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。     

天津石化炼油节能优化措施及潜力分析

天津石化1000×104t/a炼油工程由3号常减压、2号加氢裂化、重整抽提、2号延迟焦化、2号柴油加氢、蜡油加氢、航煤加氢、2号硫磺回收等装置及储运系统和公用工程系统组成。炼油新区在设计中进行了能量综合优化,采取了一系列节能措施。在流程设置上,加氢装置采用热高压分离器流程和循环氢脱硫流程,一些装置采用热直供料,2号柴油加氢装置与航煤加氢装置实现了热联合。在低温热利用方面,设立高温热媒水系统,回收新区加氢装置低温热,用来加热热电部除盐水。设立低温热媒水系统,回收2号延迟焦化装置的低温热,冬季为新区装置采暖伴热提供热源,夏季为溴化锂机组供热。炼油新区各装置实施了节能优化,主要项目有:重整抽提装置蒸汽凝结水热能利用,2号延迟焦化和重整抽提装置部分蒸汽伴热改为水伴热,2号延迟焦化装置热出料流程优化。针对炼油新区在低压蒸汽平衡、中压蒸汽管网运行方面存在的问题,提出优化措施。     

延迟焦化装置低温热利用探讨

分析了洛阳分公司140×10^4t／a延迟焦化装置低温热利用状况,顶循油、柴油、稳定汽油与低温除盐水换热后,约可回收热量194．8MJ／t,降低装置能耗4．65kg标油／t。但低温热利用设计中存在着安全隐患和低温热利用不完全的问题,通过优化低温热水系统,防止回水带油;采用热联合工艺,提高热量利用效率;优化工艺流程,尽可能回收装置低温位热量的方式来解决。若60％以上的低温热均充分利用,将回收热量5×10^4MJ/h左右,降低装置能耗6-8kg标油/t。     

1.2Mt/a延迟焦化装置低循环比运行可行性分析

独山子石化1.2Mt/a延迟焦化装置采用循环比在0.2~0.6范围内、可调的循环油脱过热工艺,无法实现装置长周期低循环比运行,生焦率≥1.65,开展93.33%负荷(140t/h)时循环油外甩,低循环比运行标定,验证其经济效益。针对目前流程无法实现低循环比运行现状,提出"现有的重污油流程外甩循环油"、"现有的重蜡油流程外甩循环油"、"改造分馏塔底人字挡板,降低循环油上下回流量"、"循环油脱过热的可调循环比工艺改为蜡油脱过热的可调循环比工艺"等4种改造方法;对于下游二次加工装置原料劣质化问题,可根据下游日常监测分析,控制好重蜡油(循环油)掺炼比例;对于加热炉结焦倾向增大问题,可依据不同循环比油样相对结焦因子分析评价,选择循环比≥0.15,并辅以工艺操作控制;对于低负荷时加热炉分支进料流量低、系统物料少、操作波动大等问题,可在焦炭塔不同生产阶段,提前对分馏塔进行调整,防止大幅波动,必要时改加热炉单炉膛生产。改造后装置可实现低循环比运行。     

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.     

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.     

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。     

润滑油异构脱蜡装置节能优化措施

通过介绍20×10⁴t/a异构脱蜡装置的用能情况,分析影响装置能耗的原因,并提出节能降耗优化措施。通过优化换热流程,充分利用装置内剩余的高温热和低温热以提高换热效率,并对加热炉空气预热器进行改造来提高加热炉热效率,降低装置的燃料气消耗。此外,优化工艺操作条件,保持装置在低能耗水平运行：在脱丁烷塔底和分馏塔加热炉之间增加四台换热器,并在异构冷低分和常压塔加热炉之间增加一台换热器;将预精制加热炉组合式空预器改成高效的板式空预器,分馏加热炉高温热烟气送入预精制加热炉的余热回收系统以进一步回收热量;优化循环氢纯度、氢油比和反应温度等工艺参数来降低装置能耗。优化改造后,分馏塔加热炉和常压塔加热炉进料温度分别提高了54℃和26℃,节省燃料气约35m³(标准)/h;预精制加热炉排烟温度降低了45℃,热效率提高至93%。装置整体综合能耗降低了12.66kg标油/t,预计每年可降低加工成本约628万元。     

玉门炼化总厂节能潜力及节能途径分析

玉门炼化总厂拥有常减压、催化裂化、柴油加氢改质、酮苯脱蜡(脱油)、催化重整等多套装置,总加工能力达300×104t/a。由于装置加工流程长,产品加工深度大等问题,虽然实施了一些节能措施,但创新性和高技术含量的节能新技术应用较少,2008年全厂综合能耗仍高达85.33kg标油/t原料,与国内先进企业相比差距较大。为此,提出改造催化装置余热锅炉、提高加热炉热效率、开展热联合、综合优化动力系统、充分利用低温余热等节能改造方案。其中,催化装置余热锅炉采用模块化新型结构,以消除露点腐蚀,减少烟气阻力,强化传热能力,消除炉体振动,确保能量回收为主要改造目的;提高加热炉热效率主要从优选加热炉燃烧器,完善烟气热能回收、完善加热炉吹灰、降低散热损失以及调整工艺流程等方面入手。同时,应实现装置间的能量集成优化,采取热电联产工艺,减少低温热能耗损失。预计上述节能改造实施后,全厂综合能耗可降低11~21kg标油/t原料。     

