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1、固体和液体燃料气化发电技术发展报告概述 气化是固体和液体原料（如煤或石油）向主要成分为氢（H2）和一氧化碳（CO）的气体的转化。气化已应用了一百多年，所产气体有多种用途，如家庭供暖和照明（城市煤气 ）、化学制品，如氨（NH3）或甲醇及汽油和柴油替代产品。 近年，人们关注于利用气化发电。最初的原因是大型、高效燃气轮机的开发。不久意识到煤炭气化结合燃气轮机发电，可能具有最现代化的常规燃煤电厂一样的效率，而排放物却要少得多。20世纪70年代初期，在德国建立了第一座整体煤气化联合循环发电厂（IGCC），如今，世界上已有若干座燃煤示范厂。图1 GBL气化炉（经英国煤气公司特许刊出） IGCC电厂也能燃用
2、石油衍生的原料，如重油和焦油。这些产品在石油精炼过程中形成。传统上，这些产品用于生产电厂锅炉用重质燃料油和作船用燃料。但是，近年来，重质燃料油的市场需求迅速下降，且目前一些炼油厂的这类产品过剩。将这些重油气化既可为炼油厂提供电力，也可用于出口，且产生的H2可在炼油厂里提质和清洁其他产品，如柴油和汽油。在欧洲至少有4个大的燃石油的IGCC项目在进行。 生物质和废物都可气化；但是IGCC技术趋于偏爱大型、集中化电厂，但生物质和废物最好是用于其资源附近的较小电厂。因此，可选择在邻近现有电厂的小型气化炉气化生物质和废物，利用这些气化产品部分取代燃用的煤或石油。这就使现有电厂在可获得生物质和废物时利用他
3、们。某些气化炉技术可将生物质、废物同煤一起气化。 目前处于领先地位的几个生物质和废物气化项目大多在欧洲进行，几个最重要的项目在英国。 IGCC厂尚处于试验阶段，到目前为止，几乎所有这类项目都需要政府某种形式的支持。 该技术在广泛应用之前，有三个不足之处要加以改善。 1、同备有环保装置的传统燃煤电厂相比，建立IGCC电厂费用昂贵； 2、 迄今为止，IGCC厂的可靠性较差； 3、 至少那些配有制氧（O2）装置的IGCC设备的操作灵活性尚待充分证实；尤其是，IGCC设备的启动时间次数是以天计而非小时计。 进一步的开发工作需要克服这些障碍，使该技术可以被接受。一旦排除这些障碍，IGCC设备将会在世界上
4、新燃煤电厂占有重要的市场份额。该技术带来的效益气化技术带来以下效益： 使燃煤发电高效、洁净； 石油残渣洁净发电有很大机会与炼油厂的生产实现整体化； 固体和液体废物的有益环境的处理伴随着能源进一步回收的机会； 利用生物质发电。英国贸工部的支持自1990年以来，英国贸工部（DTI）已资助49个与气化发电有关的项目，资助基金为1090万英镑，所有这些项目的总费用为3660万英磅。简介气化气化是指含碳固体或液体物质向主要成分为H2和CO的气体的转换。所产生的气体可用作燃料或作为生产诸如NH3或甲醇类产品的化学原料。 气化的限定化学特性是使给料部分氧化；在燃烧中，给料完全氧化，而在热解中，给料在缺少O2
5、的情况下经过热降解。 气化的氧化剂是O2或空气和，一般为蒸汽。蒸汽有助于作为一种温度调节剂作用；因为蒸汽与给料中的碳的反应是吸热反应（即吸收热）。空气或纯O2的选择依几个因素而定，如给料的反应性、所产生的气体用途和气化炉的类型。 气化最初的主要应用是将煤转化成燃料气，用于民用照明和供暖。虽然在中国（及东欧）气化仍有上述用途，但在大多数地区，由于可利用天然气，这种应用已逐渐消亡。最近几十年中，气化主要用于石化工业，将各种碳氢化合物流转换成合成气，如为制造甲醇，为生产NH3提供H2或为石油流氢化脱硫或氢化裂解提供H2。另外，气化更为专门的用途还包括煤转换为合成汽车燃料（在南非应用）和生产代用天然气
6、（SNG）（至今未有商业化应用，但在70年代末和80年代初已受到重视）。气化发电在近十年中，电力工业因可利用大型燃气轮机发电而发生变化。这些燃气轮机，无论是单独使用（开路循环燃气轮机，OCGT），还是同热回收锅炉和蒸气轮机联合使用（联合循环燃气轮机，CCGT），都已证实是一种高效、洁净且宜操作的发电方法。燃气轮机发电的主要弱点是只能燃用洁净燃料，这种燃料或者是气体（如天然气），或者是易汽化的（如蒸馏燃料和液化石油气，LPG）。燃气轮机不能燃用煤或重质燃料油，这些则是传统电力工业的主要燃料。 气化是煤和燃料油这类传统燃料与燃气轮机间的桥梁。将这类燃料气化产生一种燃料气，洁净后可在燃气轮机发电厂使
