运用流程模拟技术优化焦化装置分馏塔用能

运用Aspen流程模拟软件,对九江分公司1Mt/a延迟焦化装置分馏塔的用能情况进行分析,通过优化回流取热比例,增加高温位蜡油和中段循环取热,提高原料油进分馏塔温度,明显提高了分馏塔底温度,减少了加热炉瓦斯耗量,提高了分馏塔用能效率,使得装置能耗大幅度降低,每年节能降耗效益达200万元。     

DCC-plus装置分馏顶循系统的节能优化改造

针对中海石油大榭石化有限公司220万t/a催化裂解(DCC-plus)装置分馏塔分馏顶循系统换热能力不足,即使冷回流泵满负荷全运行,仍出现分馏塔塔顶热负荷过高,塔顶压降过大,甚至粗汽油干点经常超标等问题,对该DCC-plus装置与气分装置进行了热联合改造。结果表明：经改造及运行优化后,该装置分馏塔基本达到最佳运行状态,不仅粗汽油干点达标且明显降低,且运行平稳受控于177～185℃;而且分馏塔分馏顶循环返塔温度被控制在105.2℃,有效减缓了顶循换热器HCl-H₂S-H₂O腐蚀环境及露点腐蚀;分馏塔塔顶冷回流量比改造前降低了36.7%,塔顶空冷器及冷回流泵运行台数较改造前分别减少了6,1台,有效避免了之前在高温夏季不得不满负荷运行时的系统安全隐患;而且该项热联合技术改造还使气分装置的低温热水总用量较改造前降低了84.8 t/h。     

酸性水汽提过程模拟与能耗分析

汽提塔塔底蒸汽消耗所占酸性水汽提装置综合能耗超过90%,因此,酸性水装置的节能重点是如何降低汽提塔的蒸汽。针对某炼油厂单塔加压侧线抽出酸性水汽提装置偏高的蒸汽单耗,利用PRO/Ⅱ过程模拟软件对该装置进行了准确的流程模拟。基于模拟计算,分析了汽提塔的热冷进料比、热进料温度等操作调整对汽提塔塔底蒸汽消耗和净化水产品质量的影响。根据装置换热网络的夹点理论分析,以及换热器的实际运行情况,提出装置提高热冷进料比至4.5、提高热进料温度到142℃的操作优化方案;增加部分换热面积、调整进料换热流程降低循环水消耗的改造方案。     

神华煤直接液化装置分馏系统改造效果分析

本文对神华煤直接液化装置分馏系统的常压分馏塔及减压分馏塔进料加热炉改造前后效果进行了对比分析。技术改造后的常压分馏塔提高了侧线油品拔出,降低了减压塔的进料负荷,延长了减压塔进料加热炉的运转周期。减压塔进料加热炉的投用使得减压塔塔底温度提高了28.8℃,煤液化生成油产量提高了8.6 t/h,减压塔塔底油渣的固含量提高了13.5%、软化点提高了53.5℃。煤直接液化装置分馏系统的技术改造使装置平均油收率提高了4.96%,增加企业年收益2亿元以上。     

延迟焦化装置分馏塔塔底防结焦技术改造

针对中国石化天津分公司延迟焦化装置分馏塔塔底的结焦问题,采用蜡油与焦炭塔油气直接换热的方法,对装置进行了改造。结果表明,改造后分馏塔蒸发段温度提高了１０℃;蜡油残炭质量分数增加了０．２０５个百分点,密度增加了６．７５ｋｇ／ｍ３,表明改造后蜡油质量略有降低;装置循环比平均值下降了０．０８个百分点,加工量提高了１３５ｔ／ｄ,液体收率增加了１．１８个百分点,装置经济效益得到提高。     

延迟焦化装置提高负荷率的瓶颈分析及对策

针对中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司Ⅱ套2 Mt/a延迟焦化装置扩能改造后负荷率逐年降低的问题,从原料劣质化后加热炉炉管结焦趋势上升、原料换热终温降低后加热炉辐射强度增加、内表面粗糙度大的炉管更容易结焦等方面着手分析了影响装置负荷提升的主要瓶颈,提出了优化原料组合、适当控制劣质原料掺炼比例、优化分馏塔侧线换热流程、提高原料换热终温和优化加热炉运行方式等措施,装置负荷率提高了10%,缓解了公司原油加工量提高和原油劣质化后重油平衡困难的矛盾。     

