煤气化氢电联产减排CO2的系统研究

第28卷第2期煤炭转化Vol.28 No.2005年4月COAL CONVERSIONApr. 2005煤气化氢电联产减排CO2的系统研究张斌})李政2)倪维斗3)摘要征收碳税、强化石油开采以及开放二氧化碳减排贸易等措施可以促进发电行业减排CO2.但是这些措施,尤其是碳税和减排贸易，可能需要较长的时间才能在中国施行.因此,必须考虑在这段时期内如何改善减排CO2的IGCC和煤气化固体氧化物燃料电池(SOFC)混合循环的经济性,进而促进IGCC和混合循环的发展.以煤气化氢电联产系统作为尝试,设计、模拟了四种不同的联产方案,通过对各方案的投资、发电和制氢成本的分析,就氢电联产能否及如何改善经济性、如何从能量利用和成本两方面配置联产系统、以及实施碳税等措施前后如何促进发电厂减排CO2等方面进行了探讨.关键词煤气化,氢电联产 ,二氧化碳,减排,IGCC,SOFC混合循环中图分类号TQ544,TM661. 31氢电联产减排CO2的方案0引言通过对常规火电厂和IGCC及煤气化固体氧化1.1 IGCC 方案物燃料电池(SOFC)混合循环在减排CO2前后的技如第8页图1所示,IGCC方案考虑在用Selexol术经济性的探讨,发现虽然减排CO2时,IGCC和技术分离CO,之后,将一部分富氢燃气引入变压吸混合循环的基本发电成本低于常规火电厂,但是要附制氢装置,另-部分通人燃气轮机做功发电.促进发电行业减排CO2的实施,需要开放CO2减排同IGCC单产电力减排CO2系统相比,该系统贸易及碳税政策的辅助,而这两者可能需要较长时空分、煤气化和高温煤气净化等系统的配置不变,而间的努力才能奏效.所以有必要探讨在这两种手段高温水煤气变换(HTS)人口温度控制在340 C~实施前,IGCC和混合循环经济性的方案.由于多联350 C之间，出高温变换温度在400 C左右,人低温产可以改善IGCC的经济性田,而且IGCC和煤气变换(LTS)温度在220 C左右.变换所需的水蒸气/化-SOFC混合循环减排CO2的流程均存在CO2分CO比例保持不变,仍为1.5,需要从汽轮机中抽汽，离制富氢合成气这一-环节.因此,考虑联产市场价格此时高温变换人炉汽气比约为1,低温变换人口降较高的氢气似乎是一一个可行的方向;另外,以煤为原至0.27左右.水煤气变换前后回收的显热用于产生料联产氢气和电力同时臧排CO2也是美国Future12.5 MPa的高压饱和蒸汽,该蒸汽被透平烟气过Gen计划的主要内容. [l]本文将就IGCC及混合循热后进入高压蒸汽轮机做功;CO2分离设备入口混环氢电联产减排CO2的各种方案进行分析:1)考察.合气中CO2分压约1. 12 MPa,仍采用物理溶剂法，氢电联产能否及如何改善减排COz时的IGCC和混此处CO2回收率设为95%.回收的CO2量约308合循环的经济性;2)从能量利用效率最高和发电成t/h,压力0. 2 MPa左右,用三级间冷压缩机升压至本(或制氢成本)最低的角度,如何配置各氢电联产8MPa,冷凝后仍用泵升压至20MPa,整个压缩过方案的参数;3)比较各方案的优缺点,针对促进发程单中国煤化工)/kg CO:;部分富氢电厂减排CO,,描述一下技术发展路线及前景(碳税合成MH)进人变压吸附的实施前后).(PSCNMH.G这部分合成气的比*国家自然科学基金资助项目(90210032).1)博士生;2)教授、博士生导师:3)中国工程院院士、教授、博士生导师,清华大学热能工程系.00084北京收稿日期:2004-11-29;修回日期:2005-01-108煤炭转化2005年例(变化范围0~1)来控制系统的氢、电产量比，制尾气压力跟人口原料气压力水平有关,-般在0. 02得的氢气(约2.7MPa)被两级氢气压缩机间冷压缩MPa~0.2 MPa左右.变压吸附的尾气经压缩预热至15 MPa,压缩过程单位耗功量为0.82 (kW●h)/后进入燃气轮机燃烧室 ,燃机系统根据需要选择合kg H2;大型变压吸附装置一般都采用多床流程(10适的型号;余热锅炉仅采用单压设计,产生中压过热床到12床),氢气纯度可达5 N. [4}我国西南化工研蒸汽,蒸汽参数为3MPa/360C.排放的烟气温度究设计院51成功设计了制氢能力5万m*/h以上的控制在120 C~150 C之间.