固体和液体燃料气化发电技术发展报告

1固体和液体燃料气化发电技术开展报告概述

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，世界上已有假设干座燃煤示范厂。

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工程在进行。

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，利用这些气化产品局部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工程大多在欧洲进行，几个最重要的工程在英国。

IGCC厂尚处于试验阶段，到目前为止，几乎所有这类工程都需要政府某种形式的支持。

该技术在广泛应用之前，有三个缺乏之处要加以改善。

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时机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时机；

·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工程，资助基金为1090万英镑，所有这些工程的总费用为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局部氧化；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响是吸热反响〔即吸收热〕。空气或纯O2的选择依几个因素而定，如给料的反响性、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，这些那么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，因此以气化为根底的发电厂〔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根底的技术。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〕出来的氧气一起参加气化炉。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产生的氮一般参加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，或局部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。假设干此类工程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%〕。其原因局部是IGCC涉及的技术复杂，局部是该项技术还不是"现成品"。这就意味着一旦IGCC全部商业化应用，其设计和制造本钱要高得多。

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的整体设计比拟复杂，其中一个局部发生问题会快速影响到其他局部。

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局部是在像印度和中国这样的国家。在世界的这一局部地区，特别重视可靠性和本钱，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会受到欢送〕，由于在这些地方普遍可获得廉价天然气，故几乎没有开展以煤为根底的工程。

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拟见表1。〕

表1IGCC同超临界粉燃料电厂的比拟IGCC装备FGD的粉燃料锅炉效率〔%〕4543可用性〔%〕7590排放物〔mg/Nm3

@6%O2〕

SOx

NOx

粉尘

30

65

10

100

150

20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时机；

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异很大，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根本类型〔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。每种类型的特性比拟见表2。表2各种气化炉比拟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，那么温度将较低。

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。假设燃料颗粒粘在一起，那么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拟易反响的燃料，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送的供料，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〔MBEL〕销售，作为吹空气气化联合循环发电〔ABGC〕的一局部。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，而给料被枯燥和脱去挥发分。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，假设燃料气来自气流反响器，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，比方废物。

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。

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，煤料经过一些反响。这些反响能在燃料床的不同高度分成三个层：上层煤被枯燥和脱挥发分；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〕参加。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局部〔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别离器，焦油和煤尘从那里再循环到气化炉的喷咀〔一局部可加在气化炉上部，用来抑制煤尘的扬析〕。

BGL气化炉具有很高的冷气体效率，即，与其他气化炉比拟，煤原有热值〔CV〕的大局部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局部将用煤和污泥发电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电厂增容工程。

气化炉〔图3〕由衬有未冷却的耐火材料的压力壳构成。

图3Destec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响，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。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开展。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创造，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复原气而开发；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根底上进行。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给。

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、洁净方式发电的最正确方法。该项工作最终是设计吹气HTW气化炉为根底的IGCC电厂，名为KoBRA〔KombikraftwerkmitLnlegrietierBRAunkohlvergasung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，该工程现已中止。现在，下一代褐煤电厂愿意采用高效传统Pf锅炉。

随着KoBRaIGCC工程的消亡，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响器，在这里再参加空气/O2和蒸汽来完成气化反响。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年代由鲁奇公司创造，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。除鲁奇公司供给这种气化装置外，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〔GreatPlain〕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响的煤，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响器各处均布。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；煤就被不断枯燥和挥去挥发分〔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与床层中的碳起反响形成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。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〕的一局部开发，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StokeOrchard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，方案在法夫Kincardine建一个~100MWe示范装置。图6装有MBEL气化炉的ABGC

ABGC是以在MBEL气化炉内煤的局部气化为根底，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局部硫，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，剩余的炭被燃烧，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StokeOrchard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系统的一项评估说明，应用目前的技术，该系统将会获得44.7%的效率〔更高热值根底〕。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

图7Prenflo○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。板谢尔供气化奥工艺码〔谈气流烂床〕

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律使用马SG安P的违唯一鸡气化裳发电叹厂是骂在鹿蚀特丹傅的壳眯牌炼慈油厂宁的P董er铃+综再合企海业。鸣三个再SG饺P系责列用科残渣回生产衡合成蜻气；蚂67菜%的德合成作气用驻于制胳H2忆，泛其余炊用来凡发电劝。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

图8谢尔煤炭气化炉

〔经壳牌公司许可刊登〕。集

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真该气至化炉艺容器斩由碳浮素钢鸦压力睬外壳必构成挡，里眨面有狱一气招化室涝，气避化室奉由耐刷火衬响里的廊膜壁久封闭罢。通嚼过膜攻壁的讲循环哈水用导来控绒制气摊化室务壁温释度及疏产生掀饱合针蒸汽跟。干村式p卡f、姻O2宋和蒸镇汽经腊气化些炉底例部的芬对置后燃烧银器送损入，汗气化顶炉操剩作压除力~吗25自-3约0巴黄。气梢化在培15悄00检℃现和此驱温度虹以上储发生旷，确析保煤铅灰熔汗化并叫形成贸熔渣餐。熔掌渣在感气化埋炉壁益内表漏面下盛行，层在气堆化炉歇底部舅一水跌槽内盾淬冷午，一难局部奋熔渣优粘在标气化雹炉壁丧上并鱼冷却巡，形雹成防详护层榆。

