超临界水煤气化的燃煤发电系统及其方法

1.本公开属于煤的清洁、高效转化的领域，特别涉及一种超临界水煤气化的燃煤发电系统及其方法。


背景技术：

2.中国拥有“富煤、贫油、少气”的能源禀赋，煤炭的清洁高效利用关系到中国能源安全和经济社会的持续发展。
3.煤气化技术是实现煤炭资源高效清洁利用的重要途径和手段。煤气化是指煤或焦炭、半焦等固体燃料在高温常压或加压条件下与气化剂反应，转化为气体产物和少量残渣的过程。常规煤气化气化温度高达1300℃，气化反应起始温度在800℃左右，气化过程中有15
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18％煤的化学能转化为合成气的显热，这部分显热通常通过朗肯循环回收发电，其效率远低于联合循环。超临界水煤气化的气化温度在650℃左右，起始反应温度在370℃左右，气化过程中氮、硫等以无机盐的形式残留在固体灰渣中，气化产物主要为h2、co2、co等，不需要进一步净化，受到了广泛关注。现有的超临界水煤气化气化热主要通过通入纯氧内热或外燃煤外热提供，仍然有大量煤的化学能直接转换成合成气的显热，气化过程不可逆损失大。因此，降低气化过程中的不可逆损失，对提升超临界水煤气化的发电系统效率是非常有必要的。另一方面，超临界水煤气化发电系统集成技术尚不成熟，系统集成原则需要进一步明确。


技术实现要素：

4.(一)要解决的技术题
5.针对以上技术问题，本公开提供了一种超临界水煤气化的燃煤发电系统及其方法。
6.(二)技术方案
7.本公开的一方面提供了一种超临界水煤气化的燃煤发电系统，上述系统包括：低温段气化炉，用于对煤和超临界水进行低温气化，得到粗质合成气和未转化的煤成分；高温段气化炉，用于对粗质合成气和未转化的煤成分进行高温气化，得到合成气；合成气能量回收单元，利用合成气的膨胀进行发电，其中，膨胀后的合成气包括第一合成气和第二合成气，第一合成气用于燃烧后给高温段气化炉供热，第二合成气用于燃烧发电，并利用燃烧后产生的第一烟气的余热给低温段气化炉供热。
8.优选地，上述系统还包括燃烧器和省煤器，其中：省煤器用于对空气和第一合成气进行预热，并送至燃烧器；燃烧器用于燃烧第一合成气，以给高温段气化炉供热，燃烧后产生的第二烟气的余热用于预热第一合成气和空气。
9.优选地，上述系统还包括燃气轮机和余热锅炉，其中，燃气轮机用于利用第二合成气燃烧发电，并将产生的第一烟气送入余热锅炉，以利用第一烟气的余热给低温段气化炉供热。
10.优选地，上述系统还包括蒸汽轮机，其中，余热锅炉还用于利用第一烟气的余热生产蒸汽，蒸汽轮机利用蒸汽进行发电。
11.优选地，上述系统还包括超临界水制备单元，用于利用第一热量、第二热量和第三热量将水制备成超临界水；其中，第一热量为省煤器提供的第二烟气的部分热量，第二热量为合成气能量回收单元通过换热形式回收的膨胀后的合成气的能量，第三热量为余热锅炉提供的第一烟气的部分热量。
12.优选地，省煤器中的第二烟气的余热用于同时预热第一合成气和空气。
13.优选地，第一烟气的余热优先给低温段气化炉供热，其次给超临界水的制备供热，最后用于生产蒸汽。
14.优选地，超临界制备单元根据超临界水制备过程中的温度需求对第一热量、第二热量和第三热量进行梯级利用，其中，第一热量、第二热量和第三热量分别为超临界制备单元提供低温、中温和高温热量。
15.本公开另一方面还提供了一种超临界水煤气化的燃煤发电方法，上述方法包括：对煤和超临界水进行低温气化，得到粗质合成气和未转化的煤成分；对粗质合成气和未转化的煤成分进行高温气化，得到合成气；利用合成气的膨胀进行发电，其中，膨胀后的合成气包括第一合成气和第二合成气，第一合成气用于燃烧后给高温气化供热，第二合成气用于燃烧发电，并利用燃烧后产生的第一烟气的余热给低温气化供热。
16.优选地，上述方法还包括：对空气和第一合成气进行预热，并燃烧第一合成气，以给高温气化供热，燃烧后产生的第二烟气的余热用于预热第一合成气和空气。
17.优选地，上述方法还包括：利用第一烟气的余热生产蒸汽，并利用蒸汽进行发电。
18.优选地，上述方法还包括：利用第一热量、第二热量和第三热量将水制备成超临界水；其中，第一热量为第二烟气的部分热量，第二热量为通过换热形式回收的膨胀后的合成气的能量，第三热量为第一烟气的部分热量。
