煤制天然气项目配套煤粉锅炉运行问题与优化改进

冉令慧，李永亭，王希奋

(伊犁新天煤化工有限责任公司，新疆 伊宁 835000)

0 引 言

伊犁新天煤化工有限责任公司(简称新天煤化)20×108m3/a 煤制天然气项目，原料煤为伊犁4#矿开采的长焰煤，经筛分后，用长输煤皮带送入项目界区煤仓，出煤仓的煤再次经过筛分，粒径12～50 mm的原料煤(块煤)进入鲁奇碎煤加压气化装置，其余粉煤则送热电锅炉用作燃料煤。新天煤化煤制天然气装置主生产系统(简称化工主装置)工艺流程为，来自热电锅炉的4.9 MPa、450 ℃中压蒸汽和空分装置来的5.4 MPa、45 ℃氧气混合后作为气化剂从气化炉下部喷入，与原料煤在炉内进行气化反应，生成以CO、H2、CH4、CO2和H2O为主要成分的粗煤气，粗煤气经洗涤冷却后送入耐硫变换系统(未完全变换工艺)，变换气经林德低温甲醇洗系统脱除H2S、COS、CO2、NH3、HCN、苯酚、油类物等对甲烷化系统有害的气体后，净化气在戴维甲烷化系统主/辅反应器催化剂的作用下发生反应生成合成天然气(SNG)，SNG经三甘醇干燥系统脱水并经天然气压缩机加压后送天然气输气管网。

新天煤化热电装置配套建设4台480 t/h、540 ℃、9.8 MPa高温高压蒸汽煤粉锅炉(实际生产中三开一备)、2台CC50-8.83/5.0/2.8/0.58型抽凝式汽轮发电机组和1台C50-8.83/1.67型抽凝式汽轮发电机组，煤粉锅炉生产的蒸汽通过主蒸汽母管入3台50 MW汽轮发电机组发电(3台发电机组设计三开无备，实际因蒸汽短缺两开一备)，满足全厂生产系统连续、满负荷、稳定运行的需求。热电装置运行过程中，出现烟气排放超标、锅炉蒸发量(蒸汽产量)低、化工主装置热负荷过剩、下网电量多(全厂自行发电量与用电量不能实现平衡)等一系列问题，新天煤化近7 a来通过多次技术改造，单台煤粉锅炉蒸发量逐渐从运行初期的仅280 t/h提升至380 t/h，并解决了烟气排放超标问题，化工主装置热负荷过剩和下网电量多的问题也在很大程度上得到缓解，并优化了化工主装置酸性气处置工艺流程。但煤粉锅炉蒸发量仍达不到设计要求，造成化工主装置电负荷不能自平衡，即自发电量较少、下网电量较多，项目生产成本偏高。以下对有关情况作一介绍。

1 煤粉锅炉及烟气脱硫系统概况

1.1 煤粉锅炉概况

新天煤化煤粉锅炉为无锡华光锅炉股份有限公司制造的高压、单汽包、自然循环、单炉膛、集中下降管、平衡通风、水平浓淡直流式燃烧器、固态排渣煤粉炉，2015年6月点火成功。锅炉设计煤种和校核煤种为伊犁4#矿产煤，点火、助燃用油为0号轻柴油；锅炉以最大连续负荷(即BMCR工况)为设计参数；采用一级管式空气预热器加2台容克式三分仓回转式空气预热器，2台引风机、2台送风机、2台一次风机，炉底出渣采用干式出渣系统；每台锅炉配有4台ZGM80型中速辊式磨煤机、4台DPG40电子称重式给煤机，制粉系统采用正压直吹式冷一次风系统；汽包中心标高42 750 mm，布置于炉前距前水冷壁中心线2 660 mm处，采用6根φ377 mm×30 mm的大直径集中下降管；炉膛呈“∏”形布置，炉膛截面(长×宽)10 780 mm×10 780 mm(长宽比为1∶1)，炉膛膜式水冷壁是由密封性能较好的φ60 mm×5 mm光管焊扁钢组成；炉膛受热面按烟气流向布置屏式过热器、高温过热器、低温过热器，低温过热器布置在折焰角的斜坡上方，低温过热器还包括前墙、侧墙、后墙、炉顶包覆管；燃烧器采用正四角切向布置，假象切圆φ709 mm；省煤器布置在尾部竖井中，分上、下两级布置，上部为高温省煤器、下部为低温省煤器。

