湛江东兴气体分馏装置流程模拟应用

以湛江东兴石化公司10×104t/a气体分馏装置为实施对象,运用Aspen Plus软件,以装置实际操作数据作为基础数据,建立气分装置流程模拟模型。利用模型和软件的灵敏度分析等功能,对脱丙烷塔、脱乙烷塔、精丙烯塔进行模拟分析,指导装置生产,实现装置优化、增效。2009年,根据模拟结果,对脱丙烷塔进行降温降压调整,结果显示:调整后脱丙烷塔顶压力从1.81MPa降至1.50MPa,塔底温度由104℃降至95℃,节约蒸汽0.6t/h,气分装置能耗下降3.8kg标油/t,测算可产生经济效益103.68万元。根据模拟结果,同时对脱丙烷塔、脱乙烷塔、精丙烯塔的回流量进行调整(降低),其中脱丙烷塔顶回流量由13.3t/h降至8.8t/h。另外,通过对脱丙烷塔降温降压操作的成功应用,可推及丙烯塔的操作中,如在催化裂化装置分馏塔低温热供给负荷较低时,可对丙烯塔进行降温降压操作,达到节能的效果。     

柴油加氢装置分馏系统模拟及进料温度影响分析

柴油加氢精制是加工劣质原料和生产清洁柴油的重要途径,但由于加氢过程涉及高温、高压、临氢,反应产物组成复杂,柴油加氢装置分馏系统能耗较高。Aspen Plus是对生产装置进行稳态模拟的大型通用流程模拟系统,可为装置优化操作、节能降耗、寻找生产瓶颈提供指导。应用Aspen Plus流程模拟软件,建立了某120×104t/a柴油加氢精制装置的分馏系统流程模拟,研究了汽提塔的进料温度、汽提蒸汽量对汽提塔底物流H2S及H2O含量、分馏塔重沸炉的影响,同时分析了提高分馏塔进料温度对塔的气-液相负荷、汽柴油产量和重沸炉负荷产生的影响。通过对以上研究结果的综合分析发现,提高汽提塔进料温度可以强化塔的汽提效果,降低汽提蒸汽用量和分馏塔重沸炉热负荷;提高分馏塔进料温度,可使塔内气-液相负荷分布更加平均,操作稳定性增加,汽油产量增加、柴油产量减小,提高装置的经济效益,显著降低重沸炉负荷。当分馏塔进料温度提升15℃时,可节省燃料气209kg/h。     

分馏与吸收稳定系统的关联性分析及优化

由于原料性质不断"变重",影响了长庆石化公司1.4Mt/a重油催化裂化装置分馏与吸收稳定系统的平稳操作。对分馏与吸收稳定系统主要的关联性操作,即分馏塔顶的富气和粗汽油作为吸收塔进料的单向关联、分馏一中回流与稳定塔底温度的双向关联、轻柴油进再吸收塔与富吸收油返分馏塔的双向关联进行了分析,提出了优化措施建议:应适时调整补充吸收剂的量,使之与粗汽油的量之比保持在0.7～1.3的范围内;在减渣进料加工量为110t/h的工况下,将补充吸收剂流量控制在50t/h;稳定塔底重沸器取热量跟踪温度控制应尽快投用;将热量换算更换为流量换算;对一中和稳定塔底的换热流程进行优化;在处理量变化的情况下,应随着贫气量的变化,适时调节贫吸收剂的流量,保证再吸收塔的吸收效果;贫吸收油可改用分馏塔顶顶循油。     

荆门石化气体分馏装置流程模拟技术应用

荆门石化总厂气体分馏装置处理能力为55×104t/a,采用脱丙烷塔、脱乙烷塔、丙烯塔(两塔)三塔流程。以该气体分馏装置为研究对象,采用Aspen Plus流程模拟软件,建立与装置实际工况相符合的稳态流程模拟模型。利用此模型,对脱丙烷塔、脱乙烷塔、丙烯塔等进行灵敏度分析,研究各塔压力、热负荷、回流比等参数间的相互关系,并以模型为指导,对装置进行如下优化调整:脱丙烷塔顶控制压力由1.85MPa下调到1.40MPa,既能满足产品质量要求,又能大幅降低装置蒸汽消耗,塔顶温度和塔底温度均大幅下降,塔底温度由109℃降到95℃左右,蒸汽流量平均值下降约5t/h,使蒸汽单耗下降到约0.1kg标油/t,该装置综合能耗下降7.6kg标油/t。装置年开工时数按8400h计算,全年减少蒸汽消耗4.2×104t,蒸汽价格按150元/t计算,则全年共创节能效益630万元,装置能耗大幅降低。     

