水煤浆加压气化技术改造小结

第一篇：水煤浆加压气化技术改造小结

水煤浆加压气化技术改造小结

杨贵州，王军，杨国强(山东兖矿鲁南化肥厂机动处 滕州 277527)2002-02-16 兖矿鲁南化肥厂水煤浆加压气化装置自1994年3月10日通过生产考核以来，根据实际情况对不适应系统稳定生产的设备、装置进行了一系列的改造，目前整个工艺系统运行平稳，达到了设计能力。1 技术改造主要内容

(1)文氏洗涤器增设除垢装置

当气化系统运行一段时间后(一般为5～7d)，洗涤器开始结垢，垢层逐渐增加，直到气化炉压差过大，使激冷水供应不足而导致停车。在￠150的管道内结垢曾经达到52mm，对系统的长周期稳定运行带来了非常不利的影响。据分析，结垢较快的主要原因是系统带灰过多所致，因此在文氏洗涤器增设水力喷管，洗涤器结垢问题得到了控制。(2)气化炉上升管支撑的改造

气化炉内上升管原采用4条拉筋和4个角钢支架支撑，在开停车过程中由于压力的骤变而产生巨大的振动，使支架变形、断裂，导致整个上升管脱落。本着弹性减震和刚性保护相结合的方针，在上升管的底部增加1个托盘，使上升管通过弹性支架支撑在托盘上，上部的拉筋仅起到定位作用。改造后彻底解决了这一现象。(3)闪蒸系统管道的改造

在运行过程中闪蒸系统的工艺管道存在一定的设计和工艺问题。气化炉至高压闪蒸罐管线原先从激冷室底部出来，垂直向下15m再折流向上进入高压闪蒸罐。这就使黑水中的灰尘沉积在折流处，造成堵塞，影响生产的正常进行。我们把这段管线改为水平布置，减少了灰垢在管道中的沉积。

(4)气化炉渣口的改造

气化炉渣口的尺寸对气化各项工艺参数影响很大。为了能达到最佳的工艺状态，从1998年开始先后与华东理工大学、西北院等进行了交流和论证，在取得充分理论依据的前提下，将气化炉渣口由￠625改为￠525。改造后合成氨产量提高了近8％，渣的可燃物含量由42.95％降为39.03％，大大改善了工艺状况。不断深化设备、材料、备品配件的国产化工作

进口设备、材料、备品配件的国产化是一项需要长期坚持的工作。在确保长周期稳定运行的同时，不断开展和深化设备、材料、备品配件的国产化工作为我厂带来了较好的经济效益。(1)气化炉耐火材料的国产化

气化炉耐火材料在德士古装置的安装和运行过程中占有相当重要的地位，属于造价高、损耗快的易损材料。最初进口1炉耐火砖折合人民币约600多万元，使用寿命在5 000～8 000h左右。由于价格高、使用周期短，直接影响了生产成本。因此，实现气化炉耐火材料的国产化是德士古技术国产化任务中最艰巨、最重要的部分。

1993年8月，在原化工部国产化办公室的协调下，组成了由鲁南化肥厂、洛阳耐火材料研究院和新乡耐火材料厂共同参加的八五科技公关小组。经过努力，第一套气化炉用国产耐火砖于 1994年11月在我厂投入使用，寿命达到6 002h，基本达到国产化指标。以后的几年我们立足于国内，完全解决了耐火材料的质量问题，使国产耐火砖的寿命达到了13000h，其价格在6～8万元／t，大大低于进口耐火砖的价格，为降低我厂的生产成本作出了很大的贡献。(2)气化炉烧嘴的国产化 烧嘴是气化装置的关键部件之一，我厂最初的4套烧嘴均是从德士古公司进口的，每支烧嘴的价格约10万美元。在使用过程中，发现烧嘴的一次氧部位在7个月内全部损坏，且存在价格高和到货不及时的现象，严重制约着我厂的长周期运行。为此，先后与北京钢铁研究总院、华东理工大学、镇海烧嘴研究所和国营9327厂等单位联合，在较短的时间内解决了这一难题。目前所使用的烧嘴全是国内自制，最长使用寿命达到90d，完全满足了气化炉的工艺要求。(3)高、低压煤浆泵的国产化

高、低压煤浆泵负担着工艺运行过程中煤浆的传送任务，系从国外引进。由于煤浆中含有大量的微小颗粒，对设备的磨损快，普通的柱塞泵根本满足不了气化装置的工艺要求，而隔膜泵在我国尚未开发。为此，与上海大隆机器厂和沈阳有色冶金机械厂联合，通过现场测绘和更新设计，初步完成了该泵的国产化工作，并对原低压煤浆泵的擦盘式变频器进行了改造，目前已在我厂投入使用。3 存在问题

德士古气化装置在我厂已运行了近8年，虽然进行了一系列的改造，还是存在一定问题。(1)热电偶

由于气化炉的操作温度较高，环境较为恶劣，热电偶的保护套管在开车1周左右即被损坏，我们先后与多家科研机构和厂家联系，并积极进行试验和合作，但效果都不是很理想。(2)灰水系统阀门结垢

