IGCC常规岛系统优化设计研究

建立200 MW级整体煤气化联合循环（IGCC）发电系统模型,以整体性为原则,基于各设备单元的物质平衡、能量平衡以及化学反应平衡对IGCC系统进行计算,探讨不同汽水循环形式、不同余热锅炉与废热锅炉汽水配置方式对IGCC发电系统性能的影响。结果表明：在本研究系统中,选择三压再热汽水循环形式,可进一步回收燃气轮机的排气余热,同时提高了汽轮机的初参数,有利于提高系统性能;余热锅炉高压省煤器的汽水配置遵循＂温度对口、能量梯级利用＂的原则,以获得较高的整体性能。研究结果为同级别IGCC系统中常规岛的优化设计提供参考。     

基于低碳排放的IGCC发电模型研究

整体煤气化联合循环(IGCC)发电技术具有发电效率高、污染物排放低、节水性能先进、有利于实现CO2减排等特点,是国际上公认的洁净、高效的发电技术之一。建立了基于低碳排放的IGCC发电模型,并分别对IGCC发电系统的两部分(煤气化系统和燃气-蒸汽轮机联合循环发电系统)建立了评价子模型。通过模型,计算不同煤质的IGCC系统能效、供电标煤耗及单位电量CO2排放量,并将模型计算结果与国内电厂的煤气化粗煤气组成、国际上大型联合循环机组的热效率进行了对比,验证了模型的合理性和准确性。     

清洁煤发电的CCS和IGCC联产技术

煤气化联合循环(IGCC)发电技术是煤气化和燃气—蒸汽联合循环的结合,是当今国际正在兴起的一种先进的洁净煤(CCT)发电技术,其具有高效、低污染、节水、综合利用好等优点。碳捕捉及封存技术(CCS)和整体煤气化联合循环技术(IGCC)被认为是最有潜力的技术。介绍了整体煤气化联合循环(IGCC)系统、构成及发展现状,总结了二氧化碳的收集方式和封存方法。指出了成本问题是困扰CCS和IGCC的联产应用的主要障碍,并提出了几点发展措施。     

美国“冷水”煤气化联合循环工程近况

<正> 一、工程概况美国“冷水”(Cool Water)煤气化联合循环工程(IGCC)是世界上第一个商业规模的全联合发电装置。该工程将德士古(Texaco)煤气化工艺和美国通用电气公司的蒸汽、燃气轮机联合循环装置结合起来。德士古气化炉日处理煤1000t,发电100MW,该工程建设在加利福尼亚州的爱迪生公司“冷水”发电站内,自1981年12月     

清洁煤发电的CCS和IGCC联产技术

煤气化联合循环(IGCC)发电技术是煤气化和燃气一蒸汽联合循环的结合,是当今国际正在兴起的一种先进的洁净煤(CCT)发电技术,具有高效、低污染、节水、综合利用好等优点。碳捕捉及封存技术(CCS)和整体煤气化联合循环技术(IGCC)被认为是最有潜力的技术。介绍了整体煤气化联合循环(IGCC)系统、构成及发展现状,总结了二氧化碳的收集方式和封存方法。指出了成本问题是困扰CCS和IGCC的联产应用的主要障碍,并提出了几点发展措施。     

IGCC联产甲醇变换与燃气热回收工艺的选择

我公司设计能力为日处理1 000 t煤的新型气化炉及配套240 kt甲醇、71.8 MW发电装置,其"IGCC(整体煤气化联合循环)联产甲醇系统关键技术的研发与示范"是国家"863"计划,属能源技术领域洁净煤利用技术主题中的一个重要课题.装置始建于2003年,2005年10月全系统一次投料成功,并于当年实现全面达产.该装置选择的变换与燃气热回收工艺,既能满足甲醇生产的需要,又能满足IGCC中燃气轮机的需要,由于其设计、选择合理,对全系统的经济稳定运行、优化IGCC发电的排放指标起到了非常突出的作用.     

