发布时间 : 星期三 文章对德士古水煤浆加压化工艺的认识更新完毕开始阅读
1）参加气化反应的水量(气化水的分解率)
在煤气化反应的高温条件下，煤与水蒸气发生反应，生成CO和氢气。同时，煤浆中的部分水和部分煤完全燃烧生成的水，与CO反应，生成氢气和CO2此间，有吸热反应，也有放热反应。因此，水既是反应物，又是温度缓和剂。渭化气化过程反应所消耗的水量：①由碳黑洗涤塔出口工艺气体积流量以及气体组成，可以计算得到气化炉燃烧室出口工艺气(干基)的质量流量(溶解气体因量小而忽略)为5.386×10g／h；②由参加气化反应的氧气体积流量可以得到其质量流量为2.536×10g／h；③由煤浆浓度和其流量可以计算出进入气化炉燃烧室参加反应的总水量为2.690×10g／h；④由煤浆流量、碳元素含量可以计出参加气化反应煤的有效量为2.327×10g／h(其中碳的转化率按98％计，助熔剂和添加剂按2.0％的加入量计)；⑤根据物料平衡参加气化直接反应所消耗的水量为0.523×10g／h，气化反应消耗的水量(或水的分解率)占进气化炉总水量的百分比为重9.44％。
气化炉急冷室出口的工艺气在高温条件下被水所饱和，其湿基流量约为134.25×10m／h(水气比按1.5计)，因此根据上述计算，出气化炉燃烧室工艺气(湿基)流量有134.25－80.67=53.68×10m／h(43.06t／h)的水在急冷室被气化后随同工艺气进入下游工序。在气化炉急冷室内，蒸发和冷凝现象同时存在着一种动态平衡。通过急冷室内的大量水被汽化的现象进一步说明了急冷室内部黑水循环量很大，继而说明了气化炉急冷室工况的复杂性。 2)气化炉燃烧室物料停留时间
根据进入气化的总水量和水的分解率可以计算得到出气化炉燃烧室工艺气的体积流量(湿基)为80.67×10m／h。
又根据气体状态方程PoVo／To=PV／T得到燃烧室物料的体积流量V=7.424×10m／h。式中：Po、Vo、To分别为标准状态下气体的压力、体积和温度。气化炉炉堂温度按132℃，压力按6.34MPa计。
又知气化炉燃烧室的有效体积为重2.7m，故满负荷下物料在气化炉燃烧室的停留时间为6.15s。
物料在燃烧室的停留时间同系统负荷、燃烧室体积等因素相关联，停留时间也影响气化反应进行的深度。停留时间较长，一些副反应的产物可能会增加，碳的转化率会进一步提高。气化燃烧室进行的反应很复杂，气化反应的速率也很快，渭化气化炉燃烧室物料停留时间也较长，应该可以进一步缩短。同时，副反应产物的含量甚微，对工业生产不足以造成影响，这也预示着仅燃烧室(当然还存在烧嘴等诸多因素)而言有进一步提高负荷的空间。 4 水系统
渭化在开车初期几年内灰水系统pH值相对较高，氨氮含量偏高(pH值8.3～8.6，NH，—N200～350mg/L)，灰水系统容易结垢，一些换热器、管线时常结垢，导致系统阻力增加，热平衡困难，给装置的长周期稳定运行造成了很大影响。随着原的改变和经验的积累，目前水系统的运行情况得到了一定好转(pH值8.0～8.2，NH3—N100～160mg/L)，使装置的稳定运行周期明显得到提高。 4.1 水系统酸性物质
水系统中一般存在若干酸性物质，按照酸性强弱顺序依次为氯化氢、甲酸、碳酸、硫化氢等物质。这些物质是原料煤中所含元素化合物经过气化高压高温反应的结果，大多以离子态溶解于水中。 4.2 水系统碱性物质
