中石化煤气化
2020-03-03 06:56:12 来源：范文大全收藏下载本文
中石化煤气化装置投产现状及煤气化技术应用启示 2008-08-01
0 引言
近年来，随着石油价格的不断上涨，能源结构发生了很大的变化;新一代先进的煤气化工艺技术随之迅速发展，煤气化技术工业化程度也大大提高；为适应更加劣质的原料，拓宽原料煤种范围，替代或降低高价值能源消耗，减少环境污染，提高产能奠定了基础。
煤炭在我国能源结构中占有极其重要的地位，根据统计从2002年到2004年，煤炭占我国能源总产值的比重由66.6%上升到75.6%。随着国际油价的不断攀升和人们环保意识不断加强，发展煤化工将是我国能源结构调整、应对能源危机、实现可持续发展的重要举措。 1 中石化煤代油工作进展情况
中石化在发展以煤代油和煤化工工作方面，取得的成果是显著的。目前，每年以煤替代烧油约4000kt，全年用煤量达到27000Kt以上。
自2000年开始，针对化肥企业原燃料结构不合理，导致产品生产成本高、企业经济效益差的现状，正式启动了化肥“煤代油”原料改造工作，至今已安排金陵、南化、巴陵、湖北、安庆及齐鲁6家企业实施改造；2006年底已建设投产5套煤气化装置。标志着中石化已经具有了先进的洁净煤气化装置，对于化肥企业发 展、石化能源替代战略的实施具有重大意义。
6套煤气化装置建成投产后，每年可用约3600kt原煤，顶替轻油约1200kt、重油400kt：大大节约了高价值的石油资源，降低了单位产品的生产成本，增加了企业竞争水平。 1.1 煤代油原料改造主要内容
(1)新建工艺装置：空分、原料制备、气化、灰水处理、气体净化； (2)新建配套装置：原料贮运及输送，火炬系统、仪电系统、公用工程等； (3)氨合成回路进行部分扩能改造，尿素装置不改造。 1.2 改造后的产品结构
(1)安庆年产合成氨386kt，尿素570kt，外供氢气13.8kt。
(2)金陵年产合成氨240kt、尿素400kt，外供氢气50kt。南化300kt合成氨能力不变。
(3)湖北年产合成氨396kt、尿素570kt，尚余部分合成气待用。 (4)巴陵合成氨能力由日产1100 t提高到1320 t，年产440 kt，尿素生产能力基本不变，富余的氨和氢气供己内酰胺装置使用。 (5)齐鲁煤气化产生的合成气主要用于丁辛醇、甲醇和氢气。 1.3 煤气化技术选择
1.3.1 3套GE水煤浆加压气化技术
(1)金陵：气化采用Φ3200×3000mm气化炉、气化压力4.0MPa，日投煤量2000t，有效气体(H2＋CO)13.7万m3/h；空分引进法液空技术，规模56000Nm3/h氧气;气体净化采用国内聚乙二醇二甲醚脱硫脱碳技术，其它均为国内技术，大部分设备国产化。
(2)南化：气化炉Φ3200×2000mm、气化压力8.7MPa，日投煤量1500t，有效气体(H2＋CO)87500Nm3/h;新建制浆、灰水和渣处理系统。 (3)齐鲁：气化炉Φ3200×3000mm、气化压力6.5MPa，日投煤量2000t，有效气体(H2＋CO)10万m3/h；配套空分装置为杭氧技术，规模42000Nm3/h。
1.3.2 3套壳牌粉煤加压气化技术
气化单炉运行，气化压力为4.0MPa，日投煤量2000t，有效气体(H2＋CO)14.08万m3/h。气化炉内件为国外制造，气化炉外壳分别由金重、大连一重、上锅制造，并承担气化炉整体组装工作。
空分装置规模48000Nm3/h氧气、内压缩流程。巴陵引进林德成套空分技术，湖北、安庆2套国内杭氧技术：杭汽配套制造汽轮机，沈鼓配套制造空压机、氮压机；液体泵、膨胀机、高压板式换热器等设备从国外进口。 酸性气体净化工艺采用德国鲁奇的低温甲醇洗技术，氧化碳变换系统采用国内耐硫变换技术。 2 煤气化装置投产运行现状 2.1 装置投产情况
(1)金陵2004年2月7日工程开工，2005年5月28日实现装置全面中交，9月26日投产。建设到投产共计19个多月。
(2)南化气化装置2004年10月工程开工，2005年11月16日实现装置中交，2006年1月11日投产，总计近15个月。
(3)岳阳2003年7月1日土建开工，2006年7月完成工程中交。12月19日建成投产，共计41个多月。
(4)湖北2003年10月28日开工建设，2006年9月30日完成工程中交，12月10日投产，共计38个多月。
(5)安庆2004年3月15日开工建设，2006年8月29日完成工程中交，2006年11月18日煤气化装置投料，共计32个多月。 2.2 装置运行情况