催化裂化装置提高掺渣比过程中存在的问题及应对措施

提高催化裂化装置掺渣比是挖掘装置生产潜力、提高经济效益的有效手段之一。在对洛阳石化Ⅰ催化装置提高进料掺渣比过程中,干气、焦炭产率明显增加,汽油收率略有降低,产品分布仍较理想,但也存在主风量不足、再生器缺少有效取热手段、油浆系统结焦等问题。通过采取引空压风补充主风量、适当加入CO助燃剂、提高油浆循环量、降低分馏塔底温度和油浆停留时间、适当调整塔底注汽量等措施,有效保证了装置正常运行。同时对装置进行改造优化,加强原料管理,选择适宜催化剂或重油裂化助剂,对沉降器上部及集气室、大油气线落实监控措施,优化油浆系统取热,预防反应和分馏系统结焦;恢复投用再生器取热设施,解决因掺渣上升带来的再生器热量过剩问题;采用新技术(电脱盐由两级升级为三级)提高原料质量,降低焦炭产率,改善产品分布和维持长周期运行,不断提高装置经济效益及生产技术水平。     

石家庄炼化第2套气体分馏装置流程模拟与优化

以石家庄炼化第2套280kt/a气体分馏装置为研究对象。通过Aspen plus流程模拟软件,对该装置精馏过程进行计算机模拟,在建模基础上,利用模型,分析精馏塔压力、回流比、热负荷等性能参数间的关系,在保证产品质量合格前提下,以降低装置能耗,提高装置效益为最大优化目标,对丙烷塔、乙烷塔、丙烯塔进行灵敏度分析。装置优化调整如下:精馏塔尽量采用低压操作,尤其在冬季,当精馏塔顶冷却能力足够时,采取降压操作对于气体分馏装置节能非常有利;脱丙烷塔回流比降至2.3,即可满足生产需要;日常操作中,脱乙烷塔操作压力提至2700kPa以上,冷却器循环水全开,使冷后温度保持在最低,可以降低不凝气中的丙烯含量。通过优化调整,气体分馏装置减少丙烯损失0.00646t/h,减少再沸器热负荷1685MJ/h,装置能耗下降3.71kg标油/t,全年可实现降本增效120.3万元。     

催化裂化装置热量匹配优化与节能

催化裂化是石油炼制过程中的一个重要环节,过程耗能巨大。由于催化裂化装置内存在多个不同温位的热源,因此,在催化裂化装置内部,优化热量匹配方案对于装置节能降耗具有显著影响。目前国内炼厂低温热过剩问题普遍突出,应多利用内部热量进行热交换,提高装置能量自给率,降低系统公用工程耗量。针对某炼厂1.7Mt/a催化裂化装置在低温热利用方面存在的问题,对其热量匹配方案进行优化改造,通过Pro/Ⅱ流程模拟软件对改造前后流程进行模拟。在控制产品质量及低温热水系统进出口温度的条件下,将原料油一段预热改为轻柴油、分馏一中油和循环油浆三段预热,采用顶循油给解吸塔中间重沸器供热。显著提高了装置内能量自给率,适度降低了低温热回收比例,中压蒸汽产量提高9.44t/h,减少低温热水带出热量11.46Mkcal/h,装置能耗降低4.33kg(标油)/t(原料)。     

能量系统优化技术在催化裂化—气体分馏热联合装置节能改造的应用

以能量利用系统能量结构理论为指导，对炼油厂催化经－气体分馏联合装置进行能量优化改造，主要内容包括：将催化主分馏塔的一种后冷热量用作气体分馏装置脱丙烷塔再沸器热源，降低装置的1．0MPa蒸汽消耗；并对气体分馏装置进行分离精度－产品收率及能源三者间的权衡优化；达到综合利用能量，回收低温热及降低装置能耗和提高经济效益的目的。     

