干粉气化与水煤浆气化的对比-20120427

年产30万吨合成氨装置气化技术的选择和比较煤化工的龙头是煤气化，煤气化工艺的选择，有时直接决定了企业的生死存亡或者效益好坏，最典型的例子就是国内有名的三家大型煤制烯烃企业，采用了三种不同的煤气化技术，得到三种不同的结果。目前成熟的高压粉煤气化技术从进料方式上可以分为干法（干法进料）和湿法（水煤浆进料）。干法气化目前在国内应用较多的主要有Shell、GSP和航天炉；湿法气化目前在国内应用较多的主要GE、四喷嘴和清华炉。这些气化技术各有优缺点，就气化炉本身而言也有很多科研单位和应用单位对其优缺点、性能、使用情况进行了介绍和对比。由于合成氨工程是技术集成度很高的综合工程，涉及多个单元，因此仅仅从气化炉本身进行对比不尽全面，不尽合理。本文从合成氨整个流程上对干法气化和湿法气化的主要流程和消耗进行比较，以便从整个流程上对两种气化方法有更全面的认识，以便于气化技术的选择。为便于比较，故选用国内目前较成熟的工艺路线进行比较，干法气化流程为，4.0MPa气化，四段耐硫变换，低温甲醇洗，液氮洗，合成器压缩，合成氨。湿法气化流程为，6.5MPa气化，三段耐硫变换，低温甲醇洗，液氮洗，合成器压缩，合成氨。合成氨装置，两种气化技术均相同，故不作比较，仅对前面工序进行对比。对于空分工段，不是本文比较的重点，仅对氧耗进行比较，一般4.0MPa气化，配套氧气压力为5.8MPa，6.5MPa气化，配套氧气压力为8.3MPa，如均采用内压缩流程，5.8MPa 1Nm3的氧气能耗和8.3MPa 1Nm3的能耗相差约0.02KW，在国内实际的运行案例中，两者的实际差别几乎没有，例如，神华宁煤采用4.0MPa气化，神华包头采用6.5MPa气化，但是宁煤空分单位氧气的能耗却比包头的还要高。1. 气化反应不论是干法气化还是湿法气化，其气化原理是相同的，目前在国内应用的高压气流床气化均是采用纯氧气化，主要的反应式为：对于湿法气化，由于大量水分随水煤浆进入气化炉，因此气化室内有大量的水蒸气存在，在炉内会发生部分CO变换反应，有比较多的CO会转化成CO2，同时得到相同摩尔数的H2，而且在高温下变换反应的速率很大，所以湿法气化出气化炉的粗煤气中CO含量比干粉气化低，H2含量比干粉气化高。干法气化中为了保证煤粉的顺利输送，通常煤粉中的水份含量要控制在2%左右，与湿法气化相比，干法气化入炉一吨干煤粉只有20kg水到炉内。如果湿法气化的水煤浆浓度按照62%考虑，则入炉一吨干煤约带613kg水到炉内进行气化。不过根据气化技术不同，在干法气化中需要向气化炉内加入约520%的水蒸气（在本文的计算中假定为8%），因此干法气化时一吨干煤需要的入炉水量为80kg。湿法气化炉气化室出口水蒸气含量通常约20%左右，1000kg煤通常的干气产量约2200Nm3，因此气化室出口仍然还有约440Nm3的水蒸气，即约353kg的水没有反应，只是温度需要加热到气化室出口温度（本文计算中按照1350考虑）。假定干法气化炉出口的水蒸气含量为0%。在干粉气化中原煤带入的2%水分需要从常温加热到气化室出口温度，以蒸汽方式进入的水分需要从饱和温度加热到气化室出口的温度。无论是湿法气化还是干法气化，气化炉出口合成气中的氢气来源一部分是煤本身含有的氢元素，另外一部分进入气化炉的水反应生成的H2。为了简化计算，假定进入气化炉中的水和焦炭发生异相水煤气变换反应，即：根据现有的实际运行经验，就气化炉本身来说，干法气化的氧耗和煤耗都比湿法气化要低。