提高延迟焦化装置加热炉热效率的技改措施

洛阳石化1400kt/a延迟焦化装置加热炉采用一炉两塔流程,于2008年6月投产,计算热负荷为45.41MW,加热炉为两室四管程双面辐射箱式结构,加热介质为减压渣油。为降低装置能耗,于2011年9月对加热炉进行改造。改造内容包括更换燃烧器、改造空气预热器、采用先进控制、改造炉墙和增加仪表监测。改造后,利用FLUENT软件,对燃烧室中燃料气的燃烧特性和新型燃烧器某截面的温度场进行数值模拟,分析得出,新型燃烧器大幅降低了燃烧过程中氮氧化物的生成,保证了燃料气在低过剩空气系数下的充分燃烧;计算表明,空气预热器的改造提高加热炉热效率0.92%。先进控制技术的应用,减轻了劳动强度,提高了调节精度和加热炉运行的平稳率,达到了提高加热炉热效率的目的。综合改造后,加热炉热效率高达93.45%,与改造前相比,热效率提高1.81%。     

先进控制系统在常减压加热炉上的应用

2009年7月,洛阳石化公司对800×104t/a常减压蒸馏装置加热炉实施先进控制。该先进控制系统采用美国ASPEN公司的DMC plus软件,通过自动调节鼓风机变频、引风机变频,以及氧含量档板开度、烟气档板开度,来控制加热炉的氧含量和炉膛负压,尽可能降低加热炉的空气量,减少加热炉的热损失,提高热效率,实现以"节能降耗"为主线的控制策略。先进控制系统投用后,运行效果逐步提高,整体运行平稳。通过多变量协调预估控制,加热炉烟气氧含量波动明显减小,波动方差降低30%左右,烟气氧含量平均值之差达到0.7%,支路温度偏差控制在士2℃;加热炉热效率提高0.2个百分点,节能效果明显。但仍存在基础硬件设备可靠性差、DCS应用水平低等问题,制约着加热炉先进控制系统的投用效果,有待进一步改进和开发。     

延迟焦化装置甩油全回炼技术及其应用

通过对中国石化九江分公司延迟焦化装置甩油性质和运行能耗进行技术分析,论述了甩油回炼的必要性。根据甩油回炼的影响因素并结合甩油部分回炼的运行经验,提出了甩油全部回炼的技术改造方案。技术改造完成后,装置顺利实现甩油全部回炼,总液体收率增加了1．33％,并且每年可为企业增加经济效益1752．9万元以上。     

新型双面辐射阶梯炉在延迟焦化装置的工业应用

中国石化济南分公司延迟焦化装置原设计为一炉两塔型式,处理量为500kt/a,所用加热炉(F-101)为双面辐射方箱加热炉。2009年对该装置进行了扩能改造,改为两炉四塔型式,新增处理量为700kt/a的一炉两塔,装置处理量扩大到1.20Mt/a。新增加热炉(F-102)为新型双面辐射阶梯炉,开工后一直运行平稳,F-102加热炉火焰燃烧状况好,不存在舔炉管现象。从应用情况来看,F-102单炉新鲜进料处理量可以达到962.6kt/a;应用加热炉F-102,装置的产品液体收率(汽油、柴油和蜡油)比应用加热炉F-101增加1.90个百分点;在两炉同时运行情况下,对两炉进行操作弹性和生焦率对比标定。结果表明,F-102的操作弹性明显大于F-101,生焦率比F-101低0.52个百分点,新鲜原料燃料消耗量比F-101低0.48kg/t,热效率比F-101高2.6个百分点。从增加产品液体收率、节约燃料方面计算,应用新型双面辐射阶梯炉F-102,可增加效益2505.36万元/a。     

延迟焦化装置的节水措施

结合工程实践中新型冷、切焦水工艺的应用,通过对延迟焦化炼化装置中冷焦水、切焦水和循环冷却水工艺特点的分析,总结出了延迟焦化炼化装置从设计到运行管理的节水措施.     

解决焦化装置结焦的有效技术措施

兰州石化公司120×10^4t／a延迟焦化装置焦炭塔顶经常出现油气线结焦而使塔压升高的问题,使装置的生产能力受到一定的限制;焦化馏出口产品携带一定量焦粉,影响产品质量,同时焦炭塔顶部大油气进入分馏塔底部,也加剧了分馏塔底部及其管线结焦,致使清焦过于频繁。通过分析后,将焦炭塔顶部急冷油由直接三点式注入改为在大油气线内增设环形分配器注入,阻焦剂的位置从加热炉人口移至分馏塔底部。这两项措施实施后,焦炭塔顶部压力均值由1．65MPa降至1．56MPa,大油气线压力也相对下降,大油气线结焦得到缓解;分馏塔底循环油泵的流量由5t／h提高到20t／h,缓解了塔底结焦倾向,塔底管线及过滤器清焦周期由一周延长至一个月;加热炉生产负荷由48t／h提高到52t／h,装置循环比由0．35～0．4降至0．23～0．28,提高了装置的生产能力：每年可多产生经济效益831．153万元。     