2套水煤浆气化装置总体运行情况比较好，金陵2006年水煤浆气化装置运行趋于稳定，装置运转率90%以上，单炉连续运行69d，装置连续114d，南化运行初期因A/B炉没有同时安装和试车，影响了生产的连续性，目前运转率可达90%。
3套壳牌气化装置运行初期，因设备问题制约，装置运转率不足30%；4月份以来装置运转率有较大提高。安庆、湖北、岳阳煤气化装置运转率分别为69%、54%、53%，最长连续运行时间分别为65d、37d、49d。
安庆是目前已投产的5套壳牌气化装置中连续运行周期最长的。 2.3 装置运行负荷
2套水煤浆气化装置实际负荷可达到90%以上。
安庆目前气化实际运行负荷在65%～75%。
湖北气化实际运行负荷在65%～75%。
岳阳气化运行负荷在60%～80%，短时最高负荷85%。 3 存在问题和解决措施 3.1 总体情况
2套GE水煤浆气化装置因技术、设备成熟，运行经验丰富，总体运行水平基本可以达到设计水平。设备、仪表、阀门等关键设施基本满足了安全平稳运行需要，出现的洗涤塔带液带灰、影响下游预变换炉压差高等影响装置满负荷运行的问题已得到解决。
3套壳牌气化装置投产初期运转率均不高，不同程度出现气化炉系统超温、堵渣、合成气冷却器结灰、陶瓷过滤器堵塞和损坏、系统腐蚀等共性问题。
3.2 影响长周期稳定运行的主要问题 3.2.1 设计和设备方面
(1)煤烧嘴隔焰罩频繁泄漏。改进结构、调整优化工艺参数，已实现备件国产化。
(2)高温高压陶瓷过滤器滤芯断裂，整改加固解决。 (3)国产激冷气循环压缩机运行可靠性低，改进备件。
(4)开工烧嘴易损坏，控制安装质量、优化使用条件，降低故障率。备件已实现国产化。 3.2.2 工艺方面
(1)煤加压和输送系统运行不稳定，控制粉煤杂质、运行压差、粉煤粒度。 (2)气化炉排渣系统易堵。稳定原煤质量，操作条件，减少大渣形成。 (3)气化炉反应温度无法直接测量，操作温度控制难度大。控制进料及煤质稳定，加强相关工艺监控，摸索和积累气化操作经验。 3.2.3 原煤质量
(1)原煤资源供应不稳定，批量小、切换频繁，严重影响装置稳定运行。 (2)同一煤矿原煤性质和灰分组成不稳定，对渣和灰形成影响较大。 (3)原煤质量达不到设计要求，影响有效组分低于设计，煤氧耗超设计值。 3.3 实现装置满负荷运行、需攻关解决的问题
(1)提高煤粉加压输送系统能力，需改进粉煤加压和输送单元设备和部分控制系统。
(2)减缓煤粉输送系统阀门、管道磨损问题。 (3)提高高温高压陶瓷过滤器使用寿命。 (4)提高灰水系统处理能力。 4 煤气化技术应用的体会与启示
4.1 由于世界性的油气短缺、油价高位运行和中国多煤少油的资源特点，促使煤气化技术在中国进入了发展的快车道。
初步统计，采用国内外先进大型洁净煤气化技术已投产和正在建设的装置约48套(已投产运行24套)，其中鲁奇1(1)壳牌15(5)、GE23(14)、华化7(4)、GSP2。还有正在工业化试验的鲁奇BGL、西安两段式干煤粉加压气化技术等。
根据已经投产运行情况，粉煤气化技术的工业化发展程度最快，其中湿法进料气化技术更趋于成熟。
4.2 新型煤气化技术先进性的兑现，取决于其工业化的成熟程度；是需要经过技术专利商、工程设计和使用者共同积累总结工业化应用经验才能实现的。
(1)湿法进料、热壁炉气化技术
经多年工业化运行考验，技术已经成熟、工程建设和操作经验丰富;适应性的原料煤种选择明确，设备、仪表、阀门等国产化力度大，设计和工程建设进度快、试车周期短、试车费用少、总体投资省。装置进入平稳运行期短，多炉配置运行灵活。装置投产后，可以较快的获得效益。 (2)干法进料、膜式水冷壁炉气化技术
该气化技术的冷壁炉、以渣抗渣、粉体处理和控制系统的设计理论非常先进，对煤种适应范围宽于热壁气化炉。由于工业化应用时间短，运行经验不足，系统设备结构复杂，一次性投资较大，建设和试车周期较长，投产后不能很快进入长周期稳定运行期。
随着对该技术的理解和消化，运行经验的积累和装置操作水平的提高，操作周期将进一步延长；随着设备国产化步伐加大，装置投资将会降低，投资的经济性也会提 高。客观讲，目前已投运的5套壳牌气化装置运行水平，由于吸取了先期投产的煤气化装置的经验，初期运行水平比其它引进技术已有较大提高。
