焦炉气制LNG装置燃气回收改造

王 鹏，黄长胜，赵洪升

（山东铁雄新沙能源有限公司，山东巨野 274900）

山东恒伟化工科技有限公司是山东铁雄新沙能源有限公司的全资子公司，焦炉气制LNG 及氢气分离项目于2017年5月建成投产。因焦炉煤气资源紧张，装置开停车比较频繁，为节约焦炉煤气，减少资源浪费，在原装置基础上工艺技术人员通过分析装置开停车特点，对本装置燃气回收进行了改造，避免了装置开停车过程和系统负荷调节时煤气放空。

焦炉煤气制LNG 及氢气分离装置原设计中，在开停车过程中需要对不合格的过程煤气放空去火炬燃烧，通过对装置燃气回收改造，实现了装置零放空，避免了资源的浪费和环境的污染。

1 工艺流程

1.1 脱油脱萘流程

采用的是吸附工艺，吸附原理是指当两种相态不同的物质接触时，其中密度较低物质的分子在密度较高的物质表面被富集的现象和过程，具有吸附作用的物质（一般为密度相对较大的多孔固体）被称为吸附剂，被吸附的物质（一般为密度相对较小的气体或液体）称为吸附质；来自螺杆压缩机的原料气（＜0.5MPaG）从一级除油脱萘塔底部进入，原料气中绝大部分的焦油停留在吸附剂表面，微量的焦油、萘及其余组分从塔顶流出送入二级除油脱萘塔，进一步脱除从一段残余的微量焦油、萘，从而得到合格的净化气；本装置由6台变温吸附塔、2台再生气净化塔、3台分离器、2台加热器、3台冷却器、1台放空气净化塔、1个焦油储槽组成，吸附塔的整个吸附与再生过程都是通过程控阀门按一定的工艺步骤进行开关来实现的。

1.2 有机硫加氢流程

来自焦炉气离心压缩机（3.4MPaG，＜110℃）的焦炉气首先经加氢预热器与加氢后的焦炉气换热，并经过开工电炉加热达到230℃后进入预加氢反应器、一级加氢反应器和二级加氢反应器，在反应器内焦炉气中的大部分有机硫转化为无机硫，同时焦炉气中的氧气与氢气在催化剂的作用下生成水，不饱和烃与氢气加成为饱和烃，气体出口温度升至约390℃；开车时或更换新催化剂后，预加氢、一级加氢催化剂需要升温硫化，利用二甲基二硫醚（DMDS）氢解产生的硫化氢进行硫化；生产中铁钼的转化反应及副反应均为强放热反应，在操作中应控制好触媒层温升，主要的副反应是甲烷化反应，按15%的CO 考虑，因此操作中要注意原料气中气体成分变化。

1.3 脱硫脱碳流程

原料焦炉气（压力3.4MPaG、温度240℃）进入脱碳脱硫装置，原料气首先通过焦炉气再沸器（E-1501）降温，再经过焦炉气冷却器（E-1503）循环水冷却后进入气液分离器（V-1501）和脱碳前过滤器（FI-1501），以去除原料气中的大颗粒杂质，气体从吸收塔下部进入，自下而上通过吸收塔；完全再生后的胺溶液（贫液）从吸收塔上部进入，自上而下通过吸收塔（T-1501）；逆向流动的胺溶液和焦炉气在吸收塔内充分接触，焦炉气中的二氧化碳和硫化氢被吸收而进入液相（焦炉气中二氧化碳浓度降低到20×10-6以下，硫化氢浓度降低到1×10-6以下），煤气从吸收塔顶部引出，经分离器（V-1502）及过滤器（FI-1502），进入脱硫塔（T-1504）脱硫槽后被送至脱水单元。

1.4 脱水脱苯流程

本装置采用变温吸附技术进行气体分离提纯，变温吸附技术是以吸附剂（多孔固体物质）内部表面对气体分子的物理吸附为基础，利用吸附剂对气体的吸附容量随吸附温度和压力不同而变化的特性，吸附剂对不同气体组分有选择性吸附的条件下，低温高压时吸附混合气中的某些组分，未被吸附组分通过吸附剂层流出，高温低压时脱附这些被吸附的组分，以进行下一次低温高压吸附，可采用多个吸附器而达到气体连续分离的目的。脱水装置的作用是脱除原料气中的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，从而得到干燥的焦炉煤气。

1.5 液化流程

通过板翅式换热器对冷剂、原料气、循环氮气、富氢、富一氧化碳进行几种物质的热质交换，经过高低压精馏塔利用几种物质的沸点不同，通过液体部分蒸发，气体部分冷凝以达到几种物质分离的目的制取LNG。来自脱水脱苯的煤气经粉尘过滤器后的焦炉气（3.22MPa、45℃）由顶部进入冷箱，首先进入预冷换热器被冷却至-60℃（3.21MPa），然后进入液化换热器被冷却至-125℃（3.2MPa）后进入低压精馏塔塔底再沸器吸收冷量被冷却至-136℃（3.2MPa），再进入过冷换热器被进一步冷却至-160℃（3.18MPa）后进入高压精馏塔（3.1MPa、-160 ～-180℃）脱除焦炉气中大部分的 H2、N2和 CO；高压精馏塔塔顶得到的富氢尾气在换热器中复热后（3.045MPa、37℃）集中送至PSA 提氢工段，塔底产生的富甲烷凝液经限流孔板后进入低压精馏塔（0.31MPa、-140 ～-180℃）深度脱除H2、CO 和 N2等杂质；低压精馏塔塔顶得到的富一氧化碳尾气（0.31MPa、-178.1℃）经冷箱复热后（0.27MPa、37℃）送至脱油脱萘工段，塔底得到合格的 LNG产品再进入过冷换热器中进一步过冷后（0.32MPa、-160.3℃）经产品阀减压（＜0.015MPa；-160.2℃）后送入 LNG 储槽储存。

