烟煤混配在壳牌气化炉中的应用探究

李老所，吕永平

(云南大为制氨有限公司，云南 曲靖 655338)

公司壳牌粉煤气化装置属于加压气流床气化工艺，是目前世界上较为先进的煤气化技术之一，以粉煤、氧气及蒸汽为原料，生产CO和H2为主要成分的粗合成气，具有碳转化率高、冷煤气效率高、氧耗低、自动化程度高、节能环保的优越性。煤质的选择是制约煤气化装置能否长周期稳定运行的关键[1]。2021年前公司煤种结构主要是以无烟煤混配石油焦。为了降低生产成本，公司混配的石油焦主要是高硫石油焦，产品粗合成气组分中H2S体积分数高达0.9%～1.0%，长年的使用导致设备腐蚀受损、检维修费用升高、安全风险增大。2016年至今，气化炉水冷壁管已发生泄漏10次，且每次泄漏点数逐年增多，制约了公司气化装置的安全、稳定、长周期运行。

随着煤化工产业及煤气化技术的发展，近年来优质煤炭价格呈现上涨，石油焦价格更是上涨迅猛。为降低公司气化用煤成本，拓宽煤源，本文选取具有高活性、低灰份、低灰熔点、低硫的烟煤代替石油焦混配，经过煤质分析、模型计算等混配方案的研究[2]，在确保安全控制措施的前提下，完成混煤试烧，并逐渐应用到工业生产中，为公司壳牌气化炉用煤拓宽了煤源，降低了合成氨成本，提升了气化装置综合能力。

1 烟煤混配试烧

1.1 烟煤煤质指标与壳牌气化炉用煤指标对比分析

2020年10月，通过调研并结合相同装置兄弟公司烟煤使用经验，对新疆烟煤进行煤质分析，经与壳牌气化炉入炉煤指标进行对比分析研判(煤质指标见表1)，新疆烟煤煤质指标完全满足壳牌气化炉入炉煤指标的要求。

表1 壳牌气化炉入炉煤指标与烟煤煤质指标对比

1.2 混配试烧方案确认

公司用煤结构中无烟煤主要是贵州煤、富源煤，该煤种具有的特性是高灰分、高灰熔点、低热值。根据配煤技术的要求(配煤技术是指利用不同煤种各自组成成分、物理和化学性质的差异，相互取长补短，使最终配出的混配煤在性能指标上达到最佳状态，以满足用户对煤的质量要求[3])，经对公司稳定使用的无烟煤、烟煤及无烟煤与烟煤不同比例混配进行分析，最终确定使用无烟煤与烟煤等用2.5∶1的比例试烧。该试烧方案的烟煤、无烟煤及混配煤的煤质特性分析如下：

1.2.1 烟煤、无烟煤及混配煤煤质分析

结果见表2。

表2 烟煤、无烟煤、混配煤煤质分析结果

如表2所示，烟煤内水稍高，但在壳牌气化用煤推荐指标内；挥发分较高，有利于提高气化反应的活性，降低气化反应活化能，增加粗合成气产量；灰熔点较低，与无烟煤混配能有效的降低入炉煤粉的灰熔点，减少石灰石的添加量；硫含量较低，能很好的减少高硫合成气对气化设备、管线的腐蚀。混配煤分析数据充分证明了混配的特征及适用性。

1.2.2 烟煤、无烟煤及混配煤灰组分分析

灰组分分析数据结果见表3。

表3 烟煤、无烟煤、混配煤主要灰组分分析

如表3可知，烟煤、无烟煤、混配煤的各项指标都在壳牌气化炉用煤推荐指标范围内。其中烟煤的钾、钠含量较低，有效降低了混配煤中的钾、钠含量，更有利飞灰在合成冷却器中流动，减少飞灰的粘积；氧化钙气量较高，能有效提高混配混中的碱金属含量，减少石灰石的添加量，甚至不添加，优化炉膛内高温熔融灰渣的粘度。

2 工业试烧过程实施及效果分析

2.1 烟煤混配煤工业试烧的实施

2021年3月，气化装置严格按照制定的试烧方案组织开展工业试烧，试烧运行期间，气化炉运行平衡，气化系统及辅助系统各项工艺参数都能较好的控制在装置工艺参数指标内。但由于采购进厂的无烟煤灰分波动较大(在22%～28%波动)，为控制入炉煤粉灰分波动在18%～20%，烟煤混配比例根据无烟煤灰分的变化情况适时进行相应调整，据统计，试烧运行期间，烟煤掺混比例在31%～37%。

2.2 烟煤混配煤试烧前后公司用煤入炉煤粉总结分析

2.2.1 入炉煤粉煤质变化分析

结果见表4。

表4 入炉煤粉煤质分析数据

从用煤分析数据(如表4)看：烟煤混配煤煤质符合调研确定的试烧方案，挥发分大幅提高、硫含量明显下降；热值、固定碳有所降低；灰熔点变化不大，总体煤质分析数据满足气化炉用煤要求，气化反应活性较好。

2.2.2 入炉煤粉粒度变化分析

结果见表5。

表5 入炉煤粉粒度分析数据

如表5来看，掺烧烟煤粒径分布<5 μm、粒径分布>90 μm(%)的含量微有下降，合格粒度微有增加。根据壳牌气化工艺对煤粉粒度的控制要求及粒度控制机理，煤粉合格粒度比例增加，能使煤粉在气化炉中有限的停留时间内得到更完全的燃烧、气化，从而提高碳的转化率、提高产气率。