图1中标出的各主要PSA装置,氢气回收率大于95%. PSA实际运行数物流的成分及流量见表1(powersplitratio是指合据表明[6],产品氢气的压力和原料气压力相差不大，成气或富氢燃气分配用于发电的比例，下同).steanlextractionGias colig ，2(JCo, compes 20MPa广十 and cleaningSteamL and condens LiquidCO2,OxygenFluegesAi> ASUCombinedSAH 1SMPacyclecompress HydrogenPower图1 IGCC 氢电联产减排CO2Fig. 1 IGCC case for H2 and electricity coproduction with COz recovery表1 IGCC 氢电联产方案主要物流(合成气发电比例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他输人参数如空气过量系数、工作温度和热损失率1.2 煤气化SOFC混合循环方案等的取值与文献[1]相同.煤气化-SOFC混合循环中,由于SOFC阳极起水煤气变换(WGS)的设置和IGCC方案基本到了同水煤气变换提高合成气中CO2浓度类似的相同,本方案中为尽可能地将SOFC阳极出口的废功能.1因此，氢电联产系统配置可以有多种选择.燃料中的CO转化为CO2,设计变换时水蒸气/CO根据SOFC和水煤气变换(WGS)的位置关系以及比例为2.5.如果SOFC阳极出口的混合气中没有氢、电联产模式,主要有SOFC前置串联、SOFC前足够的水蒸气,还需要从汽轮机中抽汽.系统中,水置并联和SOFC后置并联等三种氢电联产方案.煤气变换前后回收的显热用于产生高压过热蒸气.1.2.1 SOFC前置串联CO2回收及压缩过程同IGCC方案相同,回收这种联产方案同文献[1]分析的混合循环单产的CO2量约317 t/h. 随后,用变压吸附提纯氢气电力减排CO2的系统大致相同,如第9页图2所(混合气⑤中氢气体积浓度60%~83%).制得的氢示,只是在CO2分离后,富氢燃气先用于制氢,然后气仍被间冷压缩至15MPa,压缩过程单位耗功量为变压吸附尾气再进人燃烧室燃烧做功.此时,系统氢1.18 (kW●h)/kg H2. PSA尾气(压力0. 08 MPa)电产量比由SOFC燃料利用率调节,燃料利用率变经压缩升温后,进入透平燃烧室.该方案中透平基本化范围在0.5~0.85之间. SOFC阴极入口空气被上代中国煤化工于透平排气温度较低预热至550 C左右,SOFC工作压力选择在1 MPaiY片CN MHG用单压设计,产生中和2.5MPa之间变动(该压力范围的选取是由后续压过热蒸汽。烟气温度控制在95 C左右.流程中的变压吸附制氢环节决定的,变压吸附要求图2中标出的各主要物流的成分及流量见第9入口压力在0. 8 MPa~3 MPa[7]),SOFC模型的其页表2.第2期张斌等煤气化氢电联产减排CO2的系统研究Steam, lxtractionCallN,Gasificr FO+ claning O+l SOFC FOl a Gas Cotig。。( wGS)0+Selexol ICo, comprs 20MPaSteamL & Cnndense J LiquidCO2Compressed ain fuelJOxygenJPepletedAit,「ASUCombinedPSA厂5MPaPower- o cycle ⑥」"ComresHyrgen .图2混合 循环氢电联产减排CO2方案-- SOFC 前置串联Fig.2 SOFC preposed serial mode表2SOFC前置串联方案主要物流(SOFC压力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通过产生高压过热蒸汽,将SOFC阳极出口高温废1.2.2 SOFC 前置并联燃料的温度降至400 C左右,废燃料的主要成分是SOFC前置并联方案中，高温净煤气分成两股，CO2 55. 0%,H2O 26. 7%和CO 10. 3%;另外,还有- 股用于制氢,另一股用于发电(见图3).通过改变少量的氢气和氮气等物质.因此,如果将这股废燃料两股煤气流量比来调整系统氢气、电力产量比.制氢同制氢环节已回收的CO2混合,用空分获得的高纯的煤气流首先降温至340C,同汽轮机抽汽混合后氧(纯度大于95.5%)氧化剩余的可燃物,那么燃烧发生煤气变换反应.同IGCC方案类似,为尽可能地产物中只有CO2和水蒸气两种主要物质.再通过降转化煤气中的CO,高温变换人口水蒸气同CO的摩温冷凝-+汽水分离即可获得纯度较高的CO2(纯度尔比例在1.5左右,出口CO体积浓度约4. 8% ,低约93%~98%),降温冷凝过程的显热用来生产温变换出口CO浓度在1%左右. CO2分离回收、变1.25 MPa/565 C的高压过热蒸汽.压吸附制氢等设置同前.