0 引言
我国能源资源丰富，但是由于受供需比例不协调的影响，我国能源面临着巨大的挑战，我国是世界上最大的煤炭生产与消费国家之一，我国能源生产消费结构中煤炭占据着较大比例。尤其是近几年来，我国煤炭消费一直呈现上升趋势，有关数据表明，煤炭在能源生产消费结构中占据着大约70%的比例，而且我国煤炭作为主要能源的趋势短期内不会改变。我国是能源生产大国，同时也是能源消费大国，目前我国的能源利用率大约维持在33%左右，远远低于世界先进国家能源利用率[1]。因此，发展现代煤化工是国家能源发展战略的重要组成部分，是充分发挥煤炭能源相对资源优势，保障国家能源安全的必要措施，是缓解石油和天然气供需矛盾的现实手段。
煤炭转化是指煤炭经过化学反应过程得到气态、液态或固态产物的过程，主要有煤炭气化、煤炭直接液化、煤炭高温炼焦、煤炭中低温热解等工艺过程。显然，上述不同形态的煤炭转化产物并不一定是市场上需要的最终产品，因而往往还要对这些不同形态的产物进行适当的后续加工，以最终获得可以直接使用的各种能源或化工产品。传统煤化工的典型代表有煤炭炼焦、煤制合成氨、煤制甲醇等。现代煤化工的典型代表有煤直接液化、煤气化、合成气费托合成（煤间接液化）、大型煤制甲醇、甲醇制烯烃、甲醇制芳烃、煤制乙二醇、煤制天然气等[2]。
煤炭直接液化是将固体的煤通过高温、高压加氢转化为清洁液体燃料的一种高新洁净煤技术，作为生产石油替代品的最有效技术。对解决中国石油资源短缺，平衡能源结构。保障能源安全稳定供给，国民经济持续稳定发展、实现21世纪中叶达到中等发达国家水平的第3步战略目标具有重大战略和现实意义。
最近几年，国内煤炭生产供过于求，大量煤炭急于寻找新的出路。煤炭直接液化技术产业化将发挥中国资源优势，为传统煤炭产业调整结构提供新的发展道路，培育新的经济增长点。煤炭直接液化技术产业化对减少污染、保护环境，也具有积极的作用[3]。
我国从20世纪70年代末开始跟踪世界煤直接液化技术研究发展。在国家“六五”“七五”期间，开展了以资源普查和液化性能评价为主要内容的煤直接液化技术基础研究，煤炭科学研究总院先后引进日本0.1t/d和德国0.12t/d的煤直接液化连续试验装置开展了我国煤液化煤炭资源与煤液化性能评价以及工艺开发试验研究。国家能源集团根据国家战略和集团创新发展的需要出发，从20世纪末开始进行煤直接液化产业化工作，鉴于当时没有成熟的煤直接液化工业化技术可借鉴[4]。国家能源集团利用国内外科研、工程和设备制造等大型企业资源，自主进行了百万吨级煤直接液化示范项目的建设与运行[5]。煤直接液化示范工程是我国实施能源安全战略的一项重要工程，是世界首套现代煤直接液化技术工业规模装置[6]。煤直接液化工艺是我国开发具有自主知识产权的工艺[7]，采用纳米级合成铁系催化剂。煤粉和催化剂在供氢溶剂的作用下，通过高温、高压加氢提质反应，生产出石脑油、柴油和液化气等产品[8]。目前，工业化煤液化催化剂制备装置存在设备故障率高、催化剂产品稳定供应能力差等问题亟待解决。因此，在工业化生产过程中如何提高煤液化催化剂产品供应稳定性是一项重要的研究课题。
1 相关工艺项目背景简介
1.1 煤液化备煤装置工艺简介
