周 鹏，王彦海

（神华包头煤化工分公司，内蒙古 包头 014000）

GE水煤浆加压气化是20世纪80年代煤气化技术的最新成就，因其工艺流程简单、煤种适用性广、碳转化率高、能耗低等特点而获得迅速的发展。神华包头煤化工分公司共有7台气化炉，5开2备，自2011年一直保持5台气化炉满负荷运行，各项经济和技术指标达到或超过了设计水平，经济效益显著。2011年大检修后，因为控制外排水量和更换煤种的原因，系统曾出现水质变差和结垢严重的现象。本文针对气化系统运行中出现的结垢现象进行分析探讨，并提出相应的解决措施。

1 主要结垢部位

（1）气化炉内件结垢严重，下降管和上升管环隙间结垢、挂渣严重，见图1。合成气进入激冷室水浴后偏流严重，气体阻力大大增加，导致气化炉在运行过程中液位不断上涨，给设备安全运行造成隐患。

（2）气化炉排黑水管线结垢严重，垢质比较坚硬，难以清理，见图2。

图1 下降管和上升管垢照

图2 气化炉排黑水管线垢照

（3）激冷水管线、激冷水过滤器、激冷水泵蜗壳结垢严重，见图3，导致激冷过滤器运行过程中频繁切换，切换过滤器过程中激冷环易堵塞，激冷水泵三台打量不匹配等，直接影响单炉的运行周期。

图3 激冷水泵蜗壳垢照

（4）洗涤塔内件结垢严重，垢质坚硬，见图4。若清理不彻底，在开车过程中极易堵塞洗涤塔锥底排水管线，延误气化炉开车。

图4 洗涤塔内件垢照

（5）除氧器内壁结垢严重，垢片脱落进入高压灰水泵入口管线，使泵供水不足，被迫停1台气化炉，只能维持4台炉运行。高压灰水泵入口过滤器频繁切换清理垢片，从过滤器处清理出的垢块厚度达到50mm，见图5，造成泵打量不足。

图5 高压灰水泵进口过滤器处的垢照

由于系统结垢严重，激冷水过滤器频繁切换，切换过程易堵塞激冷环，造成激冷水量下降，导致气化炉减负荷；动设备磨损加剧，垢片堵塞叶轮流道，频繁出现不打量现象。单台气化炉的运行周期由以前3个月，缩短到不到2个月，继续恶化有可能导致整个系统停车。

2 结垢机理

2.1 碳酸盐结垢的机理

煤浆在燃烧室发生燃烧及裂解等反应，生成的工艺气含有大量的CO2，CO2溶于水相形成，由于不稳定，在水温变化后，又生成，与黑水中的Ca2＋、Mg2＋等离子形成CaCO3、MgCO3而析出，从而附着在管壁上形成垢。

碱性条件下，pH越高，形成碳酸盐的几率就越大。

在德士古水系统中，结垢主要是水中溶解度极小的MgCO3和CaCO3，25℃时两种物质的溶度积分别为1×10－5和4.8×10－9，溶解度分别为3.162×10－3mol／L和 6.928×10－5mol／L，二者混合后的饱和水溶液硬度（以CaCO3计）为323.128mg／L，此数据即为以 MgCO3和 CaCO3为垢的水溶液临界硬度。当Ca2＋、Mg2＋的浓度大于323.128mg／L（25℃），且水中有超过这一浓度的时，就会结垢。而且CaCO3的溶解度随温度的升高而降低，温度升高临界硬度会更低。

2.2 硅酸盐结垢机理

反应介质内酸性物质的存在会导致结硅酸盐垢。气化炉激冷室的水相中一般存在若干种酸性物质，按照酸性强弱顺序，依次为氯化氢（HCl）、甲酸（HCOOH）、碳酸（H2CO3）、硫化氢（H2S）。由于原煤中含有Cl－、SiO2，以及煤浆燃烧、裂解反应后产生CO、CO2、H2S等气体，在气化炉高温气化或激冷条件下，一般有如下反应发生：

因此，气化炉内的黑水具有强烈的酸性。原煤中硫含量、硅含量增加，都会导致气化炉黑水酸性进一步增强。SiO2在水中随pH值不同存在下列反应中的某些反应：

在pH≥3时，反应（2）、（3）占主导，当pH在8～9时，这种缩合能力达到最大程度。气化炉系统内pH是不断变化的，气化炉pH较低，一般pH在5.0～7.0之间。从气化炉出来的水pH一路走高，灰水槽的灰水pH一般在7.5～8.5之间。在气化黑水系统中，pH越低，硅酸越易形成。硅酸不稳定，随着pH升高，硅酸通过缩合形成多聚硅酸，并会进一步缩合成硬垢。

因此，在较强酸性条件下，原煤中大量的钙、镁、铁、铝离子也会促进各种硅酸盐晶体聚合物沉淀析出，附着在管道内壁，导致结垢加剧。

3 结垢原因分析

3.1 垢样分析

取激冷环、真闪罐及高压灰水泵垢样分析，见表1。

由表1可以看出，气化装置水系统不同部位垢样的组成有所差异，主要成分为硅酸铝、硅酸钙、硅酸铁、硅酸镁、碳酸钙、碳酸镁、氧化铁。气化炉激冷室与真闪垢样相比，硅垢占比例大，碳酸盐垢的比例小，铁垢的比例也小。而除氧器内垢样主要是碳酸钙。由于气化水系统不同部位水的成分及pH值有差异，导致不同部位生成垢的成分也有差异。