19.优选地，上述方法还包括：利用第二烟气的余热同时预热第一合成气和空气。
20.优选地，上述方法还包括：第一烟气的余热优先给低温气化供热，其次给超临界水的制备供热，最后用于生产蒸汽。
21.优选地，上述方法还包括：根据超临界水制备过程中的温度需求对第一热量、第二热量和第三热量进行梯级利用，其中，第一热量、第二热量和第三热量分别为超临界水的制备提供低温、中温和高温热量。
22.(三)有益效果
23.与现有技术相比，本公开具有以下优点：
24.1、本公开提供的超临界水煤气化发电系统实现了煤的清洁、高效转化，完善了超临界水煤气化发电系统的集成原则，克服了现有的超临界水煤气化发电系统集成原则不明确的问题。
25.2、本公开提供的超临界水煤气化的燃煤发电系统将气化过程分为低温气化段和高温气化段，而且高温气化段和低温气化段分别使用不同的回收热源，实现了气化热源与气化反应的品位匹配，大幅降低了气化过程不可逆损失。
26.3、本公开的合成气能量回收单元中合成气的能量优先通过膨胀的方式进行发电，然后通过换热的方式回收的膨胀后的合成气的能量用于预热超临界水，实现了能量的梯级
利用，提高了系统热力性能。
27.4、本公开的省煤器中烟气余热同时预热低温合成气和空气，从而实现更好的热匹配，减少换热过程中的不可逆损失。
28.5、本公开的余热锅炉中烟气余热优先满足低温气化过程热需求，然后用于制备超临界水，剩余的热量用于生产蒸汽发电。烟气余热以气化热的形式转化为合成气的化学能，然后通过燃气轮机发电，提升了整体系统的发电效率。
29.6、本公开可以根据超临界水制备过程的温度需求对来自省煤器、合成气能量回收单元和余热锅的热量实现了能量的梯级利用，提升了能量利用的效率。
附图说明
30.图1示出了本公开实施例的超临界水煤气化的燃煤发电系统的结构示意图。
31.图2示出了本公开另一实施例的超临界水煤气化的燃煤发电系统的结构示意图。
32.图3示出了本公开又一实施例的超临界水煤气化的燃煤发电系统的结构示意图。
33.图4示出了本公开再一实施例的超临界水煤气化的燃煤发电系统的结构示意图。
34.图5示意性示出了本公开实施例的超临界水煤气化的燃煤发电方法的流程图。
35.附图标记说明：
36.1、低温段气化炉，2、高温段气化炉，3、合成气能量回收单元，4、燃气轮机，5、余热锅炉，6、蒸汽轮机，7、超临界水制备单元，8、合成气燃烧器，9、省煤器，a、煤，b、合成气，c、第一合成气，d、空气，e、第二烟气，f、第二合成气，g、第一烟气，h、超临界水，i、蒸汽，j、水，k、粗质合成气和未转化的煤成分，p、电能，a、利用合成气膨胀发电过程，b、第一合成气燃烧后给高温段气化炉供热过程，c、第二合成气燃烧发电过程，d、第二合成气燃烧产生第一烟气过程，e、利用第一烟气的余热给低温段气化炉供热过程，f、利用蒸汽发电过程，i、第一热量，g、第二热量，h、第三热量。
具体实施方式
37.为使本公开的目的、技术方案和优点更加清楚明白，以下结合具体实施例，并参照附图，对本公开进一步详细说明。
38.虽然超临界水煤气化技术相对于传统煤气化技术在气化过程中的不可逆损失大幅降低，但其气化反应的品位与热源品位匹配度仍然较差，气化过程的不可逆损失依然较大。此外，目前超临界水煤气化技术应用处于初级阶段，超临界水煤气化发电系统集成技术尚不成熟，系统集成原则并不明确。基于此，本公开提供一种超临界水煤气化的燃煤发电系统及其方法，以克服上述技术问题。
39.图1～4示出了本公开实施例的超临界水煤气化的燃煤发电系统的结构示意图。本公开实施例提供的超临界水煤气化的燃煤发电系统，不仅实现了气化热源与气化反应的品位匹配以及各级能量的梯级利用，大幅降低了气化过程不可逆损失，提升了整个系统的发电效率和能量利用效率，而且本公开设计的集成高效的超临界水煤气化发电系统完善了超临界水煤气化发电系统的集成原则，为超临界水煤气化发电系统的设计提供了新思路。
40.需要注意的是，图1～4所示仅为本公开的优选示例，以帮助本领域技术人员理解本公开的技术内容，但并不意味着本公开的实施仅限于此。
41.另外，请参阅图1～4，图1～4示出的超临界水煤气化的燃煤发电系统中标记相同的符号用以表示其具有相同的部件，这些部件在各个实施例中具有相似的功能，下面在对各实施例中的系统进行说明时不再赘述相同的部分，将仅对各个实施例之间的不同之处进行详细说明。
