4.0Mt/a 煤制油油品合成裝置滿負(fù)荷運(yùn)行存在問題及措施

王建英

（國家能源集團(tuán)寧夏煤業(yè)公司，寧夏 銀川 750411）

4.0Mt/a 煤制油費(fèi)托合成裝置2016 年12 月5日產(chǎn)出油品，經(jīng)過兩年多技改優(yōu)化，裝置基本能夠安全、穩(wěn)定運(yùn)行，但裝置負(fù)荷達(dá)到90%以上后，出現(xiàn)了反應(yīng)器系統(tǒng)阻力高、出蠟不暢、脫碳吸收塔壓差大等瓶頸問題，影響裝置產(chǎn)能提升。

1 裝置高負(fù)荷運(yùn)行存在的問題

1.1 費(fèi)托合成單元系統(tǒng)阻力大

費(fèi)托合成單元系統(tǒng)阻力降主要來自反應(yīng)器分布器、循環(huán)換分離器等設(shè)備。原設(shè)計(jì)系統(tǒng)阻力降為570kPa，循環(huán)換熱器壓差為100kPa，分布器壓差為50kPa。目前費(fèi)托各系列系統(tǒng)阻力降、熱側(cè)壓差及分布器壓差如表1。

1.1.1 反應(yīng)器底部分布器壓差高

反應(yīng)器分布器壓差自開車以來一直處于上漲趨勢，主要費(fèi)托反應(yīng)器停車時(shí)反應(yīng)器物料沉積到反應(yīng)器底部，工藝交出時(shí)分布器易被渣蠟堵塞，開車后壓差明顯上漲，目前95%負(fù)荷情況下分布器壓差為60～100kPa（設(shè)計(jì)值＜50kPa），長期運(yùn)行存在設(shè)備損壞及系統(tǒng)能耗高的問題。

表1 費(fèi)托各系列壓降

1.1.2 循環(huán)換熱分離器熱側(cè)壓差高

循環(huán)換熱分離器在運(yùn)行過程中先后出現(xiàn)熱側(cè)壓降大、換熱性能低、重質(zhì)油分離效果差[1]等問題，費(fèi)托I-VI 系列進(jìn)口循環(huán)換熱分離器主要存在壓降較高、分離效果差的問題，VII、VIII 系列國產(chǎn)循環(huán)換熱分離器主要存在無法分離重質(zhì)油等問題，主要原因是循環(huán)換熱分離器采用板式換熱器形式，板片薄，由于費(fèi)托反應(yīng)器頂部旋風(fēng)分離效果差，容易發(fā)生局部過冷，造成析蠟，導(dǎo)致?lián)Q熱器結(jié)垢，從而導(dǎo)致循環(huán)換熱器阻力增加，費(fèi)托I-VI 系列循環(huán)換熱器設(shè)計(jì)熱側(cè)壓差250kPa，最高達(dá)到350kPa，由于各系列阻力降不同，存在不同系列反應(yīng)器搶氣問題，裝置操作難度增加。

1.2 空冷器負(fù)荷不足

1.2.1 汽提塔頂空冷器負(fù)荷不足

許多空冷器結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)存在不足，使用條件苛刻[2]。本裝置由于費(fèi)托合成產(chǎn)品分布偏差大[3]，同時(shí)上游循環(huán)換熱分離器分離效果差，造成輕質(zhì)油攜帶重油，汽提塔分離能力受限，塔頂輕質(zhì)油干點(diǎn)達(dá)到200℃（設(shè)計(jì)160℃），流量較設(shè)計(jì)高3～4 倍，每逢夏季或高溫天氣汽提空冷器均出現(xiàn)冷卻效果不足，冷后溫度超標(biāo)的現(xiàn)象。造成釋放氣帶液嚴(yán)重，釋放氣壓縮機(jī)入口分液罐高液位聯(lián)鎖跳車，影響壓縮機(jī)的正常運(yùn)行。

1.2.2 凈化氣空冷器負(fù)荷不足

費(fèi)托尾氣量超設(shè)計(jì)值，95%負(fù)荷費(fèi)托尾氣達(dá)到68×104m3/h（設(shè)計(jì)值58×104m3/h），同時(shí)凈化氣空冷器設(shè)計(jì)偏小，每逢夏季或高溫天氣，凈化氣空冷器均出現(xiàn)冷卻效果不足，冷后溫度超標(biāo)的現(xiàn)象，送至費(fèi)托合成及低溫油洗裝置的脫碳凈化氣溫度超出設(shè)計(jì)值，導(dǎo)致費(fèi)托合成循環(huán)氣壓縮機(jī)及低溫油洗壓縮機(jī)入口溫度超標(biāo)，影響壓縮機(jī)正常運(yùn)行。為確保下游壓縮機(jī)正常運(yùn)行，只能投用臨時(shí)噴淋水，用水量約8～10t/h，確保凈化氣空冷器出口溫度小于55℃以下。

