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CN111378492B - 一种自产氢气的重油加氢系统和加氢方法 - Google Patents

一种自产氢气的重油加氢系统和加氢方法 Download PDF

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CN111378492B CN201811618738.9A CN201811618738A CN111378492B CN 111378492 B CN111378492 B CN 111378492B CN 201811618738 A CN201811618738 A CN 201811618738A CN 111378492 B CN111378492 B CN 111378492B
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Abstract

本发明公开了一种自产氢气的重油加氢系统和加氢方法，所述重油加氢系统包括煤气化反应单元、重油气化反应单元、水煤气变换反应单元、三级二氧化碳分离膜、两级氢气分离膜、四级压缩单元、分液罐、过滤单元、冷凝单元、脱硫单元、加热单元、重油加氢反应单元和分馏单元。本发明还公开了一种采用上述系统的加氢方法。所述的重油加氢系统和加氢方法可以大幅提高氢气分压，进而提升加氢反应效率和产品质量，同时副产二氧化碳，降低加氢装置碳排放。

Description

一种自产氢气的重油加氢系统和加氢方法
技术领域
本发明属于炼油化工技术领域，特别是涉及一种氢气自给的加氢系统及加氢方法。
背景技术
劣质重油由于其性质粘稠，杂质含量高，易结焦生炭。在日益严格的产品要求和环保规范的限制下，成为了附加值低、难以利用的石油组分。加氢方法是一种有效的重油提质、转化手段。大中型炼厂中往往需要150～500万吨/年量级的加氢装置来满足重油转化的需求，以1%～1.5%的氢耗记，炼厂增加的氢气消耗量可达到2～7.5万吨/年。
为了满足加氢装置对氢气的需求，低成本的制氢技术成为炼厂的首选。煤气化制氢技术可以有效的将价格低廉的煤炭转化为一氧化碳、氢气和二氧化碳，再通过水煤气变换反应提高氢气产率，经过二氧化碳的分离和氢气的提纯，最终以较低的成本完成氢气的产出。虽然煤制氢工艺效率较高，但其氢气粗产品中往往含有30～50%的二氧化碳，大幅提高了氢气提纯的难度。通常加氢工艺要求氢气中一氧化碳和二氧化碳的总浓度低于20～30ppm，为达到上述标准，煤制氢粗产物首先需要经过氨洗脱除二氧化碳，再通过变压吸附装置深度脱除一氧化碳。
常用的氨洗装置在二氧化碳脱除过程中需要反复对溶剂进行再生，能耗较高；此外，氨溶液夹带的问题不但提高了后续装置的除雾、除液要求，不断补充的新鲜吸收剂也增加了操作成本。变压吸附工艺虽然可以高效率的脱除氢气中的杂质，但大型变压吸附装置在均压过程中空体积内将存在大量无法利用的吹扫氢气，这部分氢气将进入变压吸附解吸气中作为废气排出，使外排尾气中氢气浓度达到30～60vol%以上，降低了变压吸附装置的氢气回收率；此外，变压吸附装置在处理高二氧化碳浓度的原料时会面临吸附剂快速老化的问题，频繁更换的吸附剂也使变压吸附装置的分离成本居高不下。
由于煤制氢产物的氢气/二氧化碳体系分离成本较高，加氢装置在操作过程中往往将脱硫的冷高分气通过膜分离装置提纯或直接作为循环氢使用。这样虽然节省了氢气提纯的操作成本，但是将显著降低加氢反应器体系内的氢气纯度，进而使反应器中的氢分压下降。通常炼厂中新氢的纯度为98～99%以上，然而由于循环氢的重复利用，加氢装置中的平均氢气浓度往往只有85～90%，相比之下氢分压降低了10%以上，意味着操作压力需要提高10%才能弥补损失的反应活性。
