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CN105820842B - 一种煤气化超临界co2循环发电系统 - Google Patents

一种煤气化超临界co2循环发电系统 Download PDF

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CN105820842B CN201610334811.4A CN201610334811A CN105820842B CN 105820842 B CN105820842 B CN 105820842B CN 201610334811 A CN201610334811 A CN 201610334811A CN 105820842 B CN105820842 B CN 105820842B
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Abstract

一种煤气化超临界CO2循环发电系统，包括煤气化单元、空分单元和内燃式超临界CO2循环单元，其中，空分单元输入空气，产生氧气，并分两路输出所述氧气，其中一路输入所述气化炉中，另一路输入内燃式超临界CO2循环单元的燃烧室中。所述内燃式超临界CO2循环单元还包含将热能转换为机械能的透平和用于热交换的回热单元，其中从所述透平级间、透平出口或回热单元冷侧热端出口抽取一部分气体，作为气化剂输入作为所述煤气化单元中气化炉。本发明提出的一种煤气化超临界CO2循环发电系统在实现CO2零排放的同时，可获得高的系统效率，比基于燃烧前捕集的整体煤气化联合循环发电系统净效率高8‑14个百分点。

Description

一种煤气化超临界CO2循环发电系统
技术领域
本发明属于能源动力与煤化工领域，具体地说涉及一种煤气化超临界 CO2循环发电系统。
背景技术
在我国以煤为主的能源结构下，如何高效低成本地减少煤基电站CO2排放是能源领域面临的重要问题。常规煤基电站CO2减排的技术路线包括燃烧前捕集、燃烧后捕集、富氧燃烧三种。
燃烧后捕集是指从燃烧后的烟气中分离和捕集CO2，主要应用对象是常规煤粉电站。其主要优点是工艺成熟，原理简单，对现有电站的继承性好。缺点是，由于燃烧后烟气体积流量大，CO2的分压小，脱碳过程的能耗大，设备的投资和运行成本较高，捕集成本较高。燃烧后捕集CO2将使系统效率降低8-15个百分点。
燃烧前捕集是指在燃料燃烧前将其中的含碳组分分离和捕集出来，主要用于整体煤气化联合循环IGCC电站。捕集过程为：气化炉产生的煤制气经净化后进入水煤气变换单元，其中的CO和水蒸气发生水煤气变换反应生成CO2和H2，提高气体中CO2的含量，而后对其中的CO2进行分离。与燃烧后捕集相比，燃烧前捕集所需处理的气体体积大幅度减少，CO2浓度显著增大。燃烧前捕集CO2将使系统效率降低6-15个百分点。
富氧燃烧是指用O2/CO2混合物取代空气作为氧化剂，与煤粉一同在纯氧燃烧炉中进行燃烧。燃烧产物中CO2的浓度达到90％以上，可直接进行分离，显著降低了捕集过程的能耗。由于助燃介质发生变化，这种技术的燃烧特性、烟气辐射换热特性、脱硫脱销特性等都将发生变化。基于这种的燃烧技术，需要研发相应的纯氧燃烧炉。此外，富氧燃烧所需的氧气需要由空分系统供给，虽然CO2分离过程能耗降低，但空分过程的应用增加了系统的能耗，且将大幅度提高系统的投资。富氧燃烧中由于空分消耗的能量将使系统效率降低约10个百分点。
在以上三种技术路线下，煤基CO2近零排放电站效率约30％-38％，与不考虑捕集时相比，效率降低6-15个百分点。一方面，需要通过大力发展相关关键技术以进一步增强系统的技术经济性，另一方面需要通过循环创新发展更加高效低成本的零排放煤基发电技术。
