GE水煤漿氣化系統結垢的原因分析與措施

周 鵬，王彥海

（神華包頭煤化工分公司，內蒙古 包頭 014000）

GE水煤漿加壓氣化是20世紀80年代煤氣化技術的最新成就，因其工藝流程簡單、煤種適用性廣、碳轉化率高、能耗低等特點而獲得迅速的發展。神華包頭煤化工分公司共有7臺氣化爐，5開2備，自2011年一直保持5臺氣化爐滿負荷運行，各項經濟和技術指標達到或超過了設計水平，經濟效益顯著。2011年大檢修后，因為控制外排水量和更換煤種的原因，系統曾出現水質變差和結垢嚴重的現象。本文針對氣化系統運行中出現的結垢現象進行分析探討，并提出相應的解決措施。

1 主要結垢部位

（1）氣化爐內件結垢嚴重，下降管和上升管環隙間結垢、掛渣嚴重，見圖1。合成氣進入激冷室水浴后偏流嚴重，氣體阻力大大增加，導致氣化爐在運行過程中液位不斷上漲，給設備安全運行造成隱患。

（2）氣化爐排黑水管線結垢嚴重，垢質比較堅硬，難以清理，見圖2。

圖1 下降管和上升管垢照

圖2 氣化爐排黑水管線垢照

（3）激冷水管線、激冷水過濾器、激冷水泵蝸殼結垢嚴重，見圖3，導致激冷過濾器運行過程中頻繁切換，切換過濾器過程中激冷環易堵塞，激冷水泵三臺打量不匹配等，直接影響單爐的運行周期。

圖3 激冷水泵蝸殼垢照

（4）洗滌塔內件結垢嚴重，垢質堅硬，見圖4。若清理不徹底，在開車過程中極易堵塞洗滌塔錐底排水管線，延誤氣化爐開車。

圖4 洗滌塔內件垢照

（5）除氧器內壁結垢嚴重，垢片脫落進入高壓灰水泵入口管線，使泵供水不足，被迫停1臺氣化爐，只能維持4臺爐運行。高壓灰水泵入口過濾器頻繁切換清理垢片，從過濾器處清理出的垢塊厚度達到50mm，見圖5，造成泵打量不足。

圖5 高壓灰水泵進口過濾器處的垢照

由于系統結垢嚴重，激冷水過濾器頻繁切換，切換過程易堵塞激冷環，造成激冷水量下降，導致氣化爐減負荷；動設備磨損加劇，垢片堵塞葉輪流道，頻繁出現不打量現象。單臺氣化爐的運行周期由以前3個月，縮短到不到2個月，繼續惡化有可能導致整個系統停車。

2 結垢機理

2.1 碳酸鹽結垢的機理

煤漿在燃燒室發生燃燒及裂解等反應，生成的工藝氣含有大量的CO2，CO2溶于水相形成，由于不穩定，在水溫變化后，又生成，與黑水中的Ca2＋、Mg2＋等離子形成CaCO3、MgCO3而析出，從而附著在管壁上形成垢。

堿性條件下，pH越高，形成碳酸鹽的幾率就越大。

在德士古水系統中，結垢主要是水中溶解度極小的MgCO3和CaCO3，25℃時兩種物質的溶度積分別為1×10－5和4.8×10－9，溶解度分別為3.162×10－3mol／L和 6.928×10－5mol／L，二者混合后的飽和水溶液硬度（以CaCO3計）為323.128mg／L，此數據即為以 MgCO3和 CaCO3為垢的水溶液臨界硬度。當Ca2＋、Mg2＋的濃度大于323.128mg／L（25℃），且水中有超過這一濃度的時，就會結垢。而且CaCO3的溶解度隨溫度的升高而降低，溫度升高臨界硬度會更低。

2.2 硅酸鹽結垢機理

反應介質內酸性物質的存在會導致結硅酸鹽垢。氣化爐激冷室的水相中一般存在若干種酸性物質，按照酸性強弱順序，依次為氯化氫（HCl）、甲酸（HCOOH）、碳酸（H2CO3）、硫化氫（H2S）。由于原煤中含有Cl－、SiO2，以及煤漿燃燒、裂解反應后產生CO、CO2、H2S等氣體，在氣化爐高溫氣化或激冷條件下，一般有如下反應發生：

因此，氣化爐內的黑水具有強烈的酸性。原煤中硫含量、硅含量增加，都會導致氣化爐黑水酸性進一步增強。SiO2在水中隨pH值不同存在下列反應中的某些反應：

在pH≥3時，反應（2）、（3）占主導，當pH在8～9時，這種縮合能力達到最大程度。氣化爐系統內pH是不斷變化的，氣化爐pH較低，一般pH在5.0～7.0之間。從氣化爐出來的水pH一路走高，灰水槽的灰水pH一般在7.5～8.5之間。在氣化黑水系統中，pH越低，硅酸越易形成。硅酸不穩定，隨著pH升高，硅酸通過縮合形成多聚硅酸，并會進一步縮合成硬垢。

因此，在較強酸性條件下，原煤中大量的鈣、鎂、鐵、鋁離子也會促進各種硅酸鹽晶體聚合物沉淀析出，附著在管道內壁，導致結垢加劇。

3 結垢原因分析

3.1 垢樣分析

取激冷環、真閃罐及高壓灰水泵垢樣分析，見表1。

由表1可以看出，氣化裝置水系統不同部位垢樣的組成有所差異，主要成分為硅酸鋁、硅酸鈣、硅酸鐵、硅酸鎂、碳酸鈣、碳酸鎂、氧化鐵。氣化爐激冷室與真閃垢樣相比，硅垢占比例大，碳酸鹽垢的比例小，鐵垢的比例也小。而除氧器內垢樣主要是碳酸鈣。由于氣化水系統不同部位水的成分及pH值有差異，導致不同部位生成垢的成分也有差異。

