石油焦气化装置运行难点分析
杨 路 ( 中国石油天然气股份有限公司广东石化分公司，广东惠来 515200) 摘 要: 石油焦作为一种碳含量很高的能源，是一种很好的气化原料。但是国内石油焦气化装置起步较晚，在石油焦的利用上经验不足。通过对现有石油焦气化装置中遇到的难点问题进行深刻剖析，找出解决石油焦气化装置中遇到难题，使得石油焦气化装置稳定运行。
关键词: 石油焦; 气化; 碳转化率
中图分类号: TQ545 文献标志码: B 文章编号: 2096-3548( 2021) 12-0036-03 DOI: 10． 19910 /j． cnki． ISSN2096-3548． 2021． 12．石油焦是一种含碳量较高的化石原料，如果直接燃烧发电会对环境产生较大影响，作为气化原料使用时由于其反应活性差，无论是气化反应还是反应后灰渣的物理特性都与使用烟煤作为气化原料时存在较大的差异。近年来，大批炼油装置开工建设，高效利用石油焦是目前亟待解决的问题。 1 燃烧室反应情况． 1 耐火砖情况
耐火砖在石油焦掺烧工况下不可避免地出现
侵蚀加剧的情况，同时由于石油焦中的重金属迁移，因此在石油焦气化装置中必须添加合适的助熔剂。在选择助熔剂方面，应关注对气化反应有利的碱性物质，在保证煤浆稳定的前提下关注造纸废液( 造纸废液中含有部分碱性金属) 综合考虑助熔剂的选用。在复合助熔剂及煤浆添加剂初步确定后，进行灰熔点及黏温特性的测定。
1． 2 碳转化率当气化装置的碳转化率低于 88% 时，石油焦气化装置的整体情况会出现较大变化，其中尤以澄清槽难以继续运行的情况尤为突出，且经济效益也大打折扣。石油焦未反应的残炭和熔渣形成高熔点共融物，其黏温特性极差，极易堵塞渣口。
即使在灰熔点较低的情况下还是极易出现渣口堵塞的情况，因此无论何种操作都应保证碳转化率在临界碳转化率以上才有实际可操作性。
石油焦气化装置主要消耗延迟焦化装置的石油焦，可以对石油焦中掺烧部分褐煤进行可操作性分析研究。石油焦的反应活性只有烟煤的1 /6，但是褐煤对石油焦的催化作用达到烟煤气化的1.5倍。褐煤中的碳含量较低，若掺烧褐煤可降低气化炉内总的碳含量，实际上对石油焦的气化反应是有利的。
2 水洗塔运行情况
目前，石油焦气化装置水洗塔大多采用 3 层泡罩加 2 层固阀( 由下至上) 的形式。某石油焦气化装置( 简称 A 装置) 固阀塔塔盘开孔率为． 6% ，在装置运行期间塔盘积灰严重( 图 1) ，多次发生水洗塔带水; 中国石油天然气股份有限公司广东石化分公司( 简称广东石化) 石油焦气化装置( 简称 B 装置) 开孔率为 10% ，在掺烧石油焦期间灰含量较大，同时需要关注水洗塔运行情况，流出足够的余量，避免装置运行期间由于水洗塔带水严重对后系统产生严重的影响。 图 1 水洗塔塔盘运行情况水洗塔底部黑水出口管线作为黑水管线的典型代表，通过 A 装置的实际运行数据显示，黑水氮肥与合成气中的含固量基本可以达到设计值的 1． 5 倍。B 装置水洗塔兼顾四喷嘴气化中的旋风分离器及水洗塔双重职责，该黑水管线的含固量会进一步上升。 B 装置的高压灰水换热器结垢情况及澄清槽给料泵进口管线运行情况也应引起足够重视。特别是高压灰水换热器堵塞严重时，一方面导致高压闪蒸罐压力升高，另一方面对灰水的加热效果变差，进入水洗塔底部的灰水温度降低，较低的灰水温度会加剧混合器压差的上涨趋势，导致气化炉侧压力升高，气化装置被迫减负荷运行。
水温降低加剧细灰在系统内的积聚，系统水质整体恶化。A 装置经过改造后，使用高温热水泵的水直接补到旋风分离器，温差为 10 K，洗涤效率增高 3 百分点。因此，真空闪蒸罐底部进入澄清槽的黑水在系统水质恶化时应及时调整，避免因 1 套装置水质恶化，导致整个气化装置的系统水质恶化。 3 初期装置运行药剂的选用
研究表明聚丙烯酰胺在去除胶体、颗粒物的同时，可以部分去除有机污染物［1-5］，但聚丙烯酰胺在石油焦气化装置上的应用较少。掺烧石油焦装置在运行初期均出现澄清槽内细灰沉降困难，导致返回磨煤机的细渣含固量不稳定，使煤浆浓度出现波动，同时对压滤机的运行也产生一定程度的影响。若装置运行初期不稳定，澄清槽内的细灰外排应提前考虑直排进入沉渣池; 同时，对磨煤单元工艺水的选取应考虑备用水源，在高比例掺烧石油焦工况下，若返回磨煤机的水量不能维持设计数据，则磨煤机需要额外补充水源，保证磨煤单元的正常运行。
