Destec煤气化工艺原称Dow煤气化工艺

1、Destec煤气化工艺原称Dow煤气化工艺，是由美国Dow化学公司于1973年开发的，1987年成功应用于商业性的热电厂。该工艺与Texaco煤气化工艺齐名，同样是水煤浆进料，加压纯氧气流床气化工艺，因此Destec不仅具有Texaco工艺的优点，同时因其气化炉结构及工艺过程的特点，工艺性能和技术经济指标比Texaco工艺略胜一筹。因此，有必要对Destec煤气化工艺进一步认识，借鉴其优点，也许对今后洁净煤气化技术的发展有所裨益。1 开发过程与商业性应用在70年代世界能源危机中，美国Dow化学公司为了竞争的需要，制定了以煤代替天然气能源的计划。拟定以燃气透平技术和美国丰富的煤资源作为推进计划的

2、主要内容，为获得更可靠和成本相当的未来能源奠定基础。而煤的完全转换必须具备一种可靠的煤气化工艺 来生产合成气，以代替天然气直接用于燃气透平，即使用廉价的煤提供高效率的燃气透平联合循环发电系统。煤气化项目是由路易斯安那 气化技术公司(LGTI)研究和开发的，计划历时10年，包括在1975年气化炉原理的研究、在1979年建设36 t/d试验装置和在1982年1 600t/d 的示范装置。在此基础上于1987年在路易斯安那州的 Plaquemine的工厂建成第1个商业性Dow气化装置IGCC项目。以次烟煤为原料，每天处理约2 400t，或其他相对应的煤，包括褐煤为原料，每天处理约2 900t。该装置

3、能力为31.8 X109kJ/d中热值煤气并联产 2 467t/d的蒸汽，发电160MV，其能量平衡示意见图1。a气优 w Jd vs*1U t/d 11/4从1987年4月投运到1995年11月，该装置累积运行了 34 000h，积累了丰富的经验。1989年Dow公司创立 Destec能源公司，占有 80%股份，将其拥有的 Dow煤气化工艺改名为 Destec。1997年NG(公司收购 Destec 公司，其成为 NGC的子公司，现更名为 Dynegy Power Corp 。1995年，Destec能源公司和PSI公司在印第安纳州联营建成并投运了 Wabash River IGCC电站，D

4、estee负责建造和经营气化岛 25年，PSI负责建造和经营动力岛。机组的净出力为 261.61MW气化炉处理煤量为 2 500t / d。2 Destec煤气化工艺的特点2.1 工艺概念Destec煤气化工艺建立的装置所提供的系统与燃气透平紧密结合，提供安全、可靠的操作，并且满足以下要求：(1) 加压操作为燃气提供足够的压力进入透平，气化炉在2.03.5 MPa进行操作。这有利于减小气体加工设备的尺寸，降低投资。(2) 水煤浆进料通过多种进料系统的评价，如机械灰闸、螺旋式和水煤浆等，确定以水煤浆进料是最可靠的。(3) 适用于各种品质的煤主要利用褐煤，也提供利用其他煤种的灵活性。(4) 不污染

5、环境洁净运行，没有烃类副产品产生，灰渣容易处理，可作为建筑或铺路材料。2.2 气化炉的特点Destec气化炉如图2所示，两段氧气气化、连续排渣、内衬耐火砖。第1段在1 3201 430 C的熔渣条件下操作，准确的温度取决于熔渣的粘滞特性。第1段为水平圆柱体，每端各有 1个水煤浆和氧气的进料烧嘴。80%的水煤浆和氧气混合后喷入第1段。在圆柱体中央为熔渣的排岀口，经过淬水段流岀。第1段反应产生的热煤气由顶部进入第2段。第2段为直立在第1段上的垂直圆柱体，为向上流动型的气化段，在此设置 1个烧嘴，20%水煤浆射入热气体，不加氧气，利用气体的显热把水煤浆的水分气化，煤被加热、高温分解进行 部分氧化反应

