基于烟煤、褐煤的IGCC系统技术经济性对比

　　摘要：近年来，褐煤提质技术的发展使得褐煤的高效利用成为可能。基于一种先进的褐煤干燥技术—内部废热利用流化床干燥(wirbelschicht-trocknungmitinternerabw.rmenutzung，WTA)，采用ASPENPlus软件及美国电力研究协会(electricpowerresearchinstitute，EPRI)的技术评价准则(technicalassessmentguide，TAG)，分别对烟煤整体煤气化联合循环(integratedgasificationcombinedcycle，IGCC)电站和褐煤IGCC电站进行技术经济性分析。详细介绍了WTA单元及燃气轮机变工况的建模方法。计算结果表明，引入WTA技术后，褐煤IGCC电站的发电效率比采用传统干燥方式时约提高4.6个百分点，整体性能与烟煤IGCC电站相差不大；而褐煤IGCC电站的发电成本比烟煤IGCC电站低24.4%。高效的褐煤干燥技术能显著提高褐煤IGCC电站的效率，而褐煤低廉的价格又对降低发电成本十分有利，褐煤很可能成为比烟煤更适合IGCC的燃料。

　　关键词：整体煤气化联合循环；褐煤干燥；燃气轮机变工况；ASPENplus；技术经济性分析

　　0、引言

　　褐煤是一种煤化程度低的煤炭资源，据第三次全国煤炭资源调查，我国已探明的褐煤保有储量为1.311.42亿t，约占煤炭总保有储量的13%。与烟煤、无烟煤相比，褐煤的开发利用还不够充分。目前，整体煤气化联合循环(integratedgasificationcombinedcycle，IGCC)系统的原料仍以烟煤为主，褐煤由于水分灰分高、热值低，还难以直接在IGCC普遍采用的大型喷流床气化炉(如Texaco、Shell等)中很好地气化，而能够较好地气化褐煤的固定床气化炉(如Lurgi炉)，单机容量较小，并不是最适合IGCC的气化技术。近年来，随着人们对褐煤提质技术的深入研究，有效合理地利用褐煤已经成为可能。

　　褐煤提质是指通过脱水、脱灰、低温热解等方法来改善褐煤的煤质，提质后的褐煤水分显著降低，发热量大幅度提高，不仅便于运输和储存，还有利于燃烧、气化等使用。褐煤提质是高效利用褐煤的关键。WeiglK等和KakarasE等对比了褐煤燃煤电站分别采用外部干燥(即褐煤预干燥)和内部烟气循环干燥时的系统性能，结果表明采用外部干燥能使整个褐煤电站的发电效率提高5个百分点左右。目前，我国的非蒸发脱水和成型提质技术尚不够成熟，褐煤提质以机械干燥、蒸发干燥为主。

　　但这2种干燥方法耗能较大，会导致电站热经济性变差。本文介绍了一种先进的褐煤干燥技术—内部废热利用流化床干燥(wirbelschicht-trocknungmitinternerabw.rmenutzung，WTA)，将该技术应用于褐煤的气化前处理，能有效提高褐煤IGCC系统的效率，进而改善褐煤IGCC系统的性能。

　　TzimasE等设计了分别基于烟煤和褐煤，以电和氢气为产品，带二氧化碳捕集的IGCC系统，但其研究重点为最适合该IGCC电站(产氢、带CCS)的烟煤和褐煤气化技术，并没有详细对比烟煤和褐煤用于IGCC的性能或经济性。ZhengL等曾对采用3种煤(烟煤、次烟煤、褐煤)和4种气化技术

(Texaco、Shell、BGL、KRW)的12个IGCC系统进行过性能对比，结果显示褐煤对气化技术的适应性好于烟煤和次烟煤，褐煤是比烟煤或次烟煤更适合IGCC的燃料。但该研究中没有说明在计算IGCC系统性能时是否考虑了褐煤干燥过程的耗能，且并未进行基于不同燃料IGCC电站的经济性对比。考虑到褐煤丰富的储量及低廉的价格，褐煤IGCC的发电成本有可能比烟煤IGCC低。与烟煤IGCC电站相比，采用先进干燥技术WTA的褐煤IGCC电站在性能和经济性上究竟有何优劣是本文要研究的问题。

