炼厂制氢方案的选择与优化
工业上制氢气的方法及优缺点
工业上制氢气的方法及优缺点我国氢燃料电池基础设施建设已经进入加速期，为氢燃料电池汽车做好充分准备，但氢气的制备是目前需要攻克的难题。
工业制氢气包括很多种方法，都存在着各自的优势和局限性，本文将主要介绍工业上制取氢气的方法。
目前，工业上制氢气主要有几种方法：一是采用化石燃料制取氢气；二是从化工副产物中提取氢气；三是采用生物的甲醇甲烷制取氢气，四是利用太阳能、风能等自然能量进行水的电解。
1、化石燃料制氢化石燃料制氢是传统的制氢方法，也是制氢的老工艺，但仍然离不开对化石燃料的依赖，并且会排出二氧化碳等温室气体，一般用于制氢的化石燃料是天然气。
天然气制氢的过程是：在一定的压力和一定的高温及催化剂作用下，天然气中烷烃和水蒸汽发生化学反应。
转化气经过沸锅换热、进人变换炉使C0变换成H2和CO2。
再经过换热、冷凝、汽水分离,通过程序控制将气体依序通过装有3种特定吸附剂的吸附塔，由变压吸附（PSA）升压吸附N2、CO、CH4、CO2，提取产品氢气。
2、工业副产物制氢焦炉气制氢技术是采用变压吸附的工艺，从炼焦行业副产的焦炉气中提取纯氢。
其基本原理是利用固体吸附剂对气体的吸附具有选择性，以及气体在吸附剂上的吸附量随其分压的降低而减少的特性，实现气体混合物的分离和吸附剂的再生，达到提纯制氢的目的。
3、甲醇重整制氢甲醇水蒸汽重整是国外２０世纪８０年代兴起的一种制氢技术，加拿大、英国、澳大利亚等国家在这方面进行了大量研究。
该制氢工艺非常成熟，是国内小型化移动甲醇制氢的先驱企业，并已经将该技术与燃料电池发电技术高度集成，成功应用在新能源汽车、通讯基站等领域，应用前景非常好。
4、电解水制氢氢气还能够通过传统的电解水法获得，但这种方法由于能耗过高，除已建成装置外，已少有新建装置。
各种方法的优缺点工业上已经有多种制氢气的途径。
但是，这些方法都存在着各自的优势和局限性。
天然气制氢和焦炉气制氢均适用于大规模制氢，但也均受限于原料的供应，并且具有污染性。
主要制氢路径及优缺点
主要制氢路径及优缺点制氢是一种高效、清洁的能源转换方式，可应用于各个领域，如交通、电力等。
主要的制氢路径包括煤制氢、天然气水蒸气重整制氢、水电解制氢以及生物质制氢等。
下面将对这几种制氢路径的优缺点进行详细介绍。
1.煤制氢：煤制氢是通过加热煤炭并将其与水反应生成氢气。
这种方法主要有煤炭气化和煤燃烧两种方式。
煤制氢具有以下优点：-原料丰富：煤炭是一种广泛分布且资源丰富的能源资源；-生产成本低：在煤炭气化过程中，可以同时产生高温燃烧废气和余热，可用于发电以降低制氢的成本；-可实现二氧化碳回收：通过采用碳捕获和封存技术，可以捕获和封存制氢过程中产生的二氧化碳；-储存和运输方便：由于氢气可以被压缩或液化，使得氢气的储存和运输相对容易。
然而，煤制氢也存在以下缺点：-环境污染：煤炭气化会产生大量的污染物，如二氧化碳、氮氧化物和硫化物等；-碳排放高：煤制氢过程中产生的二氧化碳无法完全捕获和封存，会导致高碳排放；-能源效率低：煤制氢的能源转化效率较低，仅约为60%。
2.天然气水蒸气重整制氢：天然气水蒸气重整制氢是将天然气与水蒸气进行反应，生成氢气和二氧化碳。
这种方法具有以下优点：-原料丰富：天然气是一种广泛分布且资源储量丰富的能源；-温室气体排放低：虽然天然气水蒸气重整过程会生成二氧化碳，但排放量相对较低；-能源效率较高：天然气水蒸气重整制氢的能源转化效率较高。
