炼厂燃料气回收LPG过程设计与控制研究

以某炼油厂燃料气回收液化石油气（Liquefied Petroleum Gas,LPG）为对象,分别对3种LPG回收流程进行了研究。在稳态模拟的基础上,以年总费用为优化目标,优化了各流程的主要工艺参数。结果表明,隔壁塔流程较另外两种流程的年总费用分别降低37.66%和11.35%,表现出较大的经济优势。此外,对炼油厂燃料气回收LPG隔壁塔流程的动态特性进行了研究,提出的四点温度控制结构能够有效地抵抗进料扰动,具有良好的可控性。由此可见,隔壁塔在炼油厂燃料气回收LPG工艺中具有非常高的应用潜力。     

合成乙酸丁酯的热泵分隔壁反应精馏流程模拟与优化

在合成乙酸丁酯的工艺中,将热泵技术用于其分隔壁反应精馏流程。针对这种塔顶、塔釜流股温差较大的体系,基于热泵技术提出了3种不同的分隔壁反应精馏流程,分别为:塔底换热的热泵分隔壁反应精馏流程、带中间换热的热泵分隔壁反应精馏流程和带预热器及中间换热的热泵分隔壁反应精馏流程。优化分析这3种精馏流程的能耗和年总费用(TAC),并与常规分隔壁反应精馏流程进行对比。结果表明,热泵技术的应用使分隔壁反应精馏流程的能耗和费用都显著地降低;带预热器和中间换热的热泵分隔壁反应精馏流程是该合成工艺中反应精馏流程的优化选择;与常规分隔壁反应精馏流程相比,在回收期为8 a时带预热器和中间换热的热泵分隔壁反应精馏流程可以使能耗、CO_2排放和年总费用分别降低35.18%、71.53%和35.35%。     

合成乙酸丁酯的热泵技术的分隔壁反应精馏流程模拟与优化

在合成乙酸丁酯的工艺中，将热泵技术用于其分隔壁反应精馏流程。针对这种塔顶、塔釜流股温差较大的体系，基于热泵技术提出了3种不同的分隔壁反应精馏流程，分别为：塔底换热的热泵分隔壁反应精馏流程、带中间换热的热泵分隔壁反应精馏流程和带预热器及中间换热的热泵分隔壁反应精馏流程。优化分析这3种精馏流程的能耗和年总费用(TAC)，并与常规分隔壁反应精馏流程进行对比。结果表明，热泵技术的应用使分隔壁反应精馏流程的能耗和费用都显著地降低；带预热器和中间换热的热泵分隔壁反应精馏流程是该合成工艺中反应精馏流程的优化选择；与常规分隔壁反应精馏流程相比，在回收期为8 a时带预热器和中间换热的热泵分隔壁反应精馏流程可以使能耗、CO2排放和年总费用分别降低35.18%、71.53%和35.35%。     

基于先进萃取精馏工艺的乙腈-水共沸物分离过程模拟

以甘油与乙二醇的混合溶剂(摩尔比为6∶1)为萃取剂,分别采用常规萃取精馏(CED)、减压萃取精馏(LPED)、隔壁塔萃取精馏(EDWC)和结合预浓缩段和溶剂回收段的萃取精馏(CPRED)等方法对乙腈 水体系进行精馏分离;并利用Aspen Plus软件对4种工艺流程进行稳态模拟,以年总费用(TAC)最小为目标,采用序贯模块法对各流程的工艺参数进行优化以获得最优结构参数。结果表明：与常规萃取精馏流程的TAC相比,减压萃取精馏的TAC下降了392%,结合预浓缩段和溶剂回收段的萃取精馏的TAC下降了10.57%,而隔壁塔萃取精馏的TAC增加了1003%;从环保角度分析,结合预浓缩段和溶剂回收段合成的萃取精馏流程CO2排放量最少,而隔壁塔萃取精馏流程CO2排放量最多。     

