煤氣化氫電聯(lián)產(chǎn)減排CO2的系統研究

第28卷第2期煤炭轉化Vol.28 No.2005年4月COAL CONVERSIONApr. 2005煤氣化氫電聯(lián)產(chǎn)減排CO2的系統研究張斌})李政2)倪維斗3)摘要征收碳稅、強化石油開(kāi)采以及開(kāi)放二氧化碳減排貿易等措施可以促進(jìn)發(fā)電行業(yè)減排CO2.但是這些措施,尤其是碳稅和減排貿易，可能需要較長(cháng)的時(shí)間才能在中國施行.因此,必須考慮在這段時(shí)期內如何改善減排CO2的IGCC和煤氣化固體氧化物燃料電池(SOFC)混合循環(huán)的經(jīng)濟性,進(jìn)而促進(jìn)IGCC和混合循環(huán)的發(fā)展.以煤氣化氫電聯(lián)產(chǎn)系統作為嘗試,設計、模擬了四種不同的聯(lián)產(chǎn)方案,通過(guò)對各方案的投資、發(fā)電和制氫成本的分析,就氫電聯(lián)產(chǎn)能否及如何改善經(jīng)濟性、如何從能量利用和成本兩方面配置聯(lián)產(chǎn)系統、以及實(shí)施碳稅等措施前后如何促進(jìn)發(fā)電廠(chǎng)減排CO2等方面進(jìn)行了探討.關(guān)鍵詞煤氣化,氫電聯(lián)產(chǎn) ,二氧化碳,減排,IGCC,SOFC混合循環(huán)中圖分類(lèi)號TQ544,TM661. 31氫電聯(lián)產(chǎn)減排CO2的方案0引言通過(guò)對常規火電廠(chǎng)和IGCC及煤氣化固體氧化1.1 IGCC 方案物燃料電池(SOFC)混合循環(huán)在減排CO2前后的技如第8頁(yè)圖1所示,IGCC方案考慮在用Selexol術(shù)經(jīng)濟性的探討,發(fā)現雖然減排CO2時(shí),IGCC和技術(shù)分離CO,之后,將一部分富氫燃氣引入變壓吸混合循環(huán)的基本發(fā)電成本低于常規火電廠(chǎng),但是要附制氫裝置,另-部分通人燃氣輪機做功發(fā)電.促進(jìn)發(fā)電行業(yè)減排CO2的實(shí)施,需要開(kāi)放CO2減排同IGCC單產(chǎn)電力減排CO2系統相比,該系統貿易及碳稅政策的輔助,而這兩者可能需要較長(cháng)時(shí)空分、煤氣化和高溫煤氣凈化等系統的配置不變,而間的努力才能奏效.所以有必要探討在這兩種手段高溫水煤氣變換(HTS)人口溫度控制在340 C~實(shí)施前,IGCC和混合循環(huán)經(jīng)濟性的方案.由于多聯(lián)350 C之間，出高溫變換溫度在400 C左右,人低溫產(chǎn)可以改善IGCC的經(jīng)濟性田,而且IGCC和煤氣變換(LTS)溫度在220 C左右.變換所需的水蒸氣/化-SOFC混合循環(huán)減排CO2的流程均存在CO2分CO比例保持不變,仍為1.5,需要從汽輪機中抽汽，離制富氫合成氣這一-環(huán)節.因此,考慮聯(lián)產(chǎn)市場(chǎng)價(jià)格此時(shí)高溫變換人爐汽氣比約為1,低溫變換人口降較高的氫氣似乎是一一個(gè)可行的方向;另外,以煤為原至0.27左右.水煤氣變換前后回收的顯熱用于產(chǎn)生料聯(lián)產(chǎn)氫氣和電力同時(shí)臧排CO2也是美國Future12.5 MPa的高壓飽和蒸汽,該蒸汽被透平煙氣過(guò)Gen計劃的主要內容. [l]本文將就IGCC及混合循熱后進(jìn)入高壓蒸汽輪機做功;CO2分離設備入口混環(huán)氫電聯(lián)產(chǎn)減排CO2的各種方案進(jìn)行分析:1)考察.合氣中CO2分壓約1. 12 MPa,仍采用物理溶劑法，氫電聯(lián)產(chǎn)能否及如何改善減排COz時(shí)的IGCC和混此處CO2回收率設為95%.回收的CO2量約308合循環(huán)的經(jīng)濟性;2)從能量利用效率最高和發(fā)電成t/h,壓力0. 2 MPa左右,用三級間冷壓縮機升壓至本(或制氫成本)最低的角度,如何配置各氫電聯(lián)產(chǎn)8MPa,冷凝后仍用泵升壓至20MPa,整個(gè)壓縮過(guò)方案的參數;3)比較各方案的優(yōu)缺點(diǎn),針對促進(jìn)發(fā)程單中國煤化工)/kg CO:;部分富氫電廠(chǎng)減排CO,,描述一下技術(shù)發(fā)展路線(xiàn)及前景(碳稅合成MH)進(jìn)人變壓吸附的實(shí)施前后).(PSCNMH.G這部分合成氣的比*國家自然科學(xué)基金資助項目(90210032).1)博士生;2)教授、博士生導師:3)中國工程院院士、教授、博士生導師,清華大學(xué)熱能工程系.00084北京收稿日期:2004-11-29;修回日期:2005-01-108煤炭轉化2005年例(變化范圍0~1)來(lái)控制系統的氫、電產(chǎn)量比，制尾氣壓力跟人口原料氣壓力水平有關(guān),-般在0. 02得的氫氣(約2.7MPa)被兩級氫氣壓縮機間冷壓縮MPa~0.2 MPa左右.變壓吸附的尾氣經(jīng)壓縮預熱至15 MPa,壓縮過(guò)程單位耗功量為0.82 (kW●h)/后進(jìn)入燃氣輪機燃燒室 ,燃機系統根據需要選擇合kg H2;大型變壓吸附裝置一般都采用多床流程(10適的型號;余熱鍋爐僅采用單壓設計,產(chǎn)生中壓過(guò)熱床到12床),氫氣純度可達5 N. [4}我國西南化工研蒸汽,蒸汽參數為3MPa/360C.排放的煙氣溫度究設計院51成功設計了制氫能力5萬(wàn)m*/h以上的控制在120 C~150 C之間.圖1中標出的各主要PSA裝置,氫氣回收率大于95%. PSA實(shí)際運行數物流的成分及流量見(jiàn)表1(powersplitratio是指合據表明[6],產(chǎn)品氫氣的壓力和原料氣壓力相差不大，成氣或富氫燃氣分配用于發(fā)電的比例，下同).steanlextractionGias colig ，2(JCo, compes 20MPa廣十 and cleaningSteamL and condens LiquidCO2,OxygenFluegesAi> ASUCombinedSAH 1SMPacyclecompress HydrogenPower圖1 IGCC 氫電聯(lián)產(chǎn)減排CO2Fig. 1 IGCC case for H2 and electricity coproduction with COz recovery表1 IGCC 氫電聯(lián)產(chǎn)方案主要物流(合成氣發(fā)電比例50%)Table 1 Main streams in IGCC case (50% power split ratio )Volumetric concentration/%NoTemperature/C Pressure/MPa Mass flow/(t.h- ")H2H2OD2COCO2 NzAr CH,1 399.83.0249. 0226. 542.2363.931. 633. 771.00 0. 032. 87247. 