DCC催化裂解装置分馏塔结盐的分析及解决

山东某炼厂1.4Mt/a催化裂解装置采用中国石化石油化工科学研究院开发的的DCC技术,装置分馏塔顶多次出现结盐现象,严重时,结盐析出,堵塞塔盘,甚至堵塞降液管;分馏塔顶及塔顶循环系统管线及设备腐蚀严重,出现泄漏现象,需经常维修更换,对装置正常生产造成较大影响。经分析认为,环境中的水或结晶水是结盐的根本原因。具体改造措施是对分馏塔顶循环油进行脱水处理,增加一台顶循分水罐,将分馏塔顶部的液态水及时分出。改造后,塔顶循环油的抽出温度降低约5℃,塔顶循环油回流量由230t/h增至290t/h,塔顶循环整体取热量与改造前相比有所增加。塔顶循环油含水量大大降低,结盐现象消失。同时,改造后汽油收率稍有降低,柴油收率略有提高,但装置总液体收率略微增加。本次改造方案投资小,对新装置的设计和现有装置的改造具有借鉴意义。     

3.0Mt/a柴油加氢精制装置节能降耗技术分析

中国石化高桥分公司4号柴油加氢精制装置设计规模3.0Mt/a,反应部分采用炉前部分混氢热高分方案,分馏部分采用硫化氢汽提塔加分馏塔出柴油和石脑油方案,设计原料油为直馏柴油(占74.74%)、焦化汽油(占8.33%)和焦化柴油(占16.93%),设计能耗为13.99kg标油/t。通过对装置满负荷标定分析数据进行能耗分析和研究,发现电耗、3.5MPa蒸汽和燃料气在装置总能耗中占比较高,分别为20%~23%,66%~67%和63%~66%。通过将原料中直馏柴油和催化柴油由冷进料切换为热进料,增上8.0MPa氢气管网,新氢增压机应用可调余隙调节系统,反应进料泵和贫胺液升压泵叶轮切割改造,在原料油升压泵、热低分气空冷器、分馏塔顶空冷器和产品柴油空冷器增上变频器,对分馏系统进行优化调整等措施,使装置能耗从2008年标定的12.81kg标油/t降至2015年的9.61kg标油/t。     

延迟焦化装置的用能分析与优化策略研究

延迟焦化装置具有工艺成熟、原料灵活、操作和投资费用低等特点,其优化用能的系统化策略包括:要以装置总物料流程优化为基础,优化原料、产品流程以及装置循环比,缩短生焦周期;在保证装置产品质量的前提下,优化装置的反应条件,选取合适的反应温度、压力,优化装置的反应用能;优化分馏系统取热,优化换热网络与发汽量,加强热量回收,提高原料换热终温,降低加热炉负荷;优化吸收稳定系统中各塔操作条件,加强分馏系统与吸收稳定系统的热集成,回收利用稳定汽油的热量,结合全厂实际选择合理的压缩机驱动源;总结延迟焦化装置单元过程与设备节能措施,包括加热炉优化、大吹汽改造、除焦优化等;在对延迟焦化装置进行优化之后,选择合理的措施回收利用装置低温热,加强装置上下游的热联合,实现热供料,装置内部无法消化的低温热纳入全厂低温热系统。     

蜡油加氢装置流程设计优化

蜡油加氢为加氢处理工艺的一类,是指通过加氢反应,原料油的分子大小不发生变化,或者只有小于10%的分子变小的那些加氢工艺。蜡油加氢装置主要以常减压蒸馏装置的减压蜡油(VGO)、焦化蜡油(CGO)为原料,通过加氢处理,脱除原料中的硫化物,以及部分脱除氮化物、氧化物及金属杂质。蜡油加氢装置是加工含硫及高硫原料、生产清洁燃料的重要装置之一,但其典型工艺流程能耗较高。优化蜡油加氢分馏系统流程,蜡油加氢操作能耗下降5kg标油/t,产品质量稳定。在中国石化系统11套蜡油加氢装置中,已经有6套装置对分馏系统进行了优化,某些装置更是改造成了蜡油及柴油可以互相切换的原料流程,半成品精制蜡油符合催化装置低硫原料要求,加工柴油时产品质量达到国Ⅳ标准。以某厂1.8Mt/a蜡油加氢装置流程优化为例,停用的较大设备有产品分馏塔、柴油汽提塔、分馏塔进料加热炉,共节约设备费用2090万元,每年节约燃料费用3700万元,每年实际创效2407.29万元。     

