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。     

延迟焦化装置回收利用低温热的技术措施

洛阳石化公司140×104t/a延迟焦化装置存在多种携带低温热的介质,为了有效回收利用这部分能量,进行了一系列的流程改造和技术攻关。本文探讨了焦化装置低温热回收的可行性,介绍了各种低温热回收措施的工艺流程和实施效果。其中:汽油、柴油、蜡油装置实现了与下游装置的热联合;加热炉空气预热器在原来基础上新增539根热管,进一步回收烟气余热,降低了排烟温度;凝结水回收系统实现了凝结水三种途径的回收利用;除盐水代替循环水回收分馏塔顶循环油、汽油和柴油的低温热。改造后,成功实现了稳定汽油、柴油、蜡油、加热炉烟气、凝结水、分馏塔顶循环油等低温热的回收利用。这些措施的投用,可降低装置能耗6~8kg标油/t,每年可创造经济效益3000余万元。对目前未能回收的低温热提出了进一步优化的措施和建议,对同类装置的低温热回收利用具有一定的指导作用。     

炼油装置低温热利用节能改造

中国石化九江分公司按照“温度对口、梯极利用”的科学用能原则,热源和热阱按温位高低热力学原理进行组合,建立低温热系统（大系统和小系统）,实现低温余热的优化利用。对低温热系统的流程和改造内容作了介绍,并对改造后的效果和能耗进行了计算,炼油实际能耗下降121.40MJ/t。按年加工原油420×10^4t计算,节能量为1.74×10^4t标煤;冬季全部热阱投用后,扣除热水泵运行及人工管理成本,合计年节能量为2.04×10^4t标煤。     

催化裂化装置热量匹配优化与节能

催化裂化是石油炼制过程中的一个重要环节,过程耗能巨大。由于催化裂化装置内存在多个不同温位的热源,因此,在催化裂化装置内部,优化热量匹配方案对于装置节能降耗具有显著影响。目前国内炼厂低温热过剩问题普遍突出,应多利用内部热量进行热交换,提高装置能量自给率,降低系统公用工程耗量。针对某炼厂1.7Mt/a催化裂化装置在低温热利用方面存在的问题,对其热量匹配方案进行优化改造,通过Pro/Ⅱ流程模拟软件对改造前后流程进行模拟。在控制产品质量及低温热水系统进出口温度的条件下,将原料油一段预热改为轻柴油、分馏一中油和循环油浆三段预热,采用顶循油给解吸塔中间重沸器供热。显著提高了装置内能量自给率,适度降低了低温热回收比例,中压蒸汽产量提高9.44t/h,减少低温热水带出热量11.46Mkcal/h,装置能耗降低4.33kg(标油)/t(原料)。     

偏三甲苯装置节能研究

在偏三甲苯装置常规双塔热集成精馏工艺基础上,分析了重沸器高温凝结水通过两级闪蒸发生1.0MPa蒸汽和0.4MPa蒸汽,比直接高温凝结水外送可降低能耗2.713kg标油/t原料;以产能5×104t/a的偏三甲苯装置为例,在脱轻塔顶设置热水换热器回收塔顶低温热产生热水,可回收热量10481kW,脱轻塔顶空冷风机大部分可以停开,节约用电153.3kW·h,可节约能耗24.22kg标油/t原料,节约操作费用925万元/a,该部分投资工程费约300万,回收期短;100×104t/a PX装置吸附分离单元抽余液塔顶气富裕热量5WM,该抽余液塔顶气直接供给偏三甲苯装置重沸器作热源,可代替3.5MPa蒸汽7.614t/h,扣除产1.0MPa蒸汽的能耗差值,可以节约能耗4.321kg标油/t原料;以上措施能耗合计降低31.254kg标油/t原料。还可通过优化换热流程、热进料热出料、采用节能设备、设置在线分析仪、装置卡边操作、改用导热油作热源等措施进一步稳定装置操作及降低能耗。这些节能方法投资回收期短,经济性好,可实施性强,对同类装置的工程设计及装置节能操作具有借鉴意义。     

