延迟焦化装置节水措施

洛阳石化1.40Mt/a延迟焦化装置是重油加工的主要装置,用水主要有除氧水、新鲜水、循环水和除盐水,耗水量巨大。工艺中冷焦过程大量冷焦水挥发冷却后成为含硫污水出装置,水力除焦单元配套庞大的切焦水系统,焦炭中夹带大量水出装置,产品换热和发生蒸汽需要充足循环水和除氧水,严重影响延迟焦化装置能耗和技术指标。通过实施凝结水替代除氧水、循环水串级使用、停用水箱补水、净化水替代除盐水、中水替代新鲜水等措施,水用量不断下降,与2011年相比,2015年节约成本为:凝结水代替部分除氧水,降低除氧水加工成本40.17万元;引入净化水和中水,新鲜水主要用于生活用水,降低新鲜水成本2.61万元;通过优化操作和技术改造,节约循环水成本110.4万元;经过对除盐水系统的改造和优化,每年可节约动力成本32.1万元。至2015年,共节约动力成本185.3万元,实现了节水降耗,经济效益良好。     

延迟焦化装置水系统能耗分析及改造措施

现有工艺下,延迟焦化装置在燃料气和蒸汽方面的节能潜力非常有限,虽然水系统能耗仅占延迟焦化装置总能耗的5%~6%,但是优化空间较大。以某延迟焦化装置为例,通过对水系统能耗构成进行分析发现,除氧水、除盐水能耗系数较大,是重点优化对象;而装置自产凝结水和净化水却未能得到有效利用。因此,制定并实施了水系统改造方案:用凝结水替代蒸汽发生器之前使用的除氧水;用净化水替代富气水洗工艺之前使用的除盐水、焦炭塔之前使用的冷焦水以及冷焦水缓冲罐水封罐、酸性水罐水封罐和贫液水封罐等之前使用的循环水;根据换热冷却器进、出口水温,将循环水串联使用。改造实施后,节水降耗效果明显,除氧水、除盐水和循环水能耗降幅分别达到35.48%、32.50%和10.49%,水系统总能耗降幅达到20.15%。     

大连石化节水降汽潜力分析及改进措施

大连石化水汽产用情况调查,主要针对蒸汽(3.5MPa、1.0MPa、0.3MPa或0.5MPa蒸汽)、含油和含盐凝结水、循环水、热媒水、除盐水,以及中、低压除氧水、含油和含盐污水、酸性水和汽提净化水等。共发现各类水汽问题31项,绘制完成了车间夏季工况下水汽平衡图和水汽调查报告,最终完成了全厂水汽调研报告。通过回收酮苯装置的凝结水,合理利用汽提净化水,回收新区透平蒸汽,将机泵密封除盐水改为0.3MPa或0.5MPa蒸汽,完善循环水计量问题,更换Ⅰ精制凝结水罐等措施,夏季工况下,全厂可节约除盐水50t/h、除氧水25t/h,回收凝结水30t/h,增加净化水回用140t/h,减少含油污水排放180t/h,同等工况条件下,全厂水耗可降至0.25t水/t油水平,节水效果明显。针对冬季蒸汽量突增,开展了全厂伴热管网系统优化改造工作,停用了一批无效伴热,改变了以往伴热线无序管理的状态,冬季热电厂发汽量由正常的800t/h,降至700t/h以下,冬季节水节汽效果明显。     

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%。     

辽河石化延迟焦化装置节水减排方案探讨

辽河石化1Mt/a超稠油延迟焦化装置新鲜水总消耗量约为11.3t/h,新鲜水耗量大,急需出台节水减排措施。为此,提出如下改造方案:①回收装置含油污水并进行净化处理,使其油含量由2000mg/L下降到200mg/L,作为回注的冷焦水使用,既节省新鲜水用量,减少污水排放,实现水资源的循环利用,又可回收部分原油;②优化低压蒸汽系统,回收蒸汽凝结水,降低除盐水用量;③循环水放空塔顶冷却器加装调节蝶阀,节约用水,其他水冷器可通过调节进出口温差实现优化操作;④软化水系统更新水泵和管线,合理调节冷却量,节约软化水。上述方案实施后,焦化装置给水量和排水量都有大幅下降,各类水资源得到充分利用,基本实现冷、切焦水系统新鲜水的零消耗,预计减少新鲜水用量10.2t/h,减少污水排放量1144.8t/d,全年可回收原油1171t,累计实现创效达942.1万元。     

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.     

