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1、精选文档干气制乙烯说明书中石化齐鲁分公司催化干气回收乙烯项目方案设计山东三维石化工程股份有限公司二九年三月1 项目名称、建设地点、承办单位及项目负责人1.1 项目名称：齐鲁石化公司催化干气回收乙烯项目1.2 建设地点：齐鲁石化公司胜利炼油厂内1.3 承办单位：齐鲁石化公司1.4 承办单位负责人：孙振光2 项目提出的必要性与建设的有利条件2.1 乙烯生产的原料费用约占成本的 70%，乙烯裂解的主要原料石脑油的价格一直居高不下，因此采用廉价的代替原料 可有效的降低乙烯生产成本。利用炼油厂副产的催化干气经过油吸收工艺生产乙烯、丙烯是油化一体化、高效利用炼厂资源的重要途径。2.2 该项目将干气中附加值

2、较高的成品乙烯提浓后送往烯烃厂裂解车间，目前齐鲁石化分公司乙烯裂解原料尚不能自给需要外购，每年公司需花费大量运费，该装置建成投产后每年将提供约5.23万吨乙烯裂解气，将节省大量裂解原料和运费，可创造可观的经济效益。2.3 催化干气回收乙烯装置的原料是胜利炼油厂的两套催化装置的脱后干气，经过乙烯提浓后，作为半成品送至齐鲁石化烯烃厂裂解车间进入后续工序处理。两套催化装置脱后干气流量13.5/h,乙烯含量19.69（wt），干气流量稳定，由两套催化管输供应十分便利。催化干气回收乙烯装置采用由中国石油化工股份有限公司北京化工研究院 (以下简称 BRICI)和齐鲁分公司共同开发的油吸收工艺，该技术成熟、

3、可靠。催化干气回收乙烯装置拟建于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，该区域总图布置合理、运输便利，而且装置公用工程可就近依托胜利炼油厂相应设施；催化干气回收乙烯装置的建设、投产，取得好的经济效益是完全可能的。3 项目建设的主要内容3.1 该项目主要包括一套催化干气回收乙烯装置；装置公用工程依托于胜利炼油厂相应设施。3.2 本装置控制室与S-zorb装置共用，装置配电部分由第二常减压装置配电室内扩容接出。3.3 作为本装置外管部分，需将胜利炼油厂南北两套催化脱后干气管输至本装置，另外需将提取的乙烯产品管输至烯烃厂裂解车间，并将装置副产品送至炼油厂燃料气管网。3.4 本装

4、置产生的少量生活废水排至污水处理管网。3.5 本装置的机、电、仪及分析化验等主要辅助设施依托于胜利炼油厂现有设施不再新增。4 产品市场需求预测本装置产品是催化干气提浓的乙烯半成品气，产品气加压管输至烯烃厂裂解车间分馏工序前，乙烯裂解炉之后。只要产品气符合要求就可以作为乙烯分馏原料，不存在装置产品后路不畅的问题，这样可以节省裂解原料石脑油的用量，减少齐鲁石化公司外购石脑油数量，对优化整个齐鲁公司的资源配置起到一定作用。装置压力较高的吸附废气直接并入炼厂燃料气管网，压力较低的置换废气加压后并入炼厂燃料气管网。这样，本装置的产品、副产品均有长期稳定出路，可以保证装置长周期、满负荷生产。5 产品方案及

5、建设规模5.1 本装置以催化脱后干气为原料，通过油吸收技术将干气中大部分乙烯等高烃提浓后，作为半成品送至烯烃厂裂解车间。5.2 装置处理炼厂催化干气 13495.13kg/h（10.79 万吨/年），产品气量6535.42 kg/h (5.23万吨/年)，乙烯回收率 90%。装置年操作时间为 8000 小时。装置包括催化干气压缩脱碳、 油吸收等单元。6 工艺技术6.1 工艺原理及特点催化干气回收碳二的工艺主要包括催 化干气压缩、浅冷油吸收、膨胀机和冷箱、脱碳、净化部分。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

6、碳二馏分。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 O2、NOX 等杂质；5. C2 提浓气送入乙烯装置碱洗塔。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进入一段吸入罐 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-101一段，经一段压缩后压力升高到 1.50 MPa(A)。经一段冷却器 EA-101冷却到 40后送入二段吸入

7、罐 FA-102，罐内液相送出界区外， FA-102 气相经二段压缩后压力升高到 2.83 MPa(A)，通过二段冷却器 EA-102 冷却到 40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 4.71 MPa(A)，经过三段冷却器EA-103 和干气冷却器 EA-104 冷却到 12后送入分水罐 FA-104。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-10

8、2。6.2.2 油吸收塔（200 单元）分水罐FA-104罐顶催化干气进入油吸收塔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12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。塔釜再沸器 EA-205 采用

9、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 H2、N2、CH4 等不凝气及夹带的少量吸收剂等，送入冷箱 EA-201X 冷却到 -53.0，进入高压凝液罐 FA-201。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后送入膨胀机 GB-201 进行一级膨胀，膨胀后温度降低到 -56.1，送入冷箱 EA-201X 换热。经换热后的气体温度升至-15，再经膨胀机 GB-202 进行二级膨胀，温度降低到-56.4后再次进入冷箱 EA-201X换热，换热

10、后温度上升到-15，进入 GB-202 和 GB-201 的增压机，增压后的尾气温度为 62.5经尾气冷却器 EA-212 用循环水冷却至 40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40，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13，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-301。塔釜

11、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40，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）。另一股贫溶剂经溶剂低温水冷却器EA-211冷却到12，进入吸收塔塔顶循环使用。塔釜再沸器 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-

