550×10^4t／a常减压装置加工俄罗斯原油实践

介绍了中国石油辽阳石化公司550×104t／a常减压蒸馏装置的生产概况及工艺流程中初馏塔、常压塔、减压塔、加热炉、减压转油线、热联合等的主要技术特点。介绍了俄罗斯轻质原油的物理化学性质。分析了该装置加工俄罗斯轻质原油生产运行工况及主要节能措施。通过实施节能措施,装置总能耗为443．453MJ／t,在国内同类型装置中处于较好水平。     

5.0Mt／a常减压装置加工轻质原油的脱瓶颈改造

随着加工原油的轻质化,兰州石化公司5．OMt／a常减压装置初馏塔塔顶压力达到负荷上限（0．15MPa）,处理能力最大仅为4．5Mt／a。为消除该瓶颈,即保证装置加工轻质原油时处理能力达到设计负荷5．OMt／a,对装置初馏塔系统进行了技术改造,包括对初馏塔、初顶油气一原油换热器、初馏塔顶空冷器、回流泵及加热炉火嘴等的改造。改造后,在加工重质原油时,装置处理量可达到16000t／d,在加工轻质原油时,处理量也可达到15000t／d,装置的操作弹性可以达到50％105％,综合能耗为9．27kg标油／t。     

炼油能耗分析及节能优化实践

节约能源对炼油企业而言意味着降低成本、提高经济效益。新建与改扩建炼厂由于面对劣质原油加工、产品质量升级的影响,炼油综合能耗相对偏高。项目设计时,在设计条件方面一般会选择较苛刻的数据,在实际生产过程中,可通过原油选择、操作条件优化和节能改造等措施降低能耗。节能工作需要将能源管理和技术改造紧密结合起来,涉及过程能量综合平衡标定分析、节能技术的推广应用、装置节能技术改造等。惠州炼化设计加工劣质高酸重质原油,在项目设计和投产运营期,始终重视节能降耗工作。通过操作优化调整、与先进炼化企业对标,以及筛选切实可行的节能减排项目并择机实施．炼油能耗由设计值70．38kg标油／t原油降低至2012年的59．21kg标油／t原油,单因耗能由设计值9．27kg标油／（t原油·因数）降低至2012年的7．65kg标油／（t原油·因数）。     

中国石油广西石化千万吨级炼厂“节能减排”设计

介绍了中国石油在南方布点建设的大型炼油企业——广西石化1000×10^4t／a炼油项目的用能特点。分析比较了该项目的能耗指标,该项目全厂炼油部分综合能耗为74．69kg标油／t原油,单位因数能耗为10．01kg标油/（t原油·能量因数）,达到了国内外先进水平。介绍了该项目主要的节能、节水措施以及“节能减排”预期效果     

3000kt／a柴油加氢装置节能优化分析

介绍了中国石化上海高桥分公司新建3000kt／a柴油加氢装置的工艺及生产概况．分析了目前装置节能措施现状。对其中存在不足的方面提出了改进设想。立足于装置生产实际,从优化操作参数和能量综合利用着手,分别介绍了节汽、节电、节约燃料气和节水等方面的优化方案。通过实施节能优化方案,与设计值相比,装置标定综合能耗降低了2．52kg标油／t。     

俄石油产业面临多重难题

俄罗斯自然资源部2011年4月26日发布一份调查报告说．俄罗斯石油产业面临储量减少、开采难度增加和投资减少等多重难题。作为全球最大产油国之一的俄罗斯2009年石油产量超过5×10^8t。报告说,以现有开采速度,俄罗斯已探明石油储量仅能维持13～15年。俄罗斯石油资源主要集中在西伯利亚地区,其中西部因靠近工业核心区,开发较充分,多数油田开采于苏联时期。报告说．西伯利亚西部地区油田开采率平均为40％。一些油田开采率超过66％。报告同时显示,俄罗斯轻质原油储量不足30％,其余70％均为“黏稠且难以开采的”重油。全球石油市场需求主要为轻质原油,而俄罗斯现在主要生产这种重质原油。随轻质原油储量的枯竭,俄罗斯剩余大量重油,开采难度大且需额外处理。     

