专利名称：内外燃煤一体化联合循环发电系统及发电方法
技术领域：
本发明涉及一种把基于煤部分气化的内外燃煤技术和一体化联合循环进行有机结合，而且能有效分离二氧化碳的新型发电系统及方法。
背景技术：
目前与本发明相关的系统与技术主要包括燃煤联合循环发电系统、燃煤发电系统的CO2分离技术以及高初温蒸汽循环等，其各自技术的发展状况和特征如下。
1、燃煤联合循环发电系统(CFCC)目前，燃煤联合循环发电系统主要包括整体煤气化联合循环发电系统(IGCC)、增压流化床燃煤联合循环发电系统(PFBCC)和煤部分气化流化床燃烧的联合循环发电系统(PGFBCC)等。
(1)在IGCC系统中，煤经过气化产生合成煤气(现多用气流床气化炉，其碳转化率一般都在95％以上)，经净化处理的煤气燃烧后驱动燃气轮机发电，利用高温排气在余热锅炉中产生蒸汽驱动汽轮机发电。为了制备煤气，采用气流床气化工艺的IGCC中还设置了空气分离设备(用于制氧供气化用，简称空分设备)；IGCC中还有用于煤气净化的除尘和脱硫设备。IGCC是上世纪70年代石油危机时期开始研究和发展的一种技术。由于上世纪90年代世界上研制出一批高性能燃气轮机，采用初温1300℃左右(FA级)燃气轮机的IGCC净效率可以达到43％～45％(LHV)，在热力性能上可以与传统的燃煤发电机组相竞争，从而使IGCC技术跨入商业试用阶段。目前世界上已运行的大容量(200MW等级以上)IGCC机组有多台，如荷兰的Buggenum电厂、西班牙的Puertollano电厂以及美国的Wabash River电厂和Tampa电厂的机组。
IGCC是以煤气代替天然气的余热锅炉型联合循环发电方式，所不同的是在煤气化和煤气净化过程中存在一定的损失(包括能量损失和能的品位损失)，而且厂用电耗率较高，因而使IGCC的热效率低于烧天然气联合循环的热效率，但比蒸汽单循环(朗肯循环)效率高。IGCC对污染物的处理是在高压力、高浓度、小流量的煤气中进行的，所以净化效果好，而且处理费用低。IGCC的排气脱硫率可达到98％以上，并且能获得可出售的副产品元素硫或硫酸。IGCC的缺点是由于煤气化工艺(一般采用气流床气化)采用高温的气化炉，气化温度可达到1500℃，因此气化炉的尺寸大、造价很高；同时煤中的杂质处于熔融状态、被夹杂在煤气中，使得回收高温煤气显热的废热锅炉制造工艺要求高、造价昂贵；所以IGCC机组的造价比较高。此外，IGCC中还有空分设备和煤气净化等设备，系统复杂。
(2)PFBCC属正压锅炉型联合循环，煤在增压流化床锅炉内燃烧，一方面将给水加热成蒸汽用于汽轮机发电，另一方面燃烧形成的高温烟气经过除尘后用于燃气轮机发电。流化床床温一般不超过900℃(为防止煤层的结焦)，使燃气轮机的初温受到限制；但汽轮机的初温不受燃气透平排气温度的限制，而且可以采取亚临界压力。目前PFBCC的净效率只有40％以下。在流化床锅炉内进行喷钙脱硫，脱硫效率可以达到90％～95％左右。PFBCC技术是1969年首先由英国煤炭利用研究所(CURI)开始研究的，最早完成工业规模开发的是ABB公司。上世纪八十年代以后在瑞典、美国等建成了几座PFBCC示范电站，包括我国贾旺电厂的15MW示范机组。
PFBCC系统以汽轮机发电为主，燃气轮机初温不高，使得效率的提高受到限制，当前技术条件下其热力性能略低于IGCC系统的热力性能。由于烟气高温净化技术没有取得实质性突破，烟气中的粉尘和碱金属对燃气透平危害问题尚未根本解决，因此只能采用较低初温燃气轮机，而不能采用性能先进的现代燃气轮机，从而限制了PFBCC系统效率的提高。PFBCC的脱硫效率相对偏低，环保性能比IGCC的环保性能差。但是PFBCC系统没有煤气化工艺及系统，也没有空分装置，系统相对简单，机组造价低。目前PFBCC系统的热力性能、环保性能和运行安全可靠性还有待改进和提高，因此技术发展比较慢。
(3)PGFBCC系统借鉴了PFBCC系统和IGCC系统的综合优势采用煤部分气化技术为(顶置)燃烧室提供煤气，可以采用高初温、先进性能的燃气轮机；从煤(部分)气化炉底部排出的半焦在流化床锅炉中燃烧，可以产生高参数的蒸汽(汽轮机初温不受燃气透平排气温度的限制)用于汽轮机发电；在煤(部分)气化炉和半焦锅炉中同时加入脱硫剂进行炉内脱硫，不需要复杂的煤气净化系统；煤部分气化以空气为气化剂，不需要空分装置。因此，在目前技术条件下，PGFBCC系统在设备投资方面比IGCC技术占优，其发电效率与IGCC基本相当。
