醇胺法溶剂再生装置运行异常原因及解决办法

四川石化醇胺法溶剂再生装置共有两套,加工规模均为350t/h,设计加工弹性为60%~110%。装置运行近36个月,出现过工况频繁波动、塔顶堵塞、塔顶回流罐及泵出口管线腐蚀穿孔及非计划停工等问题。分析认为,上游加氢裂化装置外送管线中的富胺液含油带烃,导致返回溶剂再生装置的富胺液含有大量烃、油及氢气,是引发溶剂再生装置、硫磺回收装置波动的主要原因;硫化铵等结晶物是造成溶剂再生塔顶气相管线堵塞的直接诱因;而溶剂再生塔顶回流罐入口及回流泵出口管线腐蚀穿孔,主要是在含有大量硫化氢、氨及水蒸气环境下发生的均匀腐蚀、应力腐蚀、晶间腐蚀。针对上述问题,制定并实施优化改造方案。通过连续11个月的数据观察,装置运行平稳,未出现操作波动、塔顶堵塞、塔顶回流罐(泵)出口管线腐蚀穿孔等问题。且技术改造前,贫胺液H_2S含量平均值为0.61g/L,蒸汽单耗为158.25kg/t;技术改造后,贫胺液H_2S含量平均值下降为0.26g/L,蒸汽单耗下降为127kg/t。     

新工况下催化装置除氧器的操作隐患分析

2016年初,洛阳分公司二催化装置除氧器运行工况发生变化。受节能降耗要求,装置先后将主风机组和气压机组润滑油系统汽轮泵的出口乏汽并入除氧器内,将全厂的凝结水并入除盐水管网,使进入除氧器内的除盐水温度、压力波动较大。乏汽回收装置主要为回收除氧器顶的乏汽,当除氧器运行产生波动时,还可以起到平稳除氧器热量平衡和缓冲除氧器压力的作用,其补水的连续性、平稳性尤为重要。针对新工况下除氧器的操作,建议乏汽回收装置增上一台备用机泵;增加乏汽回收装置的除盐水压力远传装置;短期内可汽轮泵、辅助油泵同时运行,长期并不可行,建议只运行汽轮泵;制定因除氧器压力波动造成主风机和气压机汽轮泵出口憋压,导致机组润滑油系统压力波动,进而引发更大生产事故的应急预案;为保证操作的稳定性,与除氧器相关的各调节阀只能小幅调节,发生波动时要求做到及时分析原因并进行调整,保证除氧器平稳运行。     

宝钢N_2炼钢煤气冷却高压水回流系统节能改造

以宝钢N2炼钢煤气冷却高压水回流系统节能改造及自动回流装置性能检测系统为研究对象,通过对高压水循环控制系统的自动回流阀组动态特性分析证明,该装置将流量感应、止回、旁路控制及多级降压等控制功能集于一体,使复杂的旁通回流系统得到合理简化,且调节平缓,有效保证泵的正常工作流程,避免了大流量空排,达到了节能与安全运行。经高压供水系统动态特性分析及多项节能改造的应用实践证明,阀组完全达到了设计和现场运行工艺流程所要求的各项技术和经济性能指标。     

焦化分馏塔下部塔段的问题探究与操作优化

分馏塔是延迟焦化装置的关键设备之一,具有分馏和换热两个作用。在装置长周期运行过程中,分馏塔下部塔段的结焦现象不可避免,但结焦将影响塔盘的分离效果和装置的处理能力,甚至导致装置停工,严重制约长周期运行。基于延迟焦化装置分馏塔实际运行情况和设备检修中发现的问题,从分馏塔底、洗涤段和蜡油集油箱下7层塔盘三部分入手,对分馏塔下部塔段结焦原因和生产运行中的异常状况进行分析,得出通过调节塔底循环上下返塔分支流量、保持塔底液位45%~60%、维持蜡油下回流流量(20t/h)等优化操作措施,可以降低分馏塔下部塔段结焦概率。提出增加底循环和辐射泵抽出备用过滤器、增加塔底循环上下返塔分支流量调节阀控制、增加洗涤段温度检测点等技改优化建议,为装置安全平稳长周期运行提供保障。     

关于炼油污水膜法推流式生化装置运行方式的几点思考

生化装置处理能力的实现与装置的运行方式有着密切关系。膜法推流式生化装置是炼油污水处理场常用的一大类生化处理设施,具有一定的代表性。新近发布的标准对外排污水的总氮提出较为严格的要求,在膜法推流式生化装置中,膜法A/O装置作为反硝化主要设施重新受到重视。但是现模式膜法A/O装置的反硝化效果不理想,可以延长反硝化段的停留时间并脱除回流水中的溶解氧,为反硝化创造有利条件。在膜法推流式生化装置以硝化方式运行的情况下,大回流必然影响到装置的处理效果,而减小回流量对装置的处理能力是有增强作用的,同时可以节省回流泵运行能耗。如果只作为过程处理设施,后续还有其他生化装置保证达标处理,采用多点进水方式能够最大程度地发挥膜法推流式生化装置的处理能力。当遇到高浓度污水冲击时,闷曝并不是有效的处理方法,尽快用低浓度污水置换装置内的高浓度污水,使装置内微生物尽快恢复活性后再逐步提高进水负荷,才是正确的处理方式。     

