增压流化床水煤膏湿法给料技术的评述

不能不知道的煤气化技术选择依据和适应煤种情况在众多的煤炭利用技术中，煤气化是煤炭能源转化的基础技术，也是煤化工发展中最重要、最关键的工艺过程之一。

如何选择煤气化技术，主要的依据以及误区有哪些，小七在这里进行了整理。

煤气化工艺有几十种，若按煤气化炉的炉型分类，大致有三类：固定床气化工艺；流化床气化工艺；气流床气化工艺。

气流床煤气化技术又分为湿法气化和干法气化两种。

就以近年比较热门的加压、气流床粉煤气化技术来说：水煤浆进料的有国外有德士古、E-Gas 等，国内有华东理工大学的多喷嘴、西北院的多元料浆等；干煤粉进料的：国外有Shell、普兰福 (Prenflo)、GSP等，国内有西北热工院的两段进料干煤粉气化炉、航天工业的HT-L航天炉、华东理工大学的SE-东方炉等。

各类气化炉技术信息请从化工707手机APP端查看相关电子书。

煤气化技术的指标因素某种煤气化技术的热能转换效率、技术的可靠性、可利用率、对环境污染的情况、煤种的适用范围、各项消耗指标的高低、投资、运行、维修费用的多少等，尤其是实际效果，都是对某一种气化技术客观标准条件。

煤气化工艺指标煤气化技术的工艺指标是评价煤气化技术好坏的一个重要方面，只有指标优良的煤气化技术才能给企业带来良好的经济效益，并且节能环保。

通常选择合适的煤气化技术依据得主要工艺指标包括：产气率、有效气含量及组成、碳转化率、冷煤气效率、比氧耗、比煤耗等。

产气率产气率是指气化单位重量的原料所得到煤气的体积数(在标准状态下),通常以m3/kg表示。

有效气含量及组成煤气中的主要成分是CO和H2,生成粗煤气中有效气含量是指粗煤气中(CO+H2)的量。

碳转化率碳转化率是指在气化过程中消耗的(参与反应的)总碳量占入炉原料煤中碳量的百分数。

如灰渣中含碳高、飞灰和焦油多,则碳的转化率就低。

冷煤气效率冷煤气效率是衡量煤炭气化过程能量合理利用的重要指标。

表1为两种具有典型代表性的气流床煤气化技术的工艺性能和气化指标比较数据表。

流化床煤气化技术的研究进展煤气化技术有多种分类法，按煤的进料状态可分为干块进料、干粉进料和煤浆进料。

煤层中燃料运动状态，可分为固定床<亦称移动床）、流化床、气流床和熔融床. 按床层压力等级，可分为低压< < 0.3MPa）、中压<0.3 MPa ～4.5 MPa）和高压< > 4.5MPa）。

按排渣状态，可分为干法<固态）、熔聚和熔渣<液态）。

目前，应用较广泛的煤气化技术有如下几种：1）加压固定床气化技术加压鲁奇炉是典型的加压固定床气化技术，技术成熟，能利用高灰分煤，并且能在2.41 MPa 压力下运行，适合合成液体燃料合成所需要的操作压力，可节约投资和能耗，但过程中产生大量的焦油和酚。

为克服上述缺点，又进行了新的开发，主要技术升级包括进一步提高压力、提高温度和两段引气。

2）流化床气化技术温克勒气化工艺是典型的流化床技术，最早用于工业生产，第一台工业生产装置于1926 年投入运行。

这种炉型存在严重的缺陷，只能利用高活性褐煤，排灰含碳多，飞灰带出碳损失严重，致使碳利用率降低。

针对这些问题开发了新的流化床技术，如高温温克勒<HTW）、灰熔聚气化<KRW ，U-gas）和循环流化床气化工艺。

3）水煤浆气流床气化技术水煤浆气流床气化又称湿法进料气流床气化，其中Texaco 炉是一种率先实现工业化的水煤浆气流床气化技术，其进料方式简单，工程问题较少，具有大的气化能力，可以实现高压力<8 MPa ～ 10MPa）操作。

但冷煤气效率较低，氧耗较高。

为了降低过程氧耗，提高冷煤气效率，在Texaco 气化技术基础上发展了两段进煤煤气化工艺。

4）干粉进料气流床气化技术干粉进料气流床气化技术相对湿法进料具有氧耗低，煤种适应广和冷煤气效率高等优点. 其代表技术有Shell，Prenflo 和日立气流床等。

Shell SCGP 工艺是在K-T炉的基础上所开发的加压K-T气化炉。

加压流化床粉煤气化技术工业化问题及思考武晋强（陕西秦能天脊科技有限公司西安 710075)摘要介绍了开发加压循环流化床粉煤气化技术的必要性、开发背景和市场前景，着重分析了示范装臵设计建设过程中的关键技术及其解决措施。

