IGCC气化岛工艺方案与技术路线.doc

200MW级IGCC关键技术研究开发与工业示范200MW级IGCC机组气化岛工艺方案与技术路线中国华电集团公司二六年十二月编写说明“200MW级IGCC关键技术研究开发与工业示范”是中国华电集团公司作为依托单位申报的 “十一五”国家863重大项目课题。课题的申报得到了国家科学技术部、浙江省、杭州市等有关部门的大力支持与指导。目前，该课题已通过国家科技部组织的评审，其示范工程设在杭州华电半山发电有限公司。依据课题申请报告的进度要求和工程实际需要，按照华电集团对项目的总体安排，项目课题组开展了工程方案、技术路线的研究。在研究过程中，华电集团先后派出了美国Tampa电厂IGCC发电技术考察代表团对国外IGCC技术的发展进行了考察，并调察研究了国内IGCC主要设备的制造能力，同时组织相关单位进行了多次研讨。在华电集团组织领导下，根据“200MW级IGCC机组总体工程方案与技术路线”，项目课题组对气化岛多种工程方案进行了研究分析，完成了“200MW级IGCC机组气化岛工艺方案与技术路线”报告。参加研究的单位有国家电站燃烧工程技术研究中心、中国科学院工程热物理研究所、浙江省电力设计院、杭州华电半山发电有限公司、华东理工大学等。参加研究的单位还有杭州杭氧股份有限公司、杭州锅炉集团公司、上海电气电站集团、哈尔滨电站设备集团公司、中国天辰化学工程公司、中国石化集团南京设计院等。本报告撰写单位为国家电站燃烧工程技术研究中心。本报告撰写时间仓促，不当之处，恳请各位专家与领导批评指正，以便进一步完善和充实此报告，并为下一步研究工作提供指导。最后，向为本项目提供支持的有关领导和相关研究单位一并表示感谢！“200MW级IGCC关键技术研究开发与工业示范”课题组2006年12月20日1 工程条件1.1 系统约束条件气化工艺是决定气化岛系统内部组成的关键，IGCC发电技术对气化工艺选择的要求为：l 技术成熟；l 高压运行，煤种适应性强、大容量等；l 具有较高的可用率。针对于本工程，煤气化工艺的要求主要有：l 技术成熟可靠，造价适当；l 作为工程示范应以自主研发为主，与国外合作为辅；l 单炉的气化容量满足200MW等级发电容量的需要；l 气化炉的可用率高，运行安全；l 煤种适应性强；l 粗合成气便于净化处理；l 与发电设备运行工况匹配跟踪，启动、停炉操作方便、快捷，负荷变化范围较广。1.2 设备约束条件气化岛的主要设备在国内都有相应的制造厂家，其中的许多设备是化工系统的常用设备，国内完全有能力进行设计和制造，但部分材料需要从国外进口。1.3 工程约束条件 工程约束条件中涉及到气化岛的主要有：1) 本示范工程燃料初步按神府东胜煤考虑；2) 利用老厂已有铁路及卸煤设施；3) 本示范工程装机方案按200MW级考虑；4) 利用运河水作为电厂水源；5) 灰渣全部综合利用。煤质分析结果见表1。表1煤质分析结果名称项 目符 号单 位设计煤种（神府东胜）校核煤种(大柳塔)工业分析收到基全水分Mar%1415.32空气干燥基水分Mad%8.499.5收到基灰分Aar %1115.45收到基挥发分Vdaf%27.3338.32低位发热量Qnet,arMJ/kg22.7621.37高位发热量Qgr,arMJ/kg23.9222.53元素分析收到基碳Car%60.3355.85收到基氢Har%3.623.44收到基氮Nar%0.690.70收到基硫St,ar%0.410.31收到基氧Oar%9.958.93磨损哈式可磨性指数HGI5655灰分析二氧化硅SiO2%36.7122.12三氧化二铝Al2O3%13.9913.61三氧化二铁Fe2O3%13.855.02氧化钙CaO%22.9248.84氧化镁MgO%1.280.90氧化钾K2O%0.720.34氧化钠Na2O%1.230.76三氧化硫SO3%9.37.08其他%/1.33灰熔点变形温度DT11301190软化温度ST11601220流动温度FT121012402 气化岛主要系统组成气化岛工艺流程框图见图1图1 气化岛工艺流程框图IGCC发电系统中的气化岛根据流程可以划分为以下几个单元：l 气化炉单元，包括制浆、气化；l 合成气高温冷却单元，包括辐射废锅、对流废锅；l 除尘单元；l 合成气低温冷却单元，包括合成气显热和其中水蒸气潜热的回收；l 脱硫单元，包括硫的脱出、回收；l 渣水处理单元；l 空分单元。