大型煤气化后续流程辨析
作者/来源：唐宏青（中科合成油工程有限公司，北京 100195） 日期： 2010-11-26 点击率：110
1 后续流程的含义
大型煤气化技术已经日趋成熟，其中气流床技术备受瞩目。
在煤质条件合适的情况下，水煤浆技术往往是被首先考虑的，在煤质稍差的情况下，粉煤气化也是比较常见的选择。
这种气流床气化技术，包括备煤、气化炉和后续流程三个部分。通常把这三个部分合起来统称某某流程。在这样的流程中，对备煤的讨论比较少，因为它是一个物理过程。
气化炉分为上喷 （向下喷射）和下喷（向上喷射）两种形式，上喷有顶喷和平喷两种情况，而下喷只有平喷一种情况。平喷就是侧喷，顶喷就是从顶部向下直喷。
后续流程有激冷流程和废热锅炉流程两种形式，两者后面都可以有洗涤过程。
气化炉后面跟什么样的后续流程，与气化炉无关。在以前有一些讨论中，比较两种气化工艺时，有些人把Shell气化炉与废热锅炉作为固定搭配，把水煤浆气化与激冷流程作为固定搭配，这是误解。国内就有水煤浆搭配废热锅炉的流程，也有下喷粉煤气化搭配激冷流程的。
因此，我们应该对这件事作必要的解释：气化炉是气化炉，后续流程是后续流程。
无论是Shell、GSP、HT-L、CROLIN、两段炉、E-GAS中的哪一种，后续流程均可以采用激冷流程和废热锅炉流程。
读者可能质疑这一点：为什么我们只见到Shell-废热锅炉和GSP-激冷流程?没有见到相反的情况呢？
道理非常简单，国外只有一套Shell-废热锅炉和GSP-激冷流程，然后就是引进了，前者用于IGCC发电，后者用于化工。它们没有更多的机会去表现自己，就被国内引进作为经典，这就是固定搭配的由来。
国内有一个热工研究所，在承担的IGCC项目中，采用废热锅炉流程，在甲醇项目上，采用激冷流程，两个项目的气化炉是同样的，说明清楚这个道理的人是有的。而国内引进的23台Shell气化炉，后面全部跟着废热锅炉。
有人可能会说，这不是很好吗，Shell气化炉后面跟着废热锅炉也能做出合成氨。而且用了这样的数据：最高连续开车多少天，最高负荷多少。
把体育比赛的规则引入化工行业，也是近期国内的新发明，这是向传统观念的挑战。什么是“传统观念”？可以简单地回答：“安稳长满，节能省钱”。
要把这些问题解释清楚，在今天似乎变得越来越困难了。Shell-废热锅炉流程的持有者不听劝告，正在国内煤化工行业大举推广。
有人声称水煤浆气化激冷流程和粉煤气化的投资是一样的［1～2］，而今天我们所看到的是Shell-废热锅炉和下喷式激冷流程的投资比不是这样的［3］。
有人说，不管用什么样的流程只要做出我们所需要的产品就行，用Shell-废热锅炉流程可以得到合成氨，很好嘛。这就更加离奇了，能够得到产品的流程就可以工业化吗？我们可以用电解水得到氢气，再用空分得到氮气，然后将氢气和氮气合成氨，我国能接受这样的工业化流程吗？
目前，在新型煤化工中常听到这样的说法，即能够“打通流程得到产品就是成功”的说法，这是极不恰当的。用优化的方法来进行流程设计，是历来的优良传统。可是这个传统今天正在失传，为此国家付出了巨大的代价，23套Shell-废热锅炉流程就是化工上多花钱的典型。
为了弄明白这个问题，我们应该讨论一下这两种流程的具体情况。
2 后续流程介绍
2.1 激冷流程简述
激冷流程有两种形式，一种是经典的全水激冷形式，另一种是气水双激冷形式。
（1） 经典的全水激冷形式
用N2或CO2输送的粉煤、高压氧气/水蒸气经过喷嘴混合、在1400℃高温及操作压力3～4 MPa的条件下自上而下地喷入气化炉，煤粉中的碳与氧发生部分氧化反应，生成以CO、H2、CO2为主要成分的粗煤气。见图1。