关键词加压流化床粉煤煤气化流化床粉煤气化工艺是众多煤气化方法之一。

自20世纪30年代温克勒(Winkler)炉投入运行以来，世界各地相继建有约70多台温克勒气化炉，且均以空气或氧气作为气化剂的常压气化炉。

由于常压温克勒气化炉存在种种问题，至今只有少数炉子尚在运行。

20世纪中叶，针对这些问题，流化床气化炉向加压和提高气化温度方向发展，并成功地开发了多种新型流化床粉煤气化技术，其中典型的有HTW、U-gas、CFB和KRW气化炉，这些新型气化炉均建有示范装臵且运行水平较高，在一定程度上体现了该技术的优势。

在德国科隆，气化压力1.0MPa、产气量54600 m3／h（标态）的HTW流化床粉煤气化炉于1986年投入运行，虽因经济问题于1997年停产，但近12年的运行证明流化床气化技术是成功的。

我国从20世纪50年代就从国外引进了温克勒煤气化技术，经长期的不断改进，运行水平不断提高，但始终没有成为国内主流的煤气化技术。

近年来，恩德公司在温克勒气化技术基础上进行了重大改进，实现了工业化生产。

我国自行开发的灰熔聚工业示范装臵2002年成功示范后，在现阶段中、小规模煤气化装臵原料结构调整中又掀起了一股利用流化床气化法进行原料煤本地化改造的热潮。

新近开发的常压循环流化床气化技术，尽管克服了原技术对原料煤煤种的严格要求、碳转化率低、运转率不高等缺陷，但仍不能解决其生产强度低、能力规模小、相对投资高、压缩功耗大、带出物多、废水处理费用高等一系列常压流化床气化技术固有的问题，使其在我国新一轮中、小规模煤气化技术改造中的大面积推广应用受到一定的限制。

陕西秦能天脊科技有限公司正在开发的1.0MPa加压选择性排灰循环流化床粉煤气化技术具有局部高温、选择性排灰、循环流化、较高碳转化率、大幅度降低压缩功耗等突出优点，旨在借鉴国内、外流化床气化技术经验，开发具有国内完全自主知识产权、适合国内中型规模煤气化装臵原料结构调整实际情况的工业化示范成套装臵。

增压流化床联合循环概述发表时间：2016-04-27T15:52:48.687Z 来源：《电力设备》2015年第11期供稿作者：田华娟卫小宁[导读] 西安协力科技能源有限公司目前该技术正在逐渐成熟，我国已建成中试电站，更多的基础性试验研究将实施。

(西安协力科技能源有限公司陕西西安 710065)摘要：火力发电行业对提高效率、减小碳排放和降低污染的要求越来越高，洁净发电技术正成为未来的发展趋势。

增压流化床联合循环技术具有烟气出口温度高、负荷调节性能好、高效率低污染的特点，是比较有发展潜力的一种实现燃气蒸汽联合循环发电的方式。

目前该技术正在逐渐成熟，我国已建成中试电站，更多的基础性试验研究将实施。

关键词：增压流化床;联合循环;脱硫;节能增压流化床联合循环（Pressurized Fluidized Bed Combustion–Combined Cycle，PFBC-CC）从联合循环的型式上，类似于增压锅炉型联合循环，主要区别在于燃气的发生过程｡PFBC-CC技术能够实现燃气蒸汽联合循环发电，其综合性能要高于前者，但在近期内尚难于取代常规燃煤发电技术｡增压流化床燃煤联合循环根据燃烧室的类型不同，分为增压鼓泡流化床和增压循环流化床联合循环｡目前，前者为增压流化床燃煤联合循环实际应用的主流，而后者将成为未来流化床联合循环的发展方向｡发展进程和关键技术1.1 国内外发展进程增压流化床联合循环技术早在1969年由英国人开始研究，经多个国家（英国､瑞典､美国､德国、日本等）的研究开发，50多年来历经理论研究､实验室规模试验､中间机组试验､商业示范阶段试验和进入燃煤发电商业市场等阶段[1]；同时为了提高燃气轮机进口烟气温度，从而提高联合循环效率，美国Foster Wheeler公司牵头开发的APFBC技术正在进行中试规模的试验研究，并已开始商业示范电站的设计工作｡英国原煤炭研究所（Coal Research Es-tablishment）开发的前置循环（topping cycle）及气化炉技术已转让给三井巴布科克（MitsuiBab-cock，简称MB）公司，改称为空气气化循环（Air Blown Gasfication Cycle，简称ABGC）｡MB也在寻求包括中国在内的其他合作伙伴，推进该技术的示范和商业化进展[1]｡国内对PFBC-CC技术的研究始于80年代初，经过近20年的不断努力，目前已基本掌握了该项技术｡东南大学热能工程研究所自1981年开始对PFBC技术的研究开发，1984年在该所建成热输入为1MW的PFBC试验装置，达到了国外同类实验规模研究水平｡由东南大学热能所技术负责的徐州贾汪发电厂为我国第一套中试规模的增压流化床联合循环发电机组，于1998年建成并于2000年10月最终顺利地通过了72h 连续运行[2]，取得阶段性成果｡此电站燃烧效率达98%，脱硫率为92%，灰渣可综合利用｡1.2 关键技术1.2.1硫化反应的速率和效率硫化反应的速率和效率主要受以下几个方面的影响：压力、温度、Ca/S的值、脱硫剂粒径大小等，需要通过大量的试验研究得出硫化反应的速率和效率对各个影响因素的响应，最终指导PFBC-CC机组的设计、运行，以达到较高的硫化反应速率和效率。

