天然气蒸汽转化改造制乙二醇合成气方案的研究

加工工艺炼油技术与工程 PETROLEUM REFINERY ENGINEERING2015年第45卷第3期天然气蒸汽转化改造制乙二醇合成气方案的研究张骏驰(中国石化长城能源化工有限公司,北京市100120)摘要:针对国内某项目利用原先已有天然气蒸汽转化装置为新建200kU/a煤基合成气制乙二醇工业示范装置提供备用合成气源的改造要求,提出了纯氧配CO2和水蒸气、纯氧配CO2,纯氧等3种可行方案,通过对一、二段转化炉烧嘴及炉体材料等指标进行对比,并对不同方案改造后各装置运行情况及实际生产能力、不同方案投资及技术经济指标进行了测算,最终选择纯氧配CO2和水蒸气方案。该方案可以实现稳定供应原料气的目的装置可在不同工况下保持较高的乙二醇生产平均负荷(工况1,2为满负荷生产),合成氨产量可达1.1kd,方案总投资3083.0万元,有项目和增量所得税后净利润分别为38,2.3亿元/a,投资回收期1.1a。该方案具有投资整体省经济效益优的特点。改造后装置运行平稳、操作简单,达到增产乙二醇及合成氨的目的。关键词:天然气蒸汽转化合成氨乙二醇改造技术经济指标煤制乙二醇是通过含碳原料转化、变换、净化处于低负荷运行,在线率不高,导致装置运行效益及分离提纯后得到CO和H2,其中CO通过催化不佳。为调整产品结构,提升企业盈利能力,拟新偶联生产草酸酯,再与H2进行加氢反应并通过建200k∪/a煤基合成气制乙二醇工业示范装置。精制后获得聚酯级乙二醇。随着煤化工在国内的快速发展,煤制乙二醇引起了人们空前的重视。2改造方案研究由于乙二醇装置与上游气化装置刚性连接,该装粉煤气化装置建成后始终在长周期运行上存置运行完全受制于气化装置的运行情况。除此之在一定问题,分析原因如下:①该装置采用单系列外,该装置工艺流程长及乙二醇装置开停工周期大型气化炉,没有备炉,经常出现非计划停工,严较长,且每次开停工费用高达1200万元。因此重制约下游乙二醇装置长周期稳定运行;②当乙如何稳定上游气源并足量供应乙二醇合成气是首二醇装置单独运行时,该装置负荷(设计负荷的要解决的问题。以国内某新建乙二醇项目为例,54%)低于最低稳定运行负荷,当利用煤气化富针对其气源供应不稳的情况,提出通过改造现有余能力生产合成氨时,仅能产氨436d,氨合成天然气转化装置作为备用气源来实现稳定供应原装置运行困难,能耗高料气的目的,从而提高煤制乙二醇的经济效益。2.1基本思路为实现乙二醇装置长周期安全运行,同时氨1装置现状概述合成能够经济运行,在不考虑增设备炉情况下,对该项目原工艺流程采用一段蒸汽转化、二段已经停产的天然气蒸汽转化装置进行适当改造后空气转化工艺生产合成氨和尿素,其生产能力分生产合成气同时满足上述装置经济运行,装置别为300,520ka。2000年以后由于石脑油价各工况具体要求如下:工况1,该项目正常操作格的不断上涨,企业连年亏损,曾一度恢复天然气时,原粉煤气化、天然气转化装置同时运行,联合原料生产,但效果不明显。2002年实施了煤代油向乙二醇、合成氨装置供气;工况2,当粉煤气项目改造工程,新建粉煤气化装置,原料煤公称处理能力为2kd,产气(H2+CO)能力为142收稿日期:2015-01-02;修改稿收到日期:2015-01-28。dam3h。天然气装置及配套的变换、脱碳、甲烷作者简介:张骏驰高级工程师本科毕业于石油大学(华东)化学工程中国煤化工、生产管理工作。化等装置停产(其流程见图1,虚线方框内系统为联系电话CN ccnh sinopec.利旧改造内容)。由于粉煤气化装置从开车初期第45卷第3期张骏驰天然气蒸汽转化改造制乙二醇合成气方案的研究化装置发生故障停工时,停运合成氨装置,利用天上述改造利用现有闲置资产以投入较小资然气转化装置供给乙二醇装置合适比例的合成金,将现有天然气转化装置改造为乙二醇示范气,以确保乙二醇装置的可靠气源;工况3,当煤装置的备用合成气源,可满足乙二醇额定生产气化、乙二醇装置同时停工时,可采用天然气装置负荷同时满足氨合成经济运行,具体改造流程生产合成氨。见图2。蒸汽空气压缩机甲天气已要种一巨一[变换上一[原上一[甲化色成机一鱼氨空分甲烷化原料煤气化耐硫变换低温甲醇洗图1粉煤气化改造后生产合成氨流程Fig 1 Flow of powder coal gasification for ammonia synthesis蒸汽原料天然气段转化一匚三段转化一[变换[脱歌[甲烷化}[合成气压缩机}一[合成氨过热器废锅氮气空分甲烷化原料煤煤气化耐硫变低温甲醇洗未变换气净化PSA-CO偶联反应加氢反应乙二醇图2改造后主要工艺流程Fig. 