HTW 加壓流化床煤氣化模擬

趙創(chuàng)，汪大千，楊海平，王賢華，張世紅，陳漢平

（煤燃燒國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（華中科技大學(xué)），湖北省 武漢市 430074）

0 引言

煤氣化技術(shù)是潔凈煤技術(shù)中的龍頭和關(guān)鍵，而整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)發(fā)電作為國(guó)內(nèi)發(fā)展前景巨大的清潔、高效發(fā)電技術(shù)，便是以煤氣化為基礎(chǔ)，同時(shí)集成了燃?xì)廨啓C(jī)技術(shù)[1]。目前煤氣化氣化爐主要有固定床(移動(dòng)床)氣化爐、流化床氣化爐、氣流床氣化爐以及熔渣床氣化爐[2]。其中流化床氣化爐通過(guò)通入氣化劑使煤粉流化，因此其要求煤粉顆粒的粒徑不能過(guò)高，一般選取0～6 mm的粉煤作為流化床煤氣化的原料[3]。傳統(tǒng)流化床為了防止局部過(guò)熱結(jié)渣，一般將其工作溫度控制在950℃之內(nèi)以保證反應(yīng)器內(nèi)溫度分布均勻[4]。采用流化床技術(shù)可以在氣化過(guò)程中加入脫硫劑，從而將氣體產(chǎn)物中的大部分H2S脫除，減輕了后續(xù)合成氣凈化工藝的負(fù)擔(dān)[5]。此外，由于煤熱解產(chǎn)生的焦油等大分子有機(jī)物在爐中劇烈的反應(yīng)中大部分會(huì)被裂解，因此所得氣化氣中焦油的含量較低[6]。高溫溫克勒(high-temperature Winkler，HTW)氣化法除具有傳統(tǒng)流化床的優(yōu)點(diǎn)，更進(jìn)一步提高操作溫度至 900～1050 ℃[7]，同時(shí)增加操作壓力并增加流化床帶出細(xì)粉循環(huán)入爐系統(tǒng)，從而提高了氣化爐的氣化強(qiáng)度和碳轉(zhuǎn)化率，煤氣中CH4含量亦降低[8]。

HTW 加壓流化床氣化爐在國(guó)外有一些示范基地，受限于知識(shí)產(chǎn)權(quán)的保護(hù)，目前針對(duì) HTW加壓流化床煤氣化研究的文獻(xiàn)數(shù)量較少。文獻(xiàn)[9]研究了低階煤在 HTW加壓流化床氣化爐中的氣化過(guò)程與氣化溫度的關(guān)系，同時(shí)討論了溫度對(duì)碳轉(zhuǎn)化率及合成氣質(zhì)量的影響。文獻(xiàn)[10]在小型HTW 加壓流化床氣化爐上進(jìn)行試驗(yàn)，結(jié)果表明最終碳轉(zhuǎn)化率為70%～80%，燃?xì)鉄嶂禐? MJ/kg。文獻(xiàn)[11]采用 Fortran 90語(yǔ)言通過(guò)數(shù)學(xué)迭代方式對(duì)實(shí)驗(yàn)室規(guī)模的加壓流化床氣化爐進(jìn)行了數(shù)值模擬，模型可以預(yù)測(cè)氣體組成、氣流速度等流體參數(shù)，還可以通過(guò)空氣含量、粒徑分布參數(shù)、煤型、反應(yīng)器尺寸來(lái)優(yōu)化氣化爐?，F(xiàn)有的研究大都是實(shí)驗(yàn)室規(guī)模的試驗(yàn)和模擬，文獻(xiàn)[12]對(duì)半工業(yè)規(guī)模的 HTW 進(jìn)行了氣化實(shí)驗(yàn)，但目前仍缺乏對(duì)大型工業(yè)加壓流化床的研究數(shù)據(jù)。而大型煤炭氣化技術(shù)的研究時(shí)間和費(fèi)用耗費(fèi)巨大，使得很多研究機(jī)構(gòu)望而卻步。因此通過(guò)數(shù)值模擬的方法進(jìn)行模擬優(yōu)化對(duì)大型加壓流化床煤氣化技術(shù)的發(fā)展具有重要的意義。

