国内首套140dam3/h制氢装置技术特点

介绍中国石油广西石化分公司140 dam3/h制氢装置的生产运行情况,结合生产数据分析装置的技术特点.该装置采用先进的转化炉结构,确保装置安全平稳运行;充分利用装置低温余热并增加低低压蒸汽发生系统;增设预转化反应器以拓宽装置进料范围并降低装置能耗;采用双蒸汽系统提高蒸汽产率;设置先进的控制、联锁系统以保证装置的稳定性和可靠性.装置设计综合能耗145.26 GJ/t,实际运行能耗141.67 GJ/t,低于设计值.针对当前生产中存在的转化炉顶环境温度高、低低压蒸汽压力较低以及转化炉烟道盖板砖部分坍塌等技术问题探讨了相应的整改方案,为装置安全、高效、长周期运行奠定了基础.生产实际情况及运行数据表明,该装置在安全稳定运行、单位原料产氢率、装置能耗等方面具有一定的先进性.     

天然气蒸汽重整制氢装置原料优化研究

根据某炼油厂天然气蒸汽重整制氢装置生产运行数据,归纳拟合得到装置制氢成本模型及装置综合能耗模型,进一步采用Aspen Plus进行工艺过程数学建模,从反应机理角度实现装置关键物料消耗的量化计算。以研究开发的模型为后台,利用Matlab GUI开发了制氢装置原料优化分析系统,为企业优选制氢原料提供理论计算依据。对炼油厂制氢装置工艺过程进行模拟,计算结果与装置实际运行数据的偏差±10%,满足工程计算要求,并进行关键参数灵敏度分析;考察不同原料对装置制氢成本的影响,原料价格、氢碳比、理论产氢率是影响制氢成本的主要因素;研究不同原料对装置综合能耗的影响,以天然气、PSA解吸气作制氢原料时,装置综合能耗相对较低,焦化干气及催化干气作制氢原料时,综合能耗相对较高。     

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氢气是燃料电池的首选燃料，而用天然气制氢则是化石燃料制氢工艺中最为经济与合理的，因而以甲烷作原料制备氢气的工艺在当前发挥着重要的作用。为此，对国内外甲烷制氢技术的研究现状、进展及发展方向等进行了论述：甲烷水蒸气重整工艺生产技术虽然较为成熟，但能耗高、生产成本高，设备投资大；甲烷催化部分氧化法过程能耗低，可采用大空速操作，无需外界供热而可避免使用耐高温的合金钢管反应器，可采用极其廉价的耐火材料堆砌反应器，使装置的固定投资明显降低，但尚未见到该技术工业化的相关报道；甲烷自热重整工艺是一种新型制氢方法，其基本原理是在反应器中耦合了放热的甲烷部分氧化反应和强吸热的甲烷水蒸气重整反应，反应体系本身可实现自供热；甲烷绝热转化制氢的原理是将甲烷经高温催化后分解为氢和碳，这是连接化石燃料和可再生能源之间的过渡工艺过程。     

制氢装置低负荷运行的操作优化

介绍了中国石油兰州石化公司5万m^3／h制氢装置低负荷运行的生产情况及操作优化措施。低负荷运行时,应控制合理的水碳比,尽量降低转化反应温度,控制转化炉炉膛横面温差不高于30℃,出口支路温差不高于10℃,确保转化炉炉膛温度分布均匀;合理利用变换余热,防止设备超温,同时降低装置能耗;配氢量控制在600—800m^3／h,上限为不超过天然气加工量的10％（体积分数）。通过采取操作优化措施,转化炉运行良好,造气系统各类催化剂使用寿命达52个月。     

天然气水蒸气重整制氢技术的能耗及成本分析

以工业天然气制氢装置的工艺参数为基础,利用Aspen Plus流程模拟软件建立了天然气制氢工艺模型,并以此对不同工艺参数下制氢过程的能耗、物耗、H₂成本和碳排放强度进行考察。模拟计算结果表明：CH₄裂解反应是导致转化单元积炭的主要原因,高水碳比有利于抑制热力学积炭的形成;低水碳比、低转化气CH₄含量和高变压吸附(PSA)H₂收率有利于制氢装置节能降耗,降低H₂生产成本,减少碳排放,三者对制氢装置的影响程度由高到低的顺序为水碳比>PSA单元H₂收率>转化气CH₄含量;中变气CO含量的变化对制氢装置的能耗、物耗、成本和碳排放强度无明显影响。     

制氢装置水碳比的交叉限幅控制方案

制氢装置一般进料种类较多,进料量不稳定,正常生产过程中系统压力波动较大,调整不及时可能会引起转化炉水碳比失调,造成转化催化剂结炭、失活。根据装置多种进料的实际情况,提出水碳比交叉限幅控制方案,通过单独核算每股进料的碳含量,以此作为依据计算混合进料的碳含量,当上游外来进料性质变化不大时,可以保证负荷调整过程中碳含量计量的准确。同时通过高低选择器调整蒸汽流量和原料流量,确保水碳比始终在设定范围内,满足生产调整负荷的需要。与传统的水碳比控制方案相比,交叉限幅控制方案操作便捷,更有利于指导调整生产,保护转化催化剂长周期运行。     

