轻烃回收装置工艺技术标定报告.docx

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轻烃回收装置工艺技术标定报告

轻烃回收装置工艺标定报告

1装置简介

中国神华鄂尔多斯煤制油分公司煤液化生产中心轻烃回收装置由中国石化工程建设公司承担设计、采购和建设，于2007年全面建成，轻烃回收部分采用低温下（12℃）的油吸收工艺，回收气体中的C3及C3以上组分。

制冷介质采用液氨，由制氢装置提供。

PSA部分利用吸附剂对气体的吸附容量随压力变化而变化的特性，吸附剂在选择吸附的条件下，加压吸附气体中的某些组分，减压脱附这些组分，使吸附剂得到再生，而氢气等组分作为弱吸附组分通过床层。

本装置设计年加工进料气体33.3万吨/年，年加工进料石脑油2.9万吨/年，产品氢45000标立方米/小时。

轻烃回收装置自2008年底开工以来，经过3年多时间的运行及几次大的技改后装置目前运行平稳，操作弹性较大。

来自费托合成F-T的释放气经释放气水冷器（E-701）冷却后与大PSA富气、油品加工富气混合至829富气线，829富气与煤液化装置的常顶气、加氢稳定装置的塔顶气、加氢改质装置的含硫气、PSA部分的解吸气混合，经气压机入口分液罐（D-101）分液后，由气体压缩机升压到1.4MPa（表）。

气体压缩机出口的气体经压缩富气空冷器（A-201AB）冷却到55℃，再由压缩富气水冷器（E-201）冷却到40℃后，经富气/吸收塔顶干气换热器（E-202）与吸收塔顶干气换冷至约34℃。

换冷后的气体与脱吸塔顶脱吸气、吸收塔底油、829富液混合，由混合油气接触

器（E-304）冷却到12℃后，进入气液平衡罐（D-201）。

加氢稳定来脱盐水进装置后一路至D-502，经P-501A/B后，分成两路，一路至空冷A-201入口，一路至混合油气接触器E-304入口。

来自煤液化装置的膜分离尾气温度约4℃、压力1.5MPa（表），进入气液平衡罐（D-201）。

来自加氢稳定装置的石脑油，进入石脑油进料罐（D-202），由石脑油泵（P-202）升压，经吸收剂接触器（E-306）冷却至12℃后，进入吸收塔（C-201）上部。

吸收塔（C-201）塔顶操作压力为1.2MPa（表），平均操作温度约为15℃。

从气液平衡罐（D-201）顶出来的富气进入吸收塔下部，石脑油和补充吸收剂分别由第36层和41层打入，与气体在塔内逆流接触。

为取走吸收过程中放出的热量，吸收塔中部设有三个中段回流，分别从第32层、第22层、第12层下部用泵（P-204A-E）抽出经吸收塔中段冷却器（E-308A-C）冷却至12℃后返回塔的第31层、第21层、第11层。

吸收塔底的饱和吸收油由吸收塔底泵（P-203）抽出，在混合油气接触器（E-304）前与压缩富气混合。

吸收塔（C-201）塔顶干气由富气/吸收塔顶气换热器（E-202）与压缩富气换冷后经压控阀出装置。

气液平衡罐（D-201）出来的饱和吸收油经泵（P-201）升压后，一部分送入脱吸塔顶部，另一部分经补充吸收剂/脱吸塔进料换热器（E-203AB）与补充吸收剂换热后进入脱吸塔中部。

脱吸塔（C-202）塔顶操作压力约为1.32MPa（表），塔底温度约为153℃。

塔底重沸器由3.4MPa（表）的蒸汽提供热量。

脱吸塔顶气体至混合油气接触器（E-304）前与压缩富气混合。

脱吸塔底的脱乙烷油经脱吸塔底泵（P-206）抽出，经稳定塔进料换热器（E-205AB）与稳定塔底油换热后至稳定塔（C-203）。

稳定塔塔顶操作压力约为1.05MPa（表），塔底温度约为210℃，塔底重沸器用加氢稳定装置的中间馏分油作为热源提供热量，塔底蒸汽重沸器由3.4MPa（表）的蒸汽提供热量。

