连续重整装置石脑油系统优化改造

洛阳石化70×104t/a连续重整装置石脑油系统经过2011年优化后,仍存在问题,如预分馏塔分离精度差及塔底再沸炉超负荷运行、多功能塔(C202)分离效果不好、化工轻油产量多等问题。对此,在最大限度利旧情况下,对石脑油系统进行改动和优化,包括改变石脑油系统各塔作用,更换预分馏塔塔盘,调整预分馏塔操作参数,整体更换多功能塔,增上几台换热器等。优化改造后,T3302塔作为石脑油稳定塔,为预处理单元输送C_5及以上组分,减轻了预处理塔再沸炉负荷;多功能塔C202作为戊烷分离塔,生产高辛烷值的异戊烷油。通过优化,消除了现有石脑油加工工艺的不足,解决了油品平衡问题,同时提高了预分馏塔分离精度,改善预处理系统热负荷,降低装置能耗,解决了化工轻油积压憋库现象,并为重整反应提供了更优质原料。优化后,重整装置的总液收达到84.84%,产氢量为478.6m~3/t(相对重整进料量),月收益合计达到1332万元。     

连续催化重整装置节能分析

中国石化洛阳分公司连续催化重整装置分馏塔进料温度偏低、低温余热利用不足,在分析装置目前用能状况后,提出可通过汽提塔改冷、热进料,利用装置余热加热预分馏塔和脱戊烷塔进料以降低能耗,还可通过降低塔压、回流比和氢油比等措施进行节能。模拟结果显示,汽提塔由热进料改为冷、热进料后,其塔顶冷却负荷由187.7×104kcal/h降至62.9×104kcal/h,塔底加热炉负荷由420.5×104kcal/h降至304.1×104kcal/h,综合节能241.2×104kcal/h;在脱戊烷塔进料处增设换热器,利用汽提塔塔顶废热加热进料,脱戊烷塔塔顶冷凝负荷增加7×104kcal/h,塔底加热炉负荷减少66×104kcal/h,综合节能59×104kcal/h;在预分馏塔进料处增设换热器,利用进料/出料换热器E201壳程出口热源废热加热进料,预分馏塔塔顶冷凝负荷增加5×104kcal/h,塔底加热炉负荷减少50×104kcal/h,综合节能45×104kcal/h。     

300kt/a半再生催化重整装置能耗分析及节能措施

长庆石化300kt/a半再生催化重整装置由原料预处理系统、重整反应系统以及压缩机氢气循环系统组成,主要产品为高辛烷值汽油调和组分,副产氢气、液化气、轻石脑油.装置主要消耗燃料气、电、水等.其中,燃料气消耗占装置总能耗的比例最大,这部分能耗主要是为预加氢反应和重整反应提供反应热;其次为电耗.通过加强炉体密封、增加加热炉在线氧化锆分析仪,提高加热炉热效率;通过更换预加氢催化剂、根据加工量变化及时调整氢油比,实现操作参数的优化,降低加热炉燃料气消耗:通过优化工艺路线和换热网络,使总能耗降低13.67kg标油/t,其中电耗降低0.67kg标油/t,燃料气降低12.992kg标油/t.提出进一步降低加热炉排烟温度和空气氧含量,改变加热炉温度控制方式,对关键离心泵采用变频控制,采用先进控制系统,回收低温余热等多项建议,以实现装置的深度节能.     

蜡油加氢装置换热网络分析与优化

洛阳石化蜡油加氢装置由反应、分馏、富氢气体脱硫、热回收和产汽系统以及装置公用工程部分等组成,设计年加工能力220×104t/a,以减压蜡油、焦化蜡油和脱沥青混合油为原料,采用抚顺石油化工研究院开发的FFHT蜡油加氢处理工艺技术,催化剂采用FF-18型,主要生产低硫含量的精制蜡油,同时副产少量石脑油和柴油,富氢气体经脱硫后送至制氢装置作原料.利用换热网络优化软件PINCH2.0,对蜡油加氢装置换热网络进行模拟,得出现行工艺条件下换热网络最小冷却公用工程和最小加热公用工程用量,提出以现行换热网络的操作工艺为基础,停运分馏塔进料加热炉,提高反应进料加热炉热负荷,在不增加装置换热网络换热器换热面积前提下,充分利用装置现有换热器换热面积余量,增大换热器的换热负荷.实施换热网络优化方案后,降低蜡油加氢装置耗能105.5kg标油/h,年运行时间以8400h计算,年实现节能886.2t标油,标油价格按照3600元/t计算,年实现经济效益319万元;装置进料量按照295t/h计算,则降低装置综合能耗0.358kg标油/t原料.     

