TRIGTM 技术引领中国 IGCC前行
□ 本刊记者 胡琴 任云峰
2013年12月19日，由KBR公司和美国南方电力公司联合举办的“中国TRIGTM低阶煤煤气化联合循环发电研讨会”在北京召开，会议得到了中国科技部和美国能源部的大力支持，并获得了中美化石能源技术联合开发利用协议的认可。100多位来自国内外知名电力公司、电网公司、煤炭公司、化工公司、电力设计院、化工设计院以及发电装备制造企业的领导和专家出席了会议，并就中国IGCC的发展现状、TRIGTM技术在全球的应用情况、中国蒙东地区800MW IGCC装置方案情况进行了深入的研讨和交流。
IGCC：能源结构和环保压力下的优化选择
中国“多油、富煤、少气”的能源结构短期内将难以改变，作为世界上最大的煤炭生产和消费国，中国的一次性能源供应仍然以煤为主，并且煤炭主要用于发电，根据统计，2012年发电用煤总量约占煤炭总消耗量的62.2%。但这也带来了较大的环境问题，燃煤成为了我国大气污染主要的污染源之一（约占60%）。随着近几年雾霾天气的频繁出现，公众对于环保的关注日趋加大，作为PM2.5的“罪魁祸首”之一——火力发电行业，正面临前所未有的调整压力。根据中国电力投资集团公司火电部副主任徐扬介绍，当前火力发电正面临着环保、可再生能源利用、节能减排等多重压力和挑战，节能、节水、低污染将成为火电机组最迫切的发展要求。
煤炭利用的另一个方向是发展煤化工。现代煤化工产业发展到今天，技术日趋成熟，已经形成了煤制油、煤制气、煤制烯烃等多种化工产品和合成燃料的新一代煤化工工业。随着技术的不断提高和发展，煤化工装置本身已经可以实现对生产过程中CO2的浓缩捕集、“三废”的无害化处理、循环利用和达标排放。但是，煤化工装置往往需要配套大型燃煤锅炉作为动力供应，无论是煤粉炉还是CFB循环流化床锅炉，虽然对化工装置动力供应稳定起到保障作用，但“先燃烧、后处理”的模式决定了其在NOx，SO2和粉尘等排放数值上离先进指标还有一段距离，CO2的浓缩捕集较为困难，需要投入的脱碳、脱硫、脱硝等费用巨大，清洁性也存在一些问题。
更加现实的国情是，中国煤炭储量的50%以上是“低阶煤”，但目前却只占煤炭消费总量的11%，其利用主要受限于缺乏低成本、高效、可靠、环境友好的处理低阶煤技术。因此，实现煤炭尤其低阶煤的清洁、高效、经济和合理利用，具有重大的现实利益和长远的战略意义，但也面临着巨大的需求和挑战。
IGCC（整体煤气化联合循环发电系统）属清洁型的固体燃料发电技术，指的是将煤气化技术与高效的联合循环相结合的先进动力系统。IGCC主要由两部分组成，即煤的气化与净化部分和燃气——蒸汽联合循环发电部分。IGCC技术把洁净的煤气化技术与高效的燃气——蒸汽联合循环发电系统结合起来，既有高发电效率，又有极好的环保性能，是一种有发展前景的洁净煤发电技术。研究表明，在目前技术水平下，IGCC发电的净效率可达40%~42%，今后有望达到更高。而污染物的排放量仅为常规燃煤电站的1/10，脱硫效率可高达99%，二氧化硫排放在25 mg/Nm3左右，远低于排放标准1200 mg/Nm3，氮氧化物排放只有常规电站的15%~20%，耗水较常规电站节省1/3以上，对于环境保护具有重大意义。
发达国家对IGCC技术研究起步较早，对气化和净化技术、低热值燃料燃机技术和系统集成技术等各方面都作了较为深入的研究，建设了多个示范工厂。中国IGCC技术研究和工业应用尽管起步稍晚，但发展势头很猛。根据统计，我国“十五”和“十一五”期间，开展的IGCC和煤基多联产项目包括天津250MW级干煤粉气化技术E级燃机、浙江200MW级水煤浆气化技术E级燃机、广东120MW级节油工程和200MW级粉煤加压密相输运床气化技术、山东兖矿油电联产示范工程、山西潞安邮电联产示范工程。随着环保压力的不断加大，2012年起各地上报国家发改委的100多个大型煤化工项目中就有多个计划建设IGCC项目装置。这既是符合节能减排、提效降本的煤炭清洁化利用大趋势。