加氢装置在利用煤制氢装置作为氢源的同时面临着碳排放的环保压力。中国政府从2012～2013年开始，由财政部逐渐推广二氧化碳排放税政策；随着国内企业二氧化碳排放量的不断提高，二氧化碳税将成为制约企业成本的重要因素。煤制氢工艺副产大大量二氧化碳面临无法储存或贮藏成本过高的问题，因而可能成为炼厂的主要二氧化碳排放源，进而降低了加氢装置的利润。
专利CN101391746A公开了一种小型煤汽化制氢方法，其特点是利用空气和煤进行气化后除杂，再通过变换反应提高氢气含量，最后由VPSA和PSA装置对氢气进行提纯。
专利CN103112825A公开了一种PSA制氢方法，采用类似的煤气变换反应制取粗氢气，通过二氧化碳PSA和氢气PSA装置对氢气提纯；其中部分解吸气由真空泵排入气柜，部分解吸气放空。
专利CN202016991U公开了一种组合加氢装置，其特点为二至多个加氢装置共用一个新氢压缩系统。然而该专利仍需要新氢压缩机和循环氢压缩机，装置集成度较差；且多个加氢装置共用一个新氢压缩系统将造成装置负荷过大，不得不采用多台压缩机，不但多装置负荷难以调配，操作也极为复杂。
发明内容
针对现有技术存在的不足，本发明提供了一种自产氢气的重油加氢系统和加氢方法，所述的重油加氢系统和加氢方法可以大幅提高氢气分压，进而提升加氢反应效率和产品质量，同时副产二氧化碳，降低加氢装置碳排放；加氢尾油用于制氢过程，实现加氢过程氢气自给，无需提供外部氢气。
本发明第一方面提供了一种自产氢气的重油加氢系统，所述系统包括：煤气化反应单元，重油气化反应单元，水煤气变换反应单元，过滤单元，第一二氧化碳分离膜，第一压缩单元，第二二氧化碳分离膜，第二压缩单元，冷凝单元，分液罐，第三二氧化碳分离膜，第一氢气分离膜，第三压缩单元，第二氢气分离膜，脱硫单元，第四压缩单元，加热单元，重油加氢反应单元和分馏单元；
其中，煤经进料管线与煤气化反应单元入口连通，煤气化反应单元出口经管线与水煤气变换反应单元入口连通，水煤气变换反应单元出口经过滤单元与第一二氧化碳分离膜入口连通，第一二氧化碳分离膜的渗透气出口经第一压缩单元与第二二氧化碳分离膜入口连通；第二二氧化碳分离膜渗透气出口经第二压缩单元和冷凝单元与分液罐入口连通，第二二氧化碳分离膜渗余气出口经管线与第一二氧化碳分离膜入口连接；分液罐液相出口流股为液化二氧化碳，排出界区进行贮存，分液罐气相出口与第三二氧化碳分离膜入口连通，第三二氧化碳分离膜渗透气出口与第一压缩单元入口连通，第三二氧化碳分离膜渗余气出口与第二氢气分离膜入口连通；第一二氧化碳分离膜的渗余气出口与第一氢气分离膜入口连通；第一氢气分离膜渗余气为燃料气，排出界区，第一氢气分离膜渗透气出口经第三压缩单元与第二氢气分离膜入口连通，第二氢气分离膜渗余气出口与第一氢气分离膜入口连通，第二氢气分离膜渗透气出口经脱硫单元和第四压缩单元与加热单元入口连通，加热单元出口与重油加氢反应单元入口连通，重油加氢反应单元物料出口与分馏单元入口连通；所述重油加氢反应单元包括1个以上的反应区，其中第一反应区的气相出口经管线与第二氢气分离膜入口连通；第二反应区的气相出口和分馏单元的汽提气出口均经管线与第一氢气分离膜入口连通；其余反应区的气相出口均通过管线与第四压缩机入口连通；分馏单元的加氢尾油出口与重油气化反应单元入口连通；重油气化反应单元出口与水煤气变换反应器入口连通。
本发明所述的重油加氢系统中，所述的重油加氢反应单元的反应区中设置1个以上的加氢反应器，优选设置1～3个加氢反应器，进一步优选设置1～2个加氢反应器。所述加氢反应器可以为固定床反应器、移动床反应器、沸腾床反应器和悬浮床反应器中的一种或几种，优选为沸腾床反应器，所述沸腾床反应器可以为带循环系统的沸腾床反应器，或者不带循环系统的沸腾床反应器。所述的沸腾床反应器可以采用抚顺石油化工研究院开发的带三相分离器的沸腾床反应器。
