流化床常压空气部分气化和半焦燃烧的试验研究

为进行煤的多联产方案研究,在1 MW循环流化床热电气多联产试验装置上,选取兖州煤、大同煤为试验煤种进行了部分空气气化和半焦燃烧试验。试验结果表明,空气部分气化方案得到的煤气热值较低,为3~5 MJ/m3,在气化炉中的碳转化率为40%~70%,剩余半焦被送入循环流化床反应器中燃烧,该系统的总体转化效率为90%左右。气化炉床层温度对气化炉碳转化率影响较大,随着温度升高其碳转化率明显提高,而燃烧炉燃烧效率呈下降趋势。石灰石的加入除了对焦油的裂解有一定的促进作用外,还具有脱除硫化氢作用,当[Ca]/[S]为3时,脱硫效率为90%。气化炉的给煤量、燃烧炉运行温度随气化炉鼓风温度提高而增加。     

煤热解燃烧多联产方案试验研究

在1MW循环流化床热电气多联产试验装置上进行了循环煤气热解半焦燃烧的试验研究.试验结果表明,循环煤气煤热解燃烧多联产方案可以产生(12~14)MJ/m3(标准状态)中热值煤气,但在气化炉中燃料转化率只有30%~40%,大部分燃料在燃烧炉中燃烧;气化炉温度对煤热解反应和燃烧炉运行影响较大;随着Ca/s摩尔比的增加,硫化氢浓度和焦油含量显著降低.     

新型近零排放煤气化燃烧利用系统的优化及性能预测

针对所构建的以CO2接受体法气化为基础的新型近零排放煤气化燃烧利用系统,以热力学平衡计算软件包FactSage5.2来预测气化炉及燃烧炉的产物组成。在此基础上建立了基于物质平衡、能量平衡的系统效率计算方法。以提高系统效率为目标,对系统压力和气化炉碳转化率这两个重要参数进行了优化。结果表明,系统效率随操作压力和气化炉碳转化率增加而呈上升趋势。在综合考察压力和碳转化率对系统效率、气化炉和燃烧炉性能的影响规律后,比较合适的系统压力和气化炉碳转化率分别为2.5MPa和0.7。在该运行参数下,系统发电效率达到了62.1%。若采用先进的氧离子输送膜(ITM)制氧方法,系统效率可提高1.3%。     

稻壳与水蒸气分段热解气化流程模拟

生物质分段热解气化工艺通过提升反应温度提高碳转化率、降低焦油含量。该工艺过程中利用部分生物质热解气化产气在气化炉外部的燃烧器进行燃烧产生高温烟气,为热解、气化过程提供热量。该文选取稻壳为原料,利用Aspen Plus软件,模拟稻壳与水蒸气分段热解气化工艺过程,该过程考虑了热量回收与利用以及产气的部分循环利用,通过流程模拟,分析了气化温度、水蒸气通入量对产气各组分的产量、碳转化率、产气低位热值的影响。结果表明:利用总产气量的15.4%~20.5%用于燃烧可实现分段热解气化工艺的热量自给。随着气化温度的升高,产气中H2和CO含量增加,碳转化率升高,产气低位热值在气化温度为700℃时最低,随后逐渐升高;水蒸气的通入量增加会提高H2和CO2的产量,使碳转化率升高,产气低位热值降低;在气化温度为800~1 000℃内,w(H2O)/w(B)0.15(水蒸气与生物质质量比)时,CO的产量随水蒸气的通入量增加而减少,碳转化率接近100%。     

CO_2回收式加压流化床煤气化建模与数值计算

以新型CO2回收式煤气化系统为研究对象,建立了加压流化床煤气化动态数学模型,包括颗粒模型、气相模型、气泡模型和焓平衡模型,探讨了给煤速率、氧碳比以及水蒸气比等操作参数对碳转化率、产气量以及冷煤气效率的影响,由此确定了煤投入量的最佳操作范围。计算结果表明:在采用CO2回收循环系统下可获得70%以上的(CO+H2)合成气;CO2气氛下的气化能力比在空气气氛下减少了约2%;反应压力为1.5 MPa时,给煤速率的最佳操作范围为1.3~1.8 kg/(m2·s);氧碳摩尔比为0.5时冷煤气效率可达76%;气化温度与氧碳比基本呈线性关系,通过对氧碳比的控制可有效地调节气化温度;随着水蒸气比的增加,冷煤气效率会出现最大值,气体热值会逐渐增大;在气化温度为1073~1273 K时,CO2气氛下反应的操作范围比空气气氛下的范围大。     

