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1、优化制氢低负荷运行，提升装置经济技术指标作者：田喜磊单位：加氢车间优化制氢低负荷运行，提升装置经济技术指标作者：田喜磊摘要：洛阳石化制氢装置是十一五期间中国石油化工股份有限公司洛阳分公司油品质量升级改造项目的一套主体装置，由洛阳石化工程公司设计并承建，装置公称能力为4104Nm3/h工业氢，采用轻烃水蒸气制氢技术，年开工时数为8400小时，相当于产纯氢3.02104t/a，设计操作弹性为50110%。制氢装置与2009年5月19日一次开成成功，生产出合格的99.9%的工业氢。2009年8月份为了平衡分公司能耗，在平衡分公司氢气管网，能够满足出厂汽油国标准的前提下，装置停工消缺。2010年同样为
2、了降低分公司综合能耗，装置四开三停。由于受制于分公司氢气平衡，制氢装置负荷均处于较低水平（低于30%设计负荷），装置的运行状况恶劣，各项经济技术指标不太理想。本文通过对制氢装置低负荷运行状况的分析，探讨在低负荷运行情况下，进一步优化装置运行，使各项经济技术指标最优。关键词：制氢 低负荷 优化1、前言2011年随着含硫原油加工量的增加、260104t/a直柴加氢装置的正常开工运行以及炼油总量的增加，制氢装置仍将长期处于低负荷灵活运行状态，以满足各用氢装置对氢气量以及油品质量升级的需求。目前，分公司氢管网主要依靠制氢装置、重整装置进行供氢，以满足当前油品质量的要求。在重整装置苛刻度及满负荷稳定运行
3、的情况下，其供氢量基本稳定在3800039000Nm3/h（90%氢纯度）。制氢装置就作为调控氢管网平衡的关键装置。根据目前出厂轻质油产品质量及产量的需求，在维持重整装置负荷的前提下，制氢装置的产氢量波动在1000020000Nm3/h（99%以上氢纯度）之间，产氢负荷率在25%50%之间。按照原料加工负荷计算2010年基本维持在20%30%之间。2、制氢装置低负荷运行中存在的问题2.1.加工负荷的影响制氢装置设计负荷为50110%，而我装置在实际运行中长期处于30%负荷左右。在低负荷下如何保证176根炉管内的气流均匀是一大难题。转化炉管内的环境是在催化剂条件下由水蒸气和烃类进行转化反应生成H
4、2的过程。在较低的负荷下，如果按照原来设计的水碳比配入蒸汽，很难保证炉管分配均匀。如果原料和蒸汽通过转化炉管的量偏少，催化剂在高温的冲击下会出现破碎。同时由于吸热量过少，炉管干烧，就会出现红管的现象。2.2.原料性质的影响作为烃类水蒸气转化制氢的原料，其所含的硫、氯、砷等杂质会对转化催化剂的活性和寿命影响非常明显。硫含量：0.2g/g，短期允许到0.5g/g；原料中的硫化物能与转化剂中的镍生成硫化镍，使转化催化剂活性下降。严重的硫中毒导致催化剂积炭、造成炉管局部过热、甚至使炉管报废。氯含量：0.2g/g，短期允许到0.5g/g；氯化物对转化催化剂的影响与硫相似。烯烃含量：1v%；烯烃极易使转化
5、剂积炭。芳烃含量：13v%；芳烃含有稳定的苯环，在转化过程中不易断开，容易在转化炉的高温区裂解积炭。环烷烃含量：40v%；对于高级烃的转化，异构烷烃最容易，直链烷烃其次，环烷烃虽然比芳烃容易转化，但比直链烷烃难于转化，为此原料中环烷烃含量过高也会造成转化过程积炭。轻油干点：180；原料馏程中最主要的是终馏点指标，对于转化过程，要求馏程分布均匀，有些油品终馏点虽然不高，但轻组分很少，馏份都集中在较高馏出温度处，容易造成裂解过程过于集中而引起积炭。制氢原料相对密度一般小于0.76。相对密度越大，说明油品越重，转化过程中积炭趋势越大，对催化剂造成的损害越大，不利于装置的长周期安全运行。2010年转化
