炼油厂蒸汽凝结水的精处理与回用

介绍了2001年建成的抚顺石化分公司石油一厂0.5 Mt/a的蒸汽凝结水回收精处理装置的工艺流程和自动控制系统,以及活性炭过滤器和离子交换过滤器的流程和操作方法.该装置处理炼油厂含铁、硅、油等杂质的蒸汽凝结水,处理后凝结水作为锅炉给水,因此采用了引进的活性炭过滤器、离子交换过滤器凝结水精处理技术和在线油监测仪.整套控制系统采用PLC(操作盘远程控制)程序控制和计算机交互操作界面,自动化水平高.自2001年投用至今,该装置运行平稳,控制系统和凝结水处理效果能满足锅炉给水要求,凝结水油质量分数可达到1μg/g以下,每年回收凝结水约0.4 Mt/a,经济效益显著.     

对凝结水除油技术应用的研究

通过对含油凝结水特性分析，应用先进的除油技术，解决含油凝结水的油、水分离及分别回收的难题，从而达到节水、节能和大幅度降低生产成本，并根治含油凝结水对环境污染的目的。     

武汉石化每年将降低生产成本1100多万元

近日，武汉石化新建的凝结水回收除油除铁装置正式投入生产，它的投产将有效解决武汉石化部分凝结水不能回收或高效再利用的瓶颈问题。凝结水回收除油除铁装置投用后，这部分被低效使用或直接排放的凝结水，经过除油除铁处理，被送入锅炉作为原料，锅炉装置因此减少了取水和制热成本，这部分被低效使用或直接排放的凝结水得到了回收和更有效的利用。据统计，目前每小时可回收凝结水20余吨，     

凝结水回收技术在我厂重整加氢装置的应用

本文介绍了中国石油玉门油田分公司炼油化工总厂重整加氢装置凝结水回收的技术方案，分析了凝结水回收的经济效益，并指出了凝结水回收中应注意的关键技术。通过实施凝结水回收技术，显著地降低了装置锅炉软化水的补充量，为炼油装置节能降耗，提高经济效益提供了思路。     

高温凝结水回收精处理工艺可行性探讨

炼化公司高温凝结水利用目前存在高温低用现象,为解决这一问题,应用高温凝结水精处理回收工艺对系统进行了优化.高温凝结水精处理技术可直接回收高温凝结水,最大限度地节约热能；高温凝结水精处理装置性能可靠、处理精度高,出水达到国家高压锅炉进水标准.应用高温凝结水精处理回收工艺每年公司可回收效益191.9万元,具有较高的经济价值和推广价值.     

烃类蒸汽转化制氢装置工艺凝结水的回收利用分析

在简要介绍烃类蒸汽转化制氢装置工艺流程的基础上,对制氢装置工艺凝结水产生的原因及回收利用的必要性、工艺凝结水中杂质组成及产生的原因、工艺凝结水回用用途及回用条件等进行了分析。重点分析了4种不同工艺凝结水回收利用的方法:双蒸汽系统、蒸汽汽提、净化处理和全厂水网络集成,比较了各种方法的优劣和使用条件,为制氢装置工艺凝结水回收利用方法的选择提供依据。对采用双蒸汽系统回用工艺凝结水的方案进行了经济性分析。     

凝结水回收系统技术改造及经济效益分析

凝结水回收系统改造是了能降耗的效益工程，对回收的凝结水处理后进行再利用，避免了凝结水的浪费，本文对油田化学药剂厂凝结水回收系统的改造和改造后的经济效益进行了介绍。     

炼油厂凝结水分级利用技术的研究与应用

以某炼化企业为研究对象，对凝结水分级利用的应用状况进行研究和分析。通过建立凝结水分级利用模型，结合水质在线监测技术，以炼油厂LIMS(实验室信息管理系统)数据库储存的凝结水水质历史数据为基础，利用DCS(分布式控制系统)来实现对凝结水的分级回收。研究表明：利用DCS减少了补入循环水系统的凝结水量，有效避免了“高水低用”。通过回收凝结水连续运行周期及利用率两个指标进行评价，运行周期增加了13.25%,周期性利用率增加了20.3百分点，凝结水回收效果显著。分级回收模型可有效保证锅炉水汽品质合格同时实现凝结水高效利用。但考虑到循环水水质的影响，凝结水利用率无法达到100%。     

凝结水优化利用实现企业节能减排

分析了分公司凝结水现状和存在的问题,通过凝结水分质利用措施、凝结水回收系统完善、采用活性分子膜的超微过滤组合多官能团纤维吸附工艺新建70万吨/年凝结水处理装置,以及加强管理,以较低的投资解决了凝结水回收利用过程中存在的问题,以实现降低全厂吨油耗水和能耗的目的。     

蒸汽管网节能-冷凝水回收技术在炼油厂的应用

针对陕西延长石油集团榆林炼油厂疏水系统和凝结水回收水质等方面存在的蒸汽泄漏严重、冷凝水回收少、水质差难以达到锅炉等用水要求的问题。采用背压回水与加压回水相结合的蒸汽管网节能技术,将所有凝结水回收并精处理,处理后的凝结水送至蒸汽动力装置进行重复使用,节约了大量蒸汽,对改善低温余热的平衡及生产装置的稳定运行具有重要的意义。     

