120万吨年煤粉制氢（清洁燃料）、联产 50万吨年焦油轻质化综合利用项目可行性研究报告

煤化工产业发展方向；1、在XX呼图壁一期建120万吨/年煤粉制氢装置，配套50万吨/年煤焦油加氢装置，形成煤电气一体化产业链。2、在煤焦油加氢后续选择附加值高的精细煤化工产品，提高企业的经济效益，提升企业的技术科技含量，逐步建立企业独立的、有特色的煤化工产业链，为企业今后持续发展奠定经济、技术基础。如；从煤焦油里提取酚、奈、蒽、咔唑、吲哚、噻吩、古马隆等高附加值的化工产品。1总论11概述111项目名称、建设单位、企业性质及法人代表（1）项目名称120万吨/年煤粉制氢（清洁燃料）、联产50万吨/年焦油轻质化综合利用项目可行性研究报告（2）建设单位XXXXXX能源科技开发有限公司（3）企业性质民营（4）法人代表余XX112企业概况XXXX能源科技开发有限公司是由余XX先生于1997年创办的经济实体。现已形成了以石油化工为主，向煤化工、乙炔化工以及化工机械设备制造延伸，集产学研为一体的多元化大型民营现代企业集团。113编制的依据和原则1131编制依据（1）中化国际咨询公司与编制120万吨/年煤粉制氢（清洁燃料）、联产50万吨/年焦油轻质化综合利用项目可行性研究报告的合同。（2）国家和地方的有关法规、标准、参数和计算方法。（3）中国石油和化学工业协会中石化协产发（2006）76号化工投资项目可行性研究报告编制办法。（4）XX呼图壁县提供的建设现场条件、其它相关的技术资料和双方商定的有关条件。1132编制原则（1）认真贯彻执行国家基本建设的各项方针、政策和有关规定，执行国家及各部委颁发的现行标准和规范。（2）产品方案要符合国家产业政策，充分考虑市场容量和装置的经济规模，尽可能做到市场和规模的最佳结合。（3）充分利用规模化优势来降低成本，提高产品市场竞争力。选择合理的有竞争力的生产规模，以提高项目的竞争能力。（4）生产装置选用成熟可靠的先进技术，以提高生产效率、降低消耗和生产成本、减少污染，保证装置运行和产品质量的稳定性。（5）在技术先进适用，装备合理，生产安全、符合环保要求的前提下，尽可能减少投资、降低成本。（6）贯彻“安全第一，预防为主”的方针，遵循现行防火、安全生产和劳动保护等有关规范，确保本项目投产后能稳定生产，符合职工安全卫生的要求，保障劳动者在劳动过程中的安全和健康。（7）工程设计原则应尽可能达到布置一体化，生产装置露天化，建筑结构轻型化。（8）加强环境保护，减少污染物和排放总量，执行国家和地区的有关环保政策。对生产中的“三废”进行处理，并达到国家和地区规定的排放标准。114项目建设目的、意义和必要性（1）符合国家经济发展总体战略，促进区域经济的快速发展我国国民经济和社会发展十一五规划指出，支持西部地区“资源优势转化为产业优势，大力发展特色产业、加强清洁能源、优势矿产资源开发及加工”。本项目以当地丰富的煤炭资源为基础，生产喷吹料，石脑油、柴油等清洁能源，实现了煤炭资源的清洁高效利用，项目的建设符合国家产业发展方向，具有优化我国能源结构，缓解清洁能源供应短缺的作用，更有利于推动地区经济发展。（2）符合国家产业政策。国家鼓励通过煤炭的清洁利用发展能源和化工产业，国家“十一五”规划纲要中明确指出“加强煤炭清洁生产和利用”，“发展煤化工，促进煤炭深度加工转化”。另外国家利用外资政策也明确表示鼓励“大型煤化工产品生产”。2006年7月7日，国家发展和改革委员会以发改工业20061350号文件下发了“国家发展改革委关于加强煤化工项目建设管理促进产业健康发展的通知”。通知中确定的“十一五”煤化工产业发展方向是“在有条件的地区适当加快以石油替代产品为重点的煤化工产业的发展”，还强调以民用燃料和油品市场为导向，支持有条件的地区，建设大型煤化工项目。本项目的建设符合国家产业政策，可以起到推动我国替代能源产业发展和技术升级的目的。（3）替代部分石油、天然气资源，为保障国家能源安全做贡献随着我国经济持续快速的发展，能源及石化产品供需矛盾日益突出，2009年我国原油表观消费量为388亿吨，其中国内产量189亿吨，净进口量1986亿吨，对外依存度达512。根据我国经济社会发展需要，预计，2020年石油需求量约为58亿吨，对外依存度将进一步增长到65。我国能源赋存结构的特点是煤多油少，从国家能源战略安全考虑，需要推进能源结构多元化，除了进一步通过多途径扩大国内外石油资源供给外，更应该充分利用我国的煤炭资源优势，大力发展煤基能源化工产业，缓解石油需求的压力，这对于促进国家能源战略结构调整，缓解石油资源短缺，保障我国能源运行的安全有着十分重大的意义。因此，本项目立足于国内能源结构特点，以煤为原料，生产石脑油、柴油等清洁能源，作为石油的替代和补充，对于缓解石油短缺，保障能源安全具有重要意义。（4）实现了清洁能源生产的新途径，使煤炭资源得到高效、清洁利用本项目采用的煤直接气化技术是煤化工领域的又一个重要突破，该技术根据煤质特点，实现了煤炭的合理利用，提高了煤炭转化的附加值，实现了煤炭的清洁化，具有能源利用率高，循环经济特色鲜明的特点，符合国内外煤炭加工利用的发展方向。（5）能量效率高，水耗低，是陕北煤炭生产能源产品的最优方式目前国内将煤炭转化为能源产品的方式有发电，煤制油、甲醇、二甲醚等。