碳转化率高,能达到99%以上。
    当前在欧美各地IGCC示范厂所选用的喷流床气化炉有:美国德士古和CE炉,荷兰的Shell炉,德国的Prenflo炉。给煤方式有湿法水煤浆给煤(如德士古炉)和干法给煤(如 shell和Prenflo炉)。
    由于喷流床气化炉的单炉生产能力大,并且具有较高的效率,燃料适应性广,因而在今后发展大容量高效率的IGCC电站中具有强有力的竞争地位。

流化床气化炉编辑本段回目录

    流化床气化炉可以充分利用床内气固两相间的高强度的传热和传质,使整个床层内温度分布均匀,混合条件好,有利于气化反应的进行。同时,可以利用流化床低温燃烧,在燃烧和气化过程中加入脱硫剂(石灰石或白云石),将产生的大部分SO2和H2S脱除。由于流化床气化炉内的反应温度一般控制在850-1000℃,因此,它产生的焦油、烃、酚、苯和萘等大分子有机物基本上都能被裂解为简单的双原子或三原子气体,煤气的主要成分是CO和H2,CH4的含量一般少于2%。
    当前,用于IGCC系统的流化床气化炉有KRW炉,U-Gas炉和温克勒炉等。

固定床气化炉编辑本段回目录

    固定床气化炉是最早开发出的气化炉,它和燃煤的层燃炉类似,炉子下部为炉排,用以支承上面的煤层。通常,煤从气化炉的顶部加入,而气化剂(氧或空气和水蒸气)则从炉子的下部供入,因而气固间是逆向流动的。这种气化炉和燃煤的层燃炉一样,对煤的粒径有一定的要求。

    固定床气化炉有两种煤气出口集团的设计。粗煤气唯一出口位置设计在干燥区上面煤层的顶部,称为单段气化炉,此时出口处煤气的温度为370-590℃,在这煤气温度下,气的油和煤焦油等会发生裂解和聚合反应,从而生成彼一时质焦油和沥青。同时高温煤气穿过煤层时产生的剧烈干馏会使煤发生爆裂,产生大量煤尘,并随粗煤气一起带出气化炉。因而这种单段气化炉的粗煤气质量是比较差的。另一种设计是,有两个煤气出口,除了在干燥区上部的出口外,另一个则在气化区的顶部,煤气产量的一半从这个出口离开气化炉。由于流经挥发分析出区和干燥区的煤气量只有单段炉的,有利于防止由于煤的爆裂而产生的大量煤尘,而且不会产生彼一时质焦油和沥青。因此,两段炉产生的粗煤气的质量是比较好的。
    用于IGCC系统的固定床气化炉主要是鲁奇炉,世界上最早的德国IGCC示范厂采用的就是鲁奇固定床单段固态排渣气化炉。这种气化炉的最大缺点是,使用焦结性煤时,容易造成床体阻塞,使气流不畅,煤气质量不稳定。此外,由于煤在气化炉内缓慢下移至变成灰渣需停留0.5-1个小时,因而单炉的气化容量无法设计得很大。而且,排出的煤气中还含有大量的沥青、煤焦油和酚等,使煤气的净化处理过程十分复杂。为改善上述问题,强化煤的气化过程,英国煤气公司在固态排渣鲁奇炉的基础上,将其发展成液态排渣鲁奇炉。液态排渣气化炉由于其燃烧区的温度较高,因而有利于提高煤的氧化速率和碳的转化率,缩短煤在炉内的停留时间,对煤粒直径的要坟比固态排渣炉宽。但颗粒尺寸小于6mm的要限制在10%以下。液态排渣气化炉有以下特点:1)碳转化率是三种气化炉中最高的,排渣的物理热损失大。2)相对安全可靠;3)煤气生产能力有限,是三种炉型中能力最低的。

特点编辑本段回目录

    IGCC电厂的优点

    作为一家国际性的咨询、工程设计和运行企业,CH2M HILL公司的气化业务部副总裁Steve Jenkins表示,IGCC电厂较之利用煤粉(PC)的传统燃煤电厂有着多个众所周知的优点。
    IGCC用水量较少

    与同等规模的PC电厂相比,IGCC电厂用于冷却用途的水量减少33%。这是由于IGCC电厂生产的约2/3电力都来自于燃气轮机,1/3来自于汽轮发电机,而汽轮发电机才需要冷却水。尽量减少用水需要,在美国一些用水量属于重大选址难题的地区是一个显著的优点。
    IGCC生成的副产品

