多喷嘴水煤浆气化炉

多喷嘴水煤浆气化炉（精选四篇）

多喷嘴水煤浆气化炉 篇1

多喷嘴对置式水煤浆气化技术是近年来逐渐发展起来的新型煤气术。对该炉炉况的操作关键点就是对炉温的控制。炉温过高, 对耐火砖蚀损严重;炉温偏低, 容易造成渣口堵塞。影响炉温的因素, 主要有高温热偶、水洗塔出口合成气成分、煤质、灰渣形态、氧煤比、壁温、合成气出气温度。本文对其进行一一介绍。

一、高温热电偶

高温热电偶是反应气化温度的一个重要仪表设备, 它的安装一般是按照燃烧室的构造从上至下均匀分布的, 这样就可以反映出整个燃烧室的温度分布, 给操作人员提供一个可靠的温度数据, 结合入炉煤的粘温特性进行实时监控操作。这样可以防止因炉温的过低而引起渣口的堵塞等不正常现象, 以及炉温的过高引起对耐火砖的烧蚀等。

在气化炉正常运行中燃烧室中的高温热偶是最能直接反应出燃烧室内部温度的仪表设备, 但是因为气化反应温度较高, 一般都在1300℃左右。高温的烧蚀以及熔融状的灰对高温热偶的冲蚀, 从而造成高温热偶在开车后的一周内左右就损坏了。如果燃烧室温度越高、入炉煤灰分含量越高那么高温热偶的使用寿命就越短。

二、水洗塔合成气出口成分

在气化炉正常运行时, 由于高温热电偶不会较长时间的使用那就间接的利用其它介质来反映气化的燃烧温度。水洗塔出口合成气的分析就是间接的反应气化温度得到介质。在合成气的分析中其主要是分析一氧化碳、二氧化碳、氢气、甲烷的含量来间接的气化反应温度。在正常的生产中也经常利用在线自动分析仪来实时分析合成气气体成分。其主要是因为当炉温升高是合成气中的二氧化碳含量将随之升高, 一氧化碳含量降低, 甲烷含量也随之降低, 有效期气量降低。当炉温降低合成气中的气体成分却反之, 二氧化碳含量将随之降低, 一氧化碳含量升高, 甲烷含量也随之升高, 有效期气量降低。合成气的分析反映出气化炉温度区间不同, 只适合气化炉在小幅度范围内的调节, 大幅度调节时还应该根据气化运行情况, 依靠高温热偶来小幅度调节气化操作温度。 (高温热偶只限于烘炉时运行, 一旦投料成功高温热偶将会损坏) 。

三、煤质

水煤浆气化对煤质要求有以下几点:一、原料煤成浆性要好;二、灰熔点越低越好, 一般要求<1200℃, 最高不超1250℃, 灰熔点越低, 操作炉温越低, 则消耗降低, 且耐火砖使用寿命延长;三、灰渣粘温特性要好, 避免炉内积渣造成下降管、激冷环、工艺烧嘴的损坏;四、

灰分越低越好, 灰分高会增加氧耗、煤耗, 同时由于渣量大, 容易造成渣堵、激冷室积渣, 耐火砖侵蚀加剧、缩短使用寿命, 影响水质, 对管道、机泵磨损加大, 捞渣机负荷过大等问题。其中灰熔点对炉温的影响最为明显。灰熔点升高, 要求的操作温度就越高, 操作人员若不及时调整, 会造成气化炉渣口堵渣、下降管烧穿而紧急停车检修。但是若操作温度过高, 耐火砖寿命就是大大缩短、煤耗氧耗升高, 严重时会造成炉壁超温停车。因此应严格控制入炉煤质量。