分离丙酮-乙醇-水物系的隔壁塔设计与优化

利用Aspen Plus模拟软件,建立了分离丙酮-乙醇-水物系的隔壁塔工艺流程。在保证丙酮产品纯度不低于99.2%的前提下,使用响应面法分析了隔壁塔的结构参数对能耗的影响,拟合出塔结构参数与再沸器热负荷的二次方程,对隔壁塔的结构参数进行了优化。优化结果为:预分离段、公共精馏段、公共提馏段和侧线采出段的理论塔板数分别为22,20,19,18;预分离段的进料位置为第16塔板,公共提馏段的再沸器热负荷为405.63 k W。验证结果显示,优化结果与模拟结果的相对误差为0.65%,说明流程模拟与响应面法相结合用于隔壁塔结构参数的优化可行。与传统工艺相比,隔壁塔分离工艺的设备费用降低26.86%、年度总费用降低41.10%。     

碳酸二甲酯合成工艺的模拟与经济评价

利用Aspen Plus化工流程模拟软件对酯交换法合成碳酸二甲酯(DMC)流程进行模拟优化,得到该工艺中各塔的最佳操作参数,并分析了各塔中的温度分布及气液相流率。在此基础上,分别对选用不同萃取剂苯胺和乙二醇时该工艺流程的设备投资和年总费用进行计算分析。结果表明,苯胺做萃取剂时,可节约设备投资25.46%,年总费用降低了42.30%。     

优化工艺参数提高液化石油气回收率

介绍了南山终端厂区液化石油气(LPG)回收工艺的特点、LPG精馏工艺原理以及精馏操作影响因素,对影响LPG产能的参数进行了相应测试,从工艺角度分析了现有LPG回收工艺处理流程中制约LPG产能的因素。根据分析结果,提出了提高脱C2塔的压力、合理降低低温分离器温度及改变凝析油处理模式等优化方案,工艺参数优化后千桶凝析油LPG回收率得到提高,验证了优化方案的合理性,经济效益、社会效益显著。     

国外某油田放空天然气轻烃回收工艺研究

由于国外某油田伴生气全部用于放空,为了提高资源利用率,保护生态环境,对该放空天然气进行C3+组成回收,生产液化石油气(LPG)和凝析油。为此,开展了丙烷制冷+膨胀机制冷+DHX工艺回收轻烃方案设计研究,采用天然气两级预冷的丙烷制冷+膨胀机制冷+DHX工艺,并进行工艺参数优化。研究结果表明:设计的三种轻烃回收方案均能满足产品天然气中组成指标要求,DHX塔操作压力增加导致脱乙烷塔顶气抽出量明显增加,在满足产品天然气指标条件下,脱乙烷塔顶气抽出量范围逐渐变窄; DHX塔操作压力一定时,随着脱乙烷塔顶气抽出量增加,产品天然气中丙烷含量先减小后增加。较优的工艺参数是原料天然气一级预冷温度5℃,二级预冷温度-35℃,DHX塔操作压力1.60 MPa,脱乙烷塔操作压力3.05 MPa,脱乙烷塔顶气抽出量585 kmol/h。放空天然气能够回收LPG和凝析油47.97 t/d,生产天然气280×10~4m~3/d,经济效益显著。该研究成果对国内外油气田开展放空天然气回收利用具有参考意义。     

高压天然气乙烷回收高效流程

在对高压凝析气田气回收乙烷及以上组分时,可利用的现有乙烷回收流程存在系统冷量过多、脱甲烷塔气液分离效果差和系统能耗高等问题。在部分干气循环工艺(RSV)的基础上,提出一种高压天然气的乙烷回收高效流程(HPARV)。该流程在RSV工艺的基础上增加了1台高压吸收塔,吸收塔与脱甲烷塔的操作压力相互独立,既保证了较高的乙烷回收率,又降低了外输干气的再压缩功率。HPARV工艺有效解决了传统RSV乙烷回收流程系统能耗高、对高压原料气适应性不强和脱甲烷塔气液分离效率差等问题。研究实例表明,当原料气压力大于7.0MPa时,HPARV工艺对原料气气质组分变化及原料气压力变化均具有较好的适应性,乙烷回收率高达93%以上。与相同乙烷回收率下的RSV工艺相比,HPARV工艺能大幅度降低乙烷回收装置的综合能耗。     

