低负荷工况下掺氢对1#硫黄回收装置的影响

分析1~#硫黄回收装置在低负荷工况下主要工艺参数的变化情况,利用物料平衡和热量平衡模拟计算该装置需要掺氢的临界酸性气量。通过计算,分析不同掺氢量对制硫燃烧炉炉膛温度、反应器床层温度等重要参数的影响,同时在模拟计算结果的基础上提出低负荷工况下优化建议。     

多轴式压缩机二段气量不足原因分析及对策

多轴式空气压缩机出现一段出口压力上升,二段导叶开度增大,二段功率上升及二段气量不足的异常现象。结合压缩机控制原理,对压缩机存在的故障进行了调查、分析,其原因是:压缩机五级缸口环密封齿损坏造成其内循环泄漏量上升、轴功率增大,因功率保护限制造成气量不足。对压缩机振动数据调取分析,发现口环损坏是由于压缩机频繁带负荷跳车所致。对此,提出了压缩机带病运行时,为尽可能提高负荷所采取的应对措施,对于损坏口环,立足于国内,采取测绘、加工等措施,消除了压缩机故障,并收到了良好效果。     

基于相似理论和特性方程拟合的输气管道压缩机能耗分析

为了预测任意工况条件下的压缩机性能参数,计算输气管道单耗。基于BWRS气体状态方程对气体物性进行计算,依据相似理论对设计工况和实际工况进行性能换算,并针对换算结果采用多种函数拟合,实现输气管道单耗计算及运行方案的优化调整。结果表明,经BWRS方程计算的出口压缩因子和绝热指数的平均相对误差分别为0.28%、0.31%;特性方程中二次多项式的拟合效果最好,经相似换算的压缩轴功率与实际轴功率的平均相对误差为1.91%,误差满足工程需求;通过关闭或减少防喘振阀开度,取消旁通阀等优化措施,调整后的运行方案单耗降低了18.69%～33.66%,每年节约燃料费35万元,节约电费年96万元,节能降耗效果明显。     

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部善采油厂30×104m3/d轻烃回收装置是吐哈油田建成最早的一套橇装化轻烃回收装置,采用了丙烷制冷的浅冷回收工艺,整套装置由增压橇、脱水橇、制冷橇、分馏橇、加热炉橇组成,近年来由于原料气日趋贫化,轻烃回收率呈递减趋势,C3收率由最初的62.4%降为47%.文章分析了该装置现状,研究了影响该装置轻烃收率的因素以及提高轻烃收率的对策.采用了更新换热器提高原料气温度富化气质、给原料气压缩机排气管道及消音器增设外保温以大大减小对进入发动机空气温度的影响,从而提高机组的压缩功率、更换干式空冷器为表面蒸发式空冷器降低冷凝分离温度等措施,使收率比改造前提高了20%.     

BOG压缩机出口温度故障分析与研究

BOG压缩机是液化天然气(LNG)接收站节能减排的关键设备。某压缩机设置5个负荷模式,在25%和75%负荷模式运行下,存在出口温度高故障,导致该设备无法正常工作。经过一系列测试和研究分析,发现25%负荷时A/B气缸交替运行方式、75%负荷时气缸体积设计不满足现工况要求,通过采取气缸端部增加卸荷阀措施方案,改变气缸运行方式,解决了故障,使得BOG压缩机能够长周期平稳运行。     

轻烃回收直接换热工艺优化研究

为优化轻烃回收直接换热工艺,考察了原料气预冷温度、膨胀机出口压力及低温分离器出口流量百分比对C3收率的影响。结果表明:随着原料气预冷温度的降低,C3收率和丙烷压缩机功率均先升高后降低;随着膨胀机出口压力越来越大,C3收率先增大后减小,丙烷压缩机功率、外输压缩机功率和膨胀机功率都不断减小;随着低温分离器Ⅱ底部进入重接触塔流量百分比不断增大,C3收率和丙烷压缩机功率先增大后减小。优化后的直接换热工艺原料气预冷温度为-30℃,膨胀机出口压力为3.1 MPa,C3收率可达98.00%,对重接触工艺装置的设计具有指导意义。     

渣油加氢装置气量调节系统故障工艺处理过程

渣油加氢装置往复式新氢压缩机气量无级调节系统出现故障,在不能及时切机的情况下,需调节压缩机各级负荷迅速达到100%,最大程度的减少机器损坏及操作波动。压缩机提高负荷过程中,利用三返一控制阀来调节系统用氢量,当出现各级负荷不匹配时,需要通过调节压缩机级间安全阀副线释放多余气体来控制各级压比,使出口温度不超设计温度。在压缩机三级入口气阀损坏,二级出口温度超高导致联锁停机的情况下,为维持装置运转采取切机措施,实现了100%负荷启机。     

