影响煤直接液化装置反应温度的主要因素

陈行泉

中国神华煤制油化工有限公司鄂尔多斯煤制油分公司煤液化生产中心 内蒙古 鄂尔多斯017209

引言

反应温度是影响煤液化加氢深度的主要参数。神华煤直接液化装置由两台串联式全返混沸腾床反应器组成，其中大部分加氢反应（约70%～80%）在第一反应器内进行，第二反应器加氢反应深度相对较小。

一、装置介绍

神华煤直接液化装置由油煤浆制备部分、反应部分、常减压分馏部分和公用工程系统组成。煤液化装置首先将原料煤、补充硫、催化剂和加氢稳定装置来供氢溶剂制备成油煤浆；反应部分是将油煤浆和氢气在高温、高压以及催化剂作用下进行反应生成液化油；常减压分馏部分是将该液化油和未反应的煤、灰分和催化剂等固体进行分离；分离后的液化油去加氢稳定装置，含50%固体的减压塔底油渣送出界区去油渣成型装置处理。

二、主要因素

影响神华煤直接液化装置反应温度的主要因素包括催化剂添加量、煤浆浓度、煤浆温度、硫化氢含量、氢分压、进料负荷、气液比、燃料气热值。

1．催化剂添加量

煤直接液化装置催化剂采用神华自主研制的863合成催化剂，这是一种水溶性的铁基催化剂，载体为煤粉，由催化剂制备单元提供生产。催化剂的有效成分在氢气和硫化氢的高温状态下，会生成反应所需的活性催化剂。如果催化剂添加量不足，将会降低化学反应速率，减少反应热，无法维持反应温度。通过以下方法可维持正常生产。

第一种方法是外引罐区催化剂煤浆。假如罐区催化剂煤浆浓度为25%，外引催化剂煤浆因温度较低（约为120℃），会降低催化剂煤浆温度，增加煤浆炉负荷。因此，需外引一部分催化剂煤浆，约30t/h，并适当提高反应器入口温度，维持反应温度。

第二种方法是调整催化剂的添加比例。

催化剂煤粉的添加量是根据煤粉量与催化剂中的铁离子含量进行调整的，按设计要求催化剂煤粉中铁离子含量与下煤量对应的比例为1∶100。催化剂中的铁离子含量占催化剂煤粉总重量的6%左右。如催化剂煤粉只供应25t/h进行计算（铁含量：25t/h×6%=1.5t/h，下煤量：1.5t/h×100=150t/h，按满负荷下煤250t/h，实际负荷：150t/h÷250t/h=60%），可对应60%负荷的煤粉下料。低负荷运行当中，煤浆浓度偏稀，总进料负荷可维持在60%以上。

2．煤浆浓度

煤浆浓度越稀越有利于煤热解自由基碎片的分散和稳定。但为了提高反应器的空间利用率，煤浆浓度应尽可能地提高[1]。煤浆浓度提高后，煤浆加热炉的炉管压降会增大，物料在炉管内的流速降低，在加热炉热负荷不变的情况下，炉管壁温度将上升，与煤浆较稀时的情况相比，加热炉传热系数降低。煤浆加热炉管壁正常操作温度要求≤450℃，可能会有超温点，可通过降低燃料气用量进行调节。此外，煤浆浓度提高后，反应器里的反应热增加，有利于温升提高，这时第一反应器入口温度可适当降低，对装置节约能耗具有重要意义。煤浆浓度过高会造成煤浆加热炉的炉管压降过大（炉管压差要求≤0.25MPa），也会影响煤浆罐搅拌器的运行，所以只可适当提高。

3．煤浆温度

煤浆加热炉管壁温度要求≤450℃，炉膛温度＜720℃，氢气炉管壁温度要求≤620℃。煤浆温度低可能导致以上参数超过正常指标，煤浆加热炉管壁长时间超温，会使个别点结焦，加热炉运行风险加剧。影响煤浆温度过低的主要原因有以下几点。一是回炼污油量过大。由于回炼污油温度低，回炼过多会降低煤浆罐温度，对此应调整回炼量。二是煤浆罐伴热蒸汽量不足。如果在开大温控调节阀后温度仍然比较低，可检查疏水器是否不通。三是煤粉温度过低。此时，应检查粉仓伴热是否有不热的进行处理。

