煤制天然氣項目配套煤粉鍋爐運行問題與優(yōu)化改進

冉令慧，李永亭，王希奮

(伊犁新天煤化工有限責任公司，新疆 伊寧 835000)

0 引 言

伊犁新天煤化工有限責任公司(簡稱新天煤化)20×108m3/a 煤制天然氣項目，原料煤為伊犁4#礦開采的長焰煤，經(jīng)篩分后，用長輸煤皮帶送入項目界區(qū)煤倉，出煤倉的煤再次經(jīng)過篩分，粒徑12～50 mm的原料煤(塊煤)進入魯奇碎煤加壓氣化裝置，其余粉煤則送熱電鍋爐用作燃料煤。新天煤化煤制天然氣裝置主生產(chǎn)系統(tǒng)(簡稱化工主裝置)工藝流程為，來自熱電鍋爐的4.9 MPa、450 ℃中壓蒸汽和空分裝置來的5.4 MPa、45 ℃氧氣混合后作為氣化劑從氣化爐下部噴入，與原料煤在爐內進行氣化反應，生成以CO、H2、CH4、CO2和H2O為主要成分的粗煤氣，粗煤氣經(jīng)洗滌冷卻后送入耐硫變換系統(tǒng)(未完全變換工藝)，變換氣經(jīng)林德低溫甲醇洗系統(tǒng)脫除H2S、COS、CO2、NH3、HCN、苯酚、油類物等對甲烷化系統(tǒng)有害的氣體后，凈化氣在戴維甲烷化系統(tǒng)主/輔反應器催化劑的作用下發(fā)生反應生成合成天然氣(SNG)，SNG經(jīng)三甘醇干燥系統(tǒng)脫水并經(jīng)天然氣壓縮機加壓后送天然氣輸氣管網(wǎng)。

新天煤化熱電裝置配套建設4臺480 t/h、540 ℃、9.8 MPa高溫高壓蒸汽煤粉鍋爐(實際生產(chǎn)中三開一備)、2臺CC50-8.83/5.0/2.8/0.58型抽凝式汽輪發(fā)電機組和1臺C50-8.83/1.67型抽凝式汽輪發(fā)電機組，煤粉鍋爐生產(chǎn)的蒸汽通過主蒸汽母管入3臺50 MW汽輪發(fā)電機組發(fā)電(3臺發(fā)電機組設計三開無備，實際因蒸汽短缺兩開一備)，滿足全廠生產(chǎn)系統(tǒng)連續(xù)、滿負荷、穩(wěn)定運行的需求。熱電裝置運行過程中，出現(xiàn)煙氣排放超標、鍋爐蒸發(fā)量(蒸汽產(chǎn)量)低、化工主裝置熱負荷過剩、下網(wǎng)電量多(全廠自行發(fā)電量與用電量不能實現(xiàn)平衡)等一系列問題，新天煤化近7 a來通過多次技術改造，單臺煤粉鍋爐蒸發(fā)量逐漸從運行初期的僅280 t/h提升至380 t/h，并解決了煙氣排放超標問題，化工主裝置熱負荷過剩和下網(wǎng)電量多的問題也在很大程度上得到緩解，并優(yōu)化了化工主裝置酸性氣處置工藝流程。但煤粉鍋爐蒸發(fā)量仍達不到設計要求，造成化工主裝置電負荷不能自平衡，即自發(fā)電量較少、下網(wǎng)電量較多，項目生產(chǎn)成本偏高。以下對有關情況作一介紹。

