生物质气化发电技术

生物质气化发电技术

1.气化发电的工作原理及工艺流程

1.1气化发电工作原理

生物质气化发电技术的基本原理是把生物质转化为可燃气，再利用可燃气推动燃气发电设备进行发电。它既能解决生物质难于燃用而又分布分散的缺点，又可以充分发挥燃气发电技术设备紧凑而污染少的优点，所以是生物质能最有效最洁净的利用方法之一。

气化发电过程包括三个方面，一是生物质气化，把固体生物质转化为气体燃料；二是气体净化，气化出来的燃气都带有一定的杂质，包括灰份、焦炭和焦油等，需经过净化系统把杂质除去，以保证燃气发电设备的正常运行；三是燃气发电，利用燃气轮机或燃气内燃机进行发电，有的工艺为了提高发电效率，发电过程可以增加余热锅炉和蒸汽轮机。

生物质气化发电技术是生物质能利用中有别于其他可再生能源的独特方式，具有三个方面特点：一是技术有充分的灵活性，由于生物质气化发电可以采用内燃机，也可以采用燃气轮机，甚至结合余热锅炉和蒸汽发电系统，所以生物质气化发电可以根据规模的大小选用合适的发电设备，保证在任何规模下都有合理的发电效率。这一技术的灵活性能很好地满足生物质分散利用的特点；二是具有较好的洁净性，生物质本身属可再生能源，可以有效地减少CO2、SO2等有害气体的排放。而气化过程一般温度较低（大约在700-900oC），NOx 的生成量很少，所以能有效控制NOx的排放；三是经济性，生物质

气化发电技术的灵活性，可以保证该技术在小规模下有效好的经济性，同时燃气发电过程简单，设备紧凑，也使生物质气化发电技术比其他可再生能源发电技术投资更小，所以总的来说，生物质气化发电技术是所有可再生能源技术中最经济的发电技术，综合的发电成本已接近小型常规能源的发电水平。典型的生物质气化发电工艺流程如图1-1所示。

图1-1气化发电系统流程图

生物质循环流化床气化发电装置主要由进料机构，燃气发生装置，燃气净化装置，燃气发电机组、控制装置及废水处理设备六部分组成：

进料机构：进料机构采用螺旋加料器，动力设备是电磁调速电机。螺旋加料器既便于连续均匀进料，又能有效地将气化炉同外部隔绝密封起来，使气化所需空气只由进风机控制进入气化炉，电磁调速电机则可任意调节生物质进料量。

燃气发生装置：气化装置可采用循环流化床气化炉或其他可连续运行的气化炉，它主要由进风机，气化炉和排渣螺旋构成。生物质

在气化炉中经高温热解气化生成可燃气体，气化后剩余的灰份则由排渣螺旋及时排出炉外。

燃气净化装置：燃气需经净化处理后才能用于发电，燃气净化包括除尘、除灰和除焦油等过程。为了保证净化效果，该装置可采用多级除尘技术：例如惯性除尘器、旋风分离器、文氏管除尘器、电除尘等，经过多级除尘，燃气中的固体颗粒和微细粉尘基本被清洗干净，除尘效果较为彻底；燃气中的焦油采用吸附和水洗的办法进行清除，主要设备是两个串联起来的喷淋洗气塔。

燃气发电装置：可采用燃气发电机组或燃气轮机。由于目前国内燃气内燃机的最大功率只有500kW,故大于500kW发电机系统可由多台500kW的发电机并联而组成。燃气轮机必须根据燃气的要求进行相应的改造，目前该项技术国内还未开展，国外技术也不成熟，所以成本较高。

控制装置：由电控柜，热电偶及温度显示表，压力表及风量控制阀所构成。在用户需要实业可增加相应的电脑监控系统。

废水处理设备：采用过滤吸附、生物处理或化学、电凝聚等办法处理废水，处理后的废水可以循环使用。

1.2生物质气化发电技术的分类

生物质气化发电系统由于采用气化技术和燃气发电技术的不同，其系统构成和工艺过程有很大的差别。从气化形式上看，生物质气化过程可以分成为固定床和流化床两大类，固定床气化包括上吸式气化、下吸式气化和开心层下式气化三种，现在这三种形式的气化发电

