石油焦氣化裝置運行難點分析

楊 路

(中國石油天然氣股份有限公司廣東石化分公司，廣東惠來 515200)

石油焦是一種含碳量較高的化石原料,如果直接燃燒發電會對環境產生較大影響，作為氣化原料使用時由于其反應活性差，無論是氣化反應還是反應后灰渣的物理特性都與使用煙煤作為氣化原料時存在較大的差異。近年來，大批煉油裝置開工建設，高效利用石油焦是目前亟待解決的問題。

1 燃燒室反應情況

1.1 耐火磚情況

耐火磚在石油焦摻燒工況下不可避免地出現侵蝕加劇的情況，同時由于石油焦中的重金屬遷移，因此在石油焦氣化裝置中必須添加合適的助熔劑。在選擇助熔劑方面，應關注對氣化反應有利的堿性物質，在保證煤漿穩定的前提下關注造紙廢液(造紙廢液中含有部分堿性金屬)綜合考慮助熔劑的選用。在復合助熔劑及煤漿添加劑初步確定后，進行灰熔點及黏溫特性的測定。

1.2 碳轉化率

當氣化裝置的碳轉化率低于88%時，石油焦氣化裝置的整體情況會出現較大變化，其中尤以澄清槽難以繼續運行的情況尤為突出，且經濟效益也大打折扣。石油焦未反應的殘炭和熔渣形成高熔點共融物，其黏溫特性極差，極易堵塞渣口。即使在灰熔點較低的情況下還是極易出現渣口堵塞的情況，因此無論何種操作都應保證碳轉化率在臨界碳轉化率以上才有實際可操作性。

石油焦氣化裝置主要消耗延遲焦化裝置的石油焦，可以對石油焦中摻燒部分褐煤進行可操作性分析研究。石油焦的反應活性只有煙煤的1/6，但是褐煤對石油焦的催化作用達到煙煤氣化的7倍。褐煤中的碳含量較低，若摻燒褐煤可降低氣化爐內總的碳含量，實際上對石油焦的氣化反應是有利的。

2 水洗塔運行情況

目前，石油焦氣化裝置水洗塔大多采用3層泡罩加2層固閥(由下至上)的形式。某石油焦氣化裝置(簡稱A裝置)固閥塔塔盤開孔率為16.6%，在裝置運行期間塔盤積灰嚴重(圖1)，多次發生水洗塔帶水;中國石油天然氣股份有限公司廣東石化分公司(簡稱廣東石化)石油焦氣化裝置(簡稱B裝置)開孔率為10%,在摻燒石油焦期間灰含量較大，同時需要關注水洗塔運行情況，流出足夠的余量，避免裝置運行期間由于水洗塔帶水嚴重對后系統產生嚴重的影響。

圖1 水洗塔塔盤運行情況

水洗塔底部黑水出口管線作為黑水管線的典型代表，通過A裝置的實際運行數據顯示，黑水中的含固量基本可以達到設計值的1.5倍。B裝置水洗塔兼顧四噴嘴氣化中的旋風分離器及水洗塔雙重職責，該黑水管線的含固量會進一步上升。

B裝置的高壓灰水換熱器結垢情況及澄清槽給料泵進口管線運行情況也應引起足夠重視。特別是高壓灰水換熱器堵塞嚴重時，一方面導致高壓閃蒸罐壓力升高，另一方面對灰水的加熱效果變差，進入水洗塔底部的灰水溫度降低，較低的灰水溫度會加劇混合器壓差的上漲趨勢，導致氣化爐側壓力升高，氣化裝置被迫減負荷運行。

水溫降低加劇細灰在系統內的積聚，系統水質整體惡化。A裝置經過改造后，使用高溫熱水泵的水直接補到旋風分離器，溫差為10 K，洗滌效率增高3百分點。因此,真空閃蒸罐底部進入澄清槽的黑水在系統水質惡化時應及時調整，避免因1套裝置水質惡化，導致整個氣化裝置的系統水質惡化。

3 初期裝置運行藥劑的選用

研究表明聚丙烯酰胺在去除膠體、顆粒物的同時，可以部分去除有機污染物[1-5],但聚丙烯酰胺在石油焦氣化裝置上的應用較少。摻燒石油焦裝置在運行初期均出現澄清槽內細灰沉降困難，導致返回磨煤機的細渣含固量不穩定，使煤漿濃度出現波動,同時對壓濾機的運行也產生一定程度的影響。若裝置運行初期不穩定，澄清槽內的細灰外排應提前考慮直排進入沉渣池;同時,對磨煤單元工藝水的選取應考慮備用水源，在高比例摻燒石油焦工況下,若返回磨煤機的水量不能維持設計數據，則磨煤機需要額外補充水源，保證磨煤單元的正常運行。

