3组主要气化工艺及8种典型气化炉图文详解！
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3组主要气化工艺及8种典型气化炉图文详解！
　　一、气化简介　　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（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）。　　二、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1。　　表1 各种气化炉比较　　* 如果在气化炉容器内有淬冷段，则温度将较低。　　1.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。　　2.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。　　3.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着不同，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。　　三、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。　　1.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。　　（图1 BGL 气化炉）　　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。　　2.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。　　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℃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。　　3.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。　　莱茵褐煤公司在弗雷兴建设一座中试厂，该厂从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 BRAunkohlvergasung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/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。　　4.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。　　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。　　5.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）。　　6.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Fürstenhansen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~100μm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1600℃的温度下　　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。　　7.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。熔渣经过滤，碳质滤饼被焚化，产生高钒灰残渣。　　SGP与SCGP的主要区别为：　　1、非（未）冷却的气化炉；　　2、燃烧管合成气冷却器；　　3、淬冷用非再循环冷却合成气；　　4、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　　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~25-30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。　　8.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。　　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。　　忽略所采用的合成气冷却方法的不同，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~℃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60~80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。　　四、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。　　1.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。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。　　2.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。　　3.生物质　　生物质是很活性的，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。　　4.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。　　五、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。　　表3 在运行和将运行的气化发电厂　　自电厂投入运行以来，出现了两类主要问题：与高度集成有关的运行问题和与在燃气轮机中燃烧低热值合成气相关的燃气轮机问题。目前，这两个问题已经解决，但要完全校正这两个问题需要大量的时间。　　Buggenum电厂是世界最洁净燃煤电厂之一（取决于怎样正确计算数据），NOx和SOx的总排放量低于燃气CCGT（图4）。　　表4 Buggenum电厂污染物排放　　Polk电厂（美国）　　Polk电站座落于弗罗里达州，靠近坦帕州，由坦帕电力公司管理和经营。该电站是一个由德士古全部热回收型气化炉和GE 7F燃气轮机组合在一起的250WMe（净出力）的IGCC电站。该项目是美国能源部支持的洁净煤技术示范项目。与Buggenum电厂相比，Polk电站的集成性较差：空分装置由独立的空气压缩机供给空气，没有来自燃气轮机压缩机的空气。　　该电厂于1996年投入商业化运行。自此，总的来说，该电厂运行良好。出现的主要问题与热交换器有关，这些热交换器用于在脱除硫化合物前冷却粗制合成气和在进入燃气轮机前加热洁净合成气。一些细灰尘存积在这些热交换器中，从而又导致不断的腐蚀，其结果是从交换器的污秽侧出来的含尘合成气经过洁净侧进入燃气轮机。现在已经不用这些交换器了，而是粗制合成气冷却和洁净合成气再热分别进行。这些改进降低了电厂的热效率，目前，净热效率低于40％。　　Puertollano电厂（西班牙）　　Puertollano电厂座落于西班牙中南部，是由Elcogas公司管理和经营的300MWe的IGCC电厂，Elcogas公司是欧洲电力部门和供应商的联合公司（图12）。Puertollano电厂由Prenflo?气化炉和西门子公司的V94.3的燃气轮机组成。该电厂在设计上与Buggenum电厂很相似，象Buggenum电厂一样，Puertollano电厂燃气轮机和空分装置完全集成化。燃料是石油焦和煤的混合物。　　图12 在建的Puertollano IGCC电厂　　（经Elcogas SA公司特许刊出）　　目前，该电厂正处于交付阶段。和Buggenum电厂一样，主要问题出现在与高度集成设计有关的运行上，还有一些燃气轮机的燃烧问题。　　沃巴什河电厂(美国)　　沃巴什河电厂由PSI能源公司管理，座落于印第安那州西部。该电厂是262MWe的IGCC电厂，自1995年以来一直在运行。该IGCC之所以不寻常，有两个原因：　　1．该装置是为现有的50年代的老式蒸汽轮机进行改造增容；　　2．气化系统由技术卖主（Destec/Dynegy）拥有和经营，他们将合成气卖给电力部门。　　该电厂由一台Destec气化炉和一台GE7FA燃气轮机组成。　　该电厂于1995年底开始投入运行。没有出现过大的电厂和设备故障。已经克服了的一些小问题，包括合成气冷却器的灰尘存积、燃气轮机中部分燃烧内衬破裂以及用于脱除气体中细灰尘的陶瓷过滤器故障（自被金属部件代替以来）。　　石油气化发电厂　　Pernis炼油厂(荷兰)　　最近，壳牌公司在其鹿特丹附近的Pernis炼油厂安装了气化发电厂。该气化发电厂具有三个主要作用：提供处理高硫油渣的简易方法；为炼油厂提供H2以及发电。该气化发电厂被称为Per＋，它的安装是炼油厂扩建计划的一部分，以便改进炼油厂使其满足汽车燃料中硫含量的严格限制。　　该电厂由三套并行的气化系统组成，每套系统有一个谢尔石油气化炉。从两套系统出来的气体经加工回收H2，H2用于炼油厂。来自第三套系统的气体用作电厂燃气轮机的燃料。第三套系统是备用系统，它可有效的保证，若有系统脱机，用于炼油厂的H2仍可保持总量生产。因此，125MWe的电力生产作为副产品。　　该电厂于1997年开始启动，且没有报道出现过重大故障。　　生物质气化发电厂　　ARBRE公司(英国)　　ARBRE公司（可耕作的生物质再生能源有限公司）是约克郡水（Yorkshire Water）公司、皇家（Royal） Schelde公司(荷兰)和瑞典Termiska 加工（Processer）公司的联合企业。ARBRE公司正在Eggborough建设生物质IGCC电厂。该电厂将使用TPS气化炉和Alstom燃气轮机（AGT）及Typhoon燃气轮机为基础的CCGT技术，并将用周围地区生长的短期轮作的柳树丛作燃料。该电厂将在1999年投入运行。该项目是由欧洲委员会的Thermie计划和英国NFFO（非化石燃料合约）支持的。该电厂的总出力将为10MWe，净出力将为8MWe.　　废物气化和联合气化的气化发电厂　　Lahti(芬兰)　　Kymij rvi电厂座落于芬兰南部的拉赫蒂（Lahti），是生物质气化的部分改造增容项目。在该项目中，湿生物质在常压循环流化床气化炉中气化，而且，生产的燃料部分代替现有燃煤锅炉的煤燃料。该电厂的目的是利用廉价的生物质燃料。　　Kymij.rvi电厂作为燃油机组于1976年建成，，并于1982年改为燃煤。1997年，开始建设气化炉，该气化炉于1998年初开始投入运行。锅炉的最大出力为360MWth,气化炉生产合成气的生产力为40－70MWth，即达能源总输入的20％左右。　　包括当地木料加工厂的潮湿废木料、干燥废木料和再循环燃料（由纸、木料和塑料组成）在内的生物质在大气压和800－1000℃下被气化。生产的合成气直接从气化炉经过空气预热器到锅炉，在位于煤燃烧器底部的两个燃烧器中燃烧。　　燃烧器是特别为合成气设计的，具有非常低的热值－当生物质很潮湿时，热值仅为2.2MJ/kg。燃料在气化前不干燥。　　Westfield(英国)　　美国所属的法夫电力公司正在法夫建设英国煤气公司Westfield开发中心。当地现有的BGL气化炉正在改装以气化煤和污泥的混合物。当电厂完全投入运行时，生产能力约为120MWe。　　在该处的第二个项目中，法夫电力公司计划建设一个400MWe的机组，也使用BGL气化炉，气化煤和家庭垃圾。　　六、未来前景　　煤炭　　在今后10-15年，新建燃煤电厂的最重要的市场将在中国和东南亚。然而，在这些市场中占绝对优势的技术选择将是常规粉煤燃烧锅炉，因为进入这些市场的先决条件是基建成本低和可靠性强，以及尽可能利用当地设备的需要。