污水汽提双塔工艺流程模拟分析与用能改进

在分析污水汽提机理的基础上,运用流程模拟软件PRO/II、选择酸水工艺包对污水汽提双塔工艺流程进行模拟。重点探讨H2S汽提塔冷污水进料比例、热进料温度、热进料位置和NH3汽提塔进料温度、进料位置、循环冷凝污水比例等对污水汽提装置能耗的影响,提出以下装置优化工艺参数：H2S汽提塔冷污水进料比例0.02,热进料温度408 K;NH3汽提塔进料温度435 K,进料位置为第2块塔板,取消循环冷凝污水。基于流程模拟分析提出污水汽提双塔工艺流程用能改进措施：取消H2S汽提塔热进料污水与含NH3污水换热,增加NH3汽提塔塔顶气、装置蒸汽冷凝水与H2S汽提塔热进料污水换热。模拟结果表明,采用以上措施进行用能改造后,装置能耗降低了22.3%。     

含硫污水处理装置的腐蚀探讨

一简介我厂含硫污水处理装置为双塔汽提装置。来自各装置的酸性水换热达150℃后,进到硫化氢汽提塔的上部,在塔内借助管板加热器汽提,塔顶温度55±5℃,塔底温度     

油田含硫污水气提塔酸度调节剂的筛选研究

气提塔是油田生产中处理含硫污水的新型、高效、节能装置。某油田含硫污水具有高矿化度、高氯离子、高硫化氢特点,采用气提塔对含硫污水进行处理,脱除污水中的H_2S,降低H_2S对油田设备、管道等设施的腐蚀效果。为确保污水中H_2S以游离态形式存在污水中,在气提塔上游加入酸度调节剂,提高气提塔脱硫效果,并防止H_2S脱除后污水p H值升高导致腐蚀结垢趋势增大,影响塔的脱硫效果及正常运行。通过对硫酸、盐酸、柠檬酸脱硫评价实验,以加药量、脱除率和失钙率为评价指标,确定柠檬酸适宜作为油田含硫污水气提塔脱硫处理的酸度调节剂。本研究为今后油田含硫污水处理酸度调节剂筛选提供试验方法、评价参数,同时为高矿化度、高氯离子、高硫化氢的含硫污水处理提供酸度调节剂筛选范围。     

丁烷混合气体打火机油正式投产

南京炼油厂铂重整车间,1983年自己设计、制造并投入试生产的气体打火机油装置(300吨/年),经改进完善后已正式投入生产. 丁烷混合气体打火机油以重整生成油的副产品戊烷为原料,它无水、无臭、无不饱和烃类,是目前国内生产丁烷混合气体打火机油的最好原料. 原料由脱戊烷塔顶回流罐来,经脱丁烷塔进料泵,换热后进入脱丁烷塔,加热后脱丁烷塔塔顶气体,经冷凝冷却后作为塔顶回流,未冷凝气体作为脱丙烷塔的进料.脱丁烷塔的塔底组分丁烷含量应     

真空碳酸钾法脱硫

该法用于气体选择性脱除H_2S.原料气在填料吸收塔内用贫碳酸钾水溶液吸收.吸收时只有少量CO_2被同时脱除,而H_2S几乎全部被吸收.吸收富液经贫富液换热器换热后进入解吸塔,于真空条件下解吸放出含硫气体.解吸介质为重沸器产生的水蒸气,重沸点热源是原料气的显热.由解吸塔顶排出的酸性气体经冷凝冷却后入分离罐,气体由真空泵抽送至Claus硫回收或硫酸生产装置作原料;冷凝液由泵送回解吸塔顶.解吸塔底贫液经贫/富液换热器换热后再冷却返回吸收塔作吸收液.     

酸性水单塔加压汽提处理装置投用

<正> 我国首次设计的10万吨/年的酸性水单塔加压、侧线抽出汽提工艺处理炼油废水装置,在高桥石化公司炼油厂建成投用。该装置处理催化裂化等富气水洗水。150℃的脱油酸性水进入主汽提塔,侧线抽出气体入浓氨水汽提塔,作为高浓度含硫氨水的汽提蒸汽。塔顶富氨气分凝得到99.5％(V)纯度的氨气,大部分     

污水汽提脱硫装置余汽回用系统改造

1 前言武汉石油化工厂的污水汽提脱硫装置采用“双塔汽提”工艺处理炼油装置排放的高含硫、含氨污水。脱硫塔(塔-1)采用重沸器(蒸汽耗量1,2t/h左右)进行汽提脱硫,脱氨塔(塔-2)采用直接返入蒸汽、(蒸汽耗量4.5～5.5t/h)进行汽提脱氨。装置原设计的余汽回用系统不尽合理,     

