延迟焦化装置空气预热器水热媒节能改造

克拉玛依石化公司150×104t/a延迟焦化装置加热炉热管空气预热器存在露点腐蚀和快速失效的问题,分析其原因和北方冬季严寒的天气条件有关:尽管烟气外排温度高于露点温度,但烟气侧底部热管管壁温度低于露点温度。对此,提出了采用水热媒技术的解决方案。实际改造过程中,为降低投资成本并满足除氧水系统压力的要求,采用了扰流子水热媒组合式空气预热器。改造完成后,烟气外排温度从改造前的234℃降低到152℃,降低了82℃;热空气温度从改造前的100℃升高到256℃,升高了156℃;热效率从改造前的87.35%提高到90.74%,提高了3.39个百分点;多回收烟气余热1901.31kW,每年节能54.76GJ,节约燃料费用121.3万元。该技术的成功应用,彻底解决了热管空气预热器存在的露点腐蚀和快速失效问题,可以保证装置长周期高效运行。     

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。     

天津石化炼油节能优化措施及潜力分析

天津石化1000×104t/a炼油工程由3号常减压、2号加氢裂化、重整抽提、2号延迟焦化、2号柴油加氢、蜡油加氢、航煤加氢、2号硫磺回收等装置及储运系统和公用工程系统组成。炼油新区在设计中进行了能量综合优化,采取了一系列节能措施。在流程设置上,加氢装置采用热高压分离器流程和循环氢脱硫流程,一些装置采用热直供料,2号柴油加氢装置与航煤加氢装置实现了热联合。在低温热利用方面,设立高温热媒水系统,回收新区加氢装置低温热,用来加热热电部除盐水。设立低温热媒水系统,回收2号延迟焦化装置的低温热,冬季为新区装置采暖伴热提供热源,夏季为溴化锂机组供热。炼油新区各装置实施了节能优化,主要项目有:重整抽提装置蒸汽凝结水热能利用,2号延迟焦化和重整抽提装置部分蒸汽伴热改为水伴热,2号延迟焦化装置热出料流程优化。针对炼油新区在低压蒸汽平衡、中压蒸汽管网运行方面存在的问题,提出优化措施。     

延迟焦化装置加热炉炉管在线烧焦技术应用

介绍青岛石化1.6Mt/a延迟焦化装置一炉三燃烧室六管程加热炉在线烧焦技术应用:如何根据焦化装置加热炉的运行参数,判断加热炉炉管的结焦情况,确定是否进行炉管在线烧焦,炉管结焦到在线烧焦前加热炉的操作方法;以其中一个燃烧室为例,详细说明烧焦过程中分燃烧室、炉管在线烧焦、并燃烧室时,根据各种现象对加热炉在线烧焦采取具体的控制方法,温度、压力、流量等相关参数的控制范围和调节速度,各个操作步骤中的注意事项;分析引起加热炉炉管结焦的具体原因,并提出具有针对性的预防措施;通过对焦化炉炉管在线烧焦前后的参数进行对比,得出在线烧焦的实际效果;针对焦化炉炉管在线烧焦遇到的实际问题提出应对建议。加热炉在线烧焦技术能够消除炉管结焦,确保装置长周期、安全、平稳运行。     

延迟焦化装置掺炼脱油沥青问题分析与对策

洛阳石化1400kt/a延迟焦化装置由洛阳石化工程公司设计,采用“可灵活调节循环比”工艺流程.随着原油加工量的逐年提高,该装置开始掺炼脱油沥青.这固然可以扩大洛阳石化重油平衡能力,增加重油加工灵活性,提高总体经济效益,但焦化装置掺炼脱油沥青后,由于原料性质变差,随之产生加热炉炉管结焦速率加快、大量生成弹丸焦以及油气携带焦粉等问题.结合焦化原料特点、热反应生焦机理和延迟焦化工艺特点,对延迟焦化装置掺炼脱油沥青造成的影响进行分析.提出优化措施:在溶剂脱沥青装置脱油沥青出装置管线增上渣油、油浆静态混合器,按照一定的比例,使脱油沥青和减压渣油、油浆充分混合,降低原料中的沥青质含量;加强原料监控,改善焦化原料性质,降低加热炉出口温度,提高加热炉管内流体线速,适当加大循环比,保证装置的安全运行.     

