50000nm3h焦炉煤气净化、转化制氢装置项目可行性研究报告书

PAGE150000Nm3/h焦炉煤气净化、转化制氢装置可行性研究报告目录TOC\o"1-2"\h\z1总论 11.1概述 11.2研究结论 72产品的性质及用途 112.1产品的性质和质量标准 112.2产品的用途 122.3产品价格分析 143产品方案和生产规模 163.1产品方案 163.2生产规模 163.3产品质量指标 164工艺技术方案 184.1工艺技术方案选择 184.2工艺技术方案 194.3物料平衡及消耗定额 314.4自控技术方案 344.5主要工艺设备的选择 404.6标准化 485原料及辅助材料供应 525.1原料的规格 525.2公用工程规格及其消耗 525.3辅助材料及性能指标 546建厂条件和厂址方案 556.1建厂条件 556.2厂址方案 577公用工程和辅助设施方案 587.1总图运输 587.2给排水 607.3供电 607.4电讯系统 617.5仪表空气 617.6供热 617.7贮运设施 627.8土建工程 627.9暖通 637.10辅助生产设施 658节能 678.1概况 678.2节能技术分析 678.3主要节能措施 679环境保护 709.1建设地址环境质量现状 709.2环境保护执行的相关法律法规依据 709.3拟建项目主要污染源及污染物 729.4综合利用及治理方案 7510劳动安全、职业卫生与消防 7710.1设计原则 7710.2生产过程中的职业危害、有害因素分析 7710.3安全卫生及消防措施 8010.4消防 8410.5预期效果及评价 8511工厂组织和劳动定员 8711.1工厂体制和组织机构 8711.2生产班制和定员 8711.3人员来源和培训 8812项目实施规划 8912.1建设周期的划分 8912.2实施进度规划 8913投资估算和资金筹措 9113.1投资估算 9113.2资金筹措 9214经济效益评价 9414.1编制依据 9414.2基础数据 9414.3生产成本估算 9514.4财务评价 9714.5不确定性分析 9814.6评价结论 9815结论 10015.1综合评价 10015.2研究报告结论 101

附表：1．投资使用计划和资金筹措表2．固定资产折旧费估算表3．年总生产成本费用估算表4．流动资金估算表5．销售收入和销售税金估算表6．损益表7．借款还本付息计算表8．资金来源与运用表9．资产负债表10．财务现金流量表（全部投资）11．敏感性分析表12．财务评价主要指标表附图：1．总平面布置图2．工艺流程图.PAGE1.PAGE.PAGE94.1总论1.1概述1.1.1项目名称、主办单位及项目负责人项目名称：50000Nm3/h焦炉煤气净化、转化制氢装置建设单位：内蒙庆华集团庆华煤化有限公司建设地点：内蒙古阿拉善乌斯太经济开发区1.1.2可行性研究报告编制的依据和原则1.1.2.1编制依据(1)内蒙庆华集团庆华煤化有限公司(甲方)与四川天一科技股份有限公司(乙方)共同签定的《50000Nm3/h焦炉煤气净化、转化制氢装置技术设计合同书》。(2)建设单位提供的可行性研究基础资料。(3)化计发（1997）426号文《化工建设项目可行性研究报告内容和深度的规定》（修订本）。(4)国务院令第253号，1998年(5)国家发展改革委、建设部[2006]1325号文《建设项目经济评价方法与参数（第三版）》；(6)国石化规发（1999）195号《化工建设项目可行性研究投资估算编制办法》（修订本）。(7)国家计委计办投资[2002]15号文《投资项目可行性研究指南》（试用版）。1.1.2.2编制原则(1)充分利用建设单位的焦炉煤气资源，选择先进可靠的工艺技术、合理安排工艺流程，建设以焦炉煤气为原料的制氢生产装置，变废为宝，既符合国家环保政策，又实现了资源综合利用。(2)充分依托公司现有的辅助设施和生活福利设施，尽可能节省投资，缩短建设周期。(3)严格执行国家各类环境保护、职业安全及工业卫生等规定，避免污染，保护环境，保证安全生产。(4)对项目的费用和效益，本着实事求是、稳妥可靠的原则进行估算和评价。1.1.3项目提出的背景、投资必要性和经济意义1.1.3.1建设单位基本概况庆华集团是中国西部地区一家集采矿、选矿、炼焦、煤化工、冶金和物流产业为一体的大型民营企业集团、在十余年的发展历程中庆华集团以科学发展观为统领。依托“雄厚的资源储备、科学的产业规划、完善的物流运营、蓬勃的科技研发和人性的管理文化”做强做大企业，取得了经济效益，社会效益和环境效益的长足发展。集团各子集团公司基本情况：为了简化集团公司内部管理，提高管理效率，充分发挥地域优势，形成具有特色的工程项目，庆华集团自2000年以来，分别先后组建了内蒙庆华集团、青海庆华集团、宁夏庆华集团、新疆庆华集团。内蒙古庆华集团：作为母体集团的内蒙古庆华集团公司成立于2000年8月，是一个集采矿、选矿、炼焦、煤化工、建材产业为一体的综合大型矿产资源开发企业，集团下属独立法人企业10个，分布在阿拉善盟三个旗及蒙古国。现有员工7000多人，其中各类专业技术人员1500余人，截至2008年底，集团总资产已达70亿元，年销售收入57亿元。集团目前是中国煤炭百强企业和全国民营企业五百强，内蒙古自治区工业20强企业之一。2008年位于全国煤炭百强企业第19位、内蒙古民营企业第5位，同年年底被国家第六部委评为“国家级循环经济试点企业”。目前内蒙古庆华集团有限公司在阿拉善经济开发区已建成200×104t/a焦化项目、20×104t焦炉煤气制甲醇项目及年产10×104t甲醇制芳烃工程，庆华集团遵循“循环经济、综合利用、清洁生产”的发展方向。通过利用新技术、引进新设备，继续打造精深加工产业链，努力实现资源优势，技术优化向产品优势和经济优势转化。1.1.3.2项目提出的背景、投资必要性和经济意义氢气是重要的工业原料，也是今后主要的二次能源之一。氢既是一种能源材料，也是一种功能材料。氢气在国民经济的各个领域发挥着重要的作用。氢气以优良的物理化学性能广泛应用于石油炼制和石油化工的各种工艺过程、冶金工业、化学工业、电子工业、食品工业、医药工业、宇航工业和科学试验中等。氢气是我国国民经济发展过程中不可缺少的重要工业原料。焦炉尾气中气体成份较复杂，是以氢气为主的混合气体。焦炉煤气通过净化、蒸汽转化和PSA提氢装置后最大限度的把焦炉煤气中的氢气提出作为后工序焦油加氢所用。近几年随着煤化化工的崛起，许多煤化工原料可以从煤炭资源中加工而得，但有些化工产品不能或不能经济地从煤炭等资源中获得。炼焦工业随着我国改革开放的不断深入发展，我国炼焦行业的生产规模已步入世界前列，焦化工业也随之迅速发展起来，现我国已发展成为世界最大的焦炭生产国家。