2 Flow for ammonia synthesis after steam reforming unit reformation注:一、二段蒸汽转化、变换、脱碳及甲烷化系统均进行部分利旧改造从图2可以看出,方案研究内容包括天然气N2含量是最为直接有效的可行方案。蒸汽转化、变换、苯菲尔脱碳及氨合成等系统改通过全流程综合分析,结合全厂O2平衡状造,挖掘已有公用工程潜力并从各种可能的工艺况,空分装置尚有约9dam3/h的纯氧富裕,在蒸流程组合、装置产出、投资及技术经济等方面进行汽转化二段炉进行纯氧或纯氧配CO2或纯氧配综合对比,以提出最佳改造方案。CO2和水蒸气的转化方式,尽可能降低转化气中2.2改造条件分析N2含量,以达到采用粉煤气化、天然气装置联合目前现有天然气转化装置二段炉采用空气转向乙二醇和合成氨装置供气,并在粉煤气化装置化时,由于转化气中N2含量高,可作为合成氨原故障停工时由天然气装置单独供乙二醇装置生产料气。当转化气用作乙二醇装置合成气源时需降的目的。对3种工艺模式具体分析如下。低其中N2含量并提高CO含量。由于N2和CO(1)纯西出世方案相对分子质量非常接近,常规的分离方法很难将CO2CNMHG2,并根据流其彻底分离,从天然气转化上游进行隔离来减少程中凝液回仪基乳加里小。天然气装置工工艺炼油技术与工程2015年3月开工时经低温甲醇洗再生后的CO2经往复式压移需重新更换纯氧烧嘴以适应新工况;②由于纯缩机(打气量较少)加压后与O2、水蒸气混合。正氧转化炉炉内温度升高,必需将原浇注料衬里更常生产时采用苯菲尔脱碳装置出口的CO2并循换为刚玉砖衬里,同时增加衬里厚度;③由空气烧环使用。嘴改为纯氧烧嘴后,炉膛上部温度较空气转化温原一段转化炉的辐射段操作条件基本没有变度更高,为防止催化剂失活,催化剂床层厚度需适化,因此不需对其改造。由于原 Kellogg炉型的空当降低,二段炉处理能力也随之降低(约为原设气蒸汽预热段的热负荷为440MW,改造后该组计值的75%)。取热面的热负荷为4.16MW,对这组盘管的热负综上可知,采用此方案改造二段炉需增设O2荷及转化炉后续对流段的影响非常小,从材料和预热器,并对一段转化炉蒸汽过热盘管进行更换,热平衡角度没有明显的影响,故原转化炉的对流二段转化炉空气烧嘴改为纯氧烧嘴,二段炉浇注段也不需进行改造。衬里改为刚玉砖。对于二段炉方面来说,CO2加水蒸气替代N22.3不同工况下装置运行情况对比后,发生催化部分氧化的炉膛内温度没有明显变3种方案改造后的装置依托供热、供电、给排化,空气混合器仍然可以良好运行,因此二段炉也水及空压站等公用工程与现场情况结合,基本可不需进行改造。满足改造要求。因此,3种方案的优劣主要取决(2)纯氧配CO2(方案2)于主装置的运行稳定性及操作负荷。表1列出了天然气装置开工时经低温甲醇洗再生后的3种方案改造后,不同工况下主装置运行情况对CO2经压缩机加压后与O2混合。正常生产时与比分析。方案1相同。经过初步核算,原一段转化炉的辐由表1可知,不同工况下,方案1与方案2运射段、原 Kellogg转化炉的对流段及原二段炉均无行情况较为接近,工况1,2均可使乙二醇装置满需改造。负荷生产,方案1具有更好的经济效益。在工况该方案改造完成后,原空气压缩机将被闲置,3煤气化、乙二醇装置均停产的情况下,可采用天因此对方案2有以下处理方法:①原空气压缩机然气转化制合成氨,即恢复到原天然气转化制合进行改造后用于加压CO2,由于两种原料相对分成氨的设计工况,不再需要从空分装置引人O2和子质量相差较大,对其进行改造会带来诸多问题,N2,空分装置停运后合成氨产量为1.0kt/d。对因此不建议采用2;②工况1及工况2可分别增于方案3中3种工况下天然气转化负荷均仅有设1台CO2压缩机;工况3采用原空气压缩机,整75%,工况1下乙二醇装置可满负荷运行,合成氨套装置并未进行改造,即以原有空气转化法流程产量为0.9ktd。在工况2单供乙二醇装置时受进行生产。方案2投资将会增加。合成气中H2与C0比例的限制,仅能维持乙二醇(3)纯氧(方案3)装置约57%负荷运行,生产乙二醇114kt/a,合成因与加热空气不同,原 Kellogg对流段的蒸氨装置停运。工况3下合成氨产量仅有0.8k/d汽-空气加热盘管加热纯氧盘管材料至少需要采而方案3在工况波动下需要明显降低负荷或停产用 inconel600或625(材料牌号,下同),同时对某一装置,不利于项目平稳优化运行。O2在盘管内的流速有很多限制要求。在工业生从投资及经济效益分析,方案1,3投资约产中,预热O2通常采用TEMA换热器蒸汽加热O23000万元,方案2由于需额外补充CO2来增加离到230℃左右。原 Kellogg对流段的蒸汽空气加心式压缩机导致投资提高至4500万元。