本方案中的CO2压缩过程与其他氢电联产方用于发电的那股净煤气首先进入SOFC发电，案有所不同:1)由于CO2纯度较低,COz首先通过本方案中SOFC模型参数采用基本设置,即工作温多级间冷压缩至14 MPa,拎凝后再用泵升压至20度980 C,燃料利用率85% ,热损失率2%,逆变器MPa;2)整个压缩过程的单位耗功量由SOFC的工效率97% ,空气过量系数仍取为2,工作压力选择在作压力决定.余热锅炉仍是单压设计,产生中压过热0.5 MPa~2.0 MPa之间.在进人SOFC阴极前,压蒸汽,烟气温度控制在90 C~130 C之间.图3中缩空气首先被SOFC阴极出口的废空气预热至550 C.标出的各主要物流的成分及流量见第10页表3.Depleted ftueOxygenSOFC +H.R. tCoalN2CGasCoolin .Depleted GL cleaning」Corvered⑦→I OxygenA[ ASUWGS中国煤化工。SteamextractionTYHCNMHG图3混合循环氢电联产减排 CO2方案二一SOFC 前置并联Fig. 3 SOFC preposed parallel model0煤炭转化2005年表3 SOFC 前置并联方案主要物流(SOFC压力1.5 MPa,合成气发电比例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 后置并联SOFC后置并联方案中SOFC以富氢合成气为.混合循环的前两种氢电联产方案均是SOFC燃料, 除工作压力选择在0. 5 MPa~2.0 MPa之间前置，即SOFC在流程中的位置在水煤气变换之前外,模型其余参数均为基本设置. SOFC出口的废燃或两者并列,SOFC均以净煤气为燃料.而SOFC后料和废空气同变压吸附的尾气⑤混合燃烧后,进入置并联方案见图4. SOFC位于水煤气变换的下游，燃气透平膨胀做功.余热锅炉仍采用单压设计,产生全部高温净煤气经过变换→降温冷凝→CO2分离.中压过热蒸汽,不过当用于制氢的富氢燃气量所占后得到富氢燃气(氢气浓度89. 3%),然后富氢燃气比例较大时,透平尾气中剩余显热不足以发生蒸汽，分成两股,一股用于纯化制氢,另一股进人SOFC .此时应取消余热锅炉.本方案CO2和氢气压缩过程发电.系统氢电产量比由这两股物流的分配比例调单位耗功量分别为0.08 (kW●h)/kg CO2和0. 82节.该方案中CO2分离设备Selexol及其上游流程(kW●h)/kg H2.同IGCC氢电联产方案基本-致.图4中标出的各主要物流的成分及流量见表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图4混合循环氢电联产减排 CO2方案三-- - SOFC后置并联Fig.4 SOFC postponed parallel mode表4SOFC后置并联方案主要物流(SOFC压力1MPa.合成气发电比例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中国煤化工88.761. 22YHCN M H G元/t,折现率12%,2各方案的基本投资分析SOFC“交钥匙”工程比投资成本1 000 $ /kW(85%燃料利用率时),CO2运输埋存费用为5 $/t. 由于仍采用文献[1]所述的现金流分析方法.可变经本文要探讨没有征收碳税时,氢电联产对经济性的第2期张斌等煤气化氢电联产减排CO2的系统研究1:影响,因此下面分析时碳税设为零.图5是各方案的方案中是最低的. SOFC前置并联方案中合成气发基本静态比投资成本分析结果,各可变经济参数均电比例等于1时，系统变化为文献[1]分析过的煤气取基本假定值.静态比投资成本的定义是静态总投化SOFC混合循环单产电力(燃料利用率85%)的资与系统总当量输出功率(净输出电功率和产品氢情形,LHV效率57%左右,比投资1 644 $/kW.发气的低位热值之和)的比值.电比例为0时，即系统变化为煤气化单产氢气减排CO2时的情形,当量比投资712.6 $ /kW. SOFC前;I600出1500置并联方案的投资略微高于IGCC方案,是三种混.房1400-81 300-合循环方案中最低的.而SOFC后置并联方案的投昌1 200 t资水平均比SOFC前置并联方案高,主要由于后置行1 1001 000并联方案中水煤气变换处理的煤气量.CO2压缩过900800程的耗功量及燃机系统的出力均大于前置并联方.豆700L0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0案,因而静态总投资较大.下面的分析将主要考察Fuel uilizatin or power split ratioIGCC和SOFC前置并联两种氢电联产方案. .