6、，这对于煤的有效能转化为化学能是有利的。由于吸热过程使混合煤气温度大幅度降低到1 050 C左右。T埋衲轼fy.图2 Desiec匚化炉3 Destec煤气化工艺过程3.1 路易斯安那160MW热电联产电站160MWB电联产电站的 Destec煤气化流程见图3,为单系列，2台气化炉，其中1台备用圈3 路易斯安那煤化谏程图枫炉16慕料过煥据；7给水尬幡器；m 创收栗找；10气5脫除条fet; II餐烧护3.1.1 主要工序说明(1) 磨煤和水煤浆制备水煤浆的制备是采用来自贮仓的煤和水混合后棒磨而成，使用次烟煤时固体浓度为52%54%,水煤浆制备装置距气化炉装置约1.2km。(2) 气化和高温热回

7、收煤浆泵送到气化界区的水煤浆进料罐，为防止堵塞采取了反冲洗管线和水煤浆回流的措施。水煤浆用加压泵送至水煤浆预热器，加热到气化压力下水煤浆沸点温度以下2856C。煤浆泵具有在高压下操作液固混合物的能力，并能控制水煤浆进入预热器的流量。预热后的水煤浆送入气化炉，与氧气通过烧嘴混合，氧气由专用的1 500t /d空气装置加压提供。因煤的性质而异，氧气量需精确控制，以维持气化炉温度在设定范围内。在此条件下，煤几乎全部进行部分氧化反应而获得合成气，主要成分包括H2、CO CO和HO,次烟煤(或褐煤)中的硫几乎全部转化为 HS和少量的COS煤中灰分在气化炉中熔融，从底部排出用水淬冷而脱除，固体渣通过破碎机

8、连续排出，渣和水减 压至适当压力进入常压脱水罐，采用3台罐，其中2台交替运行，脱水的渣用车运岀装置，分离的水在界区内循环。由于Destee煤气化炉特有的二段反应，离开第1段的热气体被引入二段的水煤浆冷却，使气化炉出口的合成气温度冷却至1 000C左右，在二段反应后未转化的碳经过旋风分离器有效分离后返回到第1段。该厂包括备用气化炉、旋风分离器和破渣机是为了保证装置具有85%利用率。从旋风分离器岀来的热气体进入高温热回收装置，该装置由火管式锅炉、蒸汽过热器和给水预热器组成。合成气中热量被 分级回收，锅炉使合成气温度由1 038C降至649C，过热器和预热器使气体温度进一步降至371C，产生的过热蒸

9、汽(37C、 4.5MPa)进入工厂蒸汽系统。(3) 合成气洗涤和低温热回收离开高温热回收系统的合成气进入文丘里洗涤器和湿式洗涤塔系统脱除残余固体颗粒，用循环水洗涤。湿式洗涤塔在稍低于循环水的沸点下操作。洗涤后的排水呈稀薄浆状物，经凝聚、浓缩后掺入气化炉进料水煤浆中。洗涤后的合成气在脱除HbS前通过串联的热交换器以及强制通风的翅片管空气冷却器被冷却到49C进入脱硫装置。热交换器产生低压蒸汽，为酸性气体气提塔、最终产品气的再热和预热冷凝提供热量。从合成气分离的冷凝液脱除NH、HbS和其他溶解气体后，经冷却回收到工艺及水煤浆制备装置。3.1.2 煤气化装置运行性能(1) 处理不同煤种的能力操作初期

10、使用怀俄明州的次烟煤，正常生产使用西部次烟煤，海湾的褐煤曾作为替换原料。从次烟煤转换成褐煤进料，装置仍可保持相同的生产能力，说明具有适应不同煤种的能力。原料煤种分析数据见表1。表1探料煤分析THIS他辟佩住贋墮肚bt M畑*命CHNS0 妙刊E Ndao5125 11.1t2Its K9 K917J9M 3W 3112S.9196125.00JU.b S3 28.1眇0(2) 能量利用效率装置碳转化率达99%，冷煤气效率，褐煤为 69.2 %，次烟煤为了 7%(3) 环境保护性能产品中不含焦油、酚等物质。炉渣可作建筑材料。随气体夹带的未转化碳经旋风分离器分离后循环回气化炉。灰水循环使用，排放污