4.3 发展煤化工，必须提高对煤的认识，稳定合格的原料煤供应是实现煤气化装置高效、安全、稳定、长周期、经济运行的重要前提之一。同内外的煤气化技术发展方向 都趋于大型化、加压、适应多煤种。实际上任何一种煤气化技术都需要适宜的煤质条件和工艺条件：应综合考虑煤气化工艺自身和经济运行的需要。
吸取先期投产的鲁奇、德士古气化装置在原料煤使用方面的经验与教训。
研究分析原煤灰分含量、灰的组成对气化炉本体形成挂渣、排渣和于灰粘性的影响，最终确认实际用煤的质量范围。
按照原料煤质量要求，寻求大矿采购原煤，稳定原煤批次供应量，减少气化炉进料切换周期。
建立配煤设施，对不同煤种进行混合预处理，选择和配比合适的气化原料。
4.4 煤气化技术的选择，要考虑综合因素
不仅要考虑技术的先进性、投资高低：更要考虑装置所在地的原料供给、煤种和煤质的情况；所需气化装置的生产规模；合成气的下游产品方案，涉及气化炉配置方案和系统热量回收方式，以及建设环境等多方面因素需要兼顾。
4.5 煤气化技术专利商，在宣传和介绍煤气化专利技术时，不仅应阐述其先进性、经济性，更要注重提供工业化应用的经验和教训，特别是煤质条件对工业装置安全平稳 运行和经济性的影响，以加深对其技术、设计思想的理解，才能使先进变为现实，也才能真正体现了用户至上的宗旨。
4.6 作为煤气化技术的使用者，需要充分消化和吸收专利技术、全面理解设计思想，对于实现装置的安全平稳操作是至关重要。
4.7 目前新建的装置多为几种技术的组合，全系统能量的匹配和平衡需要在总体工程设计中考虑，只有做到全系统能量的合理利用，才能真正实现设计的低能耗，最终实现降低生产成本、提高生产效率。
岳阳Shell粉煤气化装置运行情况总结
1 装置简介
空分装置：采用林德公司的空分技术和进口设备，氧气产量48000 m3／h，同时生产超高压氮气28360 m3/h，中压氮气27530 m3／h和低压氮气32500 m3/h。装置主要由空气压缩和预冷系统、分子筛、氮气循环压缩机、制冷系统、精馏系统、液氧内压缩系统、氮气产品压缩机系统和液氮后备系统。主要设备为主空压机和氮气循环压缩机并由1台汽轮机驱动、分子筛装置、空冷塔、冷箱、膨胀机、液氧泵、氮气压缩机等。
磨煤装置：由中国华电集团设计，采用中速磨磨煤，粉煤在氮气气氛中输送和干燥，氧含量小于8％
，粉煤粒径大于5 μm而小于90 μm的占80％，小于5 μm的和大于90 μm的各占10％。该装置共有3条独
立的磨煤能力为43 t／h的磨煤干燥系列，2开1备运行，其中2条线制粉煤能力能满足气化炉100％负荷要
求。装置主要由原煤仓、称重给磨煤机、循环风机、密封风机、惰性气体发生炉、燃烧风机、螺旋输送机、粉煤罐、石灰石卸料、储存和加入系统、过滤器、皮带等组成。
粉煤气化装置：采用壳牌粉煤加压气化技术，特点是采用较高的气化温度（1400～1600 ℃），转化
率高、残碳含量低、煤的使用范围较宽（但要求在相对时间内煤的组成稳定）。装置设计处理煤（灰分含量17.6％）2000 t／d，最大设计处理煤（灰分含量25％）2500 t／d，粗合成气产量142000 m3/h［以100％（CO＋H2）计］，粗合成气中有效气组成89％（CO＋H2）。该装置共有7个单元，即粉煤加压和给料系统、气化系统、渣系统、飞灰系统、湿洗涤系统、废水汽提和澄清系统以及公用工程系统（氮气、液化气、冷却水、工艺水、蒸汽／冷凝液、仪表空气／工厂空气、酸碱系统）。主要设备有气化炉、合成气冷却器、陶瓷过滤器、粉末放料罐和给料罐、渣收集罐、洗涤塔、捞渣机、汽提塔、澄清池、各类容器、机泵、管道、阀门、仪表、电气设备等。
整个工厂于2003年10月动工兴建，2006年1月开始试车，当年12月19日投产试运行。 2 装置试车基本情况 2.1 空分装置 1）试车经过
2006年3月9日至3月12日，通过改变升速曲线和解决齿轮箱漏油问题后，12日10：50汽轮机开始升温
暖管，当天共进行3次脱扣试车。第一次转速800 r／min跳车以检验逻辑的可靠性，第二次转速2000 r／
min跳车检验其重复性，第三次升速到设计的跳车转速5065 r／min联锁停机，汽轮机试车完成。3月20日9：00开始，主空压机完成4次防喘振测试，空压机试车结束。3月22日开始空冷塔和分子筛装填料，4月3日液氧泵（P2466A／B，P2467A／B）运行正常。
2006年4月30日21：00，氮气循环压缩机完成2次防喘振测试；5月3日15：00打开HV2615阀并开始冷箱吹扫；5月4日10：00膨胀汽轮机试车成功，增压机防喘振测试。5月5日10：00膨胀机运行裸冷，5月7日8：00裸冷结束。 2006年5月9日至5月13日，冷箱内气密检查和消漏。5月14日至5月21日，冷箱内脚手架拆除。5月19日至6月1日，冷箱装珠光砂。6月2日膨胀机箱装珠光砂。