根据初热盘管拆除,该部分约4.40MW的热量通过过热步技术经济测算指标,方案1有项目年均所得税蒸汽预热段盘管吸收,虽然可以通过控制过热烧嘴后净利润为2.3亿元/a,方案2有项目年均所得的燃料气量来维持对流段的整体热平衡,但过热蒸税后净利润为2.1亿元/a,方案3有项目年均所汽段盘管材料需从原A335P11换热管改为304H。得税后净利润为1.5亿元/a。由此可见,方案1二段炉方面改造情况:①炉内温度会显著升指标最优中国煤化工选择方案推高,对原烧嘴、炉衬及催化剂产生影响,高温区上荐采用方YHCNMHG第45卷第3期张骏驰天然气蒸汽转化改造制乙二醇合成气方案的研究表1不同方案下装置运行情况对比Table 1 Comparison of units operation to different plans项目方案1方案2方案3工况1工况2工况3工况1工况2工况3工况1工况2工况3CO2压缩机或O2预热器运行运仃停运运行运行停运运行运行运行二段炉配套空压机停运停运停运停运不变停运停运停运天然气转化约92%约100%约87%约90%约75%约75%约75%负荷负荷负荷负荷负荷①负荷②负荷③合成氨(k·d-1)1.1停运1.0停0.9停运0.8空气分离基本理论约基本理论约满负荷满负荷停运满负荷27%负荷停满负荷20%负荷⑤停运煤气化约65%负荷◎停运停运约65%负荷停运停运负荷③停运停运乙二醇/(k)200200停运20200停运200114停运①表示有效气量约69.3dam3/h;②表示产有效气量约623dam3/h;③表示产有效气量约693dam3/h;④表示按O2产能乙二醇54dam3/h,天然气转化77dam3/h,实际约70%负荷;⑤表示按O2产能乙二醇3.1dam3/h,天然气转化6.6dam3/h,实际约70%负荷;⑥表示200ka乙二醇项目的合成气耗量约为75.0dam3/h,对应煤气化装置约53%负荷考虑到粉煤气化的稳定操作,建议负荷调整为不小于65%;⑦表示产有效气量928dam3/h;⑧表示产有效气量928dam3/h2.4方案1改造说明及其装置消耗水平指标如表3所示。方案1改造情况如下:①O2自空分装置引方案1总投资为3083.0万元,新增建设投入;②CO2来自苯菲尔脱碳后的产品气(开工时可资3014.0万元投资回收期1.1a,无项目、有项采用低温甲醇洗装置的CO2)经压缩机加压后配目时财务内部收益率分别为12.14%,26.14%入;③过热蒸汽引自工厂原有40MPa(表压)管新增财务内部收益率为815.36%。经济效益网,混合后有部分凝结水出现,为防止凝结水进入显著。对流段引起爆管,增设混合气预热器进行过热。表3方案1主要技术经济指标表2给出了方案1主要物料消耗。Table 3 Technical and economic indexes based表2方案1主要物料消耗on the No I planTable 2 Material consumptions of the No. 1 plan无项目有项目增量所得税后净利润(亿元·a1)3.8项目价格/无项目年消耗/有项目年消耗财务净现值(基准收益率13%)/亿元0.813.314.1(元·t-1)(kt·a-1)煤炭823.00430.0460.03结论天然气17.2②醇13.5为确保新建乙二醇装置气源的稳定性,利用水0.4910580.012420.0并改造已有天然气转化装置,为乙二醇装置提供备用气源,从而显著提高乙二醇装置满负荷生产高压蒸汽190.001150.01280.0的可靠性,具有良好的经济效益。在对天然气转中压蒸汽2560.02340.0化装置的多种改造方案中,蒸汽转化二段炉进行乙二醇200.0200.0纯氧配CO2加水蒸气的转化方式,既避免了纯氧合成氨2830.00289,40方案的一段转化炉蒸汽过热盘管、二段转化炉烧注:①,②分别表示该处单位为元/m3,dam3/a;③,④,⑤分别表嘴、二段炉浇注衬里更换,又不会存在CO2不足示该处单位为元/(kW·h),10°(kW,h)/a,108(kW,h)/的问题。按照推荐方案改造后装置运行平稳、操2.5方案1的投资及技术经济指标作简单,可尽可能增产乙二醇及合成氨。同时该考虑粉煤气化装置单独供乙二醇装置8ba,方案具有整体投资省经济效益优的特点是较为天然气蒸汽转化单独供乙二醇装置800h/a,粉煤可行的推荐方案。气化装置和天然气蒸汽转化装置联合供乙二醇和中国煤化工合成氨6400h/a,以满足乙二醇装置运行8000h/a的要求。按照上述基础数据测算的技术经济1]胡杰,朱博超,士明大气化工投木利用[M],北京:化25炼油技术与工程2015年3月学工业出版社,2006:1220.版社,2003:83-89[2]李维春.大型氮肥工业装置原始开车[M].