    在采用高温气化技术时,原料所剩余的灰渣以一种类似玻璃一样的不会渗析的废渣形式排出。这种废渣可用于生产水泥或屋面瓦,或作为沥青填缝料或集料。这种废渣与绝大多数PC电厂所生成的底灰和飞灰不同,底灰和飞灰更容易渗析。而且,这种废渣比飞灰更容易输送、贮存和运输。
    IGCC具有碳捕集优点
    虽然IGCC电厂(燃烧前)和PC电厂(燃烧后)都有可用的CO2捕集技术,但IGCC电厂可能具有优势,因为燃烧前CO2捕集所要求的技术已经成功地运用于煤气化(但不是IGCC)技术。目前,美国正对此项技术进行深入研究以便在IGCC电厂配置条件下达到更好的性能。此外,这些捕集技术当中的一些技术能在足够高的压力下生成浓缩的CO2气流,以满足压缩CO2在管道内输送时压缩机的要求,以便将CO2埋藏或用于提高石油采收率。但是,IGCC与PC电厂之间在CO2捕集的成本和性能方面仍然存在巨大的差异。
    IGCC受到的限制

    作为一家位于芝加哥的咨询公司,Sargent & Lundy的总工程师David J. Stopek表示,在考虑IGCC的优点时必须平衡考虑其受到的限制。
    “比起传统PC电厂,IGCC电厂可以在以燃煤为基础的发电资产组合上向更低CO2足迹方向发展的转变中,提供一些优势。”他这样评论道,“尽管这样说,但我们必须理解,与传统PC技术商用状态水平相比,IGCC仍然是一项正在进化中的技术。由于IGCC的部署受到了一些限制,所以每座电厂都要求投入大量的工程设计和开发成本。GE和其他公司在开发一种“标准”电厂方面所做出的努力就是降低部署成本。这些项目最初是由Duke Energy公司构想出来的,American Electric Power(AEP)也在这方面做出了努力。但是,事实却是,AEP无法获得所在州监管机构对其将电厂置于电费基础中的批准,导致这些努力在一定程度上脱离了原来的进程。”

发展障碍编辑本段回目录

    IGCC发展的拦路虎

    作为美国电力研究院(EPRI)先进发电技术部的高级项目经理,Jeffrey N. Phillips指出了IGCC技术所面临的一些重大实施挑战。
    “对于没有采用CO2捕集的电厂来说,IGCC的建设成本比PC电厂更昂贵。”他说,“在天然气价格目前处于4美元/MMBtu范围内的条件下,很难选择IGCC而不是天然气联合循环技术。IGCC供应商需要提高自己相对于PC的成本竞争力。”
    EPRI相信,有一种可以提高成本竞争力的方法,就是集中精力搞好能最大程度减少项目前工程设计成本的标准化设计。EPRI的CoalFleet For Tomorrow项目一直通过发展自己的CoalFleet IGCC用户设计基础规格(UDBS)来鼓励这方面的进步,这个规格定义了电厂业主想要在IGCC电厂中看到的能力。
    Jenkins列出了IGCC发展者目前所面临的一些其他挑战:
    许可证上诉。环境利益集团提出的上诉(甚至对IGCC电厂)使项目难以继续进行。对于非公用事业公司项目来说,在许可证上诉期间,发展者有可能无法从投资者处获得继续开展项目的融资。当然,这也是这些利益集团熟练掌握战术。成本问题及公用事业公司管理委员会应对措施。由于IGCC电厂的电价高于PC电厂(相同容量下),一些公用事业公司管理委员会在批准这些增加的成本方面显得犹豫不决,甚至在批准IGCC技术作为满足公共便利和必须证书的“电力需要”要求选择方案时也是如此。
    以适当的价格获得意义重大的性能保函。由于美国只有两家以煤为基础的IGCC电厂,IGCC技术供应商并没有大量的经验数据库来运用,这点就与PC电厂不同。因此,对于这些供应商来说,在性能和可用性(以及相关联的金融债务)方面,就存在着更大的潜在风险,而他们必须将这种性能不达标的潜在风险转化成附加的成本。

