污水汽提装置水在焦化装置的节能应用

在保证科学合理的前提下,使用低品质介质代替质量过剩的高品质介质是一种有效的节能方式。洛阳石化110t/h污水汽提装置是酸性水处理的重要装置,利用污水汽提装置凝结水替代焦化装置多处1.0MPa蒸汽和除氧水,利用污水汽提装置净化水替代焦化装置多处新鲜水和除盐水。通过对污水汽提装置和延迟焦化装置的联合优化改造,将污水汽提装置凝结水和净化水引至延迟焦化装置使用,凝结水用于延迟焦化装置大吹汽时替代1.0MPa蒸汽、替代除氧水和装置部分伴热;净化水用于延迟焦化装置3处水封罐补水,替代2处水洗用除盐水,同时替代新鲜水补冷焦水。优化改造后,延迟焦化装置每年可节省1.0MPa蒸汽87.93Mt、除氧水32.295kt、新鲜水122.64kt、除盐水30.66kt,每年节约动力成本172.11万元。     

延迟焦化装置节水措施

洛阳石化1.40Mt/a延迟焦化装置是重油加工的主要装置,用水主要有除氧水、新鲜水、循环水和除盐水,耗水量巨大。工艺中冷焦过程大量冷焦水挥发冷却后成为含硫污水出装置,水力除焦单元配套庞大的切焦水系统,焦炭中夹带大量水出装置,产品换热和发生蒸汽需要充足循环水和除氧水,严重影响延迟焦化装置能耗和技术指标。通过实施凝结水替代除氧水、循环水串级使用、停用水箱补水、净化水替代除盐水、中水替代新鲜水等措施,水用量不断下降,与2011年相比,2015年节约成本为:凝结水代替部分除氧水,降低除氧水加工成本40.17万元;引入净化水和中水,新鲜水主要用于生活用水,降低新鲜水成本2.61万元;通过优化操作和技术改造,节约循环水成本110.4万元;经过对除盐水系统的改造和优化,每年可节约动力成本32.1万元。至2015年,共节约动力成本185.3万元,实现了节水降耗,经济效益良好。     

延迟焦化装置水系统能耗分析及改造措施

现有工艺下,延迟焦化装置在燃料气和蒸汽方面的节能潜力非常有限,虽然水系统能耗仅占延迟焦化装置总能耗的5%~6%,但是优化空间较大。以某延迟焦化装置为例,通过对水系统能耗构成进行分析发现,除氧水、除盐水能耗系数较大,是重点优化对象;而装置自产凝结水和净化水却未能得到有效利用。因此,制定并实施了水系统改造方案:用凝结水替代蒸汽发生器之前使用的除氧水;用净化水替代富气水洗工艺之前使用的除盐水、焦炭塔之前使用的冷焦水以及冷焦水缓冲罐水封罐、酸性水罐水封罐和贫液水封罐等之前使用的循环水;根据换热冷却器进、出口水温,将循环水串联使用。改造实施后,节水降耗效果明显,除氧水、除盐水和循环水能耗降幅分别达到35.48%、32.50%和10.49%,水系统总能耗降幅达到20.15%。     

扬子石化延迟焦化装置节能措施及实施效果

扬子石化0.8Mt/a延迟焦化装置由于建成较早,加工工艺落后,2011年综合能耗达到23.04kg标油/t。结合装置特点,实施燃料气、蒸汽及用水节能措施。燃料气降耗方面,对达到使用年限的加热炉空气预热器热管进行部分更换,加热炉效率由90%提高至92%;使用气体脱硫装置的富余0.5MPa蒸汽作为热源,对燃料气进行加热,减少燃料气实际耗量5.16%。蒸汽节能方面,利用富余0.5MPa蒸汽替代1.0MPa蒸汽,节省1.0MPa蒸汽用量5.11t/h;随着装置凝结水回收项目的竣工,计划改用凝结水替代部分大吹汽蒸汽;同时,现场消除蒸汽漏点,更换腐蚀、减薄的碳钢管线,将其材质升级为不锈钢。节水方面,使用硫回收净化污水替代工业水,节省工业水用量7000t/a;拟将装置各点排放的凝结水集中回收,补入装置除氧罐或放水罐,进一步节省工业水用量。上述措施的实施,使装置能耗由2012年的22.93kg标油/t降至2013年的21.25kg标油/t,降幅达7.3%。     

洛阳石化硫磺回收装置节能减排优化措施

硫磺回收装置是炼化企业的下游装置,也是重要的环保装置。洛阳石化油品质量升级改造工程,按照"一次规划、分期建设"的原则,一期工程建设了第一系列装置,包括硫磺回收装置、300t/h溶剂再生装置和110t/h酸性水汽提装置。其中,硫磺回收装置为双系列设计,单系列设计规模为4×104t/a,合计设计规模为8×104t/a,年开工时数为8400h,操作弹性在50%~110%范围。为实现硫磺回收装置的优化运行,实施酸性水汽提塔注废碱渣、凝结水回用、净化水回用到加氢装置、液硫池含硫废气回收等优化改造项目,既回收了硫磺和液氨,又对热量进行了梯级利用,降低了装置能耗。全年回收硫磺31t,增产液氨9t;节约3.5MPa蒸汽2750t/a、1.0MPa蒸汽2525t/a、除氧水134400t/a、除盐水142800t/a,全年减少二氧化硫排放25.2t。2013年,洛阳石化硫磺回收装置综合能耗为-168.67kg标油/t,远优于装置的设计能耗,在2012年和2013年中国石化46套同类装置达标对比中,综合能耗完成最好,排名第一。     

