CN101952658B - 将燃料提供到气化系统的方法 - Google Patents

Abstract

一种操作气化器的方法，包括提供一定量可操作对气化器提供动力的燃料；将渣改性添加剂加入到所述量的燃料，以促进提高燃料灰的熔点和气化器的操作温度范围；将载气加入到所述量的燃料，以促进保持气化器的操作温度在操作温度范围内；并且调节载气含量、燃料的水分含量和渣改性添加剂混合物中的至少一个，以促进在操作期间减少气化器的耗煤量和耗氧量。

Description

将燃料提供到气化系统的方法

发明背景

总体而言，本公开的领域涉及气化，如整体气化联合循环(IGCC)发电系统所用的气化，更具体地讲，涉及将高水分含量、固体碳质燃料提供到气化器的系统和方法和此类系统启动的方法。

至少一种已知的IGCC设备将烟煤的水基浆料进料到衬耐火材料的气流床(entrained flow)气化器，以产生发电所用的燃料气。这种浆料进料系统可为较高级煤(如烟煤和无烟煤)提供到气化器提供经济可靠的选择。然而，这种系统对较低级煤(如次烟煤)吸引力较小，因为制备具有高得足够有效发电的固体浓度和能含量的低级煤浆料困难。

固有水分为截留于煤孔隙中的水，因此，此水分不能用于制备煤浆料。与高级煤(例如＜10％重量)比较，低级煤具有相对较高的固有水分含量(例如22-30％重量)。在已知的IGCC系统中，制造水煤浆料表示一种物理过程，此过程包括使煤颗粒悬浮于水中，以促进煤颗粒能够自由地互相越移，即能够使浆料在IGCC系统内流动。更具体地讲，在一些已知的IGCC系统中，水可以足量加入，以制备具有不高于约700至1000厘泊粘度的浆料，以使浆料能够过筛、泵送并通过进料喷射器喷射。具有较高固有水分含量的煤自然制备具有较高总水含量的浆料。例如，具有相对较高固有水分含量的煤制备具有较低固体含量(即，每单位体积浆料较低能含量)的浆料。虽然可将水加到颗粒状次烟煤以制备可泵送浆料，但所得稀浆料的能含量可能达不到能够维持有效气化操作的水平。

在一些已知的IGCC系统中，制备可泵送浆料所需的水量远超过反应所需的水量。虽然一些水的确与煤反应，并使煤转化成合成气，但此过量浆料水的大部分通过气化器，在水加热到反应温度时消耗反应器中的一些热能，然后在气体产物在下游设备冷却时使在气化器中产生的热能降到较低温度水平。将过量水加热到气化器反应温度所需的额外能量以合成气产物中的一些CO和H₂燃烧成CO₂和H₂O为代价。这需要另外的氧提供到气化器，这降低效率并增加成本。另外，由于为了加热过量水使合成气产物中的一些CO和H₂转化成CO₂和H₂O，每单位气化煤产生的CO和H₂的量减少。因此，为了用固定量CO和H₂(具有燃烧值的合成气组分)为动力模块(power block)提供燃料，与加入更干态煤比较，在加入煤浆料时必须使较大量煤气化。此增加的煤需求既降低设备效率，又增加成本。

一些已知的燃气涡轮机必须燃烧固定量一氧化碳和氢，以达到它们的最大额定产生功率。为了制备所需量的CO和H₂，加入次烟煤稀浆料的设备必须比加入烟煤浆料的设备气化显著更多的煤。这种次烟煤设备可能有较小效率，而且构建和操作代价更高。

一些已知的IGCC系统用被称为干进料系统的系统将高水分含量煤提供到气化器，以克服制备高能含量浆料的困难，并且避免对总设备效率的负面影响。在这种干进料系统中，可使较低级煤干燥，以除去三分之二或更多存在于煤中的固有水分。深干燥促进改善干进料系统设备中经干燥固体的流动性质，并且提高气化器的总效率。例如，通常需要高水平干燥帮助减少可能的固结和随后的流动问题，这些问题可在锁斗中较高水分含量固体加压期间产生。然而，将煤干燥可能消耗大量能量，因此减少设备的总产生功率。另外，干燥进料系统设备，可包括压缩机、锁斗、锁斗阀、干燥设备和另外的储存容量，产生与浆料基系统比较相对昂贵的系统。另外，此类系统限于400psig或更小左右相对适中压力，因为锁斗加压和颗粒流化所用的气体消耗随着系统压力增加而显著增加。

发明概述

在一个方面，本发明提供一种操作气化器的方法。所述方法包括提供一定量可操作对气化器提供动力的燃料；将渣改性添加剂加入到所述量的燃料，以促进提高燃料灰的熔点和气化器的操作温度范围；将载气加入到所述量的燃料，以促进保持气化器的操作温度在操作温度范围内；并且调节载气含量、燃料的水分含量和渣改性添加剂混合物中的至少一种，以促进在操作期间减少气化器的耗煤量和耗氧量。

在另一个方面，本发明提供一种用于气化系统的进料系统。进料系统包括燃料进料制备装置，所述燃料进料制备装置构造成制备燃料到适合在气流床气化器内使用的粒径分布，和从燃料除去水分至少之一。进料系统包括固体进料装置，所述固体进料装置构造成将燃料与渣改性添加剂混合，并在通过载气引导混合物到气化器之前将燃料/渣改性添加剂混合物加压。

附图简述

图1为包括示例性燃料系统的示例性IGCC发电设备的部分的示意流程图。

图2为图1所示燃料系统使用的示例性进料制备系统的工艺流程图。

图3为图1所示燃料系统使用的示例性进料加压和输送系统的工艺流程图。

图4为图1所示燃料系统使用的示例性渣添加剂系统的工艺流程图。

图5为对于示例性烟煤的进料到气化器的氧与燃料的比率作为气化器温度的函数的标绘图。

图6为对于示例性次烟煤的进料到气化器的氧与燃料的比率作为气化器温度的函数的标绘图。

图7为对于已加入渣改性添加剂的示例性次烟煤的进料到气化器的氧与燃料的比率作为气化器温度的函数的标绘图。

图8为对于已加入渣改性添加剂的示例性次烟煤的进料到气化器的氧与燃料的比率作为气化器温度的函数的标绘图，其中一定量载气将煤气动输入气化器。

图9为对于示例性烟煤和次烟煤的进料到气化器的氧与燃料的比率作为冷气体效率的函数的标绘图。

图10为对于示例性烟煤和次烟煤的比耗氧量(SOC)作为比耗煤量(SCC)的函数的标绘图。

图11为用于优化气化器中气化过程的示例性方法的示意流程图。

图12为用于进料系统优化的供选方法的示意流程图。

图13为用于进料系统优化的供选方法的示意流程图。

图14为气化器效率-对气化器的组合进料中总水分的标绘图。

图15为相应于图14中所示相同水分含量范围的总IGCC设备效率-气化器效率的标绘图。

图16为对于具有低熔点灰和渣改性添加剂的示例性次烟煤的总IGCC设备净功率输出-气化器效率的标绘图。

发明详述

图1为示例性IGCC发电设备50的部分的示意流程图。在此示例性实施方案中，设备50包括燃料进料系统110、与燃料进料系统110流通连接的空气分离装置112、与进料系统110流通连接的气化设备114和与气化设备114和IGCC发电设备50流通连接的动力模块116。在操作期间，空气分离装置112用压缩空气产生供气化设备114使用的氧。更具体地讲，空气分离装置112将从外源(未示出)接收的压缩空气分离成氧和气体副产物(一般为氮)的分离流。在所述示例性实施方案中，气化设备114使固体燃料和氧转化成清洁燃料气，清洁燃料气在动力模块116燃烧，以产生电力，这点将在本文中更详细描述。对本领域的技术人员显而易见的是，此图为IGCC发电设备示意流程图的简化型式，并且为了说明清楚，在图中并未示出在此发电设备发现的所有设备模块和所有的连接线。

将固体碳质燃料(未示出)通过导管120引入进料系统110的进料制备区段118。在此示例性实施方案中，固体碳质燃料为煤。或者，燃料可以为石油焦炭、生物质或能够使IGCC发电设备50如本文所述起作用的任何其他固体碳质燃料。在另一个实施方案中，渣添加剂可随同固体燃料在导管120内引入。进料制备区段118使原态接收到的(as-received)燃料转化成具有适用于IGCC设备50的目标粒径分布和内水分含量的固体颗粒状气化器进料。来自空气分离装置112的低压氮通过导管122进入进料制备区段118，其一部分用于通过导管126将固体颗粒状进料输送到加压和输送区段124。其余部分低压氮在进料制备区段118中加热，并通过导管128引导到加压和输送区段124，用于区段124内的水分和细粉控制。在加压和输送区段124中使用的低压氮通过导管130引回到进料制备区段118过滤，这促进去除颗粒状细粉，然后干燥，以促进去除其中的基本所有水，以便低压氮重新在整个进料系统110中用于各种用途。作为低压氮的替代，可使用允许根据本文所述进料系统安全可靠输送煤的任何气体。在一种供选结构中，可使用根据本文所述进料系统合理制备合适粒径和水分含量煤的任何粒径减小、控制和干燥系统。

在所述示例性实施方案中，气化设备114包括与气化器134流通连接的酸性气体去除区段132。酸性气体，如H₂S、COS和CO₂，从一定量粗合成气去除，以产生清洁燃料气，清洁燃料气通过导管138引导到位于动力模块116的燃烧器136用于产生电力，如本文更详细描述。酸性气体去除区段132产生硫副产物流140和富酸CO₂气流142，富酸CO₂气流142经压缩，并循环到进料系统140，并用于作为高压输送气体将固体颗粒状燃料输入气化器134。从酸性气体去除区段132内的合成气回收的CO₂经压缩，并通过导管142引导到进料制备区段118。将此循环富CO₂气流在进料制备区段118中加热，然后通过导管144引导到加压和输送区段124，作为高压气动输送气体通过进料导管146将颗粒状固体燃料输入气化器134。在此示例性实施方案中，来自空气分离装置112的高压氮通过导管148引导到进料制备区段118，在优选的实施方案中，此氮流只在启动期间在循环富CO₂气体尚未可用时使用(如本文更详细描述)，此氮流经预热，然后通过导管144引导到加压和输送区段124，用于在气化器启动期间作为高压气动输送气体。或者，在启动期间使用允许安全可靠操作本文公开气化系统的任何高压气体。另外作为选择，在正常操作期间使用允许安全可靠操作本文公开气化系统的任何高压气体。

