IGCC電站水煤氣變換過程的優(yōu)化研究

湛志鋼，　徐齊勝，　溫智勇，　李方勇，　成明濤，　韓　龍，　王勤輝

(1． 廣東電網(wǎng)有限責任公司電力科學研究院， 廣州 510080； 2． 浙江大學 熱能工程研究所， 杭州 310027)

?

IGCC電站水煤氣變換過程的優(yōu)化研究

湛志鋼1，徐齊勝1，溫智勇1，李方勇1，成明濤1，韓龍2，王勤輝2

(1． 廣東電網(wǎng)有限責任公司電力科學研究院， 廣州 510080； 2． 浙江大學 熱能工程研究所， 杭州 310027)

摘要：提出一種新型的水煤氣變換反應過程，利用水煤氣變換反應釋放的熱量加熱進入燃氣輪機的合成氣，并建立了基于Aspen Plus的IGCC電站模型.比較了燃燒前捕集CO2對IGCC電站發(fā)電量、廠用電耗率和供電效率等特性的影響，分析了新型水煤氣變換反應過程中2個關鍵參數(shù)對電站性能的影響規(guī)律.結果表明：降低進入WGS裝置的合成氣的H2O與CO物質的量比以及提高合成氣加熱溫度均有利于降低IGCC電站的廠用電耗率和提高供電效率；本文中結果與先前研究結果一致性較好.采用優(yōu)化的水煤氣變換操作參數(shù)后，IGCC電站的廠用電耗率降低1.3%，供電效率提高2.7%.

關鍵詞：IGCC電站； 二氧化碳捕集； 水煤氣變換； 過程優(yōu)化

全球氣候變化使溫室氣體CO2減排受到廣泛關注.2015年6月我國公布了應對氣候變化的2030年目標：單位國內生產(chǎn)總值的CO2排放比2005年減少60%～65%.煤炭是我國最主要的一次能源，燃煤電站所排放的CO2占我國CO2總排放量的一半左右[1]，減少燃煤發(fā)電過程的CO2排放量是我國面臨的一項艱巨、緊迫的任務.煤炭發(fā)電過程中CO2減排的方法包括燃燒后捕集、燃燒前捕集和富氧燃燒.基于燃燒前CO2捕集的整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)(Integrated Gasification Combined Cycle, IGCC)電站被認為是最清潔的煤炭發(fā)電技術，并成為近年的研究熱點[2-7].

水煤氣(CO與H2的混合物)變換(Water Gas Shift，WGS)過程是IGCC電站燃燒前捕集CO2的關鍵環(huán)節(jié).在WGS反應過程中，水煤氣通過WGS反應過程(CO+H2O=CO2+H2)將CO轉化為CO2，得到以H2和CO2為主要成分的合成氣.將CO2與H2分離，富氫合成氣進入燃氣輪機燃燒發(fā)電，CO2不再進入燃氣輪機，而是經(jīng)壓縮后進行運輸和封存，從而實現(xiàn)CO2的燃燒前捕集.

WGS反應過程對燃燒前捕集CO2的IGCC電站的性能具有重要影響.該過程主要分為2種方式：一種為清潔變換，即WGS反應過程發(fā)生在合成氣脫硫之后；另一種為耐硫變換，即WGS反應過程發(fā)生在合成氣脫硫之前，耐硫變換具有工藝簡單、投資較低的優(yōu)點.隨著耐硫催化劑產(chǎn)品的逐漸成熟，WGS耐硫變換的技術難題有望破解.Rezvani等[6]基于耐硫WGS建立了燃燒前捕集CO2的IGCC電站模型，并與燃燒后捕集CO2的超超臨界燃煤電站進行了對比.Martelli等[8]建立了2級耐硫WGS變換模型，2級WGS裝置的反應溫度分別為466 ℃和276 ℃，CO與H2O物質的量比為2.5，計算得到了Shell氣化IGCC電站捕集CO2的性能.Chen等[9]和遲金玲等[2]也基于2級耐硫WGS反應過程建立了IGCC電站模型.Kunze等[10]建立了3級WGS反應過程的模型，利用WGS的反應熱產(chǎn)生高、中、低壓蒸汽，并用于合成氣激冷或合成氣濕飽和.但目前尚缺少針對WGS反應過程的優(yōu)化研究.

