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一种基于IGCC的近零排放燃 煤发电系统及方法

阅读：570发布：2020-05-13

专利汇可以提供一种基于IGCC的近零排放燃煤发电系统及方法专利检索，专利查询，专利分析的服务。并且一种基于IGCC的近零排放燃煤发电系统及方法，该系统能够实现燃烧前CO2捕集，并且将捕集后的CO2用于驱油、驱气以及埋存，充分利用了气化炉产生的热量，能够大大提高系统的综合效率，并且实现燃煤发电的近零排放；本发明能够使得系统的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。，下面是一种基于IGCC的近零排放燃煤发电系统及方法专利的具体信息内容。

权利要求

1.一种基于IGCC的近零排放燃煤发电系统，其特征在于：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。
2.根据权利要求1所述的一种基于IGCC的近零排放燃煤发电系统，其特征在于：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。
3.根据权利要求1所述的一种基于IGCC的近零排放燃煤发电系统，其特征在于：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)。
4.根据权利要求1所述的一种基于IGCC的近零排放燃煤发电系统，其特征在于：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。
5.根据权利要求1所述的一种基于IGCC的近零排放燃煤发电系统，其特征在于：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％。
6.根据权利要求1所述的一种基于IGCC的近零排放燃煤发电系统，其特征在于：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％。
7.根据权利要求1所述的一种基于IGCC的近零排放燃煤发电系统，其特征在于：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，压气机(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。
8.根据权利要求1所述的一种基于IGCC的近零排放燃煤发电系统，其特征在于：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。
9.权利要求1所述一种基于IGCC的近零排放燃煤发电系统的工作方法，其特征在于：
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。

说明书全文

一种基于IGCC的近零排放燃煤发电系统及方法

技术领域

[0001] 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

[0002] 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。

[0003] 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。

[0004] 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。

发明内容

[0005] 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。

[0006] 为了达到上述目的，本发明采用如下技术方案：

[0007] 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。

[0008] 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。

[0009] 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。

[0010] 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。

[0011] 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。

[0012] 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。

[0013] 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。

[0014] 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。

[0015] 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。

[0016] 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。

[0017] 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％。

[0018] 所述硫回收装置11，能够将H2S分解为硫，回收其中的硫组分。

[0019] 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％。

[0020] 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。

[0021] 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。

[0022] 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。

[0023] 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。

[0024] 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。

[0025] 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。

[0026] 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。

[0027] 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。

[0028] 和现有技术相比较，本发明具备如下优点：

[0029] (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。

[0030] (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。

[0031] (3)系统产生的液态CO2，能够直接用于埋存、驱油驱气。

[0032] 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

[0033] 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

[0034] 下面结合附图对本发明做进一步说明。

[0035] 实施案例

[0036] 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/3
Nm ；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。

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