酸性水罐区排放气污染程度、执行标准和治理目标

以某炼油厂酸性水罐区为例,采样分析了罐区排放气组成,计算了臭气浓度和污染物排放速率,提出了罐区排放气治理前后应执行的污染物控制标准,计算了罐区排放气对标准控制指标的贡献率,给出了治理目标和应该达到的污染物去除率。     

炼油厂酸性水罐区油气回收模拟计算及参数优化

采用流程模拟软件proⅡ软件对酸性水罐区油气回收工艺进行了优化模拟计算。结果表明,采用低温吸收工艺,在2个吸收塔理论板,吸收温度20℃,液气比50 L/m^3时,油气净化率97.2%,吸收塔出口油气浓度为14 756 mg/m^3,达到了油气排放的国家标准。实验室实验吸收效率95.6%,出口质量浓度18 374mg/m^3,模拟结果与其有良好的一致性。     

单火嘴单区烧氨技术在硫磺回收装置的应用

介绍了单火嘴单区烧氨技术在中国石油辽阳石化分公司炼油厂硫磺回收装置的应用情况.重点介绍了烧氨技术的原理,对单火嘴单区和双区这2种烧氨技术进行对比.实践证明：处理含烃高的酸性气的硫磺回收装置宜采用单火嘴单区烧氨技术.该硫磺回收装置硫磺转化率达99.88％,排放尾气ρ（SO2）为307 mg/m^3,系统阻力降保持在10 kPa左右.     

造气、脱硫废水综合生化处理运行总结

造气装置现有2000m^3／h处理能力的冷却水闭路循环系统，由于造气用煤结构的原故，在半水煤气制造过程中，蒸汽分解率相对偏低，约有20m^3／h的废水富余，再加之脱硫工段洗涤循环水约有5m^3／h的废水富余，以及全公司的杂排水（地面冲洗水、循环水中的跑、冒、滴、漏部分、生活污水等）水量约50m^3／h，这些水不能直接排放，必须进行处理。我公司技术人员和相关人员的共同研究和开发，建成了工程总投资185万元、处理能力为75m^3／h的造气、脱硫废水（污水）综合生化处理（YLHJ）装置。     

硫磺回收装置存在的问题及改进

由于原料气波动大及二氧化碳、烃类物质含量偏高，在线分析仪表故障及部分工艺条件选择和控制不合理，硫磺回收装置尾气排放二氧化硫超标。鉴此，增设酸性气进料压力控制阀和流量控制阀，稳定装置硫化氢进料；确保在线分析仪表工作状态完好，保证装置配风和配氢操作自动、灵敏；优化控制条件，实现总硫回收率由原来的92％提高到99％，排放尾气二氧化硫含量由2800mg／m^3降到343mg／m^3。     

煤制气吹风气的回收效果

我公司煤制气采用间歇式固定床煤造气装置,制气过程主要包括吹风、上吹、下吹、二次上吹、吹净五个阶段,其中吹风气无法使用,直接从烟囱放空。吹风气中φ（CO）为7％左右,以总吹风量为62000m^3／h计,则排放的CO有4340m^3／h（标准状况,下同）,严重污染大气。尤其在气压低、大气风速小的情况下容易造成局部CO聚集,出现中毒事故,局部死角还存在爆炸危险。另外,吹风气中还含有一定量未燃尽的煤粉,也给大气环境造成严重污染。     

燃煤锅炉镁法烟气脱硫工业试验

采用陶瓷多管旋风除尘器除尘-喷淋塔烟气脱硫工艺处理20t/h燃煤锅炉烟气,分别以轻烧氧化镁、锅炉冲灰渣水和添加适量轻烧氧化镁的冲灰渣水为脱硫剂,在液气比（L／G）1．8～2．7L／m^2,脱硫塔入口烟气中SO2质量浓度508．2～754．1mg／m^3条件下,出口SO2质量浓度降至82．6-107．3mg／m^3,SO2去除率达到81％-89％,净化烟气符合国家排放标准。     