低温热在气体分馏装置上的应用

中国石化洛阳分公司气体分馏装置原设计规模为30×104t/a,采用五塔流程,2008年扩能改造后,加工能力达到65×104t/a,实际采用四塔流程,由脱丙烷塔(T501)、脱乙烷塔(T502)、丙烯塔(T503AB/CD)、脱异丁烷塔(T504)组成。装置设计能耗为56.53kg标油/t原料,2009年装置实际能耗为51.77kg标油/t原料,但与同期中国石化先进装置能耗(37.34kg标油/t原料)相比,在蒸汽和电的单耗上,尚有差距。对此,提出实施催化装置低温热与气体分馏装置深度热联合,以及气体分馏装置内部低温优化,可取消气体分馏装置能级高的蒸汽热源,用低温热替代蒸汽伴热,蒸汽作为装置备用热源,可以节约0.3MPa蒸汽10t/h,降低装置综合能耗0.9个单位。     

流程模拟技术在湛江东兴柴油加氢装置上的应用

应用Aspen Plus软件,对湛江东兴石化150×104t/a柴油加氢改质装置进行流程模拟,得到了与装置实际操作接近的理想模型,通过模型分析,为装置优化操作、节能降耗、寻找生产瓶颈提供依据。在实际生产中,应用模型对各塔关键操作变量进行优化,在满足产品质量指标的前提下,优化汽提蒸汽量和稳定塔底温度,将硫化氢汽提塔汽提蒸汽量由2.3t/h降至1.8t/h,能够保证脱气效果;将产品分馏塔底汽提蒸汽由4.0t/h降至2.5t/h,柴油闪点温度和石脑油干点温度仍然合格,两项措施共计节约蒸汽2.0t/h,降低能耗(以每天加工原料4000t计算)0.912kg标油/t。将稳定塔底温度控制在175～180℃,吸收稳定系统运行平稳率得到改善,基本杜绝了稳定塔回流罐顶气体经常放火炬线现象,液化气收率由0.3%提高到0.44%。柴油加氢装置实施流程模拟优化操作后,全年实现创效825.1万元。     

气体分馏装置的改造及成效

气体分馏装置存在着：①脱丙烷塔底重沸器结垢严重;②脱乙烷塔底重沸器使用1.0MPa蒸汽热源,增加装置运行成本;③丙烯塔循环水量不足、粗丙烯产品纯度不合格的问题。为此进行改造：备用一台脱丙烷塔底重沸器;停用1.0MPa蒸汽,改由催化装置低温热水加热;丙烯塔粗丙烯抽出口由原来的132层和136层上移至144层;单独铺设一条循环水线,为丙烯塔供水。改造后标定数据表明,气体分馏装置各塔操作条件明显改善,精丙烯和粗丙烯纯度分别达到99.8%和97.03%,停用1.0MPa蒸汽后,年节约加工费用448万元。     

流程模拟技术在石家庄炼化Ⅰ套催化装置上的应用

通过Aspen Plus软件,建立石家庄炼化Ⅰ套催化装置除反-再部分外的流程模拟稳态模型,包括:分馏塔、吸收塔、解吸塔、稳定塔和再吸收塔流程模型,本流程模拟中的分馏塔、吸收塔、解析塔、稳定塔均采用Petro Frac模型,其中,分馏塔和稳定塔均为板式塔,解析塔为板式、填料混合装填,吸收塔、再吸收塔为填料塔。通过模拟工艺过程计算、灵敏度分析,确定较佳的操作条件,以指导生产,调整操作参数,旨在满足产品质量的前提下,达到节能降耗、提高装置经济效益的目的。实际运用过程中,找到吸收塔、解析塔、稳定塔相关变量的关联度,确定了最佳的优化操作参数,稳定塔顶回流量由70t/h下降至60t/h,塔底热源耗能减少266.714kW/h;解析塔底温度由118℃下降至110℃,重沸器热源减少381.14kW/h,合计节省蒸汽消耗0.73t/h,装置全年实现节能效益71.1万元。     

