延迟焦化装置污水回收利用的实践

针对延迟焦化装置含油污水水质复杂的特点,通过下水系统改造、冷焦污水流程改造、加破乳剂及电脱盐注水调整等污水综合治理措施,提高了污水水质,实现了污水分类分流,年回用污水130 464 t,新鲜水耗量下降78.7%。同时,使外排污水含油从186.8 mg/L降低到81.2 mg/L,COD从3 380 mg/L降低到1 260 mg/L,改善了外排污水水质,实现了年污水减排87 264 t,有效地降低了污水处理装置的负荷,控制了污水造成的环境污染。     

延迟焦化装置低温热回收技术应用

针对延迟焦化装置大量的低温热未综合利用,造成能量浪费大的问题,提出并实施了两种低温热回收利用的技术方案：即用分馏顶部循环油、焦炭塔冷焦后的油气和冷焦热水等低温热加热热媒水来维持罐区原油温度;装置产品：汽油、柴油和蜡油以热输出方式实现装置之间的热联合。应用效果表明：该技术节电、节水和节汽效果十分显著,可有效降低延迟焦化装置和企业能耗,年经济效益可达1700×10^8RMB￥以上。     

延迟焦化装置酸性水脱除焦粉技术的应用

中国石油兰州石化公司炼油厂延迟焦化装置在正常生产过程中会产生5~8 t/h的酸性水。该焦化装置酸性水中的焦粉含量（w）平均为0.2%左右。含有焦粉的酸性水易造成酸性水处理装置的塔盘沉积焦粉,使酸性水汽提装置由于塔盘堵塞而停工,影响全厂的酸性水处理。为解决酸性水携带焦粉问题,应用酸性水脱除焦粉技术对该装置进行了改造。装置改造后焦粉脱除率达到91%以上,解决了酸性水携带焦粉问题,保证了下游装置的长周期平稳运行。     

延迟焦化联合装置硫磺回收工艺路线探讨

对初步选定的ＳＣＯＴ和ＭＣＲＣ工艺从环保和经济的角度进行了进一步的探讨。计算表明：ＳＣＯＴ工艺能满足环保的要求，而ＭＣＲＣ工艺不能满足环保对最高允许排放浓度的要求。采用鼓风稀释的方法，在烟囱底部增加１台风量为５．２万Ｎｍ＾３／ｈ的风机，ＭＣＲＣ工艺也能达到环保的要求，而投资却林ＳＣＯＴ工艺低得多。     

延迟焦化装置加热炉烟气余热回收系统改造

介绍了2500kt／a延迟焦化装置加热炉烟气余热回收系统进行节能改造的情况,分析了加热炉空气预热器排烟温度过高的原因,采取改造对流室炉管、变换介质及流向、新增列管式空气换热器等措施,达到了降低加热炉排烟温度、提高加热炉热效率的目的,使加热炉热效率提高了4．6％。     

延迟焦化装置酸性水旋流除焦粉技术应用

为解决延迟焦化装置酸性水携带焦粉,造成下游酸性水汽提装置生产波动的问题,通过采用旋流分离技术进行改造,增上酸性水除焦粉系统,对酸性水中的焦粉进行脱除。改造实施后,酸性水中焦粉含量可由24.5~42.7mg/L降至2.13~2.75 mg/L,焦粉脱除率达到91%以上,酸性水浊液中焦粉含量达到463~713 mg/L,焦粉脱除效果良好,脱除焦粉后的酸性水减小了对酸性水汽提装置的影响,达到了预期的效果。     

延迟焦化装置技术改造

主要介绍了延迟焦化工业装置改造中采用的灵活可调循环比新工艺特点和加热炉管的进料工艺流程的技术革新，对实际生产中的应用情况进行了技术分析。通过技术改造。循环比降低0．12，焦化装置处理量扩大，产物分布得到改善、液收增加2．10％，炉管烧焦周期延长1倍，另外综合能耗也有很大程度的降低。最后对装置未来技术革新提出了建议，技术改造经验对同类装置具有很大的借鉴作用。     

利用流程模拟提高延迟焦化装置效益

利用流程模拟软件Petro-SIM对影响延迟焦化柴油95%馏出温度的因素进行敏感性分析,并结合分析结果对主要工艺参数和分馏塔中下部回流取热进行了优化,柴油收率提高了6.43%,装置增加效益114.84万元/月。     

