连续重整装置再生烟气环保达标排放措施研究

连续重整装置催化剂再生烧焦是恢复催化剂活性的关键步骤,再生烧焦后的放空气要经过工艺处理达标后才能排放。面对环保的严格要求,炼厂迫切需要解决连续重整装置再生烟气达标排放的难题,保证全装置长周期、环保达标运行。中石油长庆石化公司对60×104t/a连续重整装置再生放空气碱洗系统采取优化措施,解决了碱液结块、内构件松动、腐蚀管线、堵塞设备、水洗塔液面难控制、碱液p H值与浓度的平稳控制等问题,确保再生放空气达标排放,无需改造即实现了碱洗系统长周期、稳定运行。广西石化公司220×104t/a连续重整装置将再生烟气Chlorsorb氯吸附工艺改造为高温脱氯工艺,脱氯罐出口烟气氯化氢检测低于1mg/m3(标准),脱氯后烟气再引入联合装置空气预热器系统的热空气中焚烧,焚烧后再生放空气中非甲烷总烃含量稳定在0.5~1mg/m3,完全满足环保要求。     

水热媒技术在连续重整装置加热炉烟气余热回收系统中的应用

为回收加热炉的余热,扬子石化公司在1．39Mt／a连续重整装置应用了水热媒余热回收技术,以中压锅炉给水为热载体,利用从烟气中回收的热量来加热锅炉给水和预热助燃空气,达到降低排烟温度,减少燃料消耗,提高加热炉热效率和高压蒸汽产量的目的。介绍了水热媒技术的原理、特点、工艺流程以及装置实际应用中的运行步骤、注意事项和改进措施。运行结果表明,水热媒余热回收系统能够适应加热炉负荷和燃料性质的变化,排烟温度调节灵活;混合排烟温度和助燃空气温度达到了设计要求,能有效防止低温露点腐蚀,延长了设备使用寿命;加热炉群平均热效率达91．15％．节约能量为5．543MW,全年可节约燃料3812t,每年可产生经济效益1334万元。     

连续重整装置应用APC技术效果

以多变量模型预测控制为主要特征的先进控制技术(APC)是比传统的PID控制更为优异的一种控制技术,代表性技术有Aspen公司的DMCplus技术和Honeywell公司的鲁棒多变量预估控制技术(Profit Controller)。连续重整装置投用先进控制系统后,主要装置运行参数更加平稳,提高了产品质量的均匀度,降低了产品不合格率;实现了各主要操作参数的自动协调控制,同时实现了脱戊烷塔底油和脱丁烷塔底油芳烃含量的在线闭环控制,有效降低了操作人员的劳动强度;脱戊烷塔和脱丁烷塔控制器投用后,塔顶温度、塔底温度和灵敏板温度平稳性提高,通过卡边操作,降低了装置的干气产率,液体收率提高了0.15%;由于反应系统和预加氢系统操作平稳性提高,降低了反应炉的燃料气消耗,节省了0.122kg燃料气/t原料,降低了装置能耗,每年产生节能效益432.07万元。在连续重整装置上应用APC技术是当前企业节能降耗、挖潜增效的有效手段。     

连续重整装置应用RTO技术效果

为了实现100×104t/a连续重整装置的区域实时优化目标,针对连续重整装置的石脑油加氢预处理、重整反应器、催化剂再生、重整精馏部分,应用实时在线优化(RTO)技术,以提高重整生成油芳烃收率为目标,进行系统开发。对已经实施了先进控制的预加氢单元、重整单元的控制器进行符合区域实时优化要求的改造和重建,并新建了催化剂再生单元再生器的先进控制器和为实现重整装置总经济目标的产值控制器。实施整个连续重整装置的区域实时优化,使得先进控制器的功能更加全面,由优化的低频上升为实时优化的高频,在有效降低操作人员劳动强度的同时,对装置进行在线闭环优化,帮助装置实现精细化的操作和控制。以芳烃最大化RTO方案为例,试运行阶段投用RTO后芳烃收率提高1.57%,液收提高0.06%,能耗降低,年增加效益1700万元以上。     

