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。     

120t/h酸性水汽提装置新技术工业应用

120t/h酸性水汽提装置于2012年4月建成投产,在酸性水预处理系统采用了DYF-120型油水分离器与"罐中罐"脱油新技术,对中国石油兰州石化分公司酸性水汽提装置进行改造。工业应用表明,改造后装置净化水合格率由原来的98%提高至99.91%,脱油率高,排水含油小于150mg/L,液氨含量均≥98%,合格率一直保持在100%;装置能耗为10.03kg标油/t,达到国内先进水平,每年获得经济效益548.85万元。     

气动除焦粉技术在延迟焦化装置的应用

某公司采用气动除尘技术,通过流场模拟、优化设计、实验验证,开发出一种延迟焦化分馏塔气动除焦粉装备,可有效降低焦化分馏塔产物中的焦粉含量。该技术应用后,分馏塔蜡油升气孔到塔顶的压力降由176 kpa降至144 kpa,对分馏塔的操作状况基本无影响。加氢精制装置原料过滤器平均反冲洗时间间隔由16.4分钟延长到48分钟,反冲洗周期明显延长。焦化柴油中焦粉含量平均值由43.57 mg/l降到7.02 mg/l,焦粉脱除率达到80%以上,效果符合预期。同时,该技术具有运行成本低、占地面积小、焦粉脱除效率高、不易堵塞等优点。     

延迟焦化装置密闭除焦系统S-CCHS技术应用总结

安全环保型延迟焦化密闭除焦、输送及存储成套技术(S-CCHS)的投用，实现了石油焦处理全过程密闭清洁化操作。运行过程暴露出冷切焦水系统中焦粉含量明显增加、各输送带尾部溜料、输送带清扫效果不佳、装车过程中产生焦粉弥漫、设备故障率高等问题，影响装置的安全平稳运行，对环保产生不利影响。通过优化冷切焦水系统流程，系统中焦粉质量浓度从200 mg/L降至20～40 mg/L,下降明显；通过对传输带、定量料仓的全密闭改造，从根本上解决了焦粉向大气中弥漫的问题；通过对高故障率设备进行更新并制定预防性维修计划，有效降低了密闭除焦现场设备故障率。为延迟焦化装置密闭除焦同类技术的应用提供了参考。     

酸性水单塔低压汽提工艺运行问题分析及对策

某石化公司360 t/h酸性水汽提装置采用单塔低压汽提工艺.该装置自投运以来,出现了酸性水脱气罐满罐、原料酸性水携油严重、原料水-净化水换热器结垢、汽提塔塔盘堵塞、净化水无法外送等异常问题.从工艺操作和设计方面分析了以上问题产生的原因,通过采取优化原料酸性水预处理工艺,加强原料酸性水除油、除焦粉操作,可消除原料水-净化水换热器结垢和汽提塔结焦堵塞的诱因,并对净化水外送流程进行改造,解决了上述影响装置安稳运行的问题.     

微纳米气泡气浮除油技术在酸性水汽提装置中的应用研究

某石化公司酸性水汽提装置因原料污水水质波动、油含量偏高,造成装置的换热器结垢严重、汽提塔塔盘堵塞,装置处理量降低。针对污水带油引起的设备结垢和堵塞问题,进行了微纳米气泡气浮除油技术的工业应用试验,试验结果表明:微纳米气泡气浮除油技术对酸性水汽提装置的污水具有较好的除油、除悬浮物的效果;在工艺条件为污水流量2.0 t/h、除油剂LC-1质量浓度30 mg/L、除油剂LC-2质量浓度10 mg/L、气泡发生器压力0.40 MPa时,处理效果最佳。     

酸性水汽提装置节能降耗优化改造

介绍了中国石油化工股份有限公司洛阳分公司两套110 t/h酸性水汽提装置的基本情况,以Ⅱ套酸性汽提装置为例简要说明了其工艺原理.为优化酸性水汽提装置,达到降低能耗和提高废物回收利用的目的,对装置实施了用酸性水代替酸性水汽提塔顶净化水、酸性水汽提塔注废碱渣、塔底净化水优化回用等一系列节能环保改造措施.通过改造,在pH值正常控制范围(6～9)内,净化水氨氮去除率最高可达到95.1％,降低了1.0 MPa蒸汽的消耗,净化水得到回收利用,减少了向污水处理系统的排放,减轻了污水处理的压力,节约了大量资金.     

膜强化传质技术在原油预处理中的应用

采用膜强化传质技术,通过在电脱盐装置前新增膜脱盐处理单元对600万t/a电脱盐装置进行了改造。结果表明:装置改造后,原油通过膜脱盐预处理后,灰分和水的脱除率分别达到85.7%,97.4%,含盐质量浓度下降了1.7 mg/L;再经过电脱盐装置后,三者均为痕量,原油预处理效果较好。     

焦化馏分油中焦粉脱除现状及研究进展

焦化馏分油中的焦粉对后续加工装置危害很大,应尽可能地脱除.通过市场调研,总结了焦化馏分油中焦粉脱除现状及研究情况.目前工业上采用的脱除方法主要是自动反冲洗过滤法,国内的过滤精度普遍为20～ 25μm,基本能满足焦化馏分油的加工要求,但其切换频繁,装置购置费用和维护成本高.研究中的方法主要为微旋流分离法;相关专利技术集中在焦化装置和后续加工装置的改造上.从调研结果看,炼化行业对焦化馏分油中焦粉的脱除应加大研究力度,找到比自动反冲洗过滤更好的方法,实现焦化馏分油加工装置的长周期平稳运行.     