1 煤粉鍋爐及煙氣脫硫系統(tǒng)概況

1.1 煤粉鍋爐概況

新天煤化煤粉鍋爐為無錫華光鍋爐股份有限公司制造的高壓、單汽包、自然循環(huán)、單爐膛、集中下降管、平衡通風、水平濃淡直流式燃燒器、固態(tài)排渣煤粉爐，2015年6月點火成功。鍋爐設計煤種和校核煤種為伊犁4#礦產(chǎn)煤，點火、助燃用油為0號輕柴油；鍋爐以最大連續(xù)負荷(即BMCR工況)為設計參數(shù)；采用一級管式空氣預熱器加2臺容克式三分倉回轉式空氣預熱器，2臺引風機、2臺送風機、2臺一次風機，爐底出渣采用干式出渣系統(tǒng)；每臺鍋爐配有4臺ZGM80型中速輥式磨煤機、4臺DPG40電子稱重式給煤機，制粉系統(tǒng)采用正壓直吹式冷一次風系統(tǒng)；汽包中心標高42 750 mm，布置于爐前距前水冷壁中心線2 660 mm處，采用6根φ377 mm×30 mm的大直徑集中下降管；爐膛呈“∏”形布置，爐膛截面(長×寬)10 780 mm×10 780 mm(長寬比為1∶1)，爐膛膜式水冷壁是由密封性能較好的φ60 mm×5 mm光管焊扁鋼組成；爐膛受熱面按煙氣流向布置屏式過熱器、高溫過熱器、低溫過熱器，低溫過熱器布置在折焰角的斜坡上方，低溫過熱器還包括前墻、側墻、后墻、爐頂包覆管；燃燒器采用正四角切向布置，假象切圓φ709 mm；省煤器布置在尾部豎井中，分上、下兩級布置，上部為高溫省煤器、下部為低溫省煤器。

1.2 煙氣脫硫系統(tǒng)概況

新天煤化煙氣脫硫系統(tǒng)采用氨-硫酸銨法處理熱電車間4×480 t/h煤粉鍋爐煙氣以及化工主裝置區(qū)酸性氣，即化工主裝置酸性氣引至鍋爐爐膛摻燒后，與煤粉鍋爐產(chǎn)生的煙氣混合后一起進入煙氣脫硫系統(tǒng)。4×480 t/h煤粉鍋爐煙氣脫硫系統(tǒng)按一爐一塔(1臺煤粉鍋爐對應1臺脫硫塔)設計，1/3的工業(yè)尾氣可以引入任意1臺在運的脫硫塔[4臺脫硫塔三開一備，在燃用設計煤種和校核煤種的不同工況下，每臺脫硫塔的處理能力為相對應的鍋爐100% BMCR工況(鍋爐最大連續(xù)負荷工況)，設計脫硫效率≥98%(脫硫塔出口凈煙氣SO2濃度<100 mg/m3]；煙氣溫度高達165 ℃時，煙氣脫硫系統(tǒng)能安全、可靠、長期運行，煙囪出口排煙溫度約50 ℃；設有100%鍋爐煙氣量的旁路煙道。

整套煙氣脫硫系統(tǒng)包括煙氣系統(tǒng)、吸收循環(huán)系統(tǒng)、氧化空氣系統(tǒng)、吸收劑供給系統(tǒng)、工藝水系統(tǒng)、硫酸銨后處理系統(tǒng)、檢修排空系統(tǒng)等。脫硫公用系統(tǒng)(氨水供應系統(tǒng)、硫酸銨系統(tǒng)、供電系統(tǒng)和DCS控制系統(tǒng)等)按鍋爐區(qū)煙氣+化工主裝置區(qū)酸性氣摻燒產(chǎn)生的煙氣總量進行設計，脫硫劑采用化工區(qū)產(chǎn)生的濃度為15%的氨水(產(chǎn)量7.17 t/h)，脫硫島設4臺氨水槽(互為備用)，氨水槽儲量按化工主裝置區(qū)12 h的最大氨水產(chǎn)量4×7.17×12=344.16 t/h來設計，同時每臺氨水槽有1個接口供爐后脫硝單元(含隔離閥)用；硫酸銨加工及儲存系統(tǒng)(脫水、干燥、裝袋等)按氨水(濃度15%)最大消耗量28.68 t/h產(chǎn)出的硫酸銨來設計。

2 煤粉鍋爐運行問題與優(yōu)化改進

2.1 煤粉鍋爐蒸發(fā)量低

煤粉鍋爐自2015年6月點火成功后，運行初期單臺鍋爐長周期穩(wěn)定運行負荷僅為280 t/h，產(chǎn)汽量遠低于設計負荷480 t/h。鍋爐負荷低，造成化工主裝置加負荷困難，呈冷熱脫鹽水平衡困難、下網(wǎng)電量多、全廠用電自平衡難以實現(xiàn)等不經(jīng)濟運行狀態(tài)。

