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%。     

加氢装置节能途径探讨

<正>当前我国正朝着后工业化发展阶段迈进。随着炼油业原料中重质原油占比的日趋增大，我国炼油业也正面临着转型升级的严峻形势。为满足对高标准燃料生产的清洁化要求，炼油厂持续新建加氢装置，或对已建成装置进行改造升级，致使加氢装置能耗占炼油厂能耗的比例也随之增加。降低加氢装置的能耗，对于提高炼油厂生存能力和发展空间、推动炼油业碳达峰碳中和发展战略目标的实现，将起到重要作用。     

1.5Mt/a加氢裂化装置节能降耗措施与成效

金陵石化1.5Mt/a加氢裂化装置投用初期,能耗超过40kg标油/t原料,通过几次大的技术改造,能耗明显下降,2011年1～11月装置综合能耗为26.89kg标油/t原料.能耗划分显示,燃料气消耗占装置能耗的最大部分,所占比例达42.47％,其次为电能和蒸汽消耗,分别占总能耗的41.05％和12.76％.这3项能耗占到装置总能耗的96％以上.装置的节能降耗工作主要采取以下措施:优化换热网络,回收低温余热;新氢机增加无级气量调节系统,降低压缩机的无用功;脱硫溶剂采取溶剂在线清洗,提高溶剂质量,减少溶剂损耗,同时减缓溶剂系统腐蚀和塔盘结垢;分馏加热炉空气预热器改型以及火嘴改造;保证装置高负荷运行,提高循环氢压缩机、新氢压缩机、原料泵等设备的用能效率;利用变频技术,投用液力透平,实现节电目标;通过热料直供,减少作为溶剂再生塔底热源的1.0MPa蒸汽消耗.     

1.4Mt/a重油催化裂化装置能耗分析与措施

青岛石化1.4Mt/a重油催化裂化装置的能耗占到了公司总能耗的40%多,其中烧焦能耗在催化总能耗中占相当大的比例,因此采取措施降低生焦率成为降低装置能耗的关键所在。另外,将主风机降至最低耗功状态运行也是一项降低电耗的有效措施。装置节能降耗工作主要从两方面入手,一是通过优化工艺操作条件,降低生焦率、电耗和蒸汽消耗,尽量减少能耗;二是通过技术改造提高装置用能水平。经过几次改造后,2008年装置能耗为63.3kg标油/t原料,并且实现连续两年达标。但仍然存在烟气能量回收系统效率不高、气压机负荷高、生焦率较高、热联合不足等问题。下一步应在加工含酸原油项目改造后,对催化装置操作条件进行调整;对主风机运行效率进行核算,调整运行参数使功耗最低;将反应压力控制改为气压机转速调节;利用流程模拟软件建立装置模型,找出最佳操作参数。     

柴油加氢装置能耗分析与节能优化措施

中国石化洛阳分公司260×104t/a柴油加氢精制装置设计能耗为12.393kg标油/t,自2010年10月份开工以来,装置能耗较高,曾一度高达到12.16kg标油/t。经分析表明:在综合能耗中,燃料气(油)、3.5MPa蒸汽及电能耗占能耗比重较大。采取了有针对性的节能降耗措施:提高加热炉氧含量以提高加热炉效率;投用原料油过滤器,提高反应炉入口温度;降低操作压力;降低循环机转速、汽提蒸汽量以降低蒸汽消耗量;做好新氢压缩机C3401A的维护保养工作,停用反应加热炉F3401鼓风机和引风机,以降低用电量;细化用水管理以实现节约用水。采取措施后,柴油加氢装置节能优化效果显著,各项指标均有不同程度降低,装置综合能耗下降至5.91kg标油/t,在国内同类装置对标中名列前茅。提出了提高加工量、增加低温热水量、改造原料泵P3401A液力透平、调整循环氢压缩机转速等进一步节能措施及建议。     

硫磺回收装置的能耗分析和节能措施

通过某些引进装置的设计能耗、单位能耗、各项公用工程在装鬣能耗中所占比例等一系列数据，分别从装置产生的能量和消耗的能量逐项进行分析，在此基础上提出各种节能措施。     

加氢裂化装置用能分析及节能措施

中国石化广州分公司1.2Mt/a加氢裂化装置由洛阳石化工程公司设计,采用抚顺石油化工科学研究院开发的FF-26/FC-26一段串联全循环加氢裂化工艺流程,装置开工后能耗一直处于较高水平。通过对能耗组成分析,发现装置实际能耗中电耗占46%～49%,燃料消耗占23%～29%,蒸汽消耗占14%～16%,与设计值差距较大。通过对装置高压贫胺液泵更换小叶轮、新氢压缩机应用Hydro COM气量调节系统,采取原料热进料,提高新氢纯度等节能改造,以及维持适宜氢油体积比(约为1000),降低热高压分离器和分馏进料加热炉温度,降低主汽提塔压力,提高装置负荷率等优化措施,装置能耗从2008年的1523MJ/t降低到2010年的1150MJ/t。同时指出,加氢裂化装置下一步可以通过增加变频电机、实施低温热利用、采用旋流脱烃等措施进一步降低能耗。     