8026. 453.4263.73 1.62 3. 750.99 0.033:2.79370. 6555.48 0.211.51 39.79 2.370.630.022. 7862. 4689. 190.33, 423.20 3. 811.01 0. 033201. 9221.39.29. 212.17 .15.85 20.95 24.98 6.61 0. 22148. 50.101 373. 1911.8113. 471.34 72. 271. 10他輸人參數如空氣過(guò)量系數、工作溫度和熱損失率1.2 煤氣化SOFC混合循環(huán)方案等的取值與文獻[1]相同.煤氣化-SOFC混合循環(huán)中,由于SOFC陽(yáng)極起水煤氣變換(WGS)的設置和IGCC方案基本到了同水煤氣變換提高合成氣中CO2濃度類(lèi)似的相同,本方案中為盡可能地將SOFC陽(yáng)極出口的廢功能.1因此，氫電聯(lián)產(chǎn)系統配置可以有多種選擇.燃料中的CO轉化為CO2,設計變換時(shí)水蒸氣/CO根據SOFC和水煤氣變換(WGS)的位置關(guān)系以及比例為2.5.如果SOFC陽(yáng)極出口的混合氣中沒(méi)有氫、電聯(lián)產(chǎn)模式,主要有SOFC前置串聯(lián)、SOFC前足夠的水蒸氣,還需要從汽輪機中抽汽.系統中,水置并聯(lián)和SOFC后置并聯(lián)等三種氫電聯(lián)產(chǎn)方案.煤氣變換前后回收的顯熱用于產(chǎn)生高壓過(guò)熱蒸氣.1.2.1 SOFC前置串聯(lián)CO2回收及壓縮過(guò)程同IGCC方案相同,回收這種聯(lián)產(chǎn)方案同文獻[1]分析的混合循環(huán)單產(chǎn)的CO2量約317 t/h. 隨后,用變壓吸附提純氫氣電力減排CO2的系統大致相同,如第9頁(yè)圖2所(混合氣⑤中氫氣體積濃度60%~83%).制得的氫示,只是在CO2分離后,富氫燃氣先用于制氫,然后氣仍被間冷壓縮至15MPa,壓縮過(guò)程單位耗功量為變壓吸附尾氣再進(jìn)人燃燒室燃燒做功.此時(shí),系統氫1.18 (kW●h)/kg H2. PSA尾氣(壓力0. 08 MPa)電產(chǎn)量比由SOFC燃料利用率調節,燃料利用率變經(jīng)壓縮升溫后,進(jìn)入透平燃燒室.該方案中透平基本化范圍在0.5~0.85之間. SOFC陰極入口空氣被上代中國煤化工于透平排氣溫度較低預熱至550 C左右,SOFC工作壓力選擇在1 MPaiY片CN MHG用單壓設計,產(chǎn)生中和2.5MPa之間變動(dòng)(該壓力范圍的選取是由后續壓過(guò)熱蒸汽。煙氣溫度控制在95 C左右.流程中的變壓吸附制氫環(huán)節決定的,變壓吸附要求圖2中標出的各主要物流的成分及流量見(jiàn)第9入口壓力在0. 8 MPa~3 MPa[7]),SOFC模型的其頁(yè)表2.第2期張斌等煤氣化氫電聯(lián)產(chǎn)減排CO2的系統研究Steam, lxtractionCallN,Gasificr FO+ claning O+l SOFC FOl a Gas Cotig。。( wGS)0+Selexol ICo, comprs 20MPaSteamL & Cnndense J LiquidCO2Compressed ain fuelJOxygenJPepletedAit,「ASUCombinedPSA廠(chǎng)5MPaPower- o cycle ⑥」"ComresHyrgen .圖2混合 循環(huán)氫電聯(lián)產(chǎn)減排CO2方案-- SOFC 前置串聯(lián)Fig.2 SOFC preposed serial mode表2SOFC前置串聯(lián)方案主要物流(SOFC壓力1.5MPa,燃料利用率80%)Table 2 Main streams in SOFC preposed serial mode (SOFCpressure 1. 5 MPa, 80% fuel utilization)V olumetric concentration/%lo. Temperature/C Pressure/MPa Mass flow/(t.h-I)H2H2OOCOCO2N2 Ar CH,1 399.8249.0226.54 2. 2363.931.63 3. 77.00 0. 03424.3247. 8026.45 3. 4263.73 1.62 3.75 0. 990. 03349. 51. 50383. 124.36 25. 5513.6951.65 3.75 0.99 0. 0001.46357. 6620.010.290.5273.78 4. 271.130. 00301.4539. 8866.90 0. 91.73 12.34 14.26 3.78 0. 00424. 21.50.35. 939.182. 714.7633.85 39.14 10. 360. 0096. 70.101 367. 671. 2513. 150.9483. 41.25通過(guò)產(chǎn)生高壓過(guò)熱蒸汽,將SOFC陽(yáng)極出口高溫廢1.2.2 SOFC 前置并聯(lián)燃料的溫度降至400 C左右,廢燃料的主要成分是SOFC前置并聯(lián)方案中，高溫凈煤氣分成兩股，CO2 55. 0%,H2O 26. 7%和CO 10. 3%;另外,還有- 股用于制氫,另一股用于發(fā)電(見(jiàn)圖3).通過(guò)改變少量的氫氣和氮氣等物質(zhì).因此,如果將這股廢燃料兩股煤氣流量比來(lái)調整系統氫氣、電力產(chǎn)量比.制氫同制氫環(huán)節已回收的CO2混合,用空分獲得的高純的煤氣流首先降溫至340C,同汽輪機抽汽混合后氧(純度大于95.5%)氧化剩余的可燃物,那么燃燒發(fā)生煤氣變換反應.同IGCC方案類(lèi)似,為盡可能地產(chǎn)物中只有CO2和水蒸氣兩種主要物質(zhì).再通過(guò)降轉化煤氣中的CO,高溫變換人口水蒸氣同CO的摩溫冷凝-+汽水分離即可獲得純度較高的CO2(純度爾比例在1.5左右,出口CO體積濃度約4. 8% ,低約93%~98%),降溫冷凝過(guò)程的顯熱用來(lái)生產(chǎn)溫變換出口CO濃度在1%左右. CO2分離回收、變1.25 MPa/565 C的高壓過(guò)熱蒸汽.壓吸附制氫等設置同前.本方案中的CO2壓縮過(guò)程與其他氫電聯(lián)產(chǎn)方用于發(fā)電的那股凈煤氣首先進(jìn)入SOFC發(fā)電，案有所不同:1)由于CO2純度較低,COz首先通過(guò)本方案中SOFC模型參數采用基本設置,即工作溫多級間冷壓縮至14 MPa,拎凝后再用泵升壓至20度980 C,燃料利用率85% ,熱損失率2%,逆變器MPa;2)整個(gè)壓縮過(guò)程的單位耗功量由SOFC的工效率97% ,空氣過(guò)量系數仍取為2,工作壓力選擇在作壓力決定.余熱鍋爐仍是單壓設計,產(chǎn)生中壓過(guò)熱0.5 MPa~2.0 MPa之間.