2.1 制造基础上海电气电站集团、哈尔滨电站设备集团公司等大型装备制造企业都有气化炉的制造经验，国内的化工设计院有与国外公司联合进行水煤浆气化炉的设计经验，也能独立对其进行设计，化工系统应用的气化炉的操作压力最高能够达到8.7MPa。国内化工行业对IGCC气化岛中的常规设备具有丰富的设计、制造和安装经验，如：闪蒸设备、脱硫塔、克劳斯炉等；在辐射废锅、对流废锅的制造方面，目前国内的制造能力没有问题，在设计方面，与水煤浆气化炉配套的辐射废锅、对流废锅还没有工程经验，但杭州锅炉集团公司等企业能够设计和制造应用于钢铁行业的辐射废锅。结合钢铁行业的设计和运行经验，经过技术改进，完成辐射锅炉的设计和制造是可行的。2.2 技术基础 气化岛是一个较为复杂的煤化工的系统，气化炉单元在化工行业有丰富的应用经验，高温合成气冷却单元主要涉及到传热过程，国内研究机构和制造厂家能够对其进行开发和设计。除尘和脱硫单元、合成气低温冷却单元、空分单元等技术在国内都是成熟的化工单元技术。在水煤浆气化技术方面，适用于本工程的有四喷嘴水煤浆气化技术和Texaco气化技术, 四喷嘴水煤浆气化技术在国内已经完成了商业运行，Texaco气化技术在国内化工行业应用十分广泛，气化炉的压力最高达到8.6MPa；在合成气除尘方面，适合本工程的是湿法除尘和干法除尘技术，湿法除尘广泛应用于电力、化工等行业中， IGCC的干法除尘技术目前在国外已经有成熟的运行经验，在国内正在从材料和设计方面进行研制开发，目前尚未进行商业化；合成气低温冷却的方式主要是应用各种换热设备回收合成气的显热和其中水蒸气的潜热，渣水中的显热应用化工系统常用的闪蒸设备进行回收，这些技术都是化工常规技术；适合IGCC的合成气脱硫技术主要有NHD（聚乙二醇二甲醚）脱硫技术和MDEA（N-甲基二乙醇胺）脱硫技术，目前国内对这两种技术都有应用，在技术方面都是成熟的。空分技术是国内成熟的技术，我国主要的空分制造厂如杭州杭氧股份有限公司、大连金州重型机器厂、开封空分设备厂等与拥有世界一流技术的国际空分设备公司都建立了技术合作关系，掌握了大型空分设备的设计和制造技术。3 技术路线参照Tampa电厂IGCC机组气化岛工程设计与运行经验的基础，充分吸收国内化工行业的水煤浆气化技术，制定气化岛工艺方案，依据工艺方案对气化岛内的气化炉、辐射废锅、对流废锅等主要设备进行研究开发；对合理回收合成气低品质热量、渣水重复利用；优化空分系统的空气压缩机、氧气和氮气的加压单元与空分系统一体化设计技术；重点解决辐射废锅的设计，对流废锅的积灰等技术难题。确定气化岛内的关键设备选型与关键技术的研究内容，为工程设计和设备研制提供依据。在对气化岛关键技术采取专题研究的基础上，吸取设计院和设备制造厂家在设计和制造方面的经验，气化岛内的单元技术最大限度地结合国内的工艺设计、设备设计和制造技术；开发防止积灰的对流废锅设计和制造技术，解决国外同类机组的对流废锅所存在的技术问题，利用现在的技术，参照国外同类机组进行升级。利用电力工业、化工工业和装备制造工业的技术基础，充分发挥研究部门、设计院和制造厂家的优势，完成关键设备、单元技术和气化岛技术的研究开发，保障本示范工程的建设。3.1 气化炉单元水煤浆气化工艺进料设备及系统简单；运行、计量方便，运行经验比干粉进料更多，安全可靠；易于升高压力，进料灵活，容易转换成油或其它废料的气化；磨煤、制浆、燃烧器均比干粉进料简单；水煤浆制备飞灰少，环境好；国内也有一定的研究和应用基础。