天然氣液化裝置冷箱周期性凍堵問題及綜合技改

何伏牛，郭康達(dá)，梅喜濤，喻明杰

（河南晉煤天慶煤化工有限責(zé)任公司，河南沁陽(yáng) 454592）

0 引 言

河南晉煤天慶煤化工有限責(zé)任公司（簡(jiǎn)稱晉煤天慶） “30·52·3”項(xiàng)目（300kt／a合成氨、520kt／a尿素、3×108m3／a煤制天然氣），采用魯奇爐碎煤加壓氣化工藝生產(chǎn)粗煤氣［1］，一期項(xiàng)目生產(chǎn)合成氨、尿素產(chǎn)品，于2015年1月18日投產(chǎn)；2016年8月3×108m3／a燃?xì)猓褐铺烊粴猓﹥?yōu)化技改項(xiàng)目（二期項(xiàng)目）試生產(chǎn)，2017年6月達(dá)產(chǎn)達(dá)標(biāo)，二期項(xiàng)目天然氣產(chǎn)品分為兩部分，一部分經(jīng)輸氣站通過管網(wǎng)直接輸送至下游用戶，另一部分通過天然氣液化裝置生產(chǎn)LNG后裝車銷售，其甲烷合成裝置采用英國(guó)戴維公司的四塔甲烷合成工藝生產(chǎn)煤制天然氣（SNG）、天然氣液化裝置采用杭州中泰深冷技術(shù)股份有限公司（簡(jiǎn)稱杭州中泰）的深冷工藝生產(chǎn)液化天然氣（LNG）。

隨著晉煤天慶甲烷合成裝置的穩(wěn)定運(yùn)行，產(chǎn)品氣SNG中的CO2含量約在0.1%～2.0%之間，遠(yuǎn)高于天然氣液化裝置（原料天然氣）簽訂合同的保證值CO2含量≤50×10－6，即使上游低溫甲醇洗系統(tǒng)刻意調(diào)整工況降低凈化氣中的CO2含量（將配CO2的調(diào)節(jié)閥由自動(dòng)調(diào)節(jié)變?yōu)槭謩?dòng)調(diào)節(jié)），甲烷合成產(chǎn)品氣SNG送到下游天然氣液化裝置分離時(shí)，冷箱內(nèi)板翅式換熱器的流道也會(huì)因低溫附著的干冰越聚越多而變小變細(xì)，壓差由滿負(fù)荷時(shí)的25～35kPa逐漸上升至60～80kPa，這種周期性凍堵導(dǎo)致的冷箱壓差變大情況一旦發(fā)生，天然氣液化裝置不得不降負(fù)荷運(yùn)行甚至停車，拆開法蘭安裝臨時(shí)短接進(jìn)行逆向爆破“吹碳”。因此，亟需尋求一種脫碳方法將SNG中的CO2含量降至50×10－6以下再輸送至冷箱進(jìn)行液化。經(jīng)充分的市場(chǎng)調(diào)研與分析論證，晉煤天慶最終通過實(shí)施新增MDEA脫碳系統(tǒng)、脫汞脫重?zé)N系統(tǒng)及返輸氣管線的綜合技改方案，徹底消除了天然氣液化裝置的生產(chǎn)瓶頸問題，保證了系統(tǒng)的安全、穩(wěn)定、長(zhǎng)周期運(yùn)行，提升了裝置的生產(chǎn)能力和產(chǎn)品質(zhì)量，LNG產(chǎn)品市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力和企業(yè)盈利能力得到增強(qiáng)，為完成年度契約目標(biāo)打下堅(jiān)實(shí)基礎(chǔ)。以下對(duì)有關(guān)情況作一簡(jiǎn)介。

