梁晓宁，周 峰，张 亮

(山西阳煤丰喜泉稷能源有限公司， 山西运城 043200)

1 装置概况

山西阳煤丰喜泉稷能源有限公司变换装置于2015年12月建成使用，处理粗煤气量为198 055.1 m3/h(标态，湿基)，焦炉煤气量为47 656 m3/h(标态)，产变换气178 414.18 m3/h(标态，湿基)，采用杭州林达等温变换技术，1#采用等温水移热变换炉(青岛联信公司CO-MO系耐硫变换催化剂)，控制变换炉出口温度约为320 ℃，CO体积分数约为2.1%；2#采用绝热变换炉(湖北华烁公司耐硫变换催化剂)，控制变换炉出口CO体积分数为0.4%左右。

2 工艺气流程概述

从气化工段和焦炉气净化工段来的3.5 MPa，203 ℃混合煤气进入1#气液分离器分离冷凝水，然后进入变换炉进料换热器与来自1#变换炉出口的变换气换热，将温度提高到231 ℃先进入脱毒槽，再进入1#变换炉，反应温度控制在≤350 ℃，CO体积分数控制在≤2.1%，出气温度269 ℃。变换气送入变换炉进料换热器，与混合煤气换热温度冷却至242 ℃，进入激冷汽化器提高汽气比，在提高汽气比的同时，变换气温度下降到220 ℃进入2#变换炉，出口温度控制在217 ℃，CO体积分数控制在0.4%以下。出2#变换炉的变换气依次进入工艺冷凝液加热器、低压蒸发冷凝器、2#气液分离器、锅炉给水加热器和蒸汽冷凝液加热器、3#分离器、脱盐水预热器、4#气液分离器、变换气水冷却器、5#气液分离器降温排液后，压力变为3.22 MPa，温度为37.8 ℃，送至后续工段。

3 运行中出现的问题及解决方法

3.1 变换气水冷却器压差大

变换气水冷却器前后压差最高达0.3 MPa，5#气液分离器现场排水散发出氨味。冷却器压差增高，初步判断为变换气水冷却器列管堵塞。

处理措施：将变换气水冷却器进口气相温度提高到70 ℃，恒温一段时间，冷却器前后压差逐渐减小并恢复正常。停车后将变换气水冷却器气相进口法兰打开，水冷却器封头内没有其他杂物，列管管板上较为干净，不存在异物堵塞列管问题。调查分析后认为是前工段所带来的铵盐堵塞所致，一部分为焦炉煤气中硫铵工段脱硫不完全，焦炉气中氨含量偏大，致使后工段氨含量累计后造成铵盐结晶；另一部分为气化工段送来的煤气中氨含量大，导致变换系统在工序后期铵盐结晶析出堵塞列管。为彻底杜绝此现象，停车后将原本直接送入气化碳洗塔回用的4#、5#分离器高氨氮的冷凝液改道送入汽提塔去除氨含量，汽提后的冷凝液送入气化工段除氧器，减少了煤气中氨的含量，降低了变换工段氨的累计。焦炉气工段增加了硫酸浓度，提高了脱硫效率[1-2]。

3.2 5#气液分离器远传液位根部短管漏气

依据图纸分析，原因可能是复合钢板工艺存在缺陷。

处理措施：停车后将5#气液分离器人孔打开，使用轴流风机进行置换，置换合格后进罐检查，发现在设备内部与该短节连接的部位焊缝处有一个点未焊接，导致管内气体外漏。对该漏点进行打磨处理、焊接、检测。装置开车后该漏点未发现有气体泄漏，系统正常。

3.3 变换炉带水事故

事故经过：2017年3月13日发现气化工艺气带液1#分离器液位涨至56%，排污阀门开至40%，现场排污管道振动剧烈，现场溅液严重。1#变换炉进口温度迅速由231 ℃降至210 ℃，同时发现中压汽包压力下降，确定为床层带液。

原因分析：气化送来的煤气瞬间气量增大且煤气温度升高，导致煤气中汽气比过高，分离器液位猛涨，分离效果降低，将大量的水蒸气带入床层，导致变换炉床层温度迅速降低，影响系统正常生产。

处理措施：开大分离器排污阀门进行排液，同时通知调度及气化工段进行调节；打开1#变换炉前所有导淋及排污阀门进行排液，具体阀门包括热交进口管线导淋阀、变换炉进料换热器管/壳程导淋阀门、脱毒槽出口管线导淋阀门，并通知调度要求气化减量。1#变换炉床层温度降低，且中压汽包压力下降，首先及时关闭汽包外送蒸汽阀门，对汽包进行保压，再关闭汽包补水阀，最后关闭激冷汽化器喷水，保证2#变换炉进口温度不会降低。

经验教训：当总控操作工发现煤气进口流量及温度明显升高时，应意识到系统水汽比有升高趋势，提前做好排水准备，防止高水汽比煤气进入变换炉造成床层垮温。

4 结语

通过2年的生产运行实践，正常运行期间，变换炉入口温度控制在200～230 ℃，水汽比为0.7～0.8，催化剂床层热点温度最高不超过350 ℃，吨氨产汽量1 t,装置运行平稳，无甲烷化副反应产生，催化剂无粉化和破碎现象，具有较好的强度及强度稳定性，说明采用1#等温变换炉和2#绝热变换炉两段处理水煤气和焦炉气混合气的流程设置是成功的。