7、用。因此，气化能发挥燃气轮机的长处，使其可利用任何燃料，无论是固体还是液体燃料。进一步而言，由于所产生的燃料气在燃气轮机中燃烧之前能进行洁净，去掉颗粒物、硫和氮化合物，因此以气化为基础的发电厂（GPP）的排放物要比传统电厂少得多。气化与联合循环结合（即IGCC）是唯一能接近燃用天然气系统的环境性能的以煤为基础的技术。此外，IGCC的热效率同传统的使用锅炉和蒸气轮机的燃煤电厂相比，即使不是更好，也是一样好。 使用煤的发电厂的典型IGCC装置见图2所示。在30巴压力下将粉煤和空分装置（ASU）出来的氧气一起加入气化炉。粗燃料气在气化炉中约1300下产生，再用水洗涤，先冷却至约200，去掉粉尘和诸如
8、像NH3及氯化氢这样的化合物。然后进一步冷却，用一种溶剂洗涤，去掉像硫化氢这样的硫化合物。之后这种洁净气在燃气轮机中燃烧。煤中的灰分作为气化炉中产生的矿渣回收，从气体中脱除的硫化合物作为硫回收。从ASU产生的氮一般加入燃气轮机中的燃料气，以控制氮氧化物（NOX）排放。图2 典型气化联合循环装置示意图 目前人们对气化感兴趣的另一原因是，气化是适于作处理废料和利用生物质的一种方法。气化提供一种途径，可将废料转换成燃料气，在小型电厂使用，或部分替代现有锅炉的煤或燃料油。生物质可以类似的形式开发。尽管传统的粉状燃料（pf）锅炉不能直接处理废物或生物质，而将这些燃料转换成燃料气却使得在现有电厂锅炉将这些
9、燃料与煤共燃成为可能。在二氧化碳（CO2）排放受到关注的地区，气化具有特殊重要意义。若干此类项目已投入运行或正在开发中，其中绝大多数在欧洲北部和中部地区。 第一座IGCC发电厂于20世纪70年代初建立，然而从那以后进展缓慢。近5年中，首批大规模示范装置在欧洲和美国投入运营。这些装置的早期试验结果好坏掺半。减少排放物特性和效率都像预计的一样好，但在IGCC推广使用前，越来越明显有三个主要障碍需要排除： 1、 IGCC厂的基建费非常高，大大高于传统燃煤和燃油装置的基建费（2030%）。其原因部分是IGCC涉及的技术复杂，部分是该项技术还不是现成品。这就意味着一旦IGCC全部商业化应用，其设计和制造
10、成本要高得多。 2、 目前IGCC的可靠性比预想的要低，当然比商业化电厂要求的要低。原因之一是某些单个组成部件尚未为用于IGCC厂而充分优化；另一原因是IGCC的整体设计比较复杂，其中一个部分发生问题会快速影响到其他部分。 3、 同其他发电技术相比，IGCC厂的操作灵活性较差。冷启动时间非常长，一般4050h（传统的锅炉大约需810h）。跟踪负载的能力还有待充分证实。抛开这些技术问题，IGCC对发电还未产生太大影响的另一原因是目前燃煤发电能力增加的大部分是在像印度和中国这样的国家。在世界的这一部分地区，特别重视可靠性和成本，而这些都不是目前IGCC的优势。相对而言，在欧洲和北美，人们越来越注重
11、排放物和效率问题（在该地区，IGCC会受到欢迎），由于在这些地方普遍可获得廉价天然气，故几乎没有发展以煤为基础的项目。因此，IGCC的目前状况是，它洁净而高效的，但费用高且可靠性低。IGCC同烟气脱硫（FGD）装置的传统（超临界的燃煤电厂的比较见表1。）表1 IGCC同超临界粉燃料电厂的比较IGCC装备FGD的粉燃料锅炉效率（%）4543可用性（%）7590排放物（mg/Nm3 6% O2）SOxNOx粉尘30651010015020基建费（英镑/kW）1000800 今后有利于选择IGCC的因素可能是： 缺乏廉价天然气； 严格的排放限制； 煤炭价格高，要求效率高； 废物和生物质的共同气化机会
