关于吸收稳定系统节能优化改造的研究

通过对炼油流程的优化,实现与二套常减压装置的原料热联合;与二套气分装置实现顶循外输热联合,与加氢改质装置实现柴油外送热联合。使装置改造后,3.5MPa蒸汽外输增加21.5t/h,1.0MPa蒸汽外输增加1.0t/h,外输热降减少3.0个能耗单位,装置总能耗下降3.468kgEo/t。     

催化裂化装置分馏塔顶循油作再吸收油分析

某公司一催化装置原是用轻柴油作再吸收塔吸收剂,干气C_3吸收效果不佳。2017年7月,分馏塔顶循油作再吸收油流程改造完成后投用,再吸收油返分馏塔仍是走原流程进入分馏塔,干气C_3含量由2.24%下降至1.84%,而且分馏塔一中热量充足,解吸塔底蒸汽用量由3t/h下降至1.4t/h,年增效益440万元。     

环己酮装置KA油分离工艺节能优化模拟

针对某环己酮KA油原有分离工艺,通过调整塔操作条件、进料温度、换热网络优化等,进行工艺优化,实现双塔热耦合。经Aspen-Plus软件模拟,优化后工艺节约蒸汽量12560t/年,较原工艺蒸汽消耗降低19%;节约循环水860000t/年,较原工艺蒸汽消耗降低23.7%。年节约运行费用175.84万元以上,节能效果显著,且产品质量不受影响,纯度达到99.978%,对KA油分离装置节能技术改造有着实际意义。     

脱硫装置贫富液换热流程的改造

通过对比现有同类脱硫装置再生单元的贫富液换热流程,发现采用二级换热流程的富液入塔温度比一级换热后的富液入塔温度高10℃,而蒸汽耗量下降了1.01t/h,循环水耗量减少了73t/h。经过工艺改造实施后,采用二级换热流程对降低脱硫装置能耗和提高酸性气收率都是十分有意义的。     

热泵精馏在柴油加氢装置与干气提浓装置热联合上的应用分析

将热泵精馏技术推广应用于某炼厂柴油加氢装置和干气提浓装置之间的热联合,采用间接蒸汽压缩法,用热媒水作为中间介质,热媒水取走柴油加氢装置产品分馏塔塔顶气的余热,热媒水汽化并加压提温后,送至干气提浓装置,作为碳四吸收塔和碳四解吸塔再沸器的加热蒸汽。通过运行参数优化,将产品分馏塔塔顶气换热后的温度控制为130℃,蒸汽压缩后的压力为278.4kPa,压缩比为1.43。通过流程优化,创新性地采用双闪蒸罐的流程,避免使用水冷器冷却热媒水,可节省20t/h循环水,并回收0.2t/h蒸汽。采用热泵精馏系统实现两装置间的热联合,可回收柴油加氢装置分馏塔顶气热量6.93MW,节省干气提浓装置蒸汽11.5t/h,年总费用较原系统节省765.2万元,节能效益达50.66%;年总能耗节省4944.0吨标油,节能量达70.93%。     

多方采取措施确保冷却水系统合理运行

中国石油化工总公司近几年来就加强循环冷却水管理工作,下发了一些规定和指示。我厂根据这些规定和指示,在循环冷却水系统做了一些工作。一、对部分热介质高于150℃的冷却器,换热流程进行改造。我厂常减压装置冷107,冷108,是渣油和腊油冷却器,渣油温度为150℃,腊油温度为180℃。按总公司要求不宜用循环水冷却,在八八年我厂结合节能降耗工作,对冷107/1-4、冷108/3、4共六台冷却器换热流程进行了改造,另建了一套软化水冷却系统,受热后的软化水代替蒸汽用做取暖等用途。这样既节约了能源,也避免了用循环水冷却高温介质冷却器易产生腐蚀、结垢的不良现象。二、回收常减压、催化装置冷、热油泵房机泵冷却水。我厂常减压、催化装置4个油泵房,共有机泵63台,机泵冷却水量95m~3/h,用循环水冷却。由于原设计不合理,泵     

基于夹点技术对合成氨系统换热网络的分析

基于夹点网络分析技术对河南心连心化肥有限公司四分公司换热网络系统进行分析。利用数据模拟计算和能量平衡分析方法,对合成装置进行换热网络分析。得出改造方案:在废热锅炉前增设了锅炉给水预热器E-1831A,其他流程未变。得到改造后氨合成副产2.5 MPa蒸汽量增加5 t/h,综合折算副产2.5 MPa蒸汽量增加96kg/t氨,改造前合成氨蒸汽消耗102.52 t/h,改造后蒸汽消耗72.24 t/h。     

天然气年产4万吨甲醇联产年产2.5万吨合成氨代替重油设计

利用现生产重油制氨的1000m~3(V_n)(O_2)/h空分,建设天然气并联换热蒸汽转化串纯氧部分氧化制甲醇和氨两用合成气,成为4万吨/年甲醇联产2.5万吨/年氨的生产单元组合,既节能节气、降低投资和生产消耗及成本,又充分利用现有设备发挥生产能力,同时还可增加产品和产量。     

优化造气工段换热网络

利用夹点技术及换热网络对能量利用状况对合成氨工艺中能耗最高的部分进行分析与优化。研究结果表明,通过优化改造换热网络,可以使造气工段多生产4 t/h的高压蒸汽,节约冷却水344.2 t/h。改造后的造气工段年经济效益可增加480万元,投资回收期不到2个月。     