在稳定塔中C4及C4以下的馏分从塔顶馏出,经稳定塔顶水冷器（E-210AB）冷凝冷却到40℃后，进入回流罐（D-203）。

一部分液化气由稳定塔顶回流泵（P-207）抽出，作为塔顶回流，另一部分液化气经液化气泵（P-208）送出装置去脱硫装置。

稳定塔底油先后经稳定塔进料换热器（E-205AB）、脱吸塔进料换热器（E-204AB），分别与稳定塔进料、脱吸塔进料换热后，经稳定塔底油空冷器（A-203A-D）、稳定塔底油水冷器（E-206AB）冷却至40℃。

冷却后的稳定塔底油一部分作为石脑油产品直接送出装置去加氢改质装置，另一部分由补充吸收剂泵（P-205）升压，经补充吸收剂/脱吸塔进料换热器（E-203AB）、补充吸收剂接触器（E-307）冷却至12℃后，打入吸收塔顶作为补充吸收剂。

混合油气接触器（E-304）、吸收剂接触器（E-306）、补充吸收剂接触器（E-307）和吸收塔中段冷却器（E-308A-C）的冷剂是来自制氢装置的液氨。

液氨经调节阀减压后送入各接触器。

接触器内液氨的蒸发压力为0.3MPa（表）。

汽化后的气相氨经压控阀返回制氢装置。

2标定的目的及范围

2.1标定的目的

（1）考核轻烃回收装置在煤液化满负荷运行条件下，本装置运行工况及性能，上下游装置在生产过程中是否存在衔接问题；

（2）掌握轻烃回收装置在煤液化满负荷运行工况下，设备运行情况及存在问题；

（3）配合全厂进行全面系统的数据采集工作，找出装置的“瓶颈”部位，为今后技改优化做技术支持。

2.2标定的范围

本次标定期间煤液化装置高负荷（设计负荷的94.01%）运行，本装置全量接收上游装置原料的情况下对以下内容进行考核：

（1）装置对原料的加工处理能力；

（2）煤液化装置满负荷运行时本装置的物料平衡；（3）产品产量及收率；（4）物耗、能耗和化工三剂等；（5）产品质量；（6）运行操作条件；（7）设备运行效率等。

3工艺操作条件

表3-1主要操作条件

主要操作条件

单位

设计值

实际值

6月26日

6月27日

6月28日

煤液化常顶气流量

nm3/h

4750

5018.8

4748.6

4946

加氢稳定塔顶气流量

nm3/h

3484

1803.3

1700.9

1599

加氢改质含硫气流量

nm3/h

1349

1360.3

1689.1

1520

煤液化膜分离尾气流量

nm3/h

26793

36151.9

35679

35370

净化中压气流量

nm3/h

57809

50992

53077

50565

净化中压气冷后温度

℃

40

34.8

33.95

33.25

净化中压气冷后压力

MPa

2.2

2.08

2.08

2.07

产品氢去管网流量

nm3/h

45000

37608.9

40738

38221

产品氢去管网压力

PI2902

3.0

2.92

2.92

2.92

产品氢去管网温度

℃

40

36.61

36.25

35.56

干气出装置流量

nm3/h

43991

40704.4

40583

41617

干气出装置流量

nm3/h

7120

5319

4893

液化气出装置流量

t/h

13.72

13.574

12.335

13.127

液化气出装置温度

℃

40

38.85

34.19

38.59

石脑油出装置流量

t/h

25

22.93

25.36

24.32

石脑油出装置温度

℃

40

35.56

34.74

35.19

气压机入口压力

MPa

0.05

0.05

0.05

0.05

气压机入口温度

℃

41

38.23

39.66

35.8

气压机出口压力

MPa

1.4

1.31

1.31

1.31

气压机出口温度

℃

141

119.35

118.37

119.34

氢气压缩机入口压力

PIC2901

2.1

2.05

2.05

1.99

氢气压缩机入口温度

℃

40

34.61

35.48

31.91

氢气压缩机出口压力

PI2902

3.0

2.92

2.92

2.92

吸收塔富气入口温度

℃

12

22.49

23.10

21.18

吸收塔富气入口流量

nm3/h

52610

54538

54111

52998

吸收剂流量

t/h

20

21.3

25.02

22.96

吸收剂温度

℃

12

12.9

13.11

11.38

补充吸收剂流量

t/h

102

82.58

78.17

81.06

补充吸收剂温度

℃

12

11.85

10.87

11.65

吸收塔塔顶压力

MPa

1.2

1.22

1.22

1.23

吸收塔塔顶温度

℃

18