2006年6月7日11：00，空分系统第一次开车。6月10日11：38分膨胀机启动，18：43由于振动高跳车
，后多次启动，11日1：03由于轴承温度高跳车。后经检查叶轮损坏。6月15日17：00再次开车，6月17日9：32备用转子不能启动；6月18日调整轴向间距，6月20日19：38开始运行膨胀机。6月22日8：22，上塔和下塔液位正常，得到合格氧气和氮气。液氧泵P3568A运行基本正常，P3568B有待进一步调试。6月26日21：15因膨胀机轴承温度高跳车。经检查，叶轮和轴封均已损坏。在膨胀机检修期间，进行了仪表空气压缩机和氮气压缩机的试车。
2006年7月1日，低压液氮泵运行正常。7月3日，高压液氮泵完成试车，整个空分装置的试车工作结束 。
2）试车中出现的主要问题
①主空压机和氮气循环压缩机漏油。第一次主空压机漏油是由于油箱负压小引起的；第二次漏油是由
于使用的密封胶不耐油引起的；第三次氮气循环压缩机漏油是由于密封气孔板孔径改小，入口压力无法释放引起超压造成的。这些问题均已解决。②汽轮机上下缸体温差大引起跳车。原因是在原来的升速曲线中没有停留过程，缸体受热不均，温差大。后来改变了升速曲线，在2200 r／min时设置了停留时间，根据冷开车或热开车不同可以有不同的时间，问题得到解决。③氮气循环压缩机一级出口管线振动大。原因是在升速过程中，出现了轻微的喘振，加上支架设计不符合要求。解决办法是扩大了防喘振阀通道，同时对支架重新加固，对操作条件进行调整，入口导叶开度由原先的35％改为50％。④温度点故障、振动值高跳车。由于设计中有多处单点温度联锁，其中5次温度点故障跳车以及增速箱瓦质量问题导致振动值高跳车。8月15日停车检修通过对温度点移位，采用二选二和三选二已经解决，之后再未出现仪表开路造成跳车的情况。⑤控制阀执行机构弹簧选型不符合要求影响试车的正常进行，更换后已经正常。⑥膨胀机叶轮由于共振而损坏。目前已更改了叶轮，喷嘴由14个改为17个，并设置了2个非停留区域。⑦循环氮气压缩机二段出口密封圈损坏导致出口压力低，温度高。目前已更换密封圈，性能测试期间表现良好。根据壳牌专家的报告，循环氮气压缩机末级叶轮尺寸不符合设计要求，已经在2007年9月更换。⑧仪表空气压缩机主油泵无法建立初始油压。目前已更改油路，并增设了排气阀，解决了问题。 2.2 磨煤装置 1）试车经过
磨煤装置工艺较为简单，试车主要包括惰气发生炉的烘炉、系统的气密、动设备（螺旋、皮带、风机
）的试车、仪表、控制系统测试、试磨石灰石、磨煤机试车，通过调整磨煤机各参数以获得满足使用气化要求粒度的粉煤。从7月初开始试车到8月底3条线磨煤试车完成，历时近2个月的时间。主要是循环风机振动大返厂修理、布袋过滤器／粉煤过滤器顶盖、本体漏、伴热管线漏点多、粒度分析仪调试不好、惰气发生炉点火枪故障、露点仪故障等影响了试车。影响最大的是循环风机振动问题和过滤器泄漏问题。
2）试车存在的主要问题
①循环风机振动大。7月5日循环风机开启后不到1d，发现轴承温度高、振动值高跳车。拆开检查轴承
上下瓦损坏，随后循环风机开启后也存在同样的问题。拆转子送厂家更换新轴，重新做动平衡，更换轴承到7月底解决了问题。②磨煤机首次试车振动大。8月8日磨煤B系列试车，磨煤机振动特别大，立即停车。分析原因为首次加入磨煤机的煤量太少（设计为500 kg）造成振动大。次日重新试车，将加入煤量800 kg后启动磨煤机，同时加载力降到0.1 MPa，试车成功。③布袋过滤器、粉煤过滤器本体和顶盖泄漏。由于过滤器制作时施工错误，导致循环氮气侧和布袋侧之间的密封板未满焊从而氮气中的粉煤从放空管中溢出。同时顶盖密封设计不合理导致氮气泄漏。通过整改解决了粉煤从放空管中溢出和过滤器顶盖泄漏问题。④露点仪、火焰检测仪、氧含量分析仪故障。露点仪、火焰检测仪故障多，露点仪主要是粉煤污染所致，火焰检测仪可能由于液化气夹带液体损坏，考虑增加分离罐来解决。
2.3 煤气化装置 1）试车经过
①气化炉。2006年1月完成了气化炉的煮炉，主要通过控制化学药剂的浓度、炉水温度直到分析药剂
