igcc发电用陶瓷过滤

A. 除尘的方法有几种其基本原理是什么

除尘方法有种，原理如下:
一、机械式除尘设备
机械式除尘设备包括重力除尘设备、离心除尘设备和惯性除尘设备，下面以重力除尘设备为例简介
重力除尘设备又分为碰撞式和回转式，前者沿是气流方向设一道或多道挡板，含尘气体碰撞到挡板上使尘粒从气体中分离出来。显然，气体在撞到挡板之前速度越高，碰撞后越低，则携带的粉尘越少，除尘效率越高。后者是使含尘气体多次改变方向，在转向过程中把粉尘分离出来。气体转向的曲率半径越小。转向速度越高，则除尘效率越高。
在实际应用中，惯性除尘设备一般放在多级除尘系统的第一级，用来分离颗粒较粗的粉尘。它特别适用于捕集粒径大于10μm的干燥粉尘．而不适宜于清除粘结性粉尘和纤维性粉尘。
二、洗涤式除尘设备
洗涤式除尘设备包括水浴式除尘设备、泡沫式除尘设备，文丘里管除尘设备、水
膜式除尘设备等，下面以水浴式为例简介：
水浴式除尘设备工作原理是在除尘设备内水通过喷嘴喷成雾状，当含尘烟气通过雾状空间时，因尘粒与液滴之间的碰撞、拦截和凝聚作用，尘粒随液滴降落下来。
水浴式除尘设备优点：内设很小的缝隙和孔口，可以处理含尘浓度较高的烟气而不会导致堵塞，而且过滤水可以循环使用，直至洗涤液中物质浓度达到相当高的浓度为止，简化了水处理设施；缺点：设备体积较大，处理细粉尘的能力较低。所以该类型除尘器常用于处理粉尘径大含烟浓度较高的烟气
三、过滤式除尘设备
过滤式除尘设备除尘机理类似于口罩，是通过过滤材料对空气中的飞灰颗粒进行机械拦
截来实现的，另先收到的飞灰颗粒在滤料表面形成了一层粘稠的稳定的灰层，称为滤饼或虑床，它又起了很好的过滤作用。过滤元件可以由棉毛纤维、玻璃纤维或各种化学纤维经过纺织（或针刺）成滤料，再缝制成垂直悬挂的滤袋，不同场合要选用不同的滤料。在滤袋上收集到的粉尘通过周期性的机械抖动、过滤后的烟气反吹或压缩空气的脉冲反吹等途径使布袋变形而将灰清除。
四、静电除尘设备
静电除尘设备的工作原理是烟气通过电除尘设备主体结构前的烟道时，使其烟尘带正电荷，然后烟气进入设置多层阴极板的电除尘设备通道。由于带正电荷烟尘与阴极电板的相互吸附作用，使烟气中的颗粒烟尘吸附在阴极上，定时打击阴极板，使具有一定厚度的烟尘在自重和振动的双重作用下跌落在电除尘设备结构下方的灰斗中，从而达到清除烟气中的烟尘的目的。
电除尘设备

B. IGCC是什么

IGCC（Integrated Gasification Combined Cycle）整体煤气化联合循环发电系统，是将煤气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统。

IGCC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。第一部分的主要设备有气化炉、空分装置、煤气净化设备（包括硫的回收装置）；第二部分的主要设备有燃气轮机发电系统、余热锅炉、蒸汽轮机发电系统。

IGCC的工艺过程如下：煤经气化成为中低热值煤气，经过净化，除去煤气中的硫化物、氮化物、粉尘等污染物，变为清洁的气体燃料，然后送入燃气轮机的燃烧室燃烧，加热气体工质以驱动燃气透平做功，燃气轮机排气进入余热锅炉加热给水，产生过热蒸汽驱动蒸汽轮机做功。

IGCC电厂的优点

1、IGCC用水量较少

与同等规模的PC电厂相比，IGCC电厂用于冷却用途的水量减少33%。这是由于IGCC电厂生产的约2/3电力都来自于燃气轮机，1/3来自于汽轮发电机，而汽轮发电机才需要冷却水。尽量减少用水需要,在美国一些用水量属于重大选址难题的地区是一个显著的优点。

2、IGCC生成的副产品

在采用高温气化技术时，原料所剩余的灰渣以一种类似玻璃一样的不会渗析的废渣形式排出。这种废渣可用于生产水泥或屋面瓦，或作为沥青填缝料或集料。这种废渣与绝大多数PC电厂所生成的底灰和飞灰不同，底灰和飞灰更容易渗析。而且，这种废渣比飞灰更容易输送、贮存和运输。

