本发明提供基于粉煤空气分级热解气化的整体气化联合发电装置，属于煤化工领域。
2.
背景技术：
在能源领域的常识就是煤炭是价格便宜但是污染排放很高的能源，所以开发洁净煤的利用技术，一直是世界各国政府与产业共同努力的目标。
目前国内煤炭清洁发电技术有二种流派。一种是提高常规燃煤机组的效率，主要方法是提高主蒸汽的温度，增强做功能力，是一个独立的朗肯循环，比如超临界、超超临界。另外一种是IGCC(Integrated Gasification Combined Cycle)即整体煤气化联合循环发电系统，是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，先把煤气化，然后推动燃机做功，同时配备汽轮机余热发电，也就是“用煤做原料的燃气电厂”。任何循环的做功能力都取决于做功气体初温有多高，超超临界的主蒸汽温度在600℃以上，而燃气轮机做功的透平前温度是1300℃左右，所以IGCC将是下一步煤炭清洁发电的主流与趋势。
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1200mg/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。因此与传统煤电技术相比，IGCC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。
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。多个关键设备组合和集成，系统过于复杂，稳定性较差，严重影响了装置的平稳长周期运行。一般的IGCC工艺过程为：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。
目前在全球范围内，除美国、荷兰、西班牙、日本等国家已建成的5座IGCC电站，中国华能天津IGCC示范电站是全球第6座IGCC电站，美国印地安纳州的Edwardsport电站是全球第7座IGCC电站，美国密西西比州的kemper电站为在建的第八座IGCC电站，另外还有近20座用于多联产的IGCC装置。这些IGCC绝大多数是采用氧气为气化剂的高温熔渣气流床气化炉和湿法低温净化。一方面空分装置制氧能耗和投资高，约占煤气化的投资和操作能耗的一半，从而加大了单位千瓦投资数，影响了IGCC的经济竞争力；另一方面气化炉为高温熔渣排放气流床，投资高，氧耗高，高温运行状态设备性能变差、故障率激增，气化气余热回收难度大，液态排渣操作难度大、余热难回收、激冷污水处理难度大；再一方面，燃气湿法低温净化，高温燃气热量在反复升降中利用率低，二次污水量较大；最后，空分装置和气化炉、燃气轮机发电机组三大关键设备联动，故障率将成倍增加，影响IGCC装置的长周期平稳运行，如中国华能天津IGCC示范电站投产后运行一直不稳定，才运转不到半年，就必须停产两个多月进行大修，从而成为IGCC技术工业化推广应用的瓶颈。
为了节省氮氧分离的成本与能源损耗，简化流程、大幅提高整体机组效率、降低IGCC电站单位KW投资，煤空气气化技术和高效的燃气--蒸汽联合循环发电系统结合与集成的IGCC技术方向成为目前国内外的研究热点和重点。如2007年完工的日本勿来(nakoso)发电所10号机就是装机容量250mw的基于空气煤气化的IGCC技术以及美国南方电力的基于空气输送床气化的IGCC技术，但由于燃气热值与做功气体初温密切相关，这些空气煤气化均存在燃气热值低(1200Kcal/Nm3左右)，不能满足现代高效率燃气轮机发电的气体热值要求(大于1350Kcal/Nm3)，如日本勿来发电所就不得不采用初温1200℃的低效燃气发电机组；另外为了消除煤气化焦油产生的含酚废水二次污染和飞灰降低碳气化转化率，一般采用高温液体排渣，设备高温下操作难度大、故障率高，污水量大且难处理，影响了基于空气煤气化的IGCC技术的竞争力。
3.
