焦爐氣制LNG裝置燃氣回收改造

王 鵬，黃長勝，趙洪升

（山東鐵雄新沙能源有限公司，山東巨野 274900）

山東恒偉化工科技有限公司是山東鐵雄新沙能源有限公司的全資子公司，焦爐氣制LNG 及氫氣分離項目于2017年5月建成投產。因焦爐煤氣資源緊張，裝置開停車比較頻繁，為節約焦爐煤氣，減少資源浪費，在原裝置基礎上工藝技術人員通過分析裝置開停車特點，對本裝置燃氣回收進行了改造，避免了裝置開停車過程和系統負荷調節時煤氣放空。

焦爐煤氣制LNG 及氫氣分離裝置原設計中，在開停車過程中需要對不合格的過程煤氣放空去火炬燃燒，通過對裝置燃氣回收改造，實現了裝置零放空，避免了資源的浪費和環境的污染。

1 工藝流程

1.1 脫油脫萘流程

采用的是吸附工藝，吸附原理是指當兩種相態不同的物質接觸時，其中密度較低物質的分子在密度較高的物質表面被富集的現象和過程，具有吸附作用的物質（一般為密度相對較大的多孔固體）被稱為吸附劑，被吸附的物質（一般為密度相對較小的氣體或液體）稱為吸附質；來自螺桿壓縮機的原料氣（＜0.5MPaG）從一級除油脫萘塔底部進入，原料氣中絕大部分的焦油停留在吸附劑表面，微量的焦油、萘及其余組分從塔頂流出送入二級除油脫萘塔，進一步脫除從一段殘余的微量焦油、萘，從而得到合格的凈化氣；本裝置由6臺變溫吸附塔、2臺再生氣凈化塔、3臺分離器、2臺加熱器、3臺冷卻器、1臺放空氣凈化塔、1個焦油儲槽組成，吸附塔的整個吸附與再生過程都是通過程控閥門按一定的工藝步驟進行開關來實現的。

1.2 有機硫加氫流程

來自焦爐氣離心壓縮機（3.4MPaG，＜110℃）的焦爐氣首先經加氫預熱器與加氫后的焦爐氣換熱，并經過開工電爐加熱達到230℃后進入預加氫反應器、一級加氫反應器和二級加氫反應器，在反應器內焦爐氣中的大部分有機硫轉化為無機硫，同時焦爐氣中的氧氣與氫氣在催化劑的作用下生成水，不飽和烴與氫氣加成為飽和烴，氣體出口溫度升至約390℃；開車時或更換新催化劑后，預加氫、一級加氫催化劑需要升溫硫化，利用二甲基二硫醚（DMDS）氫解產生的硫化氫進行硫化；生產中鐵鉬的轉化反應及副反應均為強放熱反應，在操作中應控制好觸媒層溫升，主要的副反應是甲烷化反應，按15%的CO 考慮，因此操作中要注意原料氣中氣體成分變化。

1.3 脫硫脫碳流程

原料焦爐氣（壓力3.4MPaG、溫度240℃）進入脫碳脫硫裝置，原料氣首先通過焦爐氣再沸器（E-1501）降溫，再經過焦爐氣冷卻器（E-1503）循環水冷卻后進入氣液分離器（V-1501）和脫碳前過濾器（FI-1501），以去除原料氣中的大顆粒雜質，氣體從吸收塔下部進入，自下而上通過吸收塔；完全再生后的胺溶液（貧液）從吸收塔上部進入，自上而下通過吸收塔（T-1501）；逆向流動的胺溶液和焦爐氣在吸收塔內充分接觸，焦爐氣中的二氧化碳和硫化氫被吸收而進入液相（焦爐氣中二氧化碳濃度降低到20×10-6以下，硫化氫濃度降低到1×10-6以下），煤氣從吸收塔頂部引出，經分離器（V-1502）及過濾器（FI-1502），進入脫硫塔（T-1504）脫硫槽后被送至脫水單元。