硫磺联合装置1.0MPa蒸汽综合利用节能措施及优化建议

洛阳石化共有两套硫磺回收联合装置(单套装置设计加工规模为4×10~4t/a),是油品质量升级改造的配套项目,按照"污染集中治理"原则,酸性水汽提装置、溶剂再生装置与硫磺回收装置集中布置,形成硫磺单元;上游装置所产酸性水、富胺液全部在硫磺单元集中处理,因此,硫磺联合装置成为1.0MPa蒸汽消耗大户。针对硫磺单元各装置工艺技术特点、装置之间联系、进出物料性质等,结合生产现状,提出1.0MPa蒸汽综合利用优化思路:用原料水代替2号酸性水汽提塔顶净化水、硫磺吸收塔富液作为半贫液供焦化装置干气脱硫塔、两套硫磺装置尾气合并到一套处理等措施,胺液循环量降低后,停用2号溶剂再生装置等技术优化改造,取得了显著的节能效果。硫磺回收装置急冷水产量为4t/h,进酸性水汽提装置处理不经济,急冷水是工艺过程生成水,水质适合加氢装置代替除盐水注水,在现有流程基础上,稍做改造即可实施,具有一定的优化潜力。     

优化改造延迟焦化装置能量系统

根据焦化过程的用能特点，分析了延迟焦化装置节能的途径；以过程系统三环节能量综合优化方法为指导，运用流程模拟技术，对炼油厂500kt／a延迟焦化装置进行了能量系统优化改造，通过回流取热优化，增抽高温住蜡油循环取热产生1.0MPa蒸汽，以及回收装置低温热供水处理站江水预热．使得装置能耗大幅度降低，税后年利润达254万元。     

催化裂化装置节能分析

利用PROII优化模拟软件、经验计算公式和工业试验．对洛阳石化2号催化裂化装置进行节能分析．依据分析结果对其进行优化改造。原分馏塔柴油换热流程．增加高温柴油与原料油换热流程．促使高温油浆多产生3．5MPa中压饱和蒸汽3t／h。用两种方法分别计算隔离余热锅炉2号省煤器前后的能耗变化,得出隔离2号省煤器后装置能耗分别增加1．256kg标油／t和1．341kg标油／t：对更新并投用余热锅炉2号省煤器进行效益分析。得出每年可增效265万元。对1．0MPa蒸汽系统进行改造,用套筒风代替1．0MPa蒸汽作为套筒提升介质,并对提升管预提升蒸汽用量和柴油汽提蒸汽用量进行调整。三项措施可分别减少1．0MPa蒸汽用量0．88t／h、0．8t／h、0．7t／h,既降低了装置能耗,每年增效187万元,又能减少催化剂的高温水热失活和酸性水排放量,减轻下游污水汽提装置的压力,减少环境污染。     

洛阳石化硫磺回收装置节能减排优化措施

硫磺回收装置是炼化企业的下游装置,也是重要的环保装置。洛阳石化油品质量升级改造工程,按照"一次规划、分期建设"的原则,一期工程建设了第一系列装置,包括硫磺回收装置、300t/h溶剂再生装置和110t/h酸性水汽提装置。其中,硫磺回收装置为双系列设计,单系列设计规模为4×104t/a,合计设计规模为8×104t/a,年开工时数为8400h,操作弹性在50%~110%范围。为实现硫磺回收装置的优化运行,实施酸性水汽提塔注废碱渣、凝结水回用、净化水回用到加氢装置、液硫池含硫废气回收等优化改造项目,既回收了硫磺和液氨,又对热量进行了梯级利用,降低了装置能耗。全年回收硫磺31t,增产液氨9t;节约3.5MPa蒸汽2750t/a、1.0MPa蒸汽2525t/a、除氧水134400t/a、除盐水142800t/a,全年减少二氧化硫排放25.2t。2013年,洛阳石化硫磺回收装置综合能耗为-168.67kg标油/t,远优于装置的设计能耗,在2012年和2013年中国石化46套同类装置达标对比中,综合能耗完成最好,排名第一。     