然而，天然气水蒸气重整制氢也存在以下缺点：-二氧化碳处理难度大：天然气水蒸气重整过程无法完全捕获和封存产生的二氧化碳，处理难度较大；-传输成本较高：天然气水蒸气重整制氢需要建设大规模的管道网络来供应天然气作为原料，传输成本较高。
3.水电解制氢：水电解制氢是通过电解水来产生氢气。
这种方法具有以下优点：-温室气体排放低：水电解制氢过程中无排放任何温室气体；-能源效率较高：水电解制氢的能源转化效率较高；-可再生性：水电是一种可再生能源，可以用于水电解制氢。
然而，水电解制氢也存在以下缺点：-能源依赖性：水电解制氢需要依赖电力供应，如果电力供应来自传统燃煤发电厂，其温室气体排放量可能较高；-电解设备成本高：水电解制氢需要建设昂贵的电解设备，使得制氢成本相对较高。
新建炼油厂氢气综合利用和改造探讨
新建炼油厂氢气综合利用和改造探讨摘要：本文介绍了炼油厂通过技术改造氢气回收项目、优化供氢网络、强化用氢管理等措施整合了氢气系统资源，有效实现了节能降耗和降低油品加工成本的目的。
关键词：氢优化氢气平衡氢气回收氢气网络氢气是一种宝贵而洁净的资源，在炼油行业中，它既是石油炼制和石油化工的副产品，又是石油炼制和石油化工加氢工艺过程的重要原料，近年来随着氢气供需矛盾的加剧，对炼油厂的氢气资源进行优化利用具有重要意义。
本论文以中国石油某炼油厂的氢气资源优化项目为依托，对氢气资源的优化利用取得的成果进行研究。
一、氢气产出和利用分析该炼油厂是中国石油在南方地区投资建设的第一个大型炼化基地，也是中国石油海外份额油加工基地，原油加工能力为1000万吨/年，项目包括13套主要工艺装置，及其配套的公用工程系统、储运系统、码头、铁路等设施。
氢气管网的供氢来源为制氢装置和psa1回收氢气，管网压力为 2.1mpa（g），温度为40℃，氢纯度为99.9 % （ v ），主要为蜡油加氢裂化装置、柴油加氢精制装置、汽油精制分馏装置、硫磺回收装置、聚丙烯装置供氢。
石脑油加氢装置所用氢气来自连续重整装置重整循环氢。
其中制氢装置规模为40000m3/h，加工原料为石脑油和炼厂气。
psa1规模为120000m3/h，加工原料为连续重整装置所产的重整氢和经过脱硫处理的蜡油加氢裂化低分气和柴油加氢精制低分气。
全厂投料试车阶段，制氢装置先开工低负荷运行，为石脑油加氢装置备料试车提供氢气，同时为加氢裂化装置、柴油加氢装置、连续重整等临氢单元提供氢气进行氢气置换、气密，在正式投料试车阶段，制氢装置先开工为加氢裂化、柴油加氢装置提供催化剂硫化所需氢气。
在正常生产阶段，主要通过psa1装置为全厂提供氢气，同时制氢装置处于热备状态。
根据全厂氢气平衡和燃料气平衡的计算，催化干气直接排入燃料气管网，以弥补燃料气的不足。
当psa1故障情况下，立即提高制氢装置负荷。
常规的制氢方法及几种制氢技术的优劣势
常规的制氢方法及技术的优劣势1、工业上常用的制氢方法工业制氢方案很多，主要有以下几类：（1）煤制氢；（2）天然气制氢；（3）甲醇制氢：包括甲醇水蒸汽重整制氢、甲醇直裂制氢、甲醇部分氧化制氢；（4）水解制氢（5）富氢气体提纯制氢：各种富氢尾气（氯碱厂副产氢、炼油厂副产氢、合成氨厂副产氢、煤化工副产氢等）。
2、主流的工业制氢方案选择（1）煤制氢工艺流程复杂，环保问题也突出，目前中小型的煤制氢已经不再审批。
（2）富氢气体提纯制氢主要依托上游主装置，依赖性较强。
（3）在制氢领域，目前主要的是水电解制氢、甲醇制氢、天然气制氢，我们分别作详细介绍：3、主流的工业制氢方案介绍对比（1）电解水制氢原理是电解液（一般是含有30%左右氢氧化钾（KOH）的溶液），在接通直流电后，水分解为氢气和氧气。