考虑到二氧化碳分离和减排时，水煤浆气化工艺是成本最低的气化技术，世界上已运行的燃煤IGCC机组中，采用水煤浆气化技术的是唯一无政府补贴且具有商业竞争力的发电机组，美国的第三代具有二氧化碳减排和制氢能力的IGCC机组仍采用水煤浆气化技术。国内应用的水煤浆气化技术主要有Texaco气化炉和国内开发的多喷嘴对置式水煤浆气化炉。 “十五”国家863开发的多喷嘴对置式水煤浆气化技术建立了示范工程，并应用于商业运行，结果表明：有效气成分约83%，比相同条件下的Texaco生产装置高1.52个百分点；碳转化率98%，比Texaco高23个百分点；比煤耗、比氧耗均比Texaco降低7%。气化炉结构上采用多喷嘴对置法改善物料场结构，强化射流区物料混合程度，加速气化反应进程。国内建设的首台多喷嘴对置式水煤浆气化炉(6.5MPa，日处理煤750吨)， 2004年底投入试运行。2006年国内设计制造的两台日处理1150吨煤的多喷嘴对置式水煤浆气化炉目前投入成功运行。已商业化运行的Texaco气化炉，在世界上数量最多，运行经验丰富，特别是在我国的化工行业有大量运行实例，国内几家化工设计院引进技术设计了多套水煤浆气化炉。不同的气化工艺对煤种都有一定的要求，对煤种的变化比较敏感，煤种的变化需要气化炉的试烧和调整机组的运行参数，这需要相当的经验和技术支持，是否有相关煤种的气化经验是选择气化工艺需要重点考虑的问题。本工程气化工艺定位于水煤浆气化工艺，还要考虑经济、示范、自主产权问题。 3.2 合成气高温冷却单元合成气高温冷却单元是指从气化炉出口到除尘段的部分，在这个区域的粗合成气具有较高的温度，因而有大量显热能。采用水煤浆气化工艺的气化炉出口温度为12001500，气化炉出口的粗合成气在净化前必须降温，其含有的大量显热能需要回收以提高效率。合成气高温冷却单元热回收装置是位于气化炉出口的辐射废锅与其后的对流废锅。在这里合成气将其大部分显热传给辐锅和对锅中的水，产生高压蒸汽，这些蒸汽可以在余热锅炉过热后送蒸汽轮机发电。辐射废锅和对流废锅在以水煤浆气化为基础的IGCC发电工程上的应用是十分必要的，发电系统的优劣的主要考量指标是系统的发电效率，也就是对系统中热量的利用问题，如果将没有经过辐射废锅和对流废锅的合成气直接激冷，合成气中高品质热量将变成不能够被利用的低品质热量被浪费掉。经过计算，如果不使用辐射废锅和对流废锅回收热量，系统中约13%左右的能量将被浪费掉，系统的净效率将减少57，如果使用灰水热量回收系统，系统将很庞大。辐射废锅形式的选择，按照材料、制造、安装和检修的条件，在满足工艺生产和安全运行的前提下，还应考虑加工制造的可能性，现场及加工机具、制造设备能力、材料来源、现有技术力量等。高温合成气的辐射废锅的结构要求耐热膨胀性能好，传热面的导热系数大，气体经过处要求结构简单、焊接缝少、流速快、停留时间短等，因此辐射废锅可以选用烟道水冷壁排管式。对流废锅可以选择火管式和水管式两种形式。火管式对流废锅具有传热效率高，体积小、造价低的优势，其缺点是系统吹灰困难，容易造成积灰。Tampa电厂的水煤浆气化IGCC系统采用的火管式对流废锅的积灰问题比较严重，影响到了机组的可用率，目前对流废锅已经停止了使用。水管式对流废锅具有吹灰和受热面布置容易的特点，但缺点是传热效率不如火管式，设备体积庞大，造价要高于火管式废锅。本工程中的对流废锅的形式选择和设计，要在以后的专题中对工艺、安全方面进行充分的研究，在投资方面进行对比。Tampa电厂的IGCC工程中，在对流废锅和洗涤除尘系统之间，安装了粗合成气加热净合成气和回注氮气的气/气换热器以回收合成气的显热。气/气换热器在调试阶段就出现过灰渣堵塞的现象，在停用清理的过程中，沉积的灰渣吸收空气中的水分，对管路造成严重腐蚀。在后来的运行中多次因管路泄漏而停炉，并造成燃气轮机的损伤，最终取消了这里的气/气热交换器。