在所述示例性实施方案中，进料系统110包括渣添加剂处理区段152，所述区段通过导管154从焦和细渣处理区段156接收焦(即，未转化的固体颗粒状燃料)和细渣的浆料。这种细的颗粒状物质作为稀含水浆料从气化设备114回收。此浆料的焦部分为来自气化器134的未转化碳，并且随后通过导管154循环。将渣或矿物添加剂从位于外部的储存区段(未示出)通过导管158引导到渣添加剂处理区段152。将矿物添加剂在干棒磨机或球磨机(在图1中未示出)中磨成粉状，并与焦和细渣浆料混合，以制备最终添加剂浆料，此浆料通过正位移泵(未示出)经导管160引入气化器。在一个供选的实施方案中，可用第二水流162将水加入进料到气化器134的最终添加剂浆料，以控制温度并改变反应化学。在另一个供选的实施方案中，将矿物添加剂作为干燥固体与干燥颗粒状燃料混合加料到气化器134，或者使用具有干燥固体吹送泵和输送气体的单独进料系统。在又一个供选的实施方案中，将矿物质作为与循环固体浆料分离的单独浆料加料到气化器134。在再一个供选的实施方案中，矿物质作为预研磨添加剂获得，并与循环固体浆料混合。在甚至另一个实施方案中，矿物添加剂为促进操作本文所述气化系统的任何含矿物的物质。或者，不使用矿物添加剂，而只将一定量循环焦和细渣或单独液体水通过单独的导管165引导到气化器134。

在操作期间，空气分离装置112使氧从空气分离，以产生用于气化器134内的相对较高纯度(约95％体积O₂)氧进料。第一部分空气直接通过导管164进入空气分离装置112。其余部分空气从燃气涡轮机空气压缩机196导管166提取。在此示例性实施方案中，第一部分空气为进入空气总量的约50％。或者，第一部分空气可以为使燃料进料系统110如本文所述起作用的空气总量的任何百分比。除了产生气化器氧进料外，空气分离装置112也产生用于进料系统110内的氮。其余富氮气体副产物通过导管168返回到燃气涡轮机192用作燃烧器136的稀释气体。

在此示例性实施方案中，引导到气化设备114的进料包括经导管146的气动输送颗粒状固体燃料、渣添加剂、经导管160的焦和细渣浆料以及经导管170来自空气分离装置112的高纯度氧。在操作期间，气化器134使进料转化成粗合成气，粗合成气随后通过导管172引导到酸性气体去除区段132。从气化设备114内合成气分离的粗渣(未示出)作为渣副产物流174回收。任何未转化的碳与细渣作为稀浆料回收，并通过导管176引导到处理区段156。由冷却来自气化器134的热合成气流出物产生的高压蒸汽通过导管178引导到动力模块116，其中高压蒸汽通过蒸汽涡轮机180膨胀，以产生电力。在所述示例性实施方案中，工艺水流(未示出)作为稀浆料182引导到处理区段184，此区段处理水，以控制循环工艺水系统中不同污染物的浓度，包括但不限于溶解和悬浮的固体，随后将经处理的水流通过导管186返回到气化器134重新使用。清洁的水流(未示出)从处理区段184通过导管188引导到设备边界外处理或实益用途。在净化期间从水流去除的细固体的稀浆料(未示出)通过导管190引导到处理区段156。在一个供选的实施方案中，焦和细渣不循环到气化器，或者只部分循环到气化器。相反，将未循环到气化器的部分焦和细渣从焦和细渣处理系统156通过单独的导管(未示出)引导到处理或实益用途。在另一个实施方案中，在循环到气化器之前将所有或部分焦和细渣干燥，并与煤组合、与干燥渣添加剂组合或作为单独的物流进料到气化器。在另一个供选的实施方案中，焦和细渣用干法洗涤技术从气化系统回收，并且所有或部分焦和细渣与煤组合、与干燥渣添加剂组合或作为单独的物流循环到气化器。

在所述示例性实施方案中，动力模块116包括燃气涡轮机192和蒸汽系统194。燃气涡轮机192包括通过单个轴202可操作连接到动力膨胀涡轮机198和发电机200的空气压缩机196。在操作期间，燃气涡轮机192利用例如布雷顿循环(Brayton Cycle)通过清洁燃料气138燃烧产生动力，蒸汽系统194利用例如兰金循环(Rankine Cycle)由使蒸汽通过蒸汽涡轮机180膨胀产生动力。更具体地讲，将自压缩机196的清洁燃料气138和稀氮168(用于控制NO_x生成)引导到燃烧器136，在其中混合并燃烧，其中使燃烧的排出气体产物膨胀通过膨胀涡轮机198，从而使轴202转动，轴转动又使压缩机196和发电机200运转，在其中产生电力。将自膨胀涡轮机198的热排出气体引导通过热回收蒸汽发生器(HRSG)204。在热排出气体冷却时产生的高压蒸汽与在气化设备114的合成气冷却区段产生的高压蒸汽178组合，然后在HRSG 204中过热，如此从热排出气体回收另外的能量，然后引导到蒸汽涡轮机180，在其中膨胀，以通过发电机206产生另外的电力。然后使膨胀的蒸汽在冷凝器208内冷凝，以产生锅炉给水，随后将锅炉给水引导到HRSG 204和气化设备114中的合成气冷却器。

图2为图1所示燃料进料系统110使用的示例性进料制备系统118的工艺流程图。更具体地讲，图2显示燃料进料系统110可使用的五个流程(flow configuration)。在所述示例性实施方案中，将一定体积次烟煤(例如，粉河盆地(Powder River Basin，PRB)煤)(未示出)通过导管120引导到进料制备区段118，并通过气提管210输送，其中通过将低压氮212的逆流从氮储罐214引导到那里，接触所述体积煤。低压氮212从进入煤片之间的隙间空间气提残余的空气。在所述示例性实施方案中，在所有操作性连接到管210下游的设备中，煤均保持在富氮气氛中。或者，可用任何适合的惰性气体(如CO₂或污浊空气)保持煤于低氧含量环境。离开气提管210的氮和伴随颗粒状物质在排到大气之前在尘控装置216中过滤。此排气阀点为低压氮从系统110的主要损失点，通过尘控装置216排出的氮流为决定自空气分离装置112(显示于图1中)的补偿速率218的主要因素。在所述示例性实施方案中，气提管210包括位于气提管210内的多个向下倾斜的挡板(未示出)，以促进在管210内产生氮和颗粒的逆流。在一个供选的实施方案中，气提管210可以为平常的柱。在另一个供选的实施方案中，气提管210可以为促进从本文公开燃料系统中的煤气提空气的任何结构，包括涉及清洗气闸的结构。在一个供选的实施方案中，可不使用气提管210，而是通过在进料制备系统中的一个或多个点引入惰性气体将氧浓度控制到安全水平，包括但不限于由燃料燃烧产生的CO₂。

煤通过气提管210落到称重皮带进料机220上，称重皮带进料机220可操作连接到管210的下游，并用于将煤计量送入笼式磨机222。在所述示例性实施方案中，笼式磨机222在单一步骤将煤研磨到所需粒径分布。或者，可使用二步骤研磨方法(未示出)，此方法利用锤磨机，随后利用笼式磨机。在所述示例性实施方案中，煤的目标粒径分布为通过100目筛过筛约50％至约80％，通过10目筛过筛约100％。或者，根据燃料进料系统110内煤进料的类型使用能够使燃料进料系统110如本文所述起作用的任何适合研磨设备。

在所述示例性实施方案中，低压氮气或其他适合的惰性气体清洗流224保持对研磨设备的气体清洗供应，以防止煤细粉积累，并除去通过煤颗粒裂开从煤释放并通过研磨加热从煤蒸发的水分。清洗流224与来自系统其他部分的消耗清洗流合并，将合并流引导通过滤尘器226，在鼓风机228中压缩，并引导到惰性气体干燥袋230。滤尘器226促进从清洗流224基本去除细煤尘，干燥袋230从清洗流224基本去除所有水分。然后使惰性气体循环到储存罐214，供系统110内重新使用，并使自惰性气体干燥袋230的冷凝水循环，用于设备的其他处，或按路线送到位于外部的废水处理装置(未示出)。在一个供选的实施方案中，可使自惰性气体干燥袋230的冷凝水循环(未示出)，供气化系统50中其他处使用，如但不限于以后所述的添加剂浆料槽406。在另一个供选的实施方案中，惰性气体干燥袋230不用于基本干燥惰性气体，而是为惰性气体湿度和温度控制装置，此装置根据需要调节惰性气体的湿度和温度，以帮助保持燃料进料系统110内的煤处于所需水分含量。

在所述示例性实施方案和一个示例性流程(1)中，经研磨的煤颗粒通过导管232、234和236引入主煤储仓240的入口238。在所述示例性实施方案，使仓240和导管232、234和236隔热，以基本防止煤冷却和研磨过程释放的任何水分冷凝。低压氮或其他惰性气体流242从罐214引导，并进入储仓240中的清洗气体入口244。在操作期间，可用氮或惰性气体流242使储仓240的较低部分246流化，以使固体流出仓240。这也保持在整个仓240的足够惰性环境，以基本防止其中自发燃烧。同时，在其向上上升通过仓240时，氮或惰性气体流242从煤固体脱去已在研磨过程期间释放的任何过量的残余水分，并因此在煤颗粒冷却时基本防止水分重新冷凝。

