干气制乙烯说明书Word文档下载推荐.docx
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炼厂催化干气中有大量的乙烯和乙烷，根据相似相溶的原理，利用炼厂液化气为吸收剂，采用浅冷油吸收的方法可以脱除甲烷氢，回收其中的碳二憎分。
经过脱碳和净化后，碳二提浓气送入乙烯厂碱洗塔。
工艺具有如下特点:
1.采用炼厂低压蒸汽吸收制冷提供冷量；
2.采用浅冷油吸收技术，脱除催化干气中的甲烷、氢；
3.采用热钾碱脱碳技术脱除二氧化碳；
4.采用催化反应脱除C2提浓气中的02、NOx等杂质；
5.C2提浓气送入乙烯装置硕洗塔。
6.2工艺流程简述
6.2.1压缩（100单元）
来自界区外的催化干气逬入一段吸入罐FA-101,在罐中气液分离，正常情况下在罐底无游离水冷凝下来。
罐顶催化干气进入压缩机GB-101—段，经一段压缩后压力升高到1.50MPa（A）o经一段冷却器EA-101冷却到40C后送入二段吸入罐FA-102,確内液相送出界区外，FA-102气相经二段压缩后压力升高到2.83MPa（A）,通过二段冷却器EA-102冷却到40C后送入二段排出罐FA-103中。
FA-103冷凝下来的液相（主要是饱和水）返回到二段吸入罐FA-102,罐顶催化干气经送入脱碳塔（DA-301）。
由脱碳塔分液罐（FA-301）罐顶来得脱碳干气直接送入干气压缩机三段，压力升高到4.71MPa（A）,经过三段冷却器EA-103和干气冷却器EA-104冷却到12C后送入分水罐FA-104o罐顶催化干气送入油吸收塔DA-201,罐底液相（主要是饱和水）返回到二段吸入罐FA-102o
6.2.2油吸收塔（200单元）
分水罐FA-104J8顶催化干气逬入油吸收塔DA-201的中下部，从解吸塔DA-202塔釜来的釜液作为吸收剂从塔顶喷淋，吸收混合气中的C2和C2以上的重组分，分离出甲烷、氢等不凝气进入冷箱。
在塔身中上部设有两个中冷器，第一中冷器E-202,从塔的第5块塔板抽出液相，冷却到12°
C后，送回至第6块塔板。
第二中冷器E-203,从塔的第11块塔板抽出液相，冷却到12C后，送回至第12块塔板。
塔釜富吸收剂送至解吸塔DA-202。
为了节省能源，在塔身下部设有一台中间再沸器EA-204,加热介质是解吸塔DA-202塔釜采出的循环溶剂。
塔釜再浇器EA-205采用的加热介质为低压蒸气，低压凝液经蒸汽凝液罐FA-203回收蒸汽凝结水。
塔顶采出未被吸收的比、2、CH4等不凝气及夹带的少量吸收剂等，送入冷箱EA-201X冷却到-53.0C,进入高压凝液罐FA-201o罐底部液相由回流泵GA-201A/B送回油吸收塔
DA-201的顶部。
罐中的气相经节流后向冷箱EA-201X提供部分冷量，物料升温到-15°
C后送入膨胀机GB-201逬行一级膨胀，膨胀后温度降低到-56.TC,送入冷箱EA-201X换热。
经换热后的气体温度升至-15°
C,再经膨胀机GB-202进行二级膨胀，温度降低到-56.4°
C后再次进入冷箱EA-201X换热，换热后温度上升到-15C,进入GB-202和GB-201的增压机，增压后的尾气温度为62.5°
C经尾气冷却器EA-212用循环水冷却至40C后送到界区外的燃料气管网。
6.2.3解吸塔（200单元）
来自油吸收塔DA-201塔釜的物料靠压力差进入解吸塔DA-202,塔顶气体经过解吸塔冷凝器EA-207用冷却水部分冷凝至40C,并在解吸塔回流罐FA-204中进行气液分离，凝液经解吸塔回流泵GA-205A/B送回塔顶。