表1 氣化垢樣分析（2011年10月17日） %

3.2 結垢原因分析

3.2.1 水質嚴重惡化

氣化裝置大檢修后，外排水量一直控制在180m3／h左右，遠低于大檢修前的排水量260m3／h。氣化裝置低壓灰水水質分析數據見表2，對比大檢修前后的灰水分析數據，檢修后電導率偏高，鈣離子、硬度一直在高位運行。通常電導率控制在2000～5000μS／cm，電導率表征的是水中含鹽量的多少，檢修后測得電導率在5000μS／cm以上，達到甚至超過了控制指標上限，表明灰水含鹽量很高，水質惡化。灰水中鈣離子、硬度是氣化運行中水質結垢傾向的二個重要表征指標（硬度是指水中鈣、鎂離子二種成垢離子的總量），檢修前硬度小于1300mg／L，檢修后基本大于1600mg／L并持續高位運行。鈣、鎂離子是灰水中成垢的主要離子，在運行過程中，由于高溫、高壓，極易與水中的碳酸根形成碳酸鈣、碳酸鎂垢。近期長時間的高鈣、高硬運行，導致系統結垢加劇。灰水中成垢的碳酸鈣、碳酸鎂還會成為硅垢沉積的晶核，進一步加劇硅垢沉積。堿度是指水中能與酸性物質反應的物質的總和。在灰水pH值（7～9）條件下，主要是指碳酸根和碳酸氫根。堿度越高，與灰水中鈣、鎂離子生成碳酸鹽沉淀的可能性越大。氣化對堿度的要求一般小于500mg／L，檢修后堿度比檢修前也有一定的上升。

所以，水質惡化是氣化系統結垢的根本原因，要想延緩系統結垢，要盡快解決氣化外排水問題。

表2 氣化灰水水質分析數據

3.2.2 煤中硫的影響

2011檢修后，氣化原料煤由補連塔煤改為上灣煤。3月份分析補連塔煤45次，硫含量最高0.77%，最低0.34%，平均0.46%。9月份分析上灣煤69次，硫含量最高0.86%，最低0.46%，平均0.65%。煤質分析結果說明上灣煤比補連塔煤硫含量平均值高0.19%。

氣化爐爐內黑水通常都具有較強的酸性，原煤中硫含量增加，會導致氣化爐黑水酸性進一步增強，在酸性條件下，原煤中大量的鈣、鎂、鐵、鋁離子也會促進各種硅酸鹽晶體聚合物沉淀析出，對系統結垢加劇有一定影響。

4 采取的改進措施

4.1 保證系統外排水量

最有效的改進措施是加大氣化外排污水流量，適當向除氧器補充部分脫鹽水，逐步改善氣化系統水質狀況。降系統灰水濃縮倍數，使硬度、電導率、堿度、溶解物、甲酸等各項指標達標，是延緩系統結垢最為有效的方法。將外排水流量增加50～80m3／h，可逐漸將外排水硬度降到1100～1300mg／L，電導率降到小于4700μS／cm，溶解物降到小于2000～2300mg／L。

4.2 優化操作

（1）適當加大單臺氣化爐的水循環量，激冷水流量控制在400～415m3／h，氣化爐排水量控制在180～200m3／h，洗滌塔排水量控制在50m3／h，保證洗滌塔進水流量在170～190m3／h，改善氣化爐、洗滌塔水質，延緩激冷水管線和氣化爐內的結垢。

（2）氣化爐停車后適當延長保壓水循環時間，置換改善單爐循環水質，可降低再次投料后管線堵塞的幾率。

4.3 加強水質管理

（1）根據低壓灰水懸浮物的含量，及時調整絮凝劑的加入量，控制低壓灰水的懸浮物小于50×10－6。

（2）由于水質惡化，分散劑加入量由原來的每天3t增加到4t，增加分散劑，緩解系統結垢。由于除氧器結垢嚴重，對分散劑加入點的添加量、比例進行調整，低壓灰水泵進口與高壓灰水泵進口分散劑加入比例由原來的3∶7調整為7∶3。

（3）加大絮凝劑泵、分散劑泵入口過濾器的清理頻次，保證藥劑加入量穩定。

4.4 建立完善水質指標管理體系

（1）為了掌握系統灰水水質變化，僅分析pH值、COD和氨氮指標是不夠的，還要增加分析項目和分析頻次。需要增加Ca2＋、Mg2＋、Cl－、堿度、總硬度、電導率、懸浮物、溶解物、甲酸等指標。

（2）增加氣化爐、洗滌塔、閃蒸系統黑水，除氧器灰水水質分析。增加煤渣成分分析及原煤的元素分析，全面掌握系統水質的變化情況，及時調整藥劑加入量或排水量，適時控制系統水質。

4.5 調整藥劑配方

調整分散劑的配方，來改變藥劑的藥效，延緩系統結垢。分散劑廠家已研究、調整分散劑配方，以適合高鈣、高硬、高硅運行水質，同時還要提高分散劑在250℃高溫水系統的阻垢性能。

5 結 語

通過以上的處理措施，系統的結垢問題得到有效緩解，各部位的結垢現象明顯好轉，保證了氣化爐長周期運行。