天然氣蒸汽轉(zhuǎn)化制氫裝置節(jié)能降耗技術(shù)改造

閆龍

（遼河油田油氣工程技術(shù)處化工技術(shù)開發(fā)中心，遼寧盤錦124010）

天然氣蒸汽轉(zhuǎn)化制氫裝置節(jié)能降耗技術(shù)改造

閆龍

（遼河油田油氣工程技術(shù)處化工技術(shù)開發(fā)中心，遼寧盤錦124010）

對現(xiàn)有的10000m3/h天然氣蒸汽轉(zhuǎn)化制氫裝置的工藝流程進(jìn)行能耗分析，在此基礎(chǔ)上提出了節(jié)能降耗建議及改進(jìn)措施，新增了冷凝液回收系統(tǒng)，通過升高原水溫度減少了濃水排放，PSA-H2裝置尾氣在用作燃料之前分離二氧化碳并將其提純作為一種產(chǎn)品。通過實施節(jié)能降耗改造，提高了裝置的經(jīng)濟效益和環(huán)境效益。

天然氣；蒸汽重整；制氫；節(jié)能；改造；經(jīng)濟效益

天然氣等烴類蒸汽轉(zhuǎn)化制氫已是很成熟的工藝[1-2]，現(xiàn)今國外大部分制氫裝置采用此法，我國則是烴類蒸汽轉(zhuǎn)化制氫和煤氣化制氫并舉[3-4]。天然氣制氫與煤制氫相比，具有投資省，綜合能耗低，污染小，CO2排放少等優(yōu)點。氫氣是遼河油田油氣工程技術(shù)處的主營產(chǎn)品，采用天然氣蒸汽轉(zhuǎn)化生產(chǎn)工藝，其產(chǎn)值約占全處產(chǎn)值的80%左右。為了進(jìn)一步提高裝置的經(jīng)濟效益，需要對裝置進(jìn)行節(jié)能降耗方面的技術(shù)改造。通過對裝置工藝、流程及長期運行中存在的問題進(jìn)行分析，從冷凝液回收利用、提高脫鹽水站收率、PSA-H2尾氣CO2提純利用三個方面進(jìn)行節(jié)能降耗技術(shù)改造，提高了裝置的經(jīng)濟效益[5]。

1 工藝?yán)淠夯厥?/h2>

1.1 現(xiàn)狀分析

根據(jù)生產(chǎn)要求在裝置負(fù)荷為100%時，工藝蒸汽量約12 t/h，其中過剩水蒸氣量約在8 t/h，這部分水蒸汽隨轉(zhuǎn)化氣的冷卻，最終成為工藝?yán)淠?。在壓力狀態(tài)下，其中溶解了一定量的CO2，所以工藝?yán)淠猴@酸性，對設(shè)備、管線有腐蝕性，不能直接作為脫鹽水站裝置的原水使用，因而原工藝設(shè)計中工藝?yán)淠罕恢苯优湃氲販现?，浪費了大量的水資源[3]。

工藝?yán)淠旱膒H值為4～5、電導(dǎo)率為10～20μs/cm，pH值和電導(dǎo)率與脫鹽水站裝置的原水相比嚴(yán)重超標(biāo)。因此，利用工藝?yán)淠阂鉀Q的關(guān)鍵問題是解降低其pH值，使其能直接進(jìn)入脫鹽水站反滲透膜。

1.2 改進(jìn)措施

(1)鋪設(shè)一條∮50*3.5mm和∮108*4mm的管線將冷凝液引出。

(2)增加一臺氣液分離器，將冷凝液中的氣體排除。

(3)設(shè)置一臺解吸塔，依靠空氣中CO2分壓與工藝?yán)淠褐腥芙釩O2的飽和蒸氣壓之差進(jìn)行傳質(zhì)，脫除其中溶解的酸性氣體CO2，降低工藝?yán)淠旱碾妼?dǎo)率。電導(dǎo)率由10～20μs/cm降到10μs/cm以下，pH值由4～5提高到7以上，從而使工藝?yán)淠航?jīng)處理后符合生產(chǎn)用脫鹽水指標(biāo)，注入脫鹽水成品水罐。

同時為了防止可燃?xì)怏w進(jìn)入CO2解吸塔與空氣接觸，設(shè)置了一個氣液分離器用以分離可能帶入的可燃?xì)怏w。解吸塔上部設(shè)計了一個除沫器，可以防止氣流外溢的過程中，夾帶液體影響環(huán)境。當(dāng)經(jīng)過處理的工藝?yán)淠翰环厦擕}水指標(biāo)時，就可以將其引入制氫裝置原有脫鹽水站的二級反滲透膜，依靠制氫裝置原有的脫鹽水系統(tǒng)對工藝?yán)淠哼M(jìn)一步再處理，回收工藝?yán)淠菏蛊溥_(dá)到生產(chǎn)用的脫鹽水指標(biāo)，作為脫鹽水利用，提高工藝?yán)淠旱幕厥章?，?jié)約了大量的水資源。改進(jìn)流程見圖1。

