碎煤加压气化装置煤气水分离系统膨胀气与呼吸气回收利用总结

冉令慧

(伊犁新天煤化工有限责任公司，新疆 伊宁 835000)

0 引 言

伊犁新天煤化工有限责任公司(简称新天煤化)20×108m3/a煤制天然气装置主要包括碎煤加压气化、耐硫变换、林德低温甲醇洗、戴维甲烷化系统及空分、热电、污水处理等附属配套设施。其中，气化装置采用赛鼎工程有限公司自主研发的碎煤加压气化工艺，配套气化炉22台，布置在3个气化框架上，气化A框架7台气化炉、气化B框架8台气化炉、气化C框架7台气化炉。气化装置配套煤气水分离系统6个系列(六开无备)，附属公用管网按照气化A框架对应煤气水分离A/B系列并对应C轴,气化B框架对应煤气水分离C/D系列并对应D轴,气化C框架对应煤气水分离E/F系列并对应E轴布置。

煤气水分离系统的主要任务是分离煤气水中的溶解气、重芳烃、多元烃等组分，将煤气水中的膨胀气闪蒸分离，副产低压蒸汽，并向气化装置、变换冷却系统提供洗涤煤气水，向酚回收系统提供产品煤气水。煤气水分离系统分离出的膨胀气及各储罐呼吸气(设计上呼吸气在界区内并入膨胀气管线)原设计经膨胀气鼓风机提压后送入克劳斯硫回收系统焚烧炉回收利用。自2017年3月煤制天然气装置原始开车以来，生产中膨胀气带液至硫回收系统，造成焚烧炉燃烧工况不稳；出于膨胀气、呼吸气中酸性气成分含量低等方面的综合考虑，经分析与研究，于2021年10月完成第一次技改——新增管线将膨胀气及呼吸气送热电锅炉掺烧；但由于煤制天然气装置负荷的提升，膨胀气与呼吸气量随之增加，膨胀气及呼吸气送热电锅炉掺烧的管线无法满足生产所需，出现了一些问题，经分析与研究，于2021年12月完成第二次技改——新增管线将膨胀气及呼吸气送至气化装置气柜系统，继而通过煤锁气压缩机送变换系统回收利用。以下对有关情况作一总结。

1 煤气水分离系统及膨胀气与呼吸气流程简介

碎煤加压气化装置来的180～210 ℃、2.0～3.2 MPa含尘煤气水，进入煤气水分离系统余热回收器管程，与壳程的低压锅炉给水换热，煤气水温度降至160～175 ℃，壳程副产的0.50 MPa、158 ℃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140～160 ℃、2.0～3.0 MPa含焦油煤气水混合后，先经煤气水换热器用高压喷射煤气水冷却至120～150 ℃，再由含尘煤气水冷却器用循环水冷却至50～90 ℃。气化装置来的低压含尘煤气水、开车煤气水、酚回收系统来的含氨凝液、煤锁气压缩机附属超重力除尘系统来的洗涤水、含尘重芳烃沉淀池分离出的煤气水、含油煤气水、工艺冷凝液一起进入含尘煤气水膨胀器内膨胀，闪蒸至常压后废液进入初焦油分离器，产生的膨胀气则送入膨胀气处理系统。此外，变换冷却系统来的55～75 ℃、0.1～2.0 MPa含油煤气水与低温甲醇洗系统来的10～40 ℃、0.3～0.5 MPa工艺冷凝液进入含油煤气水膨胀器内膨胀，闪蒸至常压后废液进入初焦油分离器，产生的膨胀气也送入膨胀气处理系统。当含尘煤气水膨胀器、含油煤气水膨胀器或焦油污水槽超压时，对应的含尘煤气水膨胀器、含油煤气水膨胀器或焦油污水槽的安全水封被突破，膨胀气经安全水封气液分离器后排至大气。