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。     

连续重整装置存在的问题及改造措施

中国石化洛阳分公司连续重整装置规模为0.7Mt/a,是承接炼油与化纤的一套重要装置。该装置在多年的运行过程中逐渐暴露出轻石脑油分离效果差、石脑油罐区污染严重、反应加热炉热效率低、再生烧焦峰温下移以及反应进料板壳式换热器内漏等问题,严重影响了装置的安稳优长周期运行。针对这些问题进行分析探讨,并采取一些列优化改造措施:通过实施石脑油加工流程调整改造,解决了轻石脑油分离效果差及石脑油罐区污染严重等问题;通过增上反应加热炉空气预热系统,解决了加热炉热效率低的问题;通过割除再生器中心筒外网的网状护板,解决了烧焦峰温下移的隐患,同时将反应进料板壳式换热器更新为缠绕管式换热器。经过一系列优化改造措施,使洛阳石化连续重整装置运行更加经济,提高了装置技术指标,实现了装置挖潜增效和长周期平稳运行的目标。     

润滑油异构脱蜡装置节能优化措施

通过介绍20×10⁴t/a异构脱蜡装置的用能情况,分析影响装置能耗的原因,并提出节能降耗优化措施。通过优化换热流程,充分利用装置内剩余的高温热和低温热以提高换热效率,并对加热炉空气预热器进行改造来提高加热炉热效率,降低装置的燃料气消耗。此外,优化工艺操作条件,保持装置在低能耗水平运行：在脱丁烷塔底和分馏塔加热炉之间增加四台换热器,并在异构冷低分和常压塔加热炉之间增加一台换热器;将预精制加热炉组合式空预器改成高效的板式空预器,分馏加热炉高温热烟气送入预精制加热炉的余热回收系统以进一步回收热量;优化循环氢纯度、氢油比和反应温度等工艺参数来降低装置能耗。优化改造后,分馏塔加热炉和常压塔加热炉进料温度分别提高了54℃和26℃,节省燃料气约35m³(标准)/h;预精制加热炉排烟温度降低了45℃,热效率提高至93%。装置整体综合能耗降低了12.66kg标油/t,预计每年可降低加工成本约628万元。     

连续重整装置高负荷运行工况下的能耗分析及节能优化

连续重整装置消耗能源的设备较多,能耗大,降低其综合能耗是每个炼油厂迫切需要解决的问题。通过对洛阳石化连续重整装置的能耗组成及影响因素进行分析,发现影响重整装置能耗的主要因素为燃料气、电、蒸汽。针对此影响因素,目前已经采取了节能措施,如改造重整反应加热炉系统,节约装置燃料气消耗;增上调风砖,减少重整反应三合一加热炉互串;根据贫、富料变化调整重整反应苛刻度;改进部分往复式压缩机负荷调节系统;对部分泵进行叶轮切割;增上预分馏塔塔顶换热器,利用预分馏塔塔顶富裕热量等。并指出目前节能方面存在的问题,如部分设备无变频、加热炉排烟温度高等。针对重整装置目前运行状况,提出进一步节能优化建议,如重整正异戊烷分离塔塔底热源改为0.3MPa蒸汽、优化重整装置原料稳定流程、适当降低气液分离分罐入口温度、节约3.5MPa蒸汽消耗等。     

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。     

缠绕管式换热器在连续重整装置中的应用

连续重整装置是以石脑油为原料,在催化剂作用下生产芳烃和高辛烷值汽油组分的重要装置,同时还为加氢装置提供大量的廉价氢源。在连续重整装置中,重整进料换热器的选型对产品结构和经济效益都有重要影响。洛阳石化70×10~4t/a连续重整装置选用板壳式换热器,内漏严重,用缠绕管式换热器替代板壳式换热器,既能满足装置的传热要求,拥有优良的传热工艺性能,又具有耐高温高压、抗操作波动的特点,是连续重整装置中较为理想的高效、高可靠性设备。缠绕管式换热器替代板壳式换热器,节省成本553万元;装置3.5MPa蒸汽和燃料气消耗量明显减少,同时产品结构得到优化,提高了主产品氢气和重整汽油的产率以及重整汽油的辛烷值;重整生成油液体收率可以达到84%左右,芳烃含量可以达到77%左右,每年为企业综合节能创效8681.7万元。     