11、水量少，经处理后符合排放标准。(4) 气体的有效成分合成气有效成分(CO+H)高，甲烷含量低，适合作燃料气和化工原料气。典型的合成气组成见表22ASM 合;misrit干幕U r ij03m口为 斥机TK开J4fLMnr334&-22 1o b92* 41.3S淳 ”46 0 11Q44(5) 单炉气化强度可处理煤量为1 2002 200t /d(干)3.2 Wabash River 260 MW IGCC 电站1995年Destec能源公司和PSI公司联营建成并投运了Wabash River IGCC电站，电站系统流程见图4321工艺过程改进要点Destec公司总结了已运行8年的路易斯安那热

12、电站煤气化装置的经验和教训，重新设计Wabash River电站的气化岛，除保持原有特点外，还进行了一些改进，使其工艺性能和技术经济指标得到进一步改善，其要点如下：(1) 安装2台100%负荷的气化炉，1开1备，煤气冷却器只有1套。在煤气冷却器之前设置1根与气化炉高度相当的导流圆筒，垂直布置，内衬耐火材料。导流圆筒的作用：将粗煤气导流至对流冷却器的底部；增加煤气在高温区的停留时间，提高碳的转化率；具有一定的除尘作用。从导流筒出来的煤气进入火管式对流煤气冷却器，热煤气在管内流动，水在管外流动，产生11.03MPa压力的饱和蒸汽，流量 90110 t /h,这部分蒸汽再进入余热锅炉过热。煤气被冷却

13、到371C，然后进入煤气除尘和脱硫系统。该电站的煤气冷却器直径约3 m,造价和安装费用较低，检修和清洗方便。(2) 提高水煤浆的固体浓度达 67% (烟煤或次烟煤)，气化炉两段氧气(纯度95%)气化，提高了煤气的热值，减少了氧耗，降低了煤 气的岀口温度，省去了庞大而昂贵的辐射式废热锅炉，使气化炉造价降低。(3) 排渣系统采用压力螺旋式，实现连续排渣，转动部件少，没有锁斗。泄压和破渣设备的造价都比较低。(4) 采用干法除尘系统，容易实现飞灰再循环，有利于碳转化率的提高，同时降低后续的湿式洗涤的负荷，减小灰水处理装置的规 模。煤气经过对流冷却器后进入2个并联的陶瓷管式过滤器，操作温度 371C，粗

14、煤气中的飞灰被过滤器收集后经过1个压力锁斗，用高压N2将飞灰送回气化炉，以提高碳的转化率。陶瓷过滤器及反吹和灰锁斗的结构示意见图5。该设备分上下3组布置，每组内有7根1.5m和7根2.4 m长的烛状陶瓷过滤元件，还有12根0.9m的陶瓷元件。反吹气流是用高压N2和部分再循环煤气，并被预热到与被除尘煤气的相当温度。反吹气流进入1个脉冲吹扫贮气罐，然后依次脉冲吹扫每个过滤元件。反吹气流使附着在过滤器外壁的飞灰落下，进入压力锁斗。该锁斗具有贮存13 h运行飞灰的能力，收集的飞灰经锁斗送回气化炉。ft 5 NAilttHS构珮直fiS322运行中存在问题及解决措施(1) 曾出现2次连续排渣口堵塞，1次

15、是因锅炉给水故障造成停炉10h,使渣口结渣而堵塞；另1次是因水煤浆中粗大颗粒较多，使水煤浆供给波动，导致气化不稳定而堵塞。2次堵塞均需进行机械清除。解决的措施：严格执行运行操作规程，控制水煤浆质量，保证气化过程稳定。(2) 煤气冷却器入口管道飞灰沉积，影响装置运行。解决的措施：改进对流冷却器前煤气管道的尺寸、形状，使煤气流速提高，减 轻管道中大块沉积物的形成，从而避免这些大块沉积物随气流进入煤气冷却器，并严格控制气化炉操作温度。为了保险，在煤气冷却器入 口管道上装有滤网，以防止较大沉积物进入煤气冷却器。(3) 原设计气化炉耐火砖 3年更换1次，因调试和1996年运行中气化炉启动次数多达100次