分析煤化工气化工艺与设备的关键技术摘要：我国煤炭探明可采储量1145亿吨，排名世界第三，煤炭资源储量占据中国化石能源总储量的94%，石油占5%，天然气仅占1%。

发展煤化工既是发挥我国煤炭资源优势、化解煤炭过剩产能、对煤炭资源的高效利用，也是确保国家能源战略安全的需要。

本文首先分析了煤化工行业的技术和工艺，然后阐述了煤化工气化技术设备及其关键技术，涵盖四种水煤浆技术，最后简要分析了设备质量控制的要点。

关键词：煤化工；气化；工艺；技术1 煤化工工艺技术分析1.1 煤化工工艺流程概述煤化工以煤为原料，经化学加工使煤转化为气体、液体和固体产品或半产品，而后进一步加工成化工、能源产品的过程。

根据生产工艺与产品的不同主要分为煤焦化、煤电石、煤气化和煤液化四条生产链。

其中，煤焦化、煤电石、煤气化中的合成氨等属于传统煤化工，而煤气化制醇、醚燃料，煤液化、煤气化制烯烃等属于现代新型煤化工领域。

在煤化工可利用的生产技术中，煤焦化是应用最早的工艺，并且至今仍然是化学工业的重要组成部分。

煤的气化在煤化工中占有重要地位，用于生产各种气体燃料，是洁净的能源，有利于提高人民生活水平和环境保护;煤气化生产的合成气是合成液体燃料、化工原料等多种产品的原料。

煤直接液化，即煤高压加氢液化，可以生产人造石油和化学产品。

在石油短缺时，煤的液化产品将替代天然石油。

目前，煤化学工业技术和设备技术越来越成熟，煤炭化学工业的发展也在不断的扩大，各种类型的工艺流程操作过程也就越来越复杂，然而污染大、能耗高、投资大、运行成本高、装备技术瓶颈制约等问题也突出。

综上所述，煤化学工业的技术发展需要继续进行创新和改革。

以煤为原料生产可替代石油的化工产品，发展新型煤炭—能源—化工一体化产业将在我国能源的可持续利用中发挥重要作用，是今后二十年的重要发展方向。

煤炭化工企业在实施生产和加工的这个过程中，煤气化工艺技术路线十分重要，通常分为三个步骤，分为煤制合成气、煤制合成气的预加工及深加工等步骤。

水煤浆技术水煤浆是20世纪70年代世界范围内的石油危机中产生的一种煤代油的煤炭利用新技术，特点是将煤、水、少量的添加剂经研磨、细化，并充分与水混和均匀，在化学添加剂的作用下，后成为一种类似石油的可以流动的煤基流体燃料，其浓度一般为60～70％，粘度为1±0.2Pa。

s，平均粒度50μm，发热量为18.8～20.1MJ/kg。

水煤浆具有良好的流动性和稳定性，可以象石油一样储存、运输，并且具有安全、不污染等优良特性，是目前最符合我国国情的洁净煤代油燃料。

水煤浆特性参数水煤浆的技术特点（1）浓度高、流变性好、长期储存不沉淀，能象燃油一样泵送、雾化，完全能够代替燃油在工业锅炉、窑炉、电站锅炉上燃烧，其综合经济成本比燃油大大降低。

（2）燃尽率由烧煤的60～70％提高到98％以上，锅炉热效率83%以上，炉渣中的含碳量降到2％以下，充分体现了环保、节能的特点。

（3）水煤浆与燃油类似，用储罐运输及储存，减少了运输过程中的污染和储存的占地面积。

（4）由于较高的燃尽率，炉渣排放量明显减少，既减少煤厂、渣厂占地面积，又改善了周边的环境。

（5）由于是系统内液体自动化燃烧，与燃煤锅炉相比，大大改善了工作环境和条件。

应用水煤浆的优越性一）水煤浆的节能功效由于水煤浆改变了煤的形态，由固体煤块，转化为微小颗粒的煤基流体燃料，像油一样流动，粒度又微小，从而可以进行雾化燃烧。

煤块与氧接触面小，难予混合，燃烧速度慢，水煤浆可雾化成微小颗粒，表面积增大，与空气混合容易，燃烧速度加快。

因而燃烧效率从烧原煤80%左右提高到96-98%，锅炉热效率从60-65%提高到83%以上，其节能的道理就在于此。

此外，由于煤的形态不同，燃烧所需要的空气量不一样，烧水煤浆空气系数可相对减小，因而减少了烟气量，能热损失下降，热效率提高；同时，烧原煤灰渣含碳量很高，一般15-20%，而水煤浆灰渣含碳量很低，因而能热损失很小，便可节能。