12、； 除非加以解决，下述因素预计会防碍IGCC的应用： 基建费高； 可靠性低； 操作灵活性差。气化工艺气化工艺的种类有多种不同的气化工艺。这些工艺在某些方面差别很大，例如，技术设计、规模、参考经验和燃料处理。最实用的分类方法是按流动方式分，即按燃料和氧化剂经气化炉的流动方式分类。 正像传统固体燃料锅炉可以划分成三种基本类型（称为粉煤燃烧、流化床和层燃），气化炉分为三组：气流床、流化床和移动床（有时被误称为固动床）。流化床气化炉完全类似于流化床燃烧器；气流床气化炉的原理与粉煤燃烧类似，而移动床气化炉与层燃类似。每种类型的特性比较见表2。表2 各种气化炉比较气流床流化床移动床燃料类型固体和液体固体固
13、体燃料规格（固体）500m0.5-5mm5-50mm燃料滞留时间1-10s5-50s15-30min气体出口温度900-1400*700-900400-500* 如果在气化炉容器内有淬冷段，则温度将较低。气流床气化炉在一台气流床气化炉内，粉煤或雾化油流与氧化剂（典型的氧化剂是氧）一起汇流。气流床气化炉的主要特性是其温度非常高，且均匀（一般高于1000），气化炉内的燃料滞留时间非常短。由于这一原因，给进气化炉的固体必须被细分并均化，就是说气流床气化炉不适于用生物质或废物等类原料，这类原料不易粉化。气流床气化炉内的高温使煤中的灰溶解，并作为熔渣排出。气流床气化炉也适于气化液体，如今这种气化炉主要在
14、炼油厂应用，气化石油原料。 现在，运营中的或在建的几乎所有煤气化发电厂和所有油气化发电厂都已选择气流床气化炉。气流床气化炉包括德士古气化炉、两种类型的谢尔气化炉（一种是以煤为原料，另一种以石油为原料）、Prenflo气化炉和Destec气化炉。其中，德士古气化炉和谢尔油气化炉在全世界已有100部以上在运转。流化床气化炉在一个流化床内，固体（如煤、灰）悬浮在一般向上流动的气流中。在流化床气化炉内，气体流包含氧化介质（一般是空气而非O2）。流化床气化炉的重要特点（像流化床燃烧器一样）是不能让燃料灰过热，以至熔化粘接在一起。假如燃料颗粒粘在一起，则流化床的流态化作用将停滞。空气作为氧化剂的作用是保持
15、温度低于1000。这表示流化床气化炉最适合用比较易反应的燃料，如生物质燃料。 流化床气化炉的优点包括能接受宽范围的固体供料，包括家庭垃圾（经预先适当处理的）和生物质，如木柴，灰份非常高的煤也是受欢迎的供料，尤其是那些灰熔点高的煤，因为其他类型的气化炉（气流床和移动床）在熔化灰形成熔渣中损失大量能。 流化床气化炉包括高温温克勒（HTW），该气化炉由英国煤炭公司开发，目前由Mitsui Babcock能源有限公司（MBEL）销售，作为吹空气气化联合循环发电（ABGC）的一部分。在运转的大型流化床气化炉相对较少。流化床气化炉不适用液体供料。移动床气化炉在移动动床气化炉里，氧化剂（蒸汽和O2）被吹入气
16、化炉的底部。产生的粗燃料气通过固体燃料床向上移动，随着床底部的供料消耗，固体原料逐渐下移。因此移动床的限定特性是逆向流动。在粗燃料气流经床层时，被进来的给料冷却，而给料被干燥和脱去挥发分。因此在气化炉内上下温度显著不同，底部温度为1000或更高，顶部温度大约500。燃料在气化过程中脱除挥发分意味着输出的燃料气含有大量煤焦油成分和甲烷。故粗燃料气在出口处用水洗来除去焦油。其结果是，燃料气不需要在合成气冷却器中来高温冷却，假如燃料气来自气流反应器，它就需冷却。移动床气化炉为气化煤而设计，但它也能接受其他固体燃料，比如废物。 有两项主要的移动床气化炉技术。20世纪30年代开发出早期的鲁尔干法排灰气化
17、炉，已广泛应用于城市煤气的生产，在南非用于煤化学品生产。在该气化炉内，床层底部温度保持在低于灰熔点，这样煤灰就可作为固体排出。20世纪70年代，鲁尔公司，然后是英国煤气公司（现在的BG plc）开发了底部温度足以使灰熔化的液态排渣炉。这种气化炉称为BGL （BG-Lurgi）气化炉。目前，有几台BGL气化炉在电厂安装，用来气化固体废物和共同气化煤和废物。典型气化炉以下按字母顺序介绍一些最重要的和众所周知的气化工艺。BGL气化炉（移动床）BGL气化炉最初开发于20世纪70年代，用来提供一种高甲烷含量的合成气，为用煤生产代用天然气（SNG）提供一种有效方法。这种气化炉15年以前由英国煤气公司在法夫
