水煤氣變換系統運行問題及技術改造實踐

鄧文剛

（中海石油華鶴煤化有限公司，黑龍江 鶴崗154100）

中海石油華鶴煤化有限公司（簡稱華鶴公司）以煤為原料，設計生產30萬t/a合成氨、52萬t/a尿素，于2015年3月投料生產，煤氣化裝置采用6.5 MPa（G）德士古水煤漿工藝，變換系統采用耐硫深度變換工藝，氣體凈化精制采用低溫甲醇洗和液氮洗工藝，合成采用丹麥托普索合成技術。

2015年4月開車接氣后，在實際運行中發現水煤氣變換系統出現了第一變換爐催化劑入口溫度高且低溫活性得不到充分應用、高溫冷凝液閃蒸槽壓力低、煤氣預熱器頻繁結垢堵塞、汽提系統結晶和中壓廢熱鍋爐排污水不能回收等問題，導致運行成本增加，嚴重制約了裝置長周期穩定運行。根據2015年—2018年裝置的實際運行情況，進行了多項技術改造，現將其介紹如下。

1 變換系統工藝流程

水煤氣變換系統工藝流程示意圖見圖1，圖中虛線為改造新增部分。

圖1 水煤氣變換系統工藝流程示意圖

來自煤氣化裝置的一氧化碳體積分數為46%的粗煤氣進入變換系統，經過液態水分離、過濾、預熱后進入第一變換爐、第二變換爐進行深度變換，變換后的一氧化碳體積分數小于1.5%的變換氣進入低溫甲醇洗系統，中間回收的反應熱量可生產4.2 MPa（G）、420℃的中壓蒸汽和0.6 MPa（G）、165℃的低壓蒸汽，并對鍋爐給水和脫鹽水進行預熱，冷卻后的180℃高溫冷凝液進入高溫冷凝液閃蒸槽，由高溫冷凝液泵送到氣化裝置洗滌塔，低溫冷凝液送到汽提系統汽提，之后送到氣化裝置，汽提尾氣送到火炬。

2 存在的問題及改造措施

2.1 高溫冷凝液閃蒸槽壓力低

高溫冷凝液閃蒸槽的設計壓力為5.5 MPa（G），閃蒸后的冷凝液經高溫冷凝液泵加壓至8.0 MPa（G）后，送到氣化裝置洗滌塔。變換系統實際運行中，工藝冷凝液分離罐壓力為5.8 MPa（G）～6.0 MPa（G），冷凝液經過閥門減壓后送到高溫冷凝液閃蒸槽，此時壓力低于4.7 MPa（G），達不到高溫冷凝液閃蒸槽的設計壓力，前后壓差小、閃蒸量小，加之溫度降低后水蒸氣被冷凝，造成高溫冷凝液泵入口壓力低于4.7 MPa（G），達不到設計壓力5.6 MPa（G），導致泵出口壓力達不到8.0 MPa（G），很難將高溫冷凝液送到氣化裝置洗滌塔。

為了提高閃蒸槽壓力，考慮將高壓氮氣接入閃蒸槽。2015年6月，華鶴公司利用就近的高壓氮氣高點排氣，引一根25 mm管道到閃蒸槽頂部的預留口（見圖1虛線D），接入氮氣后很容易將閃蒸槽壓力控制在5.5 MPa（G）左右，滿足了生產需要，并且使高溫冷凝液泵電機頻率輸出降低9個百分點，電費下降。接入氮氣前后數據對比見表1。

表1 接入氮氣前后數據對比

2.2 第一變換爐催化劑低溫活性得不到充分利用，使用壽命降低

進變換系統粗煤氣的溫度（飽和）為235℃，按照規定和催化劑初期低溫活性的要求，需要將第一變換爐入口溫度控制在255℃～260℃，實際運行中發現入口溫度最低只能控制在288℃，即使將煤氣預熱器旁路閥全部打開，也無法達到理想溫度，導致催化劑低溫活性得不到充分利用，催化劑使用壽命降低。

分析發現，出第一變換爐的變換氣進入煤氣預熱器殼程或者旁路管道時，由于殼程阻力小，即使將旁路閥全開，大部分高溫變換氣仍然通過殼程預熱粗煤氣，導致出煤氣預熱器管程的粗煤氣溫度較高。所以，必須盡可能減少進入煤氣預熱器殼程的變換氣量、增加進入旁路的變換氣量，以減少換熱量，從而降低進入第一變換爐粗煤氣的溫度。

2016年7月檢修期間，在變換氣進入煤氣預熱器殼程管道前增加一個現場閥門（見圖1虛線C），用于控制進入煤氣預熱器的變換氣流量，改造后可以將第一變換爐入口溫度調節到理想溫度（255℃～260℃），催化劑低溫活性得到了充分利用，使用壽命得到了延長。

2.3 蒸汽汽提系統結晶

含有氨、二氧化碳、硫化氫、水的變換低溫冷凝液經過汽提塔汽提后送到氣化裝置，汽提后的回流冷凝液中的氨以銨鹽形式存在，并被進一步提濃，溫度低時銨鹽達到飽和而結晶析出固體[1]，進而堵塞管道、導壓管、閥門等位置，導致壓力表、液位計失真，冷凝液回流泵機封經常損壞（機封需要兩個月更換一次），造成汽提系統不穩定，低溫冷凝液中氨氮超標等。

經過檢查，發現堵塞的部分管道沒有伴熱或者伴熱溫度較低，導致冷凝液中銨鹽析出，進而堵塞管道、閥門等位置；冷凝液回流泵機封經常損壞是由于機封沖洗水來自泵出口，屬于自密封，密封水含有的固體結晶物加劇了磨損，導致使用壽命遠低于設計值。