圖1 回收工藝?yán)淠毫鞒?/p>

1.3改造后節(jié)能降耗經(jīng)濟效益評價

根據(jù)裝置實際運行參數(shù)，過剩水蒸氣量約8t/h，軟化水12元/t，軟化水制脫鹽水收率93%，年生產(chǎn)時間8400h，工藝?yán)淠航?jīng)過二級反滲透膜處理收率98%，則：

每年可回收脫鹽水：8×400×98%=65856 t。

每年可降低成本：65856×12÷93%=84.98萬元。

每年運行電費為：4×0.55×8400=1.848萬元。

新增折舊：0.5萬元。

年經(jīng)濟效益為：84.98-1.848-0.5=82.63萬元。

2 提高脫鹽水收率

2.1 現(xiàn)狀分析

油氣處制氫裝置脫鹽水站主要是利用反滲透原理，將軟化水中大部分鹽份及有害雜質(zhì)除去，為制氫裝置提供合格的脫鹽水。

2013年以前，制氫裝置脫鹽水站使用的原水為動力一公司的軟化水，夏季原水溫度在30℃左右，冬季水溫也能在20℃以上。2013年后，由于動力公司水井劃歸供水公司，軟化水溫度變化較大，夏季時水溫20℃左右，而冬季水溫一般在8℃左右，最低時僅5℃，使得脫鹽水站產(chǎn)水量大幅度下降，產(chǎn)水收率明顯降低，造成水資源浪費。原水溫度與產(chǎn)水率關(guān)系見表1。

表1 原水溫度與產(chǎn)水率關(guān)系

因此，在原水溫度低時，需要對原水進(jìn)行加熱，使得脫鹽水站在其他工序不變的前提下，提高脫鹽水收率，減少水資源的浪費。

2.2 改進(jìn)措施

在原水管線處增加一臺原水預(yù)熱器，提高原水溫度，減少濃水的排放量，增加產(chǎn)水量。

2.3 應(yīng)用技術(shù)特點

在原水預(yù)熱器處設(shè)有副線，根據(jù)原水溫度可以使用原水預(yù)熱器，也可以在原水預(yù)熱器故障情況下，不使用預(yù)熱器，方便切換，不影響正常生產(chǎn)。

(1)考慮到兩種介質(zhì)直接換熱的溫差較大，避免對板式換熱器產(chǎn)生沖擊，因此在板式換熱器的入口處配備一個減溫減壓換熱器。

(2)本裝置利用的熱源是轉(zhuǎn)化工序的副產(chǎn)物低壓蒸汽，平時低壓蒸汽是在放空的，因此此項改進(jìn)也增加廠區(qū)蒸汽利用率。

(3)本裝置設(shè)有遠(yuǎn)傳溫度報警，可以方便操作工及時進(jìn)行調(diào)節(jié)。

(4)增加原水預(yù)熱器后，原水溫度可根據(jù)生產(chǎn)情況進(jìn)行調(diào)節(jié)，提高了原水溫度，減少了濃水的排放量，顯著提高了產(chǎn)水的收率，很好的實現(xiàn)了降本增效的目的。

(5)提高原水溫度后，保證一定的產(chǎn)水量的情況下，可以適當(dāng)降低膜前壓力，減少由于滲透壓力過高，對滲透膜的損壞。

2.4 改造后節(jié)能降耗經(jīng)濟效益評價

2013年9月實施改造后，2013年11月投入生產(chǎn)以來，隨著原水溫度的提高，增加了滲透液流量，產(chǎn)水收率明顯提高，減少了水資源的浪費，顯著提高了經(jīng)濟效益。

蒸汽消耗為1.7t/h，由于制氫裝置副產(chǎn)蒸汽，因此不存在蒸汽生產(chǎn)費用。

實施前，全年平均進(jìn)水溫度為15℃、產(chǎn)水收率按74%，轉(zhuǎn)化消耗脫鹽水為9t/h，裝置年運行時間8400h，年消耗原水為：(9×8400÷74%)=102162t。

實施后，以35℃產(chǎn)水收率為93%，轉(zhuǎn)化消耗脫鹽水為9t/h，裝置年運行時間8000h，年消耗原水為：(9×8400÷93%)=81290t。

