煤气化工艺

下面按反应器分类方法分别进行介绍。

1、移动床煤气化

前已述及，煤的移动床气化是以块煤为原料，煤由气化炉顶加入，气化剂由炉底送入。气化剂与煤逆流接触，气化反应进行得比较完全，灰渣中残碳少。产物气体的显热中的相当部分供给煤气化前的干燥和干馏，煤气出口温度低，灰渣的显热又预热了入炉的气化剂，因此气化效率高。这是一种理想的完全气化方式。

移动床气化方法又分常压及加压两种。常压方法比较简单，但对煤的类型有一定要求，要用块煤，低灰熔点的煤难以使用。常压方法单炉生产能力低，常用空气－水蒸气为气化剂，制得低热值煤气，煤气中含大量的N2，不定量的CO、CO2、O2和少量的气体烃。加压方法是常压方法的改进和提高。加压方法常用氧气与水蒸气为气化剂，对煤种适用性大大扩大。为了进一步提高过程热效率又开发了液态排渣的移动床加压气化炉，它又是加压移动床的一种改进型式。

⑴ 混合发生炉煤气

采用蒸气与空气的混合物为气化剂。制成的煤气称为混合发生炉煤气。目前这种煤气在国内应用相当广泛。

① 理想发生炉煤气 理论上，制取混合发生炉煤气是按下列两个反应进行的：

2C+O2+3.76N2＝2CO+3.76N2+2435kJ C+H2O＝CO+H2-118821kJ

理想的发生炉煤气的组成取决于这两个反应的热平衡条件，即满足放热反应与吸热反应的热效应衡等的条件。为了达到这个条件，每2kmol碳与空气反应，则与水蒸气起反应的碳应为：

2435/118821=2.07

所以，4.07kmol碳与蒸气空气混合物相互作用，在理论上，产生的煤气量为：

4.07＋2.07＋3.76＝9.9kmol，煤气组成为：

CO＝4.07/9.9×100％＝41.1％

H2＝2.07/9.9×100％＝20.9％ N2＝3.76/9.9×100％＝38.0％

在标准状态下煤气的产率：

在标准状态下煤气的热值：

气化效率为：

实际上制取混合发生炉煤气，不可避免有许多热损失（如煤气带走的显热，灰渣中残碳是不可能消除的等），水蒸气分解和CO2还原进行不完全，使实际的煤气组成、气化效率与理论计算值有显著差异。

② 炉内状况分析与工艺条件控制 经实测气化炉内各层的气体组成，得到图6-2-04。这是以焦炭为原料及气化强度为50－350kg/m2·h的条件下进行的。由图6-2-04可见：a.气化剂中的氧，经过灰渣层的预热，进入燃料层7－10cm（氧化层）后，就几乎全部消耗，CO2达最大值，并开始出现CO；b.在氧消失后水蒸气才开始分解，这大约在氧化层以上30－40cm区间内进行，同时发生CO2的还原反应R4，气体中H2和CO增加很快，这一层是在还原层的下部，可称为第一还原层；c.第一还原层上方约40cm为第二还原层，这里除了进行CO2的还原反应R4外，还进行均相反应R8；d.在燃料层上部空间，气相中CO和H2O含量在减少，而CO2和H2在增加，说明R8仍在进行。

水蒸气的分解可改善煤气的质量，使煤气热值提高，但是水蒸气汽量过大，炉温太低，CO2还原反应速率降低，而且未分解蒸气量增加，热效率下降。为此水蒸气用量有一个最佳点，即不让灰结渣的最低限度。在生产中是控制空气为水蒸气所饱和的温度来调节水蒸气用量的。水蒸气用量随饱和温度增加而增加。同时炉内反应温度随饱和温度增加而下降，因此水蒸气分解率随之下降，例如饱和温度52.2℃时，水蒸气分解率为82％，饱和温度提高到63℃时，水蒸气分解率降为62％。

从图6-2-05可见在水蒸气用量较少时可得到质量较好的煤气。随蒸气用量增加，水蒸气的绝对分解量会不断增加，但是不仅蒸气分解率随之下降，而且煤气热值不断下降。因此只有当燃料中灰分较多，熔点较低时，才采用提高水蒸气用量的办法，以防止结渣。

气化强度是发生炉单位横截面上的气化速率。气化强度的高低是与炉内气流速度相关的，气流速度愈大，气化强度愈大。气流速度过大，不但会增加燃料层阻力，还会增加带出物数量，恶化CO2的还原作用。生产过程中，按发生炉空横截面积计算，气流速度一般在0.1～0.2m/sec。

表6-2-03 各种煤在机械化发生炉中的实际气化指标示例

③ 实际生产指标 表6-2-03列出了中国典型煤种的气化指标。可见气化效率约在63％～80％。

一般煤气发生的气化强度为200～250kg/m·h，经强化之后气化强度可达到450～500kg/m·h，而不致降低煤气质量。强化的办法包括：a采用富氧空气和蒸气的混合物或氧蒸气的混合物为气化剂，例如氧气浓度提高50％，生产能力增加一倍，而且煤气热值由4857kJ/m3提高到7955 kJ/m3；b提高鼓风速度，提高炉内温度。当然这要以煤气成分不恶化为前提。

④ 煤气发生炉 国内使用数量最多的是3M13型和Ф3W-G型炉。图6-2-06是3M13型煤气发生炉。其特点是采用双滚筒连续进料方式，采用回转炉篦连续排灰，炉内带有搅拌棒破粘，适用于长焰煤、气煤

