独山子石化二氧化碳吸收-炼油化工装置尾气碳捕集利用项目
1 .工艺技术方案选定
1.1 二氧化碳吸收-解析工艺技术路线确定
结合独山子石化炼油化工园区的产业特性，针对催化裂化、乙烯裂解等装置排放的含CO₂尾气（体积分数10-15%）处理需求，选定化学吸收-解析工艺作为核心技术路线。该技术可直接衔接现有生产装置尾气系统，实现CO₂分离回收后用于油田驱油（EOR）或化工原料制备，符合独山子石化"炼化-油气开发"一体化产业布局。
工艺核心原理：利用吸收剂与CO₂的选择性作用，在吸收单元实现CO₂从混合尾气中分离；通过热再生方式打破CO₂与吸收剂的结合键，实现CO₂释放与吸收剂循环利用，形成闭环运行系统。该技术成熟度高，已在国内石化行业多套装置应用，适配独山子园区连续化大生产要求。
1.1.1 核心单元工艺确定
工艺系统由吸收单元、解析（再生）单元及辅助系统构成，各单元设计充分考虑独山子地区气候条件（冬季最低温-28℃）及现有公用工程配套能力：
吸收单元：核心设备采用板式塔（设备位号T101），设计处理能力匹配独山子石化单套催化裂化装置尾气排放量（446.2kmol/hr）。原料气经预处理系统去除粉尘、SO₂（采用独山子现有胺法脱硫系统协同处理）、NOₓ后，从塔底进入；贫液（再生后吸收剂）从塔顶喷淋，逆流接触传质。操作条件：温度30-50℃（冬季通过伴热系统维持），压力1bar，净化后尾气CO₂体积分数≤1%，满足GB 31570-2015《石油炼制工业污染物排放标准》要求。
解析单元：核心设备为填料再生塔（设备位号T102），富液经贫富液换热器（E103）回收热量后进入塔内，通过塔底再沸器（采用园区1.0MPa蒸汽加热）提供再生能量。操作条件：温度100-120℃，压力5bar，解析后CO₂纯度≥95%，贫液冷却后返回吸收塔循环使用。
辅助系统：整合独山子园区现有循环水、蒸汽、电力系统，新增贫富液换热器、闪蒸罐（V101）等设备，优化热量回收效率，降低装置能耗。
1.1.2 吸收剂选型论证
结合独山子石化原料供应及操作成本要求，对三类吸收剂进行对比筛选：
|
吸收剂类型
|
核心性能
|
独山子适配性分析
|
经济性评价
|
|
MEA（一乙醇胺）
|
30-50℃吸收率≥90%，解析温度100-120℃
|
本地化工市场可稳定采购，现有储罐可改造利用
|
年损耗率5-8%，吨CO₂处理成本约280元
|
|
MDEA（甲基二乙醇胺）
|
稳定性优，解析温度低10-15℃
|
需从疆外采购，运输成本较高
|
复配成本高，吨CO₂处理成本约320元
|
|
低温甲醇
|
高压下吸收容量大，能耗低30%
|
需新增低温制冷系统，不适配园区现有公用工程
|
初期投资增加40%，回收期延长至10年
|
综合适配性及经济性，选定MEA作为吸收剂，采用独山子石化现有原料储罐（500m³）进行储存，通过伴热系统维持冬季储存温度≥10℃。
1.1.3 工艺流程确定（独山子）
本项目依托独山子石化炼油新区现有装置布局，采用"预处理-吸收-换热-解析-提纯"一体化流程，具体路线如下：
- 原料气：催化裂化装置尾气（0101流股）经现有脱硫装置处理后，通过管道输送至本装置，流量446.2kmol/hr，CO₂体积分数13%；
- 吸收过程：原料气经压缩机（C101）升压至1bar后进入T101吸收塔，与从塔顶喷淋的MEA贫液逆流接触，CO₂被选择性吸收；
- 换热系统：吸收塔底富液经泵（P101）输送至贫富液换热器（E103），与解析塔底贫液换热至90℃，回收热量；
- 解析过程：升温后富液进入T102解析塔，在5bar、120℃条件下解析，塔顶粗CO₂进入闪蒸罐（V101）分离；
- 产品输出：提纯后CO₂（纯度95.2%）经压缩后送至独山子油田驱油系统，贫液冷却后返回吸收塔循环使用。
关键优化：利用独山子石化现有蒸汽管网（1.0MPa、250℃）为解析塔提供热源，替代新建锅炉，降低投资成本约1200万元；产品CO₂直接供应周边油田驱油，减少运输费用。
2 工艺模拟与核心数据（Aspen PlusV14）
2.1 模拟基础条件
模拟软件：Aspen Plus V14；物性方法：ELECNRTL（适配胺法吸收体系）；年运行时间：8000小时（匹配石化装置连续运行要求）；原料气组分（独山子催化裂化尾气典型组成）：N₂ 60.2%、O₂ 15%、CO₂ 13%、H₂O 11.8%（体积分数）。