技术实现要素：
本发明的目的就是为了克服现有IGCC技术存在的不足而提供基于粉煤空气分级热解气化的整体气化联合发电装置，既解决现有IGCC技术投资高和空分能源损耗高、送电端效率低和三机联动故障率高的难题，又可与高初始温度的高效燃气轮机集成，简化流程，大幅度提高整体机组效率、降低IGCC电站单位KW投资，提高正常开工率，减少污水生成量。
本发明的技术方案：
基于粉煤空气分级热解气化的整体气化联合发电装置，由携带循环床、气体分布器、加压输料系统、粉碎机、第一级气固分离器、返料器、第二级气固分离器、气流床、返料口、携带床反应器、湍流流化床、燃气换热器、高温移动床、燃烧器、燃气轮机、空气入口、一级气压机、二级气压机、软化水入口、废热回收锅炉、汽轮机、发电机、冷却水入口、冷却水出口、换热料仓、流量调控阀和烟囱等组成；携带循环床的前端依次设有原煤粉碎机和加压输料系统，加压输料系统的出口接入携带循环床中部的固体进料口；携带循环床底部设有气体分布器和排灰管，距底部300-1000mm的位置设有返料口，距返料口向上300-3000mm的位置设有Y型连通的气流床，距气流床向上500-3000mm的位置设有固体进料口，顶部设有二级气固分离器；排灰管下装有换热料仓，换热料仓侧面设置冷却水入口和冷却水出口，底部通过流量调控阀与加压输料系统反向接通；第一级气固分离器的粗灰循环管通过返料器与携带循环床底部的返料口相连通，第二级气固分离器的细灰循环管通过返料器与气流床相连，第二级气固分离器气体出口通过燃气换热器与高温移动床相连；燃烧器、燃气轮机和二级气压机、一级气压机和发电机组成燃气轮机发电机组；高温移动床的出口和一级压气机的一路出口均与燃烧器接通，燃烧器出口接入燃气轮机，燃气轮机出口通过废热回收锅炉接入烟囱排放；燃气轮机和二级气压机、一级气压机和发电机同轴式依次联接联动，空气入口接入一级气压机，一级气压机的一路出口和燃烧器接通、另一路出口接入二级气压机；软化水入口通过废热回收锅炉接入汽轮机的入口，汽轮机与发电机联接联动；汽轮机的出口和二级气压机出口均与携带循环床底部的气体分布器进气管联通。
携带循环床是由下部的湍流流化床和上部的携带反应器、以及携带反应器下部Y型连通的气流床组合而成，湍流流化床当量直径较大，携带反应器当量直径较小，直径比值为2～3：1；携带反应器既可以是当量直径均一的直管反应器，也可以是由直径为不同当量直径倍数的大小直管通过大小头管件连接而成，大小直管的直径比值为1.2～2：1；气流床当量直径仅为湍流流化床当量直径的10％-50％。
湍流流化床的反应温度为800-1200℃，气流床的反应温度为1200-1600℃，携带反应器的固体进料口处的反应温度为700-1000℃，携带反应器上部的反应温度为600-900℃，换热料仓出口的反应温度为不大于100℃。
粉碎机粉碎的原料煤为褐煤、长烟煤或烟煤中的一种或混合物，粉碎后粒度为小于5mm的煤粉。
加压输料系统为干粉加压泵或煤锁加压进料器。
携带循环床的压力、二级压气机的出口压力、汽轮机乏汽压力和煤粉加压输料后压力相同，二级压气机的出口压力比一级压气机的出口压力高0.1-0.6MPa。
一级压气机加压空气与二级压气机加压空气的质量比为2:1-0.7。
本发明将实施例来详细叙述本发明的特点。
4.附图说明
附图1为本发明的工艺示意图。
附图1的图面设明如下：
1、携带循环床 2、气体分布器 3、加压输料系统 4、粉碎机 5、第一级气固分离器 6、返料器 7、第二级气固分离器 8、气流床 9、返料口、10、携带床反应器 11、湍流流化床 12、燃气换热器 13、高温移动床 14、燃烧器 15.燃气轮机 16、空气入口 17、一级气压机 18、二级气压机 19、软化水入口 20、废热回收锅炉 21、汽轮机 22、发电机 23、冷却水入口 24、冷却水出口 25、换热料仓 26、流量调控阀 27、烟囱
下面结合附图和实施例来详述本发明的装置特点。
5.具体实施方式
实施例，基于粉煤空气分级热解气化的整体气化联合发电装置，由携带循环床1、气体分布器2、加压输料系统3、粉碎机4、第一级气固分离器5、返料器6、第二级气固分离器7、气流床8、返料口9、携带床反应器10、湍流流化床11、燃气换热器12、高温移动床13、燃烧器14、燃气轮机15、空气入口16、一级气压机17、二级气压机18、软化水入口19、废热回收锅炉20)、汽轮机21)、发电机22)、冷却水入口23)、冷却水出口24)、换热料仓25)、流量调控阀26)和烟囱27等组成；携带循环床1的前端依次设有原煤的粉碎机4和加压输料系统3，加压输料系统3的出口接入携带循环床1中部的固体进料口；携带循环床1底部设有气体分布器2和排灰管，距底部300-1000mm的位置设有返料口6，距返料口6向上300-3000mm的位置设有Y型连通的气流床8，距气流床8向上500-3000mm的位置设有固体进料口，顶部设有二级气固分离器；第一级气固分离器5的粗灰循环管通过返料器6与携带循环床1底部的返料口9相