该方法技术成熟、设备简单、运行可靠、管理方便、不产生污染、可制得氢气纯度高、杂质含量少，适用于各种应用场合，唯一缺点是耗能大，制氢成本高；目前商品化的水电解制氢装置的操作压力为0.8~3.0MPa，操作温度为80~90℃，制氢纯度可达99.7%，制氧纯度达99.5%。
（2）甲醇制氢原理是甲醇和水反应生成氢气和二氧化碳的合成气，再经过PSA提纯，得到高纯度的氢气。
该方法原料为甲醇和脱盐水，原料来源方便，在220～280℃下，专用催化剂上催化转化为组成为主要含氢和二氧化碳转化气；甲醇的单程转化率可达95%以上，氢气的选择性高于99.5%，再利用变压吸附技术，可得到纯度为99.999%的氢气，一氧化碳的含量低于1ppm。
（3）天然气制氢原理是天然气和水反应生成氢气和二氧化碳的合成气，再经过PSA提纯，得到高纯度的氢气。
该方法原料来源方便，不需要设置原料储罐，单系列能力较大, 原料费用较低。
反应温度在600-800℃，制氢过程需吸收大量的热，高温高压必然对设备的要求也比较高因此该装置投资高。
转化气经过变压吸附，可得到纯度为99.999%的氢气，4、主流的工业制氢方案选择4.1 小型制氢采用电解水方法（1）多年来，水电解制氢技术自开发以来一直进展不大，其主要原因是需要耗用大量的电能，电价的昂贵，用水电解制氢都不经济。
炼厂优化加工的思路和对策
34炼厂优化加工的思路和对策郑文刚（中国石油化工集团公司炼油事业部，北京100728）收稿日期：2018–06–09。
作者简介：郑文刚，硕士，高级工程师，1998年毕业于浙江大学化学工程专业，长期从事炼油总流程优化、加工过程模拟与优化工作，曾获中国石化突出贡献专家，中国石化科技进步二等奖。
摘 要：优化是炼油提高盈利能力，增强竞争力的有力手段。
本文讨论了当前炼厂在原油采购、石脑油和重油加工、柴汽比、氢气平衡、燃料平衡、蒸汽动力系统等方面面临的主要问题。
在此基础上，提出了原油和氢气降本、石脑油和重油增效、柴汽比结构优化、燃料和蒸汽动力系统全局优化等方面的思路和对策。
关键词：炼厂优化 原油加工 重油加工 柴汽比 氢气优化 燃料和蒸汽动力系统目前，我国炼油行业经过快速发展，面临产能过剩，柴油消费见顶，市场竞争剧烈的局面。
同时，产品质量升级步伐加快、节能环保要求日趋严格，炼厂只有综合运用各种优化手段，挖潜增效，才能提高竞争能力。
1 炼厂生产过程中存在的主要问题目前，不同炼厂在生产过程中存在的问题不同，综合大部分炼厂情况，共性问题如下。
1.1 原油性质波动大，不利于装置稳定、优化运行大部分炼厂缺乏原油调合设施，由于原油品种多，且到厂不均匀，造成原油性质波动大，对长周期稳定和优化运行不利。
1.2 加工高含硫原油存在瓶颈部分炼厂由于设备材质未升级，常减压、催化裂化硫含量设防值低，造成原油选择困难，炼厂不得不采购低硫中间基调和高含硫中间基、环烷基原油，导致原油成本偏高。
部分低硫渣油进延迟焦化或渣油加氢加工，降低了炼厂的效益。
1.3 重油加工不优化由于满足渣油加氢进料要求的原油可选范围有限，在生产实际中，为了保证装置长周期运行，掺渣率往往低于设计值，造成部分渣油进焦化，损失效益。
和渣油加氢配套的重油催化生产运行方案不优化，造成催化剂金属污染失活、水热失活严重，产品分布不理想。
大部分常减压装置都没有达到减压深拔的标准，导致延迟焦化进料残炭约20%，减压渣油TBP 切割点只有540~545℃，重蜡油进延迟焦化生焦，损失效益。
氢能源系统的设计与优化
氢能源系统的设计与优化在现代社会，环境问题成为各国共同关注的焦点之一。