整体煤气化联合循环（IGCC）的最重要市场将是在北美（8-16GW）和中国（6-8GW），前者主要是因严格的排放限制的要求，后者则主要是极大量新能力的需要。IGCC在欧洲应用将受到分布广的可利用的廉价天然气的限制。总之，除非燃煤的IGCC的成本大幅度降低，可靠性明显增强，否则其在世界新建燃煤电厂的比例将只能占不到10%。　　石油和石油焦　　在短期到中期内，与炼油厂工艺相结合的燃用石油和石油焦的IGCC厂有相当的规模。关键是炼油厂商需要寻找一些方法，以处理重油残渣、石油焦及对生产其他产品提质所需要的H2。2020年欧盟（EU）的燃油IGCC的规模将增长到14GW（基于能获得的重油残渣的量）。然而实际上在欧盟的燃油- IGCC的能力将受到可获得的天然气的影响，这是一种H2的可替代来源。另一个主要的市场可能是印度：在那里，燃油IGCC的开发将依赖于能够得到可靠的、有保证的电力购买合同（PPAs）。在短期到中期内，燃油IGCC电厂在数量上可能多于燃煤 IGCC电厂。　　生物质　　由于对CO2排放的关注，生物质在欧盟和美国越来越成为一种重要的燃料。生物质气化发电厂的发展，使之比生物质燃烧更具成本竞争力。典型项目将是利用农业和森林废料的热电联产计划，例如，在斯堪的纳维亚、中国、加拿大、印度和巴西的偏远地区。　　废物　　气化是一种好的、费用高的处理废物的方法，如对城市固体垃圾和下水道淤泥，二者均'纯净'并和煤进行联合气化。这种方法与废物焚烧相比具有明显的优点，如只产生惰性固体残渣并消除了产生有害二氧化物的可能性。与废物焚烧相比，欧洲部分特别关注环境的国家将首先采用废物气化，例如，德国和瑞士。到2010年欧洲新建废物处理厂约15%都将采用气化技术。　　生物质和废物气化技术的更进一步应用是为现有燃油、燃煤锅炉的部分增容生产燃料气。有几个项目已在运行中。生物质和废物不能在常规锅炉中直接使用。原则上，其低成本或无成本可使其成为有吸引力的燃料，但它们不能被燃烧，因为它们不能被破碎成粉状。空气喷吹气化使其转化为燃料气，这样就可在锅炉中燃烧，提供了一种废物处理方法。　　七、需要进行的研究与开发　　目前气化发电技术的弱点是基建成本高、可靠性低（至少对燃煤IGCC而言）和操作灵活性差。目前其优势是效率高和环境性能好。很明显在短期到中期内，研究与开发的重点应集中在降低成本和提高可靠性与可操作性。此项研究与开发可分成以下3个主要领域：　　1．气化基本原理的研究；　　2．提高单个设备部件性能的研究与开发；　　3．改进整体工艺配置与设计的研究与开发。　　要求对气化的基本原理进行研究，以增加IGCC技术在燃料选择方面的灵活性。这样需要了解气化反应速度和碳转化率并预测各种煤和其他燃料的可气化性，灰/炉渣的性能及流化床气化炉脱硫的潜力。　　要对改进下列IGCC的组成部分进行研究与开发，使它们的可靠性更强、造价更便宜：　　1.气化炉/合成气冷却器；　　2.加压煤给料系统；　　3.煤气净化；　　4.燃气透平；　　5.空分装置。　　对气化炉和合成气冷却器的研究与开发集中在合金性能的改进和制造工艺上，以增强抗腐蚀性并降低这些部件的成本。　　对加压煤给料系统（包括干式粉煤系统和型煤系统）需要提高其可靠性并降低成本。　　对热煤气净化系统的改进可以通过用较便宜的方法替代现在使用的常规低温法来降低IGCC成本。对研究与开发的要求是提高热煤气过滤器和热煤气脱硫系统的可靠性。　　对IGCC燃气轮机的优先研究与开发是改进低热值合成气的燃烧系统。也要求对燃气轮机的坚固性进行进一步的研究，使其能够燃烧未清洁或部分清洁的合成气。　　要求进行的更进一步的工作是使空分装置成功地并入IGCC、并成为一体化。有两点需要注意，对高集成化的空分装置要改进控制系统，并作好动态模拟。从长远观点来看，还需要为常规低温空分装置寻找替代方案以降低成本。　　IGCC研究与开发的一个关键领域是使整个厂的结构与配置最优化。需要研究的具体问题是：　　1.动态模拟；　　2.启动和关闭方法；　　3.可操作性；　　4.降低成本的简化设计；　　5.整体最优化战略；　　6.在现有的热-经济优化技术范围内进行综合操作性评估。　　八、结论　　1.对固体、液体燃料和废物的气化为发电提供燃料气是一种在效率和环境方面都非常有吸引力的方法。　　2.例如，燃煤IGCC能够在效率方面与最有效的粉煤燃烧锅炉相匹敌或略胜一筹，并实现了排放性能的明显改进。然而目前燃煤IGCC存在造价高、可靠性和可操作性相对差的缺点。这些缺点将限制IGCC的利用，在今后10-15年约占新建燃煤电厂的10%，美国和中国将成为主要市场。　　3.炼油厂面临着质量较差的原油和对其精炼产品如柴油和汽油成分的愈加严格的要求，其残渣和石油焦的气化在原则上成为一种有吸引力的选择。以炼油厂为基础的IGCC项目对可靠性的依赖程度取决于廉价天然气的可获性及当地电力市场。欧洲已在进行若干项燃烧重燃油的项目，接着还有更多项目要开展；印度也可能有大量燃烧炼油厂残渣的IGCC项目，取决于于可接受的PPAs的可获性。美国进行若干项燃烧石油焦的IGCC项目。　　4.对于生物质和废物等燃料的利用机会来讲，小规模气化厂也许是一种有吸引力的选择，特别是在偏远地区。然而，与其它如流化床锅炉的轻化方法相比，这些小气化厂需要具有成本竞争力。生物质和废物气化还允许现有的锅炉能够利用这种燃料。家庭垃圾的气化在环境方面非常具有吸引力，在今后10-15年将对欧洲的废物处理起到重要作用。　　5.有许多已经商业化证实的气化炉。分为三个主要种类：气流床、流化床和移动床。气流床气化炉适用于煤和油。流化床气化炉特别适用于生物质和废物气化及高灰煤。移动床气化炉适用于煤和固体废物。　　6.气化技术在发电工业的成功应用将依赖于成本的降低和可靠性及可操作性的增强。这些是研究与开发的关键领域。最重要的研究与开发领域如下：　　1)更好地了解燃料气化性能；　　2)提高IGCC主要设备部件的可靠性并降低基建成本；　　3)对整个IGCC工艺进行最优化设计。　　
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