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炼厂产氢资源如何优化利用

来源:今是资讯网
  

  1前言

  随着高硫重质原油加工比例的增大,以及原油加工深度和环境保护对成品油质量要求的不断提高,加氢工艺得到越来越广泛的应用,炼厂对氢气的需求量不断增加,氢气成本已成为炼油企业原料成本中的主要组成因素,寻求低成本氢气,提高氢气资源利用率,对企业降低经营成本、提高综合效益具有重大意义。

  洛阳石化的氢源主要由重整氢、自产氢和外购氢三部分组成,2016年,公司共消耗氢气54.1kt,其中重整氢占69.3%,自产氢占1.9%,外购氢占28.8%。外购氢系煤制氢气,氢纯度99.99%,价格高(市场均价约11500元/t),因其比例高,导致公司用氢成本整体偏高,氢气资源优化利用需求迫切。

  经过对洛阳石化公司氢气资源进行系统分析,通过提高重整加工负荷、增开芳烃PSA、含氢干气去向的优化调整、两套PSA相关流程改造及操作优化等措施,使公司内部氢气资源潜力得到最大限度地发挥。

  2氢气资源利用现状分析

  公司外购氢气压力为2.0~2.7MPa,进制氢装置产品氢气压缩机入口,经增压至3.3MPa进入氢气管网。内部氢气管网压力3.5MPa,来源主要是重整氢和自产氢,自产氢气主要靠制氢PSA和芳烃PSA两套装置,自各装置富氢干气中回收。

  2.1重整装置产氢相对偏低

  重整装置设计加工能力为0.7Mt/a,产氢率为8.45%。但根据2016年实际运行数据,装置平均负荷率仅为95.9%,产氢率仅为7.2%。重整装置资源利用率不足,主要限制因素如下。

  2.1.1重整原料限制

  公司总设计炼油加工能力8.0Mt/a,2016年实际加工原油5.66Mt,主流程低负荷生产下,石脑油资源相对短缺,重整装置负荷提高受到限制。

  2.1.2反应加热炉炉管温度限制

  重整反应加热炉炉管设计操作温度≤650℃,但第一反应加热炉现场实测温度平均值已达625~630℃,受瓦斯压力波动、调整滞后等因素影响,超温现象时有发生,限制了反应温度及加工量的进一步提高。

  2.1.3石脑油预分馏塔分离精度限制

  预分馏塔分离效果差,一方面塔顶拔头油中有效重整进料组分达15%以上,造成石脑油资源浪费;另一方面,重整进料中C5组分含量超过3%,大量无效组分进入重整装置,占用反应负荷能力,影响重整产氢。

  主要原因:石脑油预分馏塔降压操作后,塔底泵(即预加氢进料泵)入口压力降低,介质汽化程度增加,易发生气蚀现象。为保证其正常供料,增加了进料和塔底物料的换热量,导致塔进料温度高,塔顶气相负荷增大,顶温升高,塔压升高,塔底温度升高。从而形成整个塔热量过剩的恶性循环,导致分离效果变差。

  2.2富氢干气回收利用不合理

  2016年底各装置含氢干气性质及回收利用情况见表1。

  由表1可以看出,含氢干气回收利用存在以下不合理:

  ①贫氢、富氢气体划分不清晰。氢纯度较低的部分贫氢气体,如重整脱戊烷塔顶气、两套加氢汽提塔顶气、石脑油稳定塔顶气等,进入富氢管网,拉低了制氢PSA原料的氢纯度,增加了运行成本,影响产氢率。

  ②富氢气体存在浪费。氢纯度较高的异构化尾氢及两套催化干气进入高压瓦斯,其中氢气未能回收利用。

  2.3两套PSA产氢装置负荷放空

  芳烃PSA装置设计产氢能力5000m3/h,以催化裂化干气和对二甲苯装置PX释放气为原料,产品氢气纯度达到99.99%,氢气总收率≥85%。2011年以来,因压缩机、阀门等设备故障率高,装置一直未能连续运转,2016年处于停运状态。