6、炉管出现“花斑”及“红管”现象，主要原因是由于贫胺液品质较差，且循环量不足，导致进制氢装置原料气脱硫效果急剧降低，使得脱硫原料气中硫含量大幅度超标，由于有机硫的转化，使得制氢原料有机硫加氢后无机硫含量进一步增高。下图为加氢反应脱有机硫、氧化锌脱硫化氢后进转化炉前原料气中硫含量变化情况。图-1 加氢后原料气硫含量变化图图-2 脱硫后原料气硫含量变化图从图1可以看到，有机硫加氢后的原料气中在较长时间内硫含量较高，最高时已超过1000ppm。这对其后面的氧化锌脱无机硫带来较大负担，从图2可以看出，进转化炉前氧化锌脱硫反应器出口气中的硫含量最高时已达到10ppm，而转化催化剂对硫含量有非常严格的要求，
7、硫含量：0.2g/g，短期允许到0.5g/g；因此硫含量的超标致使催化剂硫中毒，造成催化剂积碳，引起转化炉红管和花斑最直接和根本的原因。在此期间制氢装置还补入一定量的石脑油作为原料。下面是石脑油化验分析项：表-1 石脑油族组成分析硫含量,%(m/m)(0.003)初馏点,10%,50%,90%,终馏点,(=175.0)全馏量,ml残留量,ml损失量,ml0.01142.575.0121.5178.0219.597.01.02.0异构烷烃(C12),%(m/m)正构烷烃,%(m/m)异构烷烃,%(m/m)烯烃(C5、C6),%(m/m)环烷烃(C5C10),%(m/m)芳烃(C6C11),%(m
8、/m)0.7520.8926.60.0233.3817.23从上表数据可以看出，正构烷烃含量为20.89m%，异构烷烃含量为26.6m%，烯烃含量为0.02m%，环烷烃含量为33.38m%，芳烃含量为17.23m%，总硫为110ppm，干点为219.5。由于该石脑油为罐区混合石脑油，其50%点及干点较高，硫含量高，硫进入转化炉后会造成转化剂硫中毒。另外从分析项还可以看出，该石脑油中芳烃含量也较高，也会导致转化催化剂结炭。2.3.原料搭配的影响转化反应是吸热反应，原料主要有加氢干气、焦化干气、芳烃富氢气、重整干气等。下表为洛阳石化制氢装置几种原料气脱硫前后组份情况对比：表-2 几种原料气脱硫前后
9、组份对比组成单位加氢干气重整干气焦化干气芳烃富氢气脱硫前脱硫后脱硫前脱硫前脱硫后H2v%70.9471.384.77.518.279.26CH4v%8.48.64.2762.56635.05乙烷v%5.466.93.6620.220.412.89乙烯v%0002.32.60丙烷v%5.25.52.30.791.61.97丙烯v%0000.680.70异丁烷v%0.71.50.630.10.110.12正丁烷v%0.991.80.570.060.20.11丁烯-1v%0000.040.120异丁烯v%0000.060.080C5及以上v%0.982.12.500.0020.6COv%0000.2
10、0.50CO2v%00000.080H2Sg/g602001.0112750193123.9-HCLg/g11-11-从上表可以看出，加氢干气、重整干气及芳烃富氢气中轻烃含量低、含氢量高，作为原料，其轻烃水蒸气转化反应少，吸热量少，提负荷时炉管温度会超高，产蒸汽量不足，很难保证水碳比3.2，同时能耗损失大。焦化干气中轻烃含量高，含有较高量的烯烃，必须经过加氢饱和后方能进入转化单元，否则会造成转化剂积炭，同时烯烃加氢饱和会造成加氢反应器温升过大， 1%(mol)的烯烃加氢反应放出的热量可以使原料气温度上升2030。在实际生产中，考虑到加氢反应器的热损失，实际温升约为1822。配入量过大会造成加氢