循环流化床煤气化试验研究

在常压循环流化床中试装置上进行了神华煤的气化试验，试验条件：加煤速率5．4～8．14kg／h、蒸汽煤比0．19～0．7kg／kg、空气煤比2．8—3．67kg/kg，分析了试验条件对煤气组成、热值、碳转化率和煤气效率的影响。在该试验阶段获得的煤气的最高热值为3．84MJ/Nm^3，最高碳转化率为73．6％。由于提升管的高度很小、气化温度较低以及旋风炉对细颗粒分离效率不高，导致损失于飞灰中碳较多。试验结果表明对神华煤而言，气化温度应低于930℃以避免结渣。     

稻壳与水蒸气分段热解气化流程模拟EI北大核心CSCD

生物质分段热解气化工艺通过提升反应温度提高碳转化率、降低焦油含量。该工艺过程中利用部分生物质热解气化产气在气化炉外部的燃烧器进行燃烧产生高温烟气,为热解、气化过程提供热量。该文选取稻壳为原料,利用Aspen Plus软件,模拟稻壳与水蒸气分段热解气化工艺过程,该过程考虑了热量回收与利用以及产气的部分循环利用,通过流程模拟,分析了气化温度、水蒸气通入量对产气各组分的产量、碳转化率、产气低位热值的影响。结果表明：利用总产气量的15.4%~20.5%用于燃烧可实现分段热解气化工艺的热量自给。随着气化温度的升高,产气中H2和CO含量增加,碳转化率升高,产气低位热值在气化温度为700℃时最低,随后逐渐升高;水蒸气的通入量增加会提高H2和CO2的产量,使碳转化率升高,产气低位热值降低;在气化温度为800~1000℃内,w（H2O）/w（B） 〉0.15（水蒸气与生物质质量比）时,CO的产量随水蒸气的通入量增加而减少,碳转化率接近100%。     

串行流化床生物质气化制取合成气试验研究

串行流化床气化是一种崭新的气化技术,可将气化和燃烧过程分隔开,气化反应器和燃烧反应器之间依靠惰性固体载热体进行热量传递。以水蒸气为气化介质,在小型串行流化床试验装置上进行生物质气化制取合成气的试验研究,探讨气化反应器温度T、水蒸气与生物质比率S/B对气化结果的影响。试验结果表明,燃烧反应器内燃烧烟气不会串混至气化反应器,该气化技术能够稳定连续地从气化反应器获得不含N2的高品质合成气。随着气化反应器温度的提高,合成气中j(H2)/j(CO)减小,合成气产率增加,热值降低,总碳转换率先升高而后保持不变。随着S/B的增大,合成气产率和总碳转换率均先升高而后降低,S/B的最佳值为1.4。在试验阶段获得的最高合成气产率为1.87 m3/kg,合成气热值为13.20 MJ/m3,总碳转化率为91%。     

空气气氛下褐煤和木屑共气化特性模拟

针对煤和生物质在单独气化过程中存在的转换率低、气体热值低和焦油含量高等问题,笔者通过CHEMKIN软件建立流化床反应模型对木屑和褐煤的空气气化进行模拟试验,研究生物质掺混比例（木屑/褐煤）、空气当量比,对产气组分、气体产率、碳转化率、热值和气化效率的影响.分析结果表明,通过建立柱塞流反应模型,依据燃料自身特性,选取合适的掺混比和空气当量比（ER值）,可以得到高热值气体,并提高气化效率.     