本文基于Aspen Plus平臺(tái)，從煤在反應(yīng)器中的反應(yīng)過(guò)程入手，建立了基于煤在 HTW加壓氣化爐中的反應(yīng)過(guò)程，同時(shí)耦合反應(yīng)器的顯熱回收系統(tǒng)以及脫硫裝置的典型氣化反應(yīng)器，并對(duì)煤在反應(yīng)器中的反應(yīng)過(guò)程進(jìn)行模擬計(jì)算，為HTW加壓流化床煤氣化技術(shù)的研究和設(shè)計(jì)提供指導(dǎo)，取得了較好的效果。

1 HTW加壓流化床煤氣化模型的建立

HTW 加壓流化床煤氣化是一種配置了二次風(fēng)的流化床氣化技術(shù)。在HTW加壓流化床煤氣化過(guò)程中，當(dāng)煤和脫硫劑加入到流化床后在爐內(nèi)高溫的作用下將會(huì)發(fā)生熱解反應(yīng)同時(shí)析出揮發(fā)分并生成焦炭顆粒。在 HTW所配置的二次風(fēng)作用下，原料進(jìn)入的區(qū)域?qū)?huì)被還原性氣氛填充，同時(shí)煤粉熱解析出的揮發(fā)分將會(huì)上行，而固態(tài)的焦炭顆粒將留在密相區(qū)同時(shí)與一次風(fēng)中含有的氧氣發(fā)生氣化反應(yīng)或燃燒反應(yīng)并生成CO、H2、CO2、CH4等。上行的揮發(fā)分則與氣化氣以及二次風(fēng)混合，在密相區(qū)上方發(fā)生氣相反應(yīng)，此外由氣體夾帶而來(lái)的部分焦炭顆粒也將在二次風(fēng)區(qū)域與氣體發(fā)生部分反應(yīng)。

本文基于Aspen Plus軟件對(duì)質(zhì)量、能量和化學(xué)平衡進(jìn)行模擬。Aspen Plus是建立在“blocks”之上，用其代表反應(yīng)單元。用Aspen Plus建立的流程如圖1所示，將HTW氣化爐分為4個(gè)部分。第1部分為煤的熱解階段，第2部分為焦炭與一次風(fēng)的燃燒氣化階段，第3部分為熱解氣、燃燒氣化氣與二次風(fēng)的重整階段，第四部分為脫硫階段。本文建立的加壓 HTW加壓流化床氣化爐模型配置了二次風(fēng)，氣化劑分2路給入爐內(nèi)，HTW氣化爐的常見(jiàn)操作溫度范圍為900～1050℃，壓力約為1 MPa。

煤粉顆粒在熱解階段析出揮發(fā)分同時(shí)生成焦炭，其中揮發(fā)分的主要成分為CO、CO2、CH4、H2等小分子氣體，同時(shí)夾帶一些大分子的焦油。模擬中煤的熱解過(guò)程產(chǎn)物組成通過(guò)Merrick模型[13]來(lái)確定。主要發(fā)生的反應(yīng)如下：

圖1 HTW加壓氣化爐模擬流程圖Fig. 1 The simulation flow diagram of HTW Pressure Fluidized bed Gasifier

熱解階段的產(chǎn)物在氣固分離后，氣態(tài)揮發(fā)分進(jìn)入重整階段，而焦炭則進(jìn)入燃燒段與一次風(fēng)進(jìn)行燃燒和氣化，還有一部分飛灰再循環(huán)碳也返回至燃燒段重新燃燒和氣化。由于燃燒氣化是在較高的溫度下進(jìn)行的，因此在模擬中采用 RGibbs模塊來(lái)實(shí)現(xiàn)，RGibbs模塊是基于最小吉布斯自由能的嚴(yán)格反應(yīng)和多項(xiàng)平衡。主要發(fā)生以下反應(yīng)。