2.1.1原因分析

針對煤粉鍋爐運行負荷低的問題，新天煤化邀請浙江浙能技術研究院有限公司、浙江大學專家及鍋爐生產(chǎn)廠技術負責人結合實際運行情況進行研究討論，認為主要存在以下問題：① 鍋爐設計燃料煤熱值5 325 cal/kg，實際燃料煤熱值3 752～4 100 cal/kg，即實際燃料煤熱值遠低于設計值；② 爐內吹灰器設計偏少，造成爐內灰沉積，爐內水冷壁結焦嚴重，影響水冷壁的受熱面積，最終影響鍋爐的熱負荷；③ 燃燒區(qū)噴燃角角度偏差，一次風孔偏大，二次風量?。虎?省煤器和低溫過熱器換熱面積偏小。

2.1.2優(yōu)化改進措施

(1)新增吹灰器。原設計只有燃燼區(qū)配備16臺吹灰器，本技改包括增設吹灰器(在燃燒區(qū)新增5層共40臺吹灰器，上四層四面墻都有)、管路系統(tǒng)及控制系統(tǒng)的改造，吹灰蒸汽接自原蒸汽吹灰系統(tǒng)，兩側墻此位置尺寸根據(jù)現(xiàn)場情況進行調整。

(2)煤粉燃燒器改造。燃燒器噴口第二塊跳板長度由120 mm改小為80 mm，第三塊跳板長度由120 mm改小為90 mm，跳板角度30°，濃淡風速比約為1.09(整體較好)；燃燒器噴嘴鑄造材料使用溫度1 250 ℃，鑄造圓角倒光潔，鑄造內圓角為4～6 mm；A、B、C、D燃燒器一次風切圓按照φ400 mm、φ400 mm、φ300 mm、φ300 mm調整；一次風室上三層更換，切圓調整至φ405 mm；一次風室的可調節(jié)待冷態(tài)試驗調整后再用螺栓固定(一次風冷態(tài)調整時須將二次風道割開以便于操作，完成后修復)；二次風切圓調整至φ709 mm，二次風噴口除最上層外全部更換。

(3)打焦孔技術改造。每臺鍋爐前墻和后墻各設計有4個打焦孔，單臺爐共8個，因自鍋爐點火后運行以來此部位一直未出現(xiàn)過結焦情況，故封閉每臺鍋爐前墻、后墻共8個打焦孔，更換為水冷壁管以增加受熱面積，單臺鍋爐增加約6 m2的水冷壁面積。

(4)低溫過熱器改造。新增3排低溫過熱器管排，低溫過熱器增加換熱面積約20 m2。

(5)增設燃燼風設施。每臺鍋爐燃燒區(qū)1層增設燃燼風，每臺鍋爐2臺二次風機出口各引1根φ350 mm總管，每根總管分為2根φ200 mm燃燼風管線分別進入鍋爐4個角用作燃燼風。

(6)省煤器改造。已有的低溫省煤器只有2層，低溫省煤器出口爐水溫度較低，新增1層低溫省煤器波紋管組以提高省煤器出口爐水溫度。

上述優(yōu)化技改完成后，鍋爐長周期穩(wěn)定運行負荷由初期的280 t/h增至380 t/h，效果明顯，緩解了化工區(qū)加負荷困難、下網(wǎng)電量多等一系列問題。

2.2 煙氣脫硫系統(tǒng)煙氣超標排放

煤粉鍋爐超低排放改造(主要對煙氣脫硫系統(tǒng)脫硫槽進行了優(yōu)化改造)，煙氣脫硫系統(tǒng)煙氣排放指標定為，粉塵顆粒含量<5 g/m3、氮氧化物含量<50 g/m3、SO2含量<35 g/m3。2018年9月鍋爐超低排放改造完成后，出現(xiàn)煙氣脫硫系統(tǒng)排放煙氣粉塵、SO2含量超標的情況。

