水煤浆预热技术的煤气化系统热经济性敏感性分析与优化

2021-09-13李国智王松江

煤炭转化 2021年5期

李国智王松江肖娟

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

0 引言

截至2020年，我国“十三五”期间煤炭消费比重已降低至58%以下，但煤炭仍然是我国主体能源。水煤浆作为液态洁净煤基代油燃料，其气化工艺是洁净煤技术发展的重要方向[1-2]。目前我国气化用水煤浆量已超过2亿t[3]。但研究[4-6]表明，水煤浆气化的冷煤气效率、碳转化率及热效率低于粉煤气化的相应指标。水煤浆中的水分在气化炉内蒸发吸热，需要更多的煤和氧气燃烧释放热量抵消该部分潜热，以维持较高温度下的气化过程。因此，提升水煤浆气化效率有助于进一步扩大水煤浆气化洁净煤技术的应用前景，推动煤炭清洁高效利用，早日实现我国“碳达峰”和“碳中和”的目标。

水煤浆预热技术可有效提升气化炉进料温度，是提高水煤浆气化效率的有效解决措施之一。ROFFE et al[7]提出水煤浆预热气化技术。NOVACK et al[8]通过实验测试了水煤浆预热气化技术在燃气轮机运用中的可行性和作用。基于水煤浆预热气化技术在燃烧过程的运用，USUI et al[9-10]将该技术引用到水煤浆气化过程，结果表明，当水煤浆温度由40 ℃提升到250 ℃时，冷煤气效率提升了7.4%～13.4%，而氧耗降低了23.4%～34.8%。AIUCHI et al[11]给出了预热器内压降和总传热系数的计算模型，并且建立了适合大尺度气化炉的设计方法。ZHANG et al[12]将水煤浆预热气化技术运用到整体煤气化联合循环发电系统。水煤浆预热气化过程颗粒絮凝结块是一个需要解决的问题，并且大多采用管式换热器预热，水煤浆在管内流动，因此需要防止管道堵塞，目前主要通过调整换热管的直径和长度来控制水煤浆流速。另外，考虑到水分的完全气化，对提供稳定充足的热源要求高。

WANG et al[13-14]提出采用旋梯式螺旋折流板换热器预热水煤浆技术以提升气化炉的温度，预热器结构如图1所示。水煤浆在旋梯式螺旋折流板壳侧呈螺旋流动，不仅不易结垢，适合高黏流体，而且旋梯式螺旋折流板有效封堵了搭接螺旋折流板的三角漏流区。该水煤浆预热技术工艺改造简单，投资费用低，可充分利用系统低品位热(如燃气轮机烟气、余热锅炉过热蒸汽)提升整体能效，实现水煤浆气化精细化发展。目前，旋梯式螺旋折流板水煤浆预热器内的流动换热性能研究已取得了阶段性进展[13-14]，得到了水煤浆在壳侧内的传热和阻力计算关联式，为预热器的设计提供了理论基础。但针对采用水煤浆预热技术的煤气化系统热经济性评价，还需进一步开展相关工作。

图1 旋梯式螺旋折流板水煤浆预热器结构Fig.1 Structural of coal-water slurry preheater with ladder-type helical baffles

本研究将利用计算流体力学和化工过程系统模拟，耦合单元设备设计和过程系统优化，定性定量地分析旋梯折流板水煤浆预热器结构参数对煤气化过程热经济性的影响，并构建基于元模型和第二代非支配排序遗传算法的折流板优化设计模型，为水煤浆预热器的工业设计和结构选型提供理论参考。

1 计算模型

德士古加压水煤浆气化是一种典型的湿法进料、氧气为气化剂的加压气流床气化，属于气流床湿法加料、液态排渣的加压气化技术。图2所示为增加了水煤浆预热技术的德士古煤气化流程，该气化过程主要包括四部分：水煤浆制备、预热单元、气化单元及合成气处理。煤经研磨后，与水混合制成高质量分数的水煤浆，然后煤浆进入预热器加热，再通过给料泵加压后与来自空气分离单元的95%以上纯度高压氧气按照一定比例进入气化炉，并发生一系列化学反应产生合成气。离开燃烧室之后，粗合成气经过冷却、洗涤，进入下一工段使用。同时可以注意到，水煤浆预热单元需提供的热源可采用冷却过程的水蒸气，充分利用系统低位热，提升装置整体能效。

图2 采用水煤浆预热技术的煤气化流程Fig.2 Flowchart of gasification with coal-water slurry preheating technology

1.1 预热单元

如图1所示，水煤浆预热器采用旋梯式螺旋折流板，以折弯角(α)、折弯率(φ=2S/Di)及相对高度(β=H/Di)[15]作为输入参数，采用参数化驱动建模，保持换热管总长不变，改变折流板几何参数以得到预热器不同的结构，从而高效完成预热单元几何模型建立。几何模型参数见表1。

