天然气处理厂丙烷制冷系统节能改造

针对中国石油长庆油田公司榆林天然气处理厂丙烷压缩循环制冷系统高能耗、低能效的运行现状,为有效提高运行效率、降低能耗,在确保不影响压缩机性能和天然气处理量的前提下,利用HYSYS软件对处理天然气所需的制冷量进行了模拟核算,确定了压缩机的实际制冷功率,通过降低转速提高电机负载率来实施节能改造。节能改造实施后,对制冷系统的能效、工艺运行参数及节能情况等进行了综合分析评价,结果显示：①COP值增大,压缩机平均效率提升35%～40%,工艺运行参数完全满足生产要求,整个丙烷制冷系统运行更加协调,制冷系统年可节电约200×10⁴ kW·h;②稳定负荷状态下,由于压缩机的转速降低,其运行噪声明显降低,工作环境明显改善;③由于电机启动条件改善,压缩机转速降低,轴承振动、磨损减小,保养间隔将适当延长。     

天然气处理厂水源及供水系统改造及效果评价

本文详细阐述了苏里格第五处理厂供水系统的运行情况,提出了供水系统存在的问题。针对第五处理厂水质特点进行工艺改造,增加净化水装置,解决了食堂饮用水。将1#水源井、临时水源井的来水进入1#新鲜水罐用于生活用水。2#、3#水源井集水管线来水接入另外2#新鲜水罐和消防水罐用于生产用水,通过工艺改造有效的解决了生产、生活用水问题。     

丙烷制冷系统节能技术应用及效果分析

影响丙烷压缩机能耗的因素分析表明,降低压缩机出口丙烷的冷凝温度既可以保证制冷系统所提供冷量的品位和数量不降,又能有效降低丙烷压缩机的能耗。该理论研究成果在某天然气浅冷装置丙烷制冷系统进行应用,对原制冷系统循环水冷却方式进行改进,采用高效空冷器替代原循环水冷,有效利用了大庆地区天然冷量,取得了更好的冷却效果,降低了装置的电量和循环水消耗。技术改造后,丙烷的冷凝温度下降了11.5℃,丙烷压缩机电消耗下降20%;原循环水冷却实现全年停运,年降低循环水消耗120×104t。该技术对大庆地区其他制冷系统节能改造具有重要的参考意义。     

甘醇泵节能改造效果评价

处理能力为50×104m3/d以上天然气脱水装置甘醇循环泵,由电机带动柱塞泵往复运动,传统的调速、调节流量的方式不节能、噪音大,泵使用寿命及维护周期短,对电机加装变频器改造后节能显著,泵运行状态良好,根据改造后的运行效果,在部分脱水站推广应用。     

丙烷制冷系统改造运行效果及水露点分析

苏里格气田天然气中含水和凝析油,基本不合硫等,苏里格第一天然气处理厂通过丙烷制冷低温分离工艺进行脱水脱烃,使露点达到国家二级气质标准要求,直接进入管道输送。苏里格气田在2002年先导性开发试验中,采用高压节流降温低温分离工艺取得了良好的效果。由于苏里格气田属于低压低产气田,单井压力下降快,2003年在原流程上增加了氨制冷设备,采用冷却法实现低温分离。现处理厂首先采用管壳式换热器利用净化后的产品气对原料气进行换热,再采用丙烷制冷方法来进一步进行降温来实现低温分离。现对丙烷制冷设备的现场运行情况进行分析,并针对运行中出现的问题提出整改的措施来保证以后生产的平稳运行。     

高温热力管道保温节能改造效果评价

参照有关国家标准利用表面温度法对烯烃厂乙烯装置高温热力蒸汽管道的保温效果进行了分析评价。结果表明,原年久失修的保温材料利用新型FBT(稀土)复合保温涂料改造后,管道外表温度明显下降,节能效果明显,投资回收周期短。     

丙烷压缩机循环制冷系统工艺流程优化

塔中油田120万天然气装置制冷系统有3台制冷压缩机:低压制冷压缩机4-K1、中压制冷压缩机4-K2、高压制冷压缩机4-K3。当高压制冷压缩机4-K3出现故障时,无法对原料天然气进行预冷,导致装置全面停产。本文通过工艺流程优化将4-K2作为4-K3的备用机组,避免该情况的发生。     

天然气处理厂含醇气田产出水工艺流程改造及效果评价

本文主要介绍了第五天然气处理厂含醇气田产出水工艺流程及运行现状,详细分析了含醇气田产出水的运行过程中存在的问题。通过对含醇气田产出水工艺流程进行改造,有效的回收了含醇气田产出水,提升了经济效益,并有效的保障了气田产出水回注系统的回注指标。     

通过节能改造降低丙烷脱沥青装置的能耗

中石化南阳石蜡精细化工厂为充分利用资源优势，将15×10^4t／a丁烷脱沥青装置改建成18×10^4t／a丙烷脱沥青装置，改造后能耗偏高达39．71kg标油／吨，通过节能技术改造，优化操作，能耗得到了有效降低。     

海上油气田群节能措施应用效果评价

以我国海上某油气田群开发项目为例,分析了伴生气回收、余热回收、高温油管换热、电潜泵"一对一"变频控制、油管尺寸优选、终端减排等节能措施在该油气田群开发项目的应用情况,并对其产生的节能效果进行了评价。结果表明:上述节能措施在该油气田群开发项目产生的年节约能量达2.15×10¹⁵J,折合标煤（当量值）71 231 tce,占项目总能耗的65.1%;并且可使该项目海上工程的能量利用率从20.1%提高到44.1%,达到海上油气开发项目的先进水平。     

