尹招进
(云南天安化工有限公司， 云南安宁 650309)
某公司50万t/a合成氨项目煤气化装置采用Shell粉煤气化技术，设计生产的有效气体(CO+H2)产量为140 000 m3/h，投煤量为112 t/h。煤气化装置于2008年6月建成投产。Shell粉煤气化工艺技术先进、应用广泛，但在引进之初，国内使用该技术的公司较少，运行维护经验不足。自投产以来，装置在运行过程中多次出现气化系统合成气冷却器入口(十字架)堵灰、烧嘴罩烧坏、激冷气压缩机能力不足等问题。特别是十字架积灰次数多达20余次，且堵灰面积达95%以上的有6次之多，气体流通面积减小,造成局部流速增加和气体偏流现象，合成气冷却器蒸发器2、蒸发器3的部分区域被冲刷减薄而导致泄漏故障[1]。为此装置多次停车，对公司生产经营状况产生较大的影响。
该煤气化装置主要原料为原煤和空分装置送来的氧气、氮气。装置由磨煤及煤粉干燥系统、粉煤加压及输送系统、气化系统(包括煤烧嘴系统、点火/开工烧嘴系统、气化及合成气冷却系统、气化炉水汽系统)、除渣系统、除灰系统、合成气湿洗系统、初步水处理(废水汽提及澄清系统)及公用工程系统组成。原料煤经给煤机送入磨煤和干燥系统进行研磨和干燥，并加入少量助熔剂石灰石粉，制成粒度为5～90 μm、含水质量分数小于2%的煤粉，送至煤粉贮仓。煤粉经氮气加压输送至气化炉内气化，与氧气/蒸汽混合气化剂在1 500～1 700 ℃的温度下发生反应，生成以CO和 H2为主要成分的合成气，合成气中还含有N2以及少量CO2、CH4和H2S等组分。碳质量分数少于1%的煤渣，通过气化炉底锥被排放到除渣系统。合成气通过气化炉顶锥进入到激冷区，被来自激冷气压缩机中200 ℃的合成气激冷到大约900 ℃以下，再通过传输管进入到合成气冷却器中，被冷却到340 ℃后送往飞灰脱除系统。气化产生的合成气经冷却、除灰、湿洗后，送合成变换工序。生产过程中产生的废水经初步水处理装置处理后，大部分返回装置利用，少部分到污水处理装置经处理合格后排放[2-3]。煤气化工艺流程简图见图1。
公司煤气化装置自投产以来，出现较多影响生产的问题，制约装置安全稳定运行。针对出现的问题，公司不断研究Shell粉煤气化技术并加以优化改进，装置得以稳定运行，运转周期大幅延长。
2.1 气化炉堵灰情况
气化炉由气化炉本体、激冷管、输气管、气体回流室、合成气冷却器组成。合成气冷却器安装在气体回流室的下级，也是整个气化炉的末级。十字架位于气体回流室下方，即合成气冷却器的入口。为了防止飞灰在此聚积结垢引起堵塞，十字架处有超高压氮气(8.09 MPa、225 ℃)进行间断性反吹。正常生产过程中，在十字架处设点，利用压差监控其积灰堵塞情况。气化炉负荷和煤种不同时，正常压差为6～9 kPa，如果气化炉压差不断上涨，说明已经发生积灰结垢(见图2)；
一旦发生积灰是不可逆转的，堵塞现象会随着装置运行时长而越来越严重，导致气体流通面积减小，合成气流速变高，激冷气流量下降。此种条件下长时间运行，会加剧设备磨损，同时也会对设备内件的整体结构造成严重危害。生产过程中，因十字架积灰严重，最终导致膜式水冷壁管被磨穿而发生泄漏[4]。公司自2008年开车投产以来，多次因十字架积灰而被迫减负荷运行或停车处理，装置年平均运行负荷为92%～93%，未能实现装置的满负荷长周期运行。
图1 煤气化工艺流程简图
图2 气化炉合成气冷却器入口堵灰
2.2 气化炉泄漏情况
自投产以来，气化炉出现较为严重的11次水冷壁管泄漏事故，其中95%以上集中在合成气冷却器蒸发器2、蒸发器3的位置(见表1)。
为提高气化炉运行维护及管控能力，解决气化炉内件易磨损、易腐蚀、难监测等困扰合成氨“安、稳、长、满、优”运行的难题，公司专门成立气化炉运维攻关组，开展行业运维技术、检测技术交流考察，制定气化炉运维方案，分析气化炉问题产生的原因，提出建设性的维修及改进思路等。根据蒸发器2、蒸发器3盘管壁厚数据统计，磨蚀速率约为1 mm/a，评估使用寿命约为2 a。2019年8月，由专家对设备运行情况进行评审，确定对蒸发器2、蒸发器3整体更换的改造思路。2021年大修期间，对其完成改造。
本次改造中，首先将气体回流室(GRC)封头割除，再依次割除蒸发器2、蒸发器3穿过水冷壁与环形空间集箱连接进出口管；
其次，利用800 t吊车把GRC封头、水冷壁筒体顶盖、旧蒸发器2、旧蒸发器3吊出；