  制氢PSA装置由公司40000m3/h制氢装置基础上改造而来,利用制氢装置的原料脱硫及PSA氢气提纯两个部分,采用8-1-4PSA工艺流程,通过调整吸附塔的吸附剂数量和比例,实现了富氢气体经PSA提纯回收氢气的目的。

  装置设计原料处理能力17000m3/h,2016年11月投入使用以来,装置维持处理量8000~9000m3/h低负荷运行,产品氢纯度约99.5%,氢气产量约2500~3000m3/h。存在问题:一是装置负荷低,富氢气体部分循环至高压瓦斯管网;二是原料氢纯度低,不足65%;三是氢气回收率低,不足81%。

  3氢气资源优化

  3.1重整装置产氢优化

  3.1.1拓宽重整石脑油原料资源

  一方面增加外购,月外购石脑油数量由3000t增加到12000t以上;另一方面将初顶石脑油、柴油加氢石脑油终馏点指标控制下限分别提高2℃、4℃,使石脑油终馏点平均保持在170℃以上,保证内部石脑油资源充分拔出。

  3.1.2优化加热炉运行

  ①更换第一反应加热炉火嘴。联系长岭所、燃烧器厂家检测其实际燃烧情况,并重新核算燃烧器负荷后,更换了全部火嘴。火嘴更换后,一反加热炉辐射区炉管表面温度由640℃降到630℃以下,为装置提高加工量创造了条件。

  ②对加热炉实施特护,班组每2h监测一次,技术人员每天2次监测炉管温度,根据温度分布情况及时调整火焰分布,保证装置在大负荷下加热炉的安稳运行。

  3.1.3优化重整反应条件

  ①优化石脑油预分馏塔操作,将重整进料初馏点由68.8℃提高到70.9℃,减少重整进料中的无效组分,提高重整进料的品质。

  ②结合原料芳潜的变化,根据重整反应温降、加热炉负荷情况,采取变负荷加工模式,即加工低硫原油时,重整负荷92t/h;加工高硫原油时,重整负荷93t/h,既保证了重整装置的高负荷运行,又保证了加热炉炉管的安全。

  ③实施反应温度梯级控制,将第三、第四反应器入口温度提高2℃,充分发挥第三、第四反应器的反应能力,提高氢气收率。通过优化,重整装置加工负荷提高并稳定在105.5%,产氢率提高到7.4%以上,具体情况见表2。

  3.2含氢气体管网优化

  3.2.1优化制氢

  PSA原料将氢气含量较低的石脑油稳定塔顶气及重整脱戊烷塔顶气改至焦化和催化吸收稳定单元,将富氢的芳烃异构化尾气约2000m3/h改入,使制氢PSA原料中的氢气含量从65%提高到70%以上,氢气产量提高1100m3/h。

  3.2.2优化制氢PSA操作

  ①提高装置负荷。将原料气至高压瓦斯循环阀完全关闭,装置处理量由9000m3/h提高到13000m3/h,实现临氢装置富氢气体全回收的目标。

  ②高负荷运转情况下,放宽产品氢气纯度指标至99.0%,其中CO+CO2含量≤20mL/m3,适当延长吸附时间,提高氢气回收率,使装置产氢量提高到7500m3/h。

  3.2.3增开芳烃PSA装置

  对芳烃PSA装置进行全面检修,2017年4月开工,回收催化干气约8000m3/h,实现产氢3500~4000m3/h。

  3.3优化用氢

  ①停用聚丙烯装置小PSA单元。完善流程,将外购高纯氢直接改入聚丙烯装置,满足其工艺用氢,节约氢气150m3/h。

  ②催化柴油加氢汽提塔间断用氢。仅在生产普通柴油期间使用汽提氢气,作为LTAG(即催化轻柴油生产高辛烷值汽油或轻质芳烃技术)回炼进料时,不投汽提氢气,节约氢气约550m3/h。

  3.4优化效果及存在问题

  3.4.1优化效果

  经过氢气资源优化,至2017年6月,公司外购氢气比例降至14.4%,具体见表3,扣除装置运行成本,每季度增加效益约1620万元。

  3.4.2存在的问题

  ①两套催化干气未能全部回收。公司两套催化装置干气约15000m3/h,目前芳烃PSA回收约8000m3/h,因其后路管网压力高,外送氢气压缩机负荷受限,影响其加工量进一步提高。

