一种基于IGCC的近零排放燃煤发电系统及方法与流程

本发明属于发电技术领域，尤其涉及一种基于IGCC的近零排放燃煤发电系统及方法。

背景技术：

以气候变化为核心的全球环境问题日益严重，已经成为威胁人类可持续发展的主要因素之一，削减温室气体排放以减缓气候变化成为当今国际社会关注的热点。随着全球对温室气体排放越来越关注，《京都议定书》、《巴厘岛路线图》的召开，进一步明确了全球CO₂减排目标和时间表，推动了全球低碳经济的发展。

整体煤气化联合循环发电技术(Integrated Gasification Combined Cycle,IGCC)是将清洁的煤气化技术与高效的燃气-蒸汽联合循环相结合的发电技术，发电效率高且提升空间大，可实现污染物近零排放，是高效清洁燃煤发电技术的重要发展方向之一。

整体煤气化联合循环技术(IGCC)同燃烧前CO₂捕集的联合应用，能够实现发电系统的CO₂近零排放，被认为是温室气体深度减排的重要路径之一。相对于其他碳捕集技术路线，燃烧前CO₂捕集所需处理的气体压力高、CO₂浓度高、杂质少，有利于吸收法或其它分离方法对CO₂的脱除，在投资、运行费用和能耗的增量也会相应降低。燃烧前CO₂捕集技术充分利用了煤制合成气中CO₂的高浓度和高压力，使得CO₂的捕集能耗大幅度下降，加上IGCC以及相应的氢气发电技术提高了发电效率，在保持电厂的总体效率不降低的前提下实现CO₂的捕集与封存，是未来绿色低碳发电技术的重要发展方向。

技术实现要素：

本发明的目的在于提供一种基于IGCC的近零排放燃煤发电系统及方法，在基于整体煤气化联合循环系统实现了燃烧前CO₂捕集，并且充分利用了气化炉中产生的高温合成气的热量，通过余热锅炉实现系统热量的梯级利用，能够使得系统的CO₂的捕集率大于90％，发电效率大于40％，大大提高了整体煤气化联合循环发电系统的环保特性，同时实现了CO₂的封存和资源化利用。

为了达到上述目的，本发明采用如下技术方案：

一种基于IGCC的近零排放燃煤发电系统，包括空分装置1，空分装置1的入口通入空气，空分装置1的氧气出口接气化炉2的氧气入口，空分装置1的氮气出口接氮气分离器3；气化炉2的煤入口加入煤，气化炉2的蒸汽入口接余热锅炉4的蒸汽出口，气化炉2的合成气出口连接高温换热器5的高温气体入口；氮气分离器3的一个出口接高温换热器5的低温气体入口，另一个出口接氮气回收装置6；高温换热器5的高温气体出口接除尘装置7的入口，高温换热器5的低温气体出口接燃烧室13；除尘装置7的出口接水汽变换装置8的入口；水汽变换装置8的蒸汽入口接余热锅炉4的蒸汽出口，水汽变换装置8的气体出口接脱硫脱碳装置9的气体入口；脱硫脱碳装置9的H₂S出口接硫回收装置11，脱硫脱碳装置9的CO₂气体出口接压缩液化装置10，脱硫脱碳装置9的富氢气体出口接燃烧加湿器12；硫回收装置11的出口产出硫；燃料加湿器12的蒸汽入口接余热锅炉4的蒸汽出口，燃料加湿器12的富氢气体出口接燃烧室13；燃烧室13的空气入口接压气机14的高压空气出口，燃烧室13的燃气出口接燃气透平15的燃气入口；压气机14的入口通入空气；燃气透平15的出口接余热锅炉4的高温气体入口，燃气透平15与第一发电机16相连接，第一发电机16输出电能；余热锅炉4的蒸汽出口连接蒸汽轮机17的蒸汽入口，余热锅炉4的给水入口连接蒸汽轮机17的给水出口，余热锅炉4的水入口中通入水；蒸汽轮机17与第二发电机18相连接，第二发电机18产出电能；压缩液化装置10的液态CO₂出口连接液态CO₂运输装置19液态CO₂入口，压缩液化装置10产生的液态CO₂输入到液态CO₂运输装置19中，可用于驱油和地质封存；液态CO₂运输装置19的出口连接CO₂驱替石油装置20、CO₂驱替煤层气装置21以及CO₂地质封存装置22；CO₂驱替石油装置20产出石油，CO₂驱替煤层气装置21产出煤层气。

