GSP煤气化渣水系统的选择

1、GSP煤气化渣水系统的选择谭成敏，丁振伟（贵州开阳化工有限公司，贵州开阳 550300 ） 2007-01-01贵州开阳年产500 kt/a合成氨项目是兖矿贵州能化公司与贵州开磷集团共同出资建设目前国内规模最大、技术最先进的合成氨装置之一，装置以无烟煤为原料，在吸收国内外先进技术的基础上, 按照先进、节能、可靠、成熟和经济合理的原则，合理选择工艺技术路线。通过考察调研，采用了德国未来能源公司GSP粉煤加压气化工艺，该技术对贵州煤种有广泛的适应性，但我们公司不引进此煤气化技术的渣水处理系统技术，而是采用国内设计的兖矿国泰化工有限公司水煤浆气化渣水处理技术。下面介绍我们选择的缘由。1 GSP 煤气

2、化技术发展史前东德的德意志国家燃料研究所（DeutschesBrennstoffInstitutFreiberg，简称 DBI）于 1956 年成立，一直致力于煤炭综合利用的研究开发工作，最初开发固定床气化技术，即使在国际市场石油过剩的年代也没有中断过褐煤的气化开发工作。为了进一步开发褐煤及其他煤种的气化，提高粉煤的利用率，减少块煤的需要和减少焦油的生成，于1976 年研究开发了基于水冷壁的粉煤加压气化工艺，因位于东德黑水泵地区，故取名GSP（德文黑水泵Gaskombiant Schwarze Pumpe的简称）煤气化技术。未来能源公司GSP粉煤气化技术开发过程未来能源公司位于德国弗赖贝格（F

3、reiberg），其前身是前东德的德意志燃料研究所。1990 年东西德合并后被诺尔公司收购（ Noell ）,1999 年又被德国巴博高克电力公司收购，2002 年德国巴博高克电力公司破产，由瑞士可持续技术公司(SUSTEC AG)收购其煤气化技术部门，成立了其全资子公司未来能源有限责任公司。GSP技术的开发历程如下：19561977 年东德的德意志燃料研究所（DBI），在黑水泵煤气化厂建成24 台固定床气化炉；19781989 年在弗赖贝格示范装置建成3MW流化床气化炉，试验气化褐煤、盐化泥煤等42 种煤种， 15 种硬煤，石油焦、飞灰等； 1984 年黑水泵厂建成 130MW气化炉，用作城

4、市煤气，主要燃烧东德当地的褐煤； 1996 年建成 5MW水冷壁气化炉； 19901999 年被 Noell GmbH 收购，气化废油、焦油、木屑、禾杆、工业废物等及生物有机质液化； 20002002 年被德国巴高克公司收购，气化焦油； 20022004 年被未来能源公司收购，气化焦油，开发新的水冷壁气化炉。从 GSP气化发展的历史来看，其粗煤气净化及渣水处理效果是很难考证的，因为国外GSP气化主要用于生产燃料气及循环发电（ IGCC），远不如作化工原料气对含尘量的要求那样严格，很难设想德国人粗煤气净化及渣水处理设计会比德士古水煤浆技术先进很多。众所周知， GSP气化合成气的含尘量将会直接影响

5、到后工序变换催化剂的使用寿命，影响装置的运行周期。另外国内引进的德士古气化的粗煤气净化、渣水处理系统在中国也经历了不少改造，各厂的变换催化剂所受的影响也各不相同，到目前为止，渣水系统仍然是影响气化系统长周期运行的一个因素。各厂在渣水处理方面做了较多的努力和技术改造，虽然最终都恢复了正常稳定生产，但其中的经验和教训值得吸取。兖矿国泰化工水煤浆气化粗煤气净化及渣水处理系统由华东理工大学设计，此设计完全不同于德士古水煤浆气化引进技术。经过近一年的运行考验，显示出很好的长周期运行效益优势。所以引进范围统一到把粗煤气净化及黑水处理系统切分出来，交给华东理工大学设计，既解决了可靠性的问题，又降低了投资风险

6、，是比较合理的。2 国内引进的典型德士古水煤浆气化渣水系统情况自从德士古第一套水煤浆加压气化装置在鲁南化肥厂投料开车以来，最近十几年国内又陆续上了十多套该类型装置，并且都已经取得成功。德士古气化渣水系统是该工艺的一个重要技术环节，渣水系统运行的正常与否，直接影响整个系统能否长周期安全稳定运行。针对该类装置国内各厂在渣水系统方面经过不断的革新、改造，渣水系统已经运行得比较稳定，但仍然存在着不少问题。2. 1鲁南渣水系统兖矿鲁南化肥厂的德士古水煤浆加压气化装置是国内第一套示范装置，世界第五套生产装置。该项目于1989 开工建设， 1993 年 4月建成投入试生产。该装置灰水处理系统采用了三级闪蒸,