在進(jìn)人SOFC陰極前,壓蒸汽,煙氣溫度控制在90 C~130 C之間.圖3中縮空氣首先被SOFC陰極出口的廢空氣預熱至550 C.標出的各主要物流的成分及流量見(jiàn)第10頁(yè)表3.Depleted ftueOxygenSOFC +H.R. tCoalN2CGasCoolin .Depleted GL cleaning」Corvered⑦→I OxygenA[ ASUWGS中國煤化工。SteamextractionTYHCNMHG圖3混合循環(huán)氫電聯(lián)產(chǎn)減排 CO2方案二一SOFC 前置并聯(lián)Fig. 3 SOFC preposed parallel model0煤炭轉化2005年表3 SOFC 前置并聯(lián)方案主要物流(SOFC壓力1.5 MPa,合成氣發(fā)電比例50%)Table 3 Main streams in SOFC preposed parallel mode (SOFC pressure1.5 MPa, 50% power split ratio)Volumetric concentration/%No. Temperature/C Pressure/MPa Mass flow/(t. h-1)H2H2O)2cOCO2NAr CH1 401.73.00249. 08”26. 522.2563.921.643.771.00 0. 032539. 52.92247. 86.26.43 3. 4463.72 1. 633. 750.99 0.03 .352. 7955. 640.211.12 40.02 2. 360.630.02401.50.195. 793.22 26. 6910.3155.033.750.99 0. 0032.7830. 3989. 770. 331.81 3.23 3. 811.010. 031.48333. 550.29 0.0095.85 2. 93102.70.10681. 86.2.14 11.98 .1.26 83.37 1. 251.2.3 SOFC 后置并聯(lián)SOFC后置并聯(lián)方案中SOFC以富氫合成氣為.混合循環(huán)的前兩種氫電聯(lián)產(chǎn)方案均是SOFC燃料, 除工作壓力選擇在0. 5 MPa~2.0 MPa之間前置，即SOFC在流程中的位置在水煤氣變換之前外,模型其余參數均為基本設置. SOFC出口的廢燃或兩者并列,SOFC均以?xún)裘簹鉃槿剂?而SOFC后料和廢空氣同變壓吸附的尾氣⑤混合燃燒后,進(jìn)入置并聯(lián)方案見(jiàn)圖4. SOFC位于水煤氣變換的下游，燃氣透平膨脹做功.余熱鍋爐仍采用單壓設計,產(chǎn)生全部高溫凈煤氣經(jīng)過(guò)變換→降溫冷凝→CO2分離.中壓過(guò)熱蒸汽,不過(guò)當用于制氫的富氫燃氣量所占后得到富氫燃氣(氫氣濃度89. 3%),然后富氫燃氣比例較大時(shí),透平尾氣中剩余顯熱不足以發(fā)生蒸汽，分成兩股,一股用于純化制氫,另一股進(jìn)人SOFC .此時(shí)應取消余熱鍋爐.本方案CO2和氫氣壓縮過(guò)程發(fā)電.系統氫電產(chǎn)量比由這兩股物流的分配比例調單位耗功量分別為0.08 (kW●h)/kg CO2和0. 82節.該方案中CO2分離設備Selexol及其上游流程(kW●h)/kg H2.同IGCC氫電聯(lián)產(chǎn)方案基本-致.圖4中標出的各主要物流的成分及流量見(jiàn)表4.co, compres 20 MPaL & condense JLiquidCOStcamJextraction↑SOF(: PowerGas cooling二Gasifer eninan HR.O( WGSSelexol oHDepletedDeplSteamair| Oxygen15 MPa[Ar ASUSA4Combined上二.HydrogenL compress JL cyele HFluc gas圖4混合循環(huán)氫電聯(lián)產(chǎn)減排 CO2方案三-- - SOFC后置并聯(lián)Fig.4 SOFC postponed parallel mode表4SOFC后置并聯(lián)方案主要物流(SOFC壓力1MPa.合成氣發(fā)電比例50%)Table 4 Main streams in SOFC postponed parallel mode(SOFC pressure 1 MPa, 50% power split ratio)Mass flow/No.Temperature/C Pressure/MPa(t.b-1)co CO2 N:1 399.83.00.249. 0226.54 2. 2363.93 1. 633. 773402.87247. 80.26.453.4263.73 1.62 3. 750.99 0. 033S2.79370. 9155.51 0.211.43 39.84 2. 370.63 0.0262.1289.310.332.30 3.20 3. 811.010.03325. 521. 2029. 472.1915.15 21.15 25.166.66 0.229801. 00:102.95.12. 63- 3.81 1.01 0.00116. 7785. 75中國煤化工88.761. 22YHCN M H G元/t,折現率12%,2各方案的基本投資分析SOFC“交鑰匙”工程比投資成本1 000 $ /kW(85%燃料利用率時(shí)),CO2運輸埋存費用為5 $/t. 由于仍采用文獻[1]所述的現金流分析方法.可變經(jīng)本文要探討沒(méi)有征收碳稅時(shí),氫電聯(lián)產(chǎn)對經(jīng)濟性的第2期張斌等煤氣化氫電聯(lián)產(chǎn)減排CO2的系統研究1:影響,因此下面分析時(shí)碳稅設為零.圖5是各方案的方案中是最低的. SOFC前置并聯(lián)方案中合成氣發(fā)基本靜態(tài)比投資成本分析結果,各可變經(jīng)濟參數均電比例等于1時(shí)，系統變化為文獻[1]分析過(guò)的煤氣取基本假定值.靜態(tài)比投資成本的定義是靜態(tài)總投化SOFC混合循環(huán)單產(chǎn)電力(燃料利用率85%)的資與系統總當量輸出功率(凈輸出電功率和產(chǎn)品氫情形,LHV效率57%左右,比投資1 644 $/kW.發(fā)氣的低位熱值之和)的比值.電比例為0時(shí)，即系統變化為煤氣化單產(chǎn)氫氣減排CO2時(shí)的情形,當量比投資712.6 $ /kW. SOFC前;I600出1500置并聯(lián)方案的投資略微高于IGCC方案,是三種混.房1400-81 300-合循環(huán)方案中最低的.而SOFC后置并聯(lián)方案的投昌1 200 t資水平均比SOFC前置并聯(lián)方案高,主要由于后置行1 1001 000并聯(lián)方案中水煤氣變換處理的煤氣量.CO2壓縮過(guò)900800程的耗功量及燃機系統的出力均大于前置并聯(lián)方.