王大同，譚建平

（山東三維石化工程股份有限公司，山東 青島 266000）

煉油化工行業(yè)是以煤或原油為基本原料，生產(chǎn)石油燃料及下游化工產(chǎn)品。在生產(chǎn)過程中會產(chǎn)生大量煉油廠干氣，主要組分為氫氣和低碳烴類化合物。

煉油廠干氣中氫氣作為煉油廠較為重要的化工原料，現(xiàn)多以天然氣制氫工藝獲得；低碳烴類中C2、C3作為乙烯裝置原料，回收低碳烴類產(chǎn)品可有效降低乙烯裝置原料成本，提高裝置經(jīng)濟效益。

現(xiàn)階段煉油企業(yè)對煉油廠干氣資源已進行一定程度回收，但隨煉油規(guī)模擴大，煉油廠干氣資源愈加豐富，現(xiàn)有干氣回收設(shè)施不能滿足需求，仍有部分干氣資源未能得到有效利用，多被排至燃料氣管網(wǎng)作為燃料，造成氫氣及輕烴資源的浪費。

目前，對于煉油廠干氣中氫氣資源，可通過變壓吸附、低溫冷凝、膜分離等方法獲得產(chǎn)品氫氣；對于干氣中輕烴資源，則通常采用深冷分離、變壓吸附、油吸收分離等方法來提濃回收其中的輕烴組分［1］。

文中結(jié)合煉油廠干氣資源的實際狀況，選取合理的工藝技術(shù)耦合方案，實現(xiàn)最大限度的氫氣、輕烴資源的回收利用［2］。

1 煉油廠干氣資源回收現(xiàn)狀

1.1 煉油廠干氣資源

某煉油廠隨著改造項目投產(chǎn)，將副產(chǎn)飽和干氣和不飽和干氣，其中飽和干氣約35.41×104t/a，主要包括2#焦化干氣、1#PSA解吸氣、1#加裂干氣和2#加裂干氣及新增3#干裂干氣；不飽和干氣大約為19.80×104t/a，主要包括1#催化裂化干氣、2#催化裂化干氣。目前干氣資源合計約55.21×104t/a，各股干氣物流組分詳見表1、2。

表1 飽和干氣物流參數(shù)

表2 不飽和干氣物流參數(shù)

由表1、2可見，該煉油廠干氣中C2、C3等輕烴資源及氫氣資源含量較高，具有很大的回收潛力。

1.2 現(xiàn)有C2回收裝置概況

該煉油廠現(xiàn)有32×104t/a的C2回收裝置，采用變壓吸附（PSA）技術(shù)，分2個系列PSAⅠ、PSAⅡ。其中PSA I設(shè)計規(guī)模是4.6×104t/a，用于處理不飽和干氣（催化干氣），采用貴金屬脫氧，提濃得到的2.17×104t/a富乙烯氣送至乙烯裝置分離系統(tǒng)；PSA II設(shè)計30×104t/a，用于處理飽和干氣（2套焦化干氣和2套加裂干氣），采用半產(chǎn)品氣加氫方案，提濃得到的14.97×104t/a富乙烷氣送至乙烯裝置裂解爐。因煉油改造項目投產(chǎn)后，干氣產(chǎn)量大幅增加，已超出了現(xiàn)有PSA裝置的處理能力，需配套規(guī)劃1套C2回收裝置，目的是與現(xiàn)有C2回收裝置相結(jié)合，對全廠干氣資源進行整合，完善工藝流程，對氫氣及輕烴資源進行更為合理、有效回收利用。

2 生產(chǎn)方案對比分析

根據(jù)煉油改造項目的干氣資源情況，考慮3個方案，具體見表3；各方案優(yōu)缺點見表4。

表3 具體實施方案

表4 各方案優(yōu)缺點分析

上述3個方案中，涉及到現(xiàn)有PSA裝置改造的部分，方案1考慮新建C2回收裝置處理不飽和干氣兼顧1#加裂干氣，可采用淺冷油技術(shù)；方案2新建C2回收裝置僅處理不飽和干氣，可采用淺冷油吸收技術(shù)或者變壓吸附技術(shù)；方案3新建C2回收裝置處理飽和干氣，可采用淺冷油技術(shù)。3個方案中均考慮尾氣中氫資源的綜合回收，因場地面積有限，暫按采用膜分離技術(shù)考慮。

綜合對比考慮上述3個方案，方案1在統(tǒng)籌回收全廠輕烴資源和氫氣資源優(yōu)勢較明顯，在其產(chǎn)品質(zhì)量可滿足下游乙烯裝置接收前提下，采用方案1進行處理全廠干氣資源。