缠绕管式换热器在连续重整装置中的应用

连续重整装置是以石脑油为原料,在催化剂作用下生产芳烃和高辛烷值汽油组分的重要装置,同时还为加氢装置提供大量的廉价氢源。在连续重整装置中,重整进料换热器的选型对产品结构和经济效益都有重要影响。洛阳石化70×10~4t/a连续重整装置选用板壳式换热器,内漏严重,用缠绕管式换热器替代板壳式换热器,既能满足装置的传热要求,拥有优良的传热工艺性能,又具有耐高温高压、抗操作波动的特点,是连续重整装置中较为理想的高效、高可靠性设备。缠绕管式换热器替代板壳式换热器,节省成本553万元;装置3.5MPa蒸汽和燃料气消耗量明显减少,同时产品结构得到优化,提高了主产品氢气和重整汽油的产率以及重整汽油的辛烷值;重整生成油液体收率可以达到84%左右,芳烃含量可以达到77%左右,每年为企业综合节能创效8681.7万元。     

热管式GGH在FCC装置再生烟气净化系统中的应用

通过对热管式GGH的性能特点的介绍,并结合FCC装置再生烟气净化系统的特点,说明热管式GGH在该系统中有很大应用优势。通过工程实际应用证明,热管式GGH在FCC装置再生烟气净化系统中应用效果显著。     

膜分离技术在提纯连续重整副产氢气中的应用

为了充分利用资源,节省外购氢气的花费,中国石油乌鲁木齐石化公司炼油厂芳烃车间连续重整装置决定采用膜分离技术提高副产氢气纯度来满足连续重整装置催化剂还原单元高纯度还原氢气的需求。介绍了膜分离技术的工作原理。实施方案为：连续重整装置原系统流程不变,在自产氢气后路增加一套膜分离装置。提纯后的氢气纯度达到99．8％以上,同时年增加产值约2343．57万元。     

氯对连续重整反应的影响

中国石油长庆石化公司60×10^4t／a连续重整装置采用法国AXENS公司连续重整工艺技术．催化剂采用中国石化石油化工科学研究院PS-Ⅵ型连续重整催化剂。装置在运行16个月后,出现重整反应温降逐渐减小,重整生成油辛烷值和芳烃含量下降,苯、液化气和氢产量降低,以及催化剂积炭升高等现象。引起这些现象的原因主要有重整原料性质变化,催化剂硫、氮中毒和催化剂活性下降等。经分析探讨,认为再生催化剂氯含量偏低是造成装置生产和产品质量异常的原因。对重整注氯系统进行检查后,发现再生系统注氯分配器堵塞。无法正常注氯。对再生系统注氯线进行疏通后,操作恢复正常,产品质量好转。在日常生产过程中,可通过加强DCS操作监控力度、提高氧氯化区氧含量和烧焦温度、严格控制催化剂中的氯含量和水含量等措施,保证装置平稳运行。     

连续重整催化剂装置工程技术优化

连续重整催化剂生产装置工程技术是决定催化剂产品性能和成本的关键因素。对中国石化催化剂有限公司长岭分公司云溪1000t/a连续重整催化剂装置一系列新技术应用进行介绍,主要包括立式焙烧炉尾气段工程改进,浸渍和活化两个生产单元多道工序之间的投出料和物料转序自动化控制,氢还原工艺的氮氢混合还原工艺等最新工程技术以及动态浸渍真空泵液环水的循环利用、氯铂酸制备生产技术等。改造后经济效益显著,年减少非计划性停工4次左右,年减少阀门采购费用180万元,减少氢耗和电消耗降本增效约226万元/a,降低装置废水排放量直接经济效益135万元/a。通过王水配置集中化、尾气排放与氯铂酸生产分区隔离、提高尾气处理能力等技术,优化了王水法氯铂酸生产工艺,提高了氯铂酸生产的清洁化和环境友好化度。通过采取以上技术确保了装置PS系列连续重整催化剂在日益激烈的市场竞争中处于领先地位。     

连续重整装置石脑油系统优化改造

洛阳石化70×104t/a连续重整装置石脑油系统经过2011年优化后,仍存在问题,如预分馏塔分离精度差及塔底再沸炉超负荷运行、多功能塔(C202)分离效果不好、化工轻油产量多等问题。对此,在最大限度利旧情况下,对石脑油系统进行改动和优化,包括改变石脑油系统各塔作用,更换预分馏塔塔盘,调整预分馏塔操作参数,整体更换多功能塔,增上几台换热器等。优化改造后,T3302塔作为石脑油稳定塔,为预处理单元输送C_5及以上组分,减轻了预处理塔再沸炉负荷;多功能塔C202作为戊烷分离塔,生产高辛烷值的异戊烷油。通过优化,消除了现有石脑油加工工艺的不足,解决了油品平衡问题,同时提高了预分馏塔分离精度,改善预处理系统热负荷,降低装置能耗,解决了化工轻油积压憋库现象,并为重整反应提供了更优质原料。优化后,重整装置的总液收达到84.84%,产氢量为478.6m~3/t(相对重整进料量),月收益合计达到1332万元。     