豆700L0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0案,因而靜態(tài)總投資較大.下面的分析將主要考察Fuel uilizatin or power split ratioIGCC和SOFC前置并聯(lián)兩種氫電聯(lián)產(chǎn)方案. .圖5各氫電聯(lián)產(chǎn)方案的基本當量比投資成本3聯(lián)產(chǎn)方案模擬結果Fig.5 Base specific equivalent capital ofco-production cases本節將考察減排CO2時(shí)兩種聯(lián)產(chǎn)方案的效率■--IGCC case;●- SOFC preposed serial mode; .▲一-- SOFC preposed parallel mode; .和發(fā)電功率等參數隨氫電產(chǎn)量比的變化情況.其中▼一SOFC postponed prallel mode聯(lián)產(chǎn)方案的能量效率定義為熱力學(xué)第一定律效率，SOFC前置串聯(lián)方案低燃料利用率時(shí)的比投資即產(chǎn)品氫氣的熱值與凈輸出功率之和同輸人煤熱值成本在四種氫電聯(lián)產(chǎn)方案中是最高的.同其他混合的比值.以下分析結果,無(wú)特別說(shuō)明時(shí),系統給煤量循環(huán)氫電聯(lián)產(chǎn)方案(合成氣發(fā)電比例80%)相比，均為3 000 t/d.SOFC前置串聯(lián)方案只有在燃料利用率等于85%3.1 IGCC 方案時(shí),當量比投資水平才相當,約1 518 $ /kW.此時(shí)，氫氣產(chǎn)量70.8t/d,凈輸出電功率477MW..IGCC方案能量效率、氫氣和發(fā)電功率等隨合IGCC方案中,單產(chǎn)氫氣減排CO2的系統(合成成氣發(fā)電 比例變化情況見(jiàn)表5.合成氣全部用于發(fā)氣發(fā)電比例為0時(shí))當量比投資為712.6 $ /kW,相電時(shí),即文獻[1]分析過(guò)的IGCC單產(chǎn)電力減排CO2當于917.6 $/(kg H2●d).單產(chǎn)電力減排CO2的系的系統,效率最低為42. 60%,凈輸出電功率487.4統(合成氣發(fā)電比例為1時(shí))當量比投資為1 451.1 MW(該系統給煤量 3 600 t/d);全部用于制氫時(shí)，$/kW.氫電聯(lián)產(chǎn)系統的比投資介于兩者之間，比投.能量效率最高為63. 81%,氫氣產(chǎn)量472.4 t/d,此資成本隨著(zhù)發(fā)電比例的增加而增加,主要原因是燃時(shí),系統凈耗電功率為47. 6 MW;氫電聯(lián)產(chǎn)時(shí),系統.氣輪機和蒸汽輪機出力的增加導致投資大幅度增效率介于兩者之間.從這種意義上說(shuō),聯(lián)產(chǎn)氫氣可以加.圖5表明，IGCC方案投資水平在四種氫電聯(lián)產(chǎn)提高IGCC減排CO2系統的能量效率.表5 IGCC 氫電聯(lián)產(chǎn)減排CO2流程模擬結果Table 5 Simulation results of IGCC case power split ratio (%)H2 product/Gas turbine cyclePower split ratio/% LHV eff. /%.8-1)Net power/MWye leSteam cycle output/MW063. 81472.4- 47.6365. 302:58. 97354. 470. 0990. 3392. 80454. 35283. 5124. 59128. 28106. 085(51. 35236.2161.56中國煤化工115.11648. 38189. 0198. 87124. 22.7544. 08118. 1256. 22MHCNM HG___ 139.36根據IGCC聯(lián)產(chǎn)方案流程圖1,由于CO2分離表明了這一點(diǎn),隨著(zhù)合成氣發(fā)電比例從25%增加到后富氫燃氣的成分不變.因此，發(fā)電合成氣比例的增.75%,,燃機系統輸出功率由90MW增至219MW,加會(huì )同時(shí)提高燃機系統和蒸汽輪機的出力表5也汽輪機出力則由93 MW增至139 MW.同時(shí),系統12煤炭轉化2005年凈輸出電功率由70MW增加到256MW,而氫氣產(chǎn)62廠(chǎng)量由354.4 t/d減少為118.1 t/d.從能量利用效率最高的角度看,發(fā)電合成氣比250例越小越好.美國FutureGen計劃提出的氫電聯(lián)產(chǎn)初步效率目標2013年前達到50%左右陽(yáng),第二階段采用燃料電池混合循環(huán)后,效率提高到60%左58右,第三階段通過(guò)聯(lián)產(chǎn)其他產(chǎn)品,效率提高到70%以上.根據表5,發(fā)電合成氣比例在50%左右的56IGCC方案,就可達到Future Gen的初步目標,此0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8時(shí),凈輸出功率162 MW,氫氣產(chǎn)量為236.2 t/d.而Power split ratio要達到60%的目標,聯(lián)產(chǎn)方案發(fā)電比例必須低于17%，此時(shí),系統主要產(chǎn)品是氫氣,約378 t/d,電功圖6SOFC前置并聯(lián)方案的LHV效率Fig.6 LHV efficiency of SOFC preposed率小于50MW.IGCC聯(lián)產(chǎn)方案的CO2減排率均在parallel mode91%左右,亦達到Future Gen計劃的目標,每年減■- - 0.5MPa;●- 1 MPa;▲-1.5 MPa;排的CO2量在270萬(wàn)t左右.▼--2 MPa的增加而漸趨平緩.因此,本文在成本分析時(shí)考慮3.2 SOFC前置并聯(lián)方案SOFC工作壓力為1.5 MPa的系統. SOFC前置并該方案通過(guò)改變輸人SOFC的發(fā)電合成氣比聯(lián)方案要達到60%的效率目標,則工作壓力等于例來(lái)調整系統的氫電產(chǎn)量比.圖6是在不同的0.5 MPa時(shí)要求聯(lián)產(chǎn)系統配置中合成氣發(fā)電比例小于SOFC工作壓力下,系統能量效率同發(fā)電合成氣比45%，工作壓力為2MPa時(shí)要求發(fā)電比例小于例變化的關(guān)系.同IGCC氫電聯(lián)產(chǎn)方案類(lèi)似,發(fā)電比57. 5%.例越高,系統效率越低.從(30%比例時(shí)的)61%以上表6是該方案的性能模擬結果.隨著(zhù)發(fā)電合成降到(80%比例時(shí)的)58%以下.但同IGCC方案相.氣比例的增加,SOFC、燃機系統和汽輪機出力均有比(見(jiàn)表5),同樣發(fā)電合成氣比例時(shí)該方案的能量所增加,不過(guò)增幅大小不同,SOFC增幅最大,汽輪效率顯然要高于1GCC聯(lián)產(chǎn)方案.