2

2

等弱粘结性煤种。炉内径3m，进风口直径500mm，煤气出口直径900mm，最大风压4000～6000Pa。耗煤1700～2500kg/h，煤气产量5500～8000m/h·台，水蒸气和空气用量分别为0.3～0.5kg/kg煤和1.5～2.5m3/kg煤。

3W-G炉（威尔曼-格鲁夏炉）有不带搅拌装置与带搅拌装置的两种。国内常用不带搅拌装置的。采用焦炭或无烟煤为原料。其特点是：液压加料，煤连续进入炉内，液压干法除灰，全水夹套。炉直径3m，处理煤量1800～2500kg/h，产气量5000～7500m3/h，煤气热值4605~43kJ/m3。

⑤ 煤气站工艺流程 混合发生炉煤气站由于用途和输送条件不同，在工艺上分为冷煤气站和热煤气站两种。后者把出炉热煤气经旋风除尘后，直接送用户，可以利用煤气的显热。目前国内大多采用冷煤气站。

当气化烟煤时，气化过程中产生的焦油蒸气随同煤气一起排出。这种焦油尚不能作为重要的化工产品，但冷凝下来会堵塞煤气管道和设备，故必须从煤气中除去。回收焦油的冷煤气站工艺流程如图6-2-07所示。煤气由发生炉出来，进入竖管直接水冷却器，初步除去重质焦油和粉尘，煤气被冷到85～95℃，经半净煤气管道进入电捕焦油器，除去焦油雾滴后进入洗涤塔，煤气被冷却到35℃以下，含尘量下降到100mg/m3以下，进入净煤气管，再经排送机送到用户。

⑵ 水煤气

水煤气是炽热的碳与水蒸气反应生成的煤气，它主要由CO和H2组成，与发生炉煤气相比，含氮气很少，发热量高。燃烧时呈蓝色火焰，所以又称蓝水煤气。

碳与水蒸气反应是强吸热反应，需提供水蒸气分解所需的热量，一般采用二种方法：a.交替用空气和水蒸气为气化剂的间歇气化法；b.用氧和水蒸气为气化剂的连续气化法。间歇法使用至今，已有悠久的历史，其缺点是生产必须间歇。用氧和蒸气为气化剂来生产水煤气已是当前的发展趋势，以后介绍的已工业化的，或正在开发的第二代气化方法，大多是以氧-蒸气为气化剂的连续气化法。因间歇法在国内应用广泛，故仍给予介绍。

① 理想水煤气 在理想条件下，首先向发生炉送入空气，发生燃烧反应：

C＋O2→CO2＋4018kJ

再送入水蒸气，发生反应：C＋H2O→CO＋H2－118821kJ

在完全热平衡条件下，燃烧1千克摩尔碳所放出的热量可以分解4018÷118821＝3.42kmol水蒸气，因此理想生产过程，可以表示成：

C＋O2＋3.76N2+3.42C＋3.42H2O→CO2＋3.76N2＋3.42CO＋3.42H2

水煤气生产过程间歇地进行时，分成吹风阶段和制气阶段，二个阶段产生的煤气组成等指标如下： 吹风气总量（CO2＋3.76N2），组成为（21％CO2＋79％N2）； 水煤气总量（3.42CO＋3.42H2），组成为（50％CO＋50％H2）； 碳的总耗量4.42千克摩尔，即12×4.42＝53.04kg； 计算得吹风气产率（标准条件下）为 2.01m3/kg碳； 计算得水煤气产率（标准条件下）为 2. m3/kg碳；

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计算得水蒸气的消耗量为 1.16kg/kg碳；

理想水煤气热值：Q高＝0.5×12633＋0.5×12776＝12705kJ/m； Q低＝0.5×12633＋0.5×10804＝11719kJ/m3；

气化效率：

② 实际水煤气生产指标 在实际生产中，在吹风阶段碳不可能完全燃烧成CO2，在制气阶段水蒸气也不可能完全分解，系统的热损失不可能避免。因此实际生产指标与理想状况有较大的差距。生产水煤气的原料主要是焦炭和无烟煤。实际生产指标列于表6-2-04。若和混合发生炉煤气的气化效率和热效率对比，可见水煤气的指标低得多，分别只有60％和％左右。

表6-2-04水煤气生产指标

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③ 工作循环的构成 间歇法制水煤气，主要由吹空气（蓄热）、吹水蒸气（制气）两个阶段组成，但为了节约原料，保证水煤气质量，正常安全生产，还需要一些辅助阶段，实际共有六个阶段：