系统都有代表性的产品。流化床气化包括鼓泡床气化、循环流化床气化及双流化床气化三种。这三种气化发电工艺目前都有研究，其中研究和应用最多是循环流化床气化发电系统。（另外，国际上为了实现更大规模的气化发电方式，提高气化发电效率，正在极积开发高压流化床气化发电工艺。）

从燃气发电过程上看，气化发电可分为内燃机发电系统，燃气轮机发电系统及燃气—蒸汽联合循环发电系统。内燃机发电系统以简单的燃气内燃机组为主，可单独燃用低热值燃气，也可以燃气、油两用，它的特点是设备紧凑，系统简单、技术较成熟、可靠；燃气轮机发电系统采用低热值燃气轮机，燃气需增压，否则发电效率较低，由于燃气轮机对燃气质量要求高，并且需有较高的自动化控制水平和燃气轮机改造技术，所以一般单独采用燃气轮机的生物质气化发电系统较少。燃气—蒸汽联合循环发电系统是在内燃机、燃气轮机发电的基础上增加余热蒸汽的联合循环，该种系统可以有效地提高发电效率。一般来说，燃气—蒸汽联系循环的生物质气化发电系统采用的是燃气轮发电设备，而且最好的气化方式是高压气化，构成的系统称为生物质整体气化联合循环（B/IGCC）。它的一般系统效率可以达40%以上，是目前发达国家重点研究的内容。

传统的B/IGCC技术包括生物质气化，气体净化，燃气轮机发电及蒸汽轮机发电。由于生物质燃气热值低（约1200kcal/m3），炉子出口气体温度较高（800℃以上），要使IGCC具有较高的效率，必须具备两个条件，一是燃气进入燃气轮机之前不能降温，二是燃气必须是

高压的。这就要求系统必须采用生物质高压气化和燃气高温净化两种技术才能使IGCC的总体效率达到较高水平（>40%），否则，如果采用一般的常压气化和燃气降温净化，由于气化效率和带压缩的燃气轮机效率都较低，气体的整体效率一般都低于35%。

从纯技术的角度看，生物质IGCC技术可以大大地提高生物质气化发电的总效率。目前国际上有很多先进国家开展这方面研究，如美国Battelle (63MW)和夏威夷（6MW）项目，欧洲英国（8MW）和芬兰（6MW）的示范工程等，但由于焦油处理技术与燃气轮机改造技术难度很高，仍存在很多问题，如系统未成熟，造价也很高，限制了其应用推广。以意大利12MW 的IGCC示范项目为例，发电效率约为31.7%，但建设成本高达25000元/kW，发电成本约1.2元/kW.h，实用性仍很差。

近年来，欧洲为了解决开展了新的气化发电工艺研究(JOULE II 项目)，如比利时（2.5MW）和奥地利（TINA,6MW）开展的生物质气化与外燃式燃气轮机发电技术。它的主要目的是发展适合于中小型规模使用的生物质气化发电技术，解决B/IGGCC过程中碰的难题，提高生物质气化发电技术的实用性，它的基本原理是生物质气化后，燃气不需经过交货除焦，直接在燃烧器中燃烧，燃烧后的烟气用来加热高压的空气，最后由高温高压空气推动燃气轮机发电，该技术路线的最大优点是避开了高温除尘及除焦两大难题，但最大的难题是高温空气供热设备的材料和工艺问题。由于该项目的设备可靠性和造价问题，目前还很难进入实际应用（图1-2）

图1-2 Free Un流程

从发电规模上分，生物质气化发电系统可分为小型、中型、大型三种，小型气化发电系统简单灵活，主要功能为农村照明或作为中小企业的自备发电机组，它所需的生物质数量较多少，种类单一，所以可以根据不同生物质形状选用合适的气化设备，一般发电功率，<200KW。

中型生物质气化发电系统主要作为大中型企业的自备电站或小型上网电站，它可以适用于一种或多种不同的生物质，所需的生物质数量较多。需要粉碎、烘干等预处理，所采用的气化方式主要以流化床气化为主，中型生物质气化发电系统用途广泛，适用性强，是当前生物质气化技术的主要方式，功率规模一般在500~3000KW之间。

大型生物质气化发电系统主要功能是作为上网电站，它可以适用的生物质较为广泛，所需的生物质数量巨大，必须配套专门的生物质供应中心和预处理中心，是今后生物质利用的主要方面。大型生物质