干气制氢装置低负荷运行时的操作优化

介绍了中国石化青岛石化公司15000m3／h干气制氢装置低负荷运行的生产情况,并从操作参数、操作方式等方面提出了一些优化措施。低负荷运行最突出的问题就是转化炉管内介质分布不均匀,容易形成偏流。须采取降低加氢反应器空速和人口温度,提高转化炉水碳比,加大配氢量等措施,以增加转化炉管内介质流量,带走炉管内过多的热量。另外,还应有效控制变压吸附（PSA）解吸气中的氢气含量,适时对中变气进行切水操作,保持生产负荷提降量平稳。     

制氢装置长期低负荷生产操作要点及运行优化

本文分析总结了某石化公司制氢装置在长期低负荷生产情况下的操作要点与运行优化,主要从制氢装置的生产操作参数与运行方法出发,提出了一系列的使用制氢装置制氢的优化措施。提及制氢装置发生低负荷运行的主要原因,首先,这由转化反应炉管中天然气等原料气的不均匀分布,最终使得原料气发生偏流现象引起,解决此问题的方案需要以提高转化反应炉管中的气体的气流量为最终目的,以提高水碳的相关比例,改变加氢量等为过程,以降低转化反应炉中不必要的反应热量为结果。其次,为保持氢气装置的生产负荷的提降量不会发生较大的上下起伏,可通过维持PSA解吸气中产物的相关含量来解决。     

炼油厂制氢转化炉完整性评价方法研究(二)——不同负荷运行时转化炉内部温度的有限元计算

在石油炼制过程中,加氢技术已经成为提高石化产品质量的重要手段。加氢装置需要的氢气大部分由制氢转化装置提供。生产过程中,制氢转化炉的运行负荷会根据加氢装置处理量的变化情况进行调整。制氢转化炉负荷的变化会造成炉子内部温度分布变化,而炉内温度的变化又会直接影响炉管的运行寿命。文章依据制氢转化炉的结构、运行参数,建立有限元计算模型,模拟计算转化炉在不同负荷条件下内部温度场的分布特点,分析转化炉在不同负荷条件下内部各部位温度的变化情况,为炉管寿命的评价提供温度参数,同时为不同负荷下转化炉的操作提供指导。     

新型NT705精脱硫剂的开发

针对以石脑油，焦化汽油和炼厂干气等为原料的大型制氢，制氨装置的需要，研制出了生产成本低的氧化铁精脱硫剂NT705，在30mL和10L试验装置上考察了其使用性能和工艺条件。结果表明，在反应压力0．1-4.0MPa，反应温度200－420℃，精制焦化汽油空速0.5-2.0h^1，直馏石脑油的空速1.0-4.0h^-1，精制炼厂干气空速500－3000h^-1的条件下，精制油和气的总硫含量均小于0.2μg/g，耐高硫进料和抗压碎力明显优于氧化锌脱硫剂，其生产成本低，资源丰富，完全可以满足大型制氢，制氨装置的工艺要求。     

催化重整装置扩能改造技术总结

中国石油天然气股份有限公司独山子石化分公司催化重整装置由0．32Mt／a扩能至0．50Mt／a,改造内容主要包括：预处理单元采用高空速催化剂,提高预处理单元处理量;采用重整产氢部分氢量一次通过流程,降低临氢系统压力降。重整单元采用四炉四反二段混氢工艺技术,提高装置处理量和反应的选择性,降低重整临氢系统压力降;增加重整产氢再接触流程和液化石油气吸收措施,回收重整产氢中的部分轻烃和燃料气中的C3,C4组分,提高装置经济效益。     

连续重整装置经济规模探讨

对不同装置规模和产品苛刻度下连续重整和半再生重整反应特征和经济效益进行了对比,探讨了在不同产品苛刻度要求下连续重整装置的经济规模。文中给出的示例,原料芳烃潜含量约 ４１％;平均反应压力连续重整为 １．２ＭＰａ,半再生重整为 ０．３５ ＭＰａ;反应体积空速连续重整为 ２．２ ｈ－１,半再生重整为 ２０ ｈ－１;连续重整采用铂铼催化剂,半再生重整采用铂锡催化剂。基于给出的原料和产品价格,比较结果表明,以产品ＲＯＮ分别为９５和９７作为产品苛刻度要求的两个点,装置规模低于０．３ Ｍｔ／ａ时,半再生重整的经济性明显优于连续重整;装置规模为０． ４ Ｍｔ／ａ时,在低苛刻度下,半再生重整的经济性好,在高苛刻度下,连续重整优越;装置规模高于 ０ ５ Ｍｔ／ａ时,连续重整经济性更好。     