1.2.3 再生氣空冷器負(fù)荷不足

二氧化碳排放尾氣量超設(shè)計(jì)值，95%負(fù)荷費(fèi)托尾氣達(dá)到12×104m3/h（設(shè)計(jì)值9.4×104m3/h），再生氣空冷器均出現(xiàn)冷卻效果不足，冷后溫度超標(biāo)的現(xiàn)象，造成脫碳系統(tǒng)水耗增加，再生氣中非甲烷總烴含量上漲，污染環(huán)境。對(duì)裝置穩(wěn)定運(yùn)行造成了很大影響。

1.3 脫碳超負(fù)荷運(yùn)行

受反應(yīng)轉(zhuǎn)化率、氫碳比、系統(tǒng)氮含量高等因素影響，當(dāng)費(fèi)托總負(fù)荷達(dá)到95%，脫碳合成尾氣量達(dá)68×104m3/h，脫碳系統(tǒng)負(fù)荷達(dá)到117%，嚴(yán)重超出設(shè)計(jì)最大110%負(fù)荷。脫碳單元超負(fù)荷運(yùn)行，易造成CO2吸收塔壓差增大，目前油品B 線CO2吸收塔半塔壓差已經(jīng)達(dá)到高報(bào)警值，半塔壓差正常操作值＜8kPa，全塔壓差＜15kPa，目前脫碳系統(tǒng)負(fù)荷達(dá)到滿負(fù)荷58×104m3/h 時(shí)，半塔壓差已經(jīng)達(dá)到16kPa，全塔壓差達(dá)到28kPa，且壓差呈緩慢上漲趨勢，存在液泛的風(fēng)險(xiǎn)，嚴(yán)重影響系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行。

2 采取處理措施

2.1 解決費(fèi)托合成單元系統(tǒng)阻力大的問題

2.1.1 解決分布器壓差高的問題

1）維持合成氣壓力大于3.16 以上，高負(fù)荷工況循環(huán)氣壓縮機(jī)轉(zhuǎn)速8000r/min 以上，利用大氣量對(duì)分布器進(jìn)行吹通。2）費(fèi)托反應(yīng)器停車工藝交出時(shí)，用重柴對(duì)反應(yīng)器進(jìn)行沖洗，減少催化劑在底部分布器沉積。3）大檢修對(duì)1～8 系列反應(yīng)器底部氣體分布器逐個(gè)清理疏通。見表2。

2.1.2 解決循環(huán)換熱分離器壓差高問題

1）費(fèi)托反應(yīng)器逐臺(tái)停車進(jìn)行檢修，對(duì)反應(yīng)器頂部旋風(fēng)分離器進(jìn)行改造，降低氣相攜帶液體及催化劑（攜帶固含量＜10mg/kg）；2）對(duì)費(fèi)托各系列循環(huán)換熱分離器板換及TP 進(jìn)行清理，同時(shí)對(duì)內(nèi)漏板換及破裂包邊進(jìn)行修復(fù)；3）對(duì)進(jìn)口循環(huán)換熱分離器進(jìn)行徹底更換，采用管殼式換熱器+分離器方案，解決進(jìn)口循環(huán)換熱分離器堵塞的問題。

表2 費(fèi)托各系列壓降

2.2 解決空冷器負(fù)荷不足的問題

1）對(duì)循環(huán)換熱分離器進(jìn)行改造，提高分離效果，確保重質(zhì)油和輕質(zhì)油得到有效分離，降低入輕質(zhì)油量及干點(diǎn)，降低汽提空冷器負(fù)荷；2）系統(tǒng)工藝優(yōu)化，各操作參數(shù)盡量靠近設(shè)計(jì)參數(shù)；3）根據(jù)實(shí)際運(yùn)行物料情況重新核算空冷器設(shè)計(jì)，空冷設(shè)計(jì)環(huán)境溫度由原來32℃提高至36℃。汽提空冷器、凈化氣空冷器增加空冷片數(shù)，確保滿足高負(fù)荷運(yùn)行。。

2.3 解決脫碳系統(tǒng)超負(fù)荷問題

1）通過反應(yīng)器旋風(fēng)分離器、分布器及循環(huán)換熱分離器改造降低費(fèi)托系統(tǒng)阻力，提高壓縮機(jī)循環(huán)量，提高合成氣轉(zhuǎn)化率。2）調(diào)整費(fèi)托反應(yīng)器運(yùn)行工況，提高催化劑保有量，提高催化劑更換頻次，控制氫碳比，提高反應(yīng)轉(zhuǎn)化率。3）嚴(yán)格控制五價(jià)釩濃度≥20g/L，防止設(shè)備、管道腐蝕堵塞填料。4）停車檢查塔內(nèi)件，查看填料段堵塞情況。對(duì)于可熱熔的雜質(zhì)，采用蒸汽吹掃、熱水清洗；對(duì)于不可溶固體雜質(zhì)，將堵塞部分拆卸、清洗（清理）。

3 結(jié)語

通過上述措施逐步實(shí)施，裝置運(yùn)行日趨平穩(wěn)運(yùn)行，油品合成裝置負(fù)荷由年初80%提高到目前95%以上負(fù)荷，每日油品產(chǎn)量達(dá)到11000t 左右，為完成全年油品產(chǎn)量完成提供了有力的保障。