气化发电系统功率一般在5000KW以上，虽然与常规能源比仍显得非常小，但在生物质能发展成熟后，它将是今后替代常规能源电力的主要方式之一。

表1-1各种生物质气化发电技术的特点

规模气化过程发电过程主要用途

小型系统

功率＜200KW 固定床气化

流化床气化

内燃机组

微型燃气轮机

农村用电

中小企业用电

中型系统

500KW＜功率3000KW 常压流化床气化内燃机

大中企业自备电

站、小型上网电站

大型系统＞5000KW 常压流化床气化、

高压流化床气化、

双流化床气化

内燃机+蒸汽轮机

燃气轮机+蒸汽轮机

上网电站、独立能

源系统

在中国目前条件下研究开发与国外相同技术路线的B/IGCC的大型气化发电系统，由于资金和技术问题，将更加较困难。由于我国工业水平的限制，目前，我国小型燃气轮机（﹤5000kW）的效率仅有25%左右（仅能用于天燃气或石油，如果利用低热值气体，效率更低），而且燃汽轮机对燃气参数要求很高（进口燃气H2S﹤200mg/N m3，萘﹤100mg/N m3，HCN﹤150mg/N m3，焦油与杂质﹤100mg/N m3）。而国外的燃汽轮机的造价很高，单位造价约达7000元/KW左右(系统造价将达15000元/ kW以上)。另外，由于我国仍未开展生物质高压气化的研究，所以在我国如果研究传统的B/IGCC系统，以目前的水平其效率将低于30%，而且有很多一时难以解决的技术问题。

针对目前我国具体实际，采用气体内燃机代替燃气轮机，其它部分基本相同的生物质气化发电过程，不失为解决我国生物质气化发电规模化发展的有效手段。一方面，采用气体内燃机可降低对燃气杂质

的要求（焦油与杂质含量﹤100mg/N m3即可），可以大大减少技术难度。另一方面，避免了调控相当复杂的燃气轮机系统，大大降低系统的成本。从技术性能上看，这种气化及联合循环发电在常压气化下整体发电效率可达28%—30%左右，只比传统的低压IGCC降低3%—5%。但由于系统简单，技术难度小，单位投资和造价大大降低（约5000元/kW）；更重要的是，这种技术方案更适合于我国目前的工业水平，设备可以全部国产化，适合于发展分散的、独立的生物质能源利用体系，可以形成我国自己的产业，在发展中国家大范围处理生物质中有更广阔的应用前景。

2生物质气化发电的关键技术

2.1生物质气化工艺的设计与选用

生物质的气化有各种各样的气化工艺过程。从理论上讲，任何一种气化工艺都可以构成生物质气化发电系统。但从气化发电的质量和经济性出发，生物质气化发电要求达到发电频率稳定、发电负荷连续可调两个基本要求，所以对气化设备而言，它必须达到燃气质量稳定，燃气产量可调，而且必须参连续运行。在这些前提下，气化能量转换效率的高低是气化发电系统运行成本的才是关键所在。

气化形式选定以后，从系统匹配的角度考虑，气化设备应满足以下要求：

（1）产气尽可能干净，以减少后处理系统的复杂性，使焦油含量达到内燃机允许的程度。如果后续净化系统选用催化裂解工艺，还要尽可能使原始气中的焦油具有易于催化裂解的特点；