1.2 烟气脱硫系统概况

新天煤化烟气脱硫系统采用氨-硫酸铵法处理热电车间4×480 t/h煤粉锅炉烟气以及化工主装置区酸性气，即化工主装置酸性气引至锅炉炉膛掺烧后，与煤粉锅炉产生的烟气混合后一起进入烟气脱硫系统。4×480 t/h煤粉锅炉烟气脱硫系统按一炉一塔(1台煤粉锅炉对应1台脱硫塔)设计，1/3的工业尾气可以引入任意1台在运的脱硫塔[4台脱硫塔三开一备，在燃用设计煤种和校核煤种的不同工况下，每台脱硫塔的处理能力为相对应的锅炉100% BMCR工况(锅炉最大连续负荷工况)，设计脱硫效率≥98%(脱硫塔出口净烟气SO2浓度<100 mg/m3]；烟气温度高达165 ℃时，烟气脱硫系统能安全、可靠、长期运行，烟囱出口排烟温度约50 ℃；设有100%锅炉烟气量的旁路烟道。

整套烟气脱硫系统包括烟气系统、吸收循环系统、氧化空气系统、吸收剂供给系统、工艺水系统、硫酸铵后处理系统、检修排空系统等。脱硫公用系统(氨水供应系统、硫酸铵系统、供电系统和DCS控制系统等)按锅炉区烟气+化工主装置区酸性气掺烧产生的烟气总量进行设计，脱硫剂采用化工区产生的浓度为15%的氨水(产量7.17 t/h)，脱硫岛设4台氨水槽(互为备用)，氨水槽储量按化工主装置区12 h的最大氨水产量4×7.17×12=344.16 t/h来设计，同时每台氨水槽有1个接口供炉后脱硝单元(含隔离阀)用；硫酸铵加工及储存系统(脱水、干燥、装袋等)按氨水(浓度15%)最大消耗量28.68 t/h产出的硫酸铵来设计。

2 煤粉锅炉运行问题与优化改进

2.1 煤粉锅炉蒸发量低

煤粉锅炉自2015年6月点火成功后，运行初期单台锅炉长周期稳定运行负荷仅为280 t/h，产汽量远低于设计负荷480 t/h。锅炉负荷低，造成化工主装置加负荷困难，呈冷热脱盐水平衡困难、下网电量多、全厂用电自平衡难以实现等不经济运行状态。

2.1.1原因分析

针对煤粉锅炉运行负荷低的问题，新天煤化邀请浙江浙能技术研究院有限公司、浙江大学专家及锅炉生产厂技术负责人结合实际运行情况进行研究讨论，认为主要存在以下问题：① 锅炉设计燃料煤热值5 325 cal/kg，实际燃料煤热值3 752～4 100 cal/kg，即实际燃料煤热值远低于设计值；② 炉内吹灰器设计偏少，造成炉内灰沉积，炉内水冷壁结焦严重，影响水冷壁的受热面积，最终影响锅炉的热负荷；③ 燃烧区喷燃角角度偏差，一次风孔偏大，二次风量小；④ 省煤器和低温过热器换热面积偏小。

2.1.2优化改进措施

(1)新增吹灰器。原设计只有燃烬区配备16台吹灰器，本技改包括增设吹灰器(在燃烧区新增5层共40台吹灰器，上四层四面墙都有)、管路系统及控制系统的改造，吹灰蒸汽接自原蒸汽吹灰系统，两侧墙此位置尺寸根据现场情况进行调整。

(2)煤粉燃烧器改造。燃烧器喷口第二块跳板长度由120 mm改小为80 mm，第三块跳板长度由120 mm改小为90 mm，跳板角度30°，浓淡风速比约为1.09(整体较好)；燃烧器喷嘴铸造材料使用温度1 250 ℃，铸造圆角倒光洁，铸造内圆角为4～6 mm；A、B、C、D燃烧器一次风切圆按照φ400 mm、φ400 mm、φ300 mm、φ300 mm调整；一次风室上三层更换，切圆调整至φ405 mm；一次风室的可调节待冷态试验调整后再用螺栓固定(一次风冷态调整时须将二次风道割开以便于操作，完成后修复)；二次风切圆调整至φ709 mm，二次风喷口除最上层外全部更换。