a．吹风阶段 吹入空气，使部分燃料燃烧，将热能积蓄在料层中，废气经回收热量后排入大气；

b. 蒸气吹吹净阶段 由炉底吹入蒸气，把炉上部及管道中残存的吹风废气排出，避免影响水煤气的质量； c. 上吹制气阶段 由炉底吹入蒸气，利用床内蓄积的能量制取水煤气，水煤气通过净化系统入贮气柜； d. 下吹制气阶段 上吹制气后，床层下部温度降低，气化层上移，为了充分利用料层上部的蓄热，用蒸气由炉上方往下吹，制取水煤气，煤气送气柜； e. 二次上吹制气阶段 下吹制气后炉底部残留下吹煤气，为安全起见，先吹入水蒸气，所得煤气仍送贮气柜； f. 空气吹净阶段 由炉底吹入空气，把残留在炉上部及管道中的水煤气送往贮气柜而得以回收。 以上各阶段的时间分配列于表6-2-05。 表6-2-05 3－4分钟循环各阶段时间分配表 序号 1 2 3 4 5 6 为了制取氢氮比3:1的合成氨原料气，在上吹制气阶段让空气与水蒸气一起送入气化炉，这样不仅能制得含氮的水煤气（称为半水煤气），而且可适当提高炉温，提高生产能力。 ④ 间歇法制取半水煤气和水煤气的生产流程 由热能分析可知吹风气中显热与潜热（含CO可燃成分）和水煤气的显热占总热量的相当的比例，必须加以回收。图6-2-08是回收这些热能的流程。吹风气送入燃烧室时加入二次空气使其燃烧，热量蓄于燃烧室的格子砧中，用以预热下吹蒸气。除了用燃烧室回收上吹煤气和吹风气的显热外还用废热锅炉回收它们的显热。 ⑤ 常压水煤气发生炉 中国水煤气发生炉常用于生产合成氨或合成甲醇的原料气。所用原料为焦炭、无烟块煤以及无烟煤屑制成的型煤。使用的气化炉为U.G.I型炉，Ф2.74m和Ф3m炉用得最多。 图6-2-09为Ф3mU.G.I炉，可见发生炉由上锥体、水夹套、炉篦传动装置，出灰机械及炉底壳等五个主要部分组成。 ⑶ 移动床加压气化 移动床加压气化的最成熟炉型是鲁奇炉（Lurgi）。它和常压移动床一样，也是自热式逆流反应器，所不同的是采用氧气-水蒸气或空气-水蒸气为气化剂，在2.0～3.0MPa的压力和900～1100℃温度条件下进吹风阶段 蒸气吹净阶段 上吹制气阶段 下吹制气阶段 二次上吹阶段 空气吹净阶段 40～50 2 45～60 50～55 18～20 2 阶段名称 3min循环,（S） 4min循环,（S） 60～80 2 60～70 70～90 18～20 2 行的连续气化法。鲁奇加压气化法的优点是：①可以用劣质煤气化，灰熔点较低，粒度较小（5～25mm）、水分较高（20～30％）和灰分较高（如30～40％）的煤都可使用。特别适用于褐煤气化，因而扩大了气化用煤的范围；②加压气化生产能力高，用褐煤气化强度可达2000～2500kg/m2·h，这比常压气化炉高五倍左右，而且不增加带出物量；③氧耗量低，在2MPa压力下气化所需的氧量仅为常压气化的2/3，压力增加，氧耗还可降低；④因是逆向气化，煤在炉内停留时间达1h，反应床的操作温度和炉出口煤气温度低，碳效率高，气化效率可达80～90％；⑤加压气化只需压缩占煤气体积10～15％的氧气，这对使用加压煤气的用户来说，可以大大降低动力消耗；⑥加压煤气可以远距离输送到用户，无需设立加压站进行区域供气；⑦加压气化使气化炉及管道设备的体积大大缩小，降低金属耗量和减少投资。

① 加压下床层的分布 加压气化过程和常压相似，自上而下可分成：干燥层、干馏层、甲烷层、气化层、氧化层和灰渣层。各层的层高与温度分布给于表6-2-06。气化层相当于常压的还原层。除甲烷层外，其它各层的作用和常压过程一样。在加压下为甲烷生成反应制造了条件，这时的主要甲烷化反应是：

C＋2H2＝CH4＋87362（J/mol）

CO＋3H2＝CH4＋H2O＋206161（J/mol）

在甲烷层，温度较低，停留时间又长，甲烷生成量较多。

② 气化压力的影响与压力的选择 表6-2-07给出了在不同压力下的试验结果，以褐煤为原料，炉内气化温度为1000℃。由此得到如下结论：a.随压力的提高，煤气中CH4和CO2含量增加，H2和CO含量减少，净化后煤气热值增加，这因为甲烷化反应随压力增加而加快；b.氧耗随压力增加而下降，这由于甲烷化是放热反应的缘故；c.随压力增加，蒸气消耗量增加，而分解率大幅度下降，例如在2.0MPa时，以净煤气计的水蒸气消耗量为常压的2.2倍，而水蒸气分解率从常压的65％下降到37％左右，水蒸气分解的绝对量增加20％；d.气化炉生产能力随压力增加而增加，这因为加压加快了反应速度又增加了气-固反应接触时间。在加压下的生产强度约为常压的

倍；e.净煤气产率随压力增加而下降。总之提高气化压力带来

了种种有利之处，但因为水蒸气分解率的下降，热效率随压力增加而下降。目前生产中一般在低于3MPa下进行气化，而且压力愈高，对设备的技术要求也高，在减压使用时，还要增设能量回收装置。

表6-2-06鲁奇炉内床层的高度及温度

床层名称 灰渣层 氧化层 气化层 甲烷层 干馏层 干燥层

表6-2-07 褐煤在各种不同压力下的气化试验结果

高度（自炉篦算起,mm） 0～300 300～600 600～1100 1100～2200 2200～2700 2700～3500

温度，（℃） 450 1000～1100 800～1000 550～800 350～550 350

③ 操作温度与汽氧比 炉温偏低些有利于甲烷的生成反应，但从生产能力考虑应尽可能提高气化温度。最适宜的气化温度应根据灰熔点来确定，操作温度不能超过T2。控制温度的主要方法是改变汽氧比（即kg蒸气/m3氧）、汽氧比增加炉温下降。通常生产城市煤气时，气化层温度950～1050℃左右，生产合成气时可提高到1150℃左右。各种用煤的汽氧比变动范围是：褐煤6～8；烟煤5～7；无烟煤和焦炭4.5～6。

