安庆石化油改煤工程总结
韩启元(中石化股份有限公司安庆分公司 246002) 2008-03-16 在国家有关部委、省、市地方政府部门和中石化总部的高度重视和大力支持下，经过广大建设者的共同努力，安庆石化化肥油改煤工程已经于2006年11月全面建成投产，在中石化3家同类型化肥改造企业中率先打通了工艺流程并产出了合格产品。此后运行周期不断延长，工艺指标逐步改善，优化攻关工作取得实质性进展。截止2007年10月11日装置大修，煤气化装置已累计运行194.6d。其中有3个运行周期超过40d，即3～5月41 d，6～7月45 d及8～10月65 d，顺利实现了中石化总部确定的“上半年连续运行突破30d、下半年突破60 d”的目标，在目前国内已经投用的Shell粉煤气化装置中，处于较为先进的水平。
根据中石化总部的统一安排，安庆石化油改煤装置于2007年10月11日12：00停工进行整改检修，目前正处于整改检修扫尾及开工的准备阶段。 1 油改煤工程基本概况 1.1 工程建设背景
安庆石化是一家集炼油、化肥、化纤、热电生产一体化的大型联合生产企业，厂际间的产品物料互供互保，形成十分紧密的生产链。化肥装置是于20世纪70年代中期引进的以轻油为原料的300kt／a合成氨、520 kt／a尿素的大化肥装置，于1978年建成投产。化肥装置在生产尿素的同时，还承担着向炼油装置供氢、向丙烯腈装置供氨以及应用热电厂电力和蒸汽等整体物料平衡的任务，是安庆石化生产链中不可缺少的重要环节。进入20世纪90年代末期，国际原油价格日益飙升，使得化肥生产严重亏损。面对连年亏损但又不能停产的化肥装置，在认真分析和反复论证的前提下，决定启动化肥原料“油改煤”工程，即引进Shell粉煤气化专利技术，利用安徽境内丰富廉价的煤炭资源替代昂贵的轻油作化肥生产原料，彻底扭转化肥生产严重亏损的局面，并于2003年9月15日获得国家发改委的最终批复。 1.2 工程建设的主要内容
新建1套日处理煤量2000 t的Shell粉煤气化装置；新建1套氧气生产能力为48200 m/h(标态)的空分装置；新建一氧化碳耐硫变换、鲁奇低温甲醇洗等净化装置和公用工程配套单元；运煤及水、电、汽、硫磺回收以及污水处理依托安庆石化原有的公用工程系统。其关键设备主要是Shell粉煤气化炉和国产化大空分机组，引进关键技术主要是Shell粉煤气化技术和鲁奇低温甲醇洗技术。 2 装置运行情况
2.1 Shell粉煤气化工艺流程简介
原煤从铁路线和水路线倒转进入煤筒仓储备；生产时，原煤通过给煤机和运煤皮带。途中经初步除杂、破碎过筛、称重后送至磨煤机磨成粉煤并干燥，再经粉煤仓缓存、锁斗给料，用高压氮气将粉煤流态化密相输送，与配加的纯氧和蒸汽一起经气化炉煤烧嘴喷入炉膛内气化。
煤粉、氧气及蒸汽在Shell气化炉高温、加压条件下发生碳的氧化及各种转化反应，出气化炉顶部约3.96 MPa，1500℃的高温煤气经冷煤气激冷至900℃以下进入废热锅炉。
煤气经废热锅炉回收热量后进入干式除尘和湿法洗涤系统，处理后含尘量小于1 mg／m(标态)的煤气(粗合成气)经后续耐硫变换和低温甲醇洗装置进行脱碳、脱硫净化，再经甲烷化处理，部分合成气作氢源供炼油生产，其余作为生产合成氨的原料。
气化炉内产生的高温熔渣自动流入气化炉下部的激冷室，激冷形成几毫米大小的玻璃体炉渣可用作建筑材料或路基铺设材料；干式除尘分离的粉灰可用作水泥生产原料。
33 湿法除尘后的灰水经闪蒸和汽提，H2S送炼油厂生产硫磺，汽提后灰水进行絮凝澄清，清水返回灰渣系统循环使用，淤浆经真空增稠滤干后外售或返原煤掺混循环利用。
