水煤漿氣化摻用石油焦運(yùn)行的實(shí)踐及問題分析

黃劍平

（金陵石油化工股份有限公司，江蘇 南京 210033）

金陵石油化工股份有限公司化工一部（簡(jiǎn)稱金陵石化化工一部）以煤和純氧為原料和氣化劑，采用美國德士古公司的水煤漿加壓氣化技術(shù)，激冷流程，年產(chǎn)9 萬t 氫氣，供煉油裝置使用。氣化爐氣化壓力為4.0 MPa(G)、氣化溫度1 350 ℃。系統(tǒng)配置3 臺(tái)氣化爐（A 爐、B 爐和 C 爐）、3 臺(tái)洗滌塔，正常生產(chǎn)時(shí)均為兩開一備；同時(shí)配置3 套閃蒸系列裝置。

近年來，隨著環(huán)保管控的日益嚴(yán)格，江蘇省控煤指標(biāo)逐年收窄，2019 年金陵石油化工股份有限公司全年控煤指標(biāo)127 萬t，一季度已耗煤40.38 萬t，上半年耗煤超過70 萬t，控煤任務(wù)迫在眉睫。在此背景下，2019 年7 月4 日，金陵石化化工一部對(duì)水煤漿氣化裝置進(jìn)行了摻用石油焦的運(yùn)行實(shí)踐，并對(duì)摻焦運(yùn)行過程中遇到的問題進(jìn)行了分析和針對(duì)性的技術(shù)改造與優(yōu)化，保證了裝置的安全、穩(wěn)定運(yùn)行，對(duì)相關(guān)裝置原料結(jié)構(gòu)的調(diào)整具有一定參考意義。

1 摻加石油焦制漿實(shí)驗(yàn)

1.1 原料煤及石油焦性質(zhì)

金陵石化化工一部實(shí)際生產(chǎn)以神華煤為原料煤，石油焦來自金陵石化公司Ⅲ焦化裝置，原料煤及石油焦的性質(zhì)見表1。

從表1 可以看出，石油焦的全水和內(nèi)水含量均低于原料煤，灰分和揮發(fā)分也低于原料煤，可磨指數(shù)高于原料煤，硫、固定碳含量遠(yuǎn)高于原料煤，灰熔融性溫度較原料煤高70 ℃左右。與神華煤相比，石油焦的揮發(fā)分和灰分明顯偏低，分子結(jié)構(gòu)緊密，屬相對(duì)致密的半焦石墨化結(jié)構(gòu)，反應(yīng)活性較差，因此摻加石油焦比例越高，所制水煤漿析水率越高，煤氣化過程碳轉(zhuǎn)化率也隨之下降[1]。

1.2 摻石油焦制漿實(shí)驗(yàn)及結(jié)果

為研究石油焦的摻加對(duì)成漿性能的影響，進(jìn)行了不同比例原料煤與石油焦摻混制漿的實(shí)驗(yàn)。制漿過程采用NDJ-5S 旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)測(cè)定水焦煤漿表觀黏度；采用GB/T 18856.2—2008 水煤漿質(zhì)量試驗(yàn)方法測(cè)量水焦煤漿濃度。實(shí)驗(yàn)得到的煤漿性能見表2。

表2 煤漿的成漿性能參數(shù)

由表2 可知，在相同的添加劑添加量條件下，隨著石油焦摻加量的增加，制備的水焦煤漿濃度升高，煤漿黏度下降，24 h 析水率增加，穩(wěn)定性較好，無硬沉淀產(chǎn)生；在摻加相同比例的石油焦下，隨著添加劑添加量的增加，所制水焦煤漿濃度差異不大，黏度降低。

2 摻加石油焦的生產(chǎn)實(shí)踐

2.1 摻加石油焦對(duì)煤漿性能的影響

2019 年7 月4 日氣化爐開始摻焦運(yùn)行，生產(chǎn)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)結(jié)果顯示：原料煤摻燒石油焦后，煤漿質(zhì)量分?jǐn)?shù)可以控制在61.77%左右，而未摻燒石油焦時(shí)原料煤的煤漿質(zhì)量分?jǐn)?shù)為61.07%，升高0.7 個(gè)百分點(diǎn)；煤漿黏度可以控制在 800 mPa·s～1 000 mPa·s，相比于原煤時(shí)，煤漿黏度降低200 mPa·s左右。

