李智
（兖矿水煤浆气化及煤化工国家工程研究中心有限公司，山东 滕州277527）
［摘 要］ 鉴于兖州煤业鄂尔多斯能化荣信化工有限公司气化装置实际所用混煤成浆性较差的情况，利用Aspen模拟的方法，在选用特定水煤浆添加剂条件下，进行水煤浆提浓对气化装置运行经济性影响的分析。结果表明：水煤浆浓度的提升可以使气化装置在不同的运行方式下获得不错的经济效益；添加剂成本对气化装置运行经济性的影响较大，伴随着水煤浆浓度的提升，添加剂成本在增效额中占比逐渐增大；水煤浆浓度提升的2种方案中，增产方案（提高干基投煤量）所带来的经济效益远高于降耗方案（维持干基投煤量，仅降低水量）产生的经济效益。
［关键词］ 水煤浆气化；Aspen Plus；水煤浆添加剂；降耗方案；增产方案；经济性分析
［中图分类号］ TQ546［文献标志码］ A［文章编号］ 1004-9932（2018）06-0001-04
目前，如文献［1］这类关于水煤浆提浓对气化装置中设备运行情况分析的相关研究较为普遍，如文献［2］这类关于生产过程优化的文献较多，如文献［3］、文献 ［4］这类对于水煤浆提浓的可行性研究也较多，本文重点探讨水煤浆提浓对气化装置运行经济性的影响。
兖州煤业鄂尔多斯能化荣信化工有限公司（以下简称荣信化工）1 800 kt/a甲醇装置配套2 500 t/d级多喷嘴对置式水煤浆气化炉3台，单台气化炉设计投煤量为2 088 t/d，水煤浆浓度为58%，有效气（CO+H2）产量为140 000 m3/h。生产过程中实际所用原料煤种变更后，混煤的成浆性较差，水煤浆浓度提升将带来添加剂用量的增加；正常生产中荣信化工气化炉所用水煤浆浓度维持在54%～56%，水煤浆粘度维持在400～800 Pa·s，气化炉运行稳定。
“九五”期间，兖矿水煤浆气化及煤化工国家工程研究中心有限公司（以下简称研究中心）与华东理工大学共同开发了多喷嘴对置式水煤浆气化技术，研究中心用于完善多喷嘴对置式水煤浆气化技术的水煤浆添加剂复配、成浆性研究实验室研究成果已经应用于国内多套水煤浆气化装置。为进一步提升荣信化工气化装置运行的经济性，挖潜增效，研究中心开展了有针性的研究。
1 煤种数据及运行数据
1.1 气化煤种的煤质分析数据
荣信化工气化装置采用的是混煤，其中，转龙湾煤来自伊金霍洛旗布尔台格乡高家塔村境内，赛蒙特煤来自鄂尔多斯赛蒙特尔矿井位于纳林陶亥小煤矿整合改造区内，其混配质量比为转龙湾煤∶赛蒙特煤=8∶2，即混煤中转龙湾煤质量为赛蒙特煤质量的4倍，该混煤难以成浆，实验室研究表明其最高成浆浓度不超过60%（实验室采用不同的添加剂对该混煤的成浆性进行研究，水煤浆浓度最高可达59.5%，但一般经验表明，实验室制得的水煤浆浓度要比实际生产中低1.0%～1.5%；同时，也不能排除现阶段有部分添加剂厂家拥有更好的添加剂配方可使水煤浆浓度提升至60%）。所用煤种的元素分析数据见表1，工业分析数据及灰熔点数据见表2。
生产过程中，荣信化工气化装置所用混煤磨煤级配分析数据为：＜40目的为99.89%、＜80目的为96.61%、＜200目的为72.02%、＜325目的为52.98%，该数据与常见的水煤浆级配数据（＜200目的为45%～55%）有一定差异。
1.2 气化装置的运行数据
由于气化煤种变更及空分、甲醇等工段的影响，荣信化工气化装置的实际运行数据与设计数据有一定差异（见表3）。考虑到煤种数据变化不大，气化装置投煤量波动范围在100%±10%、水煤浆浓度波动范围在58%±2%(文中核算是以56%～60%作为计算基准，但对于煤气化过程而言，同一种炉型，其原料水煤浆浓度变化范围在±3%对计算结果的影响基本可以忽略)，碳转化率基本稳定，认为荣信化工气化装置水煤浆浓度在有限范围内的提升对气化流场的影响应该是较小的。
通常情况下，气化界区水洗塔顶部含水汽合成气数据难以准确计量，一般采用甲醇装置的生产数据作为有效气产量的判据。据甲醇车间生产运行时的相关记录表得出气化装置的平均有效气（CO+H2）产量为6 842 513 m3/d，甲醇产量为3 044 t/d，即吨甲醇合成气消耗为2 247.9 m3。
2 气化炉模型
2.1 基础模型
据荣信化工气化装置的特点建立如图1所示的反应模型。模型主要模拟煤的热解、煤的低温燃烧、煤的高温燃烧、残炭转移、激冷等过程，并进行热量平衡计算。图1中，COAL1～ COAL3代表煤以及煤热解之后的多种组分物流；O2代表用于燃烧的氧气；WATER代表一次水；GAS1～GAS4代表燃烧过程中的气相混合物；C1～C4代表水系统中的物料，如冲洗密封液、激冷水、渣锁斗冲洗水、黑水；Q1～Q2代表能量的传递过程；R1～R5分别代表热解反应过程、固定碳及挥发分燃烧过程、激冷过程、变换反应过程、甲烷化反应过程。
更多内容详见《中氮肥》2018年第6期