渣油加氢空气冷却器NH4Cl结晶影响因素分析及沉积特性预测研究

渣油加氢装置因原料劣化腐蚀性强,设备长期处于极端运行工况下,导致冷换设备铵盐腐蚀性风险大。以沸腾床渣油加氢系统空气冷却器(简称空冷器)为研究对象,采用NRTL-RK模型构建多组分体系下反应流出物系统化学离子-平衡模型,并通过工艺过程关联分析和数值模拟分析相结合的方式,对系统内铵盐结晶腐蚀风险进行评估。计算结果表明,空冷器存在NH₄Cl腐蚀风险,结晶温度为169～187℃,且铵盐结晶速率随着温度降低不断增加,极限工况下为0.22 kg/h。空冷器对流换热模型通过组分运输方程和冷凝模型构建,数值模拟结果表明,随着流动的持续,最大的传质系数(1.52×10^-4 m/s)和腐蚀速率(0.43 mm/a)出现在出口集合管底部。     

原油脱水站沉降罐上部污油破乳剂的研制

针对原油生产过程中困扰原油脱水站的沉降罐上部高机械杂质含量污油的囤积问题,研制了适用于高机械杂质含量污油的破乳剂DS-1。室内评价结果表明,在大庆油田北二联合站水驱沉降罐上部水含量为31%,离心沉淀物含量为6.7%的污油中投加0.4%污油破乳剂DS-1,在沉降温度为50℃的条件下,经过4.5h后的脱水率可达97%,顶油水含量可降低至0.6%。     

辽河油田100万m^3／d天然气轻烃回收装置的方案优化

辽河油田200万m^3／d天然气轻烃回收装置,目前由于设计规模与实际处理量不匹配,设备老化严重．装置已不能满足生产运行要求。拟新建一套处理规模为100万m^3／d的轻烃回收装置。通过大量模拟计算．分析了C2、C3收率与制冷温度和总能耗之间的关系,确定了制冷温度为-114℃,C2收率为85％、C3收率为98％的最优工艺参数。针对工程特点对轻烃回收方案进行了优选,最终确定了膨胀机制冷加丙烷辅助制冷的同轴前增压的轻烃回收方案。该方案采用丙烷辅助制冷系统,增强了装置对组分波动的适应性．避免了目前装置氨系统的腐蚀问题;再生气取自分子筛出口并返回压缩机三级入口．利用原料气压缩机三级增压,增加装置运行的平稳性,同时取消再生气分离器．减少了投资;增设再生气换热器,回收再生气余热590kW,减少燃料气消耗40万m^3／a以上;冷量和热量梯级利用,能量利用率高,单位综合能耗低于国内和国际能耗水平。     

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%。     

风城稠油采出液脱水集输一体化技术研究

针对风城油田高含水稠油采出液现有的脱水集输工艺存在需外加化学破乳剂、脱水时间长、柴油用量大和回收能耗高等问题,对稠油采出液进行脱水实验研究。实验结果表明,采用自制的SW-Ⅰ脱水剂,在加入20%质量分数SW-Ⅰ、脱水温度90℃、脱水时间14 h条件下采出液含水率从80%降至0.48%,脱水率99.40%;脱水后采出液在130~150℃常压蒸馏回收脱水剂,脱水剂回收率99.60%,采出液含水率降至0.27%。测定含20%脱水剂的脱水稠油的粘度表明,其在60~90℃管输温度范围内的粘度仅为掺入25%柴油脱水稠油的50%~64%。提出了风城油田稠油采出液脱水的原则工艺流程。     

轻烃回收装置优化方案研究与应用

通过对30×104 m3/d轻烃回收装置现状分析,研究了影响该装置轻烃收率的因素以及提高轻烃收率的对策.为提高装置的产品收率,采用更新换热器提高原料气温度富化气质、给原料气压缩机排气管道及消音器增设外保温提高机组的压缩功率、更换干式空冷器为表面蒸发式空冷器降低冷凝分离温度,这些措施的实施使收率比改造前提高了20%.     

