CN104946327A - 煤焦油馏分加氢改质与制取lng联产的煤气利用方法 - Google Patents

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刘文胜
莫清启
王力
吴少清
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Abstract

本发明公开了一种煤焦油馏分加氢改质与制取LNG联产的煤气利用方法，依次包括下述步骤：一级压缩工序、TSA工序、二级压缩工序、预加氢/耐硫变换工序、脱酸工序、加氢脱硫工序、甲烷化工序、PSA-H2工序和LNG产品工序，经过PSA-H2工序和脱氧干燥工序得到产品氢气，经过LNG产品工序得到LNG产品。本发明煤焦油馏分加氢改质与制取LNG联产的煤气利用方法，通过预加氢/耐硫变换工序(变换率可调)和脱酸工序(完全脱酸或部分脱酸)可以在各种工况以及各种焦炉煤气量的情况下实现碳氢平衡恒，满足馏分加氢改质及制取LNG的联合运行或独立运行。

Description

煤焦油馏分加氢改质与制取LNG联产的煤气利用方法
技术领域
本发明涉及一种焦炉煤气为原料的煤焦油馏分加氢改质技术方法，尤其涉及一种煤焦油馏分加氢改质与制取LNG联产的煤气利用方法。
背景技术
随着国家能源战略实施的深入，焦炉煤气综合利用制取LNG及以焦炉煤气为原料的煤焦油馏分加氢改质制取轻质燃油技术已经成熟并实现工业化，这些技术的广泛应用也使焦化产业下游副产品的深加工更加完善，提升了煤炭的综合利用率。
现行的以焦炉煤气为原料的高温煤焦油馏分加氢改质及低温煤焦油馏分加氢改质工艺主要是通过提取焦炉煤气中的氢为原料，同时富裕煤气送出界区再进行加工或者利用。
焦炉煤气的主要成分是H2、CO、CO2、CH4、CnHm，杂质成分包括硫化氢、有及硫化物、苯、萘、氰化物等。普遍的焦炉煤气组成见下表：
成分 焦油 萘 苯 NH3 HCN 噻吩
mg/Nm3 ≤30 ≤300 ≤5000 ≤50 -- 微量
通过提取焦炉煤气中的氢为原料手段包括变压吸附、膜分离两种主要手段，通常的工艺流程是：焦炉煤气经过一级压缩后进入变温变压吸附单元(TSA)，脱除焦炉煤气中的笨、萘，然后继续升压进入分离单元获得产品氢气，分离单元可选择变压吸附(PSA-H2)或者膜分离技术，具体如图1所示。
从以上流程中可以看出，以焦炉煤气为原料的高温煤焦油馏分加氢改质及低温煤焦油馏分加氢改质工艺直接提取氢气必然有富裕煤气，这部分煤气通常是送出界区作为燃料或者再加工利用。
富裕煤气的主要组成如下：
成分 焦油 萘 苯 NH3 HCN 噻吩
mg/Nm3 ≤30 ≤600 ≤10000 ≤100 -- 微量
若富裕煤气作为制取LNG的原料，势必还需重新分离CO2、CnHm、有机硫等物质，还需要较长的流程才能实现。
综上所述：以焦炉煤气为原料的煤焦油馏分加氢改质工艺对焦炉煤气的综合利用来说存在缺陷，主要体现在富裕煤气的利用没有一体化的解决手段，同时，对因原料气量及生产负荷的变化，氢气需求量的增加和减少状态下都不能做到资源利用合理化、最大化。
发明内容
本发明的目的就在于为了解决上述问题而提供一种煤焦油馏分加氢改质与制取LNG联产的煤气利用方法。
本发明通过以下技术方案来实现上述目的：
一种煤焦油馏分加氢改质与制取LNG联产的煤气利用方法，依次包括一级压缩工序、TSA工序、二级压缩工序、PSA-H2工序、脱氧干燥工序，所述方法还包括下述步骤：预加氢/耐硫变换工序、脱酸工序、加氢脱硫工序、甲烷化工序和LNG产品工序，所述预加氢/耐硫变换工序、脱酸工序、加氢脱硫工序和甲烷化工序依次设置在所述二级压缩工序和PSA-H2工序之间，所述LNG产品工序设置在所述PSA-H2工序之后，经过所述PSA-H2工序和脱氧干燥工序得到产品氢气，经过所述LNG产品工序得到LNG产品。
具体地，所述脱酸工序包括和MDEA脱碳和脱硫，并根据原料组分及流量变化调整脱CO2的程度，以实现碳氢平衡。