内燃式超临界CO2循环的提出，为煤基电站CO2减排提供了新的循环创新思路。目前已提出的内燃式超临界CO2循环包括COOPERATE循环、 Matiant循环(包括CO2冷凝器及不包括CO2冷凝器)、E-Matiant循环、 OCDOPUS以及Allam循环等。这些循环均以天然气为燃料提出，但同时均可采用煤制合成气作为燃料。以上内燃式超临界CO2循环具有循环效率高，系统流程简单等优点，以天然气为燃料时，系统效率约45％-58.9％，其中Allam循环效率最高。然而由于超临界CO2工质物性，以上两类循环共同面临两个问题：1)高压下CO2比热随温度降低会出现先升高后降低的现象，易出现低温段换热不匹配的问题，从而带来较大的损失；2) 在透平工作参数下，CO2比热比低于空气或水蒸气，同样落压比下，透平进出口温比小，透平排烟温度高，由于回热器材料的限制，透平进口温度无法提升，效率提高困难。
与煤气化结合时，将煤气化与内燃式超临界CO2循环相结合，目前的结合方式以简单共用空分、以合成气代替天然气为主，内燃式超临界CO2循环的效率优势消失殆尽。众所周知，煤气化本身是一个可用能显著降低的过程，气化炉内焦炭气化反应、气化剂、氧气及固体升温所需消耗的能量需通过一部分焦炭的燃烧提供，焦炭燃烧份额越大，可用能损失越大。目前，常见气化炉的冷煤气效率最高仅约82％。考虑到空分的能耗，煤的能量转化利用效率将更低。虽然合成气在除尘、净化过程中由高温降温至 40℃的热量可由废锅产蒸汽、加热废锅给水的方式回收，但合成气中水蒸气冷凝能量损失大，热量利用率低。另外，煤气冷却过程废锅产蒸汽除满足气化及净化工艺需求外，额外的蒸汽需配置多级蒸汽轮机及冷凝系统进行消纳。由于蒸汽循环与CO2循环循环工质的不同，无法实现设备的共用，则需要设置两套独立发电系统，造成系统庞杂、投资成本高、控制困难，且由于蒸汽流量少，蒸汽轮机规模小，其内效率较大型蒸汽轮机低约6-8％，效率进一步降低。
综上，目前应用于煤基电站CO2减排的三种技术路线存在着系统效率低，发电成本高的问题，迫切需要通过循环的创新，开发近零排放煤基电站技术。内燃式超临界CO2循环的提出，为以煤为燃料的CO2零排放系统提供了新的选择，但内燃式超临界CO2循环尚存在一定的技术问题，而其与煤气化相结合时，若仅考虑空分的共用和燃料的结合，存在系统庞杂，系统效率偏低的问题。
发明内容
针对现有技术的上述缺点和不足，本发明的目的在于提出一种煤气化超临界CO2循环发电系统。
为实现上述目的，本发明提供一种煤气化超临界CO2循环发电系统，包括煤气化单元、空分单元和内燃式超临界CO2循环单元，其中，
所述煤气化单元包括气化炉，所述内燃式超临界CO2循环单元包括燃烧室；
所述空分单元输入空气，产生氧气，并分两路输出所述氧气，其中一路输入所述气化炉中，另一路输入所述燃烧室中。
优选的，所述内燃式超临界CO2循环单元还包含将热能转换为机械能的透平和用于热交换的回热单元，从其中所述透平级间、透平出口或回热单元冷侧热端出口抽取一部分气体，作为气化剂输入作为所述煤气化单元中气化炉。
优选的，所述气化炉为高温气化炉，操作温度≥1300℃；或者所述气化炉为中低温催化气化炉，操作温度700-900℃。
优选的，其特征在于：所述煤气化单元包含废热锅炉，该废热锅炉产生的压力≥22MPa的超临界水蒸气，或压力大于等于3MPa且小于22MPa 的中高压过热蒸汽直接注入所述内燃式超临界CO2循环的燃烧室。
优选的，所述煤气化单元包括除尘单元，其中，经除尘单元除尘后合成气冷却过程的热量一部分输入用于加热废锅给水，还有一部分输入用于预热内燃式超临界CO2循环单元循环CO2。
优选的，所述内燃式超临界CO2循环单元设置N级燃烧室及透平，N 为1至5的自然数；