气体经过解吸塔第二冷凝器EA-206,用低温水冷却至13C,并在碳二出料缓冲罐FA-205中进行气液分离，凝液靠位差返回到解吸塔回流罐FA-204,气体送入脱碳塔DA-30U塔釜采出贫溶剂送到吸收塔中间再沸器EA-204作为加热介质，回收热量后再送入循环溶剂罐FA-206,由循环溶剂泵GA-204A/B,经溶剂循环水冷却器EA-209冷却到40C,分出一股质量流量为400kg/h的液化气去界区外（其目的是保证循环溶剂中水和重组分的平衡，此物料可以作为液化气产品销售）。
启一股贫溶剂经溶剂低温水冷却器EA-211冷却到12°
C,进入吸收塔塔顶循环使用。
塔釜再浇器EA-208采用的加热介质为低压蒸气，低压凝液经蒸汽凝液罐FA-207回收蒸汽凝结水。
6.2.4脱碳系统（300单元）
干气压缩机二段排出罐顶FA-103的催化干气进入脱碳塔DA-301底部，由脱碳溶剂循环泵GA-301A/B来的热钾碱溶剂从塔顶逬入，吸收碳二混合气中的二氧化碳。
混合气由塔顶出来进入分液罐FA-301,正常情况下罐内无冷凝液相，罐顶脱碳干气送入干气压缩机三段。
吸收二氧化碳后的热钾碱溶剂经减压后进入再生塔DA-302顶部。
塔顶气体经过再生塔冷凝器EA-301用循环水部分冷却到60C,并在再生塔回流罐FA-303中进行气液分离，凝液经再生塔回流泵GA-302A/B回流至塔顶，气相二氧化碳经消音器在安全的地方排入大气。
塔釜采出热钾碱溶剂直接送入溶剂循环罐FA-302。
循环溶剂由脱碳溶剂循环泵GA-301A/B经溶剂冷却器EA-303冷却到40C逬入脱碳塔顶部。
塔釜再浇器EA-302采用的加热介质为低压蒸气，低压凝液经蒸汽凝
液罐
FA-304回收回凝液系统。
由于放空的二氧化碳带走部分水，因此，需要补充少
量的水到脱碳循环溶剂罐。
7原料、产品及装置物料平衡
7.1原料气规格
本装置原料为胜利炼油厂第一、二催化装置脱硫后干气，两套装置干气混合后
温度40°
C,压力0.7_0.8MPa（g）t流量一13・5t/h,其组成见下表
催化干气组成（以wt%H）
组成
含量
氢气
3.58
氨气
22.06
氧气
1.35
—氧化碳
1.22
二氧化碳
4.95
硫化氢
甲烷
22.09
乙烯
19.69
乙烷
2038
丙烯
2.50
丙烷
0.38
丁烯」
0」3
顺■丁烯
0」9
反■丁烯・2
0」7
异丁烷
0.28
正丁烷
0」6
异戊烯
0.03
异戊烷
0.31
正戊烷
0.01
水
0.52
总计
10（）
7.2产品规格
碳二提浓气产品组成（以wt%计）
<
6.4
r出—
皈-
7&
4
r出—皈二
6.0
碳四以上
9.13
400ppm
lppb
氮氧化物
v10ppb
重金属
vlOppb
7.3副产品规格
液化气组成（以吐％计）
16.18
12.38
丁烯・1
20.47
反丁烯・2
17.08
顺丁烯・2
18.08
13.04
1.10
燃料气（尾气）组成（以吐％计）
7」1
氮气
43.79
2.68
-氧化碳
2.42
11ppm
37.72
3.73
0.32
碳三以上
2.23
7.4物料平衡
入方
催化干气
13495・13kg/h
10・80万吨/年
吸收剂
980.25kg/h
0.79万吨/年
新鲜水
54.70kg/h
0.04万吨/年
出方
碳二提浓气产品
6535.42kg/li
5.23万吨/年
液化气
400.00kg/h
0.32万吨/年
C02
2737.23kg/li
0.59万吨/年
燃料气（尾气）
6795・83kg/h
5.44万吨/年
污水
61.60kg/h
0.05万吨/年
8厂址及建厂条件
中石化齐鲁分公司催化干气回收乙烯项目布置在胜利炼油厂北区第二常减压装置北侧，与拟建的S-zorb装置组成联合装置，两单元之间留有8.0米宽的检修通道。