C. igcc是什么意思

整体煤气化联合循环发电系统integrated gasification combined cycle

D. 燃气轮机联合循环 发电，可减少环境污染吗

1燃气轮机联合循环发电状况和需求
从20世纪80年代以来,随着燃气轮机及其联合循环总能系统新概念的确立,材料科学、制造技术的进步特别是能源结构的变化及环境保护的要求，更加严格,燃气轮机及其联合循环机组在世界电力，系统中的地位发生了显著变化,不仅可以用作紧急，备用电源和尖峰负荷,还被用来带基本负荷和中间负荷。21世纪以来世界燃气轮机进入了一个新的发展时期,我国燃气轮机引进、开发和应用又进入了一个新的发展阶段。燃气轮机技术进步主要表现在：单机容量增大,热效率提高与污染物排放量降低。目前全世界每年新增的装机容量中,有l/3以上系采用燃气—蒸汽联合循环机组,而美国则接近l/2,日本则占火电的43%。据不完全统计,全世界现有燃油和燃天然气的燃气—蒸汽联合循环发电机组的总容量己超过400 GW。当前燃气轮机单机功率已
经超过300MW,简单循环热效率超过39%;联合循环功率已经超过780 MW,联合循环热效率超过58. 5%,干式低NOx燃烧技术已使燃用天然气和蒸馏油时的NOx排放量分别低于25mg/kg和42mgkg,提高了燃气轮机在能源与电力中的地位与作用。
从目前世界火力发电技术水平来看,提高火电厂效率和减少污染物的排放的方法,除带脱硫、除尘装置的超临界发电技术(USC)、循环流化床(CFB)和增压流化床联合循环(PFBC)等外,燃天然气、燃油及整体煤气化等燃气-蒸汽联合循环是一个重要措施。据有关调研预测,未来10年我国对燃气轮机总需求量达34 000 MW左右。中国已开始利用西气东输,东海、南海油气,进口LNG(液化天然气)和开发煤气化等清洁能源。一批300 MW级燃气—蒸汽联合循环电厂已经建成或即将建成投产。可以说,随着国产化率的提高,造价的减低,燃用天然气和煤气等大型燃气—蒸汽联合循环发电机组,必将成为中国电力工业一个重要组成部分。
2燃气—蒸汽联合循环总能系统概念
燃气—蒸汽联合循环是将两个使用不同工质的独立的动力循环,通过能量交换联合在一起的循环,兼顾了燃气轮机布雷登(Bragton)循环高温加热的优势和汽轮机朗肯(Rankine)循环低温排热损失小的优势,形成了总能系统设计新概念,汇集燃气轮机的先进技术、余热锅炉和汽轮机发电的优势,使联合循环的效率提高。例如目前三压锅炉、亚临界参数、再热燃气-蒸汽联合循环发电效率大于60%。
常规燃气—蒸汽联合循环中的高温热源温度(燃气机初温)高达1 100~1 300℃以上,远远高于一般蒸汽循环采用的主蒸汽温度540~566℃,而燃气—蒸汽联合循环中的低温冷源温度(凝汽器温度)29~33℃,远远低于一般燃气简单循环的排气温度450~640℃,也就是燃气—蒸汽联合循环从非常高的高温热源吸热,向尽可能低温的冷源放热。因此联合循环的热效率比组成它的任何一个单独循环的热效率都要高得多。在联合循环中,提高燃气轮机效率ηgt比同等程度地提高余热锅炉效率ηHRSG和汽轮机效率ηSt对于改善联合循环效率ηcc的效果更为明显。因此在设计联合循环时,首先应选择功率和效率都能满足要求的燃气轮机作为设计出发点,然后再从整个联合循环的效率和投资角度,来考虑余热锅炉和汽轮机系统和形式是否配置合理的问题。研究表明,在联合循环中燃气轮机效率取最大值,并不等于获得最优化的联合循环效率。当燃气初温一定时,高压比的燃气轮机排气温度较低,虽然燃气轮机本身的效率比低压比的燃气轮机高,但余热锅炉的能量利用率、蒸汽参数和蒸汽循环效率都较低。而低压比的燃气轮机的排气温度较高,虽然燃气轮机本身的效率比高压比的燃气轮机低,但蒸汽循环得以利用成熟的高温高压、亚临界和再热技术,取得蒸汽循环的高效率。当评价一台燃气轮机对联合循环是否合适时,不但要考虑其效率,还要考虑与其匹配的蒸汽循环的效率以及整体联合循环的效率。简单循环的燃气轮机在一定的初温条件下,都对应着一个最佳的压比和排气温度。而联合循环在一定的燃气初温条件下,也有一个效率最高的最佳压比和排气温度。这个最佳压比要比简单循环的最佳压比低得多,它与使简单循环的燃气轮机的比功达到最大值时的压比非常接近;这个最佳排气温度要比简单循环的最佳
排气温度高得多。因此要获得联合循环的最大效率,不能仅仅选择高效率的燃气轮机,还应选择尽可能高的气初温和联合循环的最佳压比和排气温度。即既要兼顾到燃气循环的效率,又要兼顾到蒸汽循环的效率,才能获得联合循环的最大效率。
3燃气—蒸汽联合循环发展趋势
燃气轮机及其联合循环是一项多专业、高密集 型的高新技术,传统的提高性能途径是不断地提高