　　本文设计了基于徐州烟煤和霍林河褐煤的2个IGCC系统，用ASPENPlus软件进行流程模拟，并采用美国电力研究协会(electricpowerresearchinstitute,EPRI)的技术评价准则(technicalassessmentguide，TAG)进行了经济性分析。文中详细介绍了WTA褐煤干燥技术和IGCC系统在ASPENplus中的实现，尤其是燃气轮机变工况模型；给出了清晰的TAG模型计算流程框图以及适用于我国情景的模型参数。对烟煤IGCC及褐煤IGCC的性能和经济性的对比结果对我国IGCC的燃料选择有一定的参考价值。

　　1、IGCC系统配置及煤质特性

　　本文设计的2套IGCC系统，均采用Shell气化炉和N2部分回注的独立空分单元，动力岛均由GE的MS9001FA燃机和1套三压再热余热锅炉及汽轮机组成，2套IGCC系统的燃料分别是徐州烟煤和霍林河褐煤，霍林河煤的水分和灰分明显高于徐州烟煤，发热量仅约为前者的1/2，但霍林河煤的价格比徐州烟煤要低得多。

　　2、IGCC单元及ASPENPlus模型

　　2.1流程模拟方法

　　用ASPENPlus软件对IGCC系统进行流程模拟的方法已被国内外研究者认可并广泛采用。Frey等早在上世纪90年代初就已开发出一套基于ASPENPlus的IGCC系统模型。ChaoChen的模型与Frey的基本相同。本文参考Frey的模型及美国国家能源技术实验室(nationalenergytechnologylibrary，NETL)的ShellIGCCBaseCases报告中的参数进行ShellIGCC系统的建模。系统中的关键流程参数见表2。下面介绍各主要单元，尤其是褐煤干燥单元和改烧合成气后燃气轮机变工况的建模方法。

　　2.2褐煤干燥单元

　　2.2.1IGCC系统中的原煤干燥

　　干燥是气化前的关键处理过程。Shell气化炉自带一套干燥系统，能够将原煤15%以下的含水量(如烟煤)干燥至5%~6%；而对于褐煤，则需在气化炉前再加一套干燥褐煤的预处理设备。本文引入先进的褐煤干燥技术WTA，经过WTA干燥后的霍林河褐煤水分将与徐州烟煤的水份相等(10%)。

　　2.2.2褐煤预处理技术-WTA

　　WTA是德国RWE公司开发的一种新型褐煤干燥处理技术，目前已有产量90.t干煤/h的示范装置在运行。

　　WTA的主体装置是内置换热器的流化床，经过预热的褐煤与低压蒸汽(300~400.kPa)在流化床中进行间接换热。从褐煤中蒸发出的水蒸气在除去煤灰后，绝大部分被再压缩至300~400.kPa，温度达到280.℃，用来加热流化床中的褐煤，剩余蒸汽作为流化煤粉用的介质进入流化床。过热蒸汽与褐煤换热后温度降至约90.℃，再进入湿煤预热器将进入流化床前的褐煤预热到65.70.℃。从流化床干燥器出来的褐煤经过冷却及研磨后粒径达到0~1.mm，即可直接在锅炉中燃烧。若是用于气化，则需研磨至粒径达到0~100..m。根据RWE公司的经验，所得干燥褐煤的含水量与流化床温度有关：床温越高，干燥褐煤的水分越低；但当床温高于114.℃后，干燥褐煤的水分基本不再变化，在5%左右。当将褐煤干燥至含水10%时，流化床的温度约保持在110.℃。

　　在以褐煤做燃料的火电站中，褐煤是由锅炉出口900~1.000.℃的烟气干燥的；在IGCC电站中，可用燃气轮机500~600.℃的排气干燥褐煤。而WTA技术利用蒸发的水分作为干燥褐煤的热源，水蒸气温度相对锅炉烟气和燃气轮机排气的温度低，干燥换热过程的.损更少。除此之外，WTA技术还将系统内部余热(蒸汽冷凝液的显热)用于预热褐煤，显著降低了干燥褐煤所需的能量。RWE的研究表明，将WTA技术应用于褐煤火电站后，系统发电效率从43%上升到47%。目前，已经有3座WTA装置在运行，RWE公司还有1座产量110.t干煤/h的WTA装置正在建设之中。本文将WTA技术引入褐煤IGCC中，解决了褐煤干燥耗能高的问题，能有效提高IGCC系统的发电效率，改善褐煤IGCC的性能。