18、的Westfield开发中心开发的，开始是为试验用该工艺生产SNG的适用性，后来用于IGCC。 块煤和像石灰石这样的助熔剂送入一闸斗仓，定期往气化炉的顶部送料（见图1）。一个缓慢旋转的分配器盘将煤均匀地分布在床的顶层。对于粘结性煤给料，分配器被联接到一搅拌器，也维持床层均匀，和防止煤团聚。当床层下降，煤料经过一些反应。这些反应能在燃料床的不同高度分成三个层：上层煤被干燥和脱挥发分；中层被气化；低层被燃烧，产生的CO2作为中段的气化剂。O2和蒸汽经床底部喷咀（喷口）加入。产生的熔渣在气化炉底部形成熔渣池，定期排出。 气化炉容器有耐火材料衬里，以防止床层过多热量损失。由于耐火材料被煤床本身与床层的
19、最热部分（喷口的顶端）隔开，因此不经受高温。 气体在450-500的温度离开气化炉，气体中含有因煤脱挥发分而产生的焦油和油以及从床层淘析出的煤粉。这由安装在气体出口的淬冷容器脱除。气体同时由一水淬冷装置冷却和清洁。然后气体通过一系列交换器，使气体在脱硫前冷却到室温。气体中脱除的焦油和水转入一个分离器，焦油和煤尘从那里再循环到气化炉的喷咀（一部分可加在气化炉上部，用来抑制煤尘的扬析）。BGL气化炉具有很高的冷气体效率，即，与其他气化炉比较，煤原有热值（CV）的大部分在气体中作为化学能出现，而非热能。这样，BGL气化炉不像其他气化炉中的谢尔和德士古系统那样要求有高温热交换器。因此，气化区和CCGT
20、装置很少紧密结合，因为气体冷却系统不直接与蒸气轮机循环结合。BGL系统同气流床系统相比，燃气轮机产生的电力较多，蒸气轮机产生的电力较少。 BGL气化炉能处理给入气化炉顶部的块状供料里含的大量粉煤（即6mm），取决于煤的粘结性，如匹兹堡 No.8这样的高膨胀、高粘结性煤，其高达35%可作为粉煤给料。但是，原煤一般按重量计含有40-50%的粉煤。因此，气流床气化炉所有用煤要先经研磨，在BGL装置，煤要先经筛分。BG实验了气化炉利用粉煤的多种方式，将粉煤送入风咀，或干法输送，或以煤浆形式，或用沥青作为粘结剂将它们压制成型煤。 目前，由法夫电厂再度交付使用的Westfield的现有的、备用的气化炉作为
21、电厂的一部分将用煤和污泥发电120MWe。法夫电厂已申请建立第二座较大（400MWe）电厂，使用煤和城市固体废物（MSW）来发电。Destec（气流床） Destec工艺是煤浆入料、加压、两段式工艺。 该工艺最初由Dow 化学公司于20世纪70年代开发。随着中试规模和样机试验，1984年决定在Dow的普莱克明(路易斯安那)化学联合企业建立商业化装置，1987年该装置投入运营。1989年，Dow将气化和其余电力从公司脱离出，另成立一公司，80%由Dow所有，称为Deslec公司。同时，该技术已被选来用于印第安纳州的沃巴什河的IGCC电厂增容项目。 气化炉（图3）由衬有未冷却的耐火材料的压力壳构成
22、。图3 Destec气化炉 在气化炉的下（第一）段有两个气化燃烧器，在上段有煤的进一步喷入点。煤制成约60%固体（按重量计）的浆状。大约80%的煤浆同O2一起注入到下段的两个燃烧器中，在约1350-1400和大约30巴压力下不完全燃烧。煤中的灰熔化，下落至容器并经排放口进入水冷却装置。在第一段形成的燃料气向上流动到气化炉的第二段，剩余的20%煤浆在第二段注入和反应，经热解和气化，并将气体冷却到大约1050。这两段工艺有增加合成气热值的作用。然后粗合成气在一燃烧管合成气冷却器内冷却。 然后冷却的合成气用过滤器净化，去除大量灰分和半焦颗粒。这些半焦可以再循环至气化炉。 唯一在运转的Destec气化
23、炉在沃巴什河IGCC电厂，该电厂以烟煤作原料。多年来，用次烟煤和石油焦作原料的进行了大量的试验。高温温克勒（HTW）（流化床） HTW工艺是在原有温克勒流化床气化工艺的进一步发展。原温克勒工艺最初于20世纪20年代开发和利用，是一项常压工艺。 HTW工艺由莱茵褐煤公司发明，莱茵褐煤公司拥有并经营德国鲁尔地区的几座褐煤煤矿。HTW工艺最初是为生产铁矿石用的还原气而开发；后来兴趣转向生产合成气，再后来转向发电。所有的应用是在褐煤气化基础上进行。目前重点放在废塑料气化领域。莱茵褐煤公司仍负责HTW工艺的开发，克鲁勃伍德公司从事销售和供应。图4 HTW气化炉 莱茵褐煤公司在弗雷兴建设一座中试厂，该厂从