PGFBCC仍处于关键技术开发与攻关阶段，其系统有两种基本形式增压流化床燃烧的PGFBCC系统和常压流化床燃烧的PGFBCC系统。增压流化床燃烧的PGFBCC也称为第二代PFBCC系统(英文名Second-generation PFBCC，or Topping cycle，or Hybrid cycle)是在PFBCC的基础上，增加一个热解炉(或部分气化炉)和燃气轮机的顶置燃烧室。煤首先在热解炉或部分气化炉中进行高温裂解或部分气化，产生的煤气送到顶置燃烧室以加热从增压流化床锅炉出来的烟气，使其温度从约850℃提高到1300℃等级，从而可以使用高性能的燃气轮机，使整个系统的效率得到提高。常压流化床燃烧的PGFBCC系统包括英国Mitsubishi Babcock公司开发的ABGC发电系统等，它与增压流化床燃烧的PGFBCC系统之区别在于常压流化床锅炉燃烧所需氧气由燃气透平的排气或送风机供给，而增压流化床燃烧锅炉所需氧气由燃气轮机压气机出口的空气供给。PGFBCC系统的流化床燃烧锅炉既可以加热水蒸汽工质、也可以加热高压空气，前者把半焦燃烧的热量利用在蒸汽循环，而后者把半焦燃烧的热量利用在燃气循环，后者对提高系统的效率更有利，但高温的气—气换热器的技术难度和制造成本都比较大。
目前，PGFBCC系统在投资方面比IGCC系统占优势，但它也有一定的技术难点和缺陷对增压流化床燃烧的PGFBCC系统，煤气和(流化床锅炉的)烟气的高温净化技术还没有彻底解决，在850℃温度等级采用干法(如陶瓷过滤)除尘，其除尘精度不能满足先进燃气轮机的要求，也无法脱除对燃气轮机有害的碱金属；燃气轮机燃烧室和燃料控制系统需重新设计或改造，以适应高温工质和高温燃料的要求。常压流化床燃烧的PGFBCC系统技术相对简单，但是效率比IGCC没有明显的改进，如在采用相同燃气轮机的条件下，ABGC系统的效率与IGCC的效率基本相当。PGFBCC系统依赖于炉内喷钙脱硫，脱硫效率只有90％～95％左右，当煤的含硫量超过2％时，对大气的硫排放将不能满足环保要求，因此PGFBCC系统的环保性能不如IGCC好。
美国Foster Wheeler公司提出的Vision 21 PGM发电系统也属于燃煤联合循环发电系统，采用新一代的燃气轮机，蒸汽循环采用超临界参数，并与燃料电池发电有机结合，同时生产洁净液体燃料和化工产品；在低污染方面，在炉内喷钙脱硫的同时，对煤气和烟气进行精脱硫，并利用SCR工艺脱除烟气中的NOx。从而实现电站净效率60％以上和对环境的污染物零排放。
此外燃煤联合循环发电系统还包括常压流化床燃煤联合循环发电系统(AFBCC)，它与上述的PFBCC系统类似，只是采用常压流化床锅炉而且加热空气，高温的空气进入燃气透平发电，燃烧产生的烟气用于加热蒸汽循环的给水。这种系统的热效率要低于PFBCC系统的热效率。它的优点是采用洁净的空气工质可以避免对燃气透平的腐蚀。但是在流化床锅炉内布置空气管受热面有困难。目前这种发电系统的研究和技术开发不多。
2、燃煤发电系统的CO2分离技术二氧化碳的大量排放引起全球气候变暖的问题已日益受到重视，作为主要一次能源煤炭的大量消耗是导致大气中CO2平衡破坏的根本原因。煤炭的重要利用方式之一是发电，如何降低发电系统CO2排放水平已愈来愈受到重视。提高效率可以相应地减少单位发电量的CO2排放量，但是它对大幅度减小温室气体排放作用不大。因此，开发在煤炭转化、燃烧过程以及从尾气中分离CO2是其关键技术。
根据2000年美国阿贡国家实验室、美国能源部国家能源技术中心的研究报告和1999年Paolo Chiesa的研究论文等文献，目前燃煤发电系统中分离CO2的技术可归纳为5类(1)在排烟中进行分离，即在常规的蒸汽发电系统和IGCC系统尾部加上排烟中分离CO2的措施。由于排烟中CO2被氮气稀释，使CO2浓度变得很低、需处理的量很大，伴随着大量的能耗，造成系统效率的大幅度降低(约12个百分点)，从技术经济性来分析是不可行的。其改进办法是氧气或空气燃烧的半闭式燃气轮机循环方案，即把部分透平排气引到压气机进口再循环，使排气中CO2浓度增加，减少处理量、降低相应的功耗，但只提高系统效率0.5-0.8个百分点。(2)在燃烧前对燃料气进行处理与分离。在IGCC系统中，煤气化产生的合成煤气的主要可燃气体成分为CO和H2，通过转化反应把CO气体转化为CO2和氢气，再通过比较低成本的物理吸附系统把CO2分离掉，剩下的大部分为理想的富氢燃料气。由于分离与吸附CO2是在未被氮气稀释的合成煤气中进行，相应的能耗就减少许多，与前一种途径相比，系统净效率有明显改进。(3)顶置化工生产过程的多联产系统。合成煤气先通过顶置化工过程利用了大部分含碳组分，然后把未反应物流(富氢燃料气)作为动力系统的理想燃料。多联产系统采用一次通过流程减少了化工生产过程的能耗，同时使燃用富氢燃料的动力系统的CO2排放大为降低。(4)合成煤气定向转移的不同组分多种热力循环组合。煤气化产生合成煤气主要成分是CO、H2和CO2，把含碳组分和氢组分定向转移，分别提供给两个纯氧燃烧的热力循环系统，则燃烧产物分别为CO2和H2O，就能够低能耗方便处理。这种分离CO2的方法简单，但系统效率下降的幅度也较大。(5)借助热力循环创新措施。如O2/CO2循环系统，在煤燃烧之前增加了空分设备，进入锅炉的O2纯度很高，燃烧后产生的烟气中CO2浓度也很高(可达90％以上)，因此在流程尾部回收CO2时不再需要分离装置。O2纯度越高，回收的CO2纯度越高，CO2液化的能耗越小，但是空分设备的耗能也越高，优化计算得到最佳的氧气纯度是97.5％。这种方法比排烟中分离、回收CO2方法的能耗要小，引起效率降低的幅度相对低一些。再如，应用化学链反应代替传统的火焰燃烧也是通过循环创新途径来控制CO2排放。还有，近年来提出的高初温蒸汽循环，可以有效分离燃烧产生的CO2，下面将对这种循环进行重点介绍。