    Stopek还提出了在美国部署IGCC技术所要面临的另外两个障碍:
    经济衰退已经压低了增加新基本负荷发电能力的动力。随着基本负荷需求在逐步减少,天然气的供应能力上升而成本下降。这些因素都使这些公司置身事外,等待新温室气体(GHG)法规出台,从而消除它们目前在供应未来客户电力需求方面所面临的不确定性。
    国会需要加快速度并在气候和能源立法方面采取行动,以终止正在严重削弱新电厂建设行动的投机行为。在制订新法律时,必须仔细权衡激励措施和/或惩罚措施的分布,以确保不会出现非计划内的后果。新法律必须以一种能够在减少GHG排放量的同时,尽量减轻对能源消费者的影响且不会扰乱整个经济的方式来重新塑造能源局面。国会在迎接这一挑战时,要面临精巧微妙的权衡难题。
    IGCC可用性的挑战
    “历史数据清楚地表明,现有以煤为基础的IGCC电厂未在持续基础上达到85%的可用性。”Jenkins说,“典型情况下,需要进行数年的运行才能刚刚达到80%的可用性水平,有些甚至还未达到70%。但是,已经出现了单气化炉系列系统。”
    他表示,通过利用运行数据以及所学习到的经验教训,IGCC技术供应商们一直在实施增强型的设计概念以提升可用性,包括采用多气化炉系列。IGCC发展者向州和联邦政府所提供的数据表示,双气化炉系列的设计方案预计可以达到约85%的可用性。增设一个备用(第三)系列有可能将整体IGCC可用性增加至约90%,尽管会付出相当多的附加成本。
    Phillips对于人们在克服此项问题上所做的工作持乐观看法,“总体来说,以煤和石油为基础的IGCC的可用性已经随着时间的推移而提升了。”他说,“第一代IGCC的可用性类似于第一代超临界PC电厂和核电厂的可用性。而这些技术目前都达到了85%左右至90%的可用性。在考虑了其他经验后,可以合理预测IGCC的可用性也会升高。”
    另外,他指出,所有的第一代IGCC的全部设备均以单系列设计为基础(一台气化炉、一台燃气轮机),而EPRI的IGCC UDBS采用双系列系统。EPRI的分析师也指出,尽管在一座气化炉或燃气轮机停运时,负荷有所降低,但电厂仍然可以连续运行,所以将带来更好的可用性。运行系列用于保留,可使另一系列设备保持在暖机状态下,这样就使第二台气化炉或联合循环达到更快的启动时间,从而有助于提升可用性。
    建设IGCC面临的阻碍

    据Phillips表示,一项重大的难题是公用事业公司能够拿出拥有可靠成本估算的详细设计方案之前,需要花费大量时间和费用。
    “例如,Southern California Edison公司(SCE)最近从加利福尼亚州PUC(公共事业监管委员会)获批263万美元,用于一项“清洁氢气发电”项目的可行性研究,这将会是一个具备了CO2捕集和贮存能力的IGCC项目。”他说,“只有在这项研究完成时,他们才会知道建设这样一座电厂需要耗资多少,以及此电厂的运行性能将会怎样。而这只不过是“只看不买”就需付出的不菲代价。”
    Stopek解释了寻求建造一座新PC电厂与一座将采用IGCC技术电厂对于公用事业公司的不同之处。他解释到,对于一家想要建设一座新PC电厂的电力公司来说,目前的惯例是先确定满足需要所要求的规模,然后对主要组成部分展开竞争性招标,例如锅炉、汽机和排放控制装置等。投标者随后根据多年以来的设计经验,以及具体的燃料、厂址和其他要求对详细规格做出回应,这些经验来自于他们的设计能够满足所有排放要求,且目前已成为行业标准的可靠发电设施。
    “但对于IGCC,情况就并非如此。这项技术的供应商目前还不愿意按照传统的采购模式进行竞争。”他说,“除非付费让他们开展自己的前期工程设计研究工作,否则供应商就不能提供成本估算。要想制订出准确度达到±10%的成本估算,典型情况下要求约2000万美元的成本下执行大约30%的设计工作。Duke和AEP在开展技术审查后,选择它们认为能够为IGCC设施提供“最好”的产品和价格的公司,然后再以此公司为惟一来源的基础上继续开展项目。”
    CO2捕集负面影响

