水煤漿氣化摻用石油焦運行的實踐及問題分析

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，激冷流程，年產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 ℃。系統配置3 臺氣化爐（A 爐、B 爐和 C 爐）、3 臺洗滌塔，正常生產時均為兩開一備；同時配置3 套閃蒸系列裝置。

近年來，隨著環保管控的日益嚴格，江蘇省控煤指標逐年收窄，2019 年金陵石油化工股份有限公司全年控煤指標127 萬t，一季度已耗煤40.38 萬t，上半年耗煤超過70 萬t，控煤任務迫在眉睫。在此背景下，2019 年7 月4 日，金陵石化化工一部對水煤漿氣化裝置進行了摻用石油焦的運行實踐，并對摻焦運行過程中遇到的問題進行了分析和針對性的技術改造與優化，保證了裝置的安全、穩定運行，對相關裝置原料結構的調整具有一定參考意義。

1 摻加石油焦制漿實驗

1.1 原料煤及石油焦性質

金陵石化化工一部實際生產以神華煤為原料煤，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見表1。

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

1.2 摻石油焦制漿實驗及結果

為研究石油焦的摻加對成漿性能的影響，進行了不同比例原料煤與石油焦摻混制漿的實驗。制漿過程采用NDJ-5S 旋轉黏度計測定水焦煤漿表觀黏度；采用GB/T 18856.2—2008 水煤漿質量試驗方法測量水焦煤漿濃度。實驗得到的煤漿性能見表2。

表2 煤漿的成漿性能參數

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，穩定性較好，無硬沉淀產生；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 摻加石油焦的生產實踐

2.1 摻加石油焦對煤漿性能的影響

2019 年7 月4 日氣化爐開始摻焦運行，生產統計數據結果顯示：原料煤摻燒石油焦后，煤漿質量分數可以控制在61.77%左右，而未摻燒石油焦時原料煤的煤漿質量分數為61.07%，升高0.7 個百分點；煤漿黏度可以控制在 800 mPa·s～1 000 mPa·s，相比于原煤時，煤漿黏度降低200 mPa·s左右。

2.2 摻加石油焦對氣化爐運行的影響

2.2.1 氣化爐運行過程中出現的異常狀況

2019 年7 月4 日氣化爐開始摻焦運行時石油焦所占質量分數為10%，7 月10 日摻焦質量分數增加到20%，7 月17 日摻焦質量分數提高到30%，摻焦比例提高后，氣化B 爐仍可正常運行，氣化C 爐運行出現波動，隨后將摻焦質量分數下調至20%左右。具體表現：

（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 爐開始降負荷（由45 m3/h 降至40 m3/h）運行，渣口壓差逐漸降低，穩定在0.06 MPa。

（2）氣化爐摻焦質量分數增加到30%后，激冷室液位也出現波動，7 月20 日氣化C 爐液位降到2 600 mm左右，嚴重影響氣化爐安全運行。

2.2.2 原因分析

為穩定氣化C 爐液位，只能關小氣化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，可能會導致黑水管線堵塞，需停車處理。考慮到氣化爐黑水排放量過小，會導致系統熱負荷升高、水質變差等一系列問題，所以加大氣化C 系統洗滌塔黑水排放量（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生堵塞造成的。但由于工藝氣中CO、CH4含量沒有升高趨勢，并且撈渣機排渣情況正常，渣量沒有減少，渣也沒有拉絲現象，所以判斷是上升管和下降管環隙或者是氣化C 爐工藝氣出口處有堵塞現象。

因2019 年7 月氣化A 爐尚未檢修完畢，所以氣化C 爐只能低負荷運行，在氣化C 爐運行后期，激冷室液位可以穩定在3 000 mm 左右，并且沒有波動現象。洗滌塔補水量只有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隙堵塞造成激冷室帶水嚴重。隨后在8 月12 日氣化C 爐停車檢修時，也驗證了這一判斷。

上升管和下降管環隙堵塞原因：（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，因為石油焦灰分相對較少，不足以將未反應的固定碳進行包裹，導致其直接裸露在外部，碳與碳之間不能團聚，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]，長期和下降管末端接觸，造成其結垢，如果再有大塊煤渣卡在環隙中，極易造成環隙堵渣，長此以往，將整個環隙通道堵死。（2）石油焦的黏溫特性差，氣化爐運行末期，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，被工藝氣帶入到環隙通道中，造成堵渣。