浓度不再下降为合格，一共进行2次。从2006年3月10日开始，到3月底完成了气化炉烘炉。②烘炉结束后，开始进行水通道检查，发现部分水冷壁管的孔板堵塞，割管后清理重新焊接，发现有气化炉内件在国外施工和国内组装时留下的杂物如焊条、焊渣、细金属罐等。第一次处理完后重新进水循环并进行第二次水通道测量又发现有新的管道堵塞，再次处理后进行第三次测量，仍然有新的管道堵塞。于是决定进行反冲洗，经过测量后，只剩下为数不多的几根堵塞，最后割管清理重新焊接，经过第四次测量后合格，整个水通道的处理花了将近3个月的时间，直到8月18日才告完成。③从磨煤试车成功后，即8月中旬开始煤循化测试，主要检验速度计、密度计的准确性和可靠性，通过测试回归粉煤流量计校正系数，通过解决速度计易损坏、不稳定、粉煤管道磨蚀穿孔等问题后，4条粉煤循环线的测试到12月6日结束，同时由于粉煤循化2次后变得太细不能再循环而需要排放，通过临时管线接到飞灰系统低压部分测试顺控逻辑从而完成该单元的实物试车。④渣系统的试车除陶瓷管内衬破裂进行更换和改进外，试车较为顺利，9月完成了系统水循环和顺控的测试试车、检验了有关的测量仪表和逻辑控制。⑤废水汽提和澄清系统，通过水联运试车可以检验机泵、测量指示、控制仪表、逻辑回路，到6月20日装置联动试车完成。⑥急冷气压缩机试车。2006年9月25日油循环完成，10月3日送干气密封后发现损坏，当压力在0.8 MPa条件下无法盘车，经过增加干气密封固定螺栓数量和强度，改成无压力条件下盘车和启动压缩机方案，于11月10日完成了汽轮机脱扣试车。随后进行了消缺，于11月28日正式开车运行。⑦烧嘴冷却水系统首次试车时，过滤器压差高、厂家设计的过滤面积偏离基础设计工艺包要求。后通过改进扩大面积后解决。⑧11月29开始点火烧嘴点火试验，经过多次试点和更改液化气孔板后，于12月5日完成。与此同时11月29日开始开工烧嘴柴油管线和氧气管线充氮模拟测试，测试阀门开关时间和顺控系统工作是否正常并确定柴油流量控制阀、压力调节阀的预设开度和所有阀门开启的时间设定值。12月6日至8日开始进行开工烧嘴点火试验，共进行了7次试点，通过调整有关参数和时间设定与12月8日点火成功。⑨从11月27日开始对4条粉煤输送线的氧气线充氮气分别为0.7，1.5，2.5，4.0 MPa时，测试氧气阀门的开关时间。11月29日开始模拟投料测试，粉煤输送线压力分别升到0.1，1.5，2.5，4.0 MPa测试有关阀门的开启时间和顺控逻辑，于12月2日完成。⑩2006年12月19日一次投料成功。 2）试车过程中的主要问题
①静设备。通气锥易损坏：由于工艺设计不完善导致粉煤加压过程中，通气椎的实际压差明显高于设
计的运行最大压差，导致损坏。通过增加压差显示和改变升压速度，严格控制压差小于1.0 MPa，解决了
压差过高导致设备损坏问题。烧嘴隔焰罩漏：由于设计不能满足生产工艺要求，运行数天后就会损坏，通过更换材料、增加水流量等措施现基本解决。但没有在满负荷条件下检验。S1201／S1202／S1501过滤器：设备制作时质量控制不严，存在缺陷，后解决。换热器漏：E3051氮气加热器，压缩机油冷却器因制造质量不好泄漏，已解决。烧嘴冷却水过滤器阻力高：设计面积过小，经厂家改进后符合要求。②动设备。急冷气压缩机：试车过程中遇到了很多问题，如转子不平衡、干气密封固定螺栓数量不够、强度不足、盘车器在设计压力下不能盘车、口环损坏、振值高等问题。锅炉水循环泵／工艺水泵2／渣水泵：因设计原因轴承温度高，工艺水泵通过返厂修理后解决。锅炉水循环泵通过现场解决管道应力和对中后解决了问题。渣水泵现场维修解决。③支架、管道、阀门问题：现场的管道支架设计数量偏少或强度不足和不符合有关要求，共整改现场支架300多个。氧气管线：施工质量管理不严，存在焊缝焊瘤超高、焊缝不合格、油脂清洁不合要求、管材用错等。电伴热质量差，多次更换冷端头和部分更换电伴热。单向阀泄漏：氧管线单向阀、吹扫氮气单向阀质量差，全部返厂修理后才合格。法兰泄漏多：气密进行不顺利，很多法兰泄漏，有垫片质量问题，有密封面损坏问题，更有安装质量问题，几乎大多数垫片进行了更换。④仪表问题。度计和密度计：可靠性差，易损坏。粉煤料位计：测量不准确，波动大、易受干扰，改为放射性源测量后解决。飞灰料位计、原煤仓料位计：易受干扰，波动大，稳定性差。粉煤三通阀：易卡，时常打不开，有时需要多次才能打开。有相当多的阀门开关时间达不到要求：经过提高供气源压力和改进气缸后解决。粉煤平衡阀使用一段时间后内漏严重，改渗碳处理后依然不好，计划改变阀门结构形式来解决。⑤工艺问题。粉煤粒度偏细：按照磨煤机的设计条件，正常时加载力13MPa，旋风分离器转速80～150 r／min，循环风量80000 m3／h。