单塔低压全吹出工艺在苏丹喀土穆炼厂100×10~4t/a酸性水汽提装置上的应用

在苏丹喀土穆炼厂,为与三期扩建炼油生产能力配套,解决现污水汽提装置处理能力小,净化水质量不合格,侧线抽氨中硫化氢含量高,恶臭气味造成环境污染等问题,新上一套100×104t/a酸性水汽提装置,采用单塔低压全吹出工艺,酸性水储罐罐顶气体采用成套设施脱臭,并采用注碱脱除酸性水中固氨等技术,处理来自延迟焦化装置、焦化汽油、柴油加氢装置、催化裂化装置以及常减压装置的含硫污水,装置所产净化水返回常减压、催化裂化和焦化装置回用,剩余部分送污水处理场。装置应用表明,单塔低压全吹出工艺技术成熟可靠,对原料适应范围宽,脱臭及注碱等技术的应用,提高了净化水的质量指标,使其既能满足下游污水处理厂的要求,又可用于回注。     

短纤维装置能耗分析和节能措施探讨

洛阳分公司100kt/a涤纶短纤维装置采用杜邦公司直接纺工艺专利技术,于2000年投产。统计装置2010年1~8月累计能耗表明,装置的主要能耗为3.5MPa蒸汽、1.0MPa蒸汽、电、水。能耗中,3.5MPa蒸汽消耗比例偏高,占装置总能耗的57.51%;电消耗约占总能耗的36.61%;水消耗包括除盐水、循环水、冷冻水和新鲜水,所占比例不大。通过优化工艺操作,强化设备管理,实施节能精细管理,可以降低蒸汽消耗;通过调整环境照明分配、加强对间歇用电设备的管理,可有效减少电能消耗;在保证产品各项指标满足工艺要求的前提下,通过合理调整部分参数,可有效降低除盐水、循环水用量。另外,保持装置平稳运行、实现最大产能,也是装置节能的有效途径。上述措施实施后,2010年1~8月装置综合能耗为117.97kg标油/t,比洛阳分公司年度目标120kg标油/t降低了1.72%。     

焦化除焦系统腐蚀原因分析及防护措施

惠州炼油4200kt/a延迟焦化装置引进美国Foster Wheeler公司的工艺包,采用"两炉四塔"大型化工艺,生焦周期为18h,设计循环比为0.3,焦炭塔顶盖和底盖采用自动卸盖装置。该装置采用单井架水力除焦,冷焦水和切焦水采取一体化处理方式。切焦水补水部分采用新鲜水,净化后的含硫酸性水回用焦池作切焦水补水。由于延迟焦化装置的高压水管道和设备周期性运行,介质压力高,管件壁厚较厚,管件材质较高,运行一段时间后,出现了除焦系统管道和设备腐蚀现象,腐蚀形态主要为应力腐蚀。经分析,回用的净化水氯离子含量偏高及除焦水温相对较高是主要的影响因素。应对措施方面,通过限制不合格净化水和氯离子含量高的净化水排入焦池、降低净化后的酸性水和含油污水的回用水量等,可降低除焦水氯离子浓度。同时,应考虑工艺条件的改进,包括降低除焦水水温、限制管道流速以及设备材质的提高,加强设备检测等,降低除焦设备腐蚀对装置长周期运行的影响。     

连续重整高温凝结水余热回收经济效益显著

长庆石化连续重整装置存在1.0MPa、1.7MPa、2.3MPa、3.5MPa四种不同压力的蒸汽产生的凝结水,导致出装置凝结水温度较高(达到180℃)、流量较大(为42.6t/h),该凝结水汇至公司凝结水管网。高温蒸汽凝结水在流动过程中,产生二次闪蒸,形成气液混相流,当流速增加或改变流向时引起水击,影响管网安全运行和下游除油、除铁装置的平稳运行。为了消除连续重整装置高温凝结水存在的隐患,2012年4月,决定对长庆石化凝结水余热回收系统实施改造。改造工程分两个阶段进行:2012年5月15第一阶段,凝结水罐V410吊装配管施工完成,投用后管网水击现象有所好转,但未能彻底解决;2013年10月第二阶段装,装置大检修中新增一台换热器、两台凝结水泵,同年11月12日施工完成。改造后,出装置凝结水温度由180℃降至128℃,除氧水温度提高12℃,每小时多产蒸汽5.4t,每年创效439万元,实现了高温凝结水的回收再利用,降低了装置运行风险。     