为了应对气候变化、减少对化石燃料的依赖，寻找清洁能源替代品的需求不断增加。
氢能源作为一种极具潜力的清洁能源，被认为是未来可持续发展的方向之一。
本文将探讨氢能源系统的设计与优化，以期找到最佳解决方案。
1. 氢能源的优势与挑战氢能源作为一种清洁的能源形式，具有许多优势。
首先，氢气可以无污染地燃烧，不会产生二氧化碳等有害气体。
其次，氢气可以通过电解水、天然气重整等方式得到，资源丰富，可再生性强。
此外，氢气的储存性能优良，能够方便地存储和运输。
然而，氢能源也面临着一些挑战。
首先，氢气的制备成本较高，需要投入大量能源进行电解或重整。
其次，由于氢气具有极低的密度，储存和运输需要特殊的设备和措施。
因此，设计与优化氢能源系统是非常必要的。
2. 氢能源系统设计的要素氢能源系统设计需要综合考虑多个要素。
首先是氢气的制备方法，其中包括水电解、天然气重整、生物质转化等。
不同的制备方法具有不同的能耗和资源消耗，需要根据具体情况选择。
其次是氢气的储存和运输方式，包括高压、液态和固态储氢等。
不同方式的储氢技术具有不同的成本和安全性能，需要根据用途选择最合适的方式。
此外，氢能源系统的应用领域也需要考虑，包括氢燃料电池汽车、燃料电池发电等。
设计合理的系统可以满足不同领域的需求。
3. 氢能源系统的优化方法优化氢能源系统的目标是在利用率和成本之间找到最佳平衡点。
首先，需要对系统进行能量流和物质流的建模，以了解系统内部的转化和转移过程。
然后，可以通过调整系统的各个环节，如制备工艺、储存方式、运输方式等，来提高系统的效率和经济性。
此外，还可以通过优化氢气的使用方式，如在不同应用领域的使用比例、优化电力和热力联供等，来提高系统的整体效益。
最后，还可以采用多能源集成的方法，将氢能源与其他可再生能源、储能技术相结合，实现系统的互补和协同发展。
4. 实际案例分析为了更好地理解氢能源系统的设计与优化，我们可以看一个实际的案例。
新建炼油厂氢气综合利用和改造探讨
项 目包括 ｌ ３套 主要工 艺装 置 ，及 其配 套 的公 用工 程 系统 、储运 系统 、 码头 、铁路 等设 施 。氢 气管 网的供 氢来 源 为制 氢装 置 和 Ｐ Ｓ Ａ１ 回 收氢 气 ，管 网压 力为 ２ ． １ ＭＰ ａ（ ｇ ） ，温 度 为 ４ Ｏ ℃ ，氢 纯 度为 ９ ９ ． ９％ （ Ｖ） ， 主要 为 蜡 油加 氢 裂化 装 置 、柴 油加 氢 精制 装置 、汽 油 精制 分 馏 装置 、 硫磺 回收 装置 、聚丙烯 装 置供 氢 。石脑 油 加 氢装置 所 用氢 气来 自连 续 重整 装 置重 整循 环 氢 。其 中制 氢 装置 规模 为 ４ ０ ０ ０ ０ ｍ ／ ｈ ，加 工 原料 为 石脑 油和 炼厂气 。Ｐ Ｓ Ａ１ 规模 为 １ ２ ０ ０ ０ ０ ｍ３ ／ ｈ ，加 工原 料为 连续 重整 装
ｓ ｔ ｒ ｅ ｎ ｇｔ ｈ ｅ ｎ ｍａ ｎａ ｇ ｅ ｍｅ ｎ ｔ ａ ｎ ｄ ｏ ｔ ｈｅ ｒ ｍｅ ａ ｓ ｕ ｒ ｅ ｓ ｔ Ｏ ｉ ｎｔ ｅ ｇｒ ａ ｔ ｅ ｗｉ ｔ ｈ ｈｙ ｄ ｒ ｏ ｇ ｅ ｎ ｈｙ ｄ ｒ ｏ ｇｅ ｎ ｓ ｙ ｓ ｔ ｅ ｍ ｒ ｅ ｓ ｏ ｕ ｒ ｃ ｅｓ ，ｅ ｆ ｆ ｅ ｃ ｔ ｉ ｖｅ ｌ ｙ ｒ ｅ ｄｕ ｃ ｅ ｅ ｎ ｅ ｒ ｇｙ ｃ ｏｎｓ ｕ ｍｐ ｔ ｉ ｏ ｎ ａ ｎ ｄ ｃ ｏｓ ｔ ｏｆ ｔ ｈ ｅ ｏ ｉ ｌ ｐ ｒ ｏ ｃ ｅ ｓ ｓ ｉ ｎｇ． Ｋｅ ｙ ｗｏ ｒ ｄｓ ： Ｈｙｄ ｒ ｏｇ ｅ ｎ ｏ ｐｔ ｉ ｍｉ ｚ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｈｙ ｄ ｒ ｏ ｇ ｅｎ ｂａ ｌ ａ ｎｃ ｅ ｈ ｙｄ ｒ ｏｇ ｅ ｎ ｒ ｅ ｃ ｏ ｖ ｅ ｒ ｙ ｈｙ ｄｒ ｏ ｇｅ ｎ ｎｅ ｔ ｗｏ ｒ ｋ