不同利用方式的能量效率由低到高为间接煤制油（35）80美元/桶时，开始扣减加工利润率，直至按加工零利润计算成品油价格；当国际油价130美元/桶时，政策保证成品油生产和供应，汽、柴油价格原则上不提或少提。新的调价机制不再制订成品油零售中准价，取而代之的是成品油零售最高限价。一方面可以促进成品油在社会上的正常流通；另一方面，压缩流通环节的利润空间，但同时保证了成品油零售商、批发商的毛利水平。2009年在新的定价机制原则下，国内成品油价格根据国际油价的变动幅度及国内宏观经济形势，进行了数次调整，即显示了新定价政策的灵活性，又体现了我国对宏观经济发展的调控作用。未来随着国内成品油定价机制将不断完善，国内柴油价格也将更接近国际市场柴油价格。225目标市场分析我国柴油区域供需预测如下表所示我国柴油区域供需预测区域名称2009（实际值）万T2015万T2020万T华北48719363东北226318021536华东519456871中南96871440西南10601014795西北1039365132注供需平衡产量需求量，供需平衡为负值表示存在缺口我国的中南、西南、华东和华北地区柴油市场存在较大的缺口，东北和西北地区性柴油过剩。20092020年我国沿海地区新建设炼油能力较大，我国仍将存在柴油供需地区不平衡状况。其中，东北地区过剩依然较严重，华东地区由于需求量巨大，依然会有一定的缺口，华北地区供需基本保持平衡，西南地区柴油供需矛盾依然突出，西北地区柴油过剩状况趋于缓解。由于本项目柴油商品量较少，建议柴油产品立足于区域市场销售。23石脑油231产品概述石脑油一般由原油蒸馏或石油二次加工切取相应馏分而得，其沸点范围依需要而定，通常为较宽的馏程，是管式炉裂解制取乙烯、丙烯，催化重整制取BTX的重要原料。232国外市场分析2321国外市场现状分析20032007年期间，世界石脑油需求和供应在中国、印度和巴西等新兴经济体经济较快增长、需求旺盛的拉动下，保持了供需两旺的增长势头，2007年石脑油总产量为82669万吨，消费量为82667万吨，20032007年世界石脑油产量和消费量年均增长率均为34。2008年世界石脑油消费量仍有消费增长，增幅为031，产量增长主要源自原油加工量的提升。20032008年世界石脑油供需状况从地区供需来看，世界石脑油的生产和消费主要集中在北美、亚洲和西欧地区，2008年上述三地区石脑油产量占世界的比例为724，石脑油消费量占世界的比例为774。其中，北美仍是世界石脑油第一大生产地，2008年北美石脑油产量为22874万吨，占世界石脑油总产量的276，消费量为23326万吨，占世界石脑油总表观消费量的281；在中国和印度等国需求旺盛的拉动下，亚洲地区石脑油需求保持了较快的增长态势，2008年亚洲石脑油产量为21491万吨，占世界石脑油总产量的259，消费量为25105万吨，首次超过北美成为世界第一大石脑油消费地，占世界石脑油总表观消费量的303；2008年西欧石脑油产量消费量分别为15655万吨和15755万吨，分别占世界总量的189和190。2008年世界石脑油地区供需统计分析如下表所示2008年世界石脑油地区供需地区名称产量万吨进口量万吨出口量万吨消费量万吨库存变化万吨非洲26852471081186110亚洲2149153891774251051中东欧75393235972102中东74521102785475819北美2287448734233261大洋洲10330629721中南美419920946639402西欧15655200119141575513世界82928847584758292712008年世界石脑油地区供需尽管北美和亚洲地区石脑油供应量居世界前列，但由于其消费量巨大，仍然存在较大的供应缺口，2008年北美和亚洲地区石脑油缺口量分别为453万吨和3615万吨。此外，西欧也有部分缺口依靠外部补充。石脑油可供出口的地区是中东，其次是非洲、中东欧和中南美洲，2008年中东、非洲、中东欧和中南美洲石脑油净出口量分别为2675万吨、834万吨、325万吨和257万吨。从世界范围内来看，石脑油主要用作重整原料、乙烯原料，少量用于调和汽油和航煤。2008年受经济增速放缓影响，世界乙烯产量和消费量均有所下滑，生产乙烯用石脑油占石脑油消费总量的比例从2003年的227下降到213；用作重整原料的石脑油约为42304万吨，占石脑油总消费量的510，所占比例较2003年提高了23个百分点。世界石脑油消费结构分析如下表所示世界石脑油消费结构2003年2008年消费量比例消费量比例序号消费领域万吨万吨1乙烯原料16395227176522132汽油调和6816947120863重整原料3518748742304514航煤调和6440897285885其他74341038566103总计72272100829271002322国外市场供需预测预计2013年世界石脑油需求量为94891万吨，20082013年均增长率均为27；2018年世界石脑油需求将达到102386万吨，20132018年均增长率约15。