延迟焦化装置污油回炼技术的研究及应用

通过对延迟焦化装置甩油和放空污油在回炼过程存在的焦炭塔预热初期产生的甩油含水量高和放空塔底温度低等问题进行分析,提出了引高温(350℃)蜡油急冷油进放空塔,通过混合加热的方式提高放空塔底温度,解决甩油和放空污油在回炼过程中因污油带水造成机泵汽蚀抽空及改善了放空瓦斯气携带焦粉的难题。技术改造后实际运行情况表明,改造后的污油回炼技术实现了装置污油的全部回炼,轻油收率提高了3百分点,加工损失率降低了3.22百分点,并且回收利用了装置余热,降低了装置能耗,装置运行平稳安全,提高了企业经济效益。     

延迟焦化装置回炼含水污油的技术探讨

介绍了一种依托延迟焦化装置的吹汽放空系统,其利用焦炭塔放空油气的废热回炼含水污油。该技术在焦化装置焦炭塔大吹汽和给水冷焦时,将含水污油注入焦炭塔的吹汽放空管道,含水污油被来自焦炭塔的高温油气加热,再经吹汽放空系统分离出不凝气、轻污油、含硫污水和重污油,使含水污油得到回炼。该技术不影响焦化装置的正常运行及产品质量,不受污油性质的限制,不仅可处理炼油厂难以处理的含水污油,而且降低了焦化装置的冷却负荷和能耗,有利于炼厂的节能减排和提高炼厂的经济效益。     

延迟焦化新型放空系统在装置污油处理中的地位和作用

中海油(泰州)石化延迟焦化装置放空系统引进国外先进的设计理念和控制技术,放空塔增加蒸汽重沸器、酸性水线,控制塔底温度,将装置所产生的污油进行分离轻重后,塔底重污油直接用作焦炭塔顶急冷油,多余的重污油进入分馏塔蜡油回流回炼,塔顶轻污油送到分馏塔顶回流罐进行回炼,整个生产过程中没有污油外排,实现了污油的零排放。     

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.     

延迟焦化回炼原油罐清罐油新技术及其应用

为更加经济、合理地回炼含有大量罐底杂质的清罐油,中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司探索并确立了一种清罐原油回炼新技术。该技术将清罐油通过重污油线送入焦化放空塔,利用焦炭塔冷焦时进入放空塔的余热和焦化蜡油余热进行加热预处理,其中轻组分和水随着塔内上升的气体流出塔顶并经冷却分离后进入回流罐,分离出的轻组分送至分馏塔回炼,水送至污水系统处理;重组分进入放空塔底,提压后进入焦炭塔顶作为急冷油随焦化生成油一起进焦化分馏系统从而得到回炼。工业装置运行表明,可以在单套焦化装置稳定回炼约5 t/h清罐油,装置运行平稳、各产品质量满足控制要求,设备腐蚀整体可控。与清罐原油先预处理后进常减压装置方案相比,每吨节约费用369元,年节约成本500万元以上。     

焦炭塔间歇操作对分馏系统的影响及改进

焦炭塔操作过程中的新塔准备、换塔小吹汽、改放空大吹汽、消泡剂加注、污油回炼等,对分馏系统影响较大。目前存在问题是:污油含水高,回炼时分馏塔蒸发段波动约2℃,分馏塔压力波动约0.01 MPa;换塔后老塔温度下降快;回炼污水携带焦粉;消泡剂利用率不高;改放空影响分馏塔罐的液位。通过对影响分馏系统操作因素的分析,提出了一系列解决措施:吹扫水平管,减轻污油携带焦粉;换塔时,通过提前干预性的操作以及小吹汽量和操作的优化,减小了换塔给分馏系统带来的波动;改善消泡剂加注方式,每年可节省50×104RMB$;增加改放空大吹汽后续操作,减少了酸性水过多带来的负面影响;对污油回炼危害评估,保证了产品质量和分馏系统的安全。     

焦化装置长周期运行的影响因素及措施

结合中国石化上海石油化工股份有限公司延迟焦化装置的实际运行情况,从减少加热炉、焦炭塔大油气管线和分馏塔结焦方面,分析了制约延迟焦化装置长周期运行的主要因素,如原料性质、加热炉炉管平均表面热强度、加热炉出口温度、焦炭塔冷焦吹气量、焦炭塔操作负荷、急冷油和消泡剂注入方式、分馏塔操作等.在此基础上介绍了该装置为了延长运转周期所采取的一些措施,并提出了改进建议.如合理搭配原料;加热炉炉管多点注汽;焦炭塔老塔切换进料后,继续打急冷油20 min,并严格控制吹汽量;将急冷油注入点由焦炭塔顶顶端移到水平大油气管线以下,急冷油由垂直单点注入改为45°三点注入;由塔底循环泵出口引跨线至加热炉出口,以便将分馏塔底沉积焦炭排往焦炭塔;等等.     