二氧化硫尾气吸收装置的设计及运行情况

介绍利用喷杯吸收塔吸收二氧化硫的尾吸装置的工艺流程、设备结构及操作规程。装置投运后，二氧化硫吸收率达84％，尾气二氧化硫平均排放浓度333mg／m^3，平均排放速率3．86kg/h，运行阻力400—400Pa，运行费用每吨酸约2．0元，彻底解决了尾气二氧化硫超标排放问题。     

石化中间储罐挥发性有机物排放特征与反应活性

中间储罐是石化企业的主要挥发性有机物(VOCs)排放源,对大气环境产生重要影响。本文对我国某石化企业炼化中间产物、污油、石化中间产物等中间储罐大呼吸过程进行了采样监测,分析了VOCs排放特征并建立了有机污染物图谱。基于OH自由基损失速率和最大增量反应活性法,分别量化了大呼吸过程大气反应活性和臭氧生成潜势(OFP)。结果表明,中间储罐大呼吸过程VOCs浓度高达数万毫克每立方米,单位体积物料周转量VOCs排放强度达到0.55～71.3g/m³。不同储罐排放特征差异大,炼化中间产物及污油储罐VOCs组成以烷烃为主,石化中间产物储罐VOCs以烯烃和芳香烃为主;C₃～C₇烷烃、C₃～C₄烯烃、苯、甲苯和丙酮等是首要污染物。中间储罐大呼吸损耗气具有较高大气光化学反应活性和臭氧生成潜势(OFP),OH自由基损失速率常数接近1.43×10⁴～2.37×10⁶s^-1,OFP达到2.84×10⁵～7.53×10...     

冷氨泵汽化原因分析及最小流量校核计算

分析冷氨泵低速运行时打量突然下降的主要原因是由于泵打量过低,不足以将热量带走,液氨在泵的某一级或几级入口过热汽化造成的。根据机组已知的设计参数计算实际工况下冷氨泵在2608r／min转速运转时,为保证泵内液氨不汽化,散热所需的最小流量为13．54m^3／h。     

100万t/a焦化装置与50万t/a焦油加氢装置联产——焦炉煤气制氢新工艺探讨

50万t/a焦油加氢装置以100万t/a焦化装置的焦油及外购焦油为原料,并利用焦化装置的焦炉煤气采用新工艺制取氢气,重点介绍了制氢工艺流程。通过新工艺,可以从50 000 m3/h的焦炉煤气中产出40 110 m3/h纯度为99.9%的氢气,氢气产量增加1倍,能够满足50万t/a焦油加氢项目的氢气用量;同时副产出22 508 m3/h热值为17.9 MJ/m3～19.4 MJ/m3的混合解吸气,满足焦炉燃料使用需求。     

氮氧化合物废气的综合治理

以某氧化铁红生产企业废气为例,介绍以湿法为主的氮氧化合物废气综合治理的工程实例。该工程设计规模为8 000 m3/h,进气氮氧化合物浓度高达25 000 mg/m3。实践表明,采用该工艺处理氮氧化合物废气效果良好,出气氮氧化合物小于200 mg/m3,执行《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)中表2标准,同时每天能回收大量稀硝酸。     

变压吸附制氢装置扩能改造总结

介绍了采用改良变压吸附技术对现有变压吸附（PSA）制氢装置扩能改造的情况。通过改造，装置性能得到了提升，原料气处理能力由16000m^3／h（标态）提高至25000m^3／h（标态），H2收率提高了约4％，满足了公司用氢要求。本次改造投资较少，工期较短，为公司创造了很好的经济效益。     