利用液态CO2提高水煤浆煤水配比对气化效果影响的数值模拟

提高水煤浆气化碳转化率和冷煤气效率，是强化气化过程的必然结果。利用FLUENT软件平台，该文用数值模拟方法模拟了水煤浆气化过程中水煤浆煤、水配比和氧、碳原子比对气化过程和出口煤气成分的影响；尤其是研究了利用添加液态CO2的方法提高水煤浆煤、水配比，对提高气化炉碳转化率和冷煤气效率的影响。模拟结果显示：随着液态CO2浓度的不断升高，煤气成分中CO大幅上升，H2略有降低，CO2浓度升高；气化炉的碳转化率和冷煤气效率都有较大幅度提高，分别达到最大值98.58%、76.74%，比原工况分别提高了3.7%、6.1%；气化炉温度先降低后变化趋缓。结果证明添加液态CO2后强化了气化炉内的二次反应，提高了焦炭燃烧速率。     

俄专家提出新型煤气化联合循环发电技术

俄罗斯专家提出了一种新型煤炭气化联合循环发电技术 (ICGCC) ,即采用钻井进行煤层气抽放和地下煤炭气化。生产的煤层气和合成煤气流入地面联合循环发电系统。根据煤矿具体的开采地质条件 ,ICGCC技术也可以采取高压水射流切割煤体生成的煤水浆进入地面气化炉燃烧 ,产生的燃料气供给燃气轮机发电。燃气轮机排放的高温废气加热蒸汽发生器 ,产生的蒸汽再驱动汽轮机。由于燃气排放物中不含有固体颗粒、碳氧化物、硫氧化物和氮氧化物 ,因此电厂排放物不会对大气、水和土壤产生污染。所有工艺流程可实现机械化和自动化。发电设备的效率达50 %…     

煤的空气、水蒸气部分气化特性研究

根据分级转化的思想,以空气与水蒸气的混合物作为气化介质,在小型流化床煤气化试验台上研究了汽煤比、空气煤量比(空煤比)和床层压降对气化过程的影响,并与空气气化的结果进行对比分析,得出了汽煤比和空煤比与床层温度、煤气成分、煤气热值、煤气产率、碳转化率等的关系,并获得了床层压降对煤气成分和煤气热值影响的数据.     

燃煤增压部分气化联合循环(PPG CC)发电系统

燃煤增压部分气化联合循环(PPG CC)发电系统是目前最具发展前景的高效、洁净煤发电技术之一,它具有发电效率高、环保性能好、煤种适用范围广、投资低、设备易实现国产化等优点,特别适合中国国情.气化介质--空气和蒸汽经高温预热后送入气化炉,可以提高部分气化的煤气热值,提高联合循环发电系统的效率.介绍了该发电系统的热力性能计算结果,并与以未经预热空气/蒸汽为气化介质的部分气化联合循环的热力性能指标进行了分析比较.也简要介绍了联合循环系统的主要设备,增压流化床部分气化炉,煤气净化器,高温空气/蒸汽预热器等的国内研究现状.哈尔滨动力设备股份公司发电设备国家工程研究中心联合国内有关高等院校和科研院所,在各自实验室规模研究成果的基础上,开展联合循环系统关键技术的工程试验研究,为建设PPG CC商业化示范电站创造条件.图4表3     

循环流化床煤气化平衡模型研究

该文根据试验结果拟合了碳转化率和甲烷产率动力学经验关系式,结合物料平衡、能量平衡和化学平衡,建立了动力学修正的循环流化床煤气化平衡模型.在与试验相同的条件下,进行了循环流化床煤气化模拟计算,模拟计算结果和试验结果比较吻合.在此基础上,还就空气加入量、蒸汽加入量及加煤速率对床温、煤气组成、煤气热值、碳转化率和气化效率的影响做了预测和分析.     