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德士古工艺的主要特性是利用同样的根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。

图9德士古淬冷型气化炉疤目前展，采吐用德回士古迟工艺默作业枕的气身化发执电厂溉有E撇L伶Do者ra扯do菊〔石书油焦所〕和喜Po纹lk跨〔煤趋〕；糕德士控古工青艺还盼被选皱择用尖于多鹊数在统建或报方案乘中的摔石油纲废料梦IG希CC睡s厂缸。

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访图1车0殃德士高古全贴热回吧收型慎气化嗓炉

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循煤气追化发落电厂化Bu竹gg翻en断um撕电厂揪〔荷丝兰〕

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为根底的。该电厂1993年投入运行。该工程不仅是当前首批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给全部空气。该工程效率提高的代价是电厂结构复杂和不易启动。

图11BuggenumIGCC电厂

〔经Demkolec公司特许刊出〕工程名称地点出力〔MW〕燃料气化炉电力装置1998年情况年份Buggenum荷兰235MWe烟煤谢尔CCGT-V94.2运行1995Piūon

Pine美国100MWe烟煤KRWCCGT-GE6FA交付1998Polk美国250MWe烟煤德士古CCGT-GE7F运行1996Puertollano西班牙298MWe煤和石油焦PrenfloCCGT-V94.3交付1998Vφesová捷克400MWe褐煤鲁奇CCGT-2xGE9E运行1995沃巴什河美国MWe烟煤DestecCCGT-GE7FA运行1995Dorado美国MWe(总)石油焦德士古GT-GE6B运行1996Falconara意大利MWe减粘裂化炉残渣德士古CCGT-ABB13E2在建1999GSK日本MWe真空装置残渣德士古CCGT-2xGE9EC在建2000Pernis荷兰125MWe炼油厂残渣谢尔SGPCCGT-2xGE6E运行1997PrioloGargallo意大利521MWe炼油厂沥青德士古2xCCGTV94.2在建1999Saras意大利550MWe减粘裂化炉残渣德士古CCGT-3xGE9E在建2000Star美国240MWe石油焦德士古2xGE6FA在建1999Amercentrale荷兰85MWth废木料鲁奇CFB现有锅炉在建2000ARBRE英国MWeSRC柳树木TPSCFBCCGT-AGT

Typhoon在建1999EnergyFarm意大利12MWe短期轮作的树木鲁奇CFBCCGT-Nuovo

PignonePGT10B/1在建2000Lahti芬兰70MWth废木料FosterWheelerCFB现有锅炉运行1998McNeil美国约15MWth废木屑Battelle

CFB现有锅炉运行1997Varnamo瑞典6

MWe废木料Foster

Wheeler

CFB

CCGT-AGT

Typhoon运行1993Fondotoce意大利1MWe城市固体垃圾热选择〔移动床〕燃气轮机发电机运行1994Grève

inChianti意大利6.7MWe(总)矸石燃料TPSCFB锅炉和蒸汽轮机运行1992NewBern美国<60MWth黑液Chemrec(气流)锅炉和蒸汽轮机运行1997SchwarzePumpe德国60MWe固体和液体混杂废物Noell,鲁奇BGLCCGT-GE

Frame6运行，BLC于1999年启动1997Westfield英国120MWe污泥加煤BGLCCGT-GE

6BGT采用天然气运行1998Zeltweg澳大利亚10MWth生物质/废物AE&CFB现有锅炉运行1997君表3元在篮运行材和将遗运行君的气翁化发僵电厂

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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4Buggenum电厂污染物排放排放物g/GW-1SOx60NOx60-120颗粒物'实际零'瞒Po板lk毫电厂翅〔美找国〕

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贱Pu浩er摊to衫ll狡an引o电猜厂〔横西班污牙〕

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给商的联合公司〔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PuertollanoIGCC电厂

〔经ElcogasSA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、燃气轮机中局部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方案的一局部，以便改良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，假设有系统脱机，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〕是约克郡水〔YorkshireWater〕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燃气轮机为根底的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。该工程是由欧洲委员会的Thermie方案和英国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)

Kymijrvi电厂座落于芬兰南部的拉赫蒂〔Lahti〕，是生物质气化的局部改造增容工程。在该工程中，湿生物质在常压循环流化床气化炉中气化，而且，生产的燃料局部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、枯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。燃料在气化前不枯燥。

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。

在该处的第二个工程中，法夫电力公司方案建设一个400MWe的机组，也使用BGL气化炉，气化煤和家庭垃圾。

未来前景

市场时机

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本钱低和可靠性强，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，后者那么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的本钱大幅度降低，可靠性明显增强，否那么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。2021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、有保证的电力购置合同〔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

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