考虑到系统的安全运行，本工程中将不在此处安装气/气换热器，替代的方案是增加对流废锅的吸热量，比照Tampa电厂的设计降低合成气出口温度，以回收原气/气换热器部分的热量，当入口合成气温度为700，出口温度分别为400和350时，对系统效率的影响见图2和表2(详细计算结果见附件1)。图2 对流废锅出口温度对效率的影响表2对流废锅出口温度对效率的影响序号项目单位有对流废锅（出口400）有对流废锅（出口350）1总功率MW241.9243.72发电效率%48.6448.973供电效率%40.0740.394厂用电率17.6017.5%5蒸汽轮机功率MW107.5109.26高压/MPa/（t/h）505/10/253.50505/10/259.207中压/MPa/（t/h）297/2.69/13.38297/2.69/12.138再热(含中压)/MPa/（t/h）500/22.6/260.60500/22.6/265.009低压/MPa/（t/h）217/3.56/44.35217/3.56/43.85考虑到本工程要达到较高的净发电效率，系统中应该设置辐射废锅、对流废锅。3.3除尘单元按照燃气轮机的入口合成气中灰浓度的要求，选择除尘单元工艺，根据E级燃机的运行条件，合成气中灰尘的含量应该小于7mg/Nm3,则系统中除尘设备的效率要大于99.8%。目前，适合本工程的除尘技术有湿法除尘和干法过滤除尘两种，一般水煤浆的气化工艺中的除尘采用的直接湿式洗涤的方式，含尘合成气先经过文丘里洗涤器再送往湿式洗涤塔，文丘里洗涤器和湿式洗涤塔总体除尘效率可以达到系统对除尘效率的要求。根据设计煤质和湿法除尘运行经验，经过洗涤后的合成气含尘浓度可低于4mg/Nm3，该工艺属于非常成熟和广泛使用的除尘工艺，但灰水处理部分相对复杂。水煤浆气化工艺中的除尘也可采用干式过滤除尘的方法，含尘合成气经过陶瓷管式过滤器，经过除尘的合成气含尘浓度一般为12mg/Nm3，美国Wabash电站将干法除尘技术与水煤浆供料的EGAS气化炉相配套，通过Wabash电厂的使用和改进，陶瓷过滤器在371下的使用寿命和可靠性已经过关。采用湿法或干法除尘都可以满足燃机入口对含尘浓度的要求，并且都有比较成熟的运行经验，因此对于除尘系统的选择，主要是根据气化工艺的习惯配置、除尘技术的成熟程度、投资、合成气成分以及运行费用等方面综合进行考虑。湿法除尘是国内电力和化工行业常用的除尘技术，具有丰富的设计和运行经验。干法是一种节能的除尘方式，但由于目前的过滤元件只能在371以下进行长期的工作，合成气温度再高时，则容易发生问题。另外由于国内在干法除尘过滤元件制造方面还没有商业化应用的实例，考虑到本工程示范的可靠性和国产化的目地，推荐采用湿法除尘工艺。3.4合成气低温冷却单元低温合成气冷却单元通过换热器回收合成气的显热和其中水蒸气的潜热。回收热量用于加热洁净合成气等，如果不回收这部分热量，系统效率将损失1左右。3.5渣水处理单元渣水处理单元采用闪蒸和沉降过滤的方式对渣水和灰水进行处理，处理中尽量回收灰水中的热量，同时使水的损失率最小，经过处理的水返回到制浆和洗涤系统中进行应用。3.5脱硫单元脱硫单元主要括脱硫和硫回收两个部分，适合于IGCC的脱硫工艺主要有NHD法和MDEA法。NHD是物理吸收法，以对H2S溶解度较大的聚乙二醇二甲醚为吸收剂，在加压条件下进行吸收。吸收H2S后的吸收剂经减压后释放H2S，溶剂可循环使用，吸收效果主要与吸收温度和压力有关。该方法的特点是对设备没有腐蚀性，能耗低，反应过程没有起泡等波动现象。MDEA法的机理是利用可逆的化学反应，以N-甲基二乙醇胺为主要成分的溶剂在吸收塔中吸收原料气中的CO2 、H2S和COS等酸性气体，从而达到气体净化的目的。吸收酸性气体的富液经加温和减压后得到再生，放出吸收的CO2 、H2S等气体，溶剂反复循环利用。化学吸收法因为受到化学反应当量的限制，硫容较低，而且由于再生时必须提供破坏化学键所需的能量，所以能耗较高。