(1)膨胀气流程。膨胀气与呼吸气混合后进入膨胀气冷却器冷却至40 ℃，接着经膨胀气气液分离器进行气液分离，分离出的液相送至地下槽，气相则由膨胀气鼓风机提压送入膨胀气旁路冷却器冷却，再经膨胀气鼓风机气液分离器气液分离(分离出的液相送地下槽)后送硫回收系统焚烧炉掺烧。在煤制天然气装置开车/停车阶段或硫回收系统工况不稳等情况下，膨胀气及呼吸气可选择送往全厂酸性气火炬燃烧后排放。

(2)呼吸气流程。煤气水分离系统双介质过滤器、油分离器、最终油分离器、初焦油分离器、第一缓冲槽、第二缓冲槽、煤气水储槽、泥浆液槽、重芳烃槽、多元烃槽、重芳烃分液罐、重芳烃蒸馏罐的排放气(其呼吸阀排放气)并入膨胀气中。

2 膨胀气及呼吸气入热电锅炉掺烧利用

2.1 膨胀气及呼吸气入热电锅炉掺烧技改

正常生产时膨胀气及呼吸气送入硫回收系统回收利用，但因膨胀气带液严重，硫回收系统分液罐设计能力偏小，气液分离效果差，造成液体带入焚烧炉，影响焚烧炉的燃烧工况，导致低温甲醇洗系统酸性气与酚回收系统酸性气在焚烧炉内燃烧不充分、焚烧炉内压力波动大、硫磺产量低等问题。为此，新天煤化组建技改小组，针对膨胀气的组分特性作了详细的分析，认为膨胀气带液问题根源在于膨胀气冷却器出口气温度高，尤其是夏季因循环水温度高而降温效果差时，而要减少膨胀气带液难度较大——膨胀气温度较高，其中的带液为饱和水，很难在气液分离器中得到分离；新天煤化技术团队提出过将膨胀气送煤气水分离系统各储罐用作密封气的想法，但此举因安全风险较高而未被选用。经综合分析与研究，决定新增管线将膨胀气及呼吸气送热电装置锅炉掺烧，膨胀气送硫回收系统管线仍然保留，便于在热电锅炉系统有故障时切至硫回收系统。具体技改内容如下。

(1)膨胀气及呼吸气以母管引至锅炉厂房内，再分成支管接到4台锅炉(三开一备)四角，利用原二次风喷口送入炉膛内掺烧——据浙江大学技术团队(锅炉DCS系统由浙大中控提供)对锅炉或烟道的高温及低温腐蚀模拟计算结果，最终入炉位置选定在燃烧器中部。

(2)煤气水分离系统酸性气管廊开口至单台锅炉母管的膨胀气及呼吸气总管采用304无缝管，按煤气水分离系统提供气量的100%进行计算，总管规格采用DN250×6 mm，管道上设置1台手动阀，外设伴热管路及保温。

(3)单台锅炉母管(膨胀气及呼吸气总管至锅炉点火平台的管线)采用304无缝管，单台热电锅炉掺烧膨胀气及呼吸气量以总气量的33.3%计，单台锅炉母管规格采用DN150×4.5 mm，两侧支管选用DN108×4 mm的304无缝管；单台锅炉母管上均设置有1台手动阀、1台气动快关阀(带手操器)，手动阀前后各配置一处氮气吹扫接口，分别用于吹扫总管及单台锅炉管道与气枪，并在手动阀前设置1台就地压力表用于检测总管压力，气动阀后设置1台就地压力表、1台压力变送器，用于检测本台锅炉的介质压力。

(4)单台锅炉母管至各燃烧器的支管采用304无缝管，规格为DN108×4 mm，各支管上均配置有1台手动阀、1台旋塞阀、1块就地压力表、1段金属软管。

2.2 碳铵结晶堵塞问题

新天煤化热电装置配套4台煤粉锅炉(三开一备)，单台锅炉额定蒸发量480 t/h、最大蒸发量500 t/h，锅炉采用∏型结构、四角燃烧排渣方式。2021年10月8日热电装置4台锅炉完成膨胀气及呼吸气入炉掺烧技改，投运10 d后出现煤气水分离系统膨胀气总管压力上涨、膨胀气鼓风机出口超压的现象。分析认为可能是膨胀气入锅炉掺烧管线有堵塞，随即停送膨胀气及呼吸气，将膨胀气及呼吸气切至硫回收系统，切出后现场拆检膨胀气入锅炉掺烧管线，发现管内有白色晶体状物质，化验室分析检验为碳铵。

