煤气水分离系统产品煤气水带油原因分析及优化调整.pdf
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2、量、隔离清洗煤气水冷却器、改造多元烃储槽、更换最终油分离器滤料等一系列优化调整措施后,解决了产品煤气水带油问题,保证了煤气水分离系统、酚回收系统的安全稳定运行。关键词碎煤加压气化;煤气水分离系统;酚回收系统;产品煤气水带油;原因分析;优化调整 中图分类号 文献标志码 文章编号 ()引言国内某 煤制天然气装置主生产系统(分为 个系列)采用鲁奇碎煤加压气化、耐硫部分变换、林德低温甲醇洗、戴维甲烷化工艺等。其中,气化废水预处理设有煤气水分离系统 个系列(系列),六开无备和酚回收系统,煤气水分离过程是将高温高压煤气水中的煤尘、溶解气及副产物予以分离与回收,利用减压闪蒸解吸出煤气水中溶解的 、等气体;重
3、芳烃、多元烃的分离回收,依据无压重力沉降原理分离出煤尘、重芳烃、多元烃;煤气水中的悬浮物则通过双介质过滤器进行过滤清除。实际生产中,年 月以来煤气水分离系统出现了产品煤气水带油问题,经分析,采取一系列优化调整措施后,解决了产品煤气水带油问题,保证了煤气水分离系统、酚回收系统的安全稳定运行。以下对有关情况作一介绍。煤气水来源碎煤加压气化炉产生的高温高压粗煤气经洗涤冷却,其携带的大量水蒸气和其中的生成物、夹带物与气相分离后,产生的液相部分称为煤气水。煤气水的成分相当复杂,包含煤尘与干馏干燥及反应过程中生成的重芳烃、多元烃、轻烃、氨、酚等有机物以及溶解在其中的煤气成分,还有重金属、无机盐类等固溶物和
4、悬浮物。煤气水及其所含组分的主要来源:原料煤自身含有水分,经干燥、干馏蒸发产生水蒸气,经后续冷却 冷凝产生煤气水;碎煤加压气化炉的蒸汽分解率一般在 左右,气化剂中未分解的水蒸气经冷却 冷凝产生煤气水;煤中有机质在气化炉中受热产生热解水;煤在干馏过程中的副产物及气化反应过程中所生成的其他组分;粗煤气中的水蒸气在冷凝的过程中溶解的煤气成分。煤气水分离系统工艺流程简述原料煤气水来源有两路,一路是碎煤加压气化系统来的含尘煤气水与变换冷却系统来的含焦油煤气水,另一路是变换冷却系统来的含油煤气第 期 年 月中氮肥 水与低温甲醇洗系统来的工艺冷凝液。第一路煤气水碎煤加压气化系统含尘煤气水进入余热回收器管程,
5、与壳程的低压锅炉给水换热,副产 、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含焦油煤气水混合后依次进入煤气水换热器、含尘煤气水冷却器,分别经高压喷射煤气水和循环水冷却后进入含尘煤气水膨胀器。从碎煤加压气化系统来的低压含尘煤气水、开车煤气水以及从酚回收系统来的含氨凝液、从煤锁气压缩机超重力除尘系统来的洗涤水,一起进入含尘煤气水膨胀器内,膨胀闪蒸至常压后进入初焦油分离器进行沉降分离,分离出的重芳烃进入重芳烃储槽,分离后的煤气水则靠重力流到对应的最终油分离器或第一缓冲槽。第二路煤气水变换冷却系统来的含油煤气水与低温甲醇洗系统来的工艺冷凝液,进入含油煤气水膨胀器膨胀闪蒸至常压
6、,煤气水靠重力流入对应的油分离器;在油分离器内,分离出的多元烃送至多元烃储槽,分离后的煤气水靠重力流入第一缓冲槽或最终油分离器;初焦油分离器和油分离器流出的煤气水混合后也进入最终油分离器,在其中再次进行分离,产生的多元烃送至多元烃储槽,煤气水则进入第一缓冲槽和第二缓冲槽,之后经煤气水输送泵送至双介质过滤器除去悬浮物,再进入产品煤气水贮罐,经泵加压后送至酚回收系统。产品煤气水油含量偏高对系统运行的影响产品煤气水带油(主要为多元烃和重芳烃)时,煤气水分离系统、酚回收系统运行参数如下:产品煤气水中油含量 (设计值 )、(设计值 );脱氨水温度 (设计值 ),萃取塔温度 (设计值 ),酚塔顶部温度 (