焦炭燃燒：

燃燒階段的產(chǎn)物將會(huì)與熱解階段的揮發(fā)分以及二次風(fēng)進(jìn)行氣化重整，重整產(chǎn)物進(jìn)入脫硫階段。由于重整段的運(yùn)行溫度也較高，因此在模擬中同樣采用RGibbs模塊(SS)來(lái)實(shí)現(xiàn)。重整段主要發(fā)生以下反應(yīng)。

氣相重整：

重整后的產(chǎn)物進(jìn)入脫硫階段與脫硫劑進(jìn)行反應(yīng)：

脫硫后的產(chǎn)物經(jīng)過(guò)氣固分離，氣體為 HTW加壓流化床氣化產(chǎn)物，灰和脫硫劑進(jìn)入再循環(huán)系統(tǒng)，飛灰中含碳物質(zhì)再循環(huán)至燃燒段，脫硫劑經(jīng)過(guò)分離和再生進(jìn)一步利用。

實(shí)際上，HTW 加壓流化床氣化爐內(nèi)各層間的劃分并沒(méi)有明顯的分界面，各層之間往往是相互交錯(cuò)的。由于以 Boston-Mathias α函數(shù)的Redlich-Kwong-Soave狀態(tài)方程為基礎(chǔ)的RKS-BM物性方法在較高的溫度與壓力區(qū)間內(nèi)的計(jì)算結(jié)果能保持良好準(zhǔn)確性，因此其在高溫、高壓工況下對(duì)氣體加工、煉油等工藝的計(jì)算中得到較為廣泛的應(yīng)用。RKS-BM物性方法的使用范圍為 CO2、H2S、H2以及烴類等輕氣體混合物體系物質(zhì)熱力學(xué)性質(zhì)的計(jì)算。因此本文考慮使用RKS-BM物性方法來(lái)計(jì)算除液體摩爾體積以外的所有常規(guī)物質(zhì)的熱力學(xué)性質(zhì)[14]。在相關(guān)假定和物流的質(zhì)量平衡、能量平衡原則下可以借助 Aspen Plus中內(nèi)嵌的Fortran子程序，計(jì)算得到在核心物流中非常規(guī)組分的基本物性分析數(shù)據(jù)并輸入到模型中。本文采用神府煤作為輸入煤種，其輸入條件如表1[15]和表2[16]所示。

表1 煤樣的工業(yè)分析和元素分析Tab. 1 Coal proximate analysis and ultimate analysis

表2 不同壓力熱解煤焦氣化動(dòng)力學(xué)參數(shù)Tab. 2 Kinetic parameters of different pressure gasification of coal

2 結(jié)果分析

對(duì)于 HTW加壓氣化爐來(lái)說(shuō)，影響氣化過(guò)程與運(yùn)行參數(shù)最關(guān)鍵的因素是氧煤比和水蒸氣煤比，因此本文重點(diǎn)分析了氧煤比和水蒸氣煤比對(duì)HTW加壓氣化爐氣化效果的影響。

為了考察各種因素對(duì) HTW反應(yīng)器氣化過(guò)程及運(yùn)行效果的影響，需要對(duì)相關(guān)指標(biāo)進(jìn)行定義并對(duì)氣化效果進(jìn)行表征，具體指標(biāo)定義如下。

1）氧煤比(oxygen/coal ratio)：輸入的氧氣和煤的質(zhì)量比，kg/kg；

2）水蒸氣煤比(steam/coal ratio)：輸入的水蒸氣與煤的質(zhì)量比，kg/kg；

3）散熱損失(heat loss)：散熱量占輸入煤熱量的百分比，%；

4）氣體產(chǎn)率(gas yield)：氣體產(chǎn)率是指單位質(zhì)量的原料氣化后所產(chǎn)生氣體燃料在標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下的體積，m3/kg；