2.2.1 原因分析

业内其他企业酸性气火炬管线曾出现过铵盐结晶堵塞情况，介质为低温甲醇洗系统的酸性气(温度约40 ℃)及变换系统的汽提气(温度50～70 ℃)，因此业内其他企业认为酸性气温度控制在40 ℃是不可靠的，后将酸性气入火炬管线温度控制在60 ℃以上,再未出现过堵塞情况。

煤气水分离系统外送膨胀气中有一定含量的NH3，膨胀气中同时有NH3和CO2是有可能产生碳铵或铵盐结晶的，温度低于35 ℃时会生成碳铵或铵盐结晶，高于40 ℃以上便可消除结晶。检查发现，锅炉厂房内膨胀气管线未设置伴热和保温，处于裸露状态，现场实测温度为32 ℃；锅炉厂房外新增的膨胀气管线设有1根热水伴热管但保温层尚未敷设，处于裸露状态，现场实测温度为37 ℃。简言之，现场膨胀气管线温度均低于40 ℃，该温度下很容易产生碳铵结晶。

2.2.2 处理措施及效果

(1)去掉原0.58 MPa、90 ℃的热水伴热，改为0.50 MPa、158 ℃的蒸汽伴热，并由之前的1根伴热管增至4根伴热管，且锅炉厂房内/外同时增设。膨胀气蒸汽伴热管投运后，现场实测膨胀气管线温度为63 ℃，运行至今再未出现过碳铵结晶堵塞现象。

(2)将膨胀气旁路冷却器冲洗水改为稀酚水，并由1个DN50喷头改为2个DN25喷头，以降低外送膨胀气NH3含量，消除碳铵结晶带来的安全隐患。

2.3 重芳烃堵塞问题

膨胀气及呼吸气入热电装置锅炉掺烧技改项目完成后，1#、2#、3#、4#锅炉都引入膨胀气掺烧，运行一段时间后发现1#锅炉膨胀气入炉压力与膨胀气总管压差较大且入炉后压力波动较大，1#锅炉退膨胀气进行检查，发现1#锅炉膨胀气总管内有黑色粘稠物质，化验室检验分析为重芳烃和煤尘。

2.3.1 原因分析

1#锅炉膨胀气总管位于系统末端，此膨胀气管线运行压力仅为13 kPa，因膨胀气带液，而液体中含有重芳烃、多元烃、煤尘等，重芳烃、多元烃、煤尘沉积而造成堵塞现象；运行期间，因煤气水分离系统膨胀气外送鼓风机故障，膨胀气入锅炉压力更是由13 kPa降至9 kPa。简言之，1#锅炉膨胀气管线堵塞是膨胀气压力低和膨胀气中夹带重芳烃、煤尘等所致。

2.3.2 处理措施及效果

在出煤气水分离界区外管廊C、D、E分别新增3个集液包分离膨胀气中夹带的重芳烃、多元烃、煤尘等；将膨胀气旁路冷却器冲洗水改为水质较好的脱氨水(稀酚水)，并由1个DN50喷头改为2个DN25喷头，降低外送膨胀气NH3含量，消除碳铵结晶带来的安全隐患；在膨胀气入锅炉调节阀处设置压力低联锁，膨胀气压力低于10 kPa时锅炉停止接收膨胀气。上述措施落实后，1#锅炉膨胀气总管再未出现过堵塞现象。

