煉油廠大檢修后瓦斯中氫氣、液化氣組分的回收

楊峰 趙艷艷 朱自新 楊孟虎 賀黎明

1.中國石油化工股份有限公司洛陽分公司 2.洛陽市質量計量檢測中心

瓦斯系統是煉化企業公用系統的一個重要組成部分，對全廠的平穩運行、熱量利用、安全環保有重要作用。某煉油廠大檢修后投產初期，瓦斯系統中H2、液化氣組分未充分回收，存在較大的資源浪費。以下從整個煉油廠生產瓦斯、產氫裝置大檢修前后運行情況出發，分析了瓦斯系統中H2、C3+液化氣變化，提出了PSA裝置原料氣流程優化，制氫、常減壓、催化裂化、延遲焦化等裝置運行優化，實現瓦斯系統中H2、C3+液化氣資源的回收，取得了較好的經濟效益。

1 概述

某煉油廠產氫裝置主要有：1#催化重整裝置、制氫PSA裝置、芳烴PSA裝置，不足部分由外購H2補充。1#催化重整裝置產氫量3×104～5×104m3/h，同時回收芳烴石油醚加氫單元尾氫、歧化單元尾氫。

兩套PSA裝置是從煉油廠自產的富H2氣體中提純回收H2，被認為是大型煉油企業制氫的最為經濟可行的方法[1]396-397，[2]。制氫PSA裝置原料氣為全廠加氫干氣，包括直柴加氫裝置、催柴加氫裝置、航煤加氫裝置、催化重整、蠟油加氫、芳烴異構化等裝置加氫干氣，其中除了芳烴異構化尾氫，其他加氫干氣經過胺液脫硫塔處理后送至制氫PSA裝置；制氫PSA裝置加工能力約15 000 m3/h，產氫量為5 000～7 000 m3/h；芳烴PSA裝置加工催化干氣負荷約7 500 m3/h，產氫量2 000～3 000 m3/h。產氫裝置流程示意圖見圖1。

該煉油廠產生瓦斯氣的主要裝置有：1#催化裂化裝置、2#催化裂化裝置的催化干氣、延遲焦化裝置的焦化干氣、加氫裝置加氫干氣、氣柜回收的低壓瓦斯等。其中，加氫干氣在正常工況下，全部作為制氫PSA裝置原料氣，制氫PSA裝置回收H2組分后，部分制氫PSA解吸氣經氣柜增壓機再送至延遲焦化裝置氣壓機入口，經吸收穩定回收C3+的重組分后，其余部分解吸氣并入低壓瓦斯系統。

同時，常減壓裝置、直柴加氫裝置、S Zorb裝置、制氫PSA裝置自產一部分富含輕烴組分(C3+液化氣組分)。正常情況下，常減壓裝置初餾塔塔頂輕烴經過增壓機后送至1#催化裂化裝置氣壓機入口，通過吸收穩定系統回收；直柴加氫裝置部分輕烴送至焦化裝置分餾系統回收，因該部分輕烴富含H2，富余部分送至制氫PSA裝置；S Zorb裝置穩定塔塔頂氣送至2#催化裂化裝置吸收穩定系統回收H2和重組分。

經過大檢修改造后，該煉油廠開工后瓦斯系統的主要優化目標之一，是對瓦斯氣中H2、C3+的輕烴等高附加值的組分進行充分回收[3]，降低瓦斯系統中H2和液化氣組分，減少優質資源的浪費[4]。

2 問題及分析

1#催化裂化裝置于2019年大檢修時進行了MIP改造，1#催化裂化裝置干氣中H2體積分數由檢修前的29%升至42%，遠高于2#催化裂化裝置干氣中的H2體積分數33%；1#催化裂化裝置干氣在開工初期仍繼續并入高壓瓦斯系統，用作裝置加熱爐燃料氣，造成H2資源的浪費。同時，氣柜低壓瓦斯系統中H2含量波動較大，制氫PSA裝置解吸氣中H2含量波動大。

大檢修繼續實施高低硫切換加工，低硫原油中輕組分含量高，常減壓裝置初餾塔向低壓瓦斯系統排放量較大。同時，焦化裝置、2#催化裂化裝置等開工初期受氣壓機負荷、吸收穩定系統負荷等限制[1]75，無法充分回收廠內的幾股輕烴組分，高壓瓦斯系統、低壓瓦斯系統中C3+的液化氣組分含量高。