世界石脑油供需预测分析如下表所示世界石脑油供需预测年均增长率2008年2013年2018年200813年201318年地区项目万吨万吨万吨产量2685289430531511非洲消费/需求量1861192219740605产量214912744330548522亚洲消费/需求量2510530948348994324产量7539820291021721中东欧消费/需求量7210792386811918中东产量7452924510550442720082018年期间世界石脑油供需缺口仍主要集中在亚洲地区，预计2013年亚洲石脑油缺口为3505万吨，2018年将扩大到4351万吨；北美和西欧地区石脑油供应也较为紧张，存在少量缺口；石脑油过剩地区主要是中东，预计2013年和2018年石脑油过剩量分别为2685万吨和3498万吨；非洲地区石脑油过剩量将呈逐步扩大趋势，2013年和2018年非洲地区石脑油过剩量将增至973万吨和1080万吨而亚洲仍然是石脑油主要缺口地区，2012年、2017年和2038年该地区石脑油缺口量分别为3738万吨、3950万吨和4505万吨。233国内市场分析及预测2331国内生产情况及预测国内化工轻油包括石脑油、轻烃、轻柴油、加氢裂化尾油、抽余油、煤油馏分等。化工轻油主要用于乙烯原料、PX原料、烷基苯料以及化肥原料等，其中乙烯原料构成较为复杂，既有石脑油，又有轻烃、轻柴油、加氢裂化尾油、抽余油等；烷基苯原料基本为煤油馏分，合成氨原料主要为煤和天然气，少量为石脑油，随着合成氨厂“油改煤”、“油改气”改造工作的逐步推进，以石脑油为原料的合成氨装置已经逐渐退出了历史舞台。受原油性质波动及成品油市场供需状况的影响，乙烯生产企业原料构成会有所变化，并且有一定的不确定性，即其中石脑油数量变化有不确定性，因此本报告以化工轻油需求为准，供应缺口主要以进口石脑油来满足。20002009年我国化工轻油产量和表观消费量均呈逐步增长的态势，国内化工轻油市场供应趋于紧张，2009年化工轻油产量约3680万吨，表观消费量为3860万吨，同比增长86，国内化工轻油十年来首次出现供需缺口。20002009年国内化工轻油供需现状如下图所示20002009年国内化工轻油供需现状我国化工轻油生产主要集中于中国石化、中国石油两大公司的炼油企业，排名前十的生产企业有中石化上海石化股份公司、中石化扬子石化股份公司、中石化金陵分公司、中石化齐鲁分公司、中石化燕山分公司、中国石油吉林石化分公司、中石化茂名分公司、中国石油辽阳石化分公司、中石油大连石化分公司和中石化镇海炼化股份公司。上述生产企业均配套有乙烯裂解装置，部分企业如中国石油辽阳石化分公司还有芳烃装置，石脑油全部供企业内部使用。2006年以前国内石脑油进口数量并不大，随着国内乙烯产能产量的迅速增长以及新建炼厂对石脑油需求的增加，20002009年我国石脑油进口分析如下图所示20002009年我国石脑油进口分析我国石脑油的进口主要来自周边国家及中东地区，我国石脑油进口国统计分析如下表所示我国石脑油进口国统计2004年2009年进口量比例进口量比例国家名称万吨国家名称万吨日本176346韩国1111419哈萨克斯坦15296埃及707267俄罗斯联邦14274阿拉伯联合酋长国17666菲律宾04384沙特阿拉伯1596韩国00印度11845美国00伊朗7729德国00挪威7428台湾省00其他22986合计509100合计26511002009年我国石脑油进口全部集中在山东省、辽宁省、广东省和上海市等四省市，20042009年我国石脑油进口省市统计分析如下表所示20042009年我国石脑油进口省市统计分析2004年2009年进口量比例进口量比例省市名称万吨省市名称万吨上海市184361山东省1083409江苏省175343辽宁省948357XX15296广东省45217广东省00上海市16863合计509100合计2651100山东省进口的石脑油主要是青岛丽东从韩国进口的重整料；辽宁省进口的石脑油主要是大连福佳进口的重整料；广东省进口的石脑油的主要是惠州壳牌进口的乙烯料；上海市进口的石脑油主要是塞科石化进口的乙烯料国内化工轻油基本供需平衡，石脑油出口量较小，2009年石脑油出口量为855万吨（含来料加工），较2008年大幅下降435，出口最多的是辽宁省，占总出口量的90以上，出口的石脑油主要来自大连西太平洋公司和中国石油大连分公司。20002009年我国石脑油出口量统计分析如下图所示20082009年我国石脑油出口量2009年我国石脑油出口量为8547万吨，主要出口到日本和韩国。其中，日本4750吨，占总出口量的556；韩国3279万吨，占总出口量的384。2332国内供需平衡预测20002009年国内化工轻油/石脑油供需统计如下表所示20002009年国内化工轻油/石脑油供需产量进口量出口量表观消费量自给率年份万吨万吨万吨万吨2000年1871123687181510312001年1929109902184910432002年2038243911197210342003年2322238113122321042004年2477511397234210572005年2770349178262710542006年3210639157331171032007年375210681739368510182008年36297731514355510212009年3680265185538609532009年国内化工轻油表观消费量为3860万吨，主要用于生产乙烯和对二甲苯（PX），少量用作烷基苯料，消费结构以及2015年需求预测如下表所示2009年国内化工轻油消费结构以及2015年需求预测2009年2015年20092015年年均增长率消费量比例需求量比例序号消费领域万吨万吨1乙烯料2989477466317991422PX料79062051574191223烷基苯8021951129合计386010083001001362009年国内化工轻油供需状况及预测如果目前国内炼油项目建设及规划项目按期实施，2015年和2020年我国炼油能力将分别达到67亿吨和74亿吨，我国化工轻油供应能力也将快速增长，预计2015年我国化工轻油产量将达到7950万吨，2020年将达到10270万吨。