洛阳石化延迟焦化装置节能分析

洛阳石化140×104t/a延迟焦化装置采用"一炉两塔"和"可灵活调节循环比"的工艺流程,2008年和2009年装置综合能耗分别为35.42kg标油/t和33.36kg标油/t,与设计值、中国石化平均水平(24.27kg标油/t)相比差距较大。综合分析,能耗较高的原因包括蜡油汽包产0.4MPa蒸汽未计入能耗、1.0MPa蒸汽放空、低温热回收系统未投用、蜡油热输出量小、装置加工负荷率低以及加热炉效率低等。为此,对装置采取用0.4MPa蒸汽替代1.0MPa蒸汽;回收分馏塔顶油气、接触冷却塔顶油气和冷焦水低温热量;增加稳定汽油热出料流程;增设节电变频设施,减少电耗;降低加热炉排烟温度和炉外壁温度;加热炉进料泵叶轮抽级或更换为小叶轮,降压节能;增上加热炉先进控制(APC)手段,保证加热炉最佳燃烧;加热炉出口管线保温及管托更新换型,增加空气预热器等措施,有效降低装置能耗。     

延迟焦化装置用能潜力分析与途径

洛阳石化140×104t/a延迟焦化装置采用"一炉两塔"工艺流程和"可灵活调节循环比"工艺技术,装置设计能耗为26.71kg标油/t,但2009年装置综合能耗为33.36kg标油/t。能耗分析显示,低温热回收系统未投用、0.4MPa蒸汽不计能耗和加工负荷较低等因素,是造成装置能耗偏高的主要原因。消除以上影响因素,装置实际能耗应在21kg标油/t左右。通过优化工艺设备操作,投用节能设施,加强节能管理,减少蒸汽、水等介质消耗,增加热输出等措施,2010装置能耗得到明显下降。1～10月份装置累计综合能耗为25.35kg标油/t,低于设计值,较2009年同期下降了8.5kg标油/t,较2009年全年下降8.01kg标油/t。特别是2010年10月份,装置能耗为20.12kg标油/t,较去年同期下降12.40kg标油/t,低于2009年中国石化集团平均能耗3.87kg标油/t。     

上海石化PTA装置用能优化改造方案

上海石化精对苯二甲酸（PTA）装置能耗较高,为170kg标油/t,2007年装置综合能耗构成中,电耗占53．53％。氧化单元副产低压蒸汽未能有效利用,对苯二甲酸（TA）分离工艺落后,精制母液循环量增加,水耗高,污水排放量大是造成装置能耗高的原因。提出PTA装置用能优化改造方案：改造空压机组,用氧化单元副产低压蒸汽透平加废气膨胀透平驱动的空压机组取代电机驱动：采用压力过滤机系统替代压力离心机系统：采用两级膜过滤技术循环回用精制母液。分析显示,优化方案实施后,预计装置空压机系统将节电8970×10^4（kw·h）/a,精制分离系统将节电360×10^4（kw·h）/a,综合能耗将由170kg标油,t降至131kg标油／t。     

低温热在气体分馏装置上的应用

中国石化洛阳分公司气体分馏装置原设计规模为30×104t/a,采用五塔流程,2008年扩能改造后,加工能力达到65×104t/a,实际采用四塔流程,由脱丙烷塔(T501)、脱乙烷塔(T502)、丙烯塔(T503AB/CD)、脱异丁烷塔(T504)组成。装置设计能耗为56.53kg标油/t原料,2009年装置实际能耗为51.77kg标油/t原料,但与同期中国石化先进装置能耗(37.34kg标油/t原料)相比,在蒸汽和电的单耗上,尚有差距。对此,提出实施催化装置低温热与气体分馏装置深度热联合,以及气体分馏装置内部低温优化,可取消气体分馏装置能级高的蒸汽热源,用低温热替代蒸汽伴热,蒸汽作为装置备用热源,可以节约0.3MPa蒸汽10t/h,降低装置综合能耗0.9个单位。     

炼油工业节能仍有许多细致扎实的工作要做

介绍了中国石化炼厂近几年节能取得的成效,炼油综合能耗从2001年的78．86kg标油/t降低到2007年的65．91kg标油／t,炼油单因耗能从2001年的13．1kg标油,（t·因素）降低到2007年的10．11kg标油,（t·因素）。通过炼油能耗评价和节能潜力分析,对中国石化炼油企业节能现状作出了基本评价,指出了今后节能任务艰巨,节能空间较大。分析了中国炼油业面临的新问题和新挑战,对新建和改扩建炼厂能耗进行了剖析。最后对炼油企业挖掘节能潜力提出了建议,包括合理选择原油、生产优化、提高全厂加热炉热效率、深化装置间的热联合、蒸汽系统的优化、低温热能的合理利用、采用高效节能设备、节电、回收凝结水、加强节能管理。     