延迟焦化装置的清洁生产

齐鲁分公司胜利炼油厂1．40Mt／a延迟焦化装置自2004年3月建成投产以来，积极推行清洁生产。通过加强管理和技术改造，采用新技术、新工艺，不断完善和优化生产，积极治理本装置和炼油厂产生的“三废”，取得了良好的经济效益和环境效益，实现了延迟焦化装置的清洁生产。     

延迟焦化装置的清洁生产

齐鲁分公司胜利炼油厂1.40 Mt/a延迟焦化装置自2004年3月建成投产以来,积极推行清洁生产.通过加强管理和技术改造,采用新技术、新工艺,不断完善和优化生产,积极治理本装置和炼油厂产生的"三废",取得了良好的经济效益和环境效益,实现了延迟焦化装置的清洁生产.     

延迟焦化装置的扩能

介绍我国正在运转的19套延迟焦化装置的现状；对延迟焦化装置的加热炉、焦炭塔、分馏塔等主要设备的潜力进行了分析，提出了降低循环比、深拔减压渣油、减少炉管注水以及缩短生焦周期等提高装置加工能力的措施。     

延迟焦化装置中催化油浆的优化利用

在催化油浆中,采用加入捕获沉降剂且沉降一段时间的方法脱除其中的催化剂固体颗粒物;然后,将沉降后的上层催化油浆引入延迟焦化装置进行二次加工。结果表明:在沉降后的催化油浆中,其上部油浆催化剂粉末质量分数低于800×10~(-6),满足焦化原料要求;在掺炼比(质量分数)约为13%的条件下,当分馏循环比由掺炼初期的0.28降至0.20后,减压渣油处理量和上层催化油浆掺炼量分别增加了174.5,22.8 t/d,汽柴油收率下降了0.75个百分点,焦炭和蜡油收率分别提高了0.91,0.49个百分点,焦炭中的灰分质量分数提高了0.04个百分点。     

延迟焦化装置改扩建成功

扬子石油化工公司０．５Ｍｔ／ａ的延迟焦化装置扩容为０．８０Ｍｔ／ａ,经过数月建设,在１９９９年８月１２日一次投料成功,产出合格产品。该装置的扩建成功,使延迟焦化由单系列变成双系列生产,加工能力将提高２０％左右,经济效益明显增加。目前,装置运行平稳,日处理量为２．８ｋｔ。延迟焦化装置改扩建成功@郑宁来$扬子石油化工公司研究院     

利用旋液分离器改善延迟焦化装置操作

一种容易将切焦水中的焦粉去除的简单设备。     

延迟焦化装置节能降耗措施

对延迟焦化装置的能耗组成进行了分析,通过各项目占总能耗的比重找出影响装置能耗的关键因素。采取加热炉炉管定期机械清焦、加热炉烟道和风道蝶阀气动执行器更换为控制精度较高的电液自动控制执行机构、加热炉系统控制方案优化等措施,提高了加热炉的热效率,降低了燃料气耗量;取消一级叶轮降低加热炉进料泵扬程、停运部分机泵等,降低了装置电耗;优化分馏塔控制方案,在保证提高轻组分收率的同时,降低能耗;柴油出装置实现热联合供料,增加了低温位热输出;冷焦、除焦补水使用脱硫净化水,降低了新鲜水耗量;冷焦水空冷防冻改造、焦炭塔冷焦改泡焦方案等进一步降低了蒸汽和水的耗量。     

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.     

延迟焦化装置扩能技术改造

介绍大庆分公司炼油厂延迟焦化装置扩能改造情况 ,内容包括 :柴油系统的换热流程优化、空气冷却器改造等。装置处理量由原来的 1.0Mt/a提高至 1.17Mt/a。此改造方案不增加设备 ,仅靠降低装置循环比及局部改造瓶颈部位 ,改造后循环比降至 0 .3,总液体收率提高 2 .3% ,年净利润达 15 43× 10 4RMB $。     

延迟焦化装置平面布置要点

根据装置平面布置的原则,结合延迟焦化的工艺流程特点和防火规范的要求,综合考虑列举了影响延迟焦化装置平面布置的各相关专业制约因素：工艺流程特点、全场总平面信息、影响平面占地的专业沟通、焦炭塔和加热炉的位置、几个重要设备的间距、机柜室配电间的位置、空冷器的布置、设备施工和检修空间、主管廊的层高、重要设备防火间距区域图、大口径合金钢管道的规划、焦池性质、甩油罐的布置和重要管道布置等,系统阐述了原油延迟焦化装置设备平面布置步骤和注意事项。为今后的设计提供参考。