酸性水汽提装置能量回收问题的分析

酸性水汽提装置能量回收问题的分析摘要：提出了侧线气的热量回收、净化水的热量回收，解决了凝结水回水不畅的问题关键词：侧线气净化水凝结水热量回收1装置概况酸性水汽提装置隶属原催化裂解联合装置，针对大庆油田化工总厂二次改造工程的需要，于1999年进行改造，由洛阳设计院负责改造设计，十一化建承建，装置于2000年6月份竣工。酸性水汽提装置处理公司100万吨/年ARGG装置、180万吨/年ARGG装置、加氢改质装置、异构脱蜡装置、硫磺回收装置产生的酸性水。酸性水汽提装置是在原“催化裂解联合装置”的“液化石油气脱硫及酸性水汽提装置”界区内进行扩建改造，建成后的处理酸性水量为88万吨/年，占地面积为7380m?。本装置共有设备91台，其中静设备68台、机泵类23台。装置设汽提岗、氨精制岗、氨压机岗、司泵岗四个操作岗位。设计处理量：酸性水110t/h设计年开工时数：8000小时生产班数五班2装置工艺特点采用单塔加压侧线抽出汽提工艺，侧线抽出的富氨气经过分凝、精制、压缩得到副产品液氨，此液氨大部分作为化工原料；另有一部分配置成氨水，供公司一套常减压装置、二套常减压装置、100万吨/年ARGG装置、180万吨/年ARGG装置、硫磺回收装置使用。塔顶酸性气作为硫磺回收装置的原料，回收硫磺；汽提后的净化水大部分回用于公司一套常减压装置、二套常减压装置电脱盐注水、加氢改质装置机泵冷却水、180万吨/年ARGG装置锅炉水封水、酸性水汽提装置水封水等，其余部分排入公司含油污水管网。本装置设一套脱气设施，酸性水汽提部分采用两套单塔并列操作，共用一套分凝、氨精制、氨压缩的流程。可根据原料水量的变化进行灵活操作，保持长周期运转，得到高质量的产品。2.1汽提部分工艺特点本装置是采用塔底热源加热汽提的方法处理石油加工过程中生成的含硫含氨污水，把污水中的硫化氢和氨汽提出来，从而使污水得以净化，同时回收氨，达到消除污染，化害为利，综合利用的目的。污水中主要有H2S、NH3、CO2，另外NH4HS、NH4HCO3、（NH4）2CO3在污水中以电离状态存在，成为一种弱酸和弱碱的盐，这些盐在进行水解反应时，形成了游离的H2S、NH3和CO2，而这些游离的H2S、NH3、CO2又根据不同的溶解度，从液相挥发到气相，形成一个化学电离和相平衡共存的体系，用在综合反应方程式表示：NH4++HS-（NH3+H2S）液（NH3+H2S）气NH4++HCO3-（NH3+CO2）液（NH3+CO2）气当温度升高时，上述水解反应的化学平衡常数KH值增大，使化学平衡向生成游离的氨和硫化氢方向移动，氨和硫化氢的游离的分子增多，同时由于温度升高，氨和硫化氢在水中的溶解度降低，相平衡分压增大，促使从液相转入气相，为此在污水处理过程中采用蒸汽加热提高温度，把硫化氢和氨汽提出来，又根据氨和硫化氢在低温状态下溶解度不同，氨的溶解度远远大于硫化氢的溶解度，为此在汽提塔的顶部加入温度较低的吸收水，就可以把NH3吸收下来，使它溶解于液相中，顶部得到含氨很小的酸性气体，由于上述汽提过程中，在塔的中部形成了一个氨高浓度区，这样从塔的侧线17或21层引出气相，经三级冷凝得到了较高浓度的气氨。2.2氨精制系统工艺特点气氨中含有少量的硫化氢以及酚等其它杂质，在气相中硫化氢浓度很低的情况下，控制液相中有较高的氨与硫化氢分子比，促使：NH3+H2SNH4HS的反应向右进行，不断提高氨的浓度，同时降低温度，增大反应的平衡常数KH值，促使硫化氢和氨充分结合生成硫化氢氨，为此控制塔内的温度和保持液相中氨与硫化氢高分子比的条件下，通过循环洗涤，则硫化氢吸收“固定”在循环液中，使气相中的硫化氢和水不断地除去，从而得到高浓度的气氨，气氨经压缩冷却成为液氨产品。3酸性水汽提装置热量的回收3.1侧线气系统热量回收酸性水汽提装置侧线系统共设四台换热器，其中三台冷却器和一台酸性水与侧线换热器，都是用来降低侧线温度。2013年检修时在二级冷凝冷却器E3406前增加一台换热器E3416，采用动力厂来热水在此取热，把侧线气的这部分热量取走，即给动力厂提供了循环热水的热量又减少了二级冷凝冷却器的循环水用量每小时减少循环水使用15t/h回收热能11578MJ/h.流程见下图注：图中E3416为新增换热器3.2净化水系统热量回收汽提塔底产出的净化水经过与原料水换热再经空冷及水冷降温后送出装置共其他装置回用，装置在净化水入空冷前增加一台低温余热回收换热器，即保证了净化水出装置温度的控制又减少了空冷风机的运行台数和净化水冷却器的循环水使用量。3.3凝结水系统回收装置汽提塔塔底热源采用热载体加热和1.0MPa蒸汽加热两种方式，其中一套加热系统出现问题时可以及时切换到另一套加热系统。当装置使用1.0MPa蒸汽加热时，凝结水回水由于系统原因只能一部分回管网一部分就地排放，这样即威胁安全生产又造成能源浪费。酸性水汽提装置与催化裂解装置相邻，且使用不同的两条凝结水系统，将两装置凝结水管线上加联通线这样就解决了凝结水就地排放问题，每小时可回收凝结水7吨。4结论装置通过改造将系统余热充分的利用和回收，达到了节能降耗的目的，装置从改造前综合能耗12.17千克标油/吨降至10.22千克标油/吨，取得了良好的经济效益。