浅析催化裂化装置节能降耗的有效途径

催化裂化装置是炼油厂重要的二次加工装置,提供炼油厂70%以上的汽油和40%以上的柴油,催化裂化装置能耗占全厂总加工能耗的12%左右。可见,该装置既是能源消耗大户,又是能源生产大户。归纳起来看,催化裂化装置节能工作可从以下4方面入手:通过采用低焦炭产率的催化剂,在预提升段、原料喷嘴、提升管出口快分、汽提段等部位优化工艺设备,以及优化原料、实施低碳差操作等,降低催化裂化反应过程的焦炭产率;通过优化烟气轮机运行,机泵和空冷器增加变频器等措施,降低电耗;通过提高富气压缩机入口压力,优化余热锅炉运行,以及减少高中压蒸汽的减温减压、利用低压蒸汽发电等措施,提高低压蒸汽利用率,增加蒸汽产量,降低蒸汽消耗;加强与常减压、柴油加氢、气体分馏等装置间的热联合,增加低温热输出。针对催化裂化装置的原料、催化剂、公用工程配套、周边装置用能等特性,采取有针对性的措施,可以明显降低装置能耗。     

汉川电厂Ⅲ期锅炉启动系统选择探讨

采用炉水循环泵式的内置式分离启动系统,热量回收效果好,但存在投资增加、运行操作复杂等一些不利因素。分析了取消循环泵的可行性、取消后存在的问题及其运行要求,从节约工程造价和加快工程进度的角度考虑,汉川电厂Ⅲ期锅炉可以采用不带循环泵的启动系统。     

延迟焦化装置掺炼催化油浆的影响分析与长周期运行探讨

催化油浆具有黏度低、密度大、康氏残炭小、芳烃含量高、胶质含量低等特点。催化油浆中固体颗粒的分离方法有:自然沉降法、静电分离法、旋流分离法、沉降剂脱除法、过滤分离法等。目前,催化油浆进焦化装置掺炼前的净化方式以自然沉降为主。焦化装置掺炼催化油浆后,焦化蜡油的残炭和芳烃含量增加,石油焦的灰分增加,轻油收率降低,且油浆中的催化剂颗粒在换热器、分馏塔、加热炉、泵及管道内造成磨损和沉积结焦,影响装置长周期运行。采取如下措施:化学助剂沉降加充分自然沉降,降低催化油浆中的固体含量;控制油浆掺炼比例;原料在线混合;原料换热器的优化设计;焦化加热炉多点注水改注汽;增加循环比;增加焦化加热炉第二、三点注汽量;焦炭塔操作优化和加热炉炉管的测厚监控等,可有效约束掺炼催化油浆对延迟焦化装置产品和设备的负面影响。     

苯乙烯装置乙苯单元的流程模拟与优化

苯乙烯是生产塑料和合成橡胶的重要有机原料,是仅次于聚乙烯(PE)、聚氯乙烯(PVC)、环氧乙烷(EO)的第四大乙烯衍生产品,用途十分广泛。采用Aspen Plus流程模拟软件对苯乙烯装置的催化干气脱丙烯单元、乙苯分离单元进行模拟,精馏塔采用Rad Frac模块,换热器采用Heater模块,分离器采用Flash2模块,混合器采用Mixer模块,分流器采用FSplit模块,泵采用Pump模块;物性方法选用PENG-ROB。通过模型对过程的关键参数,如塔的回流比、进料板位置和侧抽板位置、吸收剂流量温度等进行综合分析,在各塔产品控制指标达标前提下,选择最优操作参数,降低装置能耗,提升装置经济效益。中国石化共有苯乙烯装置10套,其中2套装置依据本文提出的优化方案实施流程模拟后,合计实现装置挖潜增效632万元,提高了苯乙烯装置的精细化操作水平和管理水平。     