3 膨胀气及呼吸气送气柜回收利用

3.1 膨胀气及呼吸气送气柜回收利用技改

随着新天煤化气化装置负荷的不断提升，膨胀气及呼吸气量也随之增加，膨胀气及呼吸气入热电装置锅炉掺烧管线无法满足生产所需。基于热电管廊设置受限、热电锅炉内喷嘴改造成本高、系统运行成本等方面的考虑，且当1台锅炉检修期间接收膨胀气量受限(运行炉停运、备用炉投用时不能正常掺烧膨胀气及呼吸气)，经分析与研究，决定新增管线将膨胀气送至气化装置气柜系统，继而通过煤锁气压缩机送变换系统回收利用。具体方案为，煤气水分离A/B系列膨胀气管线在C轴碰头后送至气化界区，煤气水分离C/D系列膨胀气管线在D轴碰头后送至气化界区，煤气水分离E/F系列膨胀气管线在E轴碰头后送至气化界区，煤气水分离6个系列的膨胀气送至气化界区后并入1根DN350膨胀气总管，分别送至2台容积均为3 000 m3的气柜。

3.2 煤锁气压缩机B机出现碳铵结晶堵塞问题

煤气水分离系统A系列膨胀气及呼吸气并入气柜运行10 d时间内，煤锁气压缩机运行稳定，未发现异常现象；随即将煤气水分离系统B、C、D系列膨胀气及呼吸气并入气柜，煤气水分离系统E、F系列膨胀气及呼吸气送热电锅炉掺烧，运行6 d后，出现煤锁气压缩机B机二级气液分离器排液不畅、三级/四级气缸打气不畅及气液分离器排液不畅的现象；于是，投运煤锁气压缩机C机，煤锁气压缩机B机停机检查，发现附属气液分离器内、B机三级/四级气缸内有白色晶体物质，经化验室分析为碳铵，即煤锁气压缩机B机运行中出现碳铵结晶堵塞问题(后来煤锁气压缩机C机拆检，其附属气液分离器内、三级/四级气缸内碳铵结晶现象不明显)。

3.2.1 原因分析

煤气水分离系统外送膨胀气及呼吸气中含有一定量的NH3，经过前期技改将膨胀气旁路冷却器冲洗水改为水质较好的稀酚水(脱氨水)、并由1个DN50 喷头改为2个DN25喷头后膨胀气中的NH3未被完全洗去，加之气柜送至煤锁气压缩机的粗煤气温度为38 ℃，很容易出现其中的NH3与CO2反应生成碳铵而结晶堵塞的情况。

煤锁气压缩机附属超重力除尘系统所用洗涤水为煤气水，煤气水中的NH3含量较高(约为12 000×10-6)，洗氨效果较差，造成入煤锁气压缩机气体中NH3含量高，气体经压缩机级间冷却器冷却后温度降至40 ℃以下，很容易出现碳铵结晶堵塞的情况。

3.2.2 处理措施及效果

(1)将膨胀气旁路冷却器冲洗水量由15 m3/h增至20 m3/h，并将2个DN25喷头改为4个DN25喷头，确保膨胀气及呼吸气外送气柜时其NH3含量符合工艺指标要求。

(2)煤气水分离系统界区内新增容积15 m3的水封罐，对出界区前膨胀气及呼吸气进行洗涤、分液，保证外送膨胀气的气质。

(3)煤锁气压缩机附属超重力除尘系统洗涤用45 ℃、4.5 MPa煤气水改为40 ℃、4.5 MPa稀酚水(脱氨水，NH3含量为600×10-6)，洗涤水量由之前的25 m3/h增至 40 m3/h(可据煤锁气压缩机入口气中的NH3含量增减)。