機次之,燃機系統最小.系統凈輸出功率隨之增加，SOFC工作壓力越高,能量效率越高,壓力從.從30%比例時(shí)的125MW增加到80%比例時(shí)的0.5 MPa升高到2 MPa時(shí),效率增幅約1%~2%.411 MW,氫氣產(chǎn)量則由333 t/d下降至95 t/d 左這種增加的趨勢隨著(zhù)壓力的提高和發(fā)電合成氣比例表6 SOFC 前置并聯(lián)方案模擬結果(SOFC壓力1. 5 MPa)Table 6 Simulation results of SOFC preposed parallel mode (SOFC pressure 1. 5 MPa)Power spli :LHVH2 product/Net power/MW SOFC power/MWGas turbineSteam cycle/MWratio/%efficiency/%(t.d-1)cycle/MW361. 66333.1125. 33119. 8933. 0388. 02461.27285.4187. 85159. 7135. 49106. 715(60. 46237. 8246. 27199. 6637. 90121.17659.31189. 4302. 43239. 9841.15131. 82.7058. 20142.2357. 37279. 4842.93144. 04856. 9794.9411. 31319. 32.45. 07154. 34該方案由于采用純氧燃燒同CO2分離相結合氮氣和氬氣，仍可用于埋存或強化資源開(kāi)采).的方法回收CO2.因此,合成氣發(fā)電比例越高,SOFCSOFC工作壓力取1.5MPa時(shí),CO2壓縮過(guò)程的單陽(yáng)極出口廢燃料中的雜質(zhì)越多,回收CO2的純度會(huì )立看中國煤化工)/kg COz左右該方越低;隨制氫側變壓吸附尾氣排放的CO2量越少，HCNMHGt~290萬(wàn)t不等..系統的CO2減排率越高(見(jiàn)第13頁(yè)圖8). CO2減排4發(fā)電及制氫成本率由(30%比例時(shí)的)94.6%增加到(80%比例時(shí)的)98.3%,純度則由97. 3%降至93. 8%(雜質(zhì)主要是氫電聯(lián)產(chǎn)方案中,氫氣和電是兩種主要的產(chǎn)品第2期張斌等煤氣化氫電聯(lián)產(chǎn)減排CO2的系統研究本假定值.圖8是IGCC氫電聯(lián)產(chǎn)方案基本發(fā)電成98緊本的分析結果.圖8a表明氫氣售價(jià)(含稅)為0.8元/96tm3時(shí),聯(lián)產(chǎn)系統的合成氣發(fā)電比例必須小于33%,才能保證發(fā)電成本比IGCC單產(chǎn)電力減排COz時(shí)低(0.433 8元/(kW●h)叫);氫氣售價(jià)等于1.0元/948m3時(shí),聯(lián)產(chǎn)方案中發(fā)電比例的設置可以提高到.0.30.4 0.50.6 0.70.Power split ratio65%;提高到1.2元/m3后，該比例可以達到圖7SOFC前置并聯(lián)方案減排CO2的情況100%,即IGCC聯(lián)產(chǎn)方案各種配置的發(fā)電成本都低于0.4338元/(kW●h).同不減排CO2的常規火電Fig.7 CO2 purity and recovery rate in SOFC廠(chǎng)發(fā)電成本0.216 5元/(kW●h)相比,氫氣售價(jià)等preposed parallel modeCO2 purity;. CO2 recovery rate.于1.0元/m',1.2元/m3和1.4元/m3時(shí),該發(fā)電(如果出售回收的CO2用于強化石油開(kāi)采等,則也.比例必須分別小于38% ,50%和59%.可以看作是另一種商品).因此,計算系統的發(fā)電或反過(guò)來(lái)對于某確定發(fā)電比例的氫電聯(lián)產(chǎn)系統，制氫成本時(shí),必須指定另外一種產(chǎn)品的銷(xiāo)售價(jià)格.圖8b可以用來(lái)確定氫氣的售價(jià).如發(fā)電比例為.25%時(shí),氫氣售價(jià)必須分別大于0. 79元/m3和0.874.1基本發(fā) 電成本元/m' ,聯(lián)產(chǎn)系統發(fā)電成本才能低于0.433 8元(kW●目前市場(chǎng)上氫氣售價(jià)在0.8元/m2~1.5元/m3h)和0.216 5元/(kW●h);發(fā)電比例為50%時(shí),氫范圍內變化，其余各可變經(jīng)濟參數均取第2節的基氣售價(jià)低限分別為0. 88元/m3和1. 2元/m';發(fā)電1.00.0.0.5/RR=12%.Coal 200 RMB/.carbon taxCost of co, rapration and stornge SS/ co,0.2 0.30.40.50.60.70.80.91.01.10.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4H, seling price 1(RMB.m-)圖8IGCC氫電聯(lián)產(chǎn)方案基本發(fā)電成本Fig. 8 Base cost of electricity (COE) of IGCC co production casea:■-- Hz price 0.8 RMB/m';( ) - - H2 price 1.0 RMB/m*;▲-- H2 price 1.2 RMB/m2;▼一H2 price 1. 4 RMB/m2;◆--- IGCC plant mitigating CO2;■-- Conventional power plantb:■-- 25% power split ratio; )- 40% power split ratio;▲- 50% power split ratio;▼一- - 60% power split ratio;◆-- 75% power split ratio;《- IGCC plant mitigating CO2;■--Conventional power plant比例越高,要求氫氣售價(jià)越高.第14頁(yè)圖9表明，m')和54%(1.4元/m3).類(lèi)似地,還可根據第14頁(yè)SOFC前置并聯(lián)聯(lián)產(chǎn)方案可以改善減排CO2時(shí)混合圖9確定某發(fā)電比例的聯(lián)產(chǎn)系統的最低氫氣售價(jià).循環(huán)的經(jīng)濟性:氫氣售價(jià)只要大于0.8元/m*時(shí),聯(lián)4.2基本制氫成本產(chǎn)方案發(fā)電成本全部低于混合循環(huán)單產(chǎn)電力的情形(0.478 4元/(kW●h)).同IGCC單產(chǎn)電力減排美國Future Gen計劃的制氫成本目標是4 $/CO2相比,氫氣售價(jià)等于0. 