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对改进煤气化技术水平的建议
来源: 日期:2016-8-5 【

虽然粉煤气化技术、水煤浆气化技术、碎煤加压气化技术分别经过了近15年、30年和40年的探索、实践、改进,技术水平已达到相当高的水准,但是煤气化仍是煤化工项目中投资最大、能耗最高的装置,出现的问题也最多。根据煤气化技术自身特点和生产运行中出现的问题,煤气化技术还有很大的改进提升空间。

进一步提高国产化水平、降低装置投资

从引进的Shell、GSP、GE、科林煤气化技术与国内的类似煤气化技术相比,投资都要高很多,其主要原因:一是软件费高(专利费+PDP费+技术服务费),二是要购买一些专利设备或关键设备,三是一些流程、控制系统设计太过繁琐或不合理,也是造成投资高的一个原因。因此,我们在引进国外煤气化技术时,要进一步减少购买专利设备或关键设备(即是指定制造商的设备),进一步优化流程和控制,以降低投资。

提高煤气化压力,加大单炉投煤量

从目前各种气化工艺来看,除水煤浆气化将气化压力提高到了6.5~8.7MPa,其它气化工艺压力均在1.0~4.0 MPa之间,不但造成设备庞大、投资增加,也是煤化工项目能耗高的主要原因。因此气化压力还有提高的空间,例如鲁奇公司已将MK+碎煤气化工艺气化压力提高到了6.0MPa(尚未整体工业化)。

单炉气化能力小也是造成煤化工项目投资大、占地大的主要原因,目前除Shell粉煤气化、多喷嘴对置式水煤浆气化工艺单炉最大投煤量达到3000 t/d外,其它煤气化工艺单炉最大投煤量还在1000~2200 t/d之间,有些虽说可达到3000 t/d,但还没有工业实践。

综合降低投资、提高能位

从目前已投产或在建的煤化工项目来看,似乎煤气化走进了一个怪圈,要么是装置投资高、能位高,要么是装置投资低、能位低。例如SHELL煤气化设有合成气冷却器,可产5.2 MPa中压蒸汽,能位较高,但投资也较高;例如GSP、航天炉、科林等煤气化工艺投资比Shell煤气化低,但水冷壁产低压饱和蒸汽,能位低,不好利用,气化炉出来1350℃的高温煤气直接去冷激,使得煤气中带有大量水汽,对于需要深度CO变换的煤化工项目是合理的(例如合成氨项目),但对于不需要深度变换的煤化工项目(煤制气、煤制油),煤气中的水汽过剩,不但造成能位下降、能量损失,还需要增加换热器、分离器来回收能量,从而延长了流程、增加了阻力,也增加了投资;水煤浆气化几乎都是走激冷流程,也存在这个问题;碎煤加压气化和CO变换也是产出大量低压饱和蒸汽,比较难以利用。因此,煤气化工艺选择要和煤化工项目整体考虑,既要降低投资,也要提高能位,从而使项目总体达到合理、高效。

降低能耗、水耗

煤化工项目是高能耗、高耗水项目,进一步降低能耗、水耗势在必行,煤气化也有研究提升的空间。例如Shell煤气化工艺采用压缩循环气去冷激合成气到900℃左右,这样也造成了能量浪费,能否采用其它介质或方法达到降温、除尘的效果,国内已有工程公司正在尝试改进;Shell煤气化工艺采用干法除尘,需要大量的吹扫气也造成消耗增加,也可考虑改进。

现在大型煤化工项目同时考虑几种不同类别的煤气化工艺相组合,以处理原料粉煤和碎煤比例问题,可探讨采用耦合的方法,将不同的煤气化工艺所存在的不同问题耦合处理。例如现在大型煤制天然气项目,大部分采用碎煤加压气化和气流床气化(水煤浆气化或粉煤气化)相结合的方案,如采用碎煤加压气化+水煤浆气化组合气化工艺,可虑将碎煤加压气化产生的大量有害废水去水煤浆气化制浆,这样不但节约了水耗,也降低了污水处理的投资和费用,降低了环境污染。

优化灰水处理系统,降低粉尘带出量

现在有些煤气化装置存在煤气含尘量大,造成CO变换装置换热器堵塞、第一变换炉上部催化剂失活等问题,同时也存在污水排放量大、灰水循环量大的问题,有必要进一步探讨煤气洗涤和灰水循环工艺优化问题。


(节选自《中国煤炭深加工产业发展报告》(2016版)  作者:中国化学工程股份有限公司总工程师  汪寿建)
(责任编辑:cippc)
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