延迟焦化装置效能挖潜可行性探讨

为提高中国石油大港石化公司120 kt/a延迟焦化装置的效益,采取了焦化装置掺炼催化油浆,污水场的浮渣、油泥及活性污泥代替焦化大吹汽,污水场污油代替急冷油等措施。结果表明:装置改造后,脱除催化剂的油浆掺炼后,对设备和产品质量没有影响,可创效28 723.5万元/a; 污水场的浮渣、油泥及活性污泥代替焦化大吹汽,降低了蒸汽消耗8 000 t/a,共节省处理费和蒸汽费1 366.71万元/a; 污水场污油代替急冷油,焦塔顶至分馏塔顶没有明显的上升趋势,可解决高乳化污油,回炼效益为540.714 9万元。     

提高延迟焦化装置运行周期的技术措施

分析了影响延迟焦化装置运行周期的主要因素,介绍了近年来装置采用的提高运行周期的技术措施,包括停止掺炼乙烯裂解重油、降低脱油沥青掺炼比例,以优化装置原料;控制好分馏塔塔底温度、小吹汽量,切塔后继续加注消泡剂和急冷油,以优化装置操作条件;阻焦剂的注入位置由加热炉入口改变至分馏塔塔底,以减缓分馏塔塔底及加热炉管结焦;焦炭塔塔顶急冷油注入方式由直接三点式注入改为环形分配器注入,以减缓大油气线及分馏塔塔底结焦。实施上述措施后,分馏塔塔底循环量由5t/h提高到20t/h,加热炉炉管压降由0.21~0.25MPa降至0.11~0.13MPa,焦炭塔塔顶压降由0.008~0.011MPa降至0.005~0.009MPa,有效地缓解了分馏塔塔底、加热炉管及大油气线的结焦,装置运行周期由开工初期的10个月提高至15个月以上,实现了长周期运行的目的。     

3S智能喷雾系统在延迟焦化装置的应用

中国石化塔河炼化有限责任公司利用3S智能喷雾系统对2号延迟焦化装置焦炭塔大吹汽系统进行了改造。改造后:大吹汽期间蒸汽用量由改造前的8 t/h降低到3~5 t/h,减小了大吹汽期间蒸汽管网的波动;每塔每次蒸汽用量由20 t降低到8.93 t,节约大吹汽蒸汽55%以上;工艺参数均保持正常,焦炭质量合格,挥发分质量分数在9%左右,每塔可回炼三泥10 t左右。达到了降低延迟焦化装置能耗、保护环境的目的。     

污油回炼技术在4.20Mt/a延迟焦化装置的应用

介绍了污油回炼技术在中海石油炼化有限责任公司惠州炼化分公司4.20 Mt/a延迟焦化装置的应用情况。重污油的回炼位置在放空塔底循环线上,轻污油的回炼位置在分馏塔柴油回流线上。污油回炼后,装置的操作参数变化较小,液体收率明显提高,石油焦的灰分、硫含量上升,汽油和柴油的硫、氮含量有一定幅度上升。经测算,污油回炼至延迟焦化装置每年可增加经济效益约8 850万元。     

延迟焦化装置接触冷却系统存在的问题及优化

延迟焦化接触冷却系统的主要作用是冷却焦炭塔处理塔在大吹汽、给水以及油气预热过程中产生的高温蒸汽及油气。中国石化某延迟焦化装置接触冷却系统在运行中存在接触冷却塔塔底油冷却水箱腐蚀、塔底介质带水以及塔底泵气蚀等问题。通过对接触冷却系统采取停用接触冷却系统冷却水箱、投用接触冷却塔跨线流程、接触冷却塔入口增设雾化喷淋系统、增加接触冷却塔塔底换热器等一系列优化和改造措施,有效地解决了接触冷却系统存在的问题,在节省设备检维修费用的同时全年可降低加工成本7.5万元。     