大连石化污水气浮工艺存在的问题与对策

大连石化公司污水处理场一期工程溶气气浮单元,在运行过程中多次因设备故障和超标排水等原因导致运行效果不佳。实际运行经验表明:当溶气释放水中产生大气泡,在池面形成翻花时,可通过提高溶气罐液位,降低压缩空气量来解决;污水量增大时可通过降低调节池出水量,提高溶气回流水量,增加混凝剂、絮凝剂投加量来解决;压缩空气量过小时,可通过关小回流泵出口阀门,调节空压机阀门开度来解决;溶气罐液位急速下降可通过关闭空压机入口阀,打开溶气罐液位放空阀泄压来解决;溶气罐压力下降可通过关闭空压机进入溶气罐入口阀,待压力正常后再缓慢开阀来解决;出水水质超标时,可通过增加混凝剂、絮凝剂投加量,调整气浮单元的溶气量和回流量来解决。通过以上方法,溶气气浮系统可以在非正常工况条件下达到出水水质合格,保证后续处理的连贯性。     

混流式水轮机泵板装置特性分析及其改进

为研究混流式水轮机主轴密封泵板装置工作特性及优化可行性,基于CFD商用软件,以新疆红山嘴一级电站4号机为例对其结构进行改进。在模型准确基础上,分别就径向泵叶角度、泵盖高度做改进,并将泵叶和泵盖联合改进结构进行数值模拟。共计25种计算模型,225种工况,以泵盖排水量、梳齿环出口压力、顶盖排水压力作为指标,探究提高泵板装置工作效率及主观减少间隙泄漏量的可行性。研究表明:泵盖位置较泵叶角度改变对优化效果更佳;较大高度比的泵盖对减少间隙泄漏量、提高泵板装置工作效率更有利;径向泵叶且高度比为0.1902为最佳改进结构,可使泵板装置工作效率提高11.7%、泄漏量减少17.8%、顶盖排水量增加14.5%。     

富氧煤粉燃烧火焰成分特性试验研究

在富氧煤粉回流燃烧试验台上,对不同煤种在富氧燃烧条件下的着火特性进行了试验研究。结果表明:劣质烟煤、烟煤、无烟煤和褐煤在合适操作参数下均可以实现稳定着火燃烧,随煤种挥发分的减少,燃烧耗氧量增加;进一步的分析表明,采用新型的富氧回流燃烧技术,可以在较低运行成本条件下,实现煤粉锅炉的超低负荷微油稳定燃烧。     

油油换热器投运及节能效果的探讨

为实现节能减排,西部原油管道在首站原有加热系统的基础上增加了油油换热器装置,针对投运过程中遇到的问题,如泵不满足启泵条件、部分高凝油进入管道等,提出了相应的解决措施.同时,探讨油油换热器装置投用前后对管道的影响,如停输出站油温下降或启输油温回升速度对外输物性的影响,冬季运行加热炉节能效果等.运行结果表明:较投用前停输温降速度慢,出站油温变化不大,节能效果显著,备用加热炉增加,更有利于管道的冬季运行.     

影响重整催化剂活性的因素及处理措施

近几年,洛阳石化0.7Mt/a连续重整装置在实际运行过程中,发生了种种异常情况:因罐区精制油污染、汽提塔操作异常、重整进料注硫泵异常造成催化剂硫中毒;因再生系统氮气污染、还原氢纯度低造成再生系统运行异常;因上游常压装置波动引起重整进料终馏点高,造成催化剂积炭。这些异常情况最终导致催化剂活性下降,造成芳烃转化率、氢产率及生成油液收下降,影响下游芳烃装置的正常运行以及全厂的氢气平衡。主要的调整措施有:降低装置负荷及反应苛刻度;停止重整进料注硫,改注四氯乙烯,用氯置换催化剂吸附的硫;调整汽提塔操作;催化剂提升再生系统停止注氧,转黑烧、降温;对氮气系统进行置换;提高还原氢纯度;增上高纯氢直供流程;将常压直供石脑油改由罐区外购石脑油供料,常压石脑油改至不合格油罐,加快系统油品置换速度。经过有效调整,催化剂活性恢复正常,装置各项运行指标逐步正常。     

特低扬程双向立式轴流泵装置水动力特性数值计算

为了研究特低扬程双向立式泵装置的水动力特性,采用数值模拟与模型试验相结合的方法,分析了某特低扬程双向泵装置及过流部件在不同工况下的水动力特性。结果表明,该特低扬程双向立式泵装置及过流部件在设计工况时可获得较为理想的内、外特性;设计工况下泵装置的效率可达70%以上;最高扬程附近运行时,导叶叶道内出现流动分离等不良流态,转轮叶片工作面与背面压差较大,应避免在最高扬程附近运行。     

基于CFD的双向竖井贯流泵装置水力性能数值模拟

以某泵站双向竖井贯流泵装置为例,采用CFD数值模拟方法对模型泵不同的转轮叶片、叶轮位置及导叶位置方案进行了数值模拟,最终确定了改进泵装置模型结构参数,并分析了改进模型的综合特性和流场分布规律。结果表明,反向工况由于出水流道内无导叶进行导流和能量回收,出现了明显的回流、漩涡区,降低了流道效率,其出水流道流态较差,且因前置导叶的存在,恶化了叶轮进口水流条件,同时降低了装置过流能力与叶片做功能力,造成反向工况泵装置效率明显低于正向工况。     