8元/m*時(shí),聯(lián)產(chǎn)系統合MMBtn(批發(fā)價(jià)、相當干∩4 _元/m*.要達到這-成氣發(fā)電比例必須小于35%,發(fā)電成本才低于.水平中國煤化工產(chǎn)方案發(fā)電比例為0.433 8元/(kW●h).售價(jià)提高到1.0元/m3和75%HCNMHG為0.59元/(kW●1.2元/m3時(shí),該發(fā)電比例的設置可以提高到70%h);60%時(shí)發(fā)電比例要求電價(jià)增至0. 68元/(kW●和80%.同不減排CO2的常規火電廠(chǎng)相比,發(fā)電比h);發(fā)電比例越低,要求發(fā)電售價(jià)越高.電價(jià)低于例必須分別小于33%(1.0元/m3),45%(1.2元/ 0. 5元/(kW●h)時(shí),根據圖10b,不可能達到0. 4元/14煤旋轉化2005年m3的水平.SOFC前置并聯(lián)方案要達到Future Gen的目標，合成氣發(fā)電比例為0時(shí)的系統是煤氣化制氫減80%發(fā)電比例只要求最低電價(jià)0.52元/(kW●h);排CO2系統,制氫成本在0.7元/m3~0.8元/m’之60%比例要求0.58元/(kW●h)(見(jiàn)第15頁(yè)圖11).間. IGCC聯(lián)產(chǎn)方案要達到甚至低于這一.成本水平，而電價(jià)只要高于0. 48元/(kW●h),該方案制氫成本發(fā)電售價(jià)須高于0.52元/(kW●h),此時(shí)沒(méi)有合成即可低于煤制氫減排CO2系統的制氫成本.這些發(fā)氣發(fā)電比例的限制(見(jiàn)圖10b)..電最低售價(jià)要求均低于IGCC聯(lián)產(chǎn)方案的相應要求.0.450.4"0.30.3+電0.2t'0.10色0.10.000.0營(yíng)-0.1-0.10-0.20SOFC tumkey specife capital: 1 000$kwSOFC unkey secife capia:1 000 s/kW .-0.3-Cost of ransportation and storage:5 $rCO,3-0.40.8091.0市12 13 14. psrsrstiosga 0.8H, seling price 1 (RMB.m)圖9 SOFC 前置并聯(lián)方案基本發(fā)電成本Fig.9 Base COE of SOFC preposed parallel modea: I一H2 price 0.8 RMB/m';●H2 price 1.0 RMB/m';▲- H2 price 1.2 RMB/m2;▼- - Hz price 1.4 RMB/m2;-SOFC hybrid mitigating CO2; 1- IGCC plant mitigating CO2;■-- Conventional power plantb;■- 30% power split ratio;●一40% power split ratio;▲一50% power split ratio;▼一60% powersplit ratio;◆一70% power split ratio;《一80% power split ratio; >SOFC hybridmitigating CO2;。- IGCC plant mitigating CO:;■- Conventional power plant。1.861.61.4(1.21.00.60.20.2-0.0-Cost of raporation and sorge SSIt co,臣0.0f Costof ransporaion and storage 5$h co,-0.2-0.1 0.0 0.10.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.80.3 0.4 0.5 0.6).7Power spit ratioElcricity slling price (RMB.kW-1.h-)圖10 IGCC 氫電聯(lián)產(chǎn)方案基本制氫成本Fig. 10 Base bhydrogen production cost of IGCC co-production case :a: I一Electricity price 0. 3 RMB/(kW●h);●一Electricity price 0. 4 RMB/(kW●h);▲- Electricity price0.5 RMB/(kW. h);▼- Electricity price 0.6 RMB/(kW●h);◆- Electricity price 0.7 RMB/(kW●h); -一 Future Gen goalb:■- --- 25% power split ratio;●-- 40% power split ratio;▲ -- 50% power split ratio;- 60% power split ratio;◆- 75% power split ratio;- H2 from coal withCO2 recovery; - Future Gen goal反過(guò)來(lái),電價(jià)0.6元/(kW●h)時(shí),Future Gen業(yè)行為的開(kāi)展應會(huì )先于碳稅政策的制定實(shí)施.例如目標要求SOFC前置并聯(lián)方案合成氣發(fā)電比例大.在遼河油田和大慶油田等已開(kāi)采多年的主力油田，于55%(IGCC方案74%),因此,該方案能比IGCC已經(jīng)嘗試從CO2大點(diǎn)源中回收CO2用于強化石油方案提供更多廉價(jià)的氫氣產(chǎn)品.開(kāi)中國煤化工小節將考察實(shí)行碳稅前，|YHCNMHG聯(lián)產(chǎn)系統的經(jīng)濟性如4.3 CO2出售何改善.圖12是出售CO2對聯(lián)產(chǎn)系統發(fā)電成本的目前,我國雖然還沒(méi)有實(shí)行CO2減排貿易以及影響.CO2售價(jià)為10 $/t時(shí)(Sell10),兩種聯(lián)產(chǎn)方碳稅政策,然而比較而言,CO2作為商品出售這一商案的發(fā)電成本均低于0.4元/(kW●h). IGCC聯(lián)產(chǎn)第2期張斌等煤氣化氫電聯(lián)產(chǎn)減排CO2的系統研究15方案的發(fā)電成本比基本發(fā)電成本(CO2運輸埋存費配置都可以達到或低于該水平.用5 $/t,Seq5)降低較多,約0. 15元/(kW●h)4.4 SOFC 比投資成本(75%發(fā)電比例)~0.54元/(kW●h)(25%發(fā)電比例);SOFC前置并聯(lián)方案發(fā)電成本約減少0. 10元/鑒于減排CO2的大規模煤氣化SOFC混合循(kW●h)(80%發(fā)電比例)~0.32元/(kW●h)環(huán)可能在十幾年以后才能興建,到那時(shí)由于技術(shù)進(jìn)(30%發(fā)電比例).