由于上面两种技术都是应用在化工系统中的技术，目的主要是脱硫、脱碳，对于合成气只脱硫的情况需要根据工程的具体条件进行分析对比，表3为两种脱硫工艺的简单对比：表3两种工艺的脱硫剂对比项目MEDANHD溶剂N甲基二乙醇胺聚乙二醇二甲醚方法、性质化学吸收法物理吸收法工业化年代19711958应用范围天然气、合成气大型合成氨装置工程应用广泛较广吸收剂价格15000元/t23000元/t方法优点无毒、无腐蚀、降解低、循环量少、溶液浓度可以较高无毒、腐蚀性小、一次投资少缺点再生能耗高价格高、循环量大、需要冷冻、操作费用高脱H2S效率%9495再生气中H2S%3325表中的脱硫化氢效率是基本的比较值，实际的脱硫化氢效率要根据实际工程应用的工艺路线进行确定。目前这两种工艺对硫化氢的脱除效率都可以达到98以上。由于本工程中使用的煤的含硫量只有0.41，脱硫工艺可采用NHD和MDEA工艺，烟气的排放都可以达到小于45mg/Nm3的排放指标（计算结果见附件1）。NHD各方面性能与MDEA不相上下，但当燃用高硫煤时，要达到排放指标MDEA工艺由于对COS没有脱出性，需要添加COS水解装置，而NHD工艺对COS也有部分脱出能力，可以通过工艺参数的调整提高对COS的脱出性能，本工程中的合成气是在高压条件下进行脱硫，符合属于物理脱硫方法的NHD法的技术条件要求，而且由于NHD法是由国内化工研究机构开发的技术，因此本工程暂时建议采用NHD法作为脱硫单元的首选方案。硫回收部分：脱硫后的H2S可以生产固体硫磺和硫酸，生产硫酸的工艺比生产固体硫磺的系统复杂，根据国内的硫酸生产工艺，生产尾气中的SO2浓度将超过电厂的烟气排放标准，生产硫酸要考虑到运输的限制、当地的硫酸市场情况和电厂人员对化工生产流程的熟悉和操作程度。综合上面的因素，本工程中推荐脱硫后的H2S用于生产固体硫磺。适合于IGCC的硫回收工艺主要有克劳斯工艺，超级克劳斯工艺，克劳斯SCOT工艺。克劳斯工艺由于采取的是一步的克劳斯转化，转化后的尾气中的含硫量达不到安全排放的要求，因此目前应用较少。超级克劳斯工艺和克劳斯SCOT工艺都是在克劳斯工艺的基础上进行的改进，超级克劳斯工艺的尾气中SO2要高于克劳斯SCOT工艺，但克劳斯SCOT工艺中需要使用氢气作为工艺气。超级克劳斯工艺和克劳斯SCOT工艺都可以符合本工程的排放标准，由于克劳斯SCOT中的氢气来源在电厂中难以解决，因此硫回收工艺采用超级克劳斯工艺。3.6空分单元本单元为分子筛净化空气、空气增压、氧气内压缩流程，带中压增压透平膨胀机，膨胀空气进下塔，采用规整填料上塔工艺。本工程中要从燃机压气机出口抽取5（相当于空分系统空气容量约30）的空气供给空分单元使用，燃机抽气压力1.15MPa,管道压损0.4 MPa,到达空分压气机出口压力0.7 MPa,与低压空分压力基本相当，因此系统采用低压空分工艺。4 气化岛工程方案4.1 本项目工程方案建议l 气化炉单元采用水煤浆气化工艺根据神府东胜煤煤质条件，系统配备E级燃机。通过计算（见附件1基本工程方案计算的结果）水煤浆气化炉容量为1950吨（干煤）/天；气化温度的选择原则是在气化煤种的灰渣流动温度（1210）基础上增加40100，气化炉操作温度为1250；气化压力3.5MPa，从燃烧室入口到气化炉出口压差1.15MPa,比Tampa电厂IGCC机组高0.45 MPa。气化炉单元工艺流程：磨煤和煤浆制备系统采用棒式磨机将煤制备成煤浆（煤浆重量浓度约61）送入气化炉的系统。原煤仓中的煤连续送往称重式给煤机，再送往磨煤机。同时从灰水处理中回收的未反应的碳（如果有必要）也被循环回来制浆。利用给料控制器控制煤浆的浓度，从磨煤机中溢流出去的煤浆中固体颗粒满足气化的要求后，经过磨煤机出口的粗筛进入磨煤机出口料箱，其最多可储存磨煤机最大制浆速率下大约15分钟的浆液，出口料箱中的煤浆被泵入煤浆运行储箱，其容量可满足气化炉满负荷运行8小时。从细灰渣处理中回收的灰水用作制浆水，不足部分用工艺水补齐。