含硫污水汽提装置的技术改造

1　前　言长岭炼油化工总厂含硫污水汽提装置采用的是单塔汽提、侧线抽出工艺 ,集中处理厂内炼油装置及油罐区排放的含硫污水。装置于 1 989年底进行了扩能改造 ,设计处理能力为 80ｔ/ｈ ,但由于存在汽提塔塔盘结垢严重、塔盘汽相负荷降低、塔底供热不足及原料污水水质差等多种问题 ,装置的处理能力和净化水排放质量一直未达要求。 1 998年底 ,对该装置进行了系列技术改造 ,成功地将装置的处理能力提高到 90ｔ/ｈ ,净化水排放合格率从 90 %提高到了98%左右 ,达到了设计要求 ,解决了该厂 2 0 0 0年污水排放达标的重大环保难题 ,取得了很好的…     

延迟焦化装置放空冷却系统存在问题及对策

某1 Mt/a延迟焦化装置放空冷却系统采用闭式塔内冷却技术,运行过程中出现外甩污油量大、不凝气外排造成全厂火炬系统负荷较大、放空塔顶含硫污水含油率过高造成酸性水汽提装置换热器结垢等问题,同时对延迟焦化装置提出回炼全厂污油的要求.为解决以上问题,装置停工检修过程中对放空冷却系统进行改造,主要内容为:增加放空塔底加热器;增加污油至焦炭塔顶大油气管线做急冷油管线;增加破乳剂注入及不凝气回收系统.改造后可实现该装置自产污油及全厂污油做焦炭塔顶急冷油、放空塔顶酸性水满足酸性水汽提装置进料要求及年回收约2 000 t不凝气等,实现了环保及经济效益的综合效果.     

用炼厂气汽提含硫污水

<正> 一、污水汽提技术的发展概况六十年代初,国外就开始了含硫污水汽提技术的研究,相继发表了不少文献和专利。美国Chevron公司发明的双塔汽提处理含硫、含氨污水的WWT法于1966年开始工业化(如图1),经处理后的净化水含氨小于50ppm,含硫约5ppm,为含硫污水高度净化开辟了新的工艺路线。海湾研究公司开发了双塔汽提浓氯节流澎胀法(如图2)。Chevron公司的WWT法与海湾公司     

LS—821助剂型硫磺回收催化剂工业应用试验总结

一、前言武汉石油化工厂硫磺回收装置是采用酸性气部分燃烧法,入口气体高温热掺合二级催化转化工艺的克劳斯制硫装置。由催化裂化装置和含硫污水汽提二路酸气进料。混合酸气中H_2S浓度:40～60％,CO_2:30～50％,烃类2～4％(V),设计处理能力为年产硫磺2000吨。装置自1980年投产以来,一直使用福建漳浦铝矾土作为催化剂,总硫转化率仅为84％(V)左右,有机硫水解率则在60～70％(V),使用期限只有一年。为了提高硫的回收率,减少环境污染和延长生产周期,自1985年底开始,装置采用了LS—811活性氧化铝型硫磺回收催化剂。     

带压含硫气田水中H_(2)S的测定北大核心CSCD

目的捕集和检测带压含硫气田水常规减压取样过程排放闪蒸气中损失的H_(2)S组分,以实现带压含硫气田水中H_(2)S含量更加准确的测定,为优化和提升闪蒸气H_(2)S处理装置的设计和净化效率提供数据支撑。方法针对当前气田水减压平衡处理后H_(2)S测定结果明显偏低的问题,从带压液体取样和H_(2)S气体分析检测两个方面开展研究,讨论了取样装置、取样方法、分析检测方法、样品前处理、酸液用量和汽提时间等参数的影响。结果实现了等压取样,汽提时间为5 min,样品无须过滤前处理,解吸液为去离子水,以经典碘量法检测H_(2)S。结论通过比较实际样品带压和减压条件下H_(2)S含量的测定结果,表明该技术对准确测定带压含硫气田水中H_(2)S含量更加可靠,并将对其他带压溶液中溶解性气体的测定提供可借鉴的思路。     

催化裂化装置吸收稳定系统流程优化

应用PROII化工过程模拟软件对催化裂化装置吸收稳定系统不同工况(不同解吸塔进料方式、不同解吸塔中间介质抽出位置、解吸塔底设置两个重沸器、不同稳定塔进料方式、稳定塔设置中间重沸器及稳定塔提压)进行模拟。根据模拟结果、工艺比较和系统能耗分析认为解吸塔冷进料加设置解吸塔中间重沸器是最优的解吸塔进料流程;解吸塔中间介质的适宜抽出位置在解吸塔中部稍靠下;随着装置规模的增大,为了合理安排换热流程,有必要在解吸塔和稳定塔底设置两个重沸器;从能耗分析和分离精度来看,稳定塔冷进料方式优于稳定塔热进料方式;为了降低稳定塔底热负荷,合理利用低温位热源,可以考虑在稳定塔中部设置中间重沸器,中间介质的抽出位置在稳定塔提馏段的中下部较为适宜。稳定塔顶提压流程是比较合理的工艺流程。     