筆者提出一種新型WGS反應過程，利用WGS反應過程放出的熱量加熱進入燃氣輪機的清潔合成氣，以提高電站整體效率.基于所提出的WGS反應過程，首先利用Aspen Plus模擬軟件建立IGCC電站模型，分析燃燒前CO2捕集對電站整體性能的影響.然后，研究WGS反應過程中的關鍵參數(shù)H2O與CO物質的量比和清潔合成氣加熱溫度對電站性能的影響規(guī)律，獲得優(yōu)化參數(shù)值.最后，分析采用優(yōu)化參數(shù)值時IGCC電站的性能，驗證WGS反應過程參數(shù)優(yōu)化對電站效率的改進作用.

1模型建立

1.1IGCC電站假設與參數(shù)

本文中IGCC電站采用GE-Texaco水煤漿氣化技術.燃料采用神木煤，其煤質分析如表1所示.氣化爐給煤量始終保持2 000 t/d，即煤炭輸入熱量保持542.1 MW不變.空氣分離裝置(以下簡稱空分裝置)采用低壓深冷技術，操作壓力為0.6 MPa，操作溫度為15 ℃.空分裝置產(chǎn)品O2的純度為95%，O2壓縮到4 MPa后送往氣化爐.空分裝置的一部分產(chǎn)品N2壓縮至3 MPa后送往燃氣輪機燃燒室，用于降低NOx排放量.通過Aspen Plus軟件設計規(guī)定的功能，調節(jié)回注到燃氣輪機的N2量并使進入燃氣輪機的合成氣的低位發(fā)熱量保持為8 MJ/m3.氣化爐操作壓力為4 MPa，通過軟件設計規(guī)定的功能，調節(jié)空分裝置的空氣處理量以改變進入氣化爐的O2量，使氣化爐出口合成氣的溫度保持為1 300 ℃.氣化合成氣先后經(jīng)過輻射廢鍋和對流廢鍋，利用合成氣顯熱將余熱鍋爐(Heat Recovery Steam Generator, HRSG)抽取的高壓不飽和水加熱為高壓蒸汽，輻射廢鍋和對流廢鍋出口合成氣溫度分別為750 ℃和350 ℃.氣化合成氣中的羰基硫(COS)在220 ℃下全部轉化為H2S.合成氣中的H2S通過Selexol物理吸收法脫除，反應溫度為38 ℃.Selexol解析塔析出的酸性氣體由Claus/SCOT裝置回收單質硫.蒸汽輪機和HRSG采用三壓再熱系統(tǒng)，蒸汽參數(shù)分別為12.8 MPa/566 ℃, 2.6 MPa/566 ℃和0.47 MPa/200 ℃.為簡化計算，HRSG中蒸汽和煙氣的流動阻力損失忽略不計.

表1　IGCC電站煤質分析

1.2流程描述

圖1給出了不捕集CO2的IGCC電站流程圖.氣化爐產(chǎn)生的粗合成氣首先經(jīng)過輻射廢鍋和對流廢鍋，再經(jīng)過水洗和COS變換，最后通過多級冷卻除去部分水并降溫到H2S脫除溫度38 ℃.Selexol脫硫單元產(chǎn)生的富H2S氣體進入Claus/SCOT裝置生成單質硫.脫硫后的清潔合成氣與來自空分裝置的N2混合后進入燃氣輪機發(fā)電.采用GE公司F級燃氣輪機，燃氣輪機壓縮比為15.8，燃氣輪機透平采用空氣冷卻，冷卻空氣從壓氣機末級葉片出口和級間葉片出口抽取，分別用于透平靜葉片和動葉片冷卻，燃氣輪機冷卻空氣抽取量約占壓氣機進氣總量的12%，燃氣輪機透平進口的煙氣溫度不高于1 327 ℃.從HRSG抽取高壓不飽和水分別送往輻射廢鍋和對流廢鍋，廢熱鍋爐產(chǎn)生的高壓蒸汽送往HRSG高壓蒸發(fā)器的出口.

圖1　不捕集CO2的IGCC電站流程圖

圖2給出了燃燒前捕集CO2的IGCC電站流程圖.COS變換后，90%的合成氣與輻射廢鍋產(chǎn)生的一部分高壓蒸汽進入WGS裝置，經(jīng)過水煤氣變換后與其余10%的合成氣混合，再進入基于Selexol法的H2S/CO2協(xié)同脫除單元.為簡化計算，本文中WGS裝置不考慮催化劑積碳及失效問題.Selexol單元吸收塔的酸性氣體吸收壓力為6 MPa、溫度為38 ℃，解析塔氣體析出壓力為0.1 MPa.吸收塔頂部逸出的富氫合成氣與空分裝置的部分產(chǎn)品N2混合后進入燃氣輪機發(fā)電.解析塔頂部析出的氣體進入Claus/SCOT裝置將H2S轉化為單質硫，其余含高濃度CO2的氣體經(jīng)脫水再壓縮至11 MPa的液態(tài)，解析塔底部的Selexol貧液經(jīng)過壓縮重新進入吸收塔頂部.在本文模型的計算條件下，CO2捕集率約為80%，即粗合成氣中80%的碳元素以CO2的形式被壓縮至11 MPa的液態(tài).

