煤气水分离系统产品煤气水带油原因分析及优化调整.pdf

櫦櫦櫦櫦櫦櫦櫦櫦櫦櫦櫦櫦櫦櫦櫦櫦櫦櫦櫦櫦櫦櫦毤毤毤毤煤气化技术 收稿日期 作者简介师元华（），男，甘肃定西人，工程师，主要从事煤化工生产指挥 调度管理工作。煤气水分离系统产品煤气水带油原因分析及优化调整师元华（伊犁新天煤化工有限责任公司，新疆 伊宁 ）摘要某煤制天然气装置气化系统采用鲁奇碎煤加压气化工艺，气化废水预处理设有煤气水分离系统（个系列，六开无备）和酚回收系统。年 月以来，煤气水分离系统出现了产品煤气水带油问题，严重影响酚回收系统的正常运行。基于实际生产情况，从煤气水分离系统负荷、操作温度、设备问题、重芳烃品质等方面入手，分析与探讨产品煤气水带油的原因，通过采取工艺调整降低原料煤气水产量、隔离清洗煤气水冷却器、改造多元烃储槽、更换最终油分离器滤料等一系列优化调整措施后，解决了产品煤气水带油问题，保证了煤气水分离系统、酚回收系统的安全稳定运行。关键词碎煤加压气化；煤气水分离系统；酚回收系统；产品煤气水带油；原因分析；优化调整 中图分类号 文献标志码 文章编号 （）引言国内某 煤制天然气装置主生产系统（分为 个系列）采用鲁奇碎煤加压气化、耐硫部分变换、林德低温甲醇洗、戴维甲烷化工艺等。其中，气化废水预处理设有煤气水分离系统 个系列（系列），六开无备和酚回收系统，煤气水分离过程是将高温高压煤气水中的煤尘、溶解气及副产物予以分离与回收，利用减压闪蒸解吸出煤气水中溶解的 、等气体；重芳烃、多元烃的分离回收，依据无压重力沉降原理分离出煤尘、重芳烃、多元烃；煤气水中的悬浮物则通过双介质过滤器进行过滤清除。实际生产中，年 月以来煤气水分离系统出现了产品煤气水带油问题，经分析，采取一系列优化调整措施后，解决了产品煤气水带油问题，保证了煤气水分离系统、酚回收系统的安全稳定运行。以下对有关情况作一介绍。煤气水来源碎煤加压气化炉产生的高温高压粗煤气经洗涤冷却，其携带的大量水蒸气和其中的生成物、夹带物与气相分离后，产生的液相部分称为煤气水。煤气水的成分相当复杂，包含煤尘与干馏干燥及反应过程中生成的重芳烃、多元烃、轻烃、氨、酚等有机物以及溶解在其中的煤气成分，还有重金属、无机盐类等固溶物和悬浮物。煤气水及其所含组分的主要来源：原料煤自身含有水分，经干燥、干馏蒸发产生水蒸气，经后续冷却 冷凝产生煤气水；碎煤加压气化炉的蒸汽分解率一般在 左右，气化剂中未分解的水蒸气经冷却 冷凝产生煤气水；煤中有机质在气化炉中受热产生热解水；煤在干馏过程中的副产物及气化反应过程中所生成的其他组分；粗煤气中的水蒸气在冷凝的过程中溶解的煤气成分。煤气水分离系统工艺流程简述原料煤气水来源有两路，一路是碎煤加压气化系统来的含尘煤气水与变换冷却系统来的含焦油煤气水，另一路是变换冷却系统来的含油煤气第 期 年 月中氮肥 水与低温甲醇洗系统来的工艺冷凝液。第一路煤气水碎煤加压气化系统含尘煤气水进入余热回收器管程，与壳程的低压锅炉给水换热，副产 、饱和蒸汽送低压蒸汽管网；余热回收器出来的含尘煤气水与变换冷却系统来的含焦油煤气水混合后依次进入煤气水换热器、含尘煤气水冷却器，分别经高压喷射煤气水和循环水冷却后进入含尘煤气水膨胀器。从碎煤加压气化系统来的低压含尘煤气水、开车煤气水以及从酚回收系统来的含氨凝液、从煤锁气压缩机超重力除尘系统来的洗涤水，一起进入含尘煤气水膨胀器内，膨胀闪蒸至常压后进入初焦油分离器进行沉降分离，分离出的重芳烃进入重芳烃储槽，分离后的煤气水则靠重力流到对应的最终油分离器或第一缓冲槽。