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中石化南化8.7 MPa GE煤气化装置运行总结
汪泽强，陈兆元，许荣发，朱 勇(中石化南化合成氨部，江苏 南京 210035)2007-09-25 1 概 况
2003年9月，南化启动油改煤项目。工程总投资约4.3亿元（包括上下游的配套改造），两台8.7MPa、ф3200 mm高压气化炉，日产氨1000 t，小时产粗有效气(CO+H2)88200 m3，一开一备运行模式。A炉于2005年底工程竣工，2006年1月11日正式投料，B炉2006年9月建成投料成功。由于净化系统未作大的技术改造，目前装置在约83%的负荷下稳定运行。改造前后原料情况、气体组成及消耗比较见表1、2、3。
南化大化肥气化装置采用GE 8.7MPa部分氧化工艺、湿法水煤浆、激冷流程，黑水处理为开路四级闪蒸，单炉设计产气量（粗气）115000 m3/h(干基)。设计以烟煤石油焦为原料制取合成氨原料气（CO+ H2）。
流程简述流程示意如图1。将烟煤制成59%～62％的水煤浆，和氧气在8.7MPa、1350℃的GE气化炉中发生部分氧化反应，制取原料气，并将富含有效气（约80％）的粗原料气经初步洗涤后送到净化单元。气化炉和碳洗塔排出的炭黑水分别在3.5MPa、0.91MPa、0.15MPa、－0.08MPa下闪蒸降温、回收冷凝液、浓缩炭黑浆后送到炭黑过滤装置,灰水回用（作为粗煤气洗涤用水）。
图1 气化装置流程图试车内容
2.1 运行记录和开工率
2006年1月11日～2007年2月8日，两台气化炉一开一备共累计运行了6720 h，因为A、B炉不同时安装和试车，影响了生产的连续性；同时考虑到公司内的产品平衡（部分新建项目尚未投产或未完成试车）和油改煤项目中未对甲醇洗和变换做彻底的改动，影响了生产负荷，气化炉运行情况见表4。
2.2.试车数据
随机抽取2007年4月26日生产数据作为气化装置分析的依据，见表
5、图2。表5 2007年4月26日0：00～24：00气化装置主要运行参数
注：气体成分均为干基含量。
图2 2007年4月26日气化装置主要运行参数曲线图
表5显示气化炉工况稳定，工艺气组成正常，有效气（CO+ H2）均在79%以上，灰渣中残碳平均约7.8％，初步估计气化反应碳转化率应不低于96%。
2.3 主要消耗（表6）
根据消耗及产量，计算得气化过程的性能指标如下（计算过程略）。
（1）炭转化率
吨氨折2100 m3有效气（CO+H2）根据表4计算的日平均组成 CO 43.36％，H2 36.99％，CO2 19.07％
查得当日干煤总碳含量 72.59%(干基，质量分率)
日干煤总碳 702.9 t；折 58575 kmol/h 当日气化炉产有效气(CO+H2)1628970 m
3当日气化炉产的CO总量 879055.9 m3
当日已转化的碳总量 1265670.2 m3，折56503.13 kmol/h 炭转化率96.5%（2）干煤和原煤消耗
当日产有效气(CO＋H2)1628970 m3
有效气（CO＋H2）干煤消耗 0.60 kg/m3
有效气（CO＋H2）原煤消耗 0.78 kg/m3
（3）有效气（CO＋H2）氧耗 0.42 m3/ m3
（4）消耗比较（表7）
表7表明实际原料消耗和设计值基本吻合，原煤消耗高主要是原料煤中的水含量（平均在14%～18%）比设计数据（8%～11%）要高。
（5）工艺气组成比较（表8）
注：表5中实际操作工艺气组成为2007年4月26日各组成的算术平均数，其中CO含量比设计值高11.2%，H2S含量远低于设计值。
（6）其他原料消耗（表9）试车中遇到的问题及处理措施 3.1 高压煤浆泵
多次发生电流超高、堵转等现象，使煤浆流量产生1～10 m3/h的大幅波动，目前已彻底解决。
原因分析
高压煤浆泵进口管线太细，煤浆稳定性较差，大煤浆槽明显有煤浆沉积。
处理方法
对棒磨机所有钢棒逐一检查，用新棒置换出磨损严重的棒和断棒；
适当增加煤浆的粘度，到800～1200 cP；
拟将棒磨机进口筛网由30mm改为20mm以下；
检查和增加吸铁器；
将煤浆泵进口管线由6″改为10″；
大煤浆槽搅拌浆计划下移0.5m；
计划对棒磨机出口滤网改造，防止跑浆；
增加煤浆添加剂流量计；