不论是采用那一种方式分离CO2，都要消耗额外的能量，使系统的效率下降。因此分离CO2技术的关键是尽可能降低分离与处理过程的能耗，以提高系统的净效率。
3、高初温蒸汽循环。
这种循环以水蒸汽为主工质，向燃烧室加入纯氧，采用内燃方式，可以达到与燃气轮机循环同样高的进气温度(即汽轮机的设计采用了燃气轮机的技术)，从而保持了高的循环效率(与同等初温的燃气蒸汽联合循环的效率相当)；燃料(可以是天然气、合成煤气或液体燃料)与纯氧在水蒸汽中进行燃烧，没有NOx排放问题；由于燃烧后得到的气体中只有水蒸汽和CO2，在透平排气凝结过程中CO2被自动分离。这种循环用于燃煤发电系统时，其制备洁净煤气的工艺系统与IGCC的煤气化、煤气净化工艺系统完全相同，同样也需要空分装置。这种发电系统要求把煤完全气化，所以存在煤气化和煤气净化设备造价高、煤气显热回收系统能量品位损失大、系统复杂等缺点，在效率和投资两方面都没有突破目前的IGCC发电系统水平。
这种循环概念最早分别于1994年和1995年由日本学者和奥地利学者提出来，后者被命名为“Graz”循环(用该大学的名字命名)。后来又有其他学者对该循环进行了研究，如意大利和英国的学者最近在这方面的研究有新进展，利用高温透平的排气对CH4进行重整，从而可以进一步提高循环效率；而且对三种不同高压蒸汽产生过程的循环方案进行了模拟分析，比较了不同循环方案的性能优劣。
但到目前为止，高初温蒸汽循环方面的研究还只局限在循环本身和简单热力循环的概念。尽管对以合成煤气为燃料的循环特性进行了研究，但仍然采用煤完全气化、气体燃料进行内燃方式加热水蒸汽工质，也即煤气化工艺与高初温蒸汽循环的简单连接方式，而没有从系统高度出发把煤气化过程和循环有机结合进行探讨。因此这种循环用于以煤为燃料的发电系统的潜力还没有充分发掘出来。
发明内容
本发明的目的是为了克服目前燃煤发电装置绝大多数采用蒸汽朗肯循环，发电效率不高，对环境污染的问题比较严重，且正在开发的洁净煤发电技术(如IGCC发电技术和PFBCC发电技术)虽然性能有所改进，但存在投资费用高、技术难度大、效率提高有限等问题，以及没有考虑控制CO2排放的重大环境问题；而提供一种内外燃煤一体化联合循环发电系统。
本发明的目的在于较大幅度地提高燃煤发电系统的效率。本发明提出新颖的高初温高压比一体化联合循环，循环初温可以达到现代燃气轮机的初温水平；同时采用煤部分气化技术和外燃、内燃相结合方式，在循环中不采用压气机提升工质的压力，从而节省了工质压缩耗功；透平的作功工质主要成分为水蒸汽，排气压力可以很低，达到真空状态，循环压比高。
本发明的另一目的是低能耗地回收CO2。采用煤气在水蒸汽氛围中与纯氧进行理论燃烧方式，燃烧产物中只有水蒸汽和CO2，在透平排气放热凝结的过程中，CO2被自动分离出来，避免了常规分离技术带来的消耗大量额外能量的缺点。
本发明的再一目的是大幅度降低洁净煤发电技术的造价。采用煤部分气化方式，与追求近百分之百碳转化率的常规气化炉相比，技术难度大大下降，气化炉的造价也大幅度降低；部分气化炉出口的煤气温度相对低、含熔渣少，使回收煤气显热的废热锅炉的造价也得到降低；系统中没有压气机设备；采用炉内喷钙脱硫与煤气中干法脱硫相结合的方式，无需采用系统复杂、造价昂贵的常规湿法脱硫设备。
本发明的目的可通过如下措施来实现一种内外燃煤一体化联合循环发电系统，该系统包含煤气化炉A、废热锅炉B、燃烧室H、高温气体透平I、回热器J、低温气体透平K、半焦锅炉R、高压蒸汽透平V；其中煤气化炉A产生的粗煤气与废热锅炉B相连，煤气化炉A排出的半焦则与半焦锅炉R相连；废热锅炉B利用煤气化炉A的粗煤气对来自回热器J的给水加热产生高压蒸汽，且废热锅炉B中热交换后的煤气进入燃烧室H；半焦锅炉R将煤气化炉A排出的半焦燃烧后加热其低温受热面的给水，半焦锅炉R的低温受热面加热的给水与经回热器J加热的给水混合后，再由半焦锅炉R进一步加热后产生高压蒸汽；半焦锅炉R产生的高压蒸汽和废热锅炉B产生的高压蒸汽混合后与高压蒸汽透平V相连；高压蒸汽透平V的排汽经回热器J加热后进入燃烧室H，并由煤气化炉A的降温煤气在燃烧室H内加热后形成具循环初温的气体，该气体与高温气体透平I相连；高温气体透平I作功后的气体经回热器J进行热交换后进入低温气体透平K作功。