120万吨/年催化裂化装置内外取热系统优化改造技术总结

永坪炼油厂120万吨/年催化裂化装置长期存在外取热器取热负荷较低,催化剂流化效果差,再生器床温和烟机入口温度持续较高,造成加工量严重受限,剂油比调节受限,产品分布较差,油浆产率较高,且中压蒸汽产量较低,水蒸汽品质差等一系列不良反应。在2017年利用装置检修,对120万吨/年催化裂化装置内外取热系统进行了改造,取得了良好的效果。     

氨合成塔出口废热锅炉液位稳定的重要性分析

1流程简介 我公司尿素厂合成氨系统出合成塔的反应气要先经过废热锅炉（E6001）进行换热，其主要作用是降低出塔气温度，回收出塔气中的热量，同时副产3．8MPa、250℃的饱和蒸汽供外网使用。出塔气经废热锅炉换热后，温度由422℃降到235℃；废热锅炉的补水来自动力分厂6．0MPa、105℃的锅炉给水，该给水在进入废热锅炉前，[第一段]     

流程模拟技术在丁醛异构物分离中的应用

利用流程模拟软件Aspen Plus对丁辛醇装置中丁醛异构物分离塔进行了流程模拟,建立了与装置实际参数相吻合的理论模型。根据模型,以节能降耗为研究目标,采用灵敏度分析的方法,对丁醛异构物分离塔的进料位置和塔顶冷凝器的冷凝温度进行了调整。累计节约冷却水101.5t/h,低压蒸汽1.33t/h,降低了生产成本,提高了装置的盈利能力。     

氯乙烯转化工序蒸汽余热回收工艺的改进

采用吸收器对氯乙烯转化工序闪蒸蒸汽进行换热回收,并将此热量用于热水溴化锂机组制冷。对于40万t/a PVC装置,可节约蒸汽21.2 t/h;蒸汽价格按108元/t计,生产时间按每年8 000 h计,则可产生经济效益1 832万元/a。     

延迟焦化装置低温热系统节能改造分析

通过对某炼油厂延迟焦化装置低温系统节能改造,合理取焦化分馏塔顶循、焦化柴油机焦化稳定汽油热量,提高了该厂的能源利用。改造后,节约1.0MPa蒸汽6.9t/h左右,每年为厂区创造效益1152.08万元。提高了该厂的经济效益。     

Aspen Plus模拟计算侧线采出量在酸性水汽提装置中对能耗的影响

利用Aspen Plus流程模拟软件对酸性水汽提装置进行流程模拟计算,选择Rad Frca严格计算模块和ELECNRTL物性方法,主要研究侧线采出量在酸性水汽提装置中对能耗的影响。结果表明：模拟结果和实际操作整体一致,蒸汽流量模拟值与实际值仅相差0.119 t/h,酸性水汽提塔顶温度模拟值与实际值仅相差0.21℃;在侧线采出量为8.8 t/h时,可节约蒸汽0.4 t/h。     

煤气显热回收器软水热管换热器漏水原因及处理

正0前言湖北新洋丰合成氨厂造气车间共有14台Φ2650 mm造气炉,分为4个单元,每个单元配有1台显热回收器,其内部共分上、下2台换热器,上部介质为蒸汽,下部介质为软水;采用热管换热技术,分别与自上而下的单元煤气进行换热,并为蒸汽和软水加温,同时降低单元煤气温度,每年可为公司节约资金4200余万元。2015年     

过热器设计中的热有效系数

1982年5月,东方锅炉厂为我厂造气车间设计的两台中压废热锅炉DG10/39-1(蒸汽压力3.822 MPa,蒸汽量10t/h,蒸汽温度450℃)开始投运。这两台锅炉安放转化炉后,用以回收高温转化气和烟气     

35t/h链条锅炉改为循环流化床锅炉的总结

正1锅炉改造前情况山西天泽煤化工集团股份公司下属化工厂的2台35 t/h链条锅炉是2003年"18·30"项目配套投运的供热设备,35 t/h链条锅炉主要技术参数:蒸汽压力3.82 MPa、温度450℃(过热蒸汽),发汽量35 t/h,采用当地晋城无烟粉煤为燃料。设计用1台锅炉产生的35 t/h过热蒸汽经减温、减压装置时喷入约9 t/h热脱盐水,生产压力     

中氮厂煤造气炉系统废锅火管保护

煤焦固定层造气中型发生炉系统中的废热锅炉,其换热面积480m2。内有316根火管,其中76×7拉撑管96根,76×3.5换热管220根。原设计工艺参数为:上吹的煤气及吹风气温度为600℃,经废热锅炉冷却至230℃,将温度为105℃的除氧软水加热成1.2MPa的饱和蒸汽,每台炉系统的废热锅炉蒸汽产生量为2.47t/h。单炉系统中,这是一台重要设备。在我公司,随着单炉系统生产负荷的加重,原料煤焦含粉率的增加,废锅的运行周期愈来愈短。烧本地焦,风量30000m3/h的造气炉,入炉煤焦含粉率<2%,废锅寿命约30000h;风量40000m3/h,入炉煤焦含粉率<2%,废锅寿命约10000h。…     

低温节能型吹风气余热回收技术的应用与探讨

介绍了低温节能型吹风气余热回收技术的实际应用情况,吹风气余热回收装置产生的蒸汽达20t/h(5.3MPa,475℃),折吨氨节约标煤121.48kg,所产高品位蒸汽先用于发电再供造气使用,实现二级利用,回收的蒸汽每小时可发电约3000kW.h。针对该技术在生产实践中存在的余热锅炉管束积灰和环保达标问题进行了探讨,并提出处理建议及对策。