根據實際運行情況，進行如下改造：（1）將冷凝液回流泵進出管道、回流管道、汽提塔頂部測壓導管、汽提氣水冷器管束和汽提氣分離器液位計等易堵位置進行疏通，全部加低壓蒸汽無盲端伴熱，并調整汽提氣水冷器出口汽提氣溫度大于80℃，可保證冬季前效果明顯，運行穩定；（2）在冬季遇到極寒天氣后，汽提塔頂部測壓導管和汽提氣分離器液位計仍會失真，為了解決該問題，在測壓導管變送器根部和液位計結晶堵塞位置增加一噴射蒸汽，很好地解決了結晶堵塞造成儀表失真的問題；（3）對于回流泵機封易磨損的問題，將機封沖洗水改用潔凈的預熱前的1.2 MPa（G）低壓鍋爐給水，經減壓到0.4 MPa（G）～0.6 MPa（G），實際溫度約80℃，改造后機封的使用壽命由2個月提高到18個月，效果良好，類似的改造也應用到其他裝置中。

2.4 原料氣過濾器、煤氣預熱器結垢堵塞、第一變換爐催化劑活性下降

變換系統接粗煤氣后，發現原料氣過濾器濾芯（外徑、長度和精度分別為75 mm、1 200 mm和50 μm）頻繁堵塞，平均每18 d就需要切換過濾器更換濾芯，運行成本增加；煤氣預熱器管程堵塞，壓差上漲，換熱效果下降，2015年3月—2018年6月停車清理5次，嚴重制約裝置長周期生產；第一變換爐催化劑活性下降，第一床層非正常急劇下降，壓差上漲，2016年9月打開第一變換爐發現頂部積灰嚴重，催化劑和瓷球被灰塵包裹。

分析發現，粗煤氣中灰含量較設計值高，造成原料氣過濾器頻繁堵塞，并且由于很多灰塵、石灰石添加劑以及含鹽物質粒徑小于50 μm，會穿透原料氣過濾器，進入煤氣預熱器而堵塞管程。煤氣預熱器內堵塞位置距煤氣入口約0.5 m處，堵塞長度約0.8 m，此區域帶有液滴的粗煤氣瞬間蒸發、溫度變化劇烈，所含灰塵、鹽類等固體物析出，形成堅固污垢附著在管壁。還有一部分灰塵最終到達第一變換爐催化劑頂部被過濾，導致頂部催化劑被灰塵包裹，微孔堵塞，活性下降。另外，在煤氣預熱器清理出的污垢中發現了含砷物質，砷會使催化劑永久中毒，這也是頂部催化劑活性急劇下降的原因之一。

2018年7月，華鶴公司利用大修期，在原料氣分離器后增加一預變換爐（預過濾器）和一高壓蒸汽混合器（見圖1虛線B和虛線A）；在預變換爐內裝多孔瓷球、舊催化劑等，用于吸附灰塵、毒物，分上下兩段，在壓差高時可以相互切換，進行更換清理；加入約1.5 t/h過熱的高壓蒸汽（520℃），粗煤氣溫度可提高2℃左右，在進入煤氣預熱器前成過熱狀態，避免了灰塵、鹽類等物質在管內附著[2]。改造后，發現粗煤氣中的灰塵被預變換爐中的催化劑吸附，原料氣過濾器濾芯僅需一年更換一次，煤氣預熱器壓差上漲得到遏制，換熱效果沒有下降。

2.5 中壓廢熱鍋爐污水就地排放，冬季地溝結冰、框架掛霜，增加了污水處理負荷

變換系統中壓廢熱鍋爐排污（260℃、4.4 MPa）設計直接排到地溝，最終匯入污水，不僅增大了污水處理費用，還造成了水的浪費，閃蒸后蒸汽就地排放還會造成熱能浪費，并且由于處在高寒地帶，冬季地溝會結冰、高溫蒸汽會在框架上冷卻凝結為霜甚至冰等。

通過對排污水進行化學分析，并根據分析結果進行評估和回收可行性分析，決定將中壓廢熱鍋爐排污回收至合成裝置擴容器，此擴容器原設計用于回收中壓蒸汽伴熱冷凝液，把同樣壓力等級的中壓廢熱鍋爐排污并入；閃蒸的低壓蒸汽進入低壓蒸汽管網，用于下游用戶；冷凝液送入水處理。

技術改造后，冷凝液和閃蒸余熱得到了回收，降低了污水處理負荷和成本，創造效益近40萬元/a，冬季也不會出現地溝結冰和框架掛霜與結冰現象，消除了安全風險。

3 遺漏問題及解決思路

華鶴公司在2018年1月對第一變換爐催化劑進行了全部更換，但在2019年底發現第一變換爐上層催化劑活性又有明顯下降，根據實際運行，在2020年將上層20 m3催化劑進行更換，把卸下的催化劑分頂、中、底三層取樣，并委托專業機構進行分析，在上層頂部催化劑中發現了As2O3（質量分數為3.94%），通過X射線熒光和X光電子能譜的標準分析，確認頂部催化劑主要存在砷中毒。根據分析結果和建議，計劃于2021年檢修期間在預變換爐內增加可以脫除砷的吸附劑，從根本上解決第一變換爐催化劑運行達不到設計要求的問題。

4 結 語

華鶴公司對變換系統出現的高溫冷凝液閃蒸槽壓力低、第一變換爐催化劑壽命短、煤氣預熱器和汽提系統堵塞、中壓廢熱鍋爐排污就地排放等問題，進行了分析研究，增加了高壓氮氣、預變換爐、伴熱和噴射蒸汽，改造了中壓廢熱鍋爐排污路徑和機封沖洗水來源等，很好地解決了變換系統出現的問題，降低了運行費用，實現了變換系統的穩定運行。