高温煤气夹带着未完全反应的炭粒及少量熔渣颗粒并流向下，经气化炉下部的出气口进入激冷器，在激冷器中高温煤气与激冷水充分接触，使煤气降温冷却并饱和，熔渣固化。固化后的熔渣和未反应的碳粒进入激冷器下部的渣罐，定期减压排出。
冷却后的煤气和激冷水由激冷器流入气水分离器，分离器下部的灰水经减压后去沉淀池进行灰水处理。上部出来的煤气经文丘里后进入洗涤塔，在塔中用水逆流洗涤，经洗涤脱除煤气中的灰后气体进入下游的变换工序，洗涤后的炭黑水送水黑水处理系统。
激冷流程中粗煤气的水蒸气含量为50%～60％，适合于后续的变换工艺，因此激冷流程主要用于煤化工项目，作IGCC用是不合适的。
现在称这样的流程为GSP、HT-L、CHORIN气化流程，它们的原理是一样的，在细节上有些区别。
气化炉是一个冷壁炉，反应室是由齿形蛇管卷水冷壁围成的圆柱形空间，上部为烧嘴, 下部为排渣口, 原料与氧气、水蒸气的气化反应就在此空腔内进行。第一次开车后水冷壁被挂上一层渣，在后续运行中利用以渣抗渣的原理保护水冷壁。正常运行时炉体内温度为1400～1700 ℃, 经过5.5 mm渣层以后, 温度降低到500℃左右, 再经过16.5 mm 的屏壁和碳化硅填充物, 温度降到270 ℃左右, 水冷壁内的加压冷却水的温度为250 ℃左右。
水冷壁气化炉体的优点是炉体实际承受的温度较低，故可以气化灰熔点较高的煤种。
（2） 气水双激冷流程
壳牌公司曾经提出气水双激冷流程，该工艺保留了原有的气化炉设计（下部进料、多喷嘴、合成气上行、灰渣靠重力分离），且仍然使用后续工段的洁净合成气做激冷气，将气化炉上部出口的热合成气从 1600℃激冷到 900℃后进入水激冷室，喷入雾化的水将温度进一步降到 500℃，然后使用一级旋风分离器除去大部分的干灰。之后，用两级文丘里洗涤器洗去合成气中残留的飞灰，进入洗涤塔。出洗涤塔后的合成气温度为 220～230℃，水蒸气含量达到 60，完全可以满足耐硫对水蒸气的要求，见图2。
该工艺的特点是，省去了合成气冷却器，并且用普通的旋风分离器代替了陶瓷过滤器，虽然灰水量略有增加，但整个气化装置投资可以下降 20%左右。同时，由于大部分的飞灰以干法除去，灰水处理量较低，降低了灰水系统结垢、堵塞的风险，保证了干粉煤气化工艺对中/高灰煤种适应性的优势。
由于省去了合成气冷却器，整个装置的热效率会下降。例如对于一个投煤量 2000 t/d的气化装置，使用神府煤，原来的工艺可以外送 2000 t/d的中压过热蒸气（400 ℃，5.2 MPa）。改为激冷流程后，上述蒸汽产量就没有了，但下游耐硫变换单元不需要补充蒸汽，并会产生一定量低位能的中/低压饱和蒸汽。
尽管这个流程很有特点，但由于气化炉和循环压缩机没有改变，因此流程仍然比较复杂。特别是激冷气循环机的使用，并没有使原来的废锅流程有明显简化。因此，尽管Shell推出这个流程，至今没有被用户接受。
2.2 废热锅炉流程简述
用N2或CO2输送的粉煤、高压氧气/水蒸气经过喷嘴混合，在1400℃高温及操作压力3～4 MPa的条件下，自下平喷地喷入气化炉，煤粉中的碳与氧发生部分氧化反应，生成以CO、H2、CO2为主要成分的粗煤气。
由反应室顶部出来的气体，被来自后续工序的合成气冷激至900℃左右，使其中的飞灰固化。然后通过输气管、气体返回室和废热锅炉（合成气冷却器）内的膜式水冷壁冷却至330 ℃左右，同时产生高压或中压蒸汽。
上述粗合成气中夹带的灰分颗粒通过旋风分离器和陶瓷过滤器分离清除。分离后的气体一部分通过循环压缩机返回反应器顶部的输气管作冷激气源，另一部分进入文丘里除尘器和煤气洗涤塔，进一步除尘后送至后续变换工序。