中石化天津分公司连续重整装置应用在线优化技术实现同类装置首创

正日前,由中石化天津分公司、石化盈科和霍尼韦尔公司三方合作的100×104t/a连续重整装置在线实时优化(RTO)项目顺利实现试投用,属于国内同类装置首创。项目包括连续重整的预加氢单元、重整反应单元、催化剂再生单元、重整分馏单元和二甲苯单元。本项目采用了霍尼韦尔的UOP独有的连续重整反应模型、再生烧焦模型并使用了流程模拟软件(Unisim Design)对重整精馏进行了建模。结合霍尼韦尔的在线模型更新技术、实时动态优化技术(Optimizer)很好地实现了整个连续重整装置的整体优化,具有实时性强、运行稳定和维护方便的优点。     

连续重整装置流程模拟及优化

以中国石化青岛炼油化工有限责任公司150t/a连续重整装置为研究对象,采用Aspen Plus流程模拟软件,建立了催化重整装置及重整后分馏部分与实际工况相吻合的稳态流程模拟模型。利用此模型,对重整装置的汽提塔、石脑油分馏塔、脱异戊烷塔、脱戊烷塔、脱丁烷塔、脱C6塔、脱甲苯塔、二甲苯塔进行了综合分析。以节能和经济效益最大化为目标,分别对汽提塔、石脑油分馏塔、脱C6塔、脱甲苯塔和二甲苯塔进行了操作参数优化。连续重整装置优化后,共计节约燃料气300m3/h(标准)、N2(0.7MPa)88m3/h(标准)、1.0MPa蒸汽4t/h,创造节能效益780.36万元/a。同时,脱C6塔底油中苯含量由1.2%下降为0.2%,多回收苯1t/h;二甲苯收率由19.01%提高至19.85%,二甲苯产量增加1.5t/h,按照苯、二甲苯与汽油差价折算,创造效益3360万元/a。两项效益合计为4140.36万元/a。     

CEMS烟气连续监测系统在电厂的应用技术

本文对烟气连续监测系统(CEMS)的构成进行分析,并探究该系统内关键技术的应用,包括气体污染物监测技术、气体流速测量技术、数据采集技术等方面,最后阐述该系统应用期间存在的问题与解决措施。力求通过本文研究,使电厂烟气排放情况得到实时跟踪,促进企业经济与生态效益的全面提升。     

连续重整装置四合一加热炉节能改造

针对某公司2. 0 Mt/a连续重整装置四合一炉排烟温度高、加热炉燃烧效率低的问题,增设落地省煤器,通过烟气与锅炉除氧水换热,烟气排烟温度由190℃降至120℃,加热炉燃烧效率由89. 83%提高至93. 01%,锅炉增产3. 5 MPa,蒸汽5. 5 t/h,创造经济效益868万元/年。同时针对项目改造后出现的锅炉给水阀故障和除氧器压控阀开度过小问题进行原因分析并提出了解决方案。该项目的成功运用,为同类装置的改造提供宝贵的借鉴经验。     

连续重整装置生产异常原因及对策

介绍了扬子石化公司1．39Mt／a连续重整装置2006-2007年出现的催化剂收集器下料管堵塞、再生催化剂提升困难、再生器和反应器催化剂跑剂等一系列问题,分析了产生这些异常情况的原因以及采取的对策。通过将提升器两根同心轴的间隙增加1．3mm,使催化剂提升速率回归正常;通过对再生器内网过渡区的缝隙的修补,解决了再生催化剂的跑损;通过对反应器内部损坏的约翰逊网进行补焊、更换零件等措施,有效解决了反应器催化剂的跑损问题。     

