焦爐煤氣制合成氨聯產LNG項目工藝方案設計探討

李 響

（陜西啟創能源化工科技有限公司，陜西西安 048400）

0 引 言

焦化行業屬于傳統化工行業，技術和資金壁壘不高，近年來焦化行業一直面臨產能過剩和高耗能、高污染等問題，供給側改革以來，一系列“去產能”政策出臺，違規產能和不環保產能被淘汰，國內幾乎已將4.3m以下焦爐全部淘汰，新上焦化裝置焦爐都在6m以上。近年來，產業結構調整加快、 “關小上大”，焦化行業通過聯產解決環保問題，同時增加企業經濟效益。數據顯示，2019年全國焦炭產量為4.72×108t，表觀消費量為4.65×108t。

焦爐煤氣是焦化行業重要的副產品，焦爐煤氣中含有近60%的H2、約23%的CH4和8%的CO，是較好的化工原料，近年來焦爐煤氣制甲醇、液化天然氣（LNG）、合成氨、尿素、乙二醇、乙醇項目成為熱點，基本上已經取代了焦爐煤氣直接發電項目。當焦爐煤氣量為30000m3／h左右時，建議投建甲醇、液化天然氣 （LNG）項目；當焦爐煤氣量超過40000m3／h時，建議投建甲醇聯產合成氨或者合成氨聯產LNG項目。近年由于甲醇市場比較疲軟，同時市場對LNG的需求增大，合成氨聯產LNG項目的經濟效益較好。目前，已投運的焦爐煤氣制合成氨聯產LNG項目采用的工藝路線有2條，最主要的區別在于是否設置CO變換工段。以下筆者就焦爐煤氣制合成氨聯產LNG項目是否設置CO變換工段談一點認識，供業內參考。

1 焦爐煤氣制合成氨聯產LNG項目工藝方案

據目前國家的有關批復情況，2800kt／a焦化項目副產的焦爐煤氣量約為80000m3／h（干基），以此為基礎建設焦爐煤氣制合成氨聯產LNG項目，以及其焦爐煤氣的典型組分（見表1）為基準進行的工藝設計及探討如下。

表1 2800kt／a焦化項目副產焦爐煤氣典型組分

1.1 工藝方案一——不設置變換工段

焦化裝置送來的焦爐煤氣進入氣柜緩沖穩壓，經一次增壓后進入變溫吸附（TSA）凈化系統，除去焦油、萘、苯后進行二次增壓，增壓后進入鐵鉬加氫精脫硫系統，將氣體中的總硫脫至0.1×10-6以下；脫硫后的凈化氣經MDEA脫碳后，采用液氮洗／深冷分離工藝將氣體中的甲烷及少量多碳烴分離出來作為LNG產品，同時在冷箱內進行洗滌配氮，達到配比要求后的氫氮氣送往氨合成系統生產液氨。

1.2 工藝方案二——設置變換工段

焦化裝置送來的焦爐煤氣進入氣柜緩沖穩壓，經一次增壓后進入TSA凈化系統，除去焦油、萘、苯后進行二次增壓，增壓后進入變換工段，通過變換反應將氣體中的CO含量降至1.2%以下；變換氣經濕法脫硫、MDEA脫碳和活性炭精脫硫后，采用液氮洗／深冷分離工藝將氣體中的甲烷及少量多碳烴分離出來作為LNG產品，同時在冷箱內進行洗滌配氮，達到配比要求后的氫氮氣送往氨合成系統生產液氨。當然，工藝方案二也可以設計為在工藝方案一的精脫硫系統與MDEA脫碳系統中間設置變換工段，但如此一來項目的投資及運行能耗較高。

2 2種工藝方案的比較

2.1 產品產量比較

采用上述2種工藝方案，除變換工段的設置會影響液氨和LNG的產量外，2種工藝方案深冷分離出來的富CO氣量也不同（富CO氣返回焦爐燃燒置換出部分焦爐煤氣供化工生產使用）。2種工藝方案之液氨和LNG產量的對比見表2。可以看出：方案一回爐氣量較大，而富CO氣的熱值較高，所以方案一置換出的焦爐煤氣量較大，由于不設置變換工段，置換出的較大焦爐煤氣量相應地會提高LNG的產量；方案二因為設置有變換工段，焦爐煤氣中的CO與水蒸氣經變換反應轉化成了CO2和H2，相應地會增加液氨的產量。簡言之，方案二（設置變換工段）比方案一（不設置變換工段）液氨產量高15.3kt／a而LNG產量少12.0kt／a。

表2 2種工藝方案之液氨和LNG產量對比

2.2 公用工程消耗比較

由于方案一與方案二返爐富CO氣量的不同，使得不同的工藝方案下裝置的實際運行負荷不同，因而公用工程的消耗也有較大區別。不過，2種方案均需在液氮洗／深冷分離工序之前將氣體中的總硫脫除至0.1×10-6以下，只是采用的脫硫工藝不同而已（為便于直觀地比較，脫硫系統稱為精脫硫，下同）。2種工藝方案各工序公用工程消耗的對比見表3。