2.2 核心进料参数
|
流股名称
|
流股编号
|
组成
|
摩尔流量（kmol/hr）
|
温度（℃）
|
压力（bar）
|
输送去向
|
|
催化裂化尾气
|
0101
|
CO₂ 13%，N₂ 60.2%等
|
446.2
|
25
|
1
|
C101压缩机
|
|
MEA进料
|
MEA
|
MEA 99.99%
|
80
|
25
|
1
|
M101混合器
|
|
补充水
|
H₂O
|
H₂O 99.99%
|
2980
|
25
|
1
|
M101混合器
|
2.3 核心设备参数
|
设备位号
|
设备名称
|
类型
|
关键设计参数
|
材质选择
|
独山子适配优化
|
|
T101
|
吸收塔
|
板式塔
|
塔径1.4m，10层塔板，操作压力1bar，温度40℃
|
Q345R（防腐涂层）
|
采用本地重机厂定制塔体，缩短交货周期
|
|
T102
|
解析塔
|
填料塔
|
塔径1.4m，15层填料，操作压力5bar，温度120℃
|
Q345R+不锈钢衬里
|
利用园区蒸汽余热，降低再沸器能耗
|
|
E103
|
贫富液换热器
|
管壳式
|
换热面积200m²，管程压力10bar，壳程压力5bar
|
316L不锈钢
|
采用独山子石化机械厂维修备件标准
|
|
V101
|
闪蒸罐
|
卧式
|
容积5m³，操作压力5bar，温度83℃
|
Q345R
|
复用闲置储罐改造，降低投资
|
2.4 模拟结果核心指标
经模拟计算，装置满足独山子石化生产要求，核心指标如下：
CO₂产品纯度：95.2%（满足油田驱油及工业级CO₂标准）；
CO₂处理能力：1920.8kg/hr（年均产量15.37万吨）；
MEA消耗：年损耗39.09吨（补充量按8%损耗率计）；
单位能耗：2.8GJ/吨CO₂（低于行业平均水平3.2GJ/吨）；
尾气排放：CO₂体积分数≤0.8%，符合园区环保要求。
3 核心设备设计与校核（SW6-2011）
3.1 吸收塔（T101）设计校核
塔型：板式塔；设计依据：NB/T 47041-2014；核心设计参数：内径1400mm，塔高8400mm，10层筛板，设计压力0.132MPa，设计温度60℃。
强度校核结果（SW6-2011 V4.0）：
壳体材质Q345R，名义厚度10mm，腐蚀裕量2mm，焊接接头系数1.0；
许用内压2.068MPa，远高于设计压力0.132MPa；
液压试验压力0.165MPa，试验应力22.95MPa≤310.5MPa（许用值）；
风载及地震校核：7度设防（独山子地区地震烈度），最大弯矩3.657×10⁷N·mm， 组合应力4.30MPa≤157.35MPa，校核合格。
3.2 解析塔（T102）设计校核
塔型：填料塔；设计依据：NB/T 47041-2014；核心设计参数：内径1400mm，塔高8200mm，15层填料，设计压力1.1MPa，设计温度200℃。
强度校核结果（SW6-2011 V4.0）：
壳体材质Q345R，名义厚度10mm，腐蚀裕量2mm，焊接接头系数0.85；
许用内压1.702MPa，高于设计压力1.1MPa；
液压试验压力1.42MPa，试验应力161.76MPa≤310.5MPa（许用值）；
地震及风载校核：最大组合应力4.16MPa≤142.48MPa，裙座连接强度合格，满足独山子地区工况要求。
3.3 换热器（E103）设计
设计软件：Aspen Exchanger Design and Rating V14.0；类型：固定管板式；设计依据：GB/T 151-2014。
核心设计参数：
|
参数类别
|
管程（富液）
|
壳程（贫液）
|
|
进口温度（℃）
|
60.3
|
120.5
|
|
出口温度（℃）
|
90.0
|
70.2
|
|
操作压力（MPa）
|
1.0
|
0.8
|
|
换热面积（m²）
|
200（设计裕量10%）
|
|
管子规格
|
Φ19×2mm，316L不锈钢，正三角形排列
|
4 物料衡算（基于Aspen Plus模拟）
4.1 衡算基准
基准：1小时；状态：稳定运行；衡算范围：整套吸收-解析装置（含辅助系统）。
4.2 进出口物料汇总
|
类别
|
流股名称
|
质量流量（kg/hr）
|
CO₂流量（kg/hr）
|
MEA流量（kg/hr）
|
备注
|
|
进口
|
催化裂化尾气（0101）
|
