南京敦先等温变换技术介绍

等温变换技术应用于各种煤气化变换装置简介（南京敦先化工科技有限公司王庆新高为民赵勇邮编210048）0、前言南京敦先化工科技有限公司开发的“等温变换技术”是利用埋在催化剂床层内部移热水管束将催化剂床层反应热及系统多余的低品位热能转化为高品位蒸汽，同时降低催化剂床层温度，提高反应推动力，延长催化剂使用寿命，降低系统阻力，降低工程投资、减少设备腐蚀。该技术已经被安徽昊源化工集团“18.30”合成氨项目（航天炉加压气化水煤气、3.78MPa）、内蒙古某能源单位40亿立方米/年煤制天然气项目（鲁奇加压气化水煤气，单套通过15台鲁奇炉水煤气，干基气量6.67×105Nm3/h）、山东联盟化工股份有限公司15万吨/年合成氨项目（固定床间歇气化半水煤气、2.2MPa）、河南新乡永昌化工股份有限公司17万吨/年合成氨项目（固定床间歇气化半水煤气、0.8MPa）、湖北华强化工集团10万吨/年合成氨项目（固定床间歇气化半水煤气、0.8MPa）、河北天成化工股份有限公司卢龙分公司6万吨/年合成氨项目（固定床间歇气化半水煤气、0.8MPa）、安乡晋煤金牛化工有限公司5万吨/年合成氨项目（固定床间歇气化半水煤气、0.8MPa）等单位变换装置所采用。,_;c$q2c7t1D5~'a#]与粉煤加压气化、水煤浆加压气化以及天然气转化等高水气比、高CO水煤气相配套的变换装置不仅要完成CO转化任务，同时兼顾完成前工序带进变换系统热量回收任务。变换装置热量回收率及回收热能品位高低直接关系到整个装置综合能耗。目前，与之相配套的传统变换工艺多为“多段绝热反应+间接热能回收”方式，工艺流程长、设备多、工程投资大、系统阻力大、露点腐蚀多、设备维修费用高、回收热能品位低、热量回收率低。与固定床间歇式气化以及尾气回收等低水气比、低CO半水煤气或水煤气相配套的变换工艺流程类型繁多，从热能回收来分可以分为“有饱和热水塔”和“无饱和热水塔”两种类型；从催化剂选型上来分可以分为“中串低”、“中低低”、“全低变”三大类型。此类变换装置均需要向系统添加蒸汽，流程设置上也是“多段绝热反应+间接热能回收”方式，就现有运行的变换装置而言，普遍存在蒸汽消耗高、系统阻力大、设备腐蚀严重、低品位热能多等缺陷。现有变换装置工艺流程及热能回收是按照催化剂使用温区、CO转化率、各段平衡温距作为主要设计依据的绝热催化剂床层设计理念。随着CO摩尔分率高、CO转化率提高、催化剂使用温区窄，在确保每段具有较大反应推动力时，势必造成催化剂床层多、间接移热设备多、工艺流程长、系统阻力大、热能回收率低、低品位热能多等缺陷。随着煤价不断攀升，变换装置已经成为各类煤化工企业降低综合能耗、降低产品成本的主要工序。4L7P;`.X+}南京敦先化工科技有限公司针对现有变换装置存在问题以及不同气化路线所产的水煤气或半水煤气分别开发出适合煤制合成氨、煤制天然气、煤制氢、煤制油、煤制乙二醇、煤制甲醇、煤制烯烃等“等温变换技术”。本文就本公司各种“等温变换技术”阐述如下：1、适用于粉煤加压气化（以航天炉为例）所产水煤气的“等温变换技术”.粉煤加压连续气化所产水煤气具有水气比高、CO摩尔分率高、系统压力高等优点，依航天炉水煤气为例，水煤气中CO高达68%以上，目前在运行的变换装置为“五段绝热+冷激+间接换热”式，系统静止设备为24台、其中换热设备10台，工艺路线长、系统运行阻力在0.46～0.75MPa，热能回收有0.5MPa、1.27MPa、2.5MPa的饱和蒸汽及180℃、100℃、84℃热水，冷却水消耗高达7820.1kg/tNH3，系统低品位热能较多、运行能耗高、工程投资大。一变炉催化剂易超温，催化剂使用寿命短，1.0～1.5年就要更换一次催化剂。