高石油焦比例进料在E-Gas气化炉上的应用

吴耀桃，周建欣，郭宗斌

(中海油惠州石化有限公司， 广东惠州 0000)

作为典型气流床水煤浆加压气化技术，E-Gas煤气化技术于20世纪70年代开发，经历了实验室开发、中试装置、示范装置及商业化运行等过程。1995年，第一套采用E-Gas气化技术的IGCC商业化示范装置在美国Wabash River建成投产，并于2000年实现了从煤到石油焦的过渡[1]。

E-Gas气化装置由煤浆制备、煤浆输送和储存、气化、渣水处理、余热回收、干法除灰、合成气洗涤和压缩等工段组成，工艺流程见图1[2]。

1—称重给煤机；
2—磨煤机；
3—煤浆罐；
4—气化炉；
5—合成气冷却器；
6—焦过滤器；
7—氯洗塔；
8—合成气压缩机；
9—环流洗涤塔；
10—抽出气洗涤塔；
11—减压组件；
12—碳回收包；
13—渣脱水罐；
14—沉降槽；
15—渣水槽；
16—固体循环槽。

气化炉是一种两段进料的气流床气化炉，其外形呈十字架型。E-Gas煤气化技术中，煤浆和高压氧气作为原料，在气化炉内一段进行部分氧化反应，生成以一氧化碳、二氧化碳、氢气为主要成分的合成气。与熔渣分离后，二段喷入水煤浆与一段向上来的高温合成气发生气化和裂解反应，经过余热回收、焦过滤器除灰、氯洗塔等工段后，送下游进行进一步加工。抽出合成气经过洗涤降温后，送下游进一步加工。合成气中一部分经合成气缩机增压后，分别送到气化系统作为仪表吹扫气使用。熔融状态的渣经气化炉激冷段、破渣机、减压单元减压后，送碳回收设施进行处理，残渣送到渣脱水罐脱水，脱水灰渣经皮带送出装置。碳回收设施的溢流水和渣脱水罐的滤出水一起送到沉降槽沉降分离，回收未转化碳循环到制浆系统，沉降槽的溢流水自流进入渣水罐，通过高压渣水泵增压后回用。

原油经过蒸馏和轻重质油分离后，再对重质油进行延迟焦化，其形成的固体焦炭称为石油焦。作为石油加工过程中的最终产物[2]，石油焦一般具有金属光泽，形状为大小不一的黑色或暗黑色块状或颗粒[3]，其碳、氮、硫元素含量较高，灰分和挥发分较低，碳质量分数接近90%，氢质量分数为2%～8%，热值约是煤的1.4倍[4]。石油焦的可磨系数与烟煤相近，可作为煤气化原料，硫含量低的石油焦也可以用作金属冶炼厂原料。中海油惠州石化有限公司(简称惠州石化)使用的石油焦与2种原煤的性质对比见表1。

表1 石油焦与2种原煤的常规性质

相对于煤炭，石油焦一般具有碳高、硫高、热值高、灰熔点高，灰分低、挥发分低等特点，且反应活性及可燃性相对较差。为了提高石油焦在气化炉中的转化率，必须维持较高的操作温度。如果石油焦的掺烧比例增加到一定程度，会导致炉内灰分减少，炉壁挂渣减薄，极易出现炉壁超温情况。同时，石油焦中重金属移除的媒介减少，会造成石油焦中重金属侵蚀耐火衬里的情况。

气化制氢是劣质石油焦利用的理想出路。随着全球劣质原油产量增加，劣质石油焦的产量也不断增加。由于国家环保政策，劣质石油焦交易的可行性正在逐步下降，劣质石油焦本地化处理将成为必须面对的挑战。石油焦气化为炼油厂劣质石油焦应用提供了一个合适的出路，可以将石油焦转化为氢气和燃料气，提高炼油厂的轻油收率[5-6]。

国内掺烧石油焦的气化装置有金陵石化公司煤气化装置、齐鲁分公司煤气化装置、浙江石化煤气化装置、镇海炼化煤焦制氢装置等，其稳定运行时的掺烧比例都不高，平均值在30%左右，最高不超过50%。石油焦掺烧比例提高后造成的主要问题，包括炉温低导致渣口堵塞和排渣不畅、化炉耐火砖磨蚀加剧，以及碳转化率低导致的黑水和灰水水质恶化等问题，直接影响装置的稳定运行。

经过不断摸索优化，惠州石化煤制氢的原料按照石油焦掺烧比例分别为80%、70%和60%进行运行，其数值远远高于常规单喷嘴及多喷嘴气化炉稳定运行时的石油焦掺烧比例，且气化装置运行稳定，装置的技术指标稳定，对石油焦原料具有较强的适应性。E-Gas气化炉的主要控制参数包括一段炉温、二段炉温和余锅入口温度，主要监控指标包括二段压差、余锅压差、合成气产量、有效气组分和碳转化率等。

3.1 一段炉温

石油焦的反应活性及可燃性相对较差。E-Gas气化炉在掺烧石油焦原料运行时，一段操作温度与灰熔点差值控制在100～160 K。如果一段炉温过低，不仅渣口容易堵渣，二段压差及余锅压差也不易控制；
如果一段炉温过高，对气化炉衬里腐蚀较快，容易导致炉壁出现热点而埋下安全隐患。根据原料的灰熔点变化，氧煤比在气化炉运行初期应控制在较低值，到中后期再缓慢提高。随着装置运行，气化炉水平段积灰增加、烧嘴雾化压差下降，导致气化炉一段反应时间缩短，反应效果下降。因此，在装置运行后期，需要提高炉温，以保证二段压差的稳定。气化炉不同原料下运行温度的变化见图2。

