水煤浆气化与粉煤气化的模拟评价

水煤浆气化与粉煤气化的模拟评价唐宏青(中国石化集团兰州设计院，甘肃兰州,730060) 2001-12-16由于油价的上涨使以油为原料的化肥、甲醇企业面临困境，以渭河化肥厂为代表的大型水煤浆制氨厂却闪起生机，为洁净煤化工开辟了新的前景。

现在，众多厂家又提出引进粉煤气化技术，进一步提高洁净煤化工的效益。

但是外商及其代理人在提出这一新技术时，有过分夸大粉煤气化效益的倾向，最突出一点是：粉煤气化的有效气量(CO+H2)比水煤浆气化多10％～12％，氧耗量低 15％～25％。

如此可贵的技术进步，引起国内学者的严肃思考，对其真实性存有疑问。

许多人提出应该用高新技术对这个问题进行定量的评价，为投资决策者提供可靠的依据。

对这两个工艺进行评价，单纯依靠外商报价是无济于事的。

用模拟技术对国外报价进行评价的办法，已在多项工程中得以应用。

可以有信心地说，在研究模拟技术30年后的今天，做这一件事并不困难。

毫无疑问，“模拟—评价”是化学工程的成熟技术。

1 客观评价的基础建国至今，我国已经引进三十多套大型合成氨装置，可以博览世界氮肥新技术。

不妨回忆引进的过程，每当引进签约时，都是国际先进水平，投产时就不一定了。

因为随着时间的推移，技术在逐渐发展，国情也有一定的变化。

历年来，国内的生产企业与设计院为这些企业进行技术改造。

普遍的看法是，有百年历史的合成氨技术进步是渐进的，大幅度的技术进步是难以得到的。

为了正确地评价这两个工艺，应该建立一个“评价平台”。

在这个平台上，尽量设置一个相对一致的初始和终止条件，输入两种工艺不同的数据，从而客观地评价这两个过程效果。

无疑，这样的评价是比较公正的。

目前见到的对这两种工艺的评价，都是数字来自于资料的评价。

这些评价片面地建立在只针对气化炉的基础上作出的，而且只是从气化炉出口组成的百分数出发的，忽略了气化炉出口干气绝对量的变化。

这就是问题所在。

现在这两种炉子不仅仅打算用在制取合成气上，还打算用在制取甲醇、二甲醚、煤液化、合成油和氢气的工艺上。

气化炉出来的粗水煤气的成分、数量、温度、压力将影响到它的后续工艺的指标。

也就是说，只有在产物一致的前提下，才能比较这两种工艺的区别，可以让人看清各自的特点，成为投资者建厂的依据。

2 评价平台2.1 工艺终点两种煤气化工艺评价的终点，是合成氨工艺中可以设想为达到一致的地方。

这无疑应该是液氨产品。

但进行这样的模拟过分烦琐，不利于对比分析。

两种煤气化工艺的评价流程分别见图1和图2。

因此，可以将这一终点前移至中变入口点。

在水煤浆制氨的工艺中，这一点是客观存在的，在粉煤气化制氨流程中，这一点是很接近的，不会失去粉煤气化流程的真实性。

这样的工艺评价终点是合理的，尽管这一评价终点的气体组成、温度、压力不尽相同，其后续工艺上也会稍有变化，但这一区别已经不影响评价的结果，可视为公平的评价终点。

上述工艺终点仅仅适合于合成氨，对于甲醇、二甲醚、合成油、制氢等工艺，还不能这样做。

图 1和图2是合成氨流程从投煤到评价终点的工艺信息图。

2.2 工艺参数1)煤尽管两种工艺实际生产过程中用煤的组成不可能一致，但在评价时应该一致。

目前已经肯定，水煤浆气化应该用灰熔点低一些的煤，根据国外的经验，粉煤气化在用于发电时，可以用熔点高的煤，但在化工上正期待着新的实践。

为了满足两种工艺的需求，评价时都用低灰熔点的煤，见表1。

2)操作条件随着气化后续工艺的区别，评价用的操作条件难以做到完全一致，随工艺不同有所区别。

水煤浆流程的操作数据基本上取自国内唯一的30万吨水煤浆制氨装置的设计数据。

粉煤气化流程的操作数据基本上取自国外报价数据。