透平初温、相应地增大压气机压比和完善有关部件。20世纪50年代初,透平初温(T3)只有600℃~700℃,靠耐热材料性能的改善,平均每年上升约10℃; 60年代后,还借助于空气冷却技术,T3平均每年提升20℃。从70年代开始,充分吸取先进的航空技术和传统汽轮机新技术,沿着传统的途径不断提高其性能,现已开发出一批“F、FA、FB、H”新型高透平初温技术产品,它们代表着当今商业化的工业燃气轮机的最高水平,T3=1 430℃,这也许是传统的冷却技术和材料所能达到透平初温的极限,压气机压比ε=10~30,简单循环效率ηgt=36% ~40%,联合循环效率ηcc=55% -60%。正在开发的新一代产品的主要特征是采用蒸汽冷却技术,高温部件的材料仍以超级合金为主,燃气透平壳体选用CrMO钢,转子轴、转轮选用Inconel706,采用定向结晶,单
晶材料,Co-Cr-Al-Y喷涂等先进工艺,部分静止部件采用陶瓷材料,初温提高到T3=1 500℃~1 600℃。采用智能型微机控制系统,并更加重视环保。对未来燃气轮机的构思将基于采用航空航天最新技术新材料,燃烧器处于或接近在理论燃烧空气量条件下工作,T3将达1 600℃~1 800℃。现采用的熔点1 200℃、密度为8 g/cm3的叶片超级合金将被淘汰,新的高级料应是小密度(<5 g/cm3),有更好的综合高温性能,陶瓷材料是一种选择。
4两种循环的性能比较
在火电领域,燃气—蒸汽联合循环发电机组比常规的燃煤汽轮发电机组有更大的比较优势。
( 1)燃气轮机联合循环的供电效率远远高于常规燃煤蒸汽轮机循环。现有联合循环的效率已经超过58~60%。其热效率之高,不仅远远超过常规燃煤蒸汽轮机电厂,甚至比超超临界参数的燃煤蒸汽轮机机组的预期值(45. 2% ~47. 7%,未扣除脱硫值)还要优越。
(2)建设费用比燃煤汽轮机机组以及核电机组低。对于一座2 000MW电厂,汽轮发电机组、燃气轮机发电机组、燃气—蒸汽联合循环机组单位投资分别约为6 000、2 122、6 530元/kW。
(3)可以按“分阶段”建设方式建厂,资金利用最有效。建设周期短,只需5~10个月。
(4)用地、用水都比较少。
(5)单机容量大,启、停快,运行灵活性好,适宜两班制运行。提高燃气轮机在总装机容量中的比重,将会改善电网的运行状况,为电网提供更加灵活的备用电源,增大调峰的灵活性。
(6)运行可靠性高,可用率高达85% ~95%,易于快速“黑启动”,有助于改善电网运行的安全性。
( 7)采用天然气或液体燃料时,一般污染物排放很少。在燃烧天然气时,还可以大大地减少CO2的排放量。如果以燃料燃烧释放的单位能量比较,并以燃油排放的CO2量为,l则煤和天然气燃烧排放的CO2大致为1. 22和0. 67。
5燃气—蒸汽联合循环发展对策探讨
虽然中国燃气轮机发电始于20世纪50年代末期,但由于燃料政策的原因在很长时间内发展缓慢。目前我国燃气轮机发电装置设计、制造水平与国际上先进国家差距较大,装机容量及运行管理水平与我国电网发展很不相称。为促进我国燃气轮机发电事业的快速健康发展,在此提出一些不成熟的建议,以抛砖引玉。
(1)科学定位,统筹规划,完善政策。结合国家“十一五”发展规划,应对燃气轮机及其联合循环发电装备的发展进行科学定位,制定中国燃气轮机及其联合循环发电装备的中、长期战略发展规划和近期安排,制定和完善燃气轮机产业发展政策和燃料、电能、热能价格等配套政策、法规,加大资金和科技投入。按照市场经济规律,在已重点引进一批先进、成套的300MW级燃气—蒸汽联合循环示范工程的基础上,兼顾大、中、小型先进、实用技术的引进,通过产、学、研结合和消化、吸收、再创新,迅速提高我国燃气轮机及其联合循环发电装备的技术水平。
(2)严把引进设备技术质量关。实行机、电行业结合,先以市场换技术,提高进口机组的可靠性、综合技术经济性能和电厂设计优化水平,提高备品备件国产化率,降低维护费用。努力改变目前国内机、电行业分离,引进技术分散,重复引进,配套性差,甚至引进性能落后的设备和技术的局面。
(3)提高国家制造技术水平。在现有制造技术的基础上,瞄准国外最先进的水平,有计划的成套引进一批先进适用的机型、关键设计技术、软件、关键制造工艺、控制保护系统及测试技术。在消化、吸收的基础上,努力创新,不断提高关键部件的国产化率和设计、制造、配套能力。尽快开发出运行可靠,性能价格比高,具有自主知识产权、成套的国产机组。建议在中西部(如:成都、武汉)建立燃气轮机及其联合循环机组研发中心及制造基地,将产品尽快推向国内外市场。天猫美国普卫欣提示：雾霾天气出行记得做好防护。
(4)加强关键高温金属材料的引进生产和科研攻关。目前燃气轮机最高初温达到1 500℃~1 600℃,国外直接采用最先进的航空、航天工业新材料。国外厂家一般不会转让最先进的制造技术,国内应军民结合,产、学、研结合,组织联合科技攻关,尽快实现关键材料国产化,以降低成本。
(5)加强燃气—蒸汽联合循环机组转子结构动力学和振动分析、故障诊断和处理研究,特别是对单轴(即由压气机+燃气透平+汽轮机+发电机串联成一根单轴)大型机组的压气机喘振及轴承振动的快速诊断、处理。
(6)我国煤炭资源较丰富,为替代常规燃煤汽轮发电机组,目前燃煤的燃气一蒸汽联合循环技术已成熟。当采用9H型燃气轮机组成IGCC联合循环时,单机功率可提高到550MW,供电效率可增升到50% ~62%。国家应加速IGCC整体煤气化燃气—蒸汽联合循环发电的步伐和燃煤洁净发电机组的进程,以适应中国电力工业可持续发展的需要。

