金陵分公司循环水处理技术发展与节水降耗进步

1概况南京炼油厂第一循环水场始建于1979年,并于1981年正式投运,它标志着南京炼油厂间接用循环水替代了传统的直排冷却水的开始,后来又分别于1986年、1989年、1997年投运了第三、二、四循环水场,循环水设计能力由当初的10000t/h到目前的37000t/h,实际处理量也由当初的5000t/h提高到目前的21000t/h,具体情况见表1。通过大量使用循环水,并且不断提高循环水处理水平和各项水质指标,尤其是循环水浓缩倍数的提高,大大节约了新鲜水使用量,降低了炼油用水单耗;延长设备使用寿命和装置运行周期,确保生产装置的长周期运行,达到了节水减排目的,带来了…     

高效填料在循环水场中的应用

某石化公司二期循环水场设计处理量为8000t/h,实际处理量为8700t/h。由于受超设计量影响,夏季循环水给水温度存在超工艺指标≤33℃的风险。为了降低超标风险,提高循环水场安全平稳生产运行,对二期循环水场填料进行升级改造。将原T33型填料更换为IC-A型高效薄膜填料,2018年9月完成改造,投入正常生产运行。改造后冷却塔热力性能提高约10%,在热负荷不变时给回水温差提高约1.0℃,达到了预期效果,为二期循环水场的安全平稳运行提供了可靠基础。     

硫酸法烷基化装置节能降耗措施

对中国石化洛阳分公司200 kt/a硫酸法烷基化装置的生产能耗进行了分析,并针对装置蒸汽、循环水以及除盐水能耗高的问题提出相应节能降耗措施。通过对压缩机转速、脱异/正丁烷塔回流量及脱轻烃塔进料工艺流程优化,节省3.5 MPa蒸汽11.75 t/h,节省1.0 MPa蒸汽5.32 t /h,降低蒸汽能耗3 334.09 MJ/t;通过停止部分采样器/冷却器循环水供应并及时控制调整各设备用水量,可节约循环水119.55 t/h,降低能耗16.63 MJ/t;通过对空气冷却器、碱液罐及各机泵冲洗所用除盐水的控制调整,可节约除盐水1.58 t/h。通过以上节能措施的实施,装置累计降低能耗3 354.38 MJ/t,创效3 409.47万元/a,并为装置进一步节能降耗提供了技术支撑。     

中间再沸器在催化裂化装置解吸塔上的应用

为了回收稳定汽油的显热,降低塔底再沸器的热负荷,中国石化股份公司荆门分公司投资70万元,对80万t/a催化裂化装置吸收-稳定系统解吸塔进行中间再沸器节能技术改造.改造后,节约1.0 MPa蒸汽2～3 t/h,冷却稳定汽油所用循环水流量减少170t/h,直接经济效益233.9万元/a,投资回收期约为4个月.     

催化裂化汽油加氢脱硫装置能耗分析及优化方案

采用流程模拟技术,从装置负荷率、产品含硫量指标、装置能耗构成、主要用能点等方面,对催化裂化(FCC)汽油加氢脱硫装置的关键能耗因素进行定量分析,针对中国石油克拉玛依石化有限责任公司(简称克石化公司) 50万t/a FCC汽油加氢脱硫装置提出优化方案。结果表明:影响FCC汽油加氢脱硫装置能耗的主要因素为装置负荷率和产品含硫量指标,装置综合能耗主要由燃料、电、蒸汽、循环水和除盐水等构成,燃料占50%～60%;针对克石化公司装置,采用增加预加氢反应产物与装置进料换热流程的方案A,控制预加氢反应产物进分馏塔温度稳定,优化后重汽油加氢反应产物出口温度从92.0℃升至121.5℃;在方案A基础上,采用增设重汽油加氢反应产物热分离罐的方案B,能够增加精制重汽油低温热输出,按照重汽油加氢反应产物进热分离罐温度5.9℃,低温热水来水温度75℃、换热温差10℃计算,优化后装置可输出低温热169.6×10~4 kcal/h,可节约低压蒸汽2.8 t/h;在方案A和方案B基础上,采用装置进料为热进料的方案C,能够避免有效能损失,增加低温热输出,按照混合原料温度60℃计算,优化后稳定汽油输出低温热由169.6×10~4 kcal/h增加至210.9×10~4 kcal/h,折合1.0 MPa蒸汽3.5 t/h,可降低装置能耗1.4 kg/t。     

催化装置热直供及换热优化

某化工企业存在能量浪费的现象,通过对用能现状的分析,结合现有装置的情况进行了热直供和换热优化的改造。通过热直供改造,将常减压装置部分直馏蜡油和减压渣油直供催化裂化装置,解决了常减压装置和催化裂化装置用能重复的问题,节约了常减压装置循环水的用量约600 t/h,同时由于催化裂化装置原料油进入原料油—循环油浆换热器温度升高,增加中压蒸汽的产气量约7.5 t/h;通过换热优化改造,将顶循环油与除盐水换热,节约了除氧器低压蒸汽的用量约7 t/h。     

