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200MWIGCC联产甲醇单元机组应强力推出摘要

作者:苏启康来源:南港动力2964

煤的清洁燃烧、煤气化、多联产是目前世界最瞩目的能源技术。也是我国目前至2050年最适合国情的能源技术。而200MW1GCC联产甲醇单元机组，则是目前我国唯一可最早批量投入的：技术上最早成熟、综合性能好、投资省、环保性优、后劲大的煤、电、油三结合的最佳方案。

关键词：IGCC、多联产、技术成熟、200MW联产甲醇单元机组

一、方案

利用已引进的SHELL煤气化炉技术，我国已掌握的甲醇生产技术，加上目前已完全成熟并广泛在我国应用的S109E联合循环技术。200MW即跃然进入我们的视野，成为最现实有价值的煤、电、油联产方案，其主要特性参数如下：

输出电功率 200MW

厂用电率 12%

供电热效率 43%

供电煤耗率 286克标煤/千瓦时

甲醇产量 400吨/日

甲醇生产热效率 50%

总的能源利用率 45%

以年运行300天计，可供电12亿KWH+12万吨甲醇

单元机组可分成三大单元：即煤气化单元、化工合成单元及联合循环单元。加上空分等其他装备和设施。其简单流程图见图1。

图1 简单流程图

各单元主要技术参数如下：

·煤气化单元

气化炉炉型 Shell炉

气化炉产能 2500吨/日

气化压力 33MPa

气化温度 1500℃

碳转化率 >99%

冷煤气效率～82%

煤气冷却激冷+高、中压蒸汽吸热

除尘旋风+文丘里水幕

脱硫湿法脱硫

·化工合成单元

压力 3 MPa

温度 200～300℃

·联合循环单元

燃气轮机型号 PG9171E

燃气轮机功率 126.1MW

发电效率 33。8%

排烟流量 1478T/H

排烟温度 539℃

余热锅炉自然循环、三压、无补燃、排烟温度90℃

汽轮机三压、单缸（12MPa/3 MPa/0.6 MPa/520℃/260℃）

汽轮机功率 100MW

·空分装置

气源 100%来自燃气轮机压气机抽气

方法深冷

氧气纯度 95%

二、技术分析

1、气化炉

世界上几种主要的煤气化炉型，如鲁奇（Lurgi）德士古炉（Texaco）和壳牌炉（Shell）。我国皆已引进，各种炉型在技术上互有长短，但要做到高效、经济，就一定要干式进煤和大型化。这样就只有喷流床的壳牌炉最合适。世界已投产的30多座1GCC电站，亦已证实这一点，所以我们选择Shel炉不动摇。本方案气化炉的产能为2500t/d，比引进的2000t/d略大，但既已有2000t/d炉为样板，造2500 t/d的炉应不难。

2、煤气净化

高温脱硫当然好，但荷兰Demkelec IGCC示范电厂用湿法脱硫证明电厂的热经济亦达43%，而甲醇合成所需温度为200～300℃，所以选用旋风+文丘里的除尘+湿法脱硫，经济而现实可行。

3、制甲醇

国内已有成熟技术，最近又引进了年产60万吨规模的设备，预计在技术上不成问题，之所以选制甲醇，因为甲醇的合成较易。这样可使多联产在整个煤电油系统，内部更富弹性。有利于整个系统的调节和稳定。

4、燃气轮机

本方案所用PG9171E型燃气轮机与荷兰Demkelec示范电厂的V94.2燃气轮机同属一参数等级，V94.2功率略大，透平前温为1104℃，而PG9171E目前透平前温为1124℃，性能相当。产品已实现国产。

5、余热锅炉

三压、自然循环、无补燃。因脱硫效率达99%以上，烟气含硫量低，故选排汽温度为90℃（或更低）。余热锅炉我国完全可以自行设计制造。

6、汽轮机

联合循环所用汽机因无需抽汽加热锅炉给水，所以设计较特殊，但国内却可以设计出与国外同等水平的机组。

7、制氧设备

由于钢铁行业的大发展，我国制氧行业水平不低，本方案又是从燃机的压气机抽气来制氧，完全可以实现国内自行设计制造。如电厂装有多台机组、另设一套独立空分设备作为公用设施应是较好的方案。

8、厂址选择

以选坑口式电厂为优，最好有以老电厂为依托以现实又快又省。

9、煤种

以选高硫煤为佳，这样可以一举两得。因为IGCC脱硫达99%以上。本方案煤的热值，以6000kcal/kg来计算。

10、控制

IGCC+多联产，控制系统复杂。但国内已有能力解决问题。为了使IGCC+多联产这一新事物尽快成功定型，牵涉到某些技术和设备需引进或进口的，仍应抱着实事求是的态度。

我国的专家与技术人员多年进行了IGCC的试验研究，探讨在各方面都积累了相当多的知识和能力。烟台400MW的IGCC项目亦已列项多年。由于‘十一’五，国家对节能和环保及技术创造新非常重视，所以技术上取得突破是完全可能的。