④ 鲁奇气化炉及工艺流程 图6-2-10是第三代鲁奇炉示意图，它包括煤锁、气化炉和灰锁三部分，煤通过煤锁由常压系统加到气化炉内，采用上下阀加煤形式。排灰的灰锁与煤锁形式相似。气化炉内设有煤分布器及破粘的搅拌器。炉篦为四层宝塔型形式。

从气化炉生产的粗煤气，温度为450℃，通过喷淋式冷却器冷到190℃，重质焦油被冷凝下来，粗煤气经废热钴炉再被冷到103℃，冷却后的粗煤气经CO变换装置，可根据需要调节变换比例，然后煤气进入净化系统。常采用低温甲醇洗脱硫和脱油。

⑤ 液态排渣鲁奇炉 固态排渣鲁奇炉的主要缺点是蒸气用量大，分解率低。为了克服这些缺点，开发了液态排渣的技术。英国煤气公司把工业鲁奇炉炉篦部分去掉，装上氧蒸气风嘴，气化剂喷入床内燃烧层底部、喷入的气流足够大以形成一个处于扰动的燃烧空间，使灰渣形成流动的熔渣。熔渣通过位于的排渣口排入急激室的水中。为了造成高温，汽氧比只有0.8～1.2kg/m。气化炉示于图6-2-11。

采用液态排渣技术后，煤气化指标有了明显的改进：a.气化炉生产能力提高3～4倍；b.水蒸气分解率大为提高，后系统的冷凝液量大为减少；c.小于6mm的粉煤以及自产的煤气水废液可制成水煤浆，喷入炉内造气，改善了环境；d.过程热效率比固态排渣提高6％。这因为蒸气用量减少，灰渣中碳含量低于2％，带出物量也大为减少。缺点是氧耗高和煤气中CO高达（50～60％）。

2．碎煤流化床气化

发展流化床气化方法的原因是为了提高单炉的生产能力和适应采煤技术的发展，直接使用小颗粒碎煤为原料，并可利用褐煤等高灰劣质煤。它又称为沸腾床气化，把气化剂（蒸气和富氧空气或氧气）送入气化炉内，使煤颗粒呈沸腾状态进行气化反应。在反应床内，当气流速度低于流态化临界速度为移动床，当气流速度高于颗粒极限沉降速度为气流床，当气流速度介于这两个速度之间时为流化床。

⑴ 流化床煤气化过程

流化床与移动床不同，但仍有氧化层和还原层，氧化层高度约为80～100mm，还原层在氧化层的上面且一直延伸到全料层的上部界限。图6-2-12是煤在流化床中气化过程及温度分布。由图6-2-12可见随着离炉栅的距离的增大炉温有所下降。当氧含量下降时，CO2急剧上升，而在CO2下降的同时，CO和H2上升。在流化床内，由于颗粒的上下运动，整个床层的温度较为均匀。对大部分煤来说，灰分开始软化的温度为1050～1150℃。为了避免结渣，流化床的操作温度经常维持在850～900℃。在这个温度下，只能用反应性好的褐煤为气化原料，才能获得质量较好的煤气。

流化床由于颗粒混和充分，灰分难以分离，排出物中不可避免地含有可燃组分。另外送入流化床的煤粒，迅速地分布于炽热颗粒之间而受到突然的加热。燃料的干燥和干馏是在反应层中进行的，因而燃料受到充分均匀的加热，挥发分的分解完全，使煤气中甲烷和酚类很少，不含焦油。

入炉燃料中有一部分细小颗粒以及气化过程中颗粒不断缩小的煤粒会以飞灰的形式被带出燃料床，这些未气化的燃料损失相对量较大，所以有必要在流化床上部空间引入二次空气，使它们燃烧气化。

许多新开发的气化方法都是采用加压流化床的形式。在加压下，床层的压力降没有什么变化，然而床层的膨胀度随压力增加急剧下降，为了使膨胀度维持不变，需增加鼓风速度。这意味着过程生产强度的增加，大约与压力增加的平方根成正比。加压下床层带出物量也大为减少。

⑵ 温克勒（Winkler）煤气化工艺

温克勒煤气化方法是流化床技术发展过程中，最早用于工业生产的。第一套装置于1926年投入运行。图6-2-13是该气化炉的示意图。它是一个内衬耐火材料的立式圆筒形炉体，下部为圆锥形状。蒸气和氧气（或空气）通过位于流化床不同高度上的几排喷嘴加入。其下段为圆锥形体的流化床，上段的高度约为流化床高度的6～10倍，作为固体分离区。在床的上部引入二次蒸气和氧气，以气化离开床层而未气化的碳。

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二次气化区相当于悬浮床气化，该处温度比床内操作温度高200℃左右。使用低活性煤时，二次气化可显著改善碳转化率。

颗粒0～8mm的原料煤，用螺旋给料器加入炉内，它能控制加料速度，也起到密封作用。入炉煤很快达到炉内的均一温度。流化床床高约3m。气化后剩下的颗粒按颗粒大小和相对密度分离，大颗粒落下进入底部的卸灰装置，而较轻颗粒被煤气带出。大约30％含半焦灰粒从底部排出，其余从上部带出。炉上部设置辐射锅炉，使气体温度下降180～230℃，从而使熔化的灰粒再固化。

典型的工业规模的温克勒炉内径5.5m，高23m，以褐煤为原料，氧-蒸气鼓风时生产能力47000m3/h，空气-蒸气鼓风时为94000m3/h，生产能力可在25％～150％范围内变化。