7、 压力分别为：高压0.71MPa，中压 0.20 MPa ，真空 0.055 MPa 0.065 MPa，如图 1。从早期运行的情况来看，渣水系统的运行周期较短, 一般为 2 3 个月，主要缺点有：因闪蒸罐气相（废气）均放空之火炬，开停车过程中闪蒸罐压力、液位较难控制；系统结垢严重，尤其是该系统使用的大多为U 形管换热器，运行周期短，一般检修后运行两个月便制约整个系统正常运行，换热器列管堵塞比例高达三分之二，闪蒸罐清理难度大，罐内汽液分离器短时间内无法清理彻底，有时被迫拆下清理，检修周期过长；管道和阀门更换频繁，检修费用较高。经过不断的革新、改造，鲁南的气化系统运行较稳定，但运行周期仍不是很长

8、，维修量大且费用高。图 1鲁南渣水系统流程简图1高压闪蒸罐；2中压闪蒸罐；3真空闪蒸罐；4高压闪蒸罐顶换热器（）；5高压闪蒸罐顶换热器（）；6高压闪蒸分离器；7中压闪蒸换热器；8中压闪蒸分离罐；9真空闪蒸换热器；10真空闪蒸分离罐；11沉降槽； 12灰水罐2. 2渭河渣水系统渭河煤化工集团有限公司的德士古水煤浆加压气化装置于1997 年正式进入生产运营，2000 年生产达标， 2001 年实现盈利。作为我国第一套采用6.5MPa 水煤浆加压气化技术的大型化肥装置，投产后经过三年的消化吸收与技术改造，才掌握了这套技术。渣水处理采用四级闪蒸，如图2。能更有效地闪蒸出黑水中的酸性气体，黑水被浓缩，但

9、由于工艺流程过于复杂，不但增加了设备投资，而且U 形管换热器也存在结垢堵塞严重的问题，系统运行周期短。不同于鲁化装置的是闪蒸汽入变换工段汽提塔，不在火炬排放，有利于环境保护。图 2渭化渣水系统流程简图1高压闪蒸罐；2低压闪蒸罐；3灰水加热器；4气液分离器；5真空闪蒸罐；6真空换热器；7蒸汽喷射泵；8澄清槽； 9灰水槽2. 3淮化渣水系统淮化 2000 年建成投产的“ 18·30”工程是一套年产180 kt 合成氨， 300 kt 尿素的生产装置。其中气化部分采用的也是美国德士古公司的水煤浆加压气化工艺，是国内第四套水煤浆加压气化装置。渣水系统采用二级闪蒸，如图 3，流程简单， 操作方

10、便， 但长时间运行时，闪蒸罐及管壁同样出现结垢，真空闪蒸除沫器堵塞严重，壁垢脱落堵塞管道或卡住阀门，影响系统的稳定运行。一般运行3 个月必须停车清理闪蒸系统，这已成为影响系统长周期运行的关键因素之一。后经过较多的技术改造，包括增加设备开工冷却器，在开、停车过程渣水处理系统出现堵塞时，可把系统排放黑水全部导入开工冷却器，为灰水处理系统腾出检修清理时间，检修完毕后再把黑水重新切回。图 3淮化渣水系统流程简图1高压闪蒸罐；2低压闪蒸罐；3灰水加热器；4气液分离器；5真空闪蒸罐；6真空换热器；7蒸汽喷射泵；8澄清槽； 9灰水槽； 10开工冷却器3 国内设计的专利技术（国泰德士古水煤浆气化渣水系统）国泰

11、公司于 2005 年7 月建成投产，采用新型四喷嘴对置气化技术， 两套渣水处理系统， 其关键设备蒸发热水塔的操作压力为0.45 MPa，真空闪蒸罐的压力为 0.07 0.08 MPa 。蒸发热水塔分为黑水闪蒸室和填料塔两部分，装置的渣水在黑水闪蒸室蒸发产生的蒸汽与灰水直接接触，同时完成传质、传热过程，如图4。其先进性为：无影响长周期运转的隐患；回收热量充分，高温灰水与闪蒸汽温差小于2，热效率高 , 同时也大大减少了换热器的配置；基本避免了系统结垢堵塞；闪蒸废气去火炬，闪蒸罐压力不受其他系统的影响；其操作灵活性和稳定性远优于其他渣水处理技术。经过一年多的工业运行，已证实有较长的操作周期和很好的能