信息

华能集团建成整体煤气化联合循环发电示范电站中国华能集团公司日前在天津滨海新区建成投产了我国首座整体煤气化联合循环发电IGCC示范电站,标志着国内洁净煤发电技术取得了重大突破,使我国已成为世界上为数不多掌握IGCC发电技术的国     

整体煤气化联合循环动力岛及系统特性研究

动力岛是整体煤气化联合循环（IGCC）中复杂的关键单元,其中燃气轮机变工况性能的变化对蒸汽底循环及整个系统的影响较大。采用thermoflex软件建立IGCC系统模型,对200MW级IGCC系统的技术方案进行了探讨,从系统的角度详细分析了IGV可调等T3调节及空分整体化系数Xas和氮气回注系数Xgn对动力岛及整个系统的影响。结果表明：在采用IGV可调等乃调节时,在80％负荷时系统各参数出现转折点;随着Xas的增加,系统供电效率略有上升,但是系统总功下降;在Xas为30％时,随着氮气回注系数Xgn的变化,系统的各参数在Xgn为70％时出现峰值。     

整体煤气化燃料电池发电与甲醇联产系统运行特性

基于实际煤化工系统，开展煤气化化工与固体氧化物燃料电池、燃气透平耦合技术研究是加快IGFC工程化及商业化发展的新思路。选取山东能源集团旗下内蒙古荣信化工多喷嘴对置式水煤浆气化生产甲醇系统，借助化工流程分析软件Aspen Plus开展煤气化化工与固体氧化物燃料电池、透平工艺流程构建，通过仿真计算研究运行参数对整体煤气化燃料电池发电与甲醇联产(IGFC-CMP)系统的影响，并对典型条件下系统化工品产出、电力和热力出力进行分析。在此基础上分析气化炉关键参数对各关键部件出力、效率及其他运行参数的影响。结果表明，甲醇生产装置联合燃料电池发电，使系统整体效率由57.71%提高至59.22%,说明新系统在能源利用效率方面具有优越性。水煤浆浓度由55%提升至60%时，对燃料电池功率和效率影响最大，对整体效率提升较小。燃料电池效率由42.46%提升至68.42%,功率由2.65 MW提升至4.22 MW,透平1功率由6.23 MW提升至6.56 MW。抽气占比由0提升至51.59%时，由于抽气量相对合成气总量不到2%,因此对甲醇产量影响较小，整体效率由59.20%提升至60.70%。通过抽取部分净化气实...     

带废热锅炉的IGCC系统流程模拟研究

在煤气化联合循环发电(IGCC)整体系统中,利用废热锅炉可以回收气化炉出口煤气的显热,从而提高整体机组的发电效率,本文提出一种通过水激冷高温合成气并利用废热锅炉回收剩余热量的方法,通过流程模拟分析,得出废热锅炉出口蒸汽温度和压力参数的选择依据及对系统发电量的影响规律。     

A power plant for integrated waste energy recovery from liquid air energy storage and liquefied natural gas

Liquefied natural gas(LNG)is regarded as one of the cleanest fossil fuel and has experienced significant developments in recent years.The liquefaction process of natural gas is energy-intensive,while the regasification of LNG gives out a huge amount of waste energy since plenty of high grade cold energy(-160℃)from LNG is released to sea water directly in most cases,and also sometimes LNG is burned for regasification.On the other hand,liquid air energy storage(LAES)is an emerging energy storage tech-nology for applications such as peak load shifting of power grids,which generates 30％-40％of compres-sion heat(～200℃).Such heat could lead to energy waste if not recovered and used.The recovery of the compression heat is technically feasible but requires additional capital investment,which may not always be economically attractive.Therefore,we propose a power plant for recovering the waste cryo-genic energy from LNG regasification and compression heat from the LAES.The challenge for such a power plant is the wide working temperature range between the low-temperature exergy source(-160℃)and heat source(～200℃).Nitrogen and argon are proposed as the working fluids to address the challenge.Thermodynamic analyses are carried out and the results show that the power plant could achieve a thermal efficiency of 27％and 19％and an exergy efficiency of 40％and 28％for nitrogen and argon,respectively.Here,with the nitrogen as working fluid undergoes a complete Brayton Cycle,while the argon based power plant goes through a combined Brayton and Rankine Cycle.Besides,the economic analysis shows that the payback period of this proposed system is only 2.2 years,utilizing the excess heat from a 5 MW/40MWh LAES system.The findings suggest that the waste energy based power plant could be co-located with the LNG terminal and LAES plant,providing additional power output and reducing energy waste.     

