（华能（天津）煤气化发电有限公司 300452）
摘要：IGCC作为先进的洁净煤发电技术，其自身发展前景广阔，可促进能源进一步利用，同时也可减少由于传统燃煤导致的有害气体、烟尘污染大气。但是，目前全世界的IGCC发电站不超过100座，且大部分IGCC发电站集中在美国、日本等发达国家，我国仍在大力研发IGCC电站相关项目。故此，文章对IGCC发电显热回收技术分析与探究，旨在为促进国家能源开发做出微薄贡献。
关键词：IGCC；发电显热；回收技术；项目
IGCC系统中的气化炉内的高温合成气温达到1100-1200℃，其显热及气化潜热突出，显热直接关系到IGCC净效率，关系到系统的实际能量利用效率。目前，采用IGCC发电技术供电效率可达42-45%。我国温室气体排放量常年居高不下，通过提高发电效率及节能是改善温室气体排放的主要手段之一。IGCC发电显热回收可有效节能，但是其技术仍有较大发展空间，以下对IGCC发电显热回收技术详细分析。
1.IGCC发电显热回收技术的发展
1.1煤气显热全利用
煤气显热全利用主要是以废锅流程，以辐射式及对流式锅炉充分回收合成气中显热，进而产生高压蒸汽，或以加热去燃气轮机合成气、回注氮气。通过科学设计的煤气显热回收系统可大大提高气化炉热煤气实际效率，效率达到92%-95%，回收煤发热量近14%-18%。相较于联合循环发电，采用煤气显热全利用发电方式，可提高约5%的发电效率。经过回收显热后的煤气，可制造以羰基化合物为例的含氧化合物，实现煤气综合利用。
1.2煤气显热部分利用
煤气显热部分利用又称为激冷流程，通过取消辐射废锅及对流废锅，将煤气经气化炉后以水激冷，以闪蒸操作后产生 一定中压饱和蒸汽，以部分的煤气显热。该系统又分为“低压激冷型”、“高效高压激冷型”。
煤气显热部分利用效率相较于全利用系统效率低了5%-8%，相较于循环的发电效率下降约5%。但是煤气显热部分利用系统的电站建设投入少、费用低。采用“高效高压激冷型”煤气显热部分利用发电，气化炉内的煤气受激冷过程影响，产生大量高压水蒸气，和提高气轮机循环系统热效率，且“高效高压激冷型”比“低压激冷型”流程的热效率要高一点。因此，“高效高压激冷型”IGCC系统多用于石化企业，帮助清除CO2，促进多联产（过程为：将气体中CO变换，转为氢气，便于合成氨、甲醇等）。
以德士古气化工艺为例，其激冷流程如图1。
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图1 德士古气化工艺下的IGCC激冷流程（其中，1磨煤机；2煤浆槽；3气化炉；4激冷室；5洗涤塔；6锁斗；7渣池；8沉降槽；9文丘里；10煤浆泵）
该流程没有辐射废锅和对流废锅设备简单，相对投资少。且基本流程各项设备操作简便，设计难度小。相较于废锅流程，其能量利用比稍低，比IGCC发电系统发电效率也低，约5%。基本流程自身投资小，但是其合成气冷却器的气化炉投资成本相较于其他两系统较高，主要是合成气显热，被余热锅炉利用，导致出力进一步增加，成本也相对增加。
2.一些经典IGCC系统粗煤气显热回收流程分析
2.1Tampa1x250MW IGCC示范电站分析
以Tampa1x250MW IGCC示范电站为例，其配置一全热回收型气化炉，气化温度达到1482℃，气化炉及辐射废锅形成一体。该电站气化炉中高温煤气，流向下部，逐渐进入辐射废锅和对流废锅进行进一步处理，辐射废锅内煤气温度达到700℃之后，经过底部水室，煤气灰渣淬冷之后形成废渣可作为建筑材料综合使用[1]。
辐射废锅内的废气进入对流废锅，进一步冷却到480℃，将煤气在两级冷却器中回收产生10.4MPa饱和蒸汽[2]。实际操作中该系统辐射废锅顶部存在泄漏，导致气化炉停止工作。究其原因，主要是高温腐蚀导致出现泄漏后对该泄漏弥补修复。但又发现对流废过热交换，管径较小，气流管长期会堵塞，导致系统停机。
2.2Wabsh River 1x260MW IGCC 电站