大分 子烃 类较 多 ，易造 成 吸附 剂饱和 。解 决方 案 一是 在上 游加 氢装 置 增加水洗罐或聚结器， 脱 除 低 分 气 中的 微 量 富 胺 液 ；方 案 二 考 虑对 Ｐ ｓ Ａ ２进行 改造 ，专用于 四套加氢 装置 的低分气 回收处 理 。 ２ ． 需解决 汽油加 氢装置 废氢 出路 汽 油加氢 装置 的废氢 因压 力低无 法进 入 Ｐ Ｓ Ａ回收 ，其 中一期 废 氢 压力 Ｏ ． ３ ５ Ｍｐ ａ ，排放 量为 ４ ０ ０ ～ ５ ０ ０ ｍ３ ／ ｈ ，原设 计该股 气体 应并 入催化 裂 化气 压机 入 口 ，但 实 际操作 中是排 低压 火炬 系统 ，严 重影 响火 炬气 的正 常 回收 ；二 期新 增 废 氢压 力 Ｏ ． ６ ６ Ｍｐ ａ ，设 计排 放 ６ １ ２ ｍｓ ／ ｈ ，设计 方 案 中采 用直 接排燃 料气 管 网或 火炬 放空 管 网。为 减少 对燃 料气 管 网 的冲击 ，计 划将 这股 废 氢在装 置 内部 作为 燃料 自用 ，正 常情 况下 不允
炼厂氢资源高效管理与优化利用方法-20141107
炼厂氢资源高效管理与优化利用方法张胜中摘要：随着炼厂规模不断扩大，原油劣质化与产品质量要求的不断提高，导致炼厂对氢资源的需求量不断增加。
氢气对炼厂操作成本与经济效益的影响越来越显著，合理的氢气资源制备方法、管理、利用以及回收方法选择，对炼化企业的可持续发展至关重要。
本文综述了国际国内主要炼油企业的氢资源管理、设计、优化改造方法，同时讨论其典型案例。
为炼化企业氢资源高效管理与优化利用提供的多种可参考的技术方案。
关键词：氢资源高效管理优化利用Keywords：Hydrogen source Efficient management Optimal utilizationRefinery Hydrogen Efficient Management and OptimalUtilization MethodologyAbstractThe refinery scale continuously extend, crude oil becoming heavier and poorer, but its products quality is required to improve continuously to compliance with the stricter environmental regulations. Improve the products quality needs more and more hydrogen, so hydrogen efficient management and optimal utilization methodology is becoming very important for refinery sustainable development. This paper reviews international refinerys’ hydrogen product, utilize and recovery technologies. From this paper refinery can find suitable option for its hydrogen management and optimal utilization.Keywords：Hydrogen source Efficient management Optimal utilization张胜中，中石化大连院，zhangshengzhong.fshy@2012年，在美国与加拿大供氢由重整氢、炼厂自产氢与第三方供氢提供（~各占三分之一）。