　　2.2.3褐煤干燥单元的ASPEN模型

　　物流WET-COAL及DRY-COAL分别代表原煤及干燥后的煤，RE-VAPOR为再压缩后的低压过热蒸汽。模块PREH模拟蒸汽凝结液预热褐煤的过程；HTEX，DRY-REAC和FILTER模拟流化床干燥器，其中HTEX模拟流化床中蒸汽与湿煤的换热过程；DRY-REAC模拟煤中水分的蒸发；FILTER将干燥后的煤粉与水蒸气分离。DRY-REAC模块的温度设为110.℃，模拟如下反应：Coalwet...Coaldry...H2O(1)该反应的反应程度由欲得的干燥煤粉水分决定，反应度与干煤水分之间的关系用Calculator模块控制。蒸汽压缩机RECOMP的耗功作为干燥褐煤用能计入系统辅助单元耗能。

　　2.3气化岛模型

　　经过干燥后的煤粉由空分单元产生的高压氮气输送，与高压蒸汽一起进入Shell气化炉发生气化反应。徐越、张斌、沈玲玲等对基于ASPENplus的煤气化过程的模拟做了较详尽的说明，处理方法大同小异。在ASPEN中，煤按非常规物质处理，因此需先通过模块DECOM(RYIELD类型)将其分解为C、H2、O2、N2、S、灰、水及未反应碳，分解热QDECOMP通入气化炉GASIFIER中。物流TRAN2、STEAM分别为输煤氮气和高压蒸汽，其流量与煤粉流量成正比，由Calculator模块控制；物流OXID为氧气，流量由DesignSpecification模块通过匹配气化温度控制；物流RECY-ASH是循环飞灰，使得气化炉的碳转化率达到99%。热流QLOSS为气化炉散热损失，取为入炉煤粉热量的1%。

　　粗合成气RGAS经过循环气QUENCH激冷和两级对流换热器冷却到338.℃左右，得到的低温合成气RGAS1再依次通过粗合成气/洁净合成气换热器RCEX，文丘里洗涤器VENTURI，COS水解装置COSHYDRO，冷却器COOLER及脱硫装置SULFINOL。QUENSPLI模块表示抽取一部分洁净合成气去激冷粗合成气。

    2.4动力岛模型

　　2.4.1IGCC动力岛

　　IGCC的动力岛即为由燃气轮机，余热锅炉和汽轮机组成的联合循环，气化岛得到的洁净合成气作为联合循环的燃料。下面分别说明模拟燃气轮机和余热锅炉时的关键问题。

　　2.4.2烧低热值合成气的燃机轮机工况点确定

　　为了控制NOx排放，增大燃机出力，IGCC中燃气轮机的燃料通常为掺混N2的洁净合成气，其低位热值在7.000.kJ/kg左右，与设计燃料天然气的50.000.kJ/kg相差甚远，导致燃气轮机将偏离设计运行点。确定改烧低热值合成气后燃气轮机的工况点是模拟IGCC系统的关键问题之一。

　　通常认为，燃气在透平进口处在阻塞工况(Choke)，马赫数为1，燃气的参数满足：11flow(2)1GpAnTR(2)式中：Gflow为透平进口燃气流量；p为透平进口燃气总压；A为透平进口面积；n为燃气摩尔质量；T为透平进口燃气总温；R为通用气体常数；..为燃气比热。式中...可看成常数。在不改造透平通流部分的前提下，烧合成气时的透平进口流量Gg、总温T3*、总压p3*、摩尔质量n与烧天然气时的透平进口流量Ggd、总温T3*d、总压p3*d、摩尔质量nd之间满足如下关系：**g3gd3d**33ddGTGTpnpn.(3)由式(3)可知，当燃料热值降低时，为了适应燃气流量的增大，需要提高燃气初压或降低燃气初温。燃气初温通过改变空燃比调节，燃气初压通过改变压气机压比调节。考虑到IGCC电站燃机的燃料有可能在合成气与天然气之间切换，为了保证燃机下游余热锅炉的工况稳定，选取烧合成气的燃机工况点的原则是燃机排气温度与烧天然气时的排气温度相等。最终，确定燃机合成气工况点详细的计算步骤如下：