E. 广东粤电华清煤气化联合循环发电有限公司

这个真不清楚了，因为这个公司成立之前俺就离开粤电了，不过问了原来的一些同事，华清应该是粤电与北京华清合作的一个IGCC发电试验平台吧，科研不太沾边、生产半吊子的性质（原话）。说实话北京华清应该是不如前一阵子上海成立的重型燃机公司呢，毕竟后者组成单位完全不对等。待遇一般（原话，具体多少也不知道）。未来重型燃机能有多大空间的突破很难说。

F. IGCC(Integrated Gasification Combined Cycle)的工作原理是什么

IGCC是国内外公认的先进煤炭发电和综合利用应用技术，效率高、最有希望实现零排放，能满足各种严格的环保标准要求，耗水量少、易大型化、利于综合利用煤炭资源，能同时生产甲醇、汽油、尿素、硫磺或硫酸以及灰渣建材等等；并且具有极大发展潜力。
IGCC作为“旧能源、新方法”，是将净化燃煤的气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统，可能逐步取代现有常规蒸汽电站，成为燃煤发电技术的一个主要发展方向。七十年代中后期，美国有关科技、企业界纷起响应，一时有全面开花之势。

G. 请教各位大侠，有关于低温煤气化或低温干馏的资料吗

只有低温干馏,没有低温煤气化.
现在市场上可以见到的低温干馏的技术和方法有大致四种（主要依照干流的设备的不同）：
外热式直立炉：比如伍德炉
内外结合式直立炉：
气体介质直立炉：比如鲁奇炉
热固载体炉。