镇海炼化连续重整装置流程模拟与优化

中国石化镇海炼化Ⅳ套连续重整装置处理能力为120×104t/a,重整、催化剂再生部分采用美国UOP公司专利技术,其中预加氢分馏部分采用先汽提后分馏的两塔流程,重整油后分馏部分采用先脱丁烷的三塔流程:脱丁烷塔、脱己烷塔、脱戊烷塔,主要产品为高辛烷值重整汽油(芳烃)以及大量副产氢气。以该连续重整装置为研究对象,采用Aspen Plus流程模拟软件,建成了装置预分馏部分以及重整后分馏部分与实际工况相吻合的稳态流程模拟模型。利用此模型,对重整装置的汽提塔、石脑油分馏塔、稳定塔、脱己烷塔、脱戊烷塔进行综合分析。以节能降耗为目标,对稳定塔和脱己烷塔进行如下操作参数优化:脱丁烷塔顶压力由0.92MPa降至0.80MPa,脱己烷塔顶压力由0.03MPa降至0.01MPa。装置优化后,脱丁烷塔底蒸汽消耗减少2.2t/h,脱己烷塔底蒸汽消耗减少3.0t/h,合计装置节能2.55kg标油/t,全年可产生经济效益727万元。     

热管技术在高温烟气取样装置上的应用

随着生产技术的发展和对产品质量控制的需要,近几年来,在大、中型水泥生产过程中,对窑尾出口气体进行取样分析以对产品质量进行监控,已成为非常重要的手段。窑尾烟气的出口温度通常在900～1200℃,短时间内可达1300℃,因此对长期工作在该温度下的取样管,对其耐热性和机械强度等方面均要求较高,国内目前使用的高温取样管还全靠进口。热管是利用管内工作液体在相变过程所吸收和放出的潜热进行传热,故有极高的传热能力。若用热管制成取样管,将取样管在炉内部分所受到的热量通过热管传递到炉外加以冷却,使整个取样管的温度控制在一个较低的水平(<700℃),则普通不锈钢就可作为取样管的材料,使问题得到解决。     

连续重整装置存在的问题及改造措施

中国石化洛阳分公司连续重整装置规模为0.7Mt/a,是承接炼油与化纤的一套重要装置。该装置在多年的运行过程中逐渐暴露出轻石脑油分离效果差、石脑油罐区污染严重、反应加热炉热效率低、再生烧焦峰温下移以及反应进料板壳式换热器内漏等问题,严重影响了装置的安稳优长周期运行。针对这些问题进行分析探讨,并采取一些列优化改造措施:通过实施石脑油加工流程调整改造,解决了轻石脑油分离效果差及石脑油罐区污染严重等问题;通过增上反应加热炉空气预热系统,解决了加热炉热效率低的问题;通过割除再生器中心筒外网的网状护板,解决了烧焦峰温下移的隐患,同时将反应进料板壳式换热器更新为缠绕管式换热器。经过一系列优化改造措施,使洛阳石化连续重整装置运行更加经济,提高了装置技术指标,实现了装置挖潜增效和长周期平稳运行的目标。     

连续重整装置压缩机气量调节系统节能改造

上海高桥分公司800kt/a连续重整装置,再接触部分采用美国UOP公司第二代连续重整工艺技术,三台往复式压缩机采用两段式压缩,通过级间回流调节控制系统压力,该调节系统(即旁通调节)无用功耗大,尤其工况耗气量低时,造成能量浪费,且人工调节复杂,系统可操控性较低,只适用于偶尔调节或调节幅度小的场合,无法根据实际工况逐步加、降载荷,不能避免开停机过程中大幅、快速升降压对机组及系统压力的冲击,影响压缩机机组及系统压力控制的稳定。改造中,增压机(K202C)新上一套HydroCOM无级气量调节系统,该系统运用"回流省功"原理,除了能改善压缩机的可操控性,满足复杂多变的工艺需求外,还能节省能源。在装置满负荷运行工况下,压缩机(K202C)运行负荷为50%,系统压力控制稳定,且调节速度快,满足生产要求。2010年10月10日,在压缩机一级负荷率为45%,二级负荷率为50%工况下,经标定,压缩机(K202C)运行电流由原来的250A下降至120A,减少电耗约1300kW.h/h。同时,HydroCOM系统投用后,有效降低了压缩机机组级间冷却器负荷,为装置的系统节能提供了补充。     

燃煤锅炉烟气脱氮技术

论述了燃煤电站锅炉低NOx燃烧技术的原理,系统介绍了电厂大机组锅炉所采用的低NOx燃烧系统,比较了现有的低NOx控制技术方法及其应用情况,为低NOx燃烧设备的选择提供参考。1 000 MW燃煤电站锅炉烟气脱氮系统运行结果表明,从燃烧过程中控制NOx的生成量,有利于实现NOx的达标排放,能大幅度降低电站锅炉烟气脱硝系统的投资和运行费用。