高温凝结水余热利用技术分析及应用

正1蒸汽凝结水系统改造前的情况及存在问题某大型化工公司热电装置配置2台75t/h锅炉(1#、2#);1台130t/h锅炉(3#);1台240t/h循环流化床锅炉(4#);1台12MW汽轮发电机组,为8套化工生产装置供3种规格的蒸汽和部分电力。3种蒸汽规格分别为压力3.0MPa、温度300℃的高压蒸汽(SH);压力1.3MPa、温度200℃的中压蒸汽(SM)以及压力0.45MPa、温度155℃的低压蒸汽(SL)。各装置所用蒸汽经使用后大部分蒸汽凝结水回收到热电厂化学水装置常压凝结水罐,经过凝结水处理装置处理后送往除氧器作为锅炉补水使用。一期工程蒸汽凝结水系统经过改造后相对比较完善,但随着二期扩建工程的建成投用,公司蒸汽凝结水系统存在以下问题:因凝结水热量过剩,虽然热电厂已采用冬季用凝结水与采暖水换热,以及冷除盐水与凝结水混合等余热利用办法,现     

辽河石化延迟焦化装置节水减排方案探讨

辽河石化1Mt/a超稠油延迟焦化装置新鲜水总消耗量约为11.3t/h,新鲜水耗量大,急需出台节水减排措施。为此,提出如下改造方案:①回收装置含油污水并进行净化处理,使其油含量由2000mg/L下降到200mg/L,作为回注的冷焦水使用,既节省新鲜水用量,减少污水排放,实现水资源的循环利用,又可回收部分原油;②优化低压蒸汽系统,回收蒸汽凝结水,降低除盐水用量;③循环水放空塔顶冷却器加装调节蝶阀,节约用水,其他水冷器可通过调节进出口温差实现优化操作;④软化水系统更新水泵和管线,合理调节冷却量,节约软化水。上述方案实施后,焦化装置给水量和排水量都有大幅下降,各类水资源得到充分利用,基本实现冷、切焦水系统新鲜水的零消耗,预计减少新鲜水用量10.2t/h,减少污水排放量1144.8t/d,全年可回收原油1171t,累计实现创效达942.1万元。     

连续重整高温凝结水余热回收经济效益显著

长庆石化连续重整装置存在1.0MPa、1.7MPa、2.3MPa、3.5MPa四种不同压力的蒸汽产生的凝结水,导致出装置凝结水温度较高(达到180℃)、流量较大(为42.6t/h),该凝结水汇至公司凝结水管网。高温蒸汽凝结水在流动过程中,产生二次闪蒸,形成气液混相流,当流速增加或改变流向时引起水击,影响管网安全运行和下游除油、除铁装置的平稳运行。为了消除连续重整装置高温凝结水存在的隐患,2012年4月,决定对长庆石化凝结水余热回收系统实施改造。改造工程分两个阶段进行:2012年5月15第一阶段,凝结水罐V410吊装配管施工完成,投用后管网水击现象有所好转,但未能彻底解决;2013年10月第二阶段装,装置大检修中新增一台换热器、两台凝结水泵,同年11月12日施工完成。改造后,出装置凝结水温度由180℃降至128℃,除氧水温度提高12℃,每小时多产蒸汽5.4t,每年创效439万元,实现了高温凝结水的回收再利用,降低了装置运行风险。     

节能降耗措施在石化企业的应用与效益评价

自2005年以来,中国石油辽河石化分公司炼油综合能耗与能源消耗总量均上升,引进和应用了节能项目以降低综合能耗。应用实践表明,机泵加装变频器是有效的节能方法,改造后实现节省电费215.6万元/年;对供热车间开式凝结水回收系统进行改造,实现凝结水回收12t/h,年创效174万元;通过对东蒸馏与催化裂化装置直接进料热联合,实现年创效142万元;通过对汽提装置净化水与除盐水装置出水热联合,年创效264.7万元。     