煤液化备煤装置采用中速辊式磨煤机将精煤磨制成粒度分布合格的煤粉供煤液化装置生产使用，共设6条生产线，正常按5开1备运行即可满足煤液化装置满负荷生产，备煤装置有磨煤干燥、热风制备、煤粉输送3个生产工序。精煤通过定量称重给煤机通过落煤管送入中速辊式磨煤机内进行碾磨制粉，煤粉与来自热风炉制备工序的热气体进行接触干燥，并经过可调速旋转分离器进行煤粉粒度筛分，粒度较粗的煤粉返回中速辊式磨煤机内继续碾磨干燥，粒度合格的煤粉被热气体携带至煤粉收集器内进行气固分离，分离出的气相热气体一部分通过放空阀高点放空用来控制系统压力和平衡系统水汽含量，另一部分返回热风制备工序进行系统循环使用减少热风制备系统的燃料消耗以达到优化能源消耗的目的。固相煤粉通过一系列粉体输送设备转运输送至下游装置的原料储仓备用。
1.2 煤液化催化剂制备装置工艺简介
煤液化催化剂制备装置采用沉淀法合成制备纳米级铁系催化剂，使用溢流型球磨机制备原料水煤浆（湿法制浆）。以硫酸亚铁、液氨为原料，煤粉为载体，用化学合成的方法制备煤液化催化剂，经粉碎、过滤、干燥以及气力输送等一系列工艺过程，为煤液化装置提供合格、高效的煤液化催化剂。精煤与水按一定比例通过螺旋输送机送入溢流型球磨机研磨制成一定浓度的水煤浆，来自上游装置一定浓度的硫酸亚铁溶液与水煤浆在带有搅拌设备的煤浆配制槽中进行充分混合，该过程使Fe2+均匀附着在水煤浆中的煤粉颗粒表面。含Fe2+的水煤浆被泵输送到后续设备高剪切乳化槽中，与此同时向高剪切乳化槽内注入一定浓度的稀氨水用以提供反应所需的弱碱性环境，Fe2+和稀氨水发生化学反应生成Fe（OH）2。含Fe（OH）2的催化剂料浆被输送至多级淤浆鼓泡式反应器中，同时向多级淤浆鼓泡式反应器内通入工业风用来氧化催化剂料浆，催化剂料浆中Fe（OH）2与工业风中的O2发生氧化反应，生成FeOOH。负载有FeOOH的催化剂料浆经过滤、干燥、再研磨打散后通过气力输送系统送至煤液化装置的催化剂储仓。
1.3 干法制浆项目背景
干法制浆工艺是采用干法磨制，制备一定粒度分布的干煤粉后再加水调制成特定浓度的水煤浆供后续工艺使用，是一种成熟的制浆工艺。在煤直接液化示范工程中煤液化催化剂制备装置使用溢流型球磨机制备水煤浆，因溢流型球磨机单机设备产能低、故障率高、维保时间长、无备用生产线等因素造成不能满足设备临时检修和煤液化催化剂产品的充足供给。煤液化催化剂产能不足制约着煤液化装置满负荷长周期的安全稳定运行。另外，煤液化备煤装置设计有6条生产线，按5开1备生产运行。煤液化装置90%负荷生产时，煤液化备煤装置运行4条生产线，煤粉缺少26t/h，运行5条生产线又富余17t/h，并且煤液化备煤装置的单台中速辊式磨煤机还有25%的设计裕量。因此，充分利用煤液化备煤装置的中速辊式磨煤机的设计裕量向煤液化催化剂制备装置输送煤粉作为水煤浆制备的原料，此举可代替一部分溢流型球磨机的产量，从而保证为煤液化单提供充足的煤液化催化剂供应，为煤液化催化剂制备装置溢流型球磨机等主要设备临时检修创造条件，同时为后续煤直接液化项目建设新生产线收集其他制备水煤浆工艺的实际运行数据，因此增设了干法制浆工艺制备水煤浆生产线。干法制浆系统设置于煤液化备煤装置框架14层，主要设备有混捏机、煤浆配制罐、煤浆输送泵、干法制浆给水泵。
干法制浆系统设计使用煤液化备煤装置A生产线的煤粉（含水量≤4%，粒度分布与催化剂制备装置水煤浆相同）经下料溜管进入混捏机与水混合后进入煤浆配制罐，利用搅拌器和煤浆配制罐自身返回线充分混兑均匀，通过煤浆输送泵运送至煤液化催化剂制备装置煤浆配制槽内进行后续工艺生产处理。