4 效益分析

新天煤化煤制天然气装置满负荷运行时，煤气水分离系统每个系列膨胀气量约495 m3/h、呼吸气量约2 857 m3/h；据化验室检验报告，膨胀气组分大致为CO258.03%～60.43%、N211.39%～13.17%、CH45.30%～6.39%、CO 5.80%～5.93%、H215.60%～16.60%、O20.08%～1.30%、NH30.08%～1.03%、H2S 0.44%～0.47%，膨胀气中有效气成分(CO+H2+CH4)占比约28.72%；呼吸气组分大致为CO262.46%～65.01%、N23.27%～6.92%、CH45.79%～6.01%、CO 5.80%～5.91%、H218.15%～18.83%、O20.09%～1.20%、NH30.09%～1.02%、H2S 0.20%～0.51%，呼吸气中有效气成分(CO+H2+CH4)占比约30.12%。据上述数据，煤气水分离系统6个系列膨胀气与呼吸气中有效气量共计约(495×28.72%+2857×30.12%)×6=6 016 m3/h。而据生产经验，有效气气量与天然气气量之比约3.8，天然气售价以2.5元/m3计，其他生产成本忽略不计，则膨胀气及呼吸气全部送气柜回收利用增产天然气产生的效益约6016/3.8×2.5=3 958元/h,可大大降低天然气的生产成本。

5 优化建议

5.1 新增或扩径膨胀气至热电锅炉管线

煤气水分离系统膨胀气及呼吸气送硫回收系统管线规格DN350、横截面积为0.096 2 m2，硫回收系统可全部接收煤气水分离系统6个系列的膨胀气及呼吸气；新增膨胀气至热电锅炉管线规格DN250、横截面积为0.049 06 m2，DN250管横截面积约为DN350管横截面积的1/2，膨胀气压力相同时其流量减少约1/2，实际运行中只能接收煤气水分离系统3个系列的膨胀气及呼吸气。因此，建议新增1条DN250的膨胀气至热电锅炉管线，与现有的DN250管线并联运行，或将现有的膨胀气至热电锅炉DN250管线更换为DN350管线，以实现热电锅炉可以接收煤气水分离系统6个系列的膨胀气及呼吸气。

5.2 新增1台小型煤锁气压缩机

新天煤化气化装置设计配套2台3 000 m3煤锁泄压气(即煤锁气)气柜，气柜容量较小,并配套3台往复式煤锁气压缩机(二开一备，单台打气量12 500 m3/h、配套电机功率3 100 kW)，气化装置满负荷运行时可以满足煤锁气泄压要求，但气柜只能在煤制天然气装置负荷低或3台煤锁气压缩机运行时(往复式压缩机故障率高，3台煤锁气压缩机运行不经济且无备机)才可以全部回收膨胀气及呼吸气。因此，建议气化装置煤锁气压缩系统新增1台打气量3 000 m3/h的小型煤锁气压缩机(配套电机功率800 kW)安装于现有煤锁气压缩机厂房西侧空地上，以全部回收煤气水分离系统6个系列的膨胀气及呼吸气。小型煤锁气压缩机投资不高，运行成本仅800×0.45=360元/h[电价按0.45元/(kW·h)计]，而多回收的3 000 m3/h膨胀气及呼吸气(有效气成分以29%计，其他生产成本忽略不计)送气柜后增产天然气产生的效益约3000×29%/3.8×2.5=572元/h。

5.3 新增或修改锅炉系统DCS有关联锁

热电装置锅炉系统的安全保障主要从防止燃气泄漏、发生泄漏后能及时检测、点火时防止回火等方面进行控制。针对锅炉燃料煤与膨胀气及呼吸气、低温甲醇洗系统酸性气、酚回收系统酸性气混烧的特点，建议新增或修改锅炉系统DCS有关联锁，具体如下。

(1)锅炉炉膛灭火联锁保护。锅炉MFT动作给燃气系统发出信号时，联锁关闭本台锅炉上所有气动快速关断阀、调节阀，停止燃气供应。

(2)可燃、有毒气体泄漏报警。在各阀门组附近配备燃气漏气检测装置，为确保安全，可设置两种类型泄漏探测仪——一类为以碳氢化合物为主的可燃气泄漏监测，另一类为以H2S、HCN、CO等为主的有毒有害气体泄漏监测，具体探测仪类型可据所掺烧的气体成分进行选择。

