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.     

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.     

洛阳石化二套联合催化装置能耗升高的原因及对策

中国石化洛阳分公司二套联合催化装置设计为140×104t/a同轴式重油催化裂化装置。2008年5月进行FDFCC-Ⅲ技术改造,进料性质由减压蜡油改为加氢蜡油后,装置的能耗基本维持在65kg标油/t原料以下。2010年6~8月份能耗分别为66.51kg标油/t原料、79.90kg标油/t原料和71.3kg标油/t原料,均超出年度能耗目标值65kg标油/t原料。深度分析显示,装置设备运行异常,非计划停工、检修,是造成装置生焦率、电耗、蒸汽升高的主要原因;计量检测仪表不准,能耗统计、分摊及进出热物料的平衡计算是造成装置能耗升高的次要原因。通过提高设备检修质量,加强设备维护管理,避免非计划停工,以及认真统计、核算,上报相关数据等措施,9月份装置的能耗降为60.83kg标油/t,较8月份的71.3kg标油/t原料,降低了10.47kg标油/t原料。装置1~9月份累计能耗达到65.35kg标油/t原料,已接近2010年能耗目标值65kg标油/t原料。     

MTBE装置扩能改造技术路线的选择及分析

介绍了筒式外循环、膨胀床、混相床等炼油型MTBE常规工艺流程及特点。分析了反应温度、转化率、催化剂活性、原料等因素对工艺路线选择的影响。确定的工艺线路为：成熟的固定床筒式反应器加外循环冷却取热、深度转化合成MTBE组合工艺技术。改造后,装置产能由3.36×10^4t/a提高到6.7×10^4t/a,异丁烯转化率提高到98%左右,装置平均能耗从2007年的135.90kg标油/t原料下降至95.10kg标油/t原料,装置操作弹性增大。     

蜡油加氢装置节能优化分析

中国石化洛阳分公司220×104t/a蜡油加氢装置设计年开工时数8400h,主要由反应部分(包括新氢、循化氢压缩机、循环氢脱硫)、分馏部分、富氢气体脱硫部分、热回收和产汽系统以及蜡油加氢处理装置公用工程部分等组成。主要生产低硫含量的精制蜡油,为催化裂化装置提供优质原料,同时副产少量石脑油和柴油,富氢气体经脱硫后去制氢装置作原料。装置于2009年5月20日一次开车成功,设计能耗为12.96kg标油/t。开工运行一周年以来,蜡油加氢处理装置通过开展装置优化,节水、节电、节气,增大装置加工负荷,大幅降低了能耗。2009年蜡油加氢处理装置累计综合能耗为12.46kg标油/t,达到设计要求。2010年,通过节能优化措施,综合能耗从2009年的12.46kg标油/t降至8.85kg标油/t,下降3.46kg标油/t,降幅达29%,在中国石化(Sinopec)同类装置中名列前茅。     

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。     

对新建3000kt/a柴油加氢精制装置和开工试运前期工作的思考

由于加工含硫含酸进口原油,上海高桥分公司新建3000kt/a柴油加氢装置。该装置采用FHDS-6加氢精制催化剂,可生产出硫含量为280～300mg/kg,氮含量为10mg/kg的精制柴油。装置采用炉前部分混氢方案、双塔汽提流程及热高分流程,采用SEI开发的双壳程换热器和丝堵管箱轧翅片管空冷器及新型反应器内构件。对装置在反应、分馏、脱硫部分的问题进行了改进,开工后装置累计能耗为12.30kg标油/t,低于设计值。     