在所述示例性实施方案，煤从位于储仓240的底部246上的出口248引导，并将煤计量送入气动收集站(pick-up station)250，在收集站使煤夹带于从罐214引导的低压氮气252流中。氮或其他惰性气体252通过导管126中的密相气动输送将煤颗粒输送到进料加压和输送系统124(显示于图1中)。在一个供选的实施方案中，可通过促进操作本文所述燃料进料系统110的任何方法输送煤颗粒。

在所述示例性实施方案中，进料制备区段118包括用于加热输送煤使用的气体和减少其中水分的设备。更具体地讲，来自罐214的低压氮或其他惰性气体在天然气燃烧加热器258的低压线圈256中加热。或者，导管260构成迂回通过线圈256，并用于调节经加热氮262的最终温度。此加热的低压氮或其他惰性气体流262用于在图2所示的一些其他流程和下游设备中输送和去除水分，如本文更详细描述。加热器256包括高压气体加热线圈264，加热线圈264提高进料加压和输送区段124(显示于图1)中所用高压输送气体(未示出)的温度。在所述示例性实施方案中，高压输送气体为循环酸CO₂ 266。或者，高压输送气体可以为从空气分离装置112引导到那里的高压氮268，或者高压输送气体可以为从外部源(未示出)引导到那里的天然气。作为另一个供选实施方案，高压输送气体可以为适用于将煤在燃料进料系统110内输送并输入气化器134的任何气体。在另一个供选实施方案中，燃烧加热器256由其他加热方式代替，包括但不限于由空气和天然气燃烧直接加热，或者利用在IGCC设备50其他处得到的蒸汽或其他热工艺气体通过热交换间接加热。

在一个供选实施方案和第二示例性流程(2)中，使蒸汽夹套式桨式干燥机270流通连接在笼式磨机222和主储仓240之间。桨式干燥机270用低压氮或惰性气体流272清洗，以除去在煤干燥过程中释放的水分。然后，含水分的氮或惰性气体274与自笼式磨机222的氮或惰性气体组合，并经处理以除去煤尘和水蒸气，如本文更详细描述。在需要从煤颗粒去除较高程度的水分时，或者在料煤需要另外干燥以除去表面水分时，可使桨式干燥机270结合到进料制备系统118。或者，煤可用促进操作本文所述燃料进料系统的其他干燥方法干燥。

在另一个供选实施方案和第三示例性流程(3)中，将煤通过气提管210引导到称重皮带进料机220上，并经导管275通过滑槽276引入粉磨机278(例如球磨机)。在此示例性实施方案中，粉磨机278为辊磨机。或者，粉磨机278可以为碗磨机或球磨机，或者为用于将煤研磨成目标粒径并且能够使燃料进料系统110如本文所述起作用的任何此类装置(包括用于相关干燥需求的设备)。在加热器258或未示出的其他加热装置内加热的低压氮或其他惰性气体通过导管280与煤一起引入粉磨机入口282，在此在煤被磨粉时使煤颗粒基本干燥到目标水分含量。例如，最终煤水分含量可通过调节物流282的温度控制。其他控制方法包括控制温热氮或其他惰性气体的湿度和流速。温热的氮或其他惰性气体将经干燥的煤颗粒带出粉磨机278，然后通过导管126将它们输送到进料加压和输送区段124(示于图1中)。

在另一个供选实施方案和第四示例性流程(4)中，使另外的研磨机222流通连接在称重皮带进料机220和粉磨机278之间。在此实施方案中，在与产生所需粒径分布的粉磨机278一起连接时，研磨机222可以为锤磨机或其他适合磨机。来自称重皮带进料机220的煤在第一步骤在磨机222中粉碎或预研磨，然后通过导管284和286引导到粉磨机278。

在另一个供选实施方案和第五示例性流程(5)中，将煤从空气清洗管210引导到称重皮带进料机220上，并引入笼式磨机222研磨。然后，通过导管232引导研磨的煤越过桨式干燥机，并通过隔热导管234引导到气动输送收集点286。在此点，自加热器258的热、干燥低压氮或其他惰性输送气体288夹带经研磨的煤颗粒，并以密相输送方式通过隔热导管290引导经研磨的煤进入旋风分离机292。或者，可通过促进操作本文所述燃料进料系统的任何方法输送煤颗粒。热输送气体的温度和隔热输送导管290的长度应使得在与自笼式磨机222的研磨热组合时，表面水分和煤颗粒孔内的部分水分两者均蒸发，并驱入本体气相。通过调节物流288的温度、流速和湿度，可控制蒸发量。

在第五流程中，在旋风分离机292中使颗粒状固体从输送气体分离，并落入水分气提柱294。在此实施方案中，水分气提柱294包括位于水分气提柱294内的多个向下倾斜的挡板(未示出)，以促进其中产生氮或其他惰性气体和颗粒的逆流。或者，水分气提柱294可以为平常的柱。然后，颗粒遇到自加热器258的热、干燥氮或其他惰性气体的第二向上流动流296。这种与向下流动煤颗粒逆流的气提气流296从煤颗粒之间的隙间空间气提出在研磨期间释放但未在旋风分离机292内除去的残余水分。热的干燥煤颗粒离开气提柱294，并在入口238进入仓240。煤通过在导管126内密相气动输送引导到进料加压和输送区段124(示于图1中)，如本文更详细描述。另外，引导来自旋风分离机292的顶流299内的精细研磨煤通过第二旋风分离机300，第二旋风分离机300将煤细粉通过导管302返回到入口304来回到气提柱294。将自第二旋风分离机300的过量气体引导到集尘系统226，在此，组合的气体与自系统的其他清洗气体经过过滤，以除去基本所有的剩余煤尘。在由鼓风机228压缩后，将气体引导到气体干燥器230，除去由于煤干燥和研磨存在的基本所有残余水分。干燥的无颗粒氮或其他惰性气体离开干燥器230，然后可循环到罐214，用于在整个燃料进料系统110内重新使用。

图3为图1所示燃料进料系统110使用的示例性进料加压和输送系统124的工艺流程图。具有所需粒径分布和水分含量的颗粒状固体从进料制备区段122(显示于图1中)经密相气动输送在导管126中传送，如本文更详细描述。储仓初级入口旋风分离机320使固体从低压氮或其他惰性输送气体分离，并将固体排到储仓入口气提管324的入口322，用于进一步处理。然后，通过导管326引导自旋风分离机320的顶气通过储仓二级入口旋风分离机328，旋风分离机328从输送气体除去基本部分夹带的煤细粉，并通过导管330将煤细粉引导到气提管324的入口322。二级旋风分离机330顶气通过导管332引导到尘控制系统334。然后，通过鼓风机336压缩基本无尘的气体，并引导到氮干燥袋230(显示于图2中)，用于在整个燃料进料系统110内重新使用。或者，干燥袋可以为温度和湿度控制袋。

由旋风分离机320和330除去的煤颗粒进入入口322，并向下引导遇上经加热氮或其他惰性气提气体128的逆流。在此实施方案中，气提管324包括位于气提管324内的多个向下倾斜的挡板(未示出)，以促进在其中产生氮和颗粒的逆流。或者，气提管324可以为平常的柱。气提气体除去可在研磨和干燥后保留的残余水分，如本文更详细描述。在通过气提管324后，煤颗粒进入固体吹送泵储仓338。

在所述示例性实施方案中，储仓338构造成将煤进料提供到平行操作的两个固体吹送泵340。或者，储仓338可构造成对任何个数的固体吹送泵340进料。作为另一个供选的实施方案，燃料进料系统110可构造成具有促进操作本文所述燃料进料系统的任何个数的储仓338和固体吹送泵340。在所述示例性实施方案中，固体吹送泵340为旋转式会聚空间固体输送和计量泵，这种泵利用Stamet^TM

进料技术，另称为Stamet^TM固体吹送泵，购自GE Energy，Atlanta，GA。这种泵能够将固体从大气压力输送到完全超过1000psig的压力，并在泵旋转速度和固体质量流量之间具有非常好的线性关系。或者，可利用如本文所述用于固体处理和加压的任何类型的泵或加压输送装置。

在所述示例性实施方案中，使抽吸进料容器342流通连接在自储仓338的各出口导管344和各固体吹送泵340之间，其中各抽吸进料容器342控制煤流到各固体吹送泵340。更具体地讲，设计成经受完全气化器系统压力的各进料容器342包括入口安全阀346，此阀在泵故障情况下关闭。或者，与入口安全阀346配合，可在各固体吹送泵的卸料线352中设置另外的出口安全阀(未示出)。在所述示例性实施方案中，进料容器342为活底容器，这种容器构造成保证各相应固体吹送泵340的抽吸入口用煤填充，从而保证颗粒状固体流连续通过各泵。或者，管线344设计成提供缓冲体积，并且可结合入口安全阀346和其他部件，如但不限于帮助固体流入泵340的入口的成形和振动表面。

在所述示例性实施方案中，来自抽吸进料容器342的颗粒状固体燃料通过固体吹送泵340加压到足够压力水平，以使固体能够流动通过进料喷射器348并进入气化器134(在图1中未示出)。自空气分离装置112(显示于图1中)的高压氮流350，可经预热或不预热，在两个位置连接到各固体吹送泵340的卸料导管352，第一连接354邻近固体吹送泵340的卸料356，第二连接358位于第一连接354的下游。第一连接354提供密封氮流，此流向后穿过移动通过固体吹送泵340的紧密固体颗粒。虽然向后通过固体吹送泵340的气体渗漏程度小，但密封氮防止输送气体、氧或合成气向后通过泵的渗漏。第二连接358提供相对较高速度的氮射流，此射流引向从固体吹送泵卸料356出来的颗粒状固体。高速射流破开颗粒的偶然附聚，并提供离开固体吹送泵340的颗粒状燃料的基本均匀分布，并且进一步使得固体能够从泵内的高压实条件转变到固体吹送泵340下游高压气动输送所需的自由流动流化条件。在所述优选的实施方案中，固体吹送泵340下游煤的高压气动输送为稀相输送。或者，固体吹送泵340下游煤的高压气动输送为促进操作燃料和气化系统的任何类型。作为高速射流的替代，可在导管352上的任何点使用使燃料进料系统110如本文所述起作用的任何机械去结块装置。