1 天然氣液化裝置綜合技改方案

1.1 技改背景

晉煤天慶目前擁有合成氨－尿素和煤制天然氣兩條生產(chǎn)線，日常6臺(tái)氣化爐運(yùn)行（六開無備，原設(shè)計(jì)為五開一備），尿素作為主導(dǎo)產(chǎn)品，合成氨－尿素生產(chǎn)線滿負(fù)荷運(yùn)行以保證企業(yè)的盈利能力。一旦單臺(tái)氣化爐發(fā)生故障需退出系統(tǒng)檢修時(shí)，一般會(huì)降低煤制天然氣裝置的負(fù)荷進(jìn)行雙系統(tǒng)負(fù)荷平衡，但甲烷合成裝置、天然氣液化裝置的低負(fù)荷運(yùn)行會(huì)導(dǎo)致資產(chǎn)利用率降低、企業(yè)盈利能力下降。而擴(kuò)大天然氣液化裝置的生產(chǎn)能力（增設(shè)管線反向輸入附近煤礦的煤層氣以生產(chǎn)LNG）及脫汞脫重?zé)N（煤層氣中含有汞、重?zé)N等雜質(zhì)，易凍堵冷箱）等改造，可提高管道天然氣產(chǎn)品的產(chǎn)量及質(zhì)量、降低生產(chǎn)成本；增設(shè)脫碳系統(tǒng)，可防止天然氣液化裝置發(fā)生周期性凍堵事故，保證其長(zhǎng)周期運(yùn)行，提高LNG產(chǎn)品的產(chǎn)量及質(zhì)量?？傊ㄟ^實(shí)施天然氣液化裝置的綜合技改，可使煤制天然氣裝置的生產(chǎn)潛力得到充分發(fā)揮，繼而大幅提升企業(yè)的經(jīng)濟(jì)效益。

1.2 技改方案的提出

經(jīng)與杭州中泰深入溝通和交流后，確定增設(shè)脫碳和脫汞脫重?zé)N系統(tǒng)，并增設(shè)返輸氣管線，將天然氣液化裝置的進(jìn)氣量由29000m3／h提升至33000m3／h，其操作彈性在30%～110%負(fù)荷范圍內(nèi)可靈活調(diào)節(jié)，以充分發(fā)揮天然氣液化裝置的生產(chǎn)潛能；短期停車時(shí)在天然氣液化裝置共用冷卻器出口總管、脫水系統(tǒng)出口總管分別甩頭預(yù)留脫碳、脫汞脫重?zé)N系統(tǒng)接口，用于管線碰口對(duì)接，使脫碳、脫汞脫烴后的氣體中CO2含量≤20×10－6（體積分?jǐn)?shù)，下同）、硫含量≤10×10－6、汞含量≤10×10－6、重?zé)N含量≤0.1×10－6，解決冷箱因CO2等含量超標(biāo)而帶來的凍堵問題，以提升LNG產(chǎn)品的質(zhì)量及產(chǎn)量。

1.3 技改方案的確定

1.3.1 脫碳工藝方案的比較及確定

天然氣脫碳工藝中，以天然氣中的CO2與脫碳介質(zhì)發(fā)生反應(yīng)與否分為化學(xué)反應(yīng)法、物理吸收法、化學(xué)物理法。這三種方法均有應(yīng)用工藝代表，如：化學(xué)反應(yīng)法有醇胺法、熱鉀堿法等，物理吸收法有物理溶劑法、分子篩法、膜分離法、低溫分離法等，化學(xué)物理法有化學(xué)物理溶劑法。常用天然氣脫碳工藝之工藝原理及特點(diǎn)如表1。

表1 常用天然氣脫碳工藝之工藝原理及特點(diǎn)

通過調(diào)研業(yè)內(nèi)復(fù)合胺法脫硫、天然氣脫碳等工藝系統(tǒng)的運(yùn)行狀況、尾氣排放處理、運(yùn)行中存在的問題及處理方案，結(jié)合晉煤天慶甲烷合成產(chǎn)品氣SNG中CO2含量高、冷箱凍堵問題，以供應(yīng)下游市場(chǎng)優(yōu)質(zhì)產(chǎn)品、降低生產(chǎn)成本等為出發(fā)點(diǎn)，對(duì)以上脫碳方案反復(fù)進(jìn)行篩選，鑒于MDEA脫碳系統(tǒng)具有工藝流程簡(jiǎn)單、吸收效果好、運(yùn)行成本低等優(yōu)點(diǎn)，最終決定采用MDEA脫碳工藝，即吸收塔內(nèi)噴淋吸收、再生塔內(nèi)加熱再生，脫碳溶液循環(huán)使用，將SNG中的CO2降至20×10－6以下。

1.3.2 脫汞工藝方案的比較及確定

天然氣液化裝置中低溫?fù)Q熱器通常采用鋁合金制造的板翅式換熱器，天然氣中的汞含量雖然極其低微，但汞會(huì)與鋁合金反應(yīng)在其表面生成附著力很小的汞齊，最終引起鋁合金板翅式換熱器腐蝕泄漏。工業(yè)上的脫汞方法通常有活性炭吸附法和冷凝法。