本发明所述的重油加氢系统中，重油加氢反应单元中的加氢反应器的操作温度为380～480℃，空速为0.2～0.6h-1，操作压力为13～18MPa，氢油体积比为50～800。
本发明所述的重油加氢系统中，当加氢反应器采用固定床反应器、移动床反应器、带循环系统的沸腾床反应器或悬浮床反应器时，加氢反应器后设置有分离罐，闪蒸气由闪蒸罐顶排出；当加氢反应器采用不带循环系统的沸腾床反应器或反应器内置气体分离结构的加氢反应器时，闪蒸气直接由加氢反应器气相出口排出。
本发明所述的重油加氢系统中，所述的重油气化反应单元的原料为油品，具体可以为渣油、加氢尾油、沥青或燃料油中的一种或几种；其中加氢尾油可以为重油加氢系统中重油加氢反应单元得到的加氢尾油。所述的煤气化反应单元的制氢原料为煤，根据不同生产需求，煤和油品两种制氢原料进行灵活调节，当重油加氢反应单元的加氢转化率大于80%时，采用煤和加氢尾油作为制氢原料；当加氢转化率为40～60%时，全部采用加氢尾油为制氢原料；其他工况可以根据装置运行情况采用煤、油品中的一种或几种。
本发明所述的重油加氢系统中，所述的二氧化碳分离膜（第一二氧化碳分离膜、第二二氧化碳分离膜、第三二氧化碳分离膜）和氢气分离膜（第一氢气分离膜、第二氢气分离膜）包括膜分离组件和辅助设备；辅助设备包括膜前过滤器、膜前换热器、膜后止回阀；所述的膜前过滤器为聚结式，作用为过滤去除固体颗粒杂质和雾状液滴，膜前过滤器内滤芯材质包括但不限于聚四氟乙烯纤维、二氧化硅纤维、氧化铝颗粒、氧化钙颗粒、聚苯乙烯纤维、活性炭、石棉中的一种或几种，所述的膜前过滤器设置3级过滤，过滤精度分别为1μm、0.1μm、0.01μm。
本发明所述的重油加氢系统中，所述的第一二氧化碳分离膜、第二二氧化碳分离膜、第三二氧化碳分离膜的膜分离组件可采用平板式、螺旋卷式、牒式或中空纤维形式，优选为螺旋卷式；二氧化碳分离膜材料为多孔聚合物支撑材料与均质聚合物涂层材料组成的复合膜材料，其中多孔聚合物支撑材料为聚砜、聚酰亚胺、聚醚酰亚胺、聚苯并咪唑或聚丙烯腈，优选为聚醚酰亚胺；聚合物涂层材料为聚环氧乙烷、聚二甲基氧硅烷或聚环氧乙烷/聚丙烯嵌段聚合物，优选为聚环氧乙烷/聚丙烯嵌段聚合物；
本发明所述的重油加氢系统中，所述的第一二氧化碳分离膜、第二二氧化碳分离膜、第三二氧化碳分离膜的膜分离组件的流动形式可采用逆流流动或并流流动，优选为逆流流动形式。
本发明所述的重油加氢系统中，所述的第一二氧化碳分离膜、第二二氧化碳分离膜、第三二氧化碳分离膜的渗透气压力为100～3000kPa，原料气/渗透气压力比为2:1～20:1，操作温度为10～40℃；第一二氧化碳分离膜的操作切割率为0.6～0.98，第二二氧化碳分离膜的操作切割率为0.1～0.4，第三二氧化碳分离膜的操作切割率为0.4～0.8。
本发明所述的重油加氢系统中，所述的第一氢气分离膜、第二氢气分离膜的膜分离组件可采用平板式、螺旋卷式、牒式或中空纤维形式，优选为中空纤维式；氢气分离膜材料为带有致密皮层的多孔聚合物材料，聚合物材料可选用聚酰亚胺、醋酸纤维素、聚醚酰亚胺，优选为聚酰亚胺。
本发明所述的重油加氢系统中，所述的第一氢气分离膜、第二氢气分离膜的膜分离组件的流动形式可采用逆流流动或并流流动，优选为逆流流动形式。
本发明所述的重油加氢系统中，所述的第一氢气分离膜、第二氢气分离膜的渗透气压力为100～5000kPa，原料气/渗透气压力比为2:1～20:1，操作温度为60～150℃；第一氢气分离膜的操作切割率为0.8～0.99，第二氢气分离膜的操作切割率为0.3～0.9。
本发明所述的重油加氢系统中，所述的重油气化反应器和煤气化反应器的操作温度为800～1800℃，操作压力为3～6MPa，停留时间为20～30分钟。
本发明所述的重油加氢系统中，所述的水煤气变换反应器可采用固定床反应器或流化床反应器，优选为固定床反应器；操作温度为300～450℃，操作压力为2～6MPa。