18.65

17.73

18.13

吸收塔塔底抽出温度

℃

17

20.19

20.49

19.65

吸收塔塔底压力

MPa

1.25

1.24

1.24

1.25

解吸塔塔顶压力

MPa

1.32

1.27

1.28

1.28

解吸塔塔顶温度

℃

36

41.39

45.86

40.88

解吸塔塔顶气流量

nm3/h

5376

3470

3800

3701

解吸塔塔冷进料量

t/h

70.55

43.82

49.04

52.22

解吸塔塔热进料量

t/h

57.731

82.84

86.98

89.07

解吸塔塔热进料温度

℃

132

117.79

105.38

108.4

解吸塔塔底温度

℃

153

143.03

141.37

143.09

脱吸塔底压力

MPa

1.37

1.3

1.31

1.31

稳定塔塔顶压力

MPa

1.05

1.06

1.06

1.06

稳定塔塔顶温度

℃

57

55.14

54.13

53.94

稳定塔进料量

t/h

120.558

125.88

124.37

127.91

稳定塔进料温度

℃

184

146.25

145.58

146.12

稳定塔塔底温度

℃

210

182.77

181.3

182.14

PSA分周期时间

s

60

75

81

74

PSA一均升、降平衡压力

MPa

1.77

1.65

1.66

1.66

PSA二均升、降平衡压力

MPa

1.34

1.21

1.20

1.21

PSA三均升、降平衡压力

MPa

0.91

0.80

0.79

0.8

PSA四均升、降平衡压力

MPa

0.48

0.41

0.41

0.40

PSA顺放一结束压力

MPa

0.36

0.214

0.215

0.216

PSA顺放二结束压力

MPa

0.22

0.12

0.123

0.122

PSA逆放一结束压力

MPa

0.1

0.065

0.067

0.067

PSA逆放二结束压力

MPa

0.05

0.049

0.051

0.049

PSA冲洗二压力

MPa

0.05~0.06

0.059

0.049

0.06

PSA冲洗一压力

MPa

0.05~0.06

0.061

0.06

0.051

4物料平衡

4.1原料

轻烃回收装置的原料为从煤液化装置来的常顶气、膜分离尾气，加氢稳定装置来的塔顶气，加氢改质装置来的含硫气，脱硫装置来的净化中压气，加氢稳定装置来的石脑油。

此外目前轻烃回收还将脱硫装置来净化干气经压缩机K401B升压后送至天然气制氢装置。

表4-2轻烃回收装置原料量

名称

单位

设计值/每天

6月26日

6月27日

6月28日

合计

液化常顶气

t

114.336

150.356

152.370

154.222

456.948

加氢稳定塔顶气

t

67.008

33.330

33.340

32.521

99.191

改质含硫气

t

39.744

50.954

58.170

56.484

165.608

加氢稳定石脑油

t

480（2009年改造后）

544.453

531.984

542.938

1619.375

液化膜分离尾气

t

499.944

640.128

628.449

624.936

1893.513

净化中压气

t

354.984

315.603

318.751

317.387

951.741

4.2产品

轻烃回收装置的产品为干气、液化气、石脑油、氢气。

干气、液化气送往脱硫装置进行脱硫处理，石脑油送至加氢改质装置作为原料，氢气经压缩机升压后送至全厂氢气管网。

表4-3轻烃回收装置产品量

名称

单位

设计值/每天

6月26日

6月27日

6月28日

合计

石脑油

t

约600

568.719

589.453

617.938

1776.110

液化气

t

329.28

327.59

320.73

314.072

962.392

干气

t

619.61

678.300

675.516

678.954

2032.77

氢气

t

96.36

86.052

88.127

85.983

260.162

4.3物料平衡

表4-4轻烃回收装置物料平衡

项目

总量

占原料

百分比

项目

总量

占原料

百分比

入

方

液化常顶气，t

456.948

8.25

出

方

石脑油，t

1776.110

32.05

加氢稳定塔顶气，t

99.191

1.79

液化气，t

962.392

17.37

