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。     

延迟焦化装置用能分析及节能措施

分析了中国石化九江分公司延迟焦化装置的能耗构成特点及其影响的主要因素,通过采取加大装置处理量、提高原料换热终温和加热炉热效率、实施低温热回收综合利用、机泵增设变频和削级处理、提高水的回用率等工艺操作优化和设备改造措施,减少了燃料气、蒸汽、电和水的消耗。与设计值相比,装置能耗下降了468.16MJ/t,由此2008年1~10月份可增加2335万元以上的经济效益。     

延迟焦化装置的能耗分析及节能途径探索

以某石化公司炼油厂1．2Mt／a延迟焦化装置为例。从延迟焦化系统和吸收脱硫系统两方面,对装置能耗结构进行了分析。分析表明燃料、电是主要的消耗能源,使用先进的工艺和设备技术是节能的关键,装置的设计处理能力是影响能耗的先决因素。若要进一步降低能耗以应对原料性质变化、节约电能,则优化换热流程、进行装置热联合是提高装置热回收率的途径之一;进一步强化对流换热,降低加热炉排烟温度、减少热损失、减少燃料消耗是进一步降低装置能耗的关键。     

扬子石化延迟焦化装置弹丸焦防治对策

扬子石化2号延迟焦化装置设计加工减压渣油,加工量为160×10^4t／a,加工方案以单炼双卡油（即卡斯特拉油和卡诺姆油按l：1的比例混合后的原油）和混炼油（即双卡油与乌拉尔油、扎菲罗油按不同比例混合后的原油）为主。卡斯特拉油是一种高残炭、高沥青质原油,其减压渣油在焦化加工中易产生弹丸焦。随着双卡油掺炼比例的增大,焦炭收率增大,装置出现大量焦粉夹带进入分馏塔底、产出弹丸焦、冷焦水带黏油等问题。为此,对反应温度、反应压力、循环比进行了调整。结果显示,降低反应温度,有利于抑制弹丸焦的生成,但冷焦水黏油增加,冷焦水放水时易堵塞,拆卸底盖较困难;提高循环比,对弹丸焦也有抑制作用,随着循环比的增加,弹丸焦的直径在逐渐变小。     

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。     

延迟焦化装置有效能分析

洛阳石化1400kt/a延迟焦化装置由工艺生产和石油焦处理两大部分组成,分为8个生产单元。结合热力学第一定律和第二定律,从能量的数量和质量结合的角度出发,对该装置加热炉、换热器和空冷器进行有效能分析、计算,揭示了能量中的有效能在装置或设备中的转换、传递、利用和损失情况,从而获得单元换热设备的节能和改进措施。研究表明,延迟焦化装置主要用能设备中,有效能损失率较大的有加热炉F1101、空冷器A1121A~H,以及换热器E1120A/B、空冷器A1401A~H、换热器E1119A/B、换热器E1208。加热炉热负荷对装置能耗影响最大,占总热负荷的33.07%,是装置第一用能大户,装置节能工作应围绕提高加热炉热效率入手。空冷器A1115A~H、A1121A~H有效能利用效率均低于40%,热物流入口温度分别为118℃和140℃,应回收这部分低温热。     

炼油企业延迟焦化装置的节能技术改造

根据焦化装置的耗能特点，分析了延迟焦化装置的节能途径；以装置过程能量综合优化方法为指导，对我公司延迟焦化装置进行节能技术改造，通过提高装置处理量、优化换热流程以及回收低温热量，使该装置能耗大幅度降低。     

延迟焦化装置的节水措施

结合工程实践中新型冷、切焦水工艺的应用,通过对延迟焦化炼化装置中冷焦水、切焦水和循环冷却水工艺特点的分析,总结出了延迟焦化炼化装置从设计到运行管理的节水措施.     

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.     

辽河石化延迟焦化装置节水减排方案探讨

辽河石化1Mt/a超稠油延迟焦化装置新鲜水总消耗量约为11.3t/h,新鲜水耗量大,急需出台节水减排措施。为此,提出如下改造方案:①回收装置含油污水并进行净化处理,使其油含量由2000mg/L下降到200mg/L,作为回注的冷焦水使用,既节省新鲜水用量,减少污水排放,实现水资源的循环利用,又可回收部分原油;②优化低压蒸汽系统,回收蒸汽凝结水,降低除盐水用量;③循环水放空塔顶冷却器加装调节蝶阀,节约用水,其他水冷器可通过调节进出口温差实现优化操作;④软化水系统更新水泵和管线,合理调节冷却量,节约软化水。上述方案实施后,焦化装置给水量和排水量都有大幅下降,各类水资源得到充分利用,基本实现冷、切焦水系统新鲜水的零消耗,预计减少新鲜水用量10.2t/h,减少污水排放量1144.8t/d,全年可回收原油1171t,累计实现创效达942.1万元。     