北京:化学工业出(编辑焦瑞)Study on revamping of NG steam reforming for productionof synthetic glycolZhang JunchiSINOPEC Great Wall Energy Chemical Co, Ltd, Beijing 100120)Abstract: To supply sufficient syngas for the new 200,000 TPY coal-based synthetic gas to glycol demonstration plant by revamping of an existing LNG steam reforming unit, three revamping schemes of02, CO2 and steam are proposed respectively. The operations of 1st-stage and 2nd-stage reformers, burnersand materials of the unit are analyzed and compared. Production capacity of various operation modes, investments, operation costs and technical economics are also calculated and compared. The scheme of combinIng02, CO2 and steam is finally selected. Based on this recommended scheme, syngas can be stably supplied toreach a full glycol production load. The ammonia production can reach 1 100 t/d and the total investment is30. 83 million Yuan RMB. The net profit after tax with project and the incremental is 380 million and 230 million Yuan RMB respectively, and return of investment is 1. 1 years. This scheme is stable in unit operationeasy in operation and increased in glycol and synthetic ammonia productionsKey Words: natural gas steam reforming, synthetic ammonia, glycol, revamping, techno-economic国内外动态2014年我国石油开采与加工数据统计全球石油需求9244万桶/日,供应量为9320万桶/日,供国家统计局数据显示:大于求76万桶/日,导致油价大幅跳水50%以上。石油天然气开采业:规模以上企业288家,实现主营2014年,世界天然气消费量约为3.38万亿立方米,收入1.36万亿元,比上年下降0.3%;利润总额32178增长0.85%,远低于预期,全球天然气产量为3.57万亿亿元,下降124%;上缴税金26785亿元,增长15.5%;立方米,供大于求0.19万亿立方米。完成固定资产投资4023.0亿元,增长5.7%,资产总计(路守彦供稿)2.32万亿元,增长6.7%。全国原油产量2.10亿吨,增长0.6%;天然气产量1234.1亿立方米,增长6.9%。亚洲炼油商2015年将面临挑战原油加工业:规模以上企业1368家,实现主营收入据道琼斯2015年1月8日消息,惠誉评级公司旗下3.50万亿元,比上年增长0.7%;上缴税金4276.7亿元,的研究机构 Business Monitor International(BMI)表示增长4.3%;完成固定资产投资2472.3亿元,增长2015年亚洲下游炼油行业预计仍将面临挑战因炼油产15.7%,资产总计1.62万亿元,增长1.0%。原油加工量能增长速度超过了该地区燃料的消费增长速度,从而令5.03亿吨,增长53%;成品油产量(汽、煤、柴油合计)利润受压。BM称,原油价格下降虽有可能使炼油行业3.17亿吨,增长7.1%。第一季度的利润小幅增加,但政府将面临压力,需要尽快路守彦供稿)将燃料成本的下降转移给消费者。此外,美国和中东炼油业务扩张也会使亚洲炼油厂在保持具有竞争力的燃料2014年全球石油和天然气消费量价格方面面《2014年国内外油气行业发展报告》显示:2014年yH中国煤化工CNMHG摘译自道琼斯)