二）水煤浆的减排功效（1）水煤浆选用低硫低灰份煤制浆。

流化床技术及国内的应用流化床技术及国内的应用从流化床在国内制药工业应用的情况出发，分析了流化床在干燥、制粒、制丸、包衣方面的各自特点，同时也阐明了流化床技术发展方向。

流化床技术的应用较为广泛，其中最为广泛的应用技术为流化床干燥，流化床干燥又称沸腾干燥，使颗粒等物料呈沸腾状态，并在动态下进行热交换。

流化床技术因气—固两相大面积接触，其快速传热传质、温度梯度小的特性而被广泛运用于工业生产。

然而，制药工业运用流化床技术进行粉(粒)状物料干燥已有数十年的历史，20世纪末，由德国、日本、瑞士引进的流化床一步制粒机为我国固体制剂生产作出了革命性贡献。

近年来，流化床技术已溶入至干燥、制粒、药物包衣等领域。

1.流化床干燥机1.1间隙式流化床随着制药厂GMP改造工作的开展，带搅拌的流化床干燥机得到广泛的运用。

其特点：(1)床内设置搅拌，避免了死角及“沟流”现象；(2)设备结构简单，成本低，得以快速推广。

缺点：间隙式操作，批处理能力低。

同时，对粉尘含量高的干燥操作，过滤器阻力损失大，不能连续操作。

1.2连续式流化床干燥GMP改造促进了间隙式搅拌流化床的运用，但也在相当程度上将连续式流化床带入了误区，将其定位在清洗死角和交叉污染上，而几乎被遗忘。

连续式流化床却具有间隙式流化床无法比拟的优点：(1)连续进出料，适合大规模生产操作，同使用多台间隙式流化床相比，其无需移动料车，布局面积小；(2)动态下进料，避免了加料引起的压实、结块死角。

(3)易于与制粒机、振荡筛、整粒机构成连续生产线，实现封闭操作的物流系统。

随着GMP的深入，连续式设备会得以发展，但需要制药厂、药机工程设计人员向如下方向去深入研究：(1)湿粒加料，现行的压板加料伴随密封不严的现象，而星形加料未解决对粒的挤压、变形甚至粘连的问题。

由此看来，开发密闭性良好的分散加料装置势在必行；(2)清洗死角的问题，传统的过滤角以圆弧过度，舌形多孔板代替直孔板，不积料视窗应得以贯彻；(3)CIP方面，在设备可扩展分离室，流化床进风系统设置CIP清洗，避免交叉污染。

关于炼焦工业中的煤调湿技术小议摘要：煤调湿技术不但可以增加焦炉生产能力和焦炭产品质量，还可以减少炼焦时所需的能源，从而起到节能环保的作用。

本文对煤调湿这种技术进行了系统的简介，并阐述了煤调湿技术的几种主要工艺，以及每种工艺的优点和缺点，最后又分析了煤调湿技术在炼焦工业中的应用效果。

以期该技术能够在今后的发展中得到大力的推广。

关键词：煤调湿炼焦工艺技术应用煤调湿技术作为炼焦用煤预处理技术，近年来得到快速发展。

煤调湿技术不仅可以有效提高焦炉生产能力和焦炭产品质量，还能降低炼焦能耗，有利于保护环境，是国家鼓励的重点节能环保项目。

此外，该技术还被列入了国家环保部颁布的《钢铁行业焦化工艺污染防治最佳可行技术指南(试行)》，国家工信部于2010年曾下发《关于印发钢铁企业炼焦煤调湿等4项技术推广实施方案的通知》，对煤调湿技术进行推广。

一、煤调湿技术简介煤调湿技术是基于煤干燥技术发展起来的炼焦煤预处理技术。

煤调湿是“装炉煤水分控制工艺”的简称。

主要是利用焦化厂余热，如高温烟道气、上升管处煤气余热、焦炭显热等，在装炉前将配合煤加热预处理，脱除煤料中的部分水分，保持装炉煤水分稳定在6%左右，然后装炉炼焦。

煤调湿不同于煤预热和煤干燥。

煤调湿有严格的水分控制目标，不追求最大限度地去除入炉煤水分，而只是把水分稳定在相对低的水平，且保持水分恒定。

煤预热则要求装炉前尽可能降低入炉煤所含水分。

生产中，将入炉煤加热到200℃以上，尽可能脱除水分，甚至完全脱除，该过程相当于炼焦过程中配合煤在炭化室的初步加热脱水过程。

中国焦化企业和国外焦化企业在20世纪均做过工业化研究。

但该技术实际生产中存在系统设备使用寿命短、操作难度大、环境污染严重等问题，在焦化行业已基本不采用。

二、煤调湿技术主要工艺中的优缺点解析煤调湿技术从20世纪80年代开始到现在，经历了4个发展阶段.形成了以下几种主要工艺技术1.导热油煤调湿导热油煤调湿技术，又称为热煤油煤调湿，属于第一代煤调湿。

