乙醇装置分离罐泄漏原因分析与修复

1前言 V-101气液分离罐是我厂乙醇装置合成工段用于气液分离的设备.它是乙烯气通过水合法反应,反应器出口循环气经过3台换热器冷却后,进入V-101进行气液分离,其中循环气在V-101上部出口排出,再次循环继续反应,凝液粗醇等从下部出口排出进入下道工序.该设备在装置中处于举足轻重的地位.     

乙醇装置分离罐泄漏原因分析及修复

<正> 1 前 言 V-101气液分离罐是我厂乙醇装置合成工段用于气液分离的设备。它是乙烯气通过水合法反应,反应器出口循环气经过3台换热器冷却后,进入V-101进行气液分离,其中循环气在V-101上部出口排出,再次循环继续反应,凝液粗醇等从下部出口排出进入下道工序。该设备在装置中处于举足轻重的地位。     

羰基合成反应器及弛放气中丙烷含量过多的原因分析及其对策

针对中国石化齐鲁分公司第二化肥厂丁辛醇装置羰基合成反应器中气相组分及弛放气中丙烷含量过高的问题,对影响丙烷含量的因素,包括丙烯羰基合成工艺技术、铑膦催化剂的质量浓度、原料丙烯中丙烷的含量、原料合成气中H2与CO体积比(氢碳比)和反应温度等进行分析。研究结果表明,提高原料丙烯的纯度、降低原料合成气的氢碳比、控制铑膦催化剂的质量浓度和反应温度稳定等可降低丙烷含量;通过控制铑催化剂的质量浓度在415~585 mg/kg、三苯基膦的浓度在87.8~119.6 g/kg、原料丙烯纯度为99.60%(φ)、原料合成气的氢碳比为1.015~1.029、反应温度为82~120℃,使弛放气中丙烷排放量减少0.897 t/h,生产每吨丁醛耗丙烯的量由0.645 t/t降至0.615 t/t。     

D002强酸性离子交换树脂催化醇醛缩合生产甲缩醛的工艺模拟

基于连续搅拌反应器(CSTR),对D002离子交换树脂作催化剂反应合成甲缩醛的过程进行了模拟。在确定了参数的甲缩醛反应动力学模型的基础上,用Aspen Plus软件建立了CSTR流程。在甲醇进料流量为2kmol/h、甲醛进料流量为1kmol/h、水进料流量为4.44mol/h的条件下研究了催化剂用量、反应温度、反应器体积、反应器操作压力等因素对甲缩醛收率的影响。得到的优化工艺条件如下:催化剂质量分数为10%,反应温度为100℃,反应器体积为10m3,醇醛物质的量比为2:1,反应器操作压力为常压。采用优化的工艺参数后甲缩醛收率可达58.0%。     

驰放气回收在炼厂中的实践

国内炼厂驰放气往往因为热值较低,不适合做燃料气而直接进入火炬系统排放。若能将驰放气加以回收利用,则可减少造成资源浪费和环境污染。针对炼厂驰放气回收难和甲醇装置原料配比不合理的问题进行分析,通过对驰放气回收工艺方案进行改进,并采用"低压收集,分步增压"工艺,既能满足炼厂驰放气回收的要求,又能大幅降低设备投资。回收的驰放气作为甲醇装置的原料,可使原料气达到合适的氢碳比,既减少了天然气耗量,增加甲醇产量,又减少了CO2的排放,节能减排效果明显。     

基于SMPT-1000与PCS7的多容器控制系统设计

以工业中常见的反应器、闪蒸罐等为被控对象,分析了工艺流程和控制要求,综合考虑生产安全、能耗等目标,采用PCS7过程控制系统和过程控制实训系统SMPT-1000,设计了反应器进料流量、反应器温度、反应物液位、闪蒸罐压力和产物流量的控制方案。控制结果表明:该反应器控制系统方案设计合理,运行稳定可靠。     

Aspen Plus模拟预测常压塔顶冷凝系统露点及pH值

基于Aspen Plus模拟,利用原油蒸馏常压塔顶系统分离罐的出料物流反推预测常压塔顶冷凝系统的水露点（958℃）。系统操作压力每升高10 kPa,水露点大约升高2℃。常压塔顶注水量控制为5000 kg/h,水露点前移至注水点,避免注水点下游腐蚀。常压塔顶冷凝系统腐蚀严重温度区域为958~102℃,冷凝液pH值在2~3之间。基于Aspen Plus模拟提出预测常压塔顶系统水露点,实现对初始冷凝水的pH值预测,为原油蒸馏常压装置的腐蚀预测与控制提供科学依据。     

甲醇合成反应过程的模拟与优化

以焦炉煤气的转化气作为原料,选用C302铜基催化剂,在原料气体流量为3000m~3/h的条件下,采用L-H-H-W动力学模型了模拟低压法合成甲醇的工艺过程,并采用灵敏度分析法研究温度、压力、分流比以及催化剂填充密度对甲醇合成反应过程的影响,得出反应器内不同位置的温度分布及物质组成,结果与文献相符。优化得出较优工艺操作条件为:反应温度为250℃、分流比为0.68、催化剂填充密度为1400kg/m~3,此条件下,甲醇合成反应效率最好。     