5）燃?xì)獾臀话l(fā)熱量(low heating value)：燃?xì)獾臀话l(fā)熱量是指單位體積燃?xì)馔耆紵蓺鈶B(tài)水和CO2時(shí)所放出的熱量。計(jì)算公式為：

式中：QLHV為燃?xì)獾臀粺嶂?，MJ/m3；XH2、XCO、XCH4分別為H2、CO、CH4的體積分?jǐn)?shù)，%。

6）冷煤氣效率：指氣化生成氣體的總低位熱量與輸入能量之比。

2.1 模型修正分析

由于流化床氣化爐的反應(yīng)溫度較低，對(duì)甲烷的含量預(yù)測(cè)存在較大的誤差，因此本文采取了限制平衡[17-18]的方法對(duì)燃燒階段反應(yīng)模塊 SS進(jìn)行了修正。由表3中數(shù)據(jù)對(duì)比可以看出，修正后的模型預(yù)測(cè)結(jié)果與文獻(xiàn)[19]值非常相近。以下氧煤比和水蒸氣煤比對(duì)氣化爐運(yùn)行性能的模擬也采用相同的修正方法。

表3 模型計(jì)算結(jié)果與文獻(xiàn)值的對(duì)比Tab. 3 compared with model data and literature values

2.2 氧煤比對(duì)煤氣化效果的影響

對(duì)于 HTW氣化爐，氧煤比和水蒸氣煤比是影響氣化過(guò)程的 2個(gè)重要操作參數(shù)。氧煤比對(duì)HTW運(yùn)行性能的影響如圖2—5所示。從圖2可以看到，在保持水蒸氣煤比一定的情況下，氣化爐出口溫度隨著氧煤比的增加而逐漸增加，這是由于氧煤比的增加會(huì)導(dǎo)致反應(yīng)(2)的份額增加，進(jìn)而導(dǎo)致?tīng)t內(nèi)的溫度增加。由于 HTW氣化爐的運(yùn)行溫度范圍一般在 900～1050 ℃，為提高氣化強(qiáng)度實(shí)際運(yùn)行溫度常保持在 1050 ℃附近，因此合適的氧煤比大約為0.71。

圖 3可以看出，隨著氧煤比的增加，CO由39.82%增加至 43.87%，H2由 39.32%增加至41.29%，然后略有下降，CO2含量由16.96%下降至14.86%，CH4由3.90%下降至0.24%。這是由于隨著氧氣量的增加，反應(yīng)溫度升高，水煤氣變換反應(yīng)逆向進(jìn)行，導(dǎo)致CO2的含量有所降低，相反CO的含量則有一定的升高。此外在反應(yīng)溫度提高時(shí)，甲烷的水蒸氣重整反應(yīng)得到增強(qiáng)，而由于甲烷分解產(chǎn)生了H2，導(dǎo)致甲烷的含量也有所降低。對(duì)于H2而言，由水煤氣變換反應(yīng)和甲烷的水蒸氣重整反應(yīng)對(duì)H2的濃度有直接的的影響。這2個(gè)反應(yīng)隨著反應(yīng)溫度的升高表現(xiàn)出相反的變化趨勢(shì)，因此導(dǎo)致H2的平衡濃度總體上表現(xiàn)為先增加后減小。

由圖4可以看出，隨著氧煤比的增加，氣體產(chǎn)率會(huì)先增加后降低，低位發(fā)熱量下降，這可以從式(13)看出，CH4對(duì)氣體的低位發(fā)熱量影響最大。由圖3可以看到，隨著氧煤比的增加CH4含量急劇下降，從而導(dǎo)致煤氣的低位發(fā)熱量降低，冷煤氣效率也明顯下降(見(jiàn)圖 5)。因此，在考慮HTW運(yùn)行溫度的情況下，氧煤比采用0.71較為合適。而在考慮有效氣體成分H2和CO的情況下，氧煤比可以適當(dāng)高一些，但這會(huì)犧牲產(chǎn)氣的低位發(fā)熱量和冷煤氣效率。