延迟焦化装置有效能分析

洛阳石化1400kt/a延迟焦化装置由工艺生产和石油焦处理两大部分组成,分为8个生产单元。结合热力学第一定律和第二定律,从能量的数量和质量结合的角度出发,对该装置加热炉、换热器和空冷器进行有效能分析、计算,揭示了能量中的有效能在装置或设备中的转换、传递、利用和损失情况,从而获得单元换热设备的节能和改进措施。研究表明,延迟焦化装置主要用能设备中,有效能损失率较大的有加热炉F1101、空冷器A1121A~H,以及换热器E1120A/B、空冷器A1401A~H、换热器E1119A/B、换热器E1208。加热炉热负荷对装置能耗影响最大,占总热负荷的33.07%,是装置第一用能大户,装置节能工作应围绕提高加热炉热效率入手。空冷器A1115A~H、A1121A~H有效能利用效率均低于40%,热物流入口温度分别为118℃和140℃,应回收这部分低温热。     

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。     

延迟焦化装置用能分析及节能措施

分析了中国石化九江分公司延迟焦化装置的能耗构成特点及其影响的主要因素,通过采取加大装置处理量、提高原料换热终温和加热炉热效率、实施低温热回收综合利用、机泵增设变频和削级处理、提高水的回用率等工艺操作优化和设备改造措施,减少了燃料气、蒸汽、电和水的消耗。与设计值相比,装置能耗下降了468.16MJ/t,由此2008年1~10月份可增加2335万元以上的经济效益。     

延迟焦化装置含硫污水的脱臭处理

结合工程实践，通过对延迟焦化炼化装置中污水及臭气特征的分析，总结出了延迟焦化装置含硫污水气相中恶臭气体的处理方法。     

先进控制技术(APC)在大型延迟焦化装置的应用

先进控制技术(APC)目前正在复杂化程度高的流程工业中普及应用。Aspen公司的DMCplus技术采用动态矩阵控制算法(DMC)作为核心算法,其基本特征包括预测模型、滚动优化、反馈校正,为典型的多变量模型预测控制算法。某炼化公司延迟焦化装置设计加工规模为420×104t/a,采用两炉四塔工艺路线,采用Aspen公司DMCplus先进控制技术设计了4个先进控制器:加热炉支路平衡控制器、加热炉炉效率控制器、主分馏塔控制器、吸收稳定控制器。先进控制器投运后,能自动过渡焦炭塔预热、切换等过程,并抵御这些过程中带来的干扰,保证24h不摘除,减轻劳动强度;平稳装置操作,大部分工艺参数点标准偏差降低20%以上,关键被控变量的标准偏差降低30%以上;提高加热炉炉效率,优化分馏塔温度分布,并提高高价值产品产率,优化了吸收稳定装置的流量和温度分布,节能降耗;提供相应软测量预测,软仪表计算值与化验值之间的偏差满足工艺要求。每年创造经济效益2600多万元。     

苯乙烯焦油在延迟焦化装置上的加工利用

为提高苯乙烯焦油的利用价值,在成功实现乙烯焦油在延迟焦化装置掺炼的基础上,进行了延迟焦化装置掺苯乙烯焦油技术攻关。通过将苯乙烯焦油与乙烯焦油充分混合后再输送至延迟焦化装置稳定重油罐,与乙烯焦油一并掺入装置原料中加工。小试研究表明,乙烯焦油中掺入小于4%(质量分数)苯乙烯焦油,不会立刻发生快速的絮凝现象,加入稳定剂和胶溶剂能对混合油样稳定性有一定改善,但不能长时间储存。在小试研究基础上,在延迟焦化装置上进行了工业应用,结果表明,在乙烯焦油中掺入2%(质量分数)苯乙烯焦油,对装置混合原料的性质、产品分布影响不大,装置运行平稳,且装置换热系统、加热炉管结焦趋势变化不大,说明装置可以稳定掺炼苯乙烯焦油。自2019年9月开始掺炼,至2022年4月共加工苯乙烯焦油3234t,实现增效294.29万元。     

