延迟焦化装置的能耗分析及节能优化实践

中国海油惠州炼油分公司420× 104t/a延迟焦化装置通过停用解吸塔上重沸器3.5MPa蒸汽、停用柴油汽提塔1.0MPa汽提蒸汽、降低循环比、采用先进控制(APC)提高加热炉热效率、降低高压水泵和罐区减渣原料泵电耗、提高水的回用率、加大装置处理量等工艺优化措施,装置综合能耗比设计能耗39.03kg标油/t原料降低3kg标油/t原料.为了进一步降低装置能耗,达到国内其他先进装置的能耗水平,该装置在2011年利用检修时机,通过加热炉节能改造降低排烟温度、利用柴油低温热发生0.45MPa蒸汽、焦化富气压缩机叶轮更换、焦炭塔区特阀汽封线改造等节能改造措施.加热炉热效率由89％提高至91.5％,节约3.5MPa蒸汽用量约6.5t/h,同时减少了燃料气、蒸汽和电的消耗,使装置能耗总体降低3.16kg标油/t原料.装置节能改造每年可增加4000万元的经济效益.     

3．0Mt／a重催装置余热锅炉现状及节能技术改造

兰州石化公司炼油厂3．0Mt／a重油催化裂化装置的两台余热锅炉在运行中存在烟气侧运行阻力大、排烟温度高、省煤器给水入口温度低、存在尾燃等问题。采用翅片管结构省煤器、提高助燃空气温度、改造燃烧器、布置正压防爆固定旋转式蒸汽吹灰器对余热锅炉进行节能技术改造。改造后,两台锅炉炉膛压力分别由改造前的2.8kPa和2.7kPa降到1.9kPa和1.8kPa,余热锅炉烟气侧阻力降低;锅炉排烟温度由300℃降到205℃,烟气热量利用率和锅炉热效率得到提高;增设给水预热器后,省煤器给水温度及出水温度分别提高到150℃和240℃,外取热器及油浆蒸汽发生器多产蒸汽10t/h,两台锅炉总产汽量增加了60t/h,产生效益1908.42万元。     

炼油企业节能技术应用实践

与国外先进水平相比,我国炼油企业普遍能耗较高。截止到2008年12月,中国石化(Sinopec)炼油综合能耗累计为63.78kg标油/t,其中燕山石化降幅10.01kg标油/t,海南炼化降幅7.03kg标油/t,广州石化降幅5.29kg标油/t,金陵石化降幅4.49kg标油/t等。洛阳石化综合能耗为67.39kg标油/t,高于中国石化平均水平3.61kg标油/t。调查显示,茂名石化通过优化油罐加热维温和管线蒸汽伴热方式,采用低温热源作伴热及罐区维温,减少蒸汽消耗、提高中压蒸汽系统供汽压力,确保中压蒸汽透平机组效率,抓好优化节电项目实施投用;高桥石化通过实施装置技术改造,优化工艺过程、减少工艺用汽,优化装置发汽、增加蒸汽外输;齐鲁石化通过延迟焦化装置-CFB锅炉低温余热综合利用,含硫污水双塔汽提装置节水减排等措施,分别实现了节能增效。提出通过操作优化、新工艺应用、技术改造、设备更新和管理创新等,有效降低洛阳石化的炼油能耗。     

石化企业全厂动力系统节能优化方案与实施

某石化公司蒸汽系统主要存在过多的高品质6.4MPa蒸汽降级使用为1.0MPa蒸汽,导致能源浪费,以及3.5MPa蒸汽使用不合理,造成6MW发电装置夏季闲置等问题。为此,利用Prosteam软件建立了蒸汽系统模型,对蒸汽系统的实际运行状况进行了模拟,提出并论证了优化方案：增加二催化装置外供3.5MPa蒸汽输出34t/h,同时减少相同量的1.0MPa蒸汽输出;动力锅炉负荷保持110t/h,经由减温减压器3输出的1.0MPa蒸汽减少1.3t/h;6MW发电机组新增用汽（3.5MPa）35.3t/h,实现6MW发电机组全年增发2MW发电量（冬季运行2台动力锅炉时,发电量由2MW提升至4MW;夏季运行1台动力锅炉时,发电量由0MW提升至2MW）。优化方案实施后,年增发电量1680×104kW·h,折合节能3927.8t标油、效益924万元,提高了中、低压蒸汽管网以及6MW发电装置的运行安全性。     