1.4 脫水脫苯流程

本裝置采用變溫吸附技術進行氣體分離提純，變溫吸附技術是以吸附劑（多孔固體物質）內部表面對氣體分子的物理吸附為基礎，利用吸附劑對氣體的吸附容量隨吸附溫度和壓力不同而變化的特性，吸附劑對不同氣體組分有選擇性吸附的條件下，低溫高壓時吸附混合氣中的某些組分，未被吸附組分通過吸附劑層流出，高溫低壓時脫附這些被吸附的組分，以進行下一次低溫高壓吸附，可采用多個吸附器而達到氣體連續分離的目的。脫水裝置的作用是脫除原料氣中的H2O，苯、汞，控制水含量低于1×10-6、苯含量低于5mg/m3、汞含量低于0.01μg/m3，從而得到干燥的焦爐煤氣。

1.5 液化流程

通過板翅式換熱器對冷劑、原料氣、循環氮氣、富氫、富一氧化碳進行幾種物質的熱質交換，經過高低壓精餾塔利用幾種物質的沸點不同，通過液體部分蒸發，氣體部分冷凝以達到幾種物質分離的目的制取LNG。來自脫水脫苯的煤氣經粉塵過濾器后的焦爐氣（3.22MPa、45℃）由頂部進入冷箱，首先進入預冷換熱器被冷卻至-60℃（3.21MPa），然后進入液化換熱器被冷卻至-125℃（3.2MPa）后進入低壓精餾塔塔底再沸器吸收冷量被冷卻至-136℃（3.2MPa），再進入過冷換熱器被進一步冷卻至-160℃（3.18MPa）后進入高壓精餾塔（3.1MPa、-160 ～-180℃）脫除焦爐氣中大部分的 H2、N2和 CO；高壓精餾塔塔頂得到的富氫尾氣在換熱器中復熱后（3.045MPa、37℃）集中送至PSA 提氫工段，塔底產生的富甲烷凝液經限流孔板后進入低壓精餾塔（0.31MPa、-140 ～-180℃）深度脫除H2、CO 和 N2等雜質；低壓精餾塔塔頂得到的富一氧化碳尾氣（0.31MPa、-178.1℃）經冷箱復熱后（0.27MPa、37℃）送至脫油脫萘工段，塔底得到合格的 LNG產品再進入過冷換熱器中進一步過冷后（0.32MPa、-160.3℃）經產品閥減壓（＜0.015MPa；-160.2℃）后送入 LNG 儲槽儲存。

1.6 變壓吸附工藝流程

采用10-2-5/P 沖洗工藝流程，即裝置的10臺吸附塔中有2臺始終處于進料吸附的狀態，其吸附和再生工藝過程由吸附、連續5次均壓降壓、順放、逆放、沖洗、連續5次均壓升壓和產品最終升壓等步驟組成；經這一過程后吸附塔便完成了一個完整的“吸附-再生”循環，又為下一次吸附做好了準備；10臺吸附塔交替進行以上的吸附、再生操作即可實現氣體的連續分離與提純，產出合格的氫氣；本裝置由10臺變壓吸附塔、1臺順放氣緩沖罐、1臺氫氣緩沖罐、1臺解吸氣混合罐組成。如圖1所示。

圖1 工藝流程簡圖

2 焦爐煤氣放空分析及優化操作

1）在裝置開車過程中，首先開啟螺桿壓縮機，采用氮氣作為介質對加氫塔進行程序升溫，待加氫塔床層升至指定溫度后將氮氣切換為焦爐煤氣進行反應升溫，在加氫塔床層溫度升至指定溫度前，煤氣不能夠進入脫水脫苯單元，避免污染脫水脫苯單元吸附劑，原設計中在加氫單元進行放空。

2）焦爐氣制LNG 及氫氣分離裝置產品氫氣供下游加氫項目使用，一旦前端凈化裝置指標波動造成液化冷箱凍堵，將導致下游用氫裝置停車，造成極大的經濟損失，冷箱凍堵或出現其他故障后，煤氣放空。

