石蜡加氢装置低分气尾氢回收工艺

王 海 生

（抚顺石化公司石油二厂， 辽宁 抚顺 113004）

石油化工

石蜡加氢装置低分气尾氢回收工艺

王 海 生

（抚顺石化公司石油二厂， 辽宁 抚顺 113004）

通过对石蜡加氢装置自产低分气的组成分析，及改造思路的探索，找出将低分气做为补充氢源的可行性，从而开发出低分气新的附加值，避免简单烧掉或放空造成的资源浪费，进一步完善了加氢工艺流程的合理性，开辟出一条新的降低成本之路。通过估算，20 万t/a的石蜡加氢装置每天可回收氢气约7 680 m3，按年投资69.01万元计算（按350天）效益为260万元左右。按投资69.01万元计算，0.26年即可收回成本。

低分气；尾氢；氢耗

我国石蜡资源丰富，大庆、南阳、沈北、华北、江苏、江汉、大港、吉林、青海等油田的原油中蜡质量分数均在20%以上，为石蜡生产提供了优越的资源条件［1］。国内石蜡加氢精制技术研究伴随国内石蜡产量和出口量的不断增长，取得了持续性进展。1979年第1套石蜡加氢精制工业装置投产至今，国内石蜡加氢精制催化剂及工艺技术已达到世界先进水平。时至目前，国内外各类介质加氢精制工艺应用已十分普遍［2-3］，对于其工艺过程中副产的低分气，普遍的做法是作为燃料烧掉或必要的放空，其附加值没有被充分开掘，而氢源一般都来自制氢装置或重整装置，受产量及成本等制约，一般都较为紧张，在这样的一个大环境下，富含氢气的加氢自产低分气被简单地作为燃料烧掉或放空，显然是非常不明智的［4］。为满足加氢精制对氢气的需求量的不断增加，有必要详细地评估一下不同的氢源情况。而不同工艺生产出来的含氢尾气都有很好的经济价值，能够成为极好的补充氢源。

目前主要使用的尾氢回收工艺有如下3种：

（1）PSA工艺，该工艺可用以生产99.999%的高纯度氢气，回收率达90%以上。PSA工业装置通常使用4～12个吸收塔，往往会增加装置的费用。如采用此法需要研究最佳的氢气纯度。

（2）膜分离工艺，膜分离装置简单，易操作，基建成本低，但回收率较低。该技术适合于原料气压较高如FCC废气的回收和组合技术，承担分离大量不需要组分的任务，从而降低下游装置的规模。

（3）深冷分离工艺,深冷分离广泛应用于炼厂混合物流的氢气回收。装置简单，不需要外部制冷［5-9］。

对于石蜡加氢精制而言，回收尾氢改造必须充分考虑与装置整体的充分契合，尽可能少投入。依据这个原则，车间工程技术人员在厂领导及相关部门的指导下，开展了低分气尾氢回收利用的研讨工作。

1 装置概况

石油一厂新区高压石蜡加氢装置由中国寰球工程公司辽宁分公司设计，最初设计加工能力20×104t/a，装置占地面积6 413 m2，总投资为1.98亿元。项目于2004年3月18日破土动工，于2005年11月14日实现开汽1次成功。装置原料蜡共有3种，来源于减三和减四线馏分油经新区两套酮苯脱蜡脱油装置生产出 58#、66#脱油蜡；减五线馏分油经酮苯脱蜡脱油装置生产出 70#微晶蜡。装置产品为58#、66#石蜡和70#微晶蜡。装置采用中国石油大庆石化公司研究院开发的 SD-1及 SD-2型催化剂，总装填量 29.3 t，氢气由石油三厂重整装置提供。装置由原料预处理、反应部分、分馏及干燥、新氢与循环氢压缩机部分组成。

影响石蜡加氢精制深度的因素有 4点：反应温度、反应压力、空速和氢油比［10］。而反应压力的影响常常是通过氢分压来实现的。系统中的氢分压决定于操作压力、氢油比、循环氢纯度以及原料的气化率。蜡在加氢精制条件下经常是处于汽液混相。而在很大的氢分压条件下，依据气液平衡原理，蜡液中往往存在大量溶解氢。这些溶解氢遇到大的空间便会从液相中逃逸出来，形成新的气液平衡，这便是高分循环氢产生的机理；而当蜡液由高分罐进入低分罐后，在较低的压力下，蜡液中的溶解氢进一步释放，达到新的平衡，这便是低分气产生的原理。