煤气化装置所用氧气和氦气来自国产化空分装置。 2.2 运行概况
安庆石化油改煤工程的空分装置于2006年6月下旬开始进行联动试车和整改，2006年9月8日正式进入试生产运行期。煤气化装置气化炉于2006年11月18日点火投煤并获得成功，11月29日各装置全面投产，并产出合格的氨产品。至2007年10月11日，因空分下塔改造，油改煤各装置进入年度计划大修，煤气化装置累计运行时间194.6d。其中2007年煤气化装置累计运行168.5 d，累计投用原料煤227331 t(其中供氢耗15928.41t)，累计生产液氨138523 t，向炼油厂供氢21583564.83 m(标态，折氨10504.81 t)，向丙烯腈外供液氨32916t，仅生产用煤就替代了改造前的生产用石脑油78240 t，按照2007年的石脑油和原料煤的市场价差，可以降低生产成本45480万元。 2.3 装置运转率
安庆石化油改煤装置自2006年11月建成投产以来，总体运转率不高。2007年4月以前，煤气化装置开停车频繁，装置每月约有20 d的时间处于整改或开工准备阶段，一季度平均运转率不足30％。针对装置在生产中暴露出的设计和工程化的不足、设备制造上的缺陷进行不断整改，通过对Shell粉煤气化技术不断消化吸收以及工业化生产经验的不断积累，靠自身力量先后解决了开工烧嘴点火困难、粉煤输送不畅、煤线不稳、石灰石粉添加能力不足、气化炉温度不易控制、烧嘴隔焰罩泄漏伴随气化炉堵渣和渣水系统故障等诸多问题，经技术上持续攻关和生产操作上的不断优化，装置运行情况明显好转，运转率不断提高。2007年4月，煤气化装置运转率首次突破90％，6月为88％，9月和10月达到100％，2007年平均运转率为62.48％。煤气化装置连续运行周期也不断延长，3～5月为41 d，6～7月达到45d，年度停工大修前达到了65 d，创造了中石化3套同类型油改煤装置的最好水平。 2.4 装置开停工情况
安庆石化油改煤工程主体煤气化装置投产后共经历了13次非计划停工，其中2006年7次，2007年6次；从总停工分类统计看，外在原因，如晃电、空分装置吸入CO2超标等停车3次，占23％；内部原因引起停工10次，占76.92%，是影响装置长周期运行的主要因素。在内部原因引起的停工中，设备问题停工6次，占60％，问题主要集中在烧嘴隔焰罩泄漏造成堵渣、机泵故障、激冷气压缩机进口压差高、高温高压陶瓷过滤器滤芯破损等；操作问题停工3次，占30%，问题主要集中在渣水系统液位控制方面。 2.5 装置生产负荷
受空分装置设计缺陷、煤气化装置运行不稳、配套装置能力等制约以及炼油加工能力未达原设计供氢负荷，安庆石化油改煤装置的煤气化负荷自开工以来一直偏低，除在临停工前进行“双高”(高硫煤、高负荷)试验时将负荷短时提升至85%左右，其余情况下气化炉氧负荷基本处于70%负荷以下运行，合成氨日产量最高900多t，尿素最高日产1400多t，各装置都还没有经受长时间高负荷考验。因此，大修整改后提高装置负荷将是一项重要工作。 3 工程建设和生产中存在的问题与整改
自油改煤装置建成投产后，既感受到了Shell煤气化技术的先进性，也认识到了该技术在工程化方面的经验不足；既认识到了装置自身存在的设计和设备缺陷，也感受到了在引进技术的吸收消化方面尚有的差距，特别是在生产中存在着制约装置安稳长优、高效运行的“四大瓶颈”。
33.1 空分装置