本装置根据现场场地情况布置成L形，南北最长边68.0米，东西最长边59.0米，占地面积2413.0平方米。
所占用场地均在胜利炼油厂界区内，不需新征地。
9储运部分
9.1主要工艺流程
9.1.1原料
本项目原料为来自齐鲁分公司炼油厂第一、二催化装置的干气一13・5吨/时。
因炼油厂原有南北区瓦斯管网只有一个，为混合供气管网。
启外经本项目提浓后的燃料气需调至南区补充燃料，故需新设DN250催化干气专用管网1个。
9.1.2产品
本项目产品系6.5吨/时的碳二提浓气，作为乙烯原料，由炼油厂新建催化干气回收乙烯装置送往烯泾厂。
需新建DN200管道至烯炷厂，本项目不包括烯炷厂内改造。
9.1.3副产品
液化气：
催化干气回收乙烯装置产液化气接至北区液化气管网1379-100o
补充液化气：
催化干气回收乙烯装置产补充液化气接至北区液化气管网1379-100。
燃料气：
催化干气回收乙烯装置产燃料气接至南北区燃料气管网。
公用工程管道：
低压蒸汽、中压蒸汽、净化风均来自北区管网。
9.2存在问题
9.2.1本项目油品储运配套不包括烯婭厂部分配套设施。
9.2.2北京化工研究院所提供的工艺包液化气及补充液化气出装置压力为0.65MP,不满足进管网要求，需加压至〉l-3MPao
923炼油厂目前焦化干气已部分供乙烯，目前燃料气管网基本平衡，如催化干气提6.5吨/时碳二提浓气供烯炷厂，炼油厂燃料气将不足，请公司考虑如何调配。
10给排水及消防
10.1给排水及消防部分设计范围
新鲜水供给系统、循环水供给系统、第三循环水场改扩建、给排水系统管网改扩建、消防及节水措施等。
10.2新鲜水供给系统
胜利炼油厂现有水源井28□,采水能力为3OOOm3/h,由淄博市供给的黄河水水量3OOm3/h（远期为1200m3/h）,目前胜利炼油厂生产生活用水量约为1500m%,故生产生活用水水源可以满足催化干气回收乙烯项目的需要。
水源工程（水源井、输水管道、二级加压给水泵站和蓄水池等）依托现有设施，不需要扩建。
10.3循环水供给系统
第三循环水场，现承担北区各生产装置及拟建装置循环用水水量见表9-1,为了满足拟建催化干气回收乙烯项目循环水新增lOOOm-'
/h的需要，第三循环水场需改扩建。
己有装置及拟建装置循环水水量表
装置名称
循环冷水（m3/h）
循环热水（nf/h）
备注
加氢精制装置
2084
第二催化装置
3872
第—常减压装置
1108
齐胜润滑油装置
160
第四污水气提装置
550
140万吨/年延迟焦化装置
1450
最大用量时
2000mVh
SZOrb装置
拟建
第二催化装置扩建
1200
第二催化装置二气分丙烯塔顶冷却器改造
450
合计
111024
11024
10.4第三循环水场改扩建
10.4.1第三循环水场现状
现有处理量400m3/h冷水塔（①4.7m风机）18间，冷却水量8000m%,3OOOm3/h冷水塔（①9.12m风机）1间，合计处理量为HOOOm-Vho
现有循环冷水泵8台（24Sh-132台、20Sh-94台、14Sh-9B1台、16SA-9冷1台），无阀过滤器2台，相应配套的操作室、配电室、加氯间、加药间、水质监测、化验等。
10.4.2存在问题、改扩建内容及依托设施
第三循环水场目前向北区各生产装置及拟建装置提供循环水量正常为11024m3/h,现有设施已不能满足拟建催化干气回收乙烯顶目循环水供给，需在第三循环水场内扩建处理水量为3OOOm3/h冷却塔1间、增设循环冷水泵2台、增设循环热水过滤设备1台，操作室、加氯设施、加药设施、水质监测、化验等依托现有设施。
10.5给排水管网扩建
