炼油厂余热发电方案比较与效益分析

介绍陕西延长石油(集团)有限责任公司榆林炼油厂四种余热发电工程实例的余热回收途径、技术特点、应用情况、节电效益及投资收益。对过去惯于燃烧放空的火炬气,先脱硫处理后经2台75 t/h,1台35 t/h蒸汽锅炉燃烧产汽,再通过2台10 MW,1台3 MW+6 MW余热发电站分别回收全厂中、低压蒸汽中的余热;通过5.35 MW"三机组"回收0.6 Mt/a催化裂化装置反应再生系统所产生高温烟气中的余热;通过31.5 MW"四机组"分别回收1.8 Mt/a催化裂化装置反应再生系统所产生高温烟气和中压蒸汽中的余热,从而形成"一条龙"回收炼油装置所产的高温烟气、蒸汽和火炬气的余热发电技术方案,可满足全厂生产、生活用电,每年节约电费约1.77×108RMB$。     

热端阈值问题换热网络设计与应用

提出了确定热端阈值问题换热网络最大热集成热量的方法和考虑热集成的热端阈值问题换热网络的设计方法。确定最大热集成热量后,建议将热端阈值问题换热网络分为自匹配与热集成2个部分分别实施优化改进。对某催化裂化装置换热网络实施优化改进,改进后装置冷公用工程负荷减少约11.5%,同时增产3.8 MPa蒸汽约10.0 t/h;或减少发生3.8 MPa蒸汽约34.5 t/h,提高常减压装置初底油换后温度约20℃,节约常减压装置燃料气约2.4 t/h。考虑热集成的热端阈值问题换热网络设计方法可用于指导热端阈值问题换热网络的优化与改进工作。     

SINOALKY硫酸烷基化装置技术提升

通过对某SINOALKY硫酸烷基化工艺装置首周期运行情况进行分析,发现了几个影响装置平稳运行的问题,检修期间针对相关问题进行了优化改造。通过优化自汽化酸烃分离罐汽化填料,消除了汽化段存在的压差不稳定问题;通过提升自汽化酸烃分离罐烃抽出口位置及增加粗分内构件,大幅度降低了循环烃携酸量,进一步降低了回收酸泵的负荷;通过增加自汽化酸烃分离罐底部破涡器,有效缓解了酸循环泵的振动;通过优化换热流程回收副产凝结水热量,降低脱异丁烷塔1.0 MPa蒸汽消耗量1.5 t/h,降低循环水用量200 t/h;通过流程改进,回收分馏单元含硫气体进行碱洗处理,有效消除了腐蚀风险;通过增加1.0 MPa蒸汽出装置压控阀,平稳控制蒸汽压力,提高了装置抗干扰能力;通过优化预加氢催化剂再生流程,保证预加氢催化剂能够在线再生,提高了装置长周期运行能力。     

催化裂化联合装置节能降耗改进措施

针对某公司催化裂化联合装置（包括140万t/a催化裂化、30万t/a气体分馏、8万t/a甲基叔丁基醚、产品精制等4套装置）存在能耗较大的问题,分析了联合装置能耗情况,并提出节能优化改进措施。结果表明:联合装置能耗主要包括循环水、电、低压蒸汽、中压蒸汽和除盐水;采取装置联合热直供优化（催化柴油直供柴油加氢装置、催化汽油直供汽油加氢装置）、换热流程优化（分馏塔塔顶油气热量利用、分馏塔塔顶循环油热量利用、分馏塔一中段油热量利用）的节能改进措施,该联合装置可节约蒸汽21.5 t/h、循环水126.0 t/h、电214.7 kW·h,经济效益可达2 718.78万元/a,投资回报期为0.6个月。     

