50万吨年煤焦油加氢

新疆奎山宝塔石化有限公司50万吨/年煤焦油加氢技术交流报告宁夏宝塔联合化工有限公司新疆奎山宝塔石化有限公司煤化工项目部2012.3.62新疆奎山宝塔石化有限公司50万吨/年焦油加氢技术交流报告考察单位：1.北京华福工程有限公司2.青岛华东设计院3.上海华西化工科技有限公司4.陕煤集团上海胜帮5.辽宁圜球石油化工工程技术有限公司1、工艺方案1.1项目来源新疆奎山宝塔石化有限公司240万吨/年兰炭项目配套50万吨/年焦油加氢项目。1.2工艺方案研究的依据1）120万吨/年半焦（兰炭）多联产焦油加氢项目；2）半焦尾气分析数据；3）按照水上焦油约8万吨/年自产，48万吨外购高，中焦油；4）本次规划界区内不包含公用工程部分，所有公用工程按照有依托考虑；5）加氢装置所用的氢气由半焦尾气提取，纯度99.9%(wt)；6）原料油按照水上油、水下油两种直接管道供应到拟建项目界区考虑；7)界区内包括规划的工艺装置、辅助设施；8）界区内不设控制室，只设远传控制站。31.3工艺技术方案考虑的原则1）其所得的产品的质量达到可能的最高标准。2）优化工艺流程，使其达到最少的投资，最低的能耗。3）满足国家对环保、安全卫生的要求标准。4）以最低的投资达到最大的效益。5）连续运转1.5年。（12000小时）1.4工艺方案考察论证对比目前建成的焦油加氢装置大致分为两类:第一类是加氢精制流程,如云南开远1万吨/年；哈气化4万吨/年。第二类是加氢裂化流程，如宝泰隆10万吨/年高温焦油。正在建设或正在规划的大唐30万吨/年，乌兰20万吨/年，陕西神木县锦丰源洁净煤科技有限公司10万吨/年,鄂尔多斯50万吨/年，庆华集团公司乌苏图10万吨/年。第一类加氢精制流程技术优缺点:该类焦油加氢工艺的优点:工艺流程简单，反应压力较低，投资低，可操作性好，连续运行周期长，氢气耗量低。该类焦油加氢工艺的缺点：由于加氢原料没有预处理（固体杂质未脱除）催化剂床层容易赌塞，对加氢原料煤焦油稳定性要求高。即原料范围比较窄。第二类加氢裂化流程技术优缺点:该类焦油加氢工艺的优点:加氢进料范围宽，蒽油也可以进行裂化（但不能全部轻质化，其仅仅最高达到50%以下）。汽油馏分产率略高。该类焦油加氢工艺的缺点：工艺流程复杂，反应压力较高，投资高，可4操作性较差，连续运行周期短，裂化段容易飞温（煤焦油芳烃含量高的特点决定），氢气耗量高。汽柴油组分同样不能达到国家汽柴油标准。煤焦油具有以下突出的特点：1）密度大、芳烃含量高、烯烃含量高、胶质含量高、氧含量高、氮含量高。加热特别容易结焦，可裂解性能差，且容易氧化变质。储运过程需要氮气保护。2）金属盐含量高，容易乳化。3）机械杂质含量高，溶解水含量高，采用离心分离方法分离机械杂质和溶解水比较适宜。4）粘度高，腐蚀性强，对设备材料等级要求高。根据煤焦油的特点，其工艺技术方案为：水下焦油经溶剂萃取后,萃余油和水上焦油混合进入提酚单元,切出酚油馏分后提取工业酚。从提酚单元分馏塔来的塔底油和提酚后的脱酚油混合进入50万吨/年煤焦油加氢装置。水下油溶剂萃余油作为重质燃料油产品销售或自用燃料油。汽柴油加氢装置所需氢气采用半焦尾气经过脱氧、变换、PSA制取，其工流程说明见2.3。主要产品：优质芳烃-1组分，10.62万吨/年，作为汽油调和组分或溶剂萃取后分别出售环烷基溶剂油和芳香基溶剂油，最好作为重整原料出售。优质芳烃-2组分，21.61万吨/年，作为柴油调和组分或优质低硫燃料油出售，或调和为合格柴油出售。副产品：燃料气，0.93万吨/年，界区内自用燃料，剩余部分作为制氢原料或自用燃料。燃料油，9.65万吨/年，工艺装置自用或作燃料油出售。工业酚，2.99万吨/年，进一步精制后可以生产精酚。51.5项目组成50万吨/年溶剂萃取装置（中科院专利技术），溶剂消耗约0.5%50万吨/年汽柴油加氢装置（需要氢气1.86万吨/年，约8000标立方/时）8000Nm3/h（1.86万吨/年）煤气制氢装置配套公用工程及辅助生产设施(原料罐区、产成品罐区、消防、安全设施、中控室、分析化验，水、电、汽、风配套等)。