加强通力协作 采用新方式（技术）对燕化设备实施检验检测

中国石油化工股份有限公司北京燕山分公司是我市最大的现代化石油化工联合企业。公司原油加工能力达850万t／a，乙烯生产能力71万t／a。目前公司88套主要生产装置、71套辅助生产装置中，压力容器4311台、压力管道1157km、工业蒸汽锅炉25台。在用特种设备数量大，加之生产装置经多次改造．设备情况较为复杂。     

高速电脱盐技术在炼制俄罗斯原油中的应用

介绍了大型高速交直流电脱盐技术的工艺流程和技术特点,并在中国石油辽阳石化公司的550×10^rt／a常减压蒸馏装置中进行了应用,该装置是首次加工俄罗斯原油。对高速电脱盐系统运行工况进行了分析并对操作条件进行了优化,使各项运行指标达到了要求：在入口原油含盐量小于50mg／L的条件下,经电脱盐系统处理后的原油含盐量小于3mg／L,含水量小于0．3％;外排污水含油量小于100μg／g。     

洛阳石化炼油装置节能潜力分析及优化措施

对洛阳石化炼油装置节能潜力进行了分析,并针对电、蒸汽和燃料气三项节能重点制定了优化措施。节约燃料气的措施为:优化常减压换热网络;连续重整扩能消缺改造,停运制氢装置;降低加热炉排烟温度,提高加热炉整体效率;更换高活性催化剂,降低加氢反应温度。节约电的措施为:对催化裂化装置烟机及再生器旋分器进行检修改造,提高烟机效率;负荷富裕的往复式压缩机增设无级气量调节系统;更换高能耗变压器,降低无功损耗;对部分能力过剩的机泵进行节能改造。节约蒸汽的措施为:气分装置取消蒸汽;焦化装置大吹汽改用凝结水;关闭蜡油加氢装置循环氢压缩机反飞动阀;整合乙醇胺溶剂系统;优化蒸汽管网运行,停用部分蒸汽线。措施实施后,洛阳石化每年可节约燃料13705t,节约用电21786MW·h,节约蒸汽150800t,综合能耗实现57.87kg标油/t原油的目标。     

俄罗斯原油评价数据及加工流程的优化选择

原油评价是在实验室对原油进行一系列分析和馏分切割,分析原油和各段馏分油的性质,确定产品分布及产品收率,为制定原油加工流程提供优化方案,以生产出合适的产品,使原油资源得到合理利用。原油评价认为,俄罗斯原油属于含硫中间基原油,初馏点至180℃石脑油馏分经石脑油加氢精制后,分离出液态烃、轻石脑油及重石脑油;150~230℃喷气燃料馏分进入加氢精制装置,生产3号喷气燃料或柴油调和组分;200~350℃柴油馏分进入柴油加氢精制装置,生产合格的柴油产品;350~560℃混合蜡油馏分进入加氢裂化装置,生产石脑油、高品质航空煤油(3号喷气燃料)及柴油;大于560℃渣油馏分经渣油加氢精制后,可作为催化原料直接进入重油催化裂化装置。俄罗斯原油的盐含量为24.0mg/kg,在加工过程中,容易形成"HCl-H2S-H2O"腐蚀,对设备影响较大,要重视工艺防腐和设备防腐。     

生物质热加工液化技术评述

介绍了生物质热加工液化技术中的各种热裂解液化和高压液化工艺,包括流化床、涡流烧蚀反应器、真空快速裂解反应器以及高压釜、半连续固定床等装置的工作原理和生产工艺,分析它们各自的优点和存在的问题,着重讨论了各种工艺提高生物原油产率的措施以及精制生物原油可替代柴油作为车用轻质燃油的方法,指出降低生物原油的生产成本,扩大生产规模是热加工液化的发展方向。     

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。     

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。     

九江石化加工损失现状及分析

九江石化2008年实际加工损失率占综合损失的比例为70.38%,低于中国石化78.68%的平均水平。一次加工损失主要为常减压蒸馏装置在生产过程中产生的损失,其实际损失共计953.47t,是加工量的0.022%。二次加工损失中,Ⅰ、Ⅱ套催化裂化装置实际损失率为0.15%和0.13%;延迟焦化装置实际损失率为0.11%;催化重整装置共计年损失497.27t,实际损失率为0.17%;芳烃装置总损失实际为1172.4t,损失率为1.08%;汽油加氢和汽柴油加氢装置实际损失分别为597t和1872t,损失率分别为0.22%和0.16%;溶剂脱沥青装置实际损失为987t,损失率为0.25%。三次加工损失中,两套气体分馏装置实际损失分别为317.7t和499.3t,损失率分别为0.25%和0.19%;MTBE装置实际损失为184.67t,损失率为0.20%;聚丙烯装置实际损失为209.86t,丙烯实际单耗1.002;硫磺回收装置回收率为99.81%,实际生产硫磺20479t。此外,油品储存、输转和调合共计损失6937t,占原油加工量的0.162%;出厂总损失量4030t,出厂损失率为0.13%;燃料气等放火炬损失瓦斯7620t,占原油加工量的0.18%;碱渣污水处理共计损失1135t;外排污水损失的油量为28.152t。以上分析数据为有效采取降损措施提供了依据。     