气化炉灰水系统多采用不锈钢球阀，常因灰垢而造成阀门无法开关。而阀门本身仍就非常完好，给我厂造成了较大的浪费。(3)炉底大法兰和破渣机的密封

由于需经常拆卸气化炉炉底法兰，导致密封口损坏而出现泄漏。目前这一问题仍旧没有得到解决。4 结语

经过我厂广大工程技术人员的共同努力，8年来已较好地掌握了德士古水煤浆加压气化技术，创造了单台气化炉连续运行77.34 d的记录。而且所开发的多喷嘴对置新型炉获得了国家专利，提高了水煤浆加压气化装置的生产能力。

德士古水煤浆加压气化技术在我厂成功运用，并取得了可观的经济效益和社会效益。该装置通过技术引进、建设并迅速达产，表明了在引进国外先进技术时，采取设计、科研、生产相结合的体制，是消化吸收国外先进技术的有效方式。同时根据我国煤炭资源储量丰富的实际情况，为我国化学工业在原料路线的选择上探索出了一条新路。

第二篇：加压过滤机的技术改造探索

加压过滤机在应用中的技术改造探索

（河南省许昌新龙矿业有限公司选煤厂，河南 禹州 461670）

摘要：根据GPJ-72型加压过滤机在梁北选煤厂近几年的使用情况，阐述了加压过滤机在使用中出现的一些问题，以及采取的一系列针对性的技改措施。对目前广泛使用加压过滤机过滤浮选精煤的选煤厂具有较高的借鉴和指导意义。

关键词：加压过滤机；技术改造；创新性

一、概述：

梁北洗煤厂隶属于河南神火集团，是一座设计能力为0.90Mt/a的矿井型炼焦煤选煤厂，入洗原煤为瘦煤。经过不断的技改后，现入洗原煤量达到1.5Mt/a。选煤厂采用原煤预先脱泥+有压给料三产品重介旋流器分选+粗煤泥TBS回收+细煤泥浮选机浮选+浮选精煤加压过滤机回收+尾煤压滤机回收的工艺流程。主要产品为精煤和中煤，精煤灰分Ad≦11%,水分Mt≦12%。主要用户为国内炼焦配煤和高炉喷吹煤。入洗原煤脆易碎，粉煤量过大，末煤和煤泥含量特别高，主导粒级是3-5mm和0.5-0mm级，分别占到38.03%和32.05%，浮选处理量大，浮选精煤占精煤总产量的58%左右。

该厂浮选精煤最终脱水设备为三台山东莱芜煤矿机械厂生产的GJP-72型加压过滤机。加压过滤机在近几年的实际生产使用当中，存在一些弊端，影响到加压过滤机的使用效果。针对这些问题，该厂的技术人员大胆进行了一系列针对性的改造与探索工作，并取得了显著的改造效果。

二、存在的问题和技改措施：

1.1、存在问题：三台加压过滤机的汽水分离器排出的气体共用一根DN350的排气管，由于管径小，汽水分离器内的气体不能及时的排除，内部气压过高，导致汽水分离器上盖被顶开焊、排气管排气时声音刺耳。同时，汽水分离器和下仓排气管排气时喷射出大量的煤尘，严重影响周边环境卫生。

1.2、技改措施：将三台加压过滤机汽水分离器共用的排气管由原DN350的钢管更换为DN800的钢管，排气管出厂房后用90°弯头向下引入一个水箱内，水箱内水面距排气口1.5米左右。通过上述改造，加大了排气管道直径，使汽水分离器内的气体可以快速得到释放，降低了管道内的气压，消除了加压排气时产生刺耳的噪音。排气管排出的水滴及煤尘通过水箱的吸收容纳，大大减少了以往加压排气时煤尘飞溅，严重污染周边环境的现象。

三台加压过滤机的下仓排气管分别用DN100的钢管切线引入各自的汽水分离器下部，经缓冲后随下滤液水进入浮选精矿桶。杜绝了以往排料时声音刺耳、向外喷射煤尘的现象。

2.1、存在问题：加压仓内的搅拌器因为长期处于高温、高压、潮湿的环境，清洗滤布时水滴飞溅，很容易造成搅拌器电机绝缘值降低，造成电机烧坏，进而导致槽内物料堆积，主轴过负荷转不起来。并且加压仓内空间狭小，搅拌器安装位置靠近仓壁一侧，导致日常检修维护搅拌器及电机费工费时非常不方便。

2.2、技改措施：在加压仓底部安装一台无水式机械密封渣浆泵，抽取煤浆槽底部的物料，扬水管通过支管分别向下插入滤盘之间的煤浆槽内。通过料打料的方式，使煤浆槽内的物料产生充分的冲击搅拌，使矿浆混合均匀，防止沉降堆积。自2013年10月份投用以来，使用

效果显著，原先煤浆槽内积煤的现象得到了很好的解决，没有再发生过主轴因积煤堵转的现象。另外因取代了原来的5台搅拌器，只有一台渣浆泵，减少了故障点，设备维护工作量极小。节约了搅拌器购置费用和维修电机的费用，降低了电耗，年可产生良好的经济效益。