11、反应器超温，损坏设备及催化剂，通常氢气的过剩量高于烯烃含量的510%，因此焦化干气不能单独作为制氢原料，应与加氢干气、重整干气及芳烃富氢气混合使用。焦化干气中往往会带入一定量的CO+CO2，在加氢反应器床层会发生甲烷化反应，进料中含有1%（mol）的CO+CO2就会造成反应器床层6070的温升。造成催化剂飞温，烧坏反应器和催化剂，会使原料在催化剂表面结焦，降低催化剂活性。2.4.水蒸汽品质的影响转化反应所用工艺蒸汽为制氢装置转化炉对流段自产的3.5MPa蒸汽，如果蒸汽品质不合格，尤其是氯离子含量超标就会导致催化剂的中毒，从而造成转化催化剂的结炭。另外SiO2的含量如果超标也会堵塞催化剂孔道，阻
12、塞气流的流通，导致炉管干烧，超温损坏催化剂和炉管。2.5.开停工次数及升降温速度的影响制氢装置开停工次数对催化剂影响是巨大的，每次的开停工转化炉炉管、集合管等均会出现较大的形变，催化剂在炉管内也随着炉管的形变型态不断发生着变化，如果在开停工过程中升降温速度控制的不严格（一般要求30/h），可能会造成催化剂在炉管内发生形变，产生应力挤压破碎，损坏催化剂。2.6.转化炉火嘴调节不当制氢转化炉共有70个火嘴，共5排，每排14个。转化炉每一个火嘴均由燃料气火嘴和解吸气火嘴组成。在正常时，从PSA产出的解吸气既可以单独也可以与部分燃料气混合后进入转化炉解吸气大火嘴燃烧，燃料气火嘴作为调节转化炉出口温度的
13、手段。制氢装置处于燃料气管网末端，从燃料气分析结果可以看出，进装置的燃料气中氢气含量高，热值低。图3为制氢装置燃料气中氢气含量情况。由于制氢装置加工负荷时有变化，PSA解吸气量也随着负荷的变化经常性波动，对于单个火嘴负荷大，火焰难观察，如果转化炉火嘴调节不当，出现火焰过大过长、从而产生偏烧、扑炉管的现象，就极有可能导致红管、积炭的事故。同时高含氢火焰长期直接接触炉管还会导致炉管超温损坏。图-3 燃料气氢气含量情况2.7.装置能耗高制氢装置是高能耗的装置，主要影响因素：一是产氢成本较高。产氢成本主要包括：原料、公用工程消耗、催化剂消耗等。（1）2010年吨原料气的氢气转化率为30%左右（设计为3
14、3%），且加氢干气的价格偏高，截止10月份2011年不包括人工成本及设备折旧，按4380元/吨原料气计算，产1吨氢气生产成本约17000元。原料气中氢气含量高，氢气在转化炉内“跑龙套”，是造成转化率低的主要原因，使得产吨氢气的公用工程消耗增加。（2）PSA解吸气总部同类装置均以热值折合为燃料气，经每月计算折合系数一般在0.2左右，而我公司解吸气基本全算作燃料气消耗。（3）原料中毒物的脱除不彻底，会增加脱硫、脱氯剂的更换频次，增加装置运行成本。（4）原料气压缩机以及氢气增压机未上无级气量调节系统，在低负荷50%负荷运行时，出口返回量大，耗电量较大。二是提高精细化操作水平。制氢装置类似于化工装置，原料精制单元、转化单元、PSA单元的操作是否精细，直接影响到能耗的高低。（1）原料气量的波动会造成原料气压缩机负荷的变化，影响电耗。（2）根据用氢量多少，及时调整PSA吸附时间直接影响解吸量的大小，如何将吸附时间调整到即不影响氢气纯度，又能多产解吸气作为转化炉燃料，减少燃料气消耗是日常操作中节能降耗的重要手段。（3）在保证制氢各环节中间产品及产品质量的前提下，确保质量卡边操作减少公用工程消耗，是节能降耗的日常主要攻关内容。如：在低负荷时，保证炉管不偏流的前提下，减少配汽量（水碳比3.2）（4）减少燃料气组分波动，减少