优选的，所述回热单元所需热量来源为透平排烟放热；优选的，所述回热单元所需热量来源还有：合成气冷却过程热量、空气压缩过程热量、氧气压缩过程热量和/或CO2压缩过程热量。
优选的，所述回热单元所需热量来源还有：合成气冷却过程热量、空气压缩过程热量、氧气压缩过程热量和/或CO2压缩过程热量。
优选的，所述回热单元由多个回热器组成，回热器的设置按照“能量对口、梯级利用”的原则设置。
优选的，所述内燃式超临界CO2循环单元采用Allam循环流程、Matiant 循环流程或者E-Matiant循环流程设置。
通过上述技术方案，本发明的有益效果在于：
(1)本发明提供的所述一种煤气化超临界CO2循环，抽取内燃式超临界CO2循环中的高温富CO2工质回流作为气化炉的气化剂，其可带来以下几个方面的效果：a.高温富CO2注入气化炉可减少气化过程中用于燃烧供热的焦炭份额，提高气化炉效率及冷煤气效率，同时减少气化炉氧耗及空分耗功；b.回流工质以CO2为主，与水蒸气作为气化剂相比，合成气中水蒸气含量减少，冷却过程水蒸气冷凝造成的热量损失少；
(2)本发明提供的所述一种煤气化超临界CO2循环，将废锅产生的蒸汽直接注入内燃式超临界CO2循环燃烧室中，其可带来以下几个方面的效果：a.简化动力输出单元；b.水蒸气可代替一部分CO2作为稀释剂，减少循环CO2工质流量，减少CO2压缩过程耗功；c.水蒸气的注入将改变透平进口工质热物性，提高工质的比热比，可在相同的回热器热端温度限制下提高透平进口温度；d.水蒸气的注入可增加回热单元热侧工质流量，增加热侧总换热量，可一定程度改善换热器低温端热量不匹配的问题。
(3)本发明所提出的一种煤气化超临界CO2循环，通过注蒸汽及高温富CO2工质回流两种方式，结合煤气冷却中中低温热量的利用，一方面可解决内燃式超临界循环本身所存在的回热器热量不匹配，性能提高困难的问题，另一方面，可获得高的系统净效率；
(4)本发明提出的一种煤气化超临界CO2循环发电系统在实现CO2零排放的同时，获得高的系统效率，比基于燃烧前捕集的整体煤气化联合循环发电系统净效率高8-14个百分点。
附图说明
图1为本发明提出的一种煤气化超临界CO2循环发电系统
上述附图中，各部件及相应的标记为：1-气化炉；2-废热锅炉；3-除尘单元；4-合成气冷却单元；5-脱硫及硫回收单元；6-燃料压缩机；7-燃烧室；8-透平；9-回热单元；10-冷却器；11-闪蒸罐；12-CO2压缩机；13-CO2冷却器；14-CO2泵；15-空分；16-氧气压缩机；17-氧气增压机；
101-煤，102-高温粗合成气，103-中温粗合成气，104-除尘后的合成气， 105-常温合成气；106-净合成气，107-压缩净合成气，108-高温烟气，109- 高温透平排烟，110-去回热器烟气，111-出回热器烟气，112-冷却后烟气， 113-CO2气体，114-压缩CO2气体，115-液态CO2，116-增压CO2，117-去封存CO2，118-循环CO2，119-高温循环CO2，120-去气化炉的高温透平排烟，121-空气，122-氧气，123-压缩后的氧气，124-去气化炉氧气，125- 去燃烧室氧气，126-增压后氧气。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下参照附图并举实施例，对本发明进一步详细说明。下述参照附图对本发明实施方式的说明旨在对本发明的总体发明构思进行解释，而不应当理解为对本发明的一种限制。