以2001年为例，我国焦炭总产量为12406万，其中机焦产量为9400万吨/年，土焦产量为3000万吨/年。到目前为止焦化行业的好多后续产品还未得到很好的回收，如炼焦时产出的大量焦炉尾气一部分被作为化工原料另一部分被作为燃料烧掉，还有大量的土焦根本没有回收直接放空烧掉，资源浪费严重。随着焦化的发展、土焦的不断取缔，以焦炉尾气为原料的化工项目在国内不断增加，另外近年来发达国家由于多种原因炼焦行业出现萎缩状态，焦化行业的后续产品日趋减少，导致煤焦化的后续深加工产品必然从发展中国家获取，因此煤焦化的后续深加工对我国的经济发展会产生深远意义。本工程经焦炉煤气净化、转化、变换后，再最大限度的提氢，能产生规模效益，采用新技术、新工艺，不仅提高了资源的利用率，得到了高附加值产品，还提高了企业的经济效益，而且还会获得显著的环境效益和社会效益。本工程的建成将会对煤化工工业的发展起到推动作用。1.1.3.3技术拥有单位概况四川天一科技股份有限公司是1999年初经国家经贸委批准，由西南化工研究设计院优良资产组建并控股的股份有限公司，于2001年1月11日经中国证监会批准，在沪市A股上市，简称“天科股份”，股票代码为600378。天科股份有900多名职工，有各类专业技术人员798名，公司下设研究室、工程公司和13个生产及辅助工厂。天科股份主要从事甲醇及其下游产品、工业气体、变压吸附分离技术、基本有机化工、精细化工和化肥工艺技术研究和成套装置的开发设计和工程总承包。近年来，人员素质、设计技术和装备水平大幅度提高，高科技产业在突飞猛进的发展，具有参与国际竞争的实力。例如主导技术产品之一的变压吸附气体分离技术及装置，开发、推广应用领域及其技术水平列世界前茅，被列入国家科技推广计划；合成芳樟醇及其生产维生素E的全套技术，产品质量达到国际水平；研究生产的各种高纯气体、标准气体在国内处于行业的领先地位。在已设计和施工建成的各种工业气体供气装置、天然气或煤气为原料的低压合成甲醇、甲醇氧化制甲醛、甲醇裂解制氢、甲醇制二甲醚、甲醇脱氢路线制二甲基甲酰胺、甲醇法制甲烷氯化物、汽车用压缩天然气、芳樟醇制取异植物醇、糠醛制四氢呋喃等几百项工程，都具有较好的声誉，设计技术力量、工程业绩、管理水平都位居同行业前茅。天科股份长期从事压力容器、DCS和PLC自控系统的设计或制造工作，下属有棠湖工业园区阀门厂、天立压力容器设备制造厂、天宇自动化有限公司以及天阳吸附剂厂和各种催化剂厂。其下属的工程公司(原西南化工研究设计院设计所)拥有雄厚的技术力量，具有一批优秀的工程设计、采购和施工管理、施工监理、工程概预算等专业人才，有丰富的现场施工实践经验，保证了工程设计项目的可靠性和先进性。工程公司现有专业设计技术人员160名，其中教授级高级工程师8名，高级工程师56名，工程师66名。有项目经理18名，一级注册建筑师1名，一级注册结构师2名，二级注册建筑师3名，高中级工程造价师13名，高中级概、预算资格10名，注册化工工艺师23名，注册咨询工程师9名，环境评价资格8名，国家级和四川省级监理工程师4名。在工程公司的组织机构中，专业配备齐全。该公司持有国家建设部颁发的化工石化医药行业甲级、建筑行业乙级工程设计证书；还持有压力管道设计证书；工程总承包证书；一、二、三类压力容器设计和压力容器分析设计资格证书；具有甲级工程咨询资格证书、甲级环境污染防治工程工艺设计资格证书及乙级建设项目环境影响评价资格证书等。2001年正式通过达标认证，取得了ISO9001认证书。近年来，对外设计和工程承包的项目达数百余项，设计的项目多次荣获国家、部、省级优秀设计金奖、一等奖、二等奖，承担完成国家级攻关项目多项。四川天一科技股份有限公司技术力量雄厚，装备精良，信誉可靠。可为客户提供从规划、可行性研究、初步设计、施工设计、采购、安装至开车全过程服务。1.1.4研究范围本报告将论述如下问题：(1)项目建设的目的、意义。(2)提供优化、可行的工艺流程及所需的主要工艺设备；提供原材料、动力消耗及供应要求。(3)确定装置布置。(4)规划项目建设进度，确定生产组织及劳动定员。(5)提出本项目的环保治理措施及劳动安全防护措施。(6)进行投资估算及生产成本估算，在此基础上进行财务评价。(7)对建设项目作总体评价，提出存在问题及建议。表1-1项目组成表序号工序名称主项编号备注1焦炉煤气预净化工序100含污水处理2焦炉煤气预处理工序200含压缩3PSA-Ⅰ工序3004PSA-Ⅱ工序4005PSA-Ⅲ工序5006压缩净化工序6007变换转化工序7008脱盐水站8009循环水站90010空压站100011界内外管110012界外外管120013综合楼1300含主控、分析、变配电站1.1.5研究的主要过程四川天一科技股份有限公司工程公司与建设单位签订的技术设计合同生效以后，四川天一科技股份有限公司工程公司仔细研究了该装置的工艺技术方案，建设单位也及时提供了大量的基础资料，工程公司相关专业包括工艺、技经等专业设计人员投入可研工作，查阅了大量技术资料，并根据建设单位提供的原料焦炉煤气的有关资料和数据进行计算和论证，通过技术比较和经济评价，推荐了较好的工艺技术方案，然后按化计发（1997）426号文《化工建设项目可行性研究报告内容和深度的规定》（修订本）及“建设项目经济评价方法和参数”（第三版），国石化规发（1999）195号《化工建设项目可行性研究投资估算编制办法》（修订本）等有关规定的要求编写完成本报告，经审核、审定合格后打印成册，供建设单位及有关部门决策。1.2研究结论1.2.1研究的简要结论⑴本项目能够合理利用资源本装置系综合利用公司焦化装置产生的焦炉煤气为原料生产氢气，装置的建设符合国家的能源政策、环保政策及建设单位的发展规划。⑵采用的工艺技术先进本项目经焦炉煤气净化、转化、变换后，再通过PSA提氢的工艺技术，具有工艺先进，技术成熟，产品纯度高，消耗定额低，生产成本低等特点。⑶环保、安全卫生及消防措施落实采用变压吸附等技术生产氢气，三废排放量较小，装置建成后对周围环境影响较小，符合国家清洁生产的要求。同时在设计中注意安全生产及工业卫生，认真贯彻执行国家和地方的各项法规，采取了完善的安全消防措施，确保安全生产。⑷项目在经济上可行本装置项目投入总资金为26638万元，其中建设投资为25030万元，建设期利息为621万元，流动资金为987万元。年均总成本费用18807万元，年均实现销售收入35653万元（含副产品解吸气和蒸汽收入，产品氢气价格按1元/Nm3计算，解吸气价格按0.2元/Nm3计算，蒸汽价格按80元/t计算），年均利润13698万元，年均销售税金3148万元，经济效益较好。