表1 换热器的几何参数Table 1 Geometric parameters of heat exchangers

连续性方程：

(1)

动量方程：

(2)

能量方程：

(3)

式中：E为质量单位总能量，J/kg；keff为有效导热系数，W/(m·K)；T为温度，K。

本研究中水煤浆质量分数为52.13%，根据文献[16]通过旋转可视化流变仪测试系统得到流变曲线。测试系统包括四个部分，分别为旋转流变仪(MCR302，安东帕，奥地利)、空气压缩机(DA7001，大圣，中国)、低温恒温槽(DC-3015，舜宇恒平，中国)及数据采集系统(RHEOPLUS)。为避免宾汉非牛顿流体本构方程不连续导致数值求解困难，采用的两方程宾汉非牛顿流变模型为：

(4)

式中：γ为剪切速率，s-1。

由于水煤浆预热器壳程为螺旋流动，主流存在强烈的旋转，同时流动过程还存在二次流和剪切应力梯度剧烈变化的区域，即表现出对流线弯曲的敏感性及高度的各向异性。因此，目前螺旋折流板换热器的数值计算中基本采用RNGk-ε湍流模型。

湍动能k方程为：

(5)

式中：αk为湍动能的逆效应普朗特数；Gk为由于速度梯度引起的湍动能，m2/s2。

湍动能耗散率ε方程为：

(6)

RNGk-ε湍流模型中推荐的经验常数为：C1ε=1.42；C2ε=1.68；Cμ=0.084 5；η0=4.38；β=0.012；αk=αε=1.393。

考虑到壳侧几何模型复杂，采用非结构化网格。管侧为恒壁温对壳侧水煤浆进行加热，固定温度为473.15 K，将壳侧进口体积流量固定为10 m3/h，温度为298.15 K。管壳侧均采用压力出口，静压为0 Pa。管壁面、旋梯折流板为流动传热的耦合壁面，除此之外，其他壁面均采用无滑移、不渗透绝热条件，近壁面函数为标准壁面函数。求解策略基于有限体积法，压力-速度耦合采用SIMPLE算法，动量方程和能量方程迭代采用二阶迎风格式，湍动能及其耗散率方程采用一阶迎风格式。将各个方程的残差曲线作为监控计算收敛的指标，该值为10-4。预热单元通过Fluent模拟得到的旋梯式螺旋折流板水煤浆预热器出口温度，将作为Aspen Plus模拟煤气化单元的输入变量。

1.2 气化单元

水煤浆气化过程实际上是煤在高温高压下的相热化学反应过程，在气化炉内十分复杂，包括热解反应、氧化反应及还原反应[17]。

在煤气化过程模拟中，一系列反应涉及到的O2,H2,CO,CO2,N2,H2O,CH4,NH3,HCN,H2S,COS作为常规组分，而煤和灰分作为非常规组分。关于物性方法，本研究采用RK-SOAVE方程[18]，其常用于计算气体加工、炼油等工艺过程的热力学性质，适用于非极性或弱极性的烃类及轻气体，尤其适用于高温高压条件。因此，适用于高温高压的煤气化过程，其适用性在已发表的水煤浆气化过程模拟[19-20]中得到验证。

对于非常规组分，煤的工业分析和元素分析见表2，计算焓和密度分别采用HCOALGEN和DCOALIGT模型。HCOALGEN模型中包含了计算高位热值、标准生成焓、比热容的一系列关联式，并可以选取计算的基准状态，用输入不同的选项代码来进行控制，本研究采用的选项代码及其代表的意义见表3，自定义的高位热值通过BOIE[21]提出的经验关联式得到，为29 000.12 kJ/kg。DCOALIGT模型给出了煤的真实密度。同样地，灰分计算也采用HCOALGEN和DCOALIGT模型。

表2 煤的工业分析和元素分析Table 2 Proximate and ultimate analyses of coal

表3 煤的焓计算模型Table 3 Enthalpy model of coal

图3所示为德士古水煤浆气化模拟流程。采用MIXER模块将煤粉和水按照一定的比例混合形成水煤浆，再经过PUMP模块将水煤浆输送至气化炉并增压至气化所需的压力4.2 MPa。在实际过程中，煤的裂解和气化反应都发生在气化室，但由于煤作为非常规固体组分，没有确定的化学式且不参与化学平衡和相平衡，很难在模拟过程中用某一模块同时实现裂解和气化，因此，采用RYield和RGibbs两个反应器分别模拟气化炉内的热解和气化过程。RYield模块将非常规组分煤粉分解为单元素物质，然后再与氧气进入RGibbs模块[22]，反应得到气化产物。气化过程的温度为1 280 ℃，RYield反应器与RGibbs反应器之间有热量交换，以气化产生的热量来维持煤的热解。同时，气化炉与环境之间有热损失，为煤高位热值的0.3%[23]。生成的粗合成气在辐射冷却器(MHeatX模块)被水冷却至250 ℃，然后进入SEP模块分离固体炉渣，而水被加热为高温蒸汽。脱除了灰渣的合成气再经过对流冷却器(HEATER模块)冷却至40 ℃，并在SEP模块中进行除硫和干燥以得到洁净煤气。