圖2　燃燒前捕集CO2的IGCC電站流程圖

圖3給出了筆者提出的新型WGS反應過程示意圖.WGS裝置總共包括2級：第1級裝置(WGS1)在較高溫度下進行，以獲得較快的水煤氣變換反應速率，其進出口氣體的溫度分別為190 ℃和470 ℃，WGS1中CO轉化率設定為78%.WGS1出口氣體通過換熱器HX1冷卻，所釋放的熱量用于加熱與N2混合后的富氫合成氣，以提高其溫度；第2級裝置(WGS2)反應溫度較低(300 ℃)，用于進一步提高CO的轉化率，CO在WGS2中的轉化率為50%.WGS2出口的富氫合成氣通過換熱器HX2冷卻，釋放的熱量用于加熱進入WGS1的合成氣及水蒸氣.本文中WGS1和WGS2均采用RStoic反應器模擬.

圖3　新型WGS反應過程示意圖

2結果與討論

2.1CO2捕集對IGCC電站性能的影響

表2給出了燃燒前捕集CO2對IGCC電站性能的影響.其中，方案1表示不捕集CO2，方案2表示燃燒前捕集80%的CO2(WGS1反應器中H2O與CO物質的量比為1.3，燃氣輪機進口煙氣溫度為150 ℃)，2種方案中煤的輸入功率均為542.1 MW.由表2可見，捕集CO2時燃氣輪機發(fā)電量略有增加，主要原因為此時空分裝置回注燃氣輪機的N2增加，增大了燃氣輪機的發(fā)電量.同時，方案2中空分裝置的耗電量增加了10.2 MW，這是回注N2導致壓縮功耗增加的結果.捕集CO2導致蒸汽輪機發(fā)電量降低27.5 MW，原因為廢熱鍋爐產(chǎn)生的部分高壓蒸汽用于WGS反應過程，使進入余熱鍋爐和蒸汽輪機的蒸汽量減少.與方案1相比，捕集CO2導致IGCC電站總發(fā)電量減少21.8 MW.

表2　燃燒前捕集CO2對IGCC電站性能的影響

2.2新型水煤氣變換過程的優(yōu)化

水煤氣變換過程對IGCC電站的發(fā)電量有關鍵影響，直接關系到電站的供電效率.本節(jié)針對所提出的新型WGS反應過程，研究進入第1級水煤氣變換反應裝置的合成氣中H2O與CO物質的量比及含N2富氫合成氣的加熱溫度2個關鍵參數(shù)對IGCC電站性能的影響，并獲得優(yōu)化的操作參數(shù).

2.2.1H2O與CO物質的量比對IGCC電站性能的影響

表3給出了H2O與CO物質的量比對IGCC電站性能的影響.在本節(jié)計算條件下，進入燃氣輪機的含N2富氫合成氣的組成及初始條件不變，氣體溫度為150 ℃，燃氣輪機發(fā)電量保持為162.8 MW.隨H2O與CO物質的量比由1.0增大到1.5，IGCC電站的總發(fā)電量由261.0 MW減少至248.5 MW.發(fā)電量減少的原因為隨H2O與CO物質的量比的增大，廢熱鍋爐產(chǎn)生的蒸汽更多地進入WGS變換裝置，進入蒸汽輪機發(fā)電的蒸汽量減少.在本節(jié)條件下，IGCC電站的廠用電耗量保持不變，隨H2O與CO物質的量比的增大，由于總發(fā)電量逐漸減少，廠用電耗率逐漸提高，供電效率由37.3%逐漸降低至35.0%.可見，為獲得較高的供電效率和較低的廠用電耗率，應采用較小的H2O與CO物質的量比.為保證WGS反應過程達到較高的CO轉化率，H2O與CO物質的量比不宜小于1.0.因此，在不考慮水煤氣變換催化劑積碳失效的條件下，H2O與CO物質的量比的優(yōu)化值應采用1.0.