改造后年節(jié)約原水為：102162-81290=20872t。

原水按12元/t計，年節(jié)約原水成本：20872×12= 25萬元/a。

新增折舊：0.2萬元/a。

年節(jié)約成本為：25-0.2=24.8萬元/a。

3 PSA-H2尾氣CO2提純改造

3.1 現(xiàn)狀分析

油氣處天然氣制氫裝置PSA-H2尾氣量為Qn= 3500m3/h，其中φ(CO2)≈30%，即Qn(CO2)≈1050m3/h。原設(shè)計中將這部分尾氣作為燃料氣進(jìn)入轉(zhuǎn)化爐的燃料系統(tǒng)燃燒。由于CO2屬于不可燃?xì)怏w，因此，進(jìn)入燃料氣系統(tǒng)再隨煙道氣排放要帶走大量的熱量，能源浪費較為嚴(yán)重。為了降低能量消耗，經(jīng)過研究論證新增了PSA-H2尾氣提純CO2工藝，回收尾氣中CO2。

3.2改進(jìn)措施

增加一套PSA-CO2裝置，將PSA-H2解吸氣引入該裝置，生產(chǎn)工業(yè)級CO2，銷售盈利，產(chǎn)生的精脫氣，CO含量較高，可以作為燃料為轉(zhuǎn)化制氫工序提供熱量。

3.3 改造后節(jié)能降耗經(jīng)濟效益評價

增加回收工藝后，年產(chǎn)CO210000t，產(chǎn)值340萬元，效益如下：

減少燃料天然氣消耗：6.6×104m3/a。

節(jié)約成本：(6.6×1.67)=11萬元/a。

該改造總創(chuàng)效為：340+11=351萬元/a。

4 結(jié)論

(1)通過空氣降低工藝?yán)淠褐蠧O2分壓，脫除冷凝液中CO2，新增冷凝液回收工藝，使回收后的工藝?yán)淠鹤鳛槊擕}水供制氫裝置循環(huán)利用，年節(jié)約脫鹽水65856t，增效82.63萬元。

(2)通過提高原水溫度，繼而提高反滲透膜的滲透率，減少了濃水的排放量，產(chǎn)水收率由74%提高至93%，年節(jié)水20872t，增效24.8萬元。

(3)通過新增PSA-H2尾氣提純CO2工藝，降低了尾氣中CO2含量，提高了轉(zhuǎn)化爐爐膛的燃燒效率，減少了燃料天然氣的消耗6.6萬m3/a，CO2回收1萬t/a，增效351萬元/a。

對原有制氫裝置進(jìn)行的三方面節(jié)能降耗技術(shù)改造成功，節(jié)能降耗成果為458.43萬元/a。

[1]孫蘭霞,閆維鵬,谷海峰,等.8×104m3/h制氫裝置催化劑運行現(xiàn)狀分析[J].天然氣化工·C1化學(xué)與化工,2014,39(4): 41-44.

[2]姜薇，馬瑞，趙峰,等.天然氣水蒸汽轉(zhuǎn)化制氫的Aspen plus模擬分析[J].天然氣化工·C1化學(xué)與化工,2013,38 (1):57-59.

[3]劉書朋.煤和天然氣制氫工藝技術(shù)經(jīng)濟分析[J].煉油技術(shù)與工程,2010,40(7):56-58.

[4]李慶勛,劉曉彤,劉克峰,等.大規(guī)模工業(yè)制氫工藝技術(shù)及其經(jīng)濟性比較[J].天然氣化工·C1化學(xué)與化工,2015,40 (1):78-82.

[5]黃振藝,顧冠斌.變壓吸附制氫工藝中氫氣質(zhì)量下降原因及對策[J].冶金動力,2011,(6):19-21.

Energy saving and consumption reduction retrofits in a hydrogen plant by natural gas steam reforming

YAN Long
(Chemical Technology Development Center of Liaohe Oilfield Oil and Gas Engineering Technology Division,Panjin 124010,China)

The energy consumption for a 10000m3/h hydrogen plant by natural gas steam reforming was analyzed,based on which,the energy saving suggestions and improvement measures were proposed,including adding a process condensate recovery system,raising the temperature of raw water to reduce the discharge of concentrated water,and separating and purifying carbon dioxide as a product from the tail gas of PSA-H2unit before it is used as a fuel.The energy saving retrofits improve both economic and environmental benefits of the plant.

natural gas;steam reforming;hydrogenation production;energy saving;retrofit;economic profit

TE6；TQ116.25

：B

：1001-9219(2016）03-95-03

2016-02-19；

：閆龍（1988-），男，學(xué)士，工程師，電話15942794519，電郵pjyan_long@163.com。