具体地，所述LNG产品工序依次包括压缩工序、纯化工序和液化工序。
优选地，所述LNG产品工序中的液化工序步骤分离的氢气返回系统，并输送至所述加氢脱硫工序或PSA-H2工序。
具体地，根据原料组分及流量变化，通过所述预加氢/耐硫变换工序获得额外的氢气，以实现碳氢平衡，所述预加氢/耐硫变换工序的变换范围为0—96％。
进一步的，煤焦油馏分加氢改质及制取LNG均可分别独立运行，其中煤焦油馏分加氢改质工序依次包括以下步骤：一级压缩工序、TSA工序、二级压缩工序、PSA-H2工序和脱氧干燥工序，焦炉煤气经上述步骤后即得到产品氢气。
制取LNG工序依次包括以下步骤：一级压缩工序、TSA工序、二级压缩工序、预加氢工序、加氢脱硫工序、甲烷化工序、PSA-H2工序、压缩工序、纯化工序和液化工序，焦炉煤气经上述步骤后，从PSA-H2工序中将富余氢气外送，并在液化工序后得到LNG产品。
本发明的有益效果在于：
本发明煤焦油馏分加氢改质与制取LNG联产的煤气利用方法，通过预加氢/耐硫变换工序(变换率可调)和脱酸工序(完全脱酸或部分脱酸)可以在各种工况以及各种焦炉煤气量的情况下实现碳氢平衡恒，满足馏分加氢改质及制取LNG的联合运行或独立运行。
附图说明
图1是本发明所述传统焦炉煤气提氢的流程图；
图2是本发明所述煤焦油馏分加氢改质与制取LNG联产的煤气利用方法的流程图；
图3是本发明所述煤焦油馏分加氢改质与制取LNG联产的煤气利用方法中煤焦油馏分加氢改质独立运行流程图；
图4是本发明所述煤焦油馏分加氢改质与制取LNG联产的煤气利用方法中制取LNG的独立运行流程图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明作进一步说明：
实施例一，煤焦油馏分加氢改质与制取LNG联合运行。
如图2所示，依次包括下述步骤：一级压缩工序、TSA工序、二级压缩工序、预加氢/耐硫变换工序、脱酸工序、加氢脱硫工序、甲烷化工序、PSA-H2工序和LNG产品工序，经过PSA-H2工序和脱氧干燥工序得到产品氢气，经过LNG产品工序得到LNG产品。
脱酸工序包括MDEA脱碳工序和脱硫工序，并根据原料组分及流量变化调整脱CO2的程度，以实现碳氢平衡，LNG产品工序依次包括压缩工序、纯化工序和液化工序，LNG产品工序中的液化工序步骤分离的氢气返回系统，并输送至预加氢工序。
根据原料组分及流量变换，通过预加氢/耐硫变换工序获得额外的氢气，以实现碳氢平衡，预加氢/耐硫变换工序的变换范围为0—96％。
实施例二，煤焦油馏分加氢改质工序独立运行。
如图3所示，依次包括以下步骤：一级压缩工序、TSA工序、二级压缩工序、PSA-H2工序和脱氧干燥工序，焦炉煤气经上述步骤后即得到产品氢气。
实施例三，制取LNG工序独立运行。
如图4所示，依次包括以下步骤：一级压缩工序、TSA工序、二级压缩工序、预加氢工序、加氢脱硫工序、甲烷化工序、PSA-H2工序、压缩工序、纯化工序和液化工序，焦炉煤气经上述步骤后，从PSA-H2工序中将富余氢气外送，并在液化工序后得到LNG产品。
在实施例一、二、三中，均可根据原料组分及流量变换，通过预加氢/耐硫变换工序获得额外的氢气(变换范围为0—96％)，使装置无论是联合运行还是分别独立运行都均能实现碳氢平衡，满足工艺的需求，同时也保证装置的安全运行。
根据上述实施例提供下述两个具体实施项目。
实施项目一，15万吨/年煤焦油馏份加氢改质精制联产LNG项目。
焦炉煤气气量34500Nm3/h
焦炉煤气组分：
其它杂质含量如下：
成分 焦油 萘 苯 NH3 HCN 噻吩
mg/Nm3 ≤30 ≤300 ≤5000 ≤50 -- 微量
煤焦油馏份加氢改质的焦炉煤气提氢单元满负荷氢气量为17000Nm3/h，煤焦油馏份加氢改质装置的独立运行负荷范围为30-100％。