所述空分装置1通过深冷法将空气中的氧气和氮气进行分离，氧气被输送至气化炉2中，氮气被送入到氮气分离器3中。

所述气化炉2内反应生成合成气，合成气主要成为是H₂、H₂O、CO、CO₂、CH₄、H₂S、COS等。

所述氮气分离器3能够将通入的氮气按照设定的比例值进行分离，一路氮气通入到燃烧室13中，另外一路氮气通入到氮气回收装置6中。

所述余热锅炉4，能够回收利用燃气透平15的高温尾气的热量，制取高温高压的蒸汽。

所述高温换热器5，能够将气化炉2产生的高温合成气与空分装置1产生的低温氮气进行热交换，提高氮气的温度，回收利用合成气的热量。

所述氮气回收装置6，由储气罐组成，能够储存空分装置1产生的氮气。

所述除尘装置7采用袋式除尘器或电除尘器或陶瓷过滤器，脱除合成气中的颗粒物，使得矿尘含量小于100mg/Nm³。

所述水汽变换装置8，采用耐硫水汽变换工艺，通过水汽变换反应CO+H₂O＝H₂+CO₂将合成气中的CO变换为H₂，使得出口气体中CO比例低于0.5％，其中蒸汽来自于余热锅炉4。

所述脱硫脱碳装置9采用低温甲醇洗法或MDEA法，制得富氢气体，富氢气体中H₂S、COS含量小于1ppm。

所述压缩液化装置10，能够将气态的CO₂转化为液态的CO₂，CO₂的浓度高于99％。

所述硫回收装置11，能够将H₂S分解为硫，回收其中的硫组分。

所述燃料加湿器12，采用蒸汽混合法，将富氢气体与余热锅炉4所产生的部分蒸汽进行混合，提高H₂燃料其中H₂O的含量，使得H₂O的摩尔含量>5％。

所述燃烧室13，富氢气体、高温氮气以及高压空气在其中进行燃烧，产生高温燃气。

所述压气机14、燃气透平15以及第一发电机16，安装到同一根轴上，燃气透平15在高压高温燃气的冲击下转动带动压气机14和第一发电机16转动，压缩机14使得空气的压力由常压增大至4Mpa以上，第一发电机16则产生交流电能。

所述蒸汽轮机17和第二发电机18，安装到同一根轴上，余热锅炉4产生的高温高压蒸汽冲击蒸汽轮机17转动，蒸汽轮机17带动第二发电机18转动产生电能。

所述液态CO₂运输装置19，为装载液态CO₂储罐的运输车或运输船。

所述CO₂驱替石油装置20，能够将CO₂注入到油田中提高石油采收率。

所述CO₂驱替煤层气装置21，能够将CO₂注入到煤层气田中，提高煤层气采收率。

所述CO₂地质封存装置22，将CO₂注入到废气的油田中，将CO₂进行永久性封存。

上述所述一种基于IGCC的近零排放燃煤发电系统的工作方法，煤、蒸汽和氧气通入气化炉2产生合成气，合成气的温度为1000℃，组分为CO≈60％，H₂≈30％，CO₂≈7％，其余组分为N₂、H₂S、COS、CH₄杂质气；合成气首先经过高温换热器5换热，温度降低至200℃以下，然后通入除尘装置7，使得颗粒物成分低于50mg/Nm³；再通入到水汽变换装置8中，使得合成气中CO<0.5％，H₂>60％；接着通入到脱硫脱碳装置9，使得H₂S和COS浓度低于1ppm，捕获的H₂S通过硫回收装置11回收其中的硫；同时在脱硫脱碳装置9中脱除合成气中的CO₂，使得CO₂的纯度大于90％，然后通入到压缩液化装置10中，通过压缩和液化获得液态的CO₂，可用于驱油和封存；脱硫脱碳装置9产生的富氢气体中H₂含量大于90％，富氢气体经过燃料加湿器12，使得气体中H₂O摩尔含量>5％，然后通入到燃烧室13中；空分装置1产生的氮气经过氮气分离器3，将70％的氮气通入到氮气回收装置6中，其余30％通入到高温换热器5中升温至500℃，接着通入到燃烧室13中；压气机14在燃气透平15的带动下转动，将常压的空气升压到5MPa，然后通入到燃烧室13中；在燃烧室13中，富氢气体与高温氮气混合然后与高压空气进行燃烧，产生高温燃气，接着通入到燃气透平15中，推动燃气透平15转动，并带动第一发电机16转动产生电能；燃气透平15排出700℃的尾气通入到余热锅炉4中，回收其中的热量，并使得尾气的温度低于200℃；余热锅炉4产生高温高压的蒸汽温度为600℃，压力为1.0MPa，用于气化炉2、水汽变换装置8、燃料加湿器12以及蒸汽轮机17中；在蒸汽轮机17中，高温高压蒸汽推动蒸汽轮机17转动，并带动第二发电机18转动产生电能；经过蒸汽轮机17后冷凝水又补给余热锅炉4中；压缩液化装置10产生的液态CO₂输入到液态CO₂运输装置19中；液态CO₂运输装置19将液态CO₂运输到油田、煤层气田以及废气油井处；通过CO₂驱替石油装置20将CO₂注入到油田中，使得石油采收率提高10％；通过CO₂驱替煤层气装置21将CO₂注入到煤层气田中，使得煤层气采收率提高10％；通过CO₂地质封存装置22将CO₂注入到废弃的油井中，将CO₂进行永久性封存。