温克勒气化工艺流程见图6-2-14。粗煤气的出炉温度一般在900℃左右，还含有大量粉尘，经废热锅炉回收热量后，再经两级旋风除尘器及洗涤塔，使含尘量降至5～20mg/m，煤气温度降至35～40℃。

表6-2-08温克勒工艺的气化指标

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温克勒炉的优点是生产能力大，结构简单，可用小颗粒煤，煤气中无焦油等。其缺点是碳转化率低，只能使用高活性的煤，煤气质量差，带出物多，而且设备庞大。本工艺的主要缺点是操作温度和压力偏低造成的，为此发展了高温温克勒（HTW）及灰团聚气化工艺，如U-Gas和KRW气化法。

⑶ 高温温克勒（HTW）法

针对温克勒炉的缺点，HTW炉主要进行的改进：①提高气化压力到1MPa，这不但降低了合成气再压缩的能量，而且提高了生产能力。例如常压温克勒炉的气化强度是2120m3（CO＋H2）/m2·h，而在中试装置中，在1.0MPa时达到了7700m3/m2·h，相当于以气化压力比

的比例增加；②提高气化温度，使

用的莱茵褐煤是一种碱性灰，即含有较多的碱土金属氧化物，加入石灰可提高灰熔点，气化温度可提高到1000℃；③流化床粗粒带出物循环回到流化床气化，从而提高了碳的转化率。在1986年建立了生产能力

达干褐煤720t/d，生产合成气37000m3/h，制取甲醇11万t/a的示范装置。还采用高温温克勒气化炉建设了发电能力30万KW的IGCC示范装置。

图6-2-15是用于生产甲醇合成气的粗煤气净化流程。粗煤气经旋风除尘后，进废热锅炉，煤气被冷到350℃以后顺序进入激冷器，文丘里洗涤器和水洗塔，使煤气降温和除尘。实际得到的粗煤气含（CO＋H2）75％，合成气产率为1510m3(CO＋H2)/t煤(daf)，碳转化率96％，氧耗400m3O2/t煤(daf)，气化强度5880m3(CO+H2)/m2·h。

⑷ 灰团聚流化床煤气化法

针对流化床气化碳转化率低的问题，开发了提高炉温，使煤灰在炉内形成含碳量低的团聚物排出，碳转化率可达96％以上的气化方法。采用这种工艺的是KRW法和U-Gas法。值得注意的是这两种灰团聚方法还进行了加石灰的炉内脱硫试验，脱硫效率可达80～90％。中国也深入进行了有关的基础研究和工程开发。

图6-2-16是U-Gas气化炉示意图。它是一个单段流化床气化炉。0～6mm的煤通过锁斗系统加到气化炉内。床内反应温度为955～1095℃，床温由进料煤性质决定，应使煤灰团聚而不结渣。操作压力在345～2412KPa范围变化。气化剂由两处进入反应器：①从分布炉篦进入，维持正常的流化；②由中心排灰装置进入。由中心进入气体的氧/汽比较大，故床底中心区温度较高，当达到灰的初始软化温度时，灰粒选择性地和别的颗粒团聚起来。团聚体不断增大，直到它不能被上升气流托起为止。也就是说，由于气流的扰动使碳粒从团聚物中分离出来。文氏管形成的局部高温区，使未燃碳燃烧气化，又使灰粒相互粘结而团聚。控制中心管的气流速度，可达到控制排灰量的多少。中心管固体分离速度约10m/s，而流化床内气流速度为1.2～2m/s。

提高碳转化率的另一措施是带出物经过两段旋风分离器分离后返回流化床内，第二段分出的细灰进入排灰区域，经过气化和团聚成灰渣颗粒排出。灰渣含碳量<10％，碳转化率>97％。

KRW炉采用类似的办法，使碳利用率达90～95％，团聚灰含灰90％以上。

3.煤的气流床气化

气流床气化炉，最为成熟的是常压操作的Koppers-Totzek(K-T)法，后来又开发成功加压的shell法以及Prenflo法，这些气化炉都是干煤粉进料的。湿法进料的有属于第二代煤气化技术的德士古（Texaco）方法和Destec煤气化方法。

⑴ 气流床气化原理

所谓气流床，就是气化剂（蒸气与氧）将粉煤夹带入气化炉进行并流气化。煤粉被气化剂夹带通过特殊的喷嘴进入反应器，瞬时着火，形成火焰，温度高达2000℃。煤粉和气化剂在火焰中作并流流动，煤粉急速燃烧和气化，反应时间只有几秒种，可以认为放热与吸热反应差不多是同时进行的，在火焰端部，即煤气离开气化炉之前，碳已全部耗尽。在高温下，所有的干馏产物都被分解，只含有很少量的CH4(0.02％)而且煤颗粒各自被气流隔开，单独地裂解，膨胀、软化、烧尽直到形成熔渣，因此煤粘结性对煤气化过程没有什么影响。煤中灰分以熔渣形式排出炉外。

在部分氧化条件下，煤燃烧生成CO2和H2O之外还生成CO和H2（通过部分氧化反应CmHn＋m/2O2=mCO+n/2H2），粉煤中剩余的碳与CO2、水蒸气进行气化反应，生成CO和H2，所以气化所得的煤气中含有CO、H2、CO2、H2O四个组分，而且在高温下（1500℃以上）由反应（CO＋H2O→CO2＋H2）的平衡确定煤气组成。