木块在流化床气化炉内气化特性的试验研究

利用自行设计的小型流化床试验装置系统,对城市生活垃圾中木块组分在不同的反应温度、不同的过量空气系数下进行了空气气化实验。分析了在流化床气化炉中,这些反应条件对木块转化为气化气的影响以及在不同的气化反应条件下,木块气化气成分、产气率、气化气热值及气化效率的变化规律。最后,提出了流化床城市生活垃圾气化熔融技术中一些有价值的运行参数范围。     

神华煤及混煤的循环流化床工业气化炉运行研究

在设计给煤量为350 t/d的循环流化床煤气化工业装置上,分别以高钙神华煤及其与百矿煤的混煤为原料进行了168 h气化试验,考察了装置的运行特性和气化特性,并结合SiO_2-Al_2O_3-CaO三元相图对神华煤及混煤的结渣倾向进行了分析。结果表明,神华煤及混煤在循环流化床煤气化工业装置上运行稳定、未出现结渣失流现象。在相同的气化风量条件下,神华煤气化时冷煤气效率为69.64%,碳转化率为85.01%,煤气热值为5.59MJ/Nm~3,各项指标均高于混煤气化。向神华煤中掺入百矿煤,煤灰组成点由钙长石区域向莫来石区域移动,煤灰熔融特征温度显著提高。混煤气化条件下,钙长石的生成量明显减少,有益于工业气化炉的长期稳定运行。     

用简化PDF模型对气化炉运行特性的分析

应用CFD(computational fluid dynamics) 软件FLUENT对某化肥厂Texaco水煤浆气化炉进行三维数值模拟，计算采用贴体网格，简化PDF方法模拟湍流燃烧，编制UDF分别考虑了焦炭同O2、H2O、CO2和H2的反应。计算考察了改变水煤浆浓度及[C]/[O]原子比等重要参数对气化炉运行特性的影响。焦炭仅同氧气反应时的转化率为32%, 而总转化率为95%，说明焦炭同H2O、CO2和H2的异相反应在气化过程中占重要作用；煤粉粒度越大，碳转化率越低，粒度为175 mm时，碳转化率仅为72%；气化温度是影响气化反应的决定性因素。随着水煤浆浓度的增高，CO摩尔分数明显升高、H2O和CO2摩尔分数明显降低，H2摩尔分数略有降低。随着[O]/[C]原子比的增加，H2摩尔分数明显降低，CO和CO2摩尔分数几本不变。出口温度和碳转化率随煤浆浓度和[O]/[C]原子比的增加而增高。冷煤气效率随煤浆浓度的提高而提高，随[O]/[C]比的增加会在1~1.05之间出现峰值。     

生物质掺混比例对煤气化特性影响的试验研究

在鼓泡流化床上研究松木屑和褐煤的共气化特性.在空气当量比为0.26的工况下,研究松木屑掺混比例0～100％对反应温度、产气组分、气化气热值、碳转化率和气化效率等参数的影响.结果表明:当木屑掺混比例从0％增加至100％时,反应温度逐渐降低,CO的体积含量从9.58％增加至17.29％,H2的体积含量从5.78％增加至6.50％,CO2的体积含量从14.25％下降至11.71％,CH4和CnHm的体积含量变化不大,呈先增加后降低的趋势,在掺混比例为50％时达到最大.气化气低位热值、碳转化率和气化效率均增加,在掺混比例为50％时,松木屑和褐煤共气化协同作用明显.     

生物质高温空气气化的分析与探讨

简述了生物质高温空气气化的工作原理 ,对气化的两个阶段进行了详细探讨 ,就气化参数对生物质高温空气的影响进行了深入分析 ,结果发现 :随蒸汽消耗率的增加气化温度降低 ,而气化所得的煤气热值增大 ;气化温度随氮碳比的增大而升高 ,而气化所得的煤气热值却随氮碳比的增加而降低 ;煤气热值随气化温度的增加而增大 ,但是增加量不大     

整体煤气化联合循环(IGCC)发电系统性能分析

介绍不同型式的整体煤气化联合循环(IGCC)发电系统。对采用空气气化的IGCC系统进行了概念设计,并对4种采用空气气化型式的IGCC发电系统进行了计算和分析,研究结果表明(1)IGCC燃煤发电系统有较大的综合优势;(2)在相同设计参数下,IGCC系统采用温度较低的流化床气化炉或采用温度较高的气流床气化炉各有优缺点,对配置低温湿法粗煤气净化系统的IGCC系统,建议采用流化床气化炉;(3)在进行IGCC设计时,燃气轮机入口温度应尽量取高值,对应此温度存在一最佳压比值;(4)IGCC系统供电效率比常规电站高5~7个百分点。