2.3 工业化试烧工况主要工艺参数变化对比分析

数据见表6。

表6 主要工艺参数变化数据表

烟煤混配煤种试烧过程中，从表6中可知，氧煤比控制比掺烧石油焦偏低，气化炉SGC入口温度13TIA-0019下降 7 ℃，水氧比的控制由20%降到11%，粗合成气有效气体组分CO、H2含量略上升，H2S含量下降显著，下降了58.42%。有效气体的增加能更好的降低合成氨生产吨氨成本，H2S含量的降低，能有效降低高硫粗合成气对气化设备、管线的腐蚀。

2.4 灰、渣、滤饼残碳含量变化对比

数据见表7。

表7 灰、渣、滤饼残碳含量

烟煤混配煤种试烧过程中，从表7来看，配烧烟煤过程中，飞灰残碳、渣中残碳、滤饼残碳比配烧石油焦都有所下降。究其原因，主要是配烧烟煤，入炉煤粉挥发分比配烧石油焦时增加了一倍，挥发分的增加，有效提升了煤粉的气化反应活性，从而使飞灰、渣、滤饼的碳含量得到降低。

2.5 工业化试烧工况主要物料消耗变化对比

在试烧运行期间，从主要物料消耗数据(见表8)分析，掺烧石油焦期间，气化最高负荷可以达 19.5 kg/s(备注：气化负荷用氧气流量进行核计，大为制氨气化100%负荷时的氧气流量：20 kg/s)，掺烧烟煤期间，最高运行负荷达 19.1 kg/s，其原因主要是受制于激冷气量不足所致。掺烧烟煤与掺烧石油焦各种物料消耗、产量、灰渣量、滤饼量等都有明显变化。其中石灰石添加量降低了71.23%，过热蒸汽的添加量降低了39.29%，每小时平均产气量有所上升，滤饼量明显降低，因投煤量的增加，灰、渣产量增加。在负荷、混配比例稳定下，液氨产量增加104吨。

表8 主要种物料消耗数据

3 烟煤混配煤试烧评价

1)烟煤混配试烧期间，气化炉氧气负荷 19.1 kg/s(满负荷为 20 kg/s)，烟煤掺烧比例27%～35%，碳转化率达98.18%，与掺烧石油焦同等工况(石油焦掺烧比例24%，气化炉负荷 19.3 kg/s)对比，碳转化率提高1.73%。

2)烟煤热值比石油焦低，灰分比石油焦高，混配后热值比石油焦配低约524 J/g，灰分高3%左右，烧烟煤、烧石油焦期间，入炉煤粉灰熔点基本稳定在1270 ℃左右。

3)入炉煤粉烟煤混配煤比石油焦配煤热值低 524 J/g，更有利于气化炉的温度控制。石灰石添加比例由1.5%下降到0.3%左右，大大减少了气化炉运行中无效成分的加入。

4)烟煤混配煤使入炉煤粉挥发分提高了92.4%，粗合成气中有效气体成分得到一定的升。

5)粗合成气中H2S含量下降率为58.4%，硫含量的降低，有效降低因高硫粗合成气对气化设备、合成气管线的腐蚀。

6)渣、灰、滤饼中残碳含量有所降低，其中，渣中碳含量下降明显，下降了5.81%。说明烟煤混配煤气化，碳的转化率较好，比煤耗提高。

7)烟煤混配煤气化使用，水氧比由20%降至11%，过热蒸汽消耗量下降约50%，减少了气化炉对过热蒸汽的消耗.

4 烟煤混配煤的工业化应用

4.1 各种烟煤配煤种壳牌气化炉工业化试烧分析

混配煤试烧成功后，为了拓展壳牌气化炉对烟煤的适用性，公司从2021年6月到12月主要从新疆、陕西采购不同矿点的烟煤进行混配试烧，各种烟煤混配煤的试烧煤质及吨氨煤耗见表9。经过混配试烧，掌握了烟煤的波动特点，并对不同烟煤与不同无烟煤配比的经济性及操作性进行了全面的分析与研究[4]，对烟煤与无烟煤的混配使用基本找到较好的最佳结合点，确保了烟煤混配使用气化炉的安全、稳定运行。

表9 混配煤工业化试烧关键煤质特性及吨氨煤耗

4.2 烟煤混配煤工业化应用分析

经部分混配煤使用及吨氨煤耗统计数据(见表10)对比分析，混配使用相比石油焦混配大大降低了合成氨生产的成本，为公司合成氨生产创造了效益的最大化。至2023年2月低，壳牌煤气化已经全面使用混配煤运行310天左右，其中完成壳牌气化炉A级运行225天，创造了公司壳牌气化炉、集团公司同期壳牌气化炉A级运行的最佳记录。

表10 混配煤工业化应用关键煤质特性及吨氨煤耗

5 结论

找到烟煤混配的单煤种运行最佳点，并在此基础上，开展了各种烟煤混配煤的试烧工作，成功实现各种混配煤在壳牌气化炉中高负荷安全稳定试烧。

2)经过近半年多矿点烟煤的混配煤试烧运行，掌握了烟煤混配煤种在壳牌气化炉运行的操作要领，为烟煤混配煤在公司壳牌气化炉全面工业化应用沉淀技术经验。

3)烟煤混配煤的成功应用，为公司本地主煤源(富源煤、贵州煤)拓宽了混配煤的煤源，解决了长期掺烧石油焦，对系统设备、管线的腐蚀问题。

4)烟煤的引入，实现壳牌气化炉入炉煤粉高活性组分的提升，更进一步的提高了气化炉入炉煤粉的反应活性，有效降低气化反应活化能，解决了原气化炉渣口挂渣、渣池堵渣的问题。

5)公司烟煤混配煤的全面工业化掺烧运行，有效降低公司合成氨生产的成本，在煤炭价格波动过程中，若各种煤的价格波动成线性关系，经预估公司全年使用烟煤混配煤，每年可以产生约4597万元的经济效益，效益明显，具有推广价值。