10.5.1给排水管网扩建内容
10.5.1.1增设第三循环水场至催化干气回收乙烯装置循环冷热水管道。
10.5.1.2增设催化干气回收乙烯装置外部部分消防给水、生产给水、循环冷热水、含油污水、生活污水管道。
11低温水系统
本项目需5C低温水约550t/ho第三焦化装置可外供95一70C低温热水440t/h,原油罐区利用了约200t/h,仍有约240t/h的低温热水没有得到利用，需消耗大量工业循环水进行冷却。
因此，本着节能降耗的原则，本方案拟采用热水型漠化锂制冷机组制取所需的低温水，可消耗第三焦化装置低温热水约200t/ho低温水系统布置在本装置内。
低温水系统由漠化锂制冷机、冷冻水循环系统和冷却水循环系统组成，主要设备有漠化锂制冷机2台（1用1备）、冷却塔3台（2用1备）、冷却水循环泵3台（2用1备）、冷冻水循环泵3台（2用1备）和1套冷冻水自动定压补水装置。
主要设备明细见下表。
低温水系统主要设备明细表
序号
设备名称
数量（台）
规格
1
热水型漠化锂制冷机
3
额定制冷量:
2320RW•总功率:
11.5kW
1用1备
2
冷却塔
单台处理水量：
450m・Vh.N=15kW/台
2用1备
冷却水循环泵
1OSh-13,N=55kW.流量:
486m呱扬程24m
冷冻水循环泵
8Sh-9tN=75kW,流量:
320m3/h,扬程62m
5
自动定压补水装置
1套
水箱V=10m\补水泵流量:
25m3/h,扬程50m
自带控制箱
N=7.5kW
12本装置公用工程规格、消耗见下表
公用工程及能量消耗量表
名称
正常量（）
最大量（t/h）
单耗
低压蒸气
11.9t/h
12.9t/h
1.82t/t产品
咼压蒸气
0.70t/h
0.76t/li
0.11t/t产品
循环水
1000.5t/h
1084.5t/h
153.1t/t产品
低温水
544.4t/h
590.1t/h
83.3t/t产品
电
1777.6Kwh
1926.9Kwh
272.0Kw・h/l产品
仪表风
80Nm7h
86.7NmVh
12.3Nm3/t产品
13消防
13」消防设施现状
胜利炼油厂南北区各有一个消防站，消防车共14台，其中泡沬消防车8台，干紛消防车2台，气防救护车2台，多功能抢险照明车1台、消防指挥车1台，现有消防队员110人，管理人员5人，合计115人。
胜利炼油厂南北区各有一个消防泡沬储存站，装卸设施齐全，各泡沫站内均储存10m'
泡沬液。
胜利炼油厂北区现有两个消防给水泵站，一处为二油品不合格油罐区消防水泵站，站内设有2个2000m3消防储水罐，2台变频恒压消防给水稳压泵，3台消防给水泵。
启一处为三油品成品油罐区消防水泵站，站内设有2个2000|£
消防储水池,2台变频恒压消防给水稳压泵，3台消防给水泵。
各消防给水泵站消防给水泵流量为300一400US,水泵扬程280m。
各消防给水泵站变频恒压消防给水稳压泵流量为50一100L/S,水泵扬程280m。
胜利炼油厂北区各生产装置、罐区、辅助生产装置、辅助生产设施均设置了环状稳高压消防给水管网，全厂消防给水管网压力〉O.SOMPa,本项目消防尽量依托现有消防设施。
13.2本项目消防
13.2.1拟建催化干气装置属甲类火灾危险性装置，装置消防给水量300L/S,在装置外四周设置稳高压消防给水管道，在管道上设置地上式消火栓及消防水泡，装置火灾灭火依托消防站消防车。
13.2.2为了防止火灾蔓延，在装置、建筑物等排水出□设置水封井，水封离度不小于250mm。
14环境保护
14.1建设地区环境现状
根据市环境监测局大气监测资料，本地区大气环境较好，SO2、NOx日均浓度均无超标现象，大气中悬浮物日均浓度低于国家二级标准，水质较好，未受到人为污染。