图5各氢电联产方案的基本当量比投资成本3联产方案模拟结果Fig.5 Base specific equivalent capital ofco-production cases本节将考察减排CO2时两种联产方案的效率■--IGCC case;●- SOFC preposed serial mode; .▲一-- SOFC preposed parallel mode; .和发电功率等参数随氢电产量比的变化情况.其中▼一SOFC postponed prallel mode联产方案的能量效率定义为热力学第一定律效率，SOFC前置串联方案低燃料利用率时的比投资即产品氢气的热值与净输出功率之和同输人煤热值成本在四种氢电联产方案中是最高的.同其他混合的比值.以下分析结果,无特别说明时,系统给煤量循环氢电联产方案(合成气发电比例80%)相比，均为3 000 t/d.SOFC前置串联方案只有在燃料利用率等于85%3.1 IGCC 方案时,当量比投资水平才相当,约1 518 $ /kW.此时，氢气产量70.8t/d,净输出电功率477MW..IGCC方案能量效率、氢气和发电功率等随合IGCC方案中,单产氢气减排CO2的系统(合成成气发电 比例变化情况见表5.合成气全部用于发气发电比例为0时)当量比投资为712.6 $ /kW,相电时,即文献[1]分析过的IGCC单产电力减排CO2当于917.6 $/(kg H2●d).单产电力减排CO2的系的系统,效率最低为42. 60%,净输出电功率487.4统(合成气发电比例为1时)当量比投资为1 451.1 MW(该系统给煤量 3 600 t/d);全部用于制氢时，$/kW.氢电联产系统的比投资介于两者之间，比投.能量效率最高为63. 81%,氢气产量472.4 t/d,此资成本随着发电比例的增加而增加,主要原因是燃时,系统净耗电功率为47. 6 MW;氢电联产时,系统.气轮机和蒸汽轮机出力的增加导致投资大幅度增效率介于两者之间.从这种意义上说,联产氢气可以加.图5表明，IGCC方案投资水平在四种氢电联产提高IGCC减排CO2系统的能量效率.表5 IGCC 氢电联产减排CO2流程模拟结果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中国煤化工115.11648. 38189. 0198. 87124. 22.7544. 08118. 1256. 22MHCNM HG___ 139.36根据IGCC联产方案流程图1,由于CO2分离表明了这一点,随着合成气发电比例从25%增加到后富氢燃气的成分不变.因此，发电合成气比例的增.75%,,燃机系统输出功率由90MW增至219MW,加会同时提高燃机系统和蒸汽轮机的出力表5也汽轮机出力则由93 MW增至139 MW.同时,系统12煤炭转化2005年净输出电功率由70MW增加到256MW,而氢气产62厂量由354.4 t/d减少为118.1 t/d.从能量利用效率最高的角度看,发电合成气比250例越小越好.美国FutureGen计划提出的氢电联产初步效率目标2013年前达到50%左右阳,第二阶段采用燃料电池混合循环后,效率提高到60%左58右,第三阶段通过联产其他产品,效率提高到70%以上.根据表5,发电合成气比例在50%左右的56IGCC方案,就可达到Future Gen的初步目标,此0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8时,净输出功率162 MW,氢气产量为236.2 t/d.而Power split ratio要达到60%的目标,联产方案发电比例必须低于17%，此时,系统主要产品是氢气,约378 t/d,电功图6SOFC前置并联方案的LHV效率Fig.6 LHV efficiency of SOFC preposed率小于50MW.IGCC联产方案的CO2减排率均在parallel mode91%左右,亦达到Future Gen计划的目标,每年减■- - 0.5MPa;●- 1 MPa;▲-1.5 MPa;排的CO2量在270万t左右.▼--2 MPa的增加而渐趋平缓.因此,本文在成本分析时考虑3.2 SOFC前置并联方案SOFC工作压力为1.5 MPa的系统. SOFC前置并该方案通过改变输人SOFC的发电合成气比联方案要达到60%的效率目标,则工作压力等于例来调整系统的氢电产量比.图6是在不同的0.5 MPa时要求联产系统配置中合成气发电比例小于SOFC工作压力下,系统能量效率同发电合成气比45%，工作压力为2MPa时要求发电比例小于例变化的关系.同IGCC氢电联产方案类似,发电比57. 5%.例越高,系统效率越低.从(30%比例时的)61%以上表6是该方案的性能模拟结果.