参见图1，本发明提出的一种煤气化超临界CO2循环发电系统，煤101 进入气化炉1在高温富CO2工质120及氧气124作用下，反应生成高温粗合成气102，高温粗合成气经废热锅炉2冷却至约350℃，成为中温粗合成气103，而后进入除尘单元3脱除其中绝大多数的固体杂质。废热锅炉 2产生的蒸汽129直接注入到内燃式超临界CO2循环单元的燃烧室7中。经除尘后的合成气104经进一步冷却后(成为常温合成气105)进入脱硫及硫回收单元5脱除其中的含硫组分(H2S、COS等)，并产生单质硫产品。脱硫后的净合成气106经燃料压缩机6压缩后(成为压缩合成气107)作为燃料进入内燃式超临界CO2循环燃烧室7进行纯氧燃烧。燃烧后的高温气体108经高温高压透平8膨胀做功。根据煤气化过程操作压力，在透平 8级间或透平8出口抽取一部分高温透平排烟120循环至气化炉1作为气化过程气化剂。经膨胀后的另一部分高温透平排烟110进入回热单元9热侧进行冷却，出回热单元9的气体111经冷却器10进一步冷却(成为冷却气体112)并通过闪蒸罐11分离其中的H2O后成为纯度较高的CO2气体113。CO2气体113经多级CO2压缩机12压缩至8MPa(成为压缩CO2气体114)，再经CO2冷却器13冷却后成为液态CO2115，而后经CO2泵增压至15-30MPa，成为增压CO2116，一部分增压后的CO2117输出去封存，剩余部分作为循环CO2118经回热单元9后(成为高温循环CO2119) 进入燃烧室7继续参与循环。
在本发明中，煤气化超临界CO2循环发电系统以及内燃式超临界CO2循环单元中的“超临界”是指二氧化碳气体的在内燃式超临界CO2循环单元回热器中的温度大于30.98℃且气体压力大于73.8MPa。
优选的，气化炉1气化剂温度可达到约750-1000℃，以CO2为主(CO2体积分数＞90％)，与目前常规以水/水蒸气及O2为气化剂的气化炉相比，用于燃烧供热的焦炭份额更少，气化过程冷煤气效率更高。
优选的，气化炉1所需的气化剂可来自于内燃式超临界CO2循环透平 8级间、透平8出口或回热单元9冷侧热端出口。
优选的，气化炉1可为高温气化炉，操作温度≥1300℃。
优选的，气化炉1可为中低温催化气化炉，操作温度700-900℃，采用碱金属为催化剂，相对于常规气化炉，可实现自热反应，不需要供给氧气。
优选的，废热锅炉2产生的水蒸气可为超临界水蒸气(压力≥22MPa)。
优选的，废热锅炉2产生的水蒸气可为中高压过热蒸汽(3MPa≤压力＜22MPa)。
优选的，废热锅炉2产生的水蒸气直接注入所述内燃式超临界CO2循环单元燃烧室7，可省去单独配置小型蒸汽轮机发电机组、冷凝水泵等装置，且水蒸气的注入可改变超临界CO2物性，降低透平排烟温度，减少回热单元热端回热端差，缓解回热单元冷端能量不匹配问题。
优选的，除尘后合成气冷却过程的热量(350℃-60℃放热)一部分用于加热废热锅炉2给水，一部分用于预热内燃式超临界CO2循环部分循环 CO2，解决回热单元9冷端能量不匹配问题。
优选的，所述内燃式超临界CO2循环单元可设置N级(1≤N≤5)燃烧室及透平。
优选的，所述内燃式超临界CO2循环单元第一级燃烧室操作压力范围为3-40MPa。
优选的，所述内燃式超临界CO2循环回热单元9所需热量以透平排烟放热为主，可结合利用合成气冷却过程热量、空气压缩过程热量、氧气压缩过程热量、CO2压缩过程热量；
优选的，所述内燃式超临界CO2循环回热单元由一系列回热器组成，回热器的设置按照“能量对口、梯级利用”的原则设置。
优选的，所述内燃式超临界CO2循环单元可采用Allam循环流程设置、 Matiant循环流程设置、E-Matiant循环流程设置。
优选的，所述空分单元包括空分装置、氧气压缩机和氧气增压机，所述空分装置输入空气121，产生氧气122(另外还排出氮气127)，氧气经氧气压缩机压缩后输出氧气，压缩后的一部分氧气124至所述煤气化单元，而压缩后的另一部分氧气125经氧气增压机继续增压，(形成增压后的氧气126)然后输出至所述内燃式超临界CO2循环单元。