连通，第二级气固分离器7的细灰循环管通过返料器6与气流床8相连，第二级气固分离器7气体出口通过燃气换热器12与高温移动床13相连；燃烧器14、燃气轮机15和二级气压机18、一级气压机17和发电机22组成燃气轮机发电机组；高温移动床13的出口和一级压气机17的一路出口均与燃烧器14接通，燃烧器14出口接入燃气轮机15，燃气轮机15出口通过废热回收锅炉20接入烟囱27排放；燃气轮机15和二级气压机18、一级气压机17和发电机22同轴式依次联接联动，空气入口16接入一级气压机17，一级气压机17的一路出口和燃烧器14接通、另一路出口接入二级气压机18；软化水入口19通过废热回收锅炉20接入汽轮机21的入口，汽轮机21与发电机22联接联动；汽轮机21的出口和二级气压机18出口均与携带循环床1底部的气体分布器2进气管联通；排灰管下装有换热料仓25，换热料仓25侧面设置冷却水入口23和冷却水出口24，底部通过流量调控阀26与加压输料系统3反向接通。
携带循环床1是由下部的湍流流化床11和上部的携带反应器10以及携带反应器10下部Y型连通的气流床8组合而成，湍流流化床11当量直径较大，携带反应器10当量直径较小，直径比值为2～3：1；携带反应器10既可以是当量直径均一的直管反应器，也可以是由直径为不同当量直径倍数的大小直管通过大小头管件连接而成，大小直管的直径比值为1.2～2：1；气流床(8当量直径仅为湍流流化床(11)当量直径的10％-50％。
湍流流化床(11)的反应温度为800-1200℃，气流床(8)的反应温度为1200-1600℃，携带反应器(10的固体进料口处的反应温度为700-1000℃，携带反应器(10上部的反应温度为600-900℃，换热料仓(25出口的反应温度为不大于100℃。
粉碎机4粉碎的原料煤为褐煤、长烟煤或烟煤中的一种或混合物，粉碎后粒度为小于5mm的煤粉。
加压输料系统3为干粉加压泵或煤锁加压进料器。
携带循环床1的压力、二级压气机18的出口压力、汽轮机21乏汽压力和煤粉加压输料后压力相同，二级压气机18的出口压力比一级压气机17的出口压力高0.1-0.6MPa。
一级压气机17加压空气与二级压气机18加压空气的质量比为2:1-0.7。
具体运行时，将原料煤通过粉碎机4粉碎成0～6mm的煤粉，然后通过加压输料系统3进入携带循环床1中下部与高温气化气和循环灰混合，在700-1000℃下进行粉煤加氢裂解反应，生成大量甲烷和少许焦油，并一起向上流动形成物料循环；裂解油汽与气化气和循环灰在携带床反应器中混合向上提升，在600-900℃下继续进行焦油加氢热解，产生甲烷和轻烃；在携带循环床1顶部经过气固分离，第一级气固分离器5分离的高温大中颗粒含碳热灰通过返料器6从返料口9返回携带循环床1底部，与二级加压热空气和汽轮机乏汽在800-1200℃下发生半焦气化反应，气化气与绝大部分高温循环灰再次一起向上流动形成物料循环；第二级气固分离器7分离的高温细含碳灰送到与携带循环床1中下部Y型连通的气流床8中，在1200～1600℃下空气气化反应，生成高温气和液态灰渣流出气流床8进入携带循环床1内，高温气向上升进入携带循环床1中下部，为携带循环床(1粉煤和焦油加氢裂解提供热量；液态灰渣向下流到携带循环床1下部的循环灰料层，换热凝固为固体灰渣，随携带循环床1的固体物料参与循环或排灰排出；第二级气固分离器7分出气体作为燃气经过燃气换热器12换热调温后，通过高温移动床13除尘脱硫脱氯和脱重金属净化；净化后燃气在燃烧器14中与一级加压空气高效混合和燃烧，推动燃气轮机高速旋转，带动二级气压机18、一级气压机17和发电机22运转；除尘空气从空气入口16进入一级气压机17加压，加压后部分作为燃气轮机15的助燃空气，部分进入二级气压机18再次加压；燃气轮机15的高温烟气通过废热回收锅炉20将软化水入口19加入的水加热成高压蒸汽后，通过烟囱27排出；高压蒸汽推动汽轮机21旋转并带动发电机22发电，燃气发电机和汽轮发电机产生的电作为产品外送；汽轮机21乏汽和二次高压热空气通过携带循环床1底部的气体分布器2进入，和半焦在800-1200℃下发生气化反应；少部分高温循环灰从携带循环床1底部的排灰管排入换热料仓25，被从冷却水入口23进入、冷却水出口24排出的冷却水换热降温到100℃以下，从换热料仓25下部通过流量调控阀26调控低温循环灰定时通过加压输料系统反向外排。
本发明所提供的基于粉煤空气分级热解气化的整体气化联合发电装置，通过携带循环床粉煤分级热解气化生产富含甲烷的燃气和固态排渣以及高温移动床燃气净化，能够满足高初始温度的高效燃气轮机的燃气热之要求，既解决现有IGCC技术投资过高和空分能源损耗高、送电端效率低和三机联动故障率高的难题，又可与高初始温度的高效燃气轮机集成，简化流程，大幅度提高整体机组效率、降低IGCC电站单位KW投资，提高正常开工率，减少水消耗量和污水生成量；另外气化炉操作简便，氧耗低、气化效率高，气化强度大，设备体积小，钢材耗量低，固定投资大大降低，排灰过程简单。