IGCC电站水煤气变换过程的优化研究

湛志钢，　徐齐胜，　温智勇，　李方勇，　成明涛，　韩　龙，　王勤辉

(1． 广东电网有限责任公司电力科学研究院， 广州 510080； 2． 浙江大学 热能工程研究所， 杭州 310027)



IGCC电站水煤气变换过程的优化研究

湛志钢1，徐齐胜1，温智勇1，李方勇1，成明涛1，韩龙2，王勤辉2

(1． 广东电网有限责任公司电力科学研究院， 广州 510080； 2． 浙江大学 热能工程研究所， 杭州 310027)

摘要：提出一种新型的水煤气变换反应过程，利用水煤气变换反应释放的热量加热进入燃气轮机的合成气，并建立了基于Aspen Plus的IGCC电站模型.比较了燃烧前捕集CO2对IGCC电站发电量、厂用电耗率和供电效率等特性的影响，分析了新型水煤气变换反应过程中2个关键参数对电站性能的影响规律.结果表明：降低进入WGS装置的合成气的H2O与CO物质的量比以及提高合成气加热温度均有利于降低IGCC电站的厂用电耗率和提高供电效率；本文中结果与先前研究结果一致性较好.采用优化的水煤气变换操作参数后，IGCC电站的厂用电耗率降低1.3%，供电效率提高2.7%.

关键词：IGCC电站； 二氧化碳捕集； 水煤气变换； 过程优化

全球气候变化使温室气体CO2减排受到广泛关注.2015年6月我国公布了应对气候变化的2030年目标：单位国内生产总值的CO2排放比2005年减少60%～65%.煤炭是我国最主要的一次能源，燃煤电站所排放的CO2占我国CO2总排放量的一半左右[1]，减少燃煤发电过程的CO2排放量是我国面临的一项艰巨、紧迫的任务.煤炭发电过程中CO2减排的方法包括燃烧后捕集、燃烧前捕集和富氧燃烧.基于燃烧前CO2捕集的整体煤气化联合循环(Integrated Gasification Combined Cycle, IGCC)电站被认为是最清洁的煤炭发电技术，并成为近年的研究热点[2-7].

水煤气(CO与H2的混合物)变换(Water Gas Shift，WGS)过程是IGCC电站燃烧前捕集CO2的关键环节.在WGS反应过程中，水煤气通过WGS反应过程(CO+H2O=CO2+H2)将CO转化为CO2，得到以H2和CO2为主要成分的合成气.将CO2与H2分离，富氢合成气进入燃气轮机燃烧发电，CO2不再进入燃气轮机，而是经压缩后进行运输和封存，从而实现CO2的燃烧前捕集.

WGS反应过程对燃烧前捕集CO2的IGCC电站的性能具有重要影响.该过程主要分为2种方式：一种为清洁变换，即WGS反应过程发生在合成气脱硫之后；另一种为耐硫变换，即WGS反应过程发生在合成气脱硫之前，耐硫变换具有工艺简单、投资较低的优点.随着耐硫催化剂产品的逐渐成熟，WGS耐硫变换的技术难题有望破解.Rezvani等[6]基于耐硫WGS建立了燃烧前捕集CO2的IGCC电站模型，并与燃烧后捕集CO2的超超临界燃煤电站进行了对比.Martelli等[8]建立了2级耐硫WGS变换模型，2级WGS装置的反应温度分别为466 ℃和276 ℃，CO与H2O物质的量比为2.5，计算得到了Shell气化IGCC电站捕集CO2的性能.Chen等[9]和迟金玲等[2]也基于2级耐硫WGS反应过程建立了IGCC电站模型.Kunze等[10]建立了3级WGS反应过程的模型，利用WGS的反应热产生高、中、低压蒸汽，并用于合成气激冷或合成气湿饱和.但目前尚缺少针对WGS反应过程的优化研究.

笔者提出一种新型WGS反应过程，利用WGS反应过程放出的热量加热进入燃气轮机的清洁合成气，以提高电站整体效率.基于所提出的WGS反应过程，首先利用Aspen Plus模拟软件建立IGCC电站模型，分析燃烧前CO2捕集对电站整体性能的影响.然后，研究WGS反应过程中的关键参数H2O与CO物质的量比和清洁合成气加热温度对电站性能的影响规律，获得优化参数值.最后，分析采用优化参数值时IGCC电站的性能，验证WGS反应过程参数优化对电站效率的改进作用.