重油催化裂化与苯乙烯装置的热联合节能

针对重油催化裂化装置热能过剩和苯乙烯装置高耗能的状况,分析了该联合装置的各自用能,提出了重油催化裂化与苯乙烯装置热联合的节能设想。通过合理的技术改造回收重油催化装置的过剩热并以蒸汽供热形式来满足苯乙烯装置所需用能,不仅解决重油催化裂化装置的取热瓶颈问题,降低炼油装置综合能耗,而且基本解决苯乙烯装置所需蒸汽消耗,优化了苯乙烯的生产成本,节能增效成果显著。生产运行表明,两装置热联合改造实施后,重油催化装置增产3.5 MPa的蒸汽11 t/h,而且有3.5 MPa的蒸汽26.5 t/h和1.0 MPa的蒸汽16.5 t/h作为动力源得到梯级利用,使炼油装置能耗降低291.82 MJ/t,联合装置节能增效2 507.201×104RMB$。     

催化裂化主分馏塔的模拟策略与用能分析优化

以某1.0 Mt/a 催化裂化装置的分馏单元为研究对象，利用流程模拟软件PRO/II进行模拟计算，分析研究催化裂化主分馏塔的模拟策略，在此基础上建立了该分馏塔模型，模拟计算结果满足工程计算精度要求。利用火用分析法对催化裂化主分馏塔进行用能分析，结果表明，合理提高高温位取热量同时减小低温位取热量，可以有效降低分馏过程火用损。在保证产品分布和质量的前提下优化调整催化裂化主分馏塔各中段取热比例，过程 火用效率可以提高25.7％。     

催化裂化装置节能改造效果分析

洛阳石化分公司催化裂化装置2015年大检修期间对装置进行节能改造,再生器增加7组3.5 MPa蒸汽过热盘管,对原料油换热流程进行改造,增加原料油和柴油换热流程,对2组汽轮机产生的0.3 MPa乏汽进行回收。改造后,装置热量得到有效利用,每年增效855.6万元。     

FCC烟气能量回收系统的现状与设想

从催化裂化装置的烟气能量回收入手，对国内现有烟气利用方案进行综述与分析，提出了先在高温下回收烟气动力，再回收烟气热量发生蒸汽的设想，通过适当提高再生器操作压力，提高烟气轮机入口烟气温度，催化裂化装置烟气能量回收率大大增加。     

中间再沸器在催化裂化装置解吸塔上的应用

为了回收稳定汽油的显热,降低塔底再沸器的热负荷,中国石化股份公司荆门分公司投资70万元,对80万t/a催化裂化装置吸收-稳定系统解吸塔进行中间再沸器节能技术改造.改造后,节约1.0 MPa蒸汽2～3 t/h,冷却稳定汽油所用循环水流量减少170t/h,直接经济效益233.9万元/a,投资回收期约为4个月.     

热媒水回收利用多个工艺装置的低温余热

中国石油化工股份有限公司安庆分公司通过实施低温余热回收利用节能改造,利用热媒水集中回收常减压蒸馏、催化裂化、延迟焦化装置的低温余热用作气体分馏装置丙烯塔和脱乙烷塔塔底重沸器热源,减少了低压蒸汽消耗28.5 t/h,年增加经济效益达2 442×104RMB￥.     

用燃气轮机尾气加热工艺炉进料的新流程及优化设计

提出了燃气轮机尾气先加热邻近工艺炉进料,再送余热锅炉发生蒸汽的新流程。与原来燃气轮机尾气直接进入余热锅炉发生蒸汽的流程相比,虽然余热锅炉产汽有所减少,但工艺加热炉却节省了等热值的燃料,因燃料能级远高于蒸汽,故尾气能量借助跨单元热集成实现了升级利用。建立了新流程的机理模型,并基于模型实施了新流程优化设计。设计变量是新增尾气换热器面积和尾气换后温度,设计目标是系统增益最大+过程?损最小,最优化计算工具采用带精英策略的非支配排序遗传算法(NSGA-I)。某炼油厂100 MW热电站与5.0 Mt/a原油蒸馏装置常压炉的热集成表明,常压炉燃料消耗减少4404 kg/h、系统增益1.63×107CNY/a、过程?损减少10.8%,说明新流程是可行的,可实现系统收益和热力学特征双进步。     