表2列出了评价用的操作条件，其中变换前的H2O／CO，水煤浆流程取在评价流程终点，而粉煤气化流程取在预变换前，这是为满足变换摧化剂的要求而确定的。

投料量不是根据炉子的大小确定，而是计算的基准。

2.3 评价工具采用中国石化组织开发的合成氨流程模拟软件SAPROSS。

3 评价结果表3和表4是计算结果。

表3是气化炉出口的干气组成和数量，可以看出两种流程的吨煤纯合成气量是不同的。

粉煤气化流程的纯合成气的含量比水煤浆流程的高，但干气总量少，两者相乘除以投煤量，才是真正的气化效果一吨煤纯合成气的产量。

表4是评价终点的数据，是该文用来进行两种流程比较的数据。

在水煤浆流程中，由于激冷过程中气体还有损耗，因此部分数据与气化出口还有区别。

4 结论从评价终点的数据可以得到，粉煤气化比水煤浆气化投入少，产出多。

从表4的数据可以得到以下结果：粉煤气化比水煤浆气化的氧耗量少5.82％，粉煤气化比水煤浆气化的纯合成气产量高6.49％，粉煤气化在气化后补充水蒸汽量略高于产汽量。

该数据比前文中的数据低得多，但足以令人相信这不是商业运作的结果，而依赖严格的计算。

上述结果对于不同的煤种基本上差不多，因此具有代表性。

由于水煤浆气化评价终点的压力高于粉煤气化，水煤浆气化后续工艺中还有一些有利的条件没有计入，并应把多耗的蒸汽转为煤耗。

如果评价终点设在液氨，可用以下数据作为综合评价：用于合成氨流程的粉煤气化工艺比水煤浆气化工艺氧耗量低6％，纯合成气产量高6％。

更直接的说法是，粉煤气化比水煤浆气化效率高6％。

水煤浆气化制合成氨技术改进吕运江，王延坤，黄长胜（兖矿鲁南化肥厂，山东滕州277527） 2004-07-16兖矿鲁南化肥厂德士古水煤浆加压气化制合成氨装置，是在仅引进水煤浆加压气化技术软件包（PDP）和部分关键设备的基础上，由天津第一设计院承担工程设计的煤气化装置，装置总投资1.6亿元（气化、空分两部分），装置的国产化率90%以上。

气化装置为年产80kt合成氨提供合成气，是国内第一套德士古水煤浆加压气化示范装置。

经过十多年的运行，该装置年生产合成氨最高达107kt，是设计能力的134%。

该装置于1993年3月在鲁南顺利投入试生产，由于是国内第一套示范装置，工艺流程复杂，开车初期出现了一系列问题。

主要存在闪蒸系统流程长，渣浆泵运行周期短，对生产现场污染严重，维修工作量大；煤种单一，煤质差，煤灰熔点高，制浆需添加石灰石，水系统部分设备和管线结垢，进而引起换热器垢堵；气化炉激冷水系统运行周期短等一系列问题。

经过针对性地组织技术攻关，解决了大量生产中存在的技术难题，为国内继续引进德士古技术提供了技术支持。

1 调整原料鲁南德士古气化设计使用高灰熔点气化煤，由于灰熔点T3＞1400℃，熔融排渣困难，必须添加助熔剂石灰石，造成制气成本上升，产品成本居高不下。

为了降低生产成本，以低灰熔点煤代替高灰熔点煤，提高气化炉发气量。

经过对周边矿点十几个煤样复配，寻找到了适宜的低灰熔点配方，并由两种煤复配，发展到多种煤复配，配煤取得了突破，改烧低灰熔点煤，甩掉了原设计石灰石制浆系统及添加系统，简化了煤浆制备流程，煤浆发热量增加38.4％，合成氨产量迅速增加并突破设计值，制浆运行成本降低15.9％；由于煤灰熔点降低，操作温度随之降低，延长了耐火砖的使用寿命，气化炉维修费用迅速降低。

2 简化改进闪蒸系统2.1 闪蒸系统暴露的问题（1）原设计三级闪蒸为高压闪蒸、中压闪蒸、真空闪蒸，三级闪蒸黑水出口在锥底。

由于真空闪蒸罐与沉降槽处于同一高度，真空闪蒸罐处在－0.005MPa压力下操作，真空闪蒸罐的黑水必须通过泵送入沉降槽，泵送介质为含固渣浆，泵的输送介质差，造成泵的泄漏量大，维修难度大，维修费用高。