表3　H2O與CO物質的量比對IGCC電站性能的影響

2.2.2含N2富氫合成氣加熱溫度對IGCC電站性能的影響

表4給出了含N2富氫合成氣加熱溫度對IGCC電站性能的影響.在本節(jié)計算條件下，進入WGS的合成氣中H2O與CO物質的量比保持為1.3，蒸汽輪機發(fā)電量保持為90.5 MW.隨含N2富氫合成氣加熱溫度由150 ℃提高到350 ℃，IGCC電站的總發(fā)電量由253.3 MW增加至260.1 MW.發(fā)電量增加的原因為隨含N2富氫合成氣加熱溫度的提高，含N2富氫合成氣在組分不變的前提下攜帶更多熱量進入燃氣輪機，導致燃氣輪機發(fā)電量增加.在本節(jié)條件下，IGCC電站的廠用電耗量保持不變，隨含N2富氫合成氣加熱溫度的提高，由于總發(fā)電量逐漸增加，廠用電耗率逐漸降低，而供電效率由35.9%逐漸提高至37.1%.可見，為獲得較高的供電效率和較低的廠用電耗率，應該采用較高的含N2富氫合成氣加熱溫度.本文計算范圍內，在同時考慮第1級水煤氣變換裝置出口氣體的溫度以及換熱器投資的前提下，含N2富氫合成氣加熱溫度的優(yōu)化值應采用350 ℃.

表4含N2富氫合成氣加熱溫度對IGCC電站性能的影響

Tab.4Effects of preheat temperature of N2-contained H2-enriched syngas on the IGCC performance

合成氣加熱溫度/℃總發(fā)電量/MW廠用電耗率/%供電效率/%150253.323.235.9200255.023.136.2250256.722.936.5300258.422.836.8350260.122.637.1

2.3燃燒前捕集CO2的IGCC電站性能改進

表5給出了本文及參考文獻[11]中燃燒前捕集CO2的IGCC電站性能的比較.文獻[11]中IGCC電站方案也同樣采用GE-Texaco氣化、合成氣顯熱回收技術，同時采用物理吸收法脫除CO2.方案2與文獻[11]中方案相比，廠用電耗率和供電效率值比較接近，說明本文中的模擬計算結果具有較好的可靠性.本文中IGCC電站CO2捕集率為80%，高于文獻[11]中方案的70%.與文獻[11]中方案相比，方案2的廠用電耗率略高而供電效率略低.方案3的IGCC電站采用2.2節(jié)優(yōu)化的WGS操作參數(shù)(H2O與CO物質的量比為1.0，合成氣加熱溫度為350 ℃).與方案2相比，方案3在燃料輸入熱量相同的情況下，由于進入燃氣輪機合成氣的溫度提高、廢熱鍋爐進入蒸汽輪機的蒸汽量增加，燃氣輪機和蒸汽輪機發(fā)電量、總發(fā)電量均相應增加.在相同CO2捕集率的前提下，方案3的IGCC電站廠用電耗率降低1.3%，供電效率提高2.7%，因此顯著提高了IGCC電站的性能.

表5燃燒前捕集CO2的IGCC電站性能的比較

Tab.5Comparison of IGCC performance with pre-combustion CO2capture among different schemes%

3結論

(1) 與不捕集CO2相比，捕集80%CO2的IGCC電站的廠用電耗率提高約一倍，供電效率降低8.7%.

(2) 進入WGS反應裝置的合成氣的H2O與CO物質的量比和含N2富氫合成氣加熱溫度是新型WGS反應過程的2個重要參數(shù)，對IGCC電站的性能有重要影響.隨H2O與CO物質的量比的減小和含N2富氫合成氣加熱溫度的提高，IGCC電站的總發(fā)電量增加、供電效率顯著提高.

(3) 在筆者研究范圍內，最優(yōu)的H2O與CO物質的量比和含N2富氫合成氣加熱溫度分別取1.0和350 ℃.

(4) 筆者的研究結果與其他研究結果的一致性較好.當采用優(yōu)化的H2O與CO物質的量比和含N2富氫合成氣加熱溫度時，IGCC電站廠用電耗率降低1.3%、供電效率提高2.7%.

參考文獻：

[1]綠色煤電有限公司. 挑戰(zhàn)全球氣候變化——二氧化碳捕集與封存[M]. 北京: 中國水利水電出版社, 2008: 44-64.

[2]遲金玲, 張士杰, 王波, 等. CO2捕集對輸運床氣化爐IGCC系統(tǒng)技術經(jīng)濟性的影響[J]. 中國電機工程學報, 2013, 33 (23): 51-59.

CHI Jinling, ZHANG Shijie, WANG Bo,etal. Influences of CO2capture on techno-economic performance of transport gasifier based IGCC systems [J]. Proceedings of the CSEE, 2013, 33 (23): 51-59.