7、设计值)、酚塔压力 (设计值 );稀酚水中酚含量 (设 计 值 )、(设计值 )。产品煤气水带油易导致酚回收系统脱氨塔的脱氨水中油含量增加,脱氨水在与循环水进行换热时,油易黏附在换热管表面,影响换热器的换热效果,产品煤气水带油严重时出脱氨水换热器的脱氨水温度涨至 ,换热后的脱氨水与萃取剂二异丁基醚在静态混合器中混合后进入萃取塔,致使萃取塔操作温度涨至 ,因萃取温度升高,萃取相与萃余相界面张力变小,难于分层,不利于相界面产生,除了系统减负荷外,无其他有效的调整手段;此外,脱氨水温度升高还会使酚、水、油及二异丁基醚之间的互溶度增大,萃余相中酚、醚、油含量增加,虽经水塔加热精馏脱醚,但酚水中的酚和油
8、无法脱除,造成外送稀酚水中 和酚含量严重超标。因多元烃、重芳烃在二异丁基醚中有很好的溶解度,脱氨水中大部分的油随萃取液进入酚塔,在酚塔内经再沸器加热后进行酚、醚分离,二异丁基醚中溶解的多元烃、重芳烃在塔底经由 、过热蒸汽加热后,多元烃、重芳烃中含有的轻组分汽化或多元烃、重芳烃中某些组分加热分解产生的轻组分汽化,而二异丁基醚的沸点较低,酚塔塔顶温度一般控制在 ,汽化后的轻组分在塔内上升的过程中部分冷凝形成液体,部分气相随醚出酚塔,冷凝后的液体在下降的过程中又被加热成气体,如此周而复始,导致酚塔工况紊乱,混合酚品质下降,二异丁基醚纯度下降,严重影响酚回收系统的正常运行。因此,为保证酚回收系统的安全
9、稳定运行,须对煤气水分离系统进行优化调整,以控制产品煤气水油含量。产品煤气水带油原因分析及优化调整 系统运行负荷对比分析及优化调整装置满负荷生产时,气化系统总耗氧量为 (标态,下同)、较设计耗氧量少 ,气化炉汽氧比为 、较原设计汽氧比低 ,气化炉入炉蒸汽减少 ,相应地煤气水分离系统高压含尘煤气水流量减至 、较设计值()少 ;变换系统入口粗煤气温度较设计值高,粗煤气中含焦油煤气水增加 ,因高压喷射煤气水流量较设计值少 ,导致含焦油煤气水流量增至 、较设计值()增加 ;变换冷却系统高压喷射煤气水较设计值少 ,导致含油煤气水实际流量减至 、较设计值()少 ,低压含尘煤气水、低温甲醇洗工艺凝液、酚回收
10、第 期师元华:煤气水分离系统产品煤气水带油原因分析及优化调整脱酸脱氨凝液与设计值基本相符 低压含尘煤气水流量 (设计值 )、酚回收脱酸脱氨凝液流量 (设计值 )、低温甲醇洗工艺凝液流量 (设计值 );超重力除尘为后期技改项目,其产生低压含尘煤气水 、较设计值()增加 。合计煤气水分离系统负荷为 ,较设计值 少 。煤气水分离系统实际负荷与设计值的对比表明,系统总体上未出现超负荷运行的情况,但为提高多元烃、重芳烃的分离效果,降低系统的运行负荷,减少产品煤气水中的带油量,主要采取了如下优化调整措施:在变换系统每个系列洗涤分离器底部增设额定流量为 的接力泵,将洗涤分离器产生的含焦油煤气水送至气化系统用
11、作高压喷射煤气水,由此可减少煤气水处理量 ;因变换系统设有洗氨塔、低温甲醇洗系统设有氨预洗塔,将变换系统每个系列洗氨塔的洗涤水流量由 减至 ,从目前系统的运行情况来看,洗涤水量减少后对后续系统基本上无影响。经过上述优化调整后,煤气水分离系统实际处理水量仅 多一点,由此增加了系统的操作弹性与运行的稳定性,减少了异常工况发生的概率。温度对系统运行的影响及优化调整据重芳烃在初焦油分离器内的沉降速度计算公式 ()()(式中:重芳烃颗粒直径 ,重芳烃在某温度下的密度,;水在某温度下的密度,;水在某温度下的粘度,)可知,重芳烃的沉降速度()与密度差()成正比,水与重芳烃的密度差越大,重芳烃分离效果越好。重
12、芳烃、多元烃、水的密度均随温度的升高而降低,重芳烃、多元烃的密度随温度升高所降低的程度比水相对大一些,即温度越高越有利于重芳烃、多元烃的分离,但温度升高后重芳烃、多元烃的粘度会变小,不利于分离,且温度过高会导致重芳烃、多元烃乳化,不利于重芳烃、多元烃分层。因此,重芳烃、多元烃的分离操作温度不宜过高也不宜过低,原设计煤气水进入初焦油分离器的温度为 ,控制范围为 。实际生产中,初焦油分离器、油分离器操作温度偏高,不利于重芳烃、多元烃的分离,导致设备收油不彻底,后续最终油分离器的收油负荷增加。产品煤气水油含量偏高时,煤气水分离系统 个系列(系列)初焦油分离器某时段实际操作温度(典型数据)见表。可以看
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