24、1978年至1995年运转。额定工作压力10巴，每小时处理1.8t。1985年在科隆附近Berrenrath建成一座示范装置。该装置工作压力10巴，所产的合成气用管道输送至在Wesseling 附近的甲醇合成厂。Berrenrath厂使用蒸气和O2作为气化介质。 1989年出于开发工艺用于发电目的，在Wesseling开始建工作压力25巴的中试厂。那时，褐煤的气化，同在气化前预干褐煤的流化床工艺结合起来，被视为用莱茵褐煤以高效、洁净方式发电的最佳办法。该项工作最终是设计吹气HTW气化炉为基础的IGCC电厂，名为KoBRA（Kombikraftwerk mit Lnlegrietier BRAu
25、nkohlvergasung褐煤气化联合循环）。最初的KoBRA装置准备建在科隆附近的戈尔登堡电站，但是，出于经济问题的考虑，该项目现已中止。现在，下一代褐煤电厂愿意采用高效传统Pf锅炉。 随着KoBRa IGCC项目的消亡，研究重点转向废物气化。在Berrenrath厂已就废塑料和污物的气化进行试验研究。克鲁勃现已开发一种工艺，称之PreCon，在此工艺中，HTW气化炉与废料的预处理和灰的后处理结合生产化学品或发电用的合成气。 燃料在闸斗仓内加压，然后储存日仓或加料仓里，之后再螺旋给入气化炉。气化炉的底部是流化床，流化介质是空气或O2和蒸汽。气体加淘析的固体向上流至反应器，在这里再加入空气/
26、O2和蒸汽来完成气化反应。之后将粗合成气在除尘器里除尘并冷却。在除尘器中脱除的固体回至气化炉底部。用螺旋除灰器将灰从气化炉底部排出。 气化炉基底的温度保持在800-900，控制温度以保证其不超过灰溶点；在床上部悬浮段的温度可能相当高。操作压力可在10巴(为制造合成气)和25-30巴（为IGCC）间变化。鲁奇干法排灰炉（移动床） 鲁奇干法排灰气化工艺于20世纪30年代由鲁奇公司发明，作为生产城市煤气的一种方法。第一座商业化厂建于1936年。直到1950年，该工艺主要局限在利用褐煤，但在50年代，鲁奇和鲁尔煤气公司合作试验开发了一种工艺，也适用烟煤。自那时起，鲁奇气化工艺在世界上广泛应用，生产城市
27、煤气和为各种用途（如NH3、甲醇、液化燃料产品生产合成气。除鲁奇公司供应这种气化装置外，东欧和前苏联也建造鲁奇型气化炉。 世界第一座GPP在德国的吕嫩，使用鲁奇系统（不常见的是，这些气化炉为吹入空气式）。其他应用鲁奇装置的重要设施是在美国北达科他州的大平原（Great Plain） SNG厂，和南非萨索尔合成燃料厂。该工艺示意图见图5。图5 鲁奇干法排灰气化炉 该工艺的主要特征是这种移动床工艺采用蒸汽和（通常）O2作为氧化剂，像BGL气化炉一样，它使用块煤而非粉煤，且像BGL装置一样，产生焦油。鲁奇干法排灰气化炉和BGL液态排渣气化炉间的主要区别是前者使用的氧化剂中，蒸汽与O2的比率更大（前者
28、大概为4-5:1，后者约0.5:1）。其结果是干法排灰装置的温度所有各点保持足够低，灰不熔解，而是作为干灰脱除。干法排灰式装置的较低温度意味着其更适合用易反应的煤，像褐煤，而非烟煤。 块煤给进气化炉顶部的闸斗仓，在进入气化炉之前增压。一个旋转的煤分配器确保煤在反应器各处均布。煤缓慢下移到气化炉。当煤下移时，由经床层向上流动的燃料气加温；煤就被不断干燥和挥去挥发分（脱除的挥发分形成焦油和酚），然后气化。床层的底部，紧靠炉蓖的上面之处是气化炉最热的地方（1000），在此处燃烧任何剩余的煤。所产生的CO2与床层中的碳起反应形成CO。灰由旋转炉蓖排出并在闸斗仓中减压。蒸汽和O2被向上吹，通过炉蓖为气化
29、过程提供氧化剂。所产生的气体在300-500的温度离开气化炉，利用一水淬冷进行冷却和洗涤。该气化炉由水夹套围绕，水夹套产生的蒸汽可用于工艺过程中。MBEL气化炉（流化床）该气化炉原由英国煤炭公司在其煤炭研究机构作为ABGC工艺（图6）的一部分开发，现归MBEL所有。该气化炉为吹气、加压系统设计，以获约80%的碳转化率，剩余的碳在流化床燃烧。在格洛斯特郡的Stoke Orchard建设并运转了0.5tph中试规模的气化炉。现在，由MBEL、阿尔斯通和苏格兰电厂组成的一个财团，以ABGC作为整体，对该工艺进一步开发，计划在法夫 Kincardine建一个100MWe示范装置。图6 装有MBEL气化