和现有技术相比较，本发明具备如下优点：

(1)空分装置1产生的部分氮气经过高温换热器5回收了高温合成气的热量，能够提高系统的综合发电效率。

(2)高温氮气与富氢气体混合后通入到燃烧室13中，能够提高氢气在燃烧室13中的燃烧稳定性。

(3)系统产生的液态CO₂，能够直接用于埋存、驱油驱气。

本发明在基于整体煤气化联合循环系统实现了燃烧前CO₂捕集，并且充分利用了气化炉中产生的高温合成气的热量，通过余热锅炉实现系统热量的梯级利用，能够使得系统的CO₂的捕集率大于90％，发电效率大于40％，大大提高了整体煤气化联合循环发电系统的环保特性，同时实现了CO₂的封存和资源化利用。

附图说明

图1是本发明一种基于IGCC的近零排放燃煤发电系统的示意图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明做进一步说明。

实施案例

如图1所示，煤、蒸汽和氧气通入气化炉2产生合成气，合成气的温度为1000℃，组分为CO≈60％，H₂≈30％，CO₂≈7％，其余组分为N₂、H₂S、COS、CH₄等杂质气。合成气首先经过高温换热器5换热，温度降低至200℃以下，然后通入除尘装置7，使得颗粒物成分低于50mg/Nm³；再通入到水汽变换装置8中，使得合成气中CO<0.1％，H₂>60％；接着通入到脱硫脱碳装置9，使得H₂S和COS浓度低于1ppm，捕获的H₂S通过硫回收装置11回收其中的硫。同时在脱硫脱碳装置9中脱除合成气中的CO₂，使得CO₂的纯度大于90％，然后通入到压缩液化装置10中，通过压缩和液化获得液态的CO₂，可用于驱油和封存。脱硫脱碳装置9产生的富氢气体中H₂含量大于90％，富氢气体经过燃料加湿器12，使得气体中H₂O摩尔含量>5％，然后通入到燃烧室13中。空分装置1产生的氮气经过分离器3，将70％的氮气通入到氮气回收装置6中，其余30％通入到高温换热器5中升温至500℃，接着通入到燃烧室13中。压气机14在燃气透平15的带动下转动，将常压的空气升压到5MPa，然后通入到燃烧室13中。在燃烧室13中，富氢气体与高温氮气混合然后与高压空气进行燃烧，产生高温燃气，接着通入到燃气透平15中，推动燃气透平15转动，并带动第一发电机16转动产生电能。燃气透平15排出700℃的尾气通入到余热锅炉4中，回收其中的热量，并使得尾气的温度低于200℃。余热锅炉4产生高温高压的蒸汽温度为600℃，压力为1.0MPa，可用于气化炉2、水汽变换装置8、燃料加湿器12以及蒸汽轮机17中。在蒸汽轮机17中，高温高压蒸汽推动蒸汽轮机17转动，并带动第二发电机18转动产生电能。经过蒸汽轮机17后冷凝水又补给余热锅炉4中。压缩液化装置10产生的液态CO₂输入到液态CO₂运输装置19中。液态CO₂运输装置19将液态CO₂运输到油田、煤层气田以及废气油井处。通过CO₂驱替石油装置20将CO₂注入到油田中，使得石油采收率提高10％。通过CO₂驱替煤层气装置21将CO₂注入到煤层气田中，使得煤层气采收率提高10％。通过CO₂地质封存装置22将CO₂注入到废弃的油井中，将CO₂进行永久性封存。