3.1、存在问题：加压过滤机气动控制系统所需的高压风由配套的三台高压风机提供，而压滤车间的高压风机运转产生的风量不能被两台压滤机全部利用，造成能耗的浪费。

3.2、技改措施：将压滤车间空压机的排气管道与加压过滤机的高压风管进行连接，利用空压机产生的气体（0.8Mpa左右）作为加压过滤机气动执行机构的气源，不但节约了能耗和材料费用，还减少了设备的故障点，降低了设备维护的工作量，取得良好的技改效果。

4.1、存在问题：加压过滤机的来料精矿桶由于浮选精矿泡沫较多，导致加压入料泵吸入空气产生气蚀现象，上料不好造成冒桶，经常需停机处理精矿桶液位，影响生产的连续进行。

4.2、技改措施：在浮选精矿桶的上方安装一个布水器，布水器由 8根DN80的钢管环形均布焊接在一段DN300的主管上。每根钢管的下方沿轴向均布钻3mm的孔，并在一侧焊接布水挡板，用循环水作为水源向精矿桶进行喷水，通过机械方法进行消泡。为防止堵塞，在来水管上制作简单的管道除杂器过滤杂物。改造后，精矿桶内泡沫集聚量明显减少，加压入料泵上料状况得到显著改善。

5.1、存在问题：浮选精矿细粒级物料较多，容易造成滤布表面空隙被细颗粒物料堵塞覆盖，造成滤布透气性能降低，严重影响加压

过滤机脱水效果及处理量。

5.2、技改措施：将德瑞克高频细筛的筛上物直接进入浮选精矿桶，对浮选精矿进行掺粗处理。通过增大矿浆的粒度，有效防止了细粒级的颗粒堵塞滤布，提高了附着到滤布表面物料的透气性，使加压过滤机的脱水效果和处理量得到显著提升。

6.1、存在问题：加压仓内入料管道由于处于高速过流状态，分支较多，管道的接头部位经常出现磨烂漏料现象，给日常的设备检修维护及卫生打扫工作带来了较大的工作量。

6.2、技改措施：对加压过滤机的仓内入料主管道及各支管全部更换为耐磨管。提高了管道的使用寿命，降低了管道日常检修维护的工作量。

7.1、存在问题：加压仓内的卸料溜槽由于长期处于高温、潮湿环境，溜槽内壁锈蚀严重，排料时物料排泄不畅，堵塞溜槽，造成滤扇被挤歪，溜槽周边积煤严重。

7.2、技改措施：在加压过滤机的排料溜槽内壁上，根据溜槽的尺寸加工不锈钢板进行悬挂固定，提高溜槽内壁的光滑度。改造后精煤下料畅通，大大将少了精煤在溜槽内堆积，堵塞下料溜槽的现象。同时也降低了工人清理积煤的工作量及劳动强度。

8.1、存在问题：加压过滤机的仓放空阀管道为DN80的钢管，由于管子直径太细，且上端带有变径短接，放料管经常被堵塞，导致仓内卫生打扫工作费时费力。

8.2、技改措施：将加压过滤机的仓放空阀管道由原来DN80且带

变径的管子，用一段DN150的直管进行更换。改造后，仓放空阀排料畅通，彻底解决了以往放料管容易堵塞，加压仓内打扫卫生不方便的难题。

三、结束语：

梁北选煤厂针对加压过滤机在该厂使用中遇到的一系列问题，积极进行技术改造，取得了较好的技改效果，使设备的运行更加可靠、高效，充分发挥了加压过滤机在浮选精煤脱水这一关键环节的良好性能，对当下大量使用加压过滤机进行浮精脱水的重介选煤厂具有重要的借鉴和指导意义。

参考文献：

[1]中国煤炭加工利用协会.选煤实用技术手册[M].徐州：中国矿业大学出版社，2009

[2]杨立忠.选煤机械[M].徐州：中国矿业大学出版社，2006

[3]吴式瑜.中国选煤的发展[J].煤炭加工与综合利用，2006

[4]王敦曾.选煤技术的研究与应用[M].煤炭工业出版社，2009

第三篇：对GSP干法粉煤加压气化工艺技术的评述

对GSP干法粉煤加压气化工艺技术的评述

作者/来源：章荣林（中国天辰化学工程公司，天津 300400)日期：2007-3-6

近来我国继Shell煤气化热以后，又掀起了一阵GSP煤气化热，主要是由甲醇热和煤化工热引起的，化工界都在致力于寻找一种十全十美的洁净煤气化新工艺技术，国外煤气化的专利商也都来中国寻求商机，来华推销各自的煤气化技术。