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。     

3.0Mt/a柴油加氢精制装置节能降耗技术分析

中国石化高桥分公司4号柴油加氢精制装置设计规模3.0Mt/a,反应部分采用炉前部分混氢热高分方案,分馏部分采用硫化氢汽提塔加分馏塔出柴油和石脑油方案,设计原料油为直馏柴油(占74.74%)、焦化汽油(占8.33%)和焦化柴油(占16.93%),设计能耗为13.99kg标油/t。通过对装置满负荷标定分析数据进行能耗分析和研究,发现电耗、3.5MPa蒸汽和燃料气在装置总能耗中占比较高,分别为20%~23%,66%~67%和63%~66%。通过将原料中直馏柴油和催化柴油由冷进料切换为热进料,增上8.0MPa氢气管网,新氢增压机应用可调余隙调节系统,反应进料泵和贫胺液升压泵叶轮切割改造,在原料油升压泵、热低分气空冷器、分馏塔顶空冷器和产品柴油空冷器增上变频器,对分馏系统进行优化调整等措施,使装置能耗从2008年标定的12.81kg标油/t降至2015年的9.61kg标油/t。     

洛阳分公司芳烃联合装置节能优化

洛阳分公司芳烃联合装置是连接炼油和化工装置的枢纽,能耗占化工化纤板块的一半以上。通过采用抽余油直供溶剂油分馏塔;歧化尾氢直供重整回收利用;拔顶苯采出操作优化;歧化汽提塔和脱庚烷塔降压优化和;14C51流程改造,全加工重整油等措施,利用Aspen Plus流程模拟工具进行建模分析等方法,显著降低装置能耗达5个单位,取得经济效益约4000万元。为同类企业节能降耗,降本增效提供了有益的经验。     

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%。     

压气设施使用中的节能

<正> 我国冶金工业是能耗大户,1980年包括黑色冶金在内共耗能源约占全国总能耗的14％,采、选能耗在冶金能耗中占25％～30％。根据1986年35个大中型有色金属井下矿山的耗电统计,能耗的主要部分是通风、排水、压气、提升、采掘等工序。其中压气的耗电量约占全矿     

基于冷却塔风力发电零能耗回收利用空调冷凝水装置设计

空调系统的运行耗能占建筑运行总能耗的60％以上,因此降低空调系统能耗对节能减排至关重要.空调系统产生大量的低温冷凝水,若直接排放会破坏室内装饰材料,影响房间美观,并造成极大的资源浪费.研究提出一种基于冷却塔风力发电零能耗回收利用空调冷凝水装置设计,装置通过冷却塔出风风力发电,并将电能储存于蓄电池中供给水泵,水泵将集中收集的低温冷凝水输送至冷凝器出水管用于散热,提高空调系统的运行效率.该装置中冷凝水回收利用动力来源于冷却塔出口风力发电装置,所产生的作用反哺于空调系统,降低能源消耗,可以形成良性循环.     

镇海炼化80×10~4t/a汽柴油加氢装置能耗现状与对策

镇海炼化Ⅱ套加氢装置,系处理30×104t/a焦化汽油与50×104t/a直馏煤油的混合装置,加工能力达80×104t/a。近期,装置反应炉消耗燃料上升,催化剂活性下降,换热器换热效果变差,电耗增加,装置综合能耗已接近13kg标油/t。分析显示,装置综合能耗构成中,燃料气占50%,蒸汽占19%,电耗占23%。通过实施更换反应器上部催化剂,稳定催化剂活性,适当提高加工量以降低单耗,对换热器进行抽芯清洗堵漏,改变加氢反应的混氢点,停用反应加热炉,加强管理和优化操作等节能措施,装置能耗由2008年1~5月份的月均12.88kg标油/t,下降到9.434kg标油/t。但长远来看,装置仍存在能源的不合理利用因素,主要表现为:由于实际工况与设计有很大偏离,反应器后的换热器E201、E202/ABC换热面积不能满足换热要求,反应器出口温度升高,尚有部分热能浪费;汽提塔进料换热器E204/ABCD总换热面积为840m2,但在当前工况下,冷、热料温度均在165℃上下,二者温差很小,换热效果不理想。     

油井电加热节能控制新方法

对于抽油机,人们一直研究如何降低抽油机能耗问题,但至今没有一种有效方法能解决该问题。油井的电加热装置占抽油机很大部分耗电量,降低电加热装置的能耗是减少抽油机能耗的重要途径。针对油井电加热装置的节能控制问题,在总结现有的控制方法基础上,提出了基于悬点载荷的游梁式抽油机油井电加热控制新方法。该方法是通过间接的实时测量抽油机悬点载荷,由悬点载荷对电加热装置进行实时闭环控制,调节电加热装置输出功率,降低电加热装置的耗电量。实验数据表明新方法完全可行,不但保证了产油量,而且提高了抽油机节能效果。     