由图2可知：一段炉温实际不是处在一个较固定的区域。原因在于混合原料的灰熔点性质会有变化，需根据灰熔点的变化来调整气化炉一段炉温，以保证一段操作温度与灰熔点差值在合适的范围之内，避免出现渣口堵渣或者超温现象。

图2 气化炉一段炉温与运行时间

3.2 二段炉温和余锅入口温度

E-Gas气化炉二段炉温控制在1 020±10 ℃，余锅入口温度控制在670～760 ℃。主要从热利用效率、二段压差、余锅压差变化和焦过滤器压差变化方面进行综合平衡和分析，选取合适的控制参数。

(1) 热利用效率。二段煤浆注入的目的就是为了充分利用气化炉一段的高温潜热。二段炉温过高，表明二段煤浆加入量过少，热利用效率较低；
二段炉温过低，表明加入的二段煤浆转化率偏低，未转化碳经过余锅和过滤器后，又会通过注焦口送回气化炉一段，降低了热利用效率。

(2) 二段压差。气化炉二段炉温不能高于或接近原料灰熔点，避免黏性飞灰在气化炉炉壁上聚集，形成二段积灰，导致二段压差升高，使气化炉炉壁出现局部热点，影响气化炉的长周期运行。

(3) 余锅压差。二段及余锅入口温度过高，蒸汽产量会增加，但是，在气化炉二段没有被完全冷却凝固的黏性飞灰会在余锅冷却，黏附于合成气管束上，既降低了换热效率，又增大了余锅压差，增加了管束的磨蚀程度。二段及余锅入口温度过低，在降低余锅蒸汽产量的同时，达不到原料中焦油的有效分解温度，会将过多的焦油带到后序工段，影响装置运行情况和周期。

(4) 焦过滤器压差。二段及余锅入口温度偏高，二段煤浆的转化率提高，未转化碳数量降低，携带进入焦过滤器的固体总量降低，焦过滤器压差上升速度降低。如果温度过高，超过焦过滤器的设计温度会损坏过滤器；
如果温度偏低，气化炉二段因转化率降低，未转化碳增加，携带进入焦过滤器的固体总量会增加，加大过滤器负荷；
当入口温度低到合成气露点以下时，还会产生凝液，造成滤芯露点腐蚀和永久堵塞损坏。气化炉二段温度与运行时间、余锅入口温度与运行时间的关系分别见图3、图4。

图3 气化炉二段炉温与运行时间

图4 余锅入口温度与运行时间

由图3和图4可以看出，气化炉二段炉温和余锅入口温度在整个运行过程中都比较稳定，对气化炉整体的稳定运行比较有利。

(5) 二段压差和余锅压差

E-Gas气化炉二段压差表明了气化炉二段炉壁内侧积灰的程度，压差数值越高，积灰程度越大。操作要点是尽可能保持二段压差在最小值，避免其升高。二段压差升高，说明气化炉二段产生积灰现象，需要提高一段炉温来减小积灰程度。二段压差波动，说明原料的性质发生变化，导致一段炉温波动，合成气夹带固体量波动，进而导致余锅压差上涨。由于余锅压差上涨后不可逆，所以二段压差的稳定控制显得尤为重要。气化炉二段压差与气化炉运行时长、余锅压差与气化炉运行时长的关系分别见图5、图6。

图5 气化炉二段压差与气化炉运行时长

图6 余锅压差与气化炉运行时长

由图5和图6可知：气化炉一二段压差有波动，这是由原料性质变化导致炉温波动造成；
在气化炉运行前期，余锅的压差上涨比较缓慢，到了后期上涨速度较快，更凸显一段炉温稳定控制的重要性。因此，二段压差和余锅压差也是气化炉长周期运行的核心，需长期摸索并积累运行控制经验。

(6) 产品指标和碳转化率

E-Gas气化炉使用高石油焦比例的混合原料运行期间，产品质量较好，合成气量较高，合成气有效气质量分数达到80%以上，碳转化率高。运行期间，合成气流量和组分有小幅波动，是气化炉负荷及炉温调整导致，属正常现象。在石油焦掺混原料运行过程中，渣水处理系统比较稳定，水质较好，没有出现传统黑水闪蒸系统存在的各种问题。掺烧比例分别为80%、70%、60%的石油焦合成气流量和组成分别见图7、图8、图9，各掺烧比的碳转化率和运行时长关系图见图10。

图7 80%石油焦掺烧比例的合成气流量和组成

图8 70%石油焦掺烧比例的合成气流量和组成

图9 60%石油焦掺烧比例的合成气流量和组成

图10 碳转化率和运行时长的关系

由图7～图10可知：气化炉运行期间，无论炉温高低，碳转化率都处在较高水平，表明E-Gas气化对石油焦原料的特殊适应性；
合成气中的固体全循环返回一段再次反应，渣中残碳通过渣水回收处理返回磨煤系统。这是首次在气化工艺中实现了气相和液相未转化碳的全循环加工工艺。

惠州石化煤制氢的E-Gas气化炉使用高石油焦比例工业化装置运行平稳，技术指标稳定。其石油焦含量远超国内目前在运的水煤浆气化装置，为炼厂高硫焦的加工提供了新的思路。

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