全投资内部收益率为57.42%（税前），税前投资回收期2.84年（含建设期），投资利润率51.42%，投资利税率63.24%，均高于行业平均指标，在经济上是可行的。1.2.2存在的主要问题和建议(1)因本装置中大部分设备属非标设备，为保证工程进度，应尽早与供应商联系，落实供应厂家和供货时间；(2)本项目技术先进，经济效益较好，建议尽快决策，使本项目尽快上马，早日实现其较好的经济效益和社会效益。(3)本项目盈亏平衡点为26.3%（达产第三年）。当销售价格、原材料价格、销售量和固定资产投资等各因素向不利方面变化10%时（单因素变化），内部收益率仍远高于行业基准值，说明本项目具有较强的抗风险能力。表1-2综合技术经济指标序号指标名称单位数量备注一生产规模Nm3/h50000原料气处理能力二产品方案1产品氢气Nm3/h40110≥99.9%2副产解吸气Nm3/h225083副产蒸汽t/h7.5三年操作时间小时8000四主要原材料消耗1焦炉煤气Nm3/h500002转化催化剂t/次8.0正常操作条件下3年3变换催化剂t/次25.2正常操作条件下3年4铁钼预加氢催化剂t/次23.4正常操作条件下0.6~1年5铁钼加氢催化剂t/次23.4正常操作条件下2年6镍钼加氢催化剂t/次7.0正常操作条件下2年7氧化锌脱硫剂t/次48正常操作条件下0.6年（单塔）8中温氧化锌脱硫剂t/次48正常操作条件下1年（单塔）9吸附剂ф20t/次83.40正常操作条件下1年10吸附剂ф50t/次47.20正常操作条件下1年11吸附剂CNA-201t/次111.1正常操作条件下1年12吸附剂CNA-228t/次244.65正常操作条件下1年13吸附剂CNA-210t/次394.2正常操作条件下15年14吸附剂CNA-193Bt/次223.5正常操作条件下15年15吸附剂CNA-318t/次7.2正常操作条件下1年16吸附剂CNA-324t/次230.1正常操作条件下3年17吸附剂CNA-421t/次50.42正常操作条件下15年18吸附剂CNA-561t/次4.53正常操作条件下3年19吸附剂CNA-656t/次7.33正常操作条件下15年五公用工程消耗1电kWh/h11949.5（含公用工程及照明用电）2仪表空气Nm3/h240已折电耗3软水t/h31.8已折电耗4氮气Nm3/h4000开车初置换用数小时7000补充氮气5循环水t/h2350已折电耗6新鲜水t/h50六劳动定员人40七每小时能耗GJ/h14.93氢气单位产品能耗GJ/千Nm30.372八项目投入总资金万元26638其中：建设投资万元25030建设期利息万元621流动资金万元987九年销售收入(含税)万元35653生产期平均销售税金及附加万元3148生产期平均十年平均总成本万元18807十一年均利润总额万元13698十二财务评价指标1全投资内部收益率%57.42税前全投资内部收益率%46.52税后2投资利税率%51.423投资利润率%63.244投资回收期年2.84税前（含建设期）投资回收期年3.22税后（含建设期）5财务净现值万元69067税前财务净现值万元49894税后6盈亏平衡点%26.3达产第三年

2产品的性质及用途2.1产品的性质和质量标准氢气是已知气体中最轻的气体，虽然单质氢分子在大气中的含量只有千万分之一，但以化合态形式存在的氢却是地球上最丰富的物质之一，在地壳纵深1km范围内，化合态氢（主要是水和有机物如石油、煤炭、天然气和生命体等）的质量组成约占1%，原子氢的组成约占15.4%。氢（H2）分子量2.016，氢是非极性分子，除氦外，氢分子间的作用力最小。氢分子由两个原子构成，高温（2500~5000K）下，生成原子氢。常温下，分子氢无色、无臭、无毒、易着火，燃烧时呈微弱的白色火焰。其主要物理性质如表2-1所示。表2-1主要性质一览表性质数值相对分子质量2.016摩尔体积（标准状态）/L22.43密度（标准状态）/(kg/m3)0.08988临界状态，温度/K压力MPa密度kg/m333.181.31529.88三相点，温度℃压力kPa13.9477.042液体表面张力(20.0K)/(N/m)2.008×10-3比热溶（101.3kPa，15.6℃）[kJ/(kg,k)]CpCv14.42810.228导热系数/[mW/(m,k)]气体（在101.32kPa和0℃）液体（20.0K）166.3117.9粘度/µPa·S气体（在101.32kPa和℃）液体（20.0K）13.5412.84低燃烧热值/kJ/m310785氢分子有很高的稳定性，仅在很高的温度下才会有较大的离解度，成为原子氢，原子氢是氢的一种最有反应活性的形式，它有极强的还原性。H2的标准有中国工业氢质量技术标准（中华人民共和国国家标准《工业氢》GB/T3634-1995），中国纯氢、高纯氢和超纯氢质量技术标准（中华人民共和国国家标准《纯氢、高纯氢和超纯氢》GB/T7445-1995），SEMI电子工业用氢质量标准。2.2产品的用途氢气是重要的工业原料，也是今后主要的二次能源之一。氢既是一种能源材料，也是一种功能材料。氢气广泛用于石油炼制和石油化工的各种工艺过程、冶金工业、化学工业、电子工业、食品工业、医药工业、宇航工业和科学试验中等等。（1）用于合成氨工业中，生产合成氨；（2）用于甲醇生产；（3）广泛用于化工领域，生产各种化学品。如：氢和一氧化碳组成C1化学合成工业最基础的原料——合成气。由合成气可生产下列大宗化工产品：如醇类（甲醇、乙醇、乙二醇、低碳混合醇等）、含氧化合物（二甲醚、甲酸甲酯、醋酸）、液体燃料及合成烯烃。烯烃的氢甲酰化。不饱和烃加氢。常见化合物的直接或间接加氢。如炔化加氢、脱羰加氢。（4）目前国外在石油炼制过程中早已采用全过程加氢。在国内，我国汽车保有量逐年增加，汽车尾气排放对大气污染日益严重，因而环保要求提高汽油、柴油质量；催化裂化产品结构（柴汽比）满足不了市场的要求；为此，必须降低催化裂化汽油中的烯烃含量（如采取优化操作降低烯烃含量技术、发展催化裂化轻汽油的醚化技术、应用烷基化新技术）、降低催化裂化汽油中的硫含量（如采用原料加氢预处理技术、催化蒸馏加氢脱硫技术）、LCO生产低硫低芳烃柴油技术（如采用中压加氢改质技术、柴油深度脱硫脱芳烃技术）、采用催化裂化新技术等。因此在石油炼制过程中采用全过程加氢是大势所趋。以上各项技术和措施均需要大量氢气。在石油炼制中，汽油炼制和柴油的催化裂解加氢工艺过程中及石油产品脱硫均需要氢气，而且氢气被大量用于润滑油精制，以提高润滑油油品的质量。为了减少汽车尾气排放中的有害物质对大气的污染，各国对汽油中的硫和烯烃含量的要求越来越严格。我国汽油构成中催化裂化汽油（FCC汽油）占80%左右，所以降低FCC汽油中的硫和烯烃含量，是满足未来清洁汽油新规格要求的关键。