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1 炼厂的氢气需求
1.3 环境保护需求
2013 年 9 月国务院发布《大气污染防治行动计划》。
表1-1 油品质量升级时间表 序号 1 2 3 4 实施日期 2013年底 2014年底 2017年底 实施范围 全国 全国 全国 油品标准 国四汽油 国四柴油 国五汽、柴油 硫含量上限 50ppm 50ppm 10ppm 10ppm
3 煤制氢关键技术
表3-3 变换技术对比表
配套气化技术 水汽比 工艺特点 在第一变换炉入口不添加蒸汽，利用粗煤气自带的水 蒸汽进行变换反应，在后续各变换炉入口添加适量蒸 汽和工艺冷凝液，控制变换炉入口水气比。 对于中水气比的粗煤气，可利用自身带来水进行变换 反应，简化配蒸汽流程，减少蒸汽消耗；后续变换炉 采用低水气比工艺，反应温度低，补充水可用水替代 蒸汽。 粗煤气的水气比较高，水蒸气含量充足，不需要配水 蒸气即可满足各类变换反应的要求 将粗煤气分为两股，仅将某一股配加蒸汽至高水气比， 从而节省蒸汽；分股入炉使得第一变炉的容积大大减 小，整个流程的抗上游干扰能力强。
低水汽比
废锅型粉煤气化
0.2左右
中低水汽比
激冷型粉煤气化
0.7～1.0
高水汽比 高水汽比
水煤浆气化 激冷型粉煤气化
1.3～1.7 0.7～1.0
3 煤制氢关键技术
煤气化得到的以制氢为目标的变换工艺对水的需求量 较大，因此与激冷流程气化技术相对应的高水气比变换具 有一定的“先天优势”。
轴径向变换炉 为充分利用反应器的内部容积，减小变换反应器尺寸， 降低压力损失、优化设备投资，可以采用轴径向反应器。 变换单元有效气处理量越大，轴径向反应器的优势越明显。
甲烷化 成熟 95-98.5 较低 95-99 1.0-8.0 5 -10 较简单 较小 较低
2015年底 京津冀、长三角、珠三角重点城市 国五汽、柴油
在生产技术方面，依靠加氢技术对汽、柴油进行脱 硫是生产高等级清洁燃料的主要手段。
1 炼厂的氢气需求
1.4 小结
加氢工艺路线将成为炼厂应对原油劣质化、实现油 品质量升级的主要措施，加氢能力及加氢深度的双重要 求会使得炼厂对氢气资源的需求进一步扩大。
1.00 0.93 0.86 0.84
1.31 1.16 1.07 1.14
1.21
0.68
煤价，元/吨
950 1050 1150 1250 1350
0.7 0.6
图2-4 天然气制氢与煤制氢价格比较
从图2-4中的成本对比曲线可以看出：天然气制氢成 本对原料价格更为敏感。在目前煤与天然气价走势 下，煤制氢具备一定的成本优势。
3 煤制氢关键技术
3.3 酸性气体脱除
图3-3 低温甲醇洗流程简图
3 煤制氢关键技术