原料劣质化对延迟焦化装置的影响分析及应对措施

某公司延迟焦化装置设计以减压渣油为原料,但按照该公司重油加工流程安排,该装置长期维持单炉室低负荷运行,并且需要掺炼催化油浆和脱油沥青进原料系统。随着催化油浆和脱油沥青掺炼比例的逐渐提高,焦化装置混合原料性质劣质化严重,原料残炭以及原料中沥青质含量屡次突破装置历史最高值,为装置带来了新的生产难题。通过对原料劣质化给装置加热炉、焦炭塔、分馏塔等系统带来的一系列操作及管理上的不利影响,以及原料劣质化后装置产品分布变化等方面进行全面而深入的分析,并结合实际生产经验,总结出日常生产期间原料劣质化时装置可采取的应对措施,同时就原料劣质化常态化下装置操作调整提出了提高反应苛刻度、防止生成弹丸焦、加强对高温特阀的管理、优化除焦操作等优化措施,为焦化装置在原料劣质化下的安全平稳运行提供了操作调整优化的方向。     

延迟焦化装置加热炉炉管在线烧焦技术应用

介绍青岛石化1.6Mt/a延迟焦化装置一炉三燃烧室六管程加热炉在线烧焦技术应用:如何根据焦化装置加热炉的运行参数,判断加热炉炉管的结焦情况,确定是否进行炉管在线烧焦,炉管结焦到在线烧焦前加热炉的操作方法;以其中一个燃烧室为例,详细说明烧焦过程中分燃烧室、炉管在线烧焦、并燃烧室时,根据各种现象对加热炉在线烧焦采取具体的控制方法,温度、压力、流量等相关参数的控制范围和调节速度,各个操作步骤中的注意事项;分析引起加热炉炉管结焦的具体原因,并提出具有针对性的预防措施;通过对焦化炉炉管在线烧焦前后的参数进行对比,得出在线烧焦的实际效果;针对焦化炉炉管在线烧焦遇到的实际问题提出应对建议。加热炉在线烧焦技术能够消除炉管结焦,确保装置长周期、安全、平稳运行。     

先进控制技术在芳烃装置上的应用

洛阳石化芳烃装置利用先进控制软件,并以人工经验为基础,采用定制开发的手段实现先进控制需求。整个先进控制系统按流程分为预分馏单元先进控制子系统、抽提单元先进控制子系统、歧化单元先进控制子系统、二甲苯单元先进控制子系统、吸附分离单元先进控制子系统、异构化单元先进控制子系统等6个相互独立的子系统,各子系统可以根据工艺条件和需要,用各自的切换开关单独投运或切除。经过近5个月的连续运行,实现了装置的平稳控制,各精馏塔关键工艺指标均比未投运前有了较大改善,平均波动幅度减小30%以上,三苯收率达到60.21%,比未投运期间提高了2.49%。同时,提高了芳烃装置各单元的综合自动化水平,系统投运率达到90%以上,降低劳动强度。先进控制技术投用后,产品综合能耗降低了1.75%,每年产生经济效益650.2万元。     

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%。     

延迟焦化装置的能耗分析及节能途径探索

以某石化公司炼油厂1．2Mt／a延迟焦化装置为例。从延迟焦化系统和吸收脱硫系统两方面,对装置能耗结构进行了分析。分析表明燃料、电是主要的消耗能源,使用先进的工艺和设备技术是节能的关键,装置的设计处理能力是影响能耗的先决因素。若要进一步降低能耗以应对原料性质变化、节约电能,则优化换热流程、进行装置热联合是提高装置热回收率的途径之一;进一步强化对流换热,降低加热炉排烟温度、减少热损失、减少燃料消耗是进一步降低装置能耗的关键。     

延迟焦化装置用能潜力分析与途径

洛阳石化140×104t/a延迟焦化装置采用"一炉两塔"工艺流程和"可灵活调节循环比"工艺技术,装置设计能耗为26.71kg标油/t,但2009年装置综合能耗为33.36kg标油/t。能耗分析显示,低温热回收系统未投用、0.4MPa蒸汽不计能耗和加工负荷较低等因素,是造成装置能耗偏高的主要原因。消除以上影响因素,装置实际能耗应在21kg标油/t左右。通过优化工艺设备操作,投用节能设施,加强节能管理,减少蒸汽、水等介质消耗,增加热输出等措施,2010装置能耗得到明显下降。1～10月份装置累计综合能耗为25.35kg标油/t,低于设计值,较2009年同期下降了8.5kg标油/t,较2009年全年下降8.01kg标油/t。特别是2010年10月份,装置能耗为20.12kg标油/t,较去年同期下降12.40kg标油/t,低于2009年中国石化集团平均能耗3.87kg标油/t。     

炼油企业延迟焦化装置的节能技术改造

根据焦化装置的耗能特点，分析了延迟焦化装置的节能途径；以装置过程能量综合优化方法为指导，对我公司延迟焦化装置进行节能技术改造，通过提高装置处理量、优化换热流程以及回收低温热量，使该装置能耗大幅度降低。     

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。