再次，依次吊入新蒸发器2、新蒸发器3、水冷壁顶盖，并安装恢复；
最后，吊装复位GRC封头。气化炉吊装图见图3。Shell气化炉示意见图4。蒸发器2、蒸发器3更换及内件示意分别见图5、图6。
图3 气化炉吊装图
4.1 更换前准备
4.1.1 氮气置换
气化炉停车后，用氮气对大系统置换4～5次，合成气系统现场取样分析可燃气体质量分数小于0.13%，置换合格。
4.1.2 烧烬作业
合成气系统置换合格后，通空气对气化炉进行烧烬作业8～10 h，取样分析SO2质量浓度小于1.5 mg/m3，烧烬结束。
4.1.3 系统降温
烧烬作业结束后，退汽包开工蒸汽、退伴热蒸汽，进行抽负压置换降温；
降温过程中，逐步安排开气化炉外人孔，进一步进行降温置换。按降温曲线将水汽系统降温至35 ℃以下，气化炉设备本体温度、环形空间温度、罐体温度降至40 ℃以下。
V1301—气化炉；
V1302—合成气冷却器；
E1305/E1330/E1303A/E1320/E1301/E1302—中压蒸发器；
E1304—中压蒸发器2；
E1303—中压蒸发器3。
图4 Shell气化炉
图5 蒸发器2、蒸发器3更换示意图
图6 蒸发器2、蒸发器3内件
4.1.4 系统隔离
泄空大系统降温煤粉管线、氧气管线、蒸汽管线全部压力，氧气管线、蒸汽管线各放空阀全部处于开位。抽吸器运行正常，控制气化炉压力为微负压。
公用工程氮气系统盲板全部倒为盲位。合成气系统管道上安全阀至火炬放空截止阀关闭。所有动设备停运并断电，射源关闭。
4.1.5 气化炉内积灰清理
(1) 清理十字架及环形空间。
(2) 用高压水清洗合成器冷却器换热器内件、环形空间，以保证蒸发器2、蒸发器3更换时有良好的检修条件。
4.2 更换时的配合
为保证蒸发器2、蒸发器3更换的洁净度，在更换前对设备管件进行了通水、吹扫作业，并对内件进行了化学清洗和清洗后吹干作业(见图7)。
图7 对蒸发器2、蒸发器3进行化学清洗及吹扫作业
把握内件更换的各时间节点及工程进度(图8)。更换预计用时为31 d，实际用时为27 d。更换过程中，逐一检查重要节点，对更换的管线进行吹扫，确保工程质量。
图8 蒸发器2、蒸发器3施工节点图
4.3 安装过程的全程质量管控
施工过程中，专门成立质量管控小组，全程跟踪项目的进度及质量，及时进行质量纠偏。
图9 蒸发器2、蒸发器3过程管控
4.4 水冲洗及水流量测试
更换蒸发器2、蒸发器3时，虽然采取了适当的预防措施，但沙子、细灰、焊渣、废弃物等污垢仍会残留在设备的角落中。为保证安装后气化炉水汽系统正常运行，需在水汽系统设备安装、检修完毕后进行冲洗。本次进行了正、反两次冲洗，在汽包及管线中清理出大量结垢(图10)。
图10 水汽系统中清理出的结垢
为保证水汽系统管线的畅通，对整个水汽系统进行了水流量测试。从测试情况来看，因过程控制较好，未发现有水冷管堵塞的情况。
4.5 在线煮炉
在更换蒸发器2、蒸发器3过程中，更换面积较大，更换件本身未形成有效保护层，导致原管道内结垢脱落。为有效清除在安装和修理过程中带入系统的杂质、油污和附着在汽包金属内壁上未清除完全的金属腐蚀物及垢层，促进生成磁性氧化铁保护层，继而在保护层表面形成多胺保护膜，阻止垢盐生成，在设备更换后，投加海兰明药剂进行了在线煮炉。煮炉分为4个阶段：去除油污及杂质、清除结垢及杂质、预膜及去除杂质、预膜。煮炉期间，炉水检测情况见表2，煮炉后的效果见图11。经过煮炉，水汽系统的水质有了较大提高，未出现因水冷壁管垢层大量脱落造成拉姆达管及水冷管堵塞的情况。
表2 蒸发器更换后煮炉水质分析 μg/L
图11 煮炉后的水冷管情况
为保证蒸发器2、蒸发器3更新后的正常使用，停车后对合成氨冷却器水冷盘管、环形空间进行高压水冲洗，确保拆装施工过程有良好的工作环境。安装前，确认设备的每一根水管经过通水、吹扫、化学清洗、再吹扫过程,过程中管控施工,安装后进行水压试验、反冲洗、水流量测试及煮炉等相关工作。开车过程顺利，未出现管道堵塞、泄漏等异常情况，更换后气化炉运行周期大幅提升。
Shell气化炉蒸发器2、蒸发器3更换工作，在全国同类型厂家中属首次进行。在设计、施工、检维修、工艺等相关专业人员的密切配合下，更换工作顺利进行，有效提升了装置的保障度，为业内开展同类型工作提供了一定的借鉴。
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