而实际为了达到规定的粉煤粒度，磨煤机已经在边界条件下运行，加载力仅为5 MPa，分离器转速50 r／min，风量为80000 m3/h。粉煤循环：粉煤循环的工作量大、耗时久，远比预计的要复杂。整个4条线的粉煤循环工作经历了3个月才完成。粉煤架桥：粉煤输送过程中易架桥，通过改变充压方式和时间得到解决。柴油无循环管线：试车时发现柴油管线没有循环线，无法保证柴油干净，临时增加循环管线。水通道堵塞：在进行水通道检测时，发现部分水冷壁管阻力高，割开管线后发现有杂物堵塞，反复多次才彻底清理干净，历时3个月。煤控制阀堵塞：由于煤中的杂物造成，增加了过滤纤维筛。 点击这里查看原帖
juthbon (2008-8-07 08:15:27) 3 煤气化装置运行情况 3.1 运行总体情况 1）运行情况
岳阳中石化壳牌煤气化有限公司自2006年12月19日气化装置一次投煤开车成功，到目前为止，气化装 置已经累计开停车14次。其中，空分装置累计连续运行159d，最长连续运行61d。气化装置累计连续运行 96d，最长连续运行49d。
在基本解决了烧嘴隔焰罩泄漏导致装置频繁停车的重大隐患后，从2007年5月开始，装置运行明显好
转，
5、6月，开工率分别为28.3％和56.3％，7月实现最高开工率62％（以合成气有效负荷计，若以煤计 达78％）。运转率见表1。 2）原料煤使用情况
气化装置用煤品种较多，累计已经使用山西潞安常村王庄矿（HM081）、四川广安蔡山洞煤矿（HM181）、云南镇雄矿（HM031）、贵州金沙矿（HM138）、湖南白沙红卫南阳矿（HM201）、湖南白沙红卫南阳矿精煤（HM201s）和四川宜宾永兴矿（HM198）等7个煤矿产的碎煤。
由于不同品种的原煤库存数量少，平均每4d切换1次原煤。有时1d之内切换2次原煤，给气化工艺调整带来困难。通过对多种煤的试用，发现有的煤种如HM081易结垢，造成合成气冷却器出口温度超高，最高达到370 ℃，虽然增加敲击器频率，效果甚微，最终通过切换煤种才将温度降到可控制范围，但敲击器频率已到最大。其次使用精煤时，由于原煤颗粒很小，易磨碎，即使调整了磨煤机参数，仍然导致粉煤粒度偏细，从而造成粉煤输送线不稳，气化炉温度波动，严重时造成炉内耐火材料和钉头损坏。
经过比较已经使用的7种煤，HM081的主要问题是结垢，HM201／HM201s主要是煤线极不稳定，只有4种煤能满足使用要求，即HM181，HM031，HM138和HM198，但HM181已经无资源，HM198资源分配给兄弟厂，目前只有HM031和HM138两种可安全使用的煤；HM196在下次开车时考虑试用。不同煤种主要消耗见表2。 ①原煤消耗：不同煤种的消耗差距大。最高的HM201消耗值达到每千标立方有效气体0.693 t煤，最低的HM081只有0.628 t，前者是后者110.35％。在可继续使用的煤种中，消耗几乎相同，HM138略低，但仍然高达0.682 t，是设计煤种消耗0.586 t的116.4％，即使最好的HM081其煤消耗也是设计值的107.2％。若按2500 t劣质煤的设计消耗（0.734 t）则符合要求。②中压蒸汽消耗：中压蒸汽消耗达到设计值的130％，主要原因是空分以较高负荷运行，而气化负荷低所致。③石灰石消耗：石灰石的消耗均明显低于设计值，在使用过的煤中，最高添加比例为6％，属于可接受的范围。若达到设计最大值10％，则操作变得困难，石灰石输送形成瓶颈，气化能耗也明显增加。④氧气消耗：氧气消耗最高的为0.626 t，最低的为精煤0.573 t，分别是设计值的123.96％和113.5％。由于氧气明显高于设计值很多，当气化以100％负荷运行时，空分将成为瓶颈。主要原因是煤的质量达不到当初设计煤的标准。通常表现为灰分含量超高。
从以上消耗可以看出，由于煤的质量达不到设计要求，造成煤单耗、氧气单耗明显超过设计值，从而
影响下一步气化装置满负荷运行。 3）灰分对合成气产量的影响
在第13次运行过程中，从2007年6月11日17：00到6月21日8：00共使用了3种煤，重庆HM031，四川广安HM181和山西潞安HM081煤。期间气化装置生产负荷变化较大，主要因为气化用煤切换所致。各种煤的灰分数据见图1。
四川广安HM181煤明显高于山西潞安HM081煤和重庆HM031煤。灰分对有效气产量的影响分别见表3和表4。 由表1可见，2007年6月14日使用山西潞安HM081煤时的气化炉投煤量为1050 t／d，6月18日使用四川