活性炭吸附法采用浸漬硫的活性炭吸附劑脫汞，浸漬的硫與汞反應(yīng)生成硫化汞而附著在活性炭微孔中，從而達(dá)到脫汞的目的；另外一種脫汞方法就是對(duì)換熱器做防汞設(shè)計(jì)，并通過冷凝法將汞蒸氣液化后排出。經(jīng)對(duì)比分析，為避免周期性地更換脫汞吸附劑，確定采用特殊防汞材料對(duì)鋁制板翅式換熱器進(jìn)行處理并用冷凝法脫汞排出系統(tǒng)的工藝方案。

1.3.3 脫重?zé)N工藝方案的比較及確定

脫重?zé)N工藝一般有冷凝洗滌脫除法和活性炭吸附法。冷凝洗滌脫除法主要應(yīng)用于天然氣中重?zé)N含量較高的場(chǎng)合，其優(yōu)點(diǎn)是可適應(yīng)原料氣中重?zé)N范圍波動(dòng)較大的工況，缺點(diǎn)是需選用低溫動(dòng)設(shè)備及低溫不銹鋼材料，投資與運(yùn)行成本較高，以及當(dāng)原料氣壓力較高時(shí)需將塔壓降低到臨界點(diǎn)以下才能工作，會(huì)增加液化能耗?；钚蕴课椒ㄟm用于天然氣中重?zé)N含量較低的場(chǎng)合，天然氣中重?zé)N含量太高時(shí)，采用活性炭吸附會(huì)造成吸附床體積龐大、設(shè)備占地面積大、再生時(shí)間長(zhǎng)且氣量大、消耗高。通過對(duì)原料氣成分進(jìn)行分析，同時(shí)考慮到周邊煤層氣中重?zé)N含量偏高以及擴(kuò)能技改后的適應(yīng)性，決定采用冷凝洗滌脫除法脫除C5及以上重?zé)N，防止冷箱凍堵，確保冷箱內(nèi)設(shè)備及系統(tǒng)的長(zhǎng)周期穩(wěn)定運(yùn)行。

2 系統(tǒng)工藝流程簡(jiǎn)述

2.1 MDEA脫碳系統(tǒng)

甲烷合成產(chǎn)品氣（SNG）經(jīng)天然氣液化裝置的原料氣壓縮機(jī)加壓至5.0～6.5MPa后進(jìn)入MDEA脫碳系統(tǒng)吸收塔，被溶液吸收CO2后，經(jīng)吸收塔頂冷卻器降溫至40℃以內(nèi)，分離除去水分、過濾霧沫和機(jī)械雜質(zhì)，凈化氣送入后工序。吸收了CO2的溶液經(jīng)閃蒸罐減壓、貧富液換熱器升溫后進(jìn)入再生塔，經(jīng)二次減壓和蒸汽加熱，酸性氣從溶液中解吸出來，經(jīng)冷卻、氣液分離后排入全廠酸性氣火炬管網(wǎng)［大氣污染物排放執(zhí)行 《大氣污染物綜合排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB 16297—2012）中二級(jí)最高允許排放濃度值］。再生塔底部的貧液經(jīng)貧液增壓泵加壓，再經(jīng)貧富液換熱器、貧液換熱器冷卻降溫，恢復(fù)吸收能力后由貧液泵打入吸收塔循環(huán)使用。

2.2 脫汞脫重?zé)N系統(tǒng)

來自外管網(wǎng)的反向輸送煤層氣（壓力5.0 MPa左右）進(jìn)入MDEA脫碳系統(tǒng)除去CO2等酸性物，再通過脫水干燥系統(tǒng)脫除水分，進(jìn)入脫重?zé)N系統(tǒng)的防汞板翅式換熱器“冷凝”脫汞（脫除下來的汞借助系統(tǒng)壓力排放至汞收集槽儲(chǔ)存，作為副產(chǎn)品外銷），之后在脫重?zé)N洗滌塔內(nèi)被塔頂噴淋而下的LNG噴淋洗滌，脫除重?zé)N后的煤層氣進(jìn)入冷箱進(jìn)一步液化分離制得LNG產(chǎn)品，分離出的烴化物等重組分排入重?zé)N收集槽儲(chǔ)存及銷售；用于噴淋的LNG汽化后進(jìn)入冷箱降溫分離循環(huán)使用。