制约：关键技术和发电成本经济性
尽管IGCC发电在环保性和能效上具有明显优越性，但是纯粹的IGCC发电项目仍存在一定的局限性，主要体现在关键技术的缺失和发电成本经济性上。
据与会的专家介绍，目前中国对IGCC的关键需求主要在四个方面：（1）兼顾CO2捕集和封存的IGCC电站：要求气化炉能力＞3600t/d，发电功率＞400MW，供电效率＞45%；（2）依托煤化工的煤基多联产发电技术：燃机单机功率为20~150MW；（3）钢铁工业余气发电技术：燃机单机功率为20~100MW；（4）城市能源岛：即在临近煤矿的中小城市建设煤气化装置和IGCC机组，实现对城市的电、热、煤气联供，从而替代天然气，构建城市洁净能源体系。
已经运行IGCC示范装置中，大多存在系统配置与在线时数要求不是最佳匹配、锅炉管上结灰结垢等问题，更大的现实问题则是电网运行的特殊性是随季节和负荷的不同，对发电厂上网电量有一定的峰谷波动调节要求。纯发电项目缺乏一个“蓄水池”来缓冲和调节，无法实现全厂生产的安全、平稳和效益最大化。无缓冲单元往往造成装置开、停车次数过多或负荷调节频繁，引起的原料浪费和动力消耗对企业经济效益而言也是一个很大的减分因素。
对于IGCC更大的挑战则是纯IGCC发电的经济性无法令人满意。据了解，由于多种因素的影响，已经投产的IGCC项目运行效果未完全达到预计指标，经济性不能令人满意。与其重要竞争对手超超临界机组相比，目前中国超超临界机组的造价为600美元/KW左右，而IGCC电站造价为超超临界机组的2~3倍，这是对IGCC电站造价的巨大挑战。
TRIGTM：更经济、更高效、更灵活、更环保
TRIGTM技术是一种输运床气化炉，可以为电力或工业产品行业处理低成本的低阶煤，比如高水分的蒙东褐煤。据KBR技术事业部总裁J. Derbyshire先生介绍，该技术基于KBR的流化催化裂化（FCC）技术，已有70多年的成功商业运行经验，目前，美国PSDF的50 MTPD TRIGTM已经安全运行16年。全球范围内，美国南方电力Kemper 582MW IGCC电厂（含65%的CO2捕集）—2Ｘ4600 MTPD TRIGTM空气气化炉即将开车，韩国SKI中试装置3 MTPD TRIGTM于2011年建成并执行了相关测试，中国内蒙古博源10万t/年 MEG-1000 MTPD氧气气化TRIGTM装置，东莞120W IGCC改造-1600 MTPD空气气化TRIGTM，陕西延长兴平100 MTPD高阶煤氧气气化试验及示范装置等也在执行中。
据KBR庄前林先生介绍，中国亟需低阶煤的清洁利用技术，而低阶煤正是TRIGTM煤气化技术的合适原料。其主要特点有：1、干粉进料。干煤粉采用气力输送至提升管反应器。不同于其他气化技术，TRIGTM技术对料煤的含水量最高可放宽至20w%，对料煤粒度要求也比较宽，进炉煤粉中可以有一定量的细煤粉和大颗粒。2、提升管反应区。气化反应主要发生在提升管反应器中，新鲜煤粉由循环煤灰燃烧产生的高温烟气快速加热后迅速分解、气化，产生的大量粗合成气带动固体快速上行。3、非熔渣气化炉。气化反应温度控制在煤灰的变形温度以下。（传热介质）粗合成气在旋风分离器的作用下实现气固分离，气体送出气化炉，固体循环回气化炉。TRIGTM提升管气化反应器（气化炉）具有较高的生产能力和碳转化率，适用于高含水、低热值和高活性的低阶煤。