本发明所述的重油加氢系统中，所述的冷凝单元的作用是将高压、高纯度的二氧化碳冷却为液态二氧化碳，其出口温度为-50～10℃；所述冷凝单元中设置有1个以上的冷凝器，所述冷凝器可采用列管式换热器、螺旋管式换热器、板式换热器或翘片换热器，优选为列管式换热器。
本发明所述的重油加氢系统中，所述的脱硫单元可以采用现有技术中能够实现氢气脱硫技术中的任一种，如采用氨洗脱硫工艺或变压吸附脱硫工艺，优选采用氨洗脱硫工艺；所采用的氨洗溶剂可以为MEA、MDEA、DEA、TEA、DIPA中的一种或几种；脱硫单元出口的气体中硫化氢、一氧化碳和二氧化碳浓度之和小于20～25ppmv。
本发明所述的重油加氢系统中，所述的第一压缩机、第二压缩机、第三压缩机和第四压缩机可以采用往复式压缩机或离心式压缩机。其中，第一压缩机、第三压缩机的出口压力为4～6MPa，温度为20～40℃；第二压缩机出口压力为8～30MPa；第四压缩机出口压力为13～18MPa。
本发明所述的重油加氢系统中，所述的第一二氧化碳分离膜用于水煤气变换反应单元气化产物的粗切割，将80～98vol%以上的二氧化碳组分切割进入渗透气中，其余组分进入渗余气中；第二二氧化碳分离膜用于二氧化碳的提纯，在渗透气中富集高纯二氧化碳并进行液化贮存；第三二氧化碳分离膜用于回收冷凝后的不凝气中的二氧化碳并返回第二二氧化碳分离膜中，第三二氧化碳分离膜截留的氢气进入第二氢气分离膜中对氢气进行提纯；第一氢气分离膜用于氢气的回收，在渗透气中富集80～95%以上的氢气组分；第二氢气分离膜用于氢气的提纯，在渗透气中富集高纯氢气供给加氢系统。
本发明所述的重油加氢系统中，所述的重油气化反应器、煤气化反应器等设备可以采用本领域现有技术中已有的设备。
本发明第二方面提供一种采用如上所述的重油加氢系统的加氢方法。所述方法具体过程为：
在装置运转初期，采用煤作为主要制氢原料，由煤气化反应单元生产合成气，然后进一步由水煤气变换反应单元提高氢气产率；所制取的粗氢气经二氧化碳分离膜和氢气分离膜提纯后，经脱硫单元和加热单元进入重油加氢反应单元；根据重油加氢反应规律，通常需要设置2～４个加氢反应器进行处理，其中第一反应器中主要脱除金属杂质，易转化的硫组分也在此反应器中主要转化，因此第一加氢反应器闪蒸气中硫化氢含量更高，根据气体组成特点，第一加氢反应器闪蒸气返回第二氢气分离膜入口；第二加氢反应器主要进行深度脱硫和转化反应，因此第二加氢反应器闪蒸气中氢气浓度较低、轻烃含量较高，根据气体组成特点，第二加氢反应器闪蒸气返回第一氢气分离膜入口；其余的加氢反应器主要针对剩余少量难转化的渣油组分进行深度转化反应，因此其余加氢反应器闪蒸气中氢气消耗较少、氢气浓度高，根据气体组成特点直接返回压缩机作为循环氢使用；重油加氢反应单元排出的液相物料进入分馏单元得到汽提气、产品油和加氢尾油，其中汽提气返回第一氢气分离膜入口，加氢尾油返回重油气化反应器。
在装置正常运转后，根据原料油性质特点和操作转化率，可以有多种操作模式，当重油加氢反应单元转化率高于85%时，加氢尾油作为制氢原料的产氢能力无法满足氢耗，重油气化反应器和煤气化反应器同时开启用于制氢；当渣油加氢反应单元转化率低于60%时，加氢尾油作为制氢原料的产氢能力可以满足氢耗，重油气化反应器开启，煤气化反应器关闭。
与现有技术相比，本发明所述自产氢气的重油加氢系统和加氢方法具有如下优点：
1、本发明自产氢气的重油加氢系统和加氢方法可以通过使用重油加氢反应单元产生的加氢尾油进行制氢，有效解决了重油加氢过程中氢气成本过高的问题，并通过二氧化碳分离膜和氢气分离膜对氢气和加氢过程中产生的各种气体进行综合处理，在进行温室气体贮藏、减少碳排放的同时降低了氢气提纯能耗，可大幅提高重油加氢反应单元的氢分压、进而提高加氢反应效率；解决了现有工艺中氢气提纯能耗较高，加氢反应效率低的问题，实现加氢过程氢气自产、自用，且可以在高加氢转化率工况下，使用煤+加氢尾油作为制氢原料；在中低加氢转化率工况下全部使用加氢尾油作为制氢原料，根据情况可以灵活选择，适用性广。
