【正文】 認為：為了滿足公司煉油廠生產(chǎn)的干氣需要進行脫硫處理的總量要求，并且保證脫后干氣中H2S含量指標合格，必須對公司煉油廠催化裂化裝置干氣脫硫進行改造。因此，有必要對干氣脫硫塔進行改造，提高其處理能力，提高干氣脫硫系統(tǒng)的操作彈性，以保證干氣質量合格，避免干氣中硫化氫含量過高對管線系統(tǒng)的腐蝕。干氣脫硫后進入瓦斯管網(wǎng)，供全廠加熱爐使用和附近居民民用，干氣脫硫后硫含量超標，會造成干氣對管網(wǎng)及加熱爐設施的腐蝕加劇，造成安全隱患，并威脅居民用燃料氣的安全。由于干氣脫硫塔初建設計能力僅為5萬噸/年，能力余量較小，導致目前干氣脫硫裝置彈性小，特別是當兩催化裝置生產(chǎn)方案有調整，干氣收率增加時，并且干氣中硫化氫含量增加，干氣脫硫無法適應需要，經(jīng)常出現(xiàn)干氣脫硫后質量不合格的問題。玻璃板液位計因年久腐蝕，也無法看清現(xiàn)場液位。比如：由于脫硫系統(tǒng)設備及大部分管線、閥門、儀表調節(jié)閥腐蝕嚴重隨時都可能發(fā)生泄漏事故，脫硫平臺框架的腐蝕減薄及易發(fā)生墜落事故，對裝置的安全平穩(wěn)生產(chǎn)造成很大的威脅等。造成干氣入脫硫裝置前硫化氫含量增加，使干氣脫硫的實際負荷增加。增加了干氣脫硫的負荷。2001年，實施了氣柜瓦斯回收項目，增加瓦斯壓縮機，將氣柜中的低壓瓦斯經(jīng)過壓縮后并入高壓瓦斯管網(wǎng)，降低加工損失及能耗。裝置所需的溶劑貧液（甲基二乙醇胺溶液）由硫磺回收車間溶劑再生裝置統(tǒng)一提供；裝置產(chǎn)生的含有H2S的溶劑富液送到溶劑再生裝置進行再生，溶劑循環(huán)使用。裝置工藝流程：催化裂化裝置及重油催化裂化裝置供給的干氣以及氣柜壓縮機回收的干氣匯合之后，經(jīng)原料干氣分液罐分液后，進入干氣脫硫塔一層塔板下，與從上部流下的貧液逆向接觸，干氣中的硫化氫和二氧化碳被吸收。本可行性研究報告由某某華東勘察設計研究院吉林分院負責編制。本可行性研究報告對煉油廠催化裂化裝置干氣脫硫改造項目的建設規(guī)模、工藝技術及設備方案、原材料供應、自動控制、廠址方案、輔助生產(chǎn)設施、消防、環(huán)境保護、職業(yè)安全衛(wèi)生、投資估算進行了分析和研究。，注重環(huán)保措施的“三同時”。、可靠的技術，保證本工程實施后裝置生產(chǎn)運行達到“安、穩(wěn)、長、滿、優(yōu)”，產(chǎn)品質量優(yōu)良，各項技術經(jīng)濟指標達到同行業(yè)一流水平，干氣脫后總硫含量滿足后續(xù)裝置生產(chǎn)和民用燃料的要求。《煉油化工建設項目可行性研究報告編制規(guī)定》。公司煉油廠“十五”末期生產(chǎn)裝置一覽表序號裝置名稱加工能力104t/a投產(chǎn)時間改造時間1一套常減壓蒸餾裝置38019772二套常減壓蒸餾裝置320199019963一套催化裂化裝置140197720024二套催化裂化裝置70199019975加氫裂化裝置60199620046延遲焦化裝置10020037汽油加氫精制裝置20198920038干氣/液化氣脫硫裝置25/1720029汽油脫硫醇裝置90199010酸性水汽提裝置602003200411柴油加氫精制裝置1202003200412氣體分餾裝置251986200213硫磺回收聯(lián)合裝置2003200414芳烴聯(lián)合裝置40199615污水處理裝置1310t/h19761996《煉油廠催化裂化裝置干氣脫硫改造》可行性研究報告委托書?？梢陨a(chǎn)汽油，柴油，溶劑油，苯類，丙烷，液態(tài)烴等石油化工產(chǎn)品，同時提供生產(chǎn)乙烯、丙烯、酸脂、聚丙烯、MTBE 等化工裝置的原料。某某公司煉油廠。1總 論某某公司煉油廠催化裂化裝置干氣脫硫改造。本項目為擴能改造項目，對公司煉油廠催化裝置現(xiàn)有10萬噸/年干氣脫硫進行改造，正常生產(chǎn)歸公司煉油廠管理。