煤粉下料量通过手动插板阀和下料溜管上的气动插板阀控制，配制水煤浆用生产水通过电磁流量计计量，煤粉与水比例为1.44:1，煤浆输送泵出口设有质量流量计和密度计，可以在线监控水煤浆流量和密度并远传至中央控制室，控制水煤浆浓度为40%左右。
2 干、湿法制煤浆及催化剂产品对比
为充分验证干法制浆工艺与溢流型球磨机湿法制浆工艺所生产催化剂在关键性能参数与指标上的具体差异，装置严格规划并实施总计336小时的性能标定测试。该性能标定测试的核心在于严格控制系统变量，在整个性能标定测试周期内，装置总体负荷保持不变，确保所有工况高度稳定，并在完全一致的投煤负荷基准条件下进行。性能标定测试方案中明确干法制浆系统和湿法制浆系统分别独立投煤生产运行，两种工艺分别持续稳定运行168小时。在此过程中，全面、细致地收集实际运行产生的各项生产数据。最终，通过对所采集的详实数据进行专业的处理与分析，旨在实现两个关键验证目标：一是对两种工艺路线下催化剂产品的主要性能指标进行客观、量化的对比验证；二是对干法制浆与湿法制浆两种水煤浆制备工艺的生产成本构成与效率进行对比验证。
2.1 催化剂产品性能指标对比
通过性能标定测试取样分析对比，干法制浆工艺水煤浆生产的催化剂在水煤浆浓度及粒度（指标≤75微米，≥80%）、催化剂粒度（指标≤75微米，≥80%）、催化剂铁含量与溢流型球磨机湿法制浆工艺水煤浆生产的催化剂分析数据表现一致，见表1。其他影响催化剂实际性能的指标，如水煤浆的粒度分布情况、催化剂产品的粒度分布情况见表2和表3。干法制浆工艺制备水煤浆生产的催化剂在各项技术参数指标上均可等效替代溢流型球磨机湿法制浆工艺制备水煤浆生产的催化剂。
表1 催化剂产品主要性能指标对比结果
样品 | 水煤浆浓度 | 水煤浆粒度 | 催化剂粒度 | 催化剂铁含量 |
湿法催化剂 | 40.88% | 84.30% | 91.10% | 6.53% |
干法催化剂 | 42.12% | 83.10% | 84.90% | 6.46% |
表2 水煤浆粒度分布对比结果
样品 | ≤5μm | ≤45μm | ≤75μm | ≤100μm | ≤210μm |
湿法催化剂 | 10.80% | 66.51% | 85.30% | 95.10% | 100.00% |
干法催化剂 | 8.65% | 63.90% | 83.10% | 92.81% | 100.00% |
表3 催化剂产品粒度分布对比结果
样品 | ≤5μm | ≤45μm | ≤75μm | ≤100μm | ≤210μm |
湿法催化剂 | 10.34% | 73.60% | 91.10% | 99.40% | 100.00% |
干法催化剂 | 9.03% | 67.40% | 84.90% | 92.94% | 100.00% |
2.2 生产成本对比
无论是干法制浆还是湿法制浆所制备的水煤浆在催化剂制备装置的催化剂制备工序及后续的干燥工序经过的生产处理是一致的，因此干法制浆和湿法制浆的成本差异仅体现在制备水煤浆工序。在标定测试中收集水煤浆制备生产工序数据用于研究干法和湿法制浆的生产成本（均不包含设备折旧）。干法制浆和湿法制浆的成本包括两大部分：分别为设备运行成本（主要为机组运行电耗）和公用工程成本（主要为生产水、循环水）。本文从两个维度进行生产成本对比分析，第一，从加工吨洗精煤成本进行对比；第二，从制备吨水煤浆成本进行对比，见表4，其中公用工程成本和设备运行成本是24小时总量；吨煤成本和吨水煤浆成本是将24小时总量分摊到每吨洗精煤和每吨水煤浆的结果。