(3)打焦孔技术改造。每台锅炉前墙和后墙各设计有4个打焦孔，单台炉共8个，因自锅炉点火后运行以来此部位一直未出现过结焦情况，故封闭每台锅炉前墙、后墙共8个打焦孔，更换为水冷壁管以增加受热面积，单台锅炉增加约6 m2的水冷壁面积。

(4)低温过热器改造。新增3排低温过热器管排，低温过热器增加换热面积约20 m2。

(5)增设燃烬风设施。每台锅炉燃烧区1层增设燃烬风，每台锅炉2台二次风机出口各引1根φ350 mm总管，每根总管分为2根φ200 mm燃烬风管线分别进入锅炉4个角用作燃烬风。

(6)省煤器改造。已有的低温省煤器只有2层，低温省煤器出口炉水温度较低，新增1层低温省煤器波纹管组以提高省煤器出口炉水温度。

上述优化技改完成后，锅炉长周期稳定运行负荷由初期的280 t/h增至380 t/h，效果明显，缓解了化工区加负荷困难、下网电量多等一系列问题。

2.2 烟气脱硫系统烟气超标排放

煤粉锅炉超低排放改造(主要对烟气脱硫系统脱硫槽进行了优化改造)，烟气脱硫系统烟气排放指标定为，粉尘颗粒含量<5 g/m3、氮氧化物含量<50 g/m3、SO2含量<35 g/m3。2018年9月锅炉超低排放改造完成后，出现烟气脱硫系统排放烟气粉尘、SO2含量超标的情况。

2.2.1原因分析

(1)一段时间内外购燃料煤中硫含量高达3.6%(设计指标为2.5%)，由此造成烟气中SO2含量高。

(2)设计单台锅炉满负荷运行的耗煤量为62 t/h，实际当期单台锅炉的耗煤量为85 t/h，实际用煤量远超设计值。

(3)酸性气入锅炉掺烧技改完成后，因低温甲醇洗酸性气H2S含量高达30.92%(烟气脱硫系统入口烟气硫含量指标为28.92%)，导致燃烧后烟气中SO2含量高。

(4)4台脱硫塔因腐蚀检修及设计容量小等方面的原因，已无法满足生产所需。

2.2.2优化改进措施

(1)烟气脱硫系统所用氨水为气化系统酚回收单元自产氨水，原设计氨水浓度为15%，针对烟气脱硫系统烟气排放超标的情况，新天煤化技术团队经分析与研究，决定将酚回收单元氨水浓度调整为25%，以提高烟气脱硫效果。

(2)原1#～4#脱硫塔直径9 m、高31.36 m，容量偏小，经设计院对系统烟气流量、烟气中硫含量重新进行计算后，决定新增2台直径11 m、高50.8 m的5#、6#脱硫塔，改造后，1#锅炉对应5#脱硫塔，2#锅炉对应1#、2#脱硫塔，3#锅炉对应3#、4#脱硫塔，4#锅炉对应6#脱硫塔。

2020年11月5#、6#脱硫塔投运后，加之氨水浓度由15%调整为25%，4台锅炉运行过程中再未出现过烟气超标排放的情况。

2.3 煤粉锅炉炉水pH低

煤粉锅炉炉水pH运行指标为9.0～9.6，实际生产中几次出现炉水pH低于工艺指标的情况，而据分析数据，入锅炉脱盐水pH为7.98，低于其工艺指标8.8～9.8。锅炉炉水pH低会引起锅炉水冷壁管内结垢与腐蚀，腐蚀严重会导致锅炉炉管爆管，而结垢严重则会导致锅炉燃煤消耗高、运行不经济等问题。

