国家环境保护总局于2003年发布的标准HJ/T 125-2003《清洁生产标准石油炼制业》为炼油厂开展清洁生产提供了技术支持和导向[1]。如何充分利用企业内部现有装置, 减少污染物的生成量和加强对产生污染物的处理, 是实现清洁生产的重要途径[2-3]。中国石油乌鲁木齐石化公司炼油厂(以下简称为乌石化炼油厂)1.2×106 t/a延迟焦化装置在治理自身产生的污染物的同时, 利用其工艺特点处理炼厂生产过程中污染物, 达到了节能降耗、减污增效的目的, 实现了装置清洁生产。
乌石化炼油厂1.2 ×106 t/a延迟焦化装置采用“一炉两塔”工艺路线, 主要由焦化、吸收稳定、脱硫脱硫醇3个部分组成。设计装置资源能源利用指标和污染物产生指标都满足HJ/T 125-2003中延迟焦化装置的一级标准。但装置自开工后, 去除脱硫脱硫醇部分能耗, 装置焦化和吸收稳定部分综合能耗高达31.91 kg标油/t, 超出设计指标3.77 kg标油/t, 超出HJ/T 125-2003中关于焦化装置清洁生产资源能源利用一级指标中综合能耗≤30 kg标油/t的要求[1]; 装置分馏塔塔顶含硫污水常出现乳化带油问题, 严重时含硫污水中的w(油)高达3%~5%。含硫污水指标也超出清洁生产中污染物产生一级指标(w(含硫污水石油类)≤400 μg/g); 装置焦炭塔预热产生凝缩油及焦炭塔吹汽冷焦过程产生的放空污油产量约3.91×104 t/a, 不仅降低装置产品收率, 而且还增加了污油处理环节中的二次污染。以上均反映出该装置在清洁生产方面存在很大需要优化改进的地方。
延迟焦化装置能耗主要包括燃料气、蒸汽、电及水等。其中, 燃料气消耗在装置能耗中占主导地位, 其次是电和蒸汽的消耗。因此, 装置节能降耗应从降低燃料气、蒸汽、电等方面出发。
(1) 应用加热炉在线清焦技术。通过加热炉在线清焦技术应用和不断优化, 实现了加热炉长周期运行, 同时降低了加热炉燃料气消耗量。实践证明, 通过监控加热炉炉管结焦情况, 及时进行在线清焦可降低加热炉燃料气消耗量约10%~12%。
(2) 加强加热炉日常维护和运行管理。在检修期间对加热炉保温衬里维护, 确保加热炉外壁温度不超过55 ℃; 通过加强加热炉运行管理, 在操作中控制炉膛氧体积分数为1.5%~3%;确保加热炉无漏风; 计算烟气露点腐蚀温度, 合理降低排烟温度等措施, 加热炉热效率由90.4%提高至91.2%, 降低了燃料气消耗量。
(3) 优化换热流程, 提高渣油换热终温。原设计原料渣油经与稳定汽油-渣油换热器和蜡油-渣油换热器换热后进入分馏塔底, 换热终温为295 ℃。经过对换热流程分析, 认为侧线蜡油仍有很大的优化利用空间。利用装置检修期间新增加两台蜡油-渣油换热器, 提高了渣油换热终温, 分馏塔塔底温度由295 ℃提高至308 ℃, 提升了13 ℃。加热炉负荷降低约6%, 降低了燃料气消耗量。
(1) 降低1.0 MPa蒸汽消耗量。本装置1.0 MPa蒸汽主要用于焦炭塔吹汽、防结焦蒸汽、防冻伴热。在保证焦炭挥发分和冷焦操作不产生影响的情况下, 通过对焦炭塔吹汽量进行优化, 将小吹汽量5 t/h降低为3 t/h, 时间由2 h降至1.5 h, 大吹汽量由18 t/h降低至14 t/h; 通过对焦炭塔安全阀、压力表等防结焦蒸汽进行限量, 无结焦现象且达到了降低蒸汽耗量的目的; 另外, 蒸汽伴热是装置在冬季生产中的蒸汽消耗大户, 通过车间评审, 切除了装置内部分蒸汽伴热。同时, 利用柴油的低温余热为放空塔塔顶空冷器做伴热, 代替蒸汽伴热。消除了该空冷器在冬季运行中蒸汽伴热水击的问题, 同时也降低了蒸汽耗量和柴油冷却环节中循环水的消耗量, 一举多得。
(2) 降低3.5 MPa蒸汽消耗量。本装置3.5 MPa蒸汽主要用于加热炉炉管注汽和稳定塔塔底重沸器。其中加热炉注汽消耗量最大, 加热炉为“三级”注汽, 分别为:对流入口、辐射入口和辐射管出口倒数第6根炉管。通过操作优化, 在不同处理量时及时调整合适的注汽比, 并对三级注汽量进行优化分配, 降低了加热炉蒸汽消耗量。另外, 吸收稳定单元稳定塔塔底设计为双重沸器, 分别以蜡油和3.5 MPa蒸汽为热源。经过对稳定塔参数优化, 已经完全切除3.5 MPa蒸汽重沸器, 对产品质量无影响, 节省3.5 MPa蒸汽约8.1 t/h。