1模型建立

1.1IGCC电站假设与参数

本文中IGCC电站采用GE-Texaco水煤浆气化技术.燃料采用神木煤，其煤质分析如表1所示.气化炉给煤量始终保持2 000 t/d，即煤炭输入热量保持542.1 MW不变.空气分离装置(以下简称空分装置)采用低压深冷技术，操作压力为0.6 MPa，操作温度为15 ℃.空分装置产品O2的纯度为95%，O2压缩到4 MPa后送往气化炉.空分装置的一部分产品N2压缩至3 MPa后送往燃气轮机燃烧室，用于降低NOx排放量.通过Aspen Plus软件设计规定的功能，调节回注到燃气轮机的N2量并使进入燃气轮机的合成气的低位发热量保持为8 MJ/m3.气化炉操作压力为4 MPa，通过软件设计规定的功能，调节空分装置的空气处理量以改变进入气化炉的O2量，使气化炉出口合成气的温度保持为1 300 ℃.气化合成气先后经过辐射废锅和对流废锅，利用合成气显热将余热锅炉(Heat Recovery Steam Generator, HRSG)抽取的高压不饱和水加热为高压蒸汽，辐射废锅和对流废锅出口合成气温度分别为750 ℃和350 ℃.气化合成气中的羰基硫(COS)在220 ℃下全部转化为H2S.合成气中的H2S通过Selexol物理吸收法脱除，反应温度为38 ℃.Selexol解析塔析出的酸性气体由Claus/SCOT装置回收单质硫.蒸汽轮机和HRSG采用三压再热系统，蒸汽参数分别为12.8 MPa/566 ℃, 2.6 MPa/566 ℃和0.47 MPa/200 ℃.为简化计算，HRSG中蒸汽和烟气的流动阻力损失忽略不计.

表1　IGCC电站煤质分析

1.2流程描述

图1给出了不捕集CO2的IGCC电站流程图.气化炉产生的粗合成气首先经过辐射废锅和对流废锅，再经过水洗和COS变换，最后通过多级冷却除去部分水并降温到H2S脱除温度38 ℃.Selexol脱硫单元产生的富H2S气体进入Claus/SCOT装置生成单质硫.脱硫后的清洁合成气与来自空分装置的N2混合后进入燃气轮机发电.采用GE公司F级燃气轮机，燃气轮机压缩比为15.8，燃气轮机透平采用空气冷却，冷却空气从压气机末级叶片出口和级间叶片出口抽取，分别用于透平静叶片和动叶片冷却，燃气轮机冷却空气抽取量约占压气机进气总量的12%，燃气轮机透平进口的烟气温度不高于1 327 ℃.从HRSG抽取高压不饱和水分别送往辐射废锅和对流废锅，废热锅炉产生的高压蒸汽送往HRSG高压蒸发器的出口.

图1　不捕集CO2的IGCC电站流程图

图2给出了燃烧前捕集CO2的IGCC电站流程图.COS变换后，90%的合成气与辐射废锅产生的一部分高压蒸汽进入WGS装置，经过水煤气变换后与其余10%的合成气混合，再进入基于Selexol法的H2S/CO2协同脱除单元.为简化计算，本文中WGS装置不考虑催化剂积碳及失效问题.Selexol单元吸收塔的酸性气体吸收压力为6 MPa、温度为38 ℃，解析塔气体析出压力为0.1 MPa.吸收塔顶部逸出的富氢合成气与空分装置的部分产品N2混合后进入燃气轮机发电.解析塔顶部析出的气体进入Claus/SCOT装置将H2S转化为单质硫，其余含高浓度CO2的气体经脱水再压缩至11 MPa的液态，解析塔底部的Selexol贫液经过压缩重新进入吸收塔顶部.在本文模型的计算条件下，CO2捕集率约为80%，即粗合成气中80%的碳元素以CO2的形式被压缩至11 MPa的液态.

图2　燃烧前捕集CO2的IGCC电站流程图

图3给出了笔者提出的新型WGS反应过程示意图.WGS装置总共包括2级：第1级装置(WGS1)在较高温度下进行，以获得较快的水煤气变换反应速率，其进出口气体的温度分别为190 ℃和470 ℃，WGS1中CO转化率设定为78%.WGS1出口气体通过换热器HX1冷却，所释放的热量用于加热与N2混合后的富氢合成气，以提高其温度；第2级装置(WGS2)反应温度较低(300 ℃)，用于进一步提高CO的转化率，CO在WGS2中的转化率为50%.WGS2出口的富氢合成气通过换热器HX2冷却，释放的热量用于加热进入WGS1的合成气及水蒸气.本文中WGS1和WGS2均采用RStoic反应器模拟.