    “美国能源部(DOE)和EPRI最近展开的详细研究清楚地表明,在IGCC电厂中增设CO2捕集设备对电厂效率和净输出功率以及资金成本上都有着重大影响。”Jenkins说。
    这些研究表明,向使用烟煤的IGCC电厂增加CO2捕集系统将会带来以下影响:
    以美元/净千瓦功率计的资金成本上升32%;
    电力成本增加40%;
    净输出功率降低15%;
    效率降低22%,或8%~10%。
    Jenkins说,这对性能和成本的影响是显著的。对于净输出功率来讲,一座600MW的纯IGCC基准电厂,这种降幅约为100MW。造成降幅的主要原因是CO2捕集设备所需要的额外内部功率;在CO2捕集系统内而不是在汽机发电部分使用蒸汽;以及CO2压缩机所需要的额外功率。他强调说,许多人不理解的是这些“失去的”100MW必须随后由其他发电机组来弥补,而这些机组事实上在CO2和其他污染物的排放率更高。
    Stopek同意Jenkins有关这些优点的看法,并提供了一些其他深入见解。“在现有IGCC电厂上添加CO2捕集能力的挑战必须在项目发展的早期阶段进行讨论。”他说,“业主必须理解将合成气从CO和H2的混合物转化成以H2为主的气体时,将导致电厂‘降额运行’,这种降额可以通过确保能够气化更多的燃料而在设计期间予以补偿。业主必须愿意接受这样的成本。如果不愿意,则业主必须愿意接受降额运行的现实。这种决策与仅仅在燃煤电厂内添加更多的升压风机,以适应烟气脱硫系统的压力下降的决策有着本质上的不同。”
    据Stopeck说,气化炉和下游系统必须在设计上能够处理多余的燃料(高达15%以上)。由于有更多的灰分和硫分产生,所以所有支持性的贮罐、泵和设备必须在设计上留有充足的裕量以处理这种未来的流量。通过提高设计压力有可能提供一些容量,但随之而来的是整个设计必须得到仔细审查以确定是否能够适用于新的压力。
    碳捕集和封存

    “首先,我们需要证明大规模(大于每年100万t)的CO2地下封存可以是一项用于封存电厂所捕集到CO2的可靠和长期的备选方案,而且还需要制订用于管辖封存需要的法规。”
    Phillips说,“在满足这些条件之前,要想让配备碳捕集和封存(CCS)手段的商业项目获得融资是非常困难的。但是,如果IGCC位于油田附近,则可以将捕集的CO2出售,用于提高石油采收率(EOR),这就是Mississippi Power正在提议的做法。EOR应用中,所有涵盖CO2输送和贮存的法规和义务都已经确立。”
    Stopek对Phillips的评论进行了延展。他强调,对于温室气体控制的需要就像一台向立法行动快速碾压的蒸汽压路机。但是,用于永远封存CO2的技术必须得到验证,而验证就需要花费时间。整个行业都在以一种有计划性的方式迅速展开行动。
    “就在5月上旬,我参加了一个在Pittsburgh举行的有关CCS的会议,并很高兴地看到来自全国各地的高级人才都在关注这些问题。”他说,“但是,每一个步骤都必须采用合用逻辑次序进行,而验证也要花费时间。立法方面的事务也很复杂,保险风险也是真实存在的。我相信这些问题都能得到解决,关键在于随着CCS要求的到位,特别是封存部分,所有的问题都能得到应对。而且,同时建立一个结构良好的监测和监管体系也很重要,而这个体系需要经过测试和验证。这些都要花费时间、费用和努力。我相信,当前政府认识到了这一点,并正在投入资源以实现这一使命。真正的问题是,这些结果能够及时提供以做出及时的决策吗?”
    近期的技术创新