从以上分析可以看出，入炉一吨干煤的条件下，主要是由于湿法气化中需要将带入的水分加热到气化室的出口温度，同时在湿法气化炉中还有约260kg的水要发生吸热的异相水煤气变换反应，而干法气化炉中发生此反应的水分只有约80kg。经过核算，湿法气化与干法气化相比，由于要将带入水分加热到气化室出口温度，同时要提供大量热量供异相水煤气变换反应，需要额外提供的热量差约为2553MJ。假定这些额外的热量供应需要入炉煤完全燃烧并生成CO2来提供，则入炉一吨干煤时，湿法气化比干法气化约要多103kg煤转化成为CO2，并多消耗86Nm3的氧气。这也是湿法气化炉出口中CO2含量高于干法气化的一个原因。根据国内气化的典型结果，吨氨煤耗为1353kg，吨氨氧耗为710Nm3，因此：表1 氧耗和煤耗比较表项目湿法气化干法气化备注吨氨煤耗1492.8Kg1353Kg吨氨氧耗783.3Nm3710Nm3以上比较的基础是相同煤种2. 煤浆（粉）制备2.1 干粉制备干粉气化采用干磨，原料煤在微负压条件和热惰性气条件下，在磨煤机中进行磨粉和干燥，热惰性气由热风炉提供，采用加热的惰性气体进行干燥，通过惰性气体对煤粉进行吹扫，同时将蒸发出来的水分带走，惰性气体和煤粉在煤粉袋式过滤器中分离后，进入循环风机加压，部分气体放空，剩余部分通过热风炉加热后循环使用。如果煤中的水分过高，则必须采用两级干燥进行。干粉一般控制含水量为2%左右，粒度要求大于90微米的小于10%、小于5微米的小于10%。干粉制备主要消耗的物料有燃料气、工厂空气、氮气和电。根据经验，制备一吨干煤粉的电耗为30KW（根据煤种不同会有所不同），燃料气耗一般根据煤的含水量不同而不同，如1吨含水量为10%的煤种，在干燥时需消耗的能量为1000（0.1-0.02）26700.7=3051428KJ（燃料气能量利用率按70%计）。干粉气化一般利用液化气、天然气、工厂废气或粗煤气燃烧产生热量进行干燥,干燥时温度控制非常关键，如果温度过高，极有可能发生燃烧、爆炸的事故。2.2水煤浆制备水煤浆气化采用湿磨，原料煤通过煤称重给料机和水、添加剂一起加入磨煤机，磨机采用溢流式，合格的煤浆从磨机的出口流出，煤浆浓度一般为58%65%。煤浆浓度一般和煤的内水有关，煤的内水越低，成浆性能越好，煤浆浓度越高。水煤浆制备主要消耗的物料有水、添加剂和电。添加剂的种类、添加量与煤种、水煤浆浓度，粒度等因素有关，通常通过试验确定，添加剂的加入量一般为煤浆量的0.10.3。根据经验，制备一吨水煤浆的电耗为10 KW（根据煤种不同会有所不同）。制浆用水可以采用工厂难以处理的废水。表2 煤浆（粉）制备比较表项目水煤浆气化干粉气化备注主要消耗吨浆电耗10KW，折吨粉电耗16KW吨粉电耗30KW煤浆浓度62%计不需烘干吨煤干燥耗能305142KJ煤含水10%计吨浆添加剂13Kg不需添加剂安全性水煤浆制备是在常温常压下操作，安全可靠性高。粉煤制备是用可燃气体燃烧加热惰性气体来加热煤粉，挥发份易挥发，容易发生自燃、爆炸事故环保无废气排放。制1吨水煤浆（62%）消耗380Kg废水；有废气排放节水可利用废水将煤中的水蒸出，需在后工段以蒸汽的形式补充3. 煤粉（浆）的加压和输送3.1 干粉的加压和输送如下图所示系统为干粉比较常用的一种加压输送简图，一个煤粉系统给多个煤粉烧嘴供料。来自干粉制备系统的煤粉首先进入煤粉储仓，然后进入煤粉锁斗，经加压后进入煤粉给料仓，煤粉锁斗和煤粉给料仓的排气进入煤粉装料袋滤器，其收集下来的煤粉再排入粉煤储仓。