正丁烷分离装置及配套

正丁烷分离装置及配套方案设计
一、设计依据
1、中石化 分公司设计委托单，委托编号 。

二、概述
目前，炼油新区Ⅲ常装置液化气（包括Ⅲ重T202顶、Ⅳ重T601顶液化气）和炼油老区轻烃回收装置生产的液化气经脱硫装置脱硫后作为民用液化气出厂，其中约含正丁烷45%，而正丁烷可作为附加值较高的顺酐装置原料，如果将这部分液化气里的正丁烷分离出来，将会给企业带来一定的经济效益，并有利于开展下游生产的利用。

本次设计,根据正丁烷产量分为二个方案，其中方案一：装置设计规模为9×104t/a（正丁烷），方案二：装置设计规模为6×104t/a（正丁烷），年开工时间为8400小时，操作弹性60%～110%。

另外，本次设计还包括正丁烷的储运等配套设施。

三、设计基础数据(见表-3.1)
表-3.1 设计基础数据表（原料性质）
项目 炼油老区轻烃回收
装置液化气
Ⅲ常装置液化气
（包括Ⅲ重T202顶、
Ⅳ重T601顶液化气）
焦化装置（包括Ⅰ、Ⅱ
加裂）液化气
流量kg/h 14000 13500 10000
温度℃ 40 40 40 压力MPa(G) 1.2 1.1 1.2
C
2
0（V%） 9.4 3.92 6.58
C
3
0（V%） 35.9 30.7 31.59
C
3
=（V%） 1.9 0 3.85
nC
40（V%） 37.5 49.8 21.13
原
料
组
iC
4
0（V%） 14.1 15.18 32.83
正丁烷分离装置及配套方案设计
ic
4
=（V%） 0.5 0.09 3.2
C
5
（V%） 0.8 0.33 0.8
甲硫醇
umol/mol
20.2 3.5
乙硫醇
umol/mol
17.3 3.6
甲硫醚
umol/mol
2.7 0.3
二甲基二硫醚
umol/mol
2.2 1.37
羰基硫umol/mol 6.5 0
成
合计 100.1 100.02 99.98 说明:以上物料组成由质检中心于2007年12月13日 “正丁烷分离装置及配套”方案讨论会上提供，其中含硫组分的组成取研究中心2007年12月9日至2008年1月4日分析结果的平均值。

四、产品方案
装置主要产品为正丁烷 (见表-4.1)
表-4.1 产品组成
正丁烷（方案一）正丁烷（方案二）
产品名称
W%W%
C
2
00 0
C
3
00 0
C
3
=0 0
nC
4
097.10（指标＞95%） 97.15（指标＞95%）
烯烃 ＜0.8 ＜0.8
ic
4
=0.56 0.16
C
5
0.20 0.18
总硫(以H
2S计) ＜50PPm ＜50PPm
产
品
组
成
合计 100 100
正丁烷分离装置及配套方案设计
五、工艺流程简述
Ⅱ催化脱硫醇装置脱硫后的Ⅲ常装置液化气和炼油老区轻烃回收装置脱硫醇后的液化气进入原料缓冲罐（V1101），经脱异丁烷塔进料泵（P1101AB）提压、脱异丁烷塔进料换热器（E1101）换热后，进入脱异丁烷塔（T1101）的中部，脱异丁烷塔顶出来的馏分经脱异丁烷塔顶空冷器（AC1101A～H）和脱异丁烷塔顶冷凝冷却器（WC1101）冷凝冷却后，进入脱异丁烷塔回流罐（V1102），罐中冷凝液再经脱异丁烷塔回流泵（P1102AB）升压后一部分作为液化气出装置，另一部分作为塔顶回流返回脱异丁烷塔顶部。

脱异丁烷塔底出来的C
4、C
5
组分作为正丁烷分离塔（T1102）的进料
自压至正丁烷分离塔的中部，正丁烷分离塔顶出来的正碳四馏分经正丁烷分离塔顶空冷器（AC1102AB）、正丁烷分离塔顶冷凝冷却器（WC1102）冷凝冷却后，进入正丁烷分离塔回流罐（V1103），罐中冷凝液再经正丁烷分离塔回流泵（P1103AB）升压、一部分作为正丁烷产品送至罐区，另一部
分作为顶回流返回正丁烷分离塔顶部。