煤粉和气化剂进行并流气化，反应物之间的相对速度小，接触时间短，为了提高反应速度，强化生产，除了采用很高的反应温度外，还用纯氧-蒸气为气化剂，而且粉煤磨得很细，增加反应表面积，一般要求70％以上的煤粉通过小于75μm（200目）筛孔。

气流床气化是粉煤部分氧化法，其最重要的反应条件是氧煤比和反应温度。反应温度一般取决于煤灰分的粘温性质。通常用改变氧煤比或蒸气煤比的方法来调节气化炉温度。

氧煤比既是重要的反应条件，又涉及氧耗等经济指标。按照上述部分氧化反应方程式，氧的理论用量应和煤中碳原子数相等，并全部转变成煤气中CO，若氧的用量超过理论用量，一部分碳将转变成CO2。所以氧碳比最高不超过1。考虑到气化剂水蒸气中的氧也参与反应，实际的O/C比大于1，而氧气的用量可以小于理论用量。氧煤比增加，反应温度增加，有利于CO2还原和H2O分解反应，提高碳转化率，但过高又增加了CO2和H2O的量，故应有一个最佳的氧煤比。

⑵ 干法进料的气流床气化方法

① K-T气化炉 以前国外用煤为原料生产合成氨原料气时，大多用K-T炉生产原料气。其结构示于图6-2-17。两炉头气化炉的外形是水平椭球体，两端的两个炉头象截去了头的锥体。每个炉头装有相邻的两个喷嘴，并与对面的炉头的喷嘴处于同一条直线上，以使火焰喷不到对面的炉壁，喷出的煤粉在自己的火焰区尚未燃尽时，可进入对方的火焰中气化。设置两个喷嘴还可改善湍流状态，即使一只喷嘴堵塞仍可保持继续操作。火焰温度2000℃，火焰末端即炉中部温度为1500～1600℃。煤中大部分灰分在火焰区被熔化，以熔渣形式进入熔渣激冷槽成粒状，由出灰机移走。其余灰分被气体带走。炉温一般比灰熔点高100～150℃，熔渣粘度控制在150Pa·S左右。后来设计的四炉头八喷嘴气化炉，四个炉头呈十字形排列，能气化煤470t/d，产气35000m3/h。炉上部的废热锅炉回收出炉热煤气的显热（1400～1500℃），煤气先在辐射段被冷到1100℃以下，然后在上部对流段冷到低于300℃，废热锅炉产10MPa高压蒸气。

K-T炉的主要缺点是氧耗高，而且在常压下操作，要达到高转化率是有困难的。为此谢尔石油公司和柯柏斯公司合作开发了加压的谢尔-柯柏斯法，它组合了前者在高压油气化的经验以及柯柏斯公司在煤气化方面的经验。后来两家公司又独家进行开发，从而产生了二种干煤粉进料的加压下操作的煤气化方法：①谢尔法（shell）；②普伦弗洛法（prenflo），两种方法基本相似。

② shell法 shell公司先建立了一座400t/d的示范装置，定名为SCGP-1。后来荷兰电力部门选用此法在Buggenum建立一套净发电25万KW的IGCC装置，处理煤量达2000t/d，操作压力2.8MPa，气化温度1500℃，冷煤气效率80～83％，热效率达94％，碳效率97～98％，发电效率43％，投入运行后煤气化部分，未发现什么问题。

谢尔煤气化的典型流程示于图6-2-18。原煤经粉碎干燥至含水低于2％，粒度90％通过90μm（170目）筛孔。煤由常压煤仓进加压煤仓，粉煤用氮气浓相输送（400kg/m3）入气化炉。气化温度超过1370℃。熔化煤灰沿炉壁流入水浴固化，通过锁斗而排出。粗煤气用循环冷煤气激冷到900～1100℃，以避免粘性灰渣进入废热锅炉，煤气通过废热锅炉被冷到300℃，然后进入除尘和水洗系统。

③ Prenflo法 用此法在西班牙Puertollano已建IGCC示范装置，发电量30万Kw气化炉容量2600t/d，产煤气18万m3/h，见煤气应用节。

表6-2-09 Prenflo与K-T炉比较

原煤

氧气（98％） 粗煤气 CO+H2，m3/kg煤

冷煤气效率，（％）（高热值）

表6-2-09给出了与K-T方法的比较，可见加压操作比常压在各种指标方面均好。Prenflo法与Shell法两者在煤气组成，氧耗，（CO+H2）产率及碳转化率等指标均相近。

⑶ 湿法进料的气流床气化方法

德士古气化炉是最成熟的第二代气流床气化炉，其后又开发成功的Destec气化方法，其单炉生产能力达2500t/d。

① 德士古煤气化方法 它是由美国德士古公司开发的，并已在美国、欧洲、日本和中国建立了许多套商业化装置。目前最大的单炉容量达2660t/d，用在联合循环发电。

德士古气化流程有激冷流程和废锅流程。图6-2-19是激冷式流程。煤经湿磨后，与水制成水煤浆，典型的煤浆浓度为60％左右。煤浆中煤粒最大粒径不超过1mm，大于90μm的不超过30％。用高压煤浆泵送到气化炉。德士古炉是液态排渣炉，操作温度必须大于煤的灰熔点T3，一般在1300～1500℃。当灰熔点高于1500℃时，需添加助溶剂。气化压力可达到8.0MPa，煤在炉内气化时间约在3～10秒之间。氧碳比约在0.9～0.95之间。碳转化率约98～99％。冷煤气效率为70％左右。