3）裝置頻繁開停車，在LNG 裝置停車時，LNG 儲罐中外賣后會有約200t 的LNG 殘留，這些殘存的LNG 會緩慢氣化成BOG（主要成分為甲烷），裝置停車后LNG 儲罐閃蒸氣BOG 無法回流至螺桿壓縮機入口利用，為保證LNG 儲罐不超壓，需對BOG 氣體進行放空處理。

4）生產過程的放空氣回用焦爐的可行性分析，焦爐煤氣作為正常焦爐加熱的煤氣完全可以滿足焦爐煙氣的環保指標，利用焦爐煤氣生產LNG 工藝過程中，雖然氣體質量不能滿足下游工序需要，但還是優于進入系統的焦爐煤氣質量，完全可以回收后作為焦爐加熱使用，這也是焦爐煤氣的后續加工企業比獨立煤氣化裝置的優勢所在。

5）優化操作，變壓吸附提氫單元可采用甲醇馳放氣、冷箱后富氫氣和混合氣（馳放氣+焦爐煤氣）作為原料氣進行提氫。根據生產調控需要，在變壓吸附原料氣切換時，影響冷箱富氫氣出口壓力系統調節，入提氫單元未設計放空氣管線，經改造后在入口增加放空調節閥至火炬，短時間進行放空，實現氫氣不減量平穩切換，保證后續用氫單位正常使用。

變壓吸附的解析氣原設計作為脫水脫苯單元和脫油脫萘單元吸附劑的再生氣，但是經馳放氣變壓吸附后，解析氣露點偏高，導致脫水脫苯單元出口含水量超標，無法滿足冷箱進氣標準，通過使用冷箱出口富氫氣減壓后作為脫水脫苯單元再生氣的改造，滿足脫水脫苯平穩生產，實現裝置長周期運行。

3 焦爐煤氣放空回收方案

3.1 增加脫硫脫碳后煤氣回燃料氣管線

在脫硫脫碳單元出口，焦爐煤氣進脫水脫苯單元前，增加至燃料氣總管支管線1條，支管線設減壓閥組一套，閥前壓力3.5MPa，閥后壓力10kPa，流量30 000m3/h。

3.2 增加跨冷箱旁通線

為保證氫氣供應的持續穩定，避免因裝置前端凈化裝置指標波動影響下游裝置生產，增加跨冷箱旁通線，在前端凈化工藝指標異常時，將冷箱切出，凈化后煤氣直接進入PSA提氫單元提取氫氣，避免凈化指標異常造成煤氣的放空和對下游加氫裝置的影響，避免了冷箱處理期間的煤氣放空和氫氣供應中斷。

3.3 增加BOG回燃料氣管線

在BOG 回螺桿壓縮機入口管線增加分支線至燃料氣總管，在裝置停車時，BOG 氣體輸送至燃料氣管線，實現BOG 氣體回收利用，避免資源浪費。

4 綜合效益

4.1 脫硫脫碳后煤氣回燃料氣

在開車過程中，加氫單元煤氣升溫至少為8h，煤氣量為20 000m3/h，LNG 裝置按照每年至少兩次開停車考慮，每次節約煤氣16萬方。

4.2 跨冷箱旁通線

裝置開車時，干燥單元指標合格時間至少需要36h，放空煤氣量約15 000m3/h；裝置正常運行后，生產煤氣負荷約50 000m3/h，前端凈化工藝指標異常時，煤氣走冷箱跨接線，可減少煤氣放空40 000m3/h，每次指標異常調整時間約4h；兩者合計每次節約煤氣70萬方。

4.3 BOG回燃料氣管線改造經濟效益

裝置停車后，LNG 儲罐殘液量約200t，氣化率1 300m3/t，全部回收后每次可以回收燃料氣26萬方。

5 結束語

裝置燃氣回收改造只需要在現有管道系統的基礎上稍做改造即可實現燃氣改造回收目的，正常的緊急放空聯鎖仍然保留，不涉及系統安全問題，技術成熟、投資小，值得焦爐煤氣下游企業在設計時和現有裝置改造借鑒，充分利用好焦爐煤氣的綜合優勢，節約能源、保護環境，綜合效益明顯。