GSP干法粉煤加压气化工艺技术是1979年发展起来的，1979年前民主德国燃料研究所在弗来堡建立了一套热负荷为3MW的煤气化中试装置，气化炉内有耐火材料衬里。1996年又建了一套热负荷为5MW的煤气化中试装置，气化炉采用水冷壁。曾试烧过各种不同原料和煤种。1984年在黑水泵市建立了一套热负荷为130MW的气化装置，气化炉内有水冷壁内件，每天投煤量为720t褐煤，产气量为50000 m3/h，是一套商业性示范装置，用以生产燃料气，气化操作压力为2.8MPa，操作温度为1400℃。1984~1990年采用褐煤为原料气化，约有6年气化褐煤的经验。1990~1992年气化天然气，1992~1994年气化煤油，后来又气化过城市垃圾、工业废物、焦油等物料，主要是气化焦油。从1998年开始气化焦油，生产出来的煤气与固定层气化炉生产出来的煤气联网，用以生产甲醇和联合循环发电（IGCC）。这套装置至今尚在正常运行。2001年在英国建成了一套GSP气化装置，用以处理化工厂排出的含氯废水，液态供料，气化炉热负荷为30MW，气化压力为2.9MPa，气化温度为1400℃，激冷型。2004年在捷克建成了一套GSP气化装置，进料为焦油，气化炉热负荷为140MW，气化操作压力为2.8MPa，操作温度为1400℃，用于联合循环发电。GSP气化工艺技术有气化褐煤、焦油、天然气、煤油、城市垃圾等用以处理废料、生产燃料气、发电、生产甲醇的经验。

1特点

⑴原料煤经备煤、破碎后，用燃煤粉的烟道气加热干燥磨粉，干燥至煤粉中含水分＜2%（褐煤为8%~10%），经球磨机磨成粒径＜0.2mm占80%以上的粉煤。如原料煤的灰熔点较高，可在磨粉时加入助溶剂混磨。干燥后的粉煤可用氮气或二氧化碳气经煤锁斗、加料斗送至气化炉气化。基本上与壳牌干法粉煤加压气化技术的煤粉制备系统相似。

⑵气化炉采用单喷嘴、顶喷，底部排渣。喷嘴可采用组合式喷嘴。GSP炉与Shell炉一样，正常时也要燃烧液化气或其他可燃气体，以便于点火、防止熄火和确保安全生产。

⑶气化压力可以在2.5~4.0 MPa之间，气化温度为1400~1600℃，比灰渣的流动温度高100~150℃。为调节炉温，需向气化炉内输入蒸汽。

⑷气化炉内不衬耐火砖，炉内设有水冷壁，水冷壁的向火面是碳化硅耐火材料涂层，涂层厚度为20mm，其外是水冷盘管组成的水冷壁，盘管上有密集的抓钉，用以固定碳化硅涂层。水冷盘管内有水强制循环冷却，水的压力为4 MPa（应高于气化操作压力），水温250℃左右。循环水冷却系统中有一个废热锅炉，副产0.5MPa低压蒸汽。

⑸水冷壁外层与气化炉内径间隙为50mm，间隙内充以合成气。气化炉外壳有水夹套，用冷却水循环冷却，故气化炉外壳温度低于60℃。⑹气化炉上部用大法兰连接，便于安装和维修内件。水冷壁内件仅在气化室的底部加以固定，内件顶部由气化室和喷嘴顶部的导轨来支撑。

⑺气化炉为激冷型，煤气出气化室后，在下部的激冷室内以喷水激冷，使煤气温度降至200℃左右，并饱和水，然后去两级文氏管洗涤除尘。

2优点

⑴气化炉内不砌耐火砖，炉内设置水冷壁，使煤气化产生的溶渣在其表面冷却后结成一层薄薄的固体熔渣层，达到以渣抗渣的目的。从其使用10年后的水冷壁外观和内侧表面来看，还比较完好。

⑵已有气化装置的单炉投煤量为720t/d褐煤，水冷壁气化炉的气化室尺寸为Φ

⑶可采用点火与生产联合的组合式喷嘴，开车时不需要更换喷嘴。

⑷喷嘴的结构为给煤管末端与喷嘴顶端相切，在喷嘴外能形成一个相当均匀的煤粉层，与气化介质混合后，在气化室内进行气化。所以给煤管出口到喷嘴顶端之间，只产生很小的热应力。

⑸由于采用水冷壁，气化温度才有可能提高，碳转化率可达98%~99%。

⑹合成气有效气成分（CO+H2）高达90%以上。

⑺冷煤气效率为80%~83%，与Shell法相同。煤气化总热效率与Texaco法相似。

⑻适应的煤种较宽。可以气化褐煤、烟煤、次烟煤、无烟煤、石油焦以及焦油。

⑼相同能力的气化炉体积、直径、高度都比Shell气化炉要小。

⑽氧耗较低，比气化水煤浆的氧耗低15%~20%。因此，配套的空分装置产氧量可以减少，空分装置的投资可以相应降低。内2000mm,炉膛高3500mm。

⑾气化炉水冷壁的盘管内有压力为4MPa、温度达250℃的水冷却，在盘管内不产生蒸汽，只在器外冷却水循环系统中副产0.5 MPa的低压蒸汽。水冷壁寿命长，维修工作量小。

⑿气化室气化后的煤气及熔融渣直接进入激冷室，用喷水激冷，并使合成气饱和水，适用于煤化工后续工序的需要。

⒀据专利商介绍，气化炉水冷壁的降温效果为：在气化室内气体及液态熔融渣温度为1400℃左右。经固渣层由1400℃左右降至500℃左右。经碳化硅层由500℃左右到水冷壁表面降温至300~400℃。水冷壁内循环冷却水温在250℃左右。