3 技改實(shí)施及系統(tǒng)運(yùn)行情況

經(jīng)過為期2個(gè)月的環(huán)境影響評(píng)價(jià)報(bào)告的編制與評(píng)審、立項(xiàng)報(bào)告的相關(guān)文件編制與報(bào)批，終于拿到環(huán)評(píng)、立項(xiàng)批復(fù)文件。隨著項(xiàng)目初步設(shè)計(jì)、施工圖設(shè)計(jì)的完成，設(shè)備加工制作、現(xiàn)場(chǎng)土建、框架安裝等施工全面展開；在定制的吸收塔、再生塔等陸續(xù)到達(dá)現(xiàn)場(chǎng)后，設(shè)備安裝、配管施工緊張有序鋪開，2個(gè)月后設(shè)備安裝、配管及甩頭完成，之后氮?dú)庠噳?、吹掃、置換合格，具備系統(tǒng)停車碰頭條件。

2017年10月天然氣液化裝置臨時(shí)停車，經(jīng)泄壓、置換，分析合格后工藝上交出，完成與MDEA脫碳系統(tǒng)、脫汞脫重?zé)N系統(tǒng)的碰頭配管。天然氣液化裝置重啟，全系統(tǒng)流程打通，逐漸加負(fù)荷，進(jìn)氣量由技改前的29000m3／h增至33000m3／h，增加約4000m3／h，LNG產(chǎn)量提高約40～50t／d，即使MDEA脫碳系統(tǒng)入口氣CO2含量高至1% ～2%，MDEA脫碳系統(tǒng)也能夠正常運(yùn)行，在脫碳系統(tǒng)進(jìn)口氣CO2含量約1.46%的情況下，出口氣CO2含量可降至0%，脫碳效果明顯；同時(shí)，低溫甲醇洗系統(tǒng)的操作由苛刻狀態(tài)轉(zhuǎn)為正常化的配CO2操作（防止甲烷化反應(yīng)析炭而配入一定量的CO2），冷箱內(nèi)原料氣換熱器的換熱效果好轉(zhuǎn)，板翅式換熱器流道壓差降至正常的30～45kPa，冷箱內(nèi)LNG流道和富甲烷氣流道冷量恢復(fù)平衡狀態(tài)，天然氣液化裝置周期性的停車“吹碳”魔咒終于被打破，技改達(dá)到了預(yù)期效果。

返輸氣（煤層氣）管線及脫汞脫重?zé)N系統(tǒng)投用后，可將氣體中的汞化物（汞）含量由20～30μg／L降至10×10－6以內(nèi)、烴化物（重?zé)N）含量由10～80μg／L降至0.1×10－6以內(nèi)，產(chǎn)品氣質(zhì)量得到提高，減少或杜絕了冷箱的腐蝕與凍堵；在氣化爐檢修及前系統(tǒng)減量時(shí)，可通過管網(wǎng)返輸氣（煤層氣）充分發(fā)揮天然氣液化裝置的生產(chǎn)潛能，實(shí)現(xiàn)液化天然氣和液化煤層氣的雙重功能，提高LNG產(chǎn)品的質(zhì)量及產(chǎn)量。

4 運(yùn)行中出現(xiàn)的問題及優(yōu)化措施

4.1 脫碳塔頂冷卻器泄漏及其優(yōu)化措施

脫碳塔頂冷卻器在運(yùn)行1a后出現(xiàn)泄漏，雖經(jīng)多次堵漏但效果不理想，帶“病”監(jiān)護(hù)運(yùn)行。分析認(rèn)為，二期天然氣液化項(xiàng)目、克勞斯硫回收項(xiàng)目技改時(shí)，循環(huán)水系統(tǒng)沒有相應(yīng)擴(kuò)容，各生產(chǎn)系統(tǒng)高負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，出現(xiàn)甲烷化裝置、硫回收裝置、天然氣液化裝置等3套裝置“搶水”用的緊張局面，水冷設(shè)備內(nèi)冷卻水溫度高而出現(xiàn)汽化現(xiàn)象，冷卻水溶解氧析出加劇冷卻器上部換熱管、換熱管和管板間角焊縫焊材的氧化腐蝕，高溫結(jié)垢形成垢下腐蝕致?lián)Q熱管、角焊縫處泄漏，進(jìn)一步影響循環(huán)水水質(zhì)，其濁度、COD均超標(biāo)，分別達(dá)100～200mg／L、200～300mg／L（正常指標(biāo)分別為30mg／L、100mg／L），循環(huán)水水質(zhì)變差，形成惡性循環(huán)。