国内目前已开发出FCC汽油选择性加氢脱硫技术，克服了辛烷值损失较大的缺点。又如我国炼油厂无论是硫酸法或氢氟酸法烷基化，由于工艺不配套，C4原料均未经选择性加氢，因双烯的存在，造成烷基化过程中酸渣多，酸耗大，质量下降。如果采用双烯选择性加氢技术，能明显提高烷基化油质量，有较好的经济效益。（5）在精细化工及医药行业中，用作加氢原料。如用于过氧化氢（双氧水）的生产中。目前国内许多厂家采用电解水制氢来生产双氧水，电耗高、生产成本高（每立方米氢气电耗高达5.5kWh）。以氢气原料生产1,4-丁二醇。用糠醛和氢气为原料生产四氢呋喃被认为是一种比较经济可行的生产四氢呋喃的方法。我国是糠醛生产大国（生产能力>60000t/a），糠醛价格较低，因此，在国内用此法生产四氢呋喃较之其他几种方法（如丁二烯法、丁二醇法、顺酐法等）生产成本低。氢气还用于加氢制叔戊醇、芳樟醇、异植物醇等医药、农药中间体；乙炔加氢酯化合成丙烯酸甲酯等。此外，氢气还可用于：硝基苯加氢制对氨基苯酚；脂肪酸直接加氢制脂肪伯胺；脂肪酸经脂肪腈加氢制仲胺；硝基苯催化加氢制苯胺；D-葡萄糖催化加氢制山梨醇；苯加氢制环己烷，再制得己二醇；异丁醛和甲醇（或甲醛）缩合，再加氢制新戊二醇等。（6）在冶金工业中用于还原金属中的氧化物，防止某些金属和合金在热处理过程中被氧化；氢还可用于精炼和热处理，诸如有色金属钨、钼、钛等的生产。（7）在电子工业中，高纯氢气用于电子材料、半导体材料和器件、集成电路以及电真空器件的生产；超纯氢主要用于大规模集成电路的制造中，提供还原气氛。（8）在玻璃行业中用于生产浮法玻璃。以提高玻璃质量和成品合格率。（9）高纯氢气在加工过程中还用作还原气和保护气。（10）采用能够可逆吸、放氢的吸氢合金，可开发出能量密度高、能迅速充放电的无公害电池。液氢用作火箭燃料和航天器推进剂。（11）液氢也常用于低温材料性能试验及超导研究中。本项目产品氢气主要用作内蒙古庆华集团有限公司后工序50万吨/年焦油加氢项目所用。2.3产品价格分析目前国内氢气市场总体情况是南方地区氢气价格高于北方地区。南方地区钢瓶装氢气价格大致在4~6元/Nm3（如成都地区），北方地区氢气价格大致在3~4元/Nm3（如抚顺地区）。本项目根据国内氢气市场情况，本装置氢气含税价格定为1.00元/Nm3。其定价依据是合理的。由于本项目副产混合解吸气的热值为4276～4636kcal/Nm3，与原料焦炉煤气的热值相当，因此，本项目副产混合解吸气价格参考建设单位提供的原料焦炉煤气价格，按0.20元/Nm3计。

3产品方案和生产规模3.1产品方案本装置是以内蒙古庆华集团有限公司焦炉煤气为原料，生产最终产品为氢气（≥99.9%）。根据国家发改委第9号令产业结构调整指导目录（2011年本）中第一类“鼓励类”中第三十八条“环境保护与资源节约综合利用”中的“15.“三废”综合利用及治理工程”，该产品方案既符合国家的产业政策和环保政策，也符合公司的企业发展规划。3.2生产规模根据工艺技术条件和内蒙古庆华集团有限公司提供的原料焦炉煤气的气量和组成，确定本装置规模为：原料气处理量50000Nm3/h，产品氢气输出流量为40110.12Nm3/h，副产混合解吸气气量为22508.1Nm3/h，副产中压蒸汽7.5t/h。年操作时间按8000小时计。3.3产品质量指标3.3.1产品氢气规格本装置产品氢气应达到如下指标：表3-1本装置产品氢气的质量指标序号指标名称数值备注1氢气纯度,%(V)≥99.9%2CO+CO2p.p.m≤203O2p.p.m≤104∑Sp.p.m≤15压力，MPa≥2.56温度,℃≤403.3.2副产品规格本制氢装置可得副产混合解吸气流量为22508.1Nm3/h，该混合解吸气组成见表3—2。解吸气可送公司后续工段燃料系统作燃料。表3-2解吸气组成组份H2O2N2CH4COCO2CnHmH2O合计V%23.8720.1554.41430.03811.49124.1025.3260.603100混合解吸气压力：~0.02MPa混合解吸气温度：≤40℃混合解吸气热值：4276～4636kcal/Nm3同时，本制氢装置还可得副产蒸汽7.5t/h。可减压至0.6MPa(G)送公司蒸汽管网。蒸汽压力：3.9MPa（G）蒸汽温度：250℃

4工艺技术方案4.1工艺技术方案选择4.1.1工艺路线的比较和确定工业上制氢的方式有很多种，主要方法有：1）电解水2）以煤或焦炭为原料的煤气化法3）以重油或渣油为原料的部分氧化法4）以气态烃或液态烃为原料的水蒸汽转化法虽然以甲醇为原料采用蒸汽转化法、用液氨为原料采用氨裂解也可以生产氢气，但生产运行成本较高，不适宜于大型制氢装置。由于电解水法制氢耗电大、生产成本高，只是在氢气用量较小、纯度要求高，生产高附加值产品的企业（如稀有金属制造）使用，因此对于需要大量耗氢的炼油化工行业也是不适合的。以煤或焦炭为原料的煤气化法目前大多用于化工原料（甲醇、合成氨）的生产过程中，近几年来也有直接用于制氢的实例，但因煤气化制氢的投资（加压气化如GE、shell等）投资较大，且流程长，“三废”处理复杂，因此一般不采用以煤或焦炭为原料的水煤气化法制取氢气。煤焦化企业制氢装置采用何种原料、何种工艺制取，主要与全厂煤焦化路线紧密相关，一般煤焦化厂根据其自身的特点，主要采用焦炉煤气为原料，经净化、转化后，再最大限度的提取氢气，是较经济合理、切实可行的。4.1.2蒸汽转化制氢的原料一般是各种气态烃（主要是甲烷）。焦炉煤气（经净化和提浓甲烷以后）和水蒸汽在催化剂的作用下，发生一系列反应，其主要反应为：蒸汽转化反应：CH4+H2O==CO+3H2-206.4kJ/mol变换反应：CO+H2O==CO2+H2+41.2kJ/mol轻烃水蒸汽转化制氢整个转化反应在约830℃～850℃温度，3.0MPa左右压力下进行，工艺流程简单。由于制氢装置多建于焦化厂，其烃类原料有保证，且烃类蒸汽转化制氢工艺相对于煤气化、重油和渣油部分氧化法工艺，还具有投资少、占地小、对环境的污染少，且操作方便等优点，故该工艺是制取工业氢气应用最广泛的方法。本装置根据庆华集团庆华煤化有限公司原料与产品结构平衡，提供给制氢的原料为焦炉煤气，焦炉煤气是较适合作水蒸汽转化制氢的原料。因此，本可研选择工艺成熟可靠、操作灵活方便、投资省、氢气成本低的水蒸汽烃类转化制氢工艺路线。4.2工艺技术方案4.2.1转化预热后的转化原料气与水蒸气混合，在转化炉炉管内催化剂的作用下进行以下主要反应：蒸汽转化反应：CH4+H2O==CO+3H2-206.4kJ/mol变换反应：CO+H2O==CO2+H2+41.2kJ/mol预转化是指制氢的原料（从天然气、焦炉煤气、LPG、到轻石脑油），在绝热固定床反应器反应中，把原料中的重烃转化成富含甲烷、CO、CO2和水蒸汽的混合物，考虑本装置采用原料在进入转化以前，原料气中所含少量重烃已被净化脱除，因此，本装置不需采用预转化流程，而只采用常规的转化流程。