煤浆由煤浆加压泵加压后进入气化炉，通过调整加压泵的流速，可以精确控制给浆量，以适应负荷的变化。从空分系统输送来的高纯度氧气（浓度99.6%）与煤浆经过喷嘴一起进入气化炉。l 合成气高温冷却使用辐射废锅和对流废锅。本工程中采用辐射废锅和对流废锅，对从气化炉排出的高温合成气进行冷却，同时加热废锅中的饱和水为饱和蒸汽。合成气高温冷却工艺流程：气化炉出来的合成气从上向下流，经辐射废锅后从辐射冷却段壳体进入对流废锅，出辐射废锅后的合成气温度控制在700左右。在辐射废锅的底部，粗灰渣和部分细灰渣被收集在水槽中，大块的渣被碎渣机碾碎，并通过锁斗系统排出。初步设想采用垂直布置的对流废锅，合成气由下向上流，对流废锅由对流受热面和膜式水冷壁组成，入口段膜式水冷壁内不布置对流受热面，目的是为了使合成气中的灰分进一步沉降，温度继续降低，K, Na盐能在此析出，不至于沉积在对流受热面上，出对流受热面后的合成气温度控制在350左右。l 除尘单元采用水洗涤除尘工艺 除尘单元为了达到燃机入口对合成气中含尘浓度的要求，采用文丘里洗涤器与洗涤塔串联布置的方案。除尘工艺流程：进入湿式洗涤除尘系统的合成气首先经过文丘里洗涤器，使得灰尘与水充分的结合，然后送入合成气洗涤塔。洗涤塔的洗涤包括3个步骤，首先在水面下对灰渣进行收集，然后是凝结水洗涤盘对合成气进行清洗，最后是合成气洗涤塔顶部的除雾器将合成气中的水滴去除,合成气洗涤塔底部水和辐射废锅底部含灰水，被送到闪蒸系统处理，闪蒸后的塔底含灰水送沉淀系统除去固体物后返回，闪蒸出的气体进入氨汽提塔进行汽提。l 合成气低温冷却单元合成气的显热利用换热器进行回收，换热器将合成气冷却到其中的水蒸气达到冷凝，将水蒸汽的冷凝潜热进行回收，系统使用预热洁净合成气的方法回收热量。对于高温的渣水热量采用将渣分离后将水返回到除尘单元作为除尘用水的方式进行热量的回收。合成气低温冷却工艺流程：从合成气洗涤塔顶部经过除雾器后由塔顶排出，排出的合成气中水蒸气处于饱和状态，首先使用由脱硫单元返回的合成气进行冷却，粗合成气中的水蒸气从其中凝结出来，凝结的水循环作为洗涤塔供水。末级冷却使用厂内循环水，从合成气中分离出的凝结水由于含有氨和氰化物，将被送到氨汽提塔中进行汽提，汽提后的塔顶流出物经冷却凝结后得到氨，不凝气体送脱硫单元处理，塔底液体送到灰水处理系统。l 渣水处理单元，渣水处理系统对渣水进行分离，将渣以固态形式排出，对经过处理的水送回煤浆制备和洗涤系统中重新利用。 图3为灰水系统示意图图3 灰水系统示意图渣水处理工艺流程：出气化炉的灰水与出合成气洗涤塔底部的灰水一起经减压后进入高压闪蒸罐，闪蒸出水中溶解的气体。闪蒸后的灰水与渣池泵来的灰水一起进入真空闪蒸罐进一步闪蒸。经闪蒸后的灰水送至沉降槽沉降分离细渣。沉降后沉降槽底部的沉降物含固量约20%，由沉降槽底流泵送至过滤机给料槽，再经过滤机给料泵送至过滤机经过滤机脱水后的滤饼装车外运，滤液自流到制浆水槽。再经水泵送至煤磨机作为水煤浆制备的补充水。沉降槽上部溢流清液自流到灰水槽，灰水槽中的灰水经低压灰水泵、锁斗冲洗水冷却器冷却后，送至锁斗冲洗水罐作为锁斗排渣的冲洗水，一部分经废水冷却器冷却后排至污水处理系统进行处理，达到排放标准后排放；灰水槽中另一部分灰水经高压灰水泵在灰水加热器中与中压闪蒸汽换热以后，送至合成气洗涤塔作为系统洗涤补充水使用。高压闪蒸罐顶的闪蒸汽经灰水加热器与灰水换热降温后，再经脱盐水加热器和高压闪蒸罐冷凝器用水冷却后，进入高压闪蒸分离罐，分离后的气体送去氨汽提塔，分离后的冷凝液返回沉降槽循环使用。真空闪蒸罐顶的闪蒸汽经真空闪蒸罐冷凝器用水冷却后的气体进入克劳斯系统燃烧后排空，真空闪蒸罐顶冷凝器的冷凝水送到氨汽提塔进行汽提。l 脱硫单元，包括硫的脱出、硫回收，脱硫工艺采用NHD工艺，硫回收系统采用超级克劳斯工艺，生产固体硫磺。