12、301A/B来的热钾碱溶剂从塔顶进入，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60，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40进入脱碳塔顶部。塔釜再沸器EA-302采用的加热介质为

13、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，压力0.70.8MPa(g)，流量13.5t/h，其组成见下表催化干气组成(以 wt%计)组成 含量氢气3.58氮气22.06氧气1.35一氧化碳1.22二氧化碳4.95硫化氢甲烷22.09乙烯19.69乙烷20.38丙烯2.50丙烷0.38丁烯-10.13顺-丁烯-20.19反-丁烯-20.17异丁烷0.28正丁烷0.16异戊烯0.03异戊烷0

14、.31正戊烷0.01水0.52总计1007.2 产品规格碳二提浓气产品组成(以 wt%计)组成含量甲烷6.4碳二78.4 碳三6.0 碳四以上 9.13二氧化碳 400 ppm氧气1ppb 氮氧化物 10 ppb重金属10ppb7.3 副产品规格液化气组成(以 wt%计)组成含量异丁烷16.18正丁烷12.38 丁烯-120.47 反丁烯-2 17.08顺丁烯-2 18.08异戊烷 13.04正戊烷0.38 异戊烯1.10燃料气（尾气）组成(以 wt%计)组成含量氢气7.11氮气43.79 氧气2.68 一氧化碳 2.42二氧化碳 11ppm甲烷37.72 乙烯3.73 乙烷0.32 碳三以上

15、 2.237.4 物料平衡入方催化干气 13495.13kg/h 10.80万吨/年吸收剂 980.25 kg/h 0.79万吨/年新鲜水54.70 kg/h 0.04万吨/年出方碳二提浓气产品6535.42 kg/h 5.23万吨/年液化气400.00 kg/h 0.32万吨/年CO22737.23kg/h0.59万吨/年燃料气（尾气）6795.83kg/h5.44万吨/年污水61.60 kg/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Szorb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

16、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。另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烃厂。需新建DN200管道至烯烃厂，本项目不包括烯烃厂内改造。9.1.3副产品液化气：催化干气回收乙烯装

17、置产液化气接至北区液化气管网1379-100。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烃厂部分配套设施。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1.3MPa。9.2.3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/时碳二提浓气供烯烃厂，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

18、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口，采水能力为3000m3/h,由淄博市供给的黄河水水量300m3/h (远期为1200m3/h)，目前胜利炼油厂生产生活用水量约为1500m3/h，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1000m

19、3/h的需要，第三循环水场需改扩建。已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(m3/h)备注加氢精制装置20842084第二催化装置38723872第二常减压装置11081108齐胜润滑油装置160160第四污水气提装置550550140万吨/年延迟焦化装置14501450最大用量时2000m3/hSZOrb装置160160拟建第二催化装置扩建12001200拟建第二催化装置二气分丙烯塔顶冷却器改造450450拟建 合计1110241102410.4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（4.7m风机）18间，冷却水量8000m

20、3/h，3000m3/h冷水塔（9.12m风机）1间，合计处理量为11000m3/h。现有循环冷水泵8台(24Sh-13 2台、 20Sh-9 4台、14Sh-9B 1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项目循环水供给，需在第三循环水场内扩建处理水量为3000m3/h的冷却塔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

21、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5低温水约550t/h。第三焦化装置可外供9570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溴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/h。低温水系统布置在本装置内。低温水系统由

22、溴化锂制冷机、冷冻水循环系统和冷却水循环系统组成，主要设备有溴化锂制冷机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 格备注1热水型溴化锂制冷机3额定制冷量：2320kW，总功率：11.5kW1用1备2冷却塔3单台处理水量：450m3/h，N=15kW/台2用1备3冷却水循环泵310Sh-13，N=55kW，流量：486m3/h，扬程24m2用1备4冷冻水循环泵38Sh-9，N=75kW，流量：320m3/h，扬程62m2用1备5自动定压补水

23、装置1套水箱V=10m3，补水泵流量：25m3/h，扬程50m自带控制箱N=7.5kW12 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11.9 t/h12.9 t/h1.82 t/t产品高压蒸气0.70 t/h0.76 t/h0.11 t/t产品循环水1000.5 t/h1084.5 t/h153.1 t/t产品低温水544.4 t/h590.1 t/h83.3 t/t产品电1777.6 Kwh1926.9 Kwh272.0 Kwh/t产品仪表风80 Nm3/h86.7 Nm3/h12.3 Nm3/t产品13 消防13.1 消防设施现状胜利炼

24、油厂南北区各有一个消防站，消防车共14台，其中泡沫消防车8台，干粉消防车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沫储存站，装卸设施齐全，各泡沫站内均储存10m3泡沫液。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。另一处为三油品成品油罐区消防水泵站，站内设有2个2000m3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300400L/S，水泵扬程80m

25、。各消防给水泵站变频恒压消防给水稳压泵流量为50100L/S，水泵扬程80m。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0.80MPa,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、建筑物等排水出口设置水封井，水封高度不小于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

26、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85dBA。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

27、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16.1.1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16.1.2.1 中国石油化

28、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。16.1.2.2 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

29、计价依据16.1.5.1 设计费依据国家计委、建设部计价格200210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200881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。16.1.5.6 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5.31%。 工程投资估算表 单位：万元，万美元序号工程或费用名称 估 算 价 值占建设投资的比例（%）备注设备 购置安装 工程建筑工程其它合计其中外币总投资4395 3066 340 4515 12317 一建设投资43953066340148092821001固定资产费用439530663407938594