根据对未来国内乙烯和PX供需情况的综合预测，未来国内乙烯和PX供应自给能力均将有较大提高，但供不足需的状态会长期存在，仍需要大量进口乙烯、PX及下游衍生物，因此未来国内乙烯和PX装置将会保持较高的开工率。预计2015年我国乙烯当量需求量将达到3200万吨，PX需求量将到1270万吨，预计到2015年全国化工轻油总需求量在8300万吨左右。234产品价格分析2341国外价格分析与预测原油价格是影响石脑油价格的主要因素，国际石脑油价格走势与布伦特原油价格走势基本一致，考虑到世界新兴经济体石油需求持续增长，油田老龄化速度加快，石油输出国自身能源需求增加，石油开采成本不断提高等因素的影响，预计20082020年期间国际原油价格将持续上升，国际市场石脑油也将也将随之上涨。2342国内价格分析与预测中国石油下属炼厂的石脑油外供价和新加坡FOB均价挂钩，中石油东北炼厂的贴水水平为0，西北炼厂（不含XX）为234元/吨，XX炼厂为468元/吨，中石油内供价仍未与市场接轨。鉴于中石油石脑油以内供为主，外供量相对较小，因此本报告仅对中石化石脑油价格进行分析预测。中石化石脑油价格与国际接轨，价格走势如下图所示中石化石脑油价格走势（2005年2月以来）中国石化石脑油价格为含税价，包含了消费税和增值税，因此价格均高于新加坡市场石脑油FOB。从走势来看，中国石化石脑油价格走势基本与新加坡市场石脑油FOB价一致，但价格变化较国际市场滞后一个月，这与其定价机制有关。目前，国内化工企业所需石脑油基本由中国石油、中国石化、中国海油内部互供解决，未来国内乙烯能力还将不断增加，由于各企业乙烯原料构成会发生一些变化，并且有一定不确定性，即石脑油供需状况也有一定的不确定性，但目前这种三大集团所需石脑油主要依靠内部互供解决的供需状况依然不会发生变化。中石化石脑油出厂价已于国际石脑油价格接轨，其价格变动与国际布伦特原油价格相关性较强。建议本项目石脑油定价采取地理定价策略，即参照国内外石脑油市场价格，根据产销地的远近和运杂费用的分担制定不同的价格策略。235目标市场分析我国化工轻油市场总体基本供需平衡，区域间供需差异较大，消费主要集中在华东地区和东北地区，供需缺口主要集中在华东地区，中南地区也有少量缺口，西南地区没有化工轻油的生产和销售。初步预测，本项目石脑油芳潜较高，可以作为炼厂重整/抽提原料，也可用于生产PX。从化工轻油区域供需平衡来看，未来国内化工轻油供需缺口仍主要集中在华东和中南地区，西北和东北地区随着新建和改扩建乙烯项目的陆续投产，化工轻油过剩量将逐步缩小，华北和西南地区石脑油市场总体供需平衡。目前国内化工企业所需化工轻油基本由中国石油、中国石化、中国海油内部互供解决，未来国内乙烯能力还将不断增加，由于各企业乙烯原料构成会发生一些变化，并且有一定不确定性，即化工轻油供需状况也有一定的不确定性，但目前这种三大集团所需化工轻油主要依靠内部互供解决的供需状况依然不会发生变化。因此，未来国内化工轻油供需缺口主要集中在没有配套炼厂或配套炼油能力不足的乙烯/PX生产企业。本项目主要潜在目标客户为项目周边炼厂，作为重整/抽提原料。3生产规模与产品方案31生产规模本项目主要由德士古水煤浆气化、焦油轻质化、焦炉气提氢等生产装置组成。从目前煤炭气化、焦油轻质化以及炉气提氢的经济规模、工艺技术、设备等因素综合考虑，本项目生产装置规模确定为气化量为20亿标方/年，经物料平衡确定焦油轻质化规模为50万吨/年，装置规模经济合理，有利于提高整个项目的竞争能力。32产品方案产品方案表装置名称产品名称单位生产能力产量商品量炉气亿标方/年2020硫膏万吨/年0909硫铵万吨/年4343氢气亿NM3/年113113粉煤万吨/年500500气化装置液化气万吨/年6001111石脑油馏份万吨/年1111柴油馏份万吨/年218218焦油轻质化装置沥青万吨/年50636333产品质量标准331清洁燃料清洁燃料产品质量标准（参照YBTO3492）332煤焦油焦油产品质量标准如下表所示煤焦油指标表序号项目数值1密度20,G/CM310426馏程,2IBP/10128/21430/50291/35770/80417/455粘度40,MM2/S3100,MM2/S6174凝点,265残炭,M546灰分，M7机械杂质，01718S,M016069N,M0863610C,M823711H,M68612BMCL值13金属含量，G/G14CU00115CA27516MG4717NI07618V01219FE463920NA374333石脑油石脑油馏分性质项目数值馏分范围，180密度，G/CM32007764馏程，IBP/1086/10430/50111/12170/90136/161EBP186334燃料油180330优质燃料油馏分性质项目数值馏分范围，180330密度，G/CM32008776馏程，IBP/10180/20030/50214/23770/90268/299EBP307十六烷指数ASTMD473796A317335硫膏336硫铵硫铵产品质量符合GB5351995标准。