前馈调节器在蒸汽加热器温度调节系统中的应用

一、工艺概述与控制要求本装置是回收蜡液溶剂的设备之一,工艺流程见图1。过滤后的蜡液加热后进入中间罐E_(28),进行水、蜡分层。脱水后的蜡液由泵H_(19)打入回收系统,先送入换热器T_(19)与塔5顶部蒸汽换热,再经过换热器T_(20)与塔6顶部溶剂蒸汽换热,然后送至蒸汽加热器T_(21-13),提高温度,再经过H_3蒸发器进入塔5蒸馏,顶部得到溶剂蒸汽,底部抽出蜡液送下道工序处理。为保证溶剂的蒸出率及组分质量,应该保证塔5的进料温度。工艺上要求塔5的进料温度为T=95°±2℃。     

渣油催化裂化装置含硫污水处理途径

本文介绍采用污水沉降脱油、单塔加压汽提、侧线抽氨三级分凝等工艺过程使渣油催化裂化含硫含油污水得到净化,并将 H_2S、NH_3、汽油进行有效分离,分别予以回收利用,从而达到保护环境和综合利用的目的。     

广州石化延迟焦化含硫污水的处理技术探讨

分析了中国石油化工股份有限公司广州分公司延迟焦化装置分馏塔顶的含硫污水的性质,其中COD平均值超过20 000 mg/L。经过汽提处理后,净化水中的COD仍较高,平均值超过3 000 mg/L。认为污水汽提装置净化水COD较高的主要原因是焦化装置含硫污水和蒸馏装置电脱盐含硫污水中富含低分子羧酸类化合物,其易溶于水而难于被汽提和电脱盐装置去除。对净化水进行了模拟汽提和活性炭吸附试验,结果表明,再汽提或活性炭吸附的办法难于再大幅度降低COD。建议采用湿式催化氧化工艺处理焦化含硫污水或采用污水汽提净化水代替焦化蒸汽大吹汽,不仅可以减少蒸汽耗量和污水排放量,还可降低装置能耗。     

重整预加氢氧汽提系统堵塞原因分析与对策

某连续重整装置预加氢单元氧汽提系统塔顶空冷器压力降上升快、腐蚀堵塞严重。从氧汽提系统各部位的堵塞和腐蚀情况,原料油来源、存储以及原料油的氧、H_2S、氯、烯烃等杂质含量和氧汽提工艺流程等方面,对氧汽提系统腐蚀堵塞的原因进行分析,认为外购石脑油中的氧含量高(质量分数达10μg/g以上)和加氢焦化石脑油进入氧汽提系统是造成系统腐蚀堵塞的主要原因。提出了氧汽提塔顶增设注缓蚀剂、回流罐顶吹惰性气体改至空冷器前或氧汽提塔底兼作汽提气、控制原料油进氧汽提塔温度、适当提升空冷器设备材料等措施,以解决和改善预加氢单元氧汽提系统腐蚀堵塞问题,改造后回流罐分水包中酸性水的铁离子的质量浓度降至200 mg/L以下,汽提塔顶空冷器进出口压力降维持在50kPa左右。     

催化裂化解吸和稳定系统节能方案研究

针对某公司新建220万t/a催化裂化装置换热流程,采用PROII流程模拟软件对解吸、稳定系统的传质、传热过程进行流程模拟,以确定该系统最佳的节能方案。模拟结果表明,稳定塔进料状态对其最佳的进料位置略有影响;稳定塔进料换热器40%左右的热负荷转移到塔底,代替塔底重沸器的部分负荷,其余60%左右的热负荷转移到塔顶,需要消耗循环水或电能进行冷却;取消稳定塔进料换热器,稳定塔底油直接作为解吸塔底重沸器热源将更有利于降低解吸、稳定系统的能量消耗。     

结合系统优化的含硫污水汽提塔节能改造

污水汽提置蒸汽单耗量高达310 kg/t,根源是负荷偏大和塔板数不足.文中结合系统优化技术,提出负荷转移和塔板改造相结合的3种改造方案.方案1是换塔—增大塔径和增加板数;方案2是将部分含硫污水转移到另1套污水汽提装置,以降低处理负荷;方案3是负荷转移和部分塔段更换.通过构建模拟模型和优化比较,最终选择方案3.该方案首先...     

我国首套低压气体脱硫装置建成投产

石家庄炼油厂延迟焦化装置设计加工能力为40万t/a任丘减压渣油。焦化富气含硫1.24％,需经脱硫后才可作燃料气。脱硫工艺采用中国石化北京设计院设计的无压缩机升压的低压脱硫方案。以二乙醇胺为吸附剂,焦化富气从柴油吸收塔顶逸出后进入吸收塔与溶剂逆流接触,吸收了H_2S的水溶液(富液)经升温后在再生塔内借助塔底的重沸器加热解吸将溶液再生,再生后的贫液经冷却后送吸收塔循环使用,再生塔顶的酸性气经冷凝分液