2、本发明所述重油加氢系统中，将重油加氢反应单元得到的未转化尾油作为制氢原料使用，等效降低了装置氢耗，解决了尾油加氢自身氢耗较大的问题，并减少了劣质尾油产出，提高了加氢装置转化率；副产的多余氢气则可供给炼厂氢网，实现综合经济效益最大化。
3、本发明所述重油加氢系统中，煤/油品制氢装置共用后续水煤气变换反应单元，氢气粗产物提纯系统与加氢系统同时公用一套氢气提纯/回收装置和脱硫装置，在大幅提高装置复用率的同时，提高了加氢反应体系的氢分压，提升了加氢反应过程效率。
4、本发明所述重油加氢系统中，当加氢系统采用无循环泵沸腾床反应器时，在无需反应器级间高温高压分液罐的情况下实现了反应气体的高效分离，有效的排出了反应器内副产的硫化氢、干气等杂质，进一步提高了氢气分压；同时，由于反应器排出的气相经过了氢气提纯装置的再次分离回收，反应器内未参与反应的氢气组分得到了有效的回收利用，提高了氢气利用率，进一步降低了用氢成本。
5、本发明所述重油加氢系统中，采用煤制氢装置作为加氢装置氢源，生产氢气分离成本低廉，副产的二氧化碳得到了低成本液化，方便后续利用或贮藏。
附图说明
图1为本发明所述重油加氢系统第一种实施方式示意图。
图2为本发明所述重油加氢系统第二种实施方式示意图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例，对本发明的具体实施方式作进一步详细描述。以下实施例用于说明本发明，但不用来限制本发明的范围。
实施例采用ASPEN HYSYS V10.0进行流程模拟。煤气化反应器、重油气化反应器采用Gibbs自由能反应器模型计算；水煤气变换反应器采用平衡反应器模型进行计算；沸腾床渣油加氢反应器采用自定义的轴向扩散反应动力学模型进行计算；固定床渣油加氢反应器采用PFR反应器计算；膜分离组件采用自定义MEMCAL V0.95模拟；其他装置模型单元采用HYSYS默认模块。
名词解释：
切割率：膜分离组件渗透气与原料气标况下体积比。
分离膜渗透侧：渗透侧为膜分离装置低压侧（透过侧），与原料间存在分离膜隔绝。
分离膜渗余侧：渗余侧为膜分离装置高压侧（截留侧），与上游原料相联通，是原料的下游流股。
实施例1
本实施例流程图见附图1。原料煤A经过粉化、除尘处理后经气力输送进入煤气化反应单元2中，来自分馏单元19的加氢尾油B进入重油气化反应单元1中。重油气化反应单元1和煤气化反应单元2采用流化床反应器。在煤气化反应单元2中，通过输送气和氧气的提升使煤粉在上升过程中转化为煤气、二氧化碳等，再通过水洗脱除灰分，并深度转化。煤气化反应单元2的反应温度为1475℃，压力为3.85MPa，空速为10h-1。煤气化反应单元2的生成气进入水煤气变换反应单元3中进行变换反应，将水蒸气转化为氢气。水煤气变换反应单元3的反应温度为305℃，压力为3.4MPa，空速为5h-1。
水煤气变换反应单元3生成的氢气粗产物经过滤单元4除去液滴、杂质等。所述过滤单元4中分为三级过滤，第一级填充介质为氧化钙颗粒和活性炭，第二级填充介质为聚苯乙烯纤维和聚四氟乙烯纤维，第三级填充介质为聚四氟乙烯纤维和二氧化硅纤维，过滤精度为0.1μm。除杂后的气体进入第一二氧化碳分离膜5，混合气中的二氧化碳组分在第一二氧化碳分离膜5中渗透速率较快，在第一二氧化碳分离膜5的渗透侧富集，其余氢气、一氧化碳、甲烷等气体在渗余侧富集。第一二氧化碳分离膜5的渗透气进入第一压缩单元6中增压至3.5MPa，然后进入第二二氧化碳分离膜7中。第二二氧化碳分离膜7的渗透侧为纯度＞90vol%的二氧化碳气体，经第二压缩单元8增压至14MPa，然后再由冷凝单元9降温至-15℃后进入分液罐10中进行分离。第一二氧化碳分离膜5的渗透侧压力为100kPa；第二二氧化碳分离膜7渗透侧压力为100kPa。