广安HM181煤时的气化炉投煤量为1261 t／d，同比增加了20.10％的投煤量，但煤中的有效成分仅增加了
9.30％，有效气产量相应增加了9.93％。HM181煤与HM081煤相比较，损失了10.17％的有效气产量。原因是HM181的灰分含量比HM081高出了7.4％。 由表2可见，2007年6月12日使用重庆HM031煤时的气化炉投煤量为987 t／d，6月14日使用山西潞安
HM081煤时的气化炉投煤量为1050 t／d，同比增加了6.00％，但煤中的有效成分增加7.21％，有效气产量相应增加7.28％。
以上2组数据表明，煤中灰分含量高低对有效气产量影响很大。灰分越高，有效产气量就越低。以上3 种相同数量的煤，HM081有效气产量最高。所以，寻找一种灰含量低（13％～17％）、性价比合适且能满足运行要求的煤种十分重要。 3.2 工艺方面存在问题及对策
1）开工烧嘴一次点火成功率低和易损坏
经历了10多次开车之后，发现开工烧嘴往往难以一次点燃，有时需要2次、甚至3次才能点燃，而且损 坏了3次。分析原因是点火烧嘴火焰长度不够，系统各参数设置不合适导致氧油比太低，以及安装不好， 或更换了烧嘴后，由于烧嘴间隙不同造成吹扫时氮气背压变化大，原设置工艺参数难以适应。为此，提高 点火烧嘴液化气压力，孔板直径改大，燃烧空气流量也相应提高，从火眼观察到火焰明显比原来粗和长。
适当调整有关参数使点火时氧油比控制在合适的范围，现基本能做到一次点火成功。烧嘴损坏的原因主要
是装配质量不高，如O型环泄漏，烧嘴头间隙不合要求，柴油太脏所造成，现已解决。
2）堵渣的应对措施
装置运行过程中出现局部堵渣是难以避免的，如煤种的频换切换、石灰石的添加比例不合适、气化炉
温度控制不好，温度变化过快、温度过低、煤性质不稳定等都可能造成结大块和细渣堵塞。大块渣一般会
堵在渣池（V1402）底部下降管顶端，细渣会堵在渣收集罐（V1403）出口阀门（14XV0015）处。对于大渣块通常利用压差采用上顶下压的办法以使其破碎，对于细煤灰堵塞，则改临时排放管道提高压力到1～1.5 MPa排放。正常运行时，通过有关的趋势图和捞渣机皮带重量的变化，很容易监控和判断下渣是否正常。 一般情况下，堵渣均能通过上述方法解决。 3）堵灰原因和解决办法 共发生了2次堵灰，第1次是首次投料后不久出现的，原因是管道温度低飞灰易堵。通过临时在飞灰充 气仓（V1508）至飞灰收集罐（V1507）管线上增加了4处氮气吹扫点疏通了管道。第2次堵灰更严重，飞灰全部堵在了V1508，V1508至V1507管线堵死，不得已拆开了阀门（15XV0017）后法兰接临时管并加压到0.5 MPa排放后，同时利用吹扫点疏通了V1508至V1507管线。通过分析，当飞灰中水分含量较高时，若输送氮气温度偏低就会造成结块从而堵灰。故将氮气加热器（E1501）氮气出口提高到100 ℃（设计为80 ℃），此后再未出现堵灰问题。此次大修也对V1508至V1507管线进行保温。
4）气化炉超温导致耐火材料和销钉损坏
由于气化炉没有温度自动控制系统和联锁保护系统，当粉煤输送线大幅波动造成气化炉瞬间温度剧烈 波动，此时计算出的温度显示13TI9001／9002／9003也不准，而且波动非常大，不能正确帮助操作员判断。从而造成气化炉损坏，带来巨大损失。现已增加气化炉蒸汽量（13FI0147）高流量联锁，同时增加 13FI0147自动控制功能。 5）废水处理单元运行不理想
废水处理时常出现问题，如汽提塔填料结垢，阻力高负荷加不上，絮凝剂添加控制不好，造成溢流水质量不合格污染回用水罐，损坏循环高压水泵，滤布质量问题。通过努力现已解决药剂浓度控制问题、更换了合格的滤布。对于结垢问题，将考虑改变流程，增加设备对渣水系统的污水单独处理。 6）粉煤放料罐下粉能力不足
主要是充压时间太久，约18min，考虑在粉煤放料罐通气板每根管上增加开孔数量，以缩短充压时间
，改善下粉不畅问题，提高下粉能力。 7）高负荷下大小气包液位不平衡
高负荷下，有效气负荷大于70％，合成气冷却器的蒸汽产量多于气化炉，导致小汽包液位高于大汽包 ，同时打开平衡阀（13XV0049），影响13FI0147的计量准确性。现已在13FI0147增加1块限流孔板。
3.3 设备方面存在问题及对策 1）高压工艺水泵振动大 高压工艺水泵故障多，表现为振动大和轴承温度高。经分析发现低压工艺水泵密封水返回了工艺水罐