⒁气化炉外壳还设计有水夹套，用冷却水进行循环冷却，故外壳温度低于60℃。

⒂GSP法有效气(CO+H2)的消耗指标为：

比煤耗550～600 kg/km3

比氧耗330～360 m3/km3

比蒸汽耗120～150 kg/ km3

其消耗基本上与Shell法相似。缺点和存在的问题

⑴世界上目前采用GSP气化工艺技术的有3家，但是现在都没有用来气化煤炭，在英国的那一套GSP气化装置，热负荷为30MW，是液态供料，用以处理化工厂排出的废水。在捷克的那一套GSP气化装置，热负荷为140MW，是以焦油为原料气化，用于联合循环发电。真正采用过以煤为原料气化的，只有在德国黑水泵煤气化厂的那一套装置，热负荷为130MW。这套装置于1984年建成，气化炉内有水冷壁内件，1984~1986年气化褐煤和固定床气化炉副产的焦油，1986～1990年气化褐煤，达到满负荷生产，约有6年气化褐煤的经验。1990～1992年气化天然气达到满负荷生产，1992~1994年气化过煤油，1994～1998年气化过污泥、焦油等。1998年开始气化焦油等制甲醇和联合循环发电（IGCC）。此外，还有二套中间试验装置。即1979年建成热负荷为3MW的中间试验装置，气化炉为耐火砖衬里；1996年建成另一套热负荷为5MW的中间试验装置，采用水冷壁气化炉，那是用作煤种试烧的。GSP干法粉煤加压气化装置，没有长期气化高灰分、高灰熔点煤的业绩。只有6年气化褐煤的业绩。至于气化其他煤种，只有短期试烧煤种的经验。虽然采用水冷壁气化炉可以适当提高气化温度，但还是必须添加助熔剂才能实现气化高灰熔点的煤。所以从使气化炉能长期稳产高产考虑，在煤种选择上，还是应该首选低灰分、低灰熔点的煤。

⑵烟道气制备、煤干燥、磨制粉煤、用氮气或二氧化碳气气动输送粉煤是一套复杂而又庞大的系统，投资和动力消耗与Shell法相当，远比水煤浆法的水煤浆制备系统大得多，绝非一般想像的那样简单。

⑶专利商介绍水冷壁寿命长，可以不需要备用炉。喷嘴寿命长，可用1年以上。但是，实际上还是需要检查和维修的。尤其是喷嘴，一般每隔一个半月左右要停炉检查一次。因此，作者认为应该设置二套50%～75%生产能力的气化炉系统比较可靠，才能长期稳产高产。⑷因为水冷壁与气化炉外壳间隙小，为便于安装和检查维修水冷壁，GSP气化炉在设计上考虑在炉顶部用大法兰连接。从工程设计上考虑，为便于吊装气化炉顶盖和水冷壁，在气化炉框架上必须设大能力的起重吊车，或在框架旁预留大型起重机的位置和检查维修水冷壁的位置。

⑸无论是用氮气或二氧化碳气气动输送粉煤，必须设高压氮气或二氧化碳气压缩机。

⑹与Shell法气化一样，为便于调节炉温，需向气化炉内送入4.5 MPa的过热蒸汽（压力根据气化压力而定）。因此，需另设供应4.5 MPa过热蒸汽的系统。以日处理1000t煤的气化装置为例，每小时需供蒸汽8.5~10.5t。

⑺与Shell法气化炉一样，因采用水冷壁，气化炉内热容量有限，而气化炉的热损失很大。同时，气化炉是用氮气或二氧化碳气气动输送粉煤供料的。为便于开工点火，防止熄火和保证安全生产，在开工点火和正常生产时要单独供一部分氧气和液化气或其他可燃气体，但这部分液化气或可燃气的需要量是多少，是一个比较大的问题。有文献记载，如烧液化气，以一套日处理720t煤的气化装置为例，每小时要消耗777.7kg液化气，即每天约消耗19 t液化气，每吨液化气按5000元计，每天要烧掉9.5万元，一年就是2850万元。如只在开工时烧液化气，在正常生产时烧自产的煤气，但供液化气的设施和投资仍是必需的（如本厂或当地有天然气或其他可燃气体供应的除外）。如正常生产时烧自产的煤气，按热值折算，每小时要消耗自产煤气约3500 m3，每天约84000 m3，以煤价450元/t计，自产煤气成本价约0.45~0.5元/ m3（包括氧耗、电耗、折旧、维修费、增加压缩机、辅助设备及扣除副产等）每天要烧掉3.8~4.2万元，一年就是1140~1260万元。这笔费用是很可观的。这是一个不能忽视的问题。专利商曾介绍正常生产时可以不烧液化气或其他可燃气体。作者认为专利商应该详细介绍黑水泵气化厂6年气化褐煤的经验，第一个问题是建GSP装置时是否要考虑建两套燃料供应系统，即供液化气系统和自产煤气供应系统；第二个问题是从安全生产考虑，正常时是否一定要点燃液化气或其他可燃气体，供应量是多少，相应的单独供应氧气量是多少；第三个问题是要注意到粉煤供料是采用氮气或二氧化碳气气动输送供料，随着粉煤入炉也会带进大量惰性气体入炉的因素；第四个问题是要注意到水冷壁气化炉内热容量有限，且热损失大的因素。