12、量回收效果。图 4国泰渣水系统流程简图1蒸发热水塔；2灰水换热器；3真空闪蒸罐；4真空闪蒸换热器；5酸性气分离器；6真空闪蒸分离罐；7澄清槽； 8灰水槽4 结语对于国内引进的各种煤气化技术，我们要创造性地加以吸收和利用，同时注意利用各种新技术新设备。由于我们利用国内德士古煤气化的先进经验，相对简化 GSP流程，不但大大节省了投资，降低了投资风险，大大提高了项目的竞争力，而且将会打造一个磷煤化工生产科研基地。Shell煤气化技术吴 迎 ( 中国五环化学工程公司，武汉430079) 2006-08-041概述谢尔粉煤加压气化工艺( 简称 Shell煤气化工艺 ) ，是荷兰壳牌公司开发的一种先进的煤

13、气化技术，与先进的德士古(Texaco) 水煤浆加压气化技术相比，Shell煤气化具有对煤质要求低，合成气中有效组分(CO+H2 >90 ) 含量高，原煤和氧气消耗低，环境污染小和运行费用低等特点，已成为近年来国内外设计单位和生产厂家首选的气化工艺。我国正在设计和建设中的洞庭氮肥厂、柳州化学工业公司等厂家，已将该技术应用于合成氨生产。湖北化肥厂和安庆化肥厂也准备将该技术用于本厂的“油改煤”制氨流程。湖北双环科技股份有限公司引进Shell公司基础设计， 由我院做工程设计， 正在建设规模为800t d( 相当于 20 万 t a) 的工业示范装置， 即将投运。 Shell煤气化技术是我国建设

14、大型煤化工项目或中氮肥改造的主要方向。Shell工艺虽属先进，但投资偏高，一般企业不易接受，建议尽快实现关键技术和设备的国产化。2Shell煤气化工艺原理、技术特点及主要设备2.1 Shell煤气化工艺原理Shell煤气化过程是在高温高压下进行的，Shell煤气化属气流床气化。粉煤、氧气及水蒸汽在加压条件下并流进入气化炉，在极为短暂的时间 (3 10s) 内，完成升温、挥发分脱除、裂解、燃烧及转化等一系列物理和化学过程，其工艺流程如图1 所示，气化工艺指标如表1 所示。2.2技术特点a. 煤种适应性广。从无烟煤、烟煤、褐煤到石油焦化均可气化，对煤的灰熔融性适应范围宽，即使高灰分、高水分、高含硫

15、量的煤种也同样适应。b. 气化温度约1 600 ，碳转化率高达99以上，产品气体洁净，不含重烃，甲烷含量低，煤气中有效气体(CO+H2) 高达90以上。c. 氧耗低，单炉生产能力大。氧气消耗低，比水煤浆气化工艺低15 25，因而配套的空分装置投资相对降低；目前已投入运转的单炉气化压力3.0MPa，日处理煤量已达2000t ，因此，单炉生产能力大，目前更大规模的装置正在工业化。d. 热效率高，排渣易处理。煤中约 83的热能转化为合成气，约15的热能被回收为高压或中压蒸汽，总的热效率为98；其气化炉高温排出的熔渣经激冷后成玻璃状颗粒，性质稳定，对环境几乎无影响，气化污水含氰化物少，易处理。e.Sh

16、ell气化炉关键部件烧嘴的设计寿命为8000h，已有使用4a 仍未更换的记录；另外控制系统安全可靠，设有必要的安全联锁，使气化操作始终处于最佳状态下运行。f.Shell气化炉炉壁采用水冷壁结构，无耐火砖衬里，维护量少，气化炉内无传动部件，运转周期长，无需备炉。2.3主要设备Shell气化装置的核心设备是气化炉和废热锅炉。气化炉结构如图2 所示。Shell煤气化炉由内筒和外筒两部分组成，包括膜式水冷壁、环形空间和高压容器外壳。内筒采用水冷壁结构，仅在向火面有一层薄的耐火材料涂层，其一，为了减少热损失；其二，主要是为了挂渣，充分利用渣层的隔热功能，以渣抗渣，以渣护炉壁，使气化炉热损失减少到最低，以

17、提高气化炉的可操作性和气化效率。环形空间位于压力容器外壳和膜式水冷壁之间，即内筒与外筒之间有空隙气层，设计环形空间的目的是为了容纳水蒸汽的输入输出管和集气管，同时，环形空间还有利于检查和维修。其内筒仅承受微小压差。气化炉烧嘴是Shell煤气化工艺的关键设备及核心技术之一，与其它气化炉不同的是Shell气化炉采用侧壁烧嘴，根据气化炉能力由4 8 个烧嘴呈中心对称分布。气化炉外壳为压力容器，一般小直径气化炉用钨合金钢制造，其它用低铬钢制造。由于气化炉的特殊设计，保证了Shell煤气化工艺指标先进可靠。废热锅炉用于回收高温煤气的显热，其内件由圆筒形水冷壁和若干层盘管形水冷壁组成，盘管形水冷壁各层之间密封分隔。为消除水冷壁上的积灰、设置了气动敲击除灰装置，定期或不定期进行振动除灰。气化炉和废热锅炉顶部用导气管连接，导气管内部也为水冷