安庆石化的48200 m／h空分装置的空压机为一拖二机组，采用分子筛净化、中压氮增压透平膨胀机制冷、氮增压循环、氧气内压缩、规整填料上塔及全精馏无氢制氩工艺技术流程，是当前国产化最大的空分装置首次实现工程化运用。由于设计上空分装置下分馏塔开孔率过高，生产运行中漏液明显，精馏塔不能按设计工况完全实现氧、氮分离，氮产品达不到设计指标，氧产量也难以满足气化装置高负荷生产要求，并且空分装置负荷不能随气化工况进行调整，蒸汽消耗高出设计值较多。对此，与空分装置生产企业就整改完善内容、方案、工期达成一致意见，形成了整改施工方案，并在中石化总部直接指导下，请专家反复审查通过，于2007年10月起进入整改实施阶段。 3.2 气化装置
(1)U1200单元放料输送能力不足，关键设备、仪表、阀门易损坏。
① 锁斗罐(V1204A／B)的通气设备(通气板、通气锥以及管道吹扫器)的通气能力与预期存在较大差距，造成充压时间较长、放料程序的循环时间过长，导致粉煤加压输送能力不足，影响高负荷运行。
② 在运行过程中，放料锁斗和充压、泄压等特殊阀门存在卡涩，造成V1204A／B放料或泄压缓慢，甚至造成平衡线堵塞，给稳定煤线、装置连续运行带来不稳定因素。
③ 出现过V1204通气锥、管道吹扫器等烧结金属设备和通气板内部连接法兰损坏，直接造成粉煤放料不畅及煤线大幅波动。
目前已通过仪表改善阀门、优化顺控程序，必要时采取人工干预放料程序等于段，保证了放料和维持装置运行，并对通气锥和吹扫气等设备元件进行了强度和结构上的改进，基本能满足生产需要，但仍有待高负荷生产的检验。 (2)煤线不够稳定。
①原料煤中杂质多，原设计原料煤除杂不彻底，粉煤线上未设计过滤装置。生产时，粉煤中的杂质易堵塞煤阀，使输送不畅，经常造成煤线波动、烧嘴跳车。
②煤线速度计、密度计存在测量偏差，引起煤流量时有波动，造成氧煤比高而联锁动作。
生产中增加了粉煤过滤筛后，效果明显，煤线波动、烧嘴跳车现象得到了遏制。 (3)煤烧嘴隔焰罩频繁损坏。
安庆石化油改煤工程投运后先后损坏5只烧嘴隔焰罩，造成3次堵渣停工。双环、湖北和岳阳气化炉烧嘴隔焰罩都相继出现类似损坏情况，引起同类型企业高度关注并得到中石化总部重视。经组织攻关，认为Shell公司设计的煤烧嘴隔焰罩水通道流通量不足，在征得Shell公司认可的情况下，改造烧嘴隔焰罩水通道，于2007年3月停车整改中将原设计煤烧嘴隔焰罩全部更换成新型产品，并适当调整氧煤比、气化剂煤比，适当下调炉温，缓解了烧嘴隔焰罩的高温苛刻条件，相对延长了运行周期。 (4)捞渣机故障率高。
开车以来，捞渣机故障频发，经常造成现场积渣，需人工清除，劳动强度大，现场环境整治困难。其主要原因是：设计负荷偏小，电机功率偏低，结构不合理：气化炉出现结渣堵渣时，捞渣机极易过负荷出现故障而跳车，且短时间内不能恢复运作。2007年年底大修时已对捞渣机和皮带运输系统进行了更新改造，并在渣收集罐(V1402)上方增设了破渣机。 3 (5）由于流程设计不合理，冷气压缩机(K1301）进口常有积灰结块脱落，使机组进口压差增高，影响长周期运行。由于采用高压变频调速电机作为动力驱动，抗干扰能力差，已有3次因雷击和高温而影响煤气化装置的长周期稳定运行，目前正与设计单位研究完善办法。
(6)气化炉的合成气废热锅炉积灰较为严重。气化炉主用原料煤是皖北刘二矿煤种，具有灰分高、灰熔点高、硫含量低、短渣特性明显、熔渣粘温曲线陡峭及飞灰粘结指数高等特点，生产中灰熔点高导致的剂煤比高又增加了气化炉粘性灰含量。较长时间持续运行时，合成气废热锅炉积灰现象突出，使得蒸汽过热器能力下降，过热蒸汽温度达不到400℃的设计要求，增加了能耗。