随着发电合成降到(80%比例时的)58%以下.但同IGCC方案相.气比例的增加,SOFC、燃机系统和汽轮机出力均有比(见表5),同样发电合成气比例时该方案的能量所增加,不过增幅大小不同,SOFC增幅最大,汽轮效率显然要高于1GCC联产方案.机次之,燃机系统最小.系统净输出功率随之增加，SOFC工作压力越高,能量效率越高,压力从.从30%比例时的125MW增加到80%比例时的0.5 MPa升高到2 MPa时,效率增幅约1%~2%.411 MW,氢气产量则由333 t/d下降至95 t/d 左这种增加的趋势随着压力的提高和发电合成气比例表6 SOFC 前置并联方案模拟结果(SOFC压力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该方案由于采用纯氧燃烧同CO2分离相结合氮气和氩气，仍可用于埋存或强化资源开采).的方法回收CO2.因此,合成气发电比例越高,SOFCSOFC工作压力取1.5MPa时,CO2压缩过程的单阳极出口废燃料中的杂质越多,回收CO2的纯度会立看中国煤化工)/kg COz左右该方越低;随制氢侧变压吸附尾气排放的CO2量越少，HCNMHGt~290万t不等..系统的CO2减排率越高(见第13页图8). CO2减排4发电及制氢成本率由(30%比例时的)94.6%增加到(80%比例时的)98.3%,纯度则由97. 3%降至93. 8%(杂质主要是氢电联产方案中,氢气和电是两种主要的产品第2期张斌等煤气化氢电联产减排CO2的系统研究本假定值.图8是IGCC氢电联产方案基本发电成98紧本的分析结果.图8a表明氢气售价(含税)为0.8元/96tm3时,联产系统的合成气发电比例必须小于33%,才能保证发电成本比IGCC单产电力减排COz时低(0.433 8元/(kW●h)叫);氢气售价等于1.0元/948m3时,联产方案中发电比例的设置可以提高到.0.30.4 0.50.6 0.70.Power split ratio65%;提高到1.2元/m3后，该比例可以达到图7SOFC前置并联方案减排CO2的情况100%,即IGCC联产方案各种配置的发电成本都低于0.4338元/(kW●h).同不减排CO2的常规火电Fig.7 CO2 purity and recovery rate in SOFC厂发电成本0.216 5元/(kW●h)相比,氢气售价等preposed parallel modeCO2 purity;. CO2 recovery rate.于1.0元/m',1.2元/m3和1.4元/m3时,该发电(如果出售回收的CO2用于强化石油开采等,则也.比例必须分别小于38% ,50%和59%.可以看作是另一种商品).因此,计算系统的发电或反过来对于某确定发电比例的氢电联产系统，制氢成本时,必须指定另外一种产品的销售价格.图8b可以用来确定氢气的售价.如发电比例为.25%时,氢气售价必须分别大于0. 79元/m3和0.874.1基本发 电成本元/m' ,联产系统发电成本才能低于0.433 8元(kW●目前市场上氢气售价在0.8元/m2~1.5元/m3h)和0.216 5元/(kW●h);发电比例为50%时,氢范围内变化，其余各可变经济参数均取第2节的基气售价低限分别为0. 88元/m3和1. 2元/m';发电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-)图8IGCC氢电联产方案基本发电成本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,要求氢气售价越高.第14页图9表明，m')和54%(1.4元/m3).类似地,还可根据第14页SOFC前置并联联产方案可以改善减排CO2时混合图9确定某发电比例的联产系统的最低氢气售价.循环的经济性:氢气售价只要大于0.8元/m*时,联4.2基本制氢成本产方案发电成本全部低于混合循环单产电力的情形(0.478 4元/(kW●h)).同IGCC单产电力减排美国Future Gen计划的制氢成本目标是4 $/CO2相比,氢气售价等于0. 8元/m*时,联产系统合MMBtn(批发价、相当干∩4 _元/m*.要达到这-成气发电比例必须小于35%,发电成本才低于.水平中国煤化工产方案发电比例为0.433 8元/(kW●h).售价提高到1.0元/m3和75%HCNMHG为0.59元/(kW●1.2元/m3时,该发电比例的设置可以提高到70%h);60%时发电比例要求电价增至0. 68元/(kW●和80%.同不减排CO2的常规火电厂相比,发电比h);发电比例越低,要求发电售价越高.