此時(shí),IGCC單產(chǎn)電力減排CO2系步,SOFC“交鑰匙”工程比投資成本可能會(huì )大幅降統的發(fā)電成本降至0. 344 5元/(kW●h),則氫氣售低.西門(mén)子公司的發(fā)展目標([0]是2012年左右成本價(jià)取為0.8元/m8左右時(shí),SOFC前置并聯(lián)方案只降至400 $ /kW.本小節將考察SOFC比投資成本須選擇70%發(fā)電比例以下的系統配置,發(fā)電成本即的降低對制氫及發(fā)電成本的影響(見(jiàn)第16頁(yè)圖可低于0.344 5元/(kW●h)(第4.1節的分析結果13). CO2仍用于埋存,運輸埋存費用仍取5 $/t中,該比例為35%);而IGCC聯(lián)產(chǎn)方案的全部系統CO2,其他經(jīng)濟性參數取基本設置.2.0-1.51.00.s.5t0.0l SOFC Tumkey specific capital:l 000 SIEW- I 0 SOFC Tumkey specife capital:! 000 SkW-1.0| Cost of ransporation and storagt:5 Ss co;E _ 1.5t Cost of trnsprtion and stornge's $ co,-1.5 l0.0 0.2).80.30.0.5 0.Power split ratio of syngasElectricity slling price /(RMB.kW-.b-)圖11SOFC前置并聯(lián)方案基本制氫成本Fig. 11 Base hydrogen production cost of SOFC preposed parallel modea:■Eletricity price 0.3 RMB/(kW .h);- Eletricity price 0.4 RMB/(kW●h);▲Electricityprice 0. 5 RMB/(kW●h);▼一Eletricity price 0. 6 RMB/(kW●h);◆一Electricity price0.7 RMB/(kW●h);--- Future Gen goalb:■- 40% power split ratio:●-- 50% power split ratio;▲-- 60% power split ratio; ▼- 70% power split ratio;◆一80% power split ratio; 1一Hz from coalwith COz recovery;- - Future Gen goalCOE of LGCC co-productioin caseCOE of SOFC preposed parallel modeF 0.40.20.0一至0.20.2中0.4元.0.60.8I1.0 I豆0.。0.68 1.6L3 0.8L -Power split ratio of H rich gas圖12CO2出售對發(fā)電成本的影響Fig.12 The impact of CO2 sale on cost of eletricity■一-H, 0.8 RMB/m'; H 1.0 RMB/m';日一H 1.2 RMB/m;--日 1.4 RMB/m’中國煤化工圖13表明,SOFC比投資成本由1 000 $/(kW●(30(80%發(fā)電比例)不h)降至500 $/(kW●h),發(fā)電成本減少的幅度基本等.紹MYHCNMH(p可以日山，,通過(guò)技術(shù)進(jìn)步降低上與合成氣發(fā)電比例沒(méi)有關(guān)系,均為0. 10元/(kW●SOFC的比投資成本這種途徑改善氫電聯(lián)產(chǎn)方案的h)左右;而制氫成本的降低幅度則從0. 10元/m3經(jīng)濟性,其效果較CO2作為產(chǎn)品出售的方式小。16煤炭轉化2005年COE of SOFC preposed parallel modeH production com of SOFC preposed pallel mode.5廠(chǎng)25「b0.42.)31.5.2十1.0).1).0善0.s0.-0.2-0.5號-0.3營(yíng)-04Power split ratio of syngasPower split mtio of syngas圖13SOFC比投資成本降低對聯(lián)產(chǎn)方案經(jīng)濟性的影響Fig. 13 The impact of SOFC specific “turnkey”capitala.■- H,0.8RMB/m':0一- H, 1.0RMB/m';目--- H, 1.2 RMB/m;-- H 1.4 RM9/m’b.■一ESP 0.3 RMB/ (kW.h);D- ESP 0.4 RMB/(kW.b); B- ESP 0.5 RMB 1 (kW.b);B一ESP 0.6 RMB 1 (kW.b)然氣制氫廠(chǎng)天然氣價(jià)格等于1. 23元/m3時(shí),制氫成5結論本約為0.80元/m*(IRR= 12%).通過(guò)適當地調節1)聯(lián)產(chǎn)氫氣可以提高各減排CO2的發(fā)電系統聯(lián)產(chǎn)系統的氫、電產(chǎn)量比和氫氣售價(jià),其發(fā)電成本甚.效率(第一定律);合成氣用于發(fā)電的比例越高,能量至可以低于不減排CO2的常規火電廠(chǎng).效率越低.5)FutureGen計劃的制氫成本目標相當于2)要達到FutureGen各階段能量效率的目0.4元/m3 ,要達到該水平,各聯(lián)產(chǎn)方案中合成氣發(fā)標，各聯(lián)產(chǎn)方案系統配置的要求是:IGCC方案合成電比例越低,要求最低發(fā)電售價(jià)越高:IGCC發(fā)電比氣發(fā)電比例等于或低于50%,可達到第--階段50%例為75%時(shí),要求最低含稅上網(wǎng)電價(jià)為0.59元/的目標;混合循環(huán)方案要達到第二階段60%的目(kW●h);60%發(fā)電比例時(shí)要求,最低電價(jià)提高到標,SOFC前置并聯(lián)方案發(fā)電比例須小于57. 5%~0.68元/(kW●h);SOFC前置并聯(lián)方案80%發(fā)電45%.比例要求最低電價(jià)0. 52元/(kW●h); 60%比例要3)IGCC氫電聯(lián)產(chǎn)方案的投資水平是四種聯(lián)產(chǎn)求0.58元/(kW●h).而同煤氣化制氫減排CO2系方案中最低的,其次是SOFC前置并聯(lián)方案,SOFC.統的制氫成本(0.7元/m3~0. 8元/m2)相比,IGCC前置串聯(lián)方案最高.聯(lián)產(chǎn)方案最低電價(jià)要求為0.52元/(kW●h)，4)氫電聯(lián)產(chǎn)可以改善各單產(chǎn)電力減排CO2系SOFC前置并聯(lián)方案降至0.48元/(kW●h).