2.1 瓦斯中H2含量高

對比分析大檢修前后常減壓裝置燃料氣中H2含量，發現H2含量在大檢修后比大檢修前增加不少。同時，經過大檢修后氣柜瓦斯中H2含量仍然較高，部分時間段H2體積分數達到44%。

根據該煉油廠目前的加工流程及現狀，加氫裝置自產的加氫干氣全部送至制氫PSA回收，因此，造成裝置燃料氣中H2含量高的主要原因為：①自產干氣中H2未充分回收；②向低壓瓦斯系統中排放的H2量大。

2.1.1催化干氣中H2含量高

大檢修前，H2含量較高的S Zorb穩定塔塔頂氣送至2#催化吸收穩定系統回收[5]。同時，2#催化裝置檢修后由于吸收穩定負荷較高，H2體積分數為50%～65%的S Zorb穩定塔塔頂氣無法送至2#催化回收，導致送芳烴PSA裝置加工的2#催化干氣中H2體積分數僅33%左右，遠低于1#催化干氣的H2體積分數42%。

1#催化干氣經脫硫后首先供應常減壓裝置，常減壓裝置檢修前(2019年3月)和檢修后(2019年8月)燃料氣中H2體積分數見表1。

表1 檢修前后常減壓裝置燃料氣中H2體積分數時間燃料氣中H2體積分數/%2019年3月(檢修前)25.902019年8月(檢修后)36.70

對比燃料氣中H2含量，大檢修后常減壓裝置燃料氣中H2體積分數增加了近11%，H2資源浪費嚴重。

因此，需要對兩套催化裝置優化運行，通過調整催化劑配方，降低脫氫活性，降低催化干氣中的H2/甲烷比；同時，對目前兩套催化干氣中H2回收進行綜合考慮，最大限度地回收H2資源。

2.1.2低壓瓦斯系統中H2含量波動大

低壓瓦斯系統中H2含量受幾個方面的影響：①生產裝置向低壓瓦斯的排放，包括加氫類裝置向低壓瓦斯排放和非加氫類裝置向低壓瓦斯系統排放，其中加氫類裝置因機封泄漏、H2密封罐排放等，造成低壓瓦斯系統中H2含量高，對低壓瓦斯系統中H2含量是正貢獻，非加氫類裝置向低壓瓦斯排放中H2含量低，對低壓瓦斯系統中H2含量是負貢獻，在生產調整中尤其需要減少加氫類裝置向低壓瓦斯系統的排放量；②制氫PSA解吸氣向低壓瓦斯系統排放，制氫PSA未充分優化，排放的解吸氣中H2含量高，同樣會造成低壓瓦斯系統中H2含量高。

在常減壓裝置-焦化裝置、溶脫裝置-蠟油加氫裝置-催化裂化裝置-柴油加氫等加工模式下，實施高硫原油、低硫原油切換加工模式，加氫干氣排放量、加氫干氣中H2含量呈周期性變化：低硫原油加工時，制氫PSA原料氣(加氫干氣)產量少，干氣中H2含量高；高硫原油加工時，制氫PSA原料氣產量大，干氣中H2含量低，從而造成低壓瓦斯中H2量波動較大。

2.2 瓦斯中C3+液化氣組分含量高

由于常減壓裝置開工初期初餾塔定壓為0.09 MPa，定壓較低，加工低硫輕質原油時，初餾塔塔頂大量向低壓瓦斯系統排放液化氣組分，造成氣柜瓦斯重組分含量高；2#催化裝置開工初期吸收穩定系統負荷高，S Zorb穩定塔塔頂氣無法送至2#催化裝置吸收穩定系統回收；焦化裝置開工初期，單爐室負荷稍高，氣壓機負荷受限，無法充分回收直柴加氫裝置輕烴和制氫PSA解吸氣，造成高壓瓦斯系統和低壓瓦斯系統重組分含量高。

3 優化措施

3.1 瓦斯中H2組分充分回收利用

充分回收自產干氣中H2，優化全廠H2資源的途徑包括：①充分回收催化干氣中H2；②降低低壓瓦斯系統中H2量。

3.1.1催化干氣至芳烴PSA流程優化

如前所述：1#催化裝置經過MIP改造，1#催化干氣中H2體積分數升至42%，在1#催化維持185 t/h左右時，1#催化干氣量在11 000 m3/h左右；2#催化裝置受吸收穩定系統高負荷限制，S Zorb穩定塔塔頂氣H2含量高，無法送至2#催化吸收穩定系統進行回收，2#催化干氣H2體積分數僅約33%，2#催化負荷約180 t/h，2#催化干氣體積流量約11 000 m3/h。

