压缩风净化干燥系统运行节能探讨

1装置概况中石化济南分公司空压站装置有 4台进口离心式空压机及配套的净化风干燥设备。 4台离心式空压机除了向 15 0 0Ｎｍ3 ｈ氮气站提供制取氮气压缩风以外 ,还向全厂各生产装置提供约 2 5 0 0 0Ｎｍ3 ｈ的工艺用风、仪表用风。目前本装置采用的压缩风净化干燥系统是冷冻     

HX_N3型机车空压机故障原因分析及应对措施

1引言HXN3型机车风源系统有2台电机驱动的螺杆式空气压缩机,在某种意义上提供了冗余,每台空气压缩机的排气量为2 400 L/min。空气压缩机被安装在靠近机车两端的冷却间内,在底架的上平面、柴油机冷却水系统的下方。这2台螺杆式空气压缩机是机车和列车的空气制动控制系统及所有其他辅助用风装置的供风设备,其包含一个集成、高效的压力空     

雅克拉集气处理站稳定气压缩机空冷器变频改造

雅克拉集气处理站是中国石化雅克拉-大涝坝气田地面建设项目的重要组成部分,是集天然气处理、凝析油稳定和轻烃回收为一体的综合性凝析气处理站,于2005年11月建成投产,设计天然气处理量为260×104m3/d,凝析油处理量为17×104t/a。雅克拉集气处理站使用3台美国库伯公司生产的CFA34型稳定气压缩机组,设计机组额定一级排量490m3/h,二级排量750m3/h,三级排量2000m3/h;设计一级工作压力0.7MPa,二级工作压力2.3MPa,三级工作压力6.7MPa。压缩机采用三级压缩,冷却方式为空冷,各级压缩天然气共同进入空冷器进行冷却。针对稳定气压缩机空冷器电机调速恒定造成的不利影响,实施压缩机空冷器变频改造,有效解决了3台压缩机空冷器存在的安全隐患、电能浪费和产品收率下降等各类问题,实现了机组的平稳高效运行,提升了气体处理装置运行时效,节约了电能,降低了人员劳动强度。建议这一技术在同类油田企业推广应用。     

联合循环热电联产机组集中供压缩空气的应用

文中提出了一种联合循环热电联产机组通过配套建设蒸汽驱动空压站对周边化纤企业实现集中供压缩空气的方案。分析了某联合循环热电厂供热能力及其周边化纤企业压缩空气需求的匹配情况,通过合理配置空压站产气规模和位置部署,用蒸汽驱动空压站替代原各企业分散电驱动空压站实现集中供应压缩空气,在增加热电厂供热量的同时还可减少周边化纤企业耗电量,从而提高一次能源利用率,达到节能降耗的目的。     

大规模压缩空气储能电站主厂房设计优化分析

  目的  压缩空气储能电站在进行主厂房设计时缺少相应规范作为技术支撑,可参照执行的《压缩空气站设计规范》中存在一些有争议和不适用的规定,难以满足当前压缩空气储能电站大规模发展的需要。为了解决在规范执行过程中遇到一些重点问题,找到更优的主厂房设计方案。  方法  对空气储能用压缩机的爆炸危险性进行了分析,将合并厂房设计与分厂房设计做了经济性对比,并对压缩机房内压缩空气的储存容积做了整理和总结。  结果  结果表明:空气储能用压缩机不具备化学危险性,在设备质量达标的前提下也不具备物理爆炸危险性;合并厂房设计较分厂房设计可以节省大量投资;压缩机房内压缩气体的储存容积较主厂房体积占比较小。  结论  从工艺流程、系统集成度、整体经济性、运行维护方便等角度考虑,大规模压缩空气储能电站主厂房推荐采用合并厂房设计;并可根据工艺布置和检修运行需求,采取大平台布置结构;压缩机厂房与其它房间相邻时可设置甲级防火门,并应设置门斗等防护措施。     

长庆石化氢资源优化及富氢气体回收

随着汽(柴)油产品质量升级,炼厂加氢精制和加氢裂化装置加工能力随之扩大,使得炼厂对氢气的需求不断增加,对氢气平衡的重视程度不断提高。对长庆石化现阶段氢气管网进行平衡发现,还有约6000m3/h富裕氢气、9700m3/h富含氢气体直接补入燃料气管网,未进行氢气资源回收利用。针对1.4Mt/a柴油加氢装置开工后用氢量增加约16000m3/h的现状,提出新建一套1.4Mt/a柴油加氢膜分离装置,对1.4Mt/a柴油加氢装置低分气以及600kt/a连续重整装置、600kt/a柴油加氢装置酸性气进行富含氢气体回收利用;投用已停工的1.2Mt/a加氢裂化低分气膜分离回收装置;回收100kt/a植物油溶剂抽提装置废氢,富含氢气体回收氢气总计约12000m3/h,40000m3/h制氢装置只需将负荷提至46%就能满足全厂氢气平衡。三套氢气回收装置开工后,综合能耗比制氢装置能耗低206.56kg标油/t,达到节能降耗目的 ,经济效益显著。     

