基于水煤浆预热煤气化的旋梯式螺旋折流板换热器的模拟和优化

2021-09-13李国智王松江孙志钦王斯民

煤化工 2021年4期

李国智，王松江，孙志钦，王斯民

（1.中石化炼化工程（集团）股份有限公司洛阳技术研发中心，河南洛阳 471003；2.西安交通大学，陕西西安 710049）

根据煤炭进料状态的不同，煤气化可以分为湿进料即水煤浆气化和干进料即粉煤气化两类。大量的文献[1-3]表明，水煤浆气化的冷煤气效率、碳转化率和热效率低于粉煤气化，而水煤浆预热技术被认为是解决该问题的一个有效手段。

1983 年，K.MIYATANI[4]提出了汽化水煤浆预热技术，即水煤浆在进入气化炉前被预热设备加热，使其中的水分汽化，从而使水煤浆变成煤粉和饱和或过热蒸汽的混合物。之后H.USUI[5-6]等继续进行了相关研究，发现经过预热，水煤浆气化的冷煤气效率明显提高，氧气消耗明显减少。

然而在管道中预热水煤浆至汽化存在管道易堵塞、压降过大、对高温热源要求高的问题。因此S.M.WANG 等[7-8]提出非汽化水煤浆预热技术，即在加热过程中仍然保持水煤浆为液固悬浮液，在旋梯式螺旋折流板换热器壳侧预热水煤浆，数值模拟和实验研究结果验证了其可行性，得到了预热时壳侧传热和阻力系数关联式。

虽然研究者在应用旋梯式螺旋折流板换热器预热水煤浆方面已经做了一些工作[7-8]，但增设旋梯式螺旋折流板换热器后对煤气化系统经济性的影响还需要从定性到定量的分析，同时基于经济性分析，换热器的结构参数还需要进一步优化。本文将Aspen Plus 过程模拟与计算流体动力学（CFD）模拟相结合，对采用旋梯式螺旋折流板换热器预热的水煤浆气化过程进行了模拟，研究了换热器的结构参数（折弯角、折弯度、相对高度）对气化系统经济性的影响，并优化了其结构参数，克服了在化工过程模拟中缺乏新型换热器单元模块的缺点，实现了更精确的计算，可为水煤浆预热器的工业设计和结构选型提供理论指导。

1 模型构建

带有水煤浆预热单元的德士古气化工艺主要分为制浆、预热、气化和气体处理4 个单元。煤被粉碎并与水混合以生产水煤浆。采用旋梯式螺旋折流板换热器对水煤浆进行预热后，水煤浆与来自空分设备的氧气一起进入气化炉。在气化炉底部，气化产物进入辐射合成气冷却器中冷却降温，灰分作为炉渣去除。粗合成气在对流式合成气冷却器中进一步冷却，并进入洗涤器进行脱硫。值得注意的是，预热水煤浆的热源可采用系统中各冷却器回收热量而产生的蒸汽。

采用Aspen Plus 软件对气化单元进行计算。对于水煤浆预热单元中的新型旋梯式螺旋折流板换热器，采用CFD 进行计算更有优势，可以得到更准确的结果、易于实现结构优化。因此，水煤浆预热单元采用CFD 计算，之后将计算得到的温升作为输入变量，导入Aspen Plus 进行气化模拟。

1.1 预热单元

在水煤浆预热单元中，采用旋梯式螺旋折流板换热器预热水煤浆。旋梯式折流板（截面示意图见图1）由A、B、C 3 个平面板组成，其中A 平面和C 平面垂直于管束方向，B 平面与A 平面成折弯角α。折弯度φ定义为折弯处到圆心处距离S 与折流板沿管束方向的投影半径Ri之比(φ=S/Ri)，相对高度ω 为折流板高度H 与折流板沿管束方向的投影直径Di之比(ω=H/Di)[9]。经装配后的管束和折流板示意图如图2 所示。壳侧有定距杆和假管用于固定折流板和增加壳程流动湍动程度，最后采用参数化建模的方法得到几何结构。旋梯式螺旋折流板换热器的结构参数见表1。

图1 旋梯式折流板截面示意图

图2 折流板安装与管束示意图

表1 换热器的几何参数

为了简化数值模拟，有如下假设：（1）换热器的各部分都是由无厚度的面构成的；（2）忽略了折流板与壳体之间以及折流板与管之间的间隙；（3）壳侧的流体流动是湍流的，处于稳定状态；（4）换热管的壁面简化为恒温壁面，忽略了对环境的热损失；（5）水煤浆的物性参数与温度和压力无关。

