加氢装置氢耗影响因素分析

加氢装置氢耗影响因素分析
李明，韩永青，张瑩
（中石化洛阳分公司，河南省洛阳市，471000）
摘要:立足洛阳石化加氢处理装置，对加氢处理装置氢耗影响因素进行分析并提出措施。

结果表明，加氢处理装置氢耗随原料油密度、原料油硫含量和反应温度增大而增大。

原料油密度891~908 kg/m3时，化学氢耗0.00515~0.00695t/t原油；原料油硫含量0.674%~1.097%时，化学氢耗0.00425~0.00628t/t原油；反应温度299~337℃，化学氢耗0.00531~0.00590t/t 原油。

为了降低氢耗，热高分温度选择在240~260℃，冷高分操作温度控制45℃~55℃，以降低循环氢溶解损失。

同时，装置定期进行闭灯检查以防止装置泄露氢气。

在满足生产条件下，尽量减少排废氢。

关键词：氢耗；新氢；反应温度；原料组分；溶解损失
1 前言
蜡油加氢处理装置是中国石油化工股份有限公司洛阳分公司油品质量升级改造工程，以减压蜡油、焦化蜡油和脱沥青油的混合油为原料，主要生产精制蜡油，为催化裂化装置提供优质原料。

在炼油企业减亏增效的大形势下，降低氢耗对降低加工成本有着尤为重要的意义。

对于加氢装置，氢耗在加工成本中所占比例较大。

为了降低加氢装置氢耗，本文对加氢处理装置氢耗影响因素进行分析并提出措施，给车间节能生产提供参考。

2氢耗影响因素分析
对2011
Figure 1 Hydrogen consumption of the average monthly amount
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收稿日期：
作者简介：李明(1983年)，男，助理工程师，硕士，专业：化学工艺，现从事蜡油加氢工艺改进工作
（Tel:133********,E-mail:b1h2@163 .com）。

从图1可以看出，本装置2011年（8、9、10月为检修时间）氢耗月均量为0.00683~0.00935t/t原油。

与同类装置相比，洛阳石化加氢装置氢耗较低[1]。

装置氢气主要有以下几个去向:化学氢耗，溶解损失，机械漏损，排废氢。

其中，化学氢耗所占比例最大，主要受反应温度、系统压力、原料油密度和组分影响。

正常状况下，装置系统压力比较稳定，为10.7~11.0mPa，以下从反应温度、原料油密度和原料油组分方面分析化学氢耗变化状况。

2.1 化学氢耗
所谓化学氢耗,是指每单位质量进料，通过加氢反应消耗氢气的质量。

计算如下：
化学氢耗=（新氢中氢组分质量-加氢干气氢组分质量-酸性气氢组分质量）/原料油质量
2.1.1 原料油密度的影响
反应温度：330℃，系统压力：10.7~11.0mPa。

表1 原料油密度的影响
Table 1 The influence of Feedstock density
样品
原料油密度
(20℃),kg/m3化学氢耗，
t/t原油
产品蜡油硫含
量,%(m/m)
①891 0.005150.143
②897 0.005830.142
③902 0.006430.158
④905 0.006560.148
⑤908 0.006950.156
从表1数据可以看出，化学氢耗随原料油密度增大而增大。

原料油密度891~908 kg/m3时，化学氢耗0.00515~0.00695t/t原油，产品蜡油硫含量0.142~0.158%，满足生产指标(<=0.160%)。

分析其原因，原料油密度越大，馏分越重，反应所需脱去的N、S等组分越多，为保证产品质量，需加大反应深度，氢耗量就增大。

2.1.2 原料油硫含量的影响
反应温度：330℃，系统压力：10.7~11.0mPa。

从表2数据可以看出，化学氢耗随进料硫含量增大而增大。

原料油硫含量0.674%~1.097%时，化学氢耗0.00425~0.00628t/t原油，产品蜡油硫含量0.143~0.158%，满足生产指标(<=0.160%)。

分析其原因，当产品硫含量满足一定要求时,随着原料硫含量的增加, 单位质量原料油需脱去的硫就越多, 耗氢越多,故化学氢耗越大。

表2 原料油S含量的影响
Table 2 The influence of Feedstock sulfur content
样品
原料油S含
量，%(m/m) 化学氢耗，
t/t原油
产品硫含量,%(m/m)
①0.674 0.00425 0.143
②0.693 0.00438 0.142
③0.72 0.00422 0.154
④0.748 0.00588 0.157
⑤0.821 0.00609 0.156
⑥0.932 0.00615 0.157
⑦ 1.062 0.00625 0.158
⑧ 1.097 0.00628 0.149
2.1.3反应温度的影响
表3 反应温度的影响
Table 3 The influence of reaction temperature
样品反应温度，℃
化学氢耗，
t/t原油产品蜡油硫含量,%(m/m)
①299 0.00531 0.148
②300 0.00535 0.143
③305 0.00543 0.158
④310 0.00545 0.147
⑤320 0.00550 0.151
⑥330 0.00585 0.152
⑦335 0.00587 0.146
⑧337 0.00590 0.155
为了分析反应温度对化学氢耗影响，选取原料油密度接近，反应温度相差较大的装置数据进行分析。