正丁烷分离塔底出来的C
4、C
5
组分，
经重碳四泵（P1104AB）提压、重碳四冷却器（WC1103）冷却后，与脱异丁烷塔出来的液化气合在一起至储运液化气球罐。

六、主要操作条件和主要技术经济指标
1、方案一主要操作条件(见表-6.1～6.2)
脱异丁烷塔(T1101) 表-6.1
序号项目单位采用值备注
1 塔顶温度℃
2 塔顶压力 MPa（G）
3 进料温度℃
4 塔底温度℃
5 回流比
正丁烷分离装置及配套方案设计
正丁烷分离塔(T1102) 表-6.2
序号项目单位采用值备注
1 塔顶温度℃
2 塔顶压力 MPa（G）
3 进料温度℃
4 塔底温度℃
5 回流比
2、方案二主要操作条件(见表-6.3～6.4)
脱异丁烷塔(T1101) 表-6.3
序号项目单位采用值备注
1 塔顶温度℃
2 塔顶压力 MPa（G）
3 进料温度℃
4 塔底温度℃
5 回流比
正丁烷分离塔(T1102) 表-6.4
序号项目单位采用值备注
1 塔顶温度℃
2 塔顶压力 MPa（G）
3 进料温度℃
4 塔底温度℃
5 回流比
正丁烷分离装置及配套方案设计3、装置的主要技术经济指标(见表-6.3)
表-6.3 装置主要技术经济指标（方案一）
序号 指标名称 数值 单位 备注
1 设计规模 9 ×104t/ a 按正丁烷产量
2 原料
炼油老区轻烃回收装置
液化气（包括焦化装置） 5.04 ×10
4t/a
Ⅲ常装置液化气 15.20 ×104t/a
合计 20.24 ×104t/a
3 产品（或中间产品）
正丁烷 9.03 ×104t/a
液化气 11.17 ×104t/a
燃料气 0.04 ×104t/a
合计 20.24 ×104t/a
4 消耗指标
电 399.2 ×104kWh/a
循环水 210.0 ×104t/a
1.0MPa蒸汽 16.3 ×104t/a
净化压缩空气 88.2 ×104Nm3/a
非净化压缩空气 间断使用
氮气 900 Nm3/h开工用量
5 新建装置占地面积 1943 m2含预留丙烷精
馏部分
6 总能耗 5718.68 MJ/t正丁烷
7 工艺设备总台数
容器、塔类 5 台
冷换设备 16 台 包括空冷器机泵 10 台
正丁烷分离装置及配套方案设计表-6.4 装置主要技术经济指标（方案二）
序号 指标名称 数值 单位 备注
1 设计规模 6 ×104t/ a 按正丁烷产量
2 原料
Ⅲ常装置液化气 15.20 ×104t/a
合计 15.20 ×104t/a
3 产品（或中间产品）
正丁烷 6.01 ×104t/a
液化气 9.15 ×104t/a
燃料气 0.04 ×104t/a
合计 15.20 ×104t/a
4 消耗指标
电 280.0 ×104kWh/a
循环水 198.0 ×104t/a
1.0MPa蒸汽 10.05 ×104t/a
净化压缩空气 61.8 ×104Nm3/a
非净化压缩空气 间断使用
氮气 700 Nm3/h开工用量
5 新建装置占地面积 1943 m2含预留丙烷精
馏部分
6 总能耗 5566.5 MJ/t正丁烷
7 工艺设备总台数
容器、塔类 5 台
冷换设备 14 台 包括空冷器
机泵 8 台
说明：装置技术经济指标不包括储运系统内容，储运系统能耗约为25MJ/t 正丁烷（方案一），30MJ/t正丁烷（方案二）。