表1 气化垢样分析（2011年10月17日） %

3.2 结垢原因分析

3.2.1 水质严重恶化

气化装置大检修后，外排水量一直控制在180m3／h左右，远低于大检修前的排水量260m3／h。气化装置低压灰水水质分析数据见表2，对比大检修前后的灰水分析数据，检修后电导率偏高，钙离子、硬度一直在高位运行。通常电导率控制在2000～5000μS／cm，电导率表征的是水中含盐量的多少，检修后测得电导率在5000μS／cm以上，达到甚至超过了控制指标上限，表明灰水含盐量很高，水质恶化。灰水中钙离子、硬度是气化运行中水质结垢倾向的二个重要表征指标（硬度是指水中钙、镁离子二种成垢离子的总量），检修前硬度小于1300mg／L，检修后基本大于1600mg／L并持续高位运行。钙、镁离子是灰水中成垢的主要离子，在运行过程中，由于高温、高压，极易与水中的碳酸根形成碳酸钙、碳酸镁垢。近期长时间的高钙、高硬运行，导致系统结垢加剧。灰水中成垢的碳酸钙、碳酸镁还会成为硅垢沉积的晶核，进一步加剧硅垢沉积。碱度是指水中能与酸性物质反应的物质的总和。在灰水pH值（7～9）条件下，主要是指碳酸根和碳酸氢根。碱度越高，与灰水中钙、镁离子生成碳酸盐沉淀的可能性越大。气化对碱度的要求一般小于500mg／L，检修后碱度比检修前也有一定的上升。

所以，水质恶化是气化系统结垢的根本原因，要想延缓系统结垢，要尽快解决气化外排水问题。

表2 气化灰水水质分析数据

3.2.2 煤中硫的影响

2011检修后，气化原料煤由补连塔煤改为上湾煤。3月份分析补连塔煤45次，硫含量最高0.77%，最低0.34%，平均0.46%。9月份分析上湾煤69次，硫含量最高0.86%，最低0.46%，平均0.65%。煤质分析结果说明上湾煤比补连塔煤硫含量平均值高0.19%。

气化炉炉内黑水通常都具有较强的酸性，原煤中硫含量增加，会导致气化炉黑水酸性进一步增强，在酸性条件下，原煤中大量的钙、镁、铁、铝离子也会促进各种硅酸盐晶体聚合物沉淀析出，对系统结垢加剧有一定影响。

4 采取的改进措施

4.1 保证系统外排水量

最有效的改进措施是加大气化外排污水流量，适当向除氧器补充部分脱盐水，逐步改善气化系统水质状况。降系统灰水浓缩倍数，使硬度、电导率、碱度、溶解物、甲酸等各项指标达标，是延缓系统结垢最为有效的方法。将外排水流量增加50～80m3／h，可逐渐将外排水硬度降到1100～1300mg／L，电导率降到小于4700μS／cm，溶解物降到小于2000～2300mg／L。

4.2 优化操作

（1）适当加大单台气化炉的水循环量，激冷水流量控制在400～415m3／h，气化炉排水量控制在180～200m3／h，洗涤塔排水量控制在50m3／h，保证洗涤塔进水流量在170～190m3／h，改善气化炉、洗涤塔水质，延缓激冷水管线和气化炉内的结垢。

（2）气化炉停车后适当延长保压水循环时间，置换改善单炉循环水质，可降低再次投料后管线堵塞的几率。

4.3 加强水质管理

（1）根据低压灰水悬浮物的含量，及时调整絮凝剂的加入量，控制低压灰水的悬浮物小于50×10－6。

（2）由于水质恶化，分散剂加入量由原来的每天3t增加到4t，增加分散剂，缓解系统结垢。由于除氧器结垢严重，对分散剂加入点的添加量、比例进行调整，低压灰水泵进口与高压灰水泵进口分散剂加入比例由原来的3∶7调整为7∶3。

（3）加大絮凝剂泵、分散剂泵入口过滤器的清理频次，保证药剂加入量稳定。

4.4 建立完善水质指标管理体系

（1）为了掌握系统灰水水质变化，仅分析pH值、COD和氨氮指标是不够的，还要增加分析项目和分析频次。需要增加Ca2＋、Mg2＋、Cl－、碱度、总硬度、电导率、悬浮物、溶解物、甲酸等指标。

（2）增加气化炉、洗涤塔、闪蒸系统黑水，除氧器灰水水质分析。增加煤渣成分分析及原煤的元素分析，全面掌握系统水质的变化情况，及时调整药剂加入量或排水量，适时控制系统水质。

4.5 调整药剂配方

调整分散剂的配方，来改变药剂的药效，延缓系统结垢。分散剂厂家已研究、调整分散剂配方，以适合高钙、高硬、高硅运行水质，同时还要提高分散剂在250℃高温水系统的阻垢性能。

5 结 语

通过以上的处理措施，系统的结垢问题得到有效缓解，各部位的结垢现象明显好转，保证了气化炉长周期运行。