延迟焦化装置加热炉烟气余热深度回收利用方案与工程实测

针对石化延迟焦化装置加热炉排烟温度高、腐蚀性强、余热回收难题,以山东某石化80万t/a延迟焦化装置加热炉节能改造为例,基于烟气特点研究基础上,提出烟气余热深度利用节能改造方案,采用自主研发防腐高效低阻烟气冷凝热能回收装置并进行工程跟踪检测。研究表明,额定工况下,加热炉排烟温度由200℃降至40℃,节能15.6%;部分负荷工况下,加热炉排烟温度由150~180℃降至40℃,节能13.5%~14.6%,回收冷凝水33.1~46.4 t/d,明显减少了雾气排放,节能、节水、环保、经济效益显著。     

聚酯装置有机热载体锅炉烟气余热的回收利用

分析了150 kt/a聚酯装置有机热载体锅炉排烟系统的现状以及烟气余热回收的必要性;根据锅炉热平衡提出了烟气余热回收利用方案。结果表明:采用由蒸汽发生器和空气预热器组成的余热回收装置,可将锅炉烟气余热处理成0.8 MPa的蒸汽及锅炉入炉热空气;根据能量平衡建立了余热回收量的数学模型;结合数学模型及装置运行数据,该余热回收方案节能效果明显,烟气余热回收量达31 679 GJ/a,可节约蒸汽8 788 t/a,节约煤3 271 t/a。     

顺序流程乙烯装置冷区扩能改造方案探讨

乙烯装置分离冷区工艺流程复杂,技术难度高,是全装置工艺设计的关键.以某200 kt/a乙烯挖潜改造、1100 kt/a乙烯装置改造和1190 kt/a乙烯装置改造为例,着重论述了顺序分离流程冷区改造的工艺技术特点,对深冷及脱甲烷系统、制冷系统和碳二分离系统的工艺改造方案进行了说明,分析了各装置在具体改造方案上的工艺技术...     

抗露点腐蚀夹套式热管省煤器的开发与应用

热管是一种高效的换热元件,针对硫磺制酸装置转化气余热回收中存在露点腐蚀问题,结合热管特性开发的夹套式热管元件,提高了管壁温度,消除了局部“冷区”,避免了发生露点腐蚀。夹套式热管省煤器用于80kt/a、300kt/a硫磺制酸装置转化气的余热回收,克服了普通的省煤器露点腐蚀问题,跟踪测试其运行参数,符合设计要求,提高了开工率。     

聚酯酯化蒸气余热的利用及改造措施

分析了200 kt/a聚酯装置酯化蒸气处理系统及装置区用热需求现状,提出酯化蒸气余热回收系统的改造措施,实现酯化蒸气余热的有效利用。结果表明:在原有酯化蒸气冷却系统基础上,增设1台余热回收冷凝器,可有效利用酯化蒸气携带的热能,冬季用于取暖水升温(70~80℃),夏季用于溴冷机冷剂水升温(85~90℃);在回收系统投用过程中,出现装置工艺水质量不稳定时,可通过工艺水排出改造,工艺塔及汽提塔工艺优化,控制工艺水中乙二醇质量分数低于0.12%,COD低于2 800 mg/L;酯化蒸气余热回收系统投用后,有效节约新鲜蒸气的消耗,经济效益显著。     

焦化厂粗煤气上升管余热利用实验研究

提出了一种以特殊高强度金属纳米材料作为导热内衬的上升管余热回收吸热装置,并使导热内衬作为控制焦油凝结析出的"温度开关",即当粗煤气温度高于500℃时可增强换热,低于500℃则表现为热的不良导体,不仅能以此最大限度地传热,而且能避免上升管内壁结焦.利用该吸热装置设计了一套余热回收系统,对其进行实验测试,得到上升管余热回收吸热装置的有效换热效率为79.16%,焦化炉年节能量为1.668×10~(11) kJ,确保了焦化生产工艺,提高了出汽率.     

年产20万t硫铁矿制酸装置的余热回收和相关设备选型

介绍了200kt/a硫铁矿制酸的余热回收和利用,主要分为高温、中温、低温余热,并介绍了相应的设备选型过程。     

基于双碳目标的焦化化产回收全流程模拟与分析

在国家对碳达峰碳中和政策强力推进的背景下,焦化行业作为碳排放的重点来源,迫切需要进行节能减碳技术优化。以工业数据为基础,通过Aspen Plus模拟软件,建立了300万t/a焦化厂全流程模型,对传统焦化化产回收工艺和能量流焦化化产回收工艺进行全流程模拟。模拟结果显示,相对于传统工艺,能量流工艺循环冷却水、低温冷却水、低压蒸汽、管式炉煤气消耗分别减少了11.55%、9.35%、56.12%、12.97%;能量效率和[火用]效率分别提升了1.41个百分点、0.66个百分点,CO₂排放减少101868.29 t/a,若焦化行业全部进行能量流工艺优化,年可减少CO₂排放1600万t,整个焦化行业碳排放降低8.60%。     