以水代汽智能喷雾技术在延迟焦化装置的应用

为解决延迟焦化装置焦炭塔大吹汽过程中1.0 MPa蒸汽消耗量大的问题,通过实施以水代汽智能喷雾技术,即采用智能雾化装置将除氧水雾化成微小液滴,代替大部分1.0 MPa蒸汽作为焦炭塔大吹汽介质,以达到降低蒸汽消耗的目的。应用该技术后,焦炭塔大吹汽操作稳定,大吹汽过程中每次可节约1.0 MPa蒸汽16 t,实现每吨原料降低能耗0.356 3 kgEo,增效94.06万元/年,同时石油焦挥发分较改造前略有下降,可以满足质量指标要求,技术改造达到了预期目标。     

延迟焦化焦炭塔大吹汽SS智能喷雾系统应用分析

为降低装置能耗,减少对系统1.0MPa蒸汽管网压力影响,结合装置实际运行情况,提出焦炭塔大吹汽过程节能技术改造方案,采用焦炭塔大吹汽SS智能喷雾系统,并对焦炭塔大吹汽SS智能喷雾系统应用进行分析。     

1.20Mt/a延迟焦化装置焦炭塔大油气管线结焦分析

焦炭塔大油气管线结焦是影响延迟焦化装置长周期运行的主要因素,综合当前国内外延迟焦化方面对焦炭塔大油气管线结焦的分析,并根据1.20 Mt/a焦化装置大油气管线结焦的具体现象,得出影响结焦的主要因素有原料性质、加热炉出口温度、焦炭塔顶部温度控制,急冷油、焦炭塔气速等。同时,提出了合理控制加热炉出口温度、改善急冷油性质、降低焦炭塔气速等减缓结焦措施。     

延迟焦化装置甩油处理技术改造及应用

介绍了中国石化洛阳分公司延迟焦化装置甩油处理技术改造及应用效果。结合装置现有流程,对高温甩油（大于200 ℃）处理流程进行改造,增加甩油至蜡油混合出装置跨线,改甩油回炼流程为甩油和蜡油混合出装置流程,保证了焦炭塔预热过程中分馏塔操作的稳定性。     

延迟焦化装置甩油处理技术改造及应用

介绍了中国石化洛阳分公司延迟焦化装置甩油处理技术改造及应用效果。结合装置现有流程,对高温甩油(大于200℃)处理流程进行改造,增加甩油至蜡油混合出装置跨线,改甩油回炼流程为甩油和蜡油混合出装置流程,保证了焦炭塔预热过程中分馏塔操作的稳定性。     

以水代汽工艺在延迟焦化装置上的应用

介绍了中国石化洛阳分公司140万t/a延迟焦化装置焦炭塔大吹汽流程节能改造的情况。改造采取凝结水和蒸汽混合进入焦炭塔的以水代汽工艺,新增凝结水专用雾化器,采用先进可编程逻辑控制(PLC)系统,在蒸汽进入焦炭塔管线处增加凝结水管线。改造后的运行结果表明:装置操作稳定; 与改造前相比,平均单次大吹汽过程蒸汽节约量为16.13 t,装置能耗降低了1.99 kg/t(以标准油计); 产品焦炭中挥发分的质量分数小于16%,焦炭塔塔壁降温速率低于40℃/h。     

延迟焦化焦炭塔大吹汽节能改造

中国石油化工股份有限公司塔河分公司1号延迟焦化装置焦炭塔大吹汽过程时间为2.5 h,1.0 MPa蒸汽耗量平均为8 t/h,另外由于焦化大吹汽只是在换塔时间断使用1.0 MPa蒸汽,用汽时的锅炉负荷峰值对全厂锅炉负荷冲击很大。通过技术改造在1号延迟焦化装置成功应用凝结水智能喷雾系统,最终按节省蒸汽60%用量进行调试,确定了焦化大吹汽最佳蒸汽凝结水配比,工艺参数均保持正常(其中塔底温度保持在100℃,塔顶压力保持在0.04 MPa),生产未发生异常震动现象,焦炭质量合格,挥发分在9.5%左右。改造后1号延迟焦化大吹汽过程1.0 MPa蒸汽耗量下降了60%,降低了装置能耗,减少了全厂蒸汽管网波动,回收了装置凝结水低温余热。     

大型炼油厂首次绿色停工检修难点分析及对策

针对国内某大型炼油厂首次停工检修技术难点,诸如:硫磺回收装置二氧化硫排放超标、新时期环保要求"气不上天,油不落地"、系统高温重污油管线密闭吹扫、硫化亚铁自燃风险及胺液系统回收储存难度大等,分别采取硫磺回收装置"热氮吹硫"、"密闭煮塔"、延迟焦化装置放空系统增设接收全厂吹扫污油线,钝化清洗及胺液提浓等措施,实现了首次绿色停工检修。