制氢装置工艺凝结水回收利用分析

分析了制氢装置工艺凝结水化学成分,介绍了工艺凝结水的回收方案。汽提塔底凝结水pH值偏低,总铁离子含量波动较大,且产生的蒸汽不合格,容易污染管网,故不利于直接回收利用。塔底凝结水中总铁离子质量分数不超过100μg/g时,可以经过除氧器并加药等技术进一步处理,达到给水要求,可作为锅炉给水使用。塔顶蒸汽每年直接排放约87.4 kt,经济损失达1 048.3×104RMB$,而蒸汽回收作为工艺配汽使用,能够提高氢气产率,降低装置能耗,是本装置凝结水综合利用的可行性方案。     

蒸汽凝结水回收系统改造

介绍了中国石油化工股份公司西安石化分公司凝结水回收系统运行存在的问题，分析了原因，提出改造措施：蒸汽输送管网优化改造，增加分汽稳压站；调整疏水设备后的凝结水流向；装置仪表伴热增加疏水器；调整凝结水自动回收泵的动力；调整凝结水回收管道连接方式；增加凝结水与软水的换热系统等。取得了良好效果，多回收凝结水11t／h，回收率从28％提高到60％，节能减排效果显著。     

陶瓷膜除油除铁技术在凝结水回收系统的应用

介绍了陶瓷膜除油除铁技术在炼油装置凝结水回收方面的实际应用情况.通过对凝结水回收系统试车阶段陶瓷膜通量偏小,凝结水回收利用不足的问题分析,开展了相关温度实验、技术改造,最终实现了装置凝结水回收系统高负荷的运行,预计2013年将取得140万元的年净效益.     

提高凝结水回收利用率分析与改进

针对某炼油装置凝结水现场直排、水质较差的现象,通过对凝结水管网进行优化和改进,实现了整个装置凝结水集中回收,避免了凝结水直接排放,减少催化锅炉除盐水用量,节约了用水量和运行费用;采用除油除铁设施,提高了锅炉给水品质,降低了锅炉排污率;以热水为媒介回收凝结水的热量作为气分装置的加热热能,降低了蒸汽消耗,实现了凝结水热能回收利用,凝结水水质的提高也为锅炉及其它用汽设备的长周期、稳定运行提供了保障。     

一种新的凝结水除油技术

针对燕化炼油厂凝结水品质差的问题，分析认定凝结水回收装置传统的除油工艺满足不了实际生产中的除油要求是要因，介绍Purolite的高温凝结水除油新技术，并通过模拟实验验证该技术适合炼油厂凝结水回收的要求，并且有良好的运行效果。     

从凝结水回收入手架构工厂热力循环实现深层节能

凝结水回收、处理、再使用与热电联产相结合，以蒸汽和凝结水为载体，利用合理相变，优化能量的转换和传递，优化厂内热力循环，提高工厂内部能量生产和使用的热效率，实现深层次节能。从热力学角度评价了凝结水回收、处理、再使用的综合节能价值。     

凝结水回收装置工艺改造及效果评价

榆林天然气处理厂凝结水回收装置在运行中凝结水回水温度过高。凝结水回收装置在高温水中长期运转,装置极易汽化,机泵故障频发,造成凝结水利用率低,污水处理量大等问题,严重影响水系统的正常运行。通过分析研究,进行数字化改造和工艺改造,解决现存问题,保证水系统安全平稳运行。     

延迟焦化装置放空凝结水回用技术及应用

塔河分公司对焦炭塔放空凝结水及冷焦水的水质进行了分析,发现致使冷焦水产生恶臭的根源是放空凝结水被直接回收至冷焦水系统中,采取放空凝结水单独处理的方案可解决密闭冷焦水系统的恶臭问题。回用放空凝结水代替部分小量给水冷焦过程中的冷焦水,使单独处理的放空凝结水总量降低了60％以上,大幅降低了污水汽提装置的操作费用。     

延迟焦化装置节水措施

中国石油独山子石化分公司1.20 Mt/a延迟焦化装置自开工以来存在新鲜水和循环水耗量较高、蒸汽凝结水未能完全密闭回收等问题.对冷焦水、除焦水、循环水、凝结水回收系统存在问题进行分析,找出了新鲜水、循环水耗量高以及凝结水未完全回收的原因.提出了引酸性水汽提装置的脱硫净化水作冷焦、除焦水补水等节水措施,使装置新鲜水月耗量降低了7 kt左右;加强对循环水水冷器的管理,循环水的耗量降低了200 t/h;蒸汽凝结系统由水泵打压改造成利用自身压差出装置,使得蒸汽凝结水大部分得以回收,每年可回收凝结水21.6 kt,进一步降低了焦化装置的水耗.     

炼油厂装置余热利用和前景分析

余热回收方式是各装置的蒸汽凝结水进入凝结水回收泵站,闪蒸出的0.3MPa蒸汽,也是是工艺过程产生的余热为换热站高温、采暖系统加热。本文就炼油厂装置余热利用和前景进行了分析。