炼油厂催化裂化装置干气脱硫技术改造项目立项申报材料.doc_中文版高速下载

占地面积建筑面积及定员 本项目是对干气脱硫装置进行扩能改造，不新占用土 地，不新增加建筑面积，不新增加装置定员。

消耗指标与能耗 装置消耗定额，表 序 号 项目 小时耗量年消耗量耗能指标 总能 耗 单位数量单位数量单位数量 电 合计 产品质量指标 产品质量指标，表 序号项目单位指标 净化干气中含量 检验分析项目 检验分析项目，表 序号项目分析周期 净化干气中含量次小时 原料辅助原料供应 干气原料供应 干气脱硫装置原料为来自于两套催化装置的干气及气 柜回收的瓦斯，干气来源情况见表。

干气来源情况，表 装置装置负荷，万 吨年 干气收率，备方案选择 原料来源 干气脱硫单元的原料干气来源于吉化炼油厂万吨 年和万吨年两套重油催化裂化装置，气柜回收的瓦斯。

国内外工艺技术路线的介绍 干气脱，目前采用较多的工艺是湿法醇胺脱硫气中含量 产品质量方案 经脱硫装置脱硫后的产品质量指标见表。

表 序号项目单位指标 净化干气中含量 工艺装置技术及设备方案 工艺技术及设，装置加工负荷较低。

建设规模产品质量方案 建设规模 本装置建设规模为加工处理干气万吨年 原料中硫化氢含量 原料干气中硫化氢含量，见表。

表 序号项目单位指标 原料干进行脱硫处理的总量要求，并且保证脱后干气中 含量指标合格，必须对公司炼油厂催化裂化装置干气脱硫进 行改造。

存在问题 由于目前干气脱硫装置处理量为万吨年，装置扩 能改造完成后的初期财务指标览表，表 序号项目单位数量备注 建设规模 处理干气万吨年 项目投入总 资金 万元 建设投资万元 研究结论 通过可行性研究分析认为为了满足公司炼油厂生产的 干气需要硫塔进行改造，提高其处理能力， 提高干气脱硫系统的操作弹性，以保证干气质量合格，避免干 气中硫化氢含量过高对管线系统的腐蚀。

主要研究结论 主要评价指标 项目的主要评价指标，见下表。

主要成安全隐患，并威胁居民用燃料气的安全。

另外，据统计，催化干气脱硫在年月份干气脱 后硫化氢含量不合格次，最高，最低干气 中硫化氢含量控制指标为≯。

因此，有必要对干气脱增加，现有干气脱硫设施已远远 不能满足干气脱硫负荷增加的需要。

干气脱硫后进入瓦斯管网，供全厂加热炉使用和附近居民 民用，干气脱硫后硫含量超标，会造成干气对管网及加热炉设 施的腐蚀加剧，造，干气脱硫无法适应需要，经常出现干气脱硫后质量不合格 的问题。

另外，如前所述，炼油厂计划将常减压装置的轻烃气相引 入干气脱硫装置脱硫处理，加上新建立方米气柜项目投 产后，需要进行脱硫的干气量实际加工量已经超出设计 能力。

由于干气脱硫塔初建设计能力仅为万吨年，能力余 量较小，导致目前干气脱硫装置弹性小，特别是当两催化装置 生产方案有调整，干气收率增加时，并且干气中硫化氢含量增 加衡 装置干气收率干气产量， 万吨年 备注 催化装 置 二催化装 置 气柜瓦斯目前只回收老气 柜瓦斯，运行 台压缩机 合计 由上表可以看出干气脱硫装置置运行时间较长，而且腐蚀现象严重，造成 部分仪表损坏失灵，影响正常使用。

玻璃板液位计因年久腐蚀， 也无法看清现场液位。

目前干气脱硫装置的负荷情况如下所示 表，目前干气脱硫系统的物料平 问题。

比如由于脱硫系统设备及大部分管线阀门仪表调 节阀腐蚀严重随时都可能发生泄漏事故，脱硫平台框架的腐蚀 减薄及易发生坠落事故，对装置的安全平稳生产造成很大的威 胁等。

另外，由于装 运行时间长，设备老化，设备腐蚀加剧 炼油厂催化干气脱硫装置于年建成投产，至今已运 行近年，部分设备老化，并且装置长期在硫化氢条件下操 作运行，部分管线及调节阀已有腐蚀迹象，存在些安全隐患反应活性较高，两套催化裂化装置干气中的硫 化氢含量增加，由未掺炼俄罗斯原油时的左右提高 到掺炼俄罗斯原油后的左右。

造成干气入脱硫装置 前硫化氢含量增加，使干气脱硫的实际负荷增加。

并进入脱硫装置处理。

增加了干气脱硫的负荷。

原料干气中硫化氢含量增加 年以来，工厂开始较大比例掺炼俄罗斯原油，原料中 硫含量增加，以及两套催化裂化装置加工方案变化采用降烯 烃操作方案将 气柜中的低压瓦斯经过压缩后并入高压瓦斯管网，降低加工损 失及能耗。

由于气柜瓦斯硫化氢含量较高，需要进行脱硫处理， 因此将气柜回收的低压瓦斯并入二催化干气至 脱硫的管线将 气柜中的低压瓦斯经过压缩后并入高压瓦斯管网，降低加工损 失及能耗。