氮含量（干基）21，水份02，游离酸005。337气化炉煤气气化炉煤气组成H2CH4COCMHNCO2N2O2合计4718201671100338解析气解析气组成H2CH4COCMHNCO2N2O2其它1230332101211004全厂总工艺流程及工艺技术方案41总工艺流程本项目生产工艺流程主要有备煤工段、气化工段、煤气净化工段、炉气提氢工段和煤焦油加氢工段等组成。本项目总工艺流程简图及燃气平衡情况见附图。42气化及煤气净化装置技术方案421工艺技术概况4211气化工序4213脱硫及硫回收工序脱硫及硫回收工段是为直立炉炭化煤气净化配套的化产工序，主要有煤气脱硫脱氰、脱硫液再生、硫回收、剩余氨水蒸氨四部分。其中部分脱硫煤气回直立炉作燃料以减少对大气污染。脱硫分干法和湿法两种。干法脱硫的工艺简单，当要求煤气净化度较高或煤气处理量较小时采用，但设备笨重，更换脱硫剂时劳动强度大，占地面积大，废脱硫剂难处理。湿法脱硫具有处理能力大，脱硫与再生都能连续化，劳动强度小，能回收硫磺等优点，目前我国已经建成（包括引进的）焦化工程采用的具有代表性的湿法脱硫工艺大多为引进工艺，虽然大多工艺合理、技术先进、脱硫脱氰效率高，但流程较长，采用高级耐腐蚀材质多，投资费用较高。目前国内普遍使用的以PDS为主催化剂的湿式氧化法前脱硫工艺。4214脱氨工序422工艺技术方案比选4221炭化工序423工艺流程概述及消耗定额4231工艺流程概述原辅材料消耗定额序号项目单位消耗量一主要原材料年耗量1原料煤T11002煤粉T110二公用工程小时耗量1电KWH180252新鲜水T353回用水T1304循环水T446705制冷水T40006低压蒸汽T163/1857工厂空气NM31500043炉气提氢装置技术方案PSA法分离高纯度氢气和其它方法比较，适用气源广并可在环境温度下操作，PSA法制氢装置规模可达100000NM/H以上，流程先进可靠，氢气回收率高，纯度可达99999，能耗低，操作弹性大，操作简便，自动化程度高，实现了装置的自动切塔功能，适用于变换气，合成弛放气，甲醇尾气，煤气，催化干气，焦炉煤气，精炼气，膜分离气，丙烯尾气，重整氢等多种氢源的氢提纯。4312深冷分离技术深冷法是上世纪60年代开始在工业上采用的制备高纯度氢气的方法。目前，国外最新深冷法分离氢气技术一般采用部分冷凝法。部分冷凝法是利用气体组分冷凝点的差别，使混合气在165210的低温下，使某一组份或几个组份冷凝液化，其他组份保持气态，从而将氢气分离出来。深冷法的特点是可同时制得二种以上高纯度气体，收率也高。流程简单、装置占地少，操作简便。可在较高压力下操作。工艺成熟可靠。德国林德公司在世界各地大量工业化装置。焦炉气提氢采用深冷技术不足之处在于当原料气中含N2时，动力消耗较大；必须对焦炉煤气进行预处理，脱除原料气中焦油、水以及CO2等组分，使其含量小于01PPM，否则在低温下堵塞管道。4313膜分离技术膜分离技术是上世纪70年代开始商业化的气体分离技术，最早该技术用于合成氨弛放气的氢回收。美国气体化工产品有限公司公司全球建设有400多套氢气膜装置，在中国建设有一百多套氢气膜装置，国内大中型合成氨厂的尾气回收及甲醇厂的尾气回收基本都使用普里森膜分离器，拥有丰富的建设大型装置的工程经验。近年来，膜分离技术被用于煤化工的气体分离。膜分离的基本原理就是利用各气体组分在高分子聚合物中的溶解扩散速率不同，因而在膜两侧分压差的作用下导致其渗透通过纤维膜壁的速率不同而分离。膜分离法的特点可同时制得二种以上较高纯度气体，收率也高；流程简单、装置占地少，操作简便；工艺技术成熟可靠；投资费用低；操作费用低，几乎无公用工程消耗。炉气提氢采用膜分离技术的不足之处在于煤气进入膜分离系统前预处理工作量较大。此外，膜分离过程中，对煤气的压力有一定要求，煤气的加压会大大增加提氢系统的投资。432工艺技术比选炉煤气提氢技术比较情况如下表所示焦炉气提氢技术比较表项目膜分离变压吸附深冷分离规模，NM3/H10010000201000005000100000氢气纯度，V8095999999990999氢回收率7585759598操作压力，MPA315或更高03401080压力降，MPA高，原料产品压力比约2600502尾气压力影响不影响影响较大有影响原料氢最小含量，V30152015原料气预处理需预处理可不预处理需预处理产品中CO含量原料气中CO的3010G/G几百G/G产品中CO2含量较高10G/G操作弹性201001012050100扩建难易程度容易容易较难占地面积小小较大投资低低较高433工艺流程概述及消耗定额4331工艺流程概述本装置原料为煤气，压力较低（310KPA），且由于本装置原料煤气组成复杂、产品氢纯度要求较高，因而本装置工艺流程需要由除尘、压缩、预处理、变压吸附等工序组成。