其实有一种粱式竖炉，目前主要用于冶金活性石灰的煅烧，也是一种非常好的中低温干馏设备。
它与其他技术和设备相比，产量非常大，工艺简单，投资和成本都少。

H. igcc可研报告

IGCC

整体煤气化联合循环（IGCC-Integrated Gasification Combined Cycle）发电系统，是将煤气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统。它由两大部分组成，即煤的气化与净化部分和燃气-蒸汽联合循环发电部分。第一部分的主要设备有气化炉、空分装置、煤气净化设备（包括硫的回收装置），第二部分的主要设备有燃气轮机发电系统、余热锅炉、蒸汽轮机发电系统。IGCC的工艺过程如下：煤经气化成为中低热值煤气，经过净化，除去煤气中的硫化物、氮化物、粉尘等污染物，变为清洁的气体燃料，然后送入燃气轮机的燃烧室燃烧，加热气体工质以驱动燃气透平作功，燃气轮机排气进入余热锅炉加热给水，产生过热蒸汽驱动蒸汽轮机作功。其原理图见下图
IGCC技术把高效的燃气-蒸汽联合循环发电系统与洁净的煤气化技术结合起来，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。在目前技术水平下，IGCC发电的净效率可达43%～45％，今后可望达到更高。而污染物的排放量仅为常规燃煤电站的1/10，脱硫效率可达99%，二氧化硫排放在25mg／Nm3左右。（目前国家二氧化硫为1200mg／Nm3），氮氧化物排放只有常规电站的15%--20%，耗水只有常规电站的1/2-1/3，利于环境保护。
整体煤气化联合循环发电的分类及作用
由图中可以看出IGCC整个系统大致可分为：煤的制备、煤的气化、热量的回收、煤气的净化和燃气轮机及蒸汽轮机发电几个部分。可能采用的煤的气化炉有喷流床（entrained flow bed）、固定床（fixed bed）和流化床（fluidized bed）三种方案。在整个IGCC的设备和系统中，燃气轮机、蒸汽轮机和余热锅炉的设备和系统均是已经商业化多年且十分成熟的产品，因此IGCC发电系统能够最终商业化的关键是煤的气化炉及煤气的净化系统。具体来说，对IGCC气化炉及煤气的净化系统的要求是：
a) 气化炉的产气率、煤气的热值和压力及温度等参数能满足设计的要求
b) 气化炉有良好的负荷调节性能，能满足发电厂对负荷调节的要求
c) 煤气的成分、净化程度等要能满足燃气轮机对负荷调节的要求
d) 具有良好的煤种适应性
e) 系统简单，设备可靠，易于操作，维修方便，具有电厂长期、安全可靠运行所要求的可用率
f) 设备和系统的投资、运行成本低
1）喷流床气化炉
喷流床是目前IGCC各示范工程中采用最多的一种气化炉。它是一种高温、高压煤粉气化炉，气化炉的压力为20-60bar，要求采用90%以上的颗粒小于100μm的煤粉，采用氧、富氧、空气或水蒸气作为气化剂，当以氧为气化剂时，气化炉炉膛中心的火焰温度可达2000℃。由于是高温气化，在产生的粗煤气中不可能含有很多碳氢化合物、煤焦油和酚类物质，煤气的主要成分是CO、H2、CO2和水蒸气，离开气化炉的热煤气温度在1200-1400℃，往往高于灰的软化温度。为了防止热煤气中已软化了的粘性飞灰在气化炉下游设备（余热锅炉）粘结堵塞，将除尘后的冷煤气增压后再返送回煤气炉的出口和热煤气混合，将热煤气的温度降低到比灰的软化温度低50℃，然后，热煤气再经过气化炉的余热锅炉（辐射和对流蒸汽发生顺）产生饱和蒸汽，同时使热煤气的温度降低到200℃左右，约50%的煤中灰分在气化炉高温炉膛中心变成液态渣，由炉底排出并通过集渣器送入渣池。
煤粉灰中的以飞灰的形式随热煤气，帮煤气须经除尘、洗涤脱硫处理，成为清洁的煤气，再送往燃烧室。
喷流床气化炉由于是煤粉高温高压气化，因此煤种适应性广，碳转化率高，能达到99%以上。
当前在欧美各地IGCC示范厂所选用的喷流床气化炉有：美国德士古和CE炉，荷兰的Shell炉，德国的Prenflo炉。给煤方式有湿法水煤浆给煤（如德士古炉）和干法给煤（如 shell和Prenflo炉）。
由于喷流床气化炉的单炉生产能力大，并且具有较高的效率，燃料适应性广，因而在今后发展大容量高效率的IGCC电站中具有强有力的竞争地位。
2）流化床气化炉
流化床气化炉可以充分利用床内气固两相间的高强度的传热和传质，使整个床层内温度分布均匀，混合条件好，有利于气化反应的进行。同时，可以利用流化床低温燃烧，在燃烧和气化过程中加入脱硫剂（石灰石或白云石），将产生的大部分SO2和H2S脱除。由于流化床气化炉内的反应温度一般控制在850－1000℃，因此，它产生的焦油、烃、酚、苯和萘等大分子有机物基本上都能被裂解为简单的双原子或三原子气体，煤气的主要成本是CO和H2，CH4的含量一般少于2%。
当前，用于IGCC系统的流化床气化炉有KRW炉，U－Gas炉和温克勒炉等。
3）固定床气化炉
固定床气化炉是最早开发出的气化炉，它和燃煤的层燃炉类似，炉子下部为炉排，用以支承上面的煤层。通常，煤从气化炉的顶部加入，而气化剂（氧或空气和水蒸气）则从炉子的下部供入，因而气固间是逆向流动的。这种气化炉和燃煤的层燃炉一样，对煤的粒径有一定的要求。
固定床气化炉有两种煤气出口集团的设计。粗煤气唯一出口位置设计在干燥区上面煤层的顶部，称为单段气化炉，此时出口处煤气的温度为370－590℃，在这煤气温度下，气的油和煤焦油等会发生裂解和聚合反应，从而生成彼一时质焦油和沥青。同时高温煤气穿过煤层时产生的剧烈干馏会使煤发生爆裂，产生大量煤尘，并随粗煤气一起带出气化炉。因而这种单段气化炉的粗煤气质量是比较差的。另一种设计是，有两个煤气出口，除了在干燥区上部的出口外，另一个则在气化区的顶部，煤气产量的一半从这个出口离开气化炉。由于流经挥发分析出区和干燥区的煤气量只有单段炉的，有利于防止由于煤的爆裂而产生的大量煤尘，而且不会产生彼一时质焦油和沥青。因此，两段炉产生的粗煤气的质量是比较好的。
用于IGCC系统的固定床气化炉主要是鲁奇炉，世界上最早的德国IGCC示范厂采用的就是鲁奇固定床单段固态排渣气化炉。这种气化炉的最大缺点是，使用焦结性煤时，容易造成床体阻塞，使气流不畅，煤气质量不稳定。此外，由于煤在气化炉内缓慢下移至变成灰渣需停留0.5-1个小时，因而单炉的气化容量无法设计得很大。而且，排出的煤气中还含有大量的沥青、煤焦油和酚等，使煤气的净化处理过程十分复杂。为改善上述问题，强化煤的气化过程，英国煤气公司在固态排渣鲁奇炉的基础上，将其发展成液态排渣鲁奇炉。液态排渣气化炉由于其燃烧区的温度较高，因而有利于提高煤的氧化速率和碳的转化率，缩短煤在炉内的停留时间，对煤粒直径的要坟比固态排渣炉宽。但颗粒尺寸小于6mm的要限制在10%以下。液态排渣气化炉有以下特点：1）碳转化率是三种气化炉中最高的，排渣的物理热损失大。2）相对安全可靠；3）煤气生产能力有限，是三种炉型中能力最低的。