该系统还包括干法除尘装置C、水解器D、干法脱硫设备E、洗涤器F；经废热锅炉B降温后的煤气经干法除尘装置C分离出含碳尘粒、经水解器D把煤气中的COS转化为H2S、经干法脱硫设备E脱硫、经洗涤器F洗涤后进入燃烧室H。
所述的干法除尘设备C分离的含碳尘粒与煤气化炉A的半焦一起进入半焦锅炉R。
该系统中还包括空分装置T，空分装置T制取的氧气与煤气化炉A和燃烧室H相连。
该系统还包括冷凝器L、多级间冷CO2压缩机M、制冷机N；低温气体透平K的排气与冷凝器L相连，从冷凝器L中排出的不凝结气体进入多级间冷CO2压缩机M并经制冷机N进一步冷却得到液态CO2。
该系统还包括凝结水泵O、凝结水加热器P和给水泵Q；冷凝器L的凝结水经凝结水泵O与凝结水加热器P相连，由低温气体透平K的抽气进入凝结水加热器P加热凝结水，加热后的凝结水经给水泵Q增压后再进入系统循环。
所述的高压蒸汽透平V的抽汽与煤气化炉A相连。
本发明的目的还可通过如下措施来实现一种内外燃煤一体化联合循环发电方法，包括下述步骤(1)煤、水蒸汽、脱硫剂和氧气进入煤气化炉A，在煤气化炉A顶部得到粗煤气，在其底部得到半焦；(2)粗煤气进入废热锅炉B，对来自回热器J的给水加热使其转变为高压蒸汽；(3)半焦被送入半焦锅炉R与送风机S出口的空气进行燃烧反应对给水加热得到高压蒸汽；锅炉排渣从底部排出，烟气排出系统；送风机S把空气增压后送入半焦锅炉R；空气进入空分装置T，制取氧气，同时得到氮气等副产品，氧气通过压缩机U增压后分别送入煤气化炉A和燃烧室H；(4)将步骤(2)和步骤(3)得到的高压蒸汽混合后进入高压蒸汽透平V作功发电；(5)降温后的粗煤气进入燃烧室H对由回热器J加热的高压蒸汽透平V的排汽进行加热至循环初温；(6)具有循环初温的气体混合物进入高温气体透平I作功发电；(7)高温气体透平I的排气进入回热器J对给水加热；在回热器J中给水被加热至不同的温度后分别送入废热锅炉B和半焦锅炉R；(8)气体在回热器J中放热降温后进入低温气体透平K作功发电。
所述的降温后的粗煤气进入干法除尘设备C，分离出的含碳尘粒被送入半焦锅炉R，除尘后的煤气依次经过水解器D、干法脱硫设备E和洗涤器F，得到的洁净煤气进入燃烧室H。
所述的内外燃煤一体化联合循环发电方法还包括下述步骤(1)低温气体透平K排气排入冷凝器L，在冷凝器L中透平排气和凝结水加热器的疏水被冷却得到凝结水；且从冷凝器L中抽出不凝结气体；(2)不凝结气体进入多级间冷CO2压缩机M，进行气体压缩；增压后的气液混合物通过制冷机N进一步冷却，回收液态的CO2，剩余的气体混合物排向大气。
所述的凝结水经凝结水泵O增压后，多余的部分排出系统，大部分作为循环工质进入凝结水加热器P升温，经给水泵Q增压后的给水分为三路去回热器J、洗涤器F用水、半焦锅炉R低温受热面；经回热器J加热的给水与经半焦锅炉R低温受热面加热的给水混合，在半焦锅炉R内进一步加热转变为蒸汽并达到高压蒸汽透平初温，然后与来自废热锅炉B的蒸汽混合，进入高压蒸汽透平V作功，透平抽汽去煤气化炉A用于煤的气化。
本发明相比现有技术具有如下优点1、本发明通过系统集成把基于煤部分气化的内外燃煤技术、新型热力循环以及分离CO2过程有机地结合起来，实现了发电系统的高效性、优越的环保性和良好的经济性。
2、本发明采用将内燃和外燃结合在一起、以水蒸汽为主工质、具有高初温和低排气压力的先进、新颖的一体化联合循环。
3、本发明提出的新热力循环采用外燃和内燃相结合的方法，在热力循环吸热过程的低温段(半焦锅炉内水被加热、汽化和过热)用外燃方式加热，利用煤部分气化得到的半焦的能量；在高温段(燃烧室内水蒸汽进一步升温)用内燃方式加热，利用煤部分气化得到的煤气(经净化处理后)的能量。由于采用内燃方式，循环初温可以达到现代燃气轮机的初温水平；利用外燃过程的热量把高压水转变为高压蒸汽，从而省去了布雷顿循环中提升工质压力的压气机，节省了压缩耗功；在燃烧室中煤气在水蒸汽氛围中与纯氧进行理论燃烧，燃烧产物中只有水蒸汽和CO2(含量相对很低)，透平排气可以达到真空状态，充分利用了朗肯循环冷源温度低的优势。因此新循环可以达到很高的热效率。在透平排气放热凝结的过程中，CO2被自动分离出来，避免了常规分离技术带来的系统复杂、设备造价上升和消耗大量额外能量的缺点，能够低能耗分离CO2。因此新循环在热力性能和分离温室气体两方面都具有崭新的特点。
4、本发明的系统采用煤部分气化工艺，气化炉内温度较低，煤中的有害物质没有被熔化，煤气中的有害成分低，对后续的煤气净化工艺要求不高；回收煤气的显热被有效用于加热底循环的水蒸汽工质，不要求采用高温煤气净化技术；同时向气化炉加入脱硫剂，脱除了煤中90％以上的硫，煤气脱硫的负荷大大减轻，可以采用干法脱硫工艺进行精脱硫。本发明的煤气净化系统包括煤气干法除尘、水解、干法脱硫和水洗四部分利用在200℃温度等级成熟的陶瓷过滤器分离出煤气中的未反应碳粒和飞灰；通过水解过程把煤气中的COS转化为H2S；采用干法脱硫工艺对煤气进行精脱硫；最后利用水洗把煤气中的微量杂质除尽，得到洁净煤气用于燃烧室。与常规IGCC的煤气净化系统相比，本系统的特点是采用工艺系统相对简单的干法脱硫方法；同时将除尘分为两级而且把两级分开—干法除尘回收煤气中的含碳灰分，湿法除尘把煤气中残余杂质包括干法脱硫产生的杂质除尽。
