200kt／a乙二醇装置气体综合利用简介

张 超，许亚彬

（河南煤化集团安化公司净化分公司，河南 安阳 455133）

0 引 言

安化公司200kt／a乙二醇项目是河南煤化集团 “两调整、两提高、两创新、两带动”战略下优化产业结构的重点项目。2012年12月系统一次性开车成功，至今已连续运行近6个月。为提高装置竞争力，优化系统，节能降耗，公司对装置气体综合利用以及废气的回收利用进行了多项技术改造，使整条工艺路线更趋合理。

1 工艺流程简介

该装置造气系统采用间歇式固定床反应器，共16台造气炉，产气量约为100 000m3／h。来自造气的水煤气进入10 000m3气柜缓冲，通过6台煤气鼓风机加压，经一级电除尘除去大部分焦油后，送至常压脱硫系统。经脱硫、水洗后的水煤气进入二级电除尘进一步除去煤气中焦油等杂质。脱硫净化后的水煤气经水煤气压缩机加压至0.85MPa后送至变换工序，通过变换、中温水解塔将水煤气中H2／CO调节至乙二醇合成所需比例，同时将大部分的COS转化为H2S；随后变换气再次经过加压湿法脱硫最终将气体中大部分的H2S脱除，净化后的水煤气进入到PSA工序，经PSA－CO2脱碳工序脱除掉大部分的CO2，脱除CO2后的半成品气经过精脱硫将气体中总硫降至1×10－6以下，送PSA－CO和PSA－H2段提纯CO和H2，合格的两种产品气通过CO离心式压缩机和H2压缩机加压后送至乙二醇合成装置。CO气体经过脱氢反应器脱除H2后补充至合成循环气中，进入羰基化反应器反应生成中间产物草酸二甲酯，草酸二甲酯与H2混合后进入加氢反应器生成粗乙二醇，加氢合成气通过界内PSA提纯后循环使用。粗乙二醇经过分馏、精馏后成为产品乙二醇。其流程如图1所示。

2 废气回收利用

装置废气主要有三处：造气系统的吹风气，PSA系统废气，乙二醇合成尾气。为将这三类气体回收利用，公司在系统开车前进行了专项的研究讨论，最终将整个系统的废气回收至三废炉和合成氨气柜用于副产蒸汽和合成氨所需。

2.1 三废炉回收气体

三废炉是项目建设期间设计回收乙二醇装置废气和安化合成氨系统PSA脱碳解吸气同时副产3.82MPa蒸汽的装置，设计能力为75t／h。乙二醇装置开车以来，由于回收气中可燃气体成分偏高等原因，原先预计回收的合成氨系统废气不再回收。目前，乙二醇装置水煤气量57 000m3／h，负荷已超过50%。回收气体包括造气系统的吹风气和配套装置PSA系统一段解吸气和三段冲洗气。

图1 煤制乙二醇工艺流程框图

由于本装置采用间歇式固定床反应器，需用空气作为气化剂，在生产原料气的同时有大量吹风气的产生，吹风气是低热值气体，低于650℃时就不能燃烧，如炉温不稳定，就会发生爆炸。造气系统16台φ2 800mm固定层发生炉所产吹风气104 800m3／h、220～260℃、0.015MPa，其组分见表1。

表1 吹风气组分表 %

吹风气低位发热值为：

除造气吹风气外，配套装置PSA系统所产废气量也相当大，无论是燃烧还是放空，均会造成浪费和污染。PSA系统流程如图2。

如图2所示，PSA－CO2在脱除CO2后，为保证吸附剂再生，通过真空泵将吸附在吸附剂上的CO2抽出，这部分解吸出的气体最终将送至三废炉。而图中去解吸气气柜气体中还包含了PSA－H2解吸气、去一段冲洗气。满负荷工况下PSA－CO2解吸气气量为17 968m3／h，PSA－H2解吸气气量为2 000m3／h。此两种气体组成见表2。

图2 PSA系统流程框图

表2 PSA－CO2解吸气和PSA－H2解吸气组分表 %

PSA－CO2解吸气低位发热值为：

PSA－H2解吸气低位发热值为：

经计算，三废炉回收上述3种气体可副产3.82MPa蒸汽约42t／h。以上气体成分数据及气量均为设计值。

2.2 三废炉回收气体存在的问题

三废炉自开车接收气体以来，一直存在炉膛超温这一问题。经多次研究、讨论，发现主要原因有以下两点：

（1）PSA回收气体可燃成分高于设计值，最多时可燃成分高达50%以上；

（2）前期未接收吹风气，造成进三废炉气体得不到稀释。

公司对原因（1）进行了研究、攻关，并取得了较好的效果。造成PSA回收气体可燃成分高，主要有以下几方面原因。

（1）PSA－CO2段在初期开车后，尾气中CO2含量控制过低（0.03%），吸附剂吸附CO2不饱和，吸附剂表面残留过多的CO和H2未置换出去，使逆放、抽真空时这部分气体进入到解吸气中，不仅造成三废炉可燃气体成分高，同时也使CO、H2收率降低。

（2）为保证PSA－CO段CO产品气纯度以及产品气中H2含量，初期运行阶段控制该段尾气中CO量较高，最高时达到10%以上，大量CO进入PSA－H2段被吸附剂吸附后，通过抽真空解吸出来，而该抽真空气去PSA－CO2段冲洗时，造成气体中CO成分偏高，也造成吸附剂再生差，使去三废炉可燃气体成分降不下来，同时也导致了CO收率降低。

（3）PSA－CO2段顺放和逆放量不平衡，前期该段顺放结束压力控制在70kPa以上，未达到CO2解吸分压，使逆放气中仍含有大量的CO，逆放气与解吸气混合后，造成可燃气体成分偏高。