图3　新型WGS反应过程示意图

2结果与讨论

2.1CO2捕集对IGCC电站性能的影响

表2给出了燃烧前捕集CO2对IGCC电站性能的影响.其中，方案1表示不捕集CO2，方案2表示燃烧前捕集80%的CO2(WGS1反应器中H2O与CO物质的量比为1.3，燃气轮机进口烟气温度为150 ℃)，2种方案中煤的输入功率均为542.1 MW.由表2可见，捕集CO2时燃气轮机发电量略有增加，主要原因为此时空分装置回注燃气轮机的N2增加，增大了燃气轮机的发电量.同时，方案2中空分装置的耗电量增加了10.2 MW，这是回注N2导致压缩功耗增加的结果.捕集CO2导致蒸汽轮机发电量降低27.5 MW，原因为废热锅炉产生的部分高压蒸汽用于WGS反应过程，使进入余热锅炉和蒸汽轮机的蒸汽量减少.与方案1相比，捕集CO2导致IGCC电站总发电量减少21.8 MW.

表2　燃烧前捕集CO2对IGCC电站性能的影响

2.2新型水煤气变换过程的优化

水煤气变换过程对IGCC电站的发电量有关键影响，直接关系到电站的供电效率.本节针对所提出的新型WGS反应过程，研究进入第1级水煤气变换反应装置的合成气中H2O与CO物质的量比及含N2富氢合成气的加热温度2个关键参数对IGCC电站性能的影响，并获得优化的操作参数.

2.2.1H2O与CO物质的量比对IGCC电站性能的影响

表3给出了H2O与CO物质的量比对IGCC电站性能的影响.在本节计算条件下，进入燃气轮机的含N2富氢合成气的组成及初始条件不变，气体温度为150 ℃，燃气轮机发电量保持为162.8 MW.随H2O与CO物质的量比由1.0增大到1.5，IGCC电站的总发电量由261.0 MW减少至248.5 MW.发电量减少的原因为随H2O与CO物质的量比的增大，废热锅炉产生的蒸汽更多地进入WGS变换装置，进入蒸汽轮机发电的蒸汽量减少.在本节条件下，IGCC电站的厂用电耗量保持不变，随H2O与CO物质的量比的增大，由于总发电量逐渐减少，厂用电耗率逐渐提高，供电效率由37.3%逐渐降低至35.0%.可见，为获得较高的供电效率和较低的厂用电耗率，应采用较小的H2O与CO物质的量比.为保证WGS反应过程达到较高的CO转化率，H2O与CO物质的量比不宜小于1.0.因此，在不考虑水煤气变换催化剂积碳失效的条件下，H2O与CO物质的量比的优化值应采用1.0.

表3　H2O与CO物质的量比对IGCC电站性能的影响

2.2.2含N2富氢合成气加热温度对IGCC电站性能的影响

表4给出了含N2富氢合成气加热温度对IGCC电站性能的影响.在本节计算条件下，进入WGS的合成气中H2O与CO物质的量比保持为1.3，蒸汽轮机发电量保持为90.5 MW.随含N2富氢合成气加热温度由150 ℃提高到350 ℃，IGCC电站的总发电量由253.3 MW增加至260.1 MW.发电量增加的原因为随含N2富氢合成气加热温度的提高，含N2富氢合成气在组分不变的前提下携带更多热量进入燃气轮机，导致燃气轮机发电量增加.在本节条件下，IGCC电站的厂用电耗量保持不变，随含N2富氢合成气加热温度的提高，由于总发电量逐渐增加，厂用电耗率逐渐降低，而供电效率由35.9%逐渐提高至37.1%.可见，为获得较高的供电效率和较低的厂用电耗率，应该采用较高的含N2富氢合成气加热温度.本文计算范围内，在同时考虑第1级水煤气变换装置出口气体的温度以及换热器投资的前提下，含N2富氢合成气加热温度的优化值应采用350 ℃.