四、灰渣形态

在正常生产灰渣一般都是每半个小时通过锁斗排一次, 所以说渣样反应出这半个小时的运行情况, 因此判断也比较重要, 它可以及时的对炉况进行调整。正常灰渣应为粒度均匀、表面光滑、灰量适中, 占总渣量的50%以上为宜。若粗渣偏多, 颜色呈现黄绿色, 分析Cr2O3含量较高, 此时炉温较高, 应缓慢降低O/C, 逐步降低操作温度;若渣有拉丝现象, 渣量适中, 说明渣的流动性变差, 渣口出现堵塞, 呈不规则状, 应适当升温, 提高O/C。实际操作中应根据渣、DCS操作指示以及煤浆浓度、煤质分析综合判断处理。

五、氧煤比

氧煤比是调节炉温的基础和依据, 也就是每生产1000标方的有效气体所需要的煤浆和氧气的比例。在正常炉况的调节中一般都是根据氧煤比的多少来进行调节炉温的, 在正常生产中炉温一般是高于煤中灰熔点50℃左右, 如果因其他情况需要进行升温进调节的话那么就要提高氧煤比, 增加氧气的进炉量。反之降温是就需要降低氧煤比, 降低氧气的进炉量。

六、气化炉燃烧室壁温

气化炉在正常生产运行中燃烧室的温度 (也就是气化温度) 是基本保持不变的。因煤种不变, 所以煤的灰熔点也基本上是保持不变的, 有时也会根据煤灰熔点定时分析的高低小幅度调整, 适当的对炉温进行调整但总体上都是高于煤灰熔点50℃左右的。因炉温的基本不变所以引起气化炉炉壁温度的不变。如果气化炉负荷增高, 势必引起热负荷增加, 从而造成气化炉燃烧室壁温升高。反之就会造成气化炉燃烧室壁温降低。不过在调节时因按照气化炉压力负荷就行操作。在生产中有时也要时刻保证巡检, 及时对气化炉壁温进行检测。要是局部温度高, 那么就有可能是耐火砖之间有窜缝的现象等, 要是整体壁温升高, 那么就有可能是因气化炉热负荷大或者是耐火砖减薄的原因等。反之气化炉热负荷降低就会引起壁温的降低等原因。

七、合成气出气温度

气化炉正常运行中出气化炉合成气是通过激冷环和激冷室的黑水进行换热降温的, 正常情况下出气温度是一定的。如果在正常运行中一旦激冷水减少或激冷室黑水液位降低那么就会引起气化炉出口合成气温度的升高。其次就是下降管的损坏, 当下降管损坏时部分合成气就走近路不与激冷室黑水进行换热, 那么也会影响合成气温度升高。再者就是激冷水量没变的情况下气化炉的负荷增加热量增多而造成激冷室液位降低, 合成气温度的升高等。总之合成气温度影响因素就是气化炉负荷和激冷水量, 两者如果有一种变化那么就会造成合成气温度的升高。

摘要：炉温控制是多喷嘴水煤浆气化炉操作的要点。影响炉温的因素较多。本文从高温热偶、水洗塔出口合成气成分、煤质、灰渣形态、氧煤比等方面介绍了对炉温的影响。

多喷嘴对置式水煤浆气化技术 篇2

随着我国工业化发展进程的加速, 我国对于能源的需求量十分庞大, 世界三大能源中的煤炭、石油和天然气中, 我国只具有丰富的煤炭矿藏, 而石油和天然气都处于稀少的状态。这些条件都使得我国对于煤炭资源的开发和利用极为重视, 煤炭资源的高效、深度利用对于我国的发展具有十分重要的战略意义。其中煤气化技术又是其他多个工业行业的重要基础, 煤气化后可以作为燃气、发电发热、液化等多种用途。我国自主研发的多喷嘴对置式水煤浆气化技术极大的促进了我国煤化工产业的发展, 也给我们的能源高效利用提供了很好的示范, 这一技术的大规模使用也标志了我国的水煤浆气化技术已经处于国际先进水平。

1 多喷嘴对置式水煤浆气化技术

1.1 技术简介

多喷嘴对置式水煤浆气化技术其实本质是一种气流床气化技术, 以大规模的煤炭高效气化技术为基础, 将煤炭的深度加工与多种清洁能源生产进行结合的一种大型加压煤化工设备。气化技术一种重要的煤炭高效利用的技术, 可以将煤炭进行深度化学转化, 生成天然气等多种清洁能源, 现阶段已经成为煤化工产业的核心技术。气流床气化技术是煤炭气化中最成熟的技术。我国早期引进的是国外的德士古水煤浆气化设备, 随着多喷嘴对置式水煤浆气化技术和设备的研发, 我国的煤炭气化产业得到了快速的发展。