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。     

提高延迟焦化装置原料适应性及轻质油收率的措施

中小型炼油厂常减压蒸馏装置能力不足,原料油不稳定,品种既多且杂,加之下游缺乏焦化蜡油加工手段,如何提高延迟焦化装置原料适应性以及轻质油收率,是面临的问题之一。工艺流程选择上,采取原料油进换热器换热→原料缓冲罐→两级电脱盐→换热器换热→再换热→分馏塔分馏的方案,采用三级电脱盐工艺;焦化分馏塔兼作常压蒸馏塔,原油在焦化分馏塔内进行闪蒸,以拔出其中的直馏轻组分,同时与焦化反应产物一并分离,使装置具有常压蒸馏装置和焦化装置的双重功能。提出了原料油经换热、脱盐再换热后进焦化分馏塔分馏,采用大循环比操作,以及相应的防结盐、防结焦和提高轻质油收率的措施。运行经验表明,优化原料油换热流程,增加电脱盐部分及循环比的调节,可以使延迟焦化装置对重质原料油、常渣、减渣进料都有很好的适应性;完善分馏系统、吸收稳定系统及大循环比操作,可以提高轻质油收率;相应采用有效的防结盐、结焦措施,可以提高装置的运行稳定性。     

灵活焦化与延迟焦化介绍及对比

从工艺流程、投资和经济性、工业应用等方面,对灵活焦化和延迟焦化进行比较.灵活焦化装置反应器以热焦粉作为载体,相比于延迟焦化装置,其处理的原料范围更广(重度为0～20°API,康氏残炭在5％～40％),且加工费用和原料中杂质含量(如重金属、灰分、硫、氮等)之间的影响关系不大,处理重质原料、或大规模加工情况下更有优势.灵活焦化是连续工艺,避免了延迟焦化的循环切换造成的处理量周期性波动及操作不安全性,同时无需设置除焦班,减少了装置定员.灵活焦化机械设备少,故障率低,且设备操作压力不高,设备材质要求低,装置平均开工系数在90％～95％,一般能做到3～3.5a检修一次.灵活焦化装置全封闭运行,不同于延迟焦化设置的储焦池及冷切焦系统,减少了装置开工及运行期间造成的粉尘及空气污染.产生的低热值气体通过胺洗很容易将总硫脱到10μg/g以下,降低了全厂燃料系统中的总硫含量,在环保污染控制方面优于延迟焦化装置.灵活焦化装置投资约为延迟焦化装置的1.2～1.5倍(含石油焦气化部分投资),但远低于延迟焦化+POX/IGCC的投资.但灵活焦化技术可将原来大量低价值的石油焦转化成低热值燃料气,以代替炼厂其他高附加值燃料,这也是炼厂精细化操作后的主要增效途径之一.     

解决焦化装置结焦的有效技术措施

兰州石化公司120×10^4t／a延迟焦化装置焦炭塔顶经常出现油气线结焦而使塔压升高的问题,使装置的生产能力受到一定的限制;焦化馏出口产品携带一定量焦粉,影响产品质量,同时焦炭塔顶部大油气进入分馏塔底部,也加剧了分馏塔底部及其管线结焦,致使清焦过于频繁。通过分析后,将焦炭塔顶部急冷油由直接三点式注入改为在大油气线内增设环形分配器注入,阻焦剂的位置从加热炉人口移至分馏塔底部。这两项措施实施后,焦炭塔顶部压力均值由1．65MPa降至1．56MPa,大油气线压力也相对下降,大油气线结焦得到缓解;分馏塔底循环油泵的流量由5t／h提高到20t／h,缓解了塔底结焦倾向,塔底管线及过滤器清焦周期由一周延长至一个月;加热炉生产负荷由48t／h提高到52t／h,装置循环比由0．35～0．4降至0．23～0．28,提高了装置的生产能力：每年可多产生经济效益831．153万元。     

延迟焦化装置低温热利用探讨

分析了洛阳分公司140×10^4t／a延迟焦化装置低温热利用状况,顶循油、柴油、稳定汽油与低温除盐水换热后,约可回收热量194．8MJ／t,降低装置能耗4．65kg标油／t。但低温热利用设计中存在着安全隐患和低温热利用不完全的问题,通过优化低温热水系统,防止回水带油;采用热联合工艺,提高热量利用效率;优化工艺流程,尽可能回收装置低温位热量的方式来解决。若60％以上的低温热均充分利用,将回收热量5×10^4MJ/h左右,降低装置能耗6-8kg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。     

延迟焦化装置甩油全回炼技术及其应用

通过对中国石化九江分公司延迟焦化装置甩油性质和运行能耗进行技术分析,论述了甩油回炼的必要性。根据甩油回炼的影响因素并结合甩油部分回炼的运行经验,提出了甩油全部回炼的技术改造方案。技术改造完成后,装置顺利实现甩油全部回炼,总液体收率增加了1．33％,并且每年可为企业增加经济效益1752．9万元以上。     

优化改造延迟焦化装置能量系统

根据焦化过程的用能特点，分析了延迟焦化装置节能的途径；以过程系统三环节能量综合优化方法为指导，运用流程模拟技术，对炼油厂500kt／a延迟焦化装置进行了能量系统优化改造，通过回流取热优化，增抽高温住蜡油循环取热产生1.0MPa蒸汽，以及回收装置低温热供水处理站江水预热．使得装置能耗大幅度降低，税后年利润达254万元。