14.2主要污染物及污染源
本装置正常生产时无废水、废气、废渣排放，装置的噪声污染来源为机泵噪声，选用低噪声的YB系列电机，其声压级小于85dBAo
14.3环境保护的原则措施
本项目在设计中充分考虑了环境保护的要求，在工艺选择和工程设计及设备选型时，均以不产生“三废”和少产生“三废”为前提条件。
同时在设计中严格执行各项环境保护标准，对装置生产过程中产生的废水、废气及工业噪声采取了相应的防治措施。
14.4环保管理和环境监测
胜利炼油厂现设有安环处和环境监测站，环保处负责炼油厂的环保管理、检查、监督和指导工作，环境监测站在环保处直接领导下负责厂区和生活区的环境监测工作。
本装置依托炼厂健全的环保管理机构和环境监测机构进行环保管理和环境监测，仅设兼职环保员一名配合工作。
15装置管理体制及定员
本装置建成投产后纳入胜利炼油厂的管理体制，装置定员20人，这些人员由厂内调剂解决。
16经济分析
16.1投资估算
16」.1概述
中国石化股份有限公司齐鲁分公司催化干气回收乙烯项目可行性研究报告总投资估算为12317万元。
其中：
建设投资9282万元
建设期借款利息197万元
流动资金2838万元（其中铺底流动资金851万元）
16.1.2编制依据
16.121中国石油化工集团公司文件，中国石化咨（2005）154号文关于印发《中国石油化工集团公司石油化工项目可行性研究报告编制规定》的通知。
16」.2.2中国石油化工集团公司文件，中国石化建［2008］82号关于发布《石油化工工程建设设计概算编制办法》（2007版）的通知。
16.1.3指标和费用计取原则
16.1.3.1土建工程参照《山东省建筑工程消耗量定额》，采用综合大指标计算。
16.1.3.2安装工程依据中国石油化工集团公司文件，中国石化［2000］建字476号文《石油化工安装工程概算指标》（修订版）及相关费用文件计算。
16.1.4设备及材料计价依据
16.1.4.1主要设备材料按现行市场价格计算。
16.1.5其他费计价依据
16.1.5.1设计费依据国家计委、建设部计价格〔2002〕10号文关于发布《工程勘察设计收费管理规定》的通知计算。
16.1.5.2可行性研究报告编制费依据计价格（1999）1283号文《国家计委关于印发建设项目前期工作咨询收费暂行规定的通知》计算。
16.1.5.3建设单位管理费、临时设施费、工程保险费、设备采购技术服务费依据中国石化建〔2008〕81号关于发布《石油化工工程建设费用定额》（2007版）的通知计算。
16.1.5.4工程监理费依据国家发改委、建设部《建设工程监理与相关服务收费管理规定》（发改价格（2007）670号）计算。
16」.5.6不可预见费按固定资产费用的8%估算。
16.1.6建设期利息估算
本项目资本金为30%,其余为银行贷款，贷款年利率为6.07%。
建设期为1年，建设期利息估算值为197万元。
16.1.7流动资金估算
本项目流动资按分项详细估算法估算为2838万元。
根据国家有关规定，流动资金的30%为铺底流动资金，由企业自有资金解决。
其余为银行贷款，贷款年利率为5.3l%o
工程或费用名称
佶算价值
占建设投资的比例（%）
设备购叠
®
建筑工程
其它
总投资
4395
3066
340
4515
12317
—
建设投资
1480
9282
100
固定资产费用
793
8594
93
1」
工程费用
7802
1」」
总图
48
1」・2
建筑物
105
1.1.3
构筑物
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