4.2.2本工艺在转化前和转化后均采用了变换反应，但其目的是不同的：一、CO在400℃以上即开始有裂解反应，CO+H2==C+H2O，而由CO形成碳比在同样条件下由甲烷形成碳的速度要快3~10倍。浓缩气中CO含量约为~15%，为避免CO浓度过高而形成碳使转化催化剂积碳失去活性，故在转化反应前先增加变换反应，使CO浓度降至约1%（干基）左右。二、变换的目的是将转化出口气体中的CO转化为H2，以提高单位原料的产氢量、降低氢气的成本，工业上往往采用中温变换、中温变换串低温变换等多种工艺流程。常见的变换工艺如下：——中温变换——中温变换＋低温变换采用中温变换工艺，变换出口气中的CO含量可降到大约3%（干基）左右。中变催化剂还原可以与转化催化剂同时进行，不需要专门提供还原介质和可省去单独催化剂开工预热器等设备，简化流程，使得总投资降低。采用中温变换＋低温变换，虽然可使PSA入口的CO含量＜1%，在相同的转化出口条件下，可以提高单位原料的产氢率，同时降低PSA装置的投资；但除了增加低变炉外，还需要增加一套辅助低变催化剂的还原及升温系统，使得总投资增加。另外，低温变换在提高单位原料的产氢率的同时，降低了PSA解吸气的热值，系统反而需要外补燃料，因此是否采用中温变换+低温变换的反应流程，应该根据制氢原料种类来确定，当采用价格比较高的轻石脑油和液态烃时，降低原料的单耗就非常重要，即使增加价格较低的燃料也是合算的，因此，中温变换＋低温变换工艺仅在原料与燃料相比相当昂贵时采用。根据本项目燃料气充足、价格不贵等特点，本可研推荐采用中温变换流程。4.2.3氢气提纯技术当前，工业上应用较多的氢气提纯方法主要有膜分离法、低温分离法和变压吸附法。膜分离法是以选择透过性膜为介质，待分离的原料在某种推动力的作用下（如电位差、压力差、浓度差等），有选择性的透过膜，从而达到分离提纯的目的。与常规的分离方法相比，膜分离法具有低能耗、单级分离效果好、过程简单、不污染环境等特点。用于氢气分离纯化的膜材料有钯膜和有机纤维膜。用于氢回收的钯合金膜由于价格昂贵，只适用于较小规模且对氢气纯度要求很高的场合使用；有机中空膜分离回收氢装置应用最广、销售量最大的领域是从合成氨弛放气、甲醇厂放空气分离回收氢。其特点是可以利用放空尾气自身的压力，以膜两侧的分压差作为推动力，具有无需外加动力，在常温或稍高于常温的温度下操作，对原料气组成变化的适应性强等优点。其缺点是回收氢纯度不高，一般都是作化工原料气，就地循环使用。低温分离法亦称深冷法，一般在液氮温区操作。深冷法最大的优点是氢的回收率高，一般情况下大于90%，采用深冷法时，对装置预冷所需时间长，因而从开车启动到正常运行的周期也长，同时为避管道堵塞造成中途停车，原料气在进入深冷装置前，需要预先清除在低温下会固化的高沸点杂质如：CO2、H2O等。缺点是运行成本较高，装置投资较大。此法现在一般很少采用。变压吸附（简称PSA英文PressureSwingAdsorption缩写）分离法是六十年代以后发展起来的常温气体分离技术，其原理是利用吸附剂对不同气体吸附量、吸附速度、吸附力等方面的差异以及吸附剂的吸附容量随压力的变化而变化的特征，在加压条件下完成混合气体的吸附分离过程，降压解吸所吸附的气体组分，从而实现气体分离及吸附剂循环使用的目的。该技术用于制取纯氢，几乎能够把所有的杂质除去，从而获得纯度为99.99%的纯氢产品。美国联合碳化合物公司首先采用PSA技术从含氢工业废气中回收高纯度氢，从1966年第一套PSA回收氢工业装置投产之后的20年间，目前，全世界各种类型的PSA装置已超过2000套，我国从60年代末开始进行采用变压吸附技术分离气体混合物的实验研究，到1981年实现工业化，最初是用于合成氨驰放气中制取高纯氢(99.999%)，以后不断开发了从焦炉煤气、氨厂变换气、甲醇尾气、甲醛尾气、石油裂解气、冷箱尾气等二十多种含氢混合气中提纯氢气，在此基础上，又从单纯的制氢领域拓展到变压吸附制一氧化碳、二氧化碳、变换气脱碳、天然气净化、空分制富氧、空分制纯氮、浓缩甲烷、浓缩乙烯等九大技术领域，目前，我国已建成各型PSA装置1000余套，在部分技术领域处于世界领先水平。从目前制氢的主要方法来看，深冷分离法历史最久，工艺成熟可靠，且具有容量大、收率高等特点，但工艺流程和设备复杂，当原料气组份较多时，往往要求预净化处理，投资和能耗较高，PSA法因具有工艺流程简单、设备台件少、自动化程度高、能耗低、产品纯度高等优点而获得广泛应用，特别是在制取纯氢方面，因为氢组份的特殊吸附性能，使得PSA法的优点充分体现,从已经投产运行的PSA-H2装置看，节能效果和技术经济指标均较为理想,本装置采用变压吸附法提纯氢气技术上是可行的。四川天一科技股份有限公司从60年代末开始采用变压吸附技术分离气体混合物的实验研究，到1981年实现了工业化。最初是用于合成氨弛放气中制取高纯度氢（99.999%），以后不断开发了从焦炉煤气、氨厂变换气、甲醇尾气、甲醛尾气、石油裂解气、冷箱尾气等二十多种含氢混合气中提取氢气，在此基础上，又从单纯的制氢领域拓展到变压吸附制一氧化碳、二氧化碳、变换气脱碳、天然气净化、空气制富氧、空气制纯氮、浓缩甲烷、浓缩乙烯等九大技术领域，PSA工艺流程从四塔一次均压发展到四塔二次均压流程，八塔三次均压流程，十塔四次均压流程，从单一的逆放降压解吸工艺发展到抽空解吸工艺、逆放抽空组合工艺等，从四塔单系列发展到多塔多段式复合系列，装置规模最大已达到280000Nm3/h。国产PSA装置的自控水平也在不断提高，不仅开发了一般中、小规模的小型PLC自控系统，还开发了先进的DCS集散型控制系统。各种新型程控阀门和多种高效吸附剂的研制成功，更提高了PSA装置的可靠程度和技术先进性。目前已向国内化工、冶金、石化、电子、机械等工业提供了600余套用于上述领域的变压吸附工业装置，为工厂节能降耗、增加新产品、提高经济效益起到了积极的作用，并在部分技术领域处于世界领先水平。故本项目根据原料焦炉煤气排放压力的高低、原料焦炉煤气的组成，以及对回收氢气纯度、流量要求等，拟推荐采用焦炉煤气为原料经净化、转化，再采用变压吸附分离技术制取氢气。4.2.4变压吸附工艺过程的工作原理是：利用吸附剂对气体混合物中各组份的吸附能力随着压力变化而呈现差异的特性，对混合气中的不同气体组份进行选择性吸附，实现不同气体的分离。为了有效而经济地实现气体吸附分离净化，除了吸附剂要有良好的吸附性能外，吸附剂的再生方法具有关键意义。吸附剂的再生程度决定产品的纯度，也影响吸附剂的吸附能力；吸附剂的再生时间决定了吸附循环周期的长短，从而也决定了吸附剂的用量。