正丙醇脱水共沸精馏节能设计与动态控制研究

针对正丙醇脱水过程设计了减压共沸精馏(ADRP)与共沸精馏隔壁塔(ADWC)2种节能流程,分别从稳态优化与动态控制2个方面对ADRP和ADWC 2种流程进行研究。基于年度总费用(TAC)最低的稳态优化后可以得出,ADWC具有更优的节能效果,其TAC值低于ADRP约25.65%。动态控制研究中,ADRP可以对±20%进料组分波动进行有效控制,而ADWC只能有效控制±10%进料组分波动,且由于使用组成控制器串级方案,其回稳时间较长。结果表明,ADWC在节能方面具有较大优势,但动态控制结构较复杂且抗干扰能力有限是影响其广泛工业应用的重要问题。     

甲醇制丙烯产品气分离工艺的开发

针对甲醇制丙烯(MTP)反应产物的特点,对MTP产品气分离工艺进行了研究和改进。在前脱丙烷流程的基础上,采用双塔脱丙烷工艺降低脱甲烷塔负荷,用中冷中压脱甲烷塔对乙烯进行初步回收,用中冷油吸收回收脱甲烷塔尾气中的乙烯,用分凝分馏塔与膨胀机组合回收尾气中夹带的吸收剂和少量乙烯,采用高度"热集成"的脱乙烷塔和乙烯精馏塔。以1.7Mt/a MTP装置产品气压缩机进料为基准,通过对前脱丙烷流程进行流程组合和操作参数优化,能使产品气压缩机轴功率消耗降至6 738 k W,丙烯压缩机轴功率消耗降至3 529 k W,离开分离工段的尾气中乙烯和吸收剂含量接近痕量,分离部分乙烯收率达到99.67%。     

叔丁醇-乙醇-水混合溶液萃取分离工艺流程模拟与优化

以乙二醇为萃取剂,利用Aspen Plus软件中的Rad Frac模块和NRTL物性方法对叔丁醇-乙醇-水混合溶液的常规萃取和隔壁塔萃取分离工艺流程进行了模拟与优化,分别考察了各塔回流比、塔板数、原料进料位置、萃取剂用量及进料位置、侧线采出位置等因素对分离效果的影响。结果表明:隔壁塔萃取分离模拟工艺最佳优化条件中萃取塔T 1～T 4的理论塔板数依次为26,26,41,15块,进料塔板依次为第7,15,40,16块,回流比依次为2.5,1.3,2.7,2.0,T 2和T 3萃取剂进料位置均为第5块;2种工艺分离出的叔丁醇、乙醇、水的质量分数均超过95.00%,且隔壁塔萃取分离工艺比常规萃取分离工艺节能约65.03%。     

含硫混烃气提脱硫净化工艺参数优化研究

原油负压气提脱硫(稳定)工艺将产生大量含硫化氢的混烃,采用碱洗法除去混烃中的硫化氢将产生大量的碱渣,而碱渣处理成本较高,因此提出混烃气提脱硫稳定工艺,并采用Aspen HYSYS流程模拟软件对混烃气提脱硫稳定工艺参数进行模拟优化。分别考察了塔板数、回流比、塔操作压力、塔底温度及气提气量等对轻烃回收量、轻烃饱和蒸气压及硫化氢含量的影响,并优化出最佳的工艺参数:塔操作压力400 k Pa,塔底温度120℃,回流比2,塔板数10,气提气量500 m~3/d。在最佳工艺参数条件下,混烃气提脱硫后硫化氢质量分数由0.36%降低至几乎为0。该工艺具有更好的脱硫效果,并且无副产物,展现出良好的经济价值和可操作性,具有较好的推广性。     

LNG接收站冷能用于轻烃回收工艺

近几年,随着大型LNG接收站的快速发展,LNG冷能利用的研究也日益迫切。利用LNG冷能回收其中高附加值的C+2轻烃则是一种有效的方式。提出了一种利用LNG冷能回收轻烃的改进流程,利用脱甲烷塔进料为脱乙烷塔塔顶冷凝器提供冷量,得到液态乙烷和C+3,方便产品的储运。以国内某LNG接收站的富气为例,模拟计算得到:该流程中C+3收率可达97.5%,乙烷回收率可达95.78%。对装置的经济性进行了分析,结果表明,使用该流程进行轻烃回收效益显著。并提出了LNG冷能用于轻烃回收工艺中冷能利用率的计算方法,得到单独采用该流程的冷能利用率为38.93%。针对LNG组分、温度等参数进行了敏感性分析,考察对C+3收率、乙烷回收率及能耗的影响,可以为接收站的优化运行提供指导。     