经多次采样分析，装置低分气往往具有较高的氢纯度［11］。

加氢精制系统不断地排出低分气，其主要目的有三个［11-12］，一是与补充新氢量及消耗氢共同达成一种进出平衡；二是及时提升氢纯度，确保系统保持合理的氢分压；三是减少进入低压系统液相中的含氢量，确保低压系统安全及产品质量。

而目前装置对于产生的低分气的去向有三：一是装置自身将其作为燃料烧掉；二是并入瓦斯管网，供应外装置做燃料烧掉；三是放火炬烧掉。总之，都没有考虑其氢纯度较高这一事实，并善加利用。

当然，做为氢源补进系统，也不能一味地使用，必须依据循环氢的氢纯度变化情况，适时烧掉一部分，以确保系统氢分压保持在合理范围内，保证加氢精制的质量。

2 尾氢回收的前提与意义

2.1 低分气氢纯度高，可作自备氢源

装置自产低分气氢纯度在70%～85%，一般均高于75%。跟外供氢气纯度（85±10）%相比，相差无几，具备做为氢源的条件。可以自用或有限外供。

2.2 循环氢中氢纯度高，可满足氢分压需求

通过统计，装置循环氢纯度 在88%～95%之间，一般靠上限情况居多。而一般要求循环氢纯度在85%左右，即可正常完成加氢反应。因此，以循环氢纯度为指标，在一段或特定时期内尾氢回用，对加氢精制深度无不利影响（表1）。

表1 循环氢、新氢、低分气组成Table 1 Composition of circulating hydrogen, new hydrogen,tail gas

2.3 原料含杂质少，氢耗小

石蜡加氢装置因原料杂质含量少，化学耗氢量小，对反应氢纯度要求不苛刻。因此，含氢浓度在70%～85%之间的低分气与氢纯度 88%～95%的返回氢混合，可直接做为氢源补充进系统。

2.4 低分气取代部分新氢，大幅降低氢耗

按表2可见，高压加氢装置低分气产量一般为新氢补充量的60%左右，低分气回用一旦实施，新氢补充量会减少60%，因而氢耗将大幅降低；

表2 不同压力下用氢情况表Table 2 Hydrogen consumption under different pressures

2.5 开发新氢源，提高装置自我调节能力

装置外来氢，受多种因素影响，往往波动频繁，甚至波动较大，对平稳操作不利。有了自备氢源，做为一种补救措施，能充分延长异常情况处理时间（按以往经验，停供氢后，系统自然降压速度为0.6～0.7 MPa/h，而低分气可抵补充新氢量的60%，完全可以将缓冲时间提高一倍以上），可缓冲甚至抵消新氢供应量波动造成的不利影响，利于装置的安、稳、长、满、优运行。

2.6 提升低分气压力，为外供及并网创造条件

当瓦斯管网压力较高时，按原设计低分系统压力实现并网是不可能的，而放空无疑是一种资源浪费；所以提升低分气压力，为低分气并入新氢、外供及并入瓦斯管网都创造了良好条件。

总之，石蜡加氢氢气来源完全由制氢装置供给，成本很高，且来源单一，必须承受一定的风险。有鉴于抚顺石化公司氢气资源比较宝贵，做好富氢气体综合利用工作是未来发展的必然趋势。

3 装置尾氢回收改造

3.1 尾氢回收的设计思路

尾氢回收设计的主要意图是确保低分气能够并入新氢系统，而新氢分液罐控制压力为（0.9±0.2）MPa,所以低分系统压力需由目前的 0.46 MPa提升到1.0～1.1 MPa。

而由表2可见，装置低分气的产量与氢分压有很大关系，经查阅历史记录，装置的低分气产量在300～700 m3/h之间，按极端情况考虑，低分气产量可按800 m3/h设计，结合新氢返回量，则进入新氢返回冷却器的量可按1 500 m3/h考虑。