DCC-气体分离装置热集成方案分析评价

DCC(Deep Catalytic Cracking)是一种多产丙烯的深度重油催化裂解工艺。与常规的催化裂化装置相比,DCC装置的吸收稳定系统和下游的气体分离(简称气分)装置需要更多的中低温位热量。因此,DCC与气分装置的热集成方案对装置的低温余热系统、蒸汽产耗平衡和冷却负荷有着重要的影响。采用分析方法,借助流程模拟工具及能级-热量图,量化分析了DCC与气分装置的2种热集成方案,包括基于循环热媒水的直接热联合方案,以及基于热泵工艺的热联合方案。与直接热联合方案相比,热泵方案的换热过程损可减少13.1%,1.0 MPa蒸汽消耗量可降低20t/h;但是直接热集成方案的设备投资低。结果表明,DCC和气分装置中低温热源热阱的优化匹配是提高装置用能效率的重要因素。     

二甲苯装置能效提升优化措施及效果

芳烃联合装置的二甲苯装置主要以对二甲苯为目标产品,主要不足是装置能耗较高。以制约二甲苯装置能效提升的共性问题为切入点,优化了二甲苯装置换热流程,降低二甲苯塔再沸炉燃料气消耗;建立了新型缠绕管换热器设计计算模型,提升换热器设计精度;同时设计了二甲苯装置低温热高效回收网络系统,显著降低了装置能耗。工业应用结果表明,改造后装置燃料气消耗量总计降低 0.87 t/h,回收低温热量 29.56 MW,综合能耗累积降低 3 118.6 MJ/t,大幅提升了二甲苯装置能效,对二甲苯装置节能改造具有指导意义。     

催化裂化汽油加氢脱硫装置能耗分析及优化方案

采用流程模拟技术,从装置负荷率、产品含硫量指标、装置能耗构成、主要用能点等方面,对催化裂化(FCC)汽油加氢脱硫装置的关键能耗因素进行定量分析,针对中国石油克拉玛依石化有限责任公司(简称克石化公司) 50万t/a FCC汽油加氢脱硫装置提出优化方案。结果表明:影响FCC汽油加氢脱硫装置能耗的主要因素为装置负荷率和产品含硫量指标,装置综合能耗主要由燃料、电、蒸汽、循环水和除盐水等构成,燃料占50%～60%;针对克石化公司装置,采用增加预加氢反应产物与装置进料换热流程的方案A,控制预加氢反应产物进分馏塔温度稳定,优化后重汽油加氢反应产物出口温度从92.0℃升至121.5℃;在方案A基础上,采用增设重汽油加氢反应产物热分离罐的方案B,能够增加精制重汽油低温热输出,按照重汽油加氢反应产物进热分离罐温度5.9℃,低温热水来水温度75℃、换热温差10℃计算,优化后装置可输出低温热169.6×10~4 kcal/h,可节约低压蒸汽2.8 t/h;在方案A和方案B基础上,采用装置进料为热进料的方案C,能够避免有效能损失,增加低温热输出,按照混合原料温度60℃计算,优化后稳定汽油输出低温热由169.6×10~4 kcal/h增加至210.9×10~4 kcal/h,折合1.0 MPa蒸汽3.5 t/h,可降低装置能耗1.4 kg/t。     

大型对二甲苯装置的节能设计与优化

以某企业 1.50 Mt/a 对二甲苯装置的设计为例,综合分析该装置中各单元的能耗分布及采用节能设计对装置能耗的影响;结合对二甲苯装置的特点,深入探讨提高加热炉热效率、优化低温热利用方案等措施对降低装置能耗的重要性。结果表明：举例装置基于“95+”的技术改进加热炉设计,最大限度地回收烟气余热,使加热炉热效率超过 95%,明显高于常规设计值（92%）,可节省燃料费用 2 340 万元/a;通过采用低温热发生蒸汽技术,1.2 MPa 蒸汽产出量为 89.2 t/h,0.6 MPa 蒸汽产出量为 254.2 t/h,而且余热采用蒸汽压缩可得 1.8 MPa 蒸汽,满足多个蒸汽用户需求;通过采用低温热制热水,可得 110 ℃热水量约 746.2 t/h,采用先进热水制冷等技术制备的冷冻水除满足装置自身需求外,还可服务多个用冷装置;通过整体优化设计,使对二甲苯分离、二甲苯异构化、二甲苯分馏等单元的产品能耗仅为 5 190.9 MJ/t,与同类装置相比大幅降低,达到国内领先水平。     