南京敦先化工科技有限公司针对高水气比、高CO的粉煤加压连续气化所产水煤气变换装置采我公司开发“等温变换”专利技术设计理念，等温变换系统静止设备仅为13台、其中换热设备为6台，工艺路线缩短1/3，工程投资仅为原工艺2/3，系统阻力由现有的0.46～0.75MPa降至0.13～0.18MPa，副产2.5～3.7MPa高品位蒸汽1030kg/tNH3,副产0.8～1.3MPa低品位饱和蒸汽273kg/tNH3，变换冷却水为“零”消耗。该“等温变换技术”与传统变换工艺相比具有以下优点：（1）杜绝一变炉发生催化剂飞温事故：“等温变换技术”是利用埋在催化剂床层内部移热水管束将催化剂床层反应热及时移出的设计理念，确保催化剂床层温度可控，在任何工况下，第一变换炉催化剂床层温度均可以控制在180～350℃范围，彻底杜绝飞温等安全事故发生；&V.z6I0b0\!H（2）催化剂装填量不受温度限制、运行周期长：“等温变换技术”是利用埋在催化剂床层内部移热水管束将催化剂床层反应热及时移出，催化剂装填量不受超温限制，有效延长催化剂使用寿命，确保每炉催化剂使用寿命均在8年以上；（3）热能回收率高、运行费用低：“等温变换技术”热能回收达96.5%以上，副产蒸汽品位高，脱盐水加热到104℃直接去热力除氧，无需外加蒸汽，变换系统冷却水“零”消耗。与传统变换变换工艺相比，吨氨节省运行费用92.9441元/NH3，对于一套30万吨合成氨装置而言，全年可以节省2788.323万元；（4）开车时间短、开车平稳、有效降低生产费用：“等温变换炉”配置开工蒸汽喷抢，每次开车前通过蒸汽喷射抢将蒸汽添加在等温变换炉内部水管中，并利用本身的热水循环系统将催化剂床层温度提高到200℃以上。负荷较轻时，通过蒸汽喷射枪过来的蒸汽维持催化剂床层热平衡；负荷较大时，循环水吸收催化剂床层热量转化为蒸汽向外界输送，完全可以实现变换装置开车时间为“零”，每次开车至少可以缩短10小时以上。有效杜绝绝热催化剂床层用电炉把催化剂床层温度升起来，但随着进入气量大后，催化剂床层又降下来，又要加大电炉功率再提升催化剂床层炉温等不断来回折腾现象；（5）等温变换炉操作温度易于控制、杜绝催化剂反硫化现象：此类水煤气的变换装置必须选用宽温区耐硫钴钼系催化剂，该类型催化剂在高水气比、高温、低硫等状态下均会出现反硫化现象，造成催化剂中硫丢失，催化剂活性下降。如果采用绝热催化剂床层变换技术，一变催化剂床层温度大部分在450℃以上，此类工况催化剂会出现反硫化，影响催化剂活性，缩短催化剂使用寿命。而“等温变换技术”是利用埋在催化剂床层内部移热水管束将催化剂床层反应热及时移出的设计理念，确保催化剂床层温度可控，催化剂床层温度完全可以控制在180～350℃范围内，完全杜绝催化剂反硫化；（6）等温变换炉操作温度低、有效减少甲烷化反应：目前运行的传统变换工艺，气化岛过来的水煤气温度一般在～208℃，水气比在0.9716左右。一变转化率较高，一变催化剂床层大部分在450℃以上，一变炉中下部水气比降低，很容易发生甲烷化反应，而“等温变换技术”一变炉催化剂床层温度在180～350℃范围内，完全杜绝甲烷化副反应现象；!Q'G$O2l-K2U)m（7）工艺路线短、露点腐蚀少、维修费用低：传统变换工艺，绝热变换炉4台、换热器10台、主设备不少于24台，工艺路线长，出现露点多，设备腐蚀点多。而“等温变换技术”变换炉仅2台、换热设备6台，主设备13台，回收变换系统潜热和显热大部分在等温变换炉内完成，有效减少露点腐蚀，降低运行维修费用；（8）操作简单方便：“等温变换技术”变换炉床层温度时通过副产蒸汽压力控制的，操作简单平稳，易于控制。（9）等温变换炉操作温度低、催化剂用量少、生产成本低：变换催化转化主要受热力学和动力学控制，如果将催化剂床层反应热及时移出，变换反应主要受热力学控制，则催化剂用量就减少。现有绝热变换技术是随着气体流经催化剂床层深度增加，气体温度越来越高，平衡温距变小，绝热催化剂床层的变换反应主要受动力学控制，不得不采用加大催化剂用量及降低空速手段来完催化任务。催化剂用量大，床层阻力进一步增加，带来运行能耗高。而“等温变换技术”二变炉催化剂床层温度完全可以控制在180～300℃范围内，催化反应主要受热力学控制，催化剂装填量少，势必带来系统阻力低、工程总投资降低、生产费用低等优点。