原料油密度(20℃)：895~897kg/m3，系统压力：10.7~11.0mPa。

从表3可以看出，原料油密度接近情况下，化学氢耗随反应温度增大而增大。

当反应温度299~337℃,化学氢耗0.00531~0.00590t/t原油。

产品蜡油S含量0.143~0.158%，满足生产指标(<=0.160%)。

分析其原因，温度升高，反应速度加快，单位时间消耗氢气较多，故化学氢耗增大。

2.2 溶解损失
氢气循环过程中,有一部分溶解在热高分和冷高分液相中,称之为溶解损失，以下讨论热高分和冷高分温度对氢气溶解度的影响。

从图2可以看出，对于热高分，热高分温度在180℃和240℃是两个拐点，180℃左右时循环氢体积分数最低，当温度高于180℃时，随温度的增加，循环氢体积分数逐渐增加，当温度超过240℃后，循环氢体积分数增加趋势变缓。

从循环氢浓度和设备承受能力综合考虑，本装置热高分温度选择在240~260℃[2~3]。

图2热高分温度与循环氢中氢体积分数的关系
Figure 2 the relationship between Hot-high pressure separator temperature and recycle hydrogen volume fraction
图3 冷高分温度与循环氢纯度的关系
Figure 3 the relationship between Cold-high pressure separator temperature and recycle hydrogen purity 从图3可以看出，对于冷高分，降低操作温度有利于提高氢纯度，但温度过低，高压空冷及高压换热器负荷较大，导致能耗较大。

综合考虑，冷高分的操作温度控制45℃~55℃[4]。

2.3 机械漏损
加氢装置系统压力高，且原料油含有腐蚀性杂质，运行过程中许多部位容易出现氢气泄漏,也会增加装置氢耗量。

比如，加热炉出入口、高压换热器和反应器出入口等部位法兰。

这些部位氢气温度最高，在氢气中混有同等温度的油气，而且该处压力较高。

生产过程中因为温度或压力波动较大时，法兰与金属软钢密封环垫圈因膨胀系数不同而会导致氢气泄漏。

新氢压缩机区域，阀门和法兰面比较多，开、停机的次数多，导致管线内氢气压力波动大，很容易造成氢气泄漏。

签于这种情况，为了降低氢气机械漏损，装置开、停工过程中要精心操作，严禁超温超压，保证安全生产。

装置检查氢气微量泄露常用方式有：1.氢气报警仪检测；2.低温部位，用肥皂水气密检测；3.晚上闭灯检查[5]。

在装置中，正常生产过程中常采用最后一种方式进行定期检查。

2.4排废氢
为了维持循环系统的氢气纯度和硫化氢含量，当循环氢浓度过低时，生产上需要排废氢。

氢气以1.2万元/吨计算，每小时排放1000Nm3,一次排废氢按5个小时计算，每次排废氢可增加氢耗0.6万元。

同时，废氢排放到原料加热炉，易引起加热炉波动，废氢中的硫化氢也会对加热炉造成露点腐蚀。

所以，装置循环氢在满足生产前提下，尽量减少废氢排放。

3结论
1.生产中，化学氢耗主要受原料油密度、硫含量和反应温度影响，并且随三者增加而变大，从而导致氢耗增加。

原料油密度891~908 kg/m3时，化学氢耗0.00515~0.00695t/t原油；原料油硫含量0.674%~1.097%时，化学氢耗0.00425~0.00628t/t原油；反应温度299~337℃，化学氢耗0.00531~0.00590t/t原油。

2.本装置热高分温度选择在240~260℃,冷高分的操作温度控制45℃~55℃，以降低循环氢溶解损失，降低氢耗。

装置循环氢在满足生产前提下，尽量减少废氢排放；正常生产过程中可定期闭灯检查有无氢气泄露。

参考文献：
[1] 邓茂广.茂名加氢裂化装置用能分析及节能途径，[J].中外能源,2008, 13(9):110~115.
[2] 任鹏军，金达，朱先升.140×104t/a加氢裂化装置循环氢控制分析[J].中外能源,2011, 16(9):79~85.
[3] 陈毓瑞，刘建宇.提高加氢裂化装置循环氢纯度方法的探讨[J].石油炼制与化工，1993,24(11)：20-25.
[4] 蹇江海，孙丽丽.加氢裂化装置的优化设计探讨[J].炼油技术与工程，2004,34(11):48-49.
[5] 臧忠涛. 加氢裂化装置氢气泄漏的防范对策[J].安全技术与管理.2008,9(7):57~59.
Changes analyzering of hydrogen consumption in the hydrotreating unit
Liming,Han Yong-qing,Zhangying
(Luoyang Petrochemical, Luoyang 471000, P.R.China)
Abstract:based on the Luoyang Petrochemical hydrotreating unit, hydrogen consumption of the hydrotreating unit factors to analyze and propose measures. The results show that the hydrotreating unit hydrogen consumption with raw materials, oil density, sulfur content of raw oil, the and reaction temperature increases. Feedstock density of 891 ~ 908 kg/m3, the chemical hydrogen consumption of 0.00515 ~ 0.00695t / t crude oil. The sulfur content of feedstock 0.674% ~1.097%, chemical hydrogen consumption
0.00425 ~0.00628 t/t crude oil, reaction temperature 299~337°C, chemical hydrogen consumption between 0.00531 and 0.00590t / t
crude oil. Among them, the feedstock density and sulfur content of chemical hydrogen consumption than the reaction temperature. In order to reduce the hydrogen consumption, the Hot-high pressure separator is selected between 240 and 260 ℃. The Cold low-pressure separator operating temperature control 50 °C to 60 °C, to reduce cycle loss of hydrogen dissolved.Besides, the device lights off regularly checks to prevent the device leaked hydrogen. Production conditions are met to minimize the waste hydrogen.
Key words: hydrogen consumption; new hydrogen; reaction temperature; raw material composition; dissolved losses。