热法磷酸装置热能利用优化及低温位余热回收系统流程模拟

以75 kt/a热法磷酸装置为例,分析和计算装置产生的热量,提出在目前余热回收副产饱和蒸汽的基础上将蒸汽过热提高能量品位用于发电,并利用磷酸吸收反应及稀释的低温位热能副产低压饱和蒸汽的工艺方案.采用CHEMCAD软件对此方案进行流程模拟,认为从理论上是有可能实现的.     

煤气站改进前后的(火用)分析

本文对煤气站装置改进前后进行了火用分析,论述其余热的利用价值以及提出提高能源利用率的措施——余热回收装置,并提出了以热管废热锅炉为核心的煤气站节能技术改造。该项目实施后,煤气显热得到回收利用,大幅度地降低煤气生产的能耗,与改进前的工艺相比,经济效益显著,故可在化工、轻工、冶金、纺织、民用煤气及玻璃等行业广泛地推广应用。     

焦炉多余热回收系统的分析及优化

为了研究焦炉多余热回收系统中能量的利用情况，依据分析理论，通过对某焦化厂实际案例的计算，对现有的余热回收方案进行分析，指出3个子系统运行过程中的能量回收的薄弱环节。结果表明：干熄焦、荒煤气、烟气余热回收系统的效率分别为55.16%、17.18%、51.75%，干熄焦系统的损主要为换热过程中产生的不可逆换热损失，荒煤气系统的损主要为出口损以及不可逆换热损失，烟道系统的损主要为烟气出口损。在此基础上依据各等级能量匹配利用的原则对原方案进行优化，并使用分析理论对其计算并分析。结果表明：优化过后的余热回收系统的总效率为58.72%，相比优化之前提高了11.07%，系统总不可逆换热损降低了155.49MJ/t干煤。     

Improvement potential analysis for integrated fractionating and heat exchange processes in delayed coking units

A novel diagram-based representation approach is developed to analyze the thermodynamic efficiency and identify quickly the promising energy-use improvement for integrated fractionating and heat exchange processes in delayed coking units. For considering temperature dependence of heat capacity and integrating fractionating and heat exchange processes, an advanced energy level composite curve is constructed by using the simulation results and a stepwise procedure. More accurate results of exergy analysis are obtained and the interaction between different components of the integrated system can be properly revealed in an integrated figure. Then the exergy calculation is performed to validate the performance of processes and to define the targets for improvement. The avoidable exergy destruction is also analyzed by applying the concepts of avoidable and unavoidable exergy destructions for the integrated system. In a case study for a Chinese refinery, the results reveal that the heat exchange between gas oil and deethanization gasoline is the most inefficient process with the highest retrofitting potential, and the lowest exergy efficiency of component in the integration system is only 29.4%. The improvement potential and exergy efficiency for the fractionator are 38.1% and 97.3%, respectively. It is obvious that the fractionator is not the most promising component for improvement.     

甲醇装置试车及运行中出现的问题总结

简要介绍了山西焦化股份有限公司焦炉煤气配水煤气240 kt/a甲醇装置的工艺流程及特点,详细叙述了装置试车及运行中出现的合成气联合压缩机轴瓦损坏、转化废热锅炉出口温度超标、吹风气废热锅炉产汽量下降、循环水水质恶化等问题的现象及处理。     

焦炉余热综合利用研究进展

煤炭是我国主要化石能源,大力发展煤化工具有重要的战略意义,而煤焦化作为煤化工领域的一种重要技术得到了广泛的应用。目前的煤焦化技术耗能巨大,除高温干馏所需能量和炉体散热外,其余绝大多数能量最终转换成红焦显热、烟道气余热和荒煤气余热等待回收的热量。充分回收焦化厂所产生大量余热是当前煤焦化技术的研究重点。本文简述了以上3种形式热量的回收技术研究进展,指出干熄焦技术发展已日趋成熟,可回收大部分红焦显热;采用煤调湿技术、热管技术等可基本实现烟道气余热的高效回收;而回收荒煤气所带高温余热尚未形成成熟、可靠、规模化的技术方案。青岛科技大学开发的基于洗涤精馏的荒煤气余热回收技术,可彻底去除荒煤气中所夹带的焦粉,实现煤气、重质焦油与高沸点洗油的分离,并产生43.5kg高压蒸汽,是解决集中式热量回收的新思路,指出了荒煤气余热利用的新方向。     

