煤制油单元工艺描述

单元工艺描述

3.1 变换技术方案

本装置变换的目的是通过调节经过变换气的气量来调节H2/CO的比值，因此采用了简单的一段变换。

本装置进料为粉煤气化的粗合成气，原料的主要特点是水汽比较高、CO含量高、H2S含量较高，依据其特点适宜选择宽温耐硫变换工艺，又根据下游油品装置对产品气的H2/CO稳定在1.7的要求，因此采用了部分变换，即约68.8%的粗合成气经过变换，31.2%的粗合成气不经过变换。为防止灰分及其它毒性杂质带入下游装置，变换装置前设置了保护床，变换气及非变换气均通过保护床。 3.2 低温甲醇洗

本单位的原料气特点是气量大，气体中CO2含量高，原料气中除有H2S外，还含有一定量的COS，而下游装置对总硫含量控制及其严格，要求小于0.05ppm，根据其特点最适宜选择低温甲醇洗净化工艺，针对该项目的特点，无论在能耗、运行成本及一次性投资方面，选择低温甲醇洗工艺比选择其它工艺均占有一定的优势，因此推荐采用低温甲醇洗净化工艺。 3.3 制冷技术方案选择

本单元为低温甲醇洗单元及低温油洗单元提供冷量，总冷量107KW，其中-40℃冷量97MW，4℃冷量10MW。本装置变换单元产生了大量的低温位余热，从余热利用角度考虑，适宜选用氨吸收制冷工艺，受氨吸收器设备的限制，氨吸收制冷一般用于小型装置，对本项目的冷量，需要多台吸收器，另外本项目需要的冷量主要是-40℃，即使选用氨吸收制冷，也必须在吸收器前设置氨压缩机，相当于氨压缩吸收混合制冷，该压缩机得功率为全部采用压缩制冷的压缩机功率的50%，即采用吸收制冷的一次性投资高于全压缩制冷工艺，压缩吸收混合制冷工艺复杂，投资高，能耗也比全压缩制冷高，因此本项目采用了压缩制冷。氨压缩制冷和丙烯压缩制冷相比，能耗相当，丙烯压缩制冷压缩机功率比氨压缩机功率高1.3%，但氨压缩制冷投资比丙烯压缩制冷高30%，因此本项目采用了丙烯压缩制冷。 3.4 精脱硫技术方案选择

本单元的原料为低温甲醇洗后的变换气和非变换气，总硫含量为0.1ppm，为满足F-T合成反应要求，需要将硫含量进一步脱至小于0.05ppm ,属于气体精细脱硫，应采用干法脱硫技术。原料气的主要硫成分为H2S和COS，温度为常温，常用的常温干法脱硫剂主要是氧化锌或特种氧化铁，本项目原料气的特点是来自低温甲醇洗的脱硫气，含硫量非常低，采用的是干法精细脱硫技术。 3.5 回收技术方案选择

本项目从制取高品质硫磺的要求考虑，采用了克劳斯硫回收工艺，从工艺技术的比较，“克劳斯+LT- SCOT尾气处理工艺”或“超优级克劳斯工艺”和国产的“SSR”工艺均是可行的。从溶液循环量、选择性、净化度、操作费用、装置投资等诸方面进行比较，推荐采用制硫加尾气处理两部分组成的方案。并针对本工程的特点推荐采用“克劳斯+LT-SCOT尾气处理部分工艺”的流程。即克劳斯尾气经LT-SCOT还原反应器，并经洗涤降温后，压缩返回到上游低温甲醇洗单元的循环气压缩机入口。这样不仅尾气达到零排放，还能节省了装置投资。

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