电价低于例必须分别小于33%(1.0元/m3),45%(1.2元/ 0. 5元/(kW●h)时,根据图10b,不可能达到0. 4元/14煤旋转化2005年m3的水平.SOFC前置并联方案要达到Future Gen的目标，合成气发电比例为0时的系统是煤气化制氢减80%发电比例只要求最低电价0.52元/(kW●h);排CO2系统,制氢成本在0.7元/m3~0.8元/m’之60%比例要求0.58元/(kW●h)(见第15页图11).间. IGCC联产方案要达到甚至低于这一.成本水平，而电价只要高于0. 48元/(kW●h),该方案制氢成本发电售价须高于0.52元/(kW●h),此时没有合成即可低于煤制氢减排CO2系统的制氢成本.这些发气发电比例的限制(见图10b)..电最低售价要求均低于IGCC联产方案的相应要求.0.450.4"0.30.3+电0.2t'0.10色0.10.000.0营-0.1-0.10-0.20SOFC tumkey specife capital: 1 000$kwSOFC unkey secife capia:1 000 s/kW .-0.3-Cost of ransportation and storage:5 $rCO,3-0.40.8091.0市12 13 14. psrsrstiosga 0.8H, seling price 1 (RMB.m)图9 SOFC 前置并联方案基本发电成本Fig.9 Base COE of SOFC preposed parallel modea: I一H2 price 0.8 RMB/m';●H2 price 1.0 RMB/m';▲- H2 price 1.2 RMB/m2;▼- - Hz price 1.4 RMB/m2;-SOFC hybrid mitigating CO2; 1- IGCC plant mitigating CO2;■-- Conventional power plantb;■- 30% power split ratio;●一40% power split ratio;▲一50% power split ratio;▼一60% powersplit ratio;◆一70% power split ratio;《一80% power split ratio; >SOFC hybridmitigating CO2;。- IGCC plant mitigating CO:;■- Conventional power plant。1.861.61.4(1.21.00.60.20.2-0.0-Cost of raporation and sorge SSIt co,臣0.0f Costof ransporaion and storage 5$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-)图10 IGCC 氢电联产方案基本制氢成本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反过来,电价0.6元/(kW●h)时,Future Gen业行为的开展应会先于碳税政策的制定实施.例如目标要求SOFC前置并联方案合成气发电比例大.在辽河油田和大庆油田等已开采多年的主力油田，于55%(IGCC方案74%),因此,该方案能比IGCC已经尝试从CO2大点源中回收CO2用于强化石油方案提供更多廉价的氢气产品.开中国煤化工小节将考察实行碳税前，|YHCNMHG联产系统的经济性如4.3 CO2出售何改善.图12是出售CO2对联产系统发电成本的目前,我国虽然还没有实行CO2减排贸易以及影响.CO2售价为10 $/t时(Sell10),两种联产方碳税政策,然而比较而言,CO2作为商品出售这一商案的发电成本均低于0.4元/(kW●h). IGCC联产第2期张斌等煤气化氢电联产减排CO2的系统研究15方案的发电成本比基本发电成本(CO2运输埋存费配置都可以达到或低于该水平.用5 $/t,Seq5)降低较多,约0. 15元/(kW●h)4.4 SOFC 比投资成本(75%发电比例)~0.54元/(kW●h)(25%发电比例);SOFC前置并联方案发电成本约减少0. 10元/鉴于减排CO2的大规模煤气化SOFC混合循(kW●h)(80%发电比例)~0.32元/(kW●h)环可能在十几年以后才能兴建,到那时由于技术进(30%发电比例).此时,IGCC单产电力减排CO2系步,SOFC“交钥匙”工程比投资成本可能会大幅降统的发电成本降至0. 344 5元/(kW●h),则氢气售低.西门子公司的发展目标([0]是2012年左右成本价取为0.8元/m8左右时,SOFC前置并联方案只降至400 $ /kW.