增产汽油措施分析与实际应用

某石化公司原油综合加工能力为13.20Mt/a,其加工装置包括15.70Mt/a常减压蒸馏、3.00Mt/a催化裂化、2.10Mt/a蜡油加氢、1.20Mt/a加氢裂化、1.40Mt/a催化重整、1.50Mt/a Szorb催化汽油吸附,以及60kt/a MTBE、600kt/a丙烷脱沥青等。2009年4月,产能为1.00Mt/a的2号重整装置一次投产成功,标志着全厂装置流程全面打通。根据设计要求,该公司汽油产能达到2.24Mt/a,其中93号汽油1.77Mt/a,97号汽油470kt/a。按照设计的汽油调合方案,催化裂化汽油和重整汽油分别占全厂汽油调合组分总量的59.93%和34.27%,MTBE等其他调合组分占5.8%。分析认为,要增产汽油,主要是增加催化汽油和重整汽油的产量。以全流程优化软件RISM测算为导向,采取优化生产操作方案、增产催化裂化原料、拓宽连续重整原料、优化全厂工艺流程、精细化操作、优化汽油调合方案、实行产品质量卡边控制等多项措施,年增产催化汽油66.6kt、重整汽油49.4kt,合计实现年增产汽油115kt。按2013年国Ⅲ标准93号汽油与0号普通柴油不含税价差870元/t计算,全年增效10005万元。     

250kt/a催化轻汽油醚化装置的改造及优化

华北石化250kt/a催化轻汽油醚化装置流程简单,造成总的C_5活性烯烃转化仅为30.0%,产品中甲醇含量高达0.5%~0.6%,烯烃含量仅降低5.0个百分点,生成的高辛烷值醚化物少。经醚化后,汽油产品辛烷值基本无变化。由于以上原因,决定采用LNE-3工艺技术对原装置进行改造,将加工规模由250kt/a扩建为300kt/a。主要改造内容为:新增催化蒸馏上塔、催化蒸馏下塔、甲醇回收塔、甲醇净化器、萃取水净化器等设备;在第一醚化反应器、第二醚化反应器之间增设冷却器,以进一步提高活性烯烃转化率;增设催化蒸馏上塔塔底重沸器,以回收高温凝结水热量,可节省能量4.12kg标油/t催化轻汽油。装置改造后运行平稳,总的C_5活性烯烃转化率达到92.70%,醚化产品及剩余C_5中甲醇含量分别降至0和0.09%,总的烯烃含量降低15.27个百分点,辛烷值提高4.6个单位,蒸汽压降低约22k Pa,装置吨油净利润达到169.76元,经济效益良好。     

180×10~4t/a蜡油加氢装置满负荷生产的瓶颈与对策

武汉石化蜡油加氢装置设计加工负荷为180×104t/a,其中加工直馏重蜡油110.11×104t/a,加工焦化蜡油69.89×104t/a,主要为下游两套催化装置提供低含硫、含氮的精制蜡油。针对装置满负荷生产时出现系统压力及循环氢流量大幅波动的生产瓶颈,分别尝试了开大E3101副线及开大循环氢压缩机K3102返回线两种方式,来降低混氢点处气相负荷,克服管线中流速过低造成系统压力波动的影响。实际结果表明,开大E3101副线及K3102返回线均能达到装置满负荷生产,但开大E3101副线时装置关键设备运行的苛刻度较高,而通过开大K3102返回线来达到装置满负荷生产时,关键设备运行的苛刻度较低。通过开大K3102返回线,装置能耗降低约0.92kg标油/t,氢耗降低约10%,外送低分气减少300m3/h(标准),技术经济指标有所提高。     

空气压缩机节能技术研究与应用

以1个产量800万t的钢铁联合企业为例,分析原有压缩空气的产、用参数,对比一级能效两级压缩和三级能效单级压缩螺杆压缩机的实际能耗,提出并实施了以推广一级能效两级压缩螺杆压缩机、重新选型匹配、采用变频调节和优化用气管理等措施为主的节能改造方案。一期改造完成后平均节电率达40.85%,年节约电费275.71万元,预计全面实施后年节电1000万元以上。