　　1）选定T3值(通常第1个取值与设计工况相等)。

　　2）选定压气机可调进口导叶角度(variableinletguidevane,.VIGV)，通常从0..开始；根据VIGV计算压气机进气流量Gtotal及进入燃烧室的空气流量Gcombair(假定压气机的冷却空气比例不变)。

　　3）计算压比。①选定初始压比...0；②计算压气机出口空气温度T2，再根据T2及T3计算实际空燃比f；③根据Gcombair及f计算燃气流量Gg；④由Gg、T3，根据堵塞工况的公式计算p3*，再反算压气机压比...1；⑤若.|...1.....0.|...0.01，则以...1返回计算步骤①迭代；若.|...1.....0.|...0.01，压比计算结束，得到一个工况点(T3,VIGV,..1)。

　　4）得到该工况点下的透平排气温度T4new。若|.T4new...T4d.|...0.5，则调整VIGV角度，返回步骤2）重新计算；若.|.T4new...T4d.|...0.5，VIGV计算结束，得到工况点(T3,VIGV,..1,T4)。

　　5）判断该工况点是否符合GE的9F型燃机对压比裕度(12%)，透平通流能力裕度(10%)和燃机轴功裕度(20%)的限制。若不符合，则降低T3，返回步骤1）重新计算；若符合，则计算结束，所得工况点即为烧低热值合成气的燃气轮机工况点。

　　本文IGCC系统选用的是GE公司的MS9001FA燃机，裕度与压气机增压比裕度的燃机来说，改烧合成气时，将压比提高到17.89，透平初温降低5.℃便能适应燃气流量的增大。燃机出力达到286.62.MW，与文献的286.MW相符，燃机效率相对设计工况也有所提高。

　　2.4.3燃气轮机的ASPEN模型

　　燃机在ASPENplus中的实现如图7所示。压气机AIR-CP及透平POC-TUR均假定为3级(每一级压比/膨胀比相等)，用Comp类模块模拟。燃烧室COMBUST为RSTOIC类型，模拟CO、H2、CH4、H2S、N2等的燃烧反应。SPLIT和MIX模块分别表示从压气机抽取冷却空气TCOOL和向透平叶片注入冷却空气。

　　对MS9001FA燃机的设计工况进行热力计算知，其冷却空气流量为压气机入口空气流量的6.84%。在合成气工况下假设冷却空气比例不变，且4股冷却空气的流量相等。QCOMBLOS为燃烧室热损失，取为燃料热值的3%；QRECV为回收热量，取为QCOMBLOS的50%。空气流量，压比和透平初温即按表4中的合成气工况点设定。

　　2.4.4余热锅炉蒸汽产量的计算

　　余热锅炉利用燃气轮机高温尾气的显热产生蒸汽推动汽轮机做功。在ASPENplus中，可用10个换热器来模拟余热锅炉(包括高压、中压、低压系统各自的过热器、蒸发器和省煤器，且高压省煤器有2个)。在模拟燃机得到其尾气特性后，根据文献给出的公式计算余热锅炉蒸汽产量，并将计算结果作为模型的输入。对本文2个IGCC系统中的余热锅炉，排烟温度取为105.℃，节点温差和接近点温差分别为15和11.℃，2套系统的中低压蒸汽流量相差不大，而霍林河褐煤IGCC的高压蒸汽流量则比要多约10%，这是因为褐煤IGCC中气化炉单元能够回收的热量更多，有利于提高蒸汽产量。

　　3、流程模拟结果

　　3.1IGCC系统辅助单元耗能的估算

　　搭建整个IGCC系统的模型后，能够从ASPENPlus流程模拟的结果中直接获得燃机净功，汽机净功，空分耗功及泵功等一些主要的功量。但为了得到IGCC的系统效率，还需对全厂辅助单元的耗能进行估算。NETL的报告中仅有全厂辅助单元耗能的总和，不够精细。Frey等给出了热回收型TexacoIGCC系统的辅助单元耗能的估算方法，从其估算模型来看，辅助单元的耗能基本上与该单元的特征物流量成线性关系。例如，煤处理单元的耗能与收到基煤流量成线性关系。美国能源部(departmentofenergy，DOE)/NETL的报告中给出了ShellIGCC系统的较详细的辅助设备单位特征物流量能耗数据。

　　本文以DOE/NETL报告中的ShellIGCC数据为基准，借鉴Frey对辅助单元能耗与特征物流量成线性关系的判断估算辅助单元耗能。即先通过ASPEN的模拟结果获得煤、渣等特征物流量，再乘以对应单位能耗即可得到辅助设备的总耗能。