对高压煤浆泵设备本体和地基进行检查；
与添加剂和煤浆泵供应商进行交流和探讨；
加强煤浆粒度的监控；
投料前，高压煤浆泵提前强制打循环。3.2 高压灰水泵（高压差多级离心泵）
多次发生轴瓦和机封损坏，最小回流减压阀阀芯磨损严重并有断裂现象，目前已彻底解决。
原因分析
每次开泵前准备工作不充分，盘泵、排气方法不正确，切换过滤器时忽略排气，最小回流减压阀长时间高压差操作。经过优化操作和改造后，泵的连续运行时间在8个月以上。处理方法
提前2 h运行辅助油泵；
辅助油泵运行后盘泵；
排气选择在水连续注入泵体时出口高点排气；
过滤器投用前一定排净内部气体，排气时先关闭过滤器出口阀，排气完毕后才打开；
增加过滤器排污口；
对泵的出口压力和流量加强监控，防止泵长时间超过额定功率；
在最小回流减压阀后增加限流孔板；
在最小回流减压阀旁增加带弹簧自减压阀的复线，防止泵启动时超压；
泵启动并且运行正常后尽量全部关闭最小回流减压阀，减轻磨损。3.3 沉降槽耙料机
发生2次严重的轴变形和耙损坏，目前已基本解决。
原因分析
以前参考镇海炼化的运行模式，炭黑过滤机白天运行，晚上停运，导致大量炭黑晚上在沉降槽内积累，耙料机超负荷运行。经过处理后目前已连续运行7个月。
处理方法
准备增加耙杆自提升装置；
炭黑过滤机24 h连续运行；
同时对炭黑过滤机、真空泵和渣浆泵等进行了改造，保证炭黑过滤连续运行；
将耙料机的监控电流由现场引到操作室，24 h监控。3.4 高压、中压闪蒸罐
内部挡板经常严重损坏，导致设备振动和罐壁明显减薄，目前已基本正常。
原因分析
气化炉排水量过大，压差大，排水闪蒸气量大、流速大，导致挡板容易损坏。经过优化操作后，挡板修理周期由1月一次延长到2～3月一次，到目前已连续运行5个月，还比较正常。
处理方法
对气化炉进行优化操作，逐步减少气化炉和碳洗塔的炭黑水排放量，降低减压水流速；
同时投用两组并联的减压阀，降低减压水的流速；
准备对高压－中压减压阀采用类似于鲁南化肥厂的竖式筒体减压阀结构，减少对挡板和罐壁的直接冲击；
准备增加一套闪蒸系统，每台气化炉对应一套闪蒸，不交叉；
每次大修对挡板进行加强、加固、加耐磨衬里处理，还准备考虑在减压阀后增加分布管和孔板，使减压水动量逐级衰减。3.5 其 他
高压煤浆泵因润滑油温度低，曾造成润滑油流量低报警，后润滑油增加伴热；
发生过气化炉烘炉时回火，原因是锅炉给水内漏闪蒸后产生蒸汽，使系统呈正压；
氧切断阀的电磁阀进水，导致氧阀误动作； 高压煤浆泵变频器冷却风扇坏后变频器故障，引起气化炉跳车；
因空分仪表气源压力低，曾导致激冷水阀发生误动作等。4 总 结
（1）煤气化装置在2007年3月将煤气化负荷提到约100％，气化炉稳定运行约4 h。因为净化在原料改造过程中未作大的修改，目前气化炉维持在约83%的负荷下运行，不具备满负荷运行的条件，但在此负荷下，甲醇洗等后续工序的CO2处理量已达到原始设计以渣油/沥青为气化原料的满负荷CO2处理量。
（2）估算以烟煤为气化原料，83%的负荷下碳转化率为96.5%，有效气（CO＋H2）平均80.36%，达到设计要求。同时根据3个月的粗渣分析统计，碳含量＜10%的样本率在70%以上，估计碳转化率应不低于96%。
（3）现在煤气化炉在7.5～8.2 MPa压力下操作，相对于同样煤种的4.0 MPa气化炉（如上海焦化厂），NH3和CH4生成明显增加［NH3 250×106，CH4为（1000～1500）×106］，炭黑水pH值稍低(出真空闪蒸
－
－罐pH约6.0)。目前气化炉高压运行时，工艺气中炭黑夹带明显减少，并且装置的热损失少，但泄漏率大，闪蒸系统检修的频次较高。
（4）初步估算装置的煤耗和氧耗和设计值吻合，由于未达满负荷，装置的清江水消耗和分散剂消耗高于设计值。由于备用气化炉采用热备，燃料气的消耗较大，目前已开始采用装置放空尾气来取代燃料气。
（5）装置采用一开一备的运行方式，系统可靠性和稳定性较差，同时因为是世界上第一次采用8.0MPa以上的水煤浆气化，设备和仪表选型时没有足够的业绩参考，造成开车初期问题较多，目前装置已逐渐稳定，状况良好。
（6）GE高压煤气化技术商业化可行，技术上没有风险。
总之，利用廉价的原料生产工业用合成气已是大势所趋，希望南化的8.7MPa烟煤气化经验能为广大同仁提供参考、借鉴。