16、，造成液态渣对耐火砖的腐蚀加剧，导致气化炉第1段耐火砖进行更换。(4) 陶瓷过滤器可靠性问题19951996年陶瓷过滤器出现以下问题：由于陶瓷过滤元件固定方式问题，导致陶瓷元件与管板间的密封失效，陶瓷元件移位破裂，停机检修达100多天，改进后采用管板式结构，有所好转；陶瓷元件之间有固体颗粒搭桥现象，严重影响过滤性能；陶瓷元件内 外壁积灰堵塞严重，造成过滤器压降剧增。主要原因是反吹气流压力太小，不能有效清灰；由于过滤器内部煤气流场不均匀，造成局部 元件浓度太高，容易使元件失效。1997年以后存在的问题：发现造成陶瓷过滤器内、外壁堵塞的原因还有微量碱金属在元件上发生相变沉积所导致；使用高硫煤 时，

17、陶瓷元件也存在被腐蚀的问题。解决措施：改善过滤器内部含尘气流的分配状况，使每个元件的过滤入口条件均衡，清灰的状况也基本一致，从整体上提高过滤器的运行性能；建立 1套两级过滤的旁路试验系统，在陶瓷过滤器之后加装1套金属滤网除尘器。将原来的陶瓷过滤元件改为金属过滤除尘元件，其可用率和可靠性在370C左右还是较高的，但在运行中也曾岀现材料腐蚀损坏等问题。4 Destec 与Texaco煤气化工艺比较4.1 工艺参数对比Texaco煤气化工艺于上世纪 50年代开发成功并投入商业应用，而Destec煤气化工艺是70年代开发的。虽然两者都是水煤浆进料的加压纯氧气流床气化工艺，但因为Destec气化炉两段气

18、化的特点，使水煤浆气化技术得到一定程度的发展和提高，因此其工艺性能和主要技术经济指标优于 Texaco工艺。两者对比见表 3。轟3 Zw耳TemolIPJK叫It工艺聘比* MObAxPUhJU/XP*2,5*6.5最料方氏水燈累竄气*（度.fl%乜化护2&13( * t)160 WGO气t护内料糾出传2-1r*AWv.r,J 5V02 2W- 2 4JC紬f鴉弼伽亠刘10 500RinaMKKAmir t 对直翳护生曲ft/T：rroIt说箕戌” tMQI. FMU4.2 可行性研究对比美国EPRI曾经进行过以Shell、Texaco和Destec煤气化工艺组成IGCC的预可行性研究，其部分

19、研究结果见表4。anitixiaaioaK可行性硏宾时tt HMl 吒化炉Touco 吒化炉Ttuuu5trOst et衲放方畫空热n敦ft rt令対剧枚2525250临功JWNW71733tJJ664IB料功机MW41526407低机骑辜dMW2WMPan256rffiiUFwt06123J1271*&*5bN610506SW像元(kW) 1 376I 340,2H1 202却u竝斛备4X2u.u36 842 9性t 用韵曲幷 血金Sqh 1W7FX九虹KL针对采用未来GE公司的H型燃机，EPRI也对3种气化工艺做了可行性研究比较，见表5 5I11RRd U吒H炉Tcmm费詞*C財式仝讥Af

20、fine吃分体化出驚u2S351CCC毛功啊卜何m别厂剤电从册7752冲训0451z469?fLiwptercuw/*47 2H 91IM1050*1 1由表4、表5可知，Destec煤气化工艺应用于IGCC在造价方面具有一定的优势，并且能保证较高的机组效率。Destec公司认为，若采用2台负荷为75%80 %气化炉组成IGCC,仅比单炉负荷为100%的方案在总造价方面提高 3 %,但气化岛 的可用率却能提高5%10%。若采用3台50%负荷气化炉(2开1备)组成IGCC方案，其总造价比单台方案提高 6%7%,但可用率能提 高 10%。5 结语(1) Destec 是一种洁净的煤气化工艺，已应用