扬子石化延迟焦化装置节能措施及实施效果

扬子石化0.8Mt/a延迟焦化装置由于建成较早,加工工艺落后,2011年综合能耗达到23.04kg标油/t。结合装置特点,实施燃料气、蒸汽及用水节能措施。燃料气降耗方面,对达到使用年限的加热炉空气预热器热管进行部分更换,加热炉效率由90%提高至92%;使用气体脱硫装置的富余0.5MPa蒸汽作为热源,对燃料气进行加热,减少燃料气实际耗量5.16%。蒸汽节能方面,利用富余0.5MPa蒸汽替代1.0MPa蒸汽,节省1.0MPa蒸汽用量5.11t/h;随着装置凝结水回收项目的竣工,计划改用凝结水替代部分大吹汽蒸汽;同时,现场消除蒸汽漏点,更换腐蚀、减薄的碳钢管线,将其材质升级为不锈钢。节水方面,使用硫回收净化污水替代工业水,节省工业水用量7000t/a;拟将装置各点排放的凝结水集中回收,补入装置除氧罐或放水罐,进一步节省工业水用量。上述措施的实施,使装置能耗由2012年的22.93kg标油/t降至2013年的21.25kg标油/t,降幅达7.3%。     

茂名加氢裂化装置用能分析及节能途径

介绍了茂名石化公司加氢裂化装置在国内同类装置中的能耗状况,从设计和操作两方面分析了影响该装置能耗的因素,提出了该装置节能降耗应采取的措施,即使用炉管清灰剂和原料油阻垢剂技术降低燃料能耗;优化生产操作,降低分馏塔负荷;对中低温热源优化回收利用;对烟气热量进行回收;进行电耗分析并采取相应节电措施。通过改造,分馏炉燃料消耗降低0．2kg标油／t,加热炉燃料气单耗降低6．4kg／t,锅炉排烟温度降到200℃以下,自产蒸汽量增加了4．6t／h,锅炉平均热效率上升4.8个百分点,装置综合能耗由2004年的68kg标油/t降低到目前的37kg标油/t。     

偏三甲苯装置节能研究

在偏三甲苯装置常规双塔热集成精馏工艺基础上,分析了重沸器高温凝结水通过两级闪蒸发生1.0MPa蒸汽和0.4MPa蒸汽,比直接高温凝结水外送可降低能耗2.713kg标油/t原料;以产能5×104t/a的偏三甲苯装置为例,在脱轻塔顶设置热水换热器回收塔顶低温热产生热水,可回收热量10481kW,脱轻塔顶空冷风机大部分可以停开,节约用电153.3kW·h,可节约能耗24.22kg标油/t原料,节约操作费用925万元/a,该部分投资工程费约300万,回收期短;100×104t/a PX装置吸附分离单元抽余液塔顶气富裕热量5WM,该抽余液塔顶气直接供给偏三甲苯装置重沸器作热源,可代替3.5MPa蒸汽7.614t/h,扣除产1.0MPa蒸汽的能耗差值,可以节约能耗4.321kg标油/t原料;以上措施能耗合计降低31.254kg标油/t原料。还可通过优化换热流程、热进料热出料、采用节能设备、设置在线分析仪、装置卡边操作、改用导热油作热源等措施进一步稳定装置操作及降低能耗。这些节能方法投资回收期短,经济性好,可实施性强,对同类装置的工程设计及装置节能操作具有借鉴意义。     

高温凝结水余热利用技术分析及应用

正1蒸汽凝结水系统改造前的情况及存在问题某大型化工公司热电装置配置2台75t/h锅炉(1#、2#);1台130t/h锅炉(3#);1台240t/h循环流化床锅炉(4#);1台12MW汽轮发电机组,为8套化工生产装置供3种规格的蒸汽和部分电力。3种蒸汽规格分别为压力3.0MPa、温度300℃的高压蒸汽(SH);压力1.3MPa、温度200℃的中压蒸汽(SM)以及压力0.45MPa、温度155℃的低压蒸汽(SL)。各装置所用蒸汽经使用后大部分蒸汽凝结水回收到热电厂化学水装置常压凝结水罐,经过凝结水处理装置处理后送往除氧器作为锅炉补水使用。一期工程蒸汽凝结水系统经过改造后相对比较完善,但随着二期扩建工程的建成投用,公司蒸汽凝结水系统存在以下问题:因凝结水热量过剩,虽然热电厂已采用冬季用凝结水与采暖水换热,以及冷除盐水与凝结水混合等余热利用办法,现     