5、本发明借助循环创新分离煤气燃烧生成的CO2，内燃过程以纯氧为氧化剂，生成的NOx极少，因此具有比IGCC系统更好的环保性能。
6、本发明的工艺系统得到简化、技术难度减小，从而有效降低了洁净煤发电机组的造价。煤部分气化温度水平低、技术难度小，气化炉的尺寸大大减小，而且可以采用造价低廉的流化床气化炉；粗煤气中的熔渣等有害成分含量低、气化炉出口的煤气温度低，对废热锅炉的材质要求低，降低了废热锅炉的制造成本；干法脱硫工艺系统简单、设备少、造价相对低；提升工质压力由给水泵完成，省去了昂贵的压气机设备；顶循环与底循环采用相同的主工质，不需要常规联合循环的余热锅炉设备；循环给水温度低，不设复杂的给水回热加热系统和设备。本发明使洁净煤发电系统达到高效和环保的同时，通过降低造价，将大幅度改善发电系统的经济性。
7、本发明系统不设压气机，可以避免常规燃气轮机变负荷运行时压气机喘振的问题，有利于提高机组的运行灵活性和安全可靠性。
8、本发明的系统中空分装置在制取煤气化、煤气燃烧用氧气的同时，生产出大量的氮气，甚至生产出氩气作为副产品，从而带来额外收益，提高发电系统的经济性。
9、本发明的发电系统不仅以煤(包括劣质煤)为燃料，而且也可以采用其它燃料，如石油焦、渣油、生物质、城市垃圾等，具有很好的燃料适应性。
图2为ABGC热力循环的T-s图。
图3为本发明的内外燃煤一体化联合循环发电系统流程图(半焦锅炉以空气为氧化剂)。
图4为本发明的内外燃煤一体化联合循环发电系统流程图(半焦锅炉以氧气为氧化剂)。
具体的实施方式本发明的新循环的T-s图见
图1(图中的点与图3的物流序号对应)。吸热过程分为两段24-38为外燃方式加热(包括半焦燃烧对水蒸汽的加热和高温煤气对水蒸汽的加热)，18-17为内燃方式加热；作功过程分为三段38-23为高压蒸汽透平，17-20为高温气体透平(水蒸汽与CO2混合工质)，21-26为低温气体透平(水蒸汽与CO2混合工质)；放热过程为26-27；给水增压过程温升低，在图上为27点、36点；过程27-36、36-24、23-18分别为给水回热加热(热源为低温气体透平抽气)、给水预热和中压蒸汽回热加热过程(后两个过程的热源为高温气体透平排气)。在新循环中没有气体的增压过程。
新循环可认为是两个循环有机结合的一体化联合循环延长线段26-21交线段23-18于18′点，线段左侧的图形表示再热的蒸汽朗肯循环-底循环，线段右侧的图形表示有回热(回热温升很小)的气体布雷顿循环-顶循环；18′-21表示“虚拟透平”作功过程，21-18′表示“虚拟压气机”压缩过程。
显然，“虚拟压气机”压缩过程的耗功小于理想压缩过程的耗功，因此顶循环21-18′-17-20-21的效率比常规燃气单循环的效率高得多；对底循环27-38-23-18′-26-27，与常规的蒸汽朗肯循环基本类似，但也有区别①由于在顶循环燃烧室加入了燃料和氧气，低温气体透平作功(21-26)的工质流量大于吸热过程的工质流量，透平作功增大；②顶循环排气热量用于底循环蒸汽再热(20′-23′加热23-18′)和给水预热(23′-21加热36-24)以及直接作功(21-26)，有别于常规联合循环的简单热量传递过程，没有排烟显热损失；③低温气体透平排气中含有一定的不凝结气体CO2，在相等的冷却温度下冷凝器压力高于常规朗肯循环的背压。数值计算表明前两个因素占主导地位，本发明的底循环效率高于常规朗肯循环效率。因此在同等的热量比(内燃过程工质吸热量与总的循环吸热量之比)条件下，新循环的效率将高于内外燃结合的常规联合循环的效率。
ABGC是典型的内外燃结合的常规联合循环，其T-s图见图2，可以认为是常规布雷顿循环(1-2-3-4-1)和朗肯循环(5-7-8-9-10-5)的结合。对新循环和ABGC，当采用相等的热量比，循环初温取相等的数值，新循环的凝汽压力略高于ABGC底循环的背压，系统的其它限制条件如部件的压损、传热温差等均取相等数值。对某特定工况进行模拟计算(与实施例相比，未考虑燃料转化过程的损失、制氧耗功、部件的压损等，仅计算热力循环本身的效率)，结果表明新循环的顶循环效率显著高于ABGC的顶循环效率，高出13.20个百分点，新循环的底循环效率比ABGC的底循环效率高2.68个百分点，因此新循环的效率比ABGC的效率高5.73个百分点(计算结果列入表1)。
表1新循环与ABGC循环的热效率比较单位％