本发明提供的所述一种煤气化超临界CO2循环，抽取内燃式超临界 CO2循环中的高温富CO2工质回流作为气化炉的气化剂，其可带来以下几个方面的有益效果：1)高温富CO2注入气化炉可减少气化过程中用于燃烧供热的焦炭份额，提高气化炉效率及冷煤气效率，同时减少气化炉氧耗及空分耗功；2)回流工质以CO2为主，与水蒸气作为气化剂相比，合成气中水蒸气含量减少，冷却过程水蒸气冷凝造成的热量损失少。
本发明提供的所述一种煤气化超临界CO2循环，将废锅产生的蒸汽直接注入内燃式超临界CO2循环燃烧室中，其可带来以下几个方面的有益效果：1)简化动力输出单元；2)水蒸气可代替一部分CO2作为稀释剂，减少循环CO2工质流量，减少CO2压缩过程耗功；3)水蒸气的注入将改变透平进口工质热物性，提高工质的比热比，可在相同的回热器热端温度限制下提高透平进口温度；4)水蒸气的注入可增加回热单元热侧工质流量，增加热侧总换热量，可一定程度改善换热器低温端热量不匹配的问题。
性能比较和分析
按照图1所示的一种煤气化超临界CO2循环发电系统流程图，气化炉 1的操作压力为3MPa，操作温度为1400℃，废热锅炉2出口温度为350℃，除尘单元3固体脱除率为99.5％，脱硫及硫回收单元5脱硫率为99.8％，内燃式超临界CO2循环单元采用一级燃烧室、一级透平设置，燃烧室7压力30MPa，燃烧室8温度1150℃，透平8出口压力3MPa，回热单元9热侧出口温度86℃，冷却器10出口温度30℃，多级CO2压缩机12出口压力8MPa，CO2压缩泵出口压力30MPa，回热单元冷侧热端出口温度750℃。废热锅炉2产30MPa，600℃的超临界蒸汽，所产蒸汽直接注入内燃式超临界CO2循环单元燃烧室7中。
本实施例所用的气化煤种采用大同烟煤，其成分及热值见表1。
表1
实施例所述的一种煤气化超临界CO2循环发电系统中气化炉性能与常规Shell气化炉性能对比见表2。
可见，本发明中气化炉冷煤气效率达到84.36％，与常规Shell气化炉 (冷煤气效率82.12％)相比，冷煤气效率提高了约2.24个百分点，这意味着更多的焦炭能量转化为合成气热值。
表2
本发明提出一种煤气化超临界CO2循环发电系统总体热力性能见表3，基于Shell气化炉废锅冷却、Selexol脱硫脱碳、GE 9F级燃气轮机的IGCC 碳捕集发电系统(90％碳捕集率)的性能见表4。可见，本发明提出一种煤气化超临界CO2循环发电系统净效率可达47.02％，且可实现CO2的零排放，比基于Shell气化炉的IGCC碳捕集发电系统(90％碳捕集)的净效率高约10.9个百分点。
表3
名称 单位 本实施例系统
气化炉耗煤量 t/h 125.00
透平输出功 MW 667.57
燃料压缩机耗功 MW 15.86
空压机耗功 MW 69.52
氧压机耗功 MW 29.48
氧气增压机耗功 MW 13.11
多级CO2压缩机耗功 MW 62.66
CO2压缩泵耗功 MW 43.42
其他辅助耗功 MW 11.12
系统供电功率 MW 422.4
系统供电效率 ％ 47.02
表4
至此，已经结合附图对本实施例进行了详细描述。依据以上描述，本领域技术人员应当对本发明一种煤气化超临界CO2循环发电系统有了清楚的认识。
此外，上述对各元件和方法的定义并不仅限于实施例中提到的各种具体结构、形状或方式，本领域普通技术人员可对其进行简单地更改或替换，例如：
(1)虽然上述实施例中超临界CO2循环单元流程设置采用与Allam 循环相同的配置，但本发明并不以此为限，内燃式超临界CO2循环单元流程设置也可分别为Matian循环、E-Matiant循环形式；
(2)虽然上述实施例中气化炉采用的是不添加催化剂的高温气化炉，但本发明并不以此为限，气化炉可采用中低温催化气化炉，添加碱金属作为气化反应催化剂；
(3)虽然上述实施例中，回流的高温富CO2工质抽取自透平末端，但本发明并不以此为限，回流的高温富CO2工质也可自回热单元冷侧热端出口抽取；