水热媒技术在连续重整装置加热炉烟气余热回收系统中的应用

为回收加热炉的余热,扬子石化公司在1．39Mt／a连续重整装置应用了水热媒余热回收技术,以中压锅炉给水为热载体,利用从烟气中回收的热量来加热锅炉给水和预热助燃空气,达到降低排烟温度,减少燃料消耗,提高加热炉热效率和高压蒸汽产量的目的。介绍了水热媒技术的原理、特点、工艺流程以及装置实际应用中的运行步骤、注意事项和改进措施。运行结果表明,水热媒余热回收系统能够适应加热炉负荷和燃料性质的变化,排烟温度调节灵活;混合排烟温度和助燃空气温度达到了设计要求,能有效防止低温露点腐蚀,延长了设备使用寿命;加热炉群平均热效率达91．15％．节约能量为5．543MW,全年可节约燃料3812t,每年可产生经济效益1334万元。     

一起空气预热器水冲洗后积灰的案例分析

某电厂1号机组调停检修期间对二台空预器进行了水冲洗,机组再次启动后二台空预器烟气侧进出口差压比调停前升高,额定负荷时升高300~400 Pa,其他负荷时升高约100 Pa。分析导致二台空预器差压升高的原因是空预器产生了积灰,而调停期间空预器水冲洗后传热元件未干燥彻底是产生积灰的根本原因。水冲洗作为清洁空预器传热元件表面最常用和有效的措施,冲洗后空预器投入运行前必须认真检查和确保其传热元件彻底干燥。     

最大限度减小锅炉装设脱硝装置（SCR／SNCR）后对空预器带来的不利影响

在美国和世界其它国家的实际运行经验表明，传统的再生式空预器对硫酸氢铵结垢的反应非常敏感。空预器设计时如不采取适当的措施，装设脱硝装置后带来额外的铵化合物会迫使锅炉机组停运次数增加，因为需要经常对空预器(硫酸氢铵结垢)进行水冲洗。在再生式空预器蓄热元件上的硫酸氢铵的结露点温度范围已经为人们所掌握。为最大限度减小锅炉装设脱硝装置后带来的不利影响，采取改变空预器内部的温度分布和消除结垢敏感区域容易出现的问题等针对措施。这些措施，和脱硝装置控制氨逃逸率的措施一起，可以有效减少空预器需要冲洗的次数。本文同时讨论了变化后系统静压和冷端温度的影响。在方案设计阶段分析和应对这些变化条件对于降低成本至关重要。     

延迟焦化装置混合渣油加工方案及调整措施

2008年,为了提高经济效益,中国石油辽阳石化公司炼油厂160×104t/a延迟焦化装置在加工俄罗斯渣油的基础上,开始混炼委内瑞拉渣油。初步加工方案为:俄罗斯渣油与委内瑞拉渣油的混炼比例为3:2;加热炉辐射段出口温度F101A为493℃,F101C为491℃;循环比为0.25;焦炭塔操作压力为0.2MPa左右;采用"两炉四塔"进行生产,单炉辐射段进料量为72～76t/h。为了防治弹丸焦,对运行参数进行了调整:将混炼比例由3:2调整为4:1;将加热炉出口温度降低1℃;及时调整辐射炉管的注水量,保证焦炭塔空塔线速度不大于0.15m/s。经过调整,延迟焦化装置石油焦产率增加了3.46个百分点,石油焦质量达到SH0527—1992《延迟石油焦(生焦)》3B标准的要求,柴油馏程和硫含量达到下游加氢精制装置对原料的要求,装置运行工况良好,各项工艺参数运行稳定。     

水热媒空气预热器在常减压装置加热炉系统中的应用

针对加热炉系统减压蒸馏装置存在的问题对其进行了改造,将原来空气预热器改为水热媒式空气预热器,通过3个月的运行,各项工艺技术指标及设备性能参数均达到设计要求,节能效果显著。