气化炉中的大部分渣以熔融状态从反应室锥形底部流入渣池，经灰水淬冷形成均匀的玻璃状颗粒，再经破渣机借助一个锁斗系统送出界区。见图3。
该气化炉与激冷流程采用的气化炉大体相同。区别在于煤粉喷射的位置，下喷式气化炉采用侧壁烧嘴,位于气化炉下部，并且可根据气化炉能力由4～8个烧嘴呈中心对称分布。
3 后续流程比较
关于流程的比较，通常可以列出很多项［3］，但是影响流程选择的因素，在确定的原料煤品质和环保一票否决的前提下，只有三项：投资、能耗和运行周期。
（1）投资
对这个问题的比较已经见了很多，有许多比较并不在一个平台上，即一个是水煤浆气化，另一个是粉煤气化，这样的比较数据就不一定可靠。尽管许多文章谈到的投资计算很细致，但是精确性存在问题。投资的计算影响因素太多，难以把握。
假如我们都在粉煤气化的基础上讨论问题，对于同样的煤种，究竟应该采用什么流程？
首先应该考虑的是投资。不同流程的投资差别比较明显，见表1。
其中，1、3两项的比较是由学者文章［3］和其他报价后推出，第2项数据是根据Shell自己的介绍。根据近年来实际装置的投资情况，这个数据并不出格。
从单套装置来说，似乎差别不大，仅几个亿而已，并不引起企业的注意。但是，目前在一些大型项目上，煤气化的系列数往往在10～20套，气化投资在百亿元以上，这样，两者的差别就大了，选择合理的方法，节省几十亿投资是轻而易举的。
（2）能耗
这是指整个装置的能耗，不是单指气化的能耗。单独比较气化的能耗是不够的，对于同一煤种，不同流程的气化炉冷煤气效率可以设计得一样。
气化后续流程是整个流程中的一部分，在气化得到或损失的能量，要看在后面工序中能否补回来。对于同样原料不同的设计，动力系统（蒸汽平衡）十分重要，蒸汽平衡做得好，全系统的能耗就低。因此，单独讨论气化炉和废热锅炉能回收多少能量是没有意义的。
采用废锅流程可以回收干煤气显热，产生的蒸汽部分参与动力系统的蒸汽平衡，部分回到粗煤气中，用以保持一定的水气比（H2O/干气），同时消耗一定量的蒸汽，用于循环压缩机。
这部分蒸汽占废锅回收蒸汽的多少,视气化温度和产品的性质而定。对于制氢来说，一般只能多回收10%～20％。
这个问题比较复杂。在同样原料、同样产品和同样规模的情况下，如果作全流程的模拟计算，优化蒸汽平衡，废锅流程和激冷流程的吨产品能耗应该差别不大。
甲醇工艺和合成氨工艺有区别，甲醇工艺的低位能比较富裕，可以用这部分能量来节水，并没有浪费。
从工程上来说，由于煤质不稳定，废锅结垢严重，因此用废锅多产蒸汽不见得有多大好处。
（3） 运行周期
有关Shell废锅流程运行时间的问题，已经讨论很久。在这个问题上，质疑者和支持者的意见相左。客观来说，应该拿2009年的数据来说明问题，以前的历史帐可以不必再追究。因为这个工艺在“安全－稳定－长周期－, 满负荷”的表现上有所进步，中国的企业在这方面出了大力。
近年来国内引进的Shell废锅流程，已经在线生产和在建的有23台，按照投煤量分三个档次，1000 t/d的有4台，2000 t/d的有12台，2800 t/d的有7台。
从目前国内开车的情况来看，1000 t/d档次的工艺运行得比较好，据称已经达到设计能力，主要表现在年运行时间在7200 h至8000 h，年投煤负荷在90%～100％。从设计角度来说，可以说是基本上达到设计要求。
2000 t/d档次的两台运行得不尽人意，主要是没有达到设计能力，表现在年运行时间在6000 h左右，与国外原版Shell气化炉差不多，年投煤负荷在70%～80％。从化工设计角度来说，可以说是尚未达到要求。
2800 t/d档次的数据没有公布，或者说没有测定或不具备测定条件，因此不能认为已经达到设计能力。