采用节能技术,精心设计中国节能型炼油企业

A、B是两个新建的炼油型企业,以技术先进、投资合理、资源节约、能耗节省和经济效益好作为建设原则,采取优化加工方案与流程、优化主要公用工程方案、采用先进节能技术和节能设备等措施进行炼厂项目设计,不仅使生产装置的设计能耗达到先进水平,而且全厂的设计能耗也有了明显降低,其中A炼厂的能量因数实际生产统计数据为7.18kg标油/（t原油·因数）,达到世界先进能耗指标。优化总加工方案,调整装置构成是炼油企业节能降耗的关键所在,优化蒸汽和电力平衡是节能降耗的有效措施,而全厂热联合优化则是炼油系统有效的节能方向。     

庆阳石化项目总加工流程的优化

庆阳石化新厂项目原油一次加工能力为300×104t/a,拥有主要炼化生产装置15套.所加工的原油,为长庆油田庆阳、靖马、西马三种原油按体积比为4:3:3混合后的原油,混合原油硫含量为0.11％(质量分数),(Ni+V)含量为3.3g/g,届于低硫中间基原油,具有轻油拔出率高,硫、氮、重金属等杂质含量较低的特点,其常压渣油是较好的催化裂化原料.经过充分比选,全厂总加工流程选择“常压蒸馏-重油催化裂化-柴油加氢改质-连续重整”的技术路线,建设国内领先的短流程燃料型炼油厂.同时,配套实施了轻烃整合方案、脱硫系统整合方案以及全厂节能方案设计.通过对重油催化裂化工艺实施技术优化,可多产汽柴油产品6.72×104t/a,全厂轻质油收率由81.39％提高到83.72％;通过实施多项全厂节能整合措施,炼油单位能量因数能耗为9.89kg标油/(t·因数),达到同类型炼厂先进水平.     

新型结构中的节能复合墙体研究

新型壁板结构是一种轻质、高强、节能、抗震性能优的建筑结构新体系。本文以新型壁板结构的主要受力构件———节能复合墙体为研究对象,介绍了墙体的受力特点、构造要求、保温措施;并提出了墙体的弹性刚度及极限承载力计算公式。     

常减压装置加工现状及腐蚀情况浅析

常减压蒸馏装置是炼油厂加工原油的第一道工序,在炼油厂加工总流程中具有重要作用。随着市场供需矛盾趋紧和原油价格持续走高,考虑到企业经济效益最大化,原油性质劣质化程度将日益加重。加工高硫、高酸、高盐原油的腐蚀风险主要集中在一次加工装置上。金陵石化800×104t常减压蒸馏装置设计加工高硫低酸原油,其设防值为硫含量不大于2.0%,酸值不大于1.0mgKOH/g原油。但近年来装置加工油种变化频繁,且性质差异较大,硫含量频繁超出设防值。结合该常减压蒸馏装置原油加工现状和工艺设计及设备配置,对该装置的电脱盐运行情况、低温和高温部位的工艺防腐以及设备腐蚀情况进行分析,并举证典型的腐蚀案例,介绍其腐蚀机理,分析腐蚀原因;在此基础上,提出应对措施,保证装置安全、平稳、长周期运行。     

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。     

常压塔节能改造——塔顶循环回流取热的应用

<正> 辽化公司的原油常压蒸馏装置原设计是以大庆原油为原料,年加工量为150×10~4t。投产后按计划年加工量一直为100×10~4t左右。从1985年5月开始改炼辽河原油。自1982年以来,对装置进行了多次节能技术改造,获得了较好的经济效果。1986年在常压塔增设了塔顶循环回流,经二年来的运行,每年可回收低温