21、在美国建成并投运的2座IGCC电站，单炉投煤量为 2 500t /d左右，各项技术经济指标具备与其他先进煤气化工艺竞争的能力。(2) 从Destec煤气化装置生产的合成气品质的评价，不仅适用于IGCC,也适用作为化工产品的原料气，如合成氨、甲醇、碳一化学品等。(3) 由于Destec气化炉采用两段气化反应，其比氧耗、煤气热值、冷煤气效率及碳转化率等指标比Texaco优越；由于气化炉出口温度较低，只需要对流式煤气冷却器回收热量，不需设置昂贵的辐射式锅炉，因而造价比Texaco低；由于气体处理工序采用先干洗除尘后水洗，故灰水循环量较小，湿灰量少，对环保有利。(4) 采用水煤浆进料方式，其原料制备和

22、加压进料工序相对简单，安全可靠，但因原料中含水分35%40%,因而氧耗比以干粉煤为原料的气化工艺高 15%25%。(5) 气化炉内衬耐火砖，没有水冷系统，结构简单，初投资较小，但由于炉内温度较高，以及磨损及腐蚀等因素，耐火砖寿命仅23a。为保证耐火砖寿命，气化区温度不宜过高，适合于气化灰熔点(煤灰流动温度FT)在1 350 C以下的煤种，因此对煤种的选用范围有一定局限性。(6) 根据已投运的商业性气化装置酌经验，为保证年可用率在85%以上，化炉需考虑备用。GSP煤气化渣水系统的选择谭成敏，丁振伟(贵州开阳化工有限公司，贵州开阳550300 ) 2007-01-01贵州开阳年产500 kt/a合

23、成氨项目是兖矿贵州能化公司与贵州开磷集团共同出资建设目前国内规模最大、技术最先进的合成氨装 置之一，装置以无烟煤为原料，在吸收国内外先进技术的基础上 , 按照先进、节能、可靠、成熟和经济合理的原则，合理选择工艺技术路线。通过考察调研，采用了德国未来能源公司GSP粉煤加压气化工艺，该技术对贵州煤种有广泛的适应性，但我们公司不引进此煤气化技术的渣水处理系统技术，而是采用国内设计的兖矿国泰化工有限公司水煤浆气化渣水处理技术。下面介绍我们选择的缘由。1 GSP煤气化技术发展史前东德的德意志国家燃料研究所（DeutschesBrennstofflnstitut Freiberg，简称DBI）于1956年

24、成立，一直致力于煤炭综合利用的研究开发工作，最初开发固定床气化技术，即使在国际市场石油过剩的年代也没有中断过褐煤的气化开发工作。为了进一步开发褐煤及 其他煤种的气化，提高粉煤的利用率，减少块煤的需要和减少焦油的生成，于1976年研究开发了基于水冷壁的粉煤加压气化工艺，因位于东德黑水泵地区，故取名 GSP（德文黑水泵 Gaskombiant Schwarze Pumpe的简称）煤气化技术。未来能源公司GSP粉煤气化技术开发过程未来能源公司位于德国弗赖贝格（ Freiberg ），其前身是前东德的德意志燃料研究所。 1990年东西德合并后被诺尔公司收购（Noell）,1999年又被德国巴博高克电力

25、公司收购，2002年德国巴博高克电力公司破产，由瑞士可持续技术公司（SUSTEC AG收购其煤气化技术部门，成立了其全资子公司-未来能源有限责任公司。GSP技术的开发历程如下： 19561977年东德的德意志燃料研究所（DBI），在黑水泵煤气化厂建成 24台固定床气化炉； 19781989年在弗赖贝格示范装置建成3MW流化床气化炉，试验气化褐煤、盐化泥煤等42种煤种，15种硬煤，石油焦、飞灰等； 1984年黑水泵厂建成130MW气化炉，用作城市煤气，主要燃烧东德当地的褐煤； 1996年建成5MW水冷壁气化炉； 19901999年被Noell GmbH收购，气化废油、焦油、木屑、禾杆、工业废物等