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。     

延迟焦化装置回炼轻污油技术分析

石油炼制过程中．必然会产生各种轻污油,如何将这些轻污油回收利用,一直是困扰炼厂的难题。延迟焦化装置是炼厂重要的重油加工装置．对原料适应性较强。因此可将轻污油送至延迟焦化装置进行回炼。洛阳石化1400kt／a延迟焦化装置由洛阳石化工程公司设计,采用“可灵活调节循环比”工艺流程。洛阳焦化对轻污油流程进行改造,先后把轻污油回炼至焦炭塔、分馏塔。通过对轻污油回炼流程进行比较,确认轻污油回炼到分馏塔中段油回流最为合适。并通过对产品收率、装置能耗、产品质量进行分析,对回炼前后装置情况进行对比,指出了焦化装置回炼轻污油存在的问题。回炼轻污油后,能增加焦化装置汽、柴油收率,加热炉瓦斯耗量、装置能耗也会适当增大。提出改进措施：加强罐区脱水,关注轻污油组分分析;根据焦炭塔生产节点调整回炼量;加强对分馏塔压力、温度的监控等。     

炼油联合装置节能减排优化措施

巴陵石化炼油联合装置以105× 104t/a MIP-CGP装置为核心,配套产品精制、气体分离及循环水、空压站等公用工程系统.该装置直接以200×104t/a常压装置的渣油为原料,具有多产高辛烷值汽油和气体烯烃的特点.针对重油催化装置高气体收率和大注汽量的工艺特点,从催化生焦理论人手,进一步分析了随着进料密度、残炭和重金属含量的增加,装置的能耗越显著,联合装置的用能优化越复杂.通过对再生器取热系统、烟气余热回收系统、蒸汽能量梯级利用、烟机系统、供风系统、加热炉燃烧器系统、高低温位热能回收以及循环水、酸性水、凝结水系统的用能分析及优化改造,充分综合利用了各类能源,减少了装置对水的消耗.炼油联合装置能耗由72.20kg标油/t原油降至61.74kg标油/t原油,吨原油取水南0,72t/t降至0.61t/t,吨原油排水由0.64t/t降至0.30t/t.     

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。     

中国石化洛阳分公司低温余热利用分析

低温余热的有效利用是一个有利于生产、生活和环境保护的系统工程,必须从全局出发,各部门统筹规划,按照能量梯级利用原则,提高能量有效利用率,才能实现经济效益、社会效益、环境效益的最优化。洛阳石化按照能源利用"三环节"理论,以"高温高用,低温低用"的原则选择匹配热源和热阱,消除上游装置物流冷却、下游装置再加热所需能量,提高能效。先后实施了低温热水系统改造,炼油装置一、二低温热水系统改造,焦化装置与电站低温热联合,二催化装置与气分低温热联合改造,装置间深度热联合,部分采暖改用凝结水等措施,使大部分装置的低温余热得到有效利用。对于存在的问题,比如第二低温热水系统冬夏季热量不匹配,260×104t柴油加氢装置、芳烃装置以及焦化装置仍有部分低温余热未能有效利用等,提出改进建议,并估算出节能效益。     

综述提高焦化装置加工量措施

分析影响焦化装置加工量的主要工艺参数(生焦周期和循环比),以及与加工量相关的主要设备(加热炉、焦炭塔、分馏塔、大油气线等)对加工量的实际影响。生焦周期是指焦化装置焦炭塔的一个生产周期,其时间长短对产品质量基本没有影响,但是可以通过缩短生焦周期来提高焦炭塔的利用率,从而提高装置加工量。循环比是循环油与新鲜原料的比值,主要用来控制重蜡油的干点,其对装置加工量和产品质量都有很大影响,而且其可调节范围取决于装置所使用的工艺路线。加热炉的热效率直接决定装置的加工量,因此要提高装置加工量,必须对加热炉进行适当扩容。焦炭塔、分馏塔分别产生焦炭和液体产品,提高加工量后,产量会相应增加,需考虑其产能。另外,还要考虑大油气线结焦、分馏塔底结焦、加热炉管结焦、分馏塔顶结盐等问题。指出通过缩短生焦周期和降低循环比,可提高装置加工量15%左右,同时需对相关设备进行技改消缺和优化。     

优化改造延迟焦化装置能量系统

根据焦化过程的用能特点，分析了延迟焦化装置节能的途径；以过程系统三环节能量综合优化方法为指导，运用流程模拟技术，对炼油厂500kt／a延迟焦化装置进行了能量系统优化改造，通过回流取热优化，增抽高温住蜡油循环取热产生1.0MPa蒸汽，以及回收装置低温热供水处理站江水预热．使得装置能耗大幅度降低，税后年利润达254万元。