（2）产气热值要高而且稳定，以提高内燃机的输出功率，增大整个系统的效率；

（3）设计气化炉本体及加料排渣系统，应充分考虑原料特性，实现连续运行；

（4）充分利用余热，提高能量利用率。

表1-2是各种气化炉的特性，是气化发电系统选择气化炉形式和控制运行参数的制约条件。

表1-2几种气化形式对气化发电系统性能的影响

上吸式下吸式鼓泡流化床循环流化床

原料适应性适应不同形状

尺寸原料、含

水量在

15-45%间可

稳定运行。

大块原料不

经预处理可

直接使用。

原料尺寸控制较

严，需预处理过程。

能适应不同种类的原

料，但要求为细颗粒，

原料需预处理过程。

燃气特点

后处理过程的简单性H2和CnHm

含量少，CO2

含量高，焦油

含量高，需要

复杂净化处

理。

H2含量增

加。焦油经

高温区裂

解，含量减

少。

与直径相同的固定

床比，产气量大4

倍，焦油较少，燃

气成分稳定，后处

理过程简单。

焦油含量少, 产气量

大,气体热值比固定床

气化炉高40%左右。后

处理简单。

设备实用性、单炉生产能力、结构复杂程度、制造维修费用生产强度小。

结构简单、加

工制造容易

生产强度小

结构简单，

容易实现连

续加料。

生产强度是固定床

的4倍，但受气流

速度的限制。故障

处理容易，维修费

用低

生产强度是固定床的

8-10倍，流化床的2倍，

单位容积的生产能力

最大。故障处理容易，

维修费用低。

与发电系统的匹配性工作安全、稳

定。

安全、稳定。操作安全稳定。负

荷调节幅度受气速

的限制。

负荷适应能力强，启

动、停车容易，调节范

围大，运行平稳。

从实际应用上考虑，固定床气化炉比较合适于小型、间隙性运行的气化发电系统，它的最大优点是原料不用预处理，而具设备结构简

单紧凑，燃气中含灰量较低，净化可以采用简单的过滤方式，但它最大的缺点是固定床不便于放大，难以实现工业化，发电成本一般较高。另外，固定床由于加料和排灰问题，不便于设计为连续运行的方式，对气化发电系统的连续运行不利，而且燃气质量容易波动，发电质量不稳定，这些方面都限制了固定床气化技术在气化发电系统中的大量应用，是小型生物质气化发电系统实现产业化的最大技术难题。

各种流化床气化技术，包括鼓轮床、循环流化床、双流化床等。是比较合造于气化发电工艺的气化技术，首先它运行稳定，包括燃气质量，加料与排渣等非常稳定，而且流化床的运行连续可调，最重要的一点是它便于放大，适于生物质气化发电系统的工业应用。当然，流化床也有两个明显的缺点，一是原料需进行预处理，使原料满足流化床与加料的要求；二是流化床气化产生燃气中飞灰含量较高，不便于后续的燃气净化处理，这两方面都是目前生物质流化床工业应用正在研究解决主要内容。

图1-3 流化床气化器

生物质流化床气化工艺有三种典型的形式，即鼓泡床气化，循环流化床气化及双床气化，（图1-3~图1-4），三种流化床气化炉中以循

环流气化速度最快。它适用于较小的生物质颗料，在大部人情况下它可以不必加流化床热载体，所以它运行最简单，但它的炭回流难以控制，在炭回流较少的情况下容易变成低速率的载流床。鼓泡床流化速度较慢，比较合适于颗粒较大的生物质原料，而且一般必须增加热截体。双床系统是鼓泡床和循环流化床的结合，它把燃烧和气化过程分开，燃烧床采用鼓泡床，气化床采用循环流化床，两床之间靠热载体进行传热，所以控制好热截体的循环速度和加热温度是双床系统最关键也是最难的技术。总的来说流化床气化由于存在着飞灰和夹带炭颗严重，运行费用较大等问题，它不适合于小型气化发电系统，只适合于大中型气化发电系统，所以研究小型的流化床气化技术在生物质能利用中很难有实际意义。

图1-4 双流化床气化器

流化床气化炉的放大设计是大中型生物质气化发电系统应用必解决的关键技术之一，由于一般气化过程采用空气作气化分质，所以流化床气化炉的下部一般是燃烧的热空气中上部为燃气混合气、两都的气体体积变化较大，为了保证流休床运行在合理的流化速度范围，

一般设计时采用下部小，上部大的变戴面结构。（如图1-5）

图1-5流化床气化炉结构示意图

常压流化床的放大有一定的限制，当气化发电系统的发电规模大于100MW以后，由于流化床气化设备的体积过于庞大，加工气化调谐和增压燃气轮机发电效率较低，常压流化床已不能满足气化发电技术的要求，所以高压气化技术是气化发电技术大型化和规模化发展的必然趋势。表7-3是瑞典TPS公司对常压及增加流化床（10-15atm）的理论计算结果比较，比较发现，当循环流化床的出力达150MW以后，常压流化床的直径已达5500mm，而增压流化床气化炉直径才2300mm，所以此时采用高压流化床气化技术又非常必要，需要说明的是，由于生物质颗粒度的差别，对大部妥粉碎后的生物质，实际设计选用的参数要比表1-3的结果保守得到。例如对粉碎后的秸杆或一般木屑，20MW的循环流化床直径已达3000mm,而不是理论计算的

