水煤氣與焦爐氣二氣合一變換裝置運行總結

梁曉寧，周 峰，張 亮

(山西陽煤豐喜泉稷能源有限公司， 山西運城 043200)

1 裝置概況

山西陽煤豐喜泉稷能源有限公司變換裝置于2015年12月建成使用，處理粗煤氣量為198 055.1 m3/h(標態，濕基)，焦爐煤氣量為47 656 m3/h(標態)，產變換氣178 414.18 m3/h(標態，濕基)，采用杭州林達等溫變換技術，1#采用等溫水移熱變換爐(青島聯信公司CO-MO系耐硫變換催化劑)，控制變換爐出口溫度約為320 ℃，CO體積分數約為2.1%；2#采用絕熱變換爐(湖北華爍公司耐硫變換催化劑)，控制變換爐出口CO體積分數為0.4%左右。

2 工藝氣流程概述

從氣化工段和焦爐氣凈化工段來的3.5 MPa，203 ℃混合煤氣進入1#氣液分離器分離冷凝水，然后進入變換爐進料換熱器與來自1#變換爐出口的變換氣換熱，將溫度提高到231 ℃先進入脫毒槽，再進入1#變換爐，反應溫度控制在≤350 ℃，CO體積分數控制在≤2.1%，出氣溫度269 ℃。變換氣送入變換爐進料換熱器，與混合煤氣換熱溫度冷卻至242 ℃，進入激冷汽化器提高汽氣比，在提高汽氣比的同時，變換氣溫度下降到220 ℃進入2#變換爐，出口溫度控制在217 ℃，CO體積分數控制在0.4%以下。出2#變換爐的變換氣依次進入工藝冷凝液加熱器、低壓蒸發冷凝器、2#氣液分離器、鍋爐給水加熱器和蒸汽冷凝液加熱器、3#分離器、脫鹽水預熱器、4#氣液分離器、變換氣水冷卻器、5#氣液分離器降溫排液后，壓力變為3.22 MPa，溫度為37.8 ℃，送至后續工段。

3 運行中出現的問題及解決方法

3.1 變換氣水冷卻器壓差大

變換氣水冷卻器前后壓差最高達0.3 MPa，5#氣液分離器現場排水散發出氨味。冷卻器壓差增高，初步判斷為變換氣水冷卻器列管堵塞。

處理措施：將變換氣水冷卻器進口氣相溫度提高到70 ℃，恒溫一段時間，冷卻器前后壓差逐漸減小并恢復正常。停車后將變換氣水冷卻器氣相進口法蘭打開，水冷卻器封頭內沒有其他雜物，列管管板上較為干凈，不存在異物堵塞列管問題。調查分析后認為是前工段所帶來的銨鹽堵塞所致，一部分為焦爐煤氣中硫銨工段脫硫不完全，焦爐氣中氨含量偏大，致使后工段氨含量累計后造成銨鹽結晶；另一部分為氣化工段送來的煤氣中氨含量大，導致變換系統在工序后期銨鹽結晶析出堵塞列管。為徹底杜絕此現象，停車后將原本直接送入氣化碳洗塔回用的4#、5#分離器高氨氮的冷凝液改道送入汽提塔去除氨含量，汽提后的冷凝液送入氣化工段除氧器，減少了煤氣中氨的含量，降低了變換工段氨的累計。焦爐氣工段增加了硫酸濃度，提高了脫硫效率[1-2]。

3.2 5#氣液分離器遠傳液位根部短管漏氣

依據圖紙分析，原因可能是復合鋼板工藝存在缺陷。

處理措施：停車后將5#氣液分離器人孔打開，使用軸流風機進行置換，置換合格后進罐檢查，發現在設備內部與該短節連接的部位焊縫處有一個點未焊接，導致管內氣體外漏。對該漏點進行打磨處理、焊接、檢測。裝置開車后該漏點未發現有氣體泄漏，系統正常。

3.3 變換爐帶水事故

事故經過：2017年3月13日發現氣化工藝氣帶液1#分離器液位漲至56%，排污閥門開至40%，現場排污管道振動劇烈，現場濺液嚴重。1#變換爐進口溫度迅速由231 ℃降至210 ℃，同時發現中壓汽包壓力下降，確定為床層帶液。

原因分析：氣化送來的煤氣瞬間氣量增大且煤氣溫度升高，導致煤氣中汽氣比過高，分離器液位猛漲，分離效果降低，將大量的水蒸氣帶入床層，導致變換爐床層溫度迅速降低，影響系統正常生產。

處理措施：開大分離器排污閥門進行排液，同時通知調度及氣化工段進行調節；打開1#變換爐前所有導淋及排污閥門進行排液，具體閥門包括熱交進口管線導淋閥、變換爐進料換熱器管/殼程導淋閥門、脫毒槽出口管線導淋閥門，并通知調度要求氣化減量。1#變換爐床層溫度降低，且中壓汽包壓力下降，首先及時關閉汽包外送蒸汽閥門，對汽包進行保壓，再關閉汽包補水閥，最后關閉激冷汽化器噴水，保證2#變換爐進口溫度不會降低。

經驗教訓：當總控操作工發現煤氣進口流量及溫度明顯升高時，應意識到系統水汽比有升高趨勢，提前做好排水準備，防止高水汽比煤氣進入變換爐造成床層垮溫。

4 結語

通過2年的生產運行實踐，正常運行期間，變換爐入口溫度控制在200～230 ℃，水汽比為0.7～0.8，催化劑床層熱點溫度最高不超過350 ℃，噸氨產汽量1 t,裝置運行平穩，無甲烷化副反應產生，催化劑無粉化和破碎現象，具有較好的強度及強度穩定性，說明采用1#等溫變換爐和2#絕熱變換爐兩段處理水煤氣和焦爐氣混合氣的流程設置是成功的。