2、加工方案研究2．1第一工艺方案（推荐方案）2.1.1编制依据拟建项目的原料为煤低温干馏得到的水上焦油约11.28万吨/年，水下焦油约38.66万吨/年。2.1.2总工艺流程简要说明水上油和水下油混合进入常减压蒸馏装置，该装置分离出的350℃馏分作为50万吨/年汽柴油加氢装置进料；分离出的350℃馏分作为50万吨/年延迟焦化装置进料。由于水下焦油盐含量高，其电脱盐的可行性需要试验考察。延迟焦化和汽柴油加氢装置所产的燃料气（C1-C4轻烃）送入脱硫装置入口进行脱硫，作为制氢原料或燃料。由于缺少煤焦油详细分析数据，延迟焦化装置产出的焦炭硫含量无法确定，若硫含量较高，销售价格低于普通低硫焦，建议作为CFB锅炉燃料使用；若硫含量较低，可作为产品出售。本方案的主要优点：1）延迟焦化装置不设蒸馏系统可以节省投资。2）焦化生成油直接进常减压蒸馏装置，可以避免其接触空气氧化。（焦6化生成油被氧化产物主要是胶状物对加氢装置十分不利。）3）常减压、焦化、加氢三套装置热联合运行，减少投资，提高全厂热量利用率，大幅降低油品氧化造成的加氢难度增加，可以适当降低氢耗，延长加氢操作周期。加工方案总流程见附图1。2.1.3全厂物料平衡该技术方案的物料平衡见表2.1-1。表2.1-1全厂物料平衡序号名称产率，%数量，万吨/年备注一原料1水上焦油21.67%11.28界区外管道送来2水下焦油74.20%38.66界区外管道送来3氢气4.14%2.16界区外供给入方总计100.0052.11二产品1芳烃-1组分28.40%14.78成品销售2芳烃-1组分56.45%29.40成品销售3焦炭11.05%5.764自用燃料及其它3.441.795损失0.660.33出方合计100.0050.98三加工指标1轻油收率84.852综合商品量49.983综合商品率95.902.1.4产品产量及用途2.1.4.1主要产品：1）优质芳烃-1组分，14.78万吨/年，作为汽油调和组分或溶剂萃取后分别出售环烷基溶剂油和芳香基溶剂油，最好作为重整原料出售。2）优质芳烃-2组分，29.40万吨/年，作为柴油调和组分或优质低硫燃料油出售，或调和为合格柴油出售。2.1.4.2副产品：71）燃料气，1.79万吨/年，作为制氢原料或自用燃料。2）焦炭（延迟生焦），5.76万吨/年，作为低硫焦销售或作为自用燃料。2.2第二工艺方案（参考方案）2.2.1总工艺流程简要说明水下焦油进入50万吨/年溶剂萃取装置，分离出的萃取油和水上焦油混合作为提酚单元进料，经蒸馏切取酚油馏分经过酸碱洗涤提出工业酚，脱酚酚油和提酚单元分馏塔底油混合作为50万吨/年加氢装置进料；分离出萃余油作为燃料油出售。原料经过加氢后，得到芳烃-1组分（精制汽）、芳烃-2组分（精制柴油），加氢分馏塔底剩余一部分350℃-400℃馏分，可作为农用柴油。或根据季节调整生产方案，夏秋季节将350℃-400℃馏分调入柴油组分，冬春季节将其作为农用柴油或优质燃料油销售。煤焦油溶剂萃取技术属于中国科学院工程热物理研究所的专利技术，第一套工业装置已经成功运行3年。采用溶剂萃取技术可以降低建设投资，可以改变溶剂比获得不同的萃取油收率，萃余油流动性好可以作燃料油销售。但萃余油热值稍低，硫含量、灰分含量高，可以适量调和其他油品满足市场需要的热值。汽柴油加氢装置所需氢气采用半焦煤气经过脱氧、变换、PSA制取，其工流程说明见2.3。加工方案总流程见附图2。2.2.2全厂物料平衡该技术方案的物料平衡见表2.2-1。2.2.3产品产量及用途2.2.3.1主要产品：81）优质芳烃-1组分，10.62万吨/年，作为汽油调和组分或溶剂萃取后分别出售环烷基溶剂油和芳香基溶剂油，最好作为重整原料出售。2）优质芳烃-1组分，21.61万吨/年，作为柴油调和组分或优质低硫燃料油出售，或调和为合格柴油出售。