基于分子层级的石脑油优化利用及经济性分析

中海油H炼油厂有两个系列炼油装置,Ⅰ系列12.0Mt/a常减压的石脑油作为2.0Mt/a重整预加氢原料,3.6Mt/a煤柴油加氢裂化及4.0Mt/a蜡油加氢裂化的重石脑油分别作为两套重整的原料;Ⅱ系列轻烃回收单元重石脑油原流程只作为1.8Mt/a重整预加氢原料,没有其他流向,导致1.8Mt/a重整原料性质偏差。按照"宜化则化、宜烯则烯、物尽其用"的原则,从分子层级对全厂石脑油性质进行综合分析,通过新增管线将链烷烃含量较高的轻烃回收单元重石脑油调入乙烯原料、将"环烷烃+芳烃"含量较高的12.0Mt/a常减压石脑油作为1.8Mt/a重整预加氢原料。2021年8月实现了3.63×10⁴t轻烃回收单元重石脑油调入乙烯原料,12.0Mt/a常减压石脑油3.59×10⁴t作为1.8Mt/a重整预加氢原料,分别使乙烯原料的链烷烃含量增加4.84个百分点、1.8Mt/a重整预加氢原料中"环烷烃+芳烃"含量增加5.93个百分点。利用一体化MPIMS模型测算,月度加工毛利增加878万元,年度可增效10536万元。     

镇海炼化连续重整装置流程模拟与优化

中国石化镇海炼化Ⅳ套连续重整装置处理能力为120×104t/a,重整、催化剂再生部分采用美国UOP公司专利技术,其中预加氢分馏部分采用先汽提后分馏的两塔流程,重整油后分馏部分采用先脱丁烷的三塔流程:脱丁烷塔、脱己烷塔、脱戊烷塔,主要产品为高辛烷值重整汽油(芳烃)以及大量副产氢气。以该连续重整装置为研究对象,采用Aspen Plus流程模拟软件,建成了装置预分馏部分以及重整后分馏部分与实际工况相吻合的稳态流程模拟模型。利用此模型,对重整装置的汽提塔、石脑油分馏塔、稳定塔、脱己烷塔、脱戊烷塔进行综合分析。以节能降耗为目标,对稳定塔和脱己烷塔进行如下操作参数优化:脱丁烷塔顶压力由0.92MPa降至0.80MPa,脱己烷塔顶压力由0.03MPa降至0.01MPa。装置优化后,脱丁烷塔底蒸汽消耗减少2.2t/h,脱己烷塔底蒸汽消耗减少3.0t/h,合计装置节能2.55kg标油/t,全年可产生经济效益727万元。     

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。     

重整进料换热器夹点温度设计的讨论

重整进料换热器是催化重整装置的核心设备之一,反应进料和反应产物在此进行热量交换,提高进料温度、降低产物温度,直接影响重整进料炉和重整产物空冷器的负荷。夹点温度是重整进料换热器工艺设计中的关键参数。根据工艺流程模拟计算中的物流数据,作出相关温焓曲线,通过曲线可求出夹点温度。重整进料换热过程是有相变的换热过程,夹点温度是温焓曲线上温差最小处,应采用分区法计算对数平均温差。可根据设备总费用增量的回收期判断重整进料换热器夹点温度是否合适。重整进料换热器热端温差越大,夹点温度越高,两者几乎成正比关系,可根据热端温差来判断换热器的夹点温度。氢油比对重整进料换热器夹点温度的影响与热端温差相关,当热端温差固定时,夹点温度随氢油比增大而增大,对装置扩能改造时重整进料换热器的设计具有指导意义。     

连续重整装置应用RTO技术效果

为了实现100×104t/a连续重整装置的区域实时优化目标,针对连续重整装置的石脑油加氢预处理、重整反应器、催化剂再生、重整精馏部分,应用实时在线优化(RTO)技术,以提高重整生成油芳烃收率为目标,进行系统开发。对已经实施了先进控制的预加氢单元、重整单元的控制器进行符合区域实时优化要求的改造和重建,并新建了催化剂再生单元再生器的先进控制器和为实现重整装置总经济目标的产值控制器。实施整个连续重整装置的区域实时优化,使得先进控制器的功能更加全面,由优化的低频上升为实时优化的高频,在有效降低操作人员劳动强度的同时,对装置进行在线闭环优化,帮助装置实现精细化的操作和控制。以芳烃最大化RTO方案为例,试运行阶段投用RTO后芳烃收率提高1.57%,液收提高0.06%,能耗降低,年增加效益1700万元以上。     