（2）由于采用三级黑水闪蒸流程，减压阀的阀后含渣黑水流速快，阀后短节在高速渣水的冲刷下，经常磨穿，轻则系统减量后带压堵漏，重则停车更换，严重影响了系统生产运行周期。

（3）闪蒸系统液位计渣堵或垢堵后无法确认闪蒸罐的真实液位，经常导致大量的黑水夹带在闪蒸汽中，进入各级闪蒸汽换热器，在换热器内结垢沉积，换热器换热能力迅速降低，工艺状况明显恶化。

（4）随着三级闪蒸的进行，黑水中的Ca2+、CO2－3、HCO－3等离子浓度不断浓缩，浓度逐渐升高达到CaCO3析出条件，与黑水中的碳黑颗粒结垢吸附在管道、设备内壁上，慢慢形成较厚的垢层。

每次停车、开车时，由于温度变化大，设备、管道和垢层的膨胀系数差别大，垢层在降温过程被挤压，在开车升温过程中随着温度的升高，设备、管道膨胀大，垢层脱落堆积在设备及管道的底部，造成闪蒸系统设备管道黑水出口或管道低点堵塞，无法正常生产。

以上问题的存在从经济和安全的角度综合考虑，系统改造势在必行。

2.2 闪蒸系统进行的改造（1）抬高真空闪蒸罐，甩掉沉降槽底流泵，改变黑水出口部位，减少黑水堵塞问题。

（2）减少管线不必要的U型弯，减少了堵塞机会。

（3）减压阀后法兰、短节使用内衬陶瓷材料的短节。

同时，改变冲刷部位及增设耐磨板，利用短停机会及时更换阀后耐磨板，彻底解决影响系统生产运行周期的难题。

3 操作运行方面的创新3.1 成功地实施了不换烧嘴联投操作原设计每次停、开车必须置换系统，倒开工抽引盲板，更换烧嘴，加插开工抽引盲板，程序复杂，停车时间一般在4h以上，停车时间长。

我厂经过大量的研究论证，成功地实施了不换烧嘴联投操作，不换烧嘴联投的开车时间控制在1～2h内，我厂最快的一次联投开车仅32min，解决了更换烧嘴时间长、激冷水流量下降、浪费人力物力、对后工序影响大、系统开工率低的难题。

系统不换烧嘴联投技术的突破，标志着我们对德士古气化技术的掌握已走在世界同行业前列。

3.2 实现了不停车倒换高压煤浆泵和高压煤浆泵不停车单缸退出运行我厂德士古气化炉设计为一开一备，配套的高压煤浆泵也是一开一备。

高压煤浆泵因煤浆质量问题经常出现垫缸（单缸不工作）或单缸隔膜破裂，初期必须停车。

我厂经过大量的研究论证，成功地实施了运行过程中不停车倒换高压煤浆泵操作。

1996年8月25日成功实现了不停车倒高压煤浆泵，减少了系统停车；2002年后成功地实现4次高压煤浆泵不停车单缸退出运行，仪表更换驱动液系统2位2通气控阀（高压煤浆泵补油延时联锁解除），这是我厂在德士古气化技术上的又一次突破。

4 设备创新进展4.1 计算机供电系统改进计算机供电系统采用双电源串UPS供电系统，确保系统供电安全，保证了断电时系统安全停车。

4.2 气化炉配套的高、低压煤浆泵实现国产化高、低压煤浆泵原为引进荷兰产GEHO隔膜泵，由于煤浆泵输送的为高浓度、高粘度颗粒物料，工艺要求高，普通的柱塞泵类无法满足工艺要求，而隔膜泵我国尚未开发，为此，我厂与沈阳有色冶金机械厂、上海大隆机械厂联合，开发生产高、低压隔膜泵，通过长时间运行，沈阳有色冶金机械厂生产的低压煤浆泵性能稳定，已运行4年，各项指标与进口设备相近，上海大隆机械厂生产的高低压煤浆泵经过测试，性能也很好，计划下一步投入正式运行；同时，对原进口的两台低压煤浆泵减速机构进行了成功改造，基本完成了主要引进设备的国产化。