[发明专利]一种炼厂配套煤制氢耐硫变换甲烷化一体化工艺

说明书

本发明涉及一种炼厂配套煤制氢耐硫变换甲烷化一体化工艺，本发明采用的耐硫甲烷化反应器可满足不同负荷下的甲烷化反应，有效避免低负荷下床层超温的风险，与高温循环甲烷化技术相比，取消了循环压缩机，降低了设备投资，提高了能量回收率，且合成气串级依次通过耐硫甲烷化反应器，简化了流程和系统控制，有利于实现更好的经济效益；本发明将氢管网的压力与耐硫甲烷化反应器副路进行连锁控制，通过压力在线调节副路的开度，实现了氢气管网的稳定操作，从而保证炼油装置的长周期稳定运行；同时，消除了由于氢管网的波动造成气化装置负荷的波动，有利于维持气化装置的长周期平稳运行。

技术领域

本发明涉及一种炼厂配套煤制氢耐硫变换甲烷化一体化工艺。

背景技术

在制氢成本构成中，原料费用通常占较大比重。根据同类项目经验，当天然气价格3.5元/Nm³，其氢气生产成本约为1.1元/Nm³；而同样的制氢规模下，采用煤制氢路线，按原料煤价格490元/吨计算，其氢气生产成本约为0.61元/Nm³。两种技术路线对比，采用煤制氢方案氢气成本为天然气制氢成本的55％左右。

另外，我国天然气储量丰度低，分布不均，生产成本较高，供求矛盾较为突出。相对而言，我国煤炭资源十分丰富，储量大，是我国最可靠、最有保障的能源。煤制氢作为炼厂供氢的主要工艺路线，虽然煤制氢路线工艺流程长，投资较多，但原料煤与天然气相比，具有价格优势和可获得性优势，体现出良好的经济效益，对提高炼油产品竞争力至关重要。

典型的全制氢装置工艺路线为煤气化——耐硫变换——酸性气体脱除——PSA/甲烷化。气化生产的粗合成气，经过深度变换将CO残基控制在1.5％以下，通过酸性气体脱除单元分除去H₂S以及CO₂，净化后的高氢粗氢经过PSA或甲烷化工艺除去除残留的CO。如果采用PSA，氢气纯度可达到99.9％，变换后的CO残基控制在1.5％以下；如采用甲烷化工艺，CO的残基控制在0.6％以下。

制氢副产低热值燃料气工艺中，气化产生的粗合成气分为两路，一路进行深度变换，脱硫脱碳后的净化气进PSA副产高纯氢，另一路经过余热回收装置，净化后的气体作为燃料气送入管网，该气体热值较低。变换气与非变换气的酸性气体脱除在一个单元内进行，洗涤塔分开设置，再生系统共用。上述过程在气化装置负荷不变的条件下通过控制燃料气的产量来调节氢气产量，由于变换以及非变换线共用一台再生系统，调整幅度过大将影响酸脱单元的冷量供应，尤其是非变换线处理量远高于变换线时，合成气中CO₂量偏低，导致高位冷量偏低，影响装置热平衡，增加外界的冷量供给。另外，副产的低热值燃料气难以并入全厂管网，需单独设置管线；合成其中H₂含量过高，需采用高氢烧嘴，与主装置的匹配性较差。

制氢副产高热值燃料气工艺中，气化产生的粗合成气经过耐硫变换单元进行部分变换，经过酸性气体脱除单元净化后的气体送入高温甲烷化单元，反应后的气体经过PSA，分离出高纯氢，高热值尾气作为燃料气送入管网。耐硫变换的深度根据氢气的需求量来做调整，氢气需求越大，变换深度越深；氢气需求越小，副产的燃料气量越大，变换深度越浅。上述过程采用后置甲烷化工艺，通过调节变换深度来控制甲烷的生成量，从而调节氢气的产量。该方案可以在线实现氢气产量的灵活调节，同时副产的燃料气中含有甲烷，热值较高，可以直接并入全厂燃料气管网。但是现有高温甲烷化技术均采用循环回路的设计理念，通过压缩机将反应后的气体返回至入口，降低原料气中甲烷的浓度，从而达到控制温服的目的，该工艺路线需配置一台循环气压缩机，增加了装置的投资以及占地；同时循环过程需要冷凝降温，造成了能量的损失，降低了能量的回收率；循环回路的设置增加了温度控制的复杂性，当工况发生变化，增加了反应超温的风险，该工艺适用于装置负荷变化不大的项目，如煤制天然(SNG)。