因此选择合适的再生方法及吸附周期时间，对吸附分离法的工业化起着重要的作用。变压吸附过程在加压下进行吸附，减压下进行解吸。由于吸附循环周期短，吸附热来不及散失，可供解吸之用，所以吸附热和解吸热引起的吸附床温度变化一般不大，波动范围仅为几度，可近似看做等温过程。变压吸附工作状态是在一条等温吸附线上变化。常用的减压解吸方法有下列几种，其目的都是为了降低吸附剂上被吸附组分的分压，使吸附剂得到再生。（1）降压：吸附床在一定压力下吸附杂质组份，然后通过降压方式(通常降至接近大气压)，使被吸附组分解吸出来。采用降压方式，被吸附组分解吸不太充分，吸附剂再生不太完全。（2）抽真空：吸附床降到大气压后，为了进一步减小被吸附组分的分压，可用抽空的方法来进一步降低吸附床压力，以得到更好的再生效果。（3）冲洗：利用较纯净的产品气或者其它适当的气体通过进行再生的吸附床，被吸附组分的分压随冲洗气通过而下降。吸附剂的再生程度取决于冲洗气用量和冲洗气纯度。通常在变压吸附过程中根据被分离的气体混合物各组分性质、产品要求、吸附剂的特性以及操作条件来选择几种上述的再生方法配合实施的。4.2.5流程简图及叙述本制氢装置共分为七个主要工艺过程：预净化工序，预处理工序，PSA-1(PSA-CO2/R)工序、PSA-2(PSA-CH4)工序、净化压缩工序和转化变换工序以及PSA-3(PSA-H2)工序。（1）预净化工序原料气在温度~40℃时进入预净化工序，脱出焦炉煤气中绝大部分的焦油、萘、H2S、NH3、HCN等杂质，得到杂质较少的净化气。该工序主要由5台粗脱萘器，1台加热器及一系列手动阀组成。原料气进入由5台脱油脱萘器组成的脱油脱萘系统，4台同时进料，1台再生（或3台同时进料，2台再生），交替能换使用。焦炉煤气进入本装置脱油脱萘器中的4台，粗脱萘系统将绝大部分的萘、焦油及部份硫、苯等杂质脱除。吸附饱和的吸附剂采用温度为400℃左右、压力0.2MPa的过热蒸汽对脱油脱萘器加热进行再生，再生废液经冷却器降温到90℃左右进入污水罐进行分离。分离气体进入洗涤塔，洗涤降温后进入除臭器，除臭后排放到放空管。分离的液体通过污水泵，一部分打到洗涤塔洗涤降温，另一部分打到界区外的污水处理系统。300℃左右的热吸附剂先用不过热蒸汽降到170℃以下，再用常温逆放气进行冷吹降温到常温并送到解吸气气柜。粗脱萘剂约15天再生一次，在正常工况下，吸附剂约1年更换一次。（2）预处理工序脱油脱萘后的净化气再通过预处理工序，进一步脱除其中的烷烃、芳烃、硫化物、氮化物、氨、焦油等，得到符合变压吸附原料气要求的净化气。本工序由3台焦炉煤气压缩机(联合压缩)，4台精脱萘器，2台除油器、1台解吸气加热器、1台解吸气冷却器和一系列手动阀和程控阀等组成。3台焦炉煤气压缩机2开1备，净化气经一级压缩后进入由4台精脱萘器组成的精脱萘器系统进行处理，再经压缩机二级、增压到0.80MPa后通过除油器脱除压缩机所带进去的油就进入下一段工序。在精脱萘器系统内，3台同时进料，交替能换使用。精脱萘系统将剩余的萘、焦油及部份硫等杂质尽一步地脱除。吸附饱和的吸附剂采用加热到180℃的解吸气(来自后续PSA工段)将吸附剂加热到170℃，再用常温解吸气冷吹降温到常温并送到解吸气气柜。精脱萘剂约20天再生一次，吸附剂约1~2年更换一次。2台除油器可串并联操作，交替轮换使用，一台投运时，另一台更换吸附剂备用。(3)PSA-1(PSA-CO2/R)工序经净化处理后的焦炉煤气，在压力0.80MPa，温度≤40℃条件下送入由12个吸附塔及一系列程控阀组成的PSA-1系统，采用12-在PSA-1装置中，任一时刻总是有5台吸附器处于吸附步骤，由入寇端通入原料，在出口端获得净化气。每台吸附器在不同时间依次经理吸附(A)，多级压力均衡降(EiD)，逆放(D)，抽空(V)，多级压力均衡升(EiR)，最终升压(FR)。吸附器所有的压力均衡降都是用于其它吸附器的压力均衡升以充分回收将被再生吸附器中的净化气。逆放步骤排出了吸附器中吸留的大部分杂质组分，剩余的杂质通过抽真空步骤进一步解吸。(4)PSA-2(PSA-CH4)工序焦炉煤气在压力～0.70MPa，温度≤40℃条件下进入由10台吸附器及一系列程控阀组成的PSA-2系统，采用10-4-3/V流程。在PSA-2系统中，任一时刻总是有3台吸附器处于吸附步骤，由入口端通入原料，在出口端获得净化气，每台吸附器在不同时间依次经历吸附(A)、多级压力均衡降(EiD)、逆向放压(D)、抽真空（V）、多级压力均衡升(EiR)和最终升压(FR)，吸附器所有的压力均衡降都是用于其它吸附器的压力均衡升以充分回收将被再生吸附器中的净化气。逆放步骤排出了吸附器中吸留的大部分杂质组分，剩余的杂质通过抽空步骤进一步解吸。富氢气进入半产品气缓冲罐进行稳压，根据混和解吸气热值情况决定是否经调节阀分流，部分富氢气进入混和解吸气系统，剩余的气体经联合压缩机增压到～2.6MPa左右，利用其气体的压缩热在脱氧系统内进行脱氧和冷却。PSA-2系统内的解吸气经调节阀分流～10200Nm3/h的流量进入一段转化、变换系统，在其系统内进行甲烷气的净化、压缩、变换和蒸汽转化，变换后的气体经调节阀稳压至～2.6MPa，温度≤40℃条件下与脱氧后的净化气一并进入制氢原料气混和罐进行混和、稳压。进入PSA-3系统进行提氢，采用10-2-5/P流程，(5)压缩净化工序和变换转化工序来自PSA的浓缩甲烷气压力约20kPa，温度≤40℃条件下进入浓缩气压缩机，压缩到～3.2MPa(G)，经过浓缩气出口缓冲罐缓冲后，送往转化炉中浓缩气预热器预热到精脱硫需要的温度后送精脱硫工序。经预处理工序处理并加压、升温后的浓缩气首先进入由两台可并联或单独使用的预加氢罐AB，主要将浓缩气中的不饱和烃加氢饱和，并加氢脱除浓缩气中的氧，也有少量有机脱硫（硫醇、噻吩、硫醚、二硫化碳等）加氢转化成为无机硫（H2S）。从预加氢罐AB出来的预加氢浓缩气进入加氢罐Ⅰ，对浓缩气中的有机脱硫（硫醇、噻吩、硫醚、二硫化碳等）进行进一步的转化。经两级加氢转化后的浓缩气进入由两台可串可并或单独使用的粗脱硫罐AB，除去浓缩气中加氢转化后生成的H2S。为保证浓缩气中工艺对总硫的要求，在上述工艺流程后增加了一台加氢罐Ⅱ及两台精脱硫罐。当前面的加氢转化脱硫能满足工艺对总硫的要求时，净化浓缩气从旁路（而不经过后一级加氢II脱硫系统）输送至下一工序；当前面的加氢转化脱硫还不能满足工艺对总硫的要求时，浓缩气经过后一级加氢转化脱硫系统处理后输送至下一工序，从而将浓缩气中H2S脱除至0.2ppm以下。净化、预热后的浓缩气先经过变换炉Ⅰ，将浓缩气中的CO变为CO2，与来自废热锅炉汽包的水蒸汽按一定的水碳比混合，然后送转化炉对流段第一组盘管预热至转化炉入口所需温度，再从顶部进入转化炉进行蒸汽转化反应。