图3 德士古水煤浆气化模拟流程Fig.3 Flowchart of Texaco coal-water slurry gasification

2 热经济性数据处理

对于采用水煤浆预热技术的煤气化过程热经济性分析，本研究着眼于预热单元，一方面旋梯式螺旋折流板水煤浆预热器会导致一部分设备费用和操作费用的增加；另一方面预热器使得水煤浆温度提升，将有效地降低气化过程氧耗，并提升冷煤气效率。在水煤浆处理量一定的情况下，折流板结构是影响预热器流动传热性能的主要参数，因此作为优化设计变量。不考虑除增加的预热器以外的其他煤气化系统固定成本和日常维护费用，将最小化预热器总费用和最大化气化单元冷煤气效率作为优化目标函数。

增加旋梯式螺旋折流板水煤浆预热器产生的总费用包括换热器设备成本和操作费用，即

Ctot=Ci+Cod

(7)

式中：Ctot为总费用，dollar；Ci为设备成本费用，dollar；Cod为操作费用，dollar。

关于换热器成本费用计算有多种方式，TAAL et al[24]对已有方法进行了总结，可以看到，Hall公式简单准确。该方法根据不同材料下的总换热面积计算设备费用，考虑到水煤浆容易引起换热器的磨损，采用不锈钢，设备费计算表达式为：

Ci=8 500+409A0.85

(8)

式中：A为总换热面积，m2。

换热器操作费用与泵功有关，是克服流体在换热器中产生的压降而投入的电力成本，包括管侧和壳侧两方面。由于本研究管侧为恒壁温，因此只考虑由壳侧压降产生的换热器运行成本，计算公式[25]为：

(9)

C0=PKelH

(10)

(11)

式中：n为设备寿命，本研究以10年计算；i为设备年折损率，取10%；Kel为电费，取0.15 dollar/(kW·h)；H为年操作时间，取7 500 h/a；η为泵效率，取0.6；P为泵功，kW；Δp为壳侧压降，kPa；V为壳侧体积流量，m3/s。

冷煤气效率(ηCGE)是衡量气化炉效率的重要指标，为生成煤气的化学能与气化用煤的化学能之比，化学能采用相应的低位发热量[12]。

3 结果与讨论

3.1 模型验证

基于文献[14]中52.13%的水煤浆在螺旋折流板水煤浆预热器内的流动换热实验数据，对比了数值计算结果并进行了模型验证。图4所示为壳侧压降模拟值和温升模拟值分别与其实验值的比较。由图4可知，水煤浆体积流量为8 m3/h～18 m3/h工况下的壳侧压降和温升实验值与模拟值吻合良好。壳侧压降的相对误差范围为0.86%～3.79%，平均相对误差为2.29%；水煤浆温升的相对误差为3.73%～11.04%，平均相对误差为6.91%。误差在可接受范围内，说明了该数值计算方法的可靠性和准确性。

图4 壳侧压降模拟值和温升模拟值与实验值的比较Fig.4 Comparisons of shell-side pressure drop and temperature increase between simulation values and experimental valuesa—Shell-side pressure drop；b—Temperature increase

采用文献[26]中表3-16的测试工况和实验结果建立相应水煤浆气化过程的验证模型。合成气成分模拟结果与实验值对比见表4。由表4可知，模拟得到的主要合成气组分(H2，CO和CO2)与文献[26]中的数据符合较好，不同合成气组分的相对偏差范围为0.18%～0.52%，说明模拟结果合理，与实际工况符合。

表4 合成气成分模拟结果与实验值对比Table 4 Comparison of syngas component between simulation values and experimental values

3.2 结构参数对热经济性的影响

图5所示为旋梯式螺旋折流板水煤浆预热器的折弯率和相对高度分别为0.40和0.80时，冷煤气效率和总费用随折弯角的变化关系。由图5可知，整体上冷煤气效率和总费用均随折弯角的增加而降低。根据螺距计算式(B=2φDitanα)，当折弯角增加时，螺距增加，在换热管长度一样的情况下，折流板的数量将减少。也就是说，水煤浆在壳侧流过折流板的阻力降低，因此，压降降低，总费用降低。但是，壳侧湍流强度降低也会导致传热性能减小，因此，预热器出口水煤浆温度降低，故冷煤气效率减小。当折弯角在45°～50°之间变化时，总费用曲线出现一个临界点(a)，使总费用呈现先降低后增加的趋势，但增加的幅度很小。

