煤气化技术11

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1GBL气化炉（经英国煤气公司特许刊出）IGCC电厂也能燃用石油衍生的原料，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）。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（~20~30%）。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40~50h（传统的锅炉大约需8~10h）。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1IGCC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；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体燃料规格（固体）500μm0.5-5mm5-50mm燃料滞留时间1-10s5-50s15-30min气体出口温度900-1400℃*700-900℃400-500℃*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MitsuiBabcock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BGplc）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