氯乙烯精馏尾气回收后富氢气体的利用方案

氯乙烯精馏尾气经变压吸附回收氯乙烯、乙炔后排空的尾气中含有大量氢气（富氢气体）,通过对富氢气体在石墨燃烧炉燃烧生产低压（0．25MPa）蒸汽的可行性研究可知,富氢气体（流量为400m^3／h）燃烧后可生产低压（0．25MPa）蒸汽1．3t／h（按精馏装置生产能力为6万t／a计）,可获经济效益84．4万元／a。     

系统瓦斯组成发生变化后预防腐蚀应对措施

总结了进入系统管网瓦斯的组成发生变化时,加热炉配置有余热回收系统启动应对措施以避免腐蚀对加热炉带来的伤害技术,重点介绍了当瓦斯中二氧化硫的质量分数超过100 mg/m^3以下时,将加热炉排烟温度控制在155℃以上;超过100 mg/m^3以上时,将加热炉排烟温度控制在175℃以上,同时满足环保及防腐要求的经验,仅供参考。     

水蒸气活化法制备椰壳活性炭的孔结构特征

以农林废弃物椰壳在600℃炭化2h后的炭化料为原料,以水蒸气为活化剂,研究了活化温度、活化时间、水蒸气用量对活性炭的比表面积、微孔容积和收率等的影响。结果表明：椰壳炭化料的比表面积仅为185m^2／g,且以中孔为主。在活化过程中,通过提高活化温度和水蒸气用量缩短了活化时间,扩宽了孔径;当水蒸气用量和活化温度较为适宜时,延长活化时间,有利于微孔的形成。活性炭的比表面积、总孔容积、微孔容积可达：1465m^2／g,0．9703cm^3/g,0．7519cm^2／g。并通过非定域密度函数理论（NLDFT）对活性炭的孔径分布进行了表征。     

大型低温低压LNG单包容储罐的经济性分析

大型低温低压LNG储罐的经济性能是其市场效益的重要指标。分别对30 000 m3、10 000 m3和5 000 m3等3种不同规格型号的低温低压LNG单包容储罐的经济性进行了对比分析,具有相当的市场参考价值。结论指出,总储存量相同时,30 000 m3 LNG储罐建造成本最经济。     

净化吸收塔并联PSA技术改造

中国石油辽河石化分公司10000 m3/h常规焦化干气蒸汽转化制氢装置在生产中仅能达到85%负荷,原因是净化吸收塔达不到设计,成为生产瓶颈.通过对原闲置的催化干气PSA提纯装置进行改造后与净化系统吸收塔并联,分流部分低变气,从而在保证吸收塔正常运行的情况下实现制氢装置提高生产负荷30%以上.     

磷酸二铵装置尾气洗涤系统技术改造

介绍青海云天化国际化肥有限公司磷酸二铵装置尾气洗涤系统存在的问题和改造前后的尾洗工艺流程。对比分析改造前后的尾气检测数据可知,改造后尾气中氨、颗粒物质量浓度分别从115.0、804.0 mg/m3降至48.9、147.7 mg/m3,达到了GB16297—1996要求,且回收液氨88.34 t、粉尘889.9 t,效果显著。     

煤化工装置燃料气系统优化探讨

根据燃料气系统运行现状,提出了两个燃料气系统优化方案,以解决目前燃料气系统无法完全满足下游生产装置需要、排放量过大的问题,达到减少燃料气排放、提高能源利用率、降低企业运行成本的目的。并对两个优化方案进行物料衡算和经济效益核算,分别验证两个方案的可行性和经济性。通过对比两种方案,得出方案一（对现有燃料气管网进行改造,将含烯烃、甲醇较多的燃料气单独送至动力装置,并对现有PSA氢回收装置进行扩能改造,使回收气量达23778.4m3/h）优于方案二（维持PSA氢回收装置目前运行状态,增加一套尾气回收装置回收甲醇弛放气中的CO、H2,使燃料气系统达到物料平衡）。方案一具有可行性高、投资小、操作维护方便、经济效益高的优点,是两种优化方案中的最佳选择。