煤粉给料仓的下部有锥形的充气锥，通过高压氮气或二氧化碳气对充气锥进行充气，高压氮气（或二氧化碳）的流量和压力必须进行严格控制。干煤粉输送过程中主要消耗的物料为高压氮气（或二氧化碳）和低压氮气，高压氮气（或二氧化碳）由氮气（或二氧化碳）压缩机提供。氮气（或二氧化碳）必须加热至90以上。目前干粉气化压力最高为4.0MPa，要求输送高压氮气（或二氧化碳）压力为8.1MPa，输送密度一般为350400Kg/m3，从国内运行的经验来看，吨氨输送气电耗约80KW（和煤种有关）。为保持煤粉管线的干燥，煤粉输送管线需采用蒸汽伴热。3.2 水煤浆的加压和输送来自煤浆制备的水煤浆进入煤浆槽，煤浆槽中的水煤浆通过煤浆搅拌器的搅拌保持悬浮，煤浆通过高压煤浆泵加压，进入水煤浆烧嘴。煤浆输送主要通过煤浆泵进行输送，如采用6.5MPa气化，水煤浆压力一般为7.8MPa，吨氨电耗一般为5KW左右（和煤种有关）。表3 煤粉（浆）的加压和输送比较表项目湿法气化干法气化备注主要消耗吨氨电耗一般为5KW吨氨输送气电耗约80KW气化压力4.0MPa不需烘干煤粉管线伴热吨氨耗蒸汽186Kg高压氮气需加热至90稳定性水煤浆采用泵加压输送稳定性好，流量测量成熟，可以实现氧煤比自调粉煤采用高压气密相输送，流量稳定性差，测量难度大； 操作性采用变频调节，操作简单，可以实现氧煤比的自调采用锁斗方式，需操作煤粉储仓、煤粉锁斗、煤粉给料仓的料位，依靠煤粉给料仓下部锥形的充气锥的充气量来调节入炉煤粉量，操作难度大，不能实现氧煤比的自调。维修水煤浆泵维修量小干粉气化由于采用锁斗进料方式，经常进行充压、泄压操作，对阀门、管道的磨损较大，有些厂家还出现过煤粉锁斗煤复合板开裂、充气锥破损等事故，维修工作量大环保无废气排放泄压时废气排放无辐射源煤粉测量仪器有辐射4. 进入气化炉的氧气和蒸汽4.1 干法气化的氧气和蒸汽对于4.0MMPa干法，气化炉必须加入5.1MPa的过热蒸汽，过热蒸汽一般在氧气管线上加入，过热蒸汽在加入氧气管线之前必须经过过滤，以过滤蒸汽中可能携带的10微米的锈皮颗粒。蒸汽的加入量一般为吨氨120Kg左右为了僻免蒸汽冷凝，氧气也必须经过预热，氧气一般采用气化炉的锅炉水预热到180。4.2水煤浆气化的氧气和蒸汽水煤浆气化不需加入蒸汽，氧气从空分过来后，不需任何处理即可加入气化炉。表4 进入气化炉的氧气和蒸汽比较表项目湿法气化干法气化备注主要消耗不需加蒸汽吨氨耗蒸汽120Kg氧气不需预热氧气需要预热至180操作性只需控制O2/C比需控制H2O/O2比和O2/C比，还需控制氧气和蒸汽的温度5. 气化炉5.1 干法气化目前国内已经商业化运行的干法气化均采用水冷壁形式，但水冷壁的形式也不尽相同，从国内运行的情况来看，航天炉的运行情况是所有干法气化技术中运行最稳定的，在本工程中，可以采用4.0MPa，3200mm炉型，单台气化炉就可达到30万吨合成氨的要求，所以以下就以航天炉作为干法气化的代表进行论述。航天炉气化炉采用水冷盘管结构，从汽包来的锅炉水进入锅炉水循环泵，加压后先送入氧气预热器加热氧气，出氧气预热器的锅炉水分四路进入气化炉水冷壁盘管，出盘管的汽液混合物进入汽包进行汽液分离，蒸汽送入管网，锅炉水进行循环。在水冷壁和气化炉外壳之间的环隙中充有惰性气体，气化炉的烧嘴装在气化炉的顶部中心位置，三条煤粉输送线分别进入同一个烧嘴，氧气和过热蒸汽混合后也送入工艺烧嘴，煤粉和氧气、蒸汽在气化炉内进行反应，未反应的炉渣和粗煤气一起通过渣口进入气化炉激冷室。