该电站始建于1993年，1995年正式使用，系统以两台Desctec气化炉支持，气化能力为2500t/d每台，且采用两段式气化，充分降低煤气出口温度，故系统只需设置对流式废锅，实现气体显热处理。对流废锅为火管式的对流废锅，设有省煤器及蒸发器，不设过热器，煤气温度可降低到371℃（从900℃降低），此时饱和蒸汽为11.03MPa，流量达到90.27-113.4kg/h[3]。而后，将余热锅炉过热，为蒸汽轮机使用做好准备工作。系统对流废锅处理后的煤气，进入两并联陶瓷过滤器，过滤器将煤气中灰渣、炭（为完全燃烧的炭）集中回收，再次送回气化炉。除尘处理后的煤气经多次、多级别热交换处理，最终冷却到38℃，再科学脱硫处理。
该电站在后续运行中，第1年、第2年运行中，存在对流废锅入口管道灰渣积聚严重问题。对其进行改善，主要在气化炉第2段出口管道处对管道尺寸外形进行优化，并控制管道煤气的流速，从而减轻管道负担，减少沉积物大量聚集。此外在该系统回国前设置过滤网，保证短时间内不会出现大量灰渣沉积。
2.3Demkolec 1x253MW IGCC电站
该电站采用Shell气化炉工作，气化炉出口的煤气经除尘低温煤气影响激冷到900℃，进入对流废锅、煤气冷却器，该过程回收少量显热后，煤气离开时温度达到250℃。辐射废锅产生高压饱和气体（约13MPa），和余热锅产生的高压蒸汽混合，处理后进入蒸汽轮机发电处理。而对流废锅产生的蒸汽（4MPa，属中压蒸汽）和气化炉水冷壁产生的蒸汽混合，之后经气轮机中压缸再热处理便于使用。该电站运行后，发现煤气冷却器发生泄漏，且冷却器顶部出现严重结渣。在此电站中，Shell气化炉的煤气化炉及辐射废锅联合在一起，构成整体，结构较为复杂，制造工艺较严格。
3.IGCC系统显热回收关键设备的技术性难题分析
IGCC系统中废热锅炉属于加压气化的重要设备之一，废热锅炉的效率直接决定后续工序的任务能否正常开展，也属于IGCCc的难点技术。在IGCC发电系统中废热锅炉，必须和前置气化工艺及后续各项工艺结合成一个整体，满足系列工艺需求。但实际操作中废热锅炉操作条件和化工行业其他的废热锅炉操作并不完全相同，发电需要的废热锅炉粗煤气往往是高温、高压且伴随有大量灰尘、具有腐蚀性的气体，对其操作难度较大。目前我国IGCC系统的废热锅炉运行经验较少，而化工行业的煤气温度较低，一般在550℃以下，且灰尘含量较少，并不适用于IGCC发电参考。通过上文对国外一些典型的IGCC项目研究表明，高温度的废热锅炉结构必须保证有可靠的耐热膨胀性，要求尽可能选择导热系数较大的传热面，简化气体处理步骤。因此针对上述国外典型IGCC发电站出现的问题，可以采取以下措施解决。
对辐射废热锅炉，可以用烟道水冷壁排管式结构设计；辐射废锅与气化炉可采用喉管相连，将气化炉煤气的显热及时回收；为进一步提高系统效率，可以将系统的熔渣从辐射废锅出口排出，合成器在受热面充分换热，之后在辐射废锅的底部，流通到对流废锅，实现系统效率提高。
当下辐射废锅在IGCC发电系统上的应用，并没有得到工业化的实践，对辐射废锅设计及制造也缺乏案例支持。综上所述，IGCC发电显热回收技术到目前为止国际上研究深度有待提升，我国对IGCC发电显热回收技术的研究也正处于初步阶段，其中，现在使用的对流废锅分为火管式和水管式两种。其中火管式可保证废锅有良好的传输效率，且投入资金少、体积小。但是火管式对流废锅系统吹灰难度较大，且容易造成积灰。水管式对流废锅吹灰及受热面布置均较简单，但是其传热效率比不上火管式对流废锅，且体积庞大，造价较高。为实现IGCC系统废热锅炉换热强度进一步提高，需对锅炉内的灰渣积灰熔融特性再进一步分析，得到可靠的数据，为废热锅炉设计、材料选择、制造工艺优化提供更多基础数据。
参考文献：
[1]杜峰，范浩杰，刘建斌.IGCC发电显热回收技术分析与探讨[J].锅炉技术，2014，45（3）：15-18.
[2]王迪.IGCC发电显热回收技术的简介[J].中国特种设备安全（2）：68-70.
[3]陈晓利，高继录，张晋育.IGCC中气化系统显热回收优化研究[J].东北电力技术，35（5）：27-30.