30、炉的ABGC ABGC是以在MBEL气化炉内煤的部分气化为基础，压力20-25巴，温度1000。大约70-80%的煤转化成低热值燃料气，燃料气冷却至400，然后用陶制过滤器清洁。石灰石用来脱除煤中大部分硫，成为硫化钙。气化炉内产生的燃料气在燃气轮机中燃烧，燃气轮机的废气用来在热回收蒸气发生器（HRSG）内产生蒸汽，气化炉产生的固体残渣（灰、半焦和硫化吸附剂）经减压、冷却并通到在常压操作的循环流化床燃烧器（CFBC）。在CFBC内，残余的炭被燃烧，硫化钙经氧化成为硫酸钙，硫酸钙是一种环保型物质。在CFBC内产生的热加到HRSG的蒸汽系统，所产生的蒸汽用来驱动蒸气轮机。在Stoke Orchard
31、的试验证实气化炉处理各类煤和吸附剂的能力，在气化炉里脱硫达90%。 ABGC系统的一项评估表明，应用目前的技术，该系统将会获得44.7%的效率（更高热值基础）。Prenflo（气流床）Prenflo（加压气流床）气化工艺已由克鲁勃.伍德开发。这是一种加压、干式给料、气流床工艺。克鲁勃在德国萨尔州的Frstenhansen建一座每天处理48t的装置。随着这项工作的进行，西班牙的普埃托兰 IGCC电厂选择应用Prenflo工艺。该工艺如图7所示。 煤被磨碎至100m并靠氮由风力输送到气化炉。气化炉结构独特，气化炉本身与合成气冷却器结合。煤同O2和蒸气一起经装在气化炉下部的燃烧器给入。合成气在160
32、0的温度下图7 Prenflo R 气化炉产生。但，它在气化炉出口借助再循环的洁净合成气淬冷，将其温度减至大约800。然后合成气向上流至一中心分配器管，并经蒸发器段向下流动，在大约380离开气化炉。在气化过程形成的熔渣在水槽内淬冷，并通过闸斗仓装置排出。谢尔气化工艺 （气流床） 谢尔气化工艺（SGP）作为一种将多种碳氢化合物原料转成洁净合成气的方法于20世纪50年代开发。SGP不是用于煤炭气化的，壳牌公司另有一单独的工艺（谢尔 煤炭气化工艺，SCGP）。 该气化炉有耐火熔材料衬里，在大约25-30巴（在IGCC范畴，生产H2的典型压力约巴）和1300下运行。燃料、O2和蒸汽从气化炉顶部经复合环
33、形燃烧器射入。气化发生，伴随小量烟炱和灰（在给料中0.5-1%的碳转化成烟炱）。粗合成气和杂质在气化炉底部排出，在合成气冷却器内冷却，冷却器由平行的螺旋形旁管组成，浸入在竖立的蒸汽发生器中。这种配制在100巴压力下产生饱合蒸气。气体从合成气冷却器入口时的1300冷却，到出口时的400。然后气体可在烟炱和灰洁净之前进一步冷却。这在淬冷管内进行，粗气体用水喷淋，以去除现存的大部分固态颗粒。夹带的颗粒作为分离器内废渣排出。然后气体转至洗涤器，洗涤器中的两个充填床用来减低颗粒浓度至1mg/m3。之后粗合成的气适宜用来脱硫和使用。 从气体中脱硫的灰和烟炱在由谢尔和鲁奇开发的烟炱灰脱除装置中处理。熔渣经过
34、滤，碳质滤饼被焚化，产生高钒灰残渣。 SGP与SCGP的主要区别为： 非（未）冷却的气化炉； 燃烧管合成气冷却器； 淬冷用非再循环冷却合成气； 气化炉内温度较低。 使用SGP的唯一气化发电厂是在鹿特丹的壳牌炼油厂的Per+综合企业。三个SGP系列用残渣生产合成气；67%的合成气用于制H2 ，其余用来发电。谢尔煤炭气化工艺（气流床） 壳牌公司的气化历史可回溯到20世纪50年代，那时第一个SGP装置交付使用。1972年，壳牌公司开始煤的气化工艺的研究工作。在阿姆斯特丹建设了一座6t/d中试厂后，壳牌公司于1978年在德国汉堡附近哈尔堡建一座150t/d示范厂。壳牌公司采用所获得的经验在美国休斯顿的
35、迪尔帕克现有的石油化工联合企业建一座厂。该厂规模为气化220t/d（每天250美国短吨）烟煤成365t/d(每天400美国短吨)的高湿、高灰分褐煤。1987年迪尔帕克气化炉投入运营，并证实了SCGP气化多种类型煤的能力。 1989年，在荷兰的Buggenum的一座IGCC电厂宣布选择使用SCGP，它成为采用SCGP的唯一商业化电厂。谢尔气化炉如图8所示图8 谢尔 煤炭气化炉（经壳牌公司许可刊登）。 该气化炉容器由碳素钢压力外壳构成，里面有一气化室，气化室由耐火衬里的膜壁封闭。通过膜壁的循环水用来控制气化室壁温度及产生饱合蒸汽。干式pf、O2和蒸汽经气化炉底部的对置燃烧器送入，气化炉操作压力25