导致入口过滤网经常堵塞，造成口环、叶轮磨损，最终导致振动大。现将回水改到澄清池，泵运行良好，解决了泵频繁损坏的问题。 2）粉煤锁斗阀卡
运行过程中粉煤第一个锁斗阀（12XV0231）卡住，不能自动开关，后采取强制全开，由第二个锁斗阀
自动控制，并临时将氮气替代仪表空气提高压力到0.9 MPa运行该阀，从而成功运行了40多天。检修发现
由于很多粉煤进入阀腔导致阀门转动时阻力增大从而卡住。现采取加吹扫氮气的办法防止粉煤在阀腔聚集 。
4 有待进一步解决的问题
4.1 未实现满负荷运行（按2000 t／d）
装置虽然运行约500d，但最高煤负荷仅为78％，合成气有效产量只有设计的67％，要实现满负荷生产 ，有以下瓶颈要解决。
壳牌SGSI公司认为目前的烧嘴隔焰罩向气化炉炉内只突出60 mm，如果渣层过厚，将有可能覆盖隔焰罩表面，造成过热导致损坏。实际运行最大已经到80％负荷，接近1600 t煤运行了2d，运行正常，后因下
游要求减负荷运行。下一步的方法：负荷到75％时稳定1周左右，随后逐渐提高负荷到80％，85％稳定至
少1周，如正常则提高到90％运行。如果隔焰罩损坏，则考虑订购突出94 mm的隔焰罩。
在目前使用的煤种中，最好的煤实际耗氧量为设计的113％，最差的为123％。考虑到空分以最大负荷
105％运行，气化最多也只能达到90％负荷。另外的改进措施是优化运行，尽量降低气化炉操作温度。
由于煤中灰分含量达到设计上限，同负荷条件下，渣量最大。从实际运行情况来看，如果灰分含量加
上石灰石量为24％时，捞渣机最多只能满足90％的负荷需要。实际上已经增加了捞渣机刮板数量和改进链 条导轨。
4.2 中压蒸汽过热温度达不到设计值
煤气化技术转让合同规定的副产过热蒸汽单位产量应该等于0.758 t／1000 m3（CO＋H2），而使用四
川广安HM181煤时副产过热蒸汽单位产量为1.15 t／1000 m3（CO＋H2），偏高52％。使用山西潞安HM081煤时的副产过热蒸汽单位产量为1.04 t／1000 m3（CO＋H2），偏高37％。 原因可能与激冷气流量偏高有关。原设计激冷气比例为1.1，现在接近2.0，过多的激冷气流量降低了
热合成气的品位，13TI9002的温度仅700～780 ℃，低于设计值900 ℃，同时进入合成气冷却器的流量高
于设计值，大量的低品位热量产生了较多的副产过热蒸汽，同时降低了过热度，有时只有320 ℃，最好时
也只有345 ℃，离正常值395 ℃，相差较大。
改进措施：减少激冷气流量，提高13TI0019温度到700 ℃。 4.3 合成气中干基有效组分低于设计值
煤气化技术转让合同规定的合成气中干基体积有效组分含量应该大于89％，而实际只有81％～82％。
改进措施：减少氮气反吹用量。选择合适的煤种，调整石灰石的加入量，降低气化温度，尽量控制合成气
中CO2的浓度，提高生产负荷。 4.4 循环气压缩机入口管道结垢
管道结垢问题，目前还没有好的办法来解决。通过分析垢样主要成分是硫化铁，即腐蚀造成。每次开车时管道温度低，易形成硫腐蚀。本次周期联运了49d，压差正常，稳定在20 kPa左右，拆开过滤网检查只有少量垢片。但如果开停车频繁，导致腐蚀加快和结垢明显，考虑增加立式分离器来解决。 4.5 pH在线分析仪不可靠 洗涤塔塔底循环液pH分析仪（16QIC0015）和汽提塔塔底出液pH仪（17QICO002）性能不可靠，投用不久即损坏，更换电极后很快又损坏，至今不能使用。运行时只能靠每小时1次用pH试纸测试，既偏差大，又不能随时监控，更不能投自动运行。考虑增加二级脱水和过滤除杂来解决。
另外，粉煤放料罐平衡阀阀芯磨损导致内漏，曾经对阀芯作了渗碳处理，情况有好转，但仍未根本解
决问题，下一步考虑改变阀门的结构形式，同时喷涂耐磨材料。粉煤三通阀投煤时经常打不开，虽然进行
了修复，但每次修复后只能使用数次，目前没有彻底解决。 5 结束语
壳牌粉煤气化技术，工艺成熟，自动化程度高，气化稳定，温度可达到1600 ℃，煤转化率较高，能适应灰分较高的煤种（最高25％）。气化炉易维护，维修工作少，但对粉煤输送线的稳定性要求高，在相 对时间内要求煤种质量稳定，对仪表的可靠性要求高。气化炉的操作和控制难度较大，需要有非常丰富的
经验。通过投产试运行，不断积累经验，相信一定能实现粉煤气化装置安全、稳定、高效、经济运行。
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