硫磺联合装置1.0MPa蒸汽综合利用节能措施及优化建议

洛阳石化共有两套硫磺回收联合装置(单套装置设计加工规模为4×10~4t/a),是油品质量升级改造的配套项目,按照"污染集中治理"原则,酸性水汽提装置、溶剂再生装置与硫磺回收装置集中布置,形成硫磺单元;上游装置所产酸性水、富胺液全部在硫磺单元集中处理,因此,硫磺联合装置成为1.0MPa蒸汽消耗大户。针对硫磺单元各装置工艺技术特点、装置之间联系、进出物料性质等,结合生产现状,提出1.0MPa蒸汽综合利用优化思路:用原料水代替2号酸性水汽提塔顶净化水、硫磺吸收塔富液作为半贫液供焦化装置干气脱硫塔、两套硫磺装置尾气合并到一套处理等措施,胺液循环量降低后,停用2号溶剂再生装置等技术优化改造,取得了显著的节能效果。硫磺回收装置急冷水产量为4t/h,进酸性水汽提装置处理不经济,急冷水是工艺过程生成水,水质适合加氢装置代替除盐水注水,在现有流程基础上,稍做改造即可实施,具有一定的优化潜力。     

硫磺回收装置SO2排放超标原因分析及改进措施

大连石化27×104t/a硫磺回收装置按三系列设置,单套公称规模为9×104t/a,单系列操作弹性为30%~100%,年开工时数为8400h。该装置处理的原料为再生酸性气和汽提酸性气。再生酸性气由溶剂再生装置、硫磺回收装置尾气处理和三催化酸性水汽提装置来的酸性气组成;汽提酸性气来自于酸性水汽提装置。装置于2008年8月5日开车成功,产出合格硫磺成品,尾气排烟中SO2排放含量在50~200mg/m3。随着运行时间的增加,开工一年后,装置SO2排放含量高达943mg/m3,即将超过环保标准（960mg/m3）。从提高硫磺回收率、增加尾气加氢效果、保证尾气吸收单元正常运行,以及提高尾气溶剂硫化氢吸收效果方面入手,总结出降低尾气排烟SO2含量的有效方法。实践证明,维持合适的燃烧炉风气比、高的转化器入口温度、适当的加氢反应氢气含量,将有效降低尾气排烟中的SO2含量。     

浅析如何做好芳烃抽提装置的清洁生产

大庆石化公司两套芳烃抽提装置均采用UOP生产技术,通过萃取、精馏后得到高纯度的苯、甲苯和二甲苯产品。芳烃抽提装置存在低负荷待料循环时间长,不合格油品每月大约产生100t,原料罐和产品罐在脱水过程中每天大约损失300kg油品,且罐没有氮封,存在三苯挥发损失,采样点物料损失多,泵房送风机运行效果差,三苯放空气体现场排放,装置废水排放量达1.1t/h等问题。通过实施"两头一尾"生产方案,每天可节约蒸汽160t、循环水3500t和大量的电能,年创利润300余万元;对不合格油品进行回炼后,年创效益156万元;在物料罐顶部增设氮封,并在氮封阀前安装限流孔板,减少三苯排放;将普通阀门采样器更换为环保无泄漏采样器;将送风机的加热介质改为热量较高的0.3MPa蒸汽;采用活性炭纤维有机回收装置处理回流罐排放气体;检修设备置换气体排入火炬;气抽子凝水利用,每年减少新鲜水消耗3000t。以上方案实施后,现场空气中三苯含量由原来的平均130mg/L降至25mg/L以下。     

炼油过程余热回收热电联产系统综合用能效率分析

对大连石化公司自备电厂锅炉和汽轮发电机组进行全面的测试,在此基础上进行了锅炉正、反平衡计算,汽轮机机相对内效率、汽轮机械效率和汽机发电机效率的计算,综合各项数据,得出了热电厂余热资源的综合热效率,并分析了热效率低的原因。     

新型助滤剂在溶剂脱蜡装置的应用

大连石化第二酮苯脱蜡装置生产减四线重润料时，添加R192助滤剂进行标定试验。工业试验表明，在原料中注入助滤剂，通过改变石蜡结晶的结构，改进了脱蜡过程，加快了脱蜡过滤速度，对脱油段也有良好的助滤效果。当助滤剂加入量为400mg／L时，装置处理量由634t／d提高到754t／d，过滤速度由106kg／（h·m^2）提高到126kg／（h·m^2），装置处理能力提高了约19％。脱蜡油收率由49．48％提高到51．09％。     

污水源热泵供热的工程应用及分析

齐鲁石化水厂原来利用热电厂蒸汽换热后制备低温热水对车间和办公楼进行供热,运行费用高.根据该厂有丰富的工业污水的特点,现设计采用污水源热泵机组为车间及办公楼提供热.分析表明,一个采暖季即可节省运行费用约68万元,而且使用效果良好.     

介入法磁增益复合除铁工艺

阐述了形成“磁增益复合除铁”新技术的理论基础及作用机理,介绍了以该理念为指导开发出的磁增益复合除铁设备的发展和应用情况。这种新凝结水除铁技术吸收,发展了高梯度电磁分离技术（HGMS）和其他吸附过滤技术的优势特性,克服了稳定有效进行凝结水除铁的技术障碍。目前,已在大庆石化公司投入应用的处理量为50t/h的第二代电磁增益器日耗电254kW·h,仅为同等规模高梯度电磁除铁器耗电量的17％,设备运行成本低于0.05元/t水。