26、及生物有机质液化； 20002002年被德国巴高克公司收购，气化焦油； 20022004年被未来能源公司收购，气化焦油，开发新的水冷壁气化炉。从GSP气化发展的历史来看，其粗煤气净化及渣水处理效果是很难考证的，因为国外GSP气化主要用于生产燃料气及循环发电（IGCC，远不如作化工原料气对含尘量的要求那样严格，很难设想德国人粗煤气净化及渣水处理设计会比德士古水煤浆技术先进很多。众所周知，GSP气化合成气的含尘量将会直接影响到后工序变换催化剂的使用寿命，影响装置的运行周期。另外国内引进的德士古气化的粗煤气净化、渣水处理系统在中国也经历了不少改造，各厂的变换催化剂所受的影响也各不相同，到目前为止，渣

27、水系统仍然是影响气化系 统长周期运行的一个因素。各厂在渣水处理方面做了较多的努力和技术改造，虽然最终都恢复了正常稳定生产，但其中的经验和教训值得 吸取。兖矿国泰化工水煤浆气化粗煤气净化及渣水处理系统由华东理工大学设计，此设计完全不同于德士古水煤浆气化引进技术。经过近 一年的运行考验，显示出很好的长周期运行效益优势。所以引进范围统一到把粗煤气净化及黑水处理系统切分出来，交给华东理工大学设 计，既解决了可靠性的问题，又降低了投资风险，是比较合理的。2 国内引进的典型德士古水煤浆气化渣水系统情况自从德士古第一套水煤浆加压气化装置在鲁南化肥厂投料开车以来，最近十几年国内又陆续上了十多套该类型装置，并且

28、都已经取得成功。德士古气化渣水系统是该工艺的一个重要技术环节，渣水系统运行的正常与否，直接影响整个系统能否长周期安全稳定运行。针 对该类装置国内各厂在渣水系统方面经过不断的革新、改造，渣水系统已经运行得比较稳定，但仍然存在着不少问题。2. 1 鲁南渣水系统兖矿鲁南化肥厂的德士古水煤浆加压气化装置是国内第一套示范装置，世界第五套生产装置。该项目于1989开工建设， 1993年4月建成投入试生产。该装置灰水处理系统采用了三级闪蒸，压力分别为：高压 0.71MPa，中压0.20 MPa，真空0.055 MPa0.065 MPa，如图1。从早期运行的情况来看，渣水系统的运行周期较短，一般为23个月，主

29、要缺点有：因闪蒸罐气相（废气）均放空之火炬，开停车过程中闪蒸罐压力、液位较难控制；系统结垢严重，尤其是该系统使用的大多为U形管换热器，运行周期短，一般检修后运行两个月便制 约整个系统正常运行，换热器列管堵塞比例高达三分之二，闪蒸罐清理难度大，罐内汽液分离器短时间内无法清理彻底，有时被迫拆下清 理，检修周期过长；管道和阀门更换频繁，检修费用较高。经过不断的革新、改造，鲁南的气化系统运行较稳定，但运行周期仍不是很长, 维修量大且费用高。图1鲁南渣水系统流程简图1 高压闪蒸罐；2中压闪蒸罐；3真空闪蒸罐；4 高压闪蒸罐顶换热器（I）;5高压闪蒸罐顶换热器（II）;6高压闪蒸分离器；7中压闪蒸换热器；

30、8中压闪蒸分离罐；9真空闪蒸换热器；10真空闪蒸分离罐；11沉降槽；12 灰水罐2. 2渭河渣水系统渭河煤化工集团有限公司的德士古水煤浆加压气化装置于1997年正式进入生产运营，2000年生产达标，2001年实现盈利。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，投产后经过三年的消化吸收与技术改造，才掌握了这套技术。渣水处理采用四 级闪蒸，如图2。能更有效地闪蒸出黑水中的酸性气体，黑水被浓缩，但由于工艺流程过于复杂，不但增加了设备投资，而且U形管换热器也存在结垢堵塞严重的问题，系统运行周期短。不同于鲁化装置的是闪蒸汽入变换工段汽提塔，不在火炬排放，有利于环境保护。图2 渭化渣