石油焦气化装置在高比例掺烧石油焦工况下运行时，在絮凝剂的选用上应足够重视。石油焦的不同掺烧比例会导致系统内产生的细灰( 残 炭) 呈现陡坡式变化。若絮凝剂量与当前工况不匹配，即絮凝剂的投加量过多或者过少都会导致絮凝后的颗粒无法沉降。
传统的煤化工装置不会出现系统灰颗粒含量短时间内陡增的情况，即使是煤的灰熔点升高灰分含量升高) ，由于煤浆槽的缓冲作用，系统内细灰还未来得及累积，气化炉就采取降低负荷应对灰熔点升高，此时的灰水浊度仅会出现小幅度波动。
因此在石油焦高比例掺烧导致碳转化率陡降，系统灰( 残炭) 含量变化剧烈时，絮凝剂量未及时调整，导致絮凝后的絮团无法沉降。一个澄清槽按照设计参数对比缓冲约 7 h，留给装置调整的时间很少。一旦出现无法沉降( 沉降效果差) ，短时间内就会导致严重后果。 4 除氧器水质的稳定除氧器进水包括: 低压闪蒸罐蒸汽、汽提塔后冷却器分离罐凝液、变换汽提塔凝液、真空闪蒸分离罐凝液、高压闪蒸分离罐凝液、低压灰水和低压蒸汽凝液。
以上介质中汽提塔后冷却器冷凝液的碱度较高，低压闪蒸罐中蒸汽会夹带部分灰颗粒，加之低压灰水中也存在少部分灰颗粒，会导致除氧器内形成灰垢，影响高压灰水泵打量。
汽提塔后冷却器分离罐后冷凝液进入 2 号真空闪蒸罐，2 号真空闪蒸罐内的黑水含固量高，且澄清槽进料泵进口在渣水 1 楼，极易出现该泵的进出口管线严重结垢的情况。该股冷凝液进入 2 号真空闪蒸管的时间及流量应慎重考虑，即使没有该股冷凝液该管线的结垢也不容乐观。根据以往装置运行的经验，真空闪蒸罐出口管线也确实易结垢。
总之，在石油焦高比例掺烧的窗口期，系统管道内流速较低、碱度高的区域极易结垢。因此，高氨氮含量的废水必须外送( 见图 2) ，减少在系统内的积聚。新增冷凝液至真空闪蒸冷凝液泵管线，出口输送至变换冷凝液泵出口，减少冷凝液在系统内的积聚。
在装置运行期间，需要严格控制系统高氨氮废水流量，控制各闪蒸罐及碳洗塔黑水排放流量的稳定，避免出现黑水排放流量的波动导致管线温度波动，造成黑水管线结垢。
5 其他关注要点关注气化炉水煤气出口管线润湿设备。
在装置首次开工后做好此处积灰情况的检查，避免出现积灰严重的情况。A 装置变换高温冷凝液温度约为 199 ℃，该股工艺冷凝液润湿作用良好，但是 B 装置高温冷凝液温度为 263 ℃，润湿作用减弱，若是降低该股介质温度会导致类似混合器积灰现象的发生。 ( 2) 关注分散剂添加量。分散剂先和灰起作用，再和离子起作用。B 装置灰含量升高以后，在装置灰含量较高的区域，未反应的残炭会吸附钙镁离子，在管线流速相对较低的地方容易结垢。 6 结语通过对石油焦气化装置运行难点的剖析，总
结出在延长石油焦气化装置运行时间上必须落实以下措施: ( 1) 严格控制关键指标，保证石油焦气化装置的碳转化率 ＞ 88% ，减少因碳转化率低导致的耐火砖使用寿命降低，气化装置带水严重。 ( 2) 关注水系统运行情况，特别是装置运行初期以及掺烧石油焦期间，重点关注灰水的沉降情况，避免水质恶化。
统损坏导致的被迫停车; 每次开停车的气体排放浪费及检修材料的消耗等按 100 万元计算，每年至少节约 300 万元。 ( 2) 降低检修费用。改造前每次停车需要对缓冲系统进行检查并更换部分零部件，改造成球型缓冲罐后易损件的使用寿命预计可以达到 5 a，每年可节约因缓冲罐零部件损坏形成的备件费用约万元。
5. 2 社会效益
降低在系统开车升压阶段及停车泄压阶
段对煤浆给料泵出口缓冲罐冲击导致的易损件损坏的风险，降低设备的故障率，提高单系统运行周期，稳定运行能力，提高气化装置的运行效率，有利于整个系统的稳定生产，具有良好的社会效益。 ( 2) 减小检修难度，有效提高检修进度，缩短检修时间，保证系统的正常备车，同时可以节省劳动力。
6 结语
通过对煤浆给料泵出口缓冲系统的研究与应
用，实现了消除设备故障和减小煤浆压力波动的预期目的。自 2019 年 3 月 2 套系统煤浆给料泵改造完成，并经过实际运行应用验证后，2020 年 3 月—4 月完成了剩余 6 套系统煤浆给料泵的改造，总体运行平稳，改造效果良好。