2.2.3 解決方案及預防措施

針對上述問題，適當提高氣化爐爐溫，氧煤比控制在480 以上，注意工藝氣中CO 和CH4含量；增加氣化系統的水循環量，保持激冷水量在250 m3/h 以上，適當提高氣化爐液位，通過液位波動來降低下降管堵渣的風險。定期用清水置換灰水槽內灰水，提高系統水質，減少工藝氣帶灰。

2.3 摻加石油焦對渣水處理系統的影響

2.3.1 異常情況及原因分析

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

檢查高壓閃蒸罐和真空閃蒸罐時，發現高壓閃蒸罐頂部結灰情況比以往嚴重，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，工藝氣和黑水中質地較軟的細灰增加，造成渣水處理系統設備、管線結垢嚴重。

原料煤摻焦后，最明顯的一個變化就是渣量的增加，包括粗渣量和細渣量的增加。粗渣量增加后，其顆粒也在變細，瀝水效果變差，導致粗渣運輸困難。摻加石油焦后，真空過濾機進料口曾發生一次堵料故障，經射流清洗后恢復正常，目前沉降槽底流泵盡量保持高負荷運轉，避免發生堵料，并及時更換濾布，保證過濾效果。灰水系統分散劑添加量1 t/d，絮凝劑添加量10 kg/d，未作調整。

石油焦的顆粒較小，不容易團聚，所以會導致灰水系統中水質變差，但是目前來看，灰水各項數據變化不大，只有硫化物質量濃度由原來的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，對污水系統的SBR 池的菌群影響較大。灰水硫含量高到一定值時，會影響菌群的活性，使其產生中毒現象，對生化反應產生抑制作用[4]。

2.3.2 解決方案及預防措施

氣化系統中的灰水水質對于系統穩定具有重要影響，在日常生產中，要保證灰水系統絮凝劑和分散劑的投用量分別為10 kg/d 和1 t/d，對其輸送設備和管線定期進行檢查，防止設備故障對水質造成的影響。定期對灰水進行置換，提高灰水水質，進而提高激冷水傳熱效果，從而減緩氣化爐工藝氣帶水現象，以有效降低出洗滌塔工藝氣和閃蒸系統的帶灰。

2.4 摻加石油焦對凈化脫硫系統的影響

2.4.1 摻加石油焦后系統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比見圖1。

圖1 摻焦前后水煤氣中硫化氫含量對比

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，其體積分數由摻焦前的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升高。

水煤氣中硫化氫含量的變化，主要影響凈化脫硫系統的運行[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數分別由 0.097%、0.097%、0.102%增加至 0.168%、0.164%、0.181%。

2.4.2 調整措施

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

變換氣中硫化氫含量的升高，增加了脫硫系統的負荷，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數小于10 ×10-6的指標。

為確保NHD 溶液對變換氣中硫化氫的吸收及脫硫氣的凈化度，需要調節進脫硫塔貧液的流量。7 月4日氣化裝置原料煤摻入質量分數10%石油焦后，提高進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數降低至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數為5.0×10-6～6.3×10-6。

7 月20 日隨著石油焦質量分數調整至20%，水煤氣中硫化氫體積分數上升至24×10-6，脫硫工序負荷增加，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，在實際生產中降低裝置負荷約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數由0.122%增加至0.222%（摻加質量分數20%石油焦時）。為保證高壓閃蒸液在濃縮塔內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數降至0.009 1%，確保了其達標（＜100×10-6）。

3 運行能效分析

水煤漿制氫用能結構和比例見表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 水煤漿制氫用能結構和比例 %

2019 年金陵石化化工一部水煤漿制氫裝置的綜合能耗指標為6 164 kgEo/t，煤焦耗占產品綜合能耗的3/4 左右，當摻用質量分數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），會造成綜合能耗上升約6%。但是，公司積極響應江蘇省政府的控煤要求，通過調整優化工藝操作，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，同時也解決了公司煉油裝置生產出的石油焦部分銷路問題，而且也在裝置原料多元化的應用方面進行了摸索。總體上看，水煤漿裝置在摻用石油焦后，通過優化調整，能夠安全、穩定的長周期運行，還是取得了一定的社會效益和經濟效益。