C6组分加氢系统压降升高原因及改进措施

中国石化上海分公司苯抽提装置系由1974年投产的重整—抽提—精馏装置改造而来,因原料中含有烯烃,高温下容易在加热炉炉管及反应器上部的催化剂床层处生焦,造成C6组分加氢系统压降升高,导致装置停工。为此,采取多项改进措施：增加一台热载体换热器,以替代加热炉,避免局部高温,减缓生焦速率;对装置实施爆破吹扫,清除固体颗粒;使用活性更高、选择性饱和烯烃的能力更强的新型催化剂;改装置进料为上游连续重整装置直接进料,避免了C6组分中二烯烃长时间储存后生成低聚物并转化为高聚物生焦,导致压降升高的可能;同时,于2008年更换一台压缩机,增强装置运行的稳定性。措施实施后,加氢系统压降一直稳定在0.7MPa,实现了装置长周期运行。     

安庆石化用氢优化分析与建议

在对氢气需求量统计和各种加工方案分析的基础上,提出安庆石化用氢方案:新建装置制氢工艺应采用轻烃蒸汽转化法,制氢规模宜定为4.0×104t/a;顶出炼厂气作制氢原料;确定分级用氢原则,全厂设置高、低两个氢气管网,氢气提纯装置PSA-1出口供低压氢气管网,PSA-2和PSA-3出口供高压氢气管网,低压氢气管网压力按1.5～1.7MPa设置,高压氢气管网压力按2.0MPa设置,重整氢气进PSA-2。低压氢气管网满足蜡油加氢、柴油加氢Ⅲ和丁辛醇装置用氢需要,高压氢气管网供氢满足重油加氢装置需要,PSA-2重整尾气送制氢装置作原料。制氢装置原料选择和运转模式为:煤气化装置正常供氢期间,PSA-2重整尾气全部进制氢装置制氢;煤气化装置停工时,停苯乙烯装置,顶出焦化干气经原焦化干气制氢预处理设施加氢处理后,与PSA-2重整尾气共同作为制氢原料,以保证全厂氢气供应;制氢装置原料紧缺时,使用石脑油(或重整拔头油)作为补充原料。     

应用流程模拟技术优化加氢装置分馏系统

Aspen Plus是对生产装置进行稳态模拟的大型通用流程模拟系统。应用Aspen Plus流程模拟软件,对中国石化青岛炼油化工有限责任公司4.1Mt/a柴油加氢装置、0.6Mt/a航煤加氢装置进行装置分馏系统流程模拟,得到了与装置实际操作相吻合的理想模型。通过对模型进行综合分析,以装置节能优化和经济效益最大化为目标,通过降低柴油加氢分馏塔顶部压力及调整航煤加氢分馏塔顶部操作温度等优化手段,柴油加氢装置燃料气消耗量由1500m3/h降至1100m3/h,节能效益达到604.8万元/a;航煤加氢装置通过调整分馏塔顶温度及重沸器热负荷,降低航煤与石脑油组分的重叠度,提高石脑油收率,增产石脑油0.72t/h,增加装置效益172.8万元/a。应用流程模拟技术优化加氢装置分馏系统,共计降本增效777.6万元/a,提升装置的综合效益,实现装置的节能优化生产。     

Ⅱ套加氢裂化装置产品重石脑油总硫含量控制

主汽提塔进料温度比设计值低、汽提塔底油流出温度低,是导致金陵石化Ⅱ套加氢裂化装置重石脑油硫含量超标的主因。由于主汽提塔进料温度比设计值低,造成主汽提塔汽提效果不好;在第三周期,催化剂后精制剂装填量由初次的3.5t增加至13.15t,但后精制床层催化剂装填量仍然偏低,不能完全脱除上部生成的硫醇。对原料而言,后精制剂空速较大,后精制反应脱硫醇效果差,造成重石脑油中硫含量高;因催化剂积炭量增多,造成催化剂失活,加氢和裂解活性均有降低。尤其是后精制剂积炭增加,导致后精制剂加氢功能大幅削弱,不足以脱除上部裂化所产生的硫醇,从而导致重石脑油总硫含量超标。通过增加柴油与冷低分油的换热器,提高主汽提塔进料温度,重石脑油增加氧化锌脱硫精制,以及增加后精制床层催化剂装填量等措施,可以降低重石脑油总硫含量,满足重整料指标要求。     

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。