正丁烷分离装置及配套方案设计
七、设计内容
1、工艺专业
工艺专业设计内容包括：工艺流程的确定及数据模拟、工艺设备的计算及选型、装置的设备平面布置等。

详见附图一、二：工艺原则流程图；附图五、六：设备平面布置图。

管道器材的选用原则：符合国家、行业规定的标准及规范,确保管道工程的安全性和经济性；材料选用以工艺条件（温度、压力、介质性质）为依据，同时考虑其对工作环境的适用性和材料的加工性能与焊接性能。

2、储运专业
储运专业设计内容包括：新建二台2000m3正丁烷球罐、二台正丁烷输送泵和与正丁烷分离装置相配套的工艺外管。

其主要外管流程和内容说明如下：
⑴、液化气自Ⅱ催化脱硫装置边界新建一条P-101线，去正丁烷
分离装置边界。

液化气另一路从现有二联合装置至液化气球罐（G-602、
G-604）的931-DN100线上接出（在经六路液化气泵棚附近已有甩头），
经新建P-102线，去正丁烷分离装置边界。

⑵、液化气从正丁烷分离装置边界接出，经新建P-103线，接至
新区液化气球罐（G-631、G-632）。

⑶、正丁烷从正丁烷分离装置边界接出，至新建二台正丁烷球罐，
球罐内的正丁烷经新建输送泵加压后，经新建P-105线，去宁波化工
园区。

并可通过输送泵，进行倒罐作业。

⑷、放空气从正丁烷球罐罐顶安全阀排出口接出，经新建P-106线，接至就近火炬放空管线。

⑸、主要设备选用：根据正丁烷的储存特性，新建储罐选用球罐，公称容积为2000m3；球罐区内经常操作的阀门选用国产气动阀，其它阀门选用手动闸阀。

正丁烷分离装置及配套方案设计储运部分工艺外管流程详见附图三、四：工艺原则流程图（储运部分方案一、方案二）。

3、设备专业
设备专业设计主要内容包括：2台塔、3台卧罐和2台球形储罐及相关的平台梯子等。

新本装置设备所用材料依据SH 3075-95《石油化工钢制压力容器材料选用标准》等规定，液化气介质的选材参照《压力容器安全技术监察规程》的有关规定。

脱异丁烷塔主体材料：16MnR；正丁烷分离塔和3台卧罐的主体材料：20R；2台正丁烷球罐的主体材料：15MnR，规格为Φ15700×17900×26（内径×高度×壁厚），容器类别为三类。

上述设备制造、检验合格后，设备外表面经喷砂除锈处理达Sa2.5级后，涂刷聚氨脂防腐底漆二道。

4、自控专业
自控专业设计内容包括工艺装置区和储运罐区配套两部分。

工艺装置区部分包括新增就地仪表如下：44块压力表，30块双金属温度计，16台玻璃板液位计。

新增远传及控制仪表如下：10块压力变送器、7台双法兰液位变送器、5台智能电动界位变送器、25台节流装置及25台差压流量变送器、一台超声波流量计、3台可燃性气体检测仪、1台正丁烷色谱分析仪、20支热电偶、22台调节阀，以上检测信号引进新增的DCS控制系统，DCS规模如下：一对冗余控制器，70点AI，40点AO，12点DI，12点DO；2台操作站、1台工程师站，冗余24VDC稳压电源、安全栅柜、电源柜、端子柜、UPS电源等。

储运罐区配套部分包括2台球罐分别安装伺服液位计，新增一台DN50计量级的质量流量计，在球罐区、泵区气体泄漏点附近，安装可燃性气体检测仪，及其它相关仪表配套工程。

正丁烷分离装置及配套方案设计
5、电气专业
本项目所有负荷均为二级负荷。

方案一（9万吨/年正丁烷）新增设备容量约970kW,操作容量约670kW，计算容量约550kW；方案二（6万吨/年正丁烷）新增设备容量约789kW,操作容量约562kW，计算容量约464kW。

具体设计如下：
⑴、本装置电源从拟建300万吨/年柴油加氢变配电室配出；在柴油加氢6kV配电室新增6kV开关柜2台，本项目新增2台变压器电源由此配出；在380V配电室新增380V开关柜14台，本项目正丁烷装置区域所需电源均由此配出；P1102A，P1103A，AC1101A、C，AC1102A采用变频控制。