炼油联合装置节能减排优化措施

巴陵石化炼油联合装置以105× 104t/a MIP-CGP装置为核心,配套产品精制、气体分离及循环水、空压站等公用工程系统.该装置直接以200×104t/a常压装置的渣油为原料,具有多产高辛烷值汽油和气体烯烃的特点.针对重油催化装置高气体收率和大注汽量的工艺特点,从催化生焦理论人手,进一步分析了随着进料密度、残炭和重金属含量的增加,装置的能耗越显著,联合装置的用能优化越复杂.通过对再生器取热系统、烟气余热回收系统、蒸汽能量梯级利用、烟机系统、供风系统、加热炉燃烧器系统、高低温位热能回收以及循环水、酸性水、凝结水系统的用能分析及优化改造,充分综合利用了各类能源,减少了装置对水的消耗.炼油联合装置能耗由72.20kg标油/t原油降至61.74kg标油/t原油,吨原油取水南0,72t/t降至0.61t/t,吨原油排水由0.64t/t降至0.30t/t.     

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。     

洛阳石化硫磺回收装置节能减排优化措施

硫磺回收装置是炼化企业的下游装置,也是重要的环保装置。洛阳石化油品质量升级改造工程,按照"一次规划、分期建设"的原则,一期工程建设了第一系列装置,包括硫磺回收装置、300t/h溶剂再生装置和110t/h酸性水汽提装置。其中,硫磺回收装置为双系列设计,单系列设计规模为4×104t/a,合计设计规模为8×104t/a,年开工时数为8400h,操作弹性在50%~110%范围。为实现硫磺回收装置的优化运行,实施酸性水汽提塔注废碱渣、凝结水回用、净化水回用到加氢装置、液硫池含硫废气回收等优化改造项目,既回收了硫磺和液氨,又对热量进行了梯级利用,降低了装置能耗。全年回收硫磺31t,增产液氨9t;节约3.5MPa蒸汽2750t/a、1.0MPa蒸汽2525t/a、除氧水134400t/a、除盐水142800t/a,全年减少二氧化硫排放25.2t。2013年,洛阳石化硫磺回收装置综合能耗为-168.67kg标油/t,远优于装置的设计能耗,在2012年和2013年中国石化46套同类装置达标对比中,综合能耗完成最好,排名第一。     

芳烃联合装置精馏塔低温工艺余热利用可行性分析

中国石化洛阳分公司芳烃联合装置由芳烃抽提、苯抽提蒸馏、对二甲苯、PSA制氢装置及产品罐区等构成,其核心装置为芳烃抽提和对二甲苯装置。通过分析芳烃联合装置精馏塔塔顶物料对水的安全性能,同时对重整油分馏塔、歧化与烷基转移苯塔、重芳烃塔、成品塔和脱庚烷塔塔顶油气工艺余热进行计算,提出以水为热媒、将热媒水送至热电站加热产汽用的除盐水余热综合利用方案。通过计算,可利用五精馏塔低温工艺余热103246.49MJ/h,折合标油为2466kg/h,芳烃联合装置"三苯"产量以42t/h计算,可降低装置能耗58.7个单位,节能效果明显。同时,可将545t/h的除盐水由20℃加热至65℃,降低加热除盐水消耗的1.0MPa蒸汽20.64t/h。按照1.0MPa蒸汽175元/t、年运行8400h计算,年实现经济效益3034×104元。对利用五精馏塔工艺余热项目进行投资估算,需投资合计约4860×104元,而该项目年实现经济效益达3034×104元,即投资回收期约1.6a。     

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。     

延迟焦化装置的能耗分析及节能优化实践

中国海油惠州炼油分公司420× 104t/a延迟焦化装置通过停用解吸塔上重沸器3.5MPa蒸汽、停用柴油汽提塔1.0MPa汽提蒸汽、降低循环比、采用先进控制(APC)提高加热炉热效率、降低高压水泵和罐区减渣原料泵电耗、提高水的回用率、加大装置处理量等工艺优化措施,装置综合能耗比设计能耗39.03kg标油/t原料降低3kg标油/t原料.为了进一步降低装置能耗,达到国内其他先进装置的能耗水平,该装置在2011年利用检修时机,通过加热炉节能改造降低排烟温度、利用柴油低温热发生0.45MPa蒸汽、焦化富气压缩机叶轮更换、焦炭塔区特阀汽封线改造等节能改造措施.加热炉热效率由89％提高至91.5％,节约3.5MPa蒸汽用量约6.5t/h,同时减少了燃料气、蒸汽和电的消耗,使装置能耗总体降低3.16kg标油/t原料.装置节能改造每年可增加4000万元的经济效益.     

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。