36、-30巴。气化在1500和此温度以上发生，确保煤灰熔化并形成熔渣。熔渣在气化炉壁内表面下行，在气化炉底部一水槽内淬冷，一部分熔渣粘在气化炉壁上并冷却，形成防护层。 煤的气化形成一种粗燃料气，主要成分是H2和CO，及少量CO2和一些夹带的渣粒。在气化炉出口，粗气以再循环的冷却的燃料气淬冷，使温度降至900以下。冷却使渣粒冻结，使它们粘性减小，不易在表面挂渣。 其后，燃料气在合成气冷却器中冷却到300，产生高压和中压蒸汽。与壳牌公司的石油气化工艺的合成气冷却器完全不同，SCGP合成气冷却器在壳侧有气体。因此，合成气冷却器有一套复杂的管道，包括各种节省器、中压及高压汽化器和一些过热器。 冷却的合成气
37、利用陶瓷过滤器过滤。之后大约50%的冷却合成气再循环至气化炉顶部作气体的淬冷介质使用，其余的合成气被洗涤，去掉卤化物和NH3，然后送至脱硫装置。德士古气化工艺（气流床） 德士古工艺的主要特性是利用同样的基本技术成功地气化多种原料。这些原料包括气体、石油、 OrimulsionTM，石油焦和一系列煤。德士古另外还进行预处理工艺，这将使废塑料和废旧轮胎得以气化。德士古气化工艺是最早开发于20世纪40年代后期。开始工作重点集中在开发一种天然气重整工艺，以便为转换成液态碳烃化合物制造合成气。不久后，重点转向为NH3产品生产合成气。20世纪50年代期间，研究扩大该工艺以气化石油及少量的煤。1973年发生
38、石油危机之际，煤炭气化研究工作重新开始，1983年在美国的田纳西州的金斯波特的艾斯特曼化工厂，首座商业化煤气化工厂开始运营。1984年，冷水IGCC厂投入运营。图9 德士古淬冷型气化炉目前，采用德士古工艺作业的气化发电厂有EL Dorado（石油焦）和Polk（煤）；德士古工艺还被选择用于多数在建或计划中的石油废料IGCCs厂。该工艺有两种不同的基本类型，其用来冷却粗制合成气的方法不同，在淬冷型中，来自气化炉底部的粗合成气用水骤冷。在完全热回收型中，粗合成气利用合成气冷却器冷却，德士古淬冷型气化炉示意图见图9，全热回收型见图10。图10 德士古全热回收型气化炉 忽略所采用的合成气冷却方法的不同
39、，实际气化工艺是相同的。原料同O2和（通常）蒸汽从气化炉顶部进入。蒸汽作为温度调节剂。像煤或石油焦这样的固体原料在给入气化炉之前被制成浆和粉碎；在这种情况下，浆料中的水替代蒸汽作为调节剂。气化炉本身是有耐火衬里的压力容器。气化在12501450的温度发生。操作压力依合成气作何种用途而定：为IGCC之用压力为30巴（虽然可以更高）；为制造化学品之用的操作压力为6080巴。粗合成气，还有任何灰（像熔渣）和烟炱（在石油气化时产生），在底部从气化炉排出。 在淬冷型中，粗合成气经淬冷管离开气化炉底部，淬冷管的底部未端浸入一水池中。粗气体经过水冷却到水的饱和温度，并清洁了渣和烟炱颗粒。之后，冷却过、饱和合
40、成气经侧壁上的一个管子离开气化炉/淬冷容器。然后，按照用途和所用原料，粗合成气在使用前进一步冷却和/或净化。 在全热回收型中，粗合成气离开气化炉段，并在放热合成气冷却器内冷却是从1400到700，回收的热量用来产生高压蒸汽。熔渣向下流至冷却器，在底部的一池中淬冷，再经闸斗仓排出。部分冷却的合成气离开气化炉的底部，之后在清洁和使用前在对流冷却器内进一步冷却。到现在为止，大多数德士古气化炉已采用淬冷型。其高于全热回收设计的主要优势是它更为廉价，可靠性更高；主要劣势（用于IGCC）是热效率较低。实际大部分在用的气化炉用于生产化学品，热效率不成为问题，故淬冷方式更受欢迎。淬冷方式的另一有效特性是，在石
41、油气化时，淬冷式有助于合成气中的洗去石油烟炱颗粒。可以看出，采用德士古气化炉的燃石油的IGCC项目大多使用淬冷式气化炉，而燃煤的德士古 IGCC项目使用合成气冷却器。气化工艺的选择多种因素影响一个专用项目的气化炉选择。商业因素最为重要，政治方面的考虑也可以是重要的。影响气化炉选择的技术问题包括要气化的物料的特性及项目规模。煤炭三种主要气化炉（即气流、流化床和移动床）都能用来气化煤炭。煤炭的特性会影响气化炉的选择，包括灰分含量和熔点和煤炭反应性。项目的规模也会有一定影响。 以上所译论的气化炉，除谢尔 SGP外，都已证实可用来气化煤。气流床反应器，和BGL气化炉，取决于煤灰熔解并转化成液体，成熔渣