42.图1示出了本公开实施例的超临界水煤气化的燃煤发电系统的结构示意图。
43.如图1所示，本公开实施例的超临界水煤气化的燃煤发电系统，主要包括低温段气化炉1、高温段气化炉2和合成气能量回收单元3。其中低温段气化炉1用于对煤a和超临界水h进行低温气化，并得到粗质合成气和未转化的煤成分k。高温段气化炉2用于对低温段气化炉1输出的粗质合成气和未转化的煤成分k进行高温气化，并得到高温高压的合成气b。合成气能量回收单元3则利用高温高压的合成气b通过在合成气透平中直接膨胀的方式进行发电(如图1所示过程a)，其中，膨胀后的合成气包括第一合成气c和第二合成气f，第一合成气c用于燃烧后给高温段气化炉2供热(如图1所示过程b)，第二合成气f用于燃烧发电(如图1所示过程c)，并利用燃烧后产生的第一烟气g(如图1所示过程d)的余热给低温段气化炉1供热(如图1所示过程e)。
44.根据本公开实施例，在超临界水煤气化过程中将气化过程分为低温气化段和高温气化段，而且高温气化段和低温气化段分别使用不同的回收热源，实现了气化热源与气化反应的品位匹配，大幅降低了气化过程不可逆损失。
45.图2示出了本公开另一实施例的超临界水煤气化的燃煤发电系统的结构示意图。
46.在本公开实施例中，相比于图1示出的超临界水煤气化的燃煤发电系统，图2中所示的超临界水煤气化的燃煤发电系统还包括燃烧器8和省煤器9。其中，省煤器9用于对空气d和第一合成气c进行预热，并送至燃烧器8，燃烧器8用于燃烧该第一合成气c，并利用燃烧产生的热量给高温段气化炉2的高温气化过程供热(如图2所示过程b)，燃烧后产生的第二烟气e的余热则在省煤器9中回收，用于预热第一合成气c和空气d。
47.在本公开实施例中，采用上述方式对第一合成气燃烧产生的热量进行利用，不仅能够实现气化热源与气化反应的品位匹配，而且通过燃烧烟气的余热预热第一合成气和空气，还可以进一步降低燃烧过程中的能量损失，实现第一合成气的高效能源化利用。
48.另外，根据本公开实施例，省煤器9中的第二烟气e的余热可以同时预热第一合成气c和空气d，这样能够实现更好的热匹配，减少换热过程中的不可逆损失。
49.图3示出了本公开又一实施例的超临界水煤气化的燃煤发电系统的结构示意图。
50.如图3所示，与图2示出的超临界水煤气化的燃煤发电系统相比，本公开实施例中的超临界水煤气化的燃煤发电系统还包括燃气轮机4和余热锅炉5。在本公开实施例中，燃气轮机4用于利用第二合成气f燃烧发电(如图3所示过程c)，并将产生的第一烟气g送入余热锅炉5，余热锅炉5则利用第一烟气g的余热给低温段气化炉1中的低温气化过程供热(如图3所示过程e)。
51.在本公开实施例中，先利用高效的燃气轮机4发电，再利用余热锅炉5对烟气的余热进行回收并转化成合成气的化学能，实现了对第二合成气f的热量的梯度回收利用，进一步提升了整个系统的发电效率和能量利用效率。
52.根据本公开实施例，上述超临界水煤气化的燃煤发电系统还可以包括蒸汽轮机6(如图3所示)。具体地，余热锅炉5还可以利用第一烟气g的余热生产蒸汽i，蒸汽轮机6则利
用蒸汽i进行发电(如图3所示过程f)。
53.在本公开实施例中，将第一烟气余热转化为蒸汽进行发电，可对第一烟气的热量进行梯度回收利用，并且实现了对煤的清洁、高效转化，进一步提高了整个系统的发电效率。
54.图4示出了本公开再一实施例的超临界水煤气化的燃煤发电系统的结构示意图。
55.如图4所示，进一步地，相较于图3示出的超临界水煤气化的燃煤发电系统，本公开实施例中的超临界水煤气化的燃煤发电系统还包括超临界水制备单元7。该超临界水制备单元7用于利用第一热量、第二热量和第三热量将水j制备成超临界水h，并送入低温段气化炉1中与煤a进行低温气化反应。其中，超临界水制备单元7接收的第一热量为省煤器9提供的第二烟气e的部分热量(图4中示出的i)，第二热量为合成气能量回收单元3通过换热形式回收的膨胀后的合成气的能量(图4中示出的g)，第三热量为余热锅炉5提供的第一烟气g的部分热量(图4中示出的h)。为了更进一步地提升整体系统的能量利用效率，在超临界水的制备过程中，超临界制备单元7可以根据超临界水制备过程中的温度需求对第一热量、第二热量和第三热量进行梯级利用，例如，可以利用上述第一热量、第二热量和第三热量分别为超临界制备单元7提供低温、中温和高温热量。