在所述示例性实施方案中，在去结块操作后，通过卸料导管352引导煤颗粒进入气动输送导管360。其中，自加热器258(显示于图2中)的高压输送气体362通过稀相气动输送将煤固体经导管364、366和380直接夹带到气化器进料喷射器348。通过改变固体吹送泵340的操作速度和/或高压输送气体的流量、压力和温度，可控制其中固体流量。在一个供选实施方案中，不加热高压载气。在另一个供选实施方案中，高压载气以促进操作本文所述燃料和气化系统的任何方式处理。

在一个供选实施方案中，固体通过导管368引入高压进料容器370，高压进料容器370作为固体吹送泵340和气化器进料喷射器348之间导管中的缓冲器。在操作期间，进料容器370为可用于改善到气化器134(在图1中未示出)的固体流的供选流路。进料容器370可帮助使固体吹送泵340的临时流量变化或中断的影响减小到最低限度，或者在固体吹送泵340不为Posimetric泵的供选实施方案中，这些实施方案可能没有与本文所述Posimetric技术相同或基本相同的连续流性质。

在进料容器370操作期间并且在一个实施方案中，部分高压输送气体通过导管324从固体输送导管360转向，并且通过导管372引导到进料容器370的底部376，以使固体流化，并提高其流动性质。高压输送气体的剩余部分378用于将固体引出进料容器370，并引入朝向进料喷射器348的导管366和380。在此实施方案中，通过调节固体吹送泵340的操作速度和调节引导到进料容器370的底部376的高压输送气流372和378的流速，可实现流量控制。

在另一个供选的实施方案中，可能有必要使比输送固体所需更多或者能够通过固体输送导管处理的酸CO₂气循环到气化器134(显示于图1中)。在此实施方案中，另外的导管382和384可用于将气体直接进料到进料喷射器348。可用此附加体积气体使气化器134(未示出于图3中)内的温度适中以改变进料喷射器348的喷射性质，或改变气化反应化学。

图4为图1所示燃料进料系统110使用的示例性渣添加剂处理区段152的工艺流程图。在所述示例性实施方案中，渣添加剂处理区段152包括渣添加剂磨机402，如棒磨机或球磨机，磨机通过渣添加剂称重皮带进料机404从位于外部的源(未示出)接收一定量渣添加剂(未示出)。渣添加剂/循环细粉混合槽406在下游并与磨机402流通连接。更具体地讲，在磨机402内将渣添加剂研磨成目标粒径分布，在此实施方案中磨机402以干燥方式操作。或者，可使用促进操作本文所述燃料系统的任何类型磨机。自磨机402的易散逸的排放物收集于集尘系统408中。在一个供选的实施方案中，渣添加剂作为预研磨物质得到，因此无需磨机402。

在所述示例性实施方案中，焦和细渣浆料通过导管154从处理区段156(显示于图1中)引入混合槽。自磨机402的干燥颗粒状添加剂与焦和细渣浆料在混合槽406内通过搅拌器410混合。多个导管412和414形成连续回路416，通过回路，混合槽泵418使渣添加剂/循环细渣浆料循环通过加料泵420的抽吸，以保证加料泵总是具有足够的浆料供应，并在槽406中提供另外的混合。浆料从抽吸循环回路416抽入位于混合槽泵406下游的加料泵420。在所述示例性实施方案中，加料泵420为高压正位移泵，此泵通过导管422将浆料提供到气化器进料喷射器348(显示于图3中)。一旦已通过操作进料制备区段118设定引导到气化器134(显示于图1中)的固体燃料的水分含量，就可通过调节焦和细渣浆料的浆料浓度和/或加到混合槽406的新鲜补水424的量控制加料到气化器134的最终总水量。或者，渣添加剂可以与循环固体在湿棒磨机或球磨机中一起研磨，而不是单独研磨渣添加剂，然后与循环固体混合。将自此共研磨操作的产物过筛，然后送到混合槽406。在一个供选实施方案中，通过将任何另外所需水注入加料泵420下游的循环固体浆料，或者作为到气化器134的单独进料，可控制提供到气化器134的水的总量。

现在参考图1，并且在所述示例性实施方案中，在燃气涡轮机192点火和气化器134启动前，必须提供另一种载气源，直到足量CO₂由气化器134产生并且能够回收，以保持运行燃料进料系统110。这种第二载气可能是必需的，因为在气化器启动前一般不能从合成气回收CO₂，或者在多列气化操作的情况下，可能没有足够的CO₂可用于将所需量CO₂提供到操作列和经历启动的列。在示例性IGCC设备50中，直到气化器134已启动并且其中产生合成气后，才不需要自空气分离装置112得到的高压氮作为清洁燃料气134的清洁燃料气稀释剂。在其中气化器整合到氨生产设备而不是IGCC设备的供选实施方案中，直到气化器启动并且产生合成气后，才不需要自空气分离装置的氮用于氨合成。

罐214用自空气分离装置112或自原位储存(未示出)的低压氮填充。将煤引入进气清洗管210(示于图2中)，随后如本文所述在笼式磨机222中研磨，并装入主煤仓240，其中研磨产生的水分由氮242清洗出。自罐314的低压输送气体252将煤从仓240夹带到储仓338，如图2和3所示。一旦仓338被装载，就在加热器258中加热自空气分离装置112的高压氮，并将其连续流通过接连的导管144、362、360、364、366、388和390引导到旋风分离机386(示于图3中)。引导氮从旋风分离机386通过高效旋风分离机袋392、集尘系统334、鼓风机336、N₂干燥器230，并在罐214中通过孔394排出。一旦N₂输送气体流以合适速率建立，就启动固体吹送泵340，并将经加压的固体引导到输送气体传输导管360。将固体稀相流通过导管364、366、386、388和390引导到旋风分离机386。旋风分离机386将固体送回到固体吹送泵储仓338，氮通过氮返回系统达到罐214。此离线操作允许在引入气化器前将气体和固体流调节到合适流速。

在所述示例性实施方案中，也建立渣添加剂/焦和细渣浆料的流速。再次参考图4并且在此示例性实施方案中，最初没有可用来往其中混入颗粒状渣添加剂的循环焦和细渣浆料。而是在混合槽406中用新鲜水制备渣添加剂的启动混合物。浆料循环泵418使启动浆料连续循环通过加料泵420的抽吸，并且加料泵420使经加压的浆料通过导管428循环回到混合槽406。此循环允许在气化器134启动前离线建立添加剂浆料的合适流速。

在添加剂浆料、气动输送煤固体和氧的流速建立和稳定后，导管428上的截止阀426基本与导管422上切换阀430的打开同时关闭，因此，浆料转移到气化器进料喷射器348，而不是循环回到混合槽406。在所述示例性实施方案中，基本与此同时，导管390上的切换阀394关闭，导管380上的切换阀396基本同时打开。其中的N₂输送的固体转移到气化器进料喷射器348。在随后将氧引到气化器134时，气化器134中储存的热能引发反应，并且开始产生合成气。在从气化器134的下游引导合成气时，开始CO₂回收，CO₂流被压缩，并通过导管142(如图1所示)循环到燃料进料系统110的前端。由于在导管142内可从气化器134得到更多CO₂，高压氮逐渐用循环酸CO₂代替作为高压输送气体。高压氮然后变得可作为清洁燃料气稀释剂用于燃气涡轮机燃烧器136。然而，直到此时，由于完全量的高压氮稀释剂逐渐可用在燃烧器136，可用水或蒸汽在燃烧器中用作临时代用稀释剂。

在启动后并且在所述示例性实施方案中，未转化的碳(即焦)与细渣开始在气化设备114焦和细渣处理区段156中积累。焦和细渣在处理区段156中作为稀浆料回收。然后将浆料引导到渣添加剂处理系统152。由于此焦和细渣的浆料变得可用于循环到进料系统110，到混合槽406的新鲜补水424逐渐由此焦和细渣浆料代替，直到所有的焦循环到气化器134。通过调节焦和细渣浆料的浆料浓度和/或加到混合槽406的新鲜补水的量，可控制提供到气化器134的水的最终总量。如果需要在启动后将另外的酸CO₂气加到气化器，则这可通过打开导管384上的切换阀297完成。

在一个供选的实施方案中，来自空气分离装置112的高压氮可不被利用在气化器启动期间用作输送气体。在此实施方案中，可用压缩天然气267代替高压氮。天然气可用作燃气涡轮机192的替补燃料，并且足量的天然气可作为高压输送气体代替高压氮。在此实施方案中，将煤研磨，干燥，装入主煤仓240和固体吹送泵储仓338。然后将高压天然气在加热器258中加热，通过导管144、360、362、364、366、388和398引导到设备放空燃烧装置(未示出)。在启动期间，这允许天然气流速以所需值建立。然后，可不使用任何煤固体，用天然气启动气化器134，因为天然气本身就是气化器的适合燃料。由于天然气没有需要使用渣改性剂的灰，因此，可用天然气启动气化器，而无需启动渣添加剂系统152。

在此实施方案中，通过基本同时关闭导管398中的切换阀399并打开导管380中的切换阀396，靠天然气启动气化器134。然后，通过导管323将氧引入气化器134。在气化器耐火材料中储存的热能引发反应，并且开始产生合成气，如本文更详细描述。在此实施方案中，气化器134可用天然气作为唯一进料操作任何实际时间。