煤焦油馏份加氢改质装置及制取LNG的利用方法向煤焦油馏份加氢改质精制装置供最大氢气量为17000Nm3/h，匹配的LNG产能为25×104Nm3/d。联合方法最低向高温煤焦油馏份加氢改质精制装置供氢量为10000Nm3/h，匹配的LNG产能为31×104Nm3/d。
焦炉煤气制取LNG独立运行的最大负荷为34×104Nm3/d。
联合装置中预加氢变换单元变换率范围：25-85％。
联合装置中脱酸单元相对CO2去处率范围：0-100％。
实施项目二，12万吨/年煤焦油馏份加氢改质精制联产LNG项目。
焦炉煤气组分：
其它杂质含量如下：
成分 焦油 萘 苯 NH3 HCN 噻吩
mg/Nm3 ≤80 ≤400 ≤5000 ≤150 ≤300 微量
煤焦油馏份加氢改质的焦炉煤气提氢单元满负荷氢气量为65000Nm3/h，煤焦油馏份加氢改质的独立运行负荷范围为30-100％。
煤焦油馏份加氢改质装置及制取LNG联合方法向高温煤焦油馏份加氢改质精制装置供最大氢气量为11000Nm3/h，匹配的LNG产能为33.5×104Nm3/d。联合方法最低向高温煤焦油馏份加氢改质精制装置供氢量为6500Nm3/h，匹配的LNG产能为40×104Nm3/d。
焦炉煤气制取LNG独立运行的最大负荷为40×104Nm3/d。
联合装置中预加氢变换单元变换率范围：20-45％。
联合装置中脱酸单元相对CO2去处率范围：0-100％。
本发明的技术方案不限于上述具体实施例的限制，凡是根据本发明的技术方案做出的技术变形，均落入本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种煤焦油馏分加氢改质与制取LNG联产的煤气利用方法，依次包括一级压缩工序、TSA工序、二级压缩工序、PSA-H2工序和脱氧干燥工序，其特征在于，还包括下述步骤：预加氢/耐硫变换工序、脱酸工序、加氢脱硫工序、甲烷化工序和LNG产品工序，所述预加氢/耐硫变换工序、脱酸工序、加氢脱硫工序和甲烷化工序依次设置在所述二级压缩工序和PSA-H2工序之间，所述LNG产品工序设置在所述PSA-H2工序之后，经过所述PSA-H2工序和脱氧干燥工序得到产品氢气，经过所述LNG产品工序得到LNG产品。
2.根据权利要求1所述的煤焦油馏分加氢改质与制取LNG联产的煤气利用方法，其特征在于：所述脱酸工序包括和MDEA脱碳和脱硫，并根据原料组分及流量变化调整脱CO2的程度，以实现碳氢平衡。
3.根据权利要求1所述的煤焦油馏分加氢改质与制取LNG联产的煤气利用方法，其特征在于：所述LNG产品工序依次包括压缩工序、纯化工序和液化工序。
4.根据权利要求3所述的煤焦油馏分加氢改质与制取LNG联产的煤气利用方法，其特征在于：所述LNG产品工序中的液化工序步骤分离的氢气返回系统，并输送至所述加氢脱硫工序或PSA-H2工序。
5.根据权利要求4所述的煤焦油馏分加氢改质与制取LNG联产的煤气利用方法，其特征在于：根据原料组分及流量变化，通过所述预加氢/耐硫变换工序获得额外的氢气，以实现碳氢平衡。
6.根据权利要求5所述的煤焦油馏分加氢改质与制取LNG联产的煤气利用方法，其特征在于：所述预加氢/耐硫变换工序的变换范围为0—96％。
7.基于上述1-6中任意项所述的煤焦油馏分加氢改质与制取LNG联产的煤气利用方法，其特征在于：煤焦油馏分加氢改质可独立运行，依次包括以下步骤：一级压缩工序、TSA工序、二级压缩工序、PSA-H2工序和脱氧干燥工序，焦炉煤气经上述步骤后即得到产品氢气。
8.基于上述1-6中任意项所述的煤焦油馏分加氢改质与制取LNG联产的煤气利用方法，其特征在于：制取LNG可独立运行，依次包括以下步骤：一级压缩工序、TSA工序、二级压缩工序、预加氢工序、加氢脱硫工序、甲烷化工序、PSA-H2工序、压缩工序、纯化工序和液化工序，焦炉煤气经上述步骤后，从PSA-H2工序中将富余氢气外送，并在液化工序后得到LNG产品。
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