3）重柴油组分，5.99万吨/年，可作为农用柴油出售，根据季节，夏天不出，冬春季出。2.2.3.2副产品：1）燃料气，0.93万吨/年，作为制氢原料或自用燃料。2）燃料油，9.65万吨/年，工艺装置自用或作燃料油出售。3）工业酚，2.99万吨/年，进一步精制后可以生产精酚。表2.2-1全厂物料平衡序号名称产率，%数量，万吨/年备注一原料1水上焦油21.79%11.28界区外管道送来2水下焦油74.61%38.66界区外管道送来3氢气3.60%1.86界区外供给入方总计100.00%51.81二产品1芳烃-1组分20.52%10.62成品销售2芳烃-1组分41.72%21.61成品销售3重柴油11.58%5.99成品销售4自用燃料及其它1.78%0.93制氢或自用5燃料油18.65%9.65自用或出售6工业酚5.75%2.99出方合计100.00%51.81三加工指标1轻油收率62.242综合商品量50.913综合商品率98.23上述两个工艺方案对比:1)参考方案轻油收率高,但焦炭价格低造成整体收益少于推荐方案。焦炭价格800元/吨，而燃料油价格2800元/吨左右。简单从总收益看，方案9一略差。2）方案二每年消耗溶剂1665吨左右，总生产成本略高于放案一，但方案一中延迟焦化装置投资高于放案二中的溶剂萃取装置。3）方案二的加氢进料经过溶剂萃取后可以有效延长加氢装置生产周期。因为胶质、沥青质被萃取到萃余油中。4）建议以后对水下油先进行离心脱水、脱渣将会效果更好。2.3制氢方案2.3.1编制依据【参照新疆兰炭焦油平均技术数据】原料种类、数量和主要性质，其主要性质见表2.3-1。表2.3-1半焦尾气主要性质序号化学名称分子式含量%（V/V）1氢气H230.732甲烷CH47.063一氧化碳CO10.184烃类CmHn0.645二氧化碳CO210.636氮气N238.697氧气O20.28其他1.87100.00设计规模装置公称产氢能力：8000Nm3/h（6.19万吨/年）装置操作弹性：30～120%装置连续运行时间：8000h2.3.2工艺流程简要说明由于煤气组成没有硫含量，无法确定煤气是否含硫，若煤气含硫，需进行脱硫，本方案按煤气已经过脱硫考虑。煤气经过脱氧后送入变换装置，10在气固相催化剂作用下将CO和蒸汽变换成H2和CO2。变换气经过两段式PSA，分别脱除H20、S、CO2和N2、CH4、CO，氢气等作为最终产品从塔顶流出，纯度大于99.9%，产品氢经压力调节系统稳压后出界区，去加氢工段作为加氢原料。加工流程示意流程简图见附图3。2.3.3产品规格2.3.3.1产品氢气流量：8000Nm3/h纯度：H2≥99.8％CH4+N2≤2000ppmO2≤30ppmCO≤5ppmCO2≤10ppmS≤0.1ppm出界区压力：0.8MPa(表压)出口温度：40℃2.3.3.2副产提氢解吸气流量：约15000Nm3/h出口压力：≥0.03MPa(G)出口温度：40℃2.3.4主要原材料消耗指标序号项目规格要求单位消耗指标使用情况备注1半焦煤气按照原料条件要求NM3/h79920连续主要原料2蒸汽按照原料条件要求T/h14.98连续113进度计划可行性研究：需要3个月基础设计：需要时间5-6个月详细设计：需要时间5-7个月施工建设：需要1.5年4考察结论经和五家设计单位技术交流后，基本上工艺一致。五家实际情况综上述，现以优劣顺序排名如下：1.北京华福工程有限公司2.上海华西化工上海科技有限公司3.陕煤集团上海胜帮4.青岛华东设计院5.辽宁圜球石油化工工程技术有限公司全装置公用工程消耗汇总表*序号项目消耗量备注正常最大1循环冷却水t/h250030002除盐水t/h8103电力kw•h1200014000不含照明等辅助用电44.0MPa蒸汽t/h24281.0MPa蒸汽t/h1316不含伴热等辅助用量5仪表风Nm3/h5607006氮气Nm3/h48012007燃料气kg/h16001800低热值为8000kcal/kg附图1推