    Jenkins指出了IGCC技术的一系列新进展:
    更为高效的高温气体颗粒物脱除系统;
    燃烧温度更高的燃气轮机;
    设计用于燃烧高氢气浓度合成气的燃气轮机(用于配备CO2捕集设备的IGCC电厂);
    工作寿命远长于之前开发的气化炉“燃烧器”;
    以DOE所资助的最新研究和开发成果为基础,发展出的先进“配方”耐火材料;
    采用专利启动燃料进行的无硫启动程序;
    能够在更高压力下运行的更大气化炉(用于提高效率);
    采用活性炭床来脱除汞;
    合成气湿化及稀释气体的增强应用,如来自空气分离装置的氮气,以降低燃气轮机的燃烧温度,从而减少NOx的生成量;
    能够更好耐受腐蚀性环境的制造材料;
    通过使用粉河谷煤种达到更好的性能;
    将燃气轮机压缩机与空气分离装置部分集成(减少整体电厂的内部负荷)。
    Stopek对IGCC制造厂商的未来技术目标做出了评论。“每家设备供应商都在开展对自己技术的可靠性和可维护性分析工作,找出一些能够增强可用性、延长维护周期及消灭计划外停运的方法。”Stopek说,“但是,由于缺乏一种向公众开放的、类似于北美电力可靠性公司的GADS(发电可用性数据系统)数据库的集中报告功能,导致客户缺乏信息透明度,使客户必须‘信任’供货商或依赖于担保。”
    Jenkins还评论了一些IGCC制造厂商正在试图实现的新技术突破:
    通过使用增强型热回收系数达到更高的效率。
    通过采用更为先进的制造材料(更能耐受腐蚀的合金)、气化炉耐火材料,优化备用设备、备用气化炉及合成气清洁系列的利用,达到更高的可用性。
    “现有IGCC电厂中的几千项经验,都非常好地记录在了EPRI的CoalFleet IGCC UDBS指南中,而且目前正在由制造厂商加入到新建IGCC电厂的设计当中。”他说。
    法规阻碍

    “AEP在自己所提议的西弗吉尼亚州IGCC项目上的经验是非常有益的。”Phillips说,“在这个项目获得西弗吉尼亚州批准后,还需要获得弗吉尼亚州的批准,因为这个电厂将向弗吉尼亚州的一些地区提供电力。弗吉尼亚州公用服务委员会拒绝了这项建议,因为IGCC电厂比传统燃煤电厂的成本更为昂贵,他们认为IGCC从CCS方面带来的可能利益是‘价值有限的’。他们觉得‘不能肯定地知道任何具体的将会用于碳捕集和封存的现有技术’,而且AEP没有‘提出任何已经实施了CCS的商业发电设施。’这表明了需要对法规制订者就CCS技术展开教育。”
    Stopek也关注着这些影响到美国公用事业公司的法规难题。他说,在过去数十年间,法规框架的缺失导致了我们目前看到的行业内的麻痹现象。如今,新建燃煤发电容量的资金要求是如此庞大,导致许多公司及其融资机构都无法承受与未来CCS法规走向判断失误所带来的风险。
    “由于气化技术产品替代能力从本质上更加通用,例如可以用于生产合成天然气(SNG),所以人们对气化技术更感兴趣。”他说,“燃烧天然气(或煤基SNG)的燃气轮机可以在选址时更加靠近电力需求地区,从而避免了新建输电设施的成本,虽然此项成本也是无法避免的。现有燃用液体和气体燃料(CT)发电厂将体验到更高的需求,而新燃气轮机的增加比煤电或核电来讲要快得多。进一步讲,CT的增加可以更好地符合以后数十年间更新能源发电设施不断增加的趋势。对SNG的利用将提供对天然气价格的更大确定性并作为对市场上价格投机行为的一个保值手段。当然,这是一项需要权衡许多因素的非常复杂的战略决策。” Jenkins还指出了CO2减排法规的潜在影响。IGCC技术仍然需要在采用两个系列的诸如600MW~650MW的示范电厂规模下运行,以证明自己通过采用上文所述设计改进之后的性能和可用性,并且无需增加CO2捕集设备“这样的重负”,他强调说。
    “很重要的一点,是这些头一批的示范电厂能够在不配备任何CO2捕集设备的情况,并在合理的时期内运行。”他说,“从某种意义上说,IGCC技术需要这个‘不会走路就会跑’的机会。另外,处理空气许可证上诉方面的问题,也将推迟这些机组的建设和运行。不幸的是,有些原先支持IGCC技术的环境利益集团现在正在反对这项技术。”
    税收抵免尚显不足