降低锅炉排烟温度提高锅炉热效率

分析公司年产50万t合成氨装置配套3台150t/h高温高压循环流化床锅炉排烟温度高的原因,通过吹灰系统及空气预热器改造,使排烟温度较低20℃左右,蒸汽温度提高10℃左右,锅炉热效率提高1.5%～2%,每年可节约标煤4500t左右。     

低温甲醇洗装置技术改造

采用航天炉粉煤加压气化技术对30万t/a甲醇生产厂气化工艺进行了改造,同时对低温甲醇洗装置也进行了同步改造。结果表明,低温甲醇洗装置改造后,氨冷却器冷量消耗减少了2 800 k W,氨冰机消耗的3.82 MPa蒸汽量降低约7.1 t/h,总电耗可降低388.9 k W;此外,节约0.5 MPa饱和蒸汽量为6.8 t/h,节约循环水量为80 t/h,CO2产品产量由5 500 m3/h提高到19 000 m3/h。装置改造投资总计约1 400.0万元,改造后每年可节约生产成本1 776.2万元,经济效益显著。     

PTA空压机第四级换热器循环水热量回收利用

讨论并对比了回收PTA装置中空压机出口第四级换热器循环水热量的两种方法。在装置长期低负荷运行期间,有效实现空压机出口温度调节,将循环水带走的热量重新回收用于反应器加热,减少或停止进料预热器蒸汽的使用,同时利用富余的热量增产0.3 MPa蒸汽。经实验测定,在停用进料预热器的情况下,压缩机四级出口温度升高40℃,可增产的0.3 MPa蒸汽量至少达2.5 t/h。     

无填料喷雾冷却塔技术的应用分析

辽阳石化分公司炼油厂第一循环水场加氢装置循环水冷却塔设计能力为2 700 m3/h ,原采用聚氯乙烯填料.采用无填料喷雾冷却塔技术改造该塔后,气水比增加20% ,流量增加600 m3/h,冷却温差提高2.2 ℃.经过半年的生产运行表明,改造后冷却塔的整体冷却能力明显增加,布水均匀,完全能使生产装置的高效运行.     

苯乙烯装置能耗分析与优化措施

对中国石化青岛炼油化工有限责任公司苯乙烯装置进行能耗分析,发现装置的能耗主要集中在蒸汽、燃料气和循环水3方面,占比分别为69.33%,17.73%和8.57%,因此装置节能的关键在于减少蒸汽、燃料气和循环水消耗。2019年检修时,增加脱丙烯干气反应产物换热器,在提高干气进料温度的同时,可减少燃料气用量37.9~48.1 kg/h;对循环水系统的部分换热器进行串联优化改造,可减少循环水用量约295 t/h;增设中压蒸汽减温减压器,解决了中压蒸汽的放空问题,可减少3.5 MPa蒸汽用量约0.86 t/h,并副产1.0 MPa蒸汽约0.95 t/h。整个改造节能效果明显,减少了能源消耗,降低了装置能耗。     

降低丙烯酸装置轻组分分馏塔蒸汽消耗量的措施

为降低丙烯酸装置精制单元的蒸汽消耗量,优化了轻组分分馏塔和乙酸塔的操作参数。结果表明,乙酸塔在塔釜温度为81．2～82．0℃条件下汽提,轻组分分馏塔在进料量为19．5t／h,回流量为70．5—71．5t／h,塔釜温度为78．0—79．0℃条件下操作,蒸汽用量可明显降低。     

蒸汽轮机凝汽器循环水再利用可行性分析

介绍了炼化企业蒸汽轮机凝汽器循环水使用现状,以克拉玛依石化分公司催化裂化装置的蒸汽轮机为例,提出了凝汽器循环水再利用的设想。理论分析和应用实例验证了蒸汽轮机凝汽器循环水再利用的可行性。催化裂化装置蒸汽轮机的凝汽器循环水再利用后,装置可节约循环水1000t／h,节能效益285×10^4RMB￥／a。     

甲醇装置转化炉炉底结构改造技术

针对原设计的甲酸装置转化炉炉底保温结构及钢结构在运行中热损失过大的问题,对转化炉炉底结构进行了改造.改造后的转化炉满负荷运行,转化炉出口温度由原来的810℃提高至830℃,转化废锅产汽量由原来的29.5 t/h提高至31 t/h,转化炉燃料气消耗也由原来的5500 m3/h下降至5000 m3/h.     