.干法与湿法的比较：6.1 优点：6.1.1 干煤粉进料，气化效率高：与湿法进料相比，气化1kg煤至少可以减少蒸发约0．35kg水。

如果将这部分水气化并将其加热到1500℃左右，这大约需要2600KJ的热量，假设1kg干煤的热量是26000KJ，这意味着原料煤中约10％左右热量已经被用掉。

显然从能量利用的角度来说干法进料是有利的，其冷煤气效率比湿法进料约提高10个百分点。

6.1.2 煤种适应性广：从无烟煤、烟煤、褐煤到石油焦均可气化，对煤的活性几乎没有要求，对煤的灰熔点范围比其他气化工艺较宽。

对于高灰分、高水分、含硫量高的煤种同样能够气化，但经济性稍差。

6.1.3 氧耗低：与湿法进料水煤浆气化相比，氧气消耗低（15％～25％），与之配套的空分装置投资可相对减少。

干法气化与湿法气化主要气化技术指标对比见下表6.1.4 气化炉无耐火砖衬里，维护量少，气化炉内无转动部件，运转周期长，无需备用炉。

6.2 缺点：6.2.1 气化压力低：干法气化由于受粉煤加料方式的限制，气化压力一般为3.0MPa。

6.2.2 粉煤制备投资高、能耗高，且没有水煤浆制备环境好。

粉煤制备对原料煤含水量要求比较严格，需进行干燥，能量消耗高。

粉煤制备一般采用气流分离，排放气需进行洗涤除尘，否则易带来环境污染，这样使制粉系统投资增加。

6.2.3 安全操作性能不如湿法气化。

主要体现在粉煤的加压进料的稳定性不如湿法进料，会对安全操作带来不良影响。

湿法气化由于将粉煤流态化（水煤浆）易于加压、输送。

如有侵权请联系告知删除，感谢你们的配合！如有侵权请联系告知删除，感谢你们的配合！精品。

水煤浆加压气化工艺评价范立明1，2，郭金鹏1（1.渭河煤化工集团公司，陕西渭南 714000；2.西安交通大学，陕西西安 710049） 2004-07-16近年来，围绕大型合成氨装置原料由油或气改煤，以及新上煤化工装置选用何种煤气化工艺，在煤化工界引起了广泛的关注和讨论，其讨论的焦点主要集中在气流床气化工艺，即干法进料的Shell气化工艺及湿法进料的Texaco水煤浆气化工艺上。

渭河煤化工集团作为我国第一套采用6.5MPa水煤浆加压气化技术的大型化肥装置，1996年投产后，经过多年的消化吸收与技术改造，才掌握了这套技术，因而对水煤浆加压气化了解较深。

我们也曾有幸参加过有关煤气化工艺的技术讨论会，感到大家需要对可选用的煤气化工艺有一个客观的评价和认识，因此本文谨对我们所采用的水煤浆气化工艺进行总结，希望能对煤化工企业有所启迪。

1 渭化的经历和总体评论通过实践，我们深深体会到德士古技术是一个比较好的洁净煤生产技术。

水煤浆的制备、输送、计量及控制简单、安全、可靠；设备国产化率高，易于实现大型化，投资相对低一些。

但掌握起来难度比较大。

因为无论是专利商还是承包商都缺乏足够的工程经验与生产运行经验，设计中难免存在一些问题和不足。

因而需要通过生产实践才能真正掌握这门技术。

投产之初，我们就遇到了气化系统工艺气带灰、带水问题，生产稳定不下来，无论是专利商还是承包商都拿不出有效的解决办法。

面对困境，渭化的技术人员反复研究，先后共提出了14条改造措施，对系统进行了多次“手术”。

中间几经反复曲折，带灰带水的难题终于得到了解决。

灰水系统与除渣系统设计缺陷比较多，系统堵塞与设备磨损非常严重，其中激冷水泵与锁斗循环泵两台泵的磨损及碳洗塔出口管线堵塞问题尤为突出。

主要进口设备之一——高压灰水泵每台价值400多万元，可就是开不稳，运行不了几天就得停车维修。

在生产实践中，我们对灰水系统和除渣系统进行了多项改造，其间我们还用每台80多万元的国产泵取代了进口的高压灰水泵。

湿法技术介绍及各种流派比较发布时间：2007-9-2 14:34:29 阅览：120次湿法技术介绍及各种流派比较1. 湿法脱硫技术介绍1.1 脱硫方法简介目前，世界范围内的火电厂脱硫技术多种多样，达数百种之多。