脱丁烷塔超压泄放工况动态模拟

针对轻烃回收装置中脱丁烷塔的主要超压工况,包括回流中断、局部停电、全厂停电工况,进行了动态模拟。结果显示:事故工况发生初期影响压力上升速度的主要原因是空冷器的冷却负荷,而影响事故工况时最大泄放量的主要原因是泄放过程中塔底重沸器传热温差的变化。3种工况下动态模拟泄放量计算结果小于热平衡法计算泄放量和工艺包泄放量,但是得到的最高泄放温度要高于其他计算方法,在全厂停电工况时分别为136 765,604 945,319 890 kg/h。动态模拟可以大大降低放空系统及火炬系统设计难度及投资,并且为使用高安全等级保护系统(HIPS)进一步降低泄放量的设计提供了重要设计依据。     

原油油气冷凝回收工艺模拟与优化

我国每年都会进口大量原油作为战略储备,主要采用地下水封石油洞库进行原油储存。具有量大、种类多、高含硫等特点的原油在我国进行周转和储存,会产生大量油气。油气回收是防火防爆、保护环境的最优方法,而冷凝法为最常见的油气回收方法之一。通过Aspen Plus模拟软件对原油油气冷凝回收工艺模拟可知,加压后回收率明显提高,且出口浓度降低;高浓度油气回收率不一定高于低浓度油气回收率。冷凝温度达到-10℃,油气回收率出现上升趋势;冷凝温度为-110℃时,出口浓度低于1 g/m³的排放要求,再降低冷凝温度已不具有经济性,可采取加压冷凝或集成工艺后续进一步处理。随着气量的增大,能耗增加;在相同冷凝温度及压力下,相同气量、不同浓度的油气所需的压缩机功率相近。     

加氢高压空冷系统腐蚀原因分析与对策

在调研中国石化集团多套加氢高压空冷系统腐蚀情况的基础上,分析其具有腐蚀难于控制、普遍存在、空冷器泄漏危险性大且制造质量不易保证的特点,由于实际原料中S和N含量高,而设计的空冷系统处理量不足;原设计无循环脱硫设施;注水量难以随着原料改变而提高;空冷器流速过高、物流分配不均;操作不平稳等原因造成腐蚀.提出了以Kp值划定腐蚀环境,控制反应流出物中过高Cl-含量,高压空冷器材质使用碳钢或Incoloy825,考虑控制介质流速的上下限和高分水的铵盐含量等六条腐蚀控制原则.提出了工艺设计,高压空冷器材料和结构设计以及制造,管道设计和平面布置的建议,同时建议操作中应定期检测工艺参数,保证任何工况下高压空冷器前注水点大于25%的未汽化水和冷高分水中的铵盐质量分数为4%～8%,空冷器风机应全开,冬季空冷器出口温度不能过低.     

小型天然气N_2-CH_4膨胀制冷液化工艺优化研究

设计了一种小型天然气N2-CH4膨胀制冷液化工艺,并考察了N2-CH4制冷剂组成、原料气处理量与膨胀机出口压力对压缩机功耗的影响,以及天然气节流前温度对液化率的影响。研究结果表明,N2-CH4制冷剂中N2含量的增大导致压缩机功耗逐渐增加;天然气节流前温度的降低有利于提高天然气液化率,同时也增大了压缩机功耗。随着膨胀机出口压力的减小,膨胀机出口温度逐渐降低,压缩机功耗先减小再增大。优化后的N2-CH4膨胀制冷液化工艺为N2-CH4制冷剂中N2的物质的量分数为40%,天然气节流温度为-155℃,膨胀机出口压力为700 kPa,天然气液化率达到93.82%。     

天然气凝液回收工艺RSV流程的模拟与分析

回收天然气中的乙烷及以上组分时,当原料气中CO2含量超过一定值以后,膨胀机出口及脱甲烷塔顶部容易发生CO2冻堵。采用外输干气回流的乙烷回收工艺——部分干气循环工艺(RSV),可以在不降低乙烷回收率的前提下提高脱甲烷塔的操作压力,降低外输干气再压缩功率的同时有效避免CO2冻堵的发生。采用HYSYS软件模拟RSV工艺回收天然气中的乙烷及以上组分,实例研究表明:原料气CO2的物质的量分数为2.4%时,乙烷回收率为86%,乙烷回收装置不会发生CO2冻堵;分离器过冷气相的比例不宜过高,一般为10%～30%;外输干气回流的比例一般为10%～20%;根据不同的原料气组成及操作工况,分离器液相可以选择全部过冷也可以部分过冷。     

煤气发生炉出口余热回收

为有效降低煤气发生炉出口的煤气温度（500～600℃）,节约能源,减少其对环境的污染并利用这部分热量,在煤气发生炉出口设置余热回收热交换器,利用高温煤气来加热给水产生低压水蒸气,供生活使用。在热交换器负荷改变的情况下进行了不同工况的设计计算。结果表明,对于给定的结构参数,煤气处理量增加时,热交换器的传热性能提高。在煤气发生炉出口设置热交换器后,煤气出口温度显著降低,减少了热量浪费,并且减少了对环境的污染破坏。     

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。