炼油厂蒸馏装置节能降耗措施研究

独山子石化炼油厂蒸馏装置运行换热终温约275℃,较设计值300℃低25℃,导致装置常压炉高负荷运行。当处理量提至1 010t/h时,常压炉炉膛温度已接近工艺指标上限(900℃)。为了缓解常压炉长期高负荷运行,通过实施初馏塔出初侧线,可以将初馏塔内的部分重石脑油跨过常压炉,直接通过常一中回流线进入常压塔,降低常压炉负荷3.46%,同时提高装置加工量41t/h,实现降低常压炉燃料气消耗2 937t/a,提高了装置的运行效益。     

制氢装置转化炉余热回收系统存在问题及对策

中国石油化工股份有限公司北京燕山分公司制氢装置余热回收系统运行异常,过热蒸汽温度由420℃下降至375℃、烟气排放温度升高到264℃,影响装置安全运行。检查、核算发现余热锅炉入口烟气量低于设计值、过热蒸汽管积垢,同时锅炉管束与炉墙衬里之间有间隙,空气预热器的入口温度分布不均,热管失效。为解决上述问题,将过热蒸汽段受热面积增加;在解吸气返回线上增设增强型过滤器;在烟气余热锅炉各段管束与炉墙的间隙处增加烟道挡板,并且更换前10排热管为耐高温热管。改造后,实现了装置长周期平稳运行,装置过热蒸汽温度由375℃提高到430℃、发汽量由91 t/h提高到95 t/h,有效保障了下游装置的用汽要求,改造后进、出空气预热器的烟气温度实现均匀分布,排烟温度降至125℃的正常水平。余热回收系统的运行更加优化,加热炉的热效率提高,取得较好的经济效益。     

催化重整联合装置减油增化措施

在中国石油云南石化有限公司催化重整联合装置上,通过调整石脑油加氢及芳烃抽提装置工艺参数,生产出戊烷发泡剂和甲苯产品。结果表明:在石脑油加氢汽提塔塔顶回流量为70 t/h,塔底温度为197℃,塔顶温度为108℃;分馏塔塔顶回流量为90 t/h,塔底温度为158℃,塔顶温度为81℃的工艺条件下,可生产满足GB/T 22053—2020要求的戊烷发泡剂。在脱己烷塔回流量为70 t/h,塔底温度为163℃,灵敏板温度为102℃;C6加氢单元氢气/原料油(体积比)为270,反应器入口温度为126℃;抽提蒸馏塔回流量为14 t/h,塔顶温度为84.4℃,溶剂比为3.0;溶剂回收塔回流量为8 t/h,塔顶温度为64.1℃,汽提蒸汽流量为1.6 t/h;苯塔回流量为28 t/h,塔底温度为132.8℃,将第50层塔板作为甲苯质量灵敏塔板的条件下,实现了单苯抽提同时生产苯和甲苯,甲苯产品可满足GB/T 3406—2010中甲苯Ⅰ号标准要求。     

乙烷裂解炉及急冷油减黏系统改造

采用新增1台重燃料油汽提塔,并将1台裂解炉改造为循环乙烷与丙烷裂解炉(以下简称乙烷炉)措施,对中国石油大庆石化公司新老区裂解装置进行了改造.结果表明,通过对乙烷炉改造,排烟温度降至108℃,热效率达到94％,乙烷转化率提高了10个百分点.通过对急冷系统改造,老区急冷油减黏塔塔釜温度提高11℃,新老区可节约调质油96 t/d,多发生稀释蒸汽量10 t/h.     

电子除垢系统在丙烯腈厂的应用

吉林石化丙烯腈厂循环水换热器由于结垢,换热效果降低,影响装置的运行,丙烯腈厂为20台循环水换热器安装了电子除垢系统,解决了设备和管线的结垢问题,每年节约用水量560×10<'4> t,每年降低维修费用74×10<'4> 元.     

降低丙烯酸丁酯装置丁醇消耗量

由于中国石油兰州石化公司丙烯酸丁酯装置原料丁醇消耗量高于设计值,所以对装置的酯化反应器、醇回收塔和薄膜蒸发器的操作条件进行了优化。结果表明,丙烯酸丁酯反应器最佳操作条件为:第一、第二酯化反应器压力分别为50,32 kPa,温度97～98℃,丁醇/丙烯酸(摩尔比)1.00∶1.16,催化剂用量30 kg/h。醇回收塔最佳操作条件为:塔顶压力88 kPa,氢氧化钠加入量30 kg/h,塔釜温度97～98℃。薄膜蒸发器最佳操作条件为:进料量2.0～2.5 t/h,底部温度122～126℃。在此优化条件下,丙烯酸平均转化率为98.2%;醇回收塔运行周期由20 d延长至3个月;薄膜蒸发器出口重酯物中平均丙烯酸丁酯质量分数达到1.2%,减少了产品损失。