2.2 摻加石油焦對(duì)氣化爐運(yùn)行的影響

2.2.1 氣化爐運(yùn)行過程中出現(xiàn)的異常狀況

2019 年7 月4 日氣化爐開始摻焦運(yùn)行時(shí)石油焦所占質(zhì)量分?jǐn)?shù)為10%，7 月10 日摻焦質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加到20%，7 月17 日摻焦質(zhì)量分?jǐn)?shù)提高到30%，摻焦比例提高后，氣化B 爐仍可正常運(yùn)行，氣化C 爐運(yùn)行出現(xiàn)波動(dòng)，隨后將摻焦質(zhì)量分?jǐn)?shù)下調(diào)至20%左右。具體表現(xiàn)：

（1）7 月18 日凌晨，氣化C 爐渣口壓差開始逐漸升高，由0.02 MPa 最高升到0.11 MPa，于是氣化C 爐開始降負(fù)荷（由45 m3/h 降至40 m3/h）運(yùn)行，渣口壓差逐漸降低，穩(wěn)定在0.06 MPa。

（2）氣化爐摻焦質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加到30%后，激冷室液位也出現(xiàn)波動(dòng)，7 月20 日氣化C 爐液位降到2 600 mm左右，嚴(yán)重影響氣化爐安全運(yùn)行。

2.2.2 原因分析

為穩(wěn)定氣化C 爐液位，只能關(guān)小氣化C 爐黑水排放閥，將黑水排放量由140 m3/h 降至100 m3/h 左右，但氣化爐黑水排放量過小，可能會(huì)導(dǎo)致黑水管線堵塞，需停車處理?？紤]到氣化爐黑水排放量過小，會(huì)導(dǎo)致系統(tǒng)熱負(fù)荷升高、水質(zhì)變差等一系列問題，所以加大氣化C 系統(tǒng)洗滌塔黑水排放量（排放量約20 m3/h 左右），以解決氣化C 爐帶水問題。

氣化C 爐渣口壓差升高可能是由于燃燒室到激冷室工藝氣出口某處發(fā)生堵塞造成的。但由于工藝氣中CO、CH4含量沒有升高趨勢(shì)，并且撈渣機(jī)排渣情況正常，渣量沒有減少，渣也沒有拉絲現(xiàn)象，所以判斷是上升管和下降管環(huán)隙或者是氣化C 爐工藝氣出口處有堵塞現(xiàn)象。

因2019 年7 月氣化A 爐尚未檢修完畢，所以氣化C 爐只能低負(fù)荷運(yùn)行，在氣化C 爐運(yùn)行后期，激冷室液位可以穩(wěn)定在3 000 mm 左右，并且沒有波動(dòng)現(xiàn)象。洗滌塔補(bǔ)水量只有40 m3/h 左右，激冷水流量為230 m3/h，因此可以判斷是上升管和下降管之間的環(huán)隙堵塞造成激冷室?guī)畤?yán)重。隨后在8 月12 日氣化C 爐停車檢修時(shí)，也驗(yàn)證了這一判斷。

上升管和下降管環(huán)隙堵塞原因：（1）石油焦顆粒的密度較小，不易沉淀，易漂浮在激冷水水面上，在高比例摻燒石油焦的過程中，因?yàn)槭徒够曳窒鄬?duì)較少，不足以將未反應(yīng)的固定碳進(jìn)行包裹，導(dǎo)致其直接裸露在外部，碳與碳之間不能團(tuán)聚，無法形成較大的顆粒，不容易通過沉淀除去，大量浮灰漂浮在激冷水表面[2]，長(zhǎng)期和下降管末端接觸，造成其結(jié)垢，如果再有大塊煤渣卡在環(huán)隙中，極易造成環(huán)隙堵渣，長(zhǎng)此以往，將整個(gè)環(huán)隙通道堵死。（2）石油焦的黏溫特性差，氣化爐運(yùn)行末期，激冷水分布效果不佳，煤焦渣沿下降管落下的過程中，會(huì)黏附在下降管表面，最后落在下降管末端，被工藝氣帶入到環(huán)隙通道中，造成堵渣。

2.2.3 解決方案及預(yù)防措施

針對(duì)上述問題，適當(dāng)提高氣化爐爐溫，氧煤比控制在480 以上，注意工藝氣中CO 和CH4含量；增加氣化系統(tǒng)的水循環(huán)量，保持激冷水量在250 m3/h 以上，適當(dāng)提高氣化爐液位，通過液位波動(dòng)來降低下降管堵渣的風(fēng)險(xiǎn)。定期用清水置換灰水槽內(nèi)灰水，提高系統(tǒng)水質(zhì)，減少工藝氣帶灰。