統的經(jīng)濟性:氫氣售價(jià)在1.2元/m2以上(含)時(shí)，6)在碳稅政策實(shí)施前,CO2有可能先作為產(chǎn)品IGCC聯(lián)產(chǎn)發(fā)電成本均低于0.4338元/(kW●h);出售,此時(shí)能進(jìn)--步大大降低各氫電聯(lián)產(chǎn)減排CO2SOFC前置并聯(lián)方案要求氫氣售價(jià)0. 80元/m3 ,發(fā)方案的發(fā)電(或制氫)成本.而通過(guò)技術(shù)進(jìn)步降低電成本才低于0. 478 4元/(kW●h).這些氫氣售價(jià)SOFC的比投資成本,來(lái)改善氫電聯(lián)產(chǎn)方案的經(jīng)濟水平相對來(lái)說(shuō)是很有競爭力的,目前,10萬(wàn)m'/h天性,其效果不如CO2作為產(chǎn)品出售的方式.參考文獻[1] 張斌,倪維斗,李 政.火電廠(chǎng)和IGCC及煤氣化SOFC混合循環(huán)減排CO2的分析.煤炭轉化,2005 ,28(1);1-72] 麻林巍,倪維斗,李 政等.用多聯(lián)產(chǎn)概念改善IGCC經(jīng)濟性的分析.燃氣輪機技術(shù).2004,17(1):15-20_3] Biasi V D. 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SECA Projet at Siemens Westinghouse. 3rd Annual Solid State Energy Conversion Alliance (SECA) Work-shop,2002STUDY ON CO-PRODUCTION OF H2 AND POWER FROMCOAL WITH CO2 MITIGATIONZhang Bin Li Zheng and Ni Weidou(Department of Thermal Engineering, Tsinghua University, 100084 Beiing)ABSTRACT Carbon tax, EOR/ECBM and carbon emission trading are effective measuresdriving power generation sector to mitigate CO2. However,it still takes a long time for these'measures ,especially carbon tax and emission trading，to come into force in China. So before that ,we must consider that how to improve the economics of IGCC and coal gasification solid oxide fuelcell hybrid with the capture and storage of CO and further facilitate the deployment of IGCC andSOFC hybrid in China. With co-production of hydrogen and power as the wedge , this articledesigned and simulated four co-production cases. Based on the technical results, capital ,cost ofelectricity and hydrogen are analyzed ，which supports the discussion about whether and how toimprove the economics ,how to configure co-production systems in terms of energy utilization andcost ,and how to promote the mitigation of CO2 in power plants before and after the operation ofcarbon tax and emission trading measures.KEY WORDS coal gasification, co-production of hydrogen and power , CO2, mitigation,IGCC , SOFC hybrid(上接第6頁(yè))[31] Hindermann J P ,Hutchings G J,Kiennemann A. Mechanistic Aspect of the Formation of Hydrocarbons and Alchols from CoHydrogenation. Cata! Rev-sSci Eng,1993,35(1):1-127[32] Schulx H,Nie Z.Ousmanov F. Construction of the Fischer -Tropsch Regime with Cobalt Catalysts. Catal Today ,2002.71:35CO ACTIVATION M ECHANISM IN FISCH ER -TROPSCH SYNTHESISChang Jie Teng Botao Bai Liang Zhang Rongle Xiang HongweiLi Yongwang and Sun Yuhan(State Key Laboratory of Coal Conversion ,Institute of Coal Chemistry,Chinese Academy of Sciences ,030001 Taisyuan)ABSTRACT Fischer-Tropsch synthesis(FTS) is one of the key processes in the conversionof coal,natural gas and biomass to liquid fuels via syngas. The selection of new catalysts andoptimum operation conditions in its industrial applications need a sound scientific foundation,which entail detailed information of its mechanism.中國煤化工ment of themechanistic researches for CO activation in FTS are revMYHCNMHGincludigthenature of catalytic surface ,the orientation in CO-surface interaction and the effects of promotersand co adsorbents are inttoduced in detail.KEY WORDS Fischer- Tropsch synthesis , mechanism ,CO adsorption ,CO activation