相关资料：
http://news.sina.com.cn/c/2008-01-11/02236733s.shtml
世界最大IGCC电站通过可研审查

http://www.chinapower.com.cn/article/1063/art1063798.asp
中电投廊坊IGCC热电厂工程可研报告审查会纪要印发

http://www.china-cdt.com/news/datangnews/796685.html
大唐深圳IGCC项目可研报告审查会议在深圳召开

仅供参考，请自借鉴

希望对您有帮助

I. 煤气化联合循环发电 IGCC 和 燃气蒸汽联合循环发电CCPP 区别是什么

1燃气轮机联合循环发电状况和需求从20世纪80年代以来,随着燃气轮机及其联合循环总能系统新概念的确立,材料科学、制造技术的进步特别是能源结构的变化及环境保护的要求，更加严格,燃气轮机及其联合循环机组在世界电力，系统中的地位发生了显著变化,不仅可以用作紧急，备用电源和尖峰负荷,还被用来带基本负荷和中间负荷。21世纪以来世界燃气轮机进入了一个新的发展时期,我国燃气轮机引进、开发和应用又进入了一个新的发展阶段。燃气轮机技术进步主要表现在：单机容量增大,热效率提高与污染物排放量降低。目前全世界每年新增的装机容量中,有l/3以上系采用燃气—蒸汽联合循环机组,而美国则接近l/2,日本则占火电的43%。据不完全统计,全世界现有燃油和燃天然气的燃气—蒸汽联合循环发电机组的总容量己超过400 GW。当前燃气轮机单机功率已经超过300MW,简单循环热效率超过39%;联合循环功率已经超过780 MW,联合循环热效率超过58. 5%,干式低NOx燃烧技术已使燃用天然气和蒸馏油时的NOx排放量分别低于25mg/kg和42mgkg,提高了燃气轮机在能源与电力中的地位与作用。从目前世界火力发电技术水平来看,提高火电厂效率和减少污染物的排放的方法,除带脱硫、除尘装置的超临界发电技术(USC)、循环流化床(CFB)和增压流化床联合循环(PFBC)等外,燃天然气、燃油及整体煤气化等燃气-蒸汽联合循环是一个重要措施。据有关调研预测,未来10年我国对燃气轮机总需求量达34 000 MW左右。中国已开始利用西气东输,东海、南海油气,进口LNG(液化天然气)和开发煤气化等清洁能源。一批300 MW级燃气—蒸汽联合循环电厂已经建成或即将建成投产。可以说,随着国产化率的提高,造价的减低,燃用天然气和煤气等大型燃气—蒸汽联合循环发电机组,必将成为中国电力工业一个重要组成部分。2燃气—蒸汽联合循环总能系统概念燃气—蒸汽联合循环是将两个使用不同工质的独立的动力循环,通过能量交换联合在一起的循环,兼顾了燃气轮机布雷登(Bragton)循环高温加热的优势和汽轮机朗肯(Rankine)循环低温排热损失小的优势,形成了总能系统设计新概念,汇集燃气轮机的先进技术、余热锅炉和汽轮机发电的优势,使联合循环的效率提高。例如目前三压锅炉、亚临界参数、再热燃气-蒸汽联合循环发电效率大于60%。常规燃气—蒸汽联合循环中的高温热源温度(燃气机初温)高达1 100~1 300℃以上,远远高于一般蒸汽循环采用的主蒸汽温度540~566℃,而燃气—蒸汽联合循环中的低温冷源温度(凝汽器温度)29~33℃,远远低于一般燃气简单循环的排气温度450~640℃,也就是燃气—蒸汽联合循环从非常高的高温热源吸热,向尽可能低温的冷源放热。因此联合循环的热效率比组成它的任何一个单独循环的热效率都要高得多。在联合循环中,提高燃气轮机效率ηgt比同等程度地提高余热锅炉效率ηHRSG和汽轮机效率ηSt对于改善联合循环效率ηcc的效果更为明显。因此在设计联合循环时,首先应选择功率和效率都能满足要求的燃气轮机作为设计出发点,然后再从整个联合循环的效率和投资角度,来考虑余热锅炉和汽轮机系统和形式是否配置合理的问题。研究表明,在联合循环中燃气轮机效率取最大值,并不等于获得最优化的联合循环效率。当燃气初温一定时,高压比的燃气轮机排气温度较低,虽然燃气轮机本身的效率比低压比的燃气轮机高,但余热锅炉的能量利用率、蒸汽参数和蒸汽循环效率都较低。而低压比的燃气轮机的排气温度较高,虽然燃气轮机本身的效率比高压比的燃气轮机低,但蒸汽循环得以利用成熟的高温高压、亚临界和再热技术,取得蒸汽循环的高效率。当评价一台燃气轮机对联合循环是否合适时,不但要考虑其效率,还要考虑与其匹配的蒸汽循环的效率以及整体联合循环的效率。简单循环的燃气轮机在一定的初温条件下,都对应着一个最佳的压比和排气温度。而联合循环在一定的燃气初温条件下,也有一个效率最高的最佳压比和排气温度。这个最佳压比要比简单循环的最佳压比低得多,它与使简单循环的燃气轮机的比功达到最大值时的压比非常接近;这个最佳排气温度要比简单循环的最佳排气温度高得多。因此要获得联合循环的最大效率,不能仅仅选择高效率的燃气轮机,还应选择尽可能高的气初温和联合循环的最佳压比和排气温度。即既要兼顾到燃气循环的效率,又要兼顾到蒸汽循环的效率,才能获得联合循环的最大效率。3燃气—蒸汽联合循环发展趋势燃气轮机及其联合循环是一项多专业、高密集 型的高新技术,传统的提高性能途径是不断地提高透平初温、相应地增大压气机压比和完善有关部件。