兩套催化裝置的催化干氣均可送至芳烴PSA制氫，目前芳烴PSA受解吸氣壓縮機負荷的限制，最大加工催化干氣負荷約7 500 m3/h。

用H2體積分數為42%的1#催化干氣代替H2體積分數為33%的2#催化干氣，送至芳烴PSA裝置進行回收，可以大幅度提高芳烴PSA的H2收率。催化干氣至芳烴PSA流程優化如圖2所示。圖2中藍色管線為原流程，紅色管線為優化后的新流程。

芳烴PSA加工催化干氣負荷按7 500 m3/h計算，芳烴PSA H2純度(φ)按99.9%計，解吸氣中H2純度(φ)按6%計，分別統計兩種高低純度不同的催化原料氣H2產量：

1#催化干氣至芳烴PSA回收：產氫量為2 875 m3/h；2#催化干氣至芳烴PSA回收：產氫量為2 156 m3/h。芳烴PSA原料氣流程優化后，產氫量增加719 m3/h，日增產17 256 m3/d，折合質量流量為1.536 t/d，月增產46 t H2。

流程調整后，常減壓裝置燃料氣來源由1#催化干氣改為從高壓瓦斯管網取燃料氣，主要來源包括芳烴PSA解吸氣、2#催化干氣、焦化干氣等，對比常減壓裝置燃料氣中H2體積分數，見表2。

表2 常減壓裝置檢修前后及流程優化后H2體積分數變化時間H2體積分數/%2019年3月(檢修前)25.902019年8月(檢修后)36.702019年9月(流程改動后)25.10

從表2可以看出，經過催化干氣流程優化后，常減壓裝置燃料氣中H2體積分數下降明顯，恢復到檢修前的狀態。

3.1.2制氫PSA裝置優化運行

本次大檢修后，制氫PSA裝置原料氣不足，H2回收率低，同時高低原油切換加工，制氫PSA原料氣(加氫干氣)中H2含量波動較大，制氫PSA操作監控難度大。因此，針對這些情況進行優化探討。

3.1.2.1 制氫PSA控制參數調整

加工高硫原油期間，加氫干氣量稍大，H2含量低；加工低硫原油期間，加氫干氣量稍低，H2含量高。制氫PSA進行如下調整：

(1) 加工高硫原油期間，H2產品中在線分析儀CO質量濃度按≤5 mg/m3控制，調整PSA吸附時間。同時，H2產品中H2體積分數按98%～99%控制。若H2純度(φ)低于98%或高于99%，再對吸附時間進行微調，同時，監控原料氣和產品組成及CO和CO2含量。

(2) 加工低硫原油期間，H2產品中在線分析儀CO質量濃度按≤20 mg/m3控制，其他調整同上。

經過優化調整，將解吸氣中H2體積分數由29%降至19%，每小時增產H2750 m3，每月增產H248 t。

3.1.2.2 制氫PSA原料氣流程優化

本次大檢修開工后，加氫裝置排放的加氫干氣量降低，制氫PSA原料氣不足，裝置加工負荷(包括芳烴異構化尾氫)平均為11 000 m3/h。

分析制氫PSA原料氣中H2體積分數平均為65%，H2產品純度(φ)為98%，解吸氣中H2純度(φ)平均為21.7%。因此，考慮將1#催化干氣用作制氫PSA原料氣(1#催化干氣中H2純度(φ)為42%)，經排查有如下流程，見圖3。圖3中紅色管線目前閑置，1#催化干氣可借用此管線，部分送至制氫PSA裝置。

芳烴PSA裝置原料氣脫液罐(S201)原有兩股原料氣，一股為催化干氣，另一股為變溫吸附來的凈化氣，目前芳烴變溫吸附停運，芳烴異構化尾氣跨變溫吸附至原料氣脫液罐，因此，11 000 m3/h的1#催化干氣在原料氣脫液罐中分為3路，大部分送至芳烴PSA產氫，部分并入高壓瓦斯管網，富余部分1#催化干氣可沿異構化尾氣管線反向送至制氫PSA加工。

該舊流程新用，需要芳烴裝置拆除兩塊盲板和1個單向閥，流程上簡單易行。于2019年9月25日9:30投用該流程，但由于制氫PSA脫CO、CO2能力不足，H2產品中CO、CO2含量高，停用該流程。