激冷流程适用于制NH3和H2，因为这种流程易于和变换反应器配套，激冷产生蒸气可满足变换的需要。对于生产燃料煤气或用于联合循环发电，应选择废锅流程。激冷流程的投资比废锅流程要少得多。图6-2-20是用于两种流程的气化炉简图。

② Destec煤气化法（原称Dow法）它是在德士古煤气化工艺基础上发展的二段式煤气化工艺。具有生产能力大，氧耗低及产率高等优点。而且已通过较长时间的工业化运行。

图6-2-21是Destec两段气化炉的剖面图。第一段称为部分氧化段，它在1316～1427℃的熔渣温度下运行。这段可看成一个水平圆筒，筒的两端相对地装有供煤浆和氧气的进料喷嘴，圆筒中部的下方有一个排放孔，熔渣由此排入激冷区。中部的上方有一个出口孔，煤气经此孔进入第二段。圆筒内衬有耐熔渣的高温砖。第二段是一个内衬耐火材料垂直于第一段的直立圆筒，因而是向上气流床形式。另外有一路煤浆通过喷嘴把煤浆很好地均匀分布到第一段来的热煤气中。因此第二段是利用一段煤气的显热来气化二段喷入的煤浆。二段喷入水煤浆量为总量的10～15％。二段煤浆的热裂解和气化，使混合气体温度降到

K-T法 1.13 1.24 1.03 0.91 73.4

Prenflo 1 1 1 1 80.8

1038℃，以保证热回收系统正常工作。气化炉出来的粗煤气中夹带的半焦颗粒由旋风分离器分出，再用水激冷制成15～25％半焦浆液，掺入一段进料煤浆中。热煤气从旋风分离器出来先进入高温热回收系统，再丘里洗涤除尘、脱硫等处理后，进联合循环发电系统中的燃气轮机燃烧发电。

煤的催化气化方法是在气化过程中添加催化剂，加快气化反应，可以在较低温度下进行气化。煤的催化气化方法以Exxon方法为代表，用K2CO3为催化剂，但其规模仅1t/d。

加氢气化法的目的是为了制取天然气，如美国的Hygas法（80t/h）和德国的HKV法（4～10t/d）。因此它们均达到中试规模。目前已停止试验。

煤的地下气化法是对地下煤层就地直接进行气化生产煤气的方法，国内外曾进行了大量的研究。但由于地下煤层的构成及其走向变化多端，至今尚未形成一种技术成熟的，能推广使用的方法。

四．煤气化技术的应用

煤气化制得的煤气广泛应用于国民经济的许多方面，它们包括：工业燃气、城市煤气、冶金还原气、化工原料气和用于新发电技术的燃气。

⑴ 工业燃气

用煤气为燃料的工业炉及窑炉，如炼钢平炉、金属锻造炉、金属热处理炉、制取耐火材料的回转窑、煅烧水泥的水泥窑、生产玻璃的熔窑等。

⑵ 城市煤气

用于民用灶具、热水器和燃气空调等，中国对城市煤气的要求是：a.低热值大于146kJ/m3；b.杂质的允许含量指标（mg/m3）：焦油与灰尘<10；H2S<20；NH3<50；萘<50（冬季）或<100（夏季）；c.氧含量<1％；d.CO含量＜20％。

⑶ 冶金还原气

利用煤气中CO和H2的强烈还原作用。例如用于铁矿的直接还原成海绵铁，目前国外正在利用熔铁床煤气化炉进行铁矿石的直接还原技术的开发，并已达到相当的规模。在有色金属中，镍、铜、钨等金属氧化物也可用还原气来冶炼。

⑷ 化工原料气

利用煤气中的CO和H2等合成各种化工产品如氨、甲醇、C1化学品以及F-T合成液态烃燃料等，见图6-2-22。

⑸ 新型发电技术

煤气作为燃料，用于煤气化联合循环发电（Integrated Coal Gasification Combined Cycle,简称IGCC）和熔融碳酸盐型燃料电池（Molten Carbonate Fuel Cell 简称MCFC）等发电新技术。

关于合成气的应用可参见有关章节。由于煤气化发电新技术可能成为21世纪煤发电技术的主体，而且这些发电新技术的开发成功也将为煤气化应用开拓广阔的市场，为此下面扼要介绍煤气化联合循环发电新技术。

1．煤气化联合循环发电（IGCC）的典型流程

所谓IGCC是指煤气化产生的燃料气送入燃气透平发电，透平排出的高温燃烧气由热回收锅炉发生蒸气，蒸气再用于蒸气轮机发电。图6-2-23是典型的流程。这种联合循环发电由如下几个部分组成：（1）空分制氧和煤的气化；（2）煤气净化脱除硫化物，含氮化合物和颗粒状物质；（3）燃气轮机发电；（4）余热回收发生蒸气；（5）蒸气在汽轮机中膨胀发电。煤气化用的气化剂有两种形式：一种是如图的氧-蒸气，另一种是用压缩空气与蒸气为气化剂。前者制取中热值煤气，后者制取低热值煤气。生产低热值煤气无需制氧装置，由燃气轮机压缩机所得的压缩空气直接送气化炉。生产中热值煤气时压缩空气进空分装置制氧，尽管需要制氧设备，但由于气化和净化系统比生产低热值煤气时的体积小得多而得到补偿。目前多数气化方案采用制氧方案，煤气净化大多采用成熟的湿法净化技术，若采用正在开发的高温煤气净化技术，可使供电效率提高2％。燃气轮机发电量一般比蒸气轮机大，即燃机/汽机功率比大于1。采用联合循环发电技术可显著提高发电效率，传统的粉煤燃烧蒸气轮机发电技术，较为先进的发电效率为38～41％，而IGCC可达到43～45％，并且进一步提高发电效率的潜力还很大。