大庆油田化工集团全收率甲醇分离技术破除生产瓶颈

大庆油田化工集团甲醇分公司全收率甲醇分离技术实施一年来,全收率甲醇分离器顶部气相甲醇浓度由原来的0.9%下降至0.051%,每天可多产粗甲醇近20 t,折精醇12 t,全年预计增加甲醇40 kt,可增加收入700万元人民币。该全收率甲醇分离技术是将甲醇装置合成循环气中     

溶剂再生装置模拟分析与用能改进

在分析溶剂再生机理的基础上,运用流程模拟软件PRO/Ⅱ、选择胺工艺包对某炼油厂以N-甲基二乙醇胺(MDEA)为溶剂的溶剂再生装置进行模拟。重点探讨富胺液闪蒸温度对H2S蒸出量和溶解烃流量的影响,以及溶剂再生塔进料温度、进料位置、塔顶回流温度、富胺液中H2S含量、再生贫胺液质量控制等对溶剂再生装置能耗的影响,提出装置优化的操作条件。模拟结果表明,再生塔最佳进料温度为90～100 ℃、最佳进料位置为塔顶第1块塔板,酸性气分液罐温度为45～50 ℃;从装置能耗角度考虑,再生贫胺液中H2S质量分数应控制在0.15%左右。在不影响再生塔进料温度的前提下,合理增大贫富液二级换热负荷有利于脱除富胺液中的溶解烃,但闪蒸罐温度应控制在65～70 ℃。     

S Zorb烟气膜分离技术考察

采用以硅橡胶-聚砜中空纤维复合膜制成膜组件的小型烟气膜分离装置,考察了烟气温度、气体流速和压力等工艺条件对S Zorb烟气膜分离的影响。结果表明,作为N₂来源的尾气,其收率和N₂纯度的主要影响因素是膜两侧压差,膜分离温度影响不大,而入膜气适宜流速也主要受压力制约。S Zorb烟气膜分离适宜的工艺条件为,烟气温度(30±15)℃、膜两侧压差(0.40±0.02)MPa;该条件下,SO₂/N₂的分离系数为2.7,渗透气中SO2质量分数达105%左右,可送入Claus装置进行硫磺回收,而尾气的体积收率约为60%,尾气中SO₂质量分数不高于0.5%,可以作为N2回用于S Zorb装置。     

加氢裂化装置掺炼辽河原油焦化蜡油技术分析

通过分析加氢裂化装置掺炼焦化蜡油的原料性质,发现掺炼后原料（CGO,VGO）的密度、C,不溶物及氮含量高于设计值,而硫含量低于设计值,这样的原料不利于精制和裂化反应.掺炼CGO后主要操作参数方面：精制床层平均温度增加8℃,总温升增加5℃;加氢裂化床层平均温度增加10℃,总温升没有变化;装置C5＋液收高于掺炼之前;尾油外甩增加.装置运行方面：高氮低硫原料导致精制反应器和裂化反应器的操作条件出现矛盾;循环氢中氨含量过高对裂化剂活性有强烈的抑制作用,并且热高分气换热器结盐速度明显加快.针对这些问题提出了相对应解决措施：确定合理原料掺炼比例;尽可能避免选择高氮低硫原料;增上装置洗盐技术设施.     

循环比对甲醇合成的影响

建立了甲醇合成反应器催化床的一维拟均相数学模型,模拟计算了大型甲醇合成反应器在不同循环比情况下的操作工况,考察循环比对甲醇产量、醇净值、床层压降、反应器床层热点温度、汽包蒸汽产量等的影响。结果表明,在新鲜气流量不变的情况下,单纯提高循环比不能增加甲醇产量;降低循环比,可以降低床层压降,提高醇净值;在低循环比条件下操作,催化床热点温度提高,催化床层温差增大。     

LNG汽车技术发展及其推广应用前景

对传统固定流化床反应器进行了必要的改进,将固定流化床反应器拓展应用到甲醇制烯烃反应研究中。通过调整预热温度及更换下行进料管材质,使甲醇在与催化剂接触前的分解几率降到最低。装置平行性及物料平衡考察结果表明,该反应器数据重复性良好,物料平衡可达到97%。采用SAPO-34分子筛催化剂,在固定流化床反应器中分别考察了反应温度和水醇比(质量比)对甲醇制烯烃主要反应产物分布的影响。温度实验结果表明:甲醇转化率接近于100%,反应温度的提高可大大提高乙烯的选择性,C2=～C4=选择性可达到90%以上;同时温度的升高使得催化剂上积炭速率增快;对于以乙烯为主要目的产物的甲醇制烯烃工艺,建议将反应温度选择为500℃,C2=/C3=摩尔比可稳定在1.5左右;若以丙烯为主要目的产物,建议将反应温度选择在450～470℃之间,C2=/C3=摩尔比可稳定在0.9～1.1之间。水醇比实验结果表明:水不但可以延缓催化剂的积炭速率,而且还可以大大增加乙烯的选择性,较大的水醇比可以将C2=/C3=摩尔比提高到2.0以上;无论是期望乙烯为主要目的产物还是丙烯为主要目的产物,太大的水醇比会增加能耗,增大反应器及产物分离器的负荷,所以,建议将水醇比都选择在0.25～0.5之间。     