不要把投煤量为1000 t/d装置的工艺数据强行推广到投煤量2800 t/d的装置上。装置规模越大，问题越多。
目前，有的部门特别是外资企业存在误区，他们以为国内的批评是针对气化炉运行周期短，因此想方设法来证明气化炉没有问题。其实，国内的批评意见很明确，是流程不合理造成的运行周期短，没有人认为是气化炉运行周期短。整个流程运行周期短的原因是多方面的，这是煤气化后续流程太复杂造成的，规模越大，越容易出问题。国内的工厂各自作了总结，停车的原因是多种多样的。很难找到一个具体的原因，作了修改以后运行率马上直线上升。
这个规律在化工中是可以理解的，因为处理固体在化工中就是麻烦，更何况压力比较高。要提高运行周期，应该简化气化炉后续流程，激冷流程是理想的选择。简化气化流程以后，运行中出现问题的可能性就会下降，运转周期就会提高。
4 后续流程选用的讨论
在作了上述讨论以后，我们认为最好采用下喷式激冷流程来实现化工上需要的煤气化。从上面的分析来看，在节能、运行周期上没有明显优势的情况下，花巨大的投资采用废热锅炉流程，没有多大的必要。
化工上由于H2/CO的客观需要，通常后面采用激冷流程，自然地在粗煤气中补充了水蒸气，水气比高一些，对变换也有利一些。这样的流程很简单，投资也比较低，设备制造也很容易，是化工上经典的流程。
发电上采用废热锅炉流程有其合理的一面，它不需要在后面补充水蒸气，可以充分利用粗煤气的热量产生高中压水蒸气，用于发电，合成气本身再用于发电。这就是现在的IGCC想法，也是有道理的。
不可否认，Shell、E-GAS煤气化技术都是目前国际上最先进的洁净煤气化技术。洁净煤气化技术有两个用途：发电与化工。发电是发电，化工是化工，两者的后续流程，应该各自取舍。
5 激冷流程的历史
最近，国外某公司散发资料，说激冷流程没有工业实践经验。这说明国外公司在推广废锅流程时，采用了商业化的宣传手法来误导国内业者。
了解激冷流程的历史，也许对我们发展煤化工有好处。激冷流程不是今天的新事物，在化工中应用有悠久的历史。
在上世纪60年代，激冷流程已经在重油气化工艺中使用。典型代表是60年代从意大利蒙特卡提尼引进重油气化技术，在国内兴平、鲁南、刘家峡建设三个合成氨装置。后来气化用油变稠，成为渣油气化。90年代，鲁南和渭河从Texaco引进水煤浆气化技术，激冷流程亦在其中。水煤浆技术从此得到推广。
尽管在使用过程中发生各种问题，但是最终都让中方克服，成为今天的成熟技术。国内的煤化工行业对于激冷流程已经得心应手，特别是烧嘴的使用、维修、更换都已经轻车熟路。
激冷流程的工艺主要由气化炉（包括烧嘴）、激冷室、文丘里和洗涤塔四个部分组成。后三者造价低廉、操作简单，是这个技术得以推广的重要原因。近年来国内的研究在气化炉的形式上推陈出新，例如多喷嘴、两段氧化、内冷壁等，但后续激冷流程没有重大的革新。
6 结束语
（1）在化工上，从节省投资和提高运行率出发，气化后续流程采用激冷流程是合情合理的。
（2）激冷流程是成熟技术。
（3）煤化工是大有希望的，近闻国家对于煤化工是大力支持的，特别是在新疆，这是个发展煤化工的好地方，我们应该给这块宝地最好的技术、最少的投资、最强有力的环保手段，使其“安稳长满”运行，给新疆人民带来良好的收益。
参考文献
[1] 胡四斌.德士古煤气化和壳牌煤气化工艺生产甲醇的综合技术经济比较［J］.化肥设计，2007，45（5）:3～8.
[2] 卢正滔.采用Shell加压粉煤气化技术改造我国大、中型氨厂的评价（下） ［J］.化肥工业，2001，28（6）:5～8.
[3] 章荣林.国内外先进煤气化技术比选［C］//2008年国内外煤气化技术经济研讨会论文集.