按脱硫工艺在燃烧过程中所处位置不同可分为：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫。

燃烧前脱硫主要是洗煤、煤的气化和液化，洗煤仅能脱去煤中很少一部分硫，只可作为脱硫的一种辅助手段，煤气化和液化脱硫效果好，是解决煤炭作为今后能源的主要途径，但目前从经济角度看，还不能与天然气及石油竞争。

燃烧中脱硫主要方式是循环流化床锅炉，循环流化床锅炉是近年来在国际上发展起来的新一代高效、低污染清洁燃烧技术，具有投资省、燃料适应性广等优点，是一种正在高速发展，并正在迅速得到商业推广的方法。

但循环流化床燃烧技术在锅炉容量上受到限制，主要用于135MW以下机组。

燃烧后脱硫即烟气脱硫，是目前唯一大规模商业应用的脱硫方式，烟气脱硫技术很多，主要有石灰石/石膏湿法、旋转喷雾干燥法、炉内喷钙加尾部烟道增湿活化烟气脱硫工艺（芬兰Tempell和IVO公司的LIFAC）、海水烟气脱硫工艺、电子束照射加喷氨烟气脱硫工艺、气体悬浮吸收脱硫技术（FLS—GSA）、ABB 新型一体化烟气脱硫工艺（NID）、德国WULFF公司回流式烟气循环流化床（RCFB—FGD）脱硫技术等。

1.2 湿法脱硫工艺简介湿式石灰石／石膏法脱硫工业化装置已有四十余年的历史，经过多年不断改进发展与完善，目前已成为世界上技术最为成熟、应用最为广泛的脱硫工艺，在脱硫市场特别是大容量机组脱硫上占主导地位，约占电厂装机容量的85％。

应用的单机容量已达1000MW。

1.2.1 湿法脱硫工艺特点优点：&#8226; 技术成熟、可靠，国外应用广泛，国内也有运行经验。

&#8226; 脱硫效率高&sup3;95%。

&#8226; 适用于大容量机组。

&#8226; 吸收剂价廉易得。

湿法与半干法烟气脱硫工艺技术比较随着国家环保政策的日益严格，对火力发电厂锅炉烟气脱硫、除尘的要求也更加严格，现行超净排放标准一般为粉尘：≤5mg/Nm³，二氧化硫：≤35mg/Nm³；部分地区甚至要求超超净排放，粉尘：≤2mg/Nm³，二氧化硫：≤8mg/Nm³等，如此要求对火力发电厂烟气脱硫、除尘工艺也提出了更高的要求。

现行火力发电厂锅炉烟气脱硫工艺主要分为湿法和半干法两种，两种脱硫方式结合不同的除尘工艺，共同组成了烟气脱硫、除尘处理工艺。

现就两种不同的工艺路线做出相应比较，明确相关优缺点，可作为工艺路线选取的参考。

一、工艺路线比较1.湿法脱硫主要工艺路线石灰石-石膏湿法工艺路线流程见下图：图1石灰石-石膏湿法工艺路线流程示意图湿法脱硫采用GaCO3作为脱硫剂，核心装置为脱硫塔，GaCO3粉经制浆系统后，以浆液形式经喷淋系统进入脱硫塔，在脱硫塔内与SO2反应，最终以GaSO4形式将SO2固化脱除。

其它系统包含增加脱硫剂利用效率的浆液循环系统，增加GaSO3到GaSO4转化的氧化系统，浆液外排系统，浆液的脱水系统等。

为降低大量粉尘进入脱硫塔，对脱硫循环浆液造成不利影响，一般在烟气进入脱硫塔前，须进行脱尘处理。

而又由于湿法脱硫塔顶部仅设有除雾器，对液滴脱除效率不高，要达到粉尘超净排放，一般需在脱硫塔后配套湿式电除尘器来实现。

故整体处理工艺一般如下：锅炉烟气经SCR脱硝处理后，一级配套高效除尘器（电袋、布袋除尘器、电除尘器）进行脱硫前除尘，保证脱硫入口烟气粉尘浓度满足要求。

经一级除尘后烟气进入湿法喷淋塔进行脱除SO2反应。

由于湿法脱硫反应环境无法脱除烟气中以细微硫酸雾滴存在的SO3，在湿法喷淋塔之后必须进一步配套湿式电除尘器来实现脱除。

配套的二级湿式电除尘器同时肩负粉尘减排提效作用。

由于湿法路线后级脱硫及除尘均在湿式环境下进行，为了提高排烟温度，系统通常还同时配套换热器。

第六章增压流化床燃烧(PFBC)技术第一节概述流化床技术是二十世纪20年代德国人发明的，当时是作为化工领域的一项新技术。

由于在流化床中，物料能剧烈地混合并充分接触从而可加快化学反应的速度，因而逐步得到了广泛的应用。

到60年代，流化床开始被应用于燃烧过程。

增压流化床的概念是由Raymond Hoy在1969年提出的，当时在英国Leatherhead，英国煤炭利用研究协会(British Coal Utilization Research Association)的实验室建立了第一台增压流化床燃烧(PFBC)试验装置。