延迟焦化装置蒸汽系统优化及措施

随着国家、社会对节能减排工作要求的日益严格,节能降耗已成为当前各炼油企业的重要任务之一。中国石化某140×10~4t/a延迟焦化装置受到加工原油性质变化以及重油加工模式调整的影响,长期实行单炉室低负荷运行,装置实际运行负荷为设计负荷的50%～60%。为进一步优化装置内蒸汽系统用能,该装置采用干气代替备用炉室3.5MPa蒸汽、焦炭塔处理塔大吹汽"以水代汽"、优化0.4MPa蒸汽流程等措施,对装置内蒸汽系统消耗及流程进行优化,并提出将气压机润滑油系统主油泵由蒸汽驱动改为电机驱动的建议措施。通过采用干气代替备用炉室3.5MPa蒸汽,可降低装置单炉室运行期间3.5MPa蒸汽消耗约5t/h;采取焦炭塔处理塔大吹汽"以水代汽"改造以及对0.4MPa蒸汽流程进行优化后,全年可增效404.88万元。优化后,减少了装置蒸汽消耗,降低了装置能耗。     

单塔侧线污水汽提装置的节能实践

介绍了炼油厂单塔侧线污水汽提装置的节能措施。包括控制蒸汽单耗，控制氨精制塔控温液氨量，控制污水总量及净化水回用。     

延迟焦化装置回收利用低温热的技术措施

洛阳石化公司140×104t/a延迟焦化装置存在多种携带低温热的介质,为了有效回收利用这部分能量,进行了一系列的流程改造和技术攻关。本文探讨了焦化装置低温热回收的可行性,介绍了各种低温热回收措施的工艺流程和实施效果。其中:汽油、柴油、蜡油装置实现了与下游装置的热联合;加热炉空气预热器在原来基础上新增539根热管,进一步回收烟气余热,降低了排烟温度;凝结水回收系统实现了凝结水三种途径的回收利用;除盐水代替循环水回收分馏塔顶循环油、汽油和柴油的低温热。改造后,成功实现了稳定汽油、柴油、蜡油、加热炉烟气、凝结水、分馏塔顶循环油等低温热的回收利用。这些措施的投用,可降低装置能耗6~8kg标油/t,每年可创造经济效益3000余万元。对目前未能回收的低温热提出了进一步优化的措施和建议,对同类装置的低温热回收利用具有一定的指导作用。     

天津石化炼油节能优化措施及潜力分析

天津石化1000×104t/a炼油工程由3号常减压、2号加氢裂化、重整抽提、2号延迟焦化、2号柴油加氢、蜡油加氢、航煤加氢、2号硫磺回收等装置及储运系统和公用工程系统组成。炼油新区在设计中进行了能量综合优化,采取了一系列节能措施。在流程设置上,加氢装置采用热高压分离器流程和循环氢脱硫流程,一些装置采用热直供料,2号柴油加氢装置与航煤加氢装置实现了热联合。在低温热利用方面,设立高温热媒水系统,回收新区加氢装置低温热,用来加热热电部除盐水。设立低温热媒水系统,回收2号延迟焦化装置的低温热,冬季为新区装置采暖伴热提供热源,夏季为溴化锂机组供热。炼油新区各装置实施了节能优化,主要项目有:重整抽提装置蒸汽凝结水热能利用,2号延迟焦化和重整抽提装置部分蒸汽伴热改为水伴热,2号延迟焦化装置热出料流程优化。针对炼油新区在低压蒸汽平衡、中压蒸汽管网运行方面存在的问题,提出优化措施。     

延迟焦化装置能耗分析及优化措施

克拉玛依石化公司1.5Mt/a延迟焦化装置加工原料为稠油,于2004年建成投产。装置包括电脱盐和脱钙系统、焦化系统、富气压缩吸收稳定系统三大部分,设计能耗为1798.02MJ/t原油,但2005年装置实际能耗为1967.70MJ/t原油,远超出设计值。该装置能耗构成中,燃料气占55%以上,蒸汽占34%,耗电占10%以上。减少燃料气、电耗和蒸汽消耗是降低装置能耗的关键。为此,实施如下改造措施:①对加热炉余热回收系统进行水热媒技术改造,以高压脱氧水为传热介质,实现热烟气和冷空气之间的热量交换,保证热管表面温度均匀,改造后加热炉排烟温度降至166℃,热空气入炉温度升至267℃,热效率超过90%的设计值。②优化装置操作,减少3.5MPa和1.0MPa蒸汽消耗;降低吸收稳定系统压力和解析塔底、稳定塔底温度,增加自产蒸汽量。③优化除焦操作,缩短除焦时间,为空冷器电机安装变频系统,以降低电耗。④降低焦化装置新水和循环水消耗。节能措施实施后,2009年装置能耗为1067.31MJ/t原油,比设计值降低730.71MJ/t原油,折合燃料油为21.44kg标油/t原油。     

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