煤气化联合循环发电“环保彩笔”绘白云蓝天
□ 中国石油吉林石化研究院 米多
当前，我国的煤化工产业正逐渐步入一个快速发展的新时期，并成为当今能源化工发展的热点。从中央到地方都在研究和部署今后5～10年煤化工发展方向、战略重点和重大项目，特别是产煤地区已将发展煤炭深加工、构建煤化工基地或园区，延伸传统煤炭产业链，作为振兴地方经济的重大举措。有专家指出，煤炭能源化工工业是今后20年的重要发展方向，我国将成为世界最大的煤化工工业的国家。
煤气化技术发展现状
煤炭通过气化转化成合成气是煤炭化工、整体煤气化联合循环发电、煤气化多联产等技术的关键和龙头技术。煤气化工艺以煤炭（块煤、焦炭或粉煤）为原料，采用空气、氧气、二氧化碳和水蒸气为气化剂，在转化炉内高温环境下进行热化学反应。其主要气化反应是煤与气体介质之间的反应，即气、固两相之间的非均相反应，同时也有气体反应物之间的均相反应。这些反应进行的程度决定于气化炉的操作条件，即温度、压力、气化剂与煤炭的接触时间及煤炭化学反应活性、表面情况等。气化炉的分类按煤与气化剂的相对流动方式可分为逆流、并逆流和并流，与其相对应的则是固定床、流化床和气流床气化炉。
在技术上，煤气化可以分为以下几类，具体见图1所示。
近几年来，我国在煤炭气化领域的研究开发取得重大进展，相继形成了一批拥有自主知识产权的煤化工新技术新工艺。例如，由华东理工大学与兖矿集团兖矿鲁南化肥厂和中国天辰化学公司共同承担的“十五”国家重点科技攻关课题——粉煤加压气化制备合成气项目取得重大新突破，建成投煤量为30吨煤/天的粉煤加压气化制备合成气中试装置，经过运行考核，该项成果填补了国内空白，中试工艺指标达到国际领先水平。这是继2000年开发成功具有自主知识产权的多喷嘴对置式水煤浆气化技术之后的又一项煤气化新技术。目前，多喷嘴水煤浆气化技术正在进行工业示范，并将完成千吨级工业运行试验。此外，由中国科学院山西煤化所开发的灰熔聚流化床气化技术也于2002年完成工业化示范。
IGCC技术发展应用现状
整体煤气化联合循环( Integrated Gasification Combined Cycle，简称IGCC) 发电技术具有高效、环保、节水等特点而成为当今国际上最引人注目的洁净煤发电技术之一，并已进入商业化运行阶段。其一般流程为：煤经气化转变为煤气，通过除尘、脱硫等工艺净化后供给燃气轮机做功，燃气轮机排气余热和煤气化显热回收热量，经余热锅炉加热给水产生过热蒸汽带动蒸汽轮机发电，从而实现煤气化燃气蒸汽联合循环发电过程。煤气化技术作为IGCC发电的龙头技术，对其总体发电效率影响最大。相关研究表明，在其他因素不变的条件下，煤气化效率每提高1%，IGCC的总效率可以提高0.5%，合理选择气化技术至关重要。该技术将先进煤气化与发电技术嫁接，以实现煤电技术的高效低污染和大型化，其发电净效率可达43%~45%，污染物排放量和耗水量仅为常规燃煤电站的1/10和1/3~1/2。
IGCC技术属清洁型的固体燃料发电技术，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。西方发达国家对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。上世纪90年代IGCC的发展已走向商业示范阶段，水煤浆或干煤粉气化，常温湿法或高温干法净化，发电效率提高到40%~45%；21世纪初，IGCC技术进入应用和发展阶段，干煤粉进料，高温干法净化，此时发电效率提高到45%~50%。
在五座大型商业化示范装置( 美国Wabash River、Tampa、荷兰Demkolec、西班牙Puertollano、日本Nakoso) 中，美国占了两套，可见其对IGCC的重视，且电站发电功率步步提高，在低排放、节水与碳捕获封存等方面有所突破。美国已掌握IGCC核心技术，但他们仍继续电汽联产、环保与节能等方面的研究。其他国家也在积极发展IGCC技术。他们拥有自己的技术，同时采用水煤浆和干粉进料的气化炉；在燃机方面改善了以往只燃用混合气的情况，也可单独燃烧天然气；气化和燃机技术的完善使燃料可选范围扩大到油渣、沥青等；发电能力越来越强。
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。虽然“十一五”期间我国建设的9个现代煤化工示范厂均没有上IGCC项目，但随着环保压力的不断加大，仅2012年上半年，各地正式上报国家发改委的100多个大型煤化工项目中就有多个计划建设IGCC项目装置，符合节能减排、提效降本的世界煤化工发展的大趋势。国家“十一五”、863计划重大示范项目华能天津250MW电站2012年12月12日投产，是我国首座IGCC电站。采用华能自主研发2000吨/天两段式加压干煤粉气化炉。
IGCC用煤气化技术的选择
IGCC技术有两大部分：第一部分主要包括气化炉、空分装置、煤气净化设备; 第二部分主要有燃气轮机、余热锅炉、蒸汽轮机，这部分与空分系统已发展成熟。煤气化成为研究重点。每种煤气化技术都有其对煤种和后续工艺的适应性，煤气化技术的选择应尽可能使整个IGCC系统总效率提高，并向最优化方向发展。一般而言，IGCC用煤气化技术的选择有以下几个原则：