加氢裂化装置换热网络节能优化

结合某石化公司加氢裂化装置的用能现状及生产运行问题,利用Petro-SIM模拟软件,以装置换热网络流程模拟为基础,对加氢裂化装置换热网络进行了系统分析,找出换热网络中的不合理点,确立了换热网络节能优化的方向和潜力。针对原料与循环油等几股物流间局部换热网络的优化分析,提出了现行工况下不需增加投资的操作优化方案,并利用模型预测了最优化工艺参数和节能优化效果。通过操作优化调整提高了原料罐温度,从而提高了原料换热终温和分馏进料温度,降低了反应进料加热炉和脱丁烷塔底重沸炉燃料气消耗,可降低能耗74.18 MJ/t,获得效益约230×104RMB$/a。以热进料和热出料为契机,对换热网络的用能进一步优化改进,提出了增加一定投资改造的优化方案和增加热量输出的建议。模型预测改造后装置节能约146.54 MJ/t,增加效益约450×104RMB$/a。     

延迟焦化装置加工掺柴油稠油的问题及对策

总结了中国石油天然气股份有限公司克拉玛依石化公司焦化装置稠油原料中大比例掺炼柴油的经验。针对轻油组分含量超高引起的电脱盐超电流、设备异常运行、焦粉携带、柴油拔出率低等问题,对装置加工量、原料换热及分馏塔侧线进行了优化调整和技术改造。结果表明,稠油掺柴油后,蜡油收率降低,汽油、柴油收率超过了计算模拟值,优化了装置产品分布,保证了装置高效及长周期运行。     

降低C5/C6异构化装置能耗的工艺优化

为降低装置能耗,针对中国石油云南石化有限公司C_5/C_6异构化装置,应用夹点技术对设计工艺的换热网络进行改进,利用Aspen模拟软件对生产工艺进行优化,并调整装置生产加工方案。结果表明:在设计工艺方面,通过增设各种换热器回收余热,装置综合能耗降低13 kg/t(以标准油计,下同);在生产工艺方面,将抽余油分馏塔回流比由1.6降至1.0,该塔0.4 MPa蒸汽单耗由0.344 t/t降至0.254 t/t;在全厂汽油池辛烷值过剩的情况下,实施停运脱异构化油塔侧线的方案,装置综合能耗降低27.44 kg/t;在石油苯价格低于汽油价格的情况下,实施停运抽余油分馏塔的方案,装置综合能耗降低14.93 kg/t。     

催化裂化分馏与换热过程模拟及综合优化

以国内某设计规模为240×104 t/a催化裂化(FCC)装置为背景,采用流程模拟系统Aspen Plus建立催化裂化反应油气分馏过程模拟模型;采用夹点分析和?分析方法对FCC装置的分馏及换热过程用能进行分析评价,找出过程用能瓶颈,对分馏与换热过程?损失偏大的问题提出相应的节能改进措施。结果表明：通过优化调整主分馏塔回流取热比例,合理提高高温位回流取热量,过程?总量32.71 MW增加到34.03 MW,?效率提高了4.0%;经换热网络优化后,装置多产压力为3.5 MPa的蒸汽流量约13.4 t/h,吸收稳定系统节约压力为1.0 MPa的蒸汽流量约11 t/h,产品油浆高温热量回收0.81 MW,过程低温余热回收增加2.91 MW,换热过程?总量从24.83 MW增加到27.70 MW,过程?效率提高了11.5%。     

分馏塔顶循环脱水技术在催化裂化装置中的应用研究

 通过对传统催化裂化装置增产柴油工艺中出现的问题进行分析、计算和试验,提出了分馏塔顶循环脱水技术,并在克拉玛依石化公司催化裂化装置上进行了工业应用。应用结果表明,顶循环脱水技术投用后,解决了分馏塔结盐问题,分馏塔顶温度可控制在93.3 ℃左右,汽油终馏点降至160.5 ℃左右,柴油初馏点降至146.0 ℃左右,不仅实现了大幅度增产柴油的目标,而且有利于节能。经过核算该技术产生的经济效益达到4626.632万元/a。     

基于熔盐加热减压渣油的减压深拔实验研究

分析了影响减压深拔的关键因素,提出了一种基于熔盐加热减压渣油的减压深拔技术,并在某炼油厂新建中型实验装置进行实验。结果表明：熔盐加热减压渣油完全可达到对其减压深拔所需温度,并且降低了管道表面与减压渣油的温差,加热更为均匀;在减压塔入口温度415 ℃、塔底380 ℃、塔顶355 ℃,塔顶绝压0.90~0.92 kPa条件下对该炼油厂减压渣油的拔出率可达35 %。     

原油减压深拔新工艺研究

为了最大限度地提高原油蒸馏过程中轻油的收率,提出了一种新的原油减压蒸馏工艺方法。从装置能耗、轻油收率和设备投资等方面阐述了新工艺的技术特点;利用流程模拟软件Hysys,在相同的操作条件下,用相同处理量的同种原油对新流程和常规流程进行了原油减压蒸馏模拟计算,从装置能耗、轻油收率和设备投资方面进行了对比分析。结果表明:新工艺采用减压闪蒸塔代替减压转油线,降低减压渣油收率2%～4%,使减压蜡油切割点提高到588.7℃以上,有利于原油常减压蒸馏装置的减压深拔操作;同时降低了装置能耗。对原油常减压蒸馏装置深拔设计和扩能改造具有一定的指导意义。     