⑵、380V系统采用单母线分段，正常运行时均为双回路分列运行，当一回线路故障时，另一回线路能承担全部负荷；380V系统设母联自投装置，亦可根据需要手动切换；接地型式采用TN-S，TN-C-S。

⑶、本项目电气设备均采用微机保护，本项目所有电气设备相关各技术数据均接入柴油加氢变配电室电气监控系统。

⑷、在液化气低配新增380V开关柜1台，球罐区扩建泵棚照明从原有照明回路并出。

⑸、二联合区域新增老区液化气泵电源由精制低配备用回路配出。

⑹、电缆在变配电室内采用电缆桥架敷设，出变配电室后沿电缆沟和电缆桥架敷设，局部穿钢管保护。

⑺、装置照明电源引自轻烃回收变配电室新增照明控制盘；装置区照明采用防爆荧光灯及防爆节能灯，由现场防爆照明箱集中控制。

⑻、本项目电气工作接地、保护接地、防雷接地及防静电接地共用一套接地系统，接地电阻不大于1欧姆。

接地极采用L60×6镀锌角钢，接地干线采用-50×5镀锌扁钢。

⑼、控制室与外操室间采用手持对讲设备实现通话联络；在装置区主要通道和消防通道设置火灾报警按钮，信号并入拟建柴油加氢装置火灾报警按钮。

正丁烷分离装置及配套方案设计
6、总图专业
总图专业设计内容包括正丁烷分离装置及配套的正丁烷球罐区的总平面布置、竖向布置等。

设计原则：总平面布置严格遵守《石油化工企业设计防火规范》GB50160-92(1999年版)及有关的规范和标准要求，做到节约用地，布局合理、协调统一，减少能耗、降低投资。

详见附图七：区域位置图；详见附图八：装置总平面布置图。

新建装置在东、西、北三侧新建6米宽消防道，与装置南侧原有厂内道路连接形成环行消防道，路面内缘转弯半径为12米，满足消防、防火要求。

工艺装置及配套的正丁烷球罐区竖向布置：拟建装置所处位置为生产区内已初平的预留空地,地势平坦，场地采用平坡式的竖向设计，场地雨水采用有组织排水，场地雨水进入明沟，再汇入周边原有排水系统再外排。

场地排水坡度为0.5%左右，明沟底纵坡为0.3%左右。

拟建罐组设排水明沟，雨水汇总后排出罐组，进入周边原有排水沟再外排。

水沟出罐组防护墙处设闸阀，以控制雨水排放。

罐组内地坪采用现浇砼人行地坪，防护墙采用M7.5水泥砂浆砌MU10标准砖，地面以上高度0.6m。

绿化：绿化均采用植草皮，绿化面积约1600平方米，绿化恢复面积约600平方米。

7、土建专业
土建专业设计内容有装置区域内所有设备基础、建（构）筑物以及罐区内的相关配套设施。

⑴、装置部分：构-1，二层钢筋砼空冷框架，顶部放置空冷器；二个塔及其它泵、罐、重沸器 、换热器等设备基础；电缆沟、仪表槽架等。

正丁烷分离装置及配套方案设计
⑵、罐区部分：2000米3的球罐基础2台；扩建泵棚一间及新设2
台立式泵基础；喷淋循环水池10×6×2.3(深) 米1座。

本装置建、构筑物主体均采用现浇钢筋砼结构，耐火时间大于2小时；钢结构按防火规范刷室外厚涂型防火涂料，耐火时间大于1.5小时。

8、给排水专业
给排水专业设计内容包括新建装置、正丁烷球罐二部分给排水、消防设施等工作内容。

⑴、装置部分
循环水管道拟就近从新区轻烃回收装置旁已建φ711×10管道上引入，引入管为φ426×8，并设置计量设施；新鲜水主要用于装置内设冲洗地面用水,均为间断使用，管线从装置建西侧150万吨／年加氢裂化装置已有DN200的新鲜水管线上接入，接管管径为DN50，并设置计量设施；装置含油污水分别来自塔、容器、泵区设备排出的含油污水，均为间断排放，由埋地排水管道及排水井，进入就近装置已建含油污水系统，统一进污水处理场处理，合格后排海；消防水管拟从150万吨／年加氢裂化装置建东侧已建φ529×8高压消防水管网上引入，管道上设DN100消火栓、并设切断阀门。