本方案的技术参数，与荷兰已建成投产的Demkelec示范电厂基本相同具体如表达1。

表1 200MWIGCC联产甲醇方案（简称A方案）与荷兰IGCC示范电厂（简称B方案）的对比

方案	A方案	B方案
净功率（MW）	200	253
供电热效率（设计/运行）（%）	43/	43/43
多联产产品（万吨/年）	甲醇12
总的能源利用率（%）	45	43
煤气化单元
气化炉炉型	Shell	Shell
产能（t/d）	2500	2000
加煤方式	干粉	干粉
气化温度（℃）	1500	1500
煤气除尘	旋风+文丘里	旋风+文丘里
脱硫	湿法	湿法
联合循环单元
燃气轮机型号	PG9171E	V94.2
燃气轮机功率(MW)	126.1	156
透平前温(℃)	1124	1104
排烟温度(℃)	539	514
汽轮机	三压	三压
汽轮机功率(MW)	100	128
厂用电率(%)	12	12

三、经济分析

从技术分析可能看出，200MWIGCC联产甲醇单元机组的主要技术，国内均已掌握，亦能制造。预计首台机组装备国产率将起过80%，所以投资肯定较省。据Gas Turbine World介绍S109E交钥匙工程单位价格为＄514/KW（不含土建费），而我国深圳南山热电有限公司，扩建的S109E单位投资仅￥2440/KW（含土建），仅为国外价的一半左右。目前大型IGCC单位投资为＄1100～1400/KW。本人预计，根据国情，所推荐的联产机组，前三套每套投资在20亿元人民币左右。经三套试验成功，定型后预计每套16～17亿元。批量生产预计可降至15亿元/套左右。

首套机组投资约22亿，其中煤气化单元7亿，化工合成单元3亿，联合循环单元7亿，空分等1.5亿、余下3.5亿作调试、试运、修改完善等费用。

假定在煤矿老电厂建成本方案的电厂，煤价为250元/吨（6000kcal/kg），上网电价为350元/MWH，甲醇价为1800元/吨，以表2所列情况投资建200MWIGCC联产甲醇工厂，单台及六台的机组的投资收益。

表2 资金内部收益率测算主要参数

电厂装机套数（套）	1	6
投资（亿元）	22	110
年产能（亿千瓦时/万吨）	12/12	72/72
供电标煤耗（克/千瓦时）	286	286
甲醇标煤耗（标煤kg/ kg）	1.43	1.43
燃料价（LHV6000 kcal/kg）（元/吨）	250	250
借款年利率（%）	10	10
运行维护费 (元/千千瓦时)	80	70
折旧年限年	20	20
服役年限年	20	20
所得税 %	33	33
资本金内部收益率 %	～15	～20

四、前景

我国2004年电厂的供电标煤耗为376克/千瓦时，全国最先进的上海石洞口2X600MW超临界机组，供电标煤亦在300克标煤/千瓦时以上（为306克标煤/千瓦时）。随着经济的发展，我国煤炭用来发电的比例将越来越高（美国煤炭80%以上用于发电），而常规电厂即使上脱硫脱硝装置效果亦不理想，所以IGCC洁煤技术特别令人关注。200MWIGCC联产甲醇单元机组，虽然不是世界最先进的技术，但它应是目前最适合国情的现实的，会带来很大发展空间的技术，它：

·供电标煤耗 286克/千瓦时预计过30年仍不至落后

·环保指标全面优于常规电站脱硫99%，而常规电厂至95%亦不易

·用水量仅训常规电厂70%以下适于北方缺水煤矿厂

·可用高硫煤扩大资源来源

·单元机组年用煤60万吨，适用于中型煤矿建坑口电厂机动灵活

·联产甲醇250元/吨煤价时甲醇售价1800元/吨

（相当于35美元/桶，原油生产的汽油价）

·此单元机组经气化后，煤气主要成分是CO（63.3%）和H₂（26.7%），为制氢创造了很好条件。亦为制二甲醚及提供城市煤气等提供有利条件。

·IGCC技术是走向CO₂零排放的捷径前景广阔

·全部技术国内内基本掌握技术成熟

·全部装备国内基本可制造成本可降低

·资本金内部收益达15～20% 投资利润不低

若此单元机组能在2010年实现首套调试2013年建成三套，2015年定型向全国推广，每年10～20套，至2030年达300～400套的拥有量。则每年可较目前节标煤3000～4000万吨。（每千瓦时节标煤90克，一套机组年节标煤10.8万吨）。

所以，望有条件者，能抓住机遇，及时届入，亦望政府及有关部门引起重视，给以扶持。

结论：

·200MWIGCC联产甲醇单元机组是荷兰IGCC示范电站的中国版，亦是改进版。

·技术成熟，首套国产化率即在80%以上。

·其热经济性及环保指标明显优于目前带脱硫脱硝的常规电厂。

·多联产甲醇可缓我国缺油之急。

·首套投资22亿，不算高。

·成批后每套15亿，资本金内部收益率超过20%，利润丰厚。

·利国利民望齐心合力促成实施。

二零零六年四月

关键词：

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