本装置制氢单元工艺流程如下图所示污水池水蒸汽（1）除尘工序来自气柜的焦炉气首先经过由两台并联运行的蜂窝式电捕焦油除尘器组成的除尘系统，将其中夹带的粉尘及部分焦油除去，然后继续向后工序输送。（2）压缩工序026MPA072MPA12MPA微正压煤气002MPA解吸气压缩工序由多台三级往复式压缩机组成。来自界区外的煤气首先经压缩机的一级加压至约026MPAG，然后进入预处理系统除去萘、焦油、NH3、H2S及其它芳香族化合物。处理后的煤气经压缩机的第二、三级压缩至约12MPAG后进入后续PSA氢提纯系统。煤气压缩机操作条件如下表所示煤气压缩机主要操作参数压缩机入口压力常压压缩机一级出口压力026MPA（G）压缩机二级出口压力072MPA（G）压缩机三级出口压力12MPA（G）压缩机油压015MPA冷却水水压02MPA压缩机各段排气温度170轴瓦温度65冷却水进水温度32冷却水回水温度40（3）预处理工序预处理系统由3台预处理塔、1个冷却水池和冷却水过滤系统组成。来自压缩前级、压力约为026MPAG的煤气进入预处理工序，首先经过压缩机中间冷却器冷却至常温，然后在中间分液罐中分离掉其中夹带的油滴，再自塔底进入预处理塔，吸附饱和后，使用过热蒸汽对3台预处理塔进行再生，净化后的煤气去压缩机后级。预处理塔的工作过程包括降压过程预处理塔逆着吸附方向，即朝着入口端卸压，气体排至煤气管网入口。加热脱附杂质将压力为10MPA的过热蒸汽逆着吸附方向吹扫吸附层，S等杂质在加温下得以完全脱附，再生后的解吸气送污水池冷却、沉淀，污水经过过滤后去全厂污水系统。冷却吸附剂脱附完毕后，用少量的常温净化煤气，逆着进气方向吹扫吸附床层，使之冷却至吸附温度。吹冷后的解吸气也送回煤气管网。升压过程用处理后的炉气逆着吸附方向将预处理塔加压至吸附压力，至此预处理塔就又可以进行下一次吸附了。3个塔交替完成再生工作，每2个月一次，全部自动进行。预处理塔主要工艺参数如下表所示预处理塔主要操作参数主要参数操作条件吸附压力（MPA）026MPA（G）吸附温度（）40（或环境温度）再生压力（MPA）00201MPA（G）加热再生温度（）220切换时间（天）60蒸汽压力（MPA）10（4）PSA工序为提高装置的氢气回收率，提高装置的运行经济效益，本装置变压吸附工序采用1034VPSA工艺，即装置由10个吸附塔组成，其中3个吸附塔始终处于进料吸附状态，其工艺过程由吸附、4次均压降压、逆放、抽真空、4次均压升压和产品最终升压等步骤组成，具体工艺过程如下经过变换后的煤气以12MPAG的压力自塔底进入吸附塔中正处于吸附工况的吸附塔，在吸附剂选择吸附的条件下一次性除去氢以外的绝大部分杂质，获得纯度大于999的氢气，从塔顶排出送净化工序。当被吸附杂质的传质区前沿称为吸附前沿到达床层出口预留段某一位置时，停止吸附，转入再生过程。吸附剂的再生过程依次如下均压降压过程这是在吸附过程结束后，顺着吸附方向将塔内的较高压力的氢气放入其它已完成再生的较低压力吸附塔的过程，这一过程不仅是降压过程，更是回收床层死空间氢气的过程，本流程共包括了4次连续的均压降压过程，以保证氢气的充分回收。逆放过程在均压降压过程结束、吸附前沿已达到床层出口后，逆着吸附方向将吸附塔压力降至接近常压，此时被吸附的杂质开始从吸附剂中大量解吸出来，逆放解吸气送至逆放缓冲罐用作除油工序的再生气源。抽真空过程逆放结束后，为使吸附剂得到彻底的再生，用真空泵对该塔进行抽真空，进一步降低杂质压力，并将杂质在低压下完全解吸出来。真空解吸气送解吸气混合罐与逆放解吸气混合然后送出界区。均压升压过程在抽真空再生过程完成后，用来自其它吸附塔的较高压力氢气依次对该吸附塔进行升压，这一过程与均压降压过程相对应，不仅是升压过程，而且也是回收其它塔的床层死空间氢气的过程，本流程共包括了连续4次均压升压过程。产品气升压过程在四次均压升压过程完成后，为了使吸附塔可以平稳地切换至下一次吸附并保证产品纯度在这一过程中不发生波动，需要通过升压调节阀缓慢而平稳地用产品氢气将吸附塔压力升至吸附压力。经这一过程后吸附塔便完成了一个完整的“吸附再生”循环，又为下一次吸附做好了准备。10个吸附塔交替进行以上的吸附、再生操作（始终有3个吸附塔处于吸附状态）即可实现气体的连续分离与提纯。PSA工序主要工艺参数如下表所示PSA工序主要工艺参数序号项目操作压力（MPA）温度1吸附（A）12常温2一均降压（E1D）120944常温3二均降压（E2D）09440688常温4三均降压（E3D）06880432常温5四均降压（E4D）04320176常温6逆放（D）0176003常温7抽真空（EV）003008常温8四均升压（E4R）0080176常温9三均升压（E3R）01760432常温10二均升压（E2R）04320688常温11一均升压（E1R）06880944常温12产品气升压（FR）094412常温4332消耗定额炉气PSA提氢装置消耗定额序号名称单位小时耗量备注一主要原辅材料1煤气NM3/H4599002分子筛T/A210一次装填量3150吨，15年3专用吸附剂T/A12一次装填量180吨，15年4活性炭15BT/A30一次装填量450吨，15年5活性炭15B/30DT/A300一次装填量600吨，2年一换6焦炭T/A90一次装填90吨，1年一换7氧化铝T/A2一次装填量30吨，15年二公用工程1循环水T/H56002电6KVKW385003电380VKW5504蒸汽10MPAT/H125仪表空气NM3/H8006氮气NM3/H4000434主要设备及选择4341设备概述（1）静设备本单元静设备中的预处理塔、吸附塔为疲劳容器，采用美国ASME标准和中国JB473295设计，设计寿命15年。