20世纪50年代初,透平初温(T3)只有600℃~700℃,靠耐热材料性能的改善,平均每年上升约10℃; 60年代后,还借助于空气冷却技术,T3平均每年提升20℃。从70年代开始,充分吸取先进的航空技术和传统汽轮机新技术,沿着传统的途径不断提高其性能,现已开发出一批“F、FA、FB、H”新型高透平初温技术产品,它们代表着当今商业化的工业燃气轮机的最高水平,T3=1 430℃,这也许是传统的冷却技术和材料所能达到透平初温的极限,压气机压比ε=10~30,简单循环效率ηgt=36% ~40%,联合循环效率ηcc=55% -60%。正在开发的新一代产品的主要特征是采用蒸汽冷却技术,高温部件的材料仍以超级合金为主,燃气透平壳体选用CrMO钢,转子轴、转轮选用Inconel706,采用定向结晶,单晶材料,Co-Cr-Al-Y喷涂等先进工艺,部分静止部件采用陶瓷材料,初温提高到T3=1 500℃~1 600℃。采用智能型微机控制系统,并更加重视环保。对未来燃气轮机的构思将基于采用航空航天最新技术新材料,燃烧器处于或接近在理论燃烧空气量条件下工作,T3将达1 600℃~1 800℃。现采用的熔点1 200℃、密度为8 g/cm3的叶片超级合金将被淘汰,新的高级料应是小密度(<5 g/cm3),有更好的综合高温性能,陶瓷材料是一种选择。4两种循环的性能比较在火电领域,燃气—蒸汽联合循环发电机组比常规的燃煤汽轮发电机组有更大的比较优势。( 1)燃气轮机联合循环的供电效率远远高于常规燃煤蒸汽轮机循环。现有联合循环的效率已经超过58~60%。其热效率之高,不仅远远超过常规燃煤蒸汽轮机电厂,甚至比超超临界参数的燃煤蒸汽轮机机组的预期值(45. 2% ~47. 7%,未扣除脱硫值)还要优越。(2)建设费用比燃煤汽轮机机组以及核电机组低。对于一座2 000MW电厂,汽轮发电机组、燃气轮机发电机组、燃气—蒸汽联合循环机组单位投资分别约为6 000、2 122、6 530元/kW。(3)可以按“分阶段”建设方式建厂,资金利用最有效。建设周期短,只需5~10个月。(4)用地、用水都比较少。(5)单机容量大,启、停快,运行灵活性好,适宜两班制运行。提高燃气轮机在总装机容量中的比重,将会改善电网的运行状况,为电网提供更加灵活的备用电源,增大调峰的灵活性。(6)运行可靠性高,可用率高达85% ~95%,易于快速“黑启动”,有助于改善电网运行的安全性。( 7)采用天然气或液体燃料时,一般污染物排放很少。在燃烧天然气时,还可以大大地减少CO2的排放量。如果以燃料燃烧释放的单位能量比较,并以燃油排放的CO2量为,l则煤和天然气燃烧排放的CO2大致为1. 22和0. 67。5燃气—蒸汽联合循环发展对策探讨虽然中国燃气轮机发电始于20世纪50年代末期,但由于燃料政策的原因在很长时间内发展缓慢。目前我国燃气轮机发电装置设计、制造水平与国际上先进国家差距较大,装机容量及运行管理水平与我国电网发展很不相称。为促进我国燃气轮机发电事业的快速健康发展,在此提出一些不成熟的建议,以抛砖引玉。(1)科学定位,统筹规划,完善政策。结合国家“十一五”发展规划,应对燃气轮机及其联合循环发电装备的发展进行科学定位,制定中国燃气轮机及其联合循环发电装备的中、长期战略发展规划和近期安排,制定和完善燃气轮机产业发展政策和燃料、电能、热能价格等配套政策、法规,加大资金和科技投入。按照市场经济规律,在已重点引进一批先进、成套的300MW级燃气—蒸汽联合循环示范工程的基础上,兼顾大、中、小型先进、实用技术的引进,通过产、学、研结合和消化、吸收、再创新,迅速提高我国燃气轮机及其联合循环发电装备的技术水平。(2)严把引进设备技术质量关。实行机、电行业结合,先以市场换技术,提高进口机组的可靠性、综合技术经济性能和电厂设计优化水平,提高备品备件国产化率,降低维护费用。努力改变目前国内机、电行业分离,引进技术分散,重复引进,配套性差,甚至引进性能落后的设备和技术的局面。(3)提高国家制造技术水平。在现有制造技术的基础上,瞄准国外最先进的水平,有计划的成套引进一批先进适用的机型、关键设计技术、软件、关键制造工艺、控制保护系统及测试技术。在消化、吸收的基础上,努力创新,不断提高关键部件的国产化率和设计、制造、配套能力。尽快开发出运行可靠,性能价格比高,具有自主知识产权、成套的国产机组。建议在中西部(如:成都、武汉)建立燃气轮机及其联合循环机组研发中心及制造基地,将产品尽快推向国内外市场。(4)加强关键高温金属材料的引进生产和科研攻关。目前燃气轮机最高初温达到1 500℃~1 600℃,国外直接采用最先进的航空、航天工业新材料。国外厂家一般不会转让最先进的制造技术,国内应军民结合,产、学、研结合,组织联合科技攻关,尽快实现关键材料国产化,以降低成本。(5)加强燃气—蒸汽联合循环机组转子结构动力学和振动分析、故障诊断和处理研究,特别是对单轴(即由压气机+燃气透平+汽轮机+发电机串联成一根单轴)大型机组的压气机喘振及轴承振动的快速诊断、处理。(6)我国煤炭资源较丰富,为替代常规燃煤汽轮发电机组,目前燃煤的燃气一蒸汽联合循环技术已成熟。当采用9H型燃气轮机组成IGCC联合循环时,单机功率可提高到550MW,供电效率可增升到50% ~62%。国家应加速IGCC整体煤气化燃气—蒸汽联合循环发电的步伐和燃煤洁净发电机组的进程,以适应中国电力工业可持续发展的需要。