气化炉内主要是依靠炉渣来保护水冷壁，水冷壁的产气量直接和炉渣的厚度有关。由于水冷壁采用盘管结构，所以锅炉水循环泵的扬程很高。航天炉的的炉内流场，煤粉通过三条煤粉管线进入气化炉烧嘴的三个煤粉管，氧气经预热后和一定比例的蒸汽混合后，在气化炉内形成旋流，炉内轴向温度梯度为上部高，下部低。对于液态排渣的气化炉操作，渣口温度的高低是决定渣口压差大小的主要影响因素，也是气化炉能否正常排渣的关键。对于航天炉，需要正常排渣，保持渣口的温度在灰熔点以上，就必须提供气化炉上部的温度，提高氧煤比。由于其烧嘴没有中心氧，只能靠提高氧煤比来提高渣口温度。5.2 湿法气化目前国内已经商业化运行的湿法气化有采用耐火砖也有采用水冷壁形式，从水煤浆气化发展的趋势看，水冷壁将是气化炉发展的方向。在本工程中，可以采用6.5MPa，3200mm炉型，单台气化炉就可达到40万吨合成氨的要求，所以以下就以水冷壁清华炉作为水煤浆气化的代表进行论述。水冷壁清华炉采用垂直水冷壁结构，在水冷壁设计时，按照自然循环设计，运行时按照强制循环运行。从汽包来的锅炉水进入锅炉水循环泵，加压后进入水冷壁，出水冷壁的锅炉水进入汽包进行汽液分离，蒸汽送入管网，锅炉水经锅炉水循环泵加压循环，由于水冷壁采用垂直水冷壁结构，所以锅炉水循环泵的扬程较低。水冷壁和气化炉外壳之间的环隙中充有惰性气体，气化炉的烧嘴装在气化炉的顶部中心位置，一条煤浆管线和氧气一起送入工艺烧嘴，水煤浆和氧气在气化炉内进行反应，未反应的炉渣和粗煤气一起通过渣口进入气化炉激冷室。清华炉的的炉内流场，水煤浆通过一条煤粉管线进入气化炉烧嘴，氧气通过两路在气化炉内形成旋流，炉内轴向温度梯度为上部高，下部低。对于液态排渣的气化炉操作，渣口温度的高低是决定渣口压差大小的主要影响因素，也是气化炉能否正常排渣的关键。对于航天炉，需要正常排渣，保持渣口的温度在灰熔点以上，就必须提供气化炉上部的温度，提高氧煤比。由于其烧嘴没有中心氧，只能靠提高氧煤比来提高渣口温度。表5 气化炉比较表项目湿法气化干法气化备注气化压力6.5MPa（最高8.7MPa）最高4.0MPa气化炉结构垂直水冷壁结构采用水冷壁盘管结构安全性可以实现自然循环，不容易烧坏不能实现自然循环，容易烧坏保护气一台3200mm气化炉需要密封气300Nm3/h一台3200mm气化炉需要密封气1000Nm3/h气化方式气流床液态排渣，灰渣比为4:6气流床液态排渣，灰渣比为2:8适用煤种褐煤、烟煤、无烟煤全部煤种，可实现原料煤本地化褐煤、烟煤、无烟煤全部煤种，可实现原料煤本地化气化炉温度1300170013001700有效气含量80838388（和输送气有关）投资11.86. 热量回收和灰水处理目前国内的干法气化和湿法气化热量回收方式均无较大差别，有采用废锅回收热量，也有采用激冷回收热量，具体采用何种热回收方式，主要和后续工段的产品有关，生产合成氨一般采用激冷流程。水煤浆气化由于出气化炉的粗煤气含水量较大，所以在热回收工段会比干粉气化回收的热量要多，如采用废锅流程，会多回收蒸汽；如采用激冷流程，其出洗气塔的汽气比较高，变换工段不用加蒸汽，而且放热的水煤气变换反应产生的蒸汽量也比干粉要多。灰水处理虽然干法气化和湿法气化采用灰水处理的流程不完全相同，但作用相差不大，都是进行热量回收和灰水回用。干法气化的灰渣比一般为4:6，湿法气化的灰渣比一般为2:8，相同投煤量的情况下，干法气化的灰水中含有的灰量较大，比湿法气化的灰水难以处理。