(1)技术先进，成熟，可靠性高。这是保证IGCC系统高效运行的关键。
(2)原料煤种适应性广。当所用煤种不能长期供应时有较多的备用煤种供选择，以使IGCC系统长期运行。
(3)负荷调节灵活，可变范围宽，跟踪能力强。这是满足IGCC系统需随时调节负荷的需要。
(4)高的碳转化率和气化效率。这是提高IGCC系统总效率的关键。
(5)单炉生产能力大，能在高温高压下操作。解决与大规模发电机组的匹配问题，高温高压操作在提高单炉生产能力的同时能降低设备的尺寸以方便设备制造和运输。
(6)对环境友好。严格控制废水、废气、废渣及粉尘等物质的排放，并尽可能做到废弃物回收利用。
煤化工与IGCC结合将成为产业发展的必然趋势
现代煤化工发展到今天，技术日趋成熟，形成了以煤为原料直接制油或制合成气生产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。
与传统燃煤发电相比，IGCC优越性主要体现在清洁环保和能效上，根本原因在于燃料转化方式和能量利用过程不同而产生的结果不同。
(1)与传统的煤直接燃烧产蒸汽发电技术不同，IGCC采用的是煤先气化制合成气，燃气净化后再燃烧的“污染物前置脱除”技术，保证了进燃烧室的燃料是“清洁”的。由于合成气的总气量小，通常是同容量常规燃煤机组尾部烟气的1/10，且污染因子的分压较高，故污染物处理变得较为方便，净化度指标高，成本相对较低。无需为处理巨大燃烧尾气总量中极稀的污染因子而设置庞大的后处理装置，降低了“尾气净化”的技术难度和运行风险。
(2)进燃机前的粗合成气采用液相溶剂物理吸收法脱硫，总硫脱除率可达99%以上，并可回收固态或液态硫磺，既大大提高了常规燃煤锅炉“氨法”或“钙法”的脱硫效率，又规避了处理相应硫铵液和固体钙盐的后续技术难度和市场销路的问题，还可获得一定附加经济效益。尤其在使用高硫煤时优势更为明显，为更好利用劣质煤资源拓宽了道路。
(3)进燃机前的合成气经过常规湿法除尘，其系统的粉尘排放几乎为0，有利于减少和控制PM10、PM2.5等微尘颗粒的排放，保护周边空气质量。汞的脱除率能达到90%以上，且费用较低。
(4)由于燃汽轮机采用的是低热值燃料，燃烧温度低，本身就有利于减少NOx的生成量，加之再采取燃气湿饱和技术和在余热锅炉中加装选择性催化还原装置(SCR) 等方式，可将NOx大气排放值控制在50mg/m3以下，甚至到25mg/m3左右，低于最新国标GB13223—2011中天然气燃气轮机组排放限值。
随着环保意识的提高，国家对污染排放的控制日趋严格。以国家环保局颁布的《火电厂大气污染物排放标准》GB13223为例，2011 年版就比2003年版严格了许多。国家发改委和建设部印发的《热电联产和煤矸石综合利用发电项目建设管理暂行规定》［2007］141号文指出: 热电联产项目中，优先安排背压型热电联产机组，其发电装机容量不计入电力建设控制规模。背压型机组不能满足供热需要的，鼓励建设单机20万kW及以上的大型高效供热机组。煤化工项目几乎不再可能新上小的抽凝式发电机组。IGCC能使煤化工的“废气、低汽”得到完全利用，真正做到“吃干榨尽”。煤制化学品生产都有部分弛放尾气排出，热值较低，一般作为燃料气或火炬伴烧气用，对能源是一种浪费。另外，在提倡节水工业的今天，化工生产很多单元由于低品位蒸汽难以利用，上空冷器投资较高且受区域自然条件限制，只能靠多用冷却水取热，能量利用极不合理。IGCC恰好能起到弥补作用，弛放尾气可以在燃机燃料气中直接掺烧发电，化工可以尽可能减少冷却水用量，多产低品位蒸汽，低压蒸汽可用于锅炉水制备、换热等，并经余热锅炉过热后并入蒸汽轮机用于发电。因此，在规模、环保指标、能效和发电机组大型化的多重门槛限制下，现阶段发展大型煤化工升级产业的最好途径就是将煤化工与IGCC作深度结合，充分发挥其各自优势，提高各项综合指标。
影响煤化工与IGCC结合的政策瓶颈
煤化工与IGCC是否能实现真正结合，还有一些政策瓶颈需要突破。我国目前行业界限划分明晰，壁垒难以打破，电力企业是IGCC技术的尝新者，但它缺乏化工人才、没有化工( 油品) 销售渠道，无法也不愿意走IGCC多联产道路，而纯IGCC发电在经济效益上还不具备完全竞争力。煤化工企业原本做大IGCC发电有利于提高整体效率和效益，但却无法“跨界”，发电上网受到限制，往往退而求其次采取“以需定电”的策略，无法发挥大型IGCC发电与煤化工结合的优越性，能效和经济效益也做不上去。因此，需要在国家统一规划下打破煤炭、化工、电力各部门的行业界线，使煤化工企业和电力企业相互渗透、无缝对接，在经济层面上加注推动力。
IGCC的脱尘、脱硫、脱硝和脱汞的清洁环保性未能在经济上得到很好体现或补偿。尤其是目前碳税还未全面正式征收，碳的富集、捕捉、封存和利用的CCUS 还有技术需要研究，还未真正形成产业链，IGCC在温室气体减排的优势更没有在经济上得到很好体现或补偿。这就需要国家给予一定优惠政策，在政策层面上引导行业健康发展。