长岭石化公司常减压蒸馏装置减压塔的深拔操作

介绍了中国石油化工股份有限公司长岭分公司800万t/a常减压蒸馏装置减压塔深拔操作的技术特点和操作要领。采用全填料减压塔,向减压塔注入压力为0.5 MPa的蒸汽,分8路向减压炉管中注入0.1 t/h蒸汽,在进料口设置进料分配器,用急冷油将塔底温度控制为358～362℃,采用2级蒸汽-1级液环泵抽真空系统将减压塔压力控制为小于2.0 kPa等深拔操作措施后,拔出率提高,减渣中轻组分含量下降。     

低成本船用燃料油生产方案研究

船用燃料油主要由减压渣油、加氢渣油、催化油浆、催化裂化柴油等组分通过调合手段生产;通过对高黏调合组分进行热改质以降低其倾点和黏度,可减少轻调合组分的用量,优化生产配方,降低船用燃料油的生产成本。W炼油厂原计划将通过直馏工艺生产的常压渣油作为低硫船用燃料油销售,采用常减压蒸馏-热改质组合工艺小试研究表明：优选合适切割点的减压渣油并对其进行热改质,可使减压渣油运动黏度(50℃)降至380 mm²/s以下;优选低硫调合原料,可以释放全部的直馏柴油及蜡油馏分,降低低硫船用燃料油生产成本。对于以减压渣油、优选重油F及催化裂化柴油为原料直接调合生产船用燃料油的H炼油厂,采用热改质-调合组合技术,可大幅降低减压渣油的黏度和倾点,中试研究结果表明,调合柴油量可以减少50%,大幅提升炼油厂经济效益。     

减压深拔长周期运行技术分析与应用

分析了影响减压深拔长周期运行的主要因素,结果显示,防止减压炉炉管和减压塔内构件结焦是保证减压深拔长周期运行的关键。利用Petro-SIM流程模拟软件进行计算分析,实现减压深拔安全平稳长周期运行采取的优化操作措施是:(1)将减压炉出口温度控制在424~427℃,以确保最高油膜温度不高于465℃;(2)将炉管注汽总量控制在1.5~2.0 t/h,以保证最高温处炉管内介质的停留时间小于0.7 s;(3)将减压塔洗涤油最小流量控制为不小于140 t/h;(4)注入急冷油,将减压塔塔底温度控制为小于365℃。     

柴油加氢装置分馏塔的操作优化与节能改造

利用流程模拟软件Aspen Plus 10,借助系统模型推荐,选择Chao-Seader和Garyson-Streed热力学模型对中国石化茂名分公司4号柴油加氢装置分馏部分进行了模拟分析与优化,结果表明模拟计算结果与装置实际运行数据吻合良好.通过对分馏塔冷、热低压分离器油(简称低分油)进料位置及进料温度进行分析优化,同...     

原料油对油煤共炼反应结果影响的研究

以塔河减压渣油、催化裂化油浆及预加氢催化裂化油浆为原料,考察了原料油性质对油煤共炼反应过程和结果的影响,并通过连续进料装置加以验证。采用塔河减压渣油为原料时,油煤共炼反应难以在较高苛刻度下进行,在反应温度为（基准+30）℃时大于524 ℃组分的转化率为62.24 %时,生焦率为5.49%,影响反应的进行。加入FCC油浆后,油煤共炼可以在更高的温度下反应,从而提高重质组分转化率。加入预加氢的FCC油浆后,油煤共炼可以继续提高反应温度,在反应温度为（基准+45）℃时大于524 ℃组分的转化率提高至83.58%,生焦率为2.31%。在连续进料装置上的实验结果表明,以劣质渣油,煤粉及催化裂化油浆为原料的油煤共炼工艺可以实现渣油和煤的同时转化。     

减压渣油掺炼煤焦油的共焦化性能研究

在延迟焦化实验室装置上,考察了减压渣油掺炼煤焦油的焦化性能。结果表明,在500℃下反应4 h,掺炼30%(占混合原料的质量分数)煤焦油的混合原料其总液体收率较仅以减压渣油为原料时提高5.53个百分点,柴油、蜡油馏分收率分别提高2.31,2.58个百分点,同时焦化汽油及柴油的硫、氮含量降低。热重分析表明,减压渣油和煤焦油的共热解存在一定的协同作用,掺炼煤焦油能够促进渣油的热裂解。