本发明的新循环效率与同等初温的余热锅炉型联合循环效率相当，但后者采用内燃方式，只能燃用气体和液体燃料，而且不能自动分离CO2，考虑分离CO2后的效率将下降，低于本发明的循环热效率。
本发明的发电系统的实施例的具体结构请参看图3，本发明的系统包括煤气化子系统、动力循环子系统以及CO2回收子系统三部分。该系统中A-煤气化炉；B-废热锅炉；C-干法除尘装置；D-水解器；E-干法脱硫设备；F-洗涤器；G-污水处理设备；H-燃烧室；I-高温气体透平；J-回热器；K-低温气体透平；L-冷凝器；M-多级间冷CO2压缩机；N-制冷机；O-凝结水泵；P-凝结水加热器；Q-给水泵；R-半焦锅炉；S-送风机；T-空分装置；U-一级间冷氧气压缩机；V-高压蒸汽透平。
本实施例提供一种内外燃煤一体化联合循环发电系统，该系统包含煤气化炉A、废热锅炉B、燃烧室H、高温气体透平I、回热器J、低温气体透平K、半焦锅炉R、高压蒸汽透平V；其中煤气化炉A产生的粗煤气与废热锅炉B相连，煤气化炉A的半焦则与半焦锅炉R相连；废热锅炉B利用煤气化炉A的粗煤气对来自回热器J的给水加热产生高压蒸汽，且废热锅炉B降温后的煤气经干法除尘装置C分离出含碳尘粒、经水解器D把煤气中的COS转化为H2S、经干法脱硫设备E脱硫、经洗涤器F洗涤后进入燃烧室H。所述的干法除尘设备C分离的含碳尘粒与煤气化炉A排出的半焦一起进入半焦锅炉R。半焦锅炉R将煤气化炉A排出的半焦和含碳尘粒燃烧后加热其低温受热面的给水，半焦锅炉R的低温受热面加热的给水与经回热器J加热的给水混合后，再由半焦锅炉R进一步加热后产生高压蒸汽；半焦锅炉R产生的高压蒸汽和废热锅炉B产生的高压蒸汽混合后与高压蒸汽透平V相连；高压蒸汽透平V的排汽经回热器J加热后进入燃烧室H，并由洁净煤气在燃烧室H内加热后形成具循环初温的气体，该气体与高温气体透平I相连；高温气体透平I作功后的气体经回热器J进行热交换后进入低温气体透平K作功。其中低温气体透平K的排气与冷凝器L相连，从冷凝器L中排出的不凝结气体进入多级间冷CO2压缩机M并经制冷机N进一步冷却得到液态CO2。冷凝器L的凝结水经凝结水泵O与凝结水加热器P相连，由低温气体透平K的抽气进入凝结水加热器P加热凝结水，加热后的凝结水经给水泵增压后再进入系统循环。
该系统中还包括空分装置T，空分装置T制取的氧气与煤气化炉A和燃烧室H相连。
本发明的发电方法流程如下煤1、水蒸汽2、脱硫剂(石灰石，3)和氧气4进入煤气化炉A，在气化炉顶部得到粗煤气5，在其底部得到半焦6。释放压力后的半焦与除尘器底部排出的含碳尘粒11一起送入半焦锅炉R，与送风机S出口的空气39进行燃烧反应对给水加热，锅炉排渣41从底部排出，烟气40排出系统。送风机把空气42增压后39送入半焦锅炉R。氧气由空分装置T提供，空气43进入空分装置T，制取氧气44，同时得到氮气等副产品45，氧气通过压缩机U增压后分别送入煤气化炉A和燃烧室H(对应物流分别为4和19)。粗煤气5进入废热锅炉B，对来自回热器J的给水8加热使其转变为蒸汽9；降温后的煤气7进入后续的干法除尘设备C，分离出的含碳尘粒11被送入半焦锅炉R，除尘后的煤气10进入水解器D。在水解器中COS被转化为H2S，然后煤气12进入干法脱硫设备E；不含硫的煤气13再进入洗涤器F进行最终净化，洗涤煤气的水15来自给水泵的出口，底部排出的水16被送入污水处理设备G进行处理，得到的洁净煤气14进入燃烧室H对工质进行加热。
被回热器J加热的蒸汽18进入燃烧室H，被洁净煤气14与氧气19燃烧放出的热量加热到循环初温，高温气体混合物17进入高温气体透平I作功，排气20进入回热器J对水蒸汽工质加热。在回热器J中给水22被加热至不同的温度后分别送入废热锅炉B和半焦锅炉R；高压蒸汽透平V的排汽23被加热后18送入燃烧室H。气体工质在回热器J中放热降温后21进入低温气体透平K作功，抽气25用于凝结水回热加热，透平排气26排入冷凝器L。在冷凝器L中透平排气26和加热器疏水28被循环水冷却得到凝结水27；从冷凝器L中抽出不凝结气体(29，CO2和水蒸汽混合物，主要成分为CO2)。上述不凝结气体进入多级间冷的压缩机M，气体压缩过程分离出的凝结水排出系统(30)；增压后的气液混合物31通过制冷机N进一步冷却(制冷热源为压缩机的间冷热量)，回收液态的CO232，剩余的气体混合物33排向大气。凝结水27经凝结水泵O增压后，多余的部分34排出系统，大部分凝结水35作为循环工质进入回热加热器P升温36，加热器采用透平抽气25加热，疏水排入冷凝器。经给水泵Q增压后的给水分为三路去回热器J22；洗涤器F用水15；半焦锅炉R低温受热面37。经回热器J加热的给水24与经半焦锅炉R低温受热面加热的给水混合，在半焦锅炉R内进一步加热转变为蒸汽并达到高压蒸汽透平初温38，然后与来自废热锅炉B的蒸汽9混合，进入高压蒸汽透平V作功，透平抽汽2去气化炉用于煤的气化。