低负荷延迟焦化装置的节能措施研究

中国石化洛阳分公司延迟焦化装置由于焦化原料不足,装置长期低于60%负荷运行,导致生产难度加大,能耗高。经分析,发现装置的主要能耗来自3.5MPa蒸汽、燃料气和水、电消耗,它们占总能耗的比重分别为103%、52.23%、7.92%和17.47%。其中,3.5MPa蒸汽消耗占比最大,主要原因是低负荷生产条件下,装置的两台加热炉只有一台进料,但为预防在进料人字形汇合处结焦和不进料的加热炉空烧,另一台备用加热炉在不进料情况下仍从炉入口处注入3.5MPa蒸汽。通过将加热炉备用炉室的保护蒸汽由3.5MPa蒸汽改为干气、增加燃料气与出装置柴油的换热流程、对压缩机的智能控制系统进行升级改造,以及应用变频技术、调整生产节点及改造水封罐流程等措施,延迟焦化装置低负荷下的能耗由31.835kg标油/t降至23.340kg标油/t。     

茂名加氢裂化装置用能分析及节能途径

介绍了茂名石化公司加氢裂化装置在国内同类装置中的能耗状况,从设计和操作两方面分析了影响该装置能耗的因素,提出了该装置节能降耗应采取的措施,即使用炉管清灰剂和原料油阻垢剂技术降低燃料能耗;优化生产操作,降低分馏塔负荷;对中低温热源优化回收利用;对烟气热量进行回收;进行电耗分析并采取相应节电措施。通过改造,分馏炉燃料消耗降低0．2kg标油／t,加热炉燃料气单耗降低6．4kg／t,锅炉排烟温度降到200℃以下,自产蒸汽量增加了4．6t／h,锅炉平均热效率上升4.8个百分点,装置综合能耗由2004年的68kg标油/t降低到目前的37kg标油/t。     

丙烷脱沥青装置节能改造

南阳石蜡精细化工厂18×104t/a丙烷脱沥青装置是在原1 5×104t/a丁烷脱沥青装置基础上改建而成,改建后能耗高达39.71 kg标油/t。针对能耗高的问题,采取技术改造,优化操作等一系列节能措施,使能耗降低,在同类装置上具有推广应用价值。     

浅析催化裂化装置节能降耗的有效途径

催化裂化装置是炼油厂重要的二次加工装置,提供炼油厂70%以上的汽油和40%以上的柴油,催化裂化装置能耗占全厂总加工能耗的12%左右。可见,该装置既是能源消耗大户,又是能源生产大户。归纳起来看,催化裂化装置节能工作可从以下4方面入手:通过采用低焦炭产率的催化剂,在预提升段、原料喷嘴、提升管出口快分、汽提段等部位优化工艺设备,以及优化原料、实施低碳差操作等,降低催化裂化反应过程的焦炭产率;通过优化烟气轮机运行,机泵和空冷器增加变频器等措施,降低电耗;通过提高富气压缩机入口压力,优化余热锅炉运行,以及减少高中压蒸汽的减温减压、利用低压蒸汽发电等措施,提高低压蒸汽利用率,增加蒸汽产量,降低蒸汽消耗;加强与常减压、柴油加氢、气体分馏等装置间的热联合,增加低温热输出。针对催化裂化装置的原料、催化剂、公用工程配套、周边装置用能等特性,采取有针对性的措施,可以明显降低装置能耗。     

九江石化聚丙烯装置节能分析与措施

九江石化聚丙烯装置采用国产化单环管液相本体聚合工艺和DCS、ESD控制技术,于1998年6月投产,原设计产能为70kt/a,2002年通过扩能改造,实际产能达到120kt/a以上。该装置设计能耗为186kg标油/t聚丙烯,设计各工质单耗分别为新鲜水0.5t/t,能耗为0.09kg标油/t;循环水150t/t,能耗为15kg标油/t;1.0MPa蒸汽0.4t/t,能耗为30kg标油/t;脱盐水0.2t/t,能耗为0.5kg标油/t;电耗467t/t,能耗为140kg标油/t。随着聚丙烯新工艺、新技术的工业化应用,单环管工艺聚丙烯装置在产品竞争力上渐趋劣势。对该装置能耗进行分析,确立电能、循环水、蒸汽是影响装置能耗的主要因素;并从工艺操作、设备运行以及技术改造等方面实施节能优化,该装置2013年能耗(90.46kg标油/t)较2011年和2012年分别下降15.84kg标油/t和7.99kg标油/t,在节约电能和循环水消耗方面尤其显著。