在此供选实施方案中，通过启动固体吹送泵340开始固体颗粒状燃料的引入。来自泵340的卸料的煤颗粒落入固体收集导管360，其中煤由天然气流通过导管380夹带到气化器进料喷射器348，如本文更详细描述。将煤加到天然气基本增加到气化器134的燃料流量，并且为了提供足量氧，以使进料中的所有碳气化，必须提高氧到气化器的流速。也必须启动渣添加剂浆料，以便通过关闭导管428上的切换阀426并打开导管422上的切换阀430，将渣添加剂浆料进料到气化器。气化器134可对此天然气和煤的混合物运行任何实际时间。在操作期间，天然气和煤流速可不超过下游对合成气的需求。更具体地讲，气化器134可用低天然气流速启动，以便在加入煤颗粒时，产生满足下游过程需要的一定量的合成气。或者，如果气化器操作对于转变到煤进料已经在比合乎需要更高的速率建立，则可减小天然气流量，同时适当改变氧流速，以允许煤颗粒引入天然气。由于合成气产生在气化器中继续，可将CO₂从合成气回收，压缩并按路线送到输送气体加热器258，以逐渐代替天然气。由于输送气体的组成从100％天然气转变到100％循环酸CO₂，使进入固体收集导管360的固体流速增加，以保持基本相同水平的燃料能量流入气化器134。也使渣添加剂/循环焦和细渣浆料的流速增加，以匹配煤的增加流速。在启动操作期间使用天然气允许气化器134用清洁的无硫燃料启动，因此，有利于位于有工艺气体放空燃烧限制地区中的IGCC设备。

图5为采用示例性美国东部烟煤的气化器温度504作为进料到气化器的氧与燃料的比率的函数的示意图500。通过改变进料到气化器的氧与燃料的比率502，直接控制气化器的操作温度504。在示例性气流床气化器中，操作温度为氧与燃料比率的函数，并且温度一般随氧与燃料比率增加而增加。

更具体地讲并且在所述示例性实施方案中，任何IGCC发电设备的综合性能取决于气化器的性能。另外，气化器的性能，即，使煤转化成合成气的效率和合成气产物的组成，取决于气化器操作条件。已知的气化器受到对有效操作条件所加的实际限制。在所述示例性实施方案中，这些操作条件包括进料组成、氧与燃料比率、操作温度和压力。另外，其他条件也可影响气化器性能。对于示例性衬耐火材料的气流床气化器，如图1所示的气化器134，温度操作范围可能相对较窄。此操作范围的温度下限(T1)为渣粘度对从气化器底部可靠去渣而言变得太高所在的温度。温度上限为渣粘度变得太低，并且耐火材料由于低粘度渣渗透增加而开始加速退化所在的温度。

在所述示例性实施方案中，此温度操作范围限定为在还原气氛中高于灰流体温度(通过ASTM D 1857测定)约50°F至约120°F的范围。ASTM D1857为美国材料试验学会研究的标准试验，此试验允许测量无机物质(如煤灰)开始软化并最终熔融所在的温度。更具体地讲，用此试验评价渣自由流出反应器底部的温度。在示例性试验中，测量的数据点有4个：初变形温度、软化温度、半球温度和流体温度。在气化中，流体温度为灰变成流体并且能够流动的温度。虽然对于本文所述示例性实施方案我们已规定与灰流体温度有关的T_L和T_H，但一些另外的因素可影响这些限制的规定，包括但不限于燃料能含量和释放速率、作为温度函数的渣的粘度和表面张力、所用添加剂的类型、在煤灰和渣添加剂之间的混合效率、气化器反应器构造和设计、气化器耐火材料、测量或测定气化器温度的基本原理、所用渣添加剂的类型(若有的话)和所需耐火材料使用寿命和维护时间。另外，在设定T_H中气化器或气化区段外部的其他因素可能是重要的，例如用于热回收的下游设备的尺寸确定、载体/调节剂气体供应等，并且可限制单独基于气化器限制的最大化T_H的能力，因此，需要较低T_H。因此，应了解，考虑这些和类似因素用修改标准限定T_L和T_H不代表脱离本发明的精神。另外，应了解，在不脱离本发明的精神下进行T_H研究可遵循不同的具体一系列过程步骤。

具体参考图5，上面的曲线506显示对于70％重量固体煤-水浆料来说气化器温度504作为进料到气化器的氧与燃料的比率502的函数。另外，下面的曲线508显示对于60％重量固体煤-水浆料来说气化器温度504作为进料到气化器的氧与燃料的比率502的函数。因此，使水的量增加到60％重量固体煤-水浆料增加燃料的氧与燃料的比率，如沿着X轴下面曲线508与上面曲线506的位置差所示。这是由于需要更多的氧燃烧一些合成气产物，以产生将另外水加热到反应温度所需的能量。另外，温度随较高氧与燃料比率增加相应于较高燃料转化水平。因此，较高氧与燃料比率和较高温度产生在气化器中较高的碳转化率。然而，曲线506的区域510和曲线508的区域512说明一个例外，其中气化器温度随氧与燃料比率下降而升高。区域510和512说明其中碳转化减少比氧与燃料比率减小更快的操作条件。因此，变得可利用的额外氧使气体产物中的一些一氧化碳过转化成二氧化碳。CO+O＝CO₂的过转化反应比C+O＝CO的气化反应释放更多热量，因此，气化器中温度升高。

阴影带514图示说明对于示例性美国东部烟煤的气化器温度操作范围516。操作范围516从温度下限T_L-EB(等于约T_REF-70°F)延伸到温度上限T_H-EB(等于约T_REF)。在低于T_L-EB的温度，煤渣变得越来越粘，并且难以从气化器去除。在高于T_H-EB的温度，渣具有较稀稠度，并且开始快速渗透气化器耐火材料衬里的孔，这加大耐火材料退化。对于上面的曲线506(70％重量煤浆料)，操作范围516通过曲线的底部518。虽然此具体操作区域的需氧低，但碳转化也可能低。对于下面的曲线508(60％重量煤浆料)，操作范围通过较高O/C比率，因此，显然碳转化较高。因此，在氧与燃料比率502增加时，可能的操作气化器的氧与燃料比率的范围520窄得多。在所述示例性实施方案中，可对各种燃料进行比较，例如65％重量煤浆料，以确定合适的操作布置。实际操作混合物的最终选择取决于达到较高碳转化(即，在较高氧-燃料比率)的附加氧的成本与能够通过用较少氧(即，在较低氧-燃料比率)操作得到的节省之间的经济权衡。

图6为对于具有低熔融温度灰的示例性次烟煤的气化器温度504作为进料到气化器的氧与燃料的比率502(表示为氧原子与燃料内碳原子的比率)的函数的标绘图540。上面的曲线542显示对于包含70％重量固体的示例性次烟煤进料的气化器温度504作为进料到气化器的氧与燃料的比率502的函数。另外，下面的曲线544显示对于包含60％重量固体的示例性次烟煤进料的气化器温度504作为进料到气化器的氧与燃料的比率502的函数。示例性次烟煤具有22-30％重量的平衡水分含量，即在煤孔中结合的水。必须加入以制备煤浆料的另外的水使固体含量降低到约50％重量范围，这可造成气化器性能和成本损失。曲线542和544图示说明示例性次烟煤的操作温度，所述次烟煤已经部分干燥，并用图3中所示的进料加压和输送系统124(即，不需要水作为煤的输送介质的进料系统)提供到气化器。曲线542显示具有28％重量固有水分的示例性次烟煤，所述次烟煤已部分干燥到25％重量，然后与一些另外的水提供到气化器，以使总水含量达到30％重量。另外，曲线544显示具有25％重量固体的示例性次烟煤，所述次烟煤已部分干燥到20％重量固有水分，然后与一些另外的水提供到气化器，以使气化器进料的总水含量达到40％重量。

阴影带546图示说明对于示例性次烟煤的气化器温度操作范围548。对于这种示例性次烟煤，操作范围548小于操作范围516(显示于图5中)约150°F。较低操作范围548是由于所述示例性次烟煤具有比示例性美国东部烟煤更高的钙含量，这降低示例性次烟煤灰的流体温度。因此，根据假定的操作范围和条件，这种示例性次烟煤不处于适合在气流床衬耐火材料的气化器中气化的操作范围，因为操作范围516与曲线542或曲线544不相交。例如，在高达T_REF+100°F至T_REF+300°F温度操作气化器可造成耐火材料快速损失和高更换成本。另外，进一步干燥煤使曲线移向较高温度，这不合乎需要。相比之下，加入水使曲线移向较低温度。当然，这种情况对于主动冷却壁(即，由冷却水或蒸汽产生管制成的壁)的已知气流床气化器不存在问题。在此系统中，可容许更高气化器操作温度，不用担心壁快速退化。

图7为对于示例性次烟煤的气化器温度504作为进料到气化器的氧与燃料的比率502的函数的标绘图560，其中为了改变煤灰的熔融性质已向次烟煤加入渣改性添加剂。在此示例性实施方案中，渣添加剂包括一定量高二氧化硅含量物质，即硅砂。或者，渣添加剂可以为能够使气化器和IGCC发电设备如本文所述起作用的任何适合无机添加剂。所需渣添加剂的量取决于煤灰的矿物组成、所选择添加剂的矿物组成和需要提高和/或改变气化器温度操作范围的程度。在所述示例性实施方案中，已对每磅示例性次烟煤灰加入约0.4磅硅砂。

曲线562表示在进料中具有70％重量固体的改性次烟煤，曲线564表示在进料中具有65％重量固体的改性次烟煤，曲线566表示在进料中具有60％重量固体的改性次烟煤。灰流体温度升高的结果是，有效气化器温度操作范围568也增大，为T_REF+30°F温度下限至T_REF+100°F温度上限。与没有可行气化器温度操作范围的未改性次烟煤(显示于图6中)对比，改性次烟煤曲线562和564与改性操作范围568相交。更具体地讲，曲线562与操作范围568在低碳转化区域570相交。曲线564与操作范围568在较高氧与燃料比率和较高碳转化在区域572相交。因此，对于衬耐火材料的气流床气化器中的示例性次烟煤，用渣添加剂使示例性次烟煤灰改性提供可行操作区域570和572。