2.3 摻加石油焦對(duì)渣水處理系統(tǒng)的影響

2.3.1 異常情況及原因分析

氣化C 爐渣水系統(tǒng)未見異常情況，打開洗滌塔內(nèi)部檢查，發(fā)現(xiàn)各層塔盤和頂部旋流盤情況較好，沒有明顯結(jié)垢，但是洗滌塔頂工藝氣出口處有一層大約1 cm 厚的灰渣，質(zhì)地很軟，和以往有所不同；原煤工況下的結(jié)垢大多在管道內(nèi)部，無洗滌塔頂部結(jié)垢情況。因此判斷為摻焦后系統(tǒng)飛灰增加所致[3]。

檢查高壓閃蒸罐和真空閃蒸罐時(shí)，發(fā)現(xiàn)高壓閃蒸罐頂部結(jié)灰情況比以往嚴(yán)重，但灰的硬度不高，用鏟子等工具就可以清理；原煤工況下的結(jié)垢需要用高壓水槍射流清洗。綜合以上分析，摻燒石油焦后，工藝氣和黑水中質(zhì)地較軟的細(xì)灰增加，造成渣水處理系統(tǒng)設(shè)備、管線結(jié)垢嚴(yán)重。

原料煤摻焦后，最明顯的一個(gè)變化就是渣量的增加，包括粗渣量和細(xì)渣量的增加。粗渣量增加后，其顆粒也在變細(xì)，瀝水效果變差，導(dǎo)致粗渣運(yùn)輸困難。摻加石油焦后，真空過濾機(jī)進(jìn)料口曾發(fā)生一次堵料故障，經(jīng)射流清洗后恢復(fù)正常，目前沉降槽底流泵盡量保持高負(fù)荷運(yùn)轉(zhuǎn)，避免發(fā)生堵料，并及時(shí)更換濾布，保證過濾效果。灰水系統(tǒng)分散劑添加量1 t/d，絮凝劑添加量10 kg/d，未作調(diào)整。

石油焦的顆粒較小，不容易團(tuán)聚，所以會(huì)導(dǎo)致灰水系統(tǒng)中水質(zhì)變差，但是目前來看，灰水各項(xiàng)數(shù)據(jù)變化不大，只有硫化物質(zhì)量濃度由原來的1 mg/L 左右上升到10 mg/L 左右，這主要是由于石油焦中硫含量高造成的。硫含量升高，對(duì)污水系統(tǒng)的SBR 池的菌群影響較大。灰水硫含量高到一定值時(shí)，會(huì)影響菌群的活性，使其產(chǎn)生中毒現(xiàn)象，對(duì)生化反應(yīng)產(chǎn)生抑制作用[4]。

2.3.2 解決方案及預(yù)防措施

氣化系統(tǒng)中的灰水水質(zhì)對(duì)于系統(tǒng)穩(wěn)定具有重要影響，在日常生產(chǎn)中，要保證灰水系統(tǒng)絮凝劑和分散劑的投用量分別為10 kg/d 和1 t/d，對(duì)其輸送設(shè)備和管線定期進(jìn)行檢查，防止設(shè)備故障對(duì)水質(zhì)造成的影響。定期對(duì)灰水進(jìn)行置換，提高灰水水質(zhì)，進(jìn)而提高激冷水傳熱效果，從而減緩氣化爐工藝氣帶水現(xiàn)象，以有效降低出洗滌塔工藝氣和閃蒸系統(tǒng)的帶灰。

2.4 摻加石油焦對(duì)凈化脫硫系統(tǒng)的影響

2.4.1 摻加石油焦后系統(tǒng)中硫化氫含量的變化

摻加石油焦前后（2019 年 5 月 4 日—8 月 29日），氣化爐出口水煤氣中硫化氫含量對(duì)比見圖1。

圖1 摻焦前后水煤氣中硫化氫含量對(duì)比

由圖1 可知，從7 月4 日開始摻入石油焦后，氣化爐出口水煤氣中硫化氫含量增加，其體積分?jǐn)?shù)由摻焦前的0.15%升高至0.25% ；且隨著摻焦比例增加，氣化爐出口水煤氣中硫化氫含量持續(xù)升高。