(1) 采用变频控制器。生产中受物料互供频繁变化和装置自身间歇性操作的影响, 决定了装置生产中部分设备负荷变化较大。装置原料泵、加热炉风机、空冷器和压缩机等大功率用电设备或操作变化频繁的设备采用变频控制器, 避免了“大马拉小车”的现象。实现了装置运行平稳和节能优化的目的。
(2) 优化操作。通过对压缩机防喘振线优化, 操作优化关闭了反飞动阀, 避免部分瓦斯气体循环, 降低压缩机电耗; 通过优化除焦水水质, 并且定期对除焦系统设备维护, 降低除焦系统设备故障率, 提高了除焦效率, 缩短了高压水泵运行时间。平均每月可避免2次因故障拖延除焦时间, 合计约4 h, 高压水泵功率为4 000 kW, 故每月可节省耗电量约1.6×104 kW·h。
(3) 技术改造。装置蜡油侧线设蜡油泵和蜡油产品泵两台, 后者为前者的“接力泵”。通过运行分析, 蜡油泵的扬程完全能够满足所有需求, 蜡油产品泵可切除。对此, 在装置检修期间对蜡油产品泵进出口管线增加跨线。实际运行表明, 蜡油泵完全可以满足生产需求。蜡油产品泵功率为45 kW, 全年节省电量约37.8×104 kW·h。
装置设计冷切焦水系统补水使用新鲜水, 每月新鲜水耗量约5 500 t以上。通过回用净化污水, 每年节省新水约6.6×104 t。装置内新鲜水耗量小于0.01 t水/t原料。
延迟焦化装置在生产过程中的“三废”有废水、废气、噪声及焦炭粉尘和污油等。由于焦化废水、废气中含有硫化氢、硫醇、硫醚等恶臭污染物, 这些恶臭物质在非常低的浓度时仍能表现出很强的气味特征, 在发生跑、冒、滴、漏的同时会产生恶臭污染[4]。
(1) 含硫污水除油破乳剂应用。随着加工原料的劣质化, 焦化含硫污水因含大量的硫醇、酚、环烷酸等物质, 致使分馏塔塔顶含硫污水乳化严重[5]。受原料影响, 装置含硫污水出现乳化现象, 严重时含硫污水中w(油)高达3%~5%, 不仅造成轻油损失, 而且对下游污水汽提装置操作造成影响。通过对破乳剂筛选和应用阳离子破乳剂, 含硫污水中的ρ(石油类)降至170 mg/L以下, 平均除油率达99.6%, 治理了污水乳化带油严重的问题。含硫污水水质分析见表 1。
(2) 含油污水减量达标排放。装置含油污水主要来自部分机泵填料冷却用水和日常生产打扫卫生用水。生产中通过采用各设备设施检修前密闭吹扫处理, 强化人员环保意识管理, 杜绝乱排乱放等措施, 确保了外排含油污水达内控指标(见表 2)。
(3) 治理RFCC烟气脱硫单元高氨氮污水。炼油厂RFCC装置由于其烧焦再生工艺原因, 导致其烟气脱硫单元洗涤产生的含盐污水中ρ(氨氮)高达3 500 mg/L, 直接排放至污水系统对下游污水净化处理装置产生较大冲击。考虑到烟气脱硫污水中ρ(固体悬浮物)高达1 000 mg/L, 直接送污水汽提装置处理会造成塔盘、重沸器等沉积堵塞问题, 则将烟气脱硫高氨氮污水引入焦化做冷焦水, 利用焦炭塔内焦炭的热量将冷焦水中氨氮汽提; 利用焦炭塔泡沫层的吸附作用, 将污水中的固体部分吸附; 汽提浓缩蒸发出的高氨氮污水经放空系统冷凝后送污水汽提装置处理。
(1) 降低烟气中污染物浓度。加热炉共有136套燃烧器, 均采用低氧化氮扁平焰气体燃烧器, 其特点就是具有良好的燃烧效果, 保证燃料最大程度地完全燃烧, 同时降低燃烧产生的氮氧化物。使用低NOX燃烧器, 加热炉燃烧产生烟气中的氮氧化物可稳定达到GB 31570-2015《石油炼制工业污染物排放标准》特别排放限值要求[6]。排放烟气参数见表 3。
(2) 密闭处理冷焦水技术。由于焦化装置设计为炼制劣质高硫油, 焦炭塔泡焦后排放的冷焦热水温度一般在90 ℃左右, 冷焦水蒸发废气中含有大量恶臭气体, 严重污染周围环境。采用密闭处理冷焦水技术, 可将冷焦热水蒸发废气中大量恶臭气体经MDEA溶剂洗涤吸收后排放。冷焦水罐区周围空气无明显异味。冷焦水罐区环境监测数据:硫化氢未检出、ρ(二硫化物)＜0.01 mg/m3、ρ(挥发分)＜0.09 mg/m3。