图8为对于示例性次烟煤的气化器温度504作为进料到气化器的氧与燃料的比率502的函数的标绘图580，其中为了改变煤灰的熔融性质已向次烟煤加入渣改性添加剂，并且其中一定量载气将煤气动输入气化器。在所述示例性实施方案中，载气为自酸性气体去除区段132(如图1中所示)的富酸CO₂气体副产物168(也显示于图1中)，此气体以约5磅(lbs)煤/磅载气的固体负载比率与煤进料混合。在本文中，此量被称为载气的“基准量(reference quantity)”。或者，载气可以为能够使气化器如本文所述起作用的任何比率(例如，作为非限制实例，约1至约11磅煤/磅载气)的任何适合气体，如氮、天然气、二氧化碳、循环合成气或来自酸性气体去除区段132的循环气体副产物。

曲线582显示如本文所述通过载气引导到气化器的进料中具有70％重量固体的改性示例性次烟煤。曲线584显示如本文所述通过载气引导到气化器的进料中具有65％重量固体的改性示例性次烟煤。曲线586显示如本文所述通过载气引导到气化器的进料中具有60％重量固体的改性示例性次烟煤。有效气化器温度操作范围588为T_REF+30°F至T_REF+100°F，如本文所述。与没有可行气化器温度操作范围的未改性PRB煤(显示于图6中)对比，改性操作范围588与改性示例性次烟煤煤曲线582、584和586相交。更具体地讲，曲线582与气化器操作范围588在低氧与燃料比率和较高碳转化在区域590相交。曲线584与操作范围588在较高碳转化区域592相交。类似地，曲线586与操作范围588在较高氧与燃料比率和较高碳转化在区域594相交。因此，对于衬耐火材料的气流床气化器中的PRB煤，用渣添加剂使示例性次烟煤灰改性并且通过载气将煤输送到气化器提供可行操作区域590、592和594。

如图7和8所示，加入载气促使曲线大部分向下移向较低气化器温度。利用载气使曲线向下移和利用渣改性剂使气化器温度操作范围向上移的组合使氧与燃料的比率曲线移入与曲线714和716相比具有宽范围可行气化器操作条件的区域。

图9为对于本文所述示例性美国东部烟煤和次烟煤的冷气体效率604(CGE)作为进料到气化器的氧与燃料的比率602的函数的标绘图。更具体地讲，图9的元素类似于图5-8中的相应元素编号，不同之处在于编号从500系列的数字增到600系列的数字。因此，例如在图7中的曲线562、564和566于图9中分别相应于曲线662、664和666。

冷气体效率(CGE)是气化器效率的一般量度。本文所用CGE定义为经冷却合成气产物的化学能含量除以环境温度燃料的化学能含量，用百分比表示，用燃料和合成气组分的较高热值计算。CGE为由于气化过程化学能从煤进料转移到合成气产物的量度。

具体参考图9，所有曲线均达到最大CGE。最大值的幅度根据煤进料和气化器操作条件不同，因为一旦煤进料中的所有碳已转化，以较高氧与燃料比率加入更多氧只用于使合成气产物中的一些CO和H₂过转化成CO₂和H₂O。这降低合成气产物能含量，并且降低在较高氧与燃料比率的CGE。从气化器设计的观点，为了在合成气产物中保存煤进料中同样多的能量，需要尽可能接近最大值操作。然而，接近最大值操作的能力同样受气化器温度操作范围的限制。各曲线的温度操作范围，通过图5-8中所示可接受气化器操作温度范围的各气化器温度-氧与燃料曲线的区段，在图9中显示为中括号。

例如，对于曲线684(进料中具有渣改性剂和65％重量固体的示例性次烟煤，如本文所述)，温度操作范围692为约0.98至约1氧与燃料相对比率，略位于曲线684最高点的右侧。中括号内的氧与燃料各比值为保持可行气化器操作可用的唯一各值。在较低氧与燃料比率，渣变得太稠，并且从气化器去除变得困难。在较高氧与燃料比率，渣变得太稀，并且耐火材料开始更快退化。另一个实例是曲线586的操作范围694(在进料中具有渣改性剂和60％重量固体的示例性次烟煤，如本文中所述)。此操作范围完全位于曲线的最大值的右侧，这意味着在对具有渣改性剂和60％重量固体的PRB煤操作时，气化器的操作效率差。最后一个实例是曲线606的操作范围334(这是对于在进料中具有渣改性剂和70％重量固体的示例性次烟煤的曲线)。

如图9中所示，整体倾向位于两种示例性美国东部烟煤(606和608)下的示例性次烟煤曲线(642、644、662、664、666、682、684和686)分成其中曲线相互非常接近的三组。上组三条曲线(644、662和682)表示在进料中具有70％固体的情况。下一组两条曲线(664和684)表示两个65％固体的情况。底组三条曲线(642、666和686)表示在进料中具有60％固体的情况。值得注意的是，正是渣改性剂和载气的加入量决定沿各组效率曲线的气化器温度操作范围的位置。例如，在具有60％重量固体的示例性次烟煤曲线的情况下，没有渣改性剂和载气的情况没有可行操作范围，具有一些渣改性剂但没有载气的情况具有约1.01至1.03O/C比率的操作范围，具有一些渣改性剂和一些载气的情况具有约1.038至1.055氧与燃料比率的操作范围。

因此，对于具有低熔融温度灰的示例性次烟煤，从气化器设计和优化的观点，可从前面讨论得出以下结论。首先，增加进料总固体含量(即，降低水含量)导致效率曲线移到较高值。第二，可行的气化器温度操作范围需要使用渣改性剂。第三，对于指定进料固体含量，载气量增加使气化器温度操作范围向右移向较高氧与燃料比率。可用增加或减少载气量使操作范围的位置沿着指定效率曲线右移或左移，以便气化器能够尽可能接近最大CGE操作。例如，在具有渣改性剂和65％重量固体的示例性次烟煤的曲线情况下，基准量载气的操作范围为0.98至1的氧与燃料比率，此范围位于最大值的右侧，而无载气的操作范围延伸到低于0.968的氧与燃料比率下，此范围位于最大值的左侧。通过减少所用载气的量，可使操作范围与效率曲线的最大值一致。

图10为对于本文所述示例性烟煤和次烟煤的耗氧量702作为耗煤量704的函数的标绘图。图10中的曲线编号与图9中的曲线相同，不同之处在于编号从600系列的数字增到700系列的数字。

从气化器设计和优化的观点，目的是尽可能接近各曲线中的最小值操作。正是在最小值，使对煤和氧产生固定量合成气产物的进料需求最大限度地减小，这是最经济的操作点。也正是此点相应于图9中效率曲线上的最大值。与图9中所示效率曲线一样，各耗煤量与耗氧量曲线的气化器操作温度范围由图10上的中括号表示。因此，例如，虽然可能想在曲线708的最低点操作气化器(如本文所述具有60％重量固体的示例性烟煤)，但却不能如此去做，因为气化器操作范围720右移朝向标明数字702的较高耗氧量。

与图9中的气化器效率曲线一样，图10中耗煤量与耗氧量曲线图示说明所述示例性次烟煤的气化器设计途径。第一步是将渣改性剂(如本文详述)加到次烟煤，这将增加耗煤量，如曲线642和644(没有可行温度操作范围，如图5中所示)移到曲线662、664和666(分别代表具有调节剂的70、65和60％重量固体的次烟煤)证明。然而，此转移得不到可用的混合物。第二步是加入载气，这进一步增加SCC，如由曲线662、664和666移到曲线682、684和686证明，所有曲线682、684和686均具有可行气化器温度操作范围。第三步，也就是最后一步，是使载气的使用在“基准量”和零载气之间优化，载气受必须有足够载气将固体气动输入气化器的限制。此三步方法产生最佳气化器操作点，其中耗煤量和耗氧量两者均减少到最低限度，并且得到可接受水平的碳转化。

该次烟煤的示例性实施方案用于具有低熔融温度燃料灰的燃料。因此，用渣添加剂在气化器中在指定操作温度下提高有效熔融温度或提高渣的粘度。在其他供选实施方案中，例如，其中有效熔融温度高于最大气化器操作温度的燃料，也可使用渣添加剂，但对于在气化器中指定操作温度是要降低有效熔融温度或降低灰的渣粘度。或者，在其他燃料的情况下，当有效熔融温度或灰的粘度已在所需范围时，不必使用渣添加剂。

图11-13显示可用于实行本文所述示例性气化器进料方法的进料系统的简化示意流程图。所有这些进料系统结构的目的是对总进料化学(煤、渣改性添加剂、循环固体和循环气体)提供控制，其为引导到气化器以得到使用衬耐火材料的气流床气化器的基本优化气化过程的灰组成、水分含量和载气的函数。

更具体地讲，图11为用于优化气化器中气化过程的示例性方法800的示意流程图。方法包括制备802一定量煤进料。在所述示例性实施方案中，制备步骤802包括将煤研磨到适用于气流床气化器的粒径分布，并将煤干燥到目标水分含量。在所述示例性实施方案中，使煤干燥袋括除去基本部分或基本所有的表面水分，除去煤中的至少一部分孔隙水，和使煤进料深干燥，其中深干燥等同于除去煤中的高百分比水。设定除去水分的最低水平，以促进颗粒状燃料自由流动通过进料加压和喷射区段，例如可通过流动试验确定。较高水平除去水分可用于方法优化，如前所述，或者用于整合目的。其中可实行较高水平水分去除的整合方法的实例的情形是，已经建立燃料、循环固体和渣添加剂的有效总水分含量，并且使干燥燃料进料比设法使循环固体/渣添加剂浆料浓缩到用于流动或可控性目的的较高固体含量更有效。

所述方法包括将颗粒状煤固体加压804到高于气化器操作压力和递送稳定可靠煤质量流速的压力水平。在所述示例性实施方案中，这样的加压和递送用固体吹送泵340(示于图3中)完成，例如旋转式会聚空间固体输送和计量泵，这种泵利用Stamet^TM