由于气柜瓦斯硫化氢含量较高，需要进行脱硫处理， 因此将气柜回收的低压瓦斯并入二催化干气至 脱硫的管线，并进入脱硫装置处理。

增加了干气脱硫的负荷。

原料干气中硫化氢含量增加 年以来，工厂开始较大比例掺炼俄罗斯原油，原料中 硫含量增加，以及两套催化裂化装置加工方案变化采用降烯 烃操作方案，反应活性较高，两套催化裂化装置干气中的硫 化氢含量增加，由未掺炼俄罗斯原油时的左右提高 到掺炼俄罗斯原油后的左右。

造成干气入脱硫装置 前硫化氢含量增加，使干气脱硫的实际负荷增加。

运行时间长，设备老化，设备腐蚀加剧 炼油厂催化干气脱硫装置于年建成投产，至今已运 行近年，部分设备老化，并且装置长期在硫化氢条件下操 作运行，部分管线及调节阀已有腐蚀迹象，存在些安全隐患 问题。

比如由于脱硫系统设备及大部分管线阀门仪表调 节阀腐蚀严重随时都可能发生泄漏事故，脱硫平台框架的腐蚀 减薄及易发生坠落事故，对装置的安全平稳生产造成很大的威 胁等。

另外，由于装置运行时间较长，而且腐蚀现象严重，造成 部分仪表损坏失灵，影响正常使用。

玻璃板液位计因年久腐蚀， 也无法看清现场液位。

目前干气脱硫装置的负荷情况如下所示 表，目前干气脱硫系统的物料平衡 装置干气收率干气产量， 万吨年 备注 催化装 置 二催化装 置 气柜瓦斯目前只回收老气 柜瓦斯，运行 台压缩机 合计 由上表可以看出干气脱硫装置实际加工量已经超出设计 能力。

由于干气脱硫塔初建设计能力仅为万吨年，能力余 量较小，导致目前干气脱硫装置弹性小，特别是当两催化装置 生产方案有调整，干气收率增加时，并且干气中硫化氢含量增 加，干气脱硫无法适应需要，经常出现干气脱硫后质量不合格 的问题。

另外，如前所述，炼油厂计划将常减压装置的轻烃气相引 入干气脱硫装置脱硫处理，加上新建立方米气柜项目投 产后，需要进行脱硫的干气量增加，现有干气脱硫设施已远远 不能满足干气脱硫负荷增加的需要。

干气脱硫后进入瓦斯管网，供全厂加热炉使用和附近居民 民用，干气脱硫后硫含量超标，会造成干气对管网及加热炉设 施的腐蚀加剧，造成安全隐患，并威胁居民用燃料气的安全。

另外，据统计，催化干气脱硫在年月份干气脱 后硫化氢含量不合格次，最高，最低干气 中硫化氢含量控制指标为≯。

因此，有必要对干气脱硫塔进行改造，提高其处理能力， 提高干气脱硫系统的操作弹性，以保证干气质量合格，避免干 气中硫化氢含量过高对管线系统的腐蚀。

主要研究结论 主要评价指标 项目的主要评价指标，见下表。

主要财务指标览表，表 序号项目单位数量备注 建设规模 处理干气万吨年 项目投入总 资金 万元 建设投资万元 研究结论 通过可行性研究分析认为为了满足公司炼油厂生产的 干气需要进行脱硫处理的总量要求，并且保证脱后干气中 含量指标合格，必须对公司炼油厂催化裂化装置干气脱硫进 行改造。

存在问题 由于目前干气脱硫装置处理量为万吨年，装置扩 能改造完成后的初期，装置加工负荷较低。

建设规模产品质量方案 建设规模 本装置建设规模为加工处理干气万吨年 原料中硫化氢含量 原料干气中硫化氢含量，见表。

表 序号项目单位指标 原料干气中含量 产品质量方案 经脱硫装置脱硫后的产品质量指标见表。

表 序号项目单位指标 净化干气中含量 工艺装置技术及设备方案 工艺技术及设备方案选择 原料来源 干气脱硫单元的原料干气来源于吉化炼油厂万吨 年和万吨年两套重油催化裂化装置，气柜回收的瓦斯。

国内外工艺技术路线的介绍 干气脱，目前采用较多的工艺是湿法醇胺脱硫工艺 即溶剂吸收法，脱硫溶剂采用甲基二乙醇胺溶 液。

含干气在吸收塔内与贫液再生后的甲基二乙 醇胺溶液逆流接触，进行酸碱中和反应，溶剂吸收了干 气中所含的气体，使干气得到净化。

溶剂在再生塔 内遇热进行逆向解吸反应，释放出，使溶剂再生， 再生溶剂循环使用。

该工艺过程主要化学反应是甲基二乙 醇胺与 产品 本装置产品为净化干气，送往炼油厂高压瓦斯管网， 产品质量指标见表。

工艺流程简述 两套催化装置来的干气混合后先进入原料液化气聚结 器，脱除凝缩油后的干气自塔底进入干气脱硫塔 ，与自塔顶来的乙醇胺贫液逆向接触，脱除干气中 的。

净化干气自顶出来后进入净化干气聚结器 ，分离出乙醇胺溶液的净化干气并入工厂高压瓦斯 管网。

从溶剂再生装置来的乙醇胺贫液自塔顶进入干气脱 硫塔，吸收完干气中的富液自底流出， 自流进入作为富液收集罐使用的，经 抽出升压后送往溶剂再生装置再生处理循环使用。

改造内容 新增干气