(1) 冷切焦水系统沉积焦泥及粉尘治理。在冷切焦水处理过程中, 由于冷切焦水携带的焦粉沉积在罐底和池底, 形成焦泥, 其主要成分是焦粉, 可随焦炭一起出售。生产中定期启动冷切焦水罐底搅拌器, 对冷切焦水罐进行排污, 将罐底沉积焦泥排入一次沉降池, 并定期通过天车对一、二次沉降池池底沉积焦泥抓捞, 掺入焦炭。装置内粉尘污染主要是由于储焦池和焦炭装运过程风吹而扬起造成的。通过加强管理, 及时拉运储焦池焦炭和清理地面洒落焦粉, 并采用净化水对现场进行喷淋, 大大降低了粉尘污染。
(2) 炼厂“三泥”处理。石油加工产生的污水在处理过程中产生大量含油污泥, 主要包括隔油池底泥、浮渣、活性污泥以及油罐底部沉积的油泥等, 通常简称为“三泥”[7-8]。
通过技术改造, 将净化水厂产生的“三泥”送入焦化焦炭塔作为冷焦小给水冷却高温焦炭, 利用焦炭塔内焦炭的热量将“三泥”中的水和轻油汽化, 重质油被焦化, 并利用焦炭塔泡沫层的吸附作用, 将“三泥”中的固体部分吸附。蒸发出来的水、油汽去放空塔, 经分离、冷却后, 污水排往含硫污水汽提装置进行净化处理, 油品进行回收利用。通过该技术措施, 装置每塔焦炭在冷焦期间可处理“三泥”约40 t, 对装置生产操作无影响, 焦炭产品质量影响很小, 掺炼前后数据见表 4。如此, 既消除了含油污泥排放对环境的污染, 实现含油污泥无害化处理, 又保护了环境, 节约了水资源, 而且提高了后续产品的利用价值, 并增加了经济效益。
延迟焦化装置废油主要源于焦炭塔预热初期(凝缩油温度在200 ℃以下)产生凝缩油及焦炭塔吹汽冷焦过程产生的放空污油, 废油产量约3.91×104 t/a。不仅降低装置产品收率, 而且增加了污油处理环节中的二次污染。原设计装置可通过放空系统加热或利用焦炭塔放空高温油气余热, 加热焦炭塔预热初期产生的凝缩油和焦炭塔吹汽、冷焦过程产生的放空污油(见图 1)。
实际运行中, 一方面由于装置凝结水灌顶乏汽在放空塔塔顶油汽线并入放空系统冷却后排放, 在焦炭塔非吹汽、冷焦放空期间, 乏汽会因放空塔侧压力低, 部分乏汽流入放空塔内; 另一方面, 由于放空塔内污油水含量高, 且放空塔塔底污油经1台蒸汽加热器不能够将塔底油中的水蒸发溢出。这两方面的原因造成机泵汽蚀抽空。通过技术改造, 一方面将乏汽改至放空塔塔顶空冷与水冷之间, 放空塔塔顶空冷器位于水冷器上方。这样即使部分乏汽倒流进入空冷器, 也会在空冷器中冷凝, 受重力作用流进水冷器, 避免了乏汽倒流现象; 另一方面将装置蜡油低温余热作为热源, 增加1台蜡油-污油换热器。为保证能够处理更为复杂的污油, 又增加了1台蒸汽加热器, 3台换热器串联对放空塔塔底污油进行加热(见图 2)。
实际运行表明, 本项技术改造在充分利用低温热的基础上, 解决了放空系统运行中机泵经常性抽空的问题, 而且实现了装置内污油全回炼, 对放空系统瓦斯起到了净化作用, 减缓了放空塔塔顶空冷器焦粉堵塞问题。经统计, 回炼本装置内污油后, 装置轻油收率上升了3.09%, 损失率下降了3.19%, 装置损失率降至0.11%(见表 5)。同时, 可将0.6×106 t/a延迟焦化装置放空污油及隔油池污油进行回炼。
通过实施一系列技术措施, 装置综合能耗显著下降, 达到并低于设计能耗指标。从表 6可以看出, 延迟焦化装置综合能耗由31.91 kg标油/t降至26.24 kg标油/t, 降低了5.67 kg标油/t。通过技术改造, 延迟焦化装置各项指标达到HJ/T125-2003中一级清洁生产水平[1]。装置在治理自身污染物的同时, 充分利用装置余热资源, 减少污染物的生成量和加强对产生污染物的处理, 实现了清洁生产。
延迟焦化装置通过实施一系列技术改造措施, 取得了好的经济和环保效益, 达到了节能降耗、减污增效的目的, 实现了清洁生产。清洁生产是一项长期工程, 虽然装置在清洁生产上取得了较好的成果, 但仍有可以改进的余地, 如装置凝结水罐顶乏汽的回收利用; 采用旋流分离技术去除含硫污水中焦粉, 减小对下游污水汽提装置的影响; 采取防尘措施治理焦炭池粉尘污染等。
2016, Vol. 45 Issue (4): 92-96
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