其他为常规设备。（2）压缩机本单元的压缩机为煤气压缩机，根据原料煤气的压力、介质和流量情况按对称平衡往复式压缩机选型，为三级压缩，由异步增安型电机驱动。该机组要求按API6181995设计、制造和配置，机组配套所有电气仪表均要求符合该区域防爆等级要求。压缩机的流量调节可采用入口阀卸荷器、余隙、旁路三种方式。4342主要设备表设备汇总表序号名称材质数量（台/套）1煤气压缩机202预处理塔20R93吸附塔16MNR304过滤器20R35除油塔20R96顺放罐20R37解吸气缓冲罐20R38氢气缓冲罐20R39解吸气加热器21R310解吸器冷却器22R311液压系统344焦油精制装置技术方案441工艺技术概况目前煤焦油深加工技术主要有上海胜帮石油化工技术有限公司、抚顺石油化工研究院、湖南长岭石化科技开发有限公司等开发的催化剂及工艺技术。4411上海胜帮石油化工技术有限公司该技术分馏塔系统采用“分馏塔稳定塔”流程，分馏塔设置重沸炉，使分馏塔具备精馏段和提馏段，实现汽油与柴油的清晰分割，柴油收率高，与蒸汽汽提操作方式相比，可避免柴油雾浊问题，并因减少水存在量大大减弱或避免了分馏塔顶系统和稳定塔顶系统有液态水存在位置的湿硫化氢腐蚀，利于保证分馏部分的“安、稳、长、满、优”操作。主要技术特点如下（1）、反应部分采用炉前混氢、冷高分流程。（2）、为尽量减少换热器结垢和防止反应器顶部催化剂床层堵塞，以及提高换热器传热效率和延长运转周期，要求罐区原料油储罐采用惰性气体保护。原料油进装置经过滤器（反冲洗介质为自身原料油），脱除大于25微米的固体杂质颗粒。（3）、反应进料加热炉采用纯辐射型圆筒炉。（4）、精制柴油高于100以上热量用于加热稳定塔重沸液和低分油。（5）、催化剂采用分级装填技术，有效降低反应器的压降，降低床层温差，提高催化剂效率。（6）、高压换热器采用混合原料，提高换热效率，减少换热面积。（7）、采用新型加氢反应器分布器技术，更均匀的分散物流，使催化剂床层的径向温差更小。（8）、催化剂预硫化采用湿法硫化方法。（9）、正常操作反应器入口温度通过调节换热器操作来实现，第二、第三反应器床层入口温度通过调节急冷氢量来控制。（10）、采用三相（油、气、水）分离的立式冷高压分离器。（11）、催化剂再生采用器外再生方式。（12）、分馏部分采用“分馏稳定”流程，分馏塔按设重沸炉方式操作。采用该技术的七台河宝泰隆煤化工股份有限公司年产10万吨煤焦油加氢装置于2009年7月16日生产出首批煤焦油加氢产品。4412抚顺石油化工研究院抚顺石油化工研究院开发的XSUN煤焦油联合加氢裂化技术，是把具有世界先进水平的加氢裂化技术引进煤焦油加氢处理过程中，尤其利用国内石油化工领域在加氢和重质油轻质化方面积累的先进经验，针对煤焦油高芳烃窄馏分特征及其分子结构特点优化设计了专用CN系煤焦油加氢裂化催化剂，配合灵活的联合加氢裂化操作方案，可以处理劣质重质煤焦油,实现了煤焦油重馏分的轻质化和增值。该煤焦油联合加氢裂化技术特别适于以低值的劣质蒽油重馏分为原料，不仅可以获取车用燃料油如柴油馏分外，尤其能多产轻质石脑油和轻质溶剂油，且后者可用于生产高标号汽油；另一方面，XSUN煤焦油联合加氢裂化技术显示了极大的生产灵活性，通过选择专用煤焦油联合加氢裂化催化剂，仅通过改变生产过程中的操作温度，就可以调控不同产品的产率分布，实现最大量轻油生产和最大量中间馏分油生产，使企业可以按照市场需求和市场利润最大化的方式生产，提高了企业抗风险能力和盈利水平，也为未来的产业链延伸和产品多元化创造了条件。XSUN全循环煤焦油联合加氢裂化工艺示意图该院开发的煤焦油专用加氢裂化CN系催化剂有以下特点（1）对催化剂使用的分子筛进行特殊改性处理来调整催化剂的酸中心密度和酸强度，使得CN催化剂具有强的抗氮中毒能力；（2）针对煤焦油芳烃质量分数高达90以上的特点，催化剂具有强的芳烃处理能力，包括芳烃吸附、扩散以及其更有效的加氢反应和开环反应；（3）针对煤焦油高芳烃窄馏分特点，且目的产品要求得到更多轻质产物的要求，催化剂具有很好的开环活性；（4）针对煤焦油胶质含量高、催化剂加氢性能不足可能导致的积炭失活问题，按照加氢开环加氢再开环的机理，采用新的金属承载概念，改善和调整了加氢中心和裂解中心的配合问题，设法使催化剂体相中更均匀地分布加氢中心，减少加氢中心与开环裂解中心的分子扩散距离，强化快速加氢历程，以便更符合加氢开环反应历程的要求。该工艺采用煤焦油专用加氢裂化催化剂CN，重油几乎全部转化，且轻质石脑油产率达到407。该催化剂具有很强的煤焦油重馏分转化能力，反应降低10，重油依然全部转化，但石脑油和柴油馏分“一消一长”，因此仅仅通过调整反应温度，就可以灵活调整轻质馏分和中间馏分比例，使装置可以具有极大的生产操作灵活性。与单段加氢工艺相比，联合加氢裂化工艺所得到的生成油密度显著下降，硫、氮杂质进一步降低，尤其是生成油芳烃含量大幅度降低，从原料的90以上下降到206227，说明采用XSUN联合加氢裂化工艺处理重质煤焦油，不仅可以多产轻质馏分，而且产品质量得到改善，稠环芳烃大幅度下降，饱和烃显著增加。