2.2.1原因分析

(1)一段時間內外購燃料煤中硫含量高達3.6%(設計指標為2.5%)，由此造成煙氣中SO2含量高。

(2)設計單臺鍋爐滿負荷運行的耗煤量為62 t/h，實際當期單臺鍋爐的耗煤量為85 t/h，實際用煤量遠超設計值。

(3)酸性氣入鍋爐摻燒技改完成后，因低溫甲醇洗酸性氣H2S含量高達30.92%(煙氣脫硫系統(tǒng)入口煙氣硫含量指標為28.92%)，導致燃燒后煙氣中SO2含量高。

(4)4臺脫硫塔因腐蝕檢修及設計容量小等方面的原因，已無法滿足生產(chǎn)所需。

2.2.2優(yōu)化改進措施

(1)煙氣脫硫系統(tǒng)所用氨水為氣化系統(tǒng)酚回收單元自產(chǎn)氨水，原設計氨水濃度為15%，針對煙氣脫硫系統(tǒng)煙氣排放超標的情況，新天煤化技術團隊經(jīng)分析與研究，決定將酚回收單元氨水濃度調整為25%，以提高煙氣脫硫效果。

(2)原1#～4#脫硫塔直徑9 m、高31.36 m，容量偏小，經(jīng)設計院對系統(tǒng)煙氣流量、煙氣中硫含量重新進行計算后，決定新增2臺直徑11 m、高50.8 m的5#、6#脫硫塔，改造后，1#鍋爐對應5#脫硫塔，2#鍋爐對應1#、2#脫硫塔，3#鍋爐對應3#、4#脫硫塔，4#鍋爐對應6#脫硫塔。

2020年11月5#、6#脫硫塔投運后，加之氨水濃度由15%調整為25%，4臺鍋爐運行過程中再未出現(xiàn)過煙氣超標排放的情況。

2.3 煤粉鍋爐爐水pH低

煤粉鍋爐爐水pH運行指標為9.0～9.6，實際生產(chǎn)中幾次出現(xiàn)爐水pH低于工藝指標的情況，而據(jù)分析數(shù)據(jù)，入鍋爐脫鹽水pH為7.98，低于其工藝指標8.8～9.8。鍋爐爐水pH低會引起鍋爐水冷壁管內結垢與腐蝕，腐蝕嚴重會導致鍋爐爐管爆管，而結垢嚴重則會導致鍋爐燃煤消耗高、運行不經(jīng)濟等問題。

2.3.1原因分析

(1)脫鹽水站外送脫鹽水經(jīng)除氧器除氧后，由鍋爐給水泵加壓后送入鍋爐，爐水pH低主要原因是脫鹽水站外送脫鹽水pH低。脫鹽水站通過向管網(wǎng)添加氨水的方式實現(xiàn)外送脫鹽水pH調整，所用氨水通過脫鹽水溶氨的方式配置成濃度為25%的氨水，溶氨過程無流量計計量，氨水濃度控制不精準，且由于脫鹽水站加氨裝置為柱塞泵，氨水濃度高時會出現(xiàn)汽蝕現(xiàn)象，使外送氨水量降低，導致脫鹽水站外送脫鹽水pH低。

(2)鍋爐現(xiàn)有1套加藥裝置，配套1個加藥罐和4臺加藥泵，正常情況下加藥裝置使用藥劑為Na3PO3，因Na3PO3呈弱酸性，當爐水pH在7.5～8.8時，通過加藥調整可以滿足爐水pH在9.0～9.6的指標要求，但當爐水pH低于7時，很難通過加藥調整滿足爐水工藝指標要求；通常而言，當爐水pH低于7時，只能通過添加NaOH來調整，而新天煤化熱電鍋爐原始設計并未配備NaOH加藥裝置。

2.3.2優(yōu)化改進措施

采購2套自動加藥裝置，一套用于脫鹽水站加氨(新增自動加氨裝置與現(xiàn)有加氨設備切換使用)，另一套專用于熱電鍋爐添加NaOH(當爐水pH低于7時)。自2019年11月2套自動加藥裝置投運后，至今再未出現(xiàn)過熱電鍋爐爐水pH低的情況。