乙苯/苯乙烯分馏塔的问题及对策

分析了海南实华嘉盛化工有限公司乙苯/苯乙烯分馏塔处理量达不到设计值的原因,包括进料温度低、空塔气速相对增加以及塔底压力有规律地脉动等。针对存在问题提出了增设进料加热器,减小塔底再沸器的换热面积等改造措施。改造后,该塔的处理能力达到设计负荷的103％,已完全能够满足生产的需要,且装置单位产品综合能耗大幅下降。     

连续重整装置运行中的问题及应对措施

介绍了天津分公司化工部800 kt/a连续重整装置自2009年3月开工以来的运行情况,通过对原料组成和重整反应数据的收集整理,找出了重整原料与重整反应情况的对应关系。分析了在重整反应苛刻度一定的条件下,重整原料品质的降低对重整反应和联合装置内其他相关装置的影响,提出了调整3种石脑油进料比例、提高重整进料的芳烃潜含量、优化原料的初馏点和终馏点等应对措施。分析了加工高含硫凝析油的直馏重石脑油对装置稳定运行的影响,并提出了工艺和设备方面采取的应对措施,包括严格监控原料硫含量;加强加氢反应系统和重整反应系统工艺参数的监控;加强加氢系统重点部位管线、设备腐蚀速率的监测;对重点腐蚀设备、管线进行材质升级更新等。通过实施这些措施,保证了装置的长周期运转,充分发挥了PS-Ⅶ催化剂性能,提高了芳烃产率和装置效益。     

连续催化重整装置流程模拟与优化

应用Aspen HYSYS软件对中国石化洛阳分公司700 kt/a连续催化重整（简称重整）装置进行流程模拟,得到了与装置实际操作接近的理想模型。通过模型对重整预加氢分馏塔C101操作参数、重整生成油换热流程进行优化,并模拟反应温度对重整汽油辛烷值桶、芳烃收率、纯氢收率等产品指标及积碳速率的影响。结果表明：优化后重整进料中C5组分的质量分数由优化前的3.06%降至2.40%,C101塔底再沸炉瓦斯耗量减少94 m³/h;优化重整生成油换热流程后,重整脱戊烷油热供芳烃温度由70℃提高至95℃,下游芳烃装置3.5MPa蒸汽耗量降低2t/h,重整生成油脱戊烷塔塔底再沸炉瓦斯耗量减少20 m³/h,C101塔顶两台空气冷却器停运,节电248kW.h;结合装置烧焦能力,确定了重整装置适宜的反应温度为520℃。通过上述优化措施,连续重整装置效益可增加 1 358万元/a。     

富氢气体梯级回收技术的工业应用

针对全加氢型炼油厂大量富氢气体作为低价值燃料进入燃料气管网的问题,提出不同浓度富氢气体的梯级回收利用方案：低浓度的含氢气体先经过膜回收二期装置进行初步分离,其产品氢与轻烃回收干气、异构化干气、火炬回收气一起作为膜回收一期装置的原料,进行二次分离,产品氢再与连续催化重整产品氢、渣油加氢低压分离气（低分气）、蜡油加氢裂化低分气、柴油加氢低分气一起进行变压吸附三次分离,产出体积分数99.54%的高纯度氢气。工业应用结果表明,对于加工能力10.0 Mt/a的炼油厂,采用富氢气体梯级回收技术后,回收氢气 13.1 kt/a,降低天然气消耗21.2 kt/a,降低碳排放 150 kt/a,吨油加工成本降低 4.62 元。     

制氢装置用能分析与节能措施

分析了中国石油天然气股份有限公司克拉玛依石化分公司两套制氢装置的能耗构成特点及影响能耗的主要因素,明确了降低燃料气、蒸汽和电的消耗是降低装置能耗的主攻方向。通过采取一系列的节能措施,如原料气升压,停用部分设备,降低了电和循环水的消耗;对转化炉的空气预热器热管进行了更换和扩容以及内衬里修复,喷涂耐高温反辐射节能涂料,提高了转化炉的热效率,大幅减少了燃料气的消耗;实施了对氢压机调速器的改造,以解决Ⅰ套制氢氢压机加工负荷不一致的难题,降低了电和蒸汽的消耗;还利用当地冬季运行的特点,优化了蒸汽运行流程,提高了蒸汽的利用率。这些节能举措实施后,显著地降低了两套装置的能耗,全年可增加经济效益1 447.6×104 RMB$。     

脱硫装置投资影响因素分析

提高"规模系数法"估算脱硫装置投资的精度,正确认识、把握、选取工艺参数是关键。影响天然气脱硫装置投资高低的主要工艺参数有四个,包括处理规模、原料气组分、原料气压力和原料气温度。以2个已建净化厂为例,分析了脱硫装置的投资构成,指出采用"规模系数法"估算脱硫装置投资应选取关键工艺参数,高压吸收系统主要根据单套处理规模和进厂原料气压力来估算投资,低压溶液再生系统主要根据脱硫剂(MDEA)溶液循环流量来估算投资。