  ②制氢PSA装置原料压缩机负荷受限。制氢原料压缩机设计负荷17000m3/h,随着柴油质量升级,直馏柴油加氢反应苛刻度提高,催化柴油加氢装置开工运行,再加上蜡油加氢装置负荷提高,各临氢装置富氢气体总量超过20000m3/h,但制氢PSA负荷高至15000m3/h以上后,进一步增加受到限制。

  ③重整氢气品质相对较差。重整装置氢提纯单元设计采用普通水冷,氢气再接触温度约40~45℃,导致重整氢气中夹带轻烃组分较多,氢纯度平均为90.5%,品质相对较差。

  4进一步优化措施

  4.1降低芳烃

  PSA氢气后路压力增加芳烃PSA氢气至外购氢管网流程,使其氢气压缩机出口压力由3.2MPa降低至2.5MPa,提高其产氢能力至4500m3/h以上,实现回收催化干气11000m3/h以上。

  4.2挖掘制氢PSA能力,提高富氢气体回收率

  4.2.1三股贫氢干气后路优化

  将蜡油加氢及柴油加氢汽提塔顶气和石脑油稳定塔顶干气改至二催化吸收稳定,回收其中的液化气组分,脱硫后进高压瓦斯管网,不再进制氢PSA单元。

  4.2.2压头较高两股低分气合理优化

  增上高压(2.5MPa)胺液脱硫设施,将压力较高的蜡油加氢及柴油加氢低分气集中,经高压胺液脱硫后,直接进制氢PSA原料压缩机出口,释放其负荷能力至25000m3/h。届时,除了加工现有临氢装置富氢气体外,还可将剩余的约4000m3/h催化干气引入制氢PSA,实现富氢气体全部回收利用。

  4.2.3制氢

  PSA工艺流程及操作优化结合提高负荷后25000m3/h的原料气组成和流量,将工艺流程由8-1-4PSA调整至10-2-4PSA,对现有运行时间和调节阀进行优化处理,可实现产氢12000m3/h。

  4.3改造提高重整氢气产量及品质

  4.3.1重整预加氢进料泵改造

  核算工艺参数,确定重整预加氢进料泵适宜的气蚀余量,提交厂家实施改造,改变石脑油预分馏塔热量不合理的情况,提高其分离效果,减少重整料损失,提高重整进料品质,增加重整氢气产率。

  4.3.2增上重整氢气低温提纯设施

  在氢气再接触罐前增上两组换热器,将气液分离罐底增压泵出口油气先用氢气高压提纯罐后冷油冷却;然后再用冷冻水过冷,将氢气再接触温度由目前的40~45℃降低至12~13℃,提高氢气纯度至92%以上,在提高重整氢气品质的同时,增加无硫液化气收率。

  4.4 预期优化效果

  优化后,预计重整负荷率能稳定在108.6%,产氢量达到48000m3/h,氢纯度92%以上;富氢和贫氢干气清晰划分,富氢干气全部进PSA回收,两套PSA装置负荷能力放到最大,纯氢产氢量可达16000m3/h以上,外购氢气比例将进一步降低至9%以下,扣除装置运行成本,预计每季度将在现有基础上再增加效益1250万元。优化后的富氢气体回收利用情况及优化效果分别见表4、表5。

  5结论

  ①通过拓展石脑油原料资源,优化加热炉及反应操作,检修消缺等,实现并稳定重整装置加工负荷在108%以上,深度挖掘重整氢气产率,是降低企业用氢成本的有力手段。

  ②清晰划分含氢干气,将贫氢气体进催化回收液化气,富氢气体进PSA回收、自产高纯氢,根据各干气资源优势区别对待,合理利用,降低自产氢气的运行成本。

  ③通过芳烃PSA流程优化、增上高压胺液脱硫设施、制氢PSA工艺流程及操作优化等措施,释放两套PSA制氢的最大潜能,是提高自产氢气比例、降低企业用氢成本的最有效措施。(文/赵书娟 中国石化洛阳分公司)


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