中小型氮肥装置采用U-GAS加压气化炉替代常压固定床气化炉节能改造的经济性分析
杨振江
［康泰斯（上海）化学工程有限公司，上海201203］
［摘 要］传统中小型氮肥装置大多采用常压固定床空气气化炉造气，原料成本高，耗电量大，而采用U-GAS加压流化床纯氧气化炉替代常压固定床气化炉，在保证现有生产能力不变的前提下对后续流程作少许改造就能实现节能降耗。结合山东某化肥厂2套联醇装置的工艺状况，应用本改造方案进行模拟，从改造措施、改造投资、改造前后主要原料及公用工程消耗与生产成本等方面进行评估，综合分析表明，本改造方案具有显著的经济效益。
［关键词］ 中小型氮肥装置；UGI气化；U-GAS气化；改造方案；投资估算；生产成本；经济效益
［中图分类号］ TQ 546.2 ［文献标志码］ B ［文章编号］ 1004-9932（2016）
氮肥行业中，煤气化［1］是煤头合成氨企业生产中最重要的环节。我国自上世纪中叶引进常压固定床气化技术（UGI气化［2］）以来，如今有7 000～10 000台常压固定床气化炉在中小型氮肥厂运行。常压固定床气化炉气化压力低，原料气压缩电耗高，且为避免气化过程中产生焦油而影响生产，只能选择价格昂贵的无烟煤（或焦炭）作为气化原料，使得传统中小型氮肥厂的产品成本结构中煤电成本占到70%～80%。因此，降低煤电成本成为节能改造的首要任务。
U-GAS气化［3］是近10 a内我国引进的一种先进的流化床气化技术，其主要特点为：对原料煤要求低，可气化的煤种范围广；气化过程中不产生焦油，环境友好，热效率高；粗煤气中含有一定量的甲烷，可以增加产品的种类和附加值；气化压力高，可节省压缩机电耗。
山东某化肥厂现有2套生产线，均采用常压固定床气化炉造气，生产合成氨并联产甲醇，产能为585 kt/a合成氨、207.9 kt/a甲醇及39.60 Mm3/a氢气。在保证现有生产能力不变，并尽可能保持现有装置不变的原则下，本文拟研究使用1.0 MPa气化压力的U-GAS纯氧气化炉替代现有的常压空气气化炉，仅后续工段作少许改造即实现以下目标：① 原料煤由无烟煤（900元/t，热值约6 000 kcal/kg）替换为相近热值的神木煤（450元/t，热值约5 800 kcal/kg）；② 增加LNG产品72.9 kt/a；③ 电耗大大降低。
1 改造方案及说明
1.1 改造前后工艺流程及主要参数
改造前后系统工艺流程及主要参数见图1～图4（备注：图中普通线条方框表示现有装置，加粗线条方框表示新增装置，双线条方框表示改造装置；图中出气化装置的气量均为干基气量）。
1.2 改造及新增设备说明
使用U-GAS气化炉替代现有的常压固定床气化炉，为完全保留后续的变换装置（0.8 MPa操作压力），U-GAS气化炉采用1.0 MPa的操作压力。一期装置增加3台φ2 600 mm/φ3 600 mm U-GAS气化炉（2开1备）及备煤系统，单台炉产气量73 000 m3/h（干基）；二期装置增加3台φ2 600 mm/φ3 600 mm U-GAS气化炉（2开1备）及备煤系统，单台炉产气量95 000 m3/h（干基）。现有的备煤、固定床气化炉、气柜、静电除尘、煤气鼓风机、常压湿法脱硫系统以及原料气压缩机一、二段，全部废除。
1．2．2 空分系统（新增部分）
U-GAS气化炉采用纯氧气化，一期装置用氧量26 600 m3/h，二期装置用氧量34 300 m3/h。新建1套空分装置，供氧能力65 000 m3/h，一、二期装置共用。
1．2．3 废水处理系统（新增部分）
U-GAS气化过程中会产生少量污水。新增1套废水处理装置，一、二期装置共用。
图1一期装置改造前工艺流程简图及主要工艺参数
图2一期装置改造后工艺流程简图及主要工艺参数
图3二期装置改造前工艺流程简图及主要工艺参数
图4二期装置改造后工艺流程简图及主要工艺参数
（1）变换：现有的饱和热水塔停用，变换催化剂改用耐硫型变换催化剂。
（2）变脱：因常压湿法脱硫系统被废除掉，现有变换气脱硫装置需扩建。
（3）脱碳：改造后工艺气体CO2含量较改造前高，现有脱碳装置需扩建，脱碳压力不变，增加精脱硫设备。
（4）原料气压缩机：一、二段废除，其余各段保留。
现有合成系统保留，增加氮气高压机，一期装置供氮量18 840 m3/h，二期装置供氮量 23 076 m3/h。改造后需在高压甲烷化系统后为氨合成系统进行配氮，即将空分单元提供的液氮通过液氮泵加压至8.0 MPa，蒸发后由氮气高压机压缩至23 MPa，送入氨合成单元。
（1）U-GAS气化粗煤气中的甲烷含量高达4.5%～5.0%，氨合成系统放空气量较大，现有PSA制氢装置不变，新增膜分离富氢回收装置，使用富氢放空气作为PSA原料气。一、二期装置共用新增的膜分离富氢回收装置，一期装置处理气量31 894 m3/h，回收富氢气11 922 m3/h；二期装置处理气量39 706 m3/h，回收富氢气17 088 m3/h。
（2）一、二期装置现有氨回收系统需扩建。
（3） 新增甲烷回收冷箱。一、二期装置共用新增的甲烷回收冷箱，一期装置处理气量15 001 m3/h，生产LNG 30.5 kt/a；二期装置处理气量16 721 m3/h，生产LNG 42.4 kt/a。
（4）新增LNG储罐，一、二期装置共用。
（5）原尾气回收至固定床气化炉系统用作废锅燃料气，拟改作外送燃料气，一期装置外送气量约10 796 m3/h，热值约1 800 kcal/m3；二期装置外送气量约10 272 m3/h，热值约1 900 kcal/m3。
1.3 原料煤元素分析及煤气组分
更多内容详见《中氮肥》2016年第6期