我们将南京敦先化工有限公司开发的“等温变换技术”与传统变换装置经济指标分别列于表（1）：表（1）主要技术经济指标名称南京敦先e+l6@$m(c!H;?1Z!o*T等温变换技术传统变换技术副产蒸汽量（2.5MPa）1030.0kg/tNH3291.21kg/tNH38l9\#b'Z/F*副产蒸汽量（1.27MPa）273.0kg/tNH372.80kg/tNH3#j:R,副产蒸汽量（0.5MPa）/430.63kg/tNH3加热除氧水量1341.2kg/tNH3764.40kg/tNH3加热脱盐水量6133.59kg/tNH310338.0kg/tNH3洗涤净化消耗脱盐水213.6kg/tNH3213.6kg/tNH3汽提消耗低压蒸汽227.16kg/tNH3227.16kg/tNH3除氧水加热器冷凝液95.2kg/tNH3/脱盐水加热器冷凝液440.64kg/tNH3/加热工艺冷凝液（80加到215℃）1102.97kg/tNH31102.97kg/tNH3(k(}/外部供给180℃喷淋增湿水/400.42kg/tNH34c/e,@:t%p4D9J4h冷却循环水/7820.1kg/tNH3系统设计阻力0.18MPa0.35MPa系统运行阻力MPa0.15MPa0.46～0.75MPa高温发生副反应增加的煤耗/82.1kg/tNH3副反应及系统阻力增加压缩机电耗/25.8KWh/tNH35L([-K,Z$W主要静止设备24台13台gT2f&K!i5o工程投资（20万吨合成氨/套）～4850万元/套～6890万元/套2S0a&O9]3lb9y0v,_&?;i2、适用于水煤浆加压气化（以6.5MPa为例）所产水煤气的“等温变换技术”近二十年来，我国水煤浆气化技术发展速度较快，设计压力由4.0及6.5MPa两个压力等级已经发展到1.6～8.7MPa诸多个压力等级。无论什么压力下的水煤浆气化炉，在完成水煤浆气化时，气化炉内部也进行部分CO变换，与粉煤加压连续气化相比，水煤浆气化所产水煤气H2含量高、CO含量略低，但总的有效气体成分变化不大。因此，与之配套变换装置回收气化岛带过来的显热和潜热任务更艰巨。传统变换装置低品位热能非常多(以产合成氨为例)，副产蒸汽压力等级大致为2.5（或4.0）MPa、1.27MPa、0.5MPa等中低压蒸汽，预热脱盐水仅为99.19℃，低品位热能量非常多，如副产0.5MPa低品位蒸汽1180.56kg/tNH3，预热99.19℃脱盐水6009.71kg/tNH3，给整个工序水汽平衡带来很大难度，部分单企业放弃对80℃以下变换气热能的回收，采用循环冷却水直接降温，造成从气化岛带出的热能回收率低，冷却水消耗大、系统综合能耗高。南京敦先化工科技有限公司针对6.5MPa水煤浆气化所产水煤气变换装置采用我公司“等温变换”专利技术设计理念，将原来传统低品位热能转化为高品位热能，副产5.0MPa、3.2MPa及0.5MPa三个压力等级蒸汽，预热除氧水温度≥220℃，预热脱盐水温度≥104℃，脱盐水无需添加蒸汽可以直接去热力除氧系统，做到变换冷却水“零”消耗，两种变换工艺主要技术经济指标如表（2）主要技术经济指标名称南京敦先!U)g+@)P*d$i$e等温变换技术水煤浆气化传统变换技术&副产蒸汽量（5.0MPa）835.52kg/tNH3/副产蒸汽量（3.2MPa）180.42kg/tNH3/副产蒸汽量（2.5或4.0MPa）/430.39kg/tNH3:bp'?}(a!t*k+O副产蒸汽量（0.5MPa）1124.03kg/tNH31180.56kg/tNH3-v.P*[B,加热除氧水量（220℃满足变换及合成）3693.86kg/tNH3/+r0m.Q-加热除氧水量（202℃满足变换及合成）/6009.71kg/tNH3外供102℃除氧水1946.81kg/tNH3/加热脱盐水量6707.41kg/tN