石油焦氣化裝置在高比例摻燒石油焦工況下運行時，在絮凝劑的選用上應足夠重視。石油焦的不同摻燒比例會導致系統內產生的細灰(殘炭)呈現陡坡式變化。若絮凝劑量與當前工況不匹配，即絮凝劑的投加量過多或者過少都會導致絮凝后的顆粒無法沉降。

傳統的煤化工裝置不會出現系統灰顆粒含量短時間內陡增的情況，即使是煤的灰熔點升高(灰分含量升高)，由于煤漿槽的緩沖作用，系統內細灰還未來得及累積，氣化爐就采取降低負荷應對灰熔點升高，此時的灰水濁度僅會出現小幅度波動。

因此在石油焦高比例摻燒導致碳轉化率陡降，系統灰(殘炭)含量變化劇烈時，絮凝劑量未及時調整，導致絮凝后的絮團無法沉降。一個澄清槽按照設計參數對比緩沖約7 h，留給裝置調整的時間很少。一旦出現無法沉降(沉降效果差),短時間內就會導致嚴重后果。

4 除氧器水質的穩定

除氧器進水包括：低壓閃蒸罐蒸汽、汽提塔后冷卻器分離罐凝液、變換汽提塔凝液、真空閃蒸分離罐凝液、高壓閃蒸分離罐凝液、低壓灰水和低壓蒸汽凝液。

以上介質中汽提塔后冷卻器冷凝液的堿度較高，低壓閃蒸罐中蒸汽會夾帶部分灰顆粒，加之低壓灰水中也存在少部分灰顆粒，會導致除氧器內形成灰垢,影響高壓灰水泵打量。

汽提塔后冷卻器分離罐后冷凝液以0.3 m3/h進入2號真空閃蒸罐，2號真空閃蒸罐內的黑水含固量高，且澄清槽進料泵進口在渣水1樓，極易出現該泵的進出口管線嚴重結垢的情況。該股冷凝液進入2號真空閃蒸管的時間及流量應慎重考慮，即使沒有該股冷凝液該管線的結垢也不容樂觀。根據以往裝置運行的經驗，真空閃蒸罐出口管線也確實易結垢。

總之,在石油焦高比例摻燒的窗口期，系統管道內流速較低、堿度高的區域極易結垢。因此,高氨氮含量的廢水必須外送(見圖2),減少在系統內的積聚。新增冷凝液至真空閃蒸冷凝液泵管線，出口輸送至變換冷凝液泵出口，減少冷凝液在系統內的積聚。

圖2 廢水改造流程示意圖

在裝置運行期間，需要嚴格控制系統高氨氮廢水流量，控制各閃蒸罐及碳洗塔黑水排放流量的穩定，避免出現黑水排放流量的波動導致管線溫度波動，造成黑水管線結垢。

5 其他關注要點

(1)關注氣化爐水煤氣出口管線潤濕設備。在裝置首次開工后做好此處積灰情況的檢查，避免出現積灰嚴重的情況。A裝置變換高溫冷凝液溫度約為199 ℃，該股工藝冷凝液潤濕作用良好，但是B裝置高溫冷凝液溫度為263 ℃，潤濕作用減弱，若是降低該股介質溫度會導致類似混合器積灰現象的發生。

(2)關注分散劑添加量。分散劑先和灰起作用，再和離子起作用。B裝置灰含量升高以后，在裝置灰含量較高的區域，未反應的殘炭會吸附鈣鎂離子，在管線流速相對較低的地方容易結垢。

6 結語

通過對石油焦氣化裝置運行難點的剖析，總結出在延長石油焦氣化裝置運行時間上必須落實以下措施:

(1)嚴格控制關鍵指標，保證石油焦氣化裝置的碳轉化率>88%，減少因碳轉化率低導致的耐火磚使用壽命降低，氣化裝置帶水嚴重。

(2)關注水系統運行情況，特別是裝置運行初期以及摻燒石油焦期間，重點關注灰水的沉降情況，避免水質惡化。