柴油改质装置能耗分析及优化

利用夹点技术对柴油改质装置的换热网络冷热物流的特点进行了分析,并用Aspen Energy Analyzer V 8.4软件绘制装置的换热网络曲线对装置换热网络存在问题进行分析和优化。结果表明:该装置的换热网络夹点温度为221.5 ℃,换热网络的夹点位于热物流253.5 ℃、冷物流189.5 ℃处;最小传热温差为64.0 ℃,最小热公用工程为22.36 MW,最小冷公用工程为27.67 MW。通过对原料油进料、精制柴油换热流程优化后,可分别节约热、冷公用工程5.53,1.64 MW,节能效率分别为24.70%,5.93%。     

气体分馏装置热泵系统故障诊断与排除

越来越多气体分馏装置因为节能的目的采用了热泵系统。而这类气体分馏装置在开工和运行过程中热泵系统的平稳运行是一个难点,结合延安炼油厂气体分馏装置开工或运行过程中热泵系统出现的一些问题对热泵系统的平稳操作进行探讨。     

重芳烃分离装置的逆流双效精馏

对重芳烃分离装置中逆流双效精馏的特点进行了分析,利用ChemCAD软件对实际生产状况进行热量平衡计算。结果表明,逆流双效精馏工艺流程通过精馏塔间的热集成,节能率达到48.9%。     

L-12/5-250型压缩机节能改造与效果分析

L-12/5-250型压缩机存在各级压缩缸进排气温度较高、机组效率低、运行能耗高等问题,增加了运营成本.基于降低压缩缸的进气温度能降低压缩机功率的结论,提出了冷却压缩机级间回气的节能技术改造方案.结合L-12/5 250型压缩机工艺流程,完成了在第2、4级级间回气管上加装1套冷却器的节能技术改造,并统计了改造前后能耗相关数据.试验数据表明:节能改造后取得了压缩机理论节能1.86％和实际节能3.87％的节能效果,能耗理论计算结果与实测数据吻合.节能改造后降低了压缩缸进排气温度,提高了压缩机效率,降低了机组能耗,实现了压缩机节能运行.     

往复压缩机负荷调节系统的优化改造

结合辽河石化公司柴油加氢改质装置新氢压缩机的实际运行情况,分析了负荷调节系统改造的节能潜力。提出气量全行程无级调节的改造措施,对压缩机负荷调节技术改造前后的运行参数进行了对比分析,并通过实际运行情况,验证了改造项目的经济效益。     

半再生重整装置能耗分析及节能措施

分析了青岛石油化工有限责任公司25万t/a半再生催化重整装置的能耗现状.通过采取降低反应压力及温度等措施,使汽油收率提高了3.87个百分点,总液收提高了2.21个百分点;通过改变加热炉设备的温度控制方式,使瓦斯单耗下降5.64 m3/t;通过对氧含量分析控制系统的改进,使瓦斯单耗下降2.44 m3/t,加热炉效率提高0.8个百分点.     

用夹点技术对丙烷脱氢制丙烯装置换热网络优化分析

丙烷脱氢制丙烯是一种较新的丙烯生产工艺,目前国内已有多套丙烷脱氢装置。为了有效地降低装置能耗,采用夹点技术对丙烷脱氢制丙烯工艺的换热网络进行了分析及流程优化。结合实际生产操作参数,建立了装置全流程模型,并从该模拟结果中提取参与换热的冷、热物流数据。利用夹点分析技术,找出原有换热网络存在的问题,并提出了节能优化方案,对优化方案进行模拟计算,证明方案的合理性及节能效益。     

“膨胀机＋重接触塔”天然气凝液回收工艺的优化

为了实现对新建渤西油气处理厂的“膨胀机＋重接触塔（DHX）”天然气凝液回收工艺的优化,筛选出了影响丙烷收率和装置能耗的关键参数（低温分离器的冷凝分离温度和压力、膨胀机的膨胀比、重接触塔顶温度和脱乙烷塔底温度）,通过比选,确定了干气外输压缩机进口压力（1 000 kPa）、膨胀机的膨胀比和主要设备的操作压力。根据Hysys工艺模拟计算结果,对各主要设备的操作温度对丙烷收率和能耗的影响规律进行了分析,结果发现：①低温分离器入口温度越低,丙烷收率越高,但是温度过低会导致脱乙烷塔底热负荷大大增加,即能耗增加;②脱乙烷塔顶气相经冷箱Ⅱ换热冷凝后进入重接触塔顶的温度越低,丙烷收率越高,脱乙烷塔底热负荷基本不变,但存在一个温度极限值,当进入重接触塔顶的温度低于-92 ℃时,塔底热负荷呈直线趋势急剧增加;③采用重接触塔工艺方案时,脱乙烷塔底温度越高,丙烷收率越高,塔底的热负荷也越高。当塔底温度高于56 ℃（极限值）时,塔底热负荷呈直线趋势急剧增加,丙烷收率出现陡降。经综合考虑,确定了该工艺的最佳操作温度（低温分离器入口温度为-39 ℃,脱乙烷塔顶气相经冷箱Ⅱ换热冷凝后进入重接触塔顶的温度为-86 ℃,脱乙烷塔底温度为52 ℃）,实现了丙烷收率和能耗之间的平衡和收益最大化。