煤焦油加氢简介

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1、1.1煤气脱硫、制氢装置1.1.1概述1.1.1.1装置概述a）装置规模本装置为煤气脱硫、制氢装置。装置规模满足50万吨焦油加氢的需要，建设规模为50000Nm3/h。（1）装置设计规模：制氢装置规模为：50000Nm3/h。（2）产品及副产品由于煤干馏分为一、二期分别建设，制氢部分为二期配套，考虑到一、二期煤干馏工艺技术的不同，一、二期的煤气制氢分别考虑为PSA及转化制氢。以下描述的制氢装置建设为同步工程，采用的原料分别为一、二期煤干馏煤气。原料煤气小时产量2.5×105Nm3/h一期煤气质量：详见下表成份H2CH4C

2、OCmHnCO2N2O2Q(KJ/Nm3)含量(V%)25～296～910～131～26～943～480.4～17500～8000由于该直立炭化炉主要为内热式加热，在荒煤气中混入了大量的废气，使煤气热值降低，但是煤气的发生量比外热式加热时增加了一倍。直立炭化炉本身加热需要用去煤气总量的35%，兰炭的烘干装置需要用去煤气总量的5%，这样炭化炉每年剩余煤气60%，约12.0×108Nm3/a，可供煤焦油加氢工序。二期煤气质量：详见下表无煤气数据估算数据：（需提供二期煤气数据，包括流量、组成等数据）煤气流量估算：5000Nm3

3、/h组分CH4C2H6C2H4C3H8H2COCO2N2O2H2S小计V(%)26.782.581.074.8223.4613.7325.764.070.510.25103.3产品：氢气：一期煤干馏煤气PSA制氢：～30000Nm3/h二期煤干馏煤气转化制氢估算：～10000Nm3/h无煤气数据（如需配套二期煤干馏规模需80～100×104t/h）。合计：50000Nm3/h（50万吨/年煤焦油加氢配套需要量）副产品：解吸气：Ⅰ期:1.2×105Nm3/h（可作为燃料气）Ⅱ期:4500Nm3/h（排放）a）生产制度年操作

4、时间按8000小时考虑，生产班次四班三运转。b）工艺技术来源采用国内技术。c）装置布置原则在满足工艺流程的前提下，尽量做到设备露天化布置，集中化布置，便于安全检修及生产操作。满足全厂总体规划的要求；注意装置布置的协调性和统一性，适当考虑装置将来的生产和技术改造的要求。结合本装置的施工、维修、操作和消防的需要，综合考虑，设置了必要的车行、消防、检修通道和场地，并在设备的框架和平台上设置必要的安全疏散通道。在满足生产要求和安全防火、防爆的条件下，应做到节省用地、降低能耗、节约投资、有利于环境保护。1.1.1.2装置组成由于一

5、、二期煤干馏的工艺技术不同，煤气组成、杂质含量、气量差异很大，因此一、二期制氢装置主项不同，详见表2.3.1-1、2.3.1-2。表2.3.1-1Ⅰ期主项表序号主项名称备注1煤气加压站煤气由常压加压至0.65MPa（G）20.65MPa（G）脱硫3变压吸附制氢4氢气压缩表2.3.1-2Ⅱ期主项表序号主项名称备注1常压脱硫含煤气鼓风2煤气加压站煤气由常压加压至2.1MPa（G）3精脱硫4转化5中变串低变6变压吸附制氢1.1.1.1工艺技术特点及工艺流程简述a）Ⅰ期本装置Ⅰ期包括煤气加压、脱硫和变压吸附制氢及氢气压缩四部分。

6、由气柜来的焦炉气经煤气总管进入煤气压缩机压缩至0.65MPaG、冷却至40℃后，由总管分别进入脱硫塔，与塔顶喷洒的脱硫液逆流接触，脱去焦炉气中绝大部分所含的无机硫（H2S）及50%左右的有机硫（COS），脱硫气中含H2S～200mg/Nm3，接着进入变压吸附（PSA-H2）系统，PSA-H2系统分三个单元，每单元运行方式采用10-4-2/P，每个塔经历吸附（A）、一均降（EID）、二均降（EID）、顺放（PP）、逆放（D）、冲洗（P）、二均升（EIR）、一均升（EIR）、最终升压（FR）等步骤，纯度99%产品氢气纯度99

7、%产品氢气经氢气压缩机压至1.5MPa(G)、40℃送出界外。根据氢气用量，可以适时调节入变压吸附系统脱硫气气量。从脱硫塔中吸收了H2S和HCN的脱硫富液送至喷射再生槽喷射器中进行溶液再生，再生后的脱硫贫液用泵送回脱硫塔循环使用，硫泡沫由泵送至戈尔过滤器生成硫膏，硫膏送熔硫釜生产硫磺。该工艺特点：1）焦炉气压缩机，选用湿式螺杆压缩机、主机冷却方式，采用软化水或柴油，既起到了冷却作用，也防止了焦炉气所含杂质对压缩机缸体产生不良影响。2）脱硫工艺技术采用了“888”法，它不仅可以脱去无机硫（H2S），而且可以至少脱去40%的

8、有机硫，况且不易堵塔，产生的硫颗粒大、易分离，硫回收率高等。溶液再生采用喷射再生技术，即节约投资、方便操作、便于维修，又大大节省电的消耗，有利于降低生产成本。a）Ⅱ期煤干馏采用大连理工大学煤化工研究设计所的煤固体热载体法热解技术。煤固体热载体法快速热解技术是将煤通过与热的载体（热解后的热半焦）快速混合加热使煤热解（干