J. 绿色煤电的特点

完全的自主知识产权是华能“绿色煤电”技术的一个重要特点。据苏文斌介绍,公司“除了国内不能制造的燃机采用联合供货的方式外,其他设备全部在国内采购和制造,具有完全的自主知识产权。”
IGCC和常规电厂发电有何不同？
IGCC示范工程不是简单地将煤送入锅炉燃烧，利用蒸汽拖动蒸汽轮机带动发电机发电，而是把煤气化和燃气-蒸汽联合循环发电集成的一种洁净煤发电技术。在IGCC系统中，煤经过气化产生合成气(主要成分为一氧化碳等)，经除尘、水洗、脱硫等净化处理后，净煤气到燃气轮机燃烧驱动燃气轮机发电，燃机的高温排气在余热锅炉中产生蒸汽，驱动汽轮机发电。在常规电厂发电中，由于没有IGCC，诸如陶瓷过滤器和湿法洗涤除尘这样的高效控制烟尘浓度的环节都无法有效进行。
-IGCC与常规燃煤电厂
排污水平相比好在哪里？
IGCC的IG部分(整体煤气化)，其最大的特点是在煤气燃烧前就将污染物排除。煤在气化炉中生成粗煤气，实现99%以上的污染物脱除效率，还能比较容易地使氮氧化合物排放控制在较低水平。毛巍给出了一组对比数据，与常规燃煤电厂污染物排放水平对比，常规燃煤电厂烟尘浓度的控制要求不大于每立方米30毫克，一般控制在每立方米20毫克；而采用陶瓷过滤器和湿法洗涤除尘技术的IGCC系统，烟尘浓度每立方米将小于1毫克，只是传统烟尘浓度的1/30。至于氮氧化合物这种形成酸雨的主要成分，常规燃煤电厂通常要求控制在每立方米450毫克以内；而IGCC系统则能使NOX排放浓度控制在每立方米52.0毫克以内，大大减少了形成酸雨的“原料”数量。
-IGCC具有哪些优势？
由于IGCC系统设有硫回收装置，回收产品为单质硫，不再产生二次污染。谈到IGCC项目的优势，毛巍自豪地说：“除了正常发电，该系统还能实现多联产和副产品的综合利用。气化炉出来的煤气，除了用于供给燃气轮机发电外，还可以用于化工产品(如合成胺、甲醇、二甲醚等)的生产。以气化炉排除的灰渣为例，就能‘变废为宝’成为良好的建筑材料，被脱出的单质硫也可以被回收(回收率接近99.8%，硫化物的排放浓度小于1.4毫克/立方米，仅为常规燃煤电厂控制要求的近1/100)，这些都便于整个系统综合利用效率的提高。”