42、。假如灰熔点或渣的粘性太高，可使用一种适宜的助熔剂来使它们降低，通常为石灰石。所需石灰石的量依灰熔点和煤炭中的灰含量而定。因此，高灰熔点的高灰分煤将需要相当量的石灰石，相反，流化床气化炉以及鲁尔干法排灰气化炉，则取决于灰不熔解。由此得出结论，低灰含量和低灰熔点趋向于选择液态排渣气化炉；高灰分含量和高灰熔点选择非液态排渣气化炉更为有利。 反应性是要考虑的另一个问题。流化床气化炉的气化温度较低，更适合活性褐煤，但不太适于反应活性小的煤。 大约300MWe发电厂已建有气流床气化炉，在更大规模的电厂建该气化炉是可能的。相比之下，流化床和移动床气化炉趋向于为较小的电厂所选择，因此一个大型发电厂项目将会需
43、要多台气化炉。这种做法作的缺点是损失一些规模经济，但有一个优点，即是使用多台气化炉可以在一台因维修不工作时，电厂仍不停运转。 在选择煤的气化炉时，进一步考虑是采用以空气作氧化剂的工艺，还是采用以O2作氧化剂的工艺。一般而言，流化床系统利用空气作为氧化剂，其它气化炉则用O2。利用空气作为气化介质具有无需空分装置，空分装是设备的昂贵部分；以此相比，由于利用了空气，就意味着燃料气要用氮稀释，则下游工艺设备需要较大。石油 只有气流气化炉适合于气化像重油这样的液态碳烃化合物。谢尔 SGP和Texaco这两种气化炉都有使用这类原料的成功历史记录。因此，将在这两种气化炉中选择进行商业化。生物质 生物质是很活
44、性的，且生物质项目趋向于在小规模（一般50MWe）电厂进行，有几个气化炉已专为利用生物质而开发，这些气化炉通常在常压下操作，这样容易将生物质送入气化炉。废物液态废物，像废油，最好在气流床反应器中气化。 固态废料，像城市固体垃圾和污泥，可在流化床成移动床系统气化。较小型的项目和无需废物与煤同燃的项目，趋向于使用流化床。较大项目，和废物与煤共同气化的项目采用移动床更为有利。气化电厂项目现状目前，至少有35个 气化发电厂项目在运行、交付、建造、设计或计划中。它们的规模各不相同，从500MWe到不足10 MWe，并且使用的燃料也不同，例如重油残渣、废木料、污泥和甘蔗渣等。以下选择介绍部分项目，表3列出
45、了全部正在运行和将运行的电厂。煤气化发电厂Buggenum电厂（荷兰） Buggenum电厂是世界首批商业化规模（253MWe）的燃煤IGCC电厂（图11）。IGCC是以壳牌公司SCGP气化炉和西门子公司提供的CCGT为基础的。该电厂1993年投入运行。该项目不仅是当前首批IGCC发电厂，而且包含了许多先进设计的特点。其中最重要的是空分装置（ASU）和燃气轮机耦合得相当好，燃气轮机压缩机为空分装置供应全部空气。该项目效率提高的代价是电厂结构复杂和不易启动。图11 Buggenum IGCC电厂（经Demkolec公司特许刊出）项目名称地点出力（MW）燃料气化炉电力装置1998年情况年份Bugg
46、enum荷兰235MWe烟煤谢尔CCGT-V94.2运行1995PionPine美国100MWe烟煤KRWCCGT-GE 6FA交付1998Polk美国250MWe烟煤德士古CCGT-GE 7F运行1996Puertollano西班牙298MWe煤和石油焦PrenfloCCGT-V94.3交付1998Vesov捷克400MWe褐煤鲁奇CCGT-2xGE 9E运行1995沃巴什河美国MWe烟煤DestecCCGT-GE 7FA运行1995Dorado美国MWe(总)石油焦德士古GT-GE 6B运行1996Falconara意大利MWe减粘裂化炉残渣德士古CCGT-ABB 13E2在建1999GSK日本MWe真空装置残渣德士古CCGT-2xGE 9EC在建2000Pernis荷兰125MWe炼油厂残渣谢尔SGPCCGT-2xGE 6E运行1997Priolo Gargallo意大利521MWe炼油厂沥青德士