3.2 瓦斯中C3+輕烴組分充分回收利用

分析自產瓦斯中，1#催化、2#催化、延遲焦化裝置等自產干氣中C3+組分體積分數基本控制在3%以下，而在開工初期，氣柜中瓦斯重組分含量較多。同時，大檢修后全廠瓦斯系統的產耗不平衡，瓦斯總產量增加，而消耗變化不大。因此，需要加強對瓦斯系統中C3+重組分的回收，在增產液化氣的同時，降低系統中瓦斯的總產量。優化措施如下：

(1) 提高常減壓裝置初餾塔安全定壓，將安全閥定壓由0.09 MPa提高至0.15 MPa，減少低硫原油加工期間初頂瓦斯向低壓瓦斯系統排放，降低攜帶重組分的損失，同時減輕氣柜系統壓力。

(2) 焦化裝置單爐室負荷降至86 t/h，氣壓機除加工本裝置分餾塔塔頂輕組分外，具備回收其他裝置重組分的條件：①直柴加氫裝置硫化氫汽提塔塔頂氣及重整原料穩定塔T3302塔頂氣送至延遲焦化裝置回收重組分，該股物料平均負荷在4 000 m3/h左右，但受制于焦化氣壓機負荷，該部分富含重組分的物料未充分回收，部分輕烴送至1#催化裝置；②制氫解吸氣送至延遲焦化裝置回收重組分，平均負荷在4 000 m3/h左右。

(3) 2#催化裝置經過優化運行，吸附穩定系統逐步好轉，具備回收S Zorb穩定塔塔頂氣的能力。

采取以上措施后，焦化裝置回收直柴加氫輕烴、制氫PSA解吸氣后，在加工負荷、操作參數不變的情況下，焦化液化氣收率(φ)由4.5%提高至5.2%，同時降低了部分裝置高壓瓦斯系統中液化氣組分的含量。

對比2019年7月、8月加熱爐用燃料氣組分分析：溶脫裝置、蠟油加氫裝置、航煤加氫裝置、氣柜瓦斯經過優化調整后，C3+重組分和H2組分均明顯降低。

表3 部分裝置燃料氣中液化氣、H2組成變化φ/%裝置名稱2019年7月2019年8月C3+H2C3+H2溶脫22.028.017.027.0蠟油加氫17.018.53.514.0航煤加氫16.520.08.016.5氣柜瓦斯26.033.023.030.0

4 結論與建議

4.1 結論

經過催化干氣中H2回收流程優化、制氫PSA優化運行以及富烴氣體的回收，在增產H2和液化氣的同時，減少自產瓦斯量，實現全廠瓦斯產耗平衡，減少電站燒瓦斯的發生。

增產H2效益如下：增產H21 500 m3/h，日增產H23.2 t，月增產H296 t，純H2價格按12 700元/t計，燃料氣價格按2 700 元/t計，合計月度增效為96 t×(12 700 元/t-2 700 元/t)=96萬元。液化氣增產效益如下：按氣柜瓦斯平均流量4 500 m3/h估算，增產液化氣4 500 m3/h×3%=270 m3/h，月度增產液化氣195 t，液化氣價格按4 300 元/t計，合計增效31萬元。增產H2和液化氣合計月度增效127萬元，優化效果明顯。

4.2 建議

(1) 鑒于目前1#催化干氣中H2含量遠高于2#催化干氣的現狀，后期可考慮將H2體積分數約60%的S Zorb穩定塔塔頂氣改至1#催化回收，可進一步提高1#催化干氣中H2含量，大幅度提高芳烴PSA裝置H2產量。

(2) 針對1#催化干氣的充分利用，后期有以下兩種方案：①芳烴PSA更換吸附劑，對解吸氣壓縮機進行擴能改造，以提高芳烴PSA加工負荷；②制氫PSA裝置增加脫CO、CO2塔，或者對吸附劑進行更換，以適應高CO、CO2含量催化干氣的加工，進一步提高制氫PSA加工負荷。

(3) 直柴加氫裝置優化運行，降低脫硫化氫汽提塔塔頂輕烴排放量。同時，延遲焦化裝置氣壓機高負荷運行，提高直柴加氫裝置輕烴回收量。

(4) 進一步優化原油結構，控制輕質原油加工比例，降低初常頂瓦斯向低壓瓦斯系統的排放。