(3)每台锅炉总关断阀前后新增氮气吹扫、置换系统。每台锅炉总关断阀后氮气吹扫、置换阀组用于膨胀气及呼吸气、低温甲醇洗系统酸性气、酚回收系统酸性气投运前后的管道和燃烧器吹扫、置换，每台锅炉总关断阀前氮气吹扫、置换阀组用于酸性气母管的反吹扫、置换；另外，在膨胀气及呼吸气总关断阀后设置自动联锁吹扫系统(此举不能对用于监视进入锅炉炉膛介质的压力表和压力变送器造成损害)，将气体吹扫至锅炉内。

(4)当锅炉炉膛压力>1.3 kPa时，联锁本台锅炉膨胀气及呼吸气进气快关阀及调节阀关闭。

(5)燃气枪尾部设置阻火器，同时燃烧器选用扩散式，以有效防止燃气喷口产生回火。

(6)系统主要气动阀均配置手动阀(即采用双阀组)，以防气动调节阀(气源故障等)或电动调节阀(电源故障等)无法进行手动操作。

5.4 修订膨胀气及呼吸气入锅炉压力低联锁值

膨胀气及呼吸气入锅炉压力设计为不低于15 kPa，煤气水分离系统膨胀气鼓风机出口设计压力为18 kPa，考虑锅炉燃烧系统不回火、不脱火、不烧嘴、不结焦，运行调节比大，调节方便，且不产生火焰刷墙以及燃烧区域过热、超温等问题，设置了膨胀气及呼吸气入锅炉压力低联锁——低于10 kPa联锁关闭膨胀气及呼吸气入炉总阀。实际运行中，入锅炉膨胀气压力达到15 kPa时，煤气水分离系统膨胀气鼓风机出口压力需达20 kPa，而煤气水分离系统膨胀气鼓风机出口压力达18 kPa时现场即会出现个别储槽呼吸阀漏气的现象，膨胀气鼓风机运行故障率极高。因此，建议热电装置修订入锅炉膨胀气及呼吸气压力低联锁值至5 kPa，保证锅炉燃烧系统不回火、不脱火、不烧嘴、不结焦、不产生火焰刷墙、燃烧区域不过热和不超温即可。

5.5 解决膨胀气及呼吸气过剩问题

因原料煤供应受限，目前新天煤化煤制天然气装置未达到满负荷运行，膨胀气及呼吸气可全部回收利用，各系统运行稳定。随着后期煤炭供应量的增加，膨胀气及呼吸气回收利用存在气量过剩的问题，经分析，除前文所述新增1条膨胀气至热电锅炉DN250管线或将现有的DN250管线更换为DN350管线、新增1台打气量3 000 m3/h煤锁气压缩机外，提出如下合理化建议。

(1)煤气水分离系统含尘煤气水储罐、含油煤气水储罐、双介质过滤器等密封隔离气由目前的低压氮气改为膨胀气及呼吸气，本项技改完成后可消纳膨胀气及呼吸气约3 000 m3/h。

(2)对煤气水分离系统膨胀气鼓风机叶轮进行改造或更换，使其外送压力可达50 kPa，既可保证去热电锅炉掺烧的入炉气压力，又可增加外送气柜的膨胀气及呼吸气气量。

6 结束语

新天煤化煤气水分离系统自2021年10月进行第一次技改——膨胀气及呼吸气入热电锅炉掺烧利用后，膨胀气与呼吸气中的NH3含量由约1.32%降至0.32%；2021年12月进行第二次技改——膨胀气及呼吸气送气柜回收利用后，膨胀气与呼吸气中的NH3含量由约0.32%降至0.09%，其气质满足回收利用需求，回收利用后相关系统运行状况良好，并取得了较好的经济效益，此举可降低锅炉燃料煤和气化炉原料煤的消耗，为新天煤化“碳中和”的实施打下良好的基础。目前，新天煤化煤气水分离系统膨胀气及呼吸气的回收利用已处于业内先进水平，已有同行企业对标后准备实施膨胀气及呼吸气入锅炉掺烧技改。