本小节将考察SOFC比投资成本须选择70%发电比例以下的系统配置,发电成本即的降低对制氢及发电成本的影响(见第16页图可低于0.344 5元/(kW●h)(第4.1节的分析结果13). CO2仍用于埋存,运输埋存费用仍取5 $/t中,该比例为35%);而IGCC联产方案的全部系统CO2,其他经济性参数取基本设置.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-)图11SOFC前置并联方案基本制氢成本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图12CO2出售对发电成本的影响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’中国煤化工图13表明,SOFC比投资成本由1 000 $/(kW●(30(80%发电比例)不h)降至500 $/(kW●h),发电成本减少的幅度基本等.绍MYHCNMH(p可以日山，,通过技术进步降低上与合成气发电比例没有关系,均为0. 10元/(kW●SOFC的比投资成本这种途径改善氢电联产方案的h)左右;而制氢成本的降低幅度则从0. 10元/m3经济性,其效果较CO2作为产品出售的方式小。16煤炭转化2005年COE of SOFC preposed parallel modeH production com of SOFC preposed pallel mode.5厂25「b0.42.)31.5.2十1.0).1).0善0.s0.-0.2-0.5号-0.3营-04Power split ratio of syngasPower split mtio of syngas图13SOFC比投资成本降低对联产方案经济性的影响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)然气制氢厂天然气价格等于1. 23元/m3时,制氢成5结论本约为0.80元/m*(IRR= 12%).通过适当地调节1)联产氢气可以提高各减排CO2的发电系统联产系统的氢、电产量比和氢气售价,其发电成本甚.效率(第一定律);合成气用于发电的比例越高,能量至可以低于不减排CO2的常规火电厂.效率越低.5)FutureGen计划的制氢成本目标相当于2)要达到FutureGen各阶段能量效率的目0.4元/m3 ,要达到该水平,各联产方案中合成气发标，各联产方案系统配置的要求是:IGCC方案合成电比例越低,要求最低发电售价越高:IGCC发电比气发电比例等于或低于50%,可达到第--阶段50%例为75%时,要求最低含税上网电价为0.59元/的目标;混合循环方案要达到第二阶段60%的目(kW●h);60%发电比例时要求,最低电价提高到标,SOFC前置并联方案发电比例须小于57. 5%~0.68元/(kW●h);SOFC前置并联方案80%发电45%.比例要求最低电价0. 52元/(kW●h); 60%比例要3)IGCC氢电联产方案的投资水平是四种联产求0.58元/(kW●h).而同煤气化制氢减排CO2系方案中最低的,其次是SOFC前置并联方案,SOFC.统的制氢成本(0.7元/m3~0. 8元/m2)相比,IGCC前置串联方案最高.联产方案最低电价要求为0.52元/(kW●h)，4)氢电联产可以改善各单产电力减排CO2系SOFC前置并联方案降至0.48元/(kW●h).统的经济性:氢气售价在1.2元/m2以上(含)时，6)在碳税政策实施前,CO2有可能先作为产品IGCC联产发电成本均低于0.4338元/(kW●h);出售,此时能进--步大大降低各氢电联产减排CO2SOFC前置并联方案要求氢气售价0. 80元/m3 ,发方案的发电(或制氢)成本.而通过技术进步降低电成本才低于0. 478 4元/(kW●h).这些氢气售价SOFC的比投资成本,来改善氢电联产方案的经济水平相对来说是很有竞争力的,目前,10万m'/h天性,其效果不如CO2作为产品出售的方式.参考文献[1] 张斌,倪维斗,李 政.火电厂和IGCC及煤气化SOFC混合循环减排CO2的分析.煤炭转化,2005 ,28(1);1-72] 麻林巍,倪维斗,李 政等.用多联产概念改善IGCC经济性的分析.燃气轮机技术.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页)[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.中国煤化工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