省煤器管磨损原因及对策

省煤器是利用排烟的余热来提高给水温度的一种装置。它是近代锅炉设备的重要组成部分，属于锅炉受热面之一。由于某些燃煤锅炉的燃烧灰份高、水份大、热值低、挥发份少的劣质煤。因此，锅炉运行中省煤器磨损而减薄，当管壁减薄到不能承受内压力时，即发生爆管。我们对35t／h、65t／h、75t／h、130t／h、220t／h等自备电站锅炉检验时发现锅炉省煤器，     

柴油加氢装置能耗分析与节能优化措施

中国石化洛阳分公司260×104t/a柴油加氢精制装置设计能耗为12.393kg标油/t,自2010年10月份开工以来,装置能耗较高,曾一度高达到12.16kg标油/t。经分析表明:在综合能耗中,燃料气(油)、3.5MPa蒸汽及电能耗占能耗比重较大。采取了有针对性的节能降耗措施:提高加热炉氧含量以提高加热炉效率;投用原料油过滤器,提高反应炉入口温度;降低操作压力;降低循环机转速、汽提蒸汽量以降低蒸汽消耗量;做好新氢压缩机C3401A的维护保养工作,停用反应加热炉F3401鼓风机和引风机,以降低用电量;细化用水管理以实现节约用水。采取措施后,柴油加氢装置节能优化效果显著,各项指标均有不同程度降低,装置综合能耗下降至5.91kg标油/t,在国内同类装置对标中名列前茅。提出了提高加工量、增加低温热水量、改造原料泵P3401A液力透平、调整循环氢压缩机转速等进一步节能措施及建议。     

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。     

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。     

蜡油加氢装置流程设计优化

蜡油加氢为加氢处理工艺的一类,是指通过加氢反应,原料油的分子大小不发生变化,或者只有小于10%的分子变小的那些加氢工艺。蜡油加氢装置主要以常减压蒸馏装置的减压蜡油(VGO)、焦化蜡油(CGO)为原料,通过加氢处理,脱除原料中的硫化物,以及部分脱除氮化物、氧化物及金属杂质。蜡油加氢装置是加工含硫及高硫原料、生产清洁燃料的重要装置之一,但其典型工艺流程能耗较高。优化蜡油加氢分馏系统流程,蜡油加氢操作能耗下降5kg标油/t,产品质量稳定。在中国石化系统11套蜡油加氢装置中,已经有6套装置对分馏系统进行了优化,某些装置更是改造成了蜡油及柴油可以互相切换的原料流程,半成品精制蜡油符合催化装置低硫原料要求,加工柴油时产品质量达到国Ⅳ标准。以某厂1.8Mt/a蜡油加氢装置流程优化为例,停用的较大设备有产品分馏塔、柴油汽提塔、分馏塔进料加热炉,共节约设备费用2090万元,每年节约燃料费用3700万元,每年实际创效2407.29万元。     

镇海炼化连续重整装置流程模拟与优化

中国石化镇海炼化Ⅳ套连续重整装置处理能力为120×104t/a,重整、催化剂再生部分采用美国UOP公司专利技术,其中预加氢分馏部分采用先汽提后分馏的两塔流程,重整油后分馏部分采用先脱丁烷的三塔流程:脱丁烷塔、脱己烷塔、脱戊烷塔,主要产品为高辛烷值重整汽油(芳烃)以及大量副产氢气。以该连续重整装置为研究对象,采用Aspen Plus流程模拟软件,建成了装置预分馏部分以及重整后分馏部分与实际工况相吻合的稳态流程模拟模型。利用此模型,对重整装置的汽提塔、石脑油分馏塔、稳定塔、脱己烷塔、脱戊烷塔进行综合分析。以节能降耗为目标,对稳定塔和脱己烷塔进行如下操作参数优化:脱丁烷塔顶压力由0.92MPa降至0.80MPa,脱己烷塔顶压力由0.03MPa降至0.01MPa。装置优化后,脱丁烷塔底蒸汽消耗减少2.2t/h,脱己烷塔底蒸汽消耗减少3.0t/h,合计装置节能2.55kg标油/t,全年可产生经济效益727万元。     