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煤气化水系统中存在的碱性物质有氨以及可溶性碱金属的化合物。原料煤经气化反应，煤中的碱金属(Ca、Mg、K、等)生成碱性物质，大多进入融渣，排出气化炉外。煤中的氮元素有部分转化成氨(有关资料报道约15％左右)，根据实际生情况可以判断，系统中富裕的氨足够平衡水中的酸性物质。反应生成的氨一部分进入气相，一部分进入液相。然而，氨在系统中的分配不平衡，温度较高的碳黑洗涤塔、气化炉急冷室等部位，水相溶解的氨较少，pH值相对较低。温度较低的下游因温度较低，氨在水中的含量就较高，pH值相对偏高。 4.3 系统水的pH值控制
对于按设计条件投入运行的煤气化装置，装置中生成影响水系统PH值的物质的量是一定的，不能进行调整，除非更换煤种或改变工艺条件。但反应生成的氨在系统中分布呈现一定的规律性，温度较高的上游，氨含量相对较低；温度较低的下游，氨含量就相对较高。因此碳黑洗涤塔和气化炉急冷水PH值就通过后续变换工段的冷凝液量来调节。变换工段冷凝液的返回量对整个系统的pH值平衡有很大的影响，返回量过大，就有可能导致工艺气中氨含量过高，在变换工段产生碳酸氢铵结晶堵塞设备；返回量过少，有可能使气化炉和碳黑洗涤塔的PH值较低，对系统产生腐蚀。因此，返回进入碳黑洗涤塔的变换冷凝液量要根据实际情况认真平衡和调整。 5 德士古水煤浆加压气化装置运行经验总结 a)气化装置工艺操作简单，负荷弹性大。
b)装置负荷升降速率快，可以在较短时间内满足后序系统负荷调整变化的需要。 c)气化反应的碳转化率高(可达98％以上)。
d)气化所产工艺气组成简单，无焦油等污染物。但有效气体(CO+H2)成分低，含量高(或波动范围大)。
e)工艺操作参数(如氧煤比)在工业生产中的优化量值标准不易摸索确定，难于掌握，需通过煤质、煤浆浓度、排渣情况、气体成分、气化炉耐火砖等综合因素分析、判断。
f)德士古水煤浆加压气化装置的生产稳定性有着与其相适应的最佳煤种和灰成分的要求。
g)与气化装置相配套的空分装置在设计上应有一定的富裕量，以适应工业生产中煤种的不断变化和优化工况对氧气的调节需求。 h)水系统合理的配管设计和运行经验总结、改进(渭化对原设计已进行了局部改造)对于减缓管道磨蚀，防止泄露十分重要。另外，设计时应充分考虑因设备结垢所导致的运行参数和合理能量回收的需要。
i）生产过程中，德士古气化烧嘴和气化炉渣口压差波动大，对气化炉燃烧工况和气体成分有一定影响。特别是烧嘴压差波动频繁，影响因素多(煤浆给料泵、烧嘴使用状态等)，准确原因分析判断困难。
j）气化炉激冷室内部属多相流，工况复杂。因此，急冷室容积、下降管、升气管以及齿孔面积等参数的准确设计和合理的裕量，实践证明是十分必要的。
k)单台气化炉的合理运行周期主要取决于气化炉烧嘴的使用寿命，一般以30～50d为宜。过长的的运行周期可能会增加烧嘴的检查、维修费用，也可能因烧嘴冲刷导致气体偏流而影响燃烧工况，恶化时引起炉砖的局部损坏。
l）不断改进并完善气化炉炉膛的测温系统，这对于优化工况、延长装置运行周期是十分必要的。 m)急冷室下降管运行过程中温差变化大，易出现下降管变形和损坏的情况，原因分析判断困难。
n)气化炉排渣系统(特别是捞渣机)的可靠性对于装置长周期运行十分重要。气化炉在运行过程中工况可能发生波动，使一次排渣量过大(如急冷室积渣时)，这对于排渣系统是一次考验，甚至会发生因排渣量过大导致捞渣机故障而中断运行现象(渭化对捞渣机已进行了彻底改造)。
o)气化装置黑水、灰水系统的pH值调节和控制，对于控制酸性腐蚀、减缓碱性条件下的结垢和提高仪表元件的使用寿命有着重要意义。
p)气化装置的部分设备(如煤浆给料泵、阀门和管件等)的安全可靠性对于保证气化装置长周期安全稳定运行是至关重要的。
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对水煤浆加压气化工艺技术的评述