脱硫系统示意图见图5、图6图5 脱硫部分系统示意图(NHD法)图6 脱硫部分系统示意图(MDEA法)脱硫工艺流程（以NHD为例）： 来自合成气热回收系统的粗合成气进入脱硫塔下部，在塔内自下而上与NHD逆流接触，NHD吸收了合成气中大部分的H2S气体，同时也带走部分CO2、COS等气体。除去H2S的合成气称之为合成气脱硫气，其总硫含量25%，进入硫回收工段。硫回收工艺流程：酸性气进入缓冲罐后经过酸性气预热器预热到120，其中75%与经过缓冲罐后的汽提气混合进入酸性气燃烧炉，与按一定比例配入的氧气混合燃烧，余下25%酸性气旁路进入燃烧炉后段。燃烧炉内发生H2S部分氧化反应：在燃烧炉内有大部分的H2S转化成单质硫。出炉后的高温气体经废热锅炉冷却后进入一级冷凝器冷却分离出液硫。从一级冷凝器出来的气体经过一级预热器提温到240进入一级Claus转化器进行催化转化反应。主要反应为：反应后的气体进入二级冷凝器回收硫磺。脱去硫磺后的气体经过二级预热器提温到215进入二级Claus转化器，再次进行催化转化反应后进入三级冷凝器冷却回收液态硫。三级冷凝器出口气经过三级预热器提温到200后进入三级Claus转化器，再次进行催化转化反应后进入四级冷凝器冷却回收流态硫。经过三级克劳斯催化反应的尾气再经过四级预热器加热到200210，然后混合适当比例空气进入超级克劳斯反应器，在超级克劳斯反应器中大部分余下的硫化氢发生选择性氧化反应生成单质硫，反应式如下：从超级克劳斯反应器出来的工艺气体经过超级克劳斯冷凝器分离出硫磺。出超级克劳斯冷凝器的气体中还含有少量的硫磺，需通过硫磺凝集器进一步分离出硫磺。从各级冷凝器分离下来的液体硫磺自流入液硫封，再从液硫封流入液硫地下槽，利用液硫泵将硫磺输送到硫磺钢带成型造粒机成型。超级克劳斯尾气与一定量燃料气、空气混合进入尾气焚烧炉焚烧，将尾气中残留的硫化氢和硫化合物转换为二氧化硫，然后通过高空烟囱放空排放。反应如下：H2S + 3/2 O2 SO2 + H2O1/x Sx + O2 SO2COS + 3/2 O2 SO2 + CO2进入烧嘴的燃料气流通过离开燃烧炉烟道气的温度进行调节。燃烧所需空气由鼓风机供给，热焚烧炉的空气可分为3个阶段：用于燃料气的亚化学计量燃烧；用于向烧嘴燃料气提供空气，实现燃料气的过化学计量燃烧；用于工艺气体的燃烧（氧化）。燃料气亚化学计量燃烧所需空气通过燃料气流进行比率控制，空气为燃料气化学计量燃烧所需的80%，这可降低烧嘴中NOx的形成。燃料气过化学计量燃烧所需空气也是通过燃料气进行比例控制，空气为燃料气化学计量燃烧所需气流的30%。工艺气体的燃烧（氧化）所需空气通过烟道气中氧气分析器控制，控制焚烧炉烟道气中有12%的氧气余量，这一氧气余量确保烟气中所含H2S小于10ppm。l 空分单元空分系统流程简图见图7图7 空分系统流程简图空分系统流程:环境中的空气过滤后进入原料空气压缩机，压缩后的空气和来自燃机的空气进入空气冷却塔将温度将至分子筛所需的工作温度。空气冷却塔的冷却水来自水冷却塔，升温后的冷却水返回水冷却塔循环利用。升温后的循环冷却水在水冷塔内通过污氮直接降温。为防止空气中的二氧化碳、水在精馏塔内凝固，堵塞换热器、管路阀门，致使传热和精馏工况恶化，降温后的原料空气进入分子筛吸附器以去除二氧化碳、水等其他杂质。经压缩、预冷和净化后的空气，分为三股：第一股进入低压板式换热器，出换热器底部后进入下塔。第二股进入膨胀机的增压风机中增压，然后被冷却器冷却至常温后进入低压板式换热器，再从换热器中部抽出进入膨胀机去膨胀。膨胀后的空气进入上塔。第三股空气经增压空压机的增压到约7.0MPa并经后过冷器冷却至常温后进入高压板式换热器，与高压液氧及返流污氮气体换热。这部分高压空气从换热器底部抽出经节流进入缓冲罐。缓冲罐中的液空经节流进入下塔。空气经下塔初步精馏后，获得液空、纯液氮和污液氮，并经过冷器过冷后节流进入上塔。经上塔进一步精馏后，在上塔底部获得液氧，并经液氧泵压缩后进入高压板式换热器，复热后出冷箱，进入氧气管网送气化炉。