转化炉分为辐射段和对流段两部分。在辐射段，原料气在转化管中进行转化反应，燃料气燃烧气自上而下与工艺气并流。在辐射段上部，转化管内气体温度低、吸热量大（反应物浓度高，转化反应剧烈），燃烧气体温度高；而在辐射段下部，转化管内气体随着被逐渐加热其温度逐渐升高，吸热量也逐渐减小（反应物浓度降低、反应量小）。这样既有效利用了转化管的传热表面（传热强度高），又可控制转化管管壁温度不致过高。转化炉的对流段是余热回收段。是转化炉离开辐射段的烟道气加热多组换热盘管中物料的部分。烟道气沿水平方向流动，换热盘管根据加热要求和传热特性按一定顺序合理排列。换热盘管有：混合气预热器、浓缩气预热器、蒸汽发生器、空气预热器。烟道气经多组盘管换热后温度降至150℃左右，经引风机送烟囱放空。蒸汽发生器为锅筒式，来自水蒸汽汽包的水靠重度差进入蒸汽发生器，被加热后部分汽化经上升管返回汽包。从转化炉出来的转化气进入转化气废锅。转化气废锅为中心管薄管板式结构，转化气走管程，锅炉水则在壳程被加热汽化，水汽混合物通过废锅上升管送布置在较高平台的废锅汽包中进行汽水分离后，水蒸汽送转化炉作为工艺蒸汽使用，多余的水蒸汽经计量送界外蒸汽管网；而水则经废锅下降管靠与上升管的重度差进入转化气废锅，如此反复循环。经预热的补充水从汽包加入。转化气废锅与蒸汽发生器各用一个汽包，均产生3.9MPa的中压蒸汽。汽包中的蒸汽主要供转化、除氧、装置伴热用。多余的蒸汽经减压至0.6MPa(G)后送界区外蒸汽用户。来自转化气废锅的转化气进入中温变换炉进行变换反应，变换气再进入中压锅炉给水加热器进行热交换，从中压锅炉给水加热器出来的变换气经脱盐水预热器进一步回收热量，空冷器水冷器冷却冷凝、气水分离后，送变压吸附分离提纯氢气工序。(6)PSA-3(PSA-H2)工序在PSA-3装置中，任一时刻总是有台吸附器处于吸附步骤，由入口端通入原料，在出口端获得产品气，每台吸附器在不同时间依次经历吸附(A)、多级压力均衡降(EiD)、顺放（PP）、逆向放压(D)、冲洗（P）、多级压力均衡升(EiR)和最终升压(FR)，吸附器所有的压力均衡降都是用于其它吸附器的压力均衡升以充分回收将被再生吸附器中的产品气。逆放步骤排出了吸附器中吸留的大部分杂质组分，剩余的杂质通过冲洗步骤进一步解吸。调节来自PSA-2系统的甲烷解吸气、旁路气(调节解吸气中的热值)与来自PSA-1系统和PSA-3系统的解吸气混和，约～6500Nm3/h流量的混和解吸气作为蒸汽转化系统的燃料气送出，剩余的混和解吸气送入后续工段，达到后续工段所需解吸气（流量22000～24000Nm3/h，热值约～4200kcal/Nm3)的要求，产品氢气经调节阀稳压后送入焦油加氢工段。当本装置出现故障时，关闭原料气的进口阀，通过旁路阀和本装置区内的总解吸气管道，送入焦化燃料系统；当本装置中的转化、变换工段出现故障时，停运该工段。其余工段继续运行，为保证混和解吸气中的热值达到燃料系统的要求（流量22000～24000Nm3/h，热值～4200kcal/Nm3)，需通过解吸气总管上的热值仪和调节阀补充～6000Nm3/h氮气进入混和解吸气中进行调节，PSA-1工段的解吸气直接进入火炬管网。本装置工艺流程框图如下图如示：

事故时焦炉气立即送入焦炉事故时焦炉气立即送入焦炉净化气脱碳解吸气燃料气废气③混和解吸气PSA-3②产品气净化、压缩PSA-1PSA-2脱氧转化、变换原料气气柜精脱萘蒸汽污水罐电加热器除臭器洗涤塔污水泵脱焦油、脱萘压缩冷却器④废水冷却器加热器解吸气除油富氢气①原料气⑥氮气旁路气4.2.6工艺技术特点针对焦炉煤气的组成相对稳定、压力较高，而要求产品氢气中CO＋CO2≤20ppm、解吸气热值4276～4636kcal/Nm3的实际情况，该装置具有如下特点：a）PSA系统1）本装置采用三套PSA流程，分别采用12-5-4/V流程、10-4-3/V流程和10-2-5/P流程。为保证吸附剂的长使用寿命，全部均压方式为吸附塔之间的对均；大大提高了H2）采用抽空、冲洗解吸工艺，即将吸附塔进行分组解吸；具有投资省，吸附剂再生效果好，产品氢收率高的优点。特点是操作灵活，故障处理不影响产品质量与处理负荷，同时能在线维修；3）吸附时间和抽空、冲洗时间比例适合，降低氢气损失。原料压力及组成相对稳定，使得吸附时间与原料负荷的关系式大大简化，原料负荷变化时，吸附时间可自动改变。可保证产品氢气质量，提高产品氢气收率；4）尾气系统设立缓冲系统，即解吸气缓冲罐，使得尾气压力、流量及热值更加稳定。对尾气的运行具有较大的益处。b）转化、变换系统1）蒸汽转化催化剂强度高、阻力小、活性高、使用寿命长。2）加氢反应器采用等温+绝热式2种反应器组合的配置，满足有机硫转化为无机硫的要求。3）为满足转化催化剂要求和提高原料气利用率，前后均设置变换单元，降低转化炉投资和消耗。4）回收变压吸附解吸气做为转化炉的燃料，大幅度降低燃料气消耗。5）在转化炉对流段设置板式空气预热器，充分利用烟道气热能，减少燃料消耗。4.3物料平衡及消耗定额

表4-1原料气脱萘净化部分物料平衡组份原料气粗脱萘后精脱萘后除油后mg/Nm3g/hmg/Nm3g/hmg/Nm3g/hmg/Nm3g/h焦油50.002500.005.00250.000.5025.000.5024.95萘100.005000.0025.001250.000.9949.380.9848.88苯2000.00100000.001900.0095000.001710.0085500.001675.8083790.00H2S20.001000.0012.00600.006.00300.005.94297.00COS250.0012500.00225.0011250.00180.009000.00178.208910.00NH350.002500.0045.002250.0040.502025.0040.102004.75合计2470.00123500.002212.00110600.001937.9996899.381901.5195075.58压力MPa0.00700.00400.20000.8000表4-2变压吸附物料平衡名称单位组份合计H2N2CO2COCH4O2CnHmH2O∑原料气-IV%55.672.583.098.2526.800.523.090.00100.00Nm3/h27835.001290.001545.004125.0013400.00260.001545.000.0050000.00PSA-CO2/RV%62.4252.7320.2018.45325.6280.5620.000.00