第二路煤气水变换冷却系统来的含油煤气水与低温甲醇洗系统来的工艺冷凝液，进入含油煤气水膨胀器膨胀闪蒸至常压，煤气水靠重力流入对应的油分离器；在油分离器内，分离出的多元烃送至多元烃储槽，分离后的煤气水靠重力流入第一缓冲槽或最终油分离器；初焦油分离器和油分离器流出的煤气水混合后也进入最终油分离器，在其中再次进行分离，产生的多元烃送至多元烃储槽，煤气水则进入第一缓冲槽和第二缓冲槽，之后经煤气水输送泵送至双介质过滤器除去悬浮物，再进入产品煤气水贮罐，经泵加压后送至酚回收系统。产品煤气水油含量偏高对系统运行的影响产品煤气水带油（主要为多元烃和重芳烃）时，煤气水分离系统、酚回收系统运行参数如下：产品煤气水中油含量 （设计值 ）、（设计值 ）；脱氨水温度 （设计值 ），萃取塔温度 （设计值 ），酚塔顶部温度 （设计值）、酚塔压力 （设计值 ）；稀酚水中酚含量 （设 计 值 ）、（设计值 ）。产品煤气水带油易导致酚回收系统脱氨塔的脱氨水中油含量增加，脱氨水在与循环水进行换热时，油易黏附在换热管表面，影响换热器的换热效果，产品煤气水带油严重时出脱氨水换热器的脱氨水温度涨至 ，换热后的脱氨水与萃取剂二异丁基醚在静态混合器中混合后进入萃取塔，致使萃取塔操作温度涨至 ，因萃取温度升高，萃取相与萃余相界面张力变小，难于分层，不利于相界面产生，除了系统减负荷外，无其他有效的调整手段；此外，脱氨水温度升高还会使酚、水、油及二异丁基醚之间的互溶度增大，萃余相中酚、醚、油含量增加，虽经水塔加热精馏脱醚，但酚水中的酚和油无法脱除，造成外送稀酚水中 和酚含量严重超标。因多元烃、重芳烃在二异丁基醚中有很好的溶解度，脱氨水中大部分的油随萃取液进入酚塔，在酚塔内经再沸器加热后进行酚、醚分离，二异丁基醚中溶解的多元烃、重芳烃在塔底经由 、过热蒸汽加热后，多元烃、重芳烃中含有的轻组分汽化或多元烃、重芳烃中某些组分加热分解产生的轻组分汽化，而二异丁基醚的沸点较低，酚塔塔顶温度一般控制在 ，汽化后的轻组分在塔内上升的过程中部分冷凝形成液体，部分气相随醚出酚塔，冷凝后的液体在下降的过程中又被加热成气体，如此周而复始，导致酚塔工况紊乱，混合酚品质下降，二异丁基醚纯度下降，严重影响酚回收系统的正常运行。因此，为保证酚回收系统的安全稳定运行，须对煤气水分离系统进行优化调整，以控制产品煤气水油含量。产品煤气水带油原因分析及优化调整 系统运行负荷对比分析及优化调整装置满负荷生产时，气化系统总耗氧量为 （标态，下同）、较设计耗氧量少 ，气化炉汽氧比为 、较原设计汽氧比低 ，气化炉入炉蒸汽减少 ，相应地煤气水分离系统高压含尘煤气水流量减至 、较设计值（）少 ；变换系统入口粗煤气温度较设计值高，粗煤气中含焦油煤气水增加 ，因高压喷射煤气水流量较设计值少 ，导致含焦油煤气水流量增至 、较设计值（）增加 ；变换冷却系统高压喷射煤气水较设计值少 ，导致含油煤气水实际流量减至 、较设计值（）少 ，低压含尘煤气水、低温甲醇洗工艺凝液、酚回收第 期师元华：煤气水分离系统产品煤气水带油原因分析及优化调整脱酸脱氨凝液与设计值基本相符 低压含尘煤气水流量 （设计值 ）、酚回收脱酸脱氨凝液流量 （设计值 ）、低温甲醇洗工艺凝液流量 （设计值 ）；超重力除尘为后期技改项目，其产生低压含尘煤气水 、较设计值（）增加 。合计煤气水分离系统负荷为 ，较设计值 少 。