7. 水的消耗干法气化和湿法气化水的消耗量主要指外排的水量，两种气化工艺外排水量的控制均是按照煤种氯离子等有害组分累计程度来排放的，在相同投煤量的情况下，外排水量基本相同。干法气化比湿法气化多排放的水是在烘煤过程中，将煤中的水分烘干至2%左右，此部分水分也可视为排放水。7.1干法气化在煤粉制备工序，主要是利用燃料气或其他介质将煤中的多余水分进行烘干，一般要求烘干至2%左右。为保持煤粉管线的干燥，煤粉输送管线需采用蒸汽伴热，部分冷凝液无法回收造成浪费。在煤气化工序，主要用水为脱盐水，脱盐水主要用于水冷壁汽包加水、仪表冲洗水和机泵密封水。另外还需要在炉内添加部分蒸汽用于气化反应。在灰水处理工序，由于整个气化系统的水循环使用，需按照煤种氯离子等有害组分累计程度来排放部分水，并补充部分新鲜水和工艺冷凝液，用于系统补水。外排污水过热蒸汽多余水分灰水处理气 化煤粉制备脱盐水新鲜水和工艺冷凝液伴热蒸汽7.2湿法气化在制浆工序，需要加入水进行制浆，制浆用水可以用新鲜水，也可以使用工厂难以处理的废水，如含酚废水、含苯废水等。在煤气化工序，主要用水为脱盐水，脱盐水主要用于水冷壁汽包加水、仪表冲洗水和机泵密封水。在灰水处理工序，由于整个气化系统的水循环使用，需按照煤种氯离子等有害组分累计程度来排放部分水，并补充部分新鲜水或工艺冷凝液，用于系统补水。外排污水灰水处理气 化煤粉制备脱盐水新鲜水或工艺冷凝液有机废水从以上用水分析比较可知，干粉气化和湿法气化相比，在生产能力相同的情况下，外排水量相同。同等用途的情况下（如同为合成氨或甲醇等），气化反应需要的水量也相同。湿法气化是将大部分用水以水煤浆的形式加入，对煤的含水程度没有特殊要求，对加入水的水质的要求也较低，一般制浆用水使用难以处理的有机废水，具有环保效益。干法气化是将煤种多余的水分去掉，然后再将需要的水分步加入，在气化炉需要的水分，必须以高压过热蒸汽的形式加入，变换工段需要的水，必须用过热蒸汽或锅炉水的形式加入。干法气化和湿法气化相比，干法气化比湿法气化在水的使用上，要求的品质更高，水量更大。8. 变换对于合成氨生产而言，干法和湿法气化均采用激冷工艺，由于湿法气化中，出气化炉的粗煤气中含水量较大，而且此部分水已经被煤和氧气燃烧加热到1350，激冷后粗煤气含水量较大，出洗气塔的汽气比比干法要高0.3左右，变换工段不需加蒸汽，而且此部分热量在变换工段副产为蒸汽，这也就是湿法气化比干法气化在变换工段副产蒸汽量大的主要原因。以下为国内比较常见的变换流程对两种气化技术对应的变换系统能耗进行对比。干法气化的变换流程：从气化来的3.718MPa(G)、210.9的粗煤气，（其干气中CO约55%(mol%),水气比约为1.15，经过煤气分离预热后进入变换炉进料换热器，被出第一变换炉的变换气加热至260后，70%的粗煤气进入第一变换炉,在炉内催化剂的作用下，粗煤气中的部分CO与H2O发生变换反应，并放出大量的反应热，反应温度控制在387，CO含量控制在32%(mol干基)，从第一变换炉底部出来的变换气，进入中压蒸发冷凝器，利用变换气的热量副产2.5Mpa（G）的饱和蒸汽，在此变换气与另外未经变换的30%的粗煤气混合后温度为332，再送入变换炉进料换热器，在此变换气被冷却至284，再进入冷凝液加热器，被工艺冷凝液冷却至230后进入第二变换炉，在炉内催化剂的作用下，进一步进行变换反应，反应温度控制在413，CO含量控制在6.3%(mol)，从第二变换炉底部出来的变换气喷入中压锅炉给水，变换气的水气比提高至0.45，进入第三变换炉，反应后温度控制在256，CO含量控制在1.2%(mol)左右，从第三变换炉底部出来的变换气再进入低压蒸发冷凝器，利用变换气的热量副产0.5MPa(G)的低压饱和蒸汽。