图5 折弯角对冷煤气效率和总费用的影响(φ=0.40，β=0.80)Fig.5 Effects of folding angle on cold gas efficiency and total cost(φ=0.40，β=0.80)

图6所示为旋梯式螺旋折流板水煤浆预热器的折弯角和相对高度分别为30°和0.80时，冷煤气效率和总费用随折弯率的变化关系。由图6可知，当折弯率由0.40增加到0.60时，冷煤气效率降低了0.28%。这是因为折弯率增加使螺距增加，折流板数量降低使流体扰动和传热性能减小，冷煤气效率降低。但是，总费用随着折弯率的增加呈现先增加后降低的趋势，折弯率为0.50时，出现一个临界值(b)。采用旋梯式螺旋折流板水煤浆预热器的壳侧流路分析法计算压降，由于数值计算过程几何模型的简化，忽略了折流板与壳体及折流板与换热管之间的漏流，因此，壳侧压降主要在进口、出口、管束间横流及管束与壳侧的旁流产生。当横流流率增加，旁流流率将减少，反之亦然，因此存在一个临界点。而且当折弯率增加时，横截流通面积将增加，使流速和剪切速率降低。由于水煤浆流变曲线采用宾汉模型，具有假塑性特征，因此，水煤浆黏度增大，一定程度导致压降增加。但随着折弯率的进一步增加，折流板数量降低产生的影响占主导，故压降降低，总费用减小。

图6 折弯率对冷煤气效率和总费用的影响(α=30°，β=0.80)Fig.6 Effects of folding ratio on cold gas efficiency and total cost(α=30°，β=0.80)

图7所示为旋梯式螺旋折流板水煤浆预热器的折弯角和折弯率分别为30°和0.40时，冷煤气效率和总费用随相对高度的变化关系。由图7可知，冷煤气效率随相对高度的增加逐渐升高，当相对高度超过0.65时，冷煤气效率随着相对高度的变化不大。当相对高度由0.50增加到0.65时，冷煤气效率增加了0.51%，达到临界值(c′)，而当相对高度由0.65增加到0.80时，冷煤气效率仅提升了0.029%。在总费用变化曲线上，当相对高度为0.65时，也有一个相对应的临界点(c)，总费用随着相对高度的增加呈现先增加后降低的趋势。这是因为相对高度的增加使旋梯式螺旋折流板在切割处的流通面积减小，故流动阻力增加。但是当相对高度超过0.65而继续增加时，该处平均流速急剧增加，因此，水煤浆黏度降低，压降减小，产生较小的总费用。

图7 相对高度对冷煤气效率和总费用的影响(α=30°，φ=0.40)Fig.7 Effects of relative height on cold gas efficiency and total cost(α=30°，φ=0.40)

3.3 结构参数对热经济性的局部敏感性分析

图8所示为旋梯式螺旋折流板水煤浆预热器折弯角、折弯率和相对高度分别为30°，0.40和0.80时，结构参数对冷煤气效率和总费用的局部敏感性。由图8可知，折弯角和折弯率均与冷煤气效率呈负相关，局部敏感性分别是-28.95%和-13.84%。但相对高度与冷煤气效率呈正相关，局部敏感性为25.17%。结构参数对总费用的敏感性变化与对冷煤气效率的敏感性变化类似。折弯角和折弯率与总费用呈负相关，局部敏感性分别为-27.06%和-17.74%，而相对高度对应的值为21.86%。由此可见，结果与3.2节中讨论的结构参数对热经济性的影响一致。

图8 结构参数局部敏感性分析(α=30°，φ=0.40，β=0.80)Fig.8 Local sensitivity analysis of structural parameters(α=30°，φ=0.40，β=0.80)

3.4 结构参数对热经济性的多目标优化

本研究采用结合元模型和第二代非支配遗传算法构建的优化模型对水煤浆预热技术的煤气化过程热经济性进行多目标优化，得到冷煤气效率和总费用的一个折中。初始样本点为100，每次迭代步最大样本数为100。对于收敛条件，最大允许Pareto百分比为70%，收敛稳定性百分比为2%。对于停止条件，最大迭代数为20。采用的交叉概率和变异概率分别为0.98和0.01。图9所示为收敛条件随迭代数的变化。由图9可知，当迭代数达到5时，满足收敛稳定性百分比小于2%，计算停止。