煤气水分离系统实际负荷与设计值的对比表明，系统总体上未出现超负荷运行的情况，但为提高多元烃、重芳烃的分离效果，降低系统的运行负荷，减少产品煤气水中的带油量，主要采取了如下优化调整措施：在变换系统每个系列洗涤分离器底部增设额定流量为 的接力泵，将洗涤分离器产生的含焦油煤气水送至气化系统用作高压喷射煤气水，由此可减少煤气水处理量 ；因变换系统设有洗氨塔、低温甲醇洗系统设有氨预洗塔，将变换系统每个系列洗氨塔的洗涤水流量由 减至 ，从目前系统的运行情况来看，洗涤水量减少后对后续系统基本上无影响。经过上述优化调整后，煤气水分离系统实际处理水量仅 多一点，由此增加了系统的操作弹性与运行的稳定性，减少了异常工况发生的概率。温度对系统运行的影响及优化调整据重芳烃在初焦油分离器内的沉降速度计算公式 （）（）（式中：重芳烃颗粒直径 ，重芳烃在某温度下的密度，；水在某温度下的密度，；水在某温度下的粘度，）可知，重芳烃的沉降速度（）与密度差（）成正比，水与重芳烃的密度差越大，重芳烃分离效果越好。重芳烃、多元烃、水的密度均随温度的升高而降低，重芳烃、多元烃的密度随温度升高所降低的程度比水相对大一些，即温度越高越有利于重芳烃、多元烃的分离，但温度升高后重芳烃、多元烃的粘度会变小，不利于分离，且温度过高会导致重芳烃、多元烃乳化，不利于重芳烃、多元烃分层。因此，重芳烃、多元烃的分离操作温度不宜过高也不宜过低，原设计煤气水进入初焦油分离器的温度为 ，控制范围为 。实际生产中，初焦油分离器、油分离器操作温度偏高，不利于重芳烃、多元烃的分离，导致设备收油不彻底，后续最终油分离器的收油负荷增加。产品煤气水油含量偏高时，煤气水分离系统 个系列（系列）初焦油分离器某时段实际操作温度（典型数据）见表。可以看到，煤气水分离系统入口煤气水温度均在指标范围内，而煤气水冷却器出口煤气水温度却均高于设计值甚至超过操作上限值，造成初焦油分离器操作温度高，多元烃、重芳烃不易分离，且高温下还易使部分多元烃、重芳烃乳化而增大分离难度。表 油含量偏高时初焦油分离器某时段操作温度 项目设计值操作区间 系列余热废锅进水 煤气水冷却器出水 初焦油分离器 初焦油分离器 初焦油分离器 初焦油分离器 检修 由于煤气水分离系统每个系列有 台煤气水冷却器，当煤气水冷却器出口煤气水温度超设计值时，可调整每个系列的运行负荷，将煤气水冷却器切出清洗，清洗完成重新投用后，其出口煤气水温度与初焦油分离器操作温度均可恢复至 ，增强了多元烃、重芳烃的分离效果。设备问题对系统运行的影响及优化调整 最终油分离器滤料损坏来自初焦油分离器、油分离器的煤气水从最终油分离器底部进入焦炭过滤框，煤气水在上升的过程中夹带的小油滴相互碰撞形成大油滴，再进入热塑性聚酰亚胺（）板组件（一种倾斜式中间收集器）汇聚成大颗粒，然后基于油水密度不同进行逆向分离。煤气水分离系统每个系列设有 台最终油分离器，单台最终油分离器焦炭装填量为 、焦炭粒度为 ，生产中焦炭的截面负荷为 （），设计使用年限为 ，自 年 月煤制天然气装置原始开车以来已使用 ，因系统运行一直很稳定至今未更换焦炭；经专业技术人员检查发现，目前焦炭粉化严重，大部分已失去作用，导致煤气水中的小油滴不能很好地汇聚成大油滴，部分小油滴混在煤气水中，造成最终油分离器出口煤气水中油含量超标。为保证煤气水分离系统的运行工况，增强最中 氮 肥第 期终油分离器的分离效果，回收车间平衡调整煤气水分离系统各系列运行负荷，部分焦炭粉化严重的最终油分离器滤料先进行更换，本项工作将持续进行至 个系列煤气水分离系统共 台最终油分离器滤料全部完成更换。