发展增压流化床燃烧(PFBC)的主要推动力是此项技术具有组成燃煤联合循环的潜力，从而在提高发电效率的同时还能使硫和氮的氧化物的排放满足环保标准。

目前，应用此技术已能节省燃料10%～15%。

今后15年内，还可以进一步节省燃料15%～25%，降低污染物排放也具有不断改进的潜力，不但能满足现在的环保排放标准，也能满足今后对发电系统提出的越来越严格的排放要求。

鉴于PFBC在节能和环保两方面的巨大发展潜力，世界各国竟相开展对此技术的研究。

继Leatherhead的实验室装置之后，英国又建了两台试验装置。

其后，美国、德国、瑞典、芬兰、波兰、南非、日本等国也建立了多台实验室规模的装置。

自70年代中期开始，英国、美国、德国、瑞典在实验室研究基础上，先后进行了PFBC的中间试验(工业化试验)的研究，相继建立了几套中试装置。

我国也于1981年开始实验室规模的研究，从1991年开始，在江苏徐州贾汪电厂建设一座发电功率为15MW的增压流化床燃烧联合循环(PFBC-CC)发电中试电站，即将建成投运。

从90年代开始，瑞典ABBCarbon公司开始推出历经15年，花费2亿美元开发的鼓泡床型PFBC 商业示范装置，包括P200和P800两种容量。

五套P200型PFBC装置先后在瑞典的V artan电站(两套)，美国的Tidd电站，西班牙的Escatron电站以及日本的Wakamatsu电站投运。

德士古加压水煤浆气化技术德士古加压水煤浆气化技术一、德士古加压水煤浆气化工艺技术特点德士古加压水煤浆气化技术是由美国德士古公司在重油气化的基础上开发成功的第二代煤气化技术，是一种以水煤浆为进料、氧气为气化剂的加压气流床并流气化工艺，属于气流床湿法加料、液态排渣的加压气化技术。

气化过程包括煤浆制备、煤浆气化、灰水处理等工序。

德士古加压水煤浆气化技术有以下特点：1、德士古加压水煤浆气化工艺要求原料水煤浆要有良好的稳定性、流动性，较低的灰熔点及泵易输送等特点；2、气化炉内结构简单，炉内无机械传动装置，操作性能好，操作弹性大，可靠程度高；3、高温加压气化，气化采用1300-1500℃的高温，气化压力达2.7～6.5Mpa，已工业化水煤浆气化炉气化压力有3.0、4.0、6.5Mpa 几种。

气化炉能力与压力成正比，气化压力高，能增加反应的速度及增加反应物在气化炉内的停留时间，增加碳的转化率，增加单台气化炉的生产能力，同时可节省后工序气体压缩功，但压力过高工程设计和设备制造难度也就更大。

如产品气用作燃料，气化压力不宜太高；如用作合成氨或甲醇原料气，可以选用4.0-6.5Mpa，应根据工程规模合理选定。

4、碳转化气化效率高，碳转化率高，一般可达90-93%，灰渣中粗渣含碳量约5%，少量细渣含碳量约25%。

单位体积产气量大，粗煤气质量好，有效气成份高，产品气中（CO+H2）可达80%左右；气体中甲烷低、无焦油，可用来生产合成氨、甲醇、制氢、羟基合成原料气，用途广泛；5、灰渣含碳量低；6、水煤浆进料与干粉进料比较，简化了干粉煤给料及加压煤仓加料的问题，具有安全并容易控制的特点，取消了气化前的干燥，节约能量；7、采用半封闭供煤、湿法磨煤以及气流床气化，全过程污染轻微，无焦油等污染物，是一种先进、可靠的气化工艺，世界各国基本公认该技术为环境友好型工艺。

德士古加压水煤浆气化工艺不足之处为：1、受气化炉耐火砖的操作条件和使用寿命的限制，气化温度不宜过高；2、气化炉内砌耐火砖冲刷侵蚀严重，更换耐火砖费用大，增加了生产运行成本；3、喷嘴使用周期短，必须每两个月检查更换一次，停炉更换喷嘴对生产连续运行或高负荷运行有影响，一般需要有备用炉，增加了建设投资；4、水煤浆含水量高，使冷煤气效率和煤气中的有效气体成份（CO+H2）比干法气流床低，氧耗、煤耗均比干法气流床高；5、对管道及设备的材料选择要求严格，一次性工程投资比较高；6、制备水煤浆需多种添加剂，适用于生产合成氨的激冷流程有庞大的灰水处理系统，且细灰中含碳量高达25～30％不易处理。