2001mm，从这个角度出发，高压气化技术对大型生物质气化发电系统显得更为重要。

表1-3常压、高压流化床理论直径比数

燃气出力20MW 50MW 150MW

常压流化床2100mm 300mm 5500mm

高压流化床（atm）1200mm 160mm 2300mm

3生物质焦油裂解技术

3.1生物质焦油的特性

生物质气化的目标是得到尽可能多的可燃气体产物，但在气化过程中，焦炭和焦油都是不可避免的副产物。其中由于焦油在高温时呈气态，与可燃气体完全混合，而在低温时（一般低于200℃）凝结为液态，所以其分离和处理更为困难，特别对于燃气需要降温利用的情况（如燃气用于家庭或内燃机发电时），问题更加突出。

焦油的存在对气化有多方面的不利影响，首先它降低了气化效率，气化中焦油产物的能量一般占总能量的5～15%，这部分能量是在低温时难以与可燃气体一道被利用，大部分被浪费，其次焦油在低温时凝结为液态，容易和水、焦炭等结合在一起，堵塞送气管道，使气化设备运行发生困难。另外，凝结为细小液滴的焦油比气体难以燃烬，在燃烧时容易产生炭黑等颗粒。对燃气利用设备，如内燃机、燃气轮机等损害相当严重，这就大大降低了气化燃气的利用价值。所以针对气化过程产生的焦油，采取办法把它转化为可燃气，既提高气化效率，又降低燃气中焦油的含量，提高可燃气体的利用价值，对发展和推广生物质气化发电技术具有决定性的意义。

3.2 焦油的特点

在生物质热转换中，焦油的数量主要决定于转换温度和气相停留时间，与加热速率也密切相关。对一般生物质而言，在500℃左右时焦油产物最多，高于或低于这一温度焦油都相应减少（见图1-6）。而在同一温度下，气相停留时间越长，意味着焦油裂解越充分。所以随着气相停留时间的增加，焦油产量会相应地减少（见图1-7）。

图1-6 生物质热解时在不同温度下的焦油产量

焦油的成份非常复杂，可以分析到的成份有100多种，另外还有很多成份难以确定，而主要成份不少于20种，大部分是苯的衍生物及多环芳烃，其中含量大于5%的大约有7种，它们是：benzene（苯），naphthalene（萘），toluene（甲苯），xylene（二甲苯），styrene（苯乙烯），phernol（酚）和indene（茚），其它成份含量一般都小于5%，而且在高温下很多成份会被分解。所以随着温度的升高，焦油含量中成份的数量越来越少（见图1-8），因而在不同条件下（温度、停留时间、加热速率）焦油的数量和各种成份的含量都是变化的，任何分析

结果只能针对于特定的条件而言。

图1-7 停留时间对气化产物的影响

图1-8焦油种类与温度的关系

根据这些特点，我们应在气化过程中尽可能提高温度和气相停留时间，减少焦油的产量和种类，以达到在气化时控制焦油的产生，减少气体净化的难度。

3.3 生物质焦油催化裂解

3.3.1焦油催化裂解的原理

尽管在生物质气化过程中采取各种措施控制焦油的产生，但实际上气体中焦油的含量仍远远超出应用允许的程度，所以对气体中的焦油进行处理，是有效利用燃气必不可少的过程，其中焦油的催化裂解是最有效、最先进的办法。以往简单的水洗或过滤等办法，只是把焦油从气体中分离出来，然后作为废物排放，既浪费了焦油本身的能量，又会产生大量的污染。而焦油热裂解却可把焦油分解为永久性气体，与可燃气一起被利用。所以它既减少了焦油含量，又利用了焦油中的能量。但热裂解需要很高的温度（1000℃～1200℃），所以实现较困难。催化裂解利用催化剂的作用，把焦油裂解的温度大大降低（约750℃～℃900），并提高裂解的效率，使焦油在很短时间内裂解率达99%以上。

化学式描述裂解的转化过程。但不管何种成份，裂解的最终产物与气化气体的成份相似，所以焦油裂解对气化气体质量没有明显影响，只是数量有所增加。对大部分焦油成份来说，水蒸汽在裂解过程中有关键的作用，因为它能和某些焦油成份发生反应，生成CO和H2等气体，既减少炭黑的产生，又提高可燃气的产量。例如，萘在催化裂解时，发生下述反应[3]：