、性質及負責人建設單位全稱：某某公司企業(yè)性質：股份制企業(yè)建設單位負責人：公司煉油廠始建于1970年，經(jīng)過多年發(fā)展改造，目前原油一次加工能力700萬噸/年，現(xiàn)運行裝置 15 套，其中煉油裝置 14 套，污水處理裝置 1 套，還有相應配套的四個循環(huán)水場，一個凈水場、兩套總變電、鍋爐等公用工程設施和油品的貯運和裝卸棧臺等輔助設施。公司煉油廠位于吉林省吉林市東部，占地約 130 公頃。，在滿足總圖布置要求的前提下，力求符合工藝流程的要求并方便操作和維修。確保項目投產(chǎn)后符合職業(yè)安全衛(wèi)生的要求，使企業(yè)在獲得經(jīng)濟效益的同時產(chǎn)生良好的社會效益。由于本裝置產(chǎn)品不直接作為商品出廠，因此不包括產(chǎn)品市場與價格預測、財務評價、預期目標及風險等內容的分析和研究。公司煉油廠催化裂化干氣脫硫裝置于1989年建成投產(chǎn)，原設計加工能力5萬噸/年（加工一催化裝置的干氣，實際設計能力考慮了加工60萬噸/年重油催化裝置建成投產(chǎn)后的干氣，干氣中硫化氫含量為10000ppm），采用濕法醇胺脫硫工藝，以甲基二乙醇胺（MDEA）為溶劑。凈化干氣從塔頂逸出，經(jīng)凈化干氣分液罐分液后，并入高壓瓦斯管網(wǎng)；凝液靠自壓流入干氣吸收塔底部。催化裂化裝置干氣脫硫目前具有處理10萬噸/年干氣的能力，但隨近年來兩套催化裂化裝置的改造、原料性質的變化，公用工程系統(tǒng)的變化，干氣脫硫系統(tǒng)實際能力已不能滿足需要；主要因素如下：（1）實際干氣產(chǎn)量增加兩套催化裂化裝置原料重質化：1996年，重油催化裝置加工能力由60萬噸/年增加到70萬噸/年，處理量增加，并且原料性質變重，干氣產(chǎn)量增加；2002年一催化裝置進行了原料重質化改造，加工能力從100萬噸/年提高到140萬噸/年，并且原料性質變重，干氣產(chǎn)量增加。由于氣柜瓦斯硫化氫含量較高，需要進行脫硫處理，因此將氣柜回收的低壓瓦斯（1500Nm3/h）并入二催化干氣至脫硫的管線，一并進入脫硫裝置處理。（2）原料干氣中硫化氫含量增加2002年以來，工廠開始較大比例摻煉俄羅斯原油，原料中硫含量增加，以及兩套催化裂化裝置加工方案變化（采用降烯烴操作方案，反應活性較高），兩套催化裂化裝置干氣中的硫化氫含量增加，由未摻煉俄羅斯原油時的10000ppm左右提高到摻煉俄羅斯原油后的20000ppm左右。（3）運行時間長，設備老化，設備腐蝕加劇煉油廠催化干氣脫硫裝置于1989年建成投產(chǎn)，至今已運行近20年，部分設備老化，并且裝置長期在硫化氫條件下操作運行，部分管線及調節(jié)閥已有腐蝕跡象，存在一些安全隱患問題。另外，由于裝置運行時間較長，而且腐蝕現(xiàn)象嚴重，造成部分儀表損壞失靈，影響正常使用。目前干氣脫硫裝置的負荷情況如下所示：表11，目前干氣脫硫系統(tǒng)的物料平衡：裝置干氣收率干氣產(chǎn)量，萬噸/年備注一催化裝置4．5%6．30二催化裝置4．8%3．36氣柜瓦斯1500Nm3/h目前只回收老氣柜瓦斯，運行一臺壓縮機合計10．8由上表可以看出干氣脫硫裝置實際加工量已經(jīng)超出設計能力。另外，如前所述，煉油廠計劃將常減壓裝置的輕烴氣相引入干氣脫硫裝置脫硫處理，加上新建30000立方米氣柜項目投產(chǎn)后，需要進行脫硫的干氣量增加，現(xiàn)有干氣脫硫設施已遠遠不能滿足干氣脫硫負荷增加的需要。另外，據(jù)統(tǒng)計，催化干氣脫硫在2007年12月份干氣脫后硫化氫含量不合格14次，最高710ppm，最低71ppm（干氣中硫化氫含量控制指標為≯50ppm）。項目的主要評價指標，見下表。，裝置擴能改造完成后的初期，裝置加工負荷較低。表21：序號項目單位指標1原料干氣中H2S含量ppm18000～20000