陈罗刚，马亚军，张卫锋

（1.陕西延长石油延安能源化工有限责任公司，陕西延安 727500；2.榆林学院 化学与化工学院，陕西榆林 719000）

我国是一个煤炭资源相对丰富的国家，煤炭在我国能源体系中有着不可替代的作用。煤炭的大量使用在很大程度上满足了国民经济的发展需要。但是，我国煤炭直接燃烧约占煤炭总消耗量的80%左右[1]，这样不仅浪费资源，而且排放出大量粉尘以及二氧化硫等污染物，对生活环境造成严重污染。而以煤炭气化为代表的洁净煤技术则是降低污染物排放、实现煤炭洁净高效利用的重要举措。

1 多元料浆气化过程简述

多元料浆气化属湿法气流床气化技术，是指以石油焦、煤或煤液化残渣等为原料，与水、添加剂、pH调节剂经研磨制成黏度300~700mPa·s、浓度60%左右的料浆，再经加压后喷入气化炉在高温、高压的条件下，与纯氧发生一系列复杂的分解、氧化、还原反应，生成以CO、CO2、H2为主的粗煤气。该法碳转化率约98%，有效气（CO+H2）干基含量约80%左右[2]。延安能化气化装置采用的水煤浆加压气化技术属多元料浆气化工艺的特定型式，气化过程中发生的主要反应见表1。

表1 气化过程中主要反应

2 多元料浆气化过程建模

Aspen Plus是一款功能强大的集化工设计、稳态模拟等于一体的大型流程模拟软件，其以完备的物性数据库、完整的单元操作模块、简单灵活的操作界面等优势，在各大设计院、化工厂及工程公司中被广泛使用。

2.1 组分规定

水煤浆气化过程涉及高温、高压下的多相湍流与复杂的化学反应，组分较多。在Aspen Plus中，定义H2O、N2、O2、CO、H2、H2S、CO2、C、CH4等为常规组分，选择其组分类型为Conventional；定义煤（COAL）、灰分（ASH）为非常规组分，选择其组分类型为Nonconventional。煤质分析数据如表2所示。

表2 煤质分析数据 %（w）

2.2 物性方法

物性方法选择是否合适对模拟结果是否准确起重要作用，选取不同的物性方法，得到的模拟结果可能大相径庭。水煤浆气化过程中所产生气体多为非极性或弱极性气体，在Aspen Plus中 一 般 选 择RENG-ROB、PR-BM或RKS-BM的物性方法，本次模拟选择PR-BM物性方法。煤的焓模型选用HCOALGEN，密度模型选用DCOALIGT。

2.3 气化过程模块分析

Mixer模块模拟水煤浆制备。气化炉内水煤浆的气化过程分解为裂解单元与反应单元，分别用RStoic模块、RGibbs模块模拟，其中RStoic模块是把水煤浆在RStoic模块中通过Fortran语句控制分解成C、H2、O2、N2、S、CL2、水分和灰分，然后将分解产物送入RGibbs反应器，利用吉布斯自由能最小化原理对气化产物进行预测。后续平衡反应器REquil纠正实际平衡温度与理论平衡温度的偏差，从而对模拟结果进行修正[3]。最后Mixer模块对气化产物进行混合。

2.4 气化过程流程模拟

通过以上模型分析，结合工艺流程图，建立多元料浆气化过程的模型如图1所示。模型中设备、位号及功能如表3所示。本文针对设计工况进行模拟，其主要模拟参数为：水煤浆进料量96 474kg/h，水煤浆浓度60%、氧气流量 54 990.18kg/h，气化压力6.5MPa。