2.3.1原因分析

(1)脱盐水站外送脱盐水经除氧器除氧后，由锅炉给水泵加压后送入锅炉，炉水pH低主要原因是脱盐水站外送脱盐水pH低。脱盐水站通过向管网添加氨水的方式实现外送脱盐水pH调整，所用氨水通过脱盐水溶氨的方式配置成浓度为25%的氨水，溶氨过程无流量计计量，氨水浓度控制不精准，且由于脱盐水站加氨装置为柱塞泵，氨水浓度高时会出现汽蚀现象，使外送氨水量降低，导致脱盐水站外送脱盐水pH低。

(2)锅炉现有1套加药装置，配套1个加药罐和4台加药泵，正常情况下加药装置使用药剂为Na3PO3，因Na3PO3呈弱酸性，当炉水pH在7.5～8.8时，通过加药调整可以满足炉水pH在9.0～9.6的指标要求，但当炉水pH低于7时，很难通过加药调整满足炉水工艺指标要求；通常而言，当炉水pH低于7时，只能通过添加NaOH来调整，而新天煤化热电锅炉原始设计并未配备NaOH加药装置。

2.3.2优化改进措施

采购2套自动加药装置，一套用于脱盐水站加氨(新增自动加氨装置与现有加氨设备切换使用)，另一套专用于热电锅炉添加NaOH(当炉水pH低于7时)。自2019年11月2套自动加药装置投运后，至今再未出现过热电锅炉炉水pH低的情况。

2.4 酸性气入煤粉锅炉掺烧

2.4.1酸性气入炉掺烧流程及接入系统设置

化工主装置酸性气至锅炉房接入系统由3股酸性气总管系统、单台锅炉母管系统及支管系统组成，低温甲醇洗酸性气、煤气水分离系统酸性气(膨胀气)及酚回收系统酸性气3种气体从靠近锅炉房处管架开口对接(3股酸性气采用管道独立输送)，掺烧点布置在燃烧器中部。具体而言，将高热值的低温甲醇洗酸性气布置在热电锅炉燃烧区B层、C层二次风喷口内，将煤气水分离系统酸性气、酚回收系统酸性气分别布置在锅炉燃烧区C层下层二次风喷口内，3股酸性气分别设置独立气枪，气枪四角布置，所有气枪均不设置点火装置和火检。

2.4.2酸性气入煤粉锅炉掺烧的经济效益

2.4.2.1煤气水分离系统膨胀气掺烧的经济效益

含油煤气水膨胀器和含尘煤气水膨胀器产生的膨胀气混合后进入膨胀气冷却器，被循环水冷却至40 ℃，经气液分离后由膨胀气鼓风机提压送入膨胀气旁路冷却器冷却，再经气液分离后送热电锅炉掺烧，热电锅炉系统有故障时切至硫回收系统处理(膨胀气送硫回收系统管线仍保留备用)。

煤气水分离6个系列膨胀气总量为1890×6=11 340 m3/h，煤气水分离系统膨胀气组分大致为CO266.39%、N29.27%、CH44.39%、CO 3.93%、H214.66%、O20.38%、NH30.08%、H2S 0.32%、COS 0.26%、C5H120.33%，其有效气热值约1 079.94 kcal/m3，则煤气水分离6个系列膨胀气总热值为11340×1079.94=1 224.65×104kcal/h；按燃料煤热值3 752 kcal/kg、燃料煤220元/t、年运行时间320 d计，煤气水分离系统膨胀气送热电锅炉掺烧折合节约燃料煤的效益约为(1224.65×104÷3752÷1000)×220×24×320÷10000=551.48万元/a。

2.4.2.2酚回收酸性气掺烧的经济效益

酚回收脱酸塔塔顶采出的酸性气，经酸性气冷凝器壳程循环水冷却、酸性气分液罐进行气液分离后送热电锅炉或硫回收系统(热电锅炉系统有故障时酸性气送硫回收系统)，分离出的酸性液送煤气水分离系统。

酚回收3个系列酸性气总量为1495×3=4 485 m3/h，酚回收酸性气组分大致为CO298.39%、N20.43%、H20.01%、O20.21%、NH30.29%、H2S 0.59%、COS 0.02%、C5H120.06%，其有效气热值约54 kcal/m3，则酚回收酸性气总热值为4485×54=24.22×104kcal/h；按热电锅炉用煤热值约3 752 kcal/kg、燃料煤220元/t、年运行时间320 d计，酚回收酸性气送热电锅炉掺烧折合节约燃料煤的效益约为(24.22×104÷3752÷1000)×220×24×320÷10000=10.90万元/a。