    Phillips指出,截至2009年5月,只有一家获得了2005能源政策法案(EPAct)税收抵免的IGCC项目正在建设中,即Duke Edwardsport电厂。
    他提到了几个其他IGCC项目的目前状态:
    Mississippi Power有一项在密西西比州建设一座IGCC电厂的项目建议书待批,这个项目将在州公用服务委员会批准后很快投入建设。
    TECO Energy的Polk 6 IGCC项目获得了税收抵免,但是却由于成本和法规方面的不确定性而暂停了。
    Hydrogen Energy的Carson项目已得到了税收抵免,但却陷入选址困境当中。目前,公司正就位于加利福尼亚州 Central Valley的一个厂址重新进行工程设计。
    据Phillips说,联邦政府有可能对其他IGCC项目授予税收抵免,但是在宣布了头一批得到抵免的接受者后,由于对纳税者保密方面的关注,政府决定不再宣布后续决定。
    Jenkins指出,虽然这些税收抵免是有帮助的,但并不足以单独作为能够推动这些项目进展的激励措施。
    “例如,几个IGCC项目已经被授予了1.35亿美元的税收抵免。”他说,“但是在总装机成本为23亿美元的情况下,这些税收抵免仅占总项目成本的约5%,而且也没有提供可以提前向这些项目融资的‘实实在在的现金’。只有税收抵免、贷款担保及由州和联邦政府机构直接联合起来资助,才能增加增强项目经济性和推动项目更快进行所需要的大量资金。”
    IGCC生产电力成本

    Phillips预测,未来如果对新建燃煤电厂有某种程度的CO2捕集和封存的强制要求,则这样的法规将缩窄并有可能弥合IGCC与PC之间的电力成本差距。EPRI也正在观察有可能让IGCC更加具有竞争力的技术改进。
    “在这样创新中,有可能提供最大改进的是采用更大型、更高燃烧温度的G级和H级燃气轮机来取代F级燃气轮机。”他说,这种级别的燃气轮机将为IGCC带来两个优势:一是更大的规格将从经济规模方面提供节约效果;二是更高的效率会降低燃料成本,而且还能降低必须进行捕集的CO2的数量(按每磅CO2/MWh计算)。”
    对于IGCC技术将变得更加具有竞争力的观点,Jenkins表示乐观。随着计划内IGCC电厂获得运行经验,而运行经验又将引导下一批IGCC电厂的效率和可用性达到持续不断地增强。另外,IGCC电厂有可能利用更高百分比的低成本原料,例如焦炭,从而进一步降低发电成本。

前景编辑本段回目录

    商用前景

    如果克服一系列技术、融资和法规障碍,利用整体气化联合循环(IGCC)技术发电就会成为美国公用事业公司的一项重要工作。
    2009年5月,POWER杂志采访了两家大型咨询公司和一家全国性电力研究组织的三位代表性专家。从增加CO2捕集技术所遇到的问题,到燃煤电厂对税收抵免的影响,这三位专家同我们分享了他们对于IGCC技术的深入洞察。他们讨论了当前和未来IGCC技术的发展,并就该技术何时有可能在美国投入商用进行了预测。
    虽然越来越多的人将IGCC技术视做为美国提供丰裕电力的强劲潜力,但此项技术仍然不得不克服一系列重大挑战。正如其名称所示,IGCC发电系统结合了两种不同的技术,即来自于化工行业的煤气化技术以及来自于电力行业的联合循环发电技术。IGCC电厂可以利用衍生自诸如煤、焦炭等各种来源的合成气及生物气作为燃料。
    未来前景