圖2 氧煤比對(duì)出口溫度的影響Fig. 2 Oxygen/coal ratio impact on outlet temperature

圖3 氧煤比對(duì)氣體組成的影響Fig. 3 Oxygen/coal ratio impact on concentration

圖4 氧煤比對(duì)氣體產(chǎn)率和熱值的影響Fig. 4 Oxygen/coal ratio impact on gas yield and LHV

圖5 氧煤比對(duì)冷煤氣效率的影響Fig. 5 Oxygen/coal ratio impact on cold gas efficiency

2.3 水蒸氣煤比對(duì)煤氣化效果的影響

水蒸氣煤比對(duì)HTW氣化爐的影響如圖6—8所示。圖6顯示，隨著水蒸氣煤比的增加CO含量逐漸下降，而H2和CO含量略有增加，CH4含量基本保持不變。這是由于水煤氣變換反應(yīng)會(huì)隨著水蒸氣煤比的增加，也即是水蒸氣相對(duì)含量的增加而增強(qiáng)。而CO的含量會(huì)隨著水煤氣變換反應(yīng)的增強(qiáng)而降低，相反 H2和 CO2的含量則會(huì)有一定的增加。系統(tǒng)溫度雖然會(huì)隨著水蒸氣煤比的增加有一定的降低，但總體降低幅度較小，因此水蒸氣煤比對(duì)CH4平衡濃度的影響較小，CH4的生成量基本保持不變。

然而，氣體熱值會(huì)隨著水蒸氣煤比的增加而下降，氣體產(chǎn)率則有所上升，這是由于CO含量的會(huì)有所降低，而CO是氣體組分中熱值相對(duì)較高的氣體，因此導(dǎo)致氣體熱值最終降低，而水煤氣變換反應(yīng)的增強(qiáng)將會(huì)導(dǎo)致氣體產(chǎn)率有所增加(圖 7)，但冷煤氣效率逐漸降低(圖 8)。從變化幅度上可以看出，相對(duì)于氧煤比，水蒸氣煤比的變化對(duì) HTW氣化爐運(yùn)行性能的影響較小。因此，選擇較低的水蒸氣煤比，會(huì)使冷煤氣效率相對(duì)較高，同時(shí)，有效氣體成分的變化也不大，而且還可以減少水蒸氣的消耗量，減少水蒸氣氣化的能耗。

圖6 水蒸氣煤比對(duì)氣體成分的影響Fig. 6 Steam/coal ratio impact on concentration

圖7 水蒸氣煤比對(duì)氣體產(chǎn)率和熱值的影響Fig. 7 Steam/coal ratio impact on gas yield and LHV

圖8 水蒸氣煤比對(duì)冷煤氣效率的影響Fig. 8 Steam/coal ratio impact on cold gas efficiency

3 結(jié)論

1）模擬結(jié)果顯示，對(duì)于HTW加壓流化床氣化爐，隨著氧煤比的增加，CO含量增加，H2含量先增加然后略有下降，CO2和CH4含量下降，氣體熱值和冷煤氣效率下降。而結(jié)果表明水蒸氣煤比對(duì)HTW氣化爐運(yùn)行性能的影響較小。

2）由于HTW氣化爐的運(yùn)行溫度范圍一般在900～1050℃，為提高氣化強(qiáng)度實(shí)際運(yùn)行溫度常保持在 1050℃附近，因此合適的氧煤比大約為0.71。水蒸氣煤比的變化雖然對(duì) HTW 氣化爐運(yùn)行性能的影響較小，但是水蒸氣含量太高會(huì)使發(fā)熱量和冷煤氣效率下降，因此水蒸氣煤比相對(duì)應(yīng)該低一些。