新型天然气提氦工艺模拟与分析

目的针对中国部分地区管网发达、气质较贫的含氦天然气,在调研国内外粗氦提取工艺现状的基础上,提出了一种新的天然气提氦工艺。 方法该工艺采用低温精馏法,利用HYSYS软件对其进行模拟计算,并对提氦工艺流程进行了火用分析,同时分析了流程中关键参数提氦塔的压力、提氦塔塔顶进料温度、一级分离器进料温度、二级分离器进料温度以及侧线抽出物流的流量对流程中氦气回收率、粗氦纯度、流程能耗以及火用效率的影响规律。 结果该流程的氦气回收率为99.06%,粗氦纯度(摩尔分数)为80.39%,总能耗为994.48 kW;流程总火用损失为713.27 kW,系统的火用效率为28.28%。 结论该工艺流程可实现超高的氦气回收率和高粗氦纯度,可为国内天然气提氦工艺装置提供参考和数据指导。      

MASS TRANSFER IN THE LIQUID PHASE METHANOL SYNTHESIS PROCESS

The mass transfer characteristics of the liquid phase methanol synthesis process were experimentally investigated using a one-liter, mechanically agitated slurry reactor. The CuO/ZnO/Al₂O₃ catalyst was crushed to -140 mesh and suspended in an inert mineral oil (Witco # 40). The catalyst loading was varied within limits of experimental feasibility. The effects of temperature, pressure, level of oil, impeller speed, and gas flow rate on the overall gas-liquid mass transfer coefficient K_Lia_B were studied

The results obtained using a two-level, half-fractional factorial design of experiments indicated that the impeller speed, feed flow rate, and temperature had significant effects on the mass transfer coefficient at the experimental conditions examined. Correlations were developed for the Sherwood number based on the Reynolds number, the Schmidt number, the reciprocal gas flow number, the gas-liquid viscosity ratio, and the dimensionless temperature. A simplified power-law type approach was also used to correlate the overall gas-liquid mass transfer coefficient with the impeller speed, gas flow rate, and dimensionless temperature.     

合成循环比对黑液气化制备混合醇的性能影响

为了研究了合成循环比及合成副产物CO2脱除对黑液气化制备混合醇的合成单元及系统性能的影响,基于合成反应详细机理和动力学参数建立了固定床反应器模型,分析了CO转化率、产物选择性、总醇产率、C2+醇含量和合成尾气参数的变化规律。对黑液气化合成混合醇系统进行流程模拟与物流能流分析,得到了混合醇产量、能量利用效率、蒸汽产量/消耗随循环比的变化趋势。结果表明:以混合醇产率为评价指标,适宜的循环比为3~3.5;循环气体脱碳可显著提高混合醇产率、减少总醇选择性随循环比的下降;调节循环比,可匹配燃气轮机发电与合成混合醇参数、实现混合醇与电力的联产;对气体净化过程损失的有效气进行回收可望将联产系统总能利用效率提高至40%。     

酯化方法降低高酸原油酸值技术的实验研究

介绍了固定床反应器上高酸原油酯化脱酸技术,考察了催化剂、温度、空速、醇油比对脱酸效果的影响。实验结果表明,适当提高活性组分含量可提高催化剂的脱酸效果;对同种催化剂,升高温度,适当降低空速,升高醇油比,可有效提高酯化脱酸的效果。以中海绥中36-1高酸原油为原料油,采用1号催化剂,在反应温度为320℃、体积空速为1h-1、醇油质量比为4%时,可使原油的酸值由2.73mgKOH／g降低到0.352mgKOH／g以下,脱酸率达到了87%以上。     

Investigation of a Centrifugal Separator for In-Well Oil Water Separation

Abstract

A liquid–liquid centrifuge has been tested for possible application as a downhole method for separating crude oil from produced water. Centrifugal separators of various sizes (from 2- to 25-cm rotor diameter) have been built and operated over the past three decades at various US Department of Energy facilities. These units have several characteristics that make them attractive for downhole applications, including excellent phase separation, reliability in remote applications with >20,000 h of operation prior to maintenance, and the ability to handle high volumetric throughput with a very low residence time. In these studies, water-to-oil feed ratios of 10:1 to 1:19 were tested with a light Gulf of Mexico crude oil, and the separator operated efficiently for the full range of feed ratios. Air was added to the oil stream in one test to model the effect of gas in the oil. Air additions up to 20% of the feed flow rate (the maximum tested) did not have any impact on the performance of the separator. The separator also effectively processed a very viscous North Sea heavy crude oil. The heavy crude was used to determine the effect of higher temperatures on the performance of the separator. Increasing the temperature of the oil and water feed stream improved overall performance and decreased the concentration of oil in the water discharge stream.