分液罐10底部得到的液化二氧化碳D可直接用于贮存，或作为其他工艺原料、溶剂使用；顶部的二氧化碳不凝气进入第三二氧化碳分离膜11中，二氧化碳组分在第三二氧化碳分离膜11的渗透侧富集，并返回第一压缩单元6入口出重新进行增压；第三二氧化碳分离膜11的渗余气中为富集的氢气，进入第二氢气分离膜14中。第三二氧化碳分离膜11渗透侧压力为100kPa。第一二氧化碳分离膜5、第二二氧化碳分离膜7、第三二氧化碳分离膜11的膜分离组件采用的膜材料为PEBAX，膜分离组件形式为螺旋卷式。
第一二氧化碳分离膜5的渗余气中为富集的氢气，进入第一氢气分离膜12中，氢气组分在第一氢气分离膜12的渗透侧进行富集，并进入第三压缩单元13中增压至3.5MPa；第一氢气分离膜12的渗余气为燃料气E，离开系统。第一氢气分离膜12的渗透侧压力为100kPa。第三压缩单元13增压至3.5MPa后的富氢气体与第一反应区的闪蒸气G混合进入第二氢气分离膜14中；其中渗透侧富集的高纯氢气经脱硫单元15与第三反应区的闪蒸气J一同进入第四压缩单元16增压，渗余气与第二反应区的闪蒸气H混合后返回第一氢气分离膜12的入口，重新进行氢气分离。第二氢气分离膜14的渗透气压力为350kPa。第四压缩单元出口压力为14.5MPa，经加热单元17升温后进入重油加氢反应单元18。脱硫单元15采用氨洗方法，利用DMEA和MEA混合溶剂对酸性气体进行脱除。加热单元17中氢气和渣油C预热至390℃。重油加氢反应单元包括三个反应区串联连接，每个反应区设置1个加氢反应器，所述加氢反应器为无循环系统沸腾床反应器；第一反应区的加氢反应器顶部排出气体为富氢的闪蒸气G，第二反应区的加氢反应器顶部排出气体为富硫的闪蒸气H，第三反应区的加氢反应器顶部排出气体为低氢的闪蒸气J。所述三个加氢反应器的温度为430℃。所述重油加氢反应单元出口得到的液相流出物进入分馏单元，分别经过汽提和常减压蒸馏得到汽提气I、产品油F和加氢尾油B。其中加氢尾油B进入重油气化反应单元1中进行造气反应。
该实施例中渣油加氢转化率为85%，除加氢尾油全部用于制氢以外，需补充原料质量30%的煤作为制氢原料。
实施例1的物料平衡见表1。
实施例2
本实施例流程图见附图2。本实施例与实施例1流程工艺相比，不同之处在于重油加氢反应单元包括两个串联的反应区，第一反应区和第二反应区，每个反应区设置1个沸腾床反应器，第一沸腾床反应器从顶部排出富硫的闪蒸气G，第二沸腾床反应器从顶部排出富氢的闪蒸气H；闪蒸气G进入第二氢气分离膜14；闪蒸气H与第二氢气分离膜14的渗余气合股后返回第一氢气分离膜12的入口。
第一沸腾床反应器、第二沸腾床反应器的操作温度为400℃，渣油加氢转化率为60%，加氢尾油全部用于制氢，需补充原料质量7.5%的煤作为制氢原料。
实施例2物料平衡见表2。
对比例1
对比例采用常规煤制氢与固定床渣油加氢组合工艺，反应条件为380℃，渣油转化率为35%。
表1为本发明的实施例1的效果，常规天然气制氢-固定床渣油加氢过程作为对比例1。所有实施例和对比例的结果对比见表3。
表1 实施例1物料平衡
Figure 17050DEST_PATH_IMAGE001
续表1
Figure 744835DEST_PATH_IMAGE002
表2 实施例2物料平衡
Figure 295902DEST_PATH_IMAGE003
续表2
Figure 767335DEST_PATH_IMAGE004
表3 实施例和对比例的结果
Figure 962824DEST_PATH_IMAGE005
以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (31)

