120万吨煤粉制氢装置联产50万吨煤焦油加氢轻质化装置6万标方小时氢气方案文档格式.docx

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120/万吨煤粉制氢装置方案见设计，在此不重述。

因为煤焦油加氢设计未定，故以全国成熟的煤焦油加氢项目作以下简述；

1工艺技术实施方案及专有焦油加氢工艺包特点

1.1主要产品（汽、柴油组分）收率高，科学制定原料加工工艺方案。

1.1.1综合考虑国现有兰炭炉（热式、外热式）焦油分析数据、中石化石化研究院煤焦油加氢专题研究报告，以及神木天元化工工业化装置实践经验数据，本着最大限度利用本项目兰炭炉荒煤气廉价氢源（每年1.8亿立方氢气）和提高煤焦油液相收率的前提下，确定本项目兰炭炉焦油加氢馏份切割点为≤480℃，加氢装置规模为50万吨/年；

1.1.2哈气化焦油加氢馏份切割点实际为≤360℃，神木天元实际为≤380℃，神木天元耗氢

量实际为每吨加氢进料380Nm3/h，神木天元的低、高芳油（汽柴油组分）实际收率＜70％，缘于延迟焦化工艺所致；

1.1.3本工艺技术实施方案秉承石化行业“最大限度提高轻油收率的加氢原则”而确定焦油加氢馏份切割点，其加氢进料全馏份精制、全馏份裂化，380～480℃重质馏份的裂化必将耗用大量新氢，根据中石化研究院给我们提供的非沥青质重质煤焦油加氢耗氢数据，以及我们正在工业化的国首套15万吨/年非沥青质重质煤焦油（蒽油）加氢改质装置设计数据，其精制和裂化新氢总耗量约为每吨加氢进料900Nm3。

本工艺技术实施方案主要产品低、高芳油（汽、柴油组分）的收率设计值为87.15％，项目销售收入同比高；

1.2多产柴油馏份，适时加注柴油十六烷值添加剂，提高柴油品质。

1.3充分利用新建兰炭炉自产荒煤气资源，将荒煤气PSA制氢解吸气制成蒸汽，新建燃气锅炉，供焦油加氢装置、制氢装置做动力，供活性焦装置做原料，减少用电负荷，相应降低成本，以达到节能减排、综合利用、变废为宝。

1.4充分利用焦粉和新建燃气锅炉的蒸汽，建设6万吨/年活性焦装置，预计年增销售收入60000吨×

2500元/吨＝15000万元。

1.5采用精馏提酚工艺，将含酚酚油以焦化行业传统低成本处理工艺“碱洗、酸碱中和法”制成粗酚，含酚、含酸废水排入兰炭炉系统废水焚烧炉。

此项收益没有纳入本技术实施方案的项目经济评价，作为项目未来收益预留。

1.6采用英国“德鲁克”生产硫磺工艺技术、采用侧线回收液氨工艺技术。

1.7重油产品做碳黑油的原料或燃料油。

（产品重油能否得到低、中、高端碳黑油生产厂的原料认可，需做市场开拓工作。

）

1.8为提高新建工业化装置对焦油原料的适应性，避免管道和催化剂床层堵塞，减慢装置结焦速度，延长装置运转时间，减缓催化剂中毒、失活，确保预期经济效益，本项目工艺技术方案采用有效的煤焦油预处理组合技术：