在装置内设置了手提式灭火器。

⑵、正丁烷球罐区部分
正丁烷球罐新鲜水主要用输送正丁烷泵冲洗用水,均为间断使用，管线从泵区旁已有DN100的新鲜水管线上接入，接管管径为DN100，并设置计量设施；夏季喷淋循环冷却水系统主要用于正丁烷球罐夏季喷淋，均为（夏季）间断使用，正常用水量约为86m3/h，球罐喷淋后水自流到回水池，采用循环使用，回水池定期补充新鲜水；含油污水排入罐区原有含油污水系统，并通过水封井、排水检查井和管道汇集至罐区原
正丁烷分离装置及配套方案设计有含油污水系统管线，统一去污水处理场处理；新建罐区的消防设施形式为：固定式消防冷却水系统；消防最大用水量为：427.76 L/s，在罐体上设环管及喷头作为消防喷淋灭火，在罐区四周设高压消防水管网，管道上设DN100消火栓、并设控制阀门。

在罐区、正丁烷输送泵区设手提式灭火器。

9、热工专业
热工专业设计内容主要内容包括：1.0MPa蒸汽外管、净化风外管、非净化风外管、氮气外管、凝结水外管。

⑴、1.0MPa蒸汽管线：拟从经九路现有DN250主管线引DN200管线至装置边界外，但现有条件下甩头有困难。

⑵、净化风管线： 由系统管网供风。

拟从经九路现有DN250主管线引DN50管线至装置边界外。

⑶、非净化风管线： 由系统管网供风。

拟从经九路现有DN250主管线引DN50管线至装置边界外。

⑷、6.4MPa氮气管线：由系统管网供氮。

拟从经九路现有DN80主管线引DN40管线至装置边界外。

⑸、装置工艺凝结水管线：装置的凝结水(0.5MPa，104℃)送至位于炼油一部II催化装置的凝结水回收装置进行处理。

外管DN150自本装置边界接出沿经九路管架送至II催化凝结水站内。

八、平面布置
1、在满足有关防火、防爆和安全卫生标准及规范要求的前提下，尽量采用露天化、集中化和按流程布置。

2、为了节省装置用地、节约投资，将冷换设备和原料罐、回流罐等设备与装置管廊布置在同一框架下。

正丁烷分离装置及配套方案设计
九、投资估算
本项目方案一工程费用约为5489.24万元，总投资约为6945.25万元方案二工程费用约为5072.56万元；，总投资约为6429.57万元，具体详见附表一、附表二：总概算表。

概算编制原则及办法：
⑴、工程量：根据各专业提供的各类设备表、设材表、材料表。

⑵、建筑工程概算指标及费用标准：建筑工程采用2003年《浙江
省建筑工程概算定额》及配套费用定额计算，建筑安装材料价格执行2007年11月份《宁波市主要建筑安装材料市场信息价》。

⑶、安装工程概算指标及费用标准：安装工程按中国石化[2000]建字476号《石油化工安装工程概算指标》（修订版）计算定额直接费；其它直接费、现场经费、间接费、计划利润和税金等费用计算执行中国石化[2000]建字476号《石油化工安装工程费用定额》的通知；安装概算指标主材费按中国石油化工集团公司设计概预算技术中心站编制的《石油化工安装工程主材费》（2003年版）计算，并按中国石油化工集团公司设计概预算技术中心站编制的2007年11月调整系数进行了调整。

⑷、设备价格及运杂费：采用询价或参考同类设备订货价，不足部分参考同类设备历史价格；非标设备：参考《工程经济信息》中的［2007年7月份非标设备价格信息］，设备运杂费按设备原价的6%计算；材料运杂费按材料原价的5.5%计算。