表4 两种水煤浆制备工艺生产成本对比结果
生产方法 | 公用工程成本 | 设备运行成本 | 吨煤成本 | 吨煤浆成本 |
湿法制浆 | 5977.80 元 | 10175.00 元 | 19.23 元/吨 | 9.23 元/吨 |
干法制浆 | 6552.00 元 | 14591.52 元 | 25.17 元/吨 | 12.16 元/吨 |
由表4可以看出干法制浆工艺制备水煤浆在公用工程成本、设备运行成本、加工吨煤成本、制备吨水煤浆成本均略高于湿法制浆工艺。
3 经济效益分析
煤液化催化剂制备装置生产负荷与煤液化装置生产负荷相匹配，正常生产负荷在95%左右。催化剂制备装置单台溢流型球磨机最大加工洗精煤量35t/h，负荷为77%。据历年运行数据统计，平均每年每台溢流型球磨机会发生影响煤液化装置负荷的故障2次，每次检修时间18小时，影响煤液化装置负荷18%。煤液化装置100%负荷洗精煤加工量为301.2t/h，则因溢流型球磨机故障影响加工洗精煤量为3903.6t。建设干法制浆项目后煤液化催化剂制备装置溢流型球磨机出现故障后，及时启用干法制浆系统，不影响催化剂产量，不影响煤液化装置负荷。按液化油收率按40%计算，每吨油品按5500元计算，洗精煤成本按每吨278元计算，因降负荷产生的能耗成本不计；全年多产油品1561.4t，增加产品收益为858.8万元；消耗原料成本108.5万元，干法制浆和湿法制浆生产成本差额2.3万元；最后核算得出全年创收效益748.0万元。
4 总结
在生产装置现有条件下，干法制浆系统煤粉进料量最高可稳定达到30t/h，该进料量折算为加工精煤量约为35 t/h。基于此进料流量，干法制浆系统产出的水煤浆产量最高可达52 t/h。这一水煤浆产量水平，相当于满足了煤液化催化剂制备装置在77%设计负荷运行时的原料需求。系统运行数据显示，所制备水煤浆的浓度最高可稳定维持在55%。与此同时，干法制浆系统本身，以及煤液化催化剂制备装置配套的干燥系统和煤液化催化剂输送系统，均处于稳定运行状态，未出现异常。煤液化催化剂产品的各项关键性能指标，均符合当前生产工艺对产品质量的要求。目前，煤液化催化剂制备装置展现出了良好的操作弹性，其稳定运行负荷范围上限可达设计基准负荷的155%。
干法制浆系统的成功应用，关键之处在于充分挖掘并利用了煤液化备煤装置中已安装的中速辊式磨煤机的设计裕量，以及当5套系统并行运行时产生的富余产能。通过这种集成化、高效率的运行方式，该系统完全具备替代一台传统溢流型球磨机生产能力的技术可行性。此方案的实施，有效解决了煤液化催化剂制备装置中原有溢流型球磨机因固有的故障率高的问题，频繁导致非计划停机，进而严重制约了煤液化装置整体负荷提升的瓶颈。干法制浆系统的稳定运行，显著提高了煤液化装置运行的连续性和稳定性。此外，在系统运行过程中，持续收集和积累了关于干法制浆工艺在实际工业化生产环境下的关键运行数据与操作经验。这些宝贵的实践数据和运行经验，不仅验证了当前工艺路线的可靠性，更为后续规划中的煤直接液化新建项目的工艺选型、设备配置及操作优化，提供了坚实的技术路线选择依据和详实的实际生产运行数据支撑。
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