章荣林（中国天辰化学工程公司，天津 300400） 2006-11-17
1 水煤浆加压气化工艺技术的现状
水煤浆加压气化是美国德士古公司开发并应用于工业化生产的。国外已建成投产的装置有6套，15台气化炉。国内已建成投产的装置有7套，21台气化炉；正在建设、设计的装置还有4套，13台气化炉。这些已建成投产的装置最终产品有合成氨、甲醇、醋酸、醋酐、氢气、一氧化碳、燃料气、联合循环发电，各装置自建成投产后，一直连续稳定、长周期运行。该工艺技术的专利许可证费已有大幅度降低，装备国产化率已达90%以上，由于国产化率高，装置投资相应降低。一套投煤量500 t/d，气化压力为4.0MPa的气化炉系统投资约7000万元。一套投煤量1000t/d，气化压力为4.0MPa的气化炉系统投资约11000万元。一套投煤量750t/d，气化压力为6.5MPa的气化炉系统投资约9000万元。
近年来国内有关大专院校和科研单位还开发了具有自主知识产权的水煤浆气化工艺技术。华东理工大学开发的多喷嘴对置式水煤浆加压气化技术，西北化工研究院开发的多元料浆加压气化技术，都各有其特点。 2 特点及优点
（1）水煤浆气化对煤质的适应性较广。烟煤、次烟煤、无烟煤、高硫煤及低灰熔点劣质煤、石油焦等均能用作气化原料。气化温度一般比在还原性气氛下的灰熔点T4高50～100℃，由于耐火砖衬里承受高温抗渣的限制，一般要求煤的灰熔点在还原性气氛下T4＜1300℃。气化温度下的煤灰粘度要求在25~40Pa.s之间，且变化平稳。对较高灰熔点的煤，也可以采用高灰熔点煤与低灰熔点煤混配煤或加石灰石作助熔剂以降低灰熔点的办法来解决。
原料煤中含氯、氟等卤素低一些比较好，否则在气化及后续系统的设备、管道选材上需要特别注意。
原料煤的成浆性必须作实验室试验，成浆性好的煤，其煤浆流动性能好，气化用的氧气消耗少。要求制成水煤浆的煤浆浓度在60%以上。影响制成高浓度水煤浆的一个重要因素是原料煤的内在水分，要求内在水分低于10%，否则制不成高浓度的水煤浆。西北化工研究院曾对兖矿南屯煤矿洗煤厂的煤泥作过制成高浓度水煤浆的研究，证明洗煤厂煤泥可以制成符合加压气化的水煤浆，这样便可以降低生产成本。原料煤的可磨性指数（HGI）要高，原料煤容易磨细，磨煤消耗的功率就少，成浆性能好。
原料煤中灰份含量要低，一般煤中灰分含量从20%降至6%，可节省煤耗5%左右，氧耗10%左右。有的厂已采用煤灰含量低的洗煤作原料，效果比较好。
（2）气化压力从2.5到8.5MPa皆有工业性生产装置在稳定长周期运行。采用6.5MPa气化有利于采用甲醇等压合成工艺，采用8.5MPa气化有利于采用氨等压合成工艺，以降低能耗，节省投资。
（3）气化系统的热利用，有两种形式，一种是废热锅炉型，可回收煤气中的热量副产高压蒸汽，适用于联合循环发电，另一种是水激冷型，可制得水气比高达1.4的合成气，满足后续工序一氧化碳变换的需要，变换工序不需要外供蒸汽。适用于煤化工制合成氨、氢气、甲醇等化工产品。
（4）气化炉生产能力比较大，目前最大的气化炉日投煤量为2000t，国内最大的气化炉日投煤量为1000t，直径Φ3200mm。 （5）气化系统不需要外供蒸汽及输送气化原料用的N2或CO2。
（6）气化系统总热效率高达94%～96%，高于Shell干法气化（为91%~93%）和GSP干法气化（为88%～92%）。
（7）气化炉结构简单，为耐火砖衬里，气化炉内无转动装置或复杂的膜式水冷壁内件，所以制造方便，造价低。同时，因为采用热壁炉，内部热容量比较大，耐火砖升温至1000℃以上后，即可直接喷水煤浆投料，生产安全可靠，不像冷壁炉那样为了开工点火，防止