100.00Nm3/h27417.4751199.7088.223712.5011256.00247.000.0030.0043920.90脱碳解吸气V%6.8681.48523.9646.78635.2680.21425.4150.000100.00Nm3/h417.52590.3001456.781412.5002144.00013.0001544.9970.0006079.10富氢气V%86.8322.0230.0234.5725.9410.6080.0000.000100.00Nm3/h24675.728574.8966.4141299.3751688.400172.9000.0000.00028417.71旁路气V%86.8322.0230.0234.5725.9410.6080.0000.000100.00Nm3/h868.3220.230.2345.7259.416.080.000.001000.00富甲烷气V%17.6854.0300.52815.56561.7140.4780.0000.000100.00Nm3/h2741.748624.80481.8062413.1259567.60074.1000.0030.00015503.185甲烷转化前V%17.6854.0300.52815.56561.7140.4780.0000.000100.00Nm3/h1803.876411.07753.8231587.6666294.80448.7530.0020.00010200.00甲烷解吸气V%17.6854.0300.52815.56561.7140.4780.0000.000100.00Nm3/h937.871213.72727.983825.4593272.79625.3470.0010.0005303.19变换、转化后V%71.6151.39818.4972.6795.4900.0000.0000.3196100.00Nm3/h21296.755415.6445500.496796.6441632.5410.0000.00095.04229737.72脱氧气V%86.9482.0540.0234.6436.0340.0020.0000.296100.00Nm3/h23474.942554.6666.1881253.6511628.9860.5840.00079.79126998.81混和气V%78.9121.7109.7063.6145.7490.00100.0000.308100.00Nm3/h44771.697970.3105506.6842050.2953261.5280.5840.000174.83356735.93产品气V%99.9020.0350.00020.00170.0610.00040.00000.0000100.00Nm3/h40070.66914.2000.0990.69724.2980.1530.0000.00040110.12制氢解吸气V%28.2755.75133.12112.32819.4710.0030.0001.052100.00Nm3/h4701.028956.1105506.5852049.5973237.2290.4310.000174.83316625.81燃料气V%23.8724.41424.10211.49130.0380.1555.3260.603100.00Nm3/h1551.665286.8991566.639746.9061952.46710.053346.19639.1766500.00混和解吸气V%23.8724.41424.10211.49130.0380.1555.3260.603100.00Nm3/h5373.082993.4685424.9352586.3756760.97234.8101198.802135.65722508.10表4-3消耗定额（按1000Nm3氢气产品计）序号项目名称规格单位消耗定额备注一原材料1原料焦炉煤气10kPa(G)Nm31246.62转化催化剂专用g8.31正常操作条件下3年3变换催化剂专用g26.18正常操作条件下3年4铁钼预加氢催化剂专用g145.85正常操作条件下0.6~1年5铁钼加氢催化剂专用g36.46正常操作条件下2年6镍钼加氢催化剂专用g10.91正常操作条件下2年7氧化锌脱硫剂专用g299.18正常操作条件下0.6年8中温氧化锌脱硫剂专用g149.59正常操作条件下2年9吸附剂φ20专用g259.91正常操作条件下1年10吸附剂φ50专用g147.10正常操作条件下1年11吸附剂CAN-201专用g346.24正常操作条件下1年12吸附剂CAN-228专用g762.43正常操作条件下1年13吸附剂CAN-318专用g22.44正常操作条件下1年14吸附剂CAN-324专用g239.03正常操作条件下3年15吸附剂CAN-561专用g4.71正常操作条件下3年二公用工程1电220V、50HZkWh0.56照明用电380V、50HZkWh56.27动力设备用电，包括公用工程用电10kVkWh241.09动力设备用电2仪表空气P=0.4～0.5MPaDp-40℃Nm35.98已折电耗3氮气P0.4MPa99.5%O2≤0.5%Nm3/h4000开车初置换用数小时Nm3174.52补充氮气4脱盐水0.5MPa，20℃t0.79已折电耗5循环水P=0.4～0.5MPa≤30℃t58.59已折电耗6新鲜水t1.25三副产品1副产混合解吸气Nm3561.16送工厂燃料管网作燃料2副产蒸汽t0.19送工厂蒸汽系统4.4自控技术方案4.4.1概述根据全厂各装置和系统的构成及总体平面布置，内蒙庆华50KNm3/h焦炉煤气制氢装置项目整个装置区按一个中央控制室和一个压缩分控室设置。本项目仪表及控制系统应安全可靠、技术先进，满足工艺过程的操作要求，自动控制水平将达到国内石油化工企业的先进水平。该工程的装置统一采用分散型控制系统（DCS），并考虑工厂管理网及ERP系统接口，实现控制系统实时数据库的共享，最终实现全厂的控制、管理、经营一体化。本项目工艺生产装置和公用工程各单元的重要工艺参数引至主控制室DCS系统进行监视和操作。同时，装置DCS显示操作站还将监控其它控制系统的信息，如安全仪表系统（SIS）、可燃/有毒气体检测报警系统（GDS）、压缩机组控制系统等通过MODBUS协议与DCS控制器进行通讯，通讯接口应采用冗余方式。4.4.2生产过程控制系统组成整个DCS系统由控制站、工程师站、操作员站等组成。中央控制室根据装置和系统要求应设置操作站、打印台、辅助操作台等设备。4.4.2.1设置原则DCS基本设置原则为：控制单元的CPU等功能卡件为1：1冗