改质含硫气，t

165.608

2.99

干气，t

2032.77

36.68

加氢稳定石脑油，t

1619.375

29.22

氢气，t

260.162

4.69

液化膜分离尾气，t

1893.513

34.17

含硫污水，t

463.662

8.37

净化中压气，t

951.741

17.17

损失，t

46.942

0.85

除盐水，t

355.662

6.42

合计

5542.038

100%

合计

5542.038

100%

5产品性质

轻烃回收装置产品为干气、液化气、氢气、石脑油，产品质量性质见下表

表5-5产品质量记录表

项目

单位

设计值

实际值平均

分析单位

干气

氢气

液化气

干气

氢气

液化气

H2

体积%

35.8

≥99.9

55.27

99.67

0.00

质检中心

O2/Ar

体积%

0.41

0.05

0.31

质检中心

N2

体积%

2.2

2.14

0.28

1.56

质检中心

CO

体积%

5.9

≤20ppm

3.75

6.0ppm

0.00

质检中心

CO2

体积%

3.8

2.38

16.8ppm

0.00

质检中心

CH4

体积%

36.1

23.50

43.0ppm

0.00

质检中心

乙烯

体积%

0.18

0.00

质检中心

乙烷

体积%

14.4

9.96

2.80

质检中心

丙烷

体积%

0.3

0.84

62.82

质检中心

丙烯

体积%

0.09

2.19

质检中心

异丁烷

体积%

33ppm

0.05

5.55

质检中心

正丁烷

体积%

279ppm

0.46

23.42

质检中心

异丁烯

体积%

0.00

0.25

质检中心

1-丁烯

体积%

0.00

0.29

质检中心

反二丁烯

体积%

0.00

0.30

质检中心

顺二丁烯

体积%

0.00

0.18

质检中心

异戊烷

体积%

0.6

≯3

0.18

0.01

质检中心

正戊烷

体积%

0.25

0.00

质检中心

C6+

体积%

0.13

0.05

质检中心

H2S

体积%

0.8

0.41

0.25

质检中心

H2O

体积%

752ppm

质检中心

氨

体积%

101ppm

质检中心

表5-5产品质量记录表

馏程

单位

设计值

实际平均值

分析单位

石脑油

石脑油

0%

℃

72

50

质检中心

10%

℃

77

67

质检中心

30%

℃

96

81

质检中心

50%

℃

102

94

质检中心

70%

℃

112

105

质检中心

90%

℃

128

133

质检中心

100%

℃

161

172

质检中心

标定期间各种产品质量控制良好，其中干气C3及以上组分含量平均值为2%，液化气C5及以上组分含量设计保证值≯3%（V），平均值为0.06%，产品氢为提高氢气产量，工艺卡片要求氢气纯度不小于99.5%，标定期间产品氢气纯度为99.67%，石脑油产品初馏点比设计值低22℃，干点比设计值高11℃。

6三剂消耗

本装置无化工三剂消耗。

7能耗指标

7.1水耗

表7-6水量消耗记录表

名称

单位

设计值

起始流量

最终流量

总耗量

单耗/吨进料

循环水

t

1169.3t/h

9178674

9263220

84546

16.302

除盐水

t

5t/h（2009年增加）

20562.186

20917.848

355.662

0.069

7.2电耗

表7-7电耗记录表

名称

单位

设计值

起始流量

最终流量

总耗量

单耗/吨进料

111单元耗电

Kw.h

4133.88

8421704

8731408

309704

59.715

7.3蒸汽消耗

表7-8蒸汽消耗记录表

名称

单位

设计值

起始流量

最终流量

总耗量

单耗/吨进料

3.5MPa蒸汽

t

14t/h

53632.96

54107.58

474.62

0.092

1.1MPa蒸汽出

t

（3）t/h

8365.466

8366.207

0.741

0.00014

0.45MPa蒸汽

t

（1）t/h

6576.081

6578.048

1.967

0.00038

1.1MPa蒸汽和0.45MPa蒸汽为间断使用。

8产品方案

装置在标定期间煤液化装置满负荷运行，本装置的生产产品方案是全量接受上游加氢稳定来原料石脑油和煤液化、加氢稳定、加氢改质、脱硫装置来各路气体，生产液化气、干气、氢气、石脑油等合格产品。