1.一种自产氢气的重油加氢系统，所述系统包括煤气化反应单元，重油气化反应单元，水煤气变换反应单元，过滤单元，第一二氧化碳分离膜，第一压缩单元，第二二氧化碳分离膜，第二压缩单元，冷凝单元，分液罐，第三二氧化碳分离膜，第一氢气分离膜，第三压缩单元，第二氢气分离膜，脱硫单元，第四压缩单元，加热单元，重油加氢反应单元和分馏单元；
其中，煤经进料管线与煤气化反应单元入口连通，煤气化反应单元出口经管线与水煤气变换反应单元入口连通，水煤气变换反应单元出口经过滤单元与第一二氧化碳分离膜入口连通；
第一二氧化碳分离膜的渗透气出口经第一压缩单元与第二二氧化碳分离膜入口连通；第二二氧化碳分离膜渗透气出口经第二压缩单元和冷凝单元与分液罐入口连通，第二二氧化碳分离膜渗余气出口经管线与第一二氧化碳分离膜入口连接；分液罐气相出口与第三二氧化碳分离膜入口连通，第三二氧化碳分离膜渗透气出口与第一压缩单元入口连通，第三二氧化碳分离膜渗余气出口与第二氢气分离膜入口连通；
第一二氧化碳分离膜的渗余气出口与第一氢气分离膜入口连通；第一氢气分离膜渗透气出口经第三压缩单元与第二氢气分离膜入口连通，第二氢气分离膜渗余气出口与第一氢气分离膜入口连通，第二氢气分离膜渗透气出口经脱硫单元和第四压缩单元与加热单元入口连通，加热单元出口与重油加氢反应单元入口连通，重油加氢反应单元液相物料出口与分馏单元入口连通；所述重油加氢反应单元包括1个以上的反应区，其中第一反应区的气相出口经管线与第二氢气分离膜入口连通；第二反应区的气相出口和分馏单元的汽提气出口均经管线与第一氢气分离膜入口连通；其余反应区的气相出口均通过管线与第四压缩机入口连通；分馏单元的加氢尾油出口与重油气化反应单元入口连通；重油气化反应单元出口与水煤气变换反应器入口连通。
2.按照权利要求1所述的重油加氢系统，其特征在于：所述的第一二氧化碳分离膜、第二二氧化碳分离膜、第三二氧化碳分离膜、第一氢气分离膜、第二氢气分离膜包括膜分离组件和辅助设备，辅助设备包括膜前过滤器、膜前换热器和膜后止回阀。
3.按照权利要求2所述的重油加氢系统，其特征在于：所述的膜前过滤器为聚结式，膜前过滤器内滤芯材质为聚四氟乙烯纤维、二氧化硅纤维、氧化铝颗粒、氧化钙颗粒、聚苯乙烯纤维、活性炭、石棉中的一种或几种。
4.按照权利要求2所述的重油加氢系统，其特征在于：所述的第一二氧化碳分离膜、第二二氧化碳分离膜、第三二氧化碳分离膜的膜分离组件采用平板式、螺旋卷式、牒式或中空纤维形式。
5.按照权利要求2所述的重油加氢系统，其特征在于：所述的第一二氧化碳分离膜、第二二氧化碳分离膜、第三二氧化碳分离膜的膜分离组件采用螺旋卷式。
6.按照权利要求1所述的重油加氢系统，其特征在于：所述的第一二氧化碳分离膜、第二二氧化碳分离膜、第三二氧化碳分离膜的材料为多孔聚合物支撑材料与均质聚合物涂层材料组成的复合膜材料，其中多孔聚合物支撑材料为聚砜、聚酰亚胺、聚醚酰亚胺、聚苯并咪唑或聚丙烯腈；聚合物涂层材料为聚环氧乙烷、聚二甲基氧硅烷或聚环氧乙烷/聚丙烯嵌段聚合物。
7.按照权利要求1所述的重油加氢系统，其特征在于：所述的第一二氧化碳分离膜、第二二氧化碳分离膜、第三二氧化碳分离膜的材料为多孔聚合物支撑材料与均质聚合物涂层材料组成的复合膜材料，其中多孔聚合物支撑材料为聚醚酰亚胺，聚合物涂层材料为聚环氧乙烷/聚丙烯嵌段聚合物。
8.按照权利要求1所述的重油加氢系统，其特征在于：所述的第一二氧化碳分离膜、第二二氧化碳分离膜、第三二氧化碳分离膜的膜分离组件的流动方式为逆流流动或并流流动。
9.按照权利要求1所述的重油加氢系统，其特征在于：所述的第一二氧化碳分离膜、第二二氧化碳分离膜、第三二氧化碳分离膜的膜分离组件的流动方式为逆流流动。
10.按照权利要求1所述的重油加氢系统，其特征在于：所述的第一二氧化碳分离膜、第二二氧化碳分离膜、第三二氧化碳分离膜的渗透气压力为100～3000kPa，原料气/渗透气压力比为2:1～20:1，操作温度为10～40℃。