1.2 技术内容

多喷嘴对置式水煤浆气化技术主要是由煤浆制备、多喷嘴对置气化、煤气初步净化和含渣废水处理这几个过程。首先是煤炭与水进入煤炭磨碎器, 可以得到一定质量要求的煤浆, 再将煤浆输送到气化炉的烧嘴中, 输送的氧气与煤浆混合后在气化炉中进行氧化还原反应, 可以生成粗制的合成气体、为完全反应的煤炭及残渣。未完全反应的煤炭可以通过气化炉下部的渣口进入气化炉的激冷室中, 激冷固化后沉淀在激冷室底部定期排放。粗制的合成气体进入水洗塔进行洗涤, 除尘后输送到生产位置。从气化炉、气体水洗塔、分离器中排出的黑水经过控制减压后输送到蒸发热水塔蒸发室, 得到的水蒸汽及二氧化碳、硫化氢等气体进行溶解混合, 进入热水室与灰水、除氧水混合输送到水洗塔成为洗涤水。

1.3 技术特点

多喷嘴对置式气化炉, 水煤浆或者煤炭粉通过4 个对置在气化炉中上部同一水平面的预膜式喷嘴与氧气一起进入气化炉中, 并在气化炉内形成对撞流, 在完成雾化的同时促进气化反应的进行。多喷嘴对置式气化炉各喷嘴之间的协同性好, 气化炉的负荷可进行调节。

洗涤冷却室结构, 运用交叉流式洗涤冷却水分布器和复合床高温合成气冷却洗涤装置, 能够强化高温合成气体与洗涤冷却水之间的热能传递。

分级净化式合成气初步净化工艺, 合成气初步净化工艺主要包括混合气、分离器、水洗塔这三个部分, 混合器后紧接着分离器, 能够去除大部分的细灰, 使进入水洗塔的合成气洁净。

含渣废水的处理, 将含渣废水高温蒸发得到的蒸汽与灰水接触混合, 完成热能传递, 还能将重新进入水洗塔成为洗涤水。

2 多喷嘴对置式水煤浆气化技术的优势

2.1 多喷嘴的雾化优势

喷嘴雾化能力是喷嘴最重要的性能指标, 其影响因素取决于喷嘴的尺寸, 喷嘴尺寸大小进而决定了射流速度、气液两相的接触方式等因素, 多喷嘴气化炉由于喷嘴尺寸的缩小, 提高了雾化的能力。

2.2 多喷嘴气化炉的流场结构优势

多喷嘴对置式气化炉内部存在撞击流, 这增加了气化炉内物料的混合, 物料在气化炉内部的运动的迂回曲折程度高, 这很好的提高了气化炉内热能的传递, 也很好的延长了物料在炉内的时间, 提高了气化反应的质量, 也提高了煤炭的转化效率, 提高了气化炉燃烧室的单位产能。

2.3 多喷嘴对置式气化炉的安全稳定运行优势

多喷嘴对置式气化炉有四个喷嘴, 首先多喷嘴具有较高的稳定性, 四个喷嘴两两作为一组, 公用安全系统, 因此多喷嘴对置式气化炉有两套安全系统, 当其中一个喷嘴发生故障时, 其所在组的安全系统启动使得该组停止运行, 而另外一组的喷嘴可以继续正常运行, 这样保证了生产过程的安全性及稳定性。