石家庄炼化第2套气体分馏装置流程模拟与优化

以石家庄炼化第2套280kt/a气体分馏装置为研究对象。通过Aspen plus流程模拟软件,对该装置精馏过程进行计算机模拟,在建模基础上,利用模型,分析精馏塔压力、回流比、热负荷等性能参数间的关系,在保证产品质量合格前提下,以降低装置能耗,提高装置效益为最大优化目标,对丙烷塔、乙烷塔、丙烯塔进行灵敏度分析。装置优化调整如下:精馏塔尽量采用低压操作,尤其在冬季,当精馏塔顶冷却能力足够时,采取降压操作对于气体分馏装置节能非常有利;脱丙烷塔回流比降至2.3,即可满足生产需要;日常操作中,脱乙烷塔操作压力提至2700kPa以上,冷却器循环水全开,使冷后温度保持在最低,可以降低不凝气中的丙烯含量。通过优化调整,气体分馏装置减少丙烯损失0.00646t/h,减少再沸器热负荷1685MJ/h,装置能耗下降3.71kg标油/t,全年可实现降本增效120.3万元。     

镇海炼化4号柴油加氢装置流程模拟应用

镇海炼化4号柴油加氢装置设计处理能力为300×104t/a,进料由焦化汽柴油、催化柴油、直馏柴油组成,装置反应部分采用炉前混氢流程,设置热高分、热低分流程。热低分油、冷低分油混合后进入脱硫化氢汽提塔(T-2101)。装置分馏部分为双塔汽提流程。从2002年开工至今,运行情况总体良好。装置希望通过流程模拟,对目前运行参数和换热流程进行优化,改善装置运行工况。应用Aspen Plus软件,对装置分馏部分进行流程模拟,得到了与装置实际操作工况接近的理想模型,为装置优化操作、节能降耗及寻找生产瓶颈提供依据。本次模拟目标为初步应用,主要以模型为指导,研究增产石脑油时分馏塔顶回流比对汽油干点、柴油闪点温度的影响,以及提高T-2101塔汽提蒸汽量对塔顶硫化氢量的影响,实现了汽油产量增加2.37%和T-2101塔汽提蒸汽降低0.1t/h的目标。实施流程模拟优化后,装置全年共产生经济效益132.6万元,表明镇海炼化4号柴油加氢装置流程模拟优化取得成功。     

螺杆泵采油提产增效技术研究

通过统计大庆油田螺杆泵井和抽油机井近10年沉没度现状,发现螺杆泵井平均沉没度比抽油机井平均沉没度高212m。制约螺杆泵采油的4个主要影响因素分别是:在螺杆泵理论排量、定子管直径相同情况下,1:2型线结构螺杆泵因导程长易漏失,导致泵效降低,又因偏心距大,导致杆管偏磨能耗增加,严重时会导致杆管损坏检泵,降低产量;井下液体流动性影响泵的充满程度,导致转速上调但产量不增加;螺杆泵常规驱动装置传动效率低,参数调整不方便;生产运行参数不合理导致沉没度高,抑制产液。根据各项影响因素制定实施了相应解决措施,研制了3:4型线单螺杆泵、螺杆泵井下防偏磨装置、螺杆泵井除气降黏提液辅助装置、螺杆泵地面直接驱动装置,并应用了等排量对比法与弹性调参法。措施应用后,平均单井日产液量增加6.2t/d,系统效率提高2.5%。     

140×10~4t/a加氢裂化装置循环氢控制分析

对高桥石化140×104t/a加氢裂化装置循环氢的操作和控制操作情况进行探讨。控制合理的氢油比,可以有效确保装置催化剂的长周期运行;合理的压力控制区间,能够在确保目的产品收率的前提下降低装置能耗;在一定压力范围内,裂化反应深度将增加,转化率得到提高,轻组分收率相应增加。但随着压力的上升,这种趋势趋于平缓。在以上分析的基础上,探讨了装置提高循环氢纯度的方法,确认新氢的使用、冷高分和热高分的温度控制,以及循环氢脱硫塔的操作,是影响循环氢纯度的关键因素。使用氢气纯度较高的制氢氢气,对提高循环氢纯度是有利的。高压分离器温度高,对减少氢损耗有利,温度低,对提高循环氢浓度及降低能耗是有利的。当加氢裂化装置加工的原料油硫含量在1.5%以上时,一般都增设循环氢脱硫设施,这样可保证循环氢纯度。列举了目前装置在循环氢运行中存在的主要问题,为石化行业同类装置的平稳操作提供帮助。