针对以上三方面的原因，公司分别对一段、二段尾气指标作出新的规定，控制一段尾气CO2在0.2%左右；为保证CO产品纯度，通过加大顺放、置换气量，代替尾气带走杂质气体，使气体通过顺放和置换进入乙二醇原料气柜，同时使二段尾气中CO含量可控制在5%以下，较低的含CO原料气进入PSA－H2段后，使PSA－H2段解吸气中CO含量明显下降，至一段冲洗气成分变好后，一段吸附剂再生更加彻底。同时，增大一段顺放量，控制顺放结束压力在30kPa左右，使CO和H2更多地通过顺放回收至乙二醇原料气柜。调整后，目前PSA送三废炉气体组分如表3；三废炉运行平稳，平均产汽量在50t／h。

表3 目前PSA送三废炉气体组分表 %

2.3 合成氨气柜回收气体

除上述气体外，乙二醇系统配套PSA－H2解吸气和主装置PSA解吸气因主要含氢氮气，无法回收至三废炉，而安化公司具备年产290kt合成氨能力，将该气体回收至合成氨系统较为合适，其组分见表4。

表4 合成氨气柜回收气体组分表 %

目前，乙二醇系统半负荷工况下，界内PSA解吸气约为1 500m3／h，PSA－H2解吸气约为4 000m3／h，合成氨系统接收此两种气体后，可节约2.5MPa蒸汽，消耗有明显下降。

2.4 未回收气体

目前，乙二醇系统合成尾气仍未进行回收，由于该气体含氧量在2%，同时含有少量CH3OH和CH3ONO，考虑到对三废炉和合成氨系统的影响未知，因此该部分气体仍然采取送火炬燃烧，待进一步分析论证后考虑回收。

3 有效气综合利用

乙二醇合成原料气为水煤气，通过净化分离后的高纯度CO和H2进行合成。由于该合成工艺为新工艺、新路线，目前国内包括国际上工业装置仍无达到满负荷工况的，如通辽金煤作为国内首家煤制乙二醇工业化装置，负荷也一直保持在50%左右，且停车检修、技改频繁。而除去乙二醇主装置外，配套的造气、净化、PSA系统均为成熟工艺，早已实现满负荷运行。为了保证开车后平衡配套装置与主装置负荷，对系统进行优化，使气体得到综合利用，在主装置无法高负荷运行时，配套装置可以在较高负荷下运行，从而降低消耗，节约成本。具体改造如下。

（1）水煤气综合利用。通过常压脱硫和二级电除尘后的水煤气进入水煤气压缩机进行加压，在加压前，将此部分水煤气引至九天公司九天甲胺车间原料气压缩机入口，经过加压后送至该车间PSA脱碳、PSA提纯CO工序，最终分离出高纯度CO供该车间生产DMF。开车以来，平均送气量在5 000m3／h，由于该部分气体在气质上优于老系统所送水煤气，且由乙二醇造气系统送气后，老系统可不再生产水煤气而全部生产半水煤气供合成氨装置使用，使公司造气系统生产运行更趋合理。

（2）CO产品气综合利用。配套PSA装置设计产CO能力为22 000m3／h，同时配有3台型号为DW－95.9／3.5置换气压缩机，2开1备，对PSA－CO系统进行置换，从而保证CO产品气纯度。为提高设备开工率，同时在主装置接收不了更多CO时，PSA系统可高负荷运行，增加备机至九天公司九阳造气车间产品气压缩机联通管线，通过置换气压缩机将CO产品气加压至0.3MPa以上，送至该车间产品气压缩机入口，该压缩机入口设计压力在0.3MPa，经压缩机加压后送至九阳甲胺车间生产DMF。九阳甲胺车间所需CO在7 000m3／h，而置换气压缩机可供气量为5 754m3／h。九阳造气车间造气采用富氧与CO2在焦炭燃烧下产生较高纯度CO，通过PSA脱碳提纯CO纯度至98%以上，送九阳甲胺车间合成DMF。经公司财务计算，该生产装置所产CO成本在3元／m3以上。而乙二醇造气采用型煤，经测算CO成本在1.9元／m3。因此，按照向九阳造气车间送CO气量为5 000m3／h计，则可降低DMF成本为5 500元。如此一来，优化公司装置整体运行的同时，增加了DMF产品在市场上的竞争力。

（3）H2产品气综合利用。为平衡 H2和CO，当CO利用后，多余的H2也必须加以利用，否则将造成H2的浪费。通过综合考虑，增加H2压缩机二回一至合成氨净化工序出口管线，混合后经合成压缩机加压后送合成氨系统。

通过以上改造，乙二醇配套装置一直保持在50%以上负荷运行，最高时在80%负荷下运行，并且较为稳定。通过对有效气体的综合利用，保证了配套系统的运行，同时也优化了整个公司包括合成氨、甲胺、DMF、造气系统的运行模式，在界内紧急停车、短停等情况下，配套装置可以继续生产运行，减少了开停车费用。在向九天公司供气期间，因公司电网故障，造成老系统、九阳造气系统停车，但由于乙二醇配套装置向九天公司供气，避免了该套甲胺／DMF装置的整体停车。

4 结 语

煤制乙二醇作为新工艺、新技术，目前国内工业化装置运行均未达到设计能力，加上在建新项目多，未来市场竞争将极大。前文所述内容旨在优化公司生产系统，降低乙二醇系统消耗，提高装置抗风险能力，增强市场竞争力；此外，可为在建项目提供一种新思路，在继续深挖乙二醇合成潜力的同时，更加优化系统气体的综合利用。