用流变仪对水煤浆进行了流变实验，结果表明实验所用质量分数为52.13%的水煤浆的流变性符合宾汉模型，流变模型可以用式（1）表示。

采用经过重整化群处理的RNG k-ε 模型，可有效提升高应变率及强流线弯曲时的计算精度，并提供了考虑低雷诺数效应的有效黏度计算公式。当流体为不可压缩的流体时，其控制方程见式（2）～（6）。

连续性方程：

式中：ρ 为密度，kg/m3；v→为速度，m/s。

动量方程：

能量方程：

式中：E 为单位质量总能量，J/kg；keff为有效导热系数，W/（m·K）；T 为温度，K；为有效偏应力张量，Pa。

湍动能k 方程：

式中：αk为湍动能的逆效应普朗特数；μeff为有效黏度，Pa·s；Gk为由速度梯度引起的湍动能，m2/s2；t 为时间，s；ui为速度，下标i 代表x、y、z 方向，m/s。

湍流耗散率ε 方程：

式中：αε为湍动能耗散率的逆效应普朗特数为模型经验常数。

考虑到壳侧几何的复杂程度，网格采用非结构化网格。水煤浆在壳程流动时，体积流量为10 m3/h，进口温度298.15 K，管壁温度固定为473.15 K，折流板为耦合壁面，其他壁面为无滑移、不可渗透的绝热壁面。求解基于有限体积法，压力速度耦合为SIMPLE 算法，采用二阶迎风格式计算对流项。收敛准则是质量方程和动量方程的归一化残差小于1×10-4，其他方程的归一化残差小于1×10-6。

响应面是指响应变量与一组输入变量之间的函数关系，通过求解面心中心组合设计产生的采样点，利用回归分析确定响应面。通常考虑到高效率和全局优化，首选二阶多项式形式来拟合响应面，见式（7）。

式中：m 是多项式的阶数；b0，bi，bii，bij是回归系数，可以用最小二乘法得到。

1.2 气化单元

水煤浆气化过程是煤复杂的热化学转化过程，包括热解反应、氧化反应和还原反应等一系列复杂的化学反应[10]。RK-SOAVE 物性方法特别适用于高温高压的煤气化反应[11]。煤和灰分的焓模型和密度模型分别为HCOALGEN 和DCOALIGT。HCOALGEN 模型包含了许多燃烧热、生成热和热容的关联式。DCOALIGT 模型给出了干基煤的真实密度。

本模拟采用的煤为产自中国的烟煤，其工业分析结果为水分2.315%、灰分7.492%、挥发分32.241%、固定碳57.952%。煤的元素分析结果（质量分数）为C 71.580%、H 4.632%、N 1.040%、S 0.544%、O 16.461%。煤的高位热值（HHV）根据S.A.CHANNIWALA 等[12]提出的公式计算，为29 000.12 kJ/kg。在模拟前需规定在整个反应过程中出现的物质，包括O2、H2、CO、CO2、N2、H2O、CH4、NH3、HCN、H2S 和COS，同时煤和灰分被定义为非常规组分。

德士古水煤浆气化模拟流程图见图3。利用混合器即MIXER 模块模拟煤与水的混合过程，通过泵即PUMP 模块将得到的水煤浆加压至4.2 MPa。由于煤是复杂的混合物，很难直接处理，因此将煤作为一种非常规固体组分，在分解反应器即RYield 反应器中分解为基本物质（C、H2、N2、O2、S 等），然后在气化炉即RGibbs 模块中与氧气一起反应，完成煤气化过程，在气化炉中，气化温度保持在1 280 ℃。分解反应器与气化炉之间有一股热流来进行热交换，气化炉和环境之间还有一股热流用来模拟气化炉与环境之间的热损失。最后用MHeatX 模块、Heater 模块、SEP 模块分别模拟辐射合成气冷却器、对流合成气冷却器以及排渣和清洗过程。

图3 德士古水煤浆气化模拟流程图

2 经济性分析

在分析水煤浆预热煤气化系统的经济性时，重点考虑预热单元加入后的影响：一方面，由于增加了水煤浆换热器，提高了设备成本和克服换热器压降的运行成本；另一方面，水煤浆在换热器中获得的温升提高了气化过程的能源利用效率，同时水煤浆被预热后还会降低氧气的用量。

2.1 总收益

增设水煤浆预热换热器后，总收益Itot由合成气收益Isyn和氧气节约收益构成。

在换热器的整个生命周期，合成气收益可以由式（8）计算。

式中：n 为设备寿命期，取10 a；H 为年运行时间，取7 500 h；Vsyn为因预热而多生产的合成气的体积流量，m3/h；Psyn为单位合成气的价格，$/m3。