2.4 酸性氣入煤粉鍋爐摻燒

2.4.1酸性氣入爐摻燒流程及接入系統(tǒng)設置

化工主裝置酸性氣至鍋爐房接入系統(tǒng)由3股酸性氣總管系統(tǒng)、單臺鍋爐母管系統(tǒng)及支管系統(tǒng)組成，低溫甲醇洗酸性氣、煤氣水分離系統(tǒng)酸性氣(膨脹氣)及酚回收系統(tǒng)酸性氣3種氣體從靠近鍋爐房處管架開口對接(3股酸性氣采用管道獨立輸送)，摻燒點布置在燃燒器中部。具體而言，將高熱值的低溫甲醇洗酸性氣布置在熱電鍋爐燃燒區(qū)B層、C層二次風噴口內，將煤氣水分離系統(tǒng)酸性氣、酚回收系統(tǒng)酸性氣分別布置在鍋爐燃燒區(qū)C層下層二次風噴口內，3股酸性氣分別設置獨立氣槍，氣槍四角布置，所有氣槍均不設置點火裝置和火檢。

2.4.2酸性氣入煤粉鍋爐摻燒的經(jīng)濟效益

2.4.2.1煤氣水分離系統(tǒng)膨脹氣摻燒的經(jīng)濟效益

含油煤氣水膨脹器和含塵煤氣水膨脹器產(chǎn)生的膨脹氣混合后進入膨脹氣冷卻器，被循環(huán)水冷卻至40 ℃，經(jīng)氣液分離后由膨脹氣鼓風機提壓送入膨脹氣旁路冷卻器冷卻，再經(jīng)氣液分離后送熱電鍋爐摻燒，熱電鍋爐系統(tǒng)有故障時切至硫回收系統(tǒng)處理(膨脹氣送硫回收系統(tǒng)管線仍保留備用)。

煤氣水分離6個系列膨脹氣總量為1890×6=11 340 m3/h，煤氣水分離系統(tǒng)膨脹氣組分大致為CO266.39%、N29.27%、CH44.39%、CO 3.93%、H214.66%、O20.38%、NH30.08%、H2S 0.32%、COS 0.26%、C5H120.33%，其有效氣熱值約1 079.94 kcal/m3，則煤氣水分離6個系列膨脹氣總熱值為11340×1079.94=1 224.65×104kcal/h；按燃料煤熱值3 752 kcal/kg、燃料煤220元/t、年運行時間320 d計，煤氣水分離系統(tǒng)膨脹氣送熱電鍋爐摻燒折合節(jié)約燃料煤的效益約為(1224.65×104÷3752÷1000)×220×24×320÷10000=551.48萬元/a。

2.4.2.2酚回收酸性氣摻燒的經(jīng)濟效益

酚回收脫酸塔塔頂采出的酸性氣，經(jīng)酸性氣冷凝器殼程循環(huán)水冷卻、酸性氣分液罐進行氣液分離后送熱電鍋爐或硫回收系統(tǒng)(熱電鍋爐系統(tǒng)有故障時酸性氣送硫回收系統(tǒng))，分離出的酸性液送煤氣水分離系統(tǒng)。

酚回收3個系列酸性氣總量為1495×3=4 485 m3/h，酚回收酸性氣組分大致為CO298.39%、N20.43%、H20.01%、O20.21%、NH30.29%、H2S 0.59%、COS 0.02%、C5H120.06%，其有效氣熱值約54 kcal/m3，則酚回收酸性氣總熱值為4485×54=24.22×104kcal/h；按熱電鍋爐用煤熱值約3 752 kcal/kg、燃料煤220元/t、年運行時間320 d計，酚回收酸性氣送熱電鍋爐摻燒折合節(jié)約燃料煤的效益約為(24.22×104÷3752÷1000)×220×24×320÷10000=10.90萬元/a。

2.4.2.3低溫甲醇洗酸性氣摻燒的經(jīng)濟效益

低溫甲醇洗系統(tǒng)熱再生塔塔頂?shù)囊宦匪嵝詺?溫度91 ℃、壓力0.22 MPa)，經(jīng)HHC富甲醇換熱器Ⅰ和H2S餾分冷卻器冷卻后進入H2S餾分分離器，用來自界區(qū)51 ℃、0.5 MPa的脫鹽水與尾氣水洗塔洗滌水洗滌以回收酸性氣中的甲醇，塔頂氣相中H2S摩爾濃度達到25%后送熱電鍋爐摻燒；熱再生塔塔頂另一路氣相在HHC氣提塔冷凝器中被冷卻水冷卻，一部分甲醇、HCN和烴類物冷凝液作為塔內回流液，另一部分甲醇、HCN和烴類物冷凝液則通過HHC富甲醇泵加壓后送入HHC萃取槽，HHC萃取槽頂含有CO2、H2S、HCN的氣相送入H2S餾分水洗塔洗滌回收甲醇后，含H2S餾分的酸性氣送熱電鍋爐摻燒。