装置各项工艺参数按照工艺卡片要求执行。

各项产品按照工艺卡片要求进行控制。

标定期间保证装置平稳运行。

9标定过程

轻烃回收装置于2012年6月26日8:

00至6月29日8:

00进行了工艺技术标定，本次标定是由板块公司生产管理部指导，鄂尔多斯煤制油分公司质量技术部、生产管理部、机械动力部、安健环部、计划财务部协调，质检化验中心和检维修电气仪表专业配合，煤液化生产中心各单元相互配合，煤液化装置满负荷运行实施标定工作。

标定期间按照数据记录时间要求，全面记录各种物料平衡、能量消耗数据和关键运行数据、原料、产品等分析化验数据，安排专人负责记录，保障数据真实准确。

标定期间装置运行平稳，产品质量控制良好，操作参数控制未发生较大波动。

标定分析、操作数据取标定过程中的算术平均数作为技术标定实际值，通过整理、归纳、对比、分析采集的数据，做出装置整体工艺技术标定评价。

10工艺技术标定结果及分析

10.1生产能力

装置设计规模为年处理原料量36.2万吨（48.65吨/小时），同时生产氢气45000Nm3/h。

装置处理能力保证值为：

进料气体≮43吨/小时，进料石脑油≮3.8吨/小时。

2009年经技术改造后进料石脑油可达20吨/小时。

在本次性能标定期间，实际进料气体为49.542吨/小时，占进料气体保证设计值的115%，实际进料石脑油平均值为22.491吨/小时,占改造后进料石脑油的112%。

标定期间装置负荷高，气体进料质量流量与设计值比较见下表。

表10-10气体进料质量流量与设计值对比表

名称

煤液化常顶气

煤液化膜分离尾气

加氢稳定塔顶气

加氢稳定石脑油

加氢改质含硫气

脱硫装置净化中压气

来源

103单元

103单元

104单元

104单元

107单元

117单元

设计进料量，kg/h

4764

20831

2792

20000

1656

14791

实际进料量，kg/h

6346.500

26298.792

1377.653

22491.319

2300.111

13218.625

实际进料/设计进料，%

133.22%

126.25%

49.34%

112.46%

138.90%

89.37%

10.2工艺操作条件对比分析

10.2.1煤液化膜分离尾气、加氢稳定塔顶气体积流量标定值比设计高，净化中压气比设计值略低。

10.2.2干气体积流量标定值比设计值高3000立方米/小时，但干气组成比设计组成轻。

10.2.3液化气出装置流量和设计值相差不多。

10.2.4吸收塔富气入口流量设计值52610立方米/小时，标定值比设计值高3000立方米/小时。

10.2.5吸收塔富气进料温度设计值为12℃，实际标定值比设计值高10℃左右，吸收塔塔顶压力和塔顶温度和设计值基本相当，干气产品质量合格。

10.2.6脱吸塔塔顶压力设计值1.32MPa，实际值在1.28MPa左右，实际压力低于设计值有利于解吸塔解吸。

脱吸塔塔顶温度设计值为36℃，实际值为41℃左右，脱吸塔塔底温度设计值为153℃，实际值比设计值低10℃，解吸塔顶、塔底实际温度比设计值高，同样有利于解吸塔内C1、C2组分的解吸回到吸收塔。

10.2.7稳定塔进料设计温度184℃，实际比设计温度低40℃，进料温度过高，将导致稳定塔顶回流取热负荷加大，塔顶回流量增大，消耗的循环水量增加，实际进料温度已能保证液化气和石脑油的分离效果。

10.2.8稳定塔底设计温度210℃，实际比设计温度低30℃左右，塔底温度过高，将使稳定塔底加热负荷加大，塔底温度过低，石脑油中含有液化气组分将增加。

在标定过程中石脑油初馏点平均值为50℃，已能和液化气组分有效分离，107单元合格石脑油的初馏点在56℃左右。

10.3物料平衡对比分析

表10-11物料平衡对比表

序号

项目

公斤/时

吨/天

万吨/年

公斤/时

备注

一

进料

设计值

设计值

设计值

标定实际平均值

1

煤液化装置常顶气

4764

114.34

3.5

6347

2

煤液化装置膜分离尾气

20831

499.94

15.5

26299

3

加氢稳定装置塔顶气

2792

67.01

2.1

1378