镇海炼化4号柴油加氢装置流程模拟应用

镇海炼化4号柴油加氢装置设计处理能力为300×104t/a,进料由焦化汽柴油、催化柴油、直馏柴油组成,装置反应部分采用炉前混氢流程,设置热高分、热低分流程。热低分油、冷低分油混合后进入脱硫化氢汽提塔(T-2101)。装置分馏部分为双塔汽提流程。从2002年开工至今,运行情况总体良好。装置希望通过流程模拟,对目前运行参数和换热流程进行优化,改善装置运行工况。应用Aspen Plus软件,对装置分馏部分进行流程模拟,得到了与装置实际操作工况接近的理想模型,为装置优化操作、节能降耗及寻找生产瓶颈提供依据。本次模拟目标为初步应用,主要以模型为指导,研究增产石脑油时分馏塔顶回流比对汽油干点、柴油闪点温度的影响,以及提高T-2101塔汽提蒸汽量对塔顶硫化氢量的影响,实现了汽油产量增加2.37%和T-2101塔汽提蒸汽降低0.1t/h的目标。实施流程模拟优化后,装置全年共产生经济效益132.6万元,表明镇海炼化4号柴油加氢装置流程模拟优化取得成功。     

蜡油加氢装置换热网络分析与优化

洛阳石化蜡油加氢装置由反应、分馏、富氢气体脱硫、热回收和产汽系统以及装置公用工程部分等组成,设计年加工能力220×104t/a,以减压蜡油、焦化蜡油和脱沥青混合油为原料,采用抚顺石油化工研究院开发的FFHT蜡油加氢处理工艺技术,催化剂采用FF-18型,主要生产低硫含量的精制蜡油,同时副产少量石脑油和柴油,富氢气体经脱硫后送至制氢装置作原料.利用换热网络优化软件PINCH2.0,对蜡油加氢装置换热网络进行模拟,得出现行工艺条件下换热网络最小冷却公用工程和最小加热公用工程用量,提出以现行换热网络的操作工艺为基础,停运分馏塔进料加热炉,提高反应进料加热炉热负荷,在不增加装置换热网络换热器换热面积前提下,充分利用装置现有换热器换热面积余量,增大换热器的换热负荷.实施换热网络优化方案后,降低蜡油加氢装置耗能105.5kg标油/h,年运行时间以8400h计算,年实现节能886.2t标油,标油价格按照3600元/t计算,年实现经济效益319万元;装置进料量按照295t/h计算,则降低装置综合能耗0.358kg标油/t原料.     

金陵石化Ⅱ套加氢裂化装置流程模拟应用

加氢裂化装置由于涉及高温高压反应,装置能耗较高,而国内加氢裂化装置的用能水平更是参差不齐,用能水平最高与最低的装置之间,其能耗相差达2倍以上。金陵石化Ⅱ套加氢裂化装置以沙轻直馏蜡油和焦化蜡油的混合油为原料,生产航煤、柴油、液化气、轻石脑油及重石脑油,产品方案为最大量生产优质中间馏分油,也可实现多产重石脑油的工艺方案,实际处理量达到153×104t/a。该装置由反应、分馏、液化气分馏与脱硫、轻烃回收及气体脱硫、溶剂再生五部分组成,投用初期,能耗超过40kg标油/t原料。装置的节能降耗工作主要应从节约瓦斯、节电和节汽三方面展开。主汽提塔进料温度比设计值低、汽提塔底流出温度低,是导致金陵石化Ⅱ套加氢裂化装置能耗较高的重要原因,同时易造成主汽提塔汽提效果不好、产品的硫含量超标。应用Aspen Plus软件,对该装置进行流程模拟,考察了主汽提塔进料温度及目的产品收率对工艺能耗的影响。应用模型,对各塔关键操作变量进行优化,对换热流程进行改造,在满足产品指标前提下,降低装置能耗,提升装置经济效益。实施后可实现装置挖潜增效415万元/a。     

济南石化1号催化裂化装置流程模拟应用

济南石化1号催化裂化装置通过流程模拟技术,寻找制约装置生产的瓶颈,以此来优化操作条件,降低能耗,离线培训操作人员,加强工艺人员对工艺机理的掌握,从而改善操作,提高企业的竞争能力。针对主分馏塔顶循环油-热媒水取热点取热能力不足的问题,利用模型,对分馏塔热负荷进行核算和优化,投用1号催化裂化装置主分馏塔顶循环与气体分馏装置的热联合,实现了主分馏塔低温热利用的最大化。热联合流程投用后,与使用蒸汽比较,1号气体分馏装置丙烷塔运转基本无异常;热媒水入装置温度下降3℃,热油入装置温度为145℃,重沸器出口温度为103℃,热油出装置温度为129℃,热油三通阀开度在40%～50%之间,满足装置操作要求。模拟优化后,气分装置丙烷塔底重沸器1.0MPa蒸汽消耗下降4.5t/h,1号催化裂化装置原料从油浆取热增加,油浆减少发汽量1.1t/h;顶循-循环水冷却器上水关小后,循环水消耗降低80t/h,全年实现综合效益338万元。