经初步分析，认为主要原因是煤中灰含量高，特别是氯、氟、钾、钠、磷等元素在煤气化时蒸发，在合成气冷却器内又凝结成灰粒而引起粘堵，添加过多的石灰石既增加了灰分又加剧了灰的附着和粘结性。为此，安庆石化将原料煤的相关组分、灰含量和热值列入原煤质量指标加强控制，同时着手筛选Shell气化炉适宜用煤。但受外地矿源持续供应和运输等因素制约，仍不能替代目前的煤种。目前正在与相关科研院校合作，通过改性煤，即配煤或添加新型高效复合助熔剂的方式降低灰熔点，以改善灰渣的粘温特性和灰的粘结性，现已开发出实验室阶段的新型助剂，将择机进行工业化试验。
(7)高温高压陶瓷过滤器(S1501)滤芯多次损坏。由于合成气冷却器积灰严重，为提高低负荷下的合成气流速，在生产上采取了加大激冷比的方式期望延缓积灰，但陶瓷过滤器因负荷长期偏高，加上S1501吹气阀门的偶然故障、内部反吹气管振动、文丘里管固定不牢及原始开工初期的操作不稳等原因，使得S1501的陶瓷滤芯已损坏3次共5组并进行了更换，2007年7月检修中对内部反吹气管和文丘里按Poll公司方案进行了加固和清理，消除了内部缺陷。
(8)U1700渣水系统堵塞。为了保护煤烧嘴隔焰罩和气化炉衬里，气化炉长期采用偏低温操作，加上生产中存在着煤种变动、煤线波动等扰动气化炉燃烧因素，渣水中细末多、水量大，一定程度上加重了U1700系统处理能力和难度。由于原设计U1700单元能力不足，汽提、澄清和真空过滤系统负荷过重，设备和管线时常出现堵塞现象。通过前期的攻关，年度大修中又进行了完善性改造，将U1400和U1600两股来水分开，将相对稳定和固含量少的U1600来水保持原来汽提塔上进料方式，将固含量高且随气化炉燃烧状况变动的U1400来水改进汽提塔下部，并改善下塔鲍尔环填料，同时完善了澄清系统和排水系统。 3.3 耐硫变换装置
自装置开车以来，耐疏变换工与原设计存在差距，其1，2中变及3低变出口的CO浓度均超标，不能向炼油供氢，同时造成甲烷化炉负荷加重，氢损大，氨合成回路弛放气增多，每天损失折氨超过50 t。经与同类型企业的耐硫变换催化剂使用情况相比较，在大修中实施以下措施。 (1)改进轴径向反应器下部，消除气体短路。
(2)更换失活的低变催化剂，同时将预变换炉催化剂改为保持适宜活性的混装催化剂。 (3)增设耐硫变换催化剂升温预硫化系统。
(4)大修停工前，进行高硫煤试验并短时进行高负荷运行，以验证粗合成气中H2S含量对催化剂活性影响以及高负荷下相关装置存在的隐性问题。试运行证实，在所用煤种的条件下，目前使用的耐硫变换催化剂存在一定程度的反硫化现象，这为今后的选煤或补硫提供了依据。 3.4 甲醇洗单元
### 产品二氧化碳和放空气夹带甲醇严重超标，装置运行初期甲醇总耗达到25 t／d 2007年7月在气体管线上增加临时管线，每天可回收5 t左右的甲醇。年度大修时对再吸收塔(C2204)下塔内部进行整改，对上、下塔出气管线分别增设了分离罐。 4 煤化工发展规划
安庆石化已经投产煤气制合成氨和尿素的油改煤工程虽已初步显现出降低生产成本、拓展化肥生存空间的优势，但随着国内油改煤企业相继完工投产，新增化肥实物产量大幅增加，加上国家从2005年开始对尿素出口征税，也增加了国内供给量，尿素行业必将开始由供给相对短缺向供大于求转向。因此，以煤代油发展醇醚羰基合成、MTO及MTP煤制烯烃等现代新型煤化工更具深度发展空间。
根据油改煤工程投产后，安庆石化煤气化装置富余能力大，在满足现有合成氨、尿素装置生产能力和保障向炼油供氢、向丙烯腈供氨的前提下，尚有较大数量的有效合成气(CO＋H2)可供利用的实际情况，及时谋求长远发展，将依托拟建设的安庆石化炼化一体化项目，新建大型丁辛醇和丙烯睛生产装置。目前丙烯睛、丁辛醇项目前期工作已经启动，届时安庆石化将成为国内最大的丁辛醇、丙烯腈生产基地之一，将对安庆石化的经济效益起到极大的推动作用。