低温甲醇洗工艺根据用于吸收塔脱碳段的吸收溶剂 的不同，可分为全贫液吸收流程和半贫液吸收流程。全 贫液吸收流程相对简单，投资低，但综合能耗较高；半 贫液吸收流程能耗低，流程相对复杂，整体投资略高。 小规模（有效气H2+CO小于10万Nm3/h）的低温 甲醇洗宜采用全贫液流程。 中型规模（有效气 H2+CO 量在 10~15 万 Nm3/h ） 的低温甲醇洗装置建议根据全厂公用工程总体配置情 况、投资、技术经济等综合考虑后确定。 较大规模（有效气H2+CO大于15万Nm3/h）的低 温甲醇洗装置建议采用半贫液吸收流程。
表2-2 焦炉气基本参数 组分 体积含量,％ CO CO2 5.9 2.1 H2 58.8 N2 3.8 CH4 25.6 C2H4 2.3 C 2 H6 0.9 C 3 H6 0.2 O2 0.4
杂质：焦油和灰尘≤20mg/m3，硫化氢≤200 mg/m3，氨≤100 mg/m3， 萘≤100 mg/m3 热值：18520kJ/ Nm3
炼厂制氢方案的选择与优化
中石化宁波工程有限公司 中国石化长城能源化工公司 2014年1月
内容提要
1 炼厂的氢气需求 2 炼厂制氢工艺路线 3 煤制氢关键技术 4 煤气化多联产方案在炼厂中的应用
5 煤制氢项目的环保问题
6 对炼厂制氢方案的建议
1 炼厂的氢气需求
1 炼厂的氢气需求
1 炼厂的氢气需求
通过表2-3的数据可以初步判断： 干气制氢、石脑油制氢、重质油制氢的成本过高， 将这些原料用于深加工，可以发挥出更大的经济效益。 因而这几条路线不适宜继续作为炼厂制氢的发展方向。 根据某制氢项目的方案对比情况，对一定价格区间 下天然气制氢与煤制氢进行成本计算，得到图2-4中的成 本对比曲线。
2 炼厂制氢工艺路线
3 煤制氢关键技术
3 煤制氢关键技术
3 煤制氢关键技术
3.1 气化
根据气化炉的结构特点，煤气化技术可以划分为固 定床、流化床、气流床等。表3-1列出了典型这几类气化 技术典型的产品合成气组成。可以看出，气流床技术适 合以一氧化碳和氢气为目标产品的生产。
表3-1 多种煤气化技术的粗煤气典型干基组成
表2-3 不同制氢路线成本对比表 项目 原料消耗 （1000 Nm3氢气） 原料价格 氢气成本 （元/ Nm3） 能耗 （GJ/1000 Nm3氢气） 天然气制氢 干气制氢 石脑油制氢 387.3Nm3 371.2Nm3 0.265t 煤制氢 0.699t 900元/吨 0.93 23.692 2.89E 焦炉气制氢 796.92Nm3 重质油制 氢 0.379t
1.1 氢气是炼厂重要的基本工艺原料
氢气是现代化炼厂不可缺少的原料，广泛应用于产 品的碳氢调节以及脱除硫、氮以及金属杂质。
1.2 原油劣质化
从全球范围内来看，原油重质化、劣质化趋势明显。
对大型炼厂来说，在重质、劣质原油的加工技术方 面，加氢裂化和加氢处理工艺路线有利于将原料“吃干 榨尽”，效益优于焦化路线，将是今后的主要发展方向。
天然气价，元/标立
2.0 1.5 1.4 1.3 2.5 3.0 3.5 4.0
1.47
4.5 1.5 1.4 1.3 1.2 1.1 1.0 0.9 0.8
制 1.2 氢 1.1 成 1.0 本
0.9 0.8 0.7 0.6 850
POX制氢成本，元/标立 天然气制氢成本，元/标立 天然气价：3.00元/标立 煤价： 1050元/吨 制氢成本：1.00元/标立
2 炼厂制氢工艺路线
为避免复杂的焦炉气净化工序，可以考虑采用基于 非催化部分氧化的焦炉气气化工艺制取氢气。其基本流 程见图2-4。
2 炼厂制氢工艺路线
2.3 各种制氢路线成本及能耗对比
估算基准： 制氢规模：10万Nm3/h ；氢气纯度：＞97mol%； 氢气压力：4.8MPa；年操作时间：8000 小时。
2 炼厂制氢工艺路线
表2-1 部分炼厂的制氢装置