本发明的系统实施例采用煤为燃料，其平衡工况的参数和性能指标参见表2-表4。有关条件为气化炉出口温度900℃；半焦锅炉过量空气系数1.2；半焦锅炉排烟温度130℃；燃烧室过量氧气系数1.03；燃烧室燃烧效率99％；高温气体透平进气压力3.8MPa、温度1300℃(考虑高温部件冷却进气温度降低50℃)；高压蒸汽透平进汽压力16.5MPa、温度550℃；高温气体透平等熵效率90％；高压蒸汽透平、低温气体透平等熵效率88％(低温气体透平湿气区等熵效率85％)；给水泵、凝结水泵效率78％；回热器最小传热温差11℃；废热锅炉最小传热温差10℃；凝结水加热器最小传热温差4.7℃；冷凝器压力0.008MPa；CO2压缩机、氧气压缩机效率80％；液体CO2排出温度5℃；大气压力0.1013MPa、温度15℃；机械效率×电机效率98％；各部件压损取值参见表4。
在循环初温为1300℃(相当于FA级燃气轮机的透平进气温度)的条件下，本发明的系统净效率达到了45.36％(LHV)，与采用FA级燃气轮机的IGCC系统净效率相当；本系统可以回收41.21％的液态CO2，在保持IGCC原有净化水平的同时，使环保性能进一步提高；本发明使煤气化等技术的难度降低、又简化了系统，初步估计可以使机组的投资减小20％左右，从而克服了IGCC投资大、不易于推广应用的难题。本发明通过循环创新，把煤的分级转化(煤部分气化，煤气和半焦分别利用)和一体化联合循环相结合，巧妙地把半焦能量和煤气能量分别以外燃和内燃方式加以利用，实现了不同品质能量的梯级利用，使煤的转化利用与先进热力循环有机结合，从而使燃煤发电系统的综合性能(包括热力性能、环保性能和经济性)有显著提高，因此本发明的提出是热力循环的突破和洁净煤发电技术的突破。
如果也向半焦锅炉送入氧气，使半焦与氧气进行燃烧反应，则燃烧产物主要为CO2，从而将这部分CO2也分离出来，实现整体系统的CO2近零排放，见本发明的另一实施例图4。从空分装置T得到的一部分氧气39送入半焦锅炉R，燃烧产生的烟气(主要成分为CO2，40)经过冷却器S降温后42，进入CO2压缩机M。系统的其它部件和连接方式与图3完全相同。由于该系统的氧气耗量增大，使空分装置消耗的功率上升，同时回收CO2增多也使压缩机的耗功增大，所以系统的效率有所下降。与图3的实施例的其它条件完全相同，计算结果表明系统净效率为41.00％(LHV)，CO2(液态)回收率达到94.45％。
还可以通过其它方法进一步提高本发明系统的性能，如系统流程和参数优化；采用低能耗空分工艺(如膜分离与低温冷冻分离相结合方式等)；通过技术进步提高底循环的初参数(甚至采用超临界参数)和顶循环的初参数。
本发明的气化炉碳转换率只要求约45％，煤气化的难度大大降低，而进一步提高碳转换率的余地还很大(碳转换率低于90％煤气化容易实现)。如采用更高的碳转换率，使煤转化为煤气的能量相对增大(半焦的能量相对减小)即提高热量比，然后从煤气中分离出氢气，用于氢氧联合循环发电或燃料电池发电，即在系统中分离出的氢燃料用于更高效的发电方式，半焦和剩余煤气用于内燃、外燃结合的一体化联合循环发电方式，则目前系统的效率值还将大幅度提高。因此本发明系统与先进的氢燃料发电技术相结合，将成为很有发展前景的先进洁净煤发电技术。
表2某煤种的特性数据(干燥后)
表3 整体系统性能数据
*—氧气纯度96％(体积百分比)；制氧功耗率0.245kWh/kg氧气；煤低位热值25898kJ/kg。
—有关计算公式净效率＝净功率/(煤消耗量×煤的低位热值)CO2回收率＝回收的液态CO2/燃烧生成的CO2
表4平衡工况状态参数
*—未模拟气化炉和半焦锅炉内的脱硫反应，表中不包括物流3、6、41的数据。
—未模拟空分装置的内部工艺流程，表中不包括物流43、45的数据。
—物流15为给水泵出口节流后的数据。
—“蒸汽′”为蒸汽与其它不凝结气体的混合物，主要成分为蒸汽。
—“水′”为水与其它不凝结气体的混合物，主要成分为水。
—“CO2′”为CO2与其它气体的混合物，主要成分为CO2。
权利要求
1.一种内外燃煤一体化联合循环发电系统，该系统包含煤气化炉A、废热锅炉B、燃烧室H、高温气体透平I、回热器J、低温气体透平K、半焦锅炉R、高压蒸汽透平V；其特征在于煤气化炉A产生的粗煤气与废热锅炉B相连，煤气化炉A的半焦则与半焦锅炉R相连；废热锅炉B利用煤气化炉A的粗煤气对来自回热器J的给水加热产生高压蒸汽，且废热锅炉B中热交换后的煤气进入燃烧室H；半焦锅炉R将煤气化炉A排出的半焦燃烧后加热其低温受热面的给水，半焦锅炉R的低温受热面加热的给水与经回热器J加热的给水混合后，再由半焦锅炉R进一步加热后产生高压蒸汽；其中半焦锅炉R产生的高压蒸汽和废热锅炉B产生的高压蒸汽混合后与高压蒸汽透平V相连；高压蒸汽透平V的排汽经回热器J加热后进入燃烧室H，并由经废热锅炉B降温后的煤气在燃烧室H内加热后形成具循环初温的气体，该气体与高温气体透平I相连；高温气体透平I作功后的气体经回热器J进行热交换后进入低温气体透平K作功。