11.按照权利要求1所述的重油加氢系统，其特征在于：所述的第一二氧化碳分离膜的操作切割率为0.6～0.98，第二二氧化碳分离膜的操作切割率为0.1～0.4，第三二氧化碳分离膜的操作切割率为0.4～0.8。
12.按照权利要求1所述的重油加氢系统，其特征在于：所述的第一氢气分离膜、第二氢气分离膜的膜组件采用平板式、螺旋卷式、牒式或中空纤维形式。
13.按照权利要求1所述的重油加氢系统，其特征在于：所述的第一氢气分离膜、第二氢气分离膜的膜组件采用中空纤维式。
14.按照权利要求1所述的重油加氢系统，其特征在于：所述的第一氢气分离膜、第二氢气分离膜的材料为带有致密皮层的多孔聚合物材料，聚合物材料选用聚酰亚胺、醋酸纤维素、聚醚酰亚胺中的一种或多种。
15.按照权利要求1所述的重油加氢系统，其特征在于：所述的第一氢气分离膜、第二氢气分离膜的材料为带有致密皮层的多孔聚合物材料，聚合物材料选用聚酰亚胺。
16.按照权利要求1所述的重油加氢系统，其特征在于：所述的第一氢气分离膜、第二氢气分离膜的膜分离组件的流动形式采用逆流流动或并流流动。
17.按照权利要求1所述的重油加氢系统，其特征在于：所述的第一氢气分离膜、第二氢气分离膜的膜分离组件的流动形式采用逆流流动。
18.按照权利要求1所述的重油加氢系统，其特征在于：所述的第一氢气分离膜、第二氢气分离膜的渗透气压力为100～5000kPa，原料气/渗透气压力比为2:1～20:1，操作温度为60～150℃。
19.按照权利要求1所述的重油加氢系统，其特征在于：所述的第一氢气分离膜的操作切割率为0.8～0.99，第二氢气分离膜的操作切割率为0.3～0.9。
20.按照权利要求1所述的重油加氢系统，其特征在于：所述的重油气化反应单元和煤气化反应单元的操作温度为800～1800℃，操作压力为3～6MPa，停留时间为20～30分钟。
21.按照权利要求1所述的重油加氢系统，其特征在于：所述的水煤气变换反应单元采用固定床反应器或流化床反应器。
22.按照权利要求1所述的重油加氢系统，其特征在于：所述的水煤气变换反应单元采用固定床反应器。
23.按照权利要求1所述的重油加氢系统，其特征在于：所述的水煤气变换反应单元操作温度为300～450℃，操作压力为2～6MPa。
24.按照权利要求1所述的重油加氢系统，其特征在于：所述的冷凝单元的出口温度为-50～10℃。
25.按照权利要求1所述的重油加氢系统，其特征在于：所述的脱硫单元出口的气体中硫化氢、一氧化碳和二氧化碳浓度之和小于20～25ppmv。
26.按照权利要求1所述的重油加氢系统，其特征在于：所述的第一压缩单元、第二压缩单元、第三压缩单元和第四压缩单元采用往复式压缩机或离心式压缩机。
27.按照权利要求1所述的重油加氢系统，其特征在于：所述的第一压缩单元、第三压缩单元的出口压力为4～6MPa，温度为20～40℃；第二压缩单元出口压力为8～30MPa；第四压缩单元出口压力为13～18MPa。
28.按照权利要求1所述的重油加氢系统，其特征在于：重油加氢反应单元的反应区中设置1个以上的加氢反应器，所述加氢反应器为固定床反应器、移动床反应器、沸腾床反应器和悬浮床反应器中的一种或几种。
29.按照权利要求1所述的重油加氢系统，其特征在于：重油加氢反应单元的反应区中设置1～3个加氢反应器，所述加氢反应器为沸腾床反应器。
30.按照权利要求1所述的重油加氢系统，其特征在于：所述的重油加氢反应单元的操作温度为380～480℃，空速为0.2～0.6h-1，操作压力为13～18MPa，氢油体积比为50～800。
31.一种重油加氢方法，其特征在于：所述的重油加氢方法采用权利要求1-30中任一权利要求所述的重油加氢系统。
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