进料技术，也称作Stamet^TM固体吹送泵，购自GE Energy，Atlanta，GA。

然后，通过能够输送加压煤颗粒的载气和设备，将煤进料气动输送806到气化器。加压的输送气体可以为方便在设备中得到的任何适合输送气体，例如，氮、天然气、循环合成气或自酸性气体去除区段132(示于图1中)的循环富酸CO₂气，如本文更详细描述。所用输送气体的量必须在最低限度足以将固体煤颗粒可靠输入气化器，并且能够降低气化器温度-氧与燃料比率曲线，以与对于提供到气化器的煤和渣改性添加剂混合物而言的气化器温度操作范围相交，如本文所述。超过将煤输入气化器所需最低水平的输送气体可与煤颗粒一起提供，或者可作为与煤进料分离的一个或多个物流提供到气化器，包括但不限于温度调节气体的单独物流。

在所述示例性实施方案中，方法包括制备808水基浆料，所述水基浆料包含在气化过程中产生并且从图1中的焦和细渣处理区段156回收的未转化碳和细渣。另外，方法包括研磨810渣添加剂，并与循环固体浆料混合。更具体地讲并且在所述示例性实施方案中，浆料与适当量和组成的渣改性添加剂一起引入添加剂制备装置。添加剂制备装置包括湿研磨机，这种研磨机同时研磨渣改性添加剂并使其与循环固体浆料混合。在此点可加入另外的新鲜水812，以控制进料到气化器的总水量。或者，在混合步骤与其他物质组合前，不研磨渣循环固体和渣改性流之一或两者。另外作为选择，水基浆料只包含循环固体或只包含渣改性添加剂。

方法包括通过渣改性添加剂/循环固体浆料泵送装置泵将浆料通过进料喷射器816泵送814入气化器，进料喷射器816设计有喷射气动输送煤颗粒的通道和将渣改性添加剂/循环固体浆料喷射到气化818过程的单独通道。为了控制进入气化器134(示于图1中)的组合进料化学，气化过程(包括相关进料制备和进料系统)的操作应配合。控制渣改性添加剂与煤的比率，以制备具有所需灰熔融温度的煤灰/渣改性添加剂混合物，这提高气化器温度操作范围。以达到进入气化器的组合进料的目标总水分含量的方式，控制循环固体浆料的浓度、煤干燥和加入新鲜水的量(若有的话)。另外，控制加压载气的量，以降低气化器温度-氧与燃料比率图上操作曲线的位置，以便此曲线与加入渣改性添加剂提高的气化器温度操作范围相交。或者，可加入渣改性添加剂，以降低渣的熔融温度和粘度，和有关温度操作范围，或者可不使用渣改性添加剂。

图12为用于进料系统优化的供选方法900的示意流程图。在所示的供选实施方案中，方法包括制备902一定量煤进料。制备步骤902包括将煤研磨到适用于气流床气化器的粒径分布，并将煤干燥到目标水分含量。在所述示例性实施方案中，使煤干燥袋括除去基本部分或基本所有的表面水分，除去煤中的至少一部分孔隙水，和使煤进料深干燥，其中深干燥等同于除去煤中的高百分比水。类似在所述示例性实施方案中，可能需要干燥渣添加剂。设定除去水分的最低水平，以促进颗粒状燃料自由流动通过进料加压和喷射区段，例如可通过流动试验确定。较高水平除去水分可用于方法优化，如前所述，或者用于整合目的。

另外，方法包括干燥研磨904渣添加剂。将经研磨和干燥的煤和经研磨和干燥的渣添加剂混合，并进料到固体进料加压装置中固体吹送泵送吸，并加压906。由此，通过固体进料输送装置将它们经进料喷射器912气动输送908进入气化器910。另外，循环固体浆料处理装置制备914包含来自气化器的未转化碳与部分细渣的水基浆料。在所述示例性实施方案中，在此装置中向浆料加入916另外的新鲜水。或者不加水。循环固体浆料泵送装置然后通过进料喷射器将浆料泵送918入气化器，进料喷射器设计有喷射气动输送煤和渣改性添加剂颗粒的通道，和喷射循环固体浆料的单独通道。

或者，渣改性添加剂不在单独的添加剂制备装置中研磨和干燥，而是加到煤进料制备装置的前端，并且与煤一起研磨和干燥。这消除需要单独的添加剂制备装置。

图13为用于进料系统优化的供选方法1000的示意流程图。煤进料制备装置将煤研磨1002到所需的粒径分布，并将其干燥到所需水分含量。煤进料加压装置中的固体吹送泵将颗粒状煤加压1004到大于气化器中压力的压力，该压力足以将煤喷入气化器。煤进料输送装置然后通过进料喷射器1010将固体输送1006进入气化器1008。

接收来自气化装置的未转化碳和细渣的稀浆料的循环固体浆料处理装置从循环固体除去浆料水，并将固体干燥1012，以便它们能够作为干燥粉末加入到渣改性添加剂1014。添加剂制备装置使渣改性添加剂干燥，并将添加剂与干燥循环固体在干研磨机中研磨到所需的粒径分布。渣添加剂/干燥循环固体加压和输送装置中的固体吹送泵将颗粒加压1016到高于气化器压力的压力，高得足以允许颗粒喷入气化器的压力。作为适用的压缩输送气体，最可能输送煤固体使用的相同气体将渣改性添加剂和循环固体通过进料喷射器气动输入气化器。进料喷射器设计有将气动输送煤、渣改性添加剂和经干燥循环固体颗粒喷入气化器的通道，也设计有将另外的水喷入气化器的单独通道。为了调节到气化器的组合进料的最终总水含量，可通过进料喷射器将另外的水喷入气化器。或者，循环固体和渣添加剂单独或一起干燥和研磨，然后在加压之前与煤混合。与图11中的进料布置一样，为了控制进入气化器的组合进料化学，图13进料系统布置中装置的操作应配合。

图14为气化器效率1110-对气化器的组合进料中总水分1120的标绘图。曲线1130显示具有低熔融灰的次烟煤和渣改性添加剂的混合物，其中进料中的总水分含量(煤中的水+循环固体浆料中的水+任何附加水)在宽范围变化。气化器效率随进料水分含量减少而增加，因此，使进料干燥促进提高气化器的效率。虽然一些水确实参与煤中碳到一氧化碳的转化，但一些水通过气化器而不反应。相反，它用作降低总气化器温度的散能源或温度调节剂。由于将水从环境温度加热到气化器中反应温度需要热能，因此温度降低。此能量需求以一定量一氧化碳燃烧成二氧化碳和一些氢燃烧成水为代价。这可表现离开气化器的合成气内化学能的显著损失。

图15为相应于图14中所示相同水分含量范围的总IGCC设备效率1210-气化器效率1220的标绘图1200。曲线1230代表具有低熔融温度灰和用于提高灰有效熔融温度和粘度的渣改性添加剂的次烟煤。气化器效率量度转变成合成气产物的化学能的煤化学能量。设备效率量度转变成电能产品的煤化学能量。由于燃气涡轮机运转持续需要燃料形式的热能，因此，也不奇怪在合成气更有效地提供到燃气涡轮机时，设备的总效率增加，如曲线1230所示。因此，使煤干燥提高气化器效率，这又提高总设备效率。

图16为对于具有低熔融温度灰和渣改性添加剂的示例性次烟煤相应于图14中所示相同范围水分含量的总IGCC设备净功率输出1310-气化器效率1320的标绘图1300。标绘图1300包括下部曲线1330，下部曲线表示IGCC净设备产生功率(总功率减去运行设备所需的功率)-气化器效率。另外，标绘图1300包括上部曲线1340，上部曲线表示比设备成本(每单位产生功率的成本)-气化器效率。注意，净功率曲线凸面向上，并具有净产生功率的最大值1350。假定设备效率随气化器效率增加持续增加，在高气化器效率设备产生功率降低就不是预料的结果。这种在较高效率水平产生功率非显而易见降低的原因涉及两种竞争作用。首先是较深煤干燥对气化器效率和总设备效率具有的积极作用。其次是较深煤干燥对产生功率具有的消极作用。由于煤干燥水平提高，越来越多的热能(蒸汽)或电形式的功率必须从动力模块“夺得”，以驱动干燥过程。增加干燥代表产生功率直接损失。相比之下，第一种作用解释起来更有些复杂。由于煤干燥水平提高，气化器变得更为有效，这意味着需要较少煤和氧为燃气涡轮机产生相同体积的燃料气。得到的较小空气分离装置(ASU)和气化设备需要较少动力操作。直到某一点，由于ASU和气化设备的这种降低的能量需求超过干燥操作导致的产生功率损失，并且总设备功率输入增加。但最终气化器变得“太有效”，并且ASU变得“太小”。除了产生气化器所用的氧外，ASU还产生富氮副产物流，富氮副产物流作为稀释气体返回到燃气涡轮机。此气体起数种使用，包括限制产生氧化氮污染物，调节燃烧气体温度，以便它们不超过构造材料的能力。在进料水分含量降低并且气化器效率提高时达到一个点，在此点，可能没有得自ASU的足够稀释氮满足燃气涡轮机对NO_x和温度控制的需求。在那种情况发生时，稀释氮的缺乏必须通过增加到燃气涡轮机的燃料气的水分含量补偿。燃料气增加水分(基本上是使蒸汽进入合成气)将热抽出动力模块，因此设备净产生功率降低。由于煤干燥水平继续增加，并且ASU的尺寸继续减小，增长的热能需求不断压低IGCC设备的净产生功率水平。

产生这种向上凸起净功率-气化器效率曲线的这两种竞争作用对气化装置和IGCC设备设计具有重要意义。对于利用常规干燥进料系统的那些气化方法，使煤深干燥以促进流动通过锁斗系统的需要自然推动IGCC设备向最大值的右侧操作。当然，为了降低气化器效率并向图上的左侧移动(向较高产生功率水平)，这可通过向气化器喷入另外的水或蒸汽补偿。但能量已消耗在煤的深干燥上，此能量难以回收。这不是理想的解决方法。相比之下，利用气化器与常规浆料进料系统的IGCC设备设计自然倾向于向曲线中最大值的左侧操作。由于从浆料除水快速产生不能泵送或喷入气化器的浆料，浆料进料设备的曲线右侧移动的可行选择很少。然而，已知的“湿”进料系统利用能够对颗粒状煤固体加压的固体吹送泵，而不需要深干燥，这具有超过常规锁斗和浆料进料系统的明显优点。由于固体吹送泵能够处理具有宽范围水分含量的颗粒状固体，包括已深干燥除去所有孔隙水的煤到已充分干燥除去所需表面水分的煤，再到根本没有干燥的煤，IGCC设备设计者或此设备的操作者有自由使到气化器的组合进料的总水分含量优化到使自IGCC发电设备的净产生功率达到最大程度的值。系统中的过量水减少到最低限度，因此没有额外能量花费在深干燥上。