2.4.2.3低温甲醇洗酸性气掺烧的经济效益

低温甲醇洗系统热再生塔塔顶的一路酸性气(温度91 ℃、压力0.22 MPa)，经HHC富甲醇换热器Ⅰ和H2S馏分冷却器冷却后进入H2S馏分分离器，用来自界区51 ℃、0.5 MPa的脱盐水与尾气水洗塔洗涤水洗涤以回收酸性气中的甲醇，塔顶气相中H2S摩尔浓度达到25%后送热电锅炉掺烧；热再生塔塔顶另一路气相在HHC气提塔冷凝器中被冷却水冷却，一部分甲醇、HCN和烃类物冷凝液作为塔内回流液，另一部分甲醇、HCN和烃类物冷凝液则通过HHC富甲醇泵加压后送入HHC萃取槽，HHC萃取槽顶含有CO2、H2S、HCN的气相送入H2S馏分水洗塔洗涤回收甲醇后，含H2S馏分的酸性气送热电锅炉掺烧。

化工主装置低温甲醇洗A、B系列的总酸性气量为6 257.61 m3/h，酸性气组分大致为CO221.94%、N224.12%、H20.01%、O20.08%、NH30.32%、H2S 30.92%、COS 1.28%、C5H128.31%、CH3OH 0.17%、C3H612.85%，其有效气热值约8 379 kcal/m3，则低温甲醇洗酸性气总热值约6257.61×8379=5 243.25×104kcal/h；按热电锅炉用煤热值约3 752 kcal/kg、燃料煤220元/t、年运行时间320 d计，低温甲醇洗酸性气送热电锅炉掺烧折合节约燃料煤的效益约为(5243.25×104÷3752÷1000)×220×24×320÷10000=2 361.14万元/a。

3 热电装置仪表空气系统优化改进

3.1 问题分析

原设计热电装置仪表空气和锅炉吹灰配套4台微油螺杆空压机(三开一备)，空压机排气量21.5 m3/min、额定压力0.75 MPa、额定功率110 kW，热电装置仪表空气最大使用量为3 870 m3/h。化工主装置配套3套空分装置(两开一备)，单套空分装置产能为高压氧气51 500 m3/h、低压氮气26 000 m3/h、仪表空气11 000 m3/h，化工主装置仪表空气设计最大使用量为12 000 m3/h，2套空分装置投运后，化工主装置仪表空气过剩10 000 m3/h，富余的仪表空气完全可以满足热电装置生产所需。

3.2 优化改进措施

化工区至热电界区新增1条DN200仪表空气管线，并配套1组调节阀组以利操作调整，热电界区配套增设1台100 m3的仪表空气储罐，储罐前设置1道隔离阀门。

自2020年6月热电装置仪表空气和锅炉吹灰用气全部切换为化工区仪表空气后，原配套的4台微油螺杆空压机(正常生产时三开一备，额定功率110 kW)一直处于备用状态，以电价0.55元/(kW·h)、系统年运行320 d计，空压机停运的节电效益约为110×3×24×320×0.55÷10000=139.39万元/a。

4 结束语

新天煤化热电锅炉自点火成功后，技术团队经过近7 a的技术攻坚，提出了很多合理化建议、优化措施及技改方案。诸多优化改进措施实施后，解决了锅炉负荷低、烟气超标、炉水pH低等一系列问题。目前4台煤粉锅炉能保住3台锅炉长周期稳定运行，基本能保证化工主装置满负荷运行需求，且单台锅炉蒸发量可长期稳定在380 t/h，较之前有了很大的改观。但现阶段系统运行状态较长时间内处于三炉(锅炉)两机(发电机)运行，全厂生产系统满负荷用电量125 MW，2台发电机满负荷发电量仅100 MW，即2台发电机运行仍无法满足全厂自发电与用电的平衡，瞬时下网电量25 MW。新天煤化技术团队将继续努力探索，期待在不久之后力争通过技术改造将单台锅炉蒸发量提高至410 t/h，以实现三炉(锅炉)三机(发电机)运行，实现全厂自发电与用电的平衡。