（1）焦油含渣采用三级处理（蝶式离心机、超滤、保护反应器）；

（2）采用电脱盐工艺，将煤焦油不溶于水的盐类及金属离子脱至满足加氢催化剂的要求。

1.9加氢反应器（精制、裂化）采用二个筒体多段冷激式。

1.10改进分离流程，采用抽侧线方式生产多种产品，提供灵活的、适应市场的产品生产方案。

1.11采用多项工程化有效的专有技术：

真空系统技术、油水分离技术、特殊塔釜结构技术、

电加热器替代开工加热炉技术、传热流程优化技术等。

1.12强化工艺装置各部分细节的设计优化、强化全厂统一规划，最大限度地节省项目投资，工业化装置投资及运行成本低，装置能耗指标＜4000MJ/t，属国先进水平。

（项目投资及技术经济分析数据详见下述第5部分）

1.13全厂总图占地218亩，达到“占地最省、投资最经济”，为后续深加工项目预留总图位置。

1.14集合国外渣油加氢脱硫、柴油加氢精制、润滑油加氢、中压加氢改质、高压加氢裂化、焦化粗苯加氢、蒽油加氢、鲁奇炉焦油加氢等多种工艺之长，以及石化行业近百套加氢装置工业化工程经验，提供符合用户建设条件的、有针对性的焦油加氢技术方案。

2设计原则

2.1深度挖掘本项目自产兰炭炉煤气、焦油、焦粉的综合利用，“吃干轧尽”，最大限度提升兰炭炉各种产品的附加值，真正达到国家对项目建设的“节能减排、循环经济”要求。

2.2遵照国家发展煤化工的总体战略思想，以及国家工业和信息化部《焦化行业准入条件（2008年修订）》“鼓励焦化生产企业实施焦化副产品综合利用、采用焦油加氢处理等先进适用技术”的要求，以技术创新为先导，推动煤焦油向高技术、高附加价值和高效洁净转变，提高煤焦油的附加值，增强市场竞争能力。

2.3依靠科技进步，坚持科研、设计、生产紧密相结合的原则，对拟建装置采用技术方集合国外成熟、先进、安全可靠、经济合理的各种原料加氢工艺而开发的专有煤焦油加氢工艺。

高度重视技术方案比选，建设适合焦油原料的、有特色的焦油加氢样板工厂，以取得最佳预期经济效益。

2.4本着“积极、稳妥、可靠和实事”的原则，为保证本项目生产装置安全稳定运行，主要设备（压缩机、反应器、催化剂、关键材料和仪表）采用国外一流产品，其余大部分设备和材料均依托国，以达到项目投资合理、经济。

2.5充分吸收国同类生产装置长期实践积累的、有利于长周期运转、降低能耗以及简化操作等方面的实践经验，真正做到“设计方案优化、采购、施工、培训、开车”各关键点的有效控制，以确保装置投产后高水平，安、稳、长、满、优生产。

2.6坚持“水平高、起点高、回报率高、投资省，占地少”的原则，贯彻执行工厂设计模式改革，各单元采用联合布置、集中控制、统一管理，提高工程投资的经济效益和社会效益；

2.7高度重视环境保护，控制环境污染，严格执行国家、地方及主管部门制定的环保、消防和职业安全卫生设计规、规定和标准，采取有效措施减少污染物的排放。

做到消防、环境保护和劳动安全卫生的设施与生产建设同步实施。

2.8充分依托项目建设所在地的建设条件，强化新建工艺装置和配套系统的设计方案优化，真正达到焦油加氢装置长周期稳定运行所必需的水、电、气、风等公辅介质的可靠供给。

2.9采用集散控制系统DCS（含ESD系统），实现集中监视和过程控制，提高工艺装置和辅助设施的自动化水平和综合管理水平，保证安全生产，提高经济效益。

3设计质量保证的六大要素

3.1选择国家最高设计资质“综合设计甲级”（全国近千家甲级中只有20家具有此资质）相应的设计技术实力、质量管理体系及雄厚人力资源的可靠保证。

3.2选择具有多种原料、多种工况的加氢技术工艺包，以及几十套加氢装置（含煤焦化行业）丰富工业化成功运行的工程化技术优势保证。

3.3选择具有几十套各种加氢装置工程设计经验的原中石化、中石油著名的设计骨干，以及具有20年以上工程管理经验、年龄在50岁以上的现场施工配合技术骨干的技术人才保证。