湿进料系统在净产生功率-气化器效率曲线1330的中间区域在左面常规浆料进料系统和右面常规干进料系统之间操作的能力对总IGCC设备成本具有重要含义。如图16中所示，比设备成本曲线遵循与设备功率曲线相反的趋势。它是凸面向下的，并且每单位产生功率的设备成本的最低值1360粗略与净设备产生功率的最高值一致。最初，由于气化器效率增加，设备成本降低(较小气化和ASU装置)，产生功率增加。最终达到最低设备成本，此时产生功率达到最大程度。但随着气化器效率继续提高，产生功率比设备效率增加更快地下降，并且比设备成本(即每单位产生功率的成本)又开始增加。因此，设计IGCC设备在功率达到最大而成本减至最小的曲线的中间区域操作有利。湿进料系统理想地适合此设计，因为IGCC设备设计者或此设备的操作者有最大的自由使气化器进料中的水分含量最佳，从而使气化器和/或设备效率的所需水平最佳。应注意到，虽然已关于能够用在常规浆料和干进料系统之间水分含量操作描述湿进料系统的益处，但由于其灵活性，湿进料系统也可作为干进料系统操作，或者如果需要，具有高于浆料基进料系统的水分含量。

应注意到，本文中公开的湿进料系统可利用衬耐火材料的气化器或利用主动冷却气化器(利用内部冷却回路，而不是耐火砖)。在衬耐火材料气化器的情况下，为了用高水分含量低灰熔融温度进料(例如粉河盆地煤)操作气化器，使用同样如上所述的渣改性添加剂是有利的。在主动冷却气化器的情况下，在很大程度上可避免使用渣改性添加剂。

本文描述一种可用于IGCC设备的燃料进料系统，所述燃料进料系统提供一种通过整合煤研磨、水分控制和气化器下游的固体吹送泵将煤提供到IGCC设备的成本有效、高效可靠系统。在各实施方案中，燃料制备系统控制水分引导到气化器达到所需水平，所需水平在干进料系统中的水分含量和浆料进料系统中的水分含量之间。更具体地讲，具有低熔融温度灰的粉状次烟煤进料，其中内部水分含量可不仅经调节以优化气化器性能，而且优化其中气化器起中心作用的总系统性能。另外，在各实施方案中，为了促进煤气动输入气化器，在气化器上游增加固体吹送泵促进将煤从泵入口的大气压力加压到高于气化器操作压力的压力。因此，将加压的连续煤流引导到气化器。另外，本发明公开一种改进的进料系统，所述进料系统为常规干进料系统的替代，用于将低级煤(如次烟煤和褐煤)提供到衬耐火材料的气流床气化器，制备用于在IGCC设备中发电的合成气。因此，本发明公开一种提供类似于浆料进料系统的进料系统的较简单更稳健方法，所述方法替换昂贵的锁斗、阀和压缩机，并利用将其中所用固体加压的供选方法。因此，与保持干进料系统有关的成本和与浆料进料系统有关的低效两者均可避免。

应注意到，虽然前述集中在将湿进料系统整合到IGCC设备的益处，但湿进料系统也可对涉及IGCC以外的合成气用途的应用提供益处。通过克服干燥需要(如对高压蒸汽或燃料的需要)或者使用较低级能源的更大系统的成本，可得到这些益处。

根据前述方法操作的上述数种进料系统流程可整合到IGCC发电设备，与利用常规浆料进料系统或常规基于锁斗的进料系统的IGCC设备比较，可制出具有改善性能和减少成本的发电系统。

以上详细描述了燃料进料系统的示例性实施方案。所示燃料进料系统部件不限于本文所述的具体实施方案，相反，各系统的部件可独立于本文所述的其他部件并且可与本文所述的其他部件分开使用。例如，上述燃料系统部件也可与不同的燃料系统部件组合使用。

如本文所用，以单数叙述并且在前面有“一”的元素或步骤不排除复数元素或步骤，除非明确叙述此排除。另外，对本发明的“一个实施方案”的引用不应解释为排除同样结合所述特性的另外实施方案的存在。

本书面说明用实例公开本发明，包括最佳方式，也用实例使本领域的技术人员能够实施本发明，包括制造和使用任何装置或系统并施行任何结合方法。本发明的可取得专利范围由权利要求限定，并且可包括本领域的技术人员可想到的其他实例。如果它们具有不有别于权利要求字面语言的结构元素，或者如果它们包括与权利要求字面语言无实质差异的相当结构元素，这些其他实例旨在权利要求的范围内。

Claims (16)

1.一种操作气化器的方法，所述方法包括：

提供一定量可操作对气化器提供动力的燃料；

将渣改性添加剂加入到所述量的燃料，以促进提高在气化器的操作期间由燃料产生的燃料灰的熔点和提高气化器的操作温度范围；

将载气加入到所述量的燃料，以促进保持气化器的操作温度在操作温度范围内；并且

至少调节燃料的水分含量，以促进在操作期间减少气化器的耗煤量和耗氧量。

2.权利要求1的方法，其中至少调节燃料的水分含量进一步包括将耗煤量和耗氧量降低到制备单位量合成气所需的水平。

3.权利要求1的方法，所述方法进一步包括：

制备燃料到促进气流床气化器操作性的粒径；和

从燃料除去一定量水分，以促进在操作温度范围内保持气化器的操作。

4.权利要求1的方法，所述方法进一步包括将燃料加压，以促进在操作温度范围内保持气化器的操作。

5.权利要求4的方法，其中将燃料加压进一步包括引导燃料通过固体吹送泵，以促进对燃料加压。

6.权利要求1的方法，所述方法进一步包括调节载气含量以促进在操作期间减少气化器的耗煤量和耗氧量，其中将载气加入到所述量的燃料进一步包括将载气加入到燃料，以促进通过进料喷射器将加压的燃料颗粒输入气化器。

7.权利要求1的方法，所述方法进一步包括调节渣改性添加剂混合物以促进在操作期间减少气化器的耗煤量和耗氧量，

其中将渣改性添加剂加入到所述量的燃料进一步包括：

将渣改性添加剂与一定量循环固体浆料混合；并且

将渣改性添加剂/循环固体浆料通过泵送装置引导到气化器。

8.一种用于包括气化器的气化系统的进料系统，所述进料系统包括：

燃料进料制备装置，所述燃料进料制备装置构造成：

制备包含含水分煤的燃料到适用于气流床气化器内的粒径分布，

从燃料除去水分，和

固体进料装置，所述固体进料装置构造成：

使燃料与渣改性添加剂混合，以促进提高在气化器的操作期间由燃料产生的燃料灰的熔点和提高气化器的操作温度范围，并且

在通过载气引导混合物到气化器之前将燃料/渣改性添加剂混合物加压。

9.权利要求8的进料系统，所述进料系统进一步包括：

构造成制备从气化器回收的碳和细渣的浆料的循环固体浆料处理装置；和

构造成将浆料引导到气化器的循环固体浆料泵送装置。

10.权利要求8的进料系统，所述进料系统进一步包括渣改性添加剂制备装置，所述渣改性添加剂制备装置构造成至少下列之一：

将一定量渣改性添加剂研磨到适用于气流床气化器的粒径分布；和

从渣改性添加剂除去一定量水分，使得气化器在操作温度范围内工作。

11.权利要求8的进料系统，所述进料系统进一步包括渣改性添加剂制备装置，所述渣改性添加剂制备装置紧接地位于所述燃料进料制备装置的上游，并且构造成将一定量渣改性添加剂引导到进料制备装置。

12.权利要求11的进料系统，其中所述渣改性添加剂制备装置进一步构造成研磨渣改性添加剂以形成经研磨的渣改性添加剂，并将所述经研磨的渣改性添加剂与一定量循环固体粉末混合。

13.一种用于包括气化器的气化系统的进料系统，所述进料系统包括：

燃料进料制备装置，所述燃料进料制备装置构造成：

制备包含含水分煤的燃料到适用于气化器内引导的粒径分布；并且

从燃料除去一定量水分，以促进在预定操作温度范围内保持气化器的操作；

固体进料装置，所述固体进料装置构造成：

使渣改性添加剂与燃料混合，以促进提高在气化器的操作期间由燃料产生的燃料灰的熔点和提高气化器的操作温度范围；并且

将燃料和渣改性添加剂混合物加压，以促进载气将混合物引导到气化器；使用一定量载气以促进通过进料喷射器将加压的燃料和渣改性添加剂混合物输入气化器；

渣改性添加剂制备装置，所述渣改性添加剂制备装置紧接地位于所述燃料进料制备装置的上游，所述渣改性添加剂制备装置构造成：

将一定量渣改性添加剂研磨到适用于气化器的粒径分布；

从渣改性添加剂除去一定量水分，使得气化器在操作温度范围内工作；和

将经研磨的渣改性添加剂与一定量循环固体粉末混合。

14.权利要求13的进料系统，所述进料系统进一步包括渣改性添加剂/干燥循环固体加压和输送装置，所述加压和输送装置构造成将颗粒加压，并将颗粒气动输送到进料喷射器。

15.权利要求14的进料系统，所述进料系统进一步包括喷入所述渣改性添加剂/干燥循环固体加压和输送装置和所述渣改性添加剂制备装置至少之一的一定量水，所述一定量的水可操作用于调节正被引导到气化器的组合进料的水含量。

16.权利要求15的进料系统，其中所述进料喷射器进一步包括：

用于将一定量气动输送燃料和渣改性添加剂喷射到气化器的第一导管，和

用于将循环固体浆料引导到气化器的第二导管。

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