    POWER杂志请这三位专家运用自己的智慧预测一下,从短期和长期来看IGCC技术投入实用距我们还有多长时间?
    “目前,美国只有一座IGCC电厂正在建设,而另一座待定,另外两台IGCC正在运行当中。在这种情况下,很明显IGCC技术在短期内只会在发电领域发挥很小的作用。”Phillips说,“而其作用是否会在未来扩大,在很大程度上取决于供应商降低发电容量成本的能力,以便让自己的技术具备与其他备选技术竞争的实力。”
    Jenkins更愿意对IGCC的长期前景做出清晰明确的预测。“短期之内不会有太大变化,但是一旦有少数几台计划内机组投入运行几年后,而且CO2排放限制或减排方面的情况更加确定时,IGCC应当成为燃煤发电的一项可行选择方案。头一批IGCC电厂计划于2012~2013年期间开始运行,IGCC增强特色的下一批电厂有可能在2017~2020年期间投入运行。
    Stopek对这项技术的未来也表示乐观。他说,一旦GHG法律制定完成,经济恢复走上正轨,公用事业公司将能够更好地满足自己增加发电容量和替代容量的需要。在要求变得愈加清晰的同时,如果政府在CO2排放方面采取激进的姿态,他预期全部新建燃煤电厂中至少有一半将以气化技术为基础。但是,他不认为所有发电容量都将成为IGCC。他相信,首先会有一波进行煤炭气化以生产合成天然气的浪潮,这些电厂将在同一块厂址内安装天然气联合循环装置或简单地将天然气供至管道。这种发展将回应能够满足早期CO2限制条件的燃气发电容量不断增长的需求。
    “到了2020年,如果看到IGCC配备了燃烧氢气的发动机,我不会感到惊讶。” Stopek说,“从整体上看这样做更加高效并将提供更低的碳足迹。朝着IGCC技术发展方向努力35年以后,这项技术将令人可喜地达到大规模部署的成就。”
    旧能源,新方法——
    开启煤气发电新时代
    煤不仅可以清洁发电,还可以大规模生产液体燃料和化学品?听上去难以想象,但在2009年国家科学技术进步奖中,“高效洁净煤制甲醇与联合循环集成系统的研发和示范”工程将这两方面完美地结合在了一起。这一获奖成果是我国IGCC领域涵盖从基础研究、技术研发、试验验证到工程示范的首次完整结合,开创了国内IGCC研发与示范的先河。
    说起IGCC,很多人非常陌生。然而在煤炭和电力领域,这已俨然是一个时髦的词汇。IGCC的中文名是整体煤气化联合循环发电系统,这一先进动力系统将洁净煤气化技术和高效的联合循环相结合,分为煤的气化与净化和燃气—蒸汽联合循环发电两个部分。煤在气化炉中气化为煤气,经过处理后,把粗煤气中的灰分、含硫化合物等有害物质除净,供到燃气—蒸汽联合循环中去燃烧做功,借以达到以煤发电的目的。
    有人用“旧能源,新方法”来形容IGCC技术。同样是传统煤炭能源,IGCC集高发电效率和环保性能于一体,不仅弥补了煤炭利用单项技术难以同时满足效率、成本和环境等多方面要求的不足,而且与氢能利用、削减二氧化碳排放的长远可持续发展目标相容,是最有效的洁净煤利用技术途径,也将成为未来洁净煤利用高技术发展的主要方向。
    “旧煤新用”让煤化工产业驶入了低碳经济的快车道。“其发电成本接近带脱硫脱硝装置的燃煤蒸汽电站,污染物排放水平却接近天然气联合循环排放水平,满足我国目前最严格的环保要求,在经济效益和社会效益上具有双重竞争力。”中国科学院工程热物理研究所副所长肖云汉说。数据显示,相比同等规模的常规燃煤电站,使用IGCC技术的供电效率高6—8个百分点,污染物排放仅为十分之一,节约用水50%以上。
    IGCC技术的高效节能引领煤气发电进入了环保清洁的新时代,在我国掀起了一股发展IGCC项目的热潮。据2010中国IGCC多联产峰会官方网站的统计,目前中国在华北、华东和华南地区已经拥有12个IGCC发电及多联产项目。2009年7月6日,中国首座自主开发、设计、制造并建设的IGCC示范工程项目华能天津IGCC示范电站在天津临港工业区正式开工,投产之后,按年利用5000小时计算,每年发电量将达12亿kwh。
    “绿色煤电”———
    实现近零排放梦想
    洁净的空气,明朗的天空,污染物排放近乎为零,能源利用低碳环保……几乎每一个人都曾在心中构筑过这样一个绿色世界的梦想。然而,基础能源能耗高、污染重是一个不争的事实。如何将梦想变为现实,实现煤电的“绿色”发展?这不仅是电力工业面临的重要课题,更关系到我国资源节约型和环境友好型社会的建设。从我国能源结构的理想特性出发,“绿色煤电”计划应运而生。
    所谓“绿色煤电”,就是以整体煤气化联合循环(IGCC)和碳捕集与封存(CCS)技术为基础,以联合循环发电为主,并对污染物进行回收,对二氧化碳进行分离、利用或封存的新型煤炭发电技术。在开发近零排放的燃煤电厂、发展中国洁净煤技术的道路上,IGCC是决定成败的关键。