熄火和保证安全生产，在开停车和正常生产时都需要连续燃烧一部分液化气或燃料气。
（8）制备和输送水煤浆的流程比Shell法和GSP法制备粉煤和输送粉煤流程短，水煤浆泵送入气化炉比干法输送粉炉入炉简单得多，并且安全可靠，投资省。
（9）气化炉系统在有备用炉的情况下，气化装置运转率可高达100%，远高于单台气化炉（不设备用炉）的Shell法（只有74%～78%），水煤浆法单台气化炉的年运转率与Shell法单台气化炉相仿。
（10）煤气除尘比较简单，只需要一个文氏管洗涤器和一台洗涤塔就可以了，不需要像Shell法采用国内尚不能制造且价格昂贵、需经常更换内件的高温高压飞灰过滤器。
（11）碳转化率高达96%~98%，如采用多喷嘴对置式加压气化炉，碳转化率可达到99%。
（12）粗渣可用作建筑材料，细渣可作锅炉用燃料，如返回制浆系统，则更为经济。排出的一小部分灰水处理简单，处理后排出对环境无污染。
后续工序变换排出的部分冷凝液及工厂排出的废水，可作为制备水煤浆的用水。 气化后合成气中的H2S、COS等酸性气体可在后续脱除酸性气体工序中脱除并回收利用。 总的来说，水煤浆加压气化工艺属于洁净煤气化工艺技术。 3 缺点和存在的问题
（1）气化用原料煤受气化炉耐火砖衬里的限制，适宜于低灰熔点的煤，否则需要配煤或加助熔剂，使在还原性气氛下的煤灰熔点T4＜1300℃。
（2）碳转化率较低（96%～98%），冷煤气效率较低（73%～74%），有效气成分（CO+H2）较低（80%～83%），有效气（CO+H2）比氧耗为336～410 m/km，有效气（CO+H2）比煤耗为550～620 kg/km。（注：氧耗和煤耗与煤质的关系比较大）。
（3）气化炉现用的耐火砖使用寿命较短，一般为1～2年，国产砖寿命为1年左右，耐火砖较贵，1台投煤量为1000t/d的气化炉耐火砖需400万元左右，有待改进。
（4）气化炉喷嘴使用寿命较短，一般使用2个月后，需停车进行检查，维修或更换喷嘴头部。 4 国内对德士古水煤浆加压气化技术的收获 4.1 对工艺技术的掌握
我国自从鲁南化肥厂第一套水煤浆加压气化装置（2台气化炉）于1993年建成投产以来，相继建成了上海焦化厂气化装置（1995年建成投产），渭河化肥厂气化装置（1996年建成投产），淮南化肥厂气化装置（2000年建成投产），金陵石化公司气化装置（2005年建成投产），浩良河化肥厂气化装置（2005年建成投产），南化公司气化装置（2006年建成投产）。由于我国有关生产厂的精心消化吸收，已掌握了丰富的连续稳定运转经验，新装置一般都能顺利投产，短期内达到连续稳产、高产、长周期运行。并且掌握了以石油焦为原料的气化工艺技术。 4.2 人才的培养
通过上述工厂的设计、建设，我国已培养出了有丰富经验的工程公司及工程技术人员，可以独立进行水煤浆加压气化的工程设计和工程总承包工作，节约了建气化装置的软件费支出。同时，培养出了有丰富建筑安装经验的工程公司和工程技术人员。也培养出了经验丰富的对煤种作实验室评价和煤种试烧的工程技术人员。对于常规煤种，工程技术人员已有能力只凭煤种的实验室评价进行气化装置的工程设计。
4.3 装置的国产化率
通过上述装置的设计、制造、建设和生产的工程技术人员密切配合，装置的国产化率已有很大提高。软件设计全部可以由国内有经验的工程公司承担。主要设备如喷嘴、气化炉、破渣机、锁斗、捞渣机、文氏管洗涤器、洗涤塔、低压煤浆泵、高低压及真空黑水闪蒸罐、灰水沉降槽、高低压灰水泵、锁斗循环泵、洗涤塔循环泵、细灰过滤机等国内都能生产。耐高温又抗渣的耐火砖，国内有几家耐火材料厂
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