據(jù)脫碳冷卻系統(tǒng)基本工藝參數(shù)及換熱面積，經(jīng)核算，需多移出的熱量達(dá)200×104kcal／h左右，當(dāng)前循環(huán)水的冷卻能力遠(yuǎn)遠(yuǎn)不夠；依據(jù)循環(huán)冷卻水系統(tǒng)設(shè)計(jì)規(guī)范，考慮夏季極端天氣情況下的需要，增建循環(huán)水量為1000t／h的循環(huán)冷卻水系統(tǒng)，為脫碳冷卻系統(tǒng)3臺(tái)換熱器單獨(dú)供應(yīng)循環(huán)冷卻水，以降低甲烷化裝置、硫回收裝置的熱負(fù)荷，使LNG循環(huán)水泵由三開無備恢復(fù)為原設(shè)計(jì)的兩開一備，在循環(huán)水泵檢修時(shí)也不影響全系統(tǒng)的高負(fù)荷運(yùn)行。同時(shí)，還采取了三方面的措施：①脫碳冷卻器拆檢、堵漏，進(jìn)行換熱管清洗；②系統(tǒng)運(yùn)行時(shí)各班組加強(qiáng)脫碳冷卻器頂部排氣，增加冷卻水的循環(huán)量，減少氧化腐蝕的機(jī)會(huì)；③及時(shí)加藥與置換排放，強(qiáng)化循環(huán)水水質(zhì)管理。上述措施落實(shí)后，脫碳塔頂冷卻器泄漏隱患得以消除，系統(tǒng)運(yùn)行狀況良好。

4.2 脫碳系統(tǒng)閃蒸氣回收利用優(yōu)化技改

原設(shè)計(jì)脫碳液吸收CO2和部分甲烷氣后的溶液（富液），在閃蒸罐經(jīng)減壓至0.45MPa、氣量約70m3／h的閃蒸氣送火炬燃燒。分析閃蒸氣成分時(shí)發(fā)現(xiàn)，其有效氣含量高達(dá)99.8% （甲烷含量96.0%～98.0%、氫氣含量1.0%～1.5%），作為廢氣送火炬燃燒排放十分可惜。經(jīng)與杭州中泰溝通，將其回收至克勞斯硫回收裝置燃燒爐燃燒回收熱量，不僅可節(jié)約天然氣用量（燃燒爐用天然氣燃燒H2S），而且可減輕環(huán)保壓力，天然氣價(jià)格按2元／m3計(jì)，全年可節(jié)約生產(chǎn)成本約100萬元，經(jīng)濟(jì)效益非常可觀。

5 結(jié)束語

天然氣液化裝置增設(shè)MDEA脫碳系統(tǒng)、脫汞脫重?zé)N系統(tǒng)及返輸氣管線優(yōu)化技改后，酸性氣廢氣排放能夠滿足GB16297—2012中二級(jí)排放標(biāo)準(zhǔn)要求，不僅解決了環(huán)保排放問題，而且系統(tǒng)生產(chǎn)調(diào)控手段靈活多樣——既可將SNG脫碳液化供應(yīng)LNG產(chǎn)品市場(chǎng)，又可將煤層氣返輸經(jīng)脫汞脫重?zé)N等處理后送長(zhǎng)輸管網(wǎng)，提高長(zhǎng)輸氣的產(chǎn)品質(zhì)量，降低LNG產(chǎn)品的單耗；脫碳冷卻系統(tǒng)增設(shè)單獨(dú)的循環(huán)冷卻水系統(tǒng)及閃蒸氣回收利用優(yōu)化技改后，系統(tǒng)運(yùn)行的瓶頸問題得以有效解決，保證了天然氣液化裝置的安、穩(wěn)、長(zhǎng)、滿、優(yōu)運(yùn)行，充分發(fā)揮出了裝置的生產(chǎn)潛能，對(duì)晉煤天慶天然氣（管道天然氣、液化天然氣）市場(chǎng)的拓展具有重要的意義。