换热后降温至200的变换气，再进入第四变换炉，反应后温度控制在205，CO含量控制在0.4%(mol)。从第四变换炉出来的变换气压力为3.34Mpa(G)，副产0.5MPa(G)的饱和蒸汽。然后经脱盐水预热器，循环水冷却器冷却至40，再经分离器分离变换气中的水分，送往甲醇洗工序。湿法气化的变换流程：从气化装置来的水煤气（其干气中CO约45%(mol%),水气比约为1.45，压力约为6.2MPa），煤气经分离预热后，温度为第一变换炉所需要的入口温度265305进入第一变换炉进行变换反应，其出口温度为436，CO6.55%(mol%)。离开第一变换炉后，气体经过热能回收，副产3.8MPa的蒸汽，温度降为255后进入第二变换炉，其出口温度为265288，CO1.2%(mol%)。气体离开第二变换炉后，副产1.5MPa的蒸汽回收热能，温度降为245，进入第三变换炉，其出口温度为255，CO0.4%(mol%)。三变炉出口的气体经0.5MPa废锅副产蒸汽、脱盐水预热器回收热量、变换气水冷器冷却后，再经分离器分离变换气中的水分，送往甲醇洗工序。表八 变换系统对比表对比项目航天炉清华炉(6.5MPa)设备变换炉四台，由于压力低设备直径较大 变换炉三台，由于压力高设备直径较小投资变换设备多，重量大，触媒多，投资大。变换投资低。主要消耗变换时需添加过热蒸汽或喷水变换时需不需添加过热蒸汽或喷水吨氨副产蒸汽3.8MPa0.662.5MPa0.31.5MPa0.190.5MPa0.611.089. 净化目前国内的大型合成氨系统多采用低温甲醇洗加液氮洗系统，由于低温甲醇吸收CO2、H2S和其他有机硫化物是一种物理吸收，其特点是：在加压、低温的情况下溶剂甲醇吸收气体中的CO2、H2S，而在减压、加热时CO2、H2S有很容易的从甲醇中解析出来。根据实际的工业化运行表明，溶剂甲醇吸收CO2、H2S和其他有机硫化物等的理论基础是遵循亨利定律的；在实际的工业化运行表明，气体中P CO2的升高使CO2在溶剂甲醇中的溶解量是高于成正比例的增加。这也是低温甲醇洗在吸收CO2、H2S时，总是选择较高压力的原因所在。如气化系统采用干粉气化，则低温甲醇洗工段采用3.35MPa，如气化系统采用水煤浆气化，气化压力选择6.5MPa，则低温甲醇洗工段采用5.6MPa。表9.1：净化系统对比表名称变换气压力约5.5MPa （低温甲醇洗+液氮洗）变换气压力约3.5MPa （低温甲醇洗+液氮洗）备注设备设备直径小投资小如吸收塔2650x 69600mm，重320吨；设备直径较大投资大如吸收塔3400x 73400mm，重470吨；甲醇循环量（t/h)170310甲醇洗蒸汽（t/h)913甲醇洗+液氮洗脱盐水（t/h)2.52.5甲醇洗循环水(T=10，t/h)390440甲醇洗+液氮洗冷量(Kw）2,6004,800甲醇洗甲醇损失（kg/h)1520高压氮气（Nm3/h）27,00030,000液氮洗低压氮气（Nm3/h）8,00012,500甲醇洗+液氮洗液氮（Nm3/h）00电耗（Kw）10391388轴功率10. 