3.4选择“用户至上、多方案比选、工程设计优化、现场数据回归、加班加点、自觉赶工完成设计”的设计工作作风保证。

3.5“以人为本、按劳分配”的科学、先进设计薪酬分配体制的保证。

3.6在工程建设的各个阶段，为用户提供优质、及时、周到的技术服务，代表用户把好设备采购、施工质量、人员培训、装置开车的技术关。

20万吨/年焦油加氢改质项目项目实施技术方案

6

4工艺技术实施方案

4.1项目单元划分表：

序号单元名称负责专业

一总图运输

1全厂总平面（含大门、围墙）总图

2全厂竖向、道路及排雨水（含土方工程）总图

3厂区绿化总图

二工艺装置

150万吨/年焦油加氢改质装置工艺

2100000Nm3/h荒煤气PSA制氢装置成套供货

36万吨/年活性焦装置成套供货

三储运工程

12100焦油加氢原料、成品罐区及泵房储运

22200LPG罐区储运

32300汽车装卸车设施储运

42400全厂工艺及热力管网储运

52500地面火炬储运

四3000给排水工程给排水

13100循环水场给排水

23200消防设施给排水

33300除盐水站给排水

43400全厂给排水及消防管网给排水

53500事故池给排水

五4000供电及电信工程

序号单元号单元名称负责专业

14100110KV变配电站电气

24200全厂供电线路及照明避雷电气

34300电信电气

45000热工工程工艺

55100空氮压站热工

65200燃气锅炉成套供货

76000辅助工程

86100综合楼（含中控、检化验、办公）配管、自控、

96200三修土建

106300仓库

4.2全厂物料平衡

4.2.1煤平衡

入方

煤188万吨/年

出方

兰炭120万吨/年（其中：

焦粉6万吨）

煤气8亿立方/年（10万立方/时）

焦油12万吨/年

4.2.2焦油平衡

焦油5万吨/年（100.00％）（自产12万吨/年，外购38万吨/年）

煤气8亿立方/年

其中：

氢气1.8亿立方/年（1.607万吨/年（8.04％））

（含氢量30％，PSA制氢收率75％）

解吸气6.2亿立方/年

小计：

21.607万吨/年（108.04％）

干气0.636万吨/年（3.18％）

液化气0.416万吨/年（2.08％）

低芳油（或煤制油1＃）3.804万吨/年（19.02％）

高芳油（或煤制油2＃）13.625万吨/年（68.13％）

重油2.000万吨/年（10.00％）

硫磺0.058万吨/年（0.29％）

液氨0.162万吨/年（0.81％）

水、杂质0.700万吨/年（3.50％）

渣、损失0.206万吨/年（1.03％）

21.607万吨/年108.04％

4.2.3燃料气平衡

PSA制氢解吸气6.2亿立方/年（热值1400千卡/标立，总热值10850万千卡/时）

干气1.075吨/时（热值10000千卡/kg，总热值1075万千卡/时）

总热值11925万千卡/时

用于加氢加热炉1050万千卡/时

用于发生蒸汽10875万千卡/时

（5.3MPa、470℃、取热效率90％、焓差70万千卡/吨）

产生蒸汽140吨/时

4.2.4蒸汽平衡

燃气锅炉发生蒸汽140吨/时

活性焦7.5×

5＝37.5吨/时

焦油加氢加热用9吨/时

焦油加氢汽轮机用17吨/时（如果是往复机则本项取消）

PSA制氢汽轮机用45吨/时

108.5吨/时

蒸汽富余：

140－108.5＝31.5吨/时（如果是往复机则富余48.5吨/时）

4.3加氢装置规模和年操作时数

建设规模：

年处理中低温煤焦油20万吨

操作弹性：

70～110%

年操作时间：

8000小时

操作制度：

四班三运转

4.4工艺装置组成

（1）焦油加氢装置由原料预处理、加氢精制、加氢改质、新氢循环氢压缩、油品分离、污水汽提及氨回收、硫磺制备和装置公用设施组成。

（2）荒煤气PSA制氢装置。

4.5工艺物料平衡见具体设计

4.6工艺流程简述

本装置工艺路线为“原料预处理、焦油减压精馏、加氢精制、加氢改质、反应产物分离、酸性水处理”。

原料预处理：

（1）煤焦油脱水

第一次脱水：

采用储罐加热维温静置的方法，脱至2～3％；

第二次脱水：

采用超级碟片离心过滤机，可将水脱至1％以下，同时脱除煤焦油

大于50ｕm的机械杂质；

第三次脱水：

采用精馏的方法可将水脱至0.1％以下。

（2）煤焦油脱除金属离子：

加入适量的碳酸钠溶液、脱金属剂、破乳剂等溶液，通过电脱盐工艺，将煤焦油不溶于水的盐类及金属离子脱至满足加氢催化剂的要求。

（3）煤焦油脱除机械杂质：

通过超级离心机处理后，再通过气体自动反冲洗过滤器，可将大于10ｕm的机械杂质脱至98%以上。

焦油减压精馏：

脱除含酚、含氮杂质及重组分。

加氢精制：

加氢原料油及氢气在加氢精制单元进行反应，其反应产物被送往三相高压分离罐，罐中的气相经压缩机升压后与补充新氢混合作为循环氢返回加氢精制反应器中；

罐中油相为加氢精制油被送往后续分离单元进行分离；

罐中水相为含硫、氨污水，被送往酸性水处理单元。

加氢改质：

使多环化合物进一步裂化成轻组分，提高轻质油收率。

加氢精制产物经加压泵加压换热后，与循环氢加热炉来的循环氢混合后，进入串联的加氢裂化反应器，进行加氢裂化反应，反应器的各床层温度通过补充的冷氢控制，高温的反应产物送往高低压分离系统，氢气加热炉用于加热加氢裂化用的循环氢。