56.在本公开实施例中，合成气能量回收单元3中合成气b的能量优先通过膨胀的方式进行发电，然后通过换热的方式回收的膨胀后的合成气的能量用于预热超临界水，这样实现了能量的梯级利用，提高了系统热力性能。
57.另外，余热锅炉5回收的第一烟气g的余热优先给低温段气化炉1的低温气化过程供热，然后给超临界水h的制备供热，最后剩余的热量用于生产蒸汽i进行发电。这样第一烟气余热通过气化反应热的形式转化成合成气的化学能，然后通过高效的燃气轮机发电，而不是直接通过蒸汽轮机发电，进一步提高了整个系统的发电效率。
58.本公开实施例提供的超临界水煤气化的燃煤发电系统，不仅实现了气化热源与气化反应的品位匹配以及各级能量的梯级利用，大幅降低了气化过程不可逆损失，提升了整个系统的发电效率和能量利用效率，而且本公开设计的超临界水煤气化发电系统实现了煤的清洁、高效转化，完善了超临界水煤气化发电系统的集成原则。
59.本公开另一方面还提供了一种超临界水煤气化的燃煤发电方法，如图5所示，该方法包括：
60.s1，对煤和超临界水进行低温气化，得到粗质合成气和未转化的煤成分。
61.s2，对粗质合成气和未转化的煤成分进行高温气化，得到合成气。
62.s3，利用合成气的膨胀进行发电，其中，膨胀后的合成气包括第一合成气和第二合成气，第一合成气用于燃烧后给高温气化供热，第二合成气用于燃烧发电，并利用燃烧后产生的第一烟气的余热给低温气化供热。
63.在本公开实施例中，在超临界水煤气化过程中将气化过程分为低温气化段和高温气化段，而且高温气化段和低温气化段分别使用不同的回收热源，实现了气化热源与气化反应的品位匹配，大幅降低了气化过程不可逆损失。
64.根据本公开实施例，上述方法还包括：对空气和第一合成气进行预热，并燃烧第一合成气，以给高温气化供热，燃烧后产生的第二烟气的余热用于预热第一合成气和空气。基于这种方式，不仅能够实现气化热源与气化反应的品位匹配，而且可以进一步降低燃烧过
程中的能量损失。
65.进一步地，为了实现更好的热匹配，减少换热过程中的不可逆损，根据本公开实施例，上述方法还利用第二烟气的余热同时预热第一合成气和空气。
66.根据本公开实施例，上述方法还包括：利用第一烟气的余热生产蒸汽，并利用蒸汽进行发电。在本公开实施例中，将第一烟气余热转化为蒸汽进行发电，可对第一烟气的热量进行梯度回收利用，并且实现了对煤的清洁、高效转化，进一步提高了整个系统的发电效率。
67.进一步地，根据本公开实施例，上述方法还包括：第一烟气的余热优先给低温气化供热，其次给超临界水的制备供热，最后用于生产蒸汽。在本公开实施例中，采用上述方法可以实现对第一烟气的热量的梯级回收利用，提升了整个系统的能量利用效率和发电效率。
68.根据本公开实施例，上述方法还包括：利用第一热量、第二热量和第三热量将水制备成超临界水。其中，第一热量为第二烟气的部分热量，第二热量为通过换热形式回收的膨胀后的合成气的能量，第三热量为第一烟气的部分热量。进一步地，上述方法还包括：根据超临界水制备过程中的温度需求对第一热量、第二热量和第三热量进行梯级利用，其中，第一热量、第二热量和第三热量分别为超临界水的制备提供低温、中温和高温热量。这样实现对能量的梯度利用，提高了系统的能量利用效率。
69.为了使本领域技术人员能够更加清楚地了解本公开的技术方案，以下将结合具体的实施例来说明本公开的燃煤发电系统在提升发电效率上的优势。
70.实施例
71.在本实施例中，采用如图4所示的超临界水煤气化的燃煤发电系统进行能量模拟，其中，低温气化温度为500℃、高温气化温度为650℃，气化压力为25mpa。超临界水煤气化的燃煤发电系统中主要部件能量平衡如表1所示。
72.由表1可知，本公开中的超临界水煤气化的燃煤发电系统净电输出为297.81mw，净发电效率达到55.41％，由此实现了降低了气化过程不可逆损失的目的，提升了整体系统的发电效率。
73.表1主要部件能量平衡
74.[0075][0076]
以上所述的具体实施例，对本公开的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本公开的具体实施例而已，并不用于限制本公开，凡在本公开的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本公开的保护范围之内。