酸性水汽提装置新技术工业应用

采用DYF-110型油水分离器及"罐中罐"脱油技术,对中国石油兰州石化分公司酸性水汽提装置进行改造。工业应用表明,改造后装置净化水合格率由原来的60%~80%提高至98%以上;脱油率高,排水含油小于150 mg/L,低于设计值。每年获得经济效益565.37万元。     

延迟焦化装置运行问题分析及技术改造

分析了中国石油兰州石化公司1.2 Mt/a延迟焦化装置运行中存在的问题,主要为冷焦污水含油、COD和悬浮物含量较高,不能直接作为冷切焦水回用;分馏塔塔顶酸性水和焦化汽柴油携带焦粉,影响下游装置的长周期运行;加热炉工艺联锁存在设计缺陷,不能有效投用。针对这些问题,通过技术改造,增上冷焦污水处理系统,处理后的冷焦水实现了回用;增上酸性水除焦粉系统及焦化混合汽柴油过滤器,减少了焦粉携带对下游装置的影响;加热炉工艺联锁由"一取一"改为"三取二",实现了联锁的有效投用。     

延迟焦化装置含硫污水治理措施与建议

主要针对焦化装置含硫污水乳化严重及焦粉含量高的特点,从污水来源、乳化原因及焦粉携带等方面进行了深入的分析,通过降低炉管注汽和球阀密封汽量、使用阳离子破乳剂及增设含硫污水反冲洗过滤器等措施,将含硫污水总量降低30%,除油率达到99.6%,焦粉脱除率40%左右,有效地提高了污水质量,降低了含硫污水中污油和焦粉的含量,保证了焦化汽油产品收率,解决了污水汽提塔塔盘积焦积油的问题,实现了污水汽提装置长周期连续平稳运行,减少了环境污染。     

含硫污水汽提装置优化生产方案探讨

中国石化金陵分公司针对含硫污水汽提装置汽提效果差的情况,采取“分储分炼”、增加注碱量和延长含硫污水沉降时间等措施,优化了含硫污水处理的生产工艺,提高了含硫污水汽提装置的处理效果,改善了炼油污水处理场进水水质。污水处理场进水主要指标CODcr质量浓度降幅在30%左右、氨氮质量浓度降幅在50%左右、BOD5质量浓度增幅在50%左右。炼油污水处理场生化效果明显提高,出水CODCr平均质量浓度由90 mg/L左右降到70 mg/L左右。     

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。     

酸性气体脱除单元再吸收系统优化探讨

以某公司1.8 Mt/a甲醇合成装置的酸性气体脱除单元为例,介绍了典型贫液/半贫液酸性气体脱除单元再吸收工艺流程及其存在的技术缺陷,主要体现在半贫液溶解的CO_2的摩尔分数高达12%,对酸性气的吸收能力弱,导致系统运行能耗高。针对酸性气体脱除单元再吸收系统存在的技术缺陷,开发出了准贫液循环吸收、多股氮气气提和单泵双循环等新技术,使准贫液中溶解的CO_2的摩尔分数降低至6.5%。通过对比优化前后主要工艺参数,结果表明:优化后的再吸收流程在准贫液循环量、循环冷却水消耗、送热再生的富甲醇量、冰机及动力消耗等方面均取得了很好的优化效果,酸性气体脱除单元综合能耗下降6%,每年可节约操作费用1 000万元。优化后的再吸收流程工艺适用于大型酸性气体脱除单元的工程设计或扩能改造。     

齐鲁乙烯污水场微砂沉淀工艺试验研究

通过实验室小试确定了微砂循环高效沉淀工艺处理齐鲁乙烯污水场废水中SS和总磷的试验加药条件:PAC加药量为80 mg/L、PAM加药量为5 mg/L。在该试验条件下,微砂循环高效沉淀池将齐鲁乙烯污水场出水SS含量自30~90 mg/L降至小于20 mg/L,将出水总磷含量由1~2 mg/L降至小于0.5 mg/L。     

炼油厂酸性水汽提脱硫装置结垢原因分析

通过对中国石油克拉玛依石化分公司酸性水汽提脱硫装置结垢原因的分析,认为引起结垢的主要原因是进装置的酸性水乳化液Zeta电位绝对值过低,造成含油乳化液极易聚并,并以腐蚀产生的FeS和由焦化污水带入的焦粒为晶核聚并沉积,从而造成对换热器、塔盘和再沸器的堵塞。     

Technology for Coking of Heavy Crude Oil with High Acid Number

Sudan Khartoum Refinery Co. has selected a unique route featuring delayed coking of crude in connection with the highly sour and high-calcium heavy crude extracted from Sudanese oil block No. 6.The crude oil after pretreatment for calcium removal is subjected to coking for removal of acids and metals with the coker products being further processed. The crude oil extracted from Sudanese oil block No. 6 contains as high as 13 mg KOI-Jdg of crude in addition to a calcium content of 1600 ppm. This article makes an analysis on problems related with the operation of commercial delayed coking unit for processing of highly sour crude and bring forth measures to solve these problems. The liquid yield resulted from coking of crude oil can reach 82 m%, and the petroleum coke can meet the quality requirement for class 3B petroleum coke.     

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%。