天然气制氢研讨

安徽丰原集团有限公司

1500Nm3/h天然气转化制氢装置

项目建议书

编号:FU-2013-1112

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一、总论

1.1 装置名称及建设地点

装置名称：1500Nm3/h 天然气制氢装置

建设地点：安徽

1.2 装置能力和年操作时间

装置能力：

：1500Nm3/h；

H

2

纯度: ≧99.99(V/V)

压力≧2.0 MPa(待定)

年操作时间：≧8000h

操作范围:40%-110%

1.3 原料

天然气(参考条件,请根据实际组分修改完善):

1.4 产品

氢气产品

1.5 公用工程规格

1.5.1 脱盐水

●温度：常温

●压力：0.05MPa(G)

●水质：电导率≤5μS/cm

溶解O2 ≤2 mg/kg

氯化物≤0.1 mg/kg

硅酸盐(以SiO2计) ≤0.2 mg/kg

Fe ≤0.1 mg/kg

1.5.2 循环冷却水

●供水温度：≤28℃

●回水温度：≤40℃

●供水压力：≥0.40MPa

●回水压力：≥0.25MPa

●氯离子≤25 mg/kg

1.5.3 电

●交流电：相数/电压等级/频率 3 PH/380V/50Hz

●交流电：相数/电压等级/频率 1 PH/220V/50Hz

● UPS交流电：相数/电压等级/频率 1 PH/220V/50Hz

1.5.4 仪表空气

●压力： 0.7MPa

●温度：常温

●露点： -55 ℃

●含尘量： <1mg/m3，含尘颗粒直径小于3μm。

●含油量：油份含量控制在1ppm以下

1.5.5 氮气

●压力： 0.6MPa

●温度： 40℃

●需求量：在装置建成初次置换使用，总量约为5000 Nm3

正常生产时不用

1.6 公用工程及原材料消耗

注：电耗与原料天然气压力有关。

1.7 占地面积

主装置占地：约50×40=2000 m2 (不包括公用工程及生活设施等)

二、工艺方案

2.1 工艺流程简述

基本的工艺流程框图如下：

注:原料天然气压力达到1.7Mpa以上,则不需要配置天然气压缩机。

2.1.1天然气蒸汽转化

来自管网温度常温天然气，燃烧用气部分去转化炉燃烧器作燃料使用，大部分经增压至 1.7-2.7 MPa(g)左右与循环氢混合后进入原料气缓冲罐。原料气再经流量调节后进入转化器对流段加热后进入钴钼加氢催化剂/氧化锌硫槽，使原料气中的硫脱至0.1ppm以下。脱硫后的原料气与工艺蒸汽按一定比例混合，进入混合气过热器，进一步预热后进入转化管，在催化剂床层中，甲烷与水蒸汽反

应生成H

2、CO和 CO

2

，甲烷转化所需热量由转化器烧嘴燃烧燃料混合气提供。转

化气出转化器后，进入废热锅炉转化气侧盘管产生工艺蒸汽。

出废锅转化气温度约为350℃进入中温变换反应器，在催化剂的作用下CO

和水蒸汽变换为CO

2和H

2

，变换气进入变换后换热器，与锅炉给水换热，再依次

进入MDEA脱碳再沸气、脱盐水预热器和循环冷却水，逐步回收热量最终冷却到40℃以下，再经气液分离器分液后进入脱碳工序。工艺冷凝液进入酸性水气体塔气体，气相与工艺蒸汽进入转化炉、液相作为锅炉补水，无排放，环保节能。

2.1.2气体提纯

脱碳工序:

天然气制氢提纯脱除二氧化碳有两种方式: (双方讨论后才能工艺确定)。

化学净化法即MDEA脱碳和变压吸附（PSA）脱碳。一般需要回收提纯食品级CO2，则采用化学净化法脱碳， PSA提纯氢气。该方法脱出的二氧化碳纯度杂质含量少，但投产及生产成本较高。另一种方法是脱碳和提纯氢均选择PSA技术(抽空脱碳解析的方式) 其投资，和生产成本低于化学净化法的制氢。

PSA提纯工序:

由脱碳塔来粗氢气进入变压吸附提氢系统，气体采用8-2-5vPSA工艺，即提纯装置由8个吸附塔组成。采用2个吸附塔吸附，5次均压。每个吸附在一次循环过程中要经历吸附、4次压力降、逆放、、4次均压力升、最终升压等步骤。

PSA工艺设计要求是;连续的、稳定和提高氢气收率。采用“均压”“顺放”“顺放”“逆放”“冲洗”或抽空”等达到设计目的。

2.1.3 尾气回收

变压吸附过程排出的解吸气(已脱碳)通过2台解吸气缓冲罐和自动调节系统在较为稳定的压力下，提供给转化炉作燃料。

2.1.4 余热回收

:在原料气的预热方面，采用转化炉对流段烟气预热方案。采用该方案后，不仅增加了原料预热温度调节的灵活性，节约了投资.

2.2 工艺方案的选择 (技术交流后确定)

2.2.1 脱硫工段（本工艺不涉及脱硫）

转化催化剂在使用过程中极易受到毒害而丧失活性，对原料中的杂质含量有严格的要求，一般要求精制后的原料气硫含量小于0.1PPm，氯小于0.5PPm。为了

防止催化剂中毒，保障装置长周期运行，本技术方案设有脱硫净化工序，精制脱硫反应器可将有机硫转换成无机硫，在脱有机硫反应器后串一台脱无机硫反应器，以保障将天然气中硫含量降到最低。

2.2.2 蒸汽转化工艺条件的选择

天然气蒸汽转化反应操作条件的选择是影响制氢装置经济性的重要因素转化温度

蒸汽转化反应过程是受热力学限制的，为满足高温转化反应的工艺要求，提高转化反应的转化率，降低转化气中的甲烷含量，应维持较高的转化气出口温度，以降低原料消耗。选用一种种性能优良的新型耐高温炉管。

转化压力

转化压力选择为1.7-2.8Mpa(G)左右。

●由于转化压力较低，尽管设备壁厚降低，但设备直径加大，投资不一定降

低，尤其是转化炉和蒸汽发生系统的投资和中压方案相比，基本不变；

●在低压操作条件下，中变气的露点降低，使得中变气的低温位潜热无法有效

利用，降低了中压蒸汽产量，增加了冷却中变气的水电消耗；

●在低压操作条件下，则氢气回收率降低，造成原料耗量增加。

●高压力过高，增加装置投资成本外也加大了系统的安全隐患

根据上述情况，制氢装置一般应采用中压转化方案设计较为理想,同时氢气缓冲罐在较高压力下供氢，可以很好保证下游用氢的稳定性，对负荷变动的调整也十分有利。

2.2.3 一氧化碳变工段

采用一段中变流程(若建设方同时需要CO，则不需要中变工段，增加从CO 回收系统)

采用一氧化碳变换，降低原料单耗节省转化炉、吸附工段投资。为此在制氢装置设计中，均采用一氧化碳变换工艺。CO变换反应为放热反应，低温对变换平衡有利，可得到较高的CO变换率，进而可提高单位原料的产氢量，由转化部分来的约340-360℃的转化气进入中温变换反应器，在催化剂的作用下发生变换反应：

CO+H2O=CO2+H2△Ho298 =-41.4KJ/mol