⑻激冷后合成气的洗涤除尘系统，黑水和灰水处理系统，防止灰水系统结垢和灰水絮凝系统都是不可忽视的部分。如流程不畅也会影响整个气化装置的长期稳定运行。

⑼与Shell气化炉一样，水冷壁气化炉的热损失比砌耐火砖的气化炉要大，煤耗和氧耗应该比理论上计算的要大。同时专利商和工程公司在做几种气化方案的比较时，所提出的煤耗和氧耗，往往忽略了采用同一种煤作对比，带有片面性。

⑽已有的130MW气化炉气化室高径比约1.7∶1，比较小，应增加高度，至高径比（2.5～3）∶1，以增加合成气在炉内停留时间。4总结

⑴激冷型的GSP干法粉煤加压气化工艺技术适用于煤化工制合成氨、氢气、甲醇、合成气等，但制氢、制甲醇、制合成气必须采用以二氧化碳气作为粉煤气动输送介质。

⑵GSP气化炉带有水冷壁，适应于在较高温度下气化较高灰熔点的煤种，但仍应添加助熔剂进行气化，煤耗和氧耗将有所增加。如当地只有高灰分、高灰熔点的煤，而且煤价低廉，可以采用高灰熔点的煤种。如当地高灰分、高灰熔点的煤价格不低，并且当地又能采购到较低价的低含灰量、低灰熔点的煤种，应做技术经济分析比较，合理选用，不应局限于只选用高灰分、高灰熔点的煤种。

⑶水冷壁内件的安装和内件吊出炉外的检查维修，需要打开气化炉顶盖，从工程设计上考虑，必须在设备布置上留有顶盖和水冷壁内件落地检查维修的场地和起吊设施。

⑷气化炉顶盖及水冷壁内件吊装检查、燃料气供应系统、洗涤除尘系统、黑水与灰水处理系统、防止灰水系统结垢和灰水絮凝系统都是不可忽视的问题，在工程基础设计和详细设计中应给以足够的重视。

⑸GSP气化炉的气化室高径比较小，应增加高径比，并增加合成气在炉内的停留时间。

⑹燃料气供应系统是开工点火、防止熄火和保证安全运行所必需的，但是正常生产时是否也必须保证供气（包括供燃料气和单独供应氧气），供应量应该多少是一个不被人们重视的问题，但是对投资和操作费用的影响很大，专利商应给予慎重考虑，向业主和工程设计单位介绍清楚。

⑺近来对几种气化方法的方案比较都带有片面性，对比煤耗、比氧耗所做的对比，往往不是在同一个煤种、同一个气化压力条件下比较的，只是以各专利商的介绍为依据，缺乏可比性。

⑻目前，一套气化压力为6.5 MPa、日处理750 t煤的Texaco气化炉系统，由于国产化率高，装置总投资只需约8000万元。一套气化压力为4MPa、日处理1000t煤的Texaco气化炉系统，由于国产化率高，装置总投资只要约9500万元。而一套气化压力为4 MPa、日处理1000t煤的GSP气化炉系统，装置总投资在2亿元以上，太贵了。虽然，投资低于Shell气化炉，但也是难以接受的。如Texaco法设置备用炉，Shell法和GSP法不设置备用炉。一个日处理3000t煤的气化装置，采用三种不同方法的投资比为Shell法∶GSP法∶Texaco法=2.5∶1.5∶1。所以GSP法只有走技术装备国产化的道路，做到关键设备、阀门和控制仪表在国内制造才能将投资降下来。否则用户只能另选其他的气化工艺技术。

第四篇：气化车间试车问题小结1

气化装置试车以来出现的问题小结及采取的措施

自从去年10月28日12:39分气化首次投料成功运行至2011年3月19日24:00分，气化装置试车已有143天，其中A气化炉累计运行790小时；B气化炉累计运行1336小时；C气化炉累计运行63小时。为了维护系统的稳定运行，从公司领导到车间员工，吃住在公司，夜以继日，加班加点，付出了很多艰辛，牺牲了宝贵的时间，取得了今天丰硕的成果，使华能集团在煤化工同类装置中赢得了骄人的佳绩，成绩令人自豪，但是我们在试车过程中也曝露出很多问题，很值得我们总结、改进，下面我就气化装置试车以来发生和存在的问题汇总如下：

一、702磨煤、制浆系统

1、助溶剂石灰石系统添加运行不正常，圆盘喂料机给料量控制不均匀，量小就不下料了，量大就会造成螺旋输送机堵料，将石灰石从螺旋输送机顶盖处顶出来，就这一系统我们将继续调试圆盘喂料机的运行；