1.6 变压吸附工艺流程

采用10-2-5/P 冲洗工艺流程，即装置的10台吸附塔中有2台始终处于进料吸附的状态，其吸附和再生工艺过程由吸附、连续5次均压降压、顺放、逆放、冲洗、连续5次均压升压和产品最终升压等步骤组成；经这一过程后吸附塔便完成了一个完整的“吸附-再生”循环，又为下一次吸附做好了准备；10台吸附塔交替进行以上的吸附、再生操作即可实现气体的连续分离与提纯，产出合格的氢气；本装置由10台变压吸附塔、1台顺放气缓冲罐、1台氢气缓冲罐、1台解吸气混合罐组成。如图1所示。

图1 工艺流程简图

2 焦炉煤气放空分析及优化操作

1）在装置开车过程中，首先开启螺杆压缩机，采用氮气作为介质对加氢塔进行程序升温，待加氢塔床层升至指定温度后将氮气切换为焦炉煤气进行反应升温，在加氢塔床层温度升至指定温度前，煤气不能够进入脱水脱苯单元，避免污染脱水脱苯单元吸附剂，原设计中在加氢单元进行放空。

2）焦炉气制LNG 及氢气分离装置产品氢气供下游加氢项目使用，一旦前端净化装置指标波动造成液化冷箱冻堵，将导致下游用氢装置停车，造成极大的经济损失，冷箱冻堵或出现其他故障后，煤气放空。

3）装置频繁开停车，在LNG 装置停车时，LNG 储罐中外卖后会有约200t 的LNG 残留，这些残存的LNG 会缓慢气化成BOG（主要成分为甲烷），装置停车后LNG 储罐闪蒸气BOG 无法回流至螺杆压缩机入口利用，为保证LNG 储罐不超压，需对BOG 气体进行放空处理。

4）生产过程的放空气回用焦炉的可行性分析，焦炉煤气作为正常焦炉加热的煤气完全可以满足焦炉烟气的环保指标，利用焦炉煤气生产LNG 工艺过程中，虽然气体质量不能满足下游工序需要，但还是优于进入系统的焦炉煤气质量，完全可以回收后作为焦炉加热使用，这也是焦炉煤气的后续加工企业比独立煤气化装置的优势所在。

5）优化操作，变压吸附提氢单元可采用甲醇驰放气、冷箱后富氢气和混合气（驰放气+焦炉煤气）作为原料气进行提氢。根据生产调控需要，在变压吸附原料气切换时，影响冷箱富氢气出口压力系统调节，入提氢单元未设计放空气管线，经改造后在入口增加放空调节阀至火炬，短时间进行放空，实现氢气不减量平稳切换，保证后续用氢单位正常使用。

变压吸附的解析气原设计作为脱水脱苯单元和脱油脱萘单元吸附剂的再生气，但是经驰放气变压吸附后，解析气露点偏高，导致脱水脱苯单元出口含水量超标，无法满足冷箱进气标准，通过使用冷箱出口富氢气减压后作为脱水脱苯单元再生气的改造，满足脱水脱苯平稳生产，实现装置长周期运行。

3 焦炉煤气放空回收方案

3.1 增加脱硫脱碳后煤气回燃料气管线

在脱硫脱碳单元出口，焦炉煤气进脱水脱苯单元前，增加至燃料气总管支管线1条，支管线设减压阀组一套，阀前压力3.5MPa，阀后压力10kPa，流量30 000m3/h。

3.2 增加跨冷箱旁通线

为保证氢气供应的持续稳定，避免因装置前端净化装置指标波动影响下游装置生产，增加跨冷箱旁通线，在前端净化工艺指标异常时，将冷箱切出，净化后煤气直接进入PSA提氢单元提取氢气，避免净化指标异常造成煤气的放空和对下游加氢装置的影响，避免了冷箱处理期间的煤气放空和氢气供应中断。

3.3 增加BOG回燃料气管线

在BOG 回螺杆压缩机入口管线增加分支线至燃料气总管，在装置停车时，BOG 气体输送至燃料气管线，实现BOG 气体回收利用，避免资源浪费。

4 综合效益

4.1 脱硫脱碳后煤气回燃料气

在开车过程中，加氢单元煤气升温至少为8h，煤气量为20 000m3/h，LNG 装置按照每年至少两次开停车考虑，每次节约煤气16万方。

4.2 跨冷箱旁通线

装置开车时，干燥单元指标合格时间至少需要36h，放空煤气量约15 000m3/h；装置正常运行后，生产煤气负荷约50 000m3/h，前端净化工艺指标异常时，煤气走冷箱跨接线，可减少煤气放空40 000m3/h，每次指标异常调整时间约4h；两者合计每次节约煤气70万方。

4.3 BOG回燃料气管线改造经济效益

装置停车后，LNG 储罐残液量约200t，气化率1 300m3/t，全部回收后每次可以回收燃料气26万方。

5 结束语

装置燃气回收改造只需要在现有管道系统的基础上稍做改造即可实现燃气改造回收目的，正常的紧急放空联锁仍然保留，不涉及系统安全问题，技术成熟、投资小，值得焦炉煤气下游企业在设计时和现有装置改造借鉴，充分利用好焦炉煤气的综合优势，节约能源、保护环境，综合效益明显。