水煤氣中硫化氫含量的變化，主要影響凈化脫硫系統(tǒng)的運(yùn)行[5]。隨著摻焦比例的增加，凈化工序各變換爐出口工藝氣中硫化氫含量也在增加，變換爐R6202、R6203、R6204 出口工藝氣中硫化氫體積分?jǐn)?shù)分別由 0.097%、0.097%、0.102%增加至 0.168%、0.164%、0.181%。

2.4.2 調(diào)整措施

NHD 脫硫工序的主要任務(wù)是脫除變換氣中的硫化氫，并將工藝氣中H2S+COS 體積分?jǐn)?shù)降至小于10×10-6。

變換氣中硫化氫含量的升高，增加了脫硫系統(tǒng)的負(fù)荷，使脫硫溶液貧度升高，7 月24 日，脫硫溶液貧度由正常約2.00%上升至4.26%，貧度越高，則脫硫溶液吸收效果越差，無法滿足脫硫后工藝氣含硫體積分?jǐn)?shù)小于10 ×10-6的指標(biāo)。

為確保NHD 溶液對(duì)變換氣中硫化氫的吸收及脫硫氣的凈化度，需要調(diào)節(jié)進(jìn)脫硫塔貧液的流量。7 月4日氣化裝置原料煤摻入質(zhì)量分?jǐn)?shù)10%石油焦后，提高進(jìn)脫硫塔貧液的流量至690 m3/h～700 m3/h，貧液溫度不低于22 ℃，脫硫氣中硫化氫體積分?jǐn)?shù)降低至1.2×10-6～3.6×10-6；8 月 5 日開始，因濃縮塔 T6302 壓差升高，進(jìn)脫硫塔貧液流量減少到670 m3/h～680 m3/h，脫硫氣中硫化氫體積分?jǐn)?shù)為5.0×10-6～6.3×10-6。

7 月20 日隨著石油焦質(zhì)量分?jǐn)?shù)調(diào)整至20%，水煤氣中硫化氫體積分?jǐn)?shù)上升至24×10-6，脫硫工序負(fù)荷增加，脫硫凈化度急劇上升，脫硫凈化度越高，說明脫硫效果越差，因此，在實(shí)際生產(chǎn)中降低裝置負(fù)荷約5%，在保證摻焦比的條件下，降低脫硫凈化度，以確保凈化度在小于10×10-6。

摻焦后高壓閃蒸槽閃蒸氣中硫化氫體積分?jǐn)?shù)由0.122%增加至0.222%（摻加質(zhì)量分?jǐn)?shù)20%石油焦時(shí)）。為保證高壓閃蒸液在濃縮塔內(nèi)閃蒸氣中硫化氫的吸收，將濃縮塔貧液流量由196.4 m3/h 增加至212.9 m3/h。濃縮塔尾氣中硫化氫體積分?jǐn)?shù)降至0.009 1%，確保了其達(dá)標(biāo)（＜100×10-6）。

3 運(yùn)行能效分析

水煤漿制氫用能結(jié)構(gòu)和比例見表3。由表3 可知，水煤漿制氫裝置的綜合能耗組成主要是煤耗及中壓蒸汽消耗，其中煤耗占比為75%左右，中壓蒸汽單耗占比為25%左右，其他為水、電等消耗，占比很小。

表3 水煤漿制氫用能結(jié)構(gòu)和比例 %

2019 年金陵石化化工一部水煤漿制氫裝置的綜合能耗指標(biāo)為6 164 kgEo/t，煤焦耗占產(chǎn)品綜合能耗的3/4 左右，當(dāng)摻用質(zhì)量分?jǐn)?shù)27%的熱值高于原煤28.6%的石油焦之后（原煤熱值按2.3×104kJ/kg 即5 501 kcal/kg、石油焦熱值按3.0×104kJ/kg 即7 076 kcal/kg 算），會(huì)造成綜合能耗上升約6%。但是，公司積極響應(yīng)江蘇省政府的控煤要求，通過調(diào)整優(yōu)化工藝操作，到年底共摻用石油焦5.8 萬t，減少了煤炭使用量，圓滿完成了控煤任務(wù)，同時(shí)也解決了公司煉油裝置生產(chǎn)出的石油焦部分銷路問題，而且也在裝置原料多元化的應(yīng)用方面進(jìn)行了摸索。總體上看，水煤漿裝置在摻用石油焦后，通過優(yōu)化調(diào)整，能夠安全、穩(wěn)定的長(zhǎng)周期運(yùn)行，還是取得了一定的社會(huì)效益和經(jīng)濟(jì)效益。