从上塔顶部引出的氮气经过冷器和低压板式换热器复热出冷箱后由氮压机加压后送燃机岛。从上塔顶部引出的污氮气，经过冷器、主换热器复热后出冷箱，然后进入空气预热器和电加热器作为分子筛再生气体，多余的气体去空气预冷系统作为水冷塔的冷媒。4. 2主要技术参数建议根据煤种估算的合成气成分见表4:表4合成气成分估算项目粗合成气净合成气CO38.54%49.8%CO211.92%14.8%CH40%0%H226.84%34.88%H2S0.12%0.0034%O20%0%H2O22.22%0.2662%COS0.01%0.0003%N20.26%0.336%Ar0.09%0.1163%发热量（LHV）kJ/kg842710557l 气化炉单元主要参数入炉煤量(原煤)气化温度气化压力用水量80.27t/h12503.5MPa32.9t/hl 合成气高温冷却单元辐射废锅入口合成气温度出口合成气温度出口压力125070033.25MPa对流废锅入口合成气温度出口合成气温度出口压力700350231.59MPal 除尘单元入口合成气温度出口合成气温度用水量(100)35018018.35 t/hl 合成气低温冷却单元入口合成气温度出口合成气温度冷凝水排量18037.849.8t/hl 脱硫单元工作温度脱硫效率37.898l 渣水处理高压闪蒸工作压力容量0.8MPa29t/h中压闪蒸工作压力容量0.4MPa28.4t/h真空闪蒸工作压力容量0.1MPa24.6t/h氨气提工作温度容量805.0t/hl 空分单元空分压力氧气供量(99.6%)氮气供量(去燃机)0.517MPa59.37t/h106.1t/h4.3系统图系统流程见图8图8气化岛系统示意图5 气化岛关键技术5.1 辐射废锅辐射废锅的应用是提高系统效率的重要方法，辐射废锅应用于水煤浆气化系统中的技术国内没有进行过工业化的应用，国内缺乏应用于水煤浆气化工艺的辐射锅炉的设计和制造经验，设计和制造可以应用于水煤浆气化的辐射废锅是本工程中的关键技术，其中包括：l 气化炉与辐射废锅连接部分的设计技术气化炉出口于辐射锅炉入口之间是由喉部进行连接的，当熔融渣从气化炉中向辐射废锅出口流动的过程中要保持流动温度，当流动到辐射废锅的入口处由于流通面积的扩大被合成气夹带喷溅到辐射废锅中，在设计中要保证熔融渣从离开喉部的壁面后在到达辐射锅炉水冷壁表面要充分地被冷却，使渣固化失去黏结性，从而保证不沾污受热面，因此对合成气通过喉部的气速的选择是设计的关键。l 辐射锅炉出口形式的设计技术辐射废锅中的合成气经过受热面换热以后从辐射废锅的底部排出流向对流废锅，在此处的合成气要经过辐射废锅下部的渣池并向上流动，在辐射废锅底部存在液相、气相和固相的混合区，因此辐射废锅出口形式的设计和参数选择即关系到合成气对辐射废锅内部元件的磨损也关系到传质和传热等问题。对以上关键技术的研发中，采取的措施是计算与试验相结合，对设计进行模拟计算并将计算结果在冷态模型上给与验证。5.2 对流废锅对流废锅是气化岛中的关键设备，对流废锅的设计中要重点解决的关键技术是对流废锅的积灰问题。对流废锅的积灰问题计划在三个方面采取措施解决：l 对流废锅的流程形式的选择问题对流废锅可以采取的流程形式可以为火管式废锅或者水管式，火管式对流废锅具有传热效率高，体积小、造价低的优势，其存在的缺点是系统吹灰困难，容易造成积灰。水管式具有吹灰布置简单，受热面布置容易的特点，但缺点是传热效率不如火管式，设备体积庞大，造价要高于火管式废锅。工程中要兼顾造价和安全的条件下对流废锅要选择合适的流程形式。水管式式是解决此问题的措施之一。l K, Na等碱金属盐的结晶问题 气化炉出来的合成气中的K,Na等碱金属盐是以气态形式进入辐射废锅，由于其结晶温度在600 -700之间，故在辐射废锅内不会沉积，但在对流废锅里就容易沉积，可能的解决办法就是避开此温度区，如采用在对流废锅的入口段采用空腔膜式水冷壁，降低气体温度，使其在进入对