气流床煤气化技术具有煤种适应性广、原料消耗低和碳转化率高等优势，是当今国际上主流的煤气化技术之一，而控制气化原料煤的煤质特性以满足气化炉工艺要求并保持稳定对于气化装置的长周期运行至关重要。

虽然我国的煤炭储量丰富、煤种齐全，但高灰熔点、高灰分的劣质煤约占我国煤炭总储量的50%^[1]，因此，劣质煤的清洁高效利用势在必行。配煤是劣质煤清洁高效利用的重要方式，也是气流床气化装置常见的原料调整手段。配煤是将同种指标含量相差比较悬殊的2种煤按一定比例混合，得到某些指标能满足某种应用或环保要求的混合煤。相对添加助熔剂而言，配煤可有效降低入炉煤灰分含量和灰熔融性流动温度，提升入炉原料煤的热值，从而提高气化装置运行的经济性和可靠性。我国多家煤化工企业的煤气化装置均采用配煤方案以满足气化装置的运行需要，包括Shell粉煤气化装置^[2]、GE水煤浆气化装置^[3]和航天炉粉煤气化装置^[4]等。大量的工程运行经验表明，如果入炉煤煤质发生波动，轻者堵塞渣口，影响稳定生产；重者导致耐火衬里烧损，或渣口严重堵渣，会造成装置停车。因此，无论采用何种气化技术，只要以配煤为原料，配煤系统最终所形成的混煤的煤质稳定性是气化装置获得良好运行效果的必要条件。

单喷嘴冷壁式粉煤加压气化(以下简称SE粉煤气化)技术由中石化和华东理工大学联合开发而成，千吨级工业示范装置建于中石化扬子石化有限公司(以下简称扬子石化公司)。该技术主要目标是解决高灰熔点、高灰分煤的高效气化难题，并形成安全、稳定和高效的宽煤种适应性粉煤气化成套技术。该示范装置于2014年1月建成投用，考虑到示范装置的试车需要和经济运行，结合扬子石化公司在煤源方面的可获得性，选取贵州煤和神华煤的配煤作为入炉煤种。通过大量不同配比混煤的黏温数据测试，最终确定了贵州煤与神华煤的混配质量比为6 :4。

原料煤煤质分析数据和灰成分数据分别见表 1和表 2(实验室混配煤为贵州煤与神华煤按质量比6 :4混配)。

为了满足气化炉要求，扬子石化公司在配煤系统中采用了多次掺混工艺并实现了自动控制，不仅节省了大量人工，而且有效保障了配煤质量。SE粉煤气化装置原煤输送流程见图 1。

图 1

SE粉煤气化装置原煤输送流程

存储于2个面包仓中的原煤经皮带输送机送入筒仓(C筒仓为备用筒仓)，再经活化给煤机定量后送入皮带输送机并称重显示实时给煤量。对于贵州煤和神华煤按质量比6 :4配煤时，将A筒仓中的贵州煤给料量设置为总给料量的60%，将B筒仓中的神华煤给料量设置为40%，并同时经皮带输送机送入E筒仓(F筒仓为E筒仓的备用筒仓)，直至E筒仓达到满料位。当制粉系统原煤仓低料位时，开启E筒仓活化给煤机送入原煤，最终进入磨煤机。

在上述原煤输送过程中，贵州煤和神华煤经历了2次混合，一次是由皮带输送机落入E筒仓内的过程，另一次是由E筒仓进入到原煤仓的过程，整个系统均采用自动控制。

针对气化装置初始运行期间所采用的贵州煤与神华煤的混配煤，考察了15个煤粉样品(取样间隔为1 d)的煤质数据稳定性，主要包括工业分析、元素分析、灰熔融性流动温度和煤灰化学成分，其煤质稳定性比较见表 3，入炉煤粉主要参数稳定性比较如图 2所示。

图 2

入炉煤粉主要参数稳定性比较

由表 3可见：与实验室混配煤的煤质数据比较，灰分、灰熔融性流动温度、酸性氧化物、碱性氧化物含量等数据的平均值与实验室混配值或理论值相差较小，不仅完全可满足气化装置对煤质波动的耐受性，而且说明本配煤工艺合理，可较好地实现入炉混配煤的均匀、稳定混配；硫含量的偏差相对较大，其煤样平均值比实验室混配值高出0.75%，这可能与贵州煤的煤质略有波动有关。

由图 2可见，15个入炉煤粉的煤质稳定性良好，灰分质量分数在15.33%~18.41%，FT在1 248~1 288℃。较高的灰分含量和较低的灰熔点为气化炉水冷壁衬里表面的首次挂渣创造了良好条件，可确保水冷壁衬里表面安全稳定挂渣。由此可见，通过贵州煤与神华煤的混配，可有效降低入炉煤粉的灰熔融性流动温度，煤灰中主要酸性氧化物总质量分数低于80%而主要碱性氧化物总质量分数超过12%是造成入炉混配煤的灰熔融性流动温度较低的原因。

由于贵州煤矿的特征是储量较低、煤质稳定性较差，故在装置运行中贵州煤煤质出现较大波动，导致配煤结果出现明显偏差。由于现场煤粉仅取15个样品(1 d取1个样品)，仅能代表 15 d的入炉煤质情况，但从测量的气化炉水冷壁表面耐火材料温度看，其值从600 ℃逐渐降至270 ℃左右，水冷壁蒸汽产量从4~5 t/h降至1 t/h左右，这意味着水冷壁衬里表面渣层非常厚。取样分析结果表明，该贵州煤的FT超过1 500 ℃，配煤的FT达到1 399 ℃，灰分质量分数为21%，其灰成分与其他贵州煤相差很大。贵州煤煤质波动对配煤的影响见表 4，高灰熔点贵州煤灰成分见表 5。

该批次高灰熔点贵州煤的煤质波动对气化装置的影响主要表现为水冷壁的传热变化。煤质变化将影响水冷壁表面熔渣沉积厚度，进而影响水冷壁传热，具体表现为气化炉水冷壁SiC表面温度和汽包蒸汽产量显著下降。由于煤灰成分和煤灰黏温特性发生变化，导致水冷壁表面熔渣沉积厚度增加，引起水冷壁SiC表面温度下降。在氧煤比基本不变的情况下，气化炉水冷壁SiC表面温度10 h后由600 ℃降至约270 ℃(接近水冷壁内汽水混合物温度)，说明此时水冷壁表面渣层很厚。由于排渣系统未显示有渣口压差增大趋势，故维持工况稳定并一直持续了5 d。此后，煤质逐渐恢复正常，水冷壁SiC表面温度由270 ℃逐渐恢复至600~700 ℃的水平。经近9 d的运行，该批次高灰熔点煤全部按照贵州煤与神华煤以质量比6 :4混配入炉气化，虽然造成水冷壁SiC表面温度大幅降低，但并未造成渣口积渣，这主要得益于SE气化炉渣口温度略高的合理温度场分布^[5]。

采用与低灰熔点煤混配是解决高灰熔点、高灰分劣质煤气流床气化的有效途径。通过设定适宜的混配比例和配煤工艺，可较好地稳定入炉配煤煤质，拓展气化装置的煤种适用性，可实现气化装置安全、稳定、长周期和高效运行。15 d的煤粉煤质分析测试数据表明，扬子石化公司SE粉煤气化装置通过合理设置配煤系统，有效调控活化给煤机的定量、稳定供给，较好地实现了2个不同煤种的均匀、稳定配煤。