造气炉吹风气余热回收装置的节能技术改造

介绍了合成氨生产中造气炉吹风气余热回收装置的工艺流程、主要设备和技术特性;分析了吹风气余热回收装置在运行中出现的问题;提出了相应的技改设计方案;总结了改造后余热回收装置的生产运行结果。结果表明:吹风气余热回收装置年利润为1 175万元,投资回收期为6个月,且装置生产运行指标和环保效果均达标。     

集成NGL回收的新型天然气液化系统AP-XTM的概念设计与模拟分析

为提高液化天然气能量集成与设备共用水平,提出了一种基于大型AP-X^TM液化流程，综合气体过冷技术（GSP）的集成NGL（天然气凝液）回收工艺的天然气液化系统的概念设计。基于化工流程模拟软件Aspen HYSYS进行模拟和分析，将集成工艺多流股换热器性能、全流程的单位功耗和乙烷回收率作为衡量系统性能的三项指标。模拟和分析的结果表明，集成NGL回收的AP-X^TM液化工艺单位功耗降低至0.45 kW·h·(kg LNG)^-1，较单产系统能耗降低了6%，同时乙烷回收率达到93%，实现了NGL的高效分离。通过热力学分析、?分析和经济性分析得出本设计流程具有较高的性能和经济价值，可为天然气液化工艺的集成设计和技术改造提供指导借鉴。     

30kt／a料浆浓缩法磷酸一铵装置的扩能改造

通过对30kt／a料浆浓缩法磷酸一铵装置不断进行技术改造,开发和引进了磷矿破碎回流供浆、磷酸料浆快速萃取反应、密闭绕动中和、热泵回收高温冷凝水、废热水蒸发液氨和萃取尾气洗涤循环吸收等技术,使装置年生产能力达到150kt;并应用新型SC-3450絮凝剂,改善了料浆结晶性能,提高了洗涤效果;改进PF-42盘式过滤机、400HH-42料浆循环泵等设备的局部结构,达到了提产增效、节能降耗的目的。     

焦炉上升管中荒煤气余热回收的结焦问题研究

焦炉上升管中荒煤气焦油蒸汽的结焦问题一直是阻碍其余热回收的关键因素。因为荒煤气中的焦油蒸汽在高温条件下存在着缩合结焦反应,生成的结焦物石墨化,并附在换热表面,使传热系数下降,热回收难以长期有效进行下去。研究了荒煤气中焦油蒸汽结焦特性,研究结焦沉积物形成的条件及影响因素,有利于最大程度回收利用荒煤气余热,并防止荒煤气在上升管内冷却时结焦。     

煤制天然气过程变换单元建模与能量集成

我国煤制天然气项目经过国家"十二五"时期进一步升级示范,工艺上取得了突破性进展。然而煤制天然气项目面临集成度不高,整体能耗较大的问题。高效回收利用变换单元放出的反应热是降低煤制天然气项目能耗的一条有效途径。本文首先建立了基于反应动力学的固定床反应器模型,在满足变换反应调整氢碳比要求下,通过对反应操作参数的优化,提高了系统（火用）输出。在对优化后变换单元过程能量分析的基础上,建立了新的变换单元热回收网络。实现了过程反应参数优化和换热网络的集成优化。新工艺的能效比现行工艺提高9个百分点,达到86.3%,投资增加了5.5%,投资回收期为2.1年。     

煤制天然气过程全局能量集成优化

我国正在大力发展煤制天然气项目实现清洁能源供给。然而现有煤制天然气示范项目存在能耗大、CO₂排放高、生产成本缺少竞争力的问题。本文从煤制天然气能量系统出发,通过全局能量集成实现煤制天然气项目的节能减排与经济效益的提高。根据煤化工示范项目特点,提出了煤制天然气过程全厂能量系统集成优化策略：建立了煤制天然气各单元过程模型,对全流程的物流和能流展开了详细的模拟计算;利用夹点技术对全厂内各单元过程的能量系统展开了用能分析;利用全局温焓曲线对全厂能量系统进行了分析,揭示出全厂能量利用效率低是由于高品位热量降质利用和低品位余热未得到合理利用引起的。通过装置间热回收集成和增设有机朗肯余热回收装置可有效地提高热回收率。通过全厂能量系统优化集成,燃料煤消耗由现有过程1.26t/kNm³（0℃、101325Pa标准状态）天然气下降到1.07t/kNm³天然气。由于公用工程系统消耗的减少,全厂能量利用效率由原来的57.2%提高到59.6%,同时CO₂排放可以由原来5.02t/kNm³天然气下降到4.66t/kNm³天然气。相比于现有过程,改进过程的总投资仅增加了2%左右,而单位生产成本由1.65CNY/Nm³下降到了1.59CNY/Nm³,对于年产20亿立方米煤制天然气厂每年可节约生产成本1.2亿元。