2、磨煤机入口溜槽频繁堵塞，一度造成大煤浆槽液位处于低液位运行，究其原因是由于我们的操作人员无运行经验，在启动磨机的操作中方法不得当，给煤量和给水量控制幅度过大造成的，之后，经过车间现场培训和实操练习已基本得到解决；

3、三台磨煤机都不同程度的经常出现轴承温度高，这是磨煤机当时安装时就存在轴瓦间隙不合适，由十三化建反复刮瓦修复后回装，基本可以运行，但最终问题还未得到彻底解决；

4、三台磨煤机小齿轮轴承烧，究其原因是大部分人员无运行经验，尤其设备人员整天忙于检修，无法顾及到运行设备的维护和管理，属设备管理不到位，轴承缺油造成的；

5、三台低压膈膜煤浆泵故障率高，打量不足，经常出现膈膜破损的现象，此泵从安装到试运行存在打量不足、缸体超压、隔膜破损、单向阀堵塞等问题一直未得到彻底有效解决，虽然联系厂家人员前来调试解决问题，但都因为调试人员水平有限，无法彻底解决此类问题而告终。

经过运行和拆检检查发现（1）运行中缸体超压或压力不回零，我个人认为可能是推进液油系统设计存在问题造成的，应由厂家设计人员再次诊断调试；

（2）疏通管道时发现煤浆中存在大量铁丝片（估计是煤种带入），此铁丝片混入煤浆中极有可能造成隔膜破损，我们考虑应从源头——原料煤种清除铁丝等金属物（如在原料煤输送皮带上多增加除铁器等措施）；

（3）对低压煤浆泵存在的诸多问题我个人认为应从设计、安装、调试等多方面考虑解决，也可咨询其他运行厂家。

二、703气化系统

1、煤浆管线和锁斗泄压管线振动较大，存在安全隐患，为此，公司领导已组织技术部、机修车间和气化车间等部门多次进行加固，现在煤浆管线的振动已基本得以解决，但还有轻微振动；锁斗泄压管线的振动虽然已加固多次，但是在锁斗泄压过程中还存在较大振动和声响，此项工作正在处理中；

2、烧嘴冷却水系统冷却水流量计FT1320指示不准，一致未得到有效解决和联锁投用，原因是仪表认为此表负压侧一直处于负压，水未充满取压管，造成流量计无法正确显示，此前，虽已改造过管路，但未得到有效解决，还需要仪表专业人员继续努力解决；

3、三台气化炉炉壁超温，其中A炉在升温过程中锥体托盘温度高，B气化炉在运行中拱顶温度较高，最高370℃，C炉运行中炉壁温度停车时高达520℃以上，究其原因，除C炉是由于测温热偶处窜气超温较严重外，其余问题不大，停车后我公司立即组织十三化建和炉砖厂家共同研究解决方案，采取局部修补炉砖的措施将问题得以解决，目前A、B炉运行正常，C炉炉砖修补后还未试运行；

4、三台锁斗循环泵在运行中机封损坏频繁，究其原因，我个人认为（1）烧嘴雾化不好，水中飞灰较多，造成入锁斗循环泵介质中的固含量较多，对机封磨损严重；

（2）机泵密封水投用不正常，密封水管路未保温，冬天易冻，致使密封水未加进去或加量不足，磨损机封；

（3）设备维护不到位，润滑油中混入灰水，润滑效果不好，温度过高；

（4）锁斗隔离检修后，投用充压不当，再次损坏机封； 对此，我们及时分析原因，改进投用锁斗方法，加强巡检和设备的维护，确保密封水加量和润滑油正常；

5、运行、停车中发现锁斗程控阀KV1312、KV1314、KV1315阀杆都有断裂现象，分析原因（1）冬天管路结冰，阀门动作时扭矩过大，造成阀杆断裂；（2）阀门设计时，材质和承受扭矩偏小，实际运行中造成阀杆断裂；为了维持系统运行，机修及时加工阀杆保证系统运行，仪表专业负责解决；

6、试车初期捞渣机频繁出现卡链、过负荷跳车的现象，为了维护运行，我们给捞渣机链轮处加装冲洗水以防卡链，加装刮板解决由于刮板少，渣拉不及造成捞渣机过负荷跳车的问题，并且在排渣阀KV1310后改装临时排渣管线，以防捞渣机出现问题时，及时投用临时管线，不会造成气化炉不排渣停车的问题，此项改造很成功，也很有必要，在捞渣机多次跳车和故障时，及时投用，多次有效地避免了气化炉无法排渣而被迫停车的问题；

7、运行中，由于KV1310底部软连接损坏频繁，造成大量的灰渣泄漏至地面，严重影响了现场环境卫生，而且，KV1310打开排渣时，从软连接破损处大量的灰渣、黑水泄漏，喷至机泵和电源控制箱上，造成较大的安全隐患，为此，检修班同志积极主动的给软连接内部加装短节，成功的解决了软连接处漏水漏渣的问题；

三、704灰水处理系统： 1、704灰水处理系统在运行10多天以后频繁出现高压闪蒸罐C1401、C1402内部黑水进口防冲板运行中被磨穿或脱落，之后将闪蒸罐筒体磨穿，以及LV1401、LV1414阀体磨穿等现象，分析其原因（1）黑水排放量大，气化来黑水中固含量超标，造成黑水进入高闪罐时流速大、冲刷、磨蚀严重；（2）材质选型有待于进一步提高；此项考虑应从源头气化优化工况治理和材质选型入手解决；