含空气净化过程的液态空气储能热力学研究

针对现今液态空气储能（LAES）研究中普遍存在忽略空气净化过程能耗而使LAES系统能效被高估的问题，提出了一种含空气净化过程的LAES系统。该系统包含空气液化过程、液态空气释能过程和TSA纯化过程，通过全流程的仿真模拟验证系统可行性，并对其进行热力学分析。结果显示：提高液态空气释能压力、空气透平进口温度和储热油使用比例，可以有效提升系统的热力学性能；储存的压缩热仍有约36%未被完全使用，若将其全部回收利用，全系统效率可达0.623；该含空气纯化过程的LAES系统储电效率为0.471，比基线LAES系统低6.8%。     

200MW级IGCC系统变工况特性研究

采用成熟的商业软件Thermoflex对IGCC系统进行模拟,建立了200MW级IGCC系统并对其进行物质和热平衡的核算。分析了导致IGCC系统变工况的原因,得出了机组负荷的变化、大气环境条件的变化和部件性能的变化是导致IGCC系统变工况的主要原因。并对其中的燃机负荷波动和大气条件（环境温度、大气压力）变化引起的系统的变工况进行计算分析。得出系统的效率、功率、燃机效率、功率和蒸汽侧主要参数在IGCC系统变工况中的变化规律。     

新型的低成本IGCC流程发电设计

设计的研究结果表明，以煤为原料，发电能力在４５０－５００ＭＷ的新型气化与联合循环发电相结合（Ｉｎ－ｔｅｇｒａｔｅｄ Ｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｃｏｍｂｉｎｅｄ Ｃｙｃｌｅ，ＩＧＣＣ）工厂在现今的电力市场上是非常有竞争力的。单系列设计加上ＩＧＣＣ工厂的净发电量与效率的显著提高，使得ＩＧＣＣ的电力装置投资成本降至８５０－１０００美元／ＫＷ范围内，热效率上升了４３％－４６％。这些提高来源于在ＩＧＣＣ的设     

进气温度对燃气-蒸汽联合循环机组性能的影响

选取某200MW级燃气-蒸汽联合循环（GSCC）机组为研究对象，在环境温度与联合循环满负荷和部分负荷工况性能变化规律分析的基础上，本文提出了燃机进气温度控制技术。通过建模仿真和试验等方法研究了燃机进气温度变化对联合循环全工况性能的影响。结果表明，对于联合循环满负荷工况，通过进气冷却技术将燃机进气温度由32℃降低至12℃时，可增加联合循环功率14.2MW，同时提高热耗率2.3%；对联合循环80MW、120MW和160MW部分负荷工况，通过进气加热技术将燃机进气温度由12.5℃升高到40℃时，联合循环燃气耗量逐渐降低，联合循环效率分别提升0.86%、1.26%和1.11%。燃机进气温度控制技术建立了联合循环中底循环与顶循环间的耦合，在一定负荷和进气温度范围内调节燃机进气温度可有效改善联合循环性能，具有较高的研究和应用价值。     

IGCC系统燃气轮机变工况对气化岛性能的影响

采用Thermoflex软件建立200MW级IGCC系统模型,简要地对气化岛设计参数进行了分析,并对燃气轮机在100％～40％负荷下的气化岛变工况进行计算,分析比较气化岛主要设备性能参数的变化。结果表明：燃气轮机负荷降低时,在氧碳比不变的条件下,入气化炉的煤浆量和氧气量都减小,空分系统等耗功减少;废锅出口合成气温度、压力降低,废锅吸热功率也同时减少,废锅蒸汽做功能力下降;脱硫系统吸收塔入口合成气温度降低;燃气湿饱和器出口合成气压力降低,导致合成气中H2O的体积分数减小,不利于减少NOx排放。     

The comparison study on the operating condition of gasification power plant with various feedstocks

Gasification technology, which converts fossil fuels into either combustible gas or synthesis gas (syngas) for subsequent utilization, offers the potential of both clean power and chemicals. Especially, IGCC is recognized as next power generation technology which can replace conventional coal power plants in the near future. It produces not only power but also chemical energy sources such as H₂, DME and other chemicals with simultaneous reduction of CO₂. This study is focused on the determination of operating conditions for a 300 MW scale IGCC plant with various feedstocks through ASPEN plus simulator. The input materials of gasification are chosen as 4 representative cases of pulverized dry coal (Illinois#6), coal water slurry, bunker-C and naphtha. The gasifier model reflects on the reactivity among the components of syngas in the gasification process through the comparison of syngas composition from a real gasifier. For evaluating the performance of a gasification plant from developed models, simulation results were compared with a real commercial plant through approximation of relative error between real operating data and simulation results. The results were then checked for operating characteristics of each unit process such as gasification, ash removal, acid gas (CO₂, H₂S) removal and power islands. To evaluate the performance of the developed model, evaluated parameters are chosen as cold gas efficiency and carbon conversion for the gasifier, power output and efficiency of combined cycle. According to simulation results, pulverized dry coal which has 40.93% of plant net efficiency has relatively superiority over the other cases such as 33.45% of coal water slurry, 35.43% of bunker-C and 30.81% of naphtha for generating power in the range of equivalent 300 MW.