2.如权利要求1所述的内外燃煤一体化联合循环发电系统，其特征在于该系统还包括干法除尘装置C、水解器D、干法脱硫设备E、洗涤器F；经废热锅炉B降温后的煤气经干法除尘装置C分离出含碳尘粒、经水解器D把煤气中的COS转化为H2S、经干法脱硫设备E脱硫、经洗涤器F洗涤后进入燃烧室H。
3.如权利要求1所述的内外燃煤一体化联合循环发电系统，其特征在于所述的干法除尘设备C分离的含碳尘粒与煤气化炉A排出的半焦一起进入半焦锅炉R。
4.如权利要求1所述的内外燃煤一体化联合循环发电系统，其特征在于该系统中还包括空分装置T，空分装置T制取的氧气与煤气化炉A和燃烧室H相连。
5.如权利要求1所述的内外燃煤一体化联合循环发电系统，其特征在于该系统还包括冷凝器L、多级间冷CO2压缩机M、制冷机N；其中低温气体透平K的排气与冷凝器L相连，从冷凝器L中排出的不凝结气体进入多级间冷CO2压缩机M并经制冷机N进一步冷却得到液态CO2。
6.如权利要求1或5所述的内外燃煤一体化联合循环发电系统，其特征在于该系统还包括凝结水泵O、凝结水加热器P和给水泵Q；其中冷凝器L的凝结水经凝结水泵O与凝结水加热器P相连，由低温气体透平K的抽气进入凝结水加热器P加热凝结水，加热后的凝结水经给水泵增压后再进入系统循环。
7.如权利要求1所述的内外燃煤一体化联合循环发电系统，其特征在于所述的高压蒸汽透平V的抽汽与煤气化炉A相连。
8.如权利要求1所述的内外燃煤一体化联合循环发电系统，其特征在于该系统的燃料选自煤、石油焦、渣油、生物质、城市垃圾中的至少一种。
9.一种内外燃煤一体化联合循环发电方法，包括下述步骤(1)煤、水蒸汽、脱硫剂和氧气进入煤气化炉A，在煤气化炉A顶部得到粗煤气，在其底部得到半焦；(2)粗煤气进入废热锅炉B，对来自回热器J的给水加热使其转变为高压蒸汽；(3)半焦被送入半焦锅炉R进行燃烧反应对给水加热得到高压蒸汽；(4)将步骤(2)和步骤(3)得到的高压蒸汽混合后进入高压蒸汽透平V作功发电；(5)降温后的粗煤气进入燃烧室H对由回热器J加热的高压蒸汽透平V的排汽进行加热至循环初温；(6)具有循环初温的气体混合物进入高温气体透平I作功发电；(7)高温气体透平I的排气进入回热器J对给水加热；在回热器J中给水被加热至不同的温度后分别送入废热锅炉B和半焦锅炉R；(8)气体工质在回热器J中放热降温后进入低温气体透平K作功发电。
10.如权利要求9所述的内外燃煤一体化联合循环发电方法，其特征在于所述的降温后的粗煤气进入干法除尘设备C，分离出的含碳尘粒被送入半焦锅炉R，除尘后的煤气依次经过水解器D、干法脱硫设备E和洗涤器F，得到的洁净煤气进入燃烧室H。
11.如权利要求9所述的内外燃煤一体化联合循环发电方法，其特征在于还包括下述步骤(1)低温气体透平K排气排入冷凝器L，在冷凝器L中透平排气和凝结水加热器的疏水被冷却得到凝结水；且从冷凝器中抽出不凝结气体；(2)不凝结气体进入多级间冷CO2压缩机M，进行气体压缩；增压后的气液混合物通过制冷机N进一步冷却，回收液态的CO2，剩余的气体混合物排向大气。
12.如权利要求9所述的内外燃煤一体化联合循环发电方法，其特征在于所述的凝结水经凝结水泵O增压后，多余的部分排出系统，大部分作为循环工质进入凝结水加热器P升温，经给水泵Q增压后的给水分为三路去回热器J、洗涤器F用水、半焦锅炉R低温受热面；经回热器J加热的给水与经半焦锅炉R低温受热面加热的给水混合，在半焦锅炉R内进一步加热转变为蒸汽并达到高温蒸汽透平初温，然后与来自废热锅炉B的蒸汽混合，进入高压蒸汽透平V作功，透平抽汽去煤气化炉A用于煤的气化。
13.如权利要求9所述的内外燃煤一体化联合循环发电方法，其特征在于该方法的燃料选自煤、石油焦、渣油、生物质、城市垃圾中的至少一种。
全文摘要
本发明涉及一种内外燃煤一体化联合循环发电系统及发电方法，该发电系统包括煤气化子系统、动力循环子系统和二氧化碳回收子系统；本发明的方法是在热力循环吸热过程的低温段用外燃方式加热，利用煤部分气化得到的半焦的能量；在高温段用内燃方式加热，利用煤部分气化得到的煤气的能量；本发明由于采用内燃方式，循环初温可以达到现代燃气轮机的初温水平；利用外燃过程的热量把高压水转变为高压蒸汽，在循环中不采用压气机提升工质的压力，从而节省了工质压缩耗功；透平的作功工质主要成分为水蒸汽，排气压力很低，循环压比高；在透平排气放热凝结过程中二氧化碳被自动分离出来；该发电系统具有热效率高、环保性能先进和经济性好的优点。
文档编号F02C1/00GK1521446SQ0310089
公开日2004年8月18日 申请日期2003年1月27日 优先权日2003年1月27日
发明者邓世敏, 金红光, 林汝谋, 蔡睿贤 申请人:中国科学院工程热物理研究所