3 总结

随着我国自主研发的多喷嘴对置式水煤浆气化技术的成熟与推广使用, 通过生产实践证明了技术的先进与优势, 目前国内以及有十多家企业利用其技术进行生产。经过实践发现多喷嘴对置式水煤浆气化技术对于煤炭种类的适应性较强、对于煤炭的气化效率较高、整个生产过程中能源的回收及利用也较好, 适合大规模的煤气化生产。对于煤炭利用程度及效率的提高, 在一定程度上缓解了我国在国际能源动荡的环境下的能源紧张局面, 也在一定程度上减少了对于进口能源的依赖, 这对于我国工业化进程及经济的发展提供了动力。今后, 我们还要继续深入对于煤炭开发利用的研究, 以更好的发挥我国的煤炭资源优势。

摘要：随着我国工业化的不断进步和发展, 我国对于能源的需求量也与日俱增, 而我国的能源整体特点是多煤缺油少气, 这就迫使我国每年需要大量的进口石油以及天然气等资源来满足工业及经济发展需求。随着国家能源市场的变动及制约, 我国需要根据我国资源特点进行研究, 开发出新的煤炭利用技术以满足我国的能源需求。在“九五”期间, 华东理工大学及兖矿集团有限公司通过全面的产学研合作开发出了一种新型的水煤浆气化炉—多喷嘴对置式水煤浆气化炉, 这一技术的出现极大的提供了对于煤炭资源的利用程度。本文主要对多喷嘴对置式水煤浆气化炉技术和优势进行简要介绍, 并对其发展方向和存在的一些问题进行简要概述。

关键词：多喷嘴,对置式,水煤浆气化

参考文献

[1]马大熊.多喷嘴对置式水煤浆气化炉烘炉及自动控制过程研究[J].华东理工大学, 2014.

[2]王延坤.多喷嘴对置式水煤浆气化技术及其优势[J].中氮肥, 2008.

多喷嘴水煤浆气化炉 篇3

1 德士古 (Texaco) 水煤浆气化工艺

德士古水煤浆气化工艺于上个世纪80年代末引入中国, 是目前运行经验最丰富的气流床煤气化技术。它采用水煤浆进料、液态排渣并在气流床中通过加压进行气化, 在高温和高压环境下促使水煤浆发生氧化反应生成煤气。采用水煤浆单喷嘴下喷式的气化炉, 并结合水激冷工艺流程, 提高单炉容量的最大日投量, 最大限度的提高产量。

2 对置式四喷嘴水煤浆气化工艺

对置式四喷嘴水煤浆气技术是我国自主研发的新型水煤浆气化技术。这是由华东理工大学和兖矿集团在“十一五”期间承担的“863”重大项目, 研发成果后立即得到了广泛的认可和接受, 并进去了大规模的商业推广阶段。目前, 该技术已经经受了长期工业运行的考验, 得到了多家煤化工企业的青睐和使用。

3 两种煤气化工艺的对比

3.1 两种煤气化工艺流程比较

Texaco水煤浆气化过程:由磨煤到煤浆制备, 然后气化, 最后到灰水处理。磨煤的要求是煤粉碎后直径<10mm, 经称重计量后与相应的水、添加剂混合后进入磨煤机, 磨成一定粒度分布、浓度为60%--70%的水煤浆。磨好的水煤浆由高压泵送到气化炉进行气化, 并与氧气在高温条件下发生氧化反应生成粗煤气, 经激冷室将气体和固体分开。粗煤气进入洗涤塔除尘后, 进入一氧化碳变换工序。气化炉出口处的灰水则进入灰水处理系统。

在对置式四喷嘴煤气化技术中, 利用两台高压煤浆泵对水煤浆进行加压, 通过气化炉的4个对称布置的工艺烧嘴进行气化, 与氧气在炉内形成撞击流。这样有利于强化热质传递, 促进氧化反应的进行。水煤浆颗粒在气化炉中的气化过程分为以下几个过程:煤颗粒的湍流弥散、震荡运动和对流加热、辐射加热、煤浆蒸发、挥发物的气相反应、灰渣的形成等。

3.2 两种煤气化工艺的主要环节的区别

对置式四喷嘴水煤浆气化工艺和美国的德士古水煤浆气化工艺, 都是当前先进而又成熟的两种气化技术, 都得到了广泛的推广与应用。现将两种气化工艺的主要部分进行分析对比, 以加强认识。