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。     

长庆石化连续重整装置低温热回收利用浅析

中国石油长庆石化公司60×104t/a连续重整装置预处理系统原设计流程为先加氢、再汽提、后分馏,这种工艺解决了预分馏塔顶拔头油的质量问题,减缓了设备腐蚀。但是运行过程中,由于预加氢原料性质变化较大,造成预加氢进料加热炉负荷较高,炉膛温度较高,给装置长周期运行带来隐患;同时,拔头油低温热不能合理回收利用,增加了装置电耗和水耗。通过对预处理工艺流程进行优化分析,在常压石脑油进预加氢混合进料换热器前新增一台预加氢进料油与石脑油分馏塔顶拔头油换热器,充分利用预处理石脑油分馏塔顶低温热源,提高预加氢进料温度,降低预加氢进料炉炉膛温度,确保进料加热炉安全平稳运行。分馏塔顶低温热源回收利用后,连续重整装置综合能耗下降了3.52kg标油/t,每年可产生经济效益约576万元。     

S Zorb装置能耗升高的原因分析及对策

S Zorb装置的能耗主要是燃料气和电,合计超过装置耗能的90%,原料换热器E101是装置的重要换热设备,其运行状况直接影响装置燃料气消耗。某石化公司150×10⁴t/a S Zorb装置2020年10月结束第一周期的生产,在第二周期开工运行后,装置燃料气消耗量持续上升,短短8个月内装置能耗上涨26%。分析原因主要是进料换热器E101管程结焦,导致进料换热器换热效果变差,管程压降升高。由于目前该换热器运行负荷只有设计负荷的60%,为避免因偏流加剧换热器结焦影响装置长周期运行,2021年8月将其中一列切出进行化学清洗,切出后一直单列运行,存在运行不经济的情况。针对当前工况提出对策,除了加强原料管控、定期切出清洗等常规手段外,建议对换热器流程进行改造,增大换热面积,提高管程换热终温,根据流程模拟结果,此举可降低装置能耗20%,同时为了兼顾装置能耗和长周期运行需要,建议借鉴同类装置先进经验,增设防焦阻垢剂注入系统。     

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.     

1.5Mt/a加氢裂化装置节能降耗措施与成效

金陵石化1.5Mt/a加氢裂化装置投用初期,能耗超过40kg标油/t原料,通过几次大的技术改造,能耗明显下降,2011年1～11月装置综合能耗为26.89kg标油/t原料.能耗划分显示,燃料气消耗占装置能耗的最大部分,所占比例达42.47％,其次为电能和蒸汽消耗,分别占总能耗的41.05％和12.76％.这3项能耗占到装置总能耗的96％以上.装置的节能降耗工作主要采取以下措施:优化换热网络,回收低温余热;新氢机增加无级气量调节系统,降低压缩机的无用功;脱硫溶剂采取溶剂在线清洗,提高溶剂质量,减少溶剂损耗,同时减缓溶剂系统腐蚀和塔盘结垢;分馏加热炉空气预热器改型以及火嘴改造;保证装置高负荷运行,提高循环氢压缩机、新氢压缩机、原料泵等设备的用能效率;利用变频技术,投用液力透平,实现节电目标;通过热料直供,减少作为溶剂再生塔底热源的1.0MPa蒸汽消耗.     

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。     

节能设备在加氢裂化装置上的应用

以某石化公司为例,对加氢裂化装置应用高压绕管式换热器和往复式压缩机气量无级调节系统(HydroCOM),并对高压空冷器进行改造,实现装置节能进行总结.高压绕管式换热器具有占地面积小,换热效率高,换热面积大,制造成本低等特点,相应节省燃料消耗,降低设备制造费用.装置设计能耗为45.39kg标油/t,实际标定能耗为36.77kg标油/t,仅为设计值的81％.按照同比例折算后,每年节约燃料费用1569.9万元.气量无级调节系统投用后,往复式压缩机的轴功率随加工负荷的降低而降低,低负荷运行时,功率消耗明显下降,且100％满负荷运行时,相比投用HydroCOM系统前,电流下降约30A,每小时节电约300kW.h,也能起到节能作用.针对该加氢裂化装置夏季高压空冷器冷后温度偏高问题进行改造:采用升力系数大、升阻比高的新一代HY高效叶片;将摩擦传动改为同步传动.改造后冷后温度下降3～4C,循环氢压缩机汽耗下降0.5t/h,且投资回收期只需4个月.     