煤调湿技术煤调湿技术是将焦炉入炉煤水分控制(Coal Moisture Control)技术(简称煤调湿或CMC)，是由煤干燥技术进化而来。

它是将炼焦煤料在装炉前除掉一部分水分，并保持装炉煤水分稳定的一项煤的预处理技术。

一、技术简介。

其工艺流程历经三代发展，逐渐发展成为成熟的技术。

第一代CMC是采用导热油干燥煤。

利用导热油回收焦炉烟道气的余热和焦炉上升管的显热，然后，在多管回转式干燥机中，导热油对煤料进行间接加热，从而使煤料干燥。

第二代CMC采用蒸气干燥煤料。

利用干熄焦蒸气发电后的背压汽或工厂内的其他低压蒸气作为热源，在多管回转式干燥机中，蒸气对煤料间接加热干燥。

第三代是焦炉烟道气调湿，此工艺在对第二代CMC技术实践和总结的基础上，根据具体的生产实践研究总结而出的。

该工艺的热源是焦炉烟道废气，温度在200～350℃。

首先抽风机抽吸焦炉烟道废气，送往流化床干燥机，经袋式除尘器过滤后的废气由抽风机抽送至烟囱外排。

同时设有热风炉，当煤料水分过高或焦炉烟道废气量不足或烟道废气温度过低时，可将抽吸的烟道废气先送入热风炉，用焦炉煤气点火，使高炉煤气燃烧，提高烟道废气的温度，通常情况下可不用热风炉补充热源。

采用煤调湿技术后，可以获得以下几个方面的效果：（1）经过多年生产实践，采用CMC技术后，煤料含水量每降低1%，炼焦耗热量就降低62.0 MJ/t(干煤)。

当煤料水分从12%下降至6%时，焦炉炼焦耗热量相当于节省了62.0×(12-6)=372 MJ/t(干煤)。

（2）由于装炉煤水分的降低，使装炉煤堆密度提高，干馏时间缩短，因此，焦炉生产能力可以提高10%左右。

改善焦炭质量，其可提高2～5个百分点，焦炭反应后强度CSR提高1～3个百分点；在保证焦炭质量不变的情况下，可多配弱粘结煤6%～10%。

（3）煤料水分的降低可减少30%多的剩余氨水量，相应减少剩余氨水蒸氨用蒸气30%，同时也减轻了废水处理装置的生产负荷。

煤气化技术综述德士古水煤浆气化技术的特点煤的工业分析的内容：灰分、水分、挥发分和固定碳、灰熔点、发热量等1、灰分是煤中的无用成分，是一种极为复杂的无机混合物，其熔融温度与化学组成有一定的关系。

煤灰的组成为AL2O3\SiO2\CaO\MgO\Fe2O3\K2O\Na2O、\TiO、SO3等。

一般来说煤灰中AL2O3和SiO2的含量越高，煤灰难熔，也就是说灰熔点比较高；CaO、Fe2O3、MgO等的含量越高，煤灰易熔，也就是灰熔点较低。

所以，大多数厂家在气化较高灰熔点煤的时候需要添加适量的石灰石（CaO）或者是Fe2O3等物质，用来降低煤的灰熔点。

2、水分煤中的水分可分为内水和外水，外水是指煤在开采和运输过程中所增加的水分；内水是指煤的内在水分，是吸附在毛细孔内的水分，需加热到200度以上才能脱除。

内水和煤的成煤年代有关，一般来说，变质程度较浅的煤内水含量高，变质程度较深的煤内水含量低。

3、挥发份主要是指煤中的焦油等碳氢化合物。

4、固定碳固定碳是指煤样除去水分、灰分、挥发份后余下的部分。

5、灰熔点是指煤灰熔融状态时所对应的温度。

6、发热量是指一定质量的煤完全燃烧所放出的热量。

煤的元素分析的内容：C、H、O、N、S等水煤浆的技术特点：1.气化炉结构简单。

德士古水煤浆气化炉加压单段气流床气化技术，湿法进料，液态排渣。

气化炉结构简单，无机械传递装置。

2.对原料适应性较强。

烟煤、劣质煤、焦炭、石焦油等均应用于气化，甚至可掺烧垃圾（如废塑料和废轮胎等）并且可使用几乎所有的气态或液态碳氢化合物，如天然气、液化石油气、原油、重油等。

3.气化生成气有效气体成分高[(CO+H2)大于80%]，而且H2/CO的比值具有较宽幅度的可调性，适用于制合成氨、甲醇、醋酸、合成汽油等多种化工产品和城市煤气。

4.气化生产气纯度高，不含交友、酚类等污染物，气体净化简便。

几乎无废弃排除出，废水排放也少，处理后完全达到国家有关排放标准。