4．硫化氢含量

系统硫化氢含量过低，催化剂未完全硫化，造成活性降低，煤液化化学反应速率降低，反应放出的热量少，反应温度低。硫化氢含量过高，虽然催化剂被完全硫化，有较高的活性，但会增加液硫的消耗，引起酸性气中硫含量过高，从而造成脱硫装置失效，部分酸性气放空，造成环境污染。煤液化反应所需的系统硫化氢含量为1000ppm至1500ppm。在生产运行中要勤测硫化氢含量，根据所测结果及时调整高、低压注硫量，保证系统硫化氢在正常范围内。

5．氢分压

氢分压越高越有利于煤的液化反应。但压力的提高会使氢气压缩和煤浆加压消耗的能量也增加，因此需综合各方面的因素考虑。在系统总压不变的情况下，要使氢分压提高，主要是提高系统氢的含量，也就是提高系统氢纯度。可以通过以下方法提高系统氢纯度。

提高新氢补入量。在系统总压不变的情况下，提高新氢使用量，在低负荷状态下可使系统内的氢气含量增多，氢气纯度相应地提高。在高负荷状态下，同样总压不变，提高新氢补入量后，膜分离系统气体回收去脱硫装置和轻烃回收装置的尾气排放量会增加不少，因这两套装置处理膜分离尾气的能力有限，会导致部分膜分离尾气无法回收不得不放空，所以通过提高新氢补入量的方法只适用于系统低负荷时。

当制氢出现故障，新氢量减少时，为维持系统总压不降，循环氢量将会减少。系统氢纯度降低，氢分压降低。为维持正常反应温度，反应器内气液比不能过低，只能根据新氢量减少的情况和气液比降低的情况降低进料量，以维持正常的反应温度。

此外，膜分离系统膜部分损坏致使整体膜的提纯效果下降，造成氢纯度降低。这种情况下，需对膜分离单根膜逐个进行切除试验，找到影响提纯效果差的膜并进行更换。

6．进料负荷

在不同的进料负荷状态下，物料在反应器内的停留时间也会有所不同。进料量低，物料在反应器内的停留时间就长，时间长则物料反应得就会比较充分，反之则物料不能完全反应[2]。装置经过多次标定和数据整理发现，现煤液化装置87%负荷产生的经济性相对较高。

7．气液比

气液比通常用气体标准状态下的体积流量（Nm3/h）与煤浆体积流量（m3/h）之比来表示。当气液比提高时，液相的较小分子将更多地进入气相，而气体在反应器内的停留时间远低于液相停留时间，这样就减少了小分子的液化油继续发生裂化反应的可能性，却增加了液相中大分子的沥青烯和前沥青烯在反应器内的停留时间，从而提高了它们的转化率。气液比的提高会增加液相的返混程度，这对反应有利。但提高气液比也会产生负面影响，即气液比提高会使反应器内气含率增加，使液相所占空间减少，这样就使液相停留时间缩短，反而对反应不利。此外，提高气液比还会增加循环压缩机的负荷，增加能量消耗。

煤液化反应的气液比最佳值，应在700Nm3/t～1000Nm3/t范围内。目前煤液化装置受系统负荷、补充氢量、膜分离提纯效果等多种因素影响，气液比大概在400Nm3/t～500Nm3/t范围内[3]。

8．燃料气热值

燃料气热值的变化直接体现在加热炉温度的变化上。热值低，燃料气用量大，加热炉的温度却烧上不去，这样就会导致反应器的入口温度达不到需求，第一反应器的平均温度降低。反应温度低，反应生成的气体烃类物质排放也会相应地减少，去轻烃回收装置量的减少将导致燃料气热值更低，这将是一个恶性循环。要维持燃料气量的稳定，就要维持正常的反应温度。一旦反应温度因操作不当或其他原因影响到燃料气的热值，应及时通知调度，在燃料气中掺入瓦斯，提高热值迅速恢复反应温度。

三、结语

煤液化工艺各项因素变化对煤液化反应温度的影响是一个复杂的过程，有时是几种因素同时作用。对此，相关工作人员要认真分析，利用掌握的知识和经验进行综合判断，尽快查找原因进行调整，以维持反应器温度的稳定，使煤液化生产平稳运行，从而产生良好的经济效益。