扬子石化延迟焦化装置节能措施及实施效果

扬子石化0.8Mt/a延迟焦化装置由于建成较早,加工工艺落后,2011年综合能耗达到23.04kg标油/t。结合装置特点,实施燃料气、蒸汽及用水节能措施。燃料气降耗方面,对达到使用年限的加热炉空气预热器热管进行部分更换,加热炉效率由90%提高至92%;使用气体脱硫装置的富余0.5MPa蒸汽作为热源,对燃料气进行加热,减少燃料气实际耗量5.16%。蒸汽节能方面,利用富余0.5MPa蒸汽替代1.0MPa蒸汽,节省1.0MPa蒸汽用量5.11t/h;随着装置凝结水回收项目的竣工,计划改用凝结水替代部分大吹汽蒸汽;同时,现场消除蒸汽漏点,更换腐蚀、减薄的碳钢管线,将其材质升级为不锈钢。节水方面,使用硫回收净化污水替代工业水,节省工业水用量7000t/a;拟将装置各点排放的凝结水集中回收,补入装置除氧罐或放水罐,进一步节省工业水用量。上述措施的实施,使装置能耗由2012年的22.93kg标油/t降至2013年的21.25kg标油/t,降幅达7.3%。     

燕山石化乙烯装置节能降耗措施及成效

燕山石化乙烯装置生产能力为71×104t/a,2005年装置能耗为684.9kg标油/t乙烯。近年来,为降低装置能耗,采取如下措施：①优化原料结构,提高乙烯收率,石脑油中对乙烯收率影响最大的链烷烃含量由2006年的69%提高到2009年的71%,裂解性能得到改善,加氢尾油（HVGO）中的芳烃指数（BMCI）由2007年的14降低到2009年的7;到2008年,以石脑油为代表的轻质原料的加工量已达62.8%,2009年5月乙烯收率已达32.13%。②优化蒸汽平衡,在所有裂解炉上安装空气预热器,改高压锅炉给水泵的运行方式为电泵运行、汽泵备用,降低低压蒸汽产量15t/h,解决了低压蒸汽过剩问题,消除了放空现象。③裂解炉烧焦时间由57h缩短了10h,降低了烧焦的消耗,急冷油塔釜温度平均提高10℃,减少中压蒸汽耗量15t/h。④加强设备检修和维护管理,在负荷不变的情况下,超高压蒸汽消耗平均下降了40t/h。上述措施实施后,乙烯装置2009年上半年的装置能耗为568kg标油/t乙烯,比2005年下降17.1%。     

法国Prime-G^＋汽油加氢技术在锦西石化催化汽油加氢脱硫装置的应用

法国Axens公司的Prime—G^＋是采用固定床双催化剂的加氢脱硫技术,催化裂化全馏分汽油脱硫率可达到98％,满足生产超低硫规格汽油的要求,具有烯烃饱和量少、辛烷值损失小、液收率高、同步脱臭等特点。锦西石化120×10^4t／a催化汽油加氢脱硫装置采用该技术后,产品标定数据表明,轻汽油（LCN）硫含量分别为42．8μg／g和63μg／g,满足设计值不大于65μg／g的要求,满足京Ⅳ汽油标准;混合产品辛烷值较原料辛烷值分别下降0．9和1个单位,符合辛烷值损失不大于1,5个单位的要求;二烯烃数据满足加氢脱硫反应器进料二烯烃体积分数小于2％的标准;混合产品收率100．01％．瓦斯收率0．1726％,含硫气体收率0．08％;能耗标定分别为18．99kg标油／t和18．59kg标油／t,小于设计值19．1kg标油/t;在满负荷条件下装置运行较为平稳。MCN组分没有单独抽出,造成HCN产品硫含量略偏高。