不考虑短期的价格波动性因素，Z.Y.YAO 等[13]认为合成气的价格与合成气的高位热值有关，关系式见式（9）。

式中：HHVsyn为合成气的高位热值，MJ/m3，可由软件计算得到；fg为单位热值价格，取0.006 78 $/MJ。

通过比较近几年用于煤气化的空分装置运行费用，发现高纯度氧气的制取成本在225 kWh/t～270 kWh/t[14-15]，本文取中间值247.5 kWh/t 作为氧气的生产成本。因此氧气节约收益可以由式（10）计算。

2.2 总费用

若忽略增加的管道成本，增设水煤浆预热换热器的总费用Ctot主要包括换热器的设备成本Ci和换热器的总运行成本Cod。

当换热器材料为不锈钢时，换热器的设备成本可由换热面积(A)估算[16]，见式（11）。

而运行成本可以由式（12）表示[17]。

其中CO=PkelH

式中：i 为年折旧率，取10%；η 为泵效率，取0.6；ΔP为水煤浆流过换热器的压降，Pa；V 为水煤浆的体积流量，m3/s；CO为年泵功产生的操作费用，$。

3 结果和讨论

3.1 模型验证

3.1.1 CFD 模型的验证

在不同水煤浆（质量浓度52.13%）体积流量时模拟的温升和壳侧压降结果与文献[8]实验数据对比分别见表2 和表3。由表2 和表3 可知，温升偏差率的绝对值为3.725%～11.038%，平均为6.910%；压降偏差率的绝对值为0.858%～3.788%，平均为2.283%，表明了数值方法的可靠性。

表2 温升模拟值与实验值[8]的对比

表3 压降模拟值与实验值[8]的对比

3.1.2 Aspen Plus 过程模拟模型的验证

根据文献[18]的实验条件和结果，建立了水煤浆气化工艺验证模型，模拟结果与文献[18]中实验结果对比如表4 所示。由表4 可知，合成气组分模拟结果与实验结果相差不大，不同合成气组分摩尔分数偏差率的绝对值为0.183%～0.524%。

表4 合成气组分模拟值与实验值[18]对比（摩尔分数） %

3.2 结构参数对经济性的影响

当折弯度和相对高度分别为0.40 和0.80 时，总收益和总费用与折弯角的关系见图4。由图4 可知，随着折弯角的增加，总收益和总费用都在降低。这是因为螺距（B=2φDitanα）随折弯角的增大而增大，在换热器长度相同的情况下，螺距增大，折流板数量减少，也就是说折流板的流动阻力减小，总费用降低。此外，较小的湍流强度对传热性能有负面影响，因此，预热器中的水煤浆出口温度降低，导致总收益降低。具体而言，在总费用曲线上有一个临界点（图4 中a 点），当折弯角从45 °增大到50 °时，总费用会增加，但幅度较小，这一现象产生的可能原因是水煤浆的非牛顿流体性质和在壳侧复杂的流动。

图4 折弯角对总收益和总费用的影响

当折弯角和相对高度分别为30 °和0.80 时，总收益和总费用与折弯度的关系曲线如图5 所示。由图5 可知，随着折弯度的增加，总收益降低，折弯度从0.40 增加到0.60 时，总收益降低了10.61%，这是由于螺距随折弯度的增加而增大，折弯度越大，总收益越低；而总费用随着折弯度的增加先增加后减少，当折弯度为0.50 时达到临界点（图5 中b 点）。壳程压降主要来源于进口、出口、穿过管束的横向流和管束与管壳之间的旁路流，当横向流的比例增大时，旁路流的比例减小，反之亦然，因此存在一个临界点。另外，随着折弯度的增加，水煤浆的流通截面增大，剪切速率降低，由于水煤浆的假塑性流体特性，水煤浆黏度有所增加，所以在折弯度增加初期压降也有一定程度的增加。当折弯度进一步增大时，折流板数量减小的影响占主导地位，压降减小，总费用也随之降低。

图5 折弯度对总收益和总费用的影响

当折弯角和折弯度分别为30 °和0.40 时，总收益和总费用与相对高度的关系见图6。图6 表明，总收益随相对高度的增加先增加后趋于平稳，当相对高度超过0.65（图6 中c′点）后，总收益基本保持不变；相对高度从0.50 增加到0.65 时，总收益增加22.84%；当相对高度从0.65 增加到0.80 时，总收益减少1.31%。此外，与c′点相对应，在总费用曲线上也有一个临界点（图6 中c 点），相对高度在0.50～0.65 之间增加时，总费用增加，相对高度在0.65～0.80 之间增加时，总费用降低，这是因为随着相对高度的增加，折流板间隙处的流动面积减小，流动阻力增大，但当相对高度超过0.65 并继续上升时，水煤浆的平均流速会急剧增加，黏度降低，从而使压降和总费用降低。