加氢裂化装置高压换热流程火用损分析与改进

 以国内某加氢裂化装置为研究对象,在运用流程模拟软件PRO/II对加氢高压换热流程进行模拟计算的基础上,对其进行火用分析,借助能级-热量（ε-Q）图,找出换热过程瓶颈。分析结果表明,原有的换热流程循环氢与原料油的热量分配比例不合理,循环氢载热量达31.49 MW,占反应物总需热的61.3%,导致循环氢加热炉的出口温度高达442 ℃,与仅306℃的原料油混合造成混合火用损达1.304 MW。优化方案中通过调整高压换热网络物流换热次序,循环氢与原料油换热量分配的比例分别由原来的53.2%和46.8%调整至40.0%和60.0%,优化后的流程提高能量回收率,减少了加热炉负荷,传热火用损减少了0.061 MW,混合火用损则减少了1.229 MW。     

富气乙烷回收工艺改进及能耗分析

目的针对国内处理原料气在气质较富时乙烷回收装置单一、产物回收率低的问题,在原有工艺冷干气回流流程(cold residue reflux process, CRR)的基础上提出两种高效乙烷回收流程,即带闪蒸的冷干气回流流程(cold residue reflux process with flash evaporator, CRR-FE)和部分原料气过冷分离的冷干气回流流程(cold residue reflux process with feed subcooled, CRR-PS)。 方法在保证乙烷回收率高于95%的条件下,利用HYSYS软件模拟改进工艺流程,设置了3组逐渐变富的气质对CRR及改进流程进行了综合能耗和火用分析对比。 结果改进后的流程有很好的节能效果,其中CRR-PS流程节能效果明显,在GPM值为4.3时,CRR-PS流程综合能耗节约了9.4%。3种流程火用损最大为主体设备压缩机中的外输压缩机,其次是塔设备中脱甲烷塔和丙烷制冷,最后是换热器、空冷器及水冷器;改进后的流程性能很好,整体火用效率在80%以上,总火用效率排序为CRR-PS＞CRR-FE＞CRR;当GPM值为4.3时,CRR-PS火用损为28 471 kW,相比于CRR降低了3.9%,表明CRR-PS火用损失较少,有很好的节能潜力。 结论CRR-PS流程对富气适应性更强,节能效果更好。      

炼油厂气体分馏装置用能的集成和优化

文摘: 气体分馏装置分布广,能量流密集, 对该装置进行节能研究, 具有重要意义. 近年来, 辆外许多炼油厂采用催化裂化装置与气分装置热联合技术, 使气体分馏装置能耗大幅度下降, 但盱热媒水温位和流量的限制, 使其能耗仍有较大下降空间通过对多套气体分馏装置的研究, 利用过程能量集成技术, 综合了某气体分馏装置的流程结构,工艺限制,用能优化目标及设备投资等多种因素, 对系统进行了用能调优分析. 在此基础上, 采用通用流程模拟软件对气体分馏装置进行了全流程模拟, 提出了节能技术方案(1). 对脱轻C4塔进行工艺参数调整后, 提高塔顶操作温度, 使脱轻C4塔塔顶蒸汽作为丙烯塔再沸器热源, 实现多效蒸馏; (2). 脱丙烷塔由单塔流程改为高低压双塔, 高压塔为非清晰分割, 低压塔采用清晰分割; (3). 对热媒水换热网络进行调优,品种以保证新工况下热媒水的输入热量不变, 从而减少系统1.0MPa蒸汽的乃是. 通过该方案使装置能耗下降了669MJ/t, 单耗下降了19%, 1年收回投资. 脱轻C4塔与脱丙烯塔间进行多效蒸馏, 脱丙烷塔双塔流和的新工艺可靠,节能效果显著, 具有普遍推广价值.