反应产物分离：

将精制、裂化油分离后获得各种产品。

主要产品三个：

液化气、汽油组分、柴油组分，如市场有需求，也可精细分离成轻质、重质溶剂油，以满足市场要求。

酸性水处理：

脱除H2S并制成硫磺，回收氨。

4.7加氢装置及配套系统公用工程消耗指标

序号项目单位消耗定额小时耗量年耗量

1燃料气t0.0060.15

2蒸汽（4.0MPa）t0.307.5

3电（高压6000V）kWh2115275

（低压380V）kWh471175

4副产蒸汽t0.512.5

5循环水t32800

6新鲜水t9.62407脱盐水t0.512.5

8仪表空气Nm36.41

9氮气Nm3410

4.8工艺装置“三废”处理

4.8.1污水

污水排放表

序

号排放液名称排放点排放量

（m3/h）

有害物浓度

（wt%）排放方式排放去向备注

1含油污水冲洗地面1.0微含油

COD≤2000间断送兰炭炉系统

废水焚烧炉

2生产污水工艺装置6.0

H2S≤50ppm

NH3≤50ppm连续送兰炭炉系统

3生活污水生活设施0.8COD氨氮SS间断

化粪处理后送

兰炭炉系统生

活污水处理站

4.8.2废气

排放气

名称排放点排放量

（kg/h）

（wt%）排放方式排放去向备注

1油气安全泄放18000烃类气体管道间断地面火炬最大量

2烟气加热炉2100Nm3/h

含SO2、N2、

CO2、O2、H2O烟囱

4.8.3废渣

排放方式排放去向备注

1保护废催化剂反应器25m3桶装固体

桶装废催化

剂回收利用一年一次

2精制废催化剂反应器80m3桶装固体

剂回收利用两年一次

3裂化废催化剂反应器20m3桶装桶装废催化

4废瓷球反应器38m3Al2O3固体深度填埋或

工厂回收两年一次

5技术经济评价

5.1价格基准

5.1.1第一种价格体系（按照业主提供可研报告所列价格）（注：

均为含税价，以下同。

煤焦油：

3000元/吨

荒煤气：

0.15元/标立

干气：

500.00元/吨

液化气：

3900.00元/吨

低芳油（汽油组分）：

4450.00元/吨

高芳油（柴油组分）：

6340.00元/吨

重油：

1800.00元/吨

硫磺：

液氨：

2200.00元/吨

新鲜水：

2.00元/吨

电：

0.40元/吨

除盐水：

12.00元/吨

循环水：

0.50元/吨

净化风：

0.30元/Nm3

氮气：

0.10元/Nm3

5.1.2第二种价格体系（综合考虑地区现行煤焦油市场价格，以及工厂产品销售价，其它同第一种价格体系。

2700.00元/吨

5800.00元/吨

7900.00元/吨

7800.00元/吨

0.55元/吨

5.2项目技术经济评价基础数据设定

5.2.1本技术经济评价围：

20万吨/年焦油加氢改质装置、100000标立/时荒煤气PSA制氢装置、6万吨/年活性焦装置及相应全厂配套系统工程；

5.2.2征地费按照218亩×

20万元/亩＝4360万元计；

5.2.36万吨/年活性焦装置；