多元烃储槽存在设计缺陷多元烃储槽主要收集初焦油分离器、油分离器、最终油分离器产生的多元烃，然后通过短时间的静置，多元烃由多元烃泵送至综合罐区多元烃储槽。向罐区送料前，会先通过排放口进行排放，然后通过取样口取样分析，分析合格后关闭排放口，再启动多元烃泵外送多元烃。正常生产中向罐区送料时多元烃的水含量在 之间，在一次送料过程中，罐区取样发现多元烃中水含量高达 ，现场排查发现多元烃储槽引至多元烃泵入口的管线比排放口低了近 ，排放口与取样口高度基本一致。多元烃的密度比水小，从初焦油分离器、油分离器、最终油分离器收集来的多元烃通过静置后水在下层，当排放口和取样口比多元烃泵入口管线高 时，会导致这 高度差内的多元烃中水含量极高，多元烃储槽规格为 ，每次送料时会有约 水含量严重超标的多元烃送至综合罐区，为保证罐区多元烃产品品质，会不定期地将罐区多元烃储槽底部含水量高的多元烃返回煤气水分离系统直至多元烃产品品质合格，但此举增加了煤气水分离系统多元烃的收集负荷，加上最终油分离器分离效果不理想，很容易造成煤气水中油含量超标。为此，利用系统检修时机，对多元烃泵入口管线进行改造，使其与排放口、取样口高度一致，改造前 改造后煤气水分离系统多元烃外送量 、多元烃实际产量 、罐区多元烃储槽返水量（返水管线未设流量计，返水量 煤气水分离系统多元烃外送量 多元烃实际产量）。可以看到，改造后在多元烃实际产量基本不变的情况下，煤气水分离系统外送多元烃量减少，罐区多元烃储槽返水量减少，降低了最终油分离器的负荷，提高了多元烃的收率，从而有效减少了煤气水中的带油量。重芳烃品质对产品煤气水的影响及调控综合罐区设有 台重芳烃储罐，一罐接收送料、一罐静置返水，以保证重芳烃的品质，单台重芳烃储罐容积为 。正常生产时，煤气水分离系统送至罐区的重芳烃中水含量在 左右，经储罐静置一段时间后罐中的水与重芳烃再次分离，水在上层，重芳烃在下层，为保证重芳烃品质将上层的水返回煤气水分离系统重新处理，因煤气水分离系统送罐区的重芳烃中水含量偏高，导致返水量偏大且返水中重芳烃含量偏高，增加了原料煤气水中重芳烃层的厚度，从而增加了初焦油分离器收油负荷，从后续设备排污情况来看，初焦油分离器存在分离不彻底的现象，造成后系统设备底部存有大量重芳烃，导致产品煤气水中带油。为此，投用 年增设的重芳烃蒸馏系统（重芳烃中水含量合格时无需投用），将煤气水分离系统 个系列产生的重芳烃先送至重芳烃分离罐内，在分离罐内静置 后，将上部的水返至初焦油分离器，下部的重芳烃则送至重芳烃蒸馏罐内，经 、的蒸汽加热使重芳烃中的水汽化（形成的水蒸气经冷凝收集后由泵加压返回煤气水分离系统），之后再将重芳烃蒸馏罐内物料冷却得到水含量 的重芳烃送至综合罐区重芳烃储罐。重芳烃蒸馏系统投用前 投用后煤气水分离系统重芳烃外送量 、重芳烃实际产量 、罐区重芳储罐烃返水量（返水管线未设流量计，返水量 煤气水分离系统重芳烃外送量 重芳烃实际产量）。可以看到，重芳烃蒸馏系统投用后，罐区重芳烃储罐返水量明显变小，初焦油分离器收油负荷降低，产品煤气水油含量得以降低。其他操作调整与优化措施）重芳烃的收集主要在初焦油分离器完成，而含油煤气水、含尘煤气水中也有少量的重芳烃存在，流程上含油煤气水、含尘煤气水又不经过初焦油分离器，其携带的重芳烃只能沉积在油分离器、最终油分离器底部，因此，应定期对油分离器、最终油分离器底部进行排污，尤其是产品煤气水带油时，通过底部排污将重芳烃返至初焦油分离器中予以收集。）