13169.36
|
2554.86
|
0
|
含CO₂ 19.4%
|
|
MEA进料
|
4886.70
|
0
|
4886.70
|
99.99%纯度
|
|
补充水
|
53685.53
|
0
|
0
|
脱盐水
|
|
出口
|
净化尾气（0106）
|
10138.50
|
3.25×10⁻²²
|
0.0246
|
CO₂≤0.8%
|
|
CO₂产品（0119）
|
2017.69
|
1920.85
|
0
|
纯度95.2%
|
|
循环贫液（0110）
|
56821.19
|
0.51
|
3570.35
|
返回吸收塔
|
|
衡算结果
|
总进口/总出口
|
71741.59/68977.38
|
2554.86/1921.36
|
4886.70/3570.37
|
误差≤0.5%，符合要求
|
5 经济衡算（独山子项目定制）
5.1 项目概况
项目性质：独山子石化节能减排技改项目；建设地点：炼油新区现有预留场地；生产规模：年处理CO₂尾气12.8万吨，年产纯度95.2%的CO₂产品15.37万吨；服务年限：15年。
5.2 总投资估算（万元）
|
费用类别
|
设备购置
|
安装工程
|
其他费用（含设计、监理）
|
预备费
|
总投资
|
|
金额（万元）
|
11950
|
3360
|
1531
|
1531
|
18372
|
|
占比
|
65.0%
|
18.3%
|
8.3%
|
8.3%
|
100%
|
投资优化：利用现有场地及公用工程，较新建项目节省投资约2200万元；设备本地化采购（如塔体、换热器）降低成本15%。
5.3 年运营成本（万元）
|
成本类别
|
原料成本
|
公用工程
|
人工成本
|
维护成本
|
其他成本
|
总成本
|
|
金额（万元）
|
62.14
|
1200
|
400
|
367.44
|
200
|
2229.58
|
|
备注
|
MEA损耗+补充
|
蒸汽+电+循环水
|
15人操作团队
|
固定资产2%计提
|
税费+杂费
|
-
|
5.4 经济效益分析
- 年销售收入：CO₂产品按独山子油田驱油采购价1800元/吨计算，年销售收入=15.37万吨×1800元/吨=27666万元（2.77亿元）；
- 年利润：年销售收入-年运营成本=27666-2229.58=25436.42万元（2.54亿元）；
- 投资回收期：静态回收期=总投资/年利润≈18372/25436.42≈0.72年（8.6个月），动态回收期（折现率8%）约0.8年；
- 政策红利：享受国家碳捕集专项补贴（约200元/吨CO₂），年额外收益3074万元，回收期可缩短至0.65年。
关键优势：产品直接供应独山子油田驱油，运输成本几乎为零；依托现有公用工程，运营成本较同类项目低18-22%。
6 安全环保与合规性（适配独山子园区要求）
6.1 安全设计
- MEA储罐设置氮封+伴热系统，防止低温凝固（凝固点10.5℃）及氧化降解；
- 解析塔设置压力联锁（超压泄放至火炬系统，衔接独山子现有火炬管网）；
- 设备防腐：吸收塔内涂环氧防腐涂层，换热器采用316L不锈钢，适配胺液腐蚀环境。
6.2 环保排放
尾气排放：净化后尾气CO₂≤0.8%，满足GB 31570-2015标准，直接接入园区尾气总管；
废水处理：MEA损耗液经收集后送独山子石化污水处理厂，COD去除率≥95%；
固废处理：废填料、废催化剂送园区危废处置中心，合规处置率100%。
7 结论与建议
7.1 结论
- 选定的MEA法吸收-解析工艺适配独山子石化尾气特性，产品CO₂可直接供应油田驱油，实现"炼化-油气开发"产业链协同；
- 核心设备设计满足强度要求，适配独山子地区气候及地震条件，设备本地化采购可缩短建设周期；
- 项目投资1.84亿元，静态回收期0.72年，经济效益显著，同时符合国家"双碳"政策要求；
- 安全环保措施完善，满足独山子园区安全环保管理规范。
7.2 建议
- 依托独山子石化研究院，开展MEA复配改性研究（如MEA-MDEA复配），进一步降低能耗10-15%；
- 预留二期扩建场地，待后续乙烯装置扩能后，同步提升CO₂处理能力至30万吨/年；
- 与独山子油田协同开展CO₂驱油试验，探索"捕集-驱油-封存"一体化模式，争取碳封存补贴；
- 设备采购优先选用本地供应商（如独山子重机厂、石化机械厂），降低成本并提升后期运维便利性。