⑸、HSE费用：HSE费用暂按主要材料费、安装费、建筑工程费之和的0.8%列入工程费。

⑹、引进工程：执行中国石化[2000]建字476号《石油化工工程建设引进工程概算编制办法》(2000年版) 。

⑺、固定资产其他费
建设单位管理费：依据中国石化 [2000] 建字476号文《石油化工工程建设费用定额》；工程设计费：按国家计委、建设部关于发布《工程勘
正丁烷分离装置及配套方案设计察设计收费管理规定》的通知（计价格［2002］10号）规定计算。

专业调整系数按1.2，工程复杂调整系数为1；引进设备、材料国内检验费：执行中国石油化工集团公司（2000年）《石油化工工程建设费用定额》；锅炉及压力容器检验费：执行中国石油化工集团公司（2000年）《石油化工工程建设费用定额》；临时设施费：执行中国石化 [2000] 建字476号文《石油化工工程建设费用定额》。

按项目的0.18%计列；工程监理费：按国家发展改革委、建设部关于印发《建设工程监理与相关服务收费管理规定》的通知（发改价格［2007］670号）计算；前期工作费、环境评价费、安全评价费、工程地质勘察费按中国石化集团公司相关规定估列；本项目概算投资暂不包含建设期借款利息、流动资金、定员及相关费用，待业主明确后再计列。

⑻、预备费：执行中国石化 [2000] 建字476号文《石油化工工程建设费用定额》。

国内部分按10%计列，进口部分按2％计列。

主要技术经济指标：（方案一）
建设投资 6945.25万元（其中外币27.95
万美元）
(一)固定资产投资 6324.52万元
(1)工程费： 5489.24万元（其中外币27.40
万美元） 其中: 设备费： 1772.85万元
主要材料费： 1723.43万元
安装费： 1276.53万元
建筑工程费： 716.43万元
(2)固定资产其他费： 835.28万元
(二) 递延资产投资： 8.82万元
(三) 预备费: 611.91 万元（其中外币0.55
正丁烷分离装置及配套方案设计
万美元）
主要技术经济指标：（方案二）
建设投资 6429.57万元（其中外币27.95
万美元）
(一)固定资产投资 5855.72 万元
(1)工程费： 5072.56万元（其中外币27.40
万美元） 其中: 设备费： 1517.8 万元
主要材料费： 1668.9万元
安装费： 1176.11万元
建筑工程费： 709.74万元
(2)固定资产其他费： 783.16万元
(二) 递延资产投资： 8.82万元
(三) 预备费: 565.03万元（其中外币0.55
万美元）
十、存在问题及建议
1、本项目新建工艺外管道沿途敷设的原有管架（除经七路建南侧34区管架外）上管线布置已十分密集，有的连加层也无空位敷设新建管道，因此局部段新建管道敷设较为困难。

2、液化气低配为单母线运行的方式，球罐区机泵电源均由此配出，电气专业满足机泵互备要求有难度。

3、现根据本装置初步方案的平面位置，循环水依托Ⅲ、Ⅳ循供给为宜，但装置最大用循环水量为210 m3/h, 而Ⅲ、Ⅳ循供水量尚缺约1600 m3/h，建议Ⅲ、Ⅳ循进行改造或扩能。

另外，本装置含油污水自流进入就近150万吨／年加氢裂化装置有困难，建议在装置内设提升设施。

正丁烷分离装置及配套方案设计
4、炼油新区经九路一带工艺装置的工艺凝结水目前均由II催化凝结水站进行回收，该凝结水站已经处于超负荷状态。

本装置输出凝结水量较大，根据目前II催化凝结水站的设备设置，从热量平衡，冷却能力，除油处理能力等方面都已没有能力回收，建议在新区扩建该凝结水回收站。

5、本方案一的产品中，理论计算烯烃含量为0.65%（W），如果期望烯烃含量降为0.35%（W），则需在炼油老区轻烃回收装置区域再上一套20t/h的液膜脱硫设施，使得Ⅰ、Ⅱ常轻烃回收液化气与焦化、Ⅰ、Ⅱ加裂液化气分开脱硫，并将脱硫后的Ⅰ、Ⅱ常轻烃回收液化气送至本正丁烷分离装置进行加工，若此，则需增加约300万工程费用。