KBR公司F. Mohmand报告中指出，通过对内蒙古东部煤矿的TRIGTM 800MW的IGCC研究显示，联合循环总输出为999.2MW，净输出为842.2MW，净效率（含煤干燥）为43%以上，固定资产的投资小于9000元/kW net,这也表明了低阶煤TRIGTM IGCC是一种先进的洁净煤处理技术，在其他同类技术中具有低成本优势。同时，TRIGTM IGCC运行时边际成本低，有利于优先调度 。
美国南方电力公司R. Van Sickle先生对低阶煤的TRIGTM IGCC案例分析表明，TRIGTM IGCC在系统设计和成本控制上具有灵活性，主要表现在提高气化岛的热回收率、调整系统的压力损失、基于不同的燃气轮机进行系统设计、选用不同的N2生产/煤干燥工艺、提高设备国产化率、选用低水耗工艺、进一步降低污染物排放、使用更低阶的煤、副产品的利用和销售等多个方面。这也意味着TRIGTM IGCC技术可针对项目的具体目标进行优化设计，更加符合中国的发展需求。
表1 TRIGTM技术的发展优势
高效 单炉投煤量5000t/天
充分利用料煤（块煤和细煤粉均可作为原料）
原料煤仅需部分干燥（入炉煤含水量上限约20%）
反应器内温度均匀
热量以高压蒸汽的形式从粗合成气中回收
经济 采用低成本的低阶煤作为燃料
IGCC建议使用空气气化——以便提高整厂效率，并节省投资
高处理量，无备用炉
可靠 进料、排灰、及气化炉等系统均不设内部移动部件
较低的操作温度，相对缓和的操作条件，低维护要求
耐火材料寿命10年以上
环境友好 用水量低：不需配制水煤浆，而且可以再利用煤干燥后的水分
捕获来自煤炭中的污染物和颗粒物
气化工艺不产生黑水
延伸阅读
何为“低阶煤”？
何为低阶煤？低阶煤是煤化作用初期的产物，主要包括变质程度低的褐煤、长焰煤、不黏煤、弱黏煤以及部分气煤，含水量和挥发成分高（如褐煤的含水量可高达40%以上）、密度小、粘结性差、具有较强的化学反应性，但热稳定性差、发热量低、容易风化，不易储存和远运，即使储存也不能超过两个月，否则容易发生自燃，燃烧时其火焰较长、有烟。
低阶煤的直接利用效率低，经济价值远不如高阶煤。然而，低阶煤易开采、价位低，又是炼油、气化、液化、动力和化工等工业的重要原料。近年来，一些发达国家在低阶煤的开发利用技术上不断有所突破。有资料介绍，目前国际先进的低阶煤提质技术可以蒸发掉褐煤60%到80%的含水量，将低阶煤含能量从原有的50%提高到100%，同时保持其原有的低硫和低灰水平。而使用“气载体分步”技术对低阶煤进行干燥和低温热解处理，低阶煤的污染元素硫、汞、氯、氮都被不同程度地脱除，硫被脱除约50%，汞被脱除约55%，氯被脱除约77%，氮被脱除约21%。通过采用新技术提质，可以提高发热量、改善燃烧特性、增强气化技术适应性，并大幅减少污染。
我国是煤炭储量和产量大国之一，但煤炭储量及产量中低阶煤占比很高，褐煤和长焰煤等低阶煤均占55%以上，其储量达到5612亿吨。但低阶煤煤化程度低、挥发分高、水含量高、易燃易碎，直接燃烧或气化效率低，目前主要用于燃烧发电和煤气化等领域，能源利用效率和经济性相对比较低。
中国石油和化学工业联合会会长李勇武指出，不同的煤种决定了加工利用的不同途径。开发和建设低阶煤分质转化项目，一定要搞好统筹规划，坚持有序发展。在低阶煤分质转化技术还未成熟之前，要根据煤资源、水资源、环境容量、交通运输等条件，综合论证、科学布局，坚持一体化、基地化、大型化、现代化基地建设。技术成熟程度则是低阶煤分质转化利用成功的关键。要进一步加强联合攻关，加大新技术和装备的开发和应用，不断提高系统集成的水平，促进工程设计、装备制造和技术工艺的配套协调。
今后十年是中国煤化工发展的黄金时期，发展低阶煤的分质转化标准将更高更严，开发低阶煤清洁利用新途径任重而道远。