3 工藝技術(shù)分析

3.1 技術(shù)概況

淺冷油技術(shù)是北京化工研究院針對煉油廠干氣的特點，將中冷油吸收法分離乙烯技術(shù)和FCC吸收穩(wěn)定系統(tǒng)的技術(shù)特點相結(jié)合，開發(fā)出的淺冷油吸收法回收煉油廠干氣成套技術(shù)。

淺冷油吸收法利用的是“相似相溶”的原理，以C4為吸收劑，將干氣中“相似”的C2及以上組分吸收下來，而將“不相似”的H2、N2、O2、NOX、CO、CH4等組分脫除，可從各類煉油廠干氣中高效回收乙烯、乙烷等組分。

3.2 工藝流程分析

該工程采用淺冷油吸收技術(shù)+膜分離技術(shù)組合工藝。淺冷油吸收工藝與煉油廠吸收—穩(wěn)定系統(tǒng)接近，原料進裝置經(jīng)1臺壓縮機增壓，流程簡單且采用常規(guī)設(shè)備，裝置操作及維護都比較容易，淺冷油部分流程見圖1。

圖1 淺冷油部分工藝流程

淺冷油技術(shù)的吸收尾氣經(jīng)膜分離提濃氫氣，考慮膜分離技術(shù)無法脫除部分雜質(zhì)，使產(chǎn)品氫氣滿足管網(wǎng)氫的要求，此工程按較高回收率（96.5%），相對較低純度（88.3%）考慮，粗氫氣經(jīng)現(xiàn)有制氫裝置PSA獲取質(zhì)量合格工業(yè)氫，膜分離部分流程見圖2。

圖2 膜分離部分工藝流程

而與之并列的PSA技術(shù)流程長且相對比較復(fù)雜，流程中使用真空泵、冷干機組等動轉(zhuǎn)設(shè)備以及多臺程控閥，依據(jù)經(jīng)驗預(yù)測裝置的運行穩(wěn)定性稍差，且設(shè)備維護相對復(fù)雜。同時，淺冷油吸收廢氣壓力為3.2 MPa，可直接進入膜分離系統(tǒng)；PSA技術(shù)吸附廢氣較低，在進膜分離部分需增加1臺壓縮機，流程較復(fù)雜,投資和能耗均大幅增加。

3.3 產(chǎn)品分析

以1#催化干氣、2#催化干氣及1#加裂干氣為原料，采用淺冷油吸收技術(shù)，所產(chǎn)富乙烯氣產(chǎn)品中的C2及乙烯含量指標均可滿足乙烯裝置要求，其中H2+N2+CO2+CH4含量為4.09%，相對較低。如富乙烯氣中甲烷氫含量高，將對下游乙烯裝置不利，因為甲烷氫會占用裂解氣壓縮機以及深冷系統(tǒng)較多的負荷，導(dǎo)致乙烯裝置能耗增加。

對于淺冷油吸收技術(shù)，C2回收率＞93%，如齊魯石化催化干氣回收裝置乙烯回收率為93.19%、齊魯焦化干氣回收裝置C2回收率為93.12%、福建聯(lián)合石化煉油廠干氣回收裝置C2回收率為93.75%、燕山石化煉油廠飽和干氣回收裝置C2回收率達95.47%。該技術(shù)采用塔內(nèi)吸收—解吸過程，C2回收率不受運行周期影響，且回收率容易通過增加或減少吸收劑循環(huán)量來進行調(diào)整。

3.4 應(yīng)用現(xiàn)狀

近幾年新建及擴建的大型煉化一體化企業(yè)，基本采用淺冷油吸收技術(shù)來處理煉油廠干氣，如中科煉化、浙江石化、山東京博、中化泉州、廣東石化等。可見，隨著煉油規(guī)模加大，淺冷油吸收技術(shù)在處理煉廠干氣，回收輕烴資源具有較大優(yōu)勢。

4 結(jié)論

（1）確定干氣資源處理方案：原有C2裝置停掉PSAI，PSAII用于處理30×104t/a飽和干氣，提濃得到富乙烷氣；新建25×104t/a C2回收裝置處理1#催化干氣、2#催化干氣及1#加裂干氣，提濃得到富乙烯氣，利用膜分離技術(shù)剩余甲烷氫氣體提純氫氣。

（2）該工程采用淺冷油技術(shù)具有產(chǎn)品品質(zhì)高，裝置回收率高，吸收劑價廉易得，裝置操作簡便、彈性大，與煉油裝置同步檢修等優(yōu)勢。但能耗較高，如考慮利用煉油廠富余的余熱可降低能耗。

（3）采用淺冷油吸收技術(shù)，該工程C2回收率高于93%，采用膜分離技術(shù)，裝置富產(chǎn)氫氣，氫氣回收率為96.5%，產(chǎn)品純度88.3%。依托現(xiàn)有制氫PSA實現(xiàn)產(chǎn)品雜質(zhì)達標，最大限度回收氫資源。