煤气水分离系统每个系列均设置产品煤气水贮罐 台，单台贮罐最多可收集产品煤气水 ，贮罐存水量较大，定期对产品煤气第 期师元华：煤气水分离系统产品煤气水带油原因分析及优化调整 收稿日期 作者简介李荣军（），男，甘肃定西人，工程师，主要从事能源安全技术与管理工作櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅櫅。水贮罐底部的多元烃、重芳烃进行排放收集，必要时依次将其中 台贮罐切出隔离清洗，防止产品煤气水贮罐中多元烃、重芳烃集聚而随产品煤气水带入酚回收系统。）将进入最终油分离器的流程由 路线（初焦油分离器和油分离器除油后的煤气水直接进入最终油分离器）切换为 路线（经初焦油分离器和油分离器除油后的煤气水进入第一缓冲槽，再经循环水冷却器降温至 后进入最终油分离器），延长煤气水冷却流程，增强煤气水在最终油分离器内的分离效果。优化调整效果上述一系列优化调整措施落实后，产品煤气水中油含量 、，完全可以满足酚回收系统的运行要求；酚回收系统运行稳定，外送稀酚水中 、酚含量 ，满足下游污水处理生化系统的运行要求。结束语基于煤气水的来源、煤气水分离原理，分析与探讨产品煤气水中油含量高的诸多方面原因，并采取了相应的优化调整措施，最终问题得到了很好地解决。产品煤气水带油问题，反映出有关部门及操作人员对生产指标异常情况不敏感，导致初焦油分离器操作温度长期偏高；对多元烃储槽存在的设计缺陷没有做到及时发现并及时处理，等到严重影响系统运行时才进行查找，等等。本次发现的问题也提醒我们，应加强生产管理、精心操作，对整个装置的运行参数、设计缺陷等进行全面排查，做到及时发现并及时处理问题，举一反三，防患于未然，如此才能保证整套煤制天然气装置的安、稳、长、满、优运行。碎煤加压气化装置的安全运行及检修管理李荣军，崔富忠（伊犁新天煤化工有限责任公司，新疆 伊宁 ）摘要安全管理是一个系统工程，为避免安全事故的发生，确保安全生产，应做好全要素过程的安全管理。基于伊犁新天煤化工有限责任公司碎煤加压气化装置（台 气化炉，设计操作压力 ）的生产实际，梳理与总结碎煤加压气化装置开 停车环节气化炉运行管控、自动化控制与联锁结合、主要工艺指标超标处置、安全风险识别管控及防泄漏管理、突出风险管控及加强检修管理，同时指出需全面落实全员安全生产责任制、不断提高装置本质安全水平、加强事故分析与经验教训总结。关键词碎煤加压气化炉；安全运行；检修管理；安全风险识别管控；突出风险管控；全员安全生产责任制；本质安全；生产事故分析 中图分类号 文献标志码 文章编号 （）引言近年来，我国煤化工产业发展迅速，碎煤加压气化工艺在煤制天然气项目中广泛应用。碎煤加压气化装置作为煤制天然气项目的龙头，将原料煤转化为粗煤气，工艺过程复杂，操作要求严格，生产过程具有易燃易爆、有毒有害、高温高压的显著特征，生产现场高风险检修作业较多，如果生产管理不当或检修作业中出现失误，就可能引发火灾爆炸、中毒窒息、高处坠落等安全事故，造成人身伤害且带来巨大的经济损失，而检修作业过程中的风险辨识不全面、管控措施落实不认真、履职尽责不到位往往是引起各类事故的主要原因。伊犁新天煤化工有限责任公司（简称新天煤化）煤制天然气项目气化装置采用赛鼎工程有限公司自主开发的碎煤加压气化工第 期 年 月中氮肥