[3]段立強, 孫思宇, 卞境, 等. 集成氧離子傳輸膜的CO2零排放IGCC系統(tǒng)研究[J]. 中國電機工程學報, 2014, 34 (23): 3874-3882.

DUAN Liqiang, SUN Siyu, BIAN Jing,etal. Study on the zero-CO2emission IGCC system integrated with the oxygen transport membrane [J]. Proceedings of the CSEE, 2014, 34 (23): 3874-3882.

[4]PARK S H, LEE S J, LEE J W,etal. The quantitative evaluation of two-stage pre-combustion CO2capture processes using the physical solvents with various design parameters[J]. Energy, 2015, 81: 47-55.

[5]MUKHERJEE S, KUMAR P, HOSSEINI A,etal. Comparative assessment of gasification based coal power plants with various CO2capture technologies producing electricity and hydrogen[J]. Energy & Fuel, 2014, 28(2): 1028-1040.

[6]REZVANI S, HUANG Y, MCILVEEN-WRIGHT D,etal. Comparative assessment of coal fired IGCC systems with CO2capture using physical absorption, membrane reactors and chemical looping[J]. Fuel, 2009, 88(12): 2463-2472.

[7]鄧廣義, 韓龍, 范永春, 等. 水煤漿氣化合成氣顯熱回收對IGCC電站性能的影響 [J]. 動力工程學報, 2014, 34 (12): 985-996.

DENG Guangyi, HAN Long, FAN Yongchun,etal. Influences of syngas sensible heat recovery on performance of IGCC power plant based on coal water slurry gasification[J]. Journal of Chinese Society of Power Engineering, 2014, 34 (12): 985-996.

[8]MARTELLI E, KREUTZ T, CARBO M,etal. Shell coal IGCCS with carbon capture: conventional gas quench vs. innovative configurations[J]. Applied Energy, 2011, 88(11): 3978-3989.

[9]CHEN Chao, RUBIN E S. CO2control technology effects on IGCC plant performance and cost[J]. Energy Policy, 2009, 37(3): 915-924.

[10]KUNZE C, SPLIETHOFF H. Modeling of an IGCC plant with carbon capture for 2020[J]. Fuel Processing Technology, 2010, 91(8): 934-941.

[11]CAU G, TOLA V, DEIANA P. Comparative performance assessment of USC and IGCC power plants integrated with CO2capture systems[J]. Fuel, 2014, 116(1): 820-833.

Optimization on Water Gas Shift Process in IGCC Power Plant

ZHANZhigang1,XUQisheng1,WENZhiyong1,LIFangyong1,CHENGMingtao1,HANLong2,WANGQinhui2

(1. Electric Power Research Institute of Guangdong Power Grid Co., Ltd., Guangzhou 510080, China;2. Institute of Thermal Power Engineering, Zhejiang University, Hangzhou 310027, China)

Abstract：A novel water gas shift (WGS) process was proposed, where the heat released in WGS reaction can be utilized to heat the syngas before entering into the gas turbine, while a process model was set up for the whole integrated gasification combined cycle (IGCC) unit using Aspen Plus software, based on which the effects of pre-combustion CO2 capture on the power output, auxiliary power consumption rate and plant net efficiency of the unit were evaluated, and simultaneously the variation of two key parameters of the novel WGS process and their influences on the unit performance were analyzed. Results show that it is beneficial to decrease the auxiliary power consumption rate and increase the plant net efficiency by reducing the mole ratio of H2O/CO in syngas that entering into WGS reactor and by increasing the final heating temperature of syngas. These findings agree well with those of previous studies. By adopting the optimized operating parameters for the WGS process, the auxiliary power consumption rate and the plant net efficiency are respectively decreased by 1.3% and increased by 2.7%.

Key words：IGCC power plant; CO2 capture; water gas shift; process optimization

收稿日期：2015-07-21

修訂日期：2015-09-15

基金項目：南方電網(wǎng)公司科技基金資助項目(K-GD2013-0488)

作者簡介：湛志鋼(1976-)，男，湖南汨羅人，教授級高工，碩士，研究方向為燃煤發(fā)電機組節(jié)能減排、CO2捕集技術.

文章編號：1674-7607(2016)06-0480-06中圖分類號：TM611.3

文獻標志碼：A學科分類號：470.30

王勤輝(通信作者)，男，教授，博士生導師，電話(Tel．)：0571-87952802； E-mail：qhwang@zju.edu.cn.