表3 2種工藝方案各工序公用工程消耗對比

由表3可以看出：方案二設置了CO變換系統，需外界提供4.0MPa高壓過熱蒸汽，變換后H2產量增加并生成大量的CO2，導致方案二較之于方案一MDEA脫碳系統能耗增加；方案一的水耗（0.45MPa循環水）為7798t／h、電耗（10kV）為42420（kW·h）／h、4.0MPa過熱蒸汽耗為0t／h、3.4MPa飽和蒸汽耗為2.5t／h、副產的0.5MPa飽和蒸汽10t／h，方案二的水耗（0.45MPa循環水）為8620t／h、電耗（10kV）為42834（kW·h）／h、4.0MPa過熱蒸汽耗為14.5t／h、3.4MPa飽和蒸汽耗為2.5t／h、副產的0.5MPa飽和蒸汽25t／h，綜合來看，方案二的公用工程消耗——水耗、電耗、蒸汽耗均比方案一的高。

2.3 項目投資比較

2種工藝方案的投資對比見表4。可以看出：因方案二設置了CO變換系統，同時工藝氣中CO2含量大幅增加，導致方案二相較于方案一來說MDEA脫碳系統的投資翻倍，且由于2種工藝方案采用的脫硫方式不同，投資差距較大，整體而言，方案二比方案一的投資要高出2630萬元。此外，若要滿足方案二中高壓（4.0MPa）過熱蒸汽的使用要求，還需增設1臺鍋爐，整體投資還要增加約1000萬元。

表4 2種工藝方案的投資對比萬元

2.4 綜合經濟效益比較

由表3可以得出，方案二較方案一多耗循環水822t／h、電414（kW·h）／h、（副產的）低壓蒸汽15t／h、高壓蒸汽14.5t／h，以方案一的各項現有數據作為比較基準，裝置年運行時間按8000h計，可計算出方案二因多耗循環水、電、低壓蒸汽、高壓蒸汽而增加的成本，再將方案二增加的投資以15a折舊分配到年增成本中，可測算出方案二較方案一增加的成本（亦即減少的效益），具體見表5。可以看出：方案二的年效益會比方案一低約2310.01萬元。

表5 方案二較方案一增加的成本（亦即減少的效益）

3 分析與結論

3.1 產量與產品市場

2種工藝方案在焦爐煤氣初壓、TSA凈化、焦爐煤氣增壓、液氮洗／深冷分離、氨合成幾個工段的數據相差不大，其區別主要在于是否設置變換工段以利用焦爐煤氣中的CO提高H2含量，而液氨和LNG的產量會因氣體組分中的H2、CH4、CO含量不同而有區別：方案一返回焦爐的富CO氣量較大，可以置換出更多的焦爐煤氣，故其LNG產量比方案二高；方案二設置變換工段，利用焦爐煤氣中CO的變換反應產生了更多的H2，故其液氨產量比方案一高。

方案二雖然通過設置變換工段利用了焦爐煤氣中的CO提高H2含量，進而增加了液氨產量，但由于置換出的焦爐煤氣量較方案一少，因而其LNG產量較方案一少；雖然2種產品的總產量方案二較方案一高，但由于LNG的市場價格總體上高于液氨的市場價格，且其市場前景看好，加之方案二的綜合投資高于方案一，因此從產品產量、市場價格方面來說，方案一更具優勢。

3.2 運行成本與運行穩定性

（1）方案二增產了液氨，但同時增加了中壓氮氣使用量和電耗，且合成氣壓縮機和氨冰機消耗的增加比方案一深冷分離消耗的增加要多，因而方案二的公用工程消耗總體較方案一高。

（2）方案二返回焦爐的富CO氣量較方案一少，需有較多凈化后的焦爐煤氣返回用于TSA系統的再生，從而會增加焦爐煤氣初壓和TSA系統的操作負荷，造成運行不經濟。

（3）方案二比方案一排放的CO2尾氣增加約5460m3／h，會對火炬及環保造成一定的影響。

（4）方案一比方案二少一個運行工段，且其MDEA脫碳系統操作簡單，人員配置少，檢修量也相應少一些，生產的穩定性相對高一些。

綜上所述，焦爐煤氣制合成氨聯產LNG項目所采用的2條工藝路線——設置變換工段和不設置變換工段，設置變換工段雖可提高液氨產量，但其投資高、能耗高，加上產品市場價格方面的因素，其綜合經濟效益并不好，沒有優勢。因此，筆者認為，焦爐煤氣制合成氨聯產LNG項目采用不設置變換工段的工藝方案更為合理。