表4含N2富氢合成气加热温度对IGCC电站性能的影响

Tab.4Effects of preheat temperature of N2-contained H2-enriched syngas on the IGCC performance

合成气加热温度/℃总发电量/MW厂用电耗率/%供电效率/%150253.323.235.9200255.023.136.2250256.722.936.5300258.422.836.8350260.122.637.1

2.3燃烧前捕集CO2的IGCC电站性能改进

表5给出了本文及参考文献[11]中燃烧前捕集CO2的IGCC电站性能的比较.文献[11]中IGCC电站方案也同样采用GE-Texaco气化、合成气显热回收技术，同时采用物理吸收法脱除CO2.方案2与文献[11]中方案相比，厂用电耗率和供电效率值比较接近，说明本文中的模拟计算结果具有较好的可靠性.本文中IGCC电站CO2捕集率为80%，高于文献[11]中方案的70%.与文献[11]中方案相比，方案2的厂用电耗率略高而供电效率略低.方案3的IGCC电站采用2.2节优化的WGS操作参数(H2O与CO物质的量比为1.0，合成气加热温度为350 ℃).与方案2相比，方案3在燃料输入热量相同的情况下，由于进入燃气轮机合成气的温度提高、废热锅炉进入蒸汽轮机的蒸汽量增加，燃气轮机和蒸汽轮机发电量、总发电量均相应增加.在相同CO2捕集率的前提下，方案3的IGCC电站厂用电耗率降低1.3%，供电效率提高2.7%，因此显著提高了IGCC电站的性能.

表5燃烧前捕集CO2的IGCC电站性能的比较

Tab.5Comparison of IGCC performance with pre-combustion CO2capture among different schemes%

3结论

(1) 与不捕集CO2相比，捕集80%CO2的IGCC电站的厂用电耗率提高约一倍，供电效率降低8.7%.

(2) 进入WGS反应装置的合成气的H2O与CO物质的量比和含N2富氢合成气加热温度是新型WGS反应过程的2个重要参数，对IGCC电站的性能有重要影响.随H2O与CO物质的量比的减小和含N2富氢合成气加热温度的提高，IGCC电站的总发电量增加、供电效率显著提高.

(3) 在笔者研究范围内，最优的H2O与CO物质的量比和含N2富氢合成气加热温度分别取1.0和350 ℃.

(4) 笔者的研究结果与其他研究结果的一致性较好.当采用优化的H2O与CO物质的量比和含N2富氢合成气加热温度时，IGCC电站厂用电耗率降低1.3%、供电效率提高2.7%.

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Optimization on Water Gas Shift Process in IGCC Power Plant

ZHANZhigang1,XUQisheng1,WENZhiyong1,LIFangyong1,CHENGMingtao1,HANLong2,WANGQinhui2

(1. Electric Power Research Institute of Guangdong Power Grid Co., Ltd., Guangzhou 510080, China;2. Institute of Thermal Power Engineering, Zhejiang University, Hangzhou 310027, China)

Abstract：A novel water gas shift (WGS) process was proposed, where the heat released in WGS reaction can be utilized to heat the syngas before entering into the gas turbine, while a process model was set up for the whole integrated gasification combined cycle (IGCC) unit using Aspen Plus software, based on which the effects of pre-combustion CO2 capture on the power output, auxiliary power consumption rate and plant net efficiency of the unit were evaluated, and simultaneously the variation of two key parameters of the novel WGS process and their influences on the unit performance were analyzed. Results show that it is beneficial to decrease the auxiliary power consumption rate and increase the plant net efficiency by reducing the mole ratio of H2O/CO in syngas that entering into WGS reactor and by increasing the final heating temperature of syngas. These findings agree well with those of previous studies. By adopting the optimized operating parameters for the WGS process, the auxiliary power consumption rate and the plant net efficiency are respectively decreased by 1.3% and increased by 2.7%.

Key words：IGCC power plant; CO2 capture; water gas shift; process optimization

收稿日期：2015-07-21

修订日期：2015-09-15

基金项目：南方电网公司科技基金资助项目(K-GD2013-0488)

作者简介：湛志钢(1976-)，男，湖南汨罗人，教授级高工，硕士，研究方向为燃煤发电机组节能减排、CO2捕集技术.

文章编号：1674-7607(2016)06-0480-06中图分类号：TM611.3

文献标志码：A学科分类号：470.30

王勤辉(通信作者)，男，教授，博士生导师，电话(Tel．)：0571-87952802； E-mail：qhwang@zju.edu.cn.