3.2 尾氢回收工艺流程

尾氢回收流程自低压分离器开始，到新氢分液罐结束，细述如下：

尾氢自现有热低压气液分离罐（D－202）上部气相出口→低分气冷却器（E－204）冷却至70～80℃→旋分式气液分离罐（D－205）除去液相与杂质→分离罐（D－205）压控阀，然后分2路，一路仍按原有路径至瓦斯压控阀后，另一路利旧原有线路到瓦斯压控阀前，再铺接新线对接到新氢返回流量表后、新氢返回冷却器（E－210）入口前适当位置，低分气与返回氢混合后，进入新氢返回冷却器（E－210/1.2），冷却温度达到40 ℃，进入新氢分液罐，由新氢压缩机抽送入系统。见图1。

图1 改造工艺流程图Fig.1 Transformation process flow diagram

3.3 效益估算与可行性分析

由于目前的热低分器分离罐的设计压力和设计温度完全能满足低分气尾氢回收改造要求，只需更新低分气分蜡罐，同时增加一台氢气冷却器（解决原冷却器冷却效果不佳问题），需增加的费用经设计核算为69.01万元。而尾氢回收改造工程实施后，每天可回收氢气约7 680 m3，氢气价格按1元/m3计算。

综合以上，进行低分气尾氢回收改造，投资省，见效快，无论从技术角度，还是从经济角度都极具可行性。

4 结束语

石蜡加氢装置中所产生的低分气原来都是被当作废气燃烧处理，最多也就是去气体脱硫装置与瓦斯气体进行混合脱硫，而气体中含有的大量的氢气资源没有得到综合利用，十分可惜。所以，针对装置的具体情况，因地制宜地对尾氢中所含的氢气进行回收，作为补充氢源使用，具有很好的投资价值，其经济效益也相当显著。

［1］王士新,袁平飞,李殿昭.国内外石蜡加氢精制技术现状及进展［J］.炼油技术与工程,2008（38）:1-5.

［2］王家寰,张忠清,傅泽民，等.石蜡加氢精制催化剂进展及 FV催化剂的开发应用［J］.工业催化,2000, 8（3）: 46-51.

［3］Bill Brennan. Chinese wax for the wicks of the world［C］. NPRA Lubricants ＆ waxes meeting, Houston TX,2000:100-121．

［4］梁铁伟.国外炼厂氢气的回收与优化利用［J］.国外油田工程，2002（18）:33-34.

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［6］狄建国.精馏尾气中回收氢气工艺的可行性研究［J］.聚氯乙烯,2005（2）:46-46.

［7］焦书建.采用变压吸附技术回收炼油厂装置尾气中的氢气［J］.石油化工，2006（35）:350-353.

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［10］S. P. Kaldis, G. C. Kapantaidakis, G. P. Sakellaropoulos. Simulation of multicomponent gas separation in a hollow fiber membrane by orthogonal collocation-hydrogen recovery from refinery gases［J］.Journal of Membrane Science，2000，173（1）:61-71.

［11］罗锡辉,何金海.一种石油蜡加氢精制催化剂及其制备方法:中国,98114346.6[P].2003-03-05.

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Research on the Tail Hydrogen Recovery Process of Paraffin Hydrogenation Equipment

WANG Hai-sheng
（Fushun Petrochemical Company No.2 Refinery, Liaoning Fushun 113004，China）

Composition of paraffin hydrogenation equipment tail gas was analyzed, alteration ideas were researched.To develop additional value of the tail gas and avoid resource waste, feasibility of using the tail gas as complementary hydrogen source was discussed. Then hydrogenation process was improved to decrease production cost. By estimating,about 7 680 m3hydrogen can be recycled every day for 200kt/a paraffin hydrogenation equipment, that is to say, the annual benefit will be ￥2 600 000. While the investment cost is ￥690 100, it can be recovered in 0.26 year.

Tail gas; Paraffin hydrogenation; Hydrogen consumption

TE 626.8+8

A

1671-0460（2011）07-0686-03

2011-06-22

王海生（1970-），男，辽宁抚顺人，工程师，1993年毕业于辽宁石油化工大学高分子化工专业，研究方向：石油炼制。E-mail：wanghaisheng@petrochina.com.cn，电话：2992111-225561。