2、除氧水槽V1402超压、带水，补水不及，闪蒸效果差，分析原因有（1）气化炉用水和排水量较大，造成V1402补水不及；（2）系统水质差，闪蒸效果差，水中悬浮物易沉积，造成管道、阀门、V1402进水环管分布孔结垢、堵塞严重。为此我们对V1402进水环管分布孔、阀门、管道和机泵的结垢都进行了清理；

3、低压灰水循环泵P1406和过滤机真空泵P1411叶轮结垢严重，究其原因（1）灰水中钙镁离子超标，灰水分散剂和絮凝剂加药没有控制好；（2）灰水分散剂和絮凝剂药剂选型和搭配不合理，致使水处理效果差；为此，我们重点保证药剂的添加量和操作，并请专业水处理厂家前来指导调试；

4、系统运行中除氧水泵P1401烧坏推力瓦5次。事故均是由于泵的入口滤网压差高报警，现场切换备用滤网时，出现机泵的压力、电流突然下降，泵非驱动端推力轴承温度迅速上升，轴瓦被烧坏的事故。其原因(1)机泵的密封水压力不够，导致机封上的附着物过多，没有及时冲洗干净，造成泵的轴向窜动，从而造成泵的推力瓦块烧坏；(2)泵的油系统进水，润滑不好；为此，我们必须保证密封水的压力，保证足够密封水量，对油冷器漏水至油系统中的油冷器进行隔离更换，并密切注意巡检和稳定系统操作。

四、431沉渣池系统

沉渣池渣浆泵P1501损坏严重，两个泵机封均损坏，入口阀门破损，估计系统排放水中腐蚀严重，温度变化幅度较大，造成阀门和泵机封的损坏；

五、火炬系统：

1、由于火炬水封罐设计偏小，液封不住放空气，致使水封罐中的大量液体被放空火炬气带走，造成水封罐低液位，气体短路现象。

2、火炬系统最后一道分液罐底部冷凝液泵入口管线开口太低，在分液罐最底部，所以极易造成泵入口管道堵塞。

火炬系统问题需要继续和设计院、火炬厂家共同协商进行改造。

第五篇：山东华鲁恒升化工股份有限公司四喷嘴对置水煤浆气化炉运行阶段小结

山东华鲁恒升化工股份有限公司 四喷嘴对置水煤浆气化炉运行阶段小结

山东华鲁恒升化工股份有限公司大氮肥国产化工程建设了一台四喷嘴对置式水煤浆气化炉(6.5MPa，日处理煤750吨)。2004年12月该气化装置投入试运转。在试运转过程中暴露了一些问题，经过整改、优化，该气化炉于2005年6月重新投入运转，首先进行了80小时运行考核，在整个考核过程中，气化炉运转平稳，无任何异常情况，各项工艺指标理想。运行80小时后计划停车，进炉检查，发现炉内状态良好，各部分耐火砖情况无任何异常情况，工艺烧嘴完好，无任何烧损现象。

80小时运行考核未发现任何异常现象后，该气化炉正式投入工业长周期运行，到目前为止，已经累计运行400小时以上，目前该气化炉仍在运行中。

该气化炉的各项工艺指标理想，与该厂同规模、同时运行的其他气化炉相比，在工艺指标上具有优势，具体如下：

一、第一次运行(80小时)的工艺指标统计值：

多喷嘴对置式气化炉(A炉)比煤耗~575kg煤/kNm有效气，单喷嘴气化炉(C炉)比煤耗~633kg煤/kNm有效气，A炉降低9.16%；考虑到C炉碳洗塔出口温度平均比A炉高~1.8℃，实际A炉的应更低。

A炉比氧耗388NmO2/kNm有效气，C炉比氧耗388NmO2/kNm有效气。

3A炉合成气中有效气CO+H2组成为~82.16%，与C炉差不多，A炉略好。但A炉中的H2含量普遍高于C炉(高0.44~0.88个百分点，最大高1.95个百分点)，这说明A炉H2O分解率高，与比煤耗低相吻合。

A炉灰渣中残碳含量为~4.76%，表明碳转化率应大于98%。

二、长周期运行（到目前为止）的工艺指标统计值： A炉操作负荷~30.5m/h。

A炉比煤耗~581.34kg煤/kNm(CO+H2)，C炉比煤耗~630.80kg煤/kNm(CO+H2)，降低8.5%，考虑到C炉碳洗塔出口温度平均比A炉高~4.04℃，A炉的比煤耗实际上应更低。

A炉合成气中有效气CO+H2组成为~83.51%，C炉~83.05%。A炉中的H2含量呈现普遍高于C炉的趋势，平均约高1个百分点左右。

A炉比氧耗397Nm3O2/kNm3有效气，C炉比氧耗394Nm3O2/kNm3有效气。

灰渣中残碳含量为~2.21%，表明碳转化率应大于98%。3