C10H8+10H2O 10CO+14H2

C10H8+20H2O 10CO2+24H2

C10H8+10H2O 2CO+4CO2+6H2+4CH4

由此可知，水蒸汽非常有利于焦油裂解和可燃气体的产生。

3.3.2 催化剂的特点及选择

生物质焦油催化裂解原理与石油的催化裂解相似，所以关于催化剂的选用可从石油工业中得到启发。但由于焦油催化裂解的附加值小，其成本要求很低才有实际意义。所以人们除利用石油工业的催化剂外，还大量研究了低成本的材料，如石灰石，石英砂和白云石等天然产物。

大量的实验表明，很多材料对焦油裂解都有催化作用，其中效果较好又有应用前景的典型材料主要有三种，即木炭、白云石、镍基催化剂，它们的主要性能列于表1-4中。

表1-4 典型催化剂的主要特点

名称反应温度接触时间转化效率特点

镍基催化剂750℃～1.0s 97 % (1) 反应温度低，转换效果好[4]

(2) 材料较贵，成本较高

木炭800℃

900℃～0.5s

～0.5s

91 %

99.5%

(1) 木炭为气化自身产物，成本低

(2) 随着反应进行，木炭本身减少

白云石* 800℃

900℃～0.5s

～0.5s

95 %

99.8 %

转换效率高，材料分布广泛，

成本低

*白云石的主要成份为CaCO3和MgCO3，不同地方出产的白云石成份略有不同。

从上面三种典型催化结果比较可知，镍基催化剂的效果最好，在750℃时即有很高的裂解率，而其他材料在750℃裂解的效果还不

理想，但由于镍基催化剂较昂贵，成本较高，一般生物质气化技术难以应用，所以只能在气体需要精制或合成汽油的工艺中使用。木炭的催化作用实际上在下吸式气化炉中即有明显的效果，但由于木炭在裂解焦油的同时参与反应，所以消耗很大（在1000℃时达0.1kg/Nm3）,对大型生物质气化来说木炭作催化剂不现实，但木炭的催化作用对气化炉的设计及小型气化炉有一定的指导意义。

白云石（dolomite）是目前为止研究得最多和最成功的催化剂]，虽然各地白云石的成份略有变化，但都有催化效果，一般当白云石中CaCO3 / MgCO3在1～1.5时效果较好。白云石作为焦油裂解催化剂的主要优点是催化效率高，成本低，所以具有很好的实用价值。

3.3.3焦油催化裂解的工艺条件

焦油催化裂解除要求合适的催化剂外，还必须有严格的工艺条件。和其他催化过程一样，影响催化效果最重要因素有温度和接触时间，所以其工艺条件也是根据这方面的要求来确定的。下面以白云石为例，分析这些工艺条件的特点

1）温度：任何催化过程必须在合适的温度下才能进行，白云石对焦油的裂解在800℃以上即有很高的裂解率，而在900℃左右即可得到理想的效果（见图7-9），这一温度和生物质气化的温度相近[6]，所以比较容易实现，这也是白云石被广泛使用的主要原因之一。

2）接触时间：焦油和催化剂的接触时间是决定催化效果的另一重要因素。由于接触时间又是由气相停留时间和催化剂的比表面积决定的，所以气相停留时间和白云石和颗粒大小成为催化裂解的重要工

艺条件。在同一条件下，气相停留时间越长，裂解效果越好(见图1-9和见图1-10)。

图1-9白云石中裂解床温度和床高与焦油含量的关系

图1-10白云石裂解床焦油转化率与停留时间的关系

对于不同的接触方式，气相停留时间的要求不同，例如，在800℃

时，对dp 5mm的固定床，气相停留时间一般要求在0.5s左右，而对于dp 1.5mm的流化床，气相停留时间仅需0.1～0.25s即可[7]。同样的白云石的直径越小，催化效果越好（见图1-11），但颗粒直径太小，对固定床来说，阻力太大，而对流化床来说飞灰损失太严重，所以白云石的直径有一合适范围，一般dp为2.0～7.0mm为好。

图1-11白云石直径对焦油裂解旅的影响

3.3.4实现催化裂解工艺要求的关键

对理想的白云石催化剂，裂解焦油的首要条件是足够高的温度（800℃以上），这一温度与流化床气化炉的运行温度相似。有关的实验表明，把白云石直接加入流化床气化炉中对焦油有一定的控制效果，但并不能完全解决问题。这主要是由于气化炉中焦油与催化剂的接触并不充分（因为焦油的产生主要在加料口位置，但即使循环流化床，加料口以上的催化剂数量也不可能很多）。所以为了达到预期效