重油催化裂化装置加工全减渣原料的分析探讨

长庆石化1.40Mt/a催化裂化装置加工减压渣油后,生焦量大、再生器超温,加工量降低(最低时仅为110t/h),轻质油收率低,仅为54.58%,烧焦损失大(由8.6%增大到9.56%),分馏塔底油浆系统结焦严重。通过提高原料油预热温度(最高提至260℃)和反应温度(一段反应温度由505℃提至518℃,最高时达到525℃),来提高进料的雾化效果和反应剂油比,通过降低分馏塔底温度(不大于355℃),新增回炼油串塔底流程、提高分馏塔底油浆线路线速、提高油浆外甩量(不低于5%,最高达到10%)、降低分馏塔底液面(不大于60%)和停留时间,以减缓分馏塔底结焦。设备方面,通过再生系统增设内取热器,增加取热能力,再生器中部增加防焦蒸汽环管,加大阻垢剂用量(提高至30～35mg/L),油浆线路结焦得到缓解。提出仍需改进和采取的措施,包括:强化一段提升管,停用二段提升管,停止油浆回炼,回炼油改进一段提升管;进一步提高剂油比,以改善产品分布,提高加工量,降低干气、焦炭产率;通过渣油加氢预处理来降低残炭含量,增加芳烃饱和度,实现催化原料轻质化,提高裂解性能。     

溴化锂制冷技术在低温热回收利用中的应用

九江石化为了降低炼油能耗,实施了延迟焦化装置低温余热回收综合利用改造,将50℃热媒水分别进入常减压、1号催化、2号催化等6套热源装置,换热到128℃后,用于再沸器加热,为控制热媒水温度,在末端配有冷却循环水,控制热媒水返回温度在50℃左右。为了增加低温热系统的操作弹性,改造中引入了溴化锂制冷技术。溴化锂制冷机理为水在物体表面蒸发汽化,带走物体表面的热量,在真空条件下,物体表面温度会降到很低。溴化锂是一种吸水性极强的盐类物质,可以连续不断地将周围的水蒸气吸收过来,可创造和维持真空条件。溴化锂吸收式制冷机是利用溴化锂作吸收剂,用水作制冷剂,利用不同温度下溴化锂水溶液对水蒸气的吸收与释放来实现制冷的。应用溴化锂机组后,装置热平衡系统得到优化,循环热媒水末端温度下降到64℃(投用前为76℃),可节约冷却循环水600t/h;焦化装置干气吸收效果明显改善,C3+组分平均值为2.75%(体积分数),同比下降3.11个百分点。     

利用流程模拟软件降低常减压装置能耗

以提高常压炉进料温度(原油换热终温)作为生产优化目标,应用Aspen Plus流程模拟软件,建立石家庄炼化Ⅰ套常减压装置流程模拟模型。通过对常压塔取热比例的优化,提高了原油换热终温,降低常压炉瓦斯消耗,进而达到降低装置能耗的目的。在指导实际生产过程中,通过降低塔顶冷回流流量,分别提高顶循、常一中和常二中的取热量。在保证各侧线产品质量和收率的情况下,各变量的调节如下:常顶冷回流流量由30t/h降至19t/h,常顶循流量由68t/h提到80t/h,常一中流量由112t/h提到120t/h,常二中流量由100t/h提到120t/h。原油换热终温提高了2℃,全年节约瓦斯气1470t,节能效益达到367.5万元。需要注意的是,装置操作过程中,由于处理量变化,会造成换热器的换热系数发生改变,因此,在实际改变各中段回流量过程中,应综合考虑各换热器的换热能力。同时,受原油加工量和原油性质变化导致的加工方案的改变,应经常对模型进行修正,否则会偏离优化目标。     

应用流程模拟技术优化加氢装置分馏系统

Aspen Plus是对生产装置进行稳态模拟的大型通用流程模拟系统。应用Aspen Plus流程模拟软件,对中国石化青岛炼油化工有限责任公司4.1Mt/a柴油加氢装置、0.6Mt/a航煤加氢装置进行装置分馏系统流程模拟,得到了与装置实际操作相吻合的理想模型。通过对模型进行综合分析,以装置节能优化和经济效益最大化为目标,通过降低柴油加氢分馏塔顶部压力及调整航煤加氢分馏塔顶部操作温度等优化手段,柴油加氢装置燃料气消耗量由1500m3/h降至1100m3/h,节能效益达到604.8万元/a;航煤加氢装置通过调整分馏塔顶温度及重沸器热负荷,降低航煤与石脑油组分的重叠度,提高石脑油收率,增产石脑油0.72t/h,增加装置效益172.8万元/a。应用流程模拟技术优化加氢装置分馏系统,共计降本增效777.6万元/a,提升装置的综合效益,实现装置的节能优化生产。