    为此,我国众多煤电企业持续不断地进行科技创新,华能集团在煤电技术改革中当起了排头兵。“我们从2006年开始,就重点进行2000吨/天级两段式干煤粉加压气化炉的工业化、实用化设计,验证大型高温煤气净化技术和大型电热化多联供的系统集成技术。”华能集团总经理苏文斌告诉记者,去年5月,华能绿色煤电天津IGCC示范电站工程正式获批,计划于2011年建成,届时,我国将出现第一台25万千瓦等级的整体煤气化燃气—蒸汽联合循环(IGCC)发电机组。项目建成后,效率将比目前最先进的火力发电技术提高三分之一,并实现二氧化碳和污染物的近零排放。
    建设具有自主知识产权的IGCC电站只是实现“绿色煤电”计划的第一步。专家告诉记者,技术的成熟必将带动产业的规模化发展,实施“绿色煤电”示范项目便成了题中之义。
    苏文斌说:“我们计划于2016年左右建成的400MW级‘绿色煤电’示范工程,将集成大规模煤制氢和氢能发电、二氧化碳捕集和封存等关键技术,实现煤炭的高效利用,以及污染物和二氧化碳的近零排放,同时不断提高‘绿色煤电’系统的技术可靠性和经济可行性,为大规模商业化做好准备。”
    如今,在浙江半山、广东东莞、深圳等地,IGCC煤电化多联产示范工程如雨后春笋般建立起来,大唐、华电、国电、中电投、神华、国家开发投资公司和中煤能源集团等一大批企业纷纷投身到“绿色煤电”计划中。在绿色环保生活的美好图景上,IGCC技术必将添上浓墨重彩的一笔。
    煤基多联产———
    促进不同产业融合发展
    在中科院工程热物理所的走廊里,挂着大大小小的IGCC设备装置的图片,一幅IGCC联产路线图更是吸引了记者注意。肖云汉副所长向记者介绍:“今年要自主研发、示范一座油电联产示范系统;2011年至少新建成一座200MW级IGCC示范系统,示范改造一座燃油联合循环机组为IGCC电厂;2015年至少建成三座不同类型的规模为400MW级的IGCC联产典型商业示范系统,实现近零排放氢电联产系统的中试;到2020年形成完整的IGCC联产重大技术装备和成套,实现联产系统的推广和近零排放氢电联产系统的工业示范。”
    事实上,自主发展IGCC作为我国发展洁净煤技术的重要选择,早在2006年就被列入《国家中长期科学和技术发展规划纲要(2006—2020年)》、《国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》、《我国应掌握自主知识产权的关键技术和产品目录》等。“十一五”规划纲要明确提出,要优化发展能源工业,积极发展电力,启动整体煤气化燃气—蒸汽联合循环电站工程。
    基于国家政策的大力扶持、目标路线的明确建立,IGCC技术在我国很多领域已经开花结果。我国目前已经自主研发并首次建成了高效洁净煤基甲醇联产电示范系统,业已形成煤炭联产系统集成与优化设计平台;突破了天然气改烧煤制气和化工驰放气40MW级燃气轮机发电技术,成功实现了验证与工程化应用;煤炭联产系统首次完成了工业化设计与运行,可用率和可靠性超过同类工业生产系统。
    专家指出,IGCC的全面多联产意义非凡。作为一项运用范围广、涉及产业多的高新科技,IGCC可以方便地实现电能和清洁燃料、氢、化工品、钢铁等能源及材料产品的联合生产,完成煤炭的高效、洁净、经济的综合利用。在带动电力、化工、钢铁、煤炭等行业的节能减排和优化升级的过程中,IGCC将会促进不同产业间的融合,形成持续竞争力。
    肖云汉认为,要实现IGCC全面多联产,我们依然任重而道远。面对IGCC的未来,肖云汉和众多科研专家一起,提出了“六个一”计划。一是建设一座电站:建成我国第一座250MW等级的IGCC示范电站,成为国内最清洁环保的煤基电站;二是成熟一项技术:不断探索、总结、完善IGCC技术,总结出一套建设、管理、运营IGCC电厂的经验,努力实现大规模商业化推广;三是提升一个行业:促进发电行业技术升级和产业升级,实现煤电的绿色发展;四是催生一个产业:带动清洁电力行业发展的同时,促进相关制造产业发展,实现气化炉、空分装置、余热锅炉和蒸汽轮发电机组四大主机实现100%国产化;五是培养一批人才:培养我国本土的IGCC建设、运营人才,为未来的进一步发展做好人才储备;六是打造一个亮点:站在低碳清洁高效能源的制高点,IGCC作为排头兵,将使我国在清洁能源的发展上拥有更大话语权和竞争力。
    IGCC未来的发展方向已经明确,专家们相信,它一定能够担负起“运用高科技,联合多产业,开辟新道路”的使命,推动我国能源利用实现可持续发展。

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