3.2.1 烧嘴的结构不同。

Texaco采用的是下喷式单一喷嘴, 其中心线与排渣口中心线重合, 经加压泵加压后经由单一喷嘴从气化炉顶部进入气化炉。而多喷嘴煤气化工艺采用的是对置式四喷嘴, 先由两台高压泵将煤浆进行高压, 后通过在同一水平面的4个对称布置的工艺烧嘴, 与氧气一起从侧面对喷进入气化炉。

3.2.2 洗涤冷却室的结构不同

Texaco气化炉合成气先沿下降管进入激冷室, 然后通过上升管出去, 进入洗涤塔洗涤。华东理工的气化炉采用的是交叉流式洗涤冷却和复合床冷却相结合的方法, 一方面提高了冷却过程中的热质传递, 另一方面解决了Texaco冷却带水、液位难控制等问题。

3.2.3 混合特征不用。

气化炉内微观混合过程的宏观表现为停留时间分布。通过对二者停留时间分布图分析, 发现对置式气化炉的停留时间大于德士古气化炉, 表明对置式多喷嘴气化炉的碳砖转化率高于德士古气化炉。

3.2.4 技术指标不同。

与德士古气化炉相比, 多喷嘴气化炉具有碳转化率高、原料消耗低、有效成分高、渣中残炭低等优点。

3.2.5 技术投资不同。

在设备投资方面, 四喷嘴技术的设备投资较德士古气化技术高;在维修费方面, 由于德士古气化炉烧嘴具有易磨损, 使用寿命短等特点, 使得其更换和维修费用高于四喷嘴技术;在工业化生产经验和设备国产化方面, 由于德士古技术引入中国较早, 具有一大批经验丰富的维修人员和操作、管理人员, 因此施工周期短, 达标时间也短, 而华理多喷嘴气化技术是我国自主研发的, 具有自主知识产权, 因此设备的国产化率高。

摘要：煤化工产业在国民经济的发展中起着重要作用, 煤气化技术是发展燃料电池、制氢、煤基化学品等工业的基础与核心。本文简要介绍了水煤浆气化工艺中的德士古气化技术和对置式四喷嘴气化技术, 并在工业生产运行和应用等方面对二者进行了简单的对比。

关键词：煤气化,德士古,对置式四喷嘴,比较

参考文献

[1]谢书生, 邹佩良, 史瑾燕.德士古水煤浆气化技术、shell气化和GSP气化工艺对比[J].当代化工, 2008, 37 (6) :66-668.

[2]路文学.新型多喷嘴对置式水煤浆气化技术工业化应用[J].现代化工, 2006, (8) :52-54.

某多喷嘴气化系统的氨氮平衡研究 篇4

1氨氮的来源

NH3的来源主要是煤中N元素的化学反应,其次是研磨水中的NH3,再次是空分O2中含的N2、测压点HN、烧嘴氮吹阀泄漏进来的N2与O2的微量反应。另外,添加剂中的含氮化合物以及变换炉产生的NH3也是一个重要来源。

1.1原料煤N元素的化学反应

原料煤含有N元素(其含量根据不同煤种而定),在气化反应中N会转化为HCN、NH3、NO和N2。研究表明,煤中的氮元素主要以吡啶型和吡咯型杂环存在。在一次反应区(射流区和撞击区)产生大量CN基、N活性基,并随即与H自由基、O自由基结合,主要方式为:煤浆燃料液滴的蒸发、裂解产生CN基和N活性基 + 炭黑。

撞击扩展区发生的是二次反应。燃料在射流区和撞击区的蒸发和裂解将产生大量炭黑。炭黑中将夹杂着部分未反应的氮。这些残氮在二次反应区中随炭黑的气化而释放和转化,生成NO、HCN和NH3。这一反应与上面提到的含氮杂环的断裂释放出CN基、N活性基的过程相比是缓慢和次要的。一次反应区的产物在此区域进行二次反应:

1.2氧体积 / 炭质量比对NH3生成率的影响

根据研究发现,氧体积 / 炭质量比对NH3的生成率有较大的影响。在氧体积 / 炭质量比(以下简称氧炭比)1.05~1.97 m3/kg的范围内,NH3生成率变化幅度较大,在氧炭比为1.51时NH3生成率出现最大值。含氮杂环的脱氮反应较为困难,只有所在杂环饱和后才能破裂,这样的反应常常需要激烈的反应条件才能进行。NH3的形成需要3个条件:大量的氮活性基和氢自由基结合;一定的停留时间使气相反应充分进行二次反应,使炭中的氮进一步转化;生成的NH3向其他氮化物(NOx,N2)的转化程度。氧炭比对NH3产率的影响见图1。

当氧炭比较低时(如1.05 m3/kg),存在以下反应:

该反应为吸热反应,在1 300℃附近反应极易进行,氧炭比为1.05 m3/kg和1.28 m3/kg时CH4体积分数为1.0%~2.5%,含量相对较高,消耗较多NH3。氧炭比增高,CH4含量大幅降低,对NH3的消耗作用减弱。

1.3燃料中N含量对NH3生成率的影响

煤中的氮含量随煤阶增加而增大,煤的反应性随煤变质程度增大而减弱。氮含量越高的燃料其NH3生成率相对较高。

1.4N元素的迁移

氮元素迁移机理见图2。

通过图2发现,N2在出烧嘴处由于局部过氧,会与O2发生反应,生成NO,但之后由于还原性环境会再被转化为HCN、NH3:

氮元素在气化炉内的转化可以有以上这样三种方式,但是煤中铁元素的存在形式主要是黄铁矿Fe S2,所以在气化炉内虽然有高温、高压,但是没有铁作为氨合成的催化剂,氮气和氢气几乎不会发生反应而生成氨。第一条反应几乎不会进行。煤中的氮元素在气化炉内的转化,大部分以氮气形式存在(91.4%),少部分生成氨(8.5%),极少部分生成HCN(0.1%)。

氨气的分解反应平衡因为气化炉内的高浓度H2,从而也很难进行。所以通过研磨水返回系统的NH3并不能因为气化反应得到有效去除,反而会导致氨氮的富集。

1.5来自变换反应的NH3

由于变换反应采用的是Co-Mo系列宽温耐硫变换催化剂,其中含有Co-Mo以及K、Ti等金属物质,而工业合成氨所用的铁系催化剂中的Fe与Co属于同族同周期元素,二者具有相似的性质,对合成氨反应也具有催化作用,水煤气中含有的少量N2与H2发生反应生成氨。

1.6形成铵盐结晶

气化及变换工序产生的NH3经过热量回收后,大部分随五个气 / 液分离器的冷凝液送至气化工序循环利用,最后经碳洗塔又回到变换工序。因此,NH3在变换工序浓度不断上升,同时与变换气中的CO2、H2S等酸性气发生如下反应:

铵盐通过不断积累就会逐步达到饱和,以结晶状态析出;系统降负荷时,由于降温减压,冷凝液温度降低,也会造成铵盐的析出。铵盐可以通过高低温变换冷凝液以及含氨废水的形式返回气化系统,造成管道、泵腔、填料等处堵塞,增大系统阻力,增加了能耗。

1.7NH3对水质的影响

系统水中NH3的存在和积累,使水煤气洗涤净化过程中所使用的洗涤冷却水p H偏高。生产表明,系统水p H在8.3左右时水质稳定,絮凝剂絮凝效果良好;当系统水p H超过8.7时,絮凝剂絮凝效果明显下降,而系统水的循环使用和NH3的积累经常造成系统水p H超过9.0,严重影响絮凝剂效果,水质变差,导致系统水中的含渣量增加,使得系统设备、管线和阀门等磨损严重。