该工艺切割的145350柴油馏分硫含量均达到欧标准，十六烷值3341，可作为清洁柴油调和组分，同时也注意到裂化产生的柴油馏分具有更低的黏度，因此可以将其考虑作优良的润滑油基础油料；145石脑油馏分可作为蒸汽裂解制乙烯原料，但注意到联合加氢裂化工艺多产的轻石脑油芳潜都高达70以上，是优质重整原料，特别适合炼油厂作为重整装置原料来生产高辛烷值汽油，另外从其外观和质量分数高达90以上的环烷烃含量预计，它将是溶解性能非常好的高值溶剂油调配组分。4413湖南长岭石化科技开发有限公司该技术首先全馏分煤焦油与稀释油按比例混合后，依次经过装有加氢保护剂、预加氢催化剂的浅度加氢单元和装有主加氢催化剂的深度加氢单元，深度加氢后的产物经过高压分离、低压分离、分馏，分离出轻油馏分、中油馏分和尾油馏分，即得到低硫、低氮燃料油和轻质油品。该技术能够有效控制飞温发生，降低催化剂结焦速率，最大限度地延长加氢装置开工周期；能够较彻底地脱除煤焦油中的硫、氮、氧等杂原子，降低其烯烃和芳烃含量，因此加氢产品的硫、氮、烯烃和芳烃含量低，产品质量好。该技术适用于对炼焦、煤化工及煤气化等工业副产的全馏分煤焦油进行综合利用和深加工，同样适用于煤液化油和页岩油的综合利用和深加工。采用该技术云南驻昆解放军化肥厂在1997年1月建成了国内第一套1万吨/年煤焦油加氢改质装置。目前云南解化集团一套6万吨/年宽馏分煤焦油加氢改质装置、云南先锋化工有限公司一套12万吨/年BGL法宽馏分煤焦油加氢改质装置正处在工业设计和建设阶段。442工艺技术比选焦油轻质化主要分为两种工艺路线，第一种是将煤焦油先进行分馏，小于350的馏分用于加氢生产油品，大于350的馏分作为沥青调和组分调和普通道路沥青。上海胜帮公司的工艺技术是将煤焦油分割为400450以上和以下两种馏分。小于400450的馏分用于加氢生产油品，大于400450的馏分用于调和重质燃料油或生产改制沥青。上述工艺技术成熟，国内也有装置在运行，生产汽柴油调合组分工艺流程简单、投资省、技术成熟、符合环保要求。综合考虑各种因素，本项目煤焦油加氢工艺技术推荐采用上海胜帮煤焦油加氢生产汽柴油调合组分工艺。443工艺流程概述及消耗定额4431工艺流程概述焦油加氢装置主要包括原料预分馏（脱水和切尾）、反应和分馏部分。（1）原料预分馏部分从罐区来的原料油经原料油过滤器除去25M的固体颗粒，与预分馏塔顶汽换热升温后，与预分馏塔中段回流液换热升温，然后与预分馏塔底重油换热升温，最后经预分馏塔进料加热炉加热至180进入原料油预分馏塔（脱水），塔顶汽经冷凝后进入预分馏塔顶回流罐并分离为汽油和含油污水，一部分汽油作塔顶回流使用，一部分汽油作加氢单元原料使用；预分馏塔（脱水）的拔头油由塔底排出，再经过换热和加热炉加热达到约360后进入预分馏塔（切尾），预分馏塔（切尾）底重油，作为沥青出装置，而其他馏出馏分混合后作加氢单元原料使用。（2）反应部分经过预处理后的煤焦油进入加氢原料油缓冲罐，原料油缓冲罐用燃料气气封。自原料油缓冲罐来的原料油经加氢进料泵增压后，在流量控制下与混合氢混合，经反应流出物/反应进料换热器换热后，然后经反应进料加热炉加热至反应所需温度，进入加氢改质反应器。装置共有三台反应器，各设一个催化剂床层，反应器间设有注急冷氢设施。自反应器出来的反应流出物经反应流出物/反应进料换热器、反应流出物/低分油换热器、反应流出物/反应进料换热器依次与反应进料、低分油、反应进料换热，然后经反应流出物空冷器及水冷器冷却至45，进入高压分离器。为了防止反应流出物中的铵盐在低温部位析出，通过注水泵将冲洗水注到反应流出物空冷器上游侧的管道中。冷却后的反应流出物在高压分离器中进行油、气、水三相分离。高分气（循环氢）经循环氢压缩机入口分液罐分液后，进入循环氢压缩机升压，然后分两路一路作为急冷氢进反应器；一路与来自新氢压缩机的新氢混合，混合氢与原料油混合作为反应进料。含硫、含氨污水自高压分离器底部排出至酸性水汽提装置处理。高分油相在液位控制下经减压调节阀进入低压分离器，其闪蒸气体排至工厂燃料气管网。低分油经优质燃料油/低分油换热器和反应流出物/低分油换热器分别与优质燃料油、反应流出物换热后进入分馏塔。入塔温度用反应流出物/低分油换热器旁路调节控制。新氢经新氢压缩机入口分液罐分液后进入新氢压缩机，经两级升压后与循环氢混合。（3）分馏部分从反应部分来的低分油经优质燃料油/低分油换热器、反应流出物/低分油换热器换热至275左右进入分馏塔。塔底设重沸炉，塔顶油气经塔顶空冷器和水冷器冷凝冷却至40，进入分馏塔顶回流罐进行气、油、水三相分离。闪蒸出的气体排至燃料气管网。含硫含氨污水与高分污水一起送出装置。油相经分馏塔顶回流泵升压后一部分作为塔顶回流，一部分作为粗汽油去稳定塔。从分馏塔顶回流罐来的粗汽油经稳定汽油（精制石脑油）/粗汽油换热后进入汽油稳定塔。稳定塔底用优质燃料油作稳定重沸器热源，稳定塔塔顶油气经稳定塔顶水冷器冷凝冷却至40，进入稳定塔顶回流罐进行气、油、水三相分离。闪蒸出的气体排至燃料气管网。含硫含氨污水与高分污水一起送出装置。油相经稳定塔顶回流泵升压后大部分作为塔顶回流，小部分作为轻油排入不合格油中出装置。塔底稳定汽油作为石脑油去罐区。为了抑制硫化氢对塔顶管道和冷换设备的腐蚀，在分馏塔和稳定塔塔顶管道采用注入缓