(4)虽然上述实施例中内燃式超临界CO2循环部分采用的是一级燃烧室及一级透平设置，但本发明并不以此为限，燃烧室及透平的级数可根据循环最高压力的不同而改变，以最后一级透平排烟温度大于760℃为原则，一般1≤N≤5；
(5)虽然上述实施例中回热单元采用的是一个回热器，但本发明并不以此为限，回热器的个数及设置方式根据循环CO2热量及温度需求确定，可利用煤气冷却单元热量、空气压缩过程热量、氧气压缩过程热量、CO2压缩过程热量，回热器以“能量对口，梯级利用”为原则设置；
(6)虽然上述实施例中废热锅炉产的是超临界蒸汽，但本发明并不以此为限，产蒸汽参数可根据内燃式超临界CO2循环部分燃烧室级数及参数设置进行调整和匹配；
综上所述，本发明所提出的一种煤气化超临界CO2循环，以煤气化为源头，以内燃式超临界CO2循环为动力输出单元，根据两者各自的特点，通过注蒸汽及高温富CO2工质回流两种方式，一方面可解决内燃式超临界循环本身所存在的回热器热量不匹配，性能提高困难的问题，另一方面，可获得高的系统净效率。本发明提出的一种煤气化超临界CO2循环发电系统在实现CO2零排放的同时，可获得高的系统效率，比基于燃烧前捕集的整体煤气化联合循环发电系统净效率高8-14个百分点。
以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (9)

1.一种煤气化超临界CO2循环发电系统，其特征在于包括煤气化单元、空分单元和内燃式超临界CO2循环单元，其中，
所述煤气化单元包括气化炉，所述内燃式超临界CO2循环单元包括燃烧室；
所述空分单元输入空气，产生氧气，并分两路输出所述氧气，其中一路输入所述气化炉中，另一路输入所述燃烧室中；
所述内燃式超临界CO2循环单元还包含将热能转换为机械能的透平和用于热交换的回热单元，其中从所述透平级间、透平出口或回热单元冷侧热端出口抽取一部分气体，作为气化剂输入所述煤气化单元中的 气化炉。
2.根据权利要求1所述的煤气化超临界CO2循环发电系统，其特征在于，所述气化炉为高温气化炉，操作温度≥1300℃；或者所述气化炉为中低温催化气化炉，操作温度700-900℃。
3.根据权利要求1所述的煤气化超临界CO2循环发电系统，其特征在于：所述煤气化单元包含废热锅炉，该废热锅炉产生的压力≥22MPa的超临界水蒸气，或压力大于等于3MPa且小于22MPa的中高压过热蒸汽直接注入所述内燃式超临界CO2循环单元 的燃烧室。
4.根据权利要求1所述的煤气化超临界CO2循环发电系统，其特征在于：所述煤气化单元包括除尘单元，其中，经除尘单元除尘后合成气冷却过程的热量一部分输入用于加热废锅给水，还有一部分输入用于预热内燃式超临界CO2循环单元循环CO2。
5.根据权利要求1所述的煤气化超临界CO2循环发电系统，其特征在于：所述内燃式超临界CO2循环单元设置N级燃烧室及透平，N为1至5的自然数。
6.根据权利要求1所述的煤气化超临界CO2循环发电系统，其特征在于：所述回热单元所需热量来源为透平的排烟放热。
7.根据权利要求6所述的煤气化超临界CO2循环发电系统，其特征在于：所述回热单元所需热量来源还有：合成气冷却过程热量、空气压缩过程热量、氧气压缩过程热量和/或CO2压缩过程热量。
8.根据权利要求1所述的煤气化超临界CO2循环发电系统，其特征在于：所述回热单元由多个回热器组成，回热器的设置按照“能量对口、梯级利用”的原则设置。
9.根据权利要求1所述的煤气化超临界CO2循环发电系统，其特征在于：所述内燃式超临界CO2循环单元采用Allam循环流程、Matiant循环流程或者E-Matiant循环流程设置。
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