　　3.2烟煤IGCC和褐煤IGCC的性能对比

　　烟煤IGCC电站和褐煤IGCC电站的性能参数。不难看出，二者燃气轮机的出力基本相当，这是燃料匹配燃机的结果。褐煤IGCC电站由于处理煤量增大，气化岛、空分及汽轮机的规模均大于烟煤IGCC电站，辅助单元耗能也比后者高。但由于褐煤IGCC电站中气化炉回收的热量更多，增加了汽轮机的主蒸汽流量，其汽轮机出功大于烟煤IGCC电站。

　　总的来看，褐煤IGCC与烟煤IGCC的净出力相差不大，而褐煤IGCC的系统效率甚至优于同级别的热回收型TexacoIGCC系统(效率一般比ShellIGCC低2%~3%[9,20-21])。此效率上的优势要归功于先进的褐煤干燥技术WTA。流程模拟结果表明，若采用传统干燥技术将等质量的霍林河煤干燥至含水10%，耗能在52.MW左右(约为WTA干燥耗能的7倍)，这会导致系统效率由42.39%下降至37.81%。在解决了褐煤干燥耗能高的问题之后，将褐煤应用于IGCC电站是合理有效的。

　　4、经济性分析

　　4.1经济性估算模型

　　本文采用EPRI的TAG模型对IGCC系统进行经济性分析。TAG模型基于最小年收入分析法，估算设备购置费用(equipmentpurchasecost，EPC)时采用规模因子法，参考设备的规模和价格取自于DOE/NETL的报告。其中，WTA装置的经济性数据取自EPRI的报告，参考设备规模为1.603.t/d蒸发水，参考设备价格为3.700万美元(2004年价格)。

　　TAG模型中的部分参数，如人力成本以及计算资本费用率的假设条件等均用国产化分析后的数据代替供水系统、土地结建等工程造价的估算比例也是国产化后的结果。最终计算单位千瓦造价CBC和平准化发电成本CLCOE的公式如下：TCRBCMWCCE.(4)式中：EMW为该电厂的装机容量，top为电厂年运行小时数；CTCR、CTPI分别为总投资和建设总投资；Cfuel、CO&M分别为电厂的年燃料费用和年运行维护费用；Rfuel、RO&M为电厂服役期间内燃料费用和运行维护费用的平准化涨价因子，分别为1.344和1.266；RLCCR为电厂服役期间内的平准化资本费用率，对烟煤、褐煤IGCC电厂分别为0.106.5和0.104.2。

　　4.2经济性分析结果

　　霍林河褐煤IGCC电站的造价比徐州烟煤IGCC电站高约2.200元/kW，这是因为前者气化岛、空分和汽轮机的规模均比后者大，且添加了价格昂贵的WTA褐煤干燥装置，导致设备购置费用高。再比较2个电站的发电成本会发现，即使褐煤IGCC的资金成本和运行维护成本较烟煤IGCC均偏高，但由于霍林河褐煤比徐州烟煤便宜得多，褐煤IGCC电站的燃料成本比烟煤IGCC电站低0.194.1元/(kW.h)，总的发电成本则降到了0.426.5元/(kW.h)，降幅达到24.4%。这对提高IGCC电站在电网中的竞争性是非常有利的，从发电成本的角度来说褐煤是比烟煤更适合IGCC的原料。

　　5、结论

　　本文介绍了一种先进的褐煤干燥技术WTA，该技术能够有效地提高干燥褐煤的效率。本文用ASPENPlus软件模拟了分别基于徐州烟煤和霍林河褐煤的ShellIGCC系统，并采用EPRI的TAG模型估算了2个系统的经济性。结果显示，WTA技术能够显著提高褐煤IGCC系统的效率，使得褐煤IGCC与烟煤IGCC的性能相差不大，甚至优于同级别的热回收型TexacoIGCC系统。褐煤IGCC的造价比烟煤IGCC高，但因为霍林河褐煤的价格比徐州烟煤低得多，褐煤IGCC的发电成本反而比烟煤IGCC低24.4%。高效的干燥提质技术大大提高了褐煤的利用效率，而褐煤低廉的价格又对降低发电成本十分有利，因此褐煤很可能是比烟煤更适合IGCC的燃料。

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