压缩4.0MPa干法气化和6.5MPa湿法气化之后配套的氨合成、冷冻系统的能耗和投资基本一样，故不作比较，压缩系统进行比较。表10：压缩系统对比表对比项目干粉气化湿法气化能耗1. 合成气压缩机增压段功率大，比6.5MPa气化大2000KW； 2. 合成压缩机循环水的消耗量大。1. 合成气压缩机增压段功率小。投资1、 合成气压缩机设备投资增大1、 合成气压缩机投资减少。11. 成本对比表（见附表11）12. 结论对于年产30万吨合成氨以上的项目，整个装置压力的提高将使投资和运行费用大幅度下降。水煤浆气化在安全稳定方面，有干粉气化不可比拟的优越性。水煤浆的主要劣势在于煤耗和氧耗比干粉的高，但是燃烧的煤和氧气在变换工段以蒸汽的形式体现出来。整个合成氨装置的成本，不是仅决定于煤耗和氧耗，要从全系统能耗综合来看，本项目煤种水分按10%计，如果是含水量更高的煤，烘煤费用将更高；烘煤的燃气，如采用液氮洗净化工艺，还需补充大量的粗煤气或采用液化气进行燃烧，烘煤的成本将更高。对于缺水的地区，干粉气化一方面将煤中的水分烘干，另一方面要以过热蒸汽、锅炉水的形式向系统补水，而水煤浆可利用工厂的污水，两者的耗水情况也是合成氨长应该考虑的重点。17 表11 水煤浆气化和干粉气化激冷流程合成氨综合能耗比较表物料消耗干法气化（航天炉）湿法气化（清华炉）单价吨氨用量金额（元）吨氨用量金额（元）气化单元吨氨成本操作压力（MPa）4.06.5煤制备磨煤耗电（kwh/t）40.620.32311.50.5元/KW.h煤粉输送耗电（kwh/t）80400煤浆添加剂02.6124.5元/Kg烘煤耗能（含水10%）250气化灰水处理气化电耗（kwh/t）3316.533.216.6煤耗（干基kg/t）135310831492.811940.8元/Kg氧耗(Nm3/t)710319.5783.33520.45元/Nm35.1MPa过热蒸汽耗（t/t）0.10662100200元/t0.5MPa饱和蒸汽耗（t/t）0.1862600140元/t4.5MPa蒸汽(t/t)副产0.024-3.360140元/t7.0MPa蒸汽(t/t)副产00.024-3.36140元/t脱盐水（t/t）1.278.890.926.447元/t气化单元小计1556.831589.18变换单元吨氨成本3.8MPa饱和蒸汽（t/t）副产00.66-92.4140元/t2.5MPa饱和蒸汽（t/t）副产0.3-420140元/t1.5MPa饱和蒸汽（t/t）副产00.19-26.6140元/t0.5MPa饱和蒸汽（t/t）副产0.61-85.41.08-151.2140元/t变换单元小计-127.4-270.2净化单元吨氨成本甲醇消耗Kg/t0.72.10.51.53元/Kg电耗（kwh/t）36182512.50.5元/KW.h0.5MPa饱和蒸汽耗（t/t）0.3143.40.2129.4140元/t循环水耗（t/t）10.51.589.31.40.15元/t冷量消耗（kwh/t）11422.86212.40.2元/KW.h净化单元小计87.3556.73压缩单元吨氨成本电耗（kwh/t）23011517185.50.5元/KW.h循环水（t/t）80126090.15元/t压缩单元小计12794.5总计1643.781470.21高173.57说明：本比较表仅对主要的消耗项目进行了比较，对于相同项目或差别较小的项目如气化的絮凝剂、分散剂，变换的触媒、余热利用等没有进行比较。19