图1 多元料浆气化过程模型

表3 模型中设备、位号及功能

2.5 模拟结果与分析

气化炉燃烧室出口粗煤气（PRODUCT）为气化产品，所以通过粗煤气分析可以判断该模型的精度。粗煤气组成及误差分析（干基）见表4。

表4 粗煤气组成及误差分析（干基）

由上表可以看出，模拟值与设计值相差不大，误差分析在工程上是可以接受的，由此说明该模型具有较高的精度。

3 关键控制参数对气化结果的影响

3.1 水煤浆浓度

保持水煤浆进料量96 474kg/h，氧煤比0.95，气化压力6.5MPa，通过改变煤量和水量，使水煤浆浓度56%~ 66%，运行程序得到不同水煤浆浓度下的模拟结果，如图2和图3所示。从图中可以看出，当水煤浆浓度由56%提高至66%时，粗煤气温度升高，粗煤气主要组分中CO浓度升高，H2、CO2、H2O浓度呈下降趋势，但有效气（CO+H2）浓度持续升高。水煤浆浓度提高，水分含量降低，水分蒸发所消耗的热量降低，使得粗煤气温度升高。由于受到气化炉温度升高及煤浆中水分减少的影响，导致CO2还原反应增强，同时促进了变换反应的左移，综合影响后CO浓度升高，H2、CO2浓度 降低。

图2 水煤浆浓度对粗煤气主要组分的影响

图3 水煤浆浓度对粗煤气温度的影响

一方面受制于磨煤及水煤浆输送技术水平限制，另一方面煤浆浓度升高后反应温度上升，对气化炉的材质要求提高，炉砖损耗也加剧，因此，水煤浆浓度不能控制过高。根据我厂气化装置多年运行经验，煤浆浓度控制在60%~64%较为经济合理。

3.2 氧煤比

保持水煤浆进料量96 474kg/h、水煤浆浓度60%，气化压力6.5MPa，通过改变氧气流量，使氧煤比0.5~1.5，运行程序得到不同氧煤比下的模拟结果，如图4和图5所示。

图4 氧煤比对粗煤气主要组分的影响

图5 氧煤比对粗煤气温度的影响

从图4和图5可以看出，当氧煤比由0.5增大至1.5时，粗煤气温度逐渐升高。对于粗煤气主要组分CO、H2浓度先升后降，CO2浓度先降后升，H2O含量逐渐上升，有效气（CO+H2）浓度先涨后降。随着氧煤比逐渐增加，炉内温度上升，进而造成水煤气反应右移，CO和H2生成量增大。当C消耗殆尽时，氧气流量继续增大，部分CO和H2与之发生燃烧反应，由于O2与H2反应速率大于O2与CO反应速率，结果导致H2浓度先降低，粗煤气中H2O含量迅速升高。当O2过量到一定程度后CO消耗增多，导致CO2浓度升高。为了确保气化炉安全运行，杜绝过氧事故发生，我厂设置了“氧煤比高、高高”停车联锁。

3.3 气化压力

保持水煤浆进料量96 474kg/h，氧煤比0.95，水煤浆浓度60%，通过改变气化压力，使气化压力0.5~6.5MPa，运行程序得到不同气化压力下的模拟结果，如图6和图7所示。

图6 气化压力对粗煤气主要组分的影响

图7 气化压力对粗煤气温度的影响

从图6可以看出，在其他工艺参数不变的情况下，改变气化压力对气化反应生成的粗煤气组分和温度基本没有影响。在工业生产中，气化压力往往由装置的设计生产能力及下游的配套工艺决定。对延安能化气化装置而言，选择6.5MPa等级的气化压力，既能节省甲醇合成煤基气压缩的费用，又能提高产能[4]。

4 结论

本文利用Aspen Plus软件建立了水煤浆气化模型，并进行了模拟计算，其模拟结果与设计值吻合较好，所建模型准确可靠。基于此模型，分别分析了水煤浆浓度、氧煤比和气化压力对粗煤气的影响。结果表明：水煤浆浓度提高，粗煤气温度升高，有效气（CO+H2）含量增加；氧煤比增加时，粗煤气温度升高，有效气（CO+H2）含量先升后降，存在最大值；改变气化压力对生成的粗煤气基本没有影响，但当压力增大时，可以节省下游甲醇合成煤基气压缩的费用。