流花油田群FPSO轻烃回收方案研究

为解决流花油田群开发项目中伴生气组分较富、热值较高,不能满足锅炉和透平燃料气指标要求,并存在伴生气增压、冷却产生大量凝液等问题,通过对轻烃回收处理流程的比较分析,确定了一套适合流花油田群开发项目的轻烃回收处理流程;在调研国内外已有标准规范的基础上,结合海上FPSO现状和环境条件分析,提出了LPG的外输方案及LPG储罐的安全防护措施。本文研究解决了流花油田群开发项目中伴生气的问题,预期收益率可增加约1%,所提出的LPG外输及安全防护措施对保障油田的安全生产具有一定的工程借鉴意义。     

LO-CAT工艺在炼油厂脱硫系统的应用

介绍了LO-CAT工艺用于炼油厂燃料气、胺精制酸性气、含硫污水汽提气和克劳斯装置尾气等气体的脱硫处理。工业应用结果表明，该工艺脱除H2S的效率可以达到99.9%以上，并且具有很高的操作灵活性，原料中的H2S含量可以在0～100% 范围内变化，装置操作条件为常温常压，设备运行安全可靠，回收的硫磺有很好的利用价值，生产过程无三废排放。该技术对当前我国炼油厂，尤其是中小型炼油厂的脱硫系统和硫磺回收装置的环保达标改造，落实炼油厂的节能和减排两大目标有较好的应用前景。     

节能环保型甲醇精馏装置的流程模拟与优化

以某厂100万t/a双效节能型甲醇精馏装置为研究对象,采用流程模拟软件Aspen Plus进行流程模拟,模拟结果与实际值吻合良好。在此基础上,分别对预精馏塔、加压塔、常压塔和回收塔的工艺参数进行优化,优化后的工艺参数为预精馏塔萃取水流量为9200kg/h(占粗甲醇进料的7.3%),加压塔操作压力为800kPa,常压塔侧线采出位置为第61块板(从塔顶往下数),回收塔质量回流比为6.9。此外,对流程进行了适当优化,增加预精馏塔尾气水洗装置,进一步回收尾气中残余甲醇,达到节能环保要求。通过工艺参数优化和流程优化,产品中甲醇质量分数达到99.9%,乙醇质量分数低于10×10~(-6),甲醇回收率提高1.0%,甲醇精馏装置总能耗降低11.1%。     

天然气乙烷回收工艺SRC流程特性分析

为了提高天然气中乙烷产品的回收率,对一种用于天然气乙烷回收的SRC新工艺进行研究,并对该工艺的流程特性进行分析,考察了原料气气质组成、脱乙烷塔操作压力、脱甲烷塔气相侧线抽出量、抽出位置以及侧线压缩机出口压力对乙烷回收率的影响。研究表明,乙烷回收率随脱甲烷塔压力的降低而增大,而随气相在脱甲烷塔中抽出量和侧线压缩机出口压力的增大先增大后减小,并随着抽出位置的下移而减小。此外,该流程对原料气不同气质具有很好的适应性,乙烷收率能达98%以上。     

克劳斯硫磺回收多种流程的工艺模拟

应用严格的热力学平衡和复杂化学反应平衡的方法,对克劳斯硫磺回收工艺的多种过程气预热流程(包括燃料气再热炉预热、酸性气再热炉预热、高温气掺合预热及高温气掺合结合换热预热)进行了一体化的模拟研究。介绍了主要的模型方法。本流程模拟是在微机上实现、完成一种流程的模拟只需约5min时间。流程模拟能为快速工艺和流程方案对比提供依据和手段,亦能为现有装置的标定改造、优化操作参数、提高硫收率和保护环境提供有效便捷的手段。     

催化裂化装置吸收稳定流程的节能优化

应用PROII流程模拟软件,对某炼油厂新建催化裂化装置吸收稳定部分流程进行节能优化模拟。通过改变气压机出口部分流程,研究流程变化对工艺参数及能耗的影响,提出流程优化的具体措施。模拟结果表明,解吸塔采用不同组成、不同温度的双股进料可大大降低解吸塔塔底再沸器负荷与压缩富气冷凝负荷,装置能耗降低约44.04 MJ/t,节能效果显著。