化工主裝置低溫甲醇洗A、B系列的總酸性氣量為6 257.61 m3/h，酸性氣組分大致為CO221.94%、N224.12%、H20.01%、O20.08%、NH30.32%、H2S 30.92%、COS 1.28%、C5H128.31%、CH3OH 0.17%、C3H612.85%，其有效氣熱值約8 379 kcal/m3，則低溫甲醇洗酸性氣總熱值約6257.61×8379=5 243.25×104kcal/h；按熱電鍋爐用煤熱值約3 752 kcal/kg、燃料煤220元/t、年運行時間320 d計，低溫甲醇洗酸性氣送熱電鍋爐摻燒折合節(jié)約燃料煤的效益約為(5243.25×104÷3752÷1000)×220×24×320÷10000=2 361.14萬元/a。

3 熱電裝置儀表空氣系統(tǒng)優(yōu)化改進

3.1 問題分析

原設計熱電裝置儀表空氣和鍋爐吹灰配套4臺微油螺桿空壓機(三開一備)，空壓機排氣量21.5 m3/min、額定壓力0.75 MPa、額定功率110 kW，熱電裝置儀表空氣最大使用量為3 870 m3/h。化工主裝置配套3套空分裝置(兩開一備)，單套空分裝置產(chǎn)能為高壓氧氣51 500 m3/h、低壓氮氣26 000 m3/h、儀表空氣11 000 m3/h，化工主裝置儀表空氣設計最大使用量為12 000 m3/h，2套空分裝置投運后，化工主裝置儀表空氣過剩10 000 m3/h，富余的儀表空氣完全可以滿足熱電裝置生產(chǎn)所需。

3.2 優(yōu)化改進措施

化工區(qū)至熱電界區(qū)新增1條DN200儀表空氣管線，并配套1組調節(jié)閥組以利操作調整，熱電界區(qū)配套增設1臺100 m3的儀表空氣儲罐，儲罐前設置1道隔離閥門。

自2020年6月熱電裝置儀表空氣和鍋爐吹灰用氣全部切換為化工區(qū)儀表空氣后，原配套的4臺微油螺桿空壓機(正常生產(chǎn)時三開一備，額定功率110 kW)一直處于備用狀態(tài)，以電價0.55元/(kW·h)、系統(tǒng)年運行320 d計，空壓機停運的節(jié)電效益約為110×3×24×320×0.55÷10000=139.39萬元/a。

4 結束語

新天煤化熱電鍋爐自點火成功后，技術團隊經(jīng)過近7 a的技術攻堅，提出了很多合理化建議、優(yōu)化措施及技改方案。諸多優(yōu)化改進措施實施后，解決了鍋爐負荷低、煙氣超標、爐水pH低等一系列問題。目前4臺煤粉鍋爐能保住3臺鍋爐長周期穩(wěn)定運行，基本能保證化工主裝置滿負荷運行需求，且單臺鍋爐蒸發(fā)量可長期穩(wěn)定在380 t/h，較之前有了很大的改觀。但現(xiàn)階段系統(tǒng)運行狀態(tài)較長時間內處于三爐(鍋爐)兩機(發(fā)電機)運行，全廠生產(chǎn)系統(tǒng)滿負荷用電量125 MW，2臺發(fā)電機滿負荷發(fā)電量僅100 MW，即2臺發(fā)電機運行仍無法滿足全廠自發(fā)電與用電的平衡，瞬時下網(wǎng)電量25 MW。新天煤化技術團隊將繼續(xù)努力探索，期待在不久之后力爭通過技術改造將單臺鍋爐蒸發(fā)量提高至410 t/h，以實現(xiàn)三爐(鍋爐)三機(發(fā)電機)運行，實現(xiàn)全廠自發(fā)電與用電的平衡。