2氨氮平衡

2.1氨氮的平衡计算

弄清楚整个系统氮的来源、流程和反应,有利于从大局上把握氨氮的产生和转移,从而找到合适控制氨氮的方法。系统中氮元素主要来源于以下5个流股。

(1)煤中的氮:根据工艺包中的原煤数据,煤干基氮元素质量分数是0.97%。

(2)氧气中的氮:空分产生的氧气中杂质主要是氩气,氮气含量很少,其体积分数大约为0.03% 。

(3)气化炉测压点和各吹扫切断阀处泄漏的氮气:系统运行正常后,高压氮气基本上用于气化炉测压点处。另外,可能就是各个高压氮气切断阀处泄漏一部分高压氮气进入系统(这点在停车时就已证实)。根据正常生产时的高压氮气的使用量,两个系统氮气消耗量折成标准状态,大约是30 m3/h。

(4)高 / 低温变换冷凝液:数据见表1。

(5)含氨废水:变换送过来的含氨废水中氨的质量分数是0.5%。

计算氨平衡的相关参数(部分参数来自工艺包):

(1)双炉80% 负荷,即干煤100 t /h ;

(2)煤的元素分析中,N质量分数,湿基为0.81%,干基为0.97% ;

(3)根据1.4节所述,煤中的氮有8.5% 转化为氨气;

(4)外排废水为200 m3/h。

计算双系统80% 负荷时,氨气中的氮质量流率为:

100 t/h×0.97%×8.5%=0.082 45 t/h。

假设氨气全部到废水中,则废水中的氨氮质量浓度(平衡态极限值)为:

0.08245 t/h×106/200 m3/h=412 mg/L。

此值与工艺包中废水氨氮质量浓度(269 mg/L)的偏差是因为一部分氨去了火炬以及现场的释放。但工艺包中没有考虑高 / 低温变换含氨废水回研磨水槽的情况,因此这一部分含氨废水的回收造成了气化废水中氨氮含量的波动。从气化双炉80% 负荷下废水中氨氮的分析数据可以看出,平均的氨氮质量浓度在416 mg/L左右,与废水中氨氮的理论值接近。

以上为双炉100% 负荷下系统中氨氮的平衡,部分数据来自工艺包。由于目前系统并非完全按照工艺包的参数运行,部分参数不确定,以上数据只可作为定性研究,不作为定量依据。从图3可以看出,系统中的大部分氨氮是来自于高低温变换冷凝液,但这与工艺气中的氨氮是一个动态平衡状态。不会显著改变废水中的氨氮,而影响系统氨氮平衡的主要因素来自高 / 低温变换的含氨废水。

2.2氨氮的富集与稀释

系统中氨氮最终的浓度只与进出气化系统的水量有关,而与气化系统的水体大小以及气化系统的水循环量无关。气化系统的水体大约在3 000~3 500 m3。水体的大小只影响初始开车系统中的氨氮达到平衡的时间,就像往一大盆清水里滴墨水,水变黑只是迟早的事情。由于氨氮在水循环的过程中很少被吸附(只有少量沉积在蒸发热水塔的填料上部),因此水循环量的大小不影响最终的平衡浓度。

氨氮的平衡浓度可以用一个简单的算式来估算,即每小时的氨氮产生量(只与煤质与生产负荷有关)除以每小时新增的新鲜水量(包括机封补水以及脱氧槽补水),而外排废水量接近或等于新增的水量,废水的氨氮浓度也就是平衡浓度。由于高 / 低温变换有一部分进过气提塔的气提气排入火炬,低闪气也有一部分现场排放,因此实际的氨氮平衡浓度会比理论浓度略低。如果高 / 低温变换的气提效率下降,那么氨氮的平衡质量浓度将接近理论值412 mg/L。

3氨氮的处理

纵观各个厂家的氨氮处理都是通过气提塔来实现,但气提塔通氮气气提成本太高,一般都是通过通入富余蒸汽来气提。氨氮气提的流程示意见图4。但某厂将高 / 低温变换的气提塔在出口处增设了一个换热器,正是这个换热器使得氨气又回到了含氨废水中。可以考虑的改造方案是重新布置气提塔出口管道,使用耐腐蚀材质的管道,直接排往火炬燃烧,途中增加蒸汽伴热防止冷凝。

4结语