（1）投资估算：

3000元/吨×

60000吨＝18000万元

（2）销售收入：

2500元/吨×

60000吨＝15000万元

（3）公用工程消耗：

参照有关数据估列

（4）占地：

100米×

200米＝20000平方米

5.2.4100000标立/时荒煤气PSA制氢装置；

12000万元

（2）公用工程消耗：

电26000kWh，循环水1780t/h，除盐水2.3t/h，

仪表空气260Nm3/h，氮气3200Nm3/次（间断）

5.2.5项目建设期按照2年计列；

5.2.650万吨/年焦油加氢装置及相应配套系统工程的工艺包费、设计费按照最优惠价格合

计1500万元计列；

（备注：

不包含PSA制氢装置、活性焦装置，其均为成套采购。

5.2.7其它费用的计取，均按照国家有关规定费率和市场化相结合而确定。

5.3主要技术经济指标

主要技术经济指标一览表

序号指标名称单位指标备注

一生产规模

处理煤焦油能力t/a500000

二产品产量

1干气t/a6360

2液化气t/a4160

3低芳油（汽油组分）t/a95100

4高芳油（柴油组分）t/a340625

5重油t/a50000

6硫磺t/a1450

7液氨t/a4050

8活性焦t/a150000

9高压蒸汽（剩余）t/a252000

～388000未计入本项目收益

10粗酚t/a焦油含量确定未计入本项目收益

三原材料消耗量

1煤焦油t/a500000

2荒煤气Nm3/a20×

108PSA制氢原料气

3焦粉t/a150000

4保护催化剂m325一次装填量，寿命一年

5精制催化剂m380一次装填量，寿命二年

6裂化催化剂m320一次装填量，寿命一年

7瓷球m338一次装填量，寿命二年

四能耗MJ/t＜4000以煤焦油原料为基准

五本项目定员人82不含活性焦装置

六本项目占地m2145200约为218亩

第一种价格体系技术经济评价结果

七项目总投资万元83510.28

1固定资产投资万元76258.38

1.1建设投资万元72470.00

1.2建设期利息万元3788.38

2流动资金万元7251.90

2.1其中：

铺底流动资金万元2175.57

八项目规模（报批）总投资万元78433.95

九费用与效益

1销售收入万元106172.29年平均值104048.84

2年总成本费用万元46364.63年平均值64131.49

3年经营成本万元57252.27年平均值56219.49

4年利润总额万元41049.03年平均值39173.90

5息税前利润万元41382.04年平均值40278.54

6年营业税金及附加万元758.63年平均值743.45

7年增值税万元9482.84年平均值9293.18

8年净利润万元30786.77年平均值29380.43

9所得税万元10262.26年平均值9793.48

十财务评价指标

1总投资收益率%49.55年平均值48.23

2资本金净利润率%130.84年平均值124.86

3投资利