制氢原料 中石化齐鲁分公司 中石化茂名分公司 中石化九江分公司 中石化南化分公司 中石化金陵分公司 中石化扬子分公司 福建联合石化公司 中石化镇海炼化分公司 中石化青岛炼化 中科广东炼化 煤、石油焦 煤、石油焦 煤、石油焦 煤 煤、石油焦 煤 脱油沥青 脱油沥青 天然气 天然气 供氢规模 万Nm3/h 3.5 18.8 10 9 13.7 6 6 9 3 10 投产日期 2008.10 试车 在建 试车 2005.09 试车 2009 1984年建成化肥装置， 2009年改为全供氢。 2008 规划中
2 炼厂制氢工艺路线
2.2 典型制氢工艺路线
2.2.1 轻烃蒸汽转化 原料：天然气、炼厂干气、石脑油等轻烃。 优化方向：选择最优的水碳比与转化炉出口气体温 度，降低装置能耗；利用预转化气再热工艺，充分利用 转化炉烟道气的高温余热，降低燃料消耗。
2 炼厂制氢工艺路线
2.2.2 重质油气化路线 渣油、脱油沥青等重质油气化曾经广泛应用于化肥 生产，目前仍有部分企业采取该路线制氢。
2 炼厂制氢工艺路线
2 炼厂制氢工艺路线
2 炼厂制氢工艺路线
2.1 炼厂氢气来源
途径一：炼油装置自身副产的氢气。主要包括重整 装置产氢和富氢气体分离氢。对大型炼厂来说，炼厂自 产氢的供给量远远不能满足全厂氢气的需求。 途径二：通过制氢装置产氢。来源包括轻烃蒸汽转 化、重质燃料非催化部分氧化等路线。表2-1列出了部分 炼厂的制氢装置。
3 煤制氢关键技术
进料方式的不同将气流床区分为水煤浆气化和粉煤 气化。主要的气流床气化技术列在表3-2中。
表3-2 主要气流床气化技术
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 水煤浆 粉煤 进料分类 典型技术 Shell煤粉气化 GSP煤粉气化 单喷嘴粉煤气化（东方炉） 两段式煤粉气化 HT-L航天粉煤气化 GE水煤浆气化 分级气流床气化（清华炉） 多喷嘴对置气化 E-Gas气化 多元料浆气化 荷兰Shell 西门子 华东理工，中石化 西安热工院 中国航天科技集团 美国GE 清华大学，盈德清大 华东理工，兖矿 美国康菲公司 西北化工研究院 技术来源
PSA 工艺投资高，氢气收率低，但纯度高，可达 99.9%，适用于下游装置对氢气纯度要求较高的工艺。
3 煤制氢关键技术
表3-4 氢气提纯技术对比
对比项目 技术情况 氢气纯度 能耗 氢气回收率 操作压力 催化剂（吸附剂）寿命 控制系统 装置占地 投资
% % MPa 年
PSA 成熟 98-99.99 较低 60-92 0.5-3.0 长期（补充少量） 较复杂 较大 较高
3.0元/Nm3 3.5元/Nm3 7000元/吨 1.00 12.541 1.35 13.051 1.02E 1.74 11.54 1.07E
1.08元/Nm3 2950元/吨 0.94 16.664 1.70E 1.72 20.334 2.32E
总投资 E 注：天然气制氢装置投资额为E
2 炼厂制氢工艺路线
2 炼厂制氢工艺路线
2.4 小结
各种制氢工艺路线均是成熟可靠的。 炼厂干气、石脑油、重质油制氢存在成本高、原 料价值未充分利用等影响效益问题，因此现有炼厂干 气制氢、重质油制氢装置纷纷停产。 天然气制氢投资低，但天然气化工的发展受国家 优先用于民用政策的限制，且在目前页岩气开发尚不 明朗，天然气价格持续走高的情况下，天然气制氢效 益会受到严重影响。 煤、石油焦制氢一次投资和能耗较高，但单位成 本较低，在未来的制氢工艺中将占有重要的地位。