2．IGCC开发现状

1972年德国投运了第一套IGCC示范装置之后，80年代美国冷水（Coal water）示范工程（Texaco法）和LGTI（Destec法）示范工程又相继投运，进一步证明了IGCC系统是一种高效而洁净的发电技术。

美国在1986年率先提出洁净煤示范计划（CCTP），后来欧共体和日本也相继提出了洁净煤发展计划。这些计划都分别具体确定了IGCC的示范项目。中国已计划拟于21世纪初建立示范装置。至今世界已建和拟建的IGCC电站有20余座，总容量达840万KW。

在这些示范工程中，选用的气化炉有液态排渣鲁奇炉（BG/L），HTW,两种灰团聚流化床气化方法（U-Gas和KRW），干法和湿法进料的气流床方法。按电力生产的规模，要求示范工程的发电能力应达到20～30万kw，因而也要求气化炉的单炉生产能力能和它匹配。四种用氧气气化的Texaco，Destec，Shell和Prenflo等气流床气化炉是最适宜的，它们的单炉生产能力已能达2000～2600t煤/d台；BG/L和HTW炉分别为550t/d台和720t/d台，需多台组合使用；而U-Gas和KRW炉更小，分别只有120t/d台和270t/d台，显然只能用于小于10万KW的电站。因此发展IGCC应首选气流床气化炉，而且这四种气化炉均已建示范工程。从发电效率来看，干法进料的气流床比湿法高1.5％，但从设备操作可靠性来看，湿法进料比干法好。下面以干法进料的Prenflo气流床气化法为例进行介绍。

在九十年代，由欧共体等的资助，采用Prenflo气化技术，在西班牙Puertollano建设净发电30万KW的IGCC示范厂。流程见图6-2-24。用高灰煤（含灰47％）50％和高硫石油焦（含硫5％）50％的配合原料。气化炉直径Ф5m，高15m，设置四个喷嘴，煤气化能力达2600t/d，产气18万m3/h，煤气热值10.6MJ/Nm3。气化过程所需氧来自空分装置，工艺蒸气来自气化炉及余热锅炉。出气化炉煤气经过除尘、脱硫及脱碱金属等一系列净化处理后进燃烧室。燃烧产生的高温高压烟气先驱动燃气轮机发电，然后进入余热锅炉产生高压过热蒸气，用以驱动蒸气轮机发电。燃气轮机入口温度1250℃，发电19万KW，蒸气轮机发电14.5万KW，净输出功率30万KW。净供电效率45％。过程副产高纯度硫磺77t/d。电厂污染物

排放量：SOx<25mg/Nm3，NOx<150mg/Nm3，悬浮灰尘3mg/Nm3，排放量比许可值低得多，特别是SOx和固体排放值。另外与传统电站（效率40％）相比，CO2排放量减少12％。

与常规发电技术相比，IGCC主要的优点是：（1）具有较高的发电效率，更具有进一步提高效率的潜力。现有技术已可达到43％，例如若把燃气轮机燃气进口温度，从现在的1260℃提高到1400℃，以及再加上其它的措施，在2020年以前，发电效率可提高到50％～％；（2）较为彻底的解决了传统煤发电技术的环境污染问题，而且特别适宜使用高硫煤，灰渣对环境无害，被人们称为最洁净的发电技术；（3）技术已趋成熟，能确保发电系统运行的可靠性，单机容量已能达到30万KW；（4）用水量只有粉煤发电站的50％～70％。目前推广使用IGCC的最大问题是投资风险较大，已运行的电站投资为1806～2303美元/KW，而粉煤燃烧法仅1410～1480美元/KW，但人们预测在21世纪第三代的IGCC装置，投资费将下降到1050美元/KW。

3．整体煤气化湿空气透平循环发电（IGHAT）

这是正处于开发阶段的煤气化发电技术。其流程图见图6-2-25。由图可见，它和IGCC的主要区别在于用一个单轴的燃气透平取代了后者中的燃气和蒸气透平。由蒸气和燃气混合工质通过单一透平输出有用功，其效率可达60％。这是目前输出功热力循环所能达到的最高效率。人们希望它将成为21世纪的新型发电技术。

煤气化产生的煤气经净化后供湿空气透平（HAT）燃烧室作为燃料。从省煤器，空压机中间和后置冷却器以及煤气化过程中回收的低品位热量都用来加热给水，加热到200℃左右后被送到混合饱和器顶部。空压机送来高压空气被送到饱和器底部，这样空气被加热和加湿，湿空气含20～40％水汽。水蒸气直接减少了空压机压缩的空气量，并维持适中的燃气透平的燃烧温度。饱和器出来的湿空气被燃气透平排气预热，从而使排气中高品位热量循环回到燃气透平去作功，而在IGCC中，这种高品位热量中相当一部分作为蒸发潜热被消耗掉，而未能转化为电力。

与IGCC相比，IGHAT具有较高效率，这由于：充分利用了低位能量，空压机消耗的轴